JP5763520B2 - 原子力プラント構成部材の洗浄方法 - Google Patents

Description

本発明は、原子力プラント構成部材の洗浄方法に係り、特に、沸騰水型原子力プラントに適用するのに好適な原子力プラント構成部材の洗浄方法に関する。

沸騰水型原子力プラントでは、原子炉圧力容器内の炉心で発生した蒸気を主蒸気配管によりタービンに導き、タービンをこの蒸気で回転させている。タービンから排気された蒸気は、復水器内で伝熱管内を流れる海水によって凝縮されて水になる。この水が、給水として復水器から給水配管を通して原子炉圧力容器内に供給される。このような沸騰水型原子力プラントでは、復水器内の伝熱管の損傷によって、海水が復水器内で伝熱管外に漏洩し、給水配管を通して原子炉圧力容器内に導かれる可能性がある。

伝熱管から漏洩した海水が原子炉圧力容器内に入り込むことを想定して、復水脱塩装置が給水配管に設けられている。復水脱塩装置には陽イオン交換樹脂及び陰イオン交換樹脂が充填されており、復水器内の伝熱管から海水が漏えいした場合に、この海水の漏洩によって生じる塩素イオンを復水脱塩装置内の陰イオン交換樹脂によって除去する（日本原子力学会編、原子炉水化学ハンドブック、１９８頁、コロナ社（２０００））。これにより、海水漏えい時における塩素イオンの原子炉圧力容器内への流入が阻止される。

海水の成分組成は、腐食防食協会編、腐食防食ハンドブック、１７１頁、丸善社（２０００）に記載されており、表１に示す。

海水成分の主なものは、塩素イオン、ナトリウムイオン、硫酸イオン及びマグネシウムイオンである。海水成分は、沸騰水型原子力プラントの一次冷却水の導電率を上昇させ、機器及び配管等の原子力プラント構成部材うちステンレス鋼製の構成部材における応力腐食割れの発生を助長する可能性がある。伝熱管から復水器内に漏洩した海水成分が、原子力プラント構成部材である機器、配管及び燃料集合体等の冷却水と接触する表面に付着する場合、特に、その冷却水に含まれる塩素がその表面に付着した場合には、原子力プラント構成部材の腐食が助長される。したがって、短期間で一次冷却水を浄化して原子力プラント構成部材の表面に付着した海水成分を洗浄することができれば、その構成部材の健全性の向上に貢献することができる。

沸騰水型原子力プラントにおいては、原子炉圧力容器に接続される配管内を流れる一次冷却水の浄化は、給水配管に設けられた復水脱塩装置及び原子炉浄化系に設けられた浄化装置で行われる。

また、一次冷却水が流れる配管内面に付着した放射性物質を除去する技術として、化学除染がある。さらに、特許第２８０８９７０号公報は、沸騰水型原子力プラントの一次系冷却水、例えば、炉水の水質制御について述べている。この水質制御では、炉水に炭酸ガスを注入して、炉水のｐＨを室温で５．６〜６．８に調節している。

特許第２８０８９７０号公報

日本原子力学会編、原子炉水化学ハンドブック、１９８頁、コロナ社（２０００） 腐食防食協会編、腐食防食ハンドブック、１７１頁、丸善社（２０００）

海水の主成分である塩化ナトリウムは溶解度が高く、水に溶けやすい。このため、原子力プラント構成部材の付着した塩素イオン及びナトリウムイオンは、水洗により容易に洗浄することができる。しかしながら、復水器内の伝熱管から海水の漏洩が生じたとき、海水に含まれる水酸化マグネシウム（Ｍｇ（ＯＨ）_２）は、溶解度が小さくて原子力プラント構成部材の表面、特に、この表面の喫水面に容易に析出する。原子力プラント構成部材の表面に析出した水酸化マグネシウムは、水洗では長時間の洗浄が必要になる。

本発明の目的は、原子力プラント構成部材の表面に析出した水酸化マグネシウムを容易に除去することができる原子力プラント構成部材の洗浄方法を提供することにある。

上記した目的を達成する本発明の特徴は、ｐＨが３．０以上で５．６未満の範囲にあり温度が１５℃〜７０℃の範囲にある洗浄水を、原子力プラント構成部材の表面に接触させ、その表面に付着している海水成分である水酸化マグネシウムを前記洗浄水により除去することにある。

ｐＨが３．０以上で５．６未満の範囲にあり温度が１５℃〜７０℃の範囲にある洗浄水を原子力プラント構成部材の表面に接触させて、原子力プラント構造部材の、海水成分である水酸化マグネシウムが付着しているその表面を洗浄するので、原子力プラント構成部材の表面に析出した水酸化マグネシウムを容易に除去することができ、その表面からの水酸化マグネシウムの除去を短時間で行うことができる。

本発明によれば、原子力プラント構成部材の表面に析出した水酸化マグネシウムを容易に除去することができ、その表面からの水酸化マグネシウムの除去を短時間で行うことができる。

本発明の好適な一実施例である実施例１の原子力プラント構成部材の洗浄方法の説明図である。 沸騰水型原子力プラントの概要を示す構成図である。 海水に含まれる各成分の溶解度を示す説明図である。 ２５℃での水のｐＨと水酸化マグネシウム（Ｍｇ（ＯＨ）_２）からのＭｇ^２＋の飽和溶解度との関係を示す特性図である。 水の温度と水酸化マグネシウム（Ｍｇ（ＯＨ）_２）からのＭｇ^２＋の飽和溶解度との関係を示す特性図である。 本発明の他の実施例である実施例２の原子力プラント構成部材の洗浄方法の説明図である。

