本発明は、容器内部の水位を計測する水位計測技術に係り、特に、原子炉圧力容器内部の水位を遠隔地から計測する原子炉水位計測装置および原子炉水位計測方法に関する。

従来、以下に列挙する水位計測技術が提案されている。
(1) 流体を貯留する容器の外側に、容器内部の気相領域と連通する引き出し部および液相領域と連通する引き出し部を有する計測配管を設け、この計測配管内に形成される液相から気相に向かって超音波を発信し、気液境界面その他の超音波反射部で反射した反射波の伝播時間を用いて容器内の水位を算出するようにしたもの（特許文献１参照）。
(2) 車両用ディーゼルエンジンの潤滑油残量等を把握できるよう、潤滑油に浮かぶ浮動体、この浮動体の水平方向の変位を拘束する拘束手段、浮動体の上下方向の位置を検出する位置検出手段を備え、浮動体の位置から潤滑油残量を検出するようにしたもの（特許文献２参照）。

特許文献１で説明される水位計測技術では、水位計測の精度向上にあたって、計測配管内部の液相領域にターゲットを設け、ターゲットで反射する超音波の反射伝播時間から液相密度を算出する必要があり、計測配管内部の構造が複雑化する。

本発明は上記事情に鑑みてなされたもので、温計測配管内部に超音波反射体を設けることなく原子炉水位を高精度に計測できる原子炉水位計測装置および原子炉水位計測方法を提供することを目的とする。

上述した目的を達成するため、本発明に係る原子炉水位計測装置では、原子炉圧力容器内の水位を計測する原子炉水位計測装置において、原子炉圧力容器の外側に設けられ、原子炉圧力容器内の飽和蒸気相領域と連通する引き出し部および炉水相領域と連通する引き出し部を有する計測配管と、前記計測配管内に形成される気相から液相に向かって超音波或いはマイクロ波を発信し、気液境界面で生ずる反射波を受信して反射波信号を生成する気相側探知手段と、前記計測配管内に形成される液相から気相に向かって超音波を発信し、気液境界面で生ずる反射波を受信して反射波信号を生成する液相側探知手段と、前記気相側探知手段から出力される反射波信号と液相側探知手段から出力される反射波信号を用いて原子炉水位を算出する水位演算手段とを備えることを特徴とする。

また、本発明に係る原子炉水位計測方法では、原子炉圧力容器内の水位を計測する原子炉水位計測方法において、原子炉圧力容器の外側に、原子炉圧力容器内の飽和蒸気相領域と連通する引き出し部および炉水相領域と連通する計測配管を設け、前記計測配管内に形成される気相から液相に向かって超音波を発信し、気液境界面で生ずる反射波を受信して反射波信号を生成し、前記計測配管内に形成される液相から気相に向かって超音波を発信し、気液境界面で生ずる反射波を受信して反射波信号を生成し、前記気相側探知手段から出力される反射波信号と液相側探知手段から出力される反射波信号を用いて原子炉水位を算出することを特徴とする。

本発明によれば、温計測配管内部に超音波反射体を設けることなく原子炉水位を高精度に計測できる。

本発明に係る原子炉水位計測装置の第１実施形態を示す図。

第１実施形態の原子炉水位計測装置におけるフロートの構成図（透視図）。

本発明に係る原子炉水位計測装置の第２実施形態を示す図。

第２実施形態の原子炉水位計測装置における計測配管の構成図（斜視図）。

気液境界面での反射前後におけるマイクロ波の信号強度を示す図。

本発明に係る原子炉水位計測装置の第３実施形態を示す図。

第３実施形態における原子炉水位計測装置における帯磁フロートの構成図（透視図）。

第３実施形態における原子炉水位計測装置におけるフロート位置読み取り装置の構成図（縦断面図）。

本発明に係る原子炉水位計測装置および原子炉水位計測方法の実施形態を、沸騰水型原子炉に適用した例に基づき、添付図面を参照して説明する。

[第１実施形態]
図１は本発明に係る原子炉水位計測装置の第１実施形態を示す図である。

沸騰水型原子炉では、図示しない原子炉格納容器内に収納される原子炉圧力容器２１を有する。 この原子炉圧力容器２１内に炉心を構成する炉心シュラウド２４が設置される一方、原子炉圧力容器２１に収容される炉心シュラウド２４は冷却水２５に浸漬されている。

原子炉圧力容器２１の外側壁には、原子炉水位計測用のコ字型の計測配管２６が縦方向に設けられる。 計測配管２６はリファレンスレグとして機能し、原子炉圧力容器の外壁を貫通して連通可能に設けられ、原子炉圧力容器２１内の冷却水２５を計測配管２６内に案内している。

