På svenska

Transcription

På svenska
2006
2007
Erfarenheter från driften av
de svenska kärnkraftverken
Erfarenheter från driften av
de svenska kärnkraftverken
2
KÄRNKRAFTSÄKERHET OCH UTBILDNING AB, KSU
KSU är de svenska kärnkraftverkens centrum för utbildning och simulatorträning.
En betydande del av drift- och underhållspersonalens kompetens byggs upp och
underhålls genom KSUs utbildningsverksamhet som omfattar cirka 2 200 kursdagar/
år. Företaget producerar och förvaltar också läromedel för utbildningen.
KSU analyserar drifterfarenheter från världens alla kärnkraftverk och informerar
de svenska kärnkraftverken. KSUs analysgrupp informerar samhällets beslutsfattare
och opinionsbildare om kärnkraftssäkerhet, joniserande strålning och riskjämförelser
mellan olika energiformer.
Företaget bildades 1972 och ägs till 25 % vardera av Barsebäck Kraft AB,
Forsmarks Kraftgrupp AB, Oskarshamns Kraftgrupp AB och Ringhals AB.
KSU ingår i Vattenfallkoncernen.
KSU, med cirka 250 anställda, har sitt huvudkontor i Studsvik med utbildningsenheter i Barsebäck, Ringhals, Forsmark och Oskarshamn.
Sedan starten har nära 1,5 miljard kronor investerats i simulatorer och kringutrustning – de senaste åren i genomsnitt 135 miljoner kronor per år.
WANO
WANO (World Association of Nuclear Operators) är en internationell organisation
som bildades 1989 för att öka kärnkraftens säkerhet och tillförlitlighet genom erfarenhetsutbyte inom olika områden. 32 länder med sammanlagt cirka 440 kärnkraftverk
är medlemmar. KSU svarar för de svenska kärnkraftsbolagens medlemskap i WANO.
WANO är organiserat i fyra regioner med regionkontor i Atlanta, Moskva, Paris och
Tokyo samt ett samordnande kontor i London. KSU ingår i WANOs Parisregion.
3
INNEHÅLL
KSU ............................................2
Introduktion
...............................3
Historik
Jämförelse mellan Sveriges reaktorer ... 4
Sveriges reaktortyper
BWR (kokvattenreaktor) .................... 6
PWR (tryckvattenreaktor) .................. 7
Drifterfarenheter 2007
Forsmark 1 ........................................ 8
Forsmark 2 ...................................... 10
Forsmark 3 ...................................... 12
Oskarshamn 1................................. 14
Oskarshamn 2................................. 16
Oskarshamn 3................................. 18
Ringhals 1 ....................................... 20
Ringhals 2 ....................................... 22
Ringhals 3 ....................................... 24
Ringhals 4 ....................................... 26
Särskild rapportering .................... 28
Säkerheten vid de svenska kärnkraftverken har under året varit hög, även i ett
internationellt perspektiv. Driften förflöt utan allvarliga störningar som kan
kopplas till säkerheten.
År 2007 blev dock något av ett mellanår vad gäller elproduktionen. Den totala
kärnkraftsproduktionen, 64,3 TWh (miljarder kilowattimmar), är den lägsta på
fem år.
Den totala genomsnittliga energitillgängligheten blev lägre än föregående år. För
kokvattenreaktorerna uppgick tillgängligheten till 81 %, vilket kan jämföras med
medelvärdet för de senaste fem åren, cirka 83 %. För tryckvattenreaktorerna blev
energitillgängligheten 80,8 % för 2007, vilket är avsevärt lägre än medelvärdet
för de senaste fem åren, 88,7 %.
Många och långa avställningar beroende på omfattande ombyggnadsarbeten,
bland annat av turbinen vid Ringhals 3, i kombination med efterverkningarna av
händelsen vid Forsmarksverket 2006, bidrog till sjunkande tillgänglighet. Andra
orsaker var bränsleskador vid blocket Oskarshamn 3 och byte av gummidukstätningar vid Forsmark 1 och 2.
Under året påbörjade KSU en för samtliga svenska verk gemensam underhållsutbildning vid Barsebäcksverket. Här kan personal inom el- och mekunderhåll
utbildas i verkslik miljö och träna på verkliga komponenter och system innan de
utför sina arbeten i skarpt läge vid kärnkraftverken. Under hösten 2007 utvecklades utbildningsmål och program, varpå den verkliga utbildningen startades
under våren 2008.
Bränsleskador .................................. 28
Elproduktionen i Sverige 2007 ..... 30
Läsanvisningar
Produktionsuppgifternas definitioner.. 31
INES definition ................................ 31
Åke Karlsson
Verkställande direktör
Forsmark
KSU
Årsrapporten Erfarenheter från driften av de
svenska kärnkraftverken 2007 produceras av
avdelningen för Gemensam utbildning vid
Kärnkraftsäkerhet och Utbildning AB.
Den ges också ut i en engelsk version.
Ringhals
Barsebäck
Layout och original:
Kärnkraftsäkerhet och Utbildning AB
Foto:
Oskarshamns Kraftgrupp AB
Forsmarks Kraftgrupp AB
Omslagets foto:
Forsmarks Kraftgrupp AB
Tryckning:
Österbergs & Sörmlandstryck AB
Oskarshamn
4
HISTORIK
JÄMFÖRELSE MELLAN SVERIGES REAKTORER
Kärnkraftverk
Reaktortyp
Elektrisk effekt (MWe)
Termisk effekt
Start kommersiell
Netto
Brutto
MWt
drift (år)
Barsebäck 1
BWR
600
615
1800
1975 *
Barsebäck 2
BWR
600
615
1800
1977**
Forsmark 1
BWR
987
1025
2928
1980
Forsmark 2
BWR
1000
1038
2928
1981
Forsmark 3
BWR
1170
1232
3300
1985
Oskarshamn 1
BWR
467
487
1375
1972
Oskarshamn 2
BWR
598
623
1800
1975
Oskarshamn 3
BWR
1150
1198
3300
1985
Ringhals 1
BWR
850
908
2540
1976
Ringhals 2
PWR
870
910
2652
1975
Ringhals 3
PWR
920
960
2992
1981
Ringhals 4
PWR
915
970
2775
1983
* Avställd 1999
BWR = Boiling Water Reactor - Kokvattenreaktor
** Avställd 2005
PWR = Pressurized Water Reactor - Tryckvattenreaktor
ENERGITILLGÄNGLIGHET
WANOs jämförelsetal för 2007
(årsmedelvärde)
BWR
76,3 % = medelvärde
PWR
84,6 % = medelvärde
BWR:
Energitillgängligheten hos de svenska kokvattenreaktorerna blev bättre än det internationella genomsnittet för 2007,
76,3 %. Det svenska medelvärdet blev 81,0 %. Oskarshamn 3
och Forsmark 3 kom högst med 89,5 respektive 88,1 %.
PWR:
Energitillgängligheten hos de svenska tryckvattenreaktorerna
nådde inte riktigt upp till det internationella genomsnittet för
2007, 84,6 %. Sveriges värde blev 81,2 %. Ringhals 4 lyckades
med drygt 91 %.
5
REAKTORSNABBSTOPP
WANOs jämförelsetal för 2007
(årsmedelvärde)
BWR
0,52 = medelvärde
PWR
0,45 = medelvärde
BWR:
De svenska kokvattenreaktorerna hade i medeltal 0,77 snabbstopp under 2007. Det är lägre än förra året, men fortfarande
något högre än WANOs medelvärde på 0,52.
PWR:
Sveriges tre tryckvattenreaktorer hade i medeltal 0,3 snabbstopp under året. WANOs medelvärde för världens tryckvattenreaktorer landade på 0,45.
Anmärkning: Reaktorsnabbstoppen redovisas enligt WANOs
definition, dvs att endast automatiskt utlösta snabbstopp per
7 000 timmar kritisk reaktor tas med.
KOLLEKTIVDOS
WANOs jämförelsetal för 2007
(årsmedelvärden)
BWR
1,44 manSv = medelvärde
PWR
0,69 manSv = medelvärde
BWR:
2007 års medelvärde för kollektivdosen vid de svenska kokvattenreaktorerna blev 1,06 manSv. Det är något lägre än
förra året, men mycket lägre än WANOs medelvärde på
1,44 manSv.
PWR:
Årets medelvärde för kollektivdosen vid de svenska tryckvattenreaktorerna blev 0,49 manSv, också lägre än WANOs
motsvarande värde, 0,69 manSv.
Styrstavar
Fallspalt
Vatten
Ånga
Huvudcirkulationspumparna blandar matarvatten och vatten som
skiljts av från ångan och cirkulerar det förbi bränslet. Vattnet tas
från fallspalten (utrymmet alldeles innanför reaktortankens vägg)
och pumpas in i tankens nedre del. Vid full effekt pumpas
7 000-11 000 kg vatten genom härden per sekund. (I de yngsta
reaktorerna, F1, F2, F3 och O3, är huvudcirkulationspumparna
placerade i reaktortankens botten, s k internpumpar. Bildens
rörsystem finns alltså inte där).
Huvudcirkulationspump
1
Kondensat
4
Matarvattenpump
Kondensor
2
Turbin
Kylvatten
När ångan har passerat turbinen
strömmar den in i kondensorn.
Där kyls ångan av cirka 20-30 m3
havsvatten per sekund (beroende
på hur stor anläggningens effekt är).
Ångan övergår till vatten, s k kondensat.
Kylvattenpump
Elektroteknisk utrustning
3
Elgenerator
3 Elgeneratorn är sammankopplad med turbinen
och roterar med samma varvtal. Här genereras
elenergi med spänningen cirka 20 000 volt. Av den
producerande energin tar anläggingen ca 3 %
till egen drift. Resten förs ut på det svenska storkraftnätet via en transformator där spänningen
transformeras upp till 400 000 volt.
5 Vattnet pumpas in i reaktortanken igen och kallas då
matarvatten. Reaktorn tillförs här lika mycket vatten
som den ånga som lämnar den, alltså 600-1 600 kg/s.
Varje kärnkraftsanläggning
har en turbingenerator utom
R1, F1 och F2, som har två.
O1 har en en turbin och två
elgeneratorer. En tredjedel av
den tillförda värmeenergin
omvandlas till elenergi.
Ångturbin med utrustning
2 Den 280 °C heta ångan, som flödar med 600-1 600 kg/s
(beroende på reaktorstorlek), når turbinanläggningen.
SVERIGES
Bränsleelement
Reaktortank
Reaktor med utrustning
BWR = Boiling Water Reactor
1 I reaktortanken finns reaktorns bränsle- uraneti form av bränsleelement. Värmeutvecklingen i
bränslet regleras med styrstavar och huvudcirkulationspumpar. Bränslet kyls med vatten som
strömmar förbi bränsleelementen. Vattnet blir så
varmt att det kokar. Den ånga som bildas går ut
genom ledningar i reaktortankens övre del.
6
REAKTORTYPER
BWR KOKVATTENREAKTOR
Reaktortank
1
Styrstavar
1 I reaktortanken finns reaktorns bränsle –
uranet – i form av bränsleelement. Värmeutvecklingen i bränslet regleras med borsyra
i reaktorkylvattnet. För snabb reglering används
styrstavarna. Bränslet kyls med vatten som
strömmar förbi bränsleelementen.
Avblåsningstank
2 Trycket i kretsen regleras med
ett tryckhållningskärl med tillhörande avblåsningstank. Trycket
höjs om man tillför värme via en
elpatron och sänks om man
sprutar in vatten i ångan i
tryckhållningskärlet.
Vatten
Vatten
Bränsleelement
Elpatron
Ånga
2
Tryckhållningskärl
PWR = Pressurized Water Reactor
3 I ånggeneratorerna strömmar det heta vattnet från reaktorn
i flera tusen tuber och förångar vattnet på utsidan av tuberna.
Ångan som bildas är fri från aktivitet eftersom den inte
kommit i kontakt med vattnet i
reaktorkretsen. Till varje reaktor
Reaktor med utrustning
hör tre ånggeneratorer.
Tuber
4
Reaktorkylpump
Kondensat
5
6
8
Kylvattenpump
Kylvatten
7 När ångan har passerat turbinen strömmar den in i kondensorn. Där kyls den av
cirka 20 m3 havsvatten per sekund.
Ångan övergår till vatten, s k kondensat.
7
8 Vattnet pumpas in i ånggeneratorerna och
kallas då matarvatten. Ånggeneratorerna
tillförs här lika mycket vatten som den ånga
som lämnar dem, alltså cirka 1 400 kg/s.
Matarvattenpump
Kondensor
Elenergi
6 Elgeneratorn är sammankopplad med turbinen och
roterar med samma varvtal. Här genereras elenergi
med spänningen 20 000 volt. Av den producerade
energin tar anläggningen cirka 3 % till egen drift.
