JP2005299644A - 原子力発電システム - Google Patents

Abstract

【課題】
原子力発電システムにおいて、炉心熱出力の増加に際し、高圧タービン出口と低圧タービン入口の間の主蒸気配管内へ内蔵型湿分分離過熱器を設置することにより、コンパクトな湿分分離過熱器を提供する。
【解決手段】
従来の原子力発電システムでは、既設の湿分分離器をそのままにして炉心熱出力を増加させると、高圧タービン出口の主蒸気が高湿り度となり、低圧タービンの性能が低下する。
このため、高圧タービン出口と低圧タービン入口の間の主蒸気配管内へ内蔵型湿分分離過熱器を設置することにより、コンパクトな湿分分離過熱器を設置して、その上で原子力の熱効率を向上させることにより、原子炉の電気出力を増加させる。
【選択図】図１

Description

本発明は、原子力発電システムに係り特に、湿分分離過熱器（または湿分分離再熱器）を用いた原子力発電システムに関する。

従来の原子力発電システムとして、例えば沸騰水型軽水炉（以下、ＢＷＲと称す）は核分裂性物質を含む炉心で水を沸騰させ、沸騰によって生じた蒸気を主蒸気管へ通して高圧タービン，低圧タービンへと送り、高圧タービン，低圧タービンの軸と連動した発電機で電気を発生させている。通常のＢＷＲでは低圧タービン出口側に設置された復水器で蒸気は凝縮して水となり、その後、給水加熱器および給水ポンプ等を通って昇圧，加熱されて原子炉圧力容器内に給水される。

通常のＢＷＲの設計ではまず、炉心の熱出力を決定し、その熱出力で最高の熱効率が得られるように主蒸気管以降の蒸気の流れを最適化している。具体的には、復水器で蒸気を水にすると熱サイクルの原理から通常のＢＷＲの圧力（約７ＭＰａ）ではエネルギーの２／３が排出されて無駄になる。そこで、主蒸気のうちの一部を抽気して給水加熱器における給水を加熱するために用いる。この場合、主蒸気の熱はそのほとんどが回収されるため原子炉の熱効率は向上する。一般に再循環ポンプとジェットポンプを用いて湿分分離器
（以下、ＭＳと称す）を備えているＢＷＲにおいては、主蒸気のうち最終的に低圧タービン出口から復水器に送られる蒸気の量は約５６％で、残りの蒸気は給水の加熱に用いている。また、湿分分離器の替わりに湿分分離再熱器または湿分分離過熱器（以下、ＭＳＨと称す）を設置した改良型沸騰水型軽水炉（ＡＢＷＲ）においては主蒸気のうち最終的に低圧タービン出口から復水器に送られる蒸気の量は約５４％である。これらＢＷＲあるいはＡＢＷＲの熱効率を向上させるためには、ＭＳをＭＳＨに変更すれば、再熱効率により性能が向上することが知られている。しかしながら、特にＢＷＲでは既設ＭＳ容器が小さいため、これら容器内に過熱器である伝熱管を多数本追設することはきわめて難しいと考えられている。

尚、従来の技術としてはＭＳＨが大型化するため、このＭＳＨを設置する際に建屋全体としてどのような位置・配置で設置するかについてのみ課題が置かれていた。このような従来例として特開平９−２４２３５７号公報が挙げられる。

特開平９−２４２３５７号公報

一般に既設の原子炉を増出力する場合、出力増加にほぼ比例して給水流量および主蒸気流量が増加する。そのため、給水系配管，給水加熱器，給水ポンプ，蒸気乾燥器などの炉内構造物，主蒸気管，高圧タービン，低圧タービンおよび復水器など作動流体の流量増加に伴い、ほとんど全ての機器における設計余裕は減少する。通常のＢＷＲでは主蒸気流量の増加によって最初に設計余裕がなくなるのが高圧タービンである。ＢＷＲ以外の原子力発電システムにおいても、高圧タービンの設計余裕が比較的小さいプラントについては同様の課題がある。

本発明の目的は、通常運転時から増出力時運転に変更した場合でも、作動媒体である主蒸気を再熱サイクルにより熱効率を向上させ、建屋スペースおよび配管配置空間を大幅に変更することなく、しかも他のプラント機器への影響が無く、低圧タービンに入る低湿り度の過熱蒸気流量を増加させることで、プラントの増出力を可能になる原子力発電システムを提供することにある。

