WO2024009716A1 - 原子力プラント - Google Patents

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WO2024009716A1
WO2024009716A1 PCT/JP2023/022168 JP2023022168W WO2024009716A1 WO 2024009716 A1 WO2024009716 A1 WO 2024009716A1 JP 2023022168 W JP2023022168 W JP 2023022168W WO 2024009716 A1 WO2024009716 A1 WO 2024009716A1
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reactor
water
well
containment vessel
vessel
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崇 佐藤
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崇 佐藤
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    • G21C15/00—Cooling arrangements within the pressure vessel containing the core; Selection of specific coolants
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    • G21C15/00—Cooling arrangements within the pressure vessel containing the core; Selection of specific coolants
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    • G21C9/00—Emergency protection arrangements structurally associated with the reactor, e.g. safety valves provided with pressure equalisation devices
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    • G—PHYSICS
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    • G21D—NUCLEAR POWER PLANT
    • G21D1/00—Details of nuclear power plant
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    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E30/00—Energy generation of nuclear origin
    • Y02E30/30—Nuclear fission reactors

Definitions

  • the present invention relates to a nuclear power plant using a static containment cooling system.
  • FIGS. 15 to 25 An outline of a conventional nuclear power plant and a conventional static containment cooling system will be explained with reference to FIGS. 15 to 25.
  • FIG. 15 is an elevational sectional view showing an example of the configuration around the reactor containment vessel of a first conventional nuclear power plant.
  • a reactor core 1 is housed inside a reactor pressure vessel 2.
  • the core 1 is further housed inside a shroud 2a and a shroud head 2b (see FIG. 19).
  • the reactor pressure vessel 2 is housed within the reactor containment vessel 3.
  • the reactor containment vessel 3 has a cylindrical shape (see FIG. 16).
  • the inner diameter of the reactor containment vessel 3 is approximately 29 m. This configuration is used in the new BWR (ABWR).
  • the inside of the reactor containment vessel 3 is divided into a dry well 4 that houses the reactor pressure vessel 2 and a wet well 5.
  • the dry well 4 and the wet well 5 are a part of the reactor containment vessel 3. Configure.
  • the wet well 5 forms a pressure suppression pool 6 inside.
  • a wet well gas phase portion 7 is formed above the pressure suppression pool 6 .
  • the outer walls of the dry well 4 and the wet well 5 are integrated to form a cylindrical outer wall of the reactor containment vessel 3.
  • the ceiling part of the dry well 4 is a flat plate, and this part is called the top slab 4a of the dry well 4.
  • the thickness of the top slab 4a is approximately 2.4 m.
  • the atmosphere in the reactor containment vessel 3 is replaced with nitrogen and the oxygen concentration is limited to a low level. Further, in the case of a boiling water type light water reactor, the reactor containment vessel 3 is housed inside the reactor building 100.
  • the reactor containment vessel 3 is generally a steel reactor containment vessel, a reinforced concrete reactor containment vessel (RCCV), a prestressed concrete reactor containment vessel (PCCV), or a steel-concrete composite structure (SC construction).
  • RCCV reinforced concrete reactor containment vessel
  • PCCV prestressed concrete reactor containment vessel
  • SC construction steel-concrete composite structure
  • SCCV nuclear reactor containment vessels
  • the inner surface is lined with a steel liner.
  • FIG. 15 shows an example of RCCV.
  • the outer wall portion of the RCCV has a cylindrical shape.
  • the reactor pressure vessel 2 is supported by a cylindrical pedestal 61 via an RPV skirt 62 and an RPV support 63.
  • the pedestal 61 may be made of steel, concrete, or a composite structure of both.
  • the space inside the pedestal 61 that is below the reactor pressure vessel 2 and the RPV skirt 62 in the dry well 4 and is surrounded by the cylindrical wall of the pedestal 61 is referred to as a pedestal cavity 61a.
  • the cylindrical wall of the pedestal 61 forms a boundary wall between the wet well 5 and the dry well 4, and this space is especially called a lower dry well 61a.
  • the space above the RPV support 62 of the dry well 4 is called the upper dry well 4c.
  • the ceiling of the wet well 5 is a flat plate and forms a boundary with the upper dry well 4c. This portion forms the floor of the upper dry well 4c and is called a diaphragm floor 5b.
  • the height from the upper end of the diaphragm floor 5b to the lower end of the top slab 4a is approximately 9 m.
  • the region below the diaphragm floor 5b of the reactor containment vessel 3 is referred to as a lower region 90.
  • the area above the diaphragm floor 5b of the reactor containment vessel 3 and below the top slab 4a is called an upper area 91.
  • Lower region 90 and upper region 91 include spaces, pools, and equipment provided in each region (see FIG. 18).
  • a reactor containment vessel upper cover 10 is arranged above the reactor pressure vessel 2, and a water shield 11 is arranged above it.
  • a main steam pipe 71 extends from the reactor pressure vessel 2 to the outside of the dry well 4.
  • the main steam pipe 71 is provided with a safety relief valve (SRV) 72, and when the safety relief valve 72 operates, the steam in the reactor pressure vessel 2 is released into the pressure suppression pool 6.
  • the relief pipe 73 is provided so as to be submerged in the pressure suppression pool 6.
  • the dry well 4 and the pressure suppression pool 6 are connected by a LOCA vent pipe 8.
  • LOCA vent pipe 8 has a horizontal vent pipe 8a in a portion submerged in the pool water of the pressure suppression pool 6, and opens into the pool water.
  • three horizontal vent pipes 8a are installed in one LOCA vent pipe 8 in the vertical direction.
  • the LOCA vent pipe 8 is installed through the inside of the cylindrical wall of the pedestal 61. Therefore, in the case of an RCCV, this cylindrical wall of the pedestal 61 is also called a vent wall.
  • the vent wall is approximately 1.7 m thick and made of reinforced concrete, with inner and outer surfaces made of steel.
  • the LOCA vent pipe 8 and the pedestal 61 constitute a part of the reactor containment vessel 3.
  • a vacuum breaker valve 9 is provided for the purpose of circulating the gas in the wet well gas phase section 7 into the dry well 4.
  • a plurality of vacuum breaker valves 9, for example eight, are installed, but only one is shown in FIG. 15.
  • the vacuum breaker valve 9 can be provided on the wall of the wet well 5, on the ceiling of the wet well 5, or on the LOCA vent pipe 8.
  • the vacuum breaker valve 9 is activated and opens when the pressure in the wet well 5 becomes higher than the pressure in the dry well 4 and the differential pressure exceeds a set pressure.
  • the set pressure of the vacuum breaker valve 9 is, for example, about 2 psi (about 13.79 kPa).
  • the vacuum breaker valve 9 constitutes a part of the reactor containment vessel 3.
  • FIG. 17 Explanation of the configuration of the top head of the reactor containment vessel
  • the configuration of the reactor containment vessel top head section 10a will be explained based on FIG. 17.
  • An upper lid 10 of the reactor containment vessel 3 is provided at the center of the top slab 4a of the dry well 4.
  • a water shield 11 is arranged on the top of the top lid 10.
  • this water shielding 11 is installed only in the Mark III type containment vessel, and in other BWR plants, concrete shielding blocks are installed.
  • ESBWR employs water shielding, but it has not yet been constructed at the time of filing this invention.
  • the upper cover 10 of the reactor containment vessel 3 is made of steel and has a structure that allows it to be removed from the flange 74 when replacing fuel.
  • the flange 74 has a circular shape along the opening of the upper lid 10, but only two cross sections on the left and right sides are shown in FIG.
  • a sealing material (not shown) is inserted into the joint of the flange 74 to maintain airtightness. Tests have confirmed that this sealing material has the ability to maintain airtightness at a high temperature of 200°C for at least 168 hours.
  • the flange 74 is normally tightened with bolts (not shown), and the upper cover 10 of the reactor containment vessel 3 is closed.
  • the upper part of the reactor pressure vessel 2, including the head 2c of the reactor pressure vessel 2, is housed inside the upper cover 10 of the reactor containment vessel 3.
  • a platform 75 is provided between the upper part of the reactor pressure vessel 2 and the reactor containment vessel 3.
  • a bellows (not shown) is provided at the joint between the reactor containment vessel 2 and the platform 75, so that the joint can be maintained flexibly even in the event of thermal expansion or displacement during an earthquake while maintaining watertightness. It has become.
  • the space surrounded by the upper cover 10 of the reactor containment vessel 3, the platform 75, and the portion of the reactor pressure vessel 2 above the platform 75 is called the upper cover portion 10a of the reactor containment vessel 3.
  • There are several manholes 76 on the platform 75 which are normally open. In FIG. 17, only one is shown. Since the opening area of the manhole 76 is limited, the upper cover portion 10a of the reactor containment vessel 3 is a relatively highly airtight space.
  • a heat insulator (not shown) is installed around the reactor pressure vessel 2 to suppress heat radiation during normal operation. Still, a certain amount of heat dissipation occurs through the insulation.
  • heat is radiated from the head 2c of the reactor pressure vessel 2 to the upper cover 10a.
  • Several ventilation ducts 77 are provided passing through the platform 75 to prevent the temperature inside the upper lid portion 10a from becoming high during normal operation. In FIG. 17, only one is shown.
  • Low-temperature gas (mainly nitrogen) is supplied to the air duct 77 from a dry well cooler (not shown), so that the temperature inside the upper lid portion 10a can be maintained low.
  • the heated gas is exhausted from the manhole 76 into the dry well 4 and flows back into the dry well cooler.
  • the gas within the upper lid portion 10a is forcedly circulated and the temperature is maintained low.
  • the manhole 76 and the air duct 77 are closed to ensure watertightness, and the upper cover 10 of the reactor containment vessel 3 can be opened to store water for shielding in the upper cover 10a.
  • FIG. 18 Explanation of areas inside reactor containment vessel 3
  • the area inside the reactor containment vessel 3 will be explained based on FIG. 18.
  • a region inside the reactor containment vessel 3 and below the diaphragm floor 5b is a lower region 90 of the reactor containment vessel 3.
  • the lower region 90 includes a wet well 5, a wet well gas phase section 7, a pressure suppression pool 6, a LOCA vent pipe 8, a lower dry well 61a, and a core catcher (not shown).
  • the region inside the reactor containment vessel 3 above the diaphragm floor 5b and below the top slab 4a is the upper region 91 of the reactor containment vessel 3.
  • the upper region 91 includes a part of the upper dry well 4c, a part of the reactor pressure vessel 2, and a part of the equipment in the reactor pressure vessel 2.
  • the space inside the reactor containment vessel 3 and surrounded by the upper cover 10, the platform 75, the head 2c of the reactor pressure vessel 2, and a part of the reactor pressure vessel 2 is the upper cover part 10a of the reactor containment vessel 3. be.
  • the upper lid portion 10a is a space and does not include the head 2 of the reactor containment vessel 2.
  • FIG. 19 shows an example of the reactor pressure vessel 2 and reactor internals of a new type of boiling water reactor (ABWR).
  • Boiling water reactors originate from pressurized water reactors (PWRs).
  • PWRs pressurized water reactors
  • ABWR removes the steam generator (SG), pressurizer, accumulator, hot leg piping, and cold leg piping from the PWR to achieve ultimate simplification and high output.
  • steam generator SG
  • pressurizer pressurizer
  • accumulator hot leg piping
  • cold leg piping hot leg piping
  • cold leg piping cold leg piping
  • ABWRs have all of these removed.
  • a shroud 2a and a shroud head 2b are provided inside the reactor pressure vessel 2.
  • the shroud 2a and the shroud head 2b are integrated to form a watertight container.
  • the reactor core 1 is provided inside the shroud 2a and the shroud head 2b.
  • the shroud 2a and the shroud head 2b divide the inside of the reactor pressure vessel 2 into two parts.
  • the outer portions of the side walls of the shroud 2a and shroud head 2b of the reactor pressure vessel 2 are called a downcomer 2d.
  • a water supply sparger 50 is provided above the downcomer 2d.
  • the water supply sparger 50 has an annular shape, but only a cross section of one side is shown for simplicity. Water is supplied to the water supply sparger from a water supply pipe (not shown). In this way, the feed water is supplied to the downcomer 2d and not directly to the reactor core 1.
  • An internal pump 40 is provided at the bottom of the shroud 2a.
  • the internal pump 40 has a modular configuration in which a plurality of identical pump modules are provided. For example, in the case of a 1350 MWe class ABWR, ten internal pumps 40 are provided. In the figure, only two internal pumps 40 are shown for simplicity. Incidentally, the rated output of ABWR can be changed by changing the number of modules of the internal pump 40. Therefore, in ABWR, it is no longer necessary to design the entire plant to have a modular structure, such as having a plurality of reactor containment vessels 2 and 3 in a modular structure.
  • the water supplied from the water supply sparger 50 to the downcomer 2d is supplied to the core 1 from the lower part of the shroud 2a by the internal pump 40.
  • a pump deck 41 is provided between the lower part of the shroud 2a and the side wall of the reactor pressure vessel 2.
  • a diffuser 42 of the internal pump 40 is provided passing through the pump deck 41.
  • An impeller (not shown) is provided inside the diffuser 42. The water supply in the dungeon 2d is forcibly pushed into the shroud 2a by this impeller and the diffuser 42.
  • a large number of steam and water separators 43 are provided at the top of the shroud head 2b. In FIG. 19, only two are shown for simplicity.
  • the steam-water separator 43 has a structure in which a two-phase flow of water and steam flows from the shroud head 2b. Furthermore, a steam dryer 44 and a steam dryer skirt 45 are provided above the steam separator 43. A large number of steam dryers 43 are installed, but only four are shown for simplicity.
  • the water pushed into the shroud 2a by the internal pump 40 rises and reaches the reactor core 1, where part of it boils due to the heat generated by the nuclear fuel in the reactor core 1 and generates steam.
  • a two-phase flow of water and steam rises inside the core 1 and shroud head 2b and flows into the steam separator 43.
  • Steam and water are separated by a steam separator 43, and the steam further flows into a steam dryer 44.
  • the separated water flows out of the steam-water separator 43 and becomes reactor water.
  • the reactor water level during normal operation is formed at approximately the middle position of the steam-water separator 43.
  • Furnace water communicates with the inside and outside of the steam dryer skirt 45 to form the same furnace water level.
  • LPFL low pressure water injection system
  • HPCF high pressure core water injection system
  • FIG. 15 Description of high pressure core water injection system
  • HPCF high pressure core water injection system
  • the high-pressure core water injection system 92 is configured such that water from the pressure suppression pool 6 is sucked in through a suction pipe 94, the pressure is increased by a high-pressure core water injection system pump 93, and water can be directly sprayed into the core from the sparger 47 in the shroud head 2b through an injection pipe 95.
  • This design for directly spraying the cooling water of the high-pressure core water injection system 92 onto the reactor core 1 in the event of a loss of coolant accident was intended to stop the reactor water from boiling in the event of a loss of coolant accident, and was created by the inventor of the present invention.
  • ABWR has two high-pressure core water injection systems 92, but only one system is shown in FIG. 15 for simplicity. This increases the number of electrically driven high-pressure water injection systems to two, whereas up to BWR/6 there was only one system.
  • ADS automatic depressurization system
  • PRA probabilistic safety assessment
  • An outer isolation valve 96 and an inner isolation valve 97 are provided in the portion of the injection pipe 95 that penetrates the dry well 4 .
  • the outer isolation valve 96 is a motorized valve
  • the inner isolation valve 97 is a check valve.
  • FIGS. 15 and 20 The configuration of the static containment cooling system (PCCS) 12 in the first conventional nuclear power plant will be explained based on FIGS. 15 and 20.
  • a cooling water pool 13 is provided in the upper part of the reactor containment vessel 3, and cooling water 14 is stored inside.
  • the cooling water pool 13 has two types: a pool type and a tank type. In FIG. 15, a tank type is shown. In the case of a pool type, the upper part is covered with a top lid (see Fig. 21).
  • FIG. 15 shows an example in which the cooling water pool 13 and the like are installed inside the reactor building 100, they may also be installed inside an adjacent auxiliary building or the like.
  • An exhaust port 15 is provided to release steam into the environment from the gas phase above the water surface of the cooling water pool 13.
  • An insect screen may be provided at the outlet of the exhaust port 15.
  • the cooling water pool 13 is generally provided at the top of the reactor containment vessel 3, it can also be provided next to the reactor containment vessel 3.
  • a heat exchanger 16 is installed in the cooling water pool 13 so as to be at least partially submerged in the cooling water 14. Although a plurality of heat exchangers 16 are often installed, only one heat exchanger 16 is shown in FIG. Heat exchanger 16 has an inlet plenum 17, an outlet plenum 18 and heat transfer tubes 19 (see Figure 20). The heat exchanger 16 as a whole has a cooling capacity to condense steam at least equivalent to decay heat.
  • FIG. 15 shows an example in which only the heat transfer tubes 19 are installed inside the cooling water pool 13, and the inlet plenum 17 and the outlet plenum 18 are installed protruding outside the cooling water pool 13. Not limited. For example, in some cases the entire heat exchanger 16, including the inlet plenum 17 and outlet plenum 18, is installed inside the cooling water pool 13 (see FIG. 21).
  • a dry well gas supply pipe 20 that supplies gas within the dry well 4 is connected to the inlet plenum 17 of the heat exchanger 16. One end of the dry well gas supply pipe 20 is connected to the dry well 4.
  • a condensed water return pipe 21 is connected to the lower part of the outlet plenum 18 of the heat exchanger 16 (see FIG. 20).
  • One end of the condensed water return pipe 21 is led into the inside of the LOCA vent pipe 8 as an example, but is not limited to this example. In some cases, it is guided to a core catcher (not shown) at the bottom of the lower dry well 61a. Even when the condensed water is guided inside the LOCA vent pipe 8, it is finally returned from the melt valve 64 to a core catcher (not shown) in the lower part of the lower dry well 61a.
  • the condensed water in the condensed water return pipe 21 is intended to be used for cooling core debris that falls onto the floor of the lower D/W 61a or onto the core catcher (not shown) in the event of a severe accident.
  • core debris that falls onto the floor of the lower D/W 61a or onto the core catcher (not shown) in the event of a severe accident.
  • it is most important to cool the debris that has fallen onto the floor of the lower dry well 61a or onto the core catcher (not shown) and to prevent the concrete mat of the lower dry well 61a from melting and penetrating. This was based on the erroneous idea of core catcher supremacists that it is sufficient (see Patent Documents 2 and 3).
  • a gas vent pipe 22 is connected to the upper part of the outlet plenum 18 (see FIG. 20) of the heat exchanger 16.
  • One end of the gas vent pipe 22 is guided into the wet well 5 and is installed so as to be submerged in the pressure suppression pool 6.
  • the submersion depth of the gas vent pipe 22 in the pressure suppression pool 6 is set to be shallower than the submergence depth of the uppermost end of the opening in the pressure suppression pool 6 of the LOCA vent pipe 8 .
  • a melt valve 64 and a pedestal 61 from the LOCA vent pipe 8 are installed inside the lower dry well 61a in case a transient event such as a total AC power loss (SBO) occurs and the core melts.
  • a lower dry well flooding pipe 65 is provided that penetrates the wall and connects to the melt valve 64.
  • the melt valve 64 and the lower dry well submersion pipe 65 are installed in all of the LOCA vent pipes 8 (see FIG. 16). When the temperature of the lower dry well 61a reaches about 260° C., the melting valve 64 is opened by melting the plug portion having a low melting point.
  • melt valve 64 opens, and the cooling water in the LOCA vent pipe 8 flows into the pedestal cavity 61a through the lower drywell flooding pipe 65, causing the core melt to flow into the pedestal cavity 61a. submerge and cool.
  • This melt valve 64 design is used in the US-ABWR.
  • FIG. 20 is an elevational sectional view showing an example of a heat exchanger in a static containment cooling system in a first conventional nuclear power plant.
  • FIG. 20 the structure of the heat exchanger 16 of the static containment cooling system 12 in the first conventional nuclear power plant will be explained using an example of a horizontal heat exchanger.
  • the outlet plenum 18 is provided below the inlet plenum 17.
  • a large number of U-shaped heat exchanger tubes 19 are connected to the tube plate 23, and the straight pipe portions of the heat exchanger tubes 19 are installed horizontally. In FIG. 20, only two lines are shown for simplicity.
  • the outside of the heat exchanger tube 19 is filled with cooling water 14 (see FIG. 15).
  • the inlets of the heat transfer tubes 19 open into the inlet plenum 17 . Further, the outlet of the heat exchanger tube 19 opens into the outlet plenum 18 .
  • a dry well gas supply pipe 20 is connected to the inlet plenum 17 and supplies a mixed gas of nitrogen, hydrogen, water vapor, etc. in the dry well 4 to the inlet plenum 17.
  • This mixed gas is guided into the heat exchanger tube 19, and the water vapor is condensed into condensed water, which flows out from the outlet of the heat exchanger tube 19 into the outlet plenum 18 and accumulates in the lower part of the outlet plenum 18.
  • a condensed water return pipe 21 is connected to the lower part of the outlet plenum 18, and the condensed water in the outlet plenum 18 is returned to the LOCA vent pipe 8 in the reactor containment vessel 3 by gravity. Furthermore, a gas vent pipe 22 is connected to the upper part of the outlet plenum 18 . Non-condensable gases such as nitrogen, hydrogen, and oxygen that do not condense within the heat exchanger tubes 19 are discharged from the heat exchanger tubes 19 and accumulate in the upper part of the outlet plenum 18 .
  • the tip of the gas vent pipe 22 is led to the pressure suppression pool 6, and the non-condensable gas in the outlet plenum 18 passes through the gas vent pipe 22, pushes down the pool water in the pressure suppression pool 6, and is vented into the pool water. Thereafter, the process moves to the wet well gas phase section 7.
  • the shape of the heat exchanger tube 19 is not limited to the U-shape.
  • the heat exchanger tube 19 having a straight tube section in the vertical direction is installed vertically (see FIG. 25).
  • Inlet plenum 17 is always located above outlet plenum 18.
  • the condensed water condensed in the heat transfer tubes 19 is guided to the outlet plenum 18 by gravity.
  • the advantages of the horizontal type are that it has excellent earthquake resistance and that the cooling water 14 can be used effectively.
  • the advantage of the vertical type is that condensed water can be easily drained.
  • the bottom of the reactor pressure vessel 2 melts and debris (materials that are the remains of the molten core 1 and has become hot due to heat generated by decay heat) is deposited into the pedestal cavity (lower dry well) 61a. Fall to the bottom.
  • the melting valve 64 is opened by the heat of the debris, and the water in the LOCA vent pipe 8 flows into the lower dry well 61a through the lower dry well submersion pipe 65 and submerges the debris.
  • a large amount of steam generated at this time flows into the upper dry well 4c from the opening 66 of the LOCA vent pipe 8 due to its own pressure, and further passes through the dry well gas supply piping 20 to the static containment cooling system 12.
  • the non-condensable gas remaining in the heat exchanger 16 is vented into the wet well 5 through the gas vent pipe 22.
  • the pressure inside the dry well 4 is higher than the pressure inside the wet well 5, so the non-condensable gas is efficiently vented to the wet well gas phase section 7.
  • the condensed water is returned to the LOCA vent pipe 8 of the reactor containment vessel 3 through the condensed water return pipe 21, passes through the melt valve 64, and is used to cool debris that has fallen to the bottom of the lower dry well 61a again.
  • the debris that has fallen to the bottom of the lower dry well 61a has decay heat, which heats the water collected at the bottom of the lower dry well 61a and continues to generate steam.
  • This steam continuously flows under its own pressure through the dry well gas supply piping 20 into the heat exchanger 16 of the static containment cooling system 12 and is cooled by the heat transfer tubes 19.
  • the debris that had fallen into the lower D/W was supposed to be cooled, and the reactor containment vessel 3 was supposed to be cooled down.
  • the upper lid portion 10a of the reactor containment vessel 3 is partitioned off by the platform 75 and is a narrow area with little ventilation.
  • low-temperature gas is blown from the air duct 77, so the temperature of the upper lid portion 10a is maintained low.
  • the dry well cooler (not shown) will stop due to the power loss, so heat dissipated from the head 2c of the reactor pressure vessel 2 will The temperature inside may exceed 300°C for a long period of time.
  • the PCV top head 10 has a flange 74. A sealing material (not shown) is inserted into the joint of the flange 74 to maintain airtightness.
  • the sealing material of the flange 74 deteriorates when the temperature exceeds 200° C., and there is a risk that a large amount of gas such as hydrogen inside the reactor containment vessel 3 will leak.
  • the PCV top head 10 is cooled by a water shield 11 and the temperature of the external surface does not significantly exceed 100°C. However, it is not preferable that the internal temperature of the PCV top head portion 10a continues to exceed 300°C.
  • IVR In-vessel Retention
  • the melting valve 64 is actuated by the heat of the debris, and water flows into the lower dry well 61a from the LOCA vent pipe 8.
  • the heat from the debris then generates a large amount of high-pressure steam from the water.
  • the steam moves from the opening 66 to the upper dry well 4c, lowers the water level in the LOCA vent pipe 8, moves from the horizontal vent pipe 8a to the pressure suppression pool 6, is cooled by pool water, and condenses.
  • the remaining hydrogen generated by the metal-water reaction between the nitrogen present in the dry well 4 and the core fuel is vented together with steam into the pressure suppression pool 6 and transferred to the wet well gas phase section 7, where it is transferred to the wet well gas phase section 7.
  • the pressure in the gas phase section 7 further increases to near the limit.
  • the decay heat of the debris that has fallen to the floor of the lower dry well 61a is transferred to the pool water of the pressure suppression pool 6, increasing the temperature of the pool water.
  • the pool water in pressure suppression pool 6 is deep at about 7 m, the higher the temperature, the higher the water, the higher the temperature, the higher the temperature, the lower the water, the colder water settles to the bottom, and the stratification of water temperature occurs from the lower layer to the upper layer. .
  • stratification in the pressure suppression pool water temperature was confirmed during the Fukushima Daiichi accident.
  • the pressure in the dry well 4 also increases and exceeds the limit value (the pressure in the dry well 4 is higher than the pressure in the wet well 5 when venting the horizontal vent pipe 8a). (The height increases by the amount of water head cleared).
  • the filter vent system is a dangerous facility that directly releases radioactive organic iodine and radioactive rare gas generated within the reactor containment vessel 3 into the environment. To avoid this risk, local residents must evacuate before the filter vent system is activated.
  • the dry well 4 has an equipment hatch (not shown), and if the ambient temperature increases for a long time, the sealing material may deteriorate and a large amount of hydrogen and radioactive substances within the dry well 4 may leak out.
  • the present invention teaches a good solution to this problem.
  • FIG. 21 is an elevational sectional view showing an example of the configuration around the reactor containment vessel of a second conventional nuclear power plant. This conventional example is shown in FIG. 9 and FIG. 2 of Patent Document 1.
  • a reactor core 1 is housed inside a reactor pressure vessel 2.
  • the reactor pressure vessel 2 is housed within the reactor containment vessel 3.
  • the reactor containment vessel 3 has a cylindrical shape (see FIG. 22).
  • the configurations of the reactor core 1, reactor pressure vessel 2, and reactor containment vessel 3 are the same as the configuration of the first conventional nuclear power plant shown in FIG. 15. In the following, to avoid duplication, only the configurations in which the conventional second nuclear power plant differs from the conventional first nuclear power plant will be described.
  • an external well 32 is further provided outside the dry well 4 and wet well 5. This configuration is used in the Severe Accident Tolerant Reactor (SATOR).
  • the external well 32 is adjacent to the dry well 4 via the dry well common wall 4b, and is adjacent to the wet well 5 via the wet well common wall 5a.
  • the ceiling portion of the outer well 32 is a flat plate, and this portion is called a top slab 32a of the outer well 32.
  • the atmosphere within the outer well 32 is replaced with nitrogen to limit the oxygen concentration to a low level.
  • the external well 32 has the same pressure resistance and airtightness as the dry well 4 and wet well 5.
  • the same materials as the reactor containment vessel 3 can be used, such as reinforced concrete (RC), SC construction, and steel. If it is made of reinforced concrete, a liner is laid on the inner surface like the reactor containment vessel 3.
  • the planar shape of the external well 32 in this conventional example is rectangular and is configured to surround part of the outer walls of the dry well 4 and wet well 5; but not limited to. Any shape may be used as long as the dry well 4 and the wet well 5 are adjacent to each other so as to surround at least a portion of their outer walls. Examples include trapezoids, polygons, crescent shapes, partial torus shapes, and complete torus shapes.
  • a scrubbing pool 33 that stores water inside is provided in the external well 32, and a space 33b exists between the upper lid 33a whose upper part is covered with an upper lid 33a and the pool water.
  • a first outlet pipe 33c that opens into the space 33b is provided at the top of the upper lid 33a.
  • a metal fiber filter 34 is connected to one end of the first outlet pipe 33c.
  • a second outlet pipe 34 a connected to the metal fiber filter 34 and having the other end opening into the interior of the external well 32 .