Resten förs ut på det svenska storkraftnätet via en
transformator där spänningen transformeras upp till
400 000 volt.
I turbingeneratorerna omvandlas 1/3
av värmeenergin till elenergi.
4 Reaktorkylpumparna cirkulerar cirka
6 m3 vatten per sekund i reaktorn.
Ånggenerator
3
5 Den 280 °C heta ångan, som flödar med
cirka 1 400 kg/s, delas upp på de två turbinanläggningarna och avger sin energi till
turbinernas rotorer.
Ångturbin med utrustning
7
PWR TRYCKVATTENREAKTOR
8
FORSMARK 1
HÄNDELSER AV BETYDELSE FÖR SÄKERHET OCH TILLGÄNGLIGHET
Dygnsmedeleffekt (%)
Nettoproduktion
Energitillgänglighet
Energiutnyttjande
120
100
6,95 TWh
81,3 %
80,8 %
80
60
40
20
0
jan
feb
mar
apr
maj
jun
jul
aug
sep
okt
nov
dec
3 februari–17 mars: Nedgång till kall avställd reaktor för byte av en åldrad gummidukstätning i reaktorinneslutningen (RI).
Reaktordelen
– Översyn av tre ventiler i reaktorns
tryckavsäkringssystem.
Vid ett rörbrott i övre delen av reaktorinneslutningen ska den ånga som frigörs
ledas ner i nedre delen av reaktorinneslutningen, till den så kallade kondensationsbassängen, via nedblåsningsrör.
För att detta ska fungera ställs krav på
tätheten över bjälklaget som skiljer de
båda utrymmena åt. Bjälklaget är vid
anslutningen till inneslutningens vägg
försett med en fog som ska ta upp rörelser
i både vertikal- och horisontalled. Fogen
är utformad med en dubbel tätning mot
bjälklagets övre och undre kant och består av O-ringar, tillsammans med en tätklistrad gummiduk. Vid provtagning på
duken visade det sig att den underskred
gränsvärdet för elasticitet.
– Inspektion av styrstavar.
13 april: Stopp av en huvudkylvattenpump på grund av en lagerskada medförde ett smärre produktionsbortfall.
13 maj: Nedgång till 103 % reaktoreffekt
på grund av att man nådde gränsen för
högt uttag av reaktiv effekt på generatorerna.
9 juni: Nedgång till 90 % reaktoreffekt
för periodiskt skalventilprov i ång- och
matarvattenledningarna.
2 augusti: Nedgång till 80 % för felsökning och åtgärd av indikering till en ångskalventil.
10 augusti: Nedstyrning till 80 % reaktoreffekt på grund av att ett kortvarigt spänningsbortfall på en 6 kV-skena orsakade
nedstyrning av två huvudcirkulationspumpar till minimivarvtal.
Revisionsavställning 2–21 september
Avställningen planerades till 18 dygn.
Förutom bränslebytet, som detta år
innefattade utbyte och omflyttning av
94 respektive 426 bränsleelement samt
provningar, var följande stora arbeten
inplanerade:
– Utbyte av sex styrstavar, varav tre på
grund av sprickor. Sprickorna äventyrar inte driften, men kan medföra att
processvattnet förorenas av bor från
styrstavarna.
– Service på sex drivdon.
– Ombyggnad av två ventiler i reaktorns
avblåsningssystem.
– Utbyte av två mätflänsar för matarvattenflöde. Mätflänsarna mäter flödet av processvatten in i reaktorn och
ingår i ett system för effektmätning.
Turbindelen
– Demontering och utbyte av generatorernas vattenföringsdon.
– Översyn av fyra trottelventiler med
servon per turbin.
Tillkommande arbeten
Vid provningar som utförs vid nedgång,
och i direkt anslutning till avslutad
nedgång, upptäcktes att två ventiler i
reaktorns tryckavsäkringssystem läckte
externt. Ventilerna åtgärdades under
revisionen.
Revisionstiden blev knappt 19 dygn.
Kollektivdosen under revisionen blev
0,46 manSv.
11 oktober: Stopp av en huvudkylvattenpump. Vid stopp av ett komponentkylsystem till turbinen erhölls lågt kylvattenflöde till huvudkylvattenpumpen.
På grund av att havsvattentemperaturen
var relativt hög under sommaren kördes
två kylvattenstråk för att kyla pumpens
elmotor. När temperaturen i havsvattnet sjunkit, skulle stopp av reservstråket
utföras. Stoppet orsakade en flödesminskning till huvudkylvattenpumpen,
med stopp av denna som följd.
Övrigt
– Utbyte av mätflänsar i matarvattensystemet. Under föregående driftsäsong misstänktes att anläggningens
matarvattenflöde visade felaktiga
värden. Mätflänsarna inspekterades
vid det årets revision utan att man
kunde upptäcka några större avvikelser från specifikationen för flänsen.
Under årets revision byttes de två
mätflänsarna ut mot nykonstruerade
med större noggrannhet.
27 november: Efter utförd service
och säkringsbyte på en härdnödkylpump provstartades pumpen. I samband med starten uppstod en ljusbåge i
säkringsfacket, utlösning av dieselsäkrad
skena och brandlarm. Beslut togs att gå
ned till kall avställd reaktor på grund
av att underliggande säkerhetsskenor
matades från batterier. Undersökningar
visade att säkringen hade fabrikationsfel.
Felet bestod i skador på säkringstrådens
fästskruvar. Säkringen skickades till tillverkaren för ytterligare undersökningar.
Efter utbyte och sanering av säkringsfacket, spänningssattes den dieselsäkrade
skenan. Forsmark 1 återstartades den 29
november.
– Översyn av tre av de fyra reservkraftsdieslarna samt genomgripande
service, så kallad 10-årsservice, på den
fjärde.
20 december: Nedgång till 50 % effekt
och avställning av det ena turbinaggregatet för reparation av ett läckande
rör i mellanöverhettarsystemet.
– Inspektion av prallskydd, ett slags silar
som sprider vattnet när det pumpas
in i turbinens mellanöverhettare.
9
Energitillgänglighet och utnyttjande
UNDER ÅRET
– Nedreglering av kraftbalansskäl resulterade
i ett produktionsbortfall på 2 GWh, vilket
motsvarar cirka 2 fulleffekttimmar.
– Coastdown-drift förekom inte under året.
SNABBSTOPP
Inga snabbstopp från effektdrift förekom under
året.
Produktionsbortfall
Snabbstopp
Kollektivdos
I revisionens slutskede, före uppstart, genomsöks
anläggningen med bombhund.
Forsmark 1 togs i kommersiell drift 1980. Reaktorn är
en kokvattenreaktor (BWR) tillverkad av ASEA Atom (idag
Westinghouse Electric Sweden AB) och av samma utförande
som Forsmark 2. Den termiska effekten är 2 928 MW och den
elektriska nettoeffekten är 987 MW.
Reaktorinneslutningen är dimensionerad för tryck upp till
0,46 MPa och är fylld med kvävgas. Till inneslutningen hör ett
system för filtrerad tryckavlastning, vilket kopplas in i händelse av
en reaktorolycka.
Reaktorhärden består av 676 bränsleelement. Cirka 20 %
av bränslet byts ut årligen. Reaktoreffekten regleras med
hjälp av 161 styrstavar och vattenkylflödet från åtta interna
huvudcirkulationspumpar.
Turbinanläggningen består av två separata turbinsträngar. Varje
sträng består av en dubbel axialhögtrycksturbin och tre dubbla
axiella lågtrycksturbiner. Till varje turbinsträng är en vattenkyld
synkrongenerator kopplad via en gemensam axel.
Elkraftsystemen är uppdelade i fyra separata delsystem. När
reaktorn är avställd svarar det yttre kraftnätet för kraftförsörjningen
via 400 och 70 kV-linjer. Som reserv finns intern hjälpkraft från fyra
dieselgeneratorer.
10
FORSMARK 2
HÄNDELSER AV BETYDELSE FÖR SÄKERHET OCH TILLGÄNGLIGHET
Dygnsmedeleffekt (%)
Nettoproduktion
Energitillgänglighet
Energiutnyttjande
120
100
7,5 TWh
85,7 %
85,3 %
80
60
40
20
0
jan
feb
mar
apr
maj
jun
3–21 februari: Nedgång till kall avställd
reaktor för kontroll av gummitätningen i
reaktorinneslutningens mellanbjälklag.
Analys av provbitar visade att gummitätningen inte hade åldrats lika snabbt
som på Forsmark 1 – elasticiteten låg
inom gränsvärdet. Där provbitar tagits ut
kompletterades med nya gummibitar.
1 mars: På grund av en felande transmitter i spärr- och läckageångsystemet
till turbin TA22 läckte ånga ut externt
och orsakade brandlarm. TA22 stoppades
via manuellt utlöst turbinsnabbstängning, TS, vilket medförde att ångläckaget
upphörde. TS ger också delsnabbstopp.
Efter utbyte av den trasiga transmittern
återstartades TA22 och reaktoreffekten
ökades till full effekt, 108 %.
9 mars: Ett kortfel i processregleringen
till turbin TA21 felfungerade, varför
kortet byttes. I samband härmed påverkades ett antal närliggande kort, vilket
bl a medförde ett externt läckage i spärrångsystemet till turbinen. Störningen
medförde hög nivå i ett dränagekärl
till mellanöverhettaren, vilket orsakade
automatiskt stopp av turbinen.
19 april: Stopp av en huvudcirkulationspump på grund av att stoppknappen felaktigt trycktes in vid kvittering av
ett larm via bildskärm. Reaktoreffekten
minskade till 102 %.
jul
aug
sep
okt
nov
5 maj: Nedgång till 80 % reaktoreffekt – Utbyte av mätflänsar i matarvattensystemet. Under föregående driftför periodiskt skalventilprov.
säsong misstänktes att anläggningens
15 maj: Nedstyrning och delsnabbstopp
matarvattenflöde visade felaktiga
löste ut på grund av kortvarig sänkning
värden. Mätflänsarna inspekterades
av trycket i ett av turbinernas utlösningsvid det årets revision utan att man
oljesystem. Tidigare under dagen hade
upptäckte några större avvikelser från
kontrollrummet fått larm om ett fel i
specifikationen. Under årets revision
turbinskyddssystemet. Felet lokaliserabyttes mätflänsarna, två till antalet,
des till ett spänningslöst modem. Efter
ut mot nykonstruerade med större
åtgärd spänningssattes systemdelen, vilket
noggrannhet.
ledde till en kortvarig sänkning av trycket
i turbinens hydrauliska utlösningssystem. – Ökad kylkapacitet i generatorns
kylsystem på turbin 21.
Tryckvakter hann uppfatta trycksänkningen och utlösa effektreduktion via – Ökad kylkapacitet i turbinernas
snabb nedstyrning av huvudcirkulationskomponentkylsystem.
pumparna, så kallad A5-nedstyrning. Förhållandet mellan den termiska effekten Övrigt
och huvudcirkulationsflödet medförde – Stor översyn av reservkraftsdieslarna.
därefter delsnabbstopp.
20 juni: På grund av ett ångläckage som
härleddes till en ventil i matarvattensystemet, beslutades att gå ner till kall
avställd reaktor för byte av packning i
den läckande ventilen.
25 juli: Nedgång till 80 % reaktoreffekt
för åtgärd av regleringen till en ventil i
matarvattnets förvärmning.
Revisionsavställning 5–24 augusti
Avställningen planerades till 19 dygn.
Förutom bränslebyte och provningar var
följande stora arbeten inplanerade:
Reaktordelen
– Byte av tolv drivdon.
Demontage av reaktorinneslutningens
kupol.
dec
Bränslebassäng.
Tillkommande arbeten
Strax före uppstart av anläggningen
– Översyn av en av reaktorns huvud- erhölls information om att Ringhals 3
hade problem med sin nya stator.
cirkulationspumpar.
Initialt var man osäker på vari proble– Montering av balkar i reaktorinne- met bestod, varför det beslutades att
slutningen för att förbereda utbytet man skulle avvakta med uppstarten av
av skalventiler under revision 2009. turbin 22 på Forsmark 2 tills Ringhals
kunde ge besked. I stället utfördes start
Turbindelen
av anläggningen endast med turbin 21.
– Översyn av en huvudkylvattenpump. Det visade sig finnas kvarglömda verktyg
– Utbyte av generatorstatorn för turbin 21. i statorn vid Ringhals 3. Forsmark 2:s
11
Energitillgänglighet och utnyttjande
nya stator kontrollerades utan att något avvikande hittades. Vid provningar under uppstart
uppstod problem med två ventiler. Problemet
visade sig vara att en ventil i reaktorns system
för tryckavsäkring inte stängde som förväntat,
liksom en ventil i systemet för härdnödkylning.
Denna ventil löste elektriskt vid provkörning.
