Rapport de surveillance réglementaire des sites de centrales nucléaires au Canada : 2019

Table des matières

Sommaire

Le rapport de surveillance réglementaire (RSR) décrit la surveillance réglementaire et le rendement en matière de sûreté des sites de centrales nucléaires, composés de centrales nucléaires et des installations de gestion des déchets (IDG) adjacentes, au Canada en 2019. À certains égards, le rapport fait également le point sur les faits nouveaux en 2020. Il s’agit du troisième Rapport de surveillance réglementaire de la CCSN portant à la fois sur les centrales nucléaires et les IGD.

Les documents cités en référence dans le présent rapport sont disponibles sur demande.

La liste qui suit établit les installations de chaque site visées par le rapport. Chaque ligne de la liste indique les installations qui sont situées sur le même site et qui sont régies par un permis unique de la CCSN. C’est pourquoi elles sont évaluées ensemble dans ce rapport :

  • la centrale nucléaire de Darlington, qui comprend l’installation d’extraction du tritium et le bâtiment de traitement des déchets de retubage (BTDR)
  • l’installation de gestion des déchets de Darlington (IGDD), qui comprend le bâtiment d’entreposage des déchets de retubage (BEDR-1)
  • la centrale nucléaire de Pickering
  • l’installation de gestion des déchets de Pickering (IGDP)
  • les centrales nucléaires de Bruce-A et de Bruce-B
  • l’installation de gestion des déchets Western et l’aire de stockage des déchets radioactifs – site 1 (ASDR-1)
  • la centrale nucléaire de Point Lepreau et l’installation de gestion des déchets radioactifs solides (IGDRS)
  • les installations de Gentilly-2

Le personnel de la CCSN a conclu que les centrales nucléaires et les IGD ont été exploitées de manière sûre en 2019. Cette conclusion était fondée sur les évaluations approfondies par le personnel des constatations découlant des activités de vérification de la conformité pour chaque installation dans le contexte des 14 domaines de sûreté et de réglementation (DSR) de la CCSN. Les mesures de rendement en matière de sûreté et d’autres observations ont permis d’étayer cette conclusion.

Les mesures de rendement et observations importantes comprennent ce qui suit :

  • Les titulaires de permis de centrales nucléaires et d’IGD ont suivi les procédures approuvées et ont pris les mesures correctives appropriées pour tous les événements signalés à la CCSN.
  • Les centrales nucléaires et les IGD ont été exploitées dans le respect de leurs politiques et principes d’exploitation.
  • Aucune défaillance grave des systèmes fonctionnels n’est survenue dans les centrales nucléaires. Le nombre de transitoires et de déclenchements d’arrêt imprévus des réacteurs a été faible et jugé acceptable par le personnel de la CCSN. Tous les transitoires imprévus des réacteurs ont été contrôlés et gérés adéquatement.
  • Les doses de rayonnement reçues par le public étaient bien inférieures aux limites réglementaires.
  • Les doses de rayonnement reçues par les travailleurs dans les centrales nucléaires et les IGD étaient également inférieures aux limites réglementaires.
  • La fréquence et la gravité des blessures non radiologiques mettant en cause des travailleurs étaient faibles.
  • Aucun rejet radiologique dans l’environnement provenant des centrales et des IGD n’a dépassé les limites réglementaires.
  • Les titulaires de permis ont respecté les exigences applicables liées aux engagements internationaux du Canada; les résultats des inspections visant les garanties ont été jugés acceptables par l’AIEA.

Les évaluations du personnel de la CCSN pour 2019 ont permis de conclure que les titulaires de permis se sont conformés aux exigences applicables et qu’ils ont également satisfait aux attentes du personnel de la CCSN pour tous les DSR dans toutes les centrales nucléaires et les IGD.

1 Introduction

1.1 À propos du présent Rapport de surveillance réglementaire

Le Rapport de surveillance réglementaire des sites de centrales nucléaires au Canada : 2019 constitue l’évaluation du personnel de la Commission canadienne de sûreté nucléaire (CCSN) à l’égard du rendement global en matière de sûreté des centrales nucléaires canadiennes et de leurs installations de gestion des déchets (IGD) adjacentes en 2019.

La section 1 du rapport fournit des renseignements de base qui facilitent la compréhension du présent rapport, des installations autorisées visées ainsi que du cadre de réglementation et des pratiques de la CCSN.

La section 2 établit le contexte des évaluations. Bien que les évaluations de chaque site soient fournies à la section 3, la section 2 présente des évaluations de certains groupes de titulaires de permis, le cas échéant. Par exemple, on trouve à la section 2 une comparaison entre les données sur le rendement en matière de sûreté pour de multiples titulaires de permis.

La section 3 contient les faits saillants des évaluations individuelles de chaque installation. L’approche adoptée par la CCSN pour les évaluations de la sûreté des centrales nucléaires et des IGD est décrite à la section 1.4.5.

Les sections 2 et 3 sont organisées selon le cadre des domaines de sûreté et de réglementation (DRS) de la CCSN, tel qu’il existait à la fin de 2019.

La section 4 contient les conclusions du personnel de la CCSN basées sur les évaluations présentées dans ce rapport.

Les définitions de certains termes utilisés dans le présent document figurent dans le REGDOC-3.6, Glossaire de la CCSN.

Le présent rapport comprend les informations demandées par la Commission lors de précédents rapports de surveillance réglementaires et d’audiences portant sur des permis. Ces demandes font l’objet d’un suivi par l’intermédiaire du système de la Banque d’information réglementaire (BIR) de la CCSN. Le tableau 1 indique le numéro de suivi de la BIR, une description de la demande et l’endroit où la demande est traitée par le personnel de la CCSN dans le présent rapport, le cas échéant.

Tableau 1 : Détails sur les demandes d’information de la Commission
N° dans la BIR Demande Section du rapport
17560 Inclure les données sur la fréquence totale des blessures consignées pour tous les travailleurs, y compris les entrepreneurs, si elles sont disponibles 2.8
17557

Assurer le suivi du renouvellement du permis d’exploitation de la centrale nucléaire de Pickering

  1. présenter un compte rendu sur l’état d’avancement du plan intégré de mise en œuvre (PIMO)
  2. décrire la méthode et les progrès relativement à l’étude probabiliste de sûreté (EPS) pour l’ensemble du site
  3. faire le point sur le projet conjoint de fiabilité des appareils de chargement du combustible

3.3.0

2.4, 3.3.4

2.6

17522

Présenter une mise à jour sur la gestion des urgences et la préparation aux situations d’urgence à la centrale de Pickering

  1. le Plan provincial d’intervention en cas d’urgence nucléaire de l’Ontario (PPIUN)
  2. le plan de mise en œuvre du PPIUN 2017 à la centrale de Pickering
  3. les résultats de l’étude technique pour le PPIUN 2017
  4. le plan unifié de gestion du transport de l’Ontario
  5. la révision du programme d’information et de divulgation publiques pour la centrale de Pickering en ce qui concerne la préparation aux urgences et la communication d’information aux populations au-delà de la zone de planification détaillée
2.10
16516

Présenter une mise à jour sur le système de détournement du poisson de la centrale de Pickering

  1. les améliorations et le taux d’impaction du poisson qui en résulte
  2. les résultats de la surveillance du panache thermique par Ontario Power Generation (OPG)
  3. a) la conformité d’OPG à son autorisation en vertu de la Loi sur les pêches b) la participation des groupes autochtones aux activités liées à l’autorisation

3.3.0

3.3.9

a)  3.3.0

b)  2.15

14761 Décrire les améliorations apportées à Bruce‑A pour ramener le risque d’incendie interne sous la cible de l’objectif de sûreté 3.5.4
14760 Surveiller les travaux de Bruce Power en vue d’effectuer une EPS à l’échelle du site pour le prochain renouvellement de permis 2.4, 3.5.4
14759 Rapport sur les progrès réalisés par Bruce Power afin de fournir des valeurs de risque globales pour le prochain renouvellement de permis. (La Commission a formulé cette demande après l’audience sur le renouvellement de permis de Bruce‑A et de Bruce‑B en 2018.) 2.4, 3.5.4
14757

Description des développements relatifs à la ténacité à la rupture des tubes de force pour Bruce‑A et Bruce‑B, y compris :

  1. la modélisation de la ténacité à la rupture
  2. des estimations de la quantité maximale d’hydrogène équivalente
2.6, 3.5.6
14755 Faire le point sur la mise en œuvre du transfert automatisé des données de Bruce‑A et de Bruce‑B au Centre des mesures d’urgence de la CCSN 3.5.10
14753 Faire le point sur le remplacement des principaux composants à Bruce‑A et à Bruce‑B 3.5.0
8504 Présenter une mise à jour de la position réglementaire de la CCSN sur le regroupement des risques 2.4

1.2 Champ d’application du Rapport de surveillance réglementaire

La portée du Rapport de surveillance réglementaire 2019 est similaire à celle du Rapport de surveillance réglementaire des centrales nucléaires au Canada : 2018 [2]. Le rapport 2019 couvre les centrales nucléaires au Canada, y compris les installations de Gentilly-2. Les énoncés généraux du rapport faisant référence aux « centrales nucléaires » s’appliquent également aux installations de Gentilly‑2, alors que l’expression « centrales nucléaires en exploitation » signifie que les énoncés ne s’appliquent pas aux installations de Gentilly‑2. Le rapport couvre également les IDG situées sur les mêmes sites, qu’elles soient réglementées par le même permis que la centrale nucléaire ou par un permis distinct.

En général, les renseignements exposés dans le présent Rapport de surveillance réglementaire s’appliquent à l’année 2019, et l’état décrit est valide en date de décembre 2019. Le terme « MISE À JOUR » est utilisé pour déterminer les sujets pour lesquels des informations plus récentes (jusqu’au 1er juin 2020) sont incluses (p. ex., l’état d’avancement des mesures correctives, les descriptions d’événements importants et les mises à jour que la Commission a expressément demandées).

Dans le présent rapport de surveillance réglementaire, la portée détaillée des évaluations de la sûreté est couverte par la série de domaines particuliers qui forme chaque DSR. Ces sujets sont décrits plus en détail dans la Description générale du cadre de réglementation des sites de centrales nucléaires [1] (en anglais seulement). Comme il est indiqué dans ce document, certains DSR particuliers ne s’appliquent pas aux installations de Gentilly‑2 et aux IGD. Par conséquent, ces domaines n’ont pas été pris en compte dans les évaluations de la sûreté de ces installations.

1.3 Installations nucléaires visées par le présent Rapport de surveillance réglementaire

La figure 1 montre l’emplacement géographique des centrales nucléaires et des IGD au Canada couvertes par le présent rapport. Tous les sites sont situés sur les territoires traditionnels des peuples autochtones du Canada.

Figure 1 : Emplacements et installations des sites de centrales nucléaires au Canada

1.3.1 Sites de centrales nucléaires et installations de gestion des déchets associées au Canada

Le site de Darlington se trouve à Clarington (Ontario) et comprend la centrale nucléaire de Darlington et l’installation de gestion des déchets de Darlington (IGDD). La centrale nucléaire et l’IGDD font l’objet de permis distincts. Pour plus de détails, veuillez consulter les sections 3.1 et 3.2. Le site comprend également le projet de nouvelle centrale nucléaire de Darlington.

Le site de Pickering se trouve à Pickering (Ontario) et comprend la centrale nucléaire de Pickering et l’installation de gestion des déchets de Pickering (IGDP). La centrale de Pickering et l’IGDP font l’objet de permis distincts. Pour de plus amples renseignements, voir les sections 3.3 et 3.4.

Le site de Bruce est situé à Tiverton, en Ontario, et comprend les centrales nucléaires de Bruce‑A et de Bruce‑B, l’installation de gestion des déchets Western (IGDW) et l’aire de stockage des déchets radioactifs-1 (ASDR-1) d’OPG, et l’installation de gestion des déchets de Douglas Point des Laboratoires Nucléaires Canadiens (LNC). Les centrales nucléaires de Bruce‑A et de Bruce‑B sont régies par le même permis. L’IGDW, l’ASDR-1 et l’IGD de Douglas Point font toutes l’objet d’autorisations distinctes. Pour plus de détails, veuillez consulter les sections 3.5 et 3.6. Il est à noter que l’installation de gestion des déchets de Douglas Point n’est pas couverte par le présent rapport, mais l’est par le Rapport de surveillance réglementaire des sites des Laboratoires Nucléaires Canadiens : 2019.

Le site de Point Lepreau est situé sur la péninsule Lepreau (Nouveau-Brunswick) et comprend la centrale nucléaire de Point Lepreau et l’installation de gestion des déchets radioactifs solides (IGDRS). L’exploitation de la centrale nucléaire de Point Lepreau et de l’IGDRS est autorisée par un seul permis. Voir la section 3.7 pour des précisions.

Le site nucléaire de Gentilly se trouve à Bécancour (Québec) et comprend l’installation de gestion des déchets de Gentilly-1 des LNC et les installations de Gentilly-2 d’Hydro-Québec. Les installations de Gentilly-1 et de Gentilly-2 font l’objet de permis distincts. Pour de plus amples renseignements, voir la section 3.8. Veuillez noter que l’IGD de Gentilly-1 n’est pas traitée dans le présent rapport, mais plutôt dans le Rapport d’étape sur les installations prototypes de gestion des déchets, les Laboratoires de Whiteshell et l’Initiative dans la région de Port Hope des LNC.

1.3.2 Centrales nucléaires

La figure 2 fournit des données pour chaque centrale nucléaire, y compris la capacité de production des réacteurs, leurs dates de démarrage initial et l’état des réacteurs en 2019. Pour de plus amples renseignements sur les centrales nucléaires et leurs permis, voir la section 3.

Figure 2: Renseignements de base pour les centrales nucléaires en exploitation
Centrales nucléaires en exploitation

Dix-huit réacteurs ont continué d’être exploités au Canada tout au long de l’année 2019. Ils sont répartis dans 4 sites de centrales nucléaires, chacun doté d’un permis d’exploitation d’un réacteur de puissance (PERP) délivré par la CCSN. Ces centrales se trouvent dans 2 provinces (Ontario et Nouveau-Brunswick) et sont exploitées par 3 titulaires de permis distincts (OPG, Bruce Power et Énergie NB). Le nombre de réacteurs à chaque centrale nucléaire varie entre 1 et 8, et tous ces réacteurs sont de type CANDU (réacteur CANadien à Deutérium-Uranium).

Centrale nucléaire et réacteurs à l’arrêt

Comme l’indique la figure 2, la centrale de Darlington comprend la tranche 2, qui était en cours de réfection en 2019 et donc, à l’arrêt. La centrale de Pickering comprend également les tranches 2 et 3, qui sont demeurées vides de combustible et en état de stockage sûr. Elles sont régies par le même permis d’exploitation que les tranches en exploitation.

De plus, la centrale nucléaire aux installations de Gentilly-2 a été mise à l’arrêt et est en cours de déclassement. Elle est également régie par un permis de déclassement de réacteur de puissance.

Nouvelles centrales nucléaires

En 2012, la Commission a délivré à OPG un permis de préparation de l’emplacement pour le projet de nouvelle centrale nucléaire Darlington sur le site de Darlington; ce permis est valide pour une période de 10 ans. Aux termes du PPE, OPG est tenue de poursuivre les travaux de suivi relatifs à l’évaluation environnementale (EE) réalisée dans le cadre de la demande de permis.

MISE À JOUR : OPG a soumis sa demande de renouvellement du PPE en juin 2020.

1.3.3 Installations de gestion des déchets

Les IGD qui sont évaluées séparément dans le cadre du présent rapport de surveillance réglementaire sont celles qui font l’objet d’autorisations distinctes de celle de la centrale nucléaire adjacente. Il s’agit de l’IGDD, de l’IGDP et de l’IGDW, qui appartiennent toutes à OPG et qui sont exploitées par celle-ci en vertu d’un permis d’exploitation d’une installation de déchets.

Le tableau 2 présente des données pour chaque IGD, y compris la date d’entrée en service initiale, le nom du titulaire de permis, la date d’échéance du permis et le type de déchets gérés à chaque installation (p. ex., déchets radioactifs de faible et moyenne activité [DRFMA], déchets radioactifs de moyenne activité [DRMA] et déchets radioactifs de haute activité [DRHA]). Pour de plus amples renseignements sur les installations et leurs permis, voir la section 3.

Tel qu’il a été mentionné à la section 1.3.1, les sites de Point Lepreau et de Gentilly-2 comprennent également des IGD.

Tableau 2 : Renseignements de base sur les IGD
Installation Titulaire de permis Entrée en service Expiration du permis Déchets pris en charge
IGDD OPG 2008 30 avril 2023

DRHA de Darlington

DRMA de la réfection de Darlington

IGDP OPG 1996 31 août 2028

DRHA de Pickering

DRMA de la réfection des tranches 1 à 4 de Pickering

IGDW OPG 1974 31 mai 2027

DRHA de Bruce-A et de Bruce-B

DRFA de la réfection des tranches 1 et 2 de Bruce

DRFMA des centrales de Darlington, de Pickering et de Bruce-A et de Bruce-B

ASDR-1 OPG Milieu des années 1960 31 octobre 2029 DRFMA de l’IGD de Douglas Point et de la centrale de Pickering

1.4 Cadre de réglementation et surveillance réglementaire

La CCSN réglemente le secteur nucléaire au Canada, y compris les centrales nucléaires et les IGD, au moyen d’activités d’autorisation, de reddition de comptes, de vérification de la conformité et d’application de la loi. La CCSN utilise une approche de la réglementation fondée sur le risque pour prévoir des ressources et une surveillance réglementaire proportionnées au risque associé à l’installation ou à l’activité réglementée. Des renseignements supplémentaires sur le cadre de réglementation et la surveillance de la CCSN sont fournis dans cette section, ainsi que dans la Description générale du cadre de réglementation des sites de centrales nucléaires [1].

1.4.1 Exigences de la CCSN

Tous les titulaires de permis sont tenus d’exercer leurs activités conformément au fondement d’autorisation. Le fondement d’autorisation est défini dans le REGDOC-3.5.3 de la CCSN, Principes fondamentaux de réglementation, et comprend les éléments suivants :

  1. les exigences réglementaires stipulées dans les lois et règlements applicables
  2. les conditions et les mesures de sûreté et de réglementation décrites dans le permis de l’installation ou de l’activité et les documents cités en référence directement dans le permis
  3. les mesures de sûreté et de réglementation décrites dans la demande de permis et les documents soumis à l’appui de cette demande

Les exigences prévues par les parties (ii) et (iii) du fondement d’autorisation sont propres à chaque installation autorisée, c’est-à-dire qu’elles dépendent du contenu d’un permis donné, d’une demande de permis donnée et des documents à l’appui présentés par le demandeur. Les règlements pris en vertu de la Loi sur la sûreté et la réglementation nucléaires (LSRN), notamment le Règlement sur les installations nucléaires de catégorie I, établissent des exigences à l’égard du contenu des demandes de permis des centrales nucléaires et des IGD.

Les demandes de permis visant des centrales nucléaires et des IGD citent en référence les documents d’application de la réglementation de la CCSN, les normes du Groupe CSA et d’autres publications ainsi que les documents propres au demandeur. Lorsqu’un permis est délivré, le personnel de la CCSN élabore un manuel des conditions de permis (MCP) qui renferme les exigences particulières s’appliquant au permis en question. Un MCP a été préparé pour chacune des centrales nucléaires et des IGD couvertes par le présent rapport.

L’annexe B présente tous les documents d’application de la réglementation de la CCSN et toutes les normes du Groupe CSA qui contiennent des critères de vérification de la conformité figurant dans les MCP des centrales nucléaires et des IGD visées par le présent rapport de surveillance réglementaire. L’annexe illustre le vaste nombre de documents d’application de la réglementation de la CCSN et de normes du Groupe CSA qui établissent des exigences applicables à tous les DSR.

L’annexe B indique également le nombre important de nouveaux documents d’application de la réglementation de la CCSN et de normes du Groupe CSA que les titulaires de permis mettent en œuvre. De plus amples renseignements sur la mise en œuvre de ces publications sont fournis en fonction des DSR pertinents tout au long du présent Rapport de surveillance réglementaire.

Dans le présent rapport, les documents d’application de la réglementation de la CCSN débutent habituellement par la désignation «REGDOC», suivie d’un numéro d’identification. Les normes du Groupe CSA sont désignées par « CSA N.xxx », où xxx représente le numéro de la publication.

Chaque titulaire de permis met en œuvre les nouveaux documents d’application de la réglementation de la CCSN et nouvelles normes du Groupe CSA d’une manière progressive et axée sur le risque qui tient compte du moment du renouvellement de permis, des besoins opérationnels et d’autres changements parallèles. Bien qu’il existe des différences sur le plan des exigences applicables entre des installations semblables, les exigences sont tout de même exhaustives, et les exigences améliorées sont mises en œuvre de façon mesurée et systématique.

1.4.2 Délivrance de permis

La Commission a délivré un permis à chacune des centrales nucléaires et IGD visées dans le présent rapport. Les permis d’exploitation d’une installation de déchets et les permis d’exploitation d’une centrale nucléaire sont habituellement valides pour 10 ans et 5 ans, respectivement, tandis qu’Hydro‑Québec a un permis pour le déclassement d’un réacteur de puissance valide pendant 10 ans. En 2015, la Commission a accordé à OPG un permis de 10 ans pour la centrale nucléaire de Darlington. Et en 2018, elle a accordé à Bruce Power un permis de 10 ans pour les centrales nucléaires de Bruce-A et de Bruce-B, et elle a accordé à OPG un permis de 10 ans pour la centrale nucléaire de Pickering. En ce qui a trait aux centrales nucléaires en exploitation, ce permis de durée prolongée est associé à la mise en œuvre d’un bilan périodique de la sûreté (BPS), en préparation du prochain renouvellement de permis.

Un BPS est une évaluation exhaustive de la conception, de l’état et de l’exploitation d’une centrale nucléaire. Comme il est indiqué dans le REGDOC‑2.3.3 de la CCSN, Bilans périodiques de la sûreté, un BPS consiste en une évaluation de l’état actuel de la centrale et de son rendement afin de déterminer dans quelle mesure la centrale est conforme aux codes, normes et pratiques modernes, et de relever tout facteur qui limiterait une exploitation sûre à long terme. Le titulaire de permis dispose ainsi d’un outil lui permettant de repérer systématiquement les améliorations possibles en matière de sûreté, qui sont consignées dans un plan intégré de mise en œuvre (PIMO). Pour les centrales en exploitation, les conditions de permis ont été utilisées pour exiger des titulaires de permis qu’ils réalisent leur PIMO pendant la période d’autorisation et qu’ils effectuent un BPS en vue du prochain renouvellement de permis. Un BPS n’est pas une exigence pour les installations de Gentilly-2 ou les IGD, car les risques associés sont relativement faibles et les exigences changent relativement lentement. Pour ces raisons, le processus d’autorisation régulier et la mise en œuvre des REGDOC de la CCSN et des normes du Groupe CSA sont suffisants pour assurer une exploitation sûre à long terme.

La section 3 décrit le statut du BPS de chaque centrale nucléaire en exploitation.

Autorisations en vertu de la Loi sur les pêches

Outre les permis de la CCSN, le présent rapport de surveillance réglementaire traite également des faits nouveaux liés aux autorisations en vertu de la Loi sur les pêches. La Loi sur les pêches exige que des mesures compensatoires soient prises pour tout dommage résiduel causé aux poissons et à leurs habitats après la mise en œuvre de mesures d’atténuation. La CCSN a conclu un protocole d’entente avec Pêches et Océans Canada, dans le cadre duquel le personnel de la CCSN est responsable des activités de surveillance et de vérification de la conformité relatives aux autorisations en vertu de la Loi sur les pêches. Le ministre de Pêches et Océans Canada est quant à lui responsable d’appliquer les autorisations en cas de situation de non-conformité.

1.4.3 Rapports

Les titulaires de permis sont tenus de présenter divers rapports et avis à la CCSN conformément aux règlements pris en vertu de la LSRN. Les MCP permettent de clarifier les attentes de la CCSN à l’égard de ces exigences, le cas échéant.

En plus des exigences relatives à la production de rapports énoncées dans les règlements et parallèlement à ceux-ci, une condition de permis oblige les titulaires de permis de centrales nucléaires à présenter des rapports à la CCSN conformément au REGDOC-3.1.1, Rapports à soumettre par les exploitants de centrales nucléaires. Ce REGDOC stipule que les titulaires de permis doivent présenter des rapports trimestriels et annuels sur divers sujets, p. ex., des rapports trimestriels sur les indicateurs de rendement en matière de sûreté qui sont présentés dans diverses sections du présent rapport. Il établit également des exigences détaillées liées à la soumission d’autres rapports importants (comme des mises à jour du rapport final d’analyse de la sûreté, du plan préliminaire de déclassement, du rapport annuel sur la protection de l’environnement). Le REGDOC-3.1.1 précise aussi que les titulaires de permis doivent déclarer à la CCSN toutes les situations et tous les événements imprévus.

En ce qui a trait aux installations de Gentilly-2, les exigences établies dans le REGDOC-3.1.1 ont été modifiées pour tenir compte de son état actuel et des risques connexes [5].

En 2019, les titulaires de permis de centrales nucléaires ont signalé au personnel de la CCSN 217 événements et présenté 90 rapports périodiques. Conformément au Règlement général sur la sûreté et la réglementation nucléaires, les titulaires de permis d’IGD ont également soumis 8 rapports au personnel de la CCSN à l’égard d’événements à déclaration obligatoire qui sont survenus à l’IGDD, à l’IGDP et à l’IGDW.

En janvier 2018, la CCSN a publié le REGDOC-3.1.2, Exigences relatives à la production de rapports, tome 1 : Installations nucléaires de catégorie I non productrices de puissance et mines et usines de concentration d’uranium. Depuis 2019, les IGD font l’objet d’un rapport à la CCSN conformément au REGDOC‑3.1.2.

1.4.4 Programme de vérification de la conformité

Les évaluations de la sûreté exposées dans le présent rapport sont fondées sur les résultats d’activités planifiées dans le cadre du programme de vérification de la conformité (PVC) de la CCSN. En 2019, ces activités comprenaient des inspections de type II qui évaluent les extrants et les résultats des programmes des titulaires de permis, des inspections sur le terrain qui permettent de recueillir des données sur les extrants et les résultats des programmes des titulaires de permis, des inspections et des examens documentaires ainsi que des activités de surveillance et de suivi.

Des activités réactives additionnelles du PCV visant les centrales nucléaires et les IGD sont ajoutées selon les besoins; elles portent sur des questions propres à chaque site et concernent des problèmes connus ou potentiels du titulaire de permis. Le personnel responsable des permis à la CCSN valide les plans annuels, selon une approche fondée sur le risque prenant en compte l’état de chacune des centrales nucléaires, les antécédents en matière de rendement, les conditions et les problèmes de chaque installation afin d’assurer une surveillance réglementaire et une évaluation du rendement en matière de sûreté appropriées. Des activités additionnelles du PCV visant les centrales nucléaires et les IGD peuvent également être ajoutées au cours de l’année, en réponse aux problèmes nouveaux ou émergents que connaissent les titulaires de permis. L’objectif consiste à s’assurer que les PVC visant les centrales nucléaires et les IGD soient toujours actuels, fondés sur le risque, axés sur le rendement et adaptés aux situations nouvelles.

Les PVC des centrales nucléaires comprennent également des examens documentaires des indicateurs de rendement en matière de sûreté soumis trimestriellement à la CCSN conformément au REGDOC-3.1.1. Le présent rapport de surveillance réglementaire incorpore les données relatives à certains de ces indicateurs. Aucune limite ni aucun seuil réglementaire n’est associé à ces données, mais le personnel de la CCSN en fait le suivi afin de relever les tendances au fil du temps et les écarts par rapport aux données typiquement fournies par d’autres titulaires de permis menant des activités ou exploitant des installations semblables. Le personnel de la CCSN donne suite à toute tendance ou comparaison défavorable avec des examens réglementaires plus rigoureux, qui peuvent notamment comprendre une surveillance et un suivi accrus, une attention soutenue lors d’inspections sur le terrain, l’ajustement du moment ou de la portée d’une inspection de base, un examen approfondi de la documentation ou une inspection réactive, selon l’importance sur le plan de la sûreté de la tendance ou de l’écart.

1.4.5 Cotes de l’évaluation de la sûreté

Le présent rapport présente les cotes de rendement en matière de sûreté pour chaque DSR à chacune des centrales nucléaires et des IGD, sur la base des constatations établies lors des activités des PVC. Toutes les constatations sont classées par catégorie dans les DSR appropriés et les domaines particuliers et sont évaluées par rapport à un ensemble d’objectifs de rendement de haut niveau pour les DSR, et par rapport aux exigences réglementaires détaillées et aux attentes du personnel de la CCSN en matière de rendement. Étant donné que le PVC est fondé sur un cycle de rotation généralement quinquennal des activités de réglementation, tous les domaines particuliers ne sont pas directement évalués chaque année.

Les DSR et les domaines particuliers sont décrits plus en détail dans la Description générale du cadre de réglementation des sites de centrales nucléaires [1]. Voir l’annexe A pour une description de la méthode de notation utilisée pour le présent rapport de surveillance réglementaire.

Pour établir les cotes de rendement, le personnel de la CCSN a tenu compte de 1 475 constatations associées aux centrales nucléaires et de 145 associées aux IGD en 2019. Tous les résultats, sauf 2, ont été jugés conformes, et présentant une importance négligeable ou peu importante sur le plan de la sûreté. Autrement dit, chacune de ces observations a eu une incidence positive, négligeable ou légèrement négative sur la sûreté dans le domaine particulier visé. Les sections 3.2.10 et 3.6.14 discutent des 2 constats « moyens » qui ont eu des effets négatifs importants dans le contexte de l’évaluation de leurs domaines particuliers respectifs.

En ce qui a trait au site de BruceNote de bas de page 1, les centrales de Bruce-A et de Bruce-B sont évaluées de manière distincte par rapport à l’IGDW, car elles sont exploitées par des titulaires de permis différents. Quant aux sites de Darlington et de Pickering, la centrale nucléaire et l’IGD sont évaluées séparément, car elles sont réglementées aux termes de permis distincts et sont assujetties à un fondement d’autorisation propre à chaque installation. Les IGD aux sites de Point Lepreau et de Gentilly-2 sont régies aux termes des permis de centrales nucléaires et sont assujetties aux mêmes exigences réglementaires; elles sont donc évaluées de concert avec leurs centrales nucléaires respectives (à l’instar des rapports de surveillance réglementaire antérieurs).

1.4.6 Le point sur les mesures prises par la CCSN dans le contexte de la COVID‑19 et sur la surveillance connexe des centrales nucléaires

Le 15 mars 2020, la CCSN a activé son Plan de continuité des activités en réponse à la pandémie de COVID-19. À partir du 16 mars, tout le personnel de la CCSN à Ottawa et dans les bureaux régionaux et de site a reçu instruction de travailler à domicile. La direction de la CCSN a immédiatement suspendu toutes les activités régulières de vérification de la conformité des centrales nucléaires et des IGD et a déterminé les activités jugées essentielles afin de soutenir l’exploitation sûre et continue des réacteurs nucléaires et la prise de décisions réglementaires. Par exemple, les activités de surveillance et les examens liés à la levée des points d’arrêt réglementaire pour la tranche 2 de Darlington ont été effectués à distance sans interruption, conformément aux mesures mises en place par la direction de la CCSN, OPG et les autorités fédérales et provinciales.

En avril 2020, la direction de la CCSN a approuvé une nouvelle procédure pour planifier et mener des activités de vérification de la conformité dans les centrales nucléaires afin d’assurer une surveillance réglementaire continue pendant la pandémie de COVID-19. Cette procédure était et doit être utilisée pendant et après la pandémie pour l’exercice financier 2020-2021 jusqu’à ce que les processus normaux de conformité reprennent. La procédure fournit un cadre et des orientations pour la conduite des activités de surveillance à distance et sur les sites, ainsi que des orientations pour la révision du plan de conformité annuel pour le présent exercice financier (2020-2021).

Le cadre prévoit également l’amélioration du nombre et de la capacité des inspecteurs de site à travailler à distance. Le personnel de la CCSN a collaboré avec les titulaires de permis pour obtenir un accès complet et à distance aux systèmes d’information du site, aux données réelles de la centrale et à la participation à toutes les réunions clés de la direction de la centrale.

En plus de cette nouvelle procédure, le personnel de la CCSN a élaboré une séance d’information préalable aux tâches qui est liée à la pandémie et qui sert d’instructions supplémentaires que les superviseurs des bureaux de site doivent remettre aux inspecteurs de site avant d’effectuer des activités de surveillance sur le site. La fourniture d’un équipement de protection individuelle (EPI) aux inspecteurs de site avant toute activité sur le site fait partie de cette séance d’information préalable.

En mai 2020, les activités de surveillance sur le site ont repris de manière limitée dans les centrales nucléaires. Ces activités se sont concentrées sur les questions générales de santé et de sécurité (comme le contrôle des matières combustibles, la tenue des locaux et l’affichage des contaminations), ainsi que sur le respect par les titulaires de permis de leurs plans d’intervention en cas de pandémie et de leurs protocoles sanitaires liés à la COVID-19. Dans le cadre de ces mesures de précaution, la CCSN gère et limite l’accès des inspecteurs de site aux bureaux de site, et la fourniture d’EPI et de produits de désinfection supplémentaires.

Le personnel de la CCSN continue de mener des activités de surveillance pendant la pandémie de COVID-19 afin de garantir la protection de l’environnement, ainsi que la santé et la sécurité des personnes. Les activités de surveillance réalisées en 2020 pendant la pandémie seront décrites plus en détail dans le RSR de 2020.

2 Renseignements généraux

La présente section fournit des renseignements généraux, ventilés par domaine de sûreté et de réglementation (DSR), qui mettent en contexte les évaluations de la section 3. Dans certains cas, nous décrivons et évaluons des données et des questions qui s’appliquent à plus d’une installation. Les sous‑sections sont organisées en fonction des domaines particuliers de chaque DSR, bien que certains domaines particuliers soient omis s’il n’y a pas de nouveaux renseignements. Des renseignements généraux sur les DSR et l’applicabilité des domaines particuliers sont fournis dans la Description générale du cadre de réglementation des sites de centrales nucléaires [1].

2.1 Système de gestion

Culture de sûreté

La CCSN a publié le REGDOC-2.1.2, Culture de sûreté, en avril 2018. Ce document énonce les exigences et l’orientation à l’intention des titulaires de permis pour qu’ils favorisent une saine culture de sûreté et effectuent des évaluations périodiques de la culture de sûreté. Les titulaires de permis de centrale nucléaire ont fourni des plans de mise en œuvre du REGDOC-2.1.2 en 2019. La CCSN a confirmé qu’Hydro-Québec s’est conformée à ce document d’application de la réglementation. Dans le cadre de leurs activités de mise en œuvre, OPG, Bruce Power et Énergie NB se sont engagées à effectuer leurs prochaines auto-évaluations conformément au REGDOC-2.1.2.

En outre, la plupart des titulaires de permis de centrales nucléaires ont mis en place des groupes de surveillance de la culture de sûreté en suivant les orientations établies par le Nuclear Energy Institute.

Gestion des entrepreneurs

En 2019, les titulaires de permis de centrale nucléaire ont signalé des événements concernant les articles contrefaits, frauduleux et suspects (p. ex., ACFS, comme il est indiqué à la section 3.3.1 pour la centrale nucléaire de Pickering). Dans l’ensemble, les processus de détection des ACFS mis en place par les titulaires de permis ont été efficaces. Le principal problème lié à ces événements signalés était la fausse représentation de la qualité des produits ou des services au début de la chaîne d’approvisionnement (en d’autres mots, la fraude), qui est difficile à détecter. Ce problème a été plus préoccupant ailleurs dans le monde qu’au Canada. Néanmoins, comme la fraude peut être détectée grâce à une meilleure surveillance des fournisseurs, le personnel de la CCSN a continué de se concentrer sur les chaînes d’approvisionnement des titulaires de permis, en accordant une attention particulière à la fraude. Le personnel de la CCSN prévoyait améliorer les activités de surveillance au début de 2021.

Continuité des activités

Tous les titulaires de permis ont des plans de continuité des activités qui seraient mis en œuvre en cas d’interruption de travail, d’événement externe majeur ou de pandémie.

2.2 Gestion de la performance humaine

Programme de performance humaine

Les activités d’inspection du personnel de la CCSN en 2019 ont indiqué que les titulaires de permis de centrales nucléaires et d’IGD élaboraient et élargissaient leurs programmes de performance humaine afin d’envisager une approche systémique incluant les interactions entre les humains, la technologie et l’organisation pour soutenir la performance des travailleurs. Les titulaires de permis mettent un accent accru sur la responsabilisation des travailleurs et les enseignements tirés des événements afin d’améliorer la performance humaine.

Accréditation du personnel

Chaque permis de centrale nucléaire est assorti d’une condition selon laquelle le titulaire de permis doit disposer d’un personnel accrédité à des postes précis. Toutes les centrales nucléaires ont des exigences d’accréditation pour les spécialistes en radioprotection responsables, et les centrales en exploitation sont également tenues d’avoir des chefs de quart, des gestionnaires de quart et des opérateurs de réacteur accrédités. En raison de la conception de Bruce-A, de Bruce-B et de la centrale de Darlington, la CCSN exige que ces titulaires de permis emploient aussi des opérateurs de tranche 0 accrédités.

Le tableau 3 indique le nombre de personnes accréditées qui étaient disponibles dans les postes nécessitant une accréditation de chaque centrale, au 31 décembre 2019. Ce tableau indique également le nombre minimal requis d’employés pour chaque poste, qui équivaut au nombre minimal d’employés accrédités devant être présents en tout temps, multiplié par le nombre total d’équipes.

Tableau 3 : Nombre de personnes accréditées disponibles à chacune des centrales nucléaires par poste nécessitant une accréditation en 2019
Centrale Opérateur de réacteur Opérateur de tranche 0a Superviseur de quartb Spécialiste en radioprotection Total
Darlington
Réel 64 18 32 5 119
Minimum 30 10 10 1 51
Pickering, tranches 1 et 4
Réel 42 21 2c 66
Minimum 20 10 1 31
Pickering, tranches 5–8
Réel 64 20 2c 87
Minimum 30 10 1 41
Bruce-A
Réel 49 23 23 4d 99
Minimum 30 10 10 1 51
Bruce-B
Réel 62 22 23 4d 111
Minimum 30 10 10 1 51
Point Lepreau
Réel 9 7 2 18
Minimum 6 6 1 13
Gentilly-2e
Réel 2 2
Minimum 1 1

Remarques :

  1. Il n’y a aucun poste d’OT0 aux tranches 1 et 4, et aux tranches 5 à 8 de Pickering ou à Point Lepreau.
  2. Aux centrales à tranches multiples, le nombre de superviseurs de quart représente le nombre total de gestionnaires de quart accrédités additionné au nombre total de chefs de quart de salle de commande accrédités.
  3. Il y a 2 spécialistes en radioprotection accrédités à Pickering qui gèrent les tranches 1 et 4 et 5 à 8.
  4. Il y a 4 spécialistes en radioprotection à Bruce qui gèrent les centrales de Bruce-A et de Bruce-B.
  5. Il n’y a aucun poste d’opérateur de réacteur, d’OT0 ou de superviseur de quart à Gentilly -2.

Examens d’accréditation initiale et de renouvellement de l’accréditation

Comme il a été noté précédemment, les responsables techniques de la radioprotection (spécialistes en radioprotection) sont les seules personnes accréditées qui travaillent aux installations de Gentilly‑2. Comme le personnel de la CCSN fait passer les examens d’accréditation initiale et de renouvellement de l’accréditation pour les responsables techniques de la radioprotection chez Hydro‑Québec, ce domaine particulier ne s’applique pas aux installations de Gentilly‑2. Il n’y a pas de personnel accrédité aux IGD.

Organisation du travail et conception des tâches

Tous les titulaires de permis de centrale nucléaire disposent d’un effectif minimal par quart documenté, qui fait partie du fondement d’autorisation. L’effectif minimal est contrôlé à chaque quart et il est géré par un changement de personnel en personne, par l’utilisation de systèmes électroniques de surveillance de l’effectif minimal ou par l’utilisation de tableaux blancs qui permettent de suivre le personnel à l’entrée et à la sortie de l’installation.

En 2019, les titulaires de permis ont signalé 1 infraction aux exigences relatives à l’effectif minimal à Darlington, 2 à Pickering, 1 à Bruce-A et Bruce-B, et 3 à Point Lepreau. Toutes les violations étaient de courte durée, et les titulaires de permis ont pris les mesures appropriées, par exemple en faisant appel au personnel de secours, en conservant sur place le personnel déjà présent et en opérant en mode « veilleuse ».

Aptitude au travail

La surveillance par la CCSN de l’aptitude au travail comprend des évaluations des mesures prises par les titulaires de permis pour gérer la fatigue des travailleurs, la gestion de la consommation d’alcool et de drogues, ainsi que les exigences minimales relatives aux certificats médicaux, physiques et psychologiques des agents de sécurité nucléaire.

Gérer la fatigue des travailleurs

Tous les titulaires de permis de centrale nucléaire ont des procédures pour gérer la fatigue des travailleurs. Ces procédures comprennent des limites pour les heures de travail.

Le REGDOC-2.2.4 de la CCSN, Aptitude au travail : Gérer la fatigue des travailleurs, précise les exigences et les orientations en matière de gestion de la fatigue des travailleurs sur tous les sites à sécurité élevée, dans le but de réduire au minimum les risques d’erreurs susceptibles d’affecter la sûreté et la sécurité nucléaires. OPG, Bruce Power et Hydro-Québec ont mis en œuvre ce document d’application de la réglementation en 2019, tandis qu’Énergie NB prévoyait de le mettre en œuvre d’ici 2020 pour l’exploitation normale et d’ici 2022 pour les arrêts. Le plan d’Énergie NB prévoyait d’augmenter le personnel de son équipe de sécurité et d’intervention d’urgence (selon un régime de 6 équipes travaillant sur un cycle de quarts de travail de 42 jours, ce qui correspondrait à celui de son personnel d’exploitation).

Des inspections de type I visant à confirmer la conformité avec le REGDOC-2.2.4 étaient prévues en 2020 pour OPG et Bruce Power.

MISE À JOUR : En mai 2020, Énergie NB a informé la CCSN qu’elle avait revu son plan de mise en œuvre, ce qui a abouti à une mise en œuvre prévue pour les opérations d’ici avril 2021. Le personnel de la CCSN a examiné le plan de mise en œuvre révisé et l’a jugé acceptable.

Gérer la consommation d’alcool et de drogues

Le REGDOC-2.2.4, Aptitude au travail, tome II : Gérer la consommation d’alcool et de drogues, énonce les exigences et l’orientation relatives à la gestion de l’aptitude au travail des travailleurs occupant des postes essentiels et des postes importants sur le plan de la sûreté en ce qui concerne la consommation d’alcool et de drogues dans tous les sites à sécurité élevée. Tous les titulaires de permis de sites à sécurité élevée ont fourni des plans de mise en œuvre au début de 2018, que le personnel de la CCSN a acceptés. À la fin de 2018, OPG, Bruce Power et Énergie NB ont demandé une modification afin d’inclure l’analyse des sécrétions orales pour compléter l’analyse d’urine requise par le document d’application de la réglementation. OPG, Bruce Power et Énergie NB ont demandé une modification de leurs dates de mise en œuvre, proposant de mettre en œuvre le tome II du REGDOC-2.2.4 dans un délai suivant la date de sa modification (ou à partir de la date à laquelle il est déterminé qu’il ne sera pas modifié). Plus précisément, les titulaires de permis ont proposé de mettre en œuvre les exigences autres que les tests aléatoires dans les 6 mois suivant cette date et d’effectuer les tests aléatoires dans les 12 mois suivant cette date. Le personnel de la CCSN a examiné et accepté la demande et a commencé en 2019 les travaux de révision du tome II du REGDOC-2.2.4.

Hydro-Québec a mis en œuvre la version actuelle du tome II du REGDOC-2.2.4 en juillet 2019.

Le personnel de la CCSN prévoyait que le document d’application de la réglementation modifié soit soumis à la Commission pour approbation en 2020.

Aptitudes psychologiques, médicales et physiques des agents de sécurité nucléaire

Les titulaires de permis sont tenus de s’assurer que tous les agents de sécurité nucléaire possèdent des certificats médicaux, physiques et psychologiques qui répondent aux exigences de la CCSN. Le REGDOC-2.2.4 de la CCSN, Aptitude au travail, tome III : Aptitudes psychologiques, médicales et physiques des agents de sécurité nucléaire, énonce les attentes et les exigences minimales relatives à ces certificats. Tous les titulaires de permis se sont engagés à mettre pleinement en œuvre le REGDOC d’ici le 31 décembre 2020.

2.3 Conduite de l’exploitation

Réalisation des activités autorisées

Dix-huit réacteurs ont continué de fonctionner au Canada tout au long de 2019, ainsi que les IGD sur les mêmes sites. La tranche 2 de Darlington était arrêtée en 2019, tandis que les travaux de réfection se poursuivaient.

Les rapports trimestriels des titulaires de permis pour les centrales en exploitation comprennent des données sur l’indicateur de rendement en matière de sûreté pour le nombre de transitoires imprévus, qui suit les transitoires imprévus (baisses imprévues de puissance) pour chaque réacteur qui n’est pas en état d’arrêt garanti. Les transitoires imprévus indiquent des problèmes au sein d’une centrale et exercent une pression inutile sur ses systèmes.

Le tableau 4 présente le nombre de transitoires imprévus dans les centrales nucléaires en exploitation (plus particulièrement les baisses contrôlées de puissance (BCP), les reculs rapides de puissance (RRP) et les arrêts d’urgence (AU) Note de bas de page 2). La dernière ligne, « Total pour le secteur », présente les données pour toutes les centrales nucléaires en exploitation. En 2019, tous les transitoires imprévus ont été contrôlés adéquatement et actionnés par les systèmes de régulation du réacteur. Le personnel de la CCSN a également déterminé qu’aucune défaillance grave des systèmes fonctionnels n’est survenue dans une centrale nucléaire en 2019.

Tableau 4 : Nombre de transitoires imprévus en 2019
Centrale nucléaire Nbre de réacteurs en exploitation Nbre d’heures d’exploitation AU RRP BCP Total des transitoires imprévus Nbre de déclenchements par 7 000 heures d’exploitation
Darlington 3 23 521 0 0 1 1 0,00
Pickering 1 et 4 2 17 378 0 S.O.1 0 0 0,00
Pickering 5 à 8 4 29 780 0 0 5 5 0,00
Bruce-A 4 30 002 2 2 2 6 0,47
Bruce-B 4 29 393 0 1 1 2 0,00
Point Lepreau 1 8 110 0 0 1 1 0,00
Total pour le secteur 18 138 184 2 3 10 15 0,10

1.  Les RRP ne sont pas une caractéristique de conception aux tranches 1 et 4 de Pickering.

La figure 3 montre le nombre total de transitoires imprévus pour les centrales nucléaires en exploitation, de 2015 à 2019.

Figure 3 : Tendances relatives au nombre de transitoires imprévus pour les centrales nucléaires et le secteur, de 2015 à 2019
Figure 3 - Version textuelle
DNGS PNGS 1,4 PNGS 5-8 Bruce A Bruce B Point Lepreau Total de l'industrie
2015 3 2 3 6 8 1 23
2016 5 3 2 9 3 2 24
2017 4 1 4 2 7 5 23
2018 4 3 12 6 2 0 27
2019 1 0 5 6 2 1 15

La figure 4 indique le nombre d’AU imprévus par 7 000 heures d’exploitation aux centrales nucléaires du Canada. Les données de 2019 pour chaque centrale nucléaire sont présentées au tableau 4. Il s’agit d’une mesure utilisée par l’Association mondiale des exploitants de centrales nucléaires (WANO). Le déclenchement imprévu des systèmes d’arrêt d’urgence est un indicateur de la WANO défini comme le nombre d’arrêts automatiques imprévus (déclenchements logiques du système de protection du réacteur, qui sont comparables à des « déclenchements » dans le contexte canadien) qui se produisent par tranche de 7 000 heures de fonctionnement critique (ce qui correspond à environ un an de fonctionnement). L’objectif individuel est l’objectif minimal qu’un réacteur doit atteindre, tandis que l’objectif pour l’ensemble de l’industrie est un objectif plus prudent utilisé pour évaluer le rendement collectif des réacteurs exploités par tous les membres de la WANO. Les objectifs de la WANO comprennent des objectifs pour les réacteurs à eau lourde sous pression (RELP) qui, selon le rapport de surveillance réglementaire de 2018 [2], constitueraient la référence appropriée pour les réacteurs CANDU. Toutefois, le personnel de la CCSN a utilisé l’objectif plus ambitieux pour les RELP à titre de comparaison dans la figure 4. Ainsi, dans la figure 4, on superpose une ligne à l’objectif ambitieux de l’industrie (0,5 déclenchement par 7 000 heures de fonctionnement critique) pour les RELP. La figure 4 indique que les centrales nucléaires canadiennes ont collectivement bien respecté cet objectif depuis 2015. Il est également clair qu’elles se comparent encore plus favorablement à l’objectif de l’industrie de la WANO pour les RELP.

Afin de mettre les données canadiennes en contexte, la WANO a signalé que 72 % des réacteurs dans le monde entier ont atteint l’objectif de l’industrie pour leur type de réacteur respectif en 2019.

Figure 4 : Tendances relatives au nombre d’arrêts d’urgence par 7 000 heures d’exploitation pour toutes les centrales nucléaires, de 2015 à 2019
Figure 4 - Version textuelle
2015 2016 2017 2018 2019
Canada 0,15 0,20 0,20 0,26 0,10

Rapport et établissement de tendances

Le Règlement général sur la sûreté et la réglementation nucléaires décrit des scénarios spécifiques dans le cadre desquels les titulaires de permis doivent déposer un rapport à la CCSN. Pour chaque événement devant être déclaré, les titulaires de permis doivent déposer un rapport d’événement qui fournit des détails sur l’événement, y compris les effets sur l’environnement, la santé et la sécurité des personnes et le maintien de la sécurité qui ont résulté ou pourraient résulter de la situation. Les mesures correctives que les titulaires de permis ont prises ou se proposent de prendre en ce qui concerne les événements à déclaration obligatoire doivent également être incluses. Le personnel de la CCSN a observé qu’en 2019, les titulaires de permis ont effectué tous les suivis requis de tous les événements, établissant des mesures correctives et réalisant des analyses des causes fondamentales, le cas échéant.

Outre l’obligation pour les titulaires de permis de centrale nucléaire de soumettre des rapports trimestriels sur les opérations et les indicateurs de rendement en matière de sûreté, le REGDOC-3.1.1 décrit plus en détail les exigences en matière de rapports d’événements indiquées dans la réglementation et précise les exigences relatives aux autres rapports trimestriels et annuels à la CCSN.

Les titulaires de permis d’IGD sont tenus de soumettre des rapports annuels sur les opérations comme le décrit le REGDOC-3.1.2. En outre, OPG est tenue, en vertu des conditions énoncées dans les permis d’exploitation d’IGD, de fournir un rapport d’exploitation trimestriel pour les 3 installations. Tout comme le REGDOC-3.1.1, ce REGDOC décrit également les exigences concernant le signalement des événements pour les installations nucléaires de catégorie I autres que les réacteurs de puissance et les mines et usines de concentration d’uranium.

Rendement de la gestion des arrêts

Au cours des arrêts prévus en 2019 pour toutes les tranches des centrales en exploitation, le personnel de la CCSN a réalisé des inspections afin de confirmer que les exigences réglementaires étaient respectées et que les arrêts étaient exécutés en toute sécurité. Tous les arrêts planifiés et imprévus (forcés) ont fait l’objet d’un suivi approprié par le personnel des titulaires de permis. Au moyen des rapports d’étape réguliers sur les centrales nucléaires, le personnel de la CCSN a informé la Commission de tous les arrêts imprévus résultant d’arrêts d’urgence, et aussi du suivi connexe en 2019.

Paramètres d’exploitation sûre

Le personnel de la CCSN a déterminé que tous les titulaires de permis de centrales en exploitation ont mis en œuvre des paramètres d’exploitation sûre (PES) adéquats en 2019. Le personnel de la CCSN a constaté que les titulaires de permis ont mis en œuvre une hiérarchie de documents à l’appui de la production, de la mise à jour et du maintien de la documentation relative aux PES. Le personnel de la CCSN a également déterminé que tous les titulaires de permis ont exploité leurs installations dans le respect de leurs PES en 2019.

Gestion des accidents graves et rétablissement, et gestion des accidents et rétablissement

La seconde version du REGDOC-2.3.2, Gestion des accidents, contient des exigences réglementaires actualisées relatives à la gestion des accidents dans les installations dotées de réacteurs. Tous les titulaires de permis de centrales nucléaires en exploitation ont des plans de mise en œuvre pour le REGDOC-2.3.2.

En 2019, les titulaires de permis ont continué de mettre à jour leurs lignes directrices pour la gestion des accidents graves (LDGAG) afin d’y intégrer les leçons retenues depuis l’accident de Fukushima, notamment l’ajout de lignes directrices et de stratégies pour faire face aux événements touchant plusieurs tranches pour les centrales à tranches multiples, aux événements dans les piscines de stockage de combustible usé, et aux événements pendant les états d’arrêt. Le personnel de la CCSN a poursuivi son examen des programmes de gestion des accidents graves pour la centrale de Darlington et les centrales de Bruce-A et de Bruce-B.

2.4 Analyse de la sûreté

Analyse déterministe de la sûreté

En 2019, les titulaires de permis de centrale nucléaire ont poursuivi leurs programmes d’amélioration de l’analyse de la sûreté, qui comprennent la révision de leurs descriptions d’installation et de leurs rapports d’analyse de la sûreté, conformément à la mise en œuvre progressive du REGDOC-2.4.1, Analyse déterministe de la sûreté. Le personnel de la CCSN était satisfait des progrès réalisés en 2019 et a fait part aux titulaires de permis de ses commentaires sur les améliorations continues apportées à l’analyse de la sûreté. Les analyses déterministes de la sûreté existantes des titulaires de permis sont demeurées adéquates pendant la mise en œuvre continue du REGDOC-2.4.1, et ce, tout au long de 2019.

Les mises à jour à l’analyse de la sûreté en 2019 comprenaient celles qui étaient nécessaires pour tenir compte de l’évolution de l’état des réacteurs, notamment le vieillissement des composants. Les titulaires de permis de centrales nucléaires en exploitation ont également soumis à la CCSN des analyses spécifiques qui étaient associées aux projets de réfection et aux PIMO. Des exemples sont présentés à la section 3.

Les accidents de perte de réfrigérant primaire dus à une grosse brèche (APRPGB) sont analysés afin de démontrer que la marge de l’analyse de la sûreté est suffisante pour la taille limitative d’une brèche. OPG, Énergie NB et Bruce Power avaient proposé l’utilisation de l’approche analytique composite (AAC) pour démontrer que les marges de l’analyse de sûreté pour les APRPGB étaient plus grandes que celles évaluées à l’aide de la méthode classique d’analyse de la sûreté, qui est basée sur une approche dite de la limite des paramètres d’exploitation (LPE). Ces titulaires de permis avaient également l’intention d’utiliser l’AAC pour justifier la reclassification de certains APRPGB en accidents hors dimensionnement en démontrant la très faible fréquence de ces événements. Le personnel de la CCSN a jugé que la méthode proposée pour les AAC était conforme aux exigences du REGDOC-2.4.1.

En 2019, le personnel de la CCSN a accepté une soumission de l’AAC de la part de Bruce Power qui démontrait la faible fréquence des ruptures de conduites au-delà d’une taille seuil de rupture. Pour de plus amples renseignements, voir la section 3.5.4.

MISE À JOUR : En janvier 2020, Bruce Power a soumis une analyse révisée des APRPGB et a demandé que les APRPGB impliquant des ruptures plus importantes que la taille seuil de rupture soient reclassés comme des accidents hors dimensionnement.

OPG a continué de soutenir les efforts de l’industrie dans sa résolution des marges de l’analyse de sûreté pour les APRPGB en utilisant l’AAC dans le cadre de son plan à long terme. La section 3.1.4 fournit des détails sur l’approche à court terme d’OPG.

Énergie NB a continué de collaborer avec Bruce Power en 2019 pour les aspects génériques du projet d’ACC et pourrait envisager d’utiliser une analyse reposant sur l’ACC à l’avenir.

Étude probabiliste de sûreté

Le REGDOC-2.4.2, Études probabilistes de sûreté (EPS) pour les centrales nucléaires, publié en mai 2014, introduisait des exigences absentes de son prédécesseur, le document d’application de la réglementation S-294 intitulé Études probabilistes de sûreté (EPS) pour les centrales nucléaires. Des exemples de ces nouvelles exigences comprennent la prise en compte des impacts sur plusieurs tranches, les combinaisons de dangers, les états de fonctionnement de la centrale autres que les états en puissance et d’arrêt, et les autres sources radioactives, y compris la piscine de stockage du combustible usé. Point Lepreau est conforme au REGDOC-2.4.2 depuis 2016.

En 2019, les centrales de Darlington, de Pickering et de Bruce-A et Bruce-B ont continué de se conformer au document d’application de la réglementation S-294 de la CCSN. Les centrales de Darlington et de Pickering ont continué de faire des progrès dans leurs plans de mise en œuvre pour se conformer aux exigences du REGDOC-2.4.2 d’ici 2020. Bruce Power a soumis des EPS en 2019 pour démontrer sa conformité aux exigences du REGDOC‑2.4.2, document que le personnel de la CCSN examinait à la fin de 2019.

Le personnel de la CCSN a noté qu’OPG et Bruce Power donnaient suite aux exigences supplémentaires énoncées dans le REGDOC-2.4.2 au moyen :

  • de l’EPS, pour ce qui est de la prise en compte des impacts sur plusieurs tranches
  • d’autres méthodes d’analyse, comme celles autorisées par le REGDOC-2.4.2, telles que les analyses préliminaires et limitatives – pour l’examen des combinaisons de dangers externes, d’autres états de fonctionnement de l’installation et d’autres sources radioactives telles que les piscines de stockage de combustible usé

Les titulaires de permis participaient également aux projets du Groupe des propriétaires de CANDU pour répondre aux exigences du REGDOC-2.4.2. Le tableau 5 résume l’état des EPS aux centrales nucléaires en exploitation en 2019.

Tableau 5 : État d’avancement des EPS et de leurs examens
Présentation des EPS Darlington Pickering 1 et 4 Pickering 5 à 8 Bruce-A Bruce-B Point Lepreau
Dernière EPS reçue 2015 2018 2017 2019 2019 2016
État de l’examen Terminé Terminé Terminé En cours* En cours* Terminé
Présentation prévue de la prochaine EPS 2020 2023 2022 2024 2024 2021
Conformité attendue au REGDOC-2.4.2 2020 2020** 2020** 2019 2019 2016

* Le personnel de la CCSN prévoyait terminer son examen en 2020.

** OPG s’est engagée à fournir à la CCSN, d’ici la fin de 2020, des mises à jour pour les tranches 1 et 4 et 5 à 8 de Pickering. Les mises à jour porteraient uniquement sur les exigences supplémentaires actualisées du REGDOC-2.4.2 qui vont au-delà des exigences de la norme S-294, y compris, notamment, les évaluations des risques liés aux piscines de stockage de combustible usé et d’autres facteurs de risque moins importants.

En plus de se conformer aux nouvellesNote de bas de page 3 exigences du REGDOC-2.4.2, les titulaires de permis de centrale nucléaire ont déjà collaboré en vue de répondre à l’orientation formulée par la Commission à l’intention d’OPG (associée au renouvellement du permis d’exploitation de la centrale de Pickering en 2013) visant à élaborer une approche de l’EPS pour l’ensemble du site. Les EPS pour l’ensemble du site nécessitent d’estimer le risque global pour les sites comptant plusieurs réacteurs et d’autres sources radioactives. OPG a soumis l’EPS pour l’ensemble du site de la centrale de Pickering-B en 2017 [BIR 17557, point ii]. Bruce Power a présenté sa méthode d’EPS pour l’ensemble du site en 2018 [BIR 14760] et a soumis les valeurs de risque regroupées pour l’EPS pour l’ensemble du site de Bruce‑A et de Bruce‑B en avril 2019 [BIR 14759]. Le personnel de la CCSN a terminé l’examen en 2019. À la lumière des informations soumises, le personnel de la CCSN a reconnu que les documents soumis fournissaient une bonne caractérisation des risques pour l’ensemble du site visant Bruce‑A et Bruce‑B.

OPG a soumis une valeur des risques regroupés pour l’ensemble du site visant la centrale nucléaire de Darlington en 2015. Dans le cadre d’une EPS pour l’ensemble du site de la centrale, OPG prévoyait un calcul des risques regroupés en 2020 s’appuyant sur la méthode de regroupement simplifiée utilisée pour Pickering et sur les résultats disponibles de l’EPS pour la centrale de Darlington.