原子炉水位計測装置２０は、図１に示すように、気相側探知手段（４０ａ、４３ａ、４１）と、液相側探知手段（４０ｂ、４３ｂ、４１）と、フロート５８と、水位演算手段３１と、遠隔操作装置（３２、３３）とを備える。

計測配管２６は、図１に示すように、原子炉圧力容器２１内の飽和蒸気相Ｇ１と連通する引き出し部２６ａ、炉水相Ｌ１と連通する引き出し部２６ｂを有し、計測配管２６内部に原子炉水位に応じて高低変動する気液境界面Ｗｌを挟んで気相Ｇ２および液相Ｌ２が形成される。

この計測配管２６は、原子炉圧力容器２１の外側たとえば原子炉圧力容器２１と生体遮蔽コンクリート３７の間に設けられ、上下方向に延びる細長中空管により構成される。 この計測配管２６は、原子炉圧力容器２１内の雰囲気（たとえば、内圧７２．１ｋｇ／ｃｍ ^２・ｇ、温度２８７℃）に耐え得るよう構成され、たとえば、ステンレス鋼（ＳＵＳ３０４、ＳＵＳ３１６等）や炭素鋼などで構成される。 なお、計測配管２６の全長は、原子炉水位の計測範囲に応じて設定される。 また、計測配管２６の肉厚は、計測配管２６内の液相Ｌ２のレベル変動による磨耗減肉が生じても管壁が破れないよう設定される。

また、計測配管２６は、原子炉圧力容器２１の外側壁からの上部および下部の引き出し部分２６ｂ，２６ｃにおいて、配管破断の際に、原子炉圧力容器２１内部からの急激な冷却材流出を抑えるために、計測配管２６の内径を圧力バウンダリとならない口径である数センチ以下、例えば圧力バウンダリを構成しない１インチ以下の口径に設定される。

さらに、原子炉圧力容器２１内部の気液境界面Ｗｌに対する計測配管２６内部の気液境界面の追従応答性を良くし、Ｏ _２やＨ _２等の可燃性非凝縮性ガスの滞留を抑制するために、上部の引き出し部分２６ｂには計測配管２６から原子炉圧力容器２１に対し上り勾配が、下部の引き出し部分２６ｃには下り勾配が設けられる。

気相側探知手段（４０ａ、４３ａ、４１）は、気相側超音波トランスジューサ４０ａと、ケーブル伝送手段４３ａと、超音波トランスミッタ４１とを有する。 なお、超音波トランスミッタ４１は、あらかじめ設定された周期に基づき、超音波トランスジューサ４０ａ；４０ｂを操作する電気信号を出力する。

気相側超音波トランスジューサ４０ａは、計測配管２６の上端に設けられた挿入孔から挿入され、引き出し部２６ａよりも上方に位置して固定される。 また、気相側超音波探プローブ４０ａと挿入孔との隙間（不図示）は、計測配管２６および原子炉圧力容器２１の内圧が維持されるよう、溶接封止される。

気相側超音波トランスジューサ４０ａは、超音波トランスミッタ４１から電気信号を受けて、内蔵する圧電素子（不図示）から計測配管２６内に形成される気相Ｇ２側から液相Ｌ２側に向かって数十Ｈｚ〜数百ｋＨｚの超音波を発信する。 また、その圧電素子にて気液境界面Ｗｌで生ずる反射波を受信し反射波信号を生成する。 気相側超音波トランスジューサ４０aの圧電素子は、耐熱性および耐放射線に優れる材料により構成され、たとえば、ニオブ酸リチウムで構成される。

ケーブル伝送手段４３aは、超音波トランスミッタ４１から出力される電気信号を気相側超音波トランスジューサ４０aに伝送する。 また、気相側超音波トランスジューサ４０aにより出力された反射波信号を超音波トランスミッタ４１に伝送する。 なお、超音波トランスミッタ４１は受信した反射波信号を水位演算手段３１に伝送する。 このケーブル伝送手段４３は、少なくとも気相側超音波トランスジューサ４０aとの接続部に近い部分は、放射線遮蔽能の高い無機絶縁材を充填した金属保護管に収められる。

液相側探知手段（４０ｂ、４３ｂ、４１）は、液相側超音波トランスジューサ４０ｂと、ケーブル伝送手段４３ｂと、超音波トランスミッタ４１とを有する。

液相側超音波トランスジューサ４０ｂは、引き出し部２６ｂ下方において、計測配管２６の外側面に液体或いは金属のカップラントを介して固定される。 この液相側超音波トランスジューサ４０ｂは、超音波トランスミッタ４１から電気信号を受けて、内蔵する圧電素子（不図示）から計測配管２６内に形成される液相Ｌ２側から気相Ｇ２側に向かって数ＭＨｚ〜数十ＭＨｚの超音波を発信する。 また、液相側超音波トランスジューサ４０ｂは、気液境界面Ｗｌで生ずる反射超音波を圧電素子にて受信し反射波信号を生成する。 この圧電素子は、耐熱性および耐放射線に優れる材料により構成され、たとえば、ニオブ酸リチウムで構成される。 なお、ケーブル伝送手段４３ｂは、ケーブル伝送手段４３aと同様に構成される。

