EntrEntr evista/evista/ InterInter viewview

Entrevista/
evista/Inter Interview
Eduardo GONZÁLEZ
Director General de Centrales
Nucleares Almaraz-Trillo
General Director of Almaraz-Trillo
Nuclear Power Plants
Nº 196 Abril / April 2000

S UMARI O/S UMMAR Y
SOCIEDAD NUCLEAR ESPAÑOLA
Campoamor, 17, 1.° - 28004 MADRID
Tels.: (91) 308 63 18/62 89- Fax: (91) 308 63 44
e mail: postmaster@sne.es - http:// www.sne.es
Junta Directiva
Presidente: Domingo PÉREZ ALONSO.
Vicepresidente: Lucila IZQUIERDO ROCHA.
Secretario General: Mª Teresa DOMÍNGUEZ BAUTISTA.
Tesorero: Fernando REY MORENO.
Vocales: José Luis DÍAZ DÍAZ, Mar DOMÍNGUEZ BLANCO,
Manuel GÁMEZ BERTOS, Antonio MARCO PELEGRÍN,
Humberto MARTA GÓMEZ, Luis PALACIOS SÚNICO,
Mireia PIERA CARRETE y Francesc PERRAMÓN ENRICH.
Comisión de Programas
Presidente: Francesc PERRAMÓN ENRICH.
Vocales: Javier ALONSO CHICOTE, José Antonio
CARRETERO FERNANDINO, Javier DE SANTIAGO GARCÍA,
Rafael DELGADO TABERNER, José Antonio ESPALLARDO
MAURANDI, Ricardo GRANADOS GARCÍA, José Javier
HONRUBIA CHECA, Alejandro RODRÍGUEZ FERNÁNDEZ y
Joaquín SANTAMARÍA TAMAYO.
Comisión de Publicaciones
Presidente: Luis PALACIOS SÚNICO.
Vocales: Javier ARROYO ZORRILLA, Eugeni BARANDALLA
CORRONS, Ángel ENTRENA GIL, Andrés GALICIA
SAAVEDRA, Javier GONZÁLEZ MARTÍNEZ, Ricardo
MANSO CASADO, Julio MARTÍNEZ MONTERO, Cesar
QUERAL SALAZAR, Mª Fernanda SÁNCHEZ OJANGUREN y
Alfonso de la TORRE FERNÁNDEZ DEL PINO.
Comisión Técnica
Presidente: Alain CARDOSO CABEZÓN.
Vocales: Juan CORTÉS SIERRA, Carmen GIL TASCÓN,
Alfonso JÍMENEZ FERNÁNDEZ SESMA, Jorge JIMÉNEZ
RODRÍGUEZ, José Luis MANSILLA LÓPEZ, Francisco
MARÍN MOLINA, Mª Dolores MORALES DORADO,
Ramón MORCILLO LINARES, Alejandro RODRÍGUEZ
FERNÁNDEZ y Ramón SABATÉ FARNOS.
Presidentes de los Grupos de Trabajo: Ángel BENITO RUBIO,
Jerónimo IÑIGUEZ SÁEZ y Ángel VIÑAS JUNQUERA.
Comisión Aula-Club
Presidente: Eduardo RAMÍREZ ONTALBA
Vocales: Miguel BARRACHINA GÓMEZ, Ignacio
FERNÁNDEZ HERRERO, Eduardo GALLEGO DÍAZ, Rosa
PEREDA REVUELTA, José L. PIZARRO MOGROVEJO,
Aurelio SALA CANDELA y Jesús TALAYERO ROYO.
EDITORIAL / EDITORIAL
ENTREVISTA A / INTERVIEW
• Eduardo GONZÁLEZ GÓMEZ
Director General de Centrales Nucleares Almaraz-Trillo
General Director of Almaraz-Trillo Nuclear Power Plants
CENTRALES NUCLEARES 1999
NUCLEAR POWER PLANTS 1999
• APERTURA / OPENING SESSION
• PRIMERA SESIÓN / FIRST SESSION
• SEGUNDA SESIÓN / SECOND SESSION
DESARROLLO TECNOLÓGICO
• INNOVACIÓN TECNOLÓGICA COOPERATIVA Y COMPETIVIDAD EN EL
ÁMBITO NUCLEAR
COOPERATIVE TECHNOLOGICAL INNOVATION AND COMPETITIVENESS IN THE
NUCLEAR ARENA
A. CASTRO, M. MARCO, R. SALVE, J. VALLEJO, J.A. TAGLE
SECCIONES FIJAS
Comisión de Comunicación
Presidente: Antonio CORNADÓ QUIBÚS.
Vocales: Jesús CRUZ HERAS, Inés GALLEGO CABEZÓN,
José GARCÍA DE LA TORRE, Jorge LANG-LENTON, Piluca
NÚÑEZ, Pedro ORTEGO SÁIZ, J. Manuel PERLADÓ
MARTÍN, Vicente SERRADELL GARCÍA, Eduardo SOLLET
SAÑUDO y Enrique VALERO ABAD.
Comisión Terminología
Presidente: Manuel LÓPEZ RODRÍGUEZ.
Secretario: Francisco DE PEDRO HERRERA.
Vocales: Agustín ALONSO SANTOS, Eugeni BARANDALLA
CORRONS, Miguel BARRACHINA GÓMEZ, Rafael CARO
MANSO, José Ángel CERROLAZA ASENJO, Carlos Enrique
GRANADOS GONZÁLEZ y Luis PALACIOS SÚNICO.
Comisión Jóvenes Nucleares
Presidente: José Luis GARCÍA DELGADO.
Vocales: Oscar CABELLOS, Piluca NÚÑEZ, Marina
RODRÍGUEZ e Isabel GÓMEZ.
ABB ATOM
ABB GENERACIÓN
ACS
AMARA
ANDERSEN CONSULTING
ASEGURADORES RIESGOS
NUCLEARES
ASOC. NUCLEAR ASCÓ
AUXITROL IBÉRICO
BECHTEL ESPAÑA
BORG SERVICE, S.A.
BW/IP INTERNATIONAL
CENTRAL TRILLO I
C.N. ALMARAZ
C.N. VANDELLÓS
CIA. SEVILLANA DE ELECTRICIDAD
CIEMAT
COGEMA
COLEGIO INGENIEROS
CAMINOS, CANALES Y PUERTOS
COLEGIO INGENIEROS ICAI
SOCIOS COLECTIVOS
CONTROL Y APLICACIONES
COOR. MUNICIPIOS NUCLEARES
DTN
ELECNOR
EMPRESA NACIONAL BAZÁN
EMPRESARIOS AGRUPADOS
ENDESA
ENRESA
ENUSA
ENWESA OPERACIONES
EPTISA
EQUIPOS NUCLEARES
EXPRESS TRUCK
FECSA
FRAMATOME S.A.
FUNDACIÓN INASMET
GAIMA
GAMESA ENERGÍA SERVICIOS, S.A.
GENERAL ELECTRIC INTERNATIONAL
GEOCISA
GUANTES RIPOLLÉS
HELGESON
HIDROELÉCTRICA DEL CANTÁBRICO
IBERDROLA
IBERDROLA INGENIERÍA
Y CONSULTORÍA
INITEC
INYPSA
KSB-AMVI
LAINSA
MAESSA
MARSEIN
MITSUBISHI
MONCASA
MONTAJES NERVIÓN
NECSO
NORCONTROL
NOVOTEC CONSULTORES
NUCLENOR
NUSIM
PIRELLI CABLES Y SISTEMAS, S.A.
PROINSA
PROSEGUR
SAINCO
SENER
SENUSA
SIEMENS
TAPROGGE IBÉRICA
TECNASA
TECNATOM
TECNICAS REUNIDAS
TECNOS
UNESA
UNIÓN FENOSA
WALTHON WEIR PACIFIC
WANNER Y VINYAS
WESTINGHOUSE
TECHNOLOGY SERVICES
Comisión XXVI Reunión Anual
Presidente: Ricardo MANSO.
Vicep./Enlace J.D.: Fernando REY MORENO.
Vicep./Técnico: Alfonso de la TORRE FDEZ DEL PINO.
Secretario: Juan ISLA SÁNCHEZ.
Tesorero: Luis MARTÍN VIDAL.
Vocales: Javier ARROYO ZORRILLA, Juan BLÁZQUEZ
MARTÍNEZ, Francisco CERRAJERO MARTÍNEZ, José Luis
CHACEL TUYA, José Luis MANSILLA LÓPEZ-SAMANIEGO,
Matilde PELEGRÍ TORRES y José Luis PIZARRO
MOGROVEJO.
Comisión Página web
Presidente: Antonio MARCO.
Vocales: Alain CARDOSO, Carmelo PALACIOS, Matilde
PELEGRÍ, César QUERAL y Alfonso de la TORRE.
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RIAL EDITORIA
Según es ya habitual por estas fechas, la Sociedad Nuclear Española celebró el
pasado 2 de marzo de 2000 la Reunión anual sobre la experiencia operativa del
año anterior bajo el título “Centrales Nucleares en 1999. Experiencias y
Perspectivas”. El enfoque de actualidad versó sobre la experiencia nacional e
internacional de la consolidación y la gestión unificada de las centrales nucleares.
Por ello, junto a los asiduos oradores (el Vicepresidente-Director General de
UNESA y los Jefes de las centrales nucleares españolas) estuvieron los
responsables de las “Asociaciones” de las centrales de Ascó/Vandellós II y de la
recientemente creada de Almaraz/Trillo. La dimensión internacional la aportó el
Presidente de AmerGen (“joint venture” de la eléctrica americana PECO y la
eléctrica británica British Energy), cuya ponencia tenía el sugerente título de “El
renacimiento nuclear”.
El año 1999 acabó en nuestro país con una producción de 58.852 millones de
kWh de origen nuclear lo que representa el 28,3% del total de producción
eléctrica. Esta cifra junto con unos valores del factor de carga global del 87,4%, de
factor de operación del 90% y del de disponibilidad del 88,5% demuestran la
tradicional buena marcha de la operación de nuestras centrales nucleares y el firme
propósito de seguir en esta línea sin caer en la autocomplacencia. Como
consecuencia de las actividades relacionadas con el aumento de potencia, a
finales del año la potencia del parque nuclear español ascendió a 7.749,1 MW, 111
MW más que el año anterior, debido a los incrementos logrados en la unidad 2 de
Ascó y en Vandellós II.
Con toda lógica, en un mundo en el que continuamente suenan palabras como:
desregulación, globalización, competitividad, consolidación, etc., y que están
conduciendo al área nuclear hacia unos esquemas de gestión más integrada y al
crecimiento de las empresas especializadas en la gestión de estos activos
nucleares, el pasado año nos trajo el acuerdo de las compañías propietarias de las
centrales de Almaraz y Trillo para la unificación de la gestión de ambas centrales
nucleares en una única Asociación de Interés Económico, con la voluntad de
mantener, si no superar, la seguridad de su funcionamiento y alcanzar unos mejores
resultados económicos en la explotación de las mismas.
Junto a la buena nueva de la renovación de las actualmente denominadas
Autorizaciones de Explotación de las centrales de José Cabrera, Santa María de
Garoña y Trillo por unos períodos de 3, 10 y 5 años, respectivamente, y de la
autorización del Consejo de Ministros a C.N. Trillo para la construcción del almacén
de combustible gastado, el pasado año, y gracias a los trabajos preventivos
realizados, el Efecto 2000 no fue más que la consolidación de una buena
estructura informática de las centrales y la “excusa” de algunos para celebrar la
entrada del año 2000 en su puesto de trabajo.
Conviene reconocer, tras una década de constantes y excelentes resultados de
nuestras centrales nucleares y de que su producción se acepta diariamente en las
subastas de energía, en el mercado liberalizado del sistema eléctrico nacional, la
validez de las recomendaciones del Consejo Mundial de la Energía en el sentido
de que “en el futuro, las energías renovables y la energía nuclear deberán
desempeñar un papel importante para reducir el mix de combustibles causantes
de los gases de efecto invernadero”.
No hay que olvidar que el uso de la energía nuclear, que en la Unión Europea
representa el 35% de la producción de electricidad, es uno de los factores que
contribuyen a no agravar la dependencia energética de otros combustibles
primarios, que se ven sometidos a una fuerte incertidumbre de precios. Como se
ha podido apreciar en los últimos meses con los imprevistos y significativos
aumentos producidos. Tal como ha declarado recientemente la Vicepresidenta de
la Comisión Europea, Loyola de Palacio, la energía nuclear desempeña un
importante papel en el desarrollo en Europa de una política energética sostenible,
manifestándose a favor de una postura abierta al respecto.
A s is now the custom at this time of year, on March 2, 2000
the Spanish Nuclear Society held its annual meeting on the operating
experiences of the previous year, under the title of “Nuclear Power
Plants in 1999. Experiences and Prospects”. This year’s meeting
focused on national and international experiences in consolidation
and unified management of nuclear power plants. Therefore, along
with the regular speakers (the Vice-President and General Director of
UNESA and the directors of the Spanish nuclear power plants), the
heads of the “Association” of the Ascó/Vandellós II power plants and
the recently created Almaraz/Trillo Association also took part. The
international dimension was provided by the President of AmerGen (a
joint venture of the American electric utility PECO and the British utility
British Energy), whose address was suggestively titled “The Nuclear
Renaissance”.
In our country, the production figure at the end of 1999 was 58,852
million kWh generated by nuclear, which represents 28.3% of total
electric production. This figure, along with an overall load factor of
87.4%, an operating factor of 90% and a capability factor of 88.5%,
demonstrate the traditionally good operating performance of our
nuclear power plants and the firm intention to continue on this course
without succumbing to self-complacency. As a result of power uprate
activities in Ascó Unit 2 and Vandellós II, the power of the Spanish
nuclear park at the end of the year amounted to 7,749.1 MW, or 111
MW more than the previous year.
In a world in which we continuously hear words such as deregulation,
globalization, competitiveness, consolidation, etc., which are driving
the nuclear arena towards more integrated management schemes and
the growth of enterprises specializing in the management of these
nuclear assets, it was only logical that last year should bring an
agreement between the owner utilities of the Almaraz and Trillo plants
to merge the management of the two plants into a single economic
partnership, with the will to maintain or even boost operating safety
and achieve better economic results in plant operation.
Along with the good news of the renewal of the Operating Permits of
the José Cabrera, Santa María de Garoña and Trillo plants for 3, 10 and
5 years, respectively, and the Cabinet of Ministers’ authorization to
Trillo NPP to build a spent fuel storage, the preventive work
undertaken last year helped turn the Y2K Effect into no more than a
consolidation of a good computing structure in the plants and an
“excuse” for some to celebrate the beginning of the New Year in the
workplace.
After a decade of consistently excellent results from our nuclear
power plants and with a production that is accepted daily on the
energy exchanges of the liberalized national electricity market, it is
only fitting that we acknowledge the validity of the recommendations
of the World Energy Board, in the sense that “in the future, the
renewable energies and nuclear energy should play an important role
to reduce the mix of greenhouse gas causing fuels.”
We must not forget that the use of nuclear power, which in the
European Union accounts for 35% of electricity production, is one of
the factors that helps to curb energy dependence on other primary
fuels which are subject to strong price swings, as evidenced in the
last few months by significant unexpected increases. As the Vice-
President of the European Commission, Loyola de Palacio, declared
recently, nuclear power plays an important role in the development in
Europe of a sustainable energy policy, and she is in favor of keeping
an open mind in this respect.
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ENTREVISTA/INTERVIEW
La liberalización del mercado eléctrico,
iniciada el 1 de enero de 1998, ha
determinado la adaptación del sector y de
sus centros de producción a una nueva
realidad. La búsqueda de una mayor
competitividad y eficacia han llevado a las
propietarias de las centrales nucleares
españolas a la definición de la gestión
unificada de varias instalaciones.
Para analizar este proceso en las centrales de Almaraz y Trillo entrevistamos a su Director General, Eduardo
González.
Liberalization of the electricity market, which began on January 1, 1998, has forced the industry and its production centers to
adapt to a new reality. The search for greater competitiveness and efficiency have led the owners of the Spanish nuclear power
plants to consider the unified management of several facilities.
To analyze this process in the Almaraz and Trillo plants, we have interviewed their General Director, Eduardo Gonzalez.
Ingeniero Industrial por la Universidad
Politécnica de Madrid,
Eduardo González inició su trayectoria
en el campo nuclear en
Iberduero, donde fue responsable de
Calidad. En 1983 se incorporó al
Consejo de Seguridad Nuclear como
Director Técnico, siendo nombrado
Consejero en 1984 y Vicepresidente
en 1987, cargo este último para el
que fue reelegido en 1993 y en el
que permaneció hasta el cese, a petición
propia, en octubre de 1995.
En el mismo año se incorporó a
Iberdrola como Director de Relaciones
Institucionales, permaneciendo
en el cargo hasta julio de 1999, fecha
en la que fue nombrado Director
General de la Gestión Unificada
de las Centrales Nucleares de
Almaraz y Trillo.
Ha sido miembro del Comité
Internacional de Seguridad Nuclear
(INSAG) del OIEA-Naciones Unidas,
Vicepresidente del Comité Científico
Técnico de EURATOM, Presidente
del Comité de Organismos Reguladores
de la NEA-OCDE y Presidente
del Grupo de Regulación Nuclear de
la Unión Europea.
LA LIBERALIZACIîN DEL
SECTOR ELƒCTRICO
La liberalización del mercado
eléctrico supone una modificación
importante tanto en el ámbito comercial
de las empresas eléctricas
como en el de generación. Desde un
punto de vista comercial, la apertura
del mercado se inició con la definición
de clientes cualificados y, aunque
en una primera fase no tuvo especial
relevancia, en este año 2000
alcanza ya el 50% del mercado
(60.000 usuarios), lo cual supone un
impacto muy importante en todo lo
que se refiere a la gestión de los
clientes y la comercialización de la
energía.
Pero el cambio es mayor en el ámbito
de la generación ya que, al desaparecer
el marco legal y estable,
las empresas dejan de tener asegurada
su retribución y deben vender la
energía que producen, y a unos precios
competitivos. Por ello, han de
ser capaces de hacer funcionar sus
instalaciones con la mayor disponibilidad
posible.
A este respecto, Eduardo González
puntualiza que «las centrales
An Industrial Engineer with a degree from Madrid’s
Polytechnic University, Eduardo Gonzalez began his
career in the nuclear field in Iberduero, where he was
responsible for Quality. In 1983 he joined the
Consejo de Seguridad Nuclear as Technical Director,
where he was named Board Member in 1984 and
Vice-President in 1987. He was reelected to this latter
post in 1993 and held it until his resignation, at his
own request, in October of 1995.
That same year he joined Iberdrola as Director of
Institutional Relations, a post he held until July of
1999 when he was appointed General Director of
Unified Management of the Almaraz and Trillo
Nuclear Power Plants.
He has been a member of the International
Nuclear Safety Agency (INSAG) of the IAEA-United
Nations, Vice-President of the Technical Scientific
Committee of EURATOM, President of the Regulatory
Body Commission of the NEA-OECD, and President
of the Nuclear Regulatory Group of the European
Union.
LIBERALIZATION OF THE ELECTRICITY
SECTOR
Liberalization of the electricity market has resulted
in major modifications both in the commercial space
of electric utilities and in generation. From a
commercial point of view, market deregulation was
begun with a definition of qualified customers and,
although in an early phase this was not particularly
relevant, this year 50% of the market (60,000 users)
has been covered, which means a very significant
impact on everything involving customer
management and energy marketing.
But the change has been even greater in the area of
generation because, since the stable legal framework
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has disappeared, the utilities no longer have their
revenue assured and must sell the energy they
produce at competitive prices. To do so, they must
be capable of operating their facilities with the
highest possible availability.
In this respect, Eduardo Gonzalez says that “the
nuclear power plants are producing more than thirty
percent of the national total and at very low
operating and maintenance costs, including fuel.
“Another important issue from the standpoint of
value created by the facilities is the total life
calculation. In other words, accounting for the return
on investment and seeking maximum value for the
owners, the aim is for the lifetime of the facilities to
be as long as possible, which means we must work
very hard on everything involving maintenance.”
INTEGRATED MANAGEMENT
All the above determines the scenario in which
the nuclear sector finds itself and which it must
address. According to Eduardo Gonzalez, “we
should adapt to this situation, and one of the ways to
do so is to integrate management of the facilities.”
This policy is being adopted in many countries,
including the United States and Germany. In Spain,
the first plants to apply this criterion were Ascó and
Vandellós, followed by Almaraz and Trillo.
Mr. Gonzalez points out that, “in our case,
integrated management has a series of immediate
implications, the first of which is having only one
office. In addition, we have defined a unique
structure that is the basis for developing a whole
series of unified systems in areas such as purchasing,
logistics, information, computer system platforms,
human resources, etc. We have defined a single
Technical Organization that integrates the
Engineering, Fuel, Quality Assurance, Safety and
Licensing functions. As regards Operation, we have
already launched a joint development program in
the areas of Operation, Maintenance, Refueling, etc.
By having a single Technical Organization with the
same directors for Almaraz and Trillo, we have
established a training process whereby experts in
one plant can also become experts in the other.
“In short, Almaraz and Trillo are now run as a
single organization. From a technical and
administrative point of view, we have erased the
lines that divided the two companies. The difference
between the two plants is limited exclusively to the
licenses.”
One of the most sensitive points when establishing
an integrated management between two
organizations is human resource management,
because situations can arise of a surplus or retraining
of professionals in areas in which they have never
worked before.
“We understand that the new Association’s whole
policy of Human Resources should support good
operation of the facilities, which have a high
technological level. Therefore, we must maintain in
the different organizations the excellent
technological know-how that we currently have on
each of the plants
“On the other hand, there are people with many
years of experience on the staffs of both plants who
are approaching the age of retirement. We have been
working for many months on analyzing the
organization and its actual needs as objectively as
possible, and along these lines we will propose the
measures that we deem most advisable to the social
partners in order to establish a resource adjustment
program.”
OBJECTIVES
The Almaraz-Trillo unified management process
integrates project development of both plants as a
nucleares están funcionando en base,
producen más de un treinta por
ciento del total nacional y con unos
costes de operación y mantenimiento
-incluído combustible- muy bajos.
»Otro aspecto muy importante
desde el punto de vista del valor
creado por las instalaciones es el
cómputo total de su vida. Es decir,
teniendo en cuenta el retorno de la
inversión y buscando el máximo valor
para los propietarios, se pretende
que la vida de las instalaciones sea
lo más extensa posible, lo cual nos
lleva a hacer un esfuerzo muy grande
en todo lo referente a su mantenimiento.»
LA GESTIîN INTEGRADA
Todo lo expuesto anteriormente
marca el escenario en el que se encuentra
el sector nuclear y al que
hay que ir respondiendo. Según
Eduardo González, «debemos acomodarnos
a esa situación, y una de
las formas de hacerlo es buscar la
integración en la gestión de las instalaciones.»
Esta política está siendo
seguida en muchos países, entre los
que destacan los casos de Estados
Unidos y Alemania; en España, las
primeras centrales que aplicaron este
criterio fueron Ascó y Vandellós,
a las que siguieron Almaraz y Trillo.
Como nos informa nuestro entrevistado,
«en nuestro caso, la gestión
integrada tiene una serie de implicaciones
inmediatas, y la primera es
tener una sola oficina. Además, hemos
definido una única estructura
que nos lleva a desarrollar toda una
serie de sistemas unificados en áreas
como compras, logística, información,
plataformas de sistemas informáticos,
recursos humanos, etc.
Hemos definido una única
Organización Técnica que integra
las funciones de Ingeniería,
Combustible, Garantía de Calidad,
Seguridad y Licencia. En lo que respecta
a Operación, está ya lanzado
el programa de desarrollo conjunto
en los aspectos de Operación,
Mantenimiento, Recargas, etc… Al
tener una única Organización
Técnica con los mismos responsables
para Almaraz y para Trillo, hemos
establecido un proceso de formación
para que los expertos en
una planta lleguen a serlo también
en la otra.
»En definitiva, Almaraz y Trillo
funcionan ya como una única organización;
desde el punto de vista
técnico y administrativo hemos roto
las líneas que dividían a las dos empresas.
La diferenciación entre ambas
centrales se reduce exclusivamente
a las licencias.»
Uno de los puntos más delicados
a la hora de establecer una gestión
integrada entre dos organizaciones
es la gestión de los recursos humanos,
porque se pueden dar situaciones
de excedentes o reconversiones
de profesionales en áreas en las que
nunca habían trabajado.
«Nosotros entendemos que toda
la política de Recursos Humanos de
la nueva Asociación debe ayudar al
buen funcionamiento de las instalaciones,
que cuentan con un alto nivel
tecnológico; por tanto, tenemos
que mantener en las organizaciones
el excelente conocimiento tecnológico
que tenemos en la actualidad
sobre cada una de las plantas.
»Por otra parte, en las plantillas
de ambas centrales hay personas
con muchos años de experiencia
que se acercan a la edad de jubilación
hemos estado trabajando durante
muchos meses, analizando la
organización, las necesidades reales
desde el punto de vista más objetivo
posible y, en esa línea, plantearemos
a los agentes sociales las medidas
que consideramos más adecua-
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ENTREVISTA/INTERVIEW
das para llegar, a establecer un programa
un de adecuación de los recursos».
OBJETIVOS
La gestión unificada de Almaraz y
de Trillo integra el desarrollo de los
proyectos de ambas centrales como
un todo y plantea, bajo una misma
organización, los objetivos a alcanzar
por ambas plantas. Como explica
su Director General, «hemos definido
un esquema de Proyecto de
Empresa donde se establece que la
misión de la gestión unificada de
Almaraz-Trillo es producir energía
eléctrica de forma segura, fiable,
económica y respetuosa con el medio
ambiente, garantizando la producción
a largo plazo y, además, situar
a las centrales nucleares de
Almaraz y Trillo entre las de referencia
en seguridad, calidad y coste.»
A corto y medio plazo, los objetivos
planteados son:
• Organización única, que ya está
lograda y establecida.
• Oficina común, terminada y organizada
en el mes de abril de 2000.
• Presupuestación conjunta, que
ya está establecida.
• Plan de negocio, que ya está
elaborado y presentado a las empresas
propietarias.
• Sistema único de información y
comunicación, en el que se está trabajando.
• Integración y utilización conjunta
de los procesos de las dos organizaciones.
• Plan de recursos.
• Plan de inversiones para mantener
las centrales en el debido estado
de revista.
«Entre los objetivos prioritarios
que nos hemos marcado está el de
movilizar a las personas para conseguir
la integración eficaz de las políticas
y las actuaciones, y alcanzar un
funcionamiento ágil, responsable y
optimizado. Todo el análisis para la
optimización de la organización lo
hacemos teniendo en cuenta que
hay que mantener la capacidad actual,
buscando la formación del personal,
dentro de una política de creación
de equipos de trabajo que
cree una motivación y participación
de las personas, mediante un aplanamiento
de las estructuras para que
todo el mundo se sienta más protagonista
de sus actuaciones y lograr,
en definitiva, modernizar nuestra organización.
»También es muy importante el
papel de los contratistas, que aportan
en estos momentos unas 400
personas a la plantilla, y la política
que vamos a seguir es la de unificar
contratistas entre las dos instalaciones
porque eso se ajusta a una de las
líneas de optimización de la organización.
Además, buscamos una potenciación
y una mayor capacidad
de esos contratistas, ya que les estamos
asegurando un mercado más
importante.
»Otro objetivo muy importante en
este tipo de instalaciones es el que
se refiere a la gestión de vida útil de
las centrales. Éstas tienen que funcionar
siempre dentro de los requisitos
de seguridad establecidos.
Somos los primeros interesados en
ello y no vamos a escatimar esfuerzos,
de modo que vamos a hacer las
inversiones necesarias para que funcionen
correctamente como hasta
ahora y no tener problemas, ni desde
el punto de vista de la operación
inmediata ni en lo referente a la vida
de las centrales. Una parte fundamental
del presupuesto está destinado
al mantenimiento preventivo, la
sustitución de equipos y las modificaciones
de diseño que mejoren las
condiciones de la planta.»
El proceso de gestión unificada se
asocia, inevitablemente, a la reducción
de costes. A este respecto,
Eduardo González es claro. «La reducción
de costes no es sólo un objetivo
en sí sino que debe producirse
como consecuencia de la propia
unificación. Una mejora continua de
nuestras capacidades nos lleva a una
optimización de la organización
que, a su vez, tendrá como consecuencia
una reducción de costes, ésta
es el producto de un trabajo bien
hecho. Además, si nos fijamos en las
estadísticas históricas, se puede
comprobar que las centrales que tienen
mayor disponibilidad son las
que cuentan con mejores índices de
seguridad y, a la vez, también son las
que tienen menores gastos.»
ESTRUCTURA DE ALMARAZ-
TRILLO A.I.E.
De manera muy sencilla, Eduardo
González resume cuál es la estructura
de esta nueva asociación: «tenewhole
and, under the same organization, proposes
the objectives to be achieved in both plants. As its
General Director explains, “we have defined a
Corporate Project plan which establishes that the
mission of the Almaraz-Trillo unified management is
to produce electric energy in a safe, reliable,
economic and environmentally friendly way,
guaranteeing long-term production and also ranking
the Almaraz and Trillo nuclear power plants among
the reference plants in terms of safety, quality and
cost.”
The short- and medium-term objectives are as
follows:
• Single organization, which has already been set
up.
• Common office, completed and organized in
April 2000.
• Joint budgeting, which is already established.
• Business plan, which has been prepared and
submitted to the owner utilities.
• Single information and communications system,
which we are working on.
• Integration and joint use of the two
organizations’ processes.
• Resource plan.
• Investment plan to keep the plants in proper
operating condition.
“The priority objectives that we have set for
ourselves include mobilizing people to achieve
effective integration of policies and actions, and
achieving flexible, responsible, optimized operation.
All our analyses for optimizing the organization take
into account that current capabilities must be
maintained on the basis of personnel training, as part
of a policy of creating job teams to motivate and
make people participate, through a leveling off of the
structures so that everyone can feel they are masters
of their acts. In short, we intend to succeed in
modernizing our organization.
“The contractors’ role is also very important. At
this time they have 400 people on staff, and the
policy that we are going to follow is to unify
contractors between the two facilities, because this
conforms with one of the lines of optimization of the
organization. In addition, we want to see these
contractors improve their capability, as we are
assuring them a very important market.
“Another major objective in this type of facility
has to do with management of the plants’ effective
lifetime. The plants must always operate in
accordance with established safety requirements.
We are the first to benefit from this and we will spare
no efforts, and thus we will make the investments
required for the plants to continue operating
properly and for preventing problems related both to
immediate operation and to plant lifetime. A
substantial part of the budget is earmarked for
preventive maintenance, equipment replacement
and design modifications that enhance plant
conditions.”
The process of unified management is inevitably
associated with cost reduction. In this respect,
Eduardo Gonzalez is clear: “Cost reduction is not
only an objective in and of itself, but it also should
occur as a result of the very unification process.
Continuous improvement of our capabilities results
in optimization of the organization, which in turn
results in cost reduction; this is the product of a job
well done. In addition, if we look at the historical
statistics, we can see that the plants with the highest
availability indices are the ones with the best safety
indices and at the same time with the lowest costs.”
A b r i l 2 0 0 0
R e v i s t a S N E

STRUCTURE OF ALMARAZ-
TRILLO A.I.E.
Eduardo Gonzalez briefly
summarizes the structure of this new
association: “we have an
organization with two Co-
Ownerships that originally involved
two ‘Asociaciones de Interés
Económico’ (AIE), and what has
been created is a third AIE that
assumes the functions of the other
two. At the end of the process, there
will be a single formal organization
integrating the three Associations.
“We are now a working
organization, so that the
representatives of the owner utilities
(Iberdrola, Endesa, Unión Fenosa
and Hidroeléctrica de Cantábrico)
on the Boards of Directors of the
three organizations are the same.
Therefore, we have only one senior
management.
“On the other hand, the single organization,
which has been operative since late 1999 under the
General Management, integrates the managers of the
two plants, who with the Plant Directors assume
responsibility for Almaraz and Trillo operations. In
addition, we have a single Technical Management
and a single Administrative Management. In this
way, we work with unified guidelines.”
COMMUNICATION
We all know how important communications are
in a modern organization, and even more so in a
nuclear facility. In this respect, Eduardo Gonzalez
explains that “from the time we begin to operate as
a group, we must establish a single, joint
communication system both at the internal and
external levels. Therefore, we have developed our
own new logo and we issue a monthly publication,
although we are keeping the local publications
because we believe that each plant should maintain
its links to its territorial district. Thus, Trillo continues
to be a symbol for La Alcarria and Almaraz for the
Campo Arañuelo area. In our involvement with our
surroundings, our facilities each belong to a district,
but at the same time we are a single organization
and we operate with the same communication
schemes.
“This is because the plants are very integrated
with their territories, and we have a policy of
collaborating with the zone and its development,
both in terms of our employees who work in the
plants and who are integrated in the district’s social
and cultural environment and also from the
perspective of the company, which collaborates with
the area’s development. Our communication
policies and institutional relations are basically
confined to the environs of our facilities.”
FUTURE
The future is already present in the Almaraz-Trillo
Nuclear Power Plant AIE. “This year there are some
rather important issues to be addressed in the two
plants. We have three refuelings coming up, one in
Trillo and one in each Almaraz unit. We also have to
renew the operating licenses of the two Almaraz
units next June, and in Trillo we have begun building
the temporary spent fuel storage. As regards the
latter, the Government issued the construction
permit in response to the Trillo City Council’s request
that the decision be made by the Cabinet of
Ministers. Since then we have been preparing for
mos una organización en la que
existen dos Comunidades de
Propietarios que tenían originalmente
dos Asociaciones de Interés
Económico (AIE), y lo que se ha creado
es una tercera AIE que asume
las funciones de las otras dos. Al final
del proceso habrá una única organización
formal que integre a las
tres Asociaciones.
»Ya somos una organización en el
ámbito de trabajo, de forma que los
representantes de las empresas propietarias
(Iberdrola, Endesa, Unión
Fenosa e Hidroeléctrica del Cantábrico)
en la Junta de Administradores
de las tres organizaciones son los
mismos. Por tanto, tenemos una única
dirección superior.
»Por otra parte, la organización
única, operativa desde finales de
1999, bajo la Dirección General, integra
a los gerentes de las dos centrales,
asumiendo, con los Jefes de
Central, la responsabilidad de las
operaciones de Almaraz y Trillo.
Además, tenemos una única Dirección
Técnica y una única Dirección
Administrativa. De esta manera trabajamos
con unas directrices unificadas».
COMUNICACIîN
Ya sabemos lo importante que es
la comunicación en toda organización
moderna, y más si se trata de
instalaciones nucleares, por eso
Eduardo González explica que «desde
el momento en que funcionamos
como un grupo debemos establecer
la comunicación, tanto interna como
externa, de una forma conjunta
y única. Así, hemos desarrollado un
nuevo logotipo propio y lanzamos
una publicación mensual, aunque
mantenemos las publicaciones locales
porque entendemos que cada
central tiene que seguir vinculada a
su ámbito territorial, y así Trillo tiene
que seguir siendo un símbolo para la
Alcarria, y Almaraz para la zona del
Campo Arañuelo. En ese sentido, y
en nuestra implicación con la zona,
somos instalaciones de cada comarca
y a la vez somos una única organización
y funcionamos con los mismos
esquemas de comunicación.
»Esto es así porque las centrales
están muy integradas en su territorio
y nosotros mantenemos una política
colaboración con la zona y su desarrollo,
tanto en lo que se refiere a
nuestros empleados que trabajan en
las plantas y están integrados en el
ámbito social y cultural de la comarca,
como desde la perspectiva de
empresa colaboradora con el desarrollo
del entorno. Nuestras políticas
de comunicación y relaciones institucionales
se circunscriben básicamente
al entorno de nuestras instalaciones.»
FUTURO
El futuro es ya presente en la AIE
Centrales Nucleares Almaraz-Trillo.
«Este año tenemos algunos aspectos
de cierta importancia a tratar en las
dos centrales. Nos enfrentamos a tres
recargas, una en Trillo y una en cada
unidad de Almaraz. Por otro lado, tenemos
la renovación del permiso de
explotación de las dos unidades de
Almaraz el próximo mes de junio, y
además en Trillo hemos comenzado
la construcción del almacén temporal
de combustible gastado. En este
último punto, el Gobierno dictaminó
la autorización de construcción respondiendo
a la petición del
Ayuntamiento de Trillo para que tomase
la decisión el Consejo de
Ministros. Desde entonces, hemos
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R e v i s t a S N E

ENTREVISTA/INTERVIEW
estado organizando los aspectos necesarios
para la construcción, que ya
está en marcha.
»Pensamos que el almacén estará
terminado y operativo para la segunda
mitad del año 2001. Este edificio
estará única y exclusivamente dedicado
al almacenamiento temporal
de combustible gastado de Trillo, y
la necesidad de su construcción ha
sido debida a que la piscina de almacenamiento
de dicho combustible
está casi llena, y su situación,
dentro del edificio de contención,
no permite la ampliación hasta las
dimensiones alcanzadas por otras
centrales, que tienen la piscina de
combustible gastado en un edificio
aparte. Por eso, necesitamos un almacén
de residuos antes del año
2003. Pero insisto, ante posibles
controversias, que este almacén es
exclusivo para el combustible de
Trillo.»
Con relación al futuro, Eduardo
González tiene en cuenta tanto la
realidad del buen funcionamiento
de las centrales nucleares como la
situación de la economía general del
país, y nos plantea un diagnóstico
claro. «En cualquier caso, las instalaciones
nucleares suponen una inversión
muy elevada y en las que el
trabajo de personal cualificado es
primordial. Son instalaciones muy
importantes para mantener una línea
de producción de energía controlada,
segura, barata, competitiva y respetuosa
con el medio ambiente porque,
al no producir CO2, no
contribuyen al “efecto invernadero”.
El hecho de que no se construyan
centrales nucleares actualmente responde
a la propia racionalidad económica
del sistema. Es decir, mientras
exista una pluralidad de fuentes
a precios baratos como la que hay
en estos momentos, no es imprescindible
hacer grandes inversiones para
producir energía. Pero en el caso de
que volviésemos a sendas de crecimiento
importante, habría que plantearse
de qué forma se aborda y cuál
es el papel de la energía nuclear para
satisfacer, conjuntamente con
otras fuentes energéticas, las necesidades
de una sociedad en crecimiento.»
construction, which is now underway.
“The repository is due to be completed and
operative by the second half of 2001. This building
will be solely and exclusively devoted to temporary
storage of Trillo’s spent fuel, and its construction was
necessary because the storage pool for this fuel is
almost full and, since it is located in the containment
building, it cannot be enlarged up to the size found
in other plants, where the spent fuel pool is located
in a separate building. For this reason, we need a
waste storage before the year 2003. But as I said, in
order to avoid any possible controversy, this storage
is exclusively for Trillo fuel.”
With regard to the future, Eduardo Gonzalez bears
in mind both the reality of the nuclear power plants’
good operating record and the country’s general
economic situation, and his diagnosis is clear. “In
any event, nuclear facilities involve a very high
investment and the work of qualified personnel is
essential. These facilities are very important for
sustaining a controlled, safe, cheap, competitive and
environmentally friendly power production line
because, as they do not produce CO2, they do not
contribute to the “greenhouse effect”. The fact that
nuclear power plants are not being built at present is
a result of the system’s economic rationale. In other
words, as long as there is a multitude of sources at
low prices such as at the present time, it is not
necessary to make heavy investments to produce
energy. But if we return to times of rapid growth, we
will have to decide on how to address this growth
and on the role of nuclear power in satisfying the
needs of a growing society along with other energy
sources.”

De izquierda a derecha, Domingo Pérez
Alonso y Pedro Rivero.
From left to right, Domingo Pérez Alonso
and Pedro Rivero.
PRESIDENTE DE LA SNE
José Domingo PÉREZ ALONSO
Es una satisfacción para mí dar la
bienvenida a estas jornadas sobre
Experiencias Operativas. Se ha registrado
una alta participación y
probablemente son los temas que
vamos a tratar lo que más atractivo
está planteando.
Contamos en esta Sesión de
Apertura con la inestimable presencia
de Robin Jeffrey, Deputy
Chairman de British Energy y
President de AmerGen; Pedro
Rivero, Vicepresidente y Director
General de UNESA; Juan José Pérez
Torrent, Gerente de Vandellós y
Ascó; y Eduardo González, Director
General de Almaraz y Trillo.
Esta Sesión de Apertura va a constar
de dos partes: una primera donde
Pedro Rivero va a hacernos uns
introducción a la situación del sector
eléctrico, y una segunda parte
que va a estar constituida por las
presentaciones sobre la gestión integrada
de centrales nucleares. En el
resto de sesiones podremos conocer
de manera individualizada las experiencias
de cada central.
Estamos asistiendo y participando
en una importante renovación en la
gestión de las centrales nucleares.
La presión de los mercados liberalizados
lleva a la búsqueda de la eficiencia
económica
a través de
agrupaciones.
Con ello se está
consiguiendo:
economía de escala,
masa crítica
para producir
avances técnicos
y operativos, y la
extensión de las
best practices.
Todo ello está
dando lugar a un
descenso impresionante
de los
costes de explotación.
En EE.UU., las mejores centrales,
al igual que en España, están
próximas a los quince mills de dólar
en costes de explotación; esto incluye
combustible, operación, mantenimiento
e inversiones recurrentes.
Ya se plantea el objetivo de los diez
mills de dolar, y con ello se va a superar
la competencia que nos está
haciendo el gas. Para ello se cuenta
con los aumentos de potencia, el
alargamiento de vida y la reducción
de costes basada en la consolidadión
de operadores.
América se está planteando muy
fuertemente la competitividad de
sus centrales, cuyo factor de carga
está superando las europeas. Dentro
de estos esfuerzos, las centrales nucleares
españolas mantienen un
PRESIDENT OF THE SNE
José Domingo PÉREZ ALONSO
It is a pleasure for me to welcome
you to this meeting on Operating
Experiences. The attendance is
high, and the issues we are going
to discuss are probably what has
attracted the most attention.
The participants in this Opening
Session are Robin Jeffrey, Deputy
Chairman of British Energy and
President of AmerGen; Pedro
Rivero, Vice-President and
General Director of UNESA; Juan
Jose Perez Torrent, Manager of
Vandellós and Ascó; and
Eduardo Gonzalez, General
Director of Almaraz and Trillo.
This Opening Session is divided
into two parts; the first part in which Pedro Rivero
will give us an overview of the situation of the
electricity sector, and the second part devoted to the
presentations on integrated management of nuclear
power plants. The rest of the sessions will deal with
the individual experiences of each plant.
We are witnessing and taking part in an important
revolution in nuclear power plant management.
Because of the pressures of liberalized markets, we
must seek economic efficiency through joint
ventures. This is resulting in: economies of scale,
critical mass for achieving technical and operating
advances, and extension of best practices. All this is
leading to an impressive drop in operating costs. In
the U.S., just as in Spain, the best plants are
approaching fifteen million dollars in operating
costs; these include fuel, operation, maintenance
and recurrent investments. A goal of ten million
dollar has now been set, and if it is achieved we will
overtake the competition we face from gas. To this
end, there are power uprate, life extension and cost
reduction programs based on operator
consolidation.
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R e v i s t a S N E

America is very aggressively addressing the
competitiveness of its plants, whose capacity factor
is surpassing the European figures. As part of these
efforts, the Spanish nuclear power plants are
successfully meeting a major challenge, as we will
see below, by obtaining in 1999 a drop in
production of –0.2% compared to the preceding
year in spite of the number of coinciding refuelings.
We can congratulate ourselves again this year for
the excellent performance of our plants. And to
begin this meeting, I would like to ask Pedro Rivero
to discuss his views and expectations for the
industry, and afterwards we will focus our activities
on the main issues.
THE ELECTRICITY INDUSTRY IN 1999.
PROSPECTS
Pedro RIVERO
Vice Chairman and General Manager of UNESA
I should first like to thank the Spanish Nuclear
Society for inviting me once again to participate in
this Session, now a classical event, in which the
results achieved during the previous year by Spain’s
Electricity Industry in general, and by the nuclear
sector in particular, are presented to all the
professionals of the nuclear industry.
Secondly, I should like to congratulate this Society
for having reached its twenty-fifth anniversary, a fact
to which I did not refer last year since, at the time a
few months still remained for this event to be
commemorated officially.
This milestone now having been reached, these
congratulations should extend
not only to the Spanish Nuclear
Society and all its members, but
also to all those who over the
years have successfully
agglutinated a group of
professionals that have
traditionally been one of the
mainstays of electricity supply in
Spain, that continue to be so at
present and – I feel sure – will
take this responsibility into the
future.
Finally, in expressing
congratulations and referring to
anniversaries, we should not
overlook a very special event.
Precisely on this day twenty-nine
years ago the Santa María de
Garoña nuclear power plant
came into service. This is an
important milestone for a plant whose service
lifetime may not only reach the almost forty years for
which it is authorised, but even extend to sixty, in
accordance with the world wide trend already
mapped out by the United States, Japan and Great
Britain.
ELECTRICITY GENERATION IN SPAIN
IN 1999
As is now habitual, I shall begin by presenting the
technical data summarising the performance of the
Spanish Electricity Industry throughout this past year.
As you are all aware, electricity demand is
considered to be a fairly reliable indicator of the
general evolution of the economy. In this respect,
growth in electricity consumption has followed the
same positive path as other economic magnitudes.
The net consumption of electricity increased
significantly, reaching a figure of 184,964 million
kWh and achieving a growth of 6.5% over the
previous year.
According to the currently available, and as yet
provisional, figures, the dynamism of the economy
fuerte reto, como vamos a ver a
continuación, obteniéndose en
1999 un descenso en la producción
del –0,2 % sobre el año anterior, a
pesar el número de recargas coincidentes.
Un año más podemos congratularnos
del excelente comportamiento
de nuestras centrales. Y para comenzar
estas jornadas centrando
nuestras actividades en el marco
que le es propio, ya no me queda
más que pedirle a Pedro Rivero que
nos cuente su perspectiva del sector,
para después ir centrando nuestras
actividades en el marco principal.
EL SECTOR ELƒCTRICO
EN 1999 Y PERSPECTIVAS
Pedro RIVERO
Vicepresidente y Director
General de UNESA
En primer lugar deseo expresar
mi agradecimiento a la Sociedad
Nuclear Española por invitarme a
participar una vez más en esta
Jornada, ya clásica,
en la que se
presentan a todos
los profesionales
de la industria nuclear
los resultados
alcanzados en el
año anterior por el
Sector Eléctrico español,
en general,
y por el subsector
nuclear, en particular.
En segundo lugar,
quiero felicitar a
esta Sociedad por
la conmemoración
de sus bodas de
plata, hecho al que no me referí el
pasado año dado que, en la fecha
de celebración de esta misma
Jornada, faltaban unos meses para
que se cumpliera oficialmente tal
efeméride.
Una vez superado ese hito, expreso
dicha felicitación no sólo a la
Sociedad Nuclear Española y a todos
sus miembros, sino también a
todos cuantos en estos años la han
dirigido, por haber sabido aglutinar
a un conjunto de profesionales que
han mantenido, mantienen y estoy
seguro que podrán mantener en el
futuro uno de los principales soportes
del suministro eléctrico español.
Finalmente, en este capítulo de
felicitaciones y efemérides, debe
hacerse una muy especial mención
a que hoy precisamente se cumplen
los 29 años en que la central nuclear
de Santa María de Garoña entró
en servicio, importante hito para
una central cuya vida útil no sólo
puede llegar a los casi 40 años para
los que tiene autorización sino extenderse
hasta los 60, siguiendo la
tendencia mundial ya marcada por
los EE.UU., Japón y el Reino Unido.
LA GENERACIîN ELƒCTRICA
EN ESPA„A EN 1999
Voy a comenzar, como es habitual,
con el conjunto de datos técnicos
que resumen el comportamiento
del Sector Eléctrico español
a lo largo del pasado año.
Como ustedes saben, la demanda
de electricidad se considera como
un indicador bastante fiable de la
evolución general de la economía
y, en este sentido, el crecimiento
del consumo elécrico ha seguido la
misma línea positiva de otras magnitudes
económicas. El consumo
neto de electricidad aumentó de un
modo significativo alcanzando un
crecimiento del 6,5% sobre el año
anterior, al situarse en 184.964 millones
de kWh.
Este dinamismo de la economía
se ha visto así confirmado, de
acuerdo con las cifras actualmente
disponibles y aún provisionales, por
la evolución del consumo de electricidad
por usos finales. Los consumos
en baja tensión, que han representado
el 47,6% de la demanda
total, son los que han tenido un incremento
más dinámico en 1999,
con un aumento del 7,8%. Los consumos
en alta tensión, que representaron
el 52,4% del total, experimentaron
un crecimiento más
moderado, del 5,3%. En ambos casos,
estos crecimientos son similares
a los correspondientes al año
1998.
La producción de energía eléctrica
en España, por su parte, se cifró
en 208.223 millones de kWh, con
un incremento del 6,2% respecto al
año anterior. Por tipo de combustible,
la producción termoeléctrica
clásica representó el 57% de la generación
total, con un incremento
del 21,2%, mientras que la nuclear
y la hidroeléctrica representaron el
28,3% y el 14,7% respectivamente,
con bajadas del 22% en el caso de
la hidroeléctrica y del 0,2% en el
de la nuclear. En términos hidroeléctricos
podemos decir que 1999
ha resultado ser un año de baja hidraulicidad.
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R e v i s t a S N E

