docPå svenska
download 
Report Transcription
På svenska
2006 2007 Erfarenheter från driften av de svenska kärnkraftverken Erfarenheter från driften av de svenska kärnkraftverken 2 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 omfattar cirka 2 200 kursdagar/ år. 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, Oskarshamns Kraftgrupp AB och Ringhals AB. KSU ingår i Vattenfallkoncernen. KSU, med cirka 250 anställda, har sitt huvudkontor i Studsvik med utbildningsenheter i Barsebäck, Ringhals, Forsmark och Oskarshamn. Sedan starten har nära 1,5 miljard kronor investerats i simulatorer och kringutrustning – de senaste åren i genomsnitt 135 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. 32 länder med sammanlagt cirka 440 kärnkraftverk är medlemmar. KSU svarar 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. 3 INNEHÅLL KSU ............................................2 Introduktion ...............................3 Historik Jämförelse mellan Sveriges reaktorer ... 4 Sveriges reaktortyper BWR (kokvattenreaktor) .................... 6 PWR (tryckvattenreaktor) .................. 7 Drifterfarenheter 2007 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 Säkerheten vid de svenska kärnkraftverken har under året varit hög, även i ett internationellt perspektiv. Driften förflöt utan allvarliga störningar som kan kopplas till säkerheten. År 2007 blev dock något av ett mellanår vad gäller elproduktionen. Den totala kärnkraftsproduktionen, 64,3 TWh (miljarder kilowattimmar), är den lägsta på fem år. Den totala genomsnittliga energitillgängligheten blev lägre än föregående år. För kokvattenreaktorerna uppgick tillgängligheten till 81 %, vilket kan jämföras med medelvärdet för de senaste fem åren, cirka 83 %. För tryckvattenreaktorerna blev energitillgängligheten 80,8 % för 2007, vilket är avsevärt lägre än medelvärdet för de senaste fem åren, 88,7 %. Många och långa avställningar beroende på omfattande ombyggnadsarbeten, bland annat av turbinen vid Ringhals 3, i kombination med efterverkningarna av händelsen vid Forsmarksverket 2006, bidrog till sjunkande tillgänglighet. Andra orsaker var bränsleskador vid blocket Oskarshamn 3 och byte av gummidukstätningar vid Forsmark 1 och 2. Under året påbörjade KSU en för samtliga svenska verk gemensam underhållsutbildning vid Barsebäcksverket. Här kan personal inom el- och mekunderhåll utbildas i verkslik miljö och träna på verkliga komponenter och system innan de utför sina arbeten i skarpt läge vid kärnkraftverken. Under hösten 2007 utvecklades utbildningsmål och program, varpå den verkliga utbildningen startades under våren 2008. Bränsleskador .................................. 28 Elproduktionen i Sverige 2007 ..... 30 Läsanvisningar Produktionsuppgifternas definitioner.. 31 INES definition ................................ 31 Åke Karlsson Verkställande direktör Forsmark KSU Årsrapporten Erfarenheter från driften av de svenska kärnkraftverken 2007 produceras av avdelningen för Gemensam utbildning vid Kärnkraftsäkerhet och Utbildning AB. Den ges också ut i en engelsk version. Ringhals Barsebäck Layout och original: Kärnkraftsäkerhet och Utbildning AB Foto: Oskarshamns Kraftgrupp AB Forsmarks Kraftgrupp AB Omslagets foto: Forsmarks Kraftgrupp AB Tryckning: Österbergs & Sörmlandstryck AB Oskarshamn 4 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 987 1025 2928 1980 Forsmark 2 BWR 1000 1038 2928 1981 Forsmark 3 BWR 1170 1232 3300 1985 Oskarshamn 1 BWR 467 487 1375 1972 Oskarshamn 2 BWR 598 623 1800 1975 Oskarshamn 3 BWR 1150 1198 3300 1985 Ringhals 1 BWR 850 908 2540 1976 Ringhals 2 PWR 870 910 2652 1975 Ringhals 3 PWR 920 960 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 2007 (årsmedelvärde) BWR 76,3 % = medelvärde PWR 84,6 % = medelvärde BWR: Energitillgängligheten hos de svenska kokvattenreaktorerna blev bättre än det internationella genomsnittet för 2007, 76,3 %. Det svenska medelvärdet blev 81,0 %. Oskarshamn 3 och Forsmark 3 kom högst med 89,5 respektive 88,1 %. PWR: Energitillgängligheten hos de svenska tryckvattenreaktorerna nådde inte riktigt upp till det internationella genomsnittet för 2007, 84,6 %. Sveriges värde blev 81,2 %. Ringhals 4 lyckades med drygt 91 %. 5 REAKTORSNABBSTOPP WANOs jämförelsetal för 2007 (årsmedelvärde) BWR 0,52 = medelvärde PWR 0,45 = medelvärde BWR: De svenska kokvattenreaktorerna hade i medeltal 0,77 snabbstopp under 2007. Det är lägre än förra året, men fortfarande något högre än WANOs medelvärde på 0,52. PWR: Sveriges tre tryckvattenreaktorer hade i medeltal 0,3 snabbstopp under året. WANOs medelvärde för världens tryckvattenreaktorer landade på 0,45. Anmärkning: Reaktorsnabbstoppen redovisas enligt WANOs definition, dvs att endast automatiskt utlösta snabbstopp per 7 000 timmar kritisk reaktor tas med. KOLLEKTIVDOS WANOs jämförelsetal för 2007 (årsmedelvärden) BWR 1,44 manSv = medelvärde PWR 0,69 manSv = medelvärde BWR: 2007 års medelvärde för kollektivdosen vid de svenska kokvattenreaktorerna blev 1,06 manSv. Det är något lägre än förra året, men mycket lägre än WANOs medelvärde på 1,44 manSv. PWR: Årets medelvärde för kollektivdosen vid de svenska tryckvattenreaktorerna blev 0,49 manSv, också lägre än WANOs motsvarande värde, 0,69 manSv. Styrstavar Fallspalt Vatten Ånga 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 1 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. SVERIGES Bränsleelement Reaktortank Reaktor med utrustning BWR = Boiling Water Reactor 1 I reaktortanken finns reaktorns bränsle- uraneti 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. 6 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 7 PWR TRYCKVATTENREAKTOR 8 FORSMARK 1 HÄNDELSER AV BETYDELSE FÖR SÄKERHET OCH TILLGÄNGLIGHET Dygnsmedeleffekt (%) Nettoproduktion Energitillgänglighet Energiutnyttjande 120 100 6,95 TWh 81,3 % 80,8 % 80 60 40 20 0 jan feb mar apr maj jun jul aug sep okt nov dec 3 februari–17 mars: Nedgång till kall avställd reaktor för byte av en åldrad gummidukstätning i reaktorinneslutningen (RI). Reaktordelen – Översyn av tre ventiler i reaktorns tryckavsäkringssystem. Vid ett rörbrott i övre delen av reaktorinneslutningen ska den ånga som frigörs ledas ner i nedre delen av reaktorinneslutningen, till den så kallade kondensationsbassängen, via nedblåsningsrör. För att detta ska fungera ställs krav på tätheten över bjälklaget som skiljer de båda utrymmena åt. Bjälklaget är vid anslutningen till inneslutningens vägg försett med en fog som ska ta upp rörelser i både vertikal- och horisontalled. Fogen är utformad med en dubbel tätning mot bjälklagets övre och undre kant och består av O-ringar, tillsammans med en tätklistrad gummiduk. Vid provtagning på duken visade det sig att den underskred gränsvärdet för elasticitet. – Inspektion av styrstavar. 13 april: Stopp av en huvudkylvattenpump på grund av en lagerskada medförde ett smärre produktionsbortfall. 13 maj: Nedgång till 103 % reaktoreffekt på grund av att man nådde gränsen för högt uttag av reaktiv effekt på generatorerna. 9 juni: Nedgång till 90 % reaktoreffekt för periodiskt skalventilprov i ång- och matarvattenledningarna. 2 augusti: Nedgång till 80 % för felsökning och åtgärd av indikering till en ångskalventil. 10 augusti: Nedstyrning till 80 % reaktoreffekt på grund av att ett kortvarigt spänningsbortfall på en 6 kV-skena orsakade nedstyrning av två huvudcirkulationspumpar till minimivarvtal. Revisionsavställning 2–21 september Avställningen planerades till 18 dygn. Förutom bränslebytet, som detta år innefattade utbyte och omflyttning av 94 respektive 426 bränsleelement samt provningar, var följande stora arbeten inplanerade: – Utbyte av sex styrstavar, varav tre på grund av sprickor. Sprickorna äventyrar inte driften, men kan medföra att processvattnet förorenas av bor från styrstavarna. – Service på sex drivdon. – Ombyggnad av två ventiler i reaktorns avblåsningssystem. – Utbyte av två mätflänsar för matarvattenflöde. Mätflänsarna mäter flödet av processvatten in i reaktorn och ingår i ett system för effektmätning. Turbindelen – Demontering och utbyte av generatorernas vattenföringsdon. – Översyn av fyra trottelventiler med servon per turbin. Tillkommande arbeten Vid provningar som utförs vid nedgång, och i direkt anslutning till avslutad nedgång, upptäcktes att två ventiler i reaktorns tryckavsäkringssystem läckte externt. Ventilerna åtgärdades under revisionen. Revisionstiden blev knappt 19 dygn. Kollektivdosen under revisionen blev 0,46 manSv. 