(57)【要約】【課題】二次冷却材中イオン不純物濃度の変化を予測することにより、イオン不純物の上昇を抑制するための合理的な対策を立案することを可能としたＰＷＲ型原子力発電所における二次冷却材中のイオン不純物濃度評価方法を提供する。【解決手段】  蒸気発生器におけるイオン不純物の所定の収支から、蒸気発生器における二次冷却材中のイオン不純物の濃度変化を予測する。【選択図】  図１
2008190933.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
ＰＷＲ型原子力発電所の二次冷却系統における二次冷却材中のイオン不純物評価方法であって、
蒸気発生器におけるイオン不純物の所定の収支から、前記蒸気発生器における前記二次冷却材中のイオン不純物の濃度変化を予測することを特徴とするＰＷＲ型原子力発電所における二次冷却材中のイオン不純物評価方法。
【請求項２】
前記蒸気発生器におけるイオン不純物の所定の収支は、
前記蒸気発生器に給水系から持ち込まれるイオン不純物量から、前記蒸気発生器からＳＧブローダウンへ排出されるイオン不純物量と、前記蒸気発生器から主蒸気へ移行するイオン不純物量と、を差し引くことにより求められることを特徴とする請求項１に記載のＰＷＲ型原子力発電所における二次冷却材中のイオン不純物評価方法。
【請求項３】
前記イオン不純物は、塩化物イオンまたはナトリウムイオンであることを特徴とする請求項１または２に記載のＰＷＲ型原子力発電所における二次冷却材中のイオン不純物評価方法。
【請求項４】
前記イオン不純物は、硫酸イオンであることを特徴とする請求項１に記載のＰＷＲ型原子力発電所における二次冷却材中のイオン不純物評価方法。
【請求項５】
前記蒸気発生器におけるイオン不純物の所定の収支は、
前記蒸気発生器への給水により持ち込まれる硫酸イオン量と、前記蒸気発生器への給水により持ち込まれる有機物の熱分解で生成する硫酸イオン量との和から、前記蒸気発生器からＳＧブローダウンで排出される硫酸イオン量と、前記蒸気発生器から主蒸気へ移行する硫酸イオン量と、を差し引くことにより求められることを特徴とする請求項４に記載のＰＷＲ型原子力発電所における二次冷却材中のイオン不純物評価方法。
【請求項６】
前記蒸気発生器への給水により持ち込まれる有機物の熱分解で生成する硫酸イオン量は、前記給水中の有機物量に基づいて定められ、
前記給水中の有機物量は、復水脱塩装置の樹脂から溶出した有機物量と、コンデミバイパスを通過する復水からの有機物量と、の和から求められることを特徴とする請求項５に記載のＰＷＲ型原子力発電所における二次冷却材中のイオン不純物評価方法。
【請求項７】
蒸気発生器と、複数の復水脱塩塔を備える復水脱塩装置と、該復水脱塩装置をバイパスするバイパス配管と、前記蒸気発生器からのブローダウン水を浄化するＳＧブローダウン浄化設備と、を備えるＰＷＲ型原子力発電所の二次冷却系統における二次冷却材中のイオン不純物の濃度に応じた運転システムであって、
前記蒸気発生器内の所定の基準値を超えてのイオン不純物の濃度の上昇を検知し、前記蒸気発生器におけるイオン不純物の所定の収支から、前記二次冷却系統の運転条件を変化させた場合の前記蒸気発生器におけるイオン不純物の濃度変化の予測を行い、前記蒸気発生器内のイオン不純物濃度が低下する前記二次冷却系統の運転条件を導出し、前記導出された前記二次冷却系の運転条件に基づいて、前記二次冷却系統の運転制御を行う制御部を備えることを特徴とするＰＷＲ型原子力発電所の二次冷却系統の運転システム。
【請求項８】
前記制御部は、
前記導出された前記二次冷却系統の運転条件に基づいて、前記復水脱塩装置への通水流量及び通水塔数を制御する復水脱塩装置バイパス配管に設置した流量制御弁と前記復水脱塩装置の入口に配置された流量制御弁及び出口に配置された流量制御弁を制御して、前記復水脱塩装置への通水流量及び通水塔数を増減させることを特徴とする請求項７に記載のＰＷＲ型原子力発電所の二次冷却系統の運転システム。
【請求項９】
前記制御部は、
前記導出された前記二次冷却系統の運転条件に基づいて、前記ＳＧブローダウンの流量制御弁２０４と前記ＳＧブローダウンの系外放出用流量制御弁２０５を制御して、前記ブローダウン水量を増減させる、及び、前記ブローダウン水の通水先を変更することを特徴とする請求項７または８に記載のＰＷＲ型原子力発電所の二次冷却系統の運転システム。
【請求項１０】
前記制御部は、
前記導出された前記二次冷却系統の運転条件に基づいて、前記ＳＧブローダウン浄化設備のバイパス配管に設置した流量制御弁を制御して前記ＳＧブローダウン浄化設備への通水流量を増減させることを特徴とする請求項７から９のいずれかに記載のＰＷＲ型原子力発電所の二次冷却系統の運転システム。
【請求項１１】
前記蒸気発生器におけるイオン不純物の所定の収支は、
前記蒸気発生器に給水系から持ち込まれるイオン不純物量から、前記蒸気発生器からＳＧブローダウンへ排出されるイオン不純物量と、前記蒸気発生器から主蒸気へ移行するイオン不純物量とを差し引くことにより求められることを特徴とする請求項７から１０のいずれかに記載のＰＷＲ型原子力発電所の二次冷却系統の運転システム。
【請求項１２】
前記イオン不純物は、塩化物イオンまたはナトリウムイオンであることを特徴とする請求項７から１１のいずれかに記載のＰＷＲ型原子力発電所の二次冷却系統の運転システム。
【請求項１３】
前記イオン不純物は、硫酸イオンであることを特徴とする請求項７から１０のいずれかに記載のＰＷＲ型原子力発電所の二次冷却系統の運転システム。
【請求項１４】
前記蒸気発生器におけるイオン不純物の所定の収支は、
前記蒸気発生器への給水により持ち込まれる硫酸イオン量と、前記蒸気発生器への給水により持ち込まれる有機物の熱分解で生成する硫酸イオン量との和から、前記蒸気発生器からＳＧブローダウンで排出される硫酸イオン量と、前記蒸気発生器から主蒸気へ移行する硫酸イオン量とを差し引くことにより求められることを特徴とする請求項１３に記載のＰＷＲ型原子力発電所の二次冷却系統の運転システム。
【請求項１５】
前記蒸気発生器への給水により持ち込まれる有機物の熱分解で生成する硫酸イオン量は、前記給水中の有機物量に基づいて定められ、
前記給水中の有機物量は、復水脱塩装置の樹脂から溶出した有機物量と、コンデミバイパスを通過する復水からの有機物量との和から求められることを特徴とする請求項１４に記載のＰＷＲ型原子力発電所の二次冷却系統の運転システム。
