JP6689623B2

JP6689623B2 - ループヒートパイプ熱交換システム及び原子炉用ループヒートパイプ熱交換システム

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Publication number: JP6689623B2
Application number: JP2016033727A
Authority: JP
Inventors: 政隆日高; 和明木藤; 藤井　正; 正藤井
Original assignee: Hitachi GE Nuclear Energy Ltd
Current assignee: Hitachi GE Nuclear Energy Ltd
Priority date: 2016-02-25
Filing date: 2016-02-25
Publication date: 2020-04-28
Anticipated expiration: 2036-02-25
Also published as: JP2017150742A

Description

本発明は、ループヒートパイプ熱交換システム及び原子炉用ループヒートパイプ熱交換システムに関する。

例えば、原子炉システムは、核燃料ペレットを封止した燃料棒と、燃料棒を束ねた燃料集合体を装荷した炉心と、炉心を内包する原子炉圧力容器（圧力容器）と、圧力容器を気密構造で格納する原子炉格納容器（格納容器）とによって、放射性物質が原子炉外部へ漏えいするのを防止する。

圧力容器内に給水された冷却水は、炉心で加熱されて蒸気となる。蒸気は、圧力容器から主蒸気管を通ってタービンに送られ、タービンを回す。蒸気は、タービンを回した後、復水器で凝縮され、給水ポンプによって再び圧力容器内に給水される。格納容器には、圧力抑制プールが設けられる。圧力抑制プールは、主蒸気管破断等の事故時に圧力容器から漏洩した蒸気を、プール水中で凝縮させて、格納容器内の圧力を低下させる。

原子炉システムは、故障等に対応して、原子炉の停止後に炉心を冷却するための非常用炉心冷却装置を備える。非常用炉心冷却装置は、高圧注水系、低圧注水系、および原子炉隔離時冷却系からなる。その後の長期冷却過程では、残留熱除去系によって、圧力容器の水位維持と炉心の冷却、あるいは圧力抑制プールの冷却が行われる。最終的に崩壊熱は、ヒートシンクとしての、格納容器外部の大気や海水、河川水、湖水等に放熱される。

もしも全電源の喪失する事象等が長期間続く場合、ポンプ等の能動的機器を用いる残留熱除去系は、十分に作動するのが難しい。非特許文献１は、残留熱除去系による格納容器外部への放熱が困難な場合に対して、炉心で発生した崩壊熱を受動的な機器を用いて格納容器外部に放熱するシステムを提案する。

非特許文献１の提案する「無限時間空冷システム」は、圧力容器内に設けた一次側熱交換器と、格納容器外周部（格納容器シェルタ外周部）の大気中に設けた二次側熱交換器とを、流路で連通するループヒートパイプ熱交換システムである。この熱交換システムでは、崩壊熱で加熱された冷却水や蒸気の熱により、一次側熱交換器内の水が蒸発して流路を流れ、二次側熱交換器で空冷されて凝縮し、その凝縮水が重力で一次側熱交換器に循環する。

上述の熱交換システムでは、一次側熱交換器が圧力容器内に設置されるため、小型であることが求められる。さらに、その熱交換システムでは、二次側熱交換器は、水冷と比較して熱伝達率が低い空冷方式であるため、ループヒートパイプ熱交換器の伝熱性能の向上が課題である。

特許文献１は、ループヒートパイプ熱交換システムの伝熱性能の主要な低下要因として、システムの作動開始時に熱交換器の伝熱管内と流路内とに存在していた非凝縮性ガスの影響を示す。
ループヒートパイプ熱交換器では、運転時の気液比を基に、運転開始時に所定の量の冷媒（冷却水）を充填している。このため、蒸気と非凝縮性ガスとの混合ガスが、ループヒートパイプ熱交換器の気相空間を占めている。非凝縮性ガスの濃度が増加すると、それに反比例して凝縮熱の伝達率が低下する。さらに、非凝縮性ガスの分圧により、凝縮器側の圧力が高くなるため、冷媒蒸気の循環流量が減少する。この冷媒蒸気の循環流量の減少も、伝熱性能の低下につながる。

ところで、特許文献２に記載のように、蒸気発電システムにおける、蒸気発生、動力回収、蒸気凝縮、給水といったサイクルの構成要素である凝縮器において、主凝縮器と非凝縮性ガスの吐出用凝縮器とを備えるものがある。

非特許文献３に記載のように、蒸気発電システムの一例としての地熱バイナリ発電システムに、ループヒートパイプ熱交換システムを適用することができる。地熱バイナリ発電システムでは、地熱の蒸気と熱水とを比較的低沸点の媒体と熱交換することで、蒸気タービンを回して発電する。この地熱バイナリ発電システムにおいて、ループヒートパイプ熱交換システムが果たす機能は、発電効率の向上である。

特許文献１には、ループヒートパイプ熱交換システムの流路内の非凝縮性ガスの濃度を低減する技術が開示されている。特許文献１に記載の従来技術では、下部ヘッダ、複数の凝縮管群、上部ヘッダで構成される二次側熱交換器において、一部の凝縮管群を、上部ヘッダに連通させずに、ガス分離用の管に接続する。上部ヘッダから流入した非凝縮性ガスは、凝縮水とともに二次側熱交換器の伝熱管内を下り、下部ヘッダで密度差によって気液分離されて、上部ヘッダに連通していない伝熱管内を上昇し、ガス分離管に貯留される。特許文献１では、ガス分離管の圧力が所定のガス圧力に達すると、ガス分離管上部の弁を開いて、非凝縮性ガスを排出する。

特許文献２では、主凝縮器の余剰蒸気に非凝縮性ガスを同伴させて排出し、非凝縮性ガス吐出用の凝縮器で余剰蒸気を凝縮させる。そして、非凝縮性ガス用の凝縮器に残留した非凝縮性ガスを真空ポンプや空気エゼクタによって排出する。

特許文献３の従来技術は、二次側熱交換器の下部ヘッダより下流に、非凝縮性ガスの排出管を接続する。特許文献３では、上部ヘッダと下部ヘッダとの温度差に基づいて、非凝縮性ガスを排出する。これは、非凝縮性ガスが二次側熱交換器の伝熱管内に蓄積すると、凝縮熱伝達率が低下して凝縮液の温度が増加する現象を利用したものである。

特許文献４には、所定の量の冷媒を充填したループヒートパイプの気相を真空ポンプで吸引し、上部をカシメて封印することで、非凝縮性ガスを排除するループヒートパイプ製造技術が開示されている。

特許第１６３３６８４号公報特開平１０−２６８３号公報特開昭６０−８００８７号公報特開平６−２２９６９３号公報

Ｐｒｏｃｅｅｄｉｎｇｓｏｆｔｈｅ２０１４２２ｎｄＩｎｔｅｒｎａｔｉｏｎａｌＣｏｎｆｅｒｅｎｃｅｏｎＮｕｃｌｅａｒＥｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ，Ｊｕｌｙ７−１１，２０１４，Ｐｒａｇｕｅ，ＣｚｅｃｈＲｅｐｕｂｌｉｃ，ＩＣＯＮＥ２２−３０９８９田村，他，日本原子力学会「２０１４年春の年会」予稿集，ｐ．６４８（２０１４）Ｍｉｃｋｓｏｎ，Ｍ．Ｈ．，Ｆａｎｅｌｌｉ，Ｍ．，地熱エネルギー入門，日本地熱学会ＩＧＡ専門部会訳（２００５）

上述の特許文献１および特許文献３に記載の技術は、流動する冷却液や蒸気の中から非凝縮性ガスを収集するため、非凝縮性ガスを完全に除去することは難しい。

また、これらの従来技術は、温度や圧力の計測値を基に弁を開閉して非凝縮性ガスを排出するため、センサやアクチュエータの動力源となる計装電源や制御電源が停止した場合は、例えば弁が開かずに非凝縮性ガスを排出できない、あるいは、弁が開いたままの状態となりループヒートパイプ熱交換システムが機能しない可能性がある。従って、万全の安全確保を要求される原子炉システムに、特許文献１および特許文献３に記載の従来技術を適用することは容易ではない。

特許文献２に記載の技術も、流動する液中や蒸気との混合ガス中から非凝縮性ガスを収集するため、非凝縮性ガスを完全に除去することは困難である。また、特許文献２の技術では、非凝縮性ガスの排出に真空ポンプや空気エゼクタを用いるため、それらを駆動するために電力を消費するだけでなく、電源喪失時には起動できないため除熱性能が低下する可能性がある。

特許文献４に記載の技術は、ループヒートパイプの熱伝達素子に関するものである。しかし、特許文献４の方法で製造可能なループヒートパイプの長さには限度があり、長い距離間で熱を輸送するのには向いていない。例えば原子炉システムでは、圧力容器から格納容器の外部まで熱を運んで捨てる必要があるが、このような長距離間の除熱に使用可能なループヒートパイプを特許文献４の製造方法で作成するのは難しい。

さらに、特許文献４に記載のように、管群型のループヒートパイプ熱交換システムの気相を真空ポンプで吸引して、原子炉の運転期間中に、圧力容器内の高温高圧環境下で一次側熱交換器から二次側熱交換器までの流路の負圧を維持することは、メンテナンス上の負荷が大きい。

蒸気発電システムにおいても同様に、加熱部から凝縮部までのループを恒久的に密閉したり、真空ポンプで吸引したりすることは困難である。

本発明は、上述の課題に鑑みてなされたもので、その目的は、簡易かつ省エネルギな構成で、非凝縮性ガスの混入を抑制することのできるループヒートパイプ熱交換システム及び原子炉用ループヒートパイプ熱交換システムを提供することにある。本発明の他の目的は、非凝縮性ガスの混入を抑制することができ、電源が失われた場合でも自動的に起動して、加熱源から冷却源に向けて熱を輸送することができるループヒートパイプ熱交換システム及び原子炉用ループヒートパイプ熱交換システムを提供することにある。

上記課題を解決すべく、本発明の一つの観点に従うループヒートパイプ熱交換システムは、作動流体の密度差により熱を輸送するループヒートパイプ熱交換システムであって、加熱源に設けられ、第１伝熱管を有する第１熱交換器と、冷却源に設けられ、第２伝熱管を有する第２熱交換器と、第１伝熱管の流出口と第２伝熱管の流入口とを接続する第１流路と、第２伝熱管の流出口と第１伝熱管の流入口とを接続する第２流路と、第２流路の途中に接続された蓄圧タンクと、を備え、第１伝熱管と第２伝熱管と第１流路と第２流路と蓄圧タンク内の一部とは、運転開始前に予め作動流体で満たされている。

本発明の他の一つの観点に従う原子炉用ループヒートパイプ熱交換システムは、原子炉に用いるループヒートパイプ熱交換システムであって、原子炉は、核燃料を装架した炉心と、炉心を内包する圧力容器と、炉心で発生した蒸気をタービンに送る主蒸気管と、圧力容器を内包する格納容器と、格納容器内の空間部であるドライウェルと、格納容器内の一部空間を閉空間に仕切り、水プールを有するウェットウェルと、ドライウェルとウェットウェルのプール水中を連通するベント管とを含んでおり、圧力容器内に設けられ、第１伝熱管を有する第１熱交換器と、第１熱交換器の高さ方向設置位置よりも高い位置で格納容器の外部に設けられ、第２伝熱管を有する第２熱交換器と、第１伝熱管の流出口と第２伝熱管の流入口を接続する第１流路と、第２伝熱管の流出口と第１伝熱管の流入口を接続する第２流路と、格納容器の外部に位置して、第２流路の途中に接続された蓄圧タンクと、第２流路の途中に設けられ、通常時は閉弁しており、駆動電源の停止時には開弁する第２隔離弁と、を備え、第１伝熱管と第２伝熱管と第１流路と第２流路と蓄圧タンク内の一部とは、予め作動流体で満たされている。

