２ ０ ２ ２ 年 ５ 月 １ ３ 日
関西電力株式会社
高浜発電所３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） 高浜発電所３号機（加圧水型軽水炉 定格電気出力８７万キロワット、定格熱出力２６６万キロワット）は、２０２２年３月１日から実施している第２５回定期検査において、３台（Ａ、Ｂ、Ｃ）ある蒸気発生器（ＳＧ）の伝熱管全数※１について渦流探傷検査（ＥＣＴ）※２を実施しました。
その結果、Ａ－ＳＧの伝熱管２本およびＢ－ＳＧの伝熱管１本に有意な信号指示※３が認められました。このうち、Ａ－ＳＧの１本は、高温側の 管板※４部に内面（１次側）からの割れとみられる信号指示で、残りの１本とＢ－ＳＧの１本は、管支持板※５部付近に外面（２次側）からの減肉とみられる信号指示でした。これらのほか、Ａ－ＳＧの伝熱管１本の管支持板部付近に外面（２次側）からの微小な減肉とみられる信号指示（判定基準未満）が認められました。
その後、伝熱管の外面減肉については、小型カメラによる損傷箇所の 外観調査結果やＳＧ器内から回収したスケール※６の性状等の調査状況から、前回定期検査時に実施したＳＧ器内の薬品洗浄後も残存していた稠密なスケールがプラント運転中に管支持板下面に留まり、伝熱管と繰り返し接触したことで摩耗減肉が発生した可能性が高いと推定したため、引き続き、回収したスケールの形状や性状等の調査や対策等の検討を行うこととしました。
また、伝熱管内面に有意な信号指示が認められた原因は、既往知見で ある応力腐食割れと推定しました。 なお、本件による環境への放射能の影響はありません。
※１ 過去に有意な指示が認められ、施栓した管等を除き、Ａ－ＳＧで３，２７２本、Ｂ－ＳＧで３，２４７本、Ｃ－ＳＧで３，２６１本、合計９，７８０本。
※２ 高周波電流を流したコイルを伝熱管に接近させることで対象物に渦電流を発生させ、対象物のきず等により生じた渦電流の変化を電気信号として取り出し、きず等を検出する検査であり、伝熱管の内面（１次側）より、伝熱管の内面（１次側）と外面（２次側）の両方を検査している。
※３ 割れを示す信号や２０％以上の減肉を示す信号の指示。
※４ 蒸気発生器内の伝熱管が取り付けられている部品。伝熱管と管板で、１次冷却材と給水（２次冷却水）の圧力障壁となる。
※５ 伝熱管を支持する部品。
※６ ２次冷却水に含まれる鉄の微粒子が、ＳＧ内に流れ集まって伝熱管に付着したもの。
（２０２２年３月３０日、４月２５日お知らせ済み）
当社は、これまでの調査結果や原因と対策を取りまとめ、本日、原子力規制委員会に原子炉施設故障等報告書を提出しました。
今後、原子力規制委員会が当該報告書の確認を行うことから、当社は、真摯に対応してまいります。
１．外面からの信号指示があった伝熱管の調査
伝熱管の外面減肉については、高浜発電所３号機および４号機の前回、前々回の定期検査においても同様の事例が発生しており、至近の調査の結果、原因はスケールによるものと推定しています。このことから、 小型カメラによる損傷箇所の調査に加え、改めてＳＧ器内のスケールの形状や性状の調査および伝熱管の外観観察等を実施しました。 また、前回の定期検査において、スケールの脆弱化を図るために実施した薬品洗浄の効果について調査しました。
（１）信号指示が認められた箇所の外観調査
小型カメラを用いた外観観察の結果、有意な減肉信号指示が認められた伝熱管２本および微小な減肉信号指示が認められた伝熱管１本に、信号指示箇所の伝熱管の周方向に摩耗減肉とみられるきずを確認しました。
その大きさは、Ａ－ＳＧの伝熱管で、幅１mm 以下、周方向に約３mm～５mm、Ｂ－ＳＧの伝熱管で、幅１mm 以下、周方向に約３mm であることを確認しました。
なお、きずの周辺にはスケール等の付着物は認められなかったものの、当該伝熱管周辺の管支持板下面に接触痕を確認しました。
（２）ＳＧ器内のスケールの残存状況等の調査
小型カメラを用いて、Ａ、Ｂ－ＳＧの管板から第７管支持板上面の調査を行った結果、スケールおよびスラッジ※７が残存していることを確認しました。 また、Ｃ－ＳＧについても管板から第２管支持板上面の調査を行った結果、Ａ、Ｂ－ＳＧと同様に、スケールおよびスラッジが残存していることを確認しました。
※７ スケールが砕けて小さくなったもの。
（３）ＳＧから回収したスケールの形状および性状の調査
Ａ、Ｂ、Ｃ－ＳＧの管板、第１管支持板および第２管支持板上面等に 残 存 し て い る ス ケ ー ル の う ち 、 比 較 的 大 き な も の を 選 定 し 、 約２００個を取り出しました。