上記課題を解決する本発明の特徴は、冷却材を炉心に供給する給水配管と、冷却材を昇圧する給水ポンプと、冷却材を加熱する給水加熱器と、冷却材から蒸気を発生させる原子炉と、蒸気からエネルギーを回収する高圧タービンおよび低圧タービンと、低圧タービンから排出された蒸気を冷却して凝縮させる復水器と、高圧タービンと低圧タービンの間の主蒸気配管内に設けられた、主蒸気配管内蔵型湿分分離過熱器とを備えたことにある。

本発明によれば、原子力発電システムの大幅な変更をせずに主蒸気配内蔵型である湿分分離過熱器を設置することで、通常運転時から増出力時運転に変更した場合でも、作動媒体である主蒸気を再熱サイクルにより熱効率を向上させ、建屋スペースおよび配管配置空間を大幅に変更することなく、しかもコンパクトで高性能な湿分分離過熱器を設置することにより、他のプラント機器への影響が無く、低圧タービンに入る低湿り度の過熱蒸気流量を増加させることで、原子力プラントの増出力を可能にすることができる。

好ましくは、主蒸気配管内蔵型湿分分離過熱器は、湿分分離器及び過熱器を有し、高圧タービンと低圧タービンの間の主蒸気配管内において、上流側に湿分分離器を、下流側に過熱器をそれぞれ配置していることが望ましい。

また、好ましくは、主蒸気配管内蔵型湿分分離過熱器は、高圧タービンと低圧タービンの間の主蒸気配管を流れ方向に対して水平または上向き傾斜に設置し、主蒸気配管内蔵型湿分分離過熱器の湿分分離器内に少なくとも１段以上のドライヤ要素を設置し、湿分分離器下部には凝縮ドレン水ポットを設けたことが望ましい。

好ましくは、主蒸気配管内蔵型湿分分離過熱器は、加熱側には原子炉からの高温高圧蒸気、被加熱側には高圧タービン出口からの低温低圧蒸気を用いるとよい。

好ましくは、湿分分離過熱器は、加熱側の高温高圧蒸気を管内側、被加熱側の低温低圧蒸気を管外側すなわち胴側に流すように構成するとよい。

好ましくは、高圧タービンと低圧タービンの間の主蒸気配管内に設置された、主蒸気配管内蔵型湿分分離過熱器の過熱器は、加熱側の高温高圧蒸気を胴側に、被加熱側の低温低圧蒸気を管側に流すように構成することが望ましい。

好ましくは、主蒸気配管内蔵型湿分分離過熱器は、伝熱管長さ方向へある間隔で設置する伝熱管を支持するスペーサを低圧損化するため、胴側流れ方向の上流あるいは下流側、上流並びに下流側を半円，エッジ状，流線形状とした平板スペーサあるいは円柱棒状ロッドを用いることが望ましい。

好ましくは、主蒸気配管内蔵型湿分分離過熱器は、既設沸騰水型原子炉及び改良型沸騰水型原子炉のいずれかにおける増出力用または新設プラント用の主蒸気配管内蔵型湿分分離過熱器であることが望ましい。

好ましくは、主蒸気配管内蔵型湿分分離過熱器は、既設加圧水型原子炉及び改良型加圧水型原子炉のいずれかにおいて増出力用または新設プラント用の主蒸気配管内蔵型湿分分離過熱器であることが望ましい。

好ましくは、既設沸騰水型原子炉あるいは改良型沸騰水型原子炉の低圧損運転のために、主蒸気配管内蔵型湿分分離過熱器を組み込むことが望ましい。

好ましくは、高圧タービンと低圧タービンの間の主蒸気配管に容器内蔵型湿分分離過熱器を設けることが望ましい。

好ましくは、容器内蔵型湿分分離器を高圧タービンと低圧タービンの間の主蒸気配管に設け、配管内蔵型過熱器を、容器内蔵型湿分分離器よりも下流側で、高圧タービンと低圧タービンの間の主蒸気配管内に設けることが望ましい。