CENTRALES NUCLEARES/NUCLEAR POWER PLANTS
1998 1999
Producción/Production (GWh) 59.002 58.852
Nº de Paradas para Recarga/Nº of Refueling Outages 4 7
Factor de Carga/Load Factor (%) 88,4 87,4
Factor de Operación/Operating Factor (%) 91,3 90,0
Factor de Disponibilidad/Capability Factor (%) 90,1 88,5
Factor de Indisp. No Programada/ 6,1 2,6
Unplanned Capability Loss Factor (%)
Paradas no Programadas por reactor/
Nº of Scrams per Reactor
• Automáticas/Automatic 0,9 1,7
• Total (automáticas y manuales) 1,2 2,8
Total (automatic and manual)
Potencia instalada a 31.12.99 (MWe) 7.637,8 7.749,1
Installed Power at 31.12.99
Otro dato relevante del balance
eléctrico de 1999 ha sido el fuerte
aumento, un año mas, tanto de la
generación en régimen especial como
de las ventas que estos productores
realizaron a las empresas eléctricas
en forma de excedentes. Las
estimaciones de UNESA indican
que la generación en régimen especial
se situó en 32.935 millones de
kWh, cifra que representa el 15,8%
de la producción total de electricidad
del país. El 75% de dicha cantidad
fue vendido a las empresas
eléctricas. En cifras absolutas, esta
energía vendida fue de 24.648 millones
de kWh, un 21,9% más que
el año precedente. Esto supone que,
al igual que en ejercicios anteriores,
las ventas de electricidad del régimen
especial al sistema eléctrico
aumentaron claramente por encima
del correspondiente a la producción
total.
Por su parte, los intercambios internacionales
han registrado una
vez más un saldo importador que,
en 1999, fue de 5.715 millones de
kWh.
En relación con la potencia instalada,
referida a datos de las
Empresas Eléctricas miembros de
UNESA, se ha de destacar que en
1999 se pusieron en servicio 336
MW de los que 111 MW fueron debidos
a incrementos de la potencia
nominal de las centrales nucleares
de Ascó II y Vandellós II; de los restantes,
158 MW corresponden al
equipo hidroeléctrico (central de
Ricobayo) y 67 MW al equipo térmico
convencional (una ampliación
del grupo 3 de la central térmica de
Narcea, un grupo en Formentera y
otro en Mahón). La potencia dada
de baja fue de 17,9 MW, con lo que
la potencia total instalada por las
empresas de UNESA a 31 de
Diciembre de 1999 se cifra en
46.552 MW.
LA CONTRIBUCIîN
DE LAS CENTRALES NUCLEARES
AL A„O ELƒCTRICO
Tal como está previsto en el programa,
los Jefes de las centrales nucleares
españolas les contarán a
continuación los resultados y experiencias
específicos de cada una de
ellas. Por mi parte, yo me referiré a
los datos globales de todas ellas para
destacar lo que ha representado
la energía nuclear en el conjunto
del Sector Eléctrico Español.
En el año1999, las centrales nucleares
han continuado demostrando
su capacidad de competir con
cualquier otra fuente de generación
de energía eléctrica. Los precios
ofertados de su producción las han
conducido, también en este año, a
ser seleccionadas para funcionar de
forma continua durante el mismo.
En 1999 la producción de origen
nuclear ha alcanzado los 58.852
millones de kWh, lo que ha constituido
el segundo mejor registro de
su historia. No obstante, hay que
has been confirmed by electricity consumption for
final use. Low voltage consumption, representing
47.6% of the total demand, has shown the most
dynamic increase in 1999, with an increase of 7.8%.
High voltage consumption, representing 52.4% of
the total, has undergone a more moderate increase
of 5.3%. In both cases, the growth figures are similar
to those seen in 1998.
For its part, electricity production in Spain
reached 208,223 million kWh, an increase of 6.2%
over the previous year. By fuel types, conventional
thermal-electricity generation represented 57% of
the total, showing an increase of 21.2%, while
nuclear and hydroelectricity production represented
28.3% and 14.7%, respectively, reflecting decreases
of 22%, in the case of hydroelectricity, and 0.2% in
nuclear power. In hydroelectricity terms, 1999 may
be said to have been a year of low hydraulicity.
Another relevant pointer as regards the electricity
balance in 1999 has been the strong increase, for yet
another year, in both generation within the special
regime and in the sales made by these producers to
the electricity utilities as surpluses. UNESA
estimates place generation within the special regime
at 32,935 million kWh, a figure representing 15.8%
of the country’s total electricity. Of this production,
75% was sold to the utilities. In absolute figures, this
energy sold amounted to 24,648 million kWh,
21.9% more than during the previous year. As in the
past, this means that sales to the electricity system by
producers included in the special regime increased
clearly over the increase shown by total production.
International energy exchanges have once again
leaned towards imports, which in 1999 amounted to
5,715 million kWh.
As regards installed capacity, and in reference to
UNESA member utilities, it should be pointed out
that 336 MWe were put into service during 1999,
111 MW of which were the result of the uprating of
the Ascó II and Vandellós II nuclear power plants. Of
the rest, 158 MW corresponded to hydroelectricity
equipment (Ricobayo plant) and 67 MW to
conventional thermal installations (extension of unit
3 of the Narcea thermal power plant, one unit in
Formentera and another in Mahón). The capacity
removed from the system amounted to 17.9 MW,
with which the total installed capacity of the UNESA
companies stood at 46,552 MW as of 31st
December 1999.
CONTRIBUTION OF THE NUCLEAR POWER
PLANTS TO THE ELECTRICAL YEAR
As established in the programme, the Managers of
the Spanish nuclear power plants will be reporting
on the results and specific experiences of their
respective installations. For my part, I should like to
refer to the overall data for these plants in order to
underline what nuclear power has represented
within the Spanish Electricity Industry.
Throughout 1999 the nuclear power plants have
once again demonstrated their capacity to compete
with any other source of electricity generation. As
has been the case in the past, the prices offered for
their production have led to their being selected for
continuous operation throughout the year.
In 1999, nuclear production reached 58,852
million kWh, the second highest figure in the sector’s
history. Nevertheless, it should be pointed out that
when this historic maximum was attained (1998),
only 4 of the plants experienced a refuelling outage,
as against the seven that shut down for this purpose
in 1999. This difference, of significance as regards
the total time they are connected to the grid, has had
a repercussion of 0.25% on the decrease in
production.
This apparent discrepancy is explained by the
improvements achieved in the rated power levels of
Vandellós II and Ascó unit II, which have meant a
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R e v i s t a S N E

111 MW increase at the end of the year. I should like
to point out that these figures are based on the results
of the homologation tests performed by these plants,
and that as of the end of the year these were partly
still undergoing administrative arrangements with
the Ministry of Industry and Energy, for their formal
recognition. We use these values because they
reflect the technical reality of the facilities, and in
order not to favourably distort the results of operating
indicators in which rated power plays a part, to
which I shall refer below.
The load factor, which relates actual production to
that technically possible, has reached 87.4% for the
plants overall, thus maintaining the trend shown
over the last decade, in which this factor has been
above 85%.
The operating factor, which indicates the time that
the plants have been coupled to the grid, regardless
of the power level at which they have been
operating, reached 90%, also the second highest
value ever attained by the Spanish nuclear power
plants overall.
For its part, the availability factor has been 88.5%.
The difference between this parameter and the load
factor is that in this case no consideration is given to
the losses or gains in production due to causes not
under the control of the operating personnel, such as
grid load rejections or improvements in performance
due to environmental causes. For this reason, within
the new framework that has governed the electricity
industry for the last two years, this factor becomes
especially relevant in analysis of the technical
performance of the installations.
The scheduled and non-scheduled unavailability
factors have amounted to 9% and 2.6%,
respectively. The first is higher than the figure
recorded in 1998 due to the larger number of
refuelling operations carried out, while the second is
significantly lower than that registered the previous
year, which was 6%.
The average value for non-scheduled reactor trips
has slightly increased during 1999. The figure for
automatic non-scheduled trips (scrams) has been 1.7
per reactor, and the total figure for non-scheduled
shutdowns, both manual and automatic, has been
2.8. Nevertheless the high level of training and the
operating experience of the operators have made it
possible for the plants to return to power operation
shortly after these trips.
The studies on operations and maintenance costs
for 1998 have not yet been completed, but the
decreasing trend shown during the period 1993-
1997, to which I referred last year at this same
forum, is expected to continue. It should be
remembered that in 1997 these figures stood at 1.26
pesetas/kWh net (approximately 0.84 cents), in line
with the most efficient plants in the world.
In completing and updating the habitual data, I
shall point out that the total nuclear electricity
generating capacity amounted to 7,749.1 MW as of
31st December 1999. As already explained, this
represented an increase of 111 MW with respect to
the previous year, and 16.7% of the total installed
capacity of the UNESA member companies.
It is a pleasure for me to be able to repeat yet
another year that Spain’s nine nuclear units continue
to show excellent performance as regards safety,
availability and costs, maintaining the trend
established in previous years and underlining the
high level of qualification of the professionals who
make this possible. The reliable, safe and economic
performance of the nuclear power plants is the best
possible argument in favour of nuclear power
continuing to be used in the future as a source of
electricity supply in our country, throughout the
operating lifetime of each of the facilities.
Mention should be made of the fact that this year
the José Cabrera, Garoña and Trillo plants have had
their Operating Licences renewed after the Nuclear
Safety Council (CSN), the maximum national
• Real Decreto Ley 6/1999 de 16 de Abril
• Royal Decree-Law 6/1999, April 16
• Consumidores cualificados
• Qualified Consumers
A/At 31-12-99
Apartir de/As of 1-7-00
• Nuevos Agentes Autorizados
• New Authorized Agents
EDF, REN, Electrabel, ONE
Aare-Tessin, Eastern Group, Enron Energy
señalar que en el año en que se alcanzó
su máximo (1998), sólo 4
centrales efectuaron la recarga de
combustible, frente a las 7 que la
han realizado en 1999. Esta diferencia,
significativa en el tiempo total
de conexión a la red, únicamente
ha tenido una repercusión del
0,25% en la disminución de la producción.
Esta aparente discrepancia se justifica
por la mejora alcanzada en las
potencias nominales de Vandellós II
y de la unidad II de Ascó, que han
supuesto un incremento total de 111
MW a final de año. Quiero aclarar
que estas cifras están basadas en los
resultados de las pruebas de homologación
realizadas por dichas centrales,
si bien parte de ellas estaban
a final de año en tramitación administrativa
con el Ministerio de
Industria y Energía para su reconocimiento
formal. Utilizamos estos valores
por que son los que responden
a la realidad técnica de las instalaciones
y para no distorsionar favorablemente
los resultados de los indicadores
de funcionamiento en los
que interviene la potencia nominal,
a los que me referiré a continuación.
El factor de carga, que relaciona
la producción real con la técnicamente
posible, ha alcanzado el
87,4% para el conjunto de las centrales,
manteniéndose la tónica de
la última década en que este factor
ha sido superior al 85%.
El factor de operación, que indica
el tiempo en que las centrales han
22% ejerciendo/practicing
54% del mercado/of market
estado acopladas a la red, independientemente
del nivel de potencia al
que hayan estado funcionando, ha
alcanzado un valor del 90%, que
también constituye el segundo valor
máximo alcanzado por el conjunto
del parque electronuclear español.
El factor de disponibilidad, por su
parte, ha sido el 88,5%. Su diferencia
con el factor de carga estriba en
que en él no se tienen en cuenta las
pérdidas o ganancias de producción
originadas por causas que no están
bajo control del personal de operación,
como pueden ser los rechazos
de carga de la red eléctrica o las
mejoras de rendimiento por causas
medioambientales. Por ello, en el
nuevo marco en que se desenvuelve
el Sector eléctrico desde hace dos
años, este factor adquiere especial
relevancia al analizar el funcionamiento
técnico de las instalaciones.
Los factores de indisponibilidad
programada y no programada han
sido del 9% y 2,6% respectivamente,
el primero, superior al del año
1998 por el mayor número de operaciones
de recarga efectuadas y, el
segundo, significativamente inferior
al de dicho año que fue del 6%.
El valor medio de las paradas no
programadas del reactor que se han
producido ha tenido un repunte en
el año 99. El correspondiente a las
paradas automáticas no programadas
(disparos) ha sido de 1,7 por reactor
y el del total de paradas no
programadas, automáticas y manuales,
ha sido de 2,8. No obstante, la
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CENTRALES NUCLEARES/NUCLEAR POWER PLANTS
buena formación y la experiencia
de operación de los operadores han
permitido que las centrales recuperen
la potencia de funcionamiento
en cortos periodos de tiempo tras
las paradas.
No se han finalizado aún los estudios
sobre costes de operación y
mantenimiento para el año 98, pero
se anticipan resultados que continúan
la tendencia descendiente del
período 1993-1997 a los que me referí
el pasado año en esta misma
Jornada. Recordándoles aquellas cifras,
en 1997 se situaron en 1,26
Ptas/kWh neto (aproximadamente
0,84 centavos de dólar), en línea
con la de las centrales más eficientes
del mundo.
Por completar y actualizar los datos
habituales les indicaré que la
potencia total instalada del parque
electro-nuclear a 31 de Diciembre
de 1999 ascendió a 7.749,1 MW,
incrementando en 111 MW la del
año anterior, como he señalado anteriormente,
y representando el
16,7% de la potencia total instalada
por las empresas eléctricas miembros
de UNESA.
Me agrada poder reiterar un año
más, que las nueve unidades que integran
el parque nuclear español
continúan con un excelente comportamiento
en cuanto a seguridad,
disponibilidad y costes, manteniendo
la línea de los años pasados y
poniendo de manifiesto el alto nivel
de cualificación de los profesionales
que lo hacen posible. Este comportamiento
fiable, seguro y económico
de las centrales nucleares constituye
el mejor argumento para poder continuar
contando en el futuro con la
energía nuclear como fuente de suministro
eléctrico de nuestro país,
durante todo el tiempo que lo permita
la vida útil de cada una de
ellas.
No puedo olvidar mencionar la
renovación de los Permisos de
Explotación recibidos durante este
año por las centrales de José
Cabrera, Garoña y Trillo, para las
que el positivo dictamen del CSN,
máxima autoridad nacional en seguridad
nuclear y protección radiológica,
no hace sino avalar la afirmación
que antes realicé sobre la
seguridad del funcionamiento del
parque nuclear español.
LAS ACTIVIDADES DE UNESA
EN MATERIA NUCLEAR
Permítanme ahora dedicar unas
palabras a las actividades sectoriales
que se desarrollan en UNESA en
materia nuclear.
Como muchos de ustedes saben,
en 1999 UNESA ha culminado un
proceso de reestructuración interna
e institucional, como consecuencia
de su adecuación a las nuevas exigencias
del entorno competitivo y
liberalizador contenidas en la Ley
54/97 del Sector Eléctrico. Esto ha
traído consigo cambios en su actividad
profesional y en su personalidad
jurídica.
En este sentido UNESA, creada en
1944 como Sociedad Anónima, ha
pasado a constituirse como la
Asociación Española de la Industria
Eléctrica, organización profesional
de carácter sectorial y empresarial
para la coordinación, representación,
gestión, fomento y defensa de
los intereses empresariales y profesionales
de sus miembros, dotada
de personalidad jurídica y plena capacidad
de actuación. Como organización
sectorial, a partir de ahora
se podrán adherir a la Asociación
todas aquellas entidades que estén
autorizadas a realizar en nuestro país
actividades de generación, transporte,
distribución o comercialización
de energía eléctrica.
En lo que se refiere a las actividades
nucleares, enmarcadas en el
Comité de Energía Nuclear de UNE-
SA, los cambios introducidos se han
basado en un análisis cuidadoso del
conjunto de actividades que pueden
seguir desarrollándose desde un foro
de Unidad Sectorial en beneficio
de todas y cada una de ellas, así como
de sus empresas propietarias, las
cuales se ven sometidas a exigencias
cada vez mayores en los ámbitos
de:
• la seguridad nuclear
• a competitividad del mercado
• a eficiencia interna
• el medio ambiente
Desde UNESA se han coordinado
actividades relativas a la seguridad y
fiabilidad de las centrales nucleares,
así como otras que ofrecen economías
de escala al conjunto de las
mismas y que, al ser de contenido
institucional, no menoscaban los
principios de soberanía empresarial
y de competitividad que inspira la
actual reforma del sistema eléctrico.
Entre ellas se encuentran: (1) la definición
de posturas comunes en materia
nuclear de las Empresas
Eléctricas y Centrales Nucleares ante
los organismos de la Administración
competentes, (2) la recopilación
y transmisión de las
authority for nuclear safety and radiological
protection, issued its positive report, this endorsing
what was said before regarding the safety and
performance of Spain’s nuclear power plants.
UNESA ACTIVITIES IN RELATION TO
NUCLEAR MATTERS
Please allow me to say a few words about the
activities carried out by UNESA in relation to nuclear
matters.
As many of you know, during 1999 UNESA has
culminated a process of internal and institutional
restructuring in order to adapt to the new
requirements of the competitive, liberalised
environment, contained in the Electricity Industry
Act, Law 54/97. This has brought changes in the
organisation’s professional activity and in its legal
standing.
In this respect, UNESA, created in 1944 as a
Limited Company, has now become the Spanish
Electricity Industry Association, a professional,
sector-specific business organisation for the
coordination, representation, management,
promotion and defence of the business and
professional interests of its members, and having its
own legal standing and full power to act. In view of
its being an organisation set up for the industry, as
from now all those bodies authorised to carry out
electricity generation, transmission, distribution or
commercialisation activities in this country may join
the Association.
As regards nuclear activities, encompassed within
the framework of the UNESA Nuclear Energy
Committee, the changes made have been based on
in-depth analysis of the set of activities that might
continue to be developed by a sector-specific forum,
for the benefit of the plants and their owner
companies, which are required to face increasingly
strict demands in the following areas:
• nuclear safety
• the competitiveness of the market
• internal efficiency
• the environment
Activities have been coordinated from UNESA in
relation to the safety and reliability of the nuclear
power plants, along with others offering economies
of scale to the plants. In view of their institutional
nature, these activities have not undermined the
principles of business sovereignty and
competitiveness inspiring the current reform of the
electricity system. Among these activities are: (1) the
definition of common positions in relation to nuclear
issues by the Electricity Utilities and Nuclear Power
Plants, in their dealings with the competent bodies of
the Administration, (2) the compilation and
transmission of operating experiences between the
Spanish nuclear plants, and between these plants
and those of the rest of the world, especially with
regard to nuclear safety and operating reliability, and
(3) representation of the Spanish Nuclear Power
Plants in international forums and organisations.
In this respect, UNESA has maintained permanent
relationships with the Spanish authorities competent
for nuclear issues, mainly the Nuclear Safety Council
and the Directorate General for Energy – General
Sub-Directorate for Nuclear Energy. At international
level, UNESA has participated intensely in the
activities of the most relevant nuclear bodies, both
governmental (IAEA, NEA/OECD, General
Directorates of the European Commission, etc.) and
non-governmental (WANO, INPO, EPRI, NEI,
EURELECTRIC, etc.).
The organisation of the UNESA Nuclear Energy
Committee is based on three Commissions that
encompass the three Joint CSN-UNESA Working
Groups and the ENRESA-UNESA Parity Commission.
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CENTRALES NUCLEARES/NUCLEAR POWER PLANTS
experiencias operativas entre las
Centrales Nucleares españolas y de
las de éstas con las del resto del
mundo, especialmente en materia
de seguridad nuclear y fiabilidad de
explotación, y (3) la representación
de las Centrales Nucleares españolas
en foros y organismos internacionales.
En este sentido, UNESA ha mantenido
una relación permanente con
los organismos españoles competentes
en materia nuclear, principalmente
con el Consejo de Seguridad
Nuclear (CSN) y con la Dirección
General de la Energía -Subdirección
General de Energía Nuclear. En el
plano internacional, se ha participado
intensamente en las actividades
de las más relevantes instancias
competentes en materia nuclear
tanto gubernamentales (OIEA,
NEA/OECD, Direcciones Generales
de la Comisión Europea, etc.) como
no gubernamentales (WANO, IN-
PO, EPRI, NEI, EURELECTRIC, etc.).
La organización del Comité de
Energía Nuclear de UNESA está basada
en tres Comisiones que dan
cobertura a los tres Grupos Mixtos
de Trabajo CSN-Centrales y a la
Comisión Paritaria ENRESA-UNESA.
Estas tres Comisiones son:
• La Comisión de Operaciones
• La Comisión de Protección
Radiológica y Residuos Radiactivos
• La Comisión de Tecnología.
No voy a proceder a relacionar
las numerosas actividades realizadas
en 1999 en el marco del Comité
y de sus Comisiones, sino sólo a
destacar algunas de ellas por su significación:
• Examen con el Consejo de
Seguridad Nuclear de numerosos
asuntos buscando conseguir una
mayor armonización en su tratamiento
o una mejora de los procesos
de evaluación. Cabe citar algunos
como la Formación de los
Operadores de Turbina, el Control
de Modificaciones de Diseño, el
contenido de los Manuales de
Lucha Contra Incendios, la planificación
y evaluación de los Análisis
Probabilistas de Seguridad (APS), o
la mejora del Banco de datos de fiabilidad
de componentes.
• Preparación de comentarios
sectoriales a borradores de Reglamentos,
en particular al de
Protección Sanitaria contra las radiaciones
ionizantes, y a numerosas
Guías de Seguridad del CSN.
• Desarrollo, en coordinación
con el CSN, de documentos destinados
a homogeneizar prácticas en
las centrales, como son los relativos
a la gestión de efluentes y del
Manual de Cálculo de dosis al exterior,
los requisitos de vigilancia y
mantenimiento de baterías, la formación
aplicable a trabajadores externos
y la “Metodología Española
de Validación de Sistemas de
Ensayos No Destructivos” para la
Inspección en Servicio de las centrales
nucleares.
• Coordinación del intercambio
de experiencia operativa entre las
Centrales Nucleares españolas y
con las extranjeras, incluyendo la
participación de un ingeniero residente
en la Asociación Mundial de
Operadores Nucleares (WANO) y la
colaboración con el Instituto de
Operaciones Nucleares (INPO) y
con el Instituto de Energía Nuclear
(NEI), de los EEUU.
• Participación en “Peer
Reviews” (Auditorías Técnicas) de
WANO a centrales de Finlandia y
Africa del Sur y coordinación de la
participación de técnicos de las
centrales en otros “Peer Reviews”.
Realización de misiones WANO financiadas
por la UE para revisar y
auditar la adaptación al Efecto 2000
de las centrales nucleares rusas de
Kalinin, Smolensk y Kola.
• Preparación y difusión de los informes
semestrales sobre el funcionamiento
de las centrales nucleares
españolas, que están dirigidos al
Parlamento, Administración,
Industria, Universidades y medios de
comunicación y de la publicación
anual sobre el funcionamiento de las
centrales nucleares españolas para
difusión nacional e internacional.
• Soporte al Foro Nuclear en la
preparación y mantenimiento de
documentación de apoyo a las tareas
de comunicación nuclear.
• Participación en el programa
CIR (Cooperative Irradiation –
Assisted Stress Corrosion Cracking
Research) de EPRI y Preparación de
la participación en la Fase II de dicho
Programa. Adquisición a EPRI
del programa para la evaluación de
la fatiga de componentes y estructuras
de centrales nucleares y asociación
al grupo de usuarios de dicho
programa.
These three Commissions are as follows:
• The Operations Commission
• The Radiological Protection and Radioactive
Wastes Commission
• The Technology Commission
I shall not go into detail as regards the numerous
activities performed during 1999 within the
framework of the Committee and its Commissions,
but simply underline some of them for their special
significance:
• Examination with the Nuclear Safety Council of
numerous issues, in an attempt to achieve greater
harmony in their treatment or improvements to the
assessment processes. Among these issues special
mention may be made of Turbine Operator Training,
Design Modification Control, the contents of the Fire
Protection Manuals, the planning and evaluation of
Probabilistic Safety Assessments (PSA’s) or
improvements to the component reliability database.
• Preparation of the sector’s comments in
response to draft Regulations, in particular the
Regulation on Protection against ionising radiations,
and numerous CSN Safety Guides.
• Development, in coordination with the CSN, of
documents aimed at homogenising practices at the
plants, such as those relating to effluent management
and the external dose Calculation Manual, battery
surveillance and maintenance requirements, training
applicable to contracted workers and the “Spanish
Validation Methodology for Non-Destructive Tests”,
for the in-service inspection of nuclear power plants.
• Coordination of operating experience
exchanges between Spanish and foreign nuclear
power plants, including the participation of a
resident engineer at the World Association of
Nuclear Operators (WANO) and collaboration with
the Institute of Nuclear Power Operations (INPO)
and the US Nuclear Energy Institute (NEI).
• Participation in WANO “Peer Reviews” at
Finnish and South African plants and coordination of
the participation of plant engineers in other “Peer
Reviews”. Participation in WANO missions financed
by the EU for on-site assistance to review Y2K
compliance in the Russian Kalinin, Smolensk and
Kola plants.
• Drawing up and distribution of the six-monthly
reports on the operation of the Spanish nuclear
power plants, prepared for Parliament, the
Administration, Industry, the Universities and the
media, and of the annual publication on the
operation of the Spanish nuclear plants, for national
and international distribution.
• Support for the Spanish Nuclear Industry Forum
in the preparation and maintenance of
documentation supporting nuclear communication
tasks.
• Participation in the EPRI CIR (Cooperative
Irradiation-Assisted Stress Corrosion Cracking
Research) programme and preparation for
participation in Phase II of this Programme.
Acquisition from EPRI of the programme for the
assessment of fatigue in nuclear power plant
components and structures and association with the
programme’s user group.
• Management of more than 30 projects within
the CSN-UNESA Coordinated Research Plan, the
joint budget of which amounts to almost 800 million
pesetas (5 million dollars). Ten such projects have
been completed in 1999, and 205 million pesetas
(1,3 million dollars) of the budget have been applied.
Likewise, work has continued on the projects on
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Remaining Lifetime, a Remotely Operated Robot
System and CAMP.
• Development of courses on medical practices
for the treatment of the potentially irradiated and
contaminated wounded, study of occupational
accident rates at nuclear power plants and
acquisition and dispatch of dosimetric and medical
data for the epidemiological study at nuclear
installations being performed by the International
Cancer Institute (IARC) of Lyon (France).
• Participation in a project on nuclear power plant
lifetime management, along with EDF, Tractebel and
Framatome, financed by the European Commission.
• Drawing up, with ENRESA, of Appendix J of the
UNESA-ENRESA Framework Contract for the
management of radioactive wastes, on the
dismantling of nuclear power plants.
Finally, I cannot but dedicate a few words to the
activities carried out from the UNESA nuclear area in
relation to the so-called Y2K Effect. The
coordination of work and activities (joint plans,
common database, procedures, etc.) with the plants,
the CSN and the Ministry of Industry and Energy’s
Electricity Committee for the Y2K Effect has made it
possible for the operation of Spain’s nuclear power
plants, and of all the other electricity generating
facilities, to continue with absolute normality as the
transition to the year 2000 took place.
It should be pointed out that, in accordance with
the directives issued by the Ministry of Industry and
Energy, and on the basis of the contingency plans
drawn up, the plants reduced their power to 60% in
order to minimise the effects that the hypothetical
shutdown of a high capacity unit might have on
national electricity supply during the transition to the
year 2000.
Like the rest of the Spanish electricity sector, the
nuclear power plants operated throughout the
aforementioned period of transition just like on any
other day of the year. Safety, in particular, was
maintained at the same high levels as is habitual,
with the systems and components performing with
absolute normality.
THE PERFORMANCE OF THE ELECTRICITY
INDUSTRY WITHIN A LIBERALISED
FRAMEWORK
I should now like to say a few words regarding
some of the most significant aspects of the Electricity
Industry throughout 1999.
Progress in the process of liberalisation
The process of opening of the market has once
again been speeded up in 1999, with respect to what
is established in Law 54/1997. The approval of
Royal Decree Law 6/1999, of 16th April, regarding
Urgent Measures for Liberalisation and Increasing
Competition, has not only meant an additional
reduction in the electricity tariff, to which I shall
refer below, but also strengthening of the process of
liberalisation. The percentage of participation on the
organised generation market by eligible consumers
has increased throughout the year, reaching around
22% at year’s end. These consumers, who access
the market directly or through commercialisation
agents for their energy purchases, have benefited
from an average price reduction of approximately
20%.
Furthermore, in accordance with the
aforementioned Royal Decree Law, as from 1st July
2000, all those having supplies at nominal voltages of
more than 1,000 volts will be considered as qualified
electricity consumers, this meaning some 65,000
clients representing around 54% of the market.
• Gestión de más de 30 proyectos
del Plan Coordinado de
Investigación CSN-UNESA, cuyo
importe conjunto es de cerca de
800 MPta, habiendo finalizado 10
de ellos en 1999 y aplicado 205
MPta. Asimismo, se han continuado
los trabajos de los proyectos PIE sobre
Vida Remanente, Sistema
Robótico Teleoperado y CAMP.
• Desarrollo de cursos de prácticas
médicas para el tratamiento de
potenciales heridos irradiados y
contaminados, estudio de la accidentabilidad
laboral en las centrales
nucleares y obtención y envío de
datos dosimétricos y médicos para
el estudio epidemiológico en instalaciones
nucleares, que realiza el
Instituto Internacional del Cáncer
(IARC) de Lyon (Francia).
• Participación en un proyecto
sobre gestión de vida de centrales
nucleares junto con EDF, Tractebel y
Framatome, financiado por la
Comisión Europea.
• Redacción con ENRESA del
Apéndice J, sobre desmantelamiento
de centrales nucleares, del
Contrato-Tipo UNESA-ENRESA para
la gestión de residuos radiactivos.
Por último, no puedo por menos
que dedicar unas palabras a las actividades
que desde el área nuclear
de UNESA se han venido dedicando
al denominado Efecto 2000. La coordinación
de los trabajos y actuaciones
(Planes conjuntos, base de
datos común, procedimientos, etc)
con las centrales, el CSN y el
Comité Eléctrico del MINER para el
Efecto 2000 ha posibilitado que el
funcionamiento de las centrales nucleares
españolas, al igual que el
resto de las instalaciones de generación
eléctrica, haya sido absolutamente
normal en el tránsito al año
2000.
Es de señalar que, de acuerdo con
las directrices dadas por el
Ministerio de Industria y Energía en
base a los planes de contingencia
previstos, las centrales redujeron su
potencia al 60% con el fin de minimizar
los efectos que pudiera tener
sobre el suministro eléctrico nacional,
una hipotética parada de un
grupo de alta capacidad de generación.
Al igual que el resto del sector
eléctrico español, las centrales nucleares
funcionaron en dicho tránsito
como cualquier otro día del año.
En particular, la seguridad se mantuvo
en los mismos altos niveles que
vienen siendo habituales, con un
comportamiento absolutamente normal
de sus sistemas y componentes.
EL COMPORTAMIENTO DEL
SECTOR ELƒCTRICO EN UN
MARCO LIBERALIZADO
Llegados a este punto, permítanme
decirles unas palabras sobre algunos
otros aspectos significativos
del Sector Eléctrico en 1999.
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CENTRALES NUCLEARES/NUCLEAR POWER PLANTS
Avanzando en el proceso de liberalización
Una vez más, el proceso de apertura
del mercado se ha visto acelerado
en 1999 respecto del establecido
en la Ley 54/1997. Con la
aprobación del Real Decreto Ley
6/1999, de 16 de abril, sobre
Medidas Urgentes de Liberalización
e Incremento de la
Competencia, además de la reducción
adicional de la tarifa media, a
la que me referiré posteriormente,
se ha profundizado en el proceso
de liberalización. El porcentaje de
participación que representan en el
mercado organizado de generación
los consumidores que están ejerciendo
su condición de cualificados
se ha ido incrementando a lo
largo del año, llegando a situarse
en torno al 22% al final del mismo.
Estos consumidores, que acceden
directamente al mercado o a
través de comercializadores para
comprar su energía, se han visto
beneficiados por una bajada del
precio de un 20% aproximadamente
de media.
Además, de acuerdo con el Real
Decreto Ley antes mencionado, a
partir del 1 de julio del año 2000,
tendrán la consideración de consumidores
cualificados de energía
eléctrica todos aquellos cuyos suministros
se realicen a tensiones nominales
superiores a 1.000 voltios, lo
que supone unos 65.000 clientes
que representan alrededor del 54%
del mercado.
Por otra parte, el Ministerio de
Industria y Energía ha concedido
autorización para operar en España
como agentes externos a nuevos
operadores. Este es el caso de la
francesa EDF, la portuguesa REN, la
belga Electrabel y la marroquí
ONE, a los que se suman últimamente,
la suiza Aare-Tessin, la británica
Eastern Group y la americana
Enron Energy. Con ello, se
incrementa significativamente el
número de agentes que operan en
el sistema eléctrico español introduciendo
una mayor competencia
y liberalizando aún más el mercado
eléctrico.
Se puede, pues, afirmar que en
1999 se ha producido un gran impulso
a la liberalización del suministro,
con un descenso significativo
de los precios de la energía eléctrica
y un incremento considerable de
participación de agentes en el mercado,
todo ello enfocado a la mejora
de la competitividad de la industria
española.
Evolución de las tarifas eléctricas
En relación con las tarifas eléctricas,
el año 1999 ha sido realmente
peculiar. Por primera vez en muchos
años, las tarifas, además de
modificarse el 1 de enero como cada
año, lo han hecho adicionalmente
en abril de 1999, con la
aprobación del Real Decreto Ley
6/1999, situando la bajada media
de tarifas para 1999 en un 5,57%.
Desde 1997, las sucesivas revisiones
de las tarifas han venido siendo
a la baja de tal modo que en el periodo
1997-2000 habrán tenido una
reducción del 16,9% en términos
nominales y de un 23,3%, si descontamos
el efecto de la inflación.
Si comparamos la evolución de la
tarifa eléctrica con respecto a los
precios de otros productos energéticos
durante los años 1998 y 1999,
es destacable que la electricidad es
el único producto energético cuyo
precio ha descendido en el período
considerado.
A pesar de la importante reducción
de sus ingresos, las empresas
eléctricas no han descuidado sus inversiones
y la calidad del servicio
ha ido mejorando de forma continua.
Así, por ejemplo, cabe citar
que el Tiempo de Interrupción
Equivalente de la Potencia Instalada
(TIEPI), que mide la duración media
de las interrupciones, ha pasado de
3,33 horas-año, en 1997, a 2,68 horas-año,
referido al año móvil comprendido
desde julio 1998 hasta julio
1999.
Nueva estructura de tarifas
Desde la firma del protocolo eléctrico,
en Diciembre de 1996, se había
visto la necesidad de establecer
una metodología para el establecimiento
de las tarifas de acceso que
respondieran a los costes de los distintos
suministros, de acuerdo con
la realidad del sistema eléctrico, de
forma que éstas fueran objetivas,
transparentes y no discriminatorias.
Esta necesidad, puesta de manifiesto
en múltiples ocasiones por el
regulador, no ha sido aún materializada.
No obstante, en el Real
Decreto 2066/1999 por el que se establece
la tarifa eléctrica para el año
2000, se adopta el compromiso de
“elevar al Gobierno antes del 1 de
abril del 2000 una propuesta de actualización
de precios de las tarifas
de acceso…”. Con este objetivo, durante
el transcurso del año se ha trabajado
de forma intensa desde UNE-
SA sobre los elementos que
In addition, the Ministry of Industry and Energy
has authorised new operators to operate in Spain as
external agents. This is the case of the French
company EDF, the Portuguese REN, the Belgian
Tractabel and the Moroccan ONE, which will have
recently been joined by the Swiss company Aare-
Tessin and the British Eastern Group, along with the
American Enron Energy. This has significantly
increased the number of agents operating on the
Spanish electricity system, introducing a higher
degree of competition and liberalising the electricity
market even further.
It may, therefore, be said that 1999 has seen a
major impulse in the liberalisation of supply, with a
significant decrease in energy prices for all the
consumers and a considerable increase in the
participation of agents on the market. The objective
of all the above has been to improve the
competitiveness of the Spanish industry.
Evolution of electricity tariffs
As regards electricity tariffs, 1999 has been unique.
For the first time in many years, the tariffs were
modified not only on 1st January, as is habitually the
case, but also in April, with the approval of Royal
Decree Law 6/1999. This has meant an average
decrease of tariffs of 5.57% in 1999.
Since 1997, the different tariff revisions have
meant a drop in prices, such that during the period
1997-2000 they will have decreased by 16.9% in
nominal terms, and by 23.3% if the effects of
inflation are discounted.
Comparing the evolution of the electricity tariff to
the prices of other energy products throughout 1998
and 1999, it is interesting to note that electricity is
the only such product to have seen its price drop
during this period.
Despite the important reduction in their revenues,
the electricity companies have not neglected their
investments, and the quality of the service has
continuously improved. Thus, for example, the
Equivalent Installed Power Outage Time (TIEPI),
which measures the average duration of power
disruptions, dropped from 3.33 hours-year in 1997
to 2.68 hours-year in the period from July 1998 to
July 1999.
New tariff structure
Since the signing of the electricity protocol in
December 1996, the need had arisen for a
methodology establishing access tariffs responding
to the costs of the different supplies, and in
accordance with the reality of the electricity system,
such that these tariffs be objective, transparent and
non-discriminatory.
This need, underlined on numerous occasions by
the regulator, has not yet materialised. However,
Royal Decree 2066/1999, which establishes the
electricity tariff for the year 2000, includes the
commitment to “submit a proposal to the
Government before 1st April 2000 regarding the
updating of the access tariff prices...”. With this aim
in mind, UNESA has made intense efforts throughout
the year in relation to the elements to be taken into
account when drawing up this methodology. We are
convinced of the usefulness of this effort and that at
some time during the year 2000 we will have
available a new access tariffing structure in keeping
with the current reality of our electricity system.
Finally, in relation to the Costs of Transitioning to
Competition, it should be said that the method used
to calculate these costs has been studied and
analysed by the European Commission and that the
definitive resolution to be adopted by the European
Union authorities is now in the final stages. As
recently indicated by Commissioner Monti, we hope
that this issue will be finalised without further delay
and in the terms proposed by the Spanish
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R e v i s t a S N E

Government. The fact that no resolution has been
reached during 1999 has caused the existing
uncertainty to negatively affect the valuation of our
companies.
The future of the electricity industry
A great deal has been achieved as regards the
process of liberalising the sector. Facing the
challenges that have emerged, the electricity
industry has managed to successfully meet the
demands of this more competitive framework, has
taken advantage of the market opportunities and has
consolidated its foundations with a view to continue
growing and creating value in international business
and diversification.
Nevertheless, much remains to be done. Three
aspects may be singled out as regards regulation.
The first, as has been pointed out, is the need to
design a new electricity tariffing structure in keeping
with criteria of correct assignment of costs. The
second is the regulatory development of the
Hydrocarbon Act, aimed at really liberalising the
supply of a material as important for the electricity
sector as natural gas, and at ensuring that the degree
of opening of the market and actual competition be
similar for both energy sub-sectors. Finally, mention
should be made of the need for the Transmission and
Distribution Regulation to be approved, in order to
clarify aspects which are particularly relevant to the
life of the companies, such as for example definition
of the levels of competence of the Autonomous
Communities and the Central Government. Other
aspects relating to the quality of the service also
require clarification.
CONCLUSIONS
We may, therefore, state that since the design and
start-up of the new framework for liberalisation and
competition in the electricity industry were initiated,
the electricity companies have demonstrated the
technical capacity of their installations, which is
undoubtedly comparable to the best technologies
existing in the western world. They have also made
important economic sacrifices. The different
regulatory modifications that have been made, in
excess of the requirements of Law 54/97 and hardly
two years after its entry into force, are a
demonstration of the political intent to promote
participation on the market and thus contribute to
improving the competitiveness of the Spanish
economy. Logically, the risk involved on a
competitive market must be assumed by the
companies and by the investors; however, the risk
implied by regulatory uncertainty leads to
undesirable expectations regarding our companies
on the securities markets.
One way or another, and in spite of the new
demands, the new framework offers clear
opportunities for growth and for the creation of value.
The new liberalised and competitive environment
leaves a greater margin for the electricity companies
to freely adopt decisions and use their technical,
economic and human resources efficiently.
In the near future we shall be witnesses to the
completion of the process of transition to a
competitive framework in which we are currently
immersed, and to new structural changes in the
electricity industry. These will come about firstly due
to the need to achieve a true single electricity
market, as indicated in the Community Directive,
secondly as a result of market globalisation and
finally due to the diversification in electricity supply
to markets other than the domestic. In relation to the
above, consideration should be given also to the
new opportunities for business and diversification
through non-electrical investments, taking advantage
of the synergies and capacities deriving from the
specialist nature of the electricity business.
deberían tomarse en consideración a
la hora de elaborar dicha metodología.
Estamos convencidos de la utilidad
de este esfuerzo y de que, a lo
largo del año 2000, podremos disponer
de una nueva estructura de tarifas
de acceso acorde con la realidad
actual de nuestro sistema eléctrico.
Por último, en relación con los
Costes de Transición a la Competencia,
señalar que su método de
cálculo ha sido objeto de estudio y
análisis por la Comisión Europea y
que la resolución definitiva que
adopten las autoridades de la Unión
Europea se encuentra actualmente
en su fase final. Esperamos, tal como
ha indicado recientemente el
Comisario Sr. Monti, que se resuelva
cuanto antes y en los términos propuestos
por el Gobierno español. El
hecho de que durante el año 1999
no se haya alcanzado una resolución
ha provocado que la incertidumbre
existente haya afectado a la
valoración de nuestras empresas de
un modo negativo.
Futuro del sector eléctrico
Muchos son los logros que se han
conseguido en el proceso de liberalización
del sector. Haciendo frente
a los retos que se han venido planteando,
la industria eléctrica ha
conseguido superar con éxito las
exigencias de este marco más competitivo,
ha aprovechado las oportunidades
de los mercados y se han
consolidado sus fundamentos para
seguir creciendo y creando valor en
los negocios internacionales y de diversificación.
Pero queda, sin embargo, mucho
por hacer. En materia normativa,
tres son los aspectos a destacar. El
primero de ellos, como ya ha dicho,
es la necesidad de establecer el diseño
de una nueva estructura de tarifas
eléctricas que respondan a
unos criterios de asignación correcta
de costes. El segundo, el desarrollo
regulatorio de la Ley de
Hidrocarburos, dirigido a liberalizar
realmente el suministro de una materia
tan importante para el sector
eléctrico como es el gas natural y a
que el grado de apertura y competencia
real que se alcance sea similar
en ambos subsectores energéticos.
Por último, cabe mencionar la
necesidad de que se apruebe el
Reglamento de Transporte y
Distribución, con el fin de clarificar
aspectos tan relevantes para la vida
de las empresas como, por ejemplo
la definición de competencia entre
las Comunidades Autónomas y el
Gobierno Central así como otros aspectos
relacionados con la calidad
del servicio.
Conclusiones
Podemos pues afirmar que, desde
que se inició el diseño y puesta en
marcha del nuevo marco de liberalización
y competencia del sector
eléctrico, las empresas eléctricas
han demostrado la capacidad técnica
de sus instalaciones, comparable
sin lugar a dudas con las mejores
tecnologías existentes en el mundo
occidental, y, además, han asumido
un importante sacrificio económico.
Las sucesivas modificaciones regulatorias
que se han ido introduciendo
más allá de lo establecido en la
Ley 54/97 del Sector Eléctrico, a escasamente
dos años desde su entrada
en vigor, responden a la voluntad
política de animar la
participación en el mercado contribuyendo
a mejorar la competitividad
de la economía española.
Como es lógico, el riesgo del mercado
en su régimen de competencia
debe ser asumido por las empresas
y por los propios inversores; sin embargo,
el riesgo que introduce la incertidumbre
regulatoria provoca expectativas
no deseadas de nuestras
empresas en los mercados de valores.
En cualquier caso, y a pesar de las
nuevas exigencias, el nuevo marco
ofrece claras oportunidades de crecimiento
y de creación de valor. El
nuevo entorno liberalizado y competitivo
deja un margen mayor a las
empresas eléctricas para que adopten
libremente decisiones y utilicen
eficientemente sus recursos técnicos,
económicos y humanos.
En un futuro próximo asistiremos
a la finalización del proceso de
transición a la competencia, en que
ahora nos encontramos, y a nuevos
cambios estructurales en la industria
eléctrica obligados, en primer lugar,
por la necesidad de lograr un verdadero
mercado interior de la electricidad,
tal como indica la Directiva
Comunitaria; en segundo lugar, por
la globalización de los mercados; y,
por último, por la diversificación en
el suministro de energía eléctrica a
otros mercados distintos de los nacionales.
Todo ello teniendo en
cuenta, además, las nuevas oportunidades
de negocio y de diversificación
mediante inversiones no eléctricas
aprovechando las sinergias y
capacidades derivadas de la propia
especialización del negocio eléctrico.
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R e v i s t a S N E