【請求項１６】
薬品注入部をさらに有し、
前記制御部は、前記二次冷却系統の運転制御を行う場合には、前記薬品注入部を制御して前記二次冷却材中への防錆材の注入量を増減させることを特徴とする請求項７から１５のいずれかに記載のＰＷＲ型原子力発電所の二次冷却系統の運転システム。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、ＰＷＲ型原子力発電所における二次冷却材中のイオン不純物濃度評価方法及びこの評価方法を用いたＰＷＲ型原子力発電所の二次冷却系統の運転システムに関し、特に、二次冷却材中イオン不純物濃度の変化を予測することにより、イオン不純物の上昇を抑制するための合理的な対策を立案することを可能としたＰＷＲ型原子力発電所における二次冷却材中のイオン不純物濃度評価方法及びこの評価方法を用いたＰＷＲ型原子力発電所の二次冷却系統の運転システムに関するものである。
【背景技術】
【０００２】
ＰＷＲ型原子力発電所（以下「ＰＷＲ」と略す）の冷却系は原子炉で発生した熱を取り出す一次系と、蒸気発生器（以下「ＳＧ」と略す）を介してこの熱で蒸気を発生させ、タービンを回す二次系に分かれている。
【０００３】
ＰＷＲの二次系では、機器および配管内を通過する水による機器および配管の腐食損傷を防ぐこと、また、腐食生成物（主に鉄）およびイオン不純物（主に塩化物イオン，ナトリウムイオン，硫酸イオン）のＳＧへの流入に起因するＳＧ内の伝熱管の粒界腐食割れを防ぐことが、発電所を長期に渡って運転するうえで、重要な検討事項の一つとして挙げられる。
【０００４】
このため、二次冷却材に防錆剤として、アンモニア、ヒドラジンやエタノールアミンなどの代替アミンを添加することで機器および配管の腐食を抑制し、また、イオン交換樹脂を充填した復水脱塩装置によりイオン不純物を除去している。
【０００５】
ＰＷＲ二次系の水質管理はＳＧ伝熱管の損傷防止を目的とし、タービンを含む二次系機器の健全性維持を目的とする。水質に関連したＳＧ伝熱管の損傷は伝熱管の隙間部に腐食生成物が析出して詰まり、そこで濃縮した塩素イオン等のイオン不純物によるものである。
【０００６】
ＳＧ伝熱管の粒界腐食割れに影響を及ぼす要因としては、二次系統に存在するイオン不純物濃度と二次系統内部材の腐食による給水鉄濃度が主な要因としてあげられる。
【０００７】
二次系統に存在するイオン不純物については、復水脱塩装置（Con−Demi：コンデミともいう）によりイオン不純物を除去し、イオン不純物濃度を低下させることが行われている。ここで、復水脱塩装置は複数基のイオン交換塔（陽イオンと陰イオン交換樹脂の混合体）からなる。
【０００８】
また、二次系機器および配管の腐食による給水鉄濃度については、二次冷却材中に前記ヒドラジンと前記アンモニア、あるいは、前記代替アミンを添加することによる機器配管の腐食抑制（防止）を図っている。一般的には、二次冷却系統中の銅系材料のｐＨ増加による腐食を考慮して給水のｐＨはアミンにより9.2（アンモニアで調整する場合、0.5ppm程度の濃度）に調整している。ヒドラジンは給水中の溶存酸素の脱酸素剤として添加されるとともに、水質環境の還元性雰囲気強化の作用がある。
【０００９】
また、近年では、二次冷却材中のアンモニア濃度、あるいは、代替アミン濃度を増加させて、給水のｐＨを最大10.0程度（アンモニアで調整する場合、最大8ppmの濃度程度）として、二次系の主要材料である鉄系材料の腐食を抑制する、いわゆる高ｐH運転と呼ばれる技術の適用も検討されている。
【００１０】
また、最近になって、復水脱塩装置内のイオン交換樹脂の頻繁な再生によるコストを抑制する目的や、前記高ｐＨ運転による防錆剤濃度の上昇などにより、これまで復水の全量を処理していた復水脱塩装置の浄化流量を低減する、或いは全量をバイパスする必要性が生じた。
【００１１】
復水脱塩装置の浄化流量を低減する方法としては、(a)複数ある脱塩塔の全塔を通水した状態で復水をバイパスし、脱塩塔１塔当たりの通水流量を低減する方法、(b)１塔当たりの通水流量は低減せずに、幾つかの脱塩塔を隔離する方法があるが、イオン交換樹脂は薬品再生時に受ける汚染物質（塩化物イオン、ナトリウムイオン）や硫酸イオン源となる有機物（ポリスチレンスルフォン酸：PSAなど）を溶出するなど、それ自体が不純物の発生源となることから、実際の運用においては、(a)と(b)を適切に組み合わせる必要がある。
【００１２】
また、特許文献１には、復水水質悪化時のみ復水脱塩装置により復水脱塩を行うとともに、復水水質が良好な場合には、復水脱塩装置をバイパスして通水することにより、イオン交換樹脂量、再生回数、再生廃液発生量を低減することを可能とした復水脱塩処理方法が記載されている。
【特許文献１】特開２００３−９０８９５号公報
【発明の開示】
【発明が解決しようとする課題】
【００１３】
しかしながら、復水脱塩装置をバイパスすることにより、復水脱塩装置での浄化流量を低減させた場合には、上述のイオン交換樹脂から溶出する不純物に加え、二次冷却材には防錆剤や補給水に含まれるイオン不純物が復水中に定常的に持ち込まれているため、復水脱塩装置で復水の全量を浄化する場合と比較して、二次冷却材中のイオン不純物濃度が定常的に上昇する。更に、主復水器の伝熱管が損傷し、冷却水（海水、河川水、湖沼水等）が復水中に流入した場合や、補給水の水質低下（水中のイオン不純物濃度が上昇）が発生した場合等には、直接的に、ＳＧにイオン不純物が流入するために、ＳＧ器内水のイオン不純物濃度が急激に上昇する。
【００１４】
また、復水脱塩装置の浄化流量及び主復水器からの冷却水の流入量に対する二次冷却材中イオン不純物濃度の変化の程度を予測する手法がないことから、定常的な二次冷却材中イオン不純物濃度の抑制、および不具合発生時の急激な上昇を抑制するための合理的な復水脱塩装置およびその他の設備の設計や運転方法を事前に検討することが困難であり、過剰設備の導入によるコストの増加やＳＧへのイオン不純物の流入によるＳＧ伝熱管の粒界腐食割れを発生させるリスクを高めることとなる。
【００１５】
さらに、ＳＧ伝熱管の健全性に最も大きな影響を与える硫酸イオンについては、復水脱塩装置に使用している強酸性陽イオン交換樹脂から溶け出すポリエチレンスルフォン酸が系統中で熱分解され硫酸イオンを生じることから、これまで、その挙動を精度良く模擬することができなかった。
【００１６】
