JP2009300163A - 加圧水型原子力発電所の一次冷却系の脱塩装置およびホウ酸形陰イオン交換樹脂の調製方法ならびに一次冷却水の浄化方法 - Google Patents

Abstract

【課題】ホウ酸を含む一次冷却水を接触させても、陰イオン交換樹脂に割れや亀裂が発生しない脱塩装置を目的とする。
【解決手段】本発明の一次冷却系８の脱塩装置は、加圧水型原子力発電所の一次冷却水を浄化する脱塩装置であって、ホウ酸形陰イオン交換樹脂が充填された浄化手段を有することよりなる。本発明の一次冷却水の浄化に用いるホウ酸形陰イオン交換樹脂の調製方法は、ＯＨ形陰イオン交換樹脂を充填した浄化手段に、ホウ酸溶液の通液量に従ってホウ素濃度を高めて通液することよりなる。本発明の一次冷却水の浄化に用いるホウ酸形陰イオン交換樹脂の調製方法は、空間速度ＳＶ＝１５Ｌ／Ｌ−Ｒ・ｈ^−１以下で、ホウ酸溶液をＯＨ形陰イオン交換樹脂を充填した浄化手段に通液させることよりなる。
【選択図】図１

Description

本発明は加圧水型原子力発電所の一次冷却系の脱塩装置、および、ホウ酸形陰イオン交換樹脂の調製方法、ならびに、一次冷却水の浄化方法に関する。

加圧水型原子力発電所（ＰＷＲ型発電所）は、原子炉を有する一次冷却系と、蒸気発生器で発生させた水蒸気を用いてタービンを駆動することにより発電を行う二次冷却系とが、蒸気発生器を介して接続され、構成されている。一次冷却系で使用される一次冷却水は、原子炉を冷却して高温、高圧となる。蒸気発生器では、高温、高圧となった一次冷却水が、二次冷却系の二次冷却水と熱交換を行い、二次冷却水を蒸発させて高圧の水蒸気を得る。そして、二次冷却系では、蒸気発生器において発生した水蒸気によりタービン駆動することにより発電を行う。
一次冷却系においては、一次冷却水に含まれる塩化物イオン、フッ化物イオン等の不純物や、^１３１Ｉ等の核分裂生成物、および、^５８Ｃｏ、^６０Ｃｏ、ニッケル、鉄等の腐食生成物を除去するために、一次冷却水の一部を原子炉の外部に導き出して、化学体積制御（ＣＶＣＳ）系統およびホウ酸回収（ＢＲＳ）系統の脱塩装置によって処理している。また、使用済燃料ピット水浄化冷却（ＳＦＰＣＳ）系統においても、一次冷却水に含まれる塩化物イオン、フッ化物イオン等の不純物や、^１３１Ｉ等の核分裂生成物、および、^５８Ｃｏ、^６０Ｃｏ、ニッケル、鉄等の腐食生成物を除去することで、一次冷却水を浄化している。
このような一次冷却水の浄化を目的とし、ＣＶＣＳ系統、ＢＲＳ系統、ＳＦＰＣＳ系統には、混床式の脱塩装置が設置されている。従来、前記混床式の脱塩装置の運用に関する発明がなされ、例えば、特許文献１では、陽イオン交換樹脂と陰イオン交換樹脂との混合比率についての発明が報告されている。なお、一次冷却系の脱塩装置には、陰イオン交換樹脂として、ＯＨ形のゲル形陰イオン交換樹脂が使用されることが一般的である。

一次冷却水には、原子炉燃料の臨界状態の制御を目的としてホウ酸が添加されている。特に、定期点検や燃料の交換の際には、一次冷却水のホウ素濃度を上げ、燃料を未臨界状態に保っている。そして、ＰＷＲ型発電所の運転再開にあたっては、一次冷却系の脱塩装置に、通常運転時よりも高いホウ素濃度の一次冷却水が通水され、ホウ酸置換が行われる。近年では、発電効率、稼働率の向上を図るため、高燃焼度燃料の使用が検討されている。かかる高燃焼度燃料を使用する場合には、ＰＷＲ型発電所運転時および停止時における一次冷却水のホウ素濃度をさらに高くする必要がある。
特開２００５−３５９８号公報

しかしながら、ＰＷＲ型発電所の一次冷却系の脱塩装置に、例えば、ホウ素濃度として３０００ｐｐｍを超えるようなホウ酸溶液を通液すると、充填された陰イオン交換樹脂に割れや亀裂が生じると言う問題があった。陰イオン交換樹脂に割れや亀裂が生じると、微細化された樹脂が脱塩装置から流出し、該脱塩装置よりも後段に配置されたフィルタ差圧が上昇し、フィルタ交換頻度が増加することで、交換作業に伴う作業員の労力の増大、フィルタ廃棄に伴う放射性廃棄物量の増加という問題があった。
そこで、本発明は、ホウ酸を含む一次冷却水を接触させても、陰イオン交換樹脂に割れや亀裂が発生しない脱塩装置を目的とする。

本発明の一次冷却系の脱塩装置は、加圧水型原子力発電所の一次冷却水を浄化する脱塩装置であって、ホウ酸形陰イオン交換樹脂が充填された浄化手段を有することを特徴とする。本発明の一次冷却系の脱塩装置は、化学体積制御系統、ホウ酸回収系統、使用済燃料ピット水浄化冷却系統の少なくとも一箇所に設置されていることが好ましい。

