På svenska

2009
Erfarenheter från driften av
de svenska kärnkraftverken
P
roduktionen vid de svenska kärnkraftsanläggningarna
nådde inte upp till normal omfattning under 2009. Stora moderniserings- och
effekthöjningsprojekt hade nått fram till införande och detta medförde längre
avställningstider än vanligt. Läs mer om dessa projekt under rubriken ”Särskild
rapportering” på sidorna 28–29.
Den totala produktionen från den svenska kärnkraften blev 50 TWh och utgjorde
en tredjedel av eltillförseln i landet. Genomsnittet för de senaste 25 åren är
65 TWh. (1 Terawattimme = 1 000 000 000 kilowattimmar.) Totalt tillfördes och
förbrukades 147 TWh elenergi i landet under 2009, vilket är 11 TWh mindre än
under 2008. Största produktionskällan blev vattenkraften som stod för 65 TWh,
vilket är normala siffror. Produktion och konsumtion av elenergi i Sverige illustreras
på sidan 30, under rubriken ”Elproduktionen i Sverige 2009”.
KSU utbildar och kompetenssäkrar drift-, underhålls- och annan personal vid
de svenska kärnkraftsanläggningarna. För att lyckas med detta jobbar KSU på
att utveckla sina metoder för utbildning. Ett exempel är den branschgemensamma utbildningen som poängterar likheter och grundläggande konstruktion
av anläggningarna för att ge eleverna en förståelse för varför anläggningarna ser
ut som de gör.
Ett annat exempel är underhållsutbildningen vid det stängda kärnkraftverket i
Barsebäck, där en autentisk kärnkraftsanläggning används som utbildningsmiljö.
Parallellt med dessa exempel jobbar KSU på att utveckla pedagogiken och metoderna för lärande, t ex lärandet i vardagen.
KSU utvecklar även metoderna för erfarenhetsåterföring genom att införa ett
lärdomsbaserat synsätt och en ökad integrering i befintliga utbildningar för att
bättre stödja lärandet från egna och andras anläggningar, vilket leder till en säkrare
och stabilare drift.
”Erfarenheter från driften av de svenska kärnkraftverken 2009” är en pusselbit i
spridandet av kunskap från driften av de svenska kärnkraftsanläggningarna.
Åke Karlsson
Verkställande direktör
Årsrapporten Erfarenheter från driften av de
svenska kärnkraftverken 2009 produ­ceras av
Enheten för erfarenhetsåterföring vid
Kärn­kraft­säkerhet och Utbildning AB.
Den ges också ut i en engelsk version.
Layout och original:
Kärnkraftsäkerhet och Utbildning AB
Foto:
Oskarshamns Kraftgrupp AB
Forsmarks Kraftgrupp AB
Ringhals AB
Omslagets foto:
Kärnkraftsäkerhet och Utbildning AB
Tryckning:
Österbergs & Sörmlandstryck AB
Forsmark
KSU
Ringhals
Barsebäck
2
Oskarshamn
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 2009
omfattade 3 964 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 275 anställda, varav
cirka 110 vid utbildningsenheterna.
Sedan starten har nära 1,5 miljarder kronor investerats i simulatorer och
kringutrustning – de senaste åren i genomsnitt 120 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. Antalet
medlemsländer uppgår till 36, med sammanlagt cirka 440 kärnkraftverk.
WANO är organiserat i fyra regioner med regionkontor i Atlanta, Moskva,
Paris och Tokyo samt ett samordnande kontor i London. Sverige ingår i
WANOs Parisregion.
INNEHÅLL
KSU................................................2
Introduktion...................................3
Historik
Jämförelse mellan Sveriges reaktorer..... 4
Sveriges reaktortyper
BWR (kokvattenreaktor)..................... 6
PWR (tryckvattenreaktor)................... 7
Drifterfarenheter 2009
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
Kärnkraftverkens effekthöjningar....... 28
Elproduktionen i Sverige 2009...... 30
Läsanvisningar
Produktionsuppgifter......................... 31
INES definition................................. 31
3
Historik
Jämförelse mellan sveriges reaktorer
Kärnkraftverk
Reaktortyp
Elektrisk effekt (MWe)
Termisk effekt
Start kommersiell drift
Netto
Brutto
MWt
(år)
Barsebäck 1*
BWR
600
615
1 800
1975
Barsebäck 2**
BWR
600
615
1 800
1977
Forsmark 1
BWR
978
1 016
2 928
1980
Forsmark 2
BWR
990
1 028
2 928
1981
Forsmark 3
BWR
1 170
1 212
3 300
1985
Oskarshamn 1
BWR
473
492
1 375
1972
Oskarshamn 2
BWR
590
613
1 800
1975
Oskarshamn 3
BWR
1 152
1 198
3 900
1985
Ringhals 1
BWR
859
908
2 540
1976
Ringhals 2
PWR
866
910
2 652
1975
Ringhals 3
PWR
1 051
1 086
3 135
1981
Ringhals 4
PWR
935
970
2 775
1983
* Avställd 1999
BWR = Boiling Water Reactor – Kokvattenreaktor
** Avställd 2005
PWR = Pressurized Water Reactor – Tryckvattenreaktor
Energitillgänglighet
%
100
PWR
90
WANOs jämförelsetal för 2009
(årsmedelvärde)
80
BWR
70
74,3
74,1 % = medelvärde
60
60,3
PWR
50
40
84,1 % = medelvärde
1999
2001
2003
2005
2007
BWR
Energitillgängligheten hos de svenska kokvattenreaktorerna
nådde inte upp till det internationella genomsnittet för 2009,
74,1 %. Skillnaden blev större än förra året och beror på förlängda revisioner. Det svenska värdet blev 60,3 %. Forsmark 1
och 3 lyckades bäst med 89 respektive 86 %.
4
BWR
2009
PWR
Energitillgängligheten hos de svenska tryckvattenreaktorerna
blev lägre än det internationella genomsnittet för 2009, 84,1 %.
Sveriges värde blev 74,3 %. Ringhals 4 lyckades återigen bäst
med nästan 93 %.
Reaktorsnabbstopp
Antal
3,0
WANOs jämförelsetal för 2009
(årsmedelvärde)
2,5
2,0
BWR
1,5
1,69
0,45 = medelvärde
1,0
0,5
0,0
BWR
PWR
PWR
1999
2001
2003
0,00
2005
2007
BWR
De svenska kokvattenreaktorerna hade i medeltal 1,69 snabbstopp under 2009. Det är högre än förra året och det är också
högre än WANOs medelvärde på 0,45.
2009
0,38 = medelvärde
PWR
Sveriges tre tryckvattenreaktorer upprepade under 2009, resultatet från 2008 då man inte hade några snabbstopp. ­WANOs
medelvärde för världens tryckvattenreaktorer landade på 0,38.
Anmärkning: Reaktorsnabbstoppen redovisas enligt WANOs
definition, dvs att endast automatiskt utlösta snabbstopp per
7 000 timmar kritisk reaktor tas med.
Kollektivdos
manSievert
3,0
WANOs jämförelsetal för 2009
(årsmedelvärden)
2,5
2,0
BWR
BWR
1,5
1,41
1,0
0,92
0,5
0,0
1,51 manSv = medelvärde
PWR
PWR
1999
2001
2003
0,73 manSv = medelvärde
2005
2007
BWR
2009 års medelvärde för kollektivdosen vid de svenska kokvattenreaktorerna blev 1,41 manSv. Det är högre än förra året,
men något lägre än WANOs medelvärde på 1,51 manSv.
2009
PWR
Årets medelvärde för kollektivdosen vid de svenska tryckvattenreaktorerna blev med 0,92 manSv, något högre än ­WANOs
motsvarande värde på 0,73 manSv.
5
6
BWR = Boiling Water Reactor
1
Styrstavar
Fallspalt
Vatten
Kondensat
4
Matarvattenpump
5
Kondensor
2
Turbin
Kylvatten
4 När ångan har passerat turbinen
strömmar den in i kondensorn.
Där kyls ångan av cirka 20−30 m²
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.
Ånga
6 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.)
6
Huvudcirkulationspump
Bränsleelement
Reaktortank
Reaktor med utrustning
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
PWR = Pressurized Water Reactor
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
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
7
7
Kylvatten
Kylvattenpump
När ångan har passerat turbinen strömmar den in i kondensorn. Där kyls den av
cirka 20 m² havsvatten per sekund.
Ångan övergår till vatten, s k kondensat.
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
8
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 m² vatten per sekund i reaktorn.
Ånggenerator
3
Ångturbin med utrustning
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.
PWR Tryckvattenreaktor
7
Forsmark 1
händelser av betydelse för säkerhet och tillgänglighet
Dygnsmedeleffekt (%)
120
100
Nettoproduktion
Energitillgänglighet
Energiutnyttjande
80
60
7,5 TWh
90,1 %
88,1 %
40
20
0
jan
feb
mar
apr
maj
jun
Januari: Forsmark 1 kördes på något
­r educerad effekt under månaden, på
grund av begränsningar i de termiska
marginalerna.
jul
aug
sep
okt
nov
dec
4 mars: Ett brandlarm från turbinhallen
för turbin 11 visade sig bero på ett ångläckage under högtrycksturbinen. En fläns
i avtappningsångsystemet läckte så pass
mycket att en branddetektor ovanför turbinen löste ut. Läckaget åtgärdades genom
byte av packningen i flänsen. Turbin 11s
generator producerade åter under påföljande dag.
att begränsa en effekthöjning. Stora
vibrationer i avblåsningssystemet kan
orsaka skador och läckage och måste
därför åtgärdas. Flera ventilgrupper
byggdes om för att åtgärda vibrationerna. Med hjälp av en så kallad sadellösning kunde vibrationerna minskas.
Sadellösningen innebär att styrventilgrupper placeras sammanbyggda på
en balkkonstruktion som är förankrad
mot ångledningen via en sadel. På så
sätt blir montaget fastare och vibrationerna minskar.
• 39 styrstavsförlängare inspekterades.
Inga sprickor identifierades.
• Service och motorbyte på en huvudcirkulationspump.
• Kontroll och service på ett antal drivdon; byte av 15 st, medan 25 fick nya
indikeringar.
6 mars: Ett fel i turbinernas tryckreglersystem gjorde att snabbstopp utlöste vid
genomförande av turbinventilprov. Se
vidare under rubriken ”Snabbstopp”.
