"原子炉建屋の地下に設けられた海水タンクと、前記海水タンクを加圧して海水タンク内の海水を海水タンクよりも海抜の高い位置に設けられた貯水施設に移送させる加圧装置と、前記貯水施設からポンプによって汲み上げた海水と前記原子炉建屋内に供給される冷却水とを熱交換させてこの冷却水を冷却する熱交換器と、を有し、前記熱交換器が、前記貯水施設よりも高所に設置されることを特徴とする原子力プラント。前熱交換器と前記原子炉建屋間とで冷却水を循環させる冷却水循環配管と、前記海水ポンプにより汲み上げた海水を前記熱交換器を経由して再び前記貯水施設に戻す海水循環配管と、を具備していることを特徴とする請求項1記載の原子力プラント。前記熱交換器を経由した海水を海に排水する排水管を具備していることを特徴とする請求項1または2記載の原子力プラント。前記加圧装置は、ガスボンベ内に圧入された圧縮気体を海水タンクに圧送して加圧する送気管を具備していることを特徴とする請求項1ないし3のいずれか1項に記載の原子力プラント。しかしながら、潮位が例えば10mを超えるような大津波や高潮等により海水ポンプを含めた熱交換装置が水没または冠水し、機能を喪失する虞がある。これを避けるために海水ポンプを含めた熱交換装置を潮位よりも高所に設置した場合、縦型ポンプはポンプの構成部品であるインペラーが必ず水没している必要があるため、ポンプ全体を完全に高所に移すことはできない。故に電動機、及びその周辺部品のみを高所に設置することとなるが、津波、高潮などで発生した漂流物がポンプに衝突し、ポンプが破損する虞がある。更にインペラーと電動機の間を結ぶシャフト、コラムパイプが長くなるため、部品点数が増加し、コストアップとなる。また長いシャフトを垂直に組み立てる必要があり、組み立て、調整も難しくなる。上述したような縦型ポンプの問題を避けるため、横型ポンプを適用した場合、吸い込み側配管の先端を海水に没するのみでポンプは高所に配置することは可能となるが、ポンプの吸込み能力の上限が理論上10m、一般的には吸い込み側配管の圧力損失があるので、それよりも低い。このために、単に海抜10m以上の高所に横型ポンプを含む熱交換装置を設置することは事実上困難であるという課題がある。本発明は、このような事情を考慮してなされたもので、その目的は、海水ポンプを含めた熱交換装置を、例えば海抜10m以上の高所に設置することが可能な原子力プラントを提供することにある。本発明は、原子炉建屋の地下に設けられた海水タンクと、前記海水タンクを加圧して海水タンク内の海水を海水タンクよりも海抜の高い位置に設けられた貯水施設に移送させる加圧装置と、前記貯水施設からポンプによって汲み上げた海水と前記原子炉建屋内に供給される冷却水とを熱交換させてこの冷却水を冷却する熱交換器と、を有し、前記熱交換器が、前記貯水施設よりも高所に設置されることを特徴とする原子力プラントである。本発明によれば、海水ポンプを含む熱交換装置を、海抜10mを超える高所に設置することが可能であるので、この熱交換装置が大津波等の異常潮位により水没または冠水する虞を低減できる。以下、本発明の実施形態を図面に基づいて説明する。なお、複数の図面中、同一または相当部分には同一符号を付している。第1の実施形態図1は、本発明の第1の実施形態の構成を示すと共に、通常運転時の作用を示す系統図である。この図1に示すように原子力プラント1は、原子炉建屋2内に、少なくとも原子炉圧力容器3と、この原子炉圧力容器3の一次冷却水系非常用炉心冷却系ECCS、燃料プール冷却系、サプレッションプール浄化系など4やプラントの運転、停止に必要な補機等を冷却する補機冷却水系例えば、後述する補機冷却水循環配管25とを有している。なお、図1~図8では、原子炉圧力容器3を収容する原子炉格納容器等は図示省略している。原子炉建屋2は、例えば海岸等に近い陸地の地面G上に所要の高さと所要指数のフロアにより立設され、地下Bのフロアを有する。一次冷却水系4は、図示省略の残留熱除熱系RHRや高圧スプレー系、使用済燃料プール等に冷却水をそれぞれ供給するものであり、少なくともポンプ5と一次冷却水系熱交換器6とを具備している。そして、この原子炉建屋2の地下には、所要容量の海水タンク7を設けている。海水タンク7は、海水の水頭圧で海水を取水する取水部8に導水管9を介して連通し、取水部8により取水された海水を貯蔵する加圧可能の加圧タンクにより構成されている。