På svenska
2009 Erfarenheter från driften av de svenska kärnkraftverken P roduktionen vid de svenska kärnkraftsanläggningarna nådde inte upp till normal omfattning under 2009. Stora moderniserings- och effekthöjningsprojekt hade nått fram till införande och detta medförde längre avställningstider än vanligt. Läs mer om dessa projekt under rubriken ”Särskild rapportering” på sidorna 28–29. Den totala produktionen från den svenska kärnkraften blev 50 TWh och utgjorde en tredjedel av eltillförseln i landet. Genomsnittet för de senaste 25 åren är 65 TWh. (1 Terawattimme = 1 000 000 000 kilowattimmar.) Totalt tillfördes och förbrukades 147 TWh elenergi i landet under 2009, vilket är 11 TWh mindre än under 2008. Största produktionskällan blev vattenkraften som stod för 65 TWh, vilket är normala siffror. Produktion och konsumtion av elenergi i Sverige illustreras på sidan 30, under rubriken ”Elproduktionen i Sverige 2009”. KSU utbildar och kompetenssäkrar drift-, underhålls- och annan personal vid de svenska kärnkraftsanläggningarna. För att lyckas med detta jobbar KSU på att utveckla sina metoder för utbildning. Ett exempel är den branschgemensamma utbildningen som poängterar likheter och grundläggande konstruktion av anläggningarna för att ge eleverna en förståelse för varför anläggningarna ser ut som de gör. Ett annat exempel är underhållsutbildningen vid det stängda kärnkraftverket i Barsebäck, där en autentisk kärnkraftsanläggning används som utbildningsmiljö. Parallellt med dessa exempel jobbar KSU på att utveckla pedagogiken och metoderna för lärande, t ex lärandet i vardagen. KSU utvecklar även metoderna för erfarenhetsåterföring genom att införa ett lärdomsbaserat synsätt och en ökad integrering i befintliga utbildningar för att bättre stödja lärandet från egna och andras anläggningar, vilket leder till en säkrare och stabilare drift. ”Erfarenheter från driften av de svenska kärnkraftverken 2009” är en pusselbit i spridandet av kunskap från driften av de svenska kärnkraftsanläggningarna. Åke Karlsson Verkställande direktör Årsrapporten Erfarenheter från driften av de svenska kärnkraftverken 2009 produceras av Enheten för erfarenhetsåterföring vid Kärnkraftsäkerhet och Utbildning AB. Den ges också ut i en engelsk version. Layout och original: Kärnkraftsäkerhet och Utbildning AB Foto: Oskarshamns Kraftgrupp AB Forsmarks Kraftgrupp AB Ringhals AB Omslagets foto: Kärnkraftsäkerhet och Utbildning AB Tryckning: Österbergs & Sörmlandstryck AB Forsmark KSU Ringhals Barsebäck 2 Oskarshamn KÄRNKRAFTSÄKERHET OCH UTBILDNING AB, KSU KSU är de svenska kärnkraftverkens centrum för utbildning och simulatorträning. En betydande del av drift- och underhållspersonalens kompetens byggs upp och underhålls genom KSUs utbildningsverksamhet, som under 2009 omfattade 3 964 kursdagar. Företaget producerar och förvaltar också läromedel för utbildningen. KSU analyserar drifterfarenheter från världens alla kärnkraftverk och informerar de svenska kärnkraftverken. KSUs analysgrupp informerar samhällets beslutsfattare och opinionsbildare om kärnkraftssäkerhet, joniserande strålning och riskjämförelser mellan olika energiformer. Företaget bildades 1972 och ägs till 25 % vardera av Barsebäck Kraft AB, Forsmarks Kraftgrupp AB, OKG AB och Ringhals AB. KSU ingår i Vattenfallkoncernen. KSU har sitt huvudkontor i Studsvik med utbildningsenheter i Barsebäck, Ringhals, Forsmark och Oskarshamn. Företaget har 275 anställda, varav cirka 110 vid utbildningsenheterna. Sedan starten har nära 1,5 miljarder kronor investerats i simulatorer och kringutrustning – de senaste åren i genomsnitt 120 miljoner kronor per år. WANO WANO (World Association of Nuclear Operators) är en internationell organisation som bildades 1989 för att öka kärnkraftens säkerhet och tillförlitlighet genom erfarenhetsutbyte inom olika områden. Antalet medlemsländer uppgår till 36, med sammanlagt cirka 440 kärnkraftverk. WANO är organiserat i fyra regioner med regionkontor i Atlanta, Moskva, Paris och Tokyo samt ett samordnande kontor i London. Sverige ingår i WANOs Parisregion. INNEHÅLL KSU................................................2 Introduktion...................................3 Historik Jämförelse mellan Sveriges reaktorer..... 4 Sveriges reaktortyper BWR (kokvattenreaktor)..................... 6 PWR (tryckvattenreaktor)................... 7 Drifterfarenheter 2009 Forsmark 1......................................... 8 Forsmark 2....................................... 10 Forsmark 3....................................... 12 Oskarshamn 1.................................. 14 Oskarshamn 2.................................. 16 Oskarshamn 3.................................. 18 Ringhals 1........................................ 20 Ringhals 2........................................ 22 Ringhals 3........................................ 24 Ringhals 4........................................ 26 Särskild rapportering..................... 28 Kärnkraftverkens effekthöjningar....... 28 Elproduktionen i Sverige 2009...... 30 Läsanvisningar Produktionsuppgifter......................... 31 INES definition................................. 31 3 Historik Jämförelse mellan sveriges reaktorer Kärnkraftverk Reaktortyp Elektrisk effekt (MWe) Termisk effekt Start kommersiell drift Netto Brutto MWt (år) Barsebäck 1* BWR 600 615 1 800 1975 Barsebäck 2** BWR 600 615 1 800 1977 Forsmark 1 BWR 978 1 016 2 928 1980 Forsmark 2 BWR 990 1 028 2 928 1981 Forsmark 3 BWR 1 170 1 212 3 300 1985 Oskarshamn 1 BWR 473 492 1 375 1972 Oskarshamn 2 BWR 590 613 1 800 1975 Oskarshamn 3 BWR 1 152 1 198 3 900 1985 Ringhals 1 BWR 859 908 2 540 1976 Ringhals 2 PWR 866 910 2 652 1975 Ringhals 3 PWR 1 051 1 086 3 135 1981 Ringhals 4 PWR 935 970 2 775 1983 * Avställd 1999 BWR = Boiling Water Reactor – Kokvattenreaktor ** Avställd 2005 PWR = Pressurized Water Reactor – Tryckvattenreaktor Energitillgänglighet % 100 PWR 90 WANOs jämförelsetal för 2009 (årsmedelvärde) 80 BWR 70 74,3 74,1 % = medelvärde 60 60,3 PWR 50 40 84,1 % = medelvärde 1999 2001 2003 2005 2007 BWR Energitillgängligheten hos de svenska kokvattenreaktorerna nådde inte upp till det internationella genomsnittet för 2009, 74,1 %. Skillnaden blev större än förra året och beror på förlängda revisioner. Det svenska värdet blev 60,3 %. Forsmark 1 och 3 lyckades bäst med 89 respektive 86 %. 4 BWR 2009 PWR Energitillgängligheten hos de svenska tryckvattenreaktorerna blev lägre än det internationella genomsnittet för 2009, 84,1 %. Sveriges värde blev 74,3 %. Ringhals 4 lyckades återigen bäst med nästan 93 %. Reaktorsnabbstopp Antal 3,0 WANOs jämförelsetal för 2009 (årsmedelvärde) 2,5 2,0 BWR 1,5 1,69 0,45 = medelvärde 1,0 0,5 0,0 BWR PWR PWR 1999 2001 2003 0,00 2005 2007 BWR De svenska kokvattenreaktorerna hade i medeltal 1,69 snabbstopp under 2009. Det är högre än förra året och det är också högre än WANOs medelvärde på 0,45. 2009 0,38 = medelvärde PWR Sveriges tre tryckvattenreaktorer upprepade under 2009, resultatet från 2008 då man inte hade några snabbstopp. WANOs medelvärde för världens tryckvattenreaktorer landade på 0,38. Anmärkning: Reaktorsnabbstoppen redovisas enligt WANOs definition, dvs att endast automatiskt utlösta snabbstopp per 7 000 timmar kritisk reaktor tas med. Kollektivdos manSievert 3,0 WANOs jämförelsetal för 2009 (årsmedelvärden) 2,5 2,0 BWR BWR 1,5 1,41 1,0 0,92 0,5 0,0 1,51 manSv = medelvärde PWR PWR 1999 2001 2003 0,73 manSv = medelvärde 2005 2007 BWR 2009 års medelvärde för kollektivdosen vid de svenska kokvattenreaktorerna blev 1,41 manSv. Det är högre än förra året, men något lägre än WANOs medelvärde på 1,51 manSv. 2009 PWR Årets medelvärde för kollektivdosen vid de svenska tryckvattenreaktorerna blev med 0,92 manSv, något högre än WANOs motsvarande värde på 0,73 manSv. 5 6 BWR = Boiling Water Reactor 1 Styrstavar Fallspalt Vatten Kondensat 4 Matarvattenpump 5 Kondensor 2 Turbin Kylvatten 4 När ångan har passerat turbinen strömmar den in i kondensorn. Där kyls ångan av cirka 20−30 m² havsvatten per sekund (beroende på hur stor anläggningens effekt är). Ångan övergår till vatten, s k kondensat. Kylvattenpump Elektroteknisk utrustning 3 Elgenerator 3 Elgeneratorn är sammankopplad med turbinen och roterar med samma varvtal. Här genereras elenergi med spänningen cirka 20 000 volt. Av den producerande energin tar anläggingen ca 3 % till egen drift. Resten förs ut på det svenska storkraftnätet via en transformator där spänningen transformeras upp till 400 000 volt. 5 Vattnet pumpas in i reaktortanken igen och kallas då matarvatten. Reaktorn tillförs här lika mycket vatten som den ånga som lämnar den, alltså 600−1 600 kg/s. Varje kärnkraftsanläggning har en turbingenerator utom R1, F1 och F2, som har två. O1 har en en turbin och två elgeneratorer. En tredjedel av den tillförda värmeenergin omvandlas till elenergi. Ångturbin med utrustning 2 Den 280 °C heta ångan, som flödar med 600−1 600 kg/s (beroende på reaktorstorlek), når turbinanläggningen. Ånga 6 Huvudcirkulationspumparna blandar matarvatten och vatten som skiljts av från ångan och cirkulerar det förbi bränslet. Vattnet tas från fallspalten (utrymmet alldeles innanför reaktortankens vägg) och pumpas in i tankens nedre del. Vid full effekt pumpas 7 000−11 000 kg vatten genom härden per sekund. (I de yngsta reaktorerna, F1, F2, F3 och O3, är huvudcirkulationspumparna placerade i reaktortankens botten, s k internpumpar. Bildens rörsystem finns alltså inte där.) 6 Huvudcirkulationspump Bränsleelement Reaktortank Reaktor med utrustning 1 I reaktortanken finns reaktorns bränsle – uranet – i form av bränsleelement. Värmeutvecklingen i bränslet regleras med styrstavar och huvudcirkulationspumpar. Bränslet kyls med vatten som strömmar förbi bränsleelementen. Vattnet blir så varmt att det kokar. Den ånga som bildas går ut genom ledningar i reaktortankens övre del. Sveriges reaktortyper BWR Kokvattenreaktor PWR = Pressurized Water Reactor Reaktortank 1 Styrstavar 1 I reaktortanken finns reaktorns bränsle – uranet – i form av bränsleelement. Värmeutvecklingen i bränslet regleras med borsyra i reaktorkylvattnet. För snabb reglering används styrstavarna. Bränslet kyls med vatten som strömmar förbi bränsleelementen. Avblåsningstank 2 Trycket i kretsen regleras med ett tryckhållningskärl med tillhörande avblåsningstank. Trycket höjs om man tillför värme via en elpatron och sänks om man sprutar in vatten i ångan i tryckhållningskärlet. Vatten Vatten Bränsleelement Elpatron Ånga 2 Tryckhållningskärl 3 I ånggeneratorerna strömmar det heta vattnet från reaktorn i flera tusen tuber och förångar vattnet på utsidan av tuberna. Ångan som bildas är fri från aktivitet eftersom den inte kommit i kontakt med vattnet i reaktorkretsen. Till varje reaktor Reaktor med utrustning hör tre ånggeneratorer. Tuber 4 Reaktorkylpump Kondensat 5 6 7 7 Kylvatten Kylvattenpump När ångan har passerat turbinen strömmar den in i kondensorn. Där kyls den av cirka 20 m² havsvatten per sekund. Ångan övergår till vatten, s k kondensat. 8 Vattnet pumpas in i ånggeneratorerna och kallas då matarvatten. Ånggeneratorerna tillförs här lika mycket vatten som den ånga som lämnar dem, alltså cirka 1 400 kg/s. Matarvattenpump 8 Kondensor Elenergi 6 Elgeneratorn är sammankopplad med turbinen och roterar med samma varvtal. Här genereras elenergi med spänningen 20 000 volt. Av den producerade energin tar anläggningen cirka 3 % till egen drift. Resten förs ut på det svenska storkraftnätet via en transformator där spänningen transformeras upp till 400 000 volt. I turbingeneratorerna omvandlas 1/3 av värmeenergin till elenergi. 