遠隔操作装置（３２，３３）は、情報伝達手段３２と遠隔操作手段３３とを有する。 遠隔操作手段３３は、情報伝達手段３２を介して水位演算手段３１と接続され、水位演算手段３１を遠隔操作手段３３で遠隔操作されるようになっている。 なお、遠隔操作手段３３は、原子炉格納容器の外側に設け、放射線の悪影響を受けない位置に設置することもできる。 この場合、情報伝達手段３２は原子炉格納容器の電気ペネトレーション部（図示せず）を通して設けられる。

フロート５８は、図１に示すように、計測配管２６の内部に設けられる。 図２はこのフロート５８の構成図（透視図）である。 フロート５８は、引き出し部２６ａおよび引き出し部２６ｂの開口幅よりも大きな外径を有する中空円柱状に形成され、中空構造により浮力を得て計測配管２６の内部に形成された液相Ｌ２に浮かぶ。 ５８ａは中空部、５８ｂは内側面、５８ｃは外側面である。 このフロート５８は、耐腐食性および耐放射線に優れ且つ超音波を反射可能な材料、たとえば、ステンレス鋼（ＳＵＳ３０４やＳＵＳ３１６など）で構成される。

水位演算手段３１は、超音波トランスジューサ４０a，４０ｂにより出力された反射波信号をケーブル伝送手段４３ａ，４３ｂを介して受信し、この反射波信号を用いて原子炉水位を算出する。

なお、水位演算手段３１および超音波トランスミッタ４１は、中央制御室や原子炉格納容器２１の外側に設けられ、生体遮蔽コンクリート３７に設けられたペネトレーション３７ａを貫いて敷設されるケーブル伝送手段４３ａ，４３ｂを介し、超音波トランスジューサ４０ａ，４０ｂと接続される。

ところで、沸騰水型原子炉では、原子炉圧力容器２１内を原子炉冷却材２５が循環しており、この冷却材循環による流速の影響（ベロシティ効果）から計測配管２６内と原子炉圧力容器２１内で冷却材２５の密度の違いが生じているが、この冷却材２５の密度の違いの補正は、原子炉出力を入力して演算する水位演算手段３１により行なわれる。

また、原子炉圧力容器２１の内部と計測配管２６の内部では、水温が異なるため、密度も異なる。 水位演算手段３１は、この温度差から密度の補正を行う。

また、計測配管２６内で、超音波が気液境界面Ｗｌ以外の部分に乱反射して、誤読取が生じる恐れがあるため、超音波信号処理装置にて、ある一定の不感時間を設定する。

次に、原子炉水位計測装置２０の作用を説明する。

原子炉水位計測装置２０では、超音波トランスミッタ４１から設定周期に従い電気信号が生成される。 この電気信号は、ケーブル伝送手段４３a，４３ｂを伝って超音波トランスジューサ４０a，４０ｂに入力される。

気相側超音波トランスジューサ４０ａからは数十Ｈｚ〜数百ｋＨｚの超音波が液相Ｌ２に向かって発信され、気液境界面Ｗｌで生じる反射波が気相側超音波トランスジューサ４０aにて受信されると共に反射波を受信したタイミングで反射波信号が出力される。 一方、液相側超音波トランスジューサ４０ｂからは数ＭＨｚ〜数十ＭＨｚの超音波が気相Ｇ２に向かって発信され、気液境界面Ｗｌで生じる反射波が液相側超音波トランスジューサ４０ｂにて受信されると共に反射波を受信したタイミングで反射波信号が出力される。

各超音波トランスジューサ４０ａ，４０ｂから出力された反射波信号は、ケーブル伝送手段４３ａ，４３ｂを伝って水位演算手段３１に入力され、以下のステップ１〜ステップ３の処理により原子炉水位が算出される。