導水管9には、海水タンク7内の海水が取水部8側へ逆流することを防止する弁、例えば逆止弁10を介装し、海水タンク7は加圧装置11により加圧される。加圧装置11は、空気等所定圧の圧縮気体12を海水タンク7内に圧送する送気管13と、海水タンク7内を排気する排気管14とを具備している。これら送気管13および排気管14は、その一端部13a,14a図1では下端部を海水タンク7の、例えば図中上端部に連通可能に連結する一方、その他端部図1では上端部を、地上へ突出する突出端部13b,14bにそれぞれ形成している。この送気管13の突出端部13bには、例えば図示省略のガスボンベやガスタンクのガス吐出口を接続し、その接続部の下流側には、送気開閉弁15を介装している。一方、排気管14は、その突出端部14bの図1中上端を外気に開口させ、この開口端よりも図中下方には排気弁16を介装している。そして、海水タンク7よりも海抜の高い高所に貯水池17を貯水施設の一例として設けている。貯水池17は、地中に埋設された移送管18を介して海水タンク7に連通している。移送管18は、その図1中下端部を、海水タンク7の例えば下端部側面に連通させる一方、その図1中上端部を、貯水池17の外気に開口する開口端部の側面に連通させている。また、移送管18は、その途中に、貯水池17内の海水が海水タンク7へ逆流するのを防止する弁、例えば逆止弁19を介装している。そして、貯水池17が設けられる地面には、貯水池17よりもさらに海抜の高い高所にて海水熱交換装置建屋20を立設している。海水熱交換装置建屋20は、海水熱交換装置21を収容している。海水熱交換装置21は、海水循環配管22、この海水循環配管22の途中に介装された海水ポンプ23、補機冷却水系熱交換器24、補機冷却水循環配管25、この補機冷却水循環配管25の途中に介装された補機冷却水循環ポンプ26、補機冷却水循環ポンプ26と海水ポンプ23に電力を供給するディーゼル発電機D/G等の発電機27を具備している。補機冷却水系熱交換器24は、その熱交換器シェル側につながる場合の両端に、上記冷却水循環配管25の図1中上端側の両端を接続し、熱交換管24aの両端に、海水循環配管22の両端を接続し、補機冷却水循環配管25の冷却水を海水により冷却する。海水循環配管22は、貯水池17から海水を汲み上げる吸水管22aと、この汲み上げた海水を再び貯水池17に戻す戻し管22bを有する。この戻し管22bは、その途中に戻し弁28を介装し、この戻し弁28の上流側には排水管29を接続している。排水管29は、その排水口29aを海中に配置して海に戻し、その途中には排水弁30を介装している。補機冷却水循環配管25は、その図1中下端側の両端に、一次冷却水系熱交換器6の二次側接続管の両端、及び補機を接続している。次に、本実施形態の作用を図1,図2に基づいて説明する。なお、図1,図2および図3~図8中、送気開閉弁15、排気弁16、戻し弁28および排水弁30等の開閉弁は、その開弁を黒で表示し、閉弁を白で表示している。まず、海水は、取水部8で取水されてから、導水管9および逆止弁10を通して海水タンク7内に導水され、貯水される。次に、加圧装置11の送気開閉弁15が開弁され、所定圧の空気等の圧縮気体12がガスボンベまたはガスタンク等から送気管13を通して海水タンク7に圧送される。これにより、加圧式タンクの海水タンク7が加圧される。このために、海水タンク7内に貯蔵されている海水が移送管18を通って貯水池17へ押し出され、ここに貯水される。この貯水量が所要量に達したときに、図1に示すように加圧装置11の送気開閉弁15が閉弁され、排気弁16が開弁され、海水タンク7内の圧縮気体12が外気に排気される。なお、貯水池17は、海水タンク7からの供給だけでなく、別途、ポンプ車等による外部からの水の供給を受けることも可能である。この後、貯水池17の海水は、海水ポンプ23により汲み出され、海水循環配管22により案内されて補機冷却水系熱交換器24の熱交換管24aを通水する。その通水の際に、この補機冷却水系熱交換器24の熱交換器シェル内を通水する補機冷却水を冷却する。この冷却水は、補機冷却水循環配管25を通水して、さらに、一次冷却水系熱交換器6の熱交換器シェル内や補機内を通水する。これにより、一次冷却水系熱交換器6の一次側熱交換管6aを通水する一次冷却水系4の冷却水や補機を冷却する。