本発明によれば、原子力発電システムにおいて主蒸気系機器の設計余裕を適切に維持しつつ出力増加を可能にする。

本発明の実施例を図面を用いて説明する。図１は本発明の好適な実施例である主蒸気配管内蔵型の湿分分離過熱器（以下、ＭＳＨと略す）を有する沸騰水型軽水炉のシステム系統図を示す。主蒸気配管内蔵型の湿分分離過熱器は、以下、主蒸気配管内蔵型ＭＳＨと称する。原子炉１から発生する高圧の主蒸気は主蒸気管２から高圧タービン４へ供給されて高圧タービン４で回転エネルギーに変換されて仕事をする。この後、膨張した主蒸気は主蒸気配管内蔵型ＭＳＨに供給される。主蒸気配管内蔵型ＭＳＨは湿分分離器５及び過熱器６を有する。主蒸気配管内蔵型ＭＳＨ内に供給された主蒸気は、湿分分離器５で湿分を除去された後、過熱器６で抽気蒸気配管３から供給される高温高圧蒸気により過熱される。過熱に用いた高圧蒸気は、その後、給水加熱にも用いられ、そのエネルギーのほとんどを回収できるため、過熱器６を設置することによりプラントの熱効率は向上する。熱効率向上の観点からは過熱段数が多いほど良いが、本実施例は、現実的にコスト及び設置スペースの関係から１段あるいは２段再熱式を採用している。過熱された蒸気は低圧タービン７でも同様の仕事をし、膨張した低圧蒸気は復水器８で凝縮される。その後、復水した冷却水は低圧給水加熱器９，主給水ポンプ１０及び高圧給水加熱器１１で昇温・昇圧されて、再び原子炉１内へ供給される。通常の沸騰水型軽水炉では事故・過渡時に十分に炉心の健全性が確保される範囲で、高圧タービンや湿分分離器からの抽気蒸気やドレン水を給水加熱に用いることにより冷却材の給水温度を高くして熱効率が最大となるように設計されている。

図２は上記した主蒸気配管内蔵型ＭＳＨの概要構成を示している。本実施例では、主蒸気配管内蔵型ＭＳＨは、高圧タービン４と低圧タービン７の間における既設の主蒸気配管２（高圧タービン４と低圧タービン７とを連絡している既設の主蒸気配管２）内に配管と同径の湿分分離器５と過熱器６を取り付けたものである。湿分分離器５の中にはドライヤ要素１２を少なくとも１段以上設置し、この下部には凝縮水ポット１４を設けている。Ａ−Ａ断面を見ると、配管の断面にドライヤ要素１２を設置した場合、上下左右に生じる空間内を蒸気のサイドリークが流れないように閉止機構１３とする。また、湿分分離器５の下流にある過熱器６の中には数本以上の伝熱管１５を設置し、これら長ものの伝熱管を支持するために、ある間隔でＢ−Ｂ断面のように伝熱管支持スペーサ１６（以下、スペーサと略す）をエッグ・クレート状（卵の仕切り形状）に設置する。エッグ・クレート状格子で伝熱管を支持する場合、最低２点支持となるため、荷重受け、圧損低減および管束の流力弾性振動抑制の観点から、構成上、最も最適と考える。ここで、湿分分離器５から出た低温・低圧の主蒸気１８は入口ノズル２ａから胴体内へ流入し、伝熱管内の抽気蒸気とほぼ対向で流れ、出口ノズル１８ｂから排出されるようになる。一方、高温・高圧の抽気蒸気１９ａは入口ノズル６ａから入口側水室６ｃを介して伝熱管内へ流入し、胴体側流れと対向流で流れ、出口側水室６ｄを介して出口ノズル６ｂ前に設置された凝縮水ドレンポット１７で凝縮してノズルから抽気蒸気１９ｂとして排出される。このように、本実施例で用いる主蒸気配管内蔵型ＭＳＨは外観は既存の主蒸気配管そのものに見えるほど、細径でシンプルな構造にすることが可能になる。これにより、主蒸気配管を取り外して新たに
ＭＳＨの大きな容器を追設しなくとも、この主蒸気配管の中で対向流熱交換をしながら、湿り蒸気を加熱蒸気に変化させることを実現出来る。
図３は本実施例に用いられる主蒸気配管内蔵型ＭＳＨの熱交換方式の概要を示す。図３（ａ）は過熱器である熱交換器内を高圧タービン出口からの低温・低圧の主蒸気１８と原子炉出口からの高温・高圧の抽気蒸気１９を対向流で熱交換することを示している。図３（ｂ）は流れ方向ｘに対する温度分布Ｔの概要を示す。高温・高圧の抽気蒸気１９は、過熱器の入口から出口まで一定温度のまま潜熱変化あるいは過冷却された飽和ドレン水となるが、一方、低温・低圧の主蒸気１８は、湿り蒸気を飽和蒸気に加熱するまでは一定温度で潜熱移動し、その後、出口までの間で顕熱変化して過熱蒸気となることを示している。

図４は現状で考えられる原子力発電システムの系統図を示す。図１と比較すると、図４では従来例として、ＡＢＷＲで実績のある容器内蔵型のＭＳＨ（詳細構成は図５参照）を用いている。既設のＢＷＲではＭＳ容器内の開いた空間内に加熱用伝熱管を可能な範囲で配置するか、新たに必要交換熱量に応じたＭＳＨを設計製作することになる。

