0

資料－２【参考】
第１９回安全性検討会資料

新規制基準適合性審査申請
重大事故等対処施設＜（８）重大事故対策＞- 格納容器破損防止（No.69,71～73,77,78関連）

補足資料
令和元年8月30日
東北電力株式会社
枠囲みの内容は商業機密又は防護上の観点から公開できません。
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目次
1.

炉心損傷および格納容器破損防止対策の有効性評価の概要

2.

内部事象出力運転時レベル１．５ＰＲＡ

3.

格納容器破損モード及び評価事故シーケンス選定の全体プロセス

4.

評価事故シーケンスの選定理由

5.

格納容器破損モードの選定結果

1

6. 対応手順の概要及び必要な要員・資源の評価
6.1 格納容器過圧・過温破損（代替循環冷却系を使用する場合）
6.2 格納容器過圧・過温破損（代替循環冷却系を使用できない場合）
6.3 DCH，FCI，MCCI
7.

その他のベント準備，実施基準

8.

ＰＲＡにおける事故シーケンスグループの表記方法

9.

重大事故時のアクセスルート状況確認及び復旧について

10. 外部水源注水量限界について
11. 水素燃焼評価に用いるＧ値の妥当性
12. 気相濃度の推移の補足説明
13. Ｍａｒｋ－Ⅱ型格納容器について
14. シェルアタックを除外する理由について
1

１．炉心損傷および格納容器破損防止対策の有効性評価の概要

炉心損傷防止対策

格納容器破損防止対策

炉心損傷に至る可能性のあるシナリオ（事故シーケンス）の分析

炉心損傷を前提に格納容器破損に至る可能性がある
事故シナリオ（物理化学現象）を抽出喪失する安全機能によって事故シーケンスグループを選定

想定すべき格納容器破損モードを選定

事故シーケンスグループ毎に事象進展の厳しさを考慮してシナリオ（重要事故シーケンス）を選定

格納容器破損モード毎に事象進展の厳しさを考慮してシナリオ（評価事故シーケンス）を選定

炉心損傷防止の対策

解析によりシビアアクシデント対策の有効性を確認

2

格納容器破損防止の対策

解析によりシビアアクシデント対策の有効性を確認

2

２．内部事象出力運転時レベル１．５ＰＲＡ（1/6）

3■PRAの評価レベルによる分類
レベル1PRA ： 炉心損傷頻度の評価までを行うリスク評価
レベル2PRA ： 環境へ多量の放射性物質を放出する事故シーケンスの発生頻度（格納容器破損頻度）および放出放射性物質の種類・量の評価までを行うリスク評価
レベル3PRA ： レベル2PRAで得られた発生頻度と放出放射性物質の種類・量をもとに，公衆のリスクの評価まで行うリスク評価■新規制基準適合性審査におけるPRAの評価レベル
炉心損傷頻度および格納容器破損頻度のリスク評価までを行い，放出放射性物質の種類・量の評価は行っていない（レベル1.5PRA）

3

4

２．内部事象出力運転時レベル１．５ＰＲＡ（2/6）■プラント損傷状態別の発生頻度

レベル１PRAの事故シーケンスグループ別の炉心損傷頻度を基に，プラント損傷状態別の発生頻度を定量化
事故シーケンスグループ別の炉心損傷頻度

プラント損傷状態別の発生頻度

事故シーケンスグループ

炉心損傷頻度（／炉年）

プラント損傷状態

発生頻度
（／炉年）

TQUX

1.9E-07

TQUX

1.9E-07

TQUV

2.9E-11TQUV

2.9E-11TW

5.5E-05

TW

5.5E-05

長期TB

6.1E-11

長期TB

6.1E-11TBU

1.3E-12TBU

1.3E-12TBP

9.3E-13TBP

9.3E-13

TBD

4.5E-12TBD

4.5E-12AE

4.2E-14AE

4.2E-14S1E

3.3E-12S1E

3.3E-12S2E

5.5E-14S2E

5.5E-14

ISLOCA

2.4E-09

ISLOCA

2.4E-09TC

3.9E-09TC

3.9E-09

合計

5.5E-05

合計

5.5E-05
4

5

２．内部事象出力運転時レベル１．５ＰＲＡ（3/6）■物理化学現象及び格納容器破損モードの抽出

事故シーケンス（下図の赤枠）毎に，原子炉停止系，炉心冷却系，崩壊熱除去系，工学的安全設備などの緩
和設備の動作状態を考慮し物理化学現象及び格納容器破損モードを抽出
炉心損傷前（レベル1PRA）

原子炉圧力容器破損直後（レベル1.5PRA）

原子炉圧力容器破損前

事故後期

ECCS故障
TQUV
TQUX
長期TB
TBD
TBU
TBP
AE
S1E
S2E

PCV
隔離失敗

RPV下部
への
デブリ落下

炉心
損傷
RPV減圧

RPV注水

水蒸気（崩壊熱） による過
圧

過圧破損
（崩壊熱除
去失敗）

RPV
破損
RPV内での
水蒸気爆発（ 炉内FCI）

PCV破損に伴う
ECCSなどの従属故障

RHRなどの
故障

TW

隔離失敗

水蒸気爆発
（炉内FCI）
炉心損傷

格納容器雰囲気直接加熱

RPV外での水蒸気爆発(炉外FCI)

水蒸気爆発（炉外FCI）

シェル
アタック

溶融物
直接接触

PCV注水

PCV除熱失敗
炉心デブリ
の冷却成功

スクラム系
SLC失敗
TC

未臨界確
保失敗時
の過圧

ISLOCAISLOCAによるR/Bへの流
出継続

過圧破損
（未臨界確
保失敗）

炉心
損傷

インターフェイス
システムLOCA

内はイベントツリー構築対象から除外

凡例

格納容器雰囲気直接加熱(DCH)

PCV破損モード
物理化学現象緩和手段

水蒸気（崩壊熱）による
過圧

過圧破損
（長期冷
却失敗）

PCV過温

過温破損

コア・コンクリート反応（ MCCI）継続

溶融炉心・コンク
リート相互作用

水素燃焼

水素燃焼

5

２．内部事象出力運転時レベル１．５ＰＲＡ（4/6）

6■抽出した格納容器破損モード
格納容器破損に至る事故シーケンスに対して，格納容器の破損形態を分類するため，格納容器破損に至る負荷の分析から格納容器破損モードを設定
格納容器の状態

格納容器破損モード

破損モードの説明

原子炉圧力容器内事故収束

損傷炉心は原子炉圧力容器内で冷却され，残留熱除去系による崩壊熱除去に成功するモード。

格納容器内事故収束

原子炉圧力容器破損に至るが，損傷炉心は格納容器内で冷却され，残留熱除去
系による崩壊熱除去に成功するモード。

健全性維持

バイパス

インターフェイスシステムLOCA

格納容器隔離失敗

隔離失敗

格納容器
先行破損

物
理
的
破
損

事故後に核の容器の隔離に失敗するモード。

過圧破損（未臨界確保失敗）

原子炉の停止に失敗したため，大量に発生し続ける水蒸気によって格納容器が過圧され，格納容器先行破損に至るモード。事故後早期に格納容器破損が生じる。

過圧破損（崩壊熱除去失敗）

炉心への注水には成功するものの崩壊熱の除去に失敗，水蒸気蓄積によって過圧され格納容器先行破損に至るモード。事故後後期に格納容器破損が生じる。

水蒸気爆発

格納容器内での水蒸気爆発によって格納容器が破損するモード。

格納容器雰囲気直接加熱

格納容器雰囲気直接加熱によって格納容器が破損するモード。

溶融物直接接触
炉心損傷後の格納容器破損格納容器をバイパスして炉内インベントリが外部に放出されるモード。

シェルアタックにより格納容器が破損するモード。

過温破損

ドライウェル貫通部あるいはフランジ部の過温によって格納容器が破損するモード。

過圧破損（長期冷却失敗）

損傷炉心冷却に伴う発生蒸気によりサプレッションプール水温が上昇し，格納容器
圧力が上昇して破損するモード。

溶融炉心・コンクリート相互作用

溶融炉心・コンクリート相互作用によって圧力容器支持機能が喪失し，格納容器が破損するモード。

水素燃焼

水素燃焼によって格納容器が破損するモード。

6

２．内部事象出力運転時レベル１．５ＰＲＡ（5/6）

7■格納容器イベントツリー
事故進展中に実施される緩和手段等を考慮し，格納容器イベントツリーを作成し，格納容器破損に至る格納容器破損モードを整理
原子炉圧力容器破損前及び破損後のイベントツリー

