Transcript På svenska
2008 Erfarenheter från driften av de svenska kärnkraftverken S äkerheten vid de svenska kärnkraftsanläggningarna har under året varit hög, trots störningar som gett upphov till längre stillestånd hos några anläggningar. Ett antal förbättringar har gjorts för att ytterligare förstärka säkerheten vid anläggningarna. År 2008 blev elproduktionen från kärnkraftsanläggningarna 61,3 TWh, vilket motsvarade 43 % av totalproduktionen av elektricitet i Sverige under året. Den totala genomsnittliga energitillgängligheten blev lägre än föregående år. För kokvattenreaktorerna uppgick tillgängligheten till 78 %, vilket är lägre än medelvärdet för de senaste fem åren, cirka 84 %. För tryckvattenreaktorerna blev energitillgängligheten cirka 87 % för 2008, vilket är ungefär lika mycket som medelvärdet för de senaste fem åren. Oskarshamn 3 och Forsmark 3 hade långa avställningar beroende på sprickor i styrstavarna, vilket var en bidragande orsak till de dåliga siffrorna för kokvattenreaktorerna. På tryckvattenreaktorsidan var det Ringhals 2 som med sina problem med hjälpmatarvattenkapaciteten orsakade en längre avställning. Under året startades kursverksamheten i den för samtliga svenska verk gemensamma underhållsutbildningen vid Barsebäcksverket. Här tränas el- och mekunderhållspersonal i verkslik miljö och med verkliga komponenter och system innan de utför sina arbeten i skarpt läge vid våra kärnkraftverk. Utbildningen har fått ett positivt mottagande och även internationell uppmärksamhet. Åke Karlsson Verkställande direktör Forsmark KSU Årsrapporten Erfarenheter från driften av de svenska kärnkraftverken 2008 produceras av Enheten för erfarenhetsåterföring vid Kärnkraftsäkerhet och Utbildning AB. Den ges också ut i en engelsk version. Ringhals Oskarshamn Barsebäck Layout och original: Kärnkraftsäkerhet och Utbildning AB Foto: Oskarshamns Kraftgrupp AB Forsmarks Kraftgrupp AB Ringhals AB Omslagets foto: Ringhals AB Tryckning: Österbergs & Sörmlandstryck AB 2 ÅR-99-002 KÄRNKRAFTSÄKERHET OCH UTBILDNING AB, KSU KSU är de svenska kärnkraftverkens centrum för utbildning och simulatorträning. En betydande del av drift- och underhållspersonalens kompetens byggs upp och underhålls genom KSUs utbildningsverksamhet, som under 2008 omfattade cirka 3 120 kursdagar. Företaget producerar och förvaltar också läromedel för utbildningen. KSU analyserar drifterfarenheter från världens alla kärnkraftverk och informerar de svenska kärnkraftverken. KSUs analysgrupp informerar samhällets beslutsfattare och opinionsbildare om kärnkraftssäkerhet, joniserande strålning och riskjämförelser mellan olika energiformer. Företaget bildades 1972 och ägs till 25 % vardera av Barsebäck Kraft AB, Forsmarks Kraftgrupp AB, OKG AB och Ringhals AB. KSU ingår i Vattenfallkoncernen. KSU har sitt huvudkontor i Studsvik med utbildningsenheter i Barsebäck, Ringhals, Forsmark och Oskarshamn. Företaget har cirka 270 anställda, varav cirka 90 vid utbildningsenheterna. Sedan starten har nära 1,5 miljarder kronor investerats i simulatorer och kringutrustning – de senaste åren i genomsnitt 140 miljoner kronor per år. WANO WANO (World Association of Nuclear Operators) är en internationell organisation som bildades 1989 för att öka kärnkraftens säkerhet och tillförlitlighet genom erfarenhetsutbyte inom olika områden. 36 länder med sammanlagt cirka 440 kärnkraftverk är medlemmar. KSU svarade under 2008 för de svenska kärnkraftsbolagens medlemskap i WANO. WANO är organiserat i fyra regioner med regionkontor i Atlanta, Moskva, Paris och Tokyo samt ett samordnande kontor i London. KSU ingår i WANOs Parisregion. INNEHÅLL KSU................................................2 Introduktion...................................3 Historik Jämförelse mellan Sveriges reaktorer..... 4 Sveriges reaktortyper BWR (kokvattenreaktor)..................... 6 PWR (tryckvattenreaktor)................... 7 Drifterfarenheter 2008 Forsmark 1......................................... 8 Forsmark 2....................................... 10 Forsmark 3....................................... 12 Oskarshamn 1.................................. 14 Oskarshamn 2.................................. 16 Oskarshamn 3.................................. 18 Ringhals 1........................................ 20 Ringhals 2........................................ 22 Ringhals 3........................................ 24 Ringhals 4........................................ 26 Särskild rapportering..................... 28 Styrstavsproblem............................... 28 Elproduktionen i Sverige 2008...... 30 Läsanvisningar Produktionsuppgifternas definitioner... 31 INES definition................................. 31 3 Historik Jämförelse mellan sveriges reaktorer Kärnkraftverk Reaktortyp Elektrisk effekt (MWe) Termisk effekt Start kommersiell Netto Brutto MWt drift (år) Barsebäck 1* BWR 600 615 1800 1975 Barsebäck 2** BWR 600 615 1800 1977 Forsmark 1 BWR 978 1025 2928 1980 Forsmark 2 BWR 990 1038 2928 1981 Forsmark 3 BWR 1170 1232 3300 1985 Oskarshamn 1 BWR 473 487 1375 1972 Oskarshamn 2 BWR 590 623 1800 1975 Oskarshamn 3 BWR 1152 1198 3300 1985 Ringhals 1 BWR 859 908 2540 1976 Ringhals 2 PWR 870 910 2652 1975 Ringhals 3 PWR 1040 1086 2992 1981 Ringhals 4 PWR 915 970 2775 1983 * Avställd 1999 BWR = Boiling Water Reactor - Kokvattenreaktor ** Avställd 2005 PWR = Pressurized Water Reactor - Tryckvattenreaktor Energitillgänglighet WANOs jämförelsetal för 2008 (årsmedelvärde) BWR 74,7 % = medelvärde PWR 84,3 % = medelvärde BWR: Energitillgängligheten hos de svenska kokvattenreaktorerna blev bättre än det internationella genomsnittet för 2008, 74,7 %. Skillnaden blev dock inte lika stor som förra året. Det svenska värdet blev 77,8 %. Oskarshamn 1 och 2 lyckades bäst med drygt 88 % vardera. 4 PWR: Energitillgängligheten hos de svenska tryckvattenreaktorerna blev högre än det internationella genomsnittet för 2008, 84,3 %. Sveriges värde blev 86,7 %. Ringhals 4 lyckades återigen med nästan 91 %. Reaktorsnabbstopp WANOs jämförelsetal för 2008 (årsmedelvärde) BWR 0,45 = medelvärde PWR 0,36 = medelvärde BWR: De svenska kokvattenreaktorerna hade i medeltal 1,31 snabbstopp under 2008. Det är mycket högre än förra året och det är också högre än WANOs medelvärde på 0,45. PWR: Sveriges tre tryckvattenreaktorer hade inga snabbstopp under 2008. WANOs medelvärde för världens tryckvattenreaktorer landade på 0,36. Anmärkning: Reaktorsnabbstoppen redovisas enligt WANOs definition, dvs att endast automatiskt utlösta snabbstopp per 7 000 timmar kritisk reaktor tas med. Kollektivdos WANOs jämförelsetal för 2008 (årsmedelvärden) BWR 1,48 manSv = medelvärde PWR 0,70 manSv = medelvärde BWR: 2008 års medelvärde för kollektivdosen vid de svenska kokvattenreaktorerna blev 0,85 manSv. Det är något lägre än förra året, men mycket lägre än WANOs medelvärde på 1,48 manSv. PWR: Årets medelvärde för kollektivdosen vid de svenska tryckvattenreaktorerna blev 0,85 manSv, vilket är något högre än WANOs motsvarande värde, 0,70 manSv. 5 6 1 Styrstavar Fallspalt Vatten Ånga Kondensat 4 Matarvattenpump Kondensor 2 Turbin Kylvatten När ångan har passerat turbinen strömmar den in i kondensorn. Där kyls ångan av cirka 20–30 m3 havsvatten per sekund (beroende på hur stor anläggningens effekt är). Ångan övergår till vatten, s k kondensat. Kylvattenpump Elektroteknisk utrustning 3 Elgenerator 3 Elgeneratorn är sammankopplad med turbinen och roterar med samma varvtal. Här genereras elenergi med spänningen cirka 20 000 volt. Av den producerande energin tar anläggingen ca 3 % till egen drift. Resten förs ut på det svenska storkraftnätet via en transformator där spänningen transformeras upp till 400 000 volt. 5 Vattnet pumpas in i reaktortanken igen och kallas då matarvatten. Reaktorn tillförs här lika mycket vatten som den ånga som lämnar den, alltså 600–1 600 kg/s. Varje kärnkraftsanläggning har en turbingenerator utom R1, F1 och F2, som har två. O1 har en en turbin och två elgeneratorer. En tredjedel av den tillförda värmeenergin omvandlas till elenergi. Ångturbin med utrustning 2 Den 280 °C heta ångan, som flödar med 600–1 600 kg/s (beroende på reaktorstorlek), når turbinanläggningen. Huvudcirkulationspumparna blandar matarvatten och vatten som skiljts av från ångan och cirkulerar det förbi bränslet. Vattnet tas från fallspalten (utrymmet alldeles innanför reaktortankens vägg) och pumpas in i tankens nedre del. Vid full effekt pumpas 7 000–11 000 kg vatten genom härden per sekund. (I de yngsta reaktorerna, F1, F2, F3 och O3, är huvudcirkulationspumparna placerade i reaktortankens botten, s k internpumpar. Bildens rörsystem finns alltså inte där.) Huvudcirkulationspump Bränsleelement Reaktortank Reaktor med utrustning BWR = Boiling Water Reactor 1 I reaktortanken finns reaktorns bränsle – uranet – i form av bränsleelement. Värmeutvecklingen i bränslet regleras med styrstavar och huvudcirkulationspumpar. Bränslet kyls med vatten som strömmar förbi bränsleelementen. Vattnet blir så varmt att det kokar. Den ånga som bildas går ut genom ledningar i reaktortankens övre del. Sveriges reaktortyper BWR Kokvattenreaktor Reaktortank 1 Styrstavar 1 I reaktortanken finns reaktorns bränsle – uranet – i form av bränsleelement. Värmeutvecklingen i bränslet regleras med borsyra i reaktorkylvattnet. För snabb reglering används styrstavarna. Bränslet kyls med vatten som strömmar förbi bränsleelementen. Avblåsningstank 2 Trycket i kretsen regleras med ett tryckhållningskärl med tillhörande avblåsningstank. Trycket höjs om man tillför värme via en elpatron och sänks om man sprutar in vatten i ångan i tryckhållningskärlet. Vatten Vatten Bränsleelement Elpatron Ånga 2 Tryckhållningskärl PWR = Pressurized Water Reactor 3 I ånggeneratorerna strömmar det heta vattnet från reaktorn i flera tusen tuber och förångar vattnet på utsidan av tuberna. Ångan som bildas är fri från aktivitet eftersom den inte kommit i kontakt med vattnet i reaktorkretsen. Till varje reaktor Reaktor med utrustning hör tre ånggeneratorer. Tuber 4 Reaktorkylpump Kondensat 5 6 8 Kylvattenpump Kylvatten 7 När ångan har passerat turbinen strömmar den in i kondensorn. Där kyls den av cirka 20 m3 havsvatten per sekund. Ångan övergår till vatten, s k kondensat. 