Dans le cadre de la mesure [BIR 8504] selon laquelle le personnel de la CCSN doit présenter à la Commission une mise à jour sur les activités associées à l’établissement d’une position provisoire en matière de réglementation sur le regroupement des risques, le personnel a dressé en décembre 2017 à l’intention de la Commission un bilan de l’EPS pour l’ensemble du site [3]. La mise à jour comprenait une présentation sur le rôle actif que joue le personnel à l’échelle internationale, plus particulièrement auprès de l’AIEA et de l’Agence pour l’énergie nucléaire (AEN), en vue de faire avancer les travaux dans ce domaine (y compris les EPS pour les sites à tranches multiples), notamment le regroupement des risques. Les travaux de l’AEN sur l’état d’avancement de l’EPS au niveau du site ont pris fin en décembre 2018, et l’AEN prévoyait de publier le rapport final en 2020. L’AIEA a terminé son projet sur les EPS pour les sites à tranches multiples, y compris sa phase 3, soit un « examen de la méthode des EPS pour les sites à tranches multiples, à la lumière des enseignements tirés de l’étude de cas de la phase 2 ». L’AIEA a procédé à sa publication dans le cadre de la série de rapports de sûreté de l’AIEA.

Les projets de l’AEN et de l’AIEA ont permis de réitérer que la portée du regroupement des risques dépend fortement des exigences réglementaires ainsi que des utilisations et des applications prévues de l’EPS. La position du personnel de la CCSN en ce qui concerne le regroupement des risques est précisée à la section 4.2.2 du REGDOC-2.5.2, Conception d’installations dotées de réacteurs : Centrales nucléaires, et reste valable. La section 4.2.2 stipule notamment ce qui suit :

« Il est reconnu que pour les estimations prudentes, l’addition des paramètres de risque pour les événements externes avec les paramètres de risque pour les événements internes peut entraîner une interprétation fautive. Si le total regroupé devait dépasser les objectifs de sûreté, il faudrait éviter de tirer des conclusions de ce total tant que la portée du biais prudent pour d’autres dangers ne sera pas examinée. »

Analyse des accidents graves

En 2019, les titulaires de permis des centrales en exploitation ont poursuivi leurs analyses des accidents graves afin de soutenir l’EPS de niveau 2 pour l’évaluation des objectifs de sûreté des centrales, dans le but de démontrer l’efficacité de leurs programmes de gestion des accidents graves et de soutenir les exercices de simulation d’accidents graves et les exercices de préparation et d’intervention d’urgence.

Énergie NB a soumis une méthode d’EPS de niveau 2 actualisée et a continué de travailler sur la mise à jour de l’analyse de l’EPS de niveau 2. Dans cette méthode actualisée, un vaste ensemble d’analyses des accidents graves (utilisant le code informatique MAAP5-CANDU récemment mis à jour) a été défini et planifié pour soutenir l’évaluation des objectifs de sûreté pour Point Lepreau. Le personnel de la CCSN a jugé acceptable la méthode d’Énergie NB pour les simulations MAAP5‑CANDU.

En 2019, le personnel de la CCSN a examiné l’analyse des accidents graves des centrales nucléaires de Bruce Power et d’OPG à l’appui de leurs EPS de niveau 2. Le personnel de la CCSN prévoyait terminer ces examens en 2020.

Gestion des dossiers de sûreté (y compris les programmes de R-D)

Questions de sûreté liées aux réacteurs CANDU

Le personnel de la CCSN a continué de surveiller la gestion des questions de sûreté liées aux réacteurs CANDU (QSC) par les titulaires de permis des centrales en exploitation afin de garantir la mise en œuvre rapide et efficace des initiatives d’amélioration de la sûreté et des mesures de contrôle des risques propres à chaque centrale. En 2019, il restait 4 QSC de catégorie 3, dont 3 sont liées aux APRPGB :

  • AA9 – Analyse du coefficient de réactivité cavitaire
  • PF9 – Comportement du combustible lors de transitoires à haute température
  • PF10 – Comportement du combustible lors de transitoires de pointe de puissance

Les différentes catégories de QSC sont décrites dans les Renseignements généraux du cadre réglementaire pour des sites de centrales nucléaires [1]. Comme il est indiqué plus haut, les titulaires de permis de centrales en exploitation ont continué d’élaborer la méthode de l’AAC afin de traiter les QSC liées aux APRPGB. Dans le cadre d’un accord avec l’ensemble du secteur, Bruce Power a pris la tête de l’application réglementaire de la méthode de l’AAC. En 2019, les travaux de longue date sur la reclassification des QSC liées aux APRPGB ont progressé.

Pour Bruce Power, le personnel de la CCSN a examiné la soumission relative à l’AAC pour les APRPGB, l’évaluation de la taille seuil de rupture et les renseignements supplémentaires à l’appui de l’AAC. Par la suite, en novembre 2019, le personnel de la CCSN a accepté la demande de Bruce Power de reclasser 3 QSC touchant les APRPGB (AA9, PF9 et PF10) pour les faire passer de la catégorie 3 à la catégorie 2.

Les travaux effectués par les autres titulaires de permis dans ce domaine étaient en cours, et les titulaires de permis sont censés soumettre des demandes de reclassification de ces QSC une fois leurs analyses terminées.

QSC de catégorie 3 restantes

La quatrième QSC de catégorie 3, IH6, concerne l’évaluation systématique des répercussions des ruptures d’une conduite d’alimentation à haute énergie à l’intérieur du confinement. Au début de 2019, cette question n’était applicable en tant que QSC de catégorie 3 qu’à Point Lepreau et aux tranches 1 à 4 de la centrale de Pickering. (Pour les tranches 5 à 8 de Pickering, le personnel de la CCSN avait reclassé la QSC IH6 de la catégorie 3 à la catégorie 2 en 2018.)

En novembre 2019, le personnel de la CCSN a terminé son examen de la demande d’OPG concernant la reclassification de la QSC IH6 pour les tranches 1 à 4 de la centrale. Compte tenu de la réponse d’OPG à la demande d’informations et de précisions supplémentaires du personnel de la CCSN, la demande de reclassification d’OPG a été acceptée. Cependant, cette reclassification était assujettie à la soumission, par OPG, d’une assurance supplémentaire de l’état réel des conduites non nucléaires à haute énergie à l’intérieur du confinement.

Pour Point Lepreau, le personnel de la CCSN a examiné le rapport d’Énergie NB concernant l’analyse de la QSC IH6 et, en janvier 2019, il a reclassé la QSC IH6 de la catégorie 3 à la catégorie 2.

Reclassification de la QSC AA3

La QSC AA3, sur la validation des codes informatiques et des modèles de centrale, avait été reclassée de la catégorie 3 à la catégorie 2. Dans le cadre des activités en cours pour résoudre les problèmes résiduels liés à la QSC IH6, les titulaires de permis de centrales en exploitation ont contribué à la révision des lignes directrices du Groupe des propriétaires de CANDU (COG) sur la validation et l’évaluation de l’exactitude des codes, comme le décrit le RSR de 2018 [2]. Les titulaires de permis se sont également penchés sur d’autres domaines qui nécessitaient des améliorations additionnelles pour atteindre les objectifs du programme de validation des codes informatiques et des modèles de centrale associés à la QSC AA3. En 2019, les titulaires de permis ont fait le point sur les travaux restants concernant la QSC AA3 et ont demandé la clôture des mesures de suivi connexes. À la fin de 2019, la CCSN poursuivait son examen.

Programmes de R-D

En 2019, le personnel de la CCSN a poursuivi ses évaluations systématiques en vue de confirmer que l’industrie dispose de solides capacités de R-D ou y a accès afin de gérer toute question émergente, d’accroître ses connaissances et de renforcer la confiance à l’égard des dispositions de sûreté dans les principaux domaines.

Les titulaires de permis ont continué de participer aux programmes de R-D du COG et aux projets conjoints en collaboration avec les parties intéressées nationales et internationales, ce qui comprenait la surveillance, l’examen et le maintien de la capacité de R-D.

En 2019, tous les titulaires de permis ont soumis leurs rapports annuels de 2018 sur la R‑D du COG, qui comprenaient :

  • les rapports annuels donnant une vue d’ensemble du programme de R-D du COG et les plans opérationnels
  • des plans stratégiques pluriannuels et des examens de maintien de la capacité

Le programme de R-D du COG comprenait les 5 domaines de base suivants et le programme de R-D stratégique :

  • canaux de combustible
  • sûreté et autorisation
  • santé, sécurité et environnement
  • chimie, matériaux et composants
  • outils normalisés de l’industrie

Ces programmes visaient à soutenir l’exploitation sûre, fiable et efficace des réacteurs CANDU à court et à long terme. Leurs principaux objectifs étaient les suivants :

  • obtention de données expérimentales qualitatives et quantitatives pour démontrer les phénomènes clés durant la phase tardive d’un accident grave hypothétique
  • élaboration d’un ensemble cohérent d’exigences minimales pour l’évaluation des doses
  • élaboration et démonstration de l’efficacité de divers dispositifs d’atténuation dans l’enceinte de confinement
  • aide à l’industrie afin qu’elle accroisse les marges de sûreté des centrales CANDU dans tous les états de fonctionnement
  • établissement d’une base de données utilisable dans les codes informatiques des outils normalisés de l’industrie

2.5 Conception matérielle

En 2019, chaque titulaire de permis a apporté diverses modifications pour accroître le rendement global de ses installations et renforcé la sûreté sur le plan de la conception et des activités. Ces modifications n’ont eu aucune incidence sur la capacité des titulaires de permis à exploiter dans les limites de leurs dossiers de sûreté.

Gouvernance de la conception

En 2019, le personnel de la CCSN a examiné les mises à jour des programmes et des évaluations de la protection-incendie des titulaires de permis et a confirmé qu’ils étaient conformes aux exigences applicables en matière de protection-incendie.

Conception des systèmes

En 2019, le personnel de la CCSN a confirmé que les systèmes d’alimentation électrique et d’instrumentation et de contrôle (IC) des titulaires de permis fonctionnaient tel que prévu.

Conception des composants

Les titulaires de permis de centrales nucléaires en exploitation disposent de programmes matures de conception et d’inspection du combustible.

Au cours des dernières années, les centrales nucléaires en exploitation ont éprouvé des difficultés liées au rendement du combustible (p. ex., défectuosités du combustible ou vibrations dans les grappes de combustible). Cependant, ces problèmes ont pu être gérés adéquatement au moyen des programmes de combustible et du personnel des titulaires de permis. Les titulaires de permis ont respecté les limites réglementaires pour l’alimentation des grappes et des canaux de combustible pendant cette période. Le rendement du combustible est revenu aux normes historiques, des stratégies d’atténuation ayant été mises en place ou étant en cours d’élaboration pour les problèmes restants. Le personnel de la CCSN a continué de surveiller l’état des stratégies d’atténuation et s’est dit satisfait de la gestion de ces problèmes par l’industrie en 2019. Des renseignements plus approfondis concernant les difficultés et le rendement de chaque titulaire de permis se trouvent à la section 3.

Les titulaires de permis de centrales nucléaires en exploitation disposent de programmes de surveillance et de contrôle de l’état des câbles. Ces programmes sont vérifiés par des activités de conformité visant à garantir leur efficacité pour ce qui est de soutenir une exploitation sûre et fiable. Le personnel de la CCSN était satisfait de la gestion de ces programmes par les titulaires de permis en 2019.

2.6 Aptitude fonctionnelle

Aptitude fonctionnelle de l’équipement / Performance de l’équipement

Les titulaires de permis de centrales en exploitation surveillent le rendement ou l’état des systèmes spéciaux de sûreté (SSS) par rapport aux objectifs d’indisponibilité (pas plus de 0,001) afin de s’assurer que ces systèmes sont capables de remplir leurs fonctions prévues. Dans l’ensemble, les systèmes spéciaux de sûreté ont bien fonctionné en 2019 pour atteindre leurs objectifs d’indisponibilité (sauf les exceptions mentionnées à la section 3 du présent rapport).

Les titulaires de permis surveillent également les essais omis des systèmes importants pour la sûreté. Le tableau 6 et la figure 5 présentent les données pour les centrales en exploitation et « le secteur » dans son ensemble.

Le nombre total d’essais omis sur les systèmes de sûreté demeure très faible en 2019. En tout, 47 244 essais ont été réalisés et le pourcentage d’essais omis était de 0,01 %. L’impact d’un essai omis est négligeable, car la conception des centrales nucléaires comprend une redondance suffisante pour assurer la disponibilité continue des systèmes de sûreté. Le tableau 6 indique que 5 essais des SSS n’ont pas été achevés avant la date prévue.

Tableau 6 : Rendement des essais sur les systèmes de sûreté en 2019
Centrale nucléaire Nombre d’essais annuels prévus Nombre d’essais omis sur les systèmes de sûreté Essais omis (%)
Systèmes spéciaux de sûreté Systèmes de sûreté en attente Systèmes fonctionnels liés à la sûreté Total
Darlington 10 381 3 1 1 5 0,05
Pickering 14 318 0 0 0 0 0,00
Bruce-A 9 628 0 0 0 0 0,00
Bruce-B 8 824 0 0 0 0 0,00
Point Lepreau 4 093 2 0 0 2 0,05
Total pour le secteur 47 244 5 1 1 7 0,01
Figure 5 : Tendances relatives au rendement des essais sur les systèmes de sûreté, par centrale nucléaire et pour le secteur, de 2015 à 2019
Figure 5 - Version textuelle
Number of missed tests
DNGS PNGS Bruce A Bruce B Point Lepreau Total de l'industrie % d'essais omis
2015 0 0 0 3 7 10 0,02%
2016 0 2 2 0 1 5 0,01%
2017 1 0 3 0 1 5 0,01%
2018 0 5 1 0 0 6 0,01%
2019 5 0 0 0 2 7 0,01%

En 2016, OPG a lancé un projet conjoint sur la fiabilité des appareils de chargement du combustible avec Énergie NB, par l’entremise du COG, dans le but de prévenir la défaillance prématurée des joints d’étanchéité des ringards sur les appareils de chargement du combustible. Après les travaux d’ingénierie, d’essai et de fabrication, OPG a reçu en 2019 de nouveaux joints d’étanchéité, boîtiers et manchons de ringard (de type IV) pour les tranches 5 à 8 de Pickering. OPG a terminé l’installation initiale (tranche 8 ouest) le 27 décembre 2019 [BIR 17557, point iii].

MISE À JOUR : OPG a terminé l’installation suivante (tranche 7 est de Pickering) le 30 avril 2020. Les 2 appareils de chargement du combustible dont les joints ont été remplacés ont chargé des centaines de canaux de combustible sans éprouver de problème de performance. OPG procédait à l’installation des nouveaux joints pour les ringards des autres appareils de chargement des tranches 5 à 8. OPG s’attendait également à recevoir des matériaux supplémentaires pour l’entretien des ringards des tranches 1 et 4 de Pickering d’ici la fin août 2020.

Entretien

Le coefficient d’exécution de l’entretien préventif quantifie l’efficacité du programme d’entretien préventif en réduisant au minimum la nécessité de recourir à des activités d’entretien correctif pour les systèmes liés à la sûreté. La valeur moyenne du coefficient d’exécution de l’entretien préventif pour les centrales nucléaires en exploitation était de 94 % en 2019. Le personnel de la CCSN était satisfait de l’efficacité de l’entretien préventif réalisé par les titulaires de permis.

Les indicateurs de rendement concernant les retards dans l’entretien correctif, les retards dans l’entretien déficient et les reports des travaux d’entretien préventif permettent d’établir l’efficacité du programme d’entretien aux centrales nucléaires. Les retards dans l’entretien correctif et l’entretien déficient, ainsi que les reports des travaux d’entretien préventif déclarés dans le présent rapport de surveillance réglementaire portent uniquement sur les composants essentiels, qui sont définis par le titulaire de permis comme les travaux d’entretien qui sont importants sur le plan de la sûreté ou de l’exploitation de la centrale.

Les retards dans l’entretien et les reports des travaux d’entretien dans le secteur sont présentés au tableau 7. La moyenne de ces indicateurs de rendement en matière de sûreté pour l’industrie a diminué de façon continue ou a été maintenue à un niveau faible en 2019. Dans l’ensemble, le personnel de la CCSN est satisfait des progrès réalisés en 2019. Les niveaux actuels des retards et des reports dans l’entretien des composants essentiels des centrales nucléaires représentent un risque négligeable pour leur exploitation sûre.

Tableau 7 : Tendances de l’industrie relatives aux retards dans l’entretien et les reports de travaux d’entretien des composants essentiels des centrales nucléaires, de 2017 à 2019
Indicateur de rendement en matière de sûreté Nombre moyen de demandes de travail par semestre et par tranche en 2017 Nombre moyen de demandes de travail par semestre et par tranche en 2018 Nombre moyen de demandes de travail par semestre et par tranche en 2019 Tendance sur 3 ans
Retards cumulés dans l’entretien préventif 4 1 1 À la baisse
Retards cumulés dans l’entretien déficient 94 16 9 À la baisse
Reports de travaux d’entretien préventif 30 4 2 À la baisse

Gestion du vieillissement

Tubes de force et canaux de combustible – Rendement global

En ce qui concerne les tubes de force des centrales en exploitation, dans l’ensemble le personnel de la CCSN a estimé que les plans de gestion du cycle de vie (PGCV) reflétaient une bonne gestion du vieillissement. Le personnel de la CCSN a également examiné les résultats des inspections des canaux de combustible qui ont eu lieu régulièrement pendant les arrêts prévus pour inspection en 2019. Il a confirmé qu’aucun nouveau mécanisme de développement du défaut n’a été constaté et que les titulaires de permis ont évalué de façon appropriée toutes les constatations devant faire l’objet d’un suivi, conformément aux normes du Groupe CSA. Le personnel de la CCSN a conclu que l’aptitude fonctionnelle des tubes de force inspectés a été efficacement démontrée.

Le personnel de la CCSN était satisfait du travail accompli en 2019 par les titulaires de permis pour s’assurer que les espaceurs des canaux de combustible continuent de remplir leur fonction de conception. Un examen des renseignements disponibles a confirmé que les espaceurs annulaires se comportent d’une manière prévisible.

Le personnel de la CCSN a renforcé la surveillance réglementaire des activités des titulaires de permis visant à évaluer et à gérer le vieillissement des canaux de combustible des tranches entrant en période d’exploitation prolongée. Cet intérêt accru pour les canaux de combustible s’explique par le fait qu’ils sont exploités au-delà de 210 000 heures équivalentes pleine puissance (HEPP) à certaines tranches. (Les concepteurs avaient retenu 210 000 HEPP pour établir les exigences d’inspection et les niveaux acceptables de dégradation en service des tubes de force CANDU.)

Récents travaux de recherche et développement sur la gestion du vieillissement des tubes de force

Pour les changements en service des propriétés des tubes de force (p. ex., la ténacité à la rupture), la concentration d’hydrogène équivalent (Heq) est plus importante que les HEPP. La ténacité à la rupture est un paramètre important qui est modélisé et utilisé pour évaluer les fuites avant rupture et la protection contre la rupture des tubes de force. Pour des températures inférieures à 250 °C, la concentration de Heq dans les tubes de force constitue un élément critique du modèle de ténacité. Le modèle analytique de ténacité actuellement accepté par la CCSN pour cette plage de températures n’est valide que jusqu’à une concentration de Heq de 120 ppm.

Les titulaires de permis ont poursuivi la R-D concernant la modélisation de la ténacité à la rupture des matériaux des tubes de force en 2019, car certains réacteurs en exploitation pourraient atteindre une concentration en Heq de 120 ppm avant leur réfection ou leur arrêt prévus. En outre, des améliorations relatives au modèle et à son applicabilité étaient nécessaires pour maintenir la confiance dans son utilisation.

Le personnel de la CCSN estime que le processus de réglementation actuel visant à surveiller la validation supplémentaire du modèle actuel de ténacité à la rupture jusqu’à la limite Heq de 120 ppm est adéquat pour s’assurer que le modèle appuiera adéquatement les évaluations exigées par les normes du Groupe CSA. En vue de préparer les tranches qui approchent de la limite de validité du modèle de ténacité actuel (Heq de 120 ppm dans tout tube de force), les titulaires de permis doivent également élaborer un modèle de ténacité révisé (capable de prévoir la ténacité au-delà de la limite Heq de 120 ppm) et soumettre le fondement technique à l’approbation du personnel de la CCSN bien avant qu’un tube de force n’atteigne 120 ppm.

Les titulaires de permis doivent obtenir l’accord du personnel de la CCSN (pour la centrale nucléaire de Pickering) ou l’approbation de la Commission (pour les centrales de Bruce‑A et de Bruce‑B) pour exploiter tout tube de force au-delà de la limite Heq de 120 ppm. L’annexe C fournit des détails sur l’état actuel et prévu des canaux de combustible [RIB 14757, point ii] et la validité du modèle de ténacité à la rupture des centrales nucléaires de l’Ontario sont fournis à l’annexe C.

En 2019, le personnel de la CCSN a surveillé activement les progrès des activités de recherche de l’industrie pour s’assurer que les titulaires de permis comprennent suffisamment les problèmes de dégradation afin d’exploiter les tubes de force en toute sûreté, en particulier ceux dont l’exploitation sera prolongée. Plus précisément, le personnel de la CCSN a surveillé le projet de gestion de la durée de vie des canaux de combustible, qui comprenait les activités suivantes en 2019 :

  • recherche axée sur la ténacité à la rupture des zones proches de l’entrée des tubes de force, et les changements dans la ténacité lorsque la limite Heq de 120 ppm est dépassée [BIR 14757, point i]
  • collecte de données additionnelles d’essai d’éclatement, appuyant l’élaboration d’une version révisée du modèle de ténacité [BIR 14757, point i]
  • poursuite de l’élaboration de méthodes d’évaluation :
    • une approche probabiliste pour démontrer la protection contre la rupture (c.-à-d. la confirmation qu’un tube de force respectera sa conception nominale si une fissure non détectée fait l’objet de pression/transitoires de température de référence)
    • une approche entièrement déterministe pour évaluer les risques de fissuration posés par une surcharge localisée d’hydrures (c.-à-d. lorsque la zone d’hydrures est exposée à une contrainte supérieure à ce qui était en place au moment de la formation initiale)
  • élaboration continue d’un ensemble de lignes directrices normalisées de l’industrie sur l’aptitude fonctionnelle des espaceurs annulaires en Inconel X-750 (« à ajustement serré »)

Dans l’ensemble, le personnel de la CCSN était satisfait du travail accompli par les titulaires de permis pour démontrer et appuyer l’exploitation sûre des tubes de force à court et à moyen terme.

Contrôle chimique

Les figures 6 et 7 montrent les valeurs des indicateurs de rendement en matière de sûreté « indice chimique » et « indice de conformité chimique » pour les centrales en exploitation de 2015 à 2019. D’après ces valeurs, le personnel de la CCSN a déterminé que le contrôle chimique était acceptable pour tous les titulaires de permis. Les résultats relativement faibles de l’indice de conformité chimique pour Bruce-A et Bruce-B (figure 7) sont attribuables à une tendance à la baisse de la pureté isotopique du modérateur (eau lourde [D2O]) pour toutes les tranches. Cependant, il n’y a pas eu d’impact sur l’exploitation sûre de Bruce-A et de Bruce-B, et les fonctions des systèmes de sûreté n’ont pas été altérées.

Figure 6 : Tendances relatives à l’indice chimique pour le secteur, de 2015 à 2019
Figure 6 - Version textuelle
Indice chimique
2015 2016 2017 2018 2019
DNGS 99.48 99.37 98.60 98.76 99.80
PNGS 1,4 98.33 98.16 97.78 97.72 99.50
PNGS 5-8 99.40 99.54 99.59 99.36 99.60
Bruce-A 95.58 93.95 99.30 98.61 99.30
Bruce-B 97.20 97.56 99.18 99.10 99.30
Pt.Lepreau 96.29 97.60 97.88 98.25 98.10
Figure 7 : Tendances relatives à l’indice de conformité chimique pour le secteur, de 2015 à 2019
Figure 7 - Version textuelle
Indice chimique de conformité
2015 2016 2017 2018 2019
DNGS 99.99 99.97 100.00 99.59 100.00
PNGS 1,4 99.81 99.96 99.59 99.81 99.97
PNGS 5-8 99.97 99.99 99.63 99.98 99.98
Bruce-A 92.55 92.87 93.33 94.12 95.90
Bruce-B 97.81 96.55 94.33 95.17 93.40
Pt.Lepreau 98.75 99.38 98.72 96.91 99.10

Inspections et essais périodiques

Les titulaires de permis de centrales nucléaires en exploitation élaborent des programmes d’inspection périodique conformes à la norme N285.7 de la CSA, Inspection périodique des systèmes et des composants complémentaires des centrales nucléaires CANDU, qui seront adoptés à l’avenir comme critères de vérification de la conformité pour toutes les centrales en exploitation, à l’exception de Pickering. La mise en œuvre d’un programme pour la norme N285.7 n’était pas pratique à Pickering étant donné sa fermeture prévue en 2024. Toutefois, le personnel de la CCSN appliquera à Pickering l’expérience acquise lors de sa mise en œuvre à d’autres centrales nucléaires afin de répondre aux préoccupations éventuelles en matière de sûreté, le cas échéant.

2.7 Radioprotection

Application du principe ALARA (aussi bas qu’il soit raisonnablement possible d’atteindre)

En 2019, la dose collective totale reçue par les individus contrôlés dans toutes les centrales nucléaires et les IGD au Canada était de 20,4 personnes-sieverts (p-Sv), soit environ 21 % de moins que la dose collective déclarée en 2018 pour l’ensemble du secteur (25,9 p-Sv). Le nombre de personnes ayant reçu une dose à déclaration obligatoire en 2019 (9 857) était légèrement supérieur aux valeurs de 2018 (9 792). La diminution de la dose collective totale est principalement due à une réduction des activités de réfection entraînant de fortes doses à Darlington.

La majeure partie des doses collectives pour les centrales nucléaires et les IGD provient des centrales nucléaires en exploitation. Le tableau 8 indique les doses collectives pour chaque centrale. On voit que les arrêts (y compris les activités de réfection) représentaient une fraction beaucoup plus importante de la dose collective que les opérations courantes, et que la dose externe était, collectivement, beaucoup plus importante que la dose interne.

Tableau 8 : Répartition de la dose collective entre les centrales nucléaires en exploitation en 2019 (personne-mSv)
Centrale Opérations courantes Arrêts Dose interne Dose externe Total
Darlington 394 7 263* 469 7 188* 7 657*
Pickering 869 2 216 652 2 433 3 085
Point Lepreau 224 372 156 440 596
Bruce-A 336 4 725 262 4 798 5 061
Bruce-B 575 4 100 297 4 377 4 674

En 2019, seule Darlington avait une dose attribuable aux activités de réfection.

Les figures 8, 9 et 10 présentent les doses efficaces (moyennes et maximales) et la répartition des doses parmi les individus contrôlés, d’après les registres de dosimétrie fournis à la CCSN par les centrales nucléaires et les IGD, pour la période de 2015 à 2019.

La figure 8 montre qu’en 2019 la dose efficace moyenne à chaque centrale nucléaire et IGD se situait entre 0,23 et 3,07 millisieverts (mSv) par an. En général, les écarts entre les doses moyennes d’une année à l’autre reflètent le type et l’ampleur des travaux réalisés à chacune des installations. Aucune tendance négative n’a été observée en 2019. La dose efficace moyenne annuelle en 2019 dans toutes les centrales nucléaires canadiennes était de 2,07 mSv, soit une diminution d’environ 21,5 % par rapport à la valeur de 2,64 mSv observée en 2018.

Figure 8: Tendances relatives aux doses efficaces moyennes des individus contrôlés, de 2015 à 2019
Figure 8 - Version Textuelle
DNGS PNGS Point Lepreau Bruce A&B Gentilly-2 WWMF DWMF PWMF
2015 1,18 2,31 0,70 2,78 0,11 0,30 0,50 0,40
2016 1,42 2,00 1,20 3,51 0,01 0,30 0,50 0,40
2017 3,24 1,75 0,80 2,56 0,37 0,30 0,50 0,40
2018 2,67 2,06 1,3 3,47 0,31 0,40 0,30 0,60
2019 1,93 1,45 0,76 3,07 0,23 0,60 0,20 0,40

Les renseignements contextuels sur le principe ALARA sont fournis dans les Renseignements généraux du cadre réglementaire pour des sites de centrales nucléaires [1].

Contrôle des doses des travailleurs

La figure 9 présente les doses efficaces individuelles maximales annuelles déclarées à chacune des centrales nucléaires et IGD pour la période de 2015 à 2019. En 2019, la dose efficace individuelle maximale, soit 16,69 mSv, reçue sur un seul site l’a été par un travailleur qui a exercé des tâches à Bruce-A et à Bruce-B. Aucune personne se trouvant dans une centrale nucléaire ou IGD n’a reçu d’exposition au rayonnement qui dépassait la limite de dose réglementaire de 50 mSv/an pour les travailleurs du secteur nucléaire, comme le prescrit le Règlement sur la radioprotection.

Dans l’ensemble, le personnel de la CCSN était satisfait du contrôle exercé par les titulaires de permis sur les doses reçues par les travailleurs en 2019.

Figure 9 : Tendances relatives aux doses efficaces individuelles maximales, de 2015 à 2019
Figure 9 - Version textuelle
DNGS PNGS Bruce A&B Point Lepreau Gentilly-2 WWMF DWMF PWMF
2015 9,78 15,38 15,40 6,60 1,46 0,90 1,70 0,90
2016 9,13 18,04 23,05 14,01 0,85 1,10 0,70 1,10
2017 18,94 14,58 13,05 11,40 1,16 0,80 1,10 1,40
2018 18,47 15,70 22,19 13,30 2,16 2,50 0,70 1,50
2019 12,37 14,8 10,3 16,69 1,13 1,8 0,8 0,9

Rendement du programme de radioprotection

La figure 10 montre la répartition des doses efficaces annuelles reçues par tous les individus contrôlés à toutes les centrales nucléaires canadiennes de 2015 à 2019. Toutes les doses déclarées étaient inférieures à la limite de dose réglementaire annuelle de 50 mSv pour les travailleurs du secteur nucléaire. En fait, environ 84 % des doses déclarées étaient égales ou inférieures à la limite de dose réglementaire annuelle beaucoup plus faible de 1 mSv pour les membres du public.

Figure 10 : Tendances relatives à la distribution des doses efficaces annuelles reçues par toutes les personnes contrôlées dans les centrales nucléaires canadiennes, de 2015 à 2019
Figure 10 - Version textuelle
Nombre de travailleurs surveillés < 0.01 mSv (niveau minimal à déclarer) 0.01 - 1 mSv 1-5 mSv 5-10 mSv 10-15 mSv 15-20 mSv 20-50 mSv

> 50 mSv

Limite de dose réglementaire annuelle pour les travailleurs du secteur nucléaire (50 mSv/an)

2015 27.229 19.729 3.725 2.788 906 78 3 0 0
2016 29.055 21.358 3.661 2.783 1.126 99 19 9 0
2017 32.060 22.538 4.333 3.569 1.217 284 119 0 0
2018 31.913 22.121 4.137 3.838 1.450 323 38 6 0
2019 32.490 22.621 4.656 4.006 1.067 129 11 0 0

Contrôle des dangers radiologiques

En 2019, aucun seuil d’intervention pour le contrôle de la contamination n’a été dépassé, et le personnel de la CCSN n’a relevé aucun problème important sur le plan de la sûreté à une centrale nucléaire ou à une IGD.

2.8 Santé et sécurité classiques

Rendement

Cette section fournit les données pour les indicateurs de rendement en matière de sûreté « taux de gravité des accidents » (TGA), « fréquence des accidents » (FA) et « taux d’accidents de travail » (ISAR, de l’anglais industrial safety accident rate). Le TGA désigne le nombre total de jours de travail perdus en raison de blessures professionnelles pour chaque tranche de 200 000 heures-personnes (environ 100 années-personnes) travaillées aux centrales. La FA désigne le nombre de décès et de blessures (perte de temps et traitement médical) attribuables à des accidents pour chaque tranche de 200 000 heures-personnes travaillées aux centrales nucléaires. Enfin, le paramètre ISAR désigne le nombre d’accidents qui entraînent un décès, une perte de temps ou des travaux restreints pour chaque tranche de 200 000 heures travaillées par le personnel des centrales nucléaires.

Il convient de noter que le REGDOC-3.1.1, Rapports à soumettre par les exploitants de centrales nucléaires, exige que les titulaires de permis de centrale nucléaire déclarent ces données pour leurs travailleurs et pour les entrepreneurs, mais pas pour les entrepreneurs tiers (c.-à-d. les sous-traitants). En 2019, la Commission a noté l’importance des données sur les blessures pour les entrepreneurs tiers et elle a également noté l’intérêt d’obtenir des données plus complètes (plus précisément, la fréquence totale des blessures enregistrables) [6]. Reconnaissant que la collecte de ces données n’était pas requise par le REGDOC-3.1.1, la Commission a demandé au personnel de la CCSN de comparer les coûts et les avantages de l’ajout de cette exigence au REGDOC-3.1.1. À la fin de 2019, le personnel de la CCSN envisageait cette analyse dans le cadre d’une révision prévue du REGDOC-3.1.1 [BIR 17560].

Les valeurs des paramètres TGA, FA et ISAR pour les centrales nucléaires et la moyenne du secteur sont présentées aux figures 11, 12 et 13, respectivement. Les données dans ces figures indiquent que les taux d’accidents et de pertes de temps dues à des accidents demeurent faibles. Le personnel de la CCSN a constaté qu’il n’y a eu aucun accident mortel lié au travail aux centrales nucléaires et aux IGD du Canada en 2019.

Figure 11 : Tendances relatives au taux de gravité des accidents pour les centrales nucléaires canadiennes et le secteur canadien, de 2015 à 2019
Figure 11 - Version textuelle
DNGS PNGS Point Lepreau Bruce A & B Secteur
2015 1,4 0,5 0,0 0,0 0,5
2016 1,3 4,2 0,0 2,6 2,5
2017 2,2 8,9 0,0 2,8 4,1
2018 0,0 6,4 3,4 1,2 2,6
2019 0,0 0,0 0,0 3,7 1,5
Figure 12 : Tendances relatives à la fréquence des accidents pour les centrales nucléaires canadiennes et le secteur canadien, de 2015 à 2019
Figure 12 - Text version
DNGS PNGS Point Lepreau Bruce A & B Secteur
2015 0,28 0,43 0,24 0,28 0,32
2016 0,18 0,66 0,33 0,46 0,44
2017 0,32 0,10 0,33 0,46 0,32
2018 0,36 0,25 0,30 0,38 0,34
2019 0,21 0,14 0,77 0,23 0,26

Le paramètre ISAR, illustré à la figure 13, est un indicateur de rendement en matière de sûreté qui est également surveillé par la WANO de manière similaire. Les objectifs de la WANO pour ce paramètre sont superposés à la figure 13 - un objectif minimal que les centrales individuelles doivent atteindre et un objectif plus ambitieux qui est utilisé pour évaluer le rendement collectif des centrales exploitées par tous les membres de la WANO. La figure 13 indique que les centrales nucléaires canadiennes se situent individuellement et collectivement bien en deçà des objectifs individuels et collectifs respectifs de la WANO depuis 2015.

Pour mettre les données canadiennes en contexte, la WANO a rapporté que 85 % des centrales dans le monde ont atteint l’objectif minimal de la WANO pour les centrales individuelles et que 75 % de ces centrales ont également atteint l’objectif collectif plus ambitieux en 2019. En 2019, toutes les centrales canadiennes ont atteint l’objectif collectif plus ambitieux de la WANO.

Figure 13 : Tendances relatives au taux d’accidents de travail pour les centrales nucléaires canadiennes et le secteur canadien, de 2015 à 2019
Figure 13 - Version textuelle
DNGS PNGS Point Lepreau Bruce A & B Secteur
2015 0,09 0,04 0,00 0,00 0,03
2016 0,04 0,03 0,00 0,02 0,03
2017 0,04 0,07 0,00 0,05 0,05
2018 0,04 0,04 0,10 0,10 0,07
2019 0,00 0,00 0,00 0,07 0,03

2.9 Protection de l’environnement

Contrôle des effluents et des émissions (rejets)

Ces limites sont fondées sur les limites de rejet dérivées (LRD), qui sont des quantités de radionucléides (rejetés sous forme d’émissions atmosphériques ou d’effluents dans l’eau) calculées en fonction de la limite de dose réglementaire de 1 mSv par année. L’IGDD et l’IGDP sont visées par les LRD des centrales nucléaires de Darlington et de Pickering, respectivement. L’IGDW possède ses propres LRD pour les rejets atmosphériques et liquides. L’annexe D dresse la liste des LRD.

L’annexe D fournit également les données sur les rejets de radionucléides dans l’environnement en 2019. Les rejets étaient bien inférieurs aux LRD à chaque installation. En fait, les rejets étaient, dans de nombreux cas, inférieurs de 3 ordres de grandeur ou plus à la LRD applicable. Cela signifie qu’aucun rejet radiologique dans l’environnement provenant des installations n’a dépassé les limites réglementaires. En outre, 1 seul seuil d’intervention environnemental a été dépassé en 2019 dans les centrales nucléaires et les IGD (il s’agissait d’un seuil d’intervention environnemental mensuel; voir la section 3.3.9 pour plus de détails). Les seuils d’intervention environnementaux sont de 10 % de la LRD (ou moins, selon l’installation) pour le type de rejet.

Système de gestion de l’environnement

Tous les systèmes de gestion de l’environnement (SGE) pour les centrales nucléaires et les IGD en exploitation sont homologués selon la norme ISO 14001 : 2015, Systèmes de management environnemental – Exigences et lignes directrices pour son utilisation. En raison de cette homologation, les SGE font l’objet de vérifications et d’examens périodiques par des tiers indépendants qui en vérifient la suffisance et relèvent les possibilités d’amélioration. Le personnel de la CCSN a confirmé, au moyen d’inspections, que la direction des titulaires de permis a procédé à l’examen annuel des SGE en 2019 et que les mesures correctives ont été documentées.

Évaluation et surveillance

Les titulaires de permis de centrales nucléaires et d’IGD adjacentes sont tenus de soumettre des rapports annuels sur l’environnement à la CCSN. Les titulaires de permis surveillent régulièrement les eaux souterraines autour de tous les sites et soumettent les résultats annuellement à la CCSN. Le personnel de la CCSN a examiné les résultats de la surveillance pour 2019 et a conclu que les activités autorisées n’ont eu aucun effet négatif sur l’environnement.

Le Programme indépendant de surveillance environnementale (PISE) de la CCSN n’a pas inclus d’activités de surveillance en 2019 dans le voisinage immédiat des installations visées par le présent RSR. Les résultats du PISE des années précédentes avaient permis de conclure que le public et l’environnement à proximité de tous les sites étaient protégés.

Dose estimée au public

Le tableau 9 présente la dose estimée au public provenant des émissions atmosphériques et des rejets liquides pour la période de 2015 à 2019. Il est à noter que les données pour les centrales nucléaires de Bruce, de Darlington et de Pickering comprennent celles de l’IGDW, de l’IGDD et de l’IGDP, respectivement. Le tableau montre que les doses au public étaient bien inférieures à la limite de dose réglementaire annuelle de 1 mSv pour les membres du public, et se situaient sous 1,8 mSv, qui est la dose du rayonnement de fond moyenne annuelle au Canada. Une comparaison des données de 2019 avec celles des années précédentes indique que les valeurs sont demeurées dans la même fourchette générale (<0,01 mSv) que les valeurs de 2015 à 2018.

La valeur de la dose estimée en 2019 aux installations de Gentilly-2 (0,003 mSv) était inférieure à celle de 2018 pour ces installations, mais supérieure aux valeurs pour les autres centrales nucléaires. Cependant, une dose de 0,003 mSv est encore une valeur relativement faible (bien en deçà de la limite réglementaire de 1 mSv).

Tableau 9 : Tendances relatives aux doses estimées au public dues aux centrales nucléaires canadiennes (mSv), de 2015 à 2019
Site de Darlington Site de Pickering Point Lepreau Site de Bruce Gentilly-2
2015 0,0005 0,0012 0,0006 0,0029 0,0010
2016 0,0006 0,0015 0,0009 0,0016 0,0010
2017 0,0007 0,0018 0,0007 0,0021 0,0070
2018 0,0008 0,0021 0,0007 0,0017 0,0090
2019 0,0004 0,0017 0,0012 0,0015 0,0030

2.10 Gestion des urgences et protection-incendie

Préparation et intervention en cas d’urgence nucléaire

Les plans d’urgence nucléaire des titulaires de permis comprennent des mesures pour faire face aux urgences sur le site, ainsi que des mesures qui soutiennent la planification, la préparation et les interventions en cas d’urgences hors site. Il convient de noter qu’OPG dispose d’un plan d’urgence nucléaire unique et consolidé qui couvre les sites de Darlington et de Pickering et comprend les IGD de Darlington et de Pickering. L’installation Western est couverte par les plans d’intervention en cas d’urgence nucléaire et en cas d’incendie de Bruce Power.

Les paragraphes suivants décrivent les développements récents en 2019 concernant la planification des urgences hors site et fournissent également, au besoin, des renseignements historiques sur les années précédentes concernant les plans provinciaux en cas d’urgence nucléaire et les activités connexes.

Province de l’Ontario

Plans provinciaux d’intervention d’urgence nucléaire

Le lieutenant-gouverneur en conseil de l’Ontario a approuvé le plan directeur actualisé du Plan provincial d’intervention en cas d’urgence nucléaire (PPIUN) en décembre 2017. Cette approbation a déclenché l’élaboration de plans de mise en œuvre propres à chaque site et l’incorporation ultérieure des dispositions pertinentes dans les plans d’urgence des titulaires de permis de l’Ontario [BIR 17522, point i].

En 2018, les travaux se sont concentrés sur les plans de mise en œuvre du PPIUN de Darlington, de Pickering et de Bruce Power afin d’assurer la conformité avec le plan directeur et de mettre à jour les dispositions en matière de préparation et d’intervention depuis la publication des dernières versions en 2009. Les plans de mise en œuvre de Pickering et Bruce Power ont reçu l’approbation par décret en mars 2018 [BIR 17522, point ii].

MISE À JOUR : Le plan de mise en œuvre de Darlington a reçu l’approbation finale en mars 2019. Une étude technique examinant la base de planification pour les zones de Pickering, Darlington, Bruce Power et Fermi 2, s’appuyant sur une modélisation robuste, a été soumise au printemps 2019 au Solliciteur général [BIR 17522, point iii]. Une fois l’étude publiée, les titulaires de permis de l’Ontario prévoient réviser en conséquence leurs programmes de formation pour le nouveau personnel d’intervention d’urgence.

Gestion des situations d’urgence Ontario (GSUO) a fait des progrès en 2019 sur un certain nombre de questions liées à la préparation du PPIUN, notamment les processus de notification et les accords, la participation au groupe de travail dirigé par la CCSN sur la distribution de comprimés d’iodure de potassium (KI) (Groupe de travail sur les comprimés de KI) et la révision des bulletins d’urgence pour les aligner sur le nouveau PPIUN.

En juin 2018, le ministère des Transports de l’Ontario (MTO) s’est efforcé d’obtenir l’autorisation d’embaucher un consultant pour rédiger la méthode de gestion des transports et 5 plans de gestion unifiée des transports propres à chaque site, comme l’exige le PPIUN de 2017. À l’automne 2019, l’approche a été modifiée afin d’envisager des options pour l’utilisation des ressources internes du Ministère. Le personnel du MTO a également participé à des discussions interministérielles régulières pour s’assurer que les plans de gestion unifiée des transports intègrent des stratégies efficaces de contrôle du trafic et puissent être mis en œuvre sur le terrain [BIR 17522, point iv].

OPG a poursuivi ses travaux en 2019 pour réviser son programme d’information et de divulgation publiques pour les personnes vivant à l’extérieur de la zone de planification de Pickering [BIR 17522, point v)]. OPG a continué de collaborer avec ses principaux partenaires en tant que membres du sous-comité de sensibilisation du public au nucléaire de Pickering/Darlington (la prochaine réunion du sous-comité est prévue pour septembre 2020) et du Groupe de travail sur les comprimés de KI. OPG a également soutenu la municipalité régionale de Durham et la ville de Toronto dans l’élaboration d’une stratégie locale d’éducation et de sensibilisation du public pour les zones entourant les centrales de Pickering et de Darlington, y compris les zones situées en dehors de la zone de planification détaillée. Cette stratégie et les tactiques de soutien devraient être achevées d’ici la fin de 2020.

Mission d’examen de l’état de préparation aux situations d’urgence de l’AIEA

En 2018, le Bureau du commissaire des incendies et de la gestion des urgences (BCIGU) de l’Ontario a continué de soutenir Santé Canada et la CCSN pour le volet ontarien de la mission EPREV (Examen de l’état de préparation aux situations d’urgence) de l’AIEA qui s’est concentré sur la centrale nucléaire de Darlington. En juin 2019, le BCIGU a accueilli l’équipe de l’EPREV à Toronto. Voir le CMD 20-M14 [7] pour plus de détails sur l’EPREV.

Plan d’assurance et de surveillance des rayonnements dans l’environnement

L’assurance et la surveillance des rayonnements dans l’environnement se fait pendant une urgence nucléaire afin d’éclairer la prise de décisions en matière de mesures de protection ainsi que la planification du rétablissement. À la fin de 2019, le BCIGU a finalisé le plan d’assurance et de surveillance des rayonnements dans l’environnement en se basant sur les contributions de diverses parties intéressées, y compris des ministères fédéraux et plusieurs ministères de l’Ontario (ministère de la Santé et des Soins de longue durée, ministère du Travail, de la Formation et du Développement des compétences, ministère de l’Agriculture, de l’Alimentation et des Affaires rurales et ministère de l’Environnement, de la Protection de la nature et des Parcs). Les approbations finales étaient attendues en 2020, après quoi le BCIGU prévoit travailler avec les parties intéressées pour élaborer et mettre en œuvre les procédures nécessaires à l’exécution du plan, y compris la formation requise. Cet effort devrait prendre plusieurs années.

Province du Nouveau-Brunswick

En août 2018, l’Organisation des mesures d’urgence du Nouveau-Brunswick (OMUNB) a publié et mis en ligne un nouveau Plan d’urgence applicable à l’extérieur de la centrale nucléaire de pour Point Lepreau. L’OMU NB l’a harmonisé avec les exigences nationales et internationales applicables et a rendu son interface plus conviviale. Le personnel de la CCSN a confirmé que la centrale de Point Lepreau est conforme au nouveau plan.

En février 2019, le nouveau Centre d’opérations d’urgence hors site situé à St. George a été déclaré opérationnel.

L’OMUNB a réalisé un sondage démographique sur la sécurité publique entre avril et septembre 2019. Elle a posé une série de questions à tous les résidents, ce qui a permis à l’OMUNB de produire des rapports détaillés sur les résidents vivant dans les différentes zones entourant le site de Point Lepreau. L’OMUNB a tenu à jour la base de données du sondage, qui comprenait également des données sur la distribution des comprimés de KI (p. ex., qui les a reçus et quand, et qui les a refusés).

Province du Québec

Le Plan des mesures d’urgence nucléaire externe à la centrale nucléaire de Gentilly-2 (ou PMUNE-G2) a été aboli en 2016. Toutefois, le Plan national de sécurité civile (PNSC) plus global du Québec demeure en place pour faire face aux urgences en général. Le PNSC fait appel à la collaboration de divers ministères et organismes gouvernementaux qui ont un rôle défini à jouer dans l’intervention d’urgence. La Direction de la santé publique du ministère de la Santé et des Services sociaux du Québec interviendra en cas d’urgence infectieuse, chimique, biologique ou radiologique.

Exercices d’urgence

Bruce Power a organisé un exercice à grand déploiement (exercice « Huron Resilience ») sur le site de Bruce du 20 au 23 octobre 2019. Cet exercice a permis de tester et de valider la préparation aux situations d’urgence, les capacités d’intervention et les processus de collaboration et de consultation de Bruce Power et de ses parties intéressées. Consulter la section 3.5.10 pour obtenir plus de détails. Bruce Power a testé, par un exercice sur table, ses procédures de continuité des activités.

Préparation et intervention en cas d’incendie

OPG a mené 3 exercices d’incendie à chacune de ses IGD en 2019.

2.11 Gestion des déchets

Caractérisation des déchets, minimisation des déchets, pratiques de gestion des déchets et plans de déclassement

Les déchets radioactifs de faible activité (DRFA) générés à l’IGD de Darlington et à l’IGDP se limitent généralement aux articles de nettoyage du sol susceptibles de contenir de la contamination provenant de la préparation et du soudage des conteneurs de stockage à sec (CSS). L’IGDD et l’IGDP envoient leurs DRFA – représentant moins de 1 fût par installation – aux centrales de Darlington et de Pickering, respectivement, pour séparation si nécessaire. Les CSS sont éventuellement transportés à l’IGDW pour y être entreposés. Les DRFA de l’IGDW sont traités et/ou entreposés sur place. OPG ne produit pas de déchets radioactifs de moyenne activité (DRMA) à l’IGDD, à l’IGDP ou à l’IGDW.

OPG a entrepris un projet pilote de tri des déchets à l’IGDW afin de réduire davantage le volume de déchets entreposés à l’installation par incinération, compactage, décontamination ou rejet sans restriction.

Tous les titulaires de permis de centrales nucléaires et d’IGD ont continué d’exécuter des programmes efficaces pour caractériser, réduire au minimum, manipuler, transporter, entreposer et stocker définitivement les déchets radioactifs et dangereux en 2019.

Il n’y a pas eu de changements à noter pour 2019 concernant les plans préliminaires de déclassement (PPD) des installations nucléaires visées par le présent rapport. Au moment de son examen, le personnel de la CCSN a constaté que les documents respectaient ou dépassaient les exigences réglementaires et les orientations. Remarque : Le PPD pour Bruce Power est fourni par OPG. Bruce Power et OPG ont mis leurs PPD à la disposition du public.

Les garanties financières pour le déclassement sont traitées à la section 2.15.

2.12 Sécurité

Installations et équipement

Les titulaires de permis n’ont signalé au personnel de la CCSN aucune défaillance importante de l’équipement de sécurité en 2019.

Arrangements en matière d’intervention

Tous les titulaires de permis ont doté leurs installations d’agents de sécurité nucléaire et de membres de la force d’intervention pour la sécurité nucléaire bien formés et bien équipés et ont conclu des arrangements officiels avec des services d’intervention armés hors site. Ils ont fourni d’importantes ressources au programme de contrôle des aptitudes de la CCSN sous forme de personnel spécialisé et de participants à l’Unité canadienne d’adversaires tactiques, qui réalise des exercices « force contre force » aux sites à sécurité élevée.

Entraînements et exercices

En 2019, les titulaires de permis ont maintenu des programmes d’entraînements et d’exercices qui répondaient aux exigences réglementaires applicables et ont testé l’efficacité du système de protection physique de leurs installations, conformément à leurs menaces de référence.

Cybersécurité

Les titulaires de permis ont continué de collaborer au programme du Groupe des propriétaires de centrales CANDU (COG) sur la cybersécurité afin de communiquer les leçons apprises et d’élaborer des pratiques exemplaires de l’industrie pour la mise en œuvre de contrôles en la matière.

2.13 Garanties et non-prolifération

Contrôle et comptabilité des matières nucléaires

Le personnel de la CCSN a confirmé qu’en 2019, la comptabilité et le contrôle des matières nucléaires à toutes les centrales nucléaires et aux IGD étaient conformes aux exigences réglementaires applicables. Les titulaires de permis ont soumis leurs grands livres généraux mensuels dans les délais.

En février 2018, la CCSN a publié le REGDOC-2.13.1, Garanties et comptabilité des matières nucléaires. Ce document d’application de la réglementation vise à établir une compréhension commune des renseignements, de l’accès et du soutien que les titulaires de permis doivent fournir à la CCSN et à l’AIEA afin de faciliter la conformité du Canada à ses accords de garanties.

Le personnel de la CCSN avait demandé aux titulaires de permis concernés de fournir un plan de mise en œuvre pour satisfaire aux exigences du REGDOC-2.13.1 pour juillet 2018. Énergie NB et Bruce Power ont mis en œuvre le nouveau document d’application de la réglementation avant la fin de 2019. OPG prévoyait de mettre pleinement en œuvre le document d’application de la réglementation d’ici 2021, bien qu’elle ait déjà réalisé des progrès importants en vue de sa mise en œuvre en 2019.

Le personnel de la CCSN a déterminé que les installations d’Hydro-Québec à Gentilly-2 répondaient déjà aux nouvelles exigences. Aucune autre mesure n’est requise pour Hydro-Québec.

Accès de l’AIEA et assistance à l’AIEA

En 2019, l’AIEA a effectué 19 inspections annoncées, 5 inspections à court délai de préavis et 30 inspections inopinées aux centrales nucléaires et aux IGD. Le tableau 10 indique le nombre d’activités menées par l’AIEA à chaque centrale nucléaire et IGD en 2019.

Tableau 10 : Activités de l’AIEA en matière de garanties en 2019
Activité Darlington IGDD Pickering IGDP Bruce-A Bruce-B IGDW Point Lepreau Gentilly-2 Total
Vérifications de l’inventaire physique 1 1 1 1 1 1 1 1 1 9
Vérifications des renseignements descriptifs 1 1 2 1 1 1 1 1 1 10
Inspections aléatoires à court préavis 1 S.O. 1 S.O. 1 1 S.O. 1 0 5
Inspections inopinées 5 2 3 6 4 4 4 5 2 30
Accès complémentaire 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Le personnel de la CCSN a vérifié que les titulaires de permis satisfaisaient aux exigences réglementaires applicables en matière d’accès et d’assistance aux centrales nucléaires et aux IGD. Conformément aux accords de garanties entre le Canada et l’AIEA et aux conditions des permis d’exploitation des installations, les titulaires de permis ont accordé en temps opportun et ont fourni une aide adéquate à l’AIEA pour les activités de garanties dans les installations. Bien que l’AIEA ait rencontré des problèmes mineurs de mise en œuvre au cours de quelques inspections, elle a déterminé que les résultats globaux étaient satisfaisants.

Renseignements sur les opérations et la conception

Le personnel de la CCSN a confirmé qu’en 2019, les titulaires de permis ont satisfait aux exigences réglementaires applicables en matière de renseignements sur l’exploitation et la conception des centrales nucléaires et des IGD. Les titulaires de permis ont soumis à la CCSN leurs programmes opérationnels annuels ainsi que les mises à jour trimestrielles de leurs installations dans les délais prescrits. Les titulaires de permis ont également soumis leurs mises à jour annuelles du Protocole additionnel à la CCSN à temps, ce qui a permis au personnel de la CCSN d’élaborer et de soumettre les déclarations du Protocole additionnel du Canada à l’AIEA. Le personnel de la CCSN était satisfait des renseignements fournis et a conclu qu’ils satisfaisaient aux exigences de la CCSN en matière de présentation.

Équipement en matière de garanties, confinement et surveillance

Le personnel de la CCSN a confirmé qu’en 2019, les titulaires de permis ont satisfait aux exigences réglementaires applicables en ce qui concerne l’équipement en matière de garanties, le confinement et la surveillance pour les centrales nucléaires et les IGD. Les titulaires de permis ont apporté un soutien aux activités d’exploitation et d’entretien de l’équipement de l’AIEA, y compris des travaux d’entretien et d’installation de l’équipement de surveillance de l’AIEA (p. ex., caméras, sceaux et appareils de surveillance du combustible usé) afin d’assurer la mise en œuvre efficace des mesures relatives aux garanties dans chaque installation.

En janvier 2019, les centrales nucléaires CANDU à une seule tranche (c.-à-d. Point Lepreau et Gentilly-2) ont soutenu les visites techniques de l’AIEA pour discuter d’une approche révisée des garanties pour ces installations. Il s’agissait d’un suivi des études de site de l’AIEA réalisées en octobre 2017. Des visites techniques similaires ont eu lieu aux centrales nucléaires à tranches multiples et aux IGD connexes en septembre 2018.

Conclusion de l’AIEA concernant les garanties pour le Canada

D’après l’évaluation complète réalisée par l’AIEA de tous les renseignements pertinents en matière de garanties dont elle dispose et l’évaluation de la cohérence du programme nucléaire déclaré du Canada et des résultats des activités de vérification de l’Agence, l’AIEA a pu conclure que toutes les matières nucléaires au Canada ont été utilisées à des fins pacifiques, y compris les matières nucléaires aux centrales nucléaires et aux IGD.

2.14 Emballage et transport

Aucun événement lié à l’emballage et au transport ayant une importance pour la sûreté n’a été signalé en 2019 aux centrales nucléaires et aux IGD.

2.15 Autres questions d’intérêt réglementaire

Programmes d’information et de divulgation publiques

Le REGDOC-3.2.1, L’information et la divulgation publiques de la CCSN énonce les exigences relatives aux programmes d’information et de divulgation publiques. L’objectif principal du programme est de s’assurer que les informations relatives à la santé, la sûreté et la sécurité des personnes et de l’environnement, ainsi que d’autres questions liées au cycle de vie des installations nucléaires, sont partagées avec le public dans un format adapté à l’auditoire. Le programme comprend un engagement et un protocole pour la diffusion continue et opportune de l’information concernant l’installation autorisée au cours de la période d’autorisation.

Le personnel de la CCSN a déterminé que les programmes d’information et de divulgation publiques pour les centrales nucléaires et les IGD étaient conformes au REGDOC-3.2.1 en 2019, et que les titulaires de permis ont présenté des renseignements sur l’état de leurs installations dans différents formats devant plusieurs auditoires. Le personnel de la CCSN a rencontré OPG, Bruce Power et Énergie NB pour discuter des avantages de leurs programmes de communication, des domaines à améliorer et des plans pour les initiatives futures.

Voici quelques points saillants relevés chez les titulaires de permis en 2019.

Ontario Power Generation

En plus des programmes de mobilisation des collectivités et des peuples autochtones, OPG a communiqué au public l’état d’avancement du projet de réfection de la centrale de Pickering et des opérations à la centrale de Pickering par le biais de bulletins d’information réguliers aux collectivités locales, de mises à jour présentées aux conseils municipaux, de journées portes ouvertes et du centre d’information visant à mobiliser et à informer les résidents et les parties intéressées. OPG a renouvelé son site Web, offrant aux utilisateurs un regard neuf sur ses activités et a accru sa présence sur les médias sociaux, ce qui constitue une autre voie pour la mobilisation du public et la tenue d’un dialogue.

Bruce Power

Bruce Power a mis en place un vaste programme de mobilisation des collectivités et des peuples autochtones qui comprenait des réunions téléphoniques, une présence active en ligne, un site Web actualisé, des visites en autobus et la participation à des activités communautaires locales. En outre, Bruce Power a mis en œuvre une campagne médiatique en ligne et sur les plateformes traditionnelles pour souligner sa contribution dans le secteur de l’énergie et de la médecine. Bruce Power a mené des recherches approfondies pour comprendre l’efficacité de son programme de communication avec le grand public et pour apprendre comment améliorer et affiner ses messages afin qu’ils aient plus d’impact auprès des publics visés.

Énergie NB

Énergie NB a continué de jouer un rôle actif dans les collectivités intéressées. Par divers moyens, Énergie NB a continué de favoriser les relations avec les membres des collectivités autochtones et locales sur divers projets d’intérêt mutuel afin de partager les connaissances et les expériences, et d’établir une meilleure compréhension commune avec l’équipe de direction de Point Lepreau. Énergie NB a continué à fournir à de multiples auditoires des mises à jour régulières sur la centrale et à diffuser de l’information sur les nouvelles technologies et les projets futurs.

Hydro-Québec

Aux installations de Gentilly-2, Hydro-Québec a offert à ses auditoires cibles la possibilité d’observer l’état d’avancement du projet de déclassement au moyen d’entrevues et de réunions. En 2019, Hydro-Québec a accueilli les médias aux installations de Gentilly-2 et a offert à des auditoires clés concernés par le projet de visiter les lieux. En outre, Hydro-Québec a continué de mettre à jour le site Web du projet à l’intention de ses diverses parties intéressées, en répondant aux demandes de renseignements du public et en tenant des discussions générales, au besoin.

Consultation et mobilisation des Autochtones

Aperçu général

Les efforts déployés par le personnel de la CCSN en 2019 ont permis à la CCSN de maintenir son engagement à remplir ses obligations de consultation et à établir des relations avec les peuples autochtones ayant des intérêts à l’égard des sites de centrales nucléaires du Canada. Le personnel de la CCSN a continué de travailler avec les collectivités et les organisations autochtones pour trouver des possibilités de mobilisation formelles et régulières, comme des réunions et des ateliers animés, tout au long du cycle de vie de ces installations. Grâce à ces activités, le personnel de la CCSN souhaitait discuter et traiter de tous les sujets qui intéressent et préoccupent les collectivités autochtones concernées.

En outre, le personnel de la CCSN a informé les collectivités intéressées qu’elles peuvent obtenir une aide financière par l’intermédiaire du Programme de financement des participants de la CCSN pour examiner et commenter le présent rapport, et aussi qu’elles peuvent soumettre un mémoire et/ou se présenter devant la Commission dans le cadre de ses réunions.

Conformément à l’obligation qu’a la Couronne de consulter les communautés autochtones, la CCSN confirme également que les titulaires de permis réalisent des activités de mobilisation significatives auprès de ces communautés. En 2019, le personnel de la CCSN a surveillé le travail de mobilisation effectué par les titulaires de permis de centrale nucléaire et d’IGD pour s’assurer qu’ils collaborent et communiquent activement avec les groupes autochtones qui ont un intérêt dans leurs installations. Le personnel de la CCSN a confirmé que les programmes de mobilisation des Autochtones mis en place par les titulaires de permis ont continué de couvrir leurs activités dans les centrales nucléaires et les IGD. Le personnel de la CCSN était également satisfait du niveau et de la qualité des activités de mobilisation des Autochtones menées par les titulaires de permis de centrales nucléaires et d’IGD concernant leurs activités en 2019.

