JP2021189042A - 原子力発電プラント - Google Patents

Abstract

【課題】冷却材喪失事故が発生した場合であっても、原子炉格納容器の内部が過圧状態となることを防ぐ。【解決手段】原子力発電プラント１０００は、原子炉圧力容器４を格納する原子炉格納容器３と、原子炉圧力容器４の内部で生成された蒸気の供給を受けて駆動される蒸気タービン（高圧タービン１０）と、原子炉圧力容器４と蒸気タービンとを接続する主蒸気配管７と、蒸気タービンから排出された蒸気を凝縮する主復水器１４と、主蒸気配管７と主復水器１４とを接続するタービンバイパス配管１９と、主復水器１４で生成された水を原子炉圧力容器４に戻す復水ポンプ１７ａ及び給水配管１８と、原子炉格納容器３と主復水器１４とを接続する又は原子炉格納容器３とタービンバイパス配管１９とを接続する蒸気退避配管１０１と、を備えている。蒸気退避配管には、１つ以上の弁（封止弁１１０）が設けられている。【選択図】図１

Description

本発明は、原子力発電プラント、特に沸騰水型の原子力発電プラントに関する。

沸騰水型の原子力発電プラント（以下、単に「原子力発電プラント」と称する）は、主に、原子炉が格納される原子炉建屋と、発電するための蒸気タービンが格納されるタービン建屋とを備えている。また原子力発電プラントは、原子炉建屋の内部に原子炉格納容器を備えており、この原子炉格納容器の内部に原子炉圧力容器を備えている。

原子力発電プラントは、原子炉圧力容器の内部の燃料集合体が装荷された炉心で発生するエネルギーで、原子炉圧力容器の内部の水を沸騰させて蒸気を発生させる。原子力発電プラントは、主蒸気配管を介して、発生した蒸気をタービン建屋の内部の蒸気タービンに導き、蒸気で蒸気タービンを回転させることで発電する。原子力発電プラントは、蒸気タービンを通過した蒸気を、主復水器に導き、主復水器の内部の伝熱管で冷却して凝縮させて水に戻す。また原子力発電プラントは、主復水器内の水を、復水ポンプ、給水ポンプを用いて給水配管を介して原子炉圧力容器の内部に戻す。

原子力発電プラントにおいて、万が一、主蒸気配管が破断するなどの冷却材喪失事故が発生した場合、原子炉格納容器の内部に放出された蒸気によって、原子炉格納容器の内部の圧力が上昇し、過圧状態となることが懸念される。

そこで例えば特許文献１や特許文献２に記載された原子力発電プラントが提供されている。特許文献１に記載された原子力発電プラントは、原子炉格納容器の内部に設置された圧力抑制プールで原子炉格納容器の内部に放出された蒸気を凝縮するとともに、主復水器の水を原子炉格納容器の内部にスプレイ注水して蒸気を凝縮させ、原子炉格納容器の内部の圧力上昇を抑制する構成のものである。また特許文献２に記載された原子力発電プラントは、原子炉格納容器外に外周プールを設け、外周プール内の水と原子炉格納容器壁面で熱交換することで、原子炉格納容器の内部の蒸気を凝縮させ、原子炉格納容器の内部の圧力上昇を抑制する構成のものである。

特開２０１５−１９７３９４号公報 特開平４−１２５４９５号公報

しかしながら、例えば圧力抑制プールの無い、コンパクトで経済的な原子炉格納容器を有する原子力発電プラントを提供する場合、冷却材喪失事故の発生時に、原子炉格納容器の容積が小さいため、原子炉格納容器の内部が短時間で過圧状態になる可能性がある。このような原子力発電プラントでは、スプレイ注水や外周プールで原子炉格納容器の内部の圧力上昇の抑制を開始するまでの時間よりも、原子炉格納容器の内部が過圧状態になるまでの時間が短くなる可能性がある。

原子炉格納容器の内部が過圧状態になることを防ぐために、原子力発電プラントは、フィルタを介して原子炉格納容器の内部の気体を大気放出（ベント）する。これにより、原子力発電プラントは、原子炉格納容器を保護するとともに、放射性物質を含む気体の大気放出を最小化できる。しかしながら、ベントは、少量ではあるものの、放射性物質を含む気体を大気に放出してしまうため、避けることが望ましい。

本発明は、前記した課題を解決するためになされたものであり、仮に冷却材喪失事故が発生した場合であっても、原子炉格納容器の内部が過圧状態となることを防ぐ原子力発電プラントを提供することを主な目的とする。その他の課題解決の目的は、発明を実施するための形態において適宜説明する。

前記目的を達成するため、本発明は、原子力発電プラントであって、炉心を収容する原子炉圧力容器と、前記原子炉圧力容器を格納する原子炉格納容器と、前記原子炉格納容器を収容する原子炉建屋と、前記原子炉建屋の外に配置されたタービン建屋の内部に収容され、前記原子炉圧力容器の内部で生成された蒸気の供給を受けて駆動される蒸気タービンと、前記原子炉圧力容器と前記蒸気タービンとを接続する主蒸気配管と、前記蒸気タービンから排出された蒸気を凝縮する主復水器と、前記主蒸気配管と前記主復水器とを接続するタービンバイパス配管と、前記主復水器で生成された水を前記原子炉圧力容器に戻す復水ポンプ及び給水配管と、前記原子炉格納容器と前記主復水器とを接続する又は前記原子炉格納容器と前記タービンバイパス配管とを接続する蒸気退避配管と、を備え、前記蒸気退避配管には、１つ以上の弁が設けられている構成とする。
その他の手段は、後記する。