7 8 Vattnet pumpas in i ånggeneratorerna och kallas då matarvatten. Ånggeneratorerna tillförs här lika mycket vatten som den ånga som lämnar dem, alltså cirka 1 400 kg/s. Matarvattenpump Kondensor Elenergi 6 Elgeneratorn är sammankopplad med turbinen och roterar med samma varvtal. Här genereras elenergi med spänningen 20 000 volt. Av den producerade energin tar anläggningen cirka 3 % till egen drift. Resten förs ut på det svenska storkraftnätet via en transformator där spänningen transformeras upp till 400 000 volt. I turbingeneratorerna omvandlas 1/3 av värmeenergin till elenergi. 4 Reaktorkylpumparna cirkulerar cirka 6 m3 vatten per sekund i reaktorn. Ånggenerator 3 5 Den 280 °C heta ångan, som flödar med cirka 1 400 kg/s, delas upp på de två turbinanläggningarna och avger sin energi till turbinernas rotorer. Ångturbin med utrustning PWR Tryckvattenreaktor 7 Forsmark 1 händelser av betydelse för säkerhet och tillgänglighet Dygnsmedeleffekt (%) 120 100 Nettoproduktion Energitillgänglighet Energiutnyttjande 80 60 7,0 TWh 81,4 % 81,0 % 40 20 0 jan feb mar apr maj jun 23–29 jan: Externt läckage från ett rör i en av mellanöverhettarna upptäcktes, varvid en turbin stoppades. Vid en inspektion konstaterades ett hål på cirka 10 mm i diameter. Rörets godstjocklek mättes och en godsförtunning konstaterades. Även i en annan liknande ledning konstaterades tre förtunnade områden. Läckagestället, såväl som områdena med godsförtunning, åtgärdades. jul • • aug sep okt nov dec Renovering av två utloppsschakt i huvudkylvattensystemen. Inspektion av reaktorinneslutningen med hjälp av termografikamera/IRkamera. Förutom bränslebyte och provningar var följande stora arbeten inplanerade: Reaktordelen • Översyn av 13 drivdon. • Modernisering och säkerhetshöjande åtgärder i reaktorns kontroll- och säkerhetssystem, med bland annat uppgradering av delsnabbstopp och införande av ett nytt effektmätningssystem. • Inspektion av kondensationsbassängen för visuell kontroll av bassängplåtarna. • Total urladdning av allt bränsle för inspektion av reaktortankens botten. • Åtgärder för att minska vibrationer i reaktorns avblåsningsventiler och deras ledningar. 8 Augusti: Under augusti månad kördes reaktorn vid något reducerad effekt till följd av problemen med huvudcirkulationspumparnas frekvensomformare. Problemet upptäcktes på Forsmark 2. 1 september: Efter nya beräkningar för torrkokningsmarginalen erhölls tillstånd att öka reaktoreffekten till 108 %. 17 april: Stopp av två av reaktorns huvudcirkulationspumpar. En växelriktarmodul byttes och pumparna kunde återstartas. Revisionsavställning 11 maj–29 juni Avställningen planerades till 49 dygn och var en av de mest omfattande revisionerna i Forsmark 1s historia. Mer än 4 000 åtgärder var inplanerade. Flera anläggningsändringar utfördes inför kommande effektuppgradering. Miljödomstolen har gett Forsmark 1 tillstånd till förberedande arbeten inför den effektuppgradering som ligger för prövning. syfte att finna orsaken till den felaktiga utlösningen. Termografibild av en ventil i reaktorinneslutningen. Turbindelen • Byte av pumphjul i en av matarvattenpumparna. • Byte av huvudkylvattenpumparna. • Införande av partikelfilter i matarvattenledningarna. • Översyn av åtta reglerventiler på båda turbinerna. • Renovering av vattenföringsdon till båda generatorerna. Övrigt • Förberedande arbete i huvudställverket inför nästa års utbyte av ställverksutrustningen. Revisionstiden blev 56 dygn. Kollektivdosen under revisionen blev 1,22 manSv. 31 juli: Delsnabbstopp löste ut på grund av lastfrånslag på en turbin. Orsaken var att turbinens automatik felaktigt löste ut generatorbrytaren. Felet var aktivt i 0,4 sekunder och har inte gått att identifiera. Turbinen fasades in efter felsökning. Elektronikkorten gicks igenom i 12 september: En av turbinernas huvudkylvattenpumpar stoppades på grund av för hög temperatur på ett axiallager. Undersökningarna visade att mätutrustningen felfun-gerade. 3 oktober: Prov av reaktorns säkerhetssystem utfördes för att verifiera ombyggnationen av delsnabbstoppsfunktionen. Provet utfördes genom att en matarvattenpump löstes ut. Nedstyrning och delsnabbstopp blev följden, som planerat. Turbinen löste dock ut på grund av utebliven lastsignal till turbin 12. Ombyggnationen av delsnabbstoppsfunktionen utfördes under revisionsavställningen. Provet visade att ändringen fungerade som avsett. November–december: Reaktoreffekten var något reducerad på grund av att de termiska marginalerna skulle innehållas. Kontrollmätning av reaktoreffekten (TIPkörning) ochefterföljande kalibrering av detektorerna för effektmätningen (LPRMkalibrering) medförde att den termiska reaktoreffekten begränsades något. Sedan sommaren 2008 drivs Forsmark 1 och 2 vid något reducerad effekt. Orsaken är att man inte längre säkerhetsmässigt tillgodoräknar sig energilagren. I princip är energilagren stora svänghjul Energitillgänglighet och utnyttjande som vid ett snabbstopp har som extra säkerhetsfunktion att under några sekunder mjukt varva ner huvudcirkulationspumparna. Som en konsekvens av sommarens störning, då ett åsknedslag i kraftnätet vållade produktionsstopp på Forsmark 2, beslöts att reaktorerna i Forsmark 1 och 2 inte skulle tillgodogöra sig energilagren förrän åtgärder vidtagits. 8 december: Effektreduktion för åtgärder i turbinanläggningen. Turbinaggregat 11, TA11, ställdes av för åtgärd av externt läckage från en ventil i matarvattensystemet. Därefter togs TA11 i drift och elproduktionen omdisponerades så att man reducerade effekten på TA12 för inspektion av turbinaggregat 12s turbininneslutning. Man fann ett läckage i en manlucka på ett avspänningskärl. Läckaget åtgärdades. Ett läckage i en ledning i spärrångsystemet visade sig komma från en spricka i ledningen. En bit av röret kommer att bytas vid nästa turbinavställning. Blocket producerade full effekt igen den 11 december. Produktionsbortfall Snabbstopp Under året • Ingen nedreglering av kraftbalansskäl förekom under året. • Coastdown-drift förekom inte under året. Snabbstopp Inga snabbstopp från effektdrift förekom under året. Kollektivdos Forsmark 1 togs i kommersiell drift 1980. Reaktorn är en kokvattenreaktor (BWR) tillverkad av ASEA Atom (idag Westinghouse Electric Sweden AB) och av samma utförande som Forsmark 2. Den termiska effekten är 2 928 MW och den elektriska nettoeffekten är 978 MW. Reaktorinneslutningen är dimensionerad för tryck upp till 0,46 MPa och är fylld med kvävgas. Till inneslutningen hör ett system för filtrerad tryckavlastning, vilket kopplas in i händelse av en reaktorolycka. Reaktorhärden består av 676 bränsleelement. Cirka 20 % av bränslet byts ut årligen. Reaktoreffekten regleras med hjälp av 161 styrstavar och vattenkylflödet från åtta interna huvudcirkulationspumpar. Turbinanläggningen består av två separata turbinsträngar. Varje sträng består av en dubbel axialhögtrycksturbin och tre dubbla axiella lågtrycksturbiner. Till varje turbinsträng är en vattenkyld synkrongenerator kopplad via en gemensam axel. Elkraftsystemen är uppdelade i fyra separata delsystem. När reaktorn är avställd svarar det yttre kraftnätet för kraftförsörjningen via 400 och 70 kV-linjer. Som reserv finns intern hjälpkraft från fyra dieselgeneratorer. 9 Forsmark 2 händelser av betydelse för säkerhet och tillgänglighet Dygnsmedeleffekt (%) 120 100 Nettoproduktion Energitillgänglighet Energiutnyttjande 80 60 6,95 TWh 79,7 % 79,1 % 40 20 0 jan feb mar apr maj jun 17 februari: Avställning av turbin 22 för åtgärder på en kärvande ventil till förvärmningen av kondensat. 5 mars: Avställning av turbin 21 på grund av ett externt läckage i spärr- och läckageångsystemet. 10 maj: Effektreduktion för prov av ångledningarnas skalventiler. 6 juni: Två huvudcirkulationspumpar stoppade på grund av en felfungerande ljusbågsvakt. Efter flera dagars felsökande hittades felet, varvid vakten tillsammans med en växelriktarmodul byttes ut. Revisionsavställning 17 augusti–7 september Avställningen planerades till 21 dygn. Unikt för årets revisionsavställning var att man inte utförde något bränslebyte. Detta gjordes i samband med stilleståndet i juni/juli. Förutom provningar var följande stora arbeten inplanerade: Reaktordelen • Införande av nyckelblockeringar i reaktorns utlösningskedjor. • Utbyte av åtta drivdon. • Åtgärder för att minska vibrationer i reaktorns avblåsningsventiler och deras ledningar. • Inspektion av 20 styrstavar. Turbindelen • Uppgradering av generatorernas matarrotorer. • Inspektion av den generator som byttes under föregående revision. • Översyn av två huvudkylvattenpumpar. 10 jul aug sep okt nov dec Övrigt • Besiktning av utloppsschakt i hjälpkylvattensystemen. • Stor översyn av en hjälpkraftsdieselgenerator. Kollektivdosen under revisionen blev 0,4 manSv. I samband med provningar av reaktorns säkerhetssystem, med alla styrstavar inskjutna, erhölls ett snabbstopp på grund av bristande kommunikation mellan provningsledaren och reaktoroperatören. 27 november: Tillstånd att höja reaktoreffekten från 102 till 105 % erhölls efter nya beräkningar av torrkokningsmarginalerna. Vid skalventilprovning i reaktorns nödsprinklersystem upptäcktes att en skalventil i en av fyra kretsar var stängd. Ventilen hade stängts i samband med ett extra ventilprov vid förra årets revision och därmed stått stängd under hela driftsäsongen. Tillkommande arbeten Vid inspektion av reaktorinneslutningen upptäcktes ett externt läckage i systemet för avställningskylning. Sprickor hittades i en infästningssvets till en stuts som ansluter mot systemet för reaktortanklockssprinkling. Skadorna åtgärdades genom att rördelen byttes ut. Vid start av reaktorn skulle ventiler i reaktorns avblåsningssystem öppnas, vilket inte fungerade. Ventilerna hade servats och byggts om under revisionen. Åtgärder hade vidtagits för att minska vibrationerna i reaktorns avblåsningsventiler och deras ledningar. Vid återmontage av ventilerna vändes de 180º fel, vilket medförde att styrledningarna för ventilerna hamnade fel. Styrledningen för öppnafunktionen hamnade på stängafunktionens plats och vice versa. Ventilerna vändes och driftklarhetsverifierades. Revisionstiden blev 35 dygn. Förlängningen orsakades av sprickan i kylsystemet för avställd reaktor samt av problemen i avblåsningssystemet. 