本発明の加圧水型原子力発電所の一次冷却水の浄化に用いるホウ酸形陰イオン交換樹脂の調製方法は、ＯＨ形陰イオン交換樹脂を浄化手段に充填する充填工程と、前記浄化手段にホウ酸溶液を通液してホウ酸置換を行うホウ酸置換工程とを有し、前記ホウ酸置換工程は、前記ホウ酸溶液の通液量に従って、ホウ素濃度を高めてホウ酸溶液を通液することを特徴とする。前記ホウ酸置換工程は、前記浄化手段に、最初に接触させるホウ酸溶液のホウ素濃度が、３０００ｐｐｍ以下であることが好ましい。

本発明の加圧水型原子力発電所の一次冷却水の浄化に用いるホウ酸形陰イオン交換樹脂の調製方法は、ＯＨ形陰イオン交換樹脂を浄化手段に充填する充填工程と、前記浄化手段にホウ酸溶液を通液してホウ酸置換を行うホウ酸置換工程とを有し、前記ホウ酸置換工程は、空間速度ＳＶを１５Ｌ／Ｌ−Ｒ・ｈ^−１以下で、ホウ酸溶液を前記浄化手段に通液することを特徴とする。

本発明の一次冷却水の浄化方法は、予めホウ酸形に調整した陰イオン交換樹脂に、加圧水型原子力発電所の一次冷却水を接触させることを特徴とする。

本発明の脱塩装置によれば、ホウ酸を含む一次冷却水を接触させても、充填された陰イオン交換樹脂の割れや亀裂を防止することができる。

本発明は、ホウ酸形陰イオン交換樹脂に、一次冷却水を接触させて浄化する一次冷却系の脱塩装置である。本発明の実施形態の一例について、図１を用いて説明する。図１は、ＰＷＲ型発電所の一次冷却系８を示す模式図である。図１に示すとおり、一次冷却系８は、一次冷却水循環ライン１０と、ＣＶＣＳ系統３０と、ＢＲＳ系統６０と、ＳＦＰＣＳ系統１００とを有する。
「一次冷却系の脱塩装置」は、本実施形態におけるＣＶＣＳ系統３０の混床式脱塩塔３３、ＢＲＳ系統６０の混床式脱塩塔６２、ＳＦＰＣＳ系統１００の混床式脱塩塔１１０である。また、「浄化手段」とは、一次冷却系の脱塩装置における、ホウ酸形陰イオン交換樹脂の充填層を意味する。

（一次冷却水循環ライン）
一次冷却水循環ライン１０は、原子炉１２で発生した熱を、一次冷却水を介して、蒸気発生器１４の熱源として供給するものである。一次冷却水循環ライン１０は、原子炉１２と蒸気発生器１４と、一次冷却水ポンプ１６と、再生熱交換器１８と配管２０、２１、２２、２４とで構成されている。原子炉１２は配管２０により蒸気発生器１４と接続され、蒸気発生器１４は配管２１により一次冷却水ポンプ１６と接続され、一次冷却水ポンプ１６は、配管２２により原子炉１２と接続されている。配管２１の分岐２３で分岐した配管２４は、再生熱交換器１８に接続されている。

原子炉１２は、ＰＷＲ型発電所で通常用いられる原子炉を用いることができる。
蒸気発生器１４は、原子炉１２で高温、高圧となった一次冷却水を熱媒体とし、二次冷却水との熱交換により、水蒸気を発生させる装置である。
再生熱交換器１８は、蒸気発生器１４で熱交換を行った一次冷却水と、ＣＶＣＳ系統３０から供給される一次冷却水との熱交換を行う装置である。

（化学体積制御系統：ＣＶＣＳ系統）
ＣＶＣＳ系統３０は、一次冷却系８内における核分裂生成物、腐食生成物の除去による一次冷却水の浄化、および、一次冷却水の量、ホウ素濃度、腐食抑制剤の調整を行うものである。ＣＶＣＳ系統３０は、非再生冷却器３１と、混床式脱塩塔入口フィルタ３２と、混床式脱塩塔３３と、陽イオン脱塩塔３５と、ホウ素除去脱塩塔３７と、冷却水フィルタ３８と、体積制御タンク３９と、純水タンク８０と、薬品タンク８２と、配管４０、４１、４３、４４、４６、４７、４９、５０、５１、５３、５５、５７、５８、８１、８３と、バルブ３４、３６とで構成されている。

再生熱交換器１８と非再生熱交換器３１とは、配管４０により接続されている。非再生熱交換器３１と混床式脱塩塔入口フィルタ３２とは、配管４１で接続されている。配管４１は、分岐４２で配管５１に分岐し、配管５１は、冷却水フィルタ３８と接続されている。混床式脱塩塔入口フィルタ３２と混床式脱塩塔３３とは、配管４３で接続され、混床式脱塩塔３３に接続された配管４４は、分岐５２で配管５１と接続されている。また、配管４４は、分岐４５で配管４６に分岐し、配管４６はバルブ３４を経由して、陽イオン脱塩塔３５と接続されている。陽イオン脱塩塔３５には配管４７が接続され、配管４７は配管４４と接続されている。配管４４は、分岐４８で配管４９に分岐し、配管４９はバルブ３６を経由してホウ素除去脱塩塔３７と接続されている。ホウ素除去脱塩塔３７には配管５０が接続され、配管５０は配管４４と接続されている。
冷却水フィルタ３８と体積制御タンク３９とは、配管５３により接続されている。配管５３は、分岐５４で配管７０が分岐している。また、配管５３には、配管５８の分岐５６で分岐した配管５５が接続されている。体積制御タンク３９は、配管５７により再生熱交換器１８と接続されている。配管５８には、純水タンク８０の配管８１が接続されている。配管５７には、薬品タンク８２の配管８３が接続されている。

