JP6621610B2 - 沸騰水型原子炉の初装荷炉心 - Google Patents

Description

本発明は、原子炉の初装荷炉心に係り、特に、沸騰水型原子炉に適用するのに好適な原子炉の初装荷炉心に関する。

沸騰水型原子炉（Ｂｏｉｌｉｎｇ Ｗａｔｅｒ Ｒｅａｃｔｏｒ：ＢＷＲ）は、複数の燃料集合体を原子炉圧力容器内に設けられた炉心に装荷している。これらの燃料集合体は、ウランを含む核燃料物質で製造された複数の燃料ペレットを充填した複数の燃料棒、これらの燃料棒の下端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下部タイプレートに向かって伸びる、横断面正方形の角筒であるチャンネルボックスを有している。複数の燃料棒は、相互の間隔を所定幅に保持する燃料スペーサによって束ねられてチャンネルボックス内に配置される。
新設の沸騰水型原子炉の原子炉圧力容器内に設けられた炉心は初装荷炉心と称され、この初装荷炉心に装荷された全ての燃料集合体は、燃焼度が０ＧＷｄ／ｔの新燃料集合体である。この初装荷炉心を有する沸騰水型原子炉では、第１サイクルの運転が終了した後、初装荷炉心内の一部の燃料集合体が取り出され、新燃料集合体と交換される。第１サイクルの運転が終了した後に炉心から取り出される複数の燃料集合体は、初装荷炉心に装荷される時点において、初装荷炉心に装荷される全燃料集合体の平均濃縮度よりも低い濃縮度を有している。

初装荷炉心を有する沸騰水型原子炉は、１つの運転サイクル（例えば、１年間）に亘り、燃料集合体を補給することなく継続運転する必要がある。そのため、初装荷炉心は、臨界を維持するために必要な量よりも多い核分裂性物質を含んでいる。従って、初装荷炉心は余剰反応度を保有することになり、余剰反応度を制御するため複数の制御棒が沸騰水型原子炉に備えられている。また、初装荷炉心に装荷された燃料集合体に含まれる燃料棒には、可燃性毒物が混入された核燃料物質が充填されている。
沸騰水型原子炉の初装荷炉心として、例えば、特許文献１に示される技術が提案されている。特許文献１では、ウラン濃縮度の高い高濃縮度燃料集合体、及び天然ウランのみを用いた天然ウラン燃料集合体にて初装荷炉心を構成している。これにより、平均濃縮度が同じ条件下で、他の中濃縮度燃料集合体等を用いた場合と比較し、高濃縮度燃料集合体の装荷体数を多くでき、第１サイクルの運転期間の長期化を図っている。

特開平０３―２５１７９４号公報

初装荷炉心のコストを低減すると共に、第２サイクル以降の燃料費を低減するためには、初装荷炉心の平均濃縮度を下げつつ、第１サイクル終了後に取り出される燃料集合体の燃焼度を増大させることが必要である。
しかしながら特許文献１では、第１サイクル終了時に取り出される天然ウラン燃料集合体の取出燃焼度の増大については何ら考慮されていない。
そこで、本発明は、天然ウラン燃料集合体の燃焼度を増大させ、初装荷炉心のみならず第２サイクル以降の炉心における経済性を向上し得る沸騰水型原子炉の初装荷炉心を提供することにある。

上記課題を解決するため、本発明の沸騰水型原子炉の初装荷炉心は、炉心最外周を除く炉心領域に装荷される天然ウラン燃料集合体に対し、平均３面以上隣接するよう濃縮度３.０ｗｔ％から５．０ｗｔ％の高濃縮度燃料集合体を装荷し、前記高濃縮度燃料集合体内に収容される燃料棒は、前記高濃縮度燃料集合体内の全燃料棒本数に対する可燃性毒物入り燃料棒本数の割合が３.０％から７.０％であることを特徴とする。

本発明によれば、天然ウラン燃料集合体の燃焼度を増大させ、初装荷炉心のみならず第２サイクル以降の炉心における経済性を向上し得る沸騰水型原子炉の初装荷炉心を提供することが可能となる。
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。

全燃料棒本数に対する可燃性毒物入り燃料棒本数の割合と臨界固有値の関係を示す図である。 天然ウラン燃料集合体に隣接する高濃縮度燃料集合体の体数と天然ウラン燃料集合体への流入中性子流との関係を示す図である。 本発明の一実施例に係る実施例１の改良型沸騰水型原子炉の概略構成図である。 図３に示す炉心に装荷される燃料集合体の縦断面図である。 図３に示す炉心に、中性子計装管の周囲に配される４体の燃料集合体の横断面図である。 図３に示す炉心の１つのセルに配される４体の燃料集合体の平面図である。 図３に示す炉心に装荷される高濃縮度燃料集合体の横断面図である。 図３に示す炉心の横断面図であって、１／４初装荷炉心の燃料装荷パターンを示す図である。 図８に示す１／４初装荷炉心であって、天然ウラン燃料集合体に対する高濃縮度燃料集合体の隣接体数を示す図である。 本発明の他の実施例に係る実施例２の１／４初装荷炉心の燃料装荷パターンを示す図である。 図１０に示す１／４初装荷炉心であって、天然ウラン燃料集合体に対する高濃縮度燃料集合体の隣接体数を示す図である。 本発明の他の実施例に係る実施例３の高濃縮度燃料集合体の横断面図及び各燃料棒の濃縮度並びに可燃性毒物の添加を示す図である。

