JP2012032255A - 原子力発電プラントおよび原子炉給水への水素注入方法 - Google Patents

Abstract

【課題】溶存水素濃度を低下させることなく水素の過剰な注入量を低減できることにより、水素の使用量ひいては酸素の使用量をも減少させてコストの削減を図ることが可能な原子力発電プラントおよび原子炉給水への水素注入方法を提供することを目的とする。
【解決手段】本発明にかかる原子力発電プラントの構成は、原子炉１１０と、原子炉に給水を供給する原子炉給水系統（給水経路１３４）とを備える原子力発電プラント１００であって、水を貯留する貯留槽１４２ａと、貯留槽に水素ガスを供給する水素供給手段（水素供給経路１４４）と、貯留槽に設けられ、水に水素ガスを溶解させて水素溶存水を生成する水素溶解手段（気泡噴出装置１４６ａおよび撹拌装置１４８ａ）と、水素溶存水を原子炉給水系統に供給する水素溶存水注入手段（水素溶存水供給経路１５０）と、を更に備えることを特徴とする。
【選択図】図１

Description

本発明は、原子炉に給水を供給する原子炉給水系統を備える原子力発電プラント、およびかかる原子炉への給水に水素を注入する原子炉給水への水素注入方法に関する。

原子力発電プラントに設けられる沸騰水型原子炉（ＢＷＲ：Boiling Water Reactor）や改良型沸騰水型原子炉（ＡＢＷＲ：Advanced Boiling Water Reactor）等の原子炉では、原子炉圧力容器にウラン等の核燃料からなる炉心（燃料棒とも称される）が収容されている。原子炉（厳密には原子炉圧力容器）に給水（軽水）が注水されると、炉心の核分裂反応により生じた熱によって給水が蒸発して高温高圧の主蒸気が生じる。そして、この主蒸気を動力としてタービンひいてはこれに連結された発電機を回転させることにより発電が行われる。

上記の炉心の核分裂では放射線が放出される。すると、かかる放射線によって原子炉に注水された給水すなわち炉水の放射線分解が生じ、酸素や過酸化水素等の酸化種が生成される。炉水中におけるこれらの酸化種の溶存濃度が上昇すると、原子炉構造材として使用されているステンレス鋼やニッケル基合金等の耐食鋼の腐食電位が上昇し、応力腐食割れを引き起こす一因となることが知られている。

そこで、応力腐食割れを抑制すべく、従来から炉水（給水）への水素注入が行われていた。例えば特許文献１では、水素注入装置を用いて、原子力発電プラントの原子炉の給水系を介して炉水に水素を注入している。このように炉水に水素を注入することにより、炉水中の溶存酸化種と水素が結合して水が生成される。したがって、炉水中の溶存酸化種の濃度ひいては腐食電位が低下し、応力腐食割れの発生を抑制することが可能となる。

特開２００６−２５０７２３号公報

ところで、特許文献１の技術に限らず、炉水に注入された水素のうち、炉水中の溶存酸化種と結合するのは主に炉水に溶解した溶存水素である。しかし、給水系を介して注入した水素はすべてが炉水に溶解するわけではない。換言すれば注入した水素はその一部しか炉水に溶解しないため、注入時には非溶解分を見込んで多めに水素を注入する必要がある。このため、原子炉において炉水が気化することにより生じた主蒸気には、溶存酸化種と結合しなかった余剰の水素が含まれることとなる。

主蒸気は、原子炉からタービンに送られてこれを回転させた後、復水器に送出される。そして、主蒸気に含まれる水分は復水器において凝縮されて復水となり、再度原子炉に給水として注入される。一方、主蒸気に含まれる気体分は水分と分離されて回収され、排出系（以下、オフガス系と称する）に送出される。上述したように炉水中の溶存酸化種と結合するのは主に溶存水素であるため、かかる溶存酸化種と結合せずに炉水中に残存している水素は、単に気体として炉水に含まれている水素（水素ガス）である。したがって、残存している水素は、主蒸気の気体分に含まれてオフガス系に送出されることとなる。

上記のようにしてオフガス系に送出された気体分に含まれる水素の濃度が高いと水素爆発が起こるおそれがある。このため、オフガス系では水素濃度を低下させる処理が行われる。かかる処理では、オフガス系に送出された気体分に酸素を注入して、気体分に含まれる水素と酸素とを結合（以下、便宜上、この結合を再結合と称する）させることにより水を生成させて気体分の水素濃度を低下させていた。

