JP7166158B2

JP7166158B2 - 原子炉燃料状態監視装置、方法及びプログラム

Info

Publication number: JP7166158B2
Application number: JP2018228188A
Authority: JP
Inventors: 玲茂呂居; 直敬小田; 敏明伊藤; 英彦黒田; 真竹村; 宰杉田
Original assignee: Toshiba Corp; Toshiba Energy Systems and Solutions Corp
Current assignee: Toshiba Corp; Toshiba Energy Systems and Solutions Corp
Priority date: 2018-12-05
Filing date: 2018-12-05
Publication date: 2022-11-07
Anticipated expiration: 2038-12-05
Also published as: JP2020091184A

Description

本発明の実施形態は、過酷事故発生時に原子炉燃料の状態を監視する技術に関する。

従来の沸騰水型原子炉（ＢＷＲ）の原子炉水位計は、圧力容器（ＲＰＶ）の蒸気相に接続した基準水柱と圧力容器の炉水相との差圧を検出する差圧方式を採用している。しかし、福島第一原子力発電所の事故では、基準水柱の凝縮水が蒸発したことにより正確な炉内水位を計測することができなかった。このような背景から、過酷事故時における炉内水位の計測手段の強化と多様性の確保が求められている。

既設の差圧式水位計の強化方法としては、基準水柱の凝縮水が喪失した場合に、アキュームレータから水を基準水柱に補充する方法がある。また、炉内水位の計測手段の多様化としては、熱電対式水位計や放射線式水位計による水位の計測技術が知られている。また、これら計測原理が異なる複数の水位計を組合せることにより、圧力容器の全体を通して正確に水位計測することを目的として原子炉水位計測システムが検討されている。

特開２０１３－１０８８１０号公報

しかし、計測原理が異なる複数の水位計を組合せる上述の従来技術は、単一方式の短所を他方式で補完及び／又は互いの長所の相乗効果を期待するにすぎない。つまり、原子炉の通常運転中に過酷事故が発生し、炉内水位が刻々と低下するなかで、炉心の燃料状態を監視する水準までには至っていない。

本発明の実施形態はこのような事情を考慮してなされたもので、計測原理が異なる複数の水位計を利用し、炉内状況の推定が可能な原子炉燃料状態監視技術を提供することを目的とする。

原子炉燃料状態監視装置において、基準水柱との水圧差に基づいて圧力容器の炉内水位を計測する差圧式水位計の第１検出信号を受信する第１受信部と、ＬＰＲＭ検出器集合体に設置されて熱入力に対する昇温値に基づいて前記炉内水位を計測する熱電対式水位計の第２検出信号を受信する第２受信部と、前記圧力容器の外部に設置されて前記圧力容器の内部から放出される放射線の強度に基づいて前記炉内水位を計測する放射線式水位計の第３検出信号を受信する第３受信部と、前記第１検出信号、前記第２検出信号及び前記第３検出信号からそれぞれ独立に導かれる前記炉内水位の第１計測値、第２計測値及び第３計測値を三つとも表示する表示部と、前記第１計測値の示す前記炉内水位の変移の傾向が前記第２計測値及び前記第３計測値の少なくとも一方が示す前記炉内水位の変移の傾向と相違したことを契機に前記基準水柱の水喪失を警告する第２警告信号を出力する監視部と、を備える。

本発明の実施形態により、計測原理が異なる複数の水位計を利用し、炉内状況の推定が可能な原子炉燃料状態監視技術が提供される。

本発明の実施形態に係る原子炉燃料状態監視装置のブロック図。（Ａ）（Ｂ）差圧式水位計により計測される炉内水位の説明図。熱電対式水位計により計測される炉内水位の説明図。（Ａ）（Ｂ）放射線式水位計により計測される炉内水位の説明図。（Ａ）（Ｂ）過酷事故発生時における炉内水位の計測値の変移を示すグラフ。実施形態に係る原子炉燃料状態監視方法及び原子炉燃料状態監視プログラムのフローチャート。

