På svenska - Kärnkraftsäkerhet och Utbildning AB

2008 

Erfarenheter från driften av 

de svenska kärnkraftverken

2 

S 

Årsrapporten Erfarenheter från driften av de 

svenska kärnkraftverken 2008 produ ceras av 

Enheten för erfarenhetsåterföring vid 

Kärn kraft säkerhet och Utbildning AB. 

Den ges också ut i en engelsk version. 

Layout och original: Kärnkraftsäkerhet och Utbildning AB 

Foto: Oskarshamns Kraftgrupp AB 

Forsmarks Kraftgrupp AB 

Ringhals AB 

Omslagets foto: Ringhals AB 

Tryckning: Österbergs & Sörmlandstryck AB 

äkerheten vid de svenska kärnkraftsanläggningarna har 

under året varit hög, trots störningar som gett upphov till längre stillestånd hos 

några anläggningar. Ett antal förbättringar har gjorts för att ytterligare förstärka 

säkerheten vid anläggningarna. 

År 2008 blev elproduktionen från kärnkraftsanläggningarna 61,3 TWh, vilket 

motsvarade 43 % av totalproduktionen av elektricitet i Sverige under året. 

Den totala genomsnittliga energitillgängligheten blev lägre än före gående år. 

För kokvattenreaktorerna uppgick tillgängligheten till 78 %, vilket är lägre än 

medelvärdet för de senaste fem åren, cirka 84 %. För tryckvattenreaktorerna blev 

energitillgängligheten cirka 87 % för 2008, vilket är ungefär lika mycket som 

medelvärdet för de senaste fem åren. 

Oskarshamn 3 och Forsmark 3 hade långa avställningar beroende på sprickor i 

styrstavarna, vilket var en bidragande orsak till de dåliga siffrorna för kokvattenreaktorerna. 

På tryckvattenreaktorsidan var det Ringhals 2 som med sina problem 

med hjälpmatarvattenkapaciteten orsakade en längre avställning. 

Under året startades kursverksamheten i den för samtliga svenska verk gemensamma 

underhållsutbildningen vid Barsebäcksverket. Här tränas el- och 

mekunderhållspersonal i verkslik miljö och med verkliga komponenter och system 

innan de utför sina arbeten i skarpt läge vid våra kärnkraftverk. Utbildningen har 

fått ett positivt mottagande och även internationell uppmärksamhet. 

Åke Karlsson 

Verkställande direktör 

Ringhals 

Barsebäck 

KSU 

Oskarshamn 

Forsmark 

ÅR-99-002

KÄRNKRAFTSÄKERHET OCH UTBILDNING AB, KSU 

KSU är de svenska kärnkraftverkens centrum för utbildning och simulatorträning. 

En betydande del av drift- och underhållspersonalens kompetens byggs 

upp och underhålls genom KSUs utbildningsverksamhet, som under 2008 

omfattade cirka 3 120 kursdagar. Företaget producerar och förvaltar också 

läromedel för utbildningen. 

KSU analyserar drifterfarenheter från världens alla kärnkraftverk och informerar 

de svenska kärnkraftverken. KSUs analysgrupp informerar samhällets 

beslutsfattare och opinionsbildare om kärnkraftssäkerhet, joniserande 

strålning och riskjämförelser mellan olika energiformer. 

Företaget bildades 1972 och ägs till 25 % vardera av Barsebäck Kraft AB, 

Forsmarks Kraftgrupp AB, OKG AB och Ringhals AB. KSU ingår i Vattenfallkoncernen. 

KSU har sitt huvudkontor i Studsvik med utbildningsenheter i Barsebäck, 

Ringhals, Forsmark och Oskarshamn. Företaget har cirka 270 anställda, 

varav cirka 90 vid utbildningsenheterna. 

Sedan starten har nära 1,5 miljarder kronor investerats i simulatorer och 

kringutrustning – de senaste åren i genomsnitt 140 miljoner kronor per år. 

WANO 

WANO (World Association of Nuclear Operators) är en internationell 

organisation som bildades 1989 för att öka kärnkraftens säkerhet och tillförlitlighet 

genom erfarenhetsutbyte inom olika områden. 36 länder med 

sammanlagt cirka 440 kärnkraftverk är medlemmar. KSU svarade under 

2008 för de svenska kärnkraftsbolagens medlemskap i WANO. WANO 

är organiserat i fyra regioner med regionkontor i Atlanta, Moskva, Paris 

och Tokyo samt ett samordnande kontor i London. KSU ingår i WANOs 

Parisregion. 

INNEHÅLL 

KSU ...............................................2 

Introduktion ..................................3 

Historik 

Jämförelse mellan Sveriges reaktorer ....4 

Sveriges reaktortyper 

BWR (kokvattenreaktor) ....................6 

PWR (tryckvattenreaktor) ..................7 

Drifterfarenheter 2008 

Forsmark 1 ........................................8 

Forsmark 2 ......................................10 

Forsmark 3 ......................................12 

Oskarshamn 1 .................................14 

Oskarshamn 2 .................................16 

Oskarshamn 3 .................................18 

Ringhals 1 .......................................20 

Ringhals 2 .......................................22 

Ringhals 3 .......................................24 

Ringhals 4 .......................................26 

Särskild rapportering ....................28 

Styrstavsproblem ..............................28 

Elproduktionen i Sverige 2008 .....30 

Läsanvisningar 

Produktionsuppgifternas definitioner ..31 

INES definition ................................31 

3

Historik 

Jämförelse mellan sveriges reaktorer 

4 

Kärnkraftverk Reaktortyp Elektrisk effekt (MWe) Termisk effekt Start kommersiell 

en e r g i t i l l g ä n g l i g h e t 

BWR: 

Energitillgängligheten hos de svenska kokvattenreaktorerna 

blev bättre än det internationella genomsnittet för 2008, 

74,7 %. Skillnaden blev dock inte lika stor som förra året. Det 

svenska värdet blev 77,8 %. Oskarshamn 1 och 2 lyckades bäst 

med drygt 88 % vardera. 

Netto Brutto MWt drift (år) 

Barsebäck 1* BWR 600 615 1800 1975 

Barsebäck 2** BWR 600 615 1800 1977 

Forsmark 1 BWR 978 1025 2928 1980 

Forsmark 2 BWR 990 1038 2928 1981 

Forsmark 3 BWR 1170 1232 3300 1985 

Oskarshamn 1 BWR 473 487 1375 1972 



Ringhals 1 BWR 859 908 2540 1976 

Ringhals 2 PWR 870 910 2652 1975 

Ringhals 3 PWR 1040 1086 2992 1981 

Ringhals 4 PWR 915 970 2775 1983 

* Avställd 1999 BWR = Boiling Water Reactor - Kokvattenreaktor 

** Avställd 2005 PWR = Pressurized Water Reactor - Tryckvattenreaktor 

WANOs jämförelsetal för 2008 

(årsmedelvärde) 

BWR 

74,7 % = medelvärde 

PWR 

84,3 % = medelvärde 

PWR: 

Energitillgängligheten hos de svenska tryckvattenreaktorerna 

blev högre än det internationella genomsnittet för 2008, 

84,3 %. Sveriges värde blev 86,7 %. Ringhals 4 lyckades återigen 

med nästan 91 %.

e a k t o r s n a b b s t o p p 

BWR: 

De svenska kokvattenreaktorerna hade i medeltal 1,31 snabbstopp 

under 2008. Det är mycket högre än förra året och det 

är också högre än WANOs medelvärde på 0,45. 

ko l l e k t i v d o s 

BWR: 

2008 års medelvärde för kollektivdosen vid de svenska kokvattenreaktorerna 

blev 0,85 manSv. Det är något lägre än 

förra året, men mycket lägre än WANOs medelvärde på 

1,48 manSv. 


(årsmedelvärde) 

BWR 

0,45 = medelvärde 

PWR 

0,36 = medelvärde 

PWR: 

Sveriges tre tryckvattenreaktorer hade inga snabbstopp under 

2008. WANOs medelvärde för världens tryckvattenreaktorer 

landade på 0,36. 

Anmärkning: Reaktorsnabbstoppen redovisas enligt WANOs 

definition, dvs att endast automatiskt utlösta snabbstopp per 

7 000 timmar kritisk reaktor tas med. 


(årsmedelvärden) 

BWR 

1,48 manSv = medelvärde 

PWR 

0,70 manSv = medelvärde 

PWR: 

Årets medelvärde för kollektivdosen vid de svenska tryckvattenreaktorerna 

blev 0,85 manSv, vilket är något högre än 

WANOs motsvarande värde, 0,70 manSv. 

5

Sveriges reaktortyper 

bWr ko k v a t t e n r e a k t o r 

6 

Elgeneratorn är sammankopplad med turbinen 

och roterar med samma varvtal. Här genereras 

elenergi med spänningen cirka 20 000 volt. Av den 

producerande energin tar anläggingen ca 3 % 

till egen drift. Resten förs ut på det svenska storkraftnätet 

via en transformator där spänningen 

transformeras upp till 400 000 volt. 

2 Den 280 °C heta ångan, som ödar med 600–1 600 kg/s 3 

(beroende på reaktorstorlek), når turbinanläggningen. 

BWR = Boiling Water Reactor 

I reaktortanken nns reaktorns bränsle – uranet – 

i form av bränsleelement. Värmeutvecklingen i 

bränslet regleras med styrstavar och huvudcirkulationspumpar. 

Bränslet kyls med vatten som 

strömmar förbi bränsleelementen. Vattnet blir så 

varmt att det kokar. Den ånga som bildas går ut 

genom ledningar i reaktortankens övre del. 

1 

Ångturbin med utrustning 

Turbin 

Elgenerator 

3 

2 

Varje kärnkraftsanläggning 

har en turbingenerator utom 

R1, F1 och F2, som har två. 

O1 har en en turbin och två 

elgeneratorer. En tredjedel av 

den tillförda värmeenergin 

omvandlas till elenergi. 

Reaktor med utrustning 

1 

Reaktortank 

Elektroteknisk utrustning 

Ånga 

Kylvattenpump 

Kondensor 

Vatten 

Bränsleelement 

Kylvatten 

4 

Huvudcirkulationspump 

Fallspalt 

Kondensat 

Styrstavar 

Matarvattenpump 

När ångan har passerat turbinen 

strömmar den in i kondensorn. 

Där kyls ångan av cirka 20–30 m3 

havsvatten per sekund (beroende 

på hur stor anläggningens eekt är). 

Ångan övergår till vatten, s k kondensat. 

Vattnet pumpas in i reaktortanken igen och kallas då 

matarvatten. Reaktorn tillförs här lika mycket vatten 

som den ånga som lämnar den, alltså 600–1 600 kg/s. 