発明者は、鋭意努力の結果、経済性を向上し得る沸騰水型原子炉の初装荷炉心に関する新たな知見を得た。以下、新たな知見に基づく沸騰水型原子炉の初装荷炉心の概要を説明する。なお、本発明における沸騰水型原子炉とは、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（ＢＷＲ）、及び、再循環ポンプに替えてインターナルポンプを備え、冷却材を原子炉圧力容器内で循環させる改良型沸騰水型原子炉（Ａｄｖａｎｃｅｄ Ｂｏｉｌｉｎｇ Ｗａｔｅｒ Ｒｅａｃｔｏｒ：ＡＢＷＲ）を含む。なお、冷却材として、例えば、水、純水、重水あるいはホウ酸水等が用いられる。以下では、冷却材を冷却水と称する。

沸騰水型原子炉では、初装荷炉心の経済性を向上するため、核分裂性物質含有割合(以下、濃縮度と称する)が多種類の燃料集合体を用いることが一般的である。この理由を以下に述べる。ここで、初装荷炉心から運転を開始して複数回燃料交換を繰り返す間を移行炉心と称し、移行炉心が燃料交換を繰り返して燃料装荷パターンがほぼ一定となった状態を平衡炉心と称する。このとき、平衡炉心が最も経済性が高い。濃縮度が多種類の初装荷炉心は、可能な限り平衡炉心に近づけるため、平衡炉心を模擬することを念頭に置いて燃料集合体を装荷する。各燃料集合体は平衡炉心における燃焼した燃料集合体を模擬するために、複数種類の濃縮度が用いられる。例えば、燃焼した燃料集合体に相当する燃料集合体は濃縮度を低下させることで模擬する。初装荷炉心から平衡炉心までの移行炉心において、取替燃料集合体の体数を平衡炉心のそれに近づけることにより、最も高い経済性を達成できる。

しかし、初装荷炉心において装荷した濃縮度の低い燃料集合体（低濃縮度燃料集合体）は、濃縮度の高い燃料集合体（高濃縮度燃料集合体）に比べて出力が低下するため、第１サイクル終了後において、取り出される低濃縮度燃料集合体の燃焼度(単位重量あたりの発生エネルギー)は炉心平均のサイクル燃焼度よりも小さくなる。逆に、高濃縮度燃料集合体は燃焼度が上記サイクル燃焼度よりも高くなる。平衡炉心においても、高濃縮度燃料集合体を新燃料集合体、低濃縮度燃料集合体を数サイクル炉内に滞在した燃料集合体と考えれば同じであるが、初装荷炉心における低濃縮度燃料集合体は１サイクルで取り出される点が大きな違いである。一つの解決策として、初装荷炉心において１サイクルで取り出される燃料集合体の濃縮度をできるだけ低くする（例えば、天然ウラン燃料集合体）ことが考えられる。しかし、濃縮度を低くすることで出力もさらに低くなるため、根本的な解決にはならない。

そこで発明者は、天然ウラン燃料集合体を初装荷炉心に装荷すると共に、出力が大きく低下する炉心最外周を除いた位置（炉心内側）に、可燃性毒物入り燃料棒本数を低減した高濃縮度燃料集合体と隣接して天然ウラン燃料集合体を装荷することを着想した。天然ウラン燃料集合体を用いることで、初装荷炉心の平均濃縮度が低減され経済性を向上させることができる。移行炉心における炉心の臨界性維持には高濃縮度燃料集合体の装荷が必須となる。一般に、原子炉の取替燃料集合体は、３．０ｗｔ％以上の濃縮度の燃料集合体が用いられていること、燃料ペレットの製造上の観点及び安全基準から濃縮度の上限が５．０ｗｔ％であることから、３．０ｗｔ％以上５．０ｗｔ％以下の濃縮度を有する燃料集合体を高濃縮度燃料集合体とする。炉内の天然ウラン燃料集合体の燃焼を促進させるためには、可能な限り高濃縮度燃料集合体と隣接させることが求められる。横断面十字状の制御棒を中心に相互に隣接配置される４体の燃料集合体からなるコントロールセルの位置に装荷された、４体の天然ウラン燃料集合体の夫々に対して高濃縮度燃料集合体を４面で隣接させることはできない。回転対称の炉心を考えた場合、対象面位置の天然ウラン燃料集合体に対して高濃縮度燃料集合体を４面で隣接させることができない。よって炉心最外周を除く炉心領域に装荷される天然ウラン燃料集合体に、高濃縮度燃料集合体を平均３体以上隣接させることで天然ウラン燃料集合体の燃焼の促進を図る。