以下、本発明の実施形態を添付図面に基づいて説明する。図１は本発明の実施形態に係る原子炉燃料状態監視装置１０のブロック図である。このように原子炉燃料状態監視装置１０は、基準水柱１６との水圧差に基づいて圧力容器３１の炉内水位３２を計測する差圧式水位計３３の第１検出信号４１を受信する第１受信部１１と、ＬＰＲＭ検出器集合体１７に設置されて熱入力に対する昇温値に基づいて、圧力容器３１の炉内水位３２を計測する熱電対式水位計１９の第２検出信号４２を受信する第２受信部１２と、圧力容器３１の外部に設置されてその内部から放出される放射線の強度に基づいて圧力容器３１の炉内水位３２を計測する放射線式水位計１８の第３検出信号４３を受信する第３受信部１３と、第１検出信号４１、第２検出信号４２及び第３検出信号４３からそれぞれ独立に導かれる炉内水位３２の第１計測値５１、第２計測値５２及び第３計測値５３を三つとも表示する表示部２５と、を備えている。

差圧式水位計３３は、圧力容器３１の蒸気相３７に一端が連通する基準水柱１６と、この基準水柱１６に一端が連通しさらに炉水相３８に一端が連通し両者の差圧を検出する差圧検出器１５（１５ａ，１５ｂ）と、基準水柱１６の水が蒸発等で喪失した時に基準水柱１６に水を供給するアキュームレータ３５と、を備えている。

差圧検出器１５は、ダイヤフラム等の薄い金属隔壁を介して、基準水柱１６と炉水相３８とを隔て、この金属隔壁の変形量に基づいて差圧を検出する。そして第１受信部１１においてこの差圧の第１検出信号４１が受信され、第１導出部２１において炉内水位３２の第１計測値５１が導出される。

基準水柱１６は、圧力容器３１の外側に配置されているため、蒸気相３７の温度よりも低温である。このため通常状態では、蒸気相３７から基準水柱１６に送られた水蒸気は、冷却されて凝縮水となり基準水柱１６を満たす。そして、この基準水柱１６の保持容量を超えて生成した余剰の凝縮水は、水蒸気とは逆方向に傾斜を流れ落ちて圧力容器３１に注がれる。これにより、基準水柱１６に満たされた凝縮水の水位レベルは、常に一定レベルに保たれることになる。

しかし、過酷事故が発生した場合等に圧力容器３１の蒸気相３７を急激に圧力開放すると、基準水柱１６の凝縮水も急激に減圧されて沸騰し、気化して喪失されてしまう。このようなときは、弁３６を開放し、アキュームレータ３５の供給水を基準水柱１６に圧入することができる。

この供給水の圧入力は、アキュームレータ３５と基準水柱１６との高低差を利用したり、機械的な駆動源を用いたり、ガス圧を用いたりすることができる。このように、炉内水位３２の正確な第１計測値５１を導出するには、基準水柱１６の水位レベルが常に一定値に維持されている必要がある。このため過酷事故が発生し、基準水柱１６の凝縮水が蒸発した場合は計測不能となる。

図２（Ａ）（Ｂ）に基づいて差圧式水位計３３により計測される炉内水位３２（計測水位３２ｂ）について説明する（適宜、図１参照）。図２（Ａ）に示すように炉心露出や冷却の可否を検討するのに必要な有効冷却水位３２ａは、炉心内で発生した蒸気(ボイド)を含む二相水位である。炉内水位３２の境界面はボイド部を介して蒸気相３７となる。このとき差圧式水位計３３は、蒸気(ボイド)を含む二相状態の炉水相３８の水圧と蒸気(ボイド)を含まない基準水柱１６の水圧との差圧を第１検出信号４１として送信する。

このため第１導出部２１では、図２（Ｂ）に示すように蒸気(ボイド)の体積を除いた分の計測水位３２ｂを第１計測値５１として導出する。このように、導かれる計測水位３２ｂは、有効冷却水位３２ａよりも低いレベルである。このために、差圧式水位計３３で計測される炉内水位３２の第１計測値５１は炉心の一部が露出する水位を示していても、実際の有効冷却水位３２ａでは炉心が露出していないという状態が有りえる。このため、有効冷却水位を正確に把握することで事故対応に対する時間的尤度を確保する等の余地がある。