Turbindelen
Endast mindre underhållsåtgärder utfördes i turbinanläggningen under denna
revisionsavställning.
2 april: Effektreduktion med 250 MWe för
åtgärd av ett externt läckage från en ventil
i matarvattensystemet i turbin 12.
Övrigt
• Forsmark 1 var först med att ansluta
till det nybyggda 400 kV-ställverket
under revisionsavställningen. Det
gamla ställverket från 1977 hade börjat närma sig slutet av sin tekniska
livslängd och behövde därför ersättas. Det nya ställverket beräknas hålla
i minst 30 år. Förhoppningen är att
den nya konstruktionen ska vara tåligare och mer tillgänglig än den gamla.
­Toleransen mot störningar är bättre
och överföringskapaciteten högre.
• Byte av vatteninnehållet i Forsmarks
säker­hetsfilter FRISK (Forsmark Reaktor Inneslutnings Skyddssystem).
16 februari: Obefogad stängning av en
reglerventil på högtrycksturbin 12. Reaktoreffekten reducerades till cirka 88 %.
Efter byte av styrenhet kunde blocket
återgå till normal drift.
8 juni: Turbin 12 ställdes av för åtgärd av
externt läckage i matarvattensystemet.
En rörledning kapades och pluggades.
Revisionsavställning 28 juni–21 juli
Avställningen planerades till 21 dygn.
Förutom bränslebytet, som detta år innefattade utbyte av 120 bränsleelement och
omflyttning av 440, samt provningar, var
följande stora arbeten inplanerade:
Reaktordelen
• Ombyggnad av ventiler i reaktorns säkerhets- och avblåsningssystem. Detta
för att minska vibrationerna i avblåsningssystemet så att de inte riskerar
8
FRISK-anläggningen är ett säkerhetsfilter som skyddar reaktorinneslutningen mot ett för högt tryck vid
ett eventuellt ­haveri. Gas och ånga
kan släppas ut genom en filterbassäng (skrubber), som ”tvättar” gasen
och ångan. På så sätt stannar minst
99,9 % av de radioaktiva ämnena kvar
i filtret. Vattnet i säkerhetsfiltret är en
natrium­tiosulfatlösning som binder
jod bra. Den behövde bytas på grund
av bakteriell nedbrytning. Bakterierna
i vät­skan äter natriumtiosulfat. Härvid
bildas svavel­väte som förorenar.
Revisionstiden blev 23 dygn.
Kollektivdosen under revisionen uppgick
till 0,5 manSv.
31 augusti: Nedgång till kall avställd reaktor för åtgärd på en inre ångskalventilsindikering för stängd ventil. Åter i drift
den 2 september.
29 september: Nedgång till kall avställd
reaktor inför förnyelsearbeten i 400 kVställverket. Åter i drift den 2 oktober.
Under året
• Nedreglering av kraftbalansskäl förekom inte under året.
• Coastdown-drift förekom inte under
året.
Snabbstopp
6 mars: Efter reduktion av effekten
stabiliserade man på cirka 78 % reaktor­
effekt inför ventilprovning. Efter att
provet påbörjats genom att två ångreglerventiler på turbin 11s högtrycksturbin
stängts, stängde även två reglerventiler på
turbin 12s högtrycksturbin. I detta läge
producerar reaktorn mer ånga än vad
som behövs och dumpning (ånga leds i
speciella ledningar förbi turbinen, direkt
till kondensorn) startar automatiskt.
För att komma ur läget kopplade man bort
ventilprovningsutrustningen. Nu stängde
de återstående två ångreglerventilerna på
Energitillgänglighet och utnyttjande
%
100
Tillgänglighet
Utnyttjande
80
60
40
20
0
turbin 11 och på grund av det stigande trycket i
reaktorn löste delsnabbstopp ut. När dumpreglerventilerna på turbin 12 sedan öppnade fullt
sjönk trycket i reaktorn snabbt. Härvid uppstod
”jäsning” (likt det som händer med läskedrycker
och champagne när man öppnar flaskan) med
snabbstopp av reaktorn som följd på grund av
hög vattennivå.
Störningen orsakades av två elektronikfel i två
olika kanaler, vilket i sin tur ledde till att reglersystemet inte kunde fungera korrekt.
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
Produktionsbortfall
%
20
20,9
Planerat
Oplanerat
15
Övrigt
10
5
0
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
Snabbstopp
Antal
4
Anläggningsdel
Reaktor
2
Turbin
Övrigt
0
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
4
Felorsak
Handhavande
2
Komponent
Övrigt
0
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
Kollektivdos
manSievert
2,0
Revision
Drift
1,5
1,0
0,5
0,0
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
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
5,53 TWh
64,1 %
63,8 %
40
20
0
jan
feb
mar
apr
maj
jun
jul
aug
sep
okt
nov
dec
Januari: Blocket drivs på en effektnivå som
är något lägre än normalt, 105 % reaktoreffekt. Detta på grund av ­begränsningar i
bränslebelastning fram till nästa bränslebyte som var planerat till maj månad.
24 juni: Ytterligare en ventilmanöverenhet till en högtrycksturbins ångreglerventil felfungerade och öppnade fullt.
Reaktoreffekten minskades till 80 % och
manöverenheten byttes.
24 februari: Under förberedelser inför
provning av hydrauliska utlösnings­kretsar
i turbin 21, löste en kanal i turbinsnabbstängningskedjan, TS, ut. För att TS ska
lösa ut i sin helhet krävs ytterligare en
kanal (”2 av 4-koppling”). När den utlösta
TS-kanalen återställdes, sjönk ­oljetrycket
i ventilmanöversystemet så att tre av
fyra pådragsventiler till turbin 21s högtrycksdel stängde. Detta medförde att
turbin 21 stoppade och delsnabbstopp
med nedstyrning utlöstes på reaktorn.
1 juli: Effektreduktion för ventilprov.
11 mars: Turbin 21 avställd för åtgärd
av oljeläckage vid en koppling på en
dränageledning från en reglerventil på
högtrycksturbinen.
16 april: Nedgång till kall avställd reaktor
för fastställande av skadeorsak och åtgärd av spricka i en rörböj i utloppet från
en värmeväxlare i reningssystemet för
reaktor­vattnet. Bränslebyte, som ­tidigare
var planerat att utföras i maj, tidigarelades
och utfördes i stället under detta stopp.
Blocket var åter i drift den 29 april.
12–13 juni: Två el-hydrauliska ventil­
manöverenheter till högtrycksturbinernas
ångreglerventiler felfungerade. Vid första
tillfället öppnade berörd reglerventil helt,
varefter den gick till helt stängd. Den
obalans som uppstod gjorde att reaktor­
operatören löste ut en snabb nedstyrning
av reaktoreffekten, vilket ger automatiskt
delsnabbstopp, d v s ett 15-tal av styrstavarna skjuts in. Den andra ventilmanöverenheten öppnade helt och återgick sedan
till sitt reglerläge. Båda enheterna byttes.
Senare etablerades cirka 80 % reaktoreffekt för genomförande av ventilprov.
10
6 juli: Ännu en ångreglerventil på en
högtrycksturbin stängde obefogat. Reaktoreffekten minskades till 80 % för
att möjliggöra åtgärder. En el-hydraulisk
ventilmanöverenhet byttes.
Revisionsavställning
13 september–28 december
Avställningen var planerad till 46 dygn,
från den 13 september till den 29 oktober.
Bränslebytet, som detta år utfördes i två
etapper, först den 16–28 april och därefter under den planerade revisionsavställningen, innefattade utbyte av totalt
52 bränsleelement, återinsättning av drygt
80 och omflyttning av cirka 500 element
vid vardera tillfället, samt provningar.
Förutom bränslebyte var följande stora
arbeten inplanerade:
Reaktordelen
• Utbyte av 15 drivdon.
• Inspektion av 32 styrstavsskaft. Inga
defekter upptäcktes.
• Montage av nya interndelar i reaktortanken, fuktavskiljaren och moderator­
tanklocket.
• En av revisionens säkerhetshöjande åtgärder var installationen av automatisk
borinpumpning. Det är ett alternativ
till styrstavsfunktionen om styrstavarna
inte skulle skjutas in i reaktorhärden
när reaktorn behöver ställas av. Forsmark 2 har redan en manuellt styrd
borinpumpning installerad sedan starten, men Strålsäkerhetsmyndigheten
kräver att systemet även ska ha villkor
som löser borinpumpning automatiskt.
Nu sker automatisk borinpumpning
endast om den termiska effekten inte
minskat till under åtta procent efter
tre minuter vid ett stopp.
• Utbyte av gummitätningen mellan
reaktorinneslutningens vägg och det
så kallade mellanbjälklaget, som delar
utrymmet i inneslutningen i två delar,
dry-well och wet-well. Det är viktigt att
mellanbjälklaget är tätt för att inneslutningen ska klara sina uppgifter. Gummitätningen byttes av åldersskäl.
• Byte av alla fyra inre skalventiler i ångledningarna.
Turbindelen
• Byte av högtrycksturbin och ombyggnad av reglerventiler i båda turbinanläggningarna. Högtrycksturbinerna
byttes för att förbereda för ett högre
ångflöde vid kommande effekthöjning.
De nya turbinerna förbättrar också
verkningsgraden något.
• Mellanöverhettarna byttes av åldersskäl. De nya mellanöverhettarna innehåller en ny typ av fuktavskiljare, med
bättre avskiljningsförmåga. När ångan
har passerat högtrycksturbinen, har
trycket i ångan sjunkit och vatteninnehållet har bildat små droppar. Detta
vatten skiljs bort och ångan tillförs
energi genom att den värms upp med
hjälp av färsk ånga från reaktorn, in­
nan den går in till lågtrycksturbinerna.
Denna avfuktning och uppvärmning
sker i mellanöverhettaren.
• Anläggningens åtta huvudkylvattenpumpar modifierades genom att delar
i pumparna byttes ut. Därmed kan de
ge ett högre flöde än tidigare.
• Installation av högtrycksdränagepumpar, i det så kallade framåtpumpningsprojektet, var en stor anläggningsändring. Pumparna ökar kapaciteten i
matarvattensystemet, vilket krävs vid
en högre effekt.