非再生冷却器３１は、再生熱交換器１８を経由した一次冷却水の温度をさらに低下させる装置である。
混床式脱塩塔入口フィルタ３２は、微粒子等の、イオン交換樹脂で除去できない成分を除去する装置であり、例えば、ポリプロピレン製不織布を用いたプリーツフィルタを挙げることができる。

混床式脱塩塔３３は、一次冷却水中の塩化物イオン、フッ化物イオン等の不純物や、^１３１Ｉ等の核分裂生成物、および、^５８Ｃｏ、^６０Ｃｏ、ニッケル、鉄等の腐食生成物の除去を行う装置である。混床式脱塩塔３３には、陰イオン交換樹脂と陽イオン交換樹脂とを混合したイオン交換樹脂が充填されている。
混床式脱塩塔３３に充填される陰イオン交換樹脂は、ホウ酸形陰イオン交換樹脂である。ここで、ホウ酸形陰イオン交換樹脂とは、混床式脱塩塔３３に充填される前に、ホウ酸形に置換（ホウ酸置換）した陰イオン交換樹脂のみならず、ＯＨ形陰イオン交換樹脂を混床式脱塩塔３３に充填した後、ホウ酸溶液を接触させて、イオン交換基の対イオンをホウ酸に置換した陰イオン交換樹脂を含む。また、ＯＨ形陰イオン交換樹脂に、ホウ酸を含む一次冷却水を接触させて、ホウ酸形陰イオン交換樹脂としても良い。

混床式脱塩塔３３に充填される陰イオン交換樹脂の構造はホウ酸形であれば構造は特に限定されず、ゲル形であっても、ポーラス形や、マクロポーラス（ＭＲ）形の多孔形であっても良い。また、前記陰イオン交換樹脂の母体は特に限定されず、スチレン系であってもアクリル系であっても良い。また、前記陰イオン交換樹脂は強塩基性陰イオン交換樹脂であっても、弱塩基性陰イオン交換樹脂であっても良いが、強塩基性陰イオン交換樹脂であることが好ましい。

前記陰イオン交換樹脂としては、アンバーライト（商品名）ＩＲＮ７８、アンバーライト（商品名）ＰＣＡ１、アンバーライト（商品名）ＩＲＡ９００、アンバージェット（商品名）９０９０（以上、ローム・アンド・ハース社製）を挙げることができる。

混床式脱塩塔３３に充填されている陽イオン交換樹脂は、イオン形が^７Ｌｉ形の陽イオン交換樹脂である。前記Ｌｉ形の陽イオン交換樹脂の構造は特に限定されず、ゲル形であっても、多孔形であっても良い。また、強酸性陽イオン交換樹脂であっても、弱酸性陽イオン交換樹脂であっても良いが、強酸性陽イオン交換樹脂であることが好ましい。
混床式脱塩塔３３における、陰イオン交換樹脂と陽イオン交換樹脂との混合比率は特に限定されないが、陰イオン交換樹脂と陽イオン交換樹脂とは、イオン交換容量比で１：１とすることが好ましい。

陽イオン脱塩塔３５は、主に一次冷却水中のリチウム濃度の制御と、混床式脱塩塔３３では除去困難なセシウム濃度の低減を目的とする装置である。陽イオン脱塩塔３５には、陽イオン交換樹脂が充填されている。陽イオン脱塩塔３５に充填されている陽イオン交換樹脂は、Ｈ形の陽イオン交換樹脂である。

ホウ素除去脱塩塔３７は、主に一次冷却水中のホウ酸を除去し、濃度を調製する装置である。ホウ素除去脱塩塔３７には、ＯＨ形陰イオン交換樹脂が充填されている。ホウ素除去脱塩塔３７に充填されているＯＨ形陰イオン交換樹脂の構造は、ＯＨ形であれば特に限定されず、ゲル形であっても多孔形であっても良い。また、ホウ素除去脱塩塔３７に充填されている陰イオン交換樹脂の母体は、スチレン系であっても、アクリル系であっても良い。

冷却水フィルタ３８は、イオン交換樹脂で除去できない金属腐食生成物等の懸濁物や、混床式脱塩塔３３、陽イオン脱塩塔３５、ホウ素除去脱塩塔３７から漏洩した微粒子を除去する装置である。冷却水フィルタ３８は、混床式脱塩塔入口フィルタ３２と同様である。
体積制御タンク３９は特に限定されず、通常のＰＷＲ式発電所で使用されるものを用いることができる。

純水タンク８０は、一次冷却水に使用する純水を貯水するものである。薬品タンク８２は、一次冷却水のｐＨ調整のためのリチウム添加、および、起動時の酸素除去のためのヒドラジン添加、ならびに、停止時の過酸化水素添加に使用する。

