高浜発電所３号機の定期検査状況について（蒸気発生器伝熱管の損傷に関する調査状況）
２０２２年４月２５日
関西電力株式会社
高浜発電所３号機（加圧水型軽水炉 定格電気出力８７万キロワット、定格熱出力２６６万キロワット）は、２０２２年３月１日から実施している第２５回定期検査において、３台（Ａ、Ｂ、Ｃ）ある蒸気発生器（ＳＧ）の伝熱管全数※１について渦流探傷検査（ＥＣＴ）※２を実施しました。
その結果、Ａ－ＳＧの伝熱管２本およびＢ－ＳＧの伝熱管１本に有意な信号指示※３が認められました。このうち、Ａ－ＳＧの１本は、高温側の管板※４部に内面（１次側）からの割れとみられる信号指示で、残りの１本とＢ－ＳＧの１本は、管支持板※５部付近に外面（２次側）からの減肉とみられる信号指示でした。これらのほか、Ａ－ＳＧの伝熱管１本に管支持板部付近に外面（２次側）からの微小な減肉とみられる信号指示（判定基準未満）が認められました。
なお、本件による環境への放射能の影響はありません。
※１※２※３※４※５

過去に有意な信号指示が認められ、施栓した管等を除きＡ－ＳＧで３，２７２本、Ｂ－ＳＧで３，２４７本、Ｃ－ＳＧで３，２６１本、合計９，７８０本。
高周波電流を流したコイルを伝熱管に接近させることで対象物に渦電流を発生させ、対象物のきず等により生じた渦電流の変化を電気信号として取り出すことできず等を検出する検査であり、伝熱管の内面（１次側）から、伝熱管の内面（１次側）と外面（２次側）の両方を検査している。
割れを示す信号や２０％以上の減肉を示す信号の指示。
蒸気発生器内の伝熱管が取り付けられている部品。伝熱管と管板で、１次冷却材と給水（２次冷却水）の圧力障壁となる。
伝熱管を支持する部品。

（２０２２年３月３０日お知らせ済み）

１．これまでの経緯
高浜発電所３号機では、前回および前々回の定期検査において、ＳＧの伝熱管に外面からの減肉信号指示が認められており、原因は、管支持板下面に留まった異物と伝熱管が繰り返し接触したことにより摩耗減肉が発生したものと推定していました。
その後、異物対策を実施した高浜発電所４号機の第２３回定期検査においても、外面からの減肉信号指示（Ａ－ＳＧの伝熱管１本、Ｃ－ＳＧの伝熱管３本）が認められたため、小型カメラによりＳＧ器内を調査した結果、減肉箇所にスケール※６の接触を確認するとともに、このスケールの外観観察の結果、伝熱管減肉部と接触していたと想定される部位に接触痕および光沢を確認しました。
このため、高浜発電所４号機の第２３回定期検査においてＳＧ器内のスケールの性状等の調査や回収スケールによる摩耗試験などを実施した
結果、ＳＧ伝熱管表面からはく離した稠密なスケールによるものと原因を推定しました。
これらのことから、２０１８年８月以降、高浜発電所３号機および４号機の定期検査において発生したＳＧ伝熱管の外面減肉の原因は、異物ではなくスケールの可能性が否定できないため、対策として、高浜発電所３号機の第２４回定期検査においても、ＳＧ器内の薬品洗浄を実施し、その後に回収したスケールが脆弱化していることを確認しました。
今回、ＳＧ伝熱管に外面からの信号指示が認められたことから、小型カメラによるＳＧ器内の調査に加え、改めてスケールの性状や前回実施した薬品洗浄の実施結果等について調査を行いました。また、念のため、異物混入の可能性についても調査を行いました。
内面からの信号指示が認められた伝熱管については、信号指示の場所が高温側管板部上端付近であり、従来と同様に応力腐食割れと考えられるため、過去の調査結果や運転履歴の調査を実施しました。
※６

