JP2020098110A - 燃料装荷方法および炉心 - Google Patents

Abstract

【課題】旧型燃料集合体から、平均ウラン濃縮度、平均核分裂性プルトニウム富化度、燃料棒配置のうち少なくともいずれかが異なる新型燃料集合体へ移行する際の移行炉心において、旧型燃料集合体の認可制限範囲内で、移行炉心の経済性を向上可能な燃料装荷方法を提供する。【解決手段】第Ｎ運転サイクルにおける炉心最外周を除く領域に装荷された全ての燃料集合体は前記第一燃料集合体であり、第Ｎ＋ｍ（ｍ＞１）運転サイクルにおける炉心最外周を除く領域に装荷された全ての燃料集合体が前記第二燃料集合体となる場合、前記第Ｎ＋ｍ運転サイクルにおける第二燃料集合体の新規装荷体数は、前記第Ｎ＋ｍ運転サイクルより１運転サイクル前の第Ｎ＋ｍ−１運転サイクルにおける第二燃料集合体の新規装荷体数よりも多く、かつ、前記第Ｎ＋ｍ運転サイクルのサイクル燃焼度は前記第Ｎ＋ｍ−１運転サイクルのサイクル燃焼度よりも大きいことを特徴とする。【選択図】図１

Description

本発明は、原子炉の燃料装荷方法とそれを用いた炉心に係り、特に、平均ウラン濃縮度や平均核分裂性プルトニウム富化度、燃料棒配置が異なる燃料へ移行する際の燃料装荷方法に適用して有効な技術に関する。

原子炉の炉心には、複数の燃料集合体が装荷されている。燃料集合体は、核燃料物質（例えば、酸化ウラン：ＵＯ_２）を含む複数の燃料ペレットを封入した複数の燃料棒、燃料棒の上端部を支持する上部タイプレート、燃料棒の下端部を支持する下部タイプレート、燃料棒間の間隔を保持する複数の燃料スペーサ、及び四角筒状のチャンネルボックスを有する。チャンネルボックスは、上端部が上部タイプレートに取り付けられて下部タイプレートへ向かい延伸し、複数の燃料スペーサによって束ねられた複数の燃料棒を取り囲んでいる。

原子炉出力を制御するために、複数の制御棒が炉心内に挿入されている。また、燃料集合体内の一部の燃料棒は、燃料ペレット内に可燃性毒物（例えば、ガドリニア：Ｇｄ_２Ｏ_３）を含んでいる。制御棒及び可燃性毒物は、核燃料物質の核分裂によって余分に発生した中性子を吸収する。可燃性毒物は、中性子の吸収により中性子を吸収しにくい物質に変わっていく。このため、炉心内に装荷された新燃料集合体（燃焼度が０ＧＷｄ／ｔの燃料集合体）に含まれる可燃性毒物は、新燃料集合体が炉心に装荷されてから原子炉の或る運転期間が経過すると消滅する。

可燃性毒物が消滅した燃料集合体は、核燃料物質が燃焼するにつれて反応度が単調に減少していく。炉心には、炉心内に滞在した運転サイクル数が異なる複数の燃料集合体が装荷されているため、炉心全体として原子炉の運転期間を通して臨界状態が維持される。炉心に装荷された新燃料集合体（第一サイクル目燃料）は、一定の運転期間で燃焼したのちに、定期検査のときに、炉心内の異なる位置に装荷される。このとき、この燃料は１サイクル燃焼した燃料であり、第二サイクル目燃料と呼ばれる。これを数回繰り返すと、炉心から取り出される。炉心から取り出された燃料体数と同数が新燃料として炉心に装荷される。

炉心に装荷される燃料は多くの場合、決められた種類の燃料が装荷されるが、燃料の高性能化に従い、これまでと型が異なる新型の燃料集合体が装荷される場合がある。上述のように炉心には燃料が数サイクル滞在するため、新型燃料集合体を装荷しても、旧燃料集合体が炉心に残存している。このような炉心は「移行炉心」と呼ばれる。移行炉心を数サイクル運転すると、すべて新型燃料集合体となり、さらに数サイクルを経て、各サイクル毎の炉心特性の変動が小さくなっていく。この炉心は「平衡炉心」と呼ばれる。移行炉心では、新型燃料集合体と旧型燃料集合体が存在するため、炉心の運転余裕を平衡炉心と同一にするために、様々な工夫がなされてきた。

そこで、例えば特許文献１のような技術が提案されている。沸騰水型原子炉では、燃料集合体の圧力損失特性が異なると、各燃料集合体の圧力損失を一定にしようと、各燃料集合体に流れる冷却材の流量が変化する。特許文献１では、８×８配列の燃料から９×９配列の新燃料に移行する場合に、圧力損失特性を８×８燃料に合わせた９×９燃料を装荷することで、圧力損失特性をそろえている。

