(57)【要約】  【課題】  ＳＣＣの発生を抑制するＢＷＲ発電プラントの水素注入方法を提供する。  【解決手段】  沸騰水型原子力発電プラントの原子炉炉水と接する原子炉内構造材料の応力腐食割れを抑制する沸騰水型原子力発電プラントの水素注入方法であって、沸騰水型原子力発電プラントの起動時に炉水中に水素を注入し、炉水中の酸化剤濃度を低下させることを特徴とする。【選択図】  図１
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【特許請求の範囲】
【請求項１】
沸騰水型原子力発電プラントの原子炉炉水と接する原子炉内構造材料の応力腐食割れを抑制する沸騰水型原子力発電プラントの水素注入方法であって、
前記沸騰水型原子力発電プラントの起動時に、前記炉水中に水素を注入し、前記炉水中の酸化剤濃度を低下させることを特徴とする沸騰水型原子力発電プラントの水素注入方法。
【請求項２】
前記水素を、前記沸騰水型原子力発電プラントの起動時に炉水の連続的な循環のある系から注入する、
ことを特徴とする請求項１に記載の沸騰水型原子力発電プラントの水素注入方法。
【請求項３】
前記起動時に炉水の連続的な循環のある系は、浄化系または再循環系であることを特徴とする請求項２に記載の沸騰水型原子力発電プラントの水素注入方法。
【請求項４】
前記炉水中の溶存水素濃度が、５０ｐｐｂ以上となるように前記水素を注入することを特徴とする請求項１から３のいずれかに記載の沸騰水型原子力発電プラントの水素注入方法。
【請求項５】
前記炉水中の溶存水素濃度が、５０〜１１０ｐｐｂとなるように前記水素を注入することを特徴とする請求項１から３のいずれかに記載の沸騰水型原子力発電プラントの水素注入方法。
【請求項６】
前記沸騰水型原子力発電プラントは、起動時に炉水が沸騰状態と非沸騰状態とを繰り返すことにより定格出力へ到達し、
炉水が沸騰状態のときの前記炉水中に水素を注入する量を、炉水が非沸騰状態のときの前記炉水中に水素を注入する量より多くする
ことを特徴とする請求項１から５のいずれかに記載の沸騰水型原子力発電プラントの水素注入方法。
【請求項７】
前記沸騰状態のときの水素を注入する量を、炉水の温度が高くなるにつれて大きくすることを特徴とする請求項６に記載の沸騰水型原子力発電プラントの水素注入方法。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、沸騰水型原子力発電プラントの原子炉内腐食環境緩和に用いられる水素注入方法に関し、特に、沸騰水型原子力発電プラントの起動時に水素注入を行う方法に関するものである。
【背景技術】
【０００２】
金属材料に腐食環境下で応力が働いている場合、腐食環境にない場合よりも低い応力で金属材料が破壊することがある。この現象を応力腐食割れ（Stress Corrosion Cracking、以下「ＳＣＣ」と称する。）という。炉内構造物や配管用の構造材料は、高温水環境下でＳＣＣを起こすことがある。ＳＣＣは、材質的要因（ｅｘ．材質の鋭敏化：溶接の熱影響によって結晶粒界にクロム欠乏層を生じ耐食性が劣化する現象等）、応力要因（ｅｘ．溶接残留応力の存在等）、環境要因（ｅｘ．溶存酸素の存在等）の３要因が重複した場合に発生するとされている。したがって、上記３要因のうち１つ以上の要因を解消すれば、ＳＣＣの発生を防止すること可能となる。
【０００３】
沸騰水型原子力発電プラント（以下、「ＢＷＲ（Boiling Water Reactor）発電プラント」と称する）の原子炉内構造材料のＳＣＣ対策の一つとして、水素注入（Hydrogen Water Chemistry、以下「ＨＷＣ」と称する）がある。ＨＷＣは、炉内に注入する水素により水の放射線分解を抑制し、再結合を促進することで、ＳＣＣ環境因子である溶存酸素や過酸化水素などの酸化剤濃度を低減する技術であり、多くのＢＷＲ発電プラントに適用されている。
