På svenska
2011 Erfarenheter från driften av de svenska kärnkraftverken 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 2010 omfattade 4 059 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. Årsrapporten Erfarenheter från driften av de svenska kärnkraftverken 2011 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: Kärnkraftsäkerhet och Utbildning AB Oskarshamns Kraftgrupp AB Forsmarks Kraftgrupp AB Ringhals AB Omslagsbild: Forsmark KSU Ringhals Ringhals 4 Barsebäck 2 Oskarshamn INNEHÅLL KSU..........................................................2 Historik Jämförelse mellan Sveriges reaktorer.............. 4 Sveriges reaktortyper BWR (kokvattenreaktor)................................ 6 PWR (tryckvattenreaktor).............................. 7 Drifterfarenheter 2011 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 Elproduktionen i Sverige 2011................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 638 661 1 800 1975 Oskarshamn 3 BWR 1 400 1 450 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 80 80 BWR BWR 70 75,7 % = medelvärde 60 57,7 PWR 50 40 2001 2003 2005 2007 2009 BWR Energitillgängligheten hos de svenska kokvattenreaktorerna blev bättre än det internationella genomsnittet, 75,7 %. Det svenska värdet blev 80 %. Forsmark 2 lyckades bäst med 94 %. 4 WANOs jämförelsetal för 2011 (årsmedelvärde) 2011 83,4 % = medelvärde PWR Energitillgängligheten hos de svenska tryckvattenreaktorerna blev mycket lägre än det internationella genomsnittet, 83,4 %. Sveriges värde blev 57,7 %. Ringhals 3 lyckades bäst med knappt 80 %. Reaktorsnabbstopp Antal 3,0 WANOs jämförelsetal för 2011 (årsmedelvärde) 2,5 2,0 BWR BWR 1,5 0,63 = medelvärde 1,0 1,0 0,5 0,0 PWR PWR 2001 2003 2005 0,33 2007 2009 BWR De svenska kokvattenreaktorerna hade i medeltal 1,0 snabbstopp. Det är lägre än förra året men det är högre än WANOs medelvärde på 0,63. 2011 0,45 = medelvärde PWR Sveriges tre tryckvattenreaktorer råkade ut för 0,33 snabbstopp i medeltal. 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 manSievert 3,0 WANOs jämförelsetal för 2011 (årsmedelvärden) 2,5 2,0 BWR 1,5 1,07 1,43 1,0 0,0 2001 2003 2005 1,34 manSv = medelvärde PWR PWR 0,5 BWR 2007 2009 BWR Medelvärde för kollektivdosen vid de svenska kokvattenreaktorerna blev 1,07 manSv. Det är högre än förra året men lägre än WANOs medelvärde på 1,34 manSv. 2011 0,63 manSv = medelvärde PWR Årets medelvärde för kollektivdosen vid de tre svenska tryckvattenreaktorerna blev med 1,43 manSv mycket högre än WANOs motsvarande värde som är 0,63 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 en tredjedel 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 40 6,8 TWh 79,2 % 78,8 % 20 0 jan feb mar apr maj jun jul aug sep okt nov dec 4 januari: Ventilprov utfört vid 78 % reaktor effekt. Förutom bränslebytet och provningar var följande stora arbeten inplanerade: Kollektivdosen under revisionen uppgick till 2,99 manSv. Revisionsavställning 10 apr–22 jun Avställningen planerades till 70 dygn. Revisionen startade den 10 april och avslutades den 22 juni, så den totala revisionstiden blev cirka 73 dygn. Under revisionen infördes flera omfattande anläggningsändringar där bytet av mellanöverhettarna på turbin 11 och 12 var den tidsstyrande aktiviteten. Vid inspektion av den från i fjol nymonterade fuktavskiljaren upptäcktes defekter i plåtarna på fuktavskiljarens ovansida. Defekterna åtgärdades i slutskedet av revisionen. Eftersom man tagit tillvara erfarenheterna från motsvarande arbeten på Forsmark 2 under 2009 kunde revisionen i stort sett genomföras enligt planerna. Reaktordelen • Inspektion av den nymonterade fuktavskiljaren. • Provning av reaktortanken. • Byte av skalventiler i huvudångsystemet. • Ny reservövervakningsplats installerades och provades. • Diversifierad reaktoravställning, montage, provning och driftsättning. September: Effektreduktion genomfördes till 98 % i samband med uppstarten av Forsmark 2. Reduktionen gjordes på grund av effektbegränsningar på nätet. Turbindelen • Byte av mellanöverhettare. Detta arbete var revisionens styrande aktivitet. • Byte av högtrycksturbiner. • Installation av högtrycksdränagepumpar. • Byte av nöddränageventiler. Övrigt • Revisionstiden blev 73 dygn. 8 Effektnedgång genomfördes till 50 % för byte av luftslangar till generatorbrytaren. Under året Ingen nedreglering av kraftbalansskäl förekom under året. Ingen coastdowndrift förekom under året. Snabbstopp Inga snabbstopp från effektdrift förekom under året. Energitillgänglighet och utnyttjande % 100 Tillgänglighet Utnyttjande 80 60 40 20 0 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Produktionsbortfall % 20 20,9 20,7 Planerat Oplanerat 15 Övrigt 10 5 0 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Snabbstopp Antal 4 Anläggningsdel Reaktor 2 Turbin Övrigt 0 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 4 Felorsak Handhavande 2 Komponent Övrigt 0 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Kollektivdos manSievert 2,0 Revision 2,99 Drift 1,5 1,0 0,5 0,0 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Forsmark 1 togs i kommersiell drift 1980. Reaktorn är en kokvatten reaktor (BWR) tillverkad av ASEA Atom (i dag 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 synkrongene rator kopplad via en gemensam axel. Elkraftsystemen är uppdelade i fyra separata delsystem. När reak torn är avställd svarar det yttre kraftnätet för kraftförsörjningen via 400 och 70 kV-linjer. Som reserv finns intern hjälpkraft från fyra diesel generatorer. 9 Forsmark 2 händelser av betydelse för säkerhet och tillgänglighet Dygnsmedeleffekt (%) 120 100 Nettoproduktion Energitillgänglighet Energiutnyttjande 80 60 8,2 TWh 93,9 % 93,5 % 40 20 0 jan feb mar apr maj juni 19 mars: Effektreduktion för ventilprov och verifierande prov av mellanöverhettare och dränagekapacitet. 11 juni: Provning av ventiler i ång- och matarvattensystemen. Revisionsavställning 14 aug–3 sep Avställningen planerades till 21 dygn. Revisionen var i huvudsak en underhållsrevision även om ett antal anläggningsändringar inklusive restpunkter efter anläggningsändringar under 2009 och 2010 åtgärdades. Ett av de större arbetena var montage av rörbrottsförankringar i huvudångsystemet. Flera revisionsarbeten var kopplade till att förbereda kommande effekthöjning. Provning av fuktavskiljaren tillkom efter erfarenheterna av defekter i fuktavskiljaren på Forsmark 1. Kylkretsen för reaktortank locket provades baserat på erfarenheter från Oskarshamn 3. En spricka konstaterades och svetsreparerades. Revisionen genomfördes med hög säkerhet och kvalitet, och Forsmark 2 fasades in på nätet ett dygn före tidplan. 10 juli aug sep okt nov dec Förutom bränslebytet, där man i år satte in 84 färska och 4 begagnade bränsleelement och flyttade om 446, samt genomförde provningar, var följande stora arbeten inplanerade: September: Revisionen avslutades den 3 september. Två huvudcirkulationspumpar stoppade obefogat i anslutning till uppgången efter revisionen, vilket medförde reducerad effekt. Reaktordelen • Provning av fuktavskiljaren. • Förbättringsåtgärder för att bättre klara rörbrott. • Åtgärder av vibrationer i säkerhetsoch avblåsningssystemet. • Byte av inre skalventiler i huvudång systemet. Under perioden tappades produktion på grund av effektbegränsningar på nätet. Turbindelen • Förbättring av generatorkylsystem. • Nya ventiler för framåtpumpning i kondensatsystemet. • Förstärkning av fästplattor. • Montage av rörbrottsförankringar i huvudångsystemet. Revisionstiden blev 20 dygn. Kollektivdosen under revisionen uppgick till 3,00 manSv. December: Under perioden reducerades effekten i samband med tätning av ett läckage från en ventil i matarvattensystemet i Turbin 22. Under året Ingen nedreglering av kraftbalansskäl förekom under året. Coastdowndrift förekom inte under året. Energitillgänglighet och utnyttjande % 100 Tillgänglighet Utnyttjande 80 60 40 20 0 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Produktionsbortfall % 20 21,9 30,4 53,8 Planerat Oplanerat 15 Övrigt 10 5 0 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Snabbstopp Antal 4 Anläggningsdel Reaktor 2 Turbin Övrigt 0 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 4 Felorsak Handhavande 2 Komponent Övrigt 0 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Kollektivdos manSievert 2,0 2,25 Revision 3,0 Drift 1,5 HT-ventilbyte 1,0 0,5 0,0 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Forsmark 2 togs i kommersiell drift 1981. Reaktorn är en kokvatten reaktor (BWR) tillverkad av ASEA Atom (i dag 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 synkrongene rator kopplad via en gemensam axel. Elkraftsystemen är uppdelade i fyra separata delsystem. När reak torn är avställd svarar det yttre kraftnätet för kraftförsörjningen via 400 och 70 kV-linjer. Som reserv finns intern hjälpkraft från fyra diesel generatorer. 