5 

Huvudcirkulationspumparna blandar matarvatten och vatten som 

skiljts av från ångan och cirkulerar det förbi bränslet. Vattnet tas 

från fallspalten (utrymmet alldeles innanför reaktortankens vägg) 

och pumpas in i tankens nedre del. Vid full eekt pumpas 

7 000–11 000 kg vatten genom härden per sekund. (I de yngsta 

reaktorerna, F1, F2, F3 och O3, är huvudcirkulationspumparna 

placerade i reaktortankens botten, s k internpumpar. Bildens 

rörsystem nns alltså inte där.)

pWr tr y c k v a t t e n r e a k t o r 

Elgeneratorn är sammankopplad med turbinen och 

roterar med samma varvtal. Här genereras elenergi 

med spänningen 20 000 volt. Av den producerade 

energin tar anläggningen cirka 3 % till egen drift. 

Resten förs ut på det svenska storkraftnätet via en 

transformator där spänningen transformeras upp till 

400 000 volt. 

5 Den 280 °C heta ångan, som ödar med 

6 

cirka 1 400 kg/s, delas upp på de två turbinanläggningarna 

och avger sin energi till 

turbinernas rotorer. 

Ångturbin med utrustning 

PWR = Pressurized Water Reactor 

I ånggeneratorerna strömmar det heta vattnet från reaktorn 

i era tusen tuber och förångar vattnet på utsidan av tuberna. 

Ångan som bildas är fri från aktivitet eftersom den inte 

kommit i kontakt med vattnet i 

reaktorkretsen. Till varje reaktor Reaktor med utrustning 

hör tre ånggeneratorer. 

3 

3 

Elenergi 

6 

5 

Tryckhållningskärl 

I turbingeneratorerna omvandlas 1/3 

av värmeenergin till elenergi. 

Trycket i kretsen regleras med 

ett tryckhållningskärl med tillhörande 

avblåsningstank. Trycket 

höjs om man tillför värme via en 

elpatron och sänks om man 

sprutar in vatten i ångan i 

tryckhållningskärlet. 

2 

Ånggenerator 

2 

Ånga 

Avblåsningstank 

Kylvattenpump 

Kondensor 

Kylvatten 

Elpatron 

I reaktortanken nns reaktorns bränsle – 

uranet – i form av bränsleelement. Värmeutvecklingen 

i bränslet regleras med borsyra 

i reaktorkylvattnet. För snabb reglering används 

styrstavarna. Bränslet kyls med vatten som 

strömmar förbi bränsleelementen. 

1 

7 

När ångan har passerat turbinen strömmar 

den in i kondensorn. Där kyls den av 

cirka 20 m3 havsvatten per sekund. 

Ångan övergår till vatten, s k kondensat. 

7 

Kondensat 

Tuber 

Styrstavar 

8 

1 

Matarvattenpump 

Reaktorkylpump 

Vattnet pumpas in i ånggeneratorerna och 

kallas då matarvatten. Ånggeneratorerna 

tillförs här lika mycket vatten som den ånga 

som lämnar dem, alltså cirka 1 400 kg/s. 

8 

Vatten 

4 

Vatten 

Reaktorkylpumparna cirkulerar cirka 

6 m3 vatten per sekund i reaktorn. 

4 

Bränsleelement 

Reaktortank 

7

Forsmark 1 

8 

h ä n d e l s e r a v betydelse f ö r säkerhet o c h t i l l g ä n g l i g h e t 

Dygnsmedeleffekt (%) 

120 

100 

80 

60 

40 

20 

0 

jan feb mar apr maj jun jul aug sep okt nov dec 

23–29 jan: Externt läckage från ett rör 

i en av mellanöverhettarna upptäcktes, 

varvid en turbin stoppades. Vid en inspektion 

konstaterades ett hål på cirka 

10 mm i diameter. Rörets godstjocklek 

mättes och en godsförtunning konstaterades. 

Även i en annan liknande ledning 

konstaterades tre förtunnade områden. 

Läckagestället, såväl som områdena med 

godsförtunning, åtgärdades. 

17 april: Stopp av två av reaktorns huvudcirkulationspumpar. 

En växelriktarmodul 

byttes och pumparna kunde återstartas. 

Revisionsavställning 11 maj–29 juni 

Avställningen planerades till 49 dygn och 

var en av de mest omfattande revisionerna 

i Forsmark 1s historia. Mer än 4 000 

åtgärder var inplanerade. Flera anläggningsändringar 

utfördes inför kommande 

effektuppgradering. Miljödomstolen har 

gett Forsmark 1 tillstånd till förberedande 

arbeten inför den effektuppgradering 

som ligger för prövning. 

Förutom bränslebyte och provningar var 

följande stora arbeten inplanerade: 

Reaktordelen 

• Översyn av 13 drivdon. 

• Modernisering och säkerhetshöjande 

åtgärder i reaktorns kontroll- och 

säkerhetssystem, med bland annat 

uppgradering av delsnabbstopp och 

införande av ett nytt effektmätningssystem. 

• Inspektion av kondensationsbassängen 

för visuell kontroll av bassängplåtarna. 

• Total urladdning av allt bränsle för 

inspektion av reaktortankens botten. 

• Åtgärder för att minska vibrationer 

i reaktorns avblåsningsventiler och 

deras ledningar. 

• 

• 

Renovering av två utloppsschakt i 

huvudkylvattensystemen. 

Inspektion av reaktorinneslutningen 

med hjälp av termografikamera/IRkamera. 

Termografibild av en ventil i reaktorinneslutningen. 

Turbindelen 

• Byte av pumphjul i en av matarvattenpumparna. 

• Byte av huvudkylvattenpumparna. 

• Införande av partikelfilter i matarvattenledningarna. 

• Översyn av åtta reglerventiler på båda 

turbinerna. 

• Renovering av vattenföringsdon till 

båda generatorerna. 

Övrigt 

• Förberedande arbete i huvudställverket 

inför nästa års utbyte av ställverksutrustningen. 

Revisionstiden blev 56 dygn. 

Kollektivdosen under revisionen blev 

1,22 manSv. 

31 juli: Delsnabbstopp löste ut på grund 

av lastfrånslag på en turbin. Orsaken var 

att turbinens automatik felaktigt löste 

ut generatorbrytaren. Felet var aktivt i 

0,4 sekunder och har inte gått att identifiera. 

Turbinen fasades in efter felsökning. 

Elektronikkorten gicks igenom i 

Nettoproduktion 7,0 TWh 

Energitillgänglighet 81,4 % 

Energiutnyttjande 81,0 % 

syfte att finna orsaken till den felaktiga 

utlösningen. 

Augusti: Under augusti månad kördes 

reaktorn vid något reducerad effekt till 

följd av problemen med huvudcirkulationspumparnas 

frekvensomformare. 

Problemet upptäcktes på Forsmark 2. 

1 september: Efter nya beräkningar för 

torrkokningsmarginalen erhölls tillstånd 

att öka reaktoreffekten till 108 %. 

12 september: En av turbinernas huvudkylvattenpumpar 

stoppades på grund 

av för hög temperatur på ett axiallager. 

Undersökningarna visade att mätutrustningen 

felfun-gerade. 

3 oktober: Prov av reaktorns säkerhetssystem 

utfördes för att verifiera ombyggnationen 

av delsnabbstoppsfunktionen. 

Provet utfördes genom att en matarvattenpump 

löstes ut. Nedstyrning och 

delsnabbstopp blev följden, som planerat. 

Turbinen löste dock ut på grund av utebliven 

lastsignal till turbin 12. Ombyggnationen 

av delsnabbstoppsfunktionen 

utfördes under revisionsavställningen. 

Provet visade att ändringen fungerade 

som avsett. 

November–december: Reaktoreffekten 

var något reducerad på grund av att de 

termiska marginalerna skulle innehållas. 

Kontrollmätning av reaktoreffekten (TIPkörning) 

ochefterföljande kalibrering av 

detektorerna för effektmätningen (LPRMkalibrering) 

medförde att den termiska 

reaktoreffekten begränsades något. 

Sedan sommaren 2008 drivs Forsmark 

1 och 2 vid något reducerad effekt. Orsaken 

är att man inte längre säkerhetsmässigt 

tillgodoräknar sig energilagren. 

I princip är energilagren stora svänghjul

som vid ett snabbstopp har som extra säkerhetsfunktion 

att under några sekunder mjukt 

varva ner huvudcirkulationspumparna. Som en 

konsekvens av sommarens störning, då ett åsknedslag 

i kraftnätet vållade produktionsstopp på 

Forsmark 2, beslöts att reaktorerna i Forsmark 

1 och 2 inte skulle tillgodogöra sig energilagren 

förrän åtgärder vidtagits. 

8 december: Effektreduktion för åtgärder i 

turbinanläggningen. Turbinaggregat 11, TA11, 

ställdes av för åtgärd av externt läckage från 

en ventil i matarvattensystemet. Därefter togs 

TA11 i drift och elproduktionen omdisponerades 

så att man reducerade effekten på TA12 

för inspektion av turbinaggregat 12s turbininneslutning. 

Man fann ett läckage i en manlucka 

på ett avspänningskärl. Läckaget åtgärdades. Ett 

läckage i en ledning i spärrångsystemet visade 

sig komma från en spricka i ledningen. En bit 

av röret kommer att bytas vid nästa turbinavställning. 

Blocket producerade full effekt igen 

den 11 december. 

Under året 

• Ingen nedreglering av kraftbalansskäl förekom 

under året. 

• Coastdown-drift förekom inte under året. 

Snabbstopp 

Inga snabbstopp från effektdrift förekom under 

året. 

Forsmark 1 togs i kommersiell drift 1980. Reaktorn är en kokvattenreaktor 

(BWR) tillverkad av ASEA Atom (idag Westinghouse Electric 

Sweden AB) och av samma utförande som Forsmark 2. Den termiska 

effekten är 2 928 MW och den elektriska nettoeffekten är 978 MW. 

Reaktorinneslutningen är dimensionerad för tryck upp till 0,46 MPa 

och är fylld med kvävgas. Till inneslutningen hör ett system för filtrerad 

tryckavlastning, vilket kopplas in i händelse av en reaktorolycka. 

Reaktorhärden består av 676 bränsleelement. Cirka 20 % av bränslet 

byts ut årligen. Reaktoreffekten regleras med hjälp av 161 styrstavar 

och vattenkylflödet från åtta interna huvudcirkulationspumpar. 

Turbinanläggningen består av två separata turbinsträngar. Varje 

sträng består av en dubbel axialhögtrycksturbin och tre dubbla axiella 

lågtrycksturbiner. Till varje turbinsträng är en vattenkyld synkrongenerator 

kopplad via en gemensam axel. 

Elkraftsystemen är uppdelade i fyra separata delsystem. När reaktorn 

är avställd svarar det yttre kraftnätet för kraftförsörjningen via 

400 och 70 kV-linjer. Som reserv finns intern hjälpkraft från fyra dieselgeneratorer. 