【０００４】
一般に、水素注入は、ＢＷＲ発電プラントの給水系から水素ガスを注入し、給水に水素を溶存させた状態で原子炉内に送り込む方法が採られている（例えば特許文献１参照）。
【特許文献１】特開平６−１６７５９６号公報
【発明の開示】
【発明が解決しようとする課題】
【０００５】
上述したように、ＢＷＲ発電プラントでは、ＳＣＣ発生及び進展の抑制策として、水素注入を行っている。しかしながら、従来の水素注入は、ＢＷＲ発電プラントの通常運転時に行われており、ＢＷＲ発電プラントの起動時には、水素注入はされていない。その理由としては、次の２点が挙げられる。
【０００６】
（１）ＢＷＲ発電プラントの通常運転の期間は、約１２ヶ月程度の長い期間にわたる一方で、定期検査等によるＢＷＲ発電プラント休止後の起動に要する期間は、わずか数日と短いことから、起動時に水素注入を実施しても、それによって付加されるＳＣＣ抑制効果は、小さいと考えられていたためである。また、起動時には原子炉出力、温度、圧力等のプラントパラメータが変動するため、適切な制御の下に水素を注入することには困難を伴うためである。
【０００７】
（２）通常運転時の水素注入は、一般的にはＢＷＲ発電プラントの給水系から水素を注入する方式を採る。しかしながら、起動時には、この給水系はスタンバイ状態にあり、給水系から原子炉内に水が循環することはなく、炉心への水素注入が行えないためである。
【０００８】
図８に示すように、ＢＷＲ原子力発電プラントの起動時においては、ＢＷＲ発電プラントが起動（図中のＡ）してから所定の時間を経過した後でないと給水系の水流量は上昇せず（図中のＢ）、水素注入を行うことができない期間が生じることとなる。
【０００９】
したがって、起動時に水素注入を行おうとすると、起動時にも原子炉内へ水が循環する別個の系を準備することが必要となるが、約１年おきに数日しかない起動時のために、別個の系をＢＷＲ発電プラントに設置することは、コスト面や設置場所の確保の面等、様々な面で困難である。
【００１０】
しかしながら、ＢＷＲ発電プラントの通常運転時には、炉内の温度及び圧力はほぼ一定であるため、原子炉内構造材料に動的な荷重（ひずみ速度）が生じる環境とはならない。一方で、ＢＷＲ発電プラントの起動時には、短期間ではあるが炉内の昇温、昇圧により原子炉内構造材料に応力腐食割れが生じうる動的な荷重（ひずみ速度）が生じていると推定される。
【００１１】
したがって、ＢＷＲ発電プラントの起動時における原子炉内構造材料は、通常運転時と比較してＳＣＣがより生じやすい環境下におかれることになる。加えて、水素注入を適用しない（Normal Water Chemistry、以下「ＮＷＣ」と称する。）起動時には、炉水中にはＳＣＣを生じやすくさせる過酸化水素等の酸化剤の濃度が、核加熱による炉水の放射線分解により著しく上昇することがあり、ＳＣＣの３要因のうち、環境要因においてＳＣＣが生じやすい環境であるといえる。
【００１２】
よって、ＢＷＲ発電プラントの起動時においても、原子炉内構造材料の応力腐食割れを防ぐ対策を施すことが望ましい。
【００１３】
本発明は、このような従来の問題を解決するためになされたもので、ＳＣＣの発生を抑制するＢＷＲ発電プラントの水素注入方法を提供しようとするものである。
【課題を解決するための手段】
【００１４】
本願請求項１に記載の発明は、沸騰水型原子力発電プラントの原子炉炉水と接する原子炉内構造材料の応力腐食割れを抑制する沸騰水型原子力発電プラントの水素注入方法であって、沸騰水型原子力発電プラントの起動時に、炉水中に水素を注入し、炉水中の酸化剤濃度を低下させることを特徴とする沸騰水型原子力発電プラントの水素注入方法である。
【発明の効果】
【００１５】
本発明の水素注入方法によれば、応力腐食割れ環境の厳しい起動時に、原子炉内へ水素注入を行うことにより、原子炉構造材料の応力腐食割れの生じにくい原子炉内環境を作り出すことができる。
