JP4592773B2

JP4592773B2 - 静的冷却減圧系および加圧水型原子力プラント

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Publication number: JP4592773B2
Application number: JP2008050873A
Authority: JP
Inventors: 崇佐藤; 正典猪野; 保伸藤木; 和典橋本; 純一朗音成; 寿樹佐藤; 直子松永
Original assignee: Toshiba Corp
Current assignee: Toshiba Corp
Priority date: 2008-02-29
Filing date: 2008-02-29
Publication date: 2010-12-08
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Description

本発明は、加圧水型原子力プラントおよびその静的冷却減圧系に関する。

一般的に、軽水炉（ＬＷＲ）には、非常用炉心冷却系（ＥＣＣＳ）などの安全系が設けられる。この安全系として、ポンプなどの動的機器を用いた原子炉は、動的安全炉と呼ばれる。これに対して、安全系が、タンクなどの静的機器を用いた原子炉は静的安全炉と呼ばれる。加圧水型軽水炉（ＰＷＲ）の代表的な静的安全炉としては、ＡＰ１０００がある（たとえば非特許文献１参照）。

図７は、従来の静的安全ＰＷＲ（ＡＰ１０００）に用いられる原子炉格納容器の立断面図である。

ＡＰ１０００において、炉心１は、原子炉圧力容器（ＲＰＶ）２の内部に収納されている。原子炉圧力容器２は、２基の蒸気発生器（ＳＧ）３と、それぞれコールドレグ配管４およびホットレグ配管５により連結されている。また、１次冷却材ポンプ（ＲＣＰ）６が、蒸気発生器３の下部に直接設置されている。これらの１次冷却材圧力バウンダリーを構成する機器および配管は、全て原子炉格納容器（ＣＶ）７７の内部に格納されている。

ＡＰ１０００の原子炉格納容器７７は、ラージドライと呼ばれるＰＷＲで最も代表的な格納容器であり、鋼製である。鋼製を採用しているのは、事故時に外気で冷却を行うためである。なお、ＡＰ１０００以外のＰＷＲプラントでは、ラージドライＣＶの材質はむしろプレストレスト・コンクリート製の場合が多い。

原子炉格納容器７７の内部には、内部燃料交換用水タンク（ＩＲＷＳＴ）８が設置されている。この内部燃料交換用水タンク８は、コールドレグ配管４などが破断する冷却材喪失事故が発生した場合には、重力落下式ＥＣＣＳとして機能する。この重力落下式ＥＣＣＳは、他の静的ＥＣＣＳとともに、原子炉格納容器下部をコールドレグ配管４よりも高い位置まで水没冠水する。

その後、循環スクリーンが開き、常に、原子炉圧力容器２内に水が流入し炉心燃料の冷却が安全に行われる設計となっている。原子炉圧力容器２内に流入した水が炉心燃料の崩壊熱で熱せられると水蒸気が発生し、原子炉格納容器７７の気相部に充満し、原子炉格納容器７７内の温度と圧力が上昇する。

原子炉格納容器７７の外部には、遮蔽建屋７１が設置されている。遮蔽建屋７１の最上部には、静的格納容器冷却系（ＰＣＳ）冷却水プール７２が設けられ、その内部にＰＣＳプール水７３が蓄えられている。ＬＯＣＡ時には、このＰＣＳプール水７３を原子炉格納容器７７の上部から散布する。また、遮蔽建屋７１の外気取入口７４から流入した空気がバッフル板７５と原子炉格納容器７７の壁面の間の空間を自然循環力で上昇し、遮蔽建屋７１の最上部にある外気放出口７６より大気中に放出される。このＰＣＳプール水７３の散布と、空気の循環によって原子炉格納容器７７が安全に冷却される設計となっている。

このようにＡＰ１０００は、外部動力電源を全く必要としない静的安全系のみで、事故時に炉心１と原子炉格納容器７７とを極めて高い信頼度で冷却可能な設計となっている。

図８は、ＡＰ１０００の静的残留熱除去系および自動減圧系の系統図である。

ＡＰ１０００の静的残留熱除去系（静的ＲＨＲ）は、静的ＲＨＲ熱交換器６１を備えている。静的ＲＨＲ熱交換器６１は、内部燃料交換用水タンク８に貯えられた燃料交換用水６６に水没するように設置されている。内部燃料交換用水タンク８は、オペレーションフロア・デッキ９０よりも下方に設けられている。静的ＲＨＲ熱交換器６１は、冷却材供給配管６２を介してホットレグ配管５に接続されている。冷却材供給配管６２上には、入口弁６３が設けられている。また、静的ＲＨＲ熱交換器６１は、冷却材戻り配管６５を介して、蒸気発生器３の出口付近でコールドレグ配管４に接続されている。冷却材戻り配管６５上には、出口弁６４が設けられている。

通常運転時には、入口弁６３は常時開とされており、冷却材供給配管６２を介して冷却材が静的ＲＨＲ熱交換器６１に常時供給される。また、通常運転時において、出口弁６４は常時閉とされている。

コールドレグ配管４は、原子炉圧力容器２に接続されており、蒸気発生器３で冷却された冷却材を１次冷却材ポンプ６の駆動力により原子炉圧力容器２内に循環させる。なお、図８では、便宜上、コールドレグ配管４を左右に分断して示している。また、図７に示したように従来のＡＰ１０００では、蒸気発生器３は２基設置されているが、ここでは、蒸気発生器３は１基のみを示している。

プラントが通常運転を行っている際は、出口弁６４が閉鎖されているため、静的ＲＨＲ熱交換器６１内の冷却材がコールドレグ配管４の内部を通って原子炉圧力容器２内に循環されることはない。しかし、外部電源喪失や給水ポンプトリップのような過渡変化が発生して、蒸気発生器３への２次冷却水の供給が停止すると、１次冷却材は炉心１で発生し続ける崩壊熱により加熱される。このため、１次冷却材は、自然循環力によりホットレグ配管５を通り、蒸気発生器３に残存する２次冷却水を加熱する。蒸気発生器３において１次冷却材自体は冷却されて密度（比重量）を増し、コールドレグ配管４を通って原子炉圧力容器２内に戻る。原子炉圧力容器２内に戻った１次冷却材は、再び炉心１の崩壊熱で加熱されて蒸気発生器３との間で自然循環を行う。

