発電損失頻度と炉心損傷頻度から見た常用系設備の信頼性比較
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カテゴリ: 第7回
1.緒言
- 米国の原子力発電所ではリスク情報を活用した 保守管理が数多く実施されているが,近年,我が国 においても,原子力発電所におけるリスク情報活用。 に関する様々な活動が進められている。 * JEAC4209-2007[1]では,系統の保全重要度は,原 子炉施設の安全性を確保するため「重要度分類指 針」「2]の重要度及び PSA から得られるリスク情報 に基づき設定できるとしている。また,日本原子力 学会標準「原子力発電所の安全確保活動の変更への リスク情報活用に関する実施基準」が公衆審査され ており,事業者が実施する運転・保守管理の変更に おいて,リスク情報を用いる際の基準の策定が進め られている。ここで,JEAC4209 ではリスク情報としてリスク 重要度を取りあげており, リスク重要度評価にあた っては,炉心損傷頻度(CDF)を少なくとも考慮す るとあるが,現行の原子力発電所の信頼性は極めて 高く,我が国では炉心損傷に至った事例はない。それに対し, プラントの計画外の手動停止や部分 出力低下による発電損失は年に数件程度報告され ている。そこで,CDF だけではなく発電損失に対す る PSA(GRA[3][4][5] : Generation Risk Assessment) の観点から各設備の信頼性を把握し対策を講じて おくことは,設備利用率向上や起因事象(ここでは, 通常の運転状態を妨げる事象であって、炉心損傷 及び格納容器損傷に波及する可能性のある事象 を指す) を発生させない取り組みにも繋がること等 - から,有用であると考えられる。そこで,本稿では,原子力安全の維持及び経済性
2.試評価 2.1 CDF RF TE
CDF 評価における PLR は「止める,冷やす,閉 じ込める」のうち, 「止める」機能の一部としての 反応度制御に分類される。仮想的に MG セットとイ ンバータの反応度制御機能のフォールトツリーを 作成し,原子力施設情報公開ライブラリー (NUCIA) に掲載の故障率[6](用いられているデータは 1982 年度~2002 年度(ABWR を除く))を用いて試評価 したシステム信頼性解析及び内的事象レベル 1PSA の CDF の相対比 (MG セットの場合/インバータの 場合)結果を Tablel に示す。Tablel の結果から, CDF 評価自体にはほとんど差 がないことが確認された。Table1 Results of system analysis and CDF PLR システムCDF 驅動用電源 非信頼度 [MG セット]/|約96%約100% [インバータ] |連絡先:佐藤輝和,株式会社テプコシステムズ 〒135-0034 東京都江東区永代2-37-28渋澤シティプレ イス永代 E-mail:satou-teruyoshi@tepsys.co.jp2.2 GRAGRA とは, 機器の機能喪失に伴うプラント出力低 下による発電損失を算出する評価である[3] (評価モ デルの概念図を Fig.1 に示す)。そのため,CDF 評価 における反応度制御機能とは異なり,GRA ではプラMember Member127ント運転中に継続運転状態にある PLR が継続運転 に失敗し「止まる」ことによりプラント出力低下に 至り,プラントが定格運転に復帰するまでに損失す る電力量の期待値を評価する。評価にあたっては, CDF 評価同様 NUCIA に登録されている故障率[6]を 用いた。故障率は各々の機器に応じて定義されたバ ウンダリが決まっており,本試評価ではバウンダリ 内の細部の故障箇所の差違については考慮しない こととした。Fig.2 に MG セットのバウンダリを示す。100% プラント出力低下給復水系故障循環水系故障計裝用空氣系故障給復水系故障循環水系故障計裝用空气系故障ポンプ故障電動故障検出器故障Fig.1Sample of a part of GRA model (Adapted from [5])バウンダリ外機器本体バウンダリ内 発電機、電動機、励磁機、流体継手、 フライホイール、回転計、その他を、 クーラ、その他 AVR、速度制御(現 清酒温度・ 圧力等に係わる検出器・変換・保護 リレー、その他 支指導、アンカー等 界に断器、ケーフル計測制登電・送電関連計調制御(電圧、電流サホート 号線・ケーブルとの保護リレーAVR※19変換機器Fig.2Component boundary of M-G set(Adapted from [7])一般的に, GRA は全系統に渡り出力低下に寄与す る機器を分析・抽出し, Fig.1 のような評価モデルを 構築する必要があるが,本試評価では MG セット及 びインバータの機能喪失は直ちにプラント出力低 下の要因となるため,故障率が発電損失頻度そのも のとなる。