図１に戻って説明を続ける。核燃料が収容されている炉心１４の上下方向及び水平方向には複数の熱電対式水位計１９が分散配置されている。実施形態においてこの熱電対式水位計１９は、局部出力領域モニタ（ＬＰＲＭ：Local Power Range Monitor）の集合体であるＬＰＲＭ検出器集合体１７に設置された差動型熱電対式水位計である。

各々の熱電対式水位計１９は、熱電対の検出点２７の近傍にヒータ２８が配置されて構成されている。ヒータ２８に電流を流して発生させたジュール熱は、熱電対の検出点２７の周囲が蒸気相３７であるか炉水相３８であるかによって熱伝達率が異なるために、それぞれの熱電対が出力する電圧信号に違いを生じさせる。

熱電対の先端が蒸気相３７に露出している場合、ヒータ２８から供給された熱エネルギーは、熱伝達率が小さい蒸気相３７に伝達しないために、熱電対の検出点２７の周辺温度を大きく上昇させる。そして、熱電対の先端が炉水相３８に浸漬している場合、ヒータ２８から供給された熱エネルギーは、熱伝達率が大きい炉水相３８に伝達するために、熱電対の検出点２７の周辺温度はあまり上昇しない。

このようにして熱電対式水位計１９は、ヒータ２８からの熱入力に対する熱電対の昇温値に基づいて、その位置が蒸気相３７であるか炉水相３８であるかを判断する。そして、上下方向に複数の熱電対式水位計１９が離散的に配置されていることで、炉内水位３２が計測される。また炉心１４内の水平方向に複数の熱電対式水位計１９が配置されることで、炉心１４の詳細な冷却状態(冠水状態)の分布情報の提供を受けることができる。

図１に戻って説明を続ける。熱電対式水位計１９は、熱入力に対する昇温値を検出した第２検出信号４２を出力する。そして第２受信部１２においてこの昇温値の第２検出信号４２が受信され、第２導出部２２において「炉水相」であるか「蒸気相」であるかを示した炉内水位３２の第２計測値５２が導出される。

図３は熱電対式水位計１９により計測される炉内水位３２（計測水位３２ｃ）の説明図である。熱電対式水位計１９は、炉心１４内のＬＰＲＭ検出器集合体１７に組み込こまれて装荷されている。炉内水位３２が低下して炉心１４の一部が露出している状況では、燃料集合体４６内の水位、バイパス領域４７の水位、ＬＰＲＭ検出器集合体１７の内側の水位、シュラウド外のダウンカマー領域４８の水位（サブクール水位）は、炉内構造物による炉心１４内部の圧力バランスにより、それぞれの水位が異なる状態となる。

ＬＰＲＭ検出器集合体１７内の水位は、その周囲のバイパス領域４７の水位よりも低レベルとなる。さらにこのバイパス領域４７の水位は、サブクール水位よりも低レベルである。なおこのサブクール水位は、第１計測値５１として導出される計測水位３２ｂに対応する。またすでに上述したように、このサブクール水位は、有効冷却水位３２ａを表す燃料集合体４６の水位よりも低レベルである。したがって、第２計測値５２は有効冷却水位３２ａよりも低い値が導出される。

さらに、上述したように熱電対式水位計１９は、炉心の高さ方向に複数の熱電対が離散的に配置されており、それぞれの高さ位置が「炉水相」であるか「蒸気相」を判定するものである。このため、例えば計測水位３２ｃが上から一番目と二番目の熱電対式水位計１９の間にある場合は、上から二番目の熱電対式水位計１９の高さ位置が第２計測値５２として導出される。

このように、過酷事故の発生時において熱電対式水位計１９による計測水位３２ｃは、有効冷却水位３２ａよりも、さらには差圧式水位計３３による計測水位３２ｂよりも低いレベルである。さらに、事故の進展により炉心１４が溶融した場合は、熱電対式水位計１９も溶融して炉内水位３２の計測が不能となる。

