113

原子炉容器上蓋管台部の 1 次冷却材漏洩経路等調査
Primary Coolant Leakage Path Research of Reactor Vessel Head Penetration
福村卓也 （Takuya Fukumura)＊

戸塚信夫（Nobuo Totsuka)＊

要約 ごく微量の 1 次冷却材漏洩を経験した関西電力大飯発電所 3 号機の上蓋管台部を破壊調査し，1 次冷却材の漏洩経路および漏洩原因等を調査した．1 次冷却材の漏洩経路は当初の推定どおり，J-groove 溶接の表面から 1 次冷却材応力腐食割れが進展し，管台と上蓋の隙間に到達して漏洩にいたったことを確認した．また，上蓋部に米国 Davis Besse 発電所で見られたような顕著なほう酸腐食が起こっていないことを確認した．このことは 1 次冷却材の漏洩が少量であったことを示唆すると考えられる．また，管台，J-groove 溶接部，補修溶接部ともに 1 次冷却材応力腐食割れの発生は観察されなかった．また，外観，ミクロ，成分および硬度の観点から経年による特段の劣化は観察されなかった．また，J-groove 溶接部には製造時から存在していたと考えられる空隙が観察された．このような初期欠陥が溶接部表面近傍に存在することにより，1 次冷却材応力腐食割れ進展速度を増大させ，漏洩にいたるまでの時間が比較的短時間となった原因の一つである可能性がある．
キーワード

加圧水型原子炉，原子炉容器上蓋管台，経年劣化，J 溶接，ニッケル基合金，応力腐食割れ

Abstract
The Ohi nuclear power plant unit 3 was the first plant in Japan to suffer a small
amount of primary coolant leakage from the reactor vessel head. After replacing the vessel head,the old vessel head was investigated to clarify the leakage path of the primary coolant, cause of theleakage, etc. The leakage path confirmed that primary water stress corrosion cracking had
propagated from the first surface of the J-groove welding and reached the cold shrink fit between
the nozzle and the vessel head as initially assumed. Moreover, it was confirmed that the remarkableboric acid corrosion observed in the Davis Besse power plant in the United States had not happenedin the Ohi vessel head. This suggests that the amount of leakage of primary coolant at Ohi unit 3 wassmall. Moreover, no more primary water stress corrosion and no special aged deterioration wereobserved in the nozzle stub, the J-groove weld, or the repair weld. But, small cavities caused by
the J-groove weld were observed. The fact that such an initial defect existed adjacent to the weld
surface is thought to be one of the reasons why the primary water stress corrosion cracking
accelerated the propagation and caused leakage in a relative short period.
Keywords

1.

PWR, vessel head penetration, ageing, J-groove weld, Ni base alloy, stress corrosion cracking

はじめに介して多数（29〜69，プラントにより異なる）取り付けられている．用いられている材料としては，RV

わが国では 2008 年 3 月末時点で 55 基の原子力発がステンレス鋼を内張りした低合金鋼，管台が 600電所が稼動しており，その内 23 基が加圧水型原子炉系ニッケル基合金（600 合金）であり，RV と管台は（pressurized water reactor, PWR）で あ る．PWR同じニッケル系の溶接金属で接合されている．の原子炉容器（reactor vessel, RV）はその内部に原

海外ではこの RV 上蓋管台部の損傷がいくつか報子燃料を有し，核分裂連鎖反応を発生させる最も重告されている(1)．特に 2002 年米国 Davis Besse 発電要な部位の一つである．上部は燃料交換時に開閉で所の事例は 1 次冷却材漏洩を伴い，この漏洩した 1きる構造となっており，RV 上蓋（図 1）と呼ばれ次冷却材により，管台周囲の RV 上蓋低合金鋼部にる．この RV 上蓋には核反応を制御する制御棒を駆顕著なほう酸腐食が発生した．この 1 次冷却材漏洩動するための装置が管台（図 1）と呼ばれる部位を