故障率を Table2 に示す。次に, Table2 の故障率の推定のベースとなる各機 器の不具合事例を NUCIA で調査し,定格出力,出 力低下割合及び出力低下継続時間が確認できるデ ータを抽出し,出力低下1回発生時の平均発電損失 電力量を算出した。これに Table2 の発電損失頻度を 乗じることにより,1 日あたりの発電損失電力量の 期待値が算出できる。この結果を Table3 に示す。Table3 の結果から,MG セットの故障による出力 低下1回発生時の平均発電損失電力量はインバータ に比べ大きいものの, 1 日あたりの発電損失電力量 及び発電損失金額の期待値は MGセットの方がイン バータよりも小さいとの評価結果となった。Table2 Generation Loss frequency (Failure rate)(Adapted from [6])発電損失頻度 PLR 驅動用電源(故障率(平均値))[1(回)/hour] MG セット8.4E-6 インバータ0.000034PLR 壓動用電源Table3 Results of GRA 出力低下1回発生 「1日あたりの発電 時の平均発電損失 損失電力量期待 電力量値 MWh][MWh/day] 約1.7×10^約 33 約1.5×10約123MG セット インバータまた,原子力発電が停止して損失した電力量は, 原子力発電以外のエネルギー源により補充される と考えられることから,ここでは液化天然ガス (LNG)火力と石油火力に着目し,原子力発電単価 (5.9 円/kWh[8]) と LNG 火力発電単価(6.4 円 /kWh[8])及び石油火力発電単価 (10.2 円/kWh[8]) の差分をTable3 の1日あたりの発電損失電力量期待 値に乗じることにより,実質的な発電損失に伴う収 益性の損失額の期待値を評価した[5]。この結果を Table4 に示す。Table4 の結果から, MG セットとインバータの収 益性の損失額の期待値の差分は、原子力発電の代わ りにLNG火力発電を用いた場合は,1日あたり約5 万円程度,1年あたりでは約 1600 万円程度となり, 石油火力発電を用いた場合は, 1日あたり約 39 万円 程度,1年あたりでは約 1.4 億円程度との評価結果 となった。128Table4 Profitability comparison with another energy原子力発電単価と他のエネル PLRギーによる発電単価の差分 「恥動用電源対 LNG火力 | 対石油火力[円/day] | [円/day] MG セット約16,000 約142,000 インバータ約61,000 約 528,000 [MG セット]と 「インバータ]の差分 |約45,000 約 386,0003.結言 - リスク情報の活用の一例として, PLR の MG セッ トとインバータの信頼性の比較を CDF と GRA の観 点から試評価した結果, CDF 結果はほとんど差がな いものの,GRA 結果は MG セットの発電損失電力 量の期待値に差が確認されたことから, CDF だけで は意志決定の難しい運転・保守管理の変更であって も,GRA から得られるリスク情報が活用されれば, その意志決定の一助を担うことができる可能性が 確認できた。また,今回は PLR に着目したが, PLR 以外の常用 系の機器の運転・保守管理に対する意志決定への GRA の活用方法について検討していきたい。 