令和３年４月９日
原子力安全対策課(０ ３ － ０ ２ )＜ 15 時 記 者 発 表 ＞
高浜発電所４号機の原子炉起動と調整運転の開始について（第２３回定期検査）

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、令和２年 10月７日から第 23 回定期検査を実施しているが、令和３年４月 12 日に原子炉を起動し、13 日に臨界となる予定である。
その後は、諸試験を実施し、４月 15 日に定期検査の最終段階である調整運転を開始し、５月中旬には総合負荷性能検査を実施し、営業運転を再開する予定である。
主要工事等

１

（１）高エネルギーアーク損傷対策工事（図－１参照）

国内外の原子力発電所の電気設備で高エネルギーアーク損傷が発生していることを踏まえ、原子力規制委員会によるバックフィット（新たな規制基準の既存の施設等への適用）として保安電源設備に係る技術基準規則等が一部改正（平成 29 年８月）されたことから、非常用ディーゼル発電機に接続される電気盤に対して保護継電器（リレー）およびインターロックの追加を行った。
（２）原子炉照射試験片取出工事（図－２参照）

中性子照射による原子炉容器の材料特性変化を定期的に把握するため、原子炉容器内部に設置している照射試験片を取り出した。（今回で５回目）（３）化学体積制御系統

抽出水オリフィス取替工事（図－３参照）

プラント起動時に化学体積制御系統を用いた圧力調整を実施できるよう、当該系統の抽出水オリフィスを口径の大きいものに取り替えた。
※１※２

米国原子力規制委員会が米国事業者に対し、「蒸気ボイドによる余熱除去ポンプ機能喪失問題」を通知したことを受け、国内においても原子力規制委員会および事業者が議論し、対策を講じる必要があると評価された。
現在、プラント起動時には余熱除去系統を用いて原子炉冷却系統（ＲＣＳ）の圧力およ1

び温度の調整を実施しているが、この時にＲＣＳの漏えいが発生した場合、非常用炉心冷却装置の作動に伴い燃料取替用水タンクからの注水となるため、余熱除去系統の圧力が低下することから、高温の状態では当該系統内の水が沸騰し、余熱除去ポンプが使用できなくなる可能性がある。
※３ 圧力低下による沸騰が発生する可能性のある温度に達する前に、化学体積制御系統を用いた圧力調整に切り替える運用に変更した。

２設備の保全対策
２次系配管の点検等（図－４参照）

関西電力㈱の定めた「２次系配管肉厚の管理指針」に基づき、２次系配管 596箇所について超音波検査（肉厚測定）を実施した。その結果、必要最小厚さを下回る箇所および次回定期検査までに必要最小厚さを下回る可能性があると評価された箇所はなかった。
また、過去の点検で減肉傾向が確認された部位 20 箇所、配管取替時の作業性を考慮した部位 70 箇所、今後の保守性を考慮した部位 13 箇所、合計 103 箇所を耐食性に優れたステンレス鋼もしくは低合金鋼の配管に取り替えた。
３

蒸気発生器伝熱管の渦流探傷検査の結果（図－５参照）

３台ある蒸気発生器（ＳＧ）の伝熱管全数（既施栓管を除く計 9,747 本）について、渦流探傷検査を実施した結果、Ａ－ＳＧの伝熱管１本、Ｃ－ＳＧの伝熱管３本について、管支持板部付近に外面（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。
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。
なお、前回（第 22 回）の定期検査において発生した伝熱管の外面減肉の原因は、ＳＧへ混入した異物が管支持板下部に留まり、その異物に伝熱管が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ていたが、今回の調査結果を踏まえると、スケールによる減肉の可能性も否定できない。
対策として、当該伝熱管の高温側および低温側管板部で閉止栓（機械式栓）を施工した。また、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った。
［令和２年 11 月 20 日、25 日、12 月 15 日、令和３年１月 14 日、25 日公表済］
４燃料集合体の取替え
燃料集合体全数 157 体のうち 73 体を取り替えた。このうち、新燃料集合体は 56 体である。また、ＭＯＸ燃料は前サイクルに引き続き 16 体を継続使用する。
燃料集合体の外観検査（36 体）を実施した結果、異常は認められなかった。

2

５次回定期検査の予定
令和４年春頃

６その他
大飯発電所３号機の加圧器スプレイ配管溶接部において、溶接時に生じた部材の硬化により割れが発生し、応力腐食割れが進展した傷を確認した。これを踏まえ、高浜発電所４号機において、当該箇所と同様の方法で溶接され、かつ応力腐食割れが発生する可能性がある条件に該当する 44 箇所について超音波探傷検査を実施した。その結果、問題がないことを確認した。

3

高浜発電所４号機 第２３回定期検査の作業工程（令和３年４月９日現在）

令和２年１０月

令和２年１１月

令和２年１２月

令和３年１月

令和３年２月

令和３年３月解列
１０月７日

令和３年
４月
並列
(４月１５日予定)

１次冷却材系統降温

１次冷却材系統漏えい検査※

原子炉容器開放

令和３年
５月

総合負荷性能検査(５月中旬予定)