本発明のさらに他の一つの観点に従う原子炉用ループヒートパイプ熱交換システムは、原子炉に用いるループヒートパイプ熱交換システムであって、原子炉は、核燃料を装架した炉心と、炉心を内包する圧力容器と、炉心で発生した蒸気をタービンに送る主蒸気管と、圧力容器を内包する格納容器と、格納容器内の空間部であるドライウェルと、格納容器内の一部空間を閉空間に仕切り、水プールを有するウェットウェルと、ドライウェルとウェットウェルのプール水中を連通するベント管とを含んでおり、ドライウェル内に設けられ、第１伝熱管を有する第１熱交換器と、第１熱交換器の高さ方向設置位置よりも高い位置で格納容器の外部に設けられ、第２伝熱管を有する第２熱交換器と、第１伝熱管の流出口と第２伝熱管の流入口を接続する第１流路と、第２伝熱管の流出口と第１伝熱管の流入口を接続する第２流路と、格納容器の外部に位置して、第２流路の途中に接続された蓄圧タンクと、第２流路の途中に設けられる第２隔離弁と、を備え、第１伝熱管と第２伝熱管と第１流路と第２流路と蓄圧タンク内の一部とは、予め作動流体で満たされている。

本発明によれば、第１伝熱管、第２伝熱管、第１流路、第２流路および蓄圧タンク内の一部には予め作動流体が満たされているので、非凝縮性ガスを作動流体の循環する経路から除去することができ、伝熱性能を向上することができる。そして、運転開始後に、第１伝熱管が加熱源により加熱されて、作動流体の一部が蒸気に変わると、この蒸気により押し出される作動流体が蓄圧タンクへ流入する。蓄圧タンク内の気相部は圧縮されるため、加圧状態が維持される。これにより、作動流体を、気液二相流の状態に移行させ、状態を保持することができる。作動流体内への非凝縮性ガスの混入が事前に抑制されているため、凝縮熱の伝達率低下を抑制し、作動流体が循環する流量の低下を防止できる。

第１実施例に係るループヒートパイプ熱変換システムの構成図。第１実施例の変形例に係る熱交換システムの構成図。冷却水を充填する様子を示す構成図。起動時の様子を示す構成図。沸騰後の様子を示す構成図。第１実施例の他の変形例を示す熱交換システムの構成図。第２実施例に係るループヒートパイプ熱交換システムの構成図。第３実施例に係るループヒートパイプ熱交換システムの構成図。起動時の様子を示す構成図。冷却水の一部が沸騰した場合の様子を示す構成図。第３実施例の変形例に係る熱交換システムの構成図。第４実施例に係るループヒートパイプ熱交換システムの構成図。第４実施例の変形例に係る熱交換システムの構成図。第５実施例に係るループヒートパイプ熱交換システムの構成図。第５実施例の変形例に係る熱交換システムの構成図。第６実施例の原子炉用ループヒートパイプ熱交換システムの構成図。第７実施例の原子炉用ループヒートパイプ熱交換システムの構成図。第８実施例の原子炉用ループヒートパイプ熱交換システムの構成図。第９実施例の原子炉用ループヒートパイプ熱交換システムの構成図。第１０実施例の原子炉用ループヒートパイプ熱交換システムの構成図。

以下、図面に基づいて、本発明の実施の形態を説明する。本実施形態に係るループヒートパイプ熱交換システムは、例えば、地熱バイナリ発電システムや原子炉システムなどに好適に用いることができる。

本実施形態に係るループヒートパイプ熱交換システムは、例えば、原子炉残留熱を除去する装置の一部として用いることができる。本実施形態によれば、原子炉の故障時や事故時に、原子炉の崩壊熱を格納容器外のヒートシンクに放熱することができる。さらに、本実施形態によれば、原子炉外部電源および制御電源が喪失した場合でも、ループヒートパイプ熱交換システムは自動的に起動し、除熱することができる。さらに、本実施形態によれば、熱交換器への非凝縮性ガスの混入を事前に防止することができ、除熱性能の低下を抑制できる。

以下、ループヒートパイプ熱交換システムを適用可能な熱利用システムとして、原子炉システムを例に挙げて説明する。本実施形態では、加熱源に設けられる一次側熱交換器（第１熱交換器）よりも、冷却源に設けられる二次側熱交換器（第２熱交換器）の設置高さを高くする。一次側熱交換器で発生した作動流体（冷却水）の蒸気は、流路を流れて、高い位置に設置された二次側熱交換器へ向かい、凝縮水となる。二次側熱交換器の凝縮水は、低い位置にある一次側熱交換器へ向けて流路を戻る。これにより、本実施形態では、冷却水の密度差と重力とによる自然循環を利用して、一次側熱交換器と二次側熱交換器の間で冷却水を循環させる。

本実施形態は、原子炉の緊急停止後に、核燃料の崩壊熱を格納容器外部に放熱する原子炉残留熱除去系に適用できる。この場合、加熱源は、圧力容器内において炉心から発生した蒸気、あるいは圧力容器内の冷却水である。加熱源は、格納容器ドライウェル空間に存在する気体あるいは冷却水であってもよい。加熱源は、格納容器ウェットウェル空間に存在する気体、あるいは冷却水であってもよい。加熱源は、非常用復水器の二次側蒸気、あるいは二次側冷却水であってもよい。加熱源は、非常用炉心冷却水系ポンプの機器本体、あるいはポンプ室内の気体であってもよい。

二次側熱交換器から一次側熱交換器へ凝縮水が戻る流路と、一次側熱交換器から二次側熱交換器へ蒸気が流れる流路とに、それぞれフェイルオープン型の自動弁を設けることもできる。一次側熱交換器と二次側熱交換器との間で冷却水または蒸気が循環する流路のことを、ループ流路と呼ぶ。本実施形態では、二次側熱交換器の流出口側に位置して、ループ流路に蓄圧タンクを接続する。そして、本実施形態では、原子炉の運転開始前に、熱交換器の内部とループ流路の内部と蓄圧タンク内の一部とをそれぞれ冷却水で満たした後で、自動弁を閉弁する。

脈動を抑制する場合は、脈動抑制機構を凝縮水戻り流路に設ける。脈動抑制機構は、例えば、凝縮水戻り流路の流路断面積を調整することで、脈動を抑制する。例えば、凝縮水戻り流路に、圧力損失を与えるオリフィスを設ければよい。

あるいは、凝縮水戻り流路に、流量調整機能を有するフェイルオープン型の自動弁を設け、その自動弁の弁開度の初期値を小さくしておき、ループヒートパイプ熱交換システムの起動後に弁開度を徐々に増加するように設定すればよい。

あるいは、凝縮水戻り流路の途中に他の凝縮水戻り流路を並列に設け、これらの凝縮水戻り流路にそれぞれフェイルオープン型の自動弁を配置し、複数の自動弁のうち少なくともいずれか一つの自動弁の最大弁開度を他の自動弁の最大弁開度よりも小さく設定してもよい。そしてループヒートパイプ熱交換システムの起動時には、最大弁開度の小さい自動弁から先に開弁し、その後に他の自動弁を開弁させるように設定すればよい。

本実施形態では、蓄圧タンクに安全弁を設けることもできる。そして、安全弁の設定圧力を、熱交換器およびループ流路の、耐用圧力よりも低く設定する。あるいは、蓄圧タンクと二次側熱交換器とを連通する流路にリリーフ弁を設け、リリーフ弁の設定圧力を安全弁の圧力よりも低く設定する。これにより、ループヒートパイプ熱交換システム内の圧力が耐用圧力よりも高くなるのを未然に防止できる。

本実施形態では、凝縮水戻り流路や蒸気流路に、フェイルオープン型の自動弁を複数設けてもよい。そして、それぞれの自動弁の駆動電源である計装制御電源を、複数の配電系統に接続しても良い。これにより自動弁の制御系統を冗長化することができ、一つの配電系統に障害が生じた場合でも、他の配電系統に繋がる計装制御電源から他の自動弁を駆動することができる。

本実施形態は、地熱バイナリ発電システムへ適用することもできる。非特許文献３では、凝縮水の輸送にポンプを用いているが、本実施形態のループヒートパイプ熱交換システムでは、密度差と重力による自然循環を利用する。

本実施例によれば、ループヒートパイプ熱交換システムにおいて、運転開始前に（システム起動前に）、一次側熱交換器の伝熱管（第１伝熱管）および二次側熱交換器の伝熱管（第２伝熱管）を含むループ流路の全てを冷却水で満たすことで、非凝縮性ガスをループ流路から排除できる。

運転開始後に（熱交換システムの起動後に）、一次側熱交換器で冷却水が加熱されることで蒸気が発生する。その蒸気によって押し出された冷却水が蓄圧タンクに流入することによって、ループ流路の冷却水は気液二相流状態を保持できる。蓄圧タンクの気相部は、圧縮されて加圧状態が維持される。

以上の作用により、ループ流路から非凝縮性ガスは排除される。これにより本実施形態によれば、二次側熱交換器内の凝縮熱伝達率の低下を防止し、従来と比較して高い熱伝達率を得ることができる。また、本実施形態によれば、非凝縮性ガス分圧の寄与による二次側熱交換器の圧力増加を防止できるため、蒸気と冷却水の循環流量は低下しない。これにより、本実施形態では熱伝達量の低下を防止できる。

蓄圧タンクへの流路にリリーフ弁を設けた場合、あるいはループ流路にオリフィスを設けた場合、あるいは凝縮水戻り流路に並列に圧力損失の大きい流路を設けた場合等には、冷却水だけがループ流路を循環する単相自然循環熱伝達の状態から、沸騰・凝縮熱伝達の状態へ移行する際に生じうる熱流動不安定を抑制できる。

また、ループ流路と蓄圧タンクの間に逆止弁を設けた場合は、ループ流路の圧力低下時に、蓄圧タンクからループ流路へ冷却水が逆流するのを防止できる。これにより、熱交換における熱流動不安定の発生を防止できる。熱流動が不安定になるのを抑制することで、自動弁（隔離弁）などの各種機器の寿命や信頼性が低下するのを抑制できる。

本実施形態を熱利用システムとしての原子炉システムへ適用した場合、原子炉停止時などにより炉心で発生した崩壊熱を、密度差と重力を利用する自然循環により、格納容器外の大気や海水、河川水、湖水等のヒートシンクに効率良く放熱できる。これにより、本実施形態によれば、除熱性能が向上し、原子炉の安全性がさらに向上する。また、本実施形態では、フェイルオープン型の自動弁を用いるため、計装制御電源が喪失した場合でも、ループヒートパイプ熱交換システムを自動的に起動させることができ、オペレータが隔離弁を手動で操作したり、コントローラが隔離弁を制御したりする必要がない。このため、本実施形態のループヒートパイプ熱交換システムを、原子炉システムの例えば残留熱除去系システムへ追加することで、原子炉システムの安全性をさらに向上できる。