De izquierda a derecha, Juan José Pérez Torrent,
Robin Jeffrey, Domingo Pérez Alonso, Pedro
Rivero y Eduardo González.
From left to right, Juan José Pérez Torrent, Robin
Jeffrey, Domingo Pérez Alonso, Pedro Rivero and
Eduardo González.
ÒUN RENACIMIENTO
NUCLEARÓ
Robin JEFFREY
Presidente de AmerGen y
Director Ejecutivo de América del
Norte de British Energy
Muchas gracias por darme la
oportunidad de participar hoy en su
conferencia. Es un placer para mí
estar de vuelta en Madrid y poder
decir algunas palabras positivas sobre
el sector nuclear a ambos lados
del océano Atlántico.
Para empezar, permítanme exponer
mis credenciales que respaldan
mi presencia aquí:
En primer lugar, fui Jefe del
Ejecutivo de Scottish Nuclear desde
1992 a 1998. Durante aquellos seis
años se transformaron los resultados
de la compañía, reduciendo los costes,
aumentando la producción y
mejorando la seguridad. Esto quiere
decir que la única parcela del sector
eléctrico del Reino Unido que la
Sra. Thatcher no llegó a privatizar
en el año 1990 se había convertido
en un negocio viable, lo que llevó a
la privatización de los 15 reactores
más modernos en 1996, creando así
British Energy.
En segundo lugar, desde el año
1998, estoy destacado en
Norteamérica. En Canadá, estamos
negociando la
compra de
ocho reactores;
en los Estados
Unidos, concluimos
la compra
de dos reactores
en el mes
de Diciembre y
en la actualidad
estamos negociando
la compra
de otros
cuatro.
Así que, durante
los últimos
años, he
trabajado muy de cerca en la compra
y venta de 29 reactores.
Lo que me conduce al tema principal
de hoy, que es “el renacimiento
de la energía nuclear”.
Permítanme citar un fragmento de
un artículo publicado en The Wall
Street Journal el día 13 de
Septiembre del año pasado.
La energía nuclear, dada por
muerta hace algún tiempo, vuelve
ahora a escena. No hace mucho,
parecía que la energía nuclear estaba
destinada a la extinción.
Aquellos días han terminado, con la
bajada de los costes de producción
y la mayor regulación de las centrales
térmicas. Está teniendo lugar un
renacimiento de la energía nuclear
ÒA NUCLEAR RENAISSANCEÓ
Robin JEFFREY
President of AmerGen and
Executive Director North America
of British Energy
Thank you for giving me the
opportunity to participate in your
conference today. It is a real
pleasure to be back in Madrid and
to be able to say some positive
things about the nuclear power
industry on both sides of the
Atlantic.
But first let me give you my
credentials for being here today:
First I was Chief Executive of
Scottish Nuclear from 1992 to
1998. Over those six years company performance
was transformed, costs reduced, output was
increased and our safety performance improved.
This meant that the only bit of the UK electricity
industry which Mrs. Thatcher hadn’t felt confident
enough to privatise in 1990 had now turned into a
viable business leading up to the privatisation of the
15 most modern reactors in 1996 thus creating
British Energy.
My second credential is that from 1998 I have
beeen based in North America. In Canada we are
negotiating the purchase of eight reactors; in the US
we completed the purchase of two reactors in
December and are currently negotiating the
purchase of another four.
So all in all over the past few years I have worked
very closely in the buying and selling of 29 reactors.
So that takes me onto my main theme today
which is the “a renaissance of nuclear”.
On an article from the Wall Street Journal dated
13 th September last year. Let me read a bit for you:
Nuclear energy, once given up for dead, is making
a comeback. Not long ago, nuclear energy looked
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R e v i s t a S N E

Hay unas 100 unidades nucleares
en los EE.UU., que representan casi
el 30% del suministro eléctrico del
país. Hasta hace poco, el sector estaba
muy fragmentado, con más de
80 empresas explotadoras participando
en la energía nuclear, número
demasiado grande para un mercado
competitivo donde ya no se
pueden trasladar los costes a los
consumidores y donde la escala es
crítica para la eficiencia.
La NRC, el organismo regulador
nuclear de EE.UU., apoya la consolidación.
A lo largo de los próximos
cinco años, quiere que se reduzca
el número de los grandes explotaheaded
for extinction. Those days are over, with
production costs dropping and regulations for fossil
fuel burning plants rising, there’s a renaissance
taking place in nuclear power that would have been
unthinkable five years ago.
And from the same article my favourite piece:
Nukes looked like dead meat for a while, but
aren’t a few companies seen likely to end up
running most of the nukes because that’s emerged
as the most efficient way to do it.
What are the main causes of this renaissance:
There used to be something “special”about
nuclear power: the men in white coats, the cost pass
through culture, “don’t worry, trust us”. All of that
has been blown away-whether its in the UK where
the majority of the formerly government assets have
been sold off and now must compete in the open
market or whether its in the United States where deregulation
is in the process of eliminating the cost
pass through culture.
Nuclear is just another means of generating
electricity, there is nothing special about it and if it
cannot compete against gas-fired generation it will
be shut down.
Thankfully nuclear is getting its act together and
overall performance world-wide continues to
improve.
Finally I have witnessed first hand a renewed
confidence within the industry. Once the initial
shock of being exposed to the real world passes,
employees react positively to the new challenge.
They start to have pride in working for a business
that is competitive and can stand on its own two
feet.
Turning now to British Energy, in the UK we own
and operate 15 reactors with a total capacity of
9.600 MW. We produce 21 % of the UK’s electricity.
Safety is our number one priority. For example,
over the last 6 years our dose rate to both employees
and contractors has steadily declined.
Over the last 5 years our AGR output has
increased substantially, in terms of performance
improvements and a unit operating costs that have
been reduced from 2.37 pence to 2.0 pence which
is 15 % reduction in outturn money values and 25
% reduction in real money values with a
productivity measured by GWh per employee has
risen by 60 %.
Finally, operating profit has gone up from ò156
million to ò476 million for the most recent financial
year.
And remember, all of that economic improvement
has been achieved with a constantly improving
safety culture. Safety performance and commercial
performance go hand in hand. A management
which cares a staff which is involved.
Turning now to the United States, a few words
about what’s happening in the market.
The most dramatic change is the introduction of
competition through the widespread deregulation of
the electricity US market. Already 22 states have
deregulated with others following soon.
Deregulation is forcing US electricity companies
to decide what their strategy going forward should
be.
Quite a number of companies have decided to
focus on being generators, others have sold off their
generation to concentrate on transmission and
distribution. Others again have decided to remain as
traditional vertically integrated businesses.
For many this has meant getting bigger through
mergers and acquisitions. Last year alone around 15
major mergers were announced including for the
first time the foreign acquisition of US utilities.
que hace cinco años hubiera sido
impensable.
Y a continuación cito mi parte favorita
del artículo:
Durante un tiempo parecía que
las centrales nucleares estaban más
que muertas, pero ahora parece
probable que unas cuantas compañías
acaben explotando la mayoría
de ellas, ya que ha resultado ser el
método más eficiente.
¿Cuáles son las razones principales
de este renacimiento?
Antes la energía nuclear tenía algo
“especial”: los hombres en batas
blancas, la cultura de traslado de
costes, “no se preocupen, confíen
en nosotros”. Todo ello se ha desvanecido,
tanto en el R.U. donde la
mayor parte de los anteriores activos
del gobierno se han vendido
por la necesidad de competir ahora
en un mercado abierto, como en
los Estados Unidos donde la liberalización
está eliminando la cultura
de traslado de costes.
La energía nuclear solo es otro
medio de generación de electricidad;
no tiene nada de especial y, si
no puede competir con la generación
por gas, desaparecerá.
Afortunadamente, la energía nuclear
está poniendo su casa en orden
y sigue mejorando el rendimiento
global a nivel mundial.
Por último, he presenciado de
cerca una confianza reavivada dentro
de la industria. Una vez superado
el shock inicial de estar expuestos
al mundo real, los empleados
reaccionan de forma positiva al
nuevo reto. Empiezan a sentirse orgullosos
de trabajar en un negocio
que es competitivo y que puede
mantenerse en pie por sí solo.
En cuanto a British Energy, en el
R.U. poseemos y explotamos 15 reactores
con una capacidad total de
9.600 MW, produciendo el 21% de
la electricidad del país.
La seguridad es nuestra primera
prioridad. Por ejemplo, durante los
últimos 6 años, ha ido disminuyendo
paulatinamente la tasa de dosis
en nuestras centrales tanto para los
empleados como para los contratistas.
Durante los últimos 5 años, nuestra
producción AGR ha aumentado
sustancialmente en lo que se refiere
a mejoras de rendimiento, y los
costes de operación por unidad se
han reducido desde los 2,37 peniques
a 2,0 peniques, que es una reducción
del 15% en el valor monetario
de la producción y del 25%
en el valor monetario real. La productividad
medida en base a GWh
por empleado ha subido un 60%.
Finalmente, los beneficios de explotación
han subido de ê156 millones
a ê476 millones en el ejercicio
fiscal más reciente.
Cabe destacar que todas estas
mejoras económicas se han logrado
con una mejora continua de la cultura
de seguridad. La seguridad y el
rendimiento comercial van unidos,
con una dirección que se preocupa
y una plantilla involucrada.
Con referencia ahora a los
Estados Unidos, diré unas palabras
sobre lo que está pasando en el
mercado.
El cambio más dramático se ha
producido con la introducción de
la competencia mediante una amplia
liberalización del mercado de
electricidad estadounidense.
Veintidos estados han liberalizado
ya el mercado, y otros lo harán
pronto.
La liberalización está obligando a
las empresas eléctricas estadounidenses
a decidir la estrategia que
van a seguir de ahora en adelante.
Un número importante de compañías
han decidido dedicarse a la
generación, mientras que otras han
vendido su capacidad generadora
para centrarse en el transporte y la
distribución, y otras han decidido
mantener la integración vertical de
sus negocios tradicionales.
Para muchas empresas, esto ha
supuesto el crecimiento mediante
las fusiones y adquisiciones. Solo
durante el último año, se anunciaron
15 fusiones importantes, incluyendo
por primera vez la adquisición
extranjera de empresas
estadounidenses.
¿Qué significa todo esto para la
industria nuclear estadounidense?
A b r i l 2 0 0 0
R e v i s t a S N E

CENTRALES NUCLEARES/NUCLEAR POWER PLANTS
dores nucleares, digamos hasta
unos 10, ya que tendrán más recursos
técnicos y mayor solidez
financiera que los explotadores
de una sola unidad.
La desregulación ha obligado
a los explotadores nucleares a
replantearse la continuación de
la propiedad de sus centrales.
Ahora voy a hablar de
AmerGen. Esta empresa es un
‘joint venture’ a partes iguales
(50/50) entre British Energy y
PECO Energy de Philadelphia.
El joint venture se constituyó en
el año 1997 con la única intención
de adquirir centrales nucleares
en los EE.UU. Cabe destacar
que el propio PECO se
encuentra actualmente en plena
fusión con una compañía con la
que muchos de Vds. están familiarizados
– Commonwealth
Edison, una filial participada al
100% de Unicom.
Por tanto, si miramos al conjunto
de este grupo – BE con 15 reactores,
PECO con 4, AmerGen actualmente
aproximándose a 6, y Unicom con
10 – nuestro Joint Venture será el
agrupamiento nuclear en propiedad
de los inversores más grande del
mundo. ¡Un total de 35 reactores y
en crecimiento!
Esto nos da una gran solidez y los
recursos técnicos y empresariales
para aplicar a nuestros activos, que
es crucial en el mundo competitivo.
De nuestros seis acuerdos anunciados,
dos de ellos (Clinton y TMI)
ya son de la plena propiedad de
AmerGen, y otros cuatro se encuentran
en distintas etapas de la tramitación
y aprobación reguladora.
En total son unos 4.000 MW con
otros 5.000 MW de centrales en desarrollo
activo. Nuestra participación
del 50% en AmerGen ya está
aportando a British Energy unos beneficios
significativos antes de impuestos.
Hay varios aspectos que son cruciales
para el éxito del acuerdo de
una central nuclear:
SECTOR NUCLEAR EN EE.UU. / US NUCLEAR
• 100 Unidades / Units
• 80 Propietarios / Owners
• Objetivos de la NRC / NRC view
- 10 propietarios dentro de 5 años / 10 owners within 5 years
- Compañías más fuertes / stronger companies
- Mayores reservas de talento / larger pool of talent
· Consolidación / Consolidation
• En primer lugar, “tal cual” no
resulta económico. Típicamente, cada
central tendrá un valor contable
de entre uno a dos mil millones.
Pero este hecho es totalmente irrelevante.
El verdadero valor es el valor
descontado de lo que puede ganar –
un cálculo sencillo basado en producción
y los futuros precios eléctricos
menos los costes de operación y
financiación.
• En segundo lugar, los fondos de
clausura los tiene que aportar totalmente
el vendedor. Una vez cumplido
esto, AmerGen es el último
responsable de la clausura de la
central dentro de presupuesto.
• La eliminación del combustible
gastado sigue siendo responsabilidad
del gobierno federal de los
EE.UU., con un pago por AmerGen
al gobierno de $1 por MWh en concepto
de este servicio.
• Por último, se produce un nuevo
plan de negocio para la central.
Todo lo anterior requiere un proceso
de relicenciamiento, trámites
reguladores y una gran cantidad de
actividades legales y comerciales.
¿Cuáles son algunos de los ingredientes
claves de este nuevo plan de
negocio? Entra aquí la experiencia y
conocimientos acumulados de
British Energy y PECO.
Por ejemplo, hará falta un nuevo
convenio con la plantilla, para obtener
no solo mayor flexibilidad en la
forma de trabajar dentro de una
central, sino también la flexibilidad
necesaria para trasladar equipos expertos
entre las centrales.
A continuación, se realizan los
procesos de planificación de las mejores
prácticas: Congelar el contenido
de una parada un año antes de
iniciar la misma. Tener todo pedido
por adelantado con tiempo suficiente
para que todos los componentes
y equipos estén en el emplazamiento
tres meses antes de que sean necesarios.
Invertir en equipos e instalaciones
para minimizar el tiempo
improductivo. Incluso algo tan sencillo
como situar una cafetería cerca
What does all this mean for the US nuclear
industry?
There are around 100 nuclear units in the US
representing nearly 30 % of US electricity supply.
Until recently the industry was highly fragmented,
with over 80 owners involved in nuclear, too many
for a competitive market where costs can no longer
be passed through tpo consumers and where scale is
vital to efficiency.
The NRC, the US nuclear regulatory body,
supports consolidation. Over the next five years they
want to see fewer, say around 10, larger nuclear
operators on the basis that they will have more
technical resources and greater financial strength
than single unit operators.
Deregulation has forced nuclear owners to rethink
their continued ownership of plants.
Let me now tell you about AmerGen. This is the
50/50 joint venture between British Energy and
PECO Energy of Philadelphia. The joint venture was
formed in 1997 with the sole intent to acquire
nuclear power stations in the US. Interestingly,
PECO itself is currently in the middle of a merger
with a company many of you will be familiar with
Commonwealth Edison which is a wholly-owned
subsidiary of Unicom.
So if we look at this whole group, BE with 15
reactors, PECO with 4, AmerGen currently close to
6 and Unicom with 10, our Joint Venture grouping
will be the largest investor-owned nuclear grouping
in the world. A total of 35 reactors and growing!
This gives us strength in depth the technical and
managerial resource to apply to our assets, vital in
the competitive world.
And so to our announced deals to date six of
them, two of which Clinton and TMI, are now in full
ownership by AmerGen and four more in varying
stages of regulatory approval.
In total around 4.000 MW with another 5.000
MW of plants under active development. Our 50 %
share of AmerGen is already contributing a
significant pretax profit for British Energy.
Various issues are crucial to a successful nuclear
plant deal:
• First of all, “as is” is uneconomic. Typically each
plant will have a book value of one to two billion.
But that it totally irrelevant. The true value is the
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R e v i s t a S N E

discounted value of what it can earn. A
straightforward calculation based on output and
future electricity prices minus the operating and
financing costs.
• Second, decommissioning funds must be fully
provided by the seller. Having done this, AmerGen
is responsible for ultimately decommissioning the
plant within budget.
• Spent fuel disposal continues to be the
responsibility of the US federal government with
AmerGen paying $1 per MWh to the government
for this service.
• And finally, a new business plan is produced
for the plant.
All of the above requires relicensing, regulatory
filing and a vast amount of legal and commercial
activity.
So what are some of the key ingredients in this
new business plan? This is where the cumulative
expertise of British Energy and PECO comes in.
Well for example there will need to be a new
staff agreement not just to achieve greater flexibility
in how work is done within a plant but also the
flexibility of moving skilled teams between plants.
Next there is the best practise planning
processes. Freezing the outage content a year
before the outage starts. Having everything ordered
well enough in advance so that all the components
and equipment are on site three months before they
are needed.
Investing in equipment and facilities to minimise
unproductive time. Maybe even something so simple
as having a canteen close to the workforce so that
walking time is reduced.
And at the risk of repetition, everyone must have
and believe in a “Safety First” culture. Safety success
and business success are the two sides of the same
coin. But good processes, whilst important, only take
you so far. You’ve got to motivate the staff, processes
don’t work without full staff buy-in. People are
crucial.
AmerGen and British Energy are witnessing a
dramatic change in the fortunes of nuclear in North
America.
• A cost plus mentality is transforming into a fully
competitive nuclear industry.
• A highly fragmented ownership structure is now
rapidly consolidating with fewer, stronger operators.
• From a situation where investors used to avoid
nuclear to one where investors are keen to put their
money in.
• Instead of the plant closures which took place
in the 90’s, many US utilities are now actively
pursuing life-extension.
• And finally desperate sellers have been replaced
by willing buyers more and more of whom are
recognising the value of nuclear in a competitive
market.
And finally a few words on when there will be
new build in Europe and the Americas. Well in my
view this will take place but not until the following
happen:
• Existing nuclear plants operate competitively.
• Decommissioning has been demonstrated
within budget and programme.
• Spent fuel disposal facilities are operational.
• And a new generation of nuclear plants are
ready for ordering that can be built quickly and at
prices competitive with modern gas fired generation.
Only then will the conditions be right for the next
round of nuclear constructions, and only if there is a
real public acceptance that nuclear is a safe, clean
and economic method of producing electricity.
Yes, there has been a renaissance, but this is only
the beginning, there is still a lot to do.
SECTOR NUCLEAR EN EE.UU.
Percepciones Cambiantes
US Nuclear – Changing Perceptions
Cost Plus ¨ Totalmente Competitivo
Cost Plus ¨ Fully Competitive
Fragmentación ¨ Consolidación
Fragmentation ¨ Consolidation
Inversores Negativos ¨ Inversores Positivos
Negative Investors ¨ Positive Investors
Cierres de las Centrales ¨ Extensiones de Vida
Plant Closures ¨ Life Extensions
Vendedores Desesperados ¨ Compradores
Decididos
Desperate Sellers ¨ Willing Buyers
de la fuerza de trabajo para reducir
el tiempo de paseo.
Con el riesgo de repetirme, cabe
destacar que es necesario que todo
el mundo participe y tenga fe en
una cultura de “Lo Primero es la
Seguridad”. El éxito de la seguridad
y el éxito del negocio forman las
dos caras de la misma moneda. Y
los buenos procesos, aunque son
importantes, tienen sus límites. Es
necesario motivar al personal, ya
que los procesos no funcionan sin el
pleno compromiso del personal. Las
personas son cruciales.
AmerGen y British Energy están
presenciando un cambio dramático
en la suerte de la energía nuclear en
Norteamérica.
• Una mentalidad de ‘cost plus’
se está transformando en la plena
competitividad del sector nuclear.
• Existe un proceso de rápida
consolidación dentro del sector,
desde una estructura de propiedad
altamente fragmentada a una situación
de menos operadores más fuertes.
• Se va pasando de una situación
en la que los inversores solían evitar
el sector nuclear a una en la que los
inversores están deseando invertir
su dinero.
• En lugar de los cierres de las
centrales que tuvieron lugar en la
década de los 90, muchas empresas
estadounidenses ahora tienen una
política activa de extensión de vida.
• Y por último, unos vendedores
desesperados han sido sustituidos
por unos comprados decididos que
cada vez más reconocen el valor de
lo nuclear en un mercado competitivo.
Por último, me gustaría pronunciar
unas palabras sobre cuando habrá
nueva construcción en Europa y
América. En mi opinión esta construcción
tendrá lugar, pero no hasta
que se cumplan las siguientes condiciones:
• Las centrales nucleares existentes
pueden funcionar de forma competitiva.
• Queda demostrada que la clausura
se puede realizar de acuerdo
con el presupuesto y programa.
• Las instalaciones de evacuación
de combustible gastado están operativas.
• Y está preparada para su contratación
una nueva generación de
centrales nucleares que se pueden
construir con rapidez y a un precio
competitivo con la generación moderna
de gas.
Solo en estas condiciones llegará
el momento oportuno para la próxima
ronda de construcciones nucleares,
y solo si el público realmente
ha aceptado que la energía nuclear
es un método seguro, limpio y económico
para la producción de electricidad.
Sí, ha habido un renacimiento,
pero solo es el principio y queda
mucho camino por recorrer.
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R e v i s t a S N E

CENTRALES NUCLEARES/NUCLEAR POWER PLANTS
CN ASCî / VANDELLîS II
Juan José PÉREZ TORRENT
A continuación incluimos la
transcripción de la presentación realizada
por Juan José Pérez Torrent,
Gerente de Asco-Vandellós II.
A mi modo de ver, una de las mejores
iniciativas de la Sociedad
Nuclear Española, que ya es tradición,
son estas jornadas anuales,
que están esencialmente protagonizadas
por los directores de planta,
que son las piezas esenciales, los
vértices de nuestras Organizaciónes.
Creo que es una de las tradiciones
más acertadas y agradezco la oportunidad
de compartir, en esta mañana,
algunas ideas sobre la aún relativamente
corta historia de la
integración de las centrales de Ascó
y Vandellós. Precisamente voy a
centrarme en algunos aspectos de
esta integración, puesto que mis
compañeros, mis colegas van a subrayar
por la tarde las realizaciones
durante el año 1999.
Seguidamente voy a hacer algunas
reflexiones sobre la constitución,
el desarrollo, hitos de este año
y medio, destacar aspectos relevantes
y establecer brevemente nuestro
planteamiento de futuro, nuestro
planteamiento para los dos próximos
años.
ORGANIZACIîN Y LêNEAS
DE ACTUACIîN
En primer lugar, con referencia a
la parte constitutiva de la integración,
poco más puedo añadir a las
dos charlas precedentes en cuanto
al marco empresarial y económico
del sector al que pertenecemos,
donde tienen un papel principal
nuestras empresas propietarias y explotadores
responsables de las centrales.
Las empresas propietarias se
encuentran inmersas en un ámbito
de actuación mucho más competitivo
y dinámico; están viviendo un
replanteamiento de sus propios contenidos
y necesitan contar con un
espíritu de transformación y de renovación,
no sólo para competir sino
incluso para sobrevivir. Nuestra
contribución a las empresas propietarias
se centra en saber conjugar
los requisitos, las necesidades y los
valores profesionales que exige y requiere
la explotación pacífica de la
energía nuclear para la producción
de electricidad con este ámbito aludido.
Este telón de
fondo ha jugado
un papel primordial
ya que ha sido
el elemento
impulsor en el
proceso de fusión
de Ascó y
Vandellós, aunque
hay que destacar
que contábamos
con unas
condiciones favorables:
teníamos
dos sociedades de
explotación con
las mismas propiedades,
aunque
con participaciones distintas, la misma
tecnología básica y emplazamientos
muy próximos. Entre 1997
y 1998 el elemento impulsor de esta
decisión, naturalmente no podía ser
de otro modo, viene de empresas
propietarias, que toman la decisión
conjuntamente y sin fisuras. Porque
la comunicación, el diálogo con las
empresas propietarias ha sido, es y
tiene que ser fundamental en el desarrollo
de una integración. Por tanto,
la decisión conjunta y sin fisuras
de las propietarias de Ascó y
Vandellós para nosotros ha sido el
fundamento básico y uno de los elementos
determinantes de sus contenidos.
Por consiguiente, además de
la idea, impulsan un modelo organizativo
cuyos rasgos más importantes
son los siguientes: integrar en una
sola organización dos organizaciones
completamente dobladas a través
de la unificación de las áreas
administrativas y las organizaciones
de soporte, y estudiar profundamente
la captura de las sinergias en las
áreas operativas de las centrales.
Hay un espíritu que tenemos y que
nos proponemos conservar: la comunicación
con nuestras propiedades,
el saber captar cuáles son las
incertidumbres, pero también el intentar
ver las oportunidades que cada
una de estas situaciones nos proporciona.
Como consecuencia de partir de
dos organizaciones duplicadas, teníamos
que resolver, de acuerdo con
la cultura de nuestras empresas propietarias,
una salida del personal excedente
y, como resultado del panorama
de fondo que ellas estaban
viviendo, la renovación parcial de
personal.
Otro rasgo de esta integración es
la concentración física de toda la
organización. La decisión inicial fue
concentrar las dos sedes de
Barcelona en el entorno geográfico
CN ASCî/VANDELLîS II
Juan José PÉREZ TORRENT
Following is a transcription of
the presentation made by Juan
José Pérez Torrent, Manager of
Ascó-Vandellós II.
In my opinion, one of the best
initiatives of the Spanish
Nuclear Society are these
annual meetings, which have
become a tradition and are
essentially protagonized by the
plant directors, who are the
fundamental parts and
mainstays of our organizations.
I think that it is one of the
Society’s most successful
traditions, and I appreciate this
opportunity of sharing some
comments on the recent integration of the Ascó and
Vandellós plants. I am going to focus on some
aspects of this integration, since this afternoon my
colleagues will be discussing plant operation during
1999.
I will discuss the constitution, development and
goals of this year and a half, stress some of the more
relevant aspects, and briefly describe our plans for
the next two years.
ORGANIZATION AND COURSES OF ACTION
In the first place, regarding the actual constitution
of the joint venture, there is little to add to the two
preceding talks regarding the business and financial
framework of our industry, in which our owner
utilities and plant operators play a major role. The
owner utilities have been plunged into a much more
competitive, dynamic environment; they are
rethinking their approaches and need to develop a
spirit of transformation and renovation, not just to
compete but also to survive. Our contribution to the
owner utilities is knowing how to combine the
requirements, needs and professional values
demanded and required for the peaceful use of
nuclear power in producing electricity in this
environment.
This background has played a major role, as it has
been the driving element of the Ascó and Vandellós
merger process, although there were also some
favorable conditions. We had two operating
companies with the same owners (though with
different shares), the same basic technology, and
neighboring sites. Between 1997 and 1998, the
element driving this decision could not have been
otherwise; the decision was made by the owner
utilities jointly and concurrently. Because
communication and dialogue with the owner
utilities has been, is and must form a fundamental
part of the process of integration. Therefore, the
joint, concurrent decision of the Ascó and Vandellós
owners has for us been the fundamental basis and
one of the determining factors of its content. Thus, in
addition to an idea, they have promoted an
organizational model whose most important features
are as follows: integrate two completely duplicate
organizations into one single organization by
unifying the administrative areas and support
organizations, and examine in depth how to target
synergies in the plants’ operating areas. We have a
spirit that we intend to nourish: communication with
our owners, know how to sense doubts, but also try
to see the opportunities that each of these situations
offers us.
Because we started with two duplicate
organizations, we had to arrange for the departure of
excess personnel, and also for partial staff
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R e v i s t a S N E

CENTRALES NUCLEARES/NUCLEAR POWER PLANTS
- MISMAS PROPIEDADES,
AUNQUE CON PARTICIPACIO-
NES DISTINTAS
- MISMA TECNOLOGÍA
BÁSICA
- EMPLAZAMIENTOS MUY
PRÓXIMOS
- SAME OWNERS, THOUGH
WITH DIFFERENT SHARES
- SAME BASIC TECHNOLOGY
- SITES VERY NEAR EACH
OTHER
ALTA PROBABILIDAD DE CAPTU-
RA DE ECONOMÍAS DE ESCALA,
EN TODOS LOS SENTIDOS:
• SEGURIDAD
• FIABILIDAD
• EFICACIA ECONÓMICA
HIGH PROBABILITY OF GAINING
ECONOMIES OF ESCALE, IN ALL
RESPECTS:
• SAFETY
• RELIABILITY
• ECONOMIC EFFICIENCY
EL MARCO EMPRESARIAL Y ECONÓMICO DEL SECTOR:
DESREGULACIÓN
THE BUSINESS AND FINANCIAL FRAMEWORK OF THE
SECTOR: DEREGULATION
de las centrales. Con ello pensábamos
que para nuestro caso, teniendo
en cuenta nuestra realidad, era
una contribución más a la racionalización
al mismo tiempo que se le
proporcionaba un impulso. Se trataba
de virar conservando la cultura
técnica de la época del proyecto, el
espíritu de explotación, tecnificando
al máximo la organización reorientando
la ingeniería de soporte
para que ayudara a tecnificar y fortalecer
técnicamente las organizaciones
de explotación. Escogimos el
emplazamiento de Vandellós de los
dos que podíamos escoger por razones
obvias de comunicación. Es un
emplazamiento mejor comunicado
y un paliativo al sacrificio personal
que comportaba a nuestra gente,
procedente de las dos sedes de las
que partíamos, el vivir este traslado.
En cuanto a la organización de
soporte técnico, lo que hemos hecho
ya ha sido integrar en una sola
organización operativa la ingeniería
propia, la ingeniería española de soporte
y la ingeniería del suministrador
principal. ¿A través de qué lo
unificamos? Lo unificamos a través
de los procedimientos: estamos trabajando
con unos procedimientos
comunes y estamos intentando, a
través de algunas de las figuras de la
organización, los ingenieros de sistemas,
que sea un vector de penetración,
de ayuda y de tecnicidad a
la explotación de las plantas.
En la primavera de 1998 se designó
el equipo de gerencia y, posteriormente,
se aceptaron las propuestas
de organización que el gerente
hizo a las propietarias. Destaco nuevamente
el diálogo y la comunicación
de los explotadores responsables
con nuestras propiedades ya
que ha sido de gran importancia. A
las pocas semanas, de hecho se estaba
trabajando ya desde algún
tiempo antes, teníamos que plasmar
en una carta de identidad los aspectos
esenciales de este diálogo y de
este proyecto. Y así lo formulamos y
lo pasamos a todos los empleados
para que conocieran cuáles eran las
bases y las intenciones del proyecto.
En el mes de julio de 1998 culminamos
las negociaciones y los procedimientos
de actuación de la ingeniería
de apoyo estaban bastante
avanzados. En diciembre de 1998
se produce otro hito importante,
que es el acuerdo con las representaciones
sociales sobre la regulación
renovation, in accordance with the culture of our
owner utilities.
Another feature of this integration is the physical
concentration of the whole organization. The initial
decision was to concentrate the two Barcelona
offices in the geographical area of the plants. Taking
into account our reality, we thought that this would
further contribute to rationalization and at the same
time provide momentum. The idea was to change,
while maintaining the technical culture of the
project era – the spirit of operation – by
technicalizing the organization as much as possible
and by reorienting support engineering to help
technically strengthen the operating organizations.
Of the two options, we chose the Vandellós site for
obvious reasons of communication. This site has
better communications and helped ease the personal
sacrifice involved for our personnel from the two
original offices who had to make this move.
As regards the technical support organization,
what we have done is integrate in-house
engineering, Spanish support engineering and main
supplier engineering into a single organization. By
what means did we unify it? We unified it through
procedures; we are working on some common
procedures and, through some of the figures of the
organization – the systems engineers – we are trying
to establish it as the spearhead for technicalizing
operation of the plants.
The management team was designated in the
spring of 1998, and subsequently the organizational
proposals that the manager made to the owners were
accepted. Again, dialogue and communication of
the responsible operators with our owners were of
utmost importance. A few weeks later, though in fact
work had been ongoing for some time before then,
we had to capture the essential aspects of this
GERENCIA COMÚN
COMMON MANAGEMENT
DIRECCIONES DE SERVI-
CIOS COMUNES A AMBAS
PLANTAS
ECONÓMICO / ADMINISTRATIVA
RECURSOS HUMANOS
SERVICIOS TÉCNICOS
GARANTÍA DE CALIDAD
SERVICE DIVISIONS
COMMON TO BOTH PLANTS
ECONOMIC / ADMINISTRATIVE
HUMAN RESOURCES
TECHNICAL SERVICES
QUALITY ASSURANCE
• DIRECCIONES RESPECTIVAS DE CADA CENTRAL CON ESTRUCTURAS HOMOGÉNEAS
• CONSTITUCIÓN DE GRUPOS DE SERVICIO QUE, ESTANDO ORGANIZATIVAMENTE
ADSCRITOS A UNA DE LAS CENTRALES, ACTUARÁN AL SERVICIO DE AMBAS.
• CONSTITUCIÓN DE ALGUNOS GRUPOS ÚNICOS AL SERVICIO DE AMBAS CENTRALES
• SOPORTE TEMPORAL DEL PERSONAL ENTRE CENTRALES, EN SITUACIONES REQUERIDAS:
RECARGAS, INCIDENCIAS, PROYECTOS ESPECIALES, etc.
• EACH PLANT’S RESPECTIVE DIVISIONS WITH HOMOGENEOUS STRUCTURE
• ESTABLISHMENT OF SERVICE GROUPS THAT WILL BE ORGANIZATIONALLY ASSIGNED TO
ONE OF THE PLANTS BUT WILL SERVE BOTH PLANTS.
• ESTABLISHMENT OF SOME UNIQUE GROUPS SERVING BOTH PLANTS.
• TEMPORARY SUPPORT BY PERSONNEL BETWEEN PLANTS, IN CERTAIN REQUIRED
SITUATIONS:
REFUELING, INCIDENTS, SPECIAL PROJECTS, etc.
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UNIFICACIÓN CULTURA TÉCNICA Y EMPRESARIAL
TECHNICAL AND BUSINESS CULTURE UNIFICATION
• PLAN DE HOMOGENEIZACIÓN INTENSIVA EN TODOS LOS PROCEDIMIENTOS TÉCNICOS DE LAS CENTRALES.
• INTENSIVE HARMONIZATION PLAN FOR ALL THE PLANTS’ TECHNICAL PROCEDURES.
• PROCEDIMIENTOS DE GESTIÓN ÚNICOS PARA AMBAS CENTRALES
• SINGLE SET OF MANAGEMENT PROCEDURES FOR BOTH PLANTS.
• VEHICULACIÓN COMÚN DE TODA LA GESTIÓN ECONÓMICA MEDIANTE EL SISTEMA SIE-2000-02-08.
• COMMON VEHICLE FOR ALL FINANCIAL MANAGEMENT BASED ON SYSTEM SIE-2000-02-08.
• INTERLOCUCIÓN Y GESTIÓN UNIFICADA CON TODOS LOS CONTRATISTAS. ESTRUCTURA COMÚN DE LOS
MISMOS PARA AMBAS CENTRALES. CONTRATACIÓN Y PROCEDIMENTACIÓN UNIFICADA.
• UNIFIED REPRESENTATION AND MANAGEMENT WITH ALL CONTRACTORS. COMMON CONTRACTOR
STRUCTURE FOR BOTH PLANTS. INIFIED CONTRACTING PROCEDURES.
• OBJETIVOS TÉCNICOS Y PRESUPUESTARIOS COHERENTES Y COMUNIALIZADOS CONSIDERANDO LA
IDENTIDAD DE CADA CENTRAL.
• CONSISTENT, MUTUALIZAD TECHNICAL AND BUDGETARY GOALS, CONSIDERING THE IDENTITY OF EACH
PLANT.
dialogue and this project in a letter of identity. This
was drafted and distributed to all employees, so that
they would know what the project bases and
intentions were. In July 1998, we completed
negotiations and the support engineering action
procedures were at a significantly advanced stage.
Another major milestone was reached in December
1998, when an agreement was reached with the
social partners to regulate staff and move to the
headquarters in Vandellós which we were building.
In February of last year, we received the formal
approval that permitted us to go ahead with staff
regulation, as formerly agreed with the social
partners.
In April 1999, Vandellós II had a refueling, during
which a power uprate and main turbine replacement
were simultaneously performed. This refueling is
significant, because for the first time we began to
move in-house personnel and some contractor
personnel from Ascó to Vandellós, establishing the
first collaborations in different areas of maintenance.
In May we closed the two work centers in Barcelona,
which were adjoining but separate units, and the
entire organization moved to Vandellós. In the
month of June, we implemented an economic
system to administer the two associations and the
three co-ownerships, which already had a common
principle based on a SAP R4 system, which is the SIE
2000. By July we had completed the entire process
of drafting procedures for the administrative and
management process and the main processes of
technical intercommunication between the different
Managements, and we received the first external
management sanction in the form of the ISO 9001
certification for Ascó and Vandellós as a joint entity.
Also that month we began the refueling and power
uprate in Ascó Unit II. The power uprate of the Ascó
units was sequenced, first replacing the turbines and
then uprating the nuclear reactor; this was done for
Ascó II in 1999 and is about to be completed this
months for Ascó I. In December, continuing with the
integration processes, we received environmental
management certification 14001 jointly for Ascó and
Vandellós. Finally, last month we received the Osart
verification mission, which had visited Ascó in the
spring of 1998 and with which we made the
commitment to apply the lessons learned in the
preparation during and after the mission to the Ascó
and Vandellós plants.
It is obvious that since neither one of the plants,
each of which has its own highly reputed track
record, could abandon its projects, we had to carry
out the integration by completing the projects in
which the plants complemented each other.
One of the issues that I would stress in these
de plantilla y el traslado a la sede
central en Vandellós, que estábamos
construyendo.
En el mes de febrero del año pasado
recibimos la aprobación formal
que nos permitía ejecutar la regulación
de plantilla, según se había
acordado con los representantes sociales.
En el mes de abril de 1999
Vandellós II efectuó su recarga, en
la cual se producía simultáneamente
el aumento de potencia y el cambio
de turbinas principales. Esta recarga
es significativa porque por
primera vez empezamos a trasladar
personal propio y algún personal de
contratista desde Ascó a Vandellós,
estableciéndose las primeras colaboraciones
en diversas áreas de
mantenimiento. En el mes de mayo
cerramos los dos centros laborales
de Barcelona, que estaban contiguos
pero eran distintos, y toda la
organización se trasladó a
Vandellós. En el mes de junio pusimos
en marcha un sistema económico
administrando las dos asociaciones
y las tres comunidades de
bienes, pero ya tenía un principio
común basado en un sistema SAP
R4, que es el SIE 2000. En el mes de
julio habíamos terminado todo el
proceso de procedimentación de los
procesos administrativos y de gestión
y los principales procesos de
intercomunicación técnica entre las
diversas Direcciones, y recibido la
primera sanción exterior, en términos
de gestión, al vernos otorgada la
certificación ISO 9001, ya como entidad
conjunta Ascó y Vandellós.
También este mes iniciamos la recarga,
de aumento de potencia, de
la Unidad II de Ascó. El aumento de
potencia de las unidades de Ascó se
secuenció, primero cambiando las
turbinas y, a continuación, hecho ya
en 1999 para Ascó II y a punto de
culminar este mes para Ascó I, el
aumento de potencia de la caldera
nuclear. En diciembre, continuando
con los procesos de integración, recibimos
la certificación 14001, conjunta
para Ascó y Vandellós, de gestión
medioambiental. Y, finalmente,
durante el pasado mes recibimos la
visita de verificación de la misión
Osart, que había estado en la primavera
de 1998 en Ascó, y con la que
nos comprometimos a aplicar a la
central de Ascó y a la de Vandellós
las lecciones aprendidas en la preparación
durante y después de la
misión.
Como se ve y dado que cada una
de las centrales, que tenía una biografía
plena y reputada, no podía
dejar sus proyectos, tuvimos que llevar
a cabo la integración cumpliendo
los programas en los que las centrales
estaban complementadas.
Una de las cuestiones que yo destacaría
en estas reflexiones es la importancia
en estos procesos de
aceptar el tempo de cada cosa. El
proceso de análisis de los dos mantenimientos
en que nos encontramos
inmersos es un proceso necesariamente
lento en maduración, es
un proceso en profundidad. Una de
las cuestiones más importantes es
dar con el tempo de cada uno de
los aspectos que mueve este tipo de
integraciones.
Los conceptos básicos de la organización
son: tener una gerencia común,
tener unas direcciones de servicios
comunes a ambas plantas y,
en lo que corresponde a las centrales,
hacerles una estructura lo más
homogénea posible para facilitar las
sinergias, lo cual no quiere decir
que sea una estructura absolutamente
clónica, porque en una central
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R e v i s t a S N E

CENTRALES NUCLEARES/NUCLEAR POWER PLANTS
nos encontramos con dos unidades
y en la otra una. A continuación
hay que estudiar en profundidad
cuáles son aquellas organizaciones
de las centrales que estando en una
de ellas pudieran atender a las dos.
Por ejemplo, la vigilancia de estructuras
de Ascó sirve, de hecho está
utilizándose, y ya está hecha la
prueba integrada de contención para
las dos centrales. Hay otras organizaciones
que se están estudiando
cuidadosamente, como el análisis
específico de aquellas partes que
son compartibles. Por ejemplo, es
compartible un almacén virtual único,
es decir, como partimos de dos
almacenes físicamente distribuiremos
los repuestos más apremiantes,
los específicos, quizá en cada una
de las centrales, pero el tratamiento
de la gestión y el tratamiento informático
es como un almacén único.
En las plantas hay una larga dilucidación
sobre procesos a compartir,
por ejemplo, dentro de la PR, la
gestión medioambiental y de calibración.
Todo este proceso constitutivo
tiene que tener evidentemente
un techo de cristal con el Consejo
de Seguridad Nuclear, nuestro órgano
regulador.
Sobre todo, lo importante es tener
un equipo de colaboradores que estén
comprometidos e involucrados
y que trabajen en equipo. Si todas
las misiones empresariales son labor
de equipo, en el caso que nos ocupa
lo es en grado sumo. Lo es en el
caso de una central nuclear y en el
caso de una integración entre centrales
lo es aún más.
ACUERDOS CON
LA REPRESENTACIîN SOCIAL
Necesitábamos encontrar una salida
ordenada de personal que fuera
voluntaria, que tratara de compaginar
la libertad y los derechos individuales
laborales con los derechos,
las necesidades y las obligaciones
de la empresa. Esto se resolvió con
discusiones con los dos comités con
los que estamos negociando, correspondientes
a las dos asociaciones, a
través de una capacidad de retención
de hasta cinco años. Esto nos
permite una movilidad y también la
promoción de personal. Tenemos la
ventaja de que nuestras plantas y
nuestro régimen laboral nos proporciona
un régimen laboral hiperestable,
pero muchas veces esta hiperestabilidad
puede ser frustrante si
no se compesa, como se trata de
hacer en todas nuestras organizaciones.
Evidentemente estamos hablando
de un relevo generacional parcial.
La duración de esta regulación es
de 5-6 años, si bien hay que decir
que la parte decisiva son los tres
primeros años. Los aspectos principales
son el mantenimiento de los
recursos claves existentes y la transmisión
ordenada de conocimientos
y habilidades. Los conocimientos
son mucho más fáciles de transmitir
que las habilidades (la experiencia,
las actitudes y la cultura de seguridad).
¿Cómo la operativizamos?
Nosostros tenemos un proyecto que
llamamos AVE. La movilización de
generosidad individual es una de
las claves de procesos como éste.
Cuando uno se encuentra con dos
organizaciones maduras, autosatisfechas,
con una ejecutoria muy
aceptable, evidentemente han producido
dos culturas técnicas empresariales
y sindicales próximas pero
distintas.
Ante la intensidad de objetivos en
el tiempo es importante formentar y
establecer lo más objetivamente
que se pueda elementos de autocrítica,
elementos de control, semáforos.
CONCLUSIONES
Ya hemos entregado a las representaciones
sociales toda la documentación
administrativa mercantil
para proceder a la fusión de las dos
asociaciones, con el fin de trabajar
con una sola AIE. Naturalmente
tendremos que administrar las tres
comunidades de bienes, que son
cada una de las tres unidades, porque
Ascó tiene dos porcentajes distintos.
Estamos administrando desde
el punto de vista mercantil cinco
empresas, dos AIES y tres comunidades
de bienes. A partir de ahora
vamos a administrar una AIE con
tres comunidades de bienes, pero a
través de la AIE. Confiamos que esto,
con el sistema económico SIE
2000 que hemos preparado, nos
alivie de uno de los aspectos que
representa más carga de trabajo administrativo.
Cuando se tienen tantos objetivos,
es muy importante establecer,
en primer lugar, una plasmación de
estos objetivos, de este acuerdo, de
esta comunicación y de este diálogo
con las propiedades, y nosostros
lo hemos plasmado en un plan estratégico,
que es el reflejo de estas
directrices, diálogo, comunicación
con las propiedades. Este plan estratégico,
a nuestro modo de ver,
reflections is the importance of accepting the tempo
of everything involved in these processes. The
process of analyzing the two maintenance
approaches is a necessarily slow process in reaching
maturity – it is an in-depth process. One of the most
important issues is to find the tempo of each of the
aspects involved in this type of integration.
The basic concepts of the organization are: to
have a common management, to have service
divisions common to both plants and, as regards the
plants themselves, to have a structure that is as
homogeneous as possible to facilitate synergies. This
does not mean that it should be a totally cloned
structure, because in one plant we have two units
and in the other one unit. An in-depth study must
thus be made of those plant organizations that, while
located in one plant, can serve both. For example,
structural monitoring in Ascó is one of these and in
fact is being used, and the integrated containment
test for both plants has already been completed.
There are other organizations that are being carefully
evaluated, such as specific analysis of parts that can
be shared. For example, a single virtual warehouse is
shareable, i.e., since we have two warehouses we
will perhaps physically distribute the most urgent,
specific parts in each of the plants, but management
and computer processing will be done as if we had
a single warehouse. Considerable consideration is
being given in the plants to the processes to be
shared, for example within PR, environmental
management and calibration. This whole
constitutive process must obviously be linked to the
Consejo de Seguridad Nuclear, which is our
regulatory body.
Above all, it is important to have a group of
committed, involved collaborators working as a
team. If all business missions require teamwork, in
our case it does so even more. It is important for a
nuclear plant, and even more important when
integrating plants.
AGREEMENTS WITH THE SOCIAL PARTNERS
We needed to find a way to provide for the
voluntary, orderly departure of personnel, which
would reconcile individual labor rights and freedom
with the rights, needs and obligations of the company.
This was resolved in discussions with the two
committees of the two associations that we were
negotiating with, through a power of retention of up to
five years. This gives us mobility and also allows us to
promote personnel. We have the advantage that our
plants and our labor system are super-stable, but this
super-stability is often frustrating if it is not
compensated, as all our organizations are trying to do.
Obviously we are referring to a partial
generational changeover. This staff regulation will
last 5-6 years, although the most decisive period will
be the first three years. The main points are
maintaining existing key resources and the orderly
transfer of know-how and expertise. It is much easier
to transfer know-how than expertise (experience,
attitudes and the safety culture).
How do we make this work? We have a project
that we call AVE. Mobilizing individual generosity is
one of the keys to processes such as this one. When
there are two mature, self-satisfied organizations
with a very acceptable record of execution,
obviously there will be two close but distinct
technical cultures – enterprise and trade union.
In view of the numerous objectives to be
achieved, it is important to promote and establish as
objectively as possible certain elements of selfcriticism
and control.
CONCLUSIONS
We have already delivered to the social partners
all the administrative-commercial documentation for
proceeding with the merger of the two associations,
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R e v i s t a S N E