  • the space 33b becomes necessary when the water level rises when the gas in the reactor containment vessel 3 is vented from the gas vent pipe 22. Further, the upper lid 33a is necessary to prevent water from flowing out due to sloshing during an earthquake. It is necessary to prevent water from flowing out due to sloshing not only during normal times but also during accidents.
  • the shape of the scrubbing pool 33 is rectangular, but the shape is not limited to this example. For example, any shape such as a polygon, an ellipse, or a circle can be used. There is also an example in which the scrubbing pool 33, the upper lid 33a, and the space 33b are integrated into a tank.
  • FIGS. 21 and 24 Figure 21: Explanation of the PCCS configuration. In the case of a conventional second nuclear power plant
  • PCCS static containment cooling system
  • FIGS. 21 and 24 A cooling water pool 13 is provided above the reactor containment vessel 3 and the external well 32, and cooling water 14 is stored inside.
  • the cooling water pool 13 has two types: a pool type and a tank type. In FIG. 21, a pool type is displayed. In the case of a pool type, the top is covered with a top lid.
  • An exhaust port 15 is provided to release steam into the environment from the gas phase above the water surface of the cooling water pool 13.
  • An insect screen may be provided at the outlet of the exhaust port 15.
  • a heat exchanger 16 is installed within the cooling water pool 13. At least a portion of the heat exchanger 16 is installed so as to be submerged in the cooling water 14. In this conventional example, the heat exchanger 16 is installed so as to be completely submerged in the cooling water 14.
  • Heat exchanger 16 has an inlet plenum 17, an outlet plenum 18 and heat transfer tubes 19 (see Figure 24).
  • the heat exchanger 16 as a whole has a cooling capacity to condense steam at least equivalent to decay heat.
  • FIG. 21 shows an example in which the entire heat exchanger 16, including the inlet plenum 17 and outlet plenum 18, is installed inside the cooling water pool 13, the present invention is not limited to this example.
  • the present invention is not limited to this example.
  • only the heat transfer tubes 19 are installed inside the cooling water pool 13, and the inlet plenum 17 and the outlet plenum 18 are installed to protrude outside the cooling water pool 13.
  • a wetwell gas supply pipe 48 is connected to the inlet plenum 17 of the heat exchanger 16.
  • One end of the wet well gas supply piping 48 opens into the wet well gas phase section 7, passes through the side wall of the wet well 5, passes through the inside of the outer well 32, penetrates the top slab 32a of the outer well 32, and the other end opens into the inlet plenum. Connected to 17.
  • a dry well gas supply pipe 20 is further provided.
  • One end of the dry well gas supply pipe 20 opens into the inside of the dry well 4, passes through the side wall of the dry well 4, passes through the inside of the outer well 32, penetrates the top slab 32a of the outer well 32, and the other end opens into the inside of the dry well 4, and the other end opens into the inside of the dry well 4, passes through the side wall of the dry well 4, passes through the inside of the outer well 32, and penetrates the top slab 32a of the outer well 32, and the other end opens into the inside of the dry well 4. It is connected to supply piping 48 .
  • An isolation valve 20a is provided in the dry well gas supply pipe 20 and is closed during normal operation.
  • a condensed water return pipe 21 is connected to the lower part of the outlet plenum 18 of the heat exchanger 16.
  • the condensed water return pipe 21 is installed so as to penetrate the top slab 32a of the external well 32, pass through the inside of the external well 32, and have its tip immersed in the pressure suppression pool 6 inside the wet well 5. Since the condensed water return pipe 21 is installed so as to pass inside the external well 32 in this way, the structure is such that condensed water does not leak and radioactive substances such as CsI are not directly released into the environment.
  • the atmosphere inside the reactor containment vessel 3 contains a large amount of particulate radioactive materials such as CsI. Most of the particulate radioactive material is transferred to condensed water. Since the condensed water containing a large amount of CsI is returned to the pool water of the pressure suppression pool 6 through the condensed water return pipe 21 and is retained, the static containment vessel cooling 12 of this conventional example It is configured to statically remove airborne particulate radioactive materials.
  • a gas vent pipe 22 is connected to the upper part of the outlet plenum 18 of the heat exchanger 16.
  • the gas vent pipe 22 passes through the top slab 32a of the external well 32, passes through the inside of the external well 32, and its tip is further immersed in the water of the scrubbing pool 33. Since the gas vent pipe 22 is installed so as to pass through the interior of the external well 32 in this manner, the structure is such that gas does not leak and radioactive substances such as radioactive rare gases, organic iodine, and CsI are not directly released into the environment.
  • radioactive substances such as radioactive rare gases, organic iodine, and CsI are not directly released into the environment.
  • particulate radioactive substances such as CsI are removed by the pool water of the scrubbing pool 33, and furthermore, those carried over into water droplets etc. are also removed by the metal fiber filter 34.
  • radioactive rare gas and organic iodine are released into the outer well 32 from the second outlet pipe 34a and are retained within the outer well 32.
  • conventional filter-vent systems release radioactive noble gases and organic iodine directly into the environment when activated, requiring residents in the surrounding area to evacuate in advance or take iodine tablets. It is now possible to remove gender.
  • the steam generated in the wet well gas phase section 7 can be sucked in from the wet well gas supply piping 48 and cooled by the static containment vessel cooling system 12, so that the water temperature in the pressure suppression pool 6 can be increased in the event of a severe accident.
  • the pressure in the reactor containment vessel 3 can be maintained low and overpressure damage can be prevented. This is because the non-condensable gas in the reactor containment vessel 3 can be sucked through the wet well gas supply pipe 48, vented into the scrubbing pool 33 through the gas vent pipe 22, and further vented into the outer well 32.
  • the heat exchanger 16 High-pressure steam in the wet well gas phase section 7 can be cooled by the wet well gas supply pipe 48 without any non-condensable gas remaining inside the reactor containment vessel 3, and overpressure damage to the reactor containment vessel 3 can be prevented. Since there is always a pressure difference between the wet well gas phase section 7 and the outer well 32, the non-condensable gas within the heat exchanger 16 is efficiently vented into the outer well 32 by the gas vent pipe 22. Therefore, in the conventional static containment cooling system 12 of the second nuclear power plant, there is no need to provide a vent fan in the gas vent pipe 22.
  • a submergence piping 68 that penetrates the wall of the pedestal 61, has one end guided into the lower dry well (pedestal cavity) 61a, and the other end opens into the pressure suppression pool 6. is provided.
  • a flooding valve 67 is provided in a portion of the flooding pipe 68 inside the lower dry well 61a.
  • a check valve 69 is provided in the submerged pipe 68 .
  • a melting valve can be used as the flooding valve 67.
  • the melting valve is melted open by the heat of the debris.
  • blast valves can be used because they use gunpowder to operate.
  • a high temperature signal is used to detect the heat of debris.
  • a spring-type valve can also be used since it uses spring force for operation. The wires holding the springs open are melted by the heat of the debris.
  • five of the ten submersion valves may be blast valves and the remaining five may be spring valves. Further, five may be used as melting valves and the remaining five may be used as blasting valves.
  • at least two or more types of melt valves, blast valves, and spring-type valves may be used in combination.
  • FIG. 24 is an elevational sectional view showing an example of a heat exchanger in a static containment cooling system in a second conventional nuclear power plant.
  • FIG. 24 the structure of the heat exchanger 16 of the static containment cooling system 12 in the second conventional nuclear power plant will be described using an example of a horizontal heat exchanger.
  • the outlet plenum 18 is provided below the inlet plenum 17.
  • a large number of U-shaped heat exchanger tubes 19 are connected to the tube plate 23, and the straight pipe portions of the heat exchanger tubes 19 are installed horizontally. In FIG. 24, only two lines are shown for simplicity.
  • the outside of the heat exchanger tube 19 is filled with cooling water 14 (see FIG. 21).
  • the inlets of the heat transfer tubes 19 open into the inlet plenum 17 . Further, the outlet of the heat exchanger tube 19 opens into the outlet plenum 18 .
  • a wet well gas supply pipe 48 is connected to the inlet plenum 17 and supplies a mixed gas such as nitrogen, hydrogen, oxygen, water vapor, etc. in the wet well gas phase section 7 to the inlet plenum 17.
  • This mixed gas is guided into the heat exchanger tube 19, and the water vapor is condensed into condensed water, which flows out from the outlet of the heat exchanger tube 19 into the outlet plenum 18 and accumulates in the lower part of the outlet plenum 18.
  • a condensed water return pipe 21 is connected to the lower part of the outlet plenum 18, and the condensed water in the outlet plenum 18 is returned to the inside of the pressure suppression pool 6 by gravity. Furthermore, a gas vent pipe 22 is connected to the upper part of the outlet plenum 18 . Non-condensable gases such as nitrogen, hydrogen, and oxygen that do not condense within the heat exchanger tubes 19 are discharged from the heat exchanger tubes 19 and accumulate in the upper part of the outlet plenum 18 .
  • the tip of the gas vent pipe 22 is installed so as to be immersed in the pool water of the scrubbing pool 33 within the external well 32.
  • the non-condensable gas in the outlet plenum 18 passes through the gas vent piping 22 and pushes down the pool water of the scrubbing pool 33 to be vented into the water, and then moves to the space 33b between the top cover 33a and the scrubbing water 33c (see FIG. 23). reference). Thereafter, it passes through the first outlet pipe 33d, the metal fiber filter 34, and the second outlet pipe 34a (see FIG. 23) and moves into the interior of the external well 32.
  • the shape of the heat exchanger tube 19 is not limited to the U-shape.
  • the heat exchanger tube 19 having a straight tube section in the vertical direction is installed vertically (see FIG. 25).
  • Inlet plenum 17 is always located above outlet plenum 18.
  • the condensed water condensed in the heat transfer tubes 19 is guided to the outlet plenum 18 by gravity.
  • the advantages of the horizontal type are that it has excellent earthquake resistance and that the cooling water 14 can be used effectively.
  • the advantage of the vertical type is that condensed water can be easily drained.
  • FIG. 25 Explanation of PCCS of conventional third nuclear power plant
  • GDCS gravity drop cooling system
  • a cooling water pool 13 is provided at the top of the reactor containment vessel 3, and cooling water 14 is stored inside.
  • the cooling water pool 13 is of a pool type.
  • a heat exchanger 16 is installed within the cooling water pool 13.
  • the heat exchanger 16 is vertical.
  • the heat exchanger 16 is installed so as to be completely submerged in the cooling water 14 during normal operation.
  • the heat exchanger 16 has an inlet plenum 17, an outlet plenum 18, and heat transfer tubes 19.
  • the heat exchanger tube 19 is a vertical type with a straight tube section installed vertically.
  • a plurality of heat exchangers 16 are often installed, only one is shown in FIG. 25.
  • the heat exchanger 16 as a whole has a cooling capacity to condense steam at least equivalent to decay heat.
  • a dry well gas supply pipe 20 is connected to the inlet plenum 17 of the heat exchanger 16.
  • the dry well gas supply piping 20 is made up of two pipes connected to the two inlet plenums 17 that are combined in the middle to form one pipe that penetrates the top slab 4a and the other end opens into the upper dry well 4c. .
  • the dry well gas supply pipe 20 has no isolation valve and is always open to the upper dry well 4c.
  • a condensed water return pipe 21 is connected to the lower part of the outlet plenum 18 of the heat exchanger 16.
  • the condensed water return piping 21 is made up of two pipings connected to the two outlet plenums 18, which pass through the top slab 4a and enter the upper dry well 4c, and then are combined into one.
  • the condensed water return pipe 21 is connected to the PCCS drain tank 24 after being reduced to one.
  • the PCCS drain tank 24 is installed on the diaphragm floor 5b. Inside the PCCS drain tank 24, gas (mainly nitrogen gas) having the same composition as the gas in the upper dry well 4c exists, but no water is stored. Further, a debris protection lid 25 is provided at the top of the PCCS drain tank 24. The purpose of the debris protection lid 25 is to prevent as much as possible debris such as heat insulating material scattered into the PCCS drain tank 24 when a coolant loss accident occurs.
  • the RPV water injection pipe 26 is connected to the bottom of the PCCS drain tank 24.
  • the RPV water injection pipe 26 descends below the diaphragm floor 5b, and the other end is connected to the RPV 2 in the lower region (see FIG. 18).
  • the RPV water injection pipe 26 is provided with an RPV water injection isolation valve 27 .
  • the RPV water injection isolation valve 27 is normally closed.
  • the RPV water injection isolation valve 27 opens when a loss of coolant accident occurs, the reactor water level drops, and a reactor water level low signal is generated. Therefore, even if a loss of coolant accident occurs, the RPV water injection isolation valve 27 does not open immediately, but opens after a time delay until a low reactor water level signal is generated.
  • a certain gap is provided between the debris protection lid 25 and the PCCS drain tank 24 so that the debris protection lid 25 does not seal the PCCS drain tank 24.
  • This gap is created when a large amount of steam generated in the upper dry well 4c during a coolant loss accident condenses in the PCCS heat exchanger 16 and flows into the PCCS drain tank 24 through the condensed water return pipe 21. This is necessary in order to exhaust the gas from the gap. If there is no gap and the PCCS drain tank 24 is sealed, the flow of condensed water into the PCCS drain tank 24 will be inhibited.
  • the gas in the PCCS drain tank 24 has no place to go, flows back inside the condensed water return pipe 21, moves into the inside of the PCCS heat exchanger 16, and impedes the steam condensation function of the PCCS heat exchanger.
  • a certain gap is required between the debris protection lid 25 and the PCCS drain tank 24 so that the debris protection lid 25 does not seal the PCCS drain tank 24. Further, this is necessary because the RPV water injection isolation valve 27 is closed immediately after a coolant loss accident until a low reactor water level signal is generated. Since a certain gap is provided between the debris protection lid 25 and the PCCS drain tank 24, the pressure in the upper dry well 4c acts on the water surface of the condensed water flowing into the PCCS drain tank 24 through this gap.
  • the upper limit of the water level in the PCCS drain tank 24 is the height of the gap, so the water head is limited to about 3 m. With a water head pressure of only 3 m, it is difficult to inject the water in the PCCS drain tank 24 into the RPV 2 against the pressure inside the RPV 2. In this state, in order to open the RPV water injection isolation valve 27 and inject the condensed water in the PCCS drain tank 24 into the RPV 2, the RPV water injection pipe 26 must be placed lower than the diaphragm floor 5b in order to secure more water head pressure. It is necessary to lower it sufficiently to the lower region 90 (see FIG. 18) before connecting it to the RPV2.
  • the GDCS pool 28 is installed inside the upper dry well 4c, and there is not enough space to install the PCCS drain tank 24, which blocks the opening of the LOCA vent pipe 8.
  • the condensed water return pipe 21 on the left side is interfering with the GDCS pool 28. Therefore, in the final design of the ESBWR, the PCCS drain tank 24 was deleted, and a configuration was adopted in which the condensed water return pipe 21 was connected to the GDCS pool 28. Additionally, the RPV water injection pipe 26 and the RPV water injection isolation valve 27 have been deleted.
  • the PCCS drain tank 24 is installed inside the narrow upper dry well 4c, and the RPV water injection pipe 26
  • the inner diameter of the reactor containment vessel 3 is enlarged, the inner diameter of the pedestal 61 is enlarged, and a special structure is provided. It was necessary to provide RPV support 63.
  • JP 2016-14640 (US 2017/0162281 Al) Japanese Patent Application Publication No. 2004-333357.
  • JP2004-333357A JP2007-232529A
  • JP2008-139023A JP2008-139023A
  • the problem that we are trying to solve is that in the event of a severe accident, the static containment cooling system 12 of a conventional nuclear power plant cannot cool the remaining debris in the reactor pressure vessel 2, and the upper cover 11a of the reactor containment vessel 3 will be at a high temperature.
  • the problem is that it is impossible to prevent a large amount of hydrogen and radioactive materials from leaking to the outside of the reactor containment vessel 3 due to deterioration of the sealing material of the flange 74.
  • BWRs before ABWR cannot prevent early overpressure failure of the reactor containment vessel 3 due to stratification of the water temperature in the pressure suppression pool and the generation of high-pressure steam from the water at the water surface.
  • the present invention has a configuration in which the condensed water of the static containment vessel cooling system 12 is returned to the lower area 90 of the reactor containment vessel 3 and is also injected into the upper area 91, so that it can be poured into the reactor pressure vessel 2 in the event of a severe accident.
  • Condensed water is injected to cool the debris remaining in the reactor pressure vessel 2, suppressing the temperature rise of the upper lid part 11a of the reactor containment vessel 3, and preventing deterioration of the sealing material of the flange 74.
  • the most important feature is to prevent overheating damage.
  • Another feature is that the stratification of the water temperature in the pressure suppression pool prevents early overpressure damage to the reactor containment vessel 3 due to high pressure steam generated from water at the water surface.
  • FIG. 1 is an elevational sectional view showing the configuration around a reactor containment vessel of a nuclear power plant according to a first embodiment of the present invention.
  • FIG. 2 is an elevational sectional view showing the configuration around the reactor containment vessel of a nuclear power plant according to a second embodiment of the present invention.
  • FIG. 3 is an elevational sectional view showing the configuration around the reactor containment vessel of a nuclear power plant according to a third embodiment of the present invention.
  • FIG. 4 is an elevational sectional view showing the configuration around the reactor containment vessel of a nuclear power plant according to the fourth embodiment of the present invention.
  • FIG. 5 is an elevational sectional view showing the configuration around the reactor containment vessel of a nuclear power plant according to the fifth embodiment of the present invention.
  • FIG. 1 is an elevational sectional view showing the configuration around a reactor containment vessel of a nuclear power plant according to a first embodiment of the present invention.
  • FIG. 2 is an elevational sectional view showing the configuration around the reactor containment vessel of a nuclear power plant according
  • FIG. 6 is an elevational sectional view showing the configuration around the reactor containment vessel of a nuclear power plant according to the sixth embodiment of the present invention.
  • FIG. 7 is an elevational sectional view showing the configuration around the reactor containment vessel of a nuclear power plant according to the seventh embodiment of the present invention.
  • FIG. 8 is an elevational sectional view showing the configuration around the reactor containment vessel of a nuclear power plant according to the eighth embodiment of the present invention.
  • FIG. 9 is an elevational sectional view showing the configuration around the reactor containment vessel of a nuclear power plant according to the ninth embodiment of the present invention.
  • FIG. 10 is an elevational sectional view showing the configuration around the reactor containment vessel of a nuclear power plant according to the tenth embodiment of the present invention.
  • FIG. 10 is an elevational sectional view showing the configuration around the reactor containment vessel of a nuclear power plant according to the tenth embodiment of the present invention.
  • FIG. 11 is an elevational sectional view showing the configuration around the reactor containment vessel of a nuclear power plant according to the eleventh embodiment of the present invention.
  • FIG. 12 is an elevational sectional view showing the configuration around the reactor containment vessel of a nuclear power plant according to the twelfth embodiment of the present invention.
  • FIG. 13 is an elevational sectional view showing the configuration around the reactor containment vessel of a nuclear power plant according to the thirteenth embodiment of the present invention.
  • FIG. 14 is an elevational sectional view showing the configuration around the reactor containment vessel of a nuclear power plant according to the fourteenth embodiment of the present invention.
  • FIG. 15 is an elevational sectional view showing the configuration around the reactor containment vessel of the first conventional nuclear power plant (ABWR).
  • FIG. ABWR conventional nuclear power plant
  • FIG. 16 is a plan view showing the configuration around the reactor containment vessel of the first conventional nuclear power plant (ABWR).
  • FIG. 17 is an elevational sectional view showing the structure around the upper lid of the reactor containment vessel of the first conventional nuclear power plant (ABWR).
  • FIG. 18 is an elevational sectional view showing the internal area of the reactor containment vessel of the first conventional nuclear power plant (ABWR).
  • FIG. 19 is an elevational cross-sectional view showing the reactor pressure vessel and reactor internals of the first conventional nuclear power plant (ABWR).
  • FIG. 20 is an elevational sectional view showing an example of a heat exchanger of a static containment cooling system of a conventional first nuclear power plant (ABWR).
  • FIG. 21 is an elevational sectional view showing the configuration around the reactor containment vessel of a second conventional nuclear power plant (SATOR).
  • FIG. 22 is a plan view showing the configuration around the reactor containment vessel of a second conventional nuclear power plant (SATOR).
  • FIG. 23 is an elevational sectional view showing the configuration of a scrubbing pool of a second conventional nuclear power plant (SATOR).
  • FIG. 24 is an elevational sectional view showing an example of a heat exchanger of a static containment cooling system of a second conventional nuclear power plant (SATOR).
  • FIG. 25 is an elevational sectional view showing an example of a heat exchanger of a static containment cooling system of a conventional third nuclear power plant (ESBWR).
  • FIG. 26 is an elevational sectional view showing the structure around the reactor containment vessel, which shows the structure common to the embodiments of the nuclear power plant of the present invention.
  • FIGS. 1 to 14 a nuclear power plant having a static containment cooling system according to an embodiment of the present invention will be described with reference to FIGS. 1 to 14.
  • parts that are the same or similar to the above-mentioned prior art and parts that are the same or similar between the embodiments described below are given the same reference numerals, and repeated explanations will be omitted and only the main parts will be explained.
  • Embodiments 1 to 7 (Description of embodiment based on ABWR) An ABWR-based embodiment will be described below with reference to FIGS. 1 to 7.
  • the configuration of the reactor core 1, reactor pressure vessel 2, and reactor containment vessel 3 is the configuration of the conventional first nuclear power plant (ABWR) shown in FIGS. 15 and 16.
  • the basic configuration of the static containment cooling system 12 is also the same as that of the static containment cooling system 12 of the conventional first nuclear power plant (ABWR) shown in FIGS. 15 and 20.
  • ABWR conventional first nuclear power plant
  • reactor containment vessel called RCCV
  • the type of reactor containment vessel is not limited to RCCV. Universally applied to all pressure suppression type reactor containment vessels that have a pressure suppression function using a pressure suppression pool. Further, other materials such as SC construction or steel can also be used.
  • FIG. 1 is an elevational sectional view showing the configuration around a reactor containment vessel of a nuclear power plant according to a first embodiment of the present invention.
  • first embodiment the differences between the first embodiment and the conventional ABWR will be explained.
  • FIG. 1 The configuration of the static containment cooling system (PCCS) 12 in the first embodiment will be described based on FIG. 1.
  • one end of the condensed water return pipe 21 is immersed in water within the pressure suppression pool 6, as an example.
  • the condensed water return pipe 21 is provided with a condensed water return pipe isolation valve 21a.
  • the condensed water return pipe isolation valve 21a is open during normal operation.
  • one end of the condensed water return pipe 21 is led to the pressure suppression pool 6 as an example, but the present invention is not limited to this example.
  • the core is guided to a core catcher (not shown) in the lower part of the lower dry well 61a, or to the inside of the LOCA vent pipe 8. Whether the condensed water is guided to the pressure suppression pool 6 or internally to the LOCA vent pipe 8, it is finally returned to the lower dry well 61a from the melt valve 64.
  • one end of the condensed water return pipe 21 is configured to return condensed water to the lower region 90 (see FIG. 18) below the dam flamm floor 5b of the reactor containment vessel 3.
  • a reactor pressure vessel water injection pipe 51 is provided. One end of the reactor pressure vessel water injection pipe 51 is connected between the outlet plenum 18 of the condensed water return pipe 21 and the condensed water return pipe isolation valve 21a. The other end of the reactor pressure vessel water injection pipe 51 is connected to the reactor pressure vessel 2 .
  • this embodiment shows an example in which the other end of the reactor pressure vessel water injection pipe 51 is connected to the water supply sparger 50 in the reactor pressure vessel 2, the present invention is not limited to this example. For example, it can also be connected to a low pressure water injection system sparger 46 (see FIG. 19).
  • the reactor pressure vessel water injection pipe 51 is provided with a reactor pressure vessel water injection pipe isolation valve 51a. The reactor pressure vessel water injection pipe isolation valve 51a is closed during normal operation.
  • the gas vent pipe 22 is provided with a gas vent fan 22a and a backflow prevention valve 22b.
  • FIG. 1 shows an example in which the gas vent fan 22a is installed by providing a branch pipe from the gas vent pipe 22, the present invention is not limited to this example.
  • the gas vent fan 22a can also be provided directly on the gas vent piping 22.
  • the check valve 22b may not be provided.
  • FIG. 1 shows an example of the check valve as the non-return valve 22b, the present invention is not limited to this example.
  • An electric valve or the like can also be used as the check valve 22b.
  • a power source (not shown) dedicated to severe accidents is used to operate the gas vent fan 22a and the electric valve.
  • the power source dedicated to severe accidents uses a gas turbine generator, battery, etc., which is different from the emergency power source (diesel generator) used for design basis accidents.
  • the first feature of this embodiment is that the condensed water return pipe 21 is guided into the pressure suppression pool 6, and that a reactor pressure vessel water injection pipe 51 is branched from the middle of the condensed water return pipe 21. It is that you are.
  • the operation of this embodiment configured in this way will be explained.
  • a coolant loss accident occurs, a large amount of steam is generated inside the upper dry well 4c from the fracture flow.
  • the steam flows under its own pressure from the drywell gas supply piping 20 into the heat exchanger 16 of the static containment cooling system 12, where it is cooled and condensed by the heat transfer tubes 19.
  • Condensed water flows into outlet plenum 18 .
  • the condensed water is returned to the pressure suppression pool 6 by the condensed water return pipe 21.
  • This condensed water flows into the outlet plenum 18. Furthermore, the condensed water is returned to the pressure suppression pool 6 by the condensed water return pipe 21.
  • the water in the pressure suppression pool flows through the LOCA vent pipe 8, passes through the melting valve 64 again, flows into the lower dry well 61a, and is used to cool the debris that has fallen onto the floor of the lower dry well 61a. As a result, the debris that has fallen into the lower D/W 61a is completely cooled by the static containment vessel cooling system 12.
  • the condensed water in the outlet plenum 18 can flow into the reactor pressure vessel 2 where the pressure is reduced by the gravity of the water head of about 10 m.
  • the operation method of closing the condensed water return piping isolation valve 21a and opening the reactor pressure vessel water injection piping isolation valve 51a to inject condensed water into the reactor pressure vessel 2 is performed in the static containment vessel cooling system 12. This is called reactor pressure vessel water injection mode.
  • the condensed water When the condensed water is sprayed from the water supply sparger 50, it descends through the downcomer 2d (see FIG. 19) and flows from the deuser 42 of the internal pump 40 to the lower plenum 2f at the bottom of the reactor pressure vessel 2. If the melt penetration point in the reactor pressure vessel 2 is an instrumentation pipe (not shown), the rupture point may be higher than the lower mirror 2g of the reactor containment vessel 2, and condensed water will accumulate up to that height. A water level is formed in the lower plenum 2f. The condensed water stored in the lower plenum 2f is used to cool the debris that has fallen from the melt penetration part of the reactor pressure vessel 2 to the bottom of the lower dry well 61a and has fallen to the floor of the lower dry well 61.
  • the temperature inside the reactor pressure vessel 2 will be maintained at a high temperature of about 1000° C. due to the heat of debris remaining in the reactor. Due to heat radiation from the high-temperature reactor pressure vessel 2, the temperature of the upper dry well 4c exceeded 200°C for seven days after the accident, and there was a risk that the temperature of the reactor containment vessel upper cover 11a would exceed 300°C. As a result, the upper dry well 4c was damaged due to overheating, and there was a risk that the sealing material of the flange 74 of the reactor containment vessel upper cover 11 would deteriorate, causing a large amount of hydrogen and radioactive materials to leak into the operating floor.
  • the present embodiment configured in this manner is designed to meet the requirements of the Japanese Nuclear Regulation Authority (NRA) in its commentary on Article 42 of the new regulatory standards, which provides the cooling function for the molten core inside the reactor (for example, low pressure inside the reactor). water injection equipment)” can be satisfied. Moreover, it can be filled with a static containment vessel cooling system 12 that does not use a pump or its power source. This requirement can also be met by an isolation capacitor (IC), but since the isolation capacitor is a core melt prevention equipment, it is not allowed to use it after a core melt has occurred from the standpoint of deep protection. If the isolation capacitor is functioning, core meltdown will not occur. The occurrence of core meltdown accidents means that the isolation capacitors have failed for some reason and cannot be used.
  • NPA Japanese Nuclear Regulation Authority
  • a second feature of this embodiment is that the gas vent pipe 22 is provided with a gas vent fan 22a.
  • the gas vent pipe 22 is led to the pressure suppression pool 6.
  • a large amount of radioactive material migrates from the relief safety valve 72 (see FIG. 15), the gas vent pipe 22, and the LOCA vent pipe 8 into the water of the pressure suppression pool 6 and is scrubbed into the water.
  • the amount is approximately 25% of the total radioactive material present in the core fuel. In other words, this is equivalent to substantially 25% of the debris existing within the pressure suppression pool 6. Therefore, the water in the pressure suppression pool 6 starts to boil due to the decay heat released by the radioactive material.