Energitillgänglighet och utnyttjande 

Produktionsbortfall 

Snabbstopp 

Kollektivdos 

9

Forsmark 2 



120 

100 

80 

60 

40 

20 

17 februari: Avställning av turbin 22 för 

åtgärder på en kärvande ventil till förvärmningen 

av kondensat. 

5 mars: Avställning av turbin 21 på grund 

av ett externt läckage i spärr- och läckageångsystemet. 

10 maj: Effektreduktion för prov av ångledningarnas 

skalventiler. 

6 juni: Två huvudcirkulationspumpar 

stoppade på grund av en felfungerande 

ljusbågsvakt. Efter flera dagars felsökande 

hittades felet, varvid vakten tillsammans 

med en växelriktarmodul byttes ut. 

Revisionsavställning 

17 augusti–7 september 

Avställningen planerades till 21 dygn. 

Unikt för årets revisionsavställning var 

att man inte utförde något bränslebyte. 

Detta gjordes i samband med stilleståndet 

i juni/juli. 

Förutom provningar var följande stora 

arbeten inplanerade: 

Reaktordelen 

• Införande av nyckelblockeringar i 

reaktorns utlösningskedjor. 

• Utbyte av åtta drivdon. 

• Åtgärder för att minska vibrationer 

i reaktorns avblåsningsventiler och 

deras ledningar. 

• Inspektion av 20 styrstavar. 

Turbindelen 

• Uppgradering av generatorernas 

matarrotorer. 

• Inspektion av den generator som byttes 

under föregående revision. 

• Översyn av två huvudkylvattenpumpar. 

10 

0 


Övrigt 

• Besiktning av utloppsschakt i hjälpkylvattensystemen. 

• Stor översyn av en hjälpkraftsdieselgenerator. 

I samband med provningar av reaktorns 

säkerhetssystem, med alla styrstavar inskjutna, 

erhölls ett snabbstopp på grund 

av bristande kommunikation mellan provningsledaren 

och reaktoroperatören. 

Vid skalventilprovning i reaktorns nödsprinklersystem 

upptäcktes att en skalventil 

i en av fyra kretsar var stängd. Ventilen 

hade stängts i samband med ett extra ventilprov 

vid förra årets revision och därmed 

stått stängd under hela driftsäsongen. 

Tillkommande arbeten 

Vid inspektion av reaktorinneslutningen 

upptäcktes ett externt läckage i systemet 

för avställningskylning. Sprickor hittades 

i en infästningssvets till en stuts som ansluter 

mot systemet för reaktortanklockssprinkling. 

Skadorna åtgärdades genom 

att rördelen byttes ut. 

Vid start av reaktorn skulle ventiler i reaktorns 

avblåsningssystem öppnas, vilket 

inte fungerade. Ventilerna hade servats 

och byggts om under revisionen. Åtgärder 

hade vidtagits för att minska vibrationerna 

i reaktorns avblåsningsventiler 

och deras ledningar. Vid återmontage av 

ventilerna vändes de 180º fel, vilket medförde 

att styrledningarna för ventilerna 

hamnade fel. Styrledningen för öppnafunktionen 

hamnade på stängafunktionens 

plats och vice versa. Ventilerna vändes 

och driftklarhetsverifierades. 

Revisionstiden blev 35 dygn. Förlängningen 

orsakades av sprickan i kylsystemet 

för avställd reaktor samt av problemen i 

avblåsningssystemet. 





0,4 manSv. 

15 september: Snabbstopp löste ut på 

högt tryck i reaktortanken. 

27 november: Tillstånd att höja reaktoreffekten 

från 102 till 105 % erhölls 

efter nya beräkningar av torrkokningsmarginalerna. 

Under året 

• Ingen nedreglering av kraftbalansskäl 

förekom under året. 

• Ingen coastdown-drift förekom under 

året. 

Snabbstopp 

13 juni: Ett åsknedslag i 400 kV-linjen 

mellan Hagby och Tuna medförde en trefasig 

kortslutning som i sin tur genererade 

en kortvarig underspänning. Felet medförde 

att likriktarna i styrutrustningen 

till reaktorns huvudcirkulationspumpar 

(HCP) löste ut, varvid pumparna med 

tillhörande energilager stoppade. 

Reaktoreffekten sjönk momentant till 

39 %. Därefter uppstod effektpendlingar, 

varvid reaktorn snabbstoppades manuellt. 

Cirka två veckor tidigare hade det finska 

kärnkraftverket Olkiluoto 1 (OL1) 

råkat ut för en störning där även deras 

HCP och energilager stoppade under 

uppgång från revision. Den finska säkerhetsmyndigheten 

STUK förbjöd OL1 att 

tillgodoräkna sig energilagren för sina beräkningar 

av marginaler mot torrkokning 

(för hög belastning på bränslet). Beslut 

togs därför på Forsmark att lägga extra 

stora krav på marginaler mot torrkokning. 

För att erhålla tillräckliga marginaler ökades 

huvudcirkulationsflödet, vilket vid 

stoppet av samtliga HCP visade sig vara 

en bra åtgärd.

Efter störningen kördes Forsmark 1 och 2 med 

något reducerad effekt under hösten då ytterligare 

undersökningar och beräkningar utfördes. 

Samtliga undersökningar visade att inga skador 

hade uppstått på bränslet. 

15 september: Vid start av reaktorn erhölls 

ett snabbstopp på grund av högt tryck i reaktortanken. 

Förberedelser inför de så kallade 

varma drivdonsproven pågick och man höll på 

att etablera fullt tryck (70 bar) i reaktortanken. 

Trycket steg till 71,6 bar och man sänkte trycket 

med hjälp av att pumpa in kallt matarvatten. 

Till följd härav steg reaktoreffekten något och 

därmed även reaktortrycket, något som tar ett 

par minuter. Efter inpumpningen kom fokus att 

ligga på genomförandet av provet och man missade 

det stigande reaktortrycket. Trycket kunde 

därmed fortsätta upp till 73 bar, vilket är den 

gräns vid vilken automatiskt snabbstopp löses 

ut, helt enligt anläggningens konstruktion. 



Sweden AB) och av samma utförande som Forsmark 1. Den termiska 

effekten är 2 928 MW och den elekt riska nettoeffekten är 990 MW. 
















Snabbstopp 

Kollektivdos 

11

Forsmark 3 



120 

100 

80 

60 

40 

20 

0 


14 januari: Effektreduktion för periodiskt 

ventilprov. 

5 april: Effektreduktion för periodiskt 

ventilprov. 

2–10 juni: Ett externt gasläckage i ventilmanövernätet 

i reaktorinneslutningen 

uppstod, varvid reservkompressorn startade 

automatisk för att hålla rätt tryck i 

manövernätet. Forsmark 3 ställdes av för 

att åtgärda läckaget samt byta ut skadat 

bränsle. 

Under nedgången uppstod saltvatteninläckage 

i turbinkondensorn, vilket i sin 

tur medförde snabbstopp av reaktorn. 

Alla automatiska funktioner fungerade, 

men snabbstoppet blev verkningslöst eftersom 

reaktorn redan var underkritisk. 

Läckaget i kondensorn åtgärdades under 

stoppet. 

16 juni: Delsnabbstopp löste ut. Utförliga 

kontroller och undersökningar gjordes 

utan att man hittade orsaken. 

9 juli: Coastdown-driften började. 

Revisionsavställning 13 juli–7 augusti 

Avställningen var planerad till 25 dygn. 

Förutom bränslebytet var följande stora 


Reaktordelen 

• Införande av förstärkt snabbstopp. 

• Översyn av en huvudcirkulationspump. 

• Inspektion av styrstavar. 

• Tömning och sanering av kondensationsbassängen. 

• Utbyte av tre värmeväxlare till huvudcirkulationspumparna. 

12 

Turbindelen 

• Översyn av en lagerbock. 

• Översyn av turbinens trottelventiler. 

• Inspektion av två lågtrycksturbiner 

med avseende på erosionsskador. Nya 

lågtrycksturbiner monterades 2004. 

Under revisionen 2007 utfördes en 

garantiinspektion av lågtrycksturbin 

2, varvid erosionsskador hittades. 

Liknande problem fanns på den 

gamla turbinen, men skulle enligt 

leverantören inte kunna uppstå på 

den nya. Trots detta inspekterades de 

övriga två lågtrycksturbinerna – även 

här hittades skador. 

Övrigt 

• Separation av elektrisk matning till 

objekt som tillhör säkerhetsklassad 

utrustning. Anläggningen byggdes 

med flera elskenor som matar både 

säkerhetsutrustning och utrustning 

utan reaktorsäkerhetskrav. Detta kan 

medföra risk för att elektriska fel på 

icke säkerhetsklassad utrustning slår 

ut matningen till säkerhetsklassad utrustning, 

som därmed inte kan utföra 

sin funktion. 


Revisionens största arbete, separation av 

elektrisk matning, medförde en förlängning 

på cirka sju dygn. Arbetet var mycket 

omfattande med montering av nya skenor, 

dragning av nya elmatningar och indikeringar 

samt en omfattande provning. 

Vid de varma drivdonsproven fann man 

att en indikering på ett drivdon inte fungerade, 

vilket medförde att växellådan havererade 

och måste bytas. För att möjliggöra 

detta arbete stoppades reaktorn. 






0,27 manSv. 

28 september: I samband med den rutinmässiga 

motioneringen av drivdonen 

uppdagades att styrstav I55 inte gick att 

manövrera in – drivdonet löste på högt 

moment vid 99 % uteläge. 

Beräkningar visade att det inte skulle 

gå att göra reaktorn säkert underkritisk 

med det fastnade drivdonet och om den 

effektivaste snabbstoppsgruppen skulle 

felfungera samtidigt vid ett utlöst snabbstopp. 

Effektnedgång till 65 % utfördes för byte 

av styrstavssekvens till en sekvens där 

kraven på den så kallade avstängningsmarginalen 

kunde uppfyllas. 

17 oktober: Oskarshamn 3 meddelade 

att man funnit en styrstav med brustet 

skaft/styrstavsförlängare. De första undersökningarna 

på Oskarshamn 3 pekade 

på att det endast skulle vara styrstavar 

som levererats till Oskarshamn 3 som 

var påverkade. 

21 oktober: Ytterligare information från 

Oskarshamn visade att det kunde finnas 

stavar på Forsmark 3 med samma 

felbild som på Oskarshamn 3. Därmed 

stoppades Forsmark 3 för inspektion av 

styrstavsförlängarna. Misstanke fanns att 

problemet kunde finnas på den fastnade 

styrstaven I55. 

Forsmark 3 startades igen den 2 januari 

2009. Se vidare beskrivning under ”Särskild 

rapportering.”

Under året 

• Ingen nedreglering av kraftbalansskäl förekom 

under året. 