15 september: Snabbstopp löste ut på högt tryck i reaktortanken. Under året • Ingen nedreglering av kraftbalansskäl förekom under året. • Ingen coastdown-drift förekom under året. Snabbstopp 13 juni: Ett åsknedslag i 400 kV-linjen mellan Hagby och Tuna medförde en trefasig kortslutning som i sin tur genererade en kortvarig underspänning. Felet medförde att likriktarna i styrutrustningen till reaktorns huvudcirkulationspumpar (HCP) löste ut, varvid pumparna med tillhörande energilager stoppade. Reaktoreffekten sjönk momentant till 39 %. Därefter uppstod effektpendlingar, varvid reaktorn snabbstoppades manuellt. Cirka två veckor tidigare hade det finska kärnkraftverket Olkiluoto 1 (OL1) råkat ut för en störning där även deras HCP och energilager stoppade under uppgång från revision. Den finska säkerhetsmyndigheten STUK förbjöd OL1 att tillgodoräkna sig energilagren för sina beräkningar av marginaler mot torrkokning (för hög belastning på bränslet). Beslut togs därför på Forsmark att lägga extra stora krav på marginaler mot torrkokning. För att erhålla tillräckliga marginaler ökades huvudcirkulationsflödet, vilket vid stoppet av samtliga HCP visade sig vara en bra åtgärd. Energitillgänglighet och utnyttjande Efter störningen kördes Forsmark 1 och 2 med något reducerad effekt under hösten då ytterligare undersökningar och beräkningar utfördes. Samtliga undersökningar visade att inga skador hade uppstått på bränslet. 15 september: Vid start av reaktorn erhölls ett snabbstopp på grund av högt tryck i reaktortanken. Förberedelser inför de så kallade varma drivdonsproven pågick och man höll på att etablera fullt tryck (70 bar) i reaktortanken. Trycket steg till 71,6 bar och man sänkte trycket med hjälp av att pumpa in kallt matarvatten. Till följd härav steg reaktoreffekten något och därmed även reaktortrycket, något som tar ett par minuter. Efter inpumpningen kom fokus att ligga på genomförandet av provet och man missade det stigande reaktortrycket. Trycket kunde därmed fortsätta upp till 73 bar, vilket är den gräns vid vilken automatiskt snabbstopp löses ut, helt enligt anläggningens konstruktion. Produktionsbortfall Snabbstopp Kollektivdos Forsmark 2 togs i kommersiell drift 1981. Reaktorn är en kokvattenreaktor (BWR) tillverkad av ASEA Atom (idag Westinghouse Electric Sweden AB) och av samma utförande som Forsmark 1. Den termiska effekten är 2 928 MW och den elektriska nettoeffekten är 990 MW. Reaktorinneslutningen är dimensionerad för tryck upp till 0,46 MPa och är fylld med kvävgas. Till inneslutningen hör ett system för filtrerad tryckavlastning, vilket kopplas in i händelse av en reaktorolycka. Reaktorhärden består av 676 bränsleelement. Cirka 20 % av bränslet byts ut årligen. Reaktoreffekten regleras med hjälp av 161 styrstavar och vattenkylflödet från åtta interna huvudcirkulationspumpar. Turbinanläggningen består av två separata turbinsträngar. Varje sträng består av en dubbel axialhögtrycksturbin och tre dubbla axiella lågtrycksturbiner. Till varje turbinsträng är en vattenkyld synkrongenerator kopplad via en gemensam axel. Elkraftsystemen är uppdelade i fyra separata delsystem. När reaktorn är avställd svarar det yttre kraftnätet för kraftförsörjningen via 400 och 70 kV-linjer. Som reserv finns intern hjälpkraft från fyra dieselgeneratorer. 11 Forsmark 3 händelser av betydelse för säkerhet och tillgänglighet Dygnsmedeleffekt (%) 120 100 Nettoproduktion Energitillgänglighet Energiutnyttjande 80 60 40 7,1 TWh 69,7 % 69,2 % 20 0 jan feb mar apr maj jun 14 januari: Effektreduktion för periodiskt ventilprov. 5 april: Effektreduktion för periodiskt ventilprov. 2–10 juni: Ett externt gasläckage i ventilmanövernätet i reaktorinneslutningen uppstod, varvid reservkompressorn startade automatisk för att hålla rätt tryck i manövernätet. Forsmark 3 ställdes av för att åtgärda läckaget samt byta ut skadat bränsle. Under nedgången uppstod saltvatteninläckage i turbinkondensorn, vilket i sin tur medförde snabbstopp av reaktorn. Alla automatiska funktioner fungerade, men snabbstoppet blev verkningslöst eftersom reaktorn redan var underkritisk. Läckaget i kondensorn åtgärdades under stoppet. 16 juni: Delsnabbstopp löste ut. Utförliga kontroller och undersökningar gjordes utan att man hittade orsaken. 9 juli: Coastdown-driften började. Revisionsavställning 13 juli–7 augusti Avställningen var planerad till 25 dygn. Förutom bränslebytet var följande stora arbeten inplanerade: Reaktordelen • Införande av förstärkt snabbstopp. • Översyn av en huvudcirkulationspump. • Inspektion av styrstavar. • Tömning och sanering av kondensationsbassängen. • Utbyte av tre värmeväxlare till huvudcirkulationspumparna. 12 jul aug sep okt nov dec Turbindelen • Översyn av en lagerbock. • Översyn av turbinens trottelventiler. • Inspektion av två lågtrycksturbiner med avseende på erosionsskador. Nya lågtrycksturbiner monterades 2004. Under revisionen 2007 utfördes en garantiinspektion av lågtrycksturbin 2, varvid erosionsskador hittades. Liknande problem fanns på den gamla turbinen, men skulle enligt leverantören inte kunna uppstå på den nya. Trots detta inspekterades de övriga två lågtrycksturbinerna – även här hittades skador. Övrigt • Separation av elektrisk matning till objekt som tillhör säkerhetsklassad utrustning. Anläggningen byggdes med flera elskenor som matar både säkerhetsutrustning och utrustning utan reaktorsäkerhetskrav. Detta kan medföra risk för att elektriska fel på icke säkerhetsklassad utrustning slår ut matningen till säkerhetsklassad utrustning, som därmed inte kan utföra sin funktion. Tillkommande arbeten Revisionens största arbete, separation av elektrisk matning, medförde en förlängning på cirka sju dygn. Arbetet var mycket omfattande med montering av nya skenor, dragning av nya elmatningar och indikeringar samt en omfattande provning. Vid de varma drivdonsproven fann man att en indikering på ett drivdon inte fungerade, vilket medförde att växellådan havererade och måste bytas. För att möjliggöra detta arbete stoppades reaktorn. Revisionstiden blev 32 dygn. Kollektivdosen under revisionen blev 0,27 manSv. 28 september: I samband med den rutinmässiga motioneringen av drivdonen uppdagades att styrstav I55 inte gick att manövrera in – drivdonet löste på högt moment vid 99 % uteläge. Beräkningar visade att det inte skulle gå att göra reaktorn säkert underkritisk med det fastnade drivdonet och om den effektivaste snabbstoppsgruppen skulle felfungera samtidigt vid ett utlöst snabbstopp. Effektnedgång till 65 % utfördes för byte av styrstavssekvens till en sekvens där kraven på den så kallade avstängningsmarginalen kunde uppfyllas. 17 oktober: Oskarshamn 3 meddelade att man funnit en styrstav med brustet skaft/styrstavsförlängare. De första undersökningarna på Oskarshamn 3 pekade på att det endast skulle vara styrstavar som levererats till Oskarshamn 3 som var påverkade. 21 oktober: Ytterligare information från Oskarshamn visade att det kunde finnas stavar på Forsmark 3 med samma felbild som på Oskarshamn 3. Därmed stoppades Forsmark 3 för inspektion av styrstavsförlängarna. Misstanke fanns att problemet kunde finnas på den fastnade styrstaven I55. Forsmark 3 startades igen den 2 januari 2009. Se vidare beskrivning under ”Sär skild rapportering.” Energitillgänglighet och utnyttjande Under året • Ingen nedreglering av kraftbalansskäl förekom under året. • Coastdown-driften medförde ett produktionsbortfall på 1,9 GWh, vilket motsvarar drygt 1,5 fulleffekttimme. Snabbstopp 13 juli: Under nedgången inför revisionen, vid cirka 20 % reaktoreffekt, felfungerade en minflödesventil till matarvattnet och ett manuellt snabbstopp löstes ut. Ventilen undersöktes under avställningen, varvid man fann att ventilspindeln satt fast i käglan med enbart ett fåtal gängor. Skadorna på gängorna, tillsammans med det faktum att ventilen indikerade 90 % öppen, gjorde att kägla och spindel bedömdes ha separerat vid störningen. Produktionsbortfall Snabbstopp 12 augusti: Under pågående värmning av reaktorn inför varma prov av styrstavarnas drivutrustning beslutades, när fullt tryck (6,9 MPa) nåtts, att gå till lägre driftmönster för att kunna motionera styrstavarna. Logiken i styrstavsmanöversystemet kräver vissa styrstavsmönster, så kallade driftmönster, för att tillåta motionering. Efter att en del styrstavar hade manövrerats in, togs ett nytt beslut om att gå till ett högre driftmönster. Beslutet grundades på att temperaturen och trycket i reaktortanken sjönk relativt snabbt. Effekthöjningen blev enligt mätsystemet för neutronflödet för snabb när styrstavar började dras ut, varför snabbstopp utlöste per automatik. Effektmätningen vid låg effekt är uppdelad i områden och man får inte passera genom områdena för snabbt. Kollektivdos Forsmark 3 togs i kommersiell drift 1985. Reaktorn är en kokvattenreaktor (BWR) tillverkad av ASEA Atom (idag Westinghouse Electric Sweden AB) och av samma utförande som Oskarshamn 3. Den termiska effekten är 3 300 MW och den elektriska nettoeffekten är 1 170 MW. Reaktorinneslutningen är dimensionerad för tryck upp till 0,6 MPa och är fylld med kvävgas. Till inneslutningen hör ett system för filtrerad tryckavlastning, vilket kopplas in i händelse av en reaktorolycka. Reaktorhärden består av 700 bränsleelement. Cirka 20 % av bränslet byts ut årligen. Reaktoreffekten regleras med hjälp av 169 styrstavar och vattenkylflödet från åtta interna huvudcirkulationspumpar. Turbinanläggningen består av en dubbel axialhögtrycksturbin och tre dubbla axiella lågtrycksturbiner. Turbinen är via en gemensam axel kopplad till en synkrongenerator med vattenkyld stator och vätgaskyld rotor. Elkraftsystemen är uppdelade i fyra separata delsystem. När reaktorn är avställd svarar det yttre kraftnätet för kraftförsörjningen via 400 och 70 kV-linjer. Som reserv finns intern hjälpkraft från fyra dieselgeneratorer. 