この状態で、８×８燃料から９×９燃料に移行し、ある程度９×９燃料が多くなると、本来の９×９燃料を装荷する。９×９燃料は８×８燃料よりも熱的余裕が大きいので、圧力損失特性が異なるとしても、炉心の運転上問題になることはない。

特開平１−２０１１８９号公報

ところで、炉心に装荷される燃料集合体は、事前に認可された範囲で使用される。高性能な新型燃料集合体では認可された範囲が広いことが考えられる。例えば、燃料集合体の最高燃焼度の制限について、新型燃料集合体のほうが大きいなどである。

移行炉心では、旧型燃料集合体は旧型燃料集合体の認可範囲、新型燃料集合体は新型燃料集合体の認可範囲に従う必要がある。旧型燃料集合体に対して、新型燃料集合体の燃料経済性が向上しているとすれば、炉心に新たに装荷する燃料体数は旧型燃料集合体よりも新型燃料集合体のほうが少なくなる。

炉心に新たに装荷される燃料集合体数と取り出される燃料集合体数は同一なので、取り出される旧型燃料集合体数が減少する。この結果、取り出されるべき旧型燃料集合体が炉心に滞在するため、旧型燃料集合体の燃焼度が増大する。これを数サイクル繰り返すと、旧型燃料集合体の認可範囲を超える可能性があるため、旧型燃料集合体を用いた炉心運用ができなくなる恐れがある。

反対に、旧型燃料集合体の燃焼度を従来と同一にするには、新型燃料集合体の取替体数を従来の旧型燃料集合体と同一にすればよい。このとき、新型燃料集合体を用いることで取替体数を削減できるメリットを享受できないことになる。このように、認可制限内で経済性を高める移行には課題がある。

上記特許文献１では、熱的余裕に着目し、圧力損失特性を旧型燃料集合体と同一とした新型燃料集合体を準備する方法が提示されている。この場合、新たな燃料集合体が必要となり、その許認可が必要となることを課題としており、上述したような移行中の経済性については言及されていない。

そこで、本発明の目的は、旧型燃料集合体から、平均ウラン濃縮度、平均核分裂性プルトニウム富化度、燃料棒配置のうち少なくともいずれかが異なる新型燃料集合体へ移行する際の移行炉心において、旧型燃料集合体の認可制限範囲内で、移行炉心の経済性を向上可能な燃料装荷方法とそれを用いた炉心を提供することにある。

上記課題を解決するために、本発明は、第一燃料集合体から、平均ウラン濃縮度、平均核分裂性プルトニウム富化度、燃料棒配置のうち少なくともいずれかが異なる第二燃料集合体へ移行する際の移行炉心の燃料装荷方法であって、第Ｎ運転サイクルにおける炉心最外周を除く領域に装荷された全ての燃料集合体は前記第一燃料集合体であり、第Ｎ＋ｍ（ｍ＞１）運転サイクルにおける炉心最外周を除く領域に装荷された全ての燃料集合体が前記第二燃料集合体となる場合、前記第Ｎ＋ｍ運転サイクルにおける第二燃料集合体の新規装荷体数は、前記第Ｎ＋ｍ運転サイクルより１運転サイクル前の第Ｎ＋ｍ−１運転サイクルにおける第二燃料集合体の新規装荷体数よりも多く、かつ、前記第Ｎ＋ｍ運転サイクルのサイクル燃焼度は前記第Ｎ＋ｍ−１運転サイクルのサイクル燃焼度よりも大きいことを特徴とする。

また、本発明は、第一燃料集合体から、平均ウラン濃縮度、平均核分裂性プルトニウム富化度、燃料棒配置のうち少なくともいずれかが異なる第二燃料集合体へ移行する際の炉心であって、第Ｎ運転サイクルにおける炉心最外周を除く領域に装荷された全ての燃料集合体は前記第一燃料集合体であり、第Ｎ＋ｍ（ｍ＞１）運転サイクルにおける炉心最外周を除く領域に装荷された全ての燃料集合体が前記第二燃料集合体である場合、前記第Ｎ＋ｍ運転サイクルにおける第二燃料集合体の新規装荷体数は、前記第Ｎ＋ｍ運転サイクルより１運転サイクル前の第Ｎ＋ｍ−１運転サイクルにおける第二燃料集合体の新規装荷体数よりも多く、かつ、前記第Ｎ＋ｍ運転サイクルのサイクル燃焼度は前記第Ｎ＋ｍ−１運転サイクルのサイクル燃焼度よりも大きいことを特徴とする。