  • the pressure in the dry well 4 is relatively low because it is cooled by the static containment cooling system 12. Therefore, the pressure in the wet well gas phase part 7 becomes higher than the pressure in the dry well 4, and nitrogen, hydrogen, and steam in the wet well gas phase part 7 become a mixed gas and pass through the vacuum breaker valve 9 into the dry well 4. Inflow.
  • the steam is condensed by heat transfer tubes 19.
  • nitrogen and hydrogen are non-condensable gases, they remain inside the heat exchanger tubes 19 without being condensed.
  • the non-condensable gas in the heat transfer tubes 19 is originally configured to be able to vent from the outlet plenum 18 through the gas vent tube 22 into the pressure suppression pool 6 .
  • the static containment cooling system 12 becomes unable to suck the gas in the dry well 4 and loses its cooling function. That is, when the water in the pressure suppression pool 6 starts boiling, the static containment cooling system 12 loses its function.
  • a gas vent fan 22a is provided in the gas vent pipe 22 to forcibly vent the non-condensable gas in the heat transfer tube 19. This allows the non-condensable gas in the heat exchanger 16 to be vented into the pressure suppression pool 6, allowing the static containment cooling system 12 to maintain its cooling function.
  • the static containment vessel cooling system 12 of this embodiment configured in this way, overpressure damage to the reactor containment vessel 3 can be prevented for a long period of time simply by replenishing the cooling water 14.
  • the operating method in which the gas vent fan 22a is operated in this manner is called the gas vent fan mode of the static containment vessel cooling system 12. Gas vent fan mode can be used in conjunction with other operating modes.
  • FIG. 2 is an elevational sectional view showing the configuration around a reactor containment vessel of a nuclear power plant according to a second embodiment of the present invention.
  • the second embodiment the differences between the second embodiment and the conventional ABWR will be explained.
  • FIG. 2 The configuration of the static containment cooling system (PCCS) 12 in the second embodiment will be explained based on FIG. 2.
  • a backflow prevention device 52 is further provided in the middle of the condensed water return pipe 21, and the tip of the condensed water return pipe 21 is connected to the wet well sparger 53 of the wet well gas phase section 7. ing.
  • the other configurations of the static containment cooling system (PCCS) 12 in the second embodiment are the same as in the first embodiment.
  • the wetwell sparger 53 may also be a residual heat removal system (RHR) sparger (not shown).
  • RHR residual heat removal system
  • the backflow prevention device 52 shows an example of a water-sealed tank, but is not limited to this example.
  • the backflow prevention device 52 can use a U-shaped water seal or a check valve.
  • water is stored inside, and the condensed water return pipe 21 is immersed in this water midway and opened. Further, the continuation of the condensed water return pipe 21 is connected again to a portion above the water surface of the water seal tank 52, and its tip is connected to the wet well sparger 53 of the wet well gas phase section 7.
  • U-shaped water seals also store water inside.
  • the purpose of the backflow device 52 is to allow gas in the wet well gas phase 7 to flow back through the condensed water return pipe 21 and into the heat exchanger 16 of the static containment cooling system 12.
  • the purpose is to prevent loss of cooling function.
  • furnace steam is released from the relief safety valve 72 (see Fig. 15) into the pressure suppression pool 6, and after a long period of time, high-pressure steam is generated from the water near the water surface of the pressure suppression pool 6, causing wet well air.
  • the backflow prevention device 52 can prevent this backflow.
  • gas containing radioactive substances in the dry well 4 may bypass the gas vent pipe 22 and enter the condensed water return pipe 22. It is possible to prevent the gas from directly flowing into the wet well gas phase section 7.
  • the steam that cannot be completely condensed flows directly into the wet well gas phase section 7 from the condensed water return pipe 21. There is a risk of a large influx. If this happens, the pressure suppression function of the wet well 5 will be inhibited.
  • the depth of the water inside the water seal tank and the U-shaped water seal is set to be deeper than the submersion depth of the gas vent pipe 22 in the pressure suppression pool 6 (see FIG. 1).
  • steam and gas flow through the gas vent pipe 22 instead of the condensed water return pipe 21.
  • the condensed water condensed by the heat exchanger 16 of the static containment vessel cooling system 12 is drained from the wet well sparger 53 by the condensed water return pipe 21. Water can be sprinkled inside the well gas phase section 7.
  • a large amount of steam and high temperature hydrogen are released from the reactor pressure vessel 2 into the pressure suppression pool 6 by the relief safety valve 72 (see FIG. 15).
  • the temperature of the pool water in the pressure suppression pool 6 increases.
  • lessons learned from the Fukushima Daiichi accident revealed that the temperature of pool water becomes stratified, causing the water near the surface to heat up faster and generate high-pressure steam.
  • the melting valve 64 is opened and water flows into the lower dry well 61a from the LOCA vent pipe 8, submerging the debris. do. Then, a large amount of steam is generated due to the heat of the debris, and the pressure in the dry well 4 becomes high.
  • the steam and nitrogen gas in the dry well 4 are discharged into the pressure suppression pool 6 by the LOCA vent pipe 8 and the gas vent pipe 22 of the static containment cooling system 12. The steam is condensed by the water in the pressure suppression pool 6, further increasing the temperature of the pool water. Nitrogen moves to the wet well gas phase section 7 without being condensed.
  • Filter vent systems are dangerous devices that release radioactive noble gases and organic iodine directly into the environment. This is a dangerous device that prioritizes preventing damage to the reactor containment vessel 3 and preventing land contamination. Therefore, it is necessary to evacuate all nearby residents before activating the filter vent. It will take time for residents to evacuate. However, due to the stratification of the pressure suppression pool 6, the timing of activating the filter vent was earlier, and there was a risk that radioactive noble gas and organic iodine would be released into the environment and the residents would be exposed to radiation before the evacuation of the residents was completed. In the event of an SBO, local governments have established an emergency disaster prevention plan in which residents begin preparations for preventive evacuation at the time an SBO occurs, and furthermore, when the cooling function is lost, evacuation of residents begins.
  • the temperature of the sprayed water is approximately 60° C. at the beginning of the accident because the temperature of the pool water 14 in the static containment vessel cooling system 12 is low. Thereafter, when the temperature of the pool water 14 reaches about 100°C, the temperature of the sprayed water becomes constant at about 130°C. On the other hand, if the pressure suppression pool becomes stratified, the water temperature near the water surface will reach approximately 180°C. However, in this embodiment, the high temperature steam generated from the water in the pressure suppression pool 6 can be condensed by the sprayed water.
  • the static containment cooling system 12 can cool down the decay heat generated from debris, as well as the decay heat from debris remaining in the reactor and the decay heat from debris that has fallen to the floor of the lower dry well 61a. can. Therefore, it becomes possible to extend the timing of overpressure failure of the reactor containment vessel 3 to three days or later. By replenishing the pool water 14, the timing of overpressure damage in the reactor containment vessel 3 can be further delayed and overpressure damage itself can be prevented.
  • the operation method in which the reactor pressure vessel water injection isolation valve 51a is closed, the condensed water return pipe isolation valve 21a is opened, and the condensed water is sprayed into the wet well gas phase section 7 is used as a wet method for the static containment vessel cooling system 12. It is called well spray mode.
  • a plurality of heat exchangers 16 of the static containment cooling system 12 are installed. For example, if four heat exchangers 16 are installed, two heat exchangers 16 are operated in wet-well spray mode and the remaining two heat exchangers 16 are operated in wet-well spray mode. It is possible to drive in mode. By doing so, it becomes possible to prevent overpressure damage and overtemperature damage to the reactor containment vessel 3.
  • FIG. 3 is an elevational sectional view showing the configuration around a reactor containment vessel of a nuclear power plant according to a third embodiment of the present invention.
  • the third embodiment and the conventional ABWR will be explained.
  • the condensed water sprayed from the water supply sparger 50 will be transferred to the downcomer. 2d, passes through the deuser 42 of the internal pump 40, and falls into the lower plenum 2f of the reactor pressure vessel 2, and then falls into the lower dry well 61a from the broken point of the reactor pressure vessel lower mirror 2g. (See Figure 19).
  • the condensed water flows out of the reactor pressure vessel 2 without cooling the debris remaining in the reactor. Therefore, if the lower mirror 2g of the reactor pressure vessel 2 is melted and penetrated to a large extent, there is a possibility that a sufficient cooling effect may not be obtained.
  • FIG. 4 is an elevational sectional view showing the configuration around the reactor containment vessel of a nuclear power plant according to the fourth embodiment of the present invention.
  • the differences between the fourth embodiment and the conventional ABWR will be explained.
  • the reactor pressure vessel water injection pipe 51 is connected to a high pressure core water injection system water injection pipe 95 of a high pressure core water injection system 92.
  • the connection position is between the high pressure core water injection system outer isolation valve 96 and the reactor pressure vessel 2.
  • FIG. 4 shows an example in which the high-pressure core water injection system inner isolation valve 97 and the reactor pressure vessel 2 are connected, the present invention is not limited to this example. For example, it may be connected between the high pressure core water injection system outer isolation valve 96 and the reactor pressure vessel 3.
  • the reactor pressure vessel water injection pipe 51 does not need to penetrate the reactor containment vessel 3.
  • condensed water is transferred to the high pressure core water injection system sparger 47 (see Figure 19).
  • PCCS static containment cooling system
  • ABWR has two high-pressure core cooling systems 92. This was carried out by the inventor of the present invention in order to reduce the frequency of automatic decompression systems (ADS) (not shown) and to reduce the frequency of high pressure scenarios called TQUX sequences in probabilistic safety assessments (PRA). It is.
  • ADS automatic decompression systems
  • PRA probabilistic safety assessments
  • a plurality of heat exchangers 16, such as four, are provided in the static containment cooling system 12. In that case, it is conceivable to connect the reactor pressure vessel water injection pipes 51 of the two heat exchangers 16 to the high pressure core water injection system water injection pipe 95 of the high pressure core water injection system 92 according to the fourth embodiment.
  • the remaining two heat exchangers 16 it may be considered to have a configuration in which the reactor pressure vessel water injection pipe 51 and the reactor pressure vessel water injection pipe isolation valve 51a are deleted in the second embodiment.
  • the former two heat exchangers 16 can be operated in the reactor pressure vessel water injection mode to prevent overheating damage to the reactor containment vessel 3.
  • the latter two heat exchangers 16 can be operated in wet-well spray mode to prevent overpressure damage to the reactor containment vessel 3. In this way, both overtemperature damage and overpressure damage to the reactor pressure vessel 3 can be prevented by the static containment vessel cooling system 12.
  • FIG. 5 is an elevational sectional view showing the configuration around the reactor containment vessel of a nuclear power plant according to the fifth embodiment of the present invention.
  • the differences between the fifth embodiment and the conventional ABWR will be explained.
  • the dry well gas supply pipe 20 is provided with a dry well gas supply pipe isolation valve 20a.
  • the dry well gas supply piping isolation valve 20a is shown in a closed state in FIG. 5, it is open during normal operation. However, the dry well gas supply pipe 20a is closed during normal operation and may be opened after an accident.
  • a reactor pressure vessel (RPV) gas supply pipe 54 is further provided connected to the dry well gas supply pipe 20.
  • One end of the reactor pressure vessel (RPV) gas supply line 54 is connected to the drywell gas supply line 20 between the inlet header 17 of the heat exchanger 16 and the drywell gas supply line isolation valve 20a.
  • the reactor pressure vessel (RPV) gas supply pipe 54 penetrates the reactor containment vessel 3, the other end thereof is connected to the steam phase 2s of the reactor pressure vessel 2 (see FIG. 19).
  • the reactor pressure vessel gas supply pipe 54 is provided with a reactor pressure vessel gas supply pipe isolation valve 54a. Although the reactor pressure vessel gas supply piping isolation valve 54a is shown in an open state in the figure, it is closed during normal operation.
  • the reactor pressure vessel gas supply piping isolation valve 54a may be an electric valve, an air-operated valve, an explosion valve, or the like. Although this embodiment shows an example in which one end of the reactor pressure vessel gas supply pipe 54 is connected to the dry well gas supply pipe 20, the present invention is not limited to this example. One end of the reactor pressure vessel gas supply line 54 can also be connected directly to the inlet plenum 17 of the heat exchanger 16.
  • a pressure equalizing valve 55 is further provided.
  • the pressure equalizing valve 55 is connected to the steam phase 2s (see FIG. 19) of the reactor pressure vessel 2 through a stub pipe 55a.
  • the pressure equalizing valve 55 is shown in an open state in FIG. 5, it is closed during normal operation.
  • FIG. 5 shows a configuration in which the stub piping 55a is directly connected to the reactor pressure vessel 2, the present invention is not limited to this. For example, it may be connected to the main steam pipe 71 (see FIG. 15).
  • the stub pipe 55a is configured to release gas in the vapor phase 2s of the reactor pressure vessel 2 from the pressure equalization valve 55 to the upper dry well 4c, so that the pressures in the reactor pressure vessel 2 and the dry well 4c are equalized.
  • the pressure equalizing valve 55 an electric valve, an air-operated valve, an explosion valve, etc. can be used.
  • the configuration of the pressure equalization valve 55 is similar to the pressure reducing valve of the ESBWR. However, the pressure equalization valve 55 is configured to operate only after the reactor pressure vessel 2 is in a low pressure state.
  • the pressure reducing valve of the ESBWR operates when the reactor pressure vessel 2 is in a high pressure state. When the pressure reducing valve operates from a high pressure state during a severe accident, a large amount of radioactive material is released into the dry well 4 and deposits on the walls and floor of the dry well 4, continuing to release decay heat, causing the dry well 4 to overheat. There is a risk of damage.
  • the steam is condensed by the heat transfer tube 19, flows into the outlet plenum, passes through the condensate return pipe 21, and is sparged from the wetwell sparger 53 to the wetwell gas phase 7 (see FIG. 3). That is, heat exchanger 16 is operated in wet-well spray mode. Since nitrogen and hydrogen are non-condensable gases, they are vented into the pressure suppression pool 6 from the gas vent pipe 22 without condensing. When this state continues for a while, almost all of the nitrogen and hydrogen in the dry well 4 are vented into the pressure suppression pool 6 and transferred to the wet well gas phase section 7. As a result, after about one hour, the inside of the dry well 4 becomes occupied only by steam.
  • the gas in the dry well 4 passes through the rupture port at the bottom of the reactor pressure vessel 2 and the pressure equalization valve 55, since the dry well gas supply piping isolation valve 20a is closed, and flows into the reactor pressure vessel. 2 and flows into the heat exchanger 16 through the reactor pressure vessel gas supply piping 54 under its own pressure.
  • the steam is condensed by heat transfer tubes 19 and flows into outlet plenum 18 . Since the static containment cooling system 12 has already started operating in the reactor pressure vessel injection mode, the condensed water in the outlet plenum 18 is sprayed into the inside of the reactor pressure vessel 2 from the reactor pressure vessel water injection pipe 51. (See Figure 3).
  • the steam in the dry well 4 once passes through the inside of the reactor pressure vessel 2 and then flows into the inside of the heat exchanger 16 of the static containment vessel cooling system 12.
  • the flow rate is extremely large, approximately 10,000 m3/h.
  • the steam generated from the water submerging the debris in the lower dry well 61a is saturated steam at about 130°C.
  • the steam flows into the reactor pressure vessel 2 at a huge flow rate and flows out to the static containment vessel cooling system 12.
  • the debris remaining in the reactor pressure vessel 2 is cooled by the enormous air cooling effect of the steam. You can get the same air cooling effect as being cooled by a giant electric fan.
  • the temperature inside the reactor pressure vessel 2 is further reduced to about 250°C to about 350°C.
  • the operating method in which the inside of the reactor pressure vessel 2 is cooled by the air cooling effect of a huge flow rate of steam is called the steam cooling mode in the reactor pressure vessel of the static containment vessel cooling system 12.
  • the reactor pressure vessel steam cooling mode can be used in combination with other operation modes.
  • This embodiment which is configured in this way, meets the requirements of the Japanese Nuclear Regulation Authority (NRA) in its commentary on Article 42 of the new regulatory standards, which provides a cooling function for the molten core inside the reactor (for example, low pressure inside the reactor). water injection equipment)” can be satisfied. Moreover, it can be filled with a static containment vessel cooling system 12 that does not use a pump or its power source.
  • the NRA refers to the cooling function of the molten core inside the reactor, and the method is only exemplified by low-pressure water injection equipment, but is not limited to this. Therefore, the cooling function of the molten core in the reactor by the air cooling effect of steam according to this embodiment satisfies the requirements of the NRA.
  • the present invention utilizes the static air cooling function of the static containment cooling system 12 in an innovative manner that NRA could not have conceived of, without using the dynamic pump of the low-pressure water injection equipment or the power source.
  • the cooling function is provided at low cost and with high reliability.
  • the energy source for its operation is the decay heat generated by debris. Since it is no longer necessary to provide low-pressure water injection equipment for severe accidents and a power source for severe accidents, it is possible to reduce costs and improve reliability at the same time.
  • the inventor calls this design concept that simultaneously achieves cost reduction and performance improvement the Positive Cost Down Philosophy.
  • the design concept that achieves this with the static containment cooling system 12, which is an already existing technology is called Off the Shelf Philosophy. What makes these possible is the new value created by the inventions of designers.
  • vent clearing in order for the steam in the dry well 4 to push down the water inside the LOCA vent pipe 8 and flow into the pressure suppression pool 6 (referred to as vent clearing) in the event of a severe accident, the steam in the dry well 4 must be The pressure needs to be high. If the water depth of the pressure suppression pool 6 is sufficiently deep, the required pressure for clearing the vent will be large and will be larger than the pressure difference between the reactor pressure vessel 2 and the dry well 4, and the dry well will be closed even without the pressure equalization valve 55. The steam inside the reactor pressure vessel 4 can flow into the inside of the reactor pressure vessel 2 from the rupture point at the bottom of the reactor pressure vessel 2. That is, if the water depth of the pressure suppression pool is sufficiently deep, the pressure equalization valve 55 is not essential.
  • FIG. 6 is an elevational sectional view showing the configuration around the reactor containment vessel of a nuclear power plant according to the sixth embodiment of the present invention.
  • the differences between the sixth embodiment and the conventional ABWR will be explained.
  • a dry well spray pipe 56 is provided connected to the condensed water return pipe 21.
  • the connection point of the dry well spray piping 56 with the condensed water return piping 21 is below the outlet plenum 18 of the heat exchanger 16 and above the connection point of the reactor pressure vessel water injection piping 51 and the condensed water return piping 21. positioned.
  • the dry well spray pipe 56 is provided with a dry well spray pipe isolation valve 56a.
  • the other end of the dry well spray pipe 56 passes through the reactor containment vessel 3 and is connected to a dry well spray sparger 56b.
  • the drywell spray sparger 56b may be a reactor containment spray sparger of a residual heat removal system (RHR) (not shown).
  • RHR residual heat removal system
  • the condensed water return piping isolation valve 21a is closed, the reactor pressure vessel water injection piping isolation valve 51a is closed, and the dry well/spray piping isolation valve is closed. Opening 56a allows condensed water in the outlet plenum 18 of the heat exchanger 16 to be sparged by the drywell spray line 56 from the drywell spray sparger 56b into the upper drywell 4c.
  • This method of operating the static containment cooling system 12 is called drywell spray mode. Since the height difference between the outlet plenum 18 and the dry well spray sparger 56b is approximately 5 m or more, it is possible to spray condensed water into the dry well 4.
  • Drywell spray mode cannot be used in conjunction with reactor pressure vessel water injection mode and wetwell spray mode within the same static containment cooling system 12. It can be used in conjunction with the reactor pressure vessel steam cooling mode and gas vent mode. However, with another static containment vessel cooling system 12, it can be used in combination with all other operating modes.
  • the amount of radioactive material released into the dry well 4c is about 25% of the fission products that were present inside the reactor core fuel.
  • the amount of radioactive material released into the dry well 4c is about 25% of the fission products that were present inside the reactor core fuel.
  • about 25% of the fission products are transferred to the pressure suppression pool 6 by the relief safety valve 72 (see FIG. 15) and cooled by pool water.
  • about 25% of the nuclear fission products are released from the rupture point of the main steam pipe 71, and most of them adhere to the inside of the upper dry well 4c and exist in the gas phase for cooling.
  • the temperature inside the reactor pressure vessel 2 falls below approximately 400°C. In this state, it is not very effective or necessary to cool the debris remaining in the reactor using the reactor pressure vessel injection mode. On the other hand, the temperature inside the upper dry well 4c will exceed 400° C. if left as it is due to the decay heat of the attached radioactive material. This is a frightening situation.
  • PWRs are designed to deal with this phenomenon, such as by directly cooling the outer surface of the reactor containment vessel with water and air cooling, or by distributing containment vessel spray specifically designed for severe accidents.
  • some PWRs only require a core catcher after a severe accident, and some PWRs are designed to not cool radioactive materials attached to the gas phase of the reactor containment vessel. This is because the lessons learned from the Fukushima Daiichi accident have not been fully recognized, as the physical phenomenon analysis code for severe accidents has not yet developed a model that can handle heat dissipation from residual debris inside the reactor for PWR cores. There is.
  • FIG. 7 is an elevational sectional view showing the configuration around the reactor containment vessel of a nuclear power plant according to the seventh embodiment of the present invention.
  • the seventh embodiment and the conventional ABWR will be explained.
  • the dry well spray pipe isolation valve 56a can be kept open during normal operation. Even if a coolant loss accident occurs in this state, the gas in the upper dry well 4c will not flow back through the dry well spray pipe 56. Since most of the steam in the upper dry well 4c is large in the blowdown process immediately after LOCA, it is mixed with nitrogen in the upper dry well 4c and vented into the pressure suppression pool 6 through the LOCA vent pipe 8. A portion of the nitrogen also flows into the static containment cooling system 12 and is vented into the pressure suppression pool 6 from the gas vent pipe 22 . In this process, almost all of the nitrogen in the dry well 4 is transferred to the wet well gas phase.
  • the non-condensable gas moves to the wet well gas phase section 7.
  • the condensed water flowing into the outlet plenum 18 is sprayed by gravity into the upper drywell 4c through the condensed water return piping 21 and the drywell spray piping 56 from the drywell spray sparger 56b.
  • the temperature of the condensed water immediately after the accident occurs is as low as about 60° C. because the temperature of the cooling water 14 is low.
  • the static containment cooling system 12 is switched to the dry well spray mode. Since cold and hot water is statically and automatically sprayed into the upper dry well 4c, the pressure in the reactor containment vessel 3 can be naturally reduced. While the operators are confused and unsure of what to do, the pressure in the reactor containment vessel 3 naturally drops. When a loss of coolant accident occurs, the static containment cooling system 12 of this embodiment can return the generated steam to low-temperature condensed water and spray it into the upper dry well 4c.
  • Embodiments 8 to 14 (Description of embodiment based on SATOR) Hereinafter, an embodiment based on Sever Accident Tolerant and Optimized Rector (SATOR) will be described based on FIGS. 8 to 14.
  • the configurations of the reactor core 1, reactor pressure vessel 2, reactor containment vessel 3, and external well 32 are similar to those of the conventional second nuclear power plant shown in FIGS. 21 and 22 ( The configuration is the same as that of SATOR).
  • the basic configuration of the static containment cooling system 12 is also the same as that of the static containment cooling system 12 of the second conventional nuclear power plant (SATOR) shown in FIGS. 21 and 24.
  • SATOR second conventional nuclear power plant
  • reactor containment vessel called RCCV
  • the type of reactor containment vessel is not limited to RCCV. Universally applied to all pressure suppression type reactor containment vessels that have a pressure suppression function using a pressure suppression pool. Further, other materials such as SC construction or steel can also be used.
  • an external well 32 is provided in the embodiments shown in FIGS. 8 to 14.
  • the external well 32 may be made of the same material as the reactor containment vessel 3, such as reinforced concrete (RC), SC construction, or steel. If it is made of reinforced concrete, a liner is laid on the inner surface like the reactor containment vessel 3.
  • the planar shape of the external well 32 is rectangular and is configured to surround part of the outer walls of the dry well 4 and wet well 5; but not limited to. Any shape may be used as long as the dry well 4 and the wet well 5 are adjacent to each other so as to surround at least a portion of their outer walls. Examples include trapezoids, polygons, crescent shapes, partial torus shapes, and complete torus shapes.
  • FIG. 8 is an elevational sectional view showing the configuration around the reactor containment vessel of a nuclear power plant according to the eighth embodiment of the present invention.
  • the eighth embodiment differs from the conventional SATOR (see FIG. 21) in that, like the first embodiment, the reactor pressure vessel water injection pipe 51, the reactor pressure vessel water injection pipe isolation valve 51a, and the condensed water return A piping isolation valve 21a is added. This allows the static containment vessel cooling system 12 to be used in the reactor pressure vessel water injection mode in the event of a severe accident.
  • SATOR Compared to ABWR, SATOR has a wet well gas supply pipe 48, an outer well 32, and a scrubbing pool 33, and has achieved significant progress in reducing the pressure in the reactor containment vessel 3 and suppressing the leakage of radioactive materials in the event of a severe accident. It is a nuclear power plant. Even if high-pressure steam, hydrogen, and radioactive materials are generated in the wet well gas phase section 7, the steam is condensed by the static containment vessel cooling system 12, particulate radioactive materials are removed by the scrubbing pool 33, and hydrogen and radioactive rare gases are removed. Organic iodine can be confined within the outer well 32.
  • FIG. 9 is an elevational sectional view showing the configuration around the reactor containment vessel of a nuclear power plant according to the ninth embodiment of the present invention.
  • the ninth embodiment differs from the conventional SATOR in that, like the second embodiment, a backflow prevention device (water seal tank) 52 and a wet well spray sparger 53 are added.
  • a backflow prevention device water seal tank
  • a wet well spray sparger 53 is added.
  • This allows the static containment cooling system 12 to be used in wet-well spray mode in the event of a severe accident. This has made it possible to prevent temperature stratification in the pressure suppression pool in the event of a severe accident.
  • the other configuration of the static containment cooling system 12 of the ninth embodiment is the same as the configuration of the eighth embodiment.
  • FIG. 10 is an elevational sectional view showing the configuration around the reactor containment vessel of a nuclear power plant according to the tenth embodiment of the present invention.
  • the tenth embodiment differs from the conventional SATOR in that, as in the third embodiment, the tip of the reactor pressure vessel water injection pipe 51 is connected to a high-pressure core cooling system sparger in the shroud head 2b (see FIG. 19). 47. This makes it possible to directly spray condensed water from the static containment cooling system 12 onto debris within the reactor in the event of a severe accident.
  • the other configuration of the static containment cooling system 12 of the tenth embodiment is the same as the configuration of the ninth embodiment.
  • FIG. 11 is an elevational sectional view showing the configuration around the reactor containment vessel of a nuclear power plant according to the eleventh embodiment of the present invention.
  • the eleventh embodiment differs from the conventional SATOR in that, like the fourth embodiment, the reactor pressure vessel water injection pipe 51 is further connected to the high pressure core cooling system water injection pipe 95, and the pipe is shared and the high pressure core water injection system It is connected to the sparger 47. This eliminates the need to provide the reactor pressure vessel 2 with a nozzle for the reactor pressure vessel water injection pipe 51.
  • the other configuration of the static containment cooling system 12 of the eleventh embodiment is the same as the configuration of the tenth embodiment.
  • FIG. 12 is an elevational sectional view showing the configuration around the reactor containment vessel of a nuclear power plant according to the twelfth embodiment of the present invention.
  • the twelfth embodiment is different from the conventional SATOR in that, like the fifth embodiment, a reactor pressure vessel gas supply pipe 54, a reactor pressure vessel gas supply pipe isolation valve 54a, and a pressure equalization valve 55 are added. It is that you are.
  • the pressure equalization valve 55 is not essential because the water depth of the pressure suppression pool is deep. This makes it possible to use the static containment vessel cooling system 12 in the reactor pressure vessel steam cooling mode in the event of a severe accident. The air-cooling effect of steam made it possible to sufficiently cool the remaining debris inside the reactor.
  • the other configuration of the static containment cooling system 12 of the twelfth embodiment is the same as the configuration of the eleventh embodiment.
  • FIG. 13 is an elevational sectional view showing the configuration around the reactor containment vessel of a nuclear power plant according to the thirteenth embodiment of the present invention.
  • the thirteenth embodiment is different from the conventional SATOR in that, like the sixth embodiment, a dry well spray pipe 56, a dry well spray pipe isolation valve 56a, and a dry well spray sparger 56b are added. That is what we are doing.
  • a reactor containment vessel spray sparger for RHR (not shown) can be used as the dry well spray sparger 56b.
  • the other configuration of the static containment cooling system 12 of the thirteenth embodiment is the same as the configuration of the twelfth embodiment.
  • FIG. 14 is an elevational sectional view showing the configuration around the reactor containment vessel of a nuclear power plant according to the fourteenth embodiment of the present invention.