は管台 600 合金の 1 次冷却材応力腐食割れ（prim-＊(株)原子力安全システム研究所

技術システム研究所

114

原子炉容器内構造図

制御棒駆動装置取付管台構造図

付着物状況図
制御棒駆動装置取付管台

制御棒駆動装置
取付管台（600 系ニッケル基合金）

制御棒駆動軸制御棒駆動装置

約 183mm

原子炉容器上蓋

制御棒クラスタ案内管

漏えい跡
（ほう酸）

原子炉容器出口ノズル
原子炉容器入口ノズル

ステンレス
オーバレイ
（内張り）

約 70mm
約 102mm
原子炉容器
上部ふた（低合金鋼）

漏えい跡

燃料集合体

原子炉容器上蓋J-groove溶接

炉内計装案内管図1

大飯 3 号での 1 次冷却材漏洩状況(3)ary water stress corrosion cracking, PWSCC）が原

2.

調査内容

2.1

調査対象，内容および分析項目

因である(2)．
わが国では RV 管台部での漏洩事象は，2004 年 5
月 4 日関西電力株式会社（関西電力）大飯発電所 3号機（大飯 3 号）で定期検査中に発見された 1 件(3)

調 査 対 象 と し て は，1 次 冷 却 材 漏 洩 の あ っ たの み で あ る．こ の 時 の 漏 洩 状 況 を 図 1 に 示 す．

No.47 管台および漏洩はなかったものの，超音波探No.47 管台から 1 次冷却材漏洩に伴うほう酸の析出傷 検 査（ultrasonic testing, UT）で 指 示 の あ っ た跡が確認された．その後の調査(3)で RV 上蓋と管台No.69 管台の 2 本を対象とした．それぞれの管台にを接合する溶接（その開先形状が J の形をしている

おける調査対象，内容および分析項目を表 1 に示す．

ことから J-groove 溶接と呼ばれる）部位の 1 次冷

1 次冷却材のリークパスとその原因を確認するため却材に接する内表面側を起点として PWSCC が進展に J-groove 部の主き裂を解放して走査型電子顕微し，RV 上蓋と管台のすきま部に到達し，漏洩にい鏡（scanning electron microscope, SEM）等によるたったものと推定された．この時の対応として，関破面調査，Davis Besse 原子力発電所で見られたほ西電力は PWSCC 発生部位を調査のために数 mm

う酸腐食の状況を確認するために RV 上蓋と管台の削った後に，耐 PWSCC 性により優れた 690 系ニッ隙間部（冷やし嵌め部）のデジタルマイクロスコーケル基合金（690 合金）にて補修溶接を行い，1 サイ

プ等による腐食状況調査，PWSCC に関する知見をクル運転後，RV 上蓋の 600 合金を 690 合金に材料拡充するために管台内表面および溶接部の SEM 等を変更して耐 PWSCC 性を向上させた RV 上蓋に交による健全性調査および UT 指示の原因を確認する換した．

ために UT 指示部等を切断し光学顕微鏡等による欠この漏洩に関しては PWSCC が原因であることお陥の調査等を行った．

よび J-groove 溶接から管台と上蓋間隙部に至る漏洩経路が推定されている．
そのため関西電力では交換した旧 RV 上蓋につい2.2

漏洩のあった上蓋からの供試体の切断および採取て，漏洩経路とその原因等を確認すべく，破壊調査することとし，われわれもそれに協力した．

分析にあたり，RV 上蓋から必要な供試体を切り出す必要がある．2006 年の大飯 3 号の定期検査時に旧 RV 上蓋から調査対象の 2 本の管台を引き抜いた．
引き抜きの様子を図 2 に示す．大型のボール盤で管台周囲に穴を開けていく手法を採用した．引き抜い

