Para el que quiera ver el nivel de informacion y lo actualizada que la mantienen
nuestros amigos del CSN...referente a Garoña:
3. Estudios realizados sobre el estado en que se encuentran los diferentes sistemas de la central nuclear Santa María de Garoña (Burgos)
FAQs
Información general
Nuclenor remite anualmente al CSN, en cumplimiento de la condición séptima de su vigente Autorización de Explotación, un informe sobre las actividades de gestión de vida útil de la central, no habiendo identificado el CSN en dichos informes ni en las inspecciones sobre gestión de vida en esta central (la última realizada en 2006) que se haya producido una disminución de los niveles de seguridad de la misma.
Por otra parte, Nuclenor solicitó en julio de 2006 una prórroga de su Autorización de Explotación por un nuevo periodo de diez años, ateniéndose a la Condición 2 de la Autorización en vigor. En ese marco, efectivamente, ha presentado una serie de estudios sobre los sistemas de la central, por ejemplo, un Plan Integrado de Evaluación y Gestión del Envejecimiento.
Adicionalmente, Nuclenor ha presentado toda la información sobre Revisión Periódica de la Seguridad establecida en la Guía de Seguridad 1.10 “Revisiones periódicas de la seguridad de centrales nucleares” (una guía accesible en la Web externa del CSN).
La Revisión Periódica de la Seguridad comprende los diez últimos años de operación y en ella se recapitula el análisis realizado de la experiencia operacional y de la experiencia relativa al impacto radiológico, los cambios habidos en la reglamentación y normativa, el análisis del comportamiento de los equipos, la actualización del Análisis Probabilístico de Seguridad (APS) y la actualización de los programas de mejora.
Actualmente, toda esta documentación se encuentra en evaluación en el CSN y hasta el momento no se ha encontrado que se haya producido una disminución de los niveles de seguridad de la central. De encontrarse, el CSN abordaría el hallazgo inmediatamente, sin esperar a la conclusión de los estudios, como hace en todos los casos en que se le notifican o descubre situaciones de las instalaciones que degradan su seguridad.
Por otra parte, en noviembre de 2007, Nuclenor deberá presentar al CSN los análisis requeridos por la Instrucción Técnica Complementaria sobre la Normativa de Aplicación Condicionada emitida por el CSN el 26 de octubre de 2006, que supondrá la ampliación de la normativa requerida hasta el momento a la central y la consiguiente realización por el titular de las modificaciones de diseño que resulten necesarias para cumplir con ella. Los análisis de Normativa de Aplicación Condicionada se le exigen actualmente a todas las centrales españolas que solicitan prorrogar de su autorización de explotación.
El Plan Integrado de Evaluación y Gestión del Envejecimiento comprende una revisión de la gestión del envejecimiento y una revisión de los análisis realizados con vida de diseño definida, que se han realizado teniendo en cuenta el periodo de diez años en que Nuclenor ha solicitado prorrogar la Autorización de Explotación en vigor. Actualmente se encuentra en evaluación y hasta el momento tampoco se ha encontrado que se haya producido o se vaya a producir una disminución de los niveles de seguridad de la central.
Respuestas específicas
¿Han revelado estas inspecciones y estudios alguna disminución de los niveles de seguridad habituales?
Como se ha indicado con anterioridad, hasta el momento no se ha descubierto ninguna disminución de este tipo.
¿Cuál es el estado de la contención de la central?
El CSN no tiene constancia de ninguna deficiencia o degradación de la contención. No obstante, tratándose de una estructura importante para la seguridad, dentro de la Revisión Periódica de la Seguridad, se le ha requerido a Nuclenor que realice un análisis exhaustivo del cumplimiento con la siguiente normativa de EE UU: Apéndices A y J del 10CFR50, sobre los criterios generales de diseño de centrales nucleares y sobre pruebas de fugas de contención de centrales nucleares de agua ligera respectivamente. De encontrarse alguna deficiencia, se requerirá su corrección, como se hace en cualquier revisión de cualquier central.
Por último, cabe mencionar que la inspección del CSN, en el marco de aplicación del programa SISC (Sistema Integrado de Supervisión de Centrales), descubrió en el primer trimestre de 2007 que Dos válvulas de aislamiento de la contención pueden quedar abiertas como consecuencia del fallo de un sistema que no es de seguridad. Las dos válvulas, que son neumáticas, están instaladas en dos tuberías que sirven para romper el vacío entre el toro y el edificio del reactor, por lo que también actúan como aislamiento de la contención en caso de accidente. Estas válvulas pueden fallar quedando en posición abierta, con lo que fallaría su función de aislamiento, debido a pérdida del sistema de aire de instrumentos, que no es un sistema de seguridad. En julio de 2004 se había implantado una modificación de diseño (aporte de nitrógeno a los actuadotes de estas válvulas como respaldo al aire de instrumentos) que garantizase la operación de esas válvulas hasta 30 días después de un accidente. Sin embargo, la inspección del CSN descubrió que esto no había quedado demostrado por el titular, por lo que no quedaba garantizado que se cumpliera el criterio de fallo único para el aislamiento de la contención, que requiere que haya dos válvulas de aislamiento por tubería. Si esas dos válvulas quedan abiertas, solamente quedarían disponibles otras dos (una por línea) para aislar la contención en ese punto.
