CENTRALES NUCLEARES NUCLEAR POWER PLANTS

CENTRALES NUCLEARES1995NUCLEAR POWER PLANTSENTREVISTA / INTERVIEWJavier Olaso,Director General de NuclenorGeneral Director of NuclenorREVISTA DE LA SOCIEDADNUCLEARESPAÑOLAN. o 152 - 30 Abril, 1996

SUMARIOSOCIEDAD NUCLEAR ESPAÑOLACampoamor, 17, 1.° 28004 MADRIDTels.: (91) 308 63 18/62 89. Fax: (91) 308 63 44Junta DirectivaPresidente: José Luis GONZÁLEZ MARTÍNEZ.Vicepresidente: Juan ESTAPÉ ARNAU.Secretario General: Francisco Javier BRIME GONZÁLEZ.Tesorero: Mercedes BROTONS LLOR.Vocales: Pedro COLL BUTI, M a Teresa DOMÍNGUEZ BAUTISTA,Carlos GARRIGA LÓPEZ, Mariano GÓMEZ GARCÍA, ÁngelGONZÁLEZ DE LA HUEBRA, Juan Bautista GONZÁLEZ GARCÍA,José Javier HONRUBIA CHECA y Fernando MICÓ PÉREZDE DIEGO.Comisión de ProgramasPresidente: Carlos RODRÍGUEZ MONROY.Vocales: Javier ALONSO CHICOTE, José AntonioCARRETERO FERNANDINO, Javier DE SANTIAGO, RafaelDELGADO TABERNER, José Antonio ESPALLARDOMAURANDI, Ricardo GRANADOS GARCÍA, José HONRUBIACHECA, Alejandro RODRÍGUEZ FERNÁNDEZ, Carlos RÚAMESTRES y Joaquín SANTAMARÍA TAMAYO.Comisión de PublicacionesPresidente: Luis PALACIOS SÚNICOVocales: Javier ARROYO ZORRILLA, Eugenio BARANDALLACORRONS, Miguel BARRACHINA GÓMEZ, Andrés GALICIASAAVEDRA, Ricardo LLOVET BARQUERO, Julio MARTÍNEZMONTERO, Francisco TARÍN GARCÍA, Alfonso de la TORREFERNÁNDEZ DEL POZO y Pedro VELARDE MAYOL.Comisión TécnicaPresidente: María Teresa DOMÍNGUEZ BAUTISTA.Vocales: José M. HOYOS SANZ, Alfonso JÍMENEZ FERNÁNDEZ-SESMA, Manuel MARCO PELEGRÍN, Francisco MARÍNMOLINA, M . aDolores MORALES DORADO, Ramón MORCILLOLINARES, M. a Luisa PÉREZ GRIFFO, Ramón SABATÉ FARNOSy Vicente SERRADELL GARCÍA.Presidentes de los Grupos de Trabajo: Angel BENITO RUBIO,Pío CÁRMENA SERVET, Elvira MORERA MUÑOZ, Alfredo ORDENMARTÍNEZ y Ángel VIÑAS JUNQUERA.Comisión Aula-ClubPresidente: Eduardo RAMÍREZ ONTALBAVocales: Miguel BARRACHINA GÓMEZ, Ignacio FERNANDEZHERRERO, Eduardo GALLEGO DÍAZ, Luis PALACIOS SÚNICO,Rosa PEREDA REVUELTA y Aurelio SALA CANDELA.Comisión de ComunicaciónPresidente:Vicente SERRADELL GARCÍA.Vocales: José M. a ARAGONÉS BELTRAN, Jesús CRUZ HERAS,Eduardo GALLEGO DÍAZ, José GARCÍA DE LA TORRE, ValentínGONZÁLEZ GARCÍA, Luis GUTIÉRREZ JODRA, José MAROTOMUÑOZ, Jorge MONTES DEL PINO, Pedro M. a ORTEGO SAIZ,J. Manuel PERLADÓ MARTÍN, y Enrique VALERO ABAD.Comisión Reunión AnualPresidente: Fernando SENDINO MARTÍN DE VALMASEDAVicepresidente: José LOBÓN SÁEZSecretario: Carlos VALERO ARTOLATesorero: Luis MARTÍN VIDAL.Vocales: Antonio CORNADÓ QUIBÚS, Juan A. FERNÁNDEZACHAERANDIO, José A. GALLEGO, José MaríaGUTIÉRREZ- ROZAS, Javier MENDIRI RODRÍGUEZ y María LuisaSÁNCHEZ-MAYORAL.SOCIOS COLECTIVOSABB ATOMABB GENERACIÓNAEA TECHNOLOGYAMARAAMVISAANDERSEN CONSULTINGASEGURADORES RIESGOSNUCLEARESASOC. NUCLEAR ASCÓAUXINIAUXITROL IBÉRICOBECHTEL ESPAÑABORG SERVICE, S.A.BYRON JACKSONCABLES PIRELLICENTRAL TRILLO IC.N. ALMARAZC.N. VANDELLÓSCIA. SEVILLANA DE ELECTRICIDADCIEMATCOGEMACOLEGIO INGENIEROS CAMINOS,CANALES Y PUERTOSCOLEGIO INGENIEROS ICAICONTROL Y APLICACIONESDTNELECNOREMPRESA NACIONAL BAZANEMPRESARIOS AGRUPADOSENDESAENERGYENRESAENTRECANALES Y TAVORAENUSAENWESAEPTISAEQUIPOS NUCLEARESFECSAFRAMATOMEGAIMAGEOCISAGENERAL ELECTRIC T.S.O.(GETSCO)GESTECGHESA INGENIERÍA Y TECNOLOGÍAGUANTES RIPOLLÉSHELGESON SCIENTIFIC SERVICESIBERDROLAINASMETINITECINYPSAKEONLAINSAMARSEINMECANICA DE LA PEÑAMONCASAMONTAJES NERVIÓNNORCONTROLNOVOTEC CONSULTORESNUCLENORNUSIMOSHSAPROINSAPROSEGURSAINCOSENERSENUSASGNSIEMENSTAPROGGE IBÉRICATECNATOMTÉCNICAS REUNIDASTECNOSUIDIESAUITESAUNESAUNIÓN FENOSAWALTHON WEIR PACIFICWANNER Y VINYASWESTINGHOUSE SEEPAG. 9PAG. 13EDITORIAL / EDITORIALENTREVISTA / INTERVIEWJavier OLASO.Director General de NUCLENOR.General Director of NUCLENORPAG. 19 CENTRALES NUCLEARES EN 1995NUCLEAR POWER PLANTS IN 199519 Apertura/ Opening Session27 Primera Sesión. Experiencias y perspectivas de lascentrales nucleares españolas.First Session. Spanish Nuclear Power Plants.Experiencies and Perspectives35 Segunda Sesión/Second Session55 Tercera Sesión. Experiencia operativa en el oestede EuropaThird Session. Operating Experience in Western Europe65 Clausura. La competitividad de las centralesnucleares españolas en el contexto internacional.Closing Address. The Competitiveness of Spanish NPP’sin the International Context.PAG. 72 SECCIONES FIJAS / NEWSASOCIACIÓNDE PRENSAPROFESIONALMIEMBRO DE LA FEDERACIÓNINTERNACIONAL DE LAPRENSA PERIÓDICA73 Actividades de la SNE/SNE Activities73 Noticias de España/Spain78 Noticias del Mundo/Worldwide79 Empresas/Companies79 Publicaciones/Publications79 Congresos/Conferences79 Índice de Anunciantes/Index to AdvertisersREVISTA A DE LA SNEMIEMBRO DE: APP (Asociación de Prensa Profesional)FIPP (Federación Internacional de la Prensa Periódica)OFICINA DE JUSTIFICACIÓN DE LA DIFUSIÓNEdita SENDA EDITORIAL, S.A.Directora: Matilde PELEGRI TORRESConsejo de Redacción: Comisión de Publicaciones de la SNESecretaría de Redacción: P. S. MONTENEGROTraducciones inglés: Sara L. SMITHPublicidad: Marta RODRIGUEZ MELGARProducción: Ildefonso SERRANO SERRANOInfografía: Alfredo ZAPATA GARCIADiagramación y maqueta: Clara TRIGO CASANUEVAAdministración y suscripciones: Mª Dolores PATIÑO RAMOSCirculación: Javier LERIN BARATASOFCINA DE JUSTIFICACIONDE LA DIFUSIONRedacción, publicidad y administración:c/ Isla de Saipán, 47. 28035 MADRID.Tel. 373 47 50. Fax 316 91 77.Suscripción:España: 14.000 ptas. + IVAExtranjero: Europa $197; otros $ 246Venta del número: 1.400 ptas. + IVAImprime: NEOGRAFISFotocomposición: GRAFICAS 4Fotomecánica: RECORDFotografía: Departamento propioDepósito Legal: M-22.829/1982ISSN: 0214-1159REVISTA DE LA SOCIEDADNUCLEARESPAÑOLA

EDITORIALThis issue is primarily devoted to theInternational Conference organized by theSNE on “Nuclear Power Plants in 1995:Experiences and Perspectives”, which washeld, as is now the custom, in late February.Regarding the Conferenceitself, we should emphasize its continuity (ithas been held every year since 1989), itsgrowing internationalization and the diversityof the agenda, which goes beyond a merepresentation of plant results and addressesmonographic issues of widespread interest tothe nuclear collective.In view of the above, theSNE has made a special effort to disseminatethe Conference results, which will be of aninternational nature, and for this reason thisissue will be a bilingual Spanish-Englishedition.We should also stress themagnificent results obtained by the Spanishnuclear power plants that were presented inthe Conference, which confirm that they rateamong the best performing plants in the world.These positive results are aproduct of the effort, experience, knowhowand responsibility of the professionals workingin this sector, which contributes to generationof a third of the electricity produced in Spain.This is the truth that weshould convey with calm to Spanish society,at a time when any pretext is valid toindiscriminately attack the use of nuclearpower.The SNE, from its vantage asa professional society and far fromencouraging a dangerous self-complacencyabout the good results obtained or anger atthe unfair and at times malicious criticismsfrequently directed at us, again calls on itsmembers to continue in the search for jobexcellence and to make an added effort tocommunicate to society the trueparameters of the pacific use ofnuclear power, as it understands thatthis is the only ethically correctposition.El presente número está dedicado fundamentalmente ala Conferencia Internacional “Centrales Nucleares 1995.Experiencias y Perspectivas” que, organizada por la SNE, secelebró, como ya es habitual, a finales del mes de febreropasado.De la Conferencia en sí, debemos destacar su continuidad,pues viene celebrándose desde 1989, su crecienteinternacionalización y la diversidad de su temario, queexcede ya de los límites de la mera presentación deresultados de las centrales, adentrandose en temasmonográficos de amplio interés para el colectivo nuclear.Estas características han llevado a la SNE ha hacer unesfuerzo en la difusión de los resultados de la Conferenciaque será de carácter internacional, razón por la cual laedición de este número es bilingüe, en castellano-inglés.Por otra parte, no pueden dejar de destacarse losmagníficos resultados obtenidos por las centrales nuclearesespañolas que fueron expuestos en la Conferencia y que lasconfirman como pertenecientes al grupo de las mejoresinstalaciones a escala mundial.Estos resultados positivos son producto del esfuerzo, laexperiencia, el saber hacer y la responsabilidad de losprofesionales que trabajan en este sector, que contribuye a lageneración de un tercio de la energía eléctrica que seproduce en España.Es esta verdad la que serenamente debemos hacer llegar ala sociedad española, en estos tiempos en que cualquierpretexto es bueno para atacar indiscriminadamente el uso dela energía nuclear.La SNE, desde su posición de asociación de profesionales,lejos de alentar la peligrosa autocomplacencia por losbuenos resultados obtenidos o el enfado por las opinionesinjustas y a veces maliciosas que a menudo se vierten, llamaa sus socios de nuevo a continuar en la línea de la búsquedade la excelencia en su trabajo y a un esfuerzosuplementario en la comunicación, hacia toda lasociedad, de los verdaderos parámetros del usopacífico de la energía nuclear, en el entendimiento queésta es la única postura éticamente correcta.

ENTREVISTAJAVIEROLASODirector General de NUCLENOR /General Director of NUCLENOREl año 1996 es especialmente relevante para el sectornuclear español. En él se conmemoran el 25º aniversariode la puesta en marcha de Santa María de Garoña.En estos días de cambios en el ámbito nacional, la energíanuclear se mantiene como una fuente energéticaprimordial, con un excelente funcionamiento de susinstalaciones, como quedó patente en la reunión que, porsexto año consecutivo, organizó la SNE para presentar losresultados de operación de las centrales nuclearesespañolas y a la que está dedicado, de maneramonográfica, este número.Con las experiencias obtenidas del pasado, Garoña seprepara para afrontar, en principio, los quince próximosaños, que marcarían el final de su vida útil, pero tambiénestá dispuesta a ampliar este plazo gracias a losprogramas en marcha y, especialmente, a su equipohumano.Al frente de esta nave se encuentra nuestro entrevistado,Javier Olaso, quien conoció los procesos de construcción,montaje y pruebas de arranque de Garoña, a la que haregresado hace algo más de diez años, después detrabajar en algunos proyectos de centrales térmicas y deser jefe de ingeniería de Lemóniz, una experiencia para él,y para todos sus compañeros, realmente inolvidable pornumerosos motivos.T he year 1996 is especially relevant for the Spanish nuclear sector, asit is the 25th anniversary of the startup of Santa María de Garoña.In these days of change in the national arena, nuclear power is beingmaintained as a primary energy source. Operation of the nuclearfacilities is excellent, as manifested in the meeting organized by theSNE for the sixth consecutive year to present the operating results ofSpanish nuclear power plants, which is the monographic theme of thisissue.With the experience gained in the past, Garoña is in principle preparedto face the next fifteen years, which should mark the end of its workinglife, but it is also ready to extend this period thanks to the programs inprogress and especially to its human team.Our interviewee, Javier Olaso, is the leader of this team. He wasinvolved in the construction, assembly and startup test jobs in Garoña,and he returned a little more than ten years ago after working in somethermal plant projects and as chief engineer in Lemóniz, which fornumerous reasons was a truly unforgettable experience for him and forall his colleagues.NUCLEAR POWER PLANTS IN 1995Nuclear electricity generating plants in Spain contributed33% of total production in 1995. In addition, as JavierOlaso observes, “these good production rates have beenmatched by excellent capacity and availability factorvalues, which were 85.5% and 88.2% respectively, for allthe plants throughout the year. The values of thescheduled and unscheduled unavailability factors were11% and 1.8%, respectively. Therefore, it can be affirmedthat the 1995 performance of the nine units making up theSpanish nuclear park was excellent in terms of safety,availability and costs, maintaining the standards ofprevious years.»On the other hand, as a confirmation of this goodperformance, we should remember that the ‘Consejo deSeguridad Nuclear’ itself has qualified the safety of ourplants as “satisfactory” on several different occasions».If compared to other plants in the rest of the world, «theSpanish nuclear park rates among the first on theworldwide ranking. Specifically in terms of costs, SpanishLAS CENTRALES EN 1995Las instalaciones nucleares de produccióneléctrica en España han contribuído,en 1995, con un 33% del total.Además, nos comenta JavierOlaso que «estos buenos ritmos deproducción han ido emparejados aunos excelentes valores de los factoresde carga y de disponibilidad, quehan alcanzado el 85,5% y el 88,2%respectivamente para el conjunto decentrales en el total del año. Por suparte, los factores de indisponibilidadprogramada y no programada se hansituado en un 11% y un 1,8% respectivamente.Puede por tanto afirmarseque las nueve unidades que integranel parque nuclear español han tenidoen 1995 un excelente comportamientoen cuanto a seguridad, disponibilidad ycostes, manteniendo la línea de losaños pasados.»Por otra parte, y como confirmaciónde este buen comportamiento, debemosrecordar que el propio Consejo deSeguridad Nuclear ha calificado como“satisfactoria” la seguridad de nuestrascentrales en diferentes foros y comparecencias».Con respecto a la comparación conotras centrales del resto del mundo,«el parque nuclear español se sitúa

entre los primeros lugares del rankingmundial. Específicamente en cuantose refiere al coste, la media de lascentrales españolas está alrededor deun centavo de dólar por kilowatio hora,cifra que puede considerarse comola media de las centrales eficientes enel mundo. En este sentido, la tendenciaconfirma que las centrales que mejoroperan son aquellas cuyo coste dekWh producido es menor. En EstadosUnidos, por su parte, y aún teniendoen cuenta que ha mejorado sustancialmentela situación, la media es más alta,sin olvidar que allí tienen la circunstanciaañadida de la liberación total delmercado de la energía, según la cualla central que no consigue suministrarun kilowatio competitivo sale del mercado.»Todos estos datos reafirman unavez más la consolidación del parqueelectronuclear español y ponen de manifiestoel alto nivel de cualificación delos profesionales que lo hacen posible».EL PLAN DE ACTUACIONESCONJUNTASEl pasado mes de febrero fue presentadoel Plan de Actuaciones Conjuntasde las centrales nucleares españolasque tuvo su origen, según nos cuentaJavier Olaso, en 1994. «En ese año, elMinisterio de Industria se dirigió a ungrupo de expertos del sector eléctrico,de la Administración y del CSN, entreotros organismos, para la creación delas Unidades Estratégicas Tecnológicas.Específicamente en energíanuclear se creó una UET que respondíaa preguntas tales como cuáleseran los retos tecnológicos y cuál larespuesta que se les podía dar, tantoen España como en otros países, enqué grado de avance se encontraba lainvestigación para satisfacer esos retos,etc.»Como consecuencia de ello, el comitéde Energía Nuclear de UNESAconsideró oportuno aprovechar laexistencia de Planes Estratégicospropios en las Centrales Nuclearespara elaborar un Plan de ActuacionesConjuntas de las Centrales Nuclearesen operación, que permitiera desarrollary concretar las propuestas de actuaciónelaboradas en la UET. Un primeraspecto a resaltar, por tanto, esel trabajo de armonización que se hallevado a cabo, de acuerdo con las líneasestratégicas sectoriales, de maneraque los trabajos de interés paratodas o la mayor parte de las centralesse van a poder abordar de maneracoordinada asegurando la calidady economía de sus resultados.»Otro aspecto muy importante deldocumento es que el Sector Eléctricoexpresa una decidida voluntad demantener y mejorar una de las fuentesestratégicas de suministro deenergía eléctrica. En este sentido, megustaría resaltar que las actuacionesen relación con Vida Útil o Aumentode Potencia significan una oferta deincremento de potencia en magníficascondiciones de calidad y competitividadque deberían ser tenidas encuenta en futuras revisiones del PlanEnergético Nacional»Por ejemplo, con relación al aumentode potencia es de gran importanciatener en cuenta que el PACpreve, en base a mejoras técnicas, unincremento de 500 MW, con un costeañadido muy pequeño.»En cuanto a Vida Útil, el alargamientoen diez años de la vida de lasactuales centrales en operación equivaldríaa la generación de dos centralesde 900 MW durante cuarentaaños. Todos estos datos deberán sertomados en cuenta a la hora de definirla potencia que deberán aportarlas instalaciones productoras de energíaespañolas en el futuro».Un aspecto importante es la forma definanciación de las inversiones que elsector considera necesarias. «Losfondos para financiar estos proyectostendrá su origen en diversas fuentesdel propio sector como programas deI+D y programas internacionales, perofundamentalmente tiene que salirdel Marco Legal Estable, que deberíareconocerlas como inversiones extraordinarias.»Como ejemplo diré que, para lospróximos cinco años, el PAC consideraunas inversiones de 48.000 millones,es decir, unos 9.600 millones depesetas al año, que son aproximadamenteunos 1.000 millones por central.Sólo en 1994, las centrales invirtieron42.000 millones de pesetas, esdecir, una media de 4.600 millonespor central. Por tanto, la aportacióndel Marco Legal Estable como inversiónextraordinaria representa un23% de lo que las centrales inviertennormalmente.»El tercer aspecto que quiero destacares que este documento, al recogerlas actuaciones previstas para lospróximos diez años, va a tener unefecto dinamizador para la industrianuclear, que tiene en el PAC una herramientaque le ayudará para unamejor planificación de sus recursosante una previsiones concretas de inversiónpara los próximos años. Estotendrá, sin duda, un efecto beneficiosopara todos los profesionales quetrabajan en este campo».SANTA MARÍA DE GAROÑAPara Javier Olaso, «el balance del funcionamientode la Central durante elúltimo ciclo ha sido muy satisfactorio.Se han conseguido los mejores resultadosoperativos de la planta desde suinicio y hemos podido alcanzar los 500días de funcionamiento continuado enla operación, lo que nos ha situado enun lugar muy destacado del rankingplants average around one dollar cent per kilowatt-hour,which can be considered as the average in the mostefficient plants in the world. In this respect, the trendconfirms that the plants that operate best are those withthe lowest cost per kWh produced. The United States hasa higher average, even though the situation has improvedsubstantially and without forgetting the added factor of atotally liberalized energy market in which the plant thatdoes not manage to supply a competitive kilowatt loses itsshare.»All these data reaffirm the consolidation of the Spanishelectronuclear park and underlines the high level ofqualification of the professionals that make this possible».JOINT ACTION PLANSLast February, the Joint Action Plan of the Spanish nuclearpower plants was presented. According to Javier Olaso,this plan dates back to 1994. «That year, the Ministry ofIndustry consulted with a group of experts from theelectrical sector, the Administration and the CSN, amongother organizations, to create the Technological StrategyUnits (UET). Specifically, a UET was created for nuclearpower to respond to questions such as what are thetechnological challenges, how can they be addressed bothin Spain and other countries, to what extent has researchhad been developed to face these challenges, etc.»As a result of this, UNESA’s Nuclear Power Committeethought that it was a good idea to use these StrategicPlans in the Nuclear Power Plants to draw up a JointAction Plan for the operating nuclear plants, which wouldserve to develop and put into practice the action proposalsdrafted by the UET. One of the first aspects we shouldemphasize, therefore, is the harmonizing work that hasbeen carried out, along sectorial strategic lines, so thatwork of interest to all or most of the plants can beundertaken in a coordinated fashion, thus ensuring qualityand economy of results.»Another important aspect of the document is that theElectrical Sector expresses its determination to maintainand improve one of the strategic sources of electric powersupply. In this respect, I would like to stress that actionsconcerning Working Life or Power Upgrading involve aproposal to increase power under magnificent conditionsof quality and competitiveness that should be accountedfor in future revisions of the National Energy Plan (PAC).»For example, as regards power upgrading, it is ofutmost importance to take into account that the PACprovides for an increase of 500 MW based on technicalimprovements, with a very small added cost.»As for Working Life, a ten-year extension of the lifetimeof plants currently in operation would be equivalent to thegeneration of two 900-MW plants during forty years. Allthese data should be taken into consideration whendefining the power that Spanish energy producingfacilities should provide in the future».An important aspect is the way to finance the investmentsthat the sector believes are necessary. «The funds tofinance these projects will come from different sources inthe sector, such as R&D programs and internationalprograms, but basically they should derive from the StableLegal Framework, which should recognize them asextraordinary investments.»By way of example, the PAC considers investments of48,000 million for the next five years, i.e. some 9,600million pesetas a year, which are approximately 1,000million per plant. In 1994 alone, the plants invested42,000 million pesetas, i.e. an average of 4,600 millionper plant. Therefore, the contribution of the Stable LegalFramework as an extraordinary investment represents23% of what plants usually invest.»The third aspect that I would like to mention is that thisdocument, by setting down the actions envisaged for thenext ten years, will have a dynamic effect on the nuclearindustry, to which the PAC provides a tool that will help tobetter plan its resources in the face of specific investmentforecasts for the years to come. This will undoubtedly bebeneficial for all professionals working in this field».SANTA MARÍA DE GAROÑAAccording to Javier Olaso, «the Plant has had a verysatisfactory operational balance during the last cycle. Theplant has obtained its best-ever operating results and wehave managed to attain 500 days of continuous operation,which rates us very high on the worldwide ranking fornuclear plant performance.»In my opinion, these results underline two aspects. Thefirst confirms the success of the management strategyimplemented during recent years, with a clear policy ofinvesting in key safety systems, as well as the wisdom ofextending cycles to 24 months. With regard to this latterpoint, we should bear in mind that after 25 years, the plantrequires a minimum outage time to perform theinspections and equipment renovations that must beundertaken as the years go by in order to maintainoptimum safety conditions at all times.

»The second factor confirmed by the good resultsobtained by the plant has to do with personnelqualification, training and retraining. Together with theoperating experience accumulated over these 25 years,NUCLENOR’s staff has become our company’s bestasset.»In this sense, we should note the encouraging resultsthat have been achieved in the pilot plan of theContinuous Improvement Program initiated inNUCLENOR in late 1994. As a result of the participationand solutions proposed by the teams involved in this firstexperience, we have planned on extending it to the entireorganization to infuse the philosophy of “total quality” at alllevels and in all activities of our company».THE FIRST QUARTER OF A CENTURYSanta María de Garoña is the second Spanish plant thatreached the emblematic milestone of twenty-five years inoperation. For Javier Olaso, «to see that first Zorita andthat now we have reached twenty-five years under verygood operating conditions is reason for reassurance in thesector and confirms that we have a stable generationsource that will last for many years. In addition, nowadayswhen there is so much talk of competitiveness, we seethat a well managed plant produces kilowatts at verycompetitive prices after twenty-five years.»In our opinion, the plant has attained strongtechnological and business maturity, and this is supportedby the results obtained in the last operating cycle as Iindicated previously. For us, twenty-five years are not anend point but more of a starting point that motivates us toimprove our business and effectively contribute to ourcountry’s energy supply, to strengthen the Spanishnuclear industry and to develop the economic and socialactivity of our area of influence.»As for the anniversary events, they have beenpostponed because they were going to coincide with thisyear’s refueling outage. In any event, they will be simplecelebrations with our company’s staff and people closestto us, with our main suppliers and contractors, with theauthorities of Castilla and León, and with the people fromthe nuclear sector who have helped to crystallize theSanta María de Garoña project. The Annual Meeting ofthe Spanish Nuclear Society, which will be held in themonth of October in Santander – NUCLENOR’sheadquarters – will be an excellent climax to thecommemorative acts of our anniversary».COMMUNICATIONBearing in mind that communication is always animportant issue when speaking about nuclear power, weaddressed this subject with our interviewee, who statesthat “society demands informative transparency andwould never admit a policy other than the open-doorpolicy that we are currently undertaking in all the plants.If people become accustomed to having a lot ofinformation on a nuclear power plant, it will no longer besuch an unusual subject and will become part of dailylife.»For NUCLENOR in particular, the issues concerning publicopinion are of utmost importance. In fact, it is one of themundial de rendimiento de las centralesnucleares.»En mi opinión, estos resultadosvienen a subrayar dos aspectos; elprimero confirma el acierto en la estrategiade gestión seguida duranteestos años con una política clara deinversiones en sistemas claves parasu seguridad, así como el acierto enla decisión de ampliar los ciclos a 24meses. Sobre este último aspecto,debemos tener en cuenta que la centraldespués de 25 años requiere untiempo mínimo de parada que permitahacer las inspecciones requeridas,así como la renovación de equiposque hay que llevar a cabo conformepasas los años con el fin de manteneren todo momento las condiciones óptimasde seguridad.»El segundo factor que avala losbuenos resultados obtenidos por lacentral tiene que ver con la cualificación,formación y reentrenamiento delpersonal que, junto con la experienciaoperativa acumulada en estos 25años, convierten a la plantilla de NU-CLENOR en el mejor activo de nuestraempresa.»En este sentido, merece la penacomentar los esperanzadores resultadosque se han obtenido en el planpiloto del Programa de MejoraContinua que se inició a finales de1994 en NUCLENOR. La participacióny las soluciones propuestaspor los equipos que han formado partede esta primera experiencia noshan llevado a plantearnos su extensióna toda la organización, impregnandola filosofía de la “calidad total”a todos los estamentos y actividadesde nuestra empresa».EL PRIMER CUARTO DE SIGLOSanta María de Garoña es la segundacentral española que alcanza laemblemática cifra de veinticinco añosen funcionamiento. Para JavierOlaso, «ver que primero Zorita y ahoranosotros llegamos a los veinticincoaños en unas condiciones de funcionamientomuy buenas, es una tranquilidadpara el sector y corroboraque tenemos una fuente de generaciónestable que va a durar muchosaños. Además, en este momento enel que se habla tanto de competitividad,vemos que una central bien gestionada,a los veinticinco años producekilowatios a unos precios muycompetitivos.»Desde nuestro punto de vista, laCentral ha alcanzado una sólida madureztecnológica y empresarial, quese ve respaldada por los resultadosobtenidos en el último ciclo operativo,como ya he señalado anteriormente.Para nosotros, veinticinco años nosignifican un punto de llegada, sinomás bien un punto de partida que noslleve a mejorar en nuestra actividad ya contribuir eficazmente al abastecimientoenergético de nuestro país, alafianzamiento de la industria nuclearespañola, así como al desarrollo de laactividad económica y social de nuestrazona de influencia.»Con respecto a las actividades deconmemoración, se han retrasado porsu coincidencia con la parada de recargade este año. En cualquier caso,serán celebraciones sencillas, tantocon el personal de la empresa comocon las personas de nuestro entornomás próximo, con nuestros principalesproveedores y contratistas, conlas autoridades de Castilla y León, ycon las personas del sector nuclearque han contribuido con su esfuerzoa cristalizar el proyecto de SantaMaría de Garoña. La Reunión Anualde la Sociedad Nuclear Española,que se celebrará durante el mes deoctubre en Santander -sede de NU-CLENOR- constituirá un excelentecolofón a los actos conmemorativosde nuestro aniversario».LA COMUNICACIÓNTeniendo en cuenta que la comunicaciónes una actividad siempre significativacuando hablamos de la energíanuclear, abordamos este tema connuestro entrevistado, quien afirmaque «la sociedad demanda una transparenciainformativa, y nunca admitiríauna política diferente a la de puertasabiertas que estamos llevando acabo todas las centrales en la actualidad.Si la gente se acostumbra a quehaya mucha información sobre unacentral nuclear, deja de ser un temafuera de lo habitual y pasa a formarparte de la vida cotidiana.»Para NUCLENOR en concreto, lostemas relacionados con la opinión públicaresultan de suma importancia.De hecho se trata de uno de los objetivosprioritarios del actual Plan

Estratégico de nuestra empresa. Eneste sentido, la creación de un departamentoespecíficamente dedicado alas relaciones externas de la empresaha contribuído a afianzar nuestras relacionestanto con los medios de comunicaciónde la zona como con laspersonas e instituciones del entorno.La puesta en funcionamiento delCentro de Información -por el que yahan pasado más de 65.000 personas-, la revista INFO -con una tirada superiora los 16.000 ejemplares cadanúmero- así como una política de presenciamás decidida en las actividadessociales y culturales del entornohan ayudado a mejorar nuestra imagenen la zona de influencia de laCentral.»Por otro lado, la creación dentroUNESA de la Comisión de ComunicaciónNuclear, las actividades de laSociedad Nuclear Española y la nuevaorientación del Foro de la IndustriaNuclear -iniciativas en las que NU-CLENOR participa activamente- son,en mi opinión, ejemplos de cómo elmundo nuclear valora cada vez másla creciente importancia que en nuestrasociedad tienen hoy tanto la comunicaciónpública como los mediosde información».EL FUTUROComo ha comentado Javier Olaso, lacentral de Santa María de Garoña seprepara para afrontar su futuro conoptimismo. De hecho, «después deveinticinco años de funcionamiento larealidad es que tenemos una Centralen situación equivalente, en cuanto aseguridad y parámetros operacionales,al resto de las centrales del parquenuclear español.»Nuestro objetivo prioritario es conservarla Central en las condicionesóptimas de seguridad durante losquince años que nos quedan hastalos cuarenta de vida de diseño, ymantener abierta la posibilidad de renovarla Licencia de Operación másallá de seste límite.»Para ello tenemos en marcha unprograma de gestión de vida útil queconsiste básicamente en identificarlos sistemas, estructuras y componentesimportantes que están sujetosa algún mecanismo de envejecimientoy vigilar, controlar y mitigar dichoenvejecimiento, teniendo en cuentalos actuales programas de vigilanciae inspección en servicio, mantenimientopreventivo y predictivo y sustitucionesde equipos y componentes,entre otros.»Dentro de este programa, las inversionesmás importantes se vienendestinando a diversos capítulos comola modernización de los sistemas deinstrumentación y control; la sustituciónde equipos importantes que esténalcanzando el final de su vida útil;la instalación de sistemas de mitigaciónde losmecanismosde envejecimientoy lainstalaciónde sistemasde vigilanciay predicciónparaconocer lacondiciónde los equiposimportantes».En este a-partado deexperienciaaportadapara el futuro, juega también un papelimportante la colaboración conotras centrales, para intercambiar experienciasde funcionamiento. En estesentido, la amplia comunicaciónexistente entre las centrales españolasse complementa con los programasde intercambio internacionales.«Una de las actividades que el sectortiene como prioritaria es su presenciaen el extranjero a través de diversosforos, en proyectos de I+D, y sobretodo en relaciones con centrales semejantesa las nuestras. Garoña, porejemplo, pertenece a un grupo debenchmarking existente en EEUU,que agrupa a centrales con característicassimilares, de una unidad, delmismo tamaño y tipo BWR; con estascentrales llevamos años en continuocontacto. En Europa la comunicaciónes muy cercana; específicamente,con la central suiza de Müleberg tenemosuna estrecha relación, y lomismo ocurre con las centrales BWRde Suecia.»La tecnología nuclear española estámuy homologada y goza de granprestigio en el extranjero. En estemomento se está haciendo un benchmarkingde comparación, considerandoel parámetro de coste, entre lascentrales españolas, las europeas ylas americanas. Como puede verse,el contacto y el intercambio de informaciónes continuo».La amplia experiencia de nuestro entrevistadoy su profundo conocimientode la realidad de la energía nuclearnos llevan a plantearle su visióndel futuro de esta forma de generaciónde energía. Claramente afirmaJavier Olaso que «no soy demasiadooptimista en lo que se refiere a nuevascentrales nucleares, al menos enlos próximos diez años, ya que enestos momentos tenemos sobrecapacidady habrá que dar tiempo a laeconomía a que se consolide paraque a su vez aumente la demandasuficientemente. Sin embargo, soymuy optimista en cuanto al futuro delas centrales nucleares en operación,ya que siguen siendo un activo deprimera magnitud en el parque eléctricoespañol que hay que mantener ypotenciar».priorities of our company’scurrent StrategicPlan. In thisrespect, creation of adepartment specificallydevoted to the company’sexternal relationshas helped tostrengthen our relationsboth with thecommunication mediaand with the peopleand institutions in thearea. The InformationCenter which hasbeen visited by morethan 65,000 people,the INFO magazinewhich has a circulationof more than16,000 copies eachissue, and a policy ofgreater dedication tothe social and culturalactivities of our environs, have helped to improve ourimage in the Plant’s area of influence.»On the other hand, the creation in UNESA of theNuclear Communication Commission, the activities of theSpanish Nuclear society and the new orientation of theNuclear Industry Forum - initiatives in which NUCLENORactively participates - are in my opinion examples of howthe nuclear world is increasingly aware of the growingimportance that both public communication and theinformation media have in our society».THE FUTUREAs Javier Olaso has commented, the Santa María deGaroña plant is prepared to face the future withoptimism. In fact, “after twenty-five years of operation,the truth is that we have a plant in a situation, in termsof operational parameters and safety, equivalent to thatof the rest of the plants in the Spanish nuclear park.»Our priority is to maintain the Plant in optimum safetyconditions for the fifteen years left until the forty years ofdesign life, and keep open the possibility of renewing theOperating License beyond this limit.»For this purpose, we have undertaken a working lifemanagement program that basically involves identifyingmajor systems, structures and components that aresubject to any kind of ageing mechanism, andmonitoring, controlling and mitigating this ageing,accounting for the current programs of in-serviceinspection and monitoring, preventive and predictivemaintenance, and equipment and componentreplacement, among others.»The most important investments in this program arebeing allocated to different areas such as modernizationof instrumentation and control systems; replacement ofmajor equipment that is reaching the end of its workinglife; installation of ageing mechanism mitigationsystems, and installation of monitoring and predictionsystems to ascertain the condition of importantequipment».In this area of experience gained for the future,collaboration with other plants also plays an importantrole for exchanging operating experiences. In thisrespect, the extensive communications betweenSpanish plants is complemented with internationalexchange programs. «One of the activities that thesector considers a priority is its presence abroad indifferent forums, in R&D projects, and above all inrelations with plants similar to ours. For example,Garoña belongs to a benchmarking group in USA thatincludes plants of similar characteristics: one unit andsame size and BWR type. We have been in continuouscontact with these plants for years. In Europe we haveclose relations, specifically with the Swiss plant ofMüleberg and also with BWR plants in Sweden.»Spanish nuclear technology is highly homologatedand has a prestigious reputation abroad. At this time, acomparative benchmarking of the cost parameter isbeing carried out between Spanish, European andAmerican plants. As you can see, contacts andexchanges of information are continuous».Because of Javier Olaso’s broad experience andthorough knowledge of the reality of nuclear power, weask him to describe his vision of the future of nuclearpower generation. He clearly states that «I am not veryoptimistic as regards new nuclear power plants, at leastin the next ten years, because at this time we haveovercapacity and we will have to give the economy timeto consolidate so that, in turn, demand can increasesufficiently. However, I am very optimistic about thefuture of the operating nuclear plants, since they are stilla first-rate asset in the Spanish electrical park that mustbe maintained and leveraged».