【発明を実施するための最良の形態】
【００１６】
以下、本発明の実施形態であるＢＷＲ発電プラントについて、図を参照して詳細に説明をする。
【００１７】
図１は、本実施形態のＢＷＲ発電プラントの各系統を示す図である。図中の矢印は炉水の流れる方向を示している。
【００１８】
本発明者らは、ＢＷＲ発電プラントの通常運転時だけではなく、起動時にも水素注入を実施して環境を改善することが、ＳＣＣ発生までの期間を長くする効果があるのではないかと思い至った。そこで、起動時にも炉水に水素注入が行えるようＢＷＲ発電プラントを構成した。詳細は以下の通りである。
【００１９】
ＢＷＲ発電プラントは、原子炉圧力容器１及びタービン２を備える。原子炉圧力容器１の内部には炉心４が備わり、この炉心４を取り囲むように、炉心シュラウドやシュラウドサポートや炉心サポート等の原子炉内構造材料７が設置され、また、不図示の制御棒や燃料集合体が、炉心４内に載置されている。そして、原子炉構造材料７は、ステンレス鋼やニッケル基合金等の金属材料により構成されている。
【００２０】
炉心４に供給される炉水は、燃料集合体の核分裂反応によって加熱され、蒸気となる。この蒸気は、主蒸気管３１によってタービン２へ導かれる。タービン２は、この蒸気によって駆動され、タービン２に連結された不図示の発電機を回し発電を行う。
【００２１】
また、この主蒸気管３１の途中からは、タービンバイパス配管４２が分岐し、タービンバイパス配管４２の途中に設けられたタービンバイパス弁１０３を開閉することにより、蒸気はタービン２を経由せずに、復水器３へ供給される。
【００２２】
タービン２から排出された蒸気は、復水器３で凝集し、給水系５５内のポンプ２７、給水加熱器（ＣＤ）１１、ポンプ２６、ポンプ２５、バルブ１０１の順に経由して、給水として給水配管３２より原子炉圧力容器１へ給水される。
【００２３】
原子炉圧力容器１内の炉水は、ポンプ２４の駆動によって浄化系（ＣＵＷ系）５４の浄化系配管３９内に導かれる。この浄化系配管３９の一端は、再循環系配管４０に接続し、他端は、給水配管３２に接続している。また、浄化系配管３９には、再生熱交換器（再生Ｈｘ）１２、非再生熱交換器（非再生Ｈｘ）１３及び脱塩器（Ｆ／Ｄ）１４が、浄化系配管３９には設けられている。浄化系５４内の炉水は、再生熱交換器１２、非再生熱交換器１３、脱塩器（Ｆ／Ｄ）１４、再生熱交換器１２の順に経由して流れ、浄化されて給水配管３２より原子炉圧力容器１へ戻る。
【００２４】
また、浄化系配管３９の途中の、脱塩器１４の入口付近及び出口付近には、浄化系サンプリング配管６２、６３が各々設けられている。この浄化系サンプリング配管６２、６３を通じて、不図示の水質計測器に、各々炉水を導くことにより水質の検査が可能となっている。浄化系配管３９からはＣＵＷブロークダウン配管３５が分岐し、バルブ１０２を開くことにより、浄化系配管３９内の炉水が、復水器３へ給水される。
【００２５】
再循環系（ＰＬＲ系）５１は、再循環ポンプ２１及び再循環系配管４０により構成されている。原子炉圧力容器１内の炉水は、再循環ポンプ２１の駆動によって再循環系配管４０を通って原子炉圧力容器１内へ戻る。
【００２６】
また、再循環系配管４０の途中には、再循環系サンプリング配管６１が設けられている。この再循環系サンプリング配管６１を通じて不図示の水質計測器に炉水を導くことにより水質の検査が可能となっている。
【００２７】
残留熱除去系５２は、炉心４から出る崩壊熱を除去する系統であり、ポンプ２２と熱交換機１６と残留熱除去系配管４１によって構成されている。ポンプ２２を駆動させ、原子炉圧力容器１内の炉水を残留熱除去系配管４１を通して熱交換機１６へ炉水を送り、冷却後、残留熱除去系配管４１を通って原子炉圧力容器１内へ戻る。
【００２８】
制御棒駆動水系（ＣＲＤ系）５３は、ポンプ２３と制御棒駆動水配管３６からなり、この水系内の駆動水により不図示の制御棒を駆動し、原子炉の出力の制御を行う。