したがって、上記構成であると、水素を過剰に注入して、過剰分の水素を酸素によって回収することになり、水素および酸素の両方において無駄が生じている。そこで、水素の注入量を減らせば過剰分の水素の量も減少するため、回収に用いる酸素の量を低減することができると考えられる。しかしながら、水素の注入量を減らすと、それにほぼ比例するように炉水に溶解する水素の量も減ってしまうため、炉水中の溶存酸化種の濃度を十分に低下させられなくなってしまう。すると、腐食電位の上昇を抑制しきれず、応力腐食割れに対する効果も低減してしまう。

本発明は、このような課題に鑑み、溶存水素濃度を低下させることなく水素の過剰な注入量を低減できることにより、水素の使用量ひいては酸素の使用量をも減少させてコストの削減を図ることが可能な原子力発電プラントおよび原子炉給水への水素注入方法を提供することを目的としている。

上記課題を解決するために、本発明にかかる原子力発電プラントの代表的な構成は、原子炉と、原子炉に給水を供給する原子炉給水系統とを備える原子力発電プラントであって、水を貯留する貯留槽と、貯留槽に水素ガスを供給する水素供給手段と、貯留槽に設けられ、水に水素ガスを溶解させて水素溶存水を生成する水素溶解手段と、水素溶存水を原子炉給水系統に供給する水素溶存水注入手段と、を更に備えることを特徴とする。

上記構成によれば、原子炉給水系統（給水系）には、貯留槽においてあらかじめ水素を溶解させた、すなわち高い溶存水素濃度を有する水素溶存水が供給される。これにより、従来のように給水系において過剰に水素を注入する必要がないため、過剰分の水素の量を極めて低減することができる。したがって、回収すべき水素の量も低減されるため、かかる回収に用いる酸素の量も低減することができ、それらに要するコストの削減を図ることが可能となる。

また本発明にかかる原子炉給水への水素注入方法の代表的な構成は、原子力発電プラントに設けられる原子炉への給水に水素を注入する原子炉給水への水素注入方法であって、水にあらかじめ水素を溶解させて水素溶存水を生成し、原子炉への給水に水素溶存水を混合することを特徴とする。

上述した原子力発電プラントの技術的思想に基づく構成要素やその説明は、当該原子炉給水への水素注入方法にも適用可能である。

本発明によれば、溶存水素濃度を低下させることなく水素の過剰な注入量を低減できることにより、水素の使用量ひいては酸素の使用量をも減少させてコストの削減を図ることが可能な原子力発電プラントおよび原子炉給水への水素注入方法を提供することができる。

第１実施形態にかかる原子力発電プラントの概略構成を説明する図である。 第２実施形態にかかる原子力発電プラントの概略構成を説明する図である。

以下に添付図面を参照しながら、本発明の好適な実施形態について詳細に説明する。かかる実施形態に示す寸法、材料、その他具体的な数値などは、発明の理解を容易とするための例示に過ぎず、特に断る場合を除き、本発明を限定するものではない。なお、本明細書及び図面において、実質的に同一の機能、構成を有する要素については、同一の符号を付することにより重複説明を省略し、また本発明に直接関係のない要素は図示を省略する。

（第１実施形態）
図１は、第１実施形態にかかる原子力発電プラント１００の概略構成を説明する図である。なお、図１に示す太実線は、炉水、給水および復水等の液体が主に流通する経路を示していて、太破線は、蒸気、回収空気および排気等の気体が主に流通する経路を示している。また本実施形態においては、原子力発電プラント１００に設けられる原子炉１１０として沸騰水型原子炉（ＢＷＲ）を例示するが、これに限定するものではなく、本発明は改良型沸騰水型原子炉（ＡＢＷＲ）を備える原子力プラントにも適用可能である。

図１に示すように、原子力発電プラント１００には原子炉１１０が設けられていて、かかる原子炉１１０では、原子炉格納容器（不図示）に原子炉圧力容器１１２が格納されている。原子炉圧力容器１１２にはウラン等の核燃料からなる炉心１１２ａが収容されていて、その核分裂反応によって大量の熱（熱エネルギー）が発生する。

原子炉１１０（原子炉圧力容器１１２）には、原子炉給水系統である給水経路１３４が接続されていて、これを通じて原子炉１１０に給水（軽水）が注水（供給）される。原子炉１１０に注入された給水すなわち炉水は、上述した核分裂反応により生じた熱によって、約２８０〜３００℃、７０〜８０気圧程度の高温高圧の蒸気（以下、主蒸気と称する）となり主蒸気経路１１０ａを通過してタービン１２０へと送られる。

