今年２月２７日、米・デービスベッセ原発で深刻な上蓋部の腐食が発見された。同炉は、１月１８日に燃料交換のため停止し、ＮＲＣ公報2001-01（オコニー１・２・３号、アーカンソーニュークリアワン１号での圧力容器上蓋貫通部ノズル亀裂問題を契機とする調査の通達）に従って制御棒駆動装置の貫通部について超音波探傷検査を行っていた所、３本のノズルの貫通亀裂が判明した【資料１０】。その内１本のノズル(＃３)を修理するため、周辺のほう酸堆積物を除去した所、圧力容器の母材内部に深さ約１５センチ、幅約１０〜１２．５センチ、長さ約１７．８センチの空洞部が見つかった【資料１１】。貫通孔近傍の低合金鋼部分が腐食してぽっかりと穴があいていたのである。。最も腐食されていた部分では、圧力容器内側にある厚さ9.5ミリのステンレスの内張(クラッド)が露出している状態であり、その後の調査の結果、ステンレスの内張にも約３ミリの深さの亀裂が認められている【資料１２】【資料１３】【資料１４】。

　ＮＲＣは、「構造マージンが著しく劣化して」おり、「冷却材喪失事故(ＬＯＣＡ)の可能性があった」としている(2002/03/20 ＮＲＣ公聴会)【資料１５】。原因は調査中であるが、応力腐食割れによって生じたノズル部の貫通割れから漏れ出た冷却水によってホウ酸が当該部位に堆積し、湿潤環境下でホウ酸による腐食が進展したものとされている。

　ＮＲＣはデービスベッセ原発での事態を受け、ブリテン2002-02を３月18日に発行。米国内で稼働する６９基のＰＷＲを操業している全企業に対して、上蓋の健全性についての情報と今後圧力バウンダリとして正常に機能し得る根拠について報告するように求めた。さらに、８月９日には、補足検査の実施を勧告するよう通達を出した。

　上蓋貫通部でのひび割れは、冷却水漏れだけでなく、ホウ酸の析出による上蓋そのものの腐食を伴う可能性があるということがデービス=ベッセの事例で明らかになった。これは、これまで経験したことのない、まったく新しい事態である。インコネル600製の管台を持ち、一次冷却水にホウ酸を添加するＰＷＲにとって、上蓋管台部はＰＷＲのアキレス腱的存在であると言うことができるだろう。

　

　

　海外で次々と見つかる損傷を受け、関電は1993年〜1995年にかけて９機の原発の上蓋管台について渦電流探傷検査を実施した。そのひび割れはゼロであると関電は発表している（ひび割れの兆候については言及なし）【資料１５】【資料１６】。また、定期点検毎に加圧した上での漏洩試験を実施し、耐圧部の健全性を確認しているとしている。「渦電流探傷検査や定期検査における漏えい検査により管台の健全性を確認しており損傷は認められておらず、現状でも健全性は十分に確保されている」というのが関電と政府の見解である【資料１７】。

　

　損傷が「確認されていない」にもかかわらず、関西電力は全１１機の原発の内７機については上蓋交換を行い、４機については改良工事を実施した【資料１７】【資料１８】【資料１９】。上蓋を交換するにあたっての関電の理由は以下の通りである。

　関電は、応力腐食割れの発生要因のうち「温度と時間に着目し、原子炉容器頂部温度が高い３ループプラントで、運転時間の長い３プラント（美浜３号機、高浜１号機、高浜２号機）に対し、将来を見据えた予防保全の観点から、原子炉容器上部ふた取り替えを決定し」た。関電は、この３機については温度が320度で、他の原発に比べて10度高く、ひび割れの危険率が２倍になるため、交換を決めたとしている（1994/9/9朝日）

　

これは「第１期工事」と呼ばれ、1997年６月までに終了している。

　工事の内容は、主に以下の３点である。

　

　関電によれば、第１期工事の対象となった３原発以外については「温度、運転時間の観点から、すぐに保全対策を決定する必要がなかったため、渦電流探傷検査で健全性を確認しつつ総合的な予防保全対策を検討することとした」としていた。しかし「その後、継続して海外情報の取得に努めた結果、損傷本数が増加し、上部ふた取り替えが有効な対策として採用されつつあることや、一部プラントでは、容易な工事で原子炉容器頂部温度を低くすることができることが分かった」として、残りの原発にも対策を施すことを決定した。炉頂部の温度の低化させるための改造工事が困難な、美浜１・２号、大飯１・２号については第１期工事に続いて、第２期工事として上蓋の交換をおこなった。工事の内容は第１期と同じである。

　

　高浜３．４号、大飯３．４号については炉頂部の温度を低下させるように、原子炉容器内に流入した１次冷却材を頂部に導くスプレイノズルの内径を大きくする改造工事を実施した。

　

　インコネル600を使用したＰＷＲの上蓋には安全上大きな問題が存在することは明らかである。しかし関電は、高浜３･４号炉、大飯３･４号炉については交換を実施せず、炉頂部の温度低減化工事ですませている。しかしこれには大きな問題がある。

　【資料２０】を見て欲しい。これは上蓋管台破損と炉頂部温度・運転時間の相関を示したものである。これを見ればわかるように、調査の結果、ＥＤＦはひび割れ開始時間と頂部温度・運転時間に明確な相関はなく、応力レベルと材質が決定的要因であるという指摘をおこなっている。しかも、炉頂部の温度が289℃という比較的低温である３機にも、同じようにひび割れが発生している。この事実は重要である。

　関電は、高浜３．４、大飯３・４については炉頂部の温度を引き下げたので安全性を確保できたとしているが、改良工事の結果は310℃→294℃(高浜)である。同じ炉頂温度ですでにフランスでは損傷が起こっているのである。上蓋を交換しなかった４機に損傷が発生しないなどとなぜ言えるのか。しかも、この時点ですでに運転時間は破損したフランスの３プラントに近い。１年間は約8700時間、この表は1995年段階のものである。すでに８年が経過しており、さらに運転時間は増大しているはずである。

　頂部温度の低下がひび割れ防止にどれほど有効性があるのか。改造工事によって、ひび割れ開始時間と進展時間がどう変化するか具体的な解析はおこなっているのか。原子力安全委の20回議事録によれば、実験結果からの予測では大体30万時間は大丈夫とされているが、その根拠は何か。関電と政府は安全の根拠を示すべきである。

　また、ひび割れやその兆候はないのか。関電は、これら未交換の上蓋の検査結果について、全資料を公開すべきである。