4 Reaktorkylpumparna cirkulerar cirka 6 m² vatten per sekund i reaktorn. Ånggenerator 3 Ångturbin med utrustning 5 Den 280 °C heta ångan, som flödar med cirka 1 400 kg/s, delas upp på de två turbinanläggningarna och avger sin energi till turbinernas rotorer. PWR Tryckvattenreaktor 7 Forsmark 1 händelser av betydelse för säkerhet och tillgänglighet Dygnsmedeleffekt (%) 120 100 Nettoproduktion Energitillgänglighet Energiutnyttjande 80 60 7,5 TWh 90,1 % 88,1 % 40 20 0 jan feb mar apr maj jun Januari: Forsmark 1 kördes på något r educerad effekt under månaden, på grund av begränsningar i de termiska marginalerna. jul aug sep okt nov dec 4 mars: Ett brandlarm från turbinhallen för turbin 11 visade sig bero på ett ångläckage under högtrycksturbinen. En fläns i avtappningsångsystemet läckte så pass mycket att en branddetektor ovanför turbinen löste ut. Läckaget åtgärdades genom byte av packningen i flänsen. Turbin 11s generator producerade åter under påföljande dag. att begränsa en effekthöjning. Stora vibrationer i avblåsningssystemet kan orsaka skador och läckage och måste därför åtgärdas. Flera ventilgrupper byggdes om för att åtgärda vibrationerna. Med hjälp av en så kallad sadellösning kunde vibrationerna minskas. Sadellösningen innebär att styrventilgrupper placeras sammanbyggda på en balkkonstruktion som är förankrad mot ångledningen via en sadel. På så sätt blir montaget fastare och vibrationerna minskar. • 39 styrstavsförlängare inspekterades. Inga sprickor identifierades. • Service och motorbyte på en huvudcirkulationspump. • Kontroll och service på ett antal drivdon; byte av 15 st, medan 25 fick nya indikeringar. 6 mars: Ett fel i turbinernas tryckreglersystem gjorde att snabbstopp utlöste vid genomförande av turbinventilprov. Se vidare under rubriken ”Snabbstopp”. Turbindelen Endast mindre underhållsåtgärder utfördes i turbinanläggningen under denna revisionsavställning. 2 april: Effektreduktion med 250 MWe för åtgärd av ett externt läckage från en ventil i matarvattensystemet i turbin 12. Övrigt • Forsmark 1 var först med att ansluta till det nybyggda 400 kV-ställverket under revisionsavställningen. Det gamla ställverket från 1977 hade börjat närma sig slutet av sin tekniska livslängd och behövde därför ersättas. Det nya ställverket beräknas hålla i minst 30 år. Förhoppningen är att den nya konstruktionen ska vara tåligare och mer tillgänglig än den gamla. Toleransen mot störningar är bättre och överföringskapaciteten högre. • Byte av vatteninnehållet i Forsmarks säkerhetsfilter FRISK (Forsmark Reaktor Inneslutnings Skyddssystem). 16 februari: Obefogad stängning av en reglerventil på högtrycksturbin 12. Reaktoreffekten reducerades till cirka 88 %. Efter byte av styrenhet kunde blocket återgå till normal drift. 8 juni: Turbin 12 ställdes av för åtgärd av externt läckage i matarvattensystemet. En rörledning kapades och pluggades. Revisionsavställning 28 juni–21 juli Avställningen planerades till 21 dygn. Förutom bränslebytet, som detta år innefattade utbyte av 120 bränsleelement och omflyttning av 440, samt provningar, var följande stora arbeten inplanerade: Reaktordelen • Ombyggnad av ventiler i reaktorns säkerhets- och avblåsningssystem. Detta för att minska vibrationerna i avblåsningssystemet så att de inte riskerar 8 FRISK-anläggningen är ett säkerhetsfilter som skyddar reaktorinneslutningen mot ett för högt tryck vid ett eventuellt haveri. Gas och ånga kan släppas ut genom en filterbassäng (skrubber), som ”tvättar” gasen och ångan. På så sätt stannar minst 99,9 % av de radioaktiva ämnena kvar i filtret. Vattnet i säkerhetsfiltret är en natriumtiosulfatlösning som binder jod bra. Den behövde bytas på grund av bakteriell nedbrytning. Bakterierna i vätskan äter natriumtiosulfat. Härvid bildas svavelväte som förorenar. Revisionstiden blev 23 dygn. Kollektivdosen under revisionen uppgick till 0,5 manSv. 31 augusti: Nedgång till kall avställd reaktor för åtgärd på en inre ångskalventilsindikering för stängd ventil. Åter i drift den 2 september. 29 september: Nedgång till kall avställd reaktor inför förnyelsearbeten i 400 kVställverket. Åter i drift den 2 oktober. Under året • Nedreglering av kraftbalansskäl förekom inte under året. • Coastdown-drift förekom inte under året. Snabbstopp 6 mars: Efter reduktion av effekten stabiliserade man på cirka 78 % reaktor effekt inför ventilprovning. Efter att provet påbörjats genom att två ångreglerventiler på turbin 11s högtrycksturbin stängts, stängde även två reglerventiler på turbin 12s högtrycksturbin. I detta läge producerar reaktorn mer ånga än vad som behövs och dumpning (ånga leds i speciella ledningar förbi turbinen, direkt till kondensorn) startar automatiskt. För att komma ur läget kopplade man bort ventilprovningsutrustningen. Nu stängde de återstående två ångreglerventilerna på Energitillgänglighet och utnyttjande % 100 Tillgänglighet Utnyttjande 80 60 40 20 0 turbin 11 och på grund av det stigande trycket i reaktorn löste delsnabbstopp ut. När dumpreglerventilerna på turbin 12 sedan öppnade fullt sjönk trycket i reaktorn snabbt. Härvid uppstod ”jäsning” (likt det som händer med läskedrycker och champagne när man öppnar flaskan) med snabbstopp av reaktorn som följd på grund av hög vattennivå. Störningen orsakades av två elektronikfel i två olika kanaler, vilket i sin tur ledde till att reglersystemet inte kunde fungera korrekt. 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Produktionsbortfall % 20 20,9 Planerat Oplanerat 15 Övrigt 10 5 0 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Snabbstopp Antal 4 Anläggningsdel Reaktor 2 Turbin Övrigt 0 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 4 Felorsak Handhavande 2 Komponent Övrigt 0 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Kollektivdos manSievert 2,0 Revision Drift 1,5 1,0 0,5 0,0 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Forsmark 1 togs i kommersiell drift 1980. Reaktorn är en kokvattenreaktor (BWR) tillverkad av ASEA Atom (idag Westinghouse Electric Sweden AB) och av samma utförande som Forsmark 2. Den termiska effekten är 2 928 MW och den elektriska nettoeffekten är 978 MW. Reaktorinneslutningen är dimensionerad för tryck upp till 0,46 MPa och är fylld med kvävgas. Till inneslutningen hör ett system för filtrerad tryckavlastning, vilket kopplas in i händelse av en reaktorolycka. Reaktorhärden består av 676 bränsleelement. Cirka 20 % av bränslet byts ut årligen. Reaktoreffekten regleras med hjälp av 161 styrstavar och vattenkylflödet från åtta interna huvudcirkulationspumpar. Turbinanläggningen består av två separata turbinsträngar. Varje sträng består av en dubbel axialhögtrycksturbin och tre dubbla axiella lågtrycksturbiner. Till varje turbinsträng är en vattenkyld synkrongenerator kopplad via en gemensam axel. Elkraftsystemen är uppdelade i fyra separata delsystem. När reaktorn är avställd svarar det yttre kraftnätet för kraftförsörjningen via 400 och 70 kV-linjer. Som reserv finns intern hjälpkraft från fyra dieselgeneratorer. 9 Forsmark 2 händelser av betydelse för säkerhet och tillgänglighet Dygnsmedeleffekt (%) 120 100 Nettoproduktion Energitillgänglighet Energiutnyttjande 80 60 5,53 TWh 64,1 % 63,8 % 40 20 0 jan feb mar apr maj jun jul aug sep okt nov dec Januari: Blocket drivs på en effektnivå som är något lägre än normalt, 105 % reaktoreffekt. Detta på grund av begränsningar i bränslebelastning fram till nästa bränslebyte som var planerat till maj månad. 24 juni: Ytterligare en ventilmanöverenhet till en högtrycksturbins ångreglerventil felfungerade och öppnade fullt. Reaktoreffekten minskades till 80 % och manöverenheten byttes. 24 februari: Under förberedelser inför provning av hydrauliska utlösningskretsar i turbin 21, löste en kanal i turbinsnabbstängningskedjan, TS, ut. För att TS ska lösa ut i sin helhet krävs ytterligare en kanal (”2 av 4-koppling”). När den utlösta TS-kanalen återställdes, sjönk oljetrycket i ventilmanöversystemet så att tre av fyra pådragsventiler till turbin 21s högtrycksdel stängde. Detta medförde att turbin 21 stoppade och delsnabbstopp med nedstyrning utlöstes på reaktorn. 1 juli: Effektreduktion för ventilprov. 11 mars: Turbin 21 avställd för åtgärd av oljeläckage vid en koppling på en dränageledning från en reglerventil på högtrycksturbinen. 16 april: Nedgång till kall avställd reaktor för fastställande av skadeorsak och åtgärd av spricka i en rörböj i utloppet från en värmeväxlare i reningssystemet för reaktorvattnet. Bränslebyte, som tidigare var planerat att utföras i maj, tidigarelades och utfördes i stället under detta stopp. Blocket var åter i drift den 29 april. 12–13 juni: Två el-hydrauliska ventil manöverenheter till högtrycksturbinernas ångreglerventiler felfungerade. Vid första tillfället öppnade berörd reglerventil helt, varefter den gick till helt stängd. Den obalans som uppstod gjorde att reaktor operatören löste ut en snabb nedstyrning av reaktoreffekten, vilket ger automatiskt delsnabbstopp, d v s ett 15-tal av styrstavarna skjuts in. Den andra ventilmanöverenheten öppnade helt och återgick sedan till sitt reglerläge. Båda enheterna byttes. Senare etablerades cirka 80 % reaktoreffekt för genomförande av ventilprov. 10 6 juli: Ännu en ångreglerventil på en högtrycksturbin stängde obefogat. Reaktoreffekten minskades till 80 % för att möjliggöra åtgärder. En el-hydraulisk ventilmanöverenhet byttes. Revisionsavställning 13 september–28 december Avställningen var planerad till 46 dygn, från den 13 september till den 29 oktober. Bränslebytet, som detta år utfördes i två etapper, först den 16–28 april och därefter under den planerade revisionsavställningen, innefattade utbyte av totalt 52 bränsleelement, återinsättning av drygt 80 och omflyttning av cirka 500 element vid vardera tillfället, samt provningar. Förutom bränslebyte var följande stora arbeten inplanerade: Reaktordelen • Utbyte av 15 drivdon. • Inspektion av 32 styrstavsskaft. Inga defekter upptäcktes. • Montage av nya interndelar i reaktortanken, fuktavskiljaren och moderator tanklocket. • En av revisionens säkerhetshöjande åtgärder var installationen av automatisk borinpumpning. Det är ett alternativ till styrstavsfunktionen om styrstavarna inte skulle skjutas in i reaktorhärden när reaktorn behöver ställas av. Forsmark 2 har redan en manuellt styrd borinpumpning installerad sedan starten, men Strålsäkerhetsmyndigheten kräver att systemet även ska ha villkor som löser borinpumpning automatiskt. Nu sker automatisk borinpumpning endast om den termiska effekten inte minskat till under åtta procent efter tre minuter vid ett stopp. • Utbyte av gummitätningen mellan reaktorinneslutningens vägg och det så kallade mellanbjälklaget, som delar utrymmet i inneslutningen i två delar, dry-well och wet-well. Det är viktigt att mellanbjälklaget är tätt för att inneslutningen ska klara sina uppgifter. Gummitätningen byttes av åldersskäl. • Byte av alla fyra inre skalventiler i ångledningarna. Turbindelen • Byte av högtrycksturbin och ombyggnad av reglerventiler i båda turbinanläggningarna. Högtrycksturbinerna byttes för att förbereda för ett högre ångflöde vid kommande effekthöjning. De nya turbinerna förbättrar också verkningsgraden något. • Mellanöverhettarna byttes av åldersskäl. De nya mellanöverhettarna innehåller en ny typ av fuktavskiljare, med bättre avskiljningsförmåga. När ångan har passerat högtrycksturbinen, har trycket i ångan sjunkit och vatteninnehållet har bildat små droppar. Detta vatten skiljs bort och ångan tillförs energi genom att den värms upp med hjälp av färsk ånga från reaktorn, in nan den går in till lågtrycksturbinerna. Denna avfuktning och uppvärmning sker i mellanöverhettaren. • Anläggningens åtta huvudkylvattenpumpar modifierades genom att delar i pumparna byttes ut. Därmed kan de ge ett högre flöde än tidigare. • Installation av högtrycksdränagepumpar, i det så kallade framåtpumpningsprojektet, var en stor anläggningsändring. Pumparna ökar kapaciteten i matarvattensystemet, vilket krävs vid en högre effekt. Energitillgänglighet och utnyttjande % 100 Tillgänglighet Utnyttjande 80 60 40 20 0 Övrigt • Betongbeklädnad i kylvattenkanaler reno verades och vissa hjälpkylvattenrör byttes. • Forsmark 2 anslöts till det nya 400 kV-ställverket. Se text för Forsmark 1. Revisionstiden blev 106 dygn. 2002 2003 2004 2006 2007 2008 2009 Produktionsbortfall % 20 21,9 30,4 Planerat Oplanerat 15 Övrigt 10 5 0 Kollektivdosen under revisionen blev 2,25 manSv. 