• Coastdown-driften medförde ett produktionsbortfall 

på 1,9 GWh, vilket motsvarar 

drygt 1,5 fulleffekttimme. 

Snabbstopp 

13 juli: Under nedgången inför revisionen, 

vid cirka 20 % reaktoreffekt, felfungerade en 

minflödesventil till matarvattnet och ett manuellt 

snabbstopp löstes ut. Ventilen undersöktes 

under avställningen, varvid man fann 

att ventilspindeln satt fast i käglan med enbart 

ett fåtal gängor. 

Skadorna på gängorna, tillsammans med det 

faktum att ventilen indikerade 90 % öppen, 

gjorde att kägla och spindel bedömdes ha separerat 

vid störningen. 

12 augusti: Under pågående värmning av 

reaktorn inför varma prov av styrstavarnas drivutrustning 

beslutades, när fullt tryck (6,9 MPa) 

nåtts, att gå till lägre driftmönster för att kunna 

motionera styrstavarna. Logiken i styrstavsmanöversystemet 

kräver vissa styrstavsmönster, så 

kallade driftmönster, för att tillåta motionering. 

Efter att en del styrstavar hade manövrerats 

in, togs ett nytt beslut om att gå till ett högre 

driftmönster. Beslutet grundades på att temperaturen 

och trycket i reaktortanken sjönk 

relativt snabbt. Effekthöjningen blev enligt 

mätsystemet för neutronflödet för snabb när 

styrstavar började dras ut, varför snabbstopp 

utlöste per automatik. Effektmätningen vid låg 

effekt är uppdelad i områden och man får inte 

passera genom områdena för snabbt. 



Sweden AB) och av samma utförande som Oskarshamn 3. Den 

termiska effekten är 3 300 MW och den elekt riska nettoeffekten är 

1 170 MW. 







Turbinanläggningen består av en dubbel axialhögtrycksturbin och 

tre dubbla axiella lågtrycksturbiner. Turbinen är via en gemensam axel 

kopplad till en synkrongenerator med vattenkyld stator och vätgaskyld 

rotor. 






Snabbstopp 

Kollektivdos 

13

Oskarshamn 1 



120 

100 

80 

60 

40 

20 

14 

0 


7 januari: Effektreduktion för underhållsåtgärder. 

11 januari: Effektreduktion för underhållsåtgärder. 

22 januari: Snabbstopp på grund av fel i 

en magnetspole till en ångskalventil. 

4 mars: Snabbstopp på grund av fel i en 

magnetspole till en ångskalventil. 

20 mars: En kortslutning inträffade i samband 

med inspektion av utrymmet kring 

kolborstarna vid Oskarshamn 1s östra generator. 

Händelsen ledde till turbinsnabbstängning 

och delsnabbstopp av reaktorn. 

21 maj: Manuell avställning som en extra 

säkerhetsåtgärd. Anledningen var de 

polisiära insatser som pågick till följd av 

att OKG upptäckte spår av sprängmedel 

på en person som inpasserade till anläggningarna. 

Oskarshamn 1 gick ner till 

kall avställd reaktor och polisavsökningar 

gjordes i anläggningen. 

16 juni: Ett blixtnedslag i ett ställverk 

utanför OKG ledde till att Oskarshamn 1 

förlorade 130 kV-nätet, varpå reaktorn 

snabbstoppades. Bortfallet av kraftmatningen 

medförde bland annat att anläggningens 

fyra huvudcirkulationspumpar 

stoppade. På grund av en stängd ventil 

i en av huvudcirkulationskretsarna 

uppstod en ansamling av kallare vatten i 

denna. Vid försök att temperaturutjämna 

mellan kretsen och reaktortanken uppstod 

en temperaturtransient. För stora 

temperaturskillnader kan vara påfrestande 

för materialet och därför inleddes 

en analys för att ta reda på om materialet 

i reaktortanken hade tagit skada av stoppet. 

Analys och prover visade dock att 

temperaturskillnaden inte varit så stor 

att materialet skadats. 

Revisionsavställning 22 juni–25 juli 

Revisionstiden planerades från början till 

23 dagar, men planen ändrades senare 

till 26 dygn. 

Förutom bränslebytet, som i år omfattade 

78 bränsleelement, var följande stora 


Reaktordelen 

• Inspektion av fuktavskiljarens dragstänger. 

• Byte av 16 drivdon. 

• Återkommande kontroll av reaktortanklocket, 

reaktortanken och interna 

delar. 

• Täthetsprovning. 

Turbindelen 

• Service av kylare och ventiler. 

• Inspektion av turbinlager. 

• Övriga inspektioner och kontroller. 


Reaktordelen 

• Vid inspektion upptäcktes skador 

på svetsar som tillhör moderatortankstativet. 

Detta ledde till utökad 

provning. 

• Under täthetsprovning av en ångskalventil 

upptäcktes läckage, vilket 

föranledde service av ventilen. 

Turbindelen 

• I slutet av driftperioden uppstod 

problem med temperaturgivare till 

turbinlagren, vilket under revisionen 

ledde till åtgärder. 

Övrigt 

Installation av en rekombinator, vars uppgift 

är att genom en katalytisk process (rekombinering) 

återförena den vätgas och 

syrgas som evakueras från turbinkondensorn, 

till vatten. Rekombinatorn reducerar 

mängden gas som leds till skorstenen, 




varvid man får en längre uppehållstid i 

systemet. Kortlivad aktivitet hinner därmed 

klinga av och doserna till personal 

och allmänhet reduceras. 

Revisionstiden blev 32 dygn och åtta timmar. 

Oskarshamn 1 fasades in mot det 

svenska stamnätet efter genomförd provning 

den 25 juli. 


0,79 manSv. 

20 september: Kontroll utfördes av vibrationspåverkan 

på turbinen vid effektsänkning. 

8 oktober: Nedgång till kall avställd reaktor 

för åtgärder på en ventil i ett härdkylsystem 

som hade felfungerat vid periodisk 

provning. Ytterligare tre ventiler av 

samma typ undersöktes och åtgärdades. 

7 november: Extra provning av en ånglednings 

skalventiler. Orsaken var att provningsintervallet 

hade förkortats sedan en 

ventil visat icke godkänd stängningstid 

vid ett tidigare prov. 

19 december: Effektreduktion för provning 

av ångledningarnas skalventiler samt 

säkerhets- och avblåsningsventiler. 

Under året 



• Coastdown-drift inleddes den 1 juni 

och gav ett produktionsbortfall på 

6,9 GWh, vilket motsvarar drygt ett 

halvt fulleffektdygn. 

Snabbstopp 

22 januari: På grund av kortslutning i 

en styrventil till en av ångskalventilerna 

ändrade styrventilen läge och ångskalventilen 

fick stängaorder. När en ångskalventil

stänger, ökar trycket i reaktortanken och 

man kan då dumpa ånga förbi turbinen 

till kondensorn. Med en stängd ångskalventil 

förbjuds dock dumpning och strax 

därefter snabbstängs turbinen. Ytterligare 

något senare snabbstoppas reaktorn automatiskt. 

4 mars: Ytterligare ett snabbstopp inträffade 

med samma förlopp som snabbstoppet 

den 22 januari. Samma scenario, 

dock en annan ångskalventil. 

24 maj: Under uppstart, vid cirka 2 % 

effekt, och när huvudmatarvattensystemet 

just hade startats, lades en ventil i 

läge ”automatik” innan förutsättningarna 

för detta var uppfyllda. Vattennivån i 

reaktorn steg snabbt och reaktorn snabbstoppades 

automatiskt på grund av hög 

nivå. 

16 juni: Ett blixtnedslag nära kraftverket 

medförde att jordfelsskyddet för 

Oskarshamn 1s aggregatbrytare startade. 

Både aggregatbrytaren och generatorbrytaren 

löste sedan ut och blockets interna 

6 kV-skenor blev spänningslösa. Snabbstopp 

löste ut automatiskt. 

22 juli: I samband med ett övervarvsprov 

av turbinen löste reaktorsnabbstopp 

ut automatiskt. Detta orsakades av ett 

utlöst reläskydd på generatorn som i sin 

tur löste ut aggregatbrytaren, varpå de 

interna 6 kV-skenorna blev spänningslösa. 

Oskarshamn 1 togs i kommersiell drift 1972. Reaktorn är en kokvattenreaktor 

(BWR) tillverkad av ASEA Atom (idag Westinghouse 

Electric Sweden AB). Den termiska effek ten är 1 375 MW och den 

elektriska nettoeffekten är 473 MW. 






och vattenkylflödet från fyra externa huvudcirkulationspumpar. 

Turbinanläggningen består av en radialhögtrycksturbin med två 

motroterande axlar. På varje axel finns en enkel och två dubbla axiella 

lågtrycksturbiner. På varje turbinaxel finns en synkrongenerator med 

vattenkyld stator och vätgaskyld rotor. 

Elkraftsystemen är uppdelade i två separata delsystem. När reaktorn 


130 kV-linjer. Som reserv finns intern hjälpkraft från fyra dieselgeneratorer 

och två gasturbinaggregat. Gasturbinaggregaten är gemensamma 

med Oskarshamn 2. 



Snabbstopp 

Kollektivdos 

15

Oskarshamn 2 



120 

100 

80 

60 

40 

20 

19 januari: Effektnedgång för prov av 

turbinventiler. 

23 februari: Effektreduktion för prov av 

turbinventiler. 

12 mars: Under provning av anläggningens 

säkerhetssystem ledde ett logikfel till 

att anläggningen snabbstoppades automatiskt. 

Se ”Snabbstopp” nedan. 

25 mars: Snabbstopp efter en turbinsnabbstängning. 

Se ”Snabbstopp” nedan. 

30 april: Nedstyrning på grund av bypass 

av lågtrycksförvärmare. 


Revisionstiden planerades till 25 dygn. 



Reaktordelen 

• Täthetsprovning av skalventiler. 

• Inspektion av reaktortanken och dess 

interna delar. 

• Byte av styrstavs- och drivmutterindikering. 

• Byte av 17 drivdon. 

Tillkommande arbeten, reaktordelen: 

• Åtgärd av läckage från en ångskalventil 

i reaktorinneslutningen. 

• Byte av kägla och ventilspindel på 

en ventil i sprinklersystemet för reaktorinneslutningen. 

Turbindelen 

• Garantiinspektion av generator. 

• Installation av bypass-ventil i spärrångsystemet. 

• Förberedelser inför projekt PLEX 

(Oskarshamn 2s moderniseringsprojekt). 

16 

0 


Övrigt 

Installation av en rekombinator, vars 

uppgift är att genom en katalytisk process 

(rekombinering) återförena den vätgas 

och syrgas som evakueras från turbinkondensorn 

till vatten. Rekombinatorn 

reducerar mängden gas som passerar till 

skorstenen. Därmed får man en längre uppehållstid 

i systemet. Kortlivad aktivitet 

hinner därmed klinga av och utsläppen av 

radioaktiva gaser till luften reduceras. 