【００２９】
酸素注入系６は、復水器３に接続するオフガス系配管６４の空気抽出機１５の出口部に設けられている。この酸素注入系６において、所定量の酸素をオフガス系配管６４内に注入し、水素注入系５から注入した水素の再結合を行う。
【００３０】
水素注入系５は、浄化系（ＣＵＷ系）５４の浄化系配管３９に接続して設けられている。水素注入系５は、バルブ５０１と水素供給部５０２から成る。水素供給部５０２は、例えば水素ボンベ等から構成される。バルブ５０１を開閉動作させることにより、浄化系５４内の炉水へ、水素ボンベ内の水素ガスを注入する。そして、バルブ５０１の開閉動作を制御することにより、水素注入量を制御することができる。
【００３１】
なお、本実施形態の水素注入方法では、水素注入系５を浄化系５４内の浄化系配管３９の途中に設けているが、設置箇所はこれに限られるものではなく、起動時に炉水の連続的な循環のある系であればよい。起動時に連続的な炉水の循環のある系には、浄化系（ＣＵＷ系）５４以外に、例えば制御棒駆動水系（ＣＲＤ系）５３や再循環系（ＰＬＲ系）５１がある。
【００３２】
ただし、系統水量、機器への影響、制御性（注入流量の制限）、工事規模等を考慮した場合は、浄化系５４の脱塩器（ＦＤ）１４の出口（脱塩器１４の下流にある浄化系配管３９上の位置）が、水素注入点としては好適である。
【００３３】
図２に、注入位置を比較検討した結果を示す。なお、機器への影響の有無の列にある「＊」印は、水素溜まりが生じるおそれのある位置を示している。
【００３４】
図２からわかるように、浄化系（ＣＵＷ系）５４の脱塩器（ＦＤ）１４の出口は、原子炉起動時にも連続的な炉水の循環（系統流量）が十分にあり、炉水への水素の溶解性も高く、水素だまりの発生等による下流位置にある機器への影響も少なく、水素注入量の制御も容易であり、発電プラントを改造する際の工事の規模も抑えられるため、水素注入系５の設置箇所として好適である。また、再循環系（ＰＬＲ系）５１の出口も、水素注入系５の設置箇所として好適である。
【００３５】
また、ボトムドレンライン６５が、原子炉圧力容器１の下部に設けられ、原子炉圧力容器１からの取水を可能としている。そして、不図示の水質計測器に炉水を導くことにより水質の検査が可能となっている。
【００３６】
次に、上記の構成を有するＢＷＲ発電プラントの起動時の運転について、主に炉水の昇温変化に着目して説明をする。
【００３７】
図３は、本実施形態のＢＷＲ発電プラントの原子炉圧力容器１内の炉水の温度変化を示す図である。
【００３８】
縦軸は、炉水の温度（℃）及び炉水中に注入する水素の量（Ｎｍ３／ｈｒ）を示している。横軸は、ＢＷＲ発電プラントの起動開始からの経過時間（ｈｒ）を示している。また、点線は、炉水温度の変化を示し、実線は、水素注入量の変化を示している。
【００３９】
起動開始から通常運転の定格状態に到達するまで、起動時全体で約３．５日必要とされる。この間の原子炉圧力容器１内の炉水の温度及び圧力は、不図示の制御装置によって厳密に管理される。
【００４０】
ＢＷＲ発電プラントの起動時とは、原子炉の起動開始から通常運転の状態に到達するまでの期間のことをいい、この期間は、次の４段階に分けることができる。すなわち、制御棒引抜き前の主復水器の真空度達成（第１段階）、制御棒引抜きによる炉水の昇温昇圧期間（第２段階）、タービン起動／発電機併列（第３段階）、及び、定格出力への出力上昇（第４段階）である。ＢＷＲ発電プラントの出力上昇は、第２段階までは制御棒の引抜きにより、また、第３段階以降は制御棒の引抜きと再循環ポンプ２１の速度上昇（すなわち炉水流量の増加）により行われる。その間、原子炉出力あるいは原子炉圧力の上昇にしたがって、原子炉およびタービン発電機の運転に必要な機器を適正なタイミングで起動していく。
【００４１】
