── 資 料 ──226

超音波探傷技術を用いたガス蓄積判定法の加圧水型原子炉
安全系配管への適用について
Application of Ultrasonic Testing Technique to Detect Gas Accumulation in
Important Pipings for Pressurized Water Reactors Safety＊
伏見 康之（Yasuyuki Fushimi）

要約 1988年以降，米国の原子力規制委員会（NRC）は，加圧水型原子炉（PWR）の高圧安全注入ポンプにおけるガスの巻き込みの可能性を指摘している．一方我が国のPWRでは，米国におけるこの指摘を反映してすでに対策が取られており，発電所運転中にガスが蓄積するという事象は近年報告されていない．しかし今後，定期検査間隔の延長等により系統のガス抜きの周期が延びると，米国のようにガスが系統に蓄積する可能性が生じる．
本研究は，ガス蓄積の有無を検知し，また蓄積のある場合にはその蓄積量を精度よく測定する技術を確立することを目的とした．米国のPWRにおける主要なガス蓄積事象の発生原因を踏まえて，国内のPWRでのガス分離の可能性ある場所として，余熱除去系配管および充てん/高圧注入ポンプミニマムフロー配管を抽出した．続いて，米国のPWRでガス蓄積検知に用いられている超音波法を用いたガス検知技術を，国内の代表PWRプラントの余熱除去系配管および充てん/高圧注入ポンプミニマムフロー配管に適用して実際に測定を行った．その結果，いずれもガス蓄積のないことを確認した．
キーワード

ガス蓄積，ガス分離，PWR，配管，超音波探傷試験

Abstract
Since 1988, the USNRC has pointed out that gas-binding events might occur at high headsafety injection (HHSI) pumps of pressurized water reactors (PWRs). In Japanese PWR plants, corrective
actions were taken in response to gas-binding events that occurred on HHSI pumps in the USA, so no gasaccumulation event has been reported so far. However, when venting frequency is prolonged with
operating cycle extension, the probability of gas accumulation in pipings may increase as in the USA.
The purpose of this study was to establish a technique to identify gas accumulation and to measure the gas
volume accurately. Taking dominant causes of the gas-binding events in the USA into consideration, wepointed out the following sections in the Japanese PWRs where gas stripping and/or gas accumulation
might occur: residual heat removal system pipings and charging/safety injection pump minimum flow line.
Then an ultrasonic testing technique, adopted to identify gas accumulation in the USA, was applied to thosesections of the typical Japanese PWR. Consequently, no gas accumulation was found in those pipings.
Keywords

Gas accumulation, gas stripping, PWR, pipings, ultrasonic testing

1． はじめに機状態にあるECCSポンプが事故時に原子炉へ注水可能なことを保証するため，ECCSポンプから１次冷却加圧水型原子炉（PWR）の１次冷却系の配管内には，本来気相部（水蒸気，ガス，または両者の混合系までの配管の満水状態を31日周期で確認することが，標準Tech. Spec. aに記載されている．

物）は存在しないはずであるが，プラントの運転状1988年に米国のNRCは，PWRの高圧安全注入ポン

況により水から分離したガスが配管内に蓄積する可プにおけるガスの巻き込みの可能性をInformation

能性がある．このような場合，水撃，ポンプ故障等

Notice （IN）88-23により指摘しs，これにより安全の障害の原因となる恐れがあるため，ガスの蓄積に注入系統におけるガスの蓄積が注目された．その後，対し十分に注意する必要がある．このことを踏まえ発電所運転中にガスが実際に蓄積する事象の報告がて，米国のPWRの非常用炉心冷却系（ECCS）は，待相次いだことから，類似事象の防止についてNRCは＊ （株）原子力安全システム研究所

技術システム研究所

227

IN88-23補遺１（1989年）から補遺５（1999年）により，引き続いて注意喚起を行った d〜j．

2．国内のPWRにおけるガス蓄積発生の可能性

我が国のPWRでは，上記のような米国における高圧安全注入ポンプにおけるガス巻き込み事象の反映

1991年以降に米国のPWRの安全注入系統で発生しとして，1991年に充てん/高圧注入ポンプへのガス巻たガス蓄積事例を念頭に置いて，国内PWRの安全注き込み対策の検討が実施され，ガス抜きを目的とし入系統の配管に関して，ガス蓄積が生じる可能性にたベントラインの追設等の対策が取られた．さらについて検討した．発電所運転中にガスが系統に蓄積