11 oktober: Stopp av en huvudkylvattenpump. Vid stopp av ett komponentkylsystem till turbinen erhölls lågt kylvattenflöde till huvudkylvattenpumpen. På grund av att havsvattentemperaturen var relativt hög under sommaren kördes två kylvattenstråk för att kyla pumpens elmotor. När temperaturen i havsvattnet sjunkit, skulle stopp av reservstråket utföras. Stoppet orsakade en flödesminskning till huvudkylvattenpumpen, med stopp av denna som följd. Övrigt – Utbyte av mätflänsar i matarvattensystemet. Under föregående driftsäsong misstänktes att anläggningens matarvattenflöde visade felaktiga värden. Mätflänsarna inspekterades vid det årets revision utan att man kunde upptäcka några större avvikelser från specifikationen för flänsen. Under årets revision byttes de två mätflänsarna ut mot nykonstruerade med större noggrannhet. 27 november: Efter utförd service och säkringsbyte på en härdnödkylpump provstartades pumpen. I samband med starten uppstod en ljusbåge i säkringsfacket, utlösning av dieselsäkrad skena och brandlarm. Beslut togs att gå ned till kall avställd reaktor på grund av att underliggande säkerhetsskenor matades från batterier. Undersökningar visade att säkringen hade fabrikationsfel. Felet bestod i skador på säkringstrådens fästskruvar. Säkringen skickades till tillverkaren för ytterligare undersökningar. Efter utbyte och sanering av säkringsfacket, spänningssattes den dieselsäkrade skenan. Forsmark 1 återstartades den 29 november. – Översyn av tre av de fyra reservkraftsdieslarna samt genomgripande service, så kallad 10-årsservice, på den fjärde. 20 december: Nedgång till 50 % effekt och avställning av det ena turbinaggregatet för reparation av ett läckande rör i mellanöverhettarsystemet. – Inspektion av prallskydd, ett slags silar som sprider vattnet när det pumpas in i turbinens mellanöverhettare. 9 Energitillgänglighet och utnyttjande UNDER ÅRET – Nedreglering av kraftbalansskäl resulterade i ett produktionsbortfall på 2 GWh, vilket motsvarar cirka 2 fulleffekttimmar. – Coastdown-drift förekom inte under året. SNABBSTOPP Inga snabbstopp från effektdrift förekom under året. Produktionsbortfall Snabbstopp Kollektivdos I revisionens slutskede, före uppstart, genomsöks anläggningen med bombhund. 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 987 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. 10 FORSMARK 2 HÄNDELSER AV BETYDELSE FÖR SÄKERHET OCH TILLGÄNGLIGHET Dygnsmedeleffekt (%) Nettoproduktion Energitillgänglighet Energiutnyttjande 120 100 7,5 TWh 85,7 % 85,3 % 80 60 40 20 0 jan feb mar apr maj jun 3–21 februari: Nedgång till kall avställd reaktor för kontroll av gummitätningen i reaktorinneslutningens mellanbjälklag. Analys av provbitar visade att gummitätningen inte hade åldrats lika snabbt som på Forsmark 1 – elasticiteten låg inom gränsvärdet. Där provbitar tagits ut kompletterades med nya gummibitar. 1 mars: På grund av en felande transmitter i spärr- och läckageångsystemet till turbin TA22 läckte ånga ut externt och orsakade brandlarm. TA22 stoppades via manuellt utlöst turbinsnabbstängning, TS, vilket medförde att ångläckaget upphörde. TS ger också delsnabbstopp. Efter utbyte av den trasiga transmittern återstartades TA22 och reaktoreffekten ökades till full effekt, 108 %. 9 mars: Ett kortfel i processregleringen till turbin TA21 felfungerade, varför kortet byttes. I samband härmed påverkades ett antal närliggande kort, vilket bl a medförde ett externt läckage i spärrångsystemet till turbinen. Störningen medförde hög nivå i ett dränagekärl till mellanöverhettaren, vilket orsakade automatiskt stopp av turbinen. 19 april: Stopp av en huvudcirkulationspump på grund av att stoppknappen felaktigt trycktes in vid kvittering av ett larm via bildskärm. Reaktoreffekten minskade till 102 %. jul aug sep okt nov 5 maj: Nedgång till 80 % reaktoreffekt – Utbyte av mätflänsar i matarvattensystemet. Under föregående driftför periodiskt skalventilprov. säsong misstänktes att anläggningens 15 maj: Nedstyrning och delsnabbstopp matarvattenflöde visade felaktiga löste ut på grund av kortvarig sänkning värden. Mätflänsarna inspekterades av trycket i ett av turbinernas utlösningsvid det årets revision utan att man oljesystem. Tidigare under dagen hade upptäckte några större avvikelser från kontrollrummet fått larm om ett fel i specifikationen. Under årets revision turbinskyddssystemet. Felet lokaliserabyttes mätflänsarna, två till antalet, des till ett spänningslöst modem. Efter ut mot nykonstruerade med större åtgärd spänningssattes systemdelen, vilket noggrannhet. ledde till en kortvarig sänkning av trycket i turbinens hydrauliska utlösningssystem. – Ökad kylkapacitet i generatorns kylsystem på turbin 21. Tryckvakter hann uppfatta trycksänkningen och utlösa effektreduktion via – Ökad kylkapacitet i turbinernas snabb nedstyrning av huvudcirkulationskomponentkylsystem. pumparna, så kallad A5-nedstyrning. Förhållandet mellan den termiska effekten Övrigt och huvudcirkulationsflödet medförde – Stor översyn av reservkraftsdieslarna. därefter delsnabbstopp. 20 juni: På grund av ett ångläckage som härleddes till en ventil i matarvattensystemet, beslutades att gå ner till kall avställd reaktor för byte av packning i den läckande ventilen. 25 juli: Nedgång till 80 % reaktoreffekt för åtgärd av regleringen till en ventil i matarvattnets förvärmning. Revisionsavställning 5–24 augusti Avställningen planerades till 19 dygn. Förutom bränslebyte och provningar var följande stora arbeten inplanerade: Reaktordelen – Byte av tolv drivdon. Demontage av reaktorinneslutningens kupol. dec Bränslebassäng. Tillkommande arbeten Strax före uppstart av anläggningen – Översyn av en av reaktorns huvud- erhölls information om att Ringhals 3 hade problem med sin nya stator. cirkulationspumpar. Initialt var man osäker på vari proble– Montering av balkar i reaktorinne- met bestod, varför det beslutades att slutningen för att förbereda utbytet man skulle avvakta med uppstarten av av skalventiler under revision 2009. turbin 22 på Forsmark 2 tills Ringhals kunde ge besked. I stället utfördes start Turbindelen av anläggningen endast med turbin 21. – Översyn av en huvudkylvattenpump. Det visade sig finnas kvarglömda verktyg – Utbyte av generatorstatorn för turbin 21. i statorn vid Ringhals 3. Forsmark 2:s 11 Energitillgänglighet och utnyttjande nya stator kontrollerades utan att något avvikande hittades. Vid provningar under uppstart uppstod problem med två ventiler. Problemet visade sig vara att en ventil i reaktorns system för tryckavsäkring inte stängde som förväntat, liksom en ventil i systemet för härdnödkylning. Denna ventil löste elektriskt vid provkörning. Beslut togs om att gå till kall avställd reaktor för åtgärd av ventilerna. Revisionstiden blev drygt 21 dygn. Produktionsbortfall Kollektivdosen under revisionen blev 0,34 manSv, vilket överensstämde med den planerade dosen. 1–3 september: Under uppgång med anläggningen utfördes omfattande provningar av turbin 21:s nya stator. 4 september: Vid jordfelssökning efter åtgärd i snabbstoppssystemet slogs två brytare ifrån i fel ordning. Jordfelssökning går till så att man ansluter en extern matning till matade objekt. Därefter kan man slå ifrån brytaren för att kontrollera om jordfelet försvinner. Försvinner larmet har man hittat jordfelet. Vid detta tillfälle slogs en annan brytare än den som var matad via reservmatningen ifrån, vilket orsakade nedstyrning och delsnabbstopp. Snabbstopp 24 november: Nedgång till 80 % reaktoreffekt för periodiskt skalventilprov. 13 december: Nedgång till kall avställd reaktor för åtgärd av en trasig styrventil till en huvudventil i reaktorns tryckavsäkringssystem. UNDER ÅRET – Ingen nedreglering av kraftbalansskäl förekom under året. – Coastdown-drift förekom inte under året. SNABBSTOPP Inga snabbstopp från effektdrift förekom under året. 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 1 000 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. Kollektivdos 12 FORSMARK 3 HÄNDELSER AV BETYDELSE FÖR SÄKERHET OCH TILLGÄNGLIGHET Dygnsmedeleffekt (%) Nettoproduktion Energitillgänglighet Energiutnyttjande Coastdown 120 100 9,0 TWh 88,2 % 87,7 % 80 60 40 20 0 jan feb mar apr maj jun 24 mars: Vid ett planerat ventilprov inträffade ett fel på en ventil i turbinens mellanöverhettare. Felet orsakade en viss produktionsförlust månaden ut. 3 april: Effektreduktion för åtgärdande av ovanstående problem. 