また、本実施形態のループヒートパイプ熱交換システムを地熱バイナリ発電システムへ適用する場合は、二次側熱交換器で凝縮性能が低下するのを防止できるため、従来と比較して、蒸気タービンのエネルギ回収効率が増加する。これにより本実施形態によれば、発電効率が増加し、経済性が向上する。

図１〜図６を用いて第１実施例を説明する。図１と図２は、本実施形態の基本的要素を表すループヒートパイプ熱交換システムの全体概略構成図である。図中では、閉弁状態の弁を黒色で表現し、開弁状態の弁を白色で表現している。以下、ループヒートパイプ熱交換システムを熱交換システムと略記する場合がある。

ループヒートパイプ熱交換システムは、それぞれ後述するように、「第１熱交換器」としての一次側熱交換器２１と、「第２熱交換器」としての二次側熱交換器２２と、「第１流路」としての流路６と、「第２流路」としての流路７と、「第３流路」としての流路１６と、「第１隔離弁」としての隔離弁８と、「第２隔離弁」としての隔離弁９と、蓄圧タンク１７とを備える。一次側熱交換器２１は「第１伝熱管」としての伝熱管１を有し、二次側熱交換器２２は「第２伝熱管」としての伝熱管１１を有する。

一次側熱交換器２１は、加熱源２３に配置される。一次側熱交換器２１は、下部ヘッダ２と、上部ヘッダ３と、下部ヘッダ２および上部ヘッダ３にそれぞれ連通して設けられる伝熱管１を備える。

二次側熱交換器２２は、一次側熱交換器２１よりも高い位置で、冷却源２４に配置されている。即ち、二次側熱交換器２２は、一次側熱交換器２１の標高よりも高い位置に設けられる。冷却材（冷却水、蒸気）の密度差と重力とにより、一次側熱交換器２１と二次側熱交換器２２との間で冷却材を自然に循環させるためである。この自然循環を実現できる程度の設置位置の差があればよい。そして、二次側熱交換器２２も、一次側熱交換器２１と同様に、下部ヘッダ１２と、上部ヘッダ１３と、下部ヘッダ１２および上部ヘッダ１３にそれぞれ連通して設けられる伝熱管１１を備える。

一次側熱交換器２１と二次側熱交換器２２とは、流路６，７により連通して接続されている。ここで、「連通して接続」とは、冷却水や蒸気等の流体が移動可能に接続されているという意味である。しかし常に、流体が移動可能に接続される状態を「連通して接続」されると表現するわけではない。明確で簡素な表現を実現するために、単に「接続」と呼ぶ場合もある。

なお、流路とは、流体の流れる経路であり、配管やホース等で実現される。そこで、以下に述べる流路は、例えば「配管」と呼び替えることもできる。

一次側熱交換器２１と二次側熱交換器２２との接続を詳細に説明する。一次側熱交換器２１の上部ヘッダ３と二次側熱交換器２２の上部ヘッダ１３とは、弁８を有する流路６を介して連通している。

二次側熱交換器２２の下部ヘッダ１２と一次側熱交換器２１の下部ヘッダ２とは、弁９を有する流路７を介して連通している。以下、一次側熱交換器２１（下部ヘッダ２、伝熱管１、上部ヘッダ３）、流路６、二次側熱交換器２２（上部ヘッダ１３、伝熱管１１、下部ヘッダ１２）、流路７から構成される流路を、ループ流路と呼ぶ。

ここで、熱交換システムの起動時とは、ループ流路内を冷却水が自然に循環することで、一次側熱交換器２１から二次側熱交換器２２へ熱を輸送する状態である。以下の説明では、熱交換システムの起動を、「熱交換システムの運転」と表現する場合がある。

弁８と弁９とがいずれも開弁すると、ループ流路が開通する。これにより、伝熱管１内の冷却水は、加熱源２３の熱を奪って蒸気に変わり、この蒸気は、弁８および流路６を通って伝熱管１１に流入する。蒸気は、冷却源２４により冷却されて凝縮し、冷却源２４に熱が伝わる。蒸気の凝縮により生じた凝縮水は、一次側熱交換器２１と二次側熱交換器２２との高低差により、流路７を重力により下降して、伝熱管１に戻る。この循環ループは、加熱源２３を除熱して雰囲気環境温度の冷却源２４に放熱する場合や、これとは逆に、冷却源２４の冷熱で雰囲気環境温度の加熱源２３を冷却する場合に適用できる。

蓄圧タンク１７は、流路６に流路１６を介して取り付けられている。密閉可能な蓄圧タンク１７は、蒸気や気体を収容する気相部１７ａと、冷却水を貯蔵する液相部１７ｂとを有する。蓄圧タンク１７の底部は、流路１６により、二次側熱交換器２２の伝熱管１１より下流に位置して流路７に連通する。

流路１６が伝熱管１１より下流で連通して接続される箇所（接続点）とは、熱交換システムの通常運転時における、伝熱管１１内の凝縮水液面よりも下方を意味する。図１では、流路１６を下部ヘッダ１２に連通して接続している。

また、蓄圧タンク１７の上部には、弁１８を有する流路１９が接続されている。一次側熱交換器２１の上部ヘッダ３には、弁４を有するガス抜き流路５が接続されている。二次側熱交換器２２の上部ヘッダ１３には、弁１４を有する他のガス抜き流路１５が接続されている。

ここで、蓄圧タンク１７とループ流路との接続点は、図１に示す例に限らない。例えば、図２の変形例に示すように、流路１６を、一次側熱交換器２１の下部ヘッダ２の高さ位置で連通して接続してもよい。流路１６とループ流路（例えば流路７）との接続点は、二次側熱交換器２２の凝縮水液面より下方であればどこでもよく、下部ヘッダ１２に限定されない。

図３から図５を用いて、熱交換システムの運転手順と通常運転時の作用を説明する。図３は、熱交換システムに冷却水を充填する手順（水張り手順）を示す。

運転開始前に、弁１８、弁４、弁１４を開弁する。そして、流路１９の流入口から冷却水Ｗ１を注入する。冷却水は、蓄圧タンク１７および流路１６を通して、一次側熱交換器２１と二次側熱交換器２２を接続するループ流路へ流れ込み、ループ流路を満たす。この時、ループ流路内の非凝縮性ガスを含む気相は、液面により押し上げられて、ガス抜き流路５とガス抜き流路１５とから外部に排出される。これにより、ループ流路内は、実質的に全て冷却水で満たされることになる。非凝縮性ガスを含む気相の排出が終わると、順次、弁４と弁１４を閉じ、最後に弁１８を閉じて注水（注液）を終了する。

図４は、熱交換システムの運転開始時（起動時）の状態を表す。弁８および弁９が開弁すると、熱交換システムは起動する。換言すれば、弁８および弁９の開閉だけで、熱交換システムの運転を制御することができる。

例えば、熱交換システムを、事故時や停止時における放熱等の非常用システムとして用いる場合は、運転開始までは弁８と弁９を閉じておけば良い。非常事態が発生したときに、弁８と弁９を開けば、熱交換システムの運転を開始することができる。後述の実施例で示すように、弁８と弁９とをフェイルオープン型の自動弁として構成してもよい。この場合、弁８と弁９を操作するための電源が停止すると、弁８と弁９は自動的に開弁するため、ループヒートパイプ熱交換システムは自動的に運転を開始する。

熱交換システムが運転を開始すると、加熱源２３の熱によって伝熱管１内の冷却水が加熱され、液温が上昇する。温度上昇によって冷却水の密度が減少するため、伝熱管１内の冷却水に浮力が発生する。これにより、ループ流路内には、流路６を上昇して二次側熱交換器２２へ向かう高温水Ｗ２の流れと、流路７を下降して一次側熱交換器２１へ戻る低温水Ｗ３の流れとが生じる。これら高温水Ｗ２の流れと低温水Ｗ３の流れとにより、ループ流路内に自然循環が生じる。

伝熱管１内の冷却水が、加熱源２３により継続して加熱されて、伝熱管１内に沸騰が生じるまでは、蓄圧タンク１７内の液位は、図３に示した運転開始前とほぼ等しい。沸騰後の状態を次に説明する。

図５は、冷却水の一部が沸騰した状態を示す。伝熱管１および流路６の内部は、発生した蒸気で満たされる。発生した蒸気によりループ流路の体積が膨張するため、冷却水の一部は、ループ流路から流路１６を介して蓄圧タンク１７へ流入する。

一方、流路６から伝熱管１１へ流入した蒸気は、冷却源２４により冷却されて凝縮し、冷却水へ戻る。

ところで、ループ流路の体積膨張により押し出された冷却水が蓄圧タンク１７へ流入すると、蓄圧タンク１７内の液相１７ｂの水位が上昇して、気相１７ａが圧縮される。これにより、蓄圧タンク１７内の圧力とループ流路内の圧力がともに増加する。ループ流路の圧力が増加すると、伝熱管１と流路６と伝熱管１１の、内部の蒸気は体積が減少し、気化による体積膨張とバランスする。この結果、蓄圧タンク１７内の圧力にバランスした、蒸気・液体比の循環が形成される。

好ましくは、加熱源２３の温度と冷却源２４の温度とから、伝熱計算で蒸気・液体比と蓄圧タンク１７内の圧力との関係を求める。そして、伝熱管１１内の上部が蒸気で占められ、伝熱管１１内の下部が凝縮液（冷却水）で占められるように、蓄圧タンク１７内の初期液位を設定すれば、ループヒートパイプ熱交換システムの熱効率が向上する。伝熱管１１内の上部が蒸気で占められ、伝熱管１１の下部が凝縮液で占められるように、運転開始後に弁１８を開閉して、気相１７ａの気体を抜いて調整しても良い。

本実施例では、図３に示したように、運転開始前にループ流路に冷却水を満たして気相を排除するため、非凝縮性ガスがループ流路内に残留しない。これによって、二次側熱交換器内の凝縮熱伝達率の低下が防止される。さらに、非凝縮性ガス分圧の寄与による二次側熱交換器の圧力増加も抑制できるので、蒸気と冷却水の循環流量が低下せず、熱伝達率量の低下を防止できる。また、非凝縮性ガスを排出する機構の制御が不要となるため、装置の簡素化が可能になり、システムの信頼性も向上する。

図６は、第１実施例の他の変形例に係るループヒートパイプ熱交換システムの概略構成を示す。図６の構成は、流路１６に逆止弁２０を備える点で、図１の構成と異なる。逆止弁２０は、流路７から流路１６を介して蓄圧タンク１７へ向かう流れを許可し、蓄圧タンク１７から流路１６を介して流路７へ向かう流れを阻止する。

逆止弁２０が無い場合、熱交換システムの運転中に、一次側熱交換器２１において加熱源２３の熱負荷が減少すると、蓄圧タンク１７から冷却水がループ流路に逆流する。これにより、ループ流路内の蒸気の体積比が減少して、伝熱管１内が液相で満たされる可能性がある。しかし単相流の自然対流による熱伝達は、沸騰熱伝達よりも低いため、熱交換システムの熱輸送量が減少する。熱輸送量が減少すると、加熱源２３の除熱量が低下して、熱負荷が増加する。加熱源２３の熱負荷が増加すると、上述の通り、ループ流路の体積膨張により、再び蓄圧タンク１７に向かう流れが生じる。このように、冷却水の流動と熱負荷の変動（以下、熱流動不安定）とが繰り返される。

