令和３年１月２５日
原子力安全対策課(０ ２ － ３ ２ )＜ 15 時 記 者 発 表 ＞
高浜発電所４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原子炉施設故障等報告書の提出）

このことについて、関西電力株式会社から下記のとおり連絡を受けた。
記
高浜発電所４号機（加圧水型軽水炉；定格電気出力 87.0 万ｋＷ）は、第 23 回定期検査を実施中のところ、３台ある蒸気発生器（ＳＧ）の伝熱管全数※１の渦流探傷検査（ＥＣＴ）を実施した結果、Ａ－ＳＧの伝熱管１本、Ｃ－ＳＧの伝熱管３本の管支持板※２部付近に外面（２次側）からの減肉とみられる有意な信号指示が認められた。
小型カメラを用いて、これらの伝熱管の外観を調査した結果、Ａ－ＳＧ伝熱管の信号指示箇所に付着物を確認した。また、付着物を回収した結果、大きさは、幅約 15mm、長さ約９mm であり、伝熱管のきずの大きさは、幅約１mm 以下、周方向に約４mm であった。Ｃ－ＳＧの３本の伝熱管には、信号指示箇所に幅約１mm もしくは１mm 以下、周方向に約２mm から７mm のきずを確認した。
これら４本の伝熱管のきずの位置は、いずれも、第３管支持板下端付近もしくは、第３管支持板下端から約１mm～８mm 下にあることを確認した。
ＳＧ器内で確認された付着物等について、工場において化学成分分析、外観観察等の詳細調査を実施した結果、プラント運転に伴いＳＧ伝熱管外表面に生成された鉄酸化物（スケール）と推定された。
また、伝熱管にきずをつけた可能性が高いスケール（Ａ、Ｃ２、Ｃ３）の性状を確認した結果、密度の高い酸化鉄の層（稠密層）であることを確認するとともに、同様の稠密なスケールを採取し摩耗試験を実施した結果、伝熱管の減肉量がスケール自身の摩滅量よりも大きくなることを確認した。
なお、この事象による環境への放射能の影響はない。
※１ 既施栓管を除く合計 9,747 本（A-SG：3,244 本、B-SG：3,247 本、C-SG：3,256 本）※２ 伝熱管を支持する部品（令和２年 11 月 20 日、25 日、12 月 15 日、令和３年１月 14 日、記者発表済）

その後、関西電力は、これまでの調査結果や原因と対策をとりまとめ、本日、原子力規制委員会に対して、原子炉施設故障等報告書を提出した。これらの内容については、次の通りである。

1１．原因調査
ＳＧ外面（２次側）からの減肉とみられる有意な信号指示が認められた伝熱管４本について、小型カメラによる外観調査の結果、Ａ－ＳＧ伝熱管の信号指示箇所に付着物を確認したため、異物混入の可能性などもあることから、ＳＧ器内外の調査を実施した。
また、回収した付着物の調査など、伝熱管外面を損傷させた原因の調査を実施した。
（１）ＳＧ器内外の調査
・ ＳＧ器内の調査
ＡおよびＣ－ＳＧの管板、流量分配板、第１～２管支持板の上面および減肉が認められた伝熱管近傍の第３管支持板下面について、小型カメラ等を用いて点検した結果、スケールやスラッジ以外の異物は確認されなかった。
・ ＳＧ器外の調査
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や、ＳＧ２次側管板上の清掃（スラッジランシング）などの結果、スケールやスラッジ以外の異物は確認されなかった。
（２）ＡおよびＣ－ＳＧから回収したスケールの調査
・ Ａ－ＳＧで回収したスケールの調査
Ａ－ＳＧで有意な信号指示があった伝熱管の減肉箇所に付着物（Ａ）を確認したことから、これを回収し、外観観察を行った結果、伝熱管減肉部と接触していたと想定される部位に、接触痕および光沢が認められた。
付着物Ａの形状を計測した結果、直径約 22.5 ㎜の円筒状に沿った形状であり、伝熱管（円筒）の外周（直径約 22.2 ㎜）に近い形状であることを確認した。
このため、電子顕微鏡による観察を行った結果、その部位に筋状痕が確認されたことから、伝熱管との摺動によりできたものと推定された。また、化学成分分析の結果、主成分はマグネタイトであることを確認し、ＳＧ器内で発生するスラッジと同成分であることを確認するとともに、接触していたと想定される部位に伝熱管の主成分であるニッケルおよびクロムの成分を検出した。
・ Ｃ－ＳＧで回収したスケールの調査
Ａ－ＳＧの伝熱管にきずをつけた原因がスケールの可能性が高いことから、
Ｃ－ＳＧの第１、第２管支持板や管板の上からスケールを回収し、外観観察等を行った結果、３個のスケール（Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４）の外周部に接触痕が認められた。また、スケールの表面の一部に平滑な面が認められたが、拡大観察の結果、筋状痕は確認されなかった。
スケール（Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４）の形状を計測した結果、それぞれ、直径約 22.3㎜、約 22.6mm、約 22.2mm の円筒状に沿った形状であり、伝熱管（円筒）の外周（直径約 22.2 ㎜）に近い形状であることを確認した。
電子顕微鏡による観察を行った結果、伝熱管減肉部と接触していたと想定される部位に筋状痕が確認されたことから、伝熱管との摺動によりできたものと推定された。