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Snabbstopp Antal 23 december: Förberedelserna inför återstart efter revisionen påbörjades. Blocket fasades in mot det svenska stamnätet den 28 december. 2005 4 Anläggningsdel Reaktor 2 Turbin Övrigt Under året • Ingen kraftbalansreglering förekom under året. • Coastdown-drift förekom inte under året. 0 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 4 Felorsak Handhavande 2 Snabbstopp Inga snabbstopp från effektdrift förekom under året. Komponent Övrigt 0 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Kollektivdos manSievert 2,0 2,25 Revision Drift 1,5 1,0 0,5 0,0 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Forsmark 2 togs i kommersiell drift 1981. Reaktorn är en kokvattenreaktor (BWR) tillverkad av ASEA Atom (idag Westinghouse Electric Sweden AB) och av samma utförande som Forsmark 1. Den termiska effekten är 2 928 MW och den elektriska nettoeffekten är 990 MW. Reaktorinneslutningen är dimensionerad för tryck upp till 0,46 MPa och är fylld med kvävgas. Till inneslutningen hör ett system för filtrerad tryckavlastning, vilket kopplas in i händelse av en reaktorolycka. Reaktorhärden består av 676 bränsleelement. Cirka 20 % av bränslet byts ut årligen. Reaktoreffekten regleras med hjälp av 161 styrstavar och vattenkylflödet från åtta interna huvudcirkulationspumpar. Turbinanläggningen består av två separata turbinsträngar. Varje sträng består av en dubbel axialhögtrycksturbin och tre dubbla axiella lågtrycksturbiner. Till varje turbinsträng är en vattenkyld synkrongenerator kopplad via en gemensam axel. Elkraftsystemen är uppdelade i fyra separata delsystem. När reaktorn är avställd svarar det yttre kraftnätet för kraftförsörjningen via 400 och 70 kV-linjer. Som reserv finns intern hjälpkraft från fyra dieselgeneratorer. 11 Forsmark 3 händelser av betydelse för säkerhet och tillgänglighet Dygnsmedeleffekt (%) 120 100 Nettoproduktion Energitillgänglighet Energiutnyttjande 80 60 40 8,8 TWh 86,1 % 86,0 % 20 0 jan feb mar apr maj jun Januari: Föregående år avslutades med två och en halv månads avställning. Under nyårshelgen startades Forsmark 3. Den 1 januari fasades anläggningen mot det svenska stamnätet, varefter effekten ökades stegvis med sedvanliga begränsningar för härddriften. Full effekt uppnåddes på morgonen den 4 januari. Driften var sedan lugn under hela januari månad. Några dagar in i januari passerade Forsmark 3s sammanlagda nettoproduktion 200 TWh. Den första fasningen mot det svenska stamnätet skedde den 5 mars 1985. Det tog alltså exakt 24 år och 10 månader att producera 200 TWh. 22 februari: En inre ångskalventil stängde obefogat på grund av ett brott i spolen till skalventilens styrventil. När detta händer uppstår en snabb tryckökning i reaktorn, som i sin tur orsakar en lika snabb effektökning. Reaktorskyddssystemet griper in och styr ner effekten i reaktorn med hjälp av delsnabbstopp och sänkning av huvudcirkulationsflödet genom härden. 19 mars: Vid en störning på yttre nät och åtgärder i samband med detta stoppade två huvudcirkulationspumpar. Detta medförde en mindre produktionsförlust. Prov av ångledningarnas skalventiler genomfördes i samband med störningen. 13 april: På kvällen annandag påsk noterades ökande vibrationer i matarvattenpump A. Beslut togs att skifta till reservpumpen D. När D-pumpen hade startats kontrollerades att tryck och flöde var normala, varefter man stoppade Apumpen. Kort därpå noterades att varvtalsinstrumentet för D-pumpen visade 0 samtidigt som D-pumpen stoppade. Nu var endast B-pumpen i drift och dess kapacitet räckte inte för att hålla normal nivå i reaktorn på full effekt. Låg nivå i reaktorn gör att effekten automatiskt 12 jul aug sep okt nov dec styrs ned med huvudcirkulationspumparnas varvtal och delsnabbstopp, d v s knappt 20 styrstavar (av befintliga 169) skjuts in i härden. 17 maj: Effektreduktion för prov av ångledningarnas skalventiler. 14 juni: Effektreduktion för prov av ångledningarnas skalventiler. 11 juli: Effektreduktion för prov av ångledningarnas skalventiler. 21 juli: En av två likriktare löste ut i huvudcirkulationspumparnas kraftförsörjningssystem, C-subben. Detta medförde begränsningar i kraftförsörjningen och för de två C-pumparna reducerades varvtalet något. Efter en dryg timme löste de två B-subbade pumparna ut på grund av överström. Överströmsskydden återställdes och B-pumparna startades igen. Felsökning i likriktaren gav inget resultat, varför den återställdes samt startades igen. Därefter återställdes de två C-pumparna till normalt driftvarvtal. Reaktordelen • Urladdning av hela härden. Omfattande kontroll av styrstavsförlängare och angränsande delar. Av de 95 förlängarna godkändes 47 för fortsatt drift. • Den utökade provningen gjordes med anledning av att brustna styrstavar upptäcktes i Oskarshamn 3 och Forsmark 3 föregående år. Se 2008 års utgåva av denna rapport. • Översyn av två huvudcirkulationspumpar. • Service på drivdon, motorbyte på fyra. • Byte av två värmekameror i reaktor inneslutningen. Turbindelen • Byte av en huvudkylvattenpump. • Inspektion av turbinen, varvid konstaterades att turbinanläggningen var i god kondition. Övrigt • Service av reservtransformatorn. • Översyn och underhåll av transformatorerna till 400 kV- och 70 kV-nätet. Renovering av kylsystemets oljepumpar och kylfläktar. 22 juli: Coastdown-drift började. 27 juli: En av två likriktare löste återigen ut i huvudcirkulationspumparnas kraftförsörjningssystem, C-subben. Inmatningsbrytare till likriktaren kommer att bytas. Total revisionslängd 47 dygn och 18 timmar. Kollektivdosen under revisionen blev 0,24 manSv. 31 juli: Revisionen 2009 inleddes klockan 19.34, då generatorn kopplades bort från nätet. 11 september: Snabbstopp utlöst automatiskt, vid låg effekt, på grund av felaktig inställning av omkopplare. Revisionsavställning 31 juli–17 september Avställningen budgeterades till 12 dygn. 12 september: Under uppstart efter revisionen, när reaktorn var färdigvärmd till fullt tryck och temperatur, upptäcktes läckage i avlastningsledningarna för ångskalventilerna. Detta medförde att reaktorn måste ställas av för några dagars reparationsarbete. Förutom bränslebyte (som detta år innefattade byte av 160 och omflyttning av 536 bränsleelement) samt provningar, var följande stora arbeten inplanerade: Energitillgänglighet och utnyttjande % 100 Tillgänglighet Utnyttjande 80 60 40 20 0 Hela startproceduren togs om utan större problem och fasning av generatorn till stamnätet kunde ske 17 september, klockan 13.20. Oktober: En ny bränsleläcka upptäcktes. Under året • Nedreglering av kraftbalansskäl förekom inte under året. • Coastdown-drift resulterade i ett produktionsbortfall på 11,3 GWh. 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Produktionsbortfall % 20 21,2 Planerat Oplanerat 15 Övrigt 10 5 0 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Snabbstopp Antal 4 Anläggningsdel Reaktor Snabbstopp 11 september: Snabbstopp utlöstes automatiskt strax efter att kritisk reaktor etablerats. 2 Uppstart efter revisionen pågick och man hade klarat av provet ”Kalla kritiska mätningar”. Inför detta prov lägger man ett larmvillkor i effektmätsystemet för lågeffektområdet, i läge ”utlöst” i alla fyra kanaler (subbar), för att konservativt säkerställa att snabbstopp ska lösa ut om kriticitet skulle uppnås. 4 När de kalla kritiska mätningarna var utförda glömde man att återställa de manuellt utlösta larmvillkoren. När man senare, under start av reaktorn, uppnådde kriticitet, löste snabbstopp ut automatiskt. 2002 Turbin Övrigt 0 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Felorsak Handhavande 2 Komponent Övrigt 0 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Kollektivdos manSievert 2,0 Revision Drift 1,5 1,0 0,5 0,0 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Forsmark 3 togs i kommersiell drift 1985. Reaktorn är en kokvattenreaktor (BWR) tillverkad av ASEA Atom (idag Westinghouse Electric Sweden AB) och av samma utförande som Oskarshamn 3. Den termiska effekten är 3 300 MW och den elektriska nettoeffekten är 1 170 MW. Reaktorinneslutningen är dimensionerad för tryck upp till 0,6 MPa och är fylld med kvävgas. Till inneslutningen hör ett system för filtrerad tryckavlastning, vilket kopplas in i händelse av en reaktorolycka. Reaktorhärden består av 700 bränsleelement. Cirka 20 % av bränslet byts ut årligen. Reaktoreffekten regleras med hjälp av 169 styrstavar och vattenkylflödet från åtta interna huvudcirkulationspumpar. Turbinanläggningen består av en dubbel axialhögtrycksturbin och tre dubbla axiella lågtrycksturbiner. Turbinen är via en gemensam axel kopplad till en synkrongenerator med vattenkyld stator och vätgaskyld rotor. Elkraftsystemen är uppdelade i fyra separata delsystem. När reaktorn är avställd svarar det yttre kraftnätet för kraftförsörjningen via 400 och 70 kV-linjer. Som reserv finns intern hjälpkraft från fyra dieselgeneratorer. 13 Oskarshamn 1 händelser av betydelse för säkerhet och tillgänglighet Dygnsmedeleffekt (%) 120 100 Nettoproduktion Energitillgänglighet Energiutnyttjande 80 60 2,8 TWh 70,5 % 69,5 % 40 20 0 jan feb mar apr maj jun 6 januari: Avställning för åtgärder i r eaktorinneslutningen – dels läckage i en fläns tillhörande kylsystemet för reaktortanklocket, dels för att åtgärda fel i reaktorinneslutningens läckagemätsystem. 29 januari: Effektreduktion till ca 65 % för turbininspektion med anledning av ett läckage under högtrycksturbinen. 1 februari: I samband med nedgång till kall avställd reaktor för årets andra kortstopp, genomfördes provning av delsnabbstopp. Vid provningen utlöstes också snabbstopp automatiskt. Under avställningen genomfördes bränsle byte och åtgärder av läckage i reaktorinneslutningen. Anläggningen startade igen den 16 februari. 27 februari: Effektreduktion till ca 65 % för inspektion av turbininneslutningen, med anledning av en ökning av flödet i golvdränagesystemet. 