そこで、図６に示すように、流路１６の途中に逆止弁２０を設ければ、最大熱負荷時の蓄圧タンク１７内の液量を維持できるので、熱流動不安定を防止できる。

図１〜図６で述べた本実施例（および複数の変形例）によれば、伝熱性能の低下を防止できるとともに、ループヒートパイプ熱交換システムの構成を簡素化できる。また、逆止弁２０により熱流動の不安定を抑制できるため、弁や流路が振動などで故障したりするのを防止でき、ループヒートパイプ熱交換システムの保守性、信頼性および経済性を向上できる。

図７を用いて第２実施例を説明する。本実施例を含む以下の各実施例では、第１実施例との相違を中心に説明する。

本実施例では、ループヒートパイプ熱交換システムを、蒸気タービン等の蒸気エネルギ変換装置によって動力の取り出しや発電を行う熱利用システムに適用する。本実施例は、第１実施例およびその複数の変形例のいずれにも組み合わせることができる。

ここでは、熱利用システムとして、地熱バイナリ発電システムを例に挙げる。地熱バイナリ発電システムは、地熱を熱交換した低沸点冷却水によって蒸気タービンを回す循環ループを有する。

図７に示すループヒートパイプ熱交換システムでは、図１に示す構成に比べて、流路６に、蒸気エネルギ変換装置２５とバイパス流路４４等が設けられている。詳しくは、流路６の途中には、蒸気エネルギ変換装置２５が設けられている。蒸気エネルギ変換装置２５をバイパスするようにして、流路６の途中にはバイパス流路４４が設けられている。流路６のうち、バイパス流路４４によりバイパスされる範囲の流路に符号４５を付す。

蒸気エネルギ変換装置２５の上流には弁４２が設けられ、蒸気エネルギ変換装置２５の下流には弁４３が設けられている。さらに、蒸気エネルギ変換装置２５の下流には、弁４３の上流に位置して、弁４６を有するガス抜き流路４７が接続されている。図示しないが、ループ流路で使用する冷却水を大気中に直接廃棄できない場合は、ガス抜き流路４７の下流に、適切な排気処理装置や廃液処理装置を接続する。

バイパス流路４４には、弁４１が設けられている。バイパス流路４４の上流側は、弁４２の上流側で流路６に連通して接続されている。バイパス流路４４の下流側は、弁４３の下流側で流路６に連通して接続されている。従って、弁４２，４３を閉じた状態で、弁４１を開けると、一次側熱交換器２１からの冷却水（または蒸気）の全てが、バイパス流路４４を流れて、二次側熱交換器２２へ向かう。

熱交換システムの運転開始前に、弁４１を開き、弁４２と弁４３を閉じることで、蒸気エネルギ変換装置２５を熱交換システムから隔離する。非凝縮性ガスを含む気相を熱交換システムから排出する手順と、蓄圧タンク１７内の圧力にバランスした蒸気・液体比の循環を形成するまでの手順と、それら手順に関する作用とは、第１実施例で説明した通りである。

ループ流路から非凝縮性ガスを排出し、ループ流路に所望の蒸気・液体比での循環を形成した後で、弁４７を開き、弁４２をわずかに開くと同時に、弁４１をわずかに絞る。これによって、蒸気エネルギ変換装置２５の内部へ一次側熱交換器２１からの蒸気Ｇ３を導入する。導入された蒸気Ｇ３により、蒸気エネルギ変換装置２５内部の非凝縮性ガスは、ガス抜き流路４７から排出される。

ガス抜き流路４７から非凝縮性ガスが排出され、その後に蒸気が排出された時点で、弁４２および弁４３の開動作と、弁４７および弁４１の閉動作とをそれぞれ開始し、弁４２と弁４３が全開となり、弁４７と弁４１が全閉となるまで、弁の動作を継続する。

これによって、ループ流路から非凝縮性ガスを全て排出した状態で、ループヒートパイプ熱交換システムを運転することができる。一次側熱交換器２１の伝熱管１からの蒸気は、蒸気エネルギ変換装置２５に流入して蒸気タービン等を回動させる。仕事を終えた蒸気は、流路６から伝熱管１１に流れて、凝縮される。

本実施例によれば、第１実施例と同様の作用効果を奏する。即ち、本実施例では、蒸気中に非凝縮性ガスはほとんど存在しないため、凝縮熱の伝達率が低下するのを防止することができる。さらに、非凝縮性ガス分圧の寄与による二次側熱交換器２２の圧力増加も抑制できるので、蒸気タービンに流れる蒸気量は低下しない。従って、本実施例では、発電効率等の運転効率が低下するのを抑制でき、蒸気エネルギ変換装置２５を効率的に作動させることができる。さらに、非凝縮性ガスを排出するための機構を自動制御する必要がないため、熱交換システムの構成を簡素化でき、信頼性および保守性も向上する。

第３実施例について、図８から図１１を参照して詳細に説明する。図８は、ループヒートパイプ熱交換システムを、熱利用システムの事故時や停止時における放熱システムに適用した場合を示す。本実施例は、第１実施例およびその複数の変形例のいずれにも組み合わせることができる。ここでは、図６に示すループヒートパイプ熱交換システムを、放熱システムに用いる場合を例に挙げる。熱利用システムについては図示を省略する。

本実施例では、流路６に弁２８を設け、流路７に弁２９を設ける。これら弁２８，２９は、例えば、電動モータや空気式アクチュエータ等によって駆動される、遠隔操作可能な自動弁として構成されている。これら自動弁２８，２９は、電源喪失や配管破断の発生によって、弁を操作する駆動力が失われた場合に、開弁状態となるフェイルオープン型の弁として構成されている。

本実施例では、図６の構成をベースにして説明するため逆止弁２０を備えているが、逆止弁２０を備えない構成にも適用可能である。

本実施例の熱交換システムの運転開始前に、非凝縮性ガスを含む気相を排出する手順は、第１実施例で説明した通りである。本実施例では、熱交換システムを、熱利用システムの加熱源を冷却可能な場所に設置する。第１実施例で述べたように、二次側熱交換器２２は、冷却可能な場所であって、かつ一次側熱交換器２１よりも高い位置される。

熱利用システムの通常運転時は、熱利用システムの効率が低下しないように、自動弁２８と自動弁２９を閉弁し、熱利用システムから熱交換システムを切り離す。即ち、自動弁２８，２９をいずれも閉じることで、伝熱管１から伝熱管１１への熱輸送と冷却源２４への放熱とを防止する。

一方、熱利用システムに故障などが生じて、加熱源２３を冷却する必要が生じた場合は、図９に示すように、自動弁２８と自動弁２９を開いて、ループヒートパイプ熱交換システムの運転を開始する。図９は、運転開始時の状況を示す。

ここで、上述の通り、自動弁２８，２９は、いずれもフェイルオープン型の自動弁として構成されているため、例えば電源喪失などにより、自動弁２８，２９を制御する制御装置が停止したり、自動弁２８，２９のアクチュエータの駆動源が停止したりした場合でも、自動的に、基準位置である開弁状態になる。

自動弁２８，２９が開弁することで、一次側熱交換器２１と二次側熱交換器２２との間のループ流路が形成される。伝熱管１で加熱された冷却水Ｗ２は、自動弁２８および流路６を介して伝熱管１１へ流れる。二次側熱交換器２２の伝熱管１１で冷却された冷却水Ｗ３は、流路７および自動弁２９を介して、伝熱管１へ戻る。

図１０は、ループヒートパイプ熱交換システムの運転を開始した後の状態を示す。一次側熱交換器２１の伝熱管１で加熱されて発生した蒸気Ｇ３は、自動弁２８および流路６を通って二次側熱交換器２２の伝熱管１１へ流入する。蒸気は、二次側熱交換器２２の伝熱管１１で冷却されて凝縮する。伝熱管１１からの冷却水Ｗ４は、流路７および自動弁２９を介して一次側熱交換器２１の伝熱管１へ戻る。

図１１は、第３実施例の変形例に係るループヒートパイプ熱交換システムの概略構成図である。この変形例では、図８の構成に比べて、自動弁２８が削除されている。従って、この変形例では、熱利用システムと熱交換システムとを完全に分離することができないため、熱利用システムの運転開始後に、伝熱管１の内部と流路６の一部とに、加熱源２３によって加熱された蒸気が滞留する。これら流路６などに貯留した蒸気の熱が、雰囲気中へ放熱されると、その放熱は熱利用システムにとって熱損失となる。

しかし一方、この変形例によれば、一つの自動弁２９が開弁するだけで、ループヒートパイプ熱交換システムの運転を開始することができる。従って、この変形例の熱交換システムを備える放熱システムは、自動弁の故障する可能性が前記各実施例よりも低く、信頼性が向上する。さらに、自動弁２９を一つだけ備えるため、保守作業も前記各実施例に比べて容易である。

以上説明した本実施例によれば、熱利用システムの事故時や停止時の放熱システムに適用する場合に、前記第１実施例と同様の作用効果を奏する。さらに、熱交換時の不安定を防止できるため、ループヒートパイプ熱交換システムを用いた熱利用システムの安全性と信頼性が向上する。

図１２，図１３を用いて第４実施例を説明する。本実施例は、例えば、第３実施例およびその変形例に適用することができる。さらに本実施例は、第１実施例とその複数の変形例、第２実施例のいずれにも適用可能である。

ループヒートパイプ熱交換システムを、熱利用システムの事故時や停止時に対応する放熱システムに適用する場合、第３実施例で述べたように自動弁２８，２９を閉弁させることで、熱交換システムを熱利用システムから切り離すことができる。

この場合、熱利用システムの運転時に、熱交換システムのループ流路に流れが生じないため、熱損失は少ない。

ところで、熱利用システムの運転時は、加熱源２３によって伝熱管１内の冷却水は加熱されるため、伝熱管１内の冷却水は高温高圧状態にある。一方、伝熱管１１の一部と流路６および流路７内の冷却水は、流路１６を通って蓄圧タンク１７に連通しているため、ループ流路の圧力は蓄圧タンク１７の圧力に依存し、比較的低圧に保たれている。

ここで、熱交換システムの故障等に対処すべく、自動弁２８と自動弁２９を開いて熱交換システムの運転を開始するときにおいて、伝熱管１内の冷却水温度が、流路６，７や伝熱管１１のそれぞれの内部圧力に対応する飽和温度よりも高いと仮定する。この場合は、図４や図９で述べた冷却水単相の加熱過程を経ずに、減圧沸騰と冷却水との急激な循環がループ流路内に生じる。

このとき、流路７内の冷却水は低温であり、高サブクール状態である。従って、循環直後に伝熱管１内で蒸気が凝縮し、蒸発と凝縮との繰り返しによる流れの不安定現象やウォーターハンマー現象等の、熱流動不安定が発生する可能性がある。

不安定な流れの発生を低減するために、本実施例では、流路７の途中にオリフィス３０を設ける。冷却水がオリフィス３０を通過する際に圧力損失が生じるため、伝熱管１１から流れる凝縮水の水頭圧が低下して、冷却水の流量が減少する。これによって、急激な循環による伝熱管１内の過度の冷却を防止できるので、蒸発と凝縮の繰り返しによる、流れの不安定現象やウォーターハンマー現象を抑制できる。なお、本実施例は、逆止弁２０を含む構成にも適用可能である。