ステップ１：気相側超音波トランスジューサ４０ａによる超音波の発信から反射波の受信までに要する気相伝播時間（ｔ _Ｇ ）を算出する。

また、液相側超音波トランスジューサ４０ｂによる超音波の発信から反射波の受信までに要する液相伝播時間（ｔ _Ｌ ）を算出する。

ステップ２：気相Ｇ２での超音波速度Ｖ _Ｇ （Ｔ）を用い、式（１）に従って気相長Ｌ _Ｇを算出する。

また、液相Ｌ２での超音波速度Ｖ _Ｌ （Ｔ）を用い、式（２）に従って液相長Ｌ _Ｌを算出する。

ステップ３：気相長Ｌ _Ｇと液相長Ｌ _Ｌをあらかじめ定められた規則に従い原子炉水位を算出する。

原子炉水位の算出に用いられる気相長Ｌ _Ｇおよび液相長Ｌ _Ｌは、それぞれ気相Ｇ２の往復にかかった超音波の伝播時間、液相Ｌ２の往復にかかった超音波の伝播時間を用いて算出される。 このため、気液境界面変動の時間的分解能が良好となる。 たとえば、原子炉における炉水循環系のポンプ系統の不具合や地震発生時などの異常時のほか、原子炉起動時のように原子炉圧力容器２１内の炉水容量が変化したとき、原子炉水位が迅速に検知され計測されるようになる。 また、計測配管内部に超音波反射体を設けることなく原子炉水位を高精度に計測できる。

また、液相長Ｌ _Ｌの測長にあっては、数ＭＨｚ〜数十ＭＨｚの超音波が用いられる。 この周波数領域の超音波は金属内部も良好に伝播することから、液相側超音波トランスジューサ４０ｂは液相Ｌ２に挿入する必要が無くなり、計測配管２６の外側に設置容易となる。 このため、液相側超音波トランスジューサ４０ｂの取り付けやメンテナンスが容易となり且つ放射線劣化の低減が図られる。 なお、超音波の周波数が高いほど精度は高いが気相Ｇ２での減衰が大きくなる。 したがって、気相長Ｌ _Ｇの測長にあっては減衰抑制を重視し、超音波の周波数は数十Ｈｚ〜数百ｋＨｚに設定するのが好ましい。

また、計測配管２６が原子炉圧力容器２１の外側に設けられていることで、計測配管２６の内部温度が原子炉圧力容器２１の内部温度より若干低下して気相Ｇ２における飽和蒸気量が減少する。 その結果、液相Ｌ２の気液境界面乱れやフロート５８の上下左右の揺動が低減され、計測水位の信頼性が高いものとなる。

また、超音波トランスジューサ４０a，４０ｂその他の構成要素は、いずれも高温高圧且つ高レベル放射能の極限環境となる原子炉圧力容器２１内に設ける必要がない。 また、超音波トランスジューサ４０a；４０ｂその他の構成要素は駆動機構も必要ない。 このため、原子炉水位計測装置２０や原子炉の構造簡素化が図られると共に、構造劣化や信号ノイズによる計測水位の信頼性低下ならびに原子炉の出力不安定性が抑制される。

[第２実施形態]
図３は原子炉水位計測装置の第２実施形態を示す図である。 本実施形態は、第１実施形態の原子炉水位計測装置２０の変形例であり、第１実施形態と同様の構成は同一符号を付して説明を省略し、第１実施形態の構成を変更し或いは新たに追加した構成は符号末尾に「Ａ」を付して説明する。

本実施形態の原子炉水位計測装置２０Ａは、図３に示すように、計測配管２６と、気相側探知手段（２７Ａ、２８Ａ、２９Ａ、３０Ａ）と、液相側探知手段（４０ｂ、４３ｂ、４１）と、温度演算手段５９Ａと、遠隔操作装置（３２Ａ、３３Ａ）とを備える。

図４は計測配管２６の構成図（斜視図）である。 計測配管２６Ａは、表面積を拡大して放熱効果を高めるべく、図４に示すように、外側面に複数のフィン５７Ａを有する。

フィン５７Ａは、原子炉圧力容器２１内部の雰囲気（たとえば、内圧７２．１ｋｇ／ｃｍ ^２・ｇ、温度２８７℃）に近い内部雰囲気に耐え得るよう構成され、たとえば、ステンレス鋼(ＳＵＳ３０４やＳＵＳ３１６等)や炭素鋼で構成される。 フィン５７Ａは、計測配管２６Ａに溶接により取り付けられる。 なお、フィン５７Ａは計測配管２６Ａと一体となって製造されるものであっても良いし、フィン５７Ａの数は放熱効果を考慮して設定できる。

気相側探知手段（２７Ａ、３０Ａ、２８Ａ、２９Ａ）は、マイクロ波源２７Ａと、アンテナ手段２９Ａと、ケーブル伝送手段２８Ａとを有する。

マイクロ波源２７Ａは、マイクロ波を発生させる。 マイクロ波源２７Ａは、たとえば、クライストロン、マグネトロン、進行波管などの電子管、ガンダイオードなどの半導体素子を用いて構成される。 マイクロ波は、水蒸気による吸収や散乱を受けにくい周波数に設定され、たとえば、数ＧＨｚ〜数十ＧＨｚに設定される。 なお、マイクロ波源２７Ａと計測配管２６Ａとの間は、熱、放射線および電気的に絶縁されるよう構成される。