Voici un résumé des activités de mobilisation menées par le personnel de la CCSN et les titulaires de permis en 2019 pour chaque site.

Sites de Pickering et de Darlington
Activités de mobilisation du personnel de la CCSN

La centrale de Darlington, l’IGDD, la centrale de Pickering et l’IGDP se trouvent sur le territoire des Premières Nations visées par les Traités Williams (PNWT)Note de bas de page 4. Les Mohawks de la baie de Quinte (MBQ) et la Nation métisse de l’Ontario (NMO), au nom du comité de consultation de la Région 8 de la NMO, ont également demandé à être tenus informés de toute activité liée à ces sites. En 2019, le personnel de la CCSN a poursuivi ses activités de mobilisation auprès de ces groupes de Premières Nations et de Métis en reconnaissance de leur intérêt de longue date pour l’exploitation des centrales de Darlington et de Pickering. Des discussions régulières ont porté sur le projet de réfection de la centrale de Darlington en cours, ainsi que sur l’exploitation et le rendement de la centrale de Darlington, de l’IGDD, de la centrale de Pickering et de l’IGDP. Des précisions sont fournies ci-dessous.

En outre, en décembre 2019, la CCSN et la NMO ont signé un cadre de référence visant à établir un forum permettant de collaborer et de traiter des domaines d’intérêt ou de préoccupations concernant les installations et les activités réglementées par la CCSN. Comme la NMO est une organisation provinciale, un plan de mobilisation spécifique a été élaboré entre la CCSN et le comité de consultation de la Région 8 de la NMO, région qui englobe les sites de Pickering et de Darlington, afin de déterminer la fréquence appropriée des réunions régulières de mobilisation pour discuter de leurs intérêts particuliers.

Activités de mobilisation du titulaire de permis

Tout au long de 2019, OPG a rencontré et informé les collectivités et organisations autochtones concernées, y compris les PNTW, la NMO et les MBQ. Les discussions ont porté sur la réfection de la centrale de Darlington, les activités de surveillance environnementale, l’impaction et l’entraînement du poisson aux centrales de Darlington et de Pickering [BIR 16516, point iii) b], l’intention d’OPG de renouveler le permis de préparation de l’emplacement pour le projet de nouvelle centrale nucléaire de Darlington et le projet de production d’isotopes à la centrale de Darlington.

En 2019, OPG a poursuivi ses efforts pour répondre aux préoccupations soulevées par les groupes autochtones et a effectué de multiples visites du site, a tenu des séances d’information régulières et a fait participer les collectivités autochtones aux activités de surveillance de l’environnement.

Site de Bruce
Activités de mobilisation du personnel de la CCSN

Le site de Bruce se trouve sur le territoire traditionnel de la Première Nation non cédée des Chippewas de Nawash et de la Première Nation de Saugeen, qui forment ensemble la Nation des Ojibway de Saugeen (NOS), ainsi que sur le territoire traditionnel de récolte revendiqué de la NMO et de la Communauté métisse historique de Saugeen. Le personnel de la CCSN collabore avec les 3 communautés dans les domaines qui les intéressent. Conformément à l’engagement pris envers chacune des communautés, les mises à jour ci‑dessous ont été préparées en collaboration avec leurs représentants.

Communauté métisse historique de Saugeen (CMHS)

À la suite de l’audience sur le renouvellement du permis de Bruce A et B, le personnel de la CCSN et la CMHS ont conclu et signé un cadre de référence le 12 avril 2019, qui documente officiellement les activités de mobilisation avec la communauté. Le personnel de la CCSN a rencontré les représentants de la CMHS en 2019 pour discuter de leurs intérêts à l’égard de divers sujets, notamment la demande de permis de déclassement de Douglas Point, l’autorisation accordée à Bruce Power en vertu de la Loi sur les pêches, l’étude des mesures d’atténuation et le projet de remplacement des principaux composants. La CMHS a également participé au PISE de la CCSN en identifiant les espèces végétales locales importantes pour la CMHS et en aidant le personnel technique à effectuer la collecte sur le terrain. Même si la CMHS n’a aucune préoccupation non résolue en ce qui concerne les activités nucléaires sur le site de Bruce, elle continue d’y jouer une part active et d’apporter une contribution éclairée afin d’intervenir en cas d’incidence possible sur ses droits et intérêts. Le personnel de la CCSN a prévu continuer de mobiliser et d’informer la CMHS au sujet des activités de réglementation 2 fois par année, comme le prévoit le cadre de référence.

Nation métisse de l’Ontario (NMO)

Depuis les audiences de la Commission sur renouvellement du permis de Bruce Power en 2018, la CCSN a continué de travailler dans un esprit de collaboration et de partenariat pour officialiser ses relations avec la NMO. Le 17 décembre 2019, le personnel de la CCSN et la NMO ont signé un cadre de référence afin d’offrir un forum permettant aux 2 parties de collaborer dans les domaines qui intéressent ou préoccupent la NMO concernant les installations et les activités réglementées par la CCSN dans les régions et les territoires traditionnels de la NMO. La NMO étant une organisation provinciale, un plan de mobilisation spécifique a également été signé en vertu du cadre de référence en décembre 2019 avec la Région 7 de la NMO, qui est la région du comité de consultation qui englobe le site de Bruce, afin de discuter de leurs intérêts.

Conformément au plan de mobilisation, en 2019, le personnel de la CCSN a rencontré les représentants de la Région 7 de la NMO pour discuter de sujets tels que le PISE de la CCSN, la demande de permis de déclassement de Douglas Point, l’autorisation accordée à Bruce Power en vertu de la Loi sur les pêches, l’étude des mesures d’atténuation et le projet de remplacement des composants majeurs.

Comme il a été discuté lors de l’audience de la Commission sur le renouvellement du permis de Bruce Power en 2018, la Région 7 de la NMO aimerait participer davantage aux activités de surveillance environnementale autour du site de Bruce. À l’automne 2019, la Région 7 de la NMO a participé à la campagne d’échantillonnage du PISE de la CCSN autour du site de Bruce pour en savoir plus sur le programme. La région 7 de la NMO et la CCSN se sont engagées à continuer de collaborer aux futures campagnes pour ce qui est de déterminer les échantillons d’intérêt et/ou de prélever des échantillons.

En outre, la Région 7 de la NMO a mené des sondages auprès de ses membres dans la région de Bruce. Un résultat de sondage indiquait notamment qu’un certain nombre de leurs membres étaient préoccupés par les impacts environnementaux perçus liés au site de Bruce. En réponse, le personnel de la CCSN a collaboré avec la NMO pour partager les résultats de la surveillance environnementale et les renseignements sur les différents risques posés par les rayonnements, ainsi que la manière dont ces risques sont gérés, et pour répondre à toutes les questions des membres de la NMO. Le personnel de la CCSN continuera de collaborer avec la Région 7 de la NMO et de solliciter sa participation à l’égard des domaines d’intérêt concernant le site de Bruce.

Nation des Ojibway de Saugeen (NOS)

Un cadre de référence a été signé le 21 mai 2019 entre la NOS et le personnel de la CCSN, qui documente l’engagement de la CCSN à officialiser les activités de mobilisation et de collaboration avec les communautés de la NOS, comme l’a demandé la Commission dans le compte rendu de décision sur le renouvellement du permis de Bruce Power. Aux termes de ce cadre de référence, la NOS et la CCSN collaborent dans un certain nombre de domaines, notamment pour :

  • examiner et analyser conjointement les documents soumis par le titulaire de permis, particulièrement en ce qui a trait à la protection de l’environnement
  • participer au PISE de la CCSN
  • participer à la conception et l’examen de l’étude de Bruce Power sur les mesures disponibles pour atténuer les impacts environnementaux.
  • sensibiliser les communautés de la NOS
  • communiquer les résultats de la surveillance environnementale de la CCSN, comme les rapports d’inspection
  • identifier les organismes décisionnels fédéraux, provinciaux et municipaux, au besoin
  • coordonner les réunions avec les organismes des gouvernements fédéraux et provinciaux, au besoin.

Un plan de travail a été élaboré. Il définit les tâches et les calendriers détaillés pour chacun de ces points.

Le personnel de la CCSN est conscient que la NOS demeure préoccupée par les impacts environnementaux résultant des activités nucléaires sur le site de Bruce, préoccupations que la NOS a présentées dans son intervention lors de l’audience de la Commission sur le renouvellement du permis de Bruce Power le 14 mars 2018. Les activités prévues dans le plan de travail visent à assurer la surveillance et l’inclusion de la NOS, ainsi qu’à obtenir des renseignements supplémentaires qui apporteront clarté, transparence et assurance aux collectivités et aux dirigeants de la NOS quant aux interactions entre le site de Bruce et l’environnement.

En 2019, le personnel de la CCSN et la NOS ont continué de se rencontrer et de collaborer pour mener à bien un certain nombre d’initiatives convenues dans le plan de travail. Ces activités comprenaient le soutien financier de la CCSN pour une étude sur l’utilisation et l’occupation traditionnelles des terres afin de dresser un inventaire de base des sites culturels cartographiés en relation avec le territoire de la NOS, y compris le territoire autour du site de Bruce Power. L’étude devrait être achevée par la NOS en 2020.

Les activités comprenaient également l’extension du programme d’échantillonnage du PISE de 2019 autour du site de Bruce pour inclure des zones au sein et autour des collectivités de la NOS et la participation des membres de la NOS à l’échantillonnage, notamment la collecte d’espèces de poissons d’intérêt par les membres des collectivités de la NOS, ainsi que leur participation aux programmes de surveillance environnementale de Bruce Power.

Activités de mobilisation du titulaire de permis

En 2019, Bruce Power et OPG se sont rencontrées et ont partagé des informations avec les communautés et organisations autochtones intéressées, y compris la NOS, la NMO et la CMHS.

Dans le cas de Bruce Power, les informations et les sujets de discussion ont porté sur ses activités sur le site de Bruce, sa demande d’autorisation en vertu de la Loi sur les pêches, sa participation à l’élaboration de l’étude des mesures d’atténuation ainsi que des informations sur les impacts environnementaux, y compris les impacts sur le poisson. Bruce Power a continué de collaborer avec la NOS, la NMO et la CMHS au sujet de son autorisation en vertu de la Loi sur les pêches afin de répondre adéquatement à leurs demandes d’information et d’aborder les préoccupations soulevées tout au long du processus dans la demande finale, qui a été présentée à Pêches et Océans Canada en novembre 2019.

La NOS a terminé la première année du Programme de surveillance des eaux riveraines (PSER), une initiative financée en coopération avec Bruce Power, mais conçue, dirigée et mise en œuvre par la NOS pour surveiller les conditions environnementales dans les zones riveraines de la péninsule de Saugeen. Le personnel de la CCSN est également intéressé par les résultats du PSER, car les données peuvent être utilisées dans de futures évaluations des risques environnementaux en rapport avec le site de Bruce.

En 2019, OPG a poursuivi ses mises à jour régulières et ses réunions avec les groupes autochtones qui s’intéressent à ses opérations et aux projets sur le site de Bruce, notamment l’IGDW et le projet de dépôt géologique en profondeur (DGP). En 2019, OPG a activement mobilisé les membres des collectivités de la NOS au sujet du projet de DGP, à la fois dans la réserve et hors réserve, afin de s’assurer qu’ils puissent obtenir toutes les informations dont ils ont besoin pour déterminer si les collectivités de la NOS sont favorables ou non à l’avancement du projet sur leur territoire.

MISE À JOUR : En janvier 2020, la NOS a tenu un vote dans ses collectivités concernant le projet de DGP proposé par OPG, et une grande majorité des membres des collectivités de la NOS ont voté contre le projet. En conséquence, afin de respecter son engagement envers la NOS de ne pas aller de l’avant avec le projet sans son soutien, OPG a indiqué qu’elle ne poursuivra plus le projet de DGR proposé sur le site de Bruce.

Site de Point Lepreau
Activités de mobilisation du personnel de la CCSN

La centrale nucléaire de Point Lepreau est située sur le territoire traditionnel de 9 collectivités micmaques du Nouveau-Brunswick représentées par le Mi’gmawe’l Tplu’taqnn (MTI), de 6 collectivités malécites du Nouveau-Brunswick représentées par la Nation Wolastoqey du Nouveau-Brunswick (NWNB), de la Première Nation Peskotomuhkati, ainsi que de la Première Nation de Sipekne’katik, qui est située en Nouvelle-Écosse. Le personnel de la CCSN communique régulièrement avec les Premières Nations concernées et les organisations qui les représentent au sujet des domaines qui les intéressent.

En 2019, l’un des principaux objectifs des activités de mobilisation de la CCSN était d’officialiser la relation entre les Premières Nations intéressées et le personnel de la CCSN. Le personnel de la CCSN a fourni des informations et des mises à jour aux dirigeants du MTI, de la NWNB et de la Première Nation Peskotomuhkati et les a rencontrés individuellement pour discuter de sujets d’intérêt, notamment le PISE de la CCSN, les activités de vérification de la conformité au site de Point Lepreau, la demande d’autorisation d’Énergie NB en vertu de la Loi sur les pêches, le laboratoire indépendant de la CCSN à Ottawa, la construction possible de petits réacteurs modulaires au Canada, ainsi que les activités de mobilisation en cours. En juin 2019, des représentants du MTI et de la NWNB ont également participé à une visite du laboratoire de la CCSN. Le personnel de la CCSN s’est engagé à continuer de rencontrer ces Premières Nations afin de leur fournir des mises à jour clés sur les activités et les projets nucléaires dans leur territoire d’intérêt.

Activités de mobilisation du titulaire de permis

En 2019, Énergie NB a travaillé avec plusieurs collectivités et organisations des Premières Nations, notamment la NWNB, le MTI, la Nation Peskotomuhkati, la Première Nation de Sipekne’katik, l’Union des Indiens du Nouveau-Brunswick et le Conseil Mawiw. Les sujets d’information et de discussion comprenaient les activités d’Énergie NB au site de Point Lepreau, sa demande d’autorisation en vertu de la Loi sur les pêches, la gestion des déchets, la surveillance environnementale, les processus d’approbation environnementale et réglementaire, l’éducation, ainsi que la sensibilisation et la sensibilité culturelles.

Énergie NB a également mis en œuvre un certain nombre d’activités visant à soutenir le savoir autochtone et à sensibiliser ses travailleurs. Des membres des collectivités autochtones du Nouveau-Brunswick participent à ces efforts pour mener des « marches pour la médecine traditionnelle ». Ils participent à des activités régulières sur le site, y compris la surveillance collaborative de l’environnement et de la sécurité, et font des présentations aux dirigeants autochtones. La direction et le personnel de Point Lepreau ont tiré des enseignements grâce à la participation des Autochtones et ont intégré certaines de ces leçons dans leur approche de la gestion de la centrale, notamment en ce qui concerne la gestion de l’environnement. De plus, Énergie NB a travaillé avec des groupes autochtones pour renforcer la capacité de leurs communautés à mieux comprendre la technologie nucléaire et son utilisation au Nouveau-Brunswick, la gestion des déchets et les nouvelles possibilités de développement nucléaire et le rôle d’Énergie NB dans un panier d’énergies propres. Énergie NB a également participé à plusieurs journées portes ouvertes dans les collectivités Mi’gmaq.

Site de Gentilly-2
Activités de mobilisation du personnel de la CCSN

Le site de Gentilly-2 se trouve sur le territoire traditionnel des Abénakis de Wôlinak et d’Odanak, représentés par le Grand Conseil de la Nation Waban-Aki (GCNWA), ainsi que la Nation huronne-wendat. Le personnel de la CCSN a continué d’informer tout au long de 2019 les Premières Nations intéressées par le Rapport de surveillance réglementaire des sites de centrales nucléaires au Canada : 2018 [2], et le GCNWA a participé à son examen.

Activités de mobilisation du titulaire de permis

Tout au long de 2019, Hydro-Québec a maintenu son engagement de mobiliser les groupes autochtones intéressés par ses activités et ses sites et de communiquer avec eux, et a rencontré et partagé des informations avec les collectivités et organisations des Premières Nations intéressées, en particulier le GCNWA. Dans le cadre des activités de mobilisation, les représentants des Abénakis ont fait savoir à Hydro-Québec qu’une pointe de terre située dans la partie est de la propriété de Gentilly-2 pourrait présenter un intérêt pour l’archéologie autochtone. En novembre 2019, les représentants du GCNWA ont eu accès au site extérieur des installations de Gentilly-2 en vue d’éventuelles fouilles archéologiques. Les représentants ont considéré que la première visite sur le terrain avait été productive et les 2 parties ont convenu de donner suite à la demande d’effectuer des fouilles archéologiques en 2020, près de la rivière Gentilly. Hydro-Québec a poursuivi ses démarches auprès des représentants des Abénakis concernant leur intérêt pour ces terres – en particulier pour leur potentiel archéologique.

Assurance en matière de responsabilité nucléaire

La Loi sur la responsabilité et l’indemnisation en matière nucléaire (LRIMN) exige que les installations nucléaires (qui pourraient connaître un événement de criticité nucléaire) disposent d’une assurance de responsabilité nucléaire. La LRIMN est administrée par Ressources naturelles Canada (RNCan). Le personnel de la CCSN a confirmé auprès de RNCan que les titulaires de permis se conformaient aux obligations en matière d’assurance financière de la LRIMN au 1er juin 2019.

Garanties financières

Le personnel de la CCSN a examiné les rapports annuels concernant les garanties financières des titulaires de permis. Il a pu confirmer qu’en 2019, les estimations des coûts des garanties financières étaient toujours valides, et que les titulaires de permis disposaient de fonds suffisants pour faire face aux responsabilités de déclassement. Remarque : La garantie financière de Bruce Power est couverte par celle d’OPG.

La garantie financière d’OPG était évaluée à 18,992 milliards de dollars en 2019, ce qui dépasse la valeur requise de 17,133 milliards de dollars. En mars 2017, la valeur de la garantie financière pour Point Lepreau était de 689,7 millions de dollars, ce qui dépasse la valeur requise de 567,8 millions de dollars.

Pour couvrir ses obligations, Hydro-Québec détient un fonds en fiducie et un engagement irrévocable du gouvernement du Québec.

MISE À JOUR : En mars 2020, Hydro-Québec a soumis sa garantie financière actualisée à la CCSN. Le fonds fiduciaire était évalué à 158 millions de dollars au 31 décembre 2019; l’engagement du gouvernement du Québec s’élevait à 685 millions de dollars. Le total dépasse la valeur de la garantie financière requise de 776 millions de dollars.

3 Rendement en matière de sûreté des centrales nucléaires et des installations de gestion des déchets, et faits nouveaux en matière de réglementation

3.1 Centrale nucléaire de Darlington

3.1.0 Introduction

Il s'agit d'une vue aérienne du site de Darlington du côté du lac.

Le site de Darlington se trouve sur la rive nord du lac Ontario, à Clarington, en Ontario, à 5 kilomètres de la ville de Bowmanville et à 10 kilomètres au sud-est d’Oshawa. La CCSN réglemente la centrale de Darlington et l’installation d’extraction du tritium (IET) en vertu d’un permis d’exploitation d’un réacteur de puissance (PERP). La centrale de Darlington comprend 4 réacteurs CANDU d’une puissance nominale de 881 MWé (mégawatts électriques) chacun.

OPG a élaboré un plan de réfection des 4 réacteurs. La réfection de la tranche 2 a commencé en octobre 2016 et s’est poursuivie tout au long de l’année 2019. En novembre 2017, OPG a commencé à exploiter le bâtiment de traitement des déchets de retubage (BTDR) à temps pour le traitement des composants du réacteur retiré de la tranche 2 (raccords d’extrémité des canaux de combustible, tubes de force et tubes de calandre).

L’IET, qui se trouve dans le bâtiment de gestion de l’eau lourde, est utilisée pour éliminer le tritium qui s’accumule graduellement dans certains systèmes de la centrale à la suite des opérations quotidiennes. L’extraction du tritium permet de réduire la quantité rejetée dans l’environnement et d’atténuer le risque d’exposition des travailleurs au rayonnement. Le tritium est extrait de l’eau lourde utilisée dans les réacteurs et est stocké de manière sûre sous forme de tritiure de titane dans des contenants en acier inoxydable à l’intérieur d’une voûte en béton.

Autorisation

En décembre 2015, la Commission a renouvelé le PERP de la centrale de Darlington pour une période de près de 10 ans. Le PERP régit également l’IET et expirera le 30 novembre 2025.

Le 18 juillet 2019, la Commission a publié son compte rendu de décision [8] qui approuvait la demande d’OPG [4] afin de réviser le plan intégré de mise en œuvre (PIMO) de la centrale de Darlington, dans lequel OPG définit les étapes et le calendrier des améliorations à la sûreté associée à la réfection. En outre, le 5 novembre 2019, un membre du personnel de la CCSN autorisé par la Commission a approuvé la levée du 1er point d’arrêt réglementaire, permettant à OPG de charger du combustible neuf dans le réacteur de la tranche 2 remise à neuf.

MISE À JOUR : Le personnel de la CCSN a levé les autres points d’arrêt réglementaires associés au redémarrage de la tranche 2 au cours du premier semestre de 2020.

Manuel des conditions de permis

Le 20 décembre 2019, le personnel de la CCSN a révisé le manuel des conditions de permis (MCP) de la centrale de Darlington.

Autorisation en vertu de la Loi sur les pêches

Le 24 juin 2015, Pêches et Océans Canada a délivré à OPG une autorisation en vertu de la Loi sur les pêches pour la centrale de Darlington. Cette autorisation comprend une condition exigeant de présenter un rapport sur le plan de compensation (compensation pour les dommages résiduels aux poissons et à leurs habitats) au personnel du MPO et au personnel de la CCSN. En 2019, OPG a soumis les rapports.

Projet de réfection

Le personnel de la CCSN a activement surveillé le projet de réfection de la tranche 2 de la centrale de Darlington, et réalisé des inspections de vérification de la conformité du projet qui a été mise à l’arrêt pour réfection le 14 octobre 2016. Le projet comptait 4 phases :

  1. Lancement – activités de préparation telles que le déchargement du combustible et l’assèchement du réacteur
  2. Retrait des composants – retrait des principaux composants, en particulier les tubes de force, les embouts, les tubes de calandre et les conduites d’alimentation
  3. Installation – installation des composants du réacteur, et essais connexes et vérifications de contrôle de la qualité pour démontrer l’aptitude fonctionnelle
  4. Conclusion – transition de la fin de l’étape d’installation à l’exploitation à pleine puissance

À la fin de 2019, OPG achevait la phase d’installation du projet. Après la levée du 1er point d’arrêt réglementaire, OPG a commencé à charger du combustible neuf dans le cœur du réacteur de la tranche 2 de Darlington en novembre 2019.

Le personnel de la CCSN a concentré sa surveillance réglementaire sur les livrables dans le cadre du PIMO. Il a également concentré ses efforts sur les activités de vérification associées à l’achèvement des conditions préalables requises pour la levée des points d’arrêt réglementaires liés à la remise en service de la tranche 2. En outre, le personnel de la CCSN a mené des activités de vérification de la conformité, comme le prévoit le plan de conformité de type II du projet de réfection de la tranche 2 de Darlington.

Le PIMO a avancé conformément au calendrier, OPG ayant planifié et accompli 127 tâches du PIMO, dont les dates selon étaient fixées en 2019 [BIR 20544]. Le tableau 11 résume l’ensemble des tâches du PIMO pour 2019 qui ont été planifiées, achevées, qui sont en cours d’examen ou closes. À la fin de 2019, le personnel de la CCSN examinait 37 des 127 tâches terminées du PIMO, et avait clos les 90 autres tâches du PIMO fixées pour 2019.

Tableau 11 : État d’avancement du PIMO de la centrale de Darlington (selon les dates prévues)
Total des engagements Global 2019
Prévus par le titulaire de permis 625a 127
Terminés par le titulaire de permis 369 127b
En cours d’examen par la CCSN 59 37
Clos 310 90
  1. Ce nombre était 627, mais 2 tâches du PIMO ont été supprimées conformément au compte rendu de décision de 2019 [4].
  2. Sur ces 127 éléments du PIMO, 79 ont été achevés en réalité avant 2019 et les 48 autres éléments l’ont été en 2019.

Le personnel de la CCSN était satisfait des progrès accomplis à l’égard du PIMO en 2019.

Sur les 625 éléments du PIMO, 93 portaient expressément sur la réfection de la tranche 2.

MISE À JOUR : De 2016 à 2020, OPG a terminé les 93 éléments du PIMO requis pour la remise en service de la tranche 2. Le personnel de la CCSN a examiné et clos ces éléments comme conditions préalables à la levée de points d’arrêt réglementaires supplémentaires liés à la remise en service de la tranche 2. En mai 2020, le personnel de la CCSN avait clos 324 éléments du PIMO.

Possibilités d’amélioration à la sûreté (PAS)

Dans le cadre de son évaluation environnementale de 2012 pour le projet de réfection, OPG s’était engagée à examiner plusieurs possibilités d’amélioration à la sûreté (PAS). Elle a par la suite intégré ces engagements dans le PIMO afin de regrouper toutes les activités de mise en œuvre. Les PAS visaient à renforcer la sûreté de la centrale nucléaire en ce qui concerne les accidents hors dimensionnement. Toutes les PAS sauf 2 avaient déjà été mises en œuvre, comme le décrit le rapport de surveillance réglementaire de 2018. L’une des PAS restantes concerne des modifications à la protection contre les surpressions dans le bouclier caisson (PSBC). Ces modifications ont été apportées aux tranches 1, 3 et 4 avant 2018. Comme prévu, OPG a achevé les modifications de la tranche 2 en 2019 avant le redémarrage de la tranche conformément au calendrier du PIMO. L’autre PAS restante concernait la fourniture d’eau d’appoint au système caloporteur en utilisant l’eau du service d’urgence et des pompes à eau d’incendie alimentées au diesel.

Cependant, la demande d’OPG à la Commission au début de 2019 pour permettre une révision du PIMO portait sur des changements dans les moyens par lesquels la PAS associée au système d’eau du service d’urgence serait mise en œuvre. Selon la décision de la Commission [8], la PAS s’appuiera sur l’équipement et les composants existants du groupe 2 pour fournir de l’eau d’appoint, au lieu d’utiliser des pompes à incendie alimentées au diesel, comme il était proposé à l’origine.

MISE À JOUR : OPG a terminé les travaux nécessaires pour traiter la PAS restante et a déclaré que la modification était prête à utilisation pour la tranche 2 en mars 2020. OPG prévoit apporter des modifications similaires aux autres tranches lors de leurs arrêts respectifs pour réfection.

Rapports initiaux d’événement

Aucun rapport initial d’événement concernant la centrale de Darlington n’a été soumis à la Commission pour la période du 1er janvier 2019 au 1er juin 2020.

Programme de conformité

Le programme de conformité comprenait de nombreuses activités en 2019 dans le but de confirmer la conformité d’OPG au fondement d’autorisation de la centrale nucléaire de Darlington. L’annexe B énumère les publications qui ont fourni des critères de vérification de la conformité de ces activités pour Darlington.

Le tableau 12 présente les inspections à la centrale de Darlington qui ont été prises en compte dans les évaluations de la sûreté pour le présent RSR. (Tous les rapports d’inspection qui ont été envoyés à OPG au plus tard le 31 janvier 2020 y figurent, à l’exception du rapport DRPD-2019-04955.)

Tableau 12 : Liste des inspections à la centrale de Darlington
Domaine de sûreté et de réglementation Titre de l’inspection Date d’envoi du rapport d’inspection
Système de gestion

Programme de gestion des documents

Numéro du rapport : DRPD-2019-01695

6 août 2019

Gestion de la chaîne d’approvisionnement pour la réfection de la tranche 3

Numéro du rapport : DRPD-2019-03585

6 janvier 2020
Gestion de la performance humaine

Conduite des examens d’accréditation initiale sur simulateur

Numéro du rapport : DRPD-2019-01450

26 mars 2019

Programme de performance humaine

Numéro du rapport : DRPD-2019-01883

3 avril 2019

Inspection des documents du programme de formation en leadership et en gestion pour l’ensemble du parc nucléaire

Numéro du rapport : DRPD-2019-02877

11 juin 2019

Évaluation des programmes de formation associés à la réfection

Numéro du rapport : DRPD-2019-03468

2 octobre 2019

Programme de formation en radioprotection (examen documentaire)

Numéro du rapport : DRPD-2019-03409

12 décembre 2019
Conduite de l’exploitation

Inspection trimestrielle sur le terrain – 3e trimestre de l’exercice 2018-2019

Numéro du rapport : DRPD-2018-01823

15 mars 2019

Inspection trimestrielle sur le terrain – 4e trimestre de l’exercice 2018-2019

Numéro du rapport : DRPD-2019-00275

3 juin 2019

Arrêt D1941

Numéro du rapport : DRPD-2019-00277

26 juin 2019

Inspection trimestrielle sur le terrain – 1er trimestre de l’exercice 2019-2020

Numéro du rapport : DRPD-2019-03925

9 octobre 2019

Inspection trimestrielle sur le terrain, réfection – 1er trimestre de l’exercice 2019-2020

Numéro du rapport : DRPD-2019-04614

24 octobre 2019

Inspection trimestrielle sur le terrain – 2e trimestre de l’exercice 2019-2020

Numéro du rapport : DRPD-2019-04082

23 septembre 2019

Détermination de la cause des problèmes, efficacité de la résolution des problèmes et analyse des tendances

Numéro du rapport : DRPD-2019-03434

13 janvier 2020

Inspection trimestrielle sur le terrain – 3e trimestre de l’exercice 2019-2020

Numéro du rapport : DRPD-2019-04955

21 février 2020*
Conception matérielle

Réfection de Darlington – Mise en service des SSC pour vérifier les spécifications techniques

Numéro du rapport : DRPD-2019-01158

1er mars 2019

Mise en service des SSC pour la vérification des spécifications techniques – Point d’arrêt réglementaire 1

Numéro du rapport : DRPD-2019-03936

10 décembre 2019
Aptitude fonctionnelle

Surveillance des SSC

Numéro du rapport : DRPD-2019-02479

29 avril 2019

Systèmes d’alimentation électrique d’urgence et système connexe de gestion du combustible

Numéro du rapport : DRPD-2019-00952

23 mai 2019

Étalonnage des instruments de la centrale de Darlington

Numéro du rapport : DRPD-2019-02122

29 mai 2019

Exclusion des matières étrangères pour la réfection de la tranche 2 de Darlington

Numéro du rapport : DRPD-2019-04074

23 septembre 2019

Raccord de l’eau d’alimentation entre les tranches – Inspection du système

Numéro du rapport : DRPD-2019-02705

23 octobre 2019

Planification et ordonnancement de l’entretien à la centrale de Darlington

Numéro du rapport : DRPD-2019-04520

24 octobre 2019
Radioprotection

Mise en œuvre du programme de radioprotection pendant la reconstruction du réacteur de la tranche 2

Numéro du rapport : DRPD-2019-01276

30 avril 2023

Contrôle des doses aux travailleurs RP2 – Dosimétrie

Numéro du rapport : DRPD-2019-FIR-04344

12 novembre 2019

Application du principe ALARA

Numéro du rapport : DRPD-2019-03206

12 décembre 2019
Sécurité

Sécurité du site – Arrangements d’intervention

Numéro du rapport : DRPD-2018-FIR-01555

8 mars 2019

Inspection réactive de la sécurité nucléaire

Numéro du rapport : DRPD-2019-03861

28 juin 2019

Inspection réactive de la sécurité nucléaire

Numéro du rapport : DRPD-2019-04445

10 septembre 2019

Sécurité du site

Numéro du rapport : DRPD-2019-04308

29 janvier 2020

* Accepté après le délai du 31 janvier 2020.

Outre les inspections énumérées, le personnel de la CCSN a pris en compte diverses autres sources d’information dans son évaluation des domaines de sûreté et de réglementation (DSR). Il a attribué la cote « Satisfaisant » à tous les DSR de la centrale de Darlington en 2019. Bien que le personnel de la CCSN ait relevé divers exemples d’excellents résultats en matière de sûreté et des cas de respect et/ou de dépassement des exigences réglementaires en 2019, il n’a pas attribué la cote « Entièrement satisfaisant » au niveau des DSR (ce qui contraste avec le RSR de 2018, dans lequel la centrale a reçu plusieurs cotes « Entièrement satisfaisant »). Cette situation est strictement due au fait que le personnel de la CCSN n’a pas eu la possibilité (en raison de la pandémie de COVID-19) d’assurer l’application cohérente des critères de qualification « Entièrement satisfaisant » pour tous les DSR – ce qui ne reflète pas, en soi, une baisse de la sûreté à Darlington en 2019.

3.1.1 Système de gestion

Le personnel de la CCSN a conclu qu’OPG a respecté les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Système de gestion à Darlington en 2019.

Système de gestion

En 2019, le personnel de la CCSN a réalisé plus de 25 inspections pour vérifier la conformité du système de gestion aux exigences applicables et a jugé les résultats acceptables. Par exemple, le personnel de la CCSN a noté qu’OPG avait respecté les exigences réglementaires applicables dans les cas suivants [DNGS DRPD-2019-01883] :

  • définir et communiquer clairement les rôles et responsabilités du programme de performance humaine dans la structure organisationnelle
  • contrôler la préparation et la distribution des documents

Le personnel de la CCSN a constaté plusieurs cas de non-conformité d’importance faible et négligeable en matière de sûreté pour ce qui est des documents de contrôle liés à la radioprotection [DRPD-2019-03206] et la sécurité nucléaire [DRPD-2019-04308]. À la fin de 2019, le personnel de la CCSN était satisfait des progrès réalisés par OPG dans la mise en œuvre des mesures correctives.

En 2019, le personnel de la CCSN a estimé que les mesures correctives prises par OPG avaient répondu aux préoccupations concernant l’exhaustivité de la mise en œuvre des programmes et des interfaces dans le système de gestion nucléaire d’OPG [2]. Le personnel de la CCSN a examiné le système de gestion nucléaire révisé d’OPG, qui a été soumis à la fin de 2019, et a confirmé sa conformité aux exigences réglementaires applicables. Le personnel de la CCSN a prévu examiner la mise en œuvre du système de gestion nucléaire révisé et ses programmes de mise en œuvre en 2020 ou en 2021.

En 2019, le personnel de la CCSN a fait de nombreux constats de conformité concernant les rôles et responsabilités du personnel de la centrale de Darlington, notamment ceux qui participent à l’étalonnage des instruments [DRPD-2019-02122] et à la formation en réfection nucléaire [DRPD-2019-03468].

Examen de l’évaluation, de l’amélioration et de la gestion du rendement

Le personnel de la CCSN a également fait de nombreux constats de conformité en 2019 concernant les mesures d’OPG pour l’évaluation du rendement, l’amélioration et l’examen de la gestion. Par exemple, le personnel de la CCSN a noté que les auto‑évaluations d’OPG concernant l’exécution des travaux pendant l’arrêt de la tranche 4 [DRPD-2019-00277] et les heures de travail [DRPD-2019-04082] étaient satisfaisantes. Il a également relevé 2 conclusions de faible importance sur le plan de la sûreté concernant le même sujet. Dans 1 cas, OPG n’a pas pris de mesures correctives adéquates pour remédier aux lacunes et faiblesses de rendement relevées lors d’une auto‑évaluation des systèmes d’alimentation électrique de secours et une d’auto‑évaluation connexe du système de gestion du combustible [DRPD-2019-00952]. OPG s’est engagée à réviser l’auto-évaluation et à assurer une documentation adéquate des mesures prises pour corriger les conditions défavorables. À la fin de 2019, le personnel de la CCSN continuait de surveiller les progrès réalisés par OPG pour corriger ces lacunes. Deuxièmement, le personnel de la CCSN a noté qu’OPG n’avait pas procédé à des auto-évaluations périodiques du processus ALARA [DRPD-2019-03206]. OPG s’est engagée à réaliser une auto-évaluation du programme de radioprotection, y compris du processus ALARA. Le personnel de la CCSN a continué de surveiller les mesures correctives prises par OPG et s’attend à ce que l’auto-évaluation soit terminée à la fin de 2020.

Gestion des changements

Le personnel de la CCSN a constaté qu’OPG a respecté les exigences réglementaires applicables dans le domaine spécifique de la gestion des changements, d’après les multiples constatations faites en 2019 qui ont démontré la mise en œuvre efficace par OPG du programme de contrôle des modifications techniques à la centrale de Darlington.

Culture de sûreté

La dernière auto-évaluation de la culture de sûreté à la centrale de Darlington remonte à 2018. OPG a présenté les résultats à la CCSN lors d’une réunion en juillet 2019. Grâce aux observations effectuées sur le site, le personnel de la CCSN a estimé qu’OPG a continué à promouvoir une saine culture de sûreté en 2019.

3.1.2 Gestion de la performance humaine

Le personnel de la CCSN a conclu qu’OPG respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Gestion de la performance humaine à la centrale de Darlington en 2019.

Programme de performance humaine

Les inspections de la CCSN ont permis de faire 16 constats de conformité en 2019 directement applicables au programme de performance humaine à la Darlington.

Formation du personnel

En 2019, la centrale de Darlington disposait d’un système de formation bien documenté et solide, basé sur une approche systématique de la formation (ASF), comme l’indiquent les 29 constats de conformité que le personnel de la CCSN a documentés dans le cadre de diverses activités de vérification de la conformité. Le personnel de la CCSN a également relevé 4 cas de non-conformité d’une importance négligeable sur le plan de la sûreté et 3 cas de faible importance sur le plan de la sûreté. Aucun des constats de faible importance pour la sûreté ne représentait, individuellement ou collectivement, une lacune importante en ce qui concerne la formation du personnel à la centrale de Darlington.

Accréditation du personnel

En 2019, la CCSN a élaboré et mené 5 examens d’accréditation pour les spécialistes en radioprotection (4 examens d’accréditation initiale et 1 renouvellement d’accréditation). Tous les candidats ont réussi les examens et ont été accrédités par la CCSN. Lors d’une inspection des examens d’accréditation initiale sur simulateur, le personnel de la CCSN a également confirmé qu’OPG se conformait à la documentation de son programme [DRPD-2019-01450].

Aptitude au travail

Il y a eu une violation de l’effectif minimal à Darlington en 2019. Un opérateur nucléaire de la tranche 0 ne s’est pas déconnecté du système électronique et a quitté la centrale sans avoir effectué un changement de personnel en personne avec un travailleur qualifié qui prenait la relève. Cela a entraîné un décompte inexact des opérateurs de la tranche 0 entre les équipes de jour et de soir, et une violation de l’effectif minimal pendant 43 minutes. OPG a par la suite fait appel à un travailleur de secours pour remplir les tâches nécessaires au sein de l’organisation d’intervention d’urgence.

OPG a signalé 4 violations des heures de travail pour le personnel accrédité de la centrale de Darlington en 2019. Dans 3 cas, un opérateur nucléaire autorisé (ONA) a dépassé la limite de 60 heures par semaine. Dans l’autre cas, un ONA n’avait eu que 24 heures de repos (et non les 48 heures requises) entre 3 quarts de jour et le quart de nuit suivant. Cependant, aucune de ces violations, que ce soit individuellement ou collectivement, n’a représenté une lacune importante en ce qui concerne le programme d’aptitude au travail d’OPG à Darlington.

Le personnel de la CCSN a continué de surveiller et d’évaluer la mise en œuvre par OPG du REGDOC-2.2.4, Aptitude au travail : Gérer la fatigue des travailleurs, et a prévu de mener des activités de vérification de la conformité en 2020.

3.1.3 Conduite de l’exploitation

Le personnel de la CCSN a conclu qu’OPG respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Conduite de l’exploitation à la centrale de Darlington en 2019.

Réalisation des activités autorisées

En 2019, le personnel de la CCSN a fait 41 constats de conformité pour le DSR Conduite de l’exploitation, et a relevé 4 cas de non-conformité de faible importance sur le plan de la sûreté. Dans un des cas de non-conformité, on ne s’était pas assuré que tous les cas de non-conformité à la sûreté des matières combustibles relevés à l’extérieur des rapports sur les inspections de routine d’OPG (« TAP ») étaient évalués comme des conditions défavorables [DRPD-2019-03434]. Un deuxième cas de non-conformité était lié à la conduite d’essais pour vérifier l’efficacité des freins des ponts de manutention du combustible qui étaient nécessaires en raison des conditions dégradées de l’équipement [DRPD-2019-04082]. On a évalué que ces 2 cas de non-conformités présentaient un risque faible, car elles ne posaient pas de problème significatif pour la sûreté de la centrale.

Procédures

Les 2 autres cas de non-conformités de faible importance pour la sûreté étaient liées aux procédures d’OPG. Lors d’une inspection sur le terrain, le personnel de la CCSN a observé qu’OPG ne respectait pas systématiquement les procédures. Une inspection du problème et de la cause de l’événement ainsi qu’une analyse des tendances et de l’efficacité de la résolution du problème ont permis de relever le deuxième cas de non‑conformité. Les problèmes concernaient la vérification des instructions dans une procédure d’OPG pour s’assurer qu’elles étaient à jour et correctes. Le plan de mesures correctives d’OPG pour ces 2 cas de non-conformité était en cours d’exécution à la fin de 2019.

Rapport et établissement de tendances

En 2019, OPG a soumis tous les rapports trimestriels et annuels prévus, de la façon requise et dans les délais appropriés. Même si, dans un cas, un événement à signaler ne l’a pas été dans les délais requis, les activités de suivi d’OPG ont répondu aux attentes du personnel de la CCSN.

Paramètres d’exploitation sûre

En 2019, le personnel de la CCSN a mené plusieurs activités de vérification de la conformité concernant les paramètres d’exploitation sûre de la centrale de Darlington. Le personnel de la CCSN a relevé quelques divergences mineures. Toutefois, il a déterminé que les constats étaient de nature administrative et n’auraient pas d’incidence négative sur les conditions et les limites des paramètres d’exploitation sûre.

Gestion des accidents graves et rétablissement

Dans le cadre de la surveillance réglementaire des éléments du PIMO liés à la gestion des accidents graves et au rétablissement, le personnel de la CCSN a examiné le formulaire de déclaration d’achèvement d’OPG et les résultats des inspections des registres du système de refroidissement de l’atmosphère de l’enceinte de confinement. OPG avait procédé à des inspections intrusives pour déterminer quels composants de la voûte du réacteur et des registres des conduites de chargement du combustible étaient défaillants et quels étaient leurs modes de défaillance associés. Après qu’OPG ait clarifié les résultats de l’évaluation, le personnel de la CCSN a accepté l’évaluation d’OPG et a recommandé qu’un examen de suivi interne soit effectué dans 5 ans pour confirmer l’efficacité du suivi des tendances par OPG concernant la défaillance des registres et les mesures correctives visant à réduire le nombre de défaillances.

3.1.4 Analyse de la sûreté

Le personnel de la CCSN a conclu qu’OPG respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Analyse de la sûreté à la centrale de Darlington en 2019.

Analyse déterministe de la sûreté

OPG a continué d’effectuer des analyses de la sûreté en 2019 dans le cadre de la mise en œuvre progressive du REGDOC-2.4.1, Analyse déterministe de la sûreté de la CCSN. Le personnel de la CCSN a examiné le plan de mise en œuvre révisé d’OPG pour le REGDOC-2.4.1. OPG a fourni des réponses aux recommandations et aux commentaires du personnel de la CCSN sur les plans d’analyse des scénarios de régulation de la perte de débit et de la perte de puissance du réacteur. Le personnel de la CCSN a examiné les réponses et a conclu qu’OPG avait réglé de manière adéquate les questions restantes. Le personnel de la CCSN était satisfait des progrès réalisés par OPG dans la mise en œuvre du REGDOC-2.4.1 à la fin de 2019.

En 2018, OPG a soumis une analyse révisée de l’accident de perte de réfrigérant primaire dû à une grosse brèche (APRPGB) qui utilisait une mise en œuvre plus réaliste de la méthode très prudente de la limite de l’enveloppe. L’analyse visait à démontrer qu’il existe une marge de sûreté suffisante pour la taille limitative de la rupture. Le personnel de la CCSN a examiné l’analyse des APRPGB et a conclu que pour étayer l’analyse, des travaux de quantification et de confirmation supplémentaires étaient nécessaires – notamment en ce qui concerne la validation des programmes informatiques et l’analyse des incertitudes.

En 2019, OPG a soumis une analyse de la surpuissance neutronique (NOP) qui reflète l’impact du vieillissement du circuit caloporteur des tranches 1, 3 et 4 de la centrale de Darlington jusqu’à la configuration âgée prévue. Le personnel de la CCSN examinait les documents à la fin de 2019.

MISE À JOUR : En avril 2020, le personnel de la CCSN a fourni à OPG des conclusions et des recommandations concernant la pertinence technique de la méthode, des codes et des hypothèses utilisés pour l’analyse de la surpuissance neutronique.

En 2019, le personnel de la CCSN a également examiné l’analyse de portée limitée d’OPG sur les APRPGB pour appuyer la remise en service de la tranche 2 de Darlington. Il a informé OPG de ses attentes concernant une analyse complète pour soutenir la remise en service de toutes les tranches de la centrale de Darlington qui feront éventuellement l’objet d’une réfection.

Étude probabiliste de sûreté

Dans le cadre de la mise en œuvre du REGDOC 2.4.2 Études probabilistes de sûreté (EPS) pour les centrales nucléaires de la CCSN, OPG a présenté plusieurs méthodes nouvelles ou révisées d’EPS (y compris celles pour les états opérationnels en puissance et les états d’arrêt (niveaux 1 et 2), des analyses préliminaires des dangers internes et externes (qui comprennent un guide d’identification et d’analyse préliminaire), sismiques et de vent fort). Le personnel de la CCSN a terminé son examen et a accepté les méthodes en 2019.

Le personnel de la CCSN a terminé son examen de l’analyse préliminaire des dangers actualisée dans le cadre de la mise à jour de l’EPS de 2020. L’analyse a systématiquement examiné les dangers internes et externes (y compris les combinaisons potentielles de dangers externes) sur les sources en réacteur et hors réacteur (piscine de stockage du combustible usé et stockage à sec du combustible usé). Le personnel de la CCSN a déterminé que le document d’OPG était conforme au REGDOC-2.4.2.

OPG a pris des initiatives pour diriger l’effort international et innover dans le domaine des EPS en élaborant de méthodes pour répondre aux nouvelles exigences du REGDOC‑2.4.2. Par exemple, OPG a mis au point des méthodes nouvelles et révisées pour répondre aux nouvelles exigences concernant l’examen des sources hors réacteurs et des états opérationnels. OPG a également continué de participer activement aux projets du Groupe des propriétaires de CANDU pour l’élaboration de nouvelles méthodes visant à répondre aux exigences du REGDOC-2.4.2.

Analyse des accidents graves

En 2019, le personnel de la CCSN a terminé son examen de l’analyse des accidents graves d’OPG pour soutenir l’exploitation de la nouvelle conduite de la source froide d’urgence lors d’accidents de perte de réfrigérant primaire dans le cœur. Le personnel de la CCSN a été, en général, satisfait de la qualité de l’analyse et a fourni des recommandations d’amélioration à OPG.

3.1.5 Conception matérielle

Le personnel de la CCSN a conclu qu’OPG respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Conception matérielle à la centrale de Darlington en 2019.

Gouvernance de la conception

L’examen par le personnel de la CCSN de l’évaluation annuelle de l’état de l’installation réalisée par un tiers et diverses inspections sur le terrain ont confirmé qu’OPG respectait les exigences réglementaires applicables aux inspections de l’état de la centrale de Darlington en lien avec la protection-incendie. L’examen du rapport réalisé par un tiers a également permis de relever des recommandations visant à aligner davantage les opérations de la centrale de Darlington sur les exigences réglementaires applicables en matière de protection-incendie. Le personnel de la CCSN a jugé acceptable le plan d’action d’OPG pour donner suite aux recommandations du rapport.

Au cours des inspections sur le terrain de la qualification sismique en 2019, le personnel de la CCSN a conclu que l’intégrité sismique des zones et routes parasismiques était maintenue conformément à la conception de l’installation. Cependant, lors d’une des inspections sur le terrain, le personnel de la CCSN a observé qu’OPG n’avait pas réussi à maintenir un espace suffisant entre un tube d’échafaudage et un composant parasismique conformément aux exigences applicables. La réponse d’OPG à cette non-conformité a été jugée acceptable par le personnel de la CCSN.

Conception des systèmes

En 2019, le personnel de la CCSN a réalisé une inspection de la mise en service des structures, systèmes et composants pour vérifier les spécifications techniques avant la levée du 1er point d’arrêt réglementaire (chargement du nouveau combustible dans la tranche 2) [DRPD-2019-03936]. L’inspection a permis de vérifier la conformité aux exigences réglementaires concernant la mise en service du système de ventilation filtrée de l’enceinte de confinement et des systèmes de surveillance continue lors d’événements hors dimensionnement. Cependant, le personnel de la CCSN a observé quelques non-conformités mineures liées à la qualité, à l’exactitude et à l’exhaustivité des rapports de mise en service.

MISE À JOUR : En mars 2020, OPG a fourni une mise à jour de son plan de mesures correctives, jugé acceptable par le personnel de la CCSN, pour remédier aux non‑conformités susmentionnées. OPG devait mettre en œuvre le plan de mesures correctives d’ici la fin de 2020.

Conception des composants

En 2019, le personnel de la CCSN a mené plusieurs activités de vérification de la conformité liées à la conception des composants. Ses examens du PIMO concernant les câbles ont confirmé qu’OPG disposait d’un programme de surveillance mature pour la gestion du contrôle, de la surveillance et du vieillissement de l’état des câbles à la centrale de Darlington. Le personnel de la CCSN a également examiné le rapport annuel de surveillance et d’inspection du combustible et a noté que la centrale de Darlington continuait à enregistrer de faibles taux de défaillance et des tendances à la baisse dans l’usure observée des grappes de combustible. Le personnel de la CCSN a conclu qu’OPG exploitait la centrale à l’intérieur des limites de conception et d’exploitation, y compris les limites d’iode et les limites de puissance pour les grappes de combustible individuelles et les canaux de combustible. OPG a géré efficacement les problèmes de rendement du combustible tout en maintenant une exploitation sûre à Darlington en 2019.

3.1.6 Aptitude fonctionnelle

Le personnel de la CCSN a conclu qu’OPG respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Aptitude fonctionnelle à la centrale de Darlington en 2019.

Aptitude fonctionnelle de l’équipement / Performance de l’équipement

Les inspections de la CCSN concernant l’aptitude fonctionnelle de l’équipement en 2019 ont permis de faire 3 constats de conformité. Cependant, 1 cas de non-conformité d’importance négligeable pour la sûreté et 1 cas de non-conformité de faible importance pour la sûreté ont été observés. Le premier cas de non-conformité concernait le processus d’approbation des rapports de mise en service. Le personnel de la CCSN s’est dit satisfait de la rapidité de la réponse d’OPG. Le deuxième cas de non-conformité était lié à l’absence d’inspections régulières sur le terrain, comme cela est exigé. Le titulaire de permis a par la suite pris des mesures correctives pour respecter les exigences relatives aux inspections sur le terrain.

Le personnel de la CCSN a examiné le rapport annuel sur les risques et la fiabilité de 2018 pour la centrale de Darlington et a confirmé qu’OPG satisfaisait à toutes les exigences réglementaires applicables. Le personnel de la CCSN a également confirmé que tous les systèmes spéciaux de sûreté des tranches 1, 3 et 4 de Darlington ont atteint leurs objectifs d’indisponibilité en 2019.

Entretien

Le personnel de la CCSN a réalisé plusieurs inspections en 2019 liées à l’entretien. Ces activités ont permis de faire 23 constats de conformité, et de relever 4 non-conformités d’importance négligeable pour la sûreté et 5 non-conformités de faible importance pour la sûreté. Les non-conformités concernaient des défauts d’étalonnage, la justification des reports d’entretien, des lacunes dans les inspections des systèmes et l’exclusion des matières étrangères pendant les activités d’entretien. Le personnel de la CCSN s’est dit satisfait de la correction par OPG des non-conformités relevées.

Les retards dans l’entretien correctif des composants essentiels et le nombre de reports d’entretien préventif des composants essentiels ont été maintenus à un très faible niveau en 2019. Le nombre de retards dans l’entretien déficient des composants essentiels a été réduit et a été meilleur que la moyenne de l’industrie. Le taux d’exécution des travaux d’entretien préventif s’est amélioré pour atteindre 96 % en 2019. Aucun constat significatif concernant la sûreté n’a été fait à l’égard de l’entretien lié aux événements. Le tableau 13 présente les retards cumulés au chapitre de l’entretien correctif et de l’entretien déficient des composants essentiels, de même que le nombre de reports au chapitre de l’entretien préventif des composants essentiels.

Tableau 13 : Tendances relatives aux retards cumulés au chapitre de l’entretien et aux reports des travaux d’entretien des composants essentiels à la centrale de Darlington, de 2017 à 2019
Paramètre Nombre moyen de demandes de travail par trimestre et par tranche Tendance sur 3 ans Nombre de demandes de travail par trimestre en 2019 Moyenne de l’industrie pour 2019
2017 2018 2019 T2 T2 T3 T4
Retards cumulés dans l’entretien préventif 1 0 1 Stable 1 0 0 1 1
Retards cumulés dans l’entretien déficient 37 11 5 À la baisse 8 7 3 3 9
Reports de travaux d’entretien préventif 7 0 2 À la baisse 3 2 1 0 2
Contrôle chimique

Les renseignements provenant des examens techniques et des rapports trimestriels et annuels relatifs au contrôle de la chimie ont dépassé les attentes du personnel de la CCSN. OPG a résolu rapidement tous les cas de non-conformité mineurs et aucun incident lié à la chimie n’a eu lieu en 2019. Les indicateurs de rendement en matière de sûreté « indice chimique » et « indice de conformité chimique » étaient proches de 100 %, avec seulement quelques paramètres dans les 90 à 95 %.

Inspections et essais périodiques

En 2019, OPG a poursuivi la mise à jour de ses plans du programme d’inspection périodique, pour délaisser l’édition 2005 de la norme N285.4, Inspection périodique des composants des centrales nucléaires CANDU du Groupe CSA et devenir entièrement conforme à l’édition 2014. En 2019, le personnel de la CCSN a accepté les plans révisés de la centrale de Darlington et les a jugés conformes à l’édition 2014 de la norme N285.4.

3.1.7 Radioprotection

Le personnel de la CCSN a conclu qu’OPG respectait les exigences réglementaires applicables, et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN pour le DSR Radioprotection à Darlington en 2019.

Application du principe ALARA

En 2019, le personnel de la CCSN a vérifié l’application du principe ALARA à la centrale de Darlington [DRPD-2019-03206] et a fait 7 constats de conformité. Au cours de l’inspection, OPG a fait la démonstration d’un nombre important d’outils utilisés pour sonder, analyser et comprendre le rendement en matière de radioprotection. Pour la tranche 2 d’OPG, l’exposition collective au rayonnement (ECR) totale était de 5 179 p‑mSv, ce qui dépassait son objectif de 4 300 p-mSv. OPG a attribué le dépassement de l’objectif au temps supplémentaire nécessaire pour terminer l’installation des canaux de combustible et des conduites d’alimentation supérieures et inférieures.

Le personnel de la CCSN a continué de tenir des réunions trimestrielles d’échange d’informations avec OPG tout au long de 2019. Les informations reçues lors de ces réunions, en plus de celles recueillies lors de l’inspection de l’application du principe ALARA et de l’inspection de l’arrêt de la tranche 4 [DRPD-2019-00277], ont démontré au personnel de la CCSN qu’OPG a continué de mettre en œuvre plusieurs initiatives pour maintenir la dose aux travailleurs au niveau ALARA. Par exemple, OPG a amélioré la capacité de blindage dans les zones à haut débit de dose, en plus d’améliorer le blindage existant sur l’équipement installé.

Le personnel de la CCSN a noté qu’OPG avait effectivement atteint son objectif de dose collective interne pour ses activités d’arrêt planifiées. Cependant, OPG a dépassé l’ECR couvrant les activités d’arrêt. OPG a signalé que son objectif d’ECR pour les activités d’arrêt était de 1 920 p-mSv, alors que son objectif établi était de 1 790 p-mSv. Les examens post‑arrêt ont attribué ce dépassement de l’objectif à plusieurs facteurs, dont certains étaient sous le contrôle d’OPG :

  • des débits de dose plus élevés que prévu
  • des travaux supplémentaires dus à la découverte de points chauds imprévus
  • la décontamination des châteaux de transport après le transport

Dans l’ensemble, le personnel de la CCSN a estimé qu’il y avait suffisamment de preuves démontrant qu’OPG faisait des efforts considérables pour maintenir les doses aux travailleurs au niveau ALARA, et qu’elle utilisait plusieurs outils pour permettre une meilleure surveillance et un meilleur contrôle de ces doses. La centrale en exploitation était à moins de 3 % de son objectif d’ECR de fin d’année et, bien qu’OPG ait dépassé l’objectif d’ECR de fin d’année à la tranche 2, les facteurs qui ont contribué à ce dépassement étaient bien compris. Le personnel de la CCSN a fait remarquer que le fait de ne pas atteindre un objectif n’est pas une non-conformité, car les objectifs sont établis avant le début des travaux sans que l’on connaisse les conditions réelles qui se présenteront ou les difficultés qui pourraient survenir pendant l’exécution des travaux. En outre, il y avait suffisamment d’éléments pour démontrer qu’OPG continuait à progresser afin de réduire à long terme les champs de rayonnement opérationnels dans toute la centrale. Le personnel de la CCSN a continué de surveiller la mise en œuvre de ces initiatives par OPG, mais a noté qu’en raison de la nature de ces améliorations, leurs retombées prendront du temps à se concrétiser.

Le personnel de la CCSN a conclu que le rendement d’OPG dépassait ses attentes en ce qui concerne l’application du principe ALARA.

Contrôle des doses des travailleurs

Le personnel de la CCSN a relevé 5 cas de non-conformité applicables au contrôle des doses des travailleurs. Ces non-conformités étaient associées aux éléments suivants :

  • la planification inadéquate des travaux en zone radioactive
  • la sélection et l’utilisation inappropriées des équipements de protection individuelle contre les rayonnements
  • la protection insuffisante d’un groupe de travail d’un entrepreneur
  • le fait de ne pas fournir aux travailleurs des renseignements précis sur les dangers radiologiques avant le début de leur travail
  • un contrôle insuffisant de la contamination lors de l’exécution des travaux

Individuellement, ces non-conformités ont été jugées peu importantes sur le plan de la sûreté. Cependant, en les considérant ensemble, le personnel de la CCSN a déterminé qu’OPG n’avait pas assuré le respect de ses procédures, et a noté qu’une telle défaillance représente une augmentation évitable du risque pour les travailleurs si elle n’est pas corrigée.

MISE À JOUR : En février 2020, le personnel de la CCSN a terminé son examen des mesures correctives prises par OPG pour chacun de ces cas de non-conformité et s’est déclaré satisfait de la réponse d’OPG. Le personnel de la CCSN continuait de surveiller la mise en œuvre des mesures correctives par OPG en 2020.

En outre, lors de l’examen d’un rapport d’événement, le personnel de la CCSN a constaté qu’on avait utilisé un calendrier d’essais biologiques incorrect pour certains travailleurs du groupe de manutention du combustible à Darlington. Le personnel de la CCSN a effectué une inspection sur le terrain [DRPD-2019-FIR-04344] et a constaté que, pour 69 travailleurs du groupe de manutention du combustible, on avait utilisé un calendrier d’essais biologiques incorrect, et que ce problème persistait depuis 2011. L’inspection n’a trouvé aucun travailleur susceptible d’avoir reçu une exposition préoccupante sur le plan réglementaire. Toutefois, ces facteurs cumulés ont mené le personnel de la CCSN à déterminer qu’OPG n’avait pas respecté son programme de radioprotection. Cette non‑conformité s’expliquait par le fait que le personnel d’OPG utilisait des procédures et des lignes directrices désuètes et non approuvées, et que les superviseurs d’OPG n’ont pas effectué une surveillance adéquate qui aurait permis de déceler ces erreurs. Le personnel de la CCSN a approuvé le plan de mesures correctives d’OPG et a continué d’en surveiller la mise en œuvre.

Conformément à son engagement pris dans sa réponse aux demandes formulées en vertu du paragraphe 12(2) du Règlement général sur la sûreté et la réglementation nucléaires (dont il est question dans le Rapport de surveillance réglementaire de 2018 [2]), OPG a mis en œuvre un programme de surveillance des essais biologiques de confirmation pour les nucléides alpha en septembre 2019. En octobre 2019, OPG a identifié 3 travailleurs visés par ce programme qui avaient incorporé des particules alpha et en a informé le personnel de la CCSN. Dans son analyse des renseignements fournis par OPG, le personnel de la CCSN a confirmé que l’ampleur des expositions de chaque travailleur était bien inférieure à 1,0 mSv et n’était donc pas préoccupante du point de vue réglementaire. En outre, au cours du dernier trimestre de 2019, OPG a prélevé 33 autres échantillons qui ne contenaient pas de radionucléides émetteurs alpha détectables. Ces renseignements ont démontré qu’OPG disposait de méthodes efficaces pour surveiller l’exposition radiologique de ses travailleurs.