事故後期（原子炉圧力容器健全）のイベントツリー

事故後期（原子炉圧力容器破損）のイベントツリー

78

２．内部事象出力運転時レベル１．５ＰＲＡ（6/6）

意見No.69関連■レベル１．５ＰＲＡの評価結果
女川２号炉のプラント全体の格納容器破損頻度は，5.5×10‐5／炉年
格納容器破損モード別では，過圧破損（崩壊熱除去機能失敗）のリスクが最も大きい（重大事故対策等を除くと，崩壊熱を除去する設備は残留熱除去系（２系統）のみとなるため）適合性審査においては，各格納容器破損モードの発生の観点で事象進展が最も厳しくなると考えられる事故
シーケンスを検討し，今回整備した格納容器破損防止対策が有効であることを確認
格納容器破損モード別の格納容器破損頻度
格納容器破損モード

格納容器破損頻度5.5×10‐5／炉年

格納容器破損モード別の格納容器破損頻度

格納容器破損頻度
（／炉年）

過温破損

9.4E-13

過圧破損（長期冷却失敗）

1.3E-09

過圧破損（崩壊熱除去失敗）

5.5E-05

過圧破損（未臨界確保失敗）

3.9E-09

格納容器雰囲気直接加熱

0.0E+00

水蒸気爆発

5.0E-15

溶融炉心・コンクリート相互作用

1.1E-10水素燃焼

0.0E+00

溶融物直接接触

0.0E+00

インターフェイスシステムLOCA

2.4E-09

隔離失敗

9.4E-10
合計

5.5E-058３．格納容器破損モード及び評価事故シーケンス選定の全体プロセス

個別プラント評価により抽出するもの＜個別プラントのPRA＞
・内部事象＜PRAに代わる方法による評価＞
・外部事象＜格納容器破損モード及び破損モードごとの格納容器破損頻度算出結果＞必ず想定する格納容器破損モード＜評価事故シーケンスの選定＞
・雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・
過温破損）
・高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱
・原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用
・水素燃焼※1
・溶融炉心・コンクリート相互作用

・格納容器直接接触（シェルアタック）※2

事象の特徴，頻度等を考慮し，格納容器破損モード
及び評価事故シーケンスへの追加は不要と判断
上記以外の格納容器破損モード※１ BWRにおいて考えられる格納容器破損モードの1つとして抽出したものの，女川原子力発電所2号炉では，運転中，格納容器内を窒素ガスで置換しており，酸素濃度を低く管理しているため，水素濃度及び酸素濃度が可燃限界に至る可能性が十分小さいと評価
し，PRAで定量化する格納容器破損モードから除外しているが，有効性評価においては窒素ガス置換の有効性を確認する観点で有効性評価の対象とする。
※2 BWRにおいて考えられる格納容器破損モードの1つとして抽出したものの，女川原子力発電所2号炉では，格納容器の構造上発生する可能性はない格納容器破損モードであることから，有効性評
価の対象から除外した。
※3 BWRにおいて考えられる格納容器破損モードの1つとして抽出したものの，各種研究により得られた知見から，原子炉圧力容器内で水蒸気爆発が発生し，格納容器破損に至る可能性はない格納容器破損モードであることから，有効性評価の対象から除外した。

9・過圧破損（未臨界確保失敗）
・過圧破損（崩壊熱除去失敗）
・インターフェイスシステムLOCA
・原子炉圧力容器内での水蒸気爆発※3
・格納容器隔離失敗
事象の特徴，頻度等を考慮し，格納容器破損モード
及び評価事故シーケンスへの追加は不要と判断

1. 格納容器破損モードの発生の観点で厳しいプラント損傷状態(PDS)を選定
2. 選定されたPDSに属する事故
シーケンスから格納容器破損
モードの発生の観点で厳しいシー
ケンスを評価事故シーケンスとして選定

格納容器破損防止対策の有効性評価＜炉心損傷防止対策を図るシーケ
ンスの確認＞
炉心損傷後の格納容器機能に期待できないため，「炉心の著しい損傷を防止する対策に有効性がある」こ
とを確認
炉心損傷防止対策の有効性評価

9

４．評価事故シーケンスの選定理由（1/3）

10■格納容器破損モードの評価事故シーケンスの選定理由
格納容器破損モードの発生の観点で事象進展が最も厳しくなると考えられる事故シーケンスを評価事故シーケンスとして選定しており，その選定理由を下表に示す。
表 評価事故シーケンスの選定理由（1/3）
格納容器破損モード

評価事故シーケンスの選定理由【評価事故シーケンス】大破断LOCA＋HPCS失敗＋低圧ECCS失敗＋全交流動力電源喪失
LOCAにECCS注水機能喪失及び全交流動力電源喪失を重畳させることで，電源の復旧，注水機能の確保等必要となる対応が多く，格納容器破損防止対策を講じるための対応時間が厳しいシナリオとなるため，過圧及び過温への対策の有効性を総合的に評価するための事故シーケンスとして，LOCAを選定し，これに全交流動力電源喪
失事象の重畳を考慮している。
LOCAに属する事故シーケンスのうち，破断口径が大きいことから原子炉水位の低下が早く，また，水位回復に必要な流量が多いため，対応時の時間余裕，必要な設備容量の観点で厳しい大破断LOCAを起因とし，炉心損傷防①－２雰囲気圧力・止が困難な事故シーケンスとしての包絡関係や，格納容器破損防止対策を講じるための対応時間の厳しさの観温度による静的負荷点を踏まえて，「大破断LOCA＋HPCS失敗＋低圧ECCS失敗＋全交流動力電源喪失」を評価事故シーケンスとし（格納容器過温破損）て選定している。

①－１雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧破損）【評価事故シーケンス】過渡事象＋高圧注水失敗＋手動減圧失敗
本格納容器破損モードに含まれる事故シーケンスのうち，起因事象発生から原子炉減圧までの時間余裕の観点
ではＴＱＵＸ，ＴＢＤ，ＴＢＵ及びＳ２Ｅが厳しく，高圧状態で炉心損傷に至る点ではＴＱＵＸ，ＴＢＤ，ＴＢＵ及びＳ２Ｅに有意な違いはないことから，本格納容器破損モードを代表する事故シーケンスとしてＴＱＵＸを選定している。
ＴＱＵＸに属する事故シーケンスのうち，事象進展が早く，炉心溶融までの時間の観点で厳しい過渡事象を起因と②高圧溶融物放出/
し，逃がし安全弁の再閉失敗を含まない，「過渡事象＋高圧注水失敗＋手動減圧失敗」を評価事故シーケンスとし格納容器雰囲気直接て選定している。
加熱
逃がし安全弁の再閉失敗を含まないシーケンスとした理由は，炉心損傷防止のために重大事故等対処設備による原子炉減圧を実施する状況を想定した場合，事象発生時点から逃がし安全弁の再閉失敗によって原子炉減圧されている場合の方が，原子炉減圧が完了し，高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱を防止できる状態となるまでの時間が短縮でき，対応が容易になると考えられるためである。