本発明によれば、仮に冷却材喪失事故が発生した場合であっても、原子炉格納容器の内部が過圧状態となることを防ぐことができる。

第１実施形態に係る原子力発電プラントの模式構成図である。 第２実施形態に係る原子力発電プラントの模式構成図である。 第３実施形態に係る原子力発電プラントの模式構成図である。 第４実施形態に係る原子力発電プラントの模式構成図である。 第５実施形態に係る原子力発電プラントの模式構成図である。 第６実施形態に係る原子力発電プラントの模式構成図である。 第７実施形態に係る原子力発電プラントの模式構成図である。

以下、図面を参照して、本発明の実施の形態（以下、「本実施形態」と称する）について詳細に説明する。各図は、本発明を十分に理解できる程度に、概略的に示しているに過ぎない。よって、本発明は、図示例のみに限定されるものではない。また、各図において、共通する構成要素や同様な構成要素については、同一の符号を付し、それらの重複する説明を省略する。

［第１実施形態］
本第１実施形態は、仮に冷却材喪失事故が発生して、原子炉格納容器の内部の圧力上昇が短時間で発生した場合であっても、原子炉格納容器の内部が過圧状態になることを防いで、放射性物質を含む気体の大気放出を回避する原子力発電プラントを提供することを意図している。

＜原子力発電プラントの構成＞
以下、図１を参照して、第１実施形態に係る原子力発電プラント１０００の構成について説明する。図１は、第１実施形態に係る原子力発電プラント１０００の模式構成図である。本実施形態では、原子力発電プラント１０００が沸騰水型のプラントである場合を想定して説明する。

図１に示すように、第１実施形態に係る原子力発電プラント１０００は、原子炉が格納される原子炉建屋１と、発電するための蒸気タービンが格納されるタービン建屋２とを備えている。

原子力発電プラント１０００は、原子炉建屋１の内部に原子炉格納容器３を備え、原子炉格納容器３の内部に原子炉圧力容器４を備えている。原子炉圧力容器４の内部には、燃料集合体が装荷された炉心５が収容されている。原子炉格納容器３の内部において、原子炉圧力容器４の周囲には、ドライウェル６が設けられている。原子炉圧力容器４は、原子炉格納容器３の内部に設置された図示せぬ構造物によって支持されている。本実施形態では、原子力発電プラント１０００は、原子炉格納容器３の外部に外周プール２１を備えている。ただし、外周プール２１は、必ずしも必須のものではなく、削除することもできる。

また、原子力発電プラント１０００は、タービン建屋２の内部に、高圧タービン１０と、湿分分離器１１と、低圧タービン１２と、発電機１３と、主復水器１４と、復水ポンプ１７ａと、給水ポンプ１７ｂとを備えている。

原子力発電プラント１０００は、原子炉圧力容器４の内部の炉心５で発生するエネルギーで、原子炉圧力容器４の内部の水を沸騰させて蒸気を発生（生成）させる。原子炉圧力容器４の内部で発生（生成）した蒸気は、主蒸気配管７によりタービン建屋２へ送られ、高圧タービン１０（蒸気タービン）に流入する。主蒸気配管７は、原子炉圧力容器４と高圧タービン１０とを接続する配管である。主蒸気配管７の経路上には、主蒸気配管７の原子炉格納容器３側の部分を隔離するための主蒸気隔離弁８と、蒸気の流れを止めるための主蒸気止め弁９とが設けられている。

高圧タービン１０を通過した蒸気は、湿分分離器１１を通過して低圧タービン１２に流入する。高圧タービン１０と低圧タービン１２の軸には発電機１３が接続されている。原子力発電プラント１０００は、蒸気で高圧タービン１０と低圧タービン１２を回転させることにより、発電機１３で発電する。

低圧タービン１２を通過した蒸気は、主復水器１４に流入する。原子力発電プラント１０００は、主復水器１４の内部に熱交換器１６を備えている。熱交換器１６は、主復水器１４の内部を通過する蒸気と熱交換器１６の内部を通過する海水との間で熱交換する。また、原子力発電プラント１０００は、タービン建屋２の外部に循環水ポンプ１５を備えている。循環水ポンプ１５は、海から海水を汲み取り、熱交換器１６の内部に循環させる。

原子力発電プラント１０００は、低圧タービン１２から主復水器１４に排出される蒸気を、熱交換器１６で海水と熱交換させる。これにより、原子力発電プラント１０００は、低圧タービン１２から主復水器１４に排出される蒸気を凝縮させて水に戻す。主復水器１４の内部で蒸気から凝縮された水は、復水ポンプ１７ａと給水ポンプ１７ｂで加圧され、給水配管１８により原子炉圧力容器４の内部に戻される。

主蒸気配管７の途中部分には、蒸気を主蒸気配管７から主復水器１４にバイパスして導くためのタービンバイパス配管１９が接続されている。タービンバイパス配管１９は、一端部が主蒸気配管７の途中部分に接続され、他端部が主復水器１４の内部に配置された構成になっている。タービンバイパス配管１９の経路上には、蒸気の流れ（流量）を制御するためのタービンバイパス弁２０が設けられている。