6 mars: Anläggningen stoppades för åtgärder av läckage i turbinanläggningen, främst från en dränageledning kopplad till en avtappning från högtrycksturbinen. jul aug sep okt nov dec av problemen med turbinpådraget begränsades effekten till ca 75 % fram till revisionsavställningen. • Inkoppling och provning av nya processorer i den datorbaserade kontrollutrustningen. Revisionsavställning 27 september–29 oktober Revisionstiden planerades till 24 dygn och 16 timmar. Revisionstiden blev 31 dygn. Oskarshamn 1 fasades in mot det svenska stamnätet efter genomförd provning den 29 oktober. Kollektivdosen under revisionen blev 1,1 manSv (rev + kortstopp). Förutom bränslebytet, som i år utfördes vid två tillfällen, då totalt 114 bränsle element byttes och 560 omflyttningar gjordes, var följande stora arbeten in planerade: Reaktordelen • Provning av moderatortankstativet. En provning som utökades i omfattning sedan man hittat indikationer på sprickor. • Byte av drivdon. • Uttransport av tre transportbehållare med använt bränsle. • Service av ett stort antal ventiler i snabbstoppssystemet. • Införande av system 363, Haveriavluftning av reaktortanken. 8 juli: Effektreduktion till ca 68 % inför utbyte av branddetektorer i turbininneslutningen. Strålningsnivån är för hög vid full effekt. Turbindelen • Byte av rör i förvärmarsystemet. • Åtgärder på turbinlager, bland annat byte av givare för temperaturmätning. • Byte av generatorrotor och åtgärder av isolationsproblem i statorn. Ett tillkommande jobb som visade sig nödvändigt efter provning. • Byte av manöverdon (ventilservo) på en ångskalventil. • Indikeringskörning av turbin med flyttning av lager. 20 Juli: Vid provning av ångpådragsventiler till turbinen stängde en av dem felaktigt. Snabbstopp utlöstes automatiskt på högt tryck i reaktorn. På grund Övrigt • Montage av provuttag i elsubb A och B, vilket kommer att förenkla framtida provningar. 5 juni: Effektreduktion till ca 63 % för prov av ångledningarnas skalventiler och avblåsningsventiler i reaktorns tryckavsäkringssystem. 14 29 oktober: Anläggningen fasades in mot det svenska stamnätet och gick upp till cirka 78 % effekt. 30 oktober: Turbinsnabbstängning löste på grund av lägesfel på högtrycksturbinens ångpådragsventiler. Kall avställd reaktor etablerades senare för åtgärder på turbinregleringen. 26 november: 95 % effekt. Ökad kondens konstaterades i turbininneslutningen. Effekten minskades till ungefär 70 % för att minska trycket i förvärmare och på så vis minska läckaget. Det totala läckaget visade sig dock vara så stort att vidare drift med turbinen var olämplig, varför varm avställd reaktor etablerades för reparationer. Blocket producerade åter full effekt den 28 november. Under året • Ingen coastdown-drift eller nedreg lering av kraftbalansskäl förekom under året. Snabbstopp 1 februari: Vid 100 % reaktoreffekt löstes delsnabbstopp enligt planerat prov och efter sju sekunder utlöstes turbinsnabbstängning och dumpförbud på grund av lågt tryck i reaktorn, vilket i sin tur även löser reaktorsnabbstopp. 20 juli: Vid 100 % reaktoreffekt prov ades ångreglerventilerna till turbinerna. Vid provet av den andra ventilen utlöste snabbstoppsvillkoret ”Hög effekt > 110 %” då ventilen felaktigt stängde helt, trots operatörens försök att avbryta sekvensen. Energitillgänglighet och utnyttjande % 100 Tillgänglighet Utnyttjande 80 60 När halva ångflödet stängs av ökar trycket tillfälligt i reaktortanken och detta, i sin tur, orsakar en tillfällig effektökning. Hög effekt och högt tryck löser ut snabbstopp var för sig. 23 oktober: Nukleär värmning pågick och, som ett led i återstarten efter RA-09, skulle varma snabbstoppsprov utföras. Vid cirka två bars reaktortryck skedde en ”falsk” nivåökning i reaktortankens nivåmätning. Dränering påbörjades, men de två nivåmätgivarna som ingår i en 2/4-koppling löste ut isolering och snabbstopp av reaktorn. Orsaken till nivåökningen bedömdes vara luft i mätledningarna. När trycket ökade i reaktorn kan luften ha pressats samman och åstadkommit den ”falska” nivå ökningen. Efter att berörda mätledningar avluftats visade samtliga nivåmätpunker korrekta värden. 30 oktober: Vid effektuppgång löste turbinsnabbstängning ut felaktigt vid cirka 80 % effekt. En ventil i vakuumsystemet öppnade inte som den skulle, varför trycket i kondensorn steg och snabbstopp löste ut. Orsaken till att ventilen i vakuumsystemet inte öppnade var att en temperaturvakt, som blockerar öppning av ventilen, felaktigt indikerade låg temperatur i spärrångsystemet. Då turbinens axeltätningar inte fick tillräcklig mängd spärr ånga läckte gaser in i turbinkondensorn och trycket steg. 40 20 0 % 20 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Produktionsbortfall 78.7 21,3 42,7 26,8 Planerat Oplanerat 15 Övrigt 10 5 0 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Snabbstopp Antal 4 5 Anläggningsdel 4 Reaktor 2 Turbin Övrigt 0 2002 4 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Felorsak 8 Handhavande 2 Komponent Övrigt 0 2002 2003 2004 2006 2007 2008 2009 Kollektivdos manSievert 2,0 2005 5,49 Revision Drift 1,5 1,0 0,5 0,0 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Oskarshamn 1 togs i kommersiell drift 1972. Reaktorn är en kokvattenreaktor (BWR) tillverkad av ASEA Atom (idag Westinghouse Electric Sweden AB). Den termiska effekten är 1 375 MW och den elektriska nettoeffekten är 473 MW. Reaktorinneslutningen är dimensionerad för tryck upp till 0,45 MPa och är fylld med kvävgas. Till inneslutningen hör ett system för filtrerad tryckavlastning, vilket kopplas in i händelse av en reaktorolycka. Reaktorhärden består av 448 bränsleelement. Cirka 20 % av bränslet byts ut årligen. Reaktoreffekten regleras med hjälp av 112 styrstavar och vattenkylflödet från fyra externa huvudcirkulationspumpar. Turbinanläggningen består av en radialhögtrycksturbin med två motroterande axlar. På varje axel finns en enkel och två dubbla axiella lågtrycksturbiner. På varje turbinaxel finns en synkrongenerator med vattenkyld stator och vätgaskyld rotor. Elkraftsystemen är uppdelade i två separata delsystem. När reaktorn är avställd svarar det yttre kraftnätet för kraftförsörjningen via 130 kV-linjer. Som reserv finns intern hjälpkraft från fyra dieselgeneratorer och två gasturbinaggregat. Gasturbinaggregaten är gemensamma med Oskarshamn 2. 15 Oskarshamn 2 händelser av betydelse för säkerhet och tillgänglighet Dygnsmedeleffekt (%) 120 100 Nettoproduktion Energitillgänglighet Energiutnyttjande 80 60 40 3,95 TWh 77,9 % 76,3 % 20 0 jan feb mar apr maj jun jul 11 januari: Effektreduktion för provning av turbinventiler. 20 januari: Effektreduktion inför start av huvudcirkulationspump som varit avställd för byte av släpringar och kol. 31 januari: Effektreduktion för provning av turbinventiler. 1 mars: Effektreduktion till 100 % inför start av huvudcirkulationspump som varit avställd för byte av släpringar och kol. 13 mars: Tillfällig effektsänkning för stopp/start av huvudcirkulationspumpar. 14 mars: Effektreduktion för arbeten i snabbstoppssystemet och provning av skalventiler i ång- och matarvattenledningarna. 21 mars: Effektreduktion för provning av turbinventiler. 18 april: Effektreduktion för kontroll av ångläckage i turbinanläggningen. I samband med detta utfördes även prov av turbinventiler. 7 maj: Reduktion till 80 % effekt för arbete med en reglerventil i förvärmarsystemet. 30 maj: Effektreduktion för provning av skalventiler i ång- och matarvattenledningar samt turbinventiler. 2 juni: Effektreduktion för byte av kol och släpringar i omformaren till en huvud cirkulationspump. 3 juni: Hög nivå i en högtrycksförvärmare, på grund av en felfungerande reglerventil, orsakade by-pass (förbikoppling) av förvärmarstråket, som i sin tur medförde nedstyrning och delsnabbstopp. 16 aug sep okt nov dec 4 juli: Coastdown-drift började. 31 juli: Nedgång för revisionsavställning (RA2-09) påbörjad. Revisionsavställning 2 augusti–25 september Revisionstiden planerades till 40 dagar. Bränslebytet bestod i att man tog ut 88 bränsleelement och satte in 86 nya. Två återinsattes, d v s de hade stått i förvar i bassäng under den gångna driftsäsongen efter att ha varit i härden någon säsong. 314 bränsleelement flyttades till andra positioner i härden. Utöver bränslebytet och det normala provningsprogrammet var följande stora arbeten inplanerade: Reaktordelen • Installation av haveriavluftning för reaktortanken. Strålsäkerhetsmyndigheten kräver i sin författningssamling att det vid alla händelser ska vara möjligt att uppnå ett stabilt sluttillstånd med vattentäckt härd och etablerad kylning. Vid ett haveri kan det bli nödvändigt att täcka bränslet med vatten genom att reaktorinneslutningen vattenfylls i nivå med härdens överkant. Om gaser finns i reaktortanken vid vattenfyllning av reaktorinneslutningen finns risk att vatteninträngning till reaktortanken hindras. Med avluftning av reaktortanken underlättas vattenfyllning i en sådan situation. Turbindelen • Som förberedande åtgärd i modern iseringsprojektet PLEX byttes lågtrycksturbinerna ut. LT-turbinerna hade uppnått sin tekniska livslängd och därmed fanns behov av att byta ut dem till nya moderna turbiner. I huvudsak innebar turbinbytet också modifiering av lager och ett nytt lageroljesystem samt anpassning av turbinhuskylningen. Med nya LT-turbiner har tillgängligheten ökat och verkningsgraden blivit högre. Turbinen ska även klara en högre effekt i samband med att sista etappen av PLEX genomförs. • Byte av kylare i lageroljesystemet som en del av moderniseringen. Övrigt • Byte av brandlarmssystem. Åtgärden omfattade utbyte av brandlarmssystem, system för brandspjäll och installation av nytt presentationssystem. Samtliga rum inom Oskarshamn 2 berördes. • Förberedande arbeten för modern iseringsprojektet PLEX. Dels har hål borrats för att möjliggöra kylning till de två nya dieselgeneratorerna som planeras, dels har T-stycken med avstängningsventiler monterats på brännoljeledningarna för gasturbinerna för att man senare, under drift, ska kunna bygga bränsleförsörjning till de nya dieselgeneratorerna. • Arbetet med att anlägga ett djupvatten intag för kylvatten påbörjades. Detta för att få tillgång till kallare kylvatten. Revisionstiden blev 55 dygn. Oskarshamn 2 fasades in mot det svenska stamnätet efter genomförd provning den 25 september. Kollektivdosen under revisionen blev 1,05 manSv. 25 september: Snabbstopp utlöstes manu ellt samtidigt som automatiken löste ut snabbstopp på låg vattennivå i reaktorn på grund av felaktig nivåreglering. 27 september: Provdrift startad med fasning tidigt på morgonen. Uppgång till 104,5 %. Därefter många justeringar mellan 99 och 103 %, främst på grund av vibrationer. 21 oktober: Effekten reducerad till ca 76 % enligt strategi för att eliminera svängningar i dränagerör från mellan överhettare. 29 oktober: Effektreduktion för åtgärder på rörupphängningar i förvärmar systemet. Energitillgänglighet och utnyttjande % 100 Tillgänglighet Utnyttjande 80 60 40 20 0 2002 2003 29 november: Nedgång påbörjad till kall avställd reaktor för att åtgärda problem i turbinen och i mellanöverhettaren. Feldimensionerade strypningar i ångavtappningarna från lågtrycksturbinerna måste vidgas för att få rätt tryck i avtappningsångan. 2005 2006 2007 2008 2009 Produktionsbortfall % 20 27 november: Effektreduktion för lokal isering av saltvatteninläckage i kondensorn. 