我が国では，従来から電気事業法に基づき１年毎のするメカニズムとして，以下の要因が挙げられる．

定期検査が義務付けられており，その際に機器の予防保全に加えて系統のガス抜きを確実に実施してい2.1

液体中に溶解している気体の分離ることから，事後保全を中心とする米国のように発電所運転中にガスが蓄積するという事象は，ガス巻一般に，水に対する溶解度が比較的小さい気体は，き込み対策の実施以降報告されていない．しかし今ヘンリーの法則に従って溶解度が圧力に比例するこ

後，定期検査間隔の延長等により予防保全および系とから，高圧水中に溶解している気体が，圧力低下

統のガス抜きの周期が延びると，米国のようにガスに伴う溶解度の低下により，気化，分離する．安全が系統に蓄積する可能性が生じるため，ガス蓄積の注入系においてこのメカニズムでガスの蓄積が予想有無を検知し，またガス蓄積量を精度良く測定する

される場所としては，次の通りとなる．

技術を確立しておく必要がある．

a

余熱除去系統または安全注入系統

本研究は，米国を主とする海外の原子力発電所に蓄圧タンクには，高圧の窒素ガスが封入されていおいて発生した不具合事象に関する調査分析の一環るため，同タンク内の水は窒素飽和水となっている．

として実施したもので，a米国のPWRの安全注入系

蓄圧タンクの１次冷却系統低温側出口配管に余熱除統内でのガス蓄積事例の把握，s我が国のPWRにお去系統または安全注入系統からの注入配管が接続さいてガス蓄積の可能性がある個所の抽出，およびdれているPWRでは，余熱除去（安全注入）系統の逆ガス蓄積量を定量的に把握するための提言を行うこ止弁に漏洩が発生すると蓄圧タンクの窒素の溶存しとを目的としている．なお，米国におけるガス蓄積ている高圧水が長期にわたって少しずつ漏洩し，圧事象の調査の対象は，1991年に我が国で実施された力の差から溶存窒素が分離し，配管内に蓄積する可検討以降に米国で発生した事象とした．またガス蓄能性がある．その場所を図１矢印①に示す．

積の有無を判定するため，米国で用いられている超1991年以降，以下の米国の発電所の余熱除去（安音波法を，国内 PWRのガス蓄積可能性の検討で抽出全注入）系統配管内で，蓄圧タンクからの窒素飽和した個所に適用し，その有効性を検証した．

水漏洩によるガス蓄積が発生している．

燃料取替用水タンク

ey

蓄圧タンク
蒸気発生器

余熱除去ポンプ
またはq 安全注入ポンプ

封水クーラーw

ミニマムフローラインオリフィス

原子炉容器
１次冷却材ポンプ

図１

充てん/高圧注入ポンプ

国内のPWRにおけるガス蓄積発生の検討対象個所

体積制御
タンク rt228

1995年１月

Sequoyah発電所 kl

1996年11月

Waterford発電所 kl

1997年10月

Byron発電所 ¡01999年１月

Turkey Point発電所 j

り気体が系統内に混入する可能性がある．安全注入

1999年５月

Braidwood発電所 ¡1系において，このメカニズムでガスの蓄積が予想さ2000年７月

Palo Verde発電所 ¡2れる場所は，次の通りとなる．

2000年２月

Point Beach発電所 ¡3a

2.2

気体の混入

気体と液体の境界面を有する機器での不具合によ化学体積制御系
体積制御タンク内部では，タンク上部の水素溶解

蓄圧タンクと余熱除去系統の温度を40℃，蓄圧タ用スプレーの作用に伴いタンク水面に気泡が生じる，ンクの圧力を4.9MPa，余熱除去系の圧力を0.20MPaともしくは水面に旋回流が生じ気泡が水中に巻き込ま仮定する．窒素の40℃，4.9MPaの溶解度は，０℃，れることにより，充てん/高圧注入ポンプ吸込側配管１気圧に換算して613cc/kgH2O，40℃，0.20MPaの溶にガスが蓄積する可能性がある．その場所を図１矢解度は，36cc/kgH2Oなので，その差は，577cc/kgH2O