この過程をしばらく繰り返すと、蒸気発生器３の２次冷却水は蒸発枯渇してしまい、炉心１の冷却が不可能になってしまう可能性がある。そこで、炉心１の冷却ができなくなる前に、蒸気発生器３の２次冷却水の水位低信号により、静的ＲＨＲの出口弁６４が自動的に開になる。これにより、静的ＲＨＲ熱交換器６１内の１次冷却材が冷却材戻り配管６５およびコールドレグ配管４を通って、原子炉圧力容器２内に循環される。

炉心１で発生し続ける崩壊熱は、静的ＲＨＲ熱交換器６１を介して内部燃料交換用水タンク８に蓄えられた燃料交換用水６６に伝達され、数時間後には燃料交換用水６６の蒸発が開始する。燃料交換用水６６の蒸発が開始すると、原子炉格納容器２内の環境が悪化し、電気品などの通常設備に影響を与える可能性がある。しかし、安全上重要な設備は、この環境条件に十分耐えうる設計となっている。

発生した水蒸気は原子炉格納容器７７内に充満し、外部循環空気およびＰＣＳプール７３の静的格納容器冷却機能によって冷却凝縮され、再び内部燃料交換用水タンク８内に還流する。ＰＣＳプール７３は、３日分の崩壊熱を除去できる水量を有しており、原理的には、交流電源喪失が３日間継続しても静的ＲＨＲと静的格納容器冷却機能の組み合わせで原子炉を安全に冷却することができる。

しかし、この冷却機能の駆動源は、炉心１で発生する崩壊熱による１次冷却材の自然循環力である。このため、崩壊熱相当の熱を除去することしかできず、１次冷却材を積極的に減圧・低温化することはできない。したがって、交流電源喪失が長期化すると１次冷却材圧力バウンダリーが、１５０気圧程度（１５．５ＭＰａ程度）の高温・高圧に維持されたままとなるおそれがある。このような状態は、原子炉の高温停止状態と呼ばれる。

原子炉の安全停止をより確実に行うためには、１次冷却材の減圧・低温化を達成することがより望ましい。このような状態は、原子炉の冷温停止状態と呼ばれる。

ＡＰ１０００では、交流電源喪失が２４時間以上継続した場合は、冷温停止を行うため、タイマーにより自動減圧系（ＡＤＳ）が自動的に作動する。自動減圧系には、４段階あり、自動減圧系第１段５１、自動減圧系第２段５２および自動減圧系第３段５３までは、加圧器８０の上部に設置されている。自動減圧系第４段６８は、ホットレグ配管５の冷却材供給配管６２の分岐位置と同じ個所に設置されている。

加圧器８０は、ライザー管８１によりホットレグ配管５と連結されている。通常運転中は、加圧器８０の内部に１次冷却材が半分程度蓄えられている。加圧器８０の内部の１次冷却材８２は、通常運転時はヒーターにより飽和状態にまで加温されている。このため、加圧器８０内の上部には、飽和蒸気８３が存在する。

ＡＤＳの自動作動は、自動減圧系第１段５１、自動減圧系第２段５２、自動減圧系第３段５３および自動減圧系第４段６８まで、順次、時間遅れをもって行われる。自動減圧系第１段５１、自動減圧系第２段５２および自動減圧系第３段５３が作動すると、加圧器８０内の飽和蒸気８３は、排出管６９を通って内部燃料交換用水タンク８内部のスパージャー７０から放出されて凝縮する。この過程で原子炉圧力容器２がある程度減圧されると、アキュムレータ８４が自動的に作動して１次冷却材の流失分を補う。アキュムレータ８４の駆動源は内部に蓄えられた高圧の窒素ガス８６である。これにより同じく内部に蓄えられた冷却材８５は、注入弁８７およびＥＣＣＳ注入配管５４を介して原子炉圧力容器２内に注入される。この際、駆動源の窒素ガス８６も原子炉圧力容器２内に流入する。

原子炉圧力容器２の減圧が進行すると、最後に自動減圧系第４段６８が作動し、直接１次冷却材を放出して原子炉圧力容器２の完全減圧が行われる。原子炉圧力容器２の圧力が十分低下すると、内部燃料交換用水タンク８が、重力落下式ＥＣＣＳとして、原子炉圧力容器２内へ注水を開始する。この段階で原子炉の冷温停止状態が達成される。これにより原子炉の安全停止は極めて良好に達成される。しかし、自動減圧系第４段６８から流出し続ける１次冷却材は、原子炉格納容器の下部をコールドレグ配管４の高さまで完全に冠水することになる。このため、交流電源が復旧しても直ちに出力運転に復帰することが困難である。
IAEA−TECDOC−1391、"Status of advanced light water reactor designs 2004"、IAEA、２００４年５月、ｐ．２０７−ｐ．２３１、ｐ．２７９−ｐ．３０６

ＡＰ１０００などの従来の静的安全加圧水型原子炉の静的残留熱除去系（静的ＲＨＲ）は、炉心の燃料で発生する崩壊熱による自然循環力が駆動源となっている。このため、崩壊熱以上の除熱ができず、原子炉を冷温停止することができない。

また、１次冷却材を崩壊熱で自然循環させる静的ＲＨＲでは、熱交換器の位置を１次冷却材の最高水位レベル（ほぼ加圧器の通常水位レベル）よりも高く設置することが困難である。具体的には、熱交換器は、加圧器の通常時水位よりもさらに下のオペレーションフロア・デッキの下部に設置されている。

もし、熱交換器が加圧器の水位よりも高い位置にあれば、冷却材は加圧器内に流入し熱交換器内には流入してこなくなってしまう。そのため熱交換器の位置を加圧器の通常水位よりも低く抑える必要がある。その結果、熱交換器と炉心との高低差が約１０ｍと小さく制限され、重力による炉心への注入ヘッドを大きくすることが困難である。