発明者らは、構成部材に付着している水酸化マグネシウム（Ｍｇ（ＯＨ）_２）の洗浄による除去について種々の検討を行った。この検討の結果、発明者らは、温度が１５℃〜７０℃の範囲で炭酸ガスの注入により２５℃でのｐＨが３．０以上で５．６未満の範囲にある水で水酸化マグネシウムが付着した原子力プラント構成部材を洗浄することによって、原子力プラント構成部材に付着した水酸化マグネシウムを容易に除去できることを見出した。

発明者らが行った上記の検討について以下に説明する。

海水の主成分の溶解度を図３に示す。塩化ナトリウム（ＮａＣｌ）は１００ｇ／ｋｇ以上の飽和溶解度を有するため、復水器内の伝熱管から海水が漏えいした場合において、原子力プラント構成部材に付着した塩化ナトリウムは水洗により簡単に洗浄することができる。これに対し、海水に含まれる、溶解度の小さいカルシウム塩及びマグネシウム塩は原子力プラント構成部材の表面に析出し易い。特に、溶解度が０．００４ｇ／ｋｇと小さい水酸化マグネシウム（Ｍｇ（ＯＨ）_２）は原子力プラント構成部材の表面に析出し易い。

図４は、２５℃での水のｐＨと水酸化マグネシウム（Ｍｇ（ＯＨ）_２）からのＭｇ^２＋の飽和溶解度との関係を示している。図４によれば、２５℃でのｐＨが低くなるほど、Ｍｇ^２＋の飽和溶解度が高くなる。また、図５は、水の温度と水酸化マグネシウム（Ｍｇ（ＯＨ）_２）からのＭｇ^２＋の飽和溶解度との関係を示している。図５によれば、水温が１５℃〜３００℃の範囲では水温が低くなるほどＭｇ^２＋の飽和溶解度が高くなる。

これらの特性を考慮して検討した結果、温度が１５℃〜７０℃の範囲で炭酸ガスの注入により２５℃でのｐＨが３．０以上で５．６未満の範囲にある水で水酸化マグネシウムが付着した原子力プラント構成部材を洗浄すれば良いとの結論に達しました。

原子力プラント構成部材は金属製（例えば、ステンレス鋼製）であるが、一般的に金属は酸性溶液中で腐食するが、低温における腐食反応速度は遅い。このため、上記の温度範囲及びｐＨ範囲での短時間における洗浄では、原子力プラント構成部材に与える損傷は無視することができる。

前述の特許第２８０８９７０号公報では、沸騰水型原子力プラントの炉水の水質制御において、炉水への炭酸ガスの注入により、炉水のｐＨを室温で５．６〜６．８に調節している。このｐＨ調節は、炉水中の６０Ｃｏ及び鉄を親核種とする放射性核種の濃度を低減し、一次系冷却水と接触する原子力プラント構成部材の線量率を低減するために行われる。なお、特許第２８０８９７０号公報には、復水器内の伝熱管の損傷による海水の漏えいによって原子力プラント構成部材の表面に付着した水酸化マグネシウム（Ｍｇ（ＯＨ）_２）を、洗浄によって除去することが記載されていない。

前述の検討結果を反映した、本発明の実施例を以下に説明する。

本発明の好適な一実施例である実施例１の原子力プラント構成部材の洗浄方法を、図１及び図２を用いて説明する。

まず、本実施例の原子力プラント構成部材の洗浄方法を実施する沸騰水型原子力プラントの概要を、図２及び図６を用いて説明する。沸騰水型原子力プラントは、原子炉建屋４内に設置された原子炉１を有する。原子炉１は、原子炉圧力容器２を備え、複数の燃料集合体（図示せず）を装荷した炉心３を原子炉圧力容器２内に配置している。原子炉圧力容器２は、原子炉建屋４内に設置された原子炉格納容器（図示せず）内に配置される。燃料プール７及びドライヤセパレータプール８が、原子炉建屋４内でかつ原子炉格納容器の外で原子炉圧力容器２の上方に配置されている。

原子炉圧力容器２に接続された主蒸気配管５０が、原子炉格納容器を貫通して原子炉建屋４外に伸び、タービン建屋（図示せず）内に設置されたタービン５１に接続される。復水器５２がタービン５１の下方に配置され、復水器５２に接続された給水配管５３が原子炉圧力容器２に接続される。復水脱塩器５４、給水ポンプ５６及び給水加熱器５７が、この順番に復水器５２から原子炉圧力容器２に向かって給水配管５３に設置されている。弁６３を有するドレン配管６６が原子炉圧力容器２の底部に接続される。

原子炉浄化系は、浄化系配管５８、浄化系ポンプ５９、再生熱交換器６０、非再生熱交換器（図示せず）及び浄化装置６１を有する。浄化系配管５８が原子炉圧力容器２及び給水配管５３に連絡され、浄化系ポンプ５９、再生熱交換器６０、非再生熱交換器及び浄化装置６１がこの順番に上流から下流に向かって浄化系配管５８に設けられる。浄化装置６１よりも下流では、浄化系配管５８は非再生熱交換器を通らないで再生熱交換器６０を経て給水配管５３に達している。サンプリング配管６２が非再生熱交換器と浄化装置６１の間で浄化系配管５８に接続される。

本実施例の原子力プラント構成部材の洗浄方法に用いられる原子力プラント構成部材洗浄装置２０を、図１を用いて説明する。

原子力プラント構成部材洗浄装置２０は、洗浄容器１９、炭酸ガス注入系２１及び炭酸ガス処理系３５を備えている。炭酸ガス注入系２１は、脱塩フィルタ２４、マイクロバブル発生装置２５、炭酸ガス注入装置２６、加熱装置７０、冷却装置７２及び水循環管路２７を備えている。水循環管路２７の流入口２９が燃料プール７内に配置された洗浄容器１９内に配置される。水循環管路２７には複数の流出口（図示せず）が形成され、これらの流出口は洗浄容器１９内に置かれた燃料ラック９内においてこの燃料ラック９内に収納された各燃料集合体１５の下方にそれぞれ配置される。水循環管路２７として、配管またはホースが用いられる。脱塩フィルタ２４、開閉弁７１、加熱装置７０及びマイクロバブル発生装置２５が、この順番で、上流から下流に向かって水循環管路２７に取り付けられる。開閉弁７１及び加熱装置７０をバイパスする配管７４の両端が、水循環管路２７に接続される。配管７４には、上流側から、開閉弁７３及び冷却装置７２が設置される。開閉弁３０がマイクロバブル発生装置２５の下流で水循環管路２７に取り付けられる。ｐＨ計３２及び温度計３３もマイクロバブル発生装置２５の下流で水循環管路２７に取り付けられる。