（ホウ酸回収系統：ＢＲＳ系統）
ＢＲＳ系統６０は、一次冷却水中のホウ酸を分離回収し、再利用するものである。ＢＲＳ系統６０は、冷却水貯蔵タンク６１と、混床式脱塩塔６２と、冷却水フィルタ６３と、ホウ酸回収装置６４と、冷却器６５と、混床式脱塩塔６６と、ホウ酸タンク６７と、ホウ酸フィルタ６８と、配管７０、７１、７２、７３、７４、７６、７７とで構成されている。

ＣＶＣＳ系統３０の配管５３の分岐５４で分岐した配管７０は、冷却水貯蔵タンク６１に接続されている。冷却水貯蔵タンク６１と混床式脱塩塔６２とは配管７１により接続され、混床式脱塩塔６２と冷却水フィルタ６３とは配管７２により接続され、冷却水フィルタ６３とホウ酸回収装置６４とは配管７３により接続されている。ホウ酸回収装置６４には、配管７４と配管７６とが接続されている。配管７４は、冷却器６５を経由して混床式脱塩塔６６と接続されている。配管７６は、ホウ酸タンク６７と接続され、ホウ酸タンク６７とホウ酸フィルタ６８とは配管７７により接続されている。ホウ酸フィルタ６８は、配管５８により、配管５７と接続されている。

混床式脱塩塔６２は、混床式脱塩塔３３と同様である。
冷却水フィルタ６３は、微粒子のようなイオン交換樹脂で除去できない成分を除去する装置であり、混床式脱塩塔入口フィルタ３２と同様である。

ホウ酸回収装置６４は、一次冷却水中のホウ酸を濃縮して、ホウ酸濃縮液と水とに分離する装置である。
ホウ酸フィルタ６８は、ホウ酸濃縮液中に含まれる微粒子等を除去する装置である。
冷却器６５は、ホウ酸回収装置６４で分離された水を凝縮する装置である。

混床式脱塩塔６６は、ホウ酸回収装置６４で分離された水を除去して浄化する装置である。混床式脱塩塔６６に充填される陰イオン交換樹脂の構造は特に限定されず、ゲル形であっても多孔形であっても良い。また、陰イオン交換樹脂の種類は、強塩基性陰イオン交換樹脂であっても良いし、弱塩基性陰イオン交換樹脂であっても良い。
混床式脱塩装置６６に充填される陽イオン交換樹脂は特に限定されず、混床式脱塩塔３３と同様のものを用いることができる。

（使用済燃料ピット水浄化冷却系統：ＳＦＰＣＳ系統）
ＳＦＰＣＳ系統１００は、ピットに貯蔵されている使用済み燃料の崩壊熱除去、および、ピット水の浄化を行う系統である。ＳＦＰＣＳ系統１００は、燃料ピット１０４と、混床式脱塩塔１１０と、使用済燃料ピットフィルタ１１１と、冷却器１１２と、配管１２０、１２２、１２３、１２４、１２５とで構成されている。

燃料ピット１０４は、原子炉ウェル１０１と、隔壁１０３と、使用済燃料ピット１０２とで構成されている。原子炉ウェル１０１と使用済燃料ピット１０２には、一次冷却水が貯留されている。
原子炉１２の上部には原子炉ウェル１０１が設置され、原子炉ウェル１０１と隔壁１０３を介して使用済燃料ピット１０２が設置されている。使用済燃料ピット１０２と冷却器１１２とは、配管１２０により接続されている。冷却器１１２は、配管１２５により、配管１２４と接続されている。配管１２０は、分岐１２１で配管１２２に分岐し、配管１２２は、混床式脱塩塔１１０と接続されている。混床式脱塩塔１１０と使用済燃料ピットフィルタ１１１とは、配管１２３により接続されている。使用済燃料ピットフィルタ１１１には配管１２４が接続され、配管１２４は、使用済燃料ピット１０２と接続されている。

燃料ピット１０４は特に限定されず、ＰＷＲ型発電所で通常使用されるものを用いることができる。
混床式脱塩塔１１０は、混床式脱塩塔３３と同様である。
使用済燃料ピットフィルタ１１１は、微粒子のようなイオン交換樹脂で除去できない成分を除去する装置であり、混床式脱塩塔入口フィルタ３２と同様である。
冷却器１１２は、使用済燃料により発生した崩壊熱を除去するものである。

（一次冷却水の浄化方法）
以下、一次冷却水の浄化方法について、説明する。
なお、本発明における「浄化」とは、一次冷却水から、塩化物イオン、フッ化物イオン等の不純物や、^１３１Ｉ等の核分裂生成物、および、^５８Ｃｏ、^６０Ｃｏ、ニッケル、鉄等の腐食生成物を取り除くことを言う。
一次冷却水は、一次冷却水ポンプ１６により、一次冷却水循環ライン１０内を循環する。一次冷却水は、原子炉１２を冷却して、高温、高圧（例えば、温度３２２℃、圧力１５．４ＭＰａ）となる。高温、高圧となった一次冷却水は、配管２０を経由して蒸気発生器１４に送られる。蒸気発生器１４に送られた一次冷却水は、蒸気発生器１４の熱交換器を介して、二次冷却水との熱交換により、発電用の蒸気を発生させる。蒸気発生器１４で熱交換をした一次冷却水は、配管２１を経由して一次冷却水ポンプ１６に送られ、一次冷却水ポンプ１６から配管２２を経由して原子炉１２へ至る。一方、蒸気発生器１４で熱交換をした一次冷却水の一部は、配管２１の分岐２３から配管２４を経由して、再生熱交換器１８へ送られる。再生熱交換器１８に送られた配管２４を経由した一次冷却水は、ＣＶＣＳ系統３０から送られる一次冷却水と熱交換が行われた後、非再生型熱交換器３１に送られる。