El fallo de estas válvulas tiene una importancia para la seguridad muy baja y por tanto se ha calificado como de categoría verde, siguiendo los criterios del SISC.
Como respuesta a este hallazgo, el titular probó en marzo de 2007 el correcto funcionamiento de las válvulas con el suministro de nitrógeno y ha adoptado alguna medida adicional, tal como sistematizar mejor su vigilancia y actuación en caso de emergencia.
La información sobre este hallazgo es accesible en la página Web externa del CSN.
¿Cual es el estado del sistema de protección contra incendios?
El CSN no tiene constancia de ninguna deficiencia o degradación del sistema de protección contra incendios.
En el marco de aplicación del programa SISC se han descubierto hallazgos menores (su importancia para la seguridad es menor que la de los verdes, por ejemplo de suciedad en un rociador del sistema o un bidón con carga de fuego mal etiquetado en el edificio del reactor.
¿Cual es el estado actual del barrilete?
A principio de los años 90 General Electric, suministrador principal de esta central BWR, emitió una serie de documentos informativos sobre dos casos en los que habían aparecido grietas en el barrilete (core shroud) en dos centrales extranjeras. Como consecuencia de estas experiencias la NRC emitió una nota informativa (Information Notice) y una carta genérica alertando a las centrales BWR de este fenómeno. Estas grietas se caracterizaron como grietas motivadas por corrosión intergranular bajo tensiones (IGSCC y IASCC). Al tratarse de un problema genérico se inició en EE UU un proceso que culminó en un conjunto de recomendaciones para realizar inspecciones en estas centrales nucleares de diseño BWR adicionales, teniendo en cuenta la susceptibilidad al agrietamiento del barrilete (material, tiempo de operación, química del agua) que se resumen en el documento NUREG-1544 (Marzo 96)
En la central Santa Mª de Garoña se realizó en 1994 una inspección visual de este componente detectándose diversas grietas (circunferenciales y axiales) a lo largo de la soldadura circunferencial H4 y una indicación en una de las soldaduras verticales.
En 1996 se realizó una inspección volumétrica de todas las soldaduras circunferenciales (identificadas como H1, H2, H3, H4, H5, H6 y H7), detectándose grietas en las soldaduras H4, H5 y H6, siendo la H4 la más afectada. En base a los resultados de las inspecciones y fundamentalmente al análisis estructural efectuado, se adoptó una solución de reparación integral para todas las soldaduras, similar a la adoptada en otras centrales BWR sustituyendo la función estructural de las soldaduras por cuatro tirantes pretensados colocados verticalmente cada 90º por el exterior del mismo, uniendo la brida superior con la placa soporte del núcleo. Dicha reparación se implantó en el año 1997.
A partir de dicha fecha se ha inspeccionado la reparación de forma completa en tres ocasiones (1997, 1999 y 2001) y de forma parcial (escalonada) en 2003, 2005 y 2007. En ningún caso se han encontrado indicaciones relevantes salvo en 1999 en que se encontró una grapa de sujeción de los tirantes al barrilete fuera de su sitio y hubo de ser restaurada a su posición original.
Por otro lado la reparación exige que las soldaduras verticales presenten una buena condición, la cual se ha de verificar mediante inspección. La inspección de la totalidad de las soldaduras verticales se ha completado entre los años 1997 mediante inspección por ultrasonidos (UT) de las soldaduras verticales V3 a V6, beltline, 2003 (UT de V7 y V8), 2005 (inspección visual, tipo VT-1, mejorada de V1 y V2) y 2007 (UT de las soldaduras verticales V3 a V6). Se ha reportado diversas indicaciones de defecto, pero en todos los casos muy inferiores a los criterios de aceptación definidos.
Los planes futuros respecto a este componente pasan por continuar con la inspección escalonada de los tirantes de la reparación y continuar la inspección de las soldaduras verticales siguiendo las recomendaciones de las guías del BWRVIP, así como las derivadas de resultados de experiencias operativas.
¿Que partes del circuito primario están aquejadas de corrosión?