2また、化学成分分析の結果、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するとともに、接触していたと想定される部位に伝熱管の主成分であるニッケルおよびクロムの成分を検出した。
なお、スケールの表面に認められた平滑な面には、管支持板の材料に多く含まれるクロムの成分が検出された。
（スケールＡ，Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４の形状）
Ａ：幅：約 15 ㎜、長さ：約９㎜、Ｃ２：幅：約 18 ㎜、長さ：約 10 ㎜、Ｃ３：幅：約 23 ㎜、長さ：約 11 ㎜、Ｃ４（伝熱管から剥離後に破損したスケールの一部と推定）：幅：約 11 ㎜、長さ：約３㎜

・ ＡおよびＣ－ＳＧから回収したスケールの性状スケール（Ａ、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４）について、それぞれ一部を切断して断面を観察した結果、スケールの厚さは約 0.2 ㎜～0.3 ㎜であり、大部分が密度の高い層（稠密層）になっていることを確認した。
・ 管支持板下面へのスケールの付着状況の想定スケール（Ａ、Ｃ２、Ｃ３）について、管支持板下面に付着した場合の傷の位置との関係について調査した結果、スケールの筋状痕と傷の位置や、スケールに認められた平滑な面と管支持板表面の接触痕の位置等が一致することを確認した。
スケール（Ｃ４）は、その筋状痕の位置や支持板の接触痕などから、伝熱管にきずをつけたスケールの一部が破損したものと推定した。
（３）スケール生成のメカニズム
・ 伝熱管のスケール付着状況の調査
ＳＧ伝熱管のスケールの性状については、平成８年に高浜３号機ＳＧ伝熱管の健全性確認を目的とした抜管調査を実施した際に、スケールの付着状況の調査を行っており、その結果、伝熱管の場所によりスケールの性状が異なり、伝熱管上部のスケールは厚みがある一方で密度が比較的低い層（粗密層）が主体であり、下部のスケールは層厚が薄いものの稠密層が主体であるとの結果が得られている。
これらを踏まえ、高浜４号機の伝熱管上部および下部のスケールの付着状況を調査するため、ＳＧの上部（第７管支持板上）および下部（第２管支持板から管板上の間）のスケールを採取し、断面観察を行った結果、高浜３号機の調査結果と同様の結果が得られた。
・ ＳＧの運転履歴調査
スケールの生成には、ＳＧ器内への鉄イオンや鉄微粒子の持ち込み量が関係していることから、運転時間や水質管理の履歴等について調査を行った。
（運転時間）
高浜４号機のＳＧは、運転開始以降 22.2 万時間の運転を行っている。また、
高浜３号機のＳＧも 22.3 万時間の運転実績があり、大飯３、４号機や蒸気発生器の交換を行った美浜１～３号機、大飯１、２号機、高浜１、２号機よりも運転時間が長いことを確認した。