Energitillgänglighet och utnyttjande
%
100
Tillgänglighet
Utnyttjande
80
60
40
20
0
Övrigt
• Betongbeklädnad i kylvattenkanaler reno­
verades och vissa hjälpkylvattenrör byttes.
• Forsmark 2 anslöts till det nya 400 kV-ställverket. Se text för Forsmark 1.
Revisionstiden blev 106 dygn.
2002
2003
2004
2006
2007
2008
2009
Produktionsbortfall
%
20
21,9
30,4
Planerat
Oplanerat
15
Övrigt
10
5
0
Kollektivdosen under revisionen blev 2,25 manSv.
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
Snabbstopp
Antal
23 december: Förberedelserna inför återstart
efter revisionen påbörjades. Blocket fasades in
mot det svenska stamnätet den 28 december.
2005
4
Anläggningsdel
Reaktor
2
Turbin
Övrigt
Under året
• Ingen kraftbalansreglering förekom under
året.
• Coastdown-drift förekom inte under året.
0
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
4
Felorsak
Handhavande
2
Snabbstopp
Inga snabbstopp från effektdrift förekom under
året.
Komponent
Övrigt
0
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
Kollektivdos
manSievert
2,0
2,25
Revision
Drift
1,5
1,0
0,5
0,0
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
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
8,8 TWh
86,1 %
86,0 %
20
0
jan
feb
mar
apr
maj
jun
Januari: Föregående år avslutades med
två och en halv månads avställning. Under
nyårshelgen startades Forsmark 3. Den
1 januari fasades anläggningen mot det
svenska stamnätet, varefter effekt­en ökades stegvis med sedvanliga begränsningar
för härddriften. Full effekt uppnåddes
på morgonen den 4 januari. Driften var
sedan lugn under hela januari månad.
Några dagar in i januari passerade Forsmark 3s sammanlagda nettoproduktion
200 TWh. Den första fasningen mot det
svenska stamnätet skedde den 5 mars
1985. Det tog alltså exakt 24 år och 10
månader att producera 200 TWh.
22 februari: En inre ångskalventil stängde
obefogat på grund av ett brott i spolen till
skalventilens styrventil. När detta händer
uppstår en snabb tryckökning i reaktorn,
som i sin tur orsakar en lika snabb effektökning. Reaktorskyddssystemet griper
in och styr ner effekten i reaktorn med
hjälp av delsnabbstopp och sänkning av
huvudcirkulationsflödet genom härden.
19 mars: Vid en störning på yttre nät
och åtgärder i samband med detta stoppade två huvudcirkulationspumpar. Detta
medförde en mindre produktionsförlust.
Prov av ångledningarnas skalventiler genomfördes i samband med störningen.
13 april: På kvällen annandag påsk
noterades ökande vibrationer i matarvattenpump A. Beslut togs att skifta till
reservpumpen D. När D-pumpen hade
startats kontrollerades att tryck och flöde
var normala, varefter man stoppade Apumpen. Kort därpå noterades att varvtalsinstrumentet för D-pumpen visade 0
samtidigt som D-pumpen stoppade. Nu
var endast B-pumpen i drift och dess
kapacitet räckte inte för att hålla normal
nivå i reaktorn på full effekt. Låg nivå
i reaktorn gör att effekten automatiskt
12
jul
aug
sep
okt
nov
dec
styrs ned med huvudcirkulationspumparnas varvtal och delsnabbstopp, d v s
knappt 20 styrstavar (av befintliga 169)
skjuts in i härden.
17 maj: Effektreduktion för prov av ångledningarnas skalventiler.
14 juni: Effektreduktion för prov av ångledningarnas skalventiler.
11 juli: Effektreduktion för prov av ångledningarnas skalventiler.
21 juli: En av två likriktare löste ut i
huvud­cirkulationspumparnas kraftförsörjningssystem, C-subben. Detta medförde begränsningar i kraftförsörjningen
och för de två C-pumparna reducerades
varvtalet något. Efter en dryg timme
löste de två B-subbade pumparna ut på
grund av överström. Överströmsskydden
återställdes och B-pumparna startades
igen. Felsökning i likriktaren gav inget
resultat, varför den återställdes samt startades igen. Därefter återställdes de två
C-pumparna till normalt driftvarvtal.
Reaktordelen
• Urladdning av hela härden. Omfattande kontroll av styrstavsförlängare och
angränsande delar. Av de 95 förlängarna godkändes 47 för fortsatt drift.
• Den utökade provningen gjordes
med anledning av att brustna styrstavar upptäcktes i Oskarshamn 3 och
Forsmark 3 föregående år. Se 2008 års
utgåva av denna rapport.
• Översyn av två huvudcirkulationspumpar.
• Service på drivdon, motorbyte på fyra.
• Byte av två värmekameror i reaktor­
inneslutningen.
Turbindelen
• Byte av en huvudkylvattenpump.
• Inspektion av turbinen, varvid konstaterades att turbinanläggningen var
i god kondition.
Övrigt
• Service av reservtransformatorn.
• Översyn och underhåll av transformatorerna till 400 kV- och 70 kV-nätet.
Renovering av kylsystemets oljepumpar och kylfläktar.
22 juli: Coastdown-drift började.
27 juli: En av två likriktare löste åter­igen
ut i huvudcirkulationspumparnas kraftförsörjningssystem, C-subben. Inmatningsbrytare till likriktaren kommer att bytas.
Total revisionslängd 47 dygn och 18 timmar.
Kollektivdosen under revisionen blev
0,24 manSv.
31 juli: Revisionen 2009 inleddes klockan
19.34, då generatorn kopplades bort från
nätet.
11 september: Snabbstopp utlöst automatiskt, vid låg effekt, på grund av felaktig inställning av omkopplare.
Revisionsavställning
31 juli–17 september
Avställningen budgeterades till 12 dygn.
12 september: Under uppstart efter revisionen, när reaktorn var färdigvärmd
till fullt tryck och temperatur, upptäcktes läckage i avlastningsledningarna för
ångskalventilerna. Detta medförde att
reaktorn måste ställas av för några dagars
reparationsarbete.
Förutom bränslebyte (som detta år innefattade byte av 160 och omflyttning av
536 bränsleelement) samt provningar, var
följande stora arbeten inplanerade:
Energitillgänglighet och utnyttjande
%
100
Tillgänglighet
Utnyttjande
80
60
40
20
0
Hela startproceduren togs om utan större problem och fasning av generatorn till stamnätet
kunde ske 17 september, klockan 13.20.
Oktober: En ny bränsleläcka upptäcktes.
Under året
• Nedreglering av kraftbalansskäl förekom inte
under året.
• Coastdown-drift resulterade i ett produktionsbortfall på 11,3 GWh.
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
Produktionsbortfall
%
20
21,2
Planerat
Oplanerat
15
Övrigt
10
5
0
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
Snabbstopp
Antal
4
Anläggningsdel
Reaktor
Snabbstopp
11 september: Snabbstopp utlöstes automatiskt strax efter att kritisk reaktor etablerats.
2
Uppstart efter revisionen pågick och man hade
klarat av provet ”Kalla kritiska mätningar”. Inför
detta prov lägger man ett larmvillkor i effektmätsystemet för lågeffektområdet, i läge ”utlöst”
i alla fyra kanaler (subbar), för att konservativt
säkerställa att snabbstopp ska lösa ut om kriticitet skulle uppnås.
4
När de kalla kritiska mätningarna var utförda
glömde man att återställa de manuellt utlösta
larmvillkoren. När man senare, under start av
reaktorn, uppnådde kriticitet, löste snabbstopp
ut automatiskt.
2002
Turbin
Övrigt
0
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
Felorsak
Handhavande
2
Komponent
Övrigt
0
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
Kollektivdos
manSievert
2,0
Revision
Drift
1,5
1,0
0,5
0,0
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
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
2,8 TWh
70,5 %
69,5 %
40
20
0
jan
feb
mar
apr
maj
jun
6 januari: Avställning för åtgärder i
­r eaktorinneslutningen – dels läckage
i en fläns tillhörande kylsystemet för
­reaktortanklocket, dels för att åtgärda
fel i reaktorinneslutningens läckagemätsystem.
29 januari: Effektreduktion till ca 65 %
för turbininspektion med anledning av
ett läckage under högtrycksturbinen.
1 februari: I samband med nedgång
till kall avställd reaktor för årets andra
kortstopp, genomfördes provning av
delsnabbstopp. Vid provningen utlöstes
också snabbstopp automatiskt.
Under avställningen genomfördes bränsle­
byte och åtgärder av läckage i reaktorinneslutningen. Anläggningen startade igen
den 16 februari.
27 februari: Effektreduktion till ca 65 %
för inspektion av turbininneslutningen,
med anledning av en ökning av flödet i
golvdränagesystemet.
6 mars: Anläggningen stoppades för åtgärder av läckage i turbinanläggningen,
främst från en dränageledning kopplad till
en avtappning från högtrycksturbinen.
jul
aug
sep
okt
nov
dec
av problemen med turbinpådraget begränsades effekten till ca 75 % fram till
revisionsavställningen.
• Inkoppling och provning av nya processorer i den datorbaserade kontrollutrustningen.
Revisionsavställning
27 september–29 oktober
Revisionstiden planerades till 24 dygn
och 16 timmar.
Revisionstiden blev 31 dygn. Oskarshamn 1 fasades in mot det svenska
stamnätet efter genomförd provning den
29 oktober. Kollektivdosen under revisionen blev 1,1 manSv (rev + kortstopp).
Förutom bränslebytet, som i år utfördes
vid två tillfällen, då totalt 114 brän­sle­
element byttes och 560 omflyttningar
gjordes, var följande stora arbeten in­
planerade:
Reaktordelen
• Provning av moderatortankstativet.
En provning som utökades i omfattning sedan man hittat indikationer på
sprickor.
• Byte av drivdon.
• Uttransport av tre transportbehållare
med använt bränsle.
• Service av ett stort antal ventiler i
snabbstoppssystemet.
• Införande av system 363, Haveriavluftning av reaktortanken.
8 juli: Effektreduktion till ca 68 % inför
utbyte av branddetektorer i turbininneslutningen. Strålningsnivån är för hög
vid full effekt.
Turbindelen
• Byte av rör i förvärmarsystemet.