参考文献 [1] 「原子力発電所の保守管理規程」, 社団法人日 1日本電気協会. [2] 「発電用軽水型原子炉施設の安全機能の重要度分類に関する審査指針」, 原子力安全委員会, [3] 「Generation Risk Assessment (GRA) at CooperNuclear Station] , Electric Power Research Institute. [4] 「Case Study: A Comparison of Generation RiskAssessment and Failure Modes and Effects Analysis Methodologies at TEPCO's NuclearPower Plants」 , Electric Power Research Institute. [5] 「発電損失リスク評価手法の開発と活用方法」,日本原子力学会 2009年秋. [6] 「故障件数の不確実さを考慮した国内一般機器故障率の推定」, 原子力施設情報公開ライブラリーNUCIA. [7] 「原子力発電所に関する確率論的安全評価用 この機器故障率の算出(1982 年度~1997 年度 16ヵ年 49 基データ改訂版)」, 原子力施設情報公開ライブラリーNUCIA. [8] 「原子力発電の経済性について」,総合エネルギー調査会原子力部会第 70回. [1] 「原子力発電所の保守管理規程」, 社団法人日|本電気協会. [2] 「発電用軽水型原子炉施設の安全機能の重要度分類に関する審査指針」, 原子力安全委員会. [3] 「Generation Risk Assessment (GRA) at CooperNuclear Station] , Electric Power Research Institute. [4] 「Case Study: A Comparison of Generation RiskAssessment and Failure Modes and Effects Analysis Methodologies at TEPCO's NuclearPower Plants] , Electric Power Research Institute. [5] 「発電損失リスク評価手法の開発と活用方法」,日本原子力学会 2009年秋. [6] 「故障件数の不確実さを考慮した国内一般機器故障率の推定」, 原子力施設情報公開ライブ」ラリーNUCIA. 「7「原子力発電所に関する確率論的安全評価用 この機器故障率の算出(1982 年度~1997 年度 16カ年 49 基データ改訂版)」, 原子力施設情報公開ライブラリーNUCIA. [8] 「原子力発電の経済性について」, 総合エネル- 129 -“ “発電損失頻度と炉心損傷頻度から見た常用系設備の信頼性比較“ “佐藤 輝和,Teruyoshi SATO,米山 充,Yoneyama MITSURU
- 米国の原子力発電所ではリスク情報を活用した 保守管理が数多く実施されているが,近年,我が国 においても,原子力発電所におけるリスク情報活用。 に関する様々な活動が進められている。 * JEAC4209-2007[1]では,系統の保全重要度は,原 子炉施設の安全性を確保するため「重要度分類指 針」「2]の重要度及び PSA から得られるリスク情報 に基づき設定できるとしている。また,日本原子力 学会標準「原子力発電所の安全確保活動の変更への リスク情報活用に関する実施基準」が公衆審査され ており,事業者が実施する運転・保守管理の変更に おいて,リスク情報を用いる際の基準の策定が進め られている。ここで,JEAC4209 ではリスク情報としてリスク 重要度を取りあげており, リスク重要度評価にあた っては,炉心損傷頻度(CDF)を少なくとも考慮す るとあるが,現行の原子力発電所の信頼性は極めて 高く,我が国では炉心損傷に至った事例はない。それに対し, プラントの計画外の手動停止や部分 出力低下による発電損失は年に数件程度報告され ている。そこで,CDF だけではなく発電損失に対す る PSA(GRA[3][4][5] : Generation Risk Assessment) の観点から各設備の信頼性を把握し対策を講じて おくことは,設備利用率向上や起因事象(ここでは, 通常の運転状態を妨げる事象であって、炉心損傷 及び格納容器損傷に波及する可能性のある事象 を指す) を発生させない取り組みにも繋がること等 - から,有用であると考えられる。そこで,本稿では,原子力安全の維持及び経済性
2.試評価 2.1 CDF RF TE