出力上昇試験

原子炉容器組立

燃料取出

燃料装荷

主 要 工 程A、B、C－蒸気発生器
伝熱管渦流深傷検査

起動試験
起動試験

１次系ポンプ弁点検

起動前弁点検蒸気発生器伝熱管損傷対応
蒸気発生器内薬品洗浄

高エネルギーアーク損傷対策工事

原子炉照射試験片取出工事
化学体積制御系統
抽出水オリフィス取替工事
注：黒塗りは実績を示す＊高浜発電所４号機※原子炉容器上蓋温度計引出管接続部にて確認
した水のにじみに対する処理（５日間）を含む

特定重大事故等対処施設は令和３年３月２５日に運用開始

4図－１ 高エネルギーアーク損傷対策工事
工事概要
国内外の原子力発電所の電気設備で高エネルギーアーク損傷が発生していることを踏まえ、原子力規制委員会によるバックフィット（新たな規制基準の既存の施設等への適用）として保安電源設備に係る技術基準規則等が一部改正（平成29年８月）されたことから、非常用ディーゼル発電機に接続される電気盤に対して保護継電器（リレー）およびインターロックの追加を行った。
工事概要図＜電源系統構成（イメージ）＞

遮断器の遮断時間の変更※前回定期検査で実施済

外部電源

事故電流を検知してから遮断器を開放させるまでの時間（遮断時間）を早くし、アーク放電の継続時間を短くする。

対象箇所：

主変圧器

所内変圧器

起動変圧器

G
発電機

リレーおよびインターロックの追加
安全系6.6kV母線

外部電源喪失時の非常用ディーゼル発電機からの給電時における高エネルギーアーク損傷による火災の発生を想定。

安全系6.6kv母線
DG※今回定期検査で実施済

ポンプ

インターロック追加①高エネルギーアーク損傷発生③遮断器「入」→「切」

安全系440V母線発電機を停止するとともに、遮断器を開放することで、事故電流を遮断③発電機「入」→「切」

ポンプ

非常用
ディーゼル発電機

ファン

リレー追加

リレー

： 遮断器

②事故電流検出5

事故電流を検出し、発電機の停止および遮断器を開放させる

図－２ 原子炉照射試験片取出工事
工事概要
中性子照射による原子炉容器の材料特性変化を定期的に把握するため、原子炉容器内部に設置している照射試験片を取り出した。（今回で５回目）
なお、取り出した照射試験片は、試験場所へ運搬し、各種試験を実施する予定である。(令和３年６月運搬予定)
工事概要図

原子炉容器（上から見た図）

原子炉容器（横から見た図）

カプセル
設置中

カプセル設置箇所(2002年取出済)

カプセル設置箇所(2010年取出済)
炉心そう

カプセル設置箇所(1986年取出済)
炉心

熱遮へい体

燃料集合体

カプセル

原子炉容器
カプセル設置箇所(1992年取出済)

カプセル設置中（今回取出済）

炉心そう
熱遮へい体

カプセル：照射試験片を収納した箱型の容器
取り出しはカプセルごとに行い、試験場所において中の試験片を取り出す

6

図－３ 化学体積制御系統 抽出水オリフィス取替工事
工事概要
プラント起動時に化学体積制御系統を用いた圧力調整を実施できるよう、当該系統の抽出水オリフィスを口径の大きいものに取り替えた。
※１：米国原子力規制委員会が米国事業者に対し、「蒸気ボイドによる余熱除去ポンプ機能喪失問題」を通知したことを受け、 国内においても原子力規制委員会および事業者が議論し、対策を講じる必要があると評価された。
※２：現在、プラント起動時には余熱除去系統を用いて原子炉冷却系統（ＲＣＳ）の圧力および温度の調整を実施しているが、この時にＲＣＳの漏えいが発生した場合、非常用炉心冷却装置の作動に伴い燃料取替用水タンクからの注水となるため、余熱除去系統の圧力が低下することから、高温の状態では当該系統内の水が沸騰し、余熱除去ポンプが使用できなくなる可能性がある。
※３：圧力低下による沸騰が発生する可能性のある温度に達する前に、化学体積制御系統を用いた圧力調整に切り替える運用に変更した。

工事概要図＜系統概要図＞
原子炉格納容器①プラント起動中に原子炉冷却系統の漏えいが発生②燃料取替用水タンクからの注水を実施③配管内の水が圧力低下により沸騰加圧器
Ａ・Ｂ・Ｃ蒸気発生器

注水に使用している系統（余熱除去系統）←水余熱除去ポンプ
←
原子炉容器

一次冷却材
ポンプ

圧力低下による沸騰が発生する可能性のある温度に達する前に、化学体積制御系統を用いた調整に切り替える運用に変更するため、プラント起動時の流量に対応した口径の抽出水オリフィスに取り替えた。