• Åtgärder på turbinlager, bland annat
byte av givare för temperaturmätning.
• Byte av generatorrotor och åtgärder
av isolationsproblem i statorn. Ett tillkommande jobb som visade sig nödvändigt efter provning.
• Byte av manöverdon (ventilservo) på
en ångskalventil.
• Indikeringskörning av turbin med
flyttning av lager.
20 Juli: Vid provning av ångpådragsventiler till turbinen stängde en av dem
felaktigt. Snabbstopp utlöstes automatiskt på högt tryck i reaktorn. På grund
Övrigt
• Montage av provuttag i elsubb A och
B, vilket kommer att förenkla framtida
provningar.
5 juni: Effektreduktion till ca 63 % för
prov av ångledningarnas skalventiler och
avblåsningsventiler i reaktorns tryckavsäkringssystem.
14
29 oktober: Anläggningen fasades in mot
det svenska stamnätet och gick upp till
cirka 78 % effekt.
30 oktober: Turbinsnabbstängning löste
på grund av lägesfel på högtrycksturbinens ångpådragsventiler. Kall avställd
reaktor etablerades senare för åtgärder
på turbinregleringen.
26 november: 95 % effekt. Ökad kondens
konstaterades i turbininneslutningen. Effekten minskades till ungefär 70 % för
att minska trycket i förvärmare och på så
vis minska läckaget. Det totala läckaget
visade sig dock vara så stort att vidare
drift med turbinen var olämplig, varför
varm avställd reaktor etablerades för reparationer. Blocket producerade åter full
effekt den 28 november.
Under året
• Ingen coastdown-drift eller nedreg­
lering av kraftbalansskäl förekom under året.
Snabbstopp
1 februari: Vid 100 % reaktoreffekt
löstes delsnabbstopp enligt planerat
prov och efter sju sekunder utlöstes turbinsnabbstängning och dumpförbud på
grund av lågt tryck i reaktorn, vilket i sin
tur även löser reaktorsnabbstopp.
20 juli: Vid 100 % reaktoreffekt prov­
ades ångreglerventilerna till turbinerna.
Vid provet av den andra ventilen utlöste snabbstoppsvillkoret ”Hög effekt
> 110 %” då ventilen felaktigt stängde
helt, trots operatörens försök att avbryta
sekvensen.
Energitillgänglighet och utnyttjande
%
100
Tillgänglighet
Utnyttjande
80
60
När halva ångflödet stängs av ökar trycket
tillfälligt i reaktortanken och detta, i sin
tur, orsakar en tillfällig effektökning. Hög
effekt och högt tryck löser ut snabbstopp
var för sig.
23 oktober: Nukleär värmning pågick
och, som ett led i återstarten efter RA-09,
skulle varma snabbstoppsprov utföras.
Vid cirka två bars reaktortryck skedde
en ”falsk” nivåökning i reaktortankens
nivåmätning. Dränering påbörjades, men
de två nivåmätgivarna som ingår i en
2/4-koppling löste ut isolering och snabbstopp av reaktorn.
Orsaken till nivåökningen bedömdes vara
luft i mätledningarna. När trycket ökade
i reaktorn kan luften ha pressats samman och åstadkommit den ”falska” nivå­
ökningen. Efter att berörda mätledningar
avluftats visade samtliga nivåmätpunker
korrekta värden.
30 oktober: Vid effektuppgång löste
turbinsnabbstängning ut felaktigt vid
cirka 80 % effekt. En ventil i vakuumsystemet öppnade inte som den skulle,
varför trycket i kondensorn steg och
snabbstopp löste ut.
Orsaken till att ventilen i vakuumsystemet inte öppnade var att en temperaturvakt, som blockerar öppning av ventilen, felaktigt indikerade låg temperatur
i spärr­ångsystemet. Då turbinens axeltätningar inte fick tillräcklig mängd spärr­
ånga läckte gaser in i turbinkondensorn
och trycket steg.
40
20
0
%
20
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
Produktionsbortfall
78.7
21,3
42,7
26,8
Planerat
Oplanerat
15
Övrigt
10
5
0
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
Snabbstopp
Antal
4
5
Anläggningsdel
4
Reaktor
2
Turbin
Övrigt
0
2002
4
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
Felorsak
8
Handhavande
2
Komponent
Övrigt
0
2002
2003
2004
2006
2007
2008
2009
Kollektivdos
manSievert
2,0
2005
5,49
Revision
Drift
1,5
1,0
0,5
0,0
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
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
40
3,95 TWh
77,9 %
76,3 %
20
0
jan
feb
mar
apr
maj
jun
jul
11 januari: Effektreduktion för provning
av turbinventiler.
20 januari: Effektreduktion inför start
av huvudcirkulationspump som varit avställd för byte av släpringar och kol.
31 januari: Effektreduktion för provning
av turbinventiler.
1 mars: Effektreduktion till 100 % inför
start av huvudcirkulationspump som varit
avställd för byte av släpringar och kol.
13 mars: Tillfällig effektsänkning för
stopp/start av huvudcirkulationspumpar.
14 mars: Effektreduktion för arbeten i
snabbstoppssystemet och provning av
skalventiler i ång- och matarvattenledningarna.
21 mars: Effektreduktion för provning
av turbinventiler.
18 april: Effektreduktion för kontroll av
ångläckage i turbinanläggningen. I samband med detta utfördes även prov av
turbinventiler.
7 maj: Reduktion till 80 % effekt för
arbete med en reglerventil i förvärmarsystemet.
30 maj: Effektreduktion för provning av
skalventiler i ång- och matarvattenledningar samt turbinventiler.
2 juni: Effektreduktion för byte av kol och
släpringar i omformaren till en huvud­
cirkulationspump.
3 juni: Hög nivå i en högtrycksförvärmare,
på grund av en felfungerande reglerventil, orsakade by-pass (förbikoppling) av
förvärmarstråket, som i sin tur medförde
nedstyrning och delsnabbstopp.
16
aug
sep
okt
nov
dec
4 juli: Coastdown-drift började.
31 juli: Nedgång för revisionsavställning
(RA2-09) påbörjad.
Revisionsavställning
2 augusti–25 september
Revisionstiden planerades till 40 dagar.
Bränslebytet bestod i att man tog ut
88 bränsleelement och satte in 86 nya.
Två återinsattes, d v s de hade stått i förvar i bassäng under den gångna driftsäsongen efter att ha varit i härden någon
säsong. 314 bränsleelement flyttades till
andra positioner i härden.
Utöver bränslebytet och det normala
provningsprogrammet var följande stora
arbeten inplanerade:
Reaktordelen
• Installation av haveriavluftning för
­reaktortanken.
Strålsäkerhetsmyndigheten kräver i
sin författningssamling att det vid alla
händelser ska vara möjligt att uppnå
ett stabilt sluttillstånd med vattentäckt härd och etablerad kylning. Vid
ett haveri kan det bli nödvändigt att
täcka bränslet med vatten genom att
reaktor­inneslutningen vattenfylls i nivå
med härdens överkant. Om gaser finns
i reaktortanken vid vattenfyllning av
reaktorinneslutningen finns risk att
vatteninträngning till reaktortanken
hindras. Med avluftning av reaktortanken underlättas vattenfyllning i en
sådan situation.
Turbindelen
• Som förberedande åtgärd i modern­
iseringsprojektet PLEX byttes lågtrycksturbinerna ut. LT-turbinerna
hade uppnått sin tekniska livslängd
och därmed fanns behov av att byta
ut dem till nya moderna turbiner. I
huvudsak innebar turbinbytet också
modifiering av lager och ett nytt lageroljesystem samt anpassning av turbinhuskylningen. Med nya LT-turbiner har
tillgängligheten ökat och verkningsgraden blivit högre. Turbinen ska även
klara en högre effekt i samband med att
sista etappen av PLEX genomförs.
• Byte av kylare i lageroljesystemet som
en del av moderniseringen.
Övrigt
• Byte av brandlarmssystem. Åtgärden
omfattade utbyte av brandlarmssystem, system för brandspjäll och installation av nytt presentationssystem.
Samtliga rum inom Oskarshamn 2
berördes.
• Förberedande arbeten för modern­
iseringsprojektet PLEX. Dels har hål
borrats för att möjliggöra kylning till
de två nya dieselgenerat­orerna som
planeras, dels har T-stycken med avstängningsventiler monterats på brännoljeledningarna för gasturbinerna för
att man senare, under drift, ska kunna
bygga bränsleförsörjning till de nya
dieselgeneratorerna.
• Arbetet med att anlägga ett djupvatten­
intag för kylvatten påbörjades. Detta
för att få tillgång till kallare kylvatten.
Revisionstiden blev 55 dygn. Oskarshamn 2 fasades in mot det svenska
stamnätet efter genomförd provning den
25 september.
Kollektivdosen under revisionen blev
1,05 manSv.
25 september: Snabbstopp utlöstes manu­
ellt samtidigt som automatiken löste ut
snabbstopp på låg vattennivå i reaktorn
på grund av felaktig nivåreglering.
27 september: Provdrift startad med
fasning tidigt på morgonen. Uppgång
till 104,5 %. Därefter många justeringar
mellan 99 och 103 %, främst på grund
av vibrationer.
21 oktober: Effekten reducerad till
ca 76 % enligt strategi för att eliminera
svängningar i dränagerör från mellan­
överhettare.
29 oktober: Effektreduktion för åtgärder på rörupphängningar i förvärmar­
systemet.
Energitillgänglighet och utnyttjande
%
100
Tillgänglighet
Utnyttjande
80
60
40
20
0
2002
2003
29 november: Nedgång påbörjad till kall
avställd reaktor för att åtgärda problem
i turbinen och i mellanöverhettaren.
Feldimensionerade strypningar i ångavtappningarna från lågtrycksturbinerna
måste vidgas för att få rätt tryck i avtappningsångan.
2005
2006
2007
2008
2009
Produktionsbortfall
%
20
27 november: Effektreduktion för lokal­
isering av saltvatteninläckage i kondensorn.
2004
26,5
Planerat
Oplanerat
15
Övrigt
10
5
0
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
Snabbstopp
Antal
4
Anläggningsdel
Reaktor
2
11 december: Blocket fasades in sent
den 10 december och effektuppgång till
105 % utfördes under dagen.
Under året
• Ingen nedreglering av kraftbalansskäl
före­kom under året.