CENTRALES NUCLEARES/NUCLEAR POWER PLANTS
necesita tener una serie de objetivos
y evaluaciones internas y externas.
Uno de los instrumentos que
nos está ayudando a todas las direcciones
que tenemos en la organización
integrada es la garantía de
calidad, que desde hace bastante
tiempo está pasando de ser un gestor
de la calidad a ser un vigilante
de la calidad de la gestión. El establecimiento
de objetivos y "semáforos"
es un buen canal de comunicación
interna, es una manera de
reforzar para toda la organización
cuáles son los objetivos y las expectativas
que tenemos en todos los
campos, y, en definitiva, es una
buena guía de mejora que va a alinear
todos estos objetivos de autoevaluación
con un plan estratégico.
Sólo me queda desear que las jornadas
sean útiles y esperar que en
los próximos años nuestros directores
de central puedan ir constatando
y compartiendo en estas sesiones
anuales los avances que
podemos ir haciendo. No quisiera
terminar sin felicitar en nombre de
todos los empleados de Ascó y de
Vandellós a nuestros colegas de
Santa María de Garoña por su feliz
aniversario.
LA EXPERIENCIA
DE LAS CENTRALES
DE ALMARAZ Y TRILLO
Eduardo GONZÁLEZ GÓMEZ
Director General Centrales
Nucleares Almaraz-Trillo, A.I.E.
El sector eléctrico español progresa
en el desarrollo de su liberalización
que busca mediante la introducción
de la competencia entre los
agentes del mercado abaratar el precio
del kWh. La irrupción de nuevas
tecnologías y la disponibilidad de
nuevos recursos energéticos ayudan
al desarrollo de ese mercado, obligando
a sus actores a ajustar sus
costes ante la reducción de los márgenes
operativos. Esta realidad está
provocando la búsqueda de dimensionamientos
correctos que desembocan
en una situación dinámica de
fusiones y alianzas.
El Sector Nuclear afronta esta situación
de exigencia habiendo alcanzado
su madurez tecnológica
bajo una presión reguladora significativa
y la desconfianza social que
arrastra sobre la solución a sus residuos
y en menor medida sobre su
seguridad.
Como aspecto positivo hay que citar
que es una generación en base
dado su coste variable reducido,
aunque debe seguir esforzándose en
mejorar sus resultados para mantenerse
en la subasta horaria. Las opciones
de gestión de este negocio están
definidas y son conocidas:
Búsqueda de sinergias; análisis exigente
de las nuevas inversiones; reducción
de los costes de O+M y
combustible, alto factor de operación
y larga vida útil.
La reciente decisión de gestión
conjunta de los activos de Almaraz y
Trillo sigue la decisión tomada en
Ascó y Vandellós, y afronta un entorno
político y regulatorio afectado por
las referencias internacionales. Esta
nueva forma de dirigir el negocio redundará
en una mayor coordinación
con las Administraciones, en una
mejora de la eficiencia de la gestión
del negocio y en la explotación.
Nos hemos planteado como objetivo
en esta nueva etapa, no sólo
mantener sino incluso mejorar la seguridad
y disponibilidad de las instalaciones
y poder ser considerados
como una referencia por nuestros
logros e indicadores. Además, queremos
movilizar a nuestra organización
para afianzar la integración eficaz
y conseguir un funcionamiento
ágil, responsable y optimizado.
En lo referente al negocio, esperamos
beneficios de todo tipo al disponer
de un sistema común de dirección
y objetivos, que fomentará
un programa conjunto de creación
de valor; una optimización de la política
de aprovisionamientos y de
contratación exterior; la unificación
de procesos administrativos y el
aprovechamiento de las habilidades
de Recursos Humanos disponibles.
La explotación de nuestras instalaciones
se beneficiará de aplicar
las mejores prácticas identificadas
en áreas como mantenimiento, protección
radiológica y seguridad nuclear,
y de la mejora del proceso de
gestión de las modificaciones de diseño.
Además, planteamos
los beneficios
esperados de
unificar las plataformas
de gestión
de documentos,
de configuración
y de actuación de
la ingeniería, y la
posibilidad de
subcontratación
conjunta de las
actividades de
preparación y ejecución
de las recargas.
for the purpose of working with only one AIE.
Naturally we will have to administer three coownerships,
which are the three units, because Ascó
has two different percentages. From a business
perspective, we have been administering five
enterprises – two AIEs and three co-ownerships.
From now on, we are going to administer one AIE
with three co-ownerships, but through the AIE. We
trust that this, along with financial system SIE 2000,
will help to alleviate one of the aspects that
represents the heaviest administrative workload.
When there are so many objectives, it is very
important to first address these objectives – of this
agreement, communication and dialogue – with the
owners, and we have addressed them in a strategic
plan, which is a reflection of these directives,
dialogue and communication with the owners. In
our opinion, this strategic plan needs to have a series
of goals and internal and external evaluations. One
of the instruments that is helping all the management
teams in the integrated organization is quality
assurance, which for some time now has been
moving beyond being a mere quality manager to
become a monitor of management quality.
Establishing objectives and goals is a good internal
communications channel and a way to remind the
organization as a whole what the objectives and
expectations are in all fields. In short, it is a good
guideline for improvement that will align all these
objectives of self-evaluation with a strategic plan.
To conclude, I hope that these meetings are useful
and that in these annual sessions in the years to
come our plant directors will be able to confirm and
share the progress that we have made. I would like
to finish by congratulating, on behalf of all
employees of Ascó and Vandellós, our colleagues in
Santa María de Garoña for their anniversary.
EXPERIENCE OF THE ALMARAZ AND
TRILLO POWER PLANTS
Eduardo GONZÁLEZ GÓMEZ
General Director, Centrales Nucleares Almaraz-
Trillo, A.I.E.
The Spanish electricity sector is progressively
developing the liberalization it seeks by introducing
competition between the market agents to lower the
kWh price. The emergence of new technologies and
the availability of new energy resources help to
develop this market, forcing its players to adjust their
costs in the face of reduced operating margins. This
reality is resulting in a search for the right
dimensions, which leads to a dynamic situation of
mergers and alliances.
The Nuclear Industry is confronting this
demanding situation after having reached
technological maturity under
significant regulatory pressure
and social distrust focused on
the waste disposal solution and
to a lesser extent safety.
A positive aspect is that it is a
base generation because of its
variable reduced cost, although
efforts should continue to
improve results in order to
remain on the hourly exchange.
The management options of this
business are defined and known:
search for synergies; demanding
analysis of new investments;
reduction of O+M and fuel
costs; high operating factor; and
a long effective lifetime.
The recent decision to jointly
manage the assets of Almaraz
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and Trillo follows a similar decision by Ascó and
Vandellós, and it addresses a political and regulatory
environment affected by international references.
This new way of conducting business will result in
greater coordination with the Administrations and in
improved efficiency of business management and
operation.
For this new stage, we have set a goal of not only
maintaining but even improving the safety and
availability of our facilities, and of being considered
as a reference on the basis of our accomplishments
and indicators. In addition, we want to mobilize our
organization to secure an effective integration and
ensure flexible, responsible, optimized operation.
As regards the business, we expect that a common
management system and common goals will provide
benefits of all kinds, and that this will promote a joint
program for creation of value; optimization of the
procurement and outsourcing policy; unification of
administrative processes; and effective use of
available Human Resources and skills.
Operation of our facilities will benefit from
implementation of the best practices identified in
areas such as maintenance, radiological protection
and nuclear safety, and from an improved design
modification management process.
In addition, we expect to benefit from unification
of configuration, engineering and document
management platforms, and the possibility of jointly
subcontracting refueling preparation and execution
activities.
The integration of Almaraz and Trillo has been
planned with the help of a consultant and was begun
in two phases. The first involved an analysis and
diagnosis of the initial situation to allow us, in the
second phase, to analyze and identify opportunities,
design proposals and decide on implementation of
the agreements. The Communication Plan has been
an important factor in this process.
A 6-month schedule was established: the merger
was approved by the Assembly of Partners in June
1999, the Bylaws for the integration phase were
approved in October, the AIE was constituted in
November, and in February 2000 the revised Bylaws
were sent to the MINER/CSN.
An analysis of the value creation process includes
organizational development, application of common
policies, joint management of service contracts,
development of major projects, and fuel
management.
As regards revenue, we have identified how to
proceed in refueling duration and in programming
with schedules to find the most favorable pricing
periods. We are also considering an extension of the
effective operating cycles and the effective lifetime.
The new organization has two basic levels: a first
Management level with seven posts, and a second
executive management level with 17 units. In
• AMERGEN
Clinton, Nine Mile Point (1 y 2), Three Mile Island (1),
Vermont Yankee, Oyster Creek
• ENTERGY
Pilgrin, Indian Point 3, Fitzpatrick, Millestone (2 y 3), Seabrook,
Vermont Yankee
• NUCLEAR MANAGEMENT CO.
Duane Arnold, Kewaunee, Monticello, Point Beach (1 y 2),
Prairie Island (1 y 2)
• FIRST ENERGY
Beaver Valley, Perry I
• PSEG POWER
Hope Creek, Peach Bottom (2 y 3) , Salem (1 y 2)
• CAROLINA P&L + FLORIDA P.C.
Crystal River, Brunswick (1 y 2), Robinson (2), Shearon Harris
La integración de Almaraz y Trillo
ha sido planificada con la ayuda de
un consultor y en su arranque ha tenido
dos fases. La primera consistente
en un análisis y diagnóstico de
la situación de partida para poder,
en la segunda fase, analizar e identificar
oportunidades y poder diseñar
las propuestas y decidir la implantación
de los acuerdos. El Plan
de Comunicación en este proceso
ha sido un factor importante.
El calendario fue de 6 meses: en
junio de 1999 la Asamblea de
Socios aprobaba la fusión, en
Octubre se aprobaba el Reglamento
de Funcionamiento para la fase de
integración, en Noviembre se constituía
la AIE y en Febrero 2000 se
remitía al MINER/CSN el
Reglamento de Funcionamiento revisado.
CENTRALES EN PROCESO DE FUSIÓN EN ALEMANIA
POWER PLANTS IN THE PROCESS OF MERGING IN GERMANY
• Fusión PREUSSENELEKTRA + BAYERNWERK
7.890 MW
Brockdorf, Unterwesser, Stade, Grohnde, Würgassen, Isar (1 y 2),
Grafenrheinfeld
• Fusión RWE + VEW
Biblis (A y B), Gundremmingen (B y C), Emsland
• Compra / Adquisition 25% EnBW por / by EDF
Philippsburg (1 y 2)
INSTALACIONES SUJETAS A CONSOLIDACIONES EN U.S.A.
FACILITIES SUBJECT TO CONSOLIDATION IN U.S.A
6.140 MW
2.134 MW
Fuente: CEA, NE, NUCNET, FAE
4.911 MW
6.397 MW
3.876 MW
3.026 MW
5.752 MW
4.295 MW
Fuente: CEA, NE, NUCNET, FAE
En el análisis del proceso de creación
de valor destaca el desarrollo
organizativo, la aplicación de políticas
comunes, la gestión conjunta de
la contratación de servicios, el desarrollo
de grandes proyectos y la
gestión del combustible.
En lo que se refiere a los ingresos
tenemos identificada la actuación
en la duración de las recargas y en
su programación con calendarios
buscando los períodos de precios
más favorables. También consideramos
ampliar los ciclos de operación
efectiva y alargar la vida útil.
La nueva organización creada
muestra dos niveles básicos: un primer
nivel de Dirección, con siete
puestos y un segundo de jefaturas
ejecutivas con 17 unidades.
Además, se ha constituido un
Gabinete de apoyo para las
Relaciones Institucionales y
Comunicación.
Se han establecido líneas prioritarias
detalladas de actuación para las
direcciones Técnica y de
Administración. Por ejemplo, podemos
citar la mejora del sistema de
gestión documental; la política común
de gestión medioambiental; la
integración de la ingeniería de ambas
centrales; abordar el fomento
de la calidad y de la mejora continua
enfocadas hacia los resultados,
aplicando la ISO 9004 de 2000; la
unificación de la infraestructura y
plataformas informáticas; la integración
de los procesos administrativos
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CENTRALES NUCLEARES/NUCLEAR POWER PLANTS
PLAN DE INTEGRACIÓN: PROGRAMA Y CONTENIDO
FASE 0
Preparación del
proceso
Diagnóstico
de las Centrales
Análisis
de la situación
de partida
Primeras
políticas
comunes
Definición
del equipo
impulsor
Diseño del Plan
de Comunicación
y la adecuación de las plantillas de
personal implicadas en la explotación.
Hemos identificado existencias de
sinergias en las prácticas de O+M,
en Protección Radiológica, en el
análisis de experiencia operativa, en
la planificación y procesos de las recargas
y en programas de contratación
conjunta.
En combustible asumimos mantener
su fiabilidad como aspecto prioritario
y somos conscientes de la
operación de dos tecnologías diferentes
y de tener, también, dos suministradores
diferentes: Westinghouse
y Siemens. Creemos que es
posible dinamizar este mercado y
así nos planteamos reducir el peso
que el combustible tiene sobre los
costes anuales. Planteamos seguir
con la prueba de “demos” en ambas
centrales.
También debo dedicar un momento
a comentar que estamos realizando
una importante inversión en
la preparación de nuestra infraestructura
de comunicaciones actualizándola
para permitir la transmisión
de voz, datos e imágenes y aprovechar
los beneficios de la liberalización
de las comunicaciones.
Para finalizar, puedo enunciar las
siguientes conclusiones de toda mi
exposición:
• La gestión conjunta de centrales
nucleares es una necesidad derivada
del entorno competitivo actual.
• Siempre, la seguridad nuclear y
la protección radiológica serán
FASE 1
Análisis, identificación de oportunidades
y primeras propuestas
Funciones de
administración
Funciones
técnicas
Funciones de
explotación
Estructura
organizativa
Planes
operativos
y de inversión
Plan de
adecuación
RR.HH.
Implicaciones
en SS.II.
Plan de Comunicaciones
Diseño y toma
de decisiones
Acciones a
corto
Plan de
negocio
2000 - 2004
nuestra “primera prioridad”.
• La mejora de procesos y estructuras
permitirá una optimización de
recursos y reducción de costes.
• La creación de valor está directamente
ligada a la vida operativa
de la instalación y por consiguiente
es un factor que debemos tener muy
presente.
• Como siempre, el factor humano
y su movilización son esenciales
para el logro de los objetivos marcados.
addition, a support center has been set up for
Institutional Relations and Communications.
Top priority lines of action have been established
in detail for the Technical and Administrative
managements. For example, we can cite the
improved document management system; the
common environmental management policy;
integration of both plants’ engineering; promotion of
quality and continuous improvement focused on
results by applying ISO 9004 of 2000; unification of
computer infrastructures and platforms; integration
of administrative processes; and adaptation of the
staffs involved in operation.
We have identified synergies in O+M practices,
Radiological Protection, operating experience
analysis, refueling planning and processes, and joint
contracting programs.
We consider maintenance of fuel reliability as a
priority, and we are conscious that operation
involves two different technologies and also two
different suppliers: Westinghouse and Siemens. We
believe that it is possible to make this market more
dynamic, and thus we plan to reduce the weight of
fuel on annual costs. We plan to continue with
“demo” tests in both plants.
I would also like to say that we are making major
investments in preparing and upgrading our
communications infrastructure to allow for voice,
data and image transmission and to take advantage
of the benefits of liberalization in the
communications market.
Lastly, the following conclusions can be drawn
from the above:
• Joint nuclear power plant management is now a
necessity in the current competitive environment.
• Nuclear safety and radiological protection will
always be our “first priority”.
• Improved processes and structures will make it
possible to optimize resources and reduce costs.
• The creation of value is directly linked to the
facility’s operating lifetime and therefore is a factor
that we should always bear in mind.
• As always, the human factor and mobilization
are essential for achieving the established goals.
INTEGRATION PLAN: PROGRAM AND CONTENT
PHASE 0
Process
preparation
Diagnosis of
Plant
Analysis of
take off situation
First common
policies
Definition
of driving team
Design of
Communications
Plan
PHASE 1
Analisys, identification of opportunities
and early decisions
Functions
administrations
Technical
functions
Operating
fucntions
Organizational
structure
Operating and
investment
plans
HR adaptation
Implications
on I.S.
Comunications Plan
Design
and proposals
Short-term
actions
Business
plan
2000 - 2004
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Diferentes momentos de la Segunda
Sesión, moderada por Lucila Izquierdo
(Vicepresidente SNE) y Francesc Perramón
(Presidente del Comité de Programas).
Some views of Second Session, chaired by
Lucila Izquierdo (Vicepresident SNE) and
Francesc Perramón (President of Program
Committe).
SANTA MARêA DE GARO„A
Felipe Galán
Una vez más nos reunimos para
compartir los resultados, experiencias
y proyectos de las CCNN españolas
y a mi me toca hacerlo en relación
con la CNSMG.
En el cuadro “Resumen año
1999” se ven los resultados operativos
obtenidos y su comparación
con los objetivos. Este año se puede
calificar como normal en la vida de
la central, los resultados han sido
buenos aunque algunos parámetros
han quedado por debajo de nuestras
expectativas y objetivos. Se han producido
tres paradas automáticas, el
factor de carga ha superado el 85%
y se ha logrado un coste de generación
muy competitivo (3,82
Ptas./KWh).
INCIDENCIAS OPERATIVAS
Las incidencias operativas han sido
de escasa significación para la
seguridad, se han de destacar los
disparos del reactor y una desconexión
para reparar una fuga de vapor
en una válvula de turbina.
Asimismo, es de destacar la contaminación
radiactiva de una parte
del circuito de agua desmineralizada
en una maniobra de operación
durante la recarga.
Parada de recarga
En el cuadro
“Parada de Recarga
de 1999.” se muestran
los resultados
obtenidos y su comparación
con los objetivos
previamente
definidos. La duración
de la recarga se
excedió en prácticamente
seis días a la
previsión (fue de 40,
95 días en lugar de
35), la dosis colectiva
supero en 0,72
Sv x hombre a lo programado y los
gastos se ajustaron a lo establecido.
Durante esta parada se ha realizado
una enorme densidad de trabajo,
siendo los más importantes los siguientes:
Recarga / inspección de combustible
(Sipping); inspecciones de yugos
y difusores de bombas de chorro;
inspecciones de stube tubes y
colocación de sellos; inspección de
tie-rods; sustitución de dry-tubes;
descontaminación de lazos de recirculación;
cambio del motor y conjunto
rotativo de la bomba “B” de
recirculación; modificaciones de
ventilación del drywell; modificación
de línea de drenaje del fondo
de la vasija; trabajos en válvulas de
SANTA MARêA DE GARO„A NPP
Felipe Galán
Once again we are meeting to share
the results, experiences and projects
of Spanish NPPs, and it is my turn to
talk about the SMG NPP.
The “1999 Summary” table shows
the operating results obtained and
how they compare with objectives.
This year can be qualified as normal
in the plant’s life; the results have
been good although some
parameters have not met up to our
expectations and objectives. Three
reactor scrams occurred, the load
factor was over 85%, and a very
competitive generating cost has been
achieved (3.82 Ptas./KWh).
OPERATING INCIDENTS
The operating incidents were of little significance
in terms of safety; the major incidents were the
reactor scrams and a disconnection to repair a steam
leak in a turbine valve. In addition, an operating
maneuver during refueling resulted in radioactive
contamination of part of the demineralized water
circuit.
Refueling Outage
The “1999 Refueling Outage” table shows the
results obtained and their comparison to the
previously defined objectives. The refueling lasted
almost six days longer than scheduled (40.95 days
instead of 35), the collective dose exceeded the
programmed value by 0.72 Sv.man, and costs were
as estimated.
This refueling involved an enormous workload.
The major jobs were as follows:
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Refueling / fuel inspection (sipping); inspections
of jet pump yokes and diffusers; inspections of stub
tubes and installation of seals; inspection of tie-rods;
replacement of dry-tubes; decontamination of
recirculation loops; replacement of recirculation
pump “B” motor and rotary assembly; modifications
of drywell ventilation; modification of vessel bottom
drainage line; work on main steam isolation valves;
installation of condensate filters; new control board
for the condensate demineralization system; zinc
injection into feedwater; iron injection into
feedwater; installation of filters in the ECCS suction;
2nd phase manual reactor control; replacement of
nuclear startup instrumentation; modifications of
pool cooling system; replacement of 400 V rod “B”.
Turbine/generator jobs included: replacement of L.P.
“A” shell; machining and treatment of rotor “A”;
installation of new diaphragms (2); retubing of
condenser (casings 3 and 4); in-service inspections /
erosion – corrosion; power operated valve, motor
and transformer diagnostics; replacement of valve
actuators.
The “COMPARISON OF RO’94 / RO’96 / RO’97
/ RO’99 DATA” table demonstrates how the process
has notably improved over the last few years.
OTHER EVENTS
Two especially relevant events occurred during
the year:
The first was renewal of the plant’s Operating
License for a period of 10 years. This has culminated
an extensive plant safety and reliability review effort,
in which many people from Nuclenor and other
firms have taken part, and I would like to thank them
for their dedication and professionalism. It has also
meant that the institutions involved have placed
their trust in Nuclenor, and we hope not to betray
that trust.
The second event was the announcement by the
Spanish Socialist Party on the verge of the general
elections that it is against nuclear power. In the
event that this party wins the elections, Santa María
Garoña is threatened with closure in the year 2000,
along with José Cabrera NPP. This emergence of
political motivations has caused distractions in the
work climate of affected personnel and will
continue to do so whatever the result of the
forthcoming elections may be.
TRAINING
Just as in previous years, and very particularly the
preceding year, the staff training activities have
continued and have occupied a significant portion
of working hours. General, specific and simulator
training has been provided.
aislamiento de vapor principal; instalación
de filtros de condensado;
nuevo panel de control del sistema
de desmineralización de condensado;
inyección de cinc en agua de
alimentación; inyección de hierro
en agua de alimentación; instalación
de filtros en la succión de
ECCS; 2ª fase control manual del
reactor; sustitución instrumentación
nuclear de arranque; modificaciones
sistema refrigeración de piscina;
sustitución de la barra “B” de 400
V; en la turbina/generador se realizó:
Sustitución de carcasa L.P. “A”,
mecanización y tratamiento del rotor
“A”, colocación de nuevos diafragmas
(2); reentubado del condensador
(cajas 3 y 4); inspecciones
en servicio / erosión - corrosión;
diagnosis de válvulas motorizadas,
motores y transformadores; cambio
de actuadores de válvulas.
OPERACIÓN (F.C.)%/
OPERATION (L.F.)%
DISPAROS / SCRAMS
DOSIS COLECTIVA /
COLLECTIVE DOSE
(mSv x Hombre / Man)
COSTE / COST (Ptas/kWh)
En el cuadro “COMPARACIÓN
DE DATOS PR´94/ PR´96/ PR´97/
PR´99” se pone de manifiesto el indudable
proceso de mejora de los
últimos años.
OTROS ACONTECIMIENTOS
En el año se han producido dos
hechos especial relevancia:
El primero de ellos ha sido la renovación
del Permiso de
Explotación de la central por un periodo
de 10 años. Esto ha culminado
un esfuerzo muy notable de revisión
de la seguridad y fiabilidad
de la central en el cual han anticipado
muchas personas de Nuclenor
y de otras empresas a las que quiero
agradecer su dedicación y profesionalidad.
Ha supuesto también
depositar una confianza en
RESUMEN AÑO 1999
1999 SUMMARY
OBJETIVOS
OBJETIVES
86,45
Energía Generada / Generated Energy: 3.482,64 MkWh.
RESULTADOS
RESULTS
85,31
EVOLUCIÓN DEL FACTOR DE UTILIZACIÓN AÑO 1999
EVOLUTION OF TIME AVAILABILITY FACTOR 1999
0
1.972
≤ 3,95
3
2.735,7
3,82
SOCIAL COMMUNICATION
The efforts to communicate and inform on our
activity have continued. During 1999, 457 groups
containing a total of 19,184 people visited the
Information Center. Most of the visitors (65%) were
from educational centers, mostly young people
between the ages of 16-18 years. 52% of the visits
were from the Castilla y Leon region.
A total of 143,220 people have visited the
Information Center since it was opened.
The INFO brochure is still being published; 6
issues have been published, with a total of 85,000
copies.
SPECIAL PROJECTS FOR 2000 (CYCLE XXI)
Corporate Project
This was presented in previous years in this same
forum. Six top priority objectives have been
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CENTRALES NUCLEARES/NUCLEAR POWER PLANTS
Nuclenor por parte de las instituciones
implicadas, confianza que esperamos
no defraudar.
El segundo hecho se refiere al
pronunciamiento del Partido
Socialista Obrero Español, en la antesala
de las elecciones generales,
contrario a la energía nuclear que
amenaza de cierre en el año 2.000
a la central nuclear de Santa María
de Garoña, junto con José Cabrera,
en el supuesto de que dicho partido
gane las elecciones. Esta irrupción
de las motivaciones políticas ha
producido distorsiones en el clima
de trabajo del personal afectado y
las continuará produciendo cualquiera
que sea el resultado de las
próximas elecciones.
FORMACIîN
Como en años anteriores, pero de
manera particular como el anterior,
se ha continuado con las actividades
de formación del personal, las
cuales han ocupado un porcentaje
del tiempo laboral importante. Se ha
impartido formación general, especifica
y de simulador.
COMUNICACIîN SOCIAL
Se ha continuado con el esfuerzo
de divulgación de nuestra actividad.
Durante el año 1999 han visitado el
Centro de Información de la instalación
457 grupos con un total de
19.184 personas. El mayor porcentaje
de los visitantes, 65%, procede
de centros de enseñanza, principalmente
jóvenes entre los 16-18 años.
En cuanto a la procedencia de las
visitas, el 52% tienen su origen en
la comunidad de Castilla y León.
El total de personas que han visitado
el Centro de Información desde
su apertura es de 143.220.
Se continúa con la edición del
boletín INFO, del que se han publicado
6 números con un total de
85.000 ejemplares.
PROYECTOS ESPECIALES
PARA EL 2000 (CICLO XXI)
Proyecto Empresa
Ya fue presentado en años anteriores
en este mismo foro. Para el ciclo
en curso se han establecido seis
objetivos prioritarios, los cuales,
junto con otros proyectos relacionados
con factores humanos, tienen
por misión principal desarrollar determinadas
capacidades en la organización
con la vista puesta en el
ARRANQUE/
STARTUP
DURACIÓN/
DURATION
DOSIS COLECTIVA/
COLLECTIVE DOSE
GASTOS/
EXPENDITURE
largo plazo. Los seis objetivos prioritarios
de este proyectó son:
Formación en gestión de recursos
humanos y habilidades directivas;
comunicación (interna y externa);
monitorización de procesos; optimización
de parada 2001; mejora continua;
plan actividades del ciclo (incluye
trabajo diario).
Objetivos operativos y económicos
Para el año 2000 se han establecido
los siguientes valores:
Factor de carga: 97%
Dosis colectiva: 0,45 Sv. Hombre
Coste generación: 3,5 ptas./KWh
PARADA DE RECARGA DE 1999
1999 REFUELING OUTAGE
OBJETIVOS
OBJETIVES
Sin disparos ni Sucesos Notificables (imputables a
la Parada) en 1 mes y cumplimiento del programa
de arranque con desviación < 12 h. / No scrams
or Reportable Events (attributable to the Outage)
in 1 month, and completion of the startup program
with deviation < 12 h.
< 35 días
1,50 Sv x hombre/man
≤ 1.600 Mptas.
(*) Un disparo el 04-03-99 sin relación con la PR’99.
(*) One scram on 04-03-99 not related to the 1999 RO
established for the current cycle. The main purpose
of this project, together with other human factorsrelated
projects, is to develop certain capabilities in
the organization with a long-term view to the future.
The six priority objectives of this project are as
follows:
Training in human resources management and
managerial skills; communication (internal and
external); process monitoring; 2001 refueling outage
optimization; continuous improvement; cycle action
plan (including day-to-day work).
Operating and Economic Objectives
For the year 2000, the following target values
have been established:
· Load factor: 97%
· Collective dose: 0.45 Sv.man
· Generation cost: 3.5 Ptas./KWh
RESULTADOS
RESULTS
Desviación
Programa de
Arranque (*)
Startup
Program
Deviation (*)
40,95 días
2,227 Sv x
hombre/man
1.656 Mptas.
COMPARACIÓN DE DATOS PR’94 - PR’96 - PR’97 - PR’99
COMPARISON OF DATA RO’94 - RO’96 - RO’97 - RO’99
duración en días
Duration in days
DURACIÓN Y VOLUMEN DE TRABAJO
DURATION AND WORKLOAD
216.663 hxh/m
3.562 hxh /día
193.031 hxh/m
3.555 hxh /día
110.719 hxh/m
3.209 hxh /día
174,761 hxh/m
4.267 hxh /día
horas x hombre/man
A b r i l 2 0 0 0
R e v i s t a S N E

Other Projects
Throughout the year 2000 and up to the refueling
outage scheduled for March 2001, there are plans
for undertaking several projects, including the
following:
- Power rod and control room ventilation design
changes.
- Improvements in liquid waste treatment.
- Development of an interactive graphic simulator
with touch screens.
- Preparation of severe accident guidelines,
procedures and training.
In conclusion, on behalf of Nuclenor, I would
like to thank the nuclear community for its important
contribution to the successful operation of Santa
María de Garoña, which today reaches its 29th year.
COFRENTES NPP
Francisco López
I would like to begin my talk by mentioning two
facts that have had a lot to do with the operation and
performance of the Cofrentes Nuclear Power Plant
during 1999.
The first is that there was no automatic shutdown
during the year, and the second is the eleventh
refueling outage. Both of these facts have had a
special impact on final energy production.
In 1999, we generated 7,772 million kWh, which
in our case is the second best output recorded in a
year with refueling.
As for the results obtained for the rest of the usual
parameters, the most noteworthy is the Capacity
Factor of 90.71 percent, which means that we have
surpassed the 90 percent target set by the Plant. The
triennial value (97-99) of this factor is 91.4 percent,
which can be considered as a frankly good result
bearing in mind that there were two refuelings
between 1997 and 1999.
The only operating incident during the year that is
worth mentioning was the scheduled 3-day outage
in the month of December for repairing turbine to
heater connections and for recovering a slight
thermal performance loss that we had been
observing since the beginning of that month.
RADIOLOGICAL PROTECTION
With the results achieved at year’s end, we can
present an optimistic scenario. As regards personnel
dose, which is such an important issue for nuclear
power plants, I should note that the dose in normal
operation at Cofrentes NPP during 1999 (excluding
the refueling, which I will mention later) was 0.42
Sv.p, the lowest since the first operating cycle. We
were able to achieve this rate
thanks to the good ALARA practices
that we have been developing in
the last few years through the Dose
Reduction Plan, which includes
multiple actions that have made
this major reduction in collective
dose possible.
As regards possible radiological
incidence outside the site, the
public dose was 0.485 percent of
the operational restriction included
in the External Dose Calculation
Manual and 0.0485 percent of the
limit authorized in the Technical
Specifications. This almost
insignificant radiological incidence
is primarily due to the very
satisfactory operation of the effluent
treatment systems.
Otros proyectos
A lo largo del año 2000 y hasta el
inicio de la parada de recarga, prevista
para marzo de 2001, está previsto
acometer diversos proyectos,
entre los que merece destacar:
- Cambio de diseño de ventilación
de sala de control y barras
eléctricas.
- Mejoras en el tratamiento de residuos
líquidos.
- Desarrollo de un simulador gráfica
interactivo con pantallas táctiles.
- Preparación de guisas, procedimientos
y entrenamiento para accidentes
severos.
Para acabar, quiero agradecer en
nombre de Nuclenor la importante
colaboración de la comunidad nuclear
al éxito de la explotación de
Santa María de Garoña que hoy
cumple 29 años.
CN COFRENTES
Francisco López
Me gustaría comenzar mi intervención
destacando dos aspectos
que han tenido mucho que ver en
la operación y funcionamiento de
la Central Nuclear de Cofrentes durante
el pasado año 1999.
El primero de ellos se refiere al
hecho de no haber tenido ninguna
parada automática en el año, y el
segundo a la realización de la décimo
primera Recarga de combustible.
Tanto lo uno como lo otro ha
tenido una especial repercusión en
la producción final de energía.
En 1999 hemos generado 7.772
millones de kWh que, en nuestro
caso, se convierte en el segundo
mejor registro de producción en un
año con Recarga.
En cuanto al resultado
obtenido en el
resto de los parámetros
habituales, destacar
el 90,71 por
ciento alcanzado para
el Factor de
Capacidad, con lo
que hemos superado
el objetivo de la propia
Central fijado en
el 90 por ciento. El
resultado en valor
trienal (97-99) de este
Factor se sitúa en
el 91,4 por ciento,
valor que podemos
considerar francamente bueno teniendo
en cuenta que entre 1997 y
1999 han mediado dos Recargas.
La única incidencia de operación
digna de mención que hemos tenido
en el año fue la parada programada
que efectuamos en el mes de
diciembre, con una duración de
tres días, para reparar las extracciones
a calentadores desde turbina y
recuperar una ligera pérdida de rendimiento
térmico que veníamos observando
desde principios de ese
mismo mes.
PROTECCIîN RADIOLîGICA
En otro orden de cosas, los resultados
logrados al finalizar el ejercicio
nos permiten presentar un escenario
optimista. En un tema de tanta
transcendencia para las centrales
nucleares como es la dosis al personal,
debo señalar que la dosis en
operación normal en C.N.
Cofrentes durante 1999 (al margen
de la Recarga a la que luego me referiré)
ha sido de 0,42 Sv.p: la más
baja después del primer ciclo de
operación. Esto lo hemos conseguido
gracias a las buenas prácticas
ALARA que venimos desarrollando
de unos años a esta parte a través
del Plan de Reducción de Dosis en
el que se contemplan múltiples actuaciones
que posibilitan esta importante
reducción en la dosis colectiva.
Refiriéndonos a la posible incidencia
radiológica al exterior del
emplazamiento, las dosis al público
se han situado en el 0,485 por ciento
de la restricción operacional
contemplada en el Manual de
Cálculo de Dosis al Exterior y el
0,0485 del límite autorizado en las
Especificaciones Técnicas. Esta casi
despreciable incidencia radiológica
se debe fundamentalmente a un
funcionamiento muy satisfactorio
de los sistemas de tratamiento de
efluentes.
RESIDUOS RADIACTIVOS
Mediante la implantación del
Plan de Reducción de Residuos
Radiactivos en el que se contempla
la utilización de las técnicas más
modernas y eficaces en el tratamiento
y gestión de residuos, hemos
logrado una importante reducción
en la generación de los
mismos, hasta el punto de que en
1999 los 137,5 m3 que hemos procesado
(625 bidones), representan
históricamente la producción más
A b r i l 2 0 0 0
R e v i s t a S N E

CENTRALES NUCLEARES/NUCLEAR POWER PLANTS
Gw.h
9000
8000
7000
6000
5000
4000
3000
2000
1000
0
PRODUCCIÓN BRUTA DE ENERGÍA ELÉCTRICA /
GROSS ELECTRIC ENERGY PRODUCTION
6833
7173 7303 7358 7311
6398 6929 7172 7418 7318 7338 7276 8028 7264 7261 8484 7971 7163
1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997
PRODUCCIÓN ANUAL/ANNUAL PRODUCTION
baja de residuos en un año con
Recarga. Comparando los resultados
respecto a 1996, año en que tuvimos
la última Recarga de corta duración
(6 días menos que ésta última)
hemos reducido un 16% la
producción de residuos.
Entre las actuaciones de este Plan
de Reducción de Residuos, en 1999
se ha concluido el primer año de
funcionamiento del Equipo de
Secado de Residuos mediante el
cual se han producido un total de
16 bidones acondicionados, lo cual
ha supuesto un ahorro de 100 bidones
frente a la producción estimada
con la técnica convencional de cementación.
Así mismo, hemos instalado cartuchos
filtrantes de longitud extendida
en los últimos tres filtros del sistema
de Purificación de
Condensado, completando las actuaciones
en este sistema.
Cabe destacar también, dentro de
las modificaciones implantadas en
1999, la realizada en la planta de
solidificación de residuos, que ha
supuesto la mejora en los procesos
de dosificación de residuo y cemento
y la del proceso de mezcla en el
bidón.
En el Almacén Temporal de
Bidones se ha reducido su ocupación
al 40% por lo que cada vez
disponemos de mayor capacidad de
almacenamiento, debido al programa
de retirada de bidones establecido
con Enresa, que el pasado año
trasladó a El Cabril 2260 bultos.
En cuanto al almacenamiento de
combustible gastado, recordar que
Cofrentes dispone de dos piscinas
con 4.190 posiciones libres, que expresado
en años, nos permitirá almacenar
combustible en la Central
hasta el año 2015.
7547 7523 7518 7670
Años/Years
7905 7873 7869
8473
1998
7803
7772
1999
MEDIA TRIENAL/TRIENNIAL AVERAGE
FUNCIONAMIENTO DE LOS
SISTEMAS DE SEGURIDAD
El número de Sucesos Notificables
al organismo regulador durante
1999 ha sido de cinco, sin que
ninguno de ellos haya supuesto incidencia
radiológica para las personas
o el medio ambiente.
Para no extenderme en exceso,
cuatro de los cinco sucesos se produjeron
como consecuencia de la
realización de pruebas contempladas
en los procedimientos de operación,
mientras que el quinto y último
de estos se debió a la aparición
de una alarma de Baja Escala en el
monitor de radiación D17-K625A
de la descarga del HVAC del
Edificio Auxiliar, provocando su aislamiento
y el arranque de los dos
trenes del SGTS. La incidencia tuvo
una duración de 4 minutos.
Todo esto ha sido posible gracias
a que el comportamiento de los sistemas
de seguridad ha sido plenamente
satisfactorio.
EFECTO 2000
Creo que en este momento es de
todos conocido, expertos y público
en general, que las temidas consecuencias
del “Efecto 2000” no han
sido, afortunadamente tales. En
cualquier caso también quiero dejar
claro que no hemos dejado nada al
azar y buena prueba de ello es que
en C.N. Cofrentes comenzamos a
trabajar sobre este tema en 1997 en
el denominado “Proyecto Año
2000”, con el fin de asegurar que
no se produciría ninguna incidencia
operativa y que todos los sistemas
informáticos susceptibles de la más
mínima perturbación serían analizados
y corregidos hasta donde fuera
RADIOACTIVE WASTE
With implementation of the Radioactive Waste
Reduction Plan that includes the use of the most
modern, effective waste treatment and management
techniques, we have managed to significantly
reduce waste generation, to the extent that in 1999
the 137.5 m3 that we processed (625 drums)
historically represent the lowest waste production in
a year with refueling. If compared to the 1996
results, the year in which we had the last short
Refueling (6 days less than this last one), we have
reduced waste production by 16%.
Of the actions undertaken as part of this Waste
Reduction Plan, 1999 marked the completion of the
first year of operation of the Waste Drying
Equipment, with which a total of 16 treated drums
were produced, which amounts to a reduction of
100 drums compared to estimated production with
the conventional cementation technique.
In addition, we have installed extended-length
filtering cartridges in the last three filters of the
Condensate Filtering system, thus completing the
work on this system.
The modifications implemented in 1999 included
the one made in the waste solidification system,
which has improved the waste and cement dosing
processes and the drum mixing process.
Occupation of the Temporary Drum Storage has
been reduced by 40% thanks to the drum removal
program established with ENRESA, which last year
transferred 2260 packages to El Cabril. As a result,
our storage capacity is growing.
As regards spent fuel storage, Cofrentes has two
pools with 4,190 free positions, which expressed in
years means that we will be able to store fuel in the
Plant until the year 2015.
SAFETY SYSTEM OPERATION
There were five Reportable Events to the
regulatory body during 1999, though none of them
involved any radiological incidence on people or the
environment.
Briefly, four of the five events occurred as a result
of the testing required by the operating procedures,
whereas the fifth and last event was due to a Low
Scale alarm in radiation monitor D17-K625A of the
Auxiliary Building HVAC discharge, causing its
isolation and startup of the two SGTS trains. The
incident lasted for 4 minutes.
All this was possible thanks to the fully satisfactory
performance of the safety systems.
Y2K EFFECT
I think that by now everyone, including experts
and the general public, knows that the dreaded
consequences of the “Y2K effect” have fortunately
not materialized. In any event, I would like to make
very clear that we left nothing to chance, and
evidence of this is that in Cofrentes NPP we began to
work on this issue in 1997 in the so-called “Y2K
Project”, in order to ensure that no operating
incident would occur and that all computer systems
likely to suffer even the very slightest disturbance
would be analyzed and corrected to the extent
required for the Plant to continue operating with
safety fully guaranteed.
During the project, the Plant faithfully fulfilled all
Consejo de Seguridad Nuclear requirements
regarding multiple Plant inspections and audits in
the months leading up the end of 1999, with
permanent tracking of the entire project
implementation program.
In short, we reviewed 273 computer applications,
equipment and systems, 15 people from the Plant’s
staff were permanently involved in the project, and
we invested 107 million pesetas (without counting
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man-hours). These efforts have allowed
us to make the transition to the year
2000 without any impact on Plant
safety.
CONTINUOUS IMPROVEMENT
PROGRAM
As part of the Participation and
Continuous Management Improvement
Program that Cofrentes has been
developing for the last six years, four
new improvement projects were
completed in 1999, which means that
46 projects have been concluded since
the beginning.
At the end of 1999, the Plant had a
total of 82 teams working on different
issues.
In general, implementation of the
results obtained by these plant
management improvement teams can
be considered as highly positive.
AENOR CERTIFICATIONS
The Cofrentes Nuclear Power Plant has been
certified by the Asociación Española de
Normalización y Certificación for two Standards:
ISO-9001 and ISO-14000.
In 1999, the Plant achieved all the objectives and
successfully passed the system renewal audit by
Aenor in November. It also changed over from
UNE-77-801 to ISO-14001 without any problems.
COMMUNICATION ACTIVITIES
As part of the program of plant visits, 149 group
visits with a total of 5,050 people were received
during 1999, as well as 132 individual visits, which
add up to a total of 5,182 people received during
the year. Accumulated from source, the Plant has
had a total of 220,551 visitors since the Information
Center opened.
By collectives, more than 121,000 visitors have
been students, accounting for 54% of the total and
thus the segment of population that has visited us
the most. They are followed by 76,000 people
belonging to different cultural, sports and charitable
associations, as well as housewives, retirees, etc.,
accounting for 34%; 20,000 people (9%) from other
collectives such as corporate
groups; and almost 7,000
individual visits accounting
for 3%.
ELEVENTH REFUELING
As I mentioned previously,
the other major event in 1999
concerning Plant operation
was the 11th Refueling.
Downloading operations
were begun on April 10 to
disconnect the Unit, and it
remained off-line until May
7. The final refueling duration
was 27 days, during which
time we had to develop more
than 7,000 scheduled
activities or jobs. The major
or most significant activities
included the following:
• Substitution of 184 type
SVEA96 /LK2+ fuel assemblies
of the 624 that form that
reactor core.
%
%
100
80
60
40
20
0
84,61
FACTOR DE CAPACIDAD /
CAPACITY FACTOR
87,16 86,96 87,47 89,16
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997
Años/Years
MEJOR / BETTER
92,07 92,38 92,08
83,9 92,95 84,01 85,44 98,02 92,75 86,35 97,01
VALOR ANUAL / ANNUAL VALUE
MEDIA TRIENAL / TRIENNAL AVERAGE
OBJETIVO IMPO-WANO AÑO 2000 / IMPO-WANO OBJECTIVE 2000
OBJETIVO CNC AÑO 1999 / COFRENTES NPP OBJECTIVE 1999
necesario para que la Central continuara
operando con todas las garantías
de seguridad.
Durante el proyecto se han cumplido
fielmente todos los requisitos
que el Consejo de Seguridad
Nuclear ha exigido en múltiples
inspecciones y auditorías a la
Central en los meses previos al final
del año 1999 con un seguimiento
permanente de todo el Programa de
implantación del Proyecto.
De una manera resumida, bastaría
con recordar que hemos realizado
273 revisiones en aplicaciones
informáticas, equipos y sistemas;
que hemos tenido involucradas permanentemente
en el Proyecto a 15
personas en la Planta; y que hemos
invertido 107 Millones de pesetas
(sin contabilizar horas/hombre).
Estos esfuerzos nos ha permitido superar
la transición al año 2000 sin
FACTOR DE INDISPONIBILIDAD NO PROGRAMADA /
UNPLANNED CAPABILITY LOSS FACTOR
5
4
3
2
1
0
RELACIÓN (%) ENTRE LAS PÉRDIDAS ENERGÉTICAS NO PROGRAMADAS DURANTE UN PERIODO DE TIEMPO
Y LA GENERACIóN ENERGÉTICA DE REFERENCIA EN EL MISMO PERIODO
RATIO (%) BETWEEN UNPLANNED ENERGY LOSSES DURING A PERIOD OF TIME AND THE REFERENCE ENERGY
GENERATION IN THE SAME PERIOD
4,47
EQUIVALENCIA A 8,75 DÍAS PERDIDOS DE PRODUCCIÓN /
EQUIVALENT TO 8.75 LOST PRODUCTION DAYS
MEJOR / BETTER
3,14 2,86 0,45 0,88 1,57 1,01 2,85 2,9
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997
Años/Years
VALOR ANUAL / ANNUAL VALUE
OBJETIVO IMPO-WANO AÑO 2000 / IMPO-WANO OBJECTIVE 2000
OBJETIVO CNC AÑO 1999 / COFRENTES NPP OBJECTIVE 1999
1998
1998
91,36
90
87
90,71
1999
ningún efecto sobre
la seguridad de la
Planta.
PROGRAMA
DE MEJORA
CONTINUA
Dentro del Programa
de Participación y
Mejora Continua de
la Gestión que
Cofrentes viene desarrollando
desde
hace seis años, en
1999 se ha logrado
el cierre de cuatro
nuevos proyectos de
mejora, de modo
que el número de
proyectos cerrados
al origen asciende a 46.
En total la Central contaba a finales
del año 1999 con 82 Equipos
trabajando en diferentes temas.
En general, la implantación de los
resultados obtenidos por estos
Equipos de Mejora en la gestión de
la planta puede considerarse altamente
positiva.
CERTIFICACIONES DE AENOR
La Central Nuclear de Cofrentes
tiene acreditadas dos certificaciones
por parte de la Asociación Española
de Normalización y Certificación
(AENOR) para las Normas ISO-
9001 e ISO-14000.
En 1999 se han cumplido todos
los objetivos y se ha superado con
éxito, en noviembre, la auditoría de
renovación del Sistema por parte de
Aenor, al tiempo que se ha realizado
la adaptación a la
Norma ISO-14001 desde
UNE-77-801 sin problemas.
1,88
1999
3
1,9
ACTIVIDADES
DE COMUNICACIîN
Dentro del programa de visitas
a la instalación, se han
recibido 149 visitas concertadas
en el año 1999 que
suman 5.050 personas, a las
que hay que añadir las 132
de carácter individual, de
modo que en el año se recibieron
a 5.182 personas que
acumuladas al origen desde
la apertura del Centro de
Información suman 220.551
visitantes.
Por colectivos, más de
121.000 visitantes han sido
estudiantes, que representan
el 54% del total, siendo el
A b r i l 2 0 0 0
R e v i s t a S N E