（スケールの形状）
各ＳＧの第１管支持板および第２管支持板上面等から取り出した スケールは、主に多角型、長尺型に分類され、長さが最大のものは、前者が長さ約１７mm、幅約１０mm、後者が長さ約４７mm、幅約４mm であり、大半のスケールは管支持板の流路穴よりも大きく、運転中に 管支持板下面の伝熱管の隙間に留まることが可能な形状でした。
また、これらのスケールについては、目視確認の結果、やや湾曲した形状をしており、そのうち各ＳＧから取り出した９個のスケールにつ い て ３ 次 元 測 定 器 等 に よ り 計 測 し た 結 果 、 直 径 約 ２ ２ ． ３ ～ ２２．６㎜の円筒状に沿った形状であり、伝熱管（円筒）の外径 （直径２２．２㎜）に近いことを確認しました。
（スケールの性状）
スケールの化学成分分析を実施した結果、主成分はマグネタイトで、ＳＧ器内で発生するスラッジと同成分であることを確認しました。
スケール１２０個を対象に断面観察を行った結果、稠密層（密度の高い酸化鉄の層）が主体のスケールを４２個確認しました。
また、スケール５０個を対象（約 10mm×5mm 以上）に摩耗試験を行い、伝熱管とスケールの摩耗体積比を調査した結果、伝熱管の減肉量が スケール摩滅量よりも大きくなるスケールを１個確認しました。
なお、今回取り出したスケールについては、今後、追加の３次元 測定器等による計測、断面観察および摩耗試験を実施し、スケールの形状や性状に関する知見の拡充に努めます。
（４）ＳＧ器内の伝熱管表面の観察結果
ＳＧ器内のスケールの残存状況等の調査に合わせ、伝熱管の外観観察を行った結果、ほぼ全ての伝熱管は全面的にスケールに覆われていました。
また、一部の伝熱管は局所的にスケールが剥離した痕跡等も認められました。
これらの状況については、高温側と低温側（水平方向）、管支持板間（上下方向）において有意な差は認められませんでした。
（５）前回の定期検査における薬品洗浄の効果等の調査
（前回の薬品洗浄の結果）
前回定期検査における薬品洗浄時の条件を確認した結果、温度管理や薬品濃度管理（１回目：伝熱管の第３管支持板以下を薬品濃度３％で洗浄、２回目：伝熱管全域を薬品濃度２％で洗浄）が計画通り実施されていました。
また、薬品洗浄により、ＳＧ１基あたり約６７０㎏の鉄分を除去できていました。
この結果、伝熱管に付着したスケールが減少したことにより、熱伝達率が改善し、前運転サイクルでは主蒸気圧力が向上しました。
（薬品洗浄の効果）
工場において薬品洗浄の再現試験を実施した結果、スケール近傍に スラッジが存在する場合、薬品洗浄によるスケールの脆弱化効果が 低減することを確認しました。
また、ＳＧ器内の構成部品に大きな影響を及ぼすことなくスケールの脆弱化を図る薬品洗浄条件について検討した結果、薬品濃度３％でＳＧ伝熱管全域の洗浄を２回に設定しました。
（６）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 調査を行いました。
（運転時間）
高浜発電所３号機のＳＧは、運転開始以降２３．２万時間の運転を行っています。
また、前回および前々回の定期検査において伝熱管の外面減肉が 認められた高浜発電所４号機も前回の定期検査時点で２２．２万時間の運転実績があり、大飯発電所３、４号機や蒸気発生器の交換を行った美浜発電所１～３号機、大飯発電所１、２号機、高浜発電所１、２号機よりも運転時間が長いことを確認しました。
（水質管理履歴）
２次冷却水系統は、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ました。
しかしながら、高浜発電所３、４号機は運転時間が長いことなどから、ＳＧ器内に持ち込まれた鉄分の積算量は、他プラントに比べ多いことを確認しました。
（長期停止の影響）
福島第一原子力発電所事故後、高浜発電所３号機は、２０１２年 ２月に定期検査のため停止し、その後、２０１６年２月に発電を再開するまで約４年間、長期停止しています。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ました。
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ました。
高浜発電所３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ます。