10

４．評価事故シーケンスの選定理由（2/3）

11

表 評価事故シーケンスの選定理由（2/3）
格納容器破損モード

評価事故シーケンスの選定理由【評価事故シーケンス】過渡事象＋高圧注水失敗＋低圧ECCS失敗
原子炉圧力容器が高圧で破損に至る場合，格納容器に放出される溶融炉心が分散され易いと考えると，原子炉
圧力容器が低圧で破損に至る場合の方が，格納容器下部へ一体となって落下する溶融炉心の割合が多くなると考えられるため，高圧状態で破損するTQUX，TBU，TBD及び長期TBは選定対象から除外する。
LOCAは，蒸気が急速に格納容器に流出するため，ジルコニウムの酸化割合が他の低圧破損シーケンスより小さ
くなり，酸化ジルコニウム質量割合が他の低圧破損シーケンスより小さくなることでデブリの内部エネルギが小さく③原子炉圧力容器外なると考えられる。さらに，破断口から高温の冷却材が流出し格納容器下部に滞留する可能性があるが，ＦＣＩによの溶融燃料－冷却材
る水蒸気爆発は，低温の水に落下する場合の方が発生する可能性が高い事象であり，格納容器下部に高温の冷相互作用却材が流入する場合には発生の可能性が低減されるものと考えられることから，LOCAは選定対象から除外する。
よって，本格納容器破損モードにおいて厳しい事故シーケンスとして，原子炉の水位低下が早く，原子炉圧力容器破損までの時間が短いTQUVを選定する。
TQUVに属する事故シーケンスのうち，事象進展が早い過渡事象を起因とし，発生頻度の観点で大きいと考えられ
る逃がし安全弁の再閉失敗を含まない，「過渡事象＋高圧注水失敗＋低圧ECCS失敗」を評価事故シーケンスとして選定している。
【評価事故シーケンス】大破断LOCA＋HPCS失敗＋低圧ECCS失敗＋全交流動力電源喪失
原子炉注水に期待しない場合のジルコニウム－水反応の挙動は事象発生時の原子炉圧力容器外への冷却材の放出経路から，LOCAとその他の事故シーケンスに大別できる。
LOCAでは事象発生と同時に原子炉圧力容器が大きく減圧され，冷却材が多量に原子炉圧力容器外に排出されることから，ジルコニウム－水反応に寄与する冷却材の量が少なくなり，水素濃度は13vol％を上回るものの，その他の事故シーケンスに比べて水素発生量が少なくなると考えられる。このため，LOCAでは水の放射線分解によって増加する酸素濃度が他の事故シーケンスよりも相対的に高くなる可能性が考えられる。さらに，原子炉圧力容器破損の有無の影響を考えると，原子炉圧力容器が破損する場合には，格納容器下部での溶融炉心・コンクリー
水素燃焼
ト相互作用によって生じる非凝縮性ガスが酸素濃度を低下させる方向に寄与する可能性が考えられることから，同じ事故シーケンスでも原子炉圧力容器破損に至らない場合を想定することが適切と考える。
炉心損傷を防止できない事故シーケンスのうち，格納容器破損防止対策の有効性を確認する事故シーケンスとしては，大破断LOCAと非常用炉心冷却系注水機能の喪失が重畳する事故シーケンスのみが抽出されている。
これらのことから，「大破断LOCA＋HPCS失敗＋低圧ECCS失敗＋全交流動力電源喪失」を本格納容器破損モードの評価事故シーケンスとして選定している。
有効性評価に当たっては，酸素濃度の上昇に着目する観点から，ジルコニウム－水反応による水素の過剰な発生の抑制及び水の放射線分解に伴い発生する酸素を格納容器内に保持することによる酸素濃度の上昇を考慮し，炉心損傷後に原子炉注水に成功し，格納容器ベントを実施しない場合について評価している。

11

４．評価事故シーケンスの選定理由（3/3）

12

表 評価事故シーケンスの選定理由（3/3）
格納容器破損モード

評価事故シーケンスの選定理由【評価事故シーケンス】過渡事象＋高圧注水失敗＋低圧ECCS失敗
溶融炉心・コンクリート相互作用の観点からは，格納容器下部に落下する溶融炉心の割合が多いシーケンスが厳しくなる。
原子炉圧力容器が高圧で破損に至る場合，格納容器に放出される溶融炉心が分散され易く，また，落下速度が大きくなることで，格納容器下部に落下した際の粒子化割合が高くなり，落下した溶融炉心が冷却され易いと考えると，原子炉圧力容器が低圧で破損に至る場合の方が，格納容器下部へ一体となって落下する溶融炉心の割合が多くなると考えられるため，高圧状態で破損するTQUX，TBD，TBU，長期TB及び小破断LOCAは選定対象から除外する。
⑤溶融炉心・コンク
原子炉圧力容器が低圧破損に至る事象として，TQUV（TQUXにおける炉心損傷後の手動減圧を含む），中破断
リート相互作用
LOCA及び大破断LOCAが抽出されるが，LOCAは格納容器下部への冷却材の流入の可能性があり，溶融炉心・コンクリート相互作用の観点で厳しい事象とはならないと考えられるため，選定対象から除外する。
よって，本格納容器破損モードにおいて最も厳しい事故シーケンスとして，原子炉の水位低下が早く，対策実施までの時間余裕の観点から厳しいTQUVを選定する。
TQUVに属する事故シーケンスのうち，事象進展が早く，対応時の時間余裕の観点で厳しい過渡事象を起因とし，発生頻度の観点で大きいと考えられる逃がし安全弁の再閉失敗を含まない，「過渡事象＋高圧注水失敗＋低圧
ECCS失敗＋損傷炉心冷却失敗（＋格納容器注水成功＋デブリ冷却失敗）」を評価事故シーケンスとして選定して
いる。

12

13

５．格納容器破損モードの選定結果■格納容器破損モード別格納容器破損頻度
格納容器
の状態

想定される破損モード

格納容器
破損頻度
（/炉年）

過温破損

9.4×10-13

寄与割合
（％）

解釈で想定する
格納容器破損モード<0.1(<0.1)<0.1(54.3)

雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）
雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）

5.5×10-5

約100

なし

3.9×10-9<0.1

なし

格納容器雰囲気直接加
熱※1

―

―

高温溶融物／格納容器雰囲気
直接加熱

原子炉圧力容器内での水蒸気爆発※1

―

―

なし

<0.1
(<0.1)<0.1(4.9)

原子炉圧力容器外の溶融燃料―
冷却材相互作用―

溶融炉心・コンクリート相互作用―

過圧破損（長期冷却失敗）
過圧破損（崩壊熱除去失敗）
過圧破損（未臨界確保失敗）

格納容器
物理的破損

原子炉圧力容器外での水蒸気爆発
溶融炉心・コンクリート
相互作用

1.3×10-9

5.0×10-15
1.1×10-10

水素燃焼※1――

水素燃焼

溶融物直接接触※1――

格納容器直接接触（シェルアタック）

格納容器
バイパス

インターフェイス
システムLOCA

2.4×10-9

<0.1

なし

格納容器
隔離失敗

隔離失敗

9.4×10-10<0.1(40.7)なし

備考――
炉心の著しい損傷を防止する対策に有効性があることを確認。
→事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」
炉心の著しい損傷を防止する対策に有効性があることを確認。
→事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」
本格納容器破損モードの発生により格納容器破損に至る確率が極めて小さいことから，工学的な判断として格納容器破損頻度を０として扱っている。
各種研究により得られた知見から，原子炉圧力容器内で水蒸気爆発が発生し，格納容器の破損に至る可能性は極めて低いと評価。

女川原子力発電所2号炉では，運転中，格納容器内を窒素で置換しており，酸素濃度を低く管理しているため，水素濃度及び酸素濃度が可燃限界に至る可能性が十分小さいと評価し，
PRAで定量化する格納容器破損モードから除外しているが，有効性評価においては窒素置換の有効性を確認する観点で有効性評価の対象とする。
BWR MARKⅠ改良型格納容器である女川原子力発電所２号
炉では構造的に発生する可能性はない格納容器破損モードであることから，有効性評価の対象から除外した。
炉心の著しい損傷を防止する対策に有効性があることを確認→事故シーケンスグループ「格納容器バイパス」
格納容器隔離失敗に対する運用上の対策をとっていること及び，すべての炉心損傷防止対策が有効であることから，本破損
モードを個別プラント評価により抽出された格納容器破損モードとして追加不要と判断。

ハッチング：内部事象運転時レベル１．５ＰＲＡで抽出された格納容器破損モードのうち，解釈に基づき必ず想定するものに含まれない格納容器破損モード（ ）：格納容器先行破損に至るシーケンスを除いた場合の寄与割合※1 ：BWRにおいて考えられる格納容器破損モードの１つとして抽出したものの，女川原子力発電所２号炉では想定されないことから，定量化の対象から除外した格納容器破損モード。

