プレスリリース

2008

2008年3月14日
関西電力株式会社

原子力発電所の運営状況について

当社の原子力発電所における運営状況について、以下のとおりお知らせします。

１．運転状況について（平成２０年３月１３日現在）
発電所 電気
出力
（kW）		 運転状況 備　　考
美　浜
発電所		 １号機 34.0万 運転中  
２号機 50.0万 第24回 定期検査中
H19年7月20日〜未定		  
３号機 82.6万 運転中  
高　浜
発電所		 １号機 82.6万 運転中  
２号機 82.6万 第24回 定期検査中
H19年8月17日〜未定		  
３号機 87.0万 第18回 定期検査中
H19年11月23日〜未定
○ Ａ、Ｂ、Ｃ−蒸気発生器入口管台溶接部での傷の原因と対策について
詳細は２(１)のとおり
【Ｈ２０年３月１０日お知らせ済み】
○ Ｂ—海水淡水化装置生産水ポンプ軸受部からの発火の原因と対策について
詳細は２(３)のとおり
【原因と対策をとりまとめましたのでお知らせ】
４号機 87.0万 運転中
大　飯
発電所		 １号機 117.5万 運転中  
２号機 117.5万 運転中
（原子炉出力７５％以下）
○ 大飯発電所２号機の出力降下について
（制御棒位置偏差大警報の発信）
詳細は２(１)のとおり
【発生時の概要はＨ２０年３月１２日お知らせ済み、今回その後の状況をお知らせ】
３号機 118.0万 第13回 定期検査中
H20年2月2日〜５月下旬予定 		 
４号機 118.0万 運転中  


２．トラブル等情報について

（１） 法令に基づき国に報告する事象（安全協定の異常時報告事象にも該当する事象）
発電所名 　高浜発電所３号機 発 生 日 第１８回定期検査中（平成２０年２月４日）
件　　名 Ａ、Ｂ、Ｃ−蒸気発生器入口管台溶接部での傷の確認について　 　(添付図１参照)
事象概要
および
対 策 等		 　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、第１８回定期検査において、国内外で発生した６００系ニッケル基合金溶接部での応力腐食割れ事象を踏まえ、３台ある蒸気発生器（ＳＧ）の１次冷却材出口および入口管台の溶接部（計６箇所）内面について、応力腐食割れ予防保全としてショットピーニング工事※１を実施する計画でした。
　この工事のため、事前に当該溶接部内面の渦流探傷試験（ＥＣＴ）※２を行ったところ、Ａ−ＳＧ入口管台溶接部で７箇所、Ｂ−ＳＧ入口管台溶接部で１６箇所、Ｃ−ＳＧ入口管台溶接部で９箇所の有意な信号指示（複数の近接した信号を連続したものと評価した最大長さ　Ａ：約２８ｍｍ、Ｂ：約３８ｍｍ、Ｃ：約１４ｍｍ）を確認しました。
　ＥＣＴにおける有意な信号指示が認められたＳＧ入口管台溶接部３２箇所について、傷の深さを確認するため超音波探傷試験（ＵＴ）※３を実施した結果、Ａ−ＳＧ入口管台溶接部の２箇所、Ｂ−ＳＧ入口管台溶接部の６箇所、Ｃ−ＳＧ入口管台溶接部の３箇所の計１１箇所の板厚が、電気事業法に基づく工事計画認可申請書に記載の７５．２６ｍｍを下回ると評価しました。（最大深さ　Ａ：約９ｍｍ、Ｂ：約１５ｍｍ、Ｃ：約９ｍｍ）
　本事象による環境への放射能の影響はありません。

  ※１： ショットピーニング工事
小さい金属の玉を溶接部表面に当てることにより、溶接部表面の残留応力を低減させる工事。
  ※２： 渦流探傷試験（ＥＣＴ）
高周波電流を流したコイルを対象となる配管等に接近させることで対象物に渦電流を発生させ、対象物の欠陥に起こった渦電流の変化を電気信号として取り出すことで欠陥を検出する検査。
  ※３： 超音波探傷試験（ＵＴ）
超音波を使って金属等の内部にある有害な傷を検出する検査。


　傷が発生した原因について詳細に調査するため、傷の深さが最大と評価したＢ−ＳＧの入口管台溶接部について溶接部表面の型取観察およびスンプ観察※４等の調査を行った結果は、以下のとおりです。

  ※４： スンプ観察
損傷部の表面にフィルム等を貼り付け写し取り、これを顕微鏡で観察する。


１．原因調査結果　　
（１）型取観察
  ・ 傷の周辺では、グラインダ施工※５による仕上げ跡を確認しました。
  ・ 傷の下方にバフ施工※６の跡も確認しました。


  ※５： グラインダ施工
溶接部表面等に対して、電動工具に取り付けた円形状の砥石で研削または研磨を行うこと。
  ※６： バフ施工
溶接部表面等に対して、電動工具に取り付けた砥粒を付着させた布ペーパーを何枚も円形状に組み合わせたもの（バフ）で、クラインダ施工より細かな研磨を行なうこと。