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、二次冷却材中イオン不純物濃度の変化を予測することにより、イオン不純物の上昇を抑制するための合理的な対策を立案することを可能としたＰＷＲ型原子力発電所における二次冷却材中のイオン不純物濃度評価システム及びその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】
【００１７】
本発明のＰＷＲ型原子力発電所における二次冷却材中のイオン不純物濃度評価方法は、蒸気発生器における二次冷却材中のイオン不純物の濃度変化を予測して、二次冷却材中のイオン不純物の濃度変化を監視することを特徴とする。
【００１８】
また、本発明のＰＷＲ型原子力発電所の二次冷却系統の運転システムは、蒸気発生器と、複数の復水脱塩塔を備える復水脱塩装置と、該復水脱塩装置をバイパスするバイパス配管と、蒸気発生器からのブローダウン水を浄化するＳＧブローダウン浄化設備と、を備えるＰＷＲ型原子力発電所の二次冷却系統における二次冷却材中のイオン不純物の濃度に応じた運転システムであって、蒸気発生器内のイオン不純物の濃度の上昇を検知し、蒸気発生器におけるイオン不純物の所定の収支から、二次冷却系統の運転条件を変化させた場合の、蒸気発生器におけるイオン不純物の濃度変化の予測を行い、予測の結果から蒸気発生器内のイオン不純物濃度が低下する前記二次冷却系統の運転条件を導出し、導出された前記二次冷却系の運転条件に基づいて、二次冷却系統の運転制御を行う制御部を備えることを特徴とする。
【発明の効果】
【００１９】
本発明によれば、蒸気発生器内のイオン不純物の物質収支から、復水脱塩装置の浄化流量及び主復水器からの冷却水の流入量に応じて二次冷却材中イオン不純物濃度の変化を予測するモデルを作成し、イオン不純物濃度の上昇を抑制するための合理的なプラント運転を行うことが可能となる。
【発明を実施するための最良の形態】
【００２０】
以下、本発明の実施形態であるＰＷＲ型原子力発電所における二次冷却材中のイオン不純物濃度評価方法及びこの評価方法を用いたＰＷＲ型原子力発電所の二次冷却系統の運転システムについて、図を参照して詳細に説明をする。
【００２１】
本発明の各実施形態であるＰＷＲ型原子力発電所における二次冷却材中のイオン不純物濃度評価方法においては、二次冷却材中のイオン不純物が最も濃縮し、監視が比較的容易であるとともに、イオン不純物の影響を受けやすいＳＧ器内水のイオン不純物濃度の変化を確認して、イオン不純物濃度を評価するものである。
【００２２】
また、本実施形態においては、イオン不純物として、塩化物イオンとナトリウムイオンに着目して評価を行うものである。
【００２３】
図１は、本実施形態のＰＷＲ型原子力発電所の二次冷却系統の運転システムを示す図である。本運転システムにおいては、二次系統内の各配管には流量計（図中の「Ｆ」）が設けられており、流量の測定結果については制御部１５によって収集され所定の処理がなされる。また、二次系統内の所定の配管及び所定の機器にはイオン不純物濃度測定器や有機物濃度測定器等のサンプリング装置（図中の「Ｓ」）が設けられており、濃度の測定結果については制御部１５によって収集され所定の処理がなされる。なお、イオン不純物濃度測定器としては、イオンクロマト装置（微量イオン監視装置）、有機物濃度の測定器としては、全有機炭素計等を適宜用いることができる。
【００２４】
蒸気発生器（ＳＧ）１で発生した高温高圧の主蒸気は、配管１００を通して高圧タービン１３に導かれる。高圧タービン１３で仕事をした（発電した）主蒸気は、湿分分離・再加熱器（ＭＳＲ）６を介して改質された後、配管１０２を介して低圧タービン１４に導かれる。そして、低圧タービン１４でも仕事した主蒸気は、復水器２に排出される。
【００２５】
また、高圧タービン１３で除去された高圧タービンドレンは、配管１０３を介してHPヒーター１０で仕事をした後（すなわち、二次冷却材水の温度を高めた後）に、脱気器１１に流入する。湿分分離・再加熱器（ＭＳＲ）６にて除去されたＭＳドレンについては、配管１０４を介し、脱気器１１へ流入する。低圧タービン１４で除去された低圧タービンドレンは配管１１７を介してLPヒーターで仕事をした後（すなわち、二次冷却材の温度を高めた後）に、復水配管１０９に合流する。
【００２６】
主蒸気は、復水器２内の冷却管を通して海水等によって凝縮され水に戻され（復水され）る。また、補給水タンク（ＭＷ／Ｔ）７からの補給水が、配管１０５を介して復水器２へ導かれる。
【００２７】
一方、蒸気発生器（ＳＧ）１からのブローダウン水（以下「ＳＧブローダウン水」という）が配管１１３を介して排出され、ＳＧブローダウンの一部が、制御部１５による系外放出用流量制御弁２０５の制御により配管１１４から二次冷却系統の系外に放出されたのち、ＳＧブローダウンは、配管１１５を介してＳＧブローダウン浄化設備（ＢＤ／Ｄ）９に導かれる。配管１１３には流量制御弁２０４が設けられており、制御部１５の制御により、その流量を調整することが可能である。
【００２８】
ＳＧブローダウン浄化設備（ＢＤ／Ｄ）９により、浄化されたＳＧブローダウン水は、配管１０７を介して復水器２へ流入する。また、ＳＧブローダウン浄化設備（ＢＤ／Ｄ）９には、バイパス配管１１６が設けられており、ＳＧブローダウン浄化設備（ＢＤ／Ｄ）９を経由せずに、ＳＧブローダウンが復水器２へ流入することを可能としている。バイパス配管１１６には流量制御弁２０３が設けられており、制御部１５の制御により、その流量を調整することが可能である。あるいは、ＳＧブローダウン水を復水を通水していない復水脱塩塔３ａ〜３ｆに通水することにより、浄化することも可能である。
【００２９】
復水器２からの復水は、配管１０８を介して、復水脱塩装置（コンデミ）３へ流入する。復水脱塩装置３は、複数の復水脱塩塔３ａ〜３ｆからなる。各復水脱塩塔３ａ〜３ｆの出入口には流量制御弁２０１ａ〜２０１ｆ及び２０２ａ〜２０２ｆがそれぞれ設けられており、制御部１５からの制御により、通水流量及び通水塔数の調整が可能となっている。なお、本実施形態の復水脱塩塔の数は６塔となっているが、これに限られるものではなく、二次系水質管理の仕様に応じて適宜変更されうるものである。
【００３０】
また、復水脱塩装置３には、コンデミバイパス４が設けられており、復水器２からの二次系統水が、復水脱塩装置３を経由せずに、蒸気発生器（ＳＧ）１へ流入することを可能としている。コンデミバイパス４には、流量制御弁２００が設けられ、制御部１５により復水脱塩装置３への通水流量及びバイパス流量を調節することを可能としている。