タービン１２０は、主蒸気経路１１０ａを通過した主蒸気が有する熱エネルギを動力に変える。タービン１２０は、高圧タービン１２２ならびに低圧タービン１２４ａ、１２４ｂおよび１２４ｃから構成される。このような構成により、火力発電プラントにおける主蒸気よりも温度および圧力が低い（エネルギ密度が低い）原子力発電プラント１００の原子炉１１０の主蒸気から、高圧タービン１２２ならびに低圧タービン１２４ａ、１２４ｂおよび１２４ｃの２段階において熱エネルギを回収できるため、熱回収効率向上を図ることができる。なお、本実施形態における高圧タービンの数および低圧タービンの数は一例であり、これに限定するものではない。

高圧タービン１２２と低圧タービン１２４ａ、１２４ｂおよび１２４ｃとは、タービン接続経路１２０ａによって接続されていて、かかるタービン接続経路１２０ａには湿分分離器１２０ｂが設けられている。これにより、主蒸気経路１１０ａを通過した主蒸気は、まず高圧タービン１２２に送出されてこれを回転させ、タービン接続経路１２０ａを通じて高圧タービン１２２から低圧タービン１２４ａ、１２４ｂおよび１２４ｃに送出されてこれを回転させる。すると、それらの回転が、高圧タービン１２２ならびに低圧タービン１２４ａ、１２４ｂおよび１２４ｃに同軸で連結された発電機１２６に伝わりこれが回転して発電が行われる。

一方、低圧タービン１２４ａ、１２４ｂおよび１２４ｃを通過した主蒸気は、復水器１２８ａ、１２８ｂおよび１２８ｃに送出される。復水器１２８ａ、１２８ｂおよび１２８ｃは、冷却水経路１２８ｄを通じて冷却水が供給され、この冷却水によって主蒸気を冷却することにより、主蒸気に含まれる水分を凝縮して液化して復水を生成する。これにより、主蒸気は、その水分である復水と気体分とに分離される。

復水器１２８ａ、１２８ｂおよび１２８ｃには復水経路１３０が接続されていて、かかる復水経路１３０には復水ポンプ１３０ａが設けられている。これにより、主蒸気が分離した復水（水分）と気体分とのうち、復水は、復水ポンプ１３０ａを動力として復水経路１３０を通過し、空気抽出器１３０ｂに到達してここで更に空気を抽出される。そして、空気を抽出された復水は、更に復水経路１３０を流れて、その経路上に設けられたグランド蒸気復水器１３０ｃ、復水ろ過器１３０ｄおよび復水脱塩器１３０ｅを経由することにより所定の処理を行われた後に、復水経路１３０の末端に設けられた高圧復水ポンプ１３２に到達する。

高圧復水ポンプ１３２の出口には給水経路１３４が接続されている。これにより、復水経路１３０を通過して高圧復水ポンプ１３２に到達した復水は、かかる高圧復水ポンプ１３２によって昇圧された状態で給水経路１３４に流入して、原子炉１１０に供給される給水となる。

給水経路１３４に流入した復水すなわち給水は、給水経路１３４を流れて低圧給水加熱器１３４ａを通過することにより加熱される。加熱された給水は、給水経路１３４を更に流れて給水ポンプ１３４ｂにおいて更に昇圧され、高圧給水加熱器１３４ｃにおいて加熱される。そして、給水は給水経路１３４の末端に接続されている原子炉１１０に注水されて炉水となる。

原子炉１１０には、炉水を強制的に循環させる再循環経路１１４が原子炉圧力容器１１２を挟んで対に設けられている。再循環経路１１４は再循環ポンプ１１４ａを備えていて、この再循環ポンプ１１４ａにより炉水が昇圧されて再循環経路１１４および原子炉１１０を循環する。このような構成により、再循環ポンプ１１４ａの回転数を変化させることで原子炉１１０の出力を調整することが可能となる。

また原子炉１１０には、炉水中の不純物を除去し水質を維持するための原子炉浄化経路１１６が設けられている。原子炉浄化経路１１６では、ポンプ１１６ａを動力として抜き出した炉水を、再生熱交換器１１６ｂで冷却し、非再生熱交換器１１６ｃでさらに冷却する。そして、冷却した炉水を、ろ過脱塩器１１６ｄで浄化した後に、再生熱交換器１１６ｂによって加熱してから、給水経路１３４を介して原子炉１１０に戻している。

上記説明したように、原子炉１１０（原子炉圧力容器１１２）には当然にして炉水が貯留されていて、再循環経路１１４および原子炉浄化経路１１６にも炉水が流通する。この炉水は、炉心の核分裂反応によって放出される放射線によって放射線分解を起こすことが知られている。炉水が放射線分解されると酸素や過酸化水素等の酸化種が生成され、それらの炉水中における溶存濃度が上昇すると、原子炉構造材として使用されているステンレス鋼やニッケル基合金等の耐食鋼の腐食電位（ＥＣＰ：Electrochemical Corrosion Potential）が上昇し、応力腐食割れを引き起こす一因となる。