7 maj: Coastdown-driften började. Revisionsavställning 20 maj–25 juni Avställningen planerades till 36 dygn. Förutom bränslebyte och provningar var följande stora arbeten inplanerade: Reaktordelen – Översyn av tre skalventiler i huvudångledningarna. – Översyn av fyra ventiler i reaktorns tryckavsäkringssystem. – Inspektion av åtta styrstavar. jul aug sep okt nov dec – Införande av nytt effektövervakningssystem. – Installation av en diversifierad vattenkälla för kylning av reaktorn. I en extrem haverisituation kan vattnet i kondensationsbassängen, som är den ordinarie ”källan” för de säkerhetssystem som ska kyla reaktorhärden, bli så varmt att kylning inte längre är möjlig. Den nya vattenkällan finns i de två lagringstankarna i distributionssystemet för upparbetat (rengjort för återanvändning) totalavsaltat vatten som finns placerade på gården utanför reaktorbyggnaden. I och med installationen kan man koppla en krets av hjälpmatarvattensystemet till en av dessa två tankar och har därmed möjlighet att kyla reaktorn med kallt vatten. – Byte av rotor och stator på fem av reaktorns åtta huvudcirkulationspumpar. Turbindelen – Översyn av en av turbinens sex huvudkylvattenpumpar. – Utbyte av randtuber, de tuber som befinner sig i de yttre skikten av tubpaketen i huvudkondensorn. – Utbyte av alla fyra högtrycksförvärmarna. Under drift utgör högtrycksförvärmarna de två sista värmningsstegen för matarvattnet innan det når reaktortanken. – Utbyte av samtliga tuber i de två mellanöverhettarna. – Garantiinspektion utfördes på en av de tre lågtrycksturbinerna, installerad 2004, varvid några mindre erosionsskador upptäcktes och åtgärdades. Överhettad ånga mot LT-turbiner Recirkulerande ånga – Demontage av sex så kallade ögonlock i nivåmätsystemet. Injektor 4 st Primär ånga in 421 Tryckutjämning Tubsatser 4 st Sekundärånga Överhettad ånga Färskånga Vy sedd ovanifrån Avgasning Ånga TX2 Vatten Kondensat Sekundär ånga in Två av fyra tubpaket till en mellanöverhettare. Tubpaketens placering. 13 Energitillgänglighet och utnyttjande Övrigt – Tömning av två av anläggningens kylvattenkanaler för rengöring och underhåll. Underhållet består av reparation, vid behov, och montage av zinkanoder för att minska risken för korrosion i betongens armering. – Service på två av de fyra dieseldrivna reservkraftsaggregaten. En av dem genomgick en hel motorrenovering med nya kolvringar, cylinderfoder och vevstakslager, vilket motsvarar en ”40 000-timmarsservice” Produktionsbortfall – Översyn av huvudtransformatorn med byte av oljepumpar och rening av oljan. Tillkommande arbeten Några fel i det nya effektmätsystemet upptäcktes och åtgärdades i slutet av revisionen. Under uppstarten av anläggningen konstaterades ångläckage i reaktorinneslutningen med följd att man gick ner till kall avställd reaktor för åtgärd av läckaget. Detta medförde cirka fyra dygns förlängning av avställningen. Snabbstopp Revisionstiden blev cirka 40 dygn. Kollektivdosen under revisionen blev 0,69 manSv, vilket underskred den planerade dosen, 0,82 manSv. 28 september: Effektreduktion för prov av skalventiler. UNDER ÅRET – Ingen nedreglering av kraftbalansskäl förekom under året. – Coastdown-driften medförde att en möjlig produktionsvolym på 14,3 GWh inte har utnyttjats av bränsleekonomiska skäl, vilket motsvarar cirka 12 fulleffekttimmar. SNABBSTOPP Inga snabbstopp från effektdrift förekom under året. 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. Kollektivdos 14 OSKARSHAMN 1 HÄNDELSER AV BETYDELSE FÖR SÄKERHET OCH TILLGÄNGLIGHET Dygnsmedeleffekt (%) Nettoproduktion Energitillgänglighet Energiutnyttjande 120 100 2,6 TWh 64,1 % 63,2 % 80 60 40 20 0 jan feb mar apr maj jun 1 januari: Då året inleddes var stationen fortfarande avställd för de arbeten som föranleddes av de förhållanden som uppdagades i samband med händelsen i Forsmark 1 den 25 juli 2006, det vill säga kortslutning i 400 kV-ställverket. Den 20 januari kunde anläggningen fasas in mot det svenska stamnätet. 21 januari: Effektreduktion till varm avställd reaktor och stopp av turbinen för balansering. 25 februari: Oplanerat kortstopp för felsökning och åtgärder av läckage i reaktorinneslutningen. Sex läckande dränageventiler pluggades. Flänsen till locksprinklingen täthetsprovades då läckage misstänktes. Läckage noterades, varför flänsen slipades och täthetsprovades efter åtgärd. 8 mars: En felvisning i mätningen av reaktorns huvudcirkulationsflöde, HC-flödet, konstaterades. Detta medförde att utlösningsvillkoren för snabbstoppsfunktionen inte var konservativa. Anläggningen stoppades för kalibreringar i huvudcirkulationssystemet. 27 mars: Effektreduktion för felsökning i turbinens oljesystem. 18 april: Anläggningen stoppades för åtgärder på en skalventil i sprinklingssystemet för reaktorinneslutningen. Ventilen konstaterades vara icke driftklar. Vid periodisk provning stängde inte ventilen helt.Ventilen åtgärdades och de övriga tre ventilerna med samma funktion kontrollerades. 28 maj: Snabbstopp löste ut på grund av ett fel i ett kretskort i anläggningens styrsystem. 14 juli: Effektreduktion för ventilprov. 30 juli: Anläggningen stoppades på grund av oljeläckage som visade sig bero på ett lagerhaveri på generatorns matare. Då reparationen av lager och axel var omfattande kunde inte anläggningen återstarta förrän den 21 augusti. jul aug sep okt nov dec 20 augusti: Under återstart uppstod rökutveckling vid matarlagret. Turbinsnabbstängning och vakuumsläckning utlöstes manuellt, vilket är ett villkor som ger automatiskt snabbstopp. Revisionsavställning 30 september– 14 december Revisionen skulle, enligt planeringen, vara avslutad den 2 november. Huvudorsaken till den förlängda revisionstiden var det läckage i ett anslutningsrör mot ett drivdonshus som upptäcktes under revisionen och som krävde omfattande åtgärder. Vid återstart (12 december) erhölls snabbstopp på grund av översvämning i turbininneslutningen. Förutom bränslebytet var följande stora arbeten inplanerade: Reaktordelen – Montage av ny bjälklagstätning, gräns mellan inneslutningens primär- och sekundärutrymme. – Urladdning av hela härden. – Byte av omformare till huvudcirkulationspumparna. – Montage av vibrationsdämpare i rörsystemet till hjälpkondensorn. Turbindelen – Byte av radialturbinen. – Åtgärder på turbinlager. – Byte av rotor i östra generatorn. Övrigt – Byte av aktivitetsövervakningssystemet i skorstenen. Revisionstiden blev 71 dygn. Oskarshamn 1 fasades in mot det svenska stamnätet efter genomförd provning den 14 december. Kollektivdosen under revisionen blev 1,16 manSv. UNDER ÅRET – Ingen nedreglering av kraftbalansskäl förekom under året. – Coastdown-drift förekom inte under året. SNABBSTOPP 20 januari: Under uppstarten efter avställningen utlöste snabbstopp vid låg effekt under provning av ångledningarnas skalventiler. Den yttre skalventilen hade stängts i den ena ångledningen, vilket i sig helt riktigt gav dumpförbud. När den inre ventilen i samma ledning beordrades stängd, löste skyddssystemet ut turbinsnabbstängning. Som en följd av detta löste reaktorsnabbstopp ut efter några sekunder. När ventilerna stängs föranleder detta att villkor i turbinskyddet löser ut. Detta ska dock endast ske i en kanal av tre. När två av tre kanaler har utlösta villkor ska turbinsnabbstängning vara ett faktum. Här har förmodligen ett osignalerat fel funnits då provet startades. Man har inte lyckats finna orsaken. 28 maj: Snabbstopp utlöste på grund av fel i ett kretskort och olämpligt utformad logik i anläggningens nya styrsystem. Störningen inleddes med obefogad stängning av en skalventil i resteffektkylsystemet, vilket föranledde att pumparna i resteffektkylsystemet och snabbstoppssystemet stoppade. Detta i sin tur resulterade i låg vattennivå i fler än två snabbstoppstankar, vilket är ett villkor för att skruvstoppskedjan ska lösa ut. Följden blir att styrstavarna manövreras in med hjälp av de elektriska drivutrustningarna. Om reaktoreffekten är över 30 % då detta sker, löser snabbstopp ut automatiskt. Den obefogade stängningen av skalventilen berodde på ett felaktigt kretskort. Detta i kombination med en logik som inte var korrekt uppbyggd resulterade i snabbstopp. Logiken byggdes om under revisionen. 15 Energitillgänglighet och utnyttjande 20 augusti: Under återstart efter avslutade arbeten på generatorns mataraxel, och vid upprullning av turbinen till driftvarvtal, uppstod rökutveckling vid matarlagret. Turbinsnabbstängning utlöstes manuellt, liksom vakuumsläckning, för att bromsa turbinen så snabbt som möjligt. Det vill säga, man släpper in luft i turbinkondensorn för att höja trycket och på så vis åstadkomma mera motstånd mot turbinens rotation. Högt tryck i kondensorn tillsammans med utlöst turbinsnabbstängning är ett villkor som ger automatiskt snabbstopp. Orsaken till rökutvecklingen vid matarlagret var att ett verktyg inte blivit demonterat efter de åtgärder man just genomfört. 12 december: Tidigt under uppstart efter revisionen vid förberedelser i turbinen överfylldes en tank i vakuumsystemet på grund av en felaktig nivåreglering. Vatten strömmade från tanken via ett bräddavlopp ut till en golvbrunn som är bestyckad med nivåmätning. Vid för hög nivå i golvbrunnen löser en isolerkedja ut som i sin tur löser ut snabbstopp. Reaktoreffekten var vid tillfället endast ett par procent. Produktionsbortfall Snabbstopp Vid samtliga fyra snabbstopp erhölls alla förväntade säkerhetsfunktioner. 