2004 26,5 Planerat Oplanerat 15 Övrigt 10 5 0 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Snabbstopp Antal 4 Anläggningsdel Reaktor 2 11 december: Blocket fasades in sent den 10 december och effektuppgång till 105 % utfördes under dagen. Under året • Ingen nedreglering av kraftbalansskäl förekom under året. • Coastdown-driften började den 4 juli. Fram till avställningen inför revisionen sjönk effektnivån från 105 % till 91 %. Produktionsbortfallet blev 31,4 GWh, vilket motsvarar produktionen under två dygn med full effekt. Snabbstopp Två automatiska snabbstopp från effektdrift förekom under året. Båda i samband med återstart efter RA2-09. Turbin Övrigt 0 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 4 Felorsak Handhavande 2 Komponent Övrigt 0 2002 2003 2004 2006 2007 2008 2009 Kollektivdos manSievert 2,0 2005 2,27 Revision Drift 1,5 1,0 0,5 0,0 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Oskarshamn 2 togs i kommersiell drift 1975. Reaktorn är en kokvattenreaktor (BWR) tillverkad av ASEA Atom (idag Westinghouse Electric Sweden AB) och av samma utförande som Barsebäck 2. Den termiska effekten är 1 800 MW och den elektriska nettoeffekten är 590 MW. Reaktorinneslutningen är dimensionerad för tryck upp till 0,5 MPa och är fylld med kvävgas. Till inneslutningen hör ett system för filtrerad tryckavlastning, vilket kopplas in i händelse av en reaktorolycka. Reaktorhärden består av 444 bränsleelement. Cirka 20 % av bränslet byts ut årligen. Reaktoreffekten regleras med hjälp av 109 styrstavar och vattenkylflödet från fyra externa huvudcirkulationspumpar. Turbinanläggningen består av en dubbel axialhögtrycksturbin och tre dubbla axiella lågtrycksturbiner. Turbinen är via en gemensam axel kopplad till en synkrongenerator med vattenkyld stator och vätgaskyld rotor. Elkraftsystemen är uppdelade i två separata delsystem. När reaktorn är avställd svarar det yttre kraftnätet för kraftförsörjningen via 400 och 130 kV-linjer. Som reserv finns intern hjälpkraft från två dieselgeneratorer och två gasturbinaggregat. Gasturbinaggregaten är gemensamma med Oskarshamn 1. 17 Oskarshamn 3 händelser av betydelse för säkerhet och tillgänglighet Dygnsmedeleffekt (%) 120 100 Nettoproduktion Energitillgänglighet Energiutnyttjande 80 60 40 1,7 TWh 15,2 % 15,1 % 20 0 jan feb mar apr maj jun 1 januari: Då året inleddes hade Oskarshamn 3 just startat efter en mycket förlängd revision. Man hade då inspekterat styrstavarna efter att ha funnit sprickor i ett antal styrstavsförlängare samt en styrstavsförlängare som var helt av, vilket berodde på termiska påkänningar. Full effekt uppnåddes den 9 januari. 21 februari: De två ventilerna som förser mellanöverhettarna med värmningsånga stängde momentant, vilket gav upphov till en tryckökning som i sin tur orsakar effekthöjning i reaktorn. Effektbegränsning inträder på 111 % och effekten styrs sedan ner manuellt till cirka 101,5 %. 28 februari: Nedgång påbörjades inför revisionen, RA3-09. Generatorn skiljdes från nätet klockan 0.00, 1 mars. Revisionsavställning 1 mars–30 maj Projekt PULS har som mål att säkerhetsmodernisera anläggningen så att huvuddelen av myndighetskraven uppfylls, att höja den termiska effekten på Oskarshamn 3 till 3 900 MW och den elektriska maxeffekten till 1 450 MW samt att byta kritiska komponenter för att säkra 60 års drift. Projektets åtgärder infördes under revisionen 2009. Reaktordelen • Total urladdning och återladdning av allt bränsle. • Bränslebytet bestod i år av att 118 bränsleelement togs ut ur reaktorn och 104 färska element sattes in. Fyra partikelfällor, utformade som bränsleboxar, sattes in med uppgift att rena reaktorvattnet för att minska risken för bränsleskador. Under bränslebytet utfördes också 554 omflyttningar. • Urladdning och återladdning av samtliga styrstavar. Byte av skaft på ett stort antal styrstavsförlängare. Efter revisionen utgjordes reaktorns 169 styrstavar av 79 reparerade och 90 nya. 18 jul aug sep okt nov dec • Installation av två nya grupper i snabbstoppssystemet. • Byte av elva sonder i mätsystemet för neutronflöde (reaktoreffekt). • Byte av nivågivare och tillhörande elektronik för snabbstoppssystemets vattentankar. • Byte av interna delar i reaktortanken. • Byte av skalventiler i huvudångsystemet. • Byte av samtliga huvudcirkulationspumpar. • Installation av ny logikutrustning för reaktorns säkerhetssystem. • Installation av nya kylkedjor (pumpar, kylare, rör, ventiler, etc). Turbindelen • Byte av både högtrycksturbinen och de tre lågtrycksturbinerna. • Installation av en ny generator. • Byte av samtliga huvudkylvattenpumpar. Övrigt • Installation av nya aggregat- och stationstransformatorer. • Inspektion av kylvattenkanaler. Revisionen skulle, enligt planeringen, pågå i 91 dygn. Första fasning e fter genomförd revision gjordes under kvällen den 12 december, efter 287 dygns revision, d v s 196 dygn efter ursprunglig tidsplan. Kollektivdosen under revisionen blev 2,53 manSv. 18 oktober: Första start av reaktorn efter projekt PULS införande. 17 december: Reaktorn återstartades efter ett snabbstopp den 14 december och driftsättningen av anläggningen återupptogs med fasning samma dag. Ut effekten ökades till drygt 370 MW och denna effekt behölls sedan över jul- och nyårshelgerna. Under året • Ingen nedreglering av kraftbalansskäl förekom under året. • Coastdown-drift förekom inte under året. Snabbstopp 18 oktober: Första start av reaktorn efter projekt PULS införande skedde denna dag. Samma dag erhölls reaktorsnabbstopp på grund av att effekten i reaktorn sjönk snabbare än vad mätningen klarar av i samband med varma snabbstoppsprov. Inom projekt PULS har delsnabbstoppet utökats till att omfatta ytterligare en snabbstoppsgrupp, det vill säga totalt 17 styrstavar i två snabbstoppsgrupper. 30 november: Under eftermiddagen låg turbinen på driftvarvtal, 1 500 varv per minut, i samband med provning. Enligt planen skulle en av de två lager oljepumparna stoppas för kontroll av lageroljetryck med enbart en pump i drift. Därefter skulle turbinsnabbstängning lösas ut och turbinen skulle ”rulla ut” (stanna). Under utrullningen uppstod onormalt stora vibrationer vid kritiska varvtal, varvid turbinoperatören släppte in luft i kondensorn, utlöste vakuumsläckning för att höja trycket i kondensorn och på så sätt bromsa turbinen snabbare. Detta förfarande är helt i enlighet med instruktionen. Efter det att vakuumsläckningen återställts gjorde trycket en liten översläng och nådde upp till utlösningsgränsen för dumpförbud. Med TS redan utlöst ger detta snabbstopp av reaktorn. 14 december: Anläggningen befann sig i stabilt läge med cirka 30 % reaktoreffekt då larm kom för lågt tryck i styroljan Energitillgänglighet och utnyttjande % 100 Tillgänglighet Utnyttjande 80 60 40 20 0 till vakuumsläckningsventilerna. Kontroll både i kontrollrum och i turbin anläggningen verifierade att trycket sjönk. Samtidigt påbörjades effektminskning på reaktorn med snabb manöversekvens för styrstavarna. En halvtimme efter larmet började trycket i kondensorn öka och skiftlaget beslutade att man skulle lösa ut turbinsnabbstängning, TS. Vid TS får man också delvakuumsläckning (se 30 november), som öppnar vakuumsläckningsventilerna. Vid den automatiska återställningen räckte inte styroljetrycket för att stänga vakuumsläckningsventilerna. Trycket steg snabbt i kondensorn och dumpförbud löste ut. Med redan utlöst turbinsnabbstängning ger dumpförbud automatiskt snabbstopp. Orsaken till att styroljetrycket sjönk var en obefogat stängd handventil. Ventilen hade troligen stängt på grund av vibrationer i rörledningen som den satt i. 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Produktionsbortfall % 53,3 20 22,9 24,2 Planerat Oplanerat 15 Övrigt 10 5 0 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Snabbstopp Antal 4 Anläggningsdel Reaktor 2 Turbin Övrigt 0 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 4 Felorsak Handhavande 2 Komponent Övrigt 0 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Kollektivdos manSievert 2,0 2,53 Revision Drift 1,5 1,0 0,5 0,0 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Oskarshamn 3 togs i kommersiell drift 1985. Reaktorn är en kokvattenreaktor (BWR) tillverkad av ASEA Atom (idag Westinghouse Electric Sweden AB) och av samma utförande som Forsmark 3. Den termiska effekten är 3 900 MW och den elektriska nettoeffekten är 1 152 MW. Reaktorinneslutningen är dimensionerad för tryck upp till 0,6 MPa och är fylld med kvävgas. Till inneslutningen hör ett system för filtrerad tryckavlastning, vilket kopplas in i händelse av en reaktorolycka. Reaktorhärden består av 700 bränsleelement. Cirka 20 % av bränslet byts ut årligen. Reaktoreffekten regleras med hjälp av 169 styrstavar och vattenkylflödet från åtta interna huvudcirkulationspumpar. Turbinanläggningen består av en dubbel axialhögtrycksturbin och tre dubbla axiella lågtrycksturbiner. Turbinen är via en gemensam axel kopplad till en synkrongenerator med vattenkyld stator och vätgaskyld rotor. Elkraftsystemen är uppdelade i fyra separata delsystem. När reaktorn är avställd svarar det yttre kraftnätet för kraftförsörjningen via 400 och 130 kV-linjer. Som reserv finns intern hjälpkraft från fyra dieselgeneratorer. 19 Ringhals 1 händelser av betydelse för säkerhet och tillgänglighet Dygnsmedeleffekt (%) 120 100 Nettoproduktion Energitillgänglighet Energiutnyttjande 80 60 40 1,3 TWh 17,4 % 17,4 % 20 0 jan feb mar apr maj jun 5 januari: Återstart efter revisionsavställning 2008. 10 januari: Urdrifttagning av turbin 11 på grund av ångläckage i utrymme för högtrycksturbinen. Ångläckaget fanns i flänsar på ångledningen till högtrycksturbinen. Svårhanterbar konstruktion som gav upphov till att flänsen inte drogs rakt vid senaste monteringen i samband med byte av högtrycksturbinen. 14 mars: Revisionsstart. Produktionen för året var 1 358 277 MWh brutto och 1 314 311 MWh netto. Tillgängligheten var 17,4 % och energiutnyttjandet var 17,4 %. Tillgängligheten nådde inte 78,08 % som var planerat. Detta berodde på de komplikationer som uppstod i samband med införandet av projekt RPS/SP2 (Reactor Protection System och Safety Package 2) samt problemen med flödespendlingar i härdnödkylsystemet. Revisionsavställning 14 mars–18 maj Effektreduktion inför revisionsavställningen 2009 påbörjades lördagen den 14 mars, kl 16:30, och revisionen startade söndagen den 15 mars, kl 06:00, då sista turbinen togs från nät. Revisionen var beräknad till 64 dygn. Under revision tillstötte dock problem som resulterade i en förlängning av revisionsavställningen över årsskiftet 2009/2010. Den korta driftperioden berodde dels på en sen uppstart efter revisionsavställningen 2008, orsakad av tryckproblemen i härdnödkylsystemet, dels på de problem som blev följden av en oreglerad inpumpning via härdnödkylsystemet, som inträffade i samband med nedkylning av reaktorn. Ytterligare skäl till den korta driftperioden var komplikationer 20 jul aug sep okt nov dec vid införande av projektet avseende nytt reaktorskyddssystem (RPS) och rest effektkylsystem (SP2). Under perioden utreddes även den händelse som inträffade vid oreglerad inpumpning under revisionsavställningen 2008. Ringhals 1 har haft en oplanerad störning/ bortfall i samband med uppstarten efter revisionsavställning 2009. Tidskritiska arbeten var projekt RPS/SP2 och åtgärder på lågtrycksturbinerna efter upptäckta sprickindikationer under avställningen 2008. Avställningstiden var ursprungligen planerad till 64 dygn men blev förlängd med 294 dygn. Återstarten skedde onsdagen den 9 mars 2010, kl 00:33, vilket innebar en avställningstid på 358 dygn, 18 timmar och 34 minuter Förutom bränslebyte, drivdonsservice, skalventilsprovning och förebyggande underhåll utfördes bland annat följande arbeten. RPS • Uppdelning av säkerhetsfunktioner i två av varandra oberoende