この一次側冷却水は一次冷却水や燃料プール水、サプレッションプール水等所要の系統の水を冷却する。このようなプラント起動やプラント停止を含む通常運転を継続すると、海水が補機冷却水系熱交換器24により補機冷却水を冷却する一方で補機冷却水との熱交換により海水が漸次昇温するため、貯水池17内の海水が昇温し、所定温度を超える場合がある。この場合は、図2で示すように貯水池17の比較的高温に昇温した海水を、比較的低温の海の海水と入れ替える海水入替運転を行う。すなわち、海水入替運転は、まず、排水弁30を開弁する一方、戻し弁28を閉弁すると共に、海水ポンプ23を駆動する。すると、貯水池17内の昇温した海水が海水ポンプ23により汲み上げられ、開弁中の排水弁30を経て排水管29から海へ排水される。一方、加圧装置11では、その排気弁16を閉弁する一方、送気開閉弁15を開弁し、ガスボンベ等から圧縮気体12を送気管13を通して海水タンク7内に圧送し加圧する。このために、海水タンク7内の低温の海水は移送管18を通って貯水池17へ移送され、貯水される。これにより、貯水池17の海水は徐々に降温するので、所定温度まで降温したときに、この海水入替運転を終了させ、再び図1で示す運転状態に戻る。以後、海水入替運転を挿入しつつ運転を行う。こうして、貯水池17の貯水海水の温度を常に所要の低温に維持できるので、この低温の海水により補機冷却水循環配管25の冷却水を冷却し、一次冷却水系4の冷却水や補機を冷却することができ、ひいてはこの一次冷却水系4によりプラント停止時には燃料を含む原子炉圧力容器3や使用済み燃料、サプレッションプールが冷却される。そして、海水ポンプ23は、直接、海から汲み上げるのではなく、海面よりも海抜の高い貯水池17に一旦貯蔵されている海水を汲み上げるので、貯水池17の海抜の高さの分、海水ポンプ23を海抜の高い高所に設置できる。すなわち、海水ポンプ23を、その吸込み能力の上限である海抜約10m以上の高所に設置できる。このために、例えば大津波のような10mを超える異常潮位が発生した場合でも、海水ポンプ23が水没または冠水する虞を低減できる。このために、海水ポンプ23の水没や冠水等によりポンプ機能を喪失する虞を低減できる。さらに、海水ポンプ23と同様に、補機冷却水系熱交換器24、補機冷却水循環ポンプ26、発電機27も海抜の高い高所に立設した海水原子炉建屋20内に収容されるので、これらの水没または冠水の虞を低減できる。また、海水タンク7内の海水をボンベに溜められた圧縮気体12による加圧によって貯水池17へ移送した場合、電力を使用しないので、電源喪失事故時にも海水を貯水池17へ移送し貯蔵できる。さらに、海水ポンプ23に電力を供給する発電機27も、海水ポンプ23と同様に、海抜の高い高所に設置されるので、外部電源喪失事故時でも海水ポンプ23を運転できる。このために、電源喪失事故時でも補機冷却水系が機能するため、ECCSなどの一次冷却水系4が稼動すれば除熱機能を確保、維持できる。第2の実施形態図3~図6は本発明の第2の実施形態に係る原子力プラント1Aの系統構成と、その作用を示す。これら図3~図6に示すように原子力プラント1Aは、上記第1の実施形態に係る原子力プラント1に、第2の海水熱交換装置建屋31を新たに追加すると共に、上記冷却水循環配管25の外端部が海水熱交換装置建屋20の側壁から外方へ突出する先方を切除して第1,第2の仮設配管45,46に置換した点に主な特徴を有する。すなわち、原子力プラント1Aは、高所設置の海水熱交換装置21を、第2の海水熱交換装置33の機能が大津波等により喪失したときに、その代替システムとして使用するものであり、海に近い地面G上に、第2の海水熱交換装置建屋31を立設している。第2の海水熱交換装置建屋31は、第2の熱交換装置33を収容している。この第2の熱交換装置33は、上記第1の実施形態に係る熱交換装置建屋21とほぼ同様に、第2の海水ポンプ34、第2の補機冷却水系熱交換器35、第2の補機冷却水循環配管36、第2の補機冷却水循環ポンプ37および海水循環配管38を具備している。第2の海水ポンプ34は、海水循環配管38に介装され、図1,図2で示す海水ポンプ23とは異なり、海の取水部8から直接海水を汲み上げる。第2の補機冷却水系熱交換器35は第2の海水ポンプ34により汲み上げた海水により、補機冷却水を冷却する。