そこで、原子炉圧力容器１１２、再循環経路１１４および原子炉浄化経路１１６には、それらの腐食電位を検知するＥＣＰセンサ１１８ａ、１１８ｂおよび１１８ｃが各々設けられ、腐食電位が適宜測定されている。そして、腐食電位の上昇を抑制するべく、従来では給水系統（本実施形態においての給水経路１３４）に水素注入装置等（不図示）を接続して、給水系統を通過する給水に水素を注入していた。これにより、炉水中の溶存酸化種と水素が結合して水が生成されて、炉水中の溶存酸化種の濃度ひいては腐食電位が低下するため、応力腐食割れの発生が抑制される。

しかし、炉水に注入された水素のうち、炉水中の溶存酸化種と結合するのは主に炉水に溶解した溶存水素であるが、従来のように給水系を介して注入した水素はその一部しか炉水に溶解しない。このため、注入時には非溶解分を見込んで多めに水素を注入する必要があり、溶存酸化種と結合しない余剰の水素は無駄に消費されていることとなる。

また、溶存酸化種と結合せず炉水中に残存する余剰の水素は、原子炉において炉水が気化することにより生じた主蒸気に含まれることとなる。すると、上述したように復水器において主蒸気中の水分と分離された気体分には水素（水素ガス）が高濃度で含まれることとなり、かかる気体分をそのまま排出すると水素爆発が起こるおそれがある。このため、気体分に酸素を注入して再結合を行って（水素を回収して）水素濃度を低下させる処理が必要となる。

したがって、従来の方法であると、水素を過剰に注入して、過剰分の水素を酸素によって回収するため、水素および酸素の両方が無駄に消費される。ここで、水素の注入量を減らせば、過剰分の水素の量ひいては回収に用いる酸素の量を低減することができると考えられるが、水素の注入量を減らすと炉水に溶解する水素の量（溶存水素濃度）も減ってしまう。その結果、炉水中の溶存酸化種の濃度の低下が不十分となって腐食電位の上昇を抑制しきれず、応力腐食割れに対する効果も低減してしまう。

そこで、本実施形態では、溶存水素濃度を低下させることなく水素の過剰な注入量を低減できることにより、応力腐食割れに対する効果を確保しつつ、水素の使用量ひいては酸素の使用量をも減少させてコストの削減を図ることが可能な原子力発電プラントおよび原子炉給水への水素注入方法を提案する。

上記の目的を達成するために、本実施形態の原子力発電プラント１００では、従来のように給水経路を流通する給水に水素を注入するのではなく、あらかじめ水素を溶解させた水（後述する水素溶存水）を給水経路に供給することを特徴とする。以下、その特徴について詳述する。

原子力発電プラント１００には、水を貯留する貯留槽１４２ａおよび１４２ｂが設けられている。このように２つの貯留槽１４２ａおよび１４２ｂを備えることにより、いずれか一方に貯留された水に対して水素溶存処理（水素溶解処理）を行いつつ、他方に貯留された水（後述する水素溶存水）を使用することができる。すなわちバッチ方式を採用することが可能となる。なお、連続方式を採用する場合には、貯留槽は必ずしも２つ設ける必要はない。

本実施形態では、貯留槽１４２ａおよび１４２ｂに貯留する水として、復水タンク１０２に貯留される復水を使用する。復水タンク１０２には、例えば低電導度廃液処理系統（ＬＣＷ系統:Low Conductivity Waste System）等の原子力発電プラント１００に設けられた様々な系統（不図示）からの復水や、純水タンク（不図示）から補充される新規の水が貯留される。したがって、復水タンク１０２の水を使用することにより、新規の水のみを使用する場合と比べてコストや資源の消費を抑制することができる。復水タンク１０２には、水供給経路１０２ａが接続されていて、これを通じて復水タンク１０２に貯留される水（復水）が貯留槽１４２ａおよび１４２ｂに供給される。

貯留槽１４２ａおよび１４２ｂには水素供給経路１４４が接続されている。水素供給経路１４４の他端は、水素ガストレーラー１０４ａの水素ガスタンク１０４に接続されている。これにより、水素ガスタンクに貯蔵された水素（水素ガス）が水素供給経路１４４を通じて貯留槽１４２ａおよび１４２ｂ（厳密には、これらの貯留槽に貯留された水）に供給される。すなわち、水素供給経路１４４は水素供給手段である。

また水素供給経路１４４は途中で２つに分岐して貯留槽１４２ａおよび１４２ｂに接続されていて、その分岐点より下流側、且つ貯留槽１４２ａおよび１４２ｂの上流側には、開閉弁１４４ａおよび１４４ｂが設けられている。これにより、開閉弁１４４ａおよび１４４ｂの開閉状態を制御することにより、水素を供給する貯留槽１４２ａ、１４２ｂの切り替えが可能となる。