  • the fourteenth embodiment is different from the conventional SATOR in that, like the seventh embodiment, a backflow prevention device (water seal tank) 52 is further installed at the connection point between the dry well spray pipe 56 and the condensed water return pipe 21. It was also established upstream. This makes it possible to prevent the gas in the dry well 4 from flowing backward from the dry well spray piping 56 into the heat exchanger 16 of the static containment cooling system 12.
  • the static containment cooling system 12 can be operated in the dry well spray mode in the event of a loss of coolant accident, and the dry well 4 can be opened immediately after the accident occurs. It is now possible to depressurize.
  • the other configuration of the static containment cooling system 12 of the fourteenth embodiment is the same as the configuration of the thirteenth embodiment.
  • FIG. 26 Description of features common to the embodiments
  • one end is connected to the inlet plenum 17 of the heat exchanger 16 and the other end is connected to the inside of the reactor containment vessel 3 to guide gas inside the reactor containment vessel 3 to the heat exchanger 16.
  • At least one gas supply pipe 29 is provided.
  • one end of the gas supply pipe 29 is connected to the inside of the upper dry well 4c, but the invention is not limited to this example.
  • the gas inside the reactor containment vessel 3 includes the gas inside the reactor pressure vessel 2 and the gas in the wet well gas phase section 7.
  • one end is connected to the outlet plenum 18 of the heat exchanger 16 and the other end is connected to the lower area 90 in the reactor containment vessel 3, so that the condensed water in the heat exchanger 16 is transferred to the lower part in the reactor containment vessel 3.
  • a condensed water return pipe 21 is provided leading into the area 90.
  • the condensed water return pipe 21 is led to the pressure suppression pool 6, but the present invention is not limited to this example.
  • the lower region 90 includes the wet well gas phase section 7 and the lower dry well 61a.
  • at least one upper region water injection pipe 91a is provided which branches from the condensed water return pipe 21 and injects condensed water into the upper region 91 of the reactor containment vessel 3. In FIG.
  • the upper area water injection pipe 91a is connected to the upper dry well 4c, but the example is not limited to this.
  • Upper region 91 includes equipment located within upper region 91 .
  • upper region 91 includes reactor pressure vessel 2 .
  • a gas vent pipe 22 is provided, one end of which is connected to the outlet plenum 18 of the heat exchanger 16 and which discharges gas within the outlet plenum to the outside of the heat exchanger 16.
  • a pressure suppression pool 6 and a scrubbing tank 33 are included outside the heat exchanger 16.
  • FIGS. 1 to 14 the configurations of the reactor core 1, reactor pressure vessel 2, and reactor containment vessel 3 are shown to be the same as those of the ABWR, but are not limited thereto.
  • the static containment cooling system 12 according to the invention can be used in all nuclear power plants that use pressure-suppressed reactor containment vessels.
  • Reactor containment vessel top cover (PCV top head) section 11... Water shield, 12... Static containment vessel cooling system (PCCS), 13... Cooling water pool, 14... Cooling water , 15...Exhaust port, 16...Heat exchanger, 17...Inlet plenum, 18...Outlet plenum, 19...Heat transfer tube, 20...Drywell gas supply piping, 20a...Drywell gas supply piping isolation valve, 21...Condensation Water return piping, 21a...Condensed water return piping isolation valve, 22...Gas vent piping, 22a...Gas vent fan, 22b...Return prevention valve, 23...Pipe plate, 24...PCCS drain tank, 25...Debris protection lid, 26...RPV water injection Piping, 27...RPV water injection isolation valve, 28...GDCS pool, 29...Gas supply piping, 32...Outer well, 32a...Top slab, 33...Scrubbing pool, 33a...Upper lid, 33b...Space, 33c...First Outlet piping, 34...Met
  • Backflow prevention device water seal tank
  • 53... Wet well sparger 54... Reactor pressure vessel (RPV) gas supply pipe
  • 54a... Reactor pressure vessel (RPV) gas supply piping isolation valve 55... pressure equalization valve
  • 56... drywell spray piping 56a... drywell spray piping isolation valve
  • 56b drywell spray sparger
  • 61... pedestal 61a... pedestal cavity ( lower dry well)
  • 62... RPV skirt (vessel skirt), 63... RPV support (vessel support), 64... melting valve, 65... lower dry well submersion piping, 66... opening, 67... submersion valve, 68... Flood piping, 69... Check valve, 71... Main steam piping, 72... Relief safety valve, 73...
  • HPCF High pressure core water injection system
  • suction piping 95... High pressure core injection Water system water injection piping, 96...High pressure core water injection system outer isolation valve, 97...High pressure core water injection system inner isolation valve, 100...Reactor building

Abstract

全交流電源喪失のような過渡事象発生時に炉心溶融事故に至った場合であっても、福島第一の事故の教訓からわかってきた、原子炉圧力容器内に残存するデブリによる原子炉格納容器の過温破損のリスクと、原子炉格納容器上蓋部の高温化によるフランジのシール材の劣化による大量の水素および放射性物質の漏洩のリスクと、圧力抑制プール水の温度の成層化による原子炉格納容器の早期過圧破損のリスクと、を削除し原子炉格納容器の破損と放射性物質の漏洩をフィルターベントを使用することなく防止する。　実施形態による原子力プラントは、新型沸騰水型炉（ABWR）に供せられる原子炉格納容器３と、原子炉格納容器３の上部に設けられた冷却水プール１３と、一部が冷却水１４に水没した熱交換器１6と、熱交換器１６で生成された凝縮水を圧力抑制プール６に戻す凝縮水戻り配管２１と、凝縮水戻り配管２１から分岐して凝縮水を原子炉圧力容器２の内部に注水する原子炉圧力容器注水配管５１と、熱交換器１６内で生成されるガスを圧力抑制プール６にベントするガスベント配管２２と、ガスベント配管２２に設けられたガスベントファン２２ａと、を有する静的格納容器冷却系と、を備える。

Description

原子力プラント
　本発明は、静的格納容器冷却系を用いた原子力プラントに関するものである。
　従来の原子力プラントおよび従来の静的格納容器冷却系について図１５から図２５によりその概要を説明する。
　（図１５：従来の第１の原子力プラントの説明）
　図１５は、従来の第１の原子力プラントの原子炉格納容器まわりの構成の例を示す立断面図である。図１５において、炉心１は原子炉圧力容器２の内部に収納されている。炉心１はさらにシュラウド2aおよびシュラウドヘッド２ｂの内部に収納されている（図１９を参照）。原子炉圧力容器２は、原子炉格納容器３内に収納されている。原子炉格納容器３は円筒形状をしている（図１６を参照。）。原子炉格納容器３の内径は約２９ｍである。この構成は新型BWR（ABWR）で採用されているものである。
　原子炉格納容器３の内部は、原子炉圧力容器２を収納するドライウェル４と、ウェットウェル５とに区分けされており、ドライウェル４とウェットウェル５とは原子炉格納容器３の一部を構成する。ウェットウェル５は内部に圧力抑制プール６を形成している。圧力抑制プール６の上方にはウェットウェル気相部７が形成されている。ドライウェル４とウェットウェル５の外壁部は一体化して原子炉格納容器３の円筒状の外壁部を構成している。ドライウェル４の天井部は平板になっておりこの部分をドライウェル４のトップスラブ４ａと呼ぶ。トップスラブ４ａの厚さは約２．４ｍである。
　原子炉格納容器３の雰囲気は、沸騰水型軽水炉の場合には、窒素により置換され酸素濃度を低く制限されている。また、沸騰水型軽水炉の場合には、原子炉格納容器３は原子炉建屋１００の内部に収納されている。
　原子炉格納容器３は、一般にその材質により、鋼製原子炉格納容器、鉄筋コンクリート製原子炉格納容器（ＲＣＣＶ）、プレストレスコンクリート製原子炉格納容器（ＰＣＣＶ）、スチール・コンクリート複合構造（ＳＣ造）原子炉格納容器（ＳＣＣＶ）など様々のものがある。ＲＣＣＶとＰＣＣＶの場合には内面に鋼製ライナーが張られている。図１５ではＲＣＣＶの例を示している。図１６に示すように、ＲＣＣＶは外壁部分は円筒形状をしている。
　原子炉圧力容器２は、ＲＰＶスカート６２およびＲＰＶサポート６３を介して、円筒状のペデスタル６１により支持されている。ペデスタル６１は、鋼製、コンクリート製、両者の複合構造等がある。ドライウェル４のうち原子炉圧力容器２およびRPVスカート６２の下方であって、ペデスタル６１の円筒状の壁により囲まれるペデスタル６１の内側の空間を、ペデスタルキャビティ６１ａという。ＡＢＷＲのＲＣＣＶの場合はペデスタル６１の円筒状の壁はウェットウェル５とドライウェル４の境界の壁を形成していて特にこの空間を下部ドライウェル６１ａと呼んでいる。
　ABWRのRCCVの場合はドライウェル４のRPVサポート６２よりも上の空間を上部ドライウェル４ｃと呼んでいる。ウェットウェル５の天井は平板になっていて上部ドライウェル４ｃとの境界を形成している。この部分は上部ドライウェル４ｃの床を形成しておりダイアフラム床５ｂと呼んでいる。ダイアフラム床５ｂの上端からトップスラブ４ａの下端までの高さは約９ｍである。原子炉格納容器３のダイアフラム床５ｂよりも下の領域を下部領域９０と呼んでいる。原子炉格納容器３のダイアフラム床５ｂよりも上でトップスラブ４ａよりも下の領域を上部領域９１と呼んでいる。下部領域９０および上部領域９１は、それぞれの領域に設けられている空間、プール、機器を含む（図１８を参照）。
　原子炉圧力容器２の上方に原子炉格納容器上蓋１０が配置され、その上方に水遮蔽１１が配置されている。
　原子炉圧力容器２からは主蒸気配管７１がドライウェル４の外部に延びている。主蒸気配管７１には、逃がし安全弁（Ｓａｆｅｔｙ　Ｒｅｌｉｅｆ　Ｖａｌｖｅ、「ＳＲＶ」）７２が設けられており、逃がし安全弁７２が動作したときに圧力抑制プール６内に原子炉圧力容器２の蒸気が放出されるように、逃がし配管７３が圧力抑制プール６内に水没するように設けられている。
　ドライウェル４と圧力抑制プール６はＬＯＣＡベント管８により連結されている。ＬＯＣＡベント管８はたとえば１０本など複数個設置されるが図１５では２本のみを表示している（図１６を参照）。ＬＯＣＡベント管８は圧力抑制プール６のプール水に水没している部分に水平ベント管８ａがありプール水中に開口している。ＲＣＣＶの場合は、水平ベント管８ａは一つのＬＯＣＡベント管８に縦方向に３本設置されている。また、ＲＣＣＶの場合はＬＯＣＡベント管８はペデスタル６１の円筒状の壁の内部を通って設置されている。そのためＲＣＣＶの場合は、このペデスタル６１の円筒状の壁をベント壁とも言う。ベント壁は厚さが約１．７ｍの鉄筋コンクリート製で内側と外側の表面は鋼製である。ＬＯＣＡベント管８とペデスタル６１は原子炉格納容器３の一部を構成する。
　ウェットウェル気相部７内のガスをドライウェル４内に還流する目的で、真空破壊弁９が設けられている。真空破壊弁９はたとえば８個など複数個設置されるが、図１５では１個のみを表示している。
　真空破壊弁９は、ウェットウェル５の壁面に設ける方法、ウェットウェル５の天井に設ける方法、ＬＯＣＡベント管８に設ける方法がある。真空破壊弁９は、ウェットウェル５内の圧力がドライウェル４内の圧力よりも高くなり、その差圧が設定圧力を超えると作動して開く。真空破壊弁９の設定圧は、たとえば約２ｐｓｉ（約１３．７９ｋＰａ）である。真空破壊弁９は、原子炉格納容器３の一部を構成する。
　（図１７：原子炉格納容器トップヘッド部の構成の説明）
　図１７に基づき原子炉格納容器トップヘッド部１０ａの構成について説明する。ドライウェル４のトップスラブ４ａの中心部に原子炉格納容器３の上蓋１０が設けられている。上蓋１０の上部には水遮蔽１１が配置されている。なお、建設済みのプラントではこの水遮蔽１１が配置されているものはMark III型格納容器に限定され、それ以外のBWRプラントではコンクリート遮蔽ブロックが配置されている。ESBWRでは水遮蔽が採用されているが本発明出願時においてまだ建設されていない。
　原子炉格納容器３の上蓋１０は鋼製で燃料交換時にフランジ７４部分から取り外しが可能な構造になっている。該フランジ７４は上蓋１０の開口部に沿って円形をしているが図１７では左右に2カ所の断面みを示している。フランジ７４の接合部には気密性を維持するためのシール材（図示せず）が挿入されている。該シール材は試験により200℃の高温に少なくとも168hまでは気密性を維持できる性能を有していることが確認されている。フランジ７４は通常時はボルト（図示せず）で締められていて原子炉格納容器３の上蓋１０は閉じている。
　原子炉圧力容器２の頭部２ｃを含む原子炉圧力容器２の上部は原子炉格納容器３の上蓋１０の内部に収納されている。原子炉圧力容器２の上部と原子炉格納容器３の間にはプラットフォーム７５が設けられている。原子炉格納容器２とプラットフォーム７５との接合部にはベローズ（図示せず）が設けられていて水密性を維持しつつ熱膨張や地震時の変位があってもフレキシブルに接合を維持できるようになっている。原子炉格納容器３の上蓋１０とプラットフォーム７５と原子炉圧力容器２のプラットフォーム７５よりも上の部分により囲まれた空間を原子炉格納容器３の上蓋部１０ａと呼んでいる。プラットフォーム７５にはマンホール７６が数個あり通常時は開口している。図１７では1個のみを示している。該マンホール７６の開口面積は限られているため原子炉格納容器３の上蓋部１０ａは比較的密閉性の高い空間になっている。
　原子炉圧力容器２の周囲には通常運転中の放熱を抑えるため断熱材（図示せず）が設置されている。それでも一定量の放熱が断熱材を通して発生する。通常運転中には原子炉圧力容器２の頭部２ｃから上蓋部１０ａに放熱がある。通常運転中に上蓋部１０ａ内の温度が高くなることを防止するため送風ダクト７７がプラットフォーム７５を貫通して数個設けられている。図１７では1個のみを示している。該送風ダクト７７にはドライウェルクーラー（図示せず）から低温のガス（主に窒素）が供給され上蓋部１０ａ内の温度を低く維持することができる。高温化したガスは前記マンホール７６からドライウェル４に排気されドライウェルクーラーに還流する。このように通常運転時は上蓋部１０ａ内のガスは強制循環されていて温度が低く維持されている。燃料交換時には該マンホール７６と前記送風ダクト７７を閉鎖することによって水密性が確保され原子炉格納容器３の上蓋１０を開けて上蓋部１０ａ内に遮蔽用の水を貯めることができる。
　（図１８：原子炉格納容器３内の領域の説明）
　図１８に基づき原子炉格納容器３内の領域について説明する。原子炉格納容器３の内部であってダイアフラム床５ｂよりも下の領域が原子炉格納容器３の下部領域９０である。下部領域90にはウェットウェル５、ウェットウェル気相部７、圧力抑制プール６、LOCAベント管８、下部ドライウェル６１ａ、コアキャッチャー（図示せず）が含まれる。
　原子炉格納容器３の内部であってダイアフラム床５ｂよりも上でトップスラブ４ａよりも下の領域が原子炉格納容器３の上部領域９１である。上部領域９１には上部ドライウェル４ｃの一部、原子炉圧力容器２の一部および原子炉圧力容器２内の機器の一部が含まれる。
　原子炉格納容器３の内部であって上蓋１０、プラットフォーム７５、原子炉圧力容器２の頭部２ｃおよび原子炉圧力容器２の一部によって囲まれた空間が原子炉格納容器３の上蓋部１０ａである。上蓋部１０ａは空間であって原子炉格納容器２の頭部２は含まない。
　（図１９：原子炉圧力容器２および炉内構造物の説明）
　図１９に基づいて原子炉圧力容器２および炉内構造物について説明する。図１９は新型沸騰水型炉（ABWR）の原子炉圧力容器２および炉内構造物の例を示している。沸騰水型炉（BWR）の起源は加圧水型炉（PWR）である。ABWRはPWRから蒸気発生器（SG）と加圧器とアキュムレーターとホットレグ配管とコールドレグ配管を削除して究極の単純化と大出力化を達成している。今や４ループの大型PWRには蒸気発生器（SG）４基、加圧器1基、アキュムレーター4基、コールドレグ配管4本、ホットレグ配管4本があるが、ABWRではこれらは全て削除されている。大型PWRの場合は原子炉格納容器内に1次系の高圧容器が１０個あるが、ABWRでは原子炉格納容器3内にあるのは原子炉圧力容器２が1個あるだけである。しかもSG1基の値段は内部に精密機器であるSG細管があるためABWRの原子炉圧力容器２の値段よりも高額である。もはや大型PWRのプラントコストは約1兆６千億円と膨大で限界に達している。技術革新を行わないままループ数を増やすだけで大出力化を推し進めてきた結果である。それで、近年ではPWRを単純化した小型モジュラー炉（SMR）の開発が盛んに行われている。PWRを単純化する際に外部SGを削除して内部SGを採用すると内部SGは原子炉圧力容器内に設置するため小型化する必要があり原子炉出力は小型化しなければならない。小型化はSMRの問題の一つである。そのため、大出力化のためにはモジュラー化が必要になってしまっている。ABWRの出力は約１３１５ＭＷｅネットであるが、７７ＭＷｅネットのSMRでABWRと同等の出力を得るためには約１７基ものモジュラー化が必要になってしまう。しかし、ABWRはSGそのものを削除したので小型化の制約がなく究極の単純化と大出力化を同時に達成することができている。ABWRの原子炉圧力容器２の内部には内部SGがないのでSMRのリアクター・モジュールよりも単純化されている。しかもモジュラー化は全く必要としない。1基の原子炉圧力容器２だけで１３１５MWｅネットもの大出力を得ることができる。
　原子炉圧力容器２の内部にはシュラウド２ａとシュラウドヘッド２ｂが設けられている。シュラウド２ａとシュラウドヘッド２ｂは一体化して水密性の容器を構成している。炉心１はこのシュラウド２ａおよびシュラウドヘッド２ｂの内部に設けられている。シュラウド２ａとシュラウドヘッド２ｂは原子炉圧力容器２の内部を2つに分割している。原子炉圧力容器２のシュラウド２ａとシュラウドヘッド２ｂの側壁の外側の部分をダウンカマー２ｄと呼んでいる。ダウンカマー２ｄの上方に給水スパージャー５０が設けられている。給水スパージャー５０は円環状をしているが簡単のため片側の断面だけを示している。給水スパージャーには給水配管（図示せず）から給水が供給されている。このように給水はダウンカマー２ｄに供給され炉心１には直接は供給されていない。
　シュラウド２ａの下部にはインターナルポンプ４０が設けられている。インターナルポンプ４０は同一のポンプモジュールを複数個設けるモジュラー構成になっている。例えば、１３５０ＭＷｅクラスのABWRの場合は１０個のインターナルポンプ４０が設けられている。図ではインターナルポンプ４０は簡単のため2個だけを示している。因みに、ABWRはインターナルポンプ４０のモジュール数を変えることによって定格出力を変えることができる。そのためABWRでは原子炉格納容器２および原子炉格納容器３をモジュラー構成にして複数個設けるようなプラント全体をモジュラー構成にする設計は不要になっている。
　給水スパージャー５０からダウンカマー２ｄに供給された給水はインターナルポンプ４０によってシュラウド２ａの下部から炉心１に供給される。シュラウド２ａの下部と原子炉圧力容器２の側壁の間にはポンプデッキ４１が設けられている。ポンプデッキ４１を貫通してインターナルポンプ４０のディフューザー４２が設けられている。該ディフューザー４２の内部には羽根車（図示せず）が設けられている。ダンカマー２ｄ内の給水はこの羽根車とディフューザー４２によってシュラウド２ａ内に強制的に押し込まれる。
　シュラウドヘッド２ｂの上部には多数の気水分離器４３が設けられている。図１９では簡単のため2個のみを示している。気水分離器４３の内部にはシュラウドヘッド２ｂから水と蒸気の二相流が流入する構造になっている。さらに、気水分離器４３の上には蒸気乾燥器４４と蒸気乾燥器スカート４５が設けられている。蒸気乾燥器４３は多数設置されているが簡単のため4基のみを示している。
　インターナルポンプ４０によりシュラウド２ａ内に押し込まれた水は上昇して炉心１に到達し炉心１の核燃料の発熱によって一部が沸騰して蒸気を発生する。水と蒸気の二相流が炉心１およびシュラウドヘッド２ｂの内部を上昇し気水分離器４３に流入する。気水分離器４３によって蒸気と水が分離され、蒸気はさらに蒸気乾燥器４４に流入する。分離された水は気水分離器４３の外部に流出して炉水になる。その結果、通常運転時の炉水位は気水分離器４３のほぼ中間位置に形成される。炉水は蒸気乾燥器スカート４５の内部と外部に連通して同じ炉水位を形成する。炉水位よりも上の空間には蒸気が存在し蒸気相２ｓを形成している。蒸気乾燥器４４に流入した蒸気はさらに水滴を除去されて乾燥蒸気になる。この乾燥蒸気が蒸気ドーム２ｅおよび蒸気相２ｓに移行し主蒸気管７１（図１５を参照）からタービン（図示せず）に供給される。蒸気ドーム２ｅの蒸気の圧力はダウンカマー２ｄの炉水にも作用する。即ち、原子炉圧力容器2内の炉水位よりも上の蒸気相２ｓの圧力は蒸気の圧力で均圧化している。このためダンカマー２ｄ内の水をインターナルポンプ４０によって炉内に注入する場合に、炉心１内の蒸気の圧力は、蒸気相２ｓの蒸気圧力で相殺されるので抵抗圧力とはならない。
　このようにABWRでは炉内で発生した蒸気だけがタービンに供給され大部分の炉水は気水分離器４３で分離されて再び給水と混合して原子炉圧力容器２内を再循環する。また、炉心燃料の冷却には冷却材の相変化による蒸発潜熱を利用しているため冷却材の流量を大幅に少なくすることができる。そのため炉水をすべて水のままSGに送りだすPWRに比べて原子炉冷却材ポンプの容量を大幅に小さくすることができる。そのためABWRの所内負荷率はわずか３％でありPWRの約７％～１０％に比べて大幅に小さくなっている。PWRの場合には約７％～１０％もの電力が冷却材を強制循環するためなどに消費されているわけである。
　原子炉格納容器２内には低圧注水系（ＬＰＦＬ）のスパージャー４６がある。ＬＰＦＬのスパージャー４６はダウンカマー２ｄに冷却水を注入する。また、シュラウドヘッド２ｂ内には高圧炉心注水系（ＨＰＣＦ）のスパージャー４７がある。スパージャー４６、４７は円環状であるが簡単のため断面のみを表示している。
　（図１５：高圧炉心注水系の説明）