印④に示す．米国ではこのメカニズムを原因とするである．口径15cmの逆止弁の場合を例にとると，我ガス蓄積は報告されていない．しかし前述した通り，が国の弁製造者の規格における水の漏洩判定基準は連続ベントライン追設等の対策が実施されているこ

0.012cc/hなので，0.20MPaの余熱除去系統における窒とから，体積制御タンク内部からのガスは連続ベン素ガスの蓄積量は，約1730cc/月（2.4cc/h）となり，トラインから排出されるため，充てん/高圧注入ポン

逆止弁が漏洩判定基準内でも余熱除去系統側に年間プ吸込配管におけるガス蓄積の可能性は非常に低い．

で最大約0.02m3（圧力0.20MPaの時）の窒素ガスが蓄体積制御タンクの水位計誤指示に起因して，タン積する可能性がある．

クに補給水が適切に供給されないことによりタンクs

内の水がなくなった場合に，水素ガスを直接吸い込

化学体積制御系
体積制御タンクには，１次冷却系統水中の水素濃み，充てん/高圧注入ポンプ吸込側配管にガスが蓄積度を約25〜35cc/kgH2Oに保持するため，気相部に水する可能性がある．その場所を図１矢印⑤に示す．

素ガスが約0.14MPaの圧力で封入されていることか

米国では，1997年５月 Oconee発電所¡4で，この水素ら，充てん/高圧注入ポンプミニマムフローラインにが高圧安全注入ポンプに巻き込まれた結果，ポンプ取り付けられている減圧用オリフィス下流で圧力が軸の損傷した事象が発生している．

低下し，その圧力が体積制御タンクの圧力よりも低しかし，充てん/高圧注入ポンプを保有している国

下する場合，溶存していた水素が分離する可能性が

内PWRの体積制御タンクでは，同タンク水位計が冗ある．その場所を図１矢印②に示す．米国では，長な構成となっており，一方が誤指示しても他方で1997年９月 Beaver Valley発電所jで，分離して多量に確認可能であるため，事前に指示異常を検知できる

蓄積した水素が，高圧安全注入ポンプに巻き込まれことから発生の可能性は非常に低い．

た結果，ポンプ軸の損傷した事象が発生している．

s

燃料取替用水系

さらに，封水クーラー出口配管が体積制御タンク

燃料取替用水タンクは大気開放型タンクであるが，の水面より高い位置にある発電所では，圧力の低下水面が低下した際，体積制御タンクと同様水面に旋により水素ガスが分離する可能性がある．その場所回流が生じ，空気が水中に巻き込まれる可能性があを図１矢印③に示す．米国ではこのメカニズムを原る．その場所を図１矢印⑥に示す．米国ではこのメ因とするガス蓄積は報告されていない．

カニズムを原因とするガス蓄積は報告されていない．

前述の1991年の充てん/高圧注入ポンプへのガス巻

しかしながら，燃料取替用水タンクは，空気の巻きき込み対策の検討の結果，充てん/高圧注入ポンプ吸込みが発生しないように水位を確保すること，吸込込配管に連続ベントライン追設等の対策が実施され配管の形状を旋回流が発生しにくい形状にすることている．従って，減圧用オリフィス内部のガス抜き等の対策がとられており，燃料取替用水タンクから不能な部分を除き，大部分のガスは連続ベントライ巻き込まれた空気が安全注入系ポンプ吸込配管に蓄ンから排出されるため，充てん/高圧注入ポンプ吸込積する可能性は非常に低い．

配管における多量のガス蓄積の可能性は低い．

2293． 国内のPWRにおけるガス蓄積対策に現れることとなる．
気泡量を測定する場合は，配管底面より測定を行う．

蓄圧タンクの１次冷却系統低温側出口配管と余熱除去系統からの注入配管の接続部にガスが分離し蓄水と気泡の境界面で観測されるエコー T' は気泡の厚さを b とすると，積していた場合，安全注入信号により余熱除去ポン

T' =プが自動起動した際，水撃が発生し配管が破損する

mt d - b+c1
c2（３）可能性がある．水撃の発生は蓄積したガス量，ポンに測定されることから，この時の値から b を求め気プの仕様，配管系統の配置に左右される．従って，泡厚さを推定することが可能である．さらに同じ測当該個所におけるガス蓄積の有無を確認し，もしガ定点で定期的に気泡厚さを測定し，その成長速度にス蓄積が認められる場合には，蓄積量を定量的に把基づいて，ガス抜きの周期を決めることが可能となる．