本実施形態では、原子力発電プラント１０００は、原子炉格納容器３のドライウェル６と主復水器１４とを接続する蒸気退避配管１０１（蒸気逃がし配管）を備えている。蒸気退避配管１０１は、仮に冷却材喪失事故が発生した場合に、原子炉格納容器３の内部から外部に蒸気を逃がすための配管である。原子力発電プラント１０００は、仮に冷却材喪失事故が発生して、原子炉格納容器３の内部の圧力上昇が短時間で発生した場合であっても、蒸気退避配管１０１によって原子炉格納容器３の内部から外部に蒸気を逃がすことで、原子炉格納容器３の内部が過圧状態になることを防ぐことができる。なお、本実施形態では、蒸気退避配管１０１は、少なくとも一部分が外周プール２１の内部を通るように配設されている。

蒸気退避配管１０１の経路上には、少なくとも１つ以上の、蒸気の流れを止めるための弁（封止弁１１０）が設けられている。例えば、本実施形態では、蒸気退避配管１０１の経路上に、２つの封止弁１１０ａと封止弁１１０ｂが設けられている。封止弁１１０ａは、蒸気退避配管１０１の経路上において、原子炉格納容器３のドライウェル６の内側端部の近傍に設けられた弁である。封止弁１１０ｂは、蒸気退避配管１０１の経路上において、原子炉格納容器３と主復水器１４との間に設けられた弁である。封止弁１１０ｂは、主復水器１４の外側で、かつ、主復水器１４の近傍の位置に設けられている。ただし、封止弁１１０ａは、原子炉格納容器３の外部に設けることができる。また、封止弁１１０ｂは、主復水器１４の内部に設けることができる。

封止弁１１０は、好ましくは、規定以上の圧力（例えば、原子炉格納容器３の設計圧力（最高使用圧力）を０．４ＭＰａとする場合における０．４ＭＰａ以上の圧力）で開き、規定未満の圧力で閉じる、安全弁（圧力作動弁）で構成するとよい。これにより、原子炉格納容器３の内部の圧力が低下すると、封止弁１１０が閉止されるため、原子炉格納容器３から主復水器１４への気体の放出量を最小限に抑制できる。なお、主復水器１４側の封止弁１１０ｂは、逆止弁として機能させてもよい。

係る構成において、原子力発電プラント１０００は、仮に、例えば原子炉格納容器３の内部で主蒸気配管７が破断するなどの冷却材喪失事故が発生した場合に、主蒸気配管７の破断口を介して原子炉圧力容器４から原子炉格納容器３の内部に蒸気が流出する。なお、このとき、高圧タービン１０側から主蒸気配管７の破断口側にも蒸気が逆流するが、主蒸気隔離弁８及び主蒸気止め弁９が閉止することで逆流は停止する。

主蒸気配管７の破断口を介した原子炉圧力容器４から原子炉格納容器３の内部への蒸気の流出によって、原子炉格納容器３の内部の圧力が上昇する。

原子炉格納容器３の内部の圧力が規定以上の圧力に到達すると、封止弁１１０ａ及び封止弁１１０ｂが開き、原子炉格納容器３と主復水器１４との圧力差によって、原子炉格納容器３の内部のガス（蒸気及び原子炉格納容器３の内部に存在していた窒素ガス）が主復水器１４に流入する。

例えば、原子炉格納容器３の設計圧力（最高使用圧力）が０．４ＭＰａで、かつ、主復水器１４の内部が真空引きされている原子力発電プラント１０００において、仮に、原子炉格納容器３の内部で主蒸気配管７が破断するなどの冷却材喪失事故が発生したとする。この場合に、主蒸気配管７の破断口を介した原子炉圧力容器４から原子炉格納容器３の内部への蒸気の流出によって、原子炉格納容器３の内部の圧力が上昇する。その結果、原子炉格納容器３と主復水器１４との圧力差が気体を原子炉格納容器３から主復水器１４に移送するための十分な圧力差となる。封止弁１１０ａ及び封止弁１１０ｂは、原子炉格納容器３の設計圧力（最高使用圧力）である０．４ＭＰａを超えて、設計圧力の２倍の圧力に到達するまでの間に、開く。これにより、原子力発電プラント１０００は、冷却材喪失事故の発生直後に原子炉格納容器３の内部が短時間で過圧状態となることを回避できる。しかも、本実施形態では、原子力発電プラント１０００は、外周プール２１で原子炉格納容器３を冷却するため、仮に主蒸気隔離弁８の閉止が遅れた場合であっても、原子炉格納容器３の内部が過圧状態となることを長時間回避できる。

なお、本実施形態では、原子炉格納容器３の内部で主蒸気配管７が破断することで、冷却材喪失事故が発生する場合を想定して説明した。しかしながら、原子力発電プラント１０００は、特にこのような場合に限定されるものではなく、原子炉格納容器３の内部を加圧する事象が発生する場合であれば、同様の効果を得られる。

また、本実施形態では、蒸気退避配管１０１は、一端部が原子炉格納容器３のドライウェル６に配置され、他端部が主復水器１４の内部に配置された構成になっている。蒸気退避配管１０１の他端部の位置は、特に限定されるものではなく、主復水器１４の内部の気相部または液相部のどちらに配置されるようにしてもよい。