Beslut togs om att gå till kall avställd reaktor
för åtgärd av ventilerna.
Revisionstiden blev drygt 21 dygn.
Produktionsbortfall
Kollektivdosen under revisionen blev
0,34 manSv, vilket överensstämde med den
planerade dosen.
1–3 september: Under uppgång med anläggningen utfördes omfattande provningar av
turbin 21:s nya stator.
4 september: Vid jordfelssökning efter åtgärd
i snabbstoppssystemet slogs två brytare ifrån i
fel ordning. Jordfelssökning går till så att man
ansluter en extern matning till matade objekt.
Därefter kan man slå ifrån brytaren för att
kontrollera om jordfelet försvinner. Försvinner
larmet har man hittat jordfelet. Vid detta tillfälle slogs en annan brytare än den som var
matad via reservmatningen ifrån, vilket
orsakade nedstyrning och delsnabbstopp.
Snabbstopp
24 november: Nedgång till 80 % reaktoreffekt
för periodiskt skalventilprov.
13 december: Nedgång till kall avställd reaktor
för åtgärd av en trasig styrventil till en huvudventil i reaktorns tryckavsäkringssystem.
UNDER ÅRET
– Ingen nedreglering av kraftbalansskäl förekom under året.
–
Coastdown-drift förekom inte under året.
SNABBSTOPP
Inga snabbstopp från effektdrift förekom under
året.
Forsmark 2 togs i kommersiell drift 1981. Reaktorn är
en kokvattenreaktor (BWR) tillverkad av ASEA Atom (idag
Westinghouse Electric Sweden AB) och av samma utförande som
Forsmark 1. Den termiska effekten är 2 928 MW och den elektriska nettoeffekten är 1 000 MW.
Reaktorinneslutningen är dimensionerad för tryck upp till
0,46 MPa och är fylld med kvävgas. Till inneslutningen hör ett
system för filtrerad tryckavlastning, vilket kopplas in i händelse av
en reaktorolycka.
Reaktorhärden består av 676 bränsleelement. Cirka 20 %
av bränslet byts ut årligen. Reaktoreffekten regleras med
hjälp av 161 styrstavar och vattenkylflödet från åtta interna
huvudcirkulationspumpar.
Turbinanläggningen består av två separata turbinsträngar. Varje
sträng består av en dubbel axialhögtrycksturbin och tre dubbla
axiella lågtrycksturbiner. Till varje turbinsträng är en vattenkyld
synkrongenerator kopplad via en gemensam axel.
Elkraftsystemen är uppdelade i fyra separata delsystem. När
reaktorn är avställd svarar det yttre kraftnätet för kraftförsörjningen
via 400 och 70 kV-linjer. Som reserv finns intern hjälpkraft från fyra
dieselgeneratorer.
Kollektivdos
12
FORSMARK 3
HÄNDELSER AV BETYDELSE FÖR SÄKERHET OCH TILLGÄNGLIGHET
Dygnsmedeleffekt (%)
Nettoproduktion
Energitillgänglighet
Energiutnyttjande
Coastdown
120
100
9,0 TWh
88,2 %
87,7 %
80
60
40
20
0
jan
feb
mar
apr
maj
jun
24 mars: Vid ett planerat ventilprov
inträffade ett fel på en ventil i turbinens
mellanöverhettare. Felet orsakade en viss
produktionsförlust månaden ut.
3 april: Effektreduktion för åtgärdande
av ovanstående problem.
7 maj: Coastdown-driften började.
Revisionsavställning 20 maj–25 juni
Avställningen planerades till 36 dygn.
Förutom bränslebyte och provningar var
följande stora arbeten inplanerade:
Reaktordelen
– Översyn av tre skalventiler i huvudångledningarna.
– Översyn av fyra ventiler i reaktorns
tryckavsäkringssystem.
– Inspektion av åtta styrstavar.
jul
aug
sep
okt
nov
dec
– Införande av nytt effektövervakningssystem.
– Installation av en diversifierad
vattenkälla för kylning av reaktorn.
I en extrem haverisituation kan
vattnet i kondensationsbassängen,
som är den ordinarie ”källan” för de
säkerhetssystem som ska kyla reaktorhärden, bli så varmt att kylning inte
längre är möjlig. Den nya vattenkällan
finns i de två lagringstankarna i distributionssystemet för upparbetat (rengjort för återanvändning) totalavsaltat
vatten som finns placerade på gården utanför reaktorbyggnaden. I och
med installationen kan man koppla
en krets av hjälpmatarvattensystemet
till en av dessa två tankar och har
därmed möjlighet att kyla reaktorn
med kallt vatten.
– Byte av rotor och stator på fem av
reaktorns åtta huvudcirkulationspumpar.
Turbindelen
– Översyn av en av turbinens sex
huvudkylvattenpumpar.
– Utbyte av randtuber, de tuber som
befinner sig i de yttre skikten av tubpaketen i huvudkondensorn.
– Utbyte av alla fyra högtrycksförvärmarna. Under drift utgör högtrycksförvärmarna de två sista värmningsstegen för matarvattnet innan det når
reaktortanken.
– Utbyte av samtliga tuber i de två mellanöverhettarna.
– Garantiinspektion utfördes på en av
de tre lågtrycksturbinerna, installerad
2004, varvid några mindre erosionsskador upptäcktes och åtgärdades.
Överhettad ånga mot LT-turbiner
Recirkulerande ånga
– Demontage av sex så kallade ögonlock
i nivåmätsystemet.
Injektor 4 st
Primär ånga in 421
Tryckutjämning
Tubsatser 4 st
Sekundärånga
Överhettad ånga
Färskånga
Vy sedd ovanifrån
Avgasning
Ånga
TX2
Vatten
Kondensat
Sekundär ånga in
Två av fyra tubpaket till en mellanöverhettare.
Tubpaketens placering.
13
Energitillgänglighet och utnyttjande
Övrigt
– Tömning av två av anläggningens kylvattenkanaler för rengöring och underhåll. Underhållet består av reparation, vid behov, och
montage av zinkanoder för att minska risken
för korrosion i betongens armering.
– Service på två av de fyra dieseldrivna reservkraftsaggregaten. En av dem genomgick en
hel motorrenovering med nya kolvringar,
cylinderfoder och vevstakslager, vilket motsvarar en ”40 000-timmarsservice”
Produktionsbortfall
– Översyn av huvudtransformatorn med byte
av oljepumpar och rening av oljan.
Tillkommande arbeten
Några fel i det nya effektmätsystemet upptäcktes och åtgärdades i slutet av revisionen. Under
uppstarten av anläggningen konstaterades ångläckage i reaktorinneslutningen med följd att
man gick ner till kall avställd reaktor för åtgärd
av läckaget. Detta medförde cirka fyra dygns
förlängning av avställningen.
Snabbstopp
Revisionstiden blev cirka 40 dygn.
Kollektivdosen under revisionen blev 0,69 manSv,
vilket underskred den planerade dosen, 0,82 manSv.
28 september: Effektreduktion för prov av skalventiler.
UNDER ÅRET
– Ingen nedreglering av kraftbalansskäl förekom under året.
– Coastdown-driften medförde att en möjlig
produktionsvolym på 14,3 GWh inte har
utnyttjats av bränsleekonomiska skäl, vilket
motsvarar cirka 12 fulleffekttimmar.
SNABBSTOPP
Inga snabbstopp från effektdrift förekom under
året.
Forsmark 3 togs i kommersiell drift 1985. Reaktorn är
en kokvattenreaktor (BWR) tillverkad av ASEA Atom (idag
Westinghouse Electric Sweden AB) och av samma utförande som
Oskarshamn 3. Den termiska effekten är 3 300 MW och den elektriska nettoeffekten är 1 170 MW.
Reaktorinneslutningen är dimensionerad för tryck upp till
0,6 MPa och är fylld med kvävgas. Till inneslutningen hör ett system
för filtrerad tryckavlastning, vilket kopplas in i händelse av en
reaktorolycka.
Reaktorhärden består av 700 bränsleelement. Cirka 20 %
av bränslet byts ut årligen. Reaktoreffekten regleras med
hjälp av 169 styrstavar och vattenkylflödet från åtta interna
huvudcirkulationspumpar.
Turbinanläggningen består av en dubbel axialhögtrycksturbin och
tre dubbla axiella lågtrycksturbiner. Turbinen är via en gemensam
axel kopplad till en synkrongenerator med vattenkyld stator och
vätgaskyld rotor.
Elkraftsystemen är uppdelade i fyra separata delsystem. När
reaktorn är avställd svarar det yttre kraftnätet för kraftförsörjningen
via 400 och 70 kV-linjer. Som reserv finns intern hjälpkraft från fyra
dieselgeneratorer.
Kollektivdos
14
OSKARSHAMN 1
HÄNDELSER AV BETYDELSE FÖR SÄKERHET OCH TILLGÄNGLIGHET
Dygnsmedeleffekt (%)
Nettoproduktion
Energitillgänglighet
Energiutnyttjande
120
100
2,6 TWh
64,1 %
63,2 %
80
60
40
20
0
jan
feb
mar
apr
maj
jun
1 januari: Då året inleddes var stationen
fortfarande avställd för de arbeten som föranleddes av de förhållanden som uppdagades i samband med händelsen i Forsmark 1
den 25 juli 2006, det vill säga kortslutning
i 400 kV-ställverket. Den 20 januari kunde
anläggningen fasas in mot det svenska stamnätet.
21 januari: Effektreduktion till varm avställd
reaktor och stopp av turbinen för balansering.
25 februari: Oplanerat kortstopp för felsökning och åtgärder av läckage i reaktorinneslutningen. Sex läckande dränageventiler pluggades. Flänsen till locksprinklingen täthetsprovades då läckage misstänktes. Läckage noterades, varför flänsen
slipades och täthetsprovades efter åtgärd.
8 mars: En felvisning i mätningen av reaktorns huvudcirkulationsflöde, HC-flödet,
konstaterades. Detta medförde att utlösningsvillkoren för snabbstoppsfunktionen
inte var konservativa. Anläggningen stoppades för kalibreringar i huvudcirkulationssystemet.
27 mars: Effektreduktion för felsökning i
turbinens oljesystem.
18 april: Anläggningen stoppades för åtgärder på en skalventil i sprinklingssystemet
för reaktorinneslutningen. Ventilen konstaterades vara icke driftklar. Vid periodisk
provning stängde inte ventilen helt.Ventilen
åtgärdades och de övriga tre ventilerna med
samma funktion kontrollerades.
28 maj: Snabbstopp löste ut på grund av
ett fel i ett kretskort i anläggningens styrsystem.
14 juli: Effektreduktion för ventilprov.
30 juli: Anläggningen stoppades på grund
av oljeläckage som visade sig bero på ett
lagerhaveri på generatorns matare. Då
reparationen av lager och axel var omfattande kunde inte anläggningen återstarta
förrän den 21 augusti.
jul
aug
sep
okt
nov
dec
20 augusti: Under återstart uppstod rökutveckling vid matarlagret. Turbinsnabbstängning och vakuumsläckning utlöstes
manuellt, vilket är ett villkor som ger automatiskt snabbstopp.
Revisionsavställning 30 september–
14 december
Revisionen skulle, enligt planeringen, vara
avslutad den 2 november. Huvudorsaken till
den förlängda revisionstiden var det läckage
i ett anslutningsrör mot ett drivdonshus
som upptäcktes under revisionen och som
krävde omfattande åtgärder. Vid återstart
(12 december) erhölls snabbstopp på grund
av översvämning i turbininneslutningen.
Förutom bränslebytet var följande stora
arbeten inplanerade:
Reaktordelen
– Montage av ny bjälklagstätning, gräns
mellan inneslutningens primär- och
sekundärutrymme.
–
Urladdning av hela härden.
–
Byte av omformare till huvudcirkulationspumparna.
–
Montage av vibrationsdämpare i rörsystemet till hjälpkondensorn.
Turbindelen
– Byte av radialturbinen.
–
Åtgärder på turbinlager.
–
Byte av rotor i östra generatorn.
Övrigt
– Byte av aktivitetsövervakningssystemet
i skorstenen.
Revisionstiden blev 71 dygn. Oskarshamn 1
fasades in mot det svenska stamnätet efter
genomförd provning den 14 december.
Kollektivdosen under revisionen blev
1,16 manSv.
UNDER ÅRET
– Ingen nedreglering av kraftbalansskäl
förekom under året.
– Coastdown-drift förekom inte under
året.
SNABBSTOPP
20 januari: Under uppstarten efter
avställningen utlöste snabbstopp vid låg
effekt under provning av ångledningarnas
skalventiler. Den yttre skalventilen hade
stängts i den ena ångledningen, vilket i
sig helt riktigt gav dumpförbud. När den
inre ventilen i samma ledning beordrades
stängd, löste skyddssystemet ut turbinsnabbstängning. Som en följd av detta löste
reaktorsnabbstopp ut efter några sekunder.