13 Oskarshamn 1 händelser av betydelse för säkerhet och tillgänglighet Dygnsmedeleffekt (%) 120 100 Nettoproduktion Energitillgänglighet Energiutnyttjande 80 60 3,5 TWh 88,3 % 84,9 % 40 20 0 jan feb mar apr maj jun 7 januari: Effektreduktion för underhållsåtgärder. 11 januari: Effektreduktion för underhållsåtgärder. 22 januari: Snabbstopp på grund av fel i en magnetspole till en ångskalventil. 4 mars: Snabbstopp på grund av fel i en magnetspole till en ångskalventil. 20 mars: En kortslutning inträffade i samband med inspektion av utrymmet kring kolborstarna vid Oskarshamn 1s östra generator. Händelsen ledde till turbinsnabbstängning och delsnabbstopp av reaktorn. 21 maj: Manuell avställning som en extra säkerhetsåtgärd. Anledningen var de polisiära insatser som pågick till följd av att OKG upptäckte spår av sprängmedel på en person som inpasserade till anläggningarna. Oskarshamn 1 gick ner till kall avställd reaktor och polisavsökningar gjordes i anläggningen. 16 juni: Ett blixtnedslag i ett ställverk utanför OKG ledde till att Oskarshamn 1 förlorade 130 kV-nätet, varpå reaktorn snabbstoppades. Bortfallet av kraftmatningen medförde bland annat att anläggningens fyra huvudcirkulationspumpar stoppade. På grund av en stängd ventil i en av huvudcirkulationskretsarna uppstod en ansamling av kallare vatten i denna. Vid försök att temperaturutjämna mellan kretsen och reaktortanken uppstod en temperaturtransient. För stora temperaturskillnader kan vara påfrestande för materialet och därför inleddes en analys för att ta reda på om materialet i reaktortanken hade tagit skada av stoppet. Analys och prover visade dock att temperaturskillnaden inte varit så stor att materialet skadats. 14 jul aug sep okt nov dec Revisionsavställning 22 juni–25 juli Revisionstiden planerades från början till 23 dagar, men planen ändrades senare till 26 dygn. varvid man får en längre uppehållstid i systemet. Kortlivad aktivitet hinner därmed klinga av och doserna till personal och allmänhet reduceras. Förutom bränslebytet, som i år omfattade 78 bränsleelement, var följande stora arbeten inplanerade: Revisionstiden blev 32 dygn och åtta timmar. Oskarshamn 1 fasades in mot det svenska stamnätet efter genomförd provning den 25 juli. Reaktordelen • Inspektion av fuktavskiljarens dragstänger. • Byte av 16 drivdon. • Återkommande kontroll av reaktortanklocket, reaktortanken och interna delar. • Täthetsprovning. Turbindelen • Service av kylare och ventiler. • Inspektion av turbinlager. • Övriga inspektioner och kontroller. Kollektivdosen under revisionen blev 0,79 manSv. 20 september: Kontroll utfördes av vibrationspåverkan på turbinen vid effektsänkning. 8 oktober: Nedgång till kall avställd reaktor för åtgärder på en ventil i ett härdkylsystem som hade felfungerat vid periodisk provning. Ytterligare tre ventiler av samma typ undersöktes och åtgärdades. Tillkommande arbeten Reaktordelen • Vid inspektion upptäcktes skador på svetsar som tillhör moderatortankstativet. Detta ledde till utökad provning. • Under täthetsprovning av en ångskalventil upptäcktes läckage, vilket föranledde service av ventilen. 7 november: Extra provning av en ånglednings skalventiler. Orsaken var att provningsintervallet hade förkortats sedan en ventil visat icke godkänd stängningstid vid ett tidigare prov. Turbindelen • I slutet av driftperioden uppstod problem med temperaturgivare till turbinlagren, vilket under revisionen ledde till åtgärder. Under året • Ingen nedreglering av kraftbalansskäl förekom under året. • Coastdown-drift inleddes den 1 juni och gav ett produktionsbortfall på 6,9 GWh, vilket motsvarar drygt ett halvt fulleffektdygn. Övrigt Installation av en rekombinator, vars uppgift är att genom en katalytisk process (rekombinering) återförena den vätgas och syrgas som evakueras från turbinkondensorn, till vatten. Rekombinatorn reducerar mängden gas som leds till skorstenen, 19 december: Effektreduktion för provning av ångledningarnas skalventiler samt säkerhets- och avblåsningsventiler. Snabbstopp 22 januari: På grund av kortslutning i en styrventil till en av ångskalventilerna ändrade styrventilen läge och ångskalventilen fick stängaorder. När en ångskalventil Energitillgänglighet och utnyttjande stänger, ökar trycket i reaktortanken och man kan då dumpa ånga förbi turbinen till kondensorn. Med en stängd ångskalventil förbjuds dock dumpning och strax därefter snabbstängs turbinen. Ytterligare något senare snabbstoppas reaktorn automatiskt. 4 mars: Ytterligare ett snabbstopp inträffade med samma förlopp som snabbstoppet den 22 januari. Samma scenario, dock en annan ångskalventil. 24 maj: Under uppstart, vid cirka 2 % effekt, och när huvudmatarvattensystemet just hade startats, lades en ventil i läge ”automatik” innan förutsättningarna för detta var uppfyllda. Vattennivån i reaktorn steg snabbt och reaktorn snabbstoppades automatiskt på grund av hög nivå. Produktionsbortfall Snabbstopp 16 juni: Ett blixtnedslag nära kraftverket medförde att jordfelsskyddet för Oskarshamn 1s aggregatbrytare startade. Både aggregatbrytaren och generatorbrytaren löste sedan ut och blockets interna 6 kV-skenor blev spänningslösa. Snabbstopp löste ut automatiskt. 22 juli: I samband med ett övervarvsprov av turbinen löste reaktorsnabbstopp ut automatiskt. Detta orsakades av ett utlöst reläskydd på generatorn som i sin tur löste ut aggregatbrytaren, varpå de interna 6 kV-skenorna blev spänningslösa. Kollektivdos Oskarshamn 1 togs i kommersiell drift 1972. Reaktorn är en kokvattenreaktor (BWR) tillverkad av ASEA Atom (idag Westinghouse Electric Sweden AB). Den termiska effekten är 1 375 MW och den elektriska nettoeffekten är 473 MW. Reaktorinneslutningen är dimensionerad för tryck upp till 0,45 MPa och är fylld med kvävgas. Till inneslutningen hör ett system för filtrerad tryckavlastning, vilket kopplas in i händelse av en reaktorolycka. Reaktorhärden består av 448 bränsleelement. Cirka 20 % av bränslet byts ut årligen. Reaktoreffekten regleras med hjälp av 112 styrstavar och vattenkylflödet från fyra externa huvudcirkulationspumpar. Turbinanläggningen består av en radialhögtrycksturbin med två motroterande axlar. På varje axel finns en enkel och två dubbla axiella lågtrycksturbiner. På varje turbinaxel finns en synkrongenerator med vattenkyld stator och vätgaskyld rotor. Elkraftsystemen är uppdelade i två separata delsystem. När reaktorn är avställd svarar det yttre kraftnätet för kraftförsörjningen via 130 kV-linjer. Som reserv finns intern hjälpkraft från fyra dieselgeneratorer och två gasturbinaggregat. Gasturbinaggregaten är gemensamma med Oskarshamn 2. 15 Oskarshamn 2 händelser av betydelse för säkerhet och tillgänglighet Dygnsmedeleffekt (%) 120 100 Nettoproduktion Energitillgänglighet Energiutnyttjande 80 60 4,5 TWh 88,7 % 86,7 % 40 20 0 jan feb mar apr maj jun 19 januari: Effektnedgång för prov av turbinventiler. 23 februari: Effektreduktion för prov av turbinventiler. 12 mars: Under provning av anläggningens säkerhetssystem ledde ett logikfel till att anläggningen snabbstoppades automatiskt. Se ”Snabbstopp” nedan. 25 mars: Snabbstopp efter en turbinsnabbstängning. Se ”Snabbstopp” nedan. 30 april: Nedstyrning på grund av bypass av lågtrycksförvärmare. Revisionsavställning 11 maj–12 juni Revisionstiden planerades till 25 dygn. Förutom bränslebytet var följande stora arbeten inplanerade: jul aug sep okt nov dec Övrigt Installation av en rekombinator, vars uppgift är att genom en katalytisk process (rekombinering) återförena den vätgas och syrgas som evakueras från turbinkondensorn till vatten. Rekombinatorn reducerar mängden gas som passerar till skorstenen. Därmed får man en längre uppehållstid i systemet. Kortlivad aktivitet hinner därmed klinga av och utsläppen av radioaktiva gaser till luften reduceras. Revisionstiden blev 33 dygn. Oskarshamn 2 fasades in mot det svenska stamnätet den 12 juni. Kollektivdosen under revisionen blev 0,43 manSv. 27 juni: Effektreduktion för åtgärd av ett ångläckage. Reaktordelen • Täthetsprovning av skalventiler. • Inspektion av reaktortanken och dess interna delar. • Byte av styrstavs- och drivmutterindikering. • Byte av 17 drivdon. 12 juli: Effektreduktion för prov av tur binventiler. Tillkommande arbeten, reaktordelen: • Åtgärd av läckage från en ångskalventil i reaktorinneslutningen. • Byte av kägla och ventilspindel på en ventil i sprinklersystemet för reaktorinneslutningen. 13 september: Effektreduktion för prov av ventiler i ång- och matarvattenledningarna. Turbindelen • Garantiinspektion av generator. • Installation av bypass-ventil i spärrångsystemet. • Förberedelser inför projekt PLEX (Oskarshamn 2s moderniseringsprojekt). 6 december: Effektreduktion för provning av ventiler i ång- och matarvattenledningarna. 16 12 augusti: Snabbstopp utlöstes då ett underhållsarbete på en massafångare i kondensatreningssystemet ledde till ett större läckage. Se ”Snabbstopp” nedan. 