＜原子力発電プラントの主な特徴＞
（１）図１に示すように、本実施形態に係る原子力発電プラント１０００は、炉心５を収容する原子炉圧力容器４と、原子炉圧力容器４を格納する原子炉格納容器３と、原子炉格納容器３を収容する原子炉建屋１と、原子炉建屋１の外に配置されたタービン建屋２の内部に収容され、原子炉圧力容器４の内部で生成された蒸気の供給を受けて駆動される蒸気タービン（高圧タービン１０）と、原子炉圧力容器４と蒸気タービン（高圧タービン１０）とを接続する主蒸気配管７と、蒸気タービン（高圧タービン１０）から排出された蒸気を凝縮する主復水器１４と、主蒸気配管７と主復水器１４とを接続するタービンバイパス配管１９と、主復水器１４で生成された水を原子炉圧力容器４に戻す復水ポンプ１７ａ及び給水配管１８と、原子炉格納容器３と主復水器１４とを接続する蒸気退避配管１０１と、を備えている。蒸気退避配管１０１には、１つ以上の弁（封止弁１１０）が設けられている。弁（封止弁１１０）は、蒸気退避配管１０１を通る蒸気の流れを止める。

このような原子力発電プラント１０００は、原子炉格納容器３の内部の気体を蒸気退避配管１０１で主復水器１４の液相に流入させることで、流入した気体中の蒸気の凝縮を促進して、主復水器１４の内部の圧力上昇を抑制できる。これにより、原子力発電プラント１０００は、原子炉格納容器３の内部の減圧効果を増大できる。その結果、原子力発電プラント１０００は、仮に冷却材喪失事故が発生して、原子炉格納容器３の内部の圧力上昇が短時間で発生した場合であっても、蒸気退避配管１０１によって原子炉格納容器３の内部から外部に蒸気を逃がすことで、原子炉格納容器３の内部が過圧状態になることを防ぐことができる。

（２）本実施形態に係る原子力発電プラント１０００では、少なくとも、蒸気退避配管１０１の原子炉格納容器３の内側部分と蒸気退避配管１０１の主復水器１４の外側部分に、弁（封止弁１１０）が設けられている。

このような原子力発電プラント１０００は、仮に冷却材喪失事故が発生した場合に、原子炉格納容器３側の封止弁１１０（本実施形態では、封止弁１１０ａ）と主蒸気配管７側の封止弁１１０（本実施形態では、封止弁１１０ｂ）とで、原子炉格納容器３から主蒸気配管７に流出する蒸気の流れを停止できる。

（３）本実施形態に係る原子力発電プラント１０００は、原子炉建屋１の内部に、原子炉格納容器３の外周部分に配置され、かつ、貯水された外周プール２１を備えている。蒸気退避配管１０１は、少なくとも一部分が外周プール２１の内部を通るように配設されている。

このような原子力発電プラント１０００は、外周プール２１で原子炉格納容器３を冷却するため、仮に主蒸気隔離弁８の閉止が遅れた場合であっても、原子炉格納容器３の内部が過圧状態となることを長時間回避できる。

［第２実施形態］
以下、図２を参照して、第２実施形態に係る原子力発電プラント１０００Ａについて説明する。図２は、第２実施形態に係る原子力発電プラント１０００Ａの構成を示す模式図である。

図２に示すように、第２実施形態に係る原子力発電プラント１０００Ａは、第１実施形態の原子力発電プラント１０００（図１参照）と比較すると、蒸気退避配管１０１の代わりに、蒸気退避配管１０１ａを備える点で相違している。

蒸気退避配管１０１ａは、外周プール２１の内部を通る部分が上下方向に延在するように配設された配管である。したがって、本実施形態に係る原子力発電プラント１０００Ａでは、原子炉格納容器３から引き出された蒸気退避配管１０１ａが、外周プール２１の内部で鉛直方向に沿って配設されている。

このような原子力発電プラント１０００Ａは、第１実施形態の原子力発電プラント１０００（図１参照）と同様の効果（すなわち、外周プール２１で原子炉格納容器３を冷却するため、仮に主蒸気隔離弁８の閉止が遅れた場合であっても、原子炉格納容器３の内部が過圧状態となることを長時間回避できるという効果）を得ることができる。しかも、原子力発電プラント１０００Ａは、外周プール２１の水と蒸気退避配管１０１ａの内部の蒸気との熱交換を促進でき、原子炉格納容器３の減圧を促進するとともに、外周プール２１の水温の上昇を早めることができ、外周プール２１の水の沸騰開始までの時間を短縮できる。

原子炉格納容器３から外周プール２１の水への伝熱形態は、外周プール２１の水が水温の上昇を開始してから沸騰するまでの間は自然対流伝熱による除熱となり、外周プール２１の水が沸騰した後は核沸騰伝熱による除熱となる。外周プール２１の水が沸騰した後の核沸騰伝熱による除熱は、蒸発潜熱を用いた除熱であるため、自然対流伝熱による除熱よりも除熱量が大きい。したがって、原子力発電プラント１０００Ａは、外周プール２１の水が沸騰を開始までの時間を短縮できれば、原子炉格納容器３の内部の温度が上昇することを抑制できる。つまり、原子力発電プラント１０００Ａは、仮に冷却材喪失事故が発生した場合に、除熱量が大きい、外周プール２１の水で蒸発潜熱を用いた除熱による冷却効果を得るまでの時間を短縮できる。