delar. • Inkoppling av ny lågtryckspump för spädmatning av reaktorn. • Ombyggnad av högtrycksspädmatning, inklusive en ny dieselgenerator. SP2 • Införande av ny oberoende resteffektkylkedja. Övriga stora projekt • Byte av mellanbjälklagstätning i reaktorinneslutningen. • En fortsättning av tidigare års miljökvalificering av elkomponenter (MILK). • En fortsättning av rörbrottsförankringsprojektet (DEAR). • Fortsättning av projektet avseende byte av ställverk (BAS). Under revisionsavställningen upptäcktes ett antal större tekniska problem, varav de nedanstående var de mest tidsstyrande. • Genomförande av RPS/SP2-projekten. • Provdrift av RPS/SP2-projekten. • Analys av problemen med flödespendlingar i härdnödkylsystemet. Underhållsverksamheten har bedrivits enligt fastställda rutiner och i överenskommen omfattning. Oförutsedda händelser har inträffat med en högre frekvens än tidigare år. Orsaker har analyserats och brister har konstaterats inom ett antal områden, som åldrande anläggning, brist på reservdelar, generationsväxling, rutiner och instruktioner. Den sammanfattande bedömningen är att statusen på anläggningens komponenter och utrustningar är acceptabel, men en större fokusering på underhållet fordras för att förbättra anläggningens status. Kollektivdosen under revisionen blev 2,0 manSv. Under året • Coastdown-drift har inte förekommit under året. • Kraftbalansreglering förekom inte under året. Snabbstopp Inga snabbstopp från effektdrift förekom under året. Däremot erhölls ett snabbstopp under provdriften av tryckavlastningssystemet. Övrigt Under året har 52 rapportervärda omständigheter rapporterats. Antalet rapportervärda omständigheter och oförutsedda händelser är relativt många och i paritet med de tre senaste åren. Energitillgänglighet och utnyttjande % 100 Tillgänglighet Utnyttjande 80 60 40 20 0 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Produktionsbortfall % 63,8 20 24,9 Planerat Oplanerat 15 Övrigt 10 5 0 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Snabbstopp Antal 4 Anläggningsdel Reaktor 2 Turbin Övrigt 0 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 4 Felorsak Handhavande 2 Komponent Övrigt 0 2002 2003 2004 2005 2007 2008 2009 Kollektivdos manSievert 2,0 2006 2,31 2,54 2,0 Revision Drift 1,5 1,0 0,5 0,0 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Ringhals 1 togs i kommersiell drift 1976. Reaktorn är en kokvattenreaktor (BWR) tillverkad av ASEA Atom (idag Westinghouse Electric Sweden AB). Den termiska effekten är 2 540 MW och den elektriska nettoeffekten är 859 MW. Reaktorinneslutningen är dimensionerad för tryck upp till 0,5 MPa och är fylld med kvävgas. Till inneslutningen hör ett system för filtrerad tryckavlastning, vilket kopplas in i händelse av en reaktorolycka. Reaktorhärden består av 648 bränsleelement. Cirka 20 % av bränslet byts ut årligen. Reaktoreffekten regleras med hjälp av 157 styrstavar och vattenkylflödet från sex externa huvudcirkulationspumpar. Turbinanläggningen består av två separata turbinsträngar. Varje sträng består av en enkel axialhögtrycksturbin och tre dubbla axiella lågtrycksturbiner. Till varje turbinsträng är en synkrongenerator, med vattenkyld stator och vätgaskyld rotor, kopplad via en gemensam axel. Elkraftsystemen är uppdelade i fyra separata delsystem. När reaktorn är avställd svarar det yttre kraftnätet för kraftförsörjningen via 400 och 130 kV-linjer. Som reserv finns intern hjälpkraft från fyra dieselgeneratorer. 21 Ringhals 2 händelser av betydelse för säkerhet och tillgänglighet Dygnsmedeleffekt (%) 120 100 Nettoproduktion Energitillgänglighet Energiutnyttjande 80 60 40 2,76 TWh 38,8 % 38,8 % 20 0 jan feb mar apr maj jun Blocket har körts på reducerad effekt sedan revisionsavställning 2008 på grund av reducerat hjälpmatarvattenflöde. 18 januari: Kraftbalansreglering på grund av överföringsproblem i ”Västkustsnittet”. 23 januari: Effektreduktion med 2 % på grund av felaktig ”Termisk effektberäkning”. 16 maj: By-pass av lågtrycksförvärmare. Tillgängligheten var 38,8 %. Med revisionen borträknad, 100 %. Energiutnyttjandet var 38,8 %. Produktion för året blev 2 910 512 MWh brutto och 2 762 760 MWh netto. Det stora produktionsbortfallet har orsakats av den mest omfattande revisionen som genomförts på Ringhals 2. Kraftbalansreglering förekom vid ett tillfälle och orsakade ett bortfall på 359 MWh, vilket motsvarar knappt en halvtimmes drift vid full effekt. Störningar Tiden från nyår fram till revisionsavställningen 2009, RA09, präglades av lugn drift – inga störningar förekom. Oplanerade avställningar Inga oplanerade avställningar förekom. Bortsett från beordrad nedreglering kördes blocket med 94 % reaktoreffekt fram till revisionsanställningen. Snabbstopp Inga snabbstopp från effektdrift förekom under året. 22 jul aug sep okt nov dec Revisionsavställning 24 maj–31 december Blocket togs ur drift den 24 maj 2009 för en lång och omfattande revision, dels för normalt revisionsunderhåll och bränslebyte, dels för genomförande av projekt TWICE (nytt kontrollrum samt utbyte av tillhörande instrument- och kontrollutrustning). Omfattande avställningar och driftomläggningar har gjorts för att möjliggöra ombyggnad av kontrollrum, instrumentering och elmatningar. Härdens bränsleinnehåll har varit placerat i bränslebassängerna sedan den 28 maj 2009. Bakgrund till TWICE-projektet Ringhals 2 togs i kommersiell drift 1975 och byggdes på konstruktionsförutsättningar från slutet av 1960-talet. Anläggningen behöver moderniseras i takt med att nya krav på säkerhet och effektivitet ställs. Ringhals 2 har under slutet av 1998 och i början av 1999 i konkurrens handlat upp hela moderniseringsprogrammet av Westinghouse, som påtagit sig allt erforderligt ingenjörsarbete för moderniseringen och genomförandet av förändringarna i anläggningen under totalt funktionsansvar. Projektet TWICE påbörjades i mars 1999 och avsågs att avslutas 2004. På grund av förseningar av produkten gjordes omförhandlingar år 2002, 2006 och 2007 och projektavslutet senarelades till 2009. För projekt TWICE gällde delvis en ny kravbild som arbetats fram för reaktorer under 2000-talet. Moderniseringsprogrammet innebar att ett stort antal kontrollsystem skulle förbättras eller helt bytas ut och ett nytt centralt kontrollrum arbetas fram tillsammans med nya lokala kontrollrum. Sammanfattning av utförd revisionsavställning Revisionsavställningen RA09 startade enligt plan den 24 maj när turbin 22 togs från nät. Enligt ursprunglig avställningstidplan skulle RA09 ha avslutats den 11 oktober, men på grund av diverse förseningar avslutades RA09 först i början på år 2010. Under revisionsavställningen 2009 genomfördes det mycket omfattande TWICE-projektet, vilket innebar kabelrivning, installation av nytt instrumentoch kontrollsystem, rivning och uppbyggnad av kontrollrum samt en omfattande systemprovning. Betongkonstruktioner i byggnaderna för kylvattenintag har vid besiktning visat degradering av betong och armering. En åtgärdsplan är framtagen och under 2009 har arbete genomförts för att reparera och återställa betongkonstruktionerna. Reparationsarbetet kommer att sträcka sig ett antal år framåt. Kollektivdosen under revisionen (inklusive ÅG-underhåll) blev 2,07 manSv. Händelserapportering Under året har totalt 42 händelser rapporterats, varav 38 av kategori 2 och 4 planerade avställningar enligt kategori 3. Antalet rapportervärda händelser för 2009 har minskat gentemot föregående år, mycket beroende på blockets lång variga avställning. En jämförelse med en femårstrend bedöms för 2009 inte vara relevant med anledning av den långa revisionsavställningen. Flertalet av de rapportervärda händelserna under året Energitillgänglighet och utnyttjande % 100 Tillgänglighet Utnyttjande 80 60 40 20 0 kan härledas till två huvudområden – brandskydd och fysiskt skydd. 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Produktionsbortfall % 22,1 20 35 Planerat Oplanerat 15 En hel del äldre, ofta felfungerande utrustning har bytts ut och bedöms framgent minska antalet händelser. Sammanfattningsvis kan sägas att Ringhals 2 endast har haft händelser med marginell eller ingen säkerhetsmässig betydelse. Härdens status är god. Inga bränsleskador har uppkommit sedan 2005. Övrigt 10 5 0 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Snabbstopp Antal 4 Anläggningsdel Reaktor 2 Den radiologiska miljön på Ringhals 2 har under flera år utvecklats positivt och har stabiliserats på en nivå som kan betecknas som låg, internationellt sett, för motsvarande reaktortyp och ålder. Turbin Övrigt 0 2002 4 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Felorsak 4 Handhavande 2 Komponent Övrigt 0 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Kollektivdos manSievert 2,0 Revision Drift 1,5 ÅG 1,0 0,5 0,0 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Ringhals 2 togs i kommersiell drift 1975. Reaktorn är en tryckvattenreaktor (PWR) tillverkad av Westinghouse. Den termiska effekten är 2 652 MW och den elektriska nettoeffekten är 866 MW. Reaktorinneslutningen är dimensionerad för tryck upp till 0,5 MPa. Till inneslutningen hör ett system för filtrerad tryckavlastning, vilket kopplas in i händelse av en reaktorolycka. Reaktorhärden består av 157 bränsleelement. Cirka 20 % av bränslet byts ut årligen. Reaktoreffekten regleras med hjälp av 48 styrstavar och genom förändring av borhalten i reaktorkylvattnet. Turbinanläggningen består av två separata turbinsträngar. Varje sträng består av en dubbel axialhögtrycksturbin och tre dubbla axiella lågtrycksturbiner. Till varje turbinsträng är en vattenkyld synkrongenerator kopplad via en gemensam axel. Elkraftsystemen är uppdelade i fyra separata delsystem. När reaktorn är avställd svarar det yttre kraftnätet för kraftförsörjningen via 400 och 130 kV-linjer. Som reserv finns intern hjälpkraft från fyra dieselgeneratorer. 23 Ringhals 3 händelser av betydelse för säkerhet och tillgänglighet Dygnsmedeleffekt (%) 120 100 80 Nettoproduktion Energitillgänglighet Energiutnyttjande 60 40 8,1 TWh 91,2 % 91,2 % 20 0 jan feb mar apr maj jun jul aug sep okt nov dec Störningar och oplanerade avställningar 10 februari: Effektreduktion på grund av utlöst vakuumvakt, en anordning som mäter undertrycket i turbinkondensorn och skickar ut en signal om trycket blir för högt. Händelsen orsakades av underhållspersonal som vid sanering av olja av misstag kom åt en vakt som gav ett automatiskt stopp av den aktuella turbinen. till över 50 %. Effekten reducerades till under 15 %. Strax före midnatt stoppades en av turbinerna. 12 maj: Pålastning mot en ny effektnivå – 98,5 %. 26 juni: Stopp av generator T31 på grund av läckage från en dränageledning. 16 maj: 100 % effekt uppnådd. Revisionsavställning 22 augusti–13 september Avställningen tog två dygn mer än planerat (21 mot planerade 19). Huvudsakliga orsaker var tillkommande arbeten på upphängningar på ångledningsrör, dränering av reaktorbassängen och överföringsfel till en dator som försenade erforderliga effektmätningar före återstart. 1–3 juni: Effektreduktion på grund av provning efter genomförda effekthöjningsuppgraderingar. 