25 oktober: Effektreduktion för åtgärd av ventilläckage och provning av ventiler. Under året • Ingen nedreglering av kraftbalansskäl förekom under året. • Coastdown-drift förekom inte under året. Snabbstopp 12 mars: Under pågående ordinarie provning av nivå- och tryckvakter till reaktorskyddssystemets snabbstoppsvillkor, fick en kondensat- och en matarvattenpump stopporder när ett villkor tillhörande C‑kanalen löstes ut. Vid tillfället var en matarvattenpump avställd för service och därmed inte möjlig att starta. Vattennivån i reaktorn började sjunka och snabbstopp erhölls till följd av låg vattennivå i reaktortanken. Logikprovning hade tidigare utförts i A- och Bkanalerna utan anmärkning. I efterhand konstaterades att en mjukvarubaserad minnesfunktion för snabbstoppsvillkoren, som finns i turbinens kontrollsystem, inte var återställd efter provningen av B-kanalen. När provningen fortsatte med utlösning av C-kanalen medförde detta att två kanaler av tre var utlösta i turbinens kontrollsystem, vilket resulterade i stoppet av pumpar. Orsaken till att minnesfunktionen inte var återställd efter provningen av B-kanalen härleddes till att den analoga återställningspulsen måste vara cirka en sekund lång för att det digitala mjukvarubaserade systemet ska kunna registrera och bearbeta signalen fullständigt. I det aktuella fallet var återställningspulsen för kort. 25 mars: Vid periodiskt prov av ”enskild kanal i turbinsnabbstängningskedjan, TS-kedjan”, fastnade C-kanalens utlösningsventil i utlöst läge. Senare började temperaturvärdet för ett turbinlager vandra uppåt för att slutligen indikera mer än 90 grader. Ett villkor i Bkanalen i TS-kedjan löste därmed ut. Härmed var B-kanalen utlöst på grund av hög temperatur och C-kanalen på grund av den felande utlösningsventilen. Detta medförde att man hade uppfyllt villkoret Energitillgänglighet och utnyttjande för utlösning av turbinsnabbstängning, dvs två av tre kanaler. De hydrauliskt manövrerade ångpådrags ventilerna till turbinen började stänga. Här ska ångan automatiskt styras över till dumpventilerna, som ska öppna och leda ångan förbi turbinen till kondensorn. Detta gjordes också, men på grund av en tidsförskjutning i TS-signalen hann trycket stiga i reaktorn. Detta medförde i sin tur att reaktoreffekten steg. Reaktorsnabbstopp utlöstes automatiskt på hög effekt. 12 augusti: Snabbstopp utlöstes då ett planerat underhållsarbete på en massa fångare i kondensatreningssystemet ledde till ett större läckage. Anledningen till läckaget var att det skedde en förväxling av vilket av de sex filtren som skulle bytas och arbetet påbörjades på fel filter. När arbetet med att öppna filterbehållaren påbörjades, genom att lossa bultarna i lockets fläns, brast en packning på grund av trycket och ett större läckage uppstod. Detta löste ut nivåvakter i A-isoleringskedjan. Vattennivån i turbinkondensorn sjönk till låg nivå på grund av läckaget, vilket i kombination med utlöst A-isoleringskedja uppfyllde villkoret för snabbstopp av reaktorn. Produktionsbortfall Snabbstopp Kollektivdos Oskarshamn 2 togs i kommersiell drift 1975. Reaktorn är en kokvattenreaktor (BWR) tillverkad av ASEA Atom (idag Westinghouse Electric Sweden AB) och av samma utförande som Barsebäck 2. Den termiska effekten är 1 800 MW och den elektriska nettoeffekten är 590 MW. Reaktorinneslutningen är dimensionerad för tryck upp till 0,5 MPa och är fylld med kvävgas. Till inneslutningen hör ett system för filtrerad tryckavlastning, vilket kopplas in i händelse av en reaktorolycka. Reaktorhärden består av 444 bränsleelement. Cirka 20 % av bränslet byts ut årligen. Reaktoreffekten regleras med hjälp av 109 styrstavar och vattenkylflödet från fyra externa huvudcirkulationspumpar. Turbinanläggningen består av en dubbel axialhögtrycksturbin och tre dubbla axiella lågtrycksturbiner. Turbinen är via en gemensam axel kopplad till en synkrongenerator med vattenkyld stator och vätgaskyld rotor. Elkraftsystemen är uppdelade i två separata delsystem. När reaktorn är avställd svarar det yttre kraftnätet för kraftförsörjningen via 400 och 130 kV-linjer. Som reserv finns intern hjälpkraft från två dieselgeneratorer och två gasturbinaggregat. Gasturbinaggregaten är gemensamma med Oskarshamn 1. 17 Oskarshamn 3 händelser av betydelse för säkerhet och tillgänglighet Dygnsmedeleffekt (%) 120 100 Nettoproduktion Energitillgänglighet Energiutnyttjande 80 60 40 7,1 TWh 71,4 % 70,3 % 20 0 jan feb mar apr maj jun 14 februari: I slutet av 2007 visade mätningar att Oskarshamn 3 fått en bränsleskada. I slutet av januari förvärrades skadan och den 14 februari ställdes anläggningen av för härdläcksökning och byte av skadat bränsle. Förutom att tre skadade bränsle knippen laddades ut ur härden och ersattes med nya, tillfördes reaktivitet i form av ett antal nya bränsleknippen. Detta för att minska produktionsbortfallen på grund av coastdown-drift i samband med att den årliga revisionsavställningen flyttades fram två månader. Innan fasningen genomfördes var man också tvungen att åtgärda ett fel på ett tidrelä. Strax efter fasningen stoppades uppgången på grund av att en reglerventil i turbinens huvudångsystem inte öppnade som förväntat. Ungefär tolv timmar efter att felet identifierats, fasade Oskarshamn 3 åter mot kraftnätet och uppnådde full effekt på morgonen den 25 februari. 23 maj: Oskarshamns sammanlagda bruttoproduktion passerade 200 TWh. jul aug sep okt nov dec 6 september: Effektreduktion för ventilprov. På grund av bränsleskadan utfördes effektuppgången efter provet långsamt och försiktigt. 1 oktober: Beslut fattades om att gå ner med Oskarshamn 3 till kall avställd reaktor på grund av oklarheter i anläggningens säkerhetsanalyser. Anläggningens funktion kunde ifrågasättas vid långsamt fallande spänning på yttre nät i kombination med att aggregatbrytaren eller dess skydd inte fungerade som förväntat. Oskarshamn 3 var avställd fram till revisionsavställningen den 5 oktober och fasades inte in mer under 2008. Under revisionen skedde en omkonstruktion, vilken har gjort Oskarshamn 3 robust mot denna typ av störning. Revisionsavställning 5 oktober–1 januari Revisionen skulle, enligt planeringen, omfatta 21 dygn och vara avslutad den 25 oktober. På grund av problem med styrstavar förlängdes revisionen och anläggningen fasades in mot kraftnätet först den 1 januari 2009. Förutom bränslebytet var följande stora arbeten inplanerade: Reaktordelen • Läcksökning av allt bränsle i härden och urladdning av skadat bränsle. • Inspektion och provning av samtliga styrstavar och byte av styrstavar på grund av skador på styrstavsförlängare. Endast felfria styrstavar har monterats i reaktorn. • Provning av reaktortankstutsar. • Inspektion av moderatortankstativet. • Byte av fyra sonder och byte/renovering av två drivenheter i mätsystemet för neutronflöde i lågeffektområdet, 0–8 % effekt. 9 juni: En huvudcirkulationspump stoppade och försök till återstart misslyckades. Efter utbyte av några elektronikkomponenter i pumpens drivaggregat kunde pumpen återstartas utan anmärkning. 30 juni: En ny bränsleskada upptäcktes. Denna åtgärdades under revisionsavställningen. 11 augusti: Ett fel uppstod i regleringen av ventilerna till mellanöverhettarna, vilket medförde att dessa stängde. I samband med detta fick man en reaktornedstyrning. Beslut fattades att åtgärda felet i samband med revisionsavställningen. Felet medförde att Oskarshamn 3 inte kunde producera full effekt. 18 Leverans av statorn till den nya generatorn som ska installeras 2009. Energitillgänglighet och utnyttjande Turbindelen • Inspektioner inför moderniseringsprojektet PULS. • Service av reglerventiler. • Åtgärder på turbinlager. Övrigt Projekt PULS har som mål en säkerhetsmässig modernisering för att uppfylla myndighetens krav och höja den elektriska effekten till 1 450 MW samt byte av kritiska komponenter för att säkra den fortsatta driften. Projektets åtgärder var planerade att införas under revisionsavställningen 2008, men senarelades till den 1 mars 2009 på grund av försenade leveranser. Avställningen planerades pågå i cirka 90 dagar. Revisionstiden blev 89 dygn. Produktionsbortfall Snabbstopp Kollektivdosen under revisionen blev 0,28 manSv. Under året • Ingen nedreglering av kraftbalansskäl förekom under året. • Coastdown-drift förekom inte under året. Snabbstopp Inga snabbstopp från effektdrift förekom under året. Kollektivdos Oskarshamn 3 togs i kommersiell drift 1985. Reaktorn är en kokvattenreaktor (BWR) tillverkad av ASEA Atom (idag Westinghouse Electric Sweden AB) och av samma utförande som Forsmark 3. Den termiska effekten är 3 300 MW och den elektriska nettoeffekten är 1 152 MW. Reaktorinneslutningen är dimensionerad för tryck upp till 0,6 MPa och är fylld med kvävgas. Till inneslutningen hör ett system för filtrerad tryckavlastning, vilket kopplas in i händelse av en reaktorolycka. Reaktorhärden består av 700 bränsleelement. Cirka 20 % av bränslet byts ut årligen. Reaktoreffekten regleras med hjälp av 169 styrstavar och vattenkylflödet från åtta interna huvudcirkulationspumpar. Turbinanläggningen består av en dubbel axialhögtrycksturbin och tre dubbla axiella lågtrycksturbiner. Turbinen är via en gemensam axel kopplad till en synkrongenerator med vattenkyld stator och vätgaskyld rotor. Elkraftsystemen är uppdelade i fyra separata delsystem. När reaktorn är avställd svarar det yttre kraftnätet för kraftförsörjningen via 400 och 130 kV-linjer. Som reserv finns intern hjälpkraft från fyra dieselgeneratorer. 19 Ringhals 1 händelser av betydelse för säkerhet och tillgänglighet Dygnsmedeleffekt (%) 120 100 Nettoproduktion Energitillgänglighet Energiutnyttjande 80 60 40 4,6 TWh 61,8 % 61,4 % 20 0 jan feb mar apr maj jun jul aug sep okt nov dec 27 mars: Osignalerat stopp av en huvudkylvattenpump under cirka 11 timmar, ingen effektreduktion. 29 juli: Effektreduktion på grund av hög temperatur i havet/kondensationsbassängen. 14 april: Sänkning av reaktoreffekten till 103 % på grund av obefogad stängning av en turbinsnabbstängningsventil på turbin 12. 2 augusti: Urdrifttagning av turbin 12 på grund av kraftigt ångläckage från packboxen till en reglerventil. • • • 4 augusti: Coastdown-driften började. 19 april: Reduktion till cirka 57 % reaktoreffekt för prov av huvudångledningarnas skalventiler. 20 april: Kraftkontroll beordrade nedreglering med 100 MW i cirka 2 timmar på grund av att linjen mellan Söderåsen och Horred togs ur drift. En presenning hade blåst upp och lagt sig över ledningen. 3 maj: I samband med en obefogad stängning av en snabbstängningsventil på en lågtrycksturbin löste effektreduktion och turbinsnabbstopp ut. Den obefogade stängningen av snabbstoppsventilen resulterade i att det blev hög nivå i en dränagetank tillhörande turbin 11s mellanöverhettare, varvid turbin 11 snabbstoppade helt korrekt och i enlighet med logiken. 