炭酸ガス注入装置２６は、注入器２２、及び炭酸ガスが充填されたボンベ２３を有する。注入器２２が配管７４と水循環管路２７の接続点とマイクロバブル発生装置２５の間で水循環管路２７に取り付けられる。注入器２２は、開閉弁３１を有する炭酸ガス供給管３４によってボンベ２３に接続される。

炭酸ガス処理系３５は、炭酸ガス処理装置３６、循環ポンプ３７及び水循環管路３８を備えている。水循環管路３８の一端である流出口３９が洗浄容器１９内に配置される。水循環管路３８として、配管またはホースが用いられる。燃料ラック９内に収納された各燃料集合体１５の上端部をそれぞれ覆うキャップ４２Ａ，４２Ｂ，４２Ｃに別々に接続された管路であるホース４０Ａ，４０Ｂ，４０Ｃが、水循環管路３８の上流側の端部にそれぞれ接続される。開閉弁４１Ａがホース４０Ａに取り付けられ、開閉弁４１Ｂがホース４０Ｂに取り付けられ、開閉弁４１Ｃがホース４０Ｃに取り付けられる。開閉弁４８、炭酸ガス処理装置３６、開閉弁４６及び循環ポンプ３７が、この順番で上流から下流に向かって水循環管路３８に取り付けられる。開閉弁４５を有するサンプリング配管４４が、ホース４０Ｃと水循環管路３８の接続点と炭酸ガス処理装置３６の間で水循環管路３８に接続される。サンプリング配管４４は海水成分濃度計測装置４３に接続される。脱塩フィルタ２４の上流で水循環管路２７に接続された管路４７が、サンプリング配管４４と水循環管路３８の接続点と炭酸ガス処理装置３６の間で水循環管路３８に接続される。

沸騰水型原子力プラントが運転されているとき、原子炉圧力容器２内の冷却水が、炉心３に装荷された各燃料集合体内に供給される。この冷却水は、各燃料集合体内でこの燃料集合体に含まれる核燃料物質の核分裂により発生する熱で加熱され、一部が蒸気になる。発生した蒸気は、原子炉圧力容器２内に設置された気水分離器（図示せず）及び蒸気乾燥器（図示せず）で水分を除去され、その後、主蒸気配管５０にトシュツされる。この蒸気は、主蒸気配管５０を通ってタービン５１に導かれ、タービン５１を回転させる。タービン５１に連結された発電機も回転し、これにより電力が発生する。

タービン５１から復水器５２に排気された蒸気は、復水器５２内に設けられた伝熱管内を流れる海水によって冷却され、凝縮されて水になる。この水は、給水ポンプ５６で昇圧され、給水として、給水配管５３を通って原子炉圧力容器２内に供給される。給水は、給水配管５３内を流れる間に、復水脱塩器５４で浄化され、給水加熱器５７によって加熱される。

原子炉圧力容器２内の冷却水は、浄化系配管５８内に流出し、浄化系ポンプ５９で昇圧される。昇圧された冷却水は、再生熱交換器６０及び非再生熱交換器で冷却されて浄化装置６１に供給され、浄化装置６１にて浄化される。浄化された冷却水は、非再生熱交換器６０で加熱され、浄化系配管５８より給水配管５３を通って原子炉圧力容器２内に戻される。

沸騰水型原子力プラントの運転時において、復水器５２内の伝熱管（図示せず）が損傷して伝熱管内を流れる海水が伝熱管から復水器５２内に多量に漏洩したことを想定する。多量の海水を含んだ給水が給水配管５３を通して原子炉圧力容器２内に流入する。漏洩した海水が多量であるため、海水の主成分を復水脱塩器５４で除去することができず、その主成分の一部が原子炉圧力容器２内に流入する。原子炉圧力容器２内の海水を含む冷却水が炉心３に供給される。海水の主成分、例えば、水酸化マグネシウム（Ｍｇ（ＯＨ）_２）が、炉心３に装荷されている各燃料集合体の、冷却水と接触する表面に析出して付着する。各燃料集合体は、複数の燃料棒、これらの燃料棒を束ねる複数の燃料スペーサ、各燃料棒の下端部を支持する下部タイプレート、各燃料棒の上端部を保持する上部タイプレート、及び上部タイプレートに取り付けられて燃料スペーサで束ねられた燃料棒側の周囲を取り囲み、下部タイプレートまで伸びているチャンネルボックスを有する。燃料集合体において水酸化マグネシウムが付着する表面は、冷却水と接触する各燃料棒の外面、燃料スペーサ、下部タイプレート及び上部タイプレートの各表面、及びチャンネルボックスの内面及び外面である。また、複数の使用済燃料集合体が、燃料プール７内に設置された燃料ラック内に収納されて保管されている。

復水器５２内で海水の漏洩が生じたとき、炉心３内に全制御棒（図示せず）が全挿入され、沸騰水型原子力プラントが緊急停止される。その後、燃料ラック９が収納された洗浄容器１９が、天井クレーン１３に吊り下げられて燃料プール７内に搬送される。この洗浄容器１９は、使用済燃料集合体を収納した燃料ラックが設置されていない、燃料プール７内の領域で燃料プール７の底に置かれる。さらに、仕切り壁１４が、天井クレーン１３に吊り下げられて燃料プール７内に搬送され、燃料プール７内に設置される。設置された仕切り壁１４は、燃料プール７内で、洗浄容器１９が置かれた領域と使用済燃料集合体を収納した燃料ラックが置かれた領域を隔離する。洗浄容器１９を置く領域が、燃料プール７内において、仕切り壁１４よりも原子炉ウェル６側に配置されている。