11 Forsmark 3 händelser av betydelse för säkerhet och tillgänglighet Dygnsmedeleffekt (%) 120 100 Nettoproduktion Energitillgänglighet Energiutnyttjande 80 60 40 8,7 TWh 85,4 % 85,4 % 20 0 jan feb mar apr maj jun April: Den 9 april utlöstes larm för drift begränsningar på en huvudcirkulationspumps drivaggregat, och pumpen styrde ner till minvarv. Den 12 april ställdes Forsmark 3 av för ett kortare stopp. Anledningen var att den bränsleskada som konstaterats den 30 november 2010 behövde åtgärdas. Skadan utvecklades till en sekundär skada med ökat uranläckage, och beslut togs att stänga av Forsmark 3 för att åtgärda bränsleskadan. Fyra läckande bränslepatroner identifierades vid helhärdsläcksökningen. Denna hantering säkerställde att härden var fri från bränsleskador inför uppstarten. Fasning efter avställningen skedde den 20 april. Revisionsavställning 4 sep–16 okt Avställningen planerades till 42 dygn. Cirka 3 000 åtgärder utfördes under den 44 dygn långa revisionen, varav 38 var anläggningsändringar. Ett stort antal underhållsarbeten utfördes, bland annat i reaktorhallen och kylvattenkanalerna. KYR, installationen av en ny kylkrets som ska kyla reaktorn vid bortfall av ordinarie kylkedja, var ett av de större projekten under revisionen. Dessutom ökades kapaciteten i resteffektkylkedjorna som en förberedelse för kommande effekthöjning. Det batterisäkrade nät som ska förse reaktorns säkerhetssystem med el om det ordinarie nätet skulle bli spänningslöst har moderniserats, nytt moderatortanklock har installerats och rör har bytts i delar av kylvattensystemen. Bränslebytet bestod denna gång i att ladda in 114 färska bränsleelement i utbyte mot 114 utbrända. 586 bränsleelement flyttades till andra positioner i härden. 12 jul aug sep okt nov dec Förutom bränslebytet och provningar var följande stora arbeten inplanerade: Reaktordelen • Inspektion av matarvattenfördelare och konsoler. • Styrstavsinspektion. • Utbyte av övervakningskameror i reaktorinneslutningen. • Utökad kapacitet för kylbatterier. • Resteffektkylning via kondensorbassängen. • Drivdonsservice. • Tåligheten mot rörbrott i resteffektkylsystemet och behandlingssystemet för reaktorinneslutningens atmosfär har förbättrats. Turbindelen • Åtgärder i generator. • Montage av strypbrickor i mellanöverhettaren. • Byte av gummerade rör. • Aerosolåtgärder på filterbankar. • Byte av axeltätningar i huvudkylvattenpumpar. Övrigt • Underhållsarbete på tre kylvattenkanaler. Revisionstiden blev 44 dygn. Kollektivdosen under revisionen uppgick till 0,54 manSv. November: Ett par mindre effektnedgångar har gjorts under månaden för åtgärder på ventiler i mellanöverhettarsystemet. Den 15 november genomfördes ett provprogram för kontroll av en reglerventil som haft en orolig reglering. Effekten reducerades då till cirka 106 % under en timme. Den 29 november reducerades effekten en aning under tre timmar för åtgärder på en annan reglerventil. Under året Ingen nedreglering av kraftbalansskäl förekom under året. Coastdowndrift förekom inte under året. Snabbstopp 12 april: I samband med nedgången för utbyte av skadat bränsle utlöste snabbstopp. Anledningen till snabbstoppet var att en skalventil i matarvattensystemet inte stängde vid övergång till minflödesreglering, vilket gav hög nivå i reaktortanken med utlöst matarvattenisolering (IM-kedja) och snabbstopp som konsekvens. Skalventilen i matarvattensystemet stängde som förväntat vid utlöst IM-kedja. Driftläget var vid tillfället varm avställd reaktor efter att skruvstopp lösts ut manuellt. Skruvstopp innebär att alla styrstavar manövreras in med hjälp av styrstavarnas elektriska drivutrustning. Med anledning av detta är det automatiskt utlösta snabbstoppet inte rapporterat till WANO, eftersom reaktorn inte var kritisk. Energitillgänglighet och utnyttjande % 100 Tillgänglighet Utnyttjande 80 60 40 20 0 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Produktionsbortfall % 20 21,2 Planerat Oplanerat 15 Övrigt 10 5 0 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Snabbstopp Antal 4 Anläggningsdel Reaktor 2 Turbin Övrigt 0 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 4 Felorsak Handhavande 2 Komponent Övrigt 0 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Kollektivdos manSievert 2,0 Revision Drift 1,5 1,0 0,5 0,0 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Forsmark 3 togs i kommersiell drift 1985. Reaktorn är en kokvatten reaktor (BWR) tillverkad av ASEA Atom (i dag Westinghouse Elec tric 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 bräns let 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 reak torn är avställd svarar det yttre kraftnätet för kraftförsörjningen via 400 och 70 kV-linjer. Som reserv finns intern hjälpkraft från fyra diesel generatorer. 13 Oskarshamn 1 händelser av betydelse för säkerhet och tillgänglighet Dygnsmedeleffekt (%) 100 Nettoproduktion Energitillgänglighet Energiutnyttjande 80 60 40 3,1 TWh 73,3 % 72,2 % 20 0 jan feb mar apr maj jun 16 januari: Effektreduktion till cirka 65 % för prov av ångventiler. 25 januari: Manuellt snabbstopp med efter följande manuell turbinsnabbstängning med dumpförbud löstes ut på grund av att oljenivån i ventilmanöversystemet sjönk och att ett oljeläckage hade konstaterats. Det fastslogs under förmiddagen att det var en dumpventil som läckte, beroende på att en rörupphängning gått sönder och ett oljerör vibrerat loss. 12 mars: Effektreduktion för prov av ångventiler. 30 mars: Alla styrstavar utdragna ur härden. För att ligga kvar i effekt ökas hädanefter flödet från huvudcirkulationspumparna för att kompensera för utbränningen i bränslet. Driftsättet kallas stretch-out. 18 april: Avställning inför årets revision. Revisionsavställning 18 april–15 maj Revisionsavställningen var planerad till 22 dygn och 13 timmar. Revisionsstart var planerad till den 18 april klockan 17:30. Förutom bränslebyte och byte av drivdon var följande stora arbeten inplanerade: Reaktordelen • Totalurladdning av härden. • Provning av moderatortankstativet. • Byte av två så kallade WRM-sonder (Wide Range Monitor) i neutronflödesmätningen. • Byte av ventiler i resteffektkylsystemet. • Turbindelen • Service på en matarvattenpump. • Byte av ventiler i turbinens ångsystem och i förvärmarsystemet. 14 jul aug sep okt nov dec Övrigt • Åtgärder på två dieselgeneratorer. • Byte av batterier. • Revisionstiden blev 27 dygn. Oskarshamn 1 fasades in mot det svenska stamnätet efter genomförd provning den 15 maj klockan 21:43. • Kollektivdosen under revisionen uppgick till 0,65 manSv. 6 juni: Klockan 10:26 den 6 juni utlöstes nedstyrning av effekten till cirka 75 %. Under kvällen konstaterades vid felsökning att tryckgivare i kondensorn var felkali brerade. Påföljande dag kalibrerades mätpunkterna. Före uppgång till full effekt gjordes ytterligare effektreduktion till cirka 70 % för prov av turbinventiler. 