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 467 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. 16 OSKARSHAMN 2 HÄNDELSER AV BETYDELSE FÖR SÄKERHET OCH TILLGÄNGLIGHET Dygnsmedeleffekt (%) Nettoproduktion Energitillgänglighet Energiutnyttjande 120 100 4,0 TWh 77,7 % 76,3 % 80 60 40 20 0 jan feb mar apr maj jun 13 januari: Effektreduktion för provning av skalventiler i ång- och matarvattenledningarna. 14 april: Effektreduktion för provning av skalventiler i ång- och matarvattenledningarna samt av reaktorns säkerhetsoch avblåsningsventiler. 12 maj: Effektreduktion för åtgärd av läckage på en dränageledning för turbinsystem. Revisionsavställning 22 juli–29 september 2007 års revisionsavställning vid Oskarshamn 2 präglades till stora delar av ombyggnationen i turbinens el- och kontrollutrustning, det så kallade Turbicprojektet. Projektet är en del i den omfattande modernisering av Oskarshamn 2 som väntas vara klar 2012. Under de månader som revisionen pågick utfördes också stora arbeten i anläggningens matarvattensystem. Anläggningen skulle ha fasat redan den 13 september, men revisionen förlängdes. jul aug sep okt nov dec Förskjutningen berodde till stora delar på de stora arbetena i matarvattensystemet och montaget av den nya kontrollutrustningen för turbinen. Förutom bränslebyte och provningar var följande stora arbeten inplanerade: Reaktordelen – I matarvattensystemet byttes rör, T-stycke och ventiler. Dessutom installerades nya partikelfilter, så kallade cyklonfilter, och rörbrottsventiler. – I huvudångsystemet byttes ventilinsatser samt en yttre och två inre skalventiler. – Arbeten i huvudcirkulationssystemet innefattade bland annat demontage av samtliga pumpar, dekontaminering av två kretsar, provning av samtliga smidesringar, åtgärd av svetsskarv samt provning av stutsar i två kretsar. – Målning och blästring i reaktorinneslutningens kondensationsbassäng. Turbindelen – År 2007 var det första av tre år som gick i förändringens tecken på Oskarshamn 2. Moderniseringen av anläggningen inleddes med utbyte av turbinens kontrollutrustning, inom projekt Turbic. Den största och mest påfallande skillnaden blev märkbar i kontrollrummet, där turbindelen har ändrat utseende. Hela turbinens el- och kontrollutrustning, turbinens processregulatorer med tillhörande operatörsgränssnitt samt ställverksdelar som är kopplade till turbinen, byttes under denna revision. – Restpunkter från 2006 genomfördes och generator och huvudtransformator byttes i det så kallade Kraftprojektet. – Endast små turbinarbeten utfördes i en så kallad ”liten turbinrevision”. Övrigt – Stor översyn och service av ett av nöddieselaggregaten. Revisionstiden blev 70 dygn. Kollektivdosen under revisionen blev 1,92 manSv, vilket var mer än planerat. Anledningen var till största delen att revisionen förlängdes med drygt 16 dygn. 25 oktober: Lastfrånslagsprov genomfördes från full effekt utan anmärkning klockan 09:22. Vid 14:20 löstes manuellt snabbstopp efter att ett flertal brandlarm erhållits från turbinanläggningen. Brandlarmen berodde på oljedimma, inte brand. Samtliga säkerhetsfunktioner fungerade som avsett vid snabbstoppet. 2 november: Lokal mindre brand uppstod i turbinanläggningen, varpå delsnabbstopp utlöste. Då branden kunde släckas snabbt fattades beslut om nedgång till varm avställd reaktor. Efter att branden släckts upptäcktes olje- Genomgång före arbete i reaktorinneslutningen. 17 Energitillgänglighet och utnyttjande läckage vid två av turbinens lager och vid turbinsträngens reglerkåpa. Oljeläckagen uppstod till följd av att ett filter i oljans returledning mot huvudoljetanken blivit igensatt av smuts. Anläggningen var åter i drift den 5 november. 22 december: Effektreduktion för provning av skalventiler i ång- och matarvattenledningarna. UNDER ÅRET Produktionsbortfall – Ingen nedreglering av kraftbalansskäl förekom. – Coastdown-drift förekom inte under året. SNABBSTOPP Under 2007 inträffade tre snabbstopp: 28 september: Det första inträffade under effektuppgången efter revisionen då kylvattenflödet till huvudcirkulationspumparna uteblev och snabbstoppet löstes ut manuellt. Snabbstopp 1 oktober: Det andra snabbstoppet löste ut automatiskt under provperioden efter revisionen. Tröghet i matarvattenregleringen orsakade låg vattennivå i reaktorn. 25 oktober: Det tredje stoppet berodde på att oljedimma/-rök i turbinanläggningen löste ut ett stort antal av de branddetektorer som finns i den delen av anläggningen. Snabbstoppet utlöstes manuellt i samband med det inplanerade lastfrånslagsprovet. 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 598 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. Kollektivdos 18 OSKARSHAMN 3 HÄNDELSER AV BETYDELSE FÖR SÄKERHET OCH TILLGÄNGLIGHET Dygnsmedeleffekt (%) Nettoproduktion Energitillgänglighet Energiutnyttjande Coastdown 120 100 8,8 TWh 89,5 % 87,8 % 80 60 40 20 0 jan feb mar apr maj jun 3 mars: Effektreduktion för provning av skalventiler i ång- och matarvattenledningarna. 30 mars: Avställning påbörjades inför kortstopp för byte av skadat bränsle. Under nedgången utfördes prov av skalventiler i ång- och matarvattensystemen. Återstart påbörjades den 5 april, fasning mot stamnätet gjordes den 6 april och full effekt uppnåddes den 9 april. 19 maj: Coastdown-driften började. Revisionsavställning 24 juni–7 juli Avställningen planerades till 14 dygn. Förutom bränslebyte, som denna gång omfattade 160 färska bränsleelement, och provningar, var följande större åtgärder inplanerade: Reaktordelen – Byte av två sonder i systemet för neutronflödesmätning. – Byte av två sonder i det diversifierade nivåmätsystemet, BCCM. – Inför effekthöjningen, som ska införas under revisionen 2008, byggs ytterligare kylsystem för att förstärka resteffektkylning under avställning. I år utfördes håltagning i en kylvattenkanal för anslutning av havsvattendelen i de nya kylsystemen. jul aug sep okt nov dec – Byte av en av reaktorns huvudcirkulationspumpar. – Installation av ny spänningsmatning till manöverkretsarna för pumparna i kylvattensystemet för avställd reaktor. – Kompletterande mätningar i reaktortanken och på interna delar inför de utbyten som kommer att utföras inom effekthöjningsprojektet under nästa års revision. – Byte av en avblåsningsventil i säkerhets- och avblåsningssystemet. – Uttagen (stutsarna) till reaktorns nivåmätsystem har varit till ungefär hälften täckta på insidan av reaktortankväggen. Dessa så kallade ögonlock, som var avsedda att förbättra nivåmätningen, har i stället visat sig ha störande inverkan. De två sista ”ögonlocken” togs bort i år. Turbindelen – Liten turbininspektion och service på lager och ventiler. – Inspektion av generatorrotorn. – Service på brytare och transformatorer. Övrigt – Inspektion av kylvattenkanaler. – Utbyte av vissa rör i brandvattensystem. I rensverket renas det inkommande kylvattnet från havet. Revisionstiden blev som planerad, 14 dygn. Kollektivdosen under revisionen blev 0,27 manSv, vilket är i stort sett samma nivå som tidigare år, trots de senare årens bränsleskador. 8 juli: Återstarten efter revisionsavställningen avbröts. Effektnedgång till kall avställd reaktor för att åtgärda externläckage från en inre skalventil i resteffektkylsystemets lågtryckskrets. Anläggningen fasade åter in mot det svenska stamnätet på morgonen den 11 juli. 30 augusti: En yttre skalventil i en ångledning stängde plötsligt på grund av en kortslutning i sin styrventil. Detta orsakade en tryckhöjning i reaktorn som gjorde att säkerhetssystemet utlöste en snabb nedstyrning av effekten med hjälp av huvudcirkulationspumparna och ett delsnabbstopp. Reaktoreffekten hamnade på 44 %. Felsökningen avslöjade ett isolationsfel. Beslut togs att gå upp till 70 % effekt och planera för ett kortstopp nästa dag för att byta den felaktiga styrventilen. Anläggningen fasades åter in på kvällen den 31 augusti. 14 september: Den 10 september konstaterades den hittills lilla bränsleskada som man känt till under en tid, ha utvecklats till en nivå som krävde åtgärder. Anläggningen stoppades därför den 14 september. Under läcksökning av härden upptäcktes ett skadat bränsleelement som byttes. Anläggningen fasades åter till stamnätet den 23 september och full effekt uppnåddes den 29 september. 