Las áreas susceptibles de corrosión del circuito primario son las soldaduras de las tuberías de:
Sistema de recirculación: era susceptible en su totalidad, por lo que en 1985 fue sustituido por completo por otro de material resistente a la corrosión: acero tipo 316L y técnicas de soldadura de bajo input térmico.
Sistema de purificación de agua del reactor. Parcial, por lo que en 1996 se sustituyó el desmineralizador con materiales y procesos de soldado resistentes al fenómeno IGSCC.
Sistema de rociado del núcleo. También susceptible en parte y cuyas tuberías internas a la vasija del reactor se sustituyeron en 2001.
También tienen susceptibilidad parcial otros sistemas, como el Sistema de condensador de aislamiento, el Sistema de inyección de agua a baja presión o el Sistema de enfriamiento del reactor en parada.
En todas esas zonas pueden existir indicios de corrosión de pequeño alcance, que no llegan a la categoría de defectos, según se definen en el Manual de Inspección en Servicio. El programa de inspección en servicio establece las medidas de vigilancia a realizar y su frecuencia, así como el nivel de corrosión que alcanza el umbral de ser reportado como defecto. Los resultados de las inspecciones realizadas de acuerdo con la aplicación de este programa son satisfactorios, no habiéndose reportado ningún defecto.
Una acción preventiva adoptada con alcance general para minimizar la aparición y crecimiento de fenómenos de corrosión, es la mejora de la química del refrigerante con la instalación de un sistema de inyección de hidrógeno. También el tratamiento de mejora de tensiones residuales en soldaduras pertenecientes al Sistema de enfriamiento del reactor en parada y al Sistema de inyección de agua a baja presión en 1988.
La susceptibilidad de estos sistemas a la corrosión es conocida desde hace mucho tiempo, razón por la que desde 1984 el CSN ha ido requiriendo a Nuclenor, a través de los diferentes condicionados emitidos en las sucesivas prórrogas de la autorización de explotación concedidas a la central nuclear Santa Mª de Garoña, la adopción de ciertas medidas en dichos sistemas tales como, la sustitución parcial de la tubería del sistema de recirculación (1985), el establecimiento de un plan de inspecciones de tuberías de acero inoxidable basándose en los documentos aplicables en cada momento (NUREG-1061, NUREG-0313 rev. 2, etc.), adopción de medidas preventivas como el tratamiento de mejora de tensiones residuales en soldaduras pertenecientes a alguno de los sistemas antes indicados, así como una mejora en la química del refrigerante con la instalación de un sistema de inyección de hidrógeno. Actualmente, el programa de inspecciones se ajusta a las recomendaciones de la guía del BWRVIP BWR Vessel and Internals Project Technical Basis for Revisions to Generis Setter 88-01 Inspection Schedules, BWRVIP-75. Los programas de inspección establecidos en base a estos documentos son más estrictos que los definidos de acuerdo con los requisitos del código ASME XI.
¿Cuál es el estado de las penetraciones de la vasija?
No se describe aquí la fenomenología de las fugas a través de las penetraciones de los mecanismos de accionamiento de barras de control por considerarse ya conocidos y sobre los cuales el CSN ha venido informando regularmente. También se ha informado sobre el impacto de este fenómeno en la seguridad, que es de escasa importancia, ya que:
La vasija mantiene su capacidad de retener presión.
Se mantiene la capacidad de inserción de barras de control.
La posible fuga está autolimitada al huelgo entre el alojamiento de los accionadotes y la penetración y si se produce se detecta con mucha rapidez.
El estado actual de los defectos de las penetraciones, contemplando los resultados obtenidos en la
última inspección realizada durante la parada de recarga 2007, es el siguiente:
30 penetraciones sin defectos (31%)
13 penetraciones con defectos, sin sello (13,4%)
54 penetraciones con defecto y sello (55,6%)
TOTALMENTE INFORMACION ACTUALIZADA:
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En relación al estado de las penetraciones puede destacarse lo siguiente:
Las penetraciones que no tienen sello instalado, bien por estar sanas o por tener defectos que no obligaron a su instalación, se están comportando correctamente, de acuerdo con lo esperado, probablemente motivado por la existencia de menores tensiones residuales y por la inyección de hidrógeno.
Los defectos reportados anteriormente en penetraciones con sello instalado, que están aislados del refrigerante del reactor por el propio sello, no se han modificado o lo han hecho muy ligeramente.
En penetraciones con sello se han detectado nuevos defectos coincidentes con el borde inferior de la junta de grafito, cuyas dimensiones no alcanzan los límites para instalar un sellado adicional o implantar otro método de reparación. En las inspecciones futuras deberá tenerse en cuenta esta nueva situación.
Los resultados muestran que el modelo de selección de muestra para la inspección, implantado como consecuencia de los nuevos defectos detectados, es adecuado y que los criterios que se utilizan son conservadores.