図１に戻って説明を続ける。放射線式水位計１８は、圧力容器３１外側の上下方向に複数個の放射線検出器１８ａが配置されて構成されている。または、圧力容器の周囲に複数個の放射線水位計１８を配置して立体的に測定しても良い。放射線式水位計１８は、炉心１４内の核燃料から放出され炉水相３８を通過して減衰した後のガンマ線の強度分布を検出した第３検出信号４３を出力する。そして第３受信部１３においてこの強度分布の第３検出信号４３が受信され、第３導出部２３において炉内水位３２の第３計測値５３が導出される。

放射線式水位計１８は、通常運転時においては、炉心１４における¹⁶Ｏ(ｎ,ｐ)¹⁶Ｎ反応で生じた¹⁶Ｎから放出される高エネルギーのガンマ線（６．１ＭｅＶ、半減期７．１秒)を検出する。これにより、圧力容器３１内の水の存在密度から炉内水位３２を推定することができる。また、事故時や原子炉停止時等の制御棒が全挿入された状態においても、燃料棒内の燃料ペレットに貯留する核分裂生成物が発生するガンマ線を用いて同様の原理により炉内水位３２を推定することができる。

図４（Ａ）（Ｂ）は放射線式水位計１８により計測される炉内水位３２の説明図である。放射線式水位計１８は、圧力容器３１の外側に設置されていることから、シュラウドで囲まれた炉心１４内のバイパス領域４７（図３）、ＬＰＲＭ検出器集合体１７、燃料集合体４６、及びシュラウド外の水平断面内に存在する水の平均密度分布を測定する。そのために放射線式水位計１８により計測された炉内水位３２の第３計測値５３は、領域によって水位が異なること、また有効冷却水位が二相状態であることの影響を受ける。このため、過酷事故によって水位が変動していく状況において有効冷却水位３２ａにフォーカスして正確な水位を得ることは困難である。

図５（Ａ）は過酷事故が発生し、炉内水位３２が炉心１４の下部（ＢＡＦ；Bottom of Active Fuel）まで低下した後に、注水機能を回復させた時における炉内水位３２の計測値の変移を示すグラフである。図５（Ｂ）は過酷事故が発生し、炉内水位３２が圧力容器３１の炉底部近くまで低下した後に、注水機能を回復させた時における炉内水位の計測値の変移を示すグラフである。表示部２５は、第１検出信号４１、第２検出信号４２及び第３検出信号４３からそれぞれ独立に導かれる炉内水位３２の第１計測値５１、第２計測値５２及び第３計測値５３を三つとも表示する。なお、前述したように熱電対式水位計１９の計測値は離散的なものになるため、実際には第２計測値５２は図５のように連続的ではなく階段状の変移を示す。

通常運転している原子炉に過酷事故があるタイミング７１で発生すると、炉心１４に制御棒が直ちに挿入されて核分裂反応は停止する。しかし、炉心１４を冷却するための注水機能も同時に喪失してしまうと、炉内水位３２が低下する。このとき炉内水位３２の低下が、差圧検出器１５及び放射線式水位計１８によりそれぞれ第１計測値５１及び第３計測値５３として計測される。

さらに、炉内水位３２の低下が炉心１４の上部（ＴＡＦ；Top of Active Fuel）をさらに下回る際、熱電対式水位計１９による第２計測値５２が「炉水相」から「蒸気相」に切り替わることが計測される。より厳密には、一番高い位置にある熱電対式水位計１９の周囲が蒸気相になることで、第２計測値５２がＴＡＦを下回る。ここで、熱電対式水位計１９による第２計測値５２、差圧検出器１５による第１計測値５１及び放射線式水位計１８による第３計測値５３は、主に図３を用いて説明した理由により、熱電対式水位計１９、差圧検出器１５、放射線式水位計１８の順番で、炉内水位３２が炉心１４の上部（ＴＡＦ）を下回ることを検出する。

ここで、炉内注水を実施する事前の操作として圧力容器３１内の減圧操作をあるタイミング７２で実施する。すると、基準水柱１６内の凝縮水が気化して喪失するために、差圧検出器１５で検出される差圧が０に近づいていき、破線で示すように、水位が回復したと見せかける誤った第１計測値５１を導出する。