マイクロ波検知手段３０Ａは、反射マイクロ波を検知し反射波信号を生成する。 マイクロ波検知手段３０Ａは、たとえば、検波ダイオード、ボロメータ、サーミスタなどの検出素子を用いて構成される。

アンテナ手段２９Ａは、マイクロ波源２７Ａにて生成されたマイクロ波を、計測配管２６に形成される気相から液相に向かってマイクロ波を投射し、気液境界面Ｗｌで生ずる反射マイクロ波を受信する。 アンテナ手段２９Ａは、耐熱性および耐放射線に優れた金属材料で構成され、たとえば、電磁ホーンやパラボラアンテナ手段を用いて構成される。 アンテナ手段２９Ａは、計測配管２６の上端に挿入孔を設けて気相Ｇ２に挿入されると共に挿入部の隙間は溶接等により完全封止される。

ケーブル伝送手段２８Ａは、マイクロ波源２７Ａとアンテナ手段２９Ａとの間でマイクロ波や反射マイクロ波の伝送路である。 ケーブル伝送手段２８Ａは、耐熱性に優れた金属材料により構成されると共にマイクロ波を高い効率で伝送可能な断面円形或いは断面方形に形状設定された中空導体により構成される。

液相側探知手段（４０ｂ、４３ｂ、４１）は、第１実施形態のものと同様であるので説明を省略する。

温度演算手段５９Ａは、水位演算手段３１と有線又は無線により通信可能に設けられる。 温度演算手段５９Ａは、式（３）に基づき、計測配管２６Ａの内部温度を算出する。

水位演算手段３１は、温度演算手段５９Ａにより算出された計測配管２６Ａの内部温度Ｔから求まる計測配管２６における気相Ｇ２でのマイクロ波速度Ｖ _Ｇ （Ｔ）および液相Ｌ２での超音波速度Ｖ _Ｌ （Ｔ）を用い、第１実施形態と同様のステップ１〜ステップ３に従い、原子炉水位を算出する。

ここで、計測配管２６の上端あるいは下端から計測配管２６内部の気液境界面Ｗｌに向けて投射されるマイクロ波あるいは超音波が気液境界面Ｗｌより手前側で乱反射し、この乱反射による乱反射マイクロ波あるいは乱反射超音波をアンテナ手段２９で受信することが想定される。

乱反射マイクロ波あるいは乱反射超音波は冷却材の気液境界面Ｗｌからの反射マイクロ波よりも反射距離が短いため、反射時間も短い。 この点に着目し、乱反射による乱反射マイクロ波の影響をカットするため、水位演算手段３１には、投射時間から、冷却材の気液境界面Ｗｌから反射して受信する反射マイクロ波あるいは反射超音波の気液境界面反射時間より短い乱反射時間を検知しないようにカットする一定時間の不感時間を設定し、気液境界面Ｗｌからの反射マイクロ波あるいは反射超音波と乱反射マイクロ波あるいは乱反射超音波を区別して、計測配管２６内に入射したマイクロ波あるいは超音波が気液境界面Ｗｌ以外の部分で乱反射して誤読取りが生じるのを防止している。

なお、水位演算手段３１、温度演算手段５９Ａ、マイクロ波源２７Ａおよびマイクロ波検知手段３０Ａは、中央制御室や原子炉圧力容器２１の外側に設けられる。 そして、生体遮蔽コンクリート３７に設けられたペネトレーション３７ａを通るケーブル伝送手段２８Ａ，４３ｂを介し、アンテナ２９Ａや液相側超音波トランスジューサ４０ｂと接続される。

遠隔操作装置（３２Ａ，３３Ａ）は、情報伝達手段３２Ａと遠隔操作手段３３Ａとを有する。 遠隔操作手段３３Ａは、第１実施形態と同様に水位演算手段３１を遠隔操作可能であると共に、情報伝達手段３２Ａを介してマイクロ波源２７Ａ、マイクロ波検知手段３０Ａおよび水位演算手段３１の各機器と接続され、これら各機器の一部または全部が遠隔操作手段３３Ａで遠隔操作可能となっている。 なお、遠隔操作手段３３Ａは、原子炉格納容器の外側に設け、放射線の悪影響を受けない位置に設置することもできる。 この場合、情報伝達手段３２Ａは原子炉格納容器の電気ペネトレーション部（図示せず）を通して設けられる。