När ventilerna stängs föranleder detta att
villkor i turbinskyddet löser ut. Detta ska
dock endast ske i en kanal av tre. När två
av tre kanaler har utlösta villkor ska turbinsnabbstängning vara ett faktum. Här har
förmodligen ett osignalerat fel funnits då
provet startades. Man har inte lyckats finna
orsaken.
28 maj: Snabbstopp utlöste på grund av
fel i ett kretskort och olämpligt utformad
logik i anläggningens nya styrsystem. Störningen inleddes med obefogad stängning av
en skalventil i resteffektkylsystemet, vilket
föranledde att pumparna i resteffektkylsystemet och snabbstoppssystemet stoppade. Detta i sin tur resulterade i låg vattennivå i fler än två snabbstoppstankar, vilket
är ett villkor för att skruvstoppskedjan ska
lösa ut. Följden blir att styrstavarna manövreras in med hjälp av de elektriska drivutrustningarna. Om reaktoreffekten är över
30 % då detta sker, löser snabbstopp ut
automatiskt.
Den obefogade stängningen av skalventilen
berodde på ett felaktigt kretskort. Detta
i kombination med en logik som inte var
korrekt uppbyggd resulterade i snabbstopp.
Logiken byggdes om under revisionen.
15
Energitillgänglighet och utnyttjande
20 augusti: Under återstart efter avslutade arbeten på generatorns mataraxel, och
vid upprullning av turbinen till driftvarvtal, uppstod rökutveckling vid matarlagret.
Turbinsnabbstängning utlöstes manuellt,
liksom vakuumsläckning, för att bromsa
turbinen så snabbt som möjligt. Det vill säga,
man släpper in luft i turbinkondensorn för
att höja trycket och på så vis åstadkomma
mera motstånd mot turbinens rotation.
Högt tryck i kondensorn tillsammans med
utlöst turbinsnabbstängning är ett villkor
som ger automatiskt snabbstopp. Orsaken
till rökutvecklingen vid matarlagret var att
ett verktyg inte blivit demonterat efter de
åtgärder man just genomfört.
12 december: Tidigt under uppstart
efter revisionen vid förberedelser i turbinen
överfylldes en tank i vakuumsystemet på
grund av en felaktig nivåreglering. Vatten
strömmade från tanken via ett bräddavlopp
ut till en golvbrunn som är bestyckad med
nivåmätning. Vid för hög nivå i golvbrunnen
löser en isolerkedja ut som i sin tur löser ut
snabbstopp. Reaktoreffekten var vid tillfället
endast ett par procent.
Produktionsbortfall
Snabbstopp
Vid samtliga fyra snabbstopp erhölls alla
förväntade säkerhetsfunktioner.
Kollektivdos
Oskarshamn 1 togs i kommersiell drift 1972. Reaktorn är
en kokvattenreaktor (BWR) tillverkad av ASEA Atom (idag
Westinghouse Electric Sweden AB). Den termiska effekten är
1 375 MW och den elektriska nettoeffekten är 467 MW.
Reaktorinneslutningen är dimensionerad för tryck upp till
0,45 MPa och är fylld med kvävgas. Till inneslutningen hör ett
system för filtrerad tryckavlastning, vilket kopplas in i händelse av
en reaktorolycka.
Reaktorhärden består av 448 bränsleelement. Cirka 20 %
av bränslet byts ut årligen. Reaktoreffekten regleras med
hjälp av 112 styrstavar och vattenkylflödet från fyra externa
huvudcirkulationspumpar.
Turbinanläggningen består av en radialhögtrycksturbin med två
motroterande axlar. På varje axel finns en enkel och två dubbla axiella
lågtrycksturbiner. På varje turbinaxel finns en synkrongenerator
med vattenkyld stator och vätgaskyld rotor.
Elkraftsystemen är uppdelade i två separata delsystem. När
reaktorn är avställd svarar det yttre kraftnätet för kraftförsörjningen
via 130 kV-linjer. Som reserv finns intern hjälpkraft från fyra
dieselgeneratorer och två gasturbinaggregat. Gasturbinaggregaten
är gemensamma med Oskarshamn 2.
16
OSKARSHAMN 2
HÄNDELSER AV BETYDELSE FÖR SÄKERHET OCH TILLGÄNGLIGHET
Dygnsmedeleffekt (%)
Nettoproduktion
Energitillgänglighet
Energiutnyttjande
120
100
4,0 TWh
77,7 %
76,3 %
80
60
40
20
0
jan
feb
mar
apr
maj
jun
13 januari: Effektreduktion för provning
av skalventiler i ång- och matarvattenledningarna.
14 april: Effektreduktion för provning
av skalventiler i ång- och matarvattenledningarna samt av reaktorns säkerhetsoch avblåsningsventiler.
12 maj: Effektreduktion för åtgärd
av läckage på en dränageledning för
turbinsystem.
Revisionsavställning 22 juli–29 september
2007 års revisionsavställning vid
Oskarshamn 2 präglades till stora delar
av ombyggnationen i turbinens el- och
kontrollutrustning, det så kallade Turbicprojektet. Projektet är en del i den omfattande modernisering av Oskarshamn 2
som väntas vara klar 2012.
Under de månader som revisionen
pågick utfördes också stora arbeten
i anläggningens matarvattensystem.
Anläggningen skulle ha fasat redan den
13 september, men revisionen förlängdes.
jul
aug
sep
okt
nov
dec
Förskjutningen berodde till stora delar på
de stora arbetena i matarvattensystemet
och montaget av den nya kontrollutrustningen för turbinen.
Förutom bränslebyte och provningar var
följande stora arbeten inplanerade:
Reaktordelen
– I matarvattensystemet byttes rör,
T-stycke och ventiler. Dessutom
installerades nya partikelfilter, så
kallade cyklonfilter, och rörbrottsventiler.
– I huvudångsystemet byttes ventilinsatser samt en yttre och två inre
skalventiler.
– Arbeten i huvudcirkulationssystemet
innefattade bland annat demontage
av samtliga pumpar, dekontaminering
av två kretsar, provning av samtliga
smidesringar, åtgärd av svetsskarv samt
provning av stutsar i två kretsar.
– Målning och blästring i reaktorinneslutningens kondensationsbassäng.
Turbindelen
– År 2007 var det första av tre år
som gick i förändringens tecken på
Oskarshamn 2. Moderniseringen av
anläggningen inleddes med utbyte av
turbinens kontrollutrustning, inom
projekt Turbic. Den största och mest
påfallande skillnaden blev märkbar
i kontrollrummet, där turbindelen
har ändrat utseende. Hela turbinens
el- och kontrollutrustning, turbinens
processregulatorer med tillhörande
operatörsgränssnitt samt ställverksdelar som är kopplade till turbinen,
byttes under denna revision.
– Restpunkter från 2006 genomfördes
och generator och huvudtransformator
byttes i det så kallade Kraftprojektet.
– Endast små turbinarbeten utfördes i
en så kallad ”liten turbinrevision”.
Övrigt
– Stor översyn och service av ett av nöddieselaggregaten.
Revisionstiden blev 70 dygn.
Kollektivdosen under revisionen blev
1,92 manSv, vilket var mer än planerat.
Anledningen var till största delen att revisionen förlängdes med drygt 16 dygn.
25 oktober: Lastfrånslagsprov genomfördes från full effekt utan anmärkning
klockan 09:22. Vid 14:20 löstes manuellt
snabbstopp efter att ett flertal brandlarm
erhållits från turbinanläggningen. Brandlarmen berodde på oljedimma, inte brand.
Samtliga säkerhetsfunktioner fungerade
som avsett vid snabbstoppet.
2 november: Lokal mindre brand uppstod
i turbinanläggningen, varpå delsnabbstopp utlöste. Då branden kunde släckas
snabbt fattades beslut om nedgång till
varm avställd reaktor.
Efter att branden släckts upptäcktes olje-
Genomgång före arbete i reaktorinneslutningen.
17
Energitillgänglighet och utnyttjande
läckage vid två av turbinens lager och vid
turbinsträngens reglerkåpa. Oljeläckagen
uppstod till följd av att ett filter i oljans
returledning mot huvudoljetanken blivit
igensatt av smuts. Anläggningen var åter
i drift den 5 november.
22 december: Effektreduktion för provning av skalventiler i ång- och matarvattenledningarna.
UNDER ÅRET
Produktionsbortfall
– Ingen nedreglering av kraftbalansskäl
förekom.
– Coastdown-drift förekom inte under
året.
SNABBSTOPP
Under 2007 inträffade tre snabbstopp:
28 september: Det första inträffade
under effektuppgången efter revisionen
då kylvattenflödet till huvudcirkulationspumparna uteblev och snabbstoppet
löstes ut manuellt.
Snabbstopp
1 oktober: Det andra snabbstoppet
löste ut automatiskt under provperioden
efter revisionen. Tröghet i matarvattenregleringen orsakade låg vattennivå i
reaktorn.
25 oktober: Det tredje stoppet
berodde på att oljedimma/-rök i turbinanläggningen löste ut ett stort antal av
de branddetektorer som finns i den delen
av anläggningen. Snabbstoppet utlöstes
manuellt i samband med det inplanerade
lastfrånslagsprovet.
Oskarshamn 2 togs i kommersiell drift 1975. Reaktorn är
en kokvattenreaktor (BWR) tillverkad av ASEA Atom (idag
Westinghouse Electric Sweden AB) och av samma utförande
som Barsebäck 2. Den termiska effekten är 1 800 MW och den
elektriska nettoeffekten är 598 MW.
Reaktorinneslutningen är dimensionerad för tryck upp till
0,5 MPa och är fylld med kvävgas.Till inneslutningen hör ett system
för filtrerad tryckavlastning, vilket kopplas in i händelse av en
reaktorolycka.
Reaktorhärden består av 444 bränsleelement. Cirka 20 %
av bränslet byts ut årligen. Reaktoreffekten regleras med
hjälp av 109 styrstavar och vattenkylflödet från fyra externa
huvudcirkulationspumpar.
Turbinanläggningen består av en dubbel axialhögtrycksturbin
och tre dubbla axiella lågtrycksturbiner. Turbinen är via en
gemensam axel kopplad till en synkrongenerator med vattenkyld
stator och vätgaskyld rotor.
Elkraftsystemen är uppdelade i två separata delsystem. När
reaktorn är avställd svarar det yttre kraftnätet för kraftförsörjningen
via 400 och 130 kV-linjer. Som reserv finns intern hjälpkraft från två
dieselgeneratorer och två gasturbinaggregat. Gasturbinaggregaten
är gemensamma med Oskarshamn 1.
Kollektivdos
18
OSKARSHAMN 3
HÄNDELSER AV BETYDELSE FÖR SÄKERHET OCH TILLGÄNGLIGHET
Dygnsmedeleffekt (%)
Nettoproduktion
Energitillgänglighet
Energiutnyttjande
Coastdown
120
100
8,8 TWh
89,5 %
87,8 %
80
60
40
20
0
jan
feb
mar
apr
maj
jun
3 mars: Effektreduktion för provning av skalventiler i ång- och matarvattenledningarna.
30 mars: Avställning påbörjades inför
kortstopp för byte av skadat bränsle.
Under nedgången utfördes prov av skalventiler i ång- och matarvattensystemen.
Återstart påbörjades den 5 april, fasning
mot stamnätet gjordes den 6 april och
full effekt uppnåddes den 9 april.
19 maj: Coastdown-driften började.
Revisionsavställning 24 juni–7 juli
Avställningen planerades till 14 dygn.
Förutom bränslebyte, som denna gång
omfattade 160 färska bränsleelement,
och provningar, var följande större åtgärder inplanerade:
Reaktordelen
– Byte av två sonder i systemet för neutronflödesmätning.
– Byte av två sonder i det diversifierade
nivåmätsystemet, BCCM.
– Inför effekthöjningen, som ska införas
under revisionen 2008, byggs ytterligare kylsystem för att förstärka resteffektkylning under avställning. I år
utfördes håltagning i en kylvattenkanal
för anslutning av havsvattendelen i de
nya kylsystemen.
jul
aug
sep
okt
nov
dec
– Byte av en av reaktorns huvudcirkulationspumpar.
– Installation av ny spänningsmatning till
manöverkretsarna för pumparna i kylvattensystemet för avställd reaktor.
– Kompletterande mätningar i reaktortanken och på interna delar inför de
utbyten som kommer att utföras inom
effekthöjningsprojektet under nästa års
revision.
– Byte av en avblåsningsventil i säkerhets- och avblåsningssystemet.
– Uttagen (stutsarna) till reaktorns nivåmätsystem har varit till ungefär hälften
täckta på insidan av reaktortankväggen.