22 december: Ett obefogat automatiskt skifte av fläktar i kylsystemet för generatorns magnetiseringsutrustning, tillsammans med ett kärvande spjäll i samma system, resulterade i att flödet i kylsystemet blev för lågt. Detta fick till följd att generatorbrytaren och fältbrytaren löste ut. 19 Energitillgänglighet och utnyttjande Ingen elproduktion gick ut på nätet och turbinen gick ner på tomgångsdrift. Reaktoreffekten reducerades med hjälp av snabb nedstyrning av huvudcirkulationspumparna och delsnabbstopp. Efter kontroll av fläktar och spjäll, då inga fel upptäcktes, återstartades anläggningen. Under uppgången provades skalventilerna i ång- och matarvattenledningar. Vid felsökning några dagar senare hittades orsaken till fläktskiftet. Ett larm om låg tryckskillnad över fläktarna kom och försvann med mycket korta signaler. Orsaken till detta beteende var en glappkontakt i larmets elutrustning. Produktionsbortfall UNDER ÅRET – Ingen nedreglering av kraftbalansskäl förekom under året. Snabbstopp – Coastdown-driften medförde att en möjlig produktionsvolym på 67,5 GWh inte utnyttjades av bränsleekonomiska skäl, vilket motsvarar två dygn och åtta timmar vid full effekt. SNABBSTOPP 23 september: Under uppgång efter kortstopp för byte av skadat bränsle, vid 65 % effekt, utlöstes automatiskt snabbstopp medan man provade dumpventilerna. Dessa ventiler används när man måste ”dumpa” ånga förbi turbinen, direkt till kondensorn. Alla säkerhetsfunktioner fungerade utan anmärkning. Efter felsökning, där orsaken inte säkert kunde bestämmas, återstartades anläggningen och fasades åter in mot stamnätet den 25 september. Efter återstarten fastställdes orsaken till snabbstoppet. Det var inget fel i anläggningen. Orsaken var att den överordnade turbinautomatiken inte hade intagit stabilt läge innan provningen av dumpventilerna påbörjades. 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 1 150 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. Kollektivdos 20 RINGHALS 1 HÄNDELSER AV BETYDELSE FÖR SÄKERHET OCH TILLGÄNGLIGHET Dygnsmedeleffekt (%) Nettoproduktion Energitillgänglighet Energiutnyttjande 120 100 6,0 TWh 81,1 % 80,8 % 80 60 40 20 0 jan feb mar apr maj jun 14 januari: Stormen Per krävde effektreduktion med 250 MW på grund av mycket kraftig saltbeläggning i 400 kVställverket. Reduktionen gjordes för att öka chansen att klara en eventuell övergång till husturbindrift vid förlust av yttre nät. 20 januari: Kraftbalansreglering på grund av begränsningar i stamnätet. 22 januari: Kraftbalansreglering på grund av begränsningar i stamnätet. 23 januari: Snabbstängning av en turbin och partiellt snabbstopp på grund av en felfungerande reglerventil. Ventilen åtgärdades, varefter turbinen återstartades. 29 januari: Nedgång till kall avställd reaktor för felsökning och åtgärd av flödesvariationer i ett kylsystem för säkerhetsrelaterade komponenter. Orsaken visade sig vara att delar från ett trasigt gummimembran i en backventil lossnat och cirkulerade i systemet. 18 mars: Effektreduktion på en turbin för att åtgärda ett läckage i turbinens smörjoljesystem. 20 april: Efter genomförandet av ett väl förberett provprogram kunde Ringhals 1 höja reaktoreffekten från 2 500 till 2 540 MW. jul aug sep okt nov dec 27 juni: Effektreduktion till cirka 80 % för kontroll av ett ångläckage från en avtappningsledning i turbinanläggningen. 16 augusti: En snabbstängningsventil i en ångledning till den ena turbinen stängde obefogat. Effekten reducerades till cirka 97 %. Revisionsavställning 31 augusti–26 oktober. Revisionen planerades omfatta 35 dygn. Förutom bränslebytet var följande arbeten inplanerade: Reaktordelen – Återkommande kontroll av reaktortank, moderatortank och reaktortankens anslutningar för matarvatten och ånga. – Demontage av foder till reaktortankens flänsförband för kontroll och åtgärder inför montage av rör för tanklockskylsystemet. – Tömning av reaktorinneslutningens kondensationsbassäng samt läcksökning och åtgärder på bassängens bottenplåt. 12 maj: Effektreduktion för prov av ångledningarnas skalventiler. – Inom det så kallade RPS-projektet, modernisering av reaktorskyddssystemet, genomfördes förberedande åtgärder med bland annat montage av en ny genomföring till kondensationsbassängen i reaktorinneslutningen. 16 juni: Effektreduktion i samband med Svenska Kraftnäts arbeten i Horred. – Ombyggnad av ett antal ventiler i reaktorns tryckavsäkringssystem. 17 juni: En turbin löste ut på signal från generatorns skyddsutrustning. Det var dock inget verkligt fel på generatorn, utan signalen orsakades av ett avbrott i en kabel till en strömtransformator för en av faserna. – Service av ett antal av styrstavarnas drivutrustningar. 23 juni: Effektreduktion i samband med Svenska Kraftnäts arbeten i Horred. – Byte av reläer i reaktorskyddssystemet. – Täthetsprovning av reaktorinneslutningen. Turbindelen – Renovering och utbyte av rörledningar i saltvattensystemet, stationens viktigaste kylsystem. – Lyft av alla tre lågtrycksturbinerna i det ena turbinaggregatet för åtgärder på tätningar. – Inspektion av skovlar på båda turbinaggregatens lågtrycksrotorer. – Byte av utrustning i mät- och reglerkretsar på turbinen. – Modifiering av musselfilter i havskylvattenintaget. – Byte av kylare i turbinernas oljesystem. Övrigt – Byte av utrustning i startställverket, stationens inmatningsväg från det lokala 130 kV-nätet. – Ett flertal mindre ändringsarbeten. Revisionstiden blev 43,5 dygn. Kollektivdosen under revisionen blev 1,19 manSv, vilket är avsevärt lägre än budgeterade 1,8 manSv. 28 november: Effektreduktion på grund av arbete på kraftledning. 13 december: Turbinsnabbstängning utlöst på en turbin på grund av ett utlöst elektriskt skydd på generatorns matningsutrustning. Partiellt reaktorsnabbstopp utlöstes manuellt enligt instruktion. Orsaken till det utlösta skyddet på mataren var att en kabelanslutning hade lossnat på grund av stora vibrationer på generatorlager. Generatorn balanserades och togs i drift efterföljande dag. 21 Energitillgänglighet och utnyttjande UNDER ÅRET – Nedreglering av kraftbalansskäl resulterade i ett produktionsbortfall på 17,7 GWh, vilket motsvarar något mindre än ett fulleffektdygn. – Coastdown-drift förekom inte under året. SNABBSTOPP 29 januari: Manuellt snabbstopp löstes under nedgången på grund av problem med matarvattenregleringen. En kärvande ventil skapade variationer i tryck och nivå i en matarvattenförvärmare. På grund av detta blev förvärmaren förbikopplad, vilket i sin tur orsakar kallare matarvatten. Operatören löste manuell turbinsnabbstängning och därefter manuellt reaktorsnabbstopp enligt gällande instruktioner. 14 oktober: Under uppstart efter revisionsavställningen, vid cirka 20 % reaktoreffekt, uppstod tveksamheter beträffande effektmätsystemets, neutronflödesmätningen, tillförlitlighet. Operatörerna ansåg att visningen var felaktig och löste ut reaktorsnabbstopp manuellt. Produktionsbortfall 35,1 Snabbstopp Systemet var helt nytt, installerat under revisionen, och visst kalibreringsarbete hade inte utförts korrekt. 17 oktober: Vid nytt försök att starta anläggningen efter revisionen uppstod åter problem med neutronflödesmätningen. Samtidigt som systemet visade korrekta värden larmade alla fyra mätkanalerna att de var ”ur drift”. Operatörerna reagerade återigen konservativt och löste ut manuellt reaktorsnabbstopp. 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 850 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. Kollektivdos 22 RINGHALS 2 HÄNDELSER AV BETYDELSE FÖR SÄKERHET OCH TILLGÄNGLIGHET Dygnsmedeleffekt (%) Nettoproduktion Energitillgänglighet Energiutnyttjande 120 100 6,4 TWh 85,0 % 84,7 % 80 60 40 20 0 jan feb mar apr maj jun jul aug sep okt nov dec 14 januari: Stormen Per medförde effektreduktion med 250 MW på grund av mycket kraftig saltbeläggning i 400 kV-ställverket. Reduktionen gjordes för att öka möjligheten att klara en eventuell husturbindrift. Förutom bränslebyte och provningar var följande stora arbeten inplanerade: 20 och 22 januari: Effektreduktion på grund av överföringsproblem i ”västkustsnittet”. – Installation av 24 passiva autokatalytiska vätgasrekombinatorer i reaktorinneslutningen. 16 februari: Nedgång till kall avställning för åtgärd av externt läckage från rör före rotventil i temperaturmätkrets 2 i reaktorkylsystemet. Läckaget berodde på termisk utmattning. – Byte av motor och tätningspaket på reaktorkylpump 1. 11 mars: Reaktorsnabbstopp på grund av att snabbstopp löste på båda turbinerna samtidigt som reaktoreffekten var högre än 10 %. 4 maj: Snabbstopp av turbin 22. Orsaken var ett jordfel i generatorn, mellan statorlindning och statorplåt. Jordfelet orsakades av ett metallspån som bakats in i isoleringen vid tillverkning av generatorn. 18 maj: I samband med uppstart efter händelsen den 4 maj snabbstoppade turbin 22 på hög nivå i ett dränagekärl när en dränagepump startades. 18 juli: Effektreduktion på turbin 22 med anledning av begränsad matarvattenkapacitet. Blocket låg kvar på 75 % reaktoreffekt fram till nedgång inför revision. 