CENTRALES NUCLEARES/NUCLEAR POWER PLANTS
sector de población que en mayor
número nos ha visitado, seguidos
por más de 76.000 personas pertenecientes
a diversas asociaciones
culturales, deportivas, benéficas,
amas de casa, jubilados, etc, que representan
un 34%; 20.000 personas
(9%), se incluyen en otros colectivos
como grupos de empresa; y casi
7.000, que suponen un 3% han sido
visitas individuales.
DƒCIMO PRIMERA RECARGA
DE COMBUSTIBLE
Como dije al comienzo de mi intervención,
la realización de la 11ª
Recarga de Combustible fue, dentro
de la operación de la Central, el
otro gran acontecimiento de 1999.
El día 10 de abril se iniciaron las
maniobras de bajada de carga para
desacoplar al Unidad que permanecería
en esa situación hasta el 6 de
mayo. La duración final de la
Recarga fueron 27 días durante los
cuales tuvimos que desarrollar más
de 7.000 actividades o trabajos planificados,
destacando por su importancia
y como más significativos los
siguientes:
• Sustitución de 184 elementos
de combustible del tipo SVEA96
/LK2+ de los 624 que componen el
núcleo del reactor.
• Implantación de 40 modificaciones
de diseño orientadas a conseguir
una mayor optimización en
el funcionamiento de la Central mediante
la mejora tecnológica de
equipos y componentes conforme a
experiencias de operación y a la
evolución de la propia industria de
fabricación.
• Cambio de turbinas de las bombas
de agua de alimentación.
• Cambio de una de las bombas
de Recirculación.
• Revisión completa del
Generador Eléctrico Principal.
• Inspección mediante corrientes
inducidas de tubos del Condensador
principal y Cambiadores de calor.
• Realización de los Programas
de Inspección en Servicio para asegurar
el buen funcionamiento de los
sistemas de la Central durante el
próximo ciclo operativo. En este
sentido y de acuerdo con los resultados
del Programa de Inspección
de la Recarga anterior, se procedió
satisfactoriamente a la modificación
del barrilete (shroud).
Precisamente
durante esta
Recarga, y como
una modificación
encaminada
a mejorar la seguridad,
procedimos
a instalar un
nuevo denominado
“Opción 1
Mejorada”, cuya
finalidad es proporcionar
una
serie de controles
adicionales
para prevenir las
posibles, aunque
muy improbables
inestabilidades
termohidráulicas
que pudieran
existir en el núcleo
de combustible.
Sv.p
PLAN TECNOLîGICO 99-2003
En C.N. Cofrentes históricamente
hemos llevado a cabo diferentes
programas de actualización de la
Planta mediante los cuales se han
realizado importantes modificaciones
y obtenido resultados hasta el
momento muy satisfactorios en mejora
de la seguridad y fiabilidad. Las
próximas actuaciones en este campo
están plasmadas en el Plan
Tecnológico de C.N. Cofrentes
1999-2003 cuyos principales objetivos
son dar un salto cualitativo en la
evolución de los parámetros operativos
y competitivos de la Planta,
manteniendo los altos índices de seguridad
alcanzados, y mejorar el valor
activo de la Central permitiendo
una gestión continuada y eficaz de
su vida útil.
El Plan Tecnológico de C.N.
Cofrentes da respuesta a los retos
estratégicos de:
1. Mejorar la eficiencia, que comprende
la reducción de indisponiblidad
(programada y no programada)
con recargas más cortas y sistemas
más fiables, así como la introducción
de combustible avanzado más
eficiente y fiable y la optimización
de los procesos esenciales.
2. Crecimiento, mediante aumento
de potencia y mejora del rendimiento.
3. Gestión de Vida a través de la
Evaluación del estado actual; mitigación
de degradaciones y
Programa de modernización de
equipos principales.
6
5
4
3
2
1
0
3,6
5,2
1991
3,3
1,5
3,8
4,7
DOSIS COLECTIVA /
COLLECTIVE DOSE
3,3
3,8
4,69
3
0,47
1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999
Años/Years
• Implementation of 40 design modifications
intended to more fully optimize Plant operation by
technologically enhancing equipment and
components on the basis of operating experiences
and evolution of the manufacturing industry.
• Replacement of feedwater pump turbines.
• Replacement of one of the recirculation pumps.
• Complete overhaul of the Main Power
Generator.
• Induced current inspection of main condenser
pipes and heat exchangers.
• In-Service Inspection Programs to ensure proper
operation of plant systems during the next operating
cycle. In this respect and in accordance with the
Inspection Program from the previous refueling, the
shroud was successfully modified.
It was precisely during this refueling that we
proceeded to install the new so-called “Improved
Option 1” as a modification intended to improve
safety. The purpose of this is to provide a series of
additional controls to prevent possible, though very
improbable, thermohydraulic instabilities that could
exist in the fuel core.
TECHNOLOGY PLAN 1999-2003
Historically, Cofrentes NPP has implemented
different Plant upgrading programs for making major
modifications, and to date it has obtained very
satisfactory results in terms of improved safety and
reliability. Forthcoming actions to be taken in this
field are set forth in the Cofrentes NPP Technology
Plan 1999-2003, the main goals of which are to take
a qualitative leap in the evolution of Plant operating
and competitive parameters, maintain the high safety
indices achieved, and improve the Plant’s asset value
by providing for ongoing, effective lifetime
management.
The Cofrentes NPP Technology Plan addresses the
following strategic challenges:
1. Improved Efficiency, which includes reducing
capability loss (planned and unplanned) with shorter
refuelings and more reliable systems, as well as using
more efficient, reliable advanced fuel and optimizing
essential processes.
2. Growth, by power uprates and enhanced
performance.
2
1,81
1,7 1,7
2,73
0,47
Valor Anual/Annual Value
Media Trienal/Triennal Average
Objetivo INPO-WANO 91-95/IMPO-WANO Objective 91-95
Objetivo INPO-WANO 96-99/IMPO-WANO Objective 96-99
2,55
1,8
2,21
A b r i l 2 0 0 0
R e v i s t a S N E

CENTRALES NUCLEARES/NUCLEAR POWER PLANTS
METROS CÚBICOS / CUBIC METERS
600
500
400
300
200
100
0
382
1990
PRODUCCIÓN DE RESIDUOS RADIACTIVOS (M 3 ) /
RADIOACTIVE WASTE PRODUCTION (M 3 )
392
314
278
1991 1992 1993 1994 1995 (*) 1996 1997 1998 (*)
Media Trienal/Triennal Average
(*) SIN RECARGA/No Refueling
224
195
Años/Years
177
MEJOR / BETTER
Valor Anual/Annual Value Objetivo INPO-WANO 2000/IMPO-WANO Objective 2000
167
155
126
143
138
1999
Objetivo Cofrentes 1999/ Cofentes NPP Objective 1999
140
125
3. Life Management, through evaluation of the
current situation; degradation mitigation; and a main
equipment upgrade program.
With these approaches, we will be able to
preserve our assets and create value, as has already
been demonstrated in other nuclear power plants,
such as TVO, with high capacity factors. The basis
of the Technology Plan is recognizing that there is a
close relationship between safety, life management
and cost and investment effectiveness that should be
integrally focused on maintaining and improving
long-term Plant operation.
PSR: PERIODIC SAFETY REVIEW
In conclusion, I would like to refer to an important
matter for Cofrentes NPP and any nuclear power
plant, which is the Periodic Safety Review (PSR),
which in 1999 involved a significant effort by the
entire Plant organization to review and assess the
historical evolution of operation, from the current
perspective, in order to improve safety management
in the search for operational excellence and thus
attain high safety and reliability standards.
Con estos planteamientos podremos
preservar nuestros activos y crear
valor, como ya se ha demostrado
en otras centrales nucleares, como
TVO, con altos factores de capacidad.
El fundamento del Plan
Tecnológico consiste en reconocer
que existe una fuerte relación entre
seguridad, gestión de vida y eficiencia
en costes e inversiones que deben
enfocarse de forma integrada
para mantener o mejorar el funcionamiento
de la Central a largo plazo.
RPS: REVISIîN PERIîDICA
DE SEGURIDAD
Por último y para finalizar mi intervención,
me gustaría referirme a
un tema importante para C.N.
Cofrentes y para cualquier central
nuclear como es la Revisión
Periódica de Seguridad (RPS) que
en 1999 ha constituido un esfuerzo
significativo para toda la organización
de la Central a fin de revisar y
evaluar, con la perspectiva actual,
la evolución histórica de la operación
con el objetivo de mejorar la
gestión de la seguridad en la búsqueda
de la excelencia operacional
y conseguir con ello altas cotas en
seguridad y fiabilidad.
Este trabajo ha supuesto la participación
de todas las Unidades y
Secciones de C.N. Cofrentes, bajo
la coordinación y supervisión de un
equipo independiente liderado por
Seguridad Independiente y
Licenciamiento. El examen ha sido
exhaustivo en relación a datos, archivos
y registros, reflejo de la historia
operativa de la Central.
En la RPS hay que destacar la
evolución continua que se ha producido
en el campo de la reglamentación
y normativa, que ha
resultado en modificaciones importantes
en el diseño y procedimientos
de explotación que la
Central ha ido implantando durante
sus quince años de funcionamiento,
sin que se haya detectado
ninguna desviación digna de
mención.
Aunque es comprensible que en
algunos temas la situación actual es
apreciablemente diferente a la del
inicio de la operación comercial, se
puede concluir como resultado final
de esta RPS, que la explotación
de C.N. Cofrentes, durante el periodo
que comprende la revisión, ha
sido fiable y segura, siendo su respuesta
totalmente positiva e inmediata
en todos los casos y aspectos,
frente a los requerimientos de seguridad
y fiabilidad que se han presentado.
Se constata que no sólo se han
mantenido sino que incluso se ha
mejorado el nivel de seguridad y
fiabilidad operacional de la Central
con las medidas y proyectos
de mejora llevadas
a cabo a lo largo
de los primeros quince
años de operación comercial.
CN ALMARAZ
Ignacio Araluce
ACTIVIDADES DE
OPERACIîN 1999
Durante el periodo
1999 lo más destacable
All units and divisions of Cofrentes NPP have
taken part in this effort, under the coordination and
supervision of an independent team headed by
Independent Safety and Licensing. A thorough
review was made of data, files and records that
reflect the Plant’s operating history.
The PSR addresses continuous evolution in the
field of regulations and standards, which has
resulted in major modifications in design and
operating procedures that the Plant has been
implementing throughout its fifteen years of
operation, without having detected any deviation
worth mentioning.
Although understandably the current situation of
some issues is appreciably different from the
situation existing at the beginning of commercial
operation, it can be concluded, as a final result of
this PSR, that Cofrentes NPP operation during the
period covered by the review has been reliable and
safe, and that in all cases and circumstances it has
responded positively and immediately to the safety
and reliability requirements that have emerged.
It is seen that, with the enhancement measures
and projects undertaken throughout the first fifteen
years of commercial operation, the Plant’s
operational safety and reliability levels have not
only been maintained, but they have even been
improved.
ALMARAZ NPP
Ignacio Araluce
OPERATION ACTIVITIES 1999
During 1999, the most
noteworthy fact was that Unit I
stayed online from the beginning
of the preceding cycle (cycle XIII,
December 17, 1997) until it was
uncoupled for the thirteenth
refueling outage (May 29),
amounting to a total of 528 days
of uninterrupted operation. This
milestone is a world record for
operation at power for three-loop
Westinghouse plants. Gross
electricity output generated
during the cycle was 11,945,090
MWh, the highest ever in an
Almaraz NPP operating cycle.
The milestones of the year
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R e v i s t a S N E

include the fact that, in 1999, gross electric energy
production of the two units combined amounted to
a maximum for one year, with a total of 15,645
million kWh. In addition, Unit II obtained the
maximum yearly production per unit, with a total of
8,395 million kWh.
Unit II continued operating in cycle XII, and it was
disconnected on two occasions (April and June) due
to reactor scrams that resulted in a total of 13.5
hours off-line.
At year’s end, both Units had been operating at
60% power since 21:00 hours on December 31, as
required by the Ministerial Order issued in
preparation for the electric sector’s transition to the
year 2000. Once the transition had been made
without any incident occurring, power-up began at
03:00 hours on January 1 and the plant reached
100% power at 09:30 hours on the same day.
The Almaraz and Trillo power plants are currently
in the process of reorganizing under a single General
Management, and technical and administrative
supports have been grouped together for the purpose
of leveraging the capabilities required for safe,
reliable operation of the Units.
By Unit, the most significant activities during the
year were as follows:
UNIT I
The most significant activities undertaken were
the thirteenth refueling outage and another outage of
this Unit for replacing a bearing in one of the reactor
cooling pumps.
Gross electric energy production during the year
was 7,250 million kWh., with a unit capability factor
of 85.71% and a time availability factor of 86.91%.
Accumulated production at source is 115,667
million kWh.
UNIT II
As indicated above, this Unit continued to operate
in its twelfth operating cycle and thus had no
refueling outage. The only outages were two reactor
scrams that are described in the section on incidents.
Gross electric energy production during the year
was 8,395 million kWh, with a unit capability factor
of 98.13% and a time availability factor of 99.85%.
Accumulated production at source is 112,223
million kWh.
THIRTEENTH REFUELING UNIT I
This refueling outage began on schedule at 00:00
hours on May 29, when the alternator was
disconnected from the grid. The most significant
activities included the following:
• Measurement of the control rod drop time.
• During primary circuit cooling, abnormally high
radiation values, as compared to those obtained in
the previous refueling, were detected at Plant points
in contact with this circuit and associated systems,
resulting from failure of a secondary reactor neutron
source that contributed to propagation of isotopes
Sb-124 and Sb-122 in RCS water. For this reason, a
cooling pump was kept in service in the primary
circuit, thus prolonging the filtering activities until
activity levels in primary circuit water were lowered
to EPRI-recommended values.
• Activity levels at the operating elevation were
similar to those obtained in the previous refueling,
and they did not vary during the whole time the fuel
and neutron sources were being unloaded. A visual
inspection of nozzles and grids was performed in
parallel with fuel assembly unloading, with
satisfactory results.
• The three steam generators were drained and
fue que la Unidad I permaneció
operando acoplada a la red desde el
inicio del pasado ciclo (ciclo XIII,
17 de diciembre de 1997), hasta el
desacoplamiento para la decimotercera
parada para recarga de combustible
(29 mayo), lo que supuso
un total de 528 días de acoplamiento
ininterrumpido. Este hito supuso
el récord mundial de operación a
potencia entre las plantas de
Westinghouse de tres lazos. La producción
de energía eléctrica bruta
generada en el ciclo fue de
11.945.090 MWh, la más elevada
en un ciclo en C.N. Almaraz.
Entre los hitos alcanzados a lo largo
del año, cabe destacar que en
1999 se alcanzó la máxima producción
de energía eléctrica bruta entre
el conjunto de las dos unidades en
un año, con un total de 15.645 millones
de kWh. Asimismo, la
Unidad II obtuvo la máxima producción
anual por unidad, con un
total de 8.395 millones de kWh.
La Unidad II permaneció operando
en el ciclo XII, desacoplándose
en dos ocasiones (abril y junio), por
paradas automáticas de reactor que
supusieron un desacoplamiento total
de la red en el año de 13,5 horas.
Al finalizar el año, ambas
Unidades se encontraban operando
al 60% de potencia desde las 21 horas
del 31 de diciembre, de acuerdo
con lo requerido en la Orden
Ministerial emitida para abordar el
tránsito al año 2000 en el sector
eléctrico. Pasado el citado tránsito
sin producirse ninguna incidencia, a
las 03.00 horas del día 1 de enero,
se inició la subida de potencia, alcanzando
el 100% a las 09.30 horas
del mismo día.
Las centrales de Almaraz y Trillo
se encuentran en proceso de una
nueva organización, bajo una
Dirección General única, tras lo que
se ha procedido a la agrupación de
los apoyos técnicos y administrativos,
basada en la potenciación de
las capacidades para conseguir una
explotación más segura y fiable de
las Unidades.
Por Unidad, las actividades más
destacables, han sido las siguientes:
UNIDAD I
Las actividades más destacables
llevadas a cabo fueron la parada para
la decimotercera recarga de combustible,
y otra parada de esta
Unidad para la sustitución de un cojinete
a una de las bombas de refrigeración
del reactor.
La producción de energía eléctrica
bruta en el año fue de 7.250 millones
de kWh., con un factor de
disponibilidad del 85,71%, y un
factor de operación del 86,91%. La
producción acumulada al origen es
de 115.667 millones de kWh.
UNIDAD II
Tal como se ha indicado, esta
Unidad permaneció en su duodécimo
ciclo de operación, por lo que
no tuvo parada de recarga. Las únicas
paradas fueron dos paradas automáticas
de reactor que se describen
en el apartado de incidencias.
La producción de energía eléctrica
bruta en el año fue de 8.395 millones
de kWh, con un factor de disponibilidad
del 98,13%, y un factor
de operación del 99,85%. La producción
acumulada al origen es de
112.223 millones de kWh.
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CENTRALES NUCLEARES/NUCLEAR POWER PLANTS
DECIMOTERCERA RECARGA
UNIDAD I
La mencionada parada de recarga
tuvo su inicio, tal como estaba previsto,
a las 00,00 horas del día 29
de mayo con el desacoplamiento
del alternador de la red. Las actividades
más destacables realizadas
fueron las siguientes:
• Medida del tiempo de caída de
barras de control.
• Durante el enfriamiento del circuito
primario se detectaron valores
de radiación anormalmente altos,
comparados con los obtenidos en la
recarga anterior en puntos de la
Planta en contacto con dicho circuito
y sistemas asociados como
consecuencia del fallo de una fuente
secundaria de neutrones del reactor
que contribuyó a la propagación
de los isótopos Sb-124 y
Sb-122 en el agua del RCS. Por esta
razón se mantuvo el circuito primario
con una bomba de refrigeración
en servicio, prolongándose las actividades
de purificación hasta conseguir
bajar los niveles de actividad
en el agua del circuito primario hasta
valores recomendados por el
EPRI.
• Los niveles de actividad en la
cota de operación fueron similares
a los de la recarga anterior, y no variaron
a lo largo de la descarga del
combustible, ni de la descarga de
las fuentes neutrónicas. En paralelo
a la descarga de elementos combustibles,
se efectuó una inspección visual
de toberas y rejillas con resultados
satisfactorios.
• Se drenaron los tres generadores
de vapor y se realizó limpieza
de la placa tubular “lancing”. En el
generador de vapor 2 se realizó inspección
por corrientes inducidas al
9% de tubos y se inspeccionó la
placa tubular, con resultados satisfactorios.
• Durante las maniobras de traslado
de elementos de combustible
nuevo a la piscina de combustible
gastado se dañó un elemento, por
lo que fue necesaria la fabricación
en Enusa de un nuevo elemento
combustible.
• Se llevó a cabo la sustitución
de cabezales a 18 elementos de
combustible gastado.
• Se realizó inspección de cierres
a las bombas de refrigeración del
reactor RCP-1 y RCP-3.
• Se realizó inspección a 39 penetraciones
del recinto de contención.
• Se hizo mantenimiento de ambos
trenes de salvaguardias tecnológicas
y prueba integrada de rodaje
de 24 horas a los generadores diesel
1DG y 3DG, con resultados satisfactorios.
• En el turbogrupo se realizaron
trabajos de rigidizado de ambas tapas
de las turbinas de baja presión.
• Se realizó comprobación de
huelgos entre partes fijas y móviles
a las turbinas de baja presión con
resultados satisfactorios.
• Se desmontó la tapa de la turbina
de alta presión y se realizó comprobación
de centrado entre coronas
exteriores y cilindro central
respecto al rotor.
• Inspección de válvulas de turbinas.
• Se desmontó el conjunto de excitación
del alternador para inspección
del mismo.
• Se procedió a la carga del nuevo
núcleo, compuesto por 64 elementos
de combustible nuevo, 9
the tube plate cleaned by lancing. In steam
generator 2, 9% of the tubes were inspected by
induced currents and the tube plate was inspected
with satisfactory results.
• A fuel assembly was damaged while transferring
new fuel assemblies to the spent fuel pool, and
therefore a new fuel assembly had to be
manufactured by Enusa.
• The heads of 18 spent fuel assemblies were
replaced.
• The seals of reactor cooling pumps RCP-1 and
RCP-3 were inspected.
• 39 containment penetrations were inspected.
• Maintenance was performed on both
engineered safety feature trains, and an integrated
24-hour running test was performed on diesel
generators 1DG and 3DG, with satisfactory results.
• In the turbine set, work was carried out to
rigidify both low-pressure turbine heads.
• The play between stationary and moving parts
of the low pressure turbines was checked with
satisfactory results.
• The high pressure turbine head was dismounted
to check the centering between exterior rings and
center cylinder with respect to the rotor.
• Turbine valve inspection.
• The alternator excitation assembly was
dismounted for inspection.
• The new core was loaded; this core is
composed of 64 new fuel assemblies, 9 assemblies
reused from cycles prior to no. 13, and the
remaining 84 are from cycle 13.
The tests established in the startup sequence were
then performed, the reactor became critical on July
7 and the Unit went on-line on July 9, thus marking
the end of the refueling outage, which lasted 41 days
and 4 hours.
OPERATING ACTIVITES
UNIT I
In addition to the refueling outage, this Unit had
another two outages during the year: one for
inspecting one of the main pumps, and the other a
reactor scram.
• During startup after the refueling outage, higher
than normal vibrations were detected in the cooling
pump of Reactor No. 2; therefore, after reaching
50% power, it was decided on July 11 to shut down
the Unit in order to inspect/repair this pump. On
inspection, damage was found in the lower motor
bearing, which was repaired by replacing the
bearing. The unit went on line again on July 17.
• On July 17, while uploading after the above
mentioned shutdown, a reactor scram occurred due
to automatic turbine shutdown when high level was
reached in steam generator 2. This was a result of
level oscillations during manual control with
nuclear power at 25%; due to the system’s instability
at low loads, this level rose above trip point. The
Unit went on-line again on the same day, and since
then has been connected to the grid without
interruption.
UNIT II
This Unit experienced two reactor scrams during
the year, as described below:
• On April 6, an automatic reactor and turbine
shutdown occurred due to a failure in the
mechanism of a reactor scram switch when it was
being routinely checked in accordance with
provisions of the Technical Operating
Specifications. On the same day the reactor
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egained criticality and the unit went back on-line.
• On June 30, a reactor scram occurred due to
automatic turbine shutdown caused by high level in
steam generator no. 1, resulting from a speed control
failure in main feedwater turbopump B. On July 1
the reactor became critical and the Unit was
reconnected to the grid.
EMERGENCY AND FIRE PROTECTION
DRILLS
The annual emergency drill for 1999 took place
on September 30, the main feature being that
Almaraz NPP did not know the scenario on which it
would be based. During the drill, all involved
organizations were put on alert and coordination
between them was checked, along with the
established channels of communication. The results
were qualified as satisfactory.
The annual fire drill was carried out on November
8 with satisfactory results.
RADIOACTIVE WASTE
A total of 649 220-liter drums of solid low-level
waste were generated during 1998. Several
shipments of solid low-level waste were sent during
the year to Enresa’s facilities in Sierra Albarrana,
amounting to a total of 1,725 220-liter drums.
Occupation of the temporary storage for these
wastes at year’s end was 32.1%.
EVOLUTION OF LOW-LEVEL WASTE STORAGE
OCCUPATION IN THE LAST FEW YEARS
1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999
58.19% 58.08% 53.45% 47.79% 43.49% 36.67% 32.1%
The level of occupation of the pools with highlevel
wastes (spent fuel assemblies) is 41.68% in
Unit I and 37.69% in Unit II.
1999 RESULTS
Management and operation of both plant reactors
resulted in total gross production of 15,645,329
MWh., with a joint time availability factor of 93.38
%, and a final balance of 3 scrams in all. The most
significant projects completed in 1999 include the
following:
reutilizados de ciclos anteriores al
ciclo 13, y los 84 restantes procedían
del ciclo 13.
Seguidamente se continuó con las
pruebas establecidas en la secuencia
de arranque, haciéndose crítico
el reactor el día 7 de julio y acoplándose
la Unidad a la red el día 9,
dándose así por finalizada la parada
de recarga, con una duración de 41
días y 4 horas.
ACTIVIDADES OPERATIVAS
UNIDAD I
Durante el año esta Unidad tuvo,
además de la parada de recarga,
otras dos paradas; una para inspección
de una de las bombas principales,
y otra automática de reactor:
• En el arranque tras la para de
recarga, se detectaron vibraciones
superiores a las normales en la
bomba de refrigeración del reactor
Nº 2, por lo que tras alcanzar el
50% de potencia, el día 11 de julio
decidió parar la Unidad para realizar
una inspección/reparación de la
mencionada bomba. Efectuada la
inspección, se detectaron daños en
el cojinete inferior del motor, tras lo
que se procedió a su reparación con
la sustitución del cojinete, acoplándose
nuevamente a la red el día 17
de julio.
• El día 17 de julio, durante la subida
de carga tras la parada mencionada
anteriormente, se produjo parada
automática de reactor, por
parada automática de turbina, al alcanzarse
alto nivel en el generador
de vapor 2 como consecuencia de
oscilaciones en el nivel cuando se
estaba controlando de forma manual
con una potencia nuclear del
25% y, debido a la inestabilidad del
sistema a bajas cargas, dicho nivel
subió por encima del punto de disparo.
El mismo día 17 se acopló
nuevamente la Unidad a la red, tras
lo que permanece acoplada de forma
ininterrumpida.
UNIDAD II
Durante el año, esta Unidad tuvo
las dos paradas automáticas de reactor
que se describen a continuación:
• El 6 de abril se produjo parada
automática de reactor y turbina, por
un fallo en el mecanismo de un interruptor
de parada automática de reactor,
mientras se estaban ejecutando
las comprobaciones del mismo
exigidas según las Especificaciones
Técnicas de Funcionamiento. El mismo
día se hizo nuevamente crítico
el reactor y se acopló la unidad a la
red.
• El 30 de junio tuvo lugar una
parada automática de reactor, por
parada automática de turbina, por
alto nivel en el generador de vapor
Nº 1, como consecuencia del fallo
en el control de velocidad de la turbobomba
B de agua de alimentación
principal. El día 1 de julio se
hizo crítico el reactor y se acopló la
Unidad a la red.
SIMULACROS
DE EMERGENCIA
Y DE PROTECCIîN CONTRA
INCENDIOS
El 30 de septiembre se realizó el
simulacro anual de emergencia relativo
a 1999, cuya característica
principal era que no se conocía por
parte de C.N. Almaraz el escenario
sobre el que se desarrollaría el mismo.
Durante su desarrollo, se activaron
todas las organizaciones implicadas,
comprobándose la
coordinación de las mismas, así como
las vías de comunicación establecidas,
calificándose los resultados
como satisfactorios.
El 8 de noviembre se realizó, con
resultado satisfactorio, el simulacro
anual de incendio.
RESIDUOS RADIACTIVOS
Los residuos sólidos de baja actividad
generados durante 1998 fueron
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CENTRALES NUCLEARES/NUCLEAR POWER PLANTS
- Severe Accident Guideline.
This involves training the TSC (Emergency
Technical Support Center) members and control
room personnel with nuclear facility licenses. The
training program contents are basically the same as
the generic WOG training guidelines, tailored to
Almaraz NPP. The training program began in
February 1999 and will end in June 2000, the date
on which the severe accident guidelines will take
effect.
- Maintenance Rule Implementation.
The maintenance rule required in conformance
with 10 CFR 50.65 is already implemented in
Almaraz NPP. It began to be put into practice in the
month of April 1999; as of that month, the procedure
“Evaluation of Safety Functions in ESC Unloading"
began to be used.
- Partial RCM (RELIABILITY CENTERED
MAINTENANCE) Implementation. Reliability-based
Maintenance Study
un total de 649 bidones de 220 litros.
Durante el año se enviaron a
las instalaciones de Enresa, en
Sierra Albarrana, diversas expediciones
de residuos sólidos de baja
actividad, las cuales suponen un total
de 1.725 bidones de 220 litros.
La ocupación del almacén temporal
de dichos residuos, al finalizar el
período es del 32,1%.
de instalación nuclear. El contenido
del programa de formación coincide
básicamente con el recogido en
las guías genéricas de formación
del WOG, adaptado para C.N.
Almaraz. El programa de formación
ha dado comienzo en febrero de
1999, y finalizará en junio del
2000, fecha en que entrarán en vigor
las guías de accidentes severos.
EVOLUCIÓN DE LA OCUPACIÓN DEL ALMACÉN
DE RESIDUOS DE BAJA ACTIVIDAD EN LOS ÚLTIMOS AÑOS
1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999
58,19% 58,08% 53,45% 47,79% 43,49% 36,67% 32,1%
In addition, the most significant projects currently
underway include the following:
- Mounting of new control room air conditioning
unit.
A third air conditioning unit is being installed in
the control room.
Unlike the existing ones, this unit is conventional
and non-safety related, and it will operate
continually during normal plant operation, whereas
the other two units would be available for operation
when required by the following causes: shutdown of
the new unit, safety injection signal, high radiation
or outside power loss.
The new air conditioning unit, with a free cooling
system, will permit some energy and thus economic
savings, as it will cool the Control Room solely with
outside air without requiring operation of the water
cooling unit, provided that external ambient
conditions are inferior to those in the Control Room.
En lo que se refiere a la ocupación
de las piscinas con residuos de
alta actividad (elementos de combustible
gastado) es del 41,68% en
la Unidad I y del 37,69% en la
Unidad II.
RESULTADOS 1999
La gestión y operación de ambos
reactores de la central logró alcanzar
una produccción bruta total
producción bruta total de
15.645.329 MWh., con un factor
de operación conjunto de 93,38 %,
y con un saldo final de 3 paradas
automáticas totales. En lo que se refiere
a los proyectos más significativos
finalizados en el año 1999, cabe
citar:
- Guía de accidentes severos.
Consiste en formar a los miembros
de CAT (Centro de Apoyo
Técnico en Emergencia) y al personal
de sala de control con licencia
- Implantación regla de mantenimiento.
La regla de mantenimiento que
exige el cumplimiento con el 10
CFR 50.65, está ya implantada en
C.N. Almaraz. Su puesta en práctica
se inició el mes de abril de
1999; a partir de dicho mes comenzó
a utilizarse el procedimiento de
"Evaluación de funciones de seguridad
en el descargo de ESC".
- Implantación parcial RCM (RE-
LIABILITY CENTERED MAINTE-
NANCE) Estudio el mantenimiento
centrado en la fiabilidad
También deben destacarse los siguientes
proyectos más significativos
cuya ejecución está en curso:
- Montaje de nueva unidad aire
acondicionado sala de control.
Consiste en instalar una tercera
unidad de aire acondicionado en
sala de control.
- Periodic Safety Review.
This consists of an evaluation of plant safety and
radiological protection, which takes into account
operating experience, equipment performance,
impact of regulatory changes, and results of
probabilistic safety analyses (PSA). It is required for
the temporary operating license application.
- Plant Life Management.
This project develops the preliminary activities
required to begin tracking, evaluating and
diagnosing the aging of components that affect the
plant’s effective lifetime, so that corrective measures
can be taken to maintain and extend their safety
levels and thus guarantee an effective lifetime of 40
years, and also technically prepare the plant and
leave open the possibility of extending the lifetime
beyond 40 years.
- Environmental Management System (SIGMA).
The Environmental Management System (SIGMA)
is the part of the company’s general management
system that defines its environmental policy and
addresses the issues described in standard ISO-
14001.
- Design Base Review.
In keeping with the commitment that the Spanish
nuclear industry assumed with the Consejo de
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R e v i s t a S N E

CENTRALES NUCLEARES/NUCLEAR POWER PLANTS
Esta Unidad, a diferencia de las
existentes, es convencional, no relacionada
con la seguridad, y funcionará
permanentemente durante la
operación normal de la planta,
mientras que las otras dos unidades
estarían disponibles para su entrada
en funcionamiento cuando fueran
requeridas por las siguientes causas:
parada de la nueva unidad, por señal
de inyección de seguridad, por
alta radiación o por pérdida de
energía exterior.
La nueva unidad climatizadora,
con el sistema “free cooling”, permitirá
un cierto ahorro energético, y
por tanto económico, al permitir refrigerar
la Sala de Control sólo con
aire exterior, sin necesidad de que
funcione la unidad enfriadora de
agua, siempre que las condiciones
ambientales exteriores sean inferiores
a las de la propia Sala de
Control.
- Revisión periódica de la seguridad.
Consiste en una evaluación de la
seguridad y protección radiológica
de la central, que tiene en cuenta la
experiencia operativa, el comportamiento
de los equipos impacto de
los cambios de la normativa y los
resultados de análisis probabilísticos
de seguridad APS. Es requerida para
la solicitud del permiso de explotación
provisional.
- Gestión de vida de la central.
Este proyecto desarrolla las actividades
previas y necesarias para comenzar
el seguimiento, evaluación
y diagnosis del envejecimiento de
los componentes que afectan a la
vida útil de la central, de forma que
se puedan tomar las medidas correctoras,
que manteniendo y ampliando
sus niveles de seguridad,
permitan garantizar una vida útil de
40 años y dejar técnicamente preparada
y abierta la posibilidad de
ampliarla más allá de los 40 años.
- Sistema de gestión medio ambiental
(SIGMA).
El Sistema de Gestión Medioambiental
(SIGMA) es la parte del
sistema general de gestión de la empresa
que define su política medioambiental
y contempla los aspectos
descritos en las norma ISO-14001.
- Revisión de base de diseño.
Atendiendo al compromiso que el
sector nuclear español adquirió con
el Consejo de Seguridad Nuclear, se
está procediendo a identificar las
bases de diseño de sistemas relacionados
con la seguridad, para posteriormente
revisar el estudio final de
seguridad, resolviendo las posibles
discrepancias existentes.
– Cambio lógica MSLB
En la pasada parada de recarga de
la Unidad se modificó el sistema de
control y protección del reactor para
instalar una nueva lógica de protección
del reactor contra los efectos
de roturas en líneas de vapor
principal. (MSLB).
CN JOSƒ CABRERA
Aquilino Rodríguez
EXPLOTACIîN:
1999
Se destacó que este
era el 5º mejor año
de la central en cuanto
a producción, habiendo
tenido un factor
de carga de
83,97%, y un factor
de disponibilidad de
90,71%.
Se enumeraron los
hitos más significativos
de explotación :
Seguridad Nuclear, Almaraz NPP is proceeding to
identify the design bases of safety-related systems in
order to subsequently review the final safety report
and resolve any possible discrepancies.
– MSLB Logic Modification
During the Unit’s last refueling outage, the reactor
control and protection system was modified to install
a new reactor protection logic against the effects of
main steam lines breaks (MSLB).
JOSƒ CABRERA NPP
Aquilino Rodríguez
OPERATION: 1999
It was noted that this was the plant’s 5th best year
in terms of production, with a load factor of 83.97%
and a capability factor of 90.71%.
Following is a list of the most significant operating
milestones:
• On January 23, the plant was disconnected to
inspect and repair a turbine reheater.
• On April 12, a manual reactor
shutdown was carried out on detecting
a non-isolable steam leak in
the turbine condenser ejector line.
• The refueling, performed between
June 19 and July 21, was the
fifth shortest of the 23 plant refuelings
performed to date. 3200 jobs
were executed by plant personnel,
410 by contract personnel, and in
all 35 companies took part.
Activities included the following:
low-pressure turbine overhaul, inspection
of 100% of steam generator
tubes, replacement of 220 Kv.
switches in the substation, replacement
of condenser pipes in north
casing, overhaul of reactor coolant
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R e v i s t a S N E

pump motor and seals, valve diagnostics, main
transformer overhaul, and modification of 220 Kv.
substation protections. The conclusion that can be
drawn from these overhauls and inspections is that
the state of the plant is good.
• On July 30, a reactor scram occurred as a result
of a broken instrument air sleeve to the steam generator
feedwater valve.
• Throughout the year, several planned load variations
were carried out due to turbine valve testing,
Moderator Temperature Coefficient measurement,
condenser pipe inspections, and the transition
to 2000.
• In addition to the mentioned events, some operating
incidents occurred that resulted in eight reports
to the Consejo de Seguridad Nuclear (CSN),
which analyze the facts and adopt corrective measures
in order to prevent repetition. None of the
events compromised safety, and they were classified
by the CSN as level zero on the International
Nuclear Event Scale (INES).
Several drills were carried out: the first large-scale
drill of a level 4 nuclear accident in the environs of
the plant, organized by civil defense; first
environmental incident drill; internal emergency
plan drill; four fire protection drills.
Other relevant milestones include the following:
the CSN performed the first inspection of the plant’s
life management plan; the Maintenance Rule was
implemented; revision 3 of the PSA was sent to the
CSN; revision 1 of the Periodic Safety Review (PSR)
was updated and sent to the CSN.
On June 1, Unión Fenosa legally separated its
electricity Generation and Marketing businesses.
The José Cabrera plant now forms part of Unión
Fenosa Generación.
The Ministry of Industry and Energy renewed the
plant’s Operating License for a period of three years.
As regards WANO performance indicators, the
value of the collective dose received was the lowest
of all the years in which there has been a refueling.
Likewise, the low-level radioactive waste volume
was lower than the value for preceding years. Fuel
reliability indicated that there were no damaged
rods.
RELEVANT MODIFICATIONS
Of the 28 modifications made, the following are
the most relevant:
• Modification of the average reactor coolant
temperature in the power range between 90% and
• El 23 de enero se desacopló la
central para inspeccionar y reparar
un recalentador de turbina
• El 12 de abril procedió a realizar
una parada manual del reactor
al apreciarse una fuga de vapor no
aislable en la línea del eyector del
condensador de turbina
• Del 19 de junio al 21 de julio
se realizó la recarga de combustible,
siendo la quinta en menor tiempo
de las 23 realizadas. Se realizaron
3200 actividades con personal
propio, 410 personas contratadas,
en total participaron 35 empresas.
Entre las actividades cabe destacar:
revisión turbina de baja presión,
inspección del 100% de los tubos
del generador de vapor, sustitución
de los interruptores de 220 Kv en la
subestación, sustitución tubos caja
norte de condensador, revisión del
motor y cierres de las bombas de refrigeración
del reactor, diagnosis de
válvulas, revisión del transformador
principal, modificación de las protecciones
de la subestación de 220
Kv. Se indicó la conclusión que se
podía extraer de estas revisiones e
inspecciones es que el estado de la
planta era bueno.
• El 30 de julio se produjo parada
automática no programada del reactor
como consecuencia de la rotura
de un manguito de aire de instrumentos
a la válvula de alimentación
al generador de vapor.
• A lo largo del año se efectuaron
diversas variaciones programadas
de carga debido a pruebas de válvulas
de turbina, medida del
Coeficiente de Temperatura del
Moderador, inspecciones de tubos
en el condensador y por el transito
al año 2000.
• Adicionalmente a los sucesos
mencionados, se produjeron algunas
incidencias operativas que dieron
lugar a ocho informes notificables
al Consejo de Seguridad
Nuclear(CSN), en los que se analizan
los hechos y se adoptan las acciones
correctivas que eviten su repetición.
Ningún suceso tuvo
transcendencia para la seguridad y
fueron clasificados por el CSN por
debajo de la Escala Internacional de
Sucesos Nucleares (INES), nivel cero
de la misma.
Se realizaron diversos simulacros:
primer simulacro a gran escala de
un accidente nuclear de nivel 4, en
la zona circundante a la central organizado
por protección civil; primer
simulacro de incidentes medioambientales;
simulacro del plan de
emergencia interior; cuatro simulacros
de defensa contraincendios.
Otros hitos relevantes son: el CSN
realizó la primera inspección sobre
el plan de gestión de vida de la central;
la implantación de la Regla de
Mantenimiento; el envió al CSN de
la revisión 3 del APS; envio al CSN
de la actualización de la revisión 1
de la Revisión Periódica de la
Seguridad (RPS).
El 1 de junio Unión Fenosa segrega
jurídicamente sus actividades
de Generación y Comercialización
de electricidad. La central de José
Cabrera queda dentro del ámbito de
Unión Fenosa Generación.
El Ministerio de Industria y
Energía otorgo la renovación del
Permiso de Explotación de la central
por un periodo de tres años.
En relación con los indicadores
de funcionamiento de WANO, se
destacó que la dosis colectiva recibida
era el valor más bajo de todos
los años en los que había habido recarga.
De igual modo el volumen
de residuos radiactivos de baja actividad
era más bajo que el de años
precedentes. La fiabilidad de combustible
indicaba que no había ninguna
varilla con daños.
MODIFICACIONES
RELEVANTES
Se realizaron 28 modificaciones,
siendo las más relevantes:
• Modificación del programa de
temperatura media de refrigerante
del reactor en el tramo de potencia
entre el 90% y el 100%. Desde el
90% al 95% la pendiente se aumenta
para alcanzar el valor máximo de
temperatura (293,6°C) al 95%. Con
esta modificación se consigue un
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R e v i s t a S N E