Dessa så kallade ögonlock, som var avsedda att förbättra nivåmätningen, har i
stället visat sig ha störande inverkan. De
två sista ”ögonlocken” togs bort i år.
Turbindelen
– Liten turbininspektion och service på
lager och ventiler.
– Inspektion av generatorrotorn.
– Service på brytare och transformatorer.
Övrigt
– Inspektion av kylvattenkanaler.
– Utbyte av vissa rör i brandvattensystem.
I rensverket renas det inkommande kylvattnet från havet.
Revisionstiden blev som planerad,
14 dygn.
Kollektivdosen under revisionen blev
0,27 manSv, vilket är i stort sett samma
nivå som tidigare år, trots de senare årens
bränsleskador.
8 juli: Återstarten efter revisionsavställningen avbröts. Effektnedgång
till kall avställd reaktor för att åtgärda
externläckage från en inre skalventil i
resteffektkylsystemets lågtryckskrets.
Anläggningen fasade åter in mot det
svenska stamnätet på morgonen den
11 juli.
30 augusti: En yttre skalventil i en ångledning stängde plötsligt på grund av
en kortslutning i sin styrventil. Detta
orsakade en tryckhöjning i reaktorn som
gjorde att säkerhetssystemet utlöste en
snabb nedstyrning av effekten med hjälp
av huvudcirkulationspumparna och ett
delsnabbstopp. Reaktoreffekten hamnade på 44 %. Felsökningen avslöjade
ett isolationsfel. Beslut togs att gå upp
till 70 % effekt och planera för ett kortstopp nästa dag för att byta den felaktiga
styrventilen. Anläggningen fasades åter in
på kvällen den 31 augusti.
14 september: Den 10 september konstaterades den hittills lilla bränsleskada
som man känt till under en tid, ha utvecklats till en nivå som krävde åtgärder. Anläggningen stoppades därför den
14 september. Under läcksökning av härden upptäcktes ett skadat bränsleelement
som byttes. Anläggningen fasades åter
till stamnätet den 23 september och full
effekt uppnåddes den 29 september.
22 december: Ett obefogat automatiskt
skifte av fläktar i kylsystemet för generatorns magnetiseringsutrustning, tillsammans med ett kärvande spjäll i samma
system, resulterade i att flödet i kylsystemet blev för lågt. Detta fick till följd
att generatorbrytaren och fältbrytaren
löste ut.
19
Energitillgänglighet och utnyttjande
Ingen elproduktion gick ut på nätet och
turbinen gick ner på tomgångsdrift. Reaktoreffekten reducerades med hjälp av snabb
nedstyrning av huvudcirkulationspumparna
och delsnabbstopp. Efter kontroll av fläktar
och spjäll, då inga fel upptäcktes, återstartades anläggningen. Under uppgången provades skalventilerna i ång- och matarvattenledningar.
Vid felsökning några dagar senare hittades
orsaken till fläktskiftet. Ett larm om låg
tryckskillnad över fläktarna kom och försvann med mycket korta signaler. Orsaken till
detta beteende var en glappkontakt i larmets
elutrustning.
Produktionsbortfall
UNDER ÅRET
– Ingen nedreglering av kraftbalansskäl
förekom under året.
Snabbstopp
– Coastdown-driften medförde att en
möjlig produktionsvolym på 67,5 GWh
inte utnyttjades av bränsleekonomiska
skäl, vilket motsvarar två dygn och åtta
timmar vid full effekt.
SNABBSTOPP
23 september: Under uppgång efter
kortstopp för byte av skadat bränsle, vid
65 % effekt, utlöstes automatiskt snabbstopp
medan man provade dumpventilerna. Dessa
ventiler används när man måste ”dumpa”
ånga förbi turbinen, direkt till kondensorn.
Alla säkerhetsfunktioner fungerade utan
anmärkning. Efter felsökning, där orsaken
inte säkert kunde bestämmas, återstartades
anläggningen och fasades åter in mot stamnätet den 25 september. Efter återstarten
fastställdes orsaken till snabbstoppet. Det
var inget fel i anläggningen. Orsaken var att
den överordnade turbinautomatiken inte
hade intagit stabilt läge innan provningen av
dumpventilerna påbörjades.
Oskarshamn 3 togs i kommersiell drift 1985. Reaktorn är
en kokvattenreaktor (BWR) tillverkad av ASEA Atom (idag
Westinghouse Electric Sweden AB) och av samma utförande som
Forsmark 3. Den termiska effekten är 3 300 MW och den elektriska
nettoeffekten är 1 150 MW.
Reaktorinneslutningen är dimensionerad för tryck upp till
0,6 MPa och är fylld med kvävgas.Till inneslutningen hör ett system
för filtrerad tryckavlastning, vilket kopplas in i händelse av en
reaktorolycka.
Reaktorhärden består av 700 bränsleelement. Cirka 20 %
av bränslet byts ut årligen. Reaktoreffekten regleras med
hjälp av 169 styrstavar och vattenkylflödet från åtta interna
huvudcirkulationspumpar.
Turbinanläggningen består av en dubbel axialhögtrycksturbin
och tre dubbla axiella lågtrycksturbiner. Turbinen är via en
gemensam axel kopplad till en synkrongenerator med vattenkyld
stator och vätgaskyld rotor.
Elkraftsystemen är uppdelade i fyra separata delsystem. När
reaktorn är avställd svarar det yttre kraftnätet för kraftförsörjningen
via 400 och 130 kV-linjer. Som reserv finns intern hjälpkraft från
fyra dieselgeneratorer.
Kollektivdos
20
RINGHALS 1
HÄNDELSER AV BETYDELSE FÖR SÄKERHET OCH TILLGÄNGLIGHET
Dygnsmedeleffekt (%)
Nettoproduktion
Energitillgänglighet
Energiutnyttjande
120
100
6,0 TWh
81,1 %
80,8 %
80
60
40
20
0
jan
feb
mar
apr
maj
jun
14 januari: Stormen Per krävde effektreduktion med 250 MW på grund av
mycket kraftig saltbeläggning i 400 kVställverket. Reduktionen gjordes för att
öka chansen att klara en eventuell övergång till husturbindrift vid förlust av yttre
nät.
20 januari: Kraftbalansreglering på grund
av begränsningar i stamnätet.
22 januari: Kraftbalansreglering på grund
av begränsningar i stamnätet.
23 januari: Snabbstängning av en turbin och partiellt snabbstopp på grund
av en felfungerande reglerventil. Ventilen åtgärdades, varefter turbinen återstartades.
29 januari: Nedgång till kall avställd
reaktor för felsökning och åtgärd av flödesvariationer i ett kylsystem för säkerhetsrelaterade komponenter. Orsaken visade
sig vara att delar från ett trasigt gummimembran i en backventil lossnat och
cirkulerade i systemet.
18 mars: Effektreduktion på en turbin
för att åtgärda ett läckage i turbinens
smörjoljesystem.
20 april: Efter genomförandet av ett väl
förberett provprogram kunde Ringhals 1
höja reaktoreffekten från 2 500 till
2 540 MW.
jul
aug
sep
okt
nov
dec
27 juni: Effektreduktion till cirka 80 %
för kontroll av ett ångläckage från en avtappningsledning i turbinanläggningen.
16 augusti: En snabbstängningsventil i en
ångledning till den ena turbinen stängde
obefogat. Effekten reducerades till cirka
97 %.
Revisionsavställning 31 augusti–26 oktober.
Revisionen planerades omfatta 35 dygn.
Förutom bränslebytet var följande
arbeten inplanerade:
Reaktordelen
– Återkommande kontroll av reaktortank, moderatortank och reaktortankens anslutningar för matarvatten
och ånga.
– Demontage av foder till reaktortankens
flänsförband för kontroll och åtgärder
inför montage av rör för tanklockskylsystemet.
– Tömning av reaktorinneslutningens
kondensationsbassäng samt läcksökning och åtgärder på bassängens
bottenplåt.
12 maj: Effektreduktion för prov av ångledningarnas skalventiler.
– Inom det så kallade RPS-projektet,
modernisering av reaktorskyddssystemet, genomfördes förberedande åtgärder med bland annat montage av
en ny genomföring till kondensationsbassängen i reaktorinneslutningen.
16 juni: Effektreduktion i samband med
Svenska Kraftnäts arbeten i Horred.
– Ombyggnad av ett antal ventiler i
reaktorns tryckavsäkringssystem.
17 juni: En turbin löste ut på signal från
generatorns skyddsutrustning. Det var
dock inget verkligt fel på generatorn, utan
signalen orsakades av ett avbrott i en
kabel till en strömtransformator för en
av faserna.
– Service av ett antal av styrstavarnas
drivutrustningar.
23 juni: Effektreduktion i samband med
Svenska Kraftnäts arbeten i Horred.
– Byte av reläer i reaktorskyddssystemet.
– Täthetsprovning av reaktorinneslutningen.
Turbindelen
– Renovering och utbyte av rörledningar
i saltvattensystemet, stationens viktigaste kylsystem.
– Lyft av alla tre lågtrycksturbinerna i
det ena turbinaggregatet för åtgärder
på tätningar.
– Inspektion av skovlar på båda turbinaggregatens lågtrycksrotorer.
– Byte av utrustning i mät- och reglerkretsar på turbinen.
– Modifiering av musselfilter i havskylvattenintaget.
– Byte av kylare i turbinernas oljesystem.
Övrigt
– Byte av utrustning i startställverket,
stationens inmatningsväg från det
lokala 130 kV-nätet.
– Ett flertal mindre ändringsarbeten.
Revisionstiden blev 43,5 dygn.
Kollektivdosen under revisionen blev
1,19 manSv, vilket är avsevärt lägre än
budgeterade 1,8 manSv.
28 november: Effektreduktion på grund
av arbete på kraftledning.
13 december: Turbinsnabbstängning utlöst på en turbin på grund av ett utlöst
elektriskt skydd på generatorns matningsutrustning. Partiellt reaktorsnabbstopp
utlöstes manuellt enligt instruktion.
Orsaken till det utlösta skyddet på
mataren var att en kabelanslutning hade
lossnat på grund av stora vibrationer på
generatorlager. Generatorn balanserades
och togs i drift efterföljande dag.
21
Energitillgänglighet och utnyttjande
UNDER ÅRET
– Nedreglering av kraftbalansskäl resulterade i
ett produktionsbortfall på 17,7 GWh, vilket
motsvarar något mindre än ett fulleffektdygn.
– Coastdown-drift förekom inte under året.
SNABBSTOPP
29 januari: Manuellt snabbstopp löstes
under nedgången på grund av problem med
matarvattenregleringen. En kärvande ventil
skapade variationer i tryck och nivå i en matarvattenförvärmare. På grund av detta blev förvärmaren förbikopplad, vilket i sin tur orsakar
kallare matarvatten. Operatören löste manuell
turbinsnabbstängning och därefter manuellt
reaktorsnabbstopp enligt gällande instruktioner.
14 oktober: Under uppstart efter revisionsavställningen, vid cirka 20 % reaktoreffekt,
uppstod tveksamheter beträffande effektmätsystemets, neutronflödesmätningen, tillförlitlighet. Operatörerna ansåg att visningen var felaktig och löste ut reaktorsnabbstopp manuellt.
Produktionsbortfall
35,1
Snabbstopp
Systemet var helt nytt, installerat under revisionen, och visst kalibreringsarbete hade inte
utförts korrekt.
17 oktober: Vid nytt försök att starta anläggningen efter revisionen uppstod åter problem med neutronflödesmätningen. Samtidigt
som systemet visade korrekta värden larmade
alla fyra mätkanalerna att de var ”ur drift”.
Operatörerna reagerade återigen konservativt
och löste ut manuellt reaktorsnabbstopp.
Ringhals 1 togs i kommersiell drift 1976. Reaktorn är en
kokvattenreaktor (BWR) tillverkad av ASEA Atom (idag
Westinghouse Electric Sweden AB). Den termiska effekten är
2 540 MW och den elektriska nettoeffekten är 850 MW.
Reaktorinneslutningen är dimensionerad för tryck upp till
0,5 MPa och är fylld med kvävgas.Till inneslutningen hör ett system
för filtrerad tryckavlastning, vilket kopplas in i händelse av en
reaktorolycka.
Reaktorhärden består av 648 bränsleelement. Cirka 20 %
av bränslet byts ut årligen. Reaktoreffekten regleras med
hjälp av 157 styrstavar och vattenkylflödet från sex externa
huvudcirkulationspumpar.
Turbinanläggningen består av två separata turbinsträngar. Varje
sträng består av en enkel axialhögtrycksturbin och tre dubbla axiella
lågtrycksturbiner. Till varje turbinsträng är en synkrongenerator,
med vattenkyld stator och vätgaskyld rotor, kopplad via en
gemensam axel.