一般に初装荷炉心の高濃縮度燃料集合体の可燃性毒物入り燃料棒割合は１０％以上である。可燃性毒物入り燃料棒を収容する高濃縮度燃料集合体を天然ウラン燃料集合体に隣接して装荷すると、可燃性毒物が燃え尽きるまでは高濃縮度燃料集合体の出力が抑制されるため、天然ウラン燃料集合体の燃焼も抑制される。天然ウラン燃料集合体の燃焼促進のためには、高濃縮度燃料集合体内に収容される可燃性毒物入り燃料棒本数を低減する必要がある。また、炉心の制御性の観点から、炉心の余剰反応度を制御棒で抑制可能な範囲とする必要がある。中性子束が高い領域の制御棒で反応度を制御することが好ましいため、炉心横断面積の約半分の面積となる、炉心外接円半径（炉心最外周に装荷される燃料集合体に外接する外接円の半径）の７０％の円の内側である内側炉心領域の制御棒で余剰反応度を制御することが望ましい。反応度の高い高濃縮度燃料集合体の制御棒価値は約２０％であるが、半数の制御棒で制御可能な反応度は約１０％である。

高濃縮度燃料集合体２体と天然ウラン燃料集合体２体を市松模様状に配置した４体の燃料集合体の無限格子体系におけるシミュレーション結果を図１に示す。図１は、全燃料棒本数に対する可燃性毒物入り燃料棒本数の割合と臨界固有値の関係を示す図である。図１に示すように、全燃料棒本数に対する可燃性毒物入り燃料棒本数の割合が高くなるにつれ、臨界固有値は暫時減少する。上述の一般的に用いられる初装荷炉心、すなわち、高濃縮度燃料集合体の可燃性毒物入り燃料棒割合が１０％以上の場合では、余剰反応度の下限である臨界固有値１.００を下回り、炉心の臨界性維持は望めない。これは上述の可燃性毒物入り燃料棒割合が１０％以上である高濃縮度燃料集合体を、天然ウラン燃料集合体に隣接して装荷すると、可燃性毒物が燃え尽きるまでは高濃縮度燃料集合体の出力が抑制されるため、天然ウラン燃料集合体の燃焼も抑制される（反応度の低下）ことに対応している。
一方、図１に示すシミュレーション結果から、余剰反応度の上限である臨界固有値１．１０から余剰反応度の下限である臨界固有値１.００の範囲を満たす、全燃料棒本数に対する可燃性毒物入り燃料棒本数の割合は、２.５％から７.５％であった。但し、原子炉の運転或いは実運用時、制御遅れ等が生ずる可能性があることから裕度を考慮し、全燃料棒本数に対する可燃性毒物入り燃料棒本数の割合は、３.０％から７.０％とするのが望ましい。このように、炉心最外周を除いた位置（炉心内側）に装荷される天然ウラン燃料集合体に隣接し装荷される高濃縮度燃料集合体に収容される燃料棒を、全燃料棒本数に対する可燃性毒物入り燃料棒本数の割合が３.０％から７.０％となるようにすることで、炉心の臨界性維持を好適に実現することが可能となる。

また、図２に天然ウラン燃料集合体に隣接する高濃縮度燃料集合体の体数と天然ウラン燃料集合体への流入中性子流との関係を示す。図２は、天然ウラン燃料集合体を中央に配し、当該天然ウラン燃料集合体に隣接するよう高濃縮度燃料集合体を配すると共に、それ以外は低濃縮度燃料集合体を配置した３行３列の９体の燃料集合体の無限格子体系におけるシミュレーション結果である。図２に示すように、天然ウラン燃料集合体に隣接し配される高濃縮度燃料集合体が３体以上となると、天然ウラン燃料集合体への流入中性子流が増大することが分かった。天然ウラン燃料集合体への流入中性子流が増大すれば、天然ウラン燃料集合体の燃焼度を増大させることが可能となる。

以上より、本発明の一実施形態に係る沸騰水型原子炉の初装荷炉心を、炉心最外周を除く炉心領域に装荷される天然ウラン燃料集合体に対し、平均３面以上隣接するよう濃縮度３.０ｗｔ％から５．０ｗｔ％の高濃縮度燃料集合体を装荷し、高濃縮度燃料集合体内に収容される燃料棒を、全燃料棒本数に対する可燃性毒物入り燃料棒本数の割合が３.０％から７.０％となるよう、構成することで、天然ウラン燃料集合体の燃焼度を増大させ、初装荷炉心のみならず第２サイクル以降の炉心における経済性を向上することが可能となる。
以下、改良型沸騰水型原子炉（ＡＢＷＲ）の初装荷炉心を一例として、図面を用いて本発明の実施例について説明する。

図３に本発明の一実施例に係る実施例１の改良型沸騰水型原子炉（ＡＢＷＲ）の概略構成図を示し、図４に図３に示す炉心に装荷される燃料集合体の縦断面図を、図５に図３に示す炉心に中性子計装管の周囲に配される４体の燃料集合体の横断面図を示す。また、図６に図３に示す炉心の１つのセルに配される４体の燃料集合体の平面図を示し、図７に図３に示す炉心に装荷される高濃縮度燃料集合体の横断面図を示す。