9 juni: I ett extra driftmöte togs beslutet att ställa av Oskarshamn 1 för att genomföra åtgärder i form av återkommande kontroll (ÅK) på svetsar i kylvattenrör till nödkraftdieslarna i A- och B-sub. Nedgång mot kall avställning påbörjades och vid niotiden gick Oskarshamn 1 från nät. Då Oskarshamn 1 var kallt avställd den 10 juni klockan 13:53 startades provningarna. Med dieslarna som tidsstyrande arbete för kortstoppet beslutade man också att utföra ett mindre antal andra arbeten. Oskarshamn 1 fasades åter in på nätet den 12 juni mitt på dagen. 19 augusti: Det uppmärksammades att det klockan 12:04 var 40 år sedan Oskarshamn 1 för första gången fasades in på nät. Vid denna första fasning var Oskarshamn 1 på nät endast i minutskala och första fasning för kommersiell drift skedde först påföljande år, 1972. 30 oktober: Natten till den 30 oktober togs beslut att pga rådande turbinvibrationer stoppa anläggningen. Under effektsänkningen steg vibrationsnivåerna mer än beräknat och turbinsnabbstopp (TS) löste ut på grund av höga vibrationer. Under året Ingen nedreglering av kraftbalansskäl förekom under året. Coastdowndrift förekom inte under året. Snabbstopp 30 oktober: I samband med turbinsnabbstoppet slog generatorbrytaren ifrån, men på grund av kärvande lägesgivare på brytaren tolkade generatorns skyddsutrustning det som att brytaren fortfarande var i läge ”till” och aggregatbrytaren löstes ut. Följden blev att 6 kV-skenorna A och B blev spänningslösa, vilket är ett villkor för snabbstopp. 9 november: Uppstart påbörjades genom styrstavsdragning. I samband med överkopplingar i neutronflödesmätningen löste snabbstopp ut. Orsaken till snabbstoppet var sned effektfördelning i härden. Automatikvillkor och säkerhetsfunktioner fungerade som förväntat. 14 november: Den 12 november påbörjades åter stavdragning, och ångledningarna kopplades in. Under upprullningen löste turbin ut på grund av höga vibrationer vid 2 970 rpm. Beslutet togs att turbinen skulle rullas ytterligare en gång och därefter balanseras. Denna gång nåddes 3 000 rpm och det konstaterades att turbinens vibrationsläge var repeterbart. Energitillgänglighet och utnyttjande % 100 Tillgänglighet Utnyttjande 80 60 40 20 0 Efter denna rullning beslutade skiftet av försiktighetsskäl att backa varvtalet på turbinen med turbinregulatorn i stället för att utlösa turbinsnabbstopp (TS). Vid cirka 800 varv/ minut utlöste TS och dumpförbud på grund av fel i turbinregulatorn, troligen beroende på förlorad varvtalssignal. Detta resulterade i ett snabbstopp. 15 november: Nytt försök att starta anläggningen. I samband med värmning av reaktorn observerades en kraftig nivåstigning vid cirka 15 bar. Operatörerna misslyckades med att häva nivåökningen och ångisolering löste ut, vilket resulterade i snabbstopp. Tidigare under veckan hade operatörerna skiftat flera gånger mellan avställningsinstruktionerna och uppstartsinstruktionerna, och vid detta tillfälle kom man fel in i uppstartsinstruktionen, vilket innebar att en ventil i matarvattenledningen in till reaktorn blev felställd. När reaktortrycket mötte matarvattentrycket öppnade den tvångsstyrda backventilen och inpumpning skedde. Operatörerna uppmärksammade nivåhöjningen i god tid. Men då man inte var medveten om orsaken hann man inte göra rätt åtgärder för att avbryta inpumpningen. 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Produktionsbortfall % 20 42,7 26,8 20,3 Planerat Oplanerat 15 Övrigt 10 5 0 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Snabbstopp Antal 4 Anläggningsdel Reaktor 2 Turbin Övrigt 0 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 4 Felorsak Handhavande 2 Komponent Övrigt 0 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Kollektivdos manSievert 2,0 Revision Drift 1,5 1,0 0,5 0,0 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Oskarshamn 1 togs i kommersiell drift 1972. Reaktorn är en kok vattenreaktor (BWR) tillverkad av ASEA Atom (i dag 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 bräns let 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 reak torn är avställd svarar det yttre kraftnätet för kraftförsörjningen via 130 kV-linjer. Som reserv finns intern hjälpkraft från fyra dieselgenera torer 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 4,2 TWh 76,6 % 75,8 % 20 0 jan feb mar apr maj jun Efter turbinbytet 2009 har offgasflödet – flödet av icke kondenserbara gaser som till exempel luft eller vätgas som kontinuerligt evakueras från turbinkondensorn – legat på en förhöjd nivå, vilket tyder på ett förhöjt inläckage av luft till kondensorn. Under året har omfattande åtgärder genomförts för att identifiera och minska inläckaget, vilket medfört att offgasflödet minskats avsevärt. Trots detta ligger utsläppen över det interna målvärdet varför fortsatta åtgärder för att minska läckaget kommer att ske. 12 februari: Effektreduktion för prov av turbin- och ångskalventiler vid som lägst 58 % effekt. 30 mars–13 april: På grund av problem med ett manöverdon på en av turbinens pådrags ventiler reducerades effekten för att koppla in mätutrustning på den felande ventilen. Under uppgången mot full effekt kunde inte ventilen öppna helt utan stannade i ett läge som motsvarar 95 % effekt. Några dagar in i april beslutades att ”gå ner” för ett kortstopp för reparation, vilket påbörjades under natten till den 12 april. Full effekt uppnåddes åter på kvällen den 13 april. 21 maj: Effektreduktion till något under 60 % för genomförande av ventilprov. 1 augusti: Djupvattenintaget, där kylvattnet tas in genom en tunnel från djupare vatten i stället för ytvatten, togs i drift. Det gav något lägre kylvattentemperaturer och därmed högre produktion för anläggningen. 15 augusti: Beslut togs om att ta anläggningen från nät omgående efter rapporter om ett turbinhaveri på en liknande Siemens-turbin i England. Kortstoppet inleddes och övergick senare till ordinarie revisionsavställning när skovelproblematiken konstaterats vara så allvarlig att risk för skovelbrott fanns om anläggningen återstartades. 16 jul aug sep okt nov dec Revisionsavställning 25 aug–18 okt Revisionstiden planerades ursprungligen till 23 dygn, 18 september–10 oktober. Revisionen påbörjades formellt den 25 augusti på grund av skovelproblematiken och revisionstiden blev knappt 55 dygn. Oskarshamn 2 fasades åter in mot det svenska stamnätet efter genomförd provning den 18 oktober. Förutom bränslebytet, som innefattade laddning av 98 nya bränsleelement och 318 omflyttningar, var följande stora arbeten inplanerade: Reaktordelen • Totalurladdning av härden och drivdonsservice. • Byte av två detektorer i neutronflödesmätningens lågeffektområde, så kallade SIRM (Source and Intermediate Range Monitor). • Installation av ventiler och T-stycken till en ny så kallad kylkedja, vilket innebär att havsvatten kyler en mellankrets som i sin tur kyler den krets som har kylbehovet. Turbindelen • Ersättning av avloppsskovlar med ”dummies” och baffelplåtar. • Garantiinspektion på lågtrycksturbinerna. • Byte av fläktblad och tätningsringar i generatorn. Övrigt • Stor generatorbrytarservice. • Översyn samt byte av fläktmotorer på huvudtransformatorn. • Inspektioner och uppmätningar inför det säkerhets- och effekthöjande projektet PLEX som installeras under revision 2013. Kollektivdosen under revisionen uppgick till 0,58 manSv. 19 oktober: På kvällen avbröts effektuppgången efter den årliga avställningen och a nläggningen togs från nät ytterligare en gång för att balansera om turbinanläggningen. Anläggningen återfasades den 21 oktober och vibrationsnivåerna var inom acceptabla nivåer. 