この補機冷却水は第2の補機冷却水循環ポンプ37によって、第2の補機冷却水循環配管36内を循環する。第2の補機冷却水循環配管36は、その途中に、原子炉建屋2内において、第1,第2の開閉弁39,40をそれぞれ介装すると共に、図3中、左右一対の接続管41,42を接続している。接続管41,42は、その途中に、原子炉建屋2内において、第3,第4の開閉弁43,44をそれぞれ介装し、その終端部を原子炉建屋2の例えば側壁から外方へ所要長突出させ、これら突出外端部に、図4~図6で示す2本一対の仮設配管45,46の各一端45a,46aを着脱可能に接続する第1,第2のジョイント47,48をそれぞれ設けている。これら第1,第2のジョイント47,48は人間により操作可能の高さに配設される。一方、第2の海水熱交換装置建屋31よりも高所に配設された海水熱交換装置21は、図1,図2で示す冷却水循環配管25、海水熱交換装置建屋20の側壁から外方へ突出する部分を若干残して、その先方を削除し、これら外方突出端部に第3,第4のジョイント49,50を設けている。これら第3,第4のジョイント49,50も人間により操作可能の高さに配設される。次に、この第2の実施形態に係る原子力プラント1Aの作用を説明する。まず、原子力プラント1Aの通常運転時には、図1に示すように高所の海水熱交換装置建屋20内の海水熱交換装置21の運転を停止させる一方、第2の海水熱交換装置33を運転し、第2の海水ポンプ34により海から直接海水を汲み上げる。この海水により、第2の補機冷却水系熱交換器35を冷却することにより、第2の補機冷却水循環配管36の補機冷却水を冷却する。このとき、海水タンク7には、常に取水部8から取水された海水が導入され、貯蔵されている。この原子力プラント1Aの通常運転時、例えば大津波等により、海に近く、かつ海抜の低い低所に立設された第2の海水熱交換装置建屋31内の第2の海水熱交換装置33が水没または冠水し、その海水冷却機能を喪失した場合図4~図6では大×印で表示には、高所の海水熱交換装置建屋20を運転するために、図4に示すように第1,第2の仮設配管45,46の各両端45a,45b、46a,46bを、高所の海水熱交換装置建屋20の第3,第4のジョイント49,50と、原子炉建屋2の第1,第2のジョイント47,48にそれぞれ接続する。次に、図4に示すように加圧装置11の送気開閉弁15を開弁する一方、排気弁16を開弁し、ガスボンベ等から圧縮気体12を送気管13を通して加圧タンクの海水タンク7に圧送し加圧する。これにより、海水タンク7内の海水は移送管18へ押し出され、貯水池17内へ移送されて貯蔵される。この後、原子炉建屋2内の第3,第4の開閉弁43,44が開弁される一方、第1,第2の開閉弁39,40が閉弁される。図5に示すように、これにより、一次冷却水系熱交換器6の熱交換器シェル内を通水する補機冷却水が第1,第2の仮設配管45,46を通して、高所の海水熱交換装置21の補機冷却水系熱交換器24の熱交換器シェル内を通水する。また、貯水池17の海水は、高所の海水熱交換装置21の海水ポンプ23により汲み上げられ、これにより、補機冷却水系熱交換器24の熱交換管24aを通水する補機冷却水が冷却される。この補機冷却水は第1,第2の仮設配管45,46を通水して一次冷却水系熱交換器6の熱交換管を通る一次冷却水が冷却される。これにより原子炉圧力容器3の中にある燃料を冷却できる。この冷却運転により貯水池17の海水の温度が所定値以上に上昇した場合には、この貯水池17の海水を海の低温の海水に入れ替えるために戻し弁28を閉弁し、排水弁30を開弁する。すると、図6に示すように海水ポンプ23により貯水池17から汲み上げられた海水が排水管29により海へ排水される。一方、このとき、加圧装置11により送気開閉弁15が開弁され、排気弁16が閉弁され、圧縮気体12がガスボンベから送気管13を経て海水タンク7内へ圧送され、加圧される。このために、海水タンク7内の比較的低温の海水が移送管18へ押し出され、貯水池17へ移送される。これの繰返しにより、貯水池17内の比較的高温の海水が比較的低温の海水に入れ替えられる。これにより、貯水池17内の海水を所定温度以下の低温に維持できる。