27 juli: Revisionsstart. Revisionsavställning 27 juli–27 augusti Avställningen planerades till 22 dygn och 20 timmar. Revisionslängden planerades efter två större arbeten, byte av ett 6 kV-ställverk samt avställning inför åtgärder i ställverket i Horred. Årets revision var kort. Tomtanksperioden planerades till endast fyra dygn, vilket är den kortaste tiden någonsin för Ringhals 2. Reaktordelen – Installation av fjärde nivåmätkanalen på samtliga tre ånggeneratorer. – Byte av pumpaxel på laddningspump 2. Turbindelen – Översyn av turbin 21. Övrigt – Byte av 6 kV-ställverk. – Rensning och inspektion av huvudkylvattenkanalen. – Reparation av lyftriggen för reaktortankens interndelar. – Integral täthetsprovning av reaktorinneslutningen. – Provning av tillfällig bränslebassängskylning inför Ringhals 2:s modernisering. Tillkommande arbeten – Problem med greppning av bränslepatroner vid bränslehantering – Vid urladdning av härden för bränslebyte greppade inte gripen ett antal bränslepatroner. Tre till fyra bränslepatroner förorsakade långa stopp i urladdningen, några ytterligare uppvisade mindre problem som dock kunde hanteras. Gripen byttes till en modifierad version med ett visst ökat spel som ger större tolerans för hantering av patroner med en något sned topplatta. Tillkommande arbete på backventiler – Vid provning av PIV (Pressure Isolation Valve) konstaterades att backventilerna från ackumulatorerna samt en backventil på laddningspump 2:s trycksida hade internt läckage utanför acceptanskriteriet. Temporärt tanklock – I syfte att skapa mer tid då reaktorkylsystemet var dränerat till 2/3 loop beslutades att det temporära tanklocket skulle lyftas in och monteras så snart urladdningen var klar. Det temporära tanklocket monterades, med fullgod funktion som följd, vilket innebar att man kunde undvika en cirka fyra dygns revisionsförlängning. Industrivatten till ånggeneratorerna – Under uppstartsskedet tillfördes oavsiktligt icke avsaltat och avgasat vatten till ånggeneratorerna. Effektivaste sättet att återställa vattenkvalitén var att kyla ner anläggningen till kall avställning och dränera/återfylla respektive ånggenerator. Anledningen till händelsen var bristande kommunikations- och instruktionshantering. Revisionstiden blev 31 dygn och 8 timmar, vilket innebar en förlängning med 8 dygn och 12 timmar jämfört med den planerade tiden. Kollektivdosen under revisionen blev 0,36 manSv, vilket ska jämföras med budgeterade 0,43 manSv. 27 augusti: Revisionen avslutades. 14 oktober: Turbin 22 från nät för ombalansering av turbinsträngen och åtgärder på magnetiseringsutrustningen för generator 22. Turbinsnabbstopp erhölls i samband med urdrifttagningen. 23 Energitillgänglighet och utnyttjande 28 oktober: Kraftbalansreglering med 190 MW på grund av överföringsproblem i ”västkustsnittet”. 21 november: Nedgång till varm avställning för åtgärd av oljeläckage från smörjoljesystemet för laddningspump 3. 27 november: Kraftbalansreglering på grund av problem med kraftlinjen ”Horred–Söderåsen”. 3 december: Turbin 21 avställdes för reparation av läckande vattenföringsdon i generatorns kylvattensystem. Vattenföringsdonet leder kylvatten till generatorns rotor. Produktionsbortfall 9 december: Snabbstopp av turbin 21 på grund av utebliven pumpstart i generatorns finvattensystem vid månatligt skifte av pumpar. 10 december: Nedgång till varm beredskap för åtgärd av förhöjda vibrationsnivåer på reaktorkylpump 1. Snabbstopp Övrigt: Ett antal mindre effektreduktioner på 10–12 MW erhölls under året på grund av åtgärder på dränagepumpar och dubbelpumpar. UNDER ÅRET – Nedreglering av kraftbalansskäl resulterade i ett produktionsbortfall på 17,9 GWh, vilket motsvarar cirka 20,5 fulleffekttimmar. – Ingen coastdown-drift förekom under året. SNABBSTOPP 11 mars: Reaktorsnabbstopp beroende på snabbstopp på båda turbinerna och reaktoreffekt över 10 %. Den inledande händelsen var en felfungerande tryckvakt i turbin 21. Följden blev att samtliga kondensat- och matarvattenpumpar stoppade. Turbin 22 snabbstoppade strax därefter på högt tryck i mellanöverhettaren till följd av snabbstoppet av turbin 21. Blocket var åter på 100 % reaktoreffekt sent på kvällen samma dag. 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. Kollektivdos 24 RINGHALS 3 HÄNDELSER AV BETYDELSE FÖR SÄKERHET OCH TILLGÄNGLIGHET Dygnsmedeleffekt (%) Nettoproduktion Energitillgänglighet Energiutnyttjande 120 100 80 6,0 TWh 66,7 % 66,0 % 60 40 20 0 jan feb mar apr maj jun 11 januari: Stopp av kylvattenpump på turbin 32 för pluggning av läckande kondensortub. 14 januari: Stormen Per medförde effektreduktion på grund av mycket kraftig saltbeläggning i 400 kV-ställverket. Reduktionen gjordes för att öka chansen att klara en eventuell husturbindrift. 20 januari: Effektreduktion på grund av fel på 400 kV-ledningen vid Breared, vilket påverkar ”västkustsnittet”. 30 januari: I samband med prov fattades misstankar om att matarvattenflödena inte visades med korrekta värden och att detta påverkade reaktorskydden på ett icke konservativt sätt. Blocket gick ned till varm avställning och var åter i drift den 3 februari med konservativt inställda reaktorskydd samt effektreduktion för att säkerställa att blocket inte överskred tillståndsgiven effektnivå. 27 februari: Lastfrånslagsprov på turbin 31. 18 maj: Revisionsstart. Revisionsavställning 18 maj–2 augusti Avställningen planerades till 25 dygn. Ursprunglig planering inför revisionen 2007 innebar förutom uppgradering på turbinsidan en effektökning från 108 % till 113,5 %. Beslut togs dock under våren att effektökningen till 113,5 % skulle genomföras först efter revisionen 2008. Det projekt som vid starten av revisionen styrde tidsomfattningen på revisionen var utbyte av komponentkylvärmeväxlare på A- respektive B-sida, högtemperaturdel. Arbetet gick bra och efter cirka halva revisionstiden var projektet inte längre tidsstyrande. jul aug sep okt nov dec Det som kom att styra revisionslängden var det mycket omfattande arbetet på turbinsidan med utbyte av mellanöverhettare, högtrycksturbin, högtrycksventiler och generatorstator på respektive turbin. Dessutom tillkom omfattande rörarbeten samt installation av en ny lågtrycksförvärmare. Ett nytt koncept med användande av ett temporärt reaktortanklock prövades på Ringhals 3 för första gången. Locket kan användas till alla tre PWR-blocken och detta gjordes också vid blockens revisioner 2007, med lyckat resultat. Förutom bränslebyte och provningar var följande stora arbeten inplanerade: Reaktordelen – Utbyte av komponentkylvärmeväxlare på A- respektive B-sida, högtemperaturdel. – Installation av passiva autokatalytiska vätgasrekombinatorer i reaktorinneslutningen. Övrigt – Utbyte av 220 V AEG lik- och växelriktare, A-sida. – Rensning och inspektion av huvudoch hjälpkylvattenkanal. Revisionstiden blev 76 dygn och 12 timmar, en förlängning med 51 dygn och 12 timmar jämfört med planerad tid. Förseningen berodde på att de omfattande turbinarbetena tog längre tid än beräknat. Kollektivdosen under revisionen blev 0,27 manSv, vilket ska jämföras med budgeterade 0,30 manSv. 2 augusti: Revisionen avslutades. 20 augusti: Kortslutning i generator 32 gav utlöst differentialskydd och snabbstopp av turbin 32. Orsaken till kortslutningen var ett kvarglömt föremål i statorn. Oklart dock hur det hade hamnat där. Blocket tappade 50 % av produktionsförmågan. – Byte av motor för reaktorkylpump 3. 22 augusti: Nedgång för inspektion av generator 31 med avseende på skadorna på generator 32. Driftledningen behövde få fram orsaken till haveriet på generator 32 innan fortsatt drift av generator 31 kunde tillåtas. Turbindelen – Byte av högtrycksturbiner och högtrycksventiler. 5 september: Effektreduktion på grund av inläckage av saltvatten i kondensor för turbin 31. – Byte av mellanöverhettare. 26 september: Nedstyrningsprov till 45 % på turbin 31 (GREAT-prov). – Åtgärder för byte av bränslebassängkylare. – Införande av nytt ångbrottsskydd. – Installation av nya lågtrycksförvärmare. – Byte av generatorstatorer. – Omfattande rörarbeten samt montage av rörstöd och dämpare. 27 september: Lastfrånslagsprov på turbin 31 (GREAT-prov). 25 Energitillgänglighet och utnyttjande 1 oktober: Snabbstopp av turbin 31 på grund av vakuumförsämring vid återtagande av hjälpångskondensat. 1 oktober: Effektreduktion på grund av åtgärdande av tubläckage i kondensor för turbin 31. 8 november: Turbin 32 kopplades från nät för åtgärdande av ångläckage på överströmningsrör från högtrycksturbinen. Skador fanns på alla fyra rören. 11 november: Kraftbalansreglering på grund av överföringsproblem i ”västkustsnittet”. Produktionsbortfall 25,5 Övrigt: Andra transienter under året har varit en följd av tester genomförda efter GREATprojektets anläggningsändringar, fullflödestester på hjälpmatarvattensystemet, normala effektregleringar samt uppstarter och nedkörningar av anläggningen. UNDER ÅRET Snabbstopp – Nedreglering av kraftbalansskäl resulterade i ett produktionsbortfall på 11,2 GWh, vilket motsvarar cirka 11,6 fulleffekttimmar. – 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 920 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. 