本発明によれば、旧型燃料集合体から、平均ウラン濃縮度、平均核分裂性プルトニウム富化度、燃料棒配置のうち少なくともいずれかが異なる新型燃料集合体へ移行する際の移行炉心において、旧型燃料集合体の認可制限範囲内で、移行炉心の経済性を向上可能な燃料装荷方法とそれを用いた炉心を実現することができる。

上記した以外の課題、構成及び効果は、以下の実施形態の説明により明らかにされる。

本発明の実施例１に係る燃料装荷（交換）方法を概念的に示す図である。 比較例（ケース１）の燃料装荷（交換）方法を示す図である。 最高燃焼度の時間推移を示す図である。 比較例（ケース２）の燃料装荷（交換）方法を示す図である。 発電コストの相対比較を示す図である。 本発明の実施例２に係る燃料集合体の全体概略構成図である。 図６のＡ−Ａ断面図（水平断面図）である。（９×９配列） 本発明の実施例２に係る改良型沸騰水型原子炉の概略構成図である。 本発明の実施例２に係る燃料装荷パターン図である。（第Ｎサイクル） 本発明の実施例２に係る燃料集合体の水平断面図である。（１０×１０配列） 本発明の実施例２に係る燃料装荷パターン図である。（第Ｎ＋１サイクル） 本発明の実施例２に係る燃料装荷パターン図である。（第Ｎ＋２サイクル） 本発明の実施例２に係る燃料装荷パターン図である。（第Ｎ＋３サイクル） 本発明の実施例３に係る燃料集合体の水平断面図である。（１１×１１配列） 本発明の実施例４に係る燃料装荷パターン図である。（第Ｎ＋３サイクル） 本発明の実施例４に係る燃料装荷パターン図である。（第Ｎ＋４サイクル）

以下、図面を用いて本発明の実施例を説明する。なお、各図面において同一の構成については同一の符号を付し、重複する部分についてはその詳細な説明は省略する。

本発明者らは、種々の検討を重ね、認可制限範囲内において、移行炉心の経済性を高める新たな方法を見出した。この検討結果及び新たに見出した燃料装荷方法を以下に説明する。

図１から図５を参照して、本発明の実施例１の燃料装荷（交換）方法について説明する。

移行炉心において、新たに装荷される新型燃料集合体は旧型燃料集合体よりも燃料集合体あたりのウランもしくはプルトニウム燃料装荷量（インベントリ）が多いと仮定する。この場合、旧型燃料集合体よりも新型燃料集合体の方が経済性が高い。また、新型燃料集合体の燃料装荷量が旧型燃料集合体と同じかそれ以下であっても、旧型燃料集合体よりも無限増倍率が高いなどの特徴であってもよい。例えば、新型燃料集合体は旧型燃料集合体よりも平均ウラン濃縮度が高い場合である。新型燃料集合体が旧型燃料集合体よりも燃料装荷量が多く、同じ燃焼度における無限増倍率が同一であれば、旧型燃料集合体よりも燃料装荷量の増大分だけ炉心の燃料交換体数が低減する。

一般に、燃料集合体のコストは原材料費やウランの濃縮費だけではないため、燃料集合体コストの増大は燃料装荷量の増大よりも小さい。従って、新型燃料集合体の燃料装荷体数が少なくなると燃料経済性が向上する。燃料装荷体数が少なくなると、燃料取替体数も少なくなる。つまり、旧型燃料集合体において取り出される燃料体数が少なくなることにより、残った旧型燃料集合体の炉内滞在期間が延びる。炉内の滞在期間が延びても、出力が低く、燃焼が進みにくい炉心外周部に装荷することで、燃焼度の増大は抑えられる。新型燃料集合体を数サイクル装荷し、旧型燃料集合体が残っている炉心では、炉内滞在期間の延びる旧型燃料集合体が増大していく。

この結果、炉心外周部に装荷できる燃料集合体体数を炉内滞在期間の延びた旧型燃料集合体体数が上回り、旧型燃料集合体の最高燃焼度が増大する。一般的に、燃料集合体の認可条件の一つとして最高燃焼度が定められており、炉心設計はこれに対して余裕をもって取出燃焼度を設定している。

しかし、旧型燃料集合体と新型燃料集合体の経済性の差が大きい場合（例えば、燃料装荷量の差が大きい場合）、炉内滞在期間の延びる旧型燃料集合体体数が増大するため、前述の最高燃焼度に対する余裕が小さくなる。燃焼度の余裕が小さくなる若しくは無くなると、移行炉心の運転を継続できなくなる恐れがある。