APERTURA / OPENING SESSIONLAS CENTRALES NUCLEARES EN 1995EXPERIENCIAS Y PERSPECTIVASNUCLEAR POWER PLANTS IN 1995EXPERIENCES AND PERSPECTIVESEn la mesa presidencial mostramos a José Luis González (Presidente de la SNE), Pedro Rivero(Vicepresidentey Director General de UNESA) y Juan Estapé (Vicepresidente de la SNE).Here we can see José Luis González (President of SNE), Pedro Rivero (Vice-President and General Manager ofUNESA) and Juan Estapé (Vice-President of SNE)José Luis GONZÁLEZPresidente de la SNE / President of SNEDear Friends,On behalf of the Spanish Nuclear Society(SNE), it is my pleasure again this year toopen this act and cordially welcome all of you.This conference on “Nuclear Power Plants in1995: Experiences and Perspectives” hasbeen organized by the SNE in collaborationwith the European Nuclear Society andWANO.Following a tradition that began in 1989, Iwould like to remind you what SNE’s purposeis on organizing these conferences. AsQueridos amigos,En representación de laSociedad Nuclear Españolavuelvo a tener esteAño la oportunidad d iniciareste acto y daros mi máscordial bienvenida. Estasjornadas sobre “CentralesNucleares en 1995. Experienciay Perspectivas” organizadaspor la SNE cuentan con la colaboraciónde la Sociedad Nuclear Europeay de la Organización WANO.Siguiendo una tradición que comenzóen el año 1989, quisiera recordaroslo que la SNE pretende con estasjornadas. Como indicaba enriqueValero hace dos años, no se trataunicamente del intercambio de experienciasentre profesionales y detransmitir a nuestra sociedad que laseguridad de las instalaciones nucleareses nuestro objetivo prioritario.También es un homenaje a los hombresy mujeres que desde su anonimatoy con su capacidad y dedicaciónpermiten conseguir losresultados que a través de estos dosdías vamos a analizar.Con la experiencia de estos años pasadosy recogiendo vuestras sugerenciashemos preparado un programadividido en tres sesiones, los dosprimeros a celebrar en el día de hoy,están dedicadas a la experiencia deexplotación de las CCNN Españolasy la tercera, que se celebrará mañana,contemplara varios aspectos interesantesde la operación de centralesen países de la Europa Occidental.En esta ocasión hemos podido contarcon la presencia de destacados especialistasque nos transmitirán sus experienciasen temas tan interesantescomo la reducción de costes, la

optimización de los resultados de lostrabajos de las recargas de combustible,el cambio de los generadoresde vapor, los primeros resultados deSizewell B, etc. La conferencia finalizaracon una ponencia sobre la competitividadde las CCNN Españolasen el contexto internacional.Previamente a la puesta en consideraciónde las cifras mas ilustrativasde dichos resultados, no podemossoslayar un hecho acontecido degran trascendencia humana. En estaconferencia no nos acompaña, comoera habitual en los años anteriores,nuestro querido amigo y compañeroJuan Vicente Llinares. Un desgraciadoaccidente, consecuencia de unameteorología desbordada nos apartóa él y a su esposa de nosotros.Nuestro recuerdo más emocionado ysincero para los dos.Precisamente fue Juan VicenteLlinares quién contribuyó en granmedida con su ilusión y esfuerzo, auna realidad que merece ser destacadaen esta conferencia. En el mesde Junio de 1995 volvió a arrancarla central Jose Cabrera, tras el largoperíodo de parada para la revisión yreparación de los defectos detectadosen la tapa de la vasija. Este hasido un hito de gran trascendenciapara toda la comunidad de profesionalesdel sector nuclear español.Todos deseábamos que, resuelto elproblema y sin menoscabo de la seguridad,nuestra central más veteranavolviera a producir energía eléctrica.En la primera y segunda sesión, losponentes os darán los detalles delos resultados conseguidos por cadacentral española, entre los cuálesademas de la nueva puesta en funcionamientode la C.N. JoséCabrera antes aludida, creo debedestacarse el cambio de generadoresde vapor realizado en C.N. AscóI, compleja actividad que se llevó acabo con éxito, de Junio a octubre,cumpliendo perfectamente la programaciónprevista, asi como que laC.N. Santa María de Garoña operóel pasado año con un factor de cargadel 94%, lo que le convierte en laplanta que mejor funciona en elmundo.En relación con los resultados de laoperación de las nueve centrales españolasdurante 1995, un año másdebemos felicitarnos por los altos nivelesde producción, fiabilidad y seguridadconseguidos.En relación con los resultados de laoperación de las nueve centrales españolasdurante 1995, un año másdebemos felicitarnos por los altos nivelesde producción, fiabilidad y seguridadconseguidos.Ademas de la permanente atencióndedicada a la correcta operación delas centrales, nos consta que, en1995, el sector electro-nuclear hadedicado especial atención a aquellosaspectos relacionados con la optimizaciónen la cultura de la seguridady la calidad y con la evolucióntecnológica futura de las propiascentrales. Este último aspecto se haconcretado en un “Plan de actuacionesconjuntas” en el que se identificanlas acciones, así como la planificacióny recursos necesarios que lasCC.NN. españolas estiman para conseguir,de forma coordinada durantelos próximos 10 años. El objetivo básicode mantener el nivel de seguridad,fiabilidad y disponibilidad de lascentrales a lo largo de su vida útilprevista. Pronto se entrará en el sigloXXI y es preciso seguir cubriendouna buena parte de la demandaeléctrica del país por medio de unatecnología producción, tecnicamenteprobada, eonómicamente competitivay con efectos medioambientalestales como la lluvia ácida o el efectoinvernadero, nulos.Deseo destacar asimismo la plenaimbricación de las CC.NN. españolasen el contexto internacional, aspectoque resulta bien notorio en esta conferencia.La puesta en común de losconocimientos y experiencias operativasde todos los paises usuarios deesta tecnología es un hecho cadavez más extendido y efectivo. En estesentido, debemos mostrar nuestroagradecimiento a los expertos de variospaises europeos que mañana,en la tercera sesión, presentaran susponencias sobre temas de indudableinterés.La comunidad de profesionales delsector nuclear, ampliamente integradaen SNE, es, como bien sabéis,bastante extensa, pues representadesde las universidades a las empresaseléctricas, pasando por lasingenierías,los fabricantes, los organismosreguladores, etc., pero, sinduda, son las centrales productorasde energía su centro de gravedad ycasi su propia razón de ser. Del buenhacer de los explotadores y de losresultados obtenidos, en seguridad yproducción, depende en gran parteel éxito, la consolidación, la buenapercepción social y en definitiva elfuturo de esta tecnología, tanto ennuestro país como a escala internacional.Como presidente de la SNE mi agradecimientopor vuestro trabajo, mifelicitación por los resultados obtenidosy mis mejores deseos para el futuro.Tengo el honor de presentar a PedroRivero, Vicepresidente y DirectorGeneral de UNESA, a quien agradezcoun año más su presencia entrenosotros y quien nos va a exponerel informe sobre la producción deenergía eléctrica de origen nuclear.Enrique Valero indicated two years ago, it is not only amatter of exchanging experiences between professionalsand conveying to our society that safety of our nuclearfacilities is our top priority. They are also a tribute to theanonymous men and women whose capability anddedication permit us to achieve the results that we will beanalyzing in the next two days.With the experience of the last few years and heeding yoursuggestions, we have prepared a program divided into threesessions. The first two sessions, which will be held today,will deal with the operating experiences of the SpanishNPPs, and the third session, to be held tomorrow, willaddress several interesting aspects of plant operation inWestern European countries. On this occasion, we arepleased to welcome eminent specialists who will conveytheir experiences in such interesting areas as cost reduction,optimization of refueling work results, steam generatorreplacement, the first results from Sizewell B, etc. Theconference will end with a paper on competitiveness ofSpanish NPP’s in the international context.Before entering into an analysis of the most significantfigures of these results, I would like to take a moment torecall an event of a very human relevance. Our dear friendand colleague, Juan Vicente Llinares, will not beaccompanying us in this conference as was the custom inprevious years. He and his wife were killed in anunfortunate accident, caused by preternatural weather. Ourmost sincere and touching remembrance for both of them.It was precisely Juan Vicente Llinares who, with his ambitionand effort, contributed greatly to a reality that is worthemphasizing in this conference. In the month of June 1995,the Jose Cabrera NPP was restarted after a long outage toinspect and repair the defects detected in the vessel head.This was a very important milestone for the entirecommunity of professionals in the Spanish nuclear sector.We were all hoping that once the problem was solved andwithout diminishing safety, our most veteran plant wouldbegin producing electrical power again.The speakers in the first and second sessions will providedetails on the results obtained by each Spanish plant. Inaddition to the restartup of the Jose Cabrera NPP that I justreferred to, the most outstanding aspects are the steamgenerator replacement in Asco I NPP, a complex activitythat was successfully carried out from June to October in fullcompliance with the planned schedule, and the 94% loadfactor that the Santa María de Garoña NPP attained inoperations last year, which makes it the best performingplant in the world.As regards the operating results of the nine Spanish plantsduring 1995, we can congratulate ourselves again this yearfor the high production, reliability and safety levels achieved.In addition to constant attention to correct plant operation,the electro-nuclear sector has paid special attention in 1995to those aspects related to operating and maintenance costoptimization, strenghtening of the safety and quality culture,and future technological evolution in the plants themselves.This latter aspect has taken shape in a “Joint Action Plan”that identifies the actions, planning and resources requiredfor the next ten years. The basic goal is to maintain thesafety, reliability and availability levels in the plantsthroughout their expected working lives. We will soon beentering the 21st century, and a good part of the country’selectrical demand will still have to be covered by means ofa technically proven and economically competitiveproduction technology with negligible environmentalrepercussions such as acid rain or the greenhouse effect.I would also like to stress the full involvement of the SpanishNPPs in the international arena, a fact that is quite obviousfrom this conference. The mutual sharing of knowhow andoperating experiences between all user countries of thistechnology is an increasingly common and effective fact. Inthis respect, we should express our appreciation to theexperts from several European countries who tomorrow, inthe third session, will be presenting their reports on subjectsof undoutable interest.As you know, the community of nuclear sector professionals,many of whom are members of the SNE, is quite large as itrepresents a wide range of organizations, from Universities,through engineering firms, manufacturers and regulatorybodies, to electrical utilities, etc. However, their center ofgravity, and practically their whole ‘raison d’être’, are thepower producing plants. The success, consolidation,favorable social opinion and, in short, the future of thistechnology, both in our country and around the world,depend to a large extent on the good performance andresults obtained by the operators.As President of the SNE, I would like to thank you for yourwork and congratulate you on the results obtained. My bestwishes for the future.I have the honor to introduce Pedro Rivero, Vice-Presidentand General Director of UNESA, whom I thank again thisyear for being with us and preparing the next report onNuclear Electricity Generation in Spain.

LA PRODUCCIÓN ELÉCTRICA ESPAÑOLADE ORIGEN NUCLEAR EN 1995SPANISH NUCLEAR ELECTRICITYPRODUCTION DURING 1995Pedro RIVEROVicepresidente y Director General de UNESA / Vice-President and GeneralManager of UNESALadies and Gentlemen,I should first like to thank the SpanishNuclear Society for inviting me yet again toaddress such a highly qualified audienceand to report on the results achieved bySpain’s electricity sector last year, withspecial reference to nuclear generation andto coordination between the country’snuclear power plants within the frameworkof UNESA.As in previous years, the plants managersthemselves will be presenting the mostimportant aspects of the operations of theirrespectives plants throughout this last year.We deeply regret that on this occasion we are no longeraccompanied by our colleague Juan Vicente Llinares,the manager of the José Cabrera plant, who died sotragically last Summer.ELECTRICITY GENERATION IN SPAIN IN 1995The most outstanding characteristic of 1995 as regardsthe Electricity Sector has been a strong increase inelectricity consumption, with a growth of 3.8% over 1994.As of 31st December 1995, the installed power of theUNESA companies amounted to 44,641 MWe,distributed as follows: 16,457 MW hydroelectric power,20,767 in conventional thermal plants and 7,417 innuclear power.During 1995, the UNESA companies placed a 24.5 MWhydroelectric station in service, along with fourconventional thermal power plants - all in the CanaryIslands - with a total power of 126.5 MW. In addition, theAscó I nuclear power plant was uprated by 17 MW. A 22.7MW hydroelectric plant was decommissioned as werefour conventional thermal plants located off the Spanishmainland and together producing 32.2 MW. As a result,the net increase in capacity during 1995 was 113.3 MW.During 1995 electricity production amounted to 168,688million kWh, an increase of 2.6% over 1994. Attentionshould be brought to the significant increase in thecontribution made by the selfproducers. By plant type,production was distributed as shows table I.A significant drop was experienced in hydroelectricproduction as a result of the continuing drought, thisbeing accompanied by a significant increase inconventional thermal generation and maintenance of thealready high levels achieved by the country’s nuclearpower plants, which showed a slight increase.As regards international exchange, the balance for 1995fell on the side of imports, which rose to 4,518 millionkWh, an increase of 143.6% over the previous year.NUCLEAR POWER IN THE ELECTRICITY YEARIn relation to the operation of Spain’s nuclear powerplants during 1995, I shall underline a series of generaldata that allow insight to be gained into the progress ofthese installations.Señoras y Señores,En primer lugar, deseo agradecera la Sociedad NuclearEspañola la oportunidad queme brinda, un año más, paraexponer ante tan cualificadaaudiencia los resultados globalesdel funcionamiento delparque eléctrico español duranteel año anterior, con especialreferencia a la producciónnuclear y a las actividades decoordinación entre las centrales nuclearesdesarrolladas en el marco deUNESA.Como cada año serán los Jefes de lascentrales nucleares españolas los quefaciliten los aspectos más importantesde la operación de sus respectivascentrales durante el pasado año.Lamentamos profundamente que nose encuentre hoy entre nosotros nuestroquerido compañero Juan VicenteLlinares, jefe de la central de JoséCabrera, fallecido trágicamente el pasadoverano.LA GENERACIÓN ELÉCTRICAEN ESPAÑA EN 1995• HidroeléctricaHydroelectricity 23.968 -16,8• Termoeléctrica clásicaConventional thermal power 89.276 11,1• Termoeléctrica nuclearNuclear power 55.444 0,2TIProducción / Production(Millones kWh)Variación / Variation(%)En lo que al Sector Eléctrico se refiere,la característica más sobresaliente de1995 ha sido el fuerte incremento delconsumo de electricidad, cifrado en un3,8% sobre el de 1994.A 31 de Diciembre de 1995 la potenciaeléctrica en servicio de las empresasde UNESA era de 44.641 MW eléctricos,distribuidos de la siguiente manera:16.457 MW en potencia hidroeléctrica,20.767 en termoeléctrica clásicay 7.417 en termoeléctrica nuclear.En 1995, empresas de UNESA pusieronen servicio una central hidroeléctricade 24,5 MW y cuatro grupos termoeléctricosclásicos -todos ellos en laComunidad Canaria- con una potenciatotal de 126,5 MW; además, se incrementóen 17 MW la potencia instaladade la central nuclear de Ascó I. A suvez, fue retirada de servicio una centralhidroeléctrica de 22,7 MW así comocuatro grupos termoeléctricos clásicosextrapeninsulares con 32,2 MWde potencia total. En consecuencia, elaumento neto de potencia de 1995 fuede 113,3 MW.En 1995 la producción de energíaeléctrica fue de 168.688 Millones dekWh con un incremento de 2,6% respectoa 1994. Debe destacarse el notableaumento de la contribución delos autoproductores. Por tipos de centralesesta producción se ha distribuidocomo se muestra en la tabla I.Debe notarse la notable disminuciónde la producción hidroeléctrica debidoa la prolongada sequía, el significativoincremento de la producción termoeléctricaclásica y el mantenimiento dela ya alta cota de producción nuclearque ha exhibido un ligero incremento.En relación con los intercambios internacionalesel balance final de 1995presenta un saldo de importación de4.518 millones de kWh, con un incrementodel 143,6% sobre el saldo delaño anterior.LO NUCLEAR EN EL AÑOELÉCTRICOEn relación con el funcionamiento delparque electronuclear español durante1995, voy a señalar algunos datosde carácter general que permitan verla marcha del conjunto de nuestrasinstalaciones nucleares de produccióneléctrica.Como ya he indicado anteriormente,en 1995 se ha producido un ligero aumentode la producción nuclear, aumentofundamentalmente atribuible ala central de José Cabrera (Zorita)que volvió a entrar en servicio. Laproducción se ha distribuido de formabastante uniforme a lo largo del año,siendo Diciembre de 1995 el mes conla mayor producción, que llegó a5.391 millones de kWh, lo que representaun factor de carga para estemes del 97,7%.Podemos decir, una vez más, que elparque electronuclear ha contribuidoaproximadamente en un tercio a lageneración eléctrica total de España.Estos buenos ritmos de producciónhan ido emparejados a unos excelentesvalores de los factores de carga yde disponibilidad, que han alcanzadoel 85,5% y el 88,2% respectivamentepara el conjunto de centrales en el totaldel año. Por su parte los factoresde indisponibilidad programada y noprogramada se han situado en un11,0% y un 1,8% respectivamente.En relación con el número de paradasno programadas, 1995 finalizó con untotal de 13. De ellas, 12 se produjeron

de forma automática (disparos) (equivalentesa 1,3 por reactor) y 1 fueefectuada de acuerdo con los procedimientosde operación de parada.Con ello el valor medio anual alcanzael valor de 1,4 paradas por reactor yaño.Puede afirmarse que las nueve unidadesque integran el parque nuclearespañol han tenido en 1995 un excelentecomportamiento en cuanto a seguridad,disponibilidad y costes, manteniendola línea de los añospasados. Así, su seguridad de funcionamientoha sido calificada repetidamentede satisfactoria por la autoridadregulatoria nuclear española y ladisponibilidad media que he indicadoha sido similar al de otros años en losque el parque nuclear español se hasituado en el tercer o cuarto puestodel “ranking” mundial según dicho parámetro.En cuanto al coste de operacióny mantenimiento, el valor medioes equivalente a 1 centavo de dólarpor kWh, cifra que está en línea conla de las centrales más eficientes delmundo y en las que también se da, aligual que en las españolas, esa doblecondición de bajo coste y alta disponibilidad.Esto es importante subrayarlo:las centrales nucleares que mejorfuncionan son las que registran menorescostes.Como acontecimientos más destacadosdel parque nuclear español en1995 figuran la ya comentada vueltaa su funcionamiento normal de lacentral de José Cabrera, después deun período de parada de más de unaño debido a la inspección y reparaciónde las grietas en varias penetracionesde la tapa de la vasija, y elcambio de los generadores de vaporen la central de Ascó I. Esta operaciónse realizará en las centrales deAscó 2 y Almaraz 1 durante este añode 1996 y en la central de Almaraz 2en 1977.También he citado el aumento de potenciade 17 MW eléctricos conseguidopor Ascó 1 tras el cambio de generadoresde vapor, aumento que podrállegar en una segunda fase hasta los38 MW. Otras centrales nucleares tienentambién previsto conseguir aumentosde potencia en los próximosaños -de forma similar a como se estárealizando en otros países- con unhorizonte máximo de unos 900 MWeléctricos, es decir, un 12% más sobrela potencia original de 7.400 MW.Debe destacarse, también, que elComité de Energía Nuclear de UNE-SA aprobó a finales de 1995 un PlanEstratégico -conocido como Plan deActuaciones Conjuntas de lasCentrales Nucleares- que posteriormenteha recibido asimismo la aprobaciónde las instancias superioresde UNESA.El Plan de Actuaciones Conjuntas esun gran paso en el trabajo conjuntoque desde hace más de 10 años vienenrealizando las centrales nuclearesespañolas, haciendo un uso máseficaz de los recursos y posibilitandola complementariedad y la sinergia.El Plan pretende establecer actuacionesen temas de interés para la mayoríade las centrales que serán llevadasa cabo en los próximos diezaños, con especial acento en los cincoprimeros. Se trata de un conjuntode 50 actuaciones pertenecientes adiferentes áreas (Seguridad, Modernización,Mantenimiento, Residuos,Costes, etc), de las cuales se han seleccionadocomo prioritarias 12, talescomo Gestión de Vida Útil, Aumentode Potencia, Modernización de laInstrumentación y Control, Aplicaciónde los Análisis Probabilistas deSeguridad, etc. Próximamente, el 22de Febrero, se hará una presentaciónen UNESA de los detalles de estePlan.LAS ACTIVIDADES EN MATERIADE ENERGÍA NUCLEARQuisiera dedicar ahora unas palabrasa las actividades nucleares más significativasdesarrolladas en el marco decoordinación de UNESA durante elpasado año.Como es sabido, en UNESA las actividadesen materia de energía nuclearson coordinadas por el Comité deEnergía Nuclear (CEN) que, como órganocompetente en estas materias,informa al Comité de Directores delas empresas eléctricas. Para el desarrollode sus actividades, el CENcuenta con el apoyo de la DirecciónNuclear de UNESA.El Comité de Energía Nuclear estácompuesto por los responsables máximosde las empresas eléctricas enel área nuclear así como por losDirectores/Gerentes de las centralesnucleares. Su misión es coordinar laexplotación de las centrales de formaque se consiga un funcionamiento excelente.Tras los pequeños cambiosintroducidos recientemente, el Comitédesarrolla sus actividades a través de4 Comisiones temáticas (Explotación,Combustible, Residuos y Desmantelamientoy ComunicaciónNuclear) y tres Grupos Ad-hoc (deAdministradores de las centrales nucleares,de Análisis Probabilistas deSeguridad y de Protección Radiológicay Sanitaria).El Comité de Energía Nuclear mantienereuniones con una periodicidadmensual para tratar de la dirección,supervisión y seguimiento de los trabajosde las Comisiones y Gruposque dependen de él, adoptando lasdecisiones oportunas al respecto.También se ocupa de la preparaciónde las reuniones del Comité deEnlace CSN-Sector Eléctrico, de lasComisiones Paritarias con ENUSA yENRESA y de la participación delSector Eléctrico en organismos internacionalescompetentes en materiaAs pointed out above, there was a slight increase innuclear generation during 1995, attributablefundamentally to the fact that the José Cabrera (Zorita)plant returned to service. Production was distributedfairly uniformly throughout the year, with Decemberproviding a peak of 5,391 million kWh, representing aload factor of 97.7%.As in previous years, Spain’s nuclear power plantscontributed approximately a third of the country’s totalelectricity generation.These high levels of production have gone hand in handwith excellent load and availability factors, whichreached an annual total of 85.5% and 88.2%respectively for the plants overall. The scheduled andnon-scheduled unavailability factors were 11.0% and1.8%, respectively.As regards non-scheduled plant shutdowns, 1995 endedwith a total number of 13. Of these, 12 were automatic(scrams) (equivalent to 1.3 per reactor) and 1 wasperformed in accordance with shutdown procedures.This gives an average annual value of 1.4 scrams perreactor-year.It can be certainly said that the nine units that make upSpain’s nuclear generation capacity have behavedexcellently as regards safety, availability and costs, thuscontinuing their performance in previous years. In thiscontext, the operational safety of the plants has beenrepeatedly described as satisfactory by the Spanishregulatory authority, and the average availability towhich I have already referred has been similar to that ofprevious years, in which the Spanish plants ranked thirdor fourth in the world list for this parameter. Operationand maintenance costs showed an average valueequivalent to 1 cent of US dollar per kWh, a figure whichis in line with the world’s most efficient plants which, liketheir Spanish counterparts, bring together low costs andhigh levels of availability. It is important to underline this:the best performing nuclear power plants are thosewhich show the lowest costs.The most outstanding events occurring in the Spanishplants during 1995 have been the return to normaloperation of the José Cabrera plant following an outageof more than one year for the inspection and repair ofcracks in several of the reactor vessel headpenetrations, and the replacement of the steamgenerators at Ascó 1. This operation is to be performedalso at Ascó 2 and Almaraz 1 during 1996, and atAlmaraz 2 in 1997.I have referred also to the 17 MWe uprating achieved byAscó 1 following replacement of the plant’s steamgenerators, an increase which may reach up to 38 MWduring the second phase. Other nuclear power plantsalso foresee power increases in forthcoming years - asis the case in other countries - the maximum figurecontemplated being some 900 MWe, i.e. 12% more thanthe original power level of 7,400 MW.Mention should be made also of the Strategic Plan -known as the Joint Action Plan for the Nuclear PowerPlants - which was approved by the UNESA NuclearEnergy Committee at the end of 1995, and which hassubsequently received the approval of UNESA topmanagement.The Joint Action Plan is a major step forward in theefforts that the Spanish nuclear power plants havetogether been making for more than 10 years in relationto more efficient use of resources and increasing levelsof synergy and complementary action.The Plan aims to bring about action in areas of interest forthe majority of the plants, this covering a period of tenyears with special emphasis on the next five. This actionconsists of a series of 50 projects in different areas(Safety, Modernization, Maintenance, Wastes, Costs,etc.) of which 12 – dealing with Lifetime Management,Uprating, Modernization of Instrumentation and Control,the Application of Probabilistic Safety Assessments, etc. –have been identified as priority issues. The details of thisPlan will be presented at UNESA on 22nd February next.ACTIVITIES IN THE FIELD OF NUCLEAR ENERGYI should like now to briefly touch on the most significantactivities carried out in relation to nuclear energy duringthis last year within the framework for coordinationprovided by UNESA.As is known, nuclear energy-related activities arecoordinated at UNESA by the Nuclear Energy Committee(NEC) which, as the competent body for such issues,reports to the electricity utilities’ Committee of GeneralManagers. In performing its functions, the NEC receivessupport from the UNESA Nuclear Directorate.The Nuclear Energy Committee is made up of theelectricity utilities’ top managers for nuclear affairs and bythe Directors of the nuclear plants themselves. Themission of the Committee is to coordinate operation of theplants with a view to ensuring excellence. Following theminor changes made recently, the Committee carries outits activities through four subject-specific Commissions

(Operations, Fuel, Wastes and Decommissioning andNuclear Communications) and three ad-hoc Groups(Nuclear Plant Administrators, Probabilistic SafetyAssessment and Radiological Protection and Health).The Nuclear Energy Committee holds monthly meetingsto deal with the management, supervision andmonitoring of the work performed by the Commissionsand Groups reporting to it and to take appropriatedecisions. It also undertakes preparation of the meetingsof the CSN(*)-Electricity Sector Liaison Committee anddeals with the ENUSA and ENRESA ParityCommissions and with participation by the ElectricitySector in international organizations competent innuclear power plant operations, such as WANO andUNIPEDE or INPO and NEI in the United States.Of the matters dealt with during 1995 I shall underlinethe following:- Organization of a working session on OperatingExperiences, in order to analyze the most significantevents taking place in the Spanish plants and thelessons learned.- Delivery of a course on event analysis methodologyfor plant personnel.- Participation of Spanish experts in WANO’s PeerReview programme for evaluating NPP performance.- Follow-up of the new American criteria for theelimination of regulatory requirements in relation tomarginal safety issues, on the basis of cost/benefitanalysis.- Organization in Spain of the European Union’sCourse on Radiological Protection.- Preparation of specific issues dealt with at sectoriallevel with the regulatory body, such as nuclear powerplant performance indicators, periodic safety reviewsand the maintenance rule.- Performance of a study aimed at gaining insight intothe external nuclear fuel procurement andmanufacturing market.- Coordination of actions aimed at reducing plantwaste production volumes, within the framework of theagreement between UNESA and ENRESA.- Monitoring of activities carried out prior todecommissioning of the Vandellós I plant.- Preparation of six-monthly reports on the operation ofSpanish nuclear power plants and distribution tomembers of Parliament, the Regulatory Body, theMinistry of Industry and Energy and the national andlocal media.- Preparation of a database on socioeconomic andtechnical factors pertaining to the areas surroundingnuclear power plants, for use by those responsible forsocial communications at the plants.- Drafting of the annual report on Operating andMaintenance costs.- Exchange of information between plants on thecontracting of supplies and services.-Development of a nuclear power plant remaininglifetime management system.- Development of a prototype for the in-situsurveillance of pressure sensors by advanced noiseanalysis techniques, an activity which is to betransferred to the new utility grouping DTN.- Completion of on-site operating assistance activitiesat the South Ukraine nuclear power plant, provided byUNESA since 1993 under contract to the EuropeanUnion, the second phase of which has been transferredto DTN.LAW GOVERNING THE NATIONAL ELECTRICITYSYSTEM (LOSEN)Reference must be made to the entry into force on 20thJanuary 1995 of the LOSEN, approved on 28thDecember 1994, the fundamental objective of which is togive a higher legal standing to the fundamental rulesand regulations of the Electricity Sector, with a view toguaranteeing the security of electricity supply at theleast possible cost and with adequate levels of quality.Some 40 rules and regulations will be required fordevelopment of the LOSEN to be put into practice. Asseveral of the representatives of the Sector haverepeatedly pointed out, the specific content of this widerange of rules will be a determining factor for rigorousevaluation of the real impact of this Law on the Spanishelectricity system.The most relevant developments which have occurredsince the LOSEN was approved have been the creationand start-up of the National Electricity SystemCommission (CSEN) as a new regulatory body, a seriesof modifications to the Stable Legal Framework (MLE),the system used to determine electricity tariffs, and theDecree regulating the securitization of the debt derivedfrom investments in the five nuclear units moratorium,(*) CSN: Nuclear Safety Council, the Spanish nuclearregulatory body.de explotación de centrales nuclearestales como WANO y UNIPEDE ó IN-PO y NEI en los EE.UU.De entre los asuntos tratados durante1995 destacaré los siguientes:- La organización de una jornadasobre Experiencias Operativas paraanalizar los sucesos más significativosocurridos en las centrales españolasy las lecciones aprendidas delos mismos.- La impartición de un curso sobremetodología de análisis de sucesosdestinado al personal de las centrales.- La participación de expertos españolesen el programa de WANO deevaluación del funcionamiento decentrales (Peer Reviews).- El seguimiento de los nuevos criteriosamericanos para la eliminaciónde requisitos reguladores en temasmarginales para la seguridad sobre labase de análisis coste/beneficio.- La organización en España delCurso de la Unión Europea sobreProtección Radiológica- La preparación de temas específicostratados sectorialmente con elorganismo regulador, como son losindicadores de funcionamiento de lascentrales nucleares, las revisionesperiódicas de seguridad y la regla demantenimiento.- La realización de un estudio paraconocer la situación del mercado exteriorde aprovisionamiento y fabricaciónde combustible nuclear.- La coordinación de actuacionesdirigidas a reducir, en el marco delacuerdo alcanzado entre UNESA yENRESA, las producciones de residuosde las centrales.- El seguimiento de las actividadesprevias al desmantelamiento dela central de Vandellós I.- La preparación de los informessemestrales sobre el funcionamientode las centrales nucleares españolasy su difusión a miembros delParlamento, Organismo Regulador,Ministerio de Industria y Energía ymedios de comunicación nacionales ylocales.- La preparación de una Base dedatos socio-económicos y técnicosdel entorno de las centrales nuclearespara su utilización por los responsablesde comunicación de éstas.- La elaboración del estudio anualsobre costes de Operación yMantenimiento.- El intercambio de informaciónentre las centrales sobre contrataciónde suministros y servicios.- El desarrollo de un sistema degestión de vida remanente de centralesnucleares.- El desarrollo de un prototipo parala vigilancia in-situ de sensores depresión por técnicas avanzadas deanálisis de ruido, actividad que setransferirá a la nueva entidad eléctricaDTN.- La finalización de las actividadesde asistencia operacional in-situ a lacentral nuclear de Ucrania del Sur,que desde 1993 venía desarrollandoUNESA bajo contrato con la UniónEuropea y cuya segunda fase ha sidotransferida a DTN.LEY DE ORDENACIÓN DELSISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL(LOSEN)Es obligado hacer una referencia a laentrada en vigor el pasado 20 deEnero de 1995 de la LOSEN, aprobadael 28 de Diciembre de 1994, cuyoobjetivo fundamental es elevar a rangode ley la normativa fundamentaldel Sector Eléctrico que pretende garantizarla seguridad del suministroeléctrico al menor coste posible y conuna calidad adecuada.Van a hacer falta alrededor de 40 normasy reglamentos para llevar a lapráctica el desarrollo de la LOSEN.Como diversos representantes delSector hemos señalado en variasocasiones, el contenido concreto deese amplio conjunto de normas serádeterminante para poder evaluar conauténtico rigor el impacto real de laLey sobre el sistema eléctrico español.Desde la aprobación de la LOSEN,los desarrollos concretos de mayorrelevancia han sido la creación ypuesta en marcha de la Comisión delSistema Eléctrico Nacional (CSEN)como nuevo organismo regulador,una serie de modificaciones al MarcoLegal y Estable (MLE), es decir, alsistema de cálculo de la tarifa eléctrica,y el Decreto que regula la titulizaciónde la deuda derivada de la inversiónen las cinco unidades nuclearesen moratoria, cuya terminación haquedado definitivamente descartadaen la propia LOSEN.Dejando al margen este últimoDecreto -cuya elaboración ya estaba,en realidad, decidida desde antes dela aprobación de la Ley-, la orientaciónque ha recibido el resto de lasmedidas concretas aprobadas ha generadoen el Sector Eléctrico españoluna lógica actitud expectante antelas nuevas oportunidades que promueve.En mi opinión, el carácter liberalizadorque, en ocasiones, se asigna a laLOSEN debe ser cuidadosamentematizado, puesto que en ella se incluyentanto medidas de mayor liberalización,como de mayor regulación.En línea con lo que antes heseñalado, será su desarrollo concretolo que permita valorar hasta qué puntose trata finalmente o no de unaLey realmente liberalizadora.En el terreno de la planificación, laLOSEN establece el mantenimientode una planificación oficial para el llamadosistema integrado, es decir, parael sistema actualmente existente;

y una ausencia de planificación directapara el nuevo sistema de productoresindependientes. Este últimosistema aún no ha sido desarrolladoy, de hecho, la potencia total actualmentedisponible, que asegura conun elevado grado de garantía la coberturade la demanda en los próximosaños, no hace precisamente urgentesu creación.Por lo que se refiere a los autogeneradores,pueden suponer una interesantecontribución al sistema eléctricosi no se desnaturaliza su función.Lo cierto es que, hasta hace bien poco,las condiciones en las que estascompañías entregaban y vendíansus excedentes de energía a las empresaseléctricas suponían un encarecimientodel servicio eléctrico yuna más que discutible aportación ala eficiencia energética del sistema.El Sector Eléctrico español es favorableal desarrollo de la autogeneraciónsi se hace bajo los criterios, comúnmenteaceptados a nivelinternacional, de que estas empresasvendan al sistema sus excedentesreales de energía -y no la práctica totalidadde su producción- y a un precioen función del coste evitado alsistema. Por desgracia, estas doscondiciones no se han dado en el pasado,lo cual ha conducido a la progresivadesnaturalización del conceptode autogeneración a la queantes he aludido.En diciembre de 1994 fue aprobadauna nueva normativa que regula elrégimen legal y económico al que sedeben ajustar las entregas de energíade los autogeneradores. Sin embargo,y pese a ser más racional quela norma que antes existía, el precioque se paga actualmente a los autogeneradorespor sus excedentes siguesuperando el coste evitado alsistema y no hay auténtica garantíade que todos los kWh que vierten ala red estas compañías sean realmenteexcedentes.La propuesta de modificación alMarco legal y Estable formulada elpasado mes de noviembre por laCSEN no aborda las reformas realmenteurgentes e importantes que esnecesario llevar a cabo en el sistemade cálculo de la tarifa: por ejemplo,las diferencias existentes entre la retribuciónde las actividades de generacióny distribución, la recuperaciónde los “costes varados”, la objetividaden la fijación de la tasa real de retribución,etc.PERSPECTIVA DE FUTUROQuisiera, por último, referirme al nuevomarco europeo en el que elSector Eléctrico español se está desenvolviendoy que será objeto de unmayor desarrollo en el futuro. Laconfiguración de dicho marco se estállevando a cabo a través de instrumentosnormativos comunitarios(Reglamentos, Directivas, etc.) quepretenden la realización del mercadointerior europeo de la energía, en general,y de la electricidad, en particular,con el objetivo de que secoordinen las políticas energéticasnacionales y se incentive la creaciónde un verdadero mercado único. Elmodelo a seguir para la electricidad,comprador único o acceso de tercerosa la red, está todavía pendientede acuerdo. Por otra parte, el rangode la energía en la construcción europeaestá pendiente de lo que decidala Conferencia Intergubernamental delos Estados de la Unión Europea quese convocará próximamente. Comose sabe, la Comisión Europea estápreparando su informe para laConferencia sobre la base del LibroBlanco de Política Energética el cual,por cierto, contiene una visión moderadamenteoptimista del papel presentey futuro de la energía nuclear.La Conferencia decidirá, finalmente,si se incluye un capítulo sobre energíaen el Tratado de la Unión -revisióndel de Maastricht- lo que, casode producirse, aumentará la competenciade los órganos centrales comunitariosen la materia. Actuar dentrode este nuevo gran mercado de laelectricidad será otro gran reto parael Sector Eléctrico español cuya baseproductiva y empresarial le permiteencararlo con optimismo.Los asistentes en un momento de descanso. / Meeting participants during de coffee-break.completion of which was definitively ruled out in theLOSEN itself.Leaving aside this Decree - drawing up of which had, infact, been decided prior to approval of the Law - the wayin which the other specific measures approved areoriented has generated in the Spanish electricity sectoran understandable expectant attitude in view of the newopportunities promoted.I believe that the liberalization often associated with theLOSEN should be looked at in detail, since the Lawincludes both measures for greater deregulation andothers implying stronger regulation. As I have alreadypointed out, the specific development of the Law willeventually allow us to decide to what extent it is truly astep towards deregulation.As regards planning, the LOSEN contemplates thecontinuation of official planning for the so-calledintegrated system, i. e. for the system currently inexistence, but has no direct planning for the new systemof independent producers. This last system has not yetbeen developed, and in fact the power currentlyavailable, which to a large extent ensures coverage ofthe demand over the next few years, does not make it apriority issue.With regard to the self-generators, they may make aninteresting contribution to the electricity system as longas their role is not distorted. The truth is, however, thatuntil very recently the conditions under which thesecompanies delivered and sold their energy surpluses tothe utilities increased the costs of the electricity serviceand constituted a more than questionable contribution tothe energy efficiency of the system.The Spanish electricity sector favours the developmentof self-generation as long as this is accomplished inkeeping with commonly accepted international criteria, i.e. that what these companies sell to the system be theirreal surpluses and not the practical totality of theirproduction, and that this be done at a price which is afunction of the system’s avoided cost. Unfortunately,these two conditions have not been met in the past, thishaving led to the progressive distortion of the concept ofself-generation to which I have already referred.December 1994 saw approval of a new decreeregulating the legal and economic system to be met bythe self-generators in their energy deliveries. However,despite the fact that this new decree is more rationalthan its predecessor, the cost currently paid to the selfgeneratorsfor their surpluses continues to exceed theavoided cost, and there is no real guarantee that everykWh put into the system by these companies is in factsurplus.The modification to the Stable Legal Frameworkproposed last November by the CSEN does not addressthe truly urgent and important reforms which should bemade in relation to the tariff calculation system: forexample, the differences existing betweencompensations for generation and distribution activities,the recovery of stranded costs, objectivity in theestablishment of actual compensation rates, etc.A PERSPECTIVE FOR THE FUTUREI should like to end by referring to the new Europeanframework in which the Spanish Electricity Sector iscurrently operating, and which will undergo even greaterdevelopment in the future. The configuration of thisframework is being developed via Communityinstruments (Regulations, Directives, etc.) aimed atbringing about the internal European energy market ingeneral, and the electricity market in particular, with aview to coordinating national energy policies andpromoting the creation of a real single market. Themodel to be applied in the case of electricity - either thesingle purchaser or third-party access to the grid - is stillpending agreement. Furthermore, the rank of EnergyPolicy in European construction still depends onthe decision to be taken by the IntergovernmentalConference of the States of the European Union,which will be organized in the immediate future.As is well known, the European Commission ispreparing its report for the Conference on thebasis of the White Paper on Energy Policy, whichincidentally contains a moderately optimistic viewof the present and future role of nuclear energy.The Conference will finally decide whether or nota chapter on energy is included in the Treaty ofthe Union - a revision of the Maastricht Treaty -which, were it to occur, would increase thedegree of competence of the central Communitybodies in this area. Working within this majornew electricity market will be another of theimportant challenges facing the SpanishElectricity Sector; I feel confident that theSector’s production and business base will placeit in a position to face this challenge withoptimism.