CENTRALES NUCLEARES/NUCLEAR POWER PLANTS
mayor rendimiento de la planta.
• Actualización diseño de disparo
de turbina, sustituyendo los dos interruptores
de baja presión de aceite
del sistema hidráulico de parada de
turbina que intervienen en la generación
del permisivo disparo de turbina,
por otros tres nuevos clase 1E,
pasando de la lógica 1 de 2 a una
nueva lógica 2 de 3 redundante en
las cabinas de salvaguardia. La finalidad
ha sido obtener una mayor fiabilidad
de generación del permisivo.
• Sustitución de interruptores de
220Kv de aire comprimido por otros
de SF6 de mejor mantenimiento.
• Modificación del sistema de refrigeración
del Foso de combustible
gastado, instalando un nuevo cambiador
de calor en sustitución del
existente, y una nueva bomba en
paralelo con la existente, así como
las válvulas, alimentación eléctrica
e instrumentación necesaria para
garantizar la redundancia del sistema.
De esta forma se da cumplimiento
al punto 1 del anexo de la
autorización del MINER para el
cambio de los bastidores).
POLêTICAS MçS
IMPORTANTES
La central de José Cabrera continua
cumpliendo el plan estratégico
Zorita XX1, del cual se destacan las
líneas o políticas de actuación más
importantes:
• Gestión de vida para establecer
las actuaciones necesarias para garantizar
que la central alcanza su vida
de diseño, 40 años, en condiciones
de altos niveles de seguridad y
eficiencia. Se indicaron las actividades
más relevantes en relación a
reuniones con el CSN y actividades
realizadas como: evaluación de las
prácticas de mantenimiento sobre
los componentes que presentan un
riesgo a la degradación alto; inspecciones
sobre estructuras civiles; inspecciones
y ensayos eléctricos sobre
circuitos eléctricos; análisis del
envejecimiento experimentado por
la central, etc.
• Seguimiento erosión corrosión
se viene realizando desde 1981,
con el fin de realizar un seguimiento
del circuito secundario para asegurar
un espesor mayor al mínimo
de diseño durante el siguiente ciclo.
Se vigilan un total de 731 áreas repartidas
entre 7 sistemas. En la recarga
del presente año se inspeccionaron
159 áreas ( un 21% de áreas
susceptibles), habiendo resultado no
aceptables 9 áreas y sustituidas 7.
Desde 1981 se han realizado aproximadamente
1.561 mediciones de
espesores y se han sustituido 91 áreas,
es decir, el 5,8%.
• Medio ambiente: el numero de
muestras tomadas en el entorno de
la central han sido 559, correspondientes
al medio atmosférico, aguas,
suelos y alimentos. A dichas muestras
se le realizan diversos análisis
que ascienden en su totalidad a
unas 1000 determinaciones. De su
valoración se concluye que el efecto
radiológico de la central en los
seres vivos del entorno de la central
no se diferencia de los valores obtenidos
de otros entornos no expuestos
a la influencia de las centrales
nucleares.
• Adaptación informática para el
año 2000: se estableció un programa
de actividades para tener todo el
sistema informático , relacionado
con la seguridad y licencia, preparado
para el transito al año 2000.
• Revisión periódica de seguridad
(RPS) fue enviada al CSN el 8
de octubre de 1998. El periodo
comprendido para el análisis realizado
abarca desde la finalización
del programa de modificaciones
(25/10/85) hasta el 31 de diciembre
de 1997. El CSN ha realizado durante
el primer semestre un proceso
de evaluación continua de la
RPS, concluyendo que el alcance
es adecuado, la información incluida
correcta y suficiente, y la central
puede continuar la operación sin
suponer riesgo indebido para los
trabajadores ni el publico en general.
Posteriormente, se ha realizado
una revisión del RPS con objeto de
corregir las discrepancias y
100%. From 90% to 95%, the gradient is increased
to reach the maximum temperature value (293.6º) at
95%. This modification increases plant performance.
• Upgrade of turbine trip design, replacing the
two low-pressure oil switches of the hydraulic
turbine shutdown system that intervene in turbine
trip permissive generation, with three new class 1E
switches, and changeover from the 1 of 2 logic to a
new redundant 2 of 3 logic in the safeguard cabins.
The purpose was to obtain greater reliability of
permissive generation.
• Replacement of 220 Kv. compressed air
switches with more easily maintained SF6 switches.
• Modification of the spent fuel well cooling
system, installing a new heat exchanger to replace
the existing one and a new pump in parallel with the
existing one, as well as the valves, electric power
supply and instrumentation required to guarantee
system redundancy. This is in conformance with
paragraph 1 of the appendix to the MINER
authorization for changing the racks.
MAJOR POLICIES
The José Cabrera plant continues to execute the
XXI Zorita strategic plan, which includes the
following major courses or policies of action:
• Life management to establish the necessary
actions to ensure that the plant will reach its 40-year
design life under conditions of high safety and
efficiency levels. The most relevant activities
concerning meetings with the CSN and actions taken
include: evaluation of maintenance practices on
components that run a high risk of degradation;
inspections of civil structures; inspections and
electrical tests of electric circuits; analysis of plant
aging; etc.
• Erosion-corrosion has been tracked since 1981,
in order to monitor the secondary circuit to ensure a
thickness greater than the design minimum in the
next cycle. A total of 731 areas involving 7 systems
are monitored. 159 areas were inspected during the
1999 refueling (21% were susceptible areas), of
which 9 were unacceptable and 7 were replaced.
Since 1981, approximately 1,561 thickness
measurements have been taken and 91 areas have
been replaced, i.e. 5.8%.
• Environment: 559 samples were taken in the
vicinity of the plant, corresponding to the
atmospheric medium, water, soil and food. Different
analyses are made of these samples, amounting to a
total of some 1000 determinations. It is concluded
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R e v i s t a S N E

from the evaluation that the radiological effect of the
plant on living beings around the plant does not
differ from values obtained from other environments
not exposed to the influence of nuclear power
plants.
• Y2K computer adaptation: a program of
activities was established to prepare all safety- and
licensing-related computer systems for the transition
to 2000.
• The periodic safety review (PSR) was sent to the
CSN on October 8, 1998. The period covered by the
analysis was from completion of the modification
program (25/10/85) to December 31, 1997. During
the first six months of the year, the CSN undertook a
continuous evaluation process of the PSR and
concluded that the scope is adequate, the
information included is correct and sufficient, and
the plant can continue to operate without causing an
undue risk to workers or the general public.
Subsequently, the PSR was revised in order to correct
discrepancies and complete the issues and omissions
identified in the evaluation process.
• Maintenance Rule: all final documentation,
procedures and reports for implementation of the
maintenance rule were prepared during 1999.
Implementation of the Maintenance Rule in José
Cabrera NPP began on April 1, 1999, and the
effectiveness of maintenance activities on major
safety-related structures / systems / components has
been monitored to ensure that they are functioning
properly.
• Safety improvement program: on July 14, 1999,
an extension of the José Cabrera NPP operating
license was requested for a period of nine years as of
October 17, 1999, based above all on the
conclusions of the Periodic Safety Review. The
Ministry of Industry and Energy granted the
Operating License to the plant for three years, under
the condition that a Safety Improvement Program be
implemented. The improvement program is
composed of two areas: one derived from the PSR
that addresses operating experience, standards,
equipment performance, probabilistic safety
analysis, training, and severe accident management;
the other area concerns control room design review,
safety injection valve motorization, equipment
reliability, emergency operating procedures, etc.
• Organization: on June 28, National Power’s
acquisition of a 25% share in Unión Fenosa
Generation’s capital was formalized, maintaining the
strategic alliance between Unión Fenosa and
National Power announced in October of the
preceding year.
CURRENT STATUS AND PROSPECTS OF
ZORITA
The plant reached its 31st year on June 30, and
during 1999 it operated correctly without any
incidents that involved an undue risk to the
population or environment.
Production amounted to some 1,177 million KWh
per year, which represents a load factor of about
84% of the maximum attainable with installed
power. This ranks the plant in the top third of the
world’s 437 nuclear power plants in terms of load
factor.
The immediate prospects are to operate in the
framework of the current Operating License in force
until October 2002, and to implement the safety
program improvements established in the Operating
License in the next three years. The 24th refueling is
scheduled for mid-July, with an estimated duration of
37 days.
completar las cuestiones y omisiones
identificadas en el proceso de
evaluación.
• Regla de Mantenimiento: durante
1999 se ha preparado toda la
documentación final, procedimientos
e informes, de implantación de
la regla de mantenimiento. A partir
del 1 de abril de 1999 se ha implantado
en la C.N. de José Cabrera la
Regla de Mantenimiento, vigilándose
la efectividad de las actividades
de mantenimiento en
estructuras/sistemas/componentes
importantes para la seguridad y garantizando
su correcto funcionamiento.
• Programa de mejora de la seguridad:
el 14 de julio de 1999 se solicitó
una prórroga al permiso de explotación
de la C.N. de José
Cabrera, por un periodo de nueve
años a partir del 17 de octubre de
1999, basándose de manera especial
en las conclusiones de la
Revisión Periódica de Seguridad. El
Ministerio de Industria y Energía
otorgó a la central el Permiso de
Explotación(PE) por tres años, incluyendo
la condición de realizar un
Programa de Mejora de la
Seguridad. El programa de mejora
se compone de dos áreas, una derivada
de la RPS que contempla experiencia
operativa, normativa,
comportamiento de equipos, análisis
probabilista de seguridad, formación
y gestión de accidentes severos.
Por otra parte, la revisión de
diseño de la sala de control, la motorización
de válvulas de inyección
de seguridad, fiabilidad de equipos,
procedimientos de operación de
emergencia, etc.
• Organización: el 28 de junio se
formalizo la toma de participación
por National Power, del 25% del
capital de Unión Fenosa Generación,
manteniéndose la alianza
estratégica entre Unión Fenosa y
National Power anunciada en octubre
del año anterior.
ESTADO ACTUAL Y
PERSPECTIVAS DE ZORITA
La central cumplió 31 años el pasado
30 de junio y durante el año
1999 ha funcionado correctamente,
sin incidencias que hayan supuesto
un riesgo indebido para la población
o el medio ambiente.
La producción alcanzada de unos
1.177 millones de kwh al año, que
representa un factor de carga del orden
del 84% del máximo alcanzable
con la potencia instalada, sitúa
a la central en el primer tercio de
las 437 centrales nucleares en el
mundo en orden de factores de carga.
Las perspectivas próximas son
operar en el marco del Permiso de
Explotación vigente hasta octubre
del 2002 e implantar las mejoras
del programa de seguridad establecido
en el PE en los próximos tres
años. La 24 recarga esta prevista a
mediados de julio con una duración
estimada de 37 días.
CN VANDELLîS II
Ángel Fernández Camblor
El año 1999 ha sido realmente un
año muy importante para CN
Vandellós II; las grandes modificaciones,
los cambios tecnológicos y
las mejoras introducidas durante la
10ª Recarga, así como el profundo
cambio organizativo realizado marcarán
fuertemente nuestro futuro.
Si nos centramos en el funcionamiento
de la central, un año más
debemos decir que éste ha sido
bueno, generándose una producción
bruta de 7.538 GWh con un
factor de carga del 81,54%. A
31.12.99 se habían generado desde
la primera sincronización 88.055
GWh brutos, que dan un factor de
carga medio de 83%.
La indisponibilidad no programada
del 3,91% fue consecuencia
principalmente de:
• Tres intervenciones en el condensador
para localizar y reparar
entradas de agua de mar al circuito
secundario.
• La parada automática del reactor
durante la prueba de rechazo de
carga del 50% el 11 de mayo.
• El fallo de la bomba C de condensado
por un problema eléctrico
en el motor.
• La parada automática del reactor
como consecuencia de la apertura
intempestiva del interruptor de
salida de máquina en fecha
12.07.99
• Una entrada de aire al condensador
que provocó pérdida de vacío.
La indisponibilidad programada
del 14,55% se debió a:
• El alargamiento del ciclo para
acomodarlo a la fecha de parada
para recarga.
• La propia parada de recarga.
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CENTRALES NUCLEARES/NUCLEAR POWER PLANTS
• La secuencia de arranque tras
recarga y las pruebas correspondientes.
• La bajada de carga como consecuencia
del efecto 2.000.
SUCESOS NOTIFICABLES
Se han reportado trece sucesos
notificables, que podemos distribuir
como 6 de causa interna y 7 externa.
De todos ellos podemos significar
especialmente los siguientes:
IN-99/05
En fecha 29 de abril, estando la
planta en Modo 2 (reactor crítico) y
a la espera de los preparativos para
sincronizar, se produjo pérdida de
suministro exterior Tren B (barra 7A)
por caída de la línea de 220 KV.
El arranque del Generador Diesel
"B", el acoplamiento a la barra 7A y
la secuencia de cargas se efectuaron
correctamente. Se repuso la tensión
en barra 7A y se disparó el
Generador Diesel.
Durante el funcionamiento del
Diesel aparecieron en Sala de
Control las alarmas de "Alto nivel en
carter" y "Alta presión en carter".
Analizadas las causas y las consecuencias
del incidente se declaró el
G.D. "B" inoperable para proceder a
la reparación del mismo. La entrada
masiva de aceite al carter provocó
el funcionamiento en condiciones
inadecuadas de nivel y presión en
carter que afectaron a algunos pistones,
válvulas y turbosoplante.
Puesto que los trabajos de reparación
superaban las 72 horas permitidas
por las Especificaciones de
Funcionamiento se llevó el reactor a
subcrítico y la planta a Modo 5.
Tras la reparación y pruebas correspondientes
se volvió el
Generador Diesel a operable y se
continuó con la Secuencia de
Arranque de la planta.
IN-99/06
El día 11 de mayo, de acuerdo al
programa de pruebas establecido
tras recarga del Ciclo XI, se procedió
a realizar la prueba de rechazo
de carga del 50%. A los 24 segundos
de iniciado el rechazo de carga,
se produjo disparo de reactor por
actuación de la protección de sobretemperatura
∆T, como consecuencia
del comportamiento anómalo
de las válvulas de by-pass de
descarga al condensador en conjunción
con un retraso sobre la actuación
de la inserción de las barras de
control de reactor. Analizadas las
causas, tras la reparación de las válvulas
y subsanado el falso contacto
de la tarjeta de velocidad del sistema
de control de reactor se procedió
a la realización de la prueba el
día 15 de mayo.
IN-99/07
El día 01 de julio y mientras se realizaba
un cambio sistemático del
servicio del sistema de aire comprimido
del interruptor principal por el
redundante, se produjo la apertura
intempestiva del mismo provocando
un rechazo de carga del 100%, el
consiguiente transitorio ocasionó
muy bajo nivel en Generadores de
Vapor y disparo automático del reactor.
Analizado el suceso se concluyó
que un error humano durante las
maniobras fue la causa iniciadora
del mismo.
IN-99/11
Para satisfacer el requisito de vigilancia
4.3.2.1. de las Especificaciones
de Funcionamiento y la
GL-96-01 "Testing of Safety Related
Circuits", el 13 de agosto se procedió
a realizar las pruebas de relés
esclavos de las Salvaguardias
Tecnológicas. Al realizar el apartado
correspondiente al "aislamiento de
vapor principal" cuyo objetivo era
probar el relé esclavo K627, se produce
la actuación no prevista de la
válvula de aislamiento HV-AB26B.
El cierre parcial de la misma provocó
una reducción de caudal de vapor,
la correspondiente orden de reducción
de carga (run-back) por
sobrepotencia ∆T y un importante
transitorio sin llegar al disparo.
Se ha solicitado el correspondiente
cambio de las Especificaciones de
Funcionamiento para evitar transitorios
indeseados en
operación a potencia.
Los demás sucesos
notificables, sin dejar
de ser importantes,
considero no tienen
la relevancia de los
anteriores. En todos
ellos se han desencadenado
las acciones
técnicas y administrativas
necesarias
para evitar la recurrencia.
En cualquier
caso la seguridad nuclear
nunca se vio
afectada.
VANDELLîS II NPP
Ángel Fernández Camblor
1999 was a very important year for Vandellós-II
NPP. The major modifications, technological
changes and improvements made during the 10th
Refueling, as well as the profound organizational
changes, will strongly affect our future.
As regards plant operation, we can again say that
it was a good year, with gross production of 7,538
GWh and a load factor of 81.54%. On 31/12/99,
88,055 GWh gross had been generated since the first
synchronization, which gives an average load factor
of 83%.
The unplanned capability loss of 3.91% was
primarily a result of:
• Three condenser interventions to locate and
repair seawater intakes into the secondary circuit.
• Reactor scram during the 50% load rejection
test on May 11.
• Condensate pump C failure due to an electrical
problem in the motor.
• Reactor scram as a result of the untimely
opening of the machine output switch on 12/07/99.
• An intake of air in the condenser that caused
vacuum loss.
The planned capability loss of 14.55% was due to:
• Cycle extension to adjust it to the refueling
outage date.
• The refueling outage.
• The startup sequence after refueling and
corresponding tests.
• The download resulting from the Y2K effect.
REPORTABLE EVENTS
Thirteen reportable events occurred, 6 of which
can be attributed to internal causes and 7 to external
causes. Of these, the following were of particular
significance:
IN-99/05
On April 29, with the plant in Mode 2 (reactor
critical) and waiting to go on line, a loss of external
power supply Train B (rod 7A) occurred due to a
voltage drop in the 220 KV line.
Diesel Generator “B” startup, rod 7A connection
and the load sequence were executed correctly.
Voltage was restored in rod 7A and the Diesel
Generator tripped.
During Diesel operation, “high level in housing”
and “high pressure in housing” alarms sounded in
the Control Room.
Once the causes and consequences
of the incident were
analyzed, D.G. “B” was declared
inoperable in order to proceed
with repairs. The massive entry of
oil into the housing caused
operation under unsuitable level
and pressure conditions in the
housing that affected some pistons,
valves and the turboblower.
Since the repair work took more
than the 72 hours permitted by the
Operating Specifications, the
reactor was made subcritical and
the plant taken to Mode 5.
After the repairs and corresponding
tests, the Diesel Generator was
made operable again and the plant
startup sequence was continued.
A b r i l 2 0 0 0
R e v i s t a S N E

IN-99/06
On May 11, in accordance with the test
program established after Cycle XI refueling,
the 50% load rejection test was performed. 24
seconds after load rejection began, the reactor
tripped due to actuation of over-temperature
protection ∆T, as a result of anomalous
behavior of the condenser discharge bypass
valves in conjunction with a delay in reactor
control rod insertion. Once the causes were
analyzed, and after the valves were repaired
and the false contact of the reactor control
system speed board was rectified, testing was
performed on May 15.
Propietario-Operador:
Owner-Operator:
NSSS:
INFORMACIÓN GENERAL - GENERAL INFORMATION
Central Nuclear Vandellós II A.I.E.
72% Endesa, 28% Iberdrola
Westinghouse 3-Lazos PWR Loops
T - G: Mitsubishi TC6F - 49
Westinghouse TC6F - 44 (*)
Arquitectura/Ingeniería:
Architecture/Engineering:
Initec - Bechtel
IN-99/07
On July 1, while the compressed air system
service of the main switch was systematically
being changed to the redundant service, the
switch suddenly opened and caused a 100%
load rejection, and the resulting transient
resulted in very low level in Steam Generators
and reactor scram.
After analyzing the event, it was concluded
that a human error during maneuvers was the
cause of the incident.
IN-99/11
In conformance with monitoring requirement
4.3.2.1 of the Operating Specifications and GL-
96-01 “Testing of Safety Related Circuits”,
testing of the Engineered Safeguard Feature
slave relays began on August 13. On
performing the part corresponding to “main
steam isolation”, the purpose of which was to
test slave relay K627, isolation valve HV-AB26B
actuated unexpectedly. Partial closure of this
valve caused a steam flow reduction, the
resulting run-back order due to overpower ∆T,
and a major transient without reaching scram.
The appropriate modification of the
Operating Specifications has been requested to
prevent undesired transients in operation at
power.
The other reportable events, though
important, were not as relevant as the ones
mentioned above. All of them led to the
necessary technical and administrative actions to
prevent recurrence. In any event, nuclear safety was
not affected in any of the cases.
REFUELING
The 10th refueling outage of Vandellós II NPP
began on March 14. Prior to that date, the cycle was
extended for 24 days and the plant was disconnected
from the grid after 520 days of continued operation
(a record for our plant).
In addition to normal refueling activities, this
particular refueling marked the end of the first inservice
inspection period, which involved an
additional workload of inspections and tests to
complete the required scope. In addition, major
improvements and technological upgrades had been
scheduled, and power was uprated from 2,775 to
2,900 MWt.
The following activities are noteworthy due to
their magnitude, impact or atypical nature:
• Replacement of the three low-pressure turbines
and the high-pressure turbine; execution was
excellent and completed in a record time of 39 days.
• Modifications in Main Alternator (stator coil
rigidification, magnetic packet retightening, and
Operación Comercial: 8 de Marzo de 1988
Commercial Operation: March 8, 1988
Datos Técnicos Principales:
Main Technical Data:
- Potencia Térmica del Reactor: 2.900 MWt. 2.785 MWt. (*)
- Reactor Thermal Power:
- Electricidad Bruta Nominal: 1.082 MWe. 1.009 MWe., origen 982 MWe. (*)
- Rated Gross Electricity: 1,082 MWe. 1,009 MWe, at source 982 MWe. (*)
- Nº de Elementos Combustibles: 157 (17x17)
- Nº of Fuel Assemblies:
- Edificio de contención:
- Containment Building:
- Tipo: Hormigón Pretensado Atmosférico.
- Type: Atmospheric Prestressed Concrete
- Presión de Diseño: 3,78 kg/cm 2
- Design Pressure: 3.78 kg/cm 2
- Diámetro Interior: 40 m.
- Inside Diameter: 40 m.
- Altura Interior: 62,8 m.
- Inside Height: 62.8 m.
(*) Antes del aumento de potencia
RECARGA
El día 14 de marzo se inició la
10ª parada de Recarga de CN
Vandellós II, previamente se había
realizado un alargamiento de ciclo
de 24 días y la desconexión de la
red se produjo después de 520 días
de operación continuada (récord en
nuestra planta).
Además de las actividades propias
de cada Recarga, en ésta cabe
destacar que era la que marcaba el
final del primer intervalo de inspección
en servicio lo que implicó una
carga adicional de inspecciones y
pruebas para completar los alcances
requeridos, además se habían programado
importantes modificaciones
y mejoras tecnológicas, y se llevó
a cabo el aumento de potencia
desde 2.775 hasta 2.900 MWt.
Por su magnitud, impacto o por
ser atípicas podría destacar las siguientes:
• Cambio de las tres turbinas de
baja presión y la de alta presión,
trabajo realizado de manera excelente
y en un tiempo récord de 39
días (virador a virador).
• Modificaciones en Alternador
Principal (Rigidización bobinas estator,
reapriete paquete magnético y
sustitución bornas por otras refrigeradas
por agua) 29 días.
• Modificación de los Transformadores
Principales para adaptarlos
a la nueva potencia.
• Modificación del sistema de refrigeración
del estator.
• Sustitución del sistema de
Control Electrohidraúlico de Turbina
(DEH).
• Modificación entradas de vapor
al condensador para evitar erosiones
en el haz tubular.
• Cambio del colector de agua
alimentación principal como consecuencia
de seguimiento por erosión-corrosión.
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CENTRALES NUCLEARES/NUCLEAR POWER PLANTS
• Inspección mecanizada de la
vasija del reactor previa extracción
del interno inferior del reactor.
Inspección realizada en un tiempo
récord de 68 horas, tiempo total de
ocupación de vasija.
• Inspección visual del cabezal
superior de los 157 Elementos
Combustibles del núcleo y 15 de la
piscina de combustible gastado y
sustitución de 23 cabezales.
Acciones derivadas del suceso notificable
IN-98/04.
• Inspección de las 48 barras de
control y cambio de 10 barras de
control, como parte del plan de sustitución
de barras establecido tras el
suceso notificable IN-98/01.
• Se ha realizado además la verificación
periódica de las Válvulas
Motorizadas aplicando las recomendaciones
de la Generic Letter 96-05.
Las actividades realizadas en
Generadores de Vapor han sido:
• Retorno de sales para eliminar
especialmente las entradas de agua
de mar en el condensador
• La limpieza de la placa tubular
(Sludge Lancing) y fibra óptica.
• Corrientes inducidas en tubos
de primario (Bobina circular y rotatoria).
• Inspecciones placas soporte haz
tubular.
• Inspección anillo y manguito
tubos "J" de entrada agua alimentación
principal.
• Inspección separadores de humedad.
A la vista de los resultados de las
inspecciones realizadas podemos
concluir que nuestros Generadores
de Vapor gozan de buena salud después
de 10 años de funcionamiento.
En definitiva, se han tramitado
6.697 órdenes de trabajo y las mejoras
y modificaciones al diseño implantadas
han sido 55. Siendo el total
de personas con intervención en
la recarga de 1.434 (368 de propiedad
y 1.066 de empresas contratadas).
La duración de la Recarga fue de
52 días, siendo la sincronización el
día 5 de mayo. Las incidencias más
significativas que han afectado al
camino crítico fueron:
• La reparación de una fuga en el
aislamiento en bobina del estator,
que retrasó 2 días la introducción
del rotor del alternador y el montaje
de la excitatriz.
• La reparación del motor del
G.D. "B" por el incidente ya mencionado,
que obligó a llevar la planta
a parada fría (Modo 5) y retrasó la
sincronización 5 días.
Alcanzado el 100% de potencia
térmica y estabilizada la planta, se
procedió a la preparación de la
prueba de garantía y homologación
de potencia eléctrica. A la vista de
los parámetros de funcionamiento
tanto en Primario como en
Secundario y de la potencia eléctrica
generada, se concluyó que la potencia
térmica del reactor estaba minorada
como consecuencia de la
incertidumbre de la medida del caudal
de agua de alimentación.
Se procedió a la instalación, ajuste
y licenciamiento de la medida
por UTs, como alternativa a la
terminal replacement with new water-cooled
terminals), 29 days.
• Main Transformer modification to adapt them
to the new power.
• Stator cooling system modification.
• Turbine Electrohydraulic Control (DEH) system
replacement.
• Condenser steam intake modification to
prevent tube cluster erosion.
• Replacement of the main feedwater header as
a result of erosion-corrosion tracking.
• Mechanized inspection of the reactor vessel
after removing the lower reactor internal.
Inspection completed in a record time of 68
hours, total time of vessel occupation.
• Visual inspection of the upper head of the 157
fuel assemblies of the core and 15 of the spent
fuel pool, and replacement of 23 heads. Actions
resulting from reportable event IN-98/04.
• Inspection of the 48 control rods and
replacement of 10 control rods, as part of the rod
replacement plan established after reportable
event IN-98/01.
• In addition, periodic verification of the power
operated valves was performed, applying the
recommendations of Generic Letter 96-05.
Steam Generator activities included the following:
• Salt return, especially to prevent seawater from
entering the condenser.
• Sludge lancing of tube sheet and fiber optics.
• Induced currents in primary tubes (circular and
rotating coil).
• Tube cluster support plate inspections.
• Ring and sleeve inspection of main feedwater
intake pipes “J”.
• Moisture separator inspection.
In view of the inspection results, we can conclude
that our Steam Generators are in good health after 10
years of operation.
In short, 6,697 work orders were processed and
55 design improvements and modifications were
implemented. A total of 1,434 people (368 owner
personnel and 1,066 contractor personnel) took part
in the refueling.
The refueling lasted 52 days, and synchronization
took place on May 5. The most significant incidents
that affected the critical path were as follows:
• Repair of a leak in the stator coil isolation,
which caused a 2-day delay in alternator rotor
insertion and excitatriz erection.
• Repair of the D.G. “B” motor due to the above
mentioned incident, which required cold shutdown
of the plant (Mode 5) and delayed synchronization
by 5 days.
Once 100% thermal power was reached and the
plant stabilized, work proceeded on preparation of
the guarantee test and electric power homologation.
In view of the operating parameters both in the
Primary and Secondary and the electric power
produced, it was concluded that the reactor’s
thermal power was diminished as a result of the
uncertainty of the feedwater flow measure.
UT measurement was installed, adjusted and
licensed, as an alternative to the venturi measure.
The electric power achieved conforms with
guaranteed power and 1,081.73 MWe were
homologated on 10/12/99.
It should also be said that performance of the
turbo-alternator unit has been excellent to date.
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R e v i s t a S N E

INDICATOR PARAMETERS
A look at the indicator parameters as
defined by WANO indicates the
following:
• The capability and load factors can
be considered as good for a year with a
refueling of this magnitude.
• The two scrams have been a setback
after the positive trend of previous years.
• Safety System operation is
acceptable.
• Thermal efficiency is excellent
(99.6%).
• The dose obtained, accounting for a
52-day refueling outage, continues the
established trend and can be considered
as very acceptable, along with the
volume of radioactive waste.
• The average chemical index of 1.56
was strongly affected by the first two
quarters (water entering the condenser
and refueling work). It improved notably
in the second half of the year, and at
year’s end the value was 1.20.
• The index of 0.94 for the accident rate is very
good, bearing in mind the number of jobs
performed.
FUEL
In cycle XI, 64 new MAEF type, 4.5 w/o enriched
Fuel Assemblies were loaded, which completes the
core with the remaining AEF/ZIRLO type FAs and
one OFA type, 2.1 w/o enriched assembly in the
center position that was unloaded from the first
cycle. It is expected that this load scheme will be
used in future cycles, in order to take advantage of
the energy available in a region unloaded in the first
cycle with a burn of around 18,000 MWd/TmU that
was stored in the spent fuel pool.
The “Irradiation Extension Program” is still
underway. This consists of inserting 12 fuel rods from
the Segmented Rod Project (MIDA, ZIRLO, ZIRLO
TR) to reach a burn of between 70,000-75,000
MWd/TmU during cycle XI, in order to obtain data
on fuel behavior at high burns.
A “High Burn Demonstration Program” to be
begun in the next cycle is currently in the process of
definition. In this program, it is proposed that four
17x17 MAEF/ZIRLO type fuel assemblies be
irradiated up to burns of around 75,000 MWd/TmU.
This involves:
• Licensing the fuel pool for enrichments of up to
5 w/o.
• Safety Analysis of the first refueling that exceeds
the current burn limit.
As regards the fuel reliability index, the downward
trend of previous years was broken early in the
cycle, owing to a leak that has resulted in an index
value of 6.49 E-03 mCi/gr. at year’s end.
OTHER ACTIVITIES, PROJECTS AND
IMPROVEMENTS
Other important activities included the following:
• The Maintenance Rule began to be applied on
1/4/99, as a complementary instruction of the PEP.
The CSN’s verification and validation period has
ended, the rule has taken effect, and the whole
process is being audited by the CSN.
• The Periodic Safety Review was submitted as a
necessary prerequisite for applying for PEP
renovation. At the present time, it is in a phase of
medida por venturys. La potencia
eléctrica conseguida cumple con la
garantizada y en fecha 10.12.99 se
han homologado 1.081,73 MWe.
Decir además que el comportamiento
del conjunto turbo-alternador
como máquina es excelente
hasta el momento.
PARçMETROS INDICADORES
Si hacemos un recorrido por los
parámetros indicadores según definición
de WANO encontramos que:
El factor de disponibilidad y de
carga se pueden considerar buenos
para un año con una recarga de tal
calibre.
• Los dos disparos han ensombrecido
la buena tendencia de años
anteriores.
• El funcionamiento de los
Sistemas de Seguridad es aceptable.
• La eficiencia térmica es excelente
(99,6%)
• La dosis conseguida, teniendo
en cuenta una recarga de 52 días,
sigue la tendencia establecida y
puede considerarse muy aceptable,
así como el volumen de residuos radiactivos.
• El índice químico medio de
1,56 está afectado fuertemente por
los dos primeros trimestres (entradas
de agua en el condensador y trabajos
de recarga). Durante el segundo
semestre ha mejorado notablemente
y a final de año se encuentra en un
valor de 1,20
- Sobre la tasa de accidentes decir
que el índice de 0,94 es muy favorable,
teniendo en cuenta el volumen
de trabajos realizados.
COMBUSTIBLE
En el ciclo XI se han cargado 64
EC nuevos de un enriquecimiento
4,5 w/o tipo MAEF, que completan
el núcleo con los restantes EC de tipo
AEF/ZIRLO y un elemento en la
posición central de tipo OFA de 2,1
w/o procedente de la descarga del
primer ciclo. Está previsto en los futuros
ciclos seguir este esquema de
carga, con el fin de aprovechar la
energía disponible en una región
descargada en el primer ciclo con
un quemado alrededor de 18.000
MWd/TmU que quedaron almacenados
en la piscina de combustible
gastado.
Se sigue con el "Programa de
Extensión de Irradiación" consistente
en introducir 12 varillas de combustible
procedentes del Proyecto
Barras Segmentadas (MIDA, ZIRLO,
ZIRLO TR), para durante el ciclo XI
alcanzar un quemado entre 70.000-
75.000 MWd/TmU, con objeto de
obtener datos del comportamiento
del combustible a alto quemado.
En la actualidad se está en proceso
de definición para iniciar en el
próximo ciclo un "Programa de
Demostración de Alto Quemado",
en el que se propone llevar a cabo
la irradiación de cuatro elementos
combustibles del tipo 17x17 MA-
EF/ZIRLO hasta quemados en el entorno
de 75.000 MWd/TmU. Esto
implica:
• El licenciamiento de la piscina
de combustible para enriquecimientos
de hasta el 5 w/o.
• Análisis de Seguridad de la primera
recarga que supere el límite
actual de quemado.
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R e v i s t a S N E

CENTRALES NUCLEARES/NUCLEAR POWER PLANTS
VALORES DE LOS INDICADORES OBTENIDOS POR CN VANDELLÓS II EN 1999
INDICATOR VALUES OBTAINED BY VANDELLÓS II NPP IN 1999
Factor de Disponibilidad/Capability Factor: 83,3%
Factor de Carga/Load Factor: 81,54%
Disparos automáticos no programados por 7.000 crítico/ 2,8
Reactor scrams per 7,000 critical hours:
Funcionamiento de sistemas de seguridad/
Safety System Operation:
- Inyección de seguridad/ Safety injection: 0,002
- Agua de alimentación auxiliar/ Auxiliary feedwater: 0,003
- Suministro eléctrico de emergencia/ 0,008
Emergency power supply:
Eficiencia Térmica/ Thermal Performance: 99,6 %
Fiabilidad del combustible/ Fuel Reliability:
Exposición colectiva a la radiación/
Collective Radiation Exposure:
Respecto al índice de fiabilidad
de combustible, decir que en el inicio
del ciclo se ha roto la tendencia
a la baja que habíamos tenido en
años anteriores, como consecuencia
de alguna fuga que ha situado el índice
en un valor de 6,49 E -03 Ci/gr.
a final de ano.
OTRAS ACTIVIDADES,
PROYECTOS Y MEJORAS
En otro orden de cosas se debe resaltar
que:
• En fecha 1.4.99 entró en aplicación
la Regla de Mantenimiento, como
instrucción complementaria del
PEP. El periodo de verificación y validación
por el CSN está finalizado,
habiendo entrado en vigor y siendo
auditado todo el proceso por el
CSN.
• Se ha presentado la Revisión
Periódica de Seguridad, como condición
necesaria para la solicitud de
renovación del PEP. En estos momentos
está en fase de comentarios
y aclaraciones a petición del CSN.
• Se continúa con la Revisión de
las Bases de Diseño y de Licenciamiento
de la Central y su coherencia
con el Informe Final de
Seguridad. Trabajo que se prevé finalizar
a mediados de este año.
• Se sigue profundizando en la
7,9 E-03 µCi/gr
Volumen de residuos sólidos de baja actividad/ 34,98 m 3
Low-level Solid Waste Volume:
Índice químico/ Chemical Index: 1,56
Tasa de accidentes con horas perdidas/ 0,94
Accident Rate with Lost Hours:
1035,69 mSv-persona
1035.69 mSv-person
mejora de las Especificaciones de
Funcionamiento según NUREG-
1431," line-item improvements" y
las Generic Letters.
• Se sigue trabajando en las propuestas
de mejora de las Guías de
Operación de Emergencia y
Procedimientos de Operación en
general, así como en las Guías de
Repuesta frente a accidentes severos
(Accident Managment).
• En cuanto a la optimización del
Programa de Mantenimiento mediante
Metodología RCM (Reliability
Centered Maintenance), después de
la formación general y específica y
tras la personalización de la herramienta
informática HAMA, se han
preparado los procedimientos para
aplicación.
Durante el segundo semestre del
año 1999 se han realizado 9
Sistemas, analizándose el mantenimiento
actual y definiendo el mantenimiento
recomendado futuro en
función de criterios de riesgo y economía.
En la definición del mantenimiento
recomendado han participado
todos los servicios implicados
(Operación, Especialidades de
Mantenimiento e Ingeniería de
Sistemas) liderados por la Oficina
Técnica de Mantenimiento. Esta primera
fase de optimización del mantenimiento
en Vandellós II es la base
comments and clarifications requested
by the CSN.
• Review of the plant’s Design Bases
and Licensing and their consistency
with the Final Safety Report continues.
It is expected that this job will be
completed in the middle of this year.
• There is a continued focus on
improving the Operating Specifications
as per NUREG-1431, line-item
improvements and the Generic Letters.
• Work continues on the proposed
improvements of the Emergency
Operation Guidelines and Operating
Procedures in general, as well as on
the Severe Accident Response
Guidelines (Accident Management).
• As regards optimization of the
Maintenance Program through the
RCM (Reliability Centered Maintenance)
Methodology, the application
procedures were prepared after general
and specific training had been
provided and the HAMA computer tool
customized.
During the second half of 1999, nine
systems were analyzed to determine
current maintenance and define
recommended maintenance in the
future in terms of risk and economic
criteria. All involved services
(Operation, Maintenance Specialties
and Systems Engineering) took part in
the recommended maintenance
definition under the direction of the
Technical Maintenance Office. This first phase of
maintenance optimization in Vandellós II is the basis
and core part of the corporate aim for Ascó and
Vanellós II NPPs.
• The SIGEVI (Life Management System) Project is
being implemented in CNV II to complete loading of
historical data and user training. All the specific
modules of the Plant’s most significant equipment
were covered during 1999. This is an open structure
application that can be tailored to each Plant, it
provides suitable tools for analyzing trends and
evaluating remaining lifetime, and it has great
potential from the standpoint of both Engineering
and Maintenance.
• The original Process Computer was replaced by
an OVATION type distributed system that has been
integrated with other systems such as the Turbine
Electrohydraulic Control (DEH) System, the Graphic
Interface Simulator (SGI), and other PLC- and PCbased
monitoring systems.
This change has also improved the Safety
Parameter Display System (SPDS), which it supports.
The new computer has been in use since the
beginning of the current cycle.
• In addition, work continued throughout the year
on preparation of all actions established by the
Master Plan for addressing the Y2K effect.
ORGANIZATIONAL ASPECTS
The merger of the Ascó NPP and Vandellós-II NPP
organizations required that the Plant Managements
have a common approach to objectives, which was
reflected in a Joint Action Plan, in order to achieve
functional integration by grouping together those
basic criteria that will help ANA and CNV II
successfully organize and act as if they were a single
enterprise in those areas where this is possible.
In this respect, objectives, aims, managers and
action plans have been established by Areas of
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R e v i s t a S N E

CENTRALES NUCLEARES/NUCLEAR POWER PLANTS
y pilar fundamental del objetivo
corporativo para CN Ascó y CN
Vandellós II.
• El proyecto SIGEVI (Sistema de
Gestión de Vida) se está instalando
en CNV II para completar la carga
de datos históricos y formación de
usuarios. Durante el año 1.999 se
han realizado todos los módulos específicos
de los equipos más significativos
de la Planta. La aplicación
tiene una estructura abierta y es
adaptable a cada central, proporcionando
herramientas adecuadas para
análisis de tendencias y evaluación
de vida remanente, tiene una gran
potencialidad tanto desde el punto
de vista de Ingeniería como de
Mantenimiento.
• Se ha llevado a cabo el cambio
del Ordenador de Proceso original
por un sistema distribuido tipo
OVATION que ha permitido la integración
con otros sistemas como el
Sistema de Control Electrohidraúlico
de Turbinas (DEH) y el
Simulador Gráfico Interactivo (SGI)
y otros sistemas de monitorización
basados en PLC's y PC's.
Este cambio ha supuesto también
una mejora en el Sistema de
Vigilancia de Seguridad "Safety
Parameter Display System" (SPDS)
al cual soporta. El nuevo ordenador
está funcionando desde el inicio del
presente ciclo.
• Además, a lo largo del año se
ha trabajado en la preparación de
todas las acciones derivadas del
Plan Director para paliar la amenaza
del Efecto 2.000.
ASPECTOS ORGANIZATIVOS
La organización integrada de CN
Ascó y CN Vandellós II exige a las
Direcciones de Central un planteamiento
conjunto de objetivos que
se reflejó en un Plan de Actuación
Conjunta para conseguir la integración
funcional, agrupando aquellos
criterios básicos tendentes a lograr
que ANA y CNV II se organicen y
actúen, en aquellas áreas en que
ello sea posible, como si de una
única empresa se tratase.
En esta línea se han establecido
por Areas de Coordinación, objetivos,
responsable, propósitos y plan
de acción.
Se han definido las organizaciones
asintónicas de futuro, con servicios
comunes para ambas plantas.
Se ha establecido un Plan de
Sucesión Ordenado y de Formación
estructurada para favorecer el
Relevo Generacional (Proyecto
AVE), mediante retenciones, promociones,
solapes e incorporaciones
para alcanzar la organización propuesta.
Y se ha definido la estructura de
apoyo contratado, que complementa
las tareas asignadas al personal
propio, y que conduzca al funcionamiento
óptimo de las plantas.
A título de ejemplo de actuación
conjunta podríamos enumerar:
• La renovación integrada de la
certificación del sistema de calidad
ISO-9001.
• La implantación de un sistema
de gestión medioambiental para la
nueva organización integrada y certificación
del mismo según ISO-
14001.
• La elaboración del primer Plan
Estratégico a tres años para la nueva
organización.
• La implantación de un programa
de autoevaluación basado en
Objetivos de Mejora e Indicadores
de comportamiento.
• La preparación de especificaciones
conjuntas de Suministro de
Servicios con el requisito de disponer
de una organización integrada
para las dos centrales.
CONCLUSIONES
El año 1999 ha sido muy intenso,
se han conseguido los objetivos técnicos
marcados, se está trabajando
fuertemente en consolidar la organización
mediante el proyecto AVE,
se ha establecido un Plan
Estratégico a 3 años y se ha continuado
la racionalización de los costes
de operación y mantenimiento.
Vandellós II ha salido de la recarga
renovada tecnológicamente, lo
que aumentará la fiabilidad, la disponibilidad
y la producción y la
nueva estrategia empresarial que sumará
dos excelentes trayectorias,
potenciará la seguridad y adaptará
los costes al entorno económico en
que nos movemos. En definitiva,
nuestro Plan Estratégico marca el
camino para conseguir unas tasas
razonables de seguridad y disponibilidad
que nos exige la sociedad y
a unos precios competitivos en el
mercado.
No me gustaría terminar sin pedir
a los Suministradores de Servicios
que colaboran con nosotros habitualmente
que hagan suyos estos resultados,
así como nuestros objetivos
y agradecerles el esfuerzo
realizado para conseguirlos.
Coordination. The harmonized organizations of the
future have been defined, with common services for
both plants.
A structured Succession and Training Plan has
been established to favor Generational Changeover
(AVE Project) through retention, promotion, overlap
and hiring to obtain the proposed organization.
The contractor support structure has also been
defined, which complements the tasks assigned to
in-house personnel and results in optimum operation
of the two plants.
Examples of joint action include the following:
• Integrated renovation of certification of quality
system ISO-9001.
• Implementation of an environmental
management system for the new integrated
organization and its certification as per ISO-14001.
• Preparation of the first three-year Strategic Plan
for the new organization.
• Implementation of a self-evaluation program
based on improvement objectives and performance
indicators.
• Preparation of joint Service Provision
specifications requiring an integrated organization
for the two plants.
CONCLUSIONS
1999 has been a very intense year. The proposed
technical objectives have been achieved, we have
worked hard to consolidate the organization through
the AVE project, a three-year Strategic Plan has been
established, and rationalization of operating and
maintenance costs has continued.
Vandellós II has been technologically renovated
by the refueling, which will boost reliability,
availability and production, and the new corporate
strategy will combine two excellent track records,
enhance safety and adapt costs to the economic
environment in which we are operating. In short, our
Strategic Plan is a road map for attaining the levels of
safety and availability that society demands at
competitive market prices.
I would not like to conclude without asking the
Service Providers who customarily work with us to
consider these results, and also our objectives, as
their own, and thanking them for the efforts they
have made to achieve them.
ASCî NPP
Santiago Martínez Gilgado
Unit I achieved initial criticality on 17/06/83 with
an initial power of 930 MWe, which was improved
by optimizing the turbine as of October 1998 to an
electric power of 979 MWe.
Unit II achieved initial criticality on 11/09/85 with
an initial power of 930 MWe. This has been
improved by optimizing the turbine and uprating
thermal power from 2,686 MWt to 2,900 MWt,
resulting in 1,014.8 MWe of electric power since
November 1999.
PRODUCTION
Ascó NPP is operating in 18-month cycles, and
Unit II was due for a refueling in 1999.
Combined gross production of both units was
15,893 GWh, of which 8,472 GWh corresponded to
Unit I with a load factor of 98.78%, and 7,511 GWh
to Unit II with a load factor of 87.05%.
There was 1 unplanned capability loss: 19% in
Unit I and 2.79% in Unit II.
Power was maintained at 100% in both Units,
with the variations indicated below:
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R e v i s t a S N E

UNIT I
• Reactor scram on 14/08/99
due to an algae avalanche in the
condenser cooling water intake
canal.
• Download to 60% on
31/12/99 in conformance with
the contingency plan to prevent
the Y2K effect.
UNIT II
• Reactor scrams:
- On 14/08/99 due to an algae
avalanche in the condenser
cooling water intake canal.
- On 15/08/99 due to a power
transfer failure to rod 2A.
- On 30/08/99 due to failure
in power supply normalization to rod 2A.
- On 15/10/99 due to main transformer phase “S”
surge.
- On 22/10/99 due to failure in the 50% load
rejection test.
• One-day extension of the Refueling Outage.
• Power limitation to 930 MWe between
22/10/99 and 14/11/99, when the load rejection was
repeated with satisfactory results; the power uprate
and operation at 1,014 MWe were then approved.
• Download to 60% on 31/12/99 to prevent the
Y2K effect.
REPORTABLE EVENTS
Seven reportable events occurred in Unit I and
twelve in Unit II. None of these events affected
nuclear safety, and the Units reacted according to
established design criteria.
The most relevant actions taken as a result of
these incidents were as follows:
• Design modification to substitute cables for the
power supply rod clusters from 6.9 KV Trafos in the
Turbine Building and Exterior Areas.
• Prepare an Operation Instruction to regulate
Discharge System recirculation and prevent the
algae avalanche incident.
• Steam Dump design modification to respond to
a 50% load rejection.
CN ASCî
Santiago Martínez
Gilgado
La Unidad I alcanzó
la criticidad inicial el
17.06.83, con una
potencia inicial de
930 MWe, que ha sido
mejorada por optimización
de turbina,
y ha pasado a una
potencia eléctrica de
979 MWe, desde octubre
de 1998.
La Unidad II alcanzó
la criticidad inicial el
11.09.85, con una potencia inicial
de 930 MWe, que ha sido mejorada
por optimización de turbina y aumento
de potencia térmica de 2.686
MWt a 2.900 MWt y ha pasado a
una potencia eléctrica de 1.014,8
MWe, desde noviembre de 1999.
PRODUCCIîN
CN Ascó, está operando en ciclos
de 18 meses, habiendo correspondido
la realización de una recarga en
la Unidad II durante 1999.
La producción bruta conjunta de
ambas unidades ha sido de 15.983
GWh, correspondiendo 8.472 GWh
con un factor de carga del 98,78% a
la Unidad I, y 7.511 GWh con un
factor de carga del 87,05% a la
Unidad II.
Las indisponibilidades no programadas
han sido del 1, 19% en la
Unidad I y del 2,79% en la Unidad
II.
La potencia se ha mantenido al
100% en ambas Unidades con las
variaciones indicadas seguidamente:
UNIDAD I
• Parada automática del reactor
el 14.08.99 por avalancha de algas
en el canal de toma de agua de refrigeración
del condensador.
• Bajada de carga el 31.12.99 al
60% en cumplimiento del plan de
contingencias para prevenir el efecto
2.000.
UNIDAD II
• Paradas automáticas del
Reactor:
- El 14.08.99 por avalancha de algas
en el canal de toma de agua de
refrigeración del condensador.
- El 15.08.99 por fallo de transferencia
eléctrica a barra 2A.
- El 30.08.99 por fallo en la normalización
de la alimentación a barra
2A.
- El 15.10.99 por sobretensión fase
"S" del transformador principal.
- Y el 22.10.99 por fallo en la
prueba del rechazo de carga del
50%.
• Alargamiento de 1 día de la
Parada de Recarga.
• Limitación de potencia entre el
22.10 y el 14.11.99 a 930 MWe, en
que se repite el rechazo de carga
con resultado satisfactorio, procediéndose
a aprobar el aumento de
potencia y el funcionamiento a
1.014 MWe.
• Bajada de carga el 31.12.99 al
60% para prevención del efecto
2.000.
SUCESOS NOTIFICABLES
Se han producido siete sucesos
notificables en la Unidad I, y doce
en la Unidad II. En ningún caso se
ha visto afectada la seguridad nuclear,
habiendo reaccionado las
Plantas según los criterios de diseño
establecidos.
Las acciones más relevantes que
se han efectuado como consecuencia
de los incidentes mencionados
han sido:
Modificación de diseño para sustitución
por cables de las barras
agrupadas de alimentación desde
Trafos a 6,9 KV en Edificio de
Turbinas y Áreas Exteriores.
Realizar una Instrucción de
Operación para regular la recirculación
del Sistema de Descarga y evitar
la incidencia de una avalancha
de algas.
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CENTRALES NUCLEARES/NUCLEAR POWER PLANTS
Modificación de Diseño del
Steam Dump para responder a un
rechazo de carga del 50%.
RECARGAS
Se ha realizado la 12ª Recarga
de la Unidad ll, que tenia una duración
prevista de 31 días, y su
duración real fue de 32 días, por
alargamiento de la prueba de estanqueidad
del Alternador.
El camino critico de la parada
estuvo marcado por el programa
de Aumento de Potencia.
Las actividades más significativas
realizadas fueron:
• Proyecto aumento de potencia
- Modificaciones de la turbina de
alta presión
- Sustitución del alternador
- Modificaciones de sistemas
• Sustitución de 24 cabezales de
elementos de combustible
• Sustitución 2 motores B condensado
y 2 motores B drenaje
• Regulación electrónica de los
Diesel
El número total de modificaciones
realizadas fue de 77.
DOSIS
La dosis colectiva fue de 0,731 Sv
x p, que continúa la línea de descenso
de C.N. Ascó, y que es concordante
con la eficacia de la política
A.L.A.R.A establecida y las
reducciones del término fuente
efectuadas.
RESIDUOS RADIACTIVOS
Se han producido 352 bidones,
equivalentes a 77,4 m 3 , que supone
la continuidad de la optimización
de los procesos de reducción de residuos.
Se han enviado 525 bidones de
220 litros y 54 bidones de 290 litros
a ENRESA, lo que supone una ocupación
del Almacén Temporal de
Residuos Sólidos (ATRS) a 31.12.99
del 51,62% (3.915 bidones).
La ocupación de las piscinas de
combustible gastado es del 45,3%
en la Unidad I, y del 43,9% en la
Unidad II, lo que supone una capacidad
de almacenamiento hasta los
años 2013 y 2015 con la actual estrategia
de ciclos.
SEGURIDAD Y SALUD
LABORAL
El Servicio de Prevención ha continuado
el desarrollo de la legislación
actual.
El número de accidentes con baja
ha sido de 1 durante 1999, que supone
un índice de frecuencia INPO
de 0.
MODIFICACIONES
IMPORTANTES
AUMENTO DE POTENCIA
Durante el año 1999 se ha efectuado
el aumento de potencia de la
Unidad II de CN Ascó, que supone
un aumento de la potencia térmica
del 8%, y se corresponde con el valor
utilizado por Westinghouse en el
diseño inicial de los sistemas de salvaguardias.
La autorización ha requerido la
renovación de los siguientes estudios
específicos:
• Definición de la ventana de
operación
• Análisis de accidentes del
F.S.A.R.
• Espectros de presión y temperatura
en el Edificio de Contención en
caso de accidente.
• Comprobación de la capacidad
de los sistemas de salvaguardias
• Comprobación de los cálculos
radiólogos de los nuevos términos
fuente
• Comprobación del informe de
cualificación ambiental
REFUELINGS
Unit II’s 12th Refueling was performed; it was
scheduled to last 31 days, and its actual duration
was 32 days because the alternator watertightness
test was prolonged.
The critical path of the outage was marked by the
power uprate program.
The most significant activities performed were as
follows:
• Power uprate project:
- High-pressure turbine modifications
- Alternator replacement
- System modifications
• Replacement of 24 fuel assembly heads.
• Replacement of 2 condensate motors B and 2
drainage motors B.
• Electronic regulation of Diesels.
A total of 77 modifications were made.
DOSE
The collective dose was 0.731 SV x p, which
continues the downward trend in Ascó NPP and is in
keeping with the effectiveness of the established
A.L.A.R.A. policy and source term reductions.
RADIOACTIVE WASTE
352 drums of waste were produced, equivalent to
77.4 m 3 , which confirms the continual optimization
of waste reduction processes.
525 220-liter drums and 54 290-liter drums were
sent to ENRESA, which means that occupation of the
Temporary Solid Waste Storage (ATRS) on 31/12/99
was 51.62% (3,915 drums).
Spent fuel pool occupation is 45.3% in Unit I and
43.9% in Unit II, which means that there will be
storage capacity until 2013 and 2015, respectively,
with the current cycle strategy.
SAFETY AND OCCUPATIONAL HEALTH
The Prevention Service has continued to develop
current legislation.
There was 1 accident with sick leave during 1999,
which results in an INPO frequency index of 0.
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R e v i s t a S N E