また、移行炉心の運転を停止して、最高燃焼度に達した旧型燃料集合体をすべて取り出し、新型燃料集合体を装荷すると、燃料コストが増大する。新型燃料集合体は数サイクルを経て、炉心内でエネルギーを生成するため、この燃料コストの回収には数サイクルを要する。

そこで、本発明者らはこのようなコストの増大を抑えながら、新型燃料集合体を装荷する方法を考案した。移行炉心に新型燃料集合体を装荷すると数サイクルを経て、旧型燃料集合体の最高燃焼度は増大していく。次のサイクルも同様の燃料交換手順とした場合に、旧型燃料集合体の最高燃焼度が制限範囲を超過すると予想されるとき、旧型燃料集合体を新型燃料集合体に置き換える。

図１に本実施例（本発明）の燃料装荷（交換）方法を示す。横軸に燃料体数、縦軸に運転サイクルを示しており、図中の数字は炉内滞在サイクル数を示している。比較例として、前述のような新型燃料集合体を必要量のみ装荷する場合を図２（ケース１）に示す。また、これらの移行炉心における旧型燃料集合体の最高燃焼度の時間推移を図３に示す。図３から、本実施例（本発明）の燃料装荷（交換）方法は旧型燃料集合体の最高燃焼度を認可制限範囲内で運用できることがわかる。

次に、本発明者らは新たに装荷した多数の新型燃料集合体のコスト回収方法を考案した。前述のように、新型燃料集合体を多数装荷しても、数サイクル後には燃料コストは回収されるが、コストが回収されるまで時間がかかる。このような燃料交換体数増大によるコスト増を早期に回収するため、新型燃料集合体を多数装荷して旧型燃料集合体の最高燃焼度の制限を回避する燃料装荷方法を実施したサイクルでは、新型燃料集合体の装荷燃料集合体数が多いことを活用して、長期サイクル運転や出力向上運転を実施することを考えた。

これらの運転は前のサイクルに比べてサイクル燃焼度が増大する。長期サイクル運転や出力向上運転では、そのサイクルのエネルギー発生量が増大するため、コストを回収しやすくなる。別の比較例として、新型燃料集合体を装荷する移行炉心において、新型燃料集合体体数を旧型燃料集合体の交換体数と同数交換する場合を図４（ケース２）に示す。本発明（図１）とケース２（図４）について、新型燃料集合体導入から移行完了（Ｎ＋ｍ＋１）サイクルまでの発電コスト比較の例を図５に示す。各ケースの発電コストは、旧型燃料集合体のまま運転継続した場合に対する増減（相対コスト）で示している。ケース２（図４）では移行するまで、旧型燃料集合体と新型燃料集合体の取替体数は同一であるが、燃料集合体の単価はインベントリの増加により新型燃料集合体のほうが高いため、燃料経済性がマイナスとなり、発電コストもマイナスとなる。

このように、新型燃料集合体へ移行する移行炉心において、旧型燃料集合体の最高燃焼度の認可範囲において経済性を向上させるために、移行完了するサイクルで長期サイクル運転や出力向上運転を考案した。この移行が完了した炉心には、ほぼすべての燃料集合体が新型燃料集合体としているが、長期運転サイクル（サイクル燃焼度延長）や出力向上（燃料集合体出力増大）の影響を受けにくい炉心の最外周領域であれば、旧型燃料集合体が装荷されていてもよい。

本実施例の燃料装荷（交換）方法は、旧型燃料集合体（第一燃料集合体）から、平均ウラン濃縮度、平均核分裂性プルトニウム富化度、燃料棒配置のうち少なくともいずれかが異なる新型燃料集合体（第二燃料集合体）へ移行する際の移行炉心の燃料装荷方法であり、第Ｎ運転サイクルにおける炉心最外周を除く領域に装荷された全ての燃料集合体は旧型燃料集合体（第一燃料集合体）であり、第Ｎ＋ｍ（ｍ＞１）運転サイクルにおける炉心最外周を除く領域に装荷された全ての燃料集合体が新型燃料集合体（第二燃料集合体）となる場合、第Ｎ＋ｍ運転サイクルにおける新型燃料集合体（第二燃料集合体）の新規装荷体数は、第Ｎ＋ｍ運転サイクルより１運転サイクル前の第Ｎ＋ｍ−１運転サイクルにおける新型燃料集合体（第二燃料集合体）の新規装荷体数よりも多く、なおかつ、第Ｎ＋ｍ運転サイクルのサイクル燃焼度は第Ｎ＋ｍ−１運転サイクルのサイクル燃焼度よりも大きい。