23 oktober: Effektuppgången avbröts vid midnatt då en brand bröt ut i turbinanläggningen. Branden släcktes men turbinanläggningen löstes ut manuellt. Något senare löste ett automatiskt snabbstopp ut. Se vidare under rubrik Snabbstopp. Branden härrörde från ett oljeläckage från oljesystemen som förser turbinlagren med ren olja. Ett omfattande arbete med sanering, felsökning och åtgärder för att reparera läckaget följde. Under året Ingen nedreglering av kraftbalansskäl förekom under året. Ingen coastdowndrift förekom under året. Snabbstopp 23 oktober: Oskarshamn 2 råkade ut för ett automatiskt snabbstopp. Det inträffade, strax efter midnatt. Manuell turbinsnabbstängning löstes ut efter att ett antal brandlarm utlösts i turbinanläggningen. Orsaken till brandlarmen var utläckande olja på varma rör. I samband med detta löste automatiskt snabbstopp ut. Anledningen till det utlösta snabbstoppet visade sig vara att manöverdonet till en dumpventil felfungerade. Dumpventilen öppnade inte tillräckligt snabbt när ångpådragsventilerna stängde i samband med turbinsnabbstängningen. Tryckhöjningen i reaktorn, som blev följden, orsakade en effektspik som var tillräckligt stor för att lösa ut villkor för snabbstopp. Energitillgänglighet och utnyttjande % 100 Tillgänglighet Utnyttjande 80 60 40 20 0 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Produktionsbortfall % 20 Planerat Oplanerat 15 Övrigt 10 5 0 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Snabbstopp Antal 4 Anläggningsdel Reaktor 2 Turbin Övrigt 0 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 4 Felorsak Handhavande 2 Komponent Övrigt 0 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Kollektivdos manSievert 2,0 Revision Drift 1,5 1,0 0,5 0,0 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Oskarshamn 2 togs i kommersiell drift 1975. Reaktorn är en kok vattenreaktor (BWR) tillverkad av ASEA Atom (i dag Westinghouse Electric Sweden AB) och av samma utförande som Barsebäck 2. Den termiska effekten är 1 800 MW och den elektriska nettoeffekten är 638 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 reak torn 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 (%) 130 Nettoproduktion Energitillgänglighet Energiutnyttjande 110 90 70 50 8,3 TWh 70,3 % 68,3 % 30 10 jan feb mar apr maj jun 5 januari: För att ta hand om problem med lågt tryck i tryckkvävesystemet i reaktorinne slutningen, utlöste operatören manuellt snabbstopp och utförde övriga åtgärder enligt aktuell anläggningsvis störnings instruktion. Tryckkvävesystemet används för manövrering av ventiler, och om trycket i systemet blir för lågt kan vitala ventiler ändra läge och störa driften. 22 februari: Delsnabbstopp utlöstes på signal från turbinregulatorn om störningar i regleringen av högtrycksreglerventilerna. 1 mars: Effektuppgång från 100 till 102,5 %. Problem med nivåmätning i en kondensatförvärmare gjorde att man reducerade effekten i steg ner till 97,5 %. Efter åtgärder på nivåmätningen kunde effektuppgången mot 114 % återupptas. 12 mars: Ett larm från ett aktivitetsmätsystem berättade om att anläggningen hade en bränsleläcka. 20 mars: En av högtrycksturbinens fyra reglerventiler stängde obefogat. Detta uppfattas som ”störd reglering” av turbinregulatorn och får till följd att delsnabbstopp och nedstyrning till strax under 50 % reaktoreffekt utlöser. 23 mars: Indikationer på att bränsleskadan hade utvecklats visade sig och planering inleddes för ett kortstopp. Fram till kortstoppet begränsades reaktoreffekten till 48 %. 28 mars: Vid midnatt kopplades Oskarshamn 3 bort från nät och man inledde kortstoppet för byte av skadat bränsle och åtgärder på felfungerande reglerventil på högtrycksturbinen. 2–8 april: Återstart efter kortstoppet påbörjad. Fasning till stamnätet den 3 april, och den 5 april reducerades effekten för åtgärder på en felfungerande ventil i s pärrångsystemet, 18 jul aug sep okt nov dec varefter uppgången kunde fortsätta. Den 8 april nådde man 114 % reaktoreffekt. Effektuppgången fortsatte under månaden. Revisionstiden blev 38 dygn, vilket var en förlängning med nio dygn. Anläggningen fasades åter till det svenska stamnätet den 28 juni. 19 april: Reaktoreffekten sänktes från 121,5 % efter att höga vibrationer upptäckts i två av ångledningarna. Den 20 april tog man upp reaktoreffekten till 124 % och under en kort stund låg man stilla där för vibrationsmätning. Vibrationsnivåer som inte var hållbara uppmättes och effekten sänktes sedan i steg till 117 % där man hade acceptabla nivåer. Effekten hölls sedan vid 117 % under resten av april. Kollektivdosen under revisionen uppgick till 0,42 manSv. 21 maj: På morgonen utfördes ett planerat snabbstoppsprov från 120 % reaktoreffekt. Efter detta fortsatte avställningen fram mot revisionen. Revisionsavställning 22 maj–28 jun Revisionen planerades att vara slutförd efter 29 dagar, den 19 juni. Förutom bränslebytet var följande stora arbeten inplanerade: Reaktordelen • Provning/inspektion av fuktavskiljaren. • Provning/inspektion av samtliga styrstavsskaft och styrstavsförlängare. • Inspektion av styrstavsledrör. • Utbyte av fem drivdon och tre indikeringar. • Byte av två sonder i neutronflödesmätningen (effektmätningen). • Avblåsningssystemet: Byte av delar i samtliga 64 vakuumbrytare. • Ångledningarna: Montage av extra vibrationsgivare på ledningar. Turbindelen • Utbyte av tre lager till en ny typ. • Inspektion av samtliga huvudkylvattenpumpar. • Inspektion av betong i kylvattenkanal. 28 juni: Generatorn Alexis fasades in mot det svenska stamnätet och därmed avslutades revisionen, RA3-11. Uppgång till 55 % reaktoreffekt. 4 juli: Reaktoreffekten 95 %. En ökande havsvattentemperatur visade också ökande vibrationer i turbinens lager nummer 4. 8 juli: Prov genomfördes med stopp av först en sedan två huvudkylvattenpumpar vid 80 % effekt. Provet var avsett att utvärdera hur vakuumet i kondensorn påverkar turbinvibrationerna. 10 augusti: Turbinsnabbstängning på grund av att en spärrångventil stängde obefogat. Ventilen stängdes permanent och parallellventilen togs i drift. 25 augusti: Hög vattennivå i reaktortanken löste ut delsnabbstopp och matarvatten isolering (IM), som ger snabbstopp. 26 augusti: Anläggningen ställdes av till kallt avställd för att prova dvärgbrytare på grund av den felfrekvens som de uppvisat under perioder med hög relativ luftfuktighet. 12–23 september: Effekten höjdes i steg till den nya fulleffektnivån, 129 %. 4 november: Vid provning av generatorn under natten utlöstes lastfrånslag på grund av ett felställt skydd. 30 november: Effektnedgång från 129 till 120 % på grund av överenskommelse med regeringen att inte genomföra resterande provning under den energikrävande vintern. Energitillgänglighet och utnyttjande % 100 Tillgänglighet Utnyttjande 80 60 40 20 0 Under året Nedreglering av kraftbalansskäl resulterade i ett produktionsbortfall på 94 208 MWh, vilket motsvarar 2,7 dygn på full effekt. Coastdowndrift förekom inte under året. Snabbstopp 22 februari: Delsnabbstopp utlöst på signal från turbinregulatorn om störningar i regleringen av högtrycksreglerventilerna. På grund av problem med matarvattenregleringen utlöstes, en dryg minut senare, automatiskt snabbstopp på grund av låg vattennivå i reaktortanken. 25 augusti: På grund av hög vattennivå i reaktortanken löste delsnabbstopp och matarvattenisolering (IM), som ger snabbstopp, ut. Problem med utlösta dvärgbrytare gjorde att matarvattenpumparna felfungerade. 