Elkraftsystemen är uppdelade i fyra separata delsystem. När
reaktorn är avställd svarar det yttre kraftnätet för kraftförsörjningen
via 400 och 130 kV-linjer. Som reserv finns intern hjälpkraft från
fyra dieselgeneratorer.
Kollektivdos
22
RINGHALS 2
HÄNDELSER AV BETYDELSE FÖR SÄKERHET OCH TILLGÄNGLIGHET
Dygnsmedeleffekt (%)
Nettoproduktion
Energitillgänglighet
Energiutnyttjande
120
100
6,4 TWh
85,0 %
84,7 %
80
60
40
20
0
jan
feb
mar
apr
maj
jun
jul
aug
sep
okt
nov
dec
14 januari: Stormen Per medförde
effektreduktion med 250 MW på
grund av mycket kraftig saltbeläggning i
400 kV-ställverket. Reduktionen gjordes
för att öka möjligheten att klara en eventuell husturbindrift.
Förutom bränslebyte och provningar var
följande stora arbeten inplanerade:
20 och 22 januari: Effektreduktion på
grund av överföringsproblem i ”västkustsnittet”.
– Installation av 24 passiva autokatalytiska vätgasrekombinatorer i reaktorinneslutningen.
16 februari: Nedgång till kall avställning
för åtgärd av externt läckage från rör
före rotventil i temperaturmätkrets 2 i
reaktorkylsystemet. Läckaget berodde
på termisk utmattning.
– Byte av motor och tätningspaket på
reaktorkylpump 1.
11 mars: Reaktorsnabbstopp på grund av
att snabbstopp löste på båda turbinerna
samtidigt som reaktoreffekten var högre
än 10 %.
4 maj: Snabbstopp av turbin 22. Orsaken
var ett jordfel i generatorn, mellan statorlindning och statorplåt. Jordfelet orsakades av ett metallspån som bakats in i
isoleringen vid tillverkning av generatorn.
18 maj: I samband med uppstart efter
händelsen den 4 maj snabbstoppade
turbin 22 på hög nivå i ett dränagekärl
när en dränagepump startades.
18 juli: Effektreduktion på turbin 22 med
anledning av begränsad matarvattenkapacitet. Blocket låg kvar på 75 %
reaktoreffekt fram till nedgång inför
revision.
27 juli: Revisionsstart.
Revisionsavställning 27 juli–27 augusti
Avställningen planerades till 22 dygn och
20 timmar.
Revisionslängden planerades efter två
större arbeten, byte av ett 6 kV-ställverk
samt avställning inför åtgärder i ställverket i Horred. Årets revision var kort.
Tomtanksperioden planerades till endast
fyra dygn, vilket är den kortaste tiden
någonsin för Ringhals 2.
Reaktordelen
– Installation av fjärde nivåmätkanalen
på samtliga tre ånggeneratorer.
– Byte av pumpaxel på laddningspump 2.
Turbindelen
– Översyn av turbin 21.
Övrigt
– Byte av 6 kV-ställverk.
– Rensning och inspektion av huvudkylvattenkanalen.
– Reparation av lyftriggen för reaktortankens interndelar.
– Integral täthetsprovning av reaktorinneslutningen.
– Provning av tillfällig bränslebassängskylning inför Ringhals 2:s modernisering.
Tillkommande arbeten
– Problem med greppning av bränslepatroner vid bränslehantering
– Vid urladdning av härden för bränslebyte greppade inte gripen ett antal
bränslepatroner. Tre till fyra bränslepatroner förorsakade långa stopp i
urladdningen, några ytterligare uppvisade mindre problem som dock
kunde hanteras. Gripen byttes till en
modifierad version med ett visst ökat
spel som ger större tolerans för hantering av patroner med en något sned
topplatta.
Tillkommande arbete på backventiler
– Vid provning av PIV (Pressure
Isolation Valve) konstaterades att
backventilerna från ackumulatorerna
samt en backventil på laddningspump
2:s trycksida hade internt läckage
utanför acceptanskriteriet.
Temporärt tanklock
– I syfte att skapa mer tid då reaktorkylsystemet var dränerat till 2/3 loop
beslutades att det temporära tanklocket skulle lyftas in och monteras
så snart urladdningen var klar. Det
temporära tanklocket monterades,
med fullgod funktion som följd,
vilket innebar att man kunde undvika
en cirka fyra dygns revisionsförlängning.
Industrivatten till ånggeneratorerna
– Under uppstartsskedet tillfördes
oavsiktligt icke avsaltat och avgasat
vatten till ånggeneratorerna. Effektivaste sättet att återställa vattenkvalitén var att kyla ner anläggningen
till kall avställning och dränera/återfylla respektive ånggenerator. Anledningen till händelsen var bristande
kommunikations- och instruktionshantering.
Revisionstiden blev 31 dygn och 8 timmar, vilket innebar en förlängning med
8 dygn och 12 timmar jämfört med den
planerade tiden.
Kollektivdosen under revisionen blev
0,36 manSv, vilket ska jämföras med
budgeterade 0,43 manSv.
27 augusti: Revisionen avslutades.
14 oktober: Turbin 22 från nät för ombalansering av turbinsträngen och åtgärder på magnetiseringsutrustningen för
generator 22. Turbinsnabbstopp erhölls i
samband med urdrifttagningen.
23
Energitillgänglighet och utnyttjande
28 oktober: Kraftbalansreglering med 190 MW
på grund av överföringsproblem i ”västkustsnittet”.
21 november: Nedgång till varm avställning för
åtgärd av oljeläckage från smörjoljesystemet för
laddningspump 3.
27 november: Kraftbalansreglering på grund av
problem med kraftlinjen ”Horred–Söderåsen”.
3 december: Turbin 21 avställdes för reparation av läckande vattenföringsdon i generatorns
kylvattensystem. Vattenföringsdonet leder kylvatten till generatorns rotor.
Produktionsbortfall
9 december: Snabbstopp av turbin 21 på grund
av utebliven pumpstart i generatorns finvattensystem vid månatligt skifte av pumpar.
10 december: Nedgång till varm beredskap för
åtgärd av förhöjda vibrationsnivåer på reaktorkylpump 1.
Snabbstopp
Övrigt: Ett antal mindre effektreduktioner på
10–12 MW erhölls under året på grund av åtgärder på dränagepumpar och dubbelpumpar.
UNDER ÅRET
– Nedreglering av kraftbalansskäl resulterade i
ett produktionsbortfall på 17,9 GWh, vilket
motsvarar cirka 20,5 fulleffekttimmar.
– Ingen coastdown-drift förekom under året.
SNABBSTOPP
11 mars: Reaktorsnabbstopp beroende på
snabbstopp på båda turbinerna och reaktoreffekt över 10 %. Den inledande händelsen var
en felfungerande tryckvakt i turbin 21. Följden blev att samtliga kondensat- och matarvattenpumpar stoppade. Turbin 22 snabbstoppade strax därefter på högt tryck i mellanöverhettaren till följd av snabbstoppet av turbin 21.
Blocket var åter på 100 % reaktoreffekt sent på
kvällen samma dag.
Ringhals 2 togs i kommersiell drift 1975. Reaktorn är en
tryckvattenreaktor (PWR) tillverkad av Westinghouse. Den
termiska effekten är 2 652 MW och den elektriska nettoeffekten
är 870 MW.
Reaktorinneslutningen är dimensionerad för tryck upp
till 0,5 MPa. Till inneslutningen hör ett system för filtrerad
tryckavlastning, vilket kopplas in i händelse av en reaktorolycka.
Reaktorhärden består av 157 bränsleelement. Cirka 20 % av
bränslet byts ut årligen. Reaktoreffekten regleras med
hjälp av 48 styrstavar och genom förändring av borhalten i
reaktorkylvattnet.
Turbinanläggningen består av två separata turbinsträngar. Varje
sträng består av en dubbel axialhögtrycksturbin och tre dubbla
axiella lågtrycksturbiner. Till varje turbinsträng är en vattenkyld
synkrongenerator kopplad via en gemensam axel.
Elkraftsystemen är uppdelade i fyra separata delsystem. När
reaktorn är avställd svarar det yttre kraftnätet för kraftförsörjningen
via 400 och 130 kV-linjer. Som reserv finns intern hjälpkraft från
fyra dieselgeneratorer.
Kollektivdos
24
RINGHALS 3
HÄNDELSER AV BETYDELSE FÖR SÄKERHET OCH TILLGÄNGLIGHET
Dygnsmedeleffekt (%)
Nettoproduktion
Energitillgänglighet
Energiutnyttjande
120
100
80
6,0 TWh
66,7 %
66,0 %
60
40
20
0
jan
feb
mar
apr
maj
jun
11 januari: Stopp av kylvattenpump
på turbin 32 för pluggning av läckande
kondensortub.
14 januari: Stormen Per medförde
effektreduktion på grund av mycket
kraftig saltbeläggning i 400 kV-ställverket.
Reduktionen gjordes för att öka chansen
att klara en eventuell husturbindrift.
20 januari: Effektreduktion på grund
av fel på 400 kV-ledningen vid Breared,
vilket påverkar ”västkustsnittet”.
30 januari: I samband med prov fattades
misstankar om att matarvattenflödena
inte visades med korrekta värden och att
detta påverkade reaktorskydden på ett
icke konservativt sätt. Blocket gick ned
till varm avställning och var åter i drift
den 3 februari med konservativt inställda
reaktorskydd samt effektreduktion för
att säkerställa att blocket inte överskred
tillståndsgiven effektnivå.
27 februari: Lastfrånslagsprov på turbin 31.
18 maj: Revisionsstart.
Revisionsavställning 18 maj–2 augusti
Avställningen planerades till 25 dygn.
Ursprunglig planering inför revisionen
2007 innebar förutom uppgradering på
turbinsidan en effektökning från 108 %
till 113,5 %. Beslut togs dock under våren
att effektökningen till 113,5 % skulle
genomföras först efter revisionen 2008.
Det projekt som vid starten av revisionen
styrde tidsomfattningen på revisionen var
utbyte av komponentkylvärmeväxlare på
A- respektive B-sida, högtemperaturdel.
Arbetet gick bra och efter cirka halva
revisionstiden var projektet inte längre
tidsstyrande.
jul
aug
sep
okt
nov
dec
Det som kom att styra revisionslängden var det mycket omfattande arbetet
på turbinsidan med utbyte av mellanöverhettare, högtrycksturbin, högtrycksventiler och generatorstator på respektive
turbin. Dessutom tillkom omfattande
rörarbeten samt installation av en ny lågtrycksförvärmare.
Ett nytt koncept med användande av ett
temporärt reaktortanklock prövades på
Ringhals 3 för första gången. Locket kan
användas till alla tre PWR-blocken och
detta gjordes också vid blockens revisioner
2007, med lyckat resultat.
Förutom bränslebyte och provningar var
följande stora arbeten inplanerade:
Reaktordelen
– Utbyte av komponentkylvärmeväxlare på A- respektive B-sida, högtemperaturdel.
– Installation av passiva autokatalytiska
vätgasrekombinatorer i reaktorinneslutningen.
Övrigt
– Utbyte av 220 V AEG lik- och växelriktare, A-sida.
– Rensning och inspektion av huvudoch hjälpkylvattenkanal.
Revisionstiden blev 76 dygn och
12 timmar, en förlängning med 51 dygn
och 12 timmar jämfört med planerad
tid. Förseningen berodde på att de omfattande turbinarbetena tog längre tid
än beräknat.
Kollektivdosen under revisionen blev
0,27 manSv, vilket ska jämföras med
budgeterade 0,30 manSv.
2 augusti: Revisionen avslutades.
20 augusti: Kortslutning i generator 32
gav utlöst differentialskydd och snabbstopp av turbin 32. Orsaken till kortslutningen var ett kvarglömt föremål i
statorn. Oklart dock hur det hade hamnat
där. Blocket tappade 50 % av produktionsförmågan.
– Byte av motor för reaktorkylpump 3.
22 augusti: Nedgång för inspektion av
generator 31 med avseende på skadorna
på generator 32. Driftledningen behövde
få fram orsaken till haveriet på generator
32 innan fortsatt drift av generator 31
kunde tillåtas.
Turbindelen
– Byte av högtrycksturbiner och högtrycksventiler.
5 september: Effektreduktion på grund
av inläckage av saltvatten i kondensor
för turbin 31.
– Byte av mellanöverhettare.
26 september: Nedstyrningsprov till
45 % på turbin 31 (GREAT-prov).
– Åtgärder för byte av bränslebassängkylare.
– Införande av nytt ångbrottsskydd.
– Installation av nya lågtrycksförvärmare.
– Byte av generatorstatorer.
– Omfattande rörarbeten samt montage
av rörstöd och dämpare.
27 september: Lastfrånslagsprov på
turbin 31 (GREAT-prov).