（２）スンプ観察　
  ・ 傷は、軸方向の複数の割れが約２３．５ｍｍにわたって集まっており、デンドライト境界※７に沿った割れでした。
  ・ 割れの周辺に直径約７ｍｍの手直し溶接と思われる溶接の跡が認められました。
  ・ 割れは、これまで手直し溶接補修跡が認められた国内外の６００系ニッケル基合金溶接部で確認されている１次冷却材環境下における応力腐食割れ※８と同様の様相でした。


  ※７： デンドライト境界
溶接部では、溶融した金属が固まる際にできる柱状の結晶（デンドライト結晶）ができ、その結晶組織の境界のことをデンドライト境界という。
  ※８： １次冷却材環境下における応力腐食割れ
１次冷却材環境下で600系ニッケル基合金に発生するＰＷＲプラント特有の応力腐食割れ。（材料、環境および応力の３要素が重なって発生する割れ）


（３）製造履歴調査
　当該ＳＧは、プラント建設時に設置されたものであり、昭和５５年９月から昭和５８年３月の間に工場で製作されていました。
　当時の工事記録や検査記録を確認するとともに、関係者への聞き取り調査を行った結果、ＳＧの製作手順は、同部位でグラインダ施工（研削または研磨）の影響により高い引張応力が残留し、１次冷却材環境下における応力腐食割れが発生した日本原子力発電（株）敦賀発電所２号機のＳＧと同様であり、ＳＧ管台とセーフエンドを溶接した後、溶接で生じた溶接部表面の凸凹を除去するため、グラインダ施工（研削）およびバフ施工が行われていました。
　また、手直し溶接を実施した場合は、溶接部表面を弾力性のある砥石によりグラインダ施工（研磨）した可能性があることを確認しました。

（４）文献調査
　文献調査を行った結果、６００系ニッケル基合金溶接部については、加圧水型軽水炉（ＰＷＲ）の１次冷却材環境下で約３００ＭＰａ以上の引張応力が残留していた場合、１次冷却材環境下における応力腐食割れが発生する可能性があることを確認しました。
　日本原子力発電（株）敦賀発電所２号機のＳＧ入口管台溶接部において、手直し溶接部に弾力性のある砥石によりグラインダ施工（研磨）した内表面と、グラインダ施工（研削）およびバフ施工後の内表面におけるグラインダ施工跡に高い引張応力が残留し、１次冷却材環境下における応力腐食割れが発生した事象についても確認しました。
　また、応力腐食割れは、溶接部のデンドライト境界に沿って進展することを確認しました。

（５）表面加工状態確認試験　
　高浜発電所３号機ＳＧ入口管台の内表面加工条件については、日本原子力発電（株）敦賀発電所２号機と同様であり、敦賀発電所２号機の原因究明において実施された表面加工状態確認試験結果と今回の型取観察結果を比較しました。　　
　その結果、当該溶接部内表面は、敦賀発電所２号機でグラインダ施工（研削）およびバフ施工を行い、手直し溶接後に、弾力性のある砥石によりグラインダ施工（研磨）したものと推定された筋状の模様と同様であることを確認しました。
　その加工条件においては、１次冷却材環境下における応力腐食割れが発生する可能性がある約３００ＭＰａを超える引張残留応力が発生することを確認しました。
　なお、バフ施工を実施すると十分に残留応力が低減することを確認しました。

（６）調査結果のまとめ
  ・ 割れは、デンドライト境界に沿った割れであり、過去の１次冷却材環境下における応力腐食割れ事象と同じ様相を呈していました。
  ・ 当該溶接部内表面は、グラインダ施工（研削）およびバフ施工を行い、手直し溶接部は、弾力性のある砥石によりグラインダ施工（研磨）が行われたものと推定しました。
  ・ 敦賀発電所２号機で確認されたものと同様に、手直し溶接部を弾力性のある砥石によりグラインダ施工（研磨）が行われた表面と、グラインダ施工（研削）およびバフ施工した後のグラインダ施工跡に高い引張応力が残留し、１次冷却材環境下における応力腐食割れが発生している可能性が考えられました。


２．推定原因
　ＳＧの製作時、ＳＧ管台溶接部において、グラインダ施工（研削）およびバフ施工を行い、一部手直し溶接と弾力性のある砥石によりグラインダ施工（研磨）が行われたことで、高い引張応力が残留し、１次冷却材環境下における応力腐食割れが発生したものと推定しました。

３．対策
  以下のとおり対策を実施します。
  （１） ＳＧ管台溶接部の内表面全周を切削して浅い割れを除去した後、グラインダにより部分的に深い割れを除去します。
  （２） その後、深い割れを除去した部位に６００系ニッケル基合金で肉盛溶接を行った上で、内表面全周をより耐食性に優れた６９０系ニッケル基合金で肉盛溶接を行うとともに、念のため、バフ施工を行い残留応力の低減を図ります。
     