原子炉圧力容器２の真上に形成された原子炉ウェル６と燃料プール７は、ゲート１１により仕切られている。沸騰水型原子力プラントが緊急停止された時点では、燃料プール７内には冷却水が充填されているが、原子炉ウェル６内には冷却水が充填されていない。

沸騰水型原子力プラントが緊急停止後に、原子炉ウェル６とドライヤセパレータプール８を仕切っているゲート１０が天井クレーン１３で吊り上げられて取り除かれる。ゲート１０の除去により、冷却水が充填されていない原子炉ウェル６とドライヤセパレータプール８が連通される。

沸騰水型原子力プラントが停止された後、原子炉圧力容器２の上蓋（図示せず）、原子炉圧力容器２内に設置された蒸気乾燥器及び気水分離器が順番に天井クレーン１３に吊り下げられて搬送される。原子炉圧力容器２の上蓋が取り外された後、冷却水が原子炉ウェル６及びドライヤセパレータプール８内に充填される。原子炉圧力容器２から取り出された蒸気乾燥器及び気水分離器は、ドライヤセパレータプール８内に移送され、このプール８内に保管される。原子炉ウェル６内に冷却水が充填された後、原子炉ウェル６と燃料プール７を仕切っているゲート１１が、天井クレーン１３に吊り下げられて取り除かれる。これにより、冷却水が充填された燃料プール７が、冷却水が充填された原子炉ウェル６と連通する。

水酸化マグネシウム（Ｍｇ（ＯＨ）_２）が表面に付着している燃料集合体１５が、燃料交換機１２の掴み装置（図示せず）に掴まれて炉心３及び原子炉圧力容器２から取り出され、原子炉ウェル６内に移動される。原子炉建屋４内の運転床５上を移動する燃料交換機１２が原子炉ウェル６の上方から燃料プール７内の洗浄容器１９の真上、具体的には、洗浄容器１９内に置かれた燃料ラック９の真上まで移送される。この燃料集合体１５は、燃料交換機１２によって下降され、洗浄容器１９内に置かれた燃料ラック９に収納される（図１参照）。炉心３内の各燃料集合体１５が、燃料交換機１２により順番に洗浄容器１９内に置かれた燃料ラック９内へ移送される。

洗浄容器１９内に燃料ラック９に収納された各燃料集合体１５の上端部が、キャップ（例えば、キャップ４２Ａ，４２Ｂ，４２Ｃ等）で覆われる。これらのキャップは、燃料交換機１２（または、天井レーン１３）によって燃料集合体１５の上端部を覆い、燃料ラック９の上端に置かれる。キャップ４２Ａ，４２Ｂ，４２Ｃには、前述したように、ホース４０Ａ，４０Ｂ，４０Ｃが接続されている。

原子力プラント構成部材洗浄装置２０の脱塩フィルタ２４、マイクロバブル発生装置２５、炭酸ガス処理装置３６及び循環ポンプ３７が、運転床５上に設置される。

原子力プラント構成部材洗浄装置２０を用いた、洗浄容器１９内の燃料ラック９に収納された燃料集合体１５の洗浄について説明する。マイクロバブル装置２５よりも下流で水循環管路２７内の水の温度が温度計３３で測定される。温度計３３は、マイクロバブル装置２５よりも下流ではなく、脱塩フィルタ２４の上流で水循環管路２７に取り付けても良い。脱塩フィルタ２４の上流で水循環管路２７に温度計３３が取り付けられた場合には、この温度計３３が脱塩フィルタ２４に流入する冷却水の温度を測定する。

温度計３３で測定された温度が、後述の目標温度（例えば、２５℃）よりも高い場合には、開閉弁７３を開ける。このとき、開閉弁７１は閉じている。開閉弁３０が開けられてマイクロバブル装置２５が駆動され、洗浄容器１９内の冷却水が、流入口２９から水循環管路２７内に流入する。マイクロバブル装置２５はポンプの機能を有する。水循環管路２７内に流入した冷却水が脱塩フィルタ２４に導かれ、ここで、冷却水に含まれている放射性物質等が除去される。脱塩フィルタ２４は放射線遮へい体で取り囲まれている。脱塩フィルタ２４から流出した冷却水は、冷却装置７２で２５℃まで冷却される。冷却水を冷却装置７２に供給する理由は、洗浄容器１９内の冷却水が、燃料ラック９に収納された燃料集合体１５に含まれる核燃料物質の崩壊熱によって加熱され、この冷却水の温度が目標温度である２５℃よりも高くなっているからである。開閉弁３１が開放され、ボンベ２３内の炭酸ガスが、炭酸ガス供給管３４を通って注入器２２に到達し、注入器２２から、脱塩フィルタ２４から排出されて水循環管路２７内を流れる２５℃の冷却水に注入される。炭酸ガスが注入された冷却水は洗浄水である。水循環管路２７内を流れる、炭酸ガスを含む２５℃の洗浄水は、ｐＨが低下する。炭酸ガスを含む洗浄水は、マイクロバブル装置２５で昇圧され、水循環管路２７の各流出口から燃料ラック９内の各燃料集合体１５に向かって放出される。マイクロバブル装置２５の駆動により、注入器２２から水循環管路２７内を流れる洗浄水に含まれる炭酸ガスの気泡が微細化され、炭酸ガスのマイクロバブルが洗浄水中に生成される。このため、燃料ラック９内の各燃料集合体１５に向かって放出される洗浄水は、炭酸ガスのマイクロバブルを含んでいる。炭酸ガスをマイクロバブル化することにより、少量の炭酸ガスを効率的に洗浄水に溶解させることができる。