　図１５に基づいて高圧炉心注水系（HＰＣＦ）９２の構成について説明する。高圧炉心注水系９２は吸込み配管９４により圧力抑制プール６の水を吸込み高圧炉心注水系ポンプ９３により昇圧し注入配管９５によりシュラウドヘッド２ｂ内のスパージャー４７から炉心に直接散水できる構成になっている。この冷却材喪失事故時に高圧炉心注水系９２の冷却水を炉心１に直接散水する設計は冷却材喪失事故時の炉水の沸騰停止を意図したもので本発明の発明者によってなされたものである。この設計に当初日立とGEは反対したが議論の末、GEがこの設計に別の理由で賛成し採用された。日立は最後まで反対していたが最終的に了解した。また、発明者は当時沸騰停止以外にもLOCA時炉心露出なしを根拠にABWRから炉心スプレー系が削除されたことについて懸念を持ち炉心スプレー系が必要になった事態に備えてHPCFの配管はシュラウド内に維持しておくべきと考えた。ABWRであってもまだ明確にはわかっていない理由によって炉心燃料に直接冷却水を散布する必要性のある事態、つまり、炉心露出が起こる事態が発生するかもしれないと考えたのである。また、高圧炉心注水系９２はABWRでは2系統設けられているが図１５では簡単のため1系統のみを表示している。これはBWR/６までは電動駆動の高圧注水系は1系統しかなかったものを2系統に増やしたものである。これは自動減圧系（ADS）（図示せず）の作動頻度を低減することと、TQUXと呼ばれる確率論的安全評価（PRA）上の高圧シナリオの発生頻度を低下してABWRの炉心溶融頻度（CDF）を低減することを意図して実施したものである。ADSの作動頻度低減の効果はCDF値しか評価しないPRAでは認識できない安全上の価値がある。過渡変化時の運転員のストレスを低減しヒューマンエラーの発生を防止することに効果があるのである。これも本発明の発明者が実施したものである。注入配管９５のドライウェル４の貫通部分に外側隔離弁９６と内側隔離弁９７が設けられている。外側隔離弁９６は電動弁であり、内側隔離弁９７は逆止弁である。
　（図１５：PCCSの構成の説明。従来の第１の原子力プラントの場合）
　図１５および図２０に基づいて従来の第１の原子力プラントにおける静的格納容器冷却系（PCCS）１２の構成を説明する。原子炉格納容器３の上部に冷却水プール１３が設けられ、内部に冷却水１４を蓄えている。冷却水プール１３はプール型とタンク型の例がある。図１５ではタンク型のものを表示している。プール型の場合は上部は上蓋で覆われている（図２１を参照）。図１５では、冷却水プール１３等は原子炉建屋１００の内部に設置されている例を示しているが、隣接する補助建屋等の内部に設置される場合もある。
　冷却水プール１３の水面の上方の気相部から、環境に蒸気を放出する排気口１５が設けられている。排気口１５の出口には虫よけのスクリーンが設けられることがある。冷却水プール１３の位置は、一般に原子炉格納容器３の上部に設けられているが、原子炉格納容器３の横に設けることもできる。
　冷却水プール１３内には、冷却水１４に少なくとも一部が水没するように、熱交換器１６が設置されている。熱交換器１６は複数個設置される場合が多いが、図１５では１基のみを表示してある。熱交換器１６は入口プレナム１７、出口プレナム１８および伝熱管１９を有する（図２０を参照）。熱交換器１６は全体で少なくとも崩壊熱相当の蒸気を凝縮する冷却容量を有している。
　図１５では、伝熱管１９のみが冷却水プール１３の内部に設置され、入口プレナム１７と出口プレナム１８は冷却水プール１３の外部に突出して設置される例を示しているが、この例には限定されない。たとえば、熱交換器１６全体が、入口プレナム１７と出口プレナム１８を含めて冷却水プール１３の内部に設置される例もある（図２１を参照）。
　熱交換器１６の入口プレナム１７には、ドライウェル４内のガスを供給するドライウェル・ガス供給配管２０が接続されている。ドライウェル・ガス供給配管２０の一端はドライウェル４に接続されている。
　また、熱交換器１６の出口プレナム１８の下部に凝縮水戻り配管２１が接続されている（図２０を参照）。凝縮水戻り配管２１の一端は、一例としてＬＯＣＡベント管８の内部に導かれているが、この例には限定されない。下部ドライウェル６１ａの下部のコアキャッチャー（図示せず）に導かれている例もある。LOCAベント管８の内部に導かれる場合も凝縮水は最終的に溶融弁６４から下部ドライウェル６１ａの下部のコアキャッチャー（図示せず）に戻される。
　このように凝縮水戻り配管２１の凝縮水は、過酷事故時に下部D/W６１ａの床もしくはコアキャッチャー（図示せず）上に落下した炉心デブリの冷却に使用することを意図したものである。これは過酷事故時には下部ドライウェル６１ａの床もしくはコアキャッチャー（図示せず）に落下してきたデブリを冷却し下部ドライウェル６１ａのコンクリートマットの溶融貫通を防止することが最重要であり、かつ、それだけで十分であるというコアキャッチャー至上主義者達の誤った考えに基づいていた（特許文献２及び３を参照）。しかし、福島第一の事故の教訓は、過酷事故時にはペデスタルキャビティ６１ａの床が溶融貫通することはなく、むしろ、原子炉格納容器３が過温破損したり原子炉格納容器３の上蓋１１にあるフランジ７４のシール材が劣化して大量の水素とともに放射性物質が漏洩したりすることの方にこそ対策を行うことが重要であることを明らかにした。
　また、熱交換器１６の出口プレナム１８（図２０を参照）の上部にガスベント管２２が接続されている。ガスベント配管２２の一端は、ウェットウェル５の内部に導かれ、圧力抑制プール６内に水没するように設置されている。ガスベント配管２２の圧力抑制プール６内の水没水深は、ＬＯＣＡベント管８の圧力抑制プール６内の開口部の最上端の水没水深よりも浅くなるように設置される。
　（図１５：冠水配管の説明）
　また、本従来例では、全交流電源喪失（ＳＢＯ）等の過渡事象発生時に炉心溶融に至った場合に備えて、下部ドライウェル６１ａの内部に、溶融弁６４とＬＯＣＡベント管８からペデスタル６１の壁を貫通し溶融弁６４に接続する下部ドライウェル冠水配管６５が設けられている。この溶融弁６４と下部ドライウェル冠水配管６５はＬＯＣＡベント管８の全てに設置されている（図１６を参照）。溶融弁６４は、下部ドライウェル６１ａの温度が約２６０℃に達すると、低融点のプラグ部分が溶融して開になる。炉心溶融事故時には、炉心溶融物が原子炉圧力容器２の底部を溶融貫通してペデスタルキャビティ６１ａ内に落下する。これによりペデスタルキャビティ６１ａ内の温度が急激に上昇すると、溶融弁６４が開になり、ＬＯＣＡベント管８内の冷却水が下部ドライウェル冠水配管６５を通りペデスタルキャビティ６１ａ内に流入して炉心溶融物を冠水して冷却する。この溶融弁６４の設計はUS-ABWRにおいて採用されている。
　（図２０：PCCS熱交換器の説明）
　図２０は、従来の第１の原子力プラントにおける静的格納容器冷却系内の熱交換器の例を示す立断面図である。図２０により、従来の第１の原子力プラントにおける静的格納容器冷却系１２の熱交換器１６の構造について横型熱交換器の例で説明する。
　図２０おいて、出口プレナム１８は、入口プレナム１７の下方に設けられている。多数のＵ字型の伝熱管１９が管板２３に接続し、伝熱管１９の直管部が水平に設置されている。図２０では簡略化して２本のみを表示している。伝熱管１９の外部には冷却水１４（図１５を参照）が満たされている。伝熱管１９の入口は、入口プレナム１７に開口している。また、伝熱管１９の出口は出口プレナム１８に開口している。
　入口プレナム１７にはドライウェル・ガス供給配管２０が接続し、ドライウェル４内の窒素、水素、水蒸気等の混合ガスを入口プレナム１７に供給する。この混合ガスは伝熱管１９内に導かれ、水蒸気は凝縮して凝縮水となり、伝熱管１９の出口から出口プレナム１８内に流出し、出口プレナム１８内の下部に溜まる。
　出口プレナム１８の下部には、凝縮水戻り配管２１が接続されていて、出口プレナム１８内の凝縮水を、重力により原子炉格納容器３内のLOCAベント管８に還流する。また、出口プレナム１８の上部には、ガスベント配管２２が接続されている。伝熱管１９内で凝縮しない窒素、水素、酸素等の非凝縮性ガスは、伝熱管１９から排出され出口プレナム１８の上部に溜まる。
　ガスベント配管２２の先端は、圧力抑制プール６に導かれていて、出口プレナム１８内の非凝縮性ガスは、ガスベント配管２２を通り圧力抑制プール６内のプール水を押し下げてプール水中にベントされた後、ウェットウェル気相部７に移行する。
　なお、伝熱管１９の形状はＵ字型に限定されない。鉛直方向に直管部のある伝熱管１９を、縦型に設置する構造のものもある（図２５を参照）。入口プレナム１７は、必ず出口プレナム１８よりも上に位置する。これにより伝熱管１９内で凝縮した凝縮水を重力により出口プレナム１８に導く。横型の利点は耐震性に優れていることと、冷却水１４の有効活用ができることである。一方、縦型の利点は凝縮水の排出性が良いことである。
　（PCCSの機能の説明）
　次に、このように構成された従来の静的格納容器冷却系１２の過酷事故時の機能について説明する。
　過酷事故が発生して原子炉圧力容器２内で炉心１の損傷が始まると高温化した炉心燃料の被覆管と冷却水が金属-水反応を起こし大量の水素が発生する。この水素は逃がし安全弁７２により圧力抑制プール６に放出されウェットウェル気相部７に移行する。ウェットウェル気相部７は窒素で置換されて酸素濃度を低く抑えてあるため水素の爆轟は発生しない。最初から存在していた窒素に水素が加わりウェットウェル気相部７の圧力が増加する。
　さらに、炉心燃料の溶融が進展すると原子炉圧力容器２の底部を溶融してデブリ（溶融した炉心１の残骸で崩壊熱によって発熱し高温化した物質）がペデスタルキャビティ―（下部ドライウェル）６１ａの下部に落下する。デブリの熱で溶融弁６４が開になりLOCAベント管８内の水が下部ドライウェル冠水配管６５をとおり下部ドライウェル６１ａに流入しデブリを冠水する。その際に発生する大量の蒸気は、自らの圧力によってＬＯＣＡベント管８の開口部６６から上部ドライウェル４ｃに流入し、さらにドライウェル・ガス供給配管２０を通り、静的格納容器冷却系１２の熱交換器１６に導かれて凝縮する。この際熱交換器１６内に滞留する非凝縮性ガスは、ガスベント配管２２でウェットウェル５内にベントされる。この状態ではドライウェル４内の圧力の方がウェットウェル５内の圧力よりも高いため、非凝縮性ガスは効率よくウェットウェル気相部７にベントされる。凝縮水は、凝縮水戻り配管２１で原子炉格納容器３のLOCAベント管８に戻され溶融弁６４を通り再び下部ドライウェル６１ａの底部に落下したデブリの冷却に使用される。
　下部ドライウェル６１ａの底部に落下したデブリには崩壊熱があり下部ドライウェル６１ａの下部に溜まった水を加熱して蒸気を発生し続ける。この蒸気は自らの圧力によって継続的にドライウェル・ガス供給配管２０により静的格納容器冷却系１２の熱交換器１６内に流入し伝熱管１９で冷却される。これによって下部D/Wに落下したデブリの冷却が行われ原子炉格納容器３の冷却が行われるはずであった。
　（炉内残存デブリによる加熱の説明）
　しかし、福島第一の事故の結果により、炉内のデブリは１００％下部D/Wに落下するのではなく、２０%程度のデブリが炉内に残存することがわかってきた。つまり、従来の静的格納容器冷却系１２では下部ドライウェル６１ａに落下した約８０％のデブリの冷却しかできないことを意味している。一方、炉内に残存する約２０％のデブリは冠水しておらず空焚き状態のまま崩壊熱を放出し続けて高温化している。そのため原子炉圧力容器２内部の温度は1000℃程度まで上昇する。原子炉圧力容器２が高温化して放熱を継続するためドライウェル４内の温度は長期にわたり200℃を超える場合がある。つまり、原子炉格納容器３の冷却が十分に行われない場合があることがわかってきた。
　特に原子炉格納容器３の上蓋部１０ａはプラットフォーム７５により仕切られて狭隘かつ通気性が少ない領域となっている。通常運転中は送風ダクト７７から低温ガスが送風されるため上蓋部１０ａの温度は低く維持されている。しかし、全交流電源喪失（SBO）で過酷事故が発生した場合にはドライウェルクーラー（図示せず）が電源喪失により停止するため、原子炉圧力容器２の頭部２ｃからの放熱によって上蓋部１０ａ内の温度が長期にわたり３００℃を超える場合がある。PCVトップヘッド１０にはフランジ７４がある。フランジ７４の接合部には気密性を維持するためのシール材（図示せず）が挿入されている。フランジ７４のシール材は200℃を超えると劣化して水素などの原子炉格納容器３内のガスが大量に漏洩する恐れがある。PCVトップヘッド１０は水遮蔽１１によって冷却され外部表面の温度は100℃を大きく超えることはない。しかし、PCVトップヘッド部１０ａの内部温度が300℃を超える状況が継続することは好ましくない。
　福島第一の事故の場合には、水遮蔽１１がなくPCVトップヘッド１０はコンクリートブロックの遮蔽で覆われていたのでPCVトップヘッド部１０ａが異常高温化してフランジ７４のシール材が劣化して水素ガスや放射性物質などが運転床に大量に漏洩したものと考えられる。
　その後、日本の原子力規制委員会（NRA）の要求ではなく、自主的対策として可搬式設備でPCV上蓋１０の上部へ外部から散水することが検討されているが、外部から冷却するだけでは十分ではない可能性がある。PCV上蓋部１０ａのガス温度も低下させる必要がある。PCV上蓋部１０ａの温度を低下させるためには放熱源である原子炉圧力容器２内に残存するデブリを冷却することが必要である。そのためかどうかは不明であるが、NRAは新規制基準第42条の解釈において原子炉圧力容器２内の溶融炉心の冷却機能（おそらくPWR救済のため低圧注水設備でよいとしている）を設けることを要求している。これはSBO時の炉心溶融防止手段として代替の炉内高圧注水設備を本来追加設置するべきところ、炉圧が低いBWRではその対応が可能であったが、PWRでは炉圧が高くそのような代替高圧注水設備の追加設置が困難であったことから、規制要求を緩和して、炉心溶融後の代替低圧注水設備の追加設置で妥協したPWR救済策であったと考えられる。しかし、この救済策は、原子炉圧力容器２内に残存するデブリの冷却手段としては非常に有効である。NRAがもしこのことを理解していたとすれば非常に素晴らしいことであった。
　また、コアキャッチャーを採用せずにIn-vessel Retention（IVR）（原子炉圧力容器の底部を外部から冷却し原子炉圧力容器の溶融破損は防止するが、原子炉圧力容器内のデブリは直接は冷却せず空焚き状態にする方法）を採用しているプラントでは炉心溶融後の原子炉圧力容器内の溶融炉心の冷却機能を有していないので日本のNRAの新規制基準を満たしていない。このことは単にNRAの規制要求を満たしていないだけではなく、過酷事故時にIVRによって原子炉圧力容器の溶融貫通は防止可能なものの、原子炉圧力容器内で空焚きになっている溶融炉心からの発熱により原子炉格納容器が過温破損するおそれがあることを示している。IVRの場合には約２０％の炉内残存デブリからの発熱ではなく、完全な１００％の炉内残存デブリからの発熱が継続するため原子炉格納容器内の温度が局所的に上昇し機器ハッチのシール材が劣化して大量の水素と放射性物質が外部に放出される虞がある。それが福島第一の事故の重要な教訓の一つである。福島第一の事故の教訓は溶融貫通だけではなく過温破損対策がより重要であることを示している。該教訓はIVRをしていると原子炉格納容器が過温破損する可能性があることを示している。しかし、まだ、SA時の物理現象解析コードにおいてPWRの炉内残存デブリの存在を正しく扱える解析モデルが開発されていない。そのため、本特許の出願時点においても、PWRの革新炉の開発においては、炉内残存デブリによる原子炉格納容器の過温破損のリスクが見落とされたままになっている虞がある。
　AP1000やEPRとは異なり、従来の日本の既設PWRの場合は、SBO時に原子炉圧力容器を減圧する手段がない。それで代替低圧注水設備を設けても炉心溶融が起こり原子炉圧力容器の底部が破損して原子炉圧力が減圧してからでないと代替注水設備で炉内に注水することができない。それでNRAの要求は炉心溶融の防止ではなく炉内の溶融炉心の冷却機能となっているものと思われる。
　しかし、BWRの場合は、代替高圧注水設備を設けることが可能であり、また、SBO時に自動減圧系（ADS）で原子炉圧力容器２を減圧して代替低圧注水設備で注水することができる。そのためこれらの代替注水設備を設けると炉心溶融を防止できてしまう。しかし、NRAの要求はPWR救済を目的としているため、炉心溶融後の炉内の溶融炉心の冷却機能となっている。そのため、BWRの場合は、代替注水設備を設けても、それで炉心溶融を防止できるにもかかわらず、わざわざ炉心溶融が発生するのを待ってその後にしかこれらの代替注水設備を使用することができない。そのため、BWRではこれらの代替注水設備は炉心溶融が発生して原子炉格納容器３内の放射線レベルが異常高となってからでないと起動できないように起動信号を設定するような愚かなことを行う必要に迫られている。代替注水設備を設けても炉心溶融を防止できないPWRに合わせて代替注水設備で炉心溶融を防止できるBWRが炉心溶融が起きるまで代替注水設備にインターロックをかけて起動できないようにしてわざわざ炉心溶融を起こさせるというわけである。なんと愚かな結末であることか。しかし、これは実はNRAやPWRが悪いわけではない。原子炉圧力容器２内の残存デブリの冷却に動的な代替注水設備を使うという固定概念化した発想が悪いのである。NRAは炉内の溶融炉心の冷却機能を要求しているのであって、必ずしも、動的代替注水設備を要求しているわけではない。何らかの方法で炉内の溶融炉心の冷却機能を設けることを要求しているのである。本発明は、この要求に対する理想的な解決策を教示するものである。
　（圧力抑制プール水温の成層化の説明）
　福島第一事故の結果からわかってきたもう一つの現象は、圧力抑制プール水温の成層化である。以下では福島第一の事故当時の静的格納容器冷却系１２が設置されていないプラントの場合で説明する。炉心溶融事故が起きると炉心燃料の金属―水反応で大量の水素が逃がし安全弁７２から圧力抑制プール６に放出されウェットウェル気相部に移行してウェットウェル気相部の圧力が上昇する。さらに、デブリが原子炉圧力容器２の底部に落下すると原子炉圧力容器２の底部が破損してデブリが下部ドライウェル６１ａの床に落下する。デブリの熱で溶融弁６４が作動してLOCAベント管８から水が下部ドライウェル６１ａ内に流入する。そうするとデブリの熱で水から大量の高圧蒸気が発生する。その蒸気は開口部６６から上部ドライウェル４ｃに移行するとともにLOCAベント管８内の水位を押し下げて水平ベント管８ａから圧力抑制プール６内に移行してプール水で冷却されて凝縮する。この際にドライウェル４内に存在していた窒素と炉心燃料の金属―水反応で発生した残りの水素が蒸気ともに圧力抑制プール６内にベントされウェットウェル気相部７に移行してウェットウェル気相部７の圧力はさらに限界近くまで上昇する。
　この過程によって下部ドライウェル６１ａの床に落下したデブリの崩壊熱は圧力抑制プール６のプール水に伝達されてプール水が高温化していく。その際、圧力抑制プール６のプール水は水深が約7mと深いため高温水ほど上部に移行して冷温水は下部に沈降し下層から上層に向けて水温の成層化が起きることがわかってきた。実際に福島第一の事故の際に圧力抑制プール水温の成層化が確認されている。
　圧力抑制プール水温の成層化が起こると水面部分のプール水が短期間で飽和状態になり高圧蒸気を発生する。その結果、プール水全体の平均温度としてはまだ飽和水に達していないにもかかわらずウェットウェル気相部７には高圧の飽和蒸気が発生してしまう。既に、ウェットウェル気相部７には大量の水素とドライウェル４内の窒素が移行していてこれらの非凝縮性ガスの圧力によって限界近くまで高圧化している。そこに圧力抑制プール６の水面部分のプール水から高圧の飽和蒸気が発生することによってウェットウェル気相部７の圧力が異常高圧化する。さらに、ウェットウェル気相部７の圧力上昇に連動してドライウェル４の圧力も高圧化して限界値を超えてしまう（ドライウェル４の圧力はウェットウェル５の圧力よりも水平ベント管８ａをベントクリアする水頭分だけ高くなる）。この状態では、原子炉格納容器３の過圧破損が発生する恐れがあるのでNRAはフィルターベントシステムを設けることを要求している。フィルターベントシステムは原子炉格納容器３内に発生した放射性の有機ヨウ素と放射性の希ガスを直接環境に放出する危険な設備である。その危険を回避するため地元の住民はフィルターベントシステムが作動する前に避難する必要がある。しかし、圧力抑制プール水温の成層化によってフィルターベントシステムを作動させなければならないタイミングが異常に早くなり地元住民が完全には避難しきれていない状態でフィルターベントシステムが作動もしくは原子炉格納容器３が過圧破損してしまう可能性があることがわかってきた。本発明はこの問題に対する良好な改善策を教示するものである。
　（FP加熱による温度上昇に関する説明）
　例えば、主蒸気配管（MSL）７１がドライウェル４内で破断する主蒸気配管破断事故（MSLBA）が起こったのちに炉心溶融事故に進展した場合を想定すると、溶融炉心から発生した核分裂生成物の放射性物質が主蒸気配管の破断口からドライウェル４の内部に大量に放出される。大半の粒子状の放射性物質はドライウェル４の壁面や床面にプレートアウトもしくはフォールアウトして沈着する。ガス状の放射性物質と浮遊性の放射性物質は蒸気とともにLOCAベント管８から圧力抑制プール６にベントされる。しかし、ドライウェル４の壁面と床面に付着した大量の核分裂生成物の崩壊熱によってドライウェル４の雰囲気温度は４００℃程度まで上昇することがわかってきた。ドライウェル４には機器ハッチ（図示せず）があり雰囲気温度が長時間高温化するとシール材が劣化してドライウェル４内の大量の水素や放射性物質が外部に漏れ出すおそれがある。本発明はこの問題に対する良好な解決策を教示するものである。
　（図２１：従来の第２の原子力プラントの説明）
　図２１および図２２に基づき従来の第２の原子力プラントの説明を行う。
　図２１は、従来の第２の原子力プラントの原子炉格納容器まわりの構成の例を示す立断面図である。本従来例については特許文献１の図９および図２に掲載されている。図２１において、炉心１は原子炉圧力容器２の内部に収納されている。原子炉圧力容器２は、原子炉格納容器３内に収納されている。原子炉格納容器３は円筒形状をしている（図２２を参照。）。図２１において炉心１、原子炉圧力容器２および原子炉格納容器３の構成は図１５に示す従来の第１の原子力プラントの構成と同じである。以下では、重複を避けるため、従来の第２の原子力プラントが従来の第１の原子力プラントと異なる構成についてのみ説明する。
　（外部ウェルの説明）
　従来の第２の原子力プラントにおいては、さらに、ドライウェル４とウェットウェル５の外部に外部ウェル３２が設けられている。この構成はSevere Accident Tolerant Reactor （SATOR）において採用されているものである。外部ウェル３２はドライウェル共通部壁４ｂを介してドライウェル４と隣接し、ウェットウェル共通部壁５ａを介してウェットウェル５と隣接している。外部ウェル３２の天井部は平板でこの部分を外部ウェル３２のトップスラブ３２ａと呼ぶ。外部ウェル３２内の雰囲気は窒素により置換され酸素濃度を低く制限されている。外部ウェル３２はドライウェル４およびウェットウェル５と同等の耐圧性と気密性を有している。
　外部ウェル３２の材質は、鉄筋コンクリート製（ＲＣ）、ＳＣ造、鋼製など原子炉格納容器３と同じもの全てが使用可能である。鉄筋コンクリート製の場合は、原子炉格納容器３と同様に内面にライナーが敷設される。図２２に示すように、本従来例における外部ウェル３２の平面形状は矩形でドライウェル４およびウェットウェル５の外壁の一部を囲むように構成されているが、外部ウェル３２の平面形状はこれに限定されない。ドライウェル４およびウェットウェル５の外壁の少なくとも一部を囲むように隣接していれば任意の形状で良い。たとえば、台形、多角形、三日月型、部分的な円環形、完全な円環形などがある。
　（スクラビングプールの説明）
　図２３に基づいてスクラビングプールの構成を説明する。外部ウェル３２内に内部に水を貯えたスクラビングプール３３が設けられ、上部は上蓋３３ａで覆われている上蓋３３ａとプール水の間には空間３３ｂがある。上蓋３３ａの上部に空間３３ｂに開口した第１の出口配管３３ｃが設けられている。第１の出口配管３３ｃの一端に金属ファイバーフィルター３４が接続して設けられている。さらに、金属ファイバーフィルター３４に接続して他端が外部ウェル３２の内部に開口する第２の出口配管３４ａがある。
　空間３３ｂはガスベント配管２２から原子炉格納容器３内のガスがベントされる際に水位上昇が発生した場合に必要となる。また、上蓋３３ａは地震時のスロッシングで水が流出することを防止するために必要である。通常時だけではなく事故時に地震が発生してスロッシングで水が流出することを防止する必要がある。本従来例では、スクラビングプール３３の形状は矩形としているが、この例には限定されない。例えば、多角形、楕円、円形など任意の形状のものが使用される。また、スクラビングプール３３、上蓋３３ａ、空間３３ｂは一体化したタンクとした例もある。
　（図２１：PCCSの構成の説明。従来の第２の原子力プラントの場合）
　次に、図２１および２４に基づいて従来の第２の原子力プラントの静的格納容器冷却系（PCCS）１２の構成を説明する。原子炉格納容器３および外部ウェル３２の上部に冷却水プール１３が設けられ、内部に冷却水１４を蓄えている。冷却水プール１３はプール型とタンク型の例がある。図２１ではプール型のものを表示している。プール型の場合は上部は上蓋で覆われている。
　冷却水プール１３の水面の上方の気相部から、環境に蒸気を放出する排気口１５が設けられている。排気口１５の出口には虫よけのスクリーンが設けられることがある。冷却水プール１３の位置は、一般に原子炉格納容器３および外部ウェル３２の上部に設けられているが、原子炉格納容器３および外部ウェル３２の横に設けることもできる。
　冷却水プール１３内には熱交換器１６が設置されている。熱交換器１６の少なくとも一部は冷却水１４に水没するように設置される。本従来例では、熱交換器１６は冷却水１４に完全に水没するように設置される例を示している。
　熱交換器１６は複数個設置される場合が多いが、図２１では１基のみを表示してある。熱交換器１６は入口プレナム１７、出口プレナム１８および伝熱管１９を有する（図２４を参照）。熱交換器１６は全体で少なくとも崩壊熱相当の蒸気を凝縮する冷却容量を有している。
　図２１では、熱交換器１６全体が、入口プレナム１７と出口プレナム１８を含めて冷却水プール１３の内部に設置例を示しているが、この例には限定されない。たとえば、伝熱管１９のみが冷却水プール１３の内部に設置され、入口プレナム１７と出口プレナム１８は冷却水プール１３の外部に突出して設置される例もある。
　熱交換器１６の入口プレナム１７にはウェットウェル・ガス供給配管４８が接続されている。ウェットウェル・ガス供給配管４８は一端がウェットウェル気相部７に開口しウェットウェル５の側壁を貫通しアウターウェル３２の内部をとおりアウターウェル３２のトップスラブ３２ａを貫通してもう一端が入口プレナム１７に接続している。本従来例では、さらにドライウェル・ガス供給配管２０が設けられている。ドライウェル・ガス供給配管２０の一端はドライウェル４の内部に開口しドライウェル４の側壁を貫通しアウターウェル３２の内部をとおりアウターウェル３２のトップスラブ３２ａを貫通しもう一端はウェットウェル・ガス供給配管４８に接続している。ドライウェル・ガス供給配管２０には隔離弁２０ａが設けられ通常運転中は閉鎖している。
　また、熱交換器１６の出口プレナム１８の下部に凝縮水戻り配管２１が接続されている。凝縮水戻り配管２１は、外部ウェル３２のトップスラブ３２ａを貫通して外部ウェル３２の内部を通り、先端がウェットウェル５の内部の圧力抑制プール６に浸漬するように設置されている。このように凝縮水戻り配管２１は外部ウェル３２の内部を通るように設置されるので、凝縮水が漏洩してＣｓＩ等の放射性物質が直接環境に放出されない構造となっている。
　原子炉格納容器３内の雰囲気には炉心溶融事故が発生した場合には、ＣｓＩ等の粒子状放射性物質が大量に含まれているが、熱交換器１６で蒸気が凝縮する際にＣｓＩ等の粒子状放射性物質は凝縮水にほとんど移行する。そのＣｓＩを大量に含んだ凝縮水は凝縮水戻り配管２１により圧力抑制プール６のプール水に還流し保持されるので、本従来例の静的格納容器冷却１２は、原子炉格納容器３内に浮遊する粒子状放射性物質を静的に除去するように構成されている。
　したがって、本従来例では、全交流電源喪失（ＳＢＯ）により炉心溶融事故に至った場合であっても、あたかも動的な格納容器スプレーにより粒子状放射性物資を除去して圧力抑制プール６のプール水に還流しているのと同等の効果が得られる。また、凝縮水戻り配管２１はＬＯＣＡベント管８の内部に設置しないのでＬＯＣＡ時にＬＯＣＡベント管の圧損を増大させることがない構造となっている。