握し，水撃発生の可能性を検討した上で，ガス蓄積

なお，物質中の音速は，温度および圧力によって量の許容値，ベンティング周期の設定を行う必要が変わることから，c1 ，c2 も測定条件により変化する．
INSSでは，先に模擬配管を用いて気泡の有無の検ある．
また，充てん/高圧注入ポンプにガスが吸い込まれた場合，スラストバランスが崩れ，スラスト軸受損出およびその蓄積量の測定が可能なことを検証している¡5．

傷およびウェアリング損傷等の発生の可能性がある．
したがって同オリフィス出口側配管内に多量のガスが分離し蓄積している場合，停止状態にあるポンプが安全注入信号により自動起動すると，充てん/高圧

5．超音波探傷試験装置を用いたPWR実プラントでの測定注入ポンプが損傷する可能性がある．
PWR実プラントでは，機器のレイアウト上，測定4． 超音波によるガス蓄積量の測定場所に制限がある．また，プラント運転中はアクセス場所にも制限がある．これらのことを踏まえて，ガス蓄積の有無を確認し，またガス蓄積量を定量測定可能な場所を抽出し，実プラントで測定を実施的に把握するため，米国で用いられている超音波法

した．代表プラントとして，関西電力大飯発電所１を採用した．その測定原理について以下に説明する．

号機を選定した．測定は，平成13年７月23日〜７月

いま配管材料であるステンレス鋼を物質１，配管内27日の期間に実施した．の水を物質２とする．ステンレス鋼中の音速（縦波）
を c1 ，水中の音速を c2 ，配管の肉厚を t ，内径を d5.1

測定方法とする．配管中に気泡がある場合，ステンレス鋼と空気の境界面における音圧反射率は１となり全反射

本測定で使用する超音波測定器には，可搬型デジすることになるので，時間 t / c1 にエコーが観測され

タル超音波探傷器（（株）三菱電機製

る．一方配管がすべて水で満たされている時は超音

音波振動子には垂直探触子（（株）ジャパンプローブ

波が水中を透過するため，エコーの観測される時間 T は，社製

T=td+c1
c2（１）UI-23DH），超型式SB-５Z10S50N，周波数1.0MHz）を用いた．

測定は，測定周波数1.0MHz，音速（縦波）5.90km/sとした．測定器の仕様上，所定の音速に対応した測の関係が成立する．エコーの高さは音圧に比例する

定範囲に対してデータを400点保有するため，例えばので，時間 t / c1 および t / c1 + d / c2 で観測されるこれ

測定範囲設定を0〜1000mmとする場合，データの間らの２つのエコーに注目し，気泡の有無を判別する

隔は，0.424μsとなる．したがって，４節（１），（３）式ことが可能である．さらにエコーはステンレス鋼とより，気泡に該当するエコー波形の時間差 b / c2 がデ

水の境界面における反射，透過の組み合わせで，ータの間隔である0.424μs未満となるような気泡の場

T=

mt nd+c1
c2（２）（m = 1, 2, 3…, n = 0, 1, 2, 3…）合，この装置を使っての検知はできないこととなる．
４節での検討により c2 は測定条件により変化することから，測定器の測定範囲設定および測定時の音速により検知可能な気泡の厚さ b も変化する．

230

気泡の有無を判定するために，配管水平部の上部

5.2

余熱除去系統での測定結果から探触子を配管に対して垂直に当てて測定を実施した．測定波形を確認し，気泡の存在を示す配管内

図３に余熱除去系統の格納容器外側にある低温側注面からのエコーが検知されれば，気泡の厚さを特定入配管の隔離弁付近の配管レイアウト図を示す．測定するために先に測定した配管上部の対向位置となる

点は青矢印で示した場所の配管の上部と下部とした．

下部に探触子を垂直に当てて測定した．さらに配管の上（下）流側に移動して測定を繰り返した．

測定点 A

Z

格納容器内へ

対象系統としては，３節での検討結果を踏まえて，

YX

図１の矢印①，②にそれぞれ該当する，余熱除去系
統低温側注入配管，ならびに充てん/高圧注入ポンプ
ミニマムフローオリフィス下流部配管を選定した．
なお，２節で紹介した米国発電所のうち，図１矢印