タイミング７３ａで注水機能が回復して炉内水位３２が上昇すると放射線式水位計１８による第３計測値５３は上昇に転じる。ここで、熱電対式水位計１９は炉心下部（ＢＡＦ）を下回った位置には配置されないので、炉内水位３２が炉心下部（ＢＡＦ）を下回ると水位を計測できない。注水機能の回復により炉内水位３２が炉心下部（ＢＡＦ）を超えると、熱電対式水位計１９による第２計測値５２も計測されるようになる。しかし、差圧式水位計３３による第１計測値５１は、タイミング７４でアキュームレータ３５の弁３６が開放されて基準水柱１６に水が供給されるまでは回復しない。

なお、熱電対式水位計１９は炉心１４の内側に配置されるため、炉心１４の溶融事故に発展した場合は溶融炉心に巻き込まれて破損し、検出信号は消失するか、異常な出力（大きい幅でランダムに上下する値、極大値、極小値、等）になる。

図５（Ａ）（Ｂ）において炉内水位３２の回復後に第２計測値５２が得られていることは、少なくとも熱電対式水位計１９の健全性を損なうほどの炉心溶融は発生していないことを表している。なお、注水機能の回復までに炉心が溶融し、熱電対式水位計１９が破損した場合は、タイミング７３ｂ以降に炉内水位３２が回復しても、第２計測値５２は観測されない。

図１に戻って説明を続ける。監視部２６は、上下方向及び水平方向に複数配置されている熱電対式水位計１９のうち上部に配置されているものによる第２計測値５２が炉内水位３２の下降を示したことを契機に、炉心冷却の不全を警告する第１警告信号６１を出力する。すでに説明したように熱電対式水位計１９の第２計測値５２は、差圧検出器１５による第１計測値５１及び放射線式水位計１８による第３計測値５３よりも、炉内水位３２をより低レベルで計測する。

このように熱電対式水位計１９により、炉心１４のＴＡＦ以下の水位低下をいち早く検知し、警報発報、強調表示等を表示部２５に表示してオペレータに情報提供することができる。これにより炉心損傷防止から緩和対策に移行するためのアクシデントマネジメントやその実施の判断における時間的尤度を含む合理的な情報を提供することができる。

さらに監視部２６は、第１計測値５１の示す炉内水位３２の変移の傾向が、第２計測値５２及び第３計測値５３の少なくとも一方が示す炉内水位３２の変移の傾向と相違したことを契機に、基準水柱１６の水喪失を警告する第２警告信号６２を出力する。すでに説明したように差圧検出器１５は、圧力容器３１の減圧操作等の実施により、基準水柱１６の凝縮水が蒸発して機能が喪失してしまう可能性がある。一方において熱電対式水位計１９や放射線式水位計１８は、圧力容器３１の減圧操作等の実施による影響を受けない。

この第２警告信号６２は、警報発報、強調表示等として表示部２５に表示され、オペレータに情報提供される。そして、第２警告信号６２が出力されることにより、弁３６が閉状態から開状態に切り替わりアキュームレータ３５から水が基準水柱１６に供給される。これにより基準水柱１６の機能が回復する。

さらに監視部２６は、第２検出信号４２がエラーを示したことを契機に、炉心溶融の開始を警告する第３警告信号６３を出力する。炉心１４が溶融すると熱電対式水位計１９の出力信号に異常が発生する。これは熱電対式水位計１９が炉心１４の内部に位置しており、炉心溶融が起こると溶融炉心に巻き込まれて破壊されるためである。なお、１つ又は少数の信号異常だと単なる故障も有りえるので、隣接した所定数以上の熱電対式水位計１９で信号異常となった場合に発報するものとしてもよい。

さらに監視部２６は、第１計測値５１及び第２計測値５２を用いて第３計測値５３を補正した炉内水位３２の代表値を出力する。具体的には、炉心１４の露出時（＝水位がＴＡＦ以下の場合）に、燃料集合体４６内の二相状態の有効冷却水位３２ａを計測するため、燃料の核分裂生成物が発生するガンマ線に対して、熱電対式水位計１９で計測されるＬＰＲＭ検出器集合体１７やバイパス領域４７の単相状態の計測水位３２ｃ、差圧式水位計３３で計測されるダウンカマー部のサブクール水の単相状態の計測水位３２ｂによる遮蔽効果を加味し、放射線式水位計１８で計測された第３計測値５３を補正する。