　さらに、熱交換器１６の出口プレナム１８の上部にはガスベント配管２２が接続されている。ガスベント配管２２は外部ウェル３２のトップスラブ３２ａを貫通して外部ウェル３２の内部を通り、先端はさらにスクラビングプール３３の水の中に浸漬して設置されている。このようにガスベント配管２２は外部ウェル３２の内部を通るように設置されるので、ガスが漏洩して放射性希ガス、有機ヨウ素、ＣｓＩ等の放射性物質が直接環境に放出されない構造となっている。この内、ＣｓＩ等の粒子状放射性物質は、スクラビングプール３３のプール水で除去され、さらに、金属ファイバーフィルター３４により水滴等にキャリーオーバーされたものも除去される構成になっている。
　これにより、ＣｓＩ等の粒子状放射性物質が環境に放出されて土地が汚染され周辺住民の方達に長期間の移住をしていただく必要性を削除することが可能となっている。また、放射性希ガスと有機ヨウ素は第２の出口配管３４ａから外部ウェル３２の内部に放出され外部ウェル３２の内部に保持される。これにより従来のフィルタ－ベントシステムが作動時に放射性希ガスと有機ヨウ素を環境に直接放出するため、事前に周辺住民の方達に緊急避難をしていただいたりヨウ素剤を服用していただいたりする必要性を削除することが可能になっている。
　また、本従来例では、過酷事故時に燃料被覆管の金属－水反応で大量に発生する水素についても、ガスベント配管２２により外部ウェル３２の内部に放出されるため、ドライウェル４およびウェットウェル５の過酷事故時の圧力を十分低く保つことが可能である。外部ウェル３２の内部の雰囲気は窒素で置換されているので、大量の水素が閉じ込められても爆轟することがない。
　また、本従来例では、ウェットウェル・ガス供給配管４８からウェットウェル気相部７に発生した蒸気を吸引して静的格納容器冷却系１２によって冷却できるので、過酷事故時に圧力抑制プール６の水温が成層化して水面部分の水から高圧蒸気が発生しても原子炉格納容器３の圧力を低く維持して過圧破損を防止することができる。これは原子炉格納容器３内の非凝縮性ガスをウェットウェル・ガス供給配管４８から吸引しガスベント配管２２によってスクラビングプール３３内にベントしさらにアウターウェル３２内にベントすることができるためである。ガスベント管２２が圧力抑制プール６内に導かれている従来の第１の原子力プラント（ABWR）の静的格納容器冷却系１２の場合（図１５および図２０を参照）では、仮に、ウェットウェル・ガス供給配管４８を設けてもガスベント配管２２によってガスをウェットウェル５にベントすることができず、ウェットウェル気相部７内の非凝縮性ガスが静的格納容器冷却系１２の熱交換器１６の内部に滞留してしまい静的格納容器冷却系１２は機能喪失してしまう。従来の第２の原子力プラント（SATOR）の静的格納容器冷却系１２の場合（図２１および図２４を参照）では、ガスベント管２２のベント先としてアウターウェル３２を設けているため熱交換器１６内に非凝縮性ガスが滞留することがなくウェットウェル・ガス供給配管４８によってウェットウェル気相部７内の高圧蒸気を冷却でき原子炉格納容器３の過圧破損を防止できる。ウェットウェル気相部７とアウターウェル３２の間には常に差圧があるため熱交換器１６内の非凝縮性ガスはガスベント管２２によって効率よくアウターウェル３２の内部にベントされる。そのため従来の第2の原子力プラントの静的格納容器冷却系１２にあっては、ガスベント管２２にベントファンを設ける必要がない。
　（図２１：冠水配管の説明）
　また、本従来例では、下部ドライウェルを冠水するためにペデスタル６１の壁を貫通し一端が下部ドライウェル（ペデスタルキャビティ）６１ａ内に導かれ他端が圧力抑制プール６内に開口する冠水配管６８が設けられている。冠水配管６８の下部ドライウェル６１ａ内の部分には冠水弁６７が設けられている。また、冠水配管６８には逆止弁６９が設けられている。逆止弁６９を設けたことでドライウェル４内の圧力が上昇した場合でも下部ドライウェル６１ａ内の高温水が圧力抑制プール６に逆流することを防止できる。冠水配管６８の設置位置はＬＯＣＡベント管８と重ならないようにたとえば、ＬＯＣＡベント管とＬＯＣＡベント管の中間の位置として全体で１０個設置されている（図２２を参照）。
　冠水弁６７は溶融弁を使用することが可能である。溶融弁はデブリの熱で溶融して開になる。しかし、溶融弁以外にもＳＢＯ時に作動用電源を必要としないものは全て使用可能である。たとえば、爆破弁は作動に火薬を使用するので採用可能である。作動にはデブリの熱を検知する温度高の信号を使用する。また、バネ式弁も作動にバネの力を使用するので採用可能である。バネを抑えているワイヤーがデブリの熱で溶融することにより開になる。さらに、信頼性を向上させるため、たとえば、１０個の冠水弁の内５個を爆破弁として残りの５個をバネ式弁にすることがある。また、５個を溶融弁として残りの５個を爆破弁とすることがある。あるいは、溶融弁、爆破弁、バネ式弁の少なくとも２種類以上を混在して使用することがある。
　（図２４：PCCS熱交の説明。従来の第２の原子力プラントの場合）
　図２４は、従来の第２の原子力プラントにおける静的格納容器冷却系内の熱交換器の例を示す立断面図である。図２４により、従来の第２の原子力プラントにおける静的格納容器冷却系１２の熱交換器１６の構造について横型熱交換器の例で説明する。
　図２４において、出口プレナム１８は、入口プレナム１７の下方に設けられている。多数のＵ字型の伝熱管１９が管板２３に接続し、伝熱管１９の直管部が水平に設置されている。図２４では簡略化して２本のみを表示している。伝熱管１９の外部には冷却水１４（図２１参照）が満たされている。伝熱管１９の入口は、入口プレナム１７に開口している。また、伝熱管１９の出口は出口プレナム１８に開口している。
　入口プレナム１７にはウェットウェル・ガス供給配管４８が接続し、ウェットウェル気相部７内の窒素、水素、酸素、水蒸気等の混合ガスを入口プレナム１７に供給する。この混合ガスは伝熱管１９内に導かれ、水蒸気は凝縮して凝縮水となり、伝熱管１９の出口から出口プレナム１８内に流出し、出口プレナム１８内の下部に溜まる。
　出口プレナム１８の下部には、凝縮水戻り配管２１が接続されていて、出口プレナム１８内の凝縮水を、重力により圧力抑制プール６の内部に還流する。また、出口プレナム１８の上部には、ガスベント配管２２が接続されている。伝熱管１９内で凝縮しない窒素、水素、酸素等の非凝縮性ガスは、伝熱管１９から排出され出口プレナム１８の上部に溜まる。
　ガスベント配管２２の先端は、外部ウェル３２内のスクラビングプール３３のプール水の中に浸漬して設置されている。出口プレナム１８内の非凝縮性ガスは、ガスベント配管２２を通りスクラビングプール３３のプール水を押し下げて水中にベントされた後、上蓋３３ａとスクラビング水３３ｃの間の空間３３ｂに移行する（図２３を参照）。その後、第１の出口配管３３ｄ、金属ファイバーフィルター３４、第２の出口配管３４ａ（図２３を参照）を通り外部ウェル３２の内部に移行する。
　なお、伝熱管１９の形状はＵ字型に限定されない。鉛直方向に直管部のある伝熱管１９を、縦型に設置する構造のものもある（図２５を参照）。入口プレナム１７は、必ず出口プレナム１８よりも上に位置する。これにより伝熱管１９内で凝縮した凝縮水を重力により出口プレナム１８に導く。横型の利点は耐震性に優れていることと、冷却水１４の有効活用ができることである。一方、縦型の利点は凝縮水の排出性が良いことである。
　（図２５：従来の第三の原子力プラントのPCCSの説明）
　図２５に基づき従来の第三の原子力プラントのPCCSの構成について説明する。従来の第三の原子力プラントは上部ドライウェル４ｃの内部に重力落下式冷却系（GDCS）プール２８が設置されている。また、トップスラブ４ａとダイアフラム床５ｂ上端まで高さは約６mである。原子炉格納容器３の内径は約３６mである。この構成はESBWRで採用されているものである（特許文献２の図１を参照）。
　原子炉格納容器３の上部に冷却水プール１３が設けられ、内部に冷却水１４を蓄えている。冷却水プール１３はプール型である。冷却水プール１３内には熱交換器１６が設置されている。熱交換器１６は縦型である。熱交換器１６は通常運転時は冷却水１４に完全に水没するように設置される。
　熱交換器１６は入口プレナム１７、出口プレナム１８および伝熱管１９を有する。伝熱管１９は直管部が垂直に設置される縦型である。入口プレナム１７、出口プレナム１８および伝熱管１９は2個あり一対で熱交換器１６の1基を構成している。熱交換器１６は複数個設置される場合が多いが、図２５では１基のみを表示してある。熱交換器１６は全体で少なくとも崩壊熱相当の蒸気を凝縮する冷却容量を有している。
　熱交換器１６の入口プレナム１７にはドライウェル・ガス供給配管２０が接続されている。ドライウェル・ガス供給配管２０は2個の入口プレナム１７に接続された２本の配管が途中で結合して1本になりトップスラブ４ａを貫通し他端が上部ドライウェル４ｃに開口している。ドライウェル・ガス供給配管２０には隔離弁はなく常時上部ドライウェル４ｃに開口している。
　また、熱交換器１６の出口プレナム１８の下部に凝縮水戻り配管２１が接続されている。凝縮水戻り配管２１は2個の出口プレナム１８に接続された2本の配管がそれぞれトップスラブ４ａを貫通し上部ドライウェル４ｃに入ったのちに結合して1本になっている。凝縮水戻り配管２１は1本になった後PCCSドレンタンク２４に接続している。
　PCCSドレンタンク２４はダイアフラム床５ｂの上に設置されている。PCCSドレンタンク２４の内部には上部ドライウェル４ｃ内のガスと同じ成分のガス（主に窒素ガス）が存在するが水は蓄えられていない。また、PCCSドレンタンク２４の上部にはデブリ防護蓋２５が設けられている。デブリ防護蓋２５は冷却材喪失事故が発生した際に飛散した断熱材などのデブリがPCCSドレンタンク２４内に侵入することをできるだけ防止することが目的である。
　PCCSドレンタンク２４の下部にRPV注水配管２６接続されている。RPV注水配管２６はダイアフラム床５ｂよりも下に下降して下部領域（図１８を参照）で他端がRPV２に接続されている。RPV注水配管２６にはRPV注水隔離弁２７が設けられている。RPV注水隔離弁２７は通常時は閉鎖している。RPV注水隔離弁２７は冷却材喪失事故が発生して炉水位が低下して炉水位低信号が発生した場合に開になる。そのためRPV注水隔離弁２７は冷却材喪失事故が発生しても直ちには開にはならず炉水位低の信号が発生するまでの時間遅れをもって開になる。一方、冷却材喪失事故が発生したとほぼ同時に破断流から発生した大量の蒸気がドライウェル蒸気供給配管２０からPCCS熱交換器１６の内部に流入し大量の凝縮水が出口プレナム１８内に蓄積する。この凝縮水を排出しないとPCCSは機能喪失してしまう。これを避けるためにPCCSドレンタンク２４が必要になっている。PCCSドレンタンク２４がないと凝縮水を排出できなくなり凝縮水がPCCS熱交換器１６の内部に滞留してPCCS熱交換器は上部ドライウェル４ｃ内の蒸気を吸引できなくなり機能喪失してしまう。
　デブリ防護蓋２５がPCCSドレンタンク２４を密閉しないようにデブリ防護蓋２５とPCCSドレンタンク２４の間には一定の隙間が設けられている。この隙間は冷却材喪失事故時に上部ドライウェル４ｃ内に発生した大量の蒸気がPCCS熱交換器１６内で凝縮し凝縮水戻り配管２１によってPCCSドレンタンク２４内に流入する際にPCCSドレンタンク２４内のガスを前記隙間から排出するために必要である。もし、この隙間がなくPCCSドレンタンク２４が密閉されていると凝縮水のPCCSドレンタンク２４内への流入が阻害される。PCCSドレンタンク２４内のガスは行き場がなくなり凝縮水戻り配管２１内を逆流してPCCS熱交換器１６の内部に移行してPCCS熱交換器の蒸気凝縮機能を阻害してしまう。これを避けるためにデブリ防護蓋２５がPCCSドレンタンク２４を密閉しないようにデブリ防護蓋２５とPCCSドレンタンク２４の間には一定の隙間が必要になる。また、冷却材喪失事故直後には炉水位低の信号が発生するまでRPV注水隔離弁２７が閉鎖されているために必要になる。デブリ防護蓋２５とPCCSドレンタンク２４の間には一定の隙間が設けられるため、PCCSドレンタンク２４内に流入した凝縮水の水面にはこの隙間から上部ドライウェル４ｃ内の圧力が作用する。また、凝縮水が増えてPCCSドレンタンク２４内の水位が上昇すると上記隙間から凝縮水が上部ドライウェル４ｃの内部にあふれ出す。その結果、PCCSドレンタンク２４内の凝縮水は上記隙間の高さ以上に上昇することはできない。
　PCCSドレンタンク２４内の水位は前記隙間の高さが上限となるため、水頭は３m程度に制限される。わずか３mの水頭圧ではPCCSドレンタンク２４内の水をRPV２内の圧力に逆らってRPV2内に注水することは困難である。この状態でRPV注水隔離弁２７を開にしてRPV２内にPCCSドレンタンク２４内の凝縮水を注入するためには、より多くの水頭圧を確保するためRPV注水配管２６をダイアフラム床５ｂよりも低い下部領域９０（図１８を参照）まで十分に下降させてからRPV２に接続する必要がある。RPV注水配管２６をダイアフラム床５ｂよりも下降させるためには、LOCAベント管８とRPV２の間にかなりの配管スペース２９を確保する必要がある。そのため原子炉格納容器３の外径を増加する必要がある。さらにペデスタル６１の内径も大きくなるため非常に特殊な構造のRPVサポート６３を設ける必要がある。RPVサポート６３はペデスタル壁面から大きく張り出す必要があり耐震強度を確保するのが難しい構造になっている。GDCSプール２８のRPV注水配管（図示せず）も同様に上記配管スペース２９を下降してからでないとRPV2内に注水することはできない。従って、GDCSプール２８を使用するESBWRでは配管スペース２９が必須となっている。これは落差による重力によって上部ドライウェル４ｃ内の水を同じく上部ドライウェル４ｃ内に設置されているほぼ同じ高さにあるRPV2内に注水を行うESBWRにとっては避けては通れない問題である。これはESBWR問題の一つである。
　また、上部ドライウェル４ｃの内部にはGDCSプール２８が設置されていてPCCSドレンタンク２４を設置する十分な空間がなくLOCAベント管８の開口部を塞いでしまっている。左側の凝縮水戻り配管２１はGDCSプール２８と干渉してしまっている。そのため、ESBWRの最終設計では、PCCSドレンタンク２４は削除され、凝縮水戻り配管２１はGDCSプール２８内に接続される構成が採用された。また、RPV注水配管２６とRPV注水隔離弁２７は削除された。
　このようにPCCS熱交換器１６から凝縮水戻り配管２１によってRPV２内に凝縮水を注入するためには、PCCSドレンタンク２４を狭隘な上部ドライウェル４ｃの内部に設置し、さらに、RPV注水配管２６をダイアフラム床５ｂの下の下部領域９０（図１８を参照）まで十分に下降させるための配管スペース２９を設け、原子炉格納容器３の内径を拡大し、ペデスタル６１の内径を拡大し、特殊構造のRPVサポート６３を設ける必要があった。
特開２０１６－１４６４０号公報（US 2017/0162281 Al） 特開２００４－３３３３５７号公報。（ＪＰ２００４－３３３３５７Ａ） 特開２００７－２３２５２９号公報（ＪＰ２００７－２３２５２９Ａ） 特開２００８－１３９０２３号公報（ＪＰ２００８－１３９０２３Ａ）
　解決しようとする問題点は、過酷事故時に従来の原子力プラントの静的格納容器冷却系１２では、原子炉圧力容器2内の残存デブリを冷却できず、原子炉格納容器３の上蓋部１１ａが高温化しフランジ７４のシール材が劣化して大量の水素と放射性物質が原子炉格納容器３の外部に漏洩することを防止できない点である。また、上部ドライウェル４ｃが高温化し原子炉格納容器３が過温破損することを防止できない点である。さらに、ABWR以前のBWRでは、圧力抑制プールの水温が成層化して水面部分の水から高圧の蒸気が発生して原子炉格納容器３が早期に過圧破損することを防止できない点である。
　本発明は、静的格納容器冷却系１２の凝縮水を原子炉格納容器３の下部領域９０に戻すことに加えて上部領域９１にも注水する構成とし、過酷事故時に原子炉圧力容器２内に凝縮水を注水し原子炉圧力容器２内に残存するデブリの冷却を行い原子炉格納容器３の上蓋部１１ａの温度上昇を抑制しフランジ７４のシール材の劣化を防止するとともに原子炉格納容器３の過温破損を防止することを最も主要な特徴とする。また、圧力抑制プールの水温の成層化によって水面部分の水から発生する高圧水蒸気による原子炉格納容器３の早期過圧破損を防止することを特徴とする。
　本発明の実施形態によれば、全交流電源喪失（ＳＢＯ）等により炉心溶融を伴う過酷事故が発生した場合であっても、原子炉格納容器３の過温破損を防止するとともに早期過圧破損を防止することができる。福島第一の事故の教訓から得られた過酷事故時に原子炉格納容器の破損が生じるおそれのある現象を抑制し原子炉格納容器の健全性を維持することができる。
図１は本発明の第１の実施形態に係わる原子力プラントの原子炉格納容器まわりの構成を示す立断面図である。 図２は本発明の第２の実施形態に係わる原子力プラントの原子炉格納容器まわりの構成を示す立断面図である。 図３は本発明の第３の実施形態に係わる原子力プラントの原子炉格納容器まわりの構成を示す立断面図である。 図４は本発明の第４の実施形態に係わる原子力プラントの原子炉格納容器まわりの構成を示す立断面図である。 図５は本発明の第５の実施形態に係わる原子力プラントの原子炉格納容器まわりの構成を示す立断面図である。 図６は本発明の第６の実施形態に係わる原子力プラントの原子炉格納容器まわりの構成を示す立断面図である。 図７は本発明の第７の実施形態に係わる原子力プラントの原子炉格納容器まわりの構成を示す立断面図である。 図８は本発明の第８の実施形態に係わる原子力プラントの原子炉格納容器まわりの構成を示す立断面図である。 図９は本発明の第９の実施形態に係わる原子力プラントの原子炉格納容器まわりの構成を示す立断面図である。 図１０は本発明の第１０の実施形態に係わる原子力プラントの原子炉格納容器まわりの構成を示す立断面図である。 図１１本発明の第１１の実施形態に係わる原子力プラントの原子炉格納容器まわりの構成を示す立断面図である。 図１２は本発明の第１２の実施形態に係わる原子力プラントの原子炉格納容器まわりの構成を示す立断面図である。 図１３は本発明の第１３の実施形態に係わる原子力プラントの原子炉格納容器まわりの構成を示す立断面図である。 図１４は本発明の第１４の実施形態に係わる原子力プラントの原子炉格納容器まわりの構成を示す立断面図である。 図１５は従来の第１の原子力プラント（ＡＢＷＲ）の原子炉格納容器まわりの構成を示す立断面図である。 図１６は従来の第１の原子力プラント（ＡＢＷＲ）の原子炉格納容器まわりの構成を示す平面図である。 図１７は従来の第１の原子力プラント（ＡＢＷＲ）の原子炉格納容器の上蓋部まわりの構成を示す立断面図である。 図１８は従来の第１の原子力プラント（ＡＢＷＲ）の原子炉格納容器の内部領域を示す立断面図である。 図１９は従来の第１の原子力プラント（ＡＢＷＲ）の原子炉圧力容器および炉内構造物を示す立断面図である。 図２０は従来の第１の原子力プラント（ＡＢＷＲ）の静的格納容器冷却系の熱交換器の例を示す立断面図である。 図２１は従来の第２の原子力プラント（ＳＡＴＯＲ）の原子炉格納容器まわりの構成を示す立断面図である。 図２２は従来の第２の原子力プラント（ＳＡＴＯＲ）の原子炉格納容器まわりの構成を示す平面図である。 図２３は従来の第２の原子力プラント（ＳＡＴＯＲ）のスクラビングプールの構成を示す立断面図である。 図２４は従来の第２の原子力プラント（ＳＡＴＯＲ）の静的格納容器冷却系の熱交換器の例を示す立断面図である。 図２５は従来の第３の原子力プラント（ＥＳＢＷＲ）の静的格納容器冷却系の熱交換器の例を示す立断面図である。 図２６は本発明の原子力プラントの実施形態に共通する構成を示す原子炉格納容器まわりの構成を示す立断面図である。
　以下、図１～図１４を参照して本発明の実施形態に係る静的格納容器冷却系を有する原子力プラントについて説明する。ここで、前述の従来技術と同一または類似の部分について、また下記の実施形態どうしで同一または類似の部分については、共通の符号を付して、重複説明は省略し要部のみを説明する。
（ABWRをベースにした実施形態の説明）
　図１から図７に基づきABWRをベースにした実施形態について以下に説明する。以下に説明する実施形態１から実施形態７については、炉心１、原子炉圧力容器２、原子炉格納容器３の構成は図１５および図１６に示す従来の第１の原子力プラント（ＡＢＷＲ）の構成と同じである。また、静的格納容器冷却系１２の基本構成も図１５および図２０に示す従来の第1の原子力プラント（ＡＢＷＲ）の静的格納容器冷却系１２の基本構成と同じである。以下の説明では重複を避けて実施形態１から実施形態７についてABWRと異なる点について要点のみを説明する。
　図１から図７に示す実施形態は、ＲＣＣＶと呼ばれる原子炉格納容器を使用しているが、原子炉格納容器の型式はＲＣＣＶに限定されない。圧力抑制プールによる圧力抑制機能を持つ全ての圧力抑制型の原子炉格納容器に普遍的に適用される。また、材質もＳＣ造や鋼製など他のものも使用可能である。
　図１は、本発明の第１の実施形態に係わる原子力プラントの原子炉格納容器まわりの構成を示す立断面図である。以下、第1の実施形態が従来のABWRと異なる点について説明する。
　（図１：第１の実施形態のPCCSの構成の説明）
　図１に基づいて第１の実施形態における静的格納容器冷却系（PCCS）１２の構成を説明する。第１の実施形態においては、凝縮水戻り配管２１の一端は、一例として圧力抑制プール６内に水に浸漬して設置されている。凝縮水戻り配管２１には凝縮水戻り配管隔離弁２１ａが設けられている。凝縮水戻り配管隔離弁２１ａは通常運転中は開になっている。本実施形態では、凝縮水戻り配管２１の一端は、一例として圧力抑制プール６に導かれているが、この例には限定されない。下部ドライウェル６１ａの下部のコアキャッチャー（図示せず）に導く例やＬＯＣＡベント管８の内部に導かれている例もある。圧力抑制プール６に導かれる場合も、また、LOCAベント管８に内部に導かれる場合も凝縮水は最終的に溶融弁６４から下部ドライウェル６１ａに戻される。このように凝縮水戻り配管２１の一端は、いずれも原子炉格納容器３のダアイフラム床５ｂよりも下の下部領域９０（図１８を参照）に凝縮水を戻すように構成されている。
　さらに、本実施形態においては、原子炉圧力容器注水配管５１が設けられている。原子炉圧力容器注水配管５１の一端は凝縮水戻り配管２１の出口プレナム１８と凝縮水戻り配管隔離弁２１ａの間に接続している。原子炉圧力容器注水配管５１の他端は原子炉圧力容器２に接続している。本実施形態では、原子炉圧力容器注水配管５１の他端は原子炉圧力容器２内の給水スパージャー５０に接続している例を示しているが、この例には限定されない。例えば、低圧注水系スパージャー４６（図１９を参照）に接続することもできる。原子炉圧力容器注水配管５１には原子炉圧力容器注水配管隔離弁５１ａが設けられている。原子炉圧力容器注水配管隔離弁５１ａは通常運転中は閉鎖している。
　さらに、ガスベント配管２２にはガスベントファン２２ａと逆流防止弁２２ｂが設けられている。図１ではガスベントファン２２ａはガスベント配管２２から分岐配管を設けて設置する例が示されているが、この例には限定されない。ガスベントファン２２ａはガスベント配管２２に直接設けることもできる。この場合は、逆流防止弁２２ｂは設けなくてもよい。また、図1では、逆流防止弁２２ｂは逆止弁の例を示しているが、この例には限定されない。逆流防止弁２２ｂは電動弁などを使用することもできる。ガスベントファン２２ａおよび電動弁の作動には過酷事故専用の電源（図示せず）を使用する。過酷事故専用の電源はガスタービン発電機やバッテリーなどで設計基準事故用の非常用電源（ディーゼル発電機）とは異なる多様性をもった電源を使用する。
　本実施形態の第１の特徴は、凝縮水戻り配管２１が圧力抑制プール６内に導かれていることと凝縮水戻り配管２１の途中から分岐して原子炉圧力容器注水配管５１が設けられていることである。このように構成される本実施形態の作用を説明する。冷却材喪失事故が発生した場合は、破断流から上部ドライウェル４ｃの内部に大量の蒸気が発生する。その蒸気は、自らの圧力でドライウェル・ガス供給配管２０から静的格納容器冷却系１２の熱交換器１６内に流入し、伝熱管１９によって冷却され凝縮する。凝縮水は出口プレナム１８内に流入する。さらに、凝縮水は凝縮水戻り配管２１により圧力抑制プール６に戻される。そのため熱交換器１６内に凝縮水が滞留して静的格納容器冷却系１２が機能喪失することが防止される。このように圧力抑制プール６がPCCSドレンタンクとして機能するため、ESBWRのように狭隘な上部ドライウェル４ｃ内にPCCSドレンタンク２４を設ける必要がない（図２５を参照）。このように圧力抑制プール６内に浸漬した凝縮水戻り配管２１の凝縮水戻り配管隔離弁２１ａを開にし、原子炉圧力容器注水配管隔離弁５１ａを閉鎖した静的格納容器冷却系１２の運転方法を圧力抑制プール・ドレン・モードと呼ぶ。
　一方、SBOなどによって炉心溶融事故が発生した場合は、デブリが原子炉圧力容器２の底部を溶融貫通して下部ドライウェル６１ａの床に落下する。デブリの熱で下部ドライウェル６１ａ内の温度が高くなると溶融弁６４が開になりＬＯＣＡベント管８内の水が下部ドライウェル６１ａに流入してデブリを冠水する。デブリが下部ドライウェル６１ａ内の水を加熱することによって大量の蒸気が発生する。その蒸気は下部ドライウェルの開口部６６から上部ドライウェル４ｃに移行して自らの圧力でドライウェル・ガス供給配管２０から静的格納容器冷却系１２の熱交換器１６内に流入して伝熱管１９によって冷却されて凝縮する。この凝縮水は出口プレナム１８内に流入する。さらに、凝縮水は凝縮水戻り配管２１により圧力抑制プール６に戻される。圧力抑制プールの水はLOCAベント管８を介して再び溶融弁６４をとおり下部ドライウェル６１ａに流入し下部ドライウェル６１ａの床に落下したデブリの冷却に使用される。これによって下部D/W６１ａに落下したデブリの冷却は静的格納容器冷却系１２によって完全に行われる。
　しかし、福島第一の事故の結果から、過酷事故時には原子炉圧力容器２内には約２０％のデブリが残存していることがわかってきた。この炉内残存デブリは冠水していない。この状態を放置すると原子炉圧力容器２内の温度は１０００℃程度まで上昇し原子炉圧力容器２からの放熱によって、上部ドライウェル４ｃの温度は２００℃を超え、原子炉格納容器３の上蓋部１０ａの温度は３００℃を超え、原子炉格納容器３の過温破損が発生してしまう。原子炉圧力容器２は底部が破損しているので圧力はドライウェル４の圧力程度まで減圧している。この状態になったら原子炉圧力容器圧力低や原子炉格納容器内放射線高の信号が検出される。その信号を確認したら凝縮水戻り配管隔離弁２１ａを閉鎖して原子炉圧力容器注水配管隔離弁５１ａを開にする。この隔離弁の切替は手動で実施しても良いし、信号によって自動で実施してもよい。この隔離弁の切替動作が完了すると、出口プレナム１８内の凝縮水は原子炉圧力容器注水配管５１によって原子炉圧力容器２内の給水スパージャー５０から原子炉圧力容器２内に散水される。出口プレナム１８と給水スパージャー５０の高低差は約１０ｍあるため出口プレナム１８内の凝縮水は約１０ｍの水頭の重力によって減圧した原子炉圧力容器２内に流入することができる。このように凝縮水戻り配管隔離弁２１ａを閉鎖して原子炉圧力容器注水配管隔離弁５１ａを開にして凝縮水を原子炉圧力容器２内に注水する運転方法を静的格納容器冷却系１２の原子炉圧力容器注水モードと呼ぶ。凝縮水が給水スパージャー５０から原子炉圧力容器２内に散水されると原子炉圧力容器２内の温度は約６００℃以下に低下する。凝縮水は給水スパージャー５０から散水されるとダウンカマー２ｄ（図１９を参照）を下降してインターナルポンプ４０のディユーザー４２から原子炉圧力容器２の底部の下部プレナムに２ｆに流れる。原子炉圧力容器２の溶融貫通の位置が計装配管（図示せず）などの場合には破断個所が原子炉格納容器２の下鏡２ｇよりも高くなることがあり凝縮水はその高さまで貯まり下部プレナム２ｆ内に水位を形成する。下部プレナム２ｆに貯まった凝縮水は原子炉圧力容器２の溶融貫通個所から下部ドライウェル６１ａの底部に落下して下部ドライウェル６１の床に落下したデブリの冷却に使用される。もし、この凝縮水の散水が行われない場合には、炉内に残存するデブリの熱で原子炉圧力容器２内の温度は約１０００℃の高温を維持する。高温化した原子炉圧力容器２からの放熱で事故後7日間にわたり上部ドライウェル４ｃの温度は２００℃を超え、原子炉格納容器上蓋部１１ａの温度は３００℃を超えてしまう虞があった。これによって上部ドライウェル４ｃは過温破損し、原子炉格納容器上蓋１１のフランジ７４のシール材が劣化して大量の水素と放射性物質が運転床に漏洩する虞があった。漏洩した大量の水素の爆轟が運転床で発生することが福島第一の事故によって実証されている。しかし、本実施形態では、凝縮水が給水スパージャー５０から原子炉圧力容器２内に散水され原子炉圧力容器２内の温度が事故後7日間にわたり約６００℃以下に制限されるため、上部ドライウェル４ｃの温度は約１７０℃以下に維持され、原子炉格納容器上蓋部１１ａの温度は約２００℃以下に維持される。これによって、上部ドライウェル４ｃが過温破損することが防止されるとともに、原子炉圧力容器上蓋１１のフランジ７４のシール材の健全性が維持されフランジ７４から大量の水素と放射性物質が漏洩することが防止される。このように静的格納容器冷却系１２の原子炉圧力容器注水モードは原子炉格納容器３の過温破損防止に極めて有効である。