3

（水質管理履歴）
２次冷却系統は、溶存酸素、電気伝導率等を管理し、また pH を高く維持することで給水設備からの溶出による鉄イオンや鉄の微粒子の持ち込みを抑制しており、これらの履歴からも水質管理に問題がないことを確認した。高浜３、４号機は運転年数も長いことなどから、ＳＧ器内に持ち込まれた鉄分の積算量についても、他プラントに比べ多いことを確認した。
なお、大飯３号機および４号機は、ＳＧ伝熱性能などのプラント性能指標の回復を目的として、ＳＧ器内の薬品洗浄を実施しており、その結果、スケールの除去、粗密化が図られている。
・ 長期停止の影響
福島第一原子力発電所事故後、高浜４号機は、2011 年７月に定期検査のため停止し、その後、2017 年５月に発電を再開するまで約６年間、長期停止している。その間、ＳＧ器内は、腐食防止のためヒドラジン水による満水保管にしていた。
この状態がスケールに与える影響を調査するため、ＳＧ器内から回収したスケールをヒドラジン水に浸す試験を実施した結果、時間の経過とともにスケールを構成する鉄粒子が結合し粒径が大きくなることを確認した。
高浜４号機では、他の発電所と同様に、定期検査毎に管板上の清掃（スラッジランシング）を行い、スケール等を回収しているが、長期停止前後の定期検査における回収量を調査した結果、長期停止前は約 20kg であったが、長期停止後は約 40kg と増加していることを確認した。
これらのことから、長期停止に伴い、スケールの粒径が大きくなることで、伝熱管との接触面積が減少し、プラントの運転等に伴い伝熱管から剥離しやすくなったものと推定した。
（４）回収スケールによる摩耗試験
・ 過去の摩耗試験結果
高浜４号機および高浜３号機では、至近の定期検査においてＳＧ伝熱管損傷が発生しており、原因調査の中でスケールに起因する可能性を調査するため、ＳＧ器内からスケールを採取し摩耗試験を実施している。
高浜３号機では、スケールの厚さが大きいほどスケールが折損しにくいと想定し、比較的厚みのあるもの（約 0.6～1.0ｍｍ）を７個、比較的薄いもの（約0.3～0.4ｍｍ）を２個選定した。
これらの摩耗試験の結果、いずれもスケールが先に摩滅したため、スケールが伝熱管を有意に減肉させる可能性は低いと推定していた。
・ 今回の摩耗試験結果
スケール（Ａ、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４）は、厚さが約 0.2～0.3mm であり、稠密層が主体であることから、ＳＧ器内から回収したスケールのうち、厚さが 0.2～0.3mm 程度かつ稠密層が主体のスケールを複数用いて摩耗試験を行った。その結果、伝熱管の減肉量がスケール摩滅量よりも大きくなることを確認した。

4２．推定原因
伝熱管の外面減肉が認められた原因は、これまでの運転に伴い伝熱管表面に生成された稠密なスケールが、プラント運転等に伴い剥離し、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ものと推定した。
３．再発防止対策の検討
スケールは、薬品洗浄を行うことで稠密層が粗密化し、脆弱化できることが他プラントの事例から実証されており、ＳＧ器内から採取した稠密なスケールを薬品で洗浄した。
その後、このスケールを用いて摩耗試験を行った結果、伝熱管をきずつけることなく、試験開始直後にスケールが折損したことから、薬品洗浄の効果があることを確認した。
また、これまでの調査の結果、高浜４号機と高浜３号機のスケールの性状が同様であることを確認しているため、今後、高浜３号機のＳＧ器内の薬品洗浄を実施し、その後、ＳＧ器内のスケールを取出し、脆弱化していることを確認する予定である。
４．対策（１）ＳＧ器内の薬品洗浄
スケール全体の脆弱化を図るため、ＳＧ器内の薬品洗浄を行う。
（２）伝熱管の施栓
当該伝熱管４本について、高温側および低温側管板部で閉止栓（機械式栓）を施工し、使用しないこととする。