CDF 評価における PLR は「止める,冷やす,閉 じ込める」のうち, 「止める」機能の一部としての 反応度制御に分類される。仮想的に MG セットとイ ンバータの反応度制御機能のフォールトツリーを 作成し,原子力施設情報公開ライブラリー (NUCIA) に掲載の故障率[6](用いられているデータは 1982 年度~2002 年度(ABWR を除く))を用いて試評価 したシステム信頼性解析及び内的事象レベル 1PSA の CDF の相対比 (MG セットの場合/インバータの 場合)結果を Tablel に示す。Tablel の結果から, CDF 評価自体にはほとんど差 がないことが確認された。Table1 Results of system analysis and CDF PLR システムCDF 驅動用電源 非信頼度 [MG セット]/|約96%約100% [インバータ] |連絡先:佐藤輝和,株式会社テプコシステムズ 〒135-0034 東京都江東区永代2-37-28渋澤シティプレ イス永代 E-mail:satou-teruyoshi@tepsys.co.jp2.2 GRAGRA とは, 機器の機能喪失に伴うプラント出力低 下による発電損失を算出する評価である[3] (評価モ デルの概念図を Fig.1 に示す)。そのため,CDF 評価 における反応度制御機能とは異なり,GRA ではプラMember Member127ント運転中に継続運転状態にある PLR が継続運転 に失敗し「止まる」ことによりプラント出力低下に 至り,プラントが定格運転に復帰するまでに損失す る電力量の期待値を評価する。評価にあたっては, CDF 評価同様 NUCIA に登録されている故障率[6]を 用いた。故障率は各々の機器に応じて定義されたバ ウンダリが決まっており,本試評価ではバウンダリ 内の細部の故障箇所の差違については考慮しない こととした。Fig.2 に MG セットのバウンダリを示す。100% プラント出力低下給復水系故障循環水系故障計裝用空氣系故障給復水系故障循環水系故障計裝用空气系故障ポンプ故障電動故障検出器故障Fig.1Sample of a part of GRA model (Adapted from [5])バウンダリ外機器本体バウンダリ内 発電機、電動機、励磁機、流体継手、 フライホイール、回転計、その他を、 クーラ、その他 AVR、速度制御(現 清酒温度・ 圧力等に係わる検出器・変換・保護 リレー、その他 支指導、アンカー等 界に断器、ケーフル計測制登電・送電関連計調制御(電圧、電流サホート 号線・ケーブルとの保護リレーAVR※19変換機器Fig.2Component boundary of M-G set(Adapted from [7])一般的に, GRA は全系統に渡り出力低下に寄与す る機器を分析・抽出し, Fig.1 のような評価モデルを 構築する必要があるが,本試評価では MG セット及 びインバータの機能喪失は直ちにプラント出力低 下の要因となるため,故障率が発電損失頻度そのも のとなる。故障率を Table2 に示す。次に, Table2 の故障率の推定のベースとなる各機 器の不具合事例を NUCIA で調査し,定格出力,出 力低下割合及び出力低下継続時間が確認できるデ ータを抽出し,出力低下1回発生時の平均発電損失 電力量を算出した。これに Table2 の発電損失頻度を 乗じることにより,1 日あたりの発電損失電力量の 期待値が算出できる。この結果を Table3 に示す。Table3 の結果から,MG セットの故障による出力 低下1回発生時の平均発電損失電力量はインバータ に比べ大きいものの, 1 日あたりの発電損失電力量 及び発電損失金額の期待値は MGセットの方がイン バータよりも小さいとの評価結果となった。Table2 Generation Loss frequency (Failure rate)(Adapted from [6])発電損失頻度 PLR 驅動用電源(故障率(平均値))[1(回)/hour] MG セット8.4E-6 インバータ0.000034PLR 壓動用電源Table3 Results of GRA 出力低下1回発生 「1日あたりの発電 時の平均発電損失 損失電力量期待 電力量値 MWh][MWh/day] 約1.7×10^約 33 約1.5×10約123MG セット インバータまた,原子力発電が停止して損失した電力量は, 原子力発電以外のエネルギー源により補充される と考えられることから,ここでは液化天然ガス (LNG)火力と石油火力に着目し,原子力発電単価 (5.9 円/kWh[8]) と LNG 火力発電単価(6.4 円 /kWh[8])及び石油火力発電単価 (10.2 円/kWh[8]) の差分をTable3 の1日あたりの発電損失電力量期待 値に乗じることにより,実質的な発電損失に伴う収 益性の損失額の期待値を評価した[5]。この結果を Table4 に示す。