図５は図４に示す原子力発電システムに用いられた従来の容器内蔵型ＭＳＨの概要を示す。容器内蔵型ＭＳＨは、一般的な多管式熱交換器内の下部に湿分分離器５Ｄ、上部に過熱器６Ｄを内蔵したものである。この方式では、大きなシェル内に湿分分離器５Ｄと過熱器６Ｄを設置しているが、シェル内の有効な空間が十分利用されていないため、コンパクトにすることは困難である。すなわち、そのシェルの外径は、主蒸気配管の外径に比べて著しく大きい。

図６はＭＳＨの交換熱量と長さ比の関係を示している。横軸は交換熱量Ｑ、縦軸は無次元長さ比Ｌ／Ｄを示す。ここで、既存のＢＷＲ１１０万ｋＷｅ級では、主蒸気配管の直管部長さはおよそＬ＝１００ｍ、主蒸気配管の外径はＤ＝１.１ｍ であり、これらの上限値を用いて試算した。検討条件は、ＢＷＲ１１０万ｋＷｅ級，胴径(配管径) Ｄ＝１.１ｍ，伝熱管外径ｄ_o＝２５mm，管本数ｎ_t＝１００の場合である。また、配管は正三角形配置とし、ＴＥＭＡの規格に準じて管ピッチはＰ_t／ｄ_o＝１.５ とした。主蒸気配管口径が一定の場合、図示のように交換熱量Ｑの増加とともに伝熱管の面積を大きくするためＬ／Ｄも増加する。この時、現実的な建屋空間の許容値として、（Ｌ／Ｄ）max ＝１００を考えれば十分である。本試算結果から、１系統での湿分分離器および過熱器を含めた総長さはＬ／Ｄ＝３５〜４０となり、これらのＭＳＨを３系統並列に配置し、過熱蒸気を３基の低圧タービン入口へ連結するようにする。

図７はＭＳＨの交換熱量Ｑと熱交換器空間体積Ｖの関係を示している。横軸は標準化交換熱量Ｑ^*、縦軸は空間容積比Ｖ^*を示す。各々の基準値１.０ には、従来例であるＢＷＲのＭＳのサイズを用いて、他の条件は図６と同様の条件としたものである。従来例のBWR用ＭＳに比べて、本発明の場合は空間容積が約４０％と大幅に減少する。また、従来例のＡＢＷＲ用の容器内蔵型ＭＳＨに比べても、本発明に用いる主蒸気配管内蔵型ＭＳＨの空間容積は大幅にコンパクトになることがわかる。この際、従来例のＢＷＲ用ＭＳ及びABWR用ＭＳＨともに２基ずつ設置されているので、２基分の容積合計と比較した。

図８は熱交換器コンパクト指標による本実施例で用いている熱交換器と従来熱交換器の比較模式図を示す。この比較手法として、『日本機械学会論文集、Vol.65，No.631，p.
1018，平成１１.３ 』にコンパクト化の定義と検討法の例が記載されている。すなわち、横軸は胴側レイノルズ数Ｒｅ、縦軸は熱交換器の胴側コンパクト指標η_s を示す。ここで、一般的なシェル・チューブ式熱交換器の場合、流体空間の大きな、しかも流体の流れが停留する死水域などの存在する胴側が律則となるため、熱交換器の性能やコンパクト化には、胴側流れに注目すればよいと考える。ここで、熱交換器コンパクト指標η_s は次式に示すように、胴側熱伝達率ｈ_sと圧力損失係数Ｋとの比を表し、η_sが大きくなればなるほどコンパクトであることを示している。すなわち、コンパクト指標η_s は伝熱促進構造により付加的に生じる圧力損失の増加に対する伝熱促進割合を無次元数で表した指標であり、具体的には損失係数ｆ_sに対する伝熱係数Ｎｕ_sの向上比であり次式で定義される。

ここで、Colburnのｊファクターは次式で表される。

また、式（１）に用いる摩擦損失係数ｆ_s′はColburnの定義に基づき、次式で定義した。

ここで

ただし、Ｑ_sは交換熱量、Ｌ_sは流路長さ、ΔＴ_sは温度差である。

上式（４）を式（２），（３）へ代入し、面積はＡ_s＝πｄ_e ²／４、体積流量はＶ_s＝
ｖ_sＡ_sの関係を用いると、式（１）のη_sは次式のようになる。

ただし、ΔＰ_sは圧力差である。

すなわち、Ｑ_s，Ｖ_s，ΔＴ_s，ΔＰ_s及び熱物性値の粘性係数μ_s，熱伝導率κ_s，プラントル数Ｐｒ_sが一定の場合、式（５）よりη_s∝１／Ａ_s ²の関係が得られ、η_s は熱交換器のコンパクトさの指標を与え、η_s が大きくなるほどコンパクトになることがわかる。したがって、η_sが大きくなり１.０に漸近することは、圧力損失が小さく伝熱性能が大きくなり、熱交換器が非常にコンパクトになることを意味する。ここで、伝熱管に平滑管を用いるか、蒸気凝縮した液を分離しやすくするために従来例で用いられているローフィン管などを用いるかは、上記のコンパクト指標を基に適切な管を決定すれば良いので、種々の管を採用する可能性がある。