（改良型沸騰水型原子炉の構成）
図３に示すように、本実施例の初装荷炉心（詳細後述する）が適用される改良型沸騰水型原子炉１０は、原子炉圧力容器１１内に円筒状の炉心シュラウド１６が設けられ、炉心シュラウド１６内に、複数体の燃料集合体（図示せず）が装荷された初装荷炉心である炉心１２が設置されている。また、原子炉圧力容器１１内には、炉心１２を覆うシュラウドヘッド２０、シュラウド２０に取り付けられ上方へと延伸する気水分離器１８、及び気水分離器１８の上方に配される蒸気乾燥器１９が設けられている。
上部格子板１４が、シュラウドヘッド２０の下方で炉心シュラウド１６内に配され、炉心シュラウド１６に取り付けられて炉心１２の上端部に位置している。炉心支持板１３が、炉心１２の下端部に位置して炉心シュラウド１６内に配され、炉心シュラウド１６に設置されている。また、複数の燃料支持金具１５が炉心支持板１３に設置されている。

また、原子炉圧力容器１１内には、燃料集合体の核反応を制御するため炉心１２へ複数の横断面十字状の制御棒（図示せず）を挿入可能とする制御棒案内管２２が設けられている。原子炉圧力容器１１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（図示せず）内に制御棒駆動機構２３を備え、制御棒は制御棒駆動機構２３に連結されている。
詳細後述する燃料集合体は、横断面四角形状のチャンネルボックス内に、ステンレス製の被覆管内に燃料ペレット（例えば、ＭＯＸ燃料）が複数充填された燃料棒を正方格子状に配列する。

原子炉圧力容器１１の底部である下鏡２４に、その下方より原子炉圧力容器１１の内部へ貫通するよう複数のインターナルポンプ２１が設置されている。複数のインターナルポンプ２１は、複数の制御棒案内管２２の最外周部より外側であって、環状に相互に所定の間隔にて離間し、複数台配されている。これにより、インターナルポンプ２１は、制御棒案内管２２等と干渉することはない。そして、各インターナルポンプ２１のインペラが、円筒状の炉心シュラウド１６と原子炉圧力容器１１の内面との間に形成される環状のダウンカマ１７内に位置付けられている。原子炉圧力容器１１内の冷却水は、各インターナルポンプ２１のインペラにより、ダウンカマ１７を介して、下鏡２４側から炉心１２へ供給される。炉心１２内に流入する冷却水は、燃料集合体（図示せず）の核反応により加熱され気液二相流となり、気水分離器１８へ流入する。気水分離器１８を通流する気液二相流は、湿分を含む蒸気（気相）と水（液相）に分離され、液相は再び冷却水としてダウンカマ１７へ降下する。一方、蒸気（気相）は、蒸気乾燥器１９へと導入され湿分が除去された後、主蒸気配管２５を介してタービン（図示せず）へ供給される。復水器等を介して給水配管２６より原子炉圧力容器１１内に流入する冷却水は、ダウンカマ１７内を下方へと通流する（降下する）。このように、インターナルポンプ２１は、炉心１２で発生する熱を効率良く冷却するため、冷却水を炉心１２へ強制循環させる。

（燃料集合体の構成）
複数（例えば、８７２体）の燃料集合体３０が炉心１２に装荷されている。初装荷炉心である炉心１２に装荷された全ての燃料集合体の燃焼度は、炉心１２を有する改良型沸騰水型原子炉１０の運転開始前において、０ＧＷｄ／ｔである。８７２体の燃料集合体３０が装荷される炉心１２を有する改良型沸騰水型原子炉１０では、２０５本の制御棒が用いられる。図４に、炉心１２に装荷される燃料集合体３０の縦断面図を示す。
図４に示すように、燃料集合体３０は、上部タイプレート３４、下部タイプレート３５、これらのタイプレートに両端が保持されている複数の燃料棒３１、ウォーターロッド３２（ウォーターチャネルとも称される）、これらの燃料棒３１を束ねる燃料スペーサ３６、及び、燃料スペーサ３６により束ねられている燃料棒束を取り囲み上部タイプレート３４に取り付けられたチャンネルボックス３３を備えている。上部タイプレート３４にはハンドル３４ａが締結されており、ハンドル３４ａを吊り上げると、燃料集合体３０全体を引き上げることができる。燃料棒としては、その一部に高さが上部タイプレート３４まで達しない部分長燃料棒が採用される場合がある。すなわち、部分長燃料棒は、上部タイプレート３４へ達する全長燃料棒よりも内部に充填される燃料有効長が短い燃料棒である。また、複数の燃料棒３１内には、核分裂性物質（ウラン２３５）を含む核燃料物質を用いて製造した円筒形状の多数の燃料ペレットが充填されている。各燃料棒３１の下端部が下部タイプレート３５によって支持され、各燃料棒３１の上端部が上部タイプレート３４によって保持される。複数の燃料スペーサ３６は、燃料集合体３０の軸方向に所定の間隔にて配され、燃料棒相互間に所定の間隔を有するよう複数の燃料棒３１を保持する。