これにより、第2の海水熱交換装置33が大津波等により機能を喪失した場合でも、高所設置の海水熱交換装置21を第2の海水熱交換装置33の代替システムとして使用し、原子炉を除熱することができる。第2の海水熱交換装置33と原子炉建屋2で構成された既存のプラントは大津波等の対策に建屋を高いところに移設するなどの根本的対策を採ることができない。これに対してこの実施例は、第1の海水熱交換装置21、及び貯水池17、海水タンク7及び付帯設備を既存プラントに追加することで、大津波等に対してより高い信頼性を持った対策となる。また、第1の海水熱交換装置21には発電機があり、海水タンク7からの貯水池17への海水の移送に圧縮気体のボンベを適用することにより、プラントが電源を喪失しているときでも冷却機能を確保することができる。第3の実施形態図7は本発明の第3の実施形態に係る原子力プラント1Bの系統構成図である。この図7に示すように原子力プラント1Bは、例えば原子炉圧力容器3の冷却材喪失事故LOCA発生時等に、上記貯水池17の海水を原子炉注水ポンプ51により汲み上げ、直接、原子炉圧力容器3に注水し、冷却する構成に特徴がある。すなわち、原子炉注水ポンプ建屋52は、第1または第2の実施形態で示す海水熱交換装置建屋20に代えて、この海水熱交換装置建屋20と同様に高所、例えば海抜10m以上の高所に立設され、原子炉注水ポンプ51と、この原子炉注水ポンプ51に電力を給電する例えばディーゼル発電機D/G等の発電機53とを収容している。原子炉注水ポンプ51は、その吸込口側に、貯水池17の海水を吸水する吸水管54を接続する一方、その吐出口には吐出管55を接続している。吐出管55は例えば原子炉注水ポンプ建屋52の側壁を貫通して外方に若干突出し、この突出端部に、人間が操作可能の高さで常閉の開閉弁を備えた第5のジョイント56を配設している。一方、原子炉建屋2は、原子炉圧力容器3に直接、冷却材水を注水する注水管57を有する。注水管57は例えば原子炉建屋2の側壁を貫通して外方へ若干突出し、この突出端部に、人間が操作可能の高さで常閉の開閉弁を備えた第6のジョイント58を設けている。なお、海水タンク7、加圧装置11、貯水池17は第1または第2の実施形態で示すものと同様であり、さらに、図7中、図1,図2と同一または相当部分には同一符号を付している。したがって、この原子力プラント1Bによれば、冷却材喪失事故発生等により、原子炉圧力容器3内に海水を直接注入する場合は、まず上述したように加圧装置11により海水タンク7内を貯水池17内に移送し、貯蔵しておく。この後、第3の仮設配管59の両端を第5,第6のジョイント56,58に接続し、ジョイント56,58の開閉弁を開弁する。次に、原子炉内水位が低下した際は原子炉注水ポンプ51を駆動する。これにより、貯水池17の海水が原子炉注水ポンプ51により吸水管51を通して汲み上げられ、吐出管55、第3の仮設配管59および注水管57を通して原子炉圧力容器3内に直接注水される。これにより、原子炉水位を保つことができる。また、原子炉注水ポンプ51は上記図1,図2等で示す海水ポンプ23と同様に、海抜10m以上の高所に配設されているので、例えば大津波や高潮等により水没または冠水する虞を低減できる。なお、上記実施形態では、加圧装置11がガスボンベやガスタンクから圧縮気体12を海水タンク7に圧送する場合について説明したが、本発明はこれに限定されるものではなく、例えばコンプレッサを海水熱交換装置建屋20内に収容し、発電機27により駆動するように構成し、このコンプレッサから圧縮気体12を送気管13へ圧送するように構成してもよい。さらに、上記貯水池17を鋼鉄製等、金属製のタンクにより構成してもよく、さらに、上記貯水池17または貯水タンクに放射線モニタを設け、貯水池17または貯水タンク内の海水の放射線を監視し、放射線量が所要値を超えたときに、この貯水池またはタンク17内の海水の海への排水を停止させるように構成してもよい。以上、本発明の幾つかの実施形態を説明したが、これらの実施形態は、例として提示したものであり、発明の範囲を限定することは意図していない。これら新規な実施形態は、その他の様々な形態で実施されることが可能であり、発明の要旨を逸脱しない範囲で、種々の省略、置換え、変更を行うことができる。これら実施形態やその変形は、発明の範囲や要旨に含まれるとともに、特許請求の範囲に記載された発明とその均等の範囲に含まれる。"