水循環管路２７内を流れる洗浄水のｐＨがｐＨ計３２で測定される。ｐＨ計３２で測定されたｐＨの値が、３．０以上で５．６未満の範囲内の設定値、例えば、５．０以上であるとき、オペレータが開閉弁３１の開度を増加させて注入器２２から水循環管路２７内に注入する炭酸ガスの量を増大させる。また、測定されたｐＨの値が５．０未満であるとき、開閉弁３１の開度を減少させて注入器２２から水循環管路２７内に注入する炭酸ガスの量を低減させる。このように、開閉弁３１の開度を調節して水循環管路２７内に注入する炭酸ガスの量を制御することによって、各燃料集合体１５内に放出する洗浄水のｐＨを設定値に調節することができる。

水循環管路２７内を流れる洗浄水の温度が温度計３３で測定される。

炭酸ガスを含んでｐＨが５．０で温度が目標温度である２５℃になっている洗浄水が、水循環管路２７から各燃料集合体１５内に排出され、それぞれの燃料集合体１５内を上昇する。ｐＨが５．０で温度が２５℃の洗浄水は、燃料集合体１５内を上昇する際に、燃料集合体１５の表面（複数の燃料棒の外面等）に付着した水酸化マグネシウム（Ｍｇ（ＯＨ）_２）に接触する。水酸化マグネシウムはｐＨが５．０で温度が２５℃の洗浄水に溶解し易いので、燃料集合体１５の表面（複数の燃料棒の外面等）に付着した水酸化マグネシウムが除去される。各燃料集合体１５内を上昇した洗浄水は、キャップ４２Ａ，４２Ｂ，４２Ｃ内に到達し、ホース４０Ａ，４０Ｂ，４０Ｃ内に流入する。開閉弁４１Ａ，４１Ｂ，４１Ｃが開いて開閉弁４８が閉じている。ホース４０Ａ，４０Ｂ，４０Ｃ内に流入した洗浄水は、水循環管路３８及び管路４７を通って水循環管路２７内に達する。この洗浄水は、脱塩フィルタ２４で浄化され、注入器２２から炭酸ガスを注入されて洗浄容器１９内の燃料ラック９に収納された燃料集合体１５内に放出される。このように、炭酸ガスを含んでｐＨが５．０になっている洗浄水が、水循環管路２７、燃料ラック９に収納された燃料集合体１５、キャップ４２Ａ，４２Ｂ及び４２Ｃ、水循環管路３８、管路４７及び水循環管路２７と循環する。洗浄水は、燃料ラック９に収納された燃料集合体１５内を上昇する間に、燃料集合体１５に含まれる核燃料物質の崩壊熱によって加熱され、温度が２５℃よりも上昇する。しかしながら、温度が上昇した洗浄水は、冷却装置７２で冷却されて２５°Ｃになる。炭酸ガスを含んでｐＨが５．０で温度が２５℃になっている洗浄水が、循環しながら、洗浄容器１９内の燃料ラック９に収納された燃料集合体１５内を上昇して燃料集合体１５の表面（複数の燃料棒の外面等）を洗浄する。やがて、燃料集合体１５の表面（複数の燃料棒の外面等）に付着した水酸化マグネシウムが、ｐＨが５．０で温度が２５℃になっている洗浄水に溶解し、やがて、燃料集合体１５の表面（複数の燃料棒の外面等）から除去される。水酸化マグネシウムが洗浄水に溶解することによって洗浄水内で生成されるＭｇ^２＋は、脱塩フィルタ２４で除去される。

開閉弁４５を開くことによって、水循環管路３８内を流れる洗浄水の一部がサンプリング配管４４に流入して海水成分濃度計測装置４３に導かれる。サンプリング配管４４によってサンプリングされた洗浄水に含まれる海水成分、例えば、水酸化マグネシウムの濃度が設定濃度に到達したとき、燃料集合体１５の洗浄水による洗浄が終了する。

燃料集合体１５の洗浄終了により、マイクロバブル発生装置２５の駆動が停止され、開閉弁３１及び３０が閉じられて開閉弁４８が開き、ポンプ３７が駆動される。ポンプ３７の駆動により、それぞれの燃料集合体１５内を上昇してキャップ４２Ａ，４２Ｂ及び４２Ｃに到達した洗浄水は、水循環管路３８内に流出して炭酸ガス処理装置３６へと導かれる。炭酸ガス処理装置３６内では、流入した洗浄水中に窒素ガスをバブリングし、洗浄水に含まれた炭酸ガスを除去する。炭酸ガス処理装置３６から排出された洗浄水のｐＨが、ポンプ３７の下流で水循環配管３８に取り付けられたｐＨ計２８で測定される。

ポンプ３７で昇圧された洗浄水は、水循環配管３８の流出口３９から、洗浄容器１９と燃料ラック９の間の領域に排出される。洗浄容器１９内に排出された洗浄水は、燃料ラック９の底部に形成された開口部（図示せず）から燃料ラック９内に流入し、燃料ラック９内の各燃料集合体１５内に供給される。

炭酸ガスを含んでｐＨが５．０である洗浄水が、キャップ４２Ａ，４２Ｂ及び４２Ｃ、水循環管路３８（炭酸ガス処理装置３６及びポンプ３７を含む）、洗浄容器１９と燃料ラック９の間の領域、燃料ラック９の底部に形成された各開口部及び各燃料集合体１５を循環する間に、炭酸ガス処理装置３６で洗浄水に含まれる炭酸ガスが除去される。ｐＨ計２８で測定された洗浄水のｐＨ値が、５．６〜８．６の範囲内の設定値、例えば、６．０になったとき、ポンプ３７が停止されて、炭酸ガス処理装置３６による洗浄水から炭酸ガスを除去する処理が終了する。