これらの内容を取りまとめた原子炉施設故障等報告書については、今後、原子力規制庁が公開会合を開催し、確認を行う予定としている。
添付資料１：高浜発電所４号機の蒸気発生器伝熱管の損傷（調査結果）
添付資料２：対策（蒸気発生器内の化学洗浄）
添付資料３：対策（蒸気発生器伝熱管の施栓）

問い合わせ先原子力安全対策課（山本）
内線 2353・直通 0776(20)0314

5添付資料１

高浜発電所４号機の蒸気発生器伝熱管の損傷（調査結果）
系統概要図

発生箇所

蒸気発生器の概要図
蒸気出口

原子炉格納容器
Ａ・Ｂ・Ｃ蒸気発生器

加圧器

湿分分離器
蒸気タービンへ
気水分離器
２次系冷却水
給水入口

伝熱管
約２１ｍ

原子炉容器

１次冷却材
ポンプ

第７管支持板第６管支持板第５管支持板Ａ－蒸気発生器伝熱管（低温側）の状況
X方向 付着物回収前
1付着物回収後第４管支持板
信号指示本数第３管支持板

＜第３管支持板＞
Ａ－ＳＧ：１本
Ｃ－ＳＧ：３本

X51-Y4

第２管支持板第１管支持板
流量分配板
管板
水室

X51-Y4
きず（光沢あり）

付着物
第3管支持板：２次系冷却水の流れ

伝熱管

１次冷却材入口
（高温側）

約29mm

約22.2mm

約4㎜

Y方向

１次冷却材出口(低温側)

伝熱管の拡大平面図

94
1仕切板

約11.5mm

管支持板
下端から約8㎜

約6.3mm
：有意な信号指示管 （１本）

46

：既施栓箇所（外面減肉） （１本）

＜第３管支持板＞
有意な信号指示管（ X５１-Y４ ）＜伝熱管概要＞外径：約22.2mm
厚さ：約1.3mm管支持板 材質：ｲﾝｺﾈﾙ600合金の貫通穴(特殊熱処理)（２次系冷却水）
すき間
約0.2mm

１次冷却水：既施栓管（拡管部応力腐食割れ） （８本）
：既施栓管（拡管部応力腐食割れ以外） （１２９本）

伝熱管

Ｃ－蒸気発生器伝熱管（低温側）の状況
X方向
1
第３管支持板（Ｘ２１－Ｙ８）

第３管支持板（Ｘ５５－Ｙ８）

第３管支持板（Ｘ５５－Ｙ３）＜第３管支持板＞
有意な信号指示管（ X２１-Y８ ）X21Y8＜第３管支持板＞
有意な信号指示管（ X５５-Y８ ）第3管支持板

＜第３管支持板＞
有意な信号指示管（ X５５-Y３ ）：有意な信号指示管 （３本）

94
1

Y方向

46

伝熱管

約22.2mm

きず（光沢あり）
第3管支持板

約29mm

1㎜以下

：既施栓箇所（外面減肉） （３本）

管支持板
下端から約1㎜：既施栓管（拡管部応力腐食割れ） （１３本）：既施栓管（拡管部応力腐食割れ以外） （１１０本）

6

付着物

きず
伝熱管

約22.2mm

1㎜以下
約7㎜

X55-Y3

X55Y8約6㎜

第3管支持板

約29mm

接触痕
伝熱管

きず
（光沢あり）

約22.2mm

約29mm

約1㎜
約2㎜

管支持板
下端から約3㎜

スケールＡ､Ｃ２､Ｃ３の分析結果
スケールＣ２スケールＡ
＜凹面＞

平滑面
(管支持板との接触想定箇所)＜凹面＞

スケールＣ３・伝熱管との接触箇所に光沢を確認。
（電子顕微鏡による観察の結果、筋状の摺れ痕を確認。）
・伝熱管の主成分であるニッケルやクロムを検出。

幅 ：約18㎜
長さ：約10㎜
厚さ：約0.3㎜
重さ：約0.19g
材質：マグネタイト（鉄酸化物）

平滑面(管支持板との接触想定箇所)