通常運転時に使用している系統（化学体積制御系統）→蒸気→→ 余熱除去ポンプが使用できなくなる可能性がある

プラント起動時に使用している系統（余熱除去系統）

③②
①

取り替えた
抽出水オリフィス

燃料取替用水タンク

A

再生熱交換器

余熱除去冷却器＜抽出水オリフィス概要図＞
非再生冷却器

B

C

抽出水
オリフィス

充てん/高圧注入
ポンプ

配管

体積制御タンク

抽出水オリフィス

再生熱交換器より体積制御タンクへ口径の大きいものへ取替え（約10.2m3/h→約27.1m3/h）＜プラント起動時の原子炉冷却系統（ＲＣＳ）の温度と圧力の推移＞
ＲＣＳ温度

ＲＣＳ圧力286.1℃

沸騰が発生する可能性のある温度

約160℃
40℃

現運用

新運用

15.4MPa温度の推移
圧力の推移

2.7MPa

余熱除去系統で圧力を調整（２系統のうち、１系統を使用）
余熱除去系統で圧力を調整加圧器で圧力を調整

化学体積制御系統で圧力を調整加圧器で圧力を調整

圧力低下による沸騰が発生する可能性のある温度に達する前に、化学体積制御系統を用いた調整に切り替え、余熱除去系統を早期に隔離する。
7図－４ ２次系配管の点検等
工事概要
今定期検査において、５９６箇所について超音波検査（肉厚測定）を実施した。
○２次系配管肉厚の管理指針に基づく超音波検査（肉厚測定）部位「２次系配管肉厚の管理指針」の点検対象部位

今回点検実施部位

１，６３８
１，０８１
２，７１９３８３
２１３５９６

主要点検部位
その他部位
合計

（結果）
必要最小厚さを下回っている箇所、および次回定期検査までに必要最小厚さを下回る可能性があると評価された箇所はなかった。

取替範囲概略図
過去の点検において減肉傾向が確認された部位２０箇所、配管取替え時の作業性を考慮した部位７０箇所、今後の保守性を考慮した部位１３箇所、合計１０３箇所を耐食性に優れたステンレス鋼もしくは低合金鋼の配管に取り替えた。
【凡例】＜系統別概要図＞：主蒸気系統
：給水系統
：抽気系統
：復水系統
：ドレン系統：主な配管取替箇所①②①②発電機蒸気発生器
高圧タービン

復水器

湿分分離加熱器
復水器へ①②湿分分離加熱器
ﾄﾞﾚﾝﾀﾝｸ

湿分分離加熱器より復水ポンプ脱気器へ

湿分分離加熱器
ﾄﾞﾚﾝﾎﾟﾝﾌﾟ
高圧給水加熱器

Ｇ

低圧タービン

２段湿分分離加熱器
ﾄﾞﾚﾝﾀﾝｸより①③

第４グランド蒸気復水器③
低圧タービンより
低圧給水
加熱器
第３
第２

第１

復水処理装置【取替理由】① 過去の点検で減肉傾向が確認されているため計画的に取り替える箇所 （２０箇所）
・必要最小厚さとなるまでの期間が１０年未満の箇所
炭素鋼 ⇒ ステンレス鋼
２箇所
・必要最小厚さとなるまでの期間が１０年以上の箇所
炭素鋼 ⇒ ステンレス鋼 １８箇所
②配管取替時の作業性※１を考慮して取り替える箇所（７０箇所）
炭素鋼 ⇒ ステンレス鋼 ７０箇所①③脱気器
復水ブースタポンプ

脱気器タンク
低圧ﾄﾞﾚﾝﾀﾝｸ③今後の保守性※２を考慮して取り替える箇所（１３箇所）
炭素鋼 ⇒ ステンレス鋼 １２箇所
炭素鋼 ⇒ 低合金鋼
１箇所
［合計 １０３箇所］

給水ポンプ
給水ブースタポンプ
低圧ドレンポンプ※１：配管取替時に近傍の配管も一緒に取替えた方が作業をし易いために取替え※２：狭隘部で肉厚測定がしづらい配管について取替え

8

図－５ 蒸気発生器伝熱管の渦流探傷検査結果
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
1Y方向

46

きず
（光沢あり）
第3管支持板伝熱管

約29mm

約22.2mm

1㎜以下：既施栓箇所（外面減肉） （３本）
：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）

9管支持板
下端から約1㎜

付着物

きず
伝熱管

約22.2mm

1㎜以下
約7㎜

X55-Y3X55Y8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。

伝熱管との接触想定箇所＜凸面＞

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）（伝熱管から剥離後に破損したスケールの一部と推定）
伝熱管との接触想定箇所

・管支持板の主成分であるクロムを検出。

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。

・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平滑面(管支持板との接触想定箇所)

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）

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

第２管支持板上約0.3mm

第１管支持板上

稠密層が主体10スケールＣ４

約0.3mm第２管支持板上

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）を施工した。
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

３，２４７３，２５６９，７４７

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）
11

対策（蒸気発生器内の化学洗浄）◆ＳＧ器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した。
また、高浜発電所３号機の第２４回定期検査においてＳＧ器内を薬品洗浄し、スケールが脆弱化していることが確認できたため、今回、４号機においてもＳＧ器内の薬品洗浄を実施した。
【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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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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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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ＳＴＥＰ①～③までを約１週間かけて実施した。

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

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