図１３は、本実施例の変形例に係るループヒートパイプ熱交換システムの概略構成図である。この変形例は、図１２に示した熱交換システムにおいて、自動弁２９をバイパスするようにして流路７の途中にバイパス流路３６を設け、このバイパス流路３６に自動弁３５を配置する。これら自動弁２９，３５は、「流路面積の異なる複数の第２隔離弁」に該当する。

バイパス流路３６は、流路７と比較して、流路面積が小さい。バイパス流路３６に設けられる自動弁３５も、自動弁２８に比べて、最大流路面積が小さい。本変形例では、熱利用システムの事故時や停止時に、まず始めに自動弁３５を開いて比較小流量の冷却水を流し、伝熱管１内の過度の冷却を防止する。その後に、自動弁２９を開いて、定常的な運転に移行する。これによって、流れの不安定現象やウォーターハンマー現象を抑制することができる。なお、自動弁２９を開いた後では、自動弁３５は閉じてもよいし、あるいは開けたままにしてもよい。

以上に説明した本実施例によれば、第３実施例と同様の作用効果を奏する。即ち、熱利用システムの事故時や停止時の放熱システムに適用において、熱流動不安定を抑制できるため、ループヒートパイプ熱交換システムを用いた熱利用システムの安全性と信頼性が向上する。

図１４，図１５を用いて第５実施例を説明する。図１４は、本実施例によるループヒートパイプ熱交換システムの概略構成図である。本実施例では、第３実施例に示した熱交換システムに対して、起動時の低温冷却水がループ流路を急激に循環することによる、蒸発と凝縮の繰り返しが生じるのを抑制する。

本実施例では、流路１６の途中にリリーフ弁３３と弁３２とが設けられ、これらリリーフ弁３３および弁３２をバイパスするようにして、流路１６と並列にバイパス流路３７が設けられている。これら構成要素３１，３２，３３，３７のうち、本実施例で最小限必要な構成要素は、リリーフ弁３３である。バイパス流路３７、弁３１、弁３２は、メンテナンスや迂回運転のための構成要素である。なお、図１４では、流路１６に逆止弁２０を備えているが、逆止弁２０を持たない構成にも本実施例は適用可能である。

運転開始前にループ流路に冷却水を満たして非凝縮性ガスを含む気相を排除する手順は、第１実施例において説明した手順と同様であり、ここでは省略する。リリーフ弁３３の設定圧力は、リリーフ弁３３が無い場合において、伝熱管１と流路６と伝熱管１１との内部の体積に相当する冷却水が、蓄圧タンク１７に流入して気相１７ａが最大限に圧縮されたときに生じる圧力と、運転開始前にループ流路に冷却水を満たした時のループ流路圧力との中間の圧力である。

熱交換システムの運転が開始されるまでは、自動弁２８と自動弁２９とは閉弁しているため、熱利用システムと伝熱管１とは隔離されている。伝熱管１が隔離されることにより、ループ流路に流れは生じないため、熱損失は少ない。しかし、加熱源２３によって伝熱管１内の冷却水は加熱されるため、伝熱管１内の冷却水は高温高圧状態になる。

熱交換システムの運転開始時では、自動弁２８と自動弁２９とを開く。これにより、伝熱管１、流路６、伝熱管１１、流路７のループ流路を冷却水が循環する。このとき、ループ流路から蓄圧タンク１７へ向かう流れは、リリーフ弁３３によって堰き止められているため、冷却水はほぼ単相流の状態でループ流路を循環する。

伝熱管１の高温冷却水は、密度差に起因する浮力により、伝熱管１と流路６を介して伝熱管１１へ流入し、伝熱管１１内では自然対流熱伝達によって熱交換される。熱交換により温度の低下した冷却水は、一次側熱交換器２１と二次側熱交換器２２の設置場所の高低差に起因する重力により、流路７から伝熱管１へ戻る。

伝熱管１へ還流した冷却水は、伝熱管１を流れる間に加熱されて温度が上昇する。冷却水温度が飽和温度近傍に達すると、伝熱管１、流路６、伝熱管１１、流路７のループ流路の圧力は上昇する。

ループ流路の圧力がリリーフ弁３３の設定圧力を超えると、リリーフ弁３３が開いて、冷却水の一部が蓄圧タンク１７に流入し、沸騰が活発化する。リリーフ弁３３が開くまでにループ流路内の冷却水の温度は上昇しており、伝熱管１に流入する冷却水のサブクール度が低くなる。従って、伝熱管１内の蒸発と凝縮の繰り返しによる、流れの不安定現象やウォーターハンマー現象を抑制できる。

図１５は、本実施例の変形例に係るループヒートパイプ熱交換システムの概略構成図である。この変形例では、図１４に示した熱交換システムにおいて、蓄圧タンク１７の上部に、気相１７ａに連通する安全弁３４を設けている。

安全弁３４の設定圧力は、リリーフ弁３３の設定圧力よりも高く、かつ熱交換システムを構成する熱交換器２１，２２や流路６，７等の耐圧よりも低く設定される。図示しないが、ループ流路で使用する冷却水を大気中に直接廃棄できない場合は、安全弁３４出口の下流に、適切な気液処理装置を接続すればよい。

図１４に示した熱交換システムでは、運転開始後にループ流路の圧力が上昇し、リリーフ弁３３が開いて冷却水の一部が蓄圧タンク１７に移動すると、伝熱管１での沸騰が活発化する。

さらに加熱源２３から過大な加熱が続いた結果、ループ流路の圧力がループ流路や蓄圧タンク１７の耐圧に近づくと、安全弁３４が開く。これにより、ループ流路の圧力が低下し、機器の破損を防止する。冷却水の一部は蒸気となって安全弁３４から排出されるが、蓄圧タンク１７に貯留した冷却水が無くなるまで、耐圧以下で熱交換システムの運転を継続できる。なお、第５実施例および本変形例は、逆止弁２０を含まない構成にも適用可能である。

以上に説明した本実施例によれば、第３実施例と同様の作用効果を奏する。さらに本実施例では、蓄圧タンク１７に安全弁３４を設けているため、過熱時であっても、ループ流路や蓄圧タンク１７の耐圧以下で熱交換システムの運転を継続することができ、弁や配管などの機器が破損するのを防止できる。この結果、本実施例では、さらに安全性と信頼性が向上する。

図１６を用いて第６実施例を説明する。図１６は、本実施例に係るループヒートパイプ熱交換システムを原子炉の冷却システムに適用した例を表す縦断面図である。図１６は、沸騰水型原子炉を例示しているが、本発明は加圧水型原子炉等の軽水炉、高速増殖炉、新型転換炉、高温ガス炉などの他の型式の原子炉にも適用可能である。

図１６に示すように、原子炉５０は、例えば、圧力容器５２と、格納容器５１と、格納容器５１を納めた原子炉建屋（不図示）とを含んで構成される。圧力容器５２は、核燃料を装荷した炉心５３を内包する。圧力容器５２は格納容器５１内に設置される。

圧力容器５２内の炉心５３で発生した高温高圧の蒸気は、主蒸気管５４を通って外部に取り出される。蒸気発生量に相当する給水は、図示しない給水管から圧力容器５２内に供給される。原子炉５０の停止時や事故時に圧力容器５２を隔離できるように、主蒸気管５４には主蒸気隔離弁５５が設けられる。

格納容器５１内には、例えば、圧力抑制プール６２と、格納容器キャビティ６１と、ドライウェル６５等が設けられている。圧力抑制プール６２は、主蒸気管５４が破断した場合等の事故時に格納容器５１内に放出された蒸気を、ベント管６６から導いて凝縮することで、格納容器５１内が過圧状態となるのを防止する。圧力抑制プール６２内の上部空間は、ウェットウェル気相空間６３となっている。格納容器キャビティ６１は、圧力容器５２の下部空間である。ドライウェル６５は、格納容器５１の気相空間である。

また、格納容器５１の外部には、停止時や事故時に炉心５３を冷却し、その熱を外部に放出し、ポンプを用いて冷却水を供給する残留熱除去系（不図示）が設けられる。

本実施例では、格納容器５１内に、一次側熱交換器２１を配置する。一次側熱交換器２１は、「ケーシング」としての熱交換器胴部７２により取り囲まれている。熱交換器胴部７２の上部は、「導入流路」としての主蒸気抽気管６４を介して、主蒸気管５４に連通して接続されている。主蒸気抽気管６４の流入口側は、主蒸気隔離弁５５の上流側に位置して、主蒸気管５４に接続されている。熱交換器胴部７２は、主蒸気抽気管６４から導入される蒸気を、一次側熱交換器２１の伝熱管１で凝縮させるものである。

熱交換器胴部７２の下部空間は、流路５８，６０，５９を介して、それぞれ異なる空間内に連通可能となっており、熱交換器胴部７２内に貯留する凝縮水を、予め設定される空間内へ放出できるようになっている。

即ち、熱交換器胴部７２の下部空間は、自動弁６７を有す圧力容器注水流路５８を介して、圧力容器５２内に連通可能である。さらに、熱交換器胴部７２の下部空間は、自動弁６９を有すウェットウェル注水流路６０を介して、圧力抑制プール６２の水面下で連通可能である。さらに、熱交換器胴部７２の下部空間は、自動弁６８を有す格納容器キャビティ注水流路５９を介して、格納容器キャビティ６１と連通可能である。

ここで、圧力容器注水流路５８は「圧力容器側戻し流路」に、格納容器キャビティ注水流路５９は「格納容器キャビティ側戻し流路」に、ウェットウェル注水流路６０は「ウェットウェル側戻し流路」に、それぞれ対応する。自動弁６７は「圧力容器側隔離弁」に、自動弁６８は「格納容器キャビティ側隔離弁」に、自動弁６９は「ウェットウェル側隔離弁」に、それぞれ対応する。

自動弁５７，６７，６８の構成例を説明する。好ましくは、自動弁５７をフェイルオープン型の自動弁として構成し、かつ、自動弁６７と自動弁６８と自動弁６９のうちいずれか一つをフェイルオープン型の自動弁として構成する。ここで、自動弁は、例えば、電気モータ、ガスシリンダ、油圧シリンダ、油圧モータ、エアモータ等の動力によって遠隔操作可能な弁を表す。フェイルオープン型の自動弁とは、動力の供給が断たれた場合の復帰位置が開である弁を表す。

「第１熱交換器」としての一次側熱交換器２１は、図１４等で示したように、「第１伝熱管」としての伝熱管１と、伝熱管１が連通する下部ヘッダ２および上部ヘッダ３とを備える。

格納容器５１の外部空間には、「第２熱交換器」としての二次側熱交換器２２が設けられている。二次側熱交換器２２は、図１４等で示すように、「第２伝熱管」としての伝熱管１１と、伝熱管１１が連通する下部ヘッダ１２および上部ヘッダ１３を備える。

二次側熱交換器２２は、格納容器５１の外部において、一次側熱交換器２１の設置高さよりも高い標高に設置されている。二次側熱交換器２２は、空冷方式で冷却される。空冷効果を高めるために、二次側熱交換器２２は、ダクト７０内に設けられている。冷却風Ｇ５は、ダクト７０の流入口７１ｂから流出口７１ａへ向けて流れる。これにより、二次側熱交換器２２の伝熱管１１は空冷される。