13

６．対応手順の概要及び必要な要員・資源の評価

14

6.1 格納容器過圧・過温破損（代替循環冷却系を使用する場合）（1/5）
意見No.73関連（解析上の時刻）（０分）①

原子炉冷却材喪失（大破断ＬＯＣＡ）発生

外部電源喪失発生「ドライウェル圧力高（13.7kPa[gage]）」
ECCS作動値に到達

非常用ディーゼル発電機等機能喪失を確認

原子炉スクラム・タービントリップを確認②，③④

常設代替交流電源設備自動起動を確認

全交流動力電源喪失

高圧炉心スプレイ系／低圧注水機能喪失を確認

原子炉補機冷却水系／原子炉補機冷却海 水系
機能喪失を確認

残留熱除去系（A）／（Ｂ）の機能喪失による除熱機能喪失を確認「原子炉水位低(レベル２)」
原子炉隔離時冷却系作動値に到達

原子炉隔離時冷却系機能喪失を確認

主蒸気隔離弁
自動「全閉」確認

再循環ポンプ
２台トリップ確認

原子炉圧力－ドライウェル温度による「水位不明判断曲線」で水位不明を判断する（約４分）

炉心損傷開始炉心損傷を確認（約10分）

燃料被覆管温度１２００℃到達

早期の電源回復不能と判断※１

凡例：：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：重大事故等対応要員のみの作業：判断：運転員と重大事故等対応要員の共同作業：解析上考慮しない
操作・判断結果：重大事故対策が働か なか った
場合の対応

14

６．対応手順の概要及び必要な要員・資源の評価

15

6.1 格納容器過圧・過温破損（代替循環冷却系を使用する場合）（2/5）
意見No.73関連※１（約４時間後）（約10分）

常設代替交流電源設備の受電準備（約15分）

常設代替交流電源設備による非常用交流電源回復

タンクローリによる燃料補給準備開始（ガスタービン発電設備
軽油タンク）（約７時間後）（約6.5時間後）（約10時間後）低圧代替注水系（常設）（復水移送ポンプ）系統構成
１台起動

非常用ガス処理系
自動起動確認ＮｏA（約10時間後）低圧代替注水系（常設）（復水移送ポンプ）以外の注水・低圧代替注水系（可搬型）による代替注水・ろ過水ポンプによる代替注水（適宜実施）

タンクローリによる燃料補給開始（原子炉補機代替冷
却水系等）（約19時間後）低圧代替注水系（常設）（復水移送ポンプ）による原子炉注水開始

損傷炉心の冷却成功

原子炉補機
代替冷却水系
準備開始

B

Ｙｅｓ

（25分）
（25分）

（適宜実施） （約9.5時間後）
タンクローリによる燃料補給準備完了（原子炉補機代替冷
却水系等）

タンクローリによる燃料補給開始（ガスタービン発電設備
軽油タンク）（約10時間後）
原子炉冷却材浄化系
配管の隔離操作（約20分）

タンクローリによる燃料補給準備開始（原子炉補機代替冷
却水系等）

タンクローリによる燃料補給準備完了（ガスタービン発電設備
軽油タンク）

準備完了

Ｎｏ

原子炉格納容器代替スプレイ
冷却系（常設）による格納容器下部への注水

Ｙｅｓ

原子炉圧力容器健全確認（約30分）

燃料温度約２５００Ｋ（約２２２７℃）到達
ドライウェル冷却系による格納容器除熱「格納容器温度171℃」到達

原子炉ウェルへの注水
・原子炉格納容器頂部注水系（常設）による原子炉ウェルへの注水
・原子炉格納容器頂部注水系（可搬型）による原子炉ウェ ルへの注水

残留熱除去系の機能喪失を確認※２

格納容器内雰囲気水素濃度及び格納容器内雰囲気酸素濃度
測定開始

燃料プール
冷却開始
原子炉圧力容器・
原子炉格納容器の状態が静定後，燃料プール
冷却を再開する

凡例：：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：重大事故等対応要員のみの作業：判断：運転員と重大事故等対応要員の共同作業：解析上考慮しない
操作・判断結果：重大事故対策が働か なか った
場合の対応

15

６．対応手順の概要及び必要な要員・資源の評価

16

6.1 格納容器過圧・過温破損（代替循環冷却系を使用する場合）（3/5）
意見No.73関連※２

代替循環冷却系運転可能

Ｎｏ

Ｙｅｓ

機能喪失設備の復旧

低圧代替注水系（常設）（復水移送ポンプ）による原子炉注水系統切替（24時間）（24時間）

B

代替循環冷却系系統構成
代替循環冷却系による格納容器除熱開始

代替循環冷却系による格納容器除熱により格納容器圧力・温度降下

代替循環冷却系
運転継続
Ｙｅｓ

Ｎｏ

低圧代替注水系（常設）（復水移送ポンプ）による
原子炉注水

パラメータ継続監視（水素，酸素濃度等）「格納容器圧力0.640MPa[gage]」到達

原子炉格納容器代替スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却
代替循環冷却系による格納容器除熱を継続することで ，損傷炉心冷却を維持し格納容器を破損させることなく安定状態を維持
格納容器内酸素濃度の監視を継続するとともに，格納容器内酸素濃度がドライ条件で4.0vol%に到達する場合には，可搬型窒素ガス供給装置による格納容器内への窒素注入操作を実施し酸素濃度の上昇抑制に努める
また，格納容器内酸素濃度がドライ条件で4.3vol%及びウェット条件で1.5vol%に到達する場合には，原子炉格納容器フィルタベント系により格納容器内の可燃性ガスを排出することで，格納容器内水素燃焼を防止
さらに，機能喪失している設備の復旧に努め，残留熱除去 系及び可燃性ガス濃度制御系の復旧後は，残留熱除去系による原子炉注水，格納容器除熱及び可燃性ガス濃度制御系による水素濃度制御を実施することで ，安定停止状態を維持「外部水源注水量限界（サプレッションプール水位
通常運転水位＋約２m）」にて原子炉格納容器代替スプレイ
冷却系（可搬型）による格納容器冷却停止
原子炉格納容器フィルタベント系
による格納容器除熱実施

凡例：：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：重大事故等対応要員のみの作業：判断：運転員と重大事故等対応要員の共同作業：解析上考慮しない
操作・判断結果：重大事故対策が働か なか った
場合の対応

16

６．対応手順の概要及び必要な要員・資源の評価

17

6.1 格納容器過圧・過温破損（代替循環冷却系を使用する場合）（4/5）
格納容器破損モード「格納容器過圧・過温破損（代替循環冷却系を使用する場合）」における重大事故等対策に必要な要員及び資源の評価結果を表１のとおりであり，必要な要員及び資源を確保していることから，重大事故等への対応は可能である。
表１ 要員及び資源の評価結果

評価項目

必要な要員数又は数量確保している要員数又は数量

要員30名
運転員：７名発電所対策本部要員：６名
重大事故等対応要員：17名

30名
運転員：７名発電所対策本部要員：６名
重大事故等対応要員：17名

水源約890m3

復水貯蔵タンク：約1,192m3

燃料約505kL

約1,055kL

電源

約4,615kW

約6,000kW（常用連続運用仕様）

17

６．対応手順の概要及び必要な要員・資源の評価

18

6.1 格納容器過圧・過温破損（代替循環冷却系を使用する場合）（5/5）
意見No.72関連質問

格納容器過圧・過温破損（代替循環冷却系を使用する場合）▽事象発生▽約10時間後▽約4時間後▽約7時間後大容量送水ポンプ（タイプⅠ）準備完了▽約19時間後
原子炉補機代替
冷却水系準備完了▽約24時間後
原子炉補機代替冷却水系を用いた代替循環冷却系による格納容器除熱開始