図５は、炉心１２に、中性子計装管７の周囲に配される４体の燃料集合体３０の横断面図である。図５に示すように、横断面四角形状のチャンネルボックス３３内に、全長燃料棒である燃料棒３１、部分長燃料棒３１ａ及びウォーターロッド３２が正方格子状に束ねて収容されている。ここでは、チャンネルボックス３３の横断面略中央部に２本のウォーターロッド３２を配し、各ウォーターロッド３２を４本の燃料棒３１が配置可能な格子領域に配置した例を示している。また、部分長燃料棒３１ａが、最外周に配される全長燃料棒である燃料棒３１に隣接する内側の層に配置される。ウォーターロッド３２も下端部が下部タイプレート３５で支持され、上端部が上部タイプレート３４で保持される。燃料集合体３０内の一部の燃料棒３１は、燃料ペレットに可燃性毒物を含んでいる。ここで、可燃性毒物として、ガドリニウム（Ｇｄ）を用いることが望ましい。但し、これに限られるものでは無く、場合によっては、炭化ホウ素（Ｂ_４Ｃ）或いはハフニウム（Ｈｆ）を用いても良い。
図５において、冷却水は、下方（図５に向かって奥行側）より上方（図５に向かって手前側）へとチャンネルボックス３３内を通流する。冷却水は、全長燃料棒である燃料棒３１及び部分長燃料棒３１ａにより熱せられて、沸騰により蒸気を発生し、気液二相流となる。すなわち、チャンネルボックス３３内は沸騰領域である。中性子計装管７内には、図示しない、炉心１２の局所中性子束を測定するための局部出力領域モニタ（Ｌｏｃａｌ Ｐｏｗｅｒ Ｒａｎｇｅ Ｍｏｎｉｔｏｒ：ＬＰＲＭ）等が配置されている。この中性子計装管７を中心とし相互に隣接配置される４体の燃料集合体３０は、互いに対向するチャンネルボックス３３の側面間にウォーターギャップ８が形成される。ウォーターギャップ８は非沸騰領域であり、液相のまま冷却水が通流する流路である。

なお、ウォーターロッド３２は、図４に示すように、冷却水をその内部に通流する中空管であり、中空管は軸方向中央部の径より小さい径となる領域（端栓）をその上下の端部に備える。中空管は、例えば、ＳｉＣ／ＳｉＣ複合材を基材とし、表面には適切な耐環境遮蔽被覆が施されている。端栓はＳｉＣ強化繊維からなる焼結セラミックス、もしくはＺｒ合金で作製されている。また、横断面四角形状のチャンネルボックス３３は、ジルカロイ製の角筒管等により形成される。

図６は、炉心１２の１つのセルに配される４体の燃料集合体３０の平面図である。図６に示すように、４体の燃料集合体３０の上端部が、上部格子板１４に形成されるそれぞれの升目内に挿入された状態で、各燃料集合体３０のチャンネルボックス３３の上端に取り付けられたチャンネルファスナ３７によって上部格子板１４に押し付けられて保持される。これら４体の燃料集合体３０は、１本の横断面十字状の制御棒６に隣接して配され、この制御棒６を取り囲んでいる。１本の制御棒６、及びこの制御棒６に隣接して配置された４体の燃料集合体３０により１つのセルが形成される。炉心１２は複数のセルを含んでいる。

図７は、炉心１２に装荷される高濃縮度燃料集合体３の横断面図である。燃料集合体３０は核分裂性物質の装荷割合に応じて分類され、例えば、核分裂性ウラン２３５の重量割合（濃縮度）を燃料集合体平均１．８ｗｔ％の低濃縮度燃料集合体２、天然ウラン（０．７１ｗｔ％）のみを用いた天然ウラン燃料集合体１、及び濃縮度を燃料集合体平均３．４ｗｔ％の高濃縮度燃料集合体３の３種類の燃料集合体から初装荷炉心が構成される。
図７に示す高濃縮度燃料集合体３は、チャンネルボックス３３内に形成される１０行１０列の正方格子に、ウラン燃料棒４を８６本、可燃性毒物入り燃料棒５を６本、及びウォーターチャンネル３２を２本収容し構成される。従って、この場合、上述の全燃料棒本数に対する可燃性毒物入り燃料棒本数の割合は、６本／（８６本＋６本)＝０．０６５＝６.５％となる。すなわち、図７に示す高濃縮度燃料集合体３は、燃料棒本数に対する可燃性毒物入り燃料棒本数の割合が３.０％から７.０％の範囲に収まっている。