また、ＡＰ１０００の静的ＲＨＲのように、内部燃料交換用水タンクの水を使用すると、この水が蒸発することによって原子炉格納容器内部の電気品などの通常機器に影響を与えるおそれがある。さらに、内部燃料交換用水タンクの水が沸騰し、あるいは、最終段の自動減圧系が作動して１次冷却材が原子炉格納容器内に放出され、原子炉格納容器内に水蒸気が発生した後は、原子炉格納容器を静的格納容器冷却系（ＰＣＳ）で冷却する必要がある。このため、遮蔽建屋の天井部に大量の冷却水を保有する必要がある。

遮蔽建屋の天井部に保有すべき冷却水の量は、プラントの電気出力が１１１７ＭＷｅのＡＰ１０００では特に問題とはならない。しかし、プラントの電気出力をたとえば１７００ＭＷｅ程度に増大し、かつ、静的ＲＨＲによる炉心冷却を３日間継続可能とするためには、約４５００ｍ^３もの大量の冷却水を遮蔽建屋天井部に確保する必要がある。

そこで、本発明は、加圧水型原子炉を冷温停止した際に、原子炉格納容器内部の機器に与える影響を小さくすることを目的とする。

上述の課題を解決するため、本発明は、１次冷却材で冷却される炉心を収納する原子炉圧力容器と、前記１次冷却材が流れる１次冷却材圧力バウンダリー内を加圧する加圧器と、前記原子炉圧力容器および前記加圧器を格納する原子炉格納容器とを備えた加圧水型原子力プラントに用いられる静的冷却減圧系において、冷却水プールと、前記加圧器の気相部から延びる蒸気供給配管と、前記冷却水プールに貯えられた水と前記蒸気供給配管を流れる蒸気とを熱交換させる熱交換器と、前記蒸気供給配管に設けられた蒸気供給弁と、前記熱交換器から前記１次冷却材圧力バウンダリーの液相部に延びる冷却材戻り配管と、前記冷却材戻り配管に設けられた出口弁と、を有することを特徴とする。

また、本発明は、加圧水型原子力プラントにおいて、１次冷却材で冷却される炉心と、前記１次冷却材が流れる１次冷却材圧力バウンダリーを加圧する加圧器と、前記炉心および前記加圧器を格納する原子炉格納容器と、冷却水プールと、前記冷却水プールに貯えられた水と熱交換する熱交換器と、前記加圧器の気相部から前記熱交換器に延びる蒸気供給配管と、前記蒸気供給配管に設けられた蒸気供給弁と、前記熱交換器から前記１次冷却材圧力バウンダリーに延びる冷却材戻り配管と、前記冷却材戻り配管に設けられた出口弁と、を有することを特徴とする。

本発明によれば、加圧水型原子炉を冷温停止した際に、原子炉格納容器内部の機器に与える影響を小さくすることができる。

本発明に係る加圧水型原子力プラントの実施の形態を、図面を参照して説明する。なお、同一または類似の構成には同一の符号を付し、重複する説明は省略する。

［第１の実施の形態］
図１は、本発明に係る加圧水型原子力プラントの第１の実施の形態における静的冷却減圧系のブロック図である。

本実施の形態の加圧水型原子力プラントは、炉心１およびその炉心１を収納する原子炉圧力容器２を有している。原子炉圧力容器２は、コールドレグ配管４およびホットレグ配管５によって、たとえば２基の蒸気発生器３と連結されている。１次冷却材を炉心１および蒸気発生器３に循環させる１次冷却材ポンプ６は、たとえば蒸気発生器３の下部に直接設置されている。

原子炉圧力容器２、コールドレグ配管４、ホットレグ配管５などの、１次冷却材が流れる１次冷却材圧力バウンダリーは、加圧器８０によって加圧される。ホットレグ配管５は、ライザー管８１を介して加圧器８０に連結されている。通常運転中は、加圧器８０の内部に１次冷却材が半分程度蓄えられている。加圧器８０の内部の１次冷却材８２は、通常運転時はヒーターにより飽和状態にまで加温されている。このため、加圧器８０内の上部には、飽和蒸気８３が存在する。炉心１を収めた原子炉圧力容器２や加圧器８０は、原子炉格納容器７７（図７参照）に格納される。

本実施の形態の静的冷却減圧系（ＰＣＤＳ）は、内部燃料交換用水タンク８、静的ＲＨＲ熱交換器６１、蒸気供給配管３２、蒸気供給弁３３、冷却材戻り配管６５、および、出口弁６４を備えている。静的ＲＨＲ熱交換器６１は、内部燃料交換用水タンク８の内部に設けられている。

蒸気供給配管３２は、加圧器８０の飽和蒸気８３で満たされる気相部から、静的ＲＨＲ熱交換器６１に延びている。静的ＲＨＲ熱交換器６１は、内部燃料交換用水タンク８に貯えられた水と、蒸気供給配管３２を流れる蒸気とを熱交換させる。つまり、内部燃料交換用水タンク８は、静的ＲＨＲ熱交換器６１で熱交換する冷却水を貯水可能な冷却水プールと呼ぶこともできる。蒸気供給弁３３は、蒸気供給配管３２に設けられている。

冷却材戻り配管６５は、静的ＲＨＲ熱交換器６１から１次冷却材圧力バウンダリーの液相部であるコールドレグ配管４に延びている。出口弁６４は、冷却材戻り配管６５に設けられている。

本実施の形態の加圧水型原子力プラントの静的冷却減圧系は、たとえば加圧器８０内の飽和蒸気８３を静的ＲＨＲ熱交換器６１に直接導いて冷却し凝縮可能とした点で、図８に示したＡＰ１０００の静的ＲＨＲと異なっている。すなわち、ＡＰ１０００における１次冷却材を導くための冷却材供給配管６２（図８参照）および入口弁６３（図８参照）は削除され、代わりに加圧器８０の気相部から分岐して蒸気供給配管３２および蒸気供給弁３３が設置される。

本実施の形態の蒸気供給弁３３は、コントロール弁であり、その開度は調節可能である。つまり、この蒸気供給弁３３は、通過する蒸気の量を調節可能な蒸気加減弁である。通常時において、蒸気供給弁３３は、崩壊熱相当の水蒸気を供給可能な開度で開状態とする。これにより、加圧器８０内の飽和蒸気８３は、蒸気供給配管３２により静的ＲＨＲ熱交換器６１に導かれて冷却される。静的ＲＨＲ熱交換器６１で冷却された冷却材（凝縮水）は、該静的ＲＨＲ熱交換器６１内部に蓄積される。