Dans le RSR de 2018 [2], le personnel de la CCSN avait conclu que le contrôle des doses aux travailleurs d’OPG présentait une tendance notable à la baisse. De même, en 2019, le personnel de la CCSN a noté que si aucun travailleur n’avait reçu une dose imprévue préoccupante sur le plan réglementaire, le rendement d’OPG dans un certain nombre de domaines ne répondait pas aux exigences de son programme ni aux attentes réglementaires de la CCSN. Cependant, le personnel de la CCSN a déterminé qu’OPG répondait aux attentes globales en matière de contrôle des doses des travailleurs, en se basant sur le fait qu’aucun travailleur de la centrale de Darlington n’a dépassé son niveau de contrôle d’exposition ou les limites de dose réglementaires. Le personnel de la CCSN a continué de surveiller le rendement d’OPG et les mesures correctives en 2019.

Contrôle des dangers radiologiques

En 2019, le personnel de la CCSN a fait 10 constats de conformité concernant les activités de vérification de la conformité portant expressément sur le contrôle des dangers radiologiques. Le personnel de la CCSN a également relevé 3 cas de non-conformité d’importance négligeable pour la sûreté et 4 cas de non-conformité de faible importance pour la sûreté. Les constats suivants, de faible importance pour la sûreté, étaient associés à des non-conformités procédurales :

  • une approche incohérente dans la réalisation, l’examen et l’approbation des contrôles radiologiques [DRPD-2019-01276]
  • une évaluation inadéquate de l’entreposage des matières combustibles radioactives [DRPD-2019-00275]
  • l’omission de fournir une protection directe à un groupe de travailleurs d’un entrepreneur [DRPD-2019-04614]
  • l’omission d’effectuer des mesures de la contamination pour évaluer l’évolution des conditions radiologiques [DRPD-2019-04614]

En outre, OPG a signalé 10 événements liés au contrôle des dangers radiologiques. De ces événements, 7 se sont produits dans la partie opérationnelle de la centrale et étaient associés à un affichage et un étiquetage inadéquats des dangers, à un étalonnage inadéquat des moniteurs gamma ambiants à zone fixe, à un entreposage inadéquat des matières radioactives et au contrôle de la contamination. Les 3 autres se sont produits dans la tranche 2 et étaient associés à un affichage et un étiquetage inadéquats des dangers et à un contrôle inadéquat de la contamination. Malgré le nombre élevé d’événements, le personnel de la CCSN a noté qu’il n’y a pas eu de dépassement des seuils d’intervention pour l’environnement ou le personnel en raison d’un contrôle inadéquat de la contamination.

Pour les 7 cas de non-conformité relevés lors des inspections, et pour chacun des 10 rapports d’événement, OPG a mis en œuvre des mesures correctives acceptables. Le personnel de la CCSN a également noté que le résultat de la partie opérationnelle de la centrale était inférieur à son objectif de fin d’année de 130 événements de contamination personnelle (ECP) en tout et que celui de la tranche 2 était inférieur à son objectif de fin d’année de 457 ECP.

Dans le RSR de 2018, le personnel de la CCSN avait également relevé une tendance à la baisse dans le contrôle des dangers radiologiques d’OPG. En 2019, le personnel de la CCSN a conclu qu’OPG avait mis en place des mesures pour inverser cette tendance et avait démontré une nette amélioration.

3.1.8 Santé et sécurité classiques

Le personnel de la CCSN a conclu qu’OPG respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Santé et sécurité classiques à la centrale de Darlington en 2019.

En 2019, le personnel de la CCSN a fait de nombreux constats de conformité concernant la santé et la sécurité classiques. Toutefois, lors des inspections sur le terrain, 2 cas de non-conformité de faible importance ont été relevés. Dans un cas, OPG n’a pas correctement inspecté et nettoyé les systèmes de ventilation des hottes [DRPD-2019-04082]. Lors d’une autre inspection sur le terrain, OPG n’a pas pleinement respecté la réglementation applicable en matière de protection contre l’exposition à l’hydrazine [DRPD-2019-00275]. Le personnel de la CCSN a conclu qu’OPG avait rapidement et adéquatement corrigé les non-conformités mineures.

Le personnel de la CCSN a observé que le taux de gravité des accidents (TGA) et le taux d’accident de travail (ISAR) pour la centrale de Darlington étaient chacun de 0,0 en 2019, car aucune blessure entraînant une perte de temps n’a été signalée. La fréquence des accidents (FA) est tombée à 0,21 en 2019. Le personnel de la CCSN a estimé que les valeurs TGA, ISAR et FA à la centrale de Darlington étaient acceptables. Des données additionnelles sur les valeurs TGA, ISAR et FA figurent à la section 2.8.

3.1.9 Protection de l’environnement

Le personnel de la CCSN a conclu qu’OPG respectait les exigences réglementaires applicables, et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Protection de l’environnement à la centrale de Darlington en 2019.

Le personnel de la CCSN a observé que tous les rejets radiologiques dans l’air et dans l’eau de la centrale nucléaire de Darlington sont restés inférieurs aux limites réglementaires et aux seuils d’intervention. L’annexe D indique les valeurs absolues des rejets et des LRD pour la centrale de Darlington.

Lors des inspections sur le terrain, le personnel de la CCSN a conclu qu’OPG avait pris toutes les précautions raisonnables pour protéger l’environnement et la santé et la sécurité des personnes.

Au cours d’une inspection sur le terrain du programme de surveillance des effluents, le personnel de la CCSN a relevé un non-respect des exigences du calendrier pour l’étalonnage annuel de l’équipement de mesure [DRPD-2018-01823]. OPG a présenté un plan de mesures correctives que le personnel de la CCSN a jugé acceptable.

Sur la base de l’examen des données de surveillance environnementale de 2019, le personnel de la CCSN a conclu que le public et l’environnement à proximité du site étaient protégés et qu’aucun impact sur la santé n’était prévu en raison de l’exploitation du site de Darlington en 2019.

La dose estimée aux membres du public due à la centrale de Darlington rapportée pour 2019 était de 0,4 μSv. Il s’agit d’une diminution par rapport à la dose estimée à 0,8 μSv en 2018, et la dose estimée se trouve bien en dessous de la limite de dose annuelle de 1 mSv (1 000 μSv). Voir la section 2.9 pour plus de détails.

3.1.10 Gestion des urgences et protection-incendie

Le personnel de la CCSN a conclu qu’OPG respectait les exigences réglementaires applicables, et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN pour le DSR Gestion des urgences et protection-incendie à la centrale de Darlington en 2019.

Le personnel de la CCSN a réalisé plusieurs inspections sur le terrain en 2019 concernant la préparation aux urgences nucléaires et dans l’ensemble, il a fait des constats de conformité. Cependant, 3 cas de non-conformité d’importance négligeable pour la sûreté ont été relevés concernant l’utilisation des formulaires d’inspection quotidienne et l’entretien des équipements. Le personnel de la CCSN était satisfait de la réponse d’OPG pour traiter les non-conformités.

Lors d’une inspection sur le terrain concernant la préparation et l’intervention en cas d’incendie [DRPD-2019-04082], le personnel de la CCSN a fait 5 constats de conformité et a relevé 2 non-conformités d’importance négligeable pour la sûreté : des tuyaux d’incendie dont la date de mise à l’essai était dépassée et un des pompiers ne portait pas de tenue de feu dans une zone chaude lors d’un exercice d’incendie à la centrale. Le personnel de la CCSN était satisfait de la réponse d’OPG pour traiter les non-conformités.

En 2019, OPG a signalé à la CCSN 3 événements liés à la préparation et à l’intervention en cas d’incendie. Il s’agissait d’une porte coupe-feu incorrectement maintenue ouverte et de 2 incidents au cours desquels un travail à chaud a provoqué une légère inflammation. OPG a pris des mesures correctives qui ont répondu aux attentes du personnel de la CCSN.

3.1.11 Gestion des déchets

Le personnel de la CCSN a conclu qu’OPG respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN pour le DSR Gestion des déchets à la centrale de Darlington en 2019.

Les inspections de la CCSN sur le terrain en 2019 ont confirmé qu’OPG respectait les exigences réglementaires applicables en matière de collecte des déchets radioactifs et de réduction et de séparation des déchets non nucléaires.

Le rapport d’OPG sur l’indicateur de rendement en matière de sûreté « déchets solides radioactifs de faible et de moyenne activité générés » et les données pour 2019 ont répondu aux attentes du personnel de la CCSN.

3.1.12 Sécurité

Le personnel de la CCSN a conclu qu’OPG respectait les exigences réglementaires applicables, et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN pour le DSR Sécurité à la centrale de Darlington en 2019.

Le personnel de la CCSN a inspecté les installations et l’équipement de sécurité en 2019 et a fait 5 constats de conformité [DRPD-2019-04308]. OPG a signalé 1 événement lié aux installations et à l’équipement, mais le personnel de la CCSN a estimé qu’il n’avait eu aucune importance en matière de sûreté. L’examen par le personnel de la CCSN des rapports trimestriels pour la centrale de Darlington n’a révélé que des non‑conformités mineures, et le personnel de la CCSN était satisfait des mesures correctives prises par OPG.

Le personnel de la CCSN a inspecté les arrangements d’intervention en matière de sécurité en 2019 et n’a fait que des constats de conformité [DRPD -2018-FIR-01555].

OPG a mené un exercice « force contre force » à la centrale de Darlington dans le cadre de son programme de contrôle des aptitudes en 2019. Le personnel de la CCSN a examiné le rapport d’auto-évaluation d’OPG et s’est dit satisfait des mesures correctives proposées par OPG. Le personnel de la CCSN a conclu qu’OPG avait déployé des agents de sécurité nucléaire autorisés, convenablement équipés et formés à la centrale de Darlington et qu’elle avait assuré une intervention efficace contre la menace de référence.

Le personnel de la CCSN a réalisé 2 inspections sur le terrain et une inspection de type II en 2019. Il a fait des constats de conformité touchant les pratiques de sécurité. Les renseignements pertinents sur le rendement tirés des examens documentaires et des rapports trimestriels ont également répondu aux attentes.

Le personnel de la CCSN a conclu qu’à compter de novembre 2019, OPG avait pleinement mis en œuvre la norme CSA N290.7-F14, Cybersécurité pour les centrales nucléaires et les installations dotées de petits réacteurs.

3.1.13 Garanties et non-prolifération

Le personnel de la CCSN a conclu qu’OPG respectait les exigences réglementaires applicables, et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN pour le DSR Garanties et non-prolifération à la centrale de Darlington en 2019.

OPG s’est engagée à mettre en œuvre intégralement le REGDOC-2.13.1, Garanties et comptabilité des matières nucléaires de la CCSN d’ici le 31 mars 2021. La CCSN a examiné le plan de mise en œuvre d’OPG et a discuté des lacunes relevées avec OPG en février 2019. Le personnel de la CCSN a noté qu’OPG continuait de progresser en 2019 vers la mise en œuvre complète du REGDOC-2.13.1. La CCSN a approuvé le plan de mise en œuvre proposé par OPG.

Le personnel de la CCSN a fait 2 constats de conformité pour ce qui est de l’assistance apportée aux inspecteurs de l’AIEA lors de leurs inspections. De même, le personnel de la CCSN a noté qu’OPG avait aidé l’AIEA lors de l’entretien de son équipement de garantie.

OPG a soumis à la CCSN en temps voulu le programme opérationnel annuel requis avec des mises à jour trimestrielles et la mise à jour annuelle du protocole additionnel. Le personnel de la CCSN a examiné ces documents et a déterminé qu’ils répondaient aux exigences réglementaires applicables et aux attentes du personnel. À l’appui des activités de redémarrage de la tranche 2, OPG a également soumis une proposition de plan de garanties pour le chargement de nouveau combustible. En consultation avec l’AIEA, le personnel de la CCSN a examiné le plan et l’a jugé acceptable.

Le 31 octobre 2019, l’éclairage suspendu dans l’aire de camions de la zone auxiliaire est des installations de chargement de combustible s’est éteint pendant une durée inconnue. Cet événement contrevenait au manuel d’exploitation d’OPG, qui exige qu’un minimum de 25 % de l’éclairage suspendu soit allumé en permanence dans les zones où des caméras de l’AIEA sont installées, comme les aires pour camions sud des zones auxiliaires est et ouest. La cause apparente de l’événement était la documentation inadéquate sur l’impact de la perte des panneaux d’éclairage sur les caméras de l’AIEA pendant l’entretien des disjoncteurs et des relais.

3.1.14 Emballage et transport

Le personnel de la CCSN a conclu qu’OPG respectait les exigences réglementaires applicables, et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN pour le DSR Emballage et transport à la centrale de Darlington en 2019.

En 2019, le personnel de la CCSN a réalisé une inspection sur le terrain des activités d’emballage et de transport à la centrale de Darlington [DRPD-2019-04955] et n’a fait que des constats de conformité.

3.2 Installation de gestion des déchets de Darlington

3.2.0 Introduction

Il s'agit d'une vue aérienne du site de Darlington du côté du lac.

L’IGDD se trouve sur la rive nord du lac Ontario, à Clarington (Ontario), à 5 kilomètres de Bowmanville et à 10 kilomètres au sud‑est d’Oshawa. Elle se trouve sur le site nucléaire de Darlington, qui comprend également la centrale nucléaire de Darlington, dont il est question à la section 3.1. La CCSN réglemente l’IGDD en vertu d’un permis d’exploitation d’une installation de déchets. À l’IGDD, OPG traite et entrepose les conteneurs de stockage à sec (CSS) qui contiennent du combustible nucléaire usé (déchets radioactifs de haute activité) produit uniquement à la centrale de Darlington. OPG gère également les déchets radioactifs de moyenne activité générés par les activités de réfection de la centrale nucléaire de Darlington. Ces déchets sont entreposés dans des suremballages destinés au stockage (SDS) au bâtiment de stockage des déchets de retubage (BSDR) de l’IGDD.

L’IGDD comprend 1 bâtiment de services, 1 bâtiment de traitement des CSS, 2 bâtiments d’entreposage des CSS (bâtiments d’entreposage nos 1 et 2) et le BSDR. L’IGDD a une capacité d’entreposage de 983 CSS et de 490 SDS. Le transfert des CSS chargés de la centrale de Darlington à l’IGDD s’effectue sur la propriété d’OPG au moyen d’une escorte de sécurité. Les SDS chargés sont aussi transférés de la centrale de Darlington au BSDR, sur la propriété d’OPG.

À l’exception du BSDR, l’IGDD est contenue dans sa propre zone protégée, séparée de la zone protégée de la centrale de Darlington, mais tout de même située dans le périmètre du site de Darlington. Le BSDR se trouve également dans le périmètre du site de Darlington, mais non dans une zone protégée.

Le permis d’exploitation de l’IGDD autorise OPG à construire 2 autres bâtiments d’entreposage des CSS (bâtiments d’entreposage nos 3 et 4), ce qui permettra une capacité d’entreposage supplémentaire de 1 000 CSS.

Autorisation

En mars 2013, la Commission a renouvelé le permis d’exploitation de l’IGDD, dont la date d’expiration est le 30 avril 2023. Le permis n’a pas été modifié en 2019.

Manuel des conditions de permis

Le personnel de la CCSN n’a pas révisé le MCP de l’IGDD en 2019. Toutefois, OPG a mis en œuvre plusieurs documents d’application de la réglementation de la CCSN (nouvelles publications ou nouvelles versions de publications existantes) en 2019. Les futures révisions du MCP en tiendront compte en tant que sources de critères de vérification de la conformité pour l’IGDD.

Rapports initiaux d’événement

Aucun rapport initial d’événement concernant l’IGDD n’a été soumis à la Commission pour la période allant du 1er janvier 2019 au 1er juin 2020.

Programme de conformité

Le programme de vérification de la conformité comprenait de nombreuses activités en 2019 pour démontrer qu’OPG respecte le fondement d’autorisation de la centrale nucléaire d’IGDD. Les publications qui ont fourni les critères de vérification de la conformité de ces activités pour la centrale de Pickering sont présentées à l’annexe B.

Le tableau 14 présente les inspections effectuées à l’IGDD qui ont été prises en compte dans les évaluations du personnel de la CCSN pour le présent RSR. (Tous les rapports d’inspection qui ont été envoyés à OPG au plus tard le 31 janvier 2020 y figurent.)

Tableau 14 : Liste des inspections effectuées à l’IGDD
Domaine de sûreté et de réglementation Titre de l’inspection Date d’envoi du rapport d’inspection
Gestion des urgences et protection-incendie

Gestion des urgences – Exercice de la brigade d’incendie
Numéro du rapport : OPG-DWMF-2019-01

19 novembre 2019

Outre l’inspection mentionnée, le personnel de la CCSN a tenu compte de diverses autres sources de renseignements dans son évaluation des domaines de sûreté et de réglementation (DSR). Ces activités ont permis de relever de nombreux exemples de conformité aux exigences réglementaires et d’excellents résultats en matière de sûreté, ainsi que des cas de non-conformité et des possibilités d’amélioration du rendement. Pour 2019, le personnel de la CCSN a attribué la cote « Satisfaisant » à tous les DSR pour l’IGDD en 2019.

3.2.1 Système de gestion

Le personnel de la CCSN a conclu qu’OPG respectait les exigences réglementaires applicables, et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN pour le DSR Système de gestion à l’IGDD en 2019.

Le personnel de la CCSN n’a pas fait de constats touchant directement le système de gestion. Sur la base d’observations indirectes en 2019, d’examens des rapports d’exploitation trimestriels et annuels pour l’IGDD, et de constats et observations faits lors d’inspections avant 2019, le personnel de la CCSN a conclu qu’OPG avait continué de mettre en œuvre efficacement le cadre du système de gestion existant à l’IGDD en 2019.

3.2.2 Gestion de la performance humaine

Le personnel de la CCSN a conclu qu’OPG respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Gestion de la performance humaine à l’IGDD en 2019.

L’examen fait par le personnel de la CCSN des rapports d’exploitation trimestriels et annuels de l’IGDD en 2019 n’a relevé aucun problème et aucune préoccupation touchant la formation ou d’autres domaines propres à ce DSR.

Le personnel de la CCSN a continué de surveiller et d’évaluer la mise en œuvre par OPG du REGDOC-2.2.4, Aptitude au travail : Gérer la fatigue des travailleurs, et a prévu de mener des activités de vérification de la conformité en 2020.

3.2.3 Conduite de l’exploitation

Le personnel de la CCSN a conclu qu’OPG respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Conduite de l’exploitation à l’IGDD en 2019.

OPG a traité 59 CSS à l’IGDD en 2019. L’examen des rapports d’exploitation d’OPG par le personnel de la CCSN n’a décelé aucun problème ni aucune situation semblant indiquer que les activités autorisées à l’IGDD étaient dangereuses. Les examens ont également confirmé que les rapports et les tendances d’OPG, ainsi que ses réponses aux commentaires et aux demandes d’information de suivi et d’éclaircissements, répondaient aux attentes du personnel de la CCSN.

En 2019, OPG a informé le personnel de la CCSN qu’un CSS n’avait pas été traité dans un délai de 1 an – une non-conformité au rapport de sûreté de l’IGDD. OPG a indiqué que le dépassement de la limite de 1 n’avait pas d’impact sur la sûreté et ne posait aucun risque. OPG a également pris des mesures correctives pour éviter que cela ne se reproduise. Le personnel de la CCSN était satisfait de la réponse.

3.2.4 Analyse de la sûreté

Le personnel de la CCSN a conclu qu’OPG respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Analyse de la sûreté à l’IGDD en 2019.

En 2019, le personnel de la CCSN a examiné les évaluations des risques d’incendie d’OPG pour l’IGDD et a confirmé que le titulaire de permis respectait les exigences réglementaires applicables. OPG n’a pas soumis de mises à jour importantes du rapport d’analyse de la sûreté pour l’IGDD en 2019. La prochaine révision est prévue pour 2022.

3.2.5 Conception matérielle

Le personnel de la CCSN a conclu qu’OPG respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Conception matérielle à l’IGDD en 2019.

Le personnel de la CCSN n’a relevé aucun cas de non-conformité dans la conception lors de ses activités de vérification de la conformité pour l’IGDD en 2019.

3.2.6 Aptitude fonctionnelle

Le personnel de la CCSN a conclu qu’OPG respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Aptitude fonctionnelle à l’IGDD en 2019.

Dans le cadre des activités de gestion du vieillissement des CSS, OPG a soumis le rapport de gestion du vieillissement pour les installations de gestion des déchets d’OPG. Le personnel de la CCSN a examiné les rapports et les a jugés conformes au programme de gestion du vieillissement d’OPG.

Lors de l’examen des rapports d’exploitation trimestriels, le personnel de la CCSN n’a relevé aucun problème touchant l’entretien à l’IGDD en 2019.

3.2.7 Radioprotection

Le personnel de la CCSN a conclu qu’OPG respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Radioprotection à l’IGDD en 2019.

Le personnel de la CCSN n’a réalisé aucune inspection touchant la radioprotection à l’IGDD en 2019. Toutefois, ses examens des rapports trimestriels soumis par OPG ont confirmé ce qui suit :

  • L’IGDD a atteint son objectif de dose collective en fin d’année.
  • OPG n’a pas dépassé les seuils d’intervention pour les doses aux travailleurs. Les doses efficaces annuelles pour tous les travailleurs de l’IGDD étaient bien inférieures à la limite réglementaire de 50 mSv.
  • OPG n’a dépassé aucun seuil d’intervention pour le contrôle de la contamination.
  • Les débits de dose à la périphérie de l’IGDD étaient conformes aux objectifs d’OPG et aux résultats des années précédentes.

3.2.8 Santé et sécurité classiques

Le personnel de la CCSN a conclu qu’OPG respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Santé et sécurité classiques à l’IGDD en 2019.

En 2019, OPG n’a signalé aucun accident ayant entraîné une perte de temps à l’IGDD ni aucun autre événement lié à la santé et à la sécurité classiques. En outre, les activités de vérification de la conformité du personnel réalisées par le personnel de la CCSN n’ont décelé aucun cas de non-conformité en matière de santé et de sécurité classiques.

3.2.9 Protection de l’environnement

Le personnel de la CCSN a conclu qu’OPG respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Protection de l’environnement à l’IGDD en 2019.

Le personnel de la CCSN a examiné les rapports trimestriels et les bases de données pour l’IGDD en 2019 et a confirmé que les résultats répondaient aux attentes du personnel. Le personnel de la CCSN a également confirmé qu’il n’y a eu aucun dépassement des limites de rejet dérivées (LRD) et aucun dépassement des seuils d’intervention environnementaux.

Le personnel de la CCSN a conclu que l’exploitation de l’IGDD n’a posé aucun risque inacceptable pour la santé humaine et l’environnement en 2019. OPG a prévu présenter une évaluation actualisée des risques environnementaux pour l’IGDD en 2021.

3.2.10 Gestion des urgences et protection-incendie

Le personnel de la CCSN a conclu qu’OPG respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Gestion des urgences et protection-incendie à l’IGDD en 2019.

En 2018, le personnel de la CCSN avait déterminé qu’OPG n’effectuait pas un exercice annuel d’intervention en cas d’incendie conformément aux exigences réglementaires applicables. Cela a été décrit dans le Rapport de surveillance réglementaire de 2018 [2]. En septembre 2019, le personnel de la CCSN a examiné l’exercice d’intervention d’OPG en cas d’incendie à l’IGDD [OPG-DWMF-2019-01] et a fait 1 constat d’importance moyenne pour la sûreté. Il s’agissait d’un problème de comptabilité lors de l’exercice d’incendie, lorsqu’un membre du personnel d’OPG à l’IGDD n’a pas rejoint ses collègues à l’extérieur dans l’une des 2 zones de rassemblement. Le travailleur est sorti de l’installation et a été comptabilisé 30 minutes après le déclenchement de l’alarme-incendie. Le travailleur manquant n’était pas au courant des bonnes procédures d’urgence d’OPG.

Le personnel de la CCSN a demandé à OPG de fournir une liste et un calendrier des mesures correctives pour remédier à cette lacune et une description de toute mesure compensatoire prise avant la mise en œuvre des mesures correctives.

MISE À JOUR : OPG a fourni les renseignements demandés au personnel de la CCSN en janvier 2020. Le personnel de la CCSN était satisfait des mesures correctives immédiates et à long terme d’OPG, en particulier l’amélioration de la formation sur la comptabilité pour tout le personnel de l’IGDD d’OPG.

3.2.11 Gestion des déchets

Le personnel de la CCSN a conclu qu’OPG respectait les exigences réglementaires applicables, et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Gestion des déchets à l’IGDD en 2019.

En 2019, le personnel de la CCSN a examiné la dernière révision du programme de déclassement d’OPG et a également revu la norme d’OPG pour la gestion des déchets et autres matières réglementées sur le plan environnemental. Les documents répondaient aux exigences réglementaires applicables et aux attentes du personnel de la CCSN.

3.2.12 Sécurité

Le personnel de la CCSN a conclu qu’OPG respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Sécurité à l’IGDD en 2019.

Le personnel de la CCSN n’a relevé aucun cas majeur de non-conformité en ce qui concerne la sécurité à l’IGDD en 2019.

Le personnel de la CCSN a confirmé que les informations sur le rendement tirées des rapports trimestriels et de l’inspection répondaient à ses attentes en matière de sécurité. OPG a signalé des défaillances mineures liées aux installations et à l’équipement de sécurité, qui ont été traitées conformément aux attentes du personnel de la CCSN.

3.2.13 Garanties et non-prolifération

Le personnel de la CCSN a conclu qu’OPG respectait les exigences réglementaires applicables, et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Garanties et non-prolifération à l’IGDD en 2019.

Le personnel de la CCSN a confirmé qu’OPG avait soumis ses grands livres généraux mensuels requis en temps voulu, sauf dans 1 cas (pour juillet 2019). OPG a informé le personnel de la CCSN que le rapport avait 1 jour de retard. Le personnel de la CCSN était satisfait de la réponse d’OPG et a déterminé qu’il n’y avait pas eu d’impact significatif sur la mise en œuvre des garanties.

Le personnel de la CCSN a participé aux vérifications de l’inventaire physique de 2019 et aux vérifications des renseignements conceptuels par l’AIEA. Les vérifications ont donné des résultats satisfaisants.

OPG a soumis à la CCSN en temps voulu le programme opérationnel annuel requis, avec des mises à jour trimestrielles, ainsi que la mise à jour annuelle du protocole additionnel. Le personnel de la CCSN a déterminé que ces documents répondaient aux exigences réglementaires applicables et aux attentes du personnel.

3.2.14 Emballage et transport

Le personnel de la CCSN a conclu qu’OPG respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Emballage et transport à l’IGDD en 2019.

3.3 Centrale nucléaire de Pickering

3.3.0 Introduction

Photographie aérienne montrant la centrale nucléaire de Pickering.

Le site de Pickering se trouve sur la rive nord du lac Ontario à Pickering (Ontario), à 32 kilomètres au nord-est de Toronto et à 21 kilomètres au sud‑ouest d’Oshawa. Le site de Pickering comprend la centrale nucléaire de Pickering et l’IGDP, qui appartiennent à OPG et sont exploitées par celle-ci. La CCSN réglemente la centrale de Pickering et l’IGDP aux termes de 2 permis distincts et indépendants, soit un permis d’exploitation d’un réacteur de puissance (PERP) pour la centrale de Pickering et un permis d’exploitation d’une installation de gestion des déchets pour l’IGDP. La section 3.4 porte sur l’IGDP.

La centrale comprend 8 réacteurs CANDU. Les tranches 1, 2, 3 et 4 (anciennement appelées Pickering-A) sont entrées en service en 1971. En 2008, on a déchargé le combustible des tranches 2 et 3, qui demeurent en état d’arrêt sûr; on ne compte pas les remettre en service. Les tranches 5, 6, 7 et 8 (anciennement appelées Pickering-B) demeurent exploitées de façon sûre depuis leur mise en service en 1983.

La capacité de production brute des réacteurs des tranches 1 et 4 est de 542 mégawatts électriques (MWé) chacun. Celle des réacteurs en exploitation des tranches 5 à 8 est de 540 MWé chacun.

OPG prévoit cesser l’exploitation commerciale de la centrale de Pickering d’ici le 31 décembre 2024. À la suite de l’arrêt permanent, chaque tranche fera l’objet d’activités de stabilisation en vue de la phase à long terme de stockage sûr sous surveillance. Cette étape débutera en 2028.

Autorisation

En 2018, la Commission a renouvelé le permis d’exploitation de la centrale pour une période de 10 ans, soit du 1er septembre 2018 au 31 août 2028. Cette période d’autorisation couvre 3 phases d’activités opérationnelles :

  • exploitation commerciale continue jusqu’au 31 décembre 2024
  • stabilisation (déchargement du combustible et assèchement après l’arrêt), qui durera environ 3 à 4 ans
  • début du stockage sûr des tranches 1 et 4 et 5 à 8
Manuel des conditions de permis

En 2019, à la suite du renouvellement du PERP, une seule révision a été apportée au manuel des conditions de permis (MCP).

Autorisation en vertu de la Loi sur les pêches

En janvier 2018, Pêches et Océans Canada a délivré à OPG une autorisation en vertu de la Loi sur les pêches pour l’exploitation de la centrale nucléaire de Pickering. Cette autorisation est valable jusqu’en décembre 2028. Elle oblige notamment OPG à communiquer avec le ministère des Pêches et des Océans si l’impaction du poisson dépasse 3 619 kg (poids moyen annuel du poisson) pendant 2 années consécutives.

En 2018, 5 616 kg de poisson ont été impactés à la centrale de Pickering. Le personnel de la CCSN a examiné le rapport de surveillance de l’impaction d’OPG pour 2018 et a fait plusieurs recommandations à OPG en octobre 2019, dont les suivantes :

  • communiquer rapidement avec Pêches et Océans Canada pour déterminer les besoins éventuels de suivi
  • installer les ajouts prévus de flotteurs à mi-eau dans le système de détournement des poissons (SDP), si possible, pour lutter contre les effets de la charge d’algues (intrusion d’algues)
  • envisager d’accroître l’entretien du SDP si son rendement continue d’être entravé par la charge d’algues
  • examiner les données scientifiques actuelles concernant l’augmentation de la charge d’algues dans le lac Ontario et d’autres options pour lutter contre ses effets
  • envisager d’autres mesures d’atténuation de l’impaction
  • fournir des mises à jour sur les calendriers d’installation, les emplacements et l’efficacité des ajouts de flotteurs à mi-eau dans les futurs rapports de surveillance de l’impaction des poissons

Pêches et Océans Canada a approuvé ces recommandations.

En 2019, il y a eu impaction de 15 114 kg de poissons [BIR 16516, point i) et point iii) a)]. L’augmentation de l’impaction du poisson ne semble pas avoir été causée par des déversements ou des rejets dans l’eau provenant des opérations de la centrale de Pickering. OPG a attribué les dépassements aux changements rapides de la température de l’eau liés à l’état du lac. OPG a affirmé que les vents violents ont provoqué la remontée d’eau plus froide depuis les faibles profondeurs, entraînant soit une mortalité directe, soit une réduction importante de la performance natatoire qui a empêché les poissons d’éviter la prise d’eau de refroidissement. Les poissons touchés étaient en grande partie des gaspareaux, qui sont particulièrement sensibles aux brusques changements de température. En outre, une partie des dépassements était probablement liée à l’alourdissement du filet barrière du SDP lors des charges d’algue, permettant aux poissons de passer par-dessus le SDP.

OPG a communiqué avec Pêches et Océans Canada pour déterminer les éventuelles exigences de suivi, comme l’exige son autorisation en vertu de la Loi sur les pêches. La mobilisation, par OPG, des groupes autochtones au sujet de l’impaction du poisson et du respect de son autorisation en vertu de la Loi sur les pêches à la centrale nucléaire de Pickering est décrite à la section 2.15 [BIR 16516, point iii (b)].

MISE À JOUR : En mars 2020, OPG a soumis une analyse des dépassements de l’impaction à Pêches et Océans Canada et à la CCSN. Le personnel de la CCSN a examiné le rapport et a fourni des commentaires et des recommandations à Pêches et Océans Canada.

En avril 2020, OPG a soumis son rapport de surveillance de l’impaction pour 2019. Le personnel de la CCSN l’examinait en date du 1er juin 2020.

Plan intégré de mise en œuvre (PIMO) [BIR 17557, point i]

OPG a élaboré un plan intégré de mise en œuvre (PIMO) pour la centrale de Pickering qui définit les mesures visant à résoudre les problèmes relevés lors du bilan périodique de la sûreté mené à l’appui du renouvellement du permis en 2018. Chaque mesure de résolution du PIMO est réalisée par l’exécution d’une ou plusieurs mesures du PIMO. OPG a établi un calendrier pour gérer l’exécution des 35 mesures de résolution du PIMO et des 63 mesures de soutien du PIMO. Selon ce calendrier, toutes les mesures doivent être achevées d’ici le 31 décembre 2020. Le tableau 15 résume l’état d’avancement du PIMO au 31 décembre 2019.

Tableau 15. État d’avancement du PIMO à la centrale de Pickering
Total des engagements Dans l’ensemble 2019
Prévus par le titulaire de permis 98* 28
Terminés par le titulaire de permis 78 36
En cours d’examen par la CCSN 36 28
Clos par la CCSN 42 8

* Comprend 63 mesures du PIMO et 35 mesures de résolution du PIMO.

En 2019, OPG a mené à bien 24 mesures du PIMO (dont 3 reportées de 2018 et 4 de 2020) et 12 mesures de résolution (dont 1 de 2020). Le personnel de la CCSN est satisfait des progrès réalisés par OPG, car il ne reste que 20 engagements du PIMO à remplir en 2020 (10 mesures du PIMO et 10 mesures de résolution du PIMO).

Dans l’ensemble, le personnel de la CCSN a clos 42 engagements du PIMO (30 mesures du PIMO et 12 mesures de résolution du PIMO) et il procède actuellement à l’examen de 36 engagements du PIMO (23 mesures du PIMO et 13 mesures de résolution).

OPG n’a pas soumis d’avis de changement lié au PIMO à la CCSN en 2019.

Rapports initiaux d’événement

Un rapport initial d’événement (classifié) concernant la centrale nucléaire de Pickering a été soumis à la Commission pour la période du 1er janvier 2019 au 1er juin 2020.

Programme de conformité

Le programme de vérification de la conformité comprenait de nombreuses activités en 2019 pour démontrer qu’OPG respecte le fondement d’autorisation de la centrale nucléaire de Pickering. L’Annexe B présente les publications qui ont fourni les critères de vérification de la conformité de ces activités pour la centrale de Pickering.

Le tableau 16 dresse la liste des inspections à la centrale nucléaire de Pickering qui ont été prises en compte dans la préparation de ce RSR. (Les rapports d’inspection ont été inclus s’ils ont été envoyés à OPG avant le 31 janvier 2020, sauf pour le rapport PRPD‑2019-04793.)

Tableau 16. Liste des inspections à la centrale nucléaire de Pickering
Domaine de sûreté et de réglementation Titre de l’inspection Date d’envoi du rapport d’inspection
Système de gestion

Programme de gestion des documents – Gestion des documents et des dossiers

Numéro du rapport : PRPD-2019-00606

6 août 2019
Gestion de la performance humaine

Programme de performance humaine

Numéro du rapport : PRPD-2019-00607

3 avril 2019

Programme de formation en leadership et en gestion

Numéro du rapport : PRPD-2019-02754

11 juin 2019

Tenue d’un examen d’accréditation sur simulateur pour opérateur de réacteur aux tranches 1 et 4 de Pickering

Numéro du rapport : PRPD-2019-01721

28 juin 2019

Examen du rapport du 4e trimestre 2018 de la centrale de Pickering sur le personnel de la centrale

Numéro du rapport : PRPD-2019-03976

12 août 2019

Conception, développement et correction d’un examen d’accréditation sur simulateur pour les opérateurs de réacteur aux tranches 1 à 4 de Pickering

Numéro du rapport : PRPD-2019-01784

18 octobre 2019

Programme de formation agréée

Numéro du rapport : PRPD-2019-03870

12 décembre 2019
Conduite de l’exploitation

Inspection trimestrielle sur le terrain – 3trimestre de l’exercice 2018-2019

Numéro du rapport : PRPD-2018-01509

14 mars 2019

Inspection de l’arrêt planifié P1881 de la tranche 8

Numéro du rapport : PRPD-2018-00840

21 mars 2019

Inspection trimestrielle sur le terrain – 4trimestre de l’exercice 2018-2019

Numéro du rapport : PRPD-2019-02116

10 juin 2019

Inspection trimestrielle sur le terrain – 1er trimestre de l’exercice 2019-2020

Numéro du rapport : PRPD-2019-03480

20 septembre 2019

Inspection trimestrielle sur le terrain – 2e trimestre de l’exercice 2019-2020

Numéro du rapport : PRPD-2019-03882

16 décembre 2019
Aptitude fonctionnelle

Arrêt planifié P1971 pour entretien de la tranche 7

Numéro du rapport : PRPD-2019-00608

27 août 2019

Inspection du système – Système auxiliaire d’alimentation en eau des chaudières

Numéro du rapport : PRPD-2019-03901

3 décembre 2019
Radioprotection

Contrôle des dangers radiologiques

Numéro du rapport : PRPD-2019-04793

12 février 2020*
Protection de l’environnement

Programme de contrôle et de surveillance des effluents

Numéro du rapport : PRPD-2019-03373

21 novembre 2019
Sécurité

Inspection réactive de sécurité nucléaire

Numéro du rapport : PRPD-2019-03860

28 juin 2019

Inspection réactive de sécurité nucléaire

Numéro du rapport : PRPD-2019-04446

10 septembre 2019

(classifié)

Numéro du rapport : PRPD-2019-FIR -05572

(classifié)

Numéro du rapport : PRPD-2019-FIR-05646

(classifié)

Numéro du rapport : PRPD-2020-FIR-06001

* Accepté après l’échéance du 31 janvier 2020.

En plus des inspections énumérées, le personnel de la CCSN a pris en compte diverses autres sources d’information dans son évaluation des domaines de sûreté et de réglementation (DSR). En 2019, il a attribué la cote « Satisfaisant » à tous les DSR de la centrale nucléaire de Pickering. Bien que le personnel de la CCSN ait relevé divers exemples d’excellents résultats en matière de sûreté, et aussi de respect et/ou de dépassement des exigences réglementaires en 2019, il n’a pas attribué la cote « Entièrement satisfaisant » aux DSR (ce qui contraste avec le rapport de surveillance réglementaire pour 2018, alors que la centrale nucléaire de Pickering avait reçu plusieurs cotes « Entièrement satisfaisant »). Cette situation est strictement due au fait que le personnel n’a pas eu la possibilité (en raison de la pandémie de COVID-19) d’assurer l’application cohérente des critères associée à la cote « Entièrement satisfaisant » pour tous les DSR – ce qui ne reflète pas en soi une baisse de la sûreté à la centrale nucléaire de Pickering en 2019.

3.3.1 Système de gestion

Le personnel de la CCSN a conclu qu’OPG respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Système de gestion à la centrale de Pickering en 2019.

Système de gestion

En 2019, le personnel de la CCSN a estimé que les mesures correctives prises par OPG avaient répondu aux préoccupations concernant l’exhaustivité de la mise en œuvre des programmes et des interfaces dans le système de gestion nucléaire d’OPG [2]. Le personnel de la CCSN a examiné le système de gestion nucléaire révisé d’OPG, qui a été soumis fin 2019, et a confirmé sa conformité aux exigences réglementaires applicables. Le personnel de la CCSN a prévu d’examiner la mise en œuvre du système de gestion nucléaire révisé et ses programmes de mise en œuvre en 2020 ou 2021.

Gestion des changements

En 2018, le personnel de la CCSN a inspecté le processus d’enquête sur les événements [2] d’OPG et a constaté des non-conformités en matière de documentation et de contrôle des changements, de catégorisation et d’enquête sur les événements, et d’assurance que toutes les causes des événements sont examinées et traitées de manière indépendante. OPG a élaboré et mis en œuvre un plan de mesures correctives en 2019 et toutes les lacunes ont été résolues à la satisfaction du personnel de la CCSN au début de 2020.

Toujours en 2018, le personnel de la CCSN a examiné la maintenance des logiciels [2] en mettant l’accent sur la gestion des changements, le maintien de l’intégrité des logiciels pour les systèmes d’instrumentation et de contrôle importants pour la sûreté et l’assurance que les logiciels rempliront de manière fiable leurs fonctions nominales. Le personnel de la CCSN a relevé 3 mesures d’exécution concernant des lacunes dans le contrôle des documents, des divergences liées aux micrologiciels, ainsi que l’utilisation et le respect des procédures. OPG a mis en œuvre un plan de mesures correctives en 2019.

MISE À JOUR : OPG avait résolu tous les problèmes à la satisfaction de la CCSN à la mi-2020.

Culture de sûreté

En 2019, OPG a mis en œuvre le REGDOC-2.1.2, Culture de sûreté, à l’exception des exigences portant sur la culture de sécurité nucléaire. OPG s’est engagée à réviser sa gouvernance pour y inclure la culture de sécurité nucléaire d’ici le 26 novembre 2020. OPG a réalisé sa dernière auto-évaluation de la culture de sûreté en 2018. OPG a prévu de réaliser sa prochaine auto-évaluation dans les 5 ans suivant cette date.

 
Gestion des documents

En 2019, le personnel de la CCSN a vérifié le programme de gestion des documents à la centrale nucléaire de Pickering [PRPD-2019-00606]. Le personnel de la CCSN a conclu qu’OPG s’était conformée aux exigences réglementaires applicables et avait effectivement démontré ce qui suit :

  • les documents et les renseignements ont été utilisés pour l’exécution des activités
  • les documents étaient récupérables et étaient entreposés et conservés de manière à prévenir tout dommage ainsi que toute perte ou détérioration

Deux mesures d’application ont été relevées pour s’assurer qu’OPG publie des documents de gouvernance administrative selon des formats et des modèles approuvés, et pour s’assurer que les coffres-forts des documents de Pickering sont conformes aux cotes de résistance au feu de 2 heures et que des mesures sont prises pour atténuer la détérioration possible des dossiers par le feu. OPG a élaboré et mis en œuvre un plan de mesures correctives en 2019.

MISE À JOUR : OPG a résolu toutes les lacunes à la satisfaction du personnel de la CCSN au milieu de 2020.

Gestion des entrepreneurs

En 2019, OPG a signalé que le sous-traitant d’un fournisseur avait modifié les résultats d’essais pour les conduites du condenseur de purge de la centrale de Pickering qui n’avaient pas encore été installées. Le sous-traitant avait frauduleusement modifié les résultats d’analyse chimique des lingots alors que ceux-ci ne répondaient pas aux spécifications techniques du fournisseur. Le personnel de la CCSN a mené une enquête complète pour déterminer les causes et les mesures correctives. Même si les spécifications techniques pour les lingots n’étaient pas respectées, un autre sous-traitant a confirmé de manière indépendante que l’analyse chimique de chaque lot de conduites produit à partir des lingots était conforme aux exigences du fournisseur. Le fournisseur a modifié sa liste de sous‑traitants agréés et a lancé une enquête sur les « articles contrefaits, frauduleux et suspects » conformément à son programme d’assurance qualité, et il a déterminé l’étendue du problème dans ses stocks.

OPG a procédé à sa propre détermination de l’étendue du problème et a demandé à ses fournisseurs d’en faire autant. Aucun produit touché n’a été trouvé. Le personnel de la CCSN continuait de surveiller les mesures de suivi prises par OPG à la fin de 2019.

3.3.2 Gestion de la performance humaine

Le personnel de la CCSN a conclu qu’OPG respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Gestion de la performance humaine à la centrale de Pickering en 2019.

Programme de performance humaine

En 2019, le personnel de la CCSN a vérifié le programme de performance humaine [PRPD-2019-00607] et a conclu qu’il répondait aux exigences réglementaires applicables.

Formation du personnel

En 2019, le personnel de la CCSN a réalisé une inspection documentaire du programme de formation en leadership et en gestion d’OPG [PRPD-2019-02754] et une inspection de type II du programme de formation agréé d’OPG [PRPD-2019-03870]. Ces activités, combinées à d’autres activités de vérification de la conformité, ont permis de faire 25 constats concernant la formation du personnel, dont la grande majorité était conforme ou présentait une importance négligeable pour la sûreté. Ces constats ont appuyé la conclusion selon laquelle la centrale de Pickering disposait d’un système de formation bien documenté et solide, basé sur une approche systématique de la formation (ASF). Le personnel de la CCSN était satisfait des progrès réalisés par OPG pour corriger les écarts mineurs.

Accréditation du personnel

En août 2019, la Commission a approuvé une exemption unique à l’article 26.1 du document RD-204, Accréditation des personnes travaillant dans des centrales nucléaires, qui a permis à une personne de progresser dans le dernier programme de formation de chef de quart de la salle de commande.

À la fin de 2018, OPG a demandé au personnel de la CCSN de révoquer l’accréditation d’une personne accréditée. Le personnel de la CCSN a accepté cette demande sur la base de la justification fournie et de discussions avec OPG en 2019. La personne concernée a eu la possibilité d’être entendue, mais elle n’a présenté aucune demande dans le délai prescrit. Le retrait de l’accréditation n’a révélé aucune lacune dans le bon fonctionnement du programme d’accréditation à la centrale de Pickering.

Le personnel de la CCSN a examiné les rapports trimestriels de la centrale de Pickering sur le personnel de la centrale en 2019 et a confirmé qu’OPG avait respecté les exigences d’accréditation applicables. Le respect général des exigences relatives aux activités d’accréditation a également été noté lors d’une inspection de type II de la tenue, par OPG, d’un examen d’accréditation sur simulateur pour un opérateur de réacteur [PRPD‑2019-01721] et d’une inspection sur le site de la conservation des dossiers qui soutiennent les accréditations initiales et leurs renouvellements [PRPD-2019-03480]. Une inspection de la conception, du développement et de la correction des examens d’accréditation sur simulateur pour les opérateurs des tranches 1 à 4 de la centrale de Pickering [PRPD-2019-01784] a révélé 3 cas de non-conformité de faible importance pour la sûreté. Par exemple, le personnel de la CCSN a constaté qu’un scénario d’essai exhaustif ne répondait pas aux exigences de clarté et d’unicité pour une intervention en cas de défaillance primaire. Le personnel de la CCSN a pris 3 mesures d’application et a continué de surveiller les mesures correctives prises par OPG.

Aptitude au travail

L’effectif minimal à la centrale de Pickering a satisfait aux exigences réglementaires applicables en 2019, sur la base de 3 inspections. Cependant, 2 violations mineures de l’effectif minimal ont été signalées en 2019. Dans les 2 cas, les qualifications requises pour l’effectif minimal n’ont pas été respectées pendant de brèves périodes de moins de 2 heures chacune. Le personnel de la CCSN a examiné les 2 événements et s’est dit satisfait des mesures correctives prises par OPG.

Le personnel de la CCSN a vérifié l’aptitude au travail des travailleurs de la centrale de Pickering en 2018 par une inspection sur le terrain [PRPD-2018-01509]. Le personnel de la CCSN a confirmé qu’OPG avait pris des dispositions afin d’assurer un sommeil réparateur pour les travailleurs dans des circonstances exceptionnelles liées à la gestion de la fatigue des travailleurs. Il n’y a eu aucune violation des limites d’heures de travail à la centrale de Pickering en 2019.

Le personnel de la CCSN a également examiné la mise en œuvre par OPG du REGDOC‑2.2.4, Aptitude au travail : Gérer la fatigue des travailleurs (terminé en 2019) et s’est déclaré satisfait des résultats.

3.3.3 Conduite de l’exploitation

Le personnel de la CCSN a conclu qu’OPG respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Conduite de l’exploitation à la centrale de Pickering en 2019.

Réalisation des activités autorisées

Le personnel de la CCSN a conclu qu’OPG avait respecté les exigences réglementaires applicables pour la conduite des activités autorisées à la centrale de Pickering en 2019, sur la base de 5 inspections de type II. OPG a exploité la centrale de Pickering de manière sûre et sécuritaire conformément aux exigences réglementaires pour la conduite des opérations, y compris le contrôle de l’état de la centrale, la surveillance, les opérations peu fréquentes et la vérification indépendante des travaux.

En 2019, la centrale de Pickering a connu 1 déclenchement d’arrêt manuel de réacteur, 0 recul rapide de puissance, 3 baisses contrôlées de puissance automatiques et 2 baisses contrôlées de puissance manuelles. Le personnel de la CCSN a déterminé que les déclenchements d’arrêt et les baisses contrôlées de la puissance étaient adéquatement gérés et que les réductions de puissance étaient convenablement déclenchées par les systèmes de régulation du réacteur. Il n’y a eu aucun impact sur la sûreté des réacteurs. Le personnel de la CCSN a vérifié que le personnel d’OPG avait suivi les procédures approuvées et pris les mesures correctives appropriées pour tous les transitoires.

Rendement de la gestion des arrêts

Le personnel de la CCSN a conclu que la gestion des arrêts par OPG à la centrale de Pickering répondait aux exigences réglementaires applicables et aux attentes en 2019 ainsi qu’aux exigences du REGDOC-3.1.1 en ce qui concerne l’achèvement des travaux réglementaires. Le personnel de la CCSN a observé qu’OPG démontrait des niveaux satisfaisants de rendement et d’atteinte des objectifs durant les arrêts prévus. En 2019, le personnel de la CCSN a inspecté les arrêts prévus des tranches 7 et 8. Par exemple, il a confirmé qu’OPG avait utilisé un état d’arrêt garanti approuvé du réacteur, surveillé en permanence les sources froides et les composants, maintenu l’équipement dans la bonne configuration pour maintenir la sûreté du réacteur et exploité la salle de commande principale conformément à son programme d’exploitation. En outre, les inspections de l’arrêt prévu ont permis de constater la conformité dans les domaines de la gestion de la réactivité, de l’enveloppe de confinement et des travaux réglementaires, et n’ont donné lieu à aucune mesure d’application de la loi de la part de la CCSN.

Procédures

En 2019, le personnel de la CCSN a continué d’assurer le suivi des questions liées aux procédures, notamment l’utilisation et le respect des procédures, questions qui ont été relevées lors d’une inspection en 2018 d’un exercice d’intervention d’urgence. Par exemple, le personnel de la CCSN a demandé à OPG de veiller à ce que tous les contrôles radiologiques du personnel et de l’équipement soient effectués sur des sites de surveillance radiologique interzones et que le personnel d’OPG fournisse des renseignements techniques précis aux parties intéressées. Le personnel de la CCSN s’est dit satisfait des progrès réalisés par OPG pour régler ces questions et d’autres problèmes restants en 2019. Le personnel de la CCSN a également assuré le suivi des problèmes relevés lors d’une inspection du système de distribution électrique en 2016. Il a clos la mesure d’application en 2019 après avoir examiné les mesures correctives prises par OPG dans le cadre de son programme d’essai des génératrices de secours et d’urgence à la centrale de Pickering.

Le personnel de la CCSN a inspecté la maintenance des logiciels [2] et a relevé des lacunes ayant trait au contrôle et à la pertinence de la documentation, ainsi qu’à la nécessité de réviser plusieurs documents afin de les aligner sur la gouvernance d’OPG concernant l’utilisation et le respect des procédures. Le personnel de la CCSN s’est dit satisfait des mesures correctives prises par OPG, qui ont été mises en œuvre au milieu de 2019.

Rapport et établissement de tendances

Le personnel de la CCSN a noté qu’OPG respectait globalement les exigences relatives aux rapports trimestriels et annuels prévus, comme l’exige le REGDOC-3.1.1, y compris celles qui concernent le calendrier des rapports, leur contenu et l’exécution des travaux réglementaires pendant les arrêts. OPG a également répondu en temps opportun aux demandes informelles de la CCSN pour des renseignements de suivi ou des éclaircissements.

OPG a présenté les événements à déclaration obligatoire nécessitant un rapport d’événement détaillé en 2019. OPG a pris des mesures pour répondre aux préoccupations du personnel de la CCSN concernant la qualité des rapports d’événements d’OPG pour la centrale de Pickering. Le personnel de la CCSN sur le site a noté des améliorations continues en ce qui concerne les rapports d’événements en 2019. Par exemple, un rapport d’information supplémentaire a été nécessaire dans 1 cas seulement en 2019 (3 avaient été nécessaires en 2018).

Paramètres d’exploitation sûre

En 2019, le personnel de la CCSN a relevé des problèmes de faible importance en matière de sûreté liés au programme des paramètres d’exploitation sûre (PES) à la centrale de Pickering, bien que ces problèmes n’aient pas eu d’impact négatif sur les limites et les conditions des PES. Par exemple, il y a eu des retards dans la mise à jour des documents relatifs au programme des PES (comme les calculs d’incertitude pour les instruments). Une inspection de la CCSN sur le terrain [PRPD-2019-03882] a permis de relever certains cas, de nature administrative, où le cadre de conformité d’OPG n’était pas conforme aux documents des PES pour le système d’injection de liquide de refroidissement d’urgence. OPG a répondu à ces préoccupations à la satisfaction du personnel de la CCSN avant la publication du rapport d’inspection; aucune mesure d’application de la loi n’a été nécessaire.

Gestion des accidents graves et rétablissement

En 2019, le personnel de la CCSN a terminé son examen de la définition révisée des exigences et des mesures d’OPG concernant la gestion des accidents hors dimensionnement à la centrale de Pickering. Le personnel de la CCSN a confirmé que les mesures révisées fournissaient un cadre adéquat (lignes directrices pour la gestion des accidents graves (LDGAG) et lignes directrices pour l’équipement d’atténuation en cas d’urgence (LGEAU)) afin de déterminer les mesures d’atténuation appropriées pour un événement qui est ou a le potentiel de devenir un accident grave.

3.3.4 Analyse de la sûreté

Le personnel de la CCSN a conclu qu’OPG respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Analyse de la sûreté à la centrale de Pickering en 2019.

Analyse déterministe de la sûreté

Le PIMO de la centrale de Pickering comprenait des mesures liées aux analyses de sûreté qui tiennent compte du vieillissement du circuit caloporteur jusqu’au 31 décembre 2024. Le vieillissement du circuit caloporteur affecte les valeurs seuil de déclenchement du réacteur qui sont des paramètres très importants pour une exploitation sûre. Les marges associées aux valeurs seuil peuvent diminuer à mesure que la centrale vieillit. C’est pourquoi en 2019 OPG a présenté une mise à jour des modèles d’analyse de sûreté et des analyses de perte de débit, d’accident de perte de réfrigérant primaire due à une petite brèche et de protection contre les surpuissances neutroniques pour démontrer que le système d’arrêt restera efficace. Le personnel de la CCSN a examiné les documents et a formulé des commentaires qu’OPG devait traiter avant la fin de septembre 2020.

Étude probabiliste de sûreté

Le personnel de la CCSN a déterminé que le rendement d’OPG avait dépassé les attentes de la CCSN pour l’étude probabiliste de sûreté (EPS) en 2019. OPG a soumis des EPS actualisées de pleine portée pour les tranches 5 à 8 et les tranches 1 et 4 de Pickering en 2017 et 2018, respectivement. Le personnel de la CCSN a terminé son examen des mises à jour en 2018 et 2019, respectivement, et a conclu qu’elles respectaient les exigences réglementaires applicables (établies dans le document d’application de la réglementation S-294 de la CCSN, Études probabilistes de sûreté (EPS) pour les centrales nucléaires).

Dans le cadre de sa transition vers la conformité avec le REGDOC-2.4.2, également appelé Études probabilistes de sûreté (EPS) pour les centrales nucléaires, OPG a continué de soumettre ses méthodes d’EPS révisées, afin de répondre aux exigences du REGDOC-2.4.2. En 2019, OPG a soumis les méthodes d’EPS suivantes : EPS de niveau 1 et de niveau 2 pour les états « en puissance » et les états d’arrêt, l’analyse des dangers internes et externes, les événements sismiques et les vents forts. Le personnel de la CCSN a examiné et accepté ces méthodes. OPG a prévu d’achever le plan de mise en œuvre pour passer au REGDOC-2.4.2 à la centrale de Pickering d’ici la fin de 2020, ce qui comprenait la présentation des rapports d’EPS pour répondre aux nouvelles exigences, notamment une évaluation des risques liés aux piscines de stockage du combustible usé. Une fois la mise en œuvre du REGDOC-2.4.2 terminée, OPG prévoit soumettre ses prochaines mises à jour complètes de l’EPS pour les tranches 5 à 8 de Pickering d’ici la fin de 2022, et pour les tranches 1 à 4 de Pickering d’ici la fin de 2023.

Le personnel de la CCSN est satisfait des progrès réalisés par OPG dans l’élaboration de l’EPS de l’ensemble du site de la centrale de Pickering. OPG a participé activement aux activités du COG et aux projets internationaux en matière d’EPS couvrant l’ensemble du site. En 2019, le personnel de la CCSN a conclu son examen de suivi de l’EPS pour l’ensemble du site de la centrale de Pickering, notant qu’OPG avait répondu de manière adéquate aux commentaires de la CCSN sur les documents pertinents [BIR 17557, point ii].

Analyse des accidents graves

Le personnel de la CCSN a jugé qu’OPG avait tenu à jour un programme d’analyse des accidents graves qui respectait ou dépassait les exigences réglementaires applicables et les attentes. OPG a continué d’appuyer la R-D de l’industrie dans le domaine de l’analyse des accidents graves.

En 2019, OPG a mis au point un logiciel pour estimer le terme source et les doses que pourrait recevoir des membres du public en cas d’un accident de réacteur. Le personnel de la CCSN procède actuellement à l’examen du logiciel et de la méthode connexe pour calculer le débit de ventilation filtrée du bâtiment sous vide du réacteur (si la ventilation est jugée nécessaire). Plus précisément, le personnel de la CCSN évalue la pertinence des hypothèses de calcul et la pertinence des données d’entrée pour s’assurer que ces outils répondent aux exigences réglementaires applicables en matière d’assurance-qualité des logiciels de sûreté. Il compte achever son examen en 2020.

En 2019, le personnel de la CCSN a terminé son examen de l’évaluation de l’intégrité du confinement pour les accidents hors dimensionnement, qui avait été soumise en 2018. Il s’est dit satisfait de l’évaluation et des réponses d’OPG aux commentaires formulés à la suite de l’examen.

3.3.5 Conception matérielle

Le personnel de la CCSN a conclu qu’OPG respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Conception matérielle à la centrale de Pickering en 2019.

Conception des systèmes

Le personnel de la CCSN a conclu qu’OPG respectait les exigences réglementaires applicables relatives à la conception des systèmes en 2019 pour la centrale de Pickering. Dans l’ensemble, la conception de la centrale et de ses systèmes a été stable et n’a subi que des modifications mineures en 2019.

Conception des composants

Le personnel de la CCSN a conclu qu’OPG respectait les exigences réglementaires applicables relatives à la conception des composants en 2019 pour la centrale de Pickering.

Le personnel de la CCSN s’est dit satisfait du rendement du combustible à la centrale de Pickering en 2019. OPG a fonctionné à l’intérieur des limites de conception et d’exploitation applicables, des limites relatives à l’iode et des limites de puissance maximale des grappes et des canaux. Le taux d’inspection respectait l’objectif minimal de 20 grappes par tranche par an et, de même, le taux de défauts par tranche n’a pas dépassé l’objectif de la CCSN, à savoir 1 défaut par tranche par an. Le personnel de la CCSN a déterminé que, dans l’ensemble, OPG avait géré de manière adéquate les problèmes de rendement du combustible tout en maintenant l’exploitation sûre de la centrale de Pickering en 2019.

3.3.6 Aptitude fonctionnelle

Le personnel de la CCSN a conclu qu’OPG respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Aptitude fonctionnelle à la centrale de Pickering en 2019.

Aptitude fonctionnelle de l’équipement / Performance de l’équipement

En 2019, le personnel de la CCSN a examiné le rapport annuel de 2018 sur les risques et la fiabilité à la centrale de Pickering et a constaté que Pickering répondait à toutes les exigences réglementaires applicables. Le personnel de la CCSN a également confirmé que tous les systèmes spéciaux de sûreté des tranches 1 et 4 et des tranches 5 à 8 de la centrale de Pickering ont atteint leurs objectifs d’indisponibilité en 2019.

Entretien

Le rendement du programme d’entretien d’OPG répondait aux attentes de la CCSN en 2019. En 2019, OPG a maintenu à un niveau très bas les retards dans l’entretien correctif des composants essentiels. De plus, OPG a réduit les retards dans l’entretien déficient des composants essentiels à un niveau inférieur à la moyenne de l’industrie. Le nombre de reports de travaux d’entretien préventif des composants essentiels était supérieur à la moyenne de l’industrie, mais la tendance était à la baisse. En 2019, OPG a amélioré le coefficient d’exécution de l’entretien préventif, qui est passé à 98 %. Le personnel de la CCSN n’a pas relevé de problèmes importants pour la sûreté liés à l’entretien en rapport avec les événements signalés à la centrale de Pickering en 2019. Le tableau 17 présente les retards cumulés au chapitre de l’entretien correctif et de l’entretien déficient des composants essentiels de même que le nombre de reports au chapitre de l’entretien préventif des composants essentiels sont à la baisse.