115

表1

調査対象，内容および分析項目

対象

内容

分析項目

47 管台破面

リークパス確認

外観，組織，ミクロ，成分，硬度

47 管台冷し嵌め部

ほう酸腐食状況確認外観，成分

47 管台補修溶接部，管台内表面
69 管台 UT 指示部等

健全性確認
UT 指示原因確認，健全性確認

外観，組織，ミクロ，成分，硬度
外観，組織，ミクロ，成分た管台は大型のカッターで粗切断を行なった．そのできた供試体の数量が多いため，個々の供試体と分後ホットラボへ輸送し，切断，樹脂埋め，研磨等に析箇所の対応は一部省力する．

より供試体へ仕上げた．粗切断した管台を供試体へ分割した手順の 1 例を図 3 に示す．なお，分割して

3.

調査結果

3.1

リークパスおよび漏洩原因の確認

No.47 管台の J-groove 溶接部の主き裂破面解放後の外観をデジタルマイクロスコープで観察した結果および SEM で破面形態を観察した結果を図 4 に示す．破面は内表面側から放射状にほぼ J-groove
溶接全面に広がり，冷やし嵌め部に達している．破面の多くに溶接部の PWSCC 特有のデンドライト破
図2面が観察された．また一部には擬へき開状の破面の管台引抜作業の様子

300°側混在が確認された．

240°側
300°側 240°側

×0.5
300°側

240°側

300°側

240°側

管A1-1-aA1-1-a

破面開放
300°側

240°側

A1-1-b

A1-1-b〜cは管台側が切断⑨
切断⑪
切断⑫
切断⑧

A1-1-aA1-1-b

管300°側

240°側

破面開放
300°側

300°側

240°側

A1-1-b240°側

A1-1-c
A1-1-d300°側

A1-1-c

300°側

管破面開放
300°側

240°側

300°側

240°側

A1-1-c240°側

A1-1-d300°側
A1-1-dは管台と上蓋側が溶接で繋がっていない部位であり、水平方向切断時に管台と上蓋側と分離した。

図 3 供試体分割手順例

240°側

300°側

A1-1-d240°側20mm

116

冷やし嵌め部
上蓋（低合金鋼）

低合金鋼

破面
J-Groov溶接(600系合金)

バタリング
ステンレスオーバーレイ
補修溶接（690系溶接）

管台（600合金）断面観察
擬へき開状破面デンドライト破面

100μｍ

図4

主き裂解放後の破面観察結果（No.47 管台）

補修により起点の情報は失われているものの，
リ ー ク パ ス と し て は J-groove 溶 接 内 表 面 側 か らかった．このことは 1 次冷却材の漏洩量が少なかったことを示唆しているものと考えられる．

PWSCC が J-groove 溶接内を進展し，冷やし嵌め部のすきまに到達したものと考えられる．

3.2

ほう酸腐食状況の確認

3.3

管台等の PWSCC の調査

管台における経年劣化状況の知見を拡充すべく，
管台内表面，漏洩が起こった場所以外の J-groove

No.47 管台の冷やし嵌め部を開放し，外観観察した結果を図 5 に示す．黒色および褐色の皮膜に覆われ，機械加工跡も見られ，ほう酸腐食は確認されな溶接部および 690 補修溶接部の観察を行なった．

117

100mm

管台部
上蓋低合金鋼部

図53.3.1

冷やし嵌め部の外観観察結果（No.47 管台）

管台内表面の PWSCC の調査

3.3.2

J-groove の PWSCC の調査

管台内表面およびその断面をデジタルマイクロス

1 次 冷 却 材 漏 洩 を 経 験 し て い な い No.69 管 台

コープで観察した 1 例を図 6 および図 7 に示す．特J-groove 溶接表面のデジタルマイクロスコープによ段の経年劣化は観察されなかった．

る観察を図 8 に，SEM による観察を図 9 に，断面の上蓋10mm

管台内表面2mm

図 6 管台内表面観察結果（No.47 管台）

118

観察のために予め皮膜の保護をした部分
物理的な加工跡

10μm100μm

シュウ酸電解エッチング

図7管台断面観察結果（No.47 管台）

図8J-groove 溶接表面の観察結果（No.69 管台）

物理的な加工跡

図9J-groove 溶接表面の SEM 観察結果（No.69 管台）

デジタルマイクロスコープによる観察を図 10 に，ロスコープによる観察を図 14 に，ビッカース硬さのSEM による観察およびエネルギー分散型 X 線分光測定結果を表 2 に示す．表面は酸化皮膜に覆われ，法（energy dispersive X-ray spectroscopy, EDS）