【００３１】
復水脱塩装置３により、イオン交換のなされた二次冷却材は、配管１０９、ＬＰヒーター１２、配管１１０、脱気器１１、配管１１１、ＨＰヒーター１０、及び、配管１１２を介して、蒸気発生器１に給水される。
【００３２】
また、配管１０９には、薬品注入部５が設けられており、二次冷却材中にアンモニアやヒドラジン等の薬品を注入することを可能としている。また、薬品注入部５は制御部１５からの制御により、その薬品注入量を調節することが可能となっている。
【００３３】
次に、本実施形態のＰＷＲ型原子力発電所における二次冷却材中のイオン不純物濃度評価方法における、塩化物イオン濃度及びナトリウムイオン濃度の予測方法について説明をする。
【００３４】
図２は、本実施形態のＰＷＲ型原子力発電所における二次冷却材中のイオン不純物濃度評価方法において使用される各変数、定数の二次系統内の配置を示す図である。
【００３５】
（計算式１：塩化物イオン濃度，ナトリウムイオン濃度等の算出式）
蒸気発生器１内のイオン不純物量変化率は、以下の式Ａにより表すことができる。
【００３６】
＜式A：蒸気発生器１内のイオン不純物量の収支＞
蒸気発生器１内のイオン不純物量変化率（V・dCs/dt）＝(a)給水系（配管１１２）から蒸気発生器１内に流入するイオン不純物量−(b)ＳＧブローダウン（配管１１３）で排出されるイオン不純物量（Fb・Cs）−(c)主蒸気系（配管１００）に移行するイオン不純物量（Fm・Cm）
【００３７】
給水系のイオン不純物移動量は、(d)通水されている復水脱塩装置３の樹脂から溶出するイオン不純物量と、(e)コンデミバイパス４による復水器２から流入するイオン不純物量と、(f)ドレン系（配管１０４）から流入するイオン不純物量と、(g)その他（系統内部からの発生したイオン不純物量、薬品注入部５から添加する薬品中のイオン不純物量）の合計である。
【００３８】
＜式B：給水系のイオン不純物移動量の収支＞
(a)給水系から蒸気発生器１内に流入するイオン不純物移動量＝(d)通水されている復水脱塩装置３の樹脂から溶出するイオン不純物量（Fco・Cco）＋(e)コンデミバイパス４による復水器２から流入するイオン不純物量（Fcb・Cc）＋(f)ドレン系から流入するイオン不純物量（Fd・Cd）＋(g)その他（系統内部から発生したイオン不純物量、薬品注入部５から添加する薬品中のイオン不純物量）（Ａ）
【００３９】
式Bを式Aに代入すると、
(a)（V・dCs/dt）＝(d)（Fco・Cco）＋(e)（Fcb・Cc）＋(f)（Fd・Cd）＋(g)（Ａ）−(b)（Fb・Cs）−(c)（Fm・Cm）が成立する。これを式αとする。
【００４０】
ここで、Vは、ＳＧ１内水の体積であり、Csは、ＳＧ１内水のイオン不純物濃度であり、Fcoは、復水脱塩装置３の通水量であり、Ccoは、復水脱塩装置３出口のイオン不純物濃度であり、Fcbは、コンデミバイパス４の通水量であり、Ccは、コンデミバイパス４の通水中のイオン不純物濃度（すなわち、復水器２内のイオン不純物濃度）であり、Fdは、ドレン系（配管１０４）の通水量であり、Cdは、ドレン系（配管１０４）水のイオン不純物濃度であり、Sは、系統内部からのイオン発生量＋薬品注入部５から添加する薬品中のイオン不純物量であり、Fbは、ＳＧブローダウン（配管１１３）水の流量であり、Fmは、主蒸気流量（配管１００）であり、Cmは、主蒸気（配管１００）中のイオン不純物濃度である。
【００４１】
一方、復水器２内のイオン不純物量は、(i)主蒸気（配管１０２）から流入するイオン不純物量と、(j)ＳＧブローダウン水（配管１０７）から流入するイオン不純物量と、(k)補給水（配管１０５）から流入するイオン不純物量の合計であり、復水器２の伝熱管が損傷した場合は、これに、(l)復水器２の伝熱管の損傷時におけるイオン不純物の混入量を加えたものに等しい。
【００４２】
＜式C：復水器内のイオン不純物量の収支＞
(h)復水器２内のイオン不純物量（Fc・Cc）＝(i)主蒸気から復水器２に流入するイオン不純物量＋(j)ＳＧブローダウン水から復水器２に流入するイオン不純物量＋(k)補給水から復水器２に流入するイオン不純物量＋(l)復水器２の伝熱管の損傷時に混入するイオン不純物量
【００４３】
＜式D：主蒸気中のイオン不純物量の収支＞
(i)主蒸気（配管１０２）から復水器２に流入するイオン不純物量＝(m)主蒸気（配管１００）中のイオン不純物量（Fm・Cm）−(n)ドレン水（配管１０４）中のイオン不純物量（Fd・Cd）
【００４４】
＜式E：ＳＧブローダウン水中のイオン不純物量の収支＞
(j)ＳＧブローダウン水（配管１０７）から復水器２に流入するイオン不純物量＝(o)ＳＧブローダウン浄化設備９の脱塩塔樹脂から溶出するイオン不純物量（Fbo・Cbo）＋(p)ＳＧブローダウン浄化設備９のバイパス配管１１６により流入するイオン不純物量（Fbr−Fbo）・Cs
【００４５】
＜式F：補給水中のイオン不純物量の考え方＞
(k)補給水（配管１０５）から復水器２に流入するイオン不純物量＝(q)補給水系脱塩塔樹脂が設置時に流入するイオン不純物量（Fmw・Cmo）
【００４６】
式Cに、式D，Eを代入すると、
(h)（Fc・Cc）＝(m)（Fm・Cm）−(n)（Fd・Cd）＋(o)（Fbo・Cbo）＋(p)（Fbr−Fbo）・Cs＋(q)（Fmw・Cmo）＋(l)（Fsw・Csw）
【００４７】
ゆえに、Cc＝{(m)（Fm・Cm）−(n)（Fd・Cd）＋(o)（Fbo・Cbo）＋(p)（Fbr−Fbo）・Cs＋(q)（Fmw・Cmo）＋(l)（Fsw・Csw）}／Fcとなる。これを式βとする。
【００４８】
ここで、Fcは、復水器２の通水流量であり、Ccは、復水中のイオン不純物濃度であり、Fmは、主蒸気流量であり、Cmは、主蒸気中のイオン不純物濃度であり、Fdは、ドレン系（配管１０４）の通水量であり、Cdは、ドレン系水（配管１０４）のイオン不純物濃度であり、Fbrは、ＳＧブローダウン水（回収）（配管１１５）の流量であり、Fboは、ＳＧブローダウン水浄化設備９の流量であり、Csは、蒸気発生器１内水のイオン不純物濃度であり、Fmwは、補給水浄化設備８の脱塩樹脂塔の流量であり、Cmoは、補給水浄化設備８の出口水中のイオン不純物濃度であり、Fswは、復水器２の細管の損傷時の混入水の流量であり、Cswは、復水器２の細管の損傷時に混入するイオン不純物量である。