隔離弁①ではWaterford kl，Byron ¡0，Turkey Point j，余熱除去ポンプより

Braidwood ¡1 各発電所，図１矢印②ではBeaver Valley
発電所jで，ガス蓄積検知または蓄積量把握のために超音波法を用いた測定が行われた．
余熱除去系統は，プラント運転中で，なるべく定

図３

余熱除去系低温側注入配管の隔離弁付近
配管レイアウト図

期検査前の時期に蓄圧タンク出口ラインに接続される余熱除去系統の低温側注入ライン逆止弁のすぐ上

図４に測定点Ａで上部から測定したときのエコー流で測定することが理想的であるが，当該場所は格波形を示す．４節（２）式より，入射された超音波の，納容器内であることから，運転中のアクセスが困難

配管上部におけるステンレス鋼と水境界面での反射である．そこで，当該ラインの格納容器外側すぐにによるエコーは，それぞれ3.97μs，7.94μs，11.9μs･･･

ある低温側注入配管（材質ステンレス鋼，外径×厚となるはずであるが，図４より，エコーは，約3.80μs，さ，８B×sch160）の隔離弁付近の高所で定期検査の8.03μs，12.3μs（図４中の青一点鎖線）････で測定直前の時期に測定することとした．

された．使用した超音波測定器の仕様上，測定器の充てん/高圧注入ポンプミニマムフロー配管（材質

測定範囲を0〜1000mmと設定した場合の測定間隔がステンレス鋼，外径×厚さ，２B×sch160）は，定期0.424μsとなるため，この分解能と，配管加工誤差切替後で停止しているＢ系統の同オリフィス下流部（外径±１％，肉厚±10％），さらには必ずしも配管で，測定することとした．図２に大飯１号機余熱除表面に垂直に探触子が接触していないことを考慮す

去系統での測定の様子を示す．

ると，ほぼ正確に測定できたと考えられる．これまでの検討より，気泡が存在すれば，配管下部の水とステンレス鋼境界面からのエコーが存在しないはずであるが，時間約117μs（図４中の赤破線）にエコーが存在している．一方，配管下部の水とステンレ
ス鋼境界面からのエコーを計算により求めると，４
節（１）
式より，117μs となる．ただし，c1 は5.79 km/s，c2 は1.53 km/sとした．したがって，約117μs に測定されたエコーは，配管下部の水とステンレス鋼境界面からのものと判定されることから，この場所での気泡は存在しないことが確認された．
図５に測定点Ａで下部から測定したときのエコー

図２

大飯１号機余熱除去系統での測定の様子

波形を示す．配管上部の水とステンレス鋼境界面からのエコーが，図４と同様に約117μs に測定されていることから，この波形からも気泡が存在していないことが確認された．

231120

エコー強さ（％）

100

配管仕様
材質：ステンレス鋼
外径：219. 1mm
内径：173. 1mm
肉厚：23. 0mm

806040配管上部のステンレス鋼と水鏡界面からのエコー
配管下部の水とステンレ
ス鋼境界面からのエコー

20003. 80508. 03

100

時間（μｓ）

12. 3

図４150117

測定点Ａで配管上部から測定したエコー波形

120

エコー強さ（％）

100

配管仕様
材質：ステンレス鋼
外径：219. 1mm
内径：173. 1mm
肉厚：23. 0mm

80604020

配管上部の水とステンレ
ス鋼境界面からのエコー
約 117μｓ

0050

100150時間（μｓ）
図５5.3

測定点Ａで配管下部から測定したエコー波形

充てん/高圧注入ポンプミニマムフローラインでの測定結果

測定点 Ｂ

ミニマムフローオリフィス

図６にB-充てん/高圧注入ポンプミニマムフローラ
インの配管レイアウト図を示す．測定点は青矢印で示した場所の配管の上部と下部とした．
図７に測定点Ｂで上部から測定したときのエコー波形を示す．４節（１）式より，測定点Ｂでは配管下部の水とステンレス鋼境界面からのエコーが30.0μsに測定されるはずである．ただし c1 は5.79 km/s，c2 は1.51km/sとした．一方測定波形より配管下部の水とステンレス鋼境界面からのエコーが約30.2μsに測定されたことから，この場所でも気泡のないことが確認された．