ここで、炉水の昇温昇圧期間である第２段階は、以下のごとく進行する。まず、原子炉モードスイッチを起動にし、次に不図示の制御棒を予め決められた操作順序にしたがって炉心４から徐々に引抜く。
【００４２】
制御棒が、引抜かれ原子炉が臨界に達すると、原子炉出力は徐々に上昇する。炉水（内）の昇温昇圧に際しては、原子炉圧力容器１に過大な熱応力を発生させないよう、炉水の温度の上昇率が規定値以下にあることを監視しながら、制御棒の操作により原子炉出力を上昇させる。こうして原子炉圧力容器１とタービン２入口までの系を定格温度まで昇温していく。この昇温昇圧期間は約１日である。
【００４３】
なお、この起動時において、原子炉圧力容器１への炉水の連続的な循環があるのは、浄化系５４と制御棒駆動水系５３と再循環系５１とであり、給水系５５には炉水の循環はない。
【００４４】
ここで、図３に示すように、実際の炉水の温度は上昇状態と略一定状態を繰り返すことにより温度が上昇し、通常運転時の定格温度に到達する。
【００４５】
これは、あらかじめ所定の炉水温で一定となるようBWR発電プラントの起動運転するからである。BWR発電プラントは、炉内の水−蒸気系を飽和状態に置いて使用するため、炉内の温度と圧力は一対一に対応することとなる。なお、BWR発電プラントでは、直接に炉水の温度を制御しているわけではなく、あらかじめ定めた炉水温に対応する圧力に到達したところで、タービンバイパス弁１０３を開けて蒸気を逃がすことにより圧力を一定値にしている。そして、圧力と一対一に対応する温度を、一定に保持する制御を行っている。
【００４６】
炉水の温度が略一定の状況下では、原子炉圧力容器１内で炉水の沸騰現象が生じている。そのため、核加熱によるエネルギーは、かなりの部分が炉水の沸騰のために消費され、炉水の温度上昇に寄与せず、炉水の温度が略一定の状態となる。沸騰現象が収束すると、核加熱によるエネルギーは、再び炉水温度の上昇に消費され、炉水温度が上昇状態となる。以後はこの一定状態と上昇状態とを繰り返すこととなる。
【００４７】
図３に、起動時における水素の注入量（Ｎｍ３／ｈｒ）の変化が表されている。上述したように、水素は、浄化系５４の脱塩器１４の出口に設けられた水素注入系５から炉水に注入される。バルブ５０１を操作し、水素供給部５０２から水素の注入を行う。
【００４８】
ここで、炉水内の溶存水素濃度は、５０pｐｂ以上であることが望ましい。炉水内の溶存水素濃度が、５０ｐｐｂ以上となる場合には、炉水の酸化環境が緩和され、炉内構造物の応力腐食割れの発生が抑制されるからである。
【００４９】
逆に、炉水内の溶存水素濃度が５０ｐｐｂ未満では、酸化剤濃度を必ずしも十分に低く（酸化剤濃度を１ｐｐｂ以下に）抑制できない可能性がある。
【００５０】
酸化剤濃度を低減する観点からいえば、溶存水素濃度の上限には特に限定はないが、実際には１１０ｐｐｂ以下とすることが望ましい。溶存水素濃度が１１０ｐｐｂを越える場合には、水素の水に対する溶解度には十分な余裕があり安全上の問題はないものの、過剰な水素注入となる。すなわち、酸化剤濃度の低減効果が飽和しており、水素が無駄に消費されるという問題があるからある。したがって、炉水中の溶存水素濃度を１１０ｐｐｂ以下とすることが望ましい。
【００５１】
なお、炉水の溶存水素の測定位置は、浄化系サンプリング配管６３である。系統水が、フィルターに入る前に設けた浄化系サンプリング配管６３から系統水を取出して測定を行う。また、溶存水素量の測定方法は、ガス分離膜による熱伝導度検出方式の検出器を有した溶存水素計を用い、この溶存水素計を浄化系サンプリング配管６３に接続し、系統水を通水することで測定を行う。
【００５２】
炉水中の溶存水素濃度が、５０ｐｐｂ以上（好ましくは５０〜１１０ｐｐｂ）となるよう、水素注入系５から炉水へ水素を注入する。なお、水素注入量は上記濃度の範囲になるよう推定した値の量を注入する。ただし、実際の水素注入量は適度に余裕を持たせて、多めに投入することが好ましい。
【００５３】