MAJOR MODIFICATIONS
POWER UPRATE
Ascó NPP Unit II power was uprated during 1999,
which involved an 8% thermal power increase and
corresponds to the value used by Westinghouse in
the initial design of safeguard systems.
The permit required a reworking of the following
specific studies:
• Definition of the operating window.
• F.S.A.R. accident analysis.
• Pressure and temperature ranges in the
Containment Building in the event of accident.
• Verification of safeguard system capacity.
• Verification of the radiological calculations of
new source terms.
• Verification of the environmental qualification
report.
• Verification of new fuel well and spent fuel pool
subcriticality.
• Evaluation of primary components.
• Verification of primary loop fatigue and stress
analyses.
• Verification of cooling equipment and systems
capacity.
As a result of these studies, the Technical
Operating Specifications and Final Safety Report
were revised.
In accordance with the approved Engineering
studies, the following modifications were made:
• Adaptation of the high-pressure turbine to new
steam characteristics.
• Requalification of the main alternator to the new
electric power, with the following modifications:
- The end of the stator’s ferromagnetic package
was changed to favor cooling.
- The coils were replaced by new ones with an
optimized design.
- The Rigiflex support system was implemented.
- Stator cooling was increased, and the parallel
rings are now cooled with water.
• Verificar la subcriticidad del foso
de combustible nuevo y piscina
de combustible gastado.
• Evaluación de componentes del
primario
• Comprobación del análisis de
tensiones y fatiga del lazo primario
• Verificación de la capacidad de
sistemas y equipos de refrigeración
Como consecuencia de estos estudios
se han revisado las
Especificaciones Técnicas de Funcionamiento
y el Estudio Final de
Seguridad.
De acuerdo con los estudios de
Ingeniería aprobados, se han desarrollado
las siguientes modificaciones:
• Adaptación de la turbina de alta
presión a las nuevas características
del vapor.
• Recalificación del Alternador
principal a la nueva potencia eléctrica,
realizando las siguientes modificaciones:
- Cambio del extremo del paquete
ferro-magnético del estator para favorecer
su refrigeración.
- Cambio de bobinas por otras de
diseño optimizado
- Implantación del sistema de soportación
Rigiflex
- Aumento de la refrigeración del
estator, pasando a refrigerarse con
agua los aros paralelos.
Estas actuaciones llevaron a la decisión
de compra de un alternador
de Lemóniz, que fue preparado previamente
a la parada, con lo
que se consiguió una duración
de la Recarga de 32 días.
• Recalificación de los transformadores
principales, aumentado
su capacidad de refrigeración
con la adición de
un nuevo sistema de hidro-refrigerantes.
• Aumento de la refrigeración
de fase aislada, sustituyendo
los ventiladores existentes.
• Mejora de la capacidad de
drenaje de algunos calentadores
del ciclo agua-vapor según
el nuevo balance termodinámico
del secundario.
• Aumento de la capacidad de
refrigeración del sistema de
servicio de componentes del
Edificio de Turbinas.
La potencia homologada ha sido
de 1.014,8 MWe, con lo que se
han cubierto los objetivos de diseño
contractuales.
En la próxima parada de Recarga
de la Unidad I, programada el
11.03.2.000 se procederá a realizar
las modificaciones del aumento de
potencia, en un plazo previsto de
31 días, que dará por concluido el
proceso de modernización y optimización
de la producción energética
de la C.N. Ascó.
PROYECTO A„O 2000
Durante el año 1999 se desarrollaron
todos los trabajos consecuencia
del Proyecto, que fueron finalizados
en el mes de Noviembre.
También se desarrollaron los planes
de contingencia, que fueron realizados
durante las fases previas,
crítica y de reposición de tránsito al
año 2000.
El inventario de elementos susceptibles
de tener el efecto 2.000
fueron 160 críticos y 224 no críticos,
y no tuvieron ningún problema
derivado del efecto 2000.
POLêTICAS DE ACTUACIîN
La política de actuación de CN
Ascó, ha estado marcada por la
unión con C.N.V II en Junio del 98,
y por los resultados de la misión
OSART en esas mismas fechas.
Como consecuencia se realizó un
plan de actuación conjunta, definido
en el resumen de Vandellós, y un
plan de acciones de la misión
OSART.
El plan de acción de la misión
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CENTRALES NUCLEARES/NUCLEAR POWER PLANTS
OSART analizó las recomendaciones
y sugerencias planteadas para la
mejora en las metódicas de actuación
de las diferente Areas analizadas.
Los principales planteamientos
asumidos han sido:
• Definición de un plan estratégico
a medio plazo.
• Definición de un programa de
autoevaluación e inicio de su implantación
basado en:
- Objetivo mejora
- Indicadores comportamiento
- Control actividades y análisis
- Informes periódicos
• Mejora del Plan de Formación
• Mejora de la Supervisión en
Planta
• Mejora de control de productos
químicos
• Mejora del control de accesos
en zonas controladas y de los métodos
de calibración de radiación
• Revisión del plan de riesgos laborales
Otros campos de actuación han
sido:
• Renovación integrada del sistema
de calidad según ISO-9001
• Implantación de un sistema de
gestión medioambiental, para la
nueva organización integrada y certificación
del mismo según ISO-
14001.
• Realización de la evaluación de
riesgos laborales y planificación de
las acciones derivadas.
Por último resaltar el inicio del
programa de Ingeniería de
Mantenimiento Integrado Informado
en el Riesgo, que persigue los siguientes
objetivos:
• Reducción de inspecciones en
líneas Clase Nuclear 1.
• Optimización de los programas
de pruebas de válvulas de retención
neumática y motorizada.
• Optimización frecuencia procedimientos
de vigilancia de instrumentación.
CONCLUSIONES
Los valores de los indicadores obtenidos
por CN Ascó en 1999 mantienen
la buena línea de resultados,
exceptuando la desviación del número
de disparos de la Unidad II
por circunstancias, que se espera
haber eliminado con las acciones
adoptadas.
Ambas Unidades en el año 2000
ya habrán realizado el aumento de
potencia, que mejora sustancialmente
los costes de Operación y
Mantenimiento por KWh.
La aplicación de las políticas de
actuación persiguen la mejora continua
de resultados, basado en la
buena marcha de los equipos, factores
humanos y organización.
CN TRILLO
Víctor Sola
RESULTADOS OBTENIDOS POR
LA CENTRAL EN 1999
RESUMEN GENERAL
La forma de abordar el nuevo entorno
competitivo por las Empresas
Propietarias ha sido la gestión integrada
de plantas. Iniciado con las
plantas catalanas, se ha seguido con
la integración de Trillo y Almaraz en
el año 99, y todo parece indicar
que este camino no está recorrido
en todas sus posibilidades.
Esta gestión conjunta está imponiendo
unos cambios de las estructuras
organizativas y situaciones
transitorias que deben ser adecuadamente
soportadas; parece que los
resultados obtenidos, tanto del año
98 como del año 99, permiten suponer
que esto es así ya que se
mantiene una buena situación operativa
de las plantas. Entiendo que
para las organizaciones es fundamental
que se cuente con la confianza
de que los resultados de
These actions led to the decision to buy an
alternator from Lemóniz, which was prepared prior
to the outage, and which resulted in a refueling
duration of 32 days.
• Requalification of the main transformers,
boosting their cooling capacity with the addition of
a new hydro-coolant system.
• Isolated phase cooling increase, replacing the
existing fans.
• Improved drainage capacity of some watersteam
cycle heaters as per the new thermodynamic
balance of the secondary.
• Increased cooling capacity of the Turbine
Building component service system.
Power was certified at 1,014.8 MWe, wherewith
the contractual design objectives have been
covered.
During the next refueling outage in Unit I,
scheduled for 11/03/2000, the power uprate
modifications will be carried out in a scheduled time
of 31 days, which will complete the process of
modernizing and optimizing energy production at
Ascó NPP.
Y2K PROJECT
All work resulting from this project was developed
during 1999, and all jobs were completed by the
month of November.
Contingency plans were also developed, and they
were executed during the preliminary, critical and
reset phases of transition to the year 2000.
An inventory of elements likely to be affected by
the Y2K effect resulted in 160 critical and 224 noncritical
elements, but no Y2K-related problems
occurred.
ACTION PLANS
Ascó NPP’s action plan has focused on the merger
with C.N.V II in June 1998 and the results of the
OSART mission on the same date.
Consequently, a joint action plan, defined in the
Vandellós summary, was established, along with an
OSART mission action plan.
The OSART mission action plan analyzed the
recommendations and suggestions proposed to
improve work methods in the different areas
analyzed.
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R e v i s t a S N E

The main commitments assumed were:
• Define a mid-term strategic plan.
• Define a self-evaluation program and begin to
implement it on the basis of the following:
- Improvement goal
- Performance indicators
- Activity control and analysis
- Periodic reports
• Improve the Training Plan.
• Improve in-plant supervision.
• Improve chemical product control.
• Improve controlled zone access control and
radiation calibration methods.
• Review the occupational risk plan.
Other fields of action have been as follows:
• Integrated renovation of the quality system as
per ISO-9001.
• Implementation of an environmental
management system for the new integrated
organization and certification of same as per ISO-
14001.
• Evaluation of occupational risks and planning
the resulting actions.
Finally, the Risk-Informed Integrated Maintenance
Engineering Program was implemented. This
program pursues the following goals:
• Reduced inspections in Nuclear Class 1 lines.
• Optimized test programs of pneumatic, check
and power-operated valves.
• Optimized frequency of instrumentation
monitoring procedures.
CONCLUSIONS
The indicator values obtained by Ascó NPP in
1999 maintain the good track record, except for the
deviation in number of Unit II scrams owing to
circumstances that we hope have been eliminated
with the actions taken.
Both Units will have undertaken power uprates in
the year 2000, which will substantially improve
Operating & Maintenance costs per KWh.
The action plans implemented pursue the
continuous improvement of results on the basis of
excellent performance of equipment, human factors
and the organization.
TRILLO NPP
Víctor Sola
RESULTS OBTAINED BY THE
TRILLO NUCLEAR POWER
PLANT IN 1999
General Summary
The way Owner Utilities have
approached the new competitive
environment has been through
integrated plant management.
Integration of Trillo and Almaraz in
1999 has followed the first initiative
undertaken by the Catalan plants,
and everything seems to indicate
that all the possibilities of this
approach have not yet been
exhausted.
Joint management is requiring
some changes to be made in organizational
structures and transient
explotación son suficientemente sólidos
como para asumir con garantías
estos cambios, a los que, sin duda,
hay que hacer frente. Es esta
situación la que permitirá en el futuro
mejorar la seguridad de las instalaciones,
los márgenes resultado de
las operaciones y mantener la viabilidad
económica de las plantas.
En la primera figura puede verse
la comparación entre los resultados
obtenidos y los objetivos previstos
por la central nuclear de Trillo para
el pasado año. El objetivo cualitativo
fundamental de implantar las
modificaciones más relevantes resultantes
del programa AEOS se logró
a costa de tener una parada programada
más larga que la prevista,
lo que penalizó la producción. El siguiente
factor que afectó a la producción
fue el aumento de vibraciones
en el turbogrupo, que provocó
varios disparos de turbina y la necesidad
de revisar el cojinete de empuje,
debido a la presencia de una
frecuencia propia de vibración del
conjunto carcasa-cojinete bastante
próxima a la frecuencia de operación
(50 Hz) y a un soportado inadecuado.
Los objetivos de dosis y
residuos fueron conseguidos.
RESULTADOS ANUALES.
• Producción, factor de carga y
paradas automáticas.
Como puede verse en la figura 2,
la producción se situó por debajo
de la media histórica, a causa de la
implantación de las modificaciones
más relevantes del programa AEOS.
En la figura 3 puede verse la evolución
del factor de carga con un
inicio de recuperación. El valor medio
(83,1%) se considera satisfactorio
si se tiene en cuenta la historia
de las incidencias técnicas sucedidas.
El pasado año, durante el arranque
de la planta, se
tuvo una parada automática,
originada
por una malfunción
en el secundario,
que rompió la racha
de ausencia de disparos
que se venia
manteniendo desde
el año 94.
• Protección radiológica
y residuos.
La exposición colectiva
a la radiación
estuvo influenciada por tres de los
trabajos de recarga:
- Modificación de las líneas de
ducha del presionador.
- Inspección en servicio de 10
años (incluida prueba hidrostática
del primario).
- Revisión de una bomba de refrigeración
del reactor.
El resultado final (figura 4), ha
permitido mantener los niveles de
dosis colectiva dentro del rango de
valores de los últimos 5 años. Un
factor importante fue la descontaminación
que se realizó a las líneas
del presionador antes de proceder a
su desmontaje y corte.
El volumen de residuos radiactivos
generados (figura 5) se ha mantenido
en los valores de los últimos
años, a pesar de que la modificación
de líneas del presionador ha
originado un aumento de residuos.
Las nuevas líneas de reducción (desecado
e incineración) que están en
curso de implantación, nos van a
ayudar a realizar reducciones.
Además, hemos realizado durante
el pasado año un proyecto de desclasificación
de aceites usados con
bajo contenido de actividad autorizado
por el MINER en diciembre y
primero de España
• Fiabilidad del combustible.
Se mantienen los buenos resultados
de fiabilidad del combustible
que históricamente se han experimentado
en Trillo.
En la última inspección y medida
de capa de óxido del combustible
Siemens tipo FOCUS, los resultados
obtenidos son muy satisfactorios ya
que la capa de óxido medida se
mantiene en valores aproximados
del 50% del límite, con grados de
quemado de unos 50.000 MWd/Tn.
Además estamos completando un
primer ciclo con 4 elementos fabricados
por ENUSA, que tampoco
muestran anomalías.
INCIDENCIAS MÁS SIGNIFICA-
TIVAS.
La central ha operado durante el
año sin incidencias significativas relacionadas
con la seguridad.
• Sucesos notificables.
Durante el año se produjeron 12
sucesos notificables al CSN, y 3 informes
especiales, todos ellos de escasa
relevancia, cuya causa fue:
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CENTRALES NUCLEARES/NUCLEAR POWER PLANTS
FI
OBJETIVOS ANUALES / ANNUAL OBJECTIVES
PRODUCCIÓN / PRODUCTION (GWh)
• ENERGÍA NETA
• NET ENERGY
• PARADA PARA RECARGA
• REFUELING OUTAGE
- Error humano 2 sucesos
- Fallo equipo 11 sucesos (4 de
ellos por vibraciones de turbina)
- Modificación/preventivo 2 sucesos
En relación con el estado operativo
el análisis global indica que han
ocurrido:
Con la planta en operación 10 sucesos
notificables
Con la planta en parada o arranque
2 sucesos notificables y los 3
informes especiales)
• Incidencias con repercusión en
la producción
Gwh
PROTECCIÓN RADIOLÓGICA
RADIOLOGICAL PROTECTION
• DOSIS COLECTIVA
• COLLECTIVE DOSE
RESIDUOS / WASTE
• VOLUMEN RESIDUOS BAJA
• LOW-LEVEL WASTE VOLUME
F II
10.000
9.000
OBJETIVO / OBJECTIVE RESULTADO / RESULT
7.109 GWh
60 días/days
400 mSv x pers
6.822 GWh
70 días/days
373 mSv x pers
400 bidones/drums 323 bidones/drums
Las incidencias acaecidas durante
el año 99 que han tenido repercusión
en la producción, a excepción
de las pruebas de válvula de turbina,
pueden verse en la figura 7.
Adicionalmente a las reducciones
de carga provocadas por las pruebas
de válvula de turbina, se ha
afectado a la producción en las siguientes
ocasiones:
- Enero: al descubrirse varias penetraciones
del edificio ZB provisionalmente
selladas mientras se tendían
cables para la modificación de
corriente alterna, se realizó una
prueba que comprobó que se había
reducido la estanqueidad del edificio,
por lo que en aplicación de las
especificaciones técnicas se comenzó
inmediatamente una reducción
de potencia, que llegó hasta el 40%
mientras se sellaban las penetraciones
de forma definitiva.
- Tras la recarga, se desacopló y
enfrió el alternador para verificar la
señal de temperatura de dos bobinas
PRODUCCIÓN BRUTA / GROSS PRODUCTION
8.000 7643
7.000
6839
6.000
5.000
4.000
3.000
2.000
1.000
FALLO 2 BRR
FAILURE 2 BRR
6939
8471
CAMBIO TURBINAS
TURBINE REPLACEMENT
7888
8462
7976
8127 8283
INICIO AEOS
BEGINNING OF AEOS
INSPECCIÓN 3 BRR
INSPECTION 3 BRR
0
1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997
AÑOS / YEARS
MEDIA: 7.719
AVERAGE: 7,719
7015
FALLO ESTATOR
STATOR FAILURE
1998
situations that should be suitably supported;
the results obtained both in 1998 and 1999
seem to indicate that this is the case, as the
good operating situation of the plants has
been maintained. I believe that it is essential
for the organizations to have the confidence
that operating results are sound enough to
assume these changes, which undoubtedly
must be made, with assurance. This is the
situation that will make it possible to improve
plant safety and operating margins in the
future and to maintain the plants’ economic
viability.
The first figure shows a comparison between
the results obtained and the goals set by the
Trillo nuclear power plant for last year. The
fundamental qualitative objective of
implementing the most relevant modifications
resulting from the AEOS program was
achieved in spite of having a longer than
scheduled outage, which curtailed
production. The next factor that affected
production was an increase in turbine unit
vibrations, which caused several turbine trips
and required an overhaul of the thrust
bearing, due to the presence of a vibration frequency
of the shell-bearing assembly very near operating
frequency (50 Hz) and inadequate support. The dose
and waste objectives were achieved.
ANNUAL RESULTS
• Production, load factor and reactor scrams.
As shown by Figure 2, production was lower than
the historical average due to implementation of the
most relevant modifications of the AEOS program.
Figure 3 shows evolution of the load factor, which
initiated a recovery. The average value (83.1%) is
considered as satisfactory if the history of technical
incidents is accounted for.
During plant startup last year, there was a reactor
scram caused by a secondary malfunction, which
broke the spell of no scrams that had lasted since
1994.
• Radiological protection and waste.
Collective radiation exposure was influenced by
three of the refueling jobs:
7263
MODIF. AEOS
AEOS MODIF.
1999
- Modification of the pressurizer shower lines.
- 10-year in-service inspection (including
primary hydrostatic test).
- Overhaul of a reactor coolant pump.
The final result (Figure 4) shows that
collective dose levels have been maintained
within the range of values of the last 5 years.
An important factor was decontamination of
the pressurizer lines before proceeding with
their disassembly and cutting.
The volume of radioactive waste generated
(Figure 5) has remained within the values of
the last few years, in spite of the fact that
pressurizer line modification resulted in an
increased waste volume. The new reduction
lines (desiccation and incineration) that are
being implemented will help us to reduce the
volume.
In addition, last year we implemented a
clearing project of low-level used oils
authorized by the MINER in December and
the first of its kind in Spain.
• Fuel reliability.
The good fuel reliability results historically
obtained in Trillo have been maintained.
A b r i l 2 0 0 0
R e v i s t a S N E

The results obtained in the last inspection and
measurement of the oxide layer of Siemens
FOCUS type fuel are very satisfactory, as the
measured oxide layer maintains approximate
values of 50% of the limit, with burn degrees of
some 50,000 MWd/Tn. In addition, we are
completing a first cycle with 4 ENUSAmanufactured
assemblies, which also have not
shown any anomalies.
F IV
1800
1600
1400
1200
EXPOSICIÓN COLECTIVA / COLLECTIVE EXPOSURE
1696,9
Most Significant Incidents
The plant operated throughout the year without
any significant safety-related incidents.
• Reportable events.
Twelve CSN-reportable events occurred and 3
special reports were made during the year, all of
them of little relevance. The causes were as
follows:
Human error ............................. 2 events
Equipment failure ....................11 events (4 of
them due to turbine vibrations)
Modification/preventive m. ..... 2 events
As regards operating state, the global analysis
indicates that the events occurred:
With the plant in operation ..... 10 reportable
events
With the plant in shutdown or
startup ..................................... 2 reportable
events and the 3 special reports
• Incidents impacting production.
Figure 7 shows the incidents that occurred during
1999 that impacted production, except for the
turbine valve tests. In addition to the load reductions
resulting from the turbine valve tests, production was
affected on the following occasions:
- January: on discovering that several penetrations
of building ZB were provisionally sealed when
cables were being laid for alternating current
modification, a test was performed that confirmed
that the building’s watertightness had decreased.
Therefore, pursuant to the technical specifications, a
power reduction was begun immediately down to
40% while the penetrations were definitively sealed.
- After the refueling, the alternator was
disconnected and cooled to verify the temperature
signal of two stator coils, which were erroneously
giving an alarm signal. The indication was
erroneous, and so after verification the equipment
was reconnected.
- In late April, a turbine trip occurred due to high
vibrations in the thrust bearing.
- For the same reason, a new trip occurred in mid-
July while anchor bolt stress was being examined,
with the bad luck that, while the equipment was shut
down, the oil pump impeller broke and scattered
debris in all the bearings. A week was needed for
dismounting, overhauling and cleaning the oil
system bearings and for changing the pump.
- Insignificant power reductions were required to
repair small condenser leaks (June and September)
and due to a limitation system board failure (August).
- Finally, on December 31, power was reduced to
60% for transition to the year 2000.
1999 Refueling
The 1999 refueling plan was conceived to
implement design modifications stemming from the
mSv - p
1000
800
600
400
200
0
475,1
785,7
1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996
del estator, que erróneamente señalaban
alarma. La indicación era
errónea, por lo que tras la verificación
se volvió a acoplar la máquina.
- A finales de abril hubo un disparo
de turbina por altas vibraciones
en el cojinete de empuje.
- Por esta misma causa se tuvo un
nuevo disparo a mediados de julio,
mientras se revisaba la tensión de
los pernos de anclaje, con la mala
fortuna de que, durante la parada de
la máquina, se rompió el rodete de
la bomba de aceite de levantamiento
arrastrando viruta a todos los cojinetes.
Durante una semana se tubo
que proceder al desmontaje, revisión
y limpieza de dichos cojinetes,
del sistema de aceite y al cambio de
la bomba.
- Reducciones de potencia de poca
importancia se produjeron para
reparación de pequeñas fugas en el
condensador (junio y septiembre) y
por fallo una tarjeta del sistema de
limitación (agosto).
- Finalmente el día 31 de diciembre
se redujo potencia hasta el 60%
para abordar el transito al año 2000.
RECARGA DE 1999
451,8
VALOR ANUAL / ANNUAL VALUE
534,1
El esquema de la recarga de 1999
se concibió para implantar las modificaciones
de diseño derivados del
Programa AEOS. De entre todas las
modificaciones, las más relevantes
eran:
324,8 297,7
256,8
301,1
1997
94,23
1998
373
1999
OBJETIVO INPO 2000 / INPO OBJECTIVE
- Modificación del sistema eléctrico
de CA.
- Modificación de la ventilación
del edificio de emergencia.
- Modificación del sistema de refrigeración
de servicios esenciales.
- Modificación del sistema de protección
del reactor consecuencia de
los cambios anteriores.
Adicionalmente, se programaron
las siguientes actividades relevantes:
- Inspección mecanizada de la vasija
del reactor.
- Finalización del 1 er periodo de
inspección, incluyendo prueba hidrostática
del primario.
- Modificación de las líneas de
ducha del presionador.
- Inspección de una turbina de BP.
- Revisión de una bomba de refrigeración
del reactor.
- Cambio de rotor del alternador.
El hecho de tener que realizar las
modificaciones por redundancias
(en C.N. Trillo hay 4) y la relevancia
de las mismas, al cambiar de ubicación
eléctrica más de 500 consumidores,
obligó a un detallado programa
de pruebas redundancia a
redundancia antes de declarar los
sistemas operables. Ello hizo que el
tiempo previsto de 60 días se deslizase
hasta 70 días. Para dar idea del
volumen de trabajo, se indican las
siguientes cantidades instaladas:
- 153.000 m de cable.
- 2.500 m de conduit.
- 7.000 conexiones de fuerza.
- 50.000 puntos de I/C conectados
- 550 cambios de ubicación de
consumidores.
- 17.000 planos de I/C afectados.
La mayor dificultad residió en la
coordinación de los trabajos eléctricos
con los mecánicos y sobre todo
con los de instrumentación ya que
se tenían interferencias físicas para
la realización conjunta de los mismos.
A b r i l 2 0 0 0
R e v i s t a S N E

CENTRALES NUCLEARES/NUCLEAR POWER PLANTS
F V
VOLUMEN RESIDUOS SÓLIDOS / SOLID WASTE VOLUME
AEOS Program. The most relevant
modifications included the following:
m 3
210
180
150
120
90
60
30
0
59,8
92,1
116,4
176,4
82,9
96,5
84,5
65,6 62,1
21,4
1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998
VALOR ANUAL / ANNUAL VALUE
INICIO PROYECTOS
OPTIMIZACIÓN
BEGINNING OF
OPTIMIZATION PROJECTS
66,4
1999
OBJETIVO INPO 2000 / INPO OBJECTIVE
- AC electric system modification.
- Emergency building ventilation
modification.
- Essential service cooling system
modification.
- Reactor protection system modification as a
result of the preceding changes.
In addition, the following relevant activities
were programmed:
- Mechanized inspection of the reactor
vessel.
- Completion of the 1st inspection period,
including primary hydrostatic test.
- Modification of the pressurizer shower
lines.
- Inspection of an LP turbine.
- Overhaul of a reactor coolant pump.
- Alternator rotor replacement.
Por otra parte, se realizó un completo
programa de puesta en marcha,
con asistencia del CSN a gran
parte de las pruebas y con obligación
de evaluar las mismas antes de
poner la planta en operación normal,
lo que consiguió sin interferencias
en la programación.
La duración de la recarga fue la
mayor de la historia de Trillo si exceptuamos
la parada por avería del
alternador, que no puede considerarse
estrictamente como parada de
recarga, y requirió una contratación
de personal, que alcanzó una punta
de casi 1.300 personas.
POLêTICAS Y EXPECTATIVAS
GESTIÓN DE COMBUSTIBLE
Por decisión del Consejo de
Ministros celebrado a finales de julio,
se autorizó a C.N. Trillo la construcción
del almacén de combustible
gastado, instando además al
Ayuntamiento de la localidad a modificar
las normas subsidiarías.
Por parte de C.N. Trillo se han adjudicado
las obras a DRACER
(Grupo Dragados y Construcciones),
se han trasladado de lugar las instalaciones
que ocupaban el espacio
dedicado al almacén. Ahora están
en fase de montaje de las instalaciones
auxiliares para la obra.
EFECTO AÑO 2000
Se desarrolló un plan de trabajo
con objeto de revisar todos los componentes
y programas susceptibles
de ser afectados por el llamado
“efecto 2000”.
En octubre se realizó una
Auditoría y finalmente se elaboró
un Plan de Contingencias que incluía
la presencia en la Central de
recursos no habituales y el mantenimiento
de la potencia al 60%, de
acuerdo con la Orden Ministerial.
No han habido anomalías significativas.
POLÍTICAS DE
MANTENIMIENTO Y PARADA
Durante el año se realizó un gran
avance en la aplicación del RCM a
los sistemas de Trillo con objeto de
finalizarlo en el primer semestre del
2000, lo que ha traído una reducción
de carga de trabajo de preventivo
bastante significativa. Esta metodología
ha sido aplicada por
personas de nuestra organización,
que se han formado a lo largo del
desarrollo del proyecto. También se
ha finalizado el programa de predictivo,
que permitirá manejar los
datos del mismo en red.
Respecto al plan de mejora de recarga,
el trabajo desarrollado ha permitido
que el plan anual contemple
una duración de la parada para recarga
del año 2000 de 25 días.
MEJORAS DEL RENDIMIENTO Y
CONSUMO PROPIO
Dentro de este objetivo se ha trabajado
en tres actividades:
- Sustitución de recalentadores/separadores
de humedad. El estudio
realizado identifica una posible mejora
de unos 10 Mwe.
- Mejora del rendimiento de las
torres de refrigeración. Se pretende
minimizar las pérdidas de rendimiento
en verano.
- Control del circuito de agua de
refrigeración para minimizar el
Because the modifications had to be made
by redundancies (there are 4 in Trillo NPP) and
owing to the relevance of these changes, as the
electric locations of more than 500 consumers were
changed, a detailed, redundancy by redundancy test
program was required before the systems could be
declared as operable. As a result, the scheduled time
of 60 days ran into 70 days. The following installed
quantities give an idea of the workload involved:
- 153,000 m. of cable.
- 2,500 m. of conduit.
- 7,000 power connections.
- 50,000 I/C points connected.
- 550 consumer location changes.
- 17,000 I/C drawings affected.
The hardest thing was to coordinate electrical jobs
with mechanical jobs and, above all, with
instrumentation jobs, as physical interference
resulted from joint execution of this work.
On the other hand, a complete startup program
was carried out. The CSN was on hand for most of
the tests and had to evaluate them before the plant
could begin normal operation, which it
accomplished without interfering with the schedule.
The refueling outage was the longest in Trillo’s
history, except for the alternator breakdown outage
which cannot be strictly considered as a refueling
outage, and it required a large number of contract
personnel that reached a peak of almost 1,300
people.
POLICIES AND EXPECTATIONS
Fuel Management
The Cabinet of Ministers decided in late July to
authorize the construction of a spent fuel storage at
Trillo NPP, and also called on the town’s City
Council to modify the subsidiary regulations.
Trillo NPP has awarded the work to DRACER
(Grupo Dragados y Construcciones), and it has
moved the installations that occupied the site
selected for the repository. The auxiliary site
installations are now in the process of being erected.
Y2K Effect
A job plan was developed to review all
components and programs likely to be affected by
the so-called “Y2K effect”.
An audit was performed in October, and finally a
A b r i l 2 0 0 0
R e v i s t a S N E

Contingency Plan was drafted that
included the presence in the plant of
unordinary resources and keeping
power at 60%, in accordance with the
Ministerial Order.
No significant anomalies occurred.
Maintenance and Outage Policies
Significant progress was made
during the year in application of RCM
to Trillo’s systems, and the aim is to
complete implementation during the
first half of 2000. This has resulted in
a very significant reduction in the
preventive maintenance workload.
This methodology has been implemented
by people from our organization
who have been trained
throughout project development. The
predictive maintenance program has
also been completed, and will allow
for on-line processing of this data.
With the work developed for the
refueling improvement plan, it has
been possible in the annual plan to
schedule the year 2000 refueling
outage in just 25 days.
Performance and Consumption
Improvements
This objective involved three
activities:
- Replacement of reheaters/moisture
separators. The study predicts a potential
improvement of some 10 MWe.
- Improved performance of the
cooling towers. The aim is to
minimize performance losses in
summer.
- Cooling water circuit control to
minimize the consumption of circulating
water pumps.
Integrated Management
of Almaraz and Trillo
Mw
1.200
1.000
800
600
400
200
This was discussed extensively in the morning
session. The first steps were taken last year, such as
contracting the year 2000 refuelings for both plants
(3 refuelings).
As on other occasions, I would once again like to
mention the contractor firms that, with their
continuous collaboration, are accompanying us in
this venture and are also affected by the changes
imposed on us by joint plant management. We are
sure that we will be able to count on them in the
future.
Finally, in this rapidly changing world that we live
in, perhaps we should remember that the basis of our
business is production of Kwh, which is the product
we sell. Thus, guaranteeing production, and
naturally under the best safety conditions, is a goal
that should not be overlooked in these stressful times
of cost optimization.
The possibility of focusing on relevant operating
activities, the hope that licensing requirements will
increasingly focus on significant risk reduction
without wasting resources on areas that are not
relevant to safety, the concern with enhancing the
quality of the agents involved in operation, and the
need to count on people with the necessary
expertise, capability and drive – all these will allow
us to face the new challenges raised by the changes
in our environment.
Thank you very much for your attention.
0
Energía
Bruta
Gross
Energy
Factor de
Operación
Operating
Factor
F VII POTENCIA ELÉCTRICA 1999 /
1999 ELECTRIC POWER
a b A 12 cd 3 e fg h i
E
(Mwh)
788.880 122.720 0 285.925 790.162 763.646 608.609 789.385 764.306 792.449 766.149 791.170
(%)
LEYENDA / LEGEND:
F M A M J J A S O N D
100 17,35 0 40,03 100 100 79,29 100 100 100 100 100
A- Recarga / Refueling
1 - Parada de Turbina (TUSA) por altas vibraciones y prueba de pérdida de tensión / Turbine
Shutdown (TUSA) due to high vibrations & voltage loss test.
2 - Parada de Turbina (TUSA) por altas vibraciones / Turbine Shutdown (TUSA) due to high
vibrations.
3 - Parada de Turbina (TUSA) por altas vibraciones / Turbine Shutdown (TUSA) due to high
vibrations.
a, c, h - Prueba de válvulas de turbina / Turbine valve test.
b - Pérdida de integridad del edificio del Anillo / Ring building integrity loss.
d, g - Reparación de fugas en el condensador / Condenser leak repair.
e - Fallo de tarjeta del sistema YT / System YT board failure.
i - Reducción de potencia por orden del Ministerio para realizar el tránsito al año 2000 /
Power reduction by order of the Ministry for transition to Y2K.
consumo propio de las bombas de
agua de circulación.
GESTIÓN INTEGRADA
DE ALMARAZ Y TRILLO
Se ha hablado extensamente en la
sesión de la mañana. Se abordaron
ya el pasado año las primeras actuaciones,
como fue la contratación de
las recargas del año 2000 para ambas
plantas (3 recargas).
Como en otras ocasiones, deseo
hacer, una vez más, una mención a
las empresas contratistas que nos
acompañan en este camino que recorremos
con su continua colaboración,
que también están afectadas
por los cambios que impone la gestión
conjunta de las plantas y con
las que estamos seguros contar para
el futuro.
Por último, en este vertiginoso
mundo de transformación que estamos
viviendo quizás no esté de más
recordar que la base de nuestro negocio,
es la producción de Kwh,
que es el producto que vendemos.
Garantizar pues, la producción, por
supuesto que en las mejores condiciones
de seguridad, debe ser un
objetivo que no puede ser olvidado
en estos tiempos tan tensionados
por la optimización de costes.
La posibilidad de centrarnos en
las actividades relevantes para la explotación,
el deseo de que los requisitos
de licencia estén cada vez más
centrados en la reducción significativa
de riesgos, no desperdiciando
recursos en temas no relevantes para
la seguridad, la preocupación por
elevar la calidad de los agentes que
intervienen en la explotación y la
necesidad de contar con personas
con los conocimientos, capacidad y
empuje necesarios nos permitirán
afrontar los nuevos retos impuestos
por los cambios del entorno.
Muchas gracias por su atención.
A b r i l 2 0 0 0
R e v i s t a S N E

INNOVACIîN TECNOLîGICA COOPERATIVA
Y COMPETIVIDAD EN EL çMBITO NUCLEAR
COOPERATIVE TECHNOLOGICAL INNOVATION
AND COMPETITIVENESS IN THE NUCLEAR ARENA
A. CASTRO - M. MARCO - R. SALVE - J. VALLEJO - J.A. TAGLE
La I+D y, más recientemente, la
innovación tecnológica y su
vinculación con la competitividad
son, cada vez con más frecuencia,
elementos integrantes cuando no
el núcleo central de conferencias,
libros, artículos y discursos
políticos. Las relaciones entre
innovación tecnológica y
competitividad no son, sin
embrago, evidentes.
El presente artículo trata de
ilustrar algunos mecanismos que
relacionan la innovación
tecnológica con la competitividad
a través de un ejemplo concreto,
DTN, que está dando sus frutos
en la industria nuclear y que
puede contener elementos
extrapolables a otros sectores
industriales.
La importancia concedida por
el mundo nuclear a la innovación,
a la investigación y al desarrollo
tecnológico no es nueva ni
patrimonio de ninguna
organización en particular pero
hace evidente la coherencia entre
sus planteamientos tradicionales y
la idea en boga de modernizar el
país promocionando un tejido
tecnológico nacional.
INTRODUCCIîN
La I+D y, más recientemente, la
innovación tecnológica y su vinculación
con la competitividad son,
cada vez con más frecuencia, elementos
integrantes cuando no el
núcleo central de conferencias, libros,
artículos y discursos políticos.
Está de moda hablar de innovación
y al socaire de la misma
surgen multitud de iniciativas de
todo tipo.
De una concepción finalista de
la investigación (es bueno investigar
en sí mismo) se ha pasado a
otra de carácter instrumentalista,
imperativa y ampliada (es necesario
innovar para generar bienestar
social). El eslabón adicional en ese
cambio conceptual es la competitividad
(para generar bienestar hay
que ser competitivo).
Dejando al margen esta última
consideración, la dificultad para
entender y aplicar esa concepción
radica en que no son evidentes ni
universales los mecanismos que
relacionan la innovación con la
competitividad. De hecho, las
campañas de promoción de "cultura
investigadora", necesarias por
otro lado, a menudo se basan en
relatar ejemplos de empresas (o
personas) para las que la innovación
tecnológica ha constituido la
clave de su desarrollo empresarial.
El presente artículo se inscribe
de algún modo en este marco: relatará
un ejemplo más con el ánimo
de ilustrar algunos mecanismos.
Se pondrá de manifiesto
cómo el sector eléctrico español,
consciente del reto planteado por
unas circunstancias socio-económicas
cambiantes, diseñó y puso
en práctica un modelo, a través de
DTN, que está dando sus frutos en
la industria nuclear y que puede
contener elementos extrapolables
a otros sectores industriales.
La importancia concedida por
el mundo nuclear a la innovación,
a la investigación y al desarrollo
tecnológico no es nueva ni patrimonio
de ninguna organización en
particular pero hace evidente la
coherencia entre sus planteamientos
tradicionales y la idea en boga
R&D and, more recently, technological
innovation and its relationship with competitivity
are more and more part of conferences, books,
articles and political speeches and very often are
the central part of them. Innovation has become
fashionable and many initiatives have come out
in connection with it. However, the relationships
between technological innovation and
competitivity are not always obvious.
The current article intends to illustrate some
mechanisms that link these two concepts through
a specific case, DTN, that is already providing
results for the Spanish nuclear industry and
whose example can be extrapolated to other
industrial sectors.
The importance given by the nuclear to the
innovation, the research and the technological
development it is not new either exclusively
belong to any specific organisation but makes
evident the coherence between its traditional
approach and the current idea of modernising
the country promoting the national technological
capacity.
INTRODUCTION
R&D and, more recently, technological innovation
and its link to competitiveness are increasingly
component elements, if not the core issue, of
conferences, books, articles and political speeches. It is
fashionable to speak of innovation, and this leads to a
multitude of initiatives of this sort.
The concept of research as an end in itself (research
on its own is good) has given way to a broader concept
of an instrumentalist, imperative nature (it is necessary
to innovate to generate social well-being). The
additional link in this conceptual change is
competitiveness (one must be competitive to generate
well-being).
Leaving this latter consideration aside, the difficulty of
understanding and applying this concept lies in the fact
that the mechanisms that relate innovation to
competitiveness are not evident or universal. In fact, the
promotional campaigns of the “research culture”, which
on one hand are necessary, are often based on listing
examples of enterprises (or people) that have found the
key to their business development in technological
innovation.
This article to a certain extent fits into this framework:
it will provide one more example for the purpose of
illustrating some mechanisms. It will explain how the
Spanish electricity sector, aware of the challenge posed
by changing social-economic circumstances, has
designed and put into practice, through DTN, a model
A b r i l 2 0 0 0
R e v i s t a S N E

that is yielding results in the nuclear industry and that
may contain elements that can be extrapolated to other
industrial sectors.
The importance attached by the nuclear arena to
innovation, to technological research & development, is
not new nor is it the legacy of any organization in
particular, but it does demonstrate the consistency
between its traditional approaches and the current idea
of modernizing the country by promoting a national
technological fabric.
IDENTIFICATION AND DEVELOPMENT OF
TECHNOLOGICAL INNOVATION PROJECTS
The first step to innovating is to know what to do and
for what purpose. Traditionally, terms such as business
knowledge, market surveys and others have been used,
and lately the concept of Technological Monitoring has
become generalized. In any event, it is obvious that to
define and implement innovative actions, an in-depth
analysis of the environment in which the so-called
innovation will be used is required.
In the case that concerns us – nuclear R&D in Spain –
the analysis results indicate that there has been a move
from a regulated situation, in which an acceptable level
of nuclear R&D activity was maintained with a welldefined
organizational plan and with funding
requirements basically covered, to a situation
characterized by competition, organizational
disintegration, funding problems and a slowdown of
research activity that lately seems to be picking up.
Of the trends observed, it should be noted that
deregulation of the sector, modification of R&D funding
conditions, and the need to increase competitiveness
require a certain level of activity and that cooperative
R&D offers advantages over other options, as it makes it
possible to conduct the process in an organized way and
to share risks and costs without detracting from each
organization’s capacity for individual decision-making.
The nuclear business has from the very beginning had
an inevitable international component, and thus the
analysis must seemingly be repeated for the international
arena. In this respect, it should be noted that the sector
has extensive experience in international R&D
collaboration which, with the national technological
level obtained, provides technological and funding
possibilities (under certain conditions). In the current
situation, these collaborations help to partially
compensate for diminished activity by minimizing
technological and economic risks.
As regards the trends observed internationally, it
should be noted that, while maintaining the progressive
evolution of safety improvement, the economic efficiency
factor has become key to maintaining the viability of the
nuclear option on an international scale, thus
overcoming the problems of a reticent public opinion.
Therefore, there are strong motivations for international
collaboration, provided that it targets this goal and results
as much as possible in a practical application.
The analysis summarized above leads to a simplified
deduction of the relationship between technological
innovation and competitiveness, which can be realized
by defining certain courses of action in R&D.
The new regulatory environment determines a clear
orientation of R&D towards improved competitiveness
of the nuclear option as a whole, in that the
compatibility of this option with suitable safety
conditions represents the basic framework of action.
This improvement has obvious implications: extend
power plant operational lifetime as much as possible,
obtain the maximum possible output during this
lifetime, and achieve tight operating margins.
Because of progressive aging of the nuclear park,
international operating experience, the investments
made in large components, and the prospects for NPP
lifetime extension, continuous attention must be paid to
the identification, prediction and treatment of material
degradation mechanisms, with particular attention to
other components such as the vessel and internals.
Within the broad framework of operation and
maintenance, the initiatives will tend to reduce costs,
de modernizar el país promocionando
un tejido tecnológico nacional.
LA IDENTIFICACIîN
Y EL DESARROLLO
DE PROYECTOS DE
INNOVACIîN TECNOLîGICA
El paso previo para innovar consiste
en saber qué y para qué hacerlo.
Tradicionalmente se ha hablado
de conocimiento del
negocio, de prospección de los
mercados y de otros tantos términos,
habiéndose generalizado últimamente
el uso del concepto de
Vigilancia Tecnológica. En cualquier
caso, resulta claro que para
definir y llevar a término actuaciones
innovadoras se precisa realizar
un análisis profundo del entorno
en el que se desenvolverá la supuesta
innovación.
En el caso que nos ocupa, la I+D
nuclear en España, el análisis arroja
como resultados destacables
que se ha pasado de una situación
regulada, en la que se mantenía un
nivel aceptable de actividad en
I+D nuclear, con un esquema organizativo
bastante definido y con
unas necesidades de financiación
básicamente cubiertas a otra, caracterizada
por la competencia, la
desagregación organizativa, la dificultad
de financiación y por una
ralentización de la actividad investigadora
que últimamente parece
activarse.
De entre las tendencias observadas
podría destacarse que la desregulación
del sector, la modificación
de las condiciones de
financiación de la I+D y la necesidad
de incrementar la competitividad
demandan un cierto nivel de
actividad y que la I+D cooperativa
ofrece ventajas frente a otras opciones
al permitir liderar el proceso
de forma organizada y compartir
riesgos y costes sin merma de la
capacidad de decisión individual
de cada organización.
La actividad nuclear ha tenido
desde sus orígenes un componente
internacional insoslayable, por lo
que parece obligado repetir el análisis
para el entorno internacional.
En este aspecto, cabe destacar que
el sector posee una dilatada experiencia
en colaboración internacional
en I+D que, con el nivel tecnológico
nacional alcanzado, ofrece
posibilidades tecnológicas y de financiación
(bajo ciertos condicionantes).
En la situación actual, estas
colaboraciones permiten paliar
parcialmente el declive de actividad
minimizando riesgos tecnológicos
y económicos.
Respecto de las tendencias observadas
a nivel internacional cabe
destacar que, manteniendo una
evolución progresiva en la mejora
de la seguridad, el factor de eficiencia
económica se revela como
clave para el mantenimiento de la
viabilidad de la opción nuclear a
escala internacional, superando así
las dificultades de una opinión pública
reticente. Por lo tanto, las colaboraciones
internacionales encuentran
una fuerte motivación
siempre que se orienten a ese fin y
desemboquen lo más cerca posible
de la aplicación práctica.
Del análisis resumido anterior
ya se deduce de forma simplificada
la relación entre innovación
tecnológica y competitividad que
se puede concretar formulando determinadas
líneas de actuación en
I+D.
El nuevo entorno normativo determina
una orientación clara de la
I+D hacia una mejora de la competitividad
de la opción nuclear en
su conjunto, de modo que la compatibilización
de ésta con unas
condiciones de seguridad adecuadas,
representa el marco básico de
actuación. Esta mejora tiene implicaciones
claras: extender al máximo
la vida operacional de las
plantas, obtener el máximo output
posible durante esa vida y conseguir
unos márgenes de explotación
ajustados.
El progresivo aumento de edad
del parque, la experiencia internacional
de operación, las inversiones
realizadas en grandes componentes
y las expectativas de
alargamiento de vida de las
CC.NN., obligan a prestar una
atención continuada a la identificación,
predicción y tratamiento
de los mecanismos de degradación
de materiales con un incremento
de atención por otros componentes
como la vasija y los internos.
En el amplio marco de la operación
y el mantenimiento, las iniciativas
tenderán a reducir costes,
dosis y residuos por un lado y, por
otro, mejorar aspectos operativos
de la planta, buscando el aumento
de la producción de energía compatible
con los requisitos de seguridad.
La reducción de los costes
de aprovisionamiento, la mejora
de los sistemas de información de
la planta, la optimización del mantenimiento
y de las dosis operacionales,
el desarrollo de nuevas técnicas
de inspección y reparación y
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R e v i s t a S N E