発電所対策本部要員：6名
・事故対応指揮：1名・重大事故等対応要員への指示：1名
・情報収集等：2名
・消火活動指揮等：2名

事故対応指揮，情報収集等

運転員：7名
運転操作の総括管理・指揮・命令等

・発電課長：1名
・発電副長：1名
・運転員（中央制御室操作）：3名

事故対応操作（復水移送ポンプによる注水，格納容器除熱等）
事故対応操作（原子炉補機代替冷却水系接続後の原子炉補機冷却水系空気抜き等）

・運転員（現場操作）：2名

重大事故等対応要員：6名
・アクセスルート状況確認（ルート1）：2名
・アクセスルート状況確認（ルート2）：2名
・アクセスルート復旧：2名

重大事故等対応要員：9名

状況確認（ルート1，2）
アクセスルート
復旧
大容量送水ポンプ（タイプⅠ）設置（目的：復水貯蔵タンクへの補給）・大容量送水ポンプ（タイプⅠ）設置等：3名・ホース敷設，接続等：3名
・注水用ヘッダ設置等：3名重大事故等対応要員：2名
・給油準備，給油：2名

原子炉補機代替冷却水系設置（目的：代替循環冷却
系等への冷却水供給）
給油準備
大容量送水ポンプ（タイプⅠ）及び原子炉補機代替冷却水系への給油（適宜実施）

合計：30名

上記のとおり，事故発生後の対応に必要な要員は，事故対応指揮等を行う発電所対策本部要員６名，中央制御室または現場での事故対応操作を行う運転員７名及び可搬型設備の運用を行う重大事故等対応要員17名※の合計30名である。
※大容量送水ポンプ（タイプⅠ）を設置する場合，「アクセスルート復旧」，「燃料補給」を一連で対応するため重大事故等対応要員17名が必要とな
18
り，他のシーケンスと同様に合計30名となる

６．対応手順の概要及び必要な要員・資源の評価

19

6.2 格納容器過圧・過温破損（代替循環冷却系を使用できない場合）（1/5）
意見No.73関連（解析上の時刻）（０分）①

原子炉冷却材喪失（大破断ＬＯＣＡ）発生

外部電源喪失発生「ドライウェル圧力高（13.7kPa[gage]）」
ECCS作動値に到達

非常用ディーゼル発電機等機能喪失を確認

原子炉スクラム・タービントリップを確認②，③④

常設代替交流電源設備自動起動を確認

全交流動力電源喪失

高圧炉心スプレイ系／低圧注水機能喪失を確認

原子炉補機冷却水系／原子炉補機冷却海水系
機能喪失を確認

残留熱除去系（A）／（Ｂ）の機能喪失による除熱機能喪失を確認「原子炉水位低(レベル２)」
原子炉隔離時冷却系作動値に到達

原子炉隔離時冷却系機能喪失を確認

主蒸気隔離弁
自動「全閉」確認

再循環ポンプ
２台トリップ確認

原子炉圧力－ドライウェル温度による「水位不明判断曲線」で水位不明を判断する（約４分）

炉心損傷開始炉心損傷を確認

燃料被覆管温度１２００℃到達

早期の電源回復不能と判断※１

凡例：：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：重大事故等対応要員のみの作業：判断：運転員と重大事故等対応要員の共同作業：解析上考慮しない
操作・判断結果：重大事故対策が働か なか った
場合の対応

19

６．対応手順の概要及び必要な要員・資源の評価

20

6.2 格納容器過圧・過温破損（代替循環冷却系を使用できない場合）（2/5）
意見No.73関連※１（約４時間後）（約10分）（約４時間後）タンクローリによる燃料補給準備開始（ガスタービン発電設備
軽油タンク）

淡水貯水槽を水源とした
大容量送水ポンプ（タイプⅠ）
準備開始

常設代替交流電源設備の受電準備（ 約 6.5時間後）（約７時間後）タンクローリによる燃料補給準備完了（ガスタービン発電設備
軽油タンク）（約15分）（ 約 10時間後） （適宜実施）

常設代替交流電源設備による非常用交流電源回復

タンクローリによる燃料補給開始（ガスタービン発電設備
軽油タンク）（ 約 10時間後）

低圧代替注水系（常設）（復水移送ポンプ）系統構成
１台起動（約20分）

Ｎｏ

原子炉冷却材浄化系
配管の隔離操作

非常用ガス処理系
自動起動確認

原子炉補機
代替冷却水系
準備開始（ 約 19時間後）

損傷炉心の冷却成功

準備完了

送水先

A

低圧代替注水系（常設）（復水移送ポンプ）による原子炉注水開始

タンクローリによる燃料補給準備完了（大容量送水ポンプ（タイプⅠ）等）

タンクローリによる燃料補給開始（大容量送水ポンプ（タイプⅠ）等）

Ｙｅｓ
低圧代替注水系（常設）（復水移送ポンプ）以外の注水・低圧代替注水系（可搬型）による代替注水・ろ過水ポンプによる代替注水（ 約 9.5時間後）（ 約 10時間後） （適宜実施）（ 約 10時間後）

（25分）
（25分）

タンクローリによる燃料補給準備開始（大容量送水ポンプ（タイプⅠ）等）

準備完了（適宜実施）

復水貯蔵タンク

大容量送水ポンプ（タイプⅠ）による補給開始

原子炉格納容器
代替スプレイ冷却系
（可搬型）

Ｎｏ

原子炉格納容器代替スプレイ
冷却系（常設）による格納容器下部への注水

Ｙｅｓ
原子炉圧力容器健全確認（約30分）※３

燃料温度約２５００Ｋ（約２２２７℃）到達
ドライウェル冷却系による格納容器除熱「格納容器温度171℃」到達

原子炉ウェルへの注水
・原子炉格納容器頂部注水系（可搬型）による原子炉ウェルへの注水
・原子炉格納容器頂部注水系（常設）による原子炉ウェルへの注水

残留熱除去系の機能喪失を確認※２

格納容器内雰囲気水素濃度及び格納容器内雰囲気酸素濃度
測定開始

凡例：
：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：重大事故等対応要員のみの作業：判断：運転員と重大事故等対応要員の共同作業：解析上考慮しない
操作・判断結果：重大事故対策が働か なか った
場合の対応

20

６．対応手順の概要及び必要な要員・資源の評価

21

6.2 格納容器過圧・過温破損（代替循環冷却系を使用できない場合）（3/5）
意見No.73関連※２
代替循環冷却系運転不可能

※３
Ｎｏ

Ｙｅｓ

代替循環冷却系による格納容器除熱「格納容器圧力0.640MPa[gage]」到達（約29時間）B

原子炉格納容器代替スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却Ｎｏ

Ｙｅｓ
原子炉格納容器代替スプレイ冷却系（可搬型）以外 による格納容器冷却・原子炉格納容器代替スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却「外部水源注水量限界（サプレッションプール
水位通常運転水位＋約２m）」にて原子炉格納容器
代替スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却停止（約44時間）（約45時間）C

原子炉格納容器フィルタベント系
による格納容器除熱実施

原子炉格納容器フィルタベント系
による格納容器除熱（サプレッションチェンバ側 ）

Ｎｏ

Ｙｅｓ

低圧代替注水系（常設）（復水移送 ポンプ）により原子炉注水を継続し，原子炉
格納容器フィルタベント系による格納容器除熱による格納容器圧力の低下傾
向を確認
機能喪失している設備の復旧に努める
機能喪失していた設備の復旧後，原子炉格納容器フィルタベント系 による格
納容器除熱は残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）及び残留熱除去
系（サプレッションプール水冷却モード）により格納容器冷却が可能であること
及び水素濃度制御が可能であることを確認し停止
格納容器を残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）及び残留熱除去系（
サプレッションプール水冷却モード）により冷却するとともに，格納容器が十分に冷却された後，原子炉注水を低圧代替注水系 （常設 ）（復水移送 ポンプ）からサプレッションプール水を水源とした注水に切 り替える

原子炉格納容器フィルタベント系
による格納容器除熱（ドライウェル側 ）凡例：：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：重大事故等対応要員のみの作業：判断：運転員と重大事故等対応要員の共同作業：解析上考慮しない
操作・判断結果：重大事故対策が働か なか った
場合の対応

21

６．対応手順の概要及び必要な要員・資源の評価

22

6.2 格納容器過圧・過温破損（代替循環冷却系を使用できない場合）（4/5）
格納容器破損モード「格納容器過圧・過温破損（代替循環冷却系を使用できない場合）」における重大事故等対策に必要な要員及び資源の評価結果を表２のとおりであり，必要な要員及び資源を確保していることから，重大事故等への対応は可能である。
表２ 要員及び資源の評価結果