Revisionstiden blev 33 dygn. Oskarshamn 

2 fasades in mot det svenska stamnätet 

den 12 juni. 


0,43 manSv. 

27 juni: Effektreduktion för åtgärd av 

ett ångläckage. 

12 juli: Effektreduktion för prov av turbinventiler. 

12 augusti: Snabbstopp utlöstes då ett 

underhållsarbete på en massafångare i 

kondensatreningssystemet ledde till ett 

större läckage. Se ”Snabbstopp” nedan. 

13 september: Effektreduktion för prov 

av ventiler i ång- och matarvattenledningarna. 

25 oktober: Effektreduktion för åtgärd av 

ventilläckage och provning av ventiler. 

6 december: Effektreduktion för provning 

av ventiler i ång- och matarvattenledningarna. 

Under året 



• Coastdown-drift förekom inte under 

året. 




Snabbstopp 

12 mars: Under pågående ordinarie 

provning av nivå- och tryckvakter till 

reaktorskyddssystemets snabbstoppsvillkor, 

fick en kondensat- och en matarvattenpump 

stopporder när ett villkor 

tillhörande C-kanalen löstes ut. Vid tillfället 

var en matarvattenpump avställd 

för service och därmed inte möjlig att 

starta. Vattennivån i reaktorn började 

sjunka och snabbstopp erhölls till följd 

av låg vattennivå i reaktortanken. Logikprovning 

hade tidigare utförts i A- och Bkanalerna 

utan anmärkning. I efterhand 

konstaterades att en mjukvarubaserad 

minnesfunktion för snabbstoppsvillkoren, 

som finns i turbinens kontrollsystem, 

inte var återställd efter provningen 

av B-kanalen. När provningen fortsatte 

med utlösning av C-kanalen medförde 

detta att två kanaler av tre var utlösta i 

turbinens kontrollsystem, vilket resulterade 

i stoppet av pumpar. Orsaken till 

att minnesfunktionen inte var återställd 

efter provningen av B-kanalen härleddes 

till att den analoga återställningspulsen 

måste vara cirka en sekund lång för att 

det digitala mjukvarubaserade systemet 

ska kunna registrera och bearbeta signalen 

fullständigt. I det aktuella fallet var 

återställningspulsen för kort. 

25 mars: Vid periodiskt prov av ”enskild 

kanal i turbinsnabbstängningskedjan, 

TS-kedjan”, fastnade C-kanalens 

utlösningsventil i utlöst läge. 

Senare började temperaturvärdet för ett 

turbinlager vandra uppåt för att slutligen 

indikera mer än 90 grader. Ett villkor i Bkanalen 

i TS-kedjan löste därmed ut. 

Härmed var B-kanalen utlöst på grund av 

hög temperatur och C-kanalen på grund 

av den felande utlösningsventilen. Detta 

medförde att man hade uppfyllt villkoret

för utlösning av turbinsnabbstängning, 

dvs två av tre kanaler. 

De hydrauliskt manövrerade ångpådragsventilerna 

till turbinen började stänga. 

Här ska ångan automatiskt styras över 

till dumpventilerna, som ska öppna och 

leda ångan förbi turbinen till kondensorn. 

Detta gjordes också, men på grund av 

en tidsförskjutning i TS-signalen hann 

trycket stiga i reaktorn. Detta medförde 

i sin tur att reaktoreffekten steg. Reaktorsnabbstopp 

utlöstes automatiskt på 

hög effekt. 

12 augusti: Snabbstopp utlöstes då ett 

planerat underhållsarbete på en massafångare 

i kondensatreningssystemet ledde 

till ett större läckage. Anledningen till 

läckaget var att det skedde en förväxling 

av vilket av de sex filtren som skulle bytas 

och arbetet påbörjades på fel filter. När 

arbetet med att öppna filterbehållaren 

påbörjades, genom att lossa bultarna i 

lockets fläns, brast en packning på grund 

av trycket och ett större läckage uppstod. 

Detta löste ut nivåvakter i A-isoleringskedjan. 

Vattennivån i turbinkondensorn 

sjönk till låg nivå på grund av läckaget, 

vilket i kombination med utlöst A-isoleringskedja 

uppfyllde villkoret för snabbstopp 

av reaktorn. 



Electric Sweden AB) och av samma utförande som Barsebäck 2. Den 

termiska effekten är 1 800 MW och den elektriska nettoeffekten är 

590 MW. 






och vattenkylflödet från fyra externa huvudcirkulationspumpar. 




rotor. 

Elkraftsystemen är uppdelade i två separata delsystem. När reaktorn 


400 och 130 kV-linjer. Som reserv finns intern hjälpkraft från två dieselgeneratorer 

och två gasturbinaggregat. Gasturbinaggregaten är gemensamma 

med Oskarshamn 1. 



Snabbstopp 

Kollektivdos 

17

Oskarshamn 3 



120 

100 

80 

60 

40 

20 

0 


14 februari: I slutet av 2007 visade mätningar 

att Oskarshamn 3 fått en bränsleskada. 

I slutet av januari förvärrades skadan 

och den 14 februari ställdes anläggningen 

av för härdläcksökning och byte av skadat 

bränsle. Förutom att tre skadade bränsleknippen 

laddades ut ur härden och ersattes 

med nya, tillfördes reaktivitet i form 

av ett antal nya bränsleknippen. Detta 

för att minska produktionsbortfallen på 

grund av coastdown-drift i samband med 

att den årliga revisionsavställningen flyttades 

fram två månader. Innan fasningen 

genomfördes var man också tvungen att 

åtgärda ett fel på ett tidrelä. 

Strax efter fasningen stoppades uppgången 

på grund av att en reglerventil i turbinens 

huvudångsystem inte öppnade som 

förväntat. Ungefär tolv timmar efter att 

felet identifierats, fasade Oskarshamn 3 

åter mot kraftnätet och uppnådde full 

effekt på morgonen den 25 februari. 

23 maj: Oskarshamns sammanlagda bruttoproduktion 

passerade 200 TWh. 

9 juni: En huvudcirkulationspump stoppade 

och försök till återstart misslyckades. 

Efter utbyte av några elektronikkomponenter 

i pumpens drivaggregat kunde 

pumpen återstartas utan anmärkning. 

30 juni: En ny bränsleskada upptäcktes. 

Denna åtgärdades under revisionsavställningen. 

11 augusti: Ett fel uppstod i regleringen 

av ventilerna till mellanöverhettarna, vilket 

medförde att dessa stängde. I samband 

med detta fick man en reaktornedstyrning. 

Beslut fattades att åtgärda felet 

i samband med revisionsavställningen. 

Felet medförde att Oskarshamn 3 inte 

kunde producera full effekt. 

18 

6 september: Effektreduktion för ventilprov. 

På grund av bränsleskadan utfördes 

effektuppgången efter provet långsamt 

och försiktigt. 

1 oktober: Beslut fattades om att gå ner 

med Oskarshamn 3 till kall avställd reaktor 

på grund av oklarheter i anläggningens 

säkerhetsanalyser. Anläggningens 

funktion kunde ifrågasättas vid långsamt 

fallande spänning på yttre nät i kombination 

med att aggregatbrytaren eller 

dess skydd inte fungerade som förväntat. 

Oskarshamn 3 var avställd fram till revisionsavställningen 

den 5 oktober och 

fasades inte in mer under 2008. Under 

revisionen skedde en omkonstruktion, 

vilken har gjort Oskarshamn 3 robust mot 

denna typ av störning. 


5 oktober–1 januari 

Revisionen skulle, enligt planeringen, 

omfatta 21 dygn och vara avslutad den 

25 oktober. På grund av problem med 

Leverans av statorn till den nya generatorn som ska installeras 2009. 




styrstavar förlängdes revisionen och anläggningen 

fasades in mot kraftnätet först 

den 1 januari 2009. 



Reaktordelen 

• Läcksökning av allt bränsle i härden 

och urladdning av skadat bränsle. 

• Inspektion och provning av samtliga 

styrstavar och byte av styrstavar på 

grund av skador på styrstavsförlängare. 

Endast felfria styrstavar har monterats 

i reaktorn. 

• Provning av reaktortankstutsar. 

• Inspektion av moderatortankstativet. 

• Byte av fyra sonder och byte/renovering 

av två drivenheter i mätsystemet 

för neutronflöde i lågeffektområdet, 

0–8 % effekt.

Turbindelen 

• Inspektioner inför moderniseringsprojektet 

PULS. 

• Service av reglerventiler. 

• Åtgärder på turbinlager. 

Övrigt 

Projekt PULS har som mål en säkerhetsmässig 

modernisering för att uppfylla 

myndighetens krav och höja den elektriska 

effekten till 1 450 MW samt byte 

av kritiska komponenter för att säkra den 

fortsatta driften. Projektets åtgärder var 

planerade att införas under revisionsavställningen 

2008, men senarelades till 

den 1 mars 2009 på grund av försenade 

leveranser. Avställningen planerades pågå 

i cirka 90 dagar. 



0,28 manSv. 

Under året 



• Coastdown-drift förekom inte under 

året. 

Snabbstopp 

Inga snabbstopp från effektdrift förekom 

under året. 



Electric Sweden AB) och av samma utförande som Forsmark 3. Den 

termiska effekten är 3 300 MW och den elektriska nettoeffekten är 

1 152 MW. 










rotor. 






Snabbstopp 

Kollektivdos 

19

Ringhals 1 



120 

100 

80 

60 

40 

20 

0 


27 mars: Osignalerat stopp av en huvudkylvattenpump 

under cirka 11 timmar, 

ingen effektreduktion. 

14 april: Sänkning av reaktoreffekten 

till 103 % på grund av obefogad stängning 

av en turbinsnabbstängningsventil 

på turbin 12. 

19 april: Reduktion till cirka 57 % reaktoreffekt 

för prov av huvudångledningarnas 

skalventiler. 

20 april: Kraftkontroll beordrade nedreglering 

med 100 MW i cirka 2 timmar på 

grund av att linjen mellan Söderåsen och 

Horred togs ur drift. En presenning hade 

blåst upp och lagt sig över ledningen. 

3 maj: I samband med en obefogad stängning 

av en snabbstängningsventil på en 

lågtrycksturbin löste effektreduktion 

och turbinsnabbstopp ut. Den obefogade 

stängningen av snabbstoppsventilen 

resulterade i att det blev hög nivå i en 

dränagetank tillhörande turbin 11s mellanöverhettare, 

varvid turbin 11 snabbstoppade 

helt korrekt och i enlighet med 

logiken. 

9 maj: Effektreduktion till cirka 99 % på 

grund av att en snabbstängningsventil på 

en lågtrycksturbin stängde obefogat. 