  対策工事には、数ヶ月を要し、原子炉起動は今年の夏頃となる見込みです。

［平成２０年２月４日、３月１０日　お知らせ済み］



発電所名 　大飯発電所２号機 発 生 日 平成２０年３月１２日
件　　名 大飯発電所２号機の出力降下について（制御棒位置偏差大警報の発信）
　(添付図２参照)
事象概要
および
対 策 等		 　大飯発電所２号機(加圧水型軽水炉 定格電気出力１１７万５千キロワット、定格熱出力３４２万３千キロワット)は、定格熱出力一定運転中、３月１２日９時１５分から定期試験（１回／月）である制御棒動作試験を実施していたところ、停止グループのバンクＤ（制御棒４本／グループ）を２２８ステップから２１６ステップまで挿入し、その後２２２ステップまで引き抜いたところ、９時３１分に「制御棒位置偏差大※１」の警報が発信しました。
　直ちに、ステップカウンタ※２指示値と制御棒の位置を指示する装置※３の指示値を確認したところ、停止グループバンクＤのステップカウンタ指示値は２２２ステップでしたが、制御棒の位置を指示する装置では、１本の制御棒が１９８ステップを示しており、残りの３本については、２２２ステップであることを確認しました。
　また、炉外核計装装置の指示値に若干の指示値低下が認められていることから、制御棒が滑り落ちた可能性があると判断しました。
　保安規定※４に基づき、３月１２日１０時２５分から出力降下を開始し、同日１１時４５分に原子炉出力を７５％以下としました。
　なお、本事象による周辺環境への影響はありません。

  ※１： 各バンクの制御棒位置の指示値の偏差が±１２ステップ以上になると警報が発信する。
  ※２： 制御棒の操作信号を数えて、制御棒位置を指示する装置。
  ※３： 電気的にコイルを用いて制御棒位置を検出する装置。
全挿入位置は０ステップ、全引抜き位置は２２８ステップ。
  ※４： 当該警報が発信し、制御棒１本が不整合であることを確認後、１時間以内に復旧できない場合、２時間以内に原子炉出力を７５％以下に下げる必要がある。

［平成２０年３月１２日　お知らせ済み］

　保安規定で定める運転上の制限として全ての制御棒が不整合でないことが求められております。このことから当該制御棒の挿入、引き抜き操作を行い、正常位置に戻し、３月１３日２３時４５分に保安規定の運転上の制限を満足した状態に復帰しました。
　なお、この制御棒の操作では異常は認められませんでした。
　現在、当該制御棒の挿入、引き抜き操作で得られたデータ等を評価し、原因究明を行っています。



（２）安全協定の異常時報告事象
      なし



（３）保全品質情報等
発電所名 　高浜発電所３，４号機 発 生 日 平成２０年２月１２日
件　　名 Ｂ—海水淡水化装置生産水ポンプ軸受部からの発火の原因と対策について
　 　(添付図３参照)
事象概要
および
対 策 等		 　高浜発電所３号機は第１８回定期検査中、高浜発電所４号機は定格熱出力一定運転中のところ、平成２０年２月１２日１０時３８分頃に協力会社社員が、４号機西側の屋外に位置する高浜発電所３、４号機　Ｂ—海水淡水化装置の生産水ポンプ※１軸受部から煙が出ていることを確認し、発電室当直員が常駐している中央制御室に連絡しました。同日１０時４５分頃、連絡を受けた当直員が現場に到着し、当該ポンプを停止しました。その直後に当該軸受部から発火したことから、直ちに協力会社社員が消火器で消火しました。
　その後、消防による現場確認が行われ、鎮火が確認されました。
　なお、本件において、負傷者は発生しておらず、環境への放射能の影響はありません。

  ※１： 海水淡水化装置生産水ポンプ
海水から作った淡水を発電所内に供給するポンプ。

［平成２０年２月１５日　お知らせ済み］

　調査した結果、以下のとおり原因を推定しました。
  ・ エアブリーザー※２取付部のすき間を埋めるシール材（コーキング）の塗布量不足により、軸受箱内に雨水等の水分が侵入し、錆が発生しました。
  ・ その錆がヘドロ状となり、補給用潤滑油を入れているオイルカップ※３に接続されている配管（オイルカップ接続配管）を閉塞しました。
  ・ 潤滑油が補給されない状態でポンプの運転を継続したことから軸受部が潤滑油から露出し、軸受部が過熱したことにより発煙に至り、ポンプの停止に伴いモータ冷却ファン等による当該軸受部の冷却（空冷）作用がなくなり、発火したものと推定しました。
　対策については、損傷した軸受等を新品に取り替えます。
　また、屋外に設置されている同型ポンプのエアブリーザー取付部のシール材の状態について点検を行います。

  ※２： エアブリーザー
ポンプ運転時の潤滑油の温度上昇による軸受箱の内圧上昇を防止するための空気抜き部である。
  ※３： オイルカップ
軸受箱に設置されており、軸受箱内の潤滑油が減少するとオイルカップから自動的に補給される。

以　上

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