また、新型燃料集合体（第二燃料集合体）の平均ウラン濃縮度は、旧型燃料集合体（第一燃料集合体）の平均ウラン濃縮度より高い。或いは、新型燃料集合体（第二燃料集合体）の平均核分裂性プルトニウム富化度は、旧型燃料集合体（第一燃料集合体）の平均核分裂性プルトニウム富化度より高い。

上記の検討結果を反映した、本発明による具体的な燃料装荷例を実施例２以降で図面を用いて説明する。

なお、以下では、本発明の適用対象として改良型沸騰水型原子炉（Advanced Boiling Water Reactor：ＡＢＷＲ）を一例として説明するが、これに限られるものでは無い。例えば、再循環ポンプを備え、冷却材（中性子の減速材としても機能）を原子炉圧力容器外へ通流し再び原子炉圧力容器内のダウンカマへ流入させることで冷却材を循環させる通常の沸騰水型原子炉（Boiling Water Reactor：ＢＷＲ）、或いは、チムニによる冷却水の自然循環方式を用いることで、ＢＷＲにおける再循環ポンプ、ＡＢＷＲにおけるインターナルポンプを不要とする高経済性単純化沸騰水型原子炉（Economic Simplified Boiling Water Reactor：ＥＳＢＷＲ）等、その他の原子炉へも同様に適用可能である。

図６から図１３を参照して、本発明の実施例２の燃料装荷（交換）方法とそれを用いた炉心について説明する。

図６は本実施例の燃料集合体の全体概略構成図である。図７は、図６に示す燃料集合体のＡ−Ａ断面図（水平断面図）であり、９×９配列の例を示している。図８は、図７に示す燃料集合体を装荷する炉心を備えた改良型沸騰水型原子炉の概略構成図である。

図８に示すように、改良型沸騰水型原子炉（ＡＢＷＲ）は、原子炉圧力容器（原子炉容器）１０３内に円筒状の炉心シュラウド１０２が設けられ、炉心シュラウド１０２内に、複数体の燃料集合体（図示せず）が装荷された炉心１０５が配設されている。

また、原子炉圧力容器（以下、ＲＰＶとも称する）１０３内には、炉心１０５の上方へと延伸する気水分離器１０６及び気水分離器１０６の上方に配置される蒸気乾燥器１０７が設けられている。ＲＰＶ１０３と炉心シュラウド１０２の間には環状のダウンカマ１０４が形成されている。ダウンカマ１０４内には、インターナルポンプ１１５が配設されている。

インターナルポンプ１１５から吐出された冷却水は、下部プレナム１２２を経て炉心１０５に供給される。冷却水は、炉心１０５を通過する際に加熱されて水及び蒸気を含む気液二相流となる。気水分離器１０６は気液二相流を蒸気と水に分離する。分離された蒸気は、更に蒸気乾燥器１０７で湿分を除去されて主蒸気配管１０８に導かれる。

この湿分が除去された蒸気は、蒸気タービン（図示せず）に導かれ、蒸気タービンを回転させる。蒸気タービンに連結された発電機が回転し、電力を発生する。蒸気タービンから排出された蒸気は、復水器（図示せず）で凝縮されて水となる。この凝縮水は、冷却水として給水配管１０９によりＲＰＶ１０３内に供給される。気水分離器１０６及び蒸気乾燥器１０７で分離された水は、落下して冷却水としてダウンカマ１０４内に達する。

なお、図８では図示しないが、ＲＰＶ１０３の下部プレナム１２２には、燃料集合体の核反応を制御するため炉心１０５へ複数の横断面十字状の制御棒ＣＲを挿入可能とする制御棒案内管が設けられ、ＲＰＶ１０３の底部より下方に設置された制御棒駆動機構ハウジング内に制御棒駆動機構を備え、制御棒は制御棒駆動機構に連結されている。

図６に燃料集合体１の全体概略構成図を示す。本実施の燃料集合体１は、複数の燃料棒２、部分長燃料棒３、上部タイプレート５、下部タイプレート６、複数の燃料スペーサ８、複数の水ロッドＷＲ、及びチャンネルボックス７を備えている。燃料棒２（所謂、全長燃料棒）及び部分長燃料棒３は、複数の燃料ペレット（図示せず）が密封された燃料被覆管（図示せず）内に充填される形で構成されている。

下部タイプレート６は各燃料棒２及び部分長燃料棒３の下端部を支持し、上部タイプレート５は各燃料棒２の上端部を保持する。水ロッドＷＲの下端部は下部タイプレート６に支持され、水ロッドＷＲの上端部は上部タイプレート５に保持される。複数の燃料スペーサ８は、燃料集合体１の軸方向において所定の間隔で配置され、燃料棒２（含む部分長燃料棒３）の相互間、及び燃料棒２と水ロッドＷＲの間に、冷却水が流れる流路を形成するように、燃料棒２及び水ロッドＷＲを保持している。