評価項目

必要な要員数又は数量確保している要員数又は数量

要員30名
運転員：７名発電所対策本部要員：６名
重大事故等対応要員：17名

30名
運転員：７名発電所対策本部要員：６名
重大事故等対応要員：17名

水源約3,480m3

復水貯蔵タンク：約1,192m3
淡水貯水槽：約10,000m3

燃料

約505kL

約1,055kL

電源

約4,525kW

約6,000kW（常用連続運用仕様）

22

６．対応手順の概要及び必要な要員・資源の評価

23

6.2 格納容器過圧・過温破損（代替循環冷却系を使用できない場合）（5/5）
意見No.72関連質問

格納容器過圧・過温破損（代替循環冷却系を使用できない場合）▽事象発生▽約10時間後▽約4時間後▽約7時間後大容量送水ポンプ（タイプⅠ）準備完了▽約19時間後
原子炉補機代替
冷却水系準備完了▽約29時間後
格納容器圧力0.640MPa[gage]
大容量送水ポンプ（タイプⅠ）
による格納容器スプレイ開始▽約45時間後格納容器ベント開始

発電所対策本部要員：6名
・事故対応指揮：1名・重大事故等対応要員への指示：1名
・情報収集等：2名
・消火活動指揮等：2名

事故対応指揮，情報収集等

運転員：7名
運転操作の総括管理・指揮・命令等

・発電課長：1名
・発電副長：1名
・運転員（中央制御室操作）：3名

事故対応操作（復水移送ポンプによる注水，格納容器冷却，格納容器除熱等）

・運転員（現場操作）：2名

重大事故等対応要員：6名
・アクセスルート状況確認（ルート1）：2名
・アクセスルート状況確認（ルート2）：2名
・アクセスルート復旧：2名

重大事故等対応要員：9名

事故対応操作（原子炉補機代替冷却水系接続後の原子炉補機冷却水系空気抜き等）
状況確認（ルート1，2）
アクセス
ルート復旧
大容量送水ポンプ（タイプⅠ）
設置（目的：復水貯蔵タンクへの補給，格納容器スプレイ）

・大容量送水ポンプ（タイプⅠ）設置等：3名・ホース敷設，接続等：3名
・注水用ヘッダ設置等：3名重大事故等対応要員：2名
・給油準備，給油：2名

原子炉補機代替冷却水系設置（目的：残留熱除
去系等への冷却水供給）
給油準備
大容量送水ポンプ（タイプⅠ）及び原子炉補機代替冷却水系への給油（適宜実施）

合計：30名

上記のとおり，事故発生後の対応に必要な要員は，事故対応指揮等を行う発電所対策本部要員６名，中央制御室または現場での事故対応操作を行う運転員７名及び可搬型設備の運用を行う重大事故等対応要員17名※の合計30名である。
※大容量送水ポンプ（タイプⅠ）を設置する場合，「アクセスルート復旧」，「燃料補給」を一連で対応するため重大事故等対応要員17名が必要とな
23
り，他のシーケンスと同様に合計30名となる

６．対応手順の概要及び必要な要員・資源の評価

24

6.3 DCH，FCI，MCCI（1/5）
意見No.73関連（解析上の時刻）（０分）

給水流量の全喪失発生

外部電源喪失発生「原子炉水位低(レベル３)」到達

非常用ディーゼル発電機等自動起動を確認

原子炉スクラ ム・タービントリップを確認

交流電源回復非常用ガス処理系
自動起動確認「原子炉水位低(レベル２)」高圧注水機能作動値に到達①

高圧注水機能喪失を確認②

低圧注水機能喪失を確認

常設代替交流電源設備自動起動を確認

主蒸気隔離弁
自動「全閉」確認

再循環ポン プ
２台トリップ 確認

残留熱除去系（A）／（B）の機能喪失による除熱機能喪失を 確認③（約４時間後）（約７時間後）低圧代替注水機能喪失を確認

淡水貯水槽を 水源とした
大容量送水ポンプ（タイプⅠ）
準備開始

タン クロ ーリによる燃料補給準備開始
原子炉への全注水機能喪失確認（約9.5時間後）「原子炉水位有効燃料棒頂部(ＴＡＦ)」到達

原子炉補機
代替冷却水系
準備開始「原子炉水位が有効燃料棒底部から燃料棒有効長さの20%上の位置」到達
準備完了（約10時間後）タン クロ ーリによる燃料補給準備完了

準備完了（約10時間後） （適宜実施）
タン クロ ーリによる燃料補給開始※１

送水先（約４３分）

代替注水系起動・低圧代替注水系（可搬型）による代替注水・ろ過水ポンプによる代替注水

復水貯蔵タン ク
原子炉格納容器
代替スプ レイ冷却系
（可搬型）

※３

凡例：

※２

：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：重大事故等対応要員のみの作業：判断：運転員と重大事故等対応要員の共同作業：解析上考慮しない
操作・判断結果：重大事故対策が働か なか った
場合の対応

24

６．対応手順の概要及び必要な要員・資源の評価

25

6.3 DCH，FCI，MCCI（2/5）
意見No.73関連※１（約43分） A-1（約43分）（約43分）

中央制御室での逃がし安全弁（自動減圧機能）２個 による原子炉急速減圧Ｙｅｓ

Ｎｏ・可搬型代替直流電源設備による原子炉減圧・高圧窒素ガス供給系（非常用）による原子炉減圧
・代替高圧窒素ガス供給系による原子炉減圧・主蒸気逃がし安全弁用可搬型蓄電池による原子炉減圧

炉心損傷開始炉心損傷を確認（約60分）

燃料被覆管温度1200℃到達

格納容器内雰囲気放射線モニタによる
水素・酸素濃度監視

損傷炉心冷却未達成と判断（約1.2時間）

燃料温度約2500Ｋ（約2227℃）到達（約2.5時間）

原子炉圧力容器下鏡部温度300℃到達（溶融炉心の炉心下部プレナムへの移行確認）

ドライウェル冷却系による格納容器除熱損傷炉心冷却失敗を確認（約2.5時間）（約2.5時間）A-2

原子炉格納容器代替スプレイ
冷却系（常設）による格納容器
下部への注水開始

Ｎｏ
原子炉格納容器代替スプレイ冷却系（常設）以外 による格納容器下部への注水
・代替循環冷却系による格納容器下部への注水
・原子炉格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部への注水
・ろ過水ポンプによる格納容器下部への注水

Yes（約4.3時間）（約4.3時間）

原子炉圧力容器破損

原子炉圧力容器破損時の原子炉圧力2.0MPa[gage]以下確認
溶融炉心落下水蒸気発生に伴う圧力上昇（溶融燃料－冷却材相互作用）
格納容器限界圧力以下確認

原子炉格納容器バウンダリ機能維持

原子炉圧力容器破損を確認

凡例：

原子炉格納容器代替スプレイ冷却系（常設）による格納容器下部への注水停止（約5.4時間）（約6.2時間）B-1

溶融炉心によるコンクリート侵食停止

原子炉格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部注水※４Ｎｏ
原子炉格納容器下部注水系（常設）以外による格納容器下部への注水
・代替循環冷却系による格納容器下部への注水
・原子炉格納容器代替スプレイ冷却系（常設）による下部への注水
・ろ過水ポンプによる格納容器下部への注水：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：重大事故等対応要員のみの作業：判断：運転員と重大事故等対応要員の共同作業：解析上考慮しない
操作・判断結果：重大事故対策が働か なか った
場合の対応

25

６．対応手順の概要及び必要な要員・資源の評価

26

6.3 DCH，FCI，MCCI（3/5）
意見No.73関連

※４

※２

※３

格納容器温度171℃到達（約23時間）（約23時間）B-2

原子炉ウェルへの注水
・原子炉格納容器頂部注水系（常設）による原子炉ウェル注水・原子炉格納容器頂部注水系（可搬型）による原子炉ウェルへの注水「格納容器圧力0.640MPa[gage]」到達

原子炉格納容器代替スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却開始

Ｎｏ
原子炉格納容器代替スプレイ冷却系（可搬型）以外による格納容器冷却・原子炉格納容器代替スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却