交流電源喪失や給水喪失などの過渡変化が発生して蒸気発生器３の二次側への給水がストップし、蒸気発生器３の２次側水位の低下が発生すると、通常時には常時閉の出口弁６４が自動的に開になる。これにより、静的ＲＨＲ熱交換器６１内部に蓄積していた冷却材が重力により冷却材戻り配管６５およびコールドレグ配管４を介して原子炉圧力容器２内に導かれ、炉心１が冷却される。

炉心１で発生し続ける残留熱により加熱された１次冷却材は、加圧器８０の気相部で再び水蒸気となり、蒸気供給弁３３および蒸気供給配管３２を通り、再び、静的ＲＨＲ熱交換器６１に導かれて冷却され凝縮する。この過程が繰り返されることにより、炉心１で発生する崩壊熱が継続的に除去される。

蒸気供給弁３３が崩壊熱相当の開度に維持されているため、崩壊熱相当分以上の水蒸気を通すことはないので、原子炉は必要以上に減圧冷却されることはなく、高温停止状態を維持できる。この状態で、交流電源や給水の復旧が短期間で行われた場合には、原子炉を再起動することにより、直ちに通常運転に復帰することが可能である。

一方、交流源喪失が２４時間程度の長期にわたり回復しない場合には、原子炉を減圧して冷温停止状態にすることが安全確保上望ましい。このような場合、従来の静的ＲＨＲを用いた原子力発電プラントでは、静的ＲＨＲ単独では原子炉を冷温停止させることができない。

このため、このような従来の静的ＲＨＲを用いた原子力発電プラントでは、原子炉を冷温停止させるために、別途、自動減圧系（ＡＤＳ）を作動させる必要がある。自動減圧系を最終的に自動減圧系第４段６８まで作動させて開とすると、１次冷却材が原子炉格納容器の底部に流出し、コールドレグ配管４の高さにまで、完全冠水してしまう場合がある。

本実施の形態の静的ＲＨＲを用いた原子力発電プラントでは、蒸気供給弁３３の開度をさらに大きくして水蒸気の供給量を多くすることにより、原子炉を減圧させることができる。電気出力が約１７００ＭＷｅの加圧水型原子力発電プラントの場合、崩壊熱相当の水蒸気量は約２３０ｔ／ｈである。一方、約３００ｔの１次冷却材を冷温停止状態に減圧するには、約１２０ｔの１次冷却材を蒸発させて凝縮させればよい。したがって、蒸気供給弁３３の開度を崩壊熱相当の約１．５倍にすると、およそ１時間で原子炉を冷温停止状態に減圧することができる。

このように、本実施の形態の静的冷却減圧系を用いることにより、自動減圧系を作動させることなく、原子炉を冷温停止させることができる。このため、原子炉格納容器２の下部が冠水する可能性を低減することができる。このため、加圧水型原子炉を冷温停止した際に、原子炉格納容器内部の機器に与える影響を小さくすることができる。

したがって、交流電源が喪失した後、２４時間程度以上の長期間が経過してから交流電源が復旧した場合であっても、プラントの大きな財産損失は回避できるので、比較的短期間でプラントを出力運転に復帰させることができる。また、交流電源が短期間で復旧した場合には、直ちに通常運転に復帰させることができる。つまり、本実施の形態の加圧水型原子力発電プラントは、電源供給の信頼性が高いということができる。

［第２の実施の形態］
図２は、本発明に係る加圧水型原子力プラントの第２の実施の形態における静的冷却減圧系のブロック図である。

本実施の形態の静的冷却減圧系は、第１の実施の形態の静的冷却減圧系に、蒸気供給弁３３と並列に設けた減圧弁３４を追加したものである。蒸気供給弁３３は、常時開で崩壊熱相当の水蒸気を通す開度に調整されている。水蒸気の流量を崩壊熱相当に正確に制限するため、蒸気供給弁３３と直列にオリフィス（図示せず）を設置してもよい。減圧弁３４は、常時閉としておく。

このような加圧水型原子力プラントにおいて、原子炉を高温停止に維持する場合には、蒸気供給弁３３を開き、減圧弁３４を閉じておく。蒸気供給弁３３を開いたまま、減圧弁３４を開にすることにより、蒸気供給配管３２を通る蒸気量を増やすことができる。これにより、原子炉を冷温停止することができる。つまり、蒸気供給弁３３などの弁の開度を連続的に調節することなく、弁の開閉によってプラントの運転状態を変化させることができる。このため、より確実にシステムの運転状態を使い分けることが可能となる。

急速な減圧を避けて原子炉を穏やかに減圧する設計とする場合には、減圧弁３４を並列に数個設置して、順次開にして弁数を増やして行くことにより原子炉の穏やかな減圧を行うこともできる。

［第３の実施の形態］
図３は、本発明に係る加圧水型原子力プラントの第３の実施の形態における静的冷却減圧系のブロック図である。

本実施の形態の静的冷却減圧系は、静的冷却減圧系（ＰＣＤＳ）プール３５およびＰＣＤＳ熱交換器３７を備えている。ＰＣＤＳプール３５には、ＰＣＤＳプール水３６が貯えられる。ＰＣＤＳ熱交換器３７は、ＰＣＤＳプール３５の内部に設けられている。つまり、ＰＣＤＳプール３５は、ＰＣＤＳ熱交換器３７で熱交換する冷却水を貯水可能な冷却水プールである。

蒸気供給配管３２は、加圧器８０の飽和蒸気８３で満たされる蒸気相から、ＰＣＤＳ熱交換器３７に延びている。蒸気供給弁３３は、蒸気供給配管３２に設けられている。冷却材戻り配管６５は、ＰＣＤＳ熱交換器３７から１次冷却材圧力バウンダリーを構成するコールドレグ配管４に延びている。出口弁６４は、冷却材戻り配管６５に設けられている。