本実施形態のＢＷＲ発電プラントにおける水素注入量について、以下に説明をする。図３に示すように、炉水への水素の注入量は、炉水温度が上昇の状態にあるときは、約２．５Ｎｍ３／ｈｒの量の水素を注入する。一方、炉水温度が一定の局面にあるときは、約７．５Ｎｍ３／ｈｒ（炉水温度１９０℃のとき）、約１２Ｎｍ３／ｈｒ（炉水温度２５０℃のとき）、約１７Ｎｍ３／ｈｒ（炉水温度２８０℃のとき）と、炉水温度が上昇の局面にある場合より注入量を大きくし、かつ、炉水温度が高くなるにつれ注入量も大きくする。
【００５４】
これは、炉水温度が一定の状態にある場合には、炉水が原子炉圧力容器１内で沸騰状態にあり、この沸騰に伴い炉水中に溶存している水素も蒸気層に逃げだし、タービンバイパス弁１０３の開閉に応じて、水素がタービン２を介しオフガス系配管６４からプラント外部に逃げ出すため、水素の逃げる分を補って溶存水素の濃度を５０ｐｐｂ以上の範囲に維持するためである。
【００５５】
このように、炉水の沸騰に応じて炉水に注入する水素量を変化させることにより、炉水中の溶存水素濃度を５０ｐｐｂ以上の範囲に保つことができる。また、炉水の沸騰により消費される水素の量を見越して水素注入量を細かく調節するため、必要以上の量の水素を炉水に注入することがなくなり、結果として注入する水素の消費量を節約することが可能となる。
【００５６】
なお、水素注入量の制御は、ＢＷＲ発電プラントの起動運転時にあらかじめ設定された炉水温度の上昇曲線に基づいて、水素注入量をあらかじめ設定してもよいし、また、起動運転中における炉水の温度や沸騰状態を逐次測定し、この測定結果に基づいて水素注入量を増減する制御をしてもよい。また、上記水素注入量は一例であり、炉水中の溶存水素濃度が５０ｐｐｂ以上を維持するための水素注入量は、ＢＷＲ発電プラントの規模や設計等により増減するものである。
【００５７】
以上、説明したように本実施形態の沸騰水型原子力発電プラントの水素注入方法によれば、ＳＣＣが生じやすい環境である沸騰水型原子力発電プラントの起動時にも原子炉炉水に水素を注入するため、炉水の酸化剤濃度が低下し、原子炉構造材料の応力腐食割れの生じにくい炉内環境を作り出すことができる。これにより原子炉構造材料のＳＣＣの発生を効果的に抑制することができる。
【００５８】
そして、水素を沸騰水型原子力発電プラントの起動時に、炉水の循環のある浄化系５４から注入することにより、起動時にも原子炉構造材料に水素が溶存した炉水を行き渡らせることができる。
【００５９】
また、炉水中の溶存水素濃度が５０ｐｐｂ以上、望ましくは５０〜１１０ｐｐｂとなるように水素を注入することにより効果的に炉水中の酸化剤濃度を低減することができる。
【００６０】
そして、炉水沸騰時の炉水中への水素の注入量を、炉水がしていないときの炉水中への水素の注入量より大きくすることにより、炉水中の溶存水素濃度を所定の範囲に維持することができ、かつ、水素の消費量を抑えることができる。
【００６１】
以上説明した実施形態は、様々な変更や改良が加えられて実施されうるものである。
【実施例】
【００６２】
本発明の実施例について以下に説明をする。
【００６３】
図４は、起動時に水素注入を行うことによる、ＳＣＣ発生抑制効果の確認実験を行った結果を示す図である。グラフの縦軸が、ＳＣＣ発生可能性の指標（ハザード関数）を示し、横軸が、試験時間（ｈｒ）を示している。
【００６４】
ＢＷＲ発電プラントの実機でＳＣＣ発生の実験を行うことは困難であるため、実機における環境を模した環境を作り出し、模擬実験を行った。
【００６５】
実験の概要について簡単に説明をする。実験に使用した試験片は、ステンレス（ＳＵＳ３０４）に、鋭敏化処理（意図的に応力腐食割れが起こりやすくなる熱処理のこと）を行ったものである。
【００６６】
試験片への繰り返し荷重条件は、（i）３Sｍから４Sｍまで５．３時間をかけて一定の増加率で荷重を増加する。（ii）その後急速に３Sｍまで荷重を戻す。以後、（ii）と（ii）の荷重を繰り返す。なお、Sｍとは、構造の規格で規定される設計用の応力強さを表す単位のことである。