（改良型沸騰水型原子炉の初装荷炉心の構成）
次に、本実施例の改良型沸騰水型原子炉の初装荷炉心について説明する。図８は、炉心１２の横断面図であって、１／４初装荷炉心の燃料装荷パターンを示す図である。説明の便宜上、１／４炉心に座標軸（Ｘ軸、Ｙ軸）を付している。図８に示すように、１／４初装荷炉心に装荷される燃料集合体数は２１８体、炉心最外周を除いた燃料集合体数は１９５体である。炉心最外周に装荷される燃料集合体は天然ウラン燃料集合体１のみである。炉心１２は回転対称性を有しており、左下の天然ウラン燃料集合体１の座標を（１，１）、右上の天然ウラン燃料集合体１の座標を（１７，１７）、右下の高濃縮度燃料集合体３の座標を（１７，１）とすると、座標（１７，２）及び（１６，１）に位置する天然ウラン燃料集合体１は、座標（１７，１）に位置する高濃縮度燃料集合体３に隣接している。

また、図８に示すように、炉心最外周に装荷される天然ウラン燃料集合体１に外接する外接円の半径をＲとしたとき、０.７×Ｒを半径とする円（炉心外接円の半径の７０％の円）の内側を内側炉心領域、外側を外側炉心領域とする。外側炉心領域であって、炉心最外周を除く領域に装荷される燃料集合体のほとんどは、低濃縮度燃料集合体２である。換言すれば、炉心最外周を除く外側炉心領域には、極めて少ない体数の高濃縮度燃料集合体３及び天然ウラン燃料集合体１が装荷されるものの、他は全て低濃縮度燃料集合体２が装荷されている。なお、炉心最外周を除く外側炉心領域及び内側炉心領域に装荷される燃料集合体の体数はそれぞれ、天然ウラン燃料集合体１が６０体、低濃縮度燃料集合体が７０体、及び高濃縮度燃料集合体が６５体である。
例えば、内側炉心領域において、座標（１６，５）に位置する天然ウラン燃料集合体１は、座標（１６，４）、（１７，５）、（１６，６）、及び（１５，５）に位置する４体の高濃縮度燃料集合体３と隣接する。すなわち、座標（１６，５）に位置する天然ウラン燃料集合体１は、４面で高濃縮度燃料集合体３と隣接する。また、内側炉心領域において、座標（７，６）に位置する天然ウラン燃料集合体１は、座標（７，５）、（８，６）及び（７，７）に位置する３体の高濃縮度燃料集合体３と隣接する。すなわち、座標（７，６）に位置する天然ウラン燃料集合体１は、３面で高濃縮度燃料集合体３と隣接する。

図９に、図８に示す１／４初装荷炉心であって、天然ウラン燃料集合体１に対する高濃縮度燃料集合体３の隣接体数を示す。図８では、白抜きの升目が、天然ウラン燃料集合体１が装荷される位置（座標）を示し、この白抜き升目内の数値は当該位置に装荷される天然ウラン燃料集合体１と隣接する高濃縮度燃料集合体３の体数を示している。例えば、座標（１６，１）に位置する天然ウラン燃料集合体１は、３体の高濃縮度燃料集合体３と隣接すること、すなわち、３面で高濃縮度燃料集合体３と隣接することを示している。図９に示す例では、内側炉心領域に装荷される天然ウラン燃料集合体１のうち、３面で高濃縮度燃料集合体３と隣接する天然ウラン燃料集合体１の体数は１６体、４面で高濃縮度燃料集合体３と隣接する天然ウラン燃料集合体１の体数は４４体である。従って、図９に示す１／４初装荷炉心において、炉心最外周を除く内側炉心領域で平均すると、天然ウラン燃料集合体１は、高濃縮度燃料集合体３と平均３．７面で隣接する。なお、炉心１２は回転対称性を有することから、炉心最外周を除く炉心１２全体において、内側炉心領域で平均しても、天然ウラン燃料集合体１は、高濃縮度燃料集合体３と平均３．７面で隣接する。

本実施例の改良型沸騰型原子炉の初装荷炉心１２では、炉心最外周を除く内側炉心領域（炉心領域）に、天然ウラン燃料集合体１に平均３．７面で隣接し、濃縮度３．４ｗｔ％を有する高濃縮度燃料集合体３を装荷し、高濃縮度燃料集合体３が、上述のとおり、全燃料棒本数に対する可燃性毒物入り燃料棒本数の割合が３．０％から７．０％となるよう構成されている。
よって、本実施例によれば、天然ウラン燃料集合体の燃焼度を増大させ（燃焼を促進させ）、初装荷炉心のみならず第２サイクル以降の炉心における経済性を向上することが可能となる。

図１０は、本発明の他の実施例に係る実施例２の１／４初装荷炉心の燃料装荷パターンを示す図であり、図１１は、図１０に示す１／４初装荷炉心であって、天然ウラン燃料集合体に対する高濃縮度燃料集合体の隣接体数を示す図である。本実施例では、改良型沸騰水型原子炉の初装荷炉心（炉心１２）の内側炉心領域内に、制御棒を中心として相互に隣接配置される４体の低濃縮度燃料集合体２にて構成されるコントロールセルを配する点が実施例１と異なる。その他の構成は実施例１と同様であるため、以下では実施例１と重複する説明を省略する。