ここで、燃料の核分裂生成物が発生するガンマ線の強度を“ｘ”で表し、バイパス領域４７及びＬＰＲＭ検出器集合体１７内の単相状態の水位による遮蔽効果を“ａ”で表し、燃料集合体４６内の二相状態の有効冷却水位３２ａによる遮蔽効果を“ｂ”で表し、シュラウド外のサブクール水の単相状態の水位による遮蔽効果を“ｃ”で表し、放射線式水位計１８で実際に計測されたガンマ線の強度を“ｙ”で表す。すると、”y=Σ(1-a)ij・(1-b)ij・(1-c)ij”・xij”（ここで、ijは炉心内の燃料配置(i,j)）の関係性を有する。

またここで、線源の“ｘ”が一定であるとし、“ａ”及び“ｃ”の遮蔽効果が既知とすると、計測により“ｙ”を得ることにより、未知である燃料集合体内の二相状態の水位による遮蔽効果“ｂ”がわかり、結果として有効冷却水位３２ａがわかる。このようにして、熱電対式水位計１９と差圧式水位計３３との計測値に基づいて放射線式水位計１８による計測値を補正することで、有効冷却水位３２ａの計測精度を高めることができる。
表示部２５

図６のフローチャートに基づいて実施形態に係る原子炉燃料状態監視方法及び原子炉燃料状態監視プログラムを説明する（適宜、図１～図５参照）。まず、第１受信部１１において差圧式水位計３３の第１検出信号４１を受信し（Ｓ１１）、炉内水位３２の第１計測値５１を導出する（Ｓ１２）。

そして、第２受信部１２において熱電対式水位計１９の第２検出信号４２を受信し（Ｓ１３）、炉内水位３２の第２計測値５２を導出する（Ｓ１４）。この第２計測値５２は、通常運転から過酷事故の発生直後は、炉心１４全体が「炉水相」であることを示す値を返している。

そして、第３受信部１３において放射線式水位計１８の第３検出信号４３を受信し（Ｓ１５）、炉内水位３２の第３計測値５３を導出する（Ｓ１６）。それぞれ独立に導かれた炉内水位３２の第１計測値５１、第２計測値５２及び第３計測値５３を三つとも表示したグラフ（図５）を表示部２５に表示する（Ｓ１７，Ｓ１８Ｎｏ）。

ここで第２計測値５２は、炉内水位３２が炉心１４よりも高いレベルにあるときは、「炉水相」であること示す信号を返している。そして、第１計測値５１及び第３計測値５３は、前者が後者よりも低いレベルを示すように推移する。熱電対式水位計１９のうち炉心上部（ＴＡＦ）に配置されているものによる第２計測値５２が、「炉水相」から「蒸気相」に切り替わったとする（Ｓ１８Ｙｅｓ）。これは、炉内水位３２が炉心上部（ＴＡＦ）よりも下降して、炉心１４が蒸気相に露出し始めたことを暗示している。よって、第２計測値５２が、「炉水相」から「蒸気相」に切り替わったことを契機に、炉心冷却の不全を警告する第１警告信号６１が出力される（Ｓ１９）。なお第２計測値５２が、炉心１４全体が「炉水相」にあることを示す値の場合は（Ｓ１８Ｎｏ）、次のステップ（Ｓ２０）にすすむ。

炉内注水を実施する事前の操作として、あるタイミング７２で圧力容器３１内の減圧操作を実施すると、基準水柱１６内の凝縮水が気化して喪失する。そして、第１計測値５１の示す炉内水位３２の変移の傾向が第２計測値５２及び第３計測値５３の示す傾向と相違したことを契機に（Ｓ２０Ｙｅｓ）、基準水柱１６の水喪失を警告する第２警告信号６２が出力される（Ｓ２１）。そして、この第２警告信号６２の出力を契機として、アキュームレータ３５から基準水柱１６に水を供給し基準水柱１６の機能を回復させる。なお第１計測値５１が第２計測値５２及び第３計測値５３と同じ変移傾向を示しているときは（Ｓ２０Ｎｏ）、次のステップ（Ｓ２２）にすすむ。