• Coastdown-driften började den 4 juli.
Fram till avställningen inför revisionen
sjönk effektnivån från 105 % till 91 %.
Produktionsbortfallet blev 31,4 GWh,
vilket motsvarar produktionen under
två dygn med full effekt.
Snabbstopp
Två automatiska snabbstopp från effektdrift förekom under året. Båda i samband
med återstart efter RA2-09.
Turbin
Övrigt
0
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
4
Felorsak
Handhavande
2
Komponent
Övrigt
0
2002
2003
2004
2006
2007
2008
2009
Kollektivdos
manSievert
2,0
2005
2,27
Revision
Drift
1,5
1,0
0,5
0,0
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
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
1,7 TWh
15,2 %
15,1 %
20
0
jan
feb
mar
apr
maj
jun
1 januari: Då året inleddes hade Oskarshamn 3 just startat efter en mycket förlängd revision. Man hade då inspekterat
styrstavarna efter att ha funnit sprickor
i ett antal styrstavsförlängare samt en
styrstavsförlängare som var helt av, vilket
berodde på termiska påkänningar. Full
effekt uppnåddes den 9 januari.
21 februari: De två ventilerna som förser
mellanöverhettarna med värmningsånga
stängde momentant, vilket gav upphov
till en tryckökning som i sin tur orsakar
effekthöjning i reaktorn. Effektbegränsning inträder på 111 % och effekten styrs
sedan ner manuellt till cirka 101,5 %.
28 februari: Nedgång påbörjades inför
revisionen, RA3-09. Generatorn skiljdes
från nätet klockan 0.00, 1 mars.
Revisionsavställning 1 mars–30 maj
Projekt PULS har som mål att säkerhetsmodernisera anläggningen så att huvuddelen av myndighetskraven uppfylls, att
höja den termiska effekten på Oskarshamn 3 till 3 900 MW och den elektriska
maxeffekten till 1 450 MW samt att byta
kritiska komponenter för att säkra 60 års
drift. Projektets åtgärder infördes under
revisionen 2009.
Reaktordelen
• Total urladdning och återladdning av
allt bränsle.
• Bränslebytet bestod i år av att 118
bränsleelement togs ut ur reaktorn
och 104 färska element sattes in. Fyra
partikelfällor, utformade som bränsleboxar, sattes in med uppgift att rena
reaktorvattnet för att minska risken
för bränsleskador. Under bränslebytet
utfördes också 554 omflyttningar.
• Urladdning och återladdning av samtliga styrstavar. Byte av skaft på ett stort
antal styrstavsförlängare. Efter revisionen utgjordes reaktorns 169 styrstavar
av 79 reparerade och 90 nya.
18
jul
aug
sep
okt
nov
dec
• Installation av två nya grupper i snabbstoppssystemet.
• Byte av elva sonder i mätsystemet för
neutronflöde (reaktoreffekt).
• Byte av nivågivare och tillhörande
elektronik för snabbstoppssystemets
vattentankar.
• Byte av interna delar i reaktortanken.
• Byte av skalventiler i huvudångsystemet.
• Byte av samtliga huvudcirkulationspumpar.
• Installation av ny logikutrustning för
reaktorns säkerhetssystem.
• Installation av nya kylkedjor (pumpar,
kylare, rör, ventiler, etc).
Turbindelen
• Byte av både högtrycksturbinen och
de tre lågtrycksturbinerna.
• Installation av en ny generator.
• Byte av samtliga huvudkylvattenpumpar.
Övrigt
• Installation av nya aggregat- och stationstransformatorer.
• Inspektion av kylvattenkanaler.
Revisionen skulle, enligt planeringen,
pågå i 91 dygn. Första fasning ­e fter
­genomförd revision gjordes under kvällen den 12 december, efter 287 dygns
revision, d v s 196 dygn efter ursprunglig
tidsplan.
Kollektivdosen under revisionen blev
2,53 manSv.
18 oktober: Första start av reaktorn efter
projekt PULS införande.
17 december: Reaktorn återstartades
efter ett snabbstopp den 14 december
och driftsättningen av anläggningen återupptogs med fasning samma dag. Ut­
effekten ökades till drygt 370 MW och
denna effekt behölls sedan över jul- och
nyårshelgerna.
Under året
• Ingen nedreglering av kraftbalansskäl
­förekom under året.
• Coastdown-drift förekom inte under
året.
Snabbstopp
18 oktober: Första start av reaktorn
­efter projekt PULS införande skedde
denna dag. Samma dag erhölls reaktorsnabbstopp på grund av att effekten
i reaktorn sjönk snabbare än vad mätningen klarar av i samband med varma
snabbstoppsprov. Inom projekt PULS
har delsnabbstoppet utökats till att omfatta ytterligare en snabbstoppsgrupp, det
vill säga totalt 17 styrstavar i två snabbstoppsgrupper.
30 november: Under eftermid­dagen
låg turbinen på driftvarvtal, 1 500 varv
per minut, i samband med provning.
Enligt planen skulle en av de två lager­
oljepumparna stoppas för kontroll av
lageroljetryck med enbart en pump
i drift. Därefter skulle turbinsnabbstängning lösas ut och turbinen skulle
”rulla ut” (stanna). Under utrullningen
uppstod onormalt stora vibrationer vid
kritiska varvtal, varvid turbinoperatören släppte in luft i kondensorn, utlöste
vakuumsläckning för att höja trycket i
kondensorn och på så sätt bromsa turbinen snabbare. Detta förfarande är helt
i enlighet med instruktionen. Efter det
att vakuumsläckningen återställts gjorde
trycket en liten översläng och nådde upp
till utlösningsgränsen för dumpförbud.
Med TS redan utlöst ger detta snabbstopp av reaktorn.
14 december: Anläggningen befann sig
i stabilt läge med cirka 30 % reaktor­effekt
då larm kom för lågt tryck i styroljan
Energitillgänglighet och utnyttjande
%
100
Tillgänglighet
Utnyttjande
80
60
40
20
0
till vakuumsläckningsventilerna. Kontroll både i kontrollrum och i turbin­
anläggningen verifierade att trycket sjönk.
Samtidigt påbörjades effektminskning på
reaktorn med snabb manöversekvens för
styrstavarna. En halvtimme efter larmet
började trycket i kondensorn öka och
skiftlaget beslutade att man skulle lösa
ut turbinsnabbstängning, TS. Vid TS får
man också delvakuumsläckning (se 30
november), som öppnar vakuumsläckningsventilerna. Vid den automatiska
återställningen räckte inte styroljetrycket
för att stänga vakuumsläckningsventilerna. Trycket steg snabbt i kondensorn
och dumpförbud löste ut. Med redan
utlöst turbinsnabbstängning ger dumpförbud automatiskt snabbstopp. Orsaken
till att styroljetrycket sjönk var en obefogat stängd handventil. Ventilen hade
troligen stängt på grund av vibration­er i
rörledningen som den satt i.
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
Produktionsbortfall
%
53,3
20
22,9
24,2
Planerat
Oplanerat
15
Övrigt
10
5
0
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
Snabbstopp
Antal
4
Anläggningsdel
Reaktor
2
Turbin
Övrigt
0
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
4
Felorsak
Handhavande
2
Komponent
Övrigt
0
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
Kollektivdos
manSievert
2,0
2,53
Revision
Drift
1,5
1,0
0,5
0,0
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
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 3 900 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
1,3 TWh
17,4 %
17,4 %
20
0
jan
feb
mar
apr
maj
jun
5 januari: Återstart efter revisionsavställning 2008.
10 januari: Urdrifttagning av turbin 11
på grund av ångläckage i utrymme för
högtrycksturbinen. Ångläckaget fanns i
flänsar på ångledningen till högtrycksturbinen. Svårhanterbar konstruktion som
gav upphov till att flänsen inte drogs rakt
vid senaste monteringen i samband med
byte av högtrycksturbinen.
14 mars: Revisionsstart.
Produktionen för året var 1 358 277 MWh
brutto och 1 314 311 MWh netto. Tillgängligheten var 17,4 % och energiutnyttjandet var 17,4 %.
Tillgängligheten nådde inte 78,08 % som
var planerat. Detta berodde på de komplikationer som uppstod i samband med
införandet av projekt RPS/SP2 (Reactor
Protection System och Safety Package 2)
samt problemen med flödespendlingar i
härdnödkylsystemet.
Revisionsavställning 14 mars–18 maj
Effektreduktion inför revisionsavställningen 2009 påbörjades lördagen den
14 mars, kl 16:30, och revisionen startade
söndagen den 15 mars, kl 06:00, då sista
turbinen togs från nät. Revisionen var
beräknad till 64 dygn. Under revision
tillstötte dock problem som resulterade
i en förlängning av revisionsavställningen
över årsskiftet 2009/2010.
Den korta driftperioden berodde dels
på en sen uppstart efter revisionsavställningen 2008, orsakad av tryckproblemen
i härdnödkylsystemet, dels på de problem som blev följden av en oreglerad
inpumpning via härdnödkylsystemet,
som inträffade i samband med nedkylning av reaktorn. Ytterligare skäl till den
korta driftperioden var komplikationer
20
jul
aug
sep
okt
nov
dec
vid införande av projektet avseende nytt
reaktorskyddssystem (RPS) och rest­
effektkylsystem (SP2). Under perioden
utreddes även den händelse som inträffade vid oreglerad inpumpning under
revisionsavställningen 2008.
Ringhals 1 har haft en oplanerad störning/
bortfall i samband med uppstarten efter
revisionsavställning 2009. Tidskritiska
­arbeten var projekt RPS/SP2 och åtgärder på lågtrycksturbinerna efter upptäckta sprickindikationer under avställningen
2008. Avställningstiden var ursprungligen
planerad till 64 dygn men blev förlängd
med 294 dygn. Återstarten skedde onsdagen den 9 mars 2010, kl 00:33, vilket
innebar en avställningstid på 358 dygn,
18 timmar och 34 minuter
Förutom bränslebyte, drivdonsservice,
skalventilsprovning och förebyggande
underhåll utfördes bland annat följande
arbeten.
RPS
• Uppdelning av säkerhetsfunktioner i
två av varandra oberoende delar.
• Inkoppling av ny lågtryckspump för
spädmatning av reaktorn.