横断面が正方形状をしている角筒であるチャンネルボックス７は、上部タイプレート５に取り付けられ、下方に向かって延伸している。燃料スペーサ８によって束ねられた各燃料棒２は、チャンネルボックス７内に配置されている。上部タイプレート５には、その上端部にハンドルが締結されており、ハンドルを吊り上げると、燃料集合体１全体を引き上げることができる。

図７は図６に示す燃料集合体１のＡ−Ａ断面の矢視図（水平断面図）である。図７に示すように、燃料集合体１の水平断面において、チャンネルボックス７内に形成される９行９列（９×９配列）の正方格子に、燃料棒２、水ロッドＷＲが配されている。燃料集合体１の水平断面（横断面）の中央部には、燃料棒２が約４本配置できる領域を占有する横断面積を有する水ロッドＷＲが２本配置されている。水ロッドＷＲは太径水ロッドである。本実施例における燃料棒２の核分裂性ウランを含む燃料ペレットが装填された領域の長さ、すなわち、図６に示す燃料の有効長は３．７ｍである。

また、燃料集合体１は、改良型沸騰水型原子炉（ＡＢＷＲ）の炉心１０５に装荷されたとき、一つのコーナーが炉心１０５に挿入された横断面が十字状の制御棒ＣＲ（図示せず）と向かい合うように配置される。チャンネルボックス７は、チャンネルファスナ（図示せず）によって上部タイプレート５に取り付けられる。チャンネルファスナは、燃料集合体１が炉心１０５に装荷されたとき、制御棒ＣＲ（図示せず）が燃料集合体１の相互間に挿入できるように、燃料集合体１の相互間に必要な幅の間隙を保持する機能を有する。このため、チャンネルファスナ（図示せず）は、制御棒ＣＲ（図示せず）と向かい合うコーナーに位置するように、上部タイプレート５に取り付けられている。

燃料集合体１の制御棒ＣＲ（図示せず）に向かい合うコーナー部は、換言すれば、チャンネルファスナ（図示せず）が取り付けられたコーナー部である。各燃料棒２内に充填される各燃料ペレットは、核燃料物質である二酸化ウラン（ＵＯ_２）及び酸化プルトニウム（ＰｕＯ_２）を用いて製造され、核分裂性物質であるウラン−２３５またはプルトニウム−２３９及びプルトニウム−２４１等を含んでいる。

図９は第Ｎサイクルにおける１／４炉心の燃料装荷パターンである。図の右下が炉心中央であり、回転対称となっている。燃料集合体位置の数字は燃料種類を示し、図７に示す燃料集合体の番号を１として、この燃料のみが装荷されている。

図７の燃料を９×９配列の旧型燃料集合体とした場合、１０×１０配列の新型燃料集合体の水平断面図を図１０に示す。図１０に示すように燃料集合体１ｂの水平断面において、チャンネルボックス７内に形成される１０行１０列（１０×１０配列）の正方格子に、燃料棒２ｂ、水ロッドＷＲが配置されている。燃料集合体１の水平断面（横断面）の中央部には、燃料棒２ｂが約４本配置できる領域を占有する横断面積を有する水ロッドＷＲが２本配置されている。水ロッドＷＲは太径水ロッドである。燃料棒２ｂの核分裂性ウランを含む燃料ペレットが装填された領域の長さ、すなわち、燃料有効長は３．８ｍである。

図１０に示す燃料を装荷した第Ｎ＋１サイクルにおける１／４炉心の燃料装荷パターンを図１１に示す。図１０の新型燃料集合体は燃料集合体位置の数字２として記載している。装荷された新型燃料集合体数は１／４炉心において５０体である。

次の第Ｎ＋２サイクルで新型燃料集合体を５０体装荷した場合を図１２に示す。この第Ｎ＋２サイクル終了後に新型燃料集合体を１／４炉心で１００体装荷したときの第Ｎ＋３サイクルの燃料装荷パターンを図１３に示す。

本実施例の燃料装荷（交換）方法では、旧型燃料集合体（第一燃料集合体）は、９行９列の正方格子の燃料棒配列であり、新型燃料集合体（第二燃料集合体）は、１０行１０列の正方格子の燃料棒配列である。

炉心最外周の装荷位置以外に新型燃料集合体が装荷されており、この状態で長期サイクル運転や出力向上運転を実施しても旧型燃料集合体の熱的余裕が損なわれることはない。このときの旧型燃料集合体の最高燃焼度は図３の本発明のようになる。さらに発電コストは図５の本発明のようになる。