次いで、バルブ３４、３６を閉とした状態で、非再生型熱交換器３１で冷却された一次冷却水は、配管４１、混床式脱塩塔入口フィルタ３２、配管４３を経由して、混床式脱塩塔３３に送られる。一次冷却水は、混床式脱塩塔３３中の多孔形陰イオン交換樹脂に接触して、塩化物イオン、フッ化物イオン、硫酸イオン等の陰イオンが除去される。また、陽イオン交換樹脂と接触して、ニッケルイオン、鉄イオン、コバルトイオン等の陽イオンが除去される。その後、一次冷却水は、配管４４を経由して、分岐５２で、配管５１に至る。

一次冷却水中のリチウム濃度、セシウム濃度の調整を行なう場合には、バルブ３４を開、バルブ３６を閉とし、混床式脱塩塔３３を流通した一次冷却水を陽イオン脱塩塔３５に流通させる。さらに、ＰＷＲ型発電所の運転停止からの再開時等、一次冷却水中のホウ素濃度を低下させる場合には、バルブ３６を開として、ホウ素除去脱塩塔３７を流通させ、一次冷却水中のホウ酸を除去する。このようにして一次冷却水の浄化が行なわれる。

浄化された一次冷却水は、配管４４、分岐５２、配管５１、冷却水フィルタ３８、配管５３を順に経由して、体積制御タンク３９に貯留される。そして、体積制御タンク３９に貯留された一次冷却水は、薬品タンク８２から任意の薬品濃度となるように薬品の供給を受け、また、純水タンク８０の純水、ＢＲＳ系統６０で回収されたホウ酸の供給を受け、配管５７、再生熱交換器１８を経由して、一次冷却水循環ライン１０に至る（以上、ＣＶＣＳ系統３０）。

また、核分裂生成物や腐食生成物等が除去された一次冷却水の一部は、配管５３の分岐５４から、配管７０を経由して冷却水貯蔵タンク６１に貯留される。冷却水貯蔵タンク６１の一次冷却水は、配管７１を経由して混床式脱塩塔６２を流通する。この間、一次冷却水中の核分裂生成物や腐食生成物等が、さらに除去される。その後、配管７２、冷却水フィルタ６３、配管７３を経由して、ホウ酸回収装置６４に送られる。ホウ酸回収装置６４で濃縮されたホウ酸濃縮液は、配管７６を経由してホウ酸タンク６７に貯留される。その後、配管７７、ホウ酸フィルタ６８、配管５８を経由し、純水タンク８０の純水で適宜希釈されて、配管５７に至る。また、純水で希釈されたホウ酸濃縮液の一部は、配管５８の分岐５６から、配管５５を経由して、体積制御タンク３９の一次側に送られる。一方、ホウ酸回収装置６４で分離された水は、配管７４、冷却器６５を経由して混床式脱塩塔６６を流通し、さらに浄化される（以上、ＢＲＳ系統６０）。

原子炉１２で使用済となった燃料は、原子炉１２から原子炉ウェル１０１に取り出され、燃料ピット１０４の隔壁１０３を開き、原子炉ウェル１０１から使用済燃料ピット１０２に移される。使用済燃料は使用済燃料ピット１０２で、一次冷却水に浸漬される。使用済燃料ピット１０２の一次冷却水は、配管１２０により冷却器１１２に送られ、冷却された後、配管１２５、１２４を経由して使用済燃料ピット１０２に送られる。一次冷却水の一部は、配管１２０、分岐１２１、配管１２２を経由して混床式脱塩塔１１０に送られ、浄化される。そして、配管１２３、使用済燃料ピットフィルタ１１１、配管１２４を経由して、使用済燃料ピット１０２に送られる。こうして、浄化と冷却がなされた一次冷却水を使用済燃料ピット１０２に供給する（以上、ＳＦＰＣＳ系統１００）。

一次冷却系８の脱塩装置の、ホウ酸形陰イオン交換樹脂に接触させる一次冷却水のホウ素濃度は特に限定されず、例えば、ホウ素濃度として５００〜１００００ｐｐｍの範囲で運用される。本発明は３０００ｐｐｍ以上のホウ素濃度で運用される場合がより有効であり、３５００ｐｐｍ以上のホウ素濃度で運用される場合が特に有効である。

一次冷却系８の脱塩装置の充填層に、ＯＨ形陰イオン交換樹脂を充填した場合には、以下の方法によりホウ酸置換を行うことで、ＯＨ形陰イオン交換樹脂を一次冷却水の浄化に用いるホウ素形陰イオン交換樹脂とすることができる。

一次冷却系８の脱塩装置の充填層における、ＯＨ形陰イオン交換樹脂のホウ酸置換の第１の方法は、ＯＨ形陰イオン交換樹脂を充填層に充填し（充填工程）、該充填層にホウ酸溶液を通液してホウ酸置換を行い（ホウ酸置換工程）、前記ホウ酸置換工程は、ホウ酸溶液の通液量に従って、ホウ素濃度を高めるものである。