［第３実施形態］
以下、図３を参照して、第３実施形態に係る原子力発電プラント１０００Ｂについて説明する。図３は、第３実施形態に係る原子力発電プラント１０００Ｂの構成を示す模式図である。

図３に示すように、第３実施形態に係る原子力発電プラント１０００Ｂは、第１実施形態の原子力発電プラント１０００（図１参照）と比較すると、蒸気退避配管１０１の代わりに、蒸気退避配管１０１ｂを備える点で相違している。

蒸気退避配管１０１ｂは、原子炉格納容器３とタービンバイパス配管１９とを接続するように配設された配管である。したがって、本実施形態に係る原子力発電プラント１０００Ｂでは、蒸気退避配管１０１ｂの端部が原子炉格納容器３とタービンバイパス配管１０９とに接続されている。

このような原子力発電プラント１０００Ｂは、蒸気退避配管１０１ｂとタービンバイパス配管１９とを共有化でき、第１実施形態の原子力発電プラント１０００（図１参照）と同様の効果（すなわち、外周プール２１で原子炉格納容器３を冷却するため、仮に主蒸気隔離弁８の閉止が遅れた場合であっても、原子炉格納容器３の内部が過圧状態となることを長時間回避できるという効果）を得ることができる。しかも、原子力発電プラント１０００Ｂは、配管の物量を低減でき、製造コストを低減できる。

［第４実施形態］
以下、図４を参照して、第４実施形態に係る原子力発電プラント１０００Ｃについて説明する。図４は、第４実施形態に係る原子力発電プラント１０００Ｃの構成を示す模式図である。

図４に示すように、第４実施形態に係る原子力発電プラント１０００Ｃは、第１実施形態の原子力発電プラント１０００（図１参照）と比較すると、蒸気退避配管１０１が主復水器１４の内側端部にクエンチャ１１００を有している点で相違している。クエンチャ１１００は、蒸気を拡散して、蒸気をプールの内部で効率良く凝縮するための機器である。

前記した第１実施形態の原子力発電プラント１０００（図１参照）は、原子炉格納容器３の内部の気体を蒸気退避配管１０１で主復水器１４の液相に流入させることで、流入した気体中の蒸気の凝縮を促進して、主復水器１４の内部の圧力上昇を抑制できる。これにより、第１実施形態の原子力発電プラント１０００は、原子炉格納容器３の内部の減圧効果を増大できる。しかしながら、第１実施形態の原子力発電プラント１０００は、蒸気泡凝縮時に発生する圧力波によって主復水器１４に負荷がかかる可能性がある。

これに対し、本第４実施形態に係る原子力発電プラント１０００Ｃは、蒸気退避配管１０１の主復水器１４の内側端部に設けられたクエンチャ１１００で、主復水器１４への蒸気泡の流入口を分散して、蒸気泡を細分化する構成になっている。これにより、本第４実施形態に係る原子力発電プラント１０００Ｃは、蒸気泡凝縮時に発生する圧力波によって主復水器１４にかかる負荷を最小化（軽減）できる。

このような原子力発電プラント１０００Ｃは、第１実施形態の原子力発電プラント１０００（図１参照）と同様の効果（すなわち、外周プール２１で原子炉格納容器３を冷却するため、仮に主蒸気隔離弁８の閉止が遅れた場合であっても、原子炉格納容器３の内部が過圧状態となることを長時間回避できるという効果）を得ることができる。しかも、原子力発電プラント１０００Ｃは、蒸気の凝縮効果を高めるとともに、主復水器１４の内部の圧力振幅を抑制でき、安全性を向上できる。

［第５実施形態］
以下、図５を参照して、第５実施形態に係る原子力発電プラント１０００Ｄについて説明する。図５は、第５実施形態に係る原子力発電プラント１０００Ｄの構成を示す模式図である。

図５に示すように、第５実施形態に係る原子力発電プラント１０００Ｄは、第１実施形態の原子力発電プラント１０００（図１参照）と比較すると、主に以下の点で相違している。
（１）蒸気退避配管１０１の代わりに、蒸気退避配管１０２とタービン戻り配管５０３とを備えている点。
（２）蒸気退避配管１０２とタービン戻り配管５０３との間にタービン５０２を備えている点。
（３）給水配管１８の復水ポンプ１７ａと給水ポンプ１７ｂとの間の部分と原子炉圧力容器４との間に、貯水タンク５０４と、炉内注水配管５０５と、タンク給水配管５０６とを有する点。

蒸気退避配管１０２は、仮に冷却材喪失事故が発生した場合に、原子炉格納容器３の内部の気体をタービン５０２に導く配管である。蒸気退避配管１０２は、原子炉格納容器３のドライウェル６とタービン駆動ポンプ５０１のタービン５０２とに接続されている。

タービン戻り配管５０３は、タービン５０２を通過した気体を主復水器１４に導く配管である。タービン戻り配管５０３は、タービン５０２と主復水器１４とに接続されている。

蒸気退避配管１０２とタービン戻り配管５０３の経路上には、少なくとも１つ以上の、蒸気の流れを止めるための弁（封止弁１２０）が設けられている。例えば、本実施形態では、蒸気退避配管１０２の経路上において、原子炉格納容器３のドライウェル６の内側端部の近傍に封止弁１２０ａが設けられている。また、タービン戻り配管５０３の経路上において、主復水器１４の外側の近傍に封止弁１２０ｂが設けられている。ただし、封止弁１２０ａは、原子炉格納容器３の外部に設けることができる。また、封止弁１２０ｂは、主復水器１４の内部に設けることができる。