グラインダと推定される物理的な加工跡がみられるによる分析結果を図 11 に，ビッカース硬さの測定結ものの比較的滑らかであり，断面や硬さにも特段の果を表 2 に示す．表面は酸化皮膜に覆われ，物理的異常は観察されなかった．

な加工跡がみられるものの比較的滑らかであり特段の損傷は観察されなかった．成分，硬さにも特段の異常は観察されなかった．

表2各部位でのビッカース硬さ測定結果

測定点12345平均47 管台破面（600 系溶接） 245 237 233 240 245 240

3.3.3

690 補修溶接部の PWSCC の調査

47 管台補修溶接部(690 系溶接) 285 287 283 285 285 285
47 管台内表面（600 合金） 139 138 139 137 137 138

No.47 管台 690 補修溶接部については 1 サイクルだけの運転経験ではあるが，その健全性を確認するために観察を行なった．
表面のデジタルマイクロスコープ観察を図 12 に，
SEM による観察を図 13 に，断面のデジタルマイク

119

１次冷却材側シュウ酸電解エッチング

図 10J-groove 溶接 1 次冷却材接液部断面観察（No.69 管台）

EDS分析位置EDS分析結果（wt%）

図 11FeNiCr166519J-groove 溶接断面 SEM 観察および EDS 分析結果（No.69 管台）

120

物理的な加工跡図 12 690 系合金による補修溶接部表面観察結果（No.47 管台）

物理的な加工跡

図 13 690 系合金による補修溶接部表面 SEM 観察結果（No.47 管台）

121

１次冷却材側100μm20μm10μm

エッチング

図 14690 系合金による補修溶接部表面近傍の断面観察結果（No.69 管台）

3.4 No.69 管台の UT 指示部の調査

接不良を検出したものと考えられる．なお，他の断面にも小さな空隙が多数観察された．（図 16）

No.69 管台 UT 指示部の断面の写真を図 15 に示す．管台と J-groove 溶接境界部に cm オーダーの空なお，このような溶接不良は海外では多くの報告(8)がある．

隙が観察された．その形状等から溶接時の溶け込み不良と考えられる．UT 指示の原因としてはこの溶10㎜

図 16

図 15

No.69 管台 UT 指示部の断面観察結果

No.69 管台 J-groove 溶接部に見られた空隙1224.

考察

最短リークパスを 25mm と仮定し，現実的な初期欠陥深さと応力で説明できるか(1)〜(3)式により簡便

No.47 管台で発生した 1 次冷却材漏洩のリークパな評価を実施した．通常，き裂の進展に伴い，K やスについては，補修によりその起点の情報は失われ応力は変化するが，本評価では初期欠陥によりもたているものの，溶接部の PWSCC 特有のデンドライらされたき裂進展速度が一定値で継続するとしていト破面が J-groove 溶接部全面に放射状に広がってる．(1)式は 25mm から初期欠陥を除いた長さを 10おり，J-groove 溶接の 1 次冷却材に接する表面から万時間（3.6 × 108 s）で貫通するに必要なき裂進展PWSCC が進展し，管台と上蓋の冷やし嵌め部から速度の評価であり，これが(2)式の 600 合金溶接部の漏洩に至ったと考えられる．なお，デンドライト破325℃における米国 Electric Power Research Insti-面に混在する形で擬へき開状破面が観察されたが，tute（EPRI）の評価式 (7) と等しいとした．EPRI のこのような破面が混在することの知見がなく，この評価式には応力拡大係数の項があり，一般的に知ら破面が PWSCC 進展に及ぼす影響は明らかではなれている(3)式を用いた．