比較用に、従来例を併記する。図８より、一般的な多管式熱交換器（水−水）、改良型対向流熱交換器（水−水）、従来よりＡＢＷＲで採用されているＭＳＨなどは同じＲｅ数で比較するとη_s＝０.１〜０.３ であるのに対して、本発明で用いる主蒸気配管内蔵型
ＭＳＨはη_s＝０.５となり、大幅なコンパクト化が図れる。ちなみに、この時の条件の胴側レイノルズ数ＲｅはＲｅ＝２×１０⁵である。

図９は熱交換方式の相違による技術課題の比較図を示す。上図は従来例である伝熱管を直行流で横切る流れの場合、伝熱管下流側で温度境界層がはく離することにより、比較的低流速でも胴側熱伝達率ｈ_s が大きくなる。しかしながら、はく離が生じることにより圧力損失は大きくなり、また熱交換器特有の伝熱管束間での流力弾性振動（流動振動の一種であり、一般的な分類としてＦＩＶと略す）が大きくなる懸念がある。一方、下図の本発明で用いる主蒸気配管内蔵型ＭＳＨのように、伝熱管内を対向流で流れる場合、伝熱間と支持材近傍での温度境界層薄膜化により、胴側熱伝達率ｈ_s は管内側とほぼ同等か僅かに大きくなるが、支持材設置による縮流・拡大流損失はそれほど大きくなく、しかも伝熱管束間での流力弾性振動も抑制されるため、熱交換器としての３大技術課題である伝熱性能，圧損，ＦＩＶを満足する観点から見ると、主蒸気配管内蔵型ＭＳＨの熱交換器ほうが有効であることがわかる。

主蒸気配管内蔵型ＭＨＳの他の実施例（他の構造例）を図１０から図１９に示す。図
１０は他の配管構成法で図２の実施例と同じ符号の部材は同一の構成，効果を有するものであり、直管一軸方向に揃えた場合の主蒸気配管内蔵型ＭＳＨの概要を示す。建屋配置上あるいは主蒸気圧損低減のためには、こちらの方が望ましい。図１１は図２の熱交換方式の逆の場合の主蒸気配管内蔵型ＭＳＨの概要を示したもので、特に言及しない限りは図の実施例と同じ符号の部材は同一の構成，効果を有するものである。すなわち、管内側流体に主蒸気１８，胴側流体に抽気蒸気１９を流す場合である。この場合、配管内蔵型の構造としては、非常にシンプルになるが、管内が低圧、胴側が高圧となり得る。しかしながら、本方式でも伝熱管厚さなど膜圧に対する一次応力強度を検討すれば、このような実施例を構成することができる。

図１２から図１７までは、図１１に示すＭＳＨの構成例を基本として主蒸気配管内蔵型ＭＳＨの他の実施例を説明したものであり、特に言及しない限りは図１１の実施例と同じ符号の部材は同一の構成，効果を有するものである。なお、これら他の実施例は図２の構成について適用できることは当然である。図１２は湿分分離過熱器の直管部にエクスパンション２３を設置した場合のＭＳＨの概要を示す。これは、過熱器６の容器の直管部が配管それ自体を使用するために細径で長尺ものとなり、配管すなわち過熱器の胴体と伝熱管の材質の熱伸びの相違に基づく熱応力を緩和するため、配管側に熱伸び吸収用エクスパンション２３を設置したものである。本方式は、一般的に直管式シェル・チューブ熱交換器で用いられている。図１３は軸方向に二つの過熱器６Ａ，６Ｂに分け、その間にエクスパンション２４を設置した場合の主蒸気配管内蔵型ＭＳＨの概要を示したものであり、図
１２よりも図１３の構成の方が現実的な設計及び点検の面が有利と考えられる。

図１４は湿分分離過熱器６を主蒸気配管２よりも太径とした場合の主蒸気配管内蔵型
ＭＳＨの概要を示したものであり、特に言及しない限りは図１１の実施例と同じ符号の部材は同一の構成，効果を有するものである。主蒸気配管２下流側に、蒸気流入拡大管25ａを設置し、湿分分離器５、さらに過熱器６を接続し、その後、蒸気流出縮小管２５ｂを経て主蒸気配管２に戻す。これにより、配管内へ伝熱管を設置したことによる主蒸気流速の増加を抑制でき、また伝熱管を設置しても、伝熱管が設置されていない場合の主蒸気流速と同じにできるメリットがある。