タービン５０２の軸には、炉内注水配管５０５の経路上に配置されたタービン駆動ポンプ５０１が接続されている。タービン５０２は、仮に冷却材喪失事故が発生した場合に、蒸気退避配管１０２とタービン戻り配管５０３とを介して原子炉格納容器３の内部の気体が主復水器１４の内部に流出する際に回転することで、タービン駆動ポンプ５０１を駆動する。タービン駆動ポンプ５０１は、貯水タンク５０４に貯留された水を原子炉格納容器３の内部に送り込み、原子炉格納容器３の内部を冷却する。このような原子力発電プラント１０００Ｄは、仮に冷却材喪失事故が発生した場合において、原子炉圧力容器４の内部への注水を可能にしている。

貯水タンク５０４は、原子炉圧力容器４の内部に注水するための水を貯留するタンクである。

炉内注水配管５０５は、貯水タンク５０４に貯留された水を原子炉圧力容器４の内部に導く配管である。炉内注水配管５０５の経路上には、貯水タンク５０４に貯留された水を原子炉格納容器３の内部に送り込むためのタービン駆動ポンプ５０１と、原子炉格納容器３の内部に送り込まれる水の流れを制御するための注水弁５０８とが設けられている。

タンク給水配管５０６は、主復水器１４で凝縮された水の一部を貯水タンク５０４に導く配管である。タンク給水配管５０６の経路上には、貯水タンク５０４に導く水の流れを制御するための給水弁が設けられている。

原子力発電プラント１０００Ｄは、復水ポンプ１７ａの下流側で給水配管１８から分岐させたタンク給水配管５０６により、貯水タンク５０４に注水できる。なお、原子力発電プラント１０００Ｄは、貯水タンク５０４への給水弁５０７の開閉により、貯水タンク５０４の内部の水位を制御できる。

原子力発電プラント１０００Ｄは、仮に冷却材喪失事故が発生した場合に、蒸気退避配管１０２を介してドライウェル６の内部の気体をタービン５０２に流入させる。これにより、原子力発電プラント１０００Ｄは、タービン５０２を回転させて、タービン駆動ポンプ５０１を駆動させる。そして、原子力発電プラント１０００Ｄは、タービン駆動ポンプ５０１により、貯水タンク５０４の内部の水を炉内注水配管５０５を通して原子炉圧力容器４の内部に送り込む。これにより、原子力発電プラント１０００Ｄは、原子炉圧力容器４の内部へ注水できる。なお、タービン５０２から排気された気体は、タービン戻り配管５０３を通って主復水器１４に戻る。

このような原子力発電プラント１０００Ｄは、第１実施形態の原子力発電プラント１０００（図１参照）と同様の効果の効果（すなわち、外周プール２１で原子炉格納容器３を冷却するため、仮に主蒸気隔離弁８の閉止が遅れた場合であっても、原子炉格納容器３の内部が過圧状態となることを長時間回避できるという効果）を得ることができる。しかも、原子力発電プラント１０００Ｄは、原子炉圧力容器４の内部の炉心５への注水が可能となり、原子炉圧力容器４の内部での水位の低下時間を延長できるため、さらに、原子炉格納容器３の内部が過圧状態となることを長時間回避できる。

また、原子力発電プラント１０００Ｄでは、少なくとも、蒸気退避配管１０２の原子炉格納容器３の内側部分とタービン戻り配管５０３の主復水器１４の外側部分に、弁（封止弁１２０）が設けられている。

このような原子力発電プラント１０００Ｄは、仮に冷却材喪失事故が発生した場合に、原子炉格納容器３側の封止弁１２０（本実施形態では、封止弁１２０ａ）と主蒸気配管７側の封止弁１２０（本実施形態では、封止弁１２０ｂ）とで、原子炉格納容器３から主蒸気配管７に流出する蒸気の流れを停止できる。

［第６実施形態］
以下、図６を参照して、第６実施形態に係る原子力発電プラント１０００Ｅについて説明する。図６は、第６実施形態に係る原子力発電プラント１０００Ｅの構成を示す模式図である。

図６に示すように、第６実施形態に係る原子力発電プラント１０００Ｅは、第５実施形態の原子力発電プラント１０００Ｄ（図５参照）と比較すると、炉内注水配管５０５の代わりに、注水配管７００を備える点で相違している。

注水配管７００は、貯水タンク５０４と原子炉格納容器３の内部のドライウェル６とを接続する配管である。注水配管７００は、経路上に、タービン駆動ポンプ５０１を有している。また、注水配管７００は、原子炉格納容器３の内側端部に、スプレイスパージャ７０１を有している。スプレイスパージャ７０１は、スプレイ状に水を散布するための分散管である。

原子力発電プラント１０００Ｅは、仮に冷却材喪失事故が発生した場合に、蒸気退避配管１０２を介してドライウェル６の内部の気体をタービン５０２に流入させる。これにより、原子力発電プラント１０００Ｅは、タービン５０２を回転させて、タービン駆動ポンプ５０１を駆動させる。そして、原子力発電プラント１０００Ｅは、タービン駆動ポンプ５０１により、貯水タンク５０４の内部の水を注水配管７００を通してドライウェル６に送り込む。これにより、原子力発電プラント１０００Ｅは、ドライウェル６へ注水できる。なお、タービン５０２から排気された気体は、タービン戻り配管５０３を通って主復水器１４に戻る。