炉心１４の蒸気相への露出時間が長引くと、炉心溶融が開始され、炉心１４に組み込まれている熱電対式水位計１９が破壊される。そこで、この熱電対式水位計１９が出力する第２検出信号４２がエラーを示したことを契機に（Ｓ２２Ｙｅｓ）、炉心溶融の開始を警告する第３警告信号６３が出力される（Ｓ２３）。なお第２検出信号４２が正常を示しているときは（Ｓ２２Ｎｏ）、次のステップ（Ｓ２４）にすすむ。

そして、第１計測値５１及び第２計測値５２を用いて第３計測値５３を補正した補正計測値を炉内水位３２の代表値として出力する（Ｓ２４）。そして、この（Ｓ１１）から（Ｓ２４）までのフローを炉内水位３２の計測が終了するまで繰り返す（Ｓ２５ＮｏＹｅｓ，ＥＮＤ）。

以上説明した原子炉燃料状態監視装置は、専用のチップ、ＦＰＧＡ（Field Programmable Gate Array）、ＧＰＵ（Graphics Processing Unit）、又はＣＰＵ（Central Processing Unit）などのプロセッサを高集積化させた制御装置と、ＲＯＭ（Read Only Memory）やＲＡＭ（Random Access Memory）などの記憶装置と、ＨＤＤ（Hard Disk Drive）やＳＳＤ（Solid State Drive）などの外部記憶装置と、ディスプレイなどの表示装置と、マウスやキーボードなどの入力装置と、通信Ｉ／Ｆとを、備えており、通常のコンピュータを利用したハードウェア構成で実現できる。これにより原子炉燃料状態監視装置の構成要素は、コンピュータのプロセッサで実現することも可能であり、原子炉燃料状態監視プログラムにより動作させることが可能である。

また装置１０で実行されるプログラムは、ＲＯＭ等に予め組み込んで提供される。もしくは、このプログラムは、インストール可能な形式又は実行可能な形式のファイルでＣＤ－ＲＯＭ、ＣＤ－Ｒ、メモリカード、ＤＶＤ、フレキシブルディスク（ＦＤ）等のコンピュータで読み取り可能な記憶媒体に記憶されて提供するようにしてもよい。

以上述べた少なくともひとつの実施形態の原子炉燃料状態監視装置によれば、差圧式水位計、熱電対式水位計、放射線式水位計の、特性が異なる水位計による炉内水位の計測値を三つとも表示することにより、オペレータの炉内状況推定に資する。

また、炉内水位のＴＡＦ近傍への低下時に、他の水位計よりも早くＴＡＦを下回る信号を出力する熱電式水位計によって警報を発報することで、炉心の一部の露出が迫っていることを通知することができる。

また、熱電対式水位計の検出信号の異常による炉心溶融の推定、炉心水位の指示値の違いに基づいた差圧式水位計の基準水柱の喪失や放射線式水位計の補正等を行うことができる。

ここで、炉内水位の計測値はグラフ表示するものとして説明したが、もちろん数値を表示、または数値とグラフの併記であってもよい。

本発明のいく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、置き換え、変更、組み合わせ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同様に、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ものである。

１０…原子炉燃料状態監視装置、１１…第１検出信号の受信部（第１受信部）、１２…第２検出信号の受信部（第２受信部）、１３…第３検出信号の受信部（第３受信部）、１４…炉心、１５…差圧検出器、１６…基準水柱、１７…ＬＰＲＭ検出器集合体、１８…放射線式水位計、１９…熱電対式水位計、２１…第１計測値の導出部（第１導出部）、２２…第２計測値の導出部（第２導出部）、２３…第３計測値の導出部（第３導出部）、２５…表示部、２６…監視部、２７…熱電対の検出点、２８…ヒータ、３１…圧力容器、３２…炉内水位、３２ａ…有効冷却水位、３２ｂ…計測水位、３２ｃ…計測水位、３３…差圧式水位計、３５…アキュームレータ、３６…弁、３７…蒸気相、３８…炉水相、４１…第１検出信号、４２…第２検出信号、４３…第３検出信号、４６…燃料集合体、４７…バイパス領域、４８…ダウンカマー領域、５１…第１計測値、５２…第２計測値、５３…第３計測値、６１…第１警告信号、６２…第２警告信号、６３…第３警告信号。