図１５は主蒸気配管内蔵型ＭＳＨの過熱器内の伝熱管を支持するスペーサの概要を示したものであり、特に言及しない限りは図１１の実施例と同じ符号の部材は同一の構成，効果を有するものである。スペーサは伝熱管を支持する働き以外に、胴側流体の圧損が低く、また伝熱管束への流れが平行流であるため胴側流体力による流力弾性振動の抑制が期待できる。具体的なスペーサ構造として、基本的な薄い平板状スペーサ，半円状スペーサ，エッジ状スペーサ，流線形状スペーサ、そして円柱棒状スペーサなどが考えられる。これらの形状は、流れに対して、上流側あるいは下流側、または上下流両側の組み合わせがある。可能な範囲で、スペーサ流入側の縮流損失およびスペーサ流出側の拡大流損失を低減するようにする。

図１６は過熱器内の伝熱管内流れと胴側流れが完全対向流となるように、胴側入口及び出口部の両者へ均一流入内筒管２６ａ，均一流出内筒管２６ｂを設置した主蒸気配管内蔵型ＭＳＨの概要を示したものであり、特に言及しない限りは図１１の実施例と同じ符号の部材は同一の構成，効果を有するものである。これにより、胴側出入口の均一流入出を達成し、有効伝熱管の面積を大きくし、また胴側ノズルから流入する直交流による伝熱管の流動振動を防止する効果がある。

図１７は主蒸気配管内蔵型ＭＳＨの過熱器内の胴側流れが伝熱管内流れと熱交換後、凝縮したドレン水の排出法の概要図を示したものであり、特に言及しない限りは図１１の実施例と同じ符号の部材は同一の構成，効果を有するものである。この実施例においては、凝縮水ポット１７に滞留したドレン水の水位を液位指示計２７で検出し、適正な液位を保つように流量調整弁２８に信号を送り、弁開度を調整し、ドレン水を高圧給水加熱器１１へ供給して給水を加熱する。このシステムは、加熱器内に限らず、湿分分離器内のドレン水の排出処理にも同様に用いることが出来る。

図１８は本発明の他の実施例である原子力プラントの構成を示している。この原子力プラントは、３系統の主蒸気配管内蔵型ＭＳＨを備えている。実際上のシステム運用に際しては、主蒸気配管内蔵型ＭＳＨを３系統に分け、それぞれの出口から過熱された蒸気を３基の低圧タービン７Ａ,７Ｂ,７Ｃへ供給する構成が適用できる。第１系統の主蒸気配管内蔵型ＭＳＨは湿分分離器５Ａ及び過熱器６Ａを有し、第２系統の主蒸気配管内蔵型ＭＳＨは湿分分離器５Ｂ及び過熱器６Ｂを有し、第３系統の主蒸気配管内蔵型ＭＳＨは湿分分離器５Ｃ及び過熱器６Ｃを有する。これにより、配管口径が一定の場合、熱交換器内の管側及び胴側平均流速を低減でき、両側の圧損及び流動振動を抑制できる点では有効となる。従来例のＭＳや容器内蔵型ＭＳＨでは、通常大きな２基の圧力容器を設置しているが、これらに比べると、本実施例では主蒸気配管内蔵型ＭＳＨは細長いけれども機器設置空間は非常に小さくて済むことになる。

図１９は本発明の他の実施例である原子力プラントの構成を示している。この実施例では特に、原子炉に低圧損炉心１ａを用いた増出力運転に用いる場合を示す。既存のＢＷＲの湿分分離器を主蒸気配管内蔵型ＭＳＨに置き換え、炉心の運転法を変更することにより、プラント運転前に比べて約１５％程度の電気出力増加が図れる有効な原子力システムの例である。本実施例の原子力プラントも、３系統の主蒸気配管内蔵型ＭＳＨを備えている。

なお、本実施例は沸騰水型軽水炉プラントを例にしたが、本発明は加圧水型軽水炉の２次系やその他の形式の原子力発電システムにも適用可能である。

図２０は本発明の他の実施例である原子力発電システムを示している。本実施例は、高圧タービン４と低圧タービン７の間に位置する主蒸気配管２に、図５に示す容器内蔵型
ＭＳＨ及び例えば図２に示す主蒸気配管内蔵型ＭＨＳを設置したものである。本実施例は、例えば既設のＢＷＲプラントにおいて、増出力運転を行う場合にその増出力運転の条件に対して過熱量不足分を主蒸気配管内蔵型ＭＨＳで補うことができるシステムである。すなわち、既設のＢＷＲプラントの増出力運転条件に応じて主蒸気の過熱量を適正に設定する増出力運転システムの例である。これにより、増出力運転により電気出力の増加が図れると共に、蒸気過熱量を増加させることができ、ＢＷＲプラントの熱効率を向上させることも可能になる。