• Ombyggnad av högtrycksspädmatning, inklusive en ny dieselgenerator.
SP2
• Införande av ny oberoende resteffektkylkedja.
Övriga stora projekt
• Byte av mellanbjälklagstätning i reaktorinneslutningen.
• En fortsättning av tidigare års miljökvalificering av elkomponenter
(MILK).
• En fortsättning av rörbrottsförankringsprojektet (DEAR).
• Fortsättning av projektet avseende
byte av ställverk (BAS).
Under revisionsavställningen upptäcktes
ett antal större tekniska problem, varav de
nedanstående var de mest tidsstyrande.
• Genomförande av RPS/SP2-projekten.
• Provdrift av RPS/SP2-projekten.
• Analys av problemen med flödespendlingar i härdnödkylsystemet.
Underhållsverksamheten har bedrivits
enligt fastställda rutiner och i överenskommen omfattning. Oförutsedda händelser har inträffat med en högre frekvens
än tidigare år. Orsaker har analyserats och
brister har konstaterats inom ett antal
områden, som åldrande anläggning, brist
på reservdelar, generationsväxling, rutiner
och instruktioner. Den sammanfattande
bedömningen är att statusen på anläggningens komponenter och utrustningar
är acceptabel, men en större fokusering
på underhållet fordras för att förbättra
anläggningens status.
Kollektivdosen under revisionen blev
2,0 manSv.
Under året
• Coastdown-drift har inte förekommit
under året.
• Kraftbalansreglering förekom inte under året.
Snabbstopp
Inga snabbstopp från effektdrift förekom
under året. Däremot erhölls ett snabbstopp under provdriften av tryckavlastningssystemet.
Övrigt
Under året har 52 rapportervärda omständigheter rapporterats. Antalet rapportervärda omständigheter och oförutsedda händelser är relativt många och i
paritet med de tre senaste åren.
Energitillgänglighet och utnyttjande
%
100
Tillgänglighet
Utnyttjande
80
60
40
20
0
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
Produktionsbortfall
%
63,8
20
24,9
Planerat
Oplanerat
15
Övrigt
10
5
0
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
Snabbstopp
Antal
4
Anläggningsdel
Reaktor
2
Turbin
Övrigt
0
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
4
Felorsak
Handhavande
2
Komponent
Övrigt
0
2002
2003
2004
2005
2007
2008
2009
Kollektivdos
manSievert
2,0
2006
2,31
2,54
2,0
Revision
Drift
1,5
1,0
0,5
0,0
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
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
40
2,76 TWh
38,8 %
38,8 %
20
0
jan
feb
mar
apr
maj
jun
Blocket har körts på reducerad effekt
sedan revisionsavställning 2008 på grund
av reducerat hjälpmatarvattenflöde.
18 januari: Kraftbalansreglering på
grund av överföringsproblem i ”Västkustsnittet”.
23 januari: Effektreduktion med 2 %
på grund av felaktig ”Termisk effektberäkning”.
16 maj: By-pass av lågtrycksförvärmare.
Tillgängligheten var 38,8 %. Med revisionen borträknad, 100 %. Energiutnyttjandet var 38,8 %.
Produktion för året blev 2 910 512 MWh
brutto och 2 762 760 MWh netto. Det
stora produktionsbortfallet har orsakats
av den mest omfattande revisionen som
genomförts på Ringhals 2.
Kraftbalansreglering förekom vid ett
tillfälle och orsakade ett bortfall på
359 MWh, vilket motsvarar knappt en
halvtimmes drift vid full effekt.
Störningar
Tiden från nyår fram till revisionsavställningen 2009, RA09, präglades av lugn
drift – inga störningar förekom.
Oplanerade avställningar
Inga oplanerade avställningar förekom.
Bortsett från beordrad nedreglering kördes blocket med 94 % reaktoreffekt fram
till revisionsanställningen.
Snabbstopp
Inga snabbstopp från effektdrift förekom
under året.
22
jul
aug
sep
okt
nov
dec
Revisionsavställning
24 maj–31 december
Blocket togs ur drift den 24 maj 2009 för
en lång och omfattande revision, dels för
normalt revisionsunderhåll och bränslebyte, dels för genomförande av projekt
TWICE (nytt kontrollrum samt utbyte
av tillhörande instrument- och kontrollutrustning).
Omfattande avställningar och driftomläggningar har gjorts för att möjliggöra
ombyggnad av kontrollrum, instrumentering och elmatningar.
Härdens bränsleinnehåll har varit placerat i bränslebassängerna sedan den
28 maj 2009.
Bakgrund till TWICE-projektet
Ringhals 2 togs i kommersiell drift 1975
och byggdes på konstruktionsförutsättningar från slutet av 1960-talet. Anläggningen behöver moderniseras i takt med
att nya krav på säkerhet och effektivitet
ställs.
Ringhals 2 har under slutet av 1998 och
i början av 1999 i konkurrens handlat
upp hela moderniseringsprogrammet
av ­Westinghouse, som påtagit sig allt
erforderligt ingenjörsarbete för moderniseringen och genomförandet av förändringarna i anläggningen under totalt
funktionsansvar.
Projektet TWICE påbörjades i mars 1999
och avsågs att avslutas 2004. På grund av
förseningar av produkten gjordes omförhandlingar år 2002, 2006 och 2007 och
projektavslutet senarelades till 2009.
För projekt TWICE gällde delvis en ny
kravbild som arbetats fram för reaktorer
under 2000-talet. Moderniseringsprogrammet innebar att ett stort antal kontrollsystem skulle förbättras eller helt
bytas ut och ett nytt centralt kontrollrum
arbetas fram tillsammans med nya lokala
kontrollrum.
Sammanfattning av utförd
­revisionsavställning
Revisionsavställningen RA09 startade
enligt plan den 24 maj när turbin 22 togs
från nät. Enligt ursprunglig avställningstidplan skulle RA09 ha avslutats den 11
oktober, men på grund av diverse förseningar avslutades RA09 först i början på
år 2010.
Under revisionsavställningen 2009 genomfördes det mycket omfattande
TWICE­-projektet, vilket innebar kabelrivning, installation av nytt instrumentoch kontrollsystem, rivning och uppbyggnad av kontrollrum samt en omfattande
systemprovning.
Betongkonstruktioner i byggnaderna för
kylvattenintag har vid besiktning visat
degradering av betong och armering. En
åtgärdsplan är framtagen och under 2009
har arbete genomförts för att reparera
och återställa betongkonstruktionerna.
Reparationsarbetet kommer att sträcka
sig ett antal år framåt.
Kollektivdosen under revisionen (inklusive ÅG-underhåll) blev 2,07 manSv.
Händelserapportering
Under året har totalt 42 händelser rapporterats, varav 38 av kategori 2 och 4 planerade avställningar enligt kategori 3.
Antalet rapportervärda händelser för
2009 har minskat gentemot föregående
år, mycket beroende på blockets lång­
variga avställning. En jämförelse med
en femårstrend bedöms för 2009 inte
vara relevant med anledning av den långa
­revisionsavställningen. Flertalet av de
rapportervärda händelserna under året
Energitillgänglighet och utnyttjande
%
100
Tillgänglighet
Utnyttjande
80
60
40
20
0
kan härledas till två huvudområden –
brandskydd och fysiskt skydd.
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
Produktionsbortfall
%
22,1
20
35
Planerat
Oplanerat
15
En hel del äldre, ofta felfungerande utrustning har bytts ut och bedöms framgent minska antalet händelser. Sammanfattningsvis kan sägas att Ringhals 2
endast har haft händelser med marginell
eller ingen säkerhetsmässig betydelse.
Härdens status är god. Inga bränsleskador
har uppkommit sedan 2005.
Övrigt
10
5
0
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
Snabbstopp
Antal
4
Anläggningsdel
Reaktor
2
Den radiologiska miljön på Ringhals 2
har under flera år utvecklats positivt och
har stabiliserats på en nivå som kan betecknas som låg, internationellt sett, för
motsvarande reaktortyp och ålder.
Turbin
Övrigt
0
2002
4
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
Felorsak
4
Handhavande
2
Komponent
Övrigt
0
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
Kollektivdos
manSievert
2,0
Revision
Drift
1,5
ÅG
1,0
0,5
0,0
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
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 866 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
80
Nettoproduktion
Energitillgänglighet
Energiutnyttjande
60
40
8,1 TWh
91,2 %
91,2 %
20
0
jan
feb
mar
apr
maj
jun
jul
aug
sep
okt
nov
dec
Störningar och
oplanerade ­avställningar
10 februari: Effektreduktion på grund
av utlöst vakuumvakt, en anordning som
mäter undertrycket i turbinkondensorn
och skickar ut en signal om trycket blir
för högt. Händelsen orsakades av underhållspersonal som vid sanering av olja av
misstag kom åt en vakt som gav ett automatiskt stopp av den aktuella turbinen.
till över 50 %. Effekten reducerades till
under 15 %. Strax före midnatt stoppades
en av turbinerna.
12 maj: Pålastning mot en ny effektnivå
– 98,5 %.
26 juni: Stopp av generator T31 på grund
av läckage från en dränageledning.
16 maj: 100 % effekt uppnådd.
Revisionsavställning
22 augusti–13 september
Avställningen tog två dygn mer än planerat (21 mot planerade 19). Huvudsakliga
orsaker var tillkommande arbeten på upphängningar på ångledningsrör, dränering
av reaktorbassängen och överföringsfel
till en dator som försenade erforderliga
effektmätningar före återstart.
1–3 juni: Effektreduktion på grund av
provning efter genomförda effekthöjningsuppgraderingar.
4 juni: Båda turbinaggregaten startade
och infasades under de tidiga morgontimmarna. Effektreduktion klockan 07:30 på
grund av att reaktorkylflödet var för lågt
i förhållande till reaktoreffekten när man
under uppgången ökade reaktoreffekten
5 juni: En säkerhetsventil som läckte externt förhindrade effektuppgången. Mitt
på dagen togs den senast stoppade turbinen åter i drift och effektuppgång efter
provningar inom effekthöjningsprojektet
GREAT fortsatte.
Följande större aktiviteter genomfördes
under revisionen:
Reaktordelen
• Funktionssäkring av tryckavsäkringsventiler. Ventilerna visades kunna utföra sin trycksänkningsfunktion även
med vatten som medium.