なお、本実施形態においては、水素供給経路１４４の他端を水素ガストレーラー１０４ａの水素ガスタンク１０４に接続したが、この構成は例示であり、これに限定するものではない。水素供給経路１４４の他端は、例えば水素ガス生成装置や水素ガスボンベに接続する構成としてもよい。

また貯留槽１４２ａおよび１４２ｂには、気泡噴出装置１４６ａおよび１４６ｂならびに撹拌装置１４８ａおよび１４８ｂが設けられている。気泡噴出装置１４６ａおよび１４６ｂは、水素供給経路１４４の一端に接続され、且つ貯留槽１４２ａおよび１４２ｂに貯留される水の中に配置され、水素供給経路１４４を通じて供給される水素を微細な気泡にして水中に噴出する。このように水素を微細な気泡にすることにより、気泡の表面積を増大させることができるため、水素の水への溶解度を向上することが可能となる。撹拌装置１４８ａおよび１４８ｂは、水素供給経路１４４を通じて水素が供給された貯留槽１４２ａおよび１４２ｂの水を撹拌する。これにより、水素の水への溶解度の更なる向上を図ることができる。

気泡噴出装置１４６ａおよび１４６ｂならびに撹拌装置１４８ａおよび１４８ｂにより、水素が水に好適に溶解して高い溶存水素濃度を有する水素溶存水が生成される。すなわち、気泡噴出装置１４６ａおよび１４６ｂならびに撹拌装置１４８ａおよび１４８ｂは水素溶解手段である。

なお、本実施形態においては、水素溶解手段として気泡噴出装置および撹拌装置を備える構成としたが、これに限定するものではない。仮に、気泡噴出装置または撹拌装置のいずれか一方により水に水素を十分に溶解できるのであれば、いずれか一方のみを設ける構成としてもよい。

また本実施形態では、気泡噴出装置１４６ａおよび１４６ｂとして、多孔質材料からなるノズルを想定するが、これにおいても限定するものではなく、微細な気泡を発生することができる構成を有するものであれば如何なるものを用いてもよい。例えば、エゼクタや、ライフル管、ベンチュリ管、オリフィス等を用いる構成としてもよい。

上記のようにして貯留槽１４２ａおよび１４２ｂにおいて生成された水素溶存水は、水素溶存水供給経路１５０を通じて給水経路１３４に供給（注入）される。すなわち、水素溶存水供給経路１５０は水素溶存水注入手段である。

詳細には、水素溶存水供給経路１５０は、一端が給水経路１３４に接続されていて、他端が貯留槽１４２ａおよび１４２ｂの上流側で分岐経路１５０ａおよび１５０ｂに分岐している。分岐経路１５０ａおよび１５０ｂは、貯留槽１４２ａおよび１４２ｂに接続され、且つポンプ１５２ａおよび１５２ｂが設けられている。このような構成により、貯留槽１４２ａおよび１４２ｂの水素溶存水は、ポンプ１５２ａおよび１５２ｂを動力として分岐経路１５０ａおよび１５０ｂに抜き出され、水素溶存水供給経路１５０により給水経路１３４に供給される。

本実施形態のように、貯留槽１４２ａおよび１４２ｂに貯留された水すなわち流動しない水に上述した水素溶解手段によって水素を溶解させることにより、従来のように給水経路１３４を流れる給水に対して水素を気体で注入する場合よりも大量の水素を効率的に溶解させることができる。そして、このあらかじめ水素を溶解させた水素溶存水を給水経路１３４に供給することにより、従来のような給水経路１３４における過剰な水素注入が不要になる。したがって、従来過剰に注入していた分の水素を大幅に削減することができ、且つ主蒸気に残存する水素の量も削減することが可能となる。

水素溶存水供給経路１５０により給水経路１３４に供給された水素溶存水は、給水経路１３４を流れる給水（高圧復水ポンプ１３２を通過した復水）に混合して原子炉１１０に供給されて炉水となる。炉水（給水）に含まれる水素溶存水には高濃度で水素が溶存しているため、かかる水素が放射線分解により発生した酸化種と結合して、炉水中における酸化種の濃度上昇、ひいては腐食電位の向上を好適に抑制することができ、応力腐食割れを防ぐことができる。

上述したように、炉水は原子炉１１０において蒸発して高温高圧の主蒸気となり、タービン１２０の動力として使用された後に、復水器１２８ａ〜１２８ｃにおいて凝縮されて水分（復水）と気体分に分離される。分離された水分は復水経路１３０および給水経路１３４を通じて給水として再度原子炉１１０に供給される一方、気体分は、復水器１２８ａ〜１２８ｃに接続されたオフガス経路１６０に流入する。