図２１は本発明の他の実施例である原子力発電システムを示している。本実施例は、高圧タービン４と低圧タービン７の間に位置する主蒸気配管２に、容器内蔵型湿分分離器
５Ｄ及び主蒸気配管内蔵型過熱器６を設けたものである。容器内蔵型湿分分離器５Ｄは、図５に示す容器内蔵型ＭＳＨの構成から、過熱器６Ｄを取り除いた構造を有する。主蒸気配管内蔵型過熱器６は、例えば図２に示す主蒸気配管内蔵型ＭＳＨの構成から、湿分分離器５を取り除いた構造を有する。主蒸気配管内蔵型過熱器６は容器内蔵型湿分分離器５Ｄの下流側に配置される。本実施例は、既設のＢＷＲプラントの増出力運転条件に応じて主蒸気の過熱量を適正に設定し、プラント熱効率の向上を図る増出力運転システムの例である。

以上述べた各実施例の原子力発電プラントにおいて、ＭＳＨの代わりに湿分分離再熱器を用いてもよい。

本発明の好適な実施例である原子力発電システムの系統図である。 図１に示す主蒸気配管内蔵型ＭＳＨの概要構成図である。 主蒸気配管内蔵型ＭＳＨにおける過熱器の熱交換方式を示す説明図である。 現状の原子力発電システムの構成図である。 図４に示す容器内蔵型ＭＳＨの概要構成図である。 ＭＳＨの交換熱量と長さ比の関係を示す説明図である。 主蒸気配管内蔵型ＭＳＨ及び容器内蔵型ＭＳＨの交換熱量と熱交換器空間体積の関係を示す説明図である。 熱交換器コンパクト指標による主蒸気配管内蔵型ＭＳＨと容器内蔵型ＭＳＨの比較模式図である。 熱交換方式が相違する主蒸気配管内蔵型ＭＳＨ及び容器内蔵型ＭＳＨにおける技術課題の比較図である。 主蒸気配管内蔵型ＭＳＨの他の実施例の概要構成図である。 主蒸気配管内蔵型ＭＳＨの他の実施例の概要構成図である。 主蒸気配管内蔵型ＭＳＨの他の実施例の概要構成図である。 主蒸気配管内蔵型ＭＳＨの他の実施例の概要構成図である。 主蒸気配管内蔵型ＭＳＨの他の実施例の概要構成図である。 主蒸気配管内蔵型ＭＳＨの他の実施例の概要構成図である。 主蒸気配管内蔵型ＭＳＨの他の実施例の概要構成図である。 主蒸気配管内蔵型ＭＳＨの他の実施例の概要構成図である。 本発明の他の実施例である原子力発電システムの系統図である。 本発明の他の実施例である原子力発電システムの系統図である。 本発明の他の実施例である原子力発電システムの系統図である。 本発明の他の実施例である原子力発電システムの系統図である。

符号の説明

１…原子炉圧力容器、２…主蒸気管、２ａ…主蒸気管入口ノズル、２ｂ…主蒸気管出口ノズル、３…抽気蒸気管、４…高圧タービン、５，５Ａ，５Ｂ，５Ｃ…湿分分離器、６，６Ａ，６Ｂ，６Ｃ…過熱器、６ａ…入口ノズル、６ｂ…出口ノズル、６ｃ…入口側水室、６ｄ…出口側水室、７…低圧タービン、８…復水器、９…低圧給水加熱器、１０…主給水ポンプ、１１…高圧給水加熱器、１２…湿分分離ドライヤ、１３…閉止機構、１４，１７…凝縮水ポット、１５…伝熱管、１５ａ…伝熱管束、１６…伝熱管支持スペーサ、１８…主蒸気流、１８ａ…主蒸気流入、１８ｂ…主蒸気流出、１９…抽気蒸気流、１９ａ…抽気蒸気流入、１９ｂ…抽気蒸気流出、１９ｃ…抽気蒸気流、２０…蒸気均一流入機構、２１…伝熱管束ガイド、２２…凝縮水ホットウェル、２３…エクスパンション付き過熱器、
２４…エクスパンション、２５ａ…蒸気流入拡大管、２５ｂ…蒸気流出縮小管、２６ａ…均一流入内筒管、２６ｂ…均一流出内筒管、２７…液位指示計、２８…流量調整弁、２９…主蒸気チャンバ。