【００４９】
ここで、補給水浄化設備８の脱塩樹脂塔の流量Fmwは、定常的に補給される量FmcとＳＧブローダウン水の系統外放出Fbd（配管１１４）の合計により表される。ゆえに、Fmw＝Fmc＋Fbdとなる。これを式γとする。
【００５０】
主蒸気中のイオン不純物濃度Cmは、蒸気発生器１内水中のイオン不純物濃度Csと蒸気系への移行率Rc（０≦Rc≦１）の積により表される。ゆえに、Cm＝Rc・Csとなる。これを式ηとする。
【００５１】
式γと式ηを式βに入力すると下記式β’が得られる。
Cc＝{(m)（Fm・Rc・Cs）−(n)（Fd・Cd）＋(o)（Fbo・Cbo）＋(p)（Fbr−Fbo）・Cs＋(q)（（Fmc＋Fbd）・Cmo）＋(l)（Fsw・Csw）}／Fc
【００５２】
更に、式β’を式αに入力すると、下記の最終式を得る。
（V・dCs/dt）＝（Fco・Cco）＋Fcb・{（Fm・Rc・Cs）−（Fd・Cd）＋（Fbo・Cbo）＋（Fbr−Fbo）・Cs＋（（Fmc＋Fbd）・Cmo）＋（Fsw・Csw）}／Fc＋（Fd・Cd）＋（Ａ）−（Fb・Cs）−（Fm・Cm）
【００５３】
この最終式は、化学的な測定によって与えられる値である「イオン不純物濃度（Cs，Cco，Cd，Cbo，Cmo，Csw，Cm）」と、プラントの運転状態によって与えられる値である「水量（プラント固定値）（V）」及び「流量（プラント固定値）（Fm，Fd，Fc，Fmc）」と、運転状態によって変動する固定値である「復水脱塩装置の通水流量に関わる値（Fco，Fcb）」、「ＳＧブローダウン水及びＳＧブローダウン浄化系脱塩塔の通水流量に関わる値（Fbo，Fbr，Fbd，Fb）」、及び、「海水漏洩発生時に与えられる値（Fsw）」と、今までの各運転状態によって得られる測定結果を基に試誤法により求める値である「Rc，Ａ」とにより構成されている。
【００５４】
この最終式において、化学的な測定によって与えられる値である「イオン不純物濃度（Cs，Cco，Cd，Cbo，Cmo，Csw，Cm）」については、イオン不純物濃度測定器により測定されて求められる。
【００５５】
また、プラントの運転状態によって与えられる値である「水量（プラント固定値）（V）」及び「流量（プラント固定値）（Fm，Fd，Fc，Fmc）」における水量Ｖについては、水位計により測定されて求められ、流量Fについては、各系統の流量計により測定されて求められる。
【００５６】
また、運転状態によって変動する固定値である「復水脱塩装置の通水流量に関わる値（Fco，Fcb）」、「ＳＧブローダウン水及びＳＧブローダウン浄化系脱塩塔の通水流量に関わる値（Fbo，Fbr，Fbd，Fb）」、及び、「海水漏洩発生時に与えられる値（Fsw）」については、式β’で求められる復水中のイオン不純物濃度Ccと海水中のイオン不純物濃度と復水流量から求められる。
【００５７】
また、今までの各運転状態によって得られる測定結果を基に試誤法により求める値である「Rc」と「Ａ」については、復水脱塩塔への復水通水流量を変化させる等の、２つのプラント状態におけるＳＧ器内水と復水のイオン濃度の実測値に、モデルの平衡濃度が近づくように、任意の値を入力することにより求められる。
【００５８】
これより、二次系各部のイオン不純物濃度が変動した場合には、変動した箇所を含む二次系各部のイオン不純物濃度と、上記で求めたRc、及び、Ａ、及び、プラント運転状態を与える値を、最終式に入力することにより、ＳＧ器内水のイオン不純物濃度の予測値（平衡値）「Ｃｓ」を得ることができる。
【００５９】
また、プラント運転状態を与える値を変動させて入力することにより、二次系各部のイオン不純物濃度が変動した場合（定常時も含む）に、ＳＧ器内水のイオン不純物濃度を制御すべき上限値を照らし合わせることにより、当該水のイオン不純物濃度を抑制する運転方法、および、必要な浄化設備（追加設置の必要性の可否）を定めることができる。
【００６０】
次に、本実施形態のＰＷＲ型原子力発電所における二次冷却材中のイオン不純物濃度評価方法における、硫酸イオン濃度の予測方法について説明をする。
【００６１】
図３は、本実施形態のＰＷＲ型原子力発電所における二次冷却材中のイオン不純物濃度評価方法において使用される各変数、定数の二次系統内の配置を示す図である。図３は、硫酸イオン濃度の予測に用いられる各変数、定数の配置を示している。
【００６２】
また、図４は、本実施形態のＰＷＲ型原子力発電所における二次冷却材中のイオン不純物濃度評価方法において使用される各変数、定数の二次系統内の配置を示す図である。図４は、有機物（ＰＳＡ等）濃度の算出に用いられる各変数、定数の配置を示している。
【００６３】
（計算式２：硫酸イオン濃度の算出式）
硫酸イオン濃度を求める計算式２の考え方は、基本的には、塩化物イオン濃度，ナトリウムイオン濃度に関する計算式１と同様である。但し、二次系水中の硫酸イオンは、補給水などからの持ち込みに加え、復水脱塩装置３内の陽イオン交換樹脂から放出される有機物（ＰＳＡ等）の熱分解によっても生じる。その有機物中の硫酸イオン成分は、蒸気発生器１内で熱分解するまでは硫酸イオンとして検出できない。
【００６４】
また、蒸気発生器１内での有機物の熱分解率が１００％ではない場合（Χ<1）の場合には、有機物は二次系内に循環・蓄積するため、蓄積した有機物の蒸気発生器１内水の硫酸イオンの発生による全硫酸イオン濃度への影響を無視できないため、二次系水中の有機物量の収支も併せて連立する必要がある。
【００６５】
＜式A’：二次系中の硫酸イオン不純物量の収支＞
計算式１の結果と同様に、二次系中の硫酸イオン量と有機物量の関係は、下記の式A’に示される。
（V・dCs/dt）＝（Fco・Cco）＋Fcb・{（Fm・Rc・Cs）−（Fd・Cd）＋（Fbo・Cbo）＋（Fbr−Fbo）・Cs＋（（Fmc＋Fbd）・Cmo）＋（Fsw・Csw）}／Fc＋（Fd・Cd）＋（Ａ）−（Fb・Cs）−（Fm・Cm）＋(a)’（Ff・CfPSA・Χ・α）
【００６６】
ここで、CfPSAは、給水中（配管１１２）の有機物濃度であり、Χは、有機物の熱分解率（0≦Χ≦１）であり、αは、有機物の熱分解による硫酸イオンへの転換率（0≦α≦１）である。
【００６７】
式A’は、計算式１に、(a)’（Ff・CfPSA・Χ・α）という項を追加したものである。(a)’項は、蒸気発生器への給水により持ち込まれる有機物の熱分解によって生じる硫酸イオン量を示すものである。