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Produktionsbortfall % 53,3 20 22,9 50,4 24,2 21,3 Planerat Oplanerat 15 Övrigt 10 5 0 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Snabbstopp Antal 4 Anläggningsdel Reaktor 2 Turbin Övrigt 0 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 4 Felorsak Handhavande 2 Komponent Övrigt 0 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Kollektivdos manSievert 2,0 2,53 Revision Drift 1,5 1,0 0,5 0,0 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Oskarshamn 3 togs i kommersiell drift 1985. Reaktorn är en kok vattenreaktor (BWR) tillverkad av ASEA Atom (i dag Westinghouse Electric Sweden AB) och av samma utförande som Forsmark 3. Den termiska effekten är 3 900 MW och den elektriska nettoeffekten är 1 400 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 re aktorn 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 6,0 TWh 81,4 % 80,6 % 20 0 jan feb mar apr maj jun 11 feb: Nedreglering på grund av kraft balansskäl enligt begäran av Svenska Kraftnät, SvK. 25 feb: Effektreduktion till kall avställd reaktor efter önskemål från SvK för att byta en spänningstransformator på 400 kV-linjen mellan Ringhals och Strömma. 27 feb: Reaktorn togs åter i drift och första turbinen fasades till nät. 18 juli: Effektreduktion till 60 % för att verifiera funktion av ångskalventil. Augusti: Ett antal effektreduktioner gjordes under månaden på grund av hög temperatur i havet, för ventilprov och prov av säkerhetsvillkor. 24 sept: Effektreduktion inför revisionsavställningen 2011 påbörjades klockan 15:00, och revisionen startade den 25 september klockan 05:00 då sista turbinen togs från nätet. 20 nov: Ringhals 1 fasades första gången till nät efter revisionsavställningen. Maximal effekt nåddes den 30 november. Efter att man fått maximal effekt uppträdde ett ljud från reaktorinneslutningen som medförde att Ringhals 1 reducerade reaktoreffekten till 60 % för att försöka fastställa var ljudet kommer ifrån. Vid 60 % reaktoreffekt hördes inget ljud. När effektuppgången ökade till cirka 85 % återkom ljudet. En analysgrupp tillsattes för att lösa frågan om ljudets ursprung och föreslå åtgärder. Revisionsavställning 25 sep–20 nov Avställningen planerades till 44 dygn. Utfallet blev 56 dygn, en försening med cirka 12 dygn. Förutom bränslebyte och drivdonsservice, skalventilprovning och förebyggande under håll genomfördes följande stora arbeten: 20 jul aug sep okt nov dec Reaktordelen • Fortsättning på miljökvalificeringsprojektet av elkomponenter, MILK. • Projekt SRN, säkerhetshöjande åtgärder i reaktorskyddssystem och nödkylkretsar. • Översyn av inre skalventil i resteffektkylsystemet. Turbindelen • Betongbilningsprojekt vid turbingenerator. • Byte av lågtrycksturbinerna i turbin 11. • Övrigt: Under revisionens gång upptäcktes ett antal större tekniska problemställningar, varav de nedanstående var mest tidsstyrande: -- Kabelbyte i reaktorinneslutningen efter utförda kontrollmätningar. -- Höga temperaturer i två ventiler i avblåsningssystemet i samband med start. -- Reaktortanksnivåvakter, felaktig funktion. -- Problem med nivåvisningen i kondensationsbassängen. -- Problem med en ventil i reaktorinneslutningens tryckavlastningssystem. -- Större underhållsåtgärder. Betongkonstruktioner i byggnaderna för kylvattenintag har vid besiktning visat degradering av betong och armering. En åtgärdsplan är framtagen och sedan 2010 har arbete genomförts för att reparera och återställa betongkonstruktionerna. Reparationerna kommer att sträcka sig ett antal år framåt. Betongbjälklagen under kondensorn har blivit kloridpåverkade av inträngande havsvatten från in- och utloppskanalerna och salthaltigt grundvatten, vilket degraderat betongen. En åtgärdsplan är framtagen och under 2010 startades ett underhållsprojekt för att reparera och återställa betongkonstruktionerna. Under 2011 har cirka två tredjedelar av betongytan under kondensorn på turbin 12:s sida återställts. Även dessa reparationer kommer att sträcka sig ett antal år framåt. Den samlade dosen under revisionen uppgick till 0,66 manSv. Under året har 60 rapportervärda händelser inträffat. Av dessa 60 händelser var 35 MTOrelaterade, vilket innebär att de i huvudsak berodde på mänskliga felhandlingar eller organisatoriska brister. Under revisionen på Ringhals 1 genomfördes ett antal projekt som medförde stora avfallsmängder, bl a genomfördes byte av lågtrycksturbin TG11. Detta innebar att drygt 400 ton metallskrot transporterades till avfallsanläggningen. Cirka 154 ton av detta har sedan transporterats vidare till Studsvik för behandling. Cirka 30 ton har friklassats för fri användning. Planen för kvarvarande skrot är friklassning alternativt transport till Studsvik för behandling. 2011 var ett år med relativt stora avfallsmängder på Ringhals 1. Detta beror på de projekt som pågått under året. Det finns dock inget som tyder på en generell ökning av det avfall som uppstår vid normal drift. Hantering av avfallet har varit fortsatt god. 2011 innebar ett avslut på de stora anläggningsändringarna på reaktorsidan. Projekt RPS och SP2 har skapat ett unikt säkerhetslyft och lagt en solid grund till Ringhals 1:s fortsatta drift och säkerhetsutveckling. 20 december: Effektreduktion för kontroll av ljudfenomen från reaktorinneslutningen. Ett oidentifierat ljud från reaktorinneslutningen hördes vid högre effekter. Man misstänker att ljudet härstammar från så kallad chugging. Det innebär att ångläckage i en av anläggningens säkerhetsventiler som hastigt kondenseras i kondensationsbassängen kan orsaka denna typ av ljudfenomen. Vid Energitillgänglighet och utnyttjande % 100 Tillgänglighet Utnyttjande 80 60 40 20 0 lägre effekt minskar läckaget varvid ljudet försvinner. Ringhals 1 har nu beslutat att fortsätta köra med reducerad effekt på cirka 80 % fram till revisionsavställningen 2012. Ringhals 1 har inte haft några snabbstopp under året och inga bränsleskador. 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Produktionsbortfall % 63,8 20 24,9 27,4 24,3 Planerat Oplanerat 15 Övrigt 10 5 0 0,1 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Snabbstopp Antal 4 Anläggningsdel Reaktor 2 Turbin Övrigt 0 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 4 Felorsak Handhavande 2 Komponent Övrigt 0 2004 2005 2006 2008 2009 2010 2011 Kollektivdos manSievert 2,0 2007 2,54 2,0 2,17 Revision Drift 1,5 1,0 0,5 0,0 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Ringhals 1 togs i kommersiell drift 1976. Reaktorn är en kokvatten reaktor (BWR) tillverkad av ASEA Atom (i dag 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 re aktorn 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 (%) 100 80 Nettoproduktion Energitillgänglighet Energiutnyttjande 60 40 1,7 TWh 24,9 % 24,4 % 20 0 jan feb mar apr maj jun jul aug sep okt nov dec 20 januari: Effektreducering på en turbin på grund av byte av elektrohydraulisk omvandlare. att det hade brunnit på översta planet. Branden var begränsad till en mindre yta, men nedsotningen var omfattande. 23 januari: Ventilprov på båda turbinanläggningarna och prov av högtrycksförvärmarventiler på turbin 22 på grund av byte av en nivåvakt. Som en följd av branden blev förhållandena i inneslutningen instabila. Innan trycknedtagning kunde ske gick en tillräckligt lång tidsperiod med stabila förhållanden (totalt ca 22 timmar) så att CAT kunde slutföras med godkänt resultat. 11 februari: Effektreduktion på begäran från Svenska kraftnät (SvK). 12 mars: Coastdowndrift inleddes. 