一次側熱交換器２１の上部ヘッダ３と二次側熱交換器２２の上部ヘッダ１３とは、自動弁２８を有する流路６により連通して接続されている。二次側熱交換器２２の下部ヘッダ１２と一次側熱交換器２１の下部ヘッダ２とは、自動弁２９を有する流路により連通して接続されている。ここで流路６は「第１流路」に、流路７は「第２流路」に、それぞれ対応する。

流路７の途中には、流路１６を介して蓄圧タンク１７が設けられる。例えば、蓄圧タンク１７は、リリーフ弁３３および逆止弁２０を備える流路１６により、下部ヘッダ１２に連通して接続される。

原子炉用ループヒートパイプ熱交換システムの動作を説明する。原子炉の停止時に残留熱除去系が起動できなかった場合に、ループヒートパイプ熱交換システムは以下のように運転を開始して、炉心５３の熱を取り除く。

原子炉が通常に運転している場合、伝熱管１、上部ヘッダ２、流路６、上部ヘッダ１２、伝熱管１１、下部ヘッダ１３、流路７、および下部ヘッダ３からなるループ流路と、流路１６と、蓄圧タンク１７の一部とを予めそれぞれ冷却水で満たしておき、非凝縮性ガスをできるだけ取り除いておく。

ループヒートパイプ熱交換システムの運転開始前は、自動弁２８と自動弁２９を閉じておく。さらに、自動弁５７、自動弁５５、自動弁６７、自動弁６９も閉じておく。

原子炉に故障や事故が生じた場合は、主蒸気隔離弁５５が閉じられた後で、自動弁５７と自動弁６７、自動弁２８と自動弁２９を、それぞれ開く。これにより、圧力容器５２から流出した蒸気Ｇ４は、主蒸気管５４と自動弁５７と流路６４とを通って、熱交換器胴部７２内に流入する。熱交換器胴部７２に流入した蒸気Ｇ４が伝熱管１を加熱するため、伝熱管１内の冷却水温度が上昇する。

この結果、伝熱管１および流路６内の冷却水は、高温で比較的密度が小さい。これに対し、伝熱管１１および流路７内の冷却水は、低温で比較的密度が大きい。さらに、一次側熱交換器２１の伝熱管１よりも二次側熱交換器２２の伝熱管１１は、高い位置に設置されている。従って、これらの密度差および重力により、ループ流路内の冷却水は、自然循環を開始する。

流路６から上部ヘッダ１２に流れた高温の冷却水は、二次側熱交換器２２の伝熱管１１内で、ダクト７０内を流れる空気Ｇ５により冷却される。一方、伝熱管１を加熱した蒸気Ｇ４は、伝熱管１の管外で冷却されて凝縮し、凝縮水（冷却水）Ｗ５となる。凝縮水Ｗ５は、熱交換器胴部７２の下部から、自動弁６７および圧力容器注水流路５８を通って、圧力容器５２内へ注水される。

原子炉５０の停止直後における圧力容器５２内の圧力は、ループヒートパイプ熱交換システムのループ流路内の圧力より高いため、圧力容器５２から出る蒸気の温度は、ループ流路を循環する冷却水の飽和温度より高い。従って、熱交換器胴部７２へ流入する蒸気Ｇ４による伝熱管１の加熱が続くと、やがて伝熱管１内の冷却水が沸騰を開始する。

伝熱管１内に発生した蒸気による体積膨張によって、ループ流路内の冷却水の圧力が上昇する。ループ流路内の圧力がリリーフ弁３３の設定圧力よりも高くなると、リリーフ弁３３が開く。これにより、ループ流路内の冷却水の一部は、流路１６およびリリーフ弁３３を通って蓄圧タンク１７へ流れ込む。

蓄圧タンク１７は密閉されているので、ループ流路は徐々に加圧されていき、最終的には、一次側熱交換器２１での加熱量に釣り合う圧力でバランスする。この時、予め蓄圧タンク１７の気相体積を調整しておくことによって、伝熱管１と流路６と伝熱管１１の上部とがそれぞれ蒸気で満たされ、かつ伝熱管１１の下部に凝縮水が貯まる状態で、ループヒートパイプ熱交換システムの通常運転を行うことができる。

上述のように、炉心５３で発生した蒸気を熱交換器胴部７２内で凝縮して、圧力容器５２に給水すると共に、蒸気の熱を一次側熱交換器２１から二次側熱交換器２２へ輸送し、格納容器５１の外部で空冷により除去することができる。ループヒートパイプ熱交換システムの通常運転時では、ループ流路内が予め冷却水で満たされているため、伝熱を阻害する非凝縮性ガスはループ流路内に存在しない。従って、上述した冷却水の沸騰や、凝縮熱伝達において、熱伝達性能の低下を防止できる。

上述の自動弁の開閉動作において、自動弁６７に代わって自動弁６８を開いた場合、凝縮水Ｗ５は、格納容器キャビティ注水流路５９を通って格納容器キャビティ６１へ注水され、炉心溶融時に備えた冷却水として利用される。

自動弁６７に代わって自動弁６９を開いた場合、凝縮水Ｗ５は、ウェットウェル注水流路６０を通って圧力抑制プール６２へ注水される。圧力抑制プール６２へ注水される凝縮水Ｗ５は、格納容器５１内の圧力を低減するための蒸気凝縮用の冷却水や、圧力容器５２へ冷却水を注水する非常用炉心冷却系（不図示）の原水として、利用される。

凝縮水Ｗ５の注水先は、自動弁６７、自動弁６８、自動弁６９の開閉状態を制御することで、切り替えや分配操作が可能である。

例えば、原子炉の全電源喪失事故等が発生した後で、さらに原子炉の制御電源を喪失した場合の動作を説明する。制御電源の喪失によって自動弁の遠隔操作機能が失われると、自動弁２８、自動弁２９、自動弁５７は、フェイルオープン機能により開弁する。これによって、外部から制御を行うことなく、自動的にループヒートパイプ熱交換システムが運転を開始し、除熱動作を行う。ここで、自動弁６７もフェイルオープン型の自動弁である場合、熱交換器胴部７２内の凝縮水Ｗ５は、自動的に、流路５８を通って圧力容器５２へ注水される。

自動弁６８をフェイルオープン型の自動弁とした場合、熱交換器胴部７２の凝縮水Ｗ５は、流路５９を通って、格納容器キャビティ６１へ自動的に注水される。自動弁６９をフェイルオープン型の自動弁とした場合、熱交換器胴部７２の凝縮水Ｗ５は、圧力抑制プール６２へ自動的に注水される。以上の自動弁６７、自動弁６８、自動弁６９は、相互の流路の逆流を防止するため、そのいずれか１弁のみをフェイルオープン型の弁とし、残りの２弁はフェイルクローズ型の弁とする。ここで、フェイルクローズ型の弁とは、動力の供給が断たれた場合の復帰位置が閉である弁を表す。

以上述べた本実施例によれば、第１実施例と同様の作用効果を奏する。さらに、原子炉停止時の故障や事故時において、炉心５３や格納容器５１内部での除熱性能や圧力低減性能が低下するのを未然に防止できる。このため、本実施例によれば、原子炉の安全性が向上する。また、制御電源が失われても炉心５３や格納容器５１内部を自動的に冷却できるため、原子炉の信頼性が向上する。

図１７を用いて第７実施例を説明する。図１７は、本実施例に係るループヒートパイプ熱交換システムを原子炉の冷却システムに適用した例を表す縦断面図である。

原子炉システムの基本的構成は、図１６で述べたと同様である。図１７では、説明の容易な理解のために、主蒸気管５４等の図示を省略している。本実施例では、格納容器５１内に一次側熱交換器２１を設ける。二次側熱交換器２２は、格納容器５１外に位置して、一次側熱交換器２１の設置高さよりも高い標高で設置される。二次側熱交換器２２は、ダクト７０内に配置されており、ダクト７０を通過する冷却風Ｇ５により空冷される。

本実施例は、図１６の構成に比べて、熱交換器胴部７２、流路５８，５９，６０，６４，自動弁５７，６７，６８，６９を備えていない。一次側熱交換器２１および二次側熱交換器２２の構成と、各熱交換器２１，２２の接続構成と、蓄圧タンク１７の構成とは、第６実施例で述べたと同様であるため、説明を省略する。

原子炉システムが通常運転している場合、伝熱管１、上部ヘッダ２、流路６、上部ヘッダ１２、伝熱管１１、下部ヘッダ１３、流路７、および下部ヘッダ３からなるループ流路と、流路１６と、蓄圧タンク１７の一部とをそれぞれ冷却水で満たしておき、自動弁２８と自動弁２９を閉じる。非凝縮性ガスは、ループ流路から取り除かれている。

原子炉の故障等で格納容器５１内が高温高圧になった場合は、自動弁２８と自動弁２９を開く。これにより、格納容器５１内の蒸気Ｇ６は、一次側熱交換器２１の伝熱管１の外表面で冷却され、凝縮する。

蒸気凝縮によって格納容器５１内の気相体積が減少するため、格納容器５１内の圧力が低下する。また、一次側熱交換器２１は、格納容器５１内で冷却装置として機能するため、格納容器５１内の温度が低下する。伝熱管１の外表面で生成された凝縮水Ｗ６は、格納容器５１内を落下し、圧力抑制プール６２や格納容器キャビティ６１へ流入する。

圧力抑制プール６２へ流入した凝縮水Ｗ６は、格納容器５１内部の圧力を低減するための蒸気凝縮用の冷却水や、圧力容器５２に冷却水を注水する非常用炉心冷却系（不図示）の原水として利用される。

また、格納容器キャビティ６１へ流入した凝縮水Ｗ６は、格納容器キャビティ６１内の冷却に使用される。さらに、落下して拡がった凝縮水Ｗ６は、その表面で格納容器５１内の蒸気が凝縮されることによって、格納容器５１内の圧力と温度の低減に寄与する。

一方、格納容器５１内の蒸気によって加熱された伝熱管１内の冷却水は、上述のように、温度差に起因する密度差と設置位置の差に起因する重力とにより、ループ流路内を自然に循環し、格納容器５１内の熱を外部へ排出する。

沸騰熱伝達と凝縮熱伝達は、自然対流よりも熱伝達率が高いため、伝熱管１１内の蒸気凝縮で伝わった熱により、伝熱管１１の外表面の温度がさらに上昇する。これにより、空気Ｇ５への除熱量が増加する。

この沸騰と凝縮過程は、ループ流路で継続するので、長期間にわたって、格納容器５１内部の熱を、格納容器５１の外部へ放熱することができる。原子炉システムの通常運転時では、循環ループ内が冷却水で満たされているため、ループ流路内に伝熱を阻害する非凝縮性ガスは存在しない。したがって、上述の沸騰、凝縮熱伝達において、熱伝達性能の低下を防止できる。

本実施例では、原子炉の故障等で自動弁２８，２９の遠隔操作機能が失われた場合であっても、自動弁２８および自動弁２９がフェイルオープン機能によって開弁する。これによって、本実施例のループヒートパイプ熱交換システムは、外部から制御を行う必要が無く、自動的に運転を開始して除熱動作を継続的に実行する。

このように構成される本実施例も第６実施例と同様の作用効果を奏する。さらに本実施例では、第６実施例よりも構成を簡素化できるため、製造コストや信頼性を向上することができる。