• Förbättring av fasnings-/kontrollutrustning på Motor Generator-set till
reaktorkylvattenpumpar.
• Förbättrad funktionssäkerhet på ventilmanöverdon med krav på funktion
under och efter ett haveri.
• Utbyte av kontaktdon för härdtemperaturmätning och pneumatiska ventilers gränslägesbrytare för att uppfylla
miljökrav.
Turbindelen
• Miljökvalificering av elektriska komponenter.
Dosutfallet blev 0,2 manSv. Budgeterad dos 0,22 manSv. Sex olycksfall utan
sjukskrivning, 4 tillbud, varav två arbetsdokumentrelaterade (ADR) samt 154
riskobservationer (RIO) rapporterades.
21 oktober: Ett felgrepp vid kopplingsstationen i Horred (3 mil nordost om
Ringhals) medförde att utmatning av el
från Ringhals 3 stoppades.
24 november: Avlastning av generator
på grund av varmgång i ett lager till en
generatorkylpump.
15 december: Avlastning på grund av
läckage i en ventil i reaktorns temperaturmätningskrets 2.
Under året
• Ingen nedreglering av kraftbalansskäl
före­kom under året.
• Ingen coastdown-drift förekom under
året.
• Inga reaktorsnabbstopp från effektdrift förekom under året.
24
Kommentar:
Produktionsresultatet kan sammanfattas
som det bästa produktionsåret för Ringhals 3, trots flera större störningar.
Anläggningsunderhåll
Underhållsverksamheten har bedrivits
enligt fastställda rutiner och enligt överenskommen omfattning. Felorsaker har
analyserats och brister har konstaterats
inom ett antal områden, så som åldrande
anläggning, brist på reservdelar, gener­
ationsväxling, rutiner och instruktioner.
Den sammanfattande bedömningen är
att statusen på anläggningens komponenter och utrustningar är god, men att
större fokus på underhållet erfordras för
att förbättra statusen.
Energitillgänglighet och utnyttjande
%
100
Tillgänglighet
Utnyttjande
80
60
40
20
0
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
Produktionsbortfall
%
20
25,5
Planerat
Oplanerat
15
Övrigt
10
5
Under året har satsningar genomförts för
att ytterligare höja anläggningens status
gällande ”material condition”. Satsningar som innefattas kan vara målning av
komponenter, rostskydd av skruvförband,
mini­mering av läckage.
0
Åtgärdsprogram för fjäderhängare avseende statuskontroll samt justering fortgår
enligt plan.
0
Betongkonstruktioner i byggnaderna för
kylvattenintag har vid besiktning visat
degradering av betong och armering.
En åtgärdsplan är framtagen och under
2009 genomfördes arbete för att reparera
och återställa betongkonstruktionerna.
­Reparationerna kommer att sträcka sig
ett antal år framåt.
2
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
Snabbstopp
Antal
4
Anläggningsdel
Reaktor
2
Turbin
Övrigt
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
4
Felorsak
Handhavande
Komponent
Övrigt
0
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
Kollektivdos
manSievert
2,0
Revision
Drift
1,5
ÅG
1,0
0,5
0,0
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
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 3 135 MW och den elektriska
nettoeffekten är 1 051 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
80
Nettoproduktion
Energitillgänglighet
Energiutnyttjande
60
40
7,4 TWh
92,6 %
92,6 %
20
0
jan
feb
mar
apr
maj
jun
24 april: Coastdown-driften började.
Revisionsavställning 30 april–24 maj
Avställningen var planerad till 24,5 dygn
(588 tim) och blev 7 timmar försenad.
Revisionen allmänt
Återigen följde revisionen tidsplanen
ända fram till uppstarten. Efter avslutad
återladdning av bränsle var man drygt
12 timmar före tidsplanen, men några smärre förseningar inträffade under
återstarten. Söndagen 24 maj kl 19:36
fasades den första generatorn till yttre
nät. Därmed var revisionsavställningen
2009 formellt avslutad. ”Förseningen”
slutade på 7 tim och 15 min, ett mycket
bra resultat för tredje året i rad.
Följande större aktiviteter genomfördes
under revisionen:
Reaktordelen
• Utbyte av utrustning för styrning av
bränsle och styrstavar i reaktortanken.
• Årlig inspektion av ånggeneratorer.
Inspektionen följer en förutbestämd
plan; inget onormalt identifierades.
Detta projekt var planeringsmässigt
dimensionerande för revisionsavställningen 2009. En stor mängd utrustning skulle transporteras till reaktor­
inneslutningen, varför mycket tid lades
ner på planering. För att hinna med all
intransport förlängdes tiden genom
en tidigareläggning av revisionsavställningen med sex timmar. Emellertid
gick intransporten mycket bättre än
väntat och avslutades i god tid. Uttransporten i slutet av revisionsavställningen gick också mycket bra, eftersom
en stor del av utrustningen kunde tas
ut före återladdning av bränslet.
26
jul
aug
sep
okt
nov
dec
Genomförandet av arbetet var mycket
välplanerat och avslutades inom avsatt
tid.
30 maj: Kortvarig effektreduktion för
att utvärdera effektfördelningen i reaktorhärden.
• Installation av skärmade bränsleknippen
Under året
• Ingen nedreglering av kraftbalansskäl
förekom under året.
• Coastdown-drift orsakade ett produktionsbortfall på 3 524 MWh, vilket
motsvarar lite drygt tre timmar vid
full effekt.
Utvecklingen inom området har medfört att det på de mest utsatta platserna
installerades tolv så kallade skärmade
bränsleknippen under revisionen. Syftet är att minska bestrålningsinducerad
åldring av reaktortanken och därmed
förlänga dess livslängd.
De nyinsatta bränsleknippena har
dessutom en större avfasning på bränslekutsarna. Detta för att minska risken
för och konsekvenserna av att bränslekutsarna spricker.
Turbindelen
• Den ena av två huvudgeneratorer
byttes ut. Arbetet var välplanerat och
genom­fördes inom avsatt tid.
Övrigt
• Ytterligare aktiviteter av mera ”normal
karaktär” utfördes men redovisas inte
närmare. Omfattningen på förebyggande underhållsarbete slutade på
2 653 jobb av varierande omfattning.
Av dessa inkom cirka 320 under pågående revision.
Dosutfallet blev 0,46 manSv mot budgeterade 0,44 manSv.
Ett olycksfall med sjukskrivning, tre
olycksfall utan sjukskrivning, 10 tillbud
samt 142 riskobservationer rapporterades. Samtliga skyddsronder genomfördes
planenligt. Revisionen genomfördes i allt
väsentligt mycket bra.
Snabbstopp
Inga reaktorsnabbstopp från effektdrift
förekom under året.
Kommentar:
Produktionsresultatet 2009 kan sammanfattas som det hittills bästa för R4.
Anläggningsunderhåll
Underhållsverksamheten har bedrivits
enligt fastställda rutiner och överenskommen omfattning. Felorsaker har
analyserats och brister har konstaterats
inom ett antal områden, så som åldrande
anläggning, brist på reservdelar, generationsväxling, rutiner och instruktioner.
Den sammanfattande bedömningen är
att statusen på anläggningens komponenter och utrustningar är god, men att
större fokus på underhållet erfordras för
att förbättra anläggningens status.
Under året har satsningar genomförts för
att ytterligare höja anläggningens status gällande ”material condition”, t ex
målning av komponenter, rostskydd av
skruvförband, minimering av läckage.
Energitillgänglighet och utnyttjande
%
100
Tillgänglighet
Utnyttjande
80
60
40
20
0
2002
2003
2004
2006
2007
2008
2009
Produktionsbortfall
%
20
2005
20,5
Planerat
Oplanerat
15
Övrigt
10
5
0
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
Snabbstopp
Antal
4
Anläggningsdel
Reaktor
2
Turbin
Övrigt
0
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
4
Felorsak
Handhavande
2
Komponent
Övrigt
0
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
Kollektivdos
manSievert
2,0
Revision
Drift
1,5
ÅG
1,0
0,5
0,0
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
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 935 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 – KärnkraftUnder 2000-talet har de svenska kärnkraftverken ansökt om att få höja effekt­
en i åtta av de tio verksamma reaktorerna.
För detta behövs tillstånd enligt kärntekniklagen från regeringen, efter behandling av Strålsäkerhetsmyndigheten
(SSM) och tillstånd enligt miljöbalken
av miljödomstol.
I november 2009 hade samtliga åtta fått
tillstånd enligt miljöbalken. Tre hade fått
tillstånd av regeringen och inlett provdrift med den höjda effekten, medan fem
väntade på regeringsbeslut.
Effekthöjningarna som genomförs med
ombyggnader och moderniseringar av anläggningar och säkerhetssystem beräknas
sammanlagt öka den elektriska effekten
med 1 300 MW, cirka 14 procent.
Att höja effekten i befintliga kärnkraftverk och modernisera dem för fortsatt
lång drift är ett sätt att öka den svenska
elproduktionen till jämförelsevis låg kostnad. Effekthöjningarna ger mer el utan
koldioxidutsläpp och utan någon större
påverkan på omgivningen.
Högre effekt – målet för åtta av tio
reaktorer
Ägarna till de svenska kärnkraftverken
driver eller har genomfört projekt för
effekthöjning i totalt åtta reaktorer. Vattenfall, huvudägare i Ringhals och Forsmark, har genomfört två effekthöjningar
på Ringhals 3, med åtta respektive fem
procent, samt en mindre effekthöjning på
Ringhals 1. Vattenfall driver också projekt för effekthöjning av Forsmark 1, 2,
och 3 samt Ringhals 4. Eon och Fortum,
ägare till Oskarshamns kärnkraftverk,
planerar att höja effekten i Oskarshamn 2
och 3.
Att så många ansöker samtidigt beror
på att de måste utföra ombyggnader av
andra skäl. Strålsäkerhetsmyndighetens
nya säkerhetsföreskrifter från 2004 kräver vissa större ombyggnader för ökad
säkerhet. Dessutom har kraftverken nått
mer än halvtid av sin planerade livslängd
och en del turbiner och generatorer behöver bytas för att anläggningarna ska vara
funktionsdugliga i ytterligare 25–30 år.
När det ändå ska ske stora ombyggnader
28
är det kostnadseffektivt att samtidigt göra
en effekthöjning.