PRIMERA SESIÓN / FIRST SESSIONEXPERIENCIAS Y PERSPECTIVAS DE LASCENTRALES NUCLEARES ESPAÑOLASEXPERIENCIES AND PERSPECTIVES SPANISH NUCLEARPOWER PLANTS 1995RESUMEN VALORACIÓNAÑO 1995Resumir lo que ha significadoel año 1995 para laCentral Nuclear de Cofrentes,resulta tanto en lopersonal como en lo profesionaluna satisfacción, puesno en vano durante este añose superaron claramente losobjetivos de producción y factor decarga previstos para dicho periodo. Enambos casos se alcanzó el mejor registroanual desde el inicio del funcionamientode la Central. Los 8.239 millonesde kilovatios hora previstos parael ejercicio, se vieron superados conuna producción final de 8.484 millones,al igual que el 95% de factor decarga inicialmente previsto que finalmentequedó situado en el 97,8%.PROTECCIÓN RADIOLÓGICAY RESIDUOSDe izquierda a derecha, Mariano Gómez, Juan Estapé y Felipe Galán.From left to right, Mariano Gómez, Juan Estapé and Felipe Galán.COFRENTES NUCLEARPOWER PLANTMariano GÓMEZSUMMARY 1995 ASSESSMENTIt is a satisfaction to summarize what 1995has meant for the Cofrentes Nuclear PowerPlant, both personally and professionally, asthe production and load factor forecasts forthis period were clearly exceeded. In bothcases, the best annual records since thePlant began operating were achieved. The8,239 million kilowatts-hour forecast for theyear was surpassed with a final productionof 8,484 million, and the initially forecastload factor of 95% finally rose to 97.8%.RADIOLOGICAL PROTECTION AND WASTEThe best results ever have also been obtained in the areaof collective dose, as the triennial average was reduced byCENTRAL NUCLEARDE COFRENTESMariano GÓMEZHistóricamente se han obtenido asímismo los mejores resultados encuanto a dosis colectiva, reduciéndoseen un 10% la media trienal. Esto ha sidoposible gracias a las actuacionesque de unos años a esta parte venimosdesarrollando a traves del Plande Reducción de Dosis para lograruna mejora integral en ProtecciónRadiológica, que incluyen entre otrasiniciativas nuevos accesos a zona controladay el empleo de la robótica entareas de inspección.De la misma manera, mediante la aplicacióndel Plan de Reducción deResiduos, ha sido posible alcanzaruna reducción significativa en el volumende residuos radiactivos generados,cuya producción en 1995 se havisto reducida un 18% respecto al año1994 y un 35% respecto a 1993.INCIDENCIAS DE OPERACIÓNEn 1995 se registraron dos paradasautomáticas y una manual lo que hamotivado un factor de indisponibilidaden el año del 1,57%, un resultado buenosi lo comparamos con el 4,5% fijadocomo objetivo INPO, pero que encualquier caso intentaremos mejoraren el futuro. La primera de las paradas

señaladas fue realizada manualmentepor los operadores desde Sala deControl, al detectarse oscilaciones deflujo de agua en reactor como consecuenciadel mal funcionamiento de unconector de alimentación eléctrica ala válvula controladora del lazo B derecirculación. Las otras dos paradasrestantes tuvieron una iniciación automática:la primera de ellas se produjoel 20 de agosto al actuar las proteccioneseléctricas de uno de los transformadoresprincipales debido a unafuerte tormenta con descarga de aparatoeléctrico ocurrida en la zona, y laotra tuvo lugar al día siguiente durantelas maniobras de arranque por fallode control de la turbobomba B deagua de alimentación que ocasionóalto nivel en vasija.CERTIFICADO AENORAl margen de los buenos estándaresde funcionamiento alcanzados, destacatambién como nota altamente positivala obtención en el mes de abrilde este año 1995, del Certificado deRegistro de Empresa AENOR, queconvirtió a Cofrentes en la primerainstalación nuclear del mundo en recibiruna certificación de carácter independientesobre su actividad productiva.CONTRIBUCIÓN ELÉCTRICADE C.N. COFRENTES A LOSDIFERENTES MERCADOSComo información complementaria eimportante, me gustaría recordar quedurante el año pasado, la producciónde Cofrentes supuso el 86% de laproducción total de electricidad en elComunidad Valenciana donde se ubica,siendo esta participación del5,03% a nivel nacional, mientras quepara el mercado interno de Iberdrolasu contribución llegó al 20%.VÍNCULOS DE COOPERACIÓN YEXPERIENCIASINTERNACIONALESA lo largo de 1995 se han reforzadoconsiderablemente los vínculos decooperación e intercambio de experienciasinternacionales que C.N.Cofrentes mantiene con prestigiosasempresas y centrales de otros países,entre los que destacan los acuerdosde colaboración con la compañía japonesaTokio Electric Power Co.,(TEPCO) y con la estadounidensePhiladelphia Electric Co. (PECO) ensus centrales de Fukushima yLimerick respectivamente. Tambiénse han desarrollado de manera satisfactorialos intercambios de experienciasoperativas con la compañía británicaNuclear Electric, y durante unasemana (22 al 25 de octubre) tuvimosENERGÍA/ENERGY9000800070006000500040003000200010000la satisfacción de poder acoger ennuestra Central a una delegación de14 expertos americanos pertenecientesal NEI (Instituto de EnergíaNuclear Americano) que llevaron acabo una estancia de carácter técnicoen Cofrentes al resultar ésta elegidacomo central de referencia BWR enEuropa dentro del programa de optimizaciónpuesto en marcha por la industriaeléctrica americana.Por otra parte hemos mantenidonuestra participación en la reunión depropietarios de centrales BWR-6 queeste año se celebró en la centralamericana de Grand Gulf, a la vezque técnicos de C.N. Cofrentes hanparticipado como expertos internacionalesen el OSART que el OIEAefectuó en la central japonesa deHamaoka y en el Peer Review deWANO a la central belga de Döel.PROGRAMA DE MEJORACONTINUAEn un plano físicamente más cercanoa la propia instalación, me gustaríareflejar la situación actual delPrograma de Participación y MejoraContinua de la Gestión implantadodentro del Área de Generación dem 36005004003002001000PRODUCCÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA (Millones de kWh)ELECTRIC ENERGY PRODUCTION (Millions of kWh)6398198535419866929198628019877172198732819887418198848519897318198910%. This was possible thanks to the actions that wehave been developing for several years through theDose Reduction Plan to achieve integral improvementsin Radiological Protection, including such initiatives asnew accesses to controlled zones and use of robotics ininspection tasks.In addition, by applying the Waste Reduction Plan, it hasbeen possible to achieve a significant reduction in thegenerated volume of radioactive waste, production ofwhich was reduced in 1995 by 18% in comparison to1994 and 35% in comparison to 1993.OPERATING INCIDENTSOne manual and two automatic shutdowns wererecorded in 1995, which has resulted in an unavailabilityfactor for the year of 1.57%. This is a good result if wecompare it to the 4.5% that the INPO establishes as theobjective, but in any event we will try to improve it in thefuture. The first of these shutdows was performedmanually by the operators from the Control Room whenthey detected reactor water flow oscillations resultingfrom malfunction of a power supply connector to theregulation valve of recirculation loop B. The other twoshutdowns were automatically initiated; the first oneoccurred on August 20 when the electrical protections ofone of the main transformers were actuated due to aheavy storm with lightning in the zone, and the othertook place the following day during startup operationsdue to a control failure of feedwater turbopump B thatcaused a high vessel level.AENOR CERTIFICATEIn addition to the good operating standards attained, itis also worth mentioning, on a highly postive note, thatthe plant obtained the AENOR Corporate RegisterCertificate in April of 1995, whereby Cofrentes becamethe first nuclear facility in the world to receive anindependent certificate for productive activity.334199073371990AÑOS/YEARSGENERACIÓN DE RESIDUOS RADIACTIVOS (Metros cúbicos)RADIOACTIVE WASTE GENERATION (Cubic meters)358199172761991250199280281992227199372641993195199472611994162 199519958484AÑOSYEARSAnual/Annual Objetivo INPO año 1996: 466 / INPO objective Objetivo INPO año 1995:245 / INPO objective

1009080706050403020100COFRENTES NPP ELECTRICAL CONTRIBUTIONTO DIFFERENT MARKETSWe should also note that Cofrentes production last yearaccounted for 86% of total electricity production in theValencia Region where it is located, and for 5.03%nationwide, whereas its contribution to Iberdrola’s internalmarket amounted to 20%.COOPERATION AND INTERNATIONAL EXPERIENCESThe channels for cooperation and exchange ofinternational experiences that Cofrentes NPP maintainswith prestigious companies and plants from other countrieswere considerably reinforced in 1995. These ties includecollaboration agreements with the Japanese companyTokyo Electric Power Co. (TEPCO) and the US utilityPhiladelphia Electric Co. (PECO) in their Fukushima andLimerick plants, respectively. Operating experienceexchanges have also been satisfactorily developed with theBritish utility Nuclear Electric, and during one week(October 22 to 25) we were pleased to welcome to ourplant a delegation of 14 American experts from the NEI (theAmerican Nuclear Energy Institute), who paid a technicalvisit to Cofrentes when it was elected as a BWR referenceplant in Europe within the optimization programimplemented by the American electrical industry.We have also maintained our participation in the BWR-6plant owners’ meeting, which this year was held in theAmerican plant of Grand Gulf. In turn, Cofrentes NPPtechnicians have participated as international experts in theOSART that the OIEA carried out in the Japanese plant ofHamaoka and in the WANO Peer Review of the Belgianplant of Döel.CONTINUOUS IMPROVEMENT PROGRAMOn a plane more physically related to the plant, I would liketo discuss the current situation of the Program onParticipation and Continuous Improvement of Management6543210%Sv.p84,6119903,2199083,919915,21991FACTOR DE CAPACIDADCAPACITY FACTOR92,9519921,5199284,011993AÑOS/YEARS85,451994Objetivo INPO año 1995: 80,00 / INPO objectiveDOSIS COLECTIVA (Sv.p)COLLECTIVE DOSE (Sv.p)98,021995Iberdrola, que desde el año 1992 estamosdesarrollando en Cofrentes yque en estos momento comienza aofrecer resultados francamente buenoscon unas expectativas de futuroa priori muy interesantes. En el momentoactual tenemos 49 Equipos deMejora constituidos, habiendo sidoaprobados 39 Planes de Acción enlas diferentes áreas de trabajo seleccionadaspor los propios Equipos, delos cuales 14 ya han culminado satisfactoriamentelos diferentes pasosde sus correspondientes caminos demejora, aportando soluciones en algunoscasos muy relevantes, y sobretodo, contribuyendo a mejorar la calidaden el trabajo diario.Por citar hechos concretos, a títulode ejemplo, algunos de los resultadosobtenidos nos permiten hablarde una reducción importante en elconsumo de freon con las consiguientesventajas medioambientalesque ello supone; la reducción sensibleen el tiempo de incorporación delpersonal en recargas; la disminucióndel número de ofertas caducadaspara material de procedencia extranjerao la contribución del SistemaRHR en el índice de severidad deseguridad nuclear en paradas.4,71993AÑOS /YEARS3,819940,471995INDICADORES DEFUNCIONAMIENTO EN BASEA OBJETIVOS 1995La particularidad de esta presentación,al margen del resumen generalprevio que he realizado, radica en elhecho de utilizar por primera vez comoherramienta de exposición en esteforo, el mismo Plan de Objetivosque tenemos implantado en la red informáticalocal, elaborado por las distintasSecciones implicadas y al quetiene acceso todo el personal de laPlanta.Este Plan presenta una estructura deobjetivos prioritarios, complementariosy derivados, con un listado de actuacionesprevistas para su consecución,así como una informaciónadicional mes a mes y una ventanade estado o situación actual del objetivoplanteado.Por lo extenso de su contenido, me limitaréa exponer los resultados mássignificativos alcanzados durante elaño 1995 en base a los objetivos fijados.Dosis colectivaSobre una previsión anual de 600mSv/p, el presupuesto real de dosisha quedado en 473,65 mSv/p. Estasignificativa disminución es consecuenciadirecta de la aplicación delPlan de Reducción de Dosis graciasal cual hemos conseguido reducir lamedia trienal en un 10% y alcanzaren 1995 el mejor registro histórico dedosis en la Central.Sucesos NotificablesEn este capítulo se ha producido unempate entre lo previsto y lo real, entotal se produjeron en el año 10Sucesos Notificables al organismo regulador(CSN) conforme a EspecificacionesTécnicas.Accidentes LaboralesLa constitución de un Equipo deMejora de Seguridad Laboral y laadecuada difusión del Plan deMentalización al Personal elaboradopor este Equipo, así como la adaptaciónde las Normas de SH y SL de laDirección de Generación de Iberdrolapara C.N. Cofrentes, ha permitido estarpor debajo del objetivo fijado: 0,62sobre 0,66 en el número de accidentescon baja de personal plantilla porcada 2.000 horas/hombre trabajadas.Factor de capacidadSobre unas previsiones del 95% seha logrado un factor de capacidad realdel 98,02%, como consecuencia delas mejoras introducidas en mantenimientopreventivo, RCM , optimizaciónde recargas y optimización derequisitos de ETF´s. Este factor se ha

situado muy por encima del 80% fijadocomo indicador por INPO.Reducción de ScramEn este aspecto no ha sido posiblealcanzar el objetivo previsto que situabaen 1 el índice de Scram, considerandoel número de paradas automáticasno programadas por cada7.000 horas de criticidad. En 1995este índice se ha situado en 1,61 debidoa las dos paradas automáticasocurridas en el año.Indisponibilidad no programadaEl porcentaje entre pérdidas energéticasno programadas y la generaciónde energía de referencia en el año seha situado en el 1,57% sobre el 2,5%previsto y muy lejos del objetivo IN-PO fijado en el 4,5%.Residuos radiactivos sólidosHemos generado 7 m3 por encima delos previsto en el volumen final de residuosembidonados. Las previsioneseran de 154 m3 y la producción finalalcanzó 161,7 m3, aun con todo hemoslogrado una reducción sustancialrespecto a años precedentes yestamos favorablemente distanciadosdel consabido indicador INPO fijadoen 245 m3/año. Este volumentraducido a número de bidones suponen735 en 1995, 152 menos que en1994, gracias todo ello a la aplicacióndel Plan de Reducción de Residuos.Gestión del MantenimientoLa aplicación de la Norma deMantenimiento (Maintenance Rule)en 1995 ha permitido la selección definitivade estructuras, sistemas ycomponentes bajo alcance de dichaNorma. Se ha llevado a cabo la formacióndel panel de expertos y entrenamientopara definir sistemas significativospara el riesgo, y entreotras actuaciones se ha realizado larecopilación de históricos para definircriterios de prestaciones de los sistemaspiloto y resto de sistemasEn lo relativo al MantenimientoCentrado en la Fiabilidad (RCM), en1995 se han adquirido las herramientasde software necesarias y se ha finalizadola redacción de las guías yprocedimientos de aplicación y se hadado la formación adecuada al personalde mantenimiento.También a lo largo de este año hemosdesarrollado el programa pararealizar el mantenimiento en marchaque considera las recomendacionesde la NRC y de la industria americanaasí como la experiencia de lasplantas BWR que lo tienen establecido.Este programa ha sido presentadoya al Consejo de SeguridadNuclear. Durante el año 1996 comenzaremosla aplicación del mantenimientoen marcha a sistemas comoLPCS, RHR, AIRE ESENCIAL yESW.PLAN DE CULTURA DESEGURIDAD NUCLEAREl objetivo de este Plan pretendeidentificar características y actividadesen la organización e individuosque verifiquen que las cuestiones deseguridad tienen el trato apropiado yoportuno. Durante 1995 se ha llevadoa cabo el lanzamiento del Grupo deAcción Prioritaria para identificar aspectos,cuantificar la cultura de seguridady establecer un indicador, y tutelarEquipos de Mejora. Se hanidentificado 13 Áreas de Mejora recogidasen el documento INSAG-04,10.04 Nuclepers-Unipede, de lascuales 4 han sido acometidas en1995:- Autoverificación.- Comunicación técnica en procesostécnicos de planta.- Influencia de supervisión en campode la dirección en cultura de seguridadnuclear.- Plataforma de reconocimiento-recompensa.PROGRAMA DE REDUCCIÓNDE RECARGAS (ORE)El objetivo de este Programa, comoya hemos comentado en otras ocasiones,es el de realizar recargas alternativasde larga y corta duración,con tiempos de 40 y 20 días respectivamente.De hecho en abril de esteaño llevaremos a cabo la primera recargade 20 días centrando las principalesactividades en planta de recargay sistema NSSS, quedandopara la recarga de larga duración elresto de BOP.CENTRAL NUCLEARGAROÑAFelipe GALÁN1995 ha sido el mejor año de la vidade la Central Nuclear de Santa Maríade Garoña.Durante todo el año la Central hapermanecido acoplada a la red, habiendoalcanzado 502 días de operaciónininterrumpida el pasado 18 defebrero, en que fue desconectada paradar comienzo a la parada de recarga.Es un motivo de satisfacción y, perdónenme,de orgullo poder decir estocuando nos encontramos a menos deimplemented in Iberdrola’s Generation Division. We havebeen developing this program in Cofrentes since 1992,and it is precisely now that it is beginning to yield franklygood results with very interesting a priori future prospects.To date, we have set up 49 Improvement Teams and haveapproved 39 Action Plans in the different job areasselected by the teams, 14 of which have satisfactorilycompleted the different steps on their correspondingroads to improvement, providing relevant solutions insome cases and especially contributing to improvedquality of day-to-day work.By way of example, some of the results obtained confirma significant reduction in Freon consumption with theresulting environmental benefits that this involves; anotable reduction in the time required to incorporatepersonnel in refuelings; a lower number of expired bids forforeign material; and the contribution of the RHR Systemto the nuclear safety severity index during outages.OPERATING INDICATORS BASED ON 1995 GOALSAside from the general summary provided above, thispresentation is singular in that for the first time we areusing, as an exposition tool in this forum, the same Planof Objectives that we have implemented in the localcomputer network, which was drawn up by the differentsections involved and which can be accessed by all plantpersonnel.This Plan presents a structure of priority, complementaryand derived objectives and a list of actions required toachieve them, as well as additional monthly informationand a current status or state window of the objective inquestion.Due to the extent of its contents, I will only provide themost significant results obtained during 1995 on the basisof the established objectives.Collective DoseAgainst an annual forecast of 600 mSv/p, the real doselevel has been 473.65 mSv/p. This significant decrease isa direct result of enactment of the Dose Reduction Plan,thanks to which we have managed to reduce the triennialaverage by 10% in 1995 and thus obtain the besthistorical dose record in the plant.Reportable EventsIn this area, there was a tie between the anticipated andactual events. In all, 10 Reportable Events to theregulatory body (CSN), in accordance with TechnicalSpecifications, occurred during the year.Job AccidentsAs a result of implementation of a Occupational SafetyImprovement Team and successful diffusion of the StaffMentalization Plan drawn up by this Team, as well asadaptation of the SH and SL Norms of Iberdrola’sGeneration Management to Cofrentes NPP, the plant hasbeen below the established objective: 0.62 against 0.66in the number of accidents with personnel leave per 2,000man-hours worked.Capacity FactorCompared to a forecast of 95%, an actual capacity factorof 98.02% has been achieved as a result of improvementsmade in preventive maintenance, RCM, refuelingoptimization and optimization of ETF requirements. Thisfactor is well above the 80% set by INPO as indicator.Scram ReductionIn this field, it has not been possible to achieve theplanned objective of a Scram index of 1, considering thenumber of unscheduled automatic shutdowns per 7,000hours of criticality. In 1995, an index of 1.61 wasregistered due to the two automatic shutdowns thatoccurred during the year.Unscheduled UnavailabilityThe ratio attained between unscheduled energy lossesand reference energy generation during the year was1.57%, as opposed to the forecast of 2.5% and well belowthe INPO objective of 4.5%.Solid Radioactive WasteWe have generated 7 m3 more than the anticipated finalvolume of canned waste. The forecasts were for 154 m3and final production was 161.7 m3, although we haveachieved a substantial reduction with regard to previousyears and are a good way away from the INPO indicatorof 245 m3/year. This volume is equal to 735 cans in 1995,152 less than in 1994, thanks in large measure toapplication of the Waste Reduction Plan.Maintenance ManagementThe Maintenance Rule was applied in 1995 to definitivelyselect structures, systems and components under thescope of this Rule. Training was provided to a panel of

experts to define risk-related systems, and actionsincluded compilation of historical files to define servicecriteria for pilot systems and the rest of the systems.As regards Reliability Centered Maintenance, thenecessary software tools were acquired in 1995, theapplication guidelines and procedures were drawn up,and proper training was provided to maintenancepersonnel.Also in 1995, we have developed a program to performin-service maintenance that takes into consideration therecommendations of the NRC and American industry, aswell as the experience of BWR plants that haveimplemented it. This program has been submitted to theNuclear Safety Board. We will begin to apply in-servicemaintenance in 1996 to systems such as LPCS, RHR,ESSENTIAL AIR and ESW.NUCLEAR SAFETY CULTURE PLANThe purpose of this Plan is to identify organizational andindividual characteristics and activities that confirm thatsafety matters are receiving appropriate, timelyconsideration. The Priority Action Group was launchedduring the year to identify relevant aspects, to quantifythe safety culture and establish an indicator, and to tutorImprovement Teams. Thirteen Areas of Improvementhave been identified and included in document INSAG-04, 10.04 Nuclepers-Unipede, 4 of which have beenundertaken in 1995:- Self-verification.- Technical communication in technical plant processes.- Influence of field supervision by the management onthe nuclear safety culture.- Recognition-award platform.REFUELING REDUCTION PROGRAM (ORE)As already mentioned previously, the objective of thisProgram is to perform alternating long and shortrefuelings lasting 40 and 20 days, respectively. In fact, inApril of this year we will carry out the first 20-dayrefueling, focusing the main activities on refueling plantand NSSS system and leaving the BOP until the longrefueling.STA. M. DE GAROÑA NPPFelipe GALÁN1995 has been the best year in the life of theSanta María de Garoña Nuclear Power Plant.The Plant stayed on line throughout the yearand achieved 502 days of uninterruptedoperation on 18 February 1996. On this date,it was disconnected to begin the refuelingoutage.We are satisfied and, excuse me for sayingso, proud to be able to say this when we areless than two weeks away from the datemarking the first 25 years of plant operation.All this would not have been possible without the jointeffort of the dedicated Nuclenor team, which I have thehonour of representing, and of many other companiesthat have collaborated with us, some of which areFACTOR DE CARGA(%) / CAPACITY FACTOR (%)1009080706050403020100dos semanas de que se cumplan los25 primeros años de explotación dela Central.Todo esto no hubiese sido posible sinel esfuerzo conjunto de un gran equipode personas de Nuclenor, a lasque me honro en representar, y deotras muchas empresas que han colaboradocon nosotros y de las quealgunas se encuentran hoyrepresentadas en esta sala.A todos ellos y a los queno estan, nuestro reconocimientoy gratitud.INCIDENCIASOPERATIVASLo más digno de menciónha sido precisamente la ausencia deincidencias importantes.El combustible se ha comportadomuy satisfactoriamente.FACTOR DE CARGA Y MEDIA RESULTANTE PROMEDIO CADA 2 AÑOSCAPACITY FACTOR AND RESULTING AVERAGED EVERY 2 YEARSFC ANUALMEDIA86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 INPOObjetivo AvailabilityAÑOS/YEARSDisponibilidad ObjectiveINPO 1995 INPO 95RESUMEN DEL AÑO 1995/1995 SUMMARYOBJETIVOS/OBJECTIVES RESULTADOS/RESULTSOperación 95% FC 99,01% FCOperation 95% FL 99.01% FLDisparos

mSv.x Persona700600500400300200100COMPARACIÓN DE DOSIS ACUMULADAS (1995)COLLECTIVE DOSE COMPARISON (1995)ACU. PREVISTAFORECASTACCUMULATIONACU. OFICIALOFFICIAL ACC.0ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE600557,89represented here today. To all of them and to those notpresent, our acknowledgment and gratitude.OPERATING INCIDENTSThe most noteworthy event is precisely the absence ofmajor incidents.Fuel performance was very satisfactory.The reportable events were not very relevant.In addition, we should mention the minimum environmentalimpact caused by radioactive waste.COLLECTIVE DOSE - ALARA PROGRAMIn the area of Collective Dose, the efforts being made toreduce this dose are noteworthy.The problem is being attacked on several fronts:• Interdisciplinary activity planning.• Design changes (circuit replacement, equipmentreplacement and equipment relocation).• Circuit and building cleaning.• Shieldings.Daily operating meetings are held for follow-up and thedoses from each section are distributed on a weekly basis,comparing evolution with the previously assignedestimates.COMITÉS DE PLAN ESTRATÉGICO• Comité de optimización de la operación• Comité de reducción de dosis• Comité de optimización de parada• Grupo de mejora de la información• Comité de reducción de costes• Comité de residuos (ampliación dela capacidad de almacenamiento dela piscina de combustible).• Comité de mejora continua• Comité de gestión de vida remanente.PROGRAMA DE MEJORACONTINUAObjetivo• “Optimizar el potencial humano deNuclenor desarrollando cauces deaportación de sugerencias e iniciativasque puedan mejorar de formacontinua la calidad de las distintasactividades y los objetivos deNuclenor”• Aprovecha capacidades, conocimientosy experincia de todas laspersonas de Nuclenor, motivando:- Mejora aptitudes personales- Trabajo en equipo- Participación activa- Refuerzo sentido propiedad- Aumento de la eficaciaAspectos importantes• Dirigidos a las personas más quea los resultados• Participación voluntaria• Fuera de los cauces jerarquicosde la empresaDesarrollo• Fase piloto hasta junio de 1995(presentación de resultados a dirección)• Implantación de propuestas hastaparada de recarga de 1996• Evolución a calidad total (desde1996)MEJORA CONTINUARESULTADOS• Creados 9 equiposparticipando: 20% de la plantilla deNuclenor.• Soluciones viables y técnicamentesatisfactorias• La mayoría de los participantesestán dispuestos a seguir en unanueva fase.• Es importante imbricar los proyectosde mejora en las prioridades dela empresa.• Implicación de la cadena de mando• Soporte de la Dirección.Las sesiones contaron con una alta participación.The sessions were widely attended by meetingparticipants.PERSONNELNUCLENOR TRAINING PLAN• Complies with UNESA Guideline CEX-37,“Qualification, Training and experience guidance forNPP Personnel”• Approved by management in august 1995 (Letter toCSN dated21/8/95)• Human resource mangement tool• Shared responsabilities throughout the company• Cost/benefit OptimizationSTRATEGIC PLAN COMMITTEES• Operation optimization committee• Dose reduction committee• Shutdown optimization committee• Information upgrading group• Cost reduction committee• Waste committee (extension fuel pool storage capacity).• Continuous improvement committee• Remaining life mangement committeeCONTINUOUS IMPROVEMENT PROGRAMObjective• “Optimize human potential of Nuclenor by developingchannels for providing suggestions and initiatives that cancontinuously improve the quality of the different activitiesand objectives of Nuclenor”• Take advantage of capabilities, knowhow and experienceof all Nuclenor personnel by motivating:- Improved personal abilities- Team work- Active participation- Reinforced sense of ownership- Increased efficiencyImportant Aspects• Aimed more at people than at results• Voluntary participation• Outside corporate hierarchical channelsDevelopment• Pilot phase up to june 1995 (results submitted tomanagement)• Implementation of proposals up to 1996 refuelingoutage• Evolution towards total quality (as of 1996)CONTINUOUS IMPROVEMENTRESULTS:• 9 teams created.Participation: 20% of Nuclenor staff.• Feasible and technically satisfactory solutions.• Most participants are willing to continue in a new phase.• It is important to overlap improvement projects withcompany priorities.• Involvement of chain of command.• Management support.

SEGUNDA SESIÓN / SECOND SESSIONEXPERIENCIAS Y PERSPECTIVAS DE LASCENTRALES NUCLEARES ESPAÑOLASEXPERIENCIES AND PERSPECTIVES SPANISH NUCLEARPOWER PLANTS 1995 (2)T IAscó I Ascó II• Producción bruta (GWh) 5.798 7.042Gross production• Factor de carga 70,90 86,44Capacity Factor• Indisponibilidad programada (%) 27,77 12,69Scheduled unavailability (%)• Indisponibilidad fortuita (%) 1,33 0,88Unscheduled unavailability• Disparos 3 0ScramsDisparosLa segunda sesión fue presidida por Javier Olaso, Director General de NUCLENOR.The second session was chaired by Javier Olaso, General Manager of NUCLENOR.Un disparo de reactor se produjo comoconsecuencia de la pérdida de contactoen un conector.Otro disparo lo ocasionó la malfunciónde unos transmisores de caudal, debidoa la presencia de incondensables.El tercer disparo se produjo por cierrede una válvula de alimentación, debidoa un cortocircuito entre el hilo de señaly masa.ASCO NUCLEAR POWER PLANTOPERATION DURING 1995Luis COLL BRAUTThe intense activity carried out in 1995 was marked by twomajor milestones: the 1st Ten-Year Refueling in Asco IIand Steam Generator Replacement in Asco I.The main operating parameters for both Unitsare summarized in Table I.ScramsA reactor scram occurred as a result of lossof a connector contact. Another scram wascaused by malfunction of some flowtransmitters due to the presence ofincondensables. The third scram wascaused by a feedwater valve closing due to ashortcircuit between the signal wire andground.LA OPERACIÓN DE LASCENTRALES NUCLEARESDE ASCÓ DURANTE 1995Luis COLL BRAUTDos hitos fundamentaleshan marcado la gran actividadque se ha desarrolladoen 1995: 1ª Recarga Decenalde Ascó II y Cambiode Generadores de Vapor enAscó I.Los parámetros principalesde la Operación de ambasUnidades se resumen en latabla I:Protección radiológica y efluentesEn el área de la Protección Radiológica,excluyendo el efecto del cambiode Generadores de Vapor, que veremosmás adelante, los valores másdestacados han sido:- Dosis oficial colectiva de 3,484 Sv.h.,que representa el valor más bajo obtenidoen CN. Ascó.- Se han producido 1.088 bidones parael conjunto de las 2 unidades, que,aun siendo superior al de 1994, puedeconsiderarse como un buen resultado.En Efluentes Líquidos, si bien en Ascó Ise han mantenido en la línea de los cincoúltimos años, inferior a medio curioanual, en Ascó II la presencia de espuma,durante cierto tiempo, en los evaporadoresimpidió que éstos pudieran

trabajar a pleno rendimiento para procesarlos líquidos, lo que ha contribuidoa un incremento de la actividad vertidaen esta unidad respecto a loscinco años anteriores.En Efluentes Gaseosos en Ascó I seha obtenido el segundo valor más bajo,en cuanto a actividad emitida de losúltimos 10 años de operación. EnAscó II la reducción respecto a los valoresobtenidos en 1994 ha sido sustancialy, por supuesto, muy inferior alperíodo en el que no se realizaba inspección/reparaciónde elementos combustibles.FormaciónEn el área de formación indicar que sehan efectuado 32 cursos, incidiendo enun 87% de nuestra plantilla y con unpromedio de 40 horas/empleado año.1ª RECARGA DECENALDE LA UNIDAD IICon relación a la 1ª Recarga Decenalde la Unidad II, en la tabla II aparece ellistado de las principales actividadesefectuadas, de las que simplementedestacaré las más importantes.Finalización de las inspecciones requeridaspor Código ASME XI para el primerintervalo de 10 años.La prueba de la ILRT que se efectuó ensólo 62 horas 45 minutos y con tasasde fugas inferiores a las preoperacionalesde ambos grupos.Las causas de esta mejora se centranen un proceso continuado de optimizacióndel método de prueba en la aplicaciónde un plan de actuación y en unamayor precisión en las reparaciones ymantenimiento de las válvulas de aislamientode la Contención (LLRT).La inspección mecanizada de la vasijadel G-II se ha realizado sin incidenciasen un tiempo total de 8 días y 7 horas,constituyendo un nuevo record nacional,fundamentado en una buenaplanificación y en las mejoras introducidasen el equipo de inspección.La población de amortiguadores mecánicose hidráulicos se ha visto reducidadel orden del 50%, con la consiguientereducción en los costes de mantenimiento,inspecciones y pruebas funcionales.La duración prevista inicialmente era de50 días.La duración real fue de 44 días y 4 horas,lo que representó un acortamientode 5 días y 19 horas, debido principalmenteal acortamiento de las duracionesde los trabajos en la cavidad (inspecciónmecanizada de la vasija ydesmontaje, inspección y montaje deBRR) y en la secuencia de calentamientoy arranque.11ª RECARGA DE ASCÓ IY CAMBIO DE GENERADORESDE VAPORLa 11ª Recarga Ascó I, con cambio deGeneradoresde Vapor, seprogramó conuna duraciónde 90 días.La duraciónreal fue de 97días y 8 horas,lo querepresentóun alargamientode 7días y 8 horas,debidoprincipalmentea dos incidentes:durantela maniobrade ubicación de la tapa, previo a la sustituciónde los Generadores de Vapor,se observó una vaina de los temporalesdañada, y durante la maniobra deasentamiento de la tapa, tras la sustituciónde los Generadores de Vapor,se produjo el enganche de tres ejes delas barras de control.La principal actividad que determinóla duración de la misma fue la sustituciónde los generadores de vapor.Esta actividad, que en su duración totalse ajustó notablemente a lo programado,con una duración inferior ala contractual, tuvo alargamientos importantesen las fases de corte y extracciónde los muros de losGeneradores de Vapor, así como ensu posterior reconstrucción. Por otrolado, hubo acortamientos en las maniobrasde extracción de losGeneradores de Vapor viejos e introducciónde los nuevos, así como enlos trabajos en el circuito primario.Las actividades del secundario de losGeneradores de Vapor y terminacionesse alargaron sin impactar en elcamino crítico.Otras actividades importantes realizadasfueron la sustitución de la turbinade alta presión, cambio del sistema deregulación de turbina, sustitución delsistema de control del reactor y la eliminaciónde los by-pass de medida dela temperatura del primario.El total de modificaciones implantadasfue de 108.Como consecuencia del gran volumende cambios que introducían los proyectossingularesse tuvieronque efectuar147 pruebas duranteel procesode arranque dela planta parademostrar la correctaoperaciónde los sistemasinvolucrados y larespuesta globalde la planta.La dosis radiológicacolectiva fue:- trabajos derecarga: 1,442Sv.h,T II9ª Recarga Ascó II / 9th Asco II RefuelingPrincipales actividades realizadasMain Activities PerformedRadiologicalProtection andEffluentsExcluding the effect ofthe Steam Generatorreplacement that we willdiscuss hereinafter, themost outstanding valuesin the area ofRadiological Protectionwere as follows:- Official collective doseof 3.484 Sv.h., which isthe lowest valueachieved in Asco NPP.- In all, 1,088 cans wereproduced in the 2 units;although this is morethan in 1994, it can beconsidered as a goodresult.As for Liquid Effluents,Asco I maintained the levels of the last five years with lessthan half a curie a year, but in Asco II the presence of foamin the evaporators for a certain amount of time preventedthem from operating at full capacity for processing liquids,which contributed to increased activity released into thisunit compared to the previous five years.As for Gaseous Effluents, Asco I has achieved the secondlowest value of the last 10 years of operation in terms ofactivity released. In Asco II, there was a substantialreduction with regard to values obtained in 1994, andnaturally much lower than the period in which fuel assemblyinspection/repair was not performed.• Inspección mecanizada de la vasija.Mechanized vessel inspection• Inspección visual de la vasija y los internos.Visual vessel and internals inspection• Inspección decenal de la superficie interna de la carcasade la BRR “C”./Ten-year inspection of inside surfaceof the BRR “C” shell• Inspección de combustible./Fuel inspection• Prueba fugas del edificio de contención (ILRT).Containment building leak test (ILRT)• Inspecciones reglamentarias./Regulatory inspections• Pruebas hidráulicas reglamentarias./Regulatory hydraulic tests• Reducción amortiguadores./Damper reduction.T III11ª Recarga Ascó I / 11th Ascó I RefuelingPrincipales actividades realizadasMain Activities Performed• Cambio de generadores de vapor.Steam generator replacement• Cambio de la turbina de alta presión.High-pressure turbine replacement• Cambio de la regulación de turbina.Turbine regulation replacement• Sustitución del sistema de control del reactor.Reactor control system replacement• Eliminación de los by-pass de las RTD.RTD bypass elimination• Interconexión y pruebas generador diesel alternativo.Alternative disel generator interconnection and testing• 108 modificaciones de diseño.108 design modifications• 147 pruebas de arranque/147 startup tests.TrainingIn the area of training, 32 courses were given that affected87% of our staff, with an average of 40 hours/employee peryear1ST TEN-YEAR REFUELING IN UNIT IITable II shows the list of main activities carried out in the 1stTen-Year Unit II Refueling, of which I will only point out themost important ones. Completion of inspections requiredby ASME XI Code for the first 10-year interval.The ILRT test was carried out in only 62 hours and 45minutes and with leak rates below the preoperational ratesfor both units.The reasons for this improvement are a continuousoptimization process of the test method on applying anaction plan and a greater precision in Containment isolationvalve repair and maintenance (LLRT).Mechanized inspection of the Unit II vessel was performedwithout incidents in a total time of 8 days and 7 hours,setting a new national record and based on good planningand the improvements implemented by the inspection team.The mechanical and hydraulic damper population wasreduced by about 50%, with the resulting reduction inmaintenance, inspection and functional test costs.The initially scheduled duration was 50 days. Real durationwas 44 days and 4 hours, which means a reduction of 5days and 19 hours, mainly due to the shorter duration ofcavity work (mechanized vessel inspection anddisassembly, BRR inspection and assembly) and of theheatup and startup sequence.ASCÓ I REFUELING AND STEAM GENERATORREPLACEMENTThe 11th Asco I Refueling with Steam Generatorreplacement was scheduledto last 90 days. Actualduration was 97 days and 8hours, which amounts to anextra 7 days and 8 hours,mainly due to two incidents:during the head positioningoperation prior to SteamGenerator replacement adamaged temporarycladding was detected, andduring the head seatingoperation after SteamGenerator replacement threecontrol rod axes got caughtup together.The main activity thatdetermined refuelingduration was the steamgenerator replacement. Thisactivity, which was basicallyperformed on schedule andin less than the contractualtime, took considerably

longer in the Steam Generator wall cutting and removalphases and also in subsequent reconstruction. On the otherhand, the times required to remove old Steam Generatorsand install the new ones were shortened, as well duration ofthe primary circuit jobs. Steam Generator secondaryactivities and terminations were lengthened withoutimpacting the critical path. Other important activities carriedout were high-pressure turbine replacement, turbineregulation system replacement, reactor control systemreplacement and elimination of the primary temperaturemeasurement bypasses.A total of 108 modifications were implemented.As a result of the large number of changes introduced bythese singular projects, 147 tests had to be performedduring the plant startup process to demonstrate that thesystems involved were operating properly and that theoverall plant response was correct.The collective radiological dose was:- Refueling work: 1.442 Sv.h- Steam Generator replacement: 2.357 Sv.h.- RTD bypass elimination: 0.411 Sv.h.- Rest of modifications: 1.060 Sv.h.This adds up to a total of 5.270 Sv.h.Other overall data that give an idea of the magnitude of thework are as follows: there were 78,802 entries to theControlled Zone; 547,920 Kg. of clothes were washed;2,579 people had to be certified as professionally exposedworkers; 70,000 Kg. of shielding were installed in anattempt to reduce doses. The medical service had toattend to 734 consultations in non-labour related care.It should be noted that there was no internal contaminationnor any overexposure.OTHER IMPORTANT ACTIVITIESIn addition to the above, I will briefly comment on someother activities:- Natural draft cooling tower job completion andcommissioning.- Implementation in SAMO of modifications resulting frommajor Unit I modification projects.- Sigman consolidation.Operation of the integrated maintenance managementsystem was consolidated in 1995, and an extension of bothusers and features is planned for 1996.- Radiological MapA Radiological Map was developed and put to use in 1995.This map consists of a series of utilities in the ProcessDistribution System environment which are used toautomate watches, store all information on computersupport and graphically process this information based onplant drawings.- Chemical Laboratory Computer System ReplacementReplacement of the Chemical Laboratory’s computersystem was begun in 1995.- Eight fuel assemblies were inserted during cycle IX ofAsco, with 8 fuel rods containing gadolinium as integratedneutronic poison. During Cycle X, 48 fuel rods were loadedwith integrated poison comprising 8% by weight.The purpose of this Enusa led research project, which wasfinanced with PIE funds, is as follows:- Familiarize all parties involved (User, CSN and Enusa)with the new product.- Verify the merit of the design methodology used by Enusa.- Begin the licensing process with the CSN for use ofgadolinium as integrated poison.ACKNOWLEDGMENTSFinally, I would like to thank all those companies that withtheir effort have contributed to the successful completion ofall activities, in particular the Framatome-SiemensConsortium, the Ensa-Auxini joint venture, Westinghouse,Tecnatom, Enwesa, Empresa Nacional Bazán and, in short,all of them.On the other hand, I would like to thank the Consejo deSeguridad Nuclear for their work on the Steam Generatorreplacement licensing process, the replacement itself andsubsequent plant startup.TRILLO I NUCLEAR POWER PLANTOPERATING EXPERIENCEIN 1995Victor SOLÁINTRODUCTIONPlant operation during 1995 wascharacterized by good operatingperformance, as throughout the year it wasoff line for only two hours and a long refueling- sustitución Generadores Vapor:2,357 Sv.hs,- eliminación by-pass RTD: 0,411Sv.h,- resto modificaciones: 1,060 Sv.h,lo que representa un total de 5,270Svh.Otros datos globales que dan idea dela magnitud del trabajo realizado son:el número de entradas a ZonaControlada fue de 78.802; la cantidadde ropa lavada ascendió a los 547.920kg.; hubo que acreditar como trabajadorprofesionalmente expuesto a2.579 personas; en la búsqueda de lamenor dosis se instalaron 70.000 kg.de blindaje.El servicio médico, en asistencia no laboral,tuvo que atender a 734 consultas.Es importante resaltar que no huboninguna contaminación interna ni ningunasobreexposición.OTRAS ACTIVIDADESIMPORTANTESAparte de lo citado hasta ahora hanhabido otras actividades que voy a comentarbrevemente:- Terminación de la obra y puesta enmarcha de la Torre de Refrigeraciónde tiro natural.- Implantación en el SAMO de lasModificaciones consecuencia de losgrandes proyectos de modificación enel G-I.- Consolidación Sigman.En 1995 se ha consolidado la explotacióndel Sistema integrado de gestiónde mantenimiento y se prevé para1996 una expansión tanto en usuarioscomo en prestaciones.- Mapa Radiológico.Durante 1995 se ha desarrollado e iniciadola explotación del MapaRadiológico, que consiste en un conjuntode utilidades en el entorno delSistema Distribución de Proceso, quepermite la automatización de las rondas,almacenamiento en soporte informáticode toda la información y el tratamientográfico de ésta sobre planosde la central.- Sustitución sistema informático delLaboratorio Químico.En el año 1995 se ha iniciado la sustitucióndel sistema informático delLaboratorio Químico.- Durante el ciclo IX de Ascó fueron introducidos8 elementos combustibles,con 8 varillas de combustible conteniendogadolinio como veneno neutrónicointegrado.En el Ciclo X fueron cargadas 48 varillascombustibles con venenointegrado al 8% en peso.La finalidad de este proyectode investigación lideradopor Enusa y financiado confondos PIE es:- Familiarizar a todas laspartes implicadas (Usuario,CSN y Enusa) con el nuevoproducto.- Comprobar la bondad de la metodologíade diseño empleada por Enusa.- Iniciar el proceso de licenciamientoante el CSN para el uso de gadoliniocomo veneno integrado.AGRADECIMIENTOSPor último, tengo que agradecer a todasaquellas empresas que con suesfuerzo han contribuido a que elconjunto de actividades desarrolladasacabaran de forma impecable, enparticular al Consorcio Framatome-Siemens, a la UTE Ensa-Auxini, aWestinghouse, a Tecnatom, a Enwesa,a la Empresa Nacional Bazán,en fin, a todos.Por otra parte, es de destacar y agradecerel esfuerzo llevado a cabo porel Consejo de Seguridad Nuclear entodo el proceso de licenciamiento dela sustitución de los Generadores deVapor, del cambio en sí y del arranqueposterior de la planta.CENTRAL NUCLEARDE TRILLO IEXPERIENCIA OPERATIVAEN 1995Victor SOLÁINTRODUCCIÓNLa explotación de la central durante1995 está determinada por un buencomportamiento operativo, ya que estuvodesacoplada de la red durantetodo el año únicamente dos horas yuna recarga larga (48 días), fuertementemarcada por las modificacionesde diseño derivadas delPrograma de Análisis de ExperienciaOperativa y Sistemas (AEOS).RESULTADOS DE EXPLOTACIÓNResultados técnicosLa central estuvo acoplada a la reddurante 7.598 horas, consiguiendouna producción de 7.976 Gwh con unfactor de carga del 85,4%.La incidencia más significativa fue undisparo de turbina por alta temperaturaen el alternador al fallar el sistemade agua de refrigeración, que originóel desacoplamiento de la red durantedos horas.Se emitieron un total de 12 Informesde Suceso Notificable, 5 de los cualesestán originados por el AEOS, y 1Informe Especial como resultado deltaponamiento de tres tubos en el generadorde vapor 10.