1 april: Effektreduktion påbörjad inför revi sionsavställning. Revisionsavställning 2 apr–10 maj Revisionsavställningen blev förlängd resten av året 2011 på grund av en brand i reaktorinneslutningen i samband med ett prov. Se Särskild rapportering på sida 30. Större planerade projekt: • Utbyte av två eldrivna hjälpmatarvattenpumpar. • Byte av axeltätningar till en laddningspump. • Laddning av ny mjukvara i operatörssystemet Ovation och reaktorskydds systemet AC-160. • Översyn av dieselgeneratorer inklusive byte av cylinderlock på två av dem. • Omgummering av rör (ca 200 m) i saltvattenskylsystemet. • Kollektivdosen under revisionen uppgick till 2,0 manSv. Brand i reaktorinneslutningen: Den 10 maj, strax före midnatt, skedde en oväntad temperaturökning under pågående täthetsprovning av inneslutningen, en så kallad CAT (Containment Air Test). Vid inspektion av inneslutningen visade det sig 22 Initialt bedrevs arbetet som en hantering av produktionsstörning kallad ”Brand i inneslutningen i samband med CAT RA11”. På grund av brandens omfattning övergick produktionsstörningen i ett projekt som döptes till ”Återställning samt driftklarhetsverifiering, DKV, av containment efter brand”. Projektet var uppdelat i fyra olika delprojekt: • Återställning • Analys • Driftklarhetsverifiering (DKV) • Primärsystem. Inledningsvis låg tyngdpunkten på analys för framtagning av prioritering och saneringsmetoder. Därefter var det återställning som ökade i omfattning. En bit in i projektet beslutade man att starta delprojekt Primärsystem för att samordna hur och vad som skulle göras med reaktorkylsystemet. Löpande med projektet har egenkontroller och oberoende kloridmätningar utförts och sammanställts av delprojekt DKV. 22 december: Efter 197 dygn avslutades projektet och fortsatt återstart skedde enligt ordinarie revisionsrutiner. Under tiden som återställningsprojektet pågick genomfördes en del större underhållsåtgärder, som annars skulle ha utförts under kommande revisioner. Bland annat utfördes cylinderlocksbyte på dieselgeneratorerna i A- och D-sub, samt batteribyte i två delsystem för avbrottsfri kraft, Uninterrupted Power Supply, UPS 23 och UPS 24. Branden i inneslutningen hade ingen direkt reaktorsäkerhetspåverkan, men indirekt påverkades flertalet komponenter i inneslutningen av rökgaser och sot, vilket krävde ett omfattande saneringsarbete med efterföljande kontroller och driftklarhetsverifieringar. All utrustning i inneslutningen påverkades i större eller mindre grad av klorider och sot efter branden, vilket medförde ett omfattande sanerings- och underhållsbehov. Väggar, rör och komponenter i inneslutningen har, oberoende av säkerhetsklass, sanerats till dess att satta acceptanskriterier har uppnåtts. Komponentansvariga underhållsgrupper har därefter med ordinarie metoder driftklarhetsverifierat alla komponenter i inneslutningen. Arbetet blev tidsödande men genomfördes med god kvalitet. I samband med sanering av inneslutningens sprinklingssystem upptäcktes främmande föremål i ledningarna. Detta åtgärdades och kontroller på övriga block medförde att även Ringhals 4 fick åtgärda en liknande brist. Lärdomarna från detta har medfört en fullständig genomgång av driftklarhetsverifiering, DKV, för säkerhetssystem och funktioner, och har också initierat en diskussion om hur ett framåtriktat kontinuerligt arbete med DKV ska bedrivas. Antalet rapportervärda händelser (RO) för 2011 är lägre sett över en femårsperiod. Mest beroende på att blocket har stått stilla för återställning efter branden i inneslutningen. Energitillgänglighet och utnyttjande % 100 Tillgänglighet Utnyttjande 80 60 40 20 0 Sammanfattningsvis har de flesta rapportervärda händelserna haft marginell eller ingen säkerhetsmässig betydelse. En händelse, RO 15/11, ”Degradering av instrumentering för övervakning av start av dieselgenerator”, har rapporterats som nivå 1 på den internationella skalan för kärnkraftshändelser, INES . 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Produktionsbortfall % 20 35 22,1 57,9 Planerat Oplanerat 15 Övrigt 10 5 0 Provningar och inspektioner som utförts under 2011 tillsammans med de efterföljande åtgärder som vidtagits visar att den strukturella integriteten på anläggningen är god. 2004 0,1 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Snabbstopp Antal 4 Anläggningsdel Reaktor 2 Turbin Övrigt 0 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 4 Felorsak Handhavande 2 Komponent Övrigt 0 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Kollektivdos manSievert 2,0 Revision 2,0 Drift 1,5 ÅG 1,0 0,5 0,0 0,02 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Ringhals 2 togs i kommersiell drift 1975. Reaktorn är en tryckvatten reaktor (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 synkrongene rator kopplad via en gemensam axel. Elkraftsystemen är uppdelade i fyra separata delsystem. När re aktorn 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 7,15 TWh 79,2 % 79,2 % 20 0 jan feb mar apr maj jun 17 januari: Turbinsnabbstopp på turbin 31 då en kabel klipptes av misstag vid demontage av elutrustning. 15 februari: Reaktorsnabbstopp på grund av felande hjälpventil för ångisoleringsventil till ånggenerator 1. Se vidare under rubrik Snabbstopp. 24 maj: Avställning av en turbin på grund av externt läckage från en kraftoljeledning. Läckaget berodde på vibrationsutmattning i röret. Rördelen är utbytt och en mindre konstruktionsändring utförd för att minska vibrationerna. 10 augusti: Stopp av en huvudkylvattenpump på grund av mycket sjögräs i renshuset. Gummitätningarna till silmaskinen i rensfack 2 åtgärdades. 11 september: Avställning till kall avställd reaktor för kontroll av sprinklersystemet för reaktorinneslutningen, då man funnit svetspluggar på Ringhals 2 och 4. Inga svetspluggar hittades på Ringhals 3. Revisionsavställning 5 nov–6 dec Årets revisionsavställning, RA11, påbörjades den 5 november kl. 04:00, då den sista turbinen togs från nät, och avslutades den 6 december kl. 00:30, då den första turbinen fasades till nät. Revisionen genomfördes således på 30 dygn och 20 timmar mot planerade 26 dygn och 14 timmar. 24 jul aug sep okt nov dec Följande större aktiviteter genomfördes under revisionen: Reaktordelen • Pumpbyte och tätningsbyte på reaktorcirkulationspump 1. • Tätningsbyte på reaktorcirkulationspump 2. Övrigt • Byte av starttransformator T93. • Ombyggnad av el- och styrutrustning i intagsbyggnad 4. • Översyn av förrådsdieseloljetank. Händelseförlopp före snabbstoppet: Ringhals 3 befann sig vid lugn drift och full effekt när en pilotventil öppnade obefogat på grund av sprucket gummimembran i ventilmanöverdonet. Detta medförde att tillhörande huvudångventil stängde. När detta hade inträffat sjönk ångtrycket i ånggenerator 2 och 3 snabbt, och signal för lågt ångtryck i ånggenerator 2 gavs. Detta gav säkerhetsinsprutning (SI) och kort därefter reaktorsnabbstopp. Händelseförlopp efter snabbstoppet: Förväntade funktioner fungerade felfritt. Total omfattning av antalet avbrottsunderlag (AUN) blev cirka 3100, varav tillkommande cirka 40 %, eller 1 200 stycken. Bakomliggande orsaker till snabbstoppet var felaktiga gummimembran till huvudångventilernas pilotventiler. Dosutfallet uppgick till 0,29 manSv. Dosprognosen var 0,295 manSv. Tre olycksfall utan sjukskrivning, ett med sjukskrivning, 14 tillbud, samt 76 riskobservationer (RIO) rapporterades. Bidragande orsaker var att manöverdonet var underdimensionerat och krävde maximalt tillåtet arbetstryck för att kunna hålla tillräcklig stängningskraft på ventilen. Snabbstopp 15 februari: Reaktorsnabbstopp samt säker hetsinsprutning på grund av obefogad stängning av ångisolerventil, vilket i sin tur berodde på ett brustet membran som sedan ersattes. Övriga membran inspekterades under revisionen 2011 utan att man hittade några som var defekta. Orsaken till det brustna membranet var att armeringen i gummit inte var tillräckligt stark. Energitillgänglighet och utnyttjande % 100 Tillgänglighet Utnyttjande 80 60 40 20 0 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2004 Produktionsbortfall % 20 25,5 Planerat Oplanerat 15 Övrigt 10 5 0 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Snabbstopp Antal 4 Anläggningsdel Reaktor 2 Turbin Övrigt 0 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 4 Felorsak Handhavande 2 RInghals 3 hade ett normalt år då exempel vis en starttransformator byttes och en ny fristående funktion för reaktorsnabbstopp infördes. Komponent Övrigt 0 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Kollektivdos manSievert 2,0 Revision Drift 1,5 ÅG 1,0 0,5 0,0 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Ringhals 3 togs i kommersiell drift 1981. Reaktorn är en tryckvatten reaktor (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 synkrongene rator kopplad via en gemensam axel. Elkraftsystemen är uppdelade i fyra separata delsystem. När reak torn är avställd svarar det yttre kraftnätet för kraftförsörjningen via 400 och 130 kV-linjer. Som reserv finns intern hjälpkraft från fyra dieselgeneratorer. 