炭酸ガス処理装置３６による洗浄水から炭酸ガスの除去が終了したとき、原子力プラント構成部材の表面の洗浄が終了しその表面に付着した水酸化マグネシウムの除去が終了する。

水酸化マグネシウムが除去された燃料集合体１５が、次の運転サイクルの期間の間で使用できる程度の燃焼度を有していれば、この燃料集合体１５は炉心３内に再装荷されて使用される。水酸化マグネシウムが除去された燃料集合体１５が、次の運転サイクルの期間の間で使用できる程度の燃焼度を有していない場合には、この燃料集合体は、使用済燃料集合体として燃料プール７内に保管される。

洗浄水の目標温度を崩壊熱で加熱される洗浄水の温度よりも高い７０℃にした場合、すなわち、温度計３３で測定された洗浄水の温度が目標温度である７０℃よりも低い場合には、開閉弁７３を閉じて開閉弁７１を開けて、脱塩フィルタ２４から流出した洗浄水を加熱装置７０に導いて加熱装置７０で加熱し、洗浄水の温度を７０℃にする。７０℃の洗浄水に注入器２２から炭酸ガスを注入する。

本実施例によれば、万が一、原子炉圧力容器２内に海水が流入して、海水成分である水酸化マグネシウムが、原子力プラント構成部材である燃料集合体の、原子炉圧力容器２内の冷却水と接触する表面（例えば、各燃料棒の外面、燃料スペーサ、下部タイプレート及び上部タイプレートの各表面、チャンネルボックスの内面及び外面）に析出して付着したとしても、温度が１５℃〜７０℃の範囲内でｐＨが３〜５．６の範囲内である洗浄水を用いることによって、燃料集合体の冷却水と接触する表面に付着した水酸化マグネシウムを容易に溶解させて除去することができる。このため、燃料集合体の冷却水と接触する表面に付着した水酸化マグネシウムの洗浄に要する時間を短縮することができる。

本実施例では、燃料プール７内に置いた洗浄容器１９で制限された洗浄容器１９内に、水酸化マグネシウムが表面に付着した複数の燃料集合体１５を配置し、上記の洗浄水を制限された洗浄容器１９内に供給しているので、各燃料集合体の表面に付着した水酸化マグネシウムの除去効率が向上してさらに短時間に燃料集合体の表面を洗浄することができる。

本実施例では、燃料プール７内に設置した仕切り壁１４により、燃料プール７内を、燃料集合体１５を収納する洗浄容器１９を置かれた領域と使用済燃料集合体を収納した燃料ラックが置かれた領域を隔離している。このため、原子炉圧力容器２内に流入した海水成分である水酸化マグネシウムが、燃料プール内に置かれた燃料ラックに収納された使用済燃料集合体の表面に付着することを防止することができる。さらに、洗浄容器１９を置く領域が燃料プール７内において仕切り壁１４よりも原子炉ウェル６側（ドライヤセパレータプール８側）に配置されているため、使用済燃料集合体の表面への水酸化マグネシウムの付着を防止しながら、炉心３内の燃料集合体１５を洗浄容器１９内に移送することができる。

また、水酸化マグネシウムが表面に付着している燃料集合体１５の洗浄が終了した後、この洗浄に用いた洗浄水に含まれている炭酸ガスを分離して洗浄水のｐＨを５．６〜８．６の範囲内にするので、この洗浄水を、燃料プール７内に置かれた燃料ラックに収納された使用済燃料集合体の冷却水として再利用することができる。ｐＨが５．６〜８．６の範囲内にある洗浄水は、原子炉圧力容器２内の冷却水としても利用できる。

燃料ラック９を内蔵する洗浄容器１９をドライヤセパレータプール８内に置いて、前述の、原子力プラント構成部材洗浄装置２０を用いた燃料集合体１５の洗浄を行ってもよい。この場合には、表面に水酸化マグネシウムが付着した燃料集合体１５が、ドライヤセパレータプール８内に置かれた燃料ラック９内に移送される。

本発明の他の実施例である実施例２の原子力プラント構成部材の洗浄方法を、図６を用いて説明する。本実施例の原子力プラント構成部材の洗浄方法も沸騰水型原子力プラントで実施される。本実施例の原子力プラント構成部材の洗浄方法では、実施例１のように燃料プール７内に置かれた洗浄容器１９内に移送された燃料集合体１５を対象に洗浄を実施するのではなく、炉心３に装荷されている燃料集合体を洗浄する。このため、原子炉圧力容器２が洗浄容器１９として使用される。

本実施例の原子力プラント構成部材の洗浄方法に用いられる原子力プラント構成部材洗浄装置２０Ａは、炭酸ガス注入系２１Ａ及び炭酸ガス処理系３５Ａを備えている。炭酸ガス注入系２１Ａは、脱塩フィルタ２４、マイクロバブル発生装置２５、炭酸ガス注入装置２６及び水循環管路２７を備えており、実施例１で用いられる原子力プラント構成部材洗浄装置２０の炭酸ガス注入系２１と実質的に同じ構成を有する。炭酸ガス注入系２１Ａは、炭酸ガス注入系２１において開閉弁３０を削除し、替りに、開閉弁６４，６５を設けた構成を有する。開閉弁６４は脱塩フィルタ２４とマイクロバブル発生装置２５の間で水循環管路２７に取り付けられ、開閉弁６５は水循環管路２７の上流端部に設けられる。炭酸ガス注入系２１Ａの他の構成は炭酸ガス注入系２１と同じである。原子力プラント構成部材洗浄装置２０Ａの炭酸ガス処理系３５Ａは、炭酸ガス処理装置３６、循環ポンプ３７及び水循環管路３８を備えている。この炭酸ガス処理系３５Ａは、水循環管路３８の接続箇所が原子力プラント構成部材洗浄装置２０の炭酸ガス処理系３５と異なっているだけであり、炭酸ガス処理系３５と実質的に同じ構成を有する。水循環管路３８の上流端は、開閉弁７１，７３よりも上流で脱塩フィルタ２４よりも下流において、水循環管路２７に接続される。温度計３３は、水循環管路２７と水循環管路３８の接続点と脱塩フィルタ２４の間で、水循環管路２７に取り付けても良い。