図１８を用いて第８実施例を説明する。図１８は、本実施例に係るループヒートパイプ熱交換システムを原子炉の冷却システムに適用した例を表す縦断面図である。

本実施例では、図１７で述べた構成において、一次側熱交換器２１を圧力抑制プール６２の内部に設置する。原子炉の通常運転時には、伝熱管１、上部ヘッダ２、流路６、上部ヘッダ１２、伝熱管１１、下部ヘッダ１３、流路７、および下部ヘッダ３からなるループ流路と、流路１６と、蓄圧タンク１７の一部とをそれぞれ冷却水で満たしておき、自動弁２８と自動弁２９を閉じる。

原子炉の故障等で格納容器５１内が高温高圧状態になると、自動弁２８と自動弁２９を開く。圧力抑制プール６２内部の冷却水やウェットウェル気相空間６３内の蒸気は、伝熱管１の外表面で冷却される。

伝熱管１での冷却により、圧力抑制プール６２の冷却水温度が低下する。さらに、ウェットウェル気相空間６３内の蒸気が伝熱管１で凝縮することで、ウェットウェル気相空間６３内部の圧力が低下する。

圧力抑制プール６２の冷却水温度が飽和温度よりも低下すると、冷却水表面の蒸気凝縮によって、ウェットウェル気相空間６３内部のさらに圧力が低下する。これにより、格納容器５１の空間部６５の蒸気がベント管６６を通って圧力抑制プール６２水中に引き込まれるため、格納容器５１内の圧力が低下する。

ウェットウェル気相空間６３に接する伝熱管１外面で生じる凝縮水は、格納容器５１内部の圧力を低減するための蒸気凝縮用の冷却水や、圧力容器５２に冷却水を注水する非常用炉心冷却系（不図示）の原水として利用される。

熱交換システムのループ流路内の熱流動と、二次側熱交換器２２の伝熱管１１から格納容器５１の外部雰囲気への放熱挙動とは、第７実施例と同様である。また、原子炉の制御電源を喪失して自動弁の遠隔操作機能が失われた場合の、自動弁２８および自動弁２９のフェイルオープン機能による、熱交換システムの自動起動（自動運転）や除熱動作の継続作用も第７実施例と同様である。

このように構成される本実施例も、第７実施例と同様の作用効果を奏する。さらに本実施例では、一次側熱交換器２１を圧力抑制プール６２内に設置するため、ウェットウェル気相空間６３内の圧力を下げることができ、原子炉の信頼性が向上する。

図１９を用いて第９実施例を説明する。図１９は、本実施例に係るループヒートパイプ熱交換システムを原子炉の冷却システムに適用した例を表す縦断面図である。

図１９では、原子炉の圧力容器５２の一部や、格納容器５１の壁面の一部のみを図示しているが、原子炉の全体構成は図１６から図１８に示したものと同様である。本実施例では、圧力容器５２内に、一次側熱交換器２１を設ける。

格納容器５１の外部空間には、二次側熱交換器２２が設けられる。二次側熱交換器２２は、一次側熱交換器２１の設置高さより高い標高に位置して、ダクト７０内に設置されている。一次側熱交換器２１と二次側熱交換器２２の接続構成や、ループ流路と蓄圧タンク１７との接続構成は、図１７等で説明した通りである。

原子炉の通常運転時では、伝熱管１、上部ヘッダ２、流路６、上部ヘッダ１２、伝熱管１１、下部ヘッダ１３、流路７、および下部ヘッダ３からなるループ流路と、流路１６と、蓄圧タンク１７の一部とをそれぞれ冷却水で満たしておき、自動弁２８と自動弁２９を閉じておく。

特に、圧力容器５２から外部への放熱は、原子炉の通常運転時において熱効率を低下させるため、自動弁２８と自動弁２９とはできる限り圧力容器５２に近づけて設けると共に、自動弁２８と自動弁２９を閉止しておくことが重要となる。

原子炉に故障が生じた場合等では、自動弁２８と自動弁２９を開く。炉心５３で発生した蒸気Ｇ７は、伝熱管１の外表面で冷却されて凝縮し、その凝縮水Ｗ７は圧力容器５２内の冷却水面に落下して混合する。発生した蒸気の凝縮による気相体積の減少で、圧力容器５２内の圧力は低下する。

さらに、凝縮水Ｗ７が伝熱管１の外表面で冷却されると、凝縮水Ｗ７の温度が冷却水の飽和温度よりも低下する。このため、凝縮水Ｗ７が混合した圧力容器５２内の冷却水温度も低下して、炉心５３の冷却が促進される。

本実施例におけるループヒートパイプ熱交換システムのループ流路内の自然循環挙動と、伝熱管１での沸騰開始後のループ流路から蓄圧タンク１７への冷却水の移動と、沸騰、凝縮熱伝達による伝熱管１から伝熱管１１への熱伝達と、格納容器５１外部への放熱挙動とは、第６実施例から第８実施例と同様である。

また、原子炉の制御電源を喪失し弁の遠隔操作機能が失われた場合の、自動弁２８、自動弁２９のフェイルオープン機能による自動起動や除熱動作の継続も第６実施例から第８実施例と同様である。

このように構成される本実施例によれば、第７実施例と同様の作用効果を奏する。さらに本実施例では、ループヒートパイプ熱交換システムの運転によって圧力容器５２内の圧力を低下させることができる。

図２０を用いて第１０実施例を説明する。図２０は、本実施例に係るループヒートパイプ熱交換システムを原子炉の冷却システムに適用した例を表す縦断面図である。

図２０では、原子炉の構成の一部を示すが、原子炉の全体構成は図１６から図１９に示したものと同様である。

本実施例では、流路６に複数の自動弁２８ａ，２８ｂを設けると共に、流路７には複数の自動弁２９ａ，２９ｂを設ける。これら各自動弁２８ａ，２８ｂ，２９ａ，２９ｂは、異なる配電系統に繋がる配電盤７３，配電盤７４に接続されている。即ち、自動弁２８ａ，２９ａは、一方の配電盤７３に接続されており、自動弁２８ｂ，２９ｂは他方の配電盤７４に接続されている。

ここで、自動弁と配電系統の数は、「２」に限定しない。例えば、それぞれ２つずつの自動弁へ給電する３つの系統、または４つの系統を備えてもよい。各系統に設ける自動弁の数も２台に限らず、３台以上でもよい。

原子炉の通常運転中は、ループヒートパイプ熱交換システムのループ流路が冷却水で満たされており、各自動弁はそれぞれ閉じている。もしも、流路６，７に設けられている自動弁がそれぞれ１つずつであり、それら自動弁が同一の配電系統に繋がっている場合は、配電系統に故障が生じると、流路６，７に一つずつ設けられた自動弁がフェイルオープン機能により開弁し、流路６，７が開く。従って、圧力容器５２内の冷却水や蒸気の熱が流路６，７を介して格納容器５１の外部へ輸送されて、放熱されてしまい、原子炉システムの熱効率が低下する。

これに対し、本実施例では、流路６，７を異なる複数の配電系統に接続された複数の自動弁で開閉する構成のため、いずれか一つの配電系統に障害が生じた場合であっても、流路６，７の閉止を保持することができる。従って、原子炉の通常運転時に、熱効率が低下するのを防止できる。

このように構成される本実施例も第７実施例と同様の作用効果を奏する。さらに本実施例では、原子炉の通常運転時において、熱効率が低下するのを防止できる。なお、ループヒートパイプ熱交換システムの流路６，７をそれぞれ異なる複数の配電系統に繋がる複数の自動弁によって開閉する構成は、第６〜第９実施例のいずれにも適用可能である。

なお、本発明は上述の実施形態に限定されるものではなく、様々な変形例を含むことができる。例えば、上記実施形態は本発明を分かり易く説明するために詳細に説明したものであり、必ずしも説明した全ての構成を備えるものに限定されるものではない。また、ある実施例の構成の一部を他の実施例の構成に置き換えることも可能である。また、ある実施例の構成に他の実施例の構成を加えることも可能である。さらに、各実施例の構成の一部について、他の構成の追加・削除・置換をすることが可能である。なお、本実施形態に含まれる技術的特徴は、特許請求の範囲に記載した組合せ以外にも組み合わせることができる。

本実施形態には、以下のような方法の発明も含まれている。ただし、以下の表現は例示であって、以下に記載する方法発明に限定しない。

「作動流体の密度差により熱を輸送するループヒートパイプ熱交換システムの使用方法であって、
前記ループヒートパイプ熱交換システムは、加熱源に設けられ、第１伝熱管を有する第１熱交換器と、冷却源に設けられ、第２伝熱管を有する第２熱交換器と、前記第１伝熱管の流出口と前記第２伝熱管の流入口とを接続する第１流路と、前記第２伝熱管の流出口と前記第１伝熱管の流入口とを接続する第２流路と、前記第２流路の途中に接続された蓄圧タンクと、を備え、
前記第１伝熱管と前記第２伝熱管と前記第１流路と前記第２流路と前記蓄圧タンク内の一部とに、システム起動前に予め作動流体を満たしておく、
ループヒートパイプ熱交換システムの運転方法。」

「原子炉に用いるループヒートパイプ熱交換システムの運転方法であって、
前記原子炉は、核燃料を装架した炉心と、前記炉心を内包する圧力容器と、前記炉心で発生した蒸気をタービンに送る主蒸気管と、前記圧力容器を内包する格納容器と、前記格納容器内の空間部であるドライウェルと、前記格納容器内の一部空間を閉空間に仕切り、水プールを有するウェットウェルと、前記ドライウェルと前記ウェットウェルのプール水中を連通するベント管とを含んでおり、
前記ループヒートパイプ熱交換システムは、前記圧力容器内に設けられ、第１伝熱管を有する第１熱交換器と、前記第１熱交換器の高さ方向設置位置よりも高い位置で前記格納容器の外部に設けられ、第２伝熱管を有する第２熱交換器と、前記第１伝熱管の流出口と前記第２伝熱管の流入口を接続する第１流路と、前記第２伝熱管の流出口と前記第１伝熱管の流入口を接続する第２流路と、前記格納容器の外部に位置して、前記第２流路の途中に接続された蓄圧タンクと、前記第２流路の途中に設けられ、通常時は閉弁しており、駆動電源の停止時には開弁する第２隔離弁と、を備えており、
前記第１伝熱管と前記第２伝熱管と前記第１流路と前記第２流路と前記蓄圧タンク内の一部とに、予め作動流体を満たしておく、
原子炉用ループヒートパイプ熱交換システムの運転方法。」

「原子炉に用いるループヒートパイプ熱交換システムの運転方法であって、
前記原子炉は、核燃料を装架した炉心と、前記炉心を内包する圧力容器と、前記炉心で発生した蒸気をタービンに送る主蒸気管と、前記圧力容器を内包する格納容器と、前記格納容器内の空間部であるドライウェルと、前記格納容器内の一部空間を閉空間に仕切り、水プールを有するウェットウェルと、前記ドライウェルと前記ウェットウェルのプール水中を連通するベント管とを含んでおり、
前記ループヒートパイプ熱交換システムは、前記ドライウェル内に設けられ、第１伝熱管を有する第１熱交換器と、前記第１熱交換器の高さ方向設置位置よりも高い位置で前記格納容器の外部に設けられ、第２伝熱管を有する第２熱交換器と、前記第１伝熱管の流出口と前記第２伝熱管の流入口を接続する第１流路と、前記第２伝熱管の流出口と前記第１伝熱管の流入口を接続する第２流路と、前記格納容器の外部に位置して、前記第２流路の途中に接続された蓄圧タンクと、前記第２流路の途中に設けられる第２隔離弁と、を備えており、
前記第１伝熱管と前記第２伝熱管と前記第１流路と前記第２流路と前記蓄圧タンク内の一部とに、予め作動流体を満たしておく、
原子炉用ループヒートパイプ熱交換システムの運転方法。」