9 maj: Effektreduktion till cirka 99 % på grund av att en snabbstängningsventil på en lågtrycksturbin stängde obefogat. 13 juli: Reduktion av reaktoreffekten på grund av hög temperatur i havet och i kondensationsbassängen. 19 juli: Reduktion till cirka 56 % reaktoreffekt för prov av huvudångledningarnas skalventiler. 27 juli: Effektreduktion på grund av hög temperatur i havet/kondensationsbassängen. 20 • Revisionsavställning 16 augusti–31 december (fasning första turbin 09-01-08) Tillgängligheten under driftsäsongen 2007–2008 var 61,8 % och nettoproduktionen blev 4,55 TWh. Avställningen planerades till 47 dygn. Förutom bränslebyte och provningar genomfördes följande stora arbeten: Reaktordelen • Modifiering av kylare i resteffektkylsystemet. • Byte av en huvudcirkulationspump. • Ombyggnad av reaktorns säkerhetsventiler. • Förberedelser för moderniseringsprojektet RPS/SP2. • Miljökvalificeringsprojektet MILK fortsatte med miljökvalificering av elkomponenter. • Införande av ny bufferttank för dränering och fyllning av reaktorbassäng. • Byte av reläer i säkerhetssystemet i en delsub (C-sub). • Översyn av en pump i härdnödkylsystemet. • Utbyte och omgummering av rör och ventiler i saltvattenkylsystemet i reaktordelen. Turbindelen • Turbin 11 och 12, byte av skovlar i lågtrycksturbinernas steg 7. Turbin 11 och 12, byte av gummibälgar, tätningar mellan turbinaxel och turbinhus. Utbyte och omgummering av rör och ventiler i turbindelens saltvattenkylsystem. Turbin 11, utbyte av ångavtappningsledning till matarvattenförvärmare 3. Turbin 11 och 12, utbyte av transmittrar och reglerkretsar. Övrigt • Utbyte av 6 kV-ställverk, ordinarie internt nät. Revisionstiden blev 142,4 dygn, en förlängning med 95,5 dygn jämfört med den planerade tiden, 47 dygn. Kollektivdosen under revisionen blev 1,43 manSv, vilket ska jämföras med budgeterade 1,40 manSv. 2 oktober: Revisionsförlängning på grund av tryckförändringar i härdnödkylsystemet. Under den normala revisionsavställningsperioden modifierades härdnödkylsystemet genom flytt av en säkerhetsventil som tidigare orsakat ett flertal störningar. I samband med provkörning av systemet efter modifieringen konstaterades att systemtrycket tillfälligt överskred tillåtet värde. Orsaken till att trycket steg var med största sannolikhet luft i systemet. Olika avluftningsmöjligheter infördes, dock utan att problemet löstes helt. Detta arbete pågick fram till den 30 oktober då en ny lösning togs fram. 30 oktober: Planerat bortfall på grund av åtgärder i härdnödkylsystemet. Efter en tids försök med olika avluftningsvarianter beslutades att en dämpning av systemtrycket vid start skulle installeras i form av så kallade tryckklockor. Tryckklockan, Energitillgänglighet och utnyttjande en behållare som till hälften är fylld med vatten och till hälften gas, dämpar de tryckstegringar som uppstår då systemet startas och systemtrycket hamnar inom tillåtet värde. 17 december: Revisionen förlängdes ytterligare på grund av felaktig driftläggning av snabbstoppssystemet samt utlösta nivåvakter i reaktortanken vid nedkylning till kall avställd reaktor. Två felaktigt stängda ventiler medförde att det prov av anläggningens snabbstoppssystem som normalt genomförs i uppstartsskedet inte utföll med godkänt resultat. I samband med avställning till kall avställd reaktor kyldes reaktorn ned så hastigt att delar av reaktorns nivåvisning föll bort då kokning uppstod i nivåmätningens rörsystem. Produktionsbortfall Snabbstopp Under året • Reglering har inträffat vid ett tillfälle, den 20 april, och gav ett produktionsbortfall på endast 219 MWh, vilket motsvarar ungefär 15 minuter på full effekt. • Coastdown-driften inleddes strax före effektreduktion inför revisionen och gav ett produktionsbortfall på 17,3 GWh, vilket motsvarar nästan ett fulleffektdygn. Snabbstopp Inga snabbstopp från effektdrift förekom under året. Kollektivdos Ringhals 1 togs i kommersiell drift 1976. Reaktorn är en kokvattenreaktor (BWR) tillverkad av ASEA Atom (idag Westinghouse Electric Sweden AB). Den termiska effekten är 2 540 MW och den elektriska nettoeffekten är 859 MW. Reaktorinneslutningen är dimensionerad för tryck upp till 0,5 MPa och är fylld med kvävgas. Till inneslutningen hör ett system för filtrerad tryckavlastning, vilket kopplas in i händelse av en reaktorolycka. Reaktorhärden består av 648 bränsleelement. Cirka 20 % av bränslet byts ut årligen. Reaktoreffekten regleras med hjälp av 157 styrstavar och vattenkylflödet från sex externa huvudcirkulationspumpar. Turbinanläggningen består av två separata turbinsträngar. Varje sträng består av en enkel axialhögtrycksturbin och tre dubbla axiella lågtrycksturbiner. Till varje turbinsträng är en synkrongenerator, med vattenkyld stator och vätgaskyld rotor, kopplad via en gemensam axel. Elkraftsystemen är uppdelade i fyra separata delsystem. När reaktorn är avställd svarar det yttre kraftnätet för kraftförsörjningen via 400 och 130 kV-linjer. Som reserv finns intern hjälpkraft från fyra dieselgeneratorer. 21 Ringhals 2 händelser av betydelse för säkerhet och tillgänglighet Dygnsmedeleffekt (%) 120 100 Nettoproduktion Energitillgänglighet Energiutnyttjande 80 60 5,75 TWh 79,5 % 76,7 % 40 20 0 jan feb mar apr maj jun jul aug sep okt nov dec 2 januari: Nedreglering med 300 MW på grund av överföringsproblem i kraftnätet. Turbindelen • Översyn av högtrycksturbin T 21. Övrigt • Återkommande kontroll av betongkonstruktioner i byggnaderna för kylvattenintag har visat att betong och armering i rensgatorna har degraderats. Under året påbörjades arbete för att reparera betongkonstruktionerna. • Rensning och inspektion av huvudkylvattenkanal 2–L3. 31 januari: Nedgång till kall avställning samt dränering till 2/3 loopnivå för reparation av externt läckage från en backventil i nödkylsystemet. Läckaget återfanns i tätningen mellan ventillock och ventilhus. Ventilens innerlock tätsvetsades. 7 februari: Återstart av blocket. 17 februari: Snabbstopp av turbin 21 beroende på fel i turbinens datoriserade styrsystem. Stoppet blev kortvarigt, ett par timmar efter stoppet var turbinen åter infasad mot nätet. 20 april: Nedreglering med cirka 100 MW på begäran av Kraftkontroll. Oplanerade händelser Under revisionen inträffade tre större, oplanerade händelser som orsakade revisionsförlängning, se nedan: • Bränslebyte. 2 maj: Revisionsstart. • Revisionsavställning 2 maj–21 juni Avställningen planerades till 23 dygn och 9 timmar. • • Ringhals 2 var först ut bland blocken att genomföra en revisionsavställning med de nya kraven på fysiskt skydd. Detta ställde stora krav på organisationen när det gällde att anpassa sig till de nya rutinerna för inpassering, gods- och fordonsavsökning, m m. Erfarenheten blev dock att det gick över förväntan. • • Förutom bränslebyte och provningar var följande stora arbeten inplanerade: • Reaktordelen • Utbyte av flödesreglerventil i laddningsledningen i kemi- och volymkontrollsystemet. Syftet med utbytet var att säkerställa ventilens reglerfunktion i alla förekommande driftfall. 22 • Översyn av reaktorkylpump 2, inklusive inspektion av pumphus. Byte av motor för reaktorkylpump 1. Byte av fläktmotorer på reaktorinneslutningens tre kylfläktar. På en av dessa byttes även fläkthjulet. Lyft av de undre interna delarna i reaktortanken. I samband med detta utfördes provning av stumsvetsar i reaktortanken samt provning av tankens baffelskruvar. Dessutom provades styrklackar till reaktorns interna delar. Ånggeneratorunderhåll, vilket innebar att hälften av alla tuberna provades samt att tubplattan rengjordes från slam (sludge lancing). Montage av fjärde nivåmätkanalen på alla tre ånggeneratorerna. Utbyte av matarvattenreglerventiler. Utformningen på de nya ventilerna är sådan att de förhindrar främmande föremål (skrot) i matarvattnet att komma in i ånggeneratorerna. • • Läckage på loop-lucka (Nozzle Dam) till ånggenerator 1s varma sida – cirka 1 dygn. I samband med återmontage av reaktortankens undre interna delar var restvärmepump 1 i drift och detta orsakade en tryckspik som gjorde att loop-luckan till ånggenerator 1s varma sida började läcka. Läckage på rotventil i reaktorkylsystemet – cirka 2 dygn. Vid manövrering av rotventil 313-8062 A inför uppstart brast oket till glanden och ett externt läckage uppstod. Driftledningen tog beslut om nedgång till kall avställning för att åtgärda det brustna oket. Kapacitetsproblem i hjälpmatarvattensystemet – cirka 23 dygn. Vid rutinmässigt fullflödestest av hjälpmatarvattensystemet i samband med uppstart noterades kapacitetsproblem på motordriven pump 1. Beslut togs att gå ner till kall avställning. Ett omfattande analysarbete påbörjades och den 19 juni gav SKI sitt godkännande att återstarta med 90 % reaktoreffekt. Energitillgänglighet och utnyttjande Revisionstiden blev 50 dygn och 14 timmar, vilket innebar en förlängning med 27 dygn och 5 timmar jämfört med den planerade tiden. Kollektivdosen under revisionen (inklusive ÅG-underhåll) blev 0,50 manSv, vilket ska jämföras med budgeterade 0,44 manSv. 21 juni: Återstart av blocket efter revisionen. Produktionsbortfall 22 juni: Effektnivån begränsad till 90 % på grund av reducerat hjälpmatarvattenflöde. 6 augusti: Nedgång till kall avställning för Svenska Kraftnäts arbeten på 400 kVställverket i Strömma. Snabbstopp 15 augusti: Återstart av blocket. 18 augusti: Nedreglering med cirka 240 MW på begäran av Kraftkontroll. 