26 RINGHALS 4 HÄNDELSER AV BETYDELSE FÖR SÄKERHET OCH TILLGÄNGLIGHET Dygnsmedeleffekt (%) 120 Nettoproduktion Energitillgänglighet Energiutnyttjande Coastdown 100 7,2 TWh 90,8 % 90,6 % 80 60 40 20 0 jan feb mar apr maj jun jul aug sep okt nov dec 9 februari: Turbin 42 från nät för åtgärd av erosionsskadade dränagerör i mellanöverhettningssystemet (upptäckt med ”on-stream”-röntgen). Nya rördelar svetsades in som ersättning för de skadade rören. Stoppet utnyttjades även för att åtgärda övriga planerade ”stoppjobb”. Ett nytt koncept med användande av ett temporärt reaktortanklock prövades på Ringhals 4 för första gången med lyckat resultat. 16 juli: Automatiskt reaktorsnabbstopp vid reaktoreffekten 3 % i samband med kapacitetsprov av hjälpmatarvattensystemet. Förutom bränslebyte och provningar genomfördes följande stora arbeten: 17 juli: Revisionen avslutad. 12 och 14 juni: Avlastning av turbin 41 på grund av larm för hög fuktighet med stigande trend i generator 41. Hög fuktighet berodde på ett kylvattenläckage i rotorns uttagsrör vid en isolerad genomföring. Svetsreparation av läckagestället genomfördes. Reaktordelen – Installation av passiva autokatalytiska vätgasrekombinatorer i reaktorinneslutningen. 19 juni: Coastdown-driften började. 21 juni: Revisionsstart. Revisionsavställning 21 juni–17 juli Tillgängligheten under driftsäsongen 2006–2007 var 97,0 % och nettoproduktionen blev 6,1 TWh. Avställningen planerades till 22 dygn och 22 timmar. Utbyte av lågtrycksturbinerna genomfördes under revisionen. Planerat utbyte av regler- och snabbstängningsventiler till högtrycksturbinerna utgick på grund av att det förberedande beräkningsarbetet med ångledningarna blev senarelagt. Revisionen förflöt enligt avställningstidsplanen ända fram till uppstarten. I samband med värmning upptäcktes en internt läckande ventil (sprayventil till tryckhållaren), vilket förhindrade fortsatt uppgång. För åtgärd krävdes nedkylning till kall avställning. Denna, tillsammans med ytterligare händelser inklusive ett reaktorsnabbstopp, försenade fasningstidpunkten med cirka 80 timmar. – Ventilkompletteringar i reaktorinneslutningens skalventilsbestyckning. – Intern inspektion av reaktorkylpump 3. – Nytt inställningsvärde för larmet ”Högt neutronflöde vid avställd reaktor”. – Årlig inspektion av ånggeneratorerna inklusive ”sleeving” av ett antal tuber i ånggenerator 1. Turbindelen – Byte av båda lågtrycksturbinerna (rotorer och innerhus) som en del i uppgraderingen av Ringhals 4. Övrigt – Utbyte av 220 V AEG lik- och växelriktare, A-sida. Tillkommande arbeten – Reparation av ett drivdonshus på reaktortanklocket. Revisionstiden blev 26 dygn och 7 timmar, en förlängning med 3 dygn och 9 timmar jämfört med den planerade tiden. Kollektivdosen under revisionen blev 0,39 manSv, vilket ska jämföras med budgeterade 0,48 manSv. 21 juli: Förlust av 400 kV yttre nät och övergång till ”husturbindrift”. Orsaken till husturbindriften var ett felställt linjeskydd (ägare Svenska Kraftnät, SvK) på 400 kV-linjen till Horred. 22 juli: Återigen förlust av 400 kV yttre nät och övergång till ”husturbindrift”. Orsaken till denna husturbindrift var densamma som den 21 juli, dvs ett felställt linjeskydd på 400 kV-linjen till Horred. Åter vid full effekt 25 juli efter kontroll av SvK:s linjeskydd. 26 juli: Avlastning av turbin 42 på grund av larm för hög fuktighet med stigande trend i generator 42. Den höga fuktigheten berodde på ett kylvattenläckage i rotorns uttagsrör vid en isolerad genomföring. Svetsreparation av läckagestället genomfördes. 28 juli: Återigen avlastning av turbin 42 på grund av larm för hög fuktighet med stigande trend i generator 42. Den höga fuktigheten berodde på ett kylvattenläckage i rotorns uttagsrör vid en isolerad genomföring – samma genomföring som var aktuell den 26 juli. Svetsreparation av läckagestället genomfördes. 15 oktober: Avlastning av turbin 41 på grund av hög fuktighet i generator 41. Den höga fuktigheten berodde på externt kylvattenläckage i en packning. Vid uppstart efter åtgärd av läckaget inföll diverse idrifttagningsproblem, såsom internt matarvattenläckage från turbinerna, felsökning på generator 41:s fältbrytare samt problem med kondensorregleringen. 27 Energitillgänglighet och utnyttjande 24 oktober: Turbin 41 från nät för svetsreparation av ett externt läckage som upptäcktes på ett dränagerör i mellanöverhettningssystemet (godsförtunning). Stopptiden utnyttjades även för att åtgärda diverse ”stoppjobb” på turbin 41. 26 november: Förlust av 400 kV yttre nät och övergång till ”husturbindrift”. Orsaken var mänskligt felhandlande vid felsökning på samlingsskeneskyddet för FL 67 i ställverket vid Ringhals. Tätningshaveri inträffade på båda turbinernas lågtrycksdränagepumpar vid denna husturbindrift. Produktionsbortfall UNDER ÅRET – Ingen nedreglering av kraftbalansskäl förekom under året. – Coastdown-driften medförde att en möjlig produktionsvolym på 0,86 GWh inte utnyttjades av bränsleekonomiska skäl, vilket motsvarar cirka 0,9 fulleffekttimmar. Snabbstopp SNABBSTOPP 16 juli: Ett reaktorsnabbstopp inträffade vid uppstart i samband med kapacitetsprov av hjälpmatarvattensystemet. Under kapacitetsprovet stängdes hjälpmatarvattnet till ånggenerator 1 enligt instruktion. Extremt låg nivå erhölls i ånggeneratorn eftersom inget huvudmatarvatten från turbinerna var etablerat till ånggeneratorerna. Detta förhållande utlöste automatiskt reaktorsnabbstopp vid cirka 3 % reaktoreffekt. 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. Kollektivdos 28 SÄRSKILD RAPPORTERING Bränsleskador När någon påstår att ett kärnbränsle är skadat eller att bränslet läcker, låter det ofta oerhört dramatiskt. Sanningen är dock, precis som i alla andra sammanhang, mångfacetterad. KSU gör nu en djupdykning i ett svårt ämne, den så kallade bränsleskadeproblematiken. Hur uppstår en bränsleskada? Det finns en rad orsaker till att bränsleskador uppstår. Det kan exempelvis bero på så kallad PCI, Pellet Clad Interaction, en typ av bränsleskada som kan uppstå vid för snabb effekthöjning. Det stora problemet i dag är den så kallade debrisskadan – en skada som uppstår på grund av skräpnötning. Kortfattat innebär skräpnötningsskador att små föremål, kanske spånor från svarvning eller en tråd från en stålborste, letar sig upp längs bränslestaven, fastnar och börjar nöta mot bränslekapslingen på grund av de rörelser som det strömmande vattnet orsakar på föremålet. Händer detta är risken stor att kapslingen får ett litet hål, varvid en bränsleskada uppstår. Vad är en bränsleskada? En bränsleskada kan ha två skeden, primärskadan och sekundärskadan. Den primära skadan karaktäriseras av att ett litet hål, kanske inte större än ett knappnålshuvud, i bränslekapslingen gör att de fissionsgaser som finns inne i staven läcker ut i härden. Samtidigt tränger Primärskada som visade sig vara ett nötningsmärke. T IN IN T T IN IN IN IN T IN, 2001 IN, 2001 T, 2005 IN, 2005 IN, 2005 IN, 2005 IN, 2005 IN, 2005 T, 2006 T, 2007 T, 2007 T, 2007 T, 2008 T, 2008 T, 2008 vatten in i bränslestaven och en ännu större mängd fissionsgaser skapas. Den sekundära skadan innebär att vattnet som trängt in i staven försvagar kapslingen så kraftigt att den spricker upp (dock inte alls i samma läge som den primära skadan – se illustration). När detta sker blottas urankutsar, och små mängder uran börjar läcka ut i reaktorvattnet. Hur upptäcks bränsleskador? När en primärskada uppstår syns fissionsgaserna i olika mätpositioner. Den främsta indikeringen på en uppkommen primärskada är att olika isotoper av ädelgaserna xenon och krypton syns i avgasmätningen (t ex i offgasflödet från turbinkondensorn eller i skorstensmoniteringen). Mängden ädelgas visar om skadan håller på att förvärras, om den är oförändrad eller om det helt plötsligt skulle kunna uppstå fler skador. Sekundärskadan konstateras egentligen först när man upptäcker uran i reaktorvattnet. Det finns dock vissa andra indicier som kan avslöja en sekundärskada, exempelvis hur mängden av neptunium förändras. RA -01 Nov -01 RA -05 RA -05 Okt -05 Okt -05 Dec -05 Dec -05 RA -06 April -07 April -07 Okt -07 Feb -08 Feb -08 Feb -08 Integrerat skräpfilter Integrerat skräpfilter TripleWave Integrerat skräpfilter Integrerat skräpfilter Integrerat skräpfilter Integrerat skräpfilter Integrerat skräpfilter TripleWave TripleWave TripleWave TripleWave TripleWave TripleWave TripleWave Debris Debris Debris Debris Debris Debris Debris Debris Debris Debris Debris Debris ej inspekterat ej inspekterat ej inspekterat IN T T T IN TripleWave - Filter i en bränslepatron där vattnet tvingas byta riktning några gånger vid sin passage genom filtret. Debris - Skräp/främmande föremål Integrerat skräpfilter - Filter placerat i inloppet till bränslepatronen. Bilden visar de positioner i härden där bränsleskadorna har uppstått. 