図１０に示すように、本実施例の改良型沸騰水型原子炉の炉心１２は、内側炉心領域に複数のコントロールセルを有する。図１０において、座標（１３，８）、（１３，９）、（１４，８）、及び（１４，９）に位置する４体の低濃縮度燃料集合体２にて１つのコントロールセルが構成される。また、同様に、座標（１３，４）、（１３，５）、（１４，４）、及び（１４，５）に位置する４体の低濃縮度燃料集合体２、また、座標（９，４）、（９，５）、（１０，４）、及び（１０，５）に位置する４体の低濃縮度燃料集合体２により他のコントロールセルが構成される。実施例１において述べたように、炉心１２は回転対称性を有することから、上記の他、座標（９，１）及び（１０，１）、座標（１３，１）及び（１４，１）、座標（１７，４）及び（１７，５）、及び座標（１７，８）及び（１７，９）に位置するそれぞれ２体の低濃縮度燃料集合体２もコントロールセルを構成する。また、座標（１７，1）に位置する１体の低濃縮度燃料集合体２も、他の象限における３体の低濃縮度燃料集合体２と共にコントロールセルを構成する。
図１０において、上記コントロールセルに隣接する天然ウラン燃料集合体１、例えば、座標（１６，１）に位置する天然ウラン燃料集合体１は、座標（１５，１）及び（１６，２）に位置する２体の高濃縮度燃料集合体３と隣接する。すなわち、座標（１６，１）に位置する天然ウラン燃料集合体１は、２面で高濃縮度燃料集合体３と隣接する。

図１１に、図１０に示す１／４初装荷炉心であって、天然ウラン燃料集合体１に対する高濃縮度燃料集合体の隣接体数を示す。白抜きの升目が、天然ウラン燃料集合体１が装荷される位置（座標）を示し、この白抜き升目内の数値は当該位置に装荷される天然ウラン燃料集合体１と隣接する高濃縮度燃料集合体３の体数を示している。例えば、座標（１２，１）に位置する天然ウラン燃料集合体１は、２体の高濃縮度燃料集合体３と隣接すること、すなわち、２面で高濃縮度燃料集合体３と隣接することを示している。また、座標（１１，６）に位置する天然ウラン燃料集合体１は、４体の高濃縮度燃料集合体３と隣接すること、すなわち、４面で高濃縮度燃料集合体３と隣接することを示している。
図１１に示す例では、内側炉心領域に装荷される天然ウラン燃料集合体１のうち、２面で高濃縮度燃料集合体３と隣接する天然ウラン燃料集合体１の体数は８体、３面で高濃縮度燃料集合体３と隣接する天然ウラン燃料集合体１の体数は１８体、及び４面で高濃縮度燃料集合体３と隣接する天然ウラン燃料集合体１の体数は２４体である。従って、図１１に示す１／４初装荷炉心において、炉心最外周を除く内側炉心領域で平均すると、天然ウラン燃料集合体１は、高濃縮度燃料集合体３と平均３．３面で隣接する。なお、炉心１２は回転対称性を有することから、炉心最外周を除く炉心１２全体において、内側炉心領域で平均しても、天然ウラン燃料集合体１は、高濃縮度燃料集合体と平均３．３面で隣接する。

本実施例の改良型沸騰水型原子炉の初装荷炉心１２では、炉心最外周を除く内側炉心領域（炉心領域）に、天然ウラン燃料集合体１に平均３.３面（実施例１に比べ少ない）で隣接し、濃縮度３．４ｗｔ％（実施例１と同様）を有する高濃縮度燃料集合体３を装荷し、高濃縮度料集合体３が、上述のとおり、全燃料棒本数に対する可燃性毒物入り燃料棒本数の割合が３．０％から７．０％となるよう構成されている。
よって、本実施例によれば、内側炉心領域内に、４体の低濃縮度燃料集合体２及び制御棒より構成されるコントロールセルを有することから、実施例１に比べ、天然ウラン燃料集合体１が隣接する高濃縮度燃料集合体３の平均面数が少なくなるものの、平均３．３面であり、少なくとも平均３面以上で隣接する。従って、天然ウラン燃料集合体の燃焼度を増大させ、初装荷炉心のみならず第２サイクル以降の炉心における経済性を向上できる。

図１２は、本発明の他の実施例に係る実施例３の高濃縮度燃料集合体の横断面図及び各燃料棒の濃縮度並びに可燃性毒物の添加を示す図である。本実施例においても、１／４初装荷炉心の燃料装荷パターンは、上述の実施例１または実施例２と同様である。本実施例では、高濃縮度燃料集合体内に収容される全長燃料棒及び部分長燃料棒の濃縮度及び可燃性毒物入り燃料棒の状態を詳細に示すものである。
図１２の上図に示すように、本実施例の高濃縮度燃料集合体は、チャンネルボックス内に形成される１０行１０列の正方格子に、濃縮度の異なる燃料棒９２本とウォーターロッドＷＲ２本を収容し構成される。図１２の下図に示すように、濃縮度の異なる全長燃料棒は、軸方向において上端部及び下端部に燃料ペレットが充填されない領域ＮＵを備える。また、部分長燃料棒は、軸方向において下端部に燃料ペレットが充填されない領域ＮＵを備える。濃縮度２．１ｗｔ％の全長燃料棒４１が４本、濃縮度２．８ｗｔ％の全長燃料棒４２が１６本、濃縮度３．９ｗｔ％の全長燃料棒４３が３８本、濃縮度４．９ｗｔ％の全長燃料棒４４が１１本、濃縮度３．４ｗｔ％であり可燃性毒物であるガドリニウム（Ｇｄ）が混入された全長燃料棒Ｇ１が５本、濃縮度４．４ｗｔ％の全長燃料棒４５が４本、濃縮度３．４ｗｔ％の部分長燃料棒Ｐ１が４本、及び濃縮度３．４ｗｔ％であり可燃性毒物であるガドリニウム（Ｇｄ）が混入された部分長燃料棒Ｐ２が１本、それぞれ、図１２の上図に示す格子位置に収容されている。