DESARROLLO TECNOLÓGICO
la exploración de los márgenes
operacionales, parecen candidatos
claros. Por otro lado, el aumento
de la edad media de las plantillas,
los procesos de rotación de personal,
el alto grado de fiabilidad ya
alcanzado por equipos y componentes
y las dificultades de reclutamiento
de personal adecuado,
obligan a prestar atención a las herramientas
de formación.
Como norma general, en el área
de operación y mantenimiento no
se trata de perseguir grandes invenciones,
sino más bien de aplicar
al campo nuclear tecnologías
ya operativas y exitosas en otros
sectores industriales. La rapidísima
evolución de las llamadas nuevas
tecnologías ofrece un enorme potencial
de aplicación a las CCNN
en la medida en que son capaces
de compatibilizar la reducción de
costes con la minimización de
riesgos y la mejora de los niveles
de formación del personal.
En el área de combustible todo
apunta a la consecución de combustibles
más fiables y resistentes
que mejoren este capítulo de los
costes de explotación, manteniendo
los adecuados márgenes de seguridad.
A largo plazo, los esfuerzos innovadores
se centran en la obtención
de diseños de Centrales
Avanzadas capaces de competir
con otros modos de generación alternativos
en un mercado abierto.
El diseño y construcción de las
centrales nucleares del futuro (en
Estados Unidos se necesitará incrementar
la capacidad instalada en
al menos 200.000 megavatios de
aquí al año 2020, y es difícil imaginar
que parte de estas nuevas
plantas no sean nucleares) se basará
en varias líneas de actuación.
• Modificación del proceso de
licenciamiento que se hará en un
solo paso, antes del inicio de la
construcción, lo que permitirá reducir
los costes asociados a las
modificaciones requeridas, así como
de los plazos de ejecución.
• Desarrollo de técnicas de financiación
innovadoras, que compensen
la penalización sufrida por
proyectos con altas inversiones iniciales.
• Mejora global de los parámetros
de seguridad, y en especial
disminución de la frecuencia de
daño al núcleo.
• Estandarización del diseño e
introducción de nuevas tecnologías
para disponer de plantas más fáciles
de operar y rápidas de construir.
La conveniencia de abordar el
proceso innovador de forma cooperativa
surge también de forma
natural de lo anterior. Esta cooperación
se refiere tanto al nivel sectorial
como nacional e incluso internacional
y es consecuencia de
la complejidad de las tecnologías
involucradas, de la necesidad de
minimizar riesgos tecnológicos y
de compartir riesgos económicos
en un entorno de financiación limitada.
La estrecha vinculación
del usuario final en los proyectos
emprendidos, a la vez que garantiza
la aplicabilidad de los resultados,
también optimiza costes de
desarrollo.
El concepto de competitividad
tiene asimismo una aplicación directa
a la propia gestión de los
proyectos. La disposición de un espectro
suficiente de colaboradores
adecuados desde el punto de vista
técnico y económico, la especificación
detallada de los proyectos
ex-ante y el control ajustado de
plazos, presupuestos y calidades,
redundan en una mayor competitividad
de los productos resultantes.
LA APLICACIîN Y DIFUSIîN
DE LAS TECNOLOGêAS
DISPONIBLES
Con el esquema definido de innovación-competitividad,
el proceso
de identificación y desarrollo de
proyectos de I+D culmina con un
cierre de cada proyecto que incorpora
las condiciones más adecuadas
para su aplicación y comercialización.
El mercado impone un elevado
ritmo de cambio tecnológico y,
por tanto, las aplicaciones ofrecidas
a las plantas deben proporcionar
el valor añadido de una alta
adecuación a sus necesidades
cambiantes con una estructura de
costes claramente favorable. Sin
embargo no se parte de cero: la
experiencia obtenida en actuaciones
anteriores y las conclusiones
recogidas de esa experiencia, aunque
resultantes de un entorno bien
distinto, constituyen un referente
necesario.
Desde el inicio del proceso, deben
hacerse las siguientes consideraciones
pensando en la aplicación
final de los proyectos:
• El cambio tecnológico del entorno
exige una prospección bien
dose and waste on one hand, and on the other improve
plant operating aspects, always seeking an increase in
energy production that is compatible with safety
requirements. Obvious candidates for this are
procurement cost reduction, plant information system
enhancement, maintenance and operational dose
optimization, development of new inspection and repair
techniques, and assessment of operational margins. On
the other hand, attention must be paid to training tools
because of the older average age of staff members,
personnel turnover processes, the high degree of
reliability already achieved by equipment and
components, and the difficulty of recruiting qualified
personnel.
As a general rule, in the area of operation and
maintenance, it is not a matter of pursuing major
inventions, but rather of applying already proven,
successful technologies from other industrial sectors to
the nuclear field. The very fast evolution of the so-called
new technologies offers a tremendous potential for
application to NPPs, in that they are able to reconcile
cost reduction with risk minimization and improved
personnel training levels.
In the area of fuel, everything seems to indicate that
more reliable, resistant fuels will be achieved that will
help to improve this issue of operating costs while
maintaining proper safety margins.
In the long term, innovative efforts will focus on
obtaining Advanced Plant designs capable of competing
with other alternative modes of generation in an open
market.
The design and construction of future nuclear power
plants (in the United States alone, it will be necessary to
increase installed capacity by at least 200,000
megawatts between now and the year 2020, and it is
hard to believe that some of these new plants will not be
nuclear) will be based on several courses of action.
• Modification of the licensing process, which will be
done in a single step before commencing construction,
which will reduce the costs associated with required
modifications and also the execution times.
• Development of innovative financing techniques,
which compensate for the penalties endured by projects
with high initial investments.
• Overall improvement of safety parameters, and in
particular reduced frequency of core damage.
• Design standardization and use of new
technologies to obtain easier-to-operate, quickly built
plants.
The advisability of undertaking the innovative process
on a cooperative basis is a natural result of the above.
This cooperation refers both to the industry and national
levels, and even to the international level, and is a
consequence of the complexity of the technologies
involved and of the need to minimize technological
risks and to share economic risks in an environment of
limited funding. A close relationship with the end user
in any project undertaken will ensure the applicability of
the results and at the same time optimize development
costs.
The concept of competitiveness can also be directly
applied to project management. The availability of a
wide enough range of suitable technical and economic
collaborators, a detailed project specification from the
outset, and tight control of schedules, budgets and
qualities will result in more competitive products.
APPLICATION AND DISSEMINATION OF
AVAILABLE TECHNOLOGIES
With the innovation-competition scheme defined
above, the process of identifying and developing R&D
projects culminates in closure of each project that
includes the most suitable conditions for application
and marketing.
The market dictates a high rate of technological
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R e v i s t a S N E

change, and therefore applications offered to the plants
should provide an added value that is highly tailored to
their changing needs and with a clearly favorable cost
structure. However this process should not start from
scratch; the experience gained on previous occasions
and the conclusions drawn from that experience,
although a result of an entirely different environment,
are a necessary reference point.
From the very beginning of the process, the following
points should be considered with a view to final
application of the projects:
• Technological change in the environment requires a
well organized survey of new needs. Constant attention
to and contact with the plants facilitates this task through
feedback provided by the commercialization or
marketing function to the R&D function, thus helping to
identify the need-application binomial, which will result
in a future project being faithful to its commitment to
demand.
• On the other hand, innovations associated with
already existing projects are also contingent on the
plant’s needs. This requires careful attention to the
technological evolution and state of the art of the
national/international market, which permits each
current product on the market to be updated.
• There is a peculiar difficulty involved in the process
of technological development in the national nuclear
industry, which is the leading position that the Spanish
power plants occupy in the worldwide ranking in terms
of availability and load factors. As a result, in some
cases, it is not easy to justify undertaking costly
modernization programs.
• There have been desertions of some firms and
services very closed connected to the Nuclear Sector in
earlier phases.
The combination of these factors (complexity and rate
of change of needs and technologies, asymptotically
declining cost-benefit ratio, and reduced supply and
demand) means that cooperation between the
organizations of the Spanish nuclear industry
(enterprises and institutions) is considered as justifiable
in order to drive nuclear technology development in the
future, at least in the medium term.
An accurate knowledge of demand, demand-based
development and participation of organizations in joint
developments help to understand the technology
demanded and the technology existing on the market,
thus generating a highly effective process of
dissemination that results in external recognition of the
project and implicit marketing prior to product
completion. By measuring the degree of effectiveness of
its application, it will be a more marketable and
competitive product, and in addition will serve as a
basis for new, jointly developed projects.
The Nuclear Industry has developed products
primarily through R&D projects. Some of the results
obtained have managed to suitably meet the specific
needs of the end user, and have also extended the reach
of these products. Developments undertaken to serve
the nuclear field have had and have a broader reach in
industry in general, thus increasing the number of
companies involved, which generates a high degree of
participation in and a greater competitiveness of the
resulting product.
The search for suitable partners both at the national
and international level is also a competitive process. The
knowledge of other technologies is broadened by
including them in projects, and in addition an
international, interrelated network is created that will
help to address the next 10 years of the Nuclear Sector.
Systematic inclusion of quality in the Cooperation –
Technological Innovation binomial ensures that
developments implemented to serve the Plant will
comply with the necessary safety requirements and that
the new technologies incorporated in the developments
will provide a return and will maintain themselves,
without any external dependence on obsolete
technologies.
organizada de las nuevas necesidades.
La constante atención y
contactos con las plantas facilita
esta labor a través de la realimentación
proporcionada por la función
de comercialización o marketing
a la función de I+D
consiguiendo una identificación
del binomio necesidad aplicación,
que repercutirá en un futuro
proyecto de I+D que sea fiel al
compromiso de la demanda.
• Por otra parte, las innovaciones
asociadas a los productos ya
existentes también vienen condicionadas
por la necesidades de la
planta. Ello determina una cuidadosa
atención a la evolución tecnológica
y al estado del arte del
mercado nacional/internacional lo
cual permite una puesta al día de
cada producto activo en el mercado.
• El proceso de desarrollo tecnológico
en la industria nuclear nacional
cuenta con una dificultad
peculiar cual es la posición de cabeza
en ranking mundial que ocupan
las plantas españolas en cuanto
a factores de disponibilidad y
carga, por lo que no es fácil justificar,
en algunos casos, la acometida
de programas de modernización
costosos
• Se han producido abandonos
de empresas y servicios muy vinculados
al Sector Nuclear en etapas
previas.
La concatenación de estos factores
(complejidad y ritmo de cambio
de necesidades y tecnologías, relación
coste-beneficio asintóticamente
decreciente y reducción del mercado
de la oferta y demanda)
conduce a considerar como justificable
la cooperación entre las organizaciones
de la industria nuclear
española (empresas e instituciones)
en el impulso del desarrollo tecnológico
nuclear en el horizonte, al
menos del medio plazo.
El conocimiento exacto de una
demanda, el desarrollo fiel a la
misma y la participación de las organizaciones
en la búsqueda de
desarrollos conjuntos, facilitan el
conocimiento de la tecnología demandada
y de la existente en el
mercado, produciendo un proceso
de divulgación altamente efectivo
que da lugar al reconocimiento externo
del proyecto y a una comercialización
implícita, previa a la finalización
del producto. Midiendo
el grado de efectividad en su aplicación,
resultará ser un producto
más comercializable y competitivo,
además de servir de base para
nuevos proyectos desarrollados
conjuntamente.
El Sector Nuclear ha desarrollado
productos generados principalmente
a través de proyectos de
I+D. Algunos resultados obtenidos
han conseguido una adaptación
adecuada a las necesidades específicas
del usuario final, produciéndose
además una ampliación
de su alcance. Desarrollos iniciados
para dar servicio al campo nuclear,
han tenido y tienen un alcance
mayor en la industria
general, permitiendo ampliar el
número de empresas participantes
lo que genera un alto grado de
participación y una mayor competitividad
del producto resultante.
La búsqueda de socios adecuados
tanto a nivel nacional como internacional
también es un proceso
competitivo. Su incorporación a
proyectos permite ampliar el conocimiento
de otras tecnologías así
como la creación de un entramado
internacional interrelacionado que
permitirá abordar el futuro de los
próximos 10 años del Sector
Nuclear.
La incorporación sistemática de
la calidad al binomio Cooperación
- Innovación Tecnológica, garantiza
que los desarrollos incorporados
al servicio de la Central cumplen
con los requisitos de seguridad exigidos
y asegura que las nuevas tecnologías
incorporadas a los desarrollos
disponen de un retorno y de
un mantenimiento propios, sin dependencia
externa de tecnologías
obsoletas.
Todo lo anterior, redunda en un
beneficio para la comercialización
final del producto desarrollado al
obtenerse, por una parte una aplicación
de alta tecnología , derivada
de la utilización del estado del
arte existente y, por otra, una relación
coste/beneficio muy competitiva
al asegurar, mediante el compromiso
de continuidad e
integración de los socios colaboradores
en futuros desarrollos, un
mantenimiento de los costes aplicados
al nuevo producto.
EL CONTEXTO
INTERNACIONAL
Con la misma intensidad con la
que se lanzan mensajes sobre la
innovación tecnológica y la competitividad,
se habla de la globalización
de los mercados. En efecto,
sólo en el contexto de una
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R e v i s t a S N E

DESARROLLO TECNOLÓGICO
economía internacionalizada cobra
total significado el proceso antes
descrito.
El proceso de desregulación y
apertura de los mercados experimentado
en España es común a
otros países. Por este motivo y por
otros de diversa índole, siempre relacionados
con la globalización,
las amenazas y las oportunidades
para el desarrollo tecnológico no
se circunscriben al ámbito nacional.
En el caso de la tecnología nuclear
existen en la actualidad oportunidades
de colaboración
localizadas en el centro y el este
de Europa, en las centrales avanzadas
(CCAA) y en los programas
internacionales de fusión nuclear.
El primer caso, las oportunidades
se concretan en la demanda
de cooperación y asistencia tecnológica
en materia de seguridad nuclear
a los países del centro y este
de Europa a través de programas
impulsados por distintas instituciones
financieras internacionales
como la Comisión Europea, el
Banco Europeo de Reconstrucción
y Desarrollo o el Banco Mundial,
complementados por programas
bilaterales de menor entidad financiados
por el gobierno español.
En el segundo caso (CCAA), las
crecientes necesidades energéticas
de los países en desarrollo y la necesidad
de conjugar los intereses
contrapuestos de los países industrializados
y de los que están en vías
de desarrollo con respecto a la
producción de energía "limpia", limitando
las emisiones de CO2,
crean una demanda de tecnología
nuclear que se satisface a través
de alianzas y colaboraciones internacionales.
El tercer caso de menor dimensión,
se refiere a la participación
científica y tecnológica en los programas
internacionales de fusión
nuclear.
EL CENTRO Y EL ESTE
EUROPEOS.
El interés del Sector Eléctrico
Español, en consonancia con el
del resto de las compañías eléctricas
de Europa y del mundo entero,
surge de la preocupación de que
las centrales de diseño soviético
no satisfagan los requisitos de seguridad
exigidos en occidente, lo
que potencialmente puede conducir
a un incidente nuclear que, caso
de producirse, podría dañar gravemente
la utilización de ésta
fuente de energía. Por lo tanto, toda
iniciativa tendente a evitar esta
situación contribuye tanto a la
mejora de la seguridad como a la
protección de los propios activos.
Desde el punto de vista empresarial,
el interés en este tipo de
programas responde a la estrategia
de contribuir al mantenimiento de
las capacidades tecnológicas adquiridas
en el programa nuclear
español, permitiendo una transferencia
de metodología y prácticas
de operación que se han demostrado
muy capaces de adecuarse a las
necesidades existentes en esos países.
Considerando el marco anterior,
la actuación lógica consiste en
propiciar la materialización de acciones
que potencien la presencia
competitiva del Sector Eléctrico
Español en el mercado internacional
a través de la realización de
servicios de apoyo tecnológico
que promuevan y consoliden la incorporación
sinérgica de las empresas
industriales españolas.
La situación política actual unida
a la posición de las
Instituciones Financieras Internacionales
de acometer el desarrollo
de proyectos de elevados
presupuestos, obliga a la participación
en consorcios multinacionales,
con empresas altamente cualificadas,
principalmente compañías
eléctricas Europeas, ya que la experiencia
indica que una sola empresa
no tiene la capacidad para
acometer los alcances de los proyectos,
así como para reducir el
riesgo económico que conllevan
los mismos. Por estas exigencias,
el marco cooperativo se amplia internacionalmente.
Adicionalmente,
una presencia internacional de estas
características ofrece un canal
adicional de difusión y aplicación
de iniciativas innovadoras diseñadas
inicialmente para satisfacer necesidades
locales o para formar
parte de diseños avanzados.
Como consecuencia del grado
de desarrollo alcanzado por las
empresas colaboradoras, la diversidad
de los servicios que se ofrecen
es total en el campo de servicios
nucleares. El mayor valor
añadido está en la capacidad de
integrar dichos servicios puramente
técnicos con la experiencia operativa
como resultado de la disponibilidad
de expertos que están
llevando a cabo in situ los mismos
o similares proyectos a los que se
desarrollan en las centrales de ámbito
internacional. Asimismo, el
grado de experiencia adquirido a
lo largo de los años de desarrollo
de las actividades en este marco,
All the above benefits the final marketing of the
developed product, because it provides on one hand a
high-tech application based on use of the current state
of the art, and on the other a very competitive cost/profit
ratio by ensuring that the costs applied to the new
product will be maintained through a commitment to
continuity and integration of collaborating partners in
future developments.
INTERNATIONAL CONTEXT
Along with the messages conveyed regarding
technological innovation and competitiveness, there is
much talk about market globalization. In fact, the above
described process becomes truly meaningful only within
the context of an internationalized economy.
The process of deregulation and opening up of
markets taking place in Spain is common to other
countries. For this reason and for many others, always
related to globalization, the challenges and
opportunities for technological development are not
limited to the national arena. In the case of nuclear
technology, there are currently opportunities for
collaboration in central and eastern Europe, in
advanced plants (AP) and in international nuclear fusion
programs.
In the first case, the opportunities are provided by the
demand for cooperation and technological assistance in
matters of nuclear safety in the central and eastern
European countries through programs promoted by
different international financial institutions, such as the
European Commission, the European Bank for
Reconstruction and Development, or the World Bank,
which are complemented by smaller bilateral programs
funded by the Spanish government.
In the second case (AP), the growing energy needs in
developing countries and the need to balance the
opposing interests of industrialized countries and
developing countries, as regards production of “clean”
energy by limiting CO2 emissions, create a demand for
nuclear technology that is met through alliances and
international collaboration.
The third case, of lesser importance, refers to
scientific and technological participation in
international nuclear fusion programs.
CENTRAL AND EASTERN EUROPE
The Spanish Electricity Sector’s interest in this area,
along with the rest of the electric utilities in Europe and
around the world, stems from a concern that the Sovietdesigned
power plants do not meet the safety
requirements stipulated in the West, which could
potentially result in a nuclear incident that, if it did
occur, could seriously endanger the use of this energy
source. Therefore, any initiative aimed at preventing this
situation contributes both to improving safety and to
protecting assets.
From a business perspective, the interest in this type
of program is part of the strategy of maintaining the
technological capabilities acquired in the Spanish
nuclear program, by transferring operating practices and
methodologies that have proven to be very capable of
meeting the needs existing in these countries.
In view of the above, the logical thing to do is to
encourage courses of action that leverage the Spanish
Electricity Sector’s competitive position on the
international market through the provision of
technological support services that promote and
consolidate the synergic involvement of Spanish
industrial firms.
The current political situation, together with the
tendency of International Financial Institutions to
undertake the development of high-budget projects,
makes it necessary to take part in multinational
consortiums with highly qualified firms, mainly
European electrical utilities, since experience has shown
that a single company is not able to take on these
projects by itself, and also to reduce the economic risk
involved in these projects. As a result, the cooperative
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R e v i s t a S N E

framework is extended to the international arena. In
addition, an international presence of this nature offers
an additional channel for disseminating and applying
innovative initiatives initially designed to meet local
needs or to form part of advanced designs.
As a result of the degree of development attained by
the collaborating firms, a full range of services is offered
in the nuclear field. The higher added value is provided
by the ability to integrate these purely technical services
with the operating experience, thanks to the availability
of experts who are implementing on site the same
projects or projects similar to those developed in
internationally-based plants. In addition, the degree of
experience gained throughout the years of project
development in this framework, combined with the
progressively enhanced knowledge of Russian
technology designs, ensures that the commitments
acquired with the beneficiaries will be adequately
fulfilled.
ADVANCED PLANTS
Developing more competitive and more safetycompliant
designs requires an effort that transcends
national borders and involves several factors.
On one hand, it seems logical to take part in the
definition of future plant requirements and to try to
conjugate, or at least be aware of, the different postures
in this respect that are of any relevance to the world
market. On the other hand, a truly effective
technological absorption with views to exploitation
requires an active participation in those plant designs
that are reasonably expected to achieve commercial
success. Finally, the above strategy becomes particularly
meaningful when there is actual participation in the
construction and operation of the new plants.
Implementation of the above strategy has allowed the
Spanish industry to become involved in technologically
innovative developments and to maintain its
competitive worldwide position in an increasingly
globalized context. This participation is based on the
sale of equipment and services for a value now
exceeding 5,000 million pesetas.
Of special note, because of their obvious
technological interest, are all the activities associated
with the area of instrumentation and control, where
there has been significant participation in:
- Design and development of reactor control displays.
- Development of alarm prioritization methodologies.
- Design and manufacture of different advanced
boards, in particular for the Control Room.
- Implementation of advanced real-time simulation
models of the NSSS system.
Achieving these contracts in an fiercely competitive
environment, as well as a brilliant execution in terms of
quality and schedule, is good proof that the Spanish
nuclear industry continues to be on the cutting edge of
technology and is maintaining a high level of
competitiveness.
INTERNATIONAL NUCLEAR FUSION
PROGRAMS
Throughout the years, fusion research has represented
a major source of scientific and technological
knowledge in a wide range of fields (plasma production,
magnetic coils and superconductivity, fuel in
micropellets, high-power radio frequency and
microwave systems, high energy ion bundles, power
lasers, active gas treatment, advanced materials with
high thermal pulse features and high power density,
pulsed power electronics, etc.).
Consequently, this research has resulted in a very
important source of advanced technology transfer to the
industry, with which it has always been closely
connected both in the field of equipment manufacture
(device design and construction) and in equipment
operation and maintenance.
unido a la mejora progresiva de
los conocimientos de los diseños
de la tecnología rusa, garantiza un
adecuado cumplimiento de los
compromisos adquiridos con los
beneficiarios.
LAS CENTRALES AVANZADAS
La consecución de diseños más
competitivos y aún más exigentes
con la seguridad requiere un esfuerzo
que transciende las fronteras
nacionales y presenta varias facetas.
Por un lado, parece lógico participar
en la definición de los requisitos
de las futuras centrales y tratar
de conjugar, o al menos ser consciente,
de las distintas posturas al
respecto con relevancia en el mercado
mundial. Por otro, una absorción
tecnológica realmente efectiva
y con visos de ser explotada, obliga
a participar activamente sólo en
aquellos diseños de centrales que
presenten expectativas razonables
de alcanzar el éxito comercial. Por
último, le estrategia anterior cobra
todo su significado cuando se participa
realmente en la construcción
y explotación de las nuevas centrales.
Los implantación de la anterior
estrategia ha permitido a la industria
española implicarse en desarrollos
tecnológicamente innovadores
y mantener su capacidad competitiva
en un contexto cada vez más
globalizado a nivel mundial. Esta
participación se ha concretado en
la venta de equipos y servicios por
un valor que ya supera los 5.000
millones de pesetas.
Cabe reseñar de forma especial,
por su indudable interés tecnológico,
todas las actividades asociadas
al área de instrumentación y control,
donde se ha participado de
forma importante en:
- Diseño y desarrollo de los displays
de control del reactor.
- Desarrollo de metodologías de
priorización de alarmas.
- Diseño y fabricación de diversos
paneles avanzados, en particular
los de la Sala de Control.
- Implantación de modelos avanzados
de simulación en tiempo real
del sistema NSSS.
La consecución de estos contratos,
en un entorno competitivo intenso,
así como una ejecución en
calidad y plazos brillante, es una
buena muestra de que la industria
nuclear española sigue estando en
posiciones de vanguardia tecnológica,
manteniendo un alto nivel de
competitividad.
LOS PROGRAMAS
INTERNACIONALES DE FUSIîN
NUCLEAR
A lo largo de los años las investigaciones
en fusión han representado
una fuente importante de integración
de conocimientos
científicos y tecnológicos en una
amplia variedad de campos (producción
de plasmas, bobinas
magnéticas y superconductividad,
combustible en micropastillas, sistemas
de radiofrecuencias y microondas
de mucha potencia, haces
de iones de alta energía,
láseres de potencia, tratamiento
de gases activos, materiales avanzados
con altas prestaciones a
pulsos térmicos de alta densidad
de potencia, electrónica de potencia
pulsada,etc…).
Consecuentemente, dichas investigaciones
han supuesto una
fuente muy importante de transferencia
de tecnología avanzada a la
industria con la que siempre han
mantenido una fuerte conexión
tanto en el campo de la fabricación
de equipos (diseño y construcción
de dispositivos), como en el de
operación y mantenimiento de los
mismos.
Aunque la involucración directa
de las empresas eléctricas en los
programas de fusión no ha sido ni
constante ni muy agresiva, ya que
su actividad gravita en torno a otras
tecnologías energéticas emergentes
con posibilidades de implementación
a más corto plazo, sí ha existido
un constante interés por seguir
dichos programas de manera cercana
dado su alto impacto en el desarrollo
y competitividad industrial y
sus grandes expectativas de futuro.
Este interés se traduce en el objetivo
de realizar un seguimiento
coordinado del desarrollo científico,
tecnológico e industrial de la
fusión nuclear como alternativa
energética en el siglo XXI. Dicho
seguimiento debe permitir al sector
eléctrico español estar en las condiciones
adecuadas para responder
a las posibles demandas que en el
futuro puedan surgir de los hitos y
decisiones resultantes de los programas
de investigación y desarrollo
de la fusión.
Las actuaciones con implicación
tecnológica más directa a nivel nacional
consisten en el apoyo mediante
contratos y proyectos de colaboración
a las instituciones
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R e v i s t a S N E

DESARROLLO TECNOLÓGICO
oficiales españolas que trabajan
activamente en fusión, el apoyo a
la participación de las industrias
españolas en proyectos internacionales
tipo JET, ITER,.. y colaboración
en la promoción a nivel industrial
de las tecnologías de
fusión.
Estas actuaciones se basan en el
firme convencimiento de que la
Fusión Nuclear supone un fuerte
incentivo para abordar problemas
tecnológicos y científicos de frontera
por la industria española que
potencia su competitividad en los
mercados internacionales.
DTN
CONCLUSIONES
A lo largo del artículo se ha visto
como es posible conjugar el binomio
tecnología- competitividad
con éxito, arrojando como resultado
la potenciación de una capacidad
tecnológica española que
hace eficiente el parque español
de CCNN, ,proyecta la industria
española hacia el exterior y crea
riqueza en unas condiciones de
mercado cada vez más exigentes,
manteniendo un nivel de actividad.
Antonio CASTRO GALVÁN
Director de Aplicaciones Tecnológicas / Director of Technological Applications.
Manuel MARCO PELEGRÍN
Director del Area de Centrales Avanzadas / Director of Advanced Plant Division.
Ricardo SALVE GALIANA
Director de I+D / Director of several R&D projects.
José Antonio TAGLE GONZÁLEZ
Director del Área de Fusión / Director of Fusion Division.
Juan VALLEJO HAYA
Responsable del área de Apoyo Tecnológico / head of the Technological Support
area.
Although the direct involvement of electrical utilities in
fusion programs has been neither constant nor very
aggressive, since their business focuses on other emerging
energy technologies with a more short-term
implementation potential, there has been a constant
interest in keeping a close eye on these programs because
of their strong impact on industrial development and
competitiveness and tremendous prospects for the future.
This interest has led to the objective of undertaking the
coordinated tracking of scientific, technological and
industrial development of nuclear fusion as an energy
alternative for the 21st century. This tracking should allow
the Spanish electricity sector to be in a good position to
address any possible demands that may arise in the future
from the milestones and resulting decisions of fusion
research and development programs.
The activities with the most direct technological
implications nationwide are the support, through
collaboration projects and contracts, of official Spanish
institutions that are actively involved in fusion, support of
Spanish industry participation in international projects
such as JET, ITER, etc., and collaboration in promoting
fusion technologies at the industrial level.
These actions are based on a firm conviction that
Nuclear Fusion provides a strong incentive to the Spanish
industry to address technological and scientific issues so as
to leverage its competitiveness on international markets.
CONCLUSIONS
This article has discussed how it is possible to
successfully combine the technology-competitiveness
binomial, resulting in a leveraging of the Spanish
technological capability that provides for efficient
operation of the Spanish NPP park, a projection of Spanish
industry outside its borders, and creation of wealth under
increasingly demanding market conditions while
maintaining the level of activity.
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JUEVES NUCLEAR
LA VICE-PRESIDENTA
DE LA UE HACE
HINCAPIÉ EN EL
PAPEL CLAVE DE LA
ENERGÍA NUCLEAR
La vicepresidenta de la
Comisión Europea, Loyola
de Palacio, ha destacado el
papel clave que desempeña
la energía nuclear en el desarrollo
de una política
energética europea ‘sostenible’.
La Sra. de Palacio,
quien también es Comisaria
de transporte y energía de la
PLACA CONMEMORATIVA
Durante la celebración de la Jornada sobre Las Centrales
Nucleares en 1999: Experiencias y Perspectivas, el
Presidente de la Sociedad Nuclear Española, José Domingo
Pérez Alonso, hizo entrega de una placa a Javier Olaso,
Presidente de Nuclenor, conmemorando el 29 Aniversario
de la conexión a la red eléctrica de la Central Nuclear de
Santa María de Garoña.
El pasado 27 de abril, José
Manuel Perlado Martín ofreció
una conferencia bajo el
título “La investigación en
los sistemas de transmutación
de residuos radiactivos”
en esta ya tradicional convocatoria
de los Jueves Nucleares
de la Sociedad
Nuclear Española. José Manuel
Perlado es Catedrático
de Física Nuclear en la
Escuela Técnica Superior de
Ingenieros de Industriales de
Madrid, así como Miembro
del Grupo de Expertos en
Fusión por Confinamiento
Inercial de la Unión Europea
y la OIEA. Actualmente trabaja
en el experimento N-
TOF (CERN).
UE, ha dicho: “Europa tiene
que comprender claramente
el importante papel de la
energía nuclear, que contribuye
en un 35% a la producción
eléctrica de Europa.
Un cierre nuclear minaría
de forma significativa la posibilidad
de que Europa
afronte dos retos (claves); la
sostenibilidad del crecimiento
económico, que se
vería comprometida por la
mayor dependencia de
Europa de las importaciones,
y el cumplimiento de
los compromisos de Kioto.
“En cuanto a este último,
tenemos que examinar también
como la energía nuclear
puede contribuir mejor
a la implantación de los mecanismos
flexibles” – los
mecanismos de comercio
acordados en principio en la
conferencia de cambio climático
de Kioto celebrada
en 1997 y que se discutirán
en detalle durante la conferencia
COP 6 del presente
año que se celebrará en la
Haya.
La Sra. de Palacio también
destacó la importancia del
desarrollo de las fuentes
energéticas renovables, que
ha descrito como “una solución
de medio a largo plazo,
(pero) una gran solución”.
La Comisaria hizo estas
observaciones en el contexto
de un discurso que pronunció
al Centro de Política
Europea con sede en
Bruselas (www.theepc.be).
Bajo el título de Energía y
transporte – una estrategia
europea para el desarrollo
sostenible en el siglo XXI –
la Sra. de Palacio ha definido
la sostenibilidad como
“un concepto global que
abarca no solo la protección
del medio ambiento y las
condiciones de vida de las
generaciones actuales y futuras,
sino también las necesidades
de las sociedades
modernas de producción
competitiva, empleo y aspectos
sociales”.
La Sra. de Palacio dijo
que en la actualidad, la UE
se enfrenta a tres grandes retos
económicos y medioambientales:
· Una nueva tendencia hacia
una mayor dependencia
de los combustibles fósiles,
y el aumento correspondiente
de las emisiones de CO2.
La UE se había comprometido
en Kioto a reducir las
emisiones en un 8% comparado
con los niveles de
1990 durante el período del
2008 al 2012. Sin embargo,
las últimas proyecciones indican
que, en el año 2010,
las emisiones de CO2 en realidad
podrían subir un 7% si
no se introduce ninguna
nueva política substancial.
· Una tendencia hacia una
mayor dependencia de las
importaciones de energía,
que podría perjudicar la seguridad
del suministro. En
los supuestos de ‘continuar
como hasta ahora’, la dependencia
total de las importaciones
en la UE subiría
desde el 50% actual hasta
un 60% ó 70% en el año
2020. En concreto, es probable
que aumente la dependencia
de las importaciones
de gas natural desde
el 40% actual hasta casi el
70% en el año 2020. Los recientes
acontecimientos en
los mercados mundiales de
petróleo también han puesto
de relieve la “fragilidad” de
Europa – “una fragilidad que
ha sido olvidada durante los
últimos 15 años”.
· Una tendencia de crecimiento
continuo de la demanda
de transporte, que
parecía que iba a seguir el
mismo rito que el crecimiento
económico global y
estar basado cada vez más
en el transporte terrestre y
aéreo. El aumento de la congestión
de tráfico no solo estaba
afectando al medio ambiento,
sino también
empezaba a afectar a la
competitividad de la industria
europea, así como a la
“movilidad sostenible” en
general.
La Sra. de Palacio concluyó
su discurso diciendo:
“Desafortunadamente, no
existe ninguna ‘llave dorada’
que pueda abrir sin más la
puerta del paraíso de la sostenibilidad.
Para hacer progresos,
lo más probable es
que tengamos que avanzar
en todos los sectores – industria,
consumidores a pequeña
escala y residenciales,
y transporte. Además,
tendremos que aprovechar
todos los medios e instrumentos
posibles, como son
la regulación, acuerdos voluntarios,
incentivos financieros,
concienciación pública
y, sobre todo, un
régimen de precios que permita
incorporar en la toma
de decisiones el coste real
de la energía y el transporte.”
Fuente: Centro de Política
Europea / Foratom
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VISITA DE LA
SOCIEDAD NUCLEAR
SUIZA A ESPAÑA
La representación suiza durante su
visita a Trillo, con el jefe de la
central, Víctor Sola. Por parte de la
SNE, les acompañó Antonio Marco.
El pasado 7 y 8 de abril
tuvo lugar la visita de la
Sociedad Nuclear Suiza a
nuestro país. El objetivo de
la misma era conocer el
funcionamiento de la
Sociedad Nuclear Española
así como la experiencia de
Congreso sobre
Códigos en Barcelona
Durante los días 10 a 13
de abril se celebró en
Barcelona el Congreso
"OECD-CSNI Workshop on
advanced thermal-hydraulic
and neutronic codes: Current
and future applications".
El Congreso fue patrocinado
por el CSNI; la
organización corrió a cargo
del CSN y la UPC, con la
colaboración de UNESA. El
Congreso ha sido en cierto
modo continuación y actualización
del Congreso de
Annapolis (1996), que tuvo
una gran repercusión internacional.
En ambos congresos
se han ido marcando las
líneas maestras que deben
seguirse en el desarrollo,
que ya está en curso, de los
nuevos códigos termohidráulicos.
Los prinpales temas
que se analizaron fueron:
- Los planes internacionales
a largo plazo referidos a
la investigación y el desarrollo
de códigos termohidráulicos,
con especial énfasis
dos centrales españolas: la
CN José Cabrera, por ser
una central que ha obtenido
licencia de operación
extendiendo su vida
de diseño inicial, y la
CN Trillo, por ser una
central de tecnología
alemana operando en
España.
Cabe destacar la intención
decidida de colaborar
con la Sociedad
Nuclear Española en
el futuro, y la inmejorable
impresión que las dos
centrales produjeron a los
visitantes, entre los cuales
se encontraban: Dr. Peter
H. Hirt, Presidente de la
Sociedad Nuclear Suiza y
Director de Gösgen; Dr. Urs
Blumer, Secretario de la
Sociedad Nuclear Suiza y
Responsable de la División
del Círculo de Sulzer; Dr.
Willem Van Doesburg,
Responsable de Seguridad
en el Organismo Regulador
Suizo (HSK); y Ms. Margret
Baumann, Representante de
las Jóvenes Generaciones
Suizas que trabaja en
Ingeniería Química del PSI.
en las mejoras de los modelos
termohidráulicos y métodos
numéricos.
- Uso y aplicación de los
códigos de estimación óptima.
Los requisitos exigidos
para su validación y el cálculo
de incertidumbres en el
análisis de secuencias.
- Acoplamiento de códigos
termohidráulicos y neutrónicos
y aplicaciones en
temas de seguridad.
Reorganización
del CSN
Los cambios producidos
en el sector eléctrico a raíz
de la Ley 54/1997 hicieron
imprescindible reforzar la
actividad inspectora y de
control de la experiencia
operativa y la seguridad de
las centrales nuclerares.
Posteriormente, la Ley
14/1999 atribuye al Consejo
de Seguridad Nuclear nuevas
competencias en materia
de protección radiológica
del público y del medio
ambiente en todo el territorio
español, calificación y
CENTRALES NUCLEARES ESPAÑOLAS
ALMARAZ
ENDESA 36%, IBERDROLA 53%,
UFSA 11%
Almaraz I Marzo Acumulado Acumulado
973,5 MW en el año a origen
Producción bruta MWh 711.954 2.106.822 117.774.151
Producción neta MWh 685.364 2.029.612 113.107.739
Horas acoplado h 743 2.183 136.211,50
Factor de carga % 98,43 99,14 75,69
Factor de operación % 100,00 100,00 82,13
Disparos no programados 0 0 76
Paradas programadas 0 0 29
Paradas no programadas 0 0 17
ENDESA 36%, IBERDROLA 53%, UFSA 11%
Almaraz II Marzo Acumulado Acumulado
982,6 MW en el año a origen
Producción bruta MWh 712.980 2.100.870 114.323.400
Producción neta MWh 688.039 2.029.785 110.127.638
Horas acoplado h 743 2.183 127.708,00
Factor de carga % 97,66 97,94 84,24
Factor de operación % 100,00 100,00 88,39
Disparos no programados 0 0 56
Paradas programadas 0 0 20
Paradas no programadas 0 0 17
ASCÓ
Ascó I Marzo Acumulado Acumulado
979,1 MW en el año a origen
Producción bruta MWh 208.310 1.601.550 108.589.532
Producción neta MWh 196.649 1.536.909 104.424.804
Horas acoplado h 239,07 1.679,07 120.946,15
Factor de carga % 28,63 74,93 79,24
Factor de operación % 32,10 76,92 82,94
Disparos no programados 1 1 81
Paradas programadas 1 1 18
Paradas no programadas 0 0 15
FECSA 45%, ENDESA 40%, IBERDROLA 15%
Ascó II Marzo Acumulado Acumulado
1.014,8 MW en el año a origen
Producción bruta MWh 751.560 2.205.760 101.119.460
Producción neta MWh 724.062 2.128.062 97.441.193
Horas acoplado h 743 2.183 111.371,15
Factor de carga % 99,68 99,57 84,86
Factor de operación % 100 100 87,99
Disparos no programados 0 0 43
Paradas programadas 0 0 18
Paradas no programadas 0 0 3
COFRENTES
FECSA 60%, ENDESA 40%
IBERDROLA 100%
Marzo Acumulado Acumulado
1.025 MW en el año a origen
Producción bruta MWh 749.400 2.168.220 114.071.165
Producción neta MWh 723.810 2.093.390 109.876.730
Horas acoplado h 743 2.183 120.464,49
Factor de carga % 98,36 96,86 86,11
Factor de operación % 100 100 88,74
Disparos no programados 0 0 81
Paradas programadas 0 0 31
Paradas no programadas 0 0 34
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SECCIONES FIJAS
JOSÉ CABRERA
UFSA 100%
160 MW Marzo Acumulado Acumulado
en el año a origen
Producción bruta MWh 110.961 328.826 29.587.887
Producción neta MWh 104.618 309.559 28.115.109
Horas acoplado h 743 2.183 210.966,85
Factor de carga % 93,34 94,14 67,15
Factor de operación % 100 100 76,61
Disparos no programados 0 0 134
Paradas programadas 0 0 n/d
Paradas no programadas 0 0 n/d
Sta. Mª DE GAROÑA
ENDESA 50%, IBERDROLA 50%
466 MW Marzo Acumulado Acumulado
en el año a origen
Producción bruta MWh 345.945 1.001.168 84.742.594
Producción neta MWh 330.452 957.054 80.514.916
Horas acoplado h 743,00 2.164,25 196.100,43
Factor de carga % 99,92 98,42 72,67
Factor de operación % 100 99,14 77,43
Disparos no programados 0 0 127
Paradas programadas 0 0 37
Paradas no programadas 0 1 56
TRILLO I
UFSA 34,5%, IBERDROLA 48%,
HC 15,5%, NUCLENOR 2%
1.066 MW Marzo Acumulado Acumulado
en el año a origen
Producción bruta MWh 773.718 2.303.594 90.339.861
Producción neta MWh 728.854 2.170.852 84.613.799
Horas acoplado h 731,5 2.171,5 88.060
Factor de carga % 97,89 98,99 82,14
Factor de operación % 98,45 99,47 84,74
Disparos no programados 0 0 11
Paradas programadas 0 0 15
Paradas no programadas 0 0 21
VANDELLÓS II
1.081,7 MW Marzo Acumulado Acumulado
en el año a origen
Producción bruta MWh 802.370 2.357.025 90.412.761
Producción neta MWh 771.497 2.266.388 86.577.790
Horas acoplado h 743 2.183 93.343,23
Factor de carga % 99,83 99,81 83,38
Factor de operación % 100 100 86,55
Disparos no programados 0 0 35
Paradas programadas 0 0 14
Paradas no programadas 0 0 9
ENDESA 72%, IBERDROLA 28%
gestión de residuos radiactivos,
coordinación en situaciones
excepcionales que
puedan afectar a la seguridad
nuclear en actividades no reguladas
por la legislación nuclear
y aprobación de normas
de carácter técnico.
El Real Decreto 469/2000,
de 7 abril, publicado en el
B.O.E. el 10 de mayo, es la
respuesta a ese reforzamiento
de ciertas áreas de actuación
del Consejo de
Seguridad Nuclear y la necesidad
de hacer frente a las
nuevas atribuciones. Según
este Real Decreto, al frente
de la estructura orgánica básica
del Consejo de
Seguridad Nuclear se encuentran
el Presidente, asistido
por dos Consejeros, y el
Vicepresidente, asesorado
por un Consejero. Del
Presidente depende directa-
mente el Secretario General,
y de éste, a su vez, la Dirección
Técnica de Seguridad
Nuclear, la Dirección
Técnica de Protección
Radiológica y la Subdirección
General de Personal
y Administración. Por su parte,
de la Dirección Técnica
de Seguridad Nuclear dependen
la Subdirección General
de Instalaciones Nucleares,
la Subdirección General de
Ingeniería y la Subdirección
General de Tecnología
Nuclear. De la Dirección
Iniciamos en este número
de Nuclear España una nueva
sección que, bajo el título
Publicaciones del Sector,
pretende dar a conocer
aquellas publicaciones que
ven la luz relacionadas con
el sector nuclear.
Vídeo divulgativo
El Foro de la Industria
Nuclear Española ha desarrollado
recientemente un
vídeo con fines divulgativos
sobre la energía nuclear en
España. En una producción
de 12 minutos, el vídeo presenta
el papel fundamental
que juega la energía en la vida
cotidiana y lo fundamental
que es hacer un uso racional
de la misma. Se
muestran las distintas formas
de producir electricidad, haciendo
mayor hincapié en la
energía nuclear y en el funcionamiento
de un reactor
nuclear.
Adecuación
de la Estructura
Organizativa
de TECNATOM
Tecnatom ha puesto en
marcha su Plan Operativo
para el periodo 2000-2003,
lo que ha requerido, entre
otros aspectos, adecuar la estructura
organizativa a la
nueva estrategia definida,
orientando las funciones de
las distintas áreas de trabajo
a la consecución de los objetivos
establecidos.
Técnica de Protección
Radiológica dependen la
Subdirección General de
Protección Radiológica
Ambiental, la Subdirección
General de Protección Radiológica
Operacional y la
Subdirección General de
Emergencias. Y de la Subdirección
General de Personal
y Administración dependen
la Asesoría Jurídica y la
Subdirección General de
Planificación, Sistemas de
Información y Calidad.
Cualquier persona interesada
puede solicitar una copia
gratuita en VHS, escribiendo
a:
correo@foronuclear.org
Nueva presentación
de la revista INFO
El Boletín Informativo que
la Central Nuclear de Santa
María de Garoña lleva publicando
desde 1988 ha adoptado
un nuevo formato.
Desde Nuclear España queremos
felicitar esta iniciativa
tomada hacia la adaptación
de los nuevos tiempos y lectores.
La revista INFO se obtiene
de manera gratuita. Si
está interesado en recibirla o
bien en visitar las instalaciones
de la central, puede ponerse
en contacto con la
Sección de Relaciones
Exteriores de Nuclenor.
(Teléfono: 947 34 94 00, ext.
221)
Con Antonio Alonso Ramos
como Director General,
las nuevas áreas de trabajo
definidas, sus funciones y
responsables, son los siguientes:
ÁREA DE EXPLOTACIÓN
(Responsable: Luis Yagüe)
Tendrá la función de suministrar
todos los servicios de
Tecnatom, desde una triple
perspectiva: la satisfacción
del cliente, el desarrollo eficiente
de los proyectos desde
el punto de vista de su rentabilidad
y la disponibilidad de
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los medios y recursos técnicos
y humanos necesarios,
así como la mejora continua
de los procedimientos de actuación.
ÁREA DE DESARROLLO
TECNOLÓGICO Y DE MER-
CADOS (Mariano Cereceda)
Orientada a adecuar el nivel
tecnológico de Tecnatom
a las exigencias del mercado,
el desarrollo de la actividad
comercial en los mercados
objetivo y la venta de
productos.
ÁREA DE RECURSOS HU-
MANOS Y ORGANIZA-
CIÓN (Javier Brime)
Enfocada hacia la mejora
continua de la organización
y la gestión de los Recursos
Humanos.
ÁREA DE SISTEMAS DE
INFORMACIÓN (Rafael
Vargas)
Con la función de actualizar
tecnológicamente los sistemas
de información y gestionar
el conocimiento de
Tecnatom.
ÁREA ECONÓMICO-FI-
NANCIERA Y SERVICIOS
GENERALES (José Manuel
Mourín)
Con el cometido de la
gestión económica y financiera
de Tecnatom, la administración
del personal y los
servicios generales.
ÁREA DE CALIDAD, SE-
GURIDAD Y MEDIO AM-
BIENTE (José Manuel
Corrales)
Esta área se orienta al seguimiento
y control de la
eficiencia de los procesos
internos, al cumplimiento de
los requisitos de la normativa
aplicable y de las especificaciones
de los clientes y a
la integración y optimización
de los sistemas de calidad,
seguridad y medio ambiente.
Con esta nueva organización,
Tecnatom pretende
adaptarse a los cambios del
entorno y seguir desempeñando
un importante papel
en el ámbito nuclear, contribuyendo
a la seguridad y
rentabilidad de las centrales,
además de incrementar su
presencia en otros nuevos
mercados sinérgicos con sus
capacidades.
ADEMI
La Asociación de Empresas
de Montajes y Mantenimientos
Industriales (ADE-
MI) ha renovado los cargos
de su Junta Directiva, en
Asamblea celebrada el pasado
10 de abril.
A continuación detallamos
la composición del
nuevo Consejo Directivo de
ADEMI:
Presidente:
Antonio Barrenechea
(TAMOIN)
Vicepresidente:
Fernando Azaola
(ELECNOR)
Alfonso González
(INABENSA)
Tesorero: Antonio Bá
(EMMSA)
Vocales: José Mª Resines
(ABB-SADESPA)
Eugenio Llorente (COBRA)
Antonio Benítez (MASA)
Fernando Herrero (TICSA).
ÍNDICE DE ANUNCIANTES
6 ASCÓ - VANDELLÓS II
2ªC BORG
4ªC COGEMA
7 DTN
2 EMPRESARIOS
AGRUPADOS
4 ENUSA
14 INITEC
8 LAINSA
3ªC SENDA MULTIMEDIA
13 TECNATOM
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