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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.
A b r i l 2 0 0 0
R e v i s t a S N E