Table4 の結果から, MG セットとインバータの収 益性の損失額の期待値の差分は、原子力発電の代わ りにLNG火力発電を用いた場合は,1日あたり約5 万円程度,1年あたりでは約 1600 万円程度となり, 石油火力発電を用いた場合は, 1日あたり約 39 万円 程度,1年あたりでは約 1.4 億円程度との評価結果 となった。128Table4 Profitability comparison with another energy原子力発電単価と他のエネル PLRギーによる発電単価の差分 「恥動用電源対 LNG火力 | 対石油火力[円/day] | [円/day] MG セット約16,000 約142,000 インバータ約61,000 約 528,000 [MG セット]と 「インバータ]の差分 |約45,000 約 386,0003.結言 - リスク情報の活用の一例として, PLR の MG セッ トとインバータの信頼性の比較を CDF と GRA の観 点から試評価した結果, CDF 結果はほとんど差がな いものの,GRA 結果は MG セットの発電損失電力 量の期待値に差が確認されたことから, CDF だけで は意志決定の難しい運転・保守管理の変更であって も,GRA から得られるリスク情報が活用されれば, その意志決定の一助を担うことができる可能性が 確認できた。また,今回は PLR に着目したが, PLR 以外の常用 系の機器の運転・保守管理に対する意志決定への GRA の活用方法について検討していきたい。 参考文献 [1] 「原子力発電所の保守管理規程」, 社団法人日 1日本電気協会. [2] 「発電用軽水型原子炉施設の安全機能の重要度分類に関する審査指針」, 原子力安全委員会, [3] 「Generation Risk Assessment (GRA) at CooperNuclear Station] , Electric Power Research Institute. [4] 「Case Study: A Comparison of Generation RiskAssessment and Failure Modes and Effects Analysis Methodologies at TEPCO's NuclearPower Plants」 , Electric Power Research Institute. [5] 「発電損失リスク評価手法の開発と活用方法」,日本原子力学会 2009年秋. [6] 「故障件数の不確実さを考慮した国内一般機器故障率の推定」, 原子力施設情報公開ライブラリーNUCIA. [7] 「原子力発電所に関する確率論的安全評価用 この機器故障率の算出(1982 年度~1997 年度 16ヵ年 49 基データ改訂版)」, 原子力施設情報公開ライブラリーNUCIA. [8] 「原子力発電の経済性について」,総合エネルギー調査会原子力部会第 70回. [1] 「原子力発電所の保守管理規程」, 社団法人日|本電気協会. [2] 「発電用軽水型原子炉施設の安全機能の重要度分類に関する審査指針」, 原子力安全委員会. [3] 「Generation Risk Assessment (GRA) at CooperNuclear Station] , Electric Power Research Institute. [4] 「Case Study: A Comparison of Generation RiskAssessment and Failure Modes and Effects Analysis Methodologies at TEPCO's NuclearPower Plants] , Electric Power Research Institute. [5] 「発電損失リスク評価手法の開発と活用方法」,日本原子力学会 2009年秋. [6] 「故障件数の不確実さを考慮した国内一般機器故障率の推定」, 原子力施設情報公開ライブ」ラリーNUCIA. 「7「原子力発電所に関する確率論的安全評価用 この機器故障率の算出(1982 年度~1997 年度 16カ年 49 基データ改訂版)」, 原子力施設情報公開ライブラリーNUCIA. [8] 「原子力発電の経済性について」, 総合エネル- 129 -“ “発電損失頻度と炉心損傷頻度から見た常用系設備の信頼性比較“ “佐藤 輝和,Teruyoshi SATO,米山 充,Yoneyama MITSURU