JP4938730B2

JP4938730B2 - 加圧水型原子力発電所の一次冷却系の脱塩装置および一次冷却水の浄化方法

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Publication number: JP4938730B2
Application number: JP2008152947A
Authority: JP
Inventors: 里志笠原; 裕亮諏訪; 千佳建持
Original assignee: Organo Corp
Current assignee: Organo Corp
Priority date: 2008-06-11
Filing date: 2008-06-11
Publication date: 2012-05-23
Anticipated expiration: 2028-06-11
Also published as: JP2009300162A

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、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、ゲル形のＯＨ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。

本発明の加圧水型原子力発電所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、細孔容積が０．０５〜０．５０ｍＬ／ｇ−乾燥樹脂（Ｃｌ形）、かつ、平均細孔半径が２〜５０ｎｍ（Ｃｌ形）の、多孔形陰イオン交換樹脂に、一次冷却水を接触して浄化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方法は、細孔容積が０．０５〜０．５０ｍＬ／ｇ−乾燥樹脂（Ｃｌ形）、かつ、平均細孔半径が２〜５０ｎｍ（Ｃｌ形）の多孔形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。

本発明の加圧水型原子力発電所の一次冷却系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、細孔容積が０．０５〜０．５０ｍＬ／ｇ−乾燥樹脂（Ｃｌ形）で、かつ、平均細孔半径が２〜５０ｎｍ（Ｃｌ形）の多孔形陰イオン交換樹脂（以下、多孔形陰イオン交換樹脂ということがある）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、ホウ素除去脱塩塔３７、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、多孔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の構造は、多孔形であれば、ポーラス形であっても、マクロポーラス（ＭＲ）形であっても良い。多孔形を用いることで、高濃度のホウ酸との接触による割れや亀裂を防止できる。
多孔形陰イオン交換樹脂の細孔容積は、０．０５〜０．５０ｍＬ／ｇ−乾燥樹脂（Ｃｌ形）であり、０．２５〜０．４５ｍＬ／ｇ−乾燥樹脂（Ｃｌ形）であることが好ましい。細孔容積が０．０５ｍＬ／ｇ−乾燥樹脂（Ｃｌ形）未満であるとホウ酸を接触させた際に、多孔形陰イオン交換樹脂に割れや亀裂が生じる場合がある。０．５０ｍＬ／ｇ−乾燥樹脂（Ｃｌ形）を超えると、荷重強度が低下するためである。
また、多孔形陰イオン交換樹脂の平均細孔半径は、２〜５０ｎｍ（Ｃｌ形）であることが好ましく、５〜３０ｎｍ（Ｃｌ形）であることがより好ましい。２ｎｍ（Ｃｌ形）未満であると、ホウ酸を接触させた際に、多孔形陰イオン交換樹脂に割れや亀裂が生じる場合がある。５０ｎｍ（Ｃｌ形）を超えると、イオン交換容量が低下するためである。

ここで、細孔容積および平均細孔半径とは、以下の測定方法により求められる。
陰イオン交換樹脂１５ｍＬに対して、塩酸水溶液（１ｍｏｌ／Ｌ）を９〜１０ｍＬ／ｍｉｎで接触させて、塩化物イオン形とする。その後、メタノール、トルエン、イソオクタンの順に置換し、真空乾燥機を用い、６０℃、８時間乾燥させる。乾燥させた陰イオン交換樹脂を測定セルに入れ、水銀を充填し、セル内部を加圧して、細孔に水銀を進入させる。この時の圧力と水銀進入量を測定し、細孔容積を求める。また、細孔を円筒形と仮定して、細孔半径を求める。加えられた圧力と、その圧力で水銀が進入可能な細孔径の関係は下記（１）式（Ｗａｓｈｂｕｒｎの式）で表される。細孔容積および平均細孔半径の測定機器としては、例えば、水銀ポロシメータ（オートポアＩＶ９５２０、株式会社島津製作所製）を挙げることができる。

−４σｃｏｓθ＝ＰＤ・・・（１）
σ：水銀の表面張力（０．４７５Ｎ／ｍ）
θ：接触角（１４０°）
Ｄ：細孔直径（ｍ）
Ｐ：圧力（Ｐａ）

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。
このような多孔形陰イオン交換樹脂としては、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）等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、多孔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に充填されている陰イオン交換樹脂は、混床式脱塩塔３３に充填されている陰イオン交換樹脂と同様である。

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。
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。
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。

（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。

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、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。

上述のように、一次冷却系８の脱塩装置に、多孔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ゲル形の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、多孔形の樹脂は急激な収縮時に、樹脂が有する孔により緩衝されるため、割れや亀裂の発生が防止できると考えられる。

上述の一次冷却系８では、混床式脱塩塔３３、ホウ素除去脱塩塔３７、混床式脱塩塔６２、混床式脱塩塔１１０の全ての脱塩装置に、多孔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多孔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。
（実施例１）
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（細孔容積：０．１６ｍＬ／ｇ−乾燥樹脂（Ｃｌ形）、平均細孔半径：１７ｎｍ（Ｃｌ形）、ローム・アンド・ハース社製）の破損率を測定した（通水前の破損率）。次いで、１５ｍＬのアンバージェット（商品名）９０９０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、ホウ素として４７００ｐｐｍのホウ酸水溶液をＳＶ（空間速度）＝２０で１時間通液した。通水後、多孔形陰イオン交換樹脂Ａを取り出し、樹脂の破損率を測定した（通水後の破損率）。測定した結果を表１に示す。

（比較例１）
陰イオン交換樹脂をＯＨ形の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）とした以外は、実施例１と同様にして、通水前の樹脂の破損率と通水後の樹脂の破損率とを測定した。測定した結果を表１に示す。

（比較例２）
陰イオン交換樹脂をＯＨ形のゲル形陰イオン交換樹脂であるダイヤイオン（商品名）ＳＡＮ１（三菱化学株式会社製）とした以外は、実施例１と同様にして、通水前の樹脂の破損率と通水後の樹脂の破損率とを測定した。測定した結果を表１に示す。

（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（２）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％・・・（２）

表１に示すとおり、多孔形陰イオン交換樹脂を用いた実施例１では、通水前の破損率および通水後の破損率が１％未満であった。これに対し、ＯＨ形のゲル形陰イオン交換樹脂を用いた比較例１、および比較例２では、通水前の破損率が１％未満であったのに対し、通水後の破損率が２０％を超えていた。このことから、多孔形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。

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
３７ホウ素除去脱塩塔
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

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、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、
細孔容積が０．０５〜０．５０ｍＬ／ｇ−乾燥樹脂（Ｃｌ形）、かつ、平均細孔半径が２〜５０ｎｍ（Ｃｌ形）の、多孔形陰イオン交換樹脂が充填された浄化手段を有し、前記多孔形陰イオン交換樹脂に接触させる一次冷却水は、ホウ素濃度３０００〜１００００ｐｐｍである、加圧水型原子力発電所の一次冷却系の脱塩装置。
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で、細孔容積が０．０５〜０．５０ｍＬ／ｇ−乾燥樹脂（Ｃｌ形）、かつ、平均細孔半径が２〜５０ｎｍ（Ｃｌ形）の多孔形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であって、
前記多孔形陰イオン交換樹脂に接触させる一次冷却水は、ホウ素濃度３０００〜１００００ｐｐｍである加圧水型原子力発電所の一次冷却水の浄化方法。