Claims

基準水柱との水圧差に基づいて圧力容器の炉内水位を計測する差圧式水位計の第１検出信号を受信する第１受信部と、
ＬＰＲＭ検出器集合体に設置されて熱入力に対する昇温値に基づいて前記炉内水位を計測する熱電対式水位計の第２検出信号を受信する第２受信部と、
前記圧力容器の外部に設置されて前記圧力容器の内部から放出される放射線の強度に基づいて前記炉内水位を計測する放射線式水位計の第３検出信号を受信する第３受信部と、
前記第１検出信号、前記第２検出信号及び前記第３検出信号からそれぞれ独立に導かれる前記炉内水位の第１計測値、第２計測値及び第３計測値を三つとも表示する表示部と、
前記第１計測値の示す前記炉内水位の変移の傾向が、前記第２計測値及び前記第３計測値の少なくとも一方が示す前記炉内水位の変移の傾向と相違したことを契機に、前記基準水柱の水喪失を警告する第２警告信号を出力する監視部と、を備える原子炉燃料状態監視装置。
請求項１に記載の原子炉燃料状態監視装置において、
上下方向及び水平方向に複数配置されている前記熱電対式水位計のうち上部に配置されているものによる前記第２計測値が前記炉内水位の下降を示したことを契機に、炉心冷却の不全を警告する第１警告信号を出力する監視部を備える原子炉燃料状態監視装置。
請求項１又は請求項２に記載の原子炉燃料状態監視装置において、
前記第２検出信号がエラーを示したことを契機に、炉心溶融の開始を警告する第３警告信号を出力する監視部を備える原子炉燃料状態監視装置。
基準水柱との水圧差に基づいて圧力容器の炉内水位を計測する差圧式水位計の第１検出信号を受信するステップと、
ＬＰＲＭ検出器集合体に設置されて熱入力に対する昇温値に基づいて前記炉内水位を計測する熱電対式水位計の第２検出信号を受信するステップと、
前記圧力容器の外部に設置されて前記圧力容器の内部から放出される放射線の強度に基づいて前記炉内水位を計測する放射線式水位計の第３検出信号を受信するステップと、
前記第１検出信号、前記第２検出信号及び前記第３検出信号からそれぞれ独立に導かれる前記炉内水位の第１計測値、第２計測値及び第３計測値を三つとも表示するステップと、
前記第１計測値の示す前記炉内水位の変移の傾向が、前記第２計測値及び前記第３計測値の少なくとも一方が示す前記炉内水位の変移の傾向と相違したことを契機に、前記基準水柱の水喪失を警告する第２警告信号を出力するステップと、を含む原子炉燃料状態監視方法。
コンピュータに、
基準水柱との水圧差に基づいて圧力容器の炉内水位を計測する差圧式水位計の第１検出信号を受信するステップ、
ＬＰＲＭ検出器集合体に設置されて熱入力に対する昇温値に基づいて前記炉内水位を計測する熱電対式水位計の第２検出信号を受信するステップ、
前記圧力容器の外部に設置されて前記圧力容器の内部から放出される放射線の強度に基づいて前記炉内水位を計測する放射線式水位計の第３検出信号を受信するステップ、
前記第１検出信号、前記第２検出信号及び前記第３検出信号からそれぞれ独立に導かれる前記炉内水位の第１計測値、第２計測値及び第３計測値を三つとも表示するステップ、
前記第１計測値の示す前記炉内水位の変移の傾向が、前記第２計測値及び前記第３計測値の少なくとも一方が示す前記炉内水位の変移の傾向と相違したことを契機に、前記基準水柱の水喪失を警告する第２警告信号を出力するステップを実行させる原子炉燃料状態監視プログラム。