Indicadores WanoLa central hace un seguimiento de estosindicadores en base anual, trimestraly mensual.Se presentan transparencias de laevolución histórica de los mismos y sucomparación con el objetivo INPO2000. En el caso en que los parámetrosWANO se consigan, se buscan referenciasen otras centrales que permitanestablecer objetivos de mejora.RecargaEl diseño de la misma estuvo condicionadopor la modificación de 24 V, queimpuso el camino crítico y la forma organizativade muchos de los trabajosgenerales.Las modificaciones que se derivarondel Programa de Análisis deExperiencia Operativa y Sistemas (AE-OS) configuraron una carga de trabajoimportante y un proceso de licenciamientolaborioso, ya que alguna deellas surgieron durante la misma recarga.Los parámetros más significativos fueron:• Duración: 48,3 días.• Actividades: 3.459.• Trabajadores incorporados: 1.128.• Horas trabajadas: 428.079.• Accidentes con baja: 4, con 24 jornadasperdidas.• Dosis: 282 mSv.• Coste económico: 1.300 Mptas.Las actividades fundamentales fueron:• Revisión 1 bomba de refrigeracióndel reactor.• Revisión 1 turbina de baja presión.• Inspección de pines de centrado decombustible.• Modificación del sistema de refrigeraciónde servicios esenciales.• Modificación del sistema de 24 V dec.c.• Modificación de la cadena de evacuaciónde calor residual.Otras actividades relevantesSe continuaron con las actividades delCentro de Información, con la recepciónde más de 13.000 visitantes. Enformación se dedicaron más de 31.000horas-hombre. Continúan otros programasmultianuales como son elcambio de Sistemas de Información dela Asociación y el desarrollo del APS,cuya fase I se espera finalizar el veranode 1996.También se firmó un nuevo conveniocolectivo de tres años de duración y serealizó la ingeniería y fabricación denuevos racks de combustible gastado,serán instalados a lo largo del presenteaño.ACTIVIDADES DE LARGO PLAZO:DESARROLLO Y PERSPECTIVASEn este área la más importante es elT ICENTRAL NUCLEAR DE TRILLO I /TRILLO NUCLEAR POWER PLANTNúmero de unidades /Number of units 1Potencia instalada /Installed power1.066 MWTipo de reactor /Reactor type:PWR (Siemens)Operación comercial /Commercial operation 1988RESULTADOS TECNICOS /TECHNICAL RESULTS - 1995Horas acoplado /Hours on line7.598 horas /hoursProducción bruta /Gross production7.976 GWhFactor de carga /Capacity factor 85,4%Factor de operación /Operating factor 86,7%Factor indisp. programado /Scheduled unavailability factor 13,4%Factor indisp. no programado/Unscheduled unavailability fac. 0,07%Número de disparos reactor/Number of reactor scrams 0Análisis de Experiencia Operativa ySistemas (AEOS).Se trata de un ejercicio de autoevaluaciónque se está realizando paracomprobar que los sistemas de seguridadcumplen todos los condicionantesimpuestos en el diseño y que elmontaje ha sido coherente con todosellos. Se lleva a cabo por un equipode trabajo liderado por CN. Trillo y enel que interviene personal de las ingenieríasde las empresas propietariasde la central, de la ingeniería principaly del suministrador principal. El programaha sido favorablemente apreciadopor el CSN.Como consecuencia del mismo se handetectado fundamentalmente discrepanciasdocumentales y, de entre lasdiscrepancias físicas, las más importanteshan originado las modificacionesque se explican a continuación:• Modificación del sistema de 24 Vde corriente continua.Se trataba de aumentar la capacidadde las baterías y disminuir al máximoposible pérdida de carga en el sistema.Para ello se instalaron 104 nuevoselementos de batería, nuevos conductosde interconexión con las barrasde distribución de c.c. y más de32.000 metros de cable hasta losconsumidores finales.• Modificación de la cadena de evacuaciónde calor residual.Derivada de un análisis cruzado entreel sistema eléctrico soporte (4 redundancias)y los sistemas mecánicos (4120010008006004002000Disparo de TurbinaTurbine Trip(48 days), which was marked to a large extent by thedesign modifications stemming from the OperatingExperience and Systems Analysis Program (AEOS).OPERATING RESULTSTechnical Results:The plant was on line for 7,598 hours and achieved aproduction of 7,978 GWh with a load factor of 85.4%.The most significant incident was a turbine trip due to hightemperatures in the alternator caused by a cooling watersystem failure, which resulted in a two-hour disconnectionfrom the grid.A total of 12 Reportable Event Reports were issued; ofthese, five were a related to the AEOS and 1 SpecialReport resulted from plugging of three tubes in steamgenerator 10.Wano Indicators:The plant follows up these indicators on an annual,quarterly and monthly basis. The transparencies showthe historical evolution of these indicators and comparisonwith the INPO 2000 objective. In the event that WANOparameters are attained, references are sought in otherplants in order to establish improvement objectives.Refueling:Refueling design was conditioned by the 24 V.modification imposed by the critical path and theorganizational configuration of many of the generaljobs.The modifications that derived from the OperatingExperience and Systems Analysis Program (AEOS)involved a major workload and a laborious licensingprocess, as some of them arose during refueling itself.The most significant parameters were:• Duration: 48.3 days.• Activities: 3,459• Workers involved: 1,128• Hours worked: 428,079.• Accidents with leave: 4, with 24 working days lost.• Dose: 282 mSv.• Economic cost: 1,300 M. ptas.POTENCIA ELÉCTRICA (MW)/ ELECTRIC POWERDisparo deBomba PrincipalMain Pump TripAjuste instrumentaciónInstrumentation adjustmentEnero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiem. Octubre Noviem. Diciem.Energía Bruta (MW) 789,603 713,628 785,607 763,636 788,830 760,373 786,566 786,950 760,861 307,165 0 733,035Gross EnergyFactor de operación 100 100 99,75 100 100 100 100 100 100 100 0 95,16Unit Availability Factor

The major activities were:• 1 reactor cooling pump revision.• 1 low-pressure turbine revision.• Fuel balancing pin inspection.• Essential service cooling system modification.• 24 V d.c. system modification.• Residual heat removal chain modification.Other relevant activities:Activities continued in the Information Center, whichreceived more than 13,000 visitors. More than 31,000man-hours were devoted to training. Other multiannualprogramas were continued, such asreplacement of the Association’s Information Systemsand PSA development, phase 1 of which is scheduledfor completion in the summer of 1996.A new three-year collective agreement was alsosigned, and new spent fuel racks were engineered andmanufactured and will be installed throughout this year.LONG-TERM ACTIVITIES: DEVELOPMENT ANDPERSPECTIVESThe most important aspect in this area is the OperatingExperience and Systems Analysis Program (AEOS). Thisis an exercise in self-evaluation that is being carried out tocheck that safety systems comply with all design-imposedconditions and that assembly has been consistent in all ofthem. It is being conducted by a work team led by TrilloNPP and in which personnel from engineering firms of theplant’s owner companies, the main engineer and the mainsupplier are participating. The program has beenfavorably assessed by the CSN.As a result of this program, mostly documentaldiscrepancies have been detected, and the mostimportant physical discrepancies have resulted in themodifications discussed below:• Modification of the 24 V direct current system:This was intended to increase battery capacity anddecrease possible load losses in the system as much aspossible. For this purpose, 104 new battery assemblies,new interconnection conduits to the d.c. distribution barsand more than 32,000 meters of cable up to endconsumers were installed.• Modification of the residual heat removal chain:As a result of a cross analysis between the electricalsupport system (4 redundancies) and the mechanicalsystems (4 redundancies in ultimate sump, 3 incomponent cooling and 4 in safety injection), the powersupplies of several nuclear component cooling systemvalves and pumps have been replaced, with a majorimpact on the reactor protection system logic.Preparation of the Strategic Plan:This Plan has a 5-year time frame and combines theneeds that must be covered in the plant (with allocation ofthe appropriate resources) with the increasinglycompetitive environment in which the electricitygeneration business operates. The intent is to providelong-term guidance for the Association’s activity.EXPERIENCEAND PERSPECTIVES - 1995“JOSÉ CABRERA” POWER PLANTZORITAAquilino RODRÍGUEZINTRODUCTIONOf the 428 plants in operation around the world on31/12/95, we were among the 24 oldest, havingcompleted 28 years of operation against aPlant design life of 40 years.The total accumulated energy production of25,000.49 GWh is the equivalent of 17.8Full Power Years (FPY).OPERATION JANUARY-JUNE 1995Refueling:The year 1995 began with the Plant shutdown due to repair operations on reactorvessel head penetrations.In the last annual meeting of the SNE inredundancias en último sumidero, 3en refrigeración de componentes y 4en inyección de seguridad) se hancambiado la alimentación de variasválvulas y bombas del sistema de refrigeraciónde componentes nucleares,con un pacto importante en la lógicadel sistema de protección delreactor.Confección del Plan EstratégicoEs un Plan que, en un horizonte de 5años, combina las necesidades que esnecesario cubrir en la central (conasignación de los correspondientes recursos)con el entorno cada vez máscompetitivo en el que se desenvuelveel negocio eléctrico de producción. Sepretende que oriente la actividad de laAsociación en el largo plazo.EXPERIENCIAY PERSPECTIVAS EN 1995CENTRAL “JOSÉCABRERA” ZORITAAquilino RODRÍGUEZINTRODUCCIÓNDe las 428 centrales en explotación enel mundo al 31-12-95 nos encontramosentre las 24 más antiguas, cumpliendo28 años en explotación frentea una vida de diseño de la Planta de40 años.La energía producida total acumuladade 25.000,49 Gwh representa un equivalentede 17,8 Años de PlenaPotencia (FPY).EXPLOTACIÓN ENERO-JUNIO: 1995RecargaEl año 1995 se inicia con la Centralparada debido a las operaciones dereparación de las penetraciones de latapa de la vasija del reactor.En la pasada reunión anual de la SNEde Febrero de 1995, se manifestó quehabían finalizado los trabajos de reparaciónde la tapa de la vasija(09.02.95) y continuaba la recarga númeroXX.El 14 febrero de 1995 se efectuó la interfase:conexión línea circulación a lafutura Torre de Refrigeración.El 17 de febrero se carga elreactor, sustituyéndose 20elementos del total de 69elementos que constituyenel núcleo del reactor.Entre los días 2 al 5 de marzose realizó la prueba dehermeticidad del recinto decontención con resultadossatisfactorios.El día 17 de marzo, laDirección General de la Energía aprobómediante resolución la puesta enservicio de la reparación efectuada,para corregir los defectos encontrados,en las penetraciones de la Tapade la Vasija del reactor y la realizaciónde una prueba hidrostática del circuitoprimario para confirmar el resultadosatisfactorio de la reparación.El 25 de marzo se realizó la prueba hidrostáticadel primario con resultadosaceptables de la reparación de laspenetraciones de la Tapa de la Vasija.Durante la misma se observó un poroen la tobera de venteo de la tapa de lavasija del reactor.El 31 de mayo del 1995 finalizó la reparaciónde la tobera de venteo, reanudándoseel 1 de junio las operacionespendientes de recarga, queestaban interrumpidas por la reparaciónde la tobera, destacándose:- Criticidad del reactor: día 9 de junioa las 19:40 horas.- Pruebas nucleares: finalizan el 10de junio a las 21:40 horas.- Acoplamiento a la red eléctrica: día12 de junio a las 18:24 horas, estabilizandocarga para posterior desacopley prueba de sobrevelocidad realde la turbina con resultados satisfactorios.- El día 13 de Junio de 1995, a las09:56 horas se acopla de nuevo a lared eléctrica, operándose en cargarestringida (60%) por la limitación impuestapor el bajo caudal del río Tajo.Tobera de venteoComo se mencionó anteriormente eldía 25 de marzo se observó un poroen la tobera de venteo de la tapa, durantela prueba hidrostática.Investigada la causa raíz, medianteanálisis metalúrgicos realizados en elCIEMAT y ensayos no destructivos delíquidos penetrantes, ultrasonidos ycorrientes inducidas, se concluye quela causa era la sensibilización del materialInconel-600 por la soldadura, asícomo la presencia contaminante químico:azufre. Fenómeno similar al queafectó a las penetraciones pero con diferenteiniciador.El Consejo de Seguridad Nuclear, unavez evaluado el análisis de causa y lapropuesta de reparación, autorizó lareparación de la tobera, anulándolamediante un tapón soldado al interiorde la tapa y sustituyendo su funciónmediante la actuación de venteo remotoexistente en una penetración.EXPLOTACIÓNJULIO-DICIEMBRE 1995Los datos significativos de explotaciónse resumen en la tabla I.El seguimiento de los indicadores WA-NO durante el año 1995 llevan a la siguienteconclusión relevante: ningúndisparo, ningún accidente laboral, buenafiabilidad del combustible (índicecero) y reducción de dosis y residuos.

F ITOBERA DE VENTEO / VENT NOZZLECorte transversal tobera de venteoy disposición del tapon de selladoVenting nozzle cross section and sealingplug arrangementConstrucción de la torrede refrigeraciónLa torre de refrigeración que se estáconstruyendo tiene por objeto enfriarel agua de circulación proveniente delcondensador principal a fin de cumplirlos criterios de normativa de vertidosaplicables:- Limitar la temperatura de descargaal río Tajo a un máximo de 30ºC, y- Limitar la diferencia de temperaturaentre la toma y aguas abajo de ladescarga del agua de circulación aun máximo de 3ºC.Los trabajos de obra civil en la Torrede Refrigeración se realizaron en dosfases:Fase I (febrero 1995):• Instalación de injerto en tubería decirculación existente para derivar elflujo de agua hacia la torre.• Instalación de válvulas de corte yaislamiento.Fase II:• Construcción de cántara para lacaptación del agua para la torre de refrigeración.• Cimentación de estructuras de celdasde las torres de refrigeración.• Estudio de impacto ambiental.Potencia reducida por bajo caudaldel río TajoLa disminución paulatina del caudalmedio del río Tajo ha obligado a reducirla carga de la planta para cumplircon los límites de temperatura impuestosde vertidos al río.Inspecciones/simulacros: 1995El CSN realizó durante el año 31 inspeccionesa diversas áreas de la planta.La Agencia de la energía EURATOMefectuó 6 inspecciones sobre vigilanciade combustible, control de materialfisible y carga de combustible enel reactor.Se efectuaron 4 simulacros de defensacontra incendios, previstostrimestralmente, para comprobar ymantener el entrenamiento del personaly el buen estado de los equipos.Asimismo, el día 6 de octubre se realizóel simulacro anual del Plan deEmergencia InteriorImplantación del sumulador gráficointeractivo en Zorita SGIZSe implantó durante el 4º trimestredel ‘95, en el centro de formación dela CNJC, un simulador gráfico interactivoque emplea la representacióngráfica sobre monitores en color dealta resolución.La representación gráfica recoge 15sistemas de los más relevantes de lacentral, visualizando el valor de lasvariables del proceso y su actualizaciónen tiempo real de su dinámica.Permite analizar los accidentes, incorporandolos escenarios de losPOE’s, malfunciones y transitorios,con fines de entrenar a los operadores,así como permitir el conocimientode los sistemas y análisis de incidentespara formación del resto delpersonal.Visitas intercambio técnicoVisitaron la Central, en noviembredel 1995, con fines de intercambiotécnico las siguientes entidades:CN. ATUCHA (Argentina), organizadapor WANO con objeto de intercambiode experiencias en las áreasde Producción, Ingeniería de Planta,Mantenimiento y Licenciamiento.CN. KOZLODUY (Bulgaria), con objetode conocer el Programa deEvaluación Sistemática (SEP) efectuadoen CNJC entre 1982 a 1985 ysus modificaciones efectuadas derivadasdel mismo.February 1995, it was announced that vessel head repairwork had been completed (09/02/95) and that refuelingnumber XX was still in progress.On 14 February 1995, the following interface was made:circulation line connection to future Cooling Tower.The reactor was loaded on 17 February, replacing 20 of thetotal of 69 fuel assemblies that make up the reactor core.The containment building watertightness test wasperformed from the 2nd to the 5th of March withsatisfactory results.On 17 March, the General Energy Directorate approved aresolution to put into service the repair made in thereactor vessel head penetrations to correct the defectsfound and to perform a hydrostatic test of the primarycircuit to confirm the satisfactory result of the repair.On March 25, the primary hydrostatic test was performedon the vessel head penetration repair with acceptableresults. During this test, a pore in the reactor vessel headvent nozzle was detected.On 31 May 1995, the vent nozzle repair was completedand pending refueling operations, which were interruptedto repair the nozzle, were resumed on 1 June, includingthe following:- Reactor criticality: 9 June at 19:40 hours.- Nuclear tests: completed on 10 June at 21:40 hours.- Connection to electric grid: 12 June at 18:24 hours, withload stabilization for subsequent disconnection and realoverspeed test of turbine with satisfactory results.- The plant went on line again on 13 June 1995 at 09:56hours, operating at restricted load (60%) due to limitationsimposed by the low flow of the Tagus River.Vent Nozzle:As mentioned above, on 25 March a pore was detected inthe head vent nozzle during the hydrostatic test.After investigating the root cause by means of metallurgicanalyses performed in CIEMAT and nondestructive liquidpenetrant, ultrasound and induced current inspection, itwas concluded that the cause was sensitization of theInconel-600 material from welding, as well as thechemically contaminating presence of sulphur. Thisphenomenon is similar to the one that affected thepenetrations but with a different initiator.Once the cause analysis was evaluated and a repairproposed, the Consejo de Seguridad Nuclear authorizedthe nozzle repair, which was invalidated by means of a plugwelded to the inside of the head and functionally replacedby actuating a remote vent existing in a penetration.OPERATION JULY-DECEMBER 1995The significant operating data are summarized in Table I.Follow-up of WANO indicators during 1995 results in thefollowing relevant conclusions: no trips, no occupationalaccidents, good fuel reliability (zero index), and dose andwaste reduction.Cooling Tower Construction:The purpose of the cooling tower being built is to cool thecirculation water from the main condenser in order tocomply with applicable regulatory criteria for discharges:- Limit the discharge temperature to the Tagus river to amaximum of 30ºC, and- Limit the temperature difference between the intake anddownstream circulation water discharge to a maximum of3ºC.T IDATOS SIGNIFICATIVOS DE EXPLOTACIÓN/ SIGNIFICANT OPERATING DATA(12/06/95-31/12/95)Número de horas crítico /Number of critical hours 4.917,50Número de criticidades /Number of criticalities 2Número de horas acoplado /Number of hours on line 4.852,67Número de acoplamientos /Number of connections 2Energía térmica generada (GWh) /Thermal energy generated 1.244,34Energía eléctrica bruta (GWh) /Gross electrical energy 380,380Energía eléctrica neta (GWh) /Net electrical energy 348,735Rendimiento global bruto medio (%) /Overall gross average performance 30,57Factor carga o utilización (%) /Capacity or use factor 48,99Factor de operación (%)/Unit availability factor 100Factor de disponibilidad (%) /Availability factor 99,41Factor de indisponibilidad programado (%) / Scheduled unavailability factor 0,32Factor de indisponibilidad no programado (%) / Unscheduled unavailability factor 0,27Número de horas consideradas / Number of hours considered 4.852,67Paradas automáticas no programadas / Unscheduled automatic shutdowns 0

T IIPLAN ESTRATEGICO “ZORITA XXI” / ZORITA XXI STRATEGIC PLANLÍNEAS DE ACCIÓN HITOS PRINCIPALES IMPLANTACIÓNCOURSES OF ACTION MAJOR MILESTONES IMPLEMENTATIONMANTENIMIENTO / MAINTENANCE Implantación REGLA DE MANTENIMIENTO / MAINTENANCE RULE Implementation Julio 97/July 97Reducción término fuente / Source Term ReductionPROTECCION RADIOLOGICA-ALARA Adaptación a la ICRP - 60 / Adaptation to ICRP - 60RADIOLOGICAL PROTECTION-ALARAPotenciación Cultura ALARA / Diffusion of ALARA CultureRESIDUOS / WASTE Ampliación capacidad foso combustible gastado/ Increased spent fuel pool capacity 97SIMULADOR (SGIZ) / SIMULATOR (SGIZ) Implantación en el emplazamiento CNJC / On-Site Implementation JCNPP Dic. 95/Dec. 95Incorporación otros sistemas y MD’s / Incorporation of other systems and MD’sFORMACION / TRAINING Desarrollo competencias estrategias P. Nuclear / Development of Nuclear P. strategic competences 95 - 2000Profundización recomendaciones UNESA (CEX-37) / In-depth study of UNESA recommendations (CEX-37)Dedicación: 3 semanas/año-persona / Dedication: 3 weeks/year-personMODIFICACIONES DE DISEÑO Sistema de instrumentación nuclear y SPDS / Nuclear instrumentation system and SPDS 97DESIGN MODIFICATIONS Nueva tapa de vasija / New vessel head 97Nueva torre de refrigeración / New cooling tower 96CALIDAD TOTAL / TOTAL QUALITYImplantación Sistema de Calidad Total / Total Quality Implementation(Modelo Europeo) / (European Model) 95 - 98Obtención Certificado ISO-9000 / Obtainment of ISO-9000 Dic. 96/ Dec. 98SISTEMAS DE GESTIÓN Sistema de Control de Configuración/ Configuration Control System 98MANAGEMENT SYSTEMSSistema integrado de gestión/ Integrated mangement systemLICENCIAMIENTO / LICENSING Resolución de pendientes / Resolution of pending licenses 96 - 97APS / PSA Revisión del APS / PSA Revision 96 - 97Ampliación del alcance del APS/ PSA scope extension 98GESTIÓN DE VIDA / LIFE MANAGEMENT Establecimiento Plan de Gestión de Vida / Life Management Plan Establishment Marzo 96 / March 96I+D. INNOVACIÓNParticipación activa continuada-2.000 / Continued active participationTECNOLÓGICA / R & D. TECHNOLOGICALPROYECTO HERMES / HERMES PROJECT Mejora operativa y productividad / Operating and productivity improvements 96The Cooling Tower civil work was performed in two phases:Phase I (February 1995):• Installation of an implant in existing circulation piping tobypass water flow toward the tower.• Installation of cutoff and isolation valves.Phase II:• Construction of a container to catch water for the coolingtower.• Laying of foundations for cooling tower cell structures.• Environmental impact study.Reduced power due to low Tagus River flow:The gradual drop in the Tagus river flowrate made itnecessary to reduce plant load to comply with thetemperature limits imposed on discharges to the river.1995 Inspections/Drills:The CSN performed 31 inspections on different areas of theplant during the year.The energy agency, EURATOM, carried out 6 inspectionsof fuel monitoring, fissionable material control and reactorfuel loading.Four fire drills, which are scheduled on a quarterly basis,were carried out to check and maintain personnel trainingand the good state of the equipmentIn addition, the annual Interior Emergency Plan drill wascarried out on 6 October.Implementation of the Interactive Graphic Simulator inZorita - SGIZ:An interactive graphic simulator was implemented duringthe 4th quarter of ‘95 in the JCNPP training center. Thissimulator employs graphic display on high resolution colormonitors.Graphic display includes 15 of the most relevant plantsystems, displaying the value of process variables and realtimeupdating of their dynamics.It can be used to analyze accidents by incorporating EOPscenarios, malfunctions and transients for purposes ofoperator training, and it also provides information onsystems and incident analysis to train the rest of thepersonnel.Technical Exchange Visits:The following organizations visited the Plant in November1995 for purposes of technical exchanges:ATUCHA NPP (Argentina), organized by WANO toESTADO ACTUALY PERSPECTIVAS - ZORITAFinalización de la torrede refrigeraciónEl programa de instalación de laTorres de Refrigeración tiene previstosu finalización y conexión con los sistemasde Planta para Abril de 1996,para lo cual se tiene programada unaparada de la Central para dicho fin.Plan estratégico Zorita XXISe presentó el 28 Septiembre 1995 alCSN el Plan Estratégico ZORITA XXI,formado por las líneas de actuaciónque se resumen en la tabla II:Para alcanzar el OBJETIVO de situar aCNJC en una posición que permita estaren siglo XXI en máximas condicionesde seguridad y eficiencia.Líneas destacablesa) ResiduosEn proceso de ampliación de la capacidadde la piscina de combustible, reracking,de la actual de 310 elementos(previsión de saturación 2001) hastaunos 520 elementos con previsión desaturación de la misma para el año2012.b) Calidad totalLa CNJC ha iniciado el proceso de preparaciónde la documentación para solicitarel certificado AENOR, ISO-9001.Prevista la presentación de dicha documentacióna finales del 1996.c) LicenciamientoSPDSEn la próxima recarga año 1997 se instalaráun Sistema de Visualización deParámetros de Seguridad (SPDS), a finde servir de ayuda a los operadores dela Planta en la evaluación del estado deseguridad de la misma y en la toma dedecisiones durante una situación deemergencia, habiéndose definido unas300 señales que permiten la presentacióngráfica de la información necesaria.d) Gestión de vidaRenovación de equipos y componentesmás relevantes:• Tapa vasijaLa nueva Tapa de la Vasija delReactor. En proceso de fabricacióncon previsión de instalación para la recargade 1997.• Sistema instrumentación nuclear(NIS)En la próxima recarga prevista para elprincipios del año 1997 se instalará unnuevo Sistema de InstrumentaciónNuclear (NIS), compuesto de 8 nuevascámaras de fisión para vigilancia delflujo nuclear y renovación completadel: cableado, penetraciones eléctricasdel RC, paneles de control y proteccionesen Sala de Control y una visualizaciónen panel de control del reactor(P4).El nuevo panel del NIS se encuentraen almacén de planta y se están realizandoalgunas pruebas preoperacionales.Renovación del PEPRenovación del Permiso de ExplotaciónProvisional por cuatro años.

Permiso de Explotación hasta octubredel 1999.CENTRAL NUCLEARDE ALMARAZACTIVIDADESDE OPERACIÓN 1995Ignacio ARALUCEAl inicio del período, ambas Unidadesde Central Nuclear de Almaraz se encontrabanoperando de forma establea plena potencia.A pesar de que en los dos grupos seha llevado a cabo parada de recargade combustible, en su conjunto se haalcanzado una producción eléctricabruta próxima a los 14.000 millonesde kWh (13.897.930.000 kWh), lo quesupone un factor de carga del 85,30%y un factor de operación del 89,55%,de lo cual se deduce que el funcionamientode la Planta a lo largo del añoha sido satisfactorio.Por Unidad, las actividades más destacableshan sido las siguientes:UNIDAD ILa Unidad permaneció operando al100% de potencia hasta 3,15 horasdel 26 de enero, fecha en que dio comienzola reducción gradual de carga,por alargamiento del ciclo previo ala 10ª parada de recarga de combustible,la cual tuvo lugar entre el 25 defebrero y el 2 de abril, desarrollándosecon total normalidad en 36 días (laduración previsión era de 40 días), loque implica que ha sido la parada derecarga de menor duración de las llevadasa cabo en esta Unidad.Durante el año se registraron otrascinco paradas, cuatro de ellas paradasautomáticas de reactor y una paraefectuar una reparación en el condensador.Al finalizar el año, la Unidad operabaa plena potencia, llevando, desde elúltimo acoplamiento a la red, un totalde 193 días (a 31 de enero de 1996)acoplada ininterrumpidamente.La producción de energía eléctricabruta fue de 6.843.250 MWh, con unfactor de carga del 84% y un factor deoperación del 88%. La producciónacumulada al origen es de87.168.570 MWh.UNIDAD IIEsta Unidad permaneció acoplada deforma ininterrumpida a la red desde el27 de junio de 1994 hasta el 21 de juliode 1995, lo cual supone un total de389 días; el segundo período más largoalcanzado (el primero fue de 468días).La actividad más destacable duranteel año ha sido la parada programadapara efectuar la novena recarga decombustible, la cual se desarrolló contotal normalidad, entre el 26 de agostoy el 25 de septiembre, en un totalde 30 días, lo que implica que ha sidola de menor duración de las habidasen la Planta.Aparte de la parada de recarga se registraronotras tres paradas; dos deellas paradas automáticas de reactory una para efectuar una reparaciónen el parque de alta tensión.Al finalizar el año, la Unidad operabaa plena potencia, llevando, desde elúltimo acoplamiento a la red, un totalde 129 días (a 31 de enero de 1996)acoplada ininterrumpidamente.La producción de energía eléctricabruta fue de 7.054.680 MWh, con unfactor de carga del 86,59% y un factorde operación del 91,11%. La producciónacumulada al origen es de84.009.180 MWh.10ª RECARGA UNIDAD IDurante la parada, además de las actividadespropias de recarga de combustible,se llevaron a cabo, entreotras, las siguientes operaciones:• Inspección de los generadores devapor. Los tubos taponados tras lainspección por corrientes inducidasfueron 52, 37 y 50 en los GV’s 1, 2 y3, respectivamente.• Topometría a ramas y soportes delos generadores de vapor, así comoel marcado del hueco del muro decontención para extracción-introducciónde los mismos y perforación delos muros correspondientes para pasode tuberías, actividad pertenecienteal proyecto de sustitución de losgeneradores de vapor en la próximaparada de recarga, prevista para1996.• Dentro del mantenimiento preventivode las bombas de refrigeración delreactor se llevó a cabo la sustitucióndel motor de la RCP-2 por el de reserva,así como la inspección de lossellos de los cierres de la RCP1 yRCP-2. En la número 3 únicamentese inspeccionó la unidad enfriadora.• Se realizó la inspección de todaslas penetraciones del recinto de contención.• Los trabajos programados más significativosen el turbogrupo fueron lainspección y reparación delrotor de la turbina de altapresión y la sustitución deuno de los de baja presiónpor el de reserva.Durante el mantenimientodel turbogrupo se efectuópor parte de Siemens la tomade datos necesarios parala incorporación de lasturbinas de nuevo diseño aexchange experiences in the areas of Production, PlantEngineering, Maintenance and Licensing.KOZLODUY NPP (Bulgaria), to learn about theSystematic Evaluation Program (SEP) carried out inJCNPP between 1982 and 1985 and the modificationsmade to it.CURRENT STATUS AND PERSPECTIVES - ZORITACompletion of Cooling Tower:The Cooling Tower installation program is scheduled forcompletion and connection to plant systems in April 1996,for which purpose a plant outage is programmed.The characteristics of the Tower being built in JCNPP areas follows:Zorita XXI Strategic Plan:The ZORITA XXI Strategic Plan was submitted to theCSN on 28 September 1995. It includes the courses ofaction summarized in Table II:To fulfill the OBJECTIVE of positioning JCNPP to preparefor the 21st century under maximum conditions of safetyand efficiency.Major Actions:a) Waste:In the process of extending the fuel pool capacity,reracking, from the current 310 assemblies (estimatedsaturation 2001) up to some 520 assemblies withestimated saturation in the year 2012.b) Total Quality:The JCNPP has begun a process of preparingdocumentation to apply for AENOR ISO-9001certification. This documentation is scheduled forpresentation in late 1996.c) Licensing:SPDSDuring the next refueling in 1997, a Safety ParameterDisplay System (SPDS) will be installed to serve as an aidfor plant operators in evaluating the plant’s safety statusand making decisions during an emergency situation.Some 300 signals will be defined for graphic display of thenecessary information.d) Life Management:Renovation of the most relevant equipment andcomponents:• Vessel Head:The new reactor vessel head is being manufacturedand due for installation in the 1997 refueling.• Nuclear Instrumentation System (NIS):During the next refueling scheduled for early 1997, anew Nuclear Instrumentation System (NIS) will beinstalled, consisting of 8 new fission chambers fornuclear flux monitoring and complete renovation of:wiring, RC electrical penetrations, control panels andprotections in Control Room, and a reactor control paneldisplay (P4). The new NIS panel is in the plant’swarehouse and some preoperational tests are beingperformed.PEP Renewal:Renewal of the Provisional Operating Permit (PEP) forfour years. Operating Permit up to October 1999.ALMARAZ NUCLEAR POWERPLANT1995 OPERATING ACTIVITIESIgnacio ARALUCEEarly in the year, both Units of Almaraz Nuclear PowerPlant were stable and operating at full power.Even though a refueling outage was carried out in bothunits, the two Units in all yielded a grosselectrical production of nearly 14,000 millionkWh (13,897,930,000 kWh), which entails aload factor of 85.30% and an operatingfactor of 89.55%. As a result, plantoperation throughout the year can bequalified as satisfactory.By Unit, the most outstanding activities wereas follows:UNIT IThe Unit operated at 100% power until 3:15on 26 January, on which date a gradualdownload was begun for cycle extension

prior to the 10th refueling outage, which took placebetween 25 February and 2 April and was completedwithout incident in 36 days (the estimated duration was 40days). Thus it was the shortest refueling outage of allthose carried out in this Unit.Another five shutdowns were registered during the year,four of them automatic reactor shutdowns and oneperformed to repair the condenser.At year’s end, the Unit was operating at full power, with atotal of 193 days (at 31 January 1996) on line withoutinterruption since the last connection to the grid.Gross electricity production was 6,843,250 MWh, with aload factor of 84% and an operating factor of 88%.Accumulated production from the beginning is 87,168,570MWh.UNIT IIThis Unit stayed on line uninterruptedly from 27 June1994 to 21 July 1995, which amounts to a total of 389days, the second longest period achieved (the first onewas 468 days long). The most outstanding activity duringthe year was the scheduled outage to perform the ninthrefueling, which was carried out without incident between26 August and 25 September in a total of 30 days, whichmeans that it was the shortest of those performed in thePlant.In addition to the refueling, three other shutdowns wereregistered: two automatic reactor shutdowns and one formaking a repair in the high voltage yard.At year’s end, the Unit was operating at full power, with atotal of 129 days (at 31 January 1996) on line withoutinterruption since the last connection to the grid.Gross electricity production was 7,054,680 MWh, with aload factor of 86.59% and an operating factor of 91.11%.Accumulated production from the beginning is 84,009,180MWh.10th UNIT I REFUELINGIn addition to the normal refueling activities, otheroperations were performed during the outage, includingthe following:• Steam generator inspection. After induced currentinspection, the number of plugged tubes was 52, 37 and50 in SGs 1, 2 and 3, respectively.• Topometry of steam generator legs and supports, andmarking of the containment wall opening for removalintroductionof same and perforation of the appropriatewalls for feedthrough of piping. This activity is part of thesteam generator replacement project to be performed inthe next refueling outage scheduled for 1996.• As part of preventive maintenance of the reactorcooling pumps, the motor of RCP-2 was replaced by thestandby, and the closure seals of RCP-1 and RCP-2 wereinspected. In RCP-3, only the cooldown unit wasinspected.• All containment building penetrations were inspected.• The most important programmed work in the turbosetwas inspection and repair of the high pressure turbinerotor and replacement of one of the low pressure turbineswith the standby.During turboset maintenance, Siemens collected thedata required for incorporation of the newly designedturbines to be implemented in the next refueling outage.• Other work worth mentioning was replacement of themain condenser tube bundles. The basic purpose of thisreplacement (copper by titanium tubes) and replacementof condensate pump bearings is to eliminate copper fromthe secondary circuit and protect the steam generators.Also, by eliminating the copper, the feedwater pH can beincreased, which will help to mitigate the secondary circuiterosion-corrosion phenomenon.• Replacement of main transformer phase “T” with thestandby.• A capacity test was performed on 125 V batteries ofboth trains with satisfactory results.• Several design modifications were made to optimizeplant operation, as well as tailor it to the latesttechnological advances in the sector.9th UNIT II REFUELINGIn addition to the normal refueling activities, otheroperations were performed during the outage, includingthe following:• Steam generator inspection. After induced currentinspection, the number of plugged tubes was 145, 83 and67 in SGs 1, 2 and 3, respectively.• The same as in Unit I, several jobs were performed,including topometry in the containment building as aprior step to the steam generator replacement to beperformed during the next refueling outage scheduledfor 1997.implantar en la próxima parada de recarga.• Otro de los trabajos a considerarfue el de sustitución de haces tubularesdel condensador principal.El principal objetivo a alcanzar coneste cambio (tubos de cobre por titanio)y con el del cambio de cojinetesen bombas de condensado es eliminarel cobre del circuito secundario yproteger los generadores de vapor.Asimismo, eliminado el cobre, se puedeelevar el pH del agua de alimentación,con lo que se mitigará el fenómenoerosión-corrosión en el circuitosecundario.• Sustitución de la fase “T” del transformadorprincipal por la de reserva.• Se realizó, con resultado satisfactorio,prueba de capacidad a bateríasde 125 V de ambos trenes.• Incorporación de diversas modificacionesde diseño, que permiten optimizarel funcionamiento de la instalación,así como adecuarla a losúltimos avances tecnológicos del sector.9ª RECARGA UNIDAD IIDurante la parada, además de las actividadespropias de recarga de combustible,se llevaron a cabo, entreotras, las siguientes operaciones:• Inspección de los generadores devapor. Los tubos taponados tras lainspección por corrientes inducidasfueron 145, 83 y 67 tubos en los GV-1, 2, y 3, respectivamente.• A igual que en la Unidad I se realizarondiversos trabajos, entre otros,los de topometría, en el recinto decontención, como paso previo a lasustitución de generadores de vapora efectuar durante la próxima paradade recarga, prevista para 1997.• Sustitución de los haces tubularesdel condensador principal.• En el turbogrupo se realizó la revisióne inspección de las válvulas decontrol y parada de turbina.• En cuanto a las bombas de refrigeracióndel circuito primario se extrajoel motor de la RCP-1, sustituyéndosepor el de reserva y se inspeccionaronlos sellos de las RCP-1 y RCP-2.• Se llevó a cabo la inspección delas penetraciones del recinto de contención.• Al igual que en la Unidad I se ejecutarondiversas modificaciones dediseño, que permiten optimizar el funcionamientode la instalación, así comoadecuarla a los últimos avancestecnológicos del sector.INCIDENCIAS 1995. UNIDAD I- El 2 de febrero esta Unidad sufrióuna parada automática de reactor, porparada automática de turbina, debidoa la actuación de las protecciones delalternador principal, a consecuenciaFACTORES DE DISPONIBILIDADAVAILABILITY FACTORF. Indisponibilidadno programada 2,94%Unsheduled UnavailabilityfactorF. Indisponibilidadno programada 1,12%Unsheduled UnavailabilityfactorUNIDAD I / UNIT IF. Indisponibilidadprogramada 10,63%Scheduled UnavailabilityfactorF. DISPONIBILIDAD / AVAILABILITY F.86,43%UNIDAD II / UNIT IIF. Indisponibilidadprogramada 8,65%Scheduled UnavailabilityfactorF. DISPONIBILIDAD / AVAILABILITY F.90,23%de la actuación de la protección propiadel transformador principal poravería de un transformador del parquede 400 Kv.- El 1 de abril, cuando se encontrabanen curso las pruebas nuclearesal 0% de potencia, previas al acoplamientotras la finalización de las actividadesprogramadas para la paradade recarga, se originó parada automáticade reactor por parada automáticade turbina, debido a la actuacióninvoluntaria del PS-446A.Identificada la causa, a las 9,40 horasse volvió a hacer crítico el reactor,reanudándose las pruebas nucleares.- A las 11,33 horas del día 3 deabril, durante el transcurso de la subidaescalonada de carga, tras la paradade recarga se produjo paradade reactor, por parada automática deturbina, como consecuencia del bajovacío en el condensador. Detectadala anomalía, el reactor se hizo nuevamentecrítico a las 14,50 horas de estemismo día y se acopló la Unidad ala red a las 23,09 horas.- El 22 de abril, a las 3,55 horas,ante la detección de una entrada deagua del embalse de refrigeración enel condensador principal, que originóla alteración de los parámetros químicosdel circuito secundario, se inicióuna bajada de carga de la Unidad,desacoplándose la misma de la red alas 7,50 horas.Investigada la causa de dicha entradade agua y efectuadas las comprobacionescorrespondientes, se inicióel calentamiento de la Unidad, haciéndosecrítico el reactor a las 4,25