ところで、沸騰水型原子炉では、ドライウェル内に露出するリファレンスレグの計測配管２６の内部と、原子炉圧力容器２１の内部では、冷却材の水温が異なるため、冷却材の密度も異なる。 このため、計測配管２６内部の気液境界面Ｗｌから反射された反射マイクロ波の信号をマイクロ波検知手段３０で検出しても、検出される反射マイクロ波信号から計測配管２６内の水位を正確に計測できない虞がある。

マイクロ波検知手段３０では、検知された反射マイクロ波から計測配管２６と原子炉圧力容器２１内の水温の違いに基づいて、所要の温度、密度補正を行ない、計測配管２６内で乱反射による反射波を除外し、計測配管２６内部の水位（気液境界面Ｗｌ）、すなわち原子炉圧力容器２１内の原子炉水位を演算して求めている。 マイクロ波検知手段３０は、原子炉圧力容器２１内の水温と計測配管２６内の水温との温度差より密度を補正するようになっている。

次に、原子炉水位計測装置２０Ａの作用を説明する。

原子炉水位計測装置２０Ａでは、マイクロ波源２７Ａから設定周期に従いマイクロ波が生成される。 このマイクロ波は、ケーブル伝送手段２８Ａを介してアンテナ手段２９Ａに伝送される。 また、原子炉圧力容器２１の外側に設けられる超音波トランスミッタ４１から設定周期に従い電気信号が生成される。 この電気信号は、ケーブル伝送手段４３ｂを伝って液相側超音波トランスジューサ４０ｂに入力される。

アンテナ手段２９Ａからは数ＧＨｚ〜数十ＧＨｚのマイクロ波が液相Ｌ２に向かって投射され、気液境界面Ｗｌで生じる反射波がアンテナ手段２９Ａにて受信される。 そして、この反射波はケーブル伝送手段２８Ａを伝ってマイクロ波検知手段３０Ａに入力される。 その際、原子炉圧力容器２１の内部は、通常運転時、高温高圧であるため、冷却水と蒸気の混合状態となり、検知信号が小さくなる場合がある。 このような場合、マイクロ波の周波数を変えてマイクロ波の伝送損失が小さくなる周波数を遠隔操作手段３３で選択し、検知信号が大きくなるようにセットされる。

また、検知信号が小さくなると、水位演算手段３１では表示画面（不図示）に図５に示したような結果が表われ、不連続点Ｐが表示される。 この不連続点Ｐは、誘電率の異なる二相、すなわち蒸気相と水相の境界面である気液境界面Ｗｌを表すことになる。 ここで、不連続点Ｐが不明確な場合は、上述したようにマイクロ波の周波数を変更して明確になるようにマイクロ波源２７Ａを操作する。 水位はマイクロ波の伝播速度と不連続点Ｐの時間から求められる。

求められた水位は、時間や場所、マイクロ波源２７Ａの設定、その他必要な情報が付加され、情報伝送手段３２Ａによって、中央制御室や管理区域外まで伝送されて図示しない表示手段に表示され、それらの場所で原子炉圧力容器２１内の炉水位やその他の情報を効率的かつ経済的に入手する。

一方、液相側超音波トランスジューサ４０ｂからは数ＭＨｚ〜数十ＭＨｚの超音波が気相Ｇ２に向かって発信され、気液境界面Ｗｌで生じる反射波が液相側超音波トランスジューサ４０ｂにて受信されると共に反射波を受信したタイミングで反射波信号が出力される。 この反射波信号は、ケーブル伝送手段４３ｂを伝って水位演算手段３１に入力される。

この超音波トランスジューサ４０ｂから発振される超音波は、蒸気雰囲気中で乱反射減衰を起こして計測に不都合が生じる恐れがある。 原子炉水位計測装置２０Ａでは、超音波は計測配管２６下部から発振され水中を伝播するため、この減衰が抑制される。

ここで、温度演算手段５９Ａでは、たとえばマイクロ波源２７Ａによりマイクロ波が出力されてからマイクロ波検出手段３０Ａにより反射波が受信されるまでの時間を用いて、マイクロ波の気相伝播時間ｔ _Ｇが算出される。 また、たとえば超音波トランスミッタ４１により電気信号が出力されてから反射信号が受信されるまでの時間を用いて超音波の液相伝播時間ｔ _Ｌが算出される。 そして、式（３）に従い、計測配管２６Ａの内部温度Ｔが算出される。

次いで、水位演算手段３１において、温度演算手段５９Ａで算出された計測配管２６Ａの内部温度Ｔに基づき、液相Ｌ２での超音波速度Ｖ _Ｌ （Ｔ）が算出される。 そして、この超音波速度Ｖ _Ｌ （Ｔ）を用いて、第１実施形態で説明したステップ１〜ステップ３と同様の処理に従い原子炉水位が算出される。