ＰＣＤＳ熱交換器３７は、上部ヘッダー３８と下部ヘッダー３９とを有し、それらの間にはＯ字型に形成されたＯ型配置の熱交換器チューブ４０が設置されている。第１の実施の形態における静的冷却減圧系の熱交換器である静的ＲＨＲ熱交換器６１は、片側のみに熱交換器チューブを設置したＣ型配置を採用している。これに対して、本実施の形態における静的冷却減圧系の熱交換器で用いるＯ型配置の熱交換器チューブ４０は、伝熱面積をより大きくできるという利点がある。

ＰＣＤＳプール３５は、第１の実施の形態では静的冷却減圧系の冷却水を貯水する冷却水プールとして用いている内部燃料交換用水タンク８とは独立して設けられている。このＰＣＤＳプール３５は、内部燃料交換用水タンク８よりも鉛直方向の高い位置に設置される。たとえばＰＣＤＳプール３５はオペレーションフロア・デッキ９０よりも上部に設置されている。

１次冷却材を水のまま自然循環力によって静的冷却減圧系の熱交換器に導くためには、その熱交換器の位置を１次冷却材の最高位置である加圧器８０の通常水位よりも下方に設置する必要がある。そこで、たとえばＡＰ１０００の静的ＲＨＲでは、オペレーションフロア・デッキ９０の下部に設置された内部燃料交換用水タンク８を静的冷却減圧系の冷却水プールとして用いていた。

この場合、静的冷却減圧系の熱交換器の最高位置と炉心１の最高位置との高低差はわずかに１０ｍ程度しかなく、凝縮水を炉心１に注水する大きな注入ヘッドが得られない。その結果、自然循環による極めて緩慢な循環流量でしか炉心に注水することができず、原子炉を高温停止することはできるものの、冷温停止することができない。

これに対し、本実施の形態では、加圧器８０内の水蒸気８３をＰＣＤＳ熱交換器３７内に導く設計としているため、ＰＣＤＳ熱交換器３７の設置位置は、加圧器８０の位置に制限されることがない。水蒸気は気体であるため流動性が極めて高く、加圧器８０内の圧力とＰＣＤＳ熱交換器３７内の圧力に差圧があると、この差圧を駆動源として位置エネルギーを超えていくらでも高い位置にまで上昇する。

ＰＣＤＳ熱交換器３７の内部では、送られて来た水蒸気が外部のＰＣＤＳプール水３６により冷却されて凝縮するため、常に減圧状態に維持され、加圧器８０内の圧力よりもはるかに低圧状態に維持される。その結果、加圧器８０内の飽和蒸気８３を円滑にＰＣＤＳ熱交換器３７内に導くことができる。

これにより本実施の形態では、ＰＣＤＳプール３５をオペレーションフロア・デッキ９０よりも高く設置することが可能となっている。つまり、ＰＣＤＳ熱交換器３７の少なくとも一部が、加圧器の内部に形成された液面よりも上方になるように配置することができる。その結果、ＰＣＤＳ熱交換器３７の最高位置と炉心１の最高位置との高低差を、たとえば約２２ｍ程度に大きくすることができる。

これにより減圧弁３４を開にして原子炉の減圧モード運転を行った場合に、大量の凝縮水がＰＣＤＳ熱交換器３７内に蓄積しても、これを直ちに高ヘッドで炉心１内に重力によって円滑に注水することができる。すなわち、ＰＣＤＳプール３５をオペレーションフロア・デッキ９０よりも高位置に設置した静的冷却減圧系にあっては、炉心の冷却および減圧を極めて円滑に行うことができるようになる。

［第４の実施の形態］
図４は、本発明に係る加圧水型原子力プラントの第４の実施の形態における原子炉格納容器の立断面とともに示す静的冷却減圧系のブロック図である。

本実施の形態の原子炉格納容器は、格納容器本体（ＭＣＶ）７と、ダイアフラム隔壁９とを備えている。格納容器本体７は、たとえば平板に円筒を載せて、その円筒の上端を半球状の蓋で覆った形状に鉄筋コンクリートで形成されている。ダイアフラム隔壁９は、たとえば水平方向に広がっている。

格納容器本体７は、ダイアフラム隔壁９で、第１区画と第２区画とに隔てられている。ここでは、第１区画を上部容器１０、第２区画を下部容器１１と呼ぶこととする。本実施の形態において、上部容器１０は、下部容器１１よりも上方に設けられている。ダイアフラム隔壁９に、上部容器１０と下部容器１１との差圧が所定の圧力以上になったときに開放する真空破壊弁１９を設置してもよい。１次冷却材圧力バウンダリーを構成する機器および配管は、すべて下部容器１１の内部に格納されている。

また、原子炉格納容器には、圧力抑制室１２が設けられている。圧力抑制室１２は、圧力抑制プール１３を備えている。圧力抑制プール１３は、貯水可能に形成されていて、通常時にはたとえば水深約５ｍ以上となるように圧力抑制プール水１４が貯えられている。また、本実施の形態では、圧力抑制室１２は、上部容器１０の内部に設けられている。圧力抑制室１２のたとえば上面は上部容器１０の他の部分と連通するように開放されている。

さらに、原子炉格納容器には、下部容器１１と圧力抑制プール１３とを連結するＬＯＣＡベント管１５が設けられている。圧力抑制プール１３とＬＯＣＡベント管１５との接続部には、水平方向に延びる水平ベント管１６を設けてもよい。また、下部容器１１とＬＯＣＡベント管１５を連結させているため、通常時には圧力抑制プール水１４が下部容器１１に流れ落ちないようにダイアフラム隔壁９の一部を円周状に水深以上に立ち上げたライザー部１７が形成されている。

また、格納容器本体７の外部には、静的格納容器冷却系（ＰＣＣＳ）建屋２０が設けられている。ＰＣＣＳ建屋２０は、たとえば燃料プール建屋２８の上に、燃料プール建屋２８と一体として形成される。ＰＣＣＳ建屋２０の内部には、静的格納容器冷却系２１の機器が設置されている。