Tableau 17 : Tendance des retards cumulés et des reports au chapitre de l’entretien des composants essentiels à la centrale de Pickering, de 2017 à 2019
Paramètre Nombre moyen de demandes de travail par trimestre et par tranche Tendance sur 3 ans Demandes de travail par trimestre en 2019 Moyenne de l’industrie pour 2019
2017 2018 2019 T2 T2 T3 T4
Retards cumulés dans l’entretien préventif 7 2 1 À la baisse 2 0 0 0 1
Retards cumulés dans l’entretien déficient 104 16 7 À la baisse 17 5 3 4 9
Reports de travaux d’entretien préventif 81 11 5 À la baisse 9 4 5 2 2

En 2019, le personnel de la CCSN a réalisé de nombreuses inspections qui ont confirmé que le programme d’entretien d’OPG respectait toujours les exigences réglementaires applicables à la centrale de Pickering.

Gestion du vieillissement

Le personnel de la CCSN a confirmé que les plans de gestion du cycle de vie (PGCV) des principaux composants à la centrale de Pickering continuaient de satisfaire aux exigences réglementaires applicables en 2019.

Les PGCV pour la centrale de Pickering comprennent des stratégies d’atténuation précises qui s’appliqueraient si les évaluations de l’aptitude fonctionnelle identifiaient des mécanismes de dégradation qui empêcheraient d’atteindre les critères d’acceptation avant la fin de la période d’évaluation. La portée des inspections en service des principaux composants de la centrale de Pickering a dépassé les exigences minimales d’inspection en 2019. Les mises à jour au PGCV des générateurs de vapeur comprenaient également des inspections additionnelles des tranches 1 et 4 afin d’appuyer le report de la fin de l’exploitation commerciale jusqu’en 2024.

En 2019, OPG a présenté des évaluations techniques des mécanismes de dégradation qui couvraient l’exploitation à court terme et répondaient à tous les critères d’acceptation applicables dans les normes du Groupe CSA. Le personnel de la CCSN a continué de surveiller la mise en œuvre du projet de gestion de la durée de vie des canaux de combustible qui vise à faire avancer la conception des outils analytiques nécessaires pour confirmer que l’aptitude fonctionnelle des tubes de force convient à la poursuite de l’exploitation.

La centrale de Pickering est autorisée à fonctionner jusqu’à 295 000 heures équivalentes pleine puissance (HEPP) pour ses tubes de force. À la fin de 2019, les tubes de force ayant le plus grand nombre d’heures de service avaient cumulé approximativement 250 000 HEPP. OPG a prévu que les tubes de force n’atteindraient pas la limite du permis avant 2024.

À la suite du renouvellement du permis d’exploitation de la centrale en 2018, le personnel de la CCSN a inclus dans le MCP plusieurs nouveaux critères de vérification de la conformité liés à la ténacité à la rupture des tubes de force. Ces critères portaient sur la confirmation de l’utilisation continue du modèle actuel pour la ténacité à la rupture, l’évaluation du temps restant avant que le modèle actuel ne puisse être utilisé et la mise au point d’un nouveau modèle. En 2018, OPG a soumis une analyse de l’incertitude des résultats du modèle actuel de ténacité à la rupture. En 2018, le personnel de la CCSN a examiné la soumission et a formulé des commentaires à l’intention d’OPG.

OPG a également informé le personnel de la CCSN des résultats des essais d’éclatement sur les tubes de force et a confirmé la validité du modèle de ténacité à la rupture pour les conditions d’essais utilisées. OPG a confirmé qu’aucun tube de force de Pickering ne devrait atteindre la limite de validité pour le modèle actuel (120 ppm Heq; voir annexe C) avant la fin de l’exploitation.

OPG a également continué de travailler avec ses partenaires de l’industrie à l’élaboration des bases techniques d’un nouveau modèle de ténacité à la rupture des tubes de force. Conformément au MCP, OPG a soumis à la fin de 2018 sa première mise à jour semestrielle sur la R-D de l’industrie liée à la mise au point d’un modèle.

En 2019, OPG a fait de bons progrès dans la mise en œuvre des évaluations probabilistes de la protection contre les ruptures.

Contrôle chimique

En 2019, le personnel de la CCSN a inspecté le système d’alimentation auxiliaire des chaudières [PRPD-2019-03901] et confirmé que la chimie du système d’OPG répondait aux exigences réglementaires applicables. Le personnel de la CCSN a vérifié que les paramètres chimiques étaient conformes aux spécifications 100 % du temps. La centrale de Pickering est demeurée à l’intérieur des limites de ses spécifications chimiques, comme le montrent les indicateurs de rendement en matière de sûreté « indice chimique » et « indice de conformité chimique », qu’OPG a communiqués à la CCSN conformément au REGDOC‑3.1.1 (voir la section 2.6.).

En 2018, le personnel de la CCSN a accepté la demande d’OPG de reporter de 6 mois l’essai du débit de fuite du bâtiment du réacteur de la tranche 7. En 2019, le personnel de la CCSN a confirmé qu’OPG avait effectué l’essai comme requis et satisfait à toutes les exigences réglementaires applicables [PRPD-2019-00608].

3.3.7 Radioprotection

Le personnel de la CCSN a conclu qu’OPG respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Radioprotection à la centrale de Pickering en 2019.

Application du principe ALARA

OPG a amélioré sa gestion des doses collectives (ECR) aux travailleurs en 2019 grâce à des initiatives ALARA particulières à la centrale qui ont dépassé les attentes du personnel de la CCSN. En 2019, l’ECR à la centrale de Pickering était de 3 102 personnes-mSv, ce qui correspond à une moyenne de 517 personnes-mSv par tranche. C’est mieux que l’objectif de 923 personnes-mSv par tranche fixé par OPG.

Les tâches associées à l’arrêt ont été la principale contribution à l’ECR à la centrale de Pickering. En 2019, les arrêts des tranches 5 et 7 ont donné lieu à un rendement supérieur aux objectifs d’arrêt pour ce qui est des doses collectives externes mesurées par les DEP (dosimètres électroniques personnels) et les doses collectives internes. Le tableau 18 montre les doses collectives réelles et les cibles pour les doses externes et internes.

Tableau 18 : Doses collectives réelles et cibles pour les doses externes et internes
Tranche à l’arrêt Dose collective (personne-mSv)
Externe Interne
Réelle Cible Réelle Cible
5 1 099 1 200 160 230
7 795 1 045 167 220

OPG a également intégré un certain nombre d’initiatives ALARA dans les arrêts afin d’améliorer le rendement.

Contrôle des doses des travailleurs

Le personnel de la CCSN a déterminé qu’OPG avait dépassé les attentes du personnel de la CCSN pour le contrôle des doses aux travailleurs à la centrale de Pickering en 2019 et a fait de nombreux constats de conformité concernant le contrôle des doses aux travailleurs lors des inspections. Les données sur les doses reçues par les travailleurs au site de Pickering figurent à la section 2.7. Les doses de rayonnement aux travailleurs à Pickering et à l’IGDP étaient inférieures aux limites de doses réglementaires et aux seuils d’intervention du programme de radioprotection d’OPG. Le personnel de la CCSN n’a observé aucune tendance négative ni aucune exposition imprévue à la centrale de Pickering en 2019. De plus, il n’y a eu aucun rapport d’événement lié au contrôle des doses des travailleurs en 2019.

Contrôle des dangers radiologiques

En 2019, OPG a réglé à la satisfaction du personnel de la CCSN les mesures en suspens relatives à la surveillance gamma à zone fixe et au système de surveillance et d’alerte gamma semi-portatif de type I.

En 2019, le personnel de la CCSN a réalisé diverses inspections de type II qui lui ont permis de faire 13 constats et de confirmer qu’OPG respectait les exigences réglementaires applicables à la centrale de Pickering en matière de contrôle des dangers radiologiques. Aucune mesure d’application n’a été prise.

3.3.8 Santé et sécurité classiques

Le personnel de la CCSN a conclu qu’OPG respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Santé et sécurité classiques à la centrale de Pickering en 2019.

La surveillance par la CCSN des pratiques et de la sensibilisation des travailleurs d’OPG dans le domaine de la santé et de la sécurité classiques a comporté diverses inspections en 2019. Le personnel de la CCSN a constaté le respect des codes du travail applicables (p. ex., concernant les échafaudages, la protection des travaux – comme des barrières et des panneaux de mise en garde –, la santé et la sécurité). Par exemple, le personnel de la CCSN a observé la bonne tenue des lieux et a constaté qu’OPG fournissait des équipements de protection individuelle que le personnel portait sur le terrain. Le personnel de la CCSN a fait un certain nombre de constats de non-conformité ayant peu d’importance sur le plan de la sûreté, bien qu’il n’ait pas jugé nécessaire de prendre des mesures correctives, car OPG avait déjà pris sur-le-champ des mesures correctives.

Le taux de gravité des accidents (TGA) pour la centrale de Pickering en 2019 était de 0,0. Ce taux est inférieur à celui de 2018 (6,4) et également inférieur à la moyenne de l’industrie, qui était de 1,5 en 2019. La fréquence des accidents (FA) à la centrale de Pickering en 2019 était de 0,14. Elle était inférieure à celle de 2018 (0,25) et à la moyenne de l’industrie (0,26) en 2019. Bien que la fréquence des accidents soit définie de manière à inclure les décès, il n’y a eu aucun décès lié au travail à la centrale de Pickering en 2019. Le taux d’accident de travail (ISAR) pour Pickering en 2019 était de 0,00 (l’objectif de la WANO pour les centrales nucléaires individuelles est de 0,5).

3.3.9 Protection de l’environnement

Le personnel de la CCSN a conclu qu’OPG respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Protection de l’environnement à la centrale de Pickering en 2019.

En 2019, tous les rejets dans l’air et dans l’eau étaient inférieurs aux limites de rejet dérivées (LRD) pour ces 2 types de rejets. Les seuils d’intervention environnementaux d’OPG représentent environ 10 % des LRD pour le type de rejet. En 2019, il y a eu 1 seul dépassement des seuils d’intervention environnementaux à la centrale de Pickering. En novembre 2019, les émissions de rayonnement bêta/gamma brut dans l’eau totalisaient 1,4 Ci, ce qui dépassait le seuil d’intervention correspondant d’OPG (0,403 Ci/mois).

À la suite du renouvellement du permis de la centrale de Pickering, OPG a entrepris une étude de surveillance du panache thermique sur 2 ans dans le lac Ontario en 2019. OPG a prévu de soumettre un rapport sur le panache thermique couvrant 2 années consécutives d’échantillonnage d’ici le 31 mars 2021 [BIR 16516, point ii].

La dose maximale au public provenant des opérations à la centrale de Pickering, telle qu’estimée par OPG, est restée faible (1,7 μSv, pour une limite de 1 000 μSv (1 mSv)). OPG a continué de réaliser des progrès satisfaisants vers la mise en œuvre de la norme CSA N288.7-F15, Programmes de protection des eaux souterraines aux installations nucléaires de catégorie I et aux mines et usines de concentration d’uranium, à la centrale de Pickering, dont la date d’achèvement est fixée au 31 décembre 2020. Dans l’ensemble, le personnel de la CCSN a observé que les opérations à la centrale de Pickering ne posaient pas de risque inacceptable.

3.3.10 Gestion des urgences et protection-incendie

Le personnel de la CCSN a conclu qu’OPG respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Gestion des urgences et protection-incendie à la centrale de Pickering en 2019.

En 2019, les inspections visant à évaluer l’état de préparation aux urgences classiques et nucléaires d’OPG ont permis au personnel de la CCSN d’observer un petit nombre de non‑conformités de faible importance sur le plan de la sûreté dans le domaine de la tenue d’exercices, de la gestion des matières combustibles et de l’entretien et de l’entreposage de l’équipement d’atténuation en cas d’urgence (EAU). Par exemple, OPG n’avait pas veillé à ce que les niveaux de carburant des génératrices de l’EAU soient maintenus au‑dessus de la capacité de 75 % requise par OPG. OPG a par la suite modifié sa procédure pour inclure la vérification et le remplissage du réservoir après les essais des génératrices. Dans l’ensemble, ces constatations n’ont pas affecté l’état de préparation opérationnelle de l’équipement en cas d’urgence.

En 2019, le personnel de la CCSN a examiné l’évaluation des risques d’incendie et l’analyse des arrêts sûrs en cas d’incendie à la centrale de Pickering et a confirmé qu’elles répondaient aux exigences réglementaires applicables. OPG a fourni des réponses acceptables aux commentaires formulés à la suite de l’examen par le personnel de la CCSN de l’évaluation des risques d’incendie.

Le nouveau programme d’OPG pour la sûreté des matières combustibles a renforcé la responsabilisation, l’éducation et la simplification en matière de sécurité-incendie et a conduit à une amélioration significative du contrôle des matières combustibles dans la centrale de Pickering.

3.3.11 Gestion des déchets

Le personnel de la CCSN a conclu qu’OPG respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Gestion des déchets à la centrale de Pickering en 2019.

Les inspections de la CCSN en 2019 ont confirmé qu’OPG avait respecté les exigences réglementaires applicables à la gestion des déchets de faible et de moyenne activité ainsi qu’à la réduction et la séparation des déchets non nucléaires. Le personnel de la CCSN a également été satisfait des valeurs de l’indicateur de rendement en matière de sûreté n° 25 (Déchets solides de faible et de moyenne activité générés) pour la centrale de Pickering en 2019.

3.3.12 Sécurité

Le personnel de la CCSN a conclu qu’OPG respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Sécurité à la centrale de Pickering en 2019.

Le personnel de la CCSN a réalisé une inspection sur le terrain en 2019 qui a permis de déceler 2 cas mineurs de non-conformité liés aux installations et aux équipements de sécurité [PRPD-2019-FIR-05572]. À la fin de 2019, OPG s’était engagée à donner suite aux conclusions de l’inspection.

Le personnel de la CCSN a également réalisé une inspection sur le terrain en 2019 qui a permis de déceler 1 cas de non-respect mineur lié aux arrangements en matière d’intervention [PRPD-2019-FIR-05646]. OPG a remédié à cette non-conformité à la satisfaction du personnel de la CCSN.

Trois autres inspections sur le terrain ont mis en évidence des non-conformités d’importance négligeable en matière de sûreté liées aux pratiques de sécurité. À la fin de 2019, OPG s’efforçait de donner suite à ces constatations.

3.3.13 Garanties et non-prolifération

Le personnel de la CCSN a conclu qu’OPG respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Garanties et non‑prolifération à la centrale de Pickering en 2019.

Aux termes des accords relatifs aux garanties entre le Canada et l’AIEA et des conditions de permis des installations, OPG a pris des mesures adéquates d’accès et d’assistance afin de permettre à l’AIEA de réaliser les activités liées aux garanties, notamment en ce qui concerne les inspections et l’entretien de l’équipement à Pickering et à l’IGDP. Voir la section 2.13 pour plus de détails et une description des activités de vérification réalisées.

En 2019, la CCSN, OPG et l’AIEA ont continué de travailler pour résoudre un problème lié à la comptabilité et au contrôle des matières nucléaires. Cette question a été soulevée pour la première fois lors d’une vérification de l’inventaire physique (VIP) en novembre 2016, lorsque les inspecteurs de l’AIEA ont constaté qu’une partie du combustible usé dans les piscines de stockage du combustible usé ne pouvait pas être vérifiée de manière adéquate en raison de problèmes d’accessibilité. À la fin de 2019, le personnel de la CCSN était satisfait des mesures correctives prises par OPG et poursuivait les discussions avec l’AIEA en vue de résoudre le problème. Bien que l’AIEA ait reconnu les efforts d’OPG et de la CCSN, ainsi que les progrès réalisés dans l’amélioration de l’accessibilité aux matières nucléaires, un petit nombre de piles de grappes de combustible usé dans 2 des 3 piscines restaient inaccessibles pour une vérification selon la norme VIP. La déclaration annuelle de l’AIEA sur les conclusions des inspections pour la centrale de Pickering pourrait continuer de refléter l’inaccessibilité de ce combustible jusqu’à ce que les matières en question soient vérifiées.

MISE À JOUR : Le dossier a été clos en 2020 lorsque l’AIEA a appliqué des scellés de garanties pour s’assurer que les matières inaccessibles en question resteraient « gelées » jusqu’à ce qu’elles soient disponibles pour une vérification ultérieure (p. ex., lors des activités de déclassement).

Le personnel de la CCSN a réalisé des inspections sur le terrain à la centrale de Pickering au cours de la VIP de novembre [PRPD-2018-01509] et au cours de l’inspection aléatoire à court préavis en avril 2019 [PRPD-2019-03480]. Le personnel de la CCSN a conclu qu’OPG respectait sa propre norme pour garantir l’accès de l’AIEA et l’assistance à l’AIEA. Le personnel de la CCSN a inspecté sur le terrain la VIP de novembre et a conclu qu’OPG respectait la même norme pour la mise en œuvre des mesures visant à ce que les scellés des équipements de garanties restent intacts.

3.3.14 Emballage et transport

Le personnel de la CCSN a conclu qu’OPG respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Emballage et transport à la centrale de Pickering en 2019.

Le personnel de la CCSN a confirmé que le transport des substances nucléaires à destination et en provenance de la centrale de Pickering avait été effectué en toute sécurité en 2019. En ce qui a trait aux mouvements des substances nucléaires sur le site, OPG a assuré un niveau de sûreté équivalent à celui requis pour le transport hors site afin de protéger la santé et la sécurité des travailleurs et du public ainsi que l’environnement.

Le personnel de la CCSN a réalisé une inspection sur le terrain des activités d’emballage et de transport en 2019 et n’a pas relevé de non-conformité [PRPD-2019-02116].

3.4 Installation de gestion des déchets de Pickering

3.4.0 Introduction

Vue aérienne des installations de gestion des déchets du site de Pickering.

L’IGDP se trouve sur la rive nord du lac Ontario, à Pickering, en Ontario, à 32 kilomètres au nord-est de Toronto et à 21 kilomètres au sud-ouest d’Oshawa. Elle se trouve sur le site nucléaire de Pickering, qui comprend également la centrale nucléaire de Pickering, dont il est question à la section 3.3. La CCSN réglemente l’IGDP en vertu d’un permis d’exploitation d’une installation de déchets (WFOL). À l’IGDP, OPG traite et entrepose des conteneurs de stockage à sec (CSS) qui contiennent du combustible nucléaire usé (déchets radioactifs de haute activité) produit exclusivement à la centrale de Pickering. OPG gère également les déchets radioactifs de moyenne activité découlant de la remise à neuf des tranches 1 et 4 de la centrale de Pickering, qu’elle entrepose dans 34 modules de stockage à sec (MSS) en surface situés dans la zone d’entreposage des composants de retubage à l’IGDP. À l’exception des activités périodiques d’inspection, de surveillance et d’entretien des modules de stockage à sec (MSS) et de la zone d’entreposage des composants de retubage (ZECR), il n’y a pas eu d’activités opérationnelles pour la ZECR depuis 1993.

L’IGDP couvre 2 zones distinctes, la phase I et la phase II, à l’intérieur du périmètre du site de Pickering. La phase I se trouve à l’intérieur de la zone protégée de la centrale de Pickering et comprend le bâtiment de traitement de CSS, 2 bâtiments d’entreposage de CSS (bâtiments d’entreposage 1 et 2) et la zone d’entreposage des composants de retubage. La phase II de l’IGDP se trouve au nord-est de la phase I, dans sa propre zone protégée, qui est distincte de la zone protégée de la centrale de Pickering, mais qui demeure à l’intérieur du périmètre du site de Pickering. La phase II comprend le bâtiment d’entreposage 3. À l’heure actuelle, l’IGDP peut entreposer 1 154 CSS. Les CSS chargés de la phase I à la phase II de l’IGDP sont transférés sur la propriété d’OPG sous escorte de sécurité.

Aux termes du permis d’exploitation de l’IGDP, OPG est autorisée à construire 3 bâtiments d’entreposage de CSS additionnels dans la phase II (bâtiments d’entreposage 4, 5 et 6) ainsi que 1 bâtiment de traitement des CSS, qui vise à remplacer le bâtiment de traitement de CSS actuel. Les bâtiments d’entreposage additionnels permettraient à OPG d’entreposer tout le combustible usé généré à la centrale de Pickering jusqu’à la fin de son exploitation commerciale, et le nouveau bâtiment de traitement de CSS accroîtrait les capacités de traitement d’OPG à l’IGDP, qui passeraient de 50 à environ 100 CSS par année.

Autorisation

En février 2018, la Commission a renouvelé le permis d’exploitation de l’IGDP, qui est valable du 1er avril 2018 au 31 août 2028.

Manuel des conditions de permis

Le personnel de la CCSN a publié un MCP pour l’IGDP en juin 2018, conjointement au renouvellement du permis d’exploitation. Le personnel de la CCSN n’a pas révisé le MCP de l’IGDP en 2019. Toutefois, OPG a mis en œuvre plusieurs documents d’application de la réglementation de la CCSN (nouvelles publications ou nouvelles versions de publications existantes) en 2019. Les futures révisions du MCP en tiendront compte comme sources de critères de vérification de la conformité pour l’IGDP.

Rapports initiaux d’événement

Aucun rapport initial d’événement relatif à l’IGDP n’a été soumis à la Commission pour la période du 1er janvier 2019 au 1er juin 2020.

Programme de conformité

Le programme de vérification de la conformité comprenait de nombreuses activités en 2019 pour démontrer qu’OPG respecte le fondement d’autorisation de l’IGDP. L’Annexe B présente les publications qui ont fourni les critères de vérification de la conformité de ces activités pour l’IGDP.

Le tableau 19 dresse la liste des inspections réalisées sur le site de Darlington que le personnel de la CCSN a pris en compte dans ses évaluations de la sûreté pour ce rapport de surveillance réglementaire. (Tous les rapports d’inspection qui ont été envoyés à OPG au plus tard le 31 janvier 2020 y figurent.)

Tableau 19 : Liste des inspections à l’IGDP
Domaine de sûreté et de réglementation Titre de l’inspection Date d’envoi du rapport d’inspection
Gestion de la performance humaine

Inspection de la conformité

Numéro du rapport : OPG-PWMF-2019-03&04

6 novembre 2019
Conduite de l’exploitation

Inspection de conformité de type II

Numéro du rapport : OPG-PWMF-2019-01

6 juin 2019

Inspection de la conformité

Numéro du rapport : OPG-PWMF-2019-03&04

6 novembre 2019
Gestion des urgences et protection-incendie

Inspection de la conformité

Numéro du rapport : OPG-PWMF-2019-02

6 novembre 2019

Outre les inspections énumérées, le personnel de la CCSN a pris en compte diverses autres sources d’information dans son évaluation des domaines de sûreté et de réglementation (DSR). Ces activités ont permis de relever de nombreux exemples de conformité aux exigences réglementaires et d’excellents résultats en matière de sûreté, ainsi que des cas de non-conformité et des possibilités d’amélioration du rendement. Pour 2019, le personnel de la CCSN a attribué la cote « Satisfaisant » à tous les DSR pour l’IGDP.

3.4.1 Système de gestion

Le personnel de la CCSN a conclu qu’OPG respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement satisfaisait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Système de gestion à l’IGDP en 2019.

Les inspections de la CCSN ont confirmé la conformité et l’efficacité globales du cadre du système de gestion d’OPG à l’IGDP en 2019 [OPG-PWMF-2019-03&04]. Par exemple, le personnel de la CCSN a confirmé qu’OPG respectait les exigences suivantes :

  • documenter son programme de performance humaine et appliquer l’approche graduelle
  • définir les responsabilités et les rôles dans la structure organisationnelle
  • fournir les ressources nécessaires à l’organisation
  • améliorer continuellement et appliquer l’expérience en exploitation à la planification et à l’exécution de ses programmes (dans le cas présent, le programme de performance humaine)
  • relever, documenter et résoudre les conditions défavorables
  • assurer la tenue de dossiers
  • contrôler les documents
  • étiqueter les CSS de manière appropriée
  • tenir à jour les dossiers de formation.

En ce qui concerne la continuité des activités, les observations effectuées sur le site par le personnel de la CCSN en 2019 ont confirmé que l’IGDP disposait de plans d’urgence adéquats pour maintenir ou rétablir les fonctions de sûreté et d’activité essentielles en cas de circonstances propices aux perturbations, comme une pandémie, des conditions météorologiques graves ou des conflits de travail.

3.4.2 Gestion de la performance humaine

Le personnel de la CCSN a conclu qu’OPG respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Performance humaine à l’IGDP en 2019.

Les inspections de la CCSN en 2019 ont confirmé que l’IGDP était conforme aux exigences réglementaires applicables pour son programme de performance humaine [OPG-PWMF-2019-03&04]. Cependant, le personnel de la CCSN a constaté qu’OPG ne s’était pas conformée aux exigences concernant le lieu de conservation des procédures dans un document du plan de travail. À la fin de 2019, OPG travaillait sur des mesures correctives pour s’assurer que son personnel respectait les exigences concernant le lieu de conservation des procédures.

MISE À JOUR : En 2020, OPG a terminé la mise en œuvre des mesures correctives et le personnel de la CCSN les a jugées acceptables.

La même inspection a également permis de faire 3 constats de conformité concernant la formation du personnel. En outre, le personnel de la CCSN n’a pas relevé de problèmes ou de préoccupations liés à la formation lors de son examen des rapports opérationnels trimestriels et annuels de l’IGDP en 2019 ou du dossier de notification d’OPG pour la construction du bâtiment d’entreposage n°4.

Le personnel de la CCSN a continué de surveiller et d’évaluer la mise en œuvre par OPG du REGDOC-2.2.4, Aptitude au travail : Gérer la fatigue des travailleurs, et a planifié des activités de vérification de la conformité en 2020.

3.4.3 Conduite de l’exploitation

Le personnel de la CCSN a conclu qu’OPG respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Conduite de l’exploitation à l’IGDP en 2019.

OPG a traité 60 CSS à l’IGDP en 2019. L’examen des rapports d’exploitation d’OPG par le personnel de la CCSN n’a révélé aucun problème ni aucune situation indiquant que les activités autorisées à l’IGDP étaient dangereuses. Les examens ont également confirmé que les rapports et les tendances d’OPG, ainsi que ses réponses aux commentaires et aux demandes d’information ou de précisions complémentaires, ont répondu aux attentes du personnel de la CCSN.

Les activités de vérification de la conformité menées par le personnel de la CCSN ont permis de faire 6 constats de conformité concernant les rapports et les tendances. Aucun cas de non-conformité n’a été relevé.

3.4.4 Analyse de la sûreté

Le personnel de la CCSN a conclu qu’OPG respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Analyse de la sûreté à l’IGDP en 2019.

En 2018, le personnel de la CCSN a examiné la mise à jour par OPG du rapport d’analyse de la sûreté [2] de l’IGDP. En 2019, il restait quelques points en suspens qui nécessitaient un examen plus approfondi de la part du personnel de la CCSN. Par exemple, le personnel de la CCSN a relevé des problèmes concernant le modèle de décroissance thermique utilisé pour modéliser le combustible utilisé dans les CSS.

MISE À JOUR : En juin 2020, OPG a soumis un rapport de sûreté révisé, qui comprenait des changements au modèle de décroissance thermique. Le personnel de la CCSN a jugé cette présentation acceptable.

3.4.5 Conception matérielle

Le personnel de la CCSN a conclu qu’OPG respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Conception matérielle à l’IGDP en 2019.

En 2019, OPG a soumis son dossier de notification de construction pour le bâtiment d’entreposage n°4. Le personnel de la CCSN a examiné le dossier et a constaté qu’il répondait à ses attentes pour la caractérisation du site.

3.4.6 Aptitude fonctionnelle

Le personnel de la CCSN a conclu qu’OPG respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Aptitude fonctionnelle à l’IGDP en 2019.

En 2019, OPG a soumis ses rapports d’inspection sur la gestion du vieillissement, qui documentaient ses activités de gestion du vieillissement des CSS à toutes les IGD. Le personnel de la CCSN a examiné les rapports et les a jugés conformes au programme de gestion du vieillissement d’OPG. Le personnel de la CCSN a noté que les inspections de suivi du dessous des plaques de base de 2 CSS ont été reportées à 2020. Il n’a relevé aucun problème lié à ce report.

Lors de l’examen des rapports d’exploitation trimestriels, le personnel de la CCSN n’a pas trouvé de problèmes liés à l’entretien de l’IGDP en 2019.

3.4.7 Radioprotection

Le personnel de la CCSN a conclu qu’OPG respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Radioprotection à l’IGDP en 2019.

L’examen par le personnel de la CCSN du dossier de notification de construction pour le bâtiment d’entreposage n°4 comprenait des commentaires relatifs à la radioprotection. Il s’agissait notamment de questions concernant les modifications des débits de dose pour les travailleurs en raison de l’ajout du bâtiment d’entreposage n°4. OPG a répondu aux commentaires en temps opportun.

L’examen par le personnel de la CCSN des rapports trimestriels soumis par OPG a confirmé ce qui suit :

  • l’IGDP a atteint son objectif de dose collective en fin d’année
  • OPG n’a dépassé aucun seuil d’intervention pour le contrôle de la contamination
  • les débits de dose au périmètre de l’IGDP étaient conformes aux objectifs d’OPG
  • les résultats concernant la contamination non fixée étaient conformes aux résultats des années précédentes
  • OPG n’a pas dépassé les seuils d’intervention pour les doses aux travailleurs; les doses efficaces annuelles pour tous les travailleurs de l’IGDP étaient bien inférieures à la limite réglementaire de 50 mSv

Le personnel de la CCSN a réalisé une inspection de type II en 2019 et a fait 2 constats de conformité concernant la radioprotection [OPG-PWMF-2019-01]. Il a noté que les mesures des champs de rayonnement qu’il a prises étaient conformes aux mesures affichées sur les panneaux de rayonnement. En outre, tous les moniteurs portatifs vérifiés par le personnel de la CCSN étaient en bon état de fonctionnement et étalonnés dans les délais requis.

3.4.8 Santé et sécurité classiques

Le personnel de la CCSN a conclu qu’OPG respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Santé et sécurité classiques à l’IGDP en 2019.

Lors de l’inspection de type II en 2019, le personnel de la CCSN a fait 5 constats de conformité concernant la santé et la sécurité classiques [OPG-PWMF-2019-01]. Ces constats comprenaient les observations suivantes :

  • les postes de lavage des yeux étaient accessibles
  • la tenue des locaux était généralement acceptable
  • le personnel d’OPG portait un EPI et des dosimètres appropriés
  • des fiches techniques santé-sécurité (FTSS) étaient disponibles et à jour pour le dégraisseur à haut rendement et le nettoyant à base d’acide similaire
  • les armoires contenant des produits corrosifs étaient signalées de manière appropriée

En 2019, OPG n’a pas signalé d’accidents ayant causé une perte de temps à l’IGDP ni d’autres événements liés à la santé et la sécurité classiques.

3.4.9 Protection de l’environnement

Le personnel de la CCSN a conclu qu’OPG respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Protection de l’environnement à l’IGDP en 2019.

Le personnel de la CCSN a examiné les rapports trimestriels et les bases de données pour l’IGDP en 2019 et a confirmé que les résultats répondaient aux attentes du personnel. Il a également confirmé qu’il n’y avait eu aucun dépassement des limites de rejet dérivées (LRD) et aucun dépassement des seuils d’intervention environnementaux. Le personnel de la CCSN a conclu que l’exploitation de l’IGDP ne posait pas de risque inacceptable pour la santé humaine et l’environnement en 2019.

L’inspection de type II a permis de faire 1 constat concernant la protection de l’environnement en 2019 [OPG-PWMF-2019-01]. Au cours de l’inspection, le personnel de la CCSN a examiné les résultats trimestriels de la surveillance gamma environnementale pour 2017 et 2018 au bâtiment de stockage des composants de retubage (BSCR) et à l’installation de stockage à sec du combustible usé (ISSCU) et les a jugés complets.

OPG a prévu de soumettre une évaluation des risques environnementaux actualisée pour le site de Pickering (y compris l’IGDP) en 2022-2023.

3.4.10 Gestion des urgences et protection-incendie

Le personnel de la CCSN a conclu qu’OPG respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Gestion des urgences et protection-incendie à l’IGDP en 2019.

En 2018, le personnel de la CCSN a déterminé qu’OPG n’effectuait pas un exercice annuel d’intervention en cas d’incendie conformément aux exigences réglementaires applicables [2]. En août 2019, OPG a mené un exercice d’intervention en cas d’incendie à l’IGDP. Le personnel de la CCSN a inspecté les résultats de cet exercice en septembre 2019 [OPG-PWMF-2019-02]. Dans l’ensemble, le personnel de la CCSN s’est dit satisfait des résultats et a formulé une recommandation à l’intention d’OPG.

En septembre 2019, OPG a informé le personnel de la CCSN de la mise hors service du système d’incendie du bâtiment d’entreposage n°3 due à une défaillance d’une carte dans un panneau de suralimentation. OPG a commandé une nouvelle carte et a lancé son plan de réduction des risques d’incendie. Le personnel de la CCSN s’est dit satisfait des mesures préventives d’OPG et a noté qu’OPG a corrigé la défaillance.

3.4.11 Gestion des déchets

Le personnel de la CCSN a conclu qu’OPG respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Gestion des déchets à l’IGDP en 2019.

Les constatations découlant de l’inspection de la CCSN en 2019 ont confirmé qu’OPG continuait de se conformer aux exigences réglementaires applicables en matière de gestion des déchets. Au cours d’une inspection de l’IGDP, le personnel de la CCSN a observé que les CSS étaient correctement étiquetés avec le numéro du conteneur, le contenu, l’endroit et la date du chargement, la date de mise en entreposage, le nombre de grappes de combustible et le symbole du trèfle de rayonnement [OPG-PWMF-03&04]. Le personnel de la CCSN a observé des poubelles de différentes couleurs dans toute l’installation. Ces poubelles permettent d’identifier et de séparer les déchets contaminés et non contaminés (c.-à-d., déchets contaminés et déchets probablement propres).

En 2019, le personnel de la CCSN a examiné la dernière révision du programme de déclassement d’OPG et a également revu sa norme pour la gestion des déchets et autres matières réglementées sur le plan environnemental. Les documents répondaient aux exigences réglementaires applicables et aux attentes du personnel de la CCSN.

3.4.12 Sécurité

Le personnel de la CCSN a conclu qu’OPG respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Sécurité à l’IGDP en 2019.

Le personnel de la CCSN n’a pas relevé de cas majeurs de non-conformité concernant la sécurité à l’IGDP en 2019. Un événement lié à la sécurité s’est produit à l’IGDP en 2019, et le personnel de la CCSN s’est dit satisfait des mesures prises par OPG pour remédier à ce problème.

Le personnel de la CCSN a confirmé que les renseignements tirés des examens documentaires, des rapports trimestriels et de l’inspection sur le terrain répondaient à ses attentes.

3.4.13 Garanties et non-prolifération

Le personnel de la CCSN a conclu qu’OPG respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Garanties et non-prolifération à l’IGDP en 2019.

Le personnel de la CCSN a confirmé qu’OPG avait soumis ses grands livres généraux mensuels requis en temps voulu, sauf dans 1 cas (le rapport pour juillet 2019). OPG a informé le personnel de la CCSN que le rapport avait 1 jour de retard. Le personnel de la CCSN était satisfait de la réponse d’OPG et a déterminé qu’il n’y avait pas eu d’impact significatif sur la mise en œuvre des garanties.

Le personnel de la CCSN a participé aux vérifications de l’inventaire physique de 2019 et aux vérifications des renseignements descriptifs par l’AIEA. Les vérifications ont donné des résultats satisfaisants.

OPG a soumis à la CCSN en temps voulu le programme opérationnel annuel requis, avec des mises à jour trimestrielles, ainsi que la mise à jour annuelle du protocole additionnel. Le personnel de la CCSN a déterminé que ces documents satisfaisaient aux exigences réglementaires applicables et aux attentes du personnel.

3.4.14 Emballage et transport

Le personnel de la CCSN a conclu qu’OPG respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Emballage et transport à l’IGDP en 2019.

3.5 Centrale nucléaire de Bruce

3.5.0 Introduction

Photographie aérienne montrant la centrale nucléaire de Bruce A.
Photographie aérienne montrant la centrale nucléaire de Bruce B.

Les centrales nucléaires de Bruce‑A et de Bruce-B se trouvent sur la rive du lac Huron, dans la municipalité de Kincardine (Ontario). Bruce Power exploite les installations en vertu d’un contrat de location avec le propriétaire, Ontario Power Generation (OPG). Bruce-A compte 4 réacteurs CANDU (les tranches 1 à 4) d’une puissance brute de 831 mégawatts électriques (MWé) chacun. Bruce‑B compte 4 réacteurs CANDU d’une puissance brute de 872 MWé chacun (tranches 5 à 8). Les 8 tranches étaient en exploitation tout au long de 2019.

Le présent rapport regroupe les 2 centrales étant donné que Bruce‑A et Bruce-B font l’objet de 1 permis d’exploitation d’un réacteur de puissance (PERP) et que Bruce Power applique des programmes communs aux 2 centrales. Cependant, le rendement de chaque centrale a été évalué séparément en raison des différences dans la mise en œuvre de certains programmes à Bruce-A et Bruce-B. L’installation de gestion des déchets Western (IGDW) est également située sur le même site. Toutefois, étant donné qu’elle est exploitée par OPG aux termes d’un permis distinct, elle est évaluée séparément à la section 3.6 du présent rapport de surveillance réglementaire.

Délivrance de permis

La Commission a renouvelé le permis d’exploitation de Bruce-A et de Bruce-B en 2018 pour une période de 10 ans, soit du 1er octobre 2018 au 30 septembre 2028. La période d’autorisation de 10 ans englobera les opérations en service de Bruce Power, ainsi que les activités liées au remplacement des composants majeurs (RCM) des tranches 3 à 8, qui a débuté en janvier 2020. Le permis d’exploitation de Bruce-A et de Bruce-B n’a pas été modifié en 2019.

Manuel des conditions de permis

Le personnel de la CCSN a révisé le MCP pour Bruce-A et Bruce-B le 1er avril 2019.

Autorisation en vertu de la Loi sur les pêches

En décembre 2019, Pêches et Océans Canada a émis une autorisation en vertu de la Loi sur les pêches pour l’exploitation continue de Bruce-A et de Bruce-B. L’autorisation couvre la mort de poissons par impaction et entraînement en raison des prises d’eau qui tirent l’eau du lac Huron pour les systèmes d’eau de refroidissement.


Les conditions de l’autorisation comprennent la surveillance et les inspections, ainsi que l’entretien des structures (limitation de vitesse/barrière de chaîne-corde) pour réduire l’impaction du poisson. Bruce Power est également tenue de soumettre un plan final de surveillance de l’impaction et de l’entraînement avant mars 2023, après avoir pris des engagements auprès de groupes autochtones. Le plan de compensation comprenait l’enlèvement du barrage Truax (rivière Saugeen, Walkerton), ce qui s’est fait en août 2019, et une contribution financière au programme de rétablissement du touladi dans le lac Huron, du ministère des Ressources naturelles et des Forêts de l’Ontario.

Bilan périodique de la sûreté

Bruce Power a effectué un bilan périodique de la sûreté à l’appui du renouvellement de son permis d’exploitation et de la réfection prévue des tranches 3 à 8. Bruce Power a également élaboré et commencé à déployer son plan intégré de mise en œuvre (PIMO), qui proposait diverses améliorations à la sûreté.

Le tableau 20 résume les tâches du PIMO qui ont été planifiées, réalisées, en cours d’examen et closes, tant en 2019 que depuis le début du projet. Les travaux du PIMO progressaient conformément au calendrier, Bruce Power ayant achevé 18 tâches du PIMO en 2019, dont les 10 tâches qui devaient l’être en 2019 et les 8 autres qui devaient l’être en 2018 ou en 2020. Fin 2019, le personnel de la CCSN examinait 4 tâches du PIMO, après avoir clos toutes les autres tâches.

Tableau 20 : État d’avancement du PIMO à Bruce-A et Bruce-B (en fonction des dates prévues à la fin de 2019)
État des tâches du PIMO Total 2019
Prévues par le titulaire de permis 191 10
Complétées par le titulaire de permis 40 18
Closes par la CCSN 36 14
En cours d’examen par la CCSN à partir de décembre 2019 4

MISE À JOUR : Bruce Power a présenté en mars 2020 la mise à jour de 2019 sur le PIMO. Le personnel de la CCSN a examiné la mise à jour et a confirmé que Bruce Power avait réalisé des progrès acceptables pour tous les éléments du PIMO. Le personnel de la CCSN a également déterminé que les révisions apportées par Bruce Power à la portée ou au calendrier de 3 éléments du PIMO étaient acceptables (dans les limites du fondement d’autorisation).

Réfection (projet de RCM)

Le projet de RCM concerne les tranches 3 à 8 et comprend le remplacement de composants majeurs tels que les générateurs de vapeur, les canaux de combustible et les circuits d’alimentation. Les arrêts pour le projet de RCM ont commencé en janvier 2020 avec la tranche 6.

Les activités préalables de surveillance de la CCSN pour la tranche 6 ont commencé en janvier 2019, 1 an avant le début du projet. En 2019, le personnel de la CCSN a réalisé 3 inspections de type II et 2 examens documentaires qui ont couvert les processus de gestion des entrepreneurs et de la chaîne d’approvisionnement. Le personnel de la CCSN n’a relevé aucun problème majeur.

MISE À JOUR : L’arrêt pour le projet de RCM a commencé le 17 janvier 2020 par des activités de travaux préparatoires [BIR 14753].

Rapports d’événements initiaux

Aucun rapport initial d’événement (RIE) concernant les centrales de Bruce-A et de Bruce-B n’a été soumis à la Commission pour la période du 1er janvier 2019 au 1er juin 2020.

Programme de conformité

Le programme de conformité comprenait de nombreuses activités en 2019 pour confirmer la conformité de Bruce Power au fondement d’autorisation pour Bruce-A et Bruce-B. L’annexe B présente les documents qui contenaient les critères de vérification de la conformité de ces activités pour Bruce-A et Bruce-B.

Le tableau 21 dresse la liste des inspections aux centrales de Bruce-A et de Bruce-B que le personnel de la CCSN a pris en compte dans ses évaluations de la sûreté. (Les rapports d’inspection envoyés à Bruce Power avant le 31 janvier 2020 y figurent.)

Tableau 21 : Liste des inspections à Bruce-A et à Bruce-B
Domaine de sûreté et de réglementation Titre de l’inspection Date d’envoi du rapport d’inspection
Système de gestion

Bruce-B, inspection du projet de RCM – Gestion des projets et des entrepreneurs

Numéro du rapport : BRPD-MCR-2019-1971

17 avril 2019

Bruce-B, inspection du projet de RCM – Gestion de l’approvisionnement du projet de RCM – Tranche 6

Numéro du rapport : BRPD-MCR-2019-2098

16 mai 2019

Bruce-A et Bruce-B, Inspection sur le terrain – Gestion de la configuration

Numéro du rapport : BRPD-A-2019-FIR-4174

23 août 2019

Bruce-B, tranche 6, inspection du projet de RCM – Contrôle des changements techniques

Numéro du rapport : BRPD-MCR-2019-04078

11 décembre 2019

Observation du comité de surveillance de la culture de sûreté

Numéro du rapport : BRPD-AB-2019-FIR-05668

16 décembre 2019
Gestion de la performance humaine

Bruce-A, Examen documentaire – Conception, développement et correction d’un examen d’accréditation sur simulateur d’un OSC de tranche 0 à Bruce-A.

Numéro du rapport : BRPD-A-2019-02183

11 mars 2019

Bruce-A et Bruce-B, programme de formation du personnel de sécurité.

Numéro du rapport : BRPD-AB-2019-0789

27 mai 2019

Bruce-A et Bruce-B, Examen documentaire – Développement et correction d’un examen d’accréditation supplémentaire propre à la centrale de Bruce Power.

Numéro du rapport : BRPD-AB-2019-03077

9 octobre 2019

Bruce-A et Bruce-B, Programme de formation des opérateurs nucléaires autorisés de Bruce Power

Numéro du rapport : BRPD-AB-2019-04830

18 décembre 2019
Conduite de l’exploitation

Bruce-A et Bruce-B, Rapport trimestriel d’inspection sur le terrain, 3e trimestre de l’exercice 2018-2019

Numéro du rapport : BRPD-AB-2018-1370

8 mars 2019

Arrêt prévu de la tranche 8 de Bruce-B

Numéro du rapport : BRPD-B-2019-1548

15 mars 2019

Bruce-A et Bruce-B, Rapport trimestriel d’inspection sur le terrain, 4e trimestre de l’exercice 2018-2019

Numéro du rapport : BRPD-AB-2019-2214

5 juin 2019

Arrêt prévu de la tranche 3 de Bruce-A en 2019

Numéro du rapport : BRPD-A-2019-02216

28 juin 2019

Arrêt prévu aux fins d’entretien de la tranche 7 de Bruce-B

Numéro du rapport : BRPD-B-2019-02530

26 juillet 2019

Bruce-A et Bruce-B, Rapport trimestriel d’inspection sur le terrain, 1er trimestre de l’exercice 2019-2020

Numéro du rapport : BRPD-AB-2019-03635

3 septembre 2019

Bruce-A et Bruce-B, Rapport trimestriel d’inspection sur le terrain, 2e trimestre de l’exercice 2019-2020

Numéro du rapport : BRPD-AB-2019-03968

18 novembre 2019

Bruce-A et Bruce-B, Rapport trimestriel d’inspection sur le terrain, 3e trimestre de l’exercice 2019-2020

Numéro du rapport : BRPD-AB-2019-05184

29 janvier 2020

Arrêt prévu aux fins d’entretien de la tranche 5 de Bruce-B

Numéro du rapport : BRPD-B-2019-04429

29 janvier 2020

Arrêt prévu de la tranche 2 de Bruce-A en 2019

Numéro du rapport : BRPD-A-2019-05312

31 janvier 2020
Aptitude fonctionnelle

Bruce-A, Inspection du système – Eau de service à basse pression

Numéro du rapport : BRPD-A-2019-04073

9 septembre 2019

Bruce-A, Inspection du système – Bâtiment sous vide et système de décharge d’air filtré d’urgence

Numéro du rapport : BRPD-A-2019-04423

1er octobre 2019

Bruce-A, Inspection du système – Confinement à pression négative

Numéro du rapport : BRPD-A-2019-04725

18 décembre 2019

Bruce-A et Bruce-B, Inspection sur le terrain – Surveillance des structures, systèmes et composants

Numéro du rapport : BRPD-A-2019-FIR-04292

24 septembre 2019
Radioprotection

Bruce-B, Examen documentaire du projet de RCM – Bruce-B, tranche 6, DTI-07-01, Programme de radioprotection pour protéger la santé et la sécurité des travailleurs et pour surveiller et contrôler les risques de rayonnement (y compris le rayonnement alpha) pendant la réfection

Numéro du rapport : BRPD-MCR-2019-04984

6 novembre 2019

Bruce-B, Examen documentaire du projet de RCM – Bruce-B, tranche 6, DTI-07-02, Terme source de radioprotection et programme ALARA

Numéro du rapport : BRPD-MCR-2019-05407

11 décembre 2019
Protection de l’environnement

Bruce-A et Bruce-B, Inspection de contrôle et de surveillance des effluents

Numéro du rapport : BRPD-AB-2019-04792

9 décembre 2019
Gestion des urgences et protection-incendie

Bruce-A et Bruce-B, Exercice Huron Resilience

Numéro du rapport : BRPD-AB-2019-03799

14 janvier 2020
Sécurité

Inspection sur le terrain à Bruce-A et Bruce-B – Inspection de sécurité n° 9 : Qualifications de l’ASN

Numéro du rapport : BRPD-AB-2019-FIR-01933

5 mars 2019

Inspection sur le terrain à Bruce-A et Bruce-B – Inspection de sécurité n° 15 : Qualifications de l’ASN

Numéro du rapport : BRPD-AB-2019-FIR-01934

5 mars 2019

Outre les inspections énumérées, le personnel de la CCSN a pris en compte diverses autres sources d’information dans son évaluation des domaines de sûreté et de réglementation (DSR). Il a attribué la cote « Satisfaisant » à tous les DSR aux centrales de Bruce-A et de Bruce-B en 2019. Bien que le personnel de la CCSN ait relevé divers exemples de rendement excellent en matière de sûreté et des cas de respect et/ou de dépassement des exigences réglementaires en 2019, il n’a pas attribué la cote « Entièrement satisfaisant » au niveau des DSR (ce qui contraste avec la surveillance réglementaire pour 2018, alors que les centrales de Bruce-A et de Bruce-B avaient reçu plusieurs cotes « Entièrement satisfaisant »). Cette situation est strictement due au fait que le personnel de la CCSN n’a pas eu la possibilité (en raison de la pandémie COVID‑19) d’assurer l’application cohérente des critères d’attribution de la cote « Entièrement satisfaisant » à tous les DSR – elle ne reflète pas, en soi, une baisse de la sûreté à Bruce-A et Bruce-B en 2019.

3.5.1 Système de gestion

Le personnel de la CCSN a conclu que Bruce Power respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Système de gestion aux centrales de Bruce-A et de Bruce‑B en 2019.

Système de gestion

Le personnel de la CCSN a fait de nombreux constats à la suite de plusieurs inspections de conformité réalisées en 2019 à Bruce-A et Bruce-B qui ont confirmé la conformité globale du système de gestion de Bruce Power aux exigences réglementaires applicables.

Organisation

Les inspections et les évaluations de conformité de la CCSN en 2019 ont confirmé que Bruce Power avait défini de manière adéquate la structure organisationnelle, les rôles et les responsabilités dans sa gouvernance. En 2019, Bruce Power a répondu de manière adéquate aux observations du personnel de la CCSN concernant les changements apportés à son organigramme.

Examen de l’évaluation, de l’amélioration et de la gestion du rendement

Sur la base des résultats de 3 inspections réalisées en 2019, le personnel de la CCSN a confirmé que Bruce Power continuait de satisfaire aux exigences réglementaires applicables en matière d’examen de l’évaluation et de l’amélioration et de la gestion du rendement.

Expérience d’exploitation

En 2019, le personnel de la CCSN a réalisé plusieurs inspections qui portaient sur le programme OPEX (expérience d’exploitation) de Bruce Power et ont confirmé sa conformité globale aux exigences réglementaires applicables. À titre d’exemple, le personnel de la CCSN a noté, lors d’une inspection de la gestion de l’approvisionnement dans le cadre du projet de RCM, que Bruce Power avait géré de manière appropriée l’OPEX, conformément à une recommandation de la CCSN demandant que Bruce Power mette en œuvre de bonnes pratiques d’examen de tous les fournisseurs du projet de RCM [BRPD-MCR-2019-2098]. Cette même inspection a également permis de mettre en évidence des domaines pour lesquels la qualité de certains dossiers produits par les fournisseurs pouvait être améliorée. Le personnel de la CCSN a demandé à Bruce Power de veiller à ce que les dossiers produits par les fournisseurs soient examinés par des inspecteurs de Bruce Power afin de vérifier la qualité des dossiers.

Gestion des changements

Une inspection du contrôle des modifications techniques en 2019 dans le cadre du projet de RCM [BRPD-MCR-2019-04078] a relevé des domaines mineurs d’amélioration dans la documentation des modifications temporaires liées au projet de RCM. Le personnel de la CCSN a recommandé que Bruce Power fournisse des directives plus claires pour la surveillance du projet de RCM. Bruce Power a pris en considération les recommandations du personnel de la CCSN et a mis en œuvre des mesures correctives.

En 2019, Bruce Power a commencé à modifier et à simplifier de manière importante la documentation de son système de gestion. Le personnel de la CCSN a prévu d’examiner les changements en 2020, y compris l’efficacité du processus de gestion des changements.

Gestion de la configuration

En 2019, le personnel de la CCSN a inspecté les changements temporaires de configuration (CCT) à Bruce-A [BRPD-A-2019-FIR-4174]. Le personnel de la CCSN a demandé à Bruce Power d’élaborer et d’appliquer un plan de mesures correctives assorti de dates cibles pour la mise en œuvre afin de s’assurer que les CCT sont toujours indiqués sur les schémas directeurs de Bruce Power et que la configuration des processus CCT est efficace. Le personnel de la CCSN s’est dit satisfait des mesures correctives prises pour Bruce-A. En réponse à la demande du personnel de la CCSN, Bruce Power a pris des mesures correctives similaires pour Bruce-B à la fin de 2019.

Culture de sûreté

Le personnel de la CCSN a continué de surveiller la culture de sûreté à Bruce-A et Bruce‑B en 2019. Les inspections sur le terrain, qui ont servi à superviser les activités de Bruce Power, ont confirmé que le titulaire de permis satisfaisait aux exigences réglementaires applicables en matière de culture de sûreté. Plus précisément, le personnel de la CCSN a réalisé une inspection sur le terrain concernant la surveillance de la culture de sûreté de Bruce Power. Le personnel de la CCSN a fait divers constats de conformité et il n’y a eu aucun cas de non-conformité.

Gestion des entrepreneurs

En 2019, le personnel de la CCSN a fait certains constats concernant des éléments des processus de gestion des entrepreneurs et de l’approvisionnement. Par exemple, une inspection de la gestion du projet et des entrepreneurs à Bruce-B dans le cadre du RCM [BRPD-MCR-2019-1971] a mis en évidence la nécessité de veiller à ce que les contrats soient mis à jour, sur la base des exigences les plus récentes, et d’appliquer une approche graduelle à la documentation des plans d’assurance-qualité et de vérification. Le personnel de la CCSN était satisfait des mesures correctives prises par Bruce Power pour résoudre ces problèmes avant la fin de 2019.

MISE À JOUR : En avril 2020, Bruce Power a envoyé des renseignements supplémentaires pour résoudre le problème, à la satisfaction du personnel de la CCSN.

Le personnel de la CCSN a observé que, dans l’ensemble, Bruce Power continuait d’améliorer sa surveillance des entrepreneurs en 2019. Les problèmes ont été résolus au fur et à mesure qu’ils étaient relevés, beaucoup d’entre eux ayant été résolus avant le début des activités du projet de RCM. En 2020, le personnel de la CCSN prévoit poursuivre son examen de la gestion des entrepreneurs prenant part au projet de RCM.

Continuité des opérations

Les observations effectuées sur le site en 2019 ont confirmé que Bruce Power disposait de plans d’urgence adéquats pour maintenir ou rétablir les fonctions de sûreté et les fonctions opérationnelles essentielles en cas de circonstances invalidantes, comme une pandémie, des conditions météorologiques graves ou des conflits de travail à Bruce-A et Bruce-B. Le personnel sur le site a également observé comment ces mesures ont permis de soutenir l’effectif minimal à Bruce-A et Bruce-B.

3.5.2 Gestion de la performance humaine

Le personnel de la CCSN a conclu que Bruce Power respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Gestion de la performance humaine à la centrale de Bruce-A et de Bruce-B en 2019.

Programme de performance humaine

Bruce Power a poursuivi l’élaboration de l’initiative « You Can Count on Me. Every Step. Every Time. Every Day » (Vous pouvez compter sur moi, à chaque étape, en tout temps, tous les jours) qui vise à améliorer les programmes de performance humaine à Bruce-A et Bruce-B.

Formation du personnel

Les activités de vérification de la conformité de la CCSN ont permis de faire 43 constats concernant la formation à Bruce-A et Bruce-B en 2019, dont beaucoup étaient conformes ou d’une importance négligeable pour la sûreté. Par exemple, le personnel de la CCSN a inspecté le programme de formation des opérateurs nucléaires autorisés de Bruce Power à Bruce-A et Bruce-B [BRPD-AB-2019-04830] et a relevé des problèmes mineurs de procédure qui avaient une importance négligeable pour la sûreté. Le personnel de la CCSN était satisfait des progrès réalisés par Bruce Power pour corriger tous les écarts mineurs en 2019.

Accréditation du personnel

Le personnel de la CCSN a examiné les rapports de dotation pour le personnel accrédité ainsi que les demandes d’accréditation initiale et de renouvellement de l’accréditation, et a confirmé que Bruce Power avait maintenu en 2019 un personnel suffisant tant à Bruce‑A qu’à Bruce-B pour tous les postes accrédités.

Examens d’accréditation initiale et de renouvellement de l’accréditation

En 2019, le personnel de la CCSN a effectué un examen documentaire de la conception, du développement et de la correction d’un examen d’accréditation sur simulateur pour un opérateur de salle de commande à Bruce-A [BRPD-A-2019-02183]. Il a relevé 1 cas de non-conformité dans la documentation concernant l’évaluation de la correction. Toutes les recommandations du personnel de la CCSN issues de l’inspection visaient l’amélioration continue de la correction des examens d’accréditation sur simulateur et des examens d’accréditation écrits. Bruce Power a soumis un plan de mesures correctives pour répondre à la recommandation, plan que le personnel de la CCSN a jugé satisfaisant. Le personnel de la CCSN a également effectué un examen documentaire de l’élaboration et de la correction d’un examen d’accréditation supplémentaire particulier à la centrale pour un superviseur de quart de salle de commande, qui n’a révélé que des résultats conformes [BRPD-AB-2019-03077].

Aptitude au travail

Le personnel de la CCSN a déterminé, par des inspections sur le terrain et d’autres observations, que Bruce Power satisfaisait aux exigences réglementaires applicables en matière d’effectif minimal à Bruce-A et Bruce-B en 2019. En 2019, les centrales de Bruce-A et de Bruce-B ont rapidement signalé 1 violation de l’effectif minimal. Le personnel de la CCSN a confirmé que cette violation n’avait eu qu’un impact minimal ou nul sur l’exploitation sûre des centrales.

En 2019, Bruce Power a dû dépasser les limites d’heures de travail du personnel accrédité à Bruce-A et Bruce-B afin de maintenir l’effectif minimal. Bruce-A a connu 6 dépassements de la limite de 16 heures de travail sur une période de 24 heures. À Bruce‑B, il y a eu 3 dépassements de la limite de 16 heures. Le personnel de la CCSN a observé une tendance générale à la baisse du nombre de dépassements de cette limite au cours de l’année 2019. Ceci est le résultat des améliorations apportées par Bruce Power à la gestion de la fatigue des travailleurs au cours du second semestre de l’année, y compris l’ajout d’un outil permettant d’envoyer des messages textes en vrac aux travailleurs accrédités lorsque des remplacements sont nécessaires pour cause de maladie.

En 2019, Bruce Power a achevé la mise en œuvre du REGDOC-2.2.4, Aptitude au travail : Gérer la fatigue des travailleurs de la CCSN. Bruce Power s’est également engagée à mettre en œuvre intégralement le REGDOC-2.2.4, Aptitude au travail, tome III : Aptitudes psychologiques, médicales et physiques des agents de sécurité nucléaire de la CCSN en 2020.

La mise en œuvre par Bruce Power du nouveau document d’application de la réglementation sur la gestion de la consommation d’alcool et de drogues était en attente de l’élaboration et de la publication de la version 3 du REGDOC-2.2.4, Aptitude au travail, tome II : Gérer la consommation d’alcool et de drogues. Bruce Power prévoyait mettre en œuvre toutes les exigences du tome II du REGDOC-2.2.4, autres que les tests aléatoires de dépistage de l’alcool et des drogues, 6 mois après la publication de la version 3. Bruce Power prévoyait mettre en œuvre les tests aléatoires de dépistage de l’alcool et des drogues 12 mois après la publication de la version 3.

3.5.3 Conduite de l’exploitation

Le personnel de la CCSN a conclu que Bruce Power respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Conduite de l’exploitation aux centrales de Bruce-A et Bruce-B en 2019.

Réalisation des activités autorisées

En 2019, le personnel de la CCSN a noté que les pratiques d’exploitation de Bruce Power étaient adéquates et que, dans plusieurs cas, elles étaient très efficaces et exécutées avec un grand souci pour la sûreté. Bruce Power a atteint un niveau élevé de conformité aux exigences d’exploitation applicables et a traité de manière adéquate les situations d’exploitation qui ont été relevées. Par exemple, tous les problèmes relevés lors des inspections du personnel de la CCSN sur le terrain ont été traités rapidement et de manière adéquate avant que le personnel de la CCSN ne publie le rapport d’inspection trimestriel.

Procédures

Diverses conclusions d’inspections de la CCSN et observations sur le site ont confirmé que Bruce Power s’était conformée aux exigences réglementaires concernant l’utilisation, le respect et la pertinence des procédures.

Rapport et établissement de tendances

Le personnel de la CCSN a déterminé que Bruce Power s’était conformée aux exigences réglementaires applicables en matière de rapports en 2019. Tous les rapports prévus par le REGDOC-3.1.1 ont été soumis dans les délais impartis. L’information fournie dans les rapports trimestriels prévus de Bruce Power a dépassé les attentes du personnel de la CCSN. Bruce Power a soumis 87 rapports d’événements en 2019. La surveillance de la CCSN sur le site a confirmé que Bruce Power avait signalé les événements en temps voulu. Toutefois, 1 rapport d’événement a été soumis en retard à Bruce-A au sujet d’un changement de statut du personnel accrédité en 2019. Le personnel de la CCSN a confirmé que Bruce Power avait rapidement réglé le problème. Deux rapports d’événements ont également été soumis tardivement à Bruce-B. L’un était lié à un colis de transport endommagé et l’autre à l’indisponibilité du système d’eau d’urgence. Le personnel de la CCSN a confirmé que Bruce Power avait rapidement réglé les problèmes de présentation de rapports.

Bruce Power a assuré le suivi de tous les événements signalés et a étayé les rapports avec une analyse adéquate des causes profondes, le cas échéant.