ここで、全長燃料棒の軸方向における上端部及び下端部、並びに部分長燃料棒の軸方向における下端部に燃料ペレットが充填されない領域ＮＵを設けることは、上端部及び下端部においては中性子漏洩が大となることによる。なお、図１２において、部分長燃料棒Ｐ１，Ｐ２の軸方向長さは、全長燃料棒４１〜４５，Ｇ１の軸方向長さの１４／２４である。
本実施例においても、可燃性毒物入り燃料棒である全長燃料棒Ｇ１及び部分長燃料棒Ｐ２は、高濃縮度燃料集合体の横断面において、最外周に配されることはなく、最外周より１層ないしは２層内側に配される。

本実施例においても、１／４初装荷炉心の燃料装荷パターンは、上述の実施例１または実施例２と同様であることから、実施例１または実施例２と同様の効果を奏することかできる。

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。

１・・・天然ウラン燃料集合体
２・・・低濃縮度燃料集合体
３・・・高濃縮度燃料集合体
４・・・ウラン燃料棒
５・・・可燃性毒物入り燃料棒
６・・・制御棒
７・・・中性子計装管
８・・・ウォーターギャップ
１０・・・改良型沸騰水型原子炉
１１・・・原子炉圧力容器
１２・・・炉心
１３・・・炉心支持板
１４・・・上部格子板
１５・・・燃料支持金具
１６・・・炉心シュラウド
１７・・・ダウンカマ
１８・・・気水分離器
１９・・・蒸気乾燥器
２０・・・シュラウドヘッド
２１・・・インターナルポンプ
２２・・・制御棒案内管
２３・・・制御棒駆動機構
２４・・・下鏡
２５・・・主蒸気配管
２６・・・給水配管
３０・・・燃料集合体
３１・・・燃料棒
３１ａ・・・部分長燃料棒
３２・・・ウォーターロッド
３３・・・チャンネルボックス
３４・・・上部タイプレート
３４ａ・・・ハンドル
３５・・・下部タイプレート
３５ａ・・・エントランスノズル
３６・・・燃料スペーサ
３７・・・チャンネルファスナ
４１〜４５・・・全長燃料棒
Ｐ１・・・部分長燃料棒
Ｐ２・・・可燃性毒物入り部分長燃料棒
Ｇ１・・・可燃性毒物入り全長燃料棒

Claims (6)

1. 沸騰水型原子炉の初装荷炉心であって、
   炉心最外周を除く炉心領域に装荷される天然ウラン燃料集合体に対し、平均３面以上隣接するよう濃縮度３.０ｗｔ％から５．０ｗｔ％の高濃縮度燃料集合体を装荷し、
   前記高濃縮度燃料集合体内に収容される燃料棒は、前記高濃縮度燃料集合体内の全燃料棒本数に対する可燃性毒物入り燃料棒数の割合が３.０％から７.０％であることを特徴とする沸騰水型原子炉の初装荷炉心。
2. 請求項１に記載の沸騰水型原子炉の初装荷炉心において、
   前記可燃性毒物は、ガドリニウムであることを特徴とする沸騰水型原子炉の初装荷炉心。
3. 請求項２に記載の沸騰水型原子炉の初装荷炉心において、
   前記炉心最外周に配される燃料集合体は、前記天然ウラン燃料集合体のみであることを特徴とする沸騰水型原子炉の初装荷炉心。
4. 請求項２に記載の沸騰水型原子炉の初装荷炉心において、
   前記高濃縮度燃料集合体内に収容される前記可燃性毒物入り燃料棒は、全長燃料棒及び前記全長燃料棒よりも燃料有効長が短い部分長燃料棒を含むことを特徴とする沸騰水型原子炉の初装荷炉心。
5. 請求項４に記載の沸騰水型原子炉の初装荷炉心において、
   前記部分長燃料棒は、軸方向において下端部を除く領域に前記可燃性毒物を含むことを特徴とする沸騰水型原子炉の初装荷炉心。
6. 請求項４に記載の沸騰水型原子炉の初装荷炉心において、
   前記全長燃料棒は、軸方向において上端部及び下端部を除く領域に前記可燃性毒物を含むことを特徴とする沸騰水型原子炉の初装荷炉心。

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