このような原子力発電プラント１０００Ｅは、第５実施形態の原子力発電プラント１０００Ｄ（図５参照）と同様の効果の効果（すなわち、外周プール２１で原子炉格納容器３を冷却するため、仮に主蒸気隔離弁８の閉止が遅れた場合であっても、原子炉格納容器３の内部が過圧状態となることを長時間回避できるという効果）を得ることができる。しかも、原子力発電プラント１０００Ｅは、ドライウェル６の内部へ冷却水を注水できるため、原子炉格納容器３の内部の圧力低下を促進できる。

また、原子力発電プラント１０００Ｅは、注水配管７００の端部に設けられたスプレイスパージャ７０１により、ドライウェル６の内部の蒸気を効率よく凝縮させることができる。

［第７実施形態］
以下、図７を参照して、第７実施形態に係る原子力発電プラント１０００Ｆについて説明する。図７は、第７実施形態に係る原子力発電プラント１０００Ｆの構成を示す模式図である。

図７に示すように、第７実施形態に係る原子力発電プラント１０００Ｆは、第６実施形態の原子力発電プラント１０００Ｅ（図６参照）と比較すると、以下の点で相違している。
（１）原子炉格納容器３の内部に熱交換器９００を備えている点。
（２）注水配管７００は、端部からスプレイスパージャ７０１が削除されるとともに、熱交換器９００に接続されている点。
（３）熱交換器９００と主復水器１４とに接続された冷却水戻り配管９０１を備える点。

原子力発電プラント１０００Ｆは、仮に冷却材喪失事故が発生した場合に、蒸気退避配管１０２を介してドライウェル６の内部の気体をタービン５０２に流入させる。これにより、原子力発電プラント１０００Ｆは、タービン５０２を回転させて、タービン駆動ポンプ５０１を駆動させる。そして、原子力発電プラント１０００Ｆは、タービン駆動ポンプ５０１により、貯水タンク５０４の内部の水を注水配管７００を通して熱交換器９００に送り込む。これにより、原子力発電プラント１０００Ｅは、熱交換器９００へ注水できる。熱交換器９００に送り込まれた水は、原子炉格納容器３の内部の蒸気と熱交換する。これにより、原子力発電プラント１０００Ｆは、原子炉格納容器３の内部の温度を低下させる。なお、タービン５０２から排気された気体は、タービン戻り配管５０３を通って主復水器１４に戻る。また、原子炉格納容器３の内部の蒸気と熱交換した水は、冷却水戻り配管９０１を通って熱交換器９００から主復水器１４に戻される。

なお、原子炉格納容器３の内部の蒸気と熱交換した水を主復水器１４に戻す理由は、以下の通りである。すなわち、原子炉格納容器３の内部の蒸気と熱交換した水は、高温状態になっている。そのため、仮に蒸気と熱交換した水を貯水タンク５０４に戻した場合に、貯水タンク５０４の内部に冷却機構を設けない限り、貯水タンク５０４の内部の水温が上昇し、やがて貯水タンク５０４の内部の水が沸騰してしまう。その結果、蒸気と熱交換した水を貯水タンク５０４に戻した場合に、貯水タンク５０４の内部の水温を低く保てないため、熱交換器９００の熱交換能力が徐々に低下し、原子炉格納容器３の内部の温度を低下させ難くなる。したがって、原子力発電プラント１０００Ｆは、熱交換器９００の熱交換能力を高い状態で維持するためには、原子炉格納容器３の内部の蒸気と熱交換した水を主復水器１４に戻すことが好ましい。

このような原子力発電プラント１０００Ｆは、第６実施形態の原子力発電プラント１０００Ｅ（図６参照）と同様の効果の効果（すなわち、外周プール２１で原子炉格納容器３を冷却するため、仮に主蒸気隔離弁８の閉止が遅れた場合であっても、原子炉格納容器３の内部が過圧状態となることを長時間回避できるという効果）を得ることができる。しかも、原子力発電プラント１０００Ｆは、原子炉格納容器３の内部の熱交換器９００へ冷却水を注水できるため、原子炉格納容器３の内部の圧力低下を促進できる。

本発明は、前記した実施形態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、前記した実施形態は、本発明を分かり易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。実施形態の構成の一部を他の構成に置き換えることが可能であり、実施形態の構成に他の構成を加えることも可能である。さらに、各構成の一部について、他の構成の追加・削除・置換が可能である。