２次冷却水に含まれる鉄の微粒子が、給水系統によってＳＧ内に流れ集まって伝熱管に付着したもの。

２．外面からの信号指示があった伝熱管の調査（１）信号指示が認められた箇所の外観調査
小型カメラを用いて、有意な減肉信号指示が認められた伝熱管２本
および微小な減肉信号指示が認められた伝熱管１本の外観を観察した
結果、信号指示箇所の伝熱管の周方向に摩耗減肉とみられるきずを確認しました。
きずについては、Ａ－ＳＧの伝熱管では、幅１mm 以下、周方向に約３mm から５mm、Ｂ－ＳＧの伝熱管では幅１㎜以下、周方向に約３mm の大きさであることを確認しました。
なお、きずの周辺には、スケール等の付着物は認められなかったものの、当該伝熱管周辺の管支持板に接触痕を確認しました。

（２）ＳＧ器内のスケールの残存状況等の調査
小型カメラを用いて、Ａ、Ｂ－ＳＧの管板、第１管支持板、第２管支持板の上面等の調査を行った結果、スケールおよびスラッジ※７が残存していることを確認しました。また、Ｃ－ＳＧについても管板、第１管支持板、第２管支持板の上面の調査を行った結果、Ａ、Ｂ－ＳＧと同様に、スケールおよびスラッジが残存していることを確認しました。なお、ＳＧ器内に異物は確認されませんでした。
※７

スケールが砕けて小さくなったもの。

（３）Ａ、Ｂ、Ｃ－ＳＧから回収したスケールの性状調査
Ａ、Ｂ、Ｃ－ＳＧの管板、第１管支持板および第２管支持板上面から取り出したスケールの化学成分分析を実施した結果、主成分はマグネタイトであり、ＳＧ器内で発生するスラッジと同成分であることを確認しました。
スケール３０個を対象に断面観察を行った結果、稠密層（密度の高い酸化鉄の層）が主体のスケールを１３個確認しました。また、比較的大きなスケール１０個を対象に摩耗試験を行い、伝熱管とスケールの摩耗体積比を調査した結果、伝熱管の減肉量がスケール摩滅量よりも大きくなるスケールを１個確認しました。
（４）前回の定期検査における薬品洗浄の実施結果
前回定期検査における薬品洗浄時の条件を確認した結果、温度管理や薬品濃度管理が計画通り実施されていたことを確認し、薬品洗浄によって、ＳＧ１基あたり約６７０㎏の鉄分を除去できていたことを確認しました。
また、前回定期検査後の運転実績を確認した結果、主蒸気圧力が向上したことを確認しました。これは、薬品洗浄の効果により伝熱管に付着したスケールが減少し、熱伝達率が改善したものと考えられます。
（５）異物混入の可能性の調査ＳＧ器外の系統を対象に、ＳＧブローダウン系統およびタービンサンプラインの仮設ストレーナの開放点検を実施した結果、異物は確認されませんでした。このため、異物混入の可能性は低いと推定しました。

３．内面からの信号指示があった伝熱管の調査
高浜発電所３号機では、２０００年の第１２回定期検査以降、これまでの定期検査の中で、伝熱管２４本に高温側管板拡管部で損傷が確認されており、原因は、ＳＧ製造時に伝熱管内面からローラ拡管※８を実施した際に伝熱管内面に局所的に生じた引張り残留応力と運転時の内圧および温度環境が相まって生じた応力腐食割れであると推定されています。
今回の有意な信号指示も、高温側管板部のローラ拡管上端部付近において、伝熱管の軸方向に沿った内面きずを示しており、過去の事例と特徴が類似していることを確認しました。また、１次冷却材の主要パラメータである温度、圧力、水質について調査を行い、これまでの運転実績の中で、過大な応力を発生させる温度、圧力の変化はなく、水質も基準値の範囲内で安定していたことを確認しました。
なお、高浜発電所３号機では、２００１年の第１３回定期検査において、ＳＧ伝熱管の高温側管板拡管部内面にショットピーニング※９を施工し、伝熱管内表面の引張り残留応力を改善しています。しかしながら、この施工では、伝熱管内表面近傍（深さ約０．２mm まで）の引張り残留応力は改善されますが、これより深い部分では効果が小さいことが知られています。
このため、ショットピーニング施工時に、ＥＣＴの検出限界未満（深さ約０．５mm 未満）の微小なきずが既に発生していた場合、時間の経過とともにきずが進展する可能性があると推定しており、高経年化技術評
価でも当該箇所での応力腐食割れの検出が否定できないとしています。
今回の損傷についても、このような応力腐食割れが進展し、検出されたものと推定しています。
※８