原子炉水位計測装置２０Ａにあっては、第１実施形態の(1)および(3)の効果に加え、下記の効果を得ることができる。

計測配管２６Ａは外周面にフィン５７Ａを有するため、計測配管２６の表面積が拡大し放熱能が増強する。 これにより、計測配管２６の内部温度が原子炉圧力容器２１の内部温度に比べて低くなり気相Ｇ２の蒸気量が減少して、マイクロ波の散乱や減衰が起こりにくいものとなり計測水位の信頼性が高いものとなる。

[第３実施形態]
図６は原子炉水位計測装置の第３実施形態を示す図である。 本実施形態は、第１実施形態の原子炉水位計測装置２０の変形例であり、第１実施形態と同様の構成は同一符号を付して説明を省略し、第２実施形態の構成を変更し或いは新たに追加した構成は符号末尾に「Ｂ」を付して説明する。

本実施形態の原子炉水位計測装置２０Ｂは、気相側探知手段（２７Ｂ、２８Ｂ、２９Ｂ、３０Ｂ）と、液相側探知手段（４０ｂＢ、４３ｂＢ、４１）と、温度演算手段５９Ｂと、気液境界位置読み取り手段（６０Ｂ、６１Ｂ、６２Ｂ、６３Ｂ）とを備える。 なお、気相側探知手段、液相側探知手段および温度演算手段は、それぞれ、第２実施形態と同様であるので説明を省略する。

原子炉水位計測装置２０Ｂの気液境界位置読み取り手段は、帯磁フロート６０Ｂと、導波式フロートガイド６１Ｂと、フロート位置読み取り装置６２Ｂと、ケーブル伝送手段６３Ｂとを有する。

図７は帯磁フロート６０Ｂの構造図（透視図）である。 帯磁フロート６０Ｂは、中空ドーナツ状に構成され、中空部６０ａＢに帯磁部６０ｂＢを有する。 この帯磁部６０Ｂは、たとえば磁石などにより構成される。 なお、６０ｂＢは外壁面、６０ｃＢは内側面を示す。 また、帯磁フロート６０Ｂは、計測配管２６の内部に設けられ、計測配管２６の引き出し部２６ａおよび引き出し部２６ｂの開口幅よりも大きな外径を有する。

導波式フロートガイド６１Ｂは、アンテナ手段２９Ｂから投射されるマイクロ波を導波する導波体を格納した中空管により構成され且つ耐熱性に優れた金属材料により構成される。 また、導波式フロートガイド６１Ｂは、計測配管２６内の気相および液相が内側に浸入可能な孔（不図示）を有する。 なお、導波式フロートガイド６１Ｂは、たとえば、アンテナ手段２９Ｂのうち計測配管２６に挿入される部分に溶接固定される（図６のＰ部参照）。

図８はフロート位置読み取り装置６２Ｂの構成図（縦断面図）である。 フロート位置読み取り装置６２Ｂは、計測配管２６の外周面に沿って設けられ、ケーシング６２ａＢと、複数の磁性体６２ｂＢと、固定用磁性体６２ｃＢとを有し、帯磁フロート６０Ｂの磁気に感応してフロート位置信号を出力するよう構成される。

磁性体６２ｂＢおよび固定用磁性体６２ｃＢは共にケーシング６２ａＢに収められており、磁性体６２ｂＢは固定用磁性体６２ｃＢの磁力を受けて一方向に向き且つ帯磁フロート６０Ｂの磁力を受けて水平方向に回転可能に支持される。 フロート位置読み取り装置６２Ｂは、磁性体６２ｂＢが帯磁フロート６０Ｂの磁力を受けて水平方向に回転したときにフロート位置信号を生成し、ケーブル伝送手段６３Ｂに伝送する。 なお、フロート位置読み取り装置６２Ｂから出力されるフロート位置信号は、たとえば、フロート位置検出部（不図示）にて磁性体６２ｂＢが回転したことを機械的接触により感知し或いは光学的な方法により感知したときに生成するよう構成される。

ケーブル伝送手段６３Ｂは、出力されたフロート位置信号を水位演算手段３１に伝送する。 そして、水位演算手段３１は、ケーブル伝送手段６３Ｂから受け取ったフロート位置信号を用いて気液境界面Ｗｌの位置および原子炉水位を算出する。