１：第１伝熱管、６：第１流路、７：第２流路、８：第１隔離弁、９：第２隔離弁、１１：第２伝熱管、１６：第３流路、１７：蓄圧タンク、２０：逆止弁、２１：第１熱交換器、２２：第２熱交換器、２３：加熱源、２４：冷却源、２８：第１隔離弁、２９：第２隔離弁、３３：リリーフ弁

Claims

作動流体の密度差により熱を輸送するループヒートパイプ熱交換システムであって、
加熱源に設けられ、第１伝熱管を有する第１熱交換器と、
冷却源に設けられ、第２伝熱管を有する第２熱交換器と、
前記第１伝熱管の流出口と前記第２伝熱管の流入口とを接続する第１流路と、
前記第２伝熱管の流出口と前記第１伝熱管の流入口とを接続する第２流路と、
前記第２流路の途中に接続された蓄圧タンクと、
を備え、
前記蓄圧タンクは、第３流路を介して前記第２流路の途中に接続されており、
前記第１流路に、通常時は閉弁しており、駆動電源の停止時には開弁する第１隔離弁を設け、
前記第２流路に、通常時は閉弁しており、駆動電源の停止時には開弁する第２隔離弁を設け、
前記第１伝熱管と前記第１流路と前記第２伝熱管と前記第２流路とからループ流路が構成され、
前記ループ流路と前記蓄圧タンク内の一部とは、運転開始前に予め作動流体で満たされており、
前記第１隔離弁と前記第２隔離弁は、運転開始前に閉弁しており、運転開始時に開弁し、
前記第３流路には、運転開始時に前記第１隔離弁と前記第２隔離弁とを開弁したときに前記ループ流路から前記蓄圧タンクへ向かう流れを堰き止めると共に、所定圧で開弁するリリーフ弁を設けた、
ループヒートパイプ熱交換システム。
前記第３流路には、前記第２流路側から前記蓄圧タンクへ作動流体が流れるのを許し、前記蓄圧タンクから前記第２流路側へ作動流体が流れるのを阻止する逆止弁が設けられており、
運転開始前に前記第３流路にも予め作動流体が満たされている、
請求項１に記載のループヒートパイプ熱交換システム。
前記第１流路の途中には、蒸気エネルギを電気エネルギへ変換する蒸気エネルギ変換装置を設け、
さらに、前記蒸気エネルギ変換装置をバイパスするバイパス流路を設け、
前記第１流路を流れる作動流体を、前記蒸気エネルギ変換装置または前記バイパス流路のいずれかに選択的に供給可能とした、
請求項１または２のいずれか一項に記載のループヒートパイプ熱交換システム。
前記第２流路には、前記第２流路と前記第３流路との接続点よりも下流側に位置して、オリフィスを設けた、
請求項１または２のいずれか一項に記載のループヒートパイプ熱交換システム。
前記第２流路の途中に少なくとも一つの分岐流路を形成し、流路断面積の異なる前記第２隔離弁を前記第２流路と前記分岐流路とにそれぞれ設け、
運転開始時には、前記複数の第２隔離弁のうち、流路断面積の小さい方の第２隔離弁から先に開弁する、
請求項１または２のいずれか一項に記載のループヒートパイプ熱交換システム。
前記第２熱交換器は、前記第１熱交換器よりも高い位置に設置される、
請求項１または２のいずれか一項に記載のループヒートパイプ熱交換システム。
前記蓄圧タンクは、前記第２熱交換器よりも高い位置に設置され、
前記蓄圧タンクには、前記ループ流路の圧力が当該ループ流路または前記蓄圧タンクの耐圧に近づくと開弁する安全弁を設け、
前記第３流路は、前記蓄圧タンクから下方に向かって延びている、
請求項６に記載のループヒートパイプ熱交換システム。
原子炉に用いるループヒートパイプ熱交換システムであって、
前記原子炉は、核燃料を装架した炉心と、前記炉心を内包する圧力容器と、前記炉心で発生した蒸気をタービンに送る主蒸気管と、前記圧力容器を内包する格納容器と、前記格納容器内の空間部であるドライウェルと、前記格納容器内の一部空間を閉空間に仕切り、水プールを有するウェットウェルと、前記ドライウェルと前記ウェットウェルのプール水中を連通するベント管とを含んでおり、
前記圧力容器内に設けられ、第１伝熱管を有する第１熱交換器と、
前記第１熱交換器の高さ方向設置位置よりも高い位置で前記格納容器の外部に設けられ、第２伝熱管を有する第２熱交換器と、
前記第１伝熱管の流出口と前記第２伝熱管の流入口を接続する第１流路と、
前記第２伝熱管の流出口と前記第１伝熱管の流入口を接続する第２流路と、
前記格納容器の外部に位置して、前記第２流路の途中に接続された蓄圧タンクと、
前記第２流路の途中に設けられ、通常時は閉弁しており、駆動電源の停止時には開弁する第２隔離弁と、
を備え、
前記蓄圧タンクは、第３流路を介して前記第２流路の途中に接続されており、
前記第１流路に、通常時は閉弁しており、駆動電源の停止時には開弁する第１隔離弁を設け、
前記第２流路に、通常時は閉弁しており、駆動電源の停止時には開弁する第２隔離弁を設け、
前記第１伝熱管と前記第１流路と前記第２伝熱管と前記第２流路とからループ流路が構成され、
前記ループ流路と前記蓄圧タンク内の一部とは、運転開始前に予め作動流体で満たされており、
前記第１隔離弁と前記第２隔離弁は、運転開始前に閉弁しており、運転開始時に開弁し、
前記第３流路には、運転開始時に前記第１隔離弁と前記第２隔離弁とを開弁したときに前記ループ流路から前記蓄圧タンクへ向かう流れを堰き止めると共に、所定圧で開弁するリリーフ弁を設けた、
原子炉用ループヒートパイプ熱交換システム。
前記蓄圧タンクは、第３流路を介して前記第２流路の途中に接続されており、
前記第３流路には、前記第２流路側から前記蓄圧タンクへ作動流体が流れるのを許し、前記蓄圧タンクから前記第２流路側へ作動流体が流れるのを阻止する逆止弁が設けられており、
原子炉の稼働前に前記第３流路にも予め作動流体が満たされている
請求項８に記載の原子炉用ループヒートパイプ熱交換システム。
原子炉に用いるループヒートパイプ熱交換システムであって、
前記原子炉は、核燃料を装架した炉心と、前記炉心を内包する圧力容器と、前記炉心で発生した蒸気をタービンに送る主蒸気管と、前記圧力容器を内包する格納容器と、前記格納容器内の空間部であるドライウェルと、前記格納容器内の一部空間を閉空間に仕切り、水プールを有するウェットウェルと、前記ドライウェルと前記ウェットウェルのプール水中を連通するベント管とを含んでおり、
前記ドライウェル内に設けられ、第１伝熱管を有する第１熱交換器と、
前記第１熱交換器の高さ方向設置位置よりも高い位置で前記格納容器の外部に設けられ、第２伝熱管を有する第２熱交換器と、
前記第１伝熱管の流出口と前記第２伝熱管の流入口を接続する第１流路と、
前記第２伝熱管の流出口と前記第１伝熱管の流入口を接続する第２流路と、
前記格納容器の外部に位置して、前記第２流路の途中に接続された蓄圧タンクと、
前記第２流路の途中に設けられる第２隔離弁と、
を備え、
前記蓄圧タンクは、第３流路を介して前記第２流路の途中に接続されており、
前記第１流路に、通常時は閉弁しており、駆動電源の停止時には開弁する第１隔離弁を設け、
前記第２流路に、通常時は閉弁しており、駆動電源の停止時には開弁する第２隔離弁を設け、
前記第１伝熱管と前記第１流路と前記第２伝熱管と前記第２流路とからループ流路が構成され、
前記ループ流路と前記蓄圧タンク内の一部とは、運転開始前に予め作動流体で満たされており、
前記第１隔離弁と前記第２隔離弁は、運転開始前に閉弁しており、運転開始時に開弁し、
前記第３流路には、運転開始時に前記第１隔離弁と前記第２隔離弁とを開弁したときに前記ループ流路から前記蓄圧タンクへ向かう流れを堰き止めると共に、所定圧で開弁するリリーフ弁を設けた、
原子炉用ループヒートパイプ熱交換システム。
前記蓄圧タンクは、第３流路を介して前記第２流路の途中に接続されており、
前記第３流路には、前記第２流路側から前記蓄圧タンクへ作動流体が流れるのを許し、前記蓄圧タンクから前記第２流路側へ作動流体が流れるのを阻止する逆止弁が設けられており、
原子炉の稼働前に前記第３流路にも予め作動流体が満たされている
請求項１０に記載の原子炉用ループヒートパイプ熱交換システム。
前記第１伝熱管の外側には、前記主蒸気管から導入流路を介して流入する作動流体の蒸気を前記第１伝熱管の外表面側で凝縮させるケーシングを設け、
前記ケーシング内の作動流体を前記ウェットウェル内に供給するウェットウェル側戻し流路を設け、
前記導入流路にはウェットウェル側隔離弁を設ける、
請求項１０または１１のいずれか一項に記載の原子炉用ループヒートパイプ熱交換システム。
前記第１伝熱管の外側には、前記主蒸気管から導入流路を介して流入する作動流体の蒸気を前記第１伝熱管の加熱面側で凝縮させるケーシングを設け、
前記ケーシング内の作動流体を格納容器キャビティへ供給する格納容器側戻し流路を設け、
前記格納容器側戻し流路には格納容器キャビティ側隔離弁を設ける、
請求項１０または１１のいずれか一項に記載の原子炉用ループヒートパイプ熱交換システム。
前記第１伝熱管の外側には、前記主蒸気管から導入流路を介して流入する作動流体の蒸気を前記第１伝熱管の加熱面側で凝縮させるケーシングを設け、
前記ケーシング内の作動流体を前記圧力容器へ供給する圧力容器側戻し流路を設け、
前記圧力容器側戻し流路には圧力容器側隔離弁を設ける、
請求項１０または１１のいずれか一項に記載の原子炉用ループヒートパイプ熱交換システム。
前記第２伝熱管に冷却風を供給するための冷却ダクトを形成する、
請求項１２〜１４のいずれか一項に記載の原子炉用ループヒートパイプ熱交換システム。
前記第１流路の途中には第１隔離弁を設ける、
請求項１０〜１５のいずれか一項に記載の原子炉用ループヒートパイプ熱交換システム。
前記第１隔離弁および前記第２隔離弁を、通常時は閉弁しており駆動電源の停止時には開弁するフェイルオープン型自動弁で構成する、
請求項１に記載の原子炉用ループヒートパイプ熱交換システム。