伝熱管内部に機械式ローラを通すことで伝熱管を押し広げて、伝熱管と管板を接合させる工程。
※９ 伝熱管内面に小さな金属球を高速で叩き付けることにより、伝熱管内面の引張り残留応力を圧縮応力に改善する工事。

４．これまでの原因調査状況のまとめ
伝熱管の外面減肉が認められた原因は、これまでの調査状況を踏まえると、稠密なスケールが前回定期検査時の薬品洗浄の後もＳＧ内に残存し、プラント運転中に管支持板下部に留まり、伝熱管に繰り返し接触したことで摩耗減肉が発生した可能性が高いと推定していますが、引き続き回収したスケールの形状や性状等の調査を継続します。
伝熱管内面に有意な信号指示が認められた原因は、既往知見である応力腐食割れと推定しました。

５．今後の予定回収したスケールの形状や性状等の調査を引き続き行うとともに、ＳＧ器内に残存するスケール等を回収するため、小型高圧洗浄装置を用いて管支持板上も含めたＳＧ器内の洗浄を実施します。
また、薬品洗浄に関してＳＧ器内のスケールをさらに低減する洗浄条件等の検討を行います。
なお、損傷が認められた伝熱管４本については、高温側および低温側管板部で閉止栓（機械式栓）を施工し、使用しないこととします。
以
添付資料１：これまでの経緯
添付資料２：外面からの信号指示があった伝熱管の調査
添付資料３：内面からの信号指示があった伝熱管の調査
添付資料４：蒸気発生器内のスケール等の回収
添付資料５：蒸気発生器伝熱管の施栓方法と施栓状況

上添付資料１

これまでの経緯（高浜発電所３、４号機におけるＳＧ伝熱管外面の損傷事例）
ＳＧ伝熱管外面の損傷本数

調査結果概要約６．３ｍｍ高浜３号機
第２３回定検(２０１８年８月)

高浜４号機
第２２回定検(２０１９年１０月)

高浜３号機
第２４回定検(２０２０年２月)

高浜４号機
第２３回定検(２０２０年１１月)

Ａ－ＳＧ：１本(減肉率２０％未満)

Ａ－SG：１本
B－SG：１本
C－SG：３本

B－SG：１本
C－SG：１本

A－SG：１本
C－SG：３本

減肉指示のあった箇所付近にスケールを確認。スケールの回収を試みたものの、破損したため、スケール以外の異物による減肉と推定し異物管理を徹底。

きず近傍にスケールは確認されず。Ａ－ＳＧ内に異物（ステンレス薄片）が確認されたものの、摩耗痕が確認されなかったため、異物は流出したものと推定。

きず近傍にスケールは確認されず。ＡおよびＢ－ＳＧ内に異物(ガスケットフープ材)が確認され、そのうちの１つが１本のきずの原因の可能性があり、その他の異物は流出したものと推定。

有意な信号指示があった１本の伝熱管の減肉箇所にスケールが確認され、スケールによる減肉と推定。その他２本の伝熱管についても、近傍の管支持板上で摩耗痕のあるスケールを回収。