25 Ringhals 4 händelser av betydelse för säkerhet och tillgänglighet Dygnsmedeleffekt (%) 120 100 Nettoproduktion Energitillgänglighet Energiutnyttjande 80 60 40 4,1 TWh 50,3 % 50,3 % 20 0 jan feb mar apr maj jun 17 maj: Problem med igensättning av musselfilter till huvudkylvattenpumparna på grund av ansamling av rens i huvudkylvattenkanalen. 30 maj: Coastdowndriften startade klockan 01:00. Revisionsavställning Revisionen 31 maj–15 november Avställningen planerades till 100 dygn. jul aug sep okt nov dec Övrigt • Projekt Quattro: Genomförande och samordning av kall och varm provdrift. • Förberedande installation för ett nytt nionde reservdieselaggregat gemensamt för Ringhals 3 och 4. • Reparation av betongskador i hjälpkylvattenkanal och pumpgropar. Förutom bränslebyte och provningar genom fördes följande större arbeten: Revisionstiden blev 168 dygn, en förlängning med 68 dygn jämfört med den planerade tiden. Reaktordelen • Projekt Frej: Utbyte av ånggeneratorer och tryckhållare, samt förberedelser för effekthöjning. Efter fasningen följde ett digert provdriftsprogram som slutfördes i väsentliga delar i början av januari 2012. Revisionen var den mest omfattande i Ringhals historia. • Kvalificering av avblåsningsventiler för att dessa ska klara att blåsa vatten. Kollektivdosen under revisionen blev 2,15 manSv, vilket ska jämföras med budgeterade 2,16 manSv. Turbindelen • Projekt Turbo: Byte av två högtrycksturbiner, byte av fyra mellanöverhettare, installation av två nya lågtrycksförvärmare med dränageutrustning, modifiering av sex matarvattenpumpar, samt komplettering och ombyggnad av berörda rörsystem. • Projekt Nice: Modernisering av turbinanläggningens skydds- och reglersystem inklusive utbyte av turbinutrustning i kontrollrummet. 26 15 november: Revisionen avslutad i och med att första turbinen fasades in mot stamnätet klockan 17:19. 25 november: Start av provdriften enligt provprogram, efter installation av projekten Frej, Nice och Turbo. 25 november: Reaktoreffekten reducerad till 50 % på grund av höga värden av natrium i matarvattnet till ånggeneratorerna. atriumet kommer från de nya mellanöverN hettarna som installerades under revisionen. 5 december: Avställning av en turbin för svetsreparation av en dränageledning till en reglerventil. 16 december: Prov av reaktorsnabbstopp enligt provprogram. Kontroll av matarvattenreglerventiler samt kalibrering av ång- och matarvattenflöde. 22 december: Snabbstängning av en turbin på grund av utlöst dvärgbrytare, orsakat av felfungerande magnetventiler. Magnetventilerna kommer att bytas under revisionsavställningen 2012. Under året Ingen nedreglering av kraftbalansskäl förekom under året. Coastdowndrift resulterade i ett mycket litet produktionsbortfall som motsvarar några minuter vid full effekt. Snabbstopp Inga snabbstopp från effektdrift förekom under året. Energitillgänglighet och utnyttjande % 100 Tillgänglighet Utnyttjande 80 60 40 20 0 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Produktionsbortfall % 21,2 20 27,9 Planerat Oplanerat 15 Övrigt 10 5 0 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Snabbstopp Antal 4 Anläggningsdel Reaktor 2 Turbin Övrigt 0 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 4 Felorsak Handhavande 2 Komponent Övrigt 0 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Kollektivdos manSievert 2,0 2,15 Revision Drift 1,5 ÅG 1,0 0,5 0,0 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Ringhals 4 togs i kommersiell drift 1983. Reaktorn är en tryckvatten reaktor (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 synkrongene rator kopplad via en gemensam axel. Elkraftsystemen är uppdelade i fyra separata delsystem. När reak torn 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 – Brand i Anläggningsstatus före branden Revisionen 2011 var den första revisionsavställningen efter införandet av moderniseringsprojektet TWICE. I samband med åtgärdande av restpunkter efter TWICE upptäcktes att några spänningsmatningar till utrustning av betydelse för säkerheten hade fel funktionsklass, och det beslutades att korrigerande åtgärder skulle utföras före uppstart. Tidsåtgången för detta gjorde att beslut togs att planera om och genomföra den integrala täthetsprovningen av reaktorinneslutningen, det så kallade CAT (Containment Air Test), under åtgärdstiden innan man återladdade bränslet. Normalt genomförs CAT vid DT5, det vill säga drifttillstånd 5, kall avställning, och inte vid DT7, urladdad härd, som Ringhals 2 befann sig i vid detta tillfälle. En säkerhetsvärdering gjordes inför beslutet. Allt bränsle befann sig under genomförandet av CAT i bränslebyggnaden. Tryckupptagning startade 2011-05-10 klockan 11:20, och klockan 19:00 uppnåddes trycket 3,21 bar. En halvtimme före midnatt inträffade en oväntad tryck- och temperaturökning i inneslutningen som senare visade sig bero på en brand. Brandförlopp Branden varade en halvtimme, och efter en inledande topp sjönk temperaturen något för att åter stiga och efter 30 minuter långsamt svalna av till normal temperatur. Temperaturen ökade med cirka 10 grader under den första toppen på de temperaturgivare som fanns i övre delen av reaktorinneslutningen. Brandspridning skedde längs ett sparkskydd som är tillverkat av ett plastmaterial, makrolon, och monterat längs räcket kring bränslebassängen. Makrolon självslocknar vid antändning i normalt tryck, men flamspridningen är proportionell mot tryck ökningen. Brandspridning sker också längs en plastpresenning. Brandorsaken var att det funnits en ansluten vattensug där det enligt brandorsaksutredningen har uppstått en kortslutning i en av elmotorns anslutningar. Denna kortslutning kan ha framtvingats av det ökade trycket. Motorn har varit ansluten till nätet men 28 jordfelsbrytare har inte löst ut. Vattensugen startar med ett vred, och vredet, samt konstruktionen kring vredet, bedöms inte ha kunnat påverkas av trycket och på så sätt starta vattensugen på egen hand. Initiala åtgärder Att inledningsvis fastställa vad som hänt utan tillträde till reaktorinneslutningen var mycket svårt, och först efter ett antal timmar kunde man se något med tv-kamerorna. Innan trycknedtagning, för att möjliggöra tillträde, kunde ske måste riskerna med tanke på radiokemi, aktivitetsinnehåll, rökgasernas eventuella giftighet, partiklar och eventuella nya brandrisker värderas. Efter att man monterat filter på utsläpps vägen startades trycknedtagning drygt 30 timmar efter branden. Trycknedtagningen medförde fuktutfällning i inneslutningen. Drygt tre dygn efter att trycknedtagningen startades kopplades lufttorkar in och fuktigheten kunde sänkas från 80 % RH (relativ fuktighet) till 20 % RH för att minimera korrosionen. (Luftfuktigheten i inneslutningen ska hållas under 40 % RH för att minimera korrosionen. Vid normaldrift ligger luftfuktigheten på ca 30 % RH i reaktorinneslutningen.) + 156 Sot, klorider + 115 Brandhärd Mindre sot, lägre kloridhalter + 93 Brandens konsekvenser på olika nivåer i reaktorinneslutningen Återställning av reaktorinneslutningen Uppdraget omfattade utförande/kartläggning av följande: 1. Värdera status, genomföra sanering och åtgärda akuta behov av komponentbyte på grund av synliga skador och utebliven funktion, så att drift fram till revision 2012 kan säkerställas och driftklarhet verifieras. 