25
Energitillgänglighet och utnyttjande
1 oktober: Snabbstopp av turbin 31 på grund av
vakuumförsämring vid återtagande av hjälpångskondensat.
1 oktober: Effektreduktion på grund av åtgärdande av tubläckage i kondensor för turbin 31.
8 november: Turbin 32 kopplades från nät för
åtgärdande av ångläckage på överströmningsrör
från högtrycksturbinen. Skador fanns på alla
fyra rören.
11 november: Kraftbalansreglering på grund av
överföringsproblem i ”västkustsnittet”.
Produktionsbortfall
25,5
Övrigt: Andra transienter under året har varit
en följd av tester genomförda efter GREATprojektets anläggningsändringar, fullflödestester
på hjälpmatarvattensystemet, normala effektregleringar samt uppstarter och nedkörningar
av anläggningen.
UNDER ÅRET
Snabbstopp
– Nedreglering av kraftbalansskäl resulterade i
ett produktionsbortfall på 11,2 GWh, vilket
motsvarar cirka 11,6 fulleffekttimmar.
– Ingen coastdown-drift förekom under året.
SNABBSTOPP
Inga reaktorsnabbstopp från effektdrift förekom
under året.
Kollektivdos
Ringhals 3 togs i kommersiell drift 1981. Reaktorn är en
tryckvattenreaktor (PWR) tillverkad av Westinghouse och av
samma utförande som Ringhals 4. Den termiska effekten är
2 992 MW och den elektriska nettoeffekten är 920 MW.
Reaktorinneslutningen är dimensionerad för tryck upp
till 0,4 MPa. Till inneslutningen hör ett system för filtrerad
tryckavlastning, vilket kopplas in i händelse av en reaktorolycka.
Reaktorhärden består av 157 bränsleelement. Cirka 20 % av
bränslet byts ut årligen. Reaktoreffekten regleras med
hjälp av 48 styrstavar och genom förändring av borhalten i
reaktorkylvattnet.
Turbinanläggningen består av två separata turbinsträngar. Varje
sträng består av en dubbel axialhögtrycksturbin och tre dubbla
axiella lågtrycksturbiner. Till varje turbinsträng är en vattenkyld
synkrongenerator kopplad via en gemensam axel.
Elkraftsystemen är uppdelade i fyra separata delsystem. När
reaktorn är avställd svarar det yttre kraftnätet för kraftförsörjningen
via 400 och 130 kV-linjer. Som reserv finns intern hjälpkraft från
fyra dieselgeneratorer.
26
RINGHALS 4
HÄNDELSER AV BETYDELSE FÖR SÄKERHET OCH TILLGÄNGLIGHET
Dygnsmedeleffekt (%)
120
Nettoproduktion
Energitillgänglighet
Energiutnyttjande
Coastdown
100
7,2 TWh
90,8 %
90,6 %
80
60
40
20
0
jan
feb
mar
apr
maj
jun
jul
aug
sep
okt
nov
dec
9 februari: Turbin 42 från nät för åtgärd
av erosionsskadade dränagerör i mellanöverhettningssystemet (upptäckt med
”on-stream”-röntgen). Nya rördelar svetsades in som ersättning för de skadade
rören. Stoppet utnyttjades även för att
åtgärda övriga planerade ”stoppjobb”.
Ett nytt koncept med användande av ett
temporärt reaktortanklock prövades på
Ringhals 4 för första gången med lyckat
resultat.
16 juli: Automatiskt reaktorsnabbstopp
vid reaktoreffekten 3 % i samband med
kapacitetsprov av hjälpmatarvattensystemet.
Förutom bränslebyte och provningar
genomfördes följande stora arbeten:
17 juli: Revisionen avslutad.
12 och 14 juni: Avlastning av turbin 41
på grund av larm för hög fuktighet med
stigande trend i generator 41. Hög fuktighet berodde på ett kylvattenläckage i
rotorns uttagsrör vid en isolerad genomföring. Svetsreparation av läckagestället
genomfördes.
Reaktordelen
– Installation av passiva autokatalytiska
vätgasrekombinatorer i reaktorinneslutningen.
19 juni: Coastdown-driften började.
21 juni: Revisionsstart.
Revisionsavställning 21 juni–17 juli
Tillgängligheten under driftsäsongen
2006–2007 var 97,0 % och nettoproduktionen blev 6,1 TWh.
Avställningen planerades till 22 dygn och
22 timmar.
Utbyte av lågtrycksturbinerna genomfördes under revisionen. Planerat utbyte av
regler- och snabbstängningsventiler till
högtrycksturbinerna utgick på grund av
att det förberedande beräkningsarbetet
med ångledningarna blev senarelagt.
Revisionen förflöt enligt avställningstidsplanen ända fram till uppstarten. I
samband med värmning upptäcktes en
internt läckande ventil (sprayventil till
tryckhållaren), vilket förhindrade fortsatt
uppgång. För åtgärd krävdes nedkylning
till kall avställning. Denna, tillsammans
med ytterligare händelser inklusive ett
reaktorsnabbstopp, försenade fasningstidpunkten med cirka 80 timmar.
– Ventilkompletteringar i reaktorinneslutningens skalventilsbestyckning.
– Intern inspektion av reaktorkylpump 3.
– Nytt inställningsvärde för larmet ”Högt
neutronflöde vid avställd reaktor”.
– Årlig inspektion av ånggeneratorerna
inklusive ”sleeving” av ett antal tuber i
ånggenerator 1.
Turbindelen
– Byte av båda lågtrycksturbinerna
(rotorer och innerhus) som en del i
uppgraderingen av Ringhals 4.
Övrigt
– Utbyte av 220 V AEG lik- och växelriktare, A-sida.
Tillkommande arbeten
– Reparation av ett drivdonshus på reaktortanklocket.
Revisionstiden blev 26 dygn och 7 timmar, en förlängning med 3 dygn och
9 timmar jämfört med den planerade
tiden.
Kollektivdosen under revisionen blev
0,39 manSv, vilket ska jämföras med
budgeterade 0,48 manSv.
21 juli: Förlust av 400 kV yttre nät och
övergång till ”husturbindrift”. Orsaken
till husturbindriften var ett felställt
linjeskydd (ägare Svenska Kraftnät, SvK)
på 400 kV-linjen till Horred.
22 juli: Återigen förlust av 400 kV yttre
nät och övergång till ”husturbindrift”.
Orsaken till denna husturbindrift var
densamma som den 21 juli, dvs ett felställt linjeskydd på 400 kV-linjen till
Horred. Åter vid full effekt 25 juli efter
kontroll av SvK:s linjeskydd.
26 juli: Avlastning av turbin 42 på grund
av larm för hög fuktighet med stigande
trend i generator 42. Den höga fuktigheten berodde på ett kylvattenläckage i
rotorns uttagsrör vid en isolerad genomföring. Svetsreparation av läckagestället
genomfördes.
28 juli: Återigen avlastning av turbin 42
på grund av larm för hög fuktighet med
stigande trend i generator 42. Den höga
fuktigheten berodde på ett kylvattenläckage i rotorns uttagsrör vid en isolerad
genomföring – samma genomföring som
var aktuell den 26 juli. Svetsreparation av
läckagestället genomfördes.
15 oktober: Avlastning av turbin 41 på
grund av hög fuktighet i generator 41.
Den höga fuktigheten berodde på externt
kylvattenläckage i en packning. Vid uppstart efter åtgärd av läckaget inföll diverse
idrifttagningsproblem, såsom internt
matarvattenläckage från turbinerna, felsökning på generator 41:s fältbrytare samt
problem med kondensorregleringen.
27
Energitillgänglighet och utnyttjande
24 oktober: Turbin 41 från nät för svetsreparation av ett externt läckage som upptäcktes på
ett dränagerör i mellanöverhettningssystemet
(godsförtunning). Stopptiden utnyttjades även
för att åtgärda diverse ”stoppjobb” på turbin
41.
26 november: Förlust av 400 kV yttre nät
och övergång till ”husturbindrift”. Orsaken
var mänskligt felhandlande vid felsökning på
samlingsskeneskyddet för FL 67 i ställverket
vid Ringhals. Tätningshaveri inträffade på båda
turbinernas lågtrycksdränagepumpar vid denna
husturbindrift.
Produktionsbortfall
UNDER ÅRET
– Ingen nedreglering av kraftbalansskäl förekom
under året.
– Coastdown-driften medförde att en möjlig
produktionsvolym på 0,86 GWh inte utnyttjades av bränsleekonomiska skäl, vilket
motsvarar cirka 0,9 fulleffekttimmar.
Snabbstopp
SNABBSTOPP
16 juli: Ett reaktorsnabbstopp inträffade
vid uppstart i samband med kapacitetsprov av
hjälpmatarvattensystemet. Under kapacitetsprovet stängdes hjälpmatarvattnet till ånggenerator 1 enligt instruktion. Extremt låg nivå
erhölls i ånggeneratorn eftersom inget huvudmatarvatten från turbinerna var etablerat till
ånggeneratorerna. Detta förhållande utlöste
automatiskt reaktorsnabbstopp vid cirka 3 %
reaktoreffekt.
Ringhals 4 togs i kommersiell drift 1983. Reaktorn är en
tryckvattenreaktor (PWR) tillverkad av Westinghouse och av
samma utförande som Ringhals 3. Den termiska effekten är
2 775 MW och den elektriska nettoeffekten är 915 MW.
Reaktorinneslutningen är dimensionerad för tryck upp
till 0,4 MPa. Till inneslutningen hör ett system för filtrerad
tryckavlastning, vilket kopplas in i händelse av en reaktorolycka.
Reaktorhärden består av 157 bränsleelement. Cirka 20 %
av bränslet byts ut årligen. Reaktoreffekten regleras med
hjälp av 48 styrstavar och genom förändring av borhalten i
reaktorkylvattnet.
Turbinanläggningen består av två separata turbinsträngar. Varje
sträng består av en dubbel axialhögtrycksturbin och tre dubbla
axiella lågtrycksturbiner. Till varje turbinsträng är en vattenkyld
synkrongenerator kopplad via en gemensam axel.
Elkraftsystemen är uppdelade i fyra separata delsystem. När
reaktorn är avställd svarar det yttre kraftnätet för kraftförsörjningen
via 400 och 130 kV-linjer. Som reserv finns intern hjälpkraft från
fyra dieselgeneratorer.
Kollektivdos
28
SÄRSKILD RAPPORTERING
Bränsleskador
När någon påstår att ett kärnbränsle är
skadat eller att bränslet läcker, låter det
ofta oerhört dramatiskt. Sanningen är
dock, precis som i alla andra sammanhang, mångfacetterad. KSU gör nu en
djupdykning i ett svårt ämne, den så
kallade bränsleskadeproblematiken.
Hur uppstår en bränsleskada?
Det finns en rad orsaker till att bränsleskador uppstår. Det kan exempelvis bero
på så kallad PCI, Pellet Clad Interaction,
en typ av bränsleskada som kan uppstå
vid för snabb effekthöjning. Det stora
problemet i dag är den så kallade debrisskadan – en skada som uppstår på grund
av skräpnötning. Kortfattat innebär skräpnötningsskador att små föremål, kanske
spånor från svarvning eller en tråd från
en stålborste, letar sig upp längs bränslestaven, fastnar och börjar nöta mot
bränslekapslingen på grund av de rörelser som det strömmande vattnet orsakar
på föremålet. Händer detta är risken stor
att kapslingen får ett litet hål, varvid en
bränsleskada uppstår.
Vad är en bränsleskada?
En bränsleskada kan ha två skeden, primärskadan och sekundärskadan. Den
primära skadan karaktäriseras av att ett
litet hål, kanske inte större än ett knappnålshuvud, i bränslekapslingen gör att
de fissionsgaser som finns inne i staven
läcker ut i härden. Samtidigt tränger
Primärskada som visade sig vara ett
nötningsmärke.
T
IN
IN
T
T
IN
IN
IN
IN
T
IN, 2001
IN, 2001
T, 2005
IN, 2005
IN, 2005
IN, 2005
IN, 2005
IN, 2005
T, 2006
T, 2007
T, 2007
T, 2007
T, 2008
T, 2008
T, 2008
vatten in i bränslestaven och en ännu
större mängd fissionsgaser skapas. Den
sekundära skadan innebär att vattnet som
trängt in i staven försvagar kapslingen så
kraftigt att den spricker upp (dock inte
alls i samma läge som den primära skadan
– se illustration). När detta sker blottas
urankutsar, och små mängder uran börjar
läcka ut i reaktorvattnet.
Hur upptäcks bränsleskador?
När en primärskada uppstår syns
fissionsgaserna i olika mätpositioner.