13 juli: Reduktion av reaktoreffekten på 

grund av hög temperatur i havet och i 

kondensationsbassängen. 

19 juli: Reduktion till cirka 56 % reaktoreffekt 

för prov av huvudångledningarnas 

skalventiler. 

27 juli: Effektreduktion på grund av hög 

temperatur i havet/kondensationsbassängen. 

20 

29 juli: Effektreduktion på grund av hög 

temperatur i havet/kondensationsbassängen. 

2 augusti: Urdrifttagning av turbin 12 på 

grund av kraftigt ångläckage från packboxen 

till en reglerventil. 

4 augusti: Coastdown-driften började. 


16 augusti–31 december 

(fasning första turbin 09-01-08) 

Tillgängligheten under driftsäsongen 

2007–2008 var 61,8 % och nettoproduktionen 

blev 4,55 TWh. 

Avställningen planerades till 47 dygn. 

Förutom bränslebyte och provningar 

genomfördes följande stora arbeten: 

Reaktordelen 

• Modifiering av kylare i resteffektkylsystemet. 

• Byte av en huvudcirkulationspump. 

• Ombyggnad av reaktorns säkerhetsventiler. 

• Förberedelser för moderniseringsprojektet 

RPS/SP2. 

• Miljökvalificeringsprojektet MILK 

fortsatte med miljökvalificering av 

elkomponenter. 

• Införande av ny bufferttank för dränering 

och fyllning av reaktorbassäng. 

• Byte av reläer i säkerhetssystemet i 

en delsub (C-sub). 

• Översyn av en pump i härdnödkylsystemet. 

• Utbyte och omgummering av rör 

och ventiler i saltvattenkylsystemet 

i reaktordelen. 

Turbindelen 

• Turbin 11 och 12, byte av skovlar i 

lågtrycksturbinernas steg 7. 




• 

• 

• 

• 

Turbin 11 och 12, byte av gummibälgar, 

tätningar mellan turbinaxel 

och turbinhus. 

Utbyte och omgummering av rör 

och ventiler i turbindelens saltvattenkylsystem. 

Turbin 11, utbyte av ångavtappningsledning 

till matarvattenförvärmare 

3. 

Turbin 11 och 12, utbyte av transmittrar 

och reglerkretsar. 

Övrigt 

• Utbyte av 6 kV-ställverk, ordinarie 

internt nät. 

Revisionstiden blev 142,4 dygn, en förlängning 

med 95,5 dygn jämfört med den 

planerade tiden, 47 dygn. 


1,43 manSv, vilket ska jämföras med 

budgeterade 1,40 manSv. 

2 oktober: Revisionsförlängning på grund 

av tryckförändringar i härdnödkylsystemet. 

Under den normala revisionsavställningsperioden 

modifierades härdnödkylsystemet 

genom flytt av en säkerhetsventil 

som tidigare orsakat ett flertal störningar. 

I samband med provkörning av systemet 

efter modifieringen konstaterades att systemtrycket 

tillfälligt överskred tillåtet 

värde. Orsaken till att trycket steg var 

med största sannolikhet luft i systemet. 

Olika avluftningsmöjligheter infördes, 

dock utan att problemet löstes helt. Detta 

arbete pågick fram till den 30 oktober då 

en ny lösning togs fram. 

30 oktober: Planerat bortfall på grund av 

åtgärder i härdnödkylsystemet. Efter en 

tids försök med olika avluftningsvarianter 

beslutades att en dämpning av systemtrycket 

vid start skulle installeras i form 

av så kallade tryckklockor. Tryckklockan,

en behållare som till hälften är fylld med 

vatten och till hälften gas, dämpar de 

tryckstegringar som uppstår då systemet 

startas och systemtrycket hamnar inom 

tillåtet värde. 

17 december: Revisionen förlängdes ytterligare 

på grund av felaktig driftläggning 

av snabbstoppssystemet samt utlösta nivåvakter 

i reaktortanken vid nedkylning 

till kall avställd reaktor. Två felaktigt 

stängda ventiler medförde att det prov 

av anläggningens snabbstoppssystem som 

normalt genomförs i uppstartsskedet inte 

utföll med godkänt resultat. I samband 

med avställning till kall avställd reaktor 

kyldes reaktorn ned så hastigt att delar av 

reaktorns nivåvisning föll bort då kokning 

uppstod i nivåmätningens rörsystem. 

Under året 

• Reglering har inträffat vid ett tillfälle, 

den 20 april, och gav ett produktionsbortfall 

på endast 219 MWh, 

vilket motsvarar ungefär 15 minuter 

på full effekt. 

• Coastdown-driften inleddes strax 

före effektreduktion inför revisionen 

och gav ett produktionsbortfall på 

17,3 GWh, vilket motsvarar nästan 

ett fulleffektdygn. 

Snabbstopp 


under året. 

Ringhals 1 togs i kommersiell drift 1976. Reaktorn är en kokvattenreaktor 


Sweden AB). Den termiska effekten är 2 540 MW och den elektriska 

nettoeffekten är 859 MW. 






och vattenkylflödet från sex externa huvudcirkulationspumpar. 


sträng består av en enkel axialhögtrycksturbin och tre dubbla axiella 

lågtrycksturbiner. Till varje turbinsträng är en synkrongenerator, med 

vattenkyld stator och vätgaskyld rotor, kopplad via en gemensam axel. 






Snabbstopp 

Kollektivdos 

21

Ringhals 2 



120 

100 

80 

60 

40 

20 

2 januari: Nedreglering med 300 MW 

på grund av överföringsproblem i kraftnätet. 

31 januari: Nedgång till kall avställning 

samt dränering till 2/3 loopnivå för reparation 

av externt läckage från en backventil 

i nödkylsystemet. Läckaget återfanns 

i tätningen mellan ventillock och ventilhus. 

Ventilens innerlock tätsvetsades. 

7 februari: Återstart av blocket. 

17 februari: Snabbstopp av turbin 21 

beroende på fel i turbinens datoriserade 

styrsystem. Stoppet blev kortvarigt, ett 

par timmar efter stoppet var turbinen 

åter infasad mot nätet. 

20 april: Nedreglering med cirka 100 MW 

på begäran av Kraftkontroll. 

2 maj: Revisionsstart. 



9 timmar. 

Ringhals 2 var först ut bland blocken att 

genomföra en revisionsavställning med 

de nya kraven på fysiskt skydd. Detta 

ställde stora krav på organisationen när 

det gällde att anpassa sig till de nya rutinerna 

för inpassering, gods- och fordonsavsökning, 

m m. Erfarenheten blev dock 

att det gick över förväntan. 



Reaktordelen 

• Utbyte av flödesreglerventil i laddningsledningen 

i kemi- och volymkontrollsystemet. 

Syftet med utbytet var 

att säkerställa ventilens reglerfunktion 

i alla förekommande driftfall. 

22 

0 


Bränslebyte. 

• 

• 

• 

• 

• 

• 

• 

Översyn av reaktorkylpump 2, inklusive 

inspektion av pumphus. 

Byte av motor för reaktorkylpump 1. 

Byte av fläktmotorer på reaktorinneslutningens 

tre kylfläktar. På en av 

dessa byttes även fläkthjulet. 

Lyft av de undre interna delarna i 

reaktortanken. I samband med detta 

utfördes provning av stumsvetsar i 

reaktortanken samt provning av tankens 

baffelskruvar. Dessutom provades 

styrklackar till reaktorns interna 

delar. 

Ånggeneratorunderhåll, vilket innebar 

att hälften av alla tuberna provades 

samt att tubplattan rengjordes 

från slam (sludge lancing). 

Montage av fjärde nivåmätkanalen 

på alla tre ånggeneratorerna. 

Utbyte av matarvattenreglerventiler. 

Utformningen på de nya ventilerna 

är sådan att de förhindrar främmande 

föremål (skrot) i matarvattnet att 

komma in i ånggeneratorerna. 




Turbindelen 

• Översyn av högtrycksturbin T 21. 

Övrigt 

• Återkommande kontroll av betongkonstruktioner 

i byggnaderna för 

kylvattenintag har visat att betong 

och armering i rensgatorna har degraderats. 

Under året påbörjades 

arbete för att reparera betongkonstruktionerna. 

• Rensning och inspektion av huvudkylvattenkanal 

2–L3. 

Oplanerade händelser 

Under revisionen inträffade tre större, 

oplanerade händelser som orsakade 

revisionsförlängning, se nedan: 

• 

• 

• 

Läckage på loop-lucka (Nozzle Dam) 

till ånggenerator 1s varma sida – cirka 

1 dygn. I samband med återmontage 

av reaktortankens undre interna delar 

var restvärmepump 1 i drift och detta 

orsakade en tryckspik som gjorde 

att loop-luckan till ånggenerator 1s 

varma sida började läcka. 

Läckage på rotventil i reaktorkylsystemet 

– cirka 2 dygn. Vid manövrering 

av rotventil 313-8062 A inför 

uppstart brast oket till glanden och 

ett externt läckage uppstod. Driftledningen 

tog beslut om nedgång 

till kall avställning för att åtgärda det 

brustna oket. 

Kapacitetsproblem i hjälpmatarvattensystemet 

– cirka 23 dygn. Vid 

rutinmässigt fullflödestest av hjälpmatarvattensystemet 

i samband med 

uppstart noterades kapacitetsproblem 

på motordriven pump 1. Beslut 

togs att gå ner till kall avställning. Ett 

omfattande analysarbete påbörjades 

och den 19 juni gav SKI sitt godkännande 

att återstarta med 90 % 

reaktoreffekt.

Revisionstiden blev 50 dygn och 14 timmar, 

vilket innebar en förlängning med 

27 dygn och 5 timmar jämfört med den 

planerade tiden. 

Kollektivdosen under revisionen (inklusive 

ÅG-underhåll) blev 0,50 manSv, 

vilket ska jämföras med budgeterade 

0,44 manSv. 

21 juni: Återstart av blocket efter revisionen. 

22 juni: Effektnivån begränsad till 90 % 

på grund av reducerat hjälpmatarvattenflöde. 

6 augusti: Nedgång till kall avställning 

för Svenska Kraftnäts arbeten på 400 kVställverket 

i Strömma. 

15 augusti: Återstart av blocket. 

18 augusti: Nedreglering med cirka 

240 MW på begäran av Kraftkontroll. 

18 oktober: Uppgång från 90 % till 94 % 

reaktoreffekt efter medgivande från Strålsäkerhetsmyndigheten 

(SSM). 

Under året 

• Nedreglering av kraftbalansskäl resulterade 

i ett produktionsbortfall på 

209,4 GWh, vilket motsvarar drygt 

10 fulleffektdygn. 


året. 

Snabbstopp 


under året. 

Ringhals 2 togs i kommersiell drift 1975. Reaktorn är en tryckvattenreaktor 

(PWR) tillverkad av Westinghouse. Den termiska effekten är 

2 652 MW och den elektriska nettoeffekten är 870 MW. 