　このように構成された本実施形態は、日本の原子力規制委員会（ＮＲＡ）が新規制基準第４２条の解説で要求する『炉内の溶融炉心の冷却機能（例えば、原子炉内への低圧注水設備）』の構成要件を満たすことができる。しかも、ポンプやその動力電源などを使用しない静的格納容器冷却系１２で満たすことができる。この要件はアイソレーションコンデンサー（ＩＣ）によっても満たすことができるが、アイソレーションコンデンサーは炉心溶融防止設備であるため、深層防護上、炉心溶融発生後に使用することは許容されない。アイソレーションコンデンサーが機能していると炉心溶融は発生しない。炉心溶融事故が発生しているということは、アイソレーションコンデンサーが何らかの理由で故障して使用できないことを意味している。これは福島第一の事故で実際に起きたことである。従って、炉心溶融事故が発生した後にアイソレーションコンデンサーで炉内の溶融炉心を冷却することはできない。福島第一の事故の場合も炉心溶融が発生した後は、アイソレーションコンデンサーは全く機能していない。
　本実施形態の第２の特徴は、ガスベント管２２にガスベントファン２２ａが設けられていることである。本実施形態の場合は、ガスベント管２２は圧力抑制プール６に導かれている。過酷事故時には大量の放射性物質が逃がし安全弁７２（図１５を参照）、ガスベント管２２及びLOCAベント管８から圧力抑制プール６の水中に移行してスクラビングされて存在する。その量は炉心燃料中に存在していた全放射性物質の約２５％である。つまり、実質的にデブリの約２５％が圧力抑制プール６内に存在していることと同等である。そのため放射性物質の放出する崩壊熱によって圧力抑制プール６の水が沸騰を開始する。圧力抑制プール６の水が沸騰して高圧蒸気がウェットウェル気相部７に流入してウェットウェル気相部７の圧力が上昇する。ドライウェル４の圧力は静的格納容器冷却系１２によって冷却されているため比較的低い。そのためウェットウェル気相部７の圧力がドライウェル４の圧力よりも高くなってウェットウェル気相部７内の窒素、水素、蒸気が混合ガスとなって真空破壊弁９をとおりドライウェル４内に流入する。この混合ガスは自らの圧力でドライウェル・ガス供給配管２０をとおり静的格納容器冷却系１２の熱交換器１６内に流入する。蒸気は伝熱管１９によって凝縮する。しかし、窒素と水素は非凝縮性ガスなので凝縮せずに伝熱管１９の内部に滞留する。伝熱管１９内の非凝縮性ガスは本来は出口プレナム１８からガスベント管２２をとおって圧力抑制プール６内にベント可能なように構成されている。しかし、圧力抑制プール６の水が沸騰している状態では、ウェットウェル気相部７の圧力がドライウェル４の圧力よりも高いため、伝熱管１９内の非凝縮性ガスを圧力抑制プール６内にベントすることはできなくなる。そのため静的格納容器冷却系１２はドライウェル４内のガスを吸引できなくなり冷却機能を喪失する。つまり、圧力抑制プール６の水が沸騰開始すると静的格納容器冷却系１２は機能喪失する。この現象は圧力抑制プール６の水が沸騰開始するとほぼ同時に発生する。しかし、本実施形態では、ガスベント管２２にガスベントファン２２ａを設けて強制的に伝熱管１９内の非凝縮性ガスをベントできるようになっている。これによって熱交換器１６内の非凝縮性ガスが圧力抑制プール６内にベントされ静的格納容器冷却系１２は冷却機能を維持することが可能になっている。このように構成された本実施形態の静的格納容器冷却系１２では冷却水１４を補給するだけで長期にわたり原子炉格納容器３の過圧破損を防止可能となる。このようにガスベントファン２２ａを作動させた運転方法を静的格納容器冷却系１２のガスベントファン・モードと呼ぶ。ガスベントファン・モードは他の運転モードとの併用が可能である。
　図２は、本発明の第２の実施形態に係わる原子力プラントの原子炉格納容器まわりの構成を示す立断面図である。以下、第２の実施形態が従来のABWRと異なる点について説明する。
　（図２：第２の実施形態のPCCSの構成の説明）
　図２に基づいて第２の実施形態における静的格納容器冷却系（PCCS）１２の構成を説明する。第２の実施形態においては、さらに、凝縮水戻り配管２１の途中に逆流防止装置５２が設けられ、凝縮水戻り配管２１の先端はウェットウェル気相部７のウェットウェル・スパージャー５３に接続されている。第２の実施形態における静的格納容器冷却系（PCCS）１２のその他の構成は第１の実施形態と同じである。ウェットウェル・スパージャー５３は、残留熱除去系（ＲＨＲ）（図示せず）のスパージャーを使用することもできる。
　図２においては、逆流防止装置５２は水封タンクの例を示しているが、この例には限定されない。逆流防止装置５２はU字水封シールや逆止弁を使用することができる。水封タンク５２の場合は、内部に水が貯えられていて凝縮水戻り配管２１は途中でこの水の中に浸漬され開口している。また、水封タンク５２の水面より上の部分に凝縮水戻り配管２１の続きの部分が再び接続され先端はウェットウェル気相部７のウェットウェル・スパージャー５３に接続されている。U字水封シールの場合も内部に水を蓄えている。逆流装置装置５２の目的はウェットウェル気相部７のガスが凝縮水戻り配管２１を逆流して静的格納容器冷却系１２の熱交換器１６の内部に流入し静的格納容器冷却系１２の冷却機能が喪失することを防止することである。ＳＢＯの際に逃がし安全弁７２（図１５を参照）から炉蒸気が圧力抑制プール６に放出され、長時間が経過すると圧力抑制プール６の水面近くの水から高圧の水蒸気が発生してウェットウェル気相部７内の非凝縮性ガスとともに凝縮水戻り配管２１を逆流して静的格納容器冷却系１２の熱交換器１６の内部に流入する虞がある。逆流防止装置５２はこの逆流を防止することができる。また、過酷事故時にも炉内で発生した水素が逃がし安全弁７２によって圧力抑制プール6に放出されウェットウェル気相部７に移行する。これによってウェットウェル気相部は最初からあった窒素に水素が追加されて圧力上昇する。この窒素と水素の混合ガスが凝縮水戻り配管２１を逆流して静的格納容器冷却系１２の熱交換器１６の内部に流入する虞がある。逆流防止装置５２はこの逆流を防止することができる。この逆流防止のための水封タンクおよびU字水封シールの内部水の水深は０．２５m程度でよいとされている。
　また、水封タンクとU字水封シールの場合には、冷却材喪失事故および過酷事故の際に、ドライウェル４内の放射性物質を含むガスがガスベント管２２をバイパスして凝縮水戻り配管２１からウェットウェル気相部７に直接流入することを防止できる。特に、冷却材喪失事故直後のドライウェル４内の大量の蒸気は熱交換器１６の冷却能力を超えているので凝縮しきれなかった蒸気が凝縮水戻り配管２１から直接ウェットウェル気相部７に大量に流入する虞がある。そうするとウェットウェル５の圧力抑制機能を阻害することになる。水封タンクとU字水封シールの場合には内部の水の水深を深くすることによってこのようなバイパスを防止することができる。この場合には、水封タンクおよびU字水封シールの内部水の水深はガスベント管２２の圧力抑制プール６内の水没水深よりも深くする（図１を参照）。これによって、蒸気やガスは凝縮水戻り配管２１ではなくガスベント管２２の方を流れるようになる。
　このように構成された第２の実施形態においては、過酷事故時に静的格納容器冷却系１２の熱交換器１６によって凝縮された凝縮水を凝縮水戻り配管２１によってウェットウェル・スパージャー５３からウェットウェル気相部７の内部に散水することができる。過酷事故時には原子炉圧力容器２から逃がし安全弁７２（図１５を参照）によって大量の蒸気と高温の水素が圧力抑制プール６内に放出される。これによって圧力抑制プール６のプール水の温度が上昇する。その際、プール水の温度が成層化して水面近くの水の温度がより早く高温化して高圧の蒸気を発生することが福島第一の事故の教訓から明らかになった。原子炉圧力容器２の底部をデブリが溶融貫通して下部ドライウェル６１ａの下部に落下すると溶融弁６４が開になってLOCAベント管８から水が下部ドライウェル６１ａ内に流入してデブリを冠水する。そうするとデブリの熱で大量の蒸気が発生してドライウェル４が高圧化する。その蒸気とドライウェル４内の窒素ガスはLOCAベント管８と静的格納容器冷却系１２のガスベント管２２によって圧力抑制プール６内に放出される。蒸気は圧力抑制プール６の水によって凝縮しプール水の温度をさらに上昇させる。窒素は凝縮せずにウェットウェル気相部７に移行する。このようにして過酷事故時にはウェットウェル気相部７にはドライウェル４内の窒素ガスと逃がし安全弁７３（図１５を参照）から移行した金属－水反応で発生した大量の水素が存在しているため既にウェットウェル気相部７の圧力は非常に高圧化していて過圧破損ぎりぎりの状態になる。そこに圧力抑制プール６の水が成層化するとより早いタイミングで水面近くの水から高圧の蒸気が発生する。これによってウェットウェル気相部７の圧力がより早く高圧化して原子炉格納容器３の過圧破損のタイミングがより早くなる。過圧破損を防止するために日本の原子力規制委員会(NRA)はフィルターベントシステムを使用することを要求している。フィルターベントシステムは放射性希ガスと有機ヨウ素をそのまま環境に放出する危険な装置である。原子炉格納容器３の破損防止と土地汚染防止を優先させた危険な装置である。そのため、フィルターベントを作動する前に周辺の住民をすべて避難させる必要がある。住民の避難には時間が必要である。しかし、圧力抑制プール６の成層化によってフィルターベントを作動させるタイミングが早くなってしまい住民の避難が完了する前に放射性希ガスと有機ヨウ素が環境に放出されて住民が被ばくする虞があった。ＳＢＯの際には、ＳＢＯ発生時点で住民は予防的避難の準備を開始しさらに冷却機能が喪失すると住民の避難を開始する緊急時防災計画が地方自治体により策定されている。しかし、最悪のシナリオの場合には、SBO発生から炉心溶融開始までは2時間程度で、原子炉圧力容器２の溶融貫通までは5時間程度で、さらに、圧力抑制プール６の水の成層化が起こると原子炉格納容器３が過圧破損するまでのタイミングはABWRの場合は約２０時～約５５時間程度になる。夜間に巨大地震によってＳＢＯが発生した場合に倒壊した家屋に取り残された住民の避難が破壊された道路と点灯していない信号機を使用して約２０時間～約５５時間程度で完了できるかは緊急時防災計画の内容にかかっている。約２０時間は炉内に約２０％の残存デブリがある場合である。約５５時間は炉内には残存デブリの存在はないとした場合である。
　しかし、本実施形態によれば、静的格納容器冷却系１２の熱交換器１６で生じた凝縮水をウェットウェル気相部７に散布することが可能になる。散布水の温度は事故当初は静的格納容器冷却系１２のプール水１４の温度が低いため６０℃程度である。その後プール水１４の温度が１００℃程度に達すると散布水の温度は約１３０℃で一定になる。一方、圧力抑制プールが成層化した場合には水面近くの水温は約１８０℃にも達してしまう。しかし、本実施形態にあっては、圧力抑制プール６の水から発生した高温蒸気を散布水によって凝縮することができる。また、散布水が圧力抑制プール６の最も高温化している水面に落下するため圧力抑制プール６の水の成層化を防止して散布水の温度と同じ約１３０℃に維持することが可能になる。また、デブリから発生する崩壊熱は、炉内に残存するデブリによるものの崩壊熱も、また、下部ドライウェル６１ａの床に落下したデブリの崩壊熱も静的格納容器冷却系１２によって冷却することができる。このため、原子炉格納容器３の過圧破損のタイミングを3日以降に伸ばすことが可能になる。プール水１４を補給すれば原子炉格納容器３の過圧破損のタイミングをさらに伸ばし、過圧破損そのものを防止することが可能になる。
　このように原子炉圧力容器注水隔離弁５１ａを閉鎖して凝縮水戻り配管隔離弁２１ａを開にして凝縮水をウェットウェル気相部７に散布する運転方法を静的格納容器冷却系１２のウェットウェル・スプレー・モードと呼ぶ。静的格納容器冷却系１２の熱交換器１６は複数個設置される。例えば、4基の熱交換器１６が設置されている場合は、2基の熱交換器１６をウェットウェル・スプレー・モードで運転し、残りの2基の熱交換器１６を原子炉圧力容器注水モードで運転することが考えられる。そうすることによって原子炉格納容器３の過圧破損も過温破損も防止することができるようになる。
　図３は、本発明の第３の実施形態に係わる原子力プラントの原子炉格納容器まわりの構成を示す立断面図である。以下、第３の実施形態が従来のABWRと異なる点について説明する。
　（第３の実施形態のPCCSの構成の説明）
　図３に基づいて第３の実施形態における静的格納容器冷却系（PCCS）１２の構成を説明する。第３の実施形態においては、原子炉圧力容器注水配管５１は原子炉圧力容器２内のシュラウドヘッド２ｂ内の高圧炉心注水系スパージャー４７（図１９を参照）に接続されている。第３の実施形態における静的格納容器冷却系（PCCS）１２のその他の構成は第２の実施形態と同じである。
　このように構成された第３の実施形態においては、静的格納容器冷却系１２の凝縮水を原子炉圧力容器２内のシュラウドヘッド２ｂ（図１９を参照）内に散布することが可能になる。これによって散布水をシュラウド２ａの内部にある炉心１に直接散布することが可能になる。これによって炉内に残存するデブリに直接散水することが可能になりさらに原子炉圧力容器２内の温度を低減することが可能になる。
　さらに、もし、過酷事故時に原子炉圧力容器２の下鏡２ｇが大きく溶融貫通している場合には、第２の実施形態の場合には、給水スパージャー５０から散水された凝縮水はダウンカマー２ｄを下降してインターナルポンプ４０のディユーザー４２を通って原子炉圧力容器２の下部プレナム２ｆに落下した後、原子炉圧力容器下鏡２ｇの破断個所から下部ドライウェル６１ａに落下してしまう（図１９を参照）。このように第２の実施形態の場合には、凝縮水は炉内に残存するデブリを冷却することなく原子炉圧力容器２の外部に流出してしまう。そのため、原子炉圧力容器２の下鏡２ｇが大きく溶融貫通している場合には十分な冷却効果が得られない虞がある。
　しかし、第3の実施形態にあっては、原子炉圧力容器２の下鏡２ｇが大きく溶融貫通している場合であっても、高圧炉心注水系スパージャー４７から炉内の残存デブリに直接散水して冷却できるため十分な冷却効果をえることが可能になる。
　図４は、本発明の第４の実施形態に係わる原子力プラントの原子炉格納容器まわりの構成を示す立断面図である。以下、第４の実施形態が従来のABWRと異なる点について説明する。
　（第４の実施形態のPCCSの構成の説明）
　図４に基づいて第４の実施形態における静的格納容器冷却系（PCCS）１２の構成を説明する。第４の実施形態においては、原子炉圧力容器注水配管５１は高圧炉心注水系９２の高圧炉心注水系注水配管９５に接続している。接続位置は高圧炉心注水系外側隔離弁９６と原子炉圧力容器２の間である。図４では、高圧炉心注水系内側隔離弁９７と原子炉圧力容器２の間で接続される例を示しているが、この例には限定されない。例えば、高圧炉心注水系外側隔離弁９６と原子炉圧力容器３の間で接続してもよい。この場合には原子炉圧力容器注水配管５１は原子炉格納容器３を貫通する必要がなくなる。本実施形態では、既に存在している高圧炉心注水系９２の高圧炉心注水系注水配管９５を利用して凝縮水を原子炉圧力容器２内のシュラウドヘッド２ｂ内の高圧炉心注水系スパージャー４７（図１９を参照）から散水することができる。第４の実施形態における静的格納容器冷却系（PCCS）１２のその他の構成は第２の実施形態と同じである。
　ABWRには高圧炉心冷却系９２は2系統設けられている。これは本発明の発明者が自動減圧系（ADS）（図示せず）の発生頻度低減と確率論的安全評価（ＰＲＡ）におけるTQUXシーケンスと呼ばれる高圧シナリオの発生頻度を低減するために実施したものである。一方、静的格納容器冷却系１２の熱交換器１６は例えば４基などの複数個が設けられる。その場合は、第４の実施形態により、2基の熱交換器１６の原子炉圧力容器注水配管５１を高圧炉心注水系９２の高圧炉心注水系注水配管９５に接続することが考えられる。残りの2基の熱交換器１６については、第２の実施形態において原子炉圧力容器注水配管５１と原子炉圧力容器注水配管隔離弁５１ａを削除した構成とすることが考えられえる。前者の2基の熱交換器１６は原子炉圧力容器注水モードで運転し原子炉格納容器３の過温破損を防止することができる。一方、後者の2基の熱交換器１６はウェットウェル・スプレー・モードで運転し原子炉格納容器３の過圧破損を防止することができる。このようにして原子炉圧力容器３の過温破損も過圧破損も静的格納容器冷却系１２によって防止することが可能になる。
　図５は、本発明の第５の実施形態に係わる原子力プラントの原子炉格納容器まわりの構成を示す立断面図である。以下、第５の実施形態が従来のABWRと異なる点について説明する。
　（第５の実施形態のPCCSの構成の説明）
　図５に基づいて第５の実施形態における静的格納容器冷却系（PCCS）１２の構成を説明する。第５の実施形態においては、ドライウェル・ガス供給配管２０にドライウェル・ガス供給配管隔離弁２０ａが設けられている。ドライウェル・ガス供給配管隔離弁２０ａは図５では閉鎖されている状態を示しているが通常運転時は開になっている。但し、ドライウェル・ガス供給配管２０ａは通常運転時は閉鎖されていて事故後に開にしてもよい。
　本実施形態にあっては、さらに、原子炉圧力容器（ＲＰＶ）ガス供給配管５４がドライウェル・ガス供給配管２０に接続して設けられている。原子炉圧力容器（ＲＰＶ）ガス供給配管５４の一端は熱交換器１６の入口ヘッダー１７とドライウェル・ガス供給配管隔離弁２０ａの間のドライウェル・ガス供給配管２０に接続されている。原子炉圧力容器（ＲＰＶ）ガス供給配管５４は原子炉格納容器３を貫通した後、他端が原子炉圧力容器２の蒸気相２ｓ（図１９を参照）に接続している。原子炉圧力容器ガス供給配管５４には原子炉圧力容器ガス供給配管隔離弁５４ａが設けられている。原子炉圧力容器ガス供給配管隔離弁５４ａは図では開の状態を示しているが通常運転時は閉鎖している。原子炉圧力容器ガス供給配管隔離弁５４ａには電動弁、空気作動弁、爆破弁などが使用できる。本実施形態では原子炉圧力容器ガス供給配管５４の一端はドライウェル・ガス供給配管２０に接続している例を示しているが、この例には限定されない。原子炉圧力容器ガス供給配管５４の一端は熱交換器１６の入口プレナム１７に直接接続することもできる。
　本実施形態にあっては、さらに、均圧弁５５が設けられている。均圧弁５５はスタブ配管５５ａによって原子炉圧力容器２の蒸気相２ｓ（図１９を参照）に接続している。均圧弁５５は図５では開の状態を示しているが通常運転中は閉鎖している。図5ではスタブ配管５５ａは原子炉圧力容器２に直接接続している構成を示しているが、これに限定されない。例えば、主蒸気配管７１（図１５を参照）に接続していてもよい。スタブ配管５５ａは原子炉圧力容器２の蒸気相２ｓのガスを均圧弁５５から上部ドライウェル４ｃに放出して原子炉圧力容器２とドライウェル４ｃの圧力が均圧化されるように構成されている。均圧弁５５は電動弁、空気作動弁、爆破弁などを使用することができる。均圧弁５５の構成は、ESBWRの減圧弁と類似している。しかし、均圧弁５５は原子炉圧力容器２が低圧状態になってからだけ作動するように構成される。一方、ESBWRの減圧弁は原子炉圧力容器２が高圧状態にあるときに作動する。過酷事故時に減圧弁が高圧状態から作動すると大量の放射性物質がドライウェル４内に放出されてドライウェル４の壁面や床面などに沈着して崩壊熱を放出し続けるためドライウェル４が過温破損する虞がある。これは減圧弁を使用しているESBWRの問題の一つである。一方、均圧弁４４は原子炉圧力容器２が高圧状態では作動しないため、原子炉圧力容器2内の大量の放射性物質は逃がし安全弁７２（図１５を参照）から圧力抑制プール６に放出される。そのため原子炉圧力容器２が減圧した後に均圧弁５５を開にしても大量の放射性物質がドライウェル４に放出されてドライウェル４が過温破損することはない。この点が均圧弁５５とESBWRの減圧弁との違いである。第５の実施形態における静的格納容器冷却系（PCCS）１２のその他の構成は第４の実施形態と同じである。
　このように構成される第5の実施形態の過酷事故時の作用について以下に説明する。SBOなどによって炉心溶融が発生して原子炉圧力容器２の底部が破損してデブリが下部ドライウェル６１ａの下部に落下する。デブリの熱で溶融弁６４が開になりLOCAベント管８から圧力抑制プール６の水が下部D/W６１ａに流入し下部ドライウェル６１ａの下部に落下したデブリを冠水する。デブリの熱で冠水した水から大量の蒸気が発生する。蒸気は開口部６６から上部ドライウェル４ｃに移行し窒素および水素などと混合ガスを形成する。この混合ガスは自らの圧力でドライウェル・ガス供給配管２０をとおり熱交換器１６内に流入する。蒸気は伝熱管１９によって凝縮され出口プレナムに流入しさらに凝縮水戻り配管２１をとおりウェットウェル・スパージャー５３からウェットウェル気相部７に散布される（図３を参照）。即ち、熱交換器１６はウェットウェル・スプレー・モードで運転される。窒素および水素は非凝縮性ガスなので凝縮せずにガスベント管２２から圧力抑制プール６内にベントされる。この状態がしばらく継続するとドライウェル4内の窒素と水素はほぼ全量圧力抑制プール6内にベントされウェットウェル気相部７に移行する。その結果、約1時間もするとドライウェル４内は蒸気だけで占められるようになる。
　この状態では既に原子炉圧力容器２の底部が破損しているため原子炉圧力容器２の圧力は低下していて原子炉圧力低および原子炉格納容器内放射線高の信号が発生する。この状態になったら凝縮水戻り配管隔離弁２１ａを閉鎖して原子炉圧力容器注水配管隔離弁５１ａを開にして静的格納容器冷却系１２は原子炉圧力容器注水モードの運転を開始する（図３を参照）。図５に示す本実施形態では、さらに、均圧弁５５および原子炉圧力容器ガス供給配管隔離弁５４ａを開にしてドライウェル・ガス供給配管隔離弁２０ａを閉鎖する。これらの弁の切替は手動で行っても良いし、原子炉圧力容器圧力低および原子炉格納容器内放射線高の信号によって自動で行ってもよい。
　このように弁の切替を行うと、ドライウェル４内のガスはドライウェル・ガス供給配管隔離弁２０ａが閉鎖したため、原子炉圧力容器２の底部の破断口および均圧弁５５をとおり原子炉圧力容器２の内部に流入し自らの圧力によって原子炉圧力容器ガス供給配管５４をとおり熱交換器１６の内部に流入する。蒸気は伝熱管１９によって凝縮され出口プレナム１８に流入する。既に、静的格納容器冷却系１２は原子炉圧力容器注入モードの運転を開始しているため出口プレナム１８内の凝縮水は原子炉圧力容器注水配管５１から原子炉圧力容器２の内部に散布される（図３を参照）。
　本実施形態では、このように、ドライウェル４内の蒸気は一旦原子炉圧力容器２の内部をとおってから静的格納容器冷却系１２の熱交換器１６の内部に流入する。その流量は約１万ｍ３／hと非常に大きい。下部ドライウェル６１ａのデブリを冠水した水から発生した蒸気は約１３０℃の飽和蒸気である。その蒸気が原子炉圧力容器２の内部に厖大な流量で流入し静的格納容器冷却系１２に流出して行く。その過程で原子炉圧力容器２内に残存するデブリは蒸気の厖大な空冷効果で冷却される。巨大な扇風機で冷却されているのと同じ空冷効果が得られる。その結果、原子炉圧力容器２内の温度はさらに低下して約２５０℃～約３５０℃にまで低下する効果が得られる。本実施形態にあっては、低温の蒸気が原子炉圧力容器２の蒸気ドーム２ｅ内を厖大な流量で流れるため原子炉圧力容器頭部２ｃの温度が低下し原子炉格納容器３の上蓋部１１ａの温度をさらに低下し２００℃を十分に下回ることが可能になり原子炉格納容器３の上蓋１１のフランジ７４のシール材が劣化して大量の水素と放射性物質が運転床に漏洩することをより確実に防止することが可能になる。このように均圧弁５５を開にして、原子炉圧力容器蒸気供給配管隔離弁５４ａを開にして、ドライウェル・ガス供給配管隔離弁２０ａを閉鎖してドライウェル４内の蒸気を原子炉圧力容器２内に導いて厖大な蒸気流量の空冷効果で原子炉圧力容器２内を冷却する運転方法を静的格納容器冷却系１２の原子炉圧力容器内蒸気冷却モードと呼ぶ。原子炉圧力容器内蒸気冷却モードは他の運転モードと併用が可能である。
　このように構成される本実施形態は、日本の原子力規制委員会（ＮＲＡ）が新規制基準第４２条の解説で要求する『炉内の溶融炉心の冷却機能（例えば、原子炉内への低圧注水設備）』の構成要件を満たすことができる。しかも、ポンプやその動力電源などを使用しない静的格納容器冷却系１２で満たすことができる。NRAは炉内の溶融炉心の冷却機能と言っていて、その方法は低圧注水設備が例示されているだけで、これに限定していない。従って、本実施形態による蒸気の空冷効果による炉内の溶融炉心の冷却機能はNRAの要求を満たしている。本発明は、NRAが想到しえなかった革新的な方法で静的格納容器冷却系１２の静的な空冷機能によって低圧注水設備の動的ポンプも動力電源も使用することなく炉内の溶融炉心の冷却機能を低コストかつ高信頼度で提供するものである。その作動のエネルギー源はデブリが発する崩壊熱である。過酷事故用の低圧注水設備と過酷事故用の動力電源を設ける必要がなくなるためコスト削減と信頼性向上を同時に達成することができる。このようにコスト削減と性能向上を同時に達成する設計の考え方を発明者はPositive Cost down Philosophyと呼んでいる。また、それを既に存在する技術である静的格納容器冷却系１２で達成する設計の考え方をOff the Shelf Philosophyと呼んでいる。これらを可能にするのは、設計者の発明によって新たに創造された価値によるものである。
　なお、過酷事故時にドライウェル４内の蒸気がLOCAベント管８の内部の水を押し下げて圧力抑制プール６の内部に流入する（ベントクリアと呼んでいる）ためにはドライウェル４内の蒸気の圧力が高くなる必要がある。圧力抑制プール６の水深が十分に深い場合は、ベントクリアのための必要圧力が大きくなり、原子炉圧力容器２とドライウェル４の圧力差よりも大きくなり均圧弁５５を設けなくてもドライウェル４内の蒸気は原子炉圧力容器２の底部の破断個所から原子炉圧力容器２の内部に流入することが可能になる。つまり、圧力抑制プールの水深が十分深い場合には均圧弁５５は必須ではない。逆に、圧力抑制プール６の水深が十分に深くない場合は、ベントクリアのための必要圧力が小さくなるためドライウェル４内の蒸気はLOCAベント管８をベントクリアして圧力抑制プール６内に流入してしまう。そうするとドライウェル４内の蒸気は原子炉圧力容器２内に流入せずに圧力抑制プール６内に流入してしまう。これを避けるために均圧弁５５が有効になる。
　図６は、本発明の第６の実施形態に係わる原子力プラントの原子炉格納容器まわりの構成を示す立断面図である。以下、第６の実施形態が従来のABWRと異なる点について説明する。
　（第６の実施形態のPCCSの構成の説明）
　図６に基づいて第６の実施形態における静的格納容器冷却系（PCCS）１２の構成を説明する。第６の実施形態においては、凝縮水戻り配管２１に接続してドライウェル・スプレー配管５６が設けられている。ドライウェル・スプレー配管５６の凝縮水戻り配管２１との接続個所は、熱交換器１６の出口プレナム１８より下で、原子炉圧力容器注水配管５１と凝縮水戻り配管２１の接続個所よりも上に位置している。ドライウェル・スプレー配管５６にはドライウェル・スプレー配管隔離弁５６ａが設けられている。ドライウェル・スプレー配管５６の他端は原子炉格納容器３を貫通してドライウェル・スプレー・スパージャー５６ｂに接続している。ドライウェル・スプレー・スパージャー５６ｂは残留熱除去系（RHR）（図示せず）の原子炉格納容器スプレー・スパージャーを使用することができる。第６の実施形態における静的格納容器冷却系（PCCS）１２のその他の構成は第５の実施形態と同じである。
　このように構成される本実施形態にあっては、過酷事故時に凝縮水戻り配管隔離弁２１ａを閉鎖して、原子炉圧力容器注水配管隔離弁５１ａを閉鎖して、ドライウェル・スプレー配管隔離弁５６ａを開にすると熱交換器１６の出口プレナム１８内の凝縮水をドライウェル・スプレー配管５６によってドライウェル・スプレー・スパージャー５６ｂから上部ドライウェル４ｃ内に散布することが可能になる。このような静的格納容器冷却系１２の運転方法をドライウェル・スプレー・モードと言う。出口プレナム１８とドライウェル・スプレー・スパージャー５６ｂまでの高低差は約５ｍ以上あるため凝縮水をドライウェル４内に散布することが可能である。ドライウェル・スプレー・モードは同一の静的格納容器冷却系１２内では原子炉圧力容器注水モードおよびウェットウェル・スプレー・モードとは併用することはできない。原子炉圧力容器内蒸気冷却モードおよびガスベントモードとは併用できる。ただし、別の静的格納容器冷却系１２との間では他のすべての運転モードと併用することができる。