Rendement de la gestion des arrêts

En 2019, il y a eu 2 arrêts prévus à Bruce-A et 2 à Bruce-B. Bruce Power a soumis tous ses rapports finaux sur les arrêts en temps voulu. Les inspections de la CCSN sur tous les arrêts prévus ont confirmé que Bruce Power avait effectué toutes les opérations liées aux arrêts en toute sécurité. Les centrales de Bruce-A et Bruce-B se sont conformées aux exigences applicables en matière de gestion des sources froides et des garanties d’arrêt des réacteurs. Bruce Power a également donné suite rapidement et de façon adéquate aux recommandations et aux demandes du personnel de la CCSN découlant des inspections.

En 2019, Bruce-A a connu 5 arrêts forcés (3 à la tranche 2, et 2 à la tranche 4). Bruce-B a connu 4 arrêts forcés (2 à la tranche 5, et 2 à la tranche 6). Tous les arrêts forcés étaient manuels et principalement causés par des événements liés à des équipements et ont eu un impact sur la production plutôt que la sûreté. Il y a eu moins d’arrêts forcés qu’en 2018 et le personnel de la CCSN a observé que Bruce Power avait assuré un suivi approprié de tous les arrêts forcés en 2019. Il n’y a eu aucune défaillance de système fonctionnel à Bruce-A ou Bruce-B en 2019, y compris pendant les arrêts.

Paramètres d’exploitation sûre

En 2019, le personnel de la CCSN a examiné un échantillon des documents actualisés de Bruce Power sur les exigences en matière de sûreté de l’exploitation et s’est déclaré satisfait de l’état d’avancement de la mise en œuvre des PES aux centrales de Bruce-A et de Bruce-B. Il a constaté que les documents relatifs aux PES étaient plus étroitement alignés sur les pratiques de conception, d’exploitation et d’entretien des centrales. Bruce Power prévoyait achever la mise à jour des documents relatifs aux PES (documents directeurs sur les PES, exigences en matière de sûreté de l’exploitation, calculs de l’incertitude des instruments et tableau de conformité) en 2020.

Gestion des accidents graves et rétablissement

En 2019, le personnel de la CCSN a entamé un examen du programme de gestion intégrée des accidents de Bruce Power. À la fin de 2019, le personnel de la CCSN examinait les lignes directrices pour la gestion des accidents graves (LDGAG) et les lignes directrices pour l’équipement d’atténuation en cas d’urgence (LGEAU). Le personnel de la CCSN prévoyait publier un rapport sur ses conclusions d’ici la fin de 2020. Il a également inspecté l’exercice Huron Resilience en 2019 et a fait un certain nombre d’observations positives. Le personnel de la CCSN a déterminé que Bruce Power s’était conformée aux exigences réglementaires applicables en matière de pertinence des procédures [BRPD-AB-2019-03799].

3.5.4 Analyse de la sûreté

Le personnel de la CCSN a conclu que Bruce Power respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Analyse de la sûreté aux centrales de Bruce-A et de Bruce-B en 2019.

Analyse déterministe de la sûreté

Le personnel de la CCSN a établi que Bruce Power disposait d’un programme bien géré d’analyse déterministe de la sûreté et que l’actuelle analyse déterministe de la sûreté demeurait adéquate pendant la mise en œuvre continue du REGDOC-2.4.1, Analyse déterministe de la sûreté. Dans le cadre de la mise en œuvre du REGDOC-2.4.1, Bruce Power a soumis des mises à jour des parties 1 et 2 de son rapport de sûreté pour les centrales de Bruce-A et de Bruce-B en février 2019. Le personnel de la CCSN a conclu que les mises à jour répondaient aux exigences réglementaires applicables, que les analyses de sûreté pour Bruce-A et Bruce-B prévoyaient des marges adéquates et que Bruce Power satisfaisait aux critères d’acceptation de la CCSN pour une exploitation sûre.

En 2019, le personnel de la CCSN a terminé son examen de l’évaluation de la taille seuil de rupture de Bruce Power à l’appui de l’approche analytique composite (AAC) pour les APRPGB. Le personnel de la CCSN a estimé qu’il était suffisamment justifié d’accepter la faible fréquence prévue pour une taille de rupture supérieure à la taille seuil de rupture (TSR), qui est une prémisse essentielle de l’évaluation. Les travaux de Bruce Power sur l’AAC, y compris l’intégration des résultats de l’évaluation de la taille seuil de rupture, étaient en cours à la fin de 2019. La section 2.4 présente des informations générales sur l’AAC.

Dans l’ensemble, les documents soumis par Bruce Power en 2019 concernant l’analyse déterministe de sûreté ont dépassé les attentes du personnel de la CCSN.

MISE À JOUR : En janvier 2020, Bruce Power a soumis une analyse révisée des APRPGB et a demandé que les APRPGB dépassant la TSR soient reclassés comme des accidents hors dimensionnement. Le document de janvier 2020 analyse les événements APRPGB au-dessus de la TSR dans des conditions d’exploitation plus réalistes.

Étude probabiliste de sûreté

Le personnel de la CCSN a déterminé que Bruce Power se conformait au document d’application de la réglementation S-294 Études probabilistes de sûreté (EPS) pour les centrales nucléaires de la CCSN et s’affairait à mettre en œuvre le document de remplacement portant le même nom, REGDOC-2.4.2 pour la fin de 2020. Bruce Power a terminé ses soumissions pour l’EPS en avril 2019 afin d’être conforme au REGDOC‑2.4.2. Le personnel de la CCSN a effectué des examens de l’évaluation des dangers externes et de l’évaluation des inondations externes de Bruce Power, et a déterminé qu’elles étaient conformes au REGDOC-2.4.2. Le personnel de la CCSN prévoit examiner les documents restants d’ici la fin de 2020. L’un de ces documents est la mise à jour de l’EPS visant les incendies internes [BIR 14761].

MISE À JOUR : Au 1er juin 2020, Bruce Power a répondu aux commentaires du personnel de la CCSN concernant l’EPS visant les incendies internes et a appliqué sa politique de traitement des résultats d’EPS qui se situent entre ses objectifs de sûreté administratifs et ses objectifs de sûreté généraux. Bruce Power a constaté que les principaux facteurs contributifs de l’EPS pour les incendies sont liés à la fréquence des grandes émissions pour Bruce-A. Selon la politique, la prochaine étape consiste à déterminer des stratégies d’atténuation qui seraient évaluées selon le processus de Bruce Power pour la gestion des risques opérationnels.

Le personnel de la CCSN a achevé son examen de l’EPS visant l’ensemble du site de Bruce et a reconnu que le document fournissait une bonne caractérisation du risque pour l’ensemble du site [BIR 14760]. Voir la section 2.4 pour plus de détails. Bruce Power a également soumis les valeurs de risque regroupées pour l’EPS visant l’ensemble du site de Bruce-A et Bruce-B [BIR 14759]. Le personnel de la CCSN continuait d’examiner les autres EPS soumises par Bruce Power à la fin de 2019, y compris la mesure dans laquelle elles appuient les résultats de l’EPS visant l’ensemble du site.

Le travail de Bruce Power concernant l’EPS a dépassé les attentes du personnel de la CCSN en 2019 en raison de l’approche proactive du titulaire de permis pour répondre aux exigences du REGDOC-2.4.2, et de sa contribution aux progrès de l’EPS visant l’ensemble du site et au regroupement des risques pour le site.

Sûreté-criticité

En ce qui concerne le programme de sûreté-criticité de Bruce Power, les assemblages de combustible de surréactivité et les grappes de combustible pour la démonstration de combustible à faible coefficient de vide sont restés en stockage sûr. Aucun événement ou problème de sûreté-criticité n’est survenu à Bruce-A et Bruce-B en 2019.

Analyse des accidents graves

En 2019, le personnel de la CCSN a commencé à examiner l’analyse des accidents graves pour Bruce-A et Bruce-B qui appuyait l’EPS.

3.5.5 Conception matérielle

Le personnel de la CCSN a conclu que Bruce Power respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Conception matérielle aux centrales de Bruce-A et de Bruce-B en 2019.

Gouvernance de la conception

En 2019, les inspections de la CCSN ont confirmé le respect des exigences applicables en matière de qualification environnementale à Bruce-A et Bruce-B, comme celles relatives au maintien de l’intégrité des barrières de qualification environnementale.

Conception du système

Bruce Power a introduit une nouvelle mesure de sûreté en 2019 en révisant ses lignes de conduite pour l’exploitation afin d’inclure des tests sur les génératrices de secours encore disponibles, lorsqu’elles sont au niveau de disponibilité minimale autorisé, pour confirmer qu’elles sont fonctionnelles et capables de soutenir une exploitation sûre.

En 2019, le personnel de la CCSN a examiné les rapports révisés d’évaluation de la protection-incendie de Bruce Power pour les centrales de Bruce-A et de Bruce-B. Le personnel de la CCSN était satisfait des résultats des rapports et des réponses de Bruce Power aux commentaires formulés dans le cadre de l’examen. Le personnel de la CCSN a conclu que le programme de protection-incendie de Bruce Power répondait aux exigences réglementaires applicables.

Conception des composants

Le personnel de la CCSN a confirmé que Bruce Power avait exploité ses tranches dans les limites de puissance du combustible applicables et avait géré le rendement du combustible de façon satisfaisante en 2019. La fréquence de l’usure par frottement des débris à Bruce-A est restée élevée en 2019, mais n’a pas posé de risque important pour la sûreté. La fréquence de fissuration des plaques d’extrémité à Bruce-B a augmenté en 2019 par rapport à 2018. Le personnel de la CCSN a pris note de l’évolution de la stratégie à long terme de Bruce Power visant à résoudre ce problème de longue date et a continué de suivre les progrès réalisés.

3.5.6 Aptitude fonctionnelle

Le personnel de la CCSN a conclu que Bruce Power respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Aptitude fonctionnelle aux centrales de Bruce-A et de Bruce-B en 2019.

Aptitude fonctionnelle de l’équipement / Performance de l’équipement

Tous les systèmes spéciaux de sûreté à Bruce-A ont atteint leurs objectifs d’indisponibilité en 2019.

À Bruce-B, tous les systèmes spéciaux de sûreté ont atteint leurs objectifs d’indisponibilité en 2019, à l’exception du système de refroidissement d’urgence par injection (SRUI) pour les tranches 5 à 8. Le SRUI de ces tranches a dépassé l’objectif d’indisponibilité en raison de 2 événements distincts. Dans un cas, on a découvert que le nombre de planches et de tubes en aluminium entreposés dans la conduite de l’aire de service centrale était plus important que ce qui était autorisé. En cas d’APRP, la réaction de l’aluminium avec l’eau à une température et un pH élevés peut produire un précipité d’hydroxyde d’aluminium, qui a le potentiel de boucher les crépines du SRUI. Bruce Power a déclaré que le SRUI était indisponible lorsque cette condition existait. Bruce Power a empêché que cela ne se reproduise en déplaçant les échafaudages dans les 3 tranches touchées et a créé une demande de modification de la formation pour inclure la sensibilisation à l’égard de l’hydroxyde d’aluminium dans la formation aux fins de l’accréditation pour les opérations. Bruce Power a également prévu intégrer la demande de modification de la formation dans le matériel de cours concernant le SRUI.

Le deuxième événement a eu lieu en septembre 2019. Lors de l’inspection d’une salle d’instruments, le personnel de Bruce Power a trouvé de l’équipement non fixé qui n’était pas conforme aux exigences de la procédure de Bruce Power concernant l’équipement dans les zones parasismiques. Tout empiétement sur la zone libre pour la ventilation passive des instruments pourrait avoir un impact sur la qualification environnementale de la salle qui est protégée.

S’il y avait eu un événement sismique qui aurait causé une rupture de la conduite secondaire ainsi que des dommages importants aux conduites dans les salles d’instruments en raison de matériaux non sécurisés, cela aurait pu avoir un impact sur les conditions environnementales à l’intérieur des salles touchées et sur la capacité de l’équipement de ces salles à remplir sa fonction de sûreté prévue. Bruce Power a déclaré que le SRUI était indisponible tant que la situation persistait. Le personnel de la CCSN a conclu que la réponse de Bruce Power visant à maintenir une bonne gestion interne dans les zones parasismiques était acceptable. Bruce Power a retiré rapidement l’équipement non fixé en place et a pris des mesures correctives pour améliorer la sensibilisation opérationnelle aux exigences sismiques et réduire la probabilité que cette situation se reproduise. Le personnel de la CCSN a réalisé plusieurs inspections sur le terrain depuis la publication du rapport préliminaire afin de confirmer que les mesures correctives étaient efficaces.

Il n’y a eu aucun impact important pour la sûreté nucléaire à la suite de ces indisponibilités. Le personnel de la CCSN a continué de surveiller toutes les mesures correctives prises par Bruce Power.

En 2019, Bruce Power a mis en œuvre un programme d’essai des vannes de décharge qui permet de confirmer que les dispositifs de protection contre les surpressions des systèmes sous pression fonctionneront comme prévu en cas de transitoires dans la pression d’utilisation. Le nombre de défaillances des essais des vannes de décharge signalée pour les systèmes sous pression de la partie classique de la centrale a présenté une tendance à la baisse en 2019.

Le personnel de la CCSN a également inspecté le système d’eau de service à basse pression à Bruce-A [BRPD-A-2019-04073] et a déterminé que Bruce Power s’était conformée aux exigences réglementaires applicables en matière de surveillance du système.

Entretien

Le rendement du programme d’entretien de Bruce Power répondait aux attentes du personnel de la CCSN en 2019. Les coefficients d’exécution de l’entretien préventif ont été améliorés pour atteindre environ 90 % à Bruce-A et Bruce-B. Les résultats des retards dans l’entretien à Bruce-A et Bruce-B étaient acceptables et sont présentés dans les tableaux 22 et 23, respectivement. À Bruce-A, Bruce Power a réduit les retards cumulés au chapitre de l’entretien correctif des composants essentiels et a atteint, à cet égard, la plage des moyennes dans l’industrie. À Bruce-B, Bruce Power a continué de réduire son retard en matière d’entretien correctif et a également réduit le retard en matière d’entretien déficient des composants essentiels en 2019.

Bruce A
Tableau 22 : Tendance triennale des retards cumulés et des reports au chapitre de l’entretien des composants essentiels pour Bruce-A, 2017 à 2019
Paramètre Nombre moyen de demandes de travail par trimestre et par tranche Tendance sur 3 ans Demandes de travail par trimestre en 2019 Moyenne de l’industrie en 2019
2017 2018 2019 T2 T2 T3 T4
Retards cumulés dans l’entretien préventif 3 0 1 Stable 1 0 0 0 1
Retards cumulés dans l’entretien déficient 100 13 10 À la baisse 14 9 8 7 9
Reports de travaux d’entretien préventif 6 1 0 À la baisse 0 0 0 0 2
Bruce B
Tableau 23 : Tendance des retards cumulés et reports au chapitre de l’entretien des composants essentiels pour Bruce-B, 2017 à 2019
Paramètre Nombre moyen de demandes de travail par trimestre et par tranche Tendance sur 3 ans Demandes de travail par trimestre en 2019 Moyenne de l’industrie en 2019
2017 2018 2019 T2 T2 T3 T4
Retards cumulés dans l’entretien préventif 2 0 0 Stable 1 0 0 0 1
Retards cumulés dans l’entretien déficient 127 19 11 À la baisse 21 11 8 4 9
Reports de travaux d’entretien préventif 7 0 0 À la baisse 0 0 0 0 2

Le personnel de la CCSN a inspecté le système de confinement à pression négative de Bruce-A en 2019 [BRPD-A-2019-04725] et a confirmé que Bruce Power respectait les exigences réglementaires applicables en matière d’entretien préventif et correctif du système. Cette inspection, ainsi que l’inspection du bâtiment sous vide et du système d’évacuation d’urgence de l’air filtré [BRPD-A-2019-04423] à Bruce-A, a confirmé que Bruce Power respectait les exigences réglementaires applicables aux essais de surveillance de ces systèmes.

Inspections et essais périodiques

Le personnel de la CCSN a examiné les résultats du programme d’inspection de Bruce Power, les rapports d’exploitation trimestriels, les rapports sur les enveloppes sous pression et les rapports d’événements en 2019 et a conclu que les structures, systèmes et composants avaient l’intégrité structurale requise à Bruce-A et Bruce-B. En 2019, les résultats de l’inspection des enveloppes sous pression ont indiqué que tous les éléments inspectés du circuit caloporteur primaire et des systèmes auxiliaires, des générateurs de vapeur, des conduites d’alimentation et des tubes de force étaient aptes à être maintenus en exploitation. Bruce Power a évalué tous les résultats des inspections pour confirmer que les marges d’intégrité structurale étaient maintenues. Le personnel de la CCSN a déterminé que des mesures correctives appropriées (p. ex., la réparation ou le remplacement de composants) ont été mises en œuvre pour rétablir les marges au besoin.

Les résultats de l’évaluation par le personnel de la CCSN des rapports d’inspection finaux des arrêts de Bruce Power et des dispositions concernant les composants ont confirmé que les tubes de force des centrales de Bruce-A et Bruce-B étaient toujours aptes au service en 2019.

Gestion du vieillissement

En 2019, le personnel de la CCSN a examiné l’évaluation déterministe actualisée de la protection contre les ruptures de Bruce Power pour les tubes de force avec et sans combustible à la tranche 3 (jusqu’à une limite de 230 000 HEPP) et à la tranche 5 (jusqu’à une limite de 255 000 HEPP). Le personnel de la CCSN a estimé que les évaluations actualisées de Bruce Power étaient acceptables pour les 2 tranches.

Bruce Power avait prévu que certains tubes de force atteindraient la limite de validité en Heq (associée aux principaux modèles de ténacité à la rupture) de 120 ppm avant d’atteindre la limite de permis de 300 000 HEPP d’exploitation [BIR 14757, points i et ii]. L’annexe C fournit les données pour toutes les tranches. Bruce Power s’est engagée à soumettre un document de fondement technique pour un nouveau modèle de ténacité à la rupture en 2020. Le personnel de la CCSN a estimé qu’entre-temps, le processus réglementaire existant utilisé pour contrôler la validation supplémentaire du modèle actuel de ténacité à la rupture était adéquat et garantissait que les tubes de force continueraient de répondre aux critères d’acceptation du Groupe CSA.

En 2019, le personnel de la CCSN a continué de surveiller les questions liées à l’évaluation du potentiel de contact entre les tubes de force et les tubes de calandre (TF-TC) dans les canaux de combustible de Bruce-B. Lors des arrêts des tranches 6 et 8, Bruce Power a détecté un petit écart entre les tubes de force et les tubes de calandre dans 2 canaux – il était inférieur à la limite de validité de l’outil d’inspection. L’érosion des marges de contact des tubes de force a incité Bruce Power à élaborer de nouvelles approches pour répondre aux exigences relatives à l’aptitude fonctionnelle et à l’élimination, ce qui constitue un défi pour les petits écarts comme l’a reconnu le personnel de la CCSN. Cependant, le personnel de la CCSN a conclu que les canaux de combustible étaient aptes au service à Bruce-A et Bruce-B en 2019 et a continué de surveiller la question du contact TF-TC.

Bruce Power a démontré que l’intégrité des tubes des générateurs de vapeur et des structures de soutien était adéquate en 2019 et qu’aucun mécanisme de dégradation actif ne remettrait en question l’intégrité des tubes des générateurs de vapeur et des préchauffeurs pendant la période d’exploitation requise.

Contrôle chimique

Le personnel de la CCSN a déterminé que le contrôle chimique de Bruce Power avait respecté les exigences réglementaires applicables pendant les arrêts prévus des tranches 2, 3, 5 et 7 en 2019. Le personnel de la CCSN a continué de surveiller les faibles valeurs de l’indice de rendement en matière de sûreté « indice de conformité chimique » en 2019 en raison de la pureté isotopique plus faible du modérateur. Même si les valeurs sont faibles, Bruce Power a pris des mesures appropriées pour maintenir les paramètres de contrôle de la chimie dans des limites acceptables.

3.5.7 Radioprotection

Le personnel de la CCSN a conclu que Bruce Power respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Radioprotection aux centrales de Bruce-A et de Bruce‑B en 2019.

Application du principe ALARA

En 2019, le personnel de la CCSN a confirmé que les centrales de Bruce-A et de Bruce-B avaient mis en œuvre le principe ALARA au moyen des examens ALARA post-travail, des initiatives et d’une surveillance ALARA, et de l’utilisation de contrôles techniques et d’outils spécialisés pour réduire l’exposition des travailleurs.

Bruce Power a atteint ses objectifs de dose collective pour les arrêts prévus en 2019 pour Bruce-A et Bruce-B. De même, les doses collectives en ligne ont été inférieures aux objectifs de dose pour les 2 centrales.

En 2019, le personnel de la CCSN a effectué un examen documentaire du programme touchant la radioprotection, le terme source et le principe ALARA à la tranche 6 [BRPD‑MCR-2019-05407] et a conclu que Bruce Power s’était conformée aux exigences réglementaires pour l’élaboration, la surveillance, l’établissement de tendances, l’évaluation et la déclaration des objectifs et des cibles de dose afin de favoriser l’amélioration continue du rendement. Le personnel de la CCSN a également confirmé que Bruce Power disposait de processus pour gérer tous les dangers radiologiques pendant les activités de réfection afin d’atteindre le meilleur équilibre possible de l’exposition professionnelle tout en respectant le principe ALARA.

Le personnel de la CCSN a conclu que le rendement de Bruce Power avait atteint ou dépassé les exigences réglementaires pertinentes dans son application du principe ALARA.

Contrôle des doses des travailleurs

En 2019, Bruce Power a maintenu la dose aux travailleurs au niveau ALARA, en particulier pendant les arrêts. Le personnel de la CCSN a observé qu’il n’y a pas eu de tendances négatives ni d’expositions imprévues importantes sur le plan de la sûreté à Bruce-A et Bruce-B. Le personnel de la CCSN a également noté que le nombre de travailleurs dans les catégories de doses plus élevées était en baisse. Il n’y a pas eu de dépassement des seuils d’intervention à Bruce-A et Bruce-B en raison d’expositions imprévues et aucune exposition n’a entraîné une dose aux travailleurs supérieure à la limite de dose efficace annuelle réglementaire (50 mSv).

Rendement du programme de radioprotection

En 2019, le personnel de la CCSN a effectué un examen documentaire du projet de RCM [BRPD-MCR-2019-04984] en ce qui concerne le programme de radioprotection visant à protéger la santé et la sécurité des travailleurs et à surveiller et contrôler les risques de rayonnement (y compris le rayonnement alpha) pendant la réfection de la tranche 6. Le personnel de la CCSN a conclu que Bruce Power s’était conformée aux exigences réglementaires en matière de contrôle des doses aux travailleurs (p. ex., en ce qui concerne le suivi des objectifs de dose et l’établissement des tendances, pour assurer la supervision par la direction). Le personnel de la CCSN a également confirmé que Bruce Power disposait d’un processus efficace pour contrôler l’aménagement des installations et la classification des zones en matière de radioprotection.

Le personnel de la CCSN a confirmé que Bruce Power mesure continuellement le rendement de son programme de radioprotection en fonction des objectifs, des buts et des cibles établis par l’industrie. En 2019, les auto-évaluations de Bruce Power ont permis de répertorier les améliorations à apporter à son programme de radioprotection pour protéger la santé et la sécurité des travailleurs et pour surveiller et contrôler les dangers radiologiques (y compris le rayonnement alpha) pendant la réfection.

Contrôle des dangers radiologiques

Le personnel de la CCSN a déterminé que Bruce Power avait mis en place des contrôles efficaces pour les dangers radiologiques. Il n’y a eu aucun dépassement des seuils d’intervention pour la contamination de surface ou le contrôle de la contamination personnelle à Bruce-A et Bruce-B en 2019. En outre, le nombre total d’événements de contamination personnelle a été inférieur à l’objectif de Bruce Power pour les centrales de Bruce-A et Bruce-B.

3.5.8 Santé et sécurité classiques

Le personnel de la CCSN a conclu que Bruce Power respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Santé et sécurité classiques aux centrales de Bruce-A et de Bruce-B en 2019.

Les inspections de la CCSN en 2019 ont permis de relever plusieurs constats de conformité relativement à la santé et sécurité classiques à Bruce-A et Bruce-B. De plus, tous les cas de non-conformité relevés présentaient une importance négligeable sur le plan de la sûreté et ont été traités rapidement et de manière adéquate.

La surveillance et le suivi sur le site effectués par le personnel de la CCSN ont également permis de faire de nombreuses observations positives concernant la sensibilisation et les pratiques liées à la santé et à la sécurité classiques. Le personnel de la CCSN a indiqué que Bruce Power disposait de procédures appropriées pour assurer la protection des travailleurs dans un contexte de matières dangereuses et que les travailleurs avaient correctement relevé les risques sur le lieu de travail en 2019.

En 2019, Bruce Power a atteint le jalon de plus de 7 millions d’heures sans incident entraînant une perte de temps (IEPT). L’indicateur de rendement en matière de sûreté « fréquence des accidents » à Bruce-A et Bruce-B est resté faible en 2019 (voir la section 2.8). Cependant, un IEPT s’est produit dans l’installation de formation à la lutte contre les incendies (mais non dans la zone principale de la centrale) lorsqu’un travailleur qui se trouvait sur un toit a glissé et est tombé (au même niveau) sur la glace. Le risque de glace sur le toit avait déjà été constaté et l’employé portait des chaussures appropriées. L’employé a nécessité 5 mois d’arrêt de travail pour récupérer. Par la suite, l’indicateur de rendement en matière de sûreté « taux de gravité des accidents » a augmenté en 2019, mais il est resté comparable à la moyenne de l’industrie et aux données des années précédentes à Bruce-A et Bruce-B (voir la section 2.8). Le personnel de la CCSN a conclu que les préparatifs de Bruce Power avant les travaux, l’intervention après l’événement et les mesures correctives visant à prévenir que l’événement se reproduise étaient adéquats.

3.5.9 Protection de l’environnement

Le personnel de la CCSN a conclu que Bruce Power respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Protection de l’environnement aux centrales de Bruce‑A et de Bruce-B en 2019.

En 2019, les rejets radiologiques dans l’environnement de Bruce-A et de Bruce-B étaient bien en deçà des limites réglementaires. Bruce Power n’a pas dépassé les LRD ou les seuils d’intervention environnementaux pour les émissions dans l’air et dans l’eau. L’annexe D présente les valeurs réelles des rejets et des LRD. Sur la base de l’examen des données de surveillance environnementale de 2019, le personnel de la CCSN a conclu que le contrôle, la surveillance, l’analyse et la communication des données environnementales par Bruce Power et les processus associés ont été mis en œuvre de manière cohérente et conforme aux exigences réglementaires applicables.

En 2019, le personnel de la CCSN a inspecté le contrôle et la surveillance des effluents à Bruce-A et Bruce-B [BRPD-AB-2019-04792] et a confirmé que Bruce Power respectait les exigences réglementaires applicables en matière de surveillance des effluents et des rejets.

Le personnel de la CCSN a noté qu’il n’y avait pas eu de rejets importants de substances dangereuses sur le site de Bruce en 2019 qui présentaient un risque inacceptable pour l’environnement ou le grand public. La dose de rayonnement annuelle maximale estimée pour le public provenant du site de Bruce est restée très faible, à 0,15 % de la limite de dose du public.

Bruce Power a soumis une évaluation des risques environnementaux (ERE) révisée en décembre 2018 et a continué, en 2019, de mettre en œuvre la norme CSA N288.6-12, Évaluation des risques environnementaux aux installations nucléaires de catégorie I et aux mines et usines de concentration d'uranium. En 2019, le personnel de la CCSN et d’Environnement et Changement climatique Canada (ECCC) a examiné l’ERE révisée et a conclu qu’elle était conforme à la norme CSA N288.6-F12 et que la majorité des commentaires de la CCSN et d’ECCC avaient été pris en compte de manière adéquate. Bruce Power, la CCSN et ECCC se sont réunis régulièrement en 2019 pour discuter des attentes en matière d’analyse supplémentaire et d’évaluation des incertitudes pour la prochaine révision de l’ERE.

3.5.10 Gestion des urgences et protection-incendie

Le personnel de la CCSN a conclu que Bruce Power respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Gestion des urgences et protection-incendie aux centrales de Bruce-A et de Bruce-B en 2019.

Le projet d’investissement de Bruce Power pour le remplacement du système radio, qui permettra d’améliorer la fiabilité des communications radio pour les membres de l’équipe d’intervention d’urgence, s’est poursuivi en 2019. Le projet comprend le remplacement de toutes les radios portatives et de l’infrastructure matérielle (antennes, câblage, répéteurs, réseautage, etc.); la réfection du système d’antennes réparties; et la construction d’une tour radio de remplacement et de l’équipement connexe. Le personnel de la CCSN était satisfait de l’avancement du projet en 2019, qui a nécessité l’achèvement de la conception et des ensembles de contrôle des travaux pour tout le site. Les étapes suivantes prévues consistent à déplacer l’équipement nécessaire sur le site et à commencer la construction. Bruce Power est en bonne voie de terminer le projet en 2022.

Bruce Power a mené l’exercice d’urgence Huron Resilience en 2019. Il a duré 3 jours et des agences municipales, provinciales et fédérales y ont pris part. Le personnel de la CCSN a inspecté l’exercice [BRPD-AB-2019-03799] et conclu que Bruce Power avait démontré sa capacité à répondre de manière adéquate à une situation d’urgence tout en assurant la sécurité et la protection du personnel sur le site, du public et de l’environnement.

En réponse à une demande du personnel de la CCSN en vertu du paragraphe 12(2) du Règlement général sur la sûreté et la réglementation nucléaires, Bruce Power a réalisé une évaluation de la faisabilité pour étudier les options de connectivité automatique entre les systèmes de données de la centrale et son système de gestion électronique des données du réseau local de secours (DLAN) en 2019. Le personnel de la CCSN a conclu que le système DLAN était conforme à ses attentes en matière de transfert de données. Le personnel de la CCSN a participé à un essai du système pendant la phase de développement lors de l’exercice Huron Resilience et a confirmé sa faisabilité. Le personnel de la CCSN a demandé à Bruce Power de fournir des mises à jour trimestrielles sur le déploiement du système à partir d’avril 2020 [BIR 14755].

Le personnel de la CCSN a déterminé que Bruce Power avait maintenu une capacité complète d’intervention en cas d’incendie et un programme de protection-incendie, tous 2 conformes aux exigences réglementaires applicables, en 2019. Bruce Power a mis en place un vaste programme d’exercices et de formation de lutte contre l’incendie, qui comprenait l’installation de formation des services de protection et d’urgence sur le site de Bruce, où une formation pratique à la lutte contre l’incendie a été dispensée.

3.5.11 Gestion des déchets

Le personnel de la CCSN a conclu que Bruce Power respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Gestion des déchets aux centrales de Bruce-A et de Bruce-B en 2019.

En 2019, le personnel de la CCSN a confirmé, au moyen d’une inspection sur le terrain, que Bruce Power s’était conformée aux exigences réglementaires applicables aux pratiques de gestion des déchets concernant les documents de transfert des déchets. Le personnel de la CCSN était satisfait des valeurs de l’indicateur de rendement en matière de sûreté « déchets solides radioactifs de faible et de moyenne activité » pour Bruce-A et Bruce-B en 2019. Le personnel de la CCSN a également relevé des non-conformités d’importance négligeable sur le plan de la sûreté que Bruce Power a traitées de manière adéquate. Par exemple, dans le domaine du contrôle des déchets radioactifs, le personnel de la CCSN a relevé que, dans certains cas, le personnel de Bruce Power avait laissé des conteneurs de déchets radioactifs dans des zones qui n’étaient pas sanctionnées par des procédures.

3.5.12 Sécurité

Le personnel de la CCSN a conclu que Bruce Power respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Sécurité aux centrales de Bruce-A et de Bruce-B en 2019.

Le personnel de la CCSN a réalisé 2 inspections sur le terrain à la fin de décembre 2018 qui ont permis de déceler des non-conformités mineures liées aux installations et à l’équipement. À la suite de discussions sur les constatations avec Bruce Power, les rapports d’inspection ont été officiellement envoyés à Bruce Power en mars 2019. Bruce Power a rapidement donné suite à ces constatations. Dans le cadre du projet de RCM, Bruce Power a ajouté des installations et des équipements pour faire face à l’augmentation du trafic piétonnier et véhiculaire des entrepreneurs qui entrent et sortent de la zone protégée.

En 2019, Bruce Power a mis en œuvre les mesures correctives nécessaires pour résoudre les problèmes relevés lors de l’exercice force contre force en 2018. Bruce Power a prévu de valider les mesures correctives pendant l’exercice force contre force qui fait partie de son programme de contrôle des aptitudes de 2020.

Bruce Power a continué de mettre à jour son programme de cybersécurité à Bruce-A et Bruce-B pour respecter pleinement la norme CSA N290.7-F14, Cybersécurité pour les centrales nucléaires et les installations dotées de petits réacteurs, d’ici le 31 décembre 2020. Le personnel de la CCSN était satisfait de la progression d’OPG en ce qui concerne la mise en œuvre de la norme.

3.5.13 Garanties et non-prolifération

Le personnel de la CCSN a conclu que Bruce Power respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Garanties et non-prolifération aux centrales de Bruce‑A et Bruce-B en 2019.

En ce qui concerne la comptabilité et le contrôle des matières nucléaires et l’équipement relatif aux garanties, le personnel de la CCSN a relevé un problème de procédure mineur lors d’une inspection sur le terrain dans le cadre des garanties, c’est-à-dire un écart avec le système de comptabilité du combustible de Bruce Power [BRPD-AB-2019-03968]. Bruce Power a donné suite à la constatation de façon adéquate.

Le personnel de la CCSN a conclu que toutes les matières nucléaires à Bruce-A et Bruce‑B restaient disponibles pour une vérification par AIEA en 2019.

En 2019, Bruce Power a soumis ses grands livres mensuels requis en temps voulu.

Le personnel de la CCSN a confirmé que Bruce Power avait accordé à l’AIEA un accès et une assistance adéquats pour les activités de garanties, y compris les inspections et l’entretien de l’équipement aux centrales de Bruce-A et Bruce-B. Lors des inspections de l’AIEA en 2019, l’inventaire des matières nucléaires a été vérifié, tout comme l’absence de matières et d’activités nucléaires non déclarées.

En 2019, l’AIEA a examiné le questionnaire révisé des renseignements descriptifs de Bruce Power et a fourni des commentaires supplémentaires qui ont également été examinés par le personnel de la CCSN. La réponse de Bruce Power à ces commentaires était attendue en mai 2020.

Bruce Power a soumis en temps voulu son programme d’exploitation annuel avec des mises à jour trimestrielles pour les centrales de Bruce-A et Bruce-B. Bruce Power a également soumis la mise à jour annuelle des informations conformément au protocole additionnel de l’AIEA, comme requis. Toute l’information soumise à la CCSN répondait aux exigences réglementaires applicables.

Le personnel de la CCSN a confirmé que Bruce Power avait soutenu de manière adéquate les activités d’exploitation et d’entretien de l’équipement de l’AIEA à Bruce-A et Bruce‑B en 2019, y compris l’entretien courant de l’équipement de surveillance (caméras, scellés et moniteurs de combustible usé).

3.5.14 Emballage et transport

Le personnel de la CCSN a conclu que Bruce Power respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Emballage et transport aux centrales de Bruce-A et Bruce-B en 2019.

Le personnel de la CCSN a confirmé que le transport des substances nucléaires à destination et en provenance de Bruce-A et Bruce-B avait été effectué en toute sécurité en 2019.

Quatre événements liés au transport et à l’emballage ont été signalés à Bruce-A et Bruce‑B. Deux de ces événements concernaient des envois entrants. À l’arrivée de ces envois, Bruce Power a remarqué que des colis avaient subi des dommages mineurs pendant le transport. Pour ce qui est du troisième événement, lors du serrage des colis avant leur expédition, un colis a subi des dommages causé par un boulon d’écartement endommagé sur le couvercle. Le quatrième événement était dû à une vidange incorrecte avant l’expédition. Bruce Power a jugé qu’il ne s’agissait pas d’un événement à déclaration obligatoire. Toutefois, le titulaire de permis a soumis le rapport d’événement par mesure de précaution et par souci de cohérence avec les rapports d’OPG et des LNC. Aucun de ces événements n’était pas significatif sur le plan de la sûreté et aucune matière radioactive n’a été rejetée dans l’environnement.

3.6 Installation de gestion des déchets Western

3.6.0 Introduction

Installation de gestion des déchets Western d’OPG
La vue aérienne montre le bâtiment RWOS-1 avec le poste de départ et la centrale électrique de Bruce B

L’IGDW et l’ASDR-1 se trouvent sur le site des centrales nucléaires de Bruce-A et Bruce-B, sur la rive est du lac Huron, à Tiverton, en Ontario, à 20 kilomètres au nord-est de Kincardine et à 30 kilomètres au sud-ouest de Port Elgin. La CCSN réglemente l’installation de gestion des déchets Western (IGDW) en vertu d’un permis d’exploitation d’une installation de gestion des déchets et l’ASDR-1 en vertu d’un permis de substances de déchets nucléaires. L’IGDW et l’ASDR-1 appartiennent à OPG et sont exploitées par celle-ci.

À l’IGDW, OPG traite et entrepose des conteneurs de stockage à sec (CSS) renfermant du combustible nucléaire usé (déchets radioactifs de haute activité) produit uniquement aux centrales de Bruce-A et de Bruce-B. Dans cette installation, OPG gère également les déchets radioactifs de faible et de moyenne activité (DRFMA) provenant de l’exploitation des installations appartenant à OPG. OPG gère également les DRFMA générés par la réfection de la centrale nucléaire de Bruce-A à l’IGDW.

Le permis d’exploitation de l’IGDW permet des activités limitées d’importation et d’exportation de substances nucléaires, qui se présentent principalement sous forme de contaminants dans la lessive, l’emballage, le blindage ou l’équipement.

Le permis d’exploitation couvre 2 zones distinctes – l’installation d’entreposage des DRFMA et l’installation de stockage à sec du combustible usé (ISSCU) – à l’intérieur des limites du site de Bruce. L’installation d’entreposage des DRFMA comprend le bâtiment de réduction du volume des déchets (BRVD), le bâtiment d’entretien des colis de transport, 14 bâtiments d’entreposage des déchets radioactifs de faible activité en surface, 2 bâtiments en surface pour l’entreposage des déchets des travaux de réfection et divers conteneurs souterrains, tranchées et silos souterrains pour l’entreposage des DRFMA. L’ISSCU est située dans sa propre zone protégée, distincte de la zone protégée des centrales de Bruce-A et de Bruce-B, mais à l’intérieur des limites du site de Bruce. L’ISSCU comprend 1 bâtiment de traitement des CSS et 4 bâtiments d’entreposage des CSS (bâtiments de stockage nos 1, 2, 3 et 4). L’IGDW peut actuellement recevoir 2 000 CSS. Le transfert des CSS pleins des centrales de Bruce-A et de Bruce-B à l’IGDW se fait sur une propriété contrôlée par Bruce Power et OPG, avec une escorte de sécurité.

En vertu du permis d’exploitation de l’IGDW, OPG est autorisée à construire 4 autres bâtiments d’entreposage des CSS (bâtiments d’entreposage nos 5, 6, 7 et 8), 11 bâtiments d’entreposage des déchets radioactifs de faible activité additionnels, 270 conteneurs souterrains supplémentaires, 30 conteneurs souterrains pour échangeurs de chaleur, 1 bâtiment de traitement des gros objets et 1 bâtiment de tri des déchets. Les nouvelles structures fourniront des installations d’entreposage supplémentaires pour le combustible nucléaire usé et des installations d’entreposage et de traitement supplémentaires pour la gestion des DRFMA.

À l’ASDR-1, OPG entrepose les DRFMA produits par la centrale nucléaire de Douglas Point et par les tranches 1 à 4 de la centrale de Pickering. Le site de l’ASDR-1 comprend un certain nombre de structures souterraines d’entreposage de déchets, y compris des tranchées revêtues de béton et des silos en béton revêtus d’acier.

Autorisation

En 2017, la Commission a renouvelé le permis d’exploitation de l’IGDW valable pour une période de 10 ans, soit du 1er juin 2017 au jusqu’au 31 mai 2027. Il n’y a eu aucune modification en 2019. Le fonctionnaire désigné a modifié le permis de déchets de substances nucléaires pour l’ASDR-1 en 2019. Le permis de déchets est en vigueur pour 10 ans et expire le 31 octobre 2029.

Manuel des conditions de permis

Le personnel de la CCSN n’a pas révisé le MCP de l’IGDW en 2019. Toutefois, OPG a mis en œuvre plusieurs documents d’application de la réglementation de la CCSN (nouvelles publications ou nouvelles versions de publications existantes) en 2019. Les futures révisions du MCP en tiendront compte en tant que sources de critères de vérification de la conformité pour l’IGDW.

Le personnel de la CCSN était en train de rédiger un MCP pour l’ASDR-1 en 2019.

Rapports initiaux d’événement

Aucun rapport initial d’événement concernant l’IGDW ou l’ASDR-1 n’a été soumis à la Commission pour la période du 1er janvier 2019 au 1er juin 2020.

Programme de conformité

Le programme de conformité comprenait de nombreuses activités en 2019 dans le but de confirmer la conformité d’OPG au fondement d’autorisation de l’IGDW. L’annexe B énumère les publications qui ont fourni des critères de vérification de la conformité de ces activités pour l’IGDW.

Le tableau 24 dresse la liste des inspections réalisées à l’IGDW que le personnel de la CCSN a pris en compte dans ses évaluations de la sûreté pour le présent RSR.

Tableau 24 : Liste des inspections réalisées à l’IGDW
Domaine de sûreté et de réglementation Titre de l’inspection Date d’envoi du rapport d’inspection
Conduite de l’exploitation

Inspection de conformité de type II - Généralités

Numéro du rapport : OPG-WWMF-2019-02

6 novembre 2019
Protection de l’environnement

Inspection de conformité de type II axée sur la protection de l’environnement

Numéro du rapport : OPG-WWMF-2019-03

19 décembre 2019
Emballage et transport

Inspection de conformité de type II

Numéro du rapport : OPG-PWMF-2019-01

18 juillet 2019

Outre les inspections énumérées, le personnel de la CCSN a pris en compte diverses autres sources d’information dans son évaluation des domaines de sûreté et de réglementation (DSR). Ces activités ont permis de relever plusieurs exemples de conformité aux exigences réglementaires et d’excellents résultats en matière de sûreté, ainsi que des non-conformités et des possibilités d’amélioration du rendement. Le personnel de la CCSN a attribué la cote « Satisfaisant » à tous les DSR pour l’IGDW en 2019.

3.6.1 Système de gestion

Le personnel de la CCSN a conclu qu’OPG respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Système de gestion à l’IGDW en 2019.

Les inspections réalisées par le personnel de la CCSN en 2019 ont permis de faire plusieurs constats de conformité qui ont confirmé l’efficacité du cadre du système de gestion à l’IGDW, notamment :

  • la documentation et les listes de contrôle liées au travail ont été correctement remplies et étaient complètes (c.-à-d. les dossiers de transfert des CSS, les fiches de contrôle des inspections d’entretien, etc.) [OPG‑WWMF-2019-01]
  • des registres d’inventaire des déchets ont été tenus [OPG-WWMF-2019-02, OPG-WWMF-2019-03]

Le personnel de la CCSN a fait un constat de faible importance sur le plan de la sûreté; c’est-à-dire qu’un opérateur d’analyse et d’échantillonnage d’OPG ne disposait pas des dossiers de formation appropriés [OPG-WWMF-2019-03]. Il était satisfait de mesures correctives prises par OPG.

3.6.2 Gestion de la performance humaine

Le personnel de la CCSN a conclu qu’OPG respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Gestion de la performance humaine à l’IGDW en 2019.

Dans l’ensemble, le personnel de la CCSN n’a pas relevé de non-conformités majeures en ce qui concerne la performance humaine en 2019. Son examen des rapports d’exploitation trimestriels et annuels de l’IGDW en 2019 n’a pas permis de relever de problèmes ou de préoccupations liés à la formation ou à d’autres domaines particuliers de la gestion de la performance humaine.

Le personnel de la CCSN a continué de surveiller et d’évaluer la mise en œuvre par OPG du REGDOC-2.2.4, Aptitude au travail : Gérer la fatigue des travailleurs, et a prévu mener des activités de vérification de la conformité en 2020.

3.6.3 Conduite de l’exploitation

Le personnel de la CCSN a conclu qu’OPG respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Conduite de l’exploitation à l’IGDW en 2019.

En 2019, OPG :

  • a traité 102 CSS
  • a reçu 982 m3 de DRFMA
  • a fait fonctionner l’incinérateur de l’IGDW pendant 103 jours pour les solides et 121 jours pour les liquides
  • a mené des activités de maintenance à l’ASDR -1

En 2019, le personnel de la CCSN a relevé des non-conformités liées aux procédures, en l’occurrence des incohérences dans les formulaires de travail pour le transport de matières à l’IGDW [OPG-WWMF-2019-01]. Le personnel de la CCSN était satisfait des mesures correctives prises par OPG.

L’examen des rapports d’exploitation d’OPG par le personnel de la CCSN n’a pas révélé de problèmes ou de situations suggérant que les activités autorisées à l’IGDW étaient dangereuses. Les examens ont également confirmé que les rapports et les tendances d’OPG, ainsi que ses réponses aux commentaires et aux demandes d’information de suivi et d’éclaircissements, répondaient aux attentes du personnel de la CCSN.

3.6.4 Analyse de la sûreté

Le personnel de la CCSN a conclu qu’OPG respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Analyse de la sûreté à l’IGDW en 2019.

OPG n’a pas soumis de mises à jour importantes du rapport d’analyse de la sûreté en 2019; la prochaine révision est attendue en 2022.

3.6.5 Conception matérielle

Le personnel de la CCSN a conclu qu’OPG respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Conception matérielle à l’IGDW en 2019.

En 2019, OPG a soumis son dossier de notification de construction pour les futurs bâtiments d’entreposage (bâtiments d’entreposage n° 5 et 6) sur le site de l’IGDW. Le personnel de la CCSN a examiné le dossier et a constaté qu’il répondait à ses attentes en matière de caractérisation du site.

3.6.6 Aptitude fonctionnelle

Le personnel de la CCSN a conclu qu’OPG respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Aptitude fonctionnelle à l’IGDW en 2019.

Dans le cadre des activités de gestion du vieillissement pour les CSS, OPG a soumis le rapport de gestion du vieillissement pour les installations de gestion des déchets d’OPG. Le personnel de la CCSN a examiné le rapport et a constaté qu’il était conforme au programme de gestion du vieillissement d’OPG.

3.6.7 Radioprotection

Le personnel de la CCSN a conclu qu’OPG respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Radioprotection à l’IGDW en 2019.

Le personnel de la CCSN a noté les tendances positives suivantes pour la radioprotection à l’IGDW en 2019 :

  • OPG a atteint les objectifs globaux de rendement ALARA en termes d’objectifs de dose collective.
  • Aucun seuil d’intervention pour le contrôle des doses aux travailleurs n’a été dépassé et les doses efficaces annuelles pour tous les travailleurs étaient bien inférieures à la limite réglementaire de 50 mSv.
  • Les mesures trimestrielles des débits de dose effectuées par OPG à la clôture périphérique de l’ASDR-1 et de l’IGDW ont confirmé que les débits de dose gamma moyens à tous les emplacements étaient restés dans les limites fixées.
  • Le personnel d’OPG effectuant des tâches de maintenance à l’ASDR-1 n’a enregistré aucune exposition radiologique.
  • Il n’y a pas eu de dose enregistrée pour les travaux effectués dans l’îlot de construction autour de l’installation de traitement des solvants usés.
  • OPG n’a pas dépassé les seuils d’intervention pour la contamination non fixée sur les surfaces.
  • Aucun événement lié au contrôle des dangers radiologiques n’a été signalé.

Le personnel de la CCSN a relevé 1 cas de non-conformité de faible importance sur le plan de la sûreté, c’est-à-dire un problème de longue date pour lequel la majorité des conteneurs de DRFA et de DRMA entreposés ne sont pas conformes aux exigences d’étiquetage du Règlement sur la radioprotection [OPG-WWMF-2019-02]. Le personnel de la CCSN a demandé à OPG de soumettre un plan pour assurer la conformité de tous les conteneurs de DRFA et de DRMA restants.

MISE À JOUR : En mars 2020, OPG a présenté un plan de mesures correctives en réponse à cette directive, et le personnel de la CCSN l’a jugé acceptable.

3.6.8 Santé et sécurité classiques

Le personnel de la CCSN a conclu qu’OPG respectait les exigences réglementaires applicables, et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Santé et sécurité classiques à l’IGDW en 2019.

Les inspections de la CCSN ont permis de faire de multiples constats de conformité en 2019 [OPG-WWMF-2019-02/03]. Le personnel a notamment observé ce qui suit :

  • port d’un EPI approprié par les travailleurs
  • EPI facilement disponible
  • séances d’information complètes sur la sécurité
  • trousses de premiers soins et stations de lavage oculaire facilement accessibles

Toutefois, le personnel de la CCSN a également relevé des non-conformités. Par exemple, il a noté l’utilisation d’une rallonge électrique et d’un cintre pour maintenir ouverte une trappe d’entrée sur le mur de l’ISSCU. Le personnel de la CCSN a confirmé qu’OPG avait traité les non-conformités de manière adéquate.

3.6.9 Protection de l’environnement

Le personnel de la CCSN a conclu qu’OPG respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Protection de l’environnement à l’IGDW en 2019.

Le personnel de la CCSN a noté les tendances positives suivantes pour la protection de l’environnement à l’installation IGDW en 2019 :

  • Il n’y a pas eu de dépassement documenté des limites de rejet de substances dangereuses.
  • L’IGDW et l’ASDR-1 n’ont pas dépassé les LRD ou les seuils d’intervention environnementaux.
  • Il n’y a pas eu d’événements liés à l’environnement.

La dose maximale estimée au public (selon les rapports environnementaux annuels de Bruce Power) a été très faible (< 10 µSv au cours de la dernière décennie, par rapport à la limite réglementaire de 1 mSv (1 000 µSv), pour laquelle l’IGDW représente une petite fraction dans le calcul de la dose totale pour le site de Bruce.

Cependant, le personnel de la CCSN a également fait un constat de faible importance en matière de sûreté portant sur l’absence d’échantillons provenant de la station d’échantillonnage n°2 pour les effluents liquides [OPG-WWMF-2019-03].

MISE À JOUR : En mai 2020, OPG a fourni au personnel de la CCSN un plan de mesures correctives satisfaisant.

3.6.10 Gestion des urgences et protection-incendie

Le personnel de la CCSN a confirmé qu’OPG respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Gestion des urgences et protection-incendie à l’IGDW en 2019.

En 2018, le personnel de la CCSN avait déterminé qu’OPG n’effectuait pas un exercice annuel d’intervention en cas d’incendie conformément aux exigences réglementaires applicables. En mai 2019, le personnel de la CCSN a observé l’exercice d’intervention en cas d’incendie d’OPG à l’IGDW et n’a relevé aucun cas de non-conformité.

Toutefois, le personnel de la CCSN a fait un constat de faible importance sur le plan de la sûreté à l’IGDW en 2019, concernant la date de remplacement des tuyaux d’incendie qui était dépassée (tous les 5 ans). Les 13 tuyaux d’incendie étaient encore dans leur armoire dans le bâtiment de réduction du volume de déchets. OPG a fait cette constatation lors de l’inspection annuelle des armoires à tuyaux d’incendie. OPG a mis en œuvre les mesures correctives appropriées et a immédiatement acheté et installé de nouveaux tuyaux d’incendie. En outre, OPG a immédiatement mis en œuvre un plan de réduction des risques d’incendie qui est resté en place jusqu’au remplacement des tuyaux. De plus, OPG a mis à jour et simplifié ses exigences procédurales dans le cadre des mesures correctives. Le personnel de la CCSN était satisfait des mesures correctives d’OPG.

3.6.11 Gestion des déchets

Le personnel de la CCSN a confirmé qu’OPG respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Gestion des déchets à l’IGDW en 2019.

Le personnel de la CCSN a fait de nombreux constats de conformité et de bonnes pratiques à l’IGDW en 2019 [OPG-WWMF-2019-02], notamment :

  • la séparation des déchets radioactifs au point de production; la présence de bacs de séparation dans des endroits stratégiques de l’installation pour les différents types de déchets – actifs incinérables, actifs compactables, actifs non traitables et déchets probablement propres
  • des équipements qui permettent de placer et de retirer les conteneurs de stockage en toute sécurité
  • une bonne réduction des déchets dans les bâtiments d’entreposage de déchets radioactifs de faible activité
  • des étiquettes d’emballage sur les conteneurs de déchets conformément aux exigences
  • des critères exhaustifs d’acceptation des déchets pour l’installation

En 2019, le personnel de la CCSN a examiné la dernière révision du programme de déclassement d’OPG et a également revu sa norme pour la gestion des déchets et autres matières réglementées sur le plan environnemental. Les documents répondaient aux exigences réglementaires applicables et aux attentes du personnel de la CCSN.

3.6.12 Sécurité

Le personnel de la CCSN a conclu qu’OPG respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Sécurité à l’IGDW en 2019.

Bruce Power maintient une force d’intervention nucléaire interne et un programme d’exercices et d’entraînements qui dessert l’IGDW.

Le personnel de la CCSN n’a pas relevé de cas majeurs de non-conformité concernant la sécurité à l’IGDW en 2019. Le personnel de la CCSN a confirmé que les informations sur le rendement tirées des rapports trimestriels et de l’inspection répondaient à ses attentes.

3.6.13 Garanties et non-prolifération

Le personnel de la CCSN a conclu qu’OPG respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Garanties et non-prolifération à l’IGDW en 2019.

Le personnel de la CCSN a confirmé qu’OPG avait soumis ses grands livres mensuels requis en temps voulu et que le site respectait les exigences de l’AIEA concernant la vérification de l’inventaire physique et les renseignements descriptifs.

OPG a soumis à la CCSN en temps voulu le programme opérationnel annuel requis avec des mises à jour trimestrielles, ainsi que la mise à jour annuelle du protocole additionnel. Le personnel de la CCSN a déterminé que ces documents répondaient aux exigences réglementaires applicables et aux attentes du personnel de la CCSN.

3.6.14 Emballage et transport

Le personnel de la CCSN a conclu qu’OPG respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Emballage et transport à l’IGDW en 2019.

Le personnel de la CCSN a réalisé une inspection ciblée de l’emballage et du transport à l’IGDW en 2019 et a fait 11 constats de conformité [OPG-WWMF-2019-01]. Au cours de la même inspection, le personnel de la CCSN a également fait 1 constat d’importance moyenne en matière de sûreté. Ce constat concernait une étiquette qui était couverte et non visible sur un colis contenant des matières résiduelles. Le colis était sur le site en attente d’un entretien annuel, et le fait qu’il soit recouvert indiquait qu’il ne fallait pas l’utiliser. OPG a réglé la situation à la satisfaction du personnel de la CCSN.

3.7 Centrale nucléaire de Point Lepreau

3.7.0 Introduction

Photographie aérienne montrant la centrale nucléaire de Point Lepreau.

Le site de Point Lepreau se trouve sur la péninsule Lepreau, à 40 kilomètres au sud-ouest de la ville de Saint John, au Nouveau‑Brunswick. La Société d’énergie du Nouveau-Brunswick (Énergie NB) est propriétaire et exploitant des installations, qui comprennent la centrale nucléaire de Point Lepreau – un réacteur CANDU unique d’une capacité nominale de 705 mégawatts électriques (MWé). Le site de Point Lepreau comprend également l’installation de gestion des déchets radioactifs solides (IGDRS), qui est située à une courte distance du réacteur de puissance et dans la zone d’exclusion. La CCSN réglemente la centrale de Point Lepreau et l’IGDRS en vertu du même permis d’exploitation d’un réacteur de puissance (PERP).

L’entreposage des déchets radioactifs comprend l’entreposage à court terme dans le bâtiment de service avant le transfert des déchets à l’IGDRS pour l’entreposage à long terme. L’IGDRS est utilisée pour l’entreposage des déchets radioactifs solides, y compris le combustible nucléaire usé, qui est produit uniquement à la centrale de Point Lepreau.

L’IGDRS comprend les sites suivants des phases I, II et III :

  • Phase I : l’installation sert à entreposer les déchets opérationnels.
  • Phase II : l’installation sert au stockage à sec du combustible usé.
  • Extension de la phase II : zone additionnelle préparée en 2006 pour permettre le stockage à sec du combustible usé. Une approbation est requise, en vertu du PERP, avant sa mise en service et son utilisation.
  • Phase III : l’installation entrepose des déchets provenant du remplacement des canaux de combustible et d’autres opérations réalisées pendant l’arrêt pour les travaux de remise à neuf.
Délivrance de permis

En 2017, la Commission a renouvelé le PERP pour une période de 5 ans, ce qui autorise Énergie NB à exploiter la centrale de Point Lepreau et l’IGDRS jusqu’en juin 2022. Le PERP n’a pas été modifié en 2019.

Manuel des conditions de permis

Le personnel de la CCSN a publié un nouveau manuel des conditions de permis (MCP) au même moment que la délivrance du permis d’exploitation le 30 juin 2017. La première révision du MCP est entrée en vigueur le 20 décembre 2019 et visait à mettre à jour les critères de vérification de la conformité dans diverses sections du MCP, et à inclure des documents d’application de la réglementation nouveaux ou révisés de la CCSN, des normes du Groupe CSA et des documents du titulaire de permis.

Autorisation en vertu de la Loi sur les pêches

Conformément aux dispositions de la Loi sur les pêches, Énergie NB a soumis à l’examen du personnel de la CCSN une autoévaluation préliminaire sur les dommages graves causés aux poissons par la prise d’eau de refroidissement. En avril 2016, le personnel de la CCSN a examiné l’évaluation et a rencontré Énergie NB pour discuter des renseignements supplémentaires requis.

Énergie NB a présenté une autoévaluation révisée, conformément à la Loi sur les pêches, à la CCSN en janvier 2017. Le personnel de la CCSN a terminé son examen technique de l’autoévaluation et a conclu qu’une autorisation était requise conformément au paragraphe 35(1) de la Loi sur les pêches. Pêches et Océans Canada a accepté la recommandation de la CCSN. Énergie NB a soumis à la CCSN une ébauche partielle de demande en vertu de la Loi sur les pêches le 27 mars 2018, suivi d’une autre ébauche de demande en décembre 2018.

Le personnel de la CCSN a envoyé ses commentaires à Énergie NB en février 2019. Le personnel de la CCSN, de Pêches et Océans Canada et d’Énergie NB a tenu une réunion en avril 2019 pour discuter de ces commentaires. En juin 2019, Énergie NB a informé la CCSN qu’elle adoptera une nouvelle stratégie de compensation, c’est-à-dire le retrait d’un barrage. Comme cette stratégie servira de mesure de compensation pour 3 autres installations d’Énergie NB, il a été convenu que Pêches et Océans Canada sera le principal organisme de réglementation. Énergie NB a soumis au MPO une demande révisée en vertu de la Loi sur les pêches en juin 2019. En août 2019, Pêches et Océans Canada a jugé que la demande d’autorisation en vertu de la Loi sur les pêches était incomplète. En octobre 2019, Énergie NB a soumis une demande actualisée à Pêches et Océans Canada. En décembre 2019, Pêches et Océans Canada a jugé que la demande d’autorisation en vertu de la Loi sur les pêches était complète. Cependant, le délai de 90 jours pour une prise de décision concernant la demande était venu à terme en raison des exigences de consultation des Autochtones qui n’avaient pas été respectées.

Bilan périodique de la sûreté

Le permis d’exploitation exige qu’Énergie NB réalise un BPS conformément au REGDOC-2.3.3, Bilans périodiques de la sûreté. En 2017, Énergie NB a présenté un plan général d’exécution du projet et un document de fondement du BPS à l’appui du renouvellement du permis pour une période de 10 ans, soit de 2022 à 2032. En décembre 2018, Énergie NB a soumis un document de fondement du BPS actualisé, qui a été accepté par le personnel de la CCSN. En décembre 2018, Énergie NB a soumis les rapports sur les facteurs de sûreté 4, 5, 6, 7, 9, 11, 12, 13 et 14. Les rapports sur les facteurs de sûreté 1, 2, 3, 8, 10 et 15 ont été soumis à la CCSN en mars 2019. Le personnel de la CCSN a terminé l’examen de ces 15 rapports en octobre 2019.

MISE À JOUR : Énergie NB a soumis le rapport d’évaluation globale en février 2020, et il était en cours d’examen par le personnel de la CCSN au 1er juin 2020.

Rapports initiaux d’événement

Aucun rapport initial d’événement concernant Point Lepreau n’a été soumis à la Commission pour la période allant du 1er janvier 2019 au 1er juin 2020.

Programme de conformité

Le programme de conformité comprenait de nombreuses activités en 2019 pour confirmer la conformité d’Énergie NB au fondement d’autorisation pour la centrale nucléaire de Point Lepreau. L’annexe B présente les publications qui ont fourni les critères de vérification de la conformité de ces activités pour la centrale.

Le tableau 25 dresse la liste des inspections à Point Lepreau que le personnel de la CCSN a pris en compte dans ses évaluations de la sûreté pour le présent rapport de surveillance réglementaire. (Tous les rapports d’inspection envoyés à Énergie NB avant le 31 janvier 2020 y figurent.)