静的格納容器冷却系２１は、ＰＣＣＳ建屋２０内に設けられたＰＣＣＳプール２２と、ＰＣＣＳ熱交換器２４を有している。ＰＣＣＳプール２２は、ＰＣＣＳプール水２３を貯水可能に形成されている。ＰＣＣＳ熱交換器２４は、ＰＣＣＳプール水２３に水没するように配置されている。ＰＣＣＳ熱交換器２４には、一方の端部が下部容器１１に開放した吸込み配管２５が接続されている。また、ＰＣＣＳ熱交換器２４には凝縮水を下部容器１１に戻す戻り配管２６が接続されている。さらに、ＰＣＣＳ熱交換器２４で凝縮されない非凝縮性ガスを上部容器１０に送るＰＣＣＳベント配管２７が設けられている。

ＬＯＣＡなどの事故が発生すると下部容器１１内に放出された水蒸気は、非凝縮性ガスととともにノード間の圧力差によってＰＣＣＳ熱交換器２４に導かれる。吸込み配管２５は常時開の状態にあるため、事故後に弁を開けるような操作は全く必要とされない。吸込み配管２５の下部容器１１内の開口位置は、事故後に下部容器１１が冠水する位置よりも上であればどこでもよい。

ＰＣＣＳ熱交換器２４で凝縮された水蒸気は、戻り配管２６を通って重力により下部容器１１内に戻され、内部燃料交換用水タンク８などの静的ＥＣＣＳの水源として使用される。ＰＣＣＳ熱交換器２４で凝縮されない窒素や水素などの非凝縮性ガスは、ＰＣＣＳベント配管２７によって上部容器１０内の圧力抑制プール１３内にベントされる。ＰＣＣＳベント配管２７は、配置効率の観点から、たとえば格納容器本体７の壁面の内部に埋設されている。

ＰＣＣＳプール水２３は事故時にも放射能を全く含まない清浄な冷却水であり、気相部は大気放出口により大気に連通している。ＰＣＣＳプール水２３が加熱により沸騰し水蒸気が発生した場合は直接熱の最終的逃がし場である大気中に放出される。

本実施の形態の静的冷却減圧系において、ＰＣＤＳプール３５は格納容器本体７の外部に設置されている。ＰＣＤＳプール３５には、ＰＣＤＳプール水３６が貯えられている。ＰＣＤＳプール水３６には、ＰＣＤＳ熱交換器３７が沈められている。

ＰＣＤＳ熱交換器３７の上部ヘッダー３８および下部ヘッダー３９には、それぞれ非凝縮性ガスベント配管４１，４２が接続されている。非凝縮性ガスベント配管４１，４２は、圧力抑制プール水１４に延びている。非凝縮性ガスベント配管４１，４２の途中には、ベント弁４３，４４が設けられている。つまり、ＰＣＤＳ熱交換器３７に送られた非凝縮性ガスは、非凝縮性ガスベント配管４１，４２を介して圧力抑制プール水１４中へベント可能となっている。

ＰＣＤＳプール３５は格納容器本体７の外部に設置されているため、ＰＣＤＳプール水３６が沸騰して大量の水蒸気を発生するようになっても、この水蒸気を直接外部空間である熱の最終的逃がし場に放出することが可能である。

格納容器本体７の内部に設けられた内部燃料交換用水タンク８（図７参照）を静的冷却減圧系の冷却水プールとして用いた場合、静的冷却減圧系が運転を開始して冷却水プール内の水が数時間で蒸発すると、原子炉格納容器内の圧力・温度上昇と環境悪化をもたらす。このため、原子炉格納容器の内部に設けられた通常の電気品などにダメージを与える可能性がある。

しかし、本実施の形態では、ＰＣＤＳプール水３６の蒸発により発生する水蒸気は、大気中に放出される。このため、静的冷却減圧系での除熱により発生する水蒸気が、原子炉格納器内に環境悪化をもたらすことがない。その結果、交流電源喪失が数時間で回復した後は直ちにプラントの出力運転を再開できるという極めて電源供給信頼性上の重要な効果がもたらされる。

また、減圧弁３４を開にして原子炉の減圧を開始すると、原子炉圧力がある程度低下した時点でアキュムレータ８４の作動設定圧力に達し注入弁８７が自動的に開となり内部に蓄えられた高圧の窒素ガス８６により冷却材８５が原子炉圧力容器２内に注入される。この際、窒素ガス８６も原子炉圧力容器２内に混入し、やがて、加圧器８０の気相部に移行する。そうすると、加圧器８０内の水蒸気に随伴されて非凝縮性ガスの窒素もＰＣＤＳ熱交換器３７内に移行してしまう。窒素ガスは非凝縮性ガスのため、ＰＣＤＳ熱交換器３７内でいくら冷却されても凝縮されずにその場に滞留してしまう。こうなると、加圧器８０とＰＣＤＳ熱交換器３７との間で差圧が維持できなくなりＰＣＤＳ熱交換器３７は機能喪失してしまう。

しかし、本実施の形態では、ベント弁４３，４４を必要に応じて手動で開にすることにより、ＰＣＤＳ熱交換器３７内に滞留した窒素ガスを容易に圧力抑制プール水１４内に放出してしまうことができる。

また、仮に炉心燃料の一部損傷が発生して、燃料被覆管などの金属が高温で炉水と反応する金属―水反応によって大量の水素ガスが発生したと想定したとしても、その水素ガスを、ベント弁４３，４４を開にすることにより大量の放射性物質とともに圧力抑制プール水１４内に放出させることができる。つまり、本実施の形態の静的冷却減圧系は、大量の水素ガスが発生した場合であっても、その安全機能を達成可能である。

さらに、その際に炉内で発生した大量の放射性物質を圧力抑制プール水１４内でスクラビングにより除去してしまうことが可能であり、原子炉格納容器内、特に下部容器１１内が放射能汚染することを防止できる効果が得られる。

また、本実施の形態では、原子炉格納容器の事故時の冷却を行う静的格納容器冷却系２１のＰＣＣＳプール２２は、格納容器本体７の外部に設置されている。したがって、ＰＣＣＳプール２２とＰＣＤＳプール３５を格納容器本体７の側壁に沿って円周状に一体化して設置することができる。プールを一体化する代わりに、連通配管（図示せず）によりお互いのプール水を連通させてもよい。