【００６８】
＜式B’：給水中の有機物量の収支＞
給水中の有機物量（Ff・CfPSA）＝(a)復水脱塩装置３からの有機物溶出量（＝樹脂単位体積（１塔）あたりの溶出率・通水される樹脂量（通水塔数）：KcPSA・NCD）＋(b)コンデミバイパス４流量・復水中の有機物濃度（Fcb・CcPSA）
【００６９】
ゆえに、CfPSA＝（KcPSA・NCD＋Fcb・CcPSA）／Ffとなる。
【００７０】
＜式C’：復水器内のイオン不純物量の収支＞
(h)復水中の有機物量（Fc・CcPSA）＝(j)ＳＧブローダウン水（配管１０７）から復水器２に流入する有機物量（CsPSA・（Fbr−Fbo））＋(r)ＳＧブローダウン浄化設備９の脱塩塔樹脂から溶出して復水器に流入する有機物量（KbPSA・NBD）
【００７１】
ゆえに、CcPSA＝{KcPSA・（Fbr−Fbo）＋KbPSA・NBD}／Fcである。
【００７２】
式C’を式B’に代入すると、給水中の有機物濃度は蒸気発生器１水中の有機物濃度により表すことができ、CfPSA＝〔KcPSA・NCD＋Fcb・{CsPSA・（Fbr−Fbo）＋KbPSA・NBD}／Fc〕／Ff（式B’’）を得る。
【００７３】
＜式D’：蒸気発生器水の有機物量の収支＞
蒸気発生器１内水の有機物量（V・dCs/dt）＝(a)給水系（配管１１２）から蒸気発生器１内に流入する有機物量（Ff・CfPSA）（（注）CfPSAは式B’’で示される。）−(b)ＳＧブローダウン（配管１１３）で排出される有機物量（Fb・CsPSA）−(c)熱分解により消滅する有機物量（Ff・Χ・CfPSA）
【００７４】
式B’’を式D’に代入すると、蒸気発生器１の有機物量の収支は、V・dCsPSA/dt＝（１−Χ）・〔KcPSA・NCD＋Fcb・{CsPSA・（Fbr−Fbo）＋KbPSA・NBD}／Fc〕−Fb・CsPSAの、式D’’が成り立つ。
【００７５】
蒸気発生器１の硫酸イオン濃度を予測するためには、ある時刻（ｔ）における蒸気発生器内水中の有機物濃度を式Ｄ’’により算出し、その結果を式Ｂ’’に代入して、給水中の有機物濃度を算出する。
【００７６】
これらの有機物濃度を式Ａ’に代入すると、蒸気発生器の硫酸イオン濃度の予測（平衡値）が可能となる。これらの複数の式（式Ｄ’’ 式Ｂ’’ 式Ａ’）をまとめて計算式２とする。
【００７７】
計算式２（式Ｄ’’ 式Ｂ’’ 式Ａ’を示す）は、計算式１と同様に、化学的な測定によって与えられる値である「硫酸イオンor有機物濃度：KcPSA ，CsPSA，KbPSA，Cco，Cs，Cd，Cbo，Cmo，Csw，Cm，CfPSA，α」と、プラントの運転状態によって与えられる値である「水量（プラント固定値）（V）」「流量（プラント固定値）（Fc，Ff，Fm，Fd，Fmc）」と、運転状態によって変動する固定値である「復水脱塩装置の通水流量に関わる値（ Fcb， Fco， Fcb）」、「ＳＧブローダウン水、及びＳＧブローダウン浄化系脱塩塔の通水流量に関わる値（Fbo，Fbr，Fbd，Fb）」、「復水脱塩装置、ＳＧブローダウン脱塩装置の通水塔数に関わる値（NCD，NBD（有機物の溶出量は通水塔数に比例する））」、「海水漏洩発生時に与えられる値（Fsw）」と、今までの各運転状態によって得られる測定結果を基に試誤法により求める値である「Rc，Ａ，Χ」と、により構成されている。
【００７８】
なお、計算式２における各数値の算出法は、計算式１の塩化物イオン濃度，ナトリウムイオン濃度等の算出式と同様である。
【００７９】
これより、二次系各部の硫酸イオン濃度が変動した場合には、変動した箇所を含む二次系各部の硫酸イオン濃度および有機物濃度と、上記で求めたRc、Ａ、Χ、及び、プラント運転状態を与える値を、最終式に入力することにより、ＳＧ器内水の硫酸イオン濃度の予測値（平衡値）を得ることができる。
【００８０】
また、プラント運転状態を与える値を変動させて入力することにより、二次系各部の硫酸イオン濃度が変動した場合（定常時も含む）に、ＳＧ器内水の硫酸イオン濃度を制御すべき上限値を照らし合わせることにより、当該水の硫酸イオン濃度を抑制する運転方法、および、必要な浄化設備（追加設置の必要性の可否）を定めることができる。
【００８１】
以上説明したように、本実施形態のＰＷＲ型原子力発電所における二次冷却材中のイオン不純物濃度評価方法によれば、蒸気発生器内のイオン不純物の物質収支から、復水脱塩装置の浄化流量及び主復水器からの冷却材の流入量に応じて二次冷却材中イオン不純物濃度の変化を予測するモデルを作成し、イオン不純物の上昇を抑制するための合理的なプラント運転を行うことが可能となる。
【００８２】
また、本実施形態によれば、二次系内のＳＧ器内、給水、復水器内の各部におけるイオン不純物の物質収支の式を連立することにより、復水脱塩装置の通水塔数、浄化流量あるいは復水脱塩装置から放出されるイオン不純物および有機物濃度、及び、二次系に補給される補給水の水量あるいはイオン不純物濃度、また主復水器への海水などの冷却水の流入等の条件が変化した場合の、二次系全体が平衡となる二次系水中のイオン不純物濃度を精度よく予測することができる。
【００８３】
また、本実施形態によれば、これまで測定することができなかった防錆剤に含まれる微量のイオン不純物の二次冷却材への持ち込み量、二次冷却系統内から発生するイオン不純物量、蒸気発生器での沸騰により主蒸気中に飛沫同伴されるイオン不純物の割合、系統内での有機物の蓄積とその熱分解によって生成する硫酸イオンの量を、各イオン不純物の平衡濃度から推定することで、イオン不純物濃度の予測精度を向上する特徴を有する。
【００８４】
これにより、関連するパラメータを変動させた場合の二次冷却水中イオン不純物濃度の変化を事前に予測することができ、イオン不純物濃度を抑制するための合理的な設備設計、およびその設備の運転方法を事前に検討することが可能となり、コスト低減とＳＧへのイオン不純物の流入によるＳＧ伝熱管の応力腐食割れのリスク回避の両立が可能となる。
【００８５】
次に、上述した本実施形態のＰＷＲ型原子力発電所における二次冷却材中のイオン不純物評価方法を適用することにより構成されたＰＷＲ型原子力発電所の二次冷却系統の運転システムについて説明をする。
【００８６】