Tableau 25 : Liste des inspections réalisées au site de Point Lepreau
Domaine de sûreté et de réglementation Titre de l’inspection Date de remise du rapport d’inspection
Système de gestion

Gestion de l’offre

Numéro du rapport : GPLRPD-2019-05229

23 décembre 2019

Conservation des dossiers justifiant l’accréditation initiale et le renouvellement de l’accréditation (inspection sur le terrain)

Numéro du rapport : GPLRPD-2018-FIR-01245

21 décembre 2018
Gestion de la performance humaine

Programme de performance humaine

Numéro du rapport : GPLRPD-2019-02486

22 mai 2019

Programme de formation en radioprotection (examen documentaire)

Numéro du rapport : GPLRPD-2019-04203

19 août 2019
Conduite de l’exploitation

Inspection trimestrielle sur le terrain – 3e trimestre de l’exercice 2018-2019

Numéro du rapport : GPLRPD-2019-001

11 mars 2019

Inspection trimestrielle sur le terrain – 4e trimestre de l’exercice 2018-2019

Numéro du rapport : GPLRPD-2019-004

7 juin 2019

Arrêt prévu

Numéro du rapport : GPLRPD-2019-03014

19 juillet 2019

Inspection trimestrielle sur le terrain – 1er trimestre de l’exercice 2019-2020

Numéro du rapport : GPLRPD-2019-03257

23 août 2019

Procédures d’exploitation, d’essais et d’entretien

Numéro du rapport : GPLRPD-2019-04221

11 octobre 2019

Inspection trimestrielle sur le terrain – 2e trimestre de l’exercice 2019-2020

Numéro du rapport : GPLRPD-2019-04104

4 novembre 2019

Inspection trimestrielle sur le terrain – 3e trimestre de l’exercice 2019-2020

Numéro du rapport : GPLRPD-2019-05144

13 février 2019
Conception matérielle

Facteurs humains dans la conception (examen documentaire)

Numéro du rapport : GPLRPD-2019-04452

16 octobre 2019
Aptitude fonctionnelle

Inspection du système – Confinement

Numéro du rapport : GPLRPD-2019-04225

23 août 2019

Inspection du système – Refroidissement d’urgence du cœur

Numéro du rapport : GPLRPD-2019-04018

21 octobre 2019

Contrôle chimique

Numéro du rapport : GPLRPD-2019-05301

28 janvier 2020
Radioprotection

Inspection sur le terrain du contrôle des doses aux travailleurs et du contrôle des risques pour les travailleurs

Numéro du rapport : GPLRPD-2019-FIR-03039

26 avril 2019

Application du principe ALARA

Numéro du rapport : GPLRPD-2019-04312

13 décembre 2019
Protection de l’environnement

Surveillance environnementale

Numéro du rapport : GPLRPD-2019-04383

28 novembre 2019
Gestion des urgences et protection-incendie

Inspection sur le terrain de la gestion des urgences et de la protection-incendie

Numéro du rapport : GPLRPD-2019-FIR-03015

16 avril 2019
Gestion des déchets

Installation de gestion des déchets radioactifs solides

Numéro du rapport : GPLRPD-2019-003

14 juin 2019

Outre les inspections énumérées ci-dessus, le personnel de la CCSN a pris en compte diverses autres sources d’information dans son évaluation des domaines de sûreté et de réglementation (DSR). Il a attribué la cote « Satisfaisant » à tous les DSR pour Point Lepreau en 2019. Bien que le personnel de la CCSN ait relevé divers exemples d’excellent rendement en matière de sûreté et des cas de respect et/ou de dépassement des exigences réglementaires en 2019, il n’a accordé la cote « Entièrement satisfaisant » à aucun DSR (ce qui contraste avec le RSR de 2018, pour lequel Point Lepreau a reçu plusieurs cotes « Entièrement satisfaisant »). Cette situation est strictement due au fait que le personnel de la CCSN n’a pas eu la possibilité (en raison de la pandémie de COVID-19) d’appliquer pleinement et de manière uniforme les critères de la cote « Entièrement satisfaisant » à tous les DSR. Cela ne reflète pas, en soi, une baisse de la sûreté à Point Lepreau en 2019.

3.7.1 Système de gestion

Le personnel de la CCSN a conclu qu’Énergie NB respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Système de gestion à la centrale de Point Lepreau en 2019.

Système de gestion

En 2019, le personnel de la CCSN a réalisé 5 inspections qui ont permis de vérifier la conformité des systèmes de gestion d’Énergie NB aux diverses exigences réglementaires applicables. Une inspection du programme de performance humaine a indiqué qu’Énergie NB respectait la gouvernance de son système de gestion dans des processus tels que le contrôle des documents de programme [GPLRPD-2019-02486]. Cependant, le personnel de la CCSN a également été constaté qu’Énergie NB ne respectait pas suffisamment les exigences en matière d’information dans 5 documents relatifs au programme de performance humaine. Le personnel de la CCSN était satisfait des mesures correctives prises par Énergie NB pour remédier à cette situation.

Lors d’une inspection du programme de performance humaine, le personnel de la CCSN a conclu que les pratiques d’Énergie NB qui contribuent à l’excellence en matière de performance humaine avaient commencé à s’intégrer aux aspects du système de gestion. En outre, le personnel de la CCSN a noté qu’Énergie NB est allée au-delà de la mise en œuvre prévue des outils de performance humaine, de l’observation et de l’encadrement sur le terrain. Les efforts d’amélioration continue comprennent l’analyse des tendances, les autoévaluations, la prise en compte d’une série de mesures de rendement et l’analyse comparative avec d’autres centrales nucléaires.

Organisation

Plusieurs inspections dans le domaine de l’organisation ont confirmé qu’Énergie NB avait correctement défini les différents rôles et responsabilités. Cependant, ces inspections ont révélé 3 cas où les responsabilités n’étaient pas clairement définies ou pas clairement communiquées. Après la conclusion des plans de mesures correctives d’Énergie NB, le personnel de la CCSN a confirmé que les rôles et responsabilités documentés avaient été clarifiés.

Gestion du changement

En 2019, le personnel de la CCSN a relevé quelques cas mineurs de non‑conformité concernant la gestion du changement dans le cadre du programme de formation en radioprotection [GPLRPD-2019-04203]. Le personnel de la CCSN a demandé à Énergie NB de s’assurer que tous les documents de gestion du changement relatifs à la formation en radioprotection soient exacts, complets et conformes à ses documents de gouvernance. Le personnel de la CCSN était satisfait des mesures correctives prises par Énergie NB pour donner suite à cette constatation.

Culture de sûreté

Le personnel de la CCSN a continué de surveiller la culture de sûreté à Point Lepreau en 2019. En mai 2019, Énergie NB a fourni un plan de mise en œuvre pour le REGDOC‑2.1.2, Culture de sûreté. Énergie NB a mis à jour ses documents de processus concernant les évaluations de la culture de sûreté nucléaire et les comités de surveillance de la culture de sûreté nucléaire, afin de combler les lacunes par rapport au REGDOC‑2.1.2 avant de réaliser l’autoévaluation prévue de sa culture de sûreté en 2021.

Gestion de la configuration

Cinq inspections de la CCSN en 2019 ont confirmé qu’Énergie NB respectait les exigences réglementaires applicables en matière de gestion de la configuration. Lors d’une inspection, il a été déterminé que tous les équipements de lutte contre l’incendie n’étaient pas facilement identifiables [GPLRPD-2019-004]. Le personnel de la CCSN a demandé à Énergie NB de répertorier correctement tout le matériel de lutte contre l’incendie sur le site afin de pouvoir maintenir le contrôle et la traçabilité de chaque article.

MISE À JOUR : En date d’avril 2020, le personnel de la CCSN était satisfait des mesures correctives prises par Énergie NB.

Gestion des documents

Toutes les inspections de la CCSN en 2019 ont vérifié la conformité de certains éléments de la gestion des documents, et la conclusion générale faisait état d’une conformité générale aux exigences réglementaires applicables dans ce domaine. Toutefois, le personnel de la CCSN a relevé 4 non-conformités ayant une importance négligeable sur le plan de la sûreté et 2 non-conformités de faible importance sur le plan de la sûreté. Ces conclusions découlaient d’inspections de la CCSN portant sur divers dossiers : accréditations initiales des chefs de quart et des opérateurs de salle de commande, examens de renouvellement et vérifications du personnel de la CCSN des examens et mises à jour des plans de préparation aux incendies d’Énergie NB. Pour les 2 non-conformités de faible importance sur le plan de la sûreté, le personnel de la CCSN a conclu qu’Énergie NB avait réglé les problèmes de manière adéquate avant la fin de 2019.

En 2019, le personnel de la CCSN a terminé une inspection sur le terrain de l’aptitude au travail et a conclu que le processus d’Énergie NB pour gérer la fatigue répondait aux exigences applicables en matière de gestion des dossiers.

3.7.2 Gestion de la performance humaine

Le personnel de la CCSN a conclu qu’Énergie NB respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Gestion de la performance humaine à la centrale de Point Lepreau en 2019.

Programme de performance humaine

Le personnel de la CCSN a fait plus de 20 constats en 2019 qui ont confirmé le respect des exigences réglementaires applicables pour le programme de performance humaine d’Énergie NB. Ces constats portaient à la fois sur la définition du programme et l’évaluation de son efficacité. La plupart des constats concernaient l’utilisation appropriée des outils de performance humaine, y compris l’utilisation et le respect des procédures, tandis que d’autres constats portaient sur les communications, la planification des ressources et le soutien aux travailleurs. Par exemple, l’inspection du programme de performance humaine a permis de faire 4 constats de conformité [GPLRPD-2019-02486].

Formation du personnel

D’après plusieurs constats de conformité faits lors de diverses activités de vérification de la conformité réalisées en 2019, le personnel de la CCSN a conclu que Point Lepreau disposait d’un système de formation bien documenté et solide, basé sur une approche systématique à la formation. Cependant, il y a eu quelques non-conformités mineures (1 d’une importance négligeable pour la sûreté et 2 de faible importance en matière de sûreté) dans les programmes de formation à Point Lepreau [GPLRPD-2019-04203].

Accréditation du personnel

Lors d’une inspection sur le terrain en 2018, le personnel de la CCSN a relevé plusieurs non-conformités dans le domaine des dossiers d’accréditation du personnel. Le personnel de la CCSN était satisfait du plan de mesures correctives proposé par Énergie NB en janvier 2019. Énergie NB poursuivait la mise en œuvre de ce plan à la fin de 2019.

Aptitude au travail

En 2019, 3 infractions relatives à l’effectif minimal par quart sont survenues à Point Lepreau. Lors de ces 3 événements, des membres de l’équipe d’intervention d’urgence (EIU) ont appelés pour dire qu’ils n’étaient pas disponibles pour effectuer leur quart de travail prévu alors qu’il était impossible de trouver des remplaçants. Deux membres de l’EIU ont travaillé des quarts de 16 heures, mais il y avait 2 périodes de 4 heures où l’effectif minimal n’était pas présent. La centrale a été exploitée en mode veilleuse pendant ces 2 périodes de 4 heures. Énergie NB a proposé d’ajouter les membres de l’EIU à son tableau dans le MCP concernant l’effectif minimal par quart. Cet ajout constitue une amélioration et apporte de la clarté. Les nombres proposés par Énergie NB (une EIU composée de 8 membres et d’un chef) sont conformes à sa procédure et reflètent le nombre de membres de l’EIU qui ont été validés. Ainsi, le changement répond aux attentes du personnel de la CCSN.

Les inspections de la CCSN sur le terrain liées à la gestion de la fatigue des travailleurs ont permis de faire 2 constats de conformité en 2019. Énergie NB s’est engagée à mettre en œuvre le REGDOC-2.2.4, Aptitude au travail : Gérer la fatigue des travailleurs, d’ici le 1er mars 2021 (sauf pendant les arrêts) et à le mettre en œuvre intégralement d’ici le 30 juin 2022. En décembre 2019, Énergie NB a réaffirmé que sa mise en œuvre était en bonne voie.

Énergie NB avait prévu mettre en œuvre la première version du REGDOC-2.2.4 de la CCSN, Aptitude au travail, tome II : Gérer la consommation d’alcool et de drogues, d’ici décembre 2019. Dans l’intervalle, le personnel de la CCSN a accepté plusieurs des demandes de modification d’Énergie NB concernant la version 2 du REGDOC-2.2.4, tome II. Énergie NB s’est engagée à mettre en œuvre la nouvelle version 3 du REGDOC-2.2.4, tome II, 6 mois après sa publication (hormis les tests aléatoires) et à appliquer les exigences relatives aux tests aléatoires 12 mois après la publication.

Depuis novembre 2019, Énergie NB est entièrement conforme au REGDOC‑2.2.4, Aptitude au travail, tome III : Aptitudes psychologiques, médicales et physiques des agents de sécurité nucléaire.

3.7.3 Conduite de l’exploitation

Le personnel de la CCSN a conclu qu’Énergie NB respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Conduite de l’exploitation à la centrale de Point Lepreau en 2019.

Réalisation des activités autorisées

Le personnel de la CCSN a fait plus de 30 constats lors des inspections de type II des systèmes et des arrêts et des inspections sur le terrain en 2019 qui ont confirmé la conformité d’Énergie NB aux exigences relatives à la réalisation générale des activités autorisées. Par exemple, le personnel de la CCSN a confirmé qu’Énergie NB avait vérifié que les activités telles que la surveillance des opérateurs, les essais de surveillance et l’exécution des travaux étaient réalisées conformément aux exigences applicables.

Procédures

Le personnel de la CCSN a fait 7 constats de conformité en 2019 concernant les procédures d’Énergie NB au cours de nombreuses activités de vérification. Par exemple, lors de l’inspection d’un arrêt prévu, le personnel de la CCSN a confirmé que les aspects de la pertinence et du respect des procédures étaient conformes aux exigences réglementaires applicables [GLPRPD-2019-03014].

Rapport et établissement de tendances

Énergie NB a soumis tous les rapports prévus en 2019, comme requis et dans les délais voulus. Bien qu’il n’y ait pas eu de problèmes importants liés aux rapports et aux tendances d’Énergie NB, à une occasion Énergie NB n’a pas soumis à la CCSN l’avis de modification de document requis. L’avis concernait un changement lié à la fréquence de rinçage par jet d’eau à haute pression dans le plan de gestion des générateurs de vapeur, qui est un « document de notification préalable » figurant dans le MCP.

Rendement de la gestion des arrêts

Lors de son inspection de l’arrêt prévu en 2019, le personnel de la CCSN a fait 18 constats de conformité [GPLRPD-2019-03014]. Le personnel de la CCSN a noté qu’il n’y avait eu aucune défaillance de processus ou d’équipement pendant l’arrêt et qu’Énergie NB avait :

  • respecté tous les engagements réglementaires et les engagements relatifs à l’arrêt
  • bien respecté la portée de l’arrêt
  • planifié efficacement le travail

Le personnel de la CCSN a également noté que les mesures prises par Énergie NB au cours des 3 arrêts forcés en 2019 étaient appropriées et allaient dans le sens de la prudence. Dans tous les cas, Énergie NB a arrêté manuellement le réacteur et a effectué les réparations de manière systématique. Les inspecteurs sur le site n’ont pas relevé de problèmes lors de leur surveillance des arrêts forcés.

Gestion des accidents graves et rétablissement

En 2019, le personnel de la CCSN sur le site a réalisé 2 inspections sur le terrain de l’équipement d’atténuation en cas d’urgence [GPLRPD-2019-05144]. Il a confirmé que l’équipement était correctement entretenu et prêt à être utilisé au besoin pour gérer un accident grave.

3.7.4 Analyse de la sûreté

Le personnel de la CCSN a conclu qu’Énergie NB respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Analyse de la sûreté à la centrale de Point Lepreau en 2019.

Analyse déterministe de la sûreté

En 2019, le personnel de la CCSN a terminé son examen du document de base d’Énergie NB sur l’analyse des accidents de perte de débit. L’objectif de ce document de base était d’harmoniser les attentes d’Énergie NB et du personnel de la CCSN en ce qui concerne l’analyse à effectuer. Bien que le personnel de la CCSN ait estimé que le document de base était bien structuré et bien rédigé, il a formulé quelques recommandations concernant l’approche de l’analyse et un problème de validation de code.

En 2019, le personnel de la CCSN a examiné la mise à jour de l’analyse de sûreté d’Énergie NB concernant la perte rapide de contrôle de la réactivité et a déterminé que l’analyse était généralement conforme aux attentes et aux exigences énoncées dans le REGDOC-2.4.1 de la CCSN, Analyse déterministe de la sûreté. Dans certaines sections, le personnel de la CCSN a estimé que des informations supplémentaires étaient nécessaires.

En 2019, le personnel de la CCSN a formulé des commentaires sur le plan de mise en œuvre révisé d’Énergie NB pour le REGDOC-2.4.1. Il a jugé acceptables les réponses données par Énergie NB aux commentaires sur la méthode graduelle d’analyse des incidents de fonctionnement prévus. Énergie NB a continué de réaliser des analyses de sûreté de manière progressive, dans le cadre de la mise en œuvre du REGDOC-2.4.1. Le personnel de la CCSN est satisfait des progrès réalisés par Énergie NB dans la mise en œuvre du REGDOC-2.4.1 à la fin de 2019.

Au cours d’une inspection des systèmes [GPLRPD-2019-04018], le personnel de la CCSN a observé que les évaluations de l’exploitabilité technique du système examiné au cours de l’inspection étaient conformes aux exigences de l’analyse déterministe de la sûreté.

Étude probabiliste de sûreté

Énergie NB a soumis des méthodes nouvelles et révisées en 2018 pour effectuer la prochaine mise à jour périodique de l’EPS en 2021 [2]. Le personnel de la CCSN a conclu que les nouvelles méthodes répondaient aux exigences réglementaires applicables et les a jugées acceptables. Toutefois, il a recommandé quelques améliorations dans des domaines tels que la documentation des changements, et les analyses de la sensibilité et des incertitudes.

3.7.5 Conception matérielle

Le personnel de la CCSN a conclu qu’Énergie NB respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Conception matérielle à la centrale de Point Lepreau en 2019.

Gouvernance de la conception

En 2019, le personnel de la CCSN a accepté le plan d’Énergie NB pour se conformer d’ici 2022 à la norme CSA N393-13, Protection contre l’incendie dans les installations qui traitent, manipulent ou entreposent des substances nucléaires.

En 2019, le personnel de la CCSN a réalisé des inspections sur le terrain qui ont permis de vérifier divers aspects de la gouvernance de la conception, et a fait 5 constats de conformité qui ont confirmé qu’Énergie NB respectait les exigences applicables en matière de conception des composants parasismiques. Le personnel de la CCSN a également constaté qu’Énergie NB respectait les exigences de conception des composants parasismiques dans la catégorie plus large de la conception des structures en 2019 [GPLRPD-2019-001].

Le personnel de la CCSN a relevé 3 non-conformités de faible importance en matière de sûreté lors d’un examen documentaire des facteurs humains dans la conception [GPLRPD-2019-04452]. Dans le premier cas, Énergie NB n’a pas satisfait à toutes les exigences applicables concernant les critères et le processus utilisés pour le classement. Les critères de classement utilisés dans les activités d’ingénierie des facteurs humains étaient incomplets – 2 des 4 modifications examinées n’ont pas pu être classées à l’aide du processus documenté. Dans le second cas, Énergie NB a respecté les exigences réglementaires applicables, mais n’a pas respecté son propre processus – les exigences relatives à l’ingénierie des facteurs humains étaient incomplètement spécifiées dans tous les dossiers d’ingénierie examinés par le personnel de la CCSN. Enfin, l’évaluation des conceptions n’a pas été effectuée de manière systématique de façon à démontrer que les recommandations des examinateurs de la conception ont été prises en compte.

MISE À JOUR : En février 2020, Énergie NB a fourni, à la satisfaction du personnel de la CCSN, un plan détaillé de mesures correctives avec des dates cibles d’achèvement en réponse aux non-conformités relevées lors de l’inspection documentaire des facteurs humains dans la conception.

À la suite de la révision par Énergie NB de son programme d’essais des batteries, qui vise à tester les batteries dans leur état « observé », le personnel de la CCSN a examiné et jugé acceptable la procédure révisée pour la réalisation du test de performance. La première utilisation de la procédure révisée était prévue pour l’arrêt de 2020.

Conception des systèmes

En septembre 2018, le personnel de la CCSN a réalisé une inspection des systèmes d’alimentation électrique qui avait permis de déceler certaines non‑conformités dans le programme de gestion du vieillissement des câbles. Il a estimé que le plan détaillé de mesures correctives d’Énergie NB visant à établir un programme de gestion du vieillissement des câbles était acceptable. En 2019, Énergie NB a mis au point la filière de qualification pour le rôle de spécialiste du programme de câblage, ce qui répondait à l’une des préoccupations du personnel de la CCSN. Celui-ci s’est dit satisfait des progrès réalisés en 2019 et s’attendait à ce que les points restants concernant la documentation soient traités en 2020.

Lors de l’examen d’un événement survenu à la centrale, le personnel de la CCSN a noté qu’un défaut électrique sur le câble secondaire du transformateur d’alimentation était dû à une épissure et à une extrémité dégradées, et à une défaillance subséquente du câble. Énergie NB a soumis un rapport d’évaluation des causes apparentes qui a relevé l’absence d’un programme efficace de gestion du vieillissement des câbles comme cause contributive. Le personnel d’Énergie NB a réparé le câble et a inspecté tous les câbles du transformateur d’alimentation. De plus, Énergie NB a effectué des travaux d’entretien et des essais supplémentaires sur les câbles du transformateur d’alimentation pendant l’arrêt de 2019.

Conception des composants

Le personnel de la CCSN a estimé que le rapport annuel de 2019 d’Énergie NB sur la surveillance et l’inspection du combustible était conforme aux exigences réglementaires applicables. Cependant, le personnel de la CCSN a noté une tendance négative dans le taux de défaut du combustible à Point Lepreau, qui est resté élevé pendant plusieurs années et qui continue à être supérieur au taux prévu d’un défaut par tranche par an. Les défauts du combustible ont été causés par des matières étrangères introduites lors des travaux sur le circuit caloporteur primaire pendant l’arrêt. Le personnel de la CCSN a estimé que le taux de défaut élevé était dû à un événement isolé pour lequel Énergie NB a pris des mesures correctives efficaces. Le personnel de la CCSN a conclu que le rendement global du combustible restait sûr à Point Lepreau, mais a continué de surveiller les tendances quant au taux de défaut.

3.7.6 Aptitude fonctionnelle

Le personnel de la CCSN a conclu qu’Énergie NB respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Aptitude fonctionnelle à la centrale de Point Lepreau en 2019.

Aptitude fonctionnelle et performance de l’équipement

Le personnel de la CCSN a fait 5 constats de conformité lors des inspections de type II et des inspections sur le terrain réalisées en 2019 concernant l’aptitude au service et la performance de l’équipement à Point Lepreau. Pour donner suite aux constatations de l’inspection du réseau d’eau de service réalisée par la CCSN en 2018 [2], Énergie NB a mis à jour plusieurs documents, élaboré une stratégie d’entretien préventif pour les débitmètres et mis à jour la stratégie d’essai des vannes de délestage de charges. Le personnel de la CCSN était satisfait des mesures correctives prises par Énergie NB en 2019.

En 2019, le personnel de la CCSN a examiné le rapport annuel de fiabilité de 2018 pour Point Lepreau et confirmé que les exigences réglementaires applicables étaient respectées.

Pour 2019, le personnel de la CCSN a noté que tous les systèmes spéciaux de sûreté de Point Lepreau ont atteint leurs objectifs d’indisponibilité, à l’exception du système de confinement sous pression négative. Ce système a dépassé l’objectif d’indisponibilité parce qu’on a constaté que 2 des vannes d’isolement n’étaient pas entièrement étanches. Dès la découverte du problème, Énergie NB a réparé les vannes. L’isolation du confinement a été indisponible pendant 1 083 heures. Il n’y a eu aucun impact important pour la sûreté nucléaire à la suite de ces indisponibilités. Le personnel de la CCSN a continué de surveiller les mesures correctives prises par Énergie NB en 2019.

Entretien

En 2019, Énergie NB a maintenu à un niveau très bas le retard dans l’entretien correctif des composants essentiels et le nombre de reports des travaux d’entretien préventif des composants essentiels. Le retard dans l’entretien déficient des composants essentiels était en baisse, mais toujours supérieur à la moyenne de l’industrie (qui s’est également améliorée en 2019). Le taux d’achèvement de l’entretien préventif était d’environ 92 %. Aucun résultat significatif en matière de sûreté n’a été relevé dans le domaine de l’entretien lors des examens d’événements et des inspections réalisés par la CCSN en 2019. Le tableau 26 présente les tendances des retards cumulés au chapitre de l’entretien correctif et de l’entretien déficient des composants essentiels de même que le nombre de reports au chapitre de l’entretien préventif des composants essentiels.

Tableau 26 : Tendance des retards cumulés et des reports au chapitre de l’entretien des composants essentiels à la centrale de Point Lepreau, de 2017 à 2019
Paramètre Nombre moyen de demandes de travail par trimestre et par tranche Tendance sur 3 ans Demandes de travail par trimestre en 2019 Moyenne de l’industrie en 2019
2017 2018 2019 T2 T2 T3 T4
Retards cumulés dans l’entretien préventif 2 1 1 Stable 1 1 3 0 1
Retards cumulés dans l’entretien déficient 71 27 15 À la baisse 13 16 15 15 9
Reports des travaux d’entretien préventif 1 0 1 À la baisse 1 1 0 1 2
Inspections et essais périodiques

Dans le cadre de son programme d’inspection périodique, Énergie NB a retiré un tube d’un générateur de vapeur pour effectuer un examen métallurgique. Le fournisseur de services techniques d’Énergie NB a conclu qu’aucune dégradation supplémentaire n’était survenue depuis le dernier examen de surveillance en 2010 lors de l’arrêt de Point Lepreau pour réfection. En 2019, le personnel de la CCSN a examiné la soumission d’Énergie NB et a conclu que l’analyse satisfaisait aux exigences réglementaires applicables. Dans l’ensemble, les résultats des examens visuels et métallurgiques ont indiqué que les stratégies de gestion du cycle de vie des générateurs de vapeur de Point Lepreau étaient efficaces et qu’aucun changement n’était nécessaire. Notant que le fournisseur de services techniques prévoyait poursuivre l’examen du tube retiré en effectuant des analyses par diffraction de Kikuchi par transmission et faisceau d’ions focalisé, le personnel de la CCSN a demandé à Énergie NB de soumettre le rapport final après l’analyse supplémentaire.

Gestion du vieillissement

En 2018, le personnel de la CCSN a inspecté le programme de gestion du vieillissement à Point Lepreau [2]. Les non-conformités comprenaient des écarts dans la mise en œuvre du processus de gestion du vieillissement par rapport aux documents de gouvernance. L’inspection avait également révélé des non‑conformités mineures dans le programme de gestion de l’obsolescence et dans la réalisation des évaluations des conditions. En 2019, Énergie NB a fourni 5 documents traitant des non-conformités. Le personnel de la CCSN a conclu que les réponses étaient acceptables et qu’il n’y avait pas de lacunes fondamentales.

Contrôle chimique

Une inspection par la CCSN du contrôle chimique a permis de faire 3 constats de conformité et de vérifier divers aspects, tels que le maintien de la chimie conformément aux spécifications, la surveillance des paramètres chimiques et l’évolution des données [GPLRPD-2019-05301]. Plusieurs autres inspections sur le terrain dans le domaine du contrôle chimique ont permis de faire de multiples constats de conformité. Les données trimestrielles pour les indicateurs de rendement en matière de sûreté de l’indice chimique étaient également satisfaisantes.

3.7.7 Radioprotection

Le personnel de la CCSN a conclu qu’Énergie NB respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Radioprotection à la centrale de Point Lepreau en 2019.

Application du principe ALARA

En 2019, le personnel de la CCSN a réalisé une inspection de type II et de multiples inspections sur le terrain concernant l’application du principe ALARA et a fait 6 constats de conformité. Le personnel de la CCSN a vérifié qu’Énergie NB tenait compte du principe ALARA dans ses initiatives, sa planification du travail, sa surveillance et son contrôle des doses afin d’atteindre les objectifs ALARA qu’elle avait elle-même établis.

Les activités d’inspection ont permis de vérifier qu’Énergie NB mettait en œuvre plusieurs initiatives ALARA à long terme dans la centrale, notamment une stratégie d’atténuation du tritium, pour réduire davantage la dose collective.

En 2019, Énergie NB a obtenu de meilleurs résultats que son objectif d’exposition collective au rayonnement (ECR) avec une dose collective de 596 p-mSv par rapport à l’objectif prévu de 783 p-mSv. La majeure partie de l’ECR était due aux activités concernant les arrêts.

Le personnel de la CCSN a conclu que le rendement d’Énergie NB avait atteint ou dépassé toutes les exigences réglementaires applicables dans le domaine particulier du principe ALARA.

Contrôle des doses aux travailleurs

Le personnel de la CCSN a fait 15 constats de conformité lors d’inspections en 2019 concernant le contrôle des doses aux travailleurs.

Le personnel de la CCSN a déterminé qu’Énergie NB satisfaisait ou dépassait les exigences réglementaires applicables pour mesurer et enregistrer les doses reçues par les travailleurs à la centrale nucléaire de Point Lepreau en 2019.

Les doses de rayonnement reçues par les travailleurs à la centrale étaient inférieures aux limites de dose réglementaires (50 mSv) et aucun dépassement des seuils d’intervention n’a été déclaré. Le personnel de la CCSN a observé qu’il n’y a pas eu de tendances négatives ou d’expositions imprévues importantes sur le plan de la sûreté à la centrale nucléaire de Point Lepreau en 2019.

Contrôle des dangers radiologiques

Lors de l’inspection de l’arrêt en avril 2019 [GPLRPD-2019-03014], le personnel de la CCSN a constaté qu’Énergie NB respectait le Règlement sur la radioprotection pour le contrôle des dangers radiologiques, le contrôle des doses aux travailleurs et l’application du principe ALARA.

Les inspections réalisées en 2019 dans le domaine du contrôle des dangers radiologiques ont permis de faire 7 constats de conformité et 1 constat de non‑conformité. La non‑conformité était associée à l’affichage signalant des dangers radiologiques, en particulier la classification du rayonnement alpha. Cet affichage ne respectait pas toujours les procédures applicables. Le personnel de la CCSN était satisfait des mesures correctives prises par Énergie NB.

Le personnel de la CCSN a déterminé que la centrale de Point Lepreau avait mis en œuvre des contrôles efficaces pour les dangers radiologiques. Il n’y a eu aucun dépassement des seuils d’intervention pour la contamination de surface ou le contrôle de la contamination à Point Lepreau en 2019.

3.7.8 Santé et sécurité classiques

Le personnel de la CCSN a conclu qu’Énergie NB respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Santé et sécurité classiques à la centrale de Point Lepreau en 2019.

En 2019, la CCSN a fait 30 constats de conformité concernant la santé et la sécurité classiques lors des inspections de type II et sur le terrain.

Le personnel de la CCSN a observé que les indicateurs de rendement en matière de sûreté « taux de gravité des accidents » (TGA) et « taux d’accident de travail » (ISAR) pour Point Lepreau étaient de 0 en 2019 – aucune blessure entraînant une perte de temps n’a été signalée. L’indicateur de rendement en matière de sûreté « fréquence des accidents » (FA) est passée de 0,3 en 2018 à 0,77 en 2019 en raison du nombre plus élevé de blessures (8) ayant nécessité un traitement médical, mais n’ayant pas entraîné de perte de temps. Le personnel de la CCSN a estimé que les valeurs TGA, ISAR et FA à Point Lepreau étaient acceptables. Des données additionnelles sur les paramètres TGA, ISAR et FA figurent à la section 2.8.

3.7.9 Protection de l’environnement

À partir de ses observations, le personnel de la CCSN a conclu que tous les rejets radiologiques dans l’air et dans l’eau au site de Point Lepreau sont restés en dessous des limites réglementaires et des seuils d’intervention environnementaux en 2019. L’annexe D présente les valeurs absolues des rejets et les limites de rejet dérivées (LRD) pour Point Lepreau.

En outre, les données de surveillance environnementale d’Énergie NB pour 2019 ont montré que le public et l’environnement à proximité du site de Point Lepreau étaient protégés.

En 2018, Énergie NB a révisé son document sur les LRD afin de se conformer aux nouvelles exigences [2]. Le personnel de la CCSN a évalué les LRD révisées en 2019 et a noté qu’elles étaient, en général, plus restrictives (95,6 % des LRD dans l’air et 89,1 % des LRD dans l’eau) que les LRD précédentes. Il a conclu que la mise en œuvre des LRD au site de Point Lepreau indiquait que l’environnement et le public étaient protégés contre les impacts radiologiques des radionucléides.

La dose estimée à la population découlant du site de Point Lepreau en 2019 était de 1,12 μSv pour les rejets dans l’air et de 0,8 μSv pour les rejets liquides. Il s’agissait d’une augmentation par rapport à la dose estimée de 0,72 μSv en 2018, mais toujours bien en dessous de la limite de dose annelle de 1 mSv (1 000 μSv). Voir la section 2.9 pour plus de détails.

Le personnel de la CCSN a examiné le rapport environnemental annuel de 2019 sur les systèmes de traitement des déchets industriels au site de Point Lepreau et a noté qu’il n’y avait pas eu de dépassement des limites de rejet pour ces systèmes.

Les inspections de la CCSN sur le terrain ont permis de confirmer qu’Énergie NB a pris toutes les précautions raisonnables pour protéger l’environnement, ainsi que la santé et la sécurité des personnes. L’une des inspections sur le terrain a également confirmé qu’Énergie NB respectait les exigences en matière de gestion des déchets dangereux pour les zones inspectées.

Le personnel de la CCSN a également inspecté le fonctionnement des installations de gestion des déchets en 2019 et a conclu qu’Énergie NB respectait les exigences réglementaires applicables en matière de contrôle des effluents et des émissions (rejets) [GPLRPD-2019-003].

Énergie NB a signalé quelques déversements en 2019 au site de Point Lepreau, mais il s’agissait de déversements sans importance sur le plan de la sûreté et le public et l’environnement sont restés protégés.

Lors d’une inspection de la surveillance environnementale en 2019, le personnel de la CCSN a conclu qu’Énergie NB s’était conformée aux exigences réglementaires applicables en matière d’évaluation et de surveillance environnementales [GPLRPD-2019-04383].

En 2017, Énergie NB a soumis une évaluation révisée des risques environnementaux (ERE). Le personnel de la CCSN a effectué un examen technique détaillé de l’ERE en 2019 et constaté que la méthode était généralement conforme aux exigences réglementaires applicables. Toutefois, il a recommandé que les futures révisions de l’ERE comprennent une évaluation de l’ampleur et de la portée du panache thermique résultant des rejets d’eau de refroidissement, de même qu’une évaluation globale du risque pour les zones intertidales et les zones près de la surface qui pourraient être affectées par ce panache.

Pour répondre à cette recommandation, Énergie NB a soumis le rapport de surveillance du panache thermique de Point Lepreau en 2019. Le personnel de la CCSN et d’ECCC a fourni des commentaires initiaux à son sujet. Énergie NB devrait soumettre une ERE révisée en juin 2020, qui comprendra également une évaluation actualisée des risques thermiques.

3.7.10 Gestion des urgences et protection-incendie

Le personnel de la CCSN a conclu qu’Énergie NB respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Gestion des urgences et protection-incendie à la centrale de Point Lepreau en 2019.

En janvier 2019, Énergie NB a terminé ses travaux visant à établir la capacité de transfert direct des données de la centrale de Point Lepreau au Centre des mesures d’urgence (CMU) de la CCSN en cas d’urgence nucléaire.

En 2019, le personnel de la CCSN a réalisé des inspections sur le terrain et une inspection de l’arrêt [GPLRPD-2019-03014] en rapport avec la préparation et l’intervention en cas d’urgence nucléaire. Il a fait 5 constats de conformité et 3 constats de non‑conformité de faible importance pour la sûreté. Dans un cas, des non-conformités concernant le centre des mesures d’urgence hors site, l’équipement et les procédures ont été relevées. Deux autres non-conformités mineures étaient liées aux exercices d’urgence. Le personnel de la CCSN s’est dit satisfait de la manière dont Énergie NB a traité ces non-conformités.

Le personnel de la CCSN a également relevé 19 constats de conformité liés à la préparation et à l’intervention en cas d’incendie. Les domaines vérifiés comprenaient la disponibilité de l’équipement de protection-incendie, les notifications d’urgence, les portes et les issues de secours, et la réalisation d’exercices de lutte contre l’incendie. Cependant, dans un cas, le personnel de la CCSN n’a pas pu vérifier entièrement la disponibilité de l’équipement de protection-incendie parce que le document du plan préliminaire en cas d’incendie n’était pas à jour [GPLRPD-2019-004].

MISE À JOUR : En février 2020, Énergie NB a mis à jour son document. Le personnel de la CCSN était satisfait de cette mise à jour.

3.7.11 Gestion des déchets

Le personnel de la CCSN a conclu qu’Énergie NB respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Gestion des déchets à la centrale de Point Lepreau en 2019.

En 2019, le personnel de la CCSN a inspecté le fonctionnement de l’IGDRS [GPLRPD-2019-003] et a réalisé 3 inspections sur le terrain liées à la gestion des déchets. Le personnel de la CCSN a fait 6 constats de conformité dans les domaines des pratiques ainsi que de la caractérisation, la séparation et la réduction des déchets.

Le permis d’exploitation de Point Lepreau stipule qu’Énergie NB doit présenter un rapport trimestriel sur l’IGDRS. Le personnel de la CCSN était satisfait de tous les rapports et des renseignements additionnels fournis par Énergie NB à l’égard de l’IGDRS en 2019.

3.7.12 Sécurité

Le personnel de la CCSN a conclu qu’Énergie NB respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Sécurité à la centrale de Point Lepreau en 2019.

En 2019, le personnel de la CCSN a réalisé 2 inspections sur le terrain concernant les installations et l’équipement de sécurité et a conclu qu’Énergie NB satisfaisait aux exigences réglementaires applicables et continuait d’entretenir l’équipement grâce à la gestion de son cycle de vie. Cependant, quelques défaillances mineures de l’équipement ont été observées. Le personnel de la CCSN s’est dit satisfait de la réponse d’Énergie NB.

Énergie NB a mené un exercice de sécurité force contre force en 2019 dans le cadre de son programme de contrôle des aptitudes et a soumis son rapport d’autoévaluation à la CCSN. Les mesures correctives proposées par Énergie NB pour résoudre les problèmes relevés ont répondu aux attentes du personnel de la CCSN. Le personnel de la CCSN a conclu que le format des exercices et des entraînements s’était considérablement amélioré à Point Lepreau. Le personnel de la CCSN a conclu que, dans l’ensemble et dans le contexte de la menace de référence, Énergie NB avait déployé des agents de sécurité nucléaire autorisés, convenablement équipés et formés, et maintenu une force d’intervention nucléaire interne et un programme d’exercices et d’entraînements qui répondaient aux exigences réglementaires.

Le personnel de la CCSN a relevé des non-conformités mineures liées aux pratiques de sécurité lors de 3 inspections sur le terrain en 2019. Il a confirmé qu’Énergie NB avait traité efficacement les non-conformités. Le personnel de la CCSN a conclu que, dans l’ensemble, Énergie NB disposait de procédures pour orienter le personnel de sécurité à Point Lepreau.

3.7.13 Garanties et non-prolifération

Le personnel de la CCSN a conclu qu’Énergie NB respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Garanties et non-prolifération à la centrale de Point Lepreau en 2019.

Aux termes des accords relatifs aux garanties entre le Canada et l’AIEA, Énergie NB a pris des mesures adéquates pour assurer un accès et une assistance à l’AIEA aux fins des activités liées aux garanties, notamment en ce qui concerne les inspections et l’entretien de l’équipement à Point Lepreau. En 2019, l’AIEA a réalisé 2 inspections annoncées, 1 inspection à court préavis et 5 inspections non annoncées à Point Lepreau. Les résultats des inspections de l’AIEA ont tous été satisfaisants. Des renseignements détaillés sur d’autres activités de l’AIEA sont fournis à la section 2.13.

Énergie NB a mis en œuvre le REGDOC-2.13.1 de la CCSN, Garanties et comptabilité des matières nucléaires, à la fin de 2019.

Lors des inspections sur le terrain en 2019, le personnel de la CCSN a confirmé qu’Énergie NB s’était conformée aux exigences applicables en matière de garanties pour les panneaux électriques qui ont été observés, ainsi que pour l’accès de l’AIEA et l’assistance offerte à celle-ci.

3.7.14 Emballage et transport

Le personnel de la CCSN a conclu qu’Énergie NB respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Emballage et transport à la centrale de Point Lepreau en 2019.

Il n’y a eu aucun événement à signaler à Point Lepreau en 2019 concernant l’emballage et le transport des substances nucléaires.

3.8 Installations de Gentilly-2

3.8.0 Introduction

Photographie aérienne montrant la centrale nucléaire de Gentilly-1 et Gentilly-2.

Les installations de Gentilly-2 se trouvent sur la rive sud du fleuve Saint‑Laurent à Bécancour (Québec), environ 15 km à l’est de la ville de Trois-Rivières. Elles appartiennent à Hydro-Québec et sont exploitées par celle‑ci.

Le réacteur CANDU de Gentilly-2 présentait une capacité nominale de 675 mégawatts électriques (MWé). Il est entré en exploitation commerciale en 1983, a été mis à l’arrêt définitif le 28 décembre 2012 et a été complètement déchargé de son combustible le 3 septembre 2013. En décembre 2014, le réacteur a complété la transition vers l’état de stockage sûr, c’est-à-dire que son combustible est entreposé dans des piscines de combustible usé (stockage en piscine) ou dans des modules de stockage CANSTOR (stockage à sec).

Autorisation

En 2016, la Commission a délivré à Hydro-Québec un permis de déclassement d’un réacteur de puissance pour les installations de Gentilly-2. Le permis est valide du 1er juillet 2016 au 30 juin 2026.

Manuel des conditions de permis

Le manuel des conditions de permis (MCP) pour les installations de Gentilly-2 a été émis en même temps que le permis en 2016.

Le MCP a été révisé en février 2019 afin de refléter les changements survenus aux installations de Gentilly-2.

Autorisation en vertu de la Loi sur les pêches

Hydro-Québec a réalisé une autoévaluation en vertu de la Loi sur les pêches avant la délivrance de son permis en 2016. Le personnel de la CCSN a examiné cette autoévaluation et a conclu qu’une autorisation en vertu de la Loi sur les pêches n’était pas requise.

Rapports initiaux d’événements

Aucun rapport initial d’événement mettant en cause les installations de Gentilly-2 n’a été présenté à la Commission entre le 1er janvier 2019 et le 1‑juin 2020.

Programme de vérification de la conformité

Le programme de vérification de la conformité comprenait de nombreuses activités en 2019 dans le but de confirmer la conformité d’Hydro-Québec au fondement d’autorisation des installations de Gentilly-2. L’annexe B énumère les publications qui ont fourni des critères de vérification de la conformité de ces activités pour les installations de Gentilly-2.

Le tableau 27 dresse la liste des inspections réalisées aux installations de Gentilly‑2 qui ont été prises en compte dans les évaluations de la sûreté servant au présent rapport de surveillance réglementaire.

Tableau 27 : Liste des inspections aux installations de Gentilly-2
Domaine de sûreté et de réglementation Titre de l’inspection Date de l’envoi du rapport d’inspection
Sécurité

Programme de formation du personnel de sécurité aux installations de Gentilly-2

Numéro de rapport : DPRGPL-2019-01

7 juin 2019
Protection de l’environnement

Programme de surveillance des effluents aux installations de Gentilly-2

Numéro de rapport : GPLRPD-2019-FIR-05297

20 novembre 2019

Programme de surveillance de l’environnement aux installations de Gentilly-2

Numéro de rapport : GPLRPD-2019-FIR-05298

20 novembre 2019
Gestion des déchets

Gestion des déchets – Observation des activités de transfert du combustible usé

Numéro de rapport : GPLRPD-2019-FIR-03496

14 mai 2019

Programme de surveillance des déchets dangereux aux installations de Gentilly-2

Numéro de rapport : GPLRPD-2019-FIR-05299

20 novembre 2019
Gestion des urgences et protection-incendie

Exercice d’incendie aux installations de Gentilly-2

Numéro de rapport : GPLRPD-2019-FIR-03215

14 mai 2019

En plus des inspections présentées dans la liste, le personnel de la CCSN a considéré d’autres sources d’information variées lors de son examen des domaines de sûreté et de réglementation (DSR). Ces activités ont identifié dans bien des cas des exemples de conformité aux exigences réglementaires et d’un rendement excellent en matière de sûreté ainsi que certains cas de non-conformité et des possibilités d’amélioration du rendement. Pour 2019, le personnel de la CCSN a attribué la cote « Satisfaisant » à tous les DSR pour les installations de Gentilly-2.

3.8.1 Système de gestion

Le personnel de la CCSN a conclu qu’Hydro-Québec respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Système de gestion aux installations de Gentilly-2 en 2019.

En février 2019, le personnel de la CCSN a examiné une nouvelle révision du manuel de gestion de la qualité (MGQ) d’Hydro-Québec. Les commentaires du personnel de la CCSN portaient sur l’indépendance de la fonction d’assurance-qualité (AQ) puisque l’organigramme du MGQ révisé n’illustrait pas comment la fonction d’AQ pouvait être indépendante des autres fonctions (telles que l’ingénierie ou la radioprotection). Ainsi, en juillet 2019, Hydro-Québec a présenté une nouvelle version du MGQ. Le personnel de la CCSN a révisé cette version et a conclu que le nouvel organigramme démontrait bien l’indépendance de la fonction d’AQ aux installations de Gentilly-2 puisque les fonctions d’audit et d’inspection se rapportent dorénavant directement au directeur des installations.

Le personnel de la CCSN a examiné les rapports sur les correctifs et les améliorations émis au cours de 2019 et a remarqué que les problèmes étaient identifiés par Hydro-Québec, que les correctifs étaient apportés et que le suivi était fait [DPRGPL-2019-FIR-05299].

En janvier 2019, la CCSN a envoyé à Hydro-Québec une requête pour un plan de mise en œuvre du REGDOC-2.1.2, Culture de sureté. Hydro-Québec a fourni son plan de mise en œuvre en septembre 2019 et des révisions de son programme d’amélioration continue. Le personnel de la CCSN a conclu qu’Hydro-Québec répondait aux exigences applicables du REGDOC-2.1.2. Les installations de Gentilly- 2 répondaient aux attentes de la CCSN dans le domaine de la culture de sûreté.

Les dossiers vérifiés aux installations de Gentilly-2 au cours des inspections réalisées en 2019 étaient lisibles, retraçables et contrôlés, ce qui est conforme aux exigences [DPRGPL-2019-FIR-05298, DPRGPL-2019-FIR-05299, DPRGPL-2019-FIR-05297].

3.8.2 Gestion de la performance humaine

Le personnel de la CCSN a conclu qu’Hydro-Québec respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Gestion de la performance humaine aux installations de Gentilly-2 en 2019.

En 2019, le personnel de la CCSN a terminé une inspection du programme de formation des agents de sécurité nucléaire [DPRGPL-2019-001].

Le personnel de la CCSN a réalisé 3 inspections supplémentaires sur la formation du personnel qui ont démontré que la formation des travailleurs était conforme à la réglementation. Plus particulièrement, le personnel de la CCSN a constaté ce qui suit :

  • Les travailleurs d’Hydro-Québec satisfaisaient aux exigences de qualification précisées dans le programme. Les dossiers de formation des employés consultés étaient à jour. Les travailleurs rencontrés ont démontré qu’ils avaient les compétences requises pour effectuer leurs tâches dans le cadre du programme de surveillance des déchets dangereux [DPRGPL-2019-FIR-05299].
  • Les travailleurs d’Hydro-Québec respectaient les exigences de formation dans le plan de surveillance de l’environnement. Les travailleurs rencontrés lors des inspections ont démontré qu’ils avaient les connaissances nécessaires pour réaliser leur travail [DPRGPL-2019-FIR-05298].
  • Pour le programme de surveillance de l’environnement, les travailleurs rencontrés satisfaisaient aux exigences de qualification, leur dossier de formation était à jour et ils étaient compétents pour effectuer les tâches liées à leur travail [DPRGPL-2019-FIR-05297].

En se basant sur les résultats des inspections, le personnel de la CCSN a conclu qu’Hydro-Québec avait implanté un programme de formation basé sur une approche systématique à la formation, conformément aux exigences réglementaires.

Les personnes agissant à titre de responsable technique de la radioprotection (RTR) sont les seules personnes encore accréditées aux installations de Gentilly‑2. Aucune demande d’accréditation ou de renouvellement d’une accréditation en tant que RTR n’a été soumise à la CCSN en 2019. Les installations de Gentilly-2 ne maintiennent plus de programmes d’examens initiaux et de tests de requalification du personnel accrédité puisque les RTR sont évalués directement par le personnel de la CCSN.

Dans le domaine de l’aptitude au travail, Hydro-Québec s’est engagée à mettre en œuvre les documents suivants :   

  • REGDOC-2.2.4, Aptitude au travail, tome II : Gérer la consommation d’alcool et de drogues avant le 1er janvier 2019
  • REGDOC-2.2.4, Aptitude au travail : Gérer la fatigue des travailleurs avant le 1er juillet 2019

En 2019, le personnel de la CCSN a analysé les précisions et informations additionnelles soumises par Hydro-Québec relativement au plan de mise en œuvre. Le personnel de la CCSN a confirmé qu’Hydro-Québec avait achevé et mise en œuvre toutes les mesures incluses dans son plan de transition.

Hydro-Québec a écrit à la CCSN en novembre 2019 afin de confirmer sa conformité au REGDOC-2.2.4, Aptitude au travail, tome III : Aptitudes psychologiques, médicales et physiques des agents de sécurité nucléaire. La CCSN a revu cette lettre et confirmé en décembre 2019 qu’Hydro-Québec était conforme au REGDOC-2.2.4, tome III.

Le personnel de la CCSN a déterminé que la mise en œuvre des nouvelles exigences dans le domaine de l’aptitude au travail répondait aux attentes du personnel de la CCSN en 2019.

3.8.3 Conduite de l’exploitation

Le personnel de la CCSN a conclu qu’Hydro-Québec respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Conduite de l’exploitation aux installations de Gentilly-2 en 2019.

Les rapports trimestriels, semestriels et annuels soumis par Hydro-Québec en 2019 qui documentent les activités réalisées ont montré une conformité aux exigences du permis. Lors de la revue de ces rapports par le personnel de la CCSN, aucune lacune ou situation qui aurait pu indiquer que les activités menées aux installations de Gentilly-2 étaient non sécuritaires ou en deçà des attentes du personnel n’a été remarquée. Hydro-Québec a fourni des réponses satisfaisantes dans un délai acceptable au personnel de la CCSN qui a réalisé l’examen de ces rapports. De plus, Hydro-Québec a signalé à la CCSN les événements survenus aux installations de Gentilly-2 en 2019 et a apporté des correctifs à la satisfaction du personnel de la CCSN.

3.8.4 Analyse de la sûreté

Le personnel de la CCSN a conclu qu’Hydro-Québec respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Analyse de la sûreté aux installations de Gentilly-2 en 2019.

Le personnel de la CCSN a examiné une mise à jour du rapport de sûreté des installations de Gentilly-2, remise par Hydro-Québec en août 2019. Le personnel de la CCSN s’est déclaré satisfait de la mise à jour. Hydro-Québec a utilisé une approche conforme au REGDOC-2.4.1, Analyse déterministe de la sûreté. Effectivement, les renseignements et l’analyse soumis par Hydro-Québec démontraient que les changements survenus depuis 2014 aux installations de Gentilly-2 n’augmentaient pas le risque et que le rapport de sûreté actuel couvrait adéquatement les risques qui seront présents jusqu’à l’atteinte de l’état de stockage sûr à sec. Toutefois, Hydro-Québec devra soumettre en 2021 la mise à jour complète du rapport de sûreté des installations de Gentilly-2 afin de refléter le risque associé au nouvel état (état de stockage sûr à sec).

3.8.5 Conception matérielle

Le personnel de la CCSN a conclu qu’Hydro-Québec respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Conception matérielle aux installations de Gentilly-2 en 2019.

Les informations sur le rendement tirées des examens techniques, des rapports trimestriels et des rapports annuels ont répondu aux attentes du personnel de la CCSN pour ce qui des systèmes électriques. Par exemple, il n’y avait aucune préoccupation majeure à noter en ce qui concerne les examens suivants :

  • analyse des événements significatifs – arrêt forcé d’une turbine à gaz de la centrale de Bécancour
  • travaux sur les équipements d’une ligne reliant les installations de Gentilly-2 au réseau d’électricité

3.8.6 Aptitude fonctionnelle

Le personnel de la CCSN a conclu qu’Hydro-Québec respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Aptitude fonctionnelle aux installations de Gentilly-2 en 2019.

Le personnel de la CCSN a fait une inspection sur le terrain du programme de surveillance de l’environnement en 2019 [GPLRPD-2019-FIR-05298]. Tout l’équipement vérifié était étiqueté et identifié correctement et avait été étalonné selon les exigences. Le personnel de la CCSN s’est déclaré satisfait du coefficient d’exécution des travaux d’entretien préventif, qui était de 90 % en 2019.

3.8.7 Radioprotection

Le personnel de la CCSN a conclu qu’Hydro-Québec respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Radioprotection aux installations de Gentilly-2 en 2019.

En 2019, le personnel de la CCSN a réalisé une inspection sur le terrain portant sur le transfert du combustible usé [GPLRPD-2019-FIR-03496] qui a permis de faire des constats relatifs à la radioprotection. Voir la section 3.8.11 pour plus de détails.

L’examen par le personnel de la CCSN des indicateurs de rendement en matière de sûreté en 2019 n’a révélé aucun problème. En effet, l’indicateur relatif à la dose collective n’a rien relevé d’anormal. De plus, au cours de l’année 2019 aux installations de Gentilly-2, il n’y a eu aucun dépassement des limites réglementaires pour les doses reçues aux travailleurs. Également, il n’y a eu aucun dépassement des seuils d’intervention réglementaires rapporté.

L’indicateur de rendement en matière de sûreté pour les événements de contamination du personnel a permis de relever quelques événements mineurs, mais aucun événement significatif n’a été rapporté en 2019. Les indicateurs de rendement en matière de sûreté relatifs aux doses non planifiées ainsi qu’aux événements de contamination non fixée ont indiqués tous 2 « 0 » pour tous les trimestres de 2019. Ceci tend à indiquer qu’il n’y avait aucun problème lié à ces aspects en 2019 chez Hydro-Québec.

3.8.8 Santé et sécurité classiques

Le personnel de la CCSN a conclu qu’Hydro-Québec respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Santé et sécurité classiques aux installations de Gentilly-2 en 2019.

Lors des inspections sur le terrain qui ont été réalisées par le personnel de la CCSN en 2019, les inspecteurs tenaient toujours compte de la santé et sécurité classiques même si elle n’était pas couverte formellement dans les rapports d’inspection. En général, le personnel de la CCSN a observé pendant ces inspections que les pratiques en matière de santé et sécurité étaient adéquates. De plus, il a noté qu’il n’y a eu aucun rapport déposé faisant état d’événements survenus dans ce domaine en 2019.

L’information soumise par Hydro-Québec en 2019 relativement à la santé et la sécurité classiques indiquait que le taux de fréquence des accidents et le taux des accidents de travail étaient de zéro en 2019.

3.8.9 Protection de l’environnement

Le personnel de la CCSN a conclu qu’Hydro-Québec respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Protection de l’environnement aux installations de Gentilly-2 en 2019.

En 2018, Hydro-Québec a terminé sa transition au REGDOC-2.9.1, Protection de l’environnement : Principes, évaluations environnementales et mesures de protection de l’environnement (version 2013) et a confirmé le respect de ce document d’application de la réglementation. En janvier 2019, Hydro-Québec a également procédé à une révision de son MGQ, qui comprenait la documentation sur le système de gestion de l’environnement.

Lors de l’inspection sur le terrain réalisée en novembre 2019 [DPRGPL-2019-FIR-05299], le personnel de la CCSN a fait 2 constats sur le système de gestion de l’environnement : une non-conformité négligeable relative au programme de surveillance de l’environnement et un constat de conformité relatif au programme de surveillance des déchets dangereux. Le constat négligeable était dû au fait que les formulaires pour enregistrer les données de lectures des dosimètres thermo-luminescents (DTL) au laboratoire ne portaient pas la même appellation que ceux sur le terrain. Toutefois, Hydro-Québec a corrigé rapidement et adéquatement cet écart.

En 2018, Hydro-Québec a prolongé la ligne de rejet des effluents liquides sur une distance d’environ 800 mètres du début du canal de rejet jusqu’à plus loin dans le fleuve Saint-Laurent [2]. Cette modification a nécessité une révision des limites de rejet dérivées (LRD) liquides à la baisse. Ces nouvelles LRD sont donc plus restrictives.

Durant l’année 2019, tous les rejets radiologiques étaient bien inférieurs aux limites réglementaires et ne représentaient que de petites fractions de leurs LRD. Un seul rejet a été enregistré au 4e trimestre de 2019, sans atteinte à l’environnement.

En 2019, la dose estimée de rayonnement annuelle chez les personnes représentatives du public était de 3 µSv. Cette dose était très inférieure à la limite de dose réglementaire du public (1 mSv) et inférieure à la dose de 2018.

Lors d’une inspection sur le terrain réalisée en 2019 sur les déchets dangereux [DPRGPL-2019-FIR-05299], il y a eu un constat selon lequel l’information sur les stocks physique de certaines matières dangereuses résiduelles entreposées sur le site des installations de Gentilly-2 ne concordait pas avec les données d’inventaire contenus dans la base de données. Cependant, l’impact de cette lacune sur la protection du public était jugé très faible. Par ailleurs, Hydro-Québec a pris des mesures jugées adéquates par le personnel de la CCSN pour corriger la situation.

3.8.10 Gestion des urgences et protection-incendie

Le personnel de la CCSN a conclu qu’Hydro-Québec respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Gestion des urgences et protection-incendie aux installations de Gentilly-2 en 2019.

En mai 2019, le personnel de la CCSN a observé [GPLRPD-2019-FIR-03215] un exercice d’incendie conjoint entre Hydro-Québec et le service de sécurité incendie de Bécancour (SSIB). L’entente entre Hydro-Québec et le SSIB stipule qu’Hydro‑Québec doit tenir 2 exercices conjoints de lutte contre l’incendie par année avec le SSIB. Cet exercice était surtout axé sur l’intervention en cas d’incendie mais comportait quand même un volet radiologique (sauvetage d’un blessé dans une zone radiologique). Le personnel de la CCSN s’est déclaré satisfait de la performance d’Hydro-Québec dans ses mesures de lutte contre l’incendie et d’intervention en zone radiologique lors de l’exercice.

Le personnel de la CCSN a examiné les indicateurs de rendement en matière de sûreté relatifs à l’indice de participation à l’exercice de l’organisation d’intervention d’urgence et à l’indice de vérification des ressources d’intervention d’urgence, et s’est déclaré satisfait des résultats communiqués par Hydro-Québec en 2019. De plus, il a été validé qu’en 2019, Hydro-Québec avait organisé les 2 visites de formation et de familiarisation requis pour les membres du SSIB et que les agents de sécurité nucléaire ont été formés sur le maniement des extincteurs.

3.8.11 Gestion des déchets

Le personnel de la CCSN a conclu qu’Hydro-Québec respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Gestion des déchets aux installations de Gentilly-2 en 2019.

En 2019, le personnel de la CCSN a réalisé une inspection sur le terrain du transfert du combustible usé [GPLRPD-2019-FIR-03496]. Lors de l’inspection, il a relevé 3 constats de conformités. Par exemple, la vérification des conditions préalables pour l’exécution des travaux a été effectuée par les travailleurs. Cependant, 2 cas de non-conformités ont été relevés. Par exemple, bien que les membres du personnel rencontrés portaient tous les appareils de dosimétrie appropriée, des travailleurs ont été vus portant ceux-ci à l’intérieur de leur vêtement de travail. Hydro-Québec a fourni une réponse à la suite du rapport d’inspection et le personnel de la CCSN était satisfait des mesures prises par celle-ci.

Le personnel de la CCSN a examiné les 2 rapports semestriels de 2019 pour la gestion des installations de déchets radioactifs solides et du combustible usé de Gentilly-2. Ces rapports satisfaisaient les exigences réglementaires et le personnel de la CCSN n’avait pas de commentaires.

En 2019, le personnel de la CCSN a examiné des plans et devis pour le projet d’encapsulation du combustible défectueux. Le personnel de la CCSN s’est dit satisfait de cette nouvelle méthode qui n’aura aucun impact sur la sûreté des installations et qui est conforme aux exigences du permis d’Hydro-Québec.

3.8.12 Sécurité

Le personnel de la CCSN a conclu qu’Hydro-Québec respectaient les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Sécurité aux installations de Gentilly-2 en 2019.

3.8.13 Garanties et non-prolifération

Le personnel de la CCSN a conclu qu’Hydro-Québec respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Garanties et non‑prolifération aux installations de Gentilly-2 en 2019.

Hydro-Québec a soumis ses grands livres généraux mensuels dans les délais.