18 oktober: Uppgång från 90 % till 94 % reaktoreffekt efter medgivande från Strålsäkerhetsmyndigheten (SSM). Under året • Nedreglering av kraftbalansskäl resulterade i ett produktionsbortfall på 209,4 GWh, vilket motsvarar drygt 10 fulleffektdygn. • Ingen coastdown-drift förekom under året. Kollektivdos Snabbstopp Inga snabbstopp från effektdrift förekom under året. Ringhals 2 togs i kommersiell drift 1975. Reaktorn är en tryckvattenreaktor (PWR) tillverkad av Westinghouse. Den termiska effekten är 2 652 MW och den elektriska nettoeffekten är 870 MW. Reaktorinneslutningen är dimensionerad för tryck upp till 0,5 MPa. Till inneslutningen hör ett system för filtrerad tryckavlastning, vilket kopplas in i händelse av en reaktorolycka. Reaktorhärden består av 157 bränsleelement. Cirka 20 % av bränslet byts ut årligen. Reaktoreffekten regleras med hjälp av 48 styrstavar och genom förändring av borhalten i reaktorkylvattnet. Turbinanläggningen består av två separata turbinsträngar. Varje sträng består av en dubbel axialhögtrycksturbin och tre dubbla axiella lågtrycksturbiner. Till varje turbinsträng är en vattenkyld synkrongenerator kopplad via en gemensam axel. Elkraftsystemen är uppdelade i fyra separata delsystem. När reaktorn är avställd svarar det yttre kraftnätet för kraftförsörjningen via 400 och 130 kV-linjer. Som reserv finns intern hjälpkraft från fyra dieselgeneratorer. 23 Ringhals 3 händelser av betydelse för säkerhet och tillgänglighet Dygnsmedeleffekt (%) 120 100 Nettoproduktion Energitillgänglighet Energiutnyttjande 80 60 40 7,6 TWh 88,5 % 88,5 % 20 0 jan feb mar apr maj jun jul aug sep okt nov dec 3 januari: Effektreduktion på grund av byte av motorlager i kylvattenpump 4 för turbin 32. Revisionsavställning 18 juli–12 augusti Avställningen planerades till 21 dygn och 23 timmar. 10 januari: Effektreduktion på grund av byte av motorlager i kylvattenpump 1 för turbin 32. Förutom bränslebyte och provningar var följande stora arbeten inplanerade: 19 januari: Problem i renshuset, kylvattenintaget, på grund av hård vind. Turbinsnabbstopp av turbin 31 erhölls. Orsaken var högt tryck i kondensorn, i sin tur orsakat av att huvudkylvattenpumpar löste ut på överlast. På grund av rådande vindförhållanden kom vid tillfället stora mängder tång och föroreningar in i kylvattenintaget för Ringhals 3 och 4. Ringhals 3 tappade därmed 50 % av sin produktionsförmåga. Reaktordelen • Omställning av skydds- och reglerparametrar med syfte att möjliggöra höjning av den termiska effekten till 113 % inom effekthöjningsprojektet GREAT. Under revisionen följde de normala rutiner som finns både avseende projektering och konstruktion samt själva genomförandet. • 27 mars: Effektreduktion med cirka 60 MW på grund av byte av motorlager i kylvattenpump 2 för turbin 31. 3 april: Effektreduktion med cirka 60 MW för stopp av kylvattenpump 4 för turbin 31 för montage av testutrustning inför husturbintest. 5 april: Prov av husturbindrift (GREATprov) samt ventilprov på båda turbinerna. 20 april: Effektreduktion med cirka 100 MW på order av Kraftkontroll. Anledningen var att en presenning låg över en 400 kV-ledning. 15 maj: Effektreduktion för prov av regler- och snabbstängningsventiler på båda turbinernas mellanöverhettare. 1 juni: Avställning av turbin 31 för att åtgärda externt oljeläckage från kraftoljeledning. 18 juli: Revisionsstart. 24 • • Ombyggnad av nivåmätningen på säkerhetsinsprutningssystemets ackumulatortankar. Inre inspektion/pumpbyte av reaktorkylpump 3. Ny varvtalsmätning för den ångdrivna hjälpmatarvattenpumpen. • Vid revisionen 2007 upptäcktes sprickbildningar i 400 kV-ledningarnas infästningar i turbinbyggnadens vägg. Reparationsåtgärder utfördes. Revisionstiden blev 25 dygn och 19 timmar, en förlängning med 3 dygn och 20 timmar jämfört med planerad tid. De främsta orsakerna till förlängningen var: • • • Återställning/driftläggning inför återladdning. Provkörning av hjälpmatarvattensystemet, bland annat problem med ny varvtalsmätningsutrustning. Dränering av reaktorbassängen på grund av höjning av borhalten i borvattentanken samt på grund av friktionsmätning. Kollektivdosen under revisionen blev 0,22 manSv, vilket ska jämföras med budgeterade 0,36 manSv. 9 augusti: Revisionsförlängning. Turbindelen • Utbyte av pumphjul (impellrar) på matarvattenpumparna. • Utbyte av venturimetrar på matarvattenflödesmätning. Övrigt • Utbyte av lokaltransformator LT 310. Efter branden i LT 310 år 2006 sattes en reservtransformator in. Denna byttes nu ut till en ny transformator. • Utbyte av 220 V AEG lik- och växelriktare, A-sida. • Återkommande kontroll av betongkonstruktioner i byggnaderna för kylvattenintag har visat att betong och armering i rensgatorna har degraderats. Under året har arbete påbörjats för att reparera betongkonstruktionerna. 12 augusti: Revisionen avslutades. 19 augusti: Beordrad avlastning och nedgång till kall avställning på grund av felaktig design av brännbara absorbatorer i 24 bränsleknippen för aktuell härd. Ny analys av bränsle och härd genomfördes. 24 augusti: Återstart av blocket. 25 augusti: Turbin 31 ställdes av för åtgärdande av fukt i generatorn. 29 augusti: Nedgång till kall avställning för tungt lyft av generatorrotorn för turbin 31. 1 september: Återstart av blocket. Energitillgänglighet och utnyttjande 10 september: Laständringsprov med turbinerna (GREAT-prov). 12 september: Lastfrånslagsprov på turbin 31 (GREAT-prov). 19 september: Prov av reaktorsnabbstopp (GREAT-prov). 1 november: Effektreduktion efter ventilprov på turbinerna på grund av att mellanöverhettarens reglerventiler inte öppnade mer än till 30 % på turbin 32. Orsaken var att en snabbtömningsventil hade hängt sig. Produktionsbortfall 9 december: Effektreduktion på grund av byte av det övre motorlagret i kylvattenpump 3 för turbin 31. Snabbstopp Under året • Ingen nedreglering av kraftbalansskäl förekom under året. • Ingen coastdown-drift förekom under året. Snabbstopp Inga reaktorsnabbstopp från effektdrift förekom under året. Kollektivdos Ringhals 3 togs i kommersiell drift 1981. Reaktorn är en tryckvattenreaktor (PWR) tillverkad av Westinghouse och av samma utförande som Ringhals 4. Den termiska effekten är 2 992 MW och den elektriska nettoeffekten är 1040 MW. Reaktorinneslutningen är dimensionerad för tryck upp till 0,4 MPa. Till inneslutningen hör ett system för filtrerad tryckavlastning, vilket kopplas in i händelse av en reaktorolycka. Reaktorhärden består av 157 bränsleelement. Cirka 20 % avbränslet byts ut årligen. Reaktoreffekten regleras med hjälp av 48 styrstavar och genom förändring av borhalten i reaktorkylvattnet. Turbinanläggningen består av två separata turbinsträngar. Varje sträng består av en dubbel axialhögtrycksturbin och tre dubbla axiella lågtrycksturbiner. Till varje turbinsträng är en vattenkyld synkrongenerator kopplad via en gemensam axel. Elkraftsystemen är uppdelade i fyra separata delsystem. När reaktorn är avställd svarar det yttre kraftnätet för kraftförsörjningen via 400 och 130 kV-linjer. Som reserv finns intern hjälpkraft från fyra dieselgeneratorer. 25 Ringhals 4 händelser av betydelse för säkerhet och tillgänglighet Dygnsmedeleffekt (%) 120 100 Nettoproduktion Energitillgänglighet Energiutnyttjande 80 60 40 7,33 TWh 91,0 % 90,8 % 20 0 jan feb mar apr maj jun 18 januari: En funktionsprocessor felfungerade, vilket gav omkoppling till borvattentanken (RWST) och därmed borering av reaktorkylvattnet. Detta ledde till reduktion till cirka 95 % reaktoreffekt. Laddning/avtappning stoppade också, vilket gjorde det omöjligt att späda reaktorkylvattnet tills funktionsprocessorn var åtgärdad. jul 29 maj: Revisionsstart. Revisionsavställning 29 maj–26 juni Avställningen planerades till 26 dygn och 10 timmar. Dimensionerande för revisionslängden var byte av CRDM (Control Rod Drive Mechanism – Drivdonshus för styrstavarna). 26 sep okt nov dec Förutom bränslebyte och provningar genomfördes följande stora arbeten: Reaktordelen • Utbyte av CRDM (Control Rod Drive Mechanism). Vid revisionen 2004 identifierades borsyra på fem av drivdonshusen (CRDM) vid tätsvetsen mellan drivdonhusens övre och nedre delar. Undersökningar visar att läckage sannolikt kommer att uppstå i fler CRDM och att det även finns risk för större läckage med produktionsbortfall som följd. Risken för läckage leder till utökade underhållskostnader och inspektioner samt behov av årlig beredskap för reparation av läckande CRDM. Ringhals 4 har bytt samtliga CRDM för att undvika ökade underhållskostnader och produktionsstörningar. 16 april: Växelriktare VR 445 löste på överström och skena SHC 445 blev spänningslös på grund av att automatisk övergång till bypass-drift uteblev (med andra ord två fel). När SHC 445 blev spänningslös förlorades indata till beräkning av ”Termisk effekt”. Med anledning av detta utfördes effektreduktion för att få marginal till högsta tillåten ”Termisk effekt”. 8 maj: Effektreduktion med cirka 80 MW på grund av att kylvattenpump 1 för turbin 41 automatiskt stoppade på överlastskyddet. Kylvattenpumpen startades åter efter kontroll, varpå effektuppgång utfördes till 100 %. Pumpen stoppades igen på grund av stigande strömförbrukning. Vid inspektion hittades en stor ansamling av musslor i musselfiltret. Detta förorsakade att pumpen gick tyngre än normalt med stigande strömförbrukning som följd. aug • Årlig inspektion av normal karaktär av ånggeneratorerna. Övrigt • Utbyte av 220 V AEG lik- och växelriktare, A-sida. • Återkommande kontroll av betongkonstruktioner i byggnaderna för kylvattenintag har visat att betong och armering i rensgatorna har degraderats. Under året har arbete påbörjats för att reparera betongkonstruktionerna. Revisionstiden blev 28 dygn och 16 timmar, en förlängning med 2 dygn och 6 timmar jämfört med den planerade tiden. Revisionen följde tidsplanen ända fram till uppstarten. Flera orsaker fanns till att fasningstidpunkten blev försenad. Det största bidraget var uttransport och CRDM-projektet. Detta tillsammans med ytterligare händelser försenade fasningstidpunkten. Kollektivdosen under revisionen blev 0,73 manSv, vilket ska jämföras med budgeterade 0,54 manSv. De främsta orsakerna till överskridandet var bytet av CRDM och något högre dosrater gentemot revisionen 2007. 24 juni: Revisionsförlängning. 26 juni: Revisionen avslutad. 30 juni: Nedgång till drifttillstånd ”Uppstartning” på grund av osäkerhet med mätningen av reaktorkylflödet. 2 juli: Återstart av blocket. 6 juli: Effektreduktion vid högtrycksförvärmarbypass på turbin 41 på grund av fel i regleringen. Instrumentpersonalen kunde inte hitta orsaken till felet. 