【００６７】
試験片への繰り返し温度条件は、（i）５０℃を５．３時間、（ii）その後１６時間をかけて２８８℃まで一定の増加率で温度を上昇させ、（iii）８時間をかけて５０℃まで一定の減少率で温度を下降させる。以後、（ii）と（iii）の温度条件を繰り返す。
【００６８】
そして、原子炉内構造材料に、動的ひずみを負荷しつつ、炉水の溶存水素濃度が５０ｐｐｂ以上となるよう水素注入をする環境（以下、「起動時ＨＷＣ」と称する）とした材料のグループと、水素注入をしない環境（以下、「起動時ＮＷＣ」と称する）とした材料のグループとに分けたBWR発電プラントの起動時の模擬試験を実施した。
【００６９】
図４からわかるように、水素注入を行った材料のグループは、水素注入を行わない材料のグループに比べ、３０倍以上にＳＣＣによる破断時間が延びることが判明し、ＢＷＲ発電プラントの起動時に水素を注入することがＳＣＣの発生の抑制に非常に大きな効果があることがわかった。
【００７０】
次に図５、６、７に、起動時に炉水に水素注入を実施しないとき（起動時ＮＷＣ）と実施したとき（起動時ＨＷＣ）の、原子炉圧力容器１内の水質測定結果（ＳＣＣの３要因の１つである環境要因）を示す。なお、いずれも、起動運転時の炉水の温度上昇（℃）及び水素の注入量（Ｎｍ３／ｈｒ）に関しては、図３に示すものと同一の条件である。
【００７１】
図５は、ＢＷＲ発電プラントの起動時における、原子炉圧力容器内の炉水中に含まれるクロム酸イオン（ＣｒＯ４２−）濃度を示す図である。
【００７２】
縦軸は、炉水の温度（℃）及び炉水中に注入する水素の量（Ｎｍ３／ｈｒ）及びクロム酸イオン濃度（ｐｐｂ）を示している。横軸は、ＢＷＲ発電プラントの起動開始からの経過時間（ｈｒ）を示している。
【００７３】
なお、クロム酸イオン濃度の測定位置は、浄化系サンプリング配管６３である。また、クロム酸イオン濃度の測定法は、イオン交換樹脂を充填したカラムを用いて各イオンを分離し、イオン成分の導電率を測定することでイオン分析を行うイオンクロマトグラフ装置を浄化系サンプリング配管６３に接続し、系統水を通水することで測定を行う。
【００７４】
ＳＣＣが発生する環境下では、原子炉内構造材料７を主に構成する材料であるステンレス鋼からクロム酸イオンが炉水中に溶出するため、炉水中のクロム酸イオン濃度は、ＳＣＣの発生の可能性の指標となるものである。
【００７５】
図５に示すように、起動時ＨＷＣ（図中の黒四角■によりマーキングされた線）におけるクロム酸イオン濃度は、起動時ＮＷＣ（図中の白四角□によりマーキングされた線）に比べて著しく低下（ほぼ０ｐｐｂ）していることがわかる。すなわち、起動時ＨＷＣによって、原子炉内構造材料７の腐食が抑制されていることを示している。
【００７６】
よって、ＢＷＲ発電プラントの起動時に水素注入を行うことは、ＳＣＣ発生の低減に大きな効果があることがわかる。
【００７７】
図６は、ＢＷＲ発電プラントの起動時における、原子炉圧力容器内の炉水中に含まれる、酸化剤である溶存酸素（ＤＯ）及び過酸化水素（Ｈ２Ｏ２）の濃度を示す図である。
【００７８】
縦軸は、炉水の温度（℃）及び炉水中に注入する水素の量（Ｎｍ３／ｈｒ）及び酸化剤濃度（ｐｐｂ）を示している。横軸は、ＢＷＲ発電プラントの起動開始からの経過時間（ｈｒ）を示している。
【００７９】
なお、酸化剤濃度の測定位置は、浄化系サンプリング配管６３である。酸化剤濃度の測定法は、溶存酸素濃度については、隔膜式の電気化学検出器を有した溶存酸素計を用い検出器を浄化系サンプリング配管６３に接続し、系統水を通水することで測定を行い、また、過酸化水素濃度については、浄化系サンプリング配管６３からサンプル容器に採取した系統水を分析室に運搬し、分光光度計を用いてチオシアン酸法にて測定を行う。
【００８０】