ENERGÍA ELÉCTRICA BRUTA PRODUCIDA EN 1995GROSS ELECTRICAL ENERGY PRODUCED IN 1995GwhFACTOR DE CARGA DURANTE 1995CAPACITY FACTOR DURING 19951500100EDGY120090060030001360,21048,29686,02 1OR11127,71366,651316,581111,81061,09765,289R21360,471323,751370,1%)80604020098,2983,8749,641OR184,21ENE.98,76FEB.98,31MAR.80,34ABR.MAYJUNJUL.AGO.SEP.OCT.NOV.DIC.ENE.FEB.MAR.ABR.MAYJUN76,6857,07JUL.AGO.SEP.OCT.NOV.DIC.9R298,3198,8599,01horas del día 25 de abril, acoplándosea la red a las 8,31 horas.- El 21 de julio, a las 2,16 horas,desde una potencia de 452 MWe,cuando se continuaba con la subidade carga tras la resolución de incidentesacaecidos en el parque de 400 Kv,se produjo la parada de reactor, porseñal de parada automática de turbina,originado por la avería de un transformadorde intensidad del parque de400 Kv.Durante la parada se procedió a lasustitución de los transformadores deintensidad de salida de grupo, haciéndosecrítico el reactor a las 12,30 horasdel día 23, y acoplándose laUnidad a la red a las 10,42 horas deldía 24, permaneciendo de este mododurante el resto del período.INCIDENCIAS 1995. UNIDAD II- Debido a la necesidad de quitartensión, para sustituir los transformadoresde intensidad de salida de grupodel parque de 400 Kv, y garantizar laseguridad de los trabajos en el citadoparque, a las 13,45 horas del día 21de julio, se procedió a la reducción decarga hasta su desacoplamiento, manteniendoel reactor crítico. Tras la sustituciónde los trafos, la Unidad se acoplónuevamente a la red a las 12,08horas del día 23.- El 27 de julio, a las 11,53 horas, seprodujo la parada automática de laUnidad, por señal de alta velocidad devariación negativa de flujo neutrónico,como consecuencia de un transitoriooriginado por el disparo de la barra B-1 del parque de 400 Kv, que ocasionóla parada automática del reactor. A las18,36 horas del mismo día se hizonuevamente crítico el reactor, procediéndosea acoplar la Unidad a la reda las 20,39 horas.- El 19 de agosto, a las 2,44 horas,desde una potencia del 65%, se originóparada automática del reactor pormuy bajo nivel en el generador de vapor3, debido al cierre de las válvulasde agua de alimentación a los generadoresde vapor.Reparada la anomalía, el reactor se hizocrítico a las 7,08 horas, acoplándosela Unidad a la red a las 9,27 horas.SIMULACRO DE EMERGENCIA- El 10 de mayo se realizó el simulacroanual de emergencia, con la activaciónde todas las organizacionesimplicadas, comprobándose la coordinaciónde las mismas, así como lasvías de comunicación establecidaspara estos sucesos, calificándose dichosimulacro como satisfactorio.SIMULACRO DE PROTECCIÓNCONTRA INCENDIOS- El 29 de noviembre se realizó, conresultado satisfactorio, el simulacroanual de incendio.RESIDUOS RADIACTIVOS- Los residuos sólidos de baja actividadgenerados durante 1995 fueronun total de 781 bidones de 220 litros.- Durante el año han sido enviadasa las instalaciones de Enresa, enSierra Albarrana, diversas expedicionesde residuos sólidos de baja actividad,las cuales suponen un total de1.831 bidones de 220 litros.- La ocupación del almacén temporalde dichos residuos, al finalizar elperíodo es del 53,45%.OTROS- Obtención del Certificado deCalidad AENOR, entregado a CN.Almaraz el 28 de junio.- Implantación del Plan de Gestión yMejora continua de la Calidad.- Intercambio técnico entre represen-• Main condenser tube bundle replacement.• In the turboset, control valves and turbine shutdownwere checked and inspected.• As for primary circuit cooling pumps, the motor ofRCP-1 was removed and replaced by the standy, andthe seals of RCP-1 and RCP-2 were inspected.• The containment building penetrations wereinspected.• Just as in Unit I, several design modifications wereemade to optimize plant operation and tailor it to thesector’s latest technological advances.1995 INCIDENTS. UNIT I- On 2 February, an automatic reactor shutdownoccurred in this Unit, caused by automatic turbineshutdown due to actuation of main alternatorprotections. This was a result of actuation of the maintransformer’s protection due to failure of a transformer inthe 400 Kv yard.- On 1 April, when the nuclear tests at 0% power wereunderway, prior to connection after completion of theactivities programmed for the refueling outage, anautomatic reactor shutdown occurred as a result ofautomatic turbine shutdown due to involuntary actuationof PS-446A. Once the cause was identified, the reactorwas again made critical at 9:40 hours and the nucleartests were resumed.- At 11:33 hours on 3 Abril during stepped uploadafter the refueling outage, a reactor shutdown occurreddue to automatic turbine shutdown as a result of thelow condenser vacuum. Once the anomaly wasdetected, the reactor was again made critical at 14:50hours on the same day and the Unit went on line at23:09 hours.- On 22 April at 3:55 hours, due to detection of intakeof cooling reservoir water into the main condenser,which caused an alteration in secondary circuit chemicalparameters, a Unit download was begun and it wasdisconnected from the grid at 7:50 hours. When thecause of this water intake was investigated and theappropriate checks made, Unit heatup was begun, thereactor became critical at 4:25 hours on 25 April and theUnit went on line at 8:31 hours.- On 21 July at 2:16 hours, when upload was stillunderway after resolving incidents that occurred in the400 Kv yard, a reactor shutdown occurred from a powerof 452 MWe due to an automatic turbine shutdownsignal caused by failure of an intensity transformer of the400 Kv yard. During the shutdown, the unit outputintensity transformers were replaced, after which thereactor became critical at 12:30 hours on the 23rd andthe Unit went on line at 10:42 on the 24th. It stayed inthis mode for the rest of the year.1995 INCIDENTS.UNIT II- In view of the need to eliminate voltage in order toreplace the unit output intensity transformers of the 400Kv yard and to guarantee safety in the jobs to beperformed in this yard, at 13:45 hours on 21 July loadwas reduced until the Unit was disconnected,maintaining the reactor critical. After trafo replacement,the Unit again went on line at 12:08 hours on the 23rd.- On 27 July at 11:53 hours, an automatic Unit

PRODUCIÓN ENERGÍA ELÉCTRICA BRUTA (1988-1995)GROSS ELECTRICAL POWER PRODUCED (1988-1995)GwhFACTOR DE CARGA ANUAL (1988-1995)ANNUAL CAPACITY FACTOR (1988-1995)1600010014000120001000013.21513.62814.65414.78713.83014.86114.40813.898806080,8883,6489,9490,7584,6591,2188,4285,380006000(%)404000200020001988198919901991199219931994199519881989199019911992199319941995shutdown occurred due to a neutron flux negativevariation high-speed signal resulting from a transientcaused by a trip of 400 Kv yard bar B-1, which in turncaused automatic reactor shutdown. At 18:36 hours onthe same day, the reactor was again made critical andthe Unit went on line at 20:39 hours.- On 19 August at 2:44 hours and from 65% power, anautomatic reactor shutdown occurred because of thevery low level in steam generator 3 due to closure of thefeedwater valves to the steam generators. Once theanomaly was repaired, the reactor became critical at7:08 hours and the Unit went on line at 9:27 hours.EMERGENCY DRILL- The annual emergency drill took place on 10 Maywith participation of all organizations involved to checkon their coordination, and also to test the channels ofcommunication established for these events. The drillcan be qualified as satisfactory.FIRE PROTECTION DRILL- The annual fire drill was held on 29 November withsatisfactory results.RADIOACTIVE WASTE- A total of 781 220-liter cans of solid low level wastewere generated during 1995.- Several dispatches of solid low level waste were sentduring the year to Enresa’s facilities in Sierra Albarrana,amounting to a total of 1,831 220-liter cans.- Occupation in the temporary storage for this wastewas 53.45% at year’s end.MISCELLANEOUS- The AENOR Quality Certificate was obtained andpresented to Almaraz NPP on 28 June.- Implementation of the Quality Management andContinuous Improvement Plan.- Technical exchange between INPO, Tecnatom andAlmaraz NPP representatives.- During the month of May, 66 new fuel assembliesfrom Enusa were received at the Plant; these willbecome part of the current cycle of Unit II.- On 29 November, the steam generator test shipmentarrived at the Plant.1996 FORECASTSThe 11th refueling outage in Unit I is planned for 1996,with a duration of 92 days. These outage is scheduledfrom 15 June to 15 September.In addition to the normal refueling activities, there areplans to replace the steam generators, turbine rotorsand reactor vessel head.No refueling outage is scheduled in Unit II.The estimated gross electricity production for 1996 is5,930,581 MWh by Unit I and 7,875,030 MWh by Unit II,tantes de INPO, Tecnatom y CN.Almaraz.- Durante el mes de mayo se recepcionaronen la Planta, procedentes deEnusa, 66 elementos de combustiblenuevo, los cuales pasaron a formarparte del actual ciclo de la Unidad II.- El 29 de noviembre llegó a laPlanta el transporte de prueba de losgeneradores de vapor.PREVISIONES 1996Durante 1996 se tiene prevista la 11ªparada de recarga en la Unidad I, conuna duración de 92 días. Dicha paradaestá programada del 15 de junio al15 de septiembre.Aparte de las actividades propias dela recarga de combustible se tieneprevisto sustituir los generadores devapor, los rotores de las turbinas y latapa de la vasija del reactor.En la Unidad II no se tiene previstaparada de recarga de combustible.La producción de energía eléctricabruta prevista para 1996 es de5.930.581 MWh por la Unidad I y de7.875.030 MWh por la Unidad II, querepresenta unos factores de carga del71,39% y del 96,40%, respectivamente,y una producción total de13.805.611 MWh.GRANDES PROYECTOS- Cambio rotores de turbinas11R1 (junio 96) 10R2 (marzo 97)- Cambio generadores de vapor11R1 (junio 96) 10R2 (marzo 97)- Cambio de tapas de vasija11R1 (junio 96) 10R2 (marzo 97)Con la incorporación de estos cambios,además de adecuar la instalacióna los últimos avances tecnológicos,prolongar la vida útil de la Plantay optimizar la seguridad de la misma,repercutirá en el mejor rendimiento deambas Unidades; la potencia eléctricanominal podría pasar de los 930 MWeactuales a aproximadamente 983MWe, es decir, se aumentaría alrededorde un 5%.LA EXPLOTACIÓN DE CN.VANDELLOS II EN 1995Enrique CABELLOSDurante el año 1995, en el que segeneró un producción bruta de 7.876GWh. (la máxima alcanzada desde laOperación Comercial de la Planta en1.988) se llegó a la producción acumuladaal origen de 50.000 GWh. el 2 demarzo de 1995, acabándose el año,con una producción bruta acumuladade 55.788 GWh.Los valores de los indicadores obtenidosen 1995 por C.N. Vandellós, (TablaI) dan fe de la bondad de los resultadostécnicos obtenidos, entre los que cabedestacar la ausencia de Paradas automáticasNo Programadas, lo que hapermitido la obtención de un buen factorde capacidad.La evolución de la potencia no ha sufridomás variaciones que la exigida porla POV-17 (Prueba de válvulas) y laexigida por el alargamiento de ciclo.Después de recarga se realizó unabajada al 70% para verificar el comportamientode las válvulas de agua de alimentaciónprincipal que habían sidocambiadas en la recarga.La producción a lo largo de los añostiene un aumento sostenido, manteniéndoseen una muy aceptable banday estando en 1995 rozando el tope deproducción posible en años en quetenga que realizarse recarga normal.El grado de cumplimiento de objetivosTécnicos fue altamente satisfactorio, aexcepción de la duración de la recarga,que se alargó 1,24 días más de lo previsto.

El cumplimiento de objetivos económicosno es tan brillante en sentidoestricto, pero con las consideracionesde que se partía, no pueden entendersemuy negativas.La evolución de las Dosis Colectivas,se ajustó a la previsión y se enmarcóen la media de una recarga normal sinoperaciones especiales como las realizadasen años anteriores.Otro índice de la bondad del año, es elnúmero de sucesos notificables, seis(6) en total, de los cuales dos (2) deellos fueron iniciados por causas externasa la Central, concretamente lasoscilaciones de tensión en la líneaauxiliar de 220 Kv., producidas por tormentaseléctricas en la zona, que provocabanP.S.E. en el tren B, sin másconsecuencias que el arranque delGenerador Diesel correspondiente.De los otros cuatro (4) sucesos, dos (2)se produjeron en recarga, una caída debarras, estando el reactor subcríticopor un error de mantenimiento y un disparode Turbinas, a muy baja carga enel proceso de arranque, por errorhumano en el control manual del aguade alimentación, no provocando disparode reactor.El 10.8.95 se produjo un fallo al intentarcerrar un interruptor de las BombasC tren B de agua de ServiciosEsenciales. Revisando el interruptor seconstató que una leva de muelle cargadoestaba desajustado, lo que impedíael cierre.El 14.9.95 se produjo una mal funciónen el secuenciador de Cargas deSalvaguardias tecnológicas. El fallo eradebido a una fuente de alimentación,que fue sustituida.La 7ª Recarga de C.N. Vandellós II, seinició a las 0.00 horas del día 12 dejunio del 95, tal como estaba programado.El acoplamiento a la red, se produjo alas 9.40 horas aproximadamente delsábado 15 de julio de 1995, por lo quela duración de la 7ª Recarga, fue de 33días.Durante la recarga se realizaron lasactividades de Mantenimiento, Pruebas,Ensayos, Inspecciones yCambios de Diseño y de otros Serviciosprevistos, con resultados engeneral satisfactorios.Como actividades más significativasrealizadas, destacaríamos:• Sustitución de los detectores intranuclearesde rango potencia.• Inspección visual remota partesinternas de la vasija del reactor.• Sustitución de los conectores de lostermopares de la vasija.• Inspecciones de 4 elementos combustibles,SICOM.• Inspección perfilométrica de 2 elementos.• Sustitución de los soportes amortiguadorespor “LOimits Stops”.• Monitorización de las temperaturasde las ramas calientes del Primario(STREAMING HOT LEG).• Sustitución de los internos y actuadoresde las válvulas de agua de alimentaciónprincipal.• Modificaciones para implementar elrequisito de “Station Blak-out”Las actividades que más impactaronen la duración de la recarga y que noestaban previstas fueron:- La necesidad de taponar dos tubosen el Generador de Vapor B, con lo quese tuvo que abrir la rama fría y presentarla Nozzle-Dam.- En el calentamiento y presurizacióndel Primario para el arranque, seobservó fuga en la válvula de raíz deltransmisor PT-402 por lo que se tuvoque despresurizar para su reparación.El grado de cumplimiento en generalha sido satisfactorio, alcanzándose el99% de los trabajos previstos.Las premisas básicas con lasque se realizó la organizaciónde la recarga fueron lassiguientes:- Se trató de que existierauna planificación exhaustivade todas las actividades.- Se intentó eliminar la tensiónde las prisas, para conseguiruna mejor calidad enlos trabajos.- Se buscó minimizar las horas extraordinariasdel personal de supervisión,fomentando en lo posible las jornadasirregulares.La ausencia de paradas post-recarga yel buen funcionamiento de la planta elresto del año, avalan la bondad de laspremisas adoptadas.Completando la panorámica del año,los índices económicos más importantesfueron:- Costes de Operación y Mantenimiento95, incluyendo tasas deCSN 9.943 millones de Ptas.- Inversiones realizadas. 3.271 millonesde Ptas.- Coste promedio de KWh. bruto producidoen Central (Figura I) 1,26Ptas./KWh.Como se puede apreciar por estascifras, están en línea con las mejoresde otros países con unidades y emplazamientosdel mismo tipo.PROYECTOS FUTUROSEn 1994 C.N. Vandellós II inició la preparacióndel llamado “Libro Blanco”,que una vez confeccionado dio paso ala elaboración del Plan EstratégicoCentral Nuclear Vandellós II, que fuepresentado a la Junta deAdministración el 28 de Diciembre de1995.La concepción del Libro Blanco y suconsecución, el plan estratégico, seapoya en tres grandes principios globalesde Explotación:• La seguridad es prioritaria.• La disponibilidad es la mejor economía.• La central debe mantenerse ycerrarse tan nueva como se arrancó.which represents load factors of 71.39% and 96.40%,respectively, and a total production of 13,805,611 MWh.MAJOR PROJECTS- Turbine rotor replacement11R1 (June 96) 10R2 (March 97)- Steam generator replacement11R1 (June 96) 10R2 (March 97)- Vessel head replacement11R1 (June 96) 10R2 (March 97)These replacements will not only tailor the installation tothe latest technological advances, prolong the Plant’suseful life and optimize Plant safety, but they will alsoprovide for better performance in both Units; ratedelectrical power could increase from the current 930 MWeto approximately 983 MWe, i.e an increase of around 5%.VANDELLÓS II NPP OPERATIONIN 1995Enrique CABELLOSGross production during the year was 7,876GWh. (the maximum attained since thePlant’s Commercial Operation in 1988), andaccumulated production from the start of50,000 GWh was attained on 2 March 1995.At year’s end, gross accumulated productionwas 55,788 GWh.The indicator values obtained by VandellósNPP in 1995 are proof of the good technicalresults obtained. Of these, the mostimportant is the absence of UnscheduledAutomatic Shutdowns, which has resulted ina good capacity factor.Power evolution has not undergone any more variationthan that stipulated by POV-17 (Valve Test) and thatrequired for cycle extension. After refueling, a download to70% was carried out to verify performance of the mainfeedwater valves that had been replaced during refueling.There is a sustained increase in production throughout theyears, and it is being maintained within a very acceptablerange and in 1995 it was bordering on the production limitpossible in years in which normal refuelings must beperformed.The degree of fulfillment of technical objectives was highlysatisfactory, except for refueling duration which lasted 1.24days more than scheduled.Fulfillment of economic objectives is not very brilliant in thestrictest sense of the word, but with the grounds on whichthey were based they cannot be considered as thatnegative.Evolution of collective doses was as expected, falling withinthe average range of a normal refueling without specialoperations such as those carried out in previous years.Another indicator of the year’s success is the number ofreportable events; in all, there were six (6) of these events,two (2) of which were caused by reasons beyond thecontrol of the plant, specifically voltage oscillations in the220 Kv. auxiliary line produced by electrical storms in thearea that caused PSE in train B, the only consequencebeing startup of the corresponding Diesel Generator.Of the other four (4) events, two (2) occurred duringrefueling: a bar drop with the reactor subcritical due to amaintenance error, and a turbine trip at very low load in thestartup process due to a human error in manual feedwatercontrol which did not cause reactor scram.A failure occurred on 10/8/95 when trying to close a switchof Essential Service Water Train B Pumps C. A check ofthe switch revealed that a loaded spring cam wasmaladjusted and prevented it from closing.On 14/9/95, there was a malfunction of the technologicalSafeguard Load sequencer. The failure was due to apower supply source, which was replaced.The 7th refueling of Vandellós II NPP was begun onschedule at 0:00 hours on 12 June 1995. The plant wenton line at approximately 9:40 hours on Saturday, 15 July1995, and thus the 7th refueling lasted 33 days.During the refueling, Maintenance, Testing, Inspection andDesign Change activities and other programmed Serviceswere performed, in general with very satisfactory results.The most significant activities include the following:• Power range intra-nuclear detector replacement.• Remote visual inspection of reactor vessel internals.• Vessel thermocouple connector replacement.• Inspections of 4 fuel assemblies, SICOM.• Profilometric inspection of 2 assemblies.• Substitution of damper supports by “Limits Stops”.• Primary hot leg streaming temperature monitoring.• Replacement of main feedwater valve internals andactuators.

TIVALORES DE LOS INDICADORES OBTENIDOS POR VANDELLÓS II EN 1995INDICATOR VALUES OBTAINED BY VANDELLOS II IN 1995Factor de capacidad de la unidad / Unit Capacity Factor 90,10 %Factor de pérdidas de capacidad, no programadas / Unscheduled Capacity Loss Factor 0 %Disparos automáticos no programados por 7.000 h críticos / Unscheduled Scrams per 7,000 Critical H. 0 %Funcionamiento de sistemas de seguridad / Safety System Operation- Inyección de seguridad de alta presión / High Pressure Auxiliary Feedwater 0,002- Agua de alimentación auxiliar de alta presión / High Pressure Safety Injection 0,001- Suministro eléctrico de emergencia c.a. / Emergency a.c. Power Supply 0,0023Rendimiento térmico / Thermal Performance 99,61 %Fiabilidad del combustible / Fuel Reliability3,48 x 10 -4 µCi/grExposición colectiva a la radiación / Collective Radiation Exposure97 hombres-remVolumen de residuos sólidos de alta actividad / High Level Solid Waste Volume 90 m 3Índice químico / Chemical Index 0,7Tasa de accidentes con horas perdidas / Accident Rate With Lost Hours 1,75• Modifications to implement the Station Blackoutrequirement.The activities that had the greatest impact on refuelingduration and that were not scheduled were as follows:- The need to plug two Steam Generator B tubes, whichrequired opening the cold leg and exposing the Nozzle-Dam.- On Primary heatup and pressurization for startup, a leakwas detected in the root valve of transmitter PT-402, whichrequired depressurization for repair.In general, the degree of fulfillment has been satisfactory,with 99% of the scheduled work completed.The major premises on which the refueling was based werethe following:- An attempt was made to establish an exhaustiveplanning of all activities.- An attempt was made to avoid haste-related stress inorder to achieve improved quality of work.- An attempt was made to minimize the overtime hours ofsupervision personnel, encouraging irregular working daysas much as possible.The absence of post-refueling shutdowns and the plant’sgood operation throughout the rest of the year attest to thesuccess of these premises.The most important economic indicators for the year wereas follows:- 1995 Operating & Maintenance Costs, including CSNrates: 9,943 million ptas.- Investments made: 3,271 million ptas.- Average gross cost of KWh produced in the plant(Figure I): 1.26 ptas/KWh.These figures are in line with the best figures from othercountries with the same type of unit and site.FUTURE PROJECTSIn 1994, Vandellós II NPP began preparing the so-called“White Book”. When it was completed, it gave rise to theVandellós II Nuclear Power Plant Strategic Plan, which wassubmitted to the Board of Directors on 28 December 1995.The concept of a “White Book” and its realization, thestrategic plan, are based on three major overall operatingprinciples:• Safety is top priority.• Availability is the best economy.• The plant should be maintained and closed as new as itwas at startup.To draw up the “White Book” , the following conditions weretaken into account:- Own and others’ operating experiences.- The regulatory setting (CSN, Environmental Standards,NRC).- INPO-WANO sectorial setting.- Updating and development.- Advanced plants.All this resulted in plans for the following:- improvements- modernizations- action plans- training- organization,which, once they were assessed and prioritized, resulted inthe “Strategic Plan”.The “Strategic Plan” should be understood as a reflectivetool for shaping a vision of mid-term management andoperation of the plant. It should not be understood as abudgetary plan, but rather as a Plan of desirable actionsabove and beyond the normal budget. Therefore, the PlanPara la confección del Libro Blanco, setuvo en cuenta, como condiciones deentorno:- La experiencia operativa propia yajena.- El entorno regulador (C.S.N. NormasMedioambientales, NRC).- Entorno sectorial INPO-WANO.- Puesta al día y desarrollo.- Centrales avanzadas.Todo ello, dio lugar a unos planes de:• Mejoras.• Modernizaciones.• Planes de Acción.• Formación.• Organización.que una vez valorado y priorizado dacomo resultado el “Plan Estratégico”.El Plan Estratégico debe entendersecomo una herramienta de reflexiónque configura una visión de la gestióny explotación a medio plazo de laCentral.No debe entenderse como un plan depresupuestos, sino como un Plan deactuaciones deseables, por encimadel presupuesto normal, por lo que elPlan no incluye las bases standars deintervenciones en la central.De este plan se identifican 111 accionespara emprender en los próximos10 años, con la división que se indicaen la Figura II.Si repartimos por criterios de coste, seve que se destina a incremento depotencia y reducción de ParadasAutomáticas (Mayor Producción) el38%, y a facilitar la O y M, con reducciónde costes de O y M, el 33%.La inversión estimada de estos proyectosronda los 20.000 Millones dePtas.Dentro de este proceso, y tal como seindicó en el Informe de 1994, los rotoresde BP presentaban síntomas incipientesde corrosión bajo tensión, porlo que se ha iniciado la fase de peticiónde ofertas de rotores nuevos, quejunto a un posible licenciamiento deaumento de potencia térmica en un4,5% permitirán colocar la Central enuna potencia entre 1.060/1.080 MWeen 1999.Como pasos importantes en el procesode modernización de la Central sehan emprendido ya varios grandesproyectos (Proyectos singulares)entre los que destacan:- Proyecto de Digitalización. Esteproyecto contratado con la ingenieríaINITEC, consiste en vectorizar y digitalizartodos los diagramas de procesoy esquemas de control y cableado. Seespera esté terminado y disponible enel primer trimestre de 1997.- Proyecto de Sustitución delOrdenador de Proceso. En 1995Vandellós II pasó carta de intención aWestinghouse para sustituir el ordenadorde proceso Proteus.El proyecto tiene una duración de dos(2) años, y durante esta próximarecarga se instalará parte del Hardpara que funcione en paralelo con elactualmente en servicio y durante larecarga 9ª (1997) realizar el cambiodefinitivo.- Simulador Gráfico Interactivo.También a final de 1995 se envió cartade recargo para la realización de unS.G.I. a Tecnatom, con alcance de latotalidad de la planta.Este proyecto tiene una duración detres (3) años y para aprovechar suenergía se ha realizado de forma quesea compatible con el ordenador deproceso y permita su utilización encaso de querer ampliar a un simuladorréplica.También durante 1996 se esta acometiendola remodelación de la Sala deControl.Dentro del año 1996 se va a solicitarla obtención de la homologación ISO-9001CONCLUSIONESDe un análisis somero de todo lo presentado,puede deducirse que se hamejorado sustancialmente en todo loconcerniente a cumplimiento de objetivostécnicos, no así los económicosde gasto, aunque el precio final mediodel kW/h. haya descendido, tanto enpesetas constantes como corrientes,pero ello ha sido debido fundamentalmentea la mejora de la producción,que en 1995 se alcanzó, como se havisto, la máxima de la historia deVandellós II.Es evidente que eso (disminución delprecio del kW/h. producido), junto conla adecuación de la producción a lasnecesidades del mercado, todo ello,siempre en los máximos límites deseguridad, es el objetivo último de lagestión de producción de energía, yaque la explotación de las centralesnucleares no es una religión, sino unnegocio que debe rendir cuentas positivasy ser competitivo con las fuentesalternativas de producción de energíaeléctrica. En caso contrario, estaríacondenada a desaparecer. Sin embargoeste negocio tiene unas connotacionesque lo diferencian de otros

Ptas./kWh1,41,31,21,110.91,07JB1,07F IREPERCUSION DE LOS COSTES DE O&M EN EL kWhREPERCUSSION OF O&M COSTS ON kW.h1,15BJ1,091,36 B 1,34 1,33BBmedios de producción (gran inversióninicial, costes importantes para su cierre,reglamentación muy estricta, ciertorechazo popular y político, etc.) lo quehace que su gestión deba de enfocarsecon una visión que tenga en cuentalos hechos diferenciadores, mirando elmedio/largo plazo más que el cortoplazo, lo que lleva, para obtener unarentabilidad global correcta, no dejarnosdeslumbrar por los buenos resultadostécnicos obtenidos, resultados quepor estar casi en una banda de azarpueden perderse con facilidad, y manteneruna política de mantenimiento yrenovación constante para asegurar lavida y producción del bien tan costosocomo es una Central Nuclear, enfocandotodos los cambios, con criterioseconómicos de largo plazo, previniendolas acciones de forma que no seponga en compromiso el futuro de lacapacidad de producción de las instalaciones,por razones de seguridad,obsolencia, funcionalidad, costes deOperación y Mantenimiento, etc.Vandellós II, tiene también en marchalos siguientes procesos de análisis:- Regla de MantenimientoLa NRC publica el 10 de julio de 1991la Sección 50.65 “Requisitos paracomprobar la efectividad delMantenimiento de CentralesNucleares”, de la Guía 10 CFR.50.Para cumplir con dicha Sección de laGuía se crea un Grupo de Trabajo, enel ámbito de UNESA, formado por elpersonal de Mantenimiento y Licenciamientode todas las CentralesNucleares Españolas.El objetivo de dicho grupo es de darrespuesta a la Regla de Mantenimientode una manera uniforme y coordinadapara lo cual se elige a C.N. Cofrentes yC.N. Vandellós II, como Plantas Pilotode Centrales BWR y PWR respectivamente.Los objetivos desarrollados en 1995han sido los siguientes:- Establecimiento de las guías deActuación de acuerdo a NUMARC93.01 de Mayo de 1993.- Selección de Sistemas, Estructurasy Componentes afectados por laRegla de Mantenimiento.J1,22J1,15J1,091,26BJ0,991990 1991 1992 1993 1994 1995BJPtas. corrientesCurrent Ptas.Ptas. constantesConstant Ptas.- Selección de Sistemas Piloto paraensayo de la metodología.- Discusión y aprobación por partedel C.S.N. de la metodología.Objetivos para 1996- Selección de los Sistemas significativospara el resto (Todas las centrales).- Establecimiento de Criterios decomportamiento (Todas las centrales).- Determinación de fallos funcionalesy fallos funcionales evitables porMantenimiento.- Seguimiento de los criterios de comportamientoen los Sistemas Piloto.Objetivos para 1997- Incorporación de las experienciasde los Sistemas Piloto al resto de sistemasafectados por la Regla.- Incorporación de criterios en el restode centrales.- Posible inicio de aplicación de laRegla.SISTEMAS DE EVALUACIÓNDE VIDA REMANENTE EN CC.NN.El interés estratégico del SectorEléctrico en el desarrollo de Planes deGestión y Alargamiento de Vida en susinstalaciones, y la importancia de lasdecisiones asociadas que conformantales planes, requieren y obligan a unpermanente esfuerzo para dotarse deherramientas y capacidades que permitanun análisis, evaluación de condición(vida remanente) y vigilancia cadavez más precisos de las centrales.La necesidad por parte de las CC.NN.de dotarse de herramientas tecnológicaspara soportar sus iniciativas presentesy futuras de Gestión de Vida seha traducido en el Proyecto ¨Sistemasde Evaluación de Vida Remanente deCentrales Nucleares” (SEVR) que, bajotitularidad de Unidad Eléctrica S.A.(UNESA) y apoyo del Programa deInvestigación y Desarrollo TecnológicoElectrotécnico (PIE) gestionado porOCIDE, se está desarrollando por elSector Eléctrico y cuya Fase 1 de definicióny especificación del Sistema sepuede dar por concluida.does not include the standard bases for running the plant.This plan identifies 111 actions to be undertaken in thenext 10 years, broken down as indicated in the figure II.If we divide them by cost criteria, we see that 38% areintended to increase power and reduce AutomaticShutdowns (Higher Production) and 33% to facilitateO&M with O&M cost reductions. The estimatedinvestment for these projects is around 20,000 millionpesetas.Within this process and as indicated in the 1994 Report,the LP rotors showed signs of incipient stress corrosionsymptoms, and thus the bid request phase for new rotorshas begun. This, together with possible licensing of athermal power increase of 4.5%, will permit plantoperation at a power of between 1,060/1,080 MWe in1999.Several major projects (singular projects) have alreadybeen undertaken as important steps in the plantmodernization process, including the following:- Digitalization Project. This project has been awardedto INITEC engineering firm and consists of vectorizingand digitalizing process diagrams and control and wiringdiagrams. This project is due to be completed andavailable in the first quarter of 1997.- Process Computer Replacement Project. In 1995,Vandellós II forwarded a letter of intent to Westinghousefor replacement of the Proteus process computer.- Interactive Graphic Simulator. Also in late 1995 anorder letter was sent to Tecnatom for an IGS with a scopecovering the whole plant. This project has a duration ofthree (3) years, and in order to take advantage of itspower it has been designed to be compatible with theprocess computer and permit its use in the event of afuture extension with a duplicate simulator.A Control Room remodelling is also being undertaken in1996.Application for ISO-9001 certification is also going to besubmitted in 1996.CONCLUSIONSFrom a brief analysis of all the above, it can be deducedthat substantial improvements have been made ineverything concerning fulfillment of technical objectives,but not so in economic cost objectives, although the finalaverage price of the KW/h has dropped both in constantand current pesetas. This has primarily been due toimproved production, which in 1995, as indicated above,was the highest in the history of Vandellós II.It is obvious that this (lower price of Kw/h produced)along with adjustment of production to market needs,always within the maximum safety limits, is the ultimategoal of power production management, since theoperation of nuclear plants is not a religion but rather abusiness that should yield profits and be competitivewith alternative sources of electricity production.Otherwise it would be condemned to oblivion. However,this business has connotations that differentiate it fromother means of production (large initial investment,substantial closure costs, very strict regulation, popularand political opposition, etc.), and therefore itsmanagement should have a vision that accounts forthese differentiating aspects and focuses more on themedium/long term than on the short term. As a result, toobtain a good overall return, we should not be dazzledby the good technical results obtained, as these resultsare almost a chance occurrence and can easily beforgotten, and instead maintain a policy of constantmaintenance and renovation to ensure the lifetime andproduction of such a costly asset as a nuclear plant,focus all changes on the basis of long-term economiccriteria and plan actions so as not to compromise thefuture productive capacity of the installations for reasonsof safety, obsolescence, operability, operating andmaintenance costs, etc.The following analysis processes are also underway inVandellós II:- Maintenance Rule:On 10 July 1991, the NRC published Section 50.65 ofGuideline 10 CFR 50, “Requirements for CheckingMaintenance Effectiveness in Nuclear Power Plants”. AWork Group was created within UNESA to comply withthis Guideline, composed of Maintenance and Licensingpersonnel from all the Spanish Nuclear Power Plants.The purpose of this group is to address the MaintenanceRule in a uniform, coordinated fashion; Cofrentes NPPand Vandellós II NPP were chosen as BWR and PWRPilot Plants, respectively.The objectives developed in 1995 were as follows:- Establishment of Action guidance in accordance withNUMARC 93.01 of May 1993.- Selection of systems, structures and componentsaffected by the Maintenance Rule.- Selection of pilot systems for methodology testing.- Discussion and approval of methodology by the CSN.Objectives for 1996:

- Selection of signficant systems for the rest (all theplants).- Establishment of performance criteria (all plants).- Determination of functional failures and functionalfailures preventable with Maintenance.- Follow-up of performance criteria in pilot systems.Objectives for 1997:- Incorporation of pilot system experiences in the rest ofthe systems affected by the Rule.- Implementation of criteria in the rest of the plants.- Possible beginning of Rule application.NUCLEAR POWER PLANT REMAINING LIFEEVALUATION SYSTEMThe Electrical Sector’s strategic interest in developing LifeManagement and Extension Plans for their plants and theimportance of associated decisions contained in theseplans, require an ongoing effort to provide tools andcapabilities for an increasingly precise analysis, stateevaluation (remaining life) and monitoring of the plants.The need for nuclear plants to be equipped withtechnological tools that support their present and future LifeManagement initiatives has resulted in the “Nuclear PowerPlant Remaining Life Evaluation System” (SEVR) Project.This project is being developed by the Electrical Sectorunder the auspicies of Unidad Eléctrica, S.A. (UNESA) andwith the support of the Electrotechnical TechnologicalResearch and Development Program (PIE) managed byOCIDE, and Phase 1 including system definition andspecification has been completed.The Phase 1 activities of the Project have been carried outby Empresarios Agrupados (EE.AA.), INITEC, FramatomeIbérica (FISA) and CIEMAT, with the collaboration of thereference plants for the project (Santa María de GaroñaNPP and Vandellós II NPP).The main activities of Project Phase 1 are as follows:- Preliminary study.- Selection criteria.- Major components.- Degradation mechanisms.- Maintenance evaluation.- Monitoring and surveillance.- Commerical system analysis.- Evaluation system definition.- Integrated system specification, planning, coordinationand follow-up.Participation of reference plants:In order to validate the theoretical results obtained with theactual operating experience of the nuclear plants, theSEVR Project has addressed this relationship through thedirect, active participation of the operating organizations ofthe reference plants (Santa María de Garoña NPP andVandellós II NPP).Participation involved three different aspects:- Reviewing and commenting on general documents andreports.- Providing data.- Participating in activities.Participation in the different activities:- Selection criteria.- Important components for RLM.- Studies of degradation mechanisms.- Evaluation of maintenance practices.- Monitoring parameters and requirements.- Analysis of commercial systems in service or underdevelopment.Collaboration in carrying out these activities has primarilybeen provided by the plant maintenance organizations and,to a lesser extent, the Operations and Licensing services.The major stage in development of the pilot application isdefinition of its scope because, although it is limited, allSEVR capabilities should be verified.The scope of the pilot application basically includes theevaluation methods and modules that verify the followingcriteria:- Processing of degrading components and phenomenathat are significant in the demonstration plant.- Feasible acquisition of data (operation, maintenance,inspection) required by the submodules/modules(evaluation method) under consideration.- Verify integration and compatibility of different methodsof acquisition of these data.- Permit verification of different SEVR characteristics(replication, comparison in submodules, etc.).Application of these selection criteria to Vandellós II NPP asreference plant has resulted in the scope of the SEVR PilotApplication.Development of Project Phase 2 will include the followingactivities:- Data Processing System definition and purchase.- Pilot System installation and testing.- SEVR commissioning and improvements.Development of Project Phase 2 is expected to last for twoyears.PLANESPLANS305MODERNIZACIONESMODERNIZATIONS5224 18%Las actividades de la Fase 1 delProyecto han sido realizadas por lasorganizaciones Empresarios Agrupados(EE.AA), INITEC, FramatomeIbérica (FISA) y CIEMAT, con la colaboraciónde las centrales que han servidode referencia para el proyecto(C.N. Sta. Mª de Garoña y C.N.Vandellós II).Actividades Principales de la Fase 1Del Proyecto- Estudio Preliminar.- Criterios de Selección.- Componentes importantes.- Mecanismos.- Evaluación Mantenimiento.- Vigilancia y Monitorización.- Análisis Sistemas comerciales.- Definición Sistemas Evaluación.- Especificación Sistema Integración,Planificación, Coordinación y Seguimiento.Participación de las Centrales deReferenciaCon el fin de validar los resultados teóricamenteobtenidos con la experienciaoperativa real de las CentralesNucleares, en el Proyecto SEVR se hacontemplado dicha relación con la participacióndirecta y activa de las organizacionesde explotación de lascentrales de referencia (C.N. Sta. Mªde Garoña y C.N. Vandellós II).Esta participación se ha llevado a efectode tres formas diferentes:- Mediante revisión y realización decomentarios de los documentos einformes generales.- Mediante la aportación de datos.- Mediante su participación en la realizaciónde actividades.Participación en las diferentes actividades.- Criterios de selección.- Componentes importantes paraGVR.- Estudios de mecanismos de degradación.- Evaluación de prácticas de mantenimiento.F IIPLAN ESTRATEGICO DE C.N. VANDELLÓS IIVANDELLOS II NPP STRATEGIC PLANAUMENTOS DE POTENCIAPOWER UPGRADESPOR TIPOS (TOTAL 111)BY TYPESMEJORASIMPROVEMENTSREQUISITOS REGULADORES YCONTRA INCENDIOSFIRE PROTECTIONAND REGULATORORY Y REQUIREMENTSOTROSOTHERS5%15%9%FACILITAR AR OPERACIÓNY MANTENIMIENTOFACILITATE TE O & MREDUCCIÓN COSTES DE O&MO&M COST REDUCTION38%POR CRITERIOS (COSTES)BY CRITERIA (COSTS)2%SEGURIDADSAFETY13%REQUISITOSMEDIOAMBIENT.ENVIRONMENTALREQUIREMENTSPRODUCCIÓN YREDUCCIÓN DE DISPAROSTRIP REDUCTION- Parámetros y requisitos de vigilancia.- Análisis de sistemas comerciales oen desarrollo.Para la colaboración en la realizaciónde estas actividades se ha contado fundamentalmentecon las organizacionesde Mantenimiento de las centrales y, enmenor medida, con los servicios deOperación y Licenciamiento.La etapa primordial en el desarrollo dela aplicación piloto es la definición de sualcance ya que, aunque limitado, debeverificar todas las capacidades delSEVR.El alcance de la aplicación piloto comprendebásicamente los módulos ymétodos de evaluación que verifican lossiguientes criterios:- Tratar componentes y fenómenosdegradatorios que sean significativosde la planta de demostración.- Ser viable la obtención de datos(operación, mantenimiento, inspección)requeridos por los submódulos/módulos(método de evaluación)que se consideren.- Comprobar la integración y compatibilidadde diferentes métodos deadquisición de dichos datos.- Permitir verificar las diferentes característicasdel SEVR (replicación, comparaciónen submódulos, etc.)La aplicación de estos criterios deselección a C.N. Vandellós II como plantade demostración ha dado como resultadoel alcance de la Aplicación pilotodel SEVR.El desarrollo de la Fase 2 del Proyectocomprenderá la realización de lassiguientes actividades:- Definición y Compra del SistemaInformático.- Programación del Sistema Piloto.- Instalación y Pruebas del SistemaPiloto.- Rodaje y Mejoras del SEVR.Se prevé que la duración del desarrollode la Fase 2 del Proyecto sea de dosaños.