オフガス経路１６０に流入した気体分は、空気抽出器１３０ｂにおいて抽出された空気と合流し、排気（オフガス）としてオフガス経路１６０を更に通過する。オフガス経路１６０には、水素濃度分析計１６０ａが設けられていて、オフガス経路１６０を通過する排気に含まれる水素濃度を検出している。

従来のように給水経路１３４に水素を過剰に注入していた場合、過剰分（酸素と結合しなかった余剰分）の水素が排気に大量に含まれていたため、水素濃度分析計１６０ａにおいて高濃度の水素が検知される。したがって、水素爆発を防止するために、酸素との再結合により排気中の水素濃度を低減する処理が必須であった。しかし、本実施形態では、水素溶存水を供給することにより過剰な水素注入が不要になるため、排気中における溶存水素以外の水素すなわち気体として残存している水素（水素ガス）の量は極めて低減されている。このため、従来のような酸素との再結合は必ずしも必要ではないかもしれないが、排気からの水素除去に万全を期すために本実施形態においても水素の再結合を行う。

排気中の水素と酸素との再結合を行うために、オフガス経路１６０には酸素供給経路１７０が接続されている。酸素供給経路１７０の他端は２つに分岐し、酸素ボンベ１７２ａおよび酸素ボンベ１７２ｂに各々接続されている。酸素供給経路１７０は必ずしも分岐して２つの酸素ボンベの群に接続される必要はないが、本実施形態のような構成によれば、一方に接続された酸素ボンベが空になった場合に、他方に接続された酸素ボンベを用いて対応可能となる。

また酸素供給経路１７０にはバックアップ経路１８０が接続されている。これにより、酸素ボンベ１７２ａおよび１７２ｂの両方が空になってしまった際に、バックアップ経路１８０に接続された酸素ボンベ１８２ａを用いて酸素供給を行うことができる。なお、安全面を考慮すれば原子力発電プラント１００にバックアップ経路１８０および酸素ボンベ１８２ａを設けることが好ましいが、これらは必須の構成要素ではない。

上記構成によれば、水素濃度分析計１６０ａが検知した排気中の水素濃度に応じて、酸素ボンベ１７２ａ、１７２ｂまたは酸素ボンベ１８２ａの酸素（酸素ガス）が酸素供給経路１７０やバックアップ経路１８０を通じてオフガス経路１６０に供給される。これにより、オフガス経路１６０の排気に酸素が注入される（混合される）。このとき、本実施形態の排気では残存している水素の量が極めて低減されているため、かかる水素との再結合（水素の回収）に要する酸素の量を大幅に削減することができる。

酸素を注入された排気は、オフガス経路１６０上に設けられたオフガス再結合器１６２に流入する。そして、オフガス再結合器１６２において、貴金属等からなる触媒（不図示）により反応が促進されて排気中の水素と酸素とが再結合する。この再結合により、排気中の水素が消費されて水が生成され、排気中の水素濃度が低下する。

オフガス再結合器１６２を通過した排気は、その下流に設けられた水素濃度分析計１６０ｂ、および排気に含まれる酸素濃度を検出する酸素濃度分析計１６０ｃによって、水素および酸素の濃度が所定の基準値を満たしたことが確認される。その確認後、排気はオフガス減衰装置１６４によって放射能の減衰処理を行われて、処理済の排気として排気塔（不図示）に排出される。

上記説明したように、第１実施形態にかかる原子力発電プラント１００およびその水素注入方法によれば、給水経路１３４には、あらかじめ水素を高濃度に溶解させた水素溶存水が供給されるため、過剰な水素注入が不要になる。これにより、溶存水素濃度を低下させることなく、注入時の過剰分の水素の量を削減することができ、水素に要するコストを削減することができる。そして、注入時の過剰分の水素の量が削減されることにより、酸素注入により回収すべき水素の量が低減されるため、その回収（再結合）に要する酸素の量も削減される。したがって、酸素に要するコストの削減を図ることもできる。また水素溶存水に高濃度で水素が溶存するため、腐食電位の上昇抑制効果、ひいては応力腐食割れの防止効果を十分に確保することができる。

なお、当業者には周知であるため上記の実施形態においては特に詳述していないが、給水には貴金属や酸化チタン等からなる触媒を注入してもよい。これにより、触媒によって水素の酸化反応が促進されるため、腐食電位をより効率的に低下させることができ、応力腐食割れを更に好適に防ぐことができる。