スケールＣ４（折損したスケールの一部と推定）・管支持板の主成分であるクロムを検出。

伝熱管との接触想定箇所

幅 ：約11㎜
長さ：約3㎜
厚さ：約0.3㎜
重さ：約0.03g
材質：マグネタイト（鉄酸化物）・筋状の摺れ痕を確認。
・伝熱管の主成分であるニッケルやクロムを検出。

幅 ：約23㎜
長さ：約11㎜
厚さ：約0.3㎜
重さ：約0.25g
材質：マグネタイト（鉄酸化物）・筋状の摺れ痕を確認。
・伝熱管の主成分であるニッケルやクロムを検出。

スケールＡ、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４の断面観察結果
スケールＡ

回収
場所
性状・筋状の摺れ痕を確認。
・伝熱管の主成分であるニッケルやクロムを検出。

スケールＣ４の分析結果

伝熱管との接触想定箇所

＜凸面＞

断面観察
結果

＜凸面＞

伝熱管との接触想定箇所

伝熱管との接触箇所

幅 ：約15㎜
長さ：約9㎜
厚さ：約0.2㎜～0.3㎜
重さ：約0.1g
材質：マグネタイト（鉄酸化物）

・管支持板の主成分であるクロムを検出。

約0.2～0.3mm

Ａ－ＳＧ伝熱管減肉部（第３管支持板下部）

稠密層の範囲スケールＣ２スケールＣ３約0.3mm

約0.3mm第２管支持板上第１管支持板上

稠密層が主体7スケールＣ４約0.3mm

第２管支持板上

添付資料２対策（蒸気発生器内の化学洗浄）◆ＳＧ内から回収した稠密なスケールを薬品洗浄し摩耗試験を行った結果、伝熱管をきずつける前に折損したことから、対策として十分な効果があることを確認
このため、今後、ＳＧ内の薬品洗浄を実施する予定【薬品洗浄の流れ】
ＳＴＥＰ①
ＳＧ内温度を１００℃に昇温し、薬品を注入する。
（その後、スケールの洗浄で分離した銅成分の洗浄を実施）

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ＳＴＥＰ③
水張り・水抜きを数回繰り返し残留した薬品やスケールを洗い流す。

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ＳＴＥＰ②
ＳＧ内温度を常温に戻し、スケールを系外へ排出（回収）する。

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ＳＴＥＰ①～③までを約１週間かけて実施する。

水薬品
窒素／空気

窒素：鉄洗浄の際に使用
空気：銅洗浄の際に使用◆使用後の薬品は、濃縮および乾燥・固化処理を行った後、焼却処分する。
◆高浜４号機に先行して、現在、定期検査中の３号機ＳＧ内の薬品洗浄を実施し、スケールが脆弱化することを確認予定（参 考）大飯発電所４号機での薬品洗浄効果の確認
薬品洗浄前のスケール

薬品洗浄後のスケール

100μm

100μm

薬品洗浄前に比べ、スケールが粗密化されていることを確認
8

添付資料３対策（蒸気発生器伝熱管の施栓）【蒸気発生器伝熱管の施栓方法】◆外面減肉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、使用しないこととする。
蒸気発生器の概要図
施栓方法

蒸気出口

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）【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

３，２４４

３，２４７

３，２５６

９，７４７

今回施栓予定１０３４

累積施栓本数

１３９（８）［４．１％］

１３５（３）［４．０％］

１２９（１３）［３．８％］

４０３（２４）［４．０％］（応力腐食割れによる施栓本数）［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）
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