TERCERA SESIÓN / THIRD SESSIONEXPERIENCIA OPERATIVAEN EL OESTE DE EUROPAOPERATING EXPERIENCE IN WESTERN EUROPELa tercera sesión, bajo la presidencia del Sr. René Vella, estuvo dedicada a la“Experiencia Operativa en el Oeste de Europa”, y en ella se desarrollaron cincoponencias que pueden agruparse en los siguientes temas: Reducción de costes degeneración, Optimización del proceso de recarga de combustible, Sustitución degeneradores de vapor y, finalmente, un primer informe de explotación de Sizewell B.Representantes de cuatro países expusieron las cinco ponencias presentadas:Alemania, Francia, Gran Bretaña y Suecia.The third session, which was chaired by Mr. René Vella, was devoted to “Operating Experience in WesternEurope” and included presentation of five papers dealing with the following subjects: Generating CostReduction, Optimization of the Refueling Process, Steam Generator Replacement, and finally the first SizewellB operating report. The papers were presented by representatives from four countries: Germany, France,Great Britain and Sweden.GENERATING COSTREDUCTIONMr. N.E. Callaghan, the Hartlepool plantdirector and an old acquaintance from hisdays at Ascó as a Westinghouserepresentative, presented the paper entitled“Cost/Workload Reduction Process atHartlepool NPP”, which has been thechallenge that the new state-owned utility,Nuclear Electric (a result of thegovernment’s decision not to privatizeCEGB-owned nuclear power plants), hashad to confront. Mr. Callaghan put it thisway:“Our strategy for survival also meant anassault on costs across the board. This isnever a comfortable process. It means new skills, fewerjobs and uncertainty amongst a workforce which is beingurged to deliver the technical improvements. Neverthelessour workforce has accepted it because it is no good wishingREDUCCIÓN DE COSTESDE GENERACIÓNEl Sr. N.E. Callaghan, directorde la central deHartlepool, viejo conocidonuestro en su asignación aAscó como representantede Westinghouse, presentóla ponencia “Proceso dereducción de costes/cargade trabajo en la CN deHartlepool”, el reto con elque se ha enfrentado lanueva empresa propiedad estatalNuclear Electric, fruto de la decisióndel gobierno de no privatizar las centralesnucleares propiedad de GEGB.El mismo lo define así:“Nuestra estrategia de sobrevivenciatambién suponía un ataque a los costesen todos los frentes, lo que nuncaes un proceso fácil. Supone nuevashabilidades, menos puestos detrabajo y la incertidumbre entre unaplantilla a la que se le insta a entregarlas mejoras técnicas. Sin embargonuestra plantilla lo ha aceptado,porque de nada sirve desear que elmundo fuera diferente; de nada sirveaferrarse a una prácticas laboralesanticuadas y demarcaciones artificialesentre distintos grupos de empleados.“En primer lugar, se ha conseguidouna mayor participación del personalreconociendo que nuestro PERSO-NAL ES NUESTRO ACTIVO MASVALIOSO e intentando conseguir elEXITO A TRAVES DE LA GENTE.Nuestra estrategia en Hartlepool parareducir el coste unitario es la siguiente:a) Maximizar nuestro nivel de generación,respondiendo a las causasfundamentales de nuestras pérdidasno previstas y acortando las recargasprogramadas (se asignaronequipos de trabajo independientesa estas áreas).b) Reducir nuestros costes controlables:Se constituyó un equipo dereducción de costes para facilitarun proceso de reducción de costes/cargade trabajo en toda la central.Se inició el proceso de reducción decostes/carga de trabajo con una seriede jornadas, presentadas por elDirector de la Central quien expusolos mensajes claves del plan, parapermitir la elaboración de Planes deAcción de Reducción de Costes/Cargade Trabajo que se incorporanen los Planes Comerciales “activos”.Este proceso ha sido

incorporado en la declaración de lasmejores prácticas acordadas de micompañía.Se pueden resumir como sigue:• Garantizar que los objetivos comercialesde la Compañía y laCentral sean bien comprendidospor todos los miembros de la plantilla.• Aumentar la concienciación delpersonal en lo que se refiere a dondese gasta más dinero y esfuerzo,y conseguir el compromiso del personalcon la reducción decostes/trabajo.• Animar al personal a ser innovadory radical en sus forma de pensary ayudarles a identificar y cuantificarlas áreas prioritarias quemerecen su atención, así como losrecursos necesarios y los plazos detiempo para conseguir sus objectivosy para preparar los “planes deacción” de reducción de costes/trabajo.• Tras la aprobación de la dirección,garantizar la incorporación de lasprevisiones de reducción de costes/cargade trabajo en nuestrosplanes comerciales “activos”.• Disponer de un método para monitorizarlos ahorros reales frente alos previstos y realizar la monitorizacióndurante todo el año, tomandomedidas correctivas cuando seanecesario.”T ICIFRAS CLAVES DE RENDIMIENTO1989/90 - 1994/95• Producción Global Aumentada en un39% hasta 59,2 TWh.(93% @ Hartlepool)• Productividad Aumentada en un 177%hasta 6,3 GWh por Empleado. (143% @Hartlepool).• Coste Unitario Reducido en un 49%, desde5,3 a 2,7 p/kWh. (1994/95 2,01 p/kWh@ Hartlepool)• Cuota de Mercado 22%, un Aumento del33%.Los resultados de tal proceso, segúnel Sr. Callaghan, se muestran en la TI, quien concluyó su intervención con:“La transformación que ha tenido lugaren Nuclear Electric durante losúltimos cinco años y medio es de lasque podrían estar orgullosas muchascompañías privadas. La imagen públicade la compañía era de ser demasiadocara y con una cartera deactivos que planteaba grandes retosal personal de la misma. Hoy en día,nos encontramos bien avanzados enel camino hacia la mejora del rendimientocomercial de las Centrales.”ESTRATEGIASDE OPTIMIZACIÓN DELPROCESO DE RECARGADE COMBUSTIBLELos Sres. Werner Zaiss y GöstaAnderson, de las centrales nuclearesde Neckar en Alemania y Ringhals 3en Suecia, respectivamente, nos ofrecieronuna pormenorizada descripciónde las estrategias desarrolladas parala reducción del tiempo de recarga ensus centrales.Por lo que respecta a la parteAlemana del Dr. Zaiss, nos expuso lasituación controvertida existente entrelos dos principales partidos políticos:el Democrata-cristiano (CDU) pro-nucleary el Social Demócrata SPD contrarioa la misma junto con el partidoecologista, los “Verdes”. Y como elmismo nos comentó:Un total de 10 centrales nucleares, asícomo todas las instalaciones de eliminaciónde residuos nucleares deAlemania, están situadas en los estadosfederales que están gobernadospor coaliciones constituídas por losSocial Demócratas y los Verdes (Fig. I).Todos los esfuerzos dedicados a alcanzarun consenso político hasta lafecha han fracasado por completo.Por otro lado el relativamente bajocoste de la energía obtenida del sistemainterconectado de la red Europea,del carbón alemán o del gas natural enciclos combinados, compite ventajosamentecon la energía de origen nuclear.Según el Sr. Zaiss:Es contra el fondo de esta situaciónconflictiva - por un lado la obstrucciónpolítica que hace que los costes subanvertiginosamente y por otro la necesidadurgente de reducir los costes degeneración energética para podermantener en funcionamiento las centralesde forma económica - que hayque contemplar la operación de lascentrales nucleares de Alemania:- Desmantelamiento de la CN deWürgassen, un BWR, en el año 1995- La CN de Mülheim-Kärlich, un PWR, lleva yavarios años bloqueada porlos tribunales- 19 CNs, con una capacidadbruta de 22.000 MW,actualmente en operación- 30% del total de energíagenerada en Alemania.La experiencia presentadapor el Dr. Zaiss correspondía Werner Zaissa las centrales Neckar I y II(PWR), en el estado de Gösta AndersonBaden-Württenberg, operadaspor GKN.Como en la actualidad los ciclosde operación de 18 mesesno representan una alternativaefectiva en cuantoa costes debido a razoneseconómicas –cualquier ahorroen los costes de recargaes contrarrestado por losthe world were different; it is no good clinging to outdatedworking practices and artificial demarcations betweendifferent groups of staff.First, greater staff participation has been achieved byrecognising that our STAFF ARE OUR GREATESTASSET and seeking SUCCESS THROUGH PEOPLE.The strategy at Hartlepool for reducing our unit cost is:a) To maximise our generation output, addressing theroot causes of our unplanned losses and shortening ourplanned outages (separate task teams were assigned tothese areas).b) Reduce our Controllable Costs: A cost reductionteam was established to facilitate a cost/workloadreduction process across the Station.The cost/workload reduction process commenced with aseries of Workshops, introduced by the Station Directorwho delivered the key messages of the plan, to assist inthe formulation of Cost/Workload Reduction Action Plansthat are fed into the “living” Business Plans. This processhas been included in my company’s statement of agreedbest practices.They can be summarized as follows:• Ensure that Company and Station business objectivesare clearly understood by all members of staff.• Raise awareness of staff as to where they spend mostmoney and effort, and gain staff commitment to reducingcosts/work.• Encourage staff to be innovative and radical in theirthinking and assist them to identify and quantify priorityareas for attention, as well as resources required andtimescales for achieving the gains, and to preparecost/workload reduction “action plans”.• After management endorsement ensure thatcost/workload reduction forecasts are incorporated inour “living” business plans.• Provide a method of monitoring actual as againstforecast savings, and monitor throughout the year takingcorrective actions where necessary.”TIKEY PERFORMANCE FIGURES1989/90 - 1994/95• Overall Output Increased by 39% to 59.2 TWh.(93% @ Hartlepool).• 117% to 6.3 GWh Per Employee.(143% @ Hartlepool).• Unit Cost Reduced By 49%, From 5.3 to 2.7 p/kWh.(1994/95 2.01 p/kWh @ Hartlepool)• Market Share 22%. An Increase of 33%.The results of this process are shown in table I. Mr.Callaghan concluded his talk as follows:“The transformation that has taken place in NuclearElectric over the last five and a half years is one thatmany private companies could be proud of. It had a publicimage of being expensive and a portfolio of assets thatposed major challenges to the Company’s workforce.Today we have gone a long way towards improving thebusiness performance of the Stations.”OPTIMIZATIONSTRATEGIESFOR THE REFUELINGPROCESSMr. Werner Zaiss and Mr. Gösta Anderson,from Neckar nuclear power plant inGermany and Ringhals 3 nuclear powerplant in Sweden, respectively, gave us adetailed description of the strategiesdeveloped to reduce refueling times in theirplants.With regard to Germany, Mr. Zaissdiscussed the controversial situationexisting between the two main politicalparties: the pro-nuclear ChristianDemocrats (CDU) and the SocialDemocrats (SPD), which opposes nuclearalong with the ecology party of the “Greens”.As he commented:A total of 10 nuclear power plants, as well asall of Germany’s nuclear waste disposalfacilities, are located in federal states thatare governed by coalitions comprising theSocial Democrats and the Greens (Fig. I).All efforts at reaching a political consensushave completely failed until now.On the other hand, the relatively low cost of

AhausWürgassenHammUentropJülichStade KrümmelUnterweser GorlebenEmslandLingenBrunsbütlelBrokdorfGrelfswaldAsse2)GrohndeMorsleben1)KonradBiblis GrafenrheinfeldMülhelmKärlich KahlMittertelchPhillippsburgIsarObrigheimKarlsruheNiederalchbachNeckarwestheimGundremmingenRheinsbergRossendorfF Ienergy obtained from the interconnected European gridsystem, from German coal or from natural gas incombined cycles advantageously competes with energyfrom nuclear sources. According to Mr. Zaiss:It is against the background of this conflicting situation - onthe one side, political obstruction that causes operatingcosts to skyrocket and, on the other, an urgent need toreduce power generating costs in order to keep the plantsrunning economically - that operation of Germany’snuclear power plants must be seen:- Decommissioning of Würgassen NPP, a BWR, in 1995- Mülheim-Kärlich NPP, a PWR, been blocked by Courtsfor years now- 19 NPP’s, with 22,000 MW gross capacity, currently inoperation- 30% of the total power generated in Germany.The experience discussed by Mr. Zaiss referred to theNeckar I and II plants (PWR) in the state of Baden-Württenberg, operated by GKN.Since 18-month operating cycles do not represent a costeffectivealternative at the present time for economicreasons - any savings in outage cost are outweighed byhigher waste disposal costs caused by lower burnup -short outages are extremely important for their 12-monthcycles. Short outages are altogether more economicalsince about a third of outage cost is time-dependent.Based on previous experience, GKN has defined a seriesof key factors for refueling as follows:Organization: Implementation of a refueling planninggroup, managed by an outage planning manager, on thisjob practically year-round, reporting to the plant manager.This group assists the maintenance planning staff inpreparing detailed time schedules.Planning, that includes basically:a. Detailed definition of work scope. The individualoutage activities are subdivided into categories right at theplanning stage:- Category 1: These activities must be completed underall circumstances prior to plant restart.- Category 2: These activities must be witnessed byindependent experts and documented in records.- Category 3: These are the sole responsibility of theplant operator.b. Early start to planning. Immediately after the end ofan outage, planning for the next outage starts with thepreparation of a so-called “orientation schedule” (Fig.II).This is geared towards long-term outage planning.c. Application of the best-estimate planning concept.d. Long-term strategy, that takes into account variousstandard outages.Execution: Short outages are only possible if critical-pathactivities are worked on around-the-clock. At Neckar, thiswork is carried out in either three 8-hour shifts or two 10-hour shifts. Progress is monitored by constantly checkingit against the time schedule.Benchmarking: Neckar II’s 33-day outage in 1990 and34-day outage in 1991 were not satisfactory since otherSiemens-built 1300-MW PWR plants had completedoutages of a comparable scope in only 27 days.This led to an intensive benchmarking study being carriedout. This optimization effort yielded certain modificationsin the plant as well as certain procedural changes.In conclusion, the process for optimizing outage timesintroduced at Neckar at the end of the 80s has led over thepast five years to the following results:- Unit I: average outage length 40 daysbest achieved24 days- Unit II: average outage length 25 daysbest achieved17 daysIn fact, our goal for the future is to increase the availabilityof Unit I > 90% and to keep the availability of Unit II at93.5%.estados con gobiernos de SPD/Verdes / states with SPD/Green governmentscentral nuclear / nuclear power stationCN parada/desmantelada / NPP shut down/decommissionedgrandes institutos de investigación con instalaciones de tratamiento de residuoslarge research institutes with waste treatment facilitiesalmacenamiento intermedio central / central intermediate storagealmacenamiento final / final storage1) en proceso de licencia o de construcción / in licensing or under construction2) almacenamiento de prueba / test storagemayores costes de eliminación de residuosdebido a una combustión menor–es extremadamente importanteuna recarga corta para los ciclos de12 meses. Las recargas cortas son enconjunto más económicas, ya que casila tercera parte de los costes de larecarga depende del tiempo.Basados en experiencias previas,GKN ha definido una serie de factoresclaves para la recarga y que son lossiguientes:Organización: Implementación de unGrupo de planificación de recargas,dirigido por un director de planificaciónde recargas, un trabajo de casi todo elaño, que depende del director de lacentral. Este grupo ayuda al personalde planificación de mantenimiento enla preparación de programas de plazosdetallados.Planificación: Básicamente incluye:a. Definición detallada del alcancede los trabajos. Las actividades individualesde la recarga se subdividen encategorías justo en la etapa de planificación:- Categoría 1: Es necesario terminarestas actividades en todas lascircunstancias antes de rearrancarla central.- Categoría 2: Estas actividades tienenque ser presenciadas por expertosindependientes y documentadasen registros.- Categoría 3: Estas actividades sonde la responsabilidad exclusiva deloperador de la central.b. El pronto inicio de la planificación.Inmediatamente después del final deuna recarga, se inicia la planificaciónde la próxima recarga con la preparacióndel llamado “programa de orientación”(Fig. II), que está dirigido a la planificacióna largo plazo de la recarga.c. Aplicación del concepto de planificaciónde mejor estimación.d. Una estrategia a largo plazo quetiene en cuenta varias recargas estándares.Ejecución: Las recargas cortas soloson posibles si se trabajan las 24 horasen las actividades de camino crítico.En Neckar, estos trabajos se realizanen tres turnos de 8 horas o en dosturnos de 10 horas.Se realiza una monitorización del progresomediante una comprobaciónconstante del cumplimiento del programade plazos.‘Benchmarking’: La recarga de 33días de Neckar II en el año 1990 y lade 34 días en 1991 no fueron satisfactorias,ya que en otras centrales PWRde 1300 MW construídas por Siemensse habían terminado unas recargas dealcance comparable en solo 27 días.Esto dió lugar a la realización de unestudio intensivo de ‘benchmarking’.Este esfuerzo de optimización produjociertas modificaciones en la central,así como ciertos cambios de procedimiento.La recarga de 1995 fue una recargaestándar típica (Fig. III). El caminocrítico cambia durante la inspecciónde combustible a trabajos de mantenimientocon líneas de bucle drenadas.En conclusión, el proceso de optimizaciónde los tiempos de recarga introducidoen Neckar al final de la décadade los 80 ha producido, en los últimoscinco años, los siguientes resultados:- Unidad I: duración media de recarga40 díasmejor duración conseguida24 días- Unidad II: duración media de recarga25 díasF IISecuencia de planificación (plazos límites)/Planning sequence (deadlines)-11 -10 -9 -8 -7 -6 -5 -4 -3 -2 -1 -1 0“programa de orientación” basado en estrategia a largo plazo / “orientation schedule” based on long term strategydeterminación de trabajos de “categoria 2” / determination of “categorie 2” workdeterminación de trabajos de “categoria 1”/ determination of “categorie 1” workdefinición de modificaciones de la central/ definition of plant modificationsdeterminación de trabajos de “categoria 3”/ determination of “categorie 3” workborrador del plan maestro de recarga / outage master plan draft 1generación de lista de trabjos de recarga / outage work list generationconfirmación del plan meastro de la recarga / confirmation of the outage master planconfirmación de la lista de trabajos de recarga por la autoridad confirmation of the outage work list by the authoritycomprobación final de la lista de trabajos de recargafinal check of the outage work listexpedición de permisos de trabajo / issuing of work permissiondiseño de programas detallados / designing of detail schedulesdiseño del procedimiento de etiquetado de la centraldesigning of planttagging procedure1. reunión de recargaoutage conference2.reunión de recargaoutage conference3. reunión de recargaoutage conference

mejor duración conseguida17 díasDe hecho, nuestro objetivo para el futuroes aumentar la disponibilidad dela Unidad I > 90% y mantener la disponibilidadde la Unidad II en 93.5%.El Sr. Gösta Anderson, director de recargasde la central nuclear deRinghals 3, nos introdujo en el mismotema destacando la importancia delelemento humano, en su conferenciatitulada ‘Working as a Team toConduct Efficient Outages’.En 1983, Ringhals 3 tenía una duraciónde recarga de más de 100 días.Hoy podemos afirmar que la recargade 1983 no estaba bien planificada.Había que hacer algo. A mediadosde los años 80, empezamos a crearprocedimientos de aislamiento estándarespara la recarga, cuyos resultadosse reflejaban en la duración cadavez menor de las recargas. Sin embargo,no fue suficiente, pues era difícilreducir la duración de la recargapor debajo de los 32-33 días.En el año 1992, empezamos a crearun paquete de instrucciones correspondientesa la recarga. En dichodocumento, se dividió la recarga en11 fases. En 1994, aprovechamostotalmente este paquete de instruccionesy terminamos la recarga en24 días.Su propuesta está basada en el títulode su conferencia: trabajando enequipo para realizar recargas eficientes.Es decir como de si un partidode futbol se tratara. Así nos lo explica:La dirección de una recarga con éxitoes muy parecida al entrenamientode un equipo de futbol vencedor: esnecesario tener una buena estrategiade juego, una amplia preparación,personas entrenadas y con talento ybuenos efectivos en el banquillo.Pero en lo que a mí se refiere, comodirector de recargas en Ringhals 3, lomás importante es el trabajo en equipoy una moral de victoria.Es posible contar con personas conla capacidad y cualificación necesarias,pero si no trabajan bien en equipoy no tienen una actitud positiva,no se conseguirá el éxito. Medianteuna clara comunicación de los objetivosy expectativas, reiterando que tenemoslas habilidades, conocimientosy capacidad necesarios parallevarlo a cabo, somos capaces defomentar el trabajo en equipo y unaactitud positiva de éxito.Como resumen, el Sr. Anderson propone8 pasos hacia una recarga eficiente:8 pasos hacia una recargaeficiente:1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 Our-DayTu We Th Fr Sa Su Mo Tu We Th Fr Sa Su Mo Tu We Th Fr Sa Su Mo Tu We Th Fr Sa Su Mo Tu We Th15.8 16.8 17.8 18.8 19.8 20.8 21.8 22.8 23.8 24.8 25.8 26.8 27.8 28.8 29.8 30.8 31.8 1.9 2.9 3.9 4.9 5.9 6.9 7.9 8.9 9.9 10.9 11.9 12.9 13.9 14.91. Mantener la seguridad del reactory la refrigeración del núcleo comoprioridad nº 1.2. Fijar unos límites estrictos para laduración de la recarga. No establecerel programa con mucho tiempo“disponible”. Es más fácil ocuparsede un retraso que completar el programa.3. Planificar y programar cada detallede la recarga. Se deberá trabajar enlas tareas de camino crítico las 24horas/día.4. Una buena preparación antes delcomienzo de la recarga siempre serárentable. La participación en la programaciónde varios grupos de mantenimientopermite promocionar unsentido global de propiedad y crearmotivación.5. Es una buena inversión contar congente cualificada y entrenada. Todoel mundo será responsable de su trabajo.Cuando son necesarios loscontratistas, intentar buscar “cerebros”en lugar de “cuerpos”.6. Establecer un centro de control detrabajos para la dirección diaria de larecarga.7. Aprender las lecciones de las mejores- aquellas centrales nuclearescuyas recargas son siempre seguras,eficientes y conducen a un buen rendimientooperativo.8. Celebrar el éxito, pero no dormirseen los laureles.Durante la recarga, tenemos un equipoindependiente de 4 personas enun centro de control de trabajos.Este equipo resulta muy importantepara mantener el ánimo durante larecarga. Si algo va mal, este equipopuede ser de mucha ayuda para resolverlos problemas.Lo cierto es que los 100 días de paradadel año 1983 han sido reducidosa 24 días en 1994, con vistas a reduciresta cifra en el futuro próximo.SUSTITUCIÓNDE GENERADORESDE VAPOREl Sr. Philippe Gustin, Vicepresidentede Dampierre NPP, nos expuso elhistórico de la sustitución de losF IIIRecarga 1995 Unidad II / Outage 1995 unit IIParada hasta sustitución sistema RHR / Shutdown up to take over RHR-systemPrueba de presión de generador de vapor DEA 10/20/ Pessuretest of steamgenerator JEA 10/20Parada hasta despresurización / Shutdown to depressurized, cld, mid-loopLimpieza RCS / Flushing RCSPreparación de abertura de la tapa de la vasija del reactor/ Preparating opening reactor vessel headDesmantelamiento de la bomba de refrigeración principal, abriendo la tapa de la vasija del reactorDismantling main coolant pump,opening reactor vessel headtrabajos de camino críticocritical path worktrabajos de no camino críticonon critical path workprograma realizadorealized scheduleInundación de la cavidad, desmantelando internos / Flooding cavity, dismantling internalsDescarga del núcleo/ Unloading coreInspección FE / Fe InspectionTrabajos de mantenimiento con líneas de bucle drenadasInspección de la bomba de refrigerante principal / Inspection / Maintenance of main coolant of safety pump systemsInspección de disco volante, turbina LP / Inspection of wheel-disk, LP-turbine 1Mantenimiento de sistemas de seguridadInundación de la cavidad, inspección de cuba del núcleo Flooding cavity, inspection of core barrelRecarga de combustible y control del núcleoRefueling and core barrelMontaje de internos, disminución del nivel de agua, cerrando RCSMounting internals, decreasing water level, closing RCSArranque hasta condiciones de reserva en caliente Startup to hot standby / Synchronization conditionsDesboración, pruebas de carga ceroDeboration, zero load testsSicronizaciónMr. Gösta Anderson, the outage manager of Ringhals 3nuclear power plant, introduced us to the same subjectby stressing the importance of the human element in hisconference entitled “Working as a Team to ConductEfficient Outages”.In 1983 Ringhals 3 had an outage length of over 100days. What we can say today is that the outage in 1983wasn’t well planned. Something had to be done. In themid-1980’s we started to create standard isolationprocedures for the outage. The result of that can beseen in shorter and shorter outages. But this wasn’tenough, it was hard to reduce the outage length below32-33 days.In 1992, we started to create an instruction packagecovering the outage. In that document the outage issplit up into 11 phases. In 1994 we took full advantageof this instruction package and completed the outage in24 days.His proposal is based on the conference title: workingas a team to conduct efficient outages, rather like afootball team. He explained it this way:To run a successful outage is a lot like coaching awinning football team - you need a good game plan,extensive preparation, talented and trained people, andgood bench strength.But for me, as an outage manager at Ringhals 3, themost important thing is teamwork and a winningattitude.You can have people with the ability and skills, but ifthey don’t work well as a team and don’t have a winningattitude, you won’t be successful. By clearlycommunicating goals and expectations, by reinforcingthat we have the skills, know-how and ability to do this,we are able to encourage teamwork and a winning, candoattitude.In conclusion, Mr. Anderson proposed 8 steps to anefficient outage:8 Steps to an Efficient Outage:1. Maintain reactor safety and core cooling as priorityno. 1.2. Set strict limits on outage duration. Don’t plan theschedule with a lot of “spare” time. It’s easier to handlea delay than it is to make up the schedule.3. Plan and schedule every detail of the outage. Workon critical path shall always be performed by work at 24hours/day.4. A good preparation before the outage starts willalways pay off. Involvement in scheduling from variousmaintenance groups promotes an overall sense ofownership and creates motivation.5. It’s a good investment to have skilled and trainedpeople. Everyone shall have responsibility for what theyare doing. When you need contractors, try to buy“heads” instead of “bodies”.6. Establish a work control center for day-to-daymanagement of the outage.7. Learn from the best - those nuclear plants thatconsistently perform outages that are safe, efficient andlead to good operating performance.8. More wine and cheese. Celebrate your success, butdon’t become complacent.During the outage, we have a separate team of 4persons in a work control center. This team is veryimportant to keep a good spirit during the outage. Ifsomething goes wrong, they can help a lot to solve theproblems.The truth is that the 100 days of outage in 1983 have

een reduced to 24 days in 1994, and the aim is toreduce this figure even more in the near future.STEAM GENERATORREPLACEMENTMr. Philippe Gustin, Vice-President of Dampierre NPP,described the history of steam generator replacement inEDF plants and how the experience gained has beenapplied to the Dampierre 3 plant (900 MW - PWR).It should be noted that, in France, SG replacements(SGR) are scheduled at the national level. Our nuclearcapacity is organized so as to allow one or tworeplacements a year. Dampierre 1 was followed by SGRson Bugey 5 in 1993, then on Gravelines 1 in 1994. Therate is now accelerating; the SGs of St. Laurent B1 werereplaced in the second half of 1995, and after Dampierre3 it will be the turn of Gravelines 4.Replacements are of course scheduled according to:- the plugging rate, existing and foreseeable in themedium term;- the types of defects found in the SG tubes.In Dampierre 3, the main defects found reflected stresscorrosion in the primary side, in the expansion transitionzone. It should also be noted that secondary corrosion ofthe tube support plates has been showing since 1993.SG replacement strategy in France is aimed at extendingpower station life. Our current knowledge of the mainitems of equipment allows us to anticipate a working life offorty years.The large components are replaced in the context of thisstrategy. In the case of the SG, it was decided that thereplacement equipment would be identical except for thegrade of metal used in the tubes, changed form Inconel600 to Inconel 690.The replacement was performed in the following context:- SGR was performed during a normal unit outage(partial inspection).- The outage also provided an opportunity to change thecondenser modules and fit the condenser with stainlesssteel tubes in place of cupro-nickel tubes.- A set of safety-related modifications called the “93upgrade” was retrofitted to the unit during the outage.- Whereas the SGRs prior to the disconnection of theSGs from the primary circuit involved SG tube bundles,the Dampierre 3 SGR included a world “first”: fiveelbows were changed at the same time as the SGs.In figures:The implementation stage fits into a unit outage that lastsabout 3 months. The SGR itself (from the first cutting tothe end of the hydraulic test) is scheduled for forty-twodays in 7-day weeks.The SGR operation requires an investment of about 3hundred thousand hours of work, broken down amongEDF, the builder Framatome, and various subcontractors.The implementation takes one hundred twenty thousandhours of work during the outage. The site was host tofifteen hundred people working for outside contractors, inaddition to the usual eleven hundred EDF employees atthe site.The outage of unit 3 was scheduled for one hundred andten days. Decoupling was on 4 November 1995, andrecoupling was scheduled for mid-February.The Dampierre 3 SGR made full use of operatingfeedback from earlier SGRs in France and abroad. Thetraining of the teams, together with improved procedures,enabled Saint Laurent B to set a record for duration; 34.5days. In terms of dosimetry, the generalized use of theALARA approach, together with extensive use ofbiological protection, made it possible to cut thecumulative doses by a factor of more than two.The replacement of the elbows had a non-negligibleimpact on the duration - even if the 5 extra days initiallyplanned for the elbows were cut to two and a half days’difference with Saint Laurent B - and on the dosimetry.The 37 days claimed for Dampierre 3 were days actuallyworked. The calendar duration was longer. There weremajor strikes in France in December 1995. EDF was notspared, and the entrances to the site were partiallyblocked for nearly a week, delaying the work by as much.A SUCCESSThe Dampierre 3 SGR can be regarded as a success.The hydraulic test at 228 bars (1.33 times the designpressure) confirmed a job that had been completed withno particular difficulties other than the strike alreadymentioned. Two figures illustrate this success:completion in 37 days, against 43 planned, and adosimetry of 1.25 HSv, just over half that anticipated.To what can this success be attributed?- First of all, the fact that the personnel came straight togeneradores de vapor en centrales deEDF y como la experiencia adquiridaha sido aplicada a la central deDampierre 3 (900 MW - PWR). Comoel mismo expuso:Cabe destacar que en Francia, lassustituciones de los GVs (SGR) seprograman a nivel nacional. Nuestracapacidad nuclear está organizadapara permitir una o dos sustitucionesal año. La SGR en Dampierre 1 hasido seguida por SGRs en Bugey 5en 1993, y luego en Gravelines 1 en1994. Ahora el ritmo va acelerándose:los GVs de St. Laurent B1 fueronsustituídos durante la segunda mitaddel año 1995, y después deDampierre 3 le tocará el turno aGravelines 4.Naturalmente, las sustituciones seprograman de acuerdo con lo siguiente:- el ritmo de obturación existente yprevisible a medio plazo;- los tipos de defectos detectadosen los tubos de los GVs.En Dampierre 3, los principales defectosdetectados reflejaban corrosiónbajo tensión en el lado primario,en la zona de transición de expansión.También cabe destacar que lacorrosión de las placas soporte delos tubos se ha manifestado desde elaño 1993.La estrategia de sustitución de GVsen Francia está diseñada para extenderla vida de la central. Nuestrosconocimientos actuales de los equiposprincipales nos permiten preveruna vida útil de cuarenta años.Se sustituyen los grandes componentesdentro del contexto de estaestrategia. En el caso del GV, se tomóla decisión de que los equipos desustitución serían idénticos, salvo laclase de metal utilizado en los tubos,cambiando el Inconel 600 porInconel 690.La sustitución fue efectuada en elcontexto siguiente:- Se realizó la SGR durante una paradanormal de unidad (inspecciónparcial).- La parada también dió lugar acambiar los módulos de condensadory equipar el condensador contubos de acero inoxidable en lugarde tubos de cuproniquel.- Durante la parada, se realizó unretroajuste en la unidad de un conjuntode modificaciones relacionadascon la seguridad llamadas la“revisión 93”.- Mientras que las SGRs antes dela desconexión de los GVs del circuitoprimario concernían a los hacestubulares del GV, la SGR deDampierre 3 incluía una “primeravez” mundial: se sustituyeron cincocodos al mismo tiempo que losGVs.En números:La etapa de implementación se ajustaa una parada de unidad que duraunos 3 meses. La propia SGR (desdeel primer corte hasta el final de laprueba hidráulica) está programadapara una duración de cuarenta y dosdías en semanas de 7 días.La operación de SGR requiere unainversión de unas trescientas mil horasde trabajo, distribuídas entreEDF, el constructor Framatome y variossubcontratistas. La implementaciónrequiere ciento veinte mil horasde trabajo durante la parada. El emplazamientorecibió a mil quinientaspersonas trabajando para contratistasexternos, además de los mil cienempleados habituales de EDF en elemplazamiento.La parada de la unidad 3 estaba programadacon una duración de cientodiez días. Se realizó la desconexiónel día 4 de Noviembre de 1995, y lareconexión estaba programada paramediados de Febrero.En la SGR de Dampierre 3, se aprovechócompletamente la realimentaciónoperativa de las SGRs anterioresrealizadas en Francia y en elextranjero. La formación de los equipos,junto con mejoras en los procedimientos,permitieron establecer unrécord de duración en Saint LaurentB: 34,5 días. En cuanto a dosimetría,el uso generalizado de las técnicasALARA, junto con el amplio usode protecciones biológicas, permitieronreducir las dosis acumulativas enun factor de más de dos.La sustitución de los codos tuvo unimpacto no insignificante en la duración- aunque se redujeron los 5 díasde más inicialmente previstos paralos codos a una diferencia de dos díasy medio con la de Saint Laurent B- y en la dosimetría.Los 37 días declarados para la SGRde Dampierre 3 fueron días realmentetrabajados. Por calendario la duraciónfue mayor. Había unas huelgasimportantes en Francia en elmes de Diciembre de 1995. EDF nose salvó de la contienda, estandoparcialmente bloquedas las entradasal emplazamiento durante casi unasemana, lo que retrasó los trabajosigualmente.UN ÉXITOSe puede considerar la SGR deDampierre 3 un éxito. La prueba hidráulicaa 228 bars (1,33 veces lapresión de diseño) confirmó la realizaciónde un trabajo sin ninguna dificultaden particular, salvo la huelgaya mencionada. Dos cifras ilustraneste éxito: la terminación en 37 días,frente a los 43 previstos, y una dosimetríade 1,25 HSv, un poco más dela mitad de la prevista.¿A qué se puede atribuir este éxito?- En primer lugar, al hecho de queel personal llegó directamente a laSGR de Dampierre 3 de la SGR de