以上の通り、本実施例によれば、旧型燃料集合体を認可制限範囲内で利用しながら、炉心全体としての経済性を高めることが可能となる。

図１４を参照して、本発明の実施例３の燃料装荷（交換）方法について説明する。

図１４は本実施例の新型燃料集合体の水平断面図である。本実施例において、旧型燃料集合体を図１０に示す１０行１０列（１０×１０配列）の正方格子とした場合、新型燃料集合体は図１４に示す１１行１１列（１１×１１配列）の正方格子となる点が実施例２と異なる。その他の点は実施例２と同様であり、以下では実施例２と重複する説明は省略する。

図１４に示すように、本実施例の新型燃料集合体では、燃料集合体１ｃの水平断面において、チャンネルボックス７内に形成される１１行１１列（１１×１１配列）の正方格子に、燃料棒２ｃ、水ロッドＷＲが配置されている。燃料集合体１ｃの水平断面（横断面）の中央部には、燃料棒を４本配置可能な領域を占有する横断面積を有する水ロッドＷＲが２本配置されている。本実施例における燃料棒２ｃに核分裂性ウランを含む燃料ペレットが装填された領域の長さ、すなわち、本実施例の燃料有効長は３．８ｍである。

本実施例の燃料装荷（交換）方法では、旧型燃料集合体（第一燃料集合体）は、１０行１０列の正方格子の燃料棒配列であり、新型燃料集合体（第二燃料集合体）は、１１行１１列の正方格子の燃料棒配列である。

以上の通り、本実施例によれば、実施例２の効果に加えて、１１行１１列（１１×１１配列）の正方格子を持つ燃料に移行することにより、熱的余裕が増大し、経済性が向上する。

図１５及び図１６を参照して、本発明の実施例４の燃料装荷（交換）方法について説明する。

本実施例では、新型燃料集合体を多数装荷したときの燃料装荷パターンが実施例２と異なる。その他の点は実施例２と同様であり、以下では実施例２と重複する説明は省略する。

本実施例において、第Ｎサイクルにおける燃料装荷パターンは実施例２（図９）と同様であり、第Ｎ＋１サイクルにおける燃料装荷パターンは実施例２（図１１）と同様である。ここで、第Ｎ＋３サイクルでは実施例２（図１２）の第Ｎ＋２サイクルと同様に、１／４炉心において新型燃料集合体を５０体装荷する。この第Ｎ＋３サイクルの燃料装荷パターンを図１５に示す。また、第Ｎ＋４サイクルの燃料装荷パターンを図１６に示す。第Ｎ＋４サイクルでは、６８体の新型燃料集合体を装荷することで全炉心すべてを新型燃料集合体としている。

本実施例の燃料装荷（交換）方法では、第Ｎ運転サイクルにおける炉心の全ての燃料集合体は旧型燃料集合体（第一燃料集合体）であり、第Ｎ＋ｍ運転サイクルにおける炉心の全ての燃料集合体は新型燃料集合体（第二燃料集合体）である。

本実施例によれば、実施例２の効果に加えて、出力向上運転時に炉心最外周の熱的余裕も向上するため、出力分布を平坦化できるようになり、実施例２に比べて炉心の熱的余裕を向上できる。

なお、本発明は上記した実施例に限定されるものではなく、様々な変形例が含まれる。例えば、上記した実施例は本発明を分かりやすく説明するために詳細に説明したものであり、必ずしも説明した全ての構成を備えるものに限定されるものではない。また、ある実施例の構成の一部を他の実施例の構成に置き換えることが可能であり、また、ある実施例の構成に他の実施例の構成を加えることも可能である。また、各実施例の構成の一部について、他の実施例の構成の追加・削除・置換をすることが可能である。

１，１ｂ，１ｃ…燃料集合体
２，２ｂ，２ｃ…燃料棒
３…部分長燃料棒
５…上部タイプレート
６…下部タイプレート
７…チャンネルボックス
８…（燃料）スペーサ
ＷＲ…水ロッド
１０２…炉心シュラウド
１０３…原子炉圧力容器（原子炉容器，ＲＰＶ）
１０４…ダウンカマ
１０５…炉心
１０６…気水分離器
１０７…蒸気乾燥器
１０８…主蒸気配管
１０９…給水配管
１１５…インターナルポンプ
１２２…下部プレナム

Claims (12)