4 juni: Båda turbinaggregaten startade och infasades under de tidiga morgontimmarna. Effektreduktion klockan 07:30 på grund av att reaktorkylflödet var för lågt i förhållande till reaktoreffekten när man under uppgången ökade reaktoreffekten 5 juni: En säkerhetsventil som läckte externt förhindrade effektuppgången. Mitt på dagen togs den senast stoppade turbinen åter i drift och effektuppgång efter provningar inom effekthöjningsprojektet GREAT fortsatte. Följande större aktiviteter genomfördes under revisionen: Reaktordelen • Funktionssäkring av tryckavsäkringsventiler. Ventilerna visades kunna utföra sin trycksänkningsfunktion även med vatten som medium. • Förbättring av fasnings-/kontrollutrustning på Motor Generator-set till reaktorkylvattenpumpar. • Förbättrad funktionssäkerhet på ventilmanöverdon med krav på funktion under och efter ett haveri. • Utbyte av kontaktdon för härdtemperaturmätning och pneumatiska ventilers gränslägesbrytare för att uppfylla miljökrav. Turbindelen • Miljökvalificering av elektriska komponenter. Dosutfallet blev 0,2 manSv. Budgeterad dos 0,22 manSv. Sex olycksfall utan sjukskrivning, 4 tillbud, varav två arbetsdokumentrelaterade (ADR) samt 154 riskobservationer (RIO) rapporterades. 21 oktober: Ett felgrepp vid kopplingsstationen i Horred (3 mil nordost om Ringhals) medförde att utmatning av el från Ringhals 3 stoppades. 24 november: Avlastning av generator på grund av varmgång i ett lager till en generatorkylpump. 15 december: Avlastning på grund av läckage i en ventil i reaktorns temperaturmätningskrets 2. Under året • Ingen nedreglering av kraftbalansskäl förekom under året. • Ingen coastdown-drift förekom under året. • Inga reaktorsnabbstopp från effektdrift förekom under året. 24 Kommentar: Produktionsresultatet kan sammanfattas som det bästa produktionsåret för Ringhals 3, trots flera större störningar. Anläggningsunderhåll Underhållsverksamheten har bedrivits enligt fastställda rutiner och enligt överenskommen omfattning. Felorsaker har analyserats och brister har konstaterats inom ett antal områden, så som åldrande anläggning, brist på reservdelar, gener ationsväxling, rutiner och instruktioner. Den sammanfattande bedömningen är att statusen på anläggningens komponenter och utrustningar är god, men att större fokus på underhållet erfordras för att förbättra statusen. Energitillgänglighet och utnyttjande % 100 Tillgänglighet Utnyttjande 80 60 40 20 0 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Produktionsbortfall % 20 25,5 Planerat Oplanerat 15 Övrigt 10 5 Under året har satsningar genomförts för att ytterligare höja anläggningens status gällande ”material condition”. Satsningar som innefattas kan vara målning av komponenter, rostskydd av skruvförband, minimering av läckage. 0 Åtgärdsprogram för fjäderhängare avseende statuskontroll samt justering fortgår enligt plan. 0 Betongkonstruktioner i byggnaderna för kylvattenintag har vid besiktning visat degradering av betong och armering. En åtgärdsplan är framtagen och under 2009 genomfördes arbete för att reparera och återställa betongkonstruktionerna. Reparationerna kommer att sträcka sig ett antal år framåt. 2 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Snabbstopp Antal 4 Anläggningsdel Reaktor 2 Turbin Övrigt 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 4 Felorsak Handhavande Komponent Övrigt 0 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Kollektivdos manSievert 2,0 Revision Drift 1,5 ÅG 1,0 0,5 0,0 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Ringhals 3 togs i kommersiell drift 1981. Reaktorn är en tryckvattenreaktor (PWR) tillverkad av Westinghouse och av samma utförande som Ringhals 4. Den termiska effekten är 3 135 MW och den elektriska nettoeffekten är 1 051 MW. Reaktorinneslutningen är dimensionerad för tryck upp till 0,4 MPa. Till inneslutningen hör ett system för filtrerad tryckavlastning, vilket kopplas in i händelse av en reaktorolycka. Reaktorhärden består av 157 bränsleelement. Cirka 20 % avbränslet byts ut årligen. Reaktoreffekten regleras med hjälp av 48 styrstavar och genom förändring av borhalten i reaktorkylvattnet. Turbinanläggningen består av två separata turbinsträngar. Varje sträng består av en dubbel axialhögtrycksturbin och tre dubbla axiella lågtrycksturbiner. Till varje turbinsträng är en vattenkyld synkrongenerator kopplad via en gemensam axel. Elkraftsystemen är uppdelade i fyra separata delsystem. När reaktorn är avställd svarar det yttre kraftnätet för kraftförsörjningen via 400 och 130 kV-linjer. Som reserv finns intern hjälpkraft från fyra dieselgeneratorer. 25 Ringhals 4 händelser av betydelse för säkerhet och tillgänglighet Dygnsmedeleffekt (%) 120 100 80 Nettoproduktion Energitillgänglighet Energiutnyttjande 60 40 7,4 TWh 92,6 % 92,6 % 20 0 jan feb mar apr maj jun 24 april: Coastdown-driften började. Revisionsavställning 30 april–24 maj Avställningen var planerad till 24,5 dygn (588 tim) och blev 7 timmar försenad. Revisionen allmänt Återigen följde revisionen tidsplanen ända fram till uppstarten. Efter avslutad återladdning av bränsle var man drygt 12 timmar före tidsplanen, men några smärre förseningar inträffade under återstarten. Söndagen 24 maj kl 19:36 fasades den första generatorn till yttre nät. Därmed var revisionsavställningen 2009 formellt avslutad. ”Förseningen” slutade på 7 tim och 15 min, ett mycket bra resultat för tredje året i rad. Följande större aktiviteter genomfördes under revisionen: Reaktordelen • Utbyte av utrustning för styrning av bränsle och styrstavar i reaktortanken. • Årlig inspektion av ånggeneratorer. Inspektionen följer en förutbestämd plan; inget onormalt identifierades. Detta projekt var planeringsmässigt dimensionerande för revisionsavställningen 2009. En stor mängd utrustning skulle transporteras till reaktor inneslutningen, varför mycket tid lades ner på planering. För att hinna med all intransport förlängdes tiden genom en tidigareläggning av revisionsavställningen med sex timmar. Emellertid gick intransporten mycket bättre än väntat och avslutades i god tid. Uttransporten i slutet av revisionsavställningen gick också mycket bra, eftersom en stor del av utrustningen kunde tas ut före återladdning av bränslet. 26 jul aug sep okt nov dec Genomförandet av arbetet var mycket välplanerat och avslutades inom avsatt tid. 30 maj: Kortvarig effektreduktion för att utvärdera effektfördelningen i reaktorhärden. • Installation av skärmade bränsleknippen Under året • Ingen nedreglering av kraftbalansskäl förekom under året. • Coastdown-drift orsakade ett produktionsbortfall på 3 524 MWh, vilket motsvarar lite drygt tre timmar vid full effekt. Utvecklingen inom området har medfört att det på de mest utsatta platserna installerades tolv så kallade skärmade bränsleknippen under revisionen. Syftet är att minska bestrålningsinducerad åldring av reaktortanken och därmed förlänga dess livslängd. De nyinsatta bränsleknippena har dessutom en större avfasning på bränslekutsarna. Detta för att minska risken för och konsekvenserna av att bränslekutsarna spricker. Turbindelen • Den ena av två huvudgeneratorer byttes ut. Arbetet var välplanerat och genomfördes inom avsatt tid. Övrigt • Ytterligare aktiviteter av mera ”normal karaktär” utfördes men redovisas inte närmare. Omfattningen på förebyggande underhållsarbete slutade på 2 653 jobb av varierande omfattning. Av dessa inkom cirka 320 under pågående revision. Dosutfallet blev 0,46 manSv mot budgeterade 0,44 manSv. Ett olycksfall med sjukskrivning, tre olycksfall utan sjukskrivning, 10 tillbud samt 142 riskobservationer rapporterades. Samtliga skyddsronder genomfördes planenligt. Revisionen genomfördes i allt väsentligt mycket bra. Snabbstopp Inga reaktorsnabbstopp från effektdrift förekom under året. Kommentar: Produktionsresultatet 2009 kan sammanfattas som det hittills bästa för R4. Anläggningsunderhåll Underhållsverksamheten har bedrivits enligt fastställda rutiner och överenskommen omfattning. Felorsaker har analyserats och brister har konstaterats inom ett antal områden, så som åldrande anläggning, brist på reservdelar, generationsväxling, rutiner och instruktioner. Den sammanfattande bedömningen är att statusen på anläggningens komponenter och utrustningar är god, men att större fokus på underhållet erfordras för att förbättra anläggningens status. Under året har satsningar genomförts för att ytterligare höja anläggningens status gällande ”material condition”, t ex målning av komponenter, rostskydd av skruvförband, minimering av läckage. Energitillgänglighet och utnyttjande % 100 Tillgänglighet Utnyttjande 80 60 40 20 0 2002 2003 2004 2006 2007 2008 2009 Produktionsbortfall % 20 2005 20,5 Planerat Oplanerat 15 Övrigt 10 5 0 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Snabbstopp Antal 4 Anläggningsdel Reaktor 2 Turbin Övrigt 0 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 4 Felorsak Handhavande 2 Komponent Övrigt 0 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Kollektivdos manSievert 2,0 Revision Drift 1,5 ÅG 1,0 0,5 0,0 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Ringhals 4 togs i kommersiell drift 1983. Reaktorn är en tryckvattenreaktor (PWR) tillverkad av Westinghouse och av samma utförande som Ringhals 3. Den termiska effekten är 2 775 MW och den elektriska nettoeffekten är 935 MW. Reaktorinneslutningen är dimensionerad för tryck upp till 0,4 MPa. Till inneslutningen hör ett system för filtrerad tryckavlastning, vilket kopplas in i händelse av en reaktorolycka. Reaktorhärden består av 157 bränsleelement. Cirka 20 % av bränslet byts ut årligen. Reaktoreffekten regleras med hjälp av 48 styrstavar och genom förändring av borhalten i reaktorkylvattnet. Turbinanläggningen består av två separata turbinsträngar. Varje sträng består av en dubbel axialhögtrycksturbin och tre dubbla axiella lågtrycksturbiner. Till varje turbinsträng är en vattenkyld synkrongenerator kopplad via en gemensam axel. Elkraftsystemen är uppdelade i fyra separata delsystem. När reaktorn är avställd svarar det yttre kraftnätet för kraftförsörjningen via 400 och 130 kV-linjer. Som reserv finns intern hjälpkraft från fyra dieselgeneratorer. 