静的格納容器冷却系２１は、格納容器本体７内に配管破断事故などにより大量の１次冷却材が放出された場合に、格納容器本体７を冷却する。一方、静的冷却減圧系は配管破断事故などが発生しておらず格納容器本体７内部には大量の１次冷却材が放出されていない原子炉隔離時に、原子炉を冷却する。したがって、静的格納容器冷却系と静的冷却減圧系とを同時に使用することはない。つまり、ＰＣＤＳプール水３６をＰＣＣＳプール２２とは独立して確保する必要はない。このため、ＰＣＤＳプール水３６をＰＣＣＳプール水２３と共用することにより、全体の冷却水量を少なく制限することが可能である。

その全量は、プラント出力が約１７００ＭＷｅクラスの原子力発電プラントの場合、３日間の冷却を継続可能とするためには約４５００ｍ^３となる。本実施の形態では、格納容器本体７の側壁部に隣接した低階部に設置されるため、遮蔽建屋の天井部に大量の冷却水を確保する必要がなくなる。これにより、建屋耐震設計および航空機落下事故対策が大幅に容易となり、プラント安全性が大幅に向上する。

このように本実施の形態の原子力プラントでは、原子炉を静的手段のみで三日間安全に停止できる。このため、たとえば大地震により交流電源喪失が長期化した場合でも、外部動力および外部動的冷却系に依存することなくプラントの安全性を維持することが可能となる。

［第５の実施の形態］
図５は、本発明に係る加圧水型原子力プラントの第５の実施の形態における原子炉格納容器の立断面とともに示す静的冷却減圧系のブロック図である。

本実施の形態の原子炉格納容器では、圧力抑制室１２は格納容器本体７の外部に設けられる。下部容器１１と圧力抑制プール１３とは、ＬＯＣＡベント管１５によって連通している。圧力抑制室１２の気相部は、気相ベント管２９で上部容器１０と連通している。

このように、原子炉格納容器の一部をダイアフラム隔壁９で隔てて大空間を設け、さらにこの大空間（上部容器１０）と圧力抑制室１２とを気相ベント管２９で連通させている。これにより、上部容器１０内の空間を圧力抑制室１２の気相部として実質的に活用している。

また、本実施の形態では、ＰＣＣＳ建屋２０は圧力抑制室１２の上部に一体化して建造されている。ＰＣＣＳ建屋２０の内部には、静的格納容器冷却系２１が設置され、事故時の原子炉格納容器の冷却を高い信頼度で行うことができるようになっている。

事故時の原子炉格納容器の冷却を行う静的格納器冷却系２１のＰＣＣＳプール２２は格納容器本体７の外部に設置されている。ＰＣＣＳプール水２３は、事故時にも放射能を全く含まない清浄な冷却水であり、気相部は大気放出口（図示せず）により大気に連通している。ＰＣＣＳプール水２３が加熱により沸騰し水蒸気が発生した場合は直接熱の最終的逃がし場である大気中に放出される。

圧力抑制プール水１４は、ＰＣＤＳプール３５よりも下方に配置される。これにより、ベント弁４３，４４を開にしてＰＣＤＳ熱交換器３７内に蓄積した非凝縮性ガスを圧力抑制プール水１４内にベントする際に、一部の冷却材が随伴された場合であっても重力によりより円滑に圧力抑制プール水１４内に放出される効果が得られる。

［第６の実施の形態］
図６は、本発明に係る加圧水型原子力プラントの第６の実施の形態における原子炉格納容器の立断面図である。

本実施の形態の原子炉格納容器では、第５の実施の形態と同様に、圧力抑制室１２は格納容器本体７の外部に設けられる。下部容器１１と圧力抑制プール１３とは、ＬＯＣＡベント管１５によって連通している。圧力抑制室１２の気相部は、気相ベント管２９（図５参照）で上部容器１０と連通している。

静的格納容器冷却系（ＰＣＣＳ）プール２２およびＰＣＣＳ熱交換器２４は、上部容器１０内に設けられている。ＰＣＣＳプール水２３は事故時にも放射能を全く含まない清浄な冷却水であり、ＰＣＣＳプール２２の気相部は大気放出口（図示せず）により大気に連通している。ＰＣＣＳプール水２３が加熱により沸騰し水蒸気が発生した場合は直接熱の最終的逃がし場である大気中に放出される。

ＰＣＤＳプール３５は、上部容器１０の内部に設置される。ＰＣＤＳプール水３６は事故時にも放射能を全く含まない清浄水であり、気相部は大気放出口により大気に連通している。ＰＣＤＳプール水３６が加熱により沸騰し水蒸気が発生した場合は直接熱の最終的逃がし場である大気中に放出される。即ち、ＰＣＤＳプール３５は上部容器１０内に内包されて設置されているが、上部容器１０内の他の空間とは隔離されており、大気と連通した外部冷却プールである。

本実施例では、ＰＣＣＳプール２２およびＰＣＤＳプール３５の両方が格納容器本体７の内部に設置されているため、安全上重要なこれらの系統が航空機落下事故に対してより強固に防護される。

圧力抑制室１２は格納容器本体７の外部の最下部に設置されるため、この部分を土中埋設することによりやはり航空機落下事故からほぼ完全に防護することができる。これにより、安全上重要な設備を全て格納容器エンクロージャーの内部に内包、もしくは土中埋設することができるため、航空機落下事故に対して安全性が高い原子力プラントとなる。

なお、図６において、蒸気供給配管３２、冷却材戻り配管６５、非凝縮性ガスベント配管４１，４２は配置効率を考慮して格納容器本体７の壁面内部を通しているが、格納容器本体７の内部あるいは外部を通しても良い。