充てん／高圧注入ポンプより

図６

B-充てん/高圧注入ポンプミニマム
フローライン配管レイアウト図232120

エコー強さ（％）

100

配管仕様
材質：ステンレス鋼
外径：60. 5mm
内径：43. 1mm
肉厚：8. 7mm

806040200010203040

配管下部の水とステンレ
ス鋼境界面からのエコー
約 30. 2μｓ

時間（μｓ）
図７

測定点Ｂで配管上部から測定したエコー波形

Injection Pumps during a Loss-of-Coolant Accident，"

6． おわりにUSNRC （1989)．
米国のPWRにおけるガス蓄積事象の発生原因を調f NRC Information Notice 88-23 supplement ２，

査し，国内PWRにおける調査必要個所を抽出した．

"Potential for Gas Biding of High Pressure Safety

また，ガス蓄積検知法として米国で用いられている

Injection Pumps during a Loss-of-Coolant Accident，"

超音波技術による測定法を代表PWRプラントに適用

USNRC （1990）．

し，その有効性を確認した．本測定を実施した代表

g NRC Information Notice 88-23 supplement ３，

プラント以外においても，ガス蓄積の有無を確認す"Potential for Gas Biding of High Pressure Safety

るために，蓄圧タンク出口配管に接続している余熱

Injection Pumps during a Loss-of-Coolant Accident，"除去系統低温側注入配管，および充てん/高圧注入ポ

USNRC （1990）．

ンプミニマムフロー配管での測定を可能とする場所

h NRC Information Notice 88-23 supplement ４，を確保し，本測定を実施することが望まれる．また，"Potential for Gas Biding of High Pressure Safety

系統のガス抜きが確実に行われていることを確認す

Injection Pumps during a Loss-of-Coolant Accident，"る目的での本測定技術の活用が望まれる．

USNRC （1992）．
j NRC Information Notice 88-23 supplement ５，"Potential for Gas Biding of High Pressure Safety

謝辞

Injection Pumps during a Loss-of-Coolant Accident，"
本研究の実施にあたり，多大な協力をいただいた
関西電力（株）大飯発電所 原子炉保修課 枝元

聡氏，

INSS 技術システム研究所 経年劣化研究プロジェクト
黒住保夫主席研究員に謝意を表す．

USNRC （1999）．
k NRC Information Notice 91-50 supplement １，"WaterHammer Events since 1991，" USNRC（1997）．
l NRC Information Notice 97-40，"Potential Nitrogen
Accumulation Resulting from Backleakage from Safety

文献Injection Tanks，" USNRC （1997）．
¡0 Licensee Event Report 97-454/017-01， "Misseda NUREG 1431 Vol.１ Rev.２, "Standard Technical

ECCS Venting Surveillance due to Ineffective

Specifications Westinghouse Plants，" USNRC（2001）．

Supervisory Methods，" Commonwealth Edison Co．

s NRC Information Notice 88-23，"Potential for Gas
Biding of High Pressure Safety Injection Pumps during（1997）．
¡1 Licensee Event Report 99-456/001-01， "Both Trains

a Loss-of-Coolant Accident，" USNRC（1988）．

of Low Pressure Safety Injection Declared Inoperable

d NRC Information Notice 88-23 supplement １，Due to a Gas Pocket in the B/C Cold Leg Injection"Potential for Gas Biding of High Pressure Safety

Piping，" Commonwealth Edison Co．（1999）．

233¡2 Licensee Event Report 00-529/003-00， "ECCS
Surveillance Requirement Not Met Due to Inadequate
Procedure，" Arizona Public Service Co．（2000）．
¡3 Licensee Event Report 02-301/001-00， " Completionof Nuclear Plant Shutdown Required by LCO 3.5.2
Required Action B.１，" Wisconsin Energy Power Co.
（2002）．
¡4 NRC Information Notice 97-38，"Level-Sensing
System Initiates Common-Mode Failure of HighPressure-Injection Pumps，" USNRC （1997）．
¡5 牧信男，INSS Journal Vol. ７，pp．216-224，INSS(2000)．