１ 原子炉建屋
２ タービン建屋
３ 原子炉格納容器
４ 原子炉圧力容器
５ 炉心
６ ドライウェル
７ 主蒸気配管
８ 主蒸気隔離弁
９ 主蒸気止め弁
１０ 高圧タービン（蒸気タービン）
１１ 湿分分離器
１２ 低圧タービン
１３ 発電機
１４ 主復水器
１５ 循環水ポンプ
１６ 熱交換器
１７ａ 復水ポンプ
１７ｂ 給水ポンプ
１８ 給水配管
１９ タービンバイパス配管
２０ タービンバイパス弁
２１ 外周プール
２２ 給水隔離弁
１０１，１０１ａ，１０１ｂ，１０２ 蒸気退避配管（蒸気逃がし配管）
１１０（１１０ａ，１１０ｂ），１２０（１２０ａ，１２０ｂ） 封止弁（弁）
５０１ タービン駆動ポンプ
５０２ タービン
５０３ タービン戻り配管
５０４ 貯水タンク
５０５ 炉内注水配管
５０６ タンク給水配管
５０７ 給水弁
５０８ 注水弁
７００ 注水配管
７０１ スプレイスパージャ
９００ 熱交換器
９０１ 冷却水戻り配管
１０００，１０００Ａ，１０００Ｂ，１０００Ｃ，１０００Ｄ，１０００Ｅ，１０００Ｆ 原子力発電プラント
１１００ クエンチャ

Claims (9)

1. 炉心を収容する原子炉圧力容器と、
   前記原子炉圧力容器を格納する原子炉格納容器と、
   前記原子炉格納容器を収容する原子炉建屋と、
   前記原子炉建屋の外に配置されたタービン建屋の内部に収容され、前記原子炉圧力容器の内部で生成された蒸気の供給を受けて駆動される蒸気タービンと、
   前記原子炉圧力容器と前記蒸気タービンとを接続する主蒸気配管と、
   前記蒸気タービンから排出された蒸気を凝縮する主復水器と、
   前記主蒸気配管と前記主復水器とを接続するタービンバイパス配管と、
   前記主復水器で生成された水を前記原子炉圧力容器に戻す復水ポンプ及び給水配管と、
   前記原子炉格納容器と前記主復水器とを接続する又は前記原子炉格納容器と前記タービンバイパス配管とを接続する蒸気退避配管と、を備え、
   前記蒸気退避配管には、１つ以上の弁が設けられている
   ことを特徴とする原子力発電プラント。
2. 請求項１に記載の原子力発電プラントにおいて、
   前記弁は、少なくとも、前記蒸気退避配管の前記原子炉格納容器の内側部分と前記蒸気退避配管の前記主復水器の外側部分に設けられている
   ことを特徴とする原子力発電プラント。
3. 請求項１又は請求項２に記載の原子力発電プラントにおいて、
   前記原子炉建屋の内部には、前記原子炉格納容器の外周部分に配置され、かつ、貯水された外周プールを備え、
   前記蒸気退避配管は、少なくとも一部分が前記外周プールの内部を通るように配設されている
   ことを特徴とする原子力発電プラント。
4. 請求項３に記載の原子力発電プラントにおいて、
   前記蒸気退避配管の前記外周プールの内部を通る部分は、上下方向に延在するように配設されている
   ことを特徴とする原子力発電プラント。
5. 請求項１乃至請求項４のいずれか一項に記載の原子力発電プラントにおいて、
   前記蒸気退避配管は、前記主復水器の内側端部に、蒸気を拡散するためのクエンチャを有している
   ことを特徴とする原子力発電プラント。
6. 炉心を収容する原子炉圧力容器と、
   前記原子炉圧力容器を格納する原子炉格納容器と、
   前記原子炉格納容器を収容する原子炉建屋と、
   前記原子炉建屋の外に配置されたタービン建屋の内部に収容され、前記原子炉圧力容器の内部で生成された蒸気の供給を受けて駆動される蒸気タービンと、
   前記原子炉圧力容器と前記蒸気タービンとを接続する主蒸気配管と、
   前記蒸気タービンから排出された蒸気を凝縮する主復水器と、
   前記主蒸気配管と前記主復水器とを接続するタービンバイパス配管と、
   前記主復水器で生成された水を前記原子炉圧力容器に戻す復水ポンプ及び給水配管と、
   前記原子炉建屋の外部に配置され、かつ、貯水された貯水タンクと、
   前記貯水タンクと前記復水ポンプの吐出側の給水配管とを接続するタンク給水配管と、
   前記貯水タンクと前記原子炉圧力容器とを接続する注水配管と、
   前記注水配管に設けられたタービン駆動ポンプと、
   前記タービン駆動ポンプのタービンと前記主復水器とを接続するタービン戻り配管と、
   前記原子炉格納容器と前記タービン駆動ポンプのタービンとを接続する蒸気退避配管と、を備え、
   前記蒸気退避配管と前記タービン戻り配管には、１つ以上の弁が設けられている
   ことを特徴とする原子力発電プラント。
7. 請求項６に記載の原子力発電プラントにおいて、
   前記弁は、少なくとも、前記蒸気退避配管の前記原子炉格納容器の内側部分と前記タービン戻り配管の前記主復水器の外側部分に設けられている
   ことを特徴とする原子力発電プラント。
8. 請求項６又は請求項７に記載の原子力発電プラントにおいて、
   前記注水配管は、前記原子炉格納容器の内側端部に、スプレイスパージャを有している
   ことを特徴とする原子力発電プラント。
9. 請求項６又は請求項７に記載の原子力発電プラントにおいて、
   前記原子炉格納容器の内部に設けられた熱交換器と、
   前記熱交換器と前記主復水器とを接続する冷却水戻り配管と、を備え、
   前記注水配管は、前記貯水タンクと前記原子炉格納容器の内部に設けられた熱交換器とを接続する
   ことを特徴とする原子力発電プラント。

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