第１の方法のホウ酸置換は、例えば、次のように行うことができる。
まず、最初に、ＯＨ形陰イオン交換樹脂を充填層に充填する。次いで、最終的に通液する一次冷却水よりも、ホウ素濃度の低いホウ酸溶液を前記樹脂層に通液し、ＯＨ形陰イオン交換樹脂のＯＨ基をホウ酸イオンで置換する。そして、一次冷却水と同じホウ素濃度のホウ酸溶液、または、一次冷却水そのものを樹脂層に通液することにより、ホウ酸置換工程を行うことができる。例えば、最終的に通液する一次冷却水のホウ素濃度が５０００ｐｐｍである場合、ホウ酸置換工程では、ホウ素濃度２５００ｐｐｍのホウ酸溶液を充填層に通液した後、ホウ素濃度５０００ｐｐｍの一次冷却水を通液する方法を挙げることができる。

ホウ酸置換工程で、最初に、充填層に接触させるホウ酸溶液のホウ素濃度、即ち、ホウ酸溶液の通液開始時のホウ素濃度は、樹脂の重合度や強度等を勘案して決定することができる。例えば、３０００ｐｐｍ以下であることが好ましく、２５００ｐｐｍ以下であることがより好ましい。最初に通液するホウ素濃度が高すぎると、ＯＨ形陰イオン交換樹脂に急激な収縮が起き、収縮時に割れや亀裂が生じるおそれがあるためである。特にゲル形陰イオン交換樹脂において、この現象は顕著である。

第１の方法のホウ酸置換における、ホウ酸溶液の通液速度は特に限定されないが、空間速度（ＳＶ）を２０Ｌ／Ｌ−Ｒ・ｈ^−１以下とすることが好ましく、ＳＶを１５Ｌ／Ｌ−Ｒ・ｈ^−１以下とすることがより好ましい。ＳＶが２０Ｌ／Ｌ−Ｒ・ｈ^−１を超えると、ＯＨ形のゲル形陰イオン交換樹脂の割れや亀裂の発生が多くなるためである。
なお、ＳＶは、イオン交換樹脂の単位体積（Ｌ−Ｒ）に対して１時間に流通させる流量（Ｌ）であるＬ／Ｌ−Ｒ・ｈ^−１で表される（以降において同じ）。

第１の方法のホウ酸置換における、ホウ酸溶液の通液温度は特に限定されないが、２０〜６０℃が好ましく、３０〜４０℃がより好ましい。２０℃未満であると、必要量のホウ酸が溶解せず、６０℃を超えると陰イオン交換樹脂の最高使用温度を超えるためである。

一次冷却系８の脱塩装置の充填層における、ＯＨ形陰イオン交換樹脂のホウ酸置換の第２の方法は、ＯＨ形陰イオン交換樹脂を充填層に充填し（充填工程）、該充填層にホウ酸溶液を通液してホウ酸置換を行い（ホウ酸置換工程）、前記ホウ酸置換工程は、ホウ酸溶液のＳＶを１５Ｌ／Ｌ−Ｒ・ｈ^−１以下で通液するものである。

第２の方法のホウ酸置換における、ホウ酸溶液の通液速度は、ＳＶが１５Ｌ／Ｌ−Ｒ・ｈ^−１以下であり、ＳＶ＝１０〜１２Ｌ／Ｌ−Ｒ・ｈ^−１とすることが好ましい。ＳＶが１５Ｌ／Ｌ−Ｒ・ｈ^−１を超えると、ＯＨ形陰イオン交換樹脂の割れや亀裂の発生が多くなるためである。ＳＶが１０Ｌ／Ｌ−Ｒ・ｈ^−１未満であると、ホウ酸置換に時間がかかるためである。

第２の方法のホウ酸置換における、ホウ酸溶液のホウ素濃度は特に限定されず、陰イオン交換樹脂のホウ酸置換の程度に応じて決定することができ、例えば２０００〜１００００ｐｐｍの範囲で決定することが好ましい。

第２の方法のホウ酸置換における、ホウ酸溶液の通液温度は特に限定されないが、２０〜６０℃が好ましく、３０〜４０℃がより好ましい。２０℃未満であると、必要量のホウ酸が溶解せず、６０℃を超えると陰イオン交換樹脂の最高使用温度を超えるためである。

本発明によれば、一次冷却系８の脱塩装置に、ホウ酸形陰イオン交換樹脂を用いることで、高い濃度のホウ酸溶液を接触させても、該陰イオン交換樹脂に割れや亀裂等の破損が生じない。このため、脱塩装置から該陰イオン交換樹脂由来の粒子の漏洩を極めて少なくすることができ、各脱塩装置の後段に設置したフィルタ等を早期に閉塞させるようなことを防止することができる。従来使用されているＯＨ形のゲル形陰イオン交換樹脂では、高い濃度のホウ酸溶液を接触させると、イオン形の変化、および、浸透圧差により樹脂が急激に収縮するために、体積変化に樹脂が耐えられず、割れや亀裂が生じると考えられる。一方、ホウ酸形の陰イオン交換樹脂は、イオン交換基におけるＯＨ⁻とホウ酸イオンとの置換が飽和しているため、高濃度のホウ酸溶液と接触してもイオン交換されず、樹脂の収縮も生じない。この結果、ホウ酸形の陰イオン交換樹脂は、ホウ酸溶液との接触による割れや亀裂の発生を防止することができる。