［他の実施の形態］
上述の各実施の形態は単なる例示であり、本発明はこれらに限定されない。また、各実施の形態の特徴を組み合わせて実施してもよい。

本発明に係る加圧水型原子力プラントの第１の実施の形態における静的冷却減圧系のブロック図である。本発明に係る加圧水型原子力プラントの第２の実施の形態における静的冷却減圧系のブロック図である。本発明に係る加圧水型原子力プラントの第３の実施の形態における静的冷却減圧系のブロック図である。本発明に係る加圧水型原子力プラントの第４の実施の形態における原子炉格納容器の立断面とともに示す静的冷却減圧系のブロック図である。本発明に係る加圧水型原子力プラントの第５の実施の形態における原子炉格納容器の立断面とともに示す静的冷却減圧系のブロック図である。本発明に係る加圧水型原子力プラントの第６の実施の形態における原子炉格納容器の立断面図である。従来の静的安全ＰＷＲ（ＡＰ１０００）に用いられる原子炉格納容器の立断面図である。従来の静的安全ＰＷＲ（ＡＰ１０００）の静的残留熱除去系および自動減圧系の系統図である。

符号の説明

１…炉心、２…原子炉圧力容器、３…蒸気発生器、４…コールドレグ配管、５…ホットレグ配管、６…１次冷却材ポンプ、７…格納容器本体、８…内部燃料交換用水タンク、９…ダイアフラム隔壁、１０…上部容器、１１…下部容器、１２…圧力抑制室、１３…圧力抑制プール、１４…圧力抑制プール水、１５…ＬＯＣＡベント管、１６…水平ベント管、１７…ライザー部、１８…ポーラークレーン、１９…真空破壊弁、２０…ＰＣＣＳ建屋、２１…静的格納容器冷却系、２２…ＰＣＣＳプール、２３…ＰＣＣＳプール水、２４…ＰＣＣＳ熱交換器、２５…吸込み配管、２６…戻り配管、２７…ＰＣＣＳベント配管、２８…燃料プール建屋、２９…気相ベント管、３２…蒸気供給配管、３３…蒸気供給弁、３４…減圧弁、３５…ＰＣＤＳプール、３６…ＰＣＤＳプール水、３７…ＰＣＤＳ熱交換器、３８…上部ヘッダー、３９…下部ヘッダー、４０…熱交換器チューブ、４１，４２…非凝縮性ガスベント配管、４３，４４…ベント弁、５１…自動減圧系第１段、５２…自動減圧系第２段、５３…自動減圧系第３段、５４，５５…ＥＣＣＳ注入配管、６１…静的ＲＨＲ熱交換器、６２…冷却材供給配管、６３…入口弁、６４…出口弁、６５…冷却材戻り配管、６６…燃料交換用水、６８…自動減圧系第４段、６９…排出管、７０…スパージャー、７１…遮蔽建屋、７２…ＰＣＳ冷却水プール、７３…ＰＣＳプール水、７４…外気取入口、７５…バッフル板、７６…外気放出口、７７…原子炉格納容器、８０…加圧器、８１…ライザー管、８２…１次冷却材、８３…飽和蒸気、８４…アキュムレータ、８５…冷却材、８６…窒素ガス、８７…注入弁、８９…注入弁、９０…オペレーションフロア・デッキ

Claims

１次冷却材で冷却される炉心を収納する原子炉圧力容器と、前記１次冷却材が流れる１次冷却材圧力バウンダリー内を加圧する加圧器と、前記原子炉圧力容器および前記加圧器を格納する原子炉格納容器とを備えた加圧水型原子力プラントに用いられる静的冷却減圧系において、
冷却水プールと、
前記加圧器の気相部から延びる蒸気供給配管と、
前記冷却水プールに貯えられた水と前記蒸気供給配管を流れる蒸気とを熱交換させる熱交換器と、
前記蒸気供給配管に設けられた蒸気供給弁と、
前記熱交換器から前記１次冷却材圧力バウンダリーの液相部に延びる冷却材戻り配管と、
前記冷却材戻り配管に設けられた出口弁と、
を有することを特徴とする静的冷却減圧系。
前記蒸気供給弁は、通過する蒸気の流量を調節可能な蒸気加減弁であることを特徴とする請求項１に記載の静的冷却減圧系。
前記蒸気供給弁は、前記炉心の崩壊熱によって発生する蒸気に相当する量を通過させる隔離弁とこの隔離弁に並行に設けられた減圧弁とを含むことを特徴とする請求項１または請求項２に記載の静的冷却減圧系。
前記熱交換器の少なくとも一部は、前記加圧器の内部に形成された液面よりも上方に位置することを特徴とする請求項１ないし請求項３のいずれか１項に記載の静的冷却減圧系。
前記冷却水プールは、内部燃料交換用水タンクであることを特徴とする請求項１ないし請求項４のいずれか１項に記載の静的冷却減圧系。
前記冷却水プールは、前記原子炉格納容器の外部に設けられて気相部が大気と連通していることを特徴とする請求項１ないし請求項４のいずれか１項に記載の静的冷却減圧系。
前記原子炉格納容器はダイアフラム隔壁で第１区画と前記１次冷却材圧力バウンダリーを格納する第２区画とに隔てられていて、前記冷却水プールは、前記第１区画に設けられて気相部が大気と連通していることを特徴とする請求項１ないし請求項４のいずれか１項に記載の静的冷却減圧系。
前記冷却水プールは、静的格納容器冷却系プールと連通していることを特徴とする請求項６または請求項７に記載の静的冷却減圧系。
前記熱交換器に接続されて非凝縮性ガスを前記原子炉格納容器内にベントするベント配管と、このベント配管に設けられたベント弁と、を有することを特徴とする請求項１ないし請求項８のいずれか１項に記載の静的冷却減圧系。
前記ベント配管の前記熱交換器の反対側の端部は、圧力抑制室に貯えられた圧力抑制プール水中に開口していることを特徴とする請求項９に記載の静的冷却減圧系。
１次冷却材で冷却される炉心と、
前記１次冷却材が流れる１次冷却材圧力バウンダリーを加圧する加圧器と、
前記炉心および前記加圧器を格納する原子炉格納容器と、
冷却水プールと、
前記冷却水プールに貯えられた水と熱交換する熱交換器と、
前記加圧器の気相部から前記熱交換器に延びる蒸気供給配管と、
前記蒸気供給配管に設けられた蒸気供給弁と、
前記熱交換器から前記１次冷却材圧力バウンダリーに延びる冷却材戻り配管と、
前記冷却材戻り配管に設けられた出口弁と、
を有することを特徴とする加圧水型原子力プラント。