以下に、一般的な原子炉における給水パラメータを用いて原子力発電プラント１００における水素溶存水の供給量を算出する。なお、以下の説明に用いる数値は、すべて例示でありこれに限定するものではない。

原子力発電プラント１００において、原子炉１１０への給水流量が６４００ｔ／ｈｒ、高圧復水ポンプの出口圧力が１．４ＭＰａ、高圧復水ポンプの出口温度が１５０℃であると仮定すると、応力腐食割れを抑制するために要する給水の水素濃度は約０．３ｐｐｂ（３×１０^−４ｐｐｍ）である（上述した貴金属や酸化チタン等の触媒注入後）。

一方、水素の水への溶解度は、常温常圧時において１６００ｐｐｂであり、２０℃（７５°Ｆ）１気圧（０．１ＭＰａ）において０．０１５（ｍｌ／ｇ）である。したがって、常温常圧の水に飽和するまで水素を溶存させるとすると、給水の水素濃度を約０．３ｐｐｂとするために必要となる水素溶存水の供給量Ｘ（ｔ／ｈｒ）は、「０.３ｐｐｂ×６４００ｔ／ｈｒ＝１６００ｐｐｂ×Ｘ（ｔ／ｈｒ）」の式から、１．２ｔ／ｈｒと算出される。

すなわち、原子炉１１０への給水流量６４００ｔ／ｈｒに対して１．２ｔ／ｈｒという少ない水素溶存水を供給すれば足りることから、給水の温度等に与える影響はほとんどない。

なお、水を高温、高圧にして水素の溶解度を大きくし、水素濃度を高めることにより、給水に追加する水素溶存水の流量をさらに削減することができる。そこで上記のように常温常圧の水に水素を溶解させるのではなく、例えば、不図示の加熱加圧装置を水供給経路１０２ａに設け、それによって復水タンク１０２からの水を、高圧復水ポンプ１３２の出口温度（１５０℃）および出口圧力（１．４ＭＰａ）まで昇温昇圧させた後に水素を溶解させることも可能である。装置構成の具体例としては、復水タンク１０２と貯留槽１４２ａおよび１４２ｂとのそれぞれの間に昇圧ポンプ（加圧装置）を設け、貯留槽１４２ａおよび１４２ｂ内にヒータ（加熱装置）を設けることにより、復水タンク１０２からの水を昇温昇圧することができる。

（第２実施形態）
図２は、第２実施形態にかかる原子力発電プラント２００の概略構成を説明する図である。なお、第１実施形態の原子力発電プラント１００の構成要素と実質的に同一の機能や構成を有する要素については、同一の符号を付して説明を省略する。

第１実施形態の原子力発電プラント１００では、復水タンク１０２からの復水を貯留槽１４２ａおよび１４２ｂに供給していた。これに対し、第２実施形態の原子力発電プラント２００では、給水経路１３４を通過する給水を一部抜き出して貯留槽１４２ａおよび１４２ｂに供給する。

すなわち第２実施形態の原子力発電プラント２００では、給水経路１３４に給水抜出経路２０２が接続されていて（高圧復水ポンプ１３２より原子炉圧力容器１１２側が給水経路１３４である）、かかる給水抜出経路２０２にはポンプ２０４が設けられている。また給水抜出経路２０２の他端は分岐経路２０２ａおよび２０２ｂに分岐して各々貯留槽１４２ａおよび１４２ｂに接続されていて、それらの分岐経路上には開閉弁２０６ａおよび２０６ｂが設けられている。

このような構成により、給水経路１３４を通過する給水の一部が、ポンプ２０４を動力として給水抜出経路２０２に抜き出されて、貯留槽１４２ａおよび１４２ｂに供給される。このとき、開閉弁２０６ａおよび２０６ｂの開閉状態を制御することにより、水素を供給する貯留槽の変更が可能となる。そして、貯留槽１４２ａおよび１４２ｂにおいて水素を溶解されることにより、給水経路１３４から抜き出された水は水素溶存水となって給水経路１３４に注入される（戻される）。

上記説明したように、第２実施形態の原子力発電プラント２００によれば、給水経路１３４から抜き出した水に水素を溶解させて給水経路１３４に戻すため、給水経路１３４の流量変化が生じない。したがって、第１実施形態の原子力発電プラント１００によって得られる利点に加えて、給水経路１３４の流量調整が不要になるという利点を得られる。

なお、第１実施形態のように常温常圧の水に水素を溶解させるのではなく、第２実施形態のように系統の復水に水素を溶解させる場合には、温度及び圧力が常温常圧よりも高くなっている。上述したように、常温常圧の水への水素の溶解度は０．０１５（ｍｌ／ｇ）であり、一方、１５０℃（約１２０°Ｆ）１．４ＭＰａの水への水素の溶解度は約０．３（ｍｌ／ｇ）であることが知られている。これらから、１５０℃、１．４ＭＰａのときの水素の水への溶解度は常温常圧時の約２０倍であることがわかる。