　本実施形態の作用と効果について以下に説明する。主蒸気配管７１（図１５を参照）が原子炉格納容器３の内部で破断しその後炉心溶融事故になった場合を想定する。巨大地震が発生して主蒸気配管７１が破断し、同時にSBOになると主蒸気配管破断後の炉心溶融事故になる虞がある。その場合には炉心溶融進展時に発生する大量の水素と放射性物質は主蒸気配管７１の破断個所から上部ドライウェル４ｃの内部に放出される。水素はLOCAベント管８およびガスベント管２０によって圧力抑制プール６内にベントされウェットウェル気相部７に移行する。一方、上部ドライウェル４ｃに放出された大量の放射性物質は一部は圧力抑制プール６に移行するもののほとんどは上部ドライウェル４ｃの壁面や床面に付着して崩壊熱を出し続ける。ドライウェル４ｃに放出された放射性物質の量は炉心燃料内部に存在していた核分裂生成物の約２５％にもなる。通常の過酷事故の場合には、この約２５％の核分裂生成物は逃がし安全弁７２（図１５を参照）によって圧力抑制プール６に移行しプール水によって冷却される。しかし、主蒸気管破断事故の場合には約２５％もの核分裂生成物が主蒸気配管７１の破断個所から放出されてほとんどが上部ドライウェル４ｃの内部に付着して気相中に存在して冷却されていない。これは福島第一事故の状況を超える恐ろしい状況である。この状態を放置すると上部ドライウェル４ｃ内の温度は４００℃を超えてしまい原子炉格納容器３は過温破損してしまう。
　一方、原子炉圧力容器2内には３０％を超える大量のデブリが下部ドライウェル６１ａに落下せずに残存している。主蒸気配管７１の破断個所から放熱され冷却されるため通常の過酷事故よりも多くのデブリが炉内に残存する。しかし、原子炉圧力容器２の底部が溶融貫通して破断した後は、主蒸気配管７１は大口径のため主蒸気配管７１の破断口が均圧弁５５と同等以上の効果を発揮してドライウェル４内の蒸気が原子炉圧力容器２の下部の破断口から流入し主蒸気配管７１の破断口から流出する蒸気の流れが生じる。この蒸気の流れによって炉内に残存するデブリが冷却される空冷効果によって原子炉圧力容器2内の温度は約４００℃を下回る。この状態では、炉内に残存するデブリの冷却を原子炉圧力容器注入モードによって実施することの効果と必要性はあまりない。一方、上部ドライウェル４ｃ内の温度は付着した放射性物質の崩壊熱によって放置すれば４００℃を超えてしまう。これは恐ろしい状態である。
　この状況は、PWRの冷却材喪失事故の場合でも同様に発生する。コールドレグ配管破断個所から大量の核分裂生成物が原子炉格納容器の内部に放出されて壁面や床面に付着して冷却されないまま崩壊熱を放出し続ける。コアキャッチャーを設けてデブリを冷却しても、あるいは、In Vessel Retentionを実施して原子炉圧力容器の下部の溶融破損を防止してもそれだけではほとんど何の意味もないのである。原子炉格納容器の内部に付着した放射性物質の崩壊熱で原子炉格納容器は過温破損してしまうのである。特に、In Vessel Retentionを実施した場合には、原子炉圧力容器内に残存する１００％のデブリからの崩壊熱で原子炉格納容器が過温破損してしまうのである。勿論、この現象に対してPWRでは原子炉格納容器の外面を直接水と空冷で冷却したり、過酷事故専用の格納容器スプレーを散布することができるようにしたり対応した設計のものがある。しかし、一部のPWRでは、過酷事故後にコアキャッチャーさえあれば良く、原子炉格納容器の気相部に付着した放射性物質の冷却を実施しない設計のものもある。これは、過酷事故時の物理現象解析コードがPWRの炉心については炉内残存デブリからの放熱を扱えるモデルがまだ開発されていないため、福島第一事故の教訓が十分に認識されていないことによっている。そのため、過酷事故時には炉内のすべてのデブリがコアキャッチャーに落下してコアキャッチャーを冠水すればあとは過圧破損に対処すればそれで済むという認識で設計が実施されているPWRもある。これは恐ろしいことである。福島第一の事故の教訓は、過酷事故時には原子炉格納容器は溶融貫通ではなくむしろ過温破損で破損するというものであったがその対策が十分には実施されていないのである。
　前述のとおり、主蒸気配管破断後の過酷事故の場合は、炉内に約３０％以上のデブリが残存するが、RPVの底部の破断口から主蒸気配管７１の破断個所へと蒸気の流れが生じて炉内に残存するデブリは蒸気の空冷効果で冷却される。一方、主蒸気配管７１の破断口から大量の放射性物質が上部ドライウェル４ｃ内に放出され壁面や床面などに付着して冷却されないまま崩壊熱を放出し続ける。この状態を放置すると上部ドライウェル４ｃ内の温度は４００℃を超えてしまう。しかし、本実施形態にあっては、静的格納容器冷却系１２をドライウェル・スプレー・モードに切り替えることによって約１３０℃の凝縮水を上部ドライウェル４ｃの内部に散布することができる。これによって上部ドライウェル４ｃ内の温度を十分低くすることが可能になる。
　図７は、本発明の第７の実施形態に係わる原子力プラントの原子炉格納容器まわりの構成を示す立断面図である。以下、第７の実施形態が従来のABWRと異なる点について説明する。
　（第７の実施形態のPCCSの構成の説明）
　図７に基づいて第７の実施形態における静的格納容器冷却系（PCCS）１２の構成を説明する。第７の実施形態においては、逆流防止装置（水封タンク）５２は、熱交換器１６の出口プレナム１８の下であって、ドライウェル・スプレー配管５６と凝縮水戻り配管２１の接続個所よりも上の凝縮水戻り配管２１の部分に設けられている。第７の実施形態における静的格納容器冷却系（PCCS）１２のその他の構成は第６の実施形態と同じである。
　本実施形態にあっては、ドライウェル・スプレー配管５６の逆流を防止できるため、通常運転時にドライウェル・スプレー配管隔離弁５６ａを開にしておくことができる。この状態で冷却材喪失事故が起きても上部ドライウェル４ｃ内のガスはドライウェル・スプレー配管５６を逆流しない。上部ドライウェル４ｃ内の蒸気のほとんどはLOCA直後のブローダウン過程では大量のため上部ドライウェル４ｃ内の窒素と混合してLOCAベント管８をとおり圧力抑制プール６内にベントされる。一部は静的格納容器冷却系１２内にも流入し窒素はガスベント管２２から圧力抑制プール６内にベントされる。この過程でドライウェル４内の窒素はほぼ全量がウェットウェル気相部に移行する。ブローダウン過程が終了して蒸気の発生量が静定すると上部ドライウェル４ｃ内の蒸気はLOCAベント管８ではなく全てドライウェル・ガス供給配管２０を通って熱交換器１６の内部に流入するようになる。これはガスベント管２２の圧力抑制プール６内の水没水深が水平ベント管８ａの最上段の水没水深よりも浅いためである（図１を参照）。ドライウェル４内のガスはより水没水深の浅い経路をとおって圧力抑制プール６に移行するためである。蒸気は伝熱管１９によって凝縮し凝縮水が出口プレナム１８に流入する。凝縮しきれなかった蒸気と非凝縮性ガスはガスベント管２２によって圧力抑制プール６にベントされる。蒸気は圧力抑制プール６内で凝縮する。非凝縮性ガスはウェットウェル気相部７に移行する。出口プレナム１８に流入した凝縮水は重力によって凝縮水戻り配管２１とドライウェル・スプレー配管５６をとおりドライウェル・スプレー・スパージャー５６ｂから上部ドライウェル４ｃ内に散布される。事故発生直後の凝縮水の温度は冷却水１４の温度が低いため約６０℃と低温である。低温の凝縮水が上部ドライウェル４ｃ内に散布されることによって上部ドライウェル４ｃ内の蒸気が凝縮し原子炉格納容器３内の圧力が急速に低下する効果が得られる。従来のABWRにあっては、冷却材喪失事故が発生すると低圧注水系（LPFL）として使用していた残留熱除去系（RHR）（図示せず）を１５分後に手動で切り替えて格納容器スプレーを作動させて散布するまでは原子炉格納容器３の圧力は高いままに維持されていた。また、この格納容器スプレーの手動切替に失敗すれば原子炉格納容器３の圧力はその後も高いままになってしまう虞があった。巨大地震で冷却材喪失事故が発生した場合を考えると混乱した状態で１５分以内にECCSとして炉内に注水しているLPFLを格納容器スプレーに切り替えるのは容易なこととは言えない。そもそも１５分ではどのような事故が発生しているかを正確に特定することも容易なことではない。しかし、本実施形態にあっては、ドライウェル・スプレー配管隔離弁５６ｂが通常時から開になっているため、冷却材喪失事故が起こると静的格納容器冷却系１２のドライウェル・スプレー・モードによって静的に、かつ、自動的に上部ドライウェル４ｃ内に冷温水が散布されるので原子炉格納容器３の圧力が自然に低下する効果が得られる。運転員が混乱して何を行えばよいかに迷っているさなかに原子炉格納容器３の圧力は自然に低下する。冷却材喪失事故が起きると、本実施形態の静的格納容器冷却系１２は発生した蒸気を低温の凝縮水に戻して上部ドライウェル４ｃ内にスプレーとして散布することができる。
（SATORをベースにした実施形態の説明）
　以下、図８から図１４に基づきSever Accident Tolerant and Optimized Rector (SATOR)をベースにした実施形態について説明する。以下に説明する実施形態８から実施形態１４については、炉心１、原子炉圧力容器２、原子炉格納容器３、外部ウェル３２の構成は図２１および図２２に示す従来の第2の原子力プラント（SATOR）の構成と同じである。また、静的格納容器冷却系１２の基本構成も図２１および図２４に示す従来の第２の原子力プラント（SATOR）の静的格納容器冷却系１２の基本構成と同じである。以下の説明では重複を避けて実施形態８から実施形態１４についてSATORと異なる点について要点のみを説明する。
　図８から図１４に示す実施形態は、ＲＣＣＶと呼ばれる原子炉格納容器を使用しているが、原子炉格納容器の型式はＲＣＣＶに限定されない。圧力抑制プールによる圧力抑制機能を持つ全ての圧力抑制型の原子炉格納容器に普遍的に適用される。また、材質もＳＣ造や鋼製など他のものも使用可能である。
　また、図８から図１４に示す実施形態には外部ウェル３２が設けられている。外部ウェル３２の材質は、鉄筋コンクリート製（ＲＣ）、ＳＣ造、鋼製など原子炉格納容器３と同じもの全てが使用可能である。鉄筋コンクリート製の場合は、原子炉格納容器３と同様に内面にライナーが敷設される。図８から図１４に示す実施形態において、外部ウェル３２の平面形状は矩形でドライウェル４およびウェットウェル５の外壁の一部を囲むように構成されているが、外部ウェル３２の平面形状はこれに限定されない。ドライウェル４およびウェットウェル５の外壁の少なくとも一部を囲むように隣接していれば任意の形状で良い。たとえば、台形、多角形、三日月型、部分的な円環形、完全な円環形などがある。
　図８は、本発明の第８の実施形態に係わる原子力プラントの原子炉格納容器まわりの構成を示す立断面図である。第８の実施形態が従来のSATOR（図２１を参照）と異なる点は、第１の実施形態と同様に、原子炉圧力容器注水配管５１と原子炉圧力容器注水配管隔離弁５１ａと凝縮水戻り配管隔離弁２１ａが追加されていることである。これによって過酷事故時に静的格納容器冷却系１２を原子炉圧力容器注水モードで使用することができる。
　SATORはABWRに比べてさらにウェットウェル・ガス供給配管４８とアウターウェル３２とスクラビングプール３３を有し過酷事故時の原子炉格納容器３の圧力低下と放射性物質の漏洩抑制に格段の進歩を達成した原子力プラントである。ウェットウェル気相部７内に高圧の蒸気と水素と放射性物質が発生しても静的格納容器冷却系１２によって蒸気を凝縮し粒子状放射性物質をスクラビングプール３３で除去し水素と放射性希ガスと有機ヨウ素をアウターウェル３２内に閉じ込めることができる。このため過酷事故時の原子炉格納容器３の圧力を設計圧力程度以下に抑制し原子炉格納容器３の過圧破損の可能性を排除し、かつ、周辺住民の緊急避難も不要にすることができる。また、静的格納容器冷却系１２の配管のほとんどの部分がアウターウェル３２の内部に設置されているため系統から放射性物質が漏洩してもアウターウェル３２の内部に保持することが可能である。また、ウェットウェル気相部７とアウターウェル３２の間に常に圧力差があるためガスベントファンは不要である。第8の実施形態によって過酷事故時の過温破損の防止をさらに確実に実施できるようになった。
　　図９は、本発明の第９の実施形態に係わる原子力プラントの原子炉格納容器まわりの構成を示す立断面図である。第９の実施形態が従来のSATORと異なる点は、第２の実施形態と同様にさらに逆流防止装置（水封タンク）５２とウェットウェル・スプレー・スパージャー５３が追加されていることである。これによって過酷事故時に静的格納容器冷却系１２をウェットウェル・スプレー・モードで使用することができる。これによって過酷事故時に圧力抑制プールの温度成層化を防止できるようになった。第９の実施形態の静的格納容器冷却系１２のその他の構成は第8の実施形態の構成と同じである。
　　図１０は、本発明の第１０の実施形態に係わる原子力プラントの原子炉格納容器まわりの構成を示す立断面図である。第１０の実施形態が従来のSATORと異なる点は、第３の実施形態と同様にさらに原子炉圧力容器注水配管５１の先端はシュラウドヘッド２ｂ（図１９を参照）内の高圧炉心冷却系スパージャー４７に接続されていることである。これによって過酷事故時に静的格納容器冷却系１２の凝縮水を炉内のデブリに直接散布することが可能になった。第１０の実施形態の静的格納容器冷却系１２のその他の構成は第９の実施形態の構成と同じである。
　　図１１は、本発明の第１１の実施形態に係わる原子力プラントの原子炉格納容器まわりの構成を示す立断面図である。第１１の実施形態が従来のSATORと異なる点は、第４の実施形態と同様にさらに原子炉圧力容器注水配管５１が高圧炉心冷却系注水配管９５に接続し配管を共有して高圧炉心注水系スパージャー４７に接続されていることである。これによって原子炉圧力容器２に原子炉圧力容器注水配管５１のノズルを設ける必要がなくなった。第１１の実施形態の静的格納容器冷却系１２のその他の構成は第１０の実施形態の構成と同じである。
　　図１２は、本発明の第１２の実施形態に係わる原子力プラントの原子炉格納容器まわりの構成を示す立断面図である。第１２の実施形態が従来のSATORと異なる点は、第５の実施形態と同様にさらに原子炉圧力容器ガス供給配管５４と原子炉圧力容器ガス供給配管隔離弁５４ａと均圧弁５５を追加していることである。SATORの場合は圧力抑制プールの水深が深いため均圧弁５５は必須ではない。これによって過酷事故時に静的格納容器冷却系１２を原子炉圧力容器蒸気冷却モードで使用することが可能になった。蒸気の空冷効果によって炉内残存デブリの十分な冷却が可能になった。第１２の実施形態の静的格納容器冷却系１２のその他の構成は第１１の実施形態の構成と同じである。
　　図１３は、本発明の第１３の実施形態に係わる原子力プラントの原子炉格納容器まわりの構成を示す立断面図である。第１３の実施形態が従来のSATORと異なる点は、第６の実施形態と同様にさらにドライウェル・スプレー配管５６とドライウェル・スプレー配管隔離弁５６ａとドライウェル・スプレー・スパージャー５６ｂを追加していることである。ドライウェル・スプレー・スパージャー５６ｂはRHR（図示せず）用の原子炉格納容器スプレーのスパージャーを使用することができる。これによって主蒸気配管破断の後で炉心溶融事故になった場合に静的格納容器冷却系１２をドライウェル・スプレー・モードで使用することができ上部ドライウェル４ｃ壁面や床面に付着した放射性物質の崩壊熱を冷却し上部ドライウェル４ｃの温度を十分に低くすることができる。第１３の実施形態の静的格納容器冷却系１２のその他の構成は第１２の実施形態の構成と同じである。
　　図１４は、本発明の第１４の実施形態に係わる原子力プラントの原子炉格納容器まわりの構成を示す立断面図である。第１４の実施形態が従来のSATORと異なる点は、第７の実施形態と同様にさらに逆流防止装置（水封タンク）52をドライウェル・スプレー配管５６と凝縮水戻り配管２１との接続個所よりも上流に設けたことである。これによってドライウェル・スプレー配管５６からドライウェル４内のガスが逆流して静的格納容器冷却系１２の熱交換器１６内に流入することを防止することができるようになった。これによって通常運転時にドライウェル・スプレー配管隔離弁５６ａを開にしておくことによって冷却材喪失事故時に静的格納容器冷却系１２をドライウェル・スプレー・モードで運転し事故発生直後からドライウェル４の減圧を行うことが可能になった。第１４の実施形態の静的格納容器冷却系１２のその他の構成は第１３の実施形態の構成と同じである。
　（その他の実施形態）
　本発明のいくつかの実施形態を説明したが、これらの実施形態は、例として提示したものであり、発明の範囲を限定することは意図していない。これら実施形態は、その他の様々な形態で実施されることが可能であり、発明の要旨を逸脱しない範囲で、種々の省略、置き換え、変更を行うことができる。これら実施形態やその変形は、発明の範囲や要旨に含まれると同様に、特許請求の範囲に記載された発明とその均等の範囲に含まれるものである。
（図２６：実施形態に共通する特徴の説明）
　以下、実施形態１から実施形態１４の静的格納容器冷却系１２に共通する構成の特徴を図２６に基づいて説明する。本発明の実施形態においては、熱交換器１６の入口プレナム１７に一端が接続されもう一端が原子炉格納容器３の内部に接続され原子炉格納容器３の内部のガスを熱交換器１６に導く少なくとも一つのガス供給配管２９が設けられている。図２６では、ガス供給配管２９の一端は上部ドライウェル４ｃの内部に接続しているが、この例には限定されない。原子炉格納容器３の内部のガスには原子炉圧力容器２の内部のガスおよびウェットウェル気相部７のガスが含まれる。また、一端が熱交換器１６の出口プレナム１８に接続されもう一端が前記原子炉格納容器３内の下部領域９０に接続されて熱交換器１６内の凝縮水を原子炉格納容器３内の下部領域９０内に導く凝縮水戻り配管２１が設けられている。図２６では、凝縮水戻り配管２１は圧力抑制プール６に導かれているが、この例には限定されない。下部領域90にはウェットウェル気相部７および下部ドライウェル６１ａが含まれる。さらに、本発明の実施例においては、凝縮水戻り配管２１から分岐して凝縮水を原子炉格納容器３の上部領域９１に注水する少なくとも一つの上部領域注水配管９１ａが設けられている。図２６では、上部領域注水配管９１ａは上部ドライウェル４ｃに接続されているが、この例には限定されない。上部領域９１は上部領域９１内にある機器を含む。例えば、上部領域９１は原子炉圧力容器２を含む。さらに、一端が熱交換器１６の出口プレナム１８に接続され出口プレナム内のガスを熱交換器１６の外部に放出するガスベント管２２が設けられている。ここで熱交換器１６の外部には圧力抑制プール６およびスクラビングタンク３３が含まれる。なお、図１から図１４において、炉心１、原子炉圧力容器２および原子炉格納容器３の構成はABWRと同じものを示しているが、これに限定されない。本発明による静的格納容器冷却系１２は圧力抑制型の原子炉格納容器を使用するすべての原子力プラントに使用可能である。
１…炉心、２…原子炉圧力容器（RPV）、２ａ…シュラウド、２ｂ…シュラウドヘッド、２ｃ…原子炉圧力容器頭部、２ｄ…ダウンカマー、２ｅ…蒸気ドーム、２ｆ…下部プレナム、２ｇ…原子炉圧力容器下鏡（下部ヘッド）、２ｓ…蒸気相、３…原子炉格納容器、４…ドライウェル、４ａ…トップスラブ、４ｂ…ドライウェル共通部壁、４ｃ…上部ドライウェル、５…ウェットウェル、５ａ…ウェットウェル共通部壁、５ｂ…ダイアフラム床、６…圧力抑制プール、７…ウェットウェル気相部、８…ＬＯＣＡベント管、８ａ…水平ベント管、９…真空破壊弁、１０…原子炉格納容器上蓋（PCVトップヘッド）、１０ａ…原子炉格納容器上蓋（PCVトップヘッド）部、１１…水遮蔽、１２…静的格納容器冷却系（ＰＣＣＳ）、１３…冷却水プール、１４…冷却水、１５…排気口、１６…熱交換器、１７…入口プレナム、１８…出口プレナム、１９…伝熱管、２０…ドライウェル・ガス供給配管、２０ａ…ドライウェル・ガス供給配管隔離弁、２１…凝縮水戻り配管、２１ａ…凝縮水戻り配管隔離弁、２２…ガスベント配管、２２ａ…ガスベントファン、２２ｂ…逆流防止弁、２３…管板、２４…PCCSドレンタンク、２５…デブリ防護蓋、２６…RPV注水配管、２７…RPV注水隔離弁、２８…GDCSプール、２９…ガス供給配管、３２…外部（アウター）ウェル、３２ａ…トップスラブ、３３…スクラビングプール、３３ａ…上蓋、３３ｂ…空間、３３ｃ…第１の出口配管、３４…金属ファイバーフィルター、３４ａ…第２の出口配管、４０…インターナルポンプ、４１…ポンプデッキ、４２…ディフューザー、４３…気水分離器、４４…蒸気乾燥器、４５…蒸気乾燥器スカート、４６…低圧注水系スパージャー、４７…高圧炉心注水系スパージャー、４８…ウェットウェル・ガス供給配管、５０…給水スパージャー、５１…原子炉圧力容器（RPV）注水配管、５１ａ…原子炉圧力容器（RPV）注水配管隔離弁、５２…逆流防止装置（水封タンク）、５３…ウェットウェル・スパージャー、５４…原子炉圧力容器（ＲＰＶ）ガス供給配管、５４ａ…原子炉圧力容器（ＲＰＶ）ガス供給配管隔離弁、５５…均圧弁、５６…ドライウェル・スプレー配管、５６ａ…ドライウェル・スプレー配管隔離弁、５６ｂ…ドライウェル・スプレー・スパージャー、６１…ペデスタル、６１ａ…ペデスタルキャビティ（下部ドライウェル）、６２…ＲＰＶスカート（ベッセル・スカート）、６３…ＲＰＶサポート（ベッセル・サポート）、６４…溶融弁、６５…下部ドライウェル冠水配管、６６…開口部、６７…冠水弁、６８…冠水配管、６９…逆止弁、７１…主蒸気配管、７２…逃がし安全弁、７３…逃がし配管、７４…フランジ、７５…プラットフォーム、７６…マンホール、７７…送風ダクト、９０…下部領域、９１…上部領域、９１ａ…上部領域注水配管、９１ｂ…上部領域注水配管隔離弁、９２…高圧炉心注水系（HPCF）、９３…高圧炉心注水系ポンプ、９４…高圧炉心注水系吸込み配管、９５…高圧炉心注水系注水配管、９６…高圧炉心注水系外側隔離弁、９７…高圧炉心注水系内側隔離弁、１００…原子炉建屋

Claims (11)

  1. 　炉心と、
    　前記炉心を収容する原子炉圧力容器と、
    　前記原子炉圧力容器内で前記炉心を取り囲むシュラウドと、
    　前記シュラウドの上部に設けられたシュラウドヘッドと、
    　前記原子炉圧力容器を収納するドライウェルと、前記ドライウェルとＬＯＣＡベント管を介して連結された圧力抑制プールを下部に収納し上部にウェットウェル気相部を有するウェットウェルと、前記ウェットウェル気相部内のガスを前記ドライウェルに環流する真空破壊弁と、を有する原子炉格納容器と、
    　前記原子炉格納容器内で前記原子炉圧力容器をＲＰＶスカートとRPVサポートを介して支えてその内部にペデスタルキャビティを形成するペデスタルと、
    　前記ドライウェルの前記RPVスカートよりも上の空間である上部ドライウェルと、
    　前記上部ドライウェルの天井を構成するトップスラブと、
    　前記ウェットウェルの天井を構成し前記上部ドライウェルの床を構成するダイアフラム床と、
    　前記上部ドライウェルの前記ダイアフラム床よりも上で前記トップスラブよりも下の前記原子炉格納容器の上部領域と、
    　前記ダイアフラム床よりも下の前記原子炉格納容器の下部領域と、
    　　前記ドライウェルの上部に設置されて冷却水を貯留する冷却水プールと、
    　　入口プレナムと出口プレナムと伝熱管とを有し少なくとも一部が前記冷却水に水没した熱交換器と、
    　　一端が前記熱交換器の前記入口プレナムに接続されもう一端が前記原子炉格納容器の内部に接続され前記原子炉格納容器の内部のガスを前記熱交換器に導く少なくとも一つのガス供給配管と、
    　　前記ガス供給配管に設けられたガス供給配管隔離弁と、
    　　一端が前記熱交換器の前記出口プレナムに接続されもう一端が前記原子炉格納容器内の下部領域に接続されて前記熱交換器内の凝縮水を前記原子炉格納容器内の下部領域に導く凝縮水戻り配管と、
    　　上記凝縮水戻り配管に設けられた凝縮水戻り配管隔離弁と、
    　　前記凝縮水戻り配管から分岐して凝縮水を前記原子炉格納容器の上部領域に注水する少なくとの一つの上部領域注水配管と、
    　　前記上部領域注水配管に設けられた上部領域注水配管隔離弁と、
    　　一端が前記熱交換器の前記出口プレナムに接続され前記出口プレナム内のガスを前記熱交換器の外部に放出するガスベント配管と、
    　を有する静的格納容器冷却系と、
    　を備えたことを特徴とする原子力プラント。
  2. 　前記上部領域注水配管の一端は原子炉圧力容器に接続され凝縮水を原子炉圧力容器に注水する原子炉圧力容器注水配管であることを特徴とする静的格納容器冷却系を有する特許請求項１に記載の原子力プラント。
  3. 　前記ガスベント配管の一端は前記圧力抑制プールに浸漬して接続され前記ガスベント配管にガスベントファンが設けられたことを特徴とする静的格納容器冷却系を有する特許請求項１に記載の原子力プラント。
  4. 　前記凝縮水戻り配管の途中に逆流防止装置が設けられ前記凝縮水戻り配管の先端は前記ウェットウェル気相部に接続され前記凝縮水戻り配管は前記熱交換器内の凝縮水をウェットウェル気相部に散布できることを特徴とする静的格納容器冷却系を有する特許請求項１に記載の原子力プラント。
  5. 　前記上部領域注水配管の一端は前記原子炉圧力容器内のシュラウドヘッドに接続され凝縮水を前記シュラウドヘッド内に注水できる原子炉圧力容器注水配管であることを特徴とする静的格納容器冷却系を有する特許請求項１に記載の原子力プラント。
  6. 　前記上部領域注水配管の一端は高圧炉心注水系の高圧炉心注水系注水配管に接続されていることを特徴とする静的格納容器冷却系を有する特許請求項１に記載の原子力プラント。
  7. 　前記ガス供給配管の一端は前記原子炉圧力容器に接続され前記原子炉圧力容器内のガスを前記熱交換器に供給する原子炉圧力容器ガス供給配管であることを特徴とする静的格納容器冷却系を有する特許請求項１に記載の原子力プラント。
  8. 　さらに、前記原子炉圧力容器の蒸気相に配管を介して接続された均圧弁が前記ドライウェル内に設けられ前記原子炉圧力容器の破損が生じて前記原子炉圧力容器内の圧力が低下した状態で前記原子炉圧力容器内の圧力をさらにドライウェル内の圧力と均圧化できることを特徴とする特許請求１に記載の原子力プラント。
  9. 　前記上部領域注水配管は前記上部ドライウェル内のドライウェル・スプレー・スパージャーに接続され凝縮水を前記上部ドライウェル内に散水するドライウェル・スプレー配管であることを特徴とする静的格納容器冷却系を有する特許請求項１に記載の原子力プラント。
  10. 　前記凝縮水戻り配管の途中に前記ドライウェル・スプレー配管の分岐個所よりも上流に逆流防止装置が設けられ前記ドライウェル・スプレー配管から前記ドライウェル内のガスが逆流することを防止でき通常運転時に前記ドライウェル・スプレー配管隔離弁を開にすることができることを特徴とする静的格納容器冷却系を有する特許請求項８に記載の原子力プラント。
  11. 　さらに、前記ドライウェルと前記ウェットウェルの外部に設けられ前記ドライウェルとドライウェル共通部壁を介して隣接し前記ウェットウェルとウェットウェル共通部壁を介して隣接し前記ドライウェル共通部壁とウェットウェル共通部壁の周囲を完全に取り囲み前記ドライウェルおよび前記ウェットウェルと同等の耐圧性と気密性を有する外部ウェルと、
    　前記外部ウェル内に設けられ内部に水を蓄えたスクラビングプールと、
    　　前記ドライウェルおよび前記外部ウェルの上部に設置されて冷却水を貯留する冷却水プールと、
    　　入口プレナムと出口プレナムと伝熱管とを有し少なくとも一部が前記冷却水に水没した熱交換器と、
    　　一端が前記熱交換器の前記入口プレナムに接続され前記外部ウェル内を通りもう一端が前記ウェットウェル気相部に接続されて前記ウェットウェル気相部内のガスを前記熱交換器に導くウェットウェル・ガス供給配管と、
    　　一端が前記熱交換器の前記出口プレナムに接続され前記外部ウェル内を通りもう一端が前記外部ウェル内の前記スクラビングプール内の水に浸漬して設置され前記熱交換器内のガスを前記外部ウェルに放出するガスベント配管と、を備え、
    　　前記ガス供給配管と前記凝縮水戻り配管と前記上部領域注水配管は少なくとも一部が前記外部ウェルの内部を通ることを特徴とする静的格納容器冷却系を有する請求項１、２、４、５、６、７、８、９、１０に記載の原子力プラント。
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