約１１．５ｍｍ

減肉箇所
約５ｍｍ

約１３ｍｍ

減肉箇所

約２０ｍｍ
約１０ｍｍ

異物（ステンレス薄片）

約３３mm
約５mm
異物（ガスケットフープ材）

減肉箇所（Ａ－ＳＧ）
約１５ｍｍ
約９ｍｍ

スケール添付資料２

外面からの信号指示があった伝熱管の調査
発生箇所蒸気発生器の概要図

系統概要図

蒸気出口
湿分分離器

加圧器 Ａ・Ｂ・Ｃ蒸気発生器
蒸気タービンへ

気水分離器
２次冷却水
給水入口

伝熱管
原子炉
容器

１次冷却材
ポンプ

約２１ｍ
第７管支持板原子炉格納容器

第６管支持板伝熱管の拡大平面図

第５管支持板

外面信号指示本数

約11.5mm
約6.3mm
１次冷却水【伝熱管概要】外径：約22.2mm
厚さ：約1.3mm
材質：ｲﾝｺﾈﾙ600合金（特殊熱処理）すき間
約0.2mm

伝熱管

管支持板の貫通穴（２次冷却水）＜第４管支持板＞
Ａ－ＳＧ：１本＜第３管支持板＞
Ａ－ＳＧ：１本＜第２管支持板＞
Ｂ－ＳＧ：１本

第３管支持板内面信号指示本数＜管板部＞
Ａ－ＳＧ：１本

管板
水室

１次冷却材入口（高温側）

第４管支持板第２管支持板第１管支持板

仕切板

１次冷却材出口（低温側）

Ｂ蒸気発生器の調査Ｂ蒸気発生器（高温側）上部から見た伝熱管位置を示す図

小型カメラで確認したきずの状況

X方向
94

第２管支持板（Ｘ３５－Ｙ３２）

接触痕＜第２管支持板＞
有意な信号指示管（X３５-Y３２）

X35-Y32

第2管支持板

伝熱管約22mm

11

Y方向

46

：今回外面減肉指示が認められた位置 （１本）

：既施栓管（外面減肉）（１本）：既施栓管（拡管部応力腐食割れ）（ １０本）：既施栓管（拡管部応力腐食割れ以外）（１２４本）

きず

約29mm

1㎜以下
約3㎜

管支持板
下端から1㎜以下

Ａ蒸気発生器の調査
Ａ蒸気発生器（低温側）上部から見た伝熱管位置を示す図

小型カメラで確認したきずの状況

X方向
1

第３管支持板（Ｘ５１－Ｙ８）
接触痕＜第３管支持板＞
微小な信号
指示管（X５１-Y８）

X51-Y8

第3管支持板

きず

伝熱管

約29mm

約22mm

94

Y方向

146

：今回外面減肉指示が認められた位置 （1㎜以下２本）：既施栓管（外面減肉）（１本）：既施栓管（拡管部応力腐食割れ）

（７本）

管支持板
下端から約2㎜

約5㎜：既施栓管（拡管部応力腐食割れ以外） （１０２本）

Ａ蒸気発生器（低温側）上部から見た伝熱管位置を示す図
X方向

小型カメラで確認したきずの状況
第４管支持板（Ｘ９－Ｙ２２）

1＜第４管支持板＞
有意な信号指示管（X９-Y２２）

接触痕

きず
X9-Y22※：黒い影のようなものは小型カメラのレンズに付着した汚れ

第4管支持板

94

伝熱管

約22mm

1

Y方向

約29mm

461㎜以下：今回外面減肉指示が認められた位置 （２本）

：既施栓管（外面減肉）（１本）：既施栓管（拡管部応力腐食割れ）（７本）：既施栓管（拡管部応力腐食割れ以外） （１０２本）

約3㎜

管支持板
下端から約1㎜

添付資料３

内面からの信号指示があった伝熱管の調査【信号指示の位置】
約22.2mm
ローラ拡管上端部（22ピッチ）

伝熱管

液圧拡管境界部
信号指示部

上端

拡大管板
約550mm

ー

液圧
拡管
範
囲

ロ２２ピッチ

ラ
拡管
範
囲

２１ピッチ

調査結果
信号指示位置は22ピッチローラ拡管上端部であった