したがって、１５０℃、１．４ＭＰａの水に飽和するまで水素を溶存させるとすると、給水の水素濃度を約０．３ｐｐｂとするために必要となる水素溶存水の供給量Ｘ（ｔ／ｈｒ）は、「０.３ｐｐｂ×６４００ｔ／ｈｒ＝１６００ｐｐｂ×２０×Ｘ（ｔ／ｈｒ）」の式から、わずか０.０６ｔ／ｈｒと算出される。

以上、添付図面を参照しながら本発明の好適な実施形態について説明したが、本発明は係る例に限定されないことは言うまでもない。当業者であれば、特許請求の範囲に記載された範疇内において、各種の変更例または修正例に想到し得ることは明らかであり、それらについても当然に本発明の技術的範囲に属するものと了解される。

なお、図１および図２に示した経路やバルブ等の構成は概略例であって、厳密に全てを表記するものではなく、本発明はこれに限定されないことは言うまでもない。

本発明は、原子炉に給水を供給する原子炉給水系統を備える原子力発電プラント、およびかかる原子炉への給水に水素を注入する原子炉給水への水素注入方法として利用することができる。

１００…原子力発電プラント、１０２…復水タンク、１０４…水素ガスタンク、１０４ａ…水素ガストレーラー、１１０…原子炉、１１０ａ…主蒸気経路、１１２…原子炉圧力容器、１１２ａ…炉心、１１４…再循環経路、１１４ａ…循環ポンプ、１１６…原子炉浄化経路、１１６ａ…ポンプ、１１６ｂ…再生熱交換器、１１６ｃ…非再生熱交換器、１１６ｄ…過脱塩器、１１８ａ…ＥＣＰセンサ、１１８ｂ…ＥＣＰセンサ、１１８ｃ…ＥＣＰセンサ、１２０…タービン、１２０ａ…タービン接続経路、１２２…高圧タービン、１２４ａ…低圧タービン、１２４ｂ…低圧タービン、１２４ｃ…低圧タービン、１２６…発電機、１２８ａ…復水器、１２８ｂ…復水器、１２８ｃ…復水器、１２８ｄ…冷却水経路、１３０…復水経路、１３０ａ…復水ポンプ、１３０ｂ…空気抽出器、１３０ｃ…グランド蒸気復水器、１３０ｄ…過器、１３０ｅ…復水脱塩器、１３２…高圧復水ポンプ、１３４…給水経路、１３４ａ…低圧給水加熱器、１３４ｂ…給水ポンプ、１３４ｃ…高圧給水加熱器、１４２ａ…貯留槽、１４２ｂ…貯留槽、１４４…水素供給経路、１４４ａ…開閉弁、１４４ｂ…開閉弁、１４６ａ…気泡噴出装置、１４６ｂ…気泡噴出装置、１４８ａ…撹拌装置、１４８ｂ…撹拌装置、１５０…水素溶存水供給経路、１５０ａ…分岐経路、１５０ｂ…分岐経路、１５２ａ…ポンプ、１５２ｂ…ポンプ、１６０…オフガス経路、１６０ａ…水素濃度分析計、１６０ｂ…水素濃度分析計、１６０ｃ…酸素濃度分析計、１６２…オフガス再結合器、１６４…オフガス減衰装置、１７０…酸素供給経路、１７２ａ…酸素ボンベ、１７２ｂ…酸素ボンベ、１８０…バックアップ経路、１８２ａ…酸素ボンベ、２００…原子力発電プラント、２０２…給水抜出経路、２０２ａ…分岐経路、２０２ｂ…分岐経路、２０４…ポンプ、２０６ａ…開閉弁、２０６ｂ…開閉弁

Claims (2)

1. 原子炉と、該原子炉に給水を供給する原子炉給水系統とを備える原子力発電プラントであって、
   水を貯留する貯留槽と、
   前記貯留槽に水素ガスを供給する水素供給手段と、
   前記貯留槽に設けられ、前記水に前記水素ガスを溶解させて水素溶存水を生成する水素溶解手段と、
   前記水素溶存水を前記原子炉給水系統に供給する水素溶存水注入手段と、
   を更に備えることを特徴とする原子力発電プラント。
2. 原子力発電プラントに設けられる原子炉への給水に水素を注入する原子炉給水への水素注入方法であって、
   水にあらかじめ水素を溶解させて水素溶存水を生成し、
   前記原子炉への給水に前記水素溶存水を混合することを特徴とする原子炉給水への水素注入方法。

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