Den främsta indikeringen på en uppkommen primärskada är att olika isotoper
av ädelgaserna xenon och krypton syns
i avgasmätningen (t ex i offgasflödet
från turbinkondensorn eller i skorstensmoniteringen). Mängden ädelgas visar
om skadan håller på att förvärras, om den
är oförändrad eller om det helt plötsligt
skulle kunna uppstå fler skador. Sekundärskadan konstateras egentligen först när
man upptäcker uran i reaktorvattnet. Det
finns dock vissa andra indicier som kan
avslöja en sekundärskada, exempelvis hur
mängden av neptunium förändras.
RA -01
Nov -01
RA -05
RA -05
Okt -05
Okt -05
Dec -05
Dec -05
RA -06
April -07
April -07
Okt -07
Feb -08
Feb -08
Feb -08
Integrerat skräpfilter
Integrerat skräpfilter
TripleWave
Integrerat skräpfilter
Integrerat skräpfilter
Integrerat skräpfilter
Integrerat skräpfilter
Integrerat skräpfilter
TripleWave
TripleWave
TripleWave
TripleWave
TripleWave
TripleWave
TripleWave
Debris
Debris
Debris
Debris
Debris
Debris
Debris
Debris
Debris
Debris
Debris
Debris
ej inspekterat
ej inspekterat
ej inspekterat
IN
T
T
T
IN
TripleWave - Filter i en bränslepatron där vattnet
tvingas byta riktning några gånger vid sin passage
genom filtret.
Debris - Skräp/främmande föremål
Integrerat skräpfilter - Filter placerat i inloppet till
bränslepatronen.
Bilden visar de positioner i härden där bränsleskadorna har uppstått.
29
Vad är då det stora problemet?
Det finns många olika problem i samband med en bränsleskada. Ett är att
föreskrifterna säger att man alltid ska kunna
detektera om en bränsleskada har uppstått. Det kan dock vara svårt om det
redan finns en skada. Om skadorna dessutom är många, blir det allt svårare att
upptäcka dem eftersom”bakgrundsbruset”
blir kraftigare och kraftigare. Till råga
på allt ökar strålningen i anläggningen
då de radioaktiva partiklarna förs runt
med processvattnet (avser BWR, inte
lika besvärligt i PWR, där ångkretsarna är separerade från reaktorn).
Kutstemperatur i mitten:
cirka 1500 grader
Bränsleknippe
med spridare
Bränslestav
Kapslingstemperatur:
286 grader
Kuts
Kuts och kapsling
Kapsling
Lilla ordlistan om bränsle
Kuts - innehåller uran och utgör bränslet i
kärnkraftverken.
Bränslestav
Kapsling - stavens ytterhöjle. I kapslingen
finns urankutsar.
Stav - den enskilda staven i ett knippe.
Spridare
Spridare - det finns sex till åtta stycken
spridare i ett knippe. De har till uppgift
att hålla isär stavarna.
Knippe - det finns oftast 96 stavar i ett
knippe. Knippen sitter i boxar. Box och
knippe kallas tillsammans för patron.
Det är i patroner som bränslet plockas i
och ut ur härden.
Sekundärskadan på denna patron är ett så
kallat tvärbrott.
Till sist ska påpekas att en bränsleskada
är ett barriärbrott, eftersom kuts och
kapsling faktiskt klassas som barriärer.
Kan man förhindra uppkomsten av
skador?
Svaret är egentligen enkelt. Ja, det kan
man. Oavsett vilken anledning som
ligger till grund för skadorna, så kan de
förhindras. Handlar det om PCI-skador
får man begränsa effektökningshastigheten. Handlar det om skräpnötningsskador får man eliminera skräpet i anläggningen. OKGs anläggning Oskarshamn 3
har under senare år haft återkommande
problem med bränsleskador på grund av
skräpnötning. Eftersom OKG ställer av
vid en viss gräns frigjort uran, är bränsleskadorna en mycket kostsam historia.
Det ligger i styrelsens, företagsledningens och medarbetarens stora intresse att
komma tillrätta med problemen. Från
och med 2001 har företaget arbetat
med frågan och nu inför effekthöjningen
av Oskarshamn 3 intensifieras arbetet
ytterligare. Allt material som kommer
in i anläggningen ska renhetskontrolleras. Redan nu kontrollerar OKG större
komponenter på plats hos leverantören.
Under 2008s långa revision kommer par-
Reaktortank
Patroner- i de största reaktorerna i
Sverige sitter cirka 700 patroner per härd.
Härd - den totala mängden patroner
i en reaktor. Det är i härden som
kärnklyvningarna får vattnet att
börja koka och förångas.
Härd
tikelfångare, så kallade cyklonfilter, att
sättas in i matarvattensystemet.
OKG jobbar med att lösa problemet på
flera fronter. Allt ifrån renhet i systemen
till rent tekniska åtgärder finns med i
planeringen. Företaget arbetar aktivt
med att hitta lösningen på den stora
gåtan varför bränsleskadorna inträffar just på Oskarshamn 3 – den OKGanläggning som kanske är den renaste av
dem alla. Man undersöker om det delvis kan bero på flödeshastigheten i härden eller om det rent av är anläggningens konstruktion som är anledningen.
Förslagen är många! Något av dem kan ju
innehålla den gyllene lösningen för OKG.
KSU hoppas självfallet att inom kort
kunna ta upp ämnet: ”Bränsleskador –
det lösta mysteriet”.
OKG:s mål är zero by ten, dvs inga
bränsleskador från och med 2010
– en arbetsmetodik som härstammar från INPO, det amerikanska
Institute of Nuclear Power Operations.
Det vore något att önska för ett företag som under de senaste fyra åren har
plockat bort tio skadade patroner ur en
och samma anläggnings härd. Urladdningarna har genomförts under fem kortstopp och en revisionsavställning.
30
ELPRODUKTIONEN I SVERIGE 2007
Den svenska elproduktionen ökade
under 2007 med ungefär 3 %. Trots detta
krävdes elimport för att kunna möta
efterfrågan. Elkonsumtionen var ungefär
densamma som för 2006. Det var framförallt den goda vattentillgången som
bidrog till den ökade elproduktionen.
Totalt producerades under 2007
145 TWh, vilket kan jämföras med
139,8 TWh under 2006.
Elanvändningen var 146,3 TWh, i stort
sett samma som under 2006, och importen
1,3 TWh.
Vattenkraftsproduktionen blev 65,5 TWh,
vilket är en ökning med 7 % jämfört med
2006, medan kärnkraftsproduktionen
uppgick till 64,3 TWh – en minskning
med cirka 1 % jämfört med året innan.
För den i särklass största procentuella
ökningen svarade vindkraften. Den ökade
med hela 40 %, från 1 TWh 2006 till
1,4 TWh 2007, dvs av samma storleksordning som elimporten. Övrig värmekraft svarade för 13,8 TWh, en ökning
med cirka 4 % från 2006.
Forsmark producerade under 2007
23,4 TWh, vilket är mer än 2006
(22,3 TWh), men mindre än 2005
(25 TWh). Byte (Forsmark 1) och kontroll (Forsmark 2) av gummidukstätning
i kombination med en lång revisionsavställning vid Forsmark 3 bidrog till att
produktionen blev lägre än planerat. Fördelningen mellan de tre reaktorblocken
blev 6,5 TWh vid Forsmark 1 och 7,9
respektive 9,0 vid Forsmark 2 och Forsmark 3.
O K G p r o d u c e ra d e u n d e r 2 0 0 7
15,4 TWh el, vilket är 2 % lägre än motsvarande volym under 2006, 15,7 TWh.
Fördelningen mellan de tre reaktorblocken blev cirka 2,6 TWh för Oskarshamn 1,
4 TWh för Oskarshamn 2 och 8,8 TWh
för Oskarshamn 3.
Produktionsåret 2007 präglades för OKGs
del av fler och längre avställningar än
normalt. Förutom att året för Oskarshamn
1:s del inleddes med ett stillestånd till
följd av händelserna i Forsmark 2006,
hade anläggningen under året flera
kortstopp orsakade av driftstörningar.
Även Oskarshamn 3 tvingades till två
kortstopp – ett under våren och ett
under hösten – för att åtgärda bränsleskador. Därtill kommer att revisionsavställningarna vid såväl Oskarshamn 1
som Oskarshamn 2 förlängdes.
Vid Ringhalsverkets fyra reaktorblock
producerades under 2007 totalt 25,5 TWh
fördelade på 5,9 TWh vid Ringhals 1,
6,4 vid Ringhals 2, 6,0 vid Ringhals 3
samt 7,2 TWh vid Ringhals 4. För Ringhals 1, Ringhals 2 och Ringhals 3 bidrog
förlängda revisioner, bland annat beroende på tillkommande arbeten, till att
produktionen blev lägre än för 2006.
Endast Ringhals 4 hade en normalrevision och kunde därmed något överträffa
2006 års produktionsresultat.
31
PRODUKTIONSUPPGIFTER – DEFINITIONER
ENE
avser dRGIUTNY
en verk
T
liga pr TJANDE
odukti
onen
Nedreglering
EN
GÄN ERGIGLIG
HET
orsakas av tillgång och
efterfrågan
TILL
Coastdown
nedreglering för effektivt
bränsleutnyttjande
Planerat bortfall
PRO
POT DUKT
ENT IONS
IAL
-
för underhåll, inspektion
och provning
Oplanerat bortfall
avser störningar som minskar
produktionen
Definitionerna på tillgänglighetsbegreppen motsvarar UNIPEDEs klassificering enligt
"Statistical Terminology Employed in the Electrical Supply Industry".
Etg/En
Energitillgänglighet (UNIPEDEs definition nr 4.6.03.f).
Ed/En
Energiutnyttjande (UNIPEDEs definition nr 4.5.01).
En
Maximal producerbar energi med fastställd maximal effekt under total tid
för en viss period.
Ed
Aktuell producerad energi under en viss tidsperiod.
Etg
Maximal producerbar energi med tillgänglig maximal effekt under en viss
tidsperiod.
INTERNATIONELLA SKALAN FÖR KÄRNTEKNISKA HÄNDELSER – INES
Den internationella skalan för kärntekniska händelser har utarbetats
av IAEA för enhetlig bedömning
och information om händelser i kärntekniska anläggningar. Händelser i
svenska anläggningar rapporteras
via SKI till IAEA, medan utländska
händelser rapporteras omvänt. Nivåerna 1 till 3 betecknar händelser,
medan nivåerna 4 till 7 utgör olyckor med omgivningspåverkan.
Exempel
Tjernobylolyckan 1986 hade nivå 7.
Harrisburg 1979 hade nivå 5.
Klass
7
Stor
olycka
6
Allvarlig
olycka
5
Olycka med risk
för omgivningen
4
Olycka utan betydande risk för
omgivningen
3
Allvarlig
händelse
2
Händelse
1
Avvikelse
0
Mindre
avvikelse
Omgivningspåverkan
Anläggningspåverkan Försämrat djupförsvar
Mycket stort utsläpp.
Omfattande hälso- och
miljöpåverkan
Stort utsläpp.
Beredskapsåtgärder
troligen i full omfattning
Begränsat utsläpp.
Beredskapsåtgärder troligen
i begränsad omfattning
Allvarliga skador på
reaktorhärd och/eller
strålskyddsbarriärer
Litet utsläpp.
Allmänheten utsätts för
stråldoser under gränsvärdet
Betydande skador på
reaktorhärd och/eller livshotande doser till personal
Mycket litet utsläpp.
Allmänheten utsätts för
mycket små doser under
gränsvärde
Mycket omfattande spridning av radioaktiva ämnen
och/eller höga doser till
personal
Nära olycka.
Inga återstående
skyddsbarriärer
Betydande spridning av
radioaktiva ämnen och/
eller förhöjda doser till
personal
Händelse med betydande
avvikelser från säkerhetsförutsättningar
Avvikelse från driftvillkor
Ingen säkerhetsbetydelse
2007
Erfarenheter från driften av
de svenska kärnkraftverken
ISSN 1654-0484
Studsvik (huvudkontor)
Forsmark
Oskarshamn
Ringhals
Barsebäck
KSU, Box 1039,
SE-611 29 Nyköping
KSU
SE-742 03 Östhammar
KSU, Box 926,
SE-572 29 Oskarshamn
KSU
SE-430 22 Väröbacka
KSU, Box 524,
SE-246 25 Löddeköpinge
Tfn: +46 (0)155-26 35 00
Fax: +46 (0)155-26 30 74
Tfn: +46 (0)173-167 00
Fax: +46 (0)173-167 50
Tfn: +46 (0)491-78 13 00
Fax: +46 (0)491-78 13 59
Tfn: +46 (0)340-64 62 00
Fax: +46 (0)340-64 62 99
Tfn: +46 (0)46-72 40 00
Fax: +46 (0)46-77 57 93
E-post: info@ksu.se
www.ksu.se
Org nr: 556167-1784
VAT-nr: SE556167178401