Reaktorinneslutningen är dimensionerad för tryck upp till 0,5 MPa. 

Till inneslutningen hör ett system för filtrerad tryckavlastning, vilket 

kopplas in i händelse av en reaktorolycka. 


byts ut årligen. Reaktoreffekten regleras med hjälp av 48 styrstavar och 

genom förändring av borhalten i reaktorkylvattnet. 










Snabbstopp 

Kollektivdos 

23

Ringhals 3 



120 

100 

80 

60 

40 

20 

0 


3 januari: Effektreduktion på grund av 

byte av motorlager i kylvattenpump 4 

för turbin 32. 

10 januari: Effektreduktion på grund av 

byte av motorlager i kylvattenpump 1 

för turbin 32. 

19 januari: Problem i renshuset, kylvattenintaget, 

på grund av hård vind. Turbinsnabbstopp 

av turbin 31 erhölls. Orsaken 

var högt tryck i kondensorn, i sin 

tur orsakat av att huvudkylvattenpumpar 

löste ut på överlast. På grund av rådande 

vindförhållanden kom vid tillfället 

stora mängder tång och föroreningar in 

i kylvattenintaget för Ringhals 3 och 4. 

Ringhals 3 tappade därmed 50 % av sin 

produktionsförmåga. 

27 mars: Effektreduktion med cirka 

60 MW på grund av byte av motorlager 

i kylvattenpump 2 för turbin 31. 

3 april: Effektreduktion med cirka 60 MW 

för stopp av kylvattenpump 4 för turbin 

31 för montage av testutrustning inför 

husturbintest. 

5 april: Prov av husturbindrift (GREATprov) 

samt ventilprov på båda turbinerna. 

20 april: Effektreduktion med cirka 

100 MW på order av Kraftkontroll. Anledningen 

var att en presenning låg över 

en 400 kV-ledning. 

15 maj: Effektreduktion för prov av regler- 

och snabbstängningsventiler på båda 

turbinernas mellanöverhettare. 

1 juni: Avställning av turbin 31 för att 

åtgärda externt oljeläckage från kraftoljeledning. 

18 juli: Revisionsstart. 

24 

Revisionsavställning 18 juli–12 augusti 


23 timmar. 



Reaktordelen 

• Omställning av skydds- och reglerparametrar 

med syfte att möjliggöra 

höjning av den termiska effekten till 

113 % inom effekthöjningsprojektet 

GREAT. 

• 

• 

• 

Under revisionen följde de normala 

rutiner som finns både avseende 

projektering och konstruktion samt 

själva genomförandet. 

Ombyggnad av nivåmätningen på 

säkerhetsinsprutningssystemets 

ackumulatortankar. 

Inre inspektion/pumpbyte av reaktorkylpump 

3. 

Ny varvtalsmätning för den ångdrivna 

hjälpmatarvattenpumpen. 

Turbindelen 

• Utbyte av pumphjul (impellrar) på 

matarvattenpumparna. 

• Utbyte av venturimetrar på matarvattenflödesmätning. 

Övrigt 

• Utbyte av lokaltransformator LT 310. 

Efter branden i LT 310 år 2006 sattes 

en reservtransformator in. Denna byttes 

nu ut till en ny transformator. 

• Utbyte av 220 V AEG lik- och växelriktare, 

A-sida. 


i byggnaderna för kylvattenintag 

har visat att betong och 

armering i rensgatorna har degraderats. 

Under året har arbete påbörjats 

för att reparera betongkonstruktionerna. 




• 

Vid revisionen 2007 upptäcktes 

sprickbildningar i 400 kV-ledningarnas 

infästningar i turbinbyggnadens 

vägg. Reparationsåtgärder utfördes. 


en förlängning med 3 dygn och 20 

timmar jämfört med planerad tid. 

De främsta orsakerna till förlängningen 

var: 

• 

• 

• 

Återställning/driftläggning inför återladdning. 

Provkörning av hjälpmatarvattensystemet, 

bland annat problem med ny 

varvtalsmätningsutrustning. 

Dränering av reaktorbassängen på 

grund av höjning av borhalten i borvattentanken 

samt på grund av friktionsmätning. 




9 augusti: Revisionsförlängning. 

12 augusti: Revisionen avslutades. 

19 augusti: Beordrad avlastning och nedgång 

till kall avställning på grund av felaktig 

design av brännbara absorbatorer i 24 

bränsleknippen för aktuell härd. Ny analys 

av bränsle och härd genomfördes. 

24 augusti: Återstart av blocket. 

25 augusti: Turbin 31 ställdes av för 

åtgärdande av fukt i generatorn. 

29 augusti: Nedgång till kall avställning 

för tungt lyft av generatorrotorn för turbin 

31. 

1 september: Återstart av blocket.

10 september: Laständringsprov med 

turbinerna (GREAT-prov). 

12 september: Lastfrånslagsprov på turbin 

31 (GREAT-prov). 

19 september: Prov av reaktorsnabbstopp 

(GREAT-prov). 

1 november: Effektreduktion efter ventilprov 

på turbinerna på grund av att 

mellanöverhettarens reglerventiler inte 

öppnade mer än till 30 % på turbin 32. 

Orsaken var att en snabbtömningsventil 

hade hängt sig. 

9 december: Effektreduktion på grund av 

byte av det övre motorlagret i kylvattenpump 

3 för turbin 31. 

Under året 




året. 

Snabbstopp 

Inga reaktorsnabbstopp från effektdrift 



(PWR) tillverkad av Westinghouse och av samma utförande 

som Ringhals 4. Den termiska effekten är 2 992 MW och den elektriska 





Reaktorhärden består av 157 bränsleelement. Cirka 20 % avbränslet 












Snabbstopp 

Kollektivdos 

25

Ringhals 4 



120 

100 

80 

60 

40 

20 

0 

18 januari: En funktionsprocessor felfungerade, 

vilket gav omkoppling till borvattentanken 

(RWST) och därmed borering 

av reaktorkylvattnet. Detta ledde till 

reduktion till cirka 95 % reaktoreffekt. 

Laddning/avtappning stoppade också, 

vilket gjorde det omöjligt att späda reaktorkylvattnet 

tills funktionsprocessorn 

var åtgärdad. 

16 april: Växelriktare VR 445 löste på 

överström och skena SHC 445 blev 

spänningslös på grund av att automatisk 

övergång till bypass-drift uteblev (med 

andra ord två fel). När SHC 445 blev 

spänningslös förlorades indata till beräkning 

av ”Termisk effekt”. Med anledning 

av detta utfördes effektreduktion för att 

få marginal till högsta tillåten ”Termisk 

effekt”. 

8 maj: Effektreduktion med cirka 80 MW 

på grund av att kylvattenpump 1 för turbin 

41 automatiskt stoppade på överlastskyddet. 

Kylvattenpumpen startades åter 

efter kontroll, varpå effektuppgång utfördes 

till 100 %. Pumpen stoppades igen på 

grund av stigande strömförbrukning. Vid 

inspektion hittades en stor ansamling av 

musslor i musselfiltret. Detta förorsakade 

att pumpen gick tyngre än normalt med 

stigande strömförbrukning som följd. 

29 maj: Revisionsstart. 



10 timmar. 

Dimensionerande för revisionslängden 

var byte av CRDM (Control Rod Drive 

Mechanism – Drivdonshus för styrstavarna). 

26 


Förutom bränslebyte och provningar 

genomfördes följande stora arbeten: 

Reaktordelen 

• Utbyte av CRDM (Control Rod 

Drive Mechanism). 

• 

Vid revisionen 2004 identifierades 

borsyra på fem av drivdonshusen 

(CRDM) vid tätsvetsen mellan 

drivdonhusens övre och nedre delar. 

Undersökningar visar att läckage 

sannolikt kommer att uppstå i fler 

CRDM och att det även finns risk för 

större läckage med produktionsbortfall 

som följd. Risken för läckage leder 

till utökade underhållskostnader 

och inspektioner samt behov av årlig 

beredskap för reparation av läckande 

CRDM. Ringhals 4 har bytt samtliga 

CRDM för att undvika ökade underhållskostnader 

och produktionsstörningar. 

Årlig inspektion av normal karaktär 

av ånggeneratorerna. 

Övrigt 

• Utbyte av 220 V AEG lik- och växelriktare, 

A-sida. 


i byggnaderna för 

kylvattenintag har visat att betong 

och armering i rensgatorna har degraderats. 

Under året har arbete påbörjats 

för att reparera betongkonstruktionerna. 


en förlängning med 2 dygn och 6 timmar 

jämfört med den planerade tiden. 

Revisionen följde tidsplanen ända fram 

till uppstarten. Flera orsaker fanns till 

att fasningstidpunkten blev försenad. 

Det största bidraget var uttransport och 




CRDM-projektet. Detta tillsammans 

med ytterligare händelser försenade 

fasningstidpunkten. 




De främsta orsakerna till överskridandet 

var bytet av CRDM och något högre 

dosrater gentemot revisionen 2007. 

24 juni: Revisionsförlängning. 

26 juni: Revisionen avslutad. 

30 juni: Nedgång till drifttillstånd ”Uppstartning” 

på grund av osäkerhet med 

mätningen av reaktorkylflödet. 

2 juli: Återstart av blocket. 

6 juli: Effektreduktion vid högtrycksförvärmarbypass 

på turbin 41 på grund av 

fel i regleringen. Instrumentpersonalen 

kunde inte hitta orsaken till felet. 

12 juli: Effektreduktion på grund av att 

dubbelpump 104 på turbin 42 stoppade 

på höga SPM-värden (vibrationer) för 

lager på högtryckssidan. 

17 juli: Effektreduktion vid högtrycksförvärmarbypass 

på turbin 41 på grund 

av fel i regleringen. Byte av nivåregulator. 

18 juli: Effektreduktion på grund av att 

kylvattenpump 3 för turbin 42 fick stoppas 

på grund av höga vibrationer. 

18 augusti: Planerad nedreglering för 

Svenska Kraftnäts arbeten på ställverket 

i Strömma (Svenska Kraftnät bygger nytt 

ställverk).

30 augusti: Effektreduktion till 90 % för 

prov av turbinventiler. 

Under året 

• Nedreglering av kraftbalansskäl resulterade 

i ett produktionsbortfall 

på 17,5 GWh, vilket motsvarar cirka 

18,4 fulleffekttimmar. 


året. 

Snabbstopp 


under året. 

Arbete på ett av turbinaxelns lager. Generatorn syns 

till höger. 