Ｙｅｓ

代替循環冷却系運転可能

Ｎｏ

Ｙｅｓ

（24時間）（24時間）

C

代替循環冷却系系統構成
代替循環冷却系による格納容器除熱開始

代替循環冷却系による格納容器除熱により格納容器圧力・温度降下
凡例：

代替循環冷却系運転
運転継続

Ｙｅｓ

Ｎｏ

原子炉格納容器代替スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却開始：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：重大事故等対応要員のみの作業：判断：運転員と重大事故等対応要員の共同作業：解析上考慮しない
操作・判断結果：重大事故対策が働か なか った
場合の対応

パラメータ継続監視（水素，酸素濃度等）

代替循環冷却系による格納容器除熱を継続することで，溶融炉心冷却を維持し格納容器を破損させることなく安定状態を維持
格納容器内酸素濃度の監視を継続するとともに，格納容器内酸素濃度がドライ条件で4.0vol%に到達する場合には，可搬型窒素ガス供給装置による格納容器内への窒素注入操作を実施し酸素濃度の上昇抑制に努める
また，格納容器内酸素濃度がドライ条件で4.3vol%及びウェット条件で1.5vol%以下に到達する場合には，原子炉格納容器フィルタベン
ト系により格納容器内の可燃性ガスを排出することで，格納容器内水素燃焼を防止
さらに，機能喪失している設備の復旧に努め，残留熱除去 系及び可燃性ガス濃度制御系の復旧後は，残留熱除去系による原子炉
注水，格納容器除熱及び可燃性ガス濃度制御系による水素濃度制御を実施することで，安定停止状態を維持「外部水源注水量限界（サプレッションプール水位
通常運転水位＋約２m）」にて原子炉格納容器代
替スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却停止

原子炉格納容器フィルタベント系
による格納容器除熱実施

26

６．対応手順の概要及び必要な要員・資源の評価

27

6.3 DCH，FCI，MCCI（4/5）
格納容器破損モード「ＤＣＨ，ＦＣＩ，ＭＣＣＩ」における重大事故等対策に必要な要員及び資源の評価
結果を表３のとおりであり，必要な要員及び資源を確保していることから，重大事故等への対応は可能である。
表３ 要員及び資源の評価結果
評価項目

必要な要員数又は数量確保している要員数又は数量

要員30名
運転員：７名発電所対策本部要員：６名
重大事故等対応要員：17名

30名
運転員：７名発電所対策本部要員：６名
重大事故等対応要員：17名

水源約590m3

復水貯蔵タンク：約1,192m3
淡水貯水槽：約10,000m3

燃料

約851kL

約1,055kL

電源重大事故等対策に必要な負荷は非常用ディーゼル発電機等の負荷に含まれることから電源供給が可能

27

６．対応手順の概要及び必要な要員・資源の評価

28

6.3 DCH，FCI，MCCI（5/5）
意見No.72関連質問

ＤＣＨ，ＦＣＩ，ＭＣＣＩ▽事象発生▽約10時間後▽約4時間後▽約7時間後大容量送水ポンプ（タイプⅠ）準備完了▽約23時間後▽約19時間後
原子炉補機代替
冷却水系準備完了

格納容器圧力0.640MPa[gage]大容量送水ポンプ（タイプⅠ）による格
納容器スプレイ開始▽約24時間後
原子炉補機代替冷却水系を用いた代替循
環冷却系による格納容器除熱開始発電所対策本部要員：6名
・事故対応指揮：1名・重大事故等対応要員への指示：1名
・情報収集等：2名
・消火活動指揮等：2名

事故対応指揮，情報収集等

運転員：7名
運転操作の総括管理・指揮・命令等

・発電課長：1名
・発電副長：1名
・運転員（中央制御室操作）：3名

事故対応操作（復水移送ポンプによる格納容器下部への注水，格納容器冷却，格納容器除熱等）

・運転員（現場操作）：2名

重大事故等対応要員：6名
・アクセスルート状況確認（ルート1）：2名
・アクセスルート状況確認（ルート2）：2名
・アクセスルート復旧：2名

重大事故等対応要員：9名

事故対応操作（原子炉補機代替冷却水系接続後の原子炉補機冷却水系空気抜き等）
状況確認（ルート1，2）
アクセス
ルート復旧

大容量送水ポンプ（タイプⅠ）
設置（目的：格納容器スプレイ）

・大容量送水ポンプ（タイプⅠ）設置等：3名・ホース敷設，接続等：3名
・注水用ヘッダ設置等：3名重大事故等対応要員：2名
・給油準備，給油：2名

原子炉補機代替冷却水系設置（目的：代替循環冷却
系等への冷却水供給）
給油準備
大容量送水ポンプ（タイプⅠ）及び原子炉補機代替冷却水系への給油（適宜実施）

合計：30名

上記のとおり，事故発生後の対応に必要な要員は，事故対応指揮等を行う発電所対策本部要員６名，中央制御室または現場での事故対応操作を行う運転員７名及び可搬型設備の運用を行う重大事故等対応要員17名※の合計30名である。
※大容量送水ポンプ（タイプⅠ）を設置する場合，「アクセスルート復旧」，「燃料補給」を一連で対応するため重大事故等対応要員17名が必要とな
28
り，他のシーケンスと同様に合計30名となる

29

７．その他のベント準備，実施基準（１） 格納容器圧力による判断基準
炉心状態

判断基準
準備

格納容器圧力0.640ＭPa[gage](1.5Pd)到達

実施

外部水源注水量限界（サプレッションプール水位「通常運転水位＋約2m」）到達

炉心損傷後

ベント実施時間
約45時間後（２） 格納容器酸素濃度による判断基準
炉心状態

判断基準
格納容器内酸素濃度がドライ条件で4.0vol%及びウェット
準備条件で1.5vol%到達
炉心損傷後
格納容器内酸素濃度がドライ条件で4.3vol%及びウェット
実施
条件で1.5vol%到達（３） 原子炉建屋水素濃度による判断基準
炉心状態

判断基準
準備

ベント実施時間
７日以降

ベント実施時間

原子炉建屋水素濃度が2.0vol%到達

炉心損傷後

７日以降
実施

原子炉建屋水素濃度が2.3vol%到達（４） 格納容器内雰囲気温度による判断基準
炉心状態
準備
炉心損傷後
実施

判断基準
格納容器内雰囲気温度が200℃以上で温度上昇が継続している場合格納容器内雰囲気温度が200℃以上で温度上昇が継続している場合ベント実施時間
注水機能継続中は到達せず
29

８．ＰＲＡにおける事故シーケンスグループの表記方法

30

イベントツリーにより得られた事故進展の結果を，事象緩和機能の喪失状況やプラントの状態等に与える影響
によって事故シーケンスグループに分類し，識別記号を用いて表現する

30

31

９．重大事故時のアクセスルート状況確認及び復旧について

重大事故等対応要員２名により
ルート１の状況を確認

重大事故等対応要員２名によりルート２の状況を確認
重大事故等対応要員２名により
ルート１又はルート２を復旧（ブルドーザ１名，バックホウ１名）【凡例】： ルート１確認： ルート２確認： ルート１復旧 又は： ルート２復旧

31

１０．外部水源注水量限界について

32

外部水源注水量限界は，外部水源による原子炉及び格納容器への注水量の制限値として設定したものであり，
注水量積算値が外部水源注水量限界に到達した場合，格納容器スプレイを停止する運用としている。
女川２号炉においては，事故後の中長期マネジメント成立性（耐震性確保等）を考慮して，サプレッションプー
ル水位が通常運転水位＋約２mに到達した場合を設定している（下図参照）。
本運用の採用により，ベントラインが水没することなく，サプレッションチェンバ側からの格納容器ベントを継続することができる。