I samtliga reaktorer sker effekthöjningen
genom att öka reaktorns termiska effekt
– dess förmåga att ”koka mer vatten” –
vilket ger ökad elproduktion. Varje projekt för effekthöjning har planerats och
analyserats med omfattande beräkningar
under flera år och den genomförs med en
rad ombyggnader av både reaktor, turbin­
anläggning och säkerhetssystem.
I november 2009 hade tre av de åtta
reaktorerna kommit så långt att de fått
regeringens tillstånd till effekthöjning
och SSMs tillstånd att köra provdrift med
högre effekt: Ringhals 1, Ringhals 3 och
Oskarshamn 3.
Ökad produktion med hög lönsamhet
Inkluderat åtgärder för ökad tillgänglighet och införande av komponenter med
högre verkningsgrad ger de planerade
effekthöjningarna en ökning av reaktorernas sammanlagda effekt från nuvarande cirka 26 600 MW till cirka 29 500
MW termisk effekt. Av den termiska
effekten omvandlas cirka en tredjedel
till elproduktion och effekthöjningarna
beräknas ge en ökning av den svenska
elproduktion­en med cirka 1 300 MW.
Det motsvarar en ny kärnkraftsreaktor av
Forsmark 3s storlek och en normal årsproduktion på cirka 9 TWh el, tillräckligt
för att försörja en miljonstad.
Reaktorerna som från början byggdes
med sikte på 40 års teknisk livslängd har
visat sig vara konstruerade med marginaler för uppåt 60 års drift, med moderniseringar och tekniska uppgraderingar.
Reaktorn
Den effekthöjning som kärnkraftverken
nu håller på att genomföra innebär i praktiken att ”gasa på” i reaktorn för att koka
mer vatten till ånga. Processen att omvandla vatten till ånga sker med lite olika
teknik beroende på om det är en kokvattenreaktor eller en tryckvattenreaktor. I
en kokvattenreaktor sker ångproduktionen
direkt i reaktorn, i en tryckvattenreaktor
sker den indirekt via så kallade ånggeneratorer, se sidan 6–7. Av de reaktorer som
är aktuella för en större effekthöjning är
Forsmarks och Oskarshamns kokvattenreaktorer medan Ringhals 4 är en tryckvattenreaktor.
Inuti en kokvattenreaktors reaktortank
finns bränslehärden med 600–700 stående bränsleelement av olika årgångar,
omsorgsfullt placerade för att kärnklyvningsprocessen ska pågå på ett säkert
och effektivt sätt. Genom användning av
mer och förbättrat bränsle och med noggranna beräkningar kan ett högre effektuttag fördelas över en större yta. Själva
härden behöver således inte byggas om,
men en del av reaktortankens komponenter ovanför bränslehärden måste ibland
bytas för att kunna hantera den större
ångmängden. Det kan exempelvis gälla
ångseparatorer och fuktavskiljare, ibland
också cirkulationspumparna.
I en tryckvattenreaktor höjs den termiska
effekten på liknande sätt, genom att ladda
mer färskt bränsle, möjligen kombinerat
med högre anrikning. Den stora tekniska
skillnaden mot en kokvattenreaktor är
att tryckvattenreaktorn har ånggeneratorer, två, tre eller fyra, belägna utanför
reaktortanken. En ånggenerator fungerar
som en värmeväxlare som använder värmen från reaktorn för att koka vatten
på ­sekundärsidan, turbinsidan, till ånga,
vilken sedan används för att driva turbinerna. Vid större effekthöjningar krävs
normalt att ånggeneratorerna byts ut.
Turbiner och generator
Flera av kärnkraftverken har under början
av 2000-talet bytt slitna turbiner och
generatorer med sikte på fortsatt lång
drift, och då valt att byta till utrustning
med högre verkningsgrad, anpassad för en
eventuell kommande effekthöjning.
Bytet innebär oftast också byte av andra
komponenter på turbinsidan. Utförliga
beräkningar och analyser genomförs för
att kontrollera befintlig utrustning samt
dimensionera och konstruera nya komponenter för det högre ångflödet. Även kylvattensystemen kontrolleras med tanke
på det ökade flödet av kylvatten, men
normalt har de befintliga driftkylsystemen tillräcklig kapacitet.
verkens effekthöjningar
Säkerhet och miljö:
Krav och tillstånd
Reaktorernas effektuttag är strängt reglerat i kärnkraftverkens drifttillstånd.
För att få öka effekten krävs tillstånd
enligt tidigare beskrivning. Kravet är att
effekthöjningen kan genomföras på ett
säkert sätt och att anläggningen med den
högre effekten kan drivas med bibehållen
säkerhet och inom godkända gränser för
miljöpåverkan.
Parallellt med ansökan till regeringen
skickar kärnkraftverket en ansökan till
miljödomstolen i den region där verket
är beläget. Ansökan består av en miljökonsekvensbeskrivning, MKB, men miljödomstolen använder även SSMs första
prövning som underlag.
Miljödomstolens granskning är i stora drag
jämförbar med den miljöprövning som
ett helt nytt kärnkraftverk skulle behöva.
Miljöpåverkan vid en effekthöjning kan
bland annat bero på en ökad användning
av uranbränsle och i vissa fall ökat kylvattenbehov. Miljödomstolen kan i domen
ålägga kärnkraftverket att införa åtgärder
som minskar miljöpåverkan. När miljödomstolen meddelat dom och SSM har
granskat och yttrat sig över ansökan om effekthöjning kan regeringen fatta beslut.
Efter ett positivt regeringsbeslut gör
kärnkraftverket en ny och mer detaljerad
ansökan med en preliminär säkerhetsredovisning. Redovisningen ska bland annat
visa hur den ombyggda anläggningen på
ett säkert sätt uppfyller myndigheternas
krav och klarar oväntade händelser. SSM
granskar säkerhetsredovisningen och går
på djupet i vissa utvalda områden, exempelvis de som har störst inverkan på
säkerheten.
När den preliminära säkerhetsredovisningen har godkänts utförs de fysiska
förändringarna och ombyggnaderna
för att möjliggöra drift med den högre
­effekten.
Efter godkännandet av den preliminära säkerhetsredovisningen går kärnkraftverket
vidare med en ansökan om provdrift. Där
ingår bland annat provdriftprogrammet
och en uppdaterad säkerhets­redovisning.
Efter granskningen kan kärnkraftverket
få SSMs tillstånd att köra sin reaktor i
provdrift med den högre effekten. Provdriften utvärderas med prestandaprov
och analyser av eventuell fysisk påverkan
och ska pågå minst ett år. Sista steget
i effekthöjningsproceduren, vilket kan
dröja flera år, är ansökan om rutinmässig drift.
Hösten 2009 pågick provdrift i Ringhals 1, Ringhals 3 och Oskarshamn 3,
medan övriga fem reaktorer väntade på
regeringsbeslut. Alla åtta har fått tillstånd till effekthöjning från miljödomstolarna.
Så långt har projekten kommit
Forsmarks kärnkraftverk inledde en förstudie för effekthöjning i sina tre reaktorer 2004, skickade in sina ansökningar
till Statens kärnkraftinspektion SKI (nuvarande SSM) och miljödomstolen 2005
och har under de följande åren genomfört ett stort projekteringsarbete för att
nå fram till en driftsäker och optimal
ombyggnad. I augusti 2008 godkände
miljödomstolen Forsmarks ansökan enligt
miljöbalken och i november 2009 meddelade SSM att regeringen kan fatta beslut i fråga om tillstånd att höja effekten
vid reaktorerna i Forsmark 1, 2 och 3 med
sammanlagt 410 MW termisk effekt.
Ringhals kärnkraftverk har två reaktorer
som har fått regeringens och miljödomstolens tillstånd att höja effekten. Ringhals 1
och Ringhals 3 fick sina tillstånd 2005.
SSM gav Ringhals 1 tillstånd till provdrift
vid den högre effekten 2007. Ringhals
3, som har höjt effekten i två steg, fick
tillstånd till provdrift för det första steget 2007 och det andra steget 2009. För
Ringhals 1 gäller det en höjning med cirka
40 MW termisk effekt och för Ringhals 3
gäller det en höjning med cirka 360 MW
termisk effekt.
Ringhals ansöker också om effekthöjning
för Ringhals 4, genom bland annat ånggeneratorbyte, från 2 783 till 3 300 MW
termisk effekt. I maj 2009 gav miljödomstolen tillstånd enligt miljöbalken. Ansökan enligt kärntekniklagen har tidigare
accepterats av SSM, men då Ringhals
står under särskild tillsyn av SSM har
myndigheten rekommenderat regeringen
att vänta med beslut om effekthöjning så
länge särskild tillsyn pågår.
Oskarshamns kärnkraftverk fick 2006
regeringens tillstånd att höja effekten i
sin största reaktor, Oskarshamn 3, med
cirka 20 procent nettoeffekt el, och efter
modernisering 2009 har provdriften påbörjats. För Oskarshamn 2 godkände miljödomstolen i Växjö i oktober 2009 ansökan om effekthöjning från 1 800 MW
till 2 300 MW termisk effekt, och SSM
yttrade sig positivt om Oskarshamn 2s
effekthöjning i juni 2009. Beslut om regeringstillstånd inväntas. Därefter följer
SSMs mer ingående granskning.
Höjning av kärnkraftens termiska effekt 26,6–29,5 GW
30
25
20
15
10
5
0
Före
Efter
29
Elproduktionen i Sverige 2009
Eltillförsel
147,4 TWh
Elanvändning
147,4 TWh
50 Hz
Vattenkraft
65,2 TWh
Bostäder, service m m
71,3 TWh
Kärnkraft
50,0 TWh
Industri
50,3 TWh
Värmekraft
15,9 TWh
Förluster
10,2 TWh
Import
13,8 TWh
Export
9,1 TWh
Transporter
2,7 TWh
Vindkraft
30
2,5 TWh
Produktionsuppgifter
ENERG
IUTNY
avser d
e
n verk
liga pr
TTJAN
odukti
DE
onen
Nedreglering
orsakas av tillgång och
efterfrågan
EN
GÄN ERGIGLIG
HET
TILL
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
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.
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 be­
tydande 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 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
Avvikelse från driftvillkor
Ingen säkerhetsbetydelse
31
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