27 Särskild Rapportering – KärnkraftUnder 2000-talet har de svenska kärnkraftverken ansökt om att få höja effekt en i åtta av de tio verksamma reaktorerna. För detta behövs tillstånd enligt kärntekniklagen från regeringen, efter behandling av Strålsäkerhetsmyndigheten (SSM) och tillstånd enligt miljöbalken av miljödomstol. I november 2009 hade samtliga åtta fått tillstånd enligt miljöbalken. Tre hade fått tillstånd av regeringen och inlett provdrift med den höjda effekten, medan fem väntade på regeringsbeslut. Effekthöjningarna som genomförs med ombyggnader och moderniseringar av anläggningar och säkerhetssystem beräknas sammanlagt öka den elektriska effekten med 1 300 MW, cirka 14 procent. Att höja effekten i befintliga kärnkraftverk och modernisera dem för fortsatt lång drift är ett sätt att öka den svenska elproduktionen till jämförelsevis låg kostnad. Effekthöjningarna ger mer el utan koldioxidutsläpp och utan någon större påverkan på omgivningen. Högre effekt – målet för åtta av tio reaktorer Ägarna till de svenska kärnkraftverken driver eller har genomfört projekt för effekthöjning i totalt åtta reaktorer. Vattenfall, huvudägare i Ringhals och Forsmark, har genomfört två effekthöjningar på Ringhals 3, med åtta respektive fem procent, samt en mindre effekthöjning på Ringhals 1. Vattenfall driver också projekt för effekthöjning av Forsmark 1, 2, och 3 samt Ringhals 4. Eon och Fortum, ägare till Oskarshamns kärnkraftverk, planerar att höja effekten i Oskarshamn 2 och 3. Att så många ansöker samtidigt beror på att de måste utföra ombyggnader av andra skäl. Strålsäkerhetsmyndighetens nya säkerhetsföreskrifter från 2004 kräver vissa större ombyggnader för ökad säkerhet. Dessutom har kraftverken nått mer än halvtid av sin planerade livslängd och en del turbiner och generatorer behöver bytas för att anläggningarna ska vara funktionsdugliga i ytterligare 25–30 år. När det ändå ska ske stora ombyggnader 28 är det kostnadseffektivt att samtidigt göra en effekthöjning. I samtliga reaktorer sker effekthöjningen genom att öka reaktorns termiska effekt – dess förmåga att ”koka mer vatten” – vilket ger ökad elproduktion. Varje projekt för effekthöjning har planerats och analyserats med omfattande beräkningar under flera år och den genomförs med en rad ombyggnader av både reaktor, turbin anläggning och säkerhetssystem. I november 2009 hade tre av de åtta reaktorerna kommit så långt att de fått regeringens tillstånd till effekthöjning och SSMs tillstånd att köra provdrift med högre effekt: Ringhals 1, Ringhals 3 och Oskarshamn 3. Ökad produktion med hög lönsamhet Inkluderat åtgärder för ökad tillgänglighet och införande av komponenter med högre verkningsgrad ger de planerade effekthöjningarna en ökning av reaktorernas sammanlagda effekt från nuvarande cirka 26 600 MW till cirka 29 500 MW termisk effekt. Av den termiska effekten omvandlas cirka en tredjedel till elproduktion och effekthöjningarna beräknas ge en ökning av den svenska elproduktionen med cirka 1 300 MW. Det motsvarar en ny kärnkraftsreaktor av Forsmark 3s storlek och en normal årsproduktion på cirka 9 TWh el, tillräckligt för att försörja en miljonstad. Reaktorerna som från början byggdes med sikte på 40 års teknisk livslängd har visat sig vara konstruerade med marginaler för uppåt 60 års drift, med moderniseringar och tekniska uppgraderingar. Reaktorn Den effekthöjning som kärnkraftverken nu håller på att genomföra innebär i praktiken att ”gasa på” i reaktorn för att koka mer vatten till ånga. Processen att omvandla vatten till ånga sker med lite olika teknik beroende på om det är en kokvattenreaktor eller en tryckvattenreaktor. I en kokvattenreaktor sker ångproduktionen direkt i reaktorn, i en tryckvattenreaktor sker den indirekt via så kallade ånggeneratorer, se sidan 6–7. Av de reaktorer som är aktuella för en större effekthöjning är Forsmarks och Oskarshamns kokvattenreaktorer medan Ringhals 4 är en tryckvattenreaktor. Inuti en kokvattenreaktors reaktortank finns bränslehärden med 600–700 stående bränsleelement av olika årgångar, omsorgsfullt placerade för att kärnklyvningsprocessen ska pågå på ett säkert och effektivt sätt. Genom användning av mer och förbättrat bränsle och med noggranna beräkningar kan ett högre effektuttag fördelas över en större yta. Själva härden behöver således inte byggas om, men en del av reaktortankens komponenter ovanför bränslehärden måste ibland bytas för att kunna hantera den större ångmängden. Det kan exempelvis gälla ångseparatorer och fuktavskiljare, ibland också cirkulationspumparna. I en tryckvattenreaktor höjs den termiska effekten på liknande sätt, genom att ladda mer färskt bränsle, möjligen kombinerat med högre anrikning. Den stora tekniska skillnaden mot en kokvattenreaktor är att tryckvattenreaktorn har ånggeneratorer, två, tre eller fyra, belägna utanför reaktortanken. En ånggenerator fungerar som en värmeväxlare som använder värmen från reaktorn för att koka vatten på sekundärsidan, turbinsidan, till ånga, vilken sedan används för att driva turbinerna. Vid större effekthöjningar krävs normalt att ånggeneratorerna byts ut. Turbiner och generator Flera av kärnkraftverken har under början av 2000-talet bytt slitna turbiner och generatorer med sikte på fortsatt lång drift, och då valt att byta till utrustning med högre verkningsgrad, anpassad för en eventuell kommande effekthöjning. Bytet innebär oftast också byte av andra komponenter på turbinsidan. Utförliga beräkningar och analyser genomförs för att kontrollera befintlig utrustning samt dimensionera och konstruera nya komponenter för det högre ångflödet. Även kylvattensystemen kontrolleras med tanke på det ökade flödet av kylvatten, men normalt har de befintliga driftkylsystemen tillräcklig kapacitet. verkens effekthöjningar Säkerhet och miljö: Krav och tillstånd Reaktorernas effektuttag är strängt reglerat i kärnkraftverkens drifttillstånd. För att få öka effekten krävs tillstånd enligt tidigare beskrivning. Kravet är att effekthöjningen kan genomföras på ett säkert sätt och att anläggningen med den högre effekten kan drivas med bibehållen säkerhet och inom godkända gränser för miljöpåverkan. Parallellt med ansökan till regeringen skickar kärnkraftverket en ansökan till miljödomstolen i den region där verket är beläget. Ansökan består av en miljökonsekvensbeskrivning, MKB, men miljödomstolen använder även SSMs första prövning som underlag. Miljödomstolens granskning är i stora drag jämförbar med den miljöprövning som ett helt nytt kärnkraftverk skulle behöva. Miljöpåverkan vid en effekthöjning kan bland annat bero på en ökad användning av uranbränsle och i vissa fall ökat kylvattenbehov. Miljödomstolen kan i domen ålägga kärnkraftverket att införa åtgärder som minskar miljöpåverkan. När miljödomstolen meddelat dom och SSM har granskat och yttrat sig över ansökan om effekthöjning kan regeringen fatta beslut. Efter ett positivt regeringsbeslut gör kärnkraftverket en ny och mer detaljerad ansökan med en preliminär säkerhetsredovisning. Redovisningen ska bland annat visa hur den ombyggda anläggningen på ett säkert sätt uppfyller myndigheternas krav och klarar oväntade händelser. SSM granskar säkerhetsredovisningen och går på djupet i vissa utvalda områden, exempelvis de som har störst inverkan på säkerheten. När den preliminära säkerhetsredovisningen har godkänts utförs de fysiska förändringarna och ombyggnaderna för att möjliggöra drift med den högre effekten. Efter godkännandet av den preliminära säkerhetsredovisningen går kärnkraftverket vidare med en ansökan om provdrift. Där ingår bland annat provdriftprogrammet och en uppdaterad säkerhetsredovisning. Efter granskningen kan kärnkraftverket få SSMs tillstånd att köra sin reaktor i provdrift med den högre effekten. Provdriften utvärderas med prestandaprov och analyser av eventuell fysisk påverkan och ska pågå minst ett år. Sista steget i effekthöjningsproceduren, vilket kan dröja flera år, är ansökan om rutinmässig drift. Hösten 2009 pågick provdrift i Ringhals 1, Ringhals 3 och Oskarshamn 3, medan övriga fem reaktorer väntade på regeringsbeslut. Alla åtta har fått tillstånd till effekthöjning från miljödomstolarna. Så långt har projekten kommit Forsmarks kärnkraftverk inledde en förstudie för effekthöjning i sina tre reaktorer 2004, skickade in sina ansökningar till Statens kärnkraftinspektion SKI (nuvarande SSM) och miljödomstolen 2005 och har under de följande åren genomfört ett stort projekteringsarbete för att nå fram till en driftsäker och optimal ombyggnad. I augusti 2008 godkände miljödomstolen Forsmarks ansökan enligt miljöbalken och i november 2009 meddelade SSM att regeringen kan fatta beslut i fråga om tillstånd att höja effekten vid reaktorerna i Forsmark 1, 2 och 3 med sammanlagt 410 MW termisk effekt. Ringhals kärnkraftverk har två reaktorer som har fått regeringens och miljödomstolens tillstånd att höja effekten. Ringhals 1 och Ringhals 3 fick sina tillstånd 2005. SSM gav Ringhals 1 tillstånd till provdrift vid den högre effekten 2007. Ringhals 3, som har höjt effekten i två steg, fick tillstånd till provdrift för det första steget 2007 och det andra steget 2009. För Ringhals 1 gäller det en höjning med cirka 40 MW termisk effekt och för Ringhals 3 gäller det en höjning med cirka 360 MW termisk effekt. Ringhals ansöker också om effekthöjning för Ringhals 4, genom bland annat ånggeneratorbyte, från 2 783 till 3 300 MW termisk effekt. I maj 2009 gav miljödomstolen tillstånd enligt miljöbalken. Ansökan enligt kärntekniklagen har tidigare accepterats av SSM, men då Ringhals står under särskild tillsyn av SSM har myndigheten rekommenderat regeringen att vänta med beslut om effekthöjning så länge särskild tillsyn pågår. Oskarshamns kärnkraftverk fick 2006 regeringens tillstånd att höja effekten i sin största reaktor, Oskarshamn 3, med cirka 20 procent nettoeffekt el, och efter modernisering 2009 har provdriften påbörjats. För Oskarshamn 2 godkände miljödomstolen i Växjö i oktober 2009 ansökan om effekthöjning från 1 800 MW till 2 300 MW termisk effekt, och SSM yttrade sig positivt om Oskarshamn 2s effekthöjning i juni 2009. Beslut om regeringstillstånd inväntas. Därefter följer SSMs mer ingående granskning. Höjning av kärnkraftens termiska effekt 26,6–29,5 GW 30 25 20 15 10 5 0 Före Efter 29 Elproduktionen i Sverige 2009 Eltillförsel 147,4 TWh Elanvändning 147,4 TWh 50 Hz Vattenkraft 65,2 TWh Bostäder, service m m 71,3 TWh Kärnkraft 50,0 TWh Industri 50,3 TWh Värmekraft 15,9 TWh Förluster 10,2 TWh Import 13,8 TWh Export 9,1 TWh Transporter 2,7 TWh Vindkraft 30 2,5 TWh Produktionsuppgifter ENERG IUTNY avser d e n verk liga pr TTJAN odukti DE onen Nedreglering orsakas av tillgång och efterfrågan EN GÄN ERGIGLIG HET TILL Coastdown nedreglering för effektivt bränsleutnyttjande Planerat bortfall PRO POT DUKT ENT ION IAL S- för underhåll, inspektion och provning Oplanerat bortfall avser störningar som minskar produktionen Internationella skalan för kärntekniska händelser – INES Den internationella skalan för kärn tekniska händelser har utarbetats av IAEA för enhetlig bedömning och information om händelser i kärn tekniska anläggningar. Händelser i svenska anläggningar rapporteras via SSM till IAEA, medan utländska händelser rapporteras omvänt. Ni våerna 1 till 3 betecknar händelser, medan nivåerna 4 till 7 utgör olyckor med omgivningspåverkan. Exempel Tjernobylolyckan 1986 hade nivå 7. Harrisburg 1979 hade nivå 5. Klass 7 Stor olycka 6 Allvarlig olycka 5 Olycka med risk för omgivningen 4 Olycka utan be tydande risk för omgivningen 3 Allvarlig händelse 2 Händelse 1 Avvikelse 0 Mindre avvikelse Omgivningspåverkan Anläggningspåverkan Försämrat djupförsvar Mycket stort utsläpp. Omfattande hälso och miljöpåverkan Stort utsläpp. Beredskapsåtgärder troligen i full omfattning Begränsat utsläpp. Beredskapsåtgärder troligen i begränsad omfattning Allvarliga skador på reaktorhärd och/eller strålskyddsbarriärer Litet utsläpp. Allmänheten utsätts för stråldoser under gränsvärdet Betydande skador på reaktorhärd och/eller livs hotande doser till personal Mycket litet utsläpp. Allmänheten utsätts för mycket små doser under gränsvärde Mycket omfattande sprid ning av radioaktiva ämnen och/eller höga doser till personal Nära olycka. Inga återstående skyddsbarriärer Betydande spridning av radioaktiva ämnen och/ eller förhöjda doser till personal Händelse med betydande avvikelser från säkerhets förutsättningar Avvikelse från driftvillkor Ingen säkerhetsbetydelse 31 ISSN 1654-0484 Studsvik (huvudkontor) Forsmark Oskarshamn Ringhals Barsebäck KSU, Box 1039, SE-611 29 Nyköping KSU SE-742 03 Östhammar KSU, Box 926, SE-572 29 Oskarshamn KSU SE-432 85 Väröbacka KSU, Box 524, SE-246 25 Löddeköpinge Tfn: +46 (0)155-26 35 00 Fax: +46 (0)155-26 30 74 Tfn: +46 (0)173-167 00 Fax: +46 (0)173-167 50 Tfn: +46 (0)491-78 13 00 Fax: +46 (0)491-78 13 59 Tfn: +46 (0)340-64 62 00 Fax: +46 (0)340-64 62 99 Tfn: +46 (0)46-72 40 00 Fax: +46 (0)46-77 57 93 E-post: info@ksu.se www.ksu.se Org nr: 556167-1784 VAT-nr: SE556167178401
© Copyright 2024