(PWR) tillverkad av Westinghouse och av samma utförande 

som Ringhals 3. Den termiska effekten är 2 775 MW och den elektriska 

















Snabbstopp 

Kollektivdos 

27

Särskild Rapportering 

Fördjupning – Oskarshamn 3s 

och Forsmark 3s styrstavsproblem 

I samband med urladdning av bränsle under 

2008 års revision på Oskarshamn 3, 

upptäcktes att en styrstav stod lutad mot 

en närliggande styrstav. Dagen efter upptäckten 

lyftes styrstaven upp för visuell 

inspektion, varvid det visade sig att den 

så kallade styrstavsförlängaren var helt 

av. Det finns huvudsakligen två typer 

av styrstavsförlängare: en med så kallat 

fast skaft och en med delbart skaft. Den 

styrstavsförlängare som nämns ovan var 

den med fast skaft. 

Från början misstänkte leverantören av 

styrstavarna att det var brister i materialet 

som hade lett till problemet. Därför 

pekade man ut de nio styrstavarna som 

kommit till Oskarhamns Kraftgrupp 

(OKG) i den leveransen som ”problemstavar”. 

OKG betraktade händelsen, i 

detta första skede, som ett enstaka fel. 

Detta ledde till att Forsmark 3, som är 

av en konstruktion liknande den för Oskarshamn 

3, gjorde samma bedömning 

och fortsatte driften av anläggningen. Vidare 

inspektioner av styrstavsförlängare 

i Oskarshamn 3 visade dock sprickbildningar 

i fler styrstavsförlängare. Denna 

information gjorde att även Forsmark 

beslutade sig för att ställa av Forsmark 3 

för att kunna inspektera sina styrstavar. 

Vid inspektionerna i Forsmark 3 visade 

det sig att också där fanns sprickor i några 

styrstavsförlängare. En av dem var, precis 

som vid Oskarshamn 3, helt av. 

28 

Korta fakta om styrstavar 

• 

• 

• 

• 

• 

• 

• 

• 

Både OKG och Forsmark klassade händelsen 

som en så allvarlig brist att anläggningarna 

utan dröjsmål ställdes av 

för åtgärder. Vare sig Oskarshamn 3 eller 

Forsmark 3 skulle återstartas utan 

Strålsäkerhetsmyndighetens medgivande. 

Oskarshamn 3 och Forsmark 3 påbörjade 

arbetet med att analysera det inträffade 

och identifiera en skadeorsak. 

En gemensam nämnare för dessa båda 

anläggningar är, i motsats till övriga kokvattenreaktorer, 

att de har en lägre temperatur 

(cirka 60 grader) på det spolflöde 

som strömmar genom drivdonen, som 

manövrerar styrstavarna. Det omgivande 

reaktorvattnets temperatur är cirka 

270 grader. 

Spolflödet strömmar genom drivdonen 

för att kyla och förhindra ansamlingar av 

smuts, så kallat crud, i drivdonen. Detta 

”kalla” spolflöde kan generera så kallad 

termisk utmattning, som uppstår när materialet 

utsätts för spänningar på grund av 

stora temperaturskillnader. Anledningen 

till att anläggningarna är konstruerade 

med det kallare flödet är att det har en 

positiv inverkan på drivdonens servicebehov. 

Inspektioner och provningar på Forsmark 

3 och Oskarshamn 3 visade att 

cirka 37 procent av samtliga styrstavsförlängare 

hade sprickbildning. Både typen 

med fast skaft och den med delbart skaft 

visade sig ha skador, men antalet skadade 

Styrstavar innehåller borkarbid och hafnium, ämnen som ”äter” neutroner 

och därmed kan begränsa antalet kärnklyvningar. 

Styrstavarna är cirka 4 meter långa. I Oskarshamn 3 och Forsmark 3 finns 

169 styrstavar. 

Styrstavar används för att kontrollera reaktoreffekten i kokvattenreaktorer. 

Styrstavar används också för att fördela effekten i härden. 

En styrstavs läge justeras in eller ut med hjälp av ett drivdon som är anslutet 

till en elektrisk motor. 

När reaktorn snabbt måste stoppas, skjuts styrstavarna in med ett trycksatt, 

hydrauliskt system. 

Vid start av reaktorn börjar man med att helt dra ut varannan styrstav. Dessa 

kallas för avställningsstavar. 

Resten av stavarna, så kallade reglerstavar, används för att justera effekten i 

härden. 

styrstavar med fast skaft var något fler. 

För att på de fasta skaften undvika de 

termiska påkänningarna vid hålrummet 

(kapzonen) samt för att säkerställa att 

det område som forsättningsvis befinner 

sig i den termiska blandningszonen inte 

tidigare utsatts för termiska påkänningar, 

kommer vare sig Forsmark 3 eller Oskarshamn 

3 att dra ut sina styrstavar längre än 

till maximalt 86 procent, dvs 14 procent 

av stavarna kommer att vara inne i härden. 

Detta gör att den zon som är mest 

utsatt för den termiska utmattningen 

förskjuts och inte kommer att påverkas 

i samma grad som tidigare. 

Forsmark har fått tillstånd av Strålsäkerhetsmyndigheten 

att köra Forsmark 3 

med de begränsningar som nämns ovan 

till och med den 31 juli 2009. Vad gäller 

Oskarshamn 3 ansökte OKG om, 

och fick tillstånd, att driva anläggningen 

fram till den 1 mars, då en avställning 

i effekthöjningsprogrammet PULS var 

inplanerad. 

Här har sprickorna 

uppstått

Här har sprickorna 

uppstått 

Styrstavsledrör 

29

30 

Elproduktionen i Sverige 2008 

Tillförsel av el, 158,6 TWh 

Användning av el, 158,6 TWh 

Hur långt räcker 

1 TWh 

=1 000 000 000 kWh? 

Glödlampa, 100 W 1 141 553 år 

Villa, 25 000 kWh/år 40 000 år 

X2000-tåget 35,7 år 

Stockholm, 8 TWh/år 1,5 månad 

Sveriges bostäder, 70 TWh/år 5,2 dygn 

Sverige totalt, 144 TWh/år 2,5 dygn 

Vattenkraft 68,3 TWh 

Vindkraft 2,0 TWh 

Forsmark 21,0 TWh 

Oskarshamn 15,0 TWh 

Ringhals 25,3 TWh 

Värmekraft 14,3 TWh 

Import 12,7 TWh 

Industri 60,8 TWh 

Transport 3,0 TWh 

Bostäder 69,0 TWh 

Export 14,7 TWh 

Förluster 11,1 TWh

Definitionerna på tillgänglighetsbegreppen 

motsvarar UNIPEDEs 

klassificering enligt ”Statistical Terminology 

Employed in the Electrical 

Supply Industry”. 

Etg/En: Energitillgänglighet (UNI 

PEDEs definition nr 4.6.03.f). 

Ed/En: Energiutnyttjande (UNIPE 

DEs definition nr 4.5.01). 

En: Maximal producerbar energi 

med fastställd maximal effekt under 

total tid för en viss period. 

Ed: Aktuell producerad energi under 

en viss tidsperiod. 

Etg: Maximal producerbar energi 

med tillgänglig maximal effekt under 

en viss tidsperiod. 

Den internationella skalan för kärntekniska 

händelser har utarbetats 

av IAEA för enhetlig bedömning och 

information om händelser i kärntekniska 

anläggningar. Händelser i 

svenska anlägg ningar rapporteras 

via SSM till IAEA, medan utländs ka 

händelser rapporteras omvänt. Nivåerna 

1 till 3 betecknar händelser, 

medan nivåerna 4 till 7 utgör olyckor 

med omgiv ningspåverkan. 

Exem pel 

Tjernobylolyckan 1986 hade nivå 7. 

Harrisburg 1979 hade nivå 5. 

Pr o d u k t I o n s u P P g I f t e r – defInItIoner 

PRODUKTIONS- 

POTENTIAL 

ENERGI- 

TILLGÄNGLIGHET 

ENERGIUTNYTTJANDE 

avser den verkliga produktionen 

Nedreglering 

orsakas av tillgång och 

efterfrågan 

Coastdown 

nedreglering för effektivt 

bränsleutnyttjande 

Planerat bortfall 

för underhåll, inspektion 

och provning 

Oplanerat bortfall 

avser störningar som minskar 

produktionen 

In t e r n at Io n e l l a s k a l a n f ö r k ä r n t e k n I s k a h ä n d e l s e r – Ines 

Klass Omgivningspåverkan Anläggningspåverkan Försämrat djupförsvar 

7 

Mycket stort utsläpp. 

Stor Omfattande hälso och 

olycka miljöpåverkan 

6 

Stort utsläpp. 

Allvarlig Beredskapsåtgärder 

olycka troligen i full omfattning 

5 

Olycka med risk 

för omgivningen 

4 

Olycka utan be 

tydande risk för 

omgivningen 

3 

Allvarlig 

händelse 

2 

Händelse 

1 

Avvikelse 

0 

Mindre 

avvikelse 

Begränsat utsläpp. 

Beredskapsåtgärder troligen 

i begränsad omfattning 

Litet utsläpp. 

Allmänheten utsätts för 

stråldoser under gränsvärdet 

Mycket litet utsläpp. 

Allmänheten utsätts för 

mycket små doser under 

gränsvärde 

Allvarliga skador på 

reaktorhärd och/eller 

strålskyddsbarriärer 

Betydande skador på 

reaktorhärd och/eller livs 

hotande doser till personal 

Mycket omfattande spridning 

av radioaktiva ämnen 

och/eller höga doser till 

personal 

Betydande spridning av 

radioaktiva ämnen och/ 

eller förhöjda doser till 

personal 

Ingen säkerhetsbetydelse 

Nära olycka. 

Inga återstående 

skyddsbarriärer 

Händelse med betydande 

avvikelser från säkerhets 

förutsättningar 

Avvikelse från driftvillkor 

31

2008 

Erfarenheter från driften av 

de svenska kärnkraftverken 

Studsvik (huvudkontor) Forsmark Oskarshamn Ringhals Barsebäck 

KSU, Box 1039, 

SE-611 29 Nyköping 

Tfn: +46 (0)155-26 35 00 

Fax: +46 (0)155-26 30 74 

KSU 

SE-742 03 Östhammar 

Tfn: +46 (0)173-167 00 

Fax: +46 (0)173-167 50 

KSU, Box 926, 

SE-572 29 Oskarshamn 

Tfn: +46 (0)491-78 13 00 

Fax: +46 (0)491-78 13 59 

KSU 

SE-432 85 Väröbacka 

Tfn: +46 (0)340-64 62 00 

Fax: +46 (0)340-64 62 99 

E-post: info@ksu.se www.ksu.se Org nr: 556167-1784 VAT-nr: SE556167178401 

KSU, Box 524, 

SE-246 25 Löddeköpinge 

Tfn: +46 (0)46-72 40 00 

Fax: +46 (0)46-77 57 93 

ISSN 1654-0484

På svenska - Kärnkraftsäkerhet och Utbildning AB

Create successful ePaper yourself

Delete template?

Save as template?