本発明によれば、ＯＨ系陰イオン交換樹脂を充填した充填層に、ホウ酸溶液の通液量に従って、ホウ素濃度を高めて通液してホウ酸形陰イオン交換樹脂とすることで、陰イオン交換樹脂の破損を抑制しつつ、ホウ酸形にすることができる。また、ＯＨ系陰イオン交換樹脂を充填した充填層に、ホウ酸溶液をＳＶ１５Ｌ／Ｌ−Ｒ・ｈ^−１以下で通液してホウ酸形陰イオン交換樹脂とすることで、陰イオン交換樹脂の破損を抑制しつつ、ホウ酸形にすることができる。

上述の一次冷却系８では、混床式脱塩塔３３、混床式脱塩塔６２、混床式脱塩塔１１０の全ての脱塩装置に、ホウ酸形陰イオン交換樹脂が充填されている。しかし、本発明は、これに限られることはなく、各脱塩装置の一部にホウ酸形陰イオン交換樹脂が充填されていても良い。

以下、本発明について実施例を挙げて具体的に説明するが、実施例に限定されるものではない。

（破損率の測定）
任意の樹脂３００個について顕微鏡観察（２５倍）を行い、割れ、ヒビ等の破損が生じている破損樹脂の個数を計測した。破損率は、下記（１）式で求められる百分率で表した。
破損率（％）＝破損樹脂の個数÷３００個×１００％ ・・・（１）

（製造例１）ホウ酸形陰イオン交換樹脂Ａの製造
ＯＨ形ゲル形陰イオン交換樹脂であるアンバーライト（商品名）ＰＣＡ１（ローム・アンド・ハース社製）１５ｍＬを内径２１ｍｍのガラス製カラムに充填し、ホウ素濃度３０００ｐｐｍのホウ酸水溶液をＳＶ＝２０Ｌ／Ｌ−Ｒ・ｈ^−１で１時間通液して、ホウ酸形陰イオン交換樹脂Ａを製造した。

（製造例２）ホウ酸形陰イオン交換樹脂Ｂの製造
ＯＨ形多孔形陰イオン交換樹脂であるアンバージェット（商品名）９０９０（ローム・アンド・ハース社製）１５ｍＬを内径２１ｍｍのガラス製カラムに充填し、ホウ素濃度３０００ｐｐｍのホウ酸水溶液をＳＶ＝２０Ｌ／Ｌ−Ｒ・ｈ^−１で１時間通液して、ホウ酸形陰イオン交換樹脂Ｂを製造した。

（実施例１）
製造例１で得られたホウ酸形陰イオン交換樹脂Ａについて、樹脂の破損率を求めた（通液前の破損率）。次いで、ホウ酸形陰イオン交換樹脂Ａ１５ｍＬを内径２１ｍｍのガラス製カラムに充填し、陰イオン交換塔Ａを作製した。得られた陰イオン交換塔Ａに、ホウ素濃度４７００ｐｐｍのホウ酸水溶液をＳＶ＝２０Ｌ／Ｌ−Ｒ・ｈ^−１で１時間通液した。通液後、ホウ酸形陰イオン交換樹脂Ａを取り出し、樹脂の破損率を求めた（通液後の破損率）。得られた結果を表１に示す。
（実施例２）
ホウ酸形陰イオン交換樹脂Ａを製造例２で得られたホウ酸形陰イオン交換樹脂Ｂとした以外は、実施例１と同様にして、通液前の破損率と通液後の破損率を求めた。得られた結果を表１に示す。

（比較例１）
ホウ酸形陰イオン交換樹脂Ａをホウ酸置換しないアンバーライト（商品名）ＰＣＡ１とした以外は実施例１と同様にして、通液前の破損率と通液後の破損率を求めた。得られた結果を表１に示す。

表１に示すとおり、ホウ酸形陰イオン交換樹脂Ａを用いた実施例１では、ホウ素濃度４７００ｐｐｍのホウ酸水溶液の通液前の樹脂の破損率が１％未満であり、通液後の樹脂の破損率が５％であった。また、ホウ酸形陰イオン交換樹脂Ｂを用いた実施例２では、ホウ素濃度４７００ｐｐｍのホウ酸水溶液の通液前および通液後の樹脂の破損率が１％未満であった。これに対し、ＯＨ形ゲル形陰イオン交換樹脂を用いた比較例１では、ホウ素濃度４７００ｐｐｍのホウ酸水溶液の通液前の破損率が１％未満であったのに対し、通液後の樹脂の破損率が２０％となっていた。このことから、予めホウ酸形とした陰イオン交換樹脂は、ホウ酸の接触による破損が発生しにくいことが判った。

（実施例３）
ＯＨ形ゲル形陰イオン交換樹脂であるアンバーライト（商品名）ＰＣＡ１の破損率を求めた（置換前の破損率）。次いで、アンバーライトＰＣＡ１を内径２１ｍｍのガラス製カラムに１５ｍＬ充填し、陰イオン交換塔Ｄを作製した。得られた陰イオン交換塔Ｄに、ホウ素濃度１０００ｐｐｍのホウ酸水溶液をＳＶ＝２０Ｌ／Ｌ−Ｒ・ｈ^−１で１時間通液した。その後、ホウ素濃度として３３００ｐｐｍのホウ酸水溶液をＳＶ＝２０Ｌ／Ｌ−Ｒ・ｈ^−１で１時間通液し（段階式）、ホウ酸置換を行った。ホウ酸形となった陰イオン交換樹脂を取り出し、樹脂の破損率を求めた（置換後の破損率）。得られた結果を表２に示す。