Claims (12)

1. 冷却材を炉心に供給する給水配管と、
   前記冷却材を昇圧する給水ポンプと、
   前記冷却材を加熱する給水加熱器と、
   前記冷却材から蒸気を発生させる原子炉と、
   蒸気からエネルギーを回収する高圧タービンおよび低圧タービンと、
   前記低圧タービンから排出された蒸気を冷却して凝縮させる復水器と、
   前記高圧タービンと低圧タービンの間の主蒸気配管内に設けられた、主蒸気配管内蔵型湿分分離過熱器とを備えたことを特徴とする原子力発電システム。
2. 前記主蒸気配管内蔵型湿分分離過熱器は、湿分分離器及び過熱器を有し、前記高圧タービンと低圧タービンの間の前記主蒸気配管内において、上流側に前記湿分分離器を、下流側に前記過熱器をそれぞれ配置している請求項１記載の原子力発電システム。
3. 前記主蒸気配管内蔵型湿分分離過熱器は、前記高圧タービンと低圧タービンの間の前記主蒸気配管を流れ方向に対して水平または上向き傾斜に設置し、前記主蒸気配管内蔵型湿分分離過熱器の湿分分離器内に少なくとも１段以上のドライヤ要素を設置し、前記湿分分離器下部には凝縮ドレン水ポットを設けた請求項１又は請求項２の原子力発電システム。
4. 前記主蒸気配管内蔵型湿分分離過熱器は、加熱側には前記原子炉からの高温高圧蒸気、被加熱側には高圧タービン出口からの低温低圧蒸気を用いる請求項１又は請求項２の原子力発電システム。
5. 前記主蒸気配管内蔵型湿分分離過熱器は、加熱側の高温高圧蒸気を管内側、被加熱側の低温低圧蒸気を管外側すなわち胴側に流す請求項１，請求項２又は請求項４の原子力発電システム。
6. 高圧タービンと低圧タービンの間の前記主蒸気配管内に設置された、前記主蒸気配管内蔵型湿分分離過熱器の過熱器は、加熱側の高温高圧蒸気を胴側に、被加熱側の低温低圧蒸気を管側に流す請求項１，請求項２又は請求項４の原子力発電システム。
7. 前記主蒸気配管内蔵型湿分分離過熱器は、伝熱管長さ方向へある間隔で設置する伝熱管を支持するスペーサを低圧損化するため、胴側流れ方向の上流あるいは下流側，上流並びに下流側を半円，エッジ状，流線形状とした平板スペーサあるいは円柱棒状ロッドを用いた請求項１，請求項２、請求項４ないし請求項６のいずれか１項の原子力発電システム。
8. 前記主蒸気配管内蔵型湿分分離過熱器は、既設沸騰水型原子炉及び改良型沸騰水型原子炉のいずれかにおける増出力用または新設プラント用の主蒸気配管内蔵型湿分分離過熱器である請求項１ないし請求項７のいずれか１項の原子力発電システム。
9. 前記主蒸気配管内蔵型湿分分離過熱器は、既設加圧水型原子炉及び改良型加圧水型原子炉のいずれかにおいて増出力用または新設プラント用の主蒸気配管内蔵型湿分分離過熱器である請求項１ないし請求項７のいずれか１項の原子力発電システム。
10. 既設沸騰水型原子炉あるいは改良型沸騰水型原子炉の低圧損運転のために、前記主蒸気配管内蔵型湿分分離過熱器を組み込んだ請求項１ないし請求項７のいずれか１項の原子力発電システム。
11. 前記高圧タービンと低圧タービンの間の主蒸気配管に容器内蔵型湿分分離過熱器を設けた請求項１ないし請求項７のいずれか１項の原子力発電システム。
12. 冷却材を炉心に供給する給水配管と、
    前記冷却材を昇圧する給水ポンプと、
    前記冷却材を加熱する給水加熱器と、
    前記冷却材から蒸気を発生させる原子炉と、
    蒸気からエネルギーを回収する高圧タービンおよび低圧タービンと、
    前記低圧タービンから排出された蒸気を冷却して凝縮させる復水器と、
    前記高圧タービンと低圧タービンの間の主蒸気配管に設けられた容器内蔵型湿分分離器と、
    前記容器内蔵型湿分分離器よりも下流側で、前記高圧タービンと低圧タービンの間の主蒸気配管内に設けられた配管内蔵型過熱器とを備えたことを特徴とする原子力発電システム。
    

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