Saint Laurent B1; así, Dampierre sebenefició de una realimentaciónoperativa inmediata, unos equiposde trabajo motivados y unos procedimientosbien experimentados.- Además, unas opciones claves deorganización que resultaron muybien. El conjunto de la parada de launidad 3 se dirigió como proyectoglobal.También había un equipo de trabajopara las tareas a realizar dentro delpropio edificio de reactor, lideradopor un ingeniero y un coordinador,que estaba presente las 24 horas deldía en la cubierta de 2o metros y encargadode gestionar las interfacesde trabajo dentro del edificio del reactory de ocuparse de las contingenciasinevitables.La coordinación entre los equipos deEDF, del constructor Framatome y delos primeros subcontratistas tales comoNordon, Thermatome, Wanner yReel, resultó ser ejemplar, reflejandola motivación y determinación de cadaparticipante de convertir esta operaciónexcepcional en un éxito.El Sr. Gustín finalizó su conferenciacon una visión optimista del futuro:Con su nuevo generador de vapor ynuevo condensador, Dampierre 3 estápreparado para funcionar con totalseguridad hasta el año 2020.En cuanto a la experiencia adquirida,será bien aprovechada de nuevo enDampierre, ya que están previstasotras SGRs, una en 1999 en la unidad2 y otra hacia el año 2004 en launidad 4.PRIMER INFORMEDE EXPLOTACIÓNDE SIZEWELLLa empresa Británica NuclearElectric, representada por el Sr. JohnMoares, director de la central deSizewell B, presentó un detalladísimoinforme sobre las primeras experienciasde explotación en esta central.Sizewell B es la primera central británicadel tipo PWR, de entre las 13 enfuncionamiento - con 7 Magnox GCRy 5 AGR. La importancia de esteproyecto nos la describe con estaspalabras:Con la llegada de la industria nucleara un período crucial a nivel mundialen el que cualquier fallo o retraso importanteconvertiría en total la desconfianzadel público, el éxito deSizewell B ha sido un factor importanteen la determinación del futurode la energía nuclear como fuente degeneración de energía eléctrica.La central alcanzó la criticidad inicialen el mes de Enero de 1995 y plenaproducción eléctrica en el mes deJunio de 1995, terminando así el proyectodentro del programa publicadode 78 meses. Este ha sido un logroimportante, y la central espera podercompletar los éxitos de construccióny puesta en servicio, convirtiéndoseen uno de los primeros PWRs productivosdel mundo.El cronograma es el indicado en laTabla II.En términos generales, el comportamientode los más de 160 sistemasde la central durante toda la fase depuesta en servicio y primera etapade la operación comercial ha sidomuy satisfactorio. Hasta la fecha nose ha producido ningún problema serioque requiera un rediseño, modificacióno reparación importante. Acontinuación se expone una listasimplicada de los problemas surgidos:- Clasificación de diseñodel sistema de agus deservicio esencial.- El rendimiento térmicode la placa tipo H/X fueinferior al valor de diseño.- Corrosión de válvulas desistemas y cuerpos de filtrosdebido a la mala especificaciónde revestimientos.- Las líneas de instrumentación decaudal se estaban bloqueando conlodos.-Actualmente no tenemos un modopermanente de determinar el rendimientotérmico del H/X. Se utilizanequipos y procedimientos provisionalespara monitorizar el cumplimientocon el caso de seguridad.- Corrosión de revestimientos deacoplamientos de tuberías debido afallos de los revestimientos.- Parte de la documentación ASMEha resultado ser incompleta.- La barra de control número D12ha presentado señales de no alinearsecon las restantes barras decontrol o algunas veces de introducirseen el núcleo.- Fallo de aisladores ópticos.Suceso Clave/Key Eventthe Dampierre 3 SGR from the Saint Laurent B1 SGR:Dampierre benefitted from immediate operatingfeedback, motivated crews, and well-practicedprocedures- Then, a few key organizational options that turned outvery well. The unit 3 outage as a whole was managed asa global project.There was also a task force for work inside the reactorbuilding itself, led by an engineer and a coordinator, present24 hours a day on the 20-metre deck and in charge ofmanaging job interfaces in the reactor building and handlingthe inevitable contingencies.Coordination between the crews from EDF, from the builderFramatome, and from such leading subcontractors asNordon, Thermatome, Wanner and Reel, was exemplary,reflecting the motivation and determination of eachparticipant to make this exceptional operation a success.Mr. Gustin concluded his conference with an optimistic viewof the future:With its new steam generator and condenser, Dampierre 3is ready to operate in complete safety until the year 2020.As for the experience gained, it will be put to good useagain at Dampierre, since other SGRs are planned, one in1999 on unit 2 and another towards 2004 on unit 4.FIRST SIZEWELLOPERATING REPORTThe British utility Nuclear Electric,represented by Mr. John Moares, theSizewell B plant director, presented a verydetailed report on the first operatingexperiences in this plant. Sizewell B is thefirst British PWR type plant of the 13 currentlyin operation - with 7 Magnox GCR and 5AGR. He described the importance of thisproject as follows:With the nuclear industry worldwide reachinga crucial period where any failure orsignificant delays would make the public’s mistrustcomplete, the success of Sizewell B has always been animportant factor in determining the future of nuclear energyas an electrical generation power source.With the station achieving initial criticality in January 1995and full electrical output in June 1995, the project has beencompleted within the published 78 month programme. Thishas been a major achievement and the station hopes tobuild on the construction and commissioning successes bybecoming one of the top performing PWRs in the world.Timing is indicated in Table II.In general terms the performance of the 160 plus plantsystems throughout the commissioning phase and earlycommercial operation has been highly successful. Therehave thus far been no serious problems requiring significantredesign, modification or repair. Following is a simplified listof problems encountered:- Essential service water system design classification.- Thermal performance of the plate type H/X was belowdesign value.- Corrosion of system valves and strainer bodies due topoorly specified coatings.- Flow transmitter lines were becoming blocked with silt.- We currently do not have a permanent means ofdetermining thermal performance of the H/X. TemporaryT IIAlcanzado/AchievedPermiso Sección 2 Marzo 1987Section 2 Consent March 1987Licencia de Emplazamiento Junio 1987Site Licence June 1987Primer Hormigonado Estructural Permanente Julio 1988First Permanent Structural Concrete July 1988Construcción del Revestimiento 1991Liner Construction 1991Primer Anillo de la Cúpula Levantado Mayo 1991First Dome Ring Lifted May 1991Cúpula Final Levantada Julio 1991Final Dome Lifted July 1991Combustible Cargado en el Reactor Septiembre 1994Fuel Loaded into Reactor September 1994Criticidad Inicial Enero 1995Initial Criticality January 1995Primera Sincronización con la Red/ Febrero 1995First Synchronisation on to Grid February 1995Certificado de Clasificación(Permiso NII para la Operación Comercial) Septiembre 1995Rating Certificate (NII Consent for Commercial Operation) September 1995

equipment and procedures are used for monitoringcompliance with safety case.- Corrosion of pipework couplings coatings due to coatingfailures.- Some of the ASME documentation has been found to beincomplete.- Control rod number D12 has shown evidence of eithernot stepping out in line with the remaining control rods oron occasions slipping into the core.- Failure of optical isolators.- Unexpected Automatic Reactor Trips.TECHNICAL SPECIFICATIONSSizewell B has been the first UK power station to implementTechnical Specifications. Previously other UK stations haveused a set of less detailed operating rules and amaintenance schedule to satisfy their Site License.STAFF CULTURE AND EXPERIENCENuclear Electric traditionally only had Gas Cooled Reactorsand the process of changing staff expertise to a watercooled technology required careful thought and effort.The process of learning from the experience already gainedby other worldwide operators began as early as 1979 withthe secondment of several of our headquarters staffoverseas.In 1981-1982 several CEGB staff were seconded to Spainand Belgium to work and to learn from the operatingexperience of these plants. This process carried onthroughout the early 1980s with a number of staff being sentto France and a number of Commissioning staff going toother SNUPPS plants at Wolf Creek and Calloway.In 1984 four tutors were appointed to the Company’s centraltraining facility. Following their recruitment they enjoyedspells in Germany, Sweden, United States and France,during which they were trained to be licensed operators.These tutors were later to be used to produce trainingmaterial and to train other staff joining the PWR project.Full recruitment of the Operations Division teamcommenced in 1990 with much of the early experiencegained by being incorporated into normal staff training.IN SUMMARYThe year since fuel load has been the most challenging yetfor all those people involved in the Sizewell B project. It hasseen the completion of construction which is a tribute tothe British workforce from all corners of the Country. FromCivil, Nuclear, Mechanical and Electronic Engineering,through software design, communications, to cleaning,catering and welfare.We have seen the station commissioned and testedexhaustively to prove its design and operational safetystandards, which should provide the company and thepublic with a safe reliable electricity generating source wellinto the next century.After the success of the last year, we now must turn ourattention to ensuring that the standards maintained atSizewell B are at the very least on a par with the best in theWorld.Wherever possible we must seek to push forward thestandards of safety and reliability and be both willing tolearn from our international colleagues and to giveassistance wherever we can, to ensure that all nuclearutilities throughout the world continue along the road ofprogressive improvement and maintain optimum safetystandards.- Disparos automáticos no previstosdel reactor.ESPECIFICACIONES TÉCNICASSizewell B ha sido la primera centraldel RU en implementar EspecificacionesTécnicas. Anteriormente,para otras centrales del RU, se hanutilizado un conjunto de normas operativasmenos detalladas y un programade mantenimiento para satisfacersus Licencias de Emplazamiento.CULTURA Y EXPERIENCIADEL PERSONALEn el pasado, Nuclear Electric solohabía tenido Reactores Refrigeradospor Gas, así que el proceso de cambiarlos conocimientos del personalpara adaptarse a la tecnología de refrigeraciónpor agua ha supuesto muchaconsideración y esfuerzo.El proceso de aprender de la experienciaya ganada por otros operadoresdel mundo empezó ya en el año1979 con el refuerzo de plantilla devarias de nuestras sedes en el extranjero.En 1981-1982, varios empleados deCEGB fueron asignados a España yBélgica para trabajar y aprender dela experiencia operativa de sus centrales.Este proceso continuó durantelos primeros años de los 80, conel traslado de personal a Francia yde varios empleados de puesta enservicio a otras centrales SNUPPSen Wolf Creek y Calloway.En 1984, se asignaron tutores a laoficina de formación central de laCompañía. Tras su contratación, tuvieronestancias en Alemania,Suecia, Estados Unidos y Francia,donde recibieron formación para seroperadores con licencia. Posteriormente,el acometido de estostutores iba a ser la elaboración dematerial de formación y la formaciónde otro personal que se incorporabaen el proyecto PWR.La contratación de todo el equipo dela División de Operaciones comenzóen el año 1990, incorporando muchasde las primeras experienciasadquiridas en la formación normaldel personal.RESUMENEl año transcurrido desde la carga decombustible ha sido el que más retosha supuesto para aquellas personasparticipantes en el proyecto deSizewell B. Ha marcado la terminaciónde la construcción, que es untributo a todos los trabajadores británicosprocedentes de todos los rinconesdel país, desde la ingenieríaCivil, Nuclear, Mecánica yElectrónica, pasando por el diseñode software y comunicaciones, hastala limpieza, abastecimiento y asistenciasocial.Hemos visto la puesta en servicio ylas pruebas exhaustivas para comprobarel diseño y las normas de seguridadoperativa, debiendo proprocionara la compañía y al público unafuente segura y fiable de generacióneléctrica hasta muy entrado el próximosiglo.Tras el éxito del último año, ahoradebemos dirigir nuestra atención a latarea de garantizar que las normasmantenidas en Sizewell B sean comomínimo equiparables con las mejoresdel mundo.En la medida de lo posible, tenemosque intentar perfeccionar las normasde seguridad y fiabilidad, estandodispuestos no solo a aprender denuestros colegas internacionales, sinotambién a prestar ayuda dondequieraque sea posible, para garantizarque todas las empresasnucleares en todo el mundo siganpor el camino de la contínua mejoray mantengan unas normas óptimasde seguridad.F IV - SIZEWELL “B” Producción de la Central (5/7/95) /Output from Station HandoverParadas no planificadasUnplanned TripsDisparosShutdownsTotal No PlanificadoTotal UnplannedParadas PlanificadasPlanned ShutdownsTotal PlanificadoTotal PlannedReactor 0 18 1ReactorTurbina 22 24 2 0TurbineGenerador 0 0GeneratorCalentadores deAlimentación 0 0Feed HeatersGen Vapor 21 23 2 0Steam GenBombas 0 0PumpsVálvulas 19 20 2 0Valves6 1Producción MW.S.O./ Output MW.S.O.1200100080060040020001920232422182105/07/95 19/07/95 01/08/95 16/08/95 30/08/95 13/09/95 27/09/95 11/10/95 25/10/95 07/11/95 21/11/95 05/12/95 19/12/95 02/01/96 16/01/96 29/01/96

CLAUSURA / CLOSING ADDRESS:LA COMPETITIVIDAD DE LAS CENTRALESNUCLEARES ESPAÑOLASEN EL CONTEXTO INTERNACIONALTHE COMPETITIVENESS OF SPANISH NPPsIN THE INTERNATIONAL CONTEXTSesión de Clausura. De izquierda a derecha, Juan Estapé, Enrique García Álvarez y José Luis González.The closing session. From left to right, Juan Estapé, Enrique García Álvarez and José Luis González.Enrique GARCÍA ÁLVAREZDirector Técnico del Grupo ENDESA / Technical Manager of the ENDESA Group• The need for competitive growth in anyindustrial area forces companies toimplement a continuous process ofimproving results in the technical andeconomic areas. These improvements arenecessary in the electrical sector, becauseelectric power is a basic product in society.On the other hand, pressures on rates -revision of the (IPC-2) and (IPC-3) for fixedand variable operating and maintenancecosts, respectively - require electric utilities tomaintain a constant pressure on costs.• La necesidad de crecimientoen competitividad encualquier área industrialobliga a un proceso continuode mejora de resultadosen las áreas técnica y económicade las empresas.Estas mejoras son más necesariassi cabe en el sectoreléctrico al ser la energíaeléctrica un producto de carácter básicopara la sociedad. Por otro lado, lapresión sobre la tarifa, revisión del(IPC-2) e (IPC-3) para los costes deoperación y mantenimiento fijos y variables,respectivamente, obliga a lasempresas eléctricas a mantener unapresión permanente sobre los costes.• Ahora bien, el conocimiento de nuestrasituación de partida pasa por analizarla situación competitiva de nuestrasplantas nucleares nacionales ycon relación a plantas extranjeras, loque es la base para enjuiciar nuestraposición internacional y definir aquellasacciones que habría que realizarpara mejorar nuestra competitividad.A la vista de ello, el sector eléctrico españolha decidido realizar un estudiosiguiendo la metodología “Benchmarking”como sistema analítico global,con las adaptaciones a las característicasde cada emplazamiento yplantas nucleares participantes (suministradorprincipal, foco frío...). Comoresultado se espera conseguir:• Definir una posición encaminada aeliminar los puntos débiles detectadosy a capturar las oportunidades de lasplantas nucleares españolas, con undoble enfoque:- Analizar comparativamente los parámetrosclave que definen la excelenciade la operación nuclear.- Analizar comparativamente la evoluciónde otros aspectos más estratégicos,de enorme influencia en elfuturo de la energía nuclear, talescomo la gestión de la vida remanente,la seguridad física, los accidentesseveros y la formación.

COMPARACIÓN DE PARÁMETROSENTRE CENTRALES NUCLEARESESPAÑOLAS Y EXTRANJERASCon independencia de este proyecto,cuyas conclusiones y planes de acciónestarán disponibles en 1996, voy a referirmea los datos de que hoy disponemos:debido a la brevedad de la sesión,he seleccionado como muestraindicativa, a título de comparación, lossiguientes parámetros:Factor de carga.- Número de paradas automáticaspor reactor y año.- Dosis recibidas por persona y añodebidas a la radiación.- Costes unitarios de operación ymantenimiento.A la hora de analizar los parámetroscomparados deben tenerse en cuentalas circunstancias de funcionamientode los grupos nucleares en cada país(operación en base, seguimiento decarga, etc.), así como los criterios específicosde contabilización de costes.FACTOR DE CARGAEn la figura I se muestra la evolucióndel factor de carga desde el año 1981en Suecia, Francia, Japón, Hungría,Bélgica, Estados Unidos y España,en el que se observa una tendencia alalza de este factor a nivel mundial.España es uno de los mejores paísesdesde este punto de vista, lo que esun buen indicador del funcionamientode nuestras centrales. En los primerosaños de operación se observa lacaracterística de una curva de aprendizajeque se ha superado a partir de1991 con la madurez del parque.PARADAS AUTOMÁTICASSe indica en la figura II el número mediode paradas automáticas por reactory año desde 1985 en EstadosUnidos, Francia, Suecia y España.Se aprecia una mejora en este indicadorutilizado por INPO en todos lospaíses. España ha realizado un esfuerzopara mejorar este parámetrodesde el año 1991 y debe continuaren esta tendencia.EXPOSICIÓN A LA RADIACIÓNSe muestra en la figura III la dosis mediarecibida en Sievert persona/reactorPWR y año desde 1985 en los diferentespaíses indicados, comparándosecon la media en la OCDE, observándoseuna tendencia clara de disminuciónpor aplicación de técnicas ALARAy experiencia adquirida en la explotación.España tiene una buena situación,por debajo de la media de la OCDEdesde 1989 hasta 1994. En 1994 seobserva una subida de este parámetrodebido a las actuaciones realizadasen José Cabrera y Vandellós,“cambio de RTD’s”. La sustitución delos generadores de vapor de Almarazy Ascó y la eliminación de los RTD’s yalguna mejora organizativa nos situaráen valores medios comparables alos de los mejores países.COSTES UNITARIOS DEOPERACIÓN Y MANTENIMIENTOSe muestra en la figura IV la evoluciónde los costes unitarios de operacióny mantenimiento en EstadosUnidos, Francia, España, Suecia,Suiza y Alemania. Es apreciable unatendencia ascendente mitigada por elefecto favorecedor del crecimiento delfactor de carga.La disparidad entre Estados Unidos,Francia y Españ es debido en parte alos distintos criterios de contabilizaciónde los costes.Por otro lado, el valor medio de lascentrales americanas puede conducira confusión, ya que hay centralesque, desde este punto de vista, sepueden considerar como excelentes yotras realmente como ineficientes(dispersión de resultados).En Estados Unidos, como consecuenciade la aplicación de nuevos criteriosliberalizadores, se está realizandoun esfuerzo importante enreducción de costes; es el país en elque la amenaza de cierre de gruposno competitivos se está produciendo.La figura V muestra los costes unitariosde OyM de las centrales españolascomparadas con la media,958575655545352515%BJFSueciaSwedenFranciaFranceEspañaSpainJapónJapanHungríaHungaryBélgicaBelgiumUSAUSAB7FJ• In order to know where we stand, we must analyze thecompetitive situation of our national nuclear powerplants in relation to foreign plants, which will be thegrounds for judging our international position anddefining those actions that must be taken to improve ourcompetitiveness.In view of the above, the Spanish electrical sector hasdecided to prepare a study by following the“Benchmarking” methodology as a global analyticalapproach, tailoring it to the characteristics of each siteand participating nuclear power plant (main supplier,cold focus, etc.). We expect to obtain the following:• Define a position intended to eliminate any weakpoints detected and to seize on the opportunities ofSpanish NPPs; this will have a double focus:- Comparative analysis of the key parameters thatdefine excellence in nuclear operation.- Comparative analysis of the evolution of other morestrategic aspects of such enormous influence on thefuture of nuclear power, such as: remaining lifemanagement, physical security, severe accidentsand training.COMPARISON OF PARAMETERS BETWEENSPANISH AND FOREIGN NPPsIndependently of this project, the conclusions andaction plans of which will be available in 1996, I wouldlike to refer to the data that we have now. As thissession is not very long, I have selected, by way ofexample and for purposes of comparison, the followingparameters:- Load factor- Number of automatic outages per reactor and year- Doses received per person and year due toradiation- Operating and maintenance unit costs.When analyzing contrasted paramenters, the operatingcircumstances of the nuclear units in each country(base operation, load following, etc.) should be takeninto account, as well as the specific cost accountingcriteria.CAPACITY FACTORBBBÉÑBBB BÑ BÑ ÑH HÑ ÑH ÑHÉHÉÉBHH HÉ É É ÉHÉÉÉFBBÉF F FFJHJH JF F F F F F F77J77 7 7 7 777 7B J7JJJ J J JJH81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94Figure I shows how the load factor has evolved since1981 in Sweden, France, Japan, Hungary, Belgium,United States of America and Spain. The upward trendof this factor worldwide can be observed.Spain is one of the highest ranking countries in this81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 9476 70 76 80 85 82 85 84 84 84 88 77 67 7663 58 58 65 69 68 60 58 63 63 63 63 69 6738 66 66 75 81 79 82 81 86 86 85 8658 64 70 72 72 76 75 70 70 71 70 71 73 74Fuente/Source: Nucleonics WeekF IFACTOR DE CARGA/CAPACITY FACTOR87 86 87 85 87 85 8773 85 82 77 83 86 80 83 83 85 83 8163 65 69 68 68 67 66 64 68 71 69 71 73BJHFÑÉ7Suecia/SwedenFrancia/FranceEspaña/SpainJapón/JapanHungria/HungaryBelgica/BelgiumUSA/USA

14121086420F IIPARADAS AUTOMÁTICAS DEL REACTOR/AUTOMATIC REACTOR OUTAGES%HJFBHBJFHBFJHBFJHHHBH HBFB BJ JF JF FJ JBF86 87 88 89 90 91 92 93 9486 87 88 89 90 91 92 93 94España / Spain 2 7 3,1 3,6 1,8 2,4 1,7 1,6 0,9USA / USA 3,8 2,8 1,9 1,7 1,2 1,3 1,1 0,9 0,8Francia / France 12,2 8,8 5,4 5,8 6 4,6 3 2,5 2,3Suecia / Sweden 3,4 2 3 2,5 1,8 1,3 1,3 1,3 1,2Fuente/Source: WANO IndicatorsBJHFEspaña/SpainUSA/USAFrancia/FranceSuecia/Swedencorrespondientes a los años 1990 a1994. Como se puede ver, las diferenciasson apreciables entre unas yotras, lo que también puede debersea diferencia de criterios de contabilizacióny, desde luego, a economíasde escala, etc.En cualquier caso, existen razones detipo organizativo, procesos, etc., quedeben analizarse internamente con elobjeto de mejorar todos, aprendiendode los demás.COSTES UNITARIOSDE CENTRALES NUCLEARESESPAÑOLASEste “benchmarking” interno que yase está realizando, caso dearea, which is a good indicator of our plants’ operation.In the early years of operation, a characteristic learningcurve can be seen, which as of 1991 is surpassed withthe nuclear park’s maturity.AUTOMATIC OUTAGESFigure II shows the average number of automaticoutages per reactor and year since 1985 in the UnitedStates, France, Sweden and Spain.It can be seen that this indicator, used by INPO in allcountries, has improved. Spain has worked hard toimprove this parameter since 1991 and should continuealong these lines.76543210BJFHF IIIEXPOSICIÓN A LA RADIACIÓN/RADIATION EXPOSUREJBHFJJBBJ J BHHB J JHHFFHBBH F F FF85 86 87 88 89 90 91 92 93 94JHBFJHBFBJHFEspaña PWR/Spain PWRUSA PWR/USA PWRFrancia PWR /France PWRJapón PWR/Japan PWRSuecia PWR/Sweden PWRMedia OCDE/OECD AverageRADIATION EXPOSUREFigure III shows the average dose received inSievert/person per PWR reactor and year since 1985 inthe different countries indicated and compared to theOECD average. There is an obvious downward trenddue to application of ALARA techniques and experiencegained in operation.Spain’s situation is good, as it has been below theOECD average from 1989 to 1994. This parameterincreased in 1994 due to actions carried out in JoséCabrera and Vandellós for “RTD replacement”. Steamgenerator replacements in Almaraz and Asco,elimination of RTD’s and some organizationalimprovements have resulted in average valuescomparable to those of the best ranking countries.OPERATING AND MAINTENANCE UNIT COSTSFigure IV shows the evolution of operating andmaintenance unit costs in USA, France, Spain, Sweden,Switzerland and Germany. An upward trend isappreciable, mitigated by the beneficial effect ofincreased load factor.The disparity between USA, France and Spain is in partdue to the different cost accounting criteria.On the other hand, the average value of the Americanplants can result in confusion, as there are plants that inthis area can be considered as excellent and others thatare truly inefficient (result disperson).As a result of the application of new liberalizing criteriain the United States, a major effort is being made toreduce costs, as it is in this country where there is a realrisk of closure of uncompetitive units.UNIT COSTS OF SPANISH NUCLEAR POWERPLANTSFigure V shows the 1990 to 1994 O&M unit costs for theSpanish plants compared to the average. It can beseen that there are appreciable differences betweenthem, which may be partly due to differences inaccounting criteria and certainly to economies of scale,etc.In any event, there are reasons of an organizational85 86 87 88 89 90 91 92 93 94España PWRSpain PWR 6,33 3,28 2,87 2,69 2,19 2,19 1,86 2,02 1,37 1,77USA PWRUSA PWR4,16 3,81 3,56 3,26 2,87 2,89 2,23 2,19 1,95 1,85Francia PWRFrance PWR 1,92 2,28 1,93 1,76 2,08 2,35 2,43 2,36 2,04 1,74Japón PWRJapan PWR2,14 2,31 1,91 2,11 1,81 1,73 1,09 1,28 1,46 1,07Suecia PWRSweden PWR1,13 2 1,46 1,45 1,97 1,05 0,86 1,12 0,85 0,64Media OCDEOECD Average3,11 3,04 2,68 2,54 2,44 2,37 2,08 2,04 1,73 1,581Fuente/Source: ISOE32,521,510,50BF IVCOSTES UNITARIOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTOOPERATING & MAINTENANCE UNIT COSTSPtas /KWhBBFFJHJH JHJF J F JF FHH89 90 91 92 93 94B89 90 91 92 93 94USA/USA 2,38 2,01 2,01 1,87 2,84 2España/Spain 1,07 1,11 1,11 1,22 1,2 1,23Francia/France 0,86 0,89 1,29 1,28 1,29Suiza/Switzerland 1,1 1,08 1,14 1,16 1,4 1,42Alemania/Germany 1,15 1,17 1,19 1,21 1,42 1,58Suecia/Sweden 0,62 0,65 0,98 0,77Fuente/Source: Nucleonics Week y Publicaciones de diferentes paises/Nucleonics Week and publications from different countriesBBBJHFUSA/USAEspaña/SpainFrancia/FranceSuiza/SwitzerlandAlemania/GermanySuecia/Sweden

Cofrentes, Trillo y Vandellós II, se verácompletado con el proyecto de mayoralcance al que me refería al principio.Pues la disponibilidad deinformación, por el carácter transparentede este sector a nivel mundial,se verá complementado con las diferenciasde regulación, licenciamiento,condiciones sociolaborales, etc., existentesen otros países.La figura VI muestra el coste de OyMmedio de las centrales nucleares españolasy americanas comparado conlos de North Anna, Callaway, GrandGulf (americanas), Gösgen (suiza),una central media alemana y otrasueca.Como podemos ver, hay centralesamericanas de las que podemosaprender. Estas que figuran en la figurason de las mejores en el “ranking”mundial. Hay que tener encuenta la presión que sobre la competitividadse está produciendo en elsector nuclear estadounidense y queha conducido a estos resultados.Todos conocemos la situación actualque en los Estados Unidos se estáproduciendo, la cual conducirá al cierrede las centrales nucleares que nosean eficientes. Esta presión sobrelos costes se ha traducido en una reducciónde los mismos por diferentescaminos que habrá que analizar.CONCLUSIONESCreo que las centrales nucleares españolas,desde el punto de vista desu competitividad, están entre las mejoresdel mundo, como se deduce dela comparación de los indicadoresusualmente empleados para analizarla evolución del funcionamiento de lasmismas.Para conocer bien nuestras fortalezasy debilidades es conveniente conocercómo se hace nuestro oficio en otrospaíses, comparar con nuestra formade operar y aprender todo aquelloque pueda mejorar nuestra competitividaden el futuro. La preparación deunos planes de acción y su seguimientonos permitirá una mejora ennuestra forma de producir energía210PTS /KWh0,82 0,91NORTH ANNA (WEST)MAINE YANKEE (CE)1,08GRAND GULF (GE)1990 1991 1992 1993 1994Cabrera (CA) 2,17 2,05 2,6 2,19Sta. María Garoña (G) 2,45 1,6 2,81 2,08 2,35Almaraz (O) 0,86 0,82 1,11 0,87 0,94Ascó (A) 1,06 1,16 1,16 1,28 1,22Cofrentes (C) 0,99 1,05 0,8 0,98 1,02Trillo (T) 1,24 1,26 1,11 1,16 1,09Vandellós (V) 1,05 1,14 1,34 1,35 1,33Val. Medio (M) 1,11 1,11 1,22 1,2 1,23eléctrica que asegurará el funcionamientopor muchos años de nuestroparque.Este es el motivo por el que hemosdecidido realizar un “benchmarking” internacionalque, como sabéis, se iniciaen estos días. Estoy seguro que elpróximo año, cuando se presenten losresultados del mismo, podremos anunciaralgunas mejoras que permitiránaumentar aún más la competitividadde nuestro parque nuclear.Esto no sólo permitirá alcanzar el objetivoinmediato de mejorar o al menosmantener nuestros resultados operativos,sometidos a una presión constantedesde el lado de los ingresos,sino que también persigue un objetivode mayor alcance estratégico. Labúsqueda de la competitividad de laenergía nuclear en el largo plazo. Laevolución de la tecnología en otrasalternativas energéticas tiene que sertambién un acicate para la futuraenergía nuclear, donde no sólo loscostes de capital, sino también los deexplotación serán un determinante decompetitividad.F VICOSTES UNITARIOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO 1994OPERATING & MAINTENANCE UNIT COSTS 1994Valor medio USAUSA average valueValor medioEspañaSpanish averagevalueFuente/Source: Nucleonics Week y Publicaciones de diferentes paises/Nucleonics Week and publications from different countriesF VCOSTES DE OPERACION Y MANTENIMIENTO EN CENTRALES ESPAÑOLAS 1990-1994OPERATING & MAINTENANCE COSTS IN SPANISH NPPs 1990-199432,521,510,500,94ALMARAZJBTM7FH1,58C.N. ALEMANACABJF7H1,42C.N. SUIZA0,77C.N. SUECAJBBJ7 7F7HFF HHC90 91 92 93 94VAGOJnature, processes, etc., that should be analyzedinternally in order that they all can improve by learningfrom others.This internal benchmarking, which is now being carriedout in Cofrentes, Trillo and Vandellós II, will becompleted with the more far-reaching project to which Ireferred previously. Due to the transparent nature ofthis sector worldwide, information availability will besupplemented by differences in regulation, licensing,social and working conditions, etc., existing in othercountries.Figure VI shows the average O&M cost of Spanish andAmerican nuclear power plants compared to those ofNorth Anna, Calloway and Grand Gulf (American),Gösgen (Switzerland), and an average German andSwedish plant.As we can see, there are American plants from whichwe can learn. The plants shown in the transparency arethe best in the worldwide ranking. The competitivepressure in the United States nuclear sector must betaken into account, as it has yielded these results.We are all aware of the current situation in the USA,which will result in closure of unefficient nuclear plants.This pressure on costs has resulted in a cost reductionthrough different channels that must be analyzed.CONCLUSIONSBJHF7Cabrera (CA)Garoña (G)Almaraz (O)Ascó (A)Cofrentes (C)Trillo (T)Vandellós (V)Valor medio (M)I believe that the Spanish nuclear power plants areamong the best in the world in terms ofcompetitiveness, as deduced from the comparison ofthe indicators normally used to analyze the operatingevolution of these plants.In order to be well aware of our strengths andweaknesses, it is advisable to know how our trade isconducted in other countries, compare it to how weoperate and learn everything that can improve ourcompetitiveness in the future. By preparing action plansand following them up, we will be able to improve theway we produce electric energy, which will ensure theoperation of our nuclear park for many years.This is the reason why we have decided to perform aninternational benchmarking that, as you know, is justbeing started. I am sure that next year, when the resultsare presented, we will be able to announce someimprovements that will help to increase even more thecompetitiveness of our nuclear park.This will serve not only to attain the immediate goal ofimproving or at least maintaining our operating results,which are subject to constant pressures in terms ofrevenues, but also to pursue a more strategic goal, i.e.the quest for competitiveness of nuclear power in thelong term. Technological evolution of other energyalternatives should also be an incentive for nuclearpower in the future, where not only the capital costs butalso the operating costs will be a determining factor incompetitiveness

4.0003.500MWhJOSÉ CABRERA (PWR - 160 MW)12.000MWha aST M DE GAROÑA (BWR - 460 MW)MWh24.000ALMARAZ I (PWR - 930 MW)3.00010.00020.0002.5002.0001.5001.0005008.000PARADA6.0004.0002.00016.000R12.000 ECARGA8.0004.00000ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC0MWh ALMARAZ II (PWR - 930 MW) MWhASCÓ I (PWR - 947 MW*) MWhASCÓ II (PWR - 930 MW)24.00024.00024.000* 930 MW * 947 MW20.00020.00020.00016.00012.0008.0004.000028.00024.00020.00016.00012.0008.000R 16.000ECARGA12.0008.0004.0000ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC16.000RECARGA12.0008.0004.0000ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DICMWh COFRENTES (BWR - 990 MW) VANDELLÓS II (PWR - 1.004 MW) TRILLO (PWR - 1.066 MW)MWh MWh28.00024.00020.000R16.000ECARGA12.0008.00028.00024.00020.00016.00012.0008.000RECARGARECARGA4.0004.0004.00000ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCTNOV DIC0

AÑO 1995 / YEAR 1995PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA BRUTA DE LAS CC.NN.EE. (GWh) / SPANISH NPP´s GROSS ELECTRICAL POWER PRODUCED (GWH)CENTRAL ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC TOT. 95 TOT. ACUM.JOSÉ CABRERA 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 36,11 62,48 52,88 43,94 50,35 58,22 76,40 380,38 25000,49STA. Mª DE GAROÑA 341,61 309,33 340,79 324,36 340,54 329,17 338,64 335,22 328,38 336,60 327,57 337,56 3989,76 69593,69ALMARAZ I 676,29 429,16 0,00 463,29 680,82 656,55 578,33 675,76 660,25 678,55 661,00 683,25 6843,25 87168,57ALMARAZ II 683,91 619,13 686,02 664,41 685,83 660,03 533,47 385,33 105,03 681,92 662,75 686,85 7054,68 84009,18ASCÓ I 688,01 595,70 686,80 665,29 686,75 661,02 276,73 0,00 0,00 172,42 662,47 702,54 5797,73 76003,17ASCÓ II 690,14 623,12 673,93 0,00 342,76 641,22 684,86 685,36 665,14 686,34 661,33 687,53 7041,73 69373,72COFRENTES 740,73 621,04 723,04 715,86 696,55 713,00 714,92 679,49 706,20 732.67 711.03 736,93 8484,46 81273,43VANDELLÓS II 742,39 671,56 743,30 720,00 744,02 255,69 340,63 731,13 717,36 741,40 721,44 747,29 7876,20 56423,59TRILLO 789,60 713,63 785,61 763,64 788,83 760,37 786,57 786,95 760,86 307,17 0,00 733,04 7976,25 57347,10TOTAL 5352,69 4582,67 4639,49 4316,84 4959,10 4713,16 4316,62 4332,11 3987,16 4387,42 4465,81 5391,39 55444,44 606192,95FACTOR DE CARGA DE LAS CC.NN.EE. (%) / SPANISH NPP’s CAPACITY FACTOR (%)CENTRAL ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC TOTALJOSÉ CABRERA 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 31,35 52,49 44,42 38,09 42,30 50,54 64,18 27,14STA. Mª DE GAROÑA 99,82 100,07 99,71 97,93 99,50 99,39 98,95 97,95 99,01 98,35 98,90 98,63 99,01ALMARAZ I 97,74 68,67 0,00 69,19 98,40 98,05 83,58 97,66 98,47 98,07 98,72 98,75 84,00ALMARAZ II 98,84 99,07 99,28 99,22 99,12 98,57 77,10 55,69 15,66 98,55 98,98 99,27 86,59ASCÓ I 99,43 95,32 99,39 99,36 99,25 98,72 39,99 0,00 0,00 24,70 97,06 99,71 70,90ASCÓ II 99,74 99,71 97,53 0,00 49,54 95,76 98,98 99,05 99,20 99,19 98,76 99,37 86,44COFRENTES 100,57 93,35 98,30 100,43 93,62 100,03 97,06 92,25 98,94 99,47 99,75 100,05 97,83VANDELLÓS II 99,39 99,54 99,64 99,60 99,60 35,37 45,60 97,88 99,10 99,25 99,80 100,04 89,55TRILLO 99,56 99,62 99,19 99,49 99,46 99,07 99,18 99,22 98,99 38,73 0,00 92,43 85,42TOTAL 97,22 92,15 84,38 81,02 90,07 88,46 78,40 78,69 74,73 79,61 83,63 97,70 85,49FACTOR DE OPERACIÓN DE LAS CC.NN.EE. (%) / SPANISH NPP’s UNIT AVAILABILITY FACTOR (%)CENTRAL ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC TOTALJOSÉ CABRERA 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 60,51 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 55,40STA. Mª DE GAROÑA 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00ALMARAZ I 100,00 83,63 0,00 83,54 100,00 100,00 89,25 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 88,00ALMARAZ II 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 93,48 79,70 19,63 100,00 100,00 100,00 91,11ASCÓ I 100,00 98,85 100,00 100,00 100,00 100,00 45,16 0,00 0,00 33,83 100,00 100,00 72,91ASCÓ II 100,00 100,00 100,00 0,00 54,20 98,11 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 87,74COFRENTES 100,00 100,00 100,00 100,00 95,11 100,00 100,00 95,80 100,00 100,00 100,00 100,00 99,23VANDELLÓS II 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 36,67 53,41 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 90,84TRILLO 100,00 100,00 99,73 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 45,70 0,00 95,16 86,74TOTAL 97,84 95,64 85,23 83,20 91,43 90,32 84,62 84,32 77,33 83,86 85,59 99,30 88,21FACTOR INDISPONIBILIDAD PROGRAMADA (%) / SCHEDULED UNAVAILABILITY FACTOR (%)CENTRAL ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC TOTALJOSÉ CABRERA 0,00 50,00 57,47 0,00 0,00 18,50 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 10,23STA. Mª DE GAROÑA 0,52 0,14 0,13 0,16 0,12 0,17 0,42 0,14 0,00 0,58 0,54 0,60 0,29ALMARAZ I 0,12 14,29 100,00 11,91 0,09 0,00 0,09 0,11 0,00 0,37 0,00 0,10 10,63ALMARAZ II 0,09 0,11 0,09 0,00 0,09 0,10 0,00 19,35 84,15 0,00 0,29 0,24 8,65ASCÓ I 0,05 0,08 0,07 0,06 0,07 0,09 55,43 100,00 100,00 70,31 0,04 0,03 27,37ASCÓ II 0,04 0,08 2,19 100,00 50,00 0,00 0,05 0,04 0,05 0,05 0,08 0,03 12,56COFRENTES 0,15 0,84 0,05 0,06 0,19 0,05 1,75 0,05 0,95 0,52 0,08 0,28 0,41VANDELLÓS II 0,19 0,14 0,13 0,13 0,13 64,14 48,79 0,57 0,13 0,13 0,13 0,00 9,56TRILLO 0,00 0,05 0,00 0,05 0,06 0,49 0,06 0,05 0,15 54,39 100,00 6,81 13,49TOTAL 0,12 3,06 14,14 14,11 6,37 9,21 13,87 15,12 23,32 17,02 14,52 1,11 10,99FACTOR INDISPONIBILIDAD NO PROGRAMADA (%) / UNCHEDULED UNAVAILABILITY FACTOR (%)CENTRAL ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC TOTALJOSÉ CABRERA 100,00 50,00 42,53 100,00 100,00 25,10 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 34,71STA. Mª DE GAROÑA 0,00 0,00 0,30 1,90 0,00 0,00 0,00 0,51 0,60 0,60 0,56 0,77 0,44ALMARAZ I 1,20 1,42 0,00 18,74 0,76 1,20 6,37 0,94 1,37 1,09 1,18 1,15 2,93ALMARAZ II 0,69 0,44 0,63 0,50 0,04 0,47 4,96 3,25 0,16 0,98 0,63 0,49 1,11ASCÓ I 0,52 4,60 0,54 0,58 0,58 0,52 0,19 0,00 0,00 4,94 2,85 0,22 1,28ASCÓ II 0,22 0,21 0,28 0,00 0,42 3,96 0,59 0,48 0,47 0,47 1,00 0,54 0,72COFRENTES 0,00 6,27 2,12 0,00 6,39 0,00 0,00 3,97 0,01 0,00 0,33 0,00 1,59VANDELLÓS II 0,43 0,32 0,23 0,00 0,00 0,00 4,98 0,00 0,00 0,05 0,00 0,00 0,51TRILLO 0,00 0,00 0,36 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,42 0,07TOTAL 2,55 2,80 1,49 4,77 3,24 1,32 2,20 1,15 0,29 1,00 0,80 0,41 1,83