沸騰水型原子力プラントの運転時において、復水器５２内の伝熱管（図示せず）が損傷して伝熱管内を流れる海水が伝熱管から復水器５２内に多量に漏洩し、多量の海水を含んだ給水が給水配管５３を通して原子炉圧力容器２内に流入したとする。

復水器５２内で海水の漏洩が生じたとき、炉心３内に全制御棒（図示せず）が全挿入され、沸騰水型原子力プラントが緊急停止される。その後、原子炉ウェル６とドライヤセパレータプール８を仕切っているゲート１０が天井クレーン１３で吊り上げられて取り除かれる。ゲート１０の除去により、冷却水が充填されていない原子炉ウェル６とドライヤセパレータプール８が連通される。そして、原子炉圧力容器２の上蓋（図示せず）、原子炉圧力容器２内に設置された蒸気乾燥器及び気水分離器が順番に天井クレーン１３に吊り下げられて搬送される。原子炉圧力容器２内に冷却水の水面が形成されている。

炭酸ガス注入系２１Ａの脱塩フィルタ２４、マイクロバブル発生装置２５及び炭酸ガス注入装置２６、及び炭酸ガス処理系３５Ａの炭酸ガス処理装置３６及び循環ポンプ３７は、原子炉建屋４内の運転床５上に設置される。炭酸ガス注入系２１Ａの水循環管路２７の上流端が、開閉弁６３の下流でドレン配管６６に接続される。水循環管路２７の下流端部が原子炉圧力容器２内に挿入され、水循環管路２７の下流端に形成される流出口６７が原子炉圧力容器２内で冷却水の液面より下方に位置する。炭酸ガス処理系３５Ａの水循環管路３８の上流端が、脱塩フィルタ２４と開閉弁６４の間で水循環管路２７に接続される。水循環管路３８の下流端部も原子炉圧力容器２内に挿入され、水循環管路３８の下流端に形成される流出口３９が原子炉圧力容器２内で冷却水の液面より下方に位置する。

前述のように、海水が原子炉圧力容器２内に流入したとき、海水の主要成分である水酸化マグネシウムが炉心３内に到達し、炉心３に装荷されている燃料集合体の冷却水と接触する表面に析出して付着する。炉心３に装荷されている燃料集合体では、前述したように、冷却水と接触する各燃料棒の外面、燃料スペーサ、下部タイプレート及び上部タイプレートの各表面、及びチャンネルボックスの内面及び外面に、水酸化マグネシウムが付着する。さらに、原子炉圧力容器２内に設けられた炉心シュラウド、上部格子板及び炉心支持板等の炉内構造物の冷却水と接触する表面に付着する。これらの炉内構造物も、原子力プラント構成部材である。

燃料集合体及び炉内構造物の表面を洗浄水で洗浄する場合には、開閉弁６３，６５，６４を開いて、開閉弁４８を閉じる。温度計３３で測定された温度が、目標温度（例えば、７０℃）よりも低いので、開閉弁７１を閉じて開閉弁７３を開ける。マイクロバブル装置２５が駆動され、原子炉圧力容器２内の冷却水がドレン配管６６から水循環管路２７内に流入する。水循環管路２７内に流入した冷却水が脱塩フィルタ２４で浄化される。脱塩フィルタ２４から流出した冷却水は、冷却装置７２で２５℃まで冷却される。開閉弁３１が開放され、ボンベ２３内の炭酸ガスが、注入器２２から、脱塩フィルタ２４から排出されて水循環管路２７内を流れる２５℃の冷却水に注入される。水循環管路２７内を流れる、炭酸ガスを含む洗浄水は、ｐＨが低下する。マイクロバブル装置２５で昇圧された、炭酸ガスを含む洗浄水は、水循環管路２７の流出口６７から原子炉圧力容器２内の炉心３の上方に排出される。マイクロバブル装置２５の駆動により、洗浄水に含まれる炭酸ガスの気泡が微細化されるため、炭酸ガスのマイクロバブルが洗浄水に含まれる。ｐＨ計３２によって測定された、水循環管路２７を流れる洗浄水のｐＨに基づいて開閉弁３１の開度を調節し、洗浄水のｐＨを３．０以上５．６未満の範囲内に調節する。

また、水循環管路２７内を流れる洗浄水の温度が温度計３３で測定される。

ｐＨが３．０以上５．６未満の範囲内にあって温度が１５℃〜７０℃の範囲内にあって流出口６７から排出された２５℃の洗浄水は、上方より炉心３に流入して、炉心３に装荷された燃料集合体内を下降し、ドレン配管６６に向かって流れる。洗浄水は、燃料集合体内を下降する間に、燃料集合体に含まれる核燃料物質の崩壊熱によって加熱され、温度が２５℃よりも上昇する。この洗浄水は、ドレン配管６６から水循環管路２７に流入し、水循環管路２７、原子炉圧力容器２及びドレン配管６６と循環する。洗浄水が、原子炉圧力容器２内を下降する間に、燃料集合体及び炉内構造物の各表面を洗浄し、付着している水酸化マグネシウムをそれらの表面から除去する。水酸化マグネシウムが洗浄水に溶解することによって洗浄水内で生成されるＭｇ^２＋は、脱塩フィルタ２４で除去される。また、燃料集合体内を下降する間に温度が上昇した洗浄水は、冷却装置７２で冷却されて２５°Ｃになる。

開閉弁４５を開くことによってサンプリング配管４４でサンプリングされた洗浄水に含まれる海水成分、例えば、水酸化マグネシウムの濃度が設定濃度に到達したとき、燃料集合体及び炉内構造物の洗浄水による洗浄が終了する。