い．

なお，大飯 3 号は炉頂部の温度低減対策を実施し海外を含めた上蓋の交換時期を図 17(5)に示す．大ており，310℃での運転時間を 46,000 時間，289℃で

飯 3 号は他のプラントと比較しても短時間（約 10 万の運転時間を 55,000 時間，き裂進展速度の温度換算時間）で漏洩に至っていることが分かる．発生域ののための活性化エネルギーを 179kJ/mol と仮定しき裂進展速度は進展域のき裂進展速度に比べて充分た．に遅いという報告もあり(6)，発生域のき裂進展を考慮するとこの短時間での漏洩は説明が難しい．しかCGR ＝（25 − a）/ 3.6 × 108(1)し，J-groove 溶接部には製造時から存在すると考え

CGR=1.4 × 10−14×（K − 9)1.16(2)られる空隙が観察されており，運転初期にこの空隙

K=a s pa(3)が 開 口 し，運 転 の 初 期 か ら 進 展 域 の 進 展 速 度 で
PWSCC が進展した可能性がある．初期欠陥が進展

CGR：き裂進展速度（mm/s）

域の PWSCC 速度をもたらす概念図を図 18 に示す．

a：欠陥深さ（mm）

この初期欠陥による短時間漏洩の可能性について，

K：応力拡大係数（無次元）

40

漏洩時期
取替え

353025

運転 20
年
数1510

大飯3号
5

ユニット名

図 17

運転年数と RV 上蓋管台からの漏洩時期(5)MIHAMA-1
MIHAMA-2
TAKAHAMA-1
TAKAHAMA-2
GENKAI-1MIHAMA-3IKATA-1
OHI-1
OHI-2
GENKAI-2
IKATA-2
SENDAI-1
TAKAHAMA-3
TAKAHAMA-4
SENDAI-2
TSURUGA-2
TOMARI-1
TOMARI-2
OHI-3
OHI-4
GENKAI-3
IKATA-3
GENKAI-4

SHIPPINGPORTYANKEE NPSINDIAN POINT-1
HADDAM NECKSAN ONOFRE-1
MAINE YANKEE
ZION-1RANCHO SECO-1
ZION-2TROJANTHREE MILE ISLAND-2
R.E. GINNA
H.B. ROBINSON-2
POINT BEACH-1
PALISADESSURRY-1
POINT BEACH-2
TURKEY POINT-3
SURRY-2
OCONEE-1
TURKEY POINT-4
INDIAN POINT-2
FORT CALHOUN-1
PRAIRIE ISLAND-1
OCONEE-2KEWAUNEETHREE MILE ISLAND-1ARKANSAS ONE-1
OCONEE-3
PRAIRIE ISLAND-2
CALVERT CLIFFS-1
DONALD COOK-1
MILLSTONE-2
INDIAN POINT-3
ST. LUCIE-1
BEAVER VALLEY-1
CALVERT CLIFFS-2
SALEM-1
CRYSTAL RIVER-3
FARLEY-1
DAVIS BESSE-1
DONALD COOK-2NORTH ANNA-1
ARKANSAS ONE-2
SEQUOYAH-1
NORTH ANNA-2
FARLEY-2
SALEM-2
MCGUIRE-1
SEQUOYAH-2
SAN ONOFRE-2
VIRGIL C. SUMMER-1
MCGUIRE-2
ST. LUCIE-2
SAN ONOFRE-3
CALLAWAY-1
DIABLO CANYON-1
CATAWBA-1BYRON-1
WATERFORD-3
PALO VERDE-1
WOLF CREEKDIABLO CANYON-2
MILLSTONE-3
CATAWBA-2
PALO VERDE-2
SHEARON HARRIS-1
BYRON-2
VOGTLE-1
BRAIDWOOD-1
BEAVER VALLEY-2
PALO VERDE-3
SOUTH TEXAS-1
BRAIDWOOD-2
VOGTLE-2
SOUTH TEXAS-2
COMANCHE PEAK-1
SEABROOK-1
COMANCHE PEAK-2
WATTS BAR-10