12 juli: Effektreduktion på grund av att dubbelpump 104 på turbin 42 stoppade på höga SPM-värden (vibrationer) för lager på högtryckssidan. 17 juli: Effektreduktion vid högtrycksförvärmarbypass på turbin 41 på grund av fel i regleringen. Byte av nivåregulator. 18 juli: Effektreduktion på grund av att kylvattenpump 3 för turbin 42 fick stoppas på grund av höga vibrationer. 18 augusti: Planerad nedreglering för Svenska Kraftnäts arbeten på ställverket i Strömma (Svenska Kraftnät bygger nytt ställverk). Energitillgänglighet och utnyttjande 30 augusti: Effektreduktion till 90 % för prov av turbinventiler. Under året • Nedreglering av kraftbalansskäl resulterade i ett produktionsbortfall på 17,5 GWh, vilket motsvarar cirka 18,4 fulleffekttimmar. • Ingen coastdown-drift förekom under året. Produktionsbortfall Snabbstopp Inga snabbstopp från effektdrift förekom under året. Snabbstopp Arbete på ett av turbinaxelns lager. Generatorn syns till höger. Kollektivdos Ringhals 4 togs i kommersiell drift 1983. Reaktorn är en tryckvattenreaktor (PWR) tillverkad av Westinghouse och av samma utförande som Ringhals 3. Den termiska effekten är 2 775 MW och den elektriska nettoeffekten är 915 MW. Reaktorinneslutningen är dimensionerad för tryck upp till 0,4 MPa. Till inneslutningen hör ett system för filtrerad tryckavlastning, vilket kopplas in i händelse av en reaktorolycka. Reaktorhärden består av 157 bränsleelement. Cirka 20 % av bränslet byts ut årligen. Reaktoreffekten regleras med hjälp av 48 styrstavar och genom förändring av borhalten i reaktorkylvattnet. Turbinanläggningen består av två separata turbinsträngar. Varje sträng består av en dubbel axialhögtrycksturbin och tre dubbla axiella lågtrycksturbiner. Till varje turbinsträng är en vattenkyld synkrongenerator kopplad via en gemensam axel. Elkraftsystemen är uppdelade i fyra separata delsystem. När reaktorn är avställd svarar det yttre kraftnätet för kraftförsörjningen via 400 och 130 kV-linjer. Som reserv finns intern hjälpkraft från fyra dieselgeneratorer. 27 Särskild Rapportering Fördjupning – Oskarshamn 3s och Forsmark 3s styrstavsproblem I samband med urladdning av bränsle under 2008 års revision på Oskarshamn 3, upptäcktes att en styrstav stod lutad mot en närliggande styrstav. Dagen efter upptäckten lyftes styrstaven upp för visuell inspektion, varvid det visade sig att den så kallade styrstavsförlängaren var helt av. Det finns huvudsakligen två typer av styrstavsförlängare: en med så kallat fast skaft och en med delbart skaft. Den styrstavsförlängare som nämns ovan var den med fast skaft. Från början misstänkte leverantören av styrstavarna att det var brister i materialet som hade lett till problemet. Därför pekade man ut de nio styrstavarna som kommit till Oskarhamns Kraftgrupp (OKG) i den leveransen som ”problemstavar”. OKG betraktade händelsen, i detta första skede, som ett enstaka fel. Detta ledde till att Forsmark 3, som är av en konstruktion liknande den för Oskarshamn 3, gjorde samma bedömning och fortsatte driften av anläggningen. Vidare inspektioner av styrstavsförlängare i Oskarshamn 3 visade dock sprickbildningar i fler styrstavsförlängare. Denna information gjorde att även Forsmark beslutade sig för att ställa av Forsmark 3 för att kunna inspektera sina styrstavar. Vid inspektionerna i Forsmark 3 visade det sig att också där fanns sprickor i några styrstavsförlängare. En av dem var, precis som vid Oskarshamn 3, helt av. Både OKG och Forsmark klassade händelsen som en så allvarlig brist att anläggningarna utan dröjsmål ställdes av för åtgärder. Vare sig Oskarshamn 3 eller Forsmark 3 skulle återstartas utan Strålsäkerhetsmyndighetens medgivande. Oskarshamn 3 och Forsmark 3 påbörjade arbetet med att analysera det inträffade och identifiera en skadeorsak. En gemensam nämnare för dessa båda anläggningar är, i motsats till övriga kokvattenreaktorer, att de har en lägre temperatur (cirka 60 grader) på det spolflöde som strömmar genom drivdonen, som manövrerar styrstavarna. Det omgivande reaktorvattnets temperatur är cirka 270 grader. Spolflödet strömmar genom drivdonen för att kyla och förhindra ansamlingar av smuts, så kallat crud, i drivdonen. Detta ”kalla” spolflöde kan generera så kallad termisk utmattning, som uppstår när materialet utsätts för spänningar på grund av stora temperaturskillnader. Anledningen till att anläggningarna är konstruerade med det kallare flödet är att det har en positiv inverkan på drivdonens servicebehov. Forsmark har fått tillstånd av Strålsäkerhetsmyndigheten att köra Forsmark 3 med de begränsningar som nämns ovan till och med den 31 juli 2009. Vad gäller Oskarshamn 3 ansökte OKG om, och fick tillstånd, att driva anläggningen fram till den 1 mars, då en avställning i effekthöjningsprogrammet PULS var inplanerad. Inspektioner och provningar på Forsmark 3 och Oskarshamn 3 visade att cirka 37 procent av samtliga styrstavsförlängare hade sprickbildning. Både typen med fast skaft och den med delbart skaft visade sig ha skador, men antalet skadade Korta fakta om styrstavar • Styrstavar innehåller borkarbid och hafnium, ämnen som ”äter” neutroner och därmed kan begränsa antalet kärnklyvningar. • Styrstavarna är cirka 4 meter långa. I Oskarshamn 3 och Forsmark 3 finns 169 styrstavar. • Styrstavar används för att kontrollera reaktoreffekten i kokvattenreaktorer. • Styrstavar används också för att fördela effekten i härden. • En styrstavs läge justeras in eller ut med hjälp av ett drivdon som är anslutet till en elektrisk motor. • När reaktorn snabbt måste stoppas, skjuts styrstavarna in med ett trycksatt, hydrauliskt system. • Vid start av reaktorn börjar man med att helt dra ut varannan styrstav. Dessa kallas för avställningsstavar. • Resten av stavarna, så kallade reglerstavar, används för att justera effekten i härden. 28 styrstavar med fast skaft var något fler. För att på de fasta skaften undvika de termiska påkänningarna vid hålrummet (kapzonen) samt för att säkerställa att det område som forsättningsvis befinner sig i den termiska blandningszonen inte tidigare utsatts för termiska påkänningar, kommer vare sig Forsmark 3 eller Oskarshamn 3 att dra ut sina styrstavar längre än till maximalt 86 procent, dvs 14 procent av stavarna kommer att vara inne i härden. Detta gör att den zon som är mest utsatt för den termiska utmattningen förskjuts och inte kommer att påverkas i samma grad som tidigare. Här har sprickorna uppstått Här har sprickorna uppstått Styrstavsledrör 29 Elproduktionen i Sverige 2008 Vattenkraft Tillförsel av el, 158,6 TWh Vindkraft 2,0 TWh Forsmark 21,0 TWh Oskarshamn 15,0 TWh Användning av el, 158,6 TWh Ringhals 25,3 TWh Värmekraft 14,3 TWh Import 12,7 TWh Industri 60,8 TWh Transport 3,0 TWh Bostäder 69,0 TWh Export 14,7 TWh Förluster 11,1 TWh Hur långt räcker 1 TWh? =1 000 000 000 kWh 30 68,3 TWh Glödlampa, 100 W 1 141 553 år Villa, 25 000 kWh/år 40 000 år X2000-tåget 35,7 år Stockholm, 8 TWh/år 1,5 månad Sveriges bostäder, 70 TWh/år 5,2 dygn Sverige totalt, 144 TWh/år 2,5 dygn Produktionsuppgifter – Definitioner ENERG avser d e Definitionerna på tillgänglighets begreppen motsvarar UNIPEDEs klassificering enligt ”Statistical Ter minology Employed in the Electrical Supply Industry”. Etg: Maximal producerbar energi med tillgänglig maximal effekt under en viss tidsperiod. TTJAN odukti DE onen orsakas av tillgång och efterfrågan EN GÄN ERGIGLIG HET TILL Ed/En: Energiutnyttjande (UNIPE DEs definition nr 4.5.01). Ed: Aktuell producerad energi un der en viss tidsperiod. liga pr Nedreglering Etg/En: Energitillgänglighet (UNI PEDEs definition nr 4.6.03.f). En: Maximal producerbar energi med fastställd maximal effekt under total tid för en viss period. IUTNY n verk Coastdown nedreglering för effektivt bränsleutnyttjande Planerat bortfall PRO POT DUKT ENT ION IAL S- för underhåll, inspektion och provning Oplanerat bortfall avser störningar som minskar produktionen Internationella skalan för kärntekniska händelser – INES Klass Den internationella skalan för kärn tekniska händelser har utarbetats av IAEA för enhetlig bedömning och information om händelser i kärn tekniska anläggningar. Händelser i svenska anläggningar rapporteras via SSM till IAEA, medan utländska händelser rapporteras omvänt. Ni våerna 1 till 3 betecknar händelser, medan nivåerna 4 till 7 utgör olyckor med omgivningspåverkan. 7 Stor olycka 6 Allvarlig olycka Anläggningspåverkan Försämrat djupförsvar 5 Olycka med risk för omgivningen Begränsat utsläpp. Beredskapsåtgärder troligen i begränsad omfattning Allvarliga skador på reaktorhärd och/eller strålskyddsbarriärer 4 Olycka utan be tydande risk för omgivningen Litet utsläpp. Allmänheten utsätts för stråldoser under gränsvärdet Betydande skador på reaktorhärd och/eller livs hotande doser till personal Mycket litet utsläpp. Allmänheten utsätts för mycket små doser under gränsvärde Mycket omfattande sprid ning av radioaktiva ämnen och/eller höga doser till personal Nära olycka. Inga återstående skyddsbarriärer Betydande spridning av radioaktiva ämnen och/ eller förhöjda doser till personal Händelse med betydande avvikelser från säkerhets förutsättningar Exempel Tjernobylolyckan 1986 hade nivå 7. Harrisburg 1979 hade nivå 5. Omgivningspåverkan Mycket stort utsläpp. Omfattande hälso och miljöpåverkan Stort utsläpp. Beredskapsåtgärder troligen i full omfattning 3 Allvarlig händelse 2 Händelse 1 Avvikelse 0 Mindre avvikelse Avvikelse från driftvillkor Ingen säkerhetsbetydelse 31 2008 Erfarenheter från driften av de svenska kärnkraftverken ISSN 1654-0484 Studsvik (huvudkontor) Forsmark Oskarshamn Ringhals Barsebäck KSU, Box 1039, SE-611 29 Nyköping KSU SE-742 03 Östhammar KSU, Box 926, SE-572 29 Oskarshamn KSU SE-432 85 Väröbacka KSU, Box 524, SE-246 25 Löddeköpinge Tfn: +46 (0)155-26 35 00 Fax: +46 (0)155-26 30 74 Tfn: +46 (0)173-167 00 Fax: +46 (0)173-167 50 Tfn: +46 (0)491-78 13 00 Fax: +46 (0)491-78 13 59 Tfn: +46 (0)340-64 62 00 Fax: +46 (0)340-64 62 99 Tfn: +46 (0)46-72 40 00 Fax: +46 (0)46-77 57 93 E-post: [email protected] www.ksu.se Org nr: 556167-1784 VAT-nr: SE556167178401