本実施形態では、イオン不純物の物質収支と、プラント運転状況（復水脱塩装置の浄化流量及び主復水器からの冷却水の流入量）に応じて、上記各実施形態に記載の二次冷却材中のイオン不純物濃度の変化を予測するモデルを用いて、現在のプラント運転状態、及び、関連情報に基づいて二次冷却材中のイオン不純物濃度を予測することにより、その影響を最小とする、あるいは、回避することを可能とした二次冷却系統の運転システムを提供するものである。
【００８７】
具体的には、濃度が変化（上昇）した二次冷却材中のイオン不純物応じて、その原因（発生源/系統への混入原因）を推定し、プラント運転操作（復水脱塩装置の通水流量（Fco）・塔数の変更（増加）、ＳＧブローダウン浄化系流量（Fb）の変更（増加）等）をステップ的に行い、二次冷却材中のイオン不純物濃度の変化（回復）程度を把握することにより、その原因を特定すると共に、応急的な回復措置、及び、長期的な回復措置が可能となる二次冷却系統の運転システムを提供するものである。
【００８８】
また、補給水タンク７等の補給水設備の後段（復水器へ流入する直前）に、浄化設備（アフターポリッシャー）を設置していないＰＷＲ型原子力発電所においては、当該浄化設備を設置する必要性について検討する情報を提供するものである。
【００８９】
以下に、図１に示す本実施形態のＰＷＲ型原子力発電所の二次冷却系統の運転システムの実際の動作について説明をする。
【００９０】
図５は、ＳＧ内水の塩化物イオン（Clイオン）濃度上昇時におけるプラント運転動作を示すフローチャートである。
【００９１】
ステップ１００（図中ではステップをＳと略する。）では、制御部１５は、イオン不純物濃度測定器「Ｓ」を用いて、ＳＧ１内の導電率、塩化物イオン濃度（Cs）、ナトリウムイオン濃度、硫酸イオン濃度等を検知し、この検知結果から、塩素イオン濃度（Cs）の所定の基準値を超えての上昇を検知する。
【００９２】
ステップ１０１では、制御部１５は、導電率計を用いて、復水／カチオン導電率（検塩計）：0.5μS/cmと、復水ポンプ出口／カチオン導電率：0.3μS/cmと、ＳＧ器内水／カチオン導電率：0.2μS/cmを測定し、イオン不純物濃度測定器「Ｓ」を用いて、ＳＧ器内水／ナトリウムイオン濃度：0.5ppbを測定し、水質基準値の内、２以上が逸脱したか否かを検知する。逸脱する場合にはステップ１０６へ進み、逸脱しない場合にはステップ１０２へ進む。
【００９３】
ステップ１０６では、制御部１５は、コンデミバイパス４の流量制御弁２００を全閉とするとともに、各復水脱塩塔３ａ〜３ｆの出入口の流量制御弁２０１ａ〜２０１ｆ及び流量制御弁２０２ａ〜２０２ｆを全開とする制御を行うことにより、復水脱塩装置３への通水流量（Fco）を最大とするとともに、全塔通水に変更する。また、制御部１５は、薬品注入部５を制御することにより、二次系防錆剤注入量（Ａ）を変更する。
【００９４】
また、制御部１５は、本発明の実施形態のＰＷＲ型原子力発電所における二次冷却材中の評価方法を用いて、運転状態によって変動する固定値である「復水脱塩装置の通水流量に関わる値（Fco，Fcb）」、「ＳＧブローダウン水及びＳＧブローダウン浄化系脱塩塔の通水流量に関わる値（Fbo，Fbr，Fbd，Fb）」、及び、「海水漏洩発生時に与えられる値（Fsw）」の各パラメータを変化させた場合のＳＧ１内の塩化物イオン濃度（Cs）の予測を行い、ＳＧ１内の塩化物イオン濃度（Cs）が低下する適切なプラント運転条件（パラメータ）を導出する。
【００９５】
そして、このプラント運転条件（パラメータ）の設定に基づいてＳＧブローダウン水量を制御する流量制御弁２０４を制御することにより、ＳＧブローダウン流量（Fb）を増加させ、コンデミ通水期間短縮（コンデミ薬品再生頻度増加）等の処置を講じる。
【００９６】
ステップ１０２では、制御部１５は、導電率計を用いてＳＧ１内の導電率を、イオン不純物濃度測定器「Ｓ」を用いてＳＧ１内の塩化物イオン濃度（Cs）、ナトリウムイオン濃度、硫酸イオン濃度等を検知し、ナトリウムイオン濃度及び硫酸イオン濃度の増減の傾向を判断する。ナトリウムイオン濃度及び硫酸イオン濃度がともにもしくはどちらかが上昇傾向にある場合には、ステップ１０３へ進み、ナトリウムイオン濃度及び硫酸イオン濃度のいずれもが上昇傾向にない場合には、ステップ１０７へ進む。
【００９７】
ステップ１０２で、ナトリウムイオン濃度及び硫酸イオン濃度を検知する理由は、主復水器からの海水漏洩を検知するために、海水成分であるナトリウムイオン、塩素イオン、及び、硫酸イオンを測定するためであり、また、塩化物イオンのみ上昇している場合は、復水脱塩装置樹脂の薬品再生の不良、または、樹脂の劣化であると判断されるためである。また、ナトリウムイオンと硫酸イオンは、ＳＧ伝熱管の粒界腐食割れを引き起こすリスクが他のイオン不純物よりも高く、さらに、検知されるイオン不純物によって対策が異なるためナトリウムイオン濃度及び硫酸イオン濃度を検知する必要がある。
【００９８】
ステップ１０３では、制御部１５は、塩化物イオン濃度（Cs）、ナトリウムイオン濃度、及び、硫酸イオン濃度が二次系構造材の腐食を促進すると考えられる濃度（基準値）外であるか否かを判断する。基準値外である場合にはステップ１０４へ進み、基準値内である場合にはステップ１０５へ進み継続監視とする。
【００９９】
ステップ１０４では、制御部１５は、本発明の実施形態のＰＷＲ型原子力発電所における二次冷却材中の評価方法を用いて、運転状態によって変動する固定値である「復水脱塩装置の通水流量に関わる値（Fco，Fcb）」、「ＳＧブローダウン水及びＳＧブローダウン浄化系脱塩塔の通水流量に関わる値（Fbo，Fbr，Fbd，Fb）」、及び、「海水漏洩発生時に与えられる値（Fsw）」の各パラメータを変化させた場合のＳＧ１内の塩化物イオン濃度（Cs）の予測を行い、ＳＧ１内の塩化物イオン濃度（Cs）が最も低下する適切なプラント運転条件（パラメータ）を採用する。
【０１００】
そして、このプラント運転条件（パラメータ）の設定に基づいて流量制御弁２００〜２０２を制御することにより、復水脱塩装置３の通水流量（Fco）、通水塔数（再生頻度）を変更するとともに、薬品注入部５を制御することにより、二次系防錆剤注入量（S）を変更する。また、必要に応じて、制御部１５は、ＳＧブローダウン水量を制御する流量制御弁２０４及び２０５を制御することによりＳＧブローダウン流量（Fb）を増加させる。具体的には、制御部１５は、イオン不純物濃度が高まった場合には、流量制御弁２００〜２０２を制御し、浄化系（復水脱塩塔、あるいは、ＳＧブローダウン浄化系脱塩塔）の通水流量（Fco、Fbo）を増加する、あるいは、ＳＧブローダウン水量を制御する流量制御弁２０４を制御し、ＳＧブローダウン水を系外に放出する割合（Fbd）を増加する対策を行う。