2. Värdera behov av komponentbyte under revisionen 2012 på grund av risk för snabbt åldrande. 3. Ta fram rekommendationer för komponentbyte där livslängden bedöms ha påverkats, och se över hur intervall för förebyggande underhåll och provning påverkats. Metoder för sanering/återställning ska vara utformade så att risk för negativ inverkan på system, komponenter och byggnadsdelar undviks. Samtliga system, komponenter och systemfunktioner ska vara dokumenterat driftklarhetsverifierade. Generellt gäller att utbytt utrustning inte får återanvändas om den inte kan återkvalificeras. Omfattning Vad har påverkats? All utrustning i inneslutningen har i någon grad påverkats av klorider och sot efter branden. Dessutom har de ventilations vägar utanför inneslutningen som använts vid trycknedtagningen påverkats av den utsläppta nedsmutsade luften. Ordinarie utsläppsvägar användes vid trycknedtagning, vilket innebär att ingen spridning av rester från den utsläppta luften har skett till den övriga anläggningen. Även väggar och golv har påverkats. Återställningen omfattar cirka 4 500 komponenter: • All utrustning i inneslutningen, inklusive rör, rörstöd och hängare • Primärsystemet, inklusive reaktortankens interndelar • Utrustning fram till och med avstängningsventiler/sprängbleck mot PMR, reaktorinneslutningen i Ringhals 2 filtret för tryckavlastning av reaktorinneslutningen, och de konsekvenslindrande systemen • Utrustning i trycknedtagningsvägarna efter CAT i inneslutningen, men även utanför inneslutningen i angränsande utrymmen • Ventilationssystem som har kommit i kontakt med inneslutningens atmosfär innan saneringen slutförts. Huvudsakligen kommer berörda komponenter att lämnas kvar i inneslutningen under saneringsfasen. Komponenterna ska då, generellt sett, plastas in individuellt och förbli intäckta till dess att anpassad sanering tar vid. Samtliga komponenter ska saneras, oberoende av kvalitets- och säkerhetsklass med mera, till dess att acceptanskriteriet för komponentens material uppnåtts. Hur har påverkan skett? Värmeutvecklingen på grund av branden var relativt begränsad och de temperaturgivare som finns i inneslutningen visar att temperaturhöjningen globalt var max cirka 10 ˚C. Lokalt kring brandhärden var temperaturen mycket högre. I brandhärden fanns spår av metaller som zink, aluminium, koppar och bly, vilka spreds med sotet. Av dessa metaller är det främst koppar och bly som är skadliga på grund av risken för inducerad spänningskorrosion på nickelbaslegeringar om de förekommer i reaktorvattnet. Deponering av dessa ämnen på utvändiga systemytor bedöms dock inte orsaka några korrosionsskador. För yttre ytor är det klorider som utgör ett problem. Sotpartiklar invändigt i elektriska och mekaniska komponenter kan ge skador på lindningar, bilda saltbryggor etc. Krav på driftklarhetsverifiering av funktion hos utrustning Driftklarhetsverifieringen ska vara så omfattande att det säkerställs att komponenter återställs till driftklart skick, att systemfunktioner och säkerhetsfunktioner är intakta och att eventuella förändringar i FU-planer eller återkommande provning identifieras. Driftklarhetsverifieringen ska klarställa driftklarhet minst till nästa revisionsavställning. Omfattningen verifieras genom att de renhetskrav som ställs i föreskrifterna följs upp på komponentnivå. Driftklarhetsverifiering på systemnivå ska genomföras enligt normala rutiner med vissa tillägg. Är komponenters livslängd degraderad resulterar detta i förändrade underhållsplaner eller återkommande provning. Saneringsstrategi Sekvensen kan beskrivas i två olika steg; • Grundsanering består av torrdammsugning, avtorkning, inplastning och spolning. • Anpassad slutsanering görs efter grundsaneringen dels beroende på resultat efter grundsanering och gränsvärde, dels på beslutad komponentgruppsåtgärd. Så få komponenter och utrustningar som möjligt ska demonteras och plockas ut ur inneslutningen innan grundsaneringen är utförd. Före varje demontage som innebär öppning av system ska torrdammsugning och avtorkning göras av hela närområdet för att garantera att man inte kontaminerar systemen invändigt. Tätningar av komponenter och anslutningar krävs i samband med demontage. Det material som brann var till största delen plast, gummi och glasfiber. Omfattningen av branden var relativt begränsad, men nedsotningen var som en följd av branden mycket stor. Sotet som bildas vid ofullständig förbränning består av omättade kol- och tjärpartiklar/ molekyler till vilka övriga ämnen som exempelvis klorider lätt kan bindas. När klorgas, som bildas vid förbränning av kloridhaltiga plaster, kommer i kontakt med fukt bildas saltsyra. När saltsyran sedan deponerar på metalliska ytor startar en korrosionsprocess som är beroende av fuktigheten. Skadorna som orsakas av klorider kan vara så omfattande att komponenter måste bytas ut. För att få en klar problembild av vilka ämnen som spreds i samband med branden är en grundämnesanalys genomförd av prover tagna på representativa platser. Komplicerat saneringsarbete. 29 Elproduktionen i Sverige 2011 Eltillförsel 159,4 TWh Elanvändning 159,4 TWh 50 Hz Vattenkraft 66,0 TWh Bostäder, service m m 69,2 TWh Kärnkraft 58,0 TWh Industri 57,3 TWh Värmekraft 16,8 TWh Förluster 10,2 TWh Import 12,5 TWh Export 19,7 TWh Vindkraft 30 6,1 TWh Transporter 3,0 TWh Produktionsuppgifter ENERG avser d e IUTNYT n verkl iga pro Nedreglering orsakas av tillgång och efterfrågan TILLG ENERG ÄNGL IIGHE T PRO POT DUKTI ENT ONS IAL - TJAN duktion DE en Coastdown nedreglering för effektivt bränsleutnyttjande Planerat bortfall för underhåll, inspektion och provning Oplanerat bortfall avser störningar som minskar produktionen Internationella skalan för kärntekniska händelser – INES Klass 7 Stor olycka Omgivningspåverkan Mycket stort utsläpp Omfattande hälso- och miljöpåverkan Anläggningspåverkan Försämrat djupförsvar 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 Strålsäkerhetsmyndigheten till IAEA, medan utländska händelser rappor teras omvänt. Nivåerna 1 till 3 be tecknar händelser, medan nivåerna 4 till 7 utgör olyckor med omgiv ningspåverkan. ÅR-98-047 6 Allvarlig olycka Stort utsläpp Beredskapsåtgärder troligen i full omfattning 5 Olycka med risk för omgivningen Begränsat utsläpp Beredskapsåtgärder troligen i begränsad omfattning Allvarliga skador på reaktor härd och/eller strålskydds barriärer 4 Olycka utan betydande risk för omgivningen Litet utsläpp Allmänheten utsätts för stråldoser under gräns värdet Betydande skador på reak torhärd och/eller livshotande doser till personal 3 Allvarlig händelse Mycket litet utsläpp Allmänheten utsätts för mycket små doser under gränsvärdet Mycket omfattande spridning av radioaktiva ämnen och/el ler höga doser till personal Nära olycka. Inga återstående skydds barriärer. Betydande spridning av radioaktiva ämnen och/eller förhöjda doser till personal Händelse med betydande avvikelser från säkerhetsförutsättningar 2 Händelse 1 Avvikelse 0 Mindre avvikelse Exempel Tjernobylolyckan 1986 hade nivå 7. Harrisburg 1979 hade nivå 5. Avvikelse från driftvillkor Ingen säkerhetsbetydelse 31 2011 Erfarenheter från driften av de svenska kärnkraftverken ISSN 1654-0484 Studsvik (huvudkontor) Forsmark Oskarshamn Ringhals Barsebäck KSU, Box 1039, SE-611 29 Nyköping KSU SE-742 03 Östhammar KSU, Box 926, SE-572 29 Oskarshamn KSU SE-432 85 Väröbacka KSU, Box 524, SE-246 25 Löddeköpinge Tfn: +46 (0)155-26 35 00 Fax: +46 (0)155-26 30 74 Tfn: +46 (0)173-167 00 Fax: +46 (0)173-167 50 Tfn: +46 (0)491-78 13 00 Fax: +46 (0)491-78 13 59 Tfn: +46 (0)340-64 62 00 Fax: +46 (0)340-64 62 99 Tfn: +46 (0)46-72 40 00 Fax: +46 (0)46-77 57 93 E-post: [email protected] www.ksu.se Org nr: 556167-1784 VAT-nr: SE556167178401
© Copyright 2024