外部水源注水量限界到達時におけるサプレッションプール水位32

１１．水素燃焼評価に用いるＧ値の妥当性（1/2）

33■水素燃焼に係る評価の妥当性
水素燃焼に係る評価において，水の放射線分解による水素及び酸素の発生割合（Ｇ値）は過去の電力共同研究[1][2]の成果に基づき重大事故環境下での水の放射線分解の評価に適した値を設定している。
電力共同研究における実験においてG値には不確かさが大きいこと及び事故時の格納容器内の環境についても不確かさが大きいことから，何らかの要因によって酸素濃度が今回の評価よりも多く発生する場合を想定
し，現実的な上限であるＧ値を設定した感度解析を実施している。非常に保守的な条件であっても格納容器
破損防止対策が有効であることを確認している。
感度解析に用いている値は設計基準事故対処設備である可燃性ガス濃度制御系の性能を評価する際に用いている値であり，設計基準事故環境下に対しても一定の保守性を有する値である。設計基準事故環境下に比べ，重大事故環境下ではG値が低下する傾向にあることから，重大事故環境下におけるG値の不確かさとして考慮するには十分に保守的な値である。
ベースケース

感度解析
沸騰

Ｇ値

G(H2)＝0.06
G(O2)＝0.03： G(H2)＝0.4
G(O2)＝0.2
非沸騰 ： G(H2)＝0.25
G(O2)＝0.125[1]「シビアアクシデントにおける可燃性ガスの挙動に関する研究」BWR電力共同研究 平成12年3月[2]「事故時放射線分解に関する研究」BWR電力共同研究 昭和63年3月

33

34

１１．水素燃焼評価に用いるＧ値の妥当性（2/2）■感度解析結果

評価の結果，事象発生から約48時間後に格納容器内酸素濃度が4.0vol%（ドライ条件）に到達し，可搬型窒素
ガス供給装置による格納容器内への窒素注入操作を実施することで，格納容器内酸素濃度の上昇は抑制され，７日間の酸素濃度の最高値はドライ条件を仮定しても約4.1vol%であり，可燃限界を下回る（表１参照）
その後，格納容器内の水素及び酸素濃度が可燃領域に至る場合については，原子炉格納容器フィルタベント
系によってその水素濃度及び酸素濃度を低減することで，安定状態を維持できる（図１，図２参照）
表１ 解析結果
解析結果※

評価項目

ドライ条件

酸素濃度（ドライウェル）

約3.8vol%

約4.1vol%

5vol%以下

酸素濃度（サプレッションチェンバ）

約2.9vol%

約4.0vol%

5vol%以下※：事象発生から７日間の最高値

100

100
サ
プ 90
レ
ッ 80
シ
ョ 70
ン
チ
60
ェ
ン
バ 50
の
気 40
相
濃 30
度
vol% 20

代替循環冷却系(原子炉注水及び格納容器スプ レイ )により，サプレッ
ションチェンバからドライウェルへ非凝縮性ガスが流入することにより，気相濃度はサプレッションチェンバと同様になる

90
80
ド
ラ
イ 70
ウ
ェ 60
ル
の 50
気
相 40
濃
度
30
vol%

ジルコニウム－
水反応によ り発
生した水素ガスの流入によ る 上
昇

水素
水素
窒素
窒素
酸素
酸素

LOCA 後のブ ロ ーダウンによって，ドライウェ ルに存在する非凝縮性ガスが水蒸気とともにサプ レッショ ンチェンバに送り込まれるため，事象発生から数時間後のドライウェルの気体濃度はほぼ100%が水蒸気となる 。このため，ドラ イ 条件での気体組成は水の放射線分解によ って生じる 水素ガス及び酸素ガスが支配的となる が，そのウェ ット条件での濃度は1vol%未満であり，ドラ イ ウェルの圧力が低下すればサプレッショ ンチェンバから気体が流入する ことから，この時点でのドラ イ 条件が成立することは現実には起こり得ない

放射線分解により水素及び酸素濃度が増加

格納容器酸素濃度（ドラ イ 条件）4.0vol%到達にて可搬型窒素ガス供給装置によ る 格納容器内への窒素注入開始（約48 時間後）(

20

水素ガスの流入によ る 窒素分圧減少

水素
水素
窒素
窒素
酸素
酸素
LOCA後のブ ロ ーダウンによってドライウェルに存在する非凝縮性ガスが水蒸気とともにサプ レッショ ンチェ ンバに送り込まれ，水蒸気が凝縮される ことによ り，サプ レッショ ンチェンバ内は非凝縮性ガスの濃度が高い状態となる

)

0
12

24

36

48

60

72

84

96

108

120

132

144

156

事故後の時間 (h)図１ ドライウェルの気相濃度の推移（ドライ条件）

168

格納容器酸素濃度（ドラ イ 条件）4.0vol%到達
にて可搬型窒素ガス供給装置によ る 格納容器
内への窒素注入開始（約48 時間後）)

酸素可燃限界（5vol%）

可搬型窒素ガス供給装置によ る 格納容器内への窒素注入操作(約48 時間)によ り窒素濃度が上昇
し，相対的にその他の気相濃度が減少

ドラ イ ウェルが原子炉圧力容器からの水蒸気の放出によって加圧され，サプ レッショ ンチェンバよりも圧力が高い間は非凝縮性ガスがサプレ
ッショ ンチェンバに集中することになる

(

10

0

判定基準

ウェット条件10

酸素可燃限界（5vol%）

0
0

12

24

36

48

60

72

84

96

108

事故後の時間 (h)

120

132

144

156

168

図２ サプレッションチェンバの気相濃度の推移（ドライ条件） 34

35

１２．気相濃度の推移の補足説明

事象初期において，ドライ条件におけるドライウェルの酸素濃度が５vol%を超過しているが，これはLOCA後のブローダウンによりドライウェル内のほぼ100vol％が水蒸気となるためである
格納容器スプレイ等で水蒸気が凝縮した場合は，ドライウェルの圧力が低下し，サプレッションチェンバから気体が流入することから，この時点でのドライ条件が成立することは現実には起こり得ない

ドライウェルの気相濃度の推移（ドライ条件）

ドライ条件

LOCA 後のブローダウンによって，ドライウェルに存在する非凝縮性ガスが水蒸気とともにサプレッ
ションチェンバに送り込まれるため，ドライウェル
内はほぼ100vol%が水蒸気となる

水蒸気

ほぼ100vol％その他の非凝縮性ガス(水素，酸素 等）
１vol％未満ウェット条件ドライウェルの気相濃度の推移（ウェット条件）

水素
約66vol％酸素
約33vol％

ほぼ100%を占める水蒸気を除くと、放射線分解による水素及び酸素がドライウェルに残ることとなり，水素と酸素の割合はほぼ２：１となる
35

１３．Ｍａｒｋ－Ⅱ型格納容器について

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価に係る確率論的リスク評価等を踏まえた重要事故シーケンスの選定について（2019年6月26日）（抜粋）
http://www.pref.ibaraki.jp/seikatsukankyo/gentai/anzen/nuclear/anzen/documents/190626_15wt_siryou1-2_hosoku.pdf

36

36

37

１４．シェルアタックを除外する理由について

格納容器直接接触（シェルアタック）については，BWR Mark-Ⅰ型格納容器に特有の事象であり，女川２号炉のようなBWR Mark-Ⅰ改良型格納容器では，格納容器の構造上，格納容器下部床に落下したデブリが直接格納容器と接触する可能性はなく，格納容器直接接触（シェルアタック）は発生しない
下図のとおり，溶融炉心が100％落下した場合を想定しても溶融炉心堆積高さは約1.2mであるが，格納容器下部床から格納容器下部開口部下端までの高さはmあるため，構造上，ドライウェル床に溶融炉心が拡がることはない
このため，有効性評価の対象から除外している
RPV

また，以下の不確かさを考慮した上でも，ドライウェル床に溶融炉心が拡がることはない
格納容器下部
開口部（１）格納容器下部の構造物等（CRD自動交換機プラットホーム等）が溶融した場合のデブリ増加分を考慮： 約 1.2 m ⇒ 約 1.5 m ＜m

ドライウェル床m（２）（１）に加え，最も厳しい条件として，溶融炉心の全量が単純立方格子（ポロシティ0.48）として堆積する場合を仮定： 約 1.5 m ⇒ 約 2.9 m ＜m

約 1.2 m

格納容器下部床

堆積炉心

床ドレン
サンプ

格納容器

女川２号炉における格納容器下部内の堆積炉心の状況
枠囲みの内容は商業機密の観点から公開できません。

37