その洗浄終了後に、マイクロバブル発生装置２５の駆動を停止して、開閉弁４８を開いて開閉弁６４を閉じ、ポンプ３７を駆動する。脱塩フィルタ２４から吐出された洗浄水が、水循環管路３８に流入し、炭酸ガス処理装置３６へと導かれる。炭酸ガス処理装置３６内で、実施例１と同様に、洗浄水に含まれた炭酸ガスを除去する。炭酸ガス処理装置３６から排出された洗浄水のｐＨがｐＨ計２８で測定される。炭酸ガス処理装置３６から排出された洗浄水は、排出口３９から原子炉圧力容器２内に排出され、原子炉圧力容器２内を下降してドレン配管６６内に流入する。この洗浄水は、ドレン配管６６、水循環管路２７及び３８、及び原子炉圧力容器２を、この順に循環しながら、炭酸ガス処理装置３６で炭酸ガスが除去される。ｐＨ計２８で測定された洗浄水のｐＨ値が、５．６〜８．６の範囲内の設定値、例えば、６．０になったとき、ポンプ３７が停止されて、炭酸ガス処理装置３６による洗浄水から炭酸ガスを除去する処理が終了する。

炭酸ガス処理装置３６による洗浄水から炭酸ガスの除去が終了したとき、原子力プラント構成部材の表面の洗浄が終了しその表面に付着した水酸化マグネシウムの除去が終了する。

実施例１と同様に、洗浄水の目標温度を崩壊熱で加熱される洗浄水の温度よりも高い７０℃にした場合、すなわち、温度計３３で測定された洗浄水の温度が目標温度である７０℃よりも低い場合には、開閉弁７３を閉じて開閉弁７１を開けて、脱塩フィルタ２４から流出した洗浄水を加熱装置７０に導いて加熱装置７０で加熱し、洗浄水の温度を７０℃にする。７０℃の洗浄水に注入器２２から炭酸ガスを注入する。 本実施例によれば、万が一、原子炉圧力容器２内に海水が流入して、海水成分である水酸化マグネシウムが、原子力プラント構成部材である燃料集合体及び炉内構造物の、原子炉圧力容器２内の冷却水と接触するそれぞれの表面に析出して付着したとしても、温度が１５℃〜７０℃の範囲内でｐＨが３．０以上５．６未満の範囲内である洗浄水を用いることによって、燃料集合体の冷却水と接触する表面に付着した水酸化マグネシウムを容易に溶解させて除去することができる。このため、燃料集合体の冷却水と接触する表面に付着した水酸化マグネシウムの洗浄に要する時間を短縮することができる。

また、水酸化マグネシウムが表面に付着している燃料集合体１５の洗浄が終了した後、この洗浄に用いた洗浄水に含まれている炭酸ガスを分離して洗浄水のｐＨを５．６〜８．６の範囲内にするので、この洗浄水を、原子炉圧力容器２内の冷却水として利用することができる。

本実施例では、燃料集合体は炉心３に装荷された状態で上記の洗浄水により洗浄することができるため、実施例１のように、洗浄のために、燃料集合体を燃料プール７またはドライヤセパレータプール８に移送することが不要になる。

本実施例は、水酸化マグネシウムが付着した燃料集合体の表面だけでなく、原子炉圧力容器内に存在する、水酸化マグネシウムが付着した炉内構造物の表面をも洗浄することができる。

１…原子炉、２…原子炉圧力容器、３…炉心、４…原子炉建屋、６…原子炉ウェル、７…燃料プール、８…ドライヤセパレータプール、９…燃料ラック、１５…燃料集合体、１９…水洗容器、２０，２０Ａ…原子力プラント構成部材洗浄装置、２１，２１Ａ…炭酸ガス注入系、２２…注入器、２４…脱塩フィルタ、２５…マイクロバブル発生装置、２６…炭酸ガス注入装置、２７，３８…水循環管路、３６…炭酸ガス処理装置、３７…循環ポンプ、５１…タービン、５２…復水器。

Claims (4)

1. ｐＨが３．０以上で５．６未満の範囲にあり温度が１５℃〜７０℃の範囲にある洗浄水を、原子力プラント構成部材の表面に接触させ、前記表面に付着している海水成分である水酸化マグネシウムを前記洗浄水により除去し、
   表面に前記水酸化マグネシウムが付着した、前記原子力プラント構成部材である燃料集合体を、原子炉圧力容器内の炉心から燃料プールに置かれた洗浄容器内に移送し、前記洗浄容器内に前記洗浄水を供給し、前記表面に付着している水酸化マグネシウムの除去が、前記洗浄容器内で前記洗浄水を前記燃料集合体の表面に接触させることにより行われ、
   前記燃料プール内に仕切り壁を設置し、この仕切り壁により、前記燃料プール内において、前記洗浄容器を置いた第１領域と使用済燃料集合体を収納した燃料ラックが置かれた第２領域を隔離することを特徴とする原子力プラント構成部材の洗浄方法。
2. 前記燃料プールがドライヤセパレータプールと対向して配置されており、前記第１領域が前記仕切り壁よりも前記ドライヤセパレータプール側に形成される請求項１に記載の原子力プラント構成部材の洗浄方法。
3. 前記洗浄水への炭酸ガスの注入量を調節することによって、前記洗浄水のｐＨが３．０以上で５．６未満の範囲内に調節される請求項１または２に記載の原子力プラント構成部材の洗浄方法。
4. 前記原子力プラント構成部材の前記表面からの前記水酸化マグネシウムの除去が終了した後、前記洗浄水に含まれている炭酸ガスを除去することによって、前記洗浄水のｐＨを５．６〜８．６の範囲内にする請求項１ないし３のいずれか１項に記載の原子力プラント構成部材の洗浄方法。

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