SECCIONES FIJASACTIVIDADES DE LA SNELA JUNTA DIRECTIVA INFORMALa Junta Directiva de la SociedadNuclear Española celebró su reuniónordinaria el pasado día 26 de marzo de1996.La reunión se dedicó en gran parte alestudio de las posibilidades de organizaciónpor parte de la SNE de laConferencia Internacional TOPSAFEque se celebraría en España a finalesde 1997 y para la que se están realizandolas oportunas gestiones con laENS por medio del presidente de laComisión de Programas, CarlosRodríguez Monroy.Igualmente, con la presencia deFernando Sendino, presidente delComité Organizador, se estudiaron losavances en la organización de la XXIIReunión Anual que se celebrará del 22al 26 de octubre próximo en Santandery para la que ya se ha editado la solicitudde ponencias correspondiente en elanterior número de esta revista.Matilde Pelegrí, directora de la empresaeditora de la revista, presentó lapropuesta del nuevo formato que fueaprobada por la Junta Directiva. Enotro orden de cosas, la Junta Directivaaprobó la publicación de un catálogode cursos sobre temática nuclear quese imparten en España y cuya elaboraciónha sido concluida recientemente.También se aprobó la edición, en formade libro de las ponencias que hansido presentadas en el ciclo sobre “Éticay Tecnología” recientemente finalizado.Por último se decidió la conexión de laSNE a INTERNET y la inclusión deunas páginas de información sobre laSociedad y sobre temas que puedanser de interés general como, por ejemplo,Chernobil.NOTICIAS DE ESPAÑAIN MEMORIAMCONSUELO PÉREZDEL MORALLa vida de ConsueloPérez del Moral hasido corta pero muyrica e intensa en experienciasprofesionalesy humanas. Suprofunda formacióncientífica y tecnológica,y sus excepcionales cualidades moralesy espirituales, han dejado unahonda y fructífera huella y un ejemplo aseguir entre todas aquellas personasque cultivamos la seguridad nuclear,tanto nacionales como del extranjero, ala que Consuelo dedicó toda su vidaprofesional.Terminada su licenciatura en CienciasSe aprobó el alta en la SNE de AraceliVelasco López que ha presentado sucandidatura debidamente avalada.1 er . CONCURSO DE FOTOGRAFÍALa Comisión Aula Club de la SNE haorganizado este concurso, en el quepodrán participar todos los socios y susfamiliares directos.Las fotografías concursarán en dos temas:libre y nuclear, y la recepción delas obras finalizará el 20 de septiembrepróximo. El fallo del tema libre se realizará,por un jurado constituido por trespersonas de reconocida valía en el ámbitofotográfico, el 30 de Septiembre. Eltema nuclear se fallará por votación delos asistentes a la 22 Reunión Anual,durante la cual se exprondrán lasobras presentadas.Para cada tema se otorgarán tres premios,de 50.000, 30.000 y 20.000ptas., y siete menciones honoríficas.22 REUNIÓN ANUAL¡Atención Posters!El Comité Organizador informa a todoslos profesionales interesados enparticipar con ponencias en la 22Reunión Anual que existe la posibilidadde presentarlas en forma de poster.En el caso de estar interesadosen esta alternativa, deben indicarloclaramente en el envío de la Sinopsisy el Resumen correspondientes.Cualquier consulta puede realizarseal vocal responsable de las ponencias,Juan Fernández Achaerandio,tel. 91-5668800.Físicas, y completado el curso deIngeniería Nuclear del Instituto deEstudios Nucleares, Consuelo se incorporóa la División de Seguridad Nuclearde la antigua JEN, formando parte deun pequeño grupo de personas, al quetambién se incorporó su esposo D.José María Izquierdo Rocha, que teníancomo objetivo el control técnico yadministrativo de la seguridad de lasactividades nucleares y radiactivas delpaís. Consuelo contribuyó de forma notableal nacimiento, desarrollo y consolidaciónde tales actividades que continuóejerciendo de forma admirable enel seno del Consejo de SeguridadNuclear hasta que su enfermedad se loimpidió.Se dice que el agradecimiento tienetres formas: un sentimiento en el fondodel corazón, una expresión de reconocimientoy un obsequio de compensación.Sentimos y notamos la falta deConsuelo, expresamos nuestro reconocimientoa su labor y la obsequiamoscon nuestro deseo de que disfrute inaeternum en compañía de otros compañerosque también se fueron.Queremos también que nuestra formade agradecimiento compense el dolorde su esposo e hijos.Agustín Alonso SantosEl 10 de abril falleció Consuelo Pérezdel Moral, que desempeñaba la jefaturadel “Area de Centrales de Agua enEbullición” en el Consejo de SeguridadNuclear. De ella dependían los proyectosde las centrales nucleares deGaroña y Cofrentes, gestionando todaslas actividades del CSN respectoa estos proyectos sobre SeguridadNuclear, Protección Radiológica, permisos,tribunales de licencias de operadoresy supervisores e inspecciónresidente, así como las actividades elCSN relacionadas con el desmantelamientode Vandellós I.Consuelo era licenciada en CienciasFísicas y diplomada en Ingeniería Nuclear.Inició su actividad profesional en1970 en la División de Seguridad Nuclearde la Junta de Energía Nuclear,que más tarde se convirtió enDepartamento, pasando en 1982 alCSN tras su constitución. Su formaciónse completó durante una estanciade un año en la Nuclear RegulatoryCommissión de los EEUU en 1976.Pertenecía al Grupo sobre Prácticasde Inspección del CRNA de la NEA-OCDE, ha colaborado con la OIEA enmúltiples ocasiones, en particular, enlos temas relativos a las MisionesOSART, y ha sido vocal de los tribunalesde licencias de las centrales deGaroña, Cofrentes y Vandellós I.Su actividad profesional ha seguidouna trayectoria de continua dedicacióna los aspectos de la seguridad de losreactores de agua en ebullición, y deuranio natural. Sus frecuentes visitastécnicas a las centrales nucleares y suparticipación en numerosas reunionesinternacionales, le proporcionan unosprofundos conocimientos y una granexperiencia, demostrada en la resoluciónde problemas concretos presentadosen el licenciamiento, construccióny operación de las centrales. Porello, su fallecimiento supone una granpérdida profesional en el campo nuclear.Desde el punto de vista humano, todoslos que la conocimos podemos decir deella que fue una excelente persona,buena amiga de sus compañeros detrabajo y siempre dispuesta a prestarsu ayuda, aportando su serenidad,ecuanimidad y responsabilidad, así comosu convicción profunda del sentidotrascendente de la vida, que le ha ayudadoa llevar su enfermedad con grandignidad y equilibrio, asumiendo sus

esponsabilidades profesionales hastapocos días antes de su fallecimiento.Desde estas páginas nos unimos al dolorde su esposo José María Izquierdo,miembro también del CSN, apreciadoprofesional y buen amigo de los quetrabajamos en el campo nuclear, y desus 5 hijos de 24, 22, 20, 18 y 10 añosde edad, a los que ha dejado un granrecuerdo y ejemplo.LUIS MAGAÑACarol AhnertLuis Magaña se nosfue para siempre. Elque un día fuera elhéroe de la industriaeléctrica españolanos contempla yadesde arriba y gozade la gloria de losbienaventurados. Nosotros hemos perdidoun amigo excelente pero Españaha perdido algo más: ha perdido partede su caudal, de su riqueza; ha perdidoun bien inestimable que será difícil desustituir.La homilía que nos ofrecieron, haceuno días, en las honras fúnebres nossirvió para reflexionar sobre las palabrasque pronunciaba el oficiante; indudablemente,lo conocía bien. Resaltóen varias ocasiones sus cualidades humanasy ese fue, en verdad, el grantriunfo de Luis.Decía el Conde de Chesterfield que“las grandes cualidades y las grandesvirtudes os procurarán el respeto y laadmiración de los hombres; pero soncualidades menores las que deben procurarsu amor y afecto”. Luis Magañaposeía ambas; las primeras, las grandes,las hemos podido apreciar todolos que le conocíamos hace años: sustriunfos al frente de FECSA; sus gestionescomo Comisario de la Energía yRecursos Minerales, o como presidentede la Junta de Energía Nuclear, o comoVicepresidente de CEPSA, o como enotros tantos cargos. Las segundas, lasmenores a que se refería el ilustre literatoy político inglés en una de sus celebres“Cartas”, fueron aún más sobresalientes.El mismo día de su entierro tuve ocasiónde conversar con algunos amigoscomunes. El mensaje que subyacía entodos los comentarios era siempre elmismo: a pesar de los puestos “de envidia”que había alcanzado en vida nose le conocían enemigos. Y es queLuis practicaba el principio ciceronianode que la primera ley de la amistadconsiste en pedir a los amigos cosashonestas, y hacer por los amigos cosashonestas. Platón decía que en lasamistades y en los negocios de la vida,la verdadera forma de ganarse el afectogeneral consiste en estimar los favoresque se reciben del prójimo de modosuperior a lo que este mismo los estima,y considerar los favores que tú hagascomo muy inferiores a lo que elprójimo piensa. Luis era un fiel seguidorde esta filosofía platónica; por esosus amigos se cuentan a centenares yallí donde ponía su planta brotabannuevos amigos que lo serían hasta sumuerte.Hay un proverbio chino que dice quecuando conocemos a una persona tansolo conocemos su rostro, pero no sucorazón. Luis Magaña era todo corazón;su propio rostro irradiaba lo queen su corazón escondía. Su sonrisafranca, sus guiños de complicidad paragastarle una broma a otro amigo,sus consejos; todo en él era corazón.Por eso, todos los que tuvimos la dichade trabajar a su lado, a poco deconocerle ya estábamos entregadosporque ni su rostro ni su corazón nosengañaba.Las conversaciones con él siempretransmitían tranquilidad, alivio, esperanza.Hablaba, pero sin crítica acerbahacia los demás; por el contrario, resaltabalas virtudes de estos y exponíalas razones por las que se les debíaayudar o aconsejar certeramente.Nunca olvidaré aquella noche de unmes de julio que, encontrándome soloen Madrid, le invité a escuchar flamenco-y, por supuesto, a conversar- en la“Cueva del Gato”. Es sabido que lassentencias morales constituyen verdaderosmensajes en el mundo flamencopues son la expresión espontánea delpensamiento de los cantaores; en generalhombres humildes que, aunqueen ocasiones analfabetos, son verdaderos“sénecas” en la interpretaciónde la sabiduría contenida en los refraneros.Una de las coplas decía así:El hombre para ser hombrenecesita tres “partías”:“jaser” mucho, “jablar” pocoy no alabarse en su “bía”Yo le tomé el pelo diciéndole que él eracomo el de la copla y que el cantaor lehabía visto entrar y le conocía. Y esque, en verdad, así era Luis Magaña:trabajador infatigable, sabedor de lasentencia bíblica de que la vida dequien se basta a sí mismo y del quetrabaja es dulce; incapaz de autoalabarsey demasiado bueno para ser viciadopor las alabanzas de los demás;y en su discurso hablaba lo necesarioy, sobre todo, sin sacarle la piel a tirasa nadie.Manuel López RodríguezJOSÉ M. NAVARROPALANCAHa fallecido, demuerte repentina ensu trabajo, José MaríaNavarro Palanca,Director del Departamentode Instrumentacióny Controlde Empresarios Agrupados desde1977. José María Navarro eraIngeniero Superior de Minas por laEscuela de Madrid donde acabó susestudios en 1970.Tras un período de entrenamiento enEEUU ingresó en GHESA, Ingeniería yTecnología S.A., donde empezó su trabajoen el proyecto de la CentralTérmica de Castellón. Posteriormentetuvo una actuación destacada en elproyecto de la Central Térmica deAlgeciras hasta su incorporación aEmpresarios Agrupados en 1975, dondeparticipó activamente en diversosproyectos térmicos y nucleares.José María Navarro, con tres hijos, dejaun entrañable recuerdo entre suscompañeros de Empresarios Agrupados,clientes y proveedores con losque siempre tuvo una relación extraordinariamenteprofesional, cordial y repletade gestos de humanidad.Descanse en paz.NOTA DEL CSN SOBRE LA PARADADE RECARGA EN GAROÑAEl Pleno del Consejo de SeguridadNuclear, en su reunión del 29 de marzode 1996, ha evaluado las actividadesllevadas a cabo durante la paradapara recarga de Santa María deGaroña, la número 18 de la vida de lacentral, que comenzó el pasado 18 defebrero y que está próxima a finalizar.Duranteesta parada se han realizadomúltiples revisiones, pruebas einspecciones programadas, así comotrabajos de mantenimiento y renovaciónde equipos.Entre otras actuaciones,se han mejorado el sistema deprotección contra incendios, con lainstalación de un panel de parada remota,y el sistema de limpieza del refrigerantedel reactor.Entre los trabajos más destacables figurala inspección de los componentesinternos de la vasija del reactor,que son repetición y ampliación de losrealizados en la anterior parada en1994, orientados a detectar problemasde fisuración que han aparecido tambiénen otras centrales de GeneralElectric en Estados Unidos y otros países.Utilizando técnicas más avanzadas,que permiten una detección másfina, se ha confirmado y tipificado conexactitud el alcance de los defectos delos soportes de las bombas de chorroy del barrilete (en este caso medianteultrasonidos). Estos defectos ya seencontraron en la anterior parada deSanta María de Garoña, y a raíz deellos el CSN impuso a la central condicionesadicionales relativas a su vigilanciae inspección.Respecto a los defectos de los soportessuperiores de las bombas de chorro,aunque sólo se han encontrado defectosen cuatro, se han procedido areparar 14 de un total de 20 como medidapreventiva.Respecto al barrilete, el problema más

importante se encuentra en una de lassoldaduras circunferenciales, que estáagrietada. Se ha realizado un análisisde la posible evolución de los defectos,considerando la máxima velocidad posiblede crecimiento en profundidad, yel avance correspondiente de los defectosdurante dos añosDe acuerdo con ese análisis, y aunquela central pudiese funcionar, al igualque ocurre en otras plantas de GeneralElectric con el mismo problema, encondiciones de seguridad hasta la próximaparada para recarga dentro dedos años, como inicialmente preveíanlos responsables de planta, el Consejode Seguridad Nuclear ha preferido enel plazo máximo de un año, en el transcursodel cual estarán a punto los procedimientosy materiales necesarios.La reparación, que consistía en la instalaciónde cuatro barras longitudinalesde sujección en el barrilete, ya ha sidoaplicada con éxito en otras centrales deGeneral Electric en el mundo. El CSNconsidera que esta solución representauna garantía adicional para el mantenimientode las condiciones de seguridadde la planta.THE GAROÑA REFUELING OUTAGEThe Plenary Meeting of the ‘Consejo deSeguridad Nuclear’, held on March 291996, evaluated the activities carriedout during the 18th refueling outage ofthe Santa María de Garoña plant whichbegan on February 18 and is now nearcompletion.Multiple scheduled checks, tests andinspections were performed during thisoutage, as well as equipmentmaintenance and renovation work.Actions included upgrading of the fireprotection system, with installation of aremote shutdown panel, and thereactor coolant flushing system.The most noteworthy jobs includeinspection of the reactor vessel internalcomponents, which was a repetitionand extension of the inspectionsperformed in the preceding 1994outage. This inspection was intendedto detect fissuring problems that havealso appeared in other General Electricplants in the United States and othercountries. Using the most advancedtechniques which permit a finer degreeof detection, the scope of the defects inthe jet pump and barrel supports havebeen confirmed and typified (in thiscase by ultrasound). These defectswere detected in the last Santa Maríade Garoña outage, and as a result theCSN imposed additional conditions onthe plant concerning monitoring andinspection.Although defects have only been foundin the upper supports of four jet pumps,14 of a total of 20 pumps have beenrepaired as a preventive measure.As regards the barrel, the mostimportant problem concerns thecircumferential welds, which arecracked. Potential evolution of thedefects has been analyzed,considering the maximum possiblerate of in-depth growth and thecorresponding progression of thedefects during two years.In accordance with this analysis, andalthough the plant could operate, thesame as other General Electric plantswith the same problem, under safeconditions until the next refuelingoutage in two years as initially plannedby the plant directors, the ‘Consejo deSeguridad Nuclear’ has preferred toact conservatively and has required acomplete repair within a maximum ofone year, during which the necessaryprocedures and materials will bereadied.The repair will consist of installing fourlongitudinal bars anchored to thebarrel; this solution has beensuccessfully applied in other GeneralElectric plants around the world. TheCSN believes that this solution offersan additional assurance that theplant’s safety conditions will bemaintained.EL SECTOR ELÉCTRICOESPAÑOL COLABORA EN ELFUTURONUCLEAR EUROPEOLas empresas eléctricas europeashan editado recientementela revisión “B” de losvolúmenes 1 y 2 del documentoEUR (European UtilityRequirements).Como es sabido, a finales de1991, las empresas eléctricas europeas,conscientes de la necesidad demantener la opción nuclear, reunieronsus esfuerzos en la consecución dedos objetivos: mejora de la aceptaciónpública de las centrales nucleares y reforzamientode su competencia económica.El documento EUR es el fruto de esosesfuerzos, y espera lograr un pasoadelante en la consecución de los dosobjetivos mencionados. En su elaboraciónparticipan las empresas eléctricasde todos los países de la UniónEuropea con intereses nucleares:Agrupación eléctrica para el DesarrolloTecnológico Nuclear (DTN), España;Electricité de France (EdF), Francia;ENEL SpA, Italia; KEMA NederlandB.V., Holanda; Nuclear Electric, ReinoUnido; Tractebel, Bélgica; VereinigungDeutscher Elektrizitätwerke (VDEW),Alemania; Vattenfall AB, Suecia; e IVOInternational Ltd, Finlandia.El EUR es un conjunto de requisitos dirigidoa los diseñadores de centralesavanzadas de agua ligera, que integralos conocimientos y experiencias de lasempresas eléctricas promotoras y hatenido en cuenta las observaciones recibidasde los más importantes suministradoresprincipales (GeneralElectric, Westinghouse, NPI, Framatome,ABB, etc), así como de otrasempresas eléctricas de todo el mundo,especialmente de las americanas queen su día realizaron un esfuerzo similar(Utility Requirements Document deEPRI).El EUR pretende conseguir diseñosajustados a las características europeasque puedan ser licenciados en cualquierade los países promotores del documento,y será la referencia de losdiseños de agua ligera que en las próximasdécadas concurran al mercadoeuropeo.La parte del documento EUR que acabade ser editada, comprende básicamentelos requisitos consensuados porlas eléctricas referentes a la isla nuclearde las futuras centrales. Es objetivode estas empresas alcanzar ahora, sobrela base del EUR, un consenso lasautoridades reguladoras de sus respectivospaíses sobre los requisitos de seguridadque se exigirán a las futurascentrales nucleares. Por otro lado, enla segunda mitad de este año las empresaseléctricas europeas tiene previstoeditar los requisitos referentes a laparte convencional de la central (volumen4).En relación con los requisitoscontenidos en el documento,cabe señalar lo siguiente:- En el EUR estáncontemplados los diferentesdiseñosavanzados de agua ligeraque existen actualmente,es decir, sedirige a diseños PWR yBWR, tanto evolutivoscomo pasivos.- El documento establece requisitostendentes a reducir aún más el impactode las futuras centrales sobresu entorno.- Aboga por la simplificación del diseño,operación y mantenimiento de lasfuturas centrales, y por una mayor autonomíade los sistemas de la centralrespecto de las acciones de los operadores.- A fin de mejorar la competencia delas futuras centrales, el EUR promueveel desarrollo de diseños estándaresque puedan construirse y licenciarseen los diferentes países de laUnión Europea. Así, el documento establecelos criterios a tener en cuentaen el diseño de la central, las metodologíasy criterios con arreglo a loscuales se evaluarán la seguridad, elfuncionamiento y el coste de los distintosdiseños; señala también requisitosfuncionales y especificaciones parasistemas y equipos, requisitos paralos materiales, criterios relativos aluso de códigos y normas, etc. Estaestandarización persigue, además deun ahorro de costes, un mayor intercambiode experiencias operativasentre las centrales.- Las empresas eléctricas europeasconsideran además que los excelentes

valores de disponibilidad de las centralesactuales se pueden mejorar aúnmás; por ello, el EUR apunta a un objetivode disponibilidad por encima del87% para las futuras centrales.- Dado que el control de los plazos deconstrucción es clave e el coste de lacentral, las nuevas centrales a las quese dirige el EUR prevén plazos deconstrucción inferiores a 60 meses.El documento EUR es, en definitiva, unesfuerzo de las empresas eléctricaseuropeas por asegurar en las próximasdécadas un suministro de energía eléctricaseguro, respetuoso con el medioambiente,y competitivo. Por ello elSector Eléctrico español a través deDTN, empresa en la que participan todaslas compañías eléctricas españolascon intereses nucleares (ENDESA,Iberdrola, Unión Eléctrica Fenosa,FECSA, Compañía Sevillana deElectricidad e Hidroeléctrica delCantábrico), ha colaborado activamenteen el éxito de este esfuerzo.THE SPANISH ELECTRICALSECTORCOLLABORATES IN EUROPE’SNUCLEAR FUTUREThe European utilities have recentlypublished revision “B” of volumes 1and 2 of document EUR (EuropeanUtility Requirements).As is known, in late 1991 theEuropean utilities, aware of the needto maintain the nuclear option, joinedforces to achieve two objectives:improve public acceptance of nuclearpower plants and strengthen theireconomic competitiveness.Document EUR is the fruit of theseefforts and is expected to be a stepforward in fulfilling the abovementioned objectives. The utilities ofall the European Union countries withnuclear interests participated indrafting the document: AgrupaciónEléctrica para el DesarrolloTecnológico Nuclear (DTN), Spain;Electricité de France (EdF), France;ENEL SpA, Italy; KEMA NederlandB.V., Holland; Nuclear Electric, UnitedKingdom; Tractebel, Belgium;VereinigungDeutscherElektrizitätwerke (VDEW), Germany;Vattenfall AB, Sweden; and IVOInternational Ltd., Finland.The EUR is a series of requirementsintended for advanced light waterplants and brings together theknowhow and experiences of thepromoting utilities. The document hastaken into account comments receivedfrom the major main suppliers(General Electric, Westinghouse, NPI,Framatome, ABB, etc.) and otherutilities from around the world,especially the American utilities whichhad previously drawn up a similardocument (EPRI’s UtilityRequirements Document).The EUR aims to achieve designsBALANCE MENSUAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA(millones de kWh)(Sociedades peninsulares de UNESA)CENTRALES NUCLEARES ESPAÑOLASMARZO Variación1995 1996 (%)Producción hidroeléctrica.......................................... 3.065 3.361 9,7Producción termoeléctrica clásica............................ 4.938 4.384 -11,2Producción termoeléctrica nuclear............................ 4.639 5.023 8,3Producción total...................................................... 12.642 12.768 1,0Consumos propios en generación ............................ 490 490 0,0Consumo en bombeo................................................ 151 34 -77,5Saldo de intercambios internacionales ..................... 395 91 -77,0Energía disponible para mercado 1 ........................ 12.396 12.335 -0,5Adquirido a autoproductores ..................................... 906 983 8,5Energía disponible para mercado 2 ........................ 13.302 13.318 0,11 No incluye energía adquirida a autoproductores.ALMARAZ2 Incluye energía adquirida a autoproductores.Almaraz I Marzo Acumulado Acumuladoen el añoa origenProducción bruta MWh 645.560 1. 961.110 89.129.680Producción neta MWh 624.213 1.901.613 85.411.563Horas acoplado h 733,50 2.173,50 105.583Factor de carga o utilización % 93,43 96,60 73,28Factor de operación % 98,72 99,56 80,74Núm. de disparos no programados 1 1 73Núm. de paradas programadas 0 0 26Núm. de paradas no programadas 0 0 15Almaraz II Marzo Acumulado Acumuladoen el añoa origenProducción bruta MWh 685.590 2.016.090 86.025.270Producción neta MWh 665.662 1.959.876 82.721.968Horas acoplado h 743 2.183 96.890,50Factor de carga o utilización % 99,22 99,31 84,54Factor de operación % 100 100 88,55Núm. de disparos no programados 0 0 52Núm. de paradas programadas 0 0 17Núm. de paradas no programadas 0 0 13ASCÓAscó I Marzo Acumulado Acumuladoen el añoa origenProducción bruta MWh 700.820 2.054.150 78.057.322Producción neta MWh 677.677 1.987.284 74.996.341Horas acoplado h 743 2.183 88.765,54Factor de carga o utilización % 99,60 99,36 75,73Factor de operación % 100 100 80,14Núm. de disparos no programados 0 0 13Núm. de paradas programadas 0 0 15Núm. de paradas no programadas 0 0 14Ascó II Marzo Acumulado Acumuladoen el añoa origenProducción bruta MWh 686.380 2.012.710 71.386.430Producción neta MWh 664.407 1.947.632 68.756.049Horas acoplado h 743 2.183 79.847,53Factor de carga o utilización % 99,33 99,14 83,88Factor de operación % 100 100 87,25Núm. de disparos no programados 0 0 36Núm. de paradas programadas 0 0 13Núm. de paradas no programadas 0 0 3

COFRENTESMarzo Acumulado Acumuladoen el añoa origenProducción bruta MWh 682.460 2.071.630 83.345.060Producción neta MWh 656.560 1.996.500 80.253.375Horas acoplado h 743 2.183 88.705,14Factor de carga o utilización % 92,78 95,86 85,05Factor de operación % 100 100 87,38Núm. de disparos no programados 0 3 73Núm. de paradas programadas 0 0 28Núm. de paradas no programadas 0 3 24JOSÉ CABRERAMarzo Acumulado Acumuladoen el añoa origenProducción bruta MWh 89.850 255.190 25.255.680Producción neta MWh 84.163 238.717 24.036.311Horas acoplado h 743 2.183 180.853,23Factor de carga o utilización % 75,58 73,06 65,69Factor de operación % 100 100 75,26Núm. de disparos no programados 0 0 125Núm. de paradas programadas 0 0 -Núm. de paradas no programadas 0 0 -STA. M. a DE GAROÑAMarzo Acumulado Acumuladoen el añoa origenProducción bruta MWh 0 476.343 69.933.879Producción neta MWh 0 454.724,3 66.321.751,2Horas acoplado h 0 1.153,83 163.377,35Factor de carga o utilización % 0 47,44 69,67Factor de operación % 0 52,86 74,87Núm. de disparos no programados 0 0 123Núm. de paradas programadas 0 1 33Núm. de paradas no programadas 0 0 52TRILLO IMarzo Acumulado Acumuladoen el añoa origenProducción bruta MWh 787.099 231396,8 59.661.070Producción neta MWh 739.710 2.176.056 55.808.693Horas acoplado h 743 2.183 58.731Factor de carga o utilización % 99,38 99,44 82,17Factor de operación % 100 100 85,30Núm. de disparos no programados 0 0 9Núm. de paradas programadas 0 0 11Núm. de paradas no programadas 0 0 16VANDELLÓS IIMarzo Acumulado Acumuladoen el añoa origenProducción bruta MWh 745.660 2.189.060 58.612.653Producción neta MWh 717.030,4 2.103.988 56.076.603Horas acoplado h 743 2.183 61.249,34Factor de carga o utilización % 99,96 99,88 80,83Factor de operación % 100 100 84,15Núm. de disparos no programados 0 0 29Núm. de paradas programadas 0 1 9Núm. de paradas no programadas 0 0 7tailored to European characteristicsthat can be licensed in any of thedocument’s sponsor countries, and itwill be the reference for light waterdesigns that are tendered in theEuropean market in coming decades.The part of document EUR that hasjust been published basically includesrequirements on which the utilitieshave reached a consensus inconnection with the nuclear island offuture plants. The utilities now intendto reach a consensus, on the basis ofthe EUR, with the regulatoryauthorities of their respective countriesregarding safety requirements that willbe required of future nuclear powerplants. In addition, in the second halfof this year, the European utilities planto publish the requirements regardingthe conventional part of the plant(volume 4).As regards the requirementscontained in the document, thefollowing is noteworthy:- The EUR addresses the differentadvanced light water designscurrently in existence, i.e. it dealswith both evolutive and passive PWRand BWR designs.- The document establishesrequirements tending to reduce evenmore the impact of future plants ontheir environment.- It advocates simplification of thedesign, operation and maintenanceof future plants, and a greaterautonomy of plant systems in termsof operator actions.- In order to improve competitivenessof future plants, the EUR encouragesdevelopment of standard designsthat can be built and licensed in thedifferent European Union countries.Also, the document establishes thecriteria to be taken into account inplant design, and the methodologiesand criteria that will be the basis forevaluating safety, operation and costof the different designs; it also setsforth functional requirements andspecifications for systems andequipment, requirements formaterials, criteria regarding the useof codes and standards, etc. Inaddition to saving on costs, thisstandardization is intended toprovide for more exchange ofoperating experiences between theplants.- The European utilities also considerthat the excellent availability valuesof current plants can be improvedeven more; therefore, the EURtargets an availability objective ofmore than 87% for future plants.- Since control of construction time iskey to the cost of a plant, the EURprovides for construction periods ofless than 60 months for new plants.Document EUR is, in short, an effortby the European utilities to ensure asafe, environmentally friendly andcompetitive electricity supply in thedecades to come. For this reason, theSpanish Electrical Sector throughDTN, a company in which all theSpanish utilities with nuclear interestshave a share (ENDESA, Iberdrola,Unión Eléctrica, Fenosa, FECSA,Compañía Sevillana de Electricidadand Hidroeléctrica del Cantábrico),has collaborated actively to make thiseffort succeed.DECLARAN AL LABORATORIO DEMETROLOGÍA DEL CIEMATDEPOSITARIO DE LOS PATRONESNACIONALES PARA RADIACIONESIONIZANTESEn la reunión del Consejo de Ministrosdel día 15.3.96, se aprobó el RealDecreto 533/96 (BOE nº 77, de 29 demarzo de 1996) por el que se declaraal Laboratorio de Metrología deRadiaciones Ionizantes del Centro deInvestigaciones Energéticas, Medioambientalesy Tecnológicas (CIEMAT)como depositario de los PatronesNacionales de las unidades de actividadde un radionucleido, exposición,Kerma y dosis absorbida y, al mismotiempo, se le declara también como laboratorioasociado al Centro Españolde Metrología en el campo de las radiacionesionizantes.En consecuencia, el Laboratorio deMetrología de Radiaciones Ionizantesdel CIEMAT será en adelante responsable,en nombre del Estado, de lacustodia, conservación, mantenimientoy difusión de los PatronesNacionales de dichas unidades. Esta

disposición viene a sancionar legalmentelas actividades que, de hecho,ya venía desarrollando el citado laboratorio,actuando como laboratorio dereferencia nacional en línea con lasinstituciones análogas de otros paísesdel entorno, y asegurando la coherenciade las medidas de radiaciones ionizantesdentro del país, de modoque, en adelante, cualquier medidarelativa a radiaciones ionizantes enlos sectores de la sanidad, la industria,la investigación y el medio ambiente,que cubren actividades muydiversas como, por ejemplo, la radioprotecciónlaboral, la radioterapia, lamedicina nuclear, las calibraciones yensayos industriales, las técnicas deexperimentación con radionucleidos ola vigilancia radiológica ambiental, deberáser trazable a dichos PatronesNacionales para poder tener validezlegal en el Estado.REUNIÓN INTERNACIONALDE COMBUSTIBLE NUCLEAREN VALENCIAValencia ha acogido, durante los pasadosdías 1,2 y 3 de Abril, la reuniónsemestral de la organización internacionalconocida como TheUtility Group (TUG)IBERDROLA es quien en esta ocasiónha llevado a cabo la organizacióndel congreso que durante losprimeros días de Abril ha reunido enValencia a especialistas de combustiblenuclear de toda Europa.El temacentral objeto de debate fue el empleode óxidos mixtos como combustible,tema éste que fue abordadodesde distintas perspectivas: diseñoneutrónico, comportamiento antetransitorios, transporte y manipulación,fabricación, etc.Otra de las finalidades de la reuniónfue la de intercambiar experienciasen cuanto a diseño, comportamientoy gestión del combustible nuclear.La conferencia se enmarca en la líneade actuación establecida porIBERDROLA de constituir un foco deatracción científica y tecnológica enaquellas áreas en las que se alcanceel necesario prestigio internacional.A la reunión asistieron 35 representantesde las compañías eléctricasmás importantes de Europa con interesesen el ámbito de la generacióneléctrica de origen nuclear. Entre losasistentes cabe citar a título deejemplo a representantes deElectricité de France, Electrabel,PreussenElektra, Valenfall, TVO oHEW entre un largo etcétera.IBERDROLA se ha mostrado, desdesu ingreso en el TUG en 1993, muyactiva, habiendo organizado el pasadoaño en Madrid la conferencia delgrupo de expertos en Física deReactores con los que cuenta el grupoTUG.NOTICIAS DEL MUNDOCHINARatificado el convenio de seguridadnuclearChina ha ratificado el ConvenioInternacional sobre Seguridad Nuclearpatrocinado por el OIEA, convirtiéndoseen el 18º país a hacerlo.El convenio, negociado por los estadosmiembros del Organismo en elaño 1994, pretende fijar puntos de referenciainternacionales para la seguridadnuclear. Más de 60 países hanfirmado el convenio, pero solo 18 hanratificado su firma. Un mínimo de 22naciones con reactores nucleares enoperación tendrán que hacerlo antesde que entre en vigor.EE.UU.Niveles récord de rendimientoLa cantidad récord de electricidad producidael año pasado por las centralesnucleares estadounidenses - 673 milmillones de kilovatios-hora (kWh) - haestablecido una nueva cuota récord del22.5% en la cantidad total de electricidadgenerada por las empresas eléctricas.Las cifras publicadas por la ‘EnergyInformation Administration’ (EIA) indicanque el factor de carga anual de las109 centrales nucleares en operaciónha dado un salto de casi cuatro puntosporcentuales por año, alcanzando el77,5%. La EIA, una agencia estadísticaindependiente dentro delDepartamento de Energía (DOE), señalaque la mejora del rendimiento nucleartambién ha contribuído al aumentoen la generación neta de electricidadnuclear. El anterior récord de la cuotanuclear de energía eléctrica generadapor las empresas eléctricas fue del22,1% en el año 1992. La cuota nuclearen la generación de electricidad elaño pasado ocupó el segundo lugardespués del carbón (56,2%).INDIAAño récord para las centralesnucleares en operaciónLas centrales nucleares de la India produjeronel año pasado más electricidadque nunca, a pesar de la parada de variasunidades durante unos períodosprolongados.La empresa eléctrica nacional, ‘NuclearPower Corporation’ (NPC), señala queen las centrales en operación, se generaronun total de 7,98 mil millones dekilovatios-hora (kWh) en el ejercicio1995, un 40% más que el año anterior.El factor medio de carga de las unidadesen funcionamiento fue del 60%, apesar de la parada de Kalpakkam-2 yTarapur-2 durante unos períodos prolongadospara la realización de mantenimientoy retroajustes. La NPC diceademás que sus ingresos para el ejerciciofiscal fueron equivalentes a 265millones de dólares, casi el doble delos de 1994. El beneficio anual alcanzóunos 46 millones de dólares.JAPÓNRécord de rendimientoLa Agencia de Recursos Naturales y deEnergía de Japón dice que el factormedio de carga del conjunto de 49 unidadesnucleares comerciales fue del80,2%, superando por primera vez el80%. La cifra del año 1994 fue del76,6%. La agencia atribuye este récordde rendimiento al acortamiento delos periódos de parada. El factor mediode carga lleva ya 13 años consecutivospor encima del 70%.KAZAKHSTANProyecto de Central NuclearLas autoridades de Kazakhstan tienenprevisto organizar una licitación internacionaleste año para el diseño yconstrucción de una gran central nuclear.El gobierno ha encargado al ministeriode energía y carbón y al ministerio deciencia y nuevas tecnologías la organizaciónde la licitación. La SociedadNuclear de Kazakhstan dice que a la licitaciónacudirán “las compañías másgrandes del mundo” y que lo más probablees que se construya la central enSemipalatinsk, un antiguo emplazamientode pruebas de armamento nuclear.El país cuenta ya con un prototipo pionerode reactor reproductor rápido, elBN-350, que ha estado funcionandodurante más de 20 años. El BN-350,que está situado en Shevchenko, a orillasdel Mar Caspio, es una central deuso doble dedicada tanto a la producciónde energía como a la desalinizaciónde agua de mar.Kazakhstan, una de las cuatro antiguasrepúblicas soviéticas con instalacionesnucleares, también tiene otros reactoresque se utilizan para la investigacióny pruebas de materiales. El parquenuclear del país incluye un reactorde grafito pulsado utilizado para pruebasde materiales, y un reactor de investigaciónutilizado para las pruebasde combustibles de los sistemas nuclearesespaciales.RUMANIÍAArranque de la primera unidadnuclear de RumaníaA mediados del mes de abril tuvo lugarel arranque de la primera unidad

nuclear de diseño Occidental en el Estede Europa, -la central de Cernavoda-1en Rumania.Cernavoda-1, un reactor de agua pesadaa presión (PHWR) de 700 MW del tipoCANDU canadiense, se mantendráa baja presión durante varias semanasmientras se realizan una serie de pruebas.La conexión a la red está programadapara finales del mes de Mayo, yestá previsto que entre en operacióncomercial en el presente año.Cernavoda-1, construída por un consorcioconstituído por la canadienseAECL, Ansaldo de Italia y la empresaeléctrica rumana RENEL, junto con variascompañías locales, será el primerreactor CANDU en Europa y el primerreactor de diseño Occidental en el Estede Europa. Los trabajos en la centralse iniciaron hace 15 años, pero han sidoafectados por una serie de retrasos,en su mayor parte de origen financiero.EMPRESASMATERIALES AVANZADOS PARALA INVESTIGACIÓN, DESARROLLOY FABRICACIÓNGoodfellow, empresa con sede enCambridge (Inglaterra), conocida especialmente,como compañía suministradorade metales y aleaciones, presentasu nuevo catálogo 95/96. En else describen 68 tipos de metales ycasi 200 de aleaciones, desde metalesde alta pureza hasta los de “purezacomercial”, y desde aleaciones relativamentecomunes hasta otras deuso muy especializado, como son losde dilatación controlada Invar®, aleacionespara termopares, aleación deprotección magnética y Mumental,etc.En el nuevo catálogo figuran tambiénlos más recientes desarrollos en polímetrosde alta resistencia mecánica,química y/o térmica, como por ejemplolos PEEK, PPS y los grados másavanzados de Kapton® y Nomex®.En correspondencia con el aumentode referencias e información sobrelas mismas, esta edición del catálogoGoodfellow, ha aumentado su extensiónhasta las 560 páginas. Esta informaciónpuede solicitarse mediantellamada gratuita en castellano alteléfono de atención al cliente 900 9733 55.NUEVOS CONTROLADORES DETEMPERATURA DE LÓGICA DIFUSA(FUZZY) DE FUGIEl control de procesos con temperatura,en el que se utilizan controladoresPID, puede mejorarse utilizando controladoresde lógica difusa, con los que seconsigue un control excelente en lapuesta en marcha y después en el proceso.Esta técnica previene que la temperaturase exceda del punto de consigatanto en el arranque del proceso comoposteriormente en perturbaciones delmismo.Los controladores de lógica difusaaprenden su proceso y acortan el tiempode hacer volver la temperatura alvalor prefijado, acortando también elancho de las variaciones.La firma japonesa Fuji, através de suempresa distribuidora en España,ESINDUS, S.A. ha lanzado al mercadouna familia de estos controladores entamaños 48 x 48 mm (exclusivo a nivelmundial) con teclas frontales y una variedadde opciones como salida RS-PUBLICACIONESAGENCIA PARA LA ENERGÍANUCLEAR DE LA OCDETchernobyl-Dix ans déjà. ImpactRadiologique et SanitaireLa NEA ha publicado recientemente unestudio en el que presenta unaevaluación general de la contaminaciónde los territorios afectados por laradiactividad y sus efectos sobre lapoblación, así como un análisis de losriesgos que persisten para la poblacióny el medio ambiente.Este informe está dirigido al público engeneral y ha sido elaborado por ungrupo de especialistas en protecciónradiológica y sanidad pública de paísesde la OCDE y de organismosinternacionales.JUNIOMox Fuel: Electricity generationfrom Pu recyclingTendrá lugar los días 4 y 5 de junio enel hotel Low Wood, en Windermere,Cumbria, Inglaterra, organizado por elInstitution of Nuclear Engineers. Másinformación: Allan House, 1 PenerleyRoad. London SE62LQ. Tel 0181-6981500 o 4750; fax 0181-695 6409.Power-Gen’96La cuarta edición de Power-GenEurope se celebrará del 26 al 28 deJunio en el centro de convencionesHungexpo, en Budapest, Hungría. Allítendrán lugar las sesiones técnicas,así como la exposición que se celebraparalelamente. Más información: KaapHoorndreef 54. PO Box 9402. 3506 GKUtrecht. The Netherlands. Tel. +31 30650963; fax +31 30 650928.SEPTIEMBREEPS 10 Trends in PhysicsDécima conferencia general de la485, retransmisión de la señal de entradapara un registrador, alarmas, funcionesde rampa, punto de consigna remoto,etc.ENWESA SERVICIOS EN LACONFERENCIA POWER GENComo en ediciones anteriores, ENWE-SA SERVICIOS, S.A. estará presenteen 1996 en la “Conferencia PowerGen” que se celebrará en Budapest del26 al 28 de junio de 1996; donde dispondráde un stand, con demostracionesprácticas del sistema “HYDROPIK”para extracción de empaquetaduras deválvulas.Les charges financières futuresliées aux activités nucléairesEl Comité de Desarrollo Nuclear de laNEA tiene como objetivo larealización de estudios técnicos yeconómicos relativos al desarrollo dela energía nuclear y al ciclo decombustible.Como complemento a estudiosanteriores sobre la economía de laproducción eléctrica de origennuclear, la gestión de residuos y sudesclasificación, en este trabajo serealiza un análisis detallado de laspolíticas de los países miembrorespecto a la determinación y lafinanciación de las cargas financierasfuturas resultantes de las actividadesnucleares pacíficas.CONGRESOS, CURSOS, CONFERENCIASSociedad Europea de Física,organizada por la Real SociedadEspañola de Física y por la SociedadPortuguesa de Física. Tendrá lugar enSevilla, del 9 al 13 de Septiembre.Secretaría de Organización:Proconsur. Avda. San FranciscoJavier, 15, 4º. 41018 Sevilla. Tel 954922755; fax 95 492 30 15; e-mail:EPS10@CICA.ESÍNDICE DE ANUNCIANTES1 AMARA/ENERGY25 BORG63 CABLES PIRELLI2 a C C.N. ALMARAZ62 C.N. COFRENTES6 C.N. SANTA MARIADE GAROÑA10 C.N. TRILLO54 COGEMA72 DOMINGUIS4 EMPRESARIOSAGRUPADOS8 ENUSA72 ENWESA7 FELGUERAMONTAJES34 GENERAL ELECTRICInternational Inc.11 Grupo TECINMEC46 INABENSA26 INITEC12 LAINSA64 LAINSA contraincendios3 a C MONCASA80 MUSINI40 NUSIM18 SIEMSA/UIDIESA/ISE4 a C SNE. 22 REUNIÓNANUAL16 SGS. Grupo SGS CIATTECNOS17 TECNATOM52 UNION FENOSA53 WALTHON WEIRPACIFIC