炉心４から放射される放射線により炉水が分解され、溶存酸素（ＤＯ）や過酸化水素（Ｈ２Ｏ２）が炉水中に発生する。この酸化剤により、原子炉構造材料７の結晶粒界が腐食溶出するため、炉水中の酸化剤濃度はＳＣＣの発生の可能性の指標となるものである。
【００８１】
図６が示すように、起動時ＮＷＣにおいては、溶存酸素濃度（図中の実線）及び過酸化水素濃度（図中の破線）は、起動初期に大きなピークがあったが、起動時ＨＷＣにおいては起動初期のピークがなくなり、酸化剤濃度は起動運転の大部分を通じて非常に低いレベルに維持された。
【００８２】
よって、ＢＷＲ発電プラントの起動時に水素注入を行うことは、ＳＣＣ発生の低減に大きな効果があることがわかる。
【００８３】
図７は、ＢＷＲ発電プラントの起動時における、原子炉圧力容器内の炉水中の腐食電位（ＥＣＰ）を示す図である。
【００８４】
縦軸は、炉水の温度（℃）及び炉水中に注入する水素の量（Ｎｍ３／ｈｒ）及び腐食電位（ＥＣＰ）（Ｖ  ｖｓ  ＳＨＥ）を示している。横軸は、ＢＷＲ発電プラントの起動開始からの経過時間（ｈｒ）を示している。
【００８５】
なお、腐食電位の測定位置は、原子炉圧力容器ボトムドレンライン６５である。また、腐食電位の測定法は、原子炉圧力容器ボトムドレンライン６５に設置されている腐食電位センサーを用いて測定を行う。
【００８６】
図７が示すように、起動時ＨＷＣにおける腐食電位（図中の黒四角■によるプロット）は、起動時ＮＷＣ（図中の白四角□によるプロット）に比べて低下し、起動初期の低温時を除き、ＳＣＣ感受性の指標とされる−０．２３Ｖ  ｖｓ  ＳＨＥ（２８０℃換算）（図中の破線）レベル以下を起動運転の間を通じて満足した。
【００８７】
また、特にＳＣＣ感受性が高い領域とされる、炉水温度が１５０℃から２００℃の間における腐食電位が、起動時ＨＷＣにおいて低減がみられ、本実施形態の水素注入方法が大きな効果を有することがわかる。
【図面の簡単な説明】
【００８８】
【図１】本実施形態のBWR発電プラントの各系統を示す図である。
【図２】本実施形態のBWR発電プラントの水素注入位置の比較結果を示す図である。
【図３】本実施形態のBWR発電プラントの炉水の温度変化及び水素注入量の変化を示す図である。
【図４】本実施形態のBWR発電プラントのＳＣＣ抑制効果を示す図である。
【図５】本実施形態のBWR発電プラントの炉水中のクロム酸イオン濃度を示す図である。
【図６】本実施形態のBWR発電プラントの炉水中の酸化剤濃度を示す図である。
【図７】本実施形態のBWR発電プラントの炉水中の腐食電位を示す図である。
【図８】BWR発電プラントの起動時の給水系の炉水の流量を示す図である。
【符号の説明】
【００８９】
１：原子炉圧力容器
２：タービン
３：復水器
４：炉心
５：水素注入系
７：原子炉内構造材料
５１：再循環系
５４：浄化系
【図１】
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【図２】
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【図３】
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【図４】
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【図５】
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【図６】
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【図７】
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【図８】
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