1. 第一燃料集合体から、平均ウラン濃縮度、平均核分裂性プルトニウム富化度、燃料棒配置のうち少なくともいずれかが異なる第二燃料集合体へ移行する際の移行炉心の燃料装荷方法であって、
   第Ｎ運転サイクルにおける炉心最外周を除く領域に装荷された全ての燃料集合体は前記第一燃料集合体であり、
   第Ｎ＋ｍ（ｍ＞１）運転サイクルにおける炉心最外周を除く領域に装荷された全ての燃料集合体が前記第二燃料集合体となる場合、
   前記第Ｎ＋ｍ運転サイクルにおける第二燃料集合体の新規装荷体数は、前記第Ｎ＋ｍ運転サイクルより１運転サイクル前の第Ｎ＋ｍ−１運転サイクルにおける第二燃料集合体の新規装荷体数よりも多く、かつ、前記第Ｎ＋ｍ運転サイクルのサイクル燃焼度は前記第Ｎ＋ｍ−１運転サイクルのサイクル燃焼度よりも大きいことを特徴とする燃料装荷方法。
2. 請求項１に記載の燃料装荷方法であって、
   前記第Ｎ運転サイクルにおける炉心の全ての燃料集合体は前記第一燃料集合体であり、
   前記第Ｎ＋ｍ運転サイクルにおける炉心の全ての燃料集合体は前記第二燃料集合体であることを特徴とする燃料装荷方法。
3. 請求項１または２に記載の燃料装荷方法であって、
   前記第一燃料集合体は、９行９列の正方格子の燃料棒配列であり、
   前記第二燃料集合体は、１０行１０列の正方格子の燃料棒配列であることを特徴とする燃料装荷方法。
4. 請求項１または２に記載の燃料装荷方法であって、
   前記第一燃料集合体は、１０行１０列の正方格子の燃料棒配列であり、
   前記第二燃料集合体は、１１行１１列の正方格子の燃料棒配列であることを特徴とする燃料装荷方法。
5. 請求項１または２に記載の燃料装荷方法であって、
   前記第二燃料集合体の平均ウラン濃縮度は、前記第一燃料集合体の平均ウラン濃縮度より高いことを特徴とする燃料装荷方法。
6. 請求項１または２に記載の燃料装荷方法であって、
   前記第二燃料集合体の平均核分裂性プルトニウム富化度は、前記第一燃料集合体の平均核分裂性プルトニウム富化度より高いことを特徴とする燃料装荷方法。
7. 第一燃料集合体から、平均ウラン濃縮度、平均核分裂性プルトニウム富化度、燃料棒配置のうち少なくともいずれかが異なる第二燃料集合体へ移行する際の炉心であって、
   第Ｎ運転サイクルにおける炉心最外周を除く領域に装荷された全ての燃料集合体は前記第一燃料集合体であり、
   第Ｎ＋ｍ（ｍ＞１）運転サイクルにおける炉心最外周を除く領域に装荷された全ての燃料集合体が前記第二燃料集合体である場合、
   前記第Ｎ＋ｍ運転サイクルにおける第二燃料集合体の新規装荷体数は、前記第Ｎ＋ｍ運転サイクルより１運転サイクル前の第Ｎ＋ｍ−１運転サイクルにおける第二燃料集合体の新規装荷体数よりも多く、かつ、前記第Ｎ＋ｍ運転サイクルのサイクル燃焼度は前記第Ｎ＋ｍ−１運転サイクルのサイクル燃焼度よりも大きいことを特徴とする炉心。
8. 請求項７に記載の炉心であって、
   前記第Ｎ運転サイクルにおける炉心の全ての燃料集合体は前記第一燃料集合体であり、
   前記第Ｎ＋ｍ運転サイクルにおける炉心の全ての燃料集合体は前記第二燃料集合体であることを特徴とする炉心。
9. 請求項７または８に記載の炉心であって、
   前記第一燃料集合体は、９行９列の正方格子の燃料棒配列であり、
   前記第二燃料集合体は、１０行１０列の正方格子の燃料棒配列であることを特徴とする炉心。
10. 請求項７または８に記載の炉心であって、
    前記第一燃料集合体は、１０行１０列の正方格子の燃料棒配列であり、
    前記第二燃料集合体は、１１行１１列の正方格子の燃料棒配列であることを特徴とする炉心。
11. 請求項７または８に記載の炉心であって、
    前記第二燃料集合体の平均ウラン濃縮度は、前記第一燃料集合体の平均ウラン濃縮度より高いことを特徴とする炉心。
12. 請求項７または８に記載の炉心であって、
    前記第二燃料集合体の平均核分裂性プルトニウム富化度は、前記第一燃料集合体の平均核分裂性プルトニウム富化度より高いことを特徴とする炉心。

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