次に、原子炉水位計測装置２０Ｂの作用を説明する。

原子炉水位計測装置２０Ｂでは、マイクロ波源２７Ｂから設定周期に従いマイクロ波が生成される。 このマイクロ波は、ケーブル伝送手段２８Ｂを介してアンテナ手段２９Ｂに伝送される。 このアンテナ手段２９Ｂからは数ＧＨｚ〜数十ＧＨｚのマイクロ波が導波式フロートガイド６１Ｂ内の液相Ｌ２に向かって投射され、気液境界面Ｗｌで生じる反射波がアンテナ手段２９Ｂにて受信される。 アンテナ手段２９Ｂにて受信された反射波はケーブル伝送手段２８Ｂを伝ってマイクロ波検知手段３０Ｂに入力される。 そして、第２実施形態第と同様の処理に従い原子炉水位が算出される。

一方、気液境界位置読み取り手段（６０Ｂ、６１Ｂ、６２Ｂ、６３Ｂ）では、帯磁フロート６０Ｂに対面する磁性体６２ｂＢが帯磁フロート６０Ｂの磁力を受けて回転し、この回転動作によりフロート位置信号が生成される。 このフロート位置信号は、ケーブル伝送手段６３Ｂを介して水位演算手段３１に入力される。 そして、この水位演算手段３１において、あらかじめ定められた規則に従ってフロート位置信号を用いた原子炉水位の算出処理が行われる。

以上、本発明に係る原子炉水位計測装置を第１実施形態〜第３実施形態に基づき説明してきたが、具体的な構成については、これらの実施形態に限られるものではなく、本発明の要旨を逸脱しない限り設計の変更や追加等は許容される。 例えば、各実施形態の原子炉水位計測装置の各構成手段を組み合わせるようにしてもよい。

また、計測配管にこの計測配管の内部が透視可能な窓を設け、また、この計測配管の外部に計測配管の内部に浮かぶフロートの位置を撮影する撮影装置を設けて、撮影したフロートの位置から原子炉水位を算出するようにしてもよい。

また、計測配管の内部に向かってＸ線或いは中性子線などの放射線を照射・透過させ、透過放射線の情報を基にして計測配管の内部に浮かぶフロートの位置を撮影し、撮影したフロートの位置から原子炉水位を算出するようにしてもよい。

また、帯磁フロートとしてフロート内に帯磁部を有する例を示したが、フロート自体を磁性体で構成するようにしてもよいし、フロートから所定周期で音波を発生させて、この音波をキャッチしてフロート位置を検出するようにしてもよい。

また、水位演算手段３１では、時間相関、時間変化の周波数解析、ウェーブレット解析による計測水位の妥当性検証、原子炉水位についてのデータベースとの照合による原子炉水位の推定などにより、計測水位の信頼性を向上させる処理を実行させるようにしてもよい。 また、気相長および液相長の温度、圧力、放射線線量等の環境条件による補正を行うようにしても良い。

また、各実施形態の説明では、原子炉水位計計測装置を沸騰水型原子炉に適用した例を示したが、必ずしも沸騰水型原子炉に限定されず、加圧水型原子炉に適用して原子炉圧力容器内の炉水位を計測し、監視するようにしてもよい。 なお、加圧水型原子炉に適用される場合には、原子炉圧力容器に代えて原子炉圧力容器が用いられるので、原子炉圧力容器は原子炉圧力容器と読み替えて用いられる。

２０…原子炉水位計測装置， ２１…原子炉圧力容器２１，２４…炉心シュラウド， ２５…冷却材（冷却水），２６…計測配管（リファレンスレグ）， ２６ａ，２６ｂ…引き出し部分， ２７…マイクロ波源（発振器）， ２８…ケーブル伝送手段（導波伝送手段、同軸ケーブル、ＭＩケーブル）， ２９…アンテナ手段（発信端）， ３０…マイクロ波検知手段， ３１…水位演算手段， ３２…情報伝達手段， ３３…遠隔操作手段， ３７…生体遮蔽コンクリート， ４０…超音波トランスジューサ， ４０ａ…気相側超音波トランスジューサ， ４０ｂ…液相側超音波トランスジューサ， ４１…超音波トランスミッタ， ４３…ケーブル伝送手段（ケーブル伝送手段、同軸ケーブル、ＭＩケーブル）， ４５…炉水位表示装置， ５７…フィン， ５８…フロート， ５８ａ…フロートの中空部、 ５８ｂ…フロートの内側面、 ５８ｃ…フロートの外側面、 ５９…温度演算手段， ６０…帯磁フロート，６０ａ…帯磁フロートの中空部、６０ｂ…帯磁フロートの外側面、６０ｃ…帯磁フロートの内側面，６０ｅ…帯磁フロートの帯磁部， ６１…導波式フロートガイド， ６２…フロート位置読み取り装置， ６２ａ…ケーシング， ６２ｂ…磁性体， ６２ｃ…固定用磁性体， Ｇ１…飽和蒸気相， Ｌ１…炉水相， Ｗｌ…気液境界面， Ｇ２…気相， Ｌ２…液相．