PWSCC進展速度

123

PWSCCPWSCC

発生域

進展域
き裂深さ

1次冷却材
発生域のPWSCC

表面近傍空隙

表面近傍空隙により PWSCC 進展域での速度へ変化する概念図

40.4

30.3

最大き裂深さ,mm

初期欠陥a,mm

図 18

必要な初期2欠陥深さ
実機で想定される応力範囲

1

大飯3号での計算値
大飯３号での実測値

0.20.1000
図 19

進展域のPWSCCPWSCC等で開口100200応力σ,MPa3000400

図 2010 万時間で漏洩に至るのに必要な初期欠陥深さと応力との関係（600 合金溶接）

50000

100000150000
プラント運転時間,h200000

上蓋管台 600 合金母材 PWSCC 進展挙動

a：形状係数（無次元）

金母材の応力 400MPa での発生域 PWSCC 進展速度s：応力（MPa）

2.2 × 10−12 m/s (6) で 一 定，活 性 化 エ ネ ル ギ ー
179kJ/mol，発生までの時間を保守的に 0（運転時間仮に，き裂進展が一定値で継続する簡便な評価を＝進展時間，この場合き裂深さは最大となる．）を仮した結果，10 万時間での漏えいに必要な応力と初期定しても高々 40 μ m 程度であり，この様な断面観欠陥は図 19 のとおり評価される．ただし，本評価は察では検出されなかったと考えられる．想定される表面仕上げの不十分さを否定するものではない．

PWSCC 深さを運転時間で整理したものを図 20 に示管台，J-groove 溶接，補修溶接部には特段の経年す．

劣化は観察されなかった．このことは材料とその使用環境が適切であることを示すものと考えられる．

5.

まとめ

次に管台母材の健全性についての考察を加える．
大飯 3 号機では上蓋の運転温度低減措置を実施して大飯 3 号 RV 上蓋管台部からの 1 次冷却材漏洩のいることと炭素量の少ない材料を用いていることにリークパスおよび経年劣化状況を調査した．得られより，想定される PWSCC の深さとしては，600 合た主な知見をまとめると以下のようになる．

124(１) リークパスとしては J-groove 溶接の 1 次冷却

Rate Disposition Curves for Primary Water

材に接する表面から PWSCC が進展し，管台Stress Corrosion Cracking (PWSCC) of Alloyと上蓋の冷やし嵌め部のすきまから漏洩にい82, 182 and 132 Weldments, &Proc. 12thたったことを確認した．

International Conference on Environmental(２) 顕著なほう酸腐食は確認されず，このことは 1

Degradation of Materials in Nuclear Power

次冷却材の漏洩量は少量であったことを示唆す

System-Water Reactors-, p511, TMS (2005).

るものである．
(３) 管 台，J-groove 溶 接，補 修 溶 接 部 に はPWSCC の発生は観察されなかった．このことは材料とその使用環境が適切であることを示すものと考えられる．
(４) 大 飯 3 号 管 台 母 材 に PWSCC が 観 察 さ れ なかったことは，発生域の PWSCC 進展速度から評価して妥当である．

文献(１) 渡辺憲夫，&米国の加圧水型原子力発電所における原子炉圧力容器上蓋損傷事例の分析，' 日本 原 子 力 研 究 所，JARRI-Review2004-015(2004).
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Cause Analysis of the Reactor Pressure Vessel
Head Degradation at the Davis-Besse Nuclear
Power Station,' CR 2002-0891 (2002).
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3 号機の定期検査中に発見された制御棒駆動装
置 取 付 管 台 等 か ら の 漏 え い に つ い て，'(2004).
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