（比較例２）
アンバーライト（商品名）ＰＣＡ１の破損率を求めた（置換前の破損率）。次いで、アンバーライト（商品名）ＰＣＡ１を内径２１ｍｍのガラス製カラムに１５ｍＬ充填し、陰イオン交換塔Ｅを作製した。得られた陰イオン交換塔Ｅに、ホウ素濃度３３００ｐｐｍのホウ酸水溶液をＳＶ＝２０Ｌ／Ｌ−Ｒ・ｈ^−１で１時間通液し（一回式）、ホウ酸置換を行った。ホウ酸形となった陰イオン交換樹脂を取り出し、樹脂の破損率を求めた（置換後の破損率）。得られた結果を表２に示す。

表２に示すとおり、段階的にホウ素濃度を高めて、ホウ酸置換を行った実施例３では、置換前の樹脂の破損率が１％未満であり、置換後の樹脂の破損率が５％であった。これに対して、３３００ｐｐｍのホウ酸水溶液を接触させてホウ酸置換を行った比較例２では、置換前の樹脂の破損率が１％未満であり、置換後の樹脂の破損率が１０％であった。このことから、ホウ素濃度を段階的に高めて、ＯＨ形ゲル形陰イオン交換樹脂のホウ酸置換を行うことで、樹脂の破損を低減できることが判った。

（実施例４）
アンバーライト（商品名）ＰＣＡ１の破損率を求めた（置換前の破損率）。次いで、アンバーライト（商品名）ＰＣＡ１を内径２１ｍｍのガラス製カラムに１５ｍＬ充填し、陰イオン交換塔Ｆを作製した。得られた陰イオン交換塔Ｆに、ホウ素濃度３３００ｐｐｍのホウ酸水溶液をＳＶ＝１２Ｌ／Ｌ−Ｒ・ｈ^−１で１時間通液し、ホウ酸置換を行った。ホウ酸形となった陰イオン交換樹脂を取り出し、樹脂の破損率を求めた（置換後の破損率）。得られた結果を表２に示す。

（比較例３）
ホウ素濃度３３００ｐｐｍのホウ酸水溶液をＳＶ＝２０Ｌ／Ｌ−Ｒ・ｈ^−１で１時間通液した以外は、実施例４と同様にして、置換前の破損率と置換後の破損率を求めた。得られた結果を表３に示す。

表３に示すとおり、ＳＶ＝１２Ｌ／Ｌ−Ｒ・ｈ^−１でホウ酸置換を行った実施例４では、置換前の樹脂の破損率が１％未満であり、置換後の樹脂の破損率が５％であった。これに対して、ＳＶ＝２０Ｌ／Ｌ−Ｒ・ｈ^−１でホウ酸水溶液を接触させてホウ酸置換を行った比較例３では、置換前の樹脂の破損率が１％未満であり、置換後の樹脂の破損率が１０％であった。このことから、低いＳＶでＯＨ形ゲル形陰イオン交換樹脂のホウ酸置換を行うことで、樹脂の破損を低減できることが判った。

本発明の実施形態の一例であるＰＷＲ型発電所の一次冷却系を示す模式図である。

符号の説明

８ 一次冷却系
３０ 化学体積制御系統
３３、６２、１１０ 混床式脱塩塔
６０ ホウ酸回収系統
１００ 使用済燃料ピット水浄化冷却系統

Claims (6)

1. 加圧水型原子力発電所の一次冷却水を浄化する脱塩装置であって、
   ホウ酸形陰イオン交換樹脂が充填された浄化手段を有する、加圧水型原子力発電所の一次冷却系の脱塩装置。
2. 化学体積制御系統、ホウ酸回収系統、使用済燃料ピット水浄化冷却系統の少なくとも一箇所に設置されていることを特徴とする、請求項１に記載の加圧水型原子力発電所の一次冷却系の脱塩装置。
3. ＯＨ形陰イオン交換樹脂を浄化手段に充填する充填工程と、
   前記浄化手段にホウ酸溶液を通液してホウ酸置換を行うホウ酸置換工程とを有し、
   前記ホウ酸置換工程は、前記ホウ酸溶液の通液量に従って、ホウ素濃度を高めてホウ酸溶液を通液することを特徴とする、加圧水型原子力発電所の一次冷却水の浄化に用いるホウ酸形陰イオン交換樹脂の調製方法。
4. 前記ホウ酸置換工程は、前記浄化手段に、最初に接触させるホウ酸溶液のホウ素濃度が、３０００ｐｐｍ以下であることを特徴とする、請求項３に記載の加圧水型原子力発電所の一次冷却水の浄化に用いるホウ酸形陰イオン交換樹脂の調製方法。
5. ＯＨ形陰イオン交換樹脂を浄化手段に充填する充填工程と、
   前記浄化手段にホウ酸溶液を通液してホウ酸置換を行うホウ酸置換工程とを有し、
   前記ホウ酸置換工程は、空間速度ＳＶを１５Ｌ／Ｌ−Ｒ・ｈ^−１以下で、ホウ酸溶液を前記浄化手段に通液することを特徴とする、加圧水型原子力発電所の一次冷却水の浄化に用いるホウ酸形陰イオン交換樹脂の調製方法。
6. 予めホウ酸形に調整した陰イオン交換樹脂に、加圧水型原子力発電所の一次冷却水を接触させる、加圧水型原子力発電所の一次冷却水の浄化方法。
   

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