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ＳＧ３基から約１３kg のスケール等を回収しましたが、長期停止後の前回定期検査時には約２０kg と増加していることを確認しました。
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ました。
（７）異物混入の可能性の調査
ＳＧ器外の系統を対象に、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等の開放点検を実施した結果、異物は 確認されませんでした。
また、小型カメラによりＳＧ器内の管板から第７管支持板の間の 調査を行った結果、異物は確認されませんでした。
（８）減肉メカニズムの検討
工場における再現試験等の結果、ＳＧ器内の２次冷却水の流れにより、スケールの形状によっては管支持板下面に留まることを確認しました。
また、伝熱管がプラント運転に伴い振動することでスケールと繰り返し接触し、摩耗減肉が発生することを確認しました。
２．内面からの信号指示があった伝熱管の調査
内面からの信号指示が認められた伝熱管については、信号指示の場所が高温側管板部上端付近であり、従来と同様に応力腐食割れと考えられるため、過去の調査結果や運転履歴の調査を実施しました。
（調査結果）
高浜発電所３号機では、２０００年の第１２回定期検査以降、これまでの定期検査の中で、伝熱管２４本に高温側管板拡管部で損傷が確認されており、原因は、ＳＧ製造時に伝熱管内面からローラ拡管※８を実施した際に伝熱管内面に局所的に生じた引張り残留応力と運転時の内圧および温度環境が相まって生じた応力腐食割れであると推定されています。
今回の有意な信号指示も、高温側管板部のローラ拡管上端部付近において、伝熱管の軸方向に沿った内面きずを示しており、過去の事例と 特徴が類似していることを確認しました。また、１次冷却材の主要パラメータである温度、圧力、水質について調査を行い、これまでの運転実績の中で、過大な応力を発生させる温度、圧力の変化はなく、水質も基準値の範囲内で安定していたことを確認しました。
なお、高浜発電所３号機では、２００１年の第１３回定期検査において、伝熱管の高温側管板拡管部内面にショットピーニング※９を施工し、伝熱管内表面の引張り残留応力を改善しています。しかしながら、この施工では、伝熱管内表面近傍（深さ約０．２mm まで）の引張り残留応力は改善されますが、これより深い部分では効果が小さいことが知られています。
このため、ショットピーニング施工時に、渦流探傷検査の検出限界未満（深さ約０．５mm 未満）の微小なきずが既に発生していた場合、時間の経過とともにきずが進展する可能性があると推定しており、高経年化技術評価でも当該箇所での応力腐食割れの検出が否定できないとしています。今回の損傷についても、このような応力腐食割れが進展し、 検出されたものと推定しています。
※８ 伝熱管内部に機械式ローラを通すことで伝熱管を押し広げて、伝熱管と管板を接合させる工程。
※９ 伝熱管内面に小さな金属球を高速で叩き付けることにより、伝熱管内面の引張り残留応力を圧縮応力に改善する工事。
３．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前回定期検査時の薬品洗浄の後もＳＧ器内に残存し、プラント運転中に管支持板下面に留まり、その スケール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可能性が高いと推定しました。
また、伝熱管内面に有意な信号指示が認められた原因は、既往知見である応力腐食割れと推定しました。
４．対策
（１）外面からの摩耗減肉（洗浄条件の検討）
今回の調査結果を踏まえ、薬品洗浄前にＳＧ器内のスケールおよびスラッジを可能な限り除去するため、小型高圧洗浄装置を用いて 管支持板の洗浄を実施します。
その上で、ＳＧ器内のスケールの脆弱化を図るため、前回より薬品量を増やした条件（１回目、２回目ともに伝熱管全域を薬品濃度３％で洗浄）で薬品洗浄を実施します。
（２）内面からの応力腐食割れ
今後も、定期検査毎に実施する渦流探傷検査により、伝熱管内面からの応力腐食割れを早期に検出します。
（３）伝熱管の施栓
きずが認められた伝熱管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、使用しないこととします。
以上
公式ページ（続き・詳細）はこちら
https://www.kepco.co.jp/corporate/pr/2022/pdf/20220513_1j.pdf