【０１０１】
浄化系（復水脱塩塔、あるいは、ＳＧブローダウン浄化系脱塩塔）の通水流量（Fco、Fbo）を増加させる場合には、イオン不純物と共に防錆剤（アンモニア、あるいは、代替アミン）が浄化系脱塩樹脂へ通水されイオン交換樹脂に吸着してしまうため、予め、薬品注入部５を制御して、二次冷却材中の防錆剤注入量をある程度低下、即ち、ｐHを低下させる。
【０１０２】
ステップ１０４からステップ１０５に進み、制御部１５は、ＳＧ１内の塩素イオン濃度（Cs）を継続して監視する。
【０１０３】
ステップ１０７では、制御部１５は、イオン不純物濃度測定器「Ｓ」を用いて、復水脱塩装置出口及び補給水の塩素イオン濃度（Cco、Cmo）を測定する。復水脱塩装置出口・補給水系の塩素イオン濃度（Cco、Cmo）が上昇傾向ある場合には、ステップ１１０へ進み、復水脱塩装置出口の塩素イオン濃度（Cco）のみ上昇傾向ある場合には、ステップ１０８へ進む。
【０１０４】
ステップ１１０では、補給水系脱塩塔切替（樹脂再生）を行う。
【０１０５】
ステップ１０８では、制御部１５は、イオン不純物濃度測定器「Ｓ」を用いて、塩素イオン濃度（Cco）が上昇するのは特定の復水脱塩装置のみか全塔であるか判定する。全塔である場合にはステップ１０９へ進み、特定の塔である場合にはステップ１１１へ進む。
【０１０６】
ステップ１０９では、全塔について陰イオン交換樹脂取替を行う。
【０１０７】
ステップ１１１では、制御部１５は、流量制御弁２０１ａ〜２０１ｆ及び流量制御弁２０２ａ〜２０２ｆを制御して、復水脱塩装置３の通水塔３ａ〜３ｆの切替えを行い、塩化物イオン濃度（Cco）が上昇する特定の塔へ通水が行われないようにする。また、アニオン樹脂再再生（特定塔を中心に、樹脂レベルのチェック）を行う。
【０１０８】
図６は、ＳＧ内水のナトリウムイオン（Ｎａイオン）濃度上昇時におけるプラント運転動作を示すフローチャートである。図５に示すフローチャートと比較した場合に、塩化物イオンをナトリウムイオンに互いに置き換えることによりほぼ同一となるため、相違する部分のみ説明をする。
【０１０９】
ステップ２０７で、制御部１５は、イオン不純物濃度測定器「Ｓ」を用いて、復水脱塩装置出口及び補給水のナトリウムイオン濃度（Cco、Cmo）を測定し、復水脱塩装置出口のナトリウムイオン濃度（Cco）のみ上昇傾向ある場合には、ステップ２０８へ進む。
【０１１０】
ステップ２０８では、制御部１５は、流量制御弁２０１ａ〜２０１ｆ及び流量制御弁２０２ａ〜２０２ｆを制御して、復水脱塩装置３の通水塔３ａ〜３ｆの切替えを行う。また、陽イオン交換樹脂再再生（特定塔を中心に、樹脂レベルのチェック）を行う。
【０１１１】
図７は、ＳＧ内水の硫酸イオン（ＳＯ４イオン）濃度上昇時におけるプラント運転動作を示すフローチャートである。図６に示すフローチャートと比較した場合に、ナトリウムイオンを硫酸イオンに互いに置き換えることによりほぼ同一となるため、相違する部分のみ説明をする。
【０１１２】
ステップ３０７で、制御部１５は、イオン不純物濃度測定器「Ｓ」を用いて、復水脱塩装置出口及び補給水の硫酸イオン濃度（Cco、Cmo）を測定し、復水脱塩装置出口の硫酸イオン濃度（Cco）のみ上昇傾向がある場合には、ステップ３０８へ進む。
【０１１３】
ステップ３０８では、陽イオン交換樹脂の取替えを行う。
【０１１４】
なお、本実施形態においては、復水脱塩装置３の通水流量は、復水脱塩装置バイパス配管４に設置した流量制御弁２００、及び、脱塩塔３ａ〜３ｆに設置した流量制御弁２０１ａ〜２０１ｆ及び流量制御弁２０２ａ〜２０２ｆを用いて調整されるため、復水脱塩装置３への通水流量と通水塔数は自由に組み合わせることができる。
【０１１５】
また、本実施形態において、復水脱塩装置３の通水流量・塔数を増加する場合には、再生頻度を維持するために、事前に、薬品注入部５を制御して二次冷却材中の防錆剤の注入量（S）を低下させるとよい。
【図面の簡単な説明】
【０１１６】
【図１】本実施形態のＰＷＲの二次冷却系系統の概略を示す図である。
【図２】本実施形態のＰＷＲ型原子力発電所における二次冷却材中のイオン不純物濃度評価方法において、塩化物イオン濃度及びナトリウムイオン濃度の予測に用いられる各変数、定数の二次系統内の配置を示す図である。
【図３】本実施形態のＰＷＲ型原子力発電所における二次冷却材中のイオン不純物濃度評価方法において、硫酸イオン濃度の予測に用いられる各変数、定数の二次系統内の配置を示す図である。
【図４】本実施形態のＰＷＲ型原子力発電所における二次冷却材中のイオン不純物濃度評価方法において、有機物（ＰＳＡ等）濃度の予測に用いられる各変数、定数の二次系統内の配置を示す図である。
【図５】本実施形態のＰＷＲ型原子力発電所の二次冷却系統の運転システムにおける、ＳＧ内水の塩化物イオン（Clイオン）濃度上昇時におけるプラント運転動作を示すフローチャートである。
【図６】本実施形態のＰＷＲ型原子力発電所の二次冷却系統の運転システムにおける、ＳＧ内水のナトリウムイオン（Ｎａイオン）濃度上昇時におけるプラント運転動作を示すフローチャートである。
【図７】本実施形態のＰＷＲ型原子力発電所の二次冷却系統の運転システムにおける、ＳＧ内水の硫酸イオン（ＳＯ４イオン）濃度上昇時におけるプラント運転動作を示すフローチャートである。
【符号の説明】
【０１１７】
１：蒸気発生器
２：復水器
３：復水脱塩装置
４：コンデミバイパス
５：薬品注入部
６：湿分分離・加熱器（ＭＳＲ）
７：補給水タンク（ＭＷ／Ｔ）
８：補給水浄化設備（ＭＷ／Ｄ）
９：ＳＧブローダウン浄化設備（ＢＤ／Ｄ）
１０：ＨＰヒーター
１１：脱気器
１２：ＬＰヒーター
１３：高圧タービン
１４：低圧タービン  
１５：制御部
１００〜１１７：配管
２００〜２０５：流量制御弁
【図１】
2008190933.tif 000003
【図２】
2008190933.tif 000004
【図３】
2008190933.tif 000005
【図４】
2008190933.tif 000006
【図５】
2008190933.tif 000007
【図６】
2008190933.tif 000008
【図７】
2008190933.tif 000009