下端

蒸気発生器製造時の管板部の伝熱管拡管方法
伝熱管
管板部でローラ拡管する際、伝熱管内面で局所的に引張り残留応力が発生

管板

液圧拡管治具

液圧拡管

機械式ローラローラ拡管（1～２２ピッチ）【ショットピーニングの効果と渦流探傷検査（ＥＣＴ）の検出範囲】
約22.2mm
伝熱管
ショットピーニングの実施概要

伝熱管管板
管 板

約550mm金属球
空気
空気によって、金属球（直径約０．２ｍｍの金属球）を打ち付け、伝熱管表面近傍の引張り残留応力を圧縮応力に改善する

ショットピーニングによる圧縮応力付与範囲
この範囲に、応力腐食割れの先端があった場合、割れが進展し、顕在化する可能性がある
渦流探傷検査の検出範囲
内面から0.5mm以上の深さであれば検出可能

約0.2mm
内面約0.5mm
約1.3mm

外面【運転実績の調査】
１次冷却材の主要パラメータである温度、圧力、水質について調査を実施した結果、これまでの運転実績の中で、過大な応力を発生させる温度、圧力の変化はなく、水質も基準値の範囲内で安定していたことを確認しました。
原因は、ＳＧ製造時に伝熱管内面のローラ拡管の際に生じた引張応力と運転時の内圧および温度環境が相まって生じる応力腐食割れ（既往知見）であると推定しています。
The Kansai Electric Power Co., Inc.

添付資料４蒸気発生器内のスケール等の回収SG器内に残存するスケール等を回収するため、小型高圧洗浄装置を用いてSG器内の洗浄を実施します。

①垂直ノズルによる洗浄
洗浄箇所：（管板、第１管支持板および第２管支持板上）上下方向に高圧水を噴射することで、管支持板と伝熱管との隙間を清掃し、スケール等を管支持板上へ移動させる。

上下方向に同時に噴出清掃装置

伝熱管

第７管支持板第６管支持板第５管支持板②水平ノズルによる洗浄①により管支持板上に移動させたスケール等を押し流し、管板に落下させる。

第４管支持板第３管支持板第２管支持板第１管支持板③スケール回収管板
水室③管板上の洗浄
定期検査毎に実施している高圧水による管板上の洗浄により、スケール等を回収する。

添付資料５蒸気発生器伝熱管の施栓方法と施栓状況
【蒸気発生器伝熱管の施栓方法】◆損傷が認められた蒸気発生器伝熱管４本については、高温側および低温側管板部で閉止栓（機械式栓）を施工し、使用しないこととします。

蒸気発生器の概要図
蒸気出口

施栓方法
機械式栓
機械式栓
伝熱管
中子

施栓装置の先端部を、中子にねじ込む
管板

管板部
施栓装置の先端部引き下げる機械式栓を伝熱管に挿入し、施栓装置の先端部を引き下げることにより、中子も同時に引き下がり、機械式栓を押し広げ施栓する
１次冷却材出口（低温側）

１次冷却材入口（高温側）【高浜発電所３号機の蒸気発生器伝熱管の施栓状況】
A蒸気発生器（3,382本）

B蒸気発生器（3,382本）

C蒸気発生器（3,382本）

合計(10,146本）

検査対象本数

3,272

3,247

3,2619,780

今回施栓予定3104

累積施栓本数113（8）（3）［3.4％］

136
（10）
（2）
［4.1％］

121（7）（1）［3.6％］

370
（25）
（06）
［3.7％］（応力腐食割れによる施栓本数）（外面減肉による施栓本数）［施栓率］○蒸気発生器１基あたりの伝熱管本数：3,382本○安全解析施栓率は10％（伝熱管の施栓率が10％の状態において、プラントの安全性に問題がないことが確認されている）