29 Vad är då det stora problemet? Det finns många olika problem i samband med en bränsleskada. Ett är att föreskrifterna säger att man alltid ska kunna detektera om en bränsleskada har uppstått. Det kan dock vara svårt om det redan finns en skada. Om skadorna dessutom är många, blir det allt svårare att upptäcka dem eftersom”bakgrundsbruset” blir kraftigare och kraftigare. Till råga på allt ökar strålningen i anläggningen då de radioaktiva partiklarna förs runt med processvattnet (avser BWR, inte lika besvärligt i PWR, där ångkretsarna är separerade från reaktorn). Kutstemperatur i mitten: cirka 1500 grader Bränsleknippe med spridare Bränslestav Kapslingstemperatur: 286 grader Kuts Kuts och kapsling Kapsling Lilla ordlistan om bränsle Kuts - innehåller uran och utgör bränslet i kärnkraftverken. Bränslestav Kapsling - stavens ytterhöjle. I kapslingen finns urankutsar. Stav - den enskilda staven i ett knippe. Spridare Spridare - det finns sex till åtta stycken spridare i ett knippe. De har till uppgift att hålla isär stavarna. Knippe - det finns oftast 96 stavar i ett knippe. Knippen sitter i boxar. Box och knippe kallas tillsammans för patron. Det är i patroner som bränslet plockas i och ut ur härden. Sekundärskadan på denna patron är ett så kallat tvärbrott. Till sist ska påpekas att en bränsleskada är ett barriärbrott, eftersom kuts och kapsling faktiskt klassas som barriärer. Kan man förhindra uppkomsten av skador? Svaret är egentligen enkelt. Ja, det kan man. Oavsett vilken anledning som ligger till grund för skadorna, så kan de förhindras. Handlar det om PCI-skador får man begränsa effektökningshastigheten. Handlar det om skräpnötningsskador får man eliminera skräpet i anläggningen. OKGs anläggning Oskarshamn 3 har under senare år haft återkommande problem med bränsleskador på grund av skräpnötning. Eftersom OKG ställer av vid en viss gräns frigjort uran, är bränsleskadorna en mycket kostsam historia. Det ligger i styrelsens, företagsledningens och medarbetarens stora intresse att komma tillrätta med problemen. Från och med 2001 har företaget arbetat med frågan och nu inför effekthöjningen av Oskarshamn 3 intensifieras arbetet ytterligare. Allt material som kommer in i anläggningen ska renhetskontrolleras. Redan nu kontrollerar OKG större komponenter på plats hos leverantören. Under 2008s långa revision kommer par- Reaktortank Patroner- i de största reaktorerna i Sverige sitter cirka 700 patroner per härd. Härd - den totala mängden patroner i en reaktor. Det är i härden som kärnklyvningarna får vattnet att börja koka och förångas. Härd tikelfångare, så kallade cyklonfilter, att sättas in i matarvattensystemet. OKG jobbar med att lösa problemet på flera fronter. Allt ifrån renhet i systemen till rent tekniska åtgärder finns med i planeringen. Företaget arbetar aktivt med att hitta lösningen på den stora gåtan varför bränsleskadorna inträffar just på Oskarshamn 3 – den OKGanläggning som kanske är den renaste av dem alla. Man undersöker om det delvis kan bero på flödeshastigheten i härden eller om det rent av är anläggningens konstruktion som är anledningen. Förslagen är många! Något av dem kan ju innehålla den gyllene lösningen för OKG. KSU hoppas självfallet att inom kort kunna ta upp ämnet: ”Bränsleskador – det lösta mysteriet”. OKG:s mål är zero by ten, dvs inga bränsleskador från och med 2010 – en arbetsmetodik som härstammar från INPO, det amerikanska Institute of Nuclear Power Operations. Det vore något att önska för ett företag som under de senaste fyra åren har plockat bort tio skadade patroner ur en och samma anläggnings härd. Urladdningarna har genomförts under fem kortstopp och en revisionsavställning. 30 ELPRODUKTIONEN I SVERIGE 2007 Den svenska elproduktionen ökade under 2007 med ungefär 3 %. Trots detta krävdes elimport för att kunna möta efterfrågan. Elkonsumtionen var ungefär densamma som för 2006. Det var framförallt den goda vattentillgången som bidrog till den ökade elproduktionen. Totalt producerades under 2007 145 TWh, vilket kan jämföras med 139,8 TWh under 2006. Elanvändningen var 146,3 TWh, i stort sett samma som under 2006, och importen 1,3 TWh. Vattenkraftsproduktionen blev 65,5 TWh, vilket är en ökning med 7 % jämfört med 2006, medan kärnkraftsproduktionen uppgick till 64,3 TWh – en minskning med cirka 1 % jämfört med året innan. För den i särklass största procentuella ökningen svarade vindkraften. Den ökade med hela 40 %, från 1 TWh 2006 till 1,4 TWh 2007, dvs av samma storleksordning som elimporten. Övrig värmekraft svarade för 13,8 TWh, en ökning med cirka 4 % från 2006. Forsmark producerade under 2007 23,4 TWh, vilket är mer än 2006 (22,3 TWh), men mindre än 2005 (25 TWh). Byte (Forsmark 1) och kontroll (Forsmark 2) av gummidukstätning i kombination med en lång revisionsavställning vid Forsmark 3 bidrog till att produktionen blev lägre än planerat. Fördelningen mellan de tre reaktorblocken blev 6,5 TWh vid Forsmark 1 och 7,9 respektive 9,0 vid Forsmark 2 och Forsmark 3. O K G p r o d u c e ra d e u n d e r 2 0 0 7 15,4 TWh el, vilket är 2 % lägre än motsvarande volym under 2006, 15,7 TWh. Fördelningen mellan de tre reaktorblocken blev cirka 2,6 TWh för Oskarshamn 1, 4 TWh för Oskarshamn 2 och 8,8 TWh för Oskarshamn 3. Produktionsåret 2007 präglades för OKGs del av fler och längre avställningar än normalt. Förutom att året för Oskarshamn 1:s del inleddes med ett stillestånd till följd av händelserna i Forsmark 2006, hade anläggningen under året flera kortstopp orsakade av driftstörningar. Även Oskarshamn 3 tvingades till två kortstopp – ett under våren och ett under hösten – för att åtgärda bränsleskador. Därtill kommer att revisionsavställningarna vid såväl Oskarshamn 1 som Oskarshamn 2 förlängdes. Vid Ringhalsverkets fyra reaktorblock producerades under 2007 totalt 25,5 TWh fördelade på 5,9 TWh vid Ringhals 1, 6,4 vid Ringhals 2, 6,0 vid Ringhals 3 samt 7,2 TWh vid Ringhals 4. För Ringhals 1, Ringhals 2 och Ringhals 3 bidrog förlängda revisioner, bland annat beroende på tillkommande arbeten, till att produktionen blev lägre än för 2006. Endast Ringhals 4 hade en normalrevision och kunde därmed något överträffa 2006 års produktionsresultat. 31 PRODUKTIONSUPPGIFTER – DEFINITIONER ENE avser dRGIUTNY en verk T liga pr TJANDE odukti onen Nedreglering EN GÄN ERGIGLIG HET orsakas av tillgång och efterfrågan TILL Coastdown nedreglering för effektivt bränsleutnyttjande Planerat bortfall PRO POT DUKT ENT IONS IAL - för underhåll, inspektion och provning Oplanerat bortfall avser störningar som minskar produktionen Definitionerna på tillgänglighetsbegreppen motsvarar UNIPEDEs klassificering enligt "Statistical Terminology Employed in the Electrical Supply Industry". Etg/En Energitillgänglighet (UNIPEDEs definition nr 4.6.03.f). Ed/En Energiutnyttjande (UNIPEDEs definition nr 4.5.01). En Maximal producerbar energi med fastställd maximal effekt under total tid för en viss period. Ed Aktuell producerad energi under en viss tidsperiod. Etg Maximal producerbar energi med tillgänglig maximal effekt under en viss tidsperiod. INTERNATIONELLA SKALAN FÖR KÄRNTEKNISKA HÄNDELSER – INES Den internationella skalan för kärntekniska händelser har utarbetats av IAEA för enhetlig bedömning och information om händelser i kärntekniska anläggningar. Händelser i svenska anläggningar rapporteras via SKI till IAEA, medan utländska händelser rapporteras omvänt. Nivåerna 1 till 3 betecknar händelser, medan nivåerna 4 till 7 utgör olyckor med omgivningspåverkan. Exempel Tjernobylolyckan 1986 hade nivå 7. Harrisburg 1979 hade nivå 5. Klass 7 Stor olycka 6 Allvarlig olycka 5 Olycka med risk för omgivningen 4 Olycka utan betydande risk för omgivningen 3 Allvarlig händelse 2 Händelse 1 Avvikelse 0 Mindre avvikelse Omgivningspåverkan Anläggningspåverkan Försämrat djupförsvar Mycket stort utsläpp. Omfattande hälso- och miljöpåverkan Stort utsläpp. Beredskapsåtgärder troligen i full omfattning Begränsat utsläpp. Beredskapsåtgärder troligen i begränsad omfattning Allvarliga skador på reaktorhärd och/eller strålskyddsbarriärer Litet utsläpp. Allmänheten utsätts för stråldoser under gränsvärdet Betydande skador på reaktorhärd och/eller livshotande doser till personal Mycket litet utsläpp. Allmänheten utsätts för mycket små doser under gränsvärde Mycket omfattande spridning 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 säkerhetsförutsättningar Avvikelse från driftvillkor Ingen säkerhetsbetydelse 2007 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-430 22 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