La plupart des titulaires de permis devaient fournir un plan de mise en œuvre afin de satisfaire aux exigences du REGDOC-2.13.1, Garanties et comptabilité des matières nucléaires. Il a été déterminé que les installations de Gentilly-2 étaient conformes au nouveau document d’application de la réglementation, et aucune autre mesure n’était requise.

En 2019, l’AIEA a complété une vérification des stocks physiques, une vérification des renseignements descriptifs, et 2 inspections non annoncées aux installations de Gentilly-2, qui ont donné des résultats satisfaisants pour l’AIEA. Le personnel de la CCSN n’a pas participé à ces activités de vérification et d’inspection.

Hydro-Québec a soumis le programme opérationnel annuel requis avec des mises à jour trimestrielles ainsi que la mise à jour annuelle du Protocole additionnel à la CCSN en temps opportun. Le personnel de la CCSN a examiné ces documents et a déterminé qu’ils répondaient aux exigences et aux attentes. Hydro-Québec a soumis un questionnaire relatif aux renseignements descriptifs à jour en 2019. Le personnel de la CCSN a examiné le document et a déterminé qu’il répondait aux exigences et aux attentes. La CCSN a transmis le document révisé à l’AIEA en 2019.

Hydro-Québec a répondu aux demandes de l’AIEA (5 instances) pour la réparation de l’équipement de l’AIEA.

3.8.14 Emballage et transport

Le personnel de la CCSN a conclu qu’Hydro-Québec respectait les exigences réglementaires applicables et que son rendement répondait aux attentes du personnel de la CCSN en ce qui concerne le DSR Emballage et transport aux installations de Gentilly-2 en 2019.

4 Conclusions

Le personnel de la CCSN a conclu que les centrales nucléaires et les installations de gestion des déchets (IGD) se trouvant sur leurs sites ont été exploitées en toute sûreté en 2019. Cette conclusion est fondée sur les évaluations approfondies du personnel des constatations découlant des activités de vérification de la conformité pour chaque installation dans le contexte des 14 domaines de sûreté et de réglementation (DSR) de la CCSN. Les mesures de rendement en matière de sûreté et d’autres observations ont permis d’étayer cette conclusion.

Les mesures de rendement et les observations pertinentes comprennent ce qui suit :

  • Les titulaires de permis de centrales nucléaires et d’IGD ont suivi les procédures approuvées et ont pris les mesures correctives appropriées pour tous les événements signalés à la CCSN.
  • Les centrales nucléaires et les IGD ont été exploitées dans le respect de leurs lignes de conduite pour l’exploitation.
  • Il n’y a eu aucune défaillance grave des processus dans les centrales nucléaires. Le nombre de transitoires et de déclenchements d’arrêt imprévus des réacteurs a été faible et jugé acceptable par le personnel de la CCSN. Tous les transitoires imprévus des réacteurs ont été contrôlés et gérés adéquatement.
  • Les doses de rayonnement reçues par le public étaient bien inférieures aux limites réglementaires.
  • Les doses de rayonnement reçues par les travailleurs dans les centrales nucléaires et les IGD n’ont pas dépassé les limites réglementaires.
  • La fréquence et la gravité des blessures non radiologiques mettant en cause des travailleurs étaient faibles.
  • Aucun rejet radiologique dans l’environnement provenant des centrales et des IGD n’a dépassé les limites réglementaires.
  • Les titulaires de permis ont respecté les exigences applicables liées aux obligations internationales du Canada; les résultats des inspections visant les garanties ont été jugés acceptables par l’AIEA.

Le personnel de la CCSN a conclu que les centrales nucléaires et les installations de gestion des déchets visées ont été exploitées en toute sûreté en 2019.

5 Références

  1. http://suretenucleaire.gc.ca/fra/resources/publications/reports/regulatory-oversight-reports/general-description-of-regulatory-framework-for-NPGS.cfm
  2. CMD 19-M30, Rapport de surveillance réglementaire des sites de centrales nucléaires au Canada : 2018.
  3. CMD 17-M64, Présentation du personnel de la CCSN sur l’étude probabiliste de sûreté (EPS) visant l’ensemble du site.
  4. CMD 19-H104, Demande d’Ontario Power Generation visant à réviser le plan intégré de mise en œuvre de la centrale nucléaire de Darlington.
  5. CMD 15-H111, Modification au permis de Gentilly-2 pour inclure le REGDOC-3.1.1.
  6. Procès-verbal de la réunion de la Commission du 15 mai 2019.
  7. CMD 20-M14, Conclusions de la mission EPREV de l’AIEA au Canada en 2019 et réponse du Canada.
  8. CMD 19-H104, Compte rendu de décision – OPG – Demande visant à réviser le plan intégré de mise en œuvre de la centrale nucléaire de Darlington.

Annexes

A. Définitions des cotes et méthodes d’attribution

A.1 Définitions

Les évaluations des domaines de sûreté et de réglementation (DSR) fournies dans le présent rapport de surveillance réglementaire ont été réalisées en appliquant les définitions suivantes pour évaluer les domaines particuliers qui constituent chacun des DSR. En 2019, le personnel de la CCSN a attribué la cote « Entièrement satisfaisant » pour certains domaines particuliers de certaines installations. Toutefois, en raison de la charge de travail additionnelle occasionnée par la pandémie de COVID-19, le personnel de la CCSN n’a pas attribué de cote « Entièrement satisfaisant » au niveau des DSR en 2019 étant donné la possibilité restreinte de vérifier l’application uniforme des critères relatifs à ce niveau de cotation dans l’ensemble des DSR.

Entièrement satisfaisant (ES)
Les mesures de sûreté et de réglementation mises en œuvre par le titulaire de permis sont très efficaces. Le niveau de conformité aux exigences réglementaires est entièrement satisfaisant, et le niveau de conformité pour le DSR ou le domaine particulier dépasse les exigences de même que les attentes de la CCSN. De façon générale, le niveau de conformité est stable ou s’améliore et les problèmes qui se présentent sont réglés rapidement.
Satisfaisant (SA)
L’efficacité des mesures de sûreté et de réglementation mises en œuvre par le titulaire de permis est adéquate. Le niveau de conformité aux exigences réglementaires est satisfaisant. Le niveau de conformité pour le DSR répond aux exigences de même qu’aux attentes de la CCSN. Les déviations sont jugées mineures, et on estime que les problèmes relevés posent seulement un faible risque quant au respect des exigences réglementaires et des attentes de la CCSN. Des améliorations appropriées sont prévues.
Inférieur aux attentes (IA)
L’efficacité des mesures de sûreté et de réglementation mises en œuvre par le titulaire de permis est quelque peu en deçà des attentes. Le niveau de conformité aux exigences réglementaires est inférieur aux attentes. Le niveau de conformité pour le DSR s’écarte des exigences ou des attentes de la CCSN, dans la mesure où il existe un risque modéré de manquement à la conformité. Des améliorations doivent être apportées afin que les lacunes relevées soient corrigées. Le titulaire de permis prend les mesures correctives requises.
Inacceptable (IN)
Les mesures de sûreté et de réglementation mises en œuvre par le titulaire de permis sont nettement inefficaces. Le niveau de conformité aux exigences réglementaires est inacceptable et la conformité est sérieusement mise à risque. Pour l’ensemble du DSR, le niveau de conformité est nettement inférieur aux exigences ou aux attentes de la CCSN, ou on constate une non-conformité générale. Si des mesures correctives ne sont pas prises, il y a de fortes chances que les lacunes entraîneront un risque inacceptable. Les problèmes ne sont pas résolus de façon efficace, aucune mesure corrective appropriée n’a été prise et aucun autre plan d’action n’a été proposé. Des mesures correctives sont requises immédiatement.

A.2 Méthode d’attribution – Approche générale

La méthode d’évaluation des titulaires de permis repose sur de multiples sources d’information et fait appel au jugement du personnel de la CCSN. Une cote est accordée à la fois aux DSR et à leurs domaines particuliers. Au niveau des domaines particuliers, le personnel de la CCSN applique les définitions susmentionnées en évaluant à la fois :

  • le niveau de conformité du titulaire de permis aux exigences associées au domaine particulier
  • la mesure dans laquelle le rendement du titulaire de permis répond aux attentes du personnel de la CCSN associées au domaine particulier

Pour obtenir une cote donnée (p. ex., « Satisfaisant ») pour un domaine particulier, le titulaire de permis doit respecter les critères établis dans la définition tant pour le niveau de conformité que pour le niveau de rendement.

Après avoir attribué une cote à tous les domaines particuliers applicables au titulaire de permis, le personnel de la CCSN combine ces cotes afin d’établir une cote de synthèse pour les DSR.

A.3 Description détaillée des étapes de la méthode d’attribution des cotes de rendement

Étape 1 : Regroupement des constatations

Les constatations constituent une comparaison des faits observés et des exigences réglementaires applicables. Elles sont établies à partir des inspections et autres évaluations faites par le personnel de la CCSN. Chaque constatation est assignée au domaine particulier le plus applicable, pour un DSR donné.

Étape 2 : Évaluation des constatations

Pour chaque constatation, le personnel de la CCSN en évalue l’importance pour la sûreté et y attribue le niveau approprié : élevé, moyen, faible, négligeable ou conforme. L’importance d’une constatation est déterminée selon le contexte des critères de vérification de la conformité pour l’activité qui a donné lieu à cette constatation et dépend de la mesure dans laquelle l’efficacité d’un domaine particulier est affectée négativement. Les 5 niveaux d’importance pour la sûreté sont les suivants :

Élevé
Les mesures du titulaire de permis sont absentes, tout à fait inadéquates ou inefficaces pour ce qui est de satisfaire aux attentes ou à l’intention des exigences de la CCSN, de même qu’aux attentes en matière de conformité.
Moyen
Le rendement s’écarte considérablement des attentes ou des objectifs associés aux exigences de la CCSN ou encore de l’intention de ces exigences, de même que des attentes en matière de conformité.
Faible
Le rendement s’écarte des attentes ou des objectifs associés aux exigences de la CCSN ou encore de l’intention de ces exigences, de même que des attentes en matière de conformité.
Négligeable
Le rendement s’écarte à peine des attentes ou des objectifs associés aux exigences de la CCSN, de même que des attentes en matière de conformité.
Conforme
Le rendement est conforme aux exigences et aux attentes en matière de conformité applicables de la CCSN.
Étape 3 : Évaluation du niveau de conformité d’un domaine particulier

Le personnel de la CCSN examine l’importance pour la sûreté de toutes les constatations pertinentes et évalue l’efficacité globale des exigences réglementaires pour le domaine particulier. En l’absence de constatation tirée des activités de réglementation de l’année visée par le rapport, le personnel de la CCSN peut fonder sa décision sur les constatations des années antérieures si ces constatations demeurent applicables. Le personnel de la CCSN choisit l’un des énoncés suivants, qui correspondent aux définitions des catégories de cotes, pour résumer le niveau de conformité du domaine particulier :

  • respect ou dépassement efficace de toutes les exigences
  • respect des exigences
  • non-conformité importante
  • état de conformité inacceptable
Étape 4 : Regroupement de renseignements supplémentaires en matière de rendement

Le personnel de la CCSN recueille des renseignements supplémentaires qui, sans nécessairement être des indicateurs de conformité, indiquent la mesure dans laquelle le rendement du titulaire de permis répond aux attentes du personnel de la CCSN pour un domaine particulier donné. Les activités de réglementation qui fournissent des renseignements sur le rendement sont notamment la surveillance et le contrôle ainsi que les examens par le personnel de la CCSN des événements, des données (p. ex., les indicateurs de rendement en matière de sûreté), des rapports trimestriels et annuels des titulaires de permis, des mesures correctives et de la modification des documents des titulaires de permis de même que de diverses autres soumissions présentées par les titulaires de permis, comme celles liées à la conception et à l’analyse.

Étape 5 : Évaluation du niveau de conformité d’un domaine particulier

Le personnel de la CCSN tient compte de tous les renseignements disponibles liés au rendement et choisit l’un des énoncés suivants, qui correspondent aux définitions des catégories de cotes, pour résumer le niveau de conformité du domaine particulier :

  • dépasse les attentes
  • répond aux attentes
  • ne répond pas aux attentes
  • représente un risque déraisonnable, une probabilité élevée de dangers
Étape 6 : Attribution d’une cote de rendement aux domaines particuliers

Le personnel de la CCSN combine les 2 énoncés de synthèse, soit celui pour la conformité et celui pour le rendement, et détermine la cote du domaine particulier au moyen du tableau A.1.

Tableau A.1 : Critères minimaux de conformité et de rendement pour chaque catégorie de cotes
Deux critères requis Cote du domaine particulier
Conformité Rendement
Respect ou dépassement efficace de toutes les exigences Dépasse les attentes ES
Respect des exigences Répond aux attentes SA
Non-conformité importante Ne répond pas aux attentes IA
État de conformité inacceptable Représente un risque déraisonnable, probabilité élevée de danger IN

Il faut respecter les critères des 2 colonnes (pour la conformité et pour le rendement) pour obtenir la cote indiquée dans la colonne de droite. Ensuite, le personnel de la CCSN qualifie la cote pour le domaine particulier (élevé, moyen et faible, pour la catégorie de critère attribuée) afin de préciser la mesure dans laquelle le titulaire de permis a respecté les exigences ou a répondu aux attentes, dans le contexte de la catégorie, pour le domaine particulier visé.

Il convertit ensuite la cote de rendement en une valeur numérique entre 0 et 10, au moyen de la grille du tableau A.2. Aucune valeur n’est établie pour la cote « Inacceptable », étant donné qu’en pratique, cette cote n’a jamais été attribuée à une centrale nucléaire ou à une installation de gestion des déchets. L’attribution de cette cote nécessiterait une attention spéciale de la part de la CCSN.

Tableau A.2 : Valeurs numériques des catégories de cotes pour les domaines particuliers
Cote Valeurs pour les domaines particuliers
ES élevé 9,6
ES moyen 9,0
ES faible 8,3
SA élevé 7,6
SA moyen 7,0
SA faible 6,3
IA élevé 5,6
IA moyen 5,0
IA faible 4,3
Étape 7 : Attribution d’une cote de rendement aux DSR

Le personnel de la CCSN établit la moyenne des cotes des domaines particuliers applicables pour orienter la détermination de la cote du DSR.

Tableau A.3 : Plages numériques (orientation) pour les catégories de cotes des DSR
Moyenne des valeurs pour les domaines particuliers Cote suggérée
8-10 ES
6-8 SA
4-6 IA

Le personnel de la CCSN fonde la décision finale à l’égard de la cote des DSR sur son jugement ainsi que sur la catégorie suggérée par la moyenne arithmétique des cotes des domaines particuliers.

Tel qu’il a été mentionné, le personnel de la CCSN n’a pas attribué de cote « Entièrement satisfaisant » aux DSR en 2019. La cote « Satisfaisant » était donc suggérée lorsque la moyenne des cotes des domaines particuliers était supérieure à 6.

B. Liste des exigences réglementaires à la fin de 2019

Le tableau suivant dresse la liste des document d’application de la réglementation de la CCSN et des normes du Groupe CSA publiés qui comportent des critères de vérification de la conformité utilisés par le personnel de la CCSN pour les domaines de sûreté et de réglementation visés par le présent rapport de surveillance réglementaire. Les renseignements ont été tirés des MCP de diverses installations en date de décembre 2019. De plus, le corps du présent rapport pourrait comprendre des renseignements supplémentaires liés à la mise en œuvre de certains de ces documents, ainsi que de documents publiés plus récemment, qui n’ont pas été utilisés aux fins de vérification de la conformité en 2019.

Dans le tableau, un crochet indique que la publication comporte des critères de vérification de la conformité pour l’installation à la fin de 2019, un tiret signifie que la publication ne comporte pas de critère de vérification de la conformité, et une date indique l’année durant laquelle le titulaire de permis compte avoir pleinement mis en œuvre les exigences de cette publication.

Source Numero Titre Année DSR Bruce DNGS DWMF PNGS PWMF PLNGS Gentilly-2 WWMF
CSA N286 Exigences relatives au système de gestion des centrales nucléaires 2005 1 - - - - - -
CSA N286 Exigences relatives au système de gestion des installations nucléaires 2012 1
CNSC REGDOC-2.2.2 La formation du personnel 2014 2 -
CNSC REGDOC-2.2.2 La formation du personnel, version 2 2016 2 - - - - - -
CNSC RD-204 Accréditation des personnes qui travaillent dans des centrales nucléaires 2008 2 - - -
CNSC EG1 * Exigences et directives concernant les examens d'accréditation écrits et oraux du personnel de quart des centrales nucléaires 2005 2 - - - -
CNSC EG2 * Exigences et directives concernant les examens d'accréditation sur simulateur du personnel de quart des centrales nucléaires 2004 2 - - - -
CNSC * Exigences relatives aux tests de requalification pour le personnel de quart accrédité des centrales nucléaires canadiennes 2009 2 - - - -
CNSC RD-363 Aptitudes psychologiques, médicales et physiques des agents de sécurité nucléaire 2008 2
CNSC REGDOC-2.2.4 Aptitude au travail, tome 1 : Gérer la fatigue des travailleurs 2017 2 2019 2019 2019 2019 2022 2019 2019
CNSC REGDOC-2.2.4 Aptitude au travail, tome 2 : Gérer la consommation d’alcool et de drogues  2017 2 2019 2019 2019 2019 2019 2019 2019 -
CNSC REGDOC-2.3.3 Bilans périodiques de sûreté 2015 3 - - - -
CNSC REGDOC-3.1.1 Rapports à soumettre par les exploitants de centrales nucléaires  2014 3 - - - - - -
CNSC REGDOC-3.1.1 Rapports à soumettre par les exploitants de centrales nucléaires, révision 2 2016 3 - - - - -
CSA N290.15 Exigences relatives à l’enveloppe d’exploitation sûre des centrales nucléaires 2010 3 - - - -
CNSC REGDOC-2.3.2 Gestion des accidents : Programme de gestion des accidents graves  2013 3 - - - - -
CSA N290.11 Exigences relatives à la capacité d'évacuation de la chaleur du réacteur pendant l'arrêt des centrales nucléaires 2013 3 - - - - - - -
CSA N286.7 Assurance de la qualité des programmes informatiques scientifiques, d’analyse et de conception des centrales nucléaires 1999 4 - - - - -
CSA N286.7 Assurance de la qualité des programmes informatiques scientifiques, d’analyse et de conception des centrales nucléaires 2016 4 - - - - - -
CNSC REGDOC-2.4.1 Analyse déterministe de la sûreté 2014 4 - - -
CNSC REGDOC-2.4.2 Études probabilistes de sûreté (EPS) pour les centrales nucléaires 2014 4 2019 2020 - 2020 - - -
CNSC RD-327 Sûreté en matière de criticité nucléaire 2010 4 - - - - - - -
CSA N289.1 Exigences générales relatives à la conception et à la qualification parasismique  2008 5 - - - -
CSA N289.2 Détermination des mouvements du sol pour la qualification parasismique des centrales nucléaires  2010 5 - - - - - - -
CSA N289.3 Calculs relatifs à la qualification parasismique des centrales nucléaires 2010 5 - - - - - - -
CSA N289.4 Procédures d'essais de qualification parasismique des structures, systèmes et composants de centrales nucléaires 2012 5 - - - - - - -
CSA N289.5 Exigences relatives à l’instrumentation sismique des centrales et installations nucléaires 2012 5 - - - - - - -
CSA N290.13 Qualification environnementale des équipements pour les centrales nucléaires CANDU 2005 5 - - - -
CSA N285.0 Exigences générales relatives aux systèmes et composants sous pression des centrales nucléaires CANDU  2008 5 - - -
CSA N285.0 Exigences générales relatives aux systèmes et composants sous pression des centrales nucléaires CANDU (y compris la mise à jour 1 et 2) 2012 5 -
CSA N290.12 Facteurs humains dans la conception des centrales nucléaires 2014 5 - - - - -
CSA N290.0 Exigences générales applicables aux systèmes de sûretédes centrales nucléaires 2011 5 - - - - - -
CSA N291 Exigences relatives aux enceintes reliées à la sûreté des centrales nucléaires CANDU 2008 5 - - - -
CSA N291 Exigences relatives aux enceintes reliées à la sûreté des centrales nucléaires CANDU 2015 5 - - - - - - -
CNSC RD/GD-98 Programmes de fiabilité pour les centrales nucléaires 2012 6 - - - - - -
CNSC REGDOC-2.6.1 Programmes de fiabilité pour les centrales nucléaires 2017 6 - - - - - -
CNSC RD/GD-210 Programmes d’entretien pour les centrales nucléaires 2012 6 - - - - - -
CNSC REGDOC-2.6.2 Programmes d’entretien pour les centrales nucléaires 2017 6 - - - - -
CSA N285.4 Inspection périodique des composants des centrales nucléaires CANDU  2005 6 - - - - -
CSA N285.4 Inspection périodique des composants des centrales nucléaires CANDU  2009 6 - - - - -
CSA N285.5 Inspection périodique des composants de confinement des centrales nucléaires CANDU 2008 6 - - - -
CSA N287.7 Exigences relatives à la mise à l’essai et à la vérification, en cours d’exploitation, des enceintes de confinement en béton des centrales nucléaires CANDU 2008 6 - - - -
CSA N285.8 Exigences techniques relatives à l’évaluation en service des tubes de force en alliage de zirconium dans les réacteurs CANDU 2015 6 - - - - - -
CSA N285.8 Exigences techniques relatives à l’évaluation en service des tubes de force en alliage de zirconium dans les réacteurs CANDU 2010 6 - - - - √ upd2 - -
CSA N285.8 Exigences techniques relatives à l’évaluation en service des tubes de force en alliage de zirconium dans les réacteurs CANDU 2005 6 - - - - - - - -
CNSC RD-334 Gestion du vieillissement des centrales nucléaires 2010 6 - - - - - -
CNSC REGDOC-2.6.3 Gestion du vieillissement 2014 6
CSA N288.1 Guide de calcul des limites opérationnelles dérivées de matières radioactives dans les effluents gazeux et liquides durant l’exploitation normale des installations nucléaires (y compris la mise à jour 1) 2008 9 -
CSA N288.1 Guide de calcul des limites opérationnelles dérivées de matières radioactives dans les effluents gazeux et liquides durant l’exploitation normale des installations nucléaires 2014 9 2020 - - 2019 - - 2020
CSA N288.3.4 Essais de performance des systèmes d’épuration d’air radioactif des installations nucléaires 2013 9 - - - -
CNSC S-296 Politiques, programmes et procédures de protection de l’environnement aux installations nucléaires de catégorie I et aux mines et usines de concentration d’uranium 2006 9 - - - - - - - -
CNSC REGDOC-2.9.1 Politiques, programmes et procédures de protection de l’environnement 2013 9 - -
CNSC REGDOC-2.9.1 Environmental Principles, Assessments and Protection Measures, version 1.1 2017 9 2020 - - - - -
CSA N288.4 Programmes de surveillance de l’environnement aux installations nucléaires de catégorie I et aux mines et usines de concentration d’uranium 2010 9 - 2019
CSA N288.5 Programmes de surveillance des effluents aux installations nucléaires de catégorie I et aux mines et usines de concentration d’uranium 2011 9 -
CSA N288.6 Évaluation des risques environnementaux aux installations nucléaires de catégorie I et aux mines et usines de concentration d’uranium 2012 9 - -
CSA N288.7 Programmes de protection des eaux souterraines aux installations nucléaires de catégorie I et aux mines et usines de concentration d’uranium 2015 9 2020 2020 2022 2020 2020 2020 2021
CNSC RD-353 Mise à l’épreuve des mesures d’urgence 2008 10 - - - - -
CNSC REGDOC-2.10.1 Préparation et intervention relatives aux urgences nucléaires 2014 10 2019
CSA N293 Protection contre l’incendie dans les centrales nucléaires 2007 10 - - - - - - - -
CSA N293 Protection contre l’incendie dans les centrales nucléaires 2012 10 - - -
CSA N393 Protection contre l’incendie dans les installations qui traitent, manipulent ou entreposent des substances nucléaires 2013 10 - - 2022 -
CSA N292.0 Principes généraux pour la gestion des déchets radioactifs et du combustible irradié 2014 11 - - -
CSA N292.2 Entreposage à sec du combustible irradié 2007 11 - - - - - - -
CSA N292.2 Entreposage à sec du combustible irradié 2013 11 - -
CSA N292.3 Gestion des déchets radioactifs de faible et de moyenne activité 2008 11 - - -
CSA N292.3 Gestion des déchets radioactifs de faible et de moyenne activité 2014 11 - - - - -
CSA N294 Déclassement des installations contenant des substances nucléaires 2009 11 - √ upd1
CSA N290.7 Cybersécurité pour les centrales nucléaires et les installations dotées de petits réacteurs 2014 12 2020 - 2019 2019 -
CNSC RD-321 Critères portant sur les systèmes et les dispositifs de protection physique sur les sites à sécurité élevée 2010 12
CNSC RD-361 Critères portant sur les dispositifs de détection de substances explosives, d’imagerie par rayons X et de détection de métal sur les sites à sécurité élevée 2010 12
CNSC REGDOC-2.12.1 Sites à sécurité élevée : Force d’intervention pour la sécurité nucléaire 2013 12 - - - -
CNSC REGDOC-2.12.2 Cote de sécurité donnant accès aux sites 2013 12
CNSC REGDOC-2.12.3 La sécurité des substances nucléaires : sources scellées 2013 12 - - - -
CNSC RD-336 Comptabilisation et déclaration des matières nucléaires 2010 13 -
CNSC REGDOC-2.13.1 Garanties et comptabilité des matières nucléaires 2018 13 2019 2021 2021 2021 2021 2021
CNSC RD/GD-99.3 L’information et la divulgation publiques 2012 15

C. État actuel et prévu des paramètres et des modèles clés pour les tubes de force des réacteurs de puissance canadiens

Tranche État au 1er janvier 2020 Situation future
HEPP Concentration maximale de Heq, ppm Modèle de résistance aux fractures existant valide? Date clé HEPP anticipées Concentration max. de Heq prévue, ppm Modèle de résistance aux fractures existant valide?
Tranche 1 de Darlington 212 718 114 Oui

Réfection

(février 2022)

229 000 ~120 Non2
Tranche 2 de Darlington

Réfection en cours

(début : octobre 2016)

S.O. – canaux de combustible remplacés durant la réfection
Tranche 3 de Darlington 207 632 112 Oui

Réfection

(septembre 2020)

213 000 114 Oui
Tranche 4 de Darlington 202 458 102 Oui

Réfection

(septembre 2023)

233 000 115 Non2
Tranche État au 1er janvier 2020 Situation future
HEPP Concentration maximale de Heq, ppm Modèle de résistance aux fractures existant valide? Date clé HEPP anticipées Concentration max. de Heq prévue, ppm Modèle de résistance aux fractures existant valide?
Tranche 1 de Pickering 151 116 67,4 Oui Déc. 2024 192 100 88,2 Non1
Tranche 4 de Pickering 122 911 55,7 Oui Déc. 2024 167 500 68,3 Oui
Tranche 5 de Pickering 243 485 84,3 Oui Déc. 2024 287 500 97,4 Oui
Tranche 6 de Pickering 250 731 77,6 Oui Déc. 2024 295 000 90,7 Oui
Tranche 7 de Pickering 242 546 81,1 Oui Déc. 2024 287 000 94,2 Oui
Tranche 8 de Pickering 229 586 74,2 Oui Déc. 2024 274 500 87,3 Oui
Tranche État au 1er janvier 2020 Situation future
HEPP Concentration maximale de Heq, ppm Modèle de résistance aux fractures existant valide? Date clé HEPP anticipées Concentration max. de Heq prévue, ppm Modèle de résistance aux fractures existant valide?
Tranche 1 de Bruce 49 964 46,5 Oui

Temps requis pour atteindre 120 ppm Heq

(au-delà de la fin de vie)

>231 200 <120 Oui
Tranche 2 de Bruce 49 280 46,6 Oui

Temps requis pour atteindre 120 ppm Heq

(au-delà de la fin de vie)

>231 600 <120 Oui
Tranche 3 de Bruce 222 280 97,5 Oui RCM (2023) 247 400 <120 Oui
Tranche 4 de Bruce 217 067 94,8 Oui RCM (2025) 256 100 <120 Oui
Tranche 5 de Bruce 245 906 106,8 Oui Décembre 2023 – premier tube de force à atteindre 120 ppm 275 000 120 ppm Oui – jusqu’en décembre 20232
Tranche 6 de Bruce 243 411 110,5 Oui S.O. S.O. S.O. S.O.
Tranche 7 de Bruce 237 946 104,8 Oui

Août 2024 – premier tube de force à atteindre

120 ppm

272 100 120 ppm Oui – jusqu’en août 20242
Tranche 8 de Bruce 225 388 88,0 Oui Janvier 2027 – premier tube de force à atteindre 120 ppm 275 400 120 ppm Oui – jusqu’en janvier 20272
Tranche État au 1er janvier 2020 Situation future
HEPP Concentration maximale de Heq, ppm Modèle de résistance aux fractures existant valide? Date clé HEPP anticipées Concentration max. de Heq prévue, ppm Modèle de résistance aux fractures existant valide?
Point Lepreau 51 108 54,3 Oui Mars 2045 235 000 99 ppm Oui
  1. Le modèle actuel de résistance aux fractures a été limité à 80 ppm Heq pour le matériau de l’extrémité avant des tubes de force conformément à la norme CSA N285.8-F15, Exigences techniques relatives à l’évaluation en service des tubes de force en alliage de zirconium dans les réacteurs CANDU, Mise à jour no 1. La tranche 1 de Pickering compte 50 % de tubes orientés, assortis de matériau d’extrémité avant à leur point de sortie.
  2. L’industrie compte produire un modèle révisé de résistance aux fractures d’ici la fin de 2020.

D. Limites de rejet dérivées et rejets de substances radioactives dans l’environnement

Limites de rejet dérivées

Les limites de rejet figurant dans les permis, ou limites de rejet dérivées (LRD), désignent les limites de rejet calculées pour chaque site qui, si elles sont dépassées, pourraient exposer une personne du groupe le plus fortement exposé à une dose engagée égale à la limite de dose annuelle réglementaire de 1 mSv/an. Les LRD sont calculées selon la norme N288.1-F14 du Groupe CSA, Guide de calcul des limites opérationnelles dérivées de matières radioactives dans les effluents gazeux et liquides durant l’exploitation normale des installations nucléaires.

Bien qu’il soit possible de calculer une LRD spécifique pour chaque radionucléide, il pourrait ne pas être pratique ni nécessaire de surveiller chacun d’entre eux séparément. Dans de tels cas, les radionucléides émis peuvent être réunis en groupes qui seront sélectionnés selon divers facteurs, notamment leurs propriétés physico-chimiques et la méthode de surveillance. Les LRD peuvent être établies pour un groupe de radionucléides, d’après quelques hypothèses simplificatrices et prudentes (c’est-à-dire qui assurent une certaine protection), notamment si l’on suppose que le groupe est composé entièrement des radionucléides les plus restrictifs et les plus représentatifs du groupe. Les radionucléides les plus restrictifs peuvent différer parmi les installations nucléaires, en fonction des rejets, des conditions locales et du choix de la personne représentative. La surveillance des émissions peut alors être réalisée à l’aide d’une méthode pour un groupe de radionucléides, au lieu d’une méthode pour des radionucléides spécifiques. Les regroupements les plus courants de LRD pour les rejets atmosphériques sont les gaz rares, l’iode radioactif, les particules (rayonnement bêta/gamma) et les particules alpha, les plus communs pour des rejets liquides étant les émetteurs bêta/gamma et alpha.

Les titulaires de permis sont tenus de démontrer que leurs rejets sont non seulement inférieurs à leurs LRD respectives, mais que la somme de leurs rejets est inférieure à 1 mSv/an, soit la limite de dose réglementaire pour le public. Afin de s’assurer que ces limites sont respectées, les titulaires de permis sont également tenus d’établir des seuils d’intervention bien inférieurs à leurs LRD, afin de pouvoir détecter des rejets élevés justifiant des enquêtes de suivi et des mesures pour s’assurer que les rejets sont correctement contrôlés. Pour les centrales nucléaires, les seuils d’intervention sont appliqués aux résultats hebdomadaires et mensuels de la surveillance des émissions dans l’atmosphère et des effluents dans les eaux de surface, respectivement.

Il convient de noter que les LRD indiquées dans les tableaux de la présente annexe s’appliquent à 2019 et pourraient ne pas s’appliquer aux années antérieures.

Rejets annuels totaux de radionucléides pertinents dans l’environnement

Le personnel de la CCSN a commencé à publier les rejets annuels de radionucléides dans l’environnement provenant des installations nucléaires dans la section de la CCSN du Portail du Gouvernement ouvert.

Les tableaux suivants présentent la charge annuelle des principaux radionucléides rejetés directement dans l’atmosphère ou les eaux de surface par les installations autorisées, ainsi que les LRD pertinentes pour la période visée par le rapport, soit de 2011 à 2019. En 2012, la CCSN a publié dans un rapport qui présentait les données sur les rejets de radionucléides provenant des centrales nucléaires canadiennes pour les années 2001 à 2010. Il n’y a eu aucun dépassement des LRD établies dans les permis pour la période de référence actuelle (2011-2019).

Les installations diffèrent en ce qui concerne leurs activités nucléaires sur le site (p. ex., présence d’une installation de traitement du tritium) ou leurs activités à une étape de leur durée de vie utile (p. ex., arrêt sûr), ou encore de leurs opérations (p. ex., entretien, taux de production d’électricité). Pour cette raison, les radionucléides pertinents qui sont surveillés et déclarés ainsi que les quantités réelles rejetées varient. Les installations nucléaires surveillent et déclarent un large éventail de radionucléides, et les données déclarées normalisées, présentées ici, sont fondées sur les principaux radionucléides associés à la dose au public et sur les LRD établies pour ces installations. Par conséquent, il n’est pas possible de faire des comparaisons directes entre les installations, car les quantités de rejets de matières radioactives peuvent différer d’une installation à l’autre.

En ce qui concerne les installations couvertes par le présent rapport de surveillance réglementaire, les radionucléides ou groupes de radionucléides les plus courants pour ce qui est des rejets atmosphériques sont le tritium (HTO), l’iode 131, les gaz rares, les particules (rayonnement bêta/gamma) et le carbone 14. Pour ce qui est des rejets liquides dans les eaux de surface, il s’agit du HTO, de l’activité bêta-gamma globale et du carbone 14. Étant donné que les particules et l’activité bêta-gamma globale sont constituées de mélanges de radionucléides, le radionucléide le plus restrictif pour la dose en question (c.-à-d., en fonction de la dose potentielle au public) est souvent choisi pour représenter le mélange aux fins de comparaison avec la LRD.

Les rejets sont présentés dans le tableau suivant en termes de becquerels totaux (Bq) par année ou, dans le cas des gaz rares, en termes de becquerels-millions d’électrons volts (Bq-MeV). Un becquerel est une unité de radioactivité du SI (Système international d’unités) définie comme étant l’activité d’une quantité de matière radioactive dans laquelle un noyau se désintègre par seconde. Comme le Bq est une très petite quantité, les rejets sont présentés ici en notation scientifique. Dans la plupart des cas, les chiffres sont arrondis à 2 chiffres significatifs. Par exemple :   

100 = 1,0 x 102

1 260 000 = 1,2 x 106

4 445 758 748 = 4,4 x 109

D.1 Site de Darlington

Outre l’ensemble typique de radionucléides déclarés dans le cadre des rejets des centrales nucléaires (tableaux D.1 et D.2), le site de Darlington (centrale nucléaire et IGDD) déclare également les rejets atmosphériques de tritium élémentaire associés à l’installation d’extraction du tritium qui se trouve sur le site. Remarque : Les LRD applicables pour 2019 sont également présentées.

Rejets dans l’atmosphère

Remarque : La LRD du tritium élémentaire s’applique à l’installation d’extraction du tritium.

Tableau D.1 : Site de Darlington – Rejets annuels de radionucléides dans l’atmosphère, de 2011 à 2019
Année Tritium élémentaire (HTO : Bq) Tritium : (HTO : Bq) Carbone 14 (Bq) Gaz rare (Bq-MeV) Iode 131 (Bq) Particules (rayonnement bêta/gamma brut) (Bq) Rayonnement alpha brut (Bq)
LRD pour 2019 8,2 x 1017 4,9 x 1016 1,2 x 1015 3,8 x 1016 1,7 x 1012 6,1 x 1011 1,1 x 1011
2019 2,3 x 1013 2,0 x 1014 9,7 x 1011 5,0 x 1013 1,4 x 108 2,6 x 107 1,3 x 106
2018 4,7 x 1013 2,1 x 1014 8,4 x 1011 4,7 x 1013 1,4 x 108 2,5 x 107 1,0 x 106
2017 1,4 x 1014 2,4 x 1014 1,4 x 1012 1,5 x 1013 <1,5 x 108 2,6 x 107 1,8 x 106
2016 1,7 x 1013 1,8 x 1014 1,6 x 1012 1,6 x 1013 1,4 x 108 3,2 x 107 <5,0 x 106
2015 1,7 x 1013 2,5 x 1014 1,3 x 1012 2,2 x 1013 1,4 x 108 3,5 x 107 <6,4 x 106
2014 5,2 x 1013 2,7 x 1014 1,3 x 1012 4,6 x 1013 1,6 x 108 3,1 x 107 <6,4 x 106
2013 1,8 x 1013 2,1 x 1014 1,0 x 1012 3,2 x 1013 1,4 x 108 2,9 x 107 <6,2 x 106
2012 2,6 x 1013 1,3 x 1014 1,0 x 1012 1,9 x 1013 1,4 x 108 3,4 x 107 ---
2011 8,8 x 1013 1,4 x 1014 1,0 x 1012 2,2 x 1013 1,5 x 108 4,0 x 107 ---

Rejets dans les eaux de surface

Tableau D.2 : Site de Darlington – Rejets annuels de radionucléides dans les eaux de surface, de 2011 à 2019
Année Tritium : (HTO : Bq) Rayonnement bêta/gamma brut (Bq) Carbone 14 (Bq) Rayonnement alpha brut (Bq)
LRD pour 2019 6,4 x 1018 3,5 x 1013 7,0 x 1014 4,4 x 1014
2019 1,0 x 1014 2,3 x 1010 3,8 x 108 5,4 x 105
2018 2,2 x 1014 2,6 x 1010 1,2 x 109 <3,5 x 105
2017 5,6 x 1014 2,6 x 1010 1,7 x 109 <1 x 106
2016 3,5 x 1014 4,9 x 1010 2,2 x 109 1,2 x 106
2015 2,4 x 1014 4,9 x 1010 7,3 x 109 2,3 x 106
2014 1,7 x 1014 3,0 x 1010 5,5 x 109 1,8 x 106
2013 1,1 x 1014 2,8 x 1010 3,2 x 109 8,5 x 105
2012 1,3 x 1014 3,0 x 1010 6,3 x 109 9,0 x 105
2011 1,1 x 1014 3,1 x 1010 1,9 x 109 1,1 x 106

D.2 Site de Pickering

Les rejets à la centrale nucléaire de Pickering sont surveillés et déclarés séparément pour les tranches 1 et 4 et les tranches 5-8 (tableaux D.3 à D.7). Les données sur l’IGDP sont intégrées dans l’information sur les rejets des tranches 5 à 8 de Pickering. Remarque : Les LRD applicables pour 2019 sont également présentées.

Rejets dans l’atmosphère
Tableau D.3 : Tranches 1 et 4 de Pickering et tranches 5-8 de Pickering et IDGP – Rejets annuels totaux combinés de radionucléides dans l’atmosphère pour 2019
Année Tritium : (HTO : Bq) Carbone 14 (Bq) Gaz rare (Bq-MeV) Iode 131 (Bq) Particules (rayonnement bêta/gamma brut) (Bq) Rayonnement alpha brut (Bq)
LRD pour 2019 1,0 x 1017 2,7 x 1015 2,7 x 1016 2,8 x 1012 4,3 x 1011 7,5 x 1010
2019 5,6 x 1014 2,6 x 1012 1,3 x 1014 1,4 x 107 5,7 x 106 1,1 x 106
Tableau D.4 : Tranches 1 et 4 de Pickering – Rejets annuels de radionucléides dans l’atmosphère, de 2011 à 2018
Année Tritium : (HTO : Bq) Carbone 14 (Bq) Gaz rare (Bq-MeV) Iode 131 (Bq) Particules (rayonnement bêta/gamma brut) (Bq) Rayonnement alpha brut (Bq)
LRD pour 2018 1,2 x 1017 2,2 x 1015 3,2 x 1016 9,8 x 1012 4,9 x 1011 8,7 x 1010
2018 3,0 x 1014 2,3 x 1012 1,2 x 1014 7,0 x 106 4,2 x 106 4,3 x 105
2017 3,1 x 1014 1,3 x 1012 1,5 x 1014 9,6 x 106 6,9 x 106 4,7 x 105
2016 2,2 x 1014 1,2 x 1012 1,1 x 1014 9,9 x 106 5,5 x 106 3,7 x 105
2015 2,4 x 1014 1,0 x 1012 9,3 x 1013 1,4 x 107 5,3 x 106 4,5 x 105
2014 2,5 x 1014 9,1 x 1011 1,1 x 1014 1,0 x 107 4,1 x 106 3,4 x 105
2013 1,7 x 1014 7,8 x 1011 1,1 x 1014 8,4 x 106 3,7 x 106 4,4 x 105
2012 2,6 x 1014 8,8 x 1011 1,1 x 1014 1,1 x 107 4,5 x 106 ---
2011 2,1 x 1014 1,0 x 1012 9,9 x 1013 1,5 x 107 8,2 x 106 ---
Tableau D.5 : Tranches 5-8 de Pickering et IGDP – Rejets annuels de radionucléides dans l’atmosphère, de 2011 à 2018
Année Tritium : (HTO : Bq) Carbone 14 (Bq) Gaz rare (Bq-MeV) Iode 131 (Bq) Particules (rayonnement bêta/gamma brut) (Bq) Rayonnement alpha brut (Bq)
LRD pour 2018 1,9 x 1017 2,0 x 1015 4,7 x 1016 8,9 x 1012 7,2 x 1011 1,2 x 1011
2018 3,2 x 1014 1,4 x 1012 5,0 x 1012 4,7 x 106 3,5 x 106 7,5 x 105
2017 3,8 x 1014 1,3 x 1012 3,5 x 1012 4,3 x 106 2,0 x 108 3,7 x 105
2016 4,6 x 1014 1,2 x 1012 5,8 x 1012 4,1 x 106 2,4 x 107 6,2 x 105
2015 3,0 x 1014 1,0 x 1012 1,6 x 1013 4,6 x 106 1,5 x 107 6,1 x 105
2014 2,8 x 1014 9,1 x 1011 1,1 x 1013 5,2 x 106 3,8 x 106 5,2 x 105
2013 2,4 x 1014 9,1 x 1011 6,5 x 1012 4,4 x 106 5,0 x 106 5,8 x 105
2012 2,8 x 1014 9,4 x 1011 1,9 x 1013 6,6 x 106 3,6 x 106 ---
2011 3,4 x 1014 7,7 x 1011 8,4 x 1013 8,8 x 106 3,6 x 106 ---
Rejets dans les eaux de surface

Il convient de noter que les rejets de carbone 14 et de rayonnement alpha brut associés aux tranches 1 et 4 sont inclus dans la déclaration pour les tranches 5-8, car le système de gestion des déchets liquides radioactifs se déverse dans l’exutoire associé aux tranches 5-8.

Tableau D.6 : Tranches 1 et 4 et tranches 5-8 de Pickering et IGDP – Rejets annuels totaux combinés de radionucléides dans les eaux de surface pour 2019
Année Tritium : (HTO : Bq) Rayonnement bêta/gamma brut (Bq) Carbone 14 (Bq) Rayonnement alpha brut (Bq)
LRD pour 2019 7,9 x 1017 3,8 x 1013 3,8 x 1013 2,4 x 1010
2019 4,3 x 1014 7,8 x 1010 3,4 x 109 2,3 x 106
Tableau D.7 : Tranches 1 et 4 et tranches 5-8 de Pickering et IGDP – Rejets annuels de radionucléides dans les eaux de surface, de 2011 à 2018
Année Tranches 1 et 4 Tranches 5-8
Tritium : (HTO : Bq) Rayonnement bêta/gamma brut (Bq) Tritium : (HTO : Bq) Rayonnement bêta/gamma brut (Bq) Carbone 14 (Bq) Rayonnement alpha brut (Bq)
LRD pour 2018 3,7 x 1017 1,7 x 1012 7,0 x 1017 3,2 x 1012 6,0 x 1013 2,6 x 1013
2018 1,4 x 1014 9,3 x 109 2,8 x 1014 3,4 x 1010 1,1 x 109 1,8 x 106
2017 1,1 x 1014 6,6 x 109 2,7 x 1014 2,0 x 1010 1,9 x 109 <2,5 x 106
2016 1,1 x 1014 6,8 x 109 2,1 x 1014 5,1 x 1010 4,7 x 109 <3,7 x 106
2015 9,9 x 1013 4,9 x 109 2,7 x 1014 1,7 x 1010 2,8 x 109 5,4 x 106
2014 1,0 x 1014 9,0 x 109 2,4 x 1014 2,3 x 1010 1,5 x 109 3,2 x 106
2013 1,2 x 1014 6,7 x 109 1,9 x 1014 2,6 x 1010 1,7 x 109 1,3 x 106
2012 1,1 x 1014 1,1 x 1010 1,8 x 1014 1,9 x 1010 1,1 x 109 7,7 x 106
2011 1,2 x 1014 5,1 x 109 2,0 x 1014 1,4 x 1010 2,2 x 109 4,8 x 107

D.3 Bruce-A et Bruce-B

Bruce Power déclare les rejets provenant de Bruce-A et de Bruce-B (tableaux D.8 à D.11). Les rejets pour l’IGDW, qui se trouve sur le même site, sont déclarés par OPG (section D.4 ci‑dessous). Remarque : Les LRD applicables pour 2019 sont également présentées.

Rejets dans l’atmosphère
Tableau D.8 : Bruce-A – Rejets annuels de radionucléides dans l’atmosphère, de 2011 à 2019
Année Tritium : (HTO : Bq) Carbone 14 (Bq) Gaz rare (Bq-MeV) Iode 131 (Bq) Particules (rayonnement bêta/gamma) (Bq) Rayonnement alpha brut (Bq)
LRD pour 2019 1,98 x 1017 6,34 x 1014 1,12 x 1017 1,14 x 1012 1,73 x 1012 2,96 x 1011
2019 4,63 x 1014 1,34 x 1012 7,07 x 1013 4,17 x 107 1,97 x 106 2,43 x 104
2018 6,08 x 1014 1,14 x 1012 8,46 x 1013 6,57 x 106 1,28 x 106 1,10 x 104
2017 7,32 x 1014 1,89 x 1012 9,48 x 1013 2,06 x 107 4,39 x 105 4,08 x 103
2016 5,66 x 1014 1,69 x 1012 5,63 x 1013 4,40 x 106 3,14 x 105 2,46 x 103
2015 7,05 x 10 14 3,15 x 1012 5,62 x 1013 5,15 x 107 1,06 x 107 1,23 x 106
2014 7,51 x 10 14 1,64 x 1012 5,30 x 1013 3,94 x 108 3,13 x 106 8,02 x 105
2013 5,04 x 10 14 2,53 x 1012 6,66 x 1013 <4,94 x 107 <4,84 x 106 <6,67 x 105
2012 4,50 x 10 14 2,30 x 1012 6,82 x 1013 2,18 x 108 <7,45 x 106 <6,40 x 105
2011 6,00 x 10 14 1,36 x 1012 6,68 x 1013 3,58 x 107 <7,06 x 106 <5,99 x 105
Tableau D.9 : Bruce-B – Rejets annuels de radionucléides dans l’atmosphère, de 2011 à 2019, avec rejets hebdomadaires fournis pour 2019
Année Tritium : (HTO : Bq) Carbone 14 (Bq) Gaz rare (Bq-MeV) Iode 131 (Bq) Particules (rayonnement bêta/gamma brut) (Bq) Rayonnement alpha brut (Bq)
LRD pour 2019 3,16 x 1017 7,56 x 1014 2,17 x 1017 1,35 x 1012 3,61 x 1012 5,77 x 1011
2019 3,30 x 1014 1,08 x 1012 3,39 x 1013 4,40 x 105 4,76 x 106 2,63 x 104
2018 3,86 x 1014 1,13 x 1012 4,24 x 1013 3,43 x 106 2,21 x 106 2,37 x 104
2017 7,14 x 1014 1,23 x 1012 4,82 x 1013 1,41 x 106 2,34 x 106 3,70 x 103
2016 5,70 x 1014 1,13 x 1012 5,25 x 1013 <LDa 1,13 x 106 1,85 x 103
2015 3,74 x 1014 1,16 x 1012 5,25 x 1013 4,01 x 107 1,63 x 107 2,34 x 106
2014 4,13 x 1014 1,26 x 1012 5,25 x 1013 4,02 x 107 1,53 x 107 2,26 x 106
2013 2,63 x 1014 1,10 x 1012 3,71 x 1012 <4,04 x 107 <1,86 x 107 <2,51 x 106
2012 3,26 x 1014 1,16 x 1012 3,64 x 1012 4,13 x 107 1,80 x 107 <4,38 x 105
2011 7,17 x 1014 1,44 x 1012 3,64 x 1012 4,19 x 107 5,07 x 107 1,78 x 107

a = quantité inférieure à la limite de détection analytique

Rejets dans les eaux de surface
Tableau D.10 : Bruce-A – Rejets annuels de radionucléides dans les eaux de surface, de 2011 à 2019
Année Tritium : (HTO : Bq) Rayonnement bêta/gamma brut (Bq) Carbone 14 (Bq) Rayonnement alpha brut (Bq)
LRD pour 2019 2,30 x 1018 4,58 x 1013 1,03 x 1015 1,12 x 1014
2019 2,12 x 1014 2,13 x 109 8,17 x 108 <LDa
2018 1,96 x 1014 1,20 x 109 9,73 x 108 <LDa
2017 2,26 x 1014 1,08 x 109 9,13 x 108 <LDa
2016 2,36 x 1014 9,96 x 108 1,66 x 109 6,96 x 104
2015 2,20 x 1014 9,17 x 108 2,45 x 109 1,31 x 106
2014 1,94 x 1014 1,02 x 109 1,13 x 109 1,77 x 106
2013 1,96 x 1014 9,08 x 108 9,95 x 108 2,12 x 106
2012 1,40 x 1014 5,79 x 108 5,37 x 108 1,60 x 106
2011 2,95 x 1014 6,29 x 108 1,70 x 109 1,09 x 106

a = quantité inférieure à la limite de détection analytique

Tableau D.11 : Bruce-B – Rejets annuels de radionucléides dans les eaux de surface, de 2011 à 2019
Année Tritium : (HTO : Bq) Rayonnement bêta/gamma brut (Bq) Carbone 14 (Bq) Rayonnement alpha brut (Bq)
LRD pour 2019 1,84 x 1018 5,17 x 1013 1,16 x 1015 1,21 x 1014
2019 8,82 x 1014 2,26 x 109 4,68 x 109 <LDa
2018 5,60 x 1014 2,55 x 109 1,38 x 109 <LDa
2017 7,15 x 1014 2,04 x 109 2,39 x 109 <LDa
2016 5,07 x 1014 1,42 x 109 1,76 x 109 <LDa
2015 6,72 x 1014 1,53 x 109 9,07 x 109 1,40 x 106
2014 6,42 x 1014 1,99 x 109 8,06 x 109 1,49 x 106
2013 4,19 x 1014 3,95 x 109 4,90 x 109 8,91 x 106
2012 1,14 x 1015 3,35 x 109 4,63 x 109 1,11 x 106
2011 5,10 x 1014 2,38 x 109 2,82 x 109 1,48 x 106

a = quantité inférieure à la limite de détection analytique

D.4 Installation de gestion des déchets Western

L’installation de gestion des déchets Western est située sur le site de Bruce. Les données sur l’ASDR-1 sont intégrées dans les tableaux d’information sur les rejets (D.12 et D.13). Remarque : Les LRD applicables pour 2019 sont également présentées.

Rejets dans l’atmosphère
Tableau D.12 : Installation de gestion des déchets Western – Rejets annuels de radionucléides dans l’atmosphère, de 2011 à 2019
Année Tritium : (HTO : Bq) Carbone 14 (Bq) Iode 131 (Bq) Particules (rayonnement gamma brut) (Bq)
LRD pour 2019 2,96 x 1017 1,09 x 1015 1,90 x 1012 2,34 x 1012
2019 1,03 x 1013 2,62 x 109 0 6,52 x 102
2018 3,25 x 1012 1,57 x 109 7,23 x 104 2,41 x 104
2017 1,72 x 1013 4,09 x 109 1,38 x 105 4,52 x 103
2016 2,06 x 1013 3,94 x 109 1,71 x 105 5,42 x 103
2015 4,14 x 1012 1,41 x 109 1,21 x 105 4,89 x 105
2014 7,17 x 1012 1,57 x 109 1,22 x 105 5,12 x 104
2013 1,43 x 1013 1,96 x 109 6,38 x 104 3,78 x 105
2012 1,04 x 1013 1,88 x 109 6,06 x 104 1,26 x 105
2011 1,99 x 1013 3,45 x 109 8,95 x 104 1,34 x 105
Rejets dans les eaux de surface
Tableau D.13 : Installation de gestion des déchets Western – Rejets annuels de radionucléides dans les eaux de surface, de 2011 à 2019
Année Tritium : (HTO : Bq) Rayonnement bêta brut (Bq)
LRD pour 2019 7,70 x 1015 4,46 x 1011
2019 1,60 x 1011 7,08 x 107
2018 3,64 x 1011 1,69 x 108
2017 2,59 x 1011 2,84 x 108
2016 6,12 x 1011 4,62 x 108
2015 4,29 x 1011 1,56 x 108
2014 2,44 x 1011 1,26 x 108
2013 1,42 x 1011 1,26 x 108
2012 1,00 x 1011 6,80 x 107
2011 1,20 x 1011 9,02 x 107

D.5 Site de Point Lepreau

La centrale nucléaire de Point Lepreau, qui comporte une seule tranche de réacteur, dispose de LRD pour chaque catégorie de gaz rares et de particules et, par conséquent, elle surveille et déclare un vaste éventail de radionucléides spécifiques. Par souci d’uniformité avec les données présentées dans cette annexe, ces valeurs ont été combinées dans les tableaux ci-dessous (D.14 et D.15) en 2 catégories : gaz rares (total) et particules (total). Remarque : Les LRD applicables pour 2019 sont également présentées.

Rejets dans l’atmosphère 
Tableau D.14 : Point Lepreau – Rejets annuels de radionucléides dans l’atmosphère, de 2011 à 2019
Année Tritium : (HTO : Bq) Carbone 14 (Bq) Gaz rare (Bq-MeV) Iode 131 (Bq) Particules (rayonnement bêta/gamma brut) (Bq)
LRD pour 2019 2,4 x 1017 1,2 x 1016 a 6,3 x 1013 a
2019 2,5 x 1014 2,8 x 1011 2,9 x 1013 2,7 x 107 <1,1 x 108
2018 1,4 x 1014 3,3 x 1011 2,5 x 1013 1,3 x 106 <2,2 x 106
2017 1,5 x 1014 3,1 x 1011 4,6 x 1013 <5,2 x 105 <2,2 x 106
2016 1,5 x 1014 1,1 x 1011 9,5 x 1013 5,2 x 105 <2,2 x 106
2015 1,4 x 1013 7,1 x 1010 5,9 x 1012 <5,0 x 105 <8,1 x 105
2014 6,6 x 1013 8,4 x 1010 3,8 x 1012 --- ---
2013 9,1 x 1013 8,0 x 1010 4,6 x 1012 --- ---
2012 1,4 x 1014 3,7 x 1010 8,0 x 1011 --- ---
2011 4,3 x 1011 3,3 x 1015 --- --- ---

a : Les LRD spécifiques sont calculées pour une plage de catégories de gaz rares et de particules. Aucune LRD individuelle n’a été dépassée.

Rejets dans les eaux de surface
Tableau D.15 : Point Lepreau – Rejets annuels de radionucléides dans les eaux de surface, de 2011 à 2019
Année Tritium : (HTO : Bq) Rayonnement bêta brut (Bq) Carbone 14 (Bq) Rayonnement alpha brut (Bq)
LRD pour 2019 4,5 x 1019 a 3,7 x 1014 a
2019 3,4 x 1014 8,4 x 107 7,6 x 109 1,3 x 107
2018 2,4 x 1014 9,7 x 107 4,9 x 109 1,7 x 107
2017 1,2 x 1014 7,8 x 107 1,8 x 109 7,9 x 106
2016 1,8 x 1014 7,8 x 107 2,9 x 109 7,9 x 106
2015 1,4 x 1014 5,5 x 107 1,0 x 1010 6,7 x 106
2014 3,2 x 1014 1,5 x 108 6,6 x 109 8,6 x 106
2013 2,9 x 1014 1,5 x 108 4,3 x 109 8,6 x 106
2012 7,8 x 1014 7,2 x 107 3,8 x 1010 6,5 x 106
2011 3,4 x 1013 8,2 x 107 1,4 x 107 5,8 x 106

a : Les LRD spécifiques sont calculées pour une plage de catégories de gaz rares et de particules.

D.6 Installations de Gentilly-2

La centrale nucléaire de Gentilly-2 (maintenant appelée « installations de Gentilly-2 ») a été fermée de façon permanente en décembre 2012. Depuis, les activités menées par Hydro-Québec ont servi à stabiliser l’installation pour en assurer la transition vers l’état de stockage sûr. Remarque : Les LRD applicables pour 2019 sont également présentées aux tableaux D.16 et D.17.

Rejets dans l’atmosphère
Tableau D.16 : Installations de Gentilly-2 – Rejets annuels de radionucléides dans l’atmosphère, de 2011 à 2019
Année Tritium : (HTO : Bq) Carbone 14 (Bq) Gaz rare (Bq-MeV) Iode 131 (Bq) Particules (rayonnement bêta/gamma brut) (Bq)
LRD pour 2019 1,7 x 1017 1,2 x 1015 S.O.1 S.O.1 8,0 x 1011
2019 7,21 x 1013 2,70 x 1010 <LDa <LDa 9,49 x 105
2018 9,17 x 1013 4,63 x 1010 <LDa <LDa 2,15 x 106
2017 7,31 x 1013 4,47 x 1011 <LDa <LDa 8,32 x 106
2016 7,31 x 1013 3,79 x 1011 <LDa <LDa 5,17 x 105
2015 1,12 x 1014 4,10 x 1011 <LDa <LDa 1,35 x 106
2014 1,19 x 1014 4,83 x 1011 3,15 x 109 <LDa 2,92 x 105
2013 1,14 x 1014 7,49 x 1011 6,96 x 108 <LDa 8,65 x 105
2012 2,13 x 1014 4,41 x 1011 3,87 x 1011 8,31 x 106 1,79 x 106
2011 1,90 x 1014 2,71 x 1011 1,16 x 1011 <LDa 9,13 x 105

1 Sans objet, car l’installation est à l’état d’arrêt sûr.

a = quantité inférieure à la limite de détection analytique

Rejets dans les eaux de surface
Tableau D.17 : Installations de Gentilly-2 – Rejets annuels de radionucléides dans les eaux de surface, de 2011 à 2019
Année Tritium : (HTO : Bq) Rayonnement bêta brut (Bq) Carbone 14 (Bq)
LRD pour 2019 1,1 x 1019 5,3 x 1013 7,3 x 1014
2019 8,22 x 1013 3,47 x 107 1,90 x 108
2018 5,46 x 1013 2,51 x 107 1,71 x 108
2017 2,17 x 1014 3,28 x 108 2,79 x 1011
2016 3,83 x 1013 1,33 x 108 5,64 x 1010
2015 1,51 x 1014 5,28 x 108 3,00 x 1011
2014 3,56 x 1014 2,86 x 108 5,28 x 1010
2013 2,14 x 1014 1,84 x 109 1,15 x 1010
2012 3,51 x 1014 1,09 x 109 2,88 x 1010
2011 2,44 x 1014 5,35 x 109 1,89 x 1010

Notes de bas de page

Note de bas de page 1

Les centrales de Bruce‑A et de Bruce‑B sont exploitées par Bruce Power, tandis que l’IGDW est exploitée par OPG en vertu d’un permis distinct.

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Note de bas de page 2

Les baisses contrôlées de puissance (BCP) et les reculs rapides de puissance (RRP) sont des réductions de puissance automatisées (les BCP sont plus lentes; les RRP sont plus rapides) destinées à éliminer les risques potentiels pour les opérations de la centrale. Les arrêts d’urgence « imprévus » comprennent les réductions actionnées par l’un des circuits de sûreté d’un réacteur pour arrêter rapidement le réacteur. Les arrêts d’urgence manuels du réacteur ou les arrêts d’urgence lors des essais de mise en service sont exclus.

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Note de bas de page 3

Nouvelles exigences, par rapport aux exigences du document S-294.

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Note de bas de page 4

Les Premières Nations visées par les Traités Williams (PNTW) comprennent la Première Nation d’Alderville, la Première Nation de Curve Lake, la Première Nation de Hiawatha, la Première Nation des Mississaugas de Scugog Island, la Première Nation des Chippewas de Beausoleil, la Première Nation des Chippewas de Georgina Island et la Première Nation des Chippewas de Rama.

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