資料－３0

第１７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＞- 炉心損傷防止（No.69～73,75関連）

令和元年6月7日
東北電力株式会社
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目次

1

1. はじめに
2. 運転中の原子炉における炉心損傷防止対策の特徴と主な対策
2.1 全体概要
2.2 高圧・低圧注水機能喪失（TQUV）
2.3 全交流動力電源喪失（TB）
2.4 崩壊熱除去機能喪失（TW）
2.5 原子炉停止機能喪失（TC）
3. 適合性審査の状況
4. これまでのご意見に対する回答
5. 参考
1

2

１．はじめに1. はじめに（有効性評価の概要）

3■有効性評価とは 想定する事故シーケンスグループ（非常用炉心冷却系（ＥＣＣＳ）等の緩和設備の作動状態等に応じて炉心損
傷に至る事故シーケンスをグループ化したもの）に対し，安全対策が有効に機能し，炉心損傷や格納容器破損等を防止できることを評価すること【有効性評価の内容】① 炉心損傷防止対策② 原子炉格納容器破損防止対策③ 使用済燃料プールにおける燃料損傷防止対策④ 運転停止中の原子炉における燃料損傷防止対策

3

4

1. はじめに（事故シーケンスグループの選定の概要（1/2））■炉心損傷防止対策の有効性評価において想定する事故シーケンスグループの選定

 有効性評価（＝安全対策が有効に機能することを評価）において想定する事故シーケンスグループは，下記の方法により選定
 炉心損傷防止対策の有効性は，炉心の著しい損傷に至る可能性があると想定する次の事故シーケンスグ
ループを評価対象とする(a) 必ず想定する事故シーケンスグループ(b) 個別プラント評価により抽出した事故シーケンスグループ
 (b) 個別プラント評価により抽出する事故シーケンスグループは，内部事象確率論的リスク評価（以下「PRA」という。）及び外部事象PRA又はそれに代わる方法で評価
 PRAの結果，(a)に含まれない有意な炉心損傷頻度又は影響をもたらす事故シーケンスグループが抽出された場合には，想定する事故シーケンスグループとして追加
個別プラント評価（内部事象PRA，外部事象PRA）

重大事故等対策の有効性評価を行う事故
シーケンスグループの抽出が目的であるため，重大事故等対策を考慮せず評価（a）必ず想定する事故シーケンスグループ＜炉心損傷防止対策＞
・ 高圧・低圧注水機能喪失（TQUV）
・ 高圧注水・減圧機能喪失（TQUX）
・ 全交流動力電源喪失（TB）
・ 崩壊熱除去機能喪失（TW）
・ 原子炉停止機能喪失（TC）
・ LOCA 時注水機能喪失（LOCA）
・ 格納容器バイパス（ISLOCA)（b）個別プラント評価により抽出した事故
シーケンスグループ
全炉心損傷頻度への寄与割合等を踏まえ有効性評価を実施する事故シーケンスグループの追加要否を判断
有効性評価

重大事故等対策を考慮し，その対策が有効に機能し，炉心損傷を防止できることを評価（設備面，運用
面（体制・手順等）の安全対策，操作・作業に必要な時間も考慮）

45

1. はじめに（事故シーケンスグループの選定の概要（2/2））■個別プラント評価による事故シーケンスグループの選定結果

 内部事象PRAの結果から下図（b）に該当する事故シーケンスグループが抽出されないことを確認
 外部事象PRAの結果から下図（b）に該当する事故シーケンスグループが抽出されるが，炉心損傷頻度又は影響の観点から，新たな事故シーケンスグループとしての追加は不要と判断
個別プラント評価＜個別プラントのPRA＞
・ 内部事象・ 外部事象（適用可能なもの） ： 地震，津波＜PRAに代わる方法による評価＞
・ その他の外部事象 ： 火災，溢水，洪水等（a）必ず想定する事故シーケンスグループ
・ 高圧・低圧注水機能喪失（TQUV）
・ 高圧注水・減圧機能喪失（TQUX）
・ 全交流動力電源喪失（TB）
・ 崩壊熱除去機能喪失（TW）
・ 原子炉停止機能喪失（TC）
・ LOCA 時注水機能喪失（LOCA）
・ 格納容器バイパス（ISLOCA)

内部事象

・運転時レベル1PRA（炉心損傷頻度 5.5×10-5/炉年）

外部事象

・地震レベル1PRA・津波レベル1PRA（炉心損傷頻度 3.3×10-5/炉年）（炉心損傷頻度 7.3×10-7/炉年）※ レベル１ ：
炉心損傷のリスク評価（炉心損傷頻度）

これらの外部事象により誘発される起因事象について検討することで概略評価を実施（b）個別プラント評価により抽出した事故シーケンスグループ
・ ECCS容量を超える原子炉冷却材圧力バウンダリ喪失（E-LOCA）
・ 原子炉建屋損傷
・ 制御建屋損傷
・ 格納容器損傷
・ 圧力容器損傷
・ 計測・制御系喪失
・ 複数の緩和機能喪失
・ 格納容器バイパス（地震による配管の格納容器外での破損と隔離弁の閉失敗の重畳）
新たな事故シーケンスグループとしての追加は不要と判断 全炉心損傷頻度（内部事象レベル1PRA＋地震レベル1PRA＋津波レベル1PRA）への寄与割合が1％未満であり有意な頻度ではない（P.53参照）
 現状，地震又は津波によって建屋や機器等が損傷することで炉心損傷に至る事象として整理しているが，実際には地震又は津波の影響を受けない設計基準事故対処設備や重大事故等対処設備等を用いて炉心損傷防止を図るものであり，高圧・低圧注水機能喪失等と同等の影響となる「実用発電用原子炉及びその附属施設の位置，構造及び設備の基準に関する規則の解釈」で求められている
必ず想定する事故シーケンスグループ以外のものは選定されず

5

6

２．運転中の原子炉における炉心損傷防止対策の特徴と主な対策
２．１ 全体概要
２．２ 高圧・低圧注水機能喪失（TQUV）
２．３ 全交流動力電源喪失（TB）
２．４ 崩壊熱除去機能喪失（TW）
２．５ 原子炉停止機能喪失（TC）

2. 運転中の原子炉における炉心損傷防止対策の特徴と主な対策
2.1 全体概要（1/2）

7■有効性評価の内容
 運転中の原子炉における炉心損傷防止対策の有効性評価を実施する事故シーケンスグループ
・ 高圧・低圧注水機能喪失（TQUV） ・ 崩壊熱除去機能喪失（TW） ・ LOCA時注水機能喪失（LOCA）
・ 高圧注水・減圧機能喪失（TQUX） ・ 原子炉停止機能喪失（TC） ・ 格納容器バイパス（ISLOCA）
・ 全交流動力電源喪失（TB）
本日は，有効性評価の結果について，以下４シーケンスを代表例としてご説明
・ 高圧・低圧注水機能喪失（TQUV） ←炉心損傷防止対策を評価する上での代表的なシーケンス
・ 全交流動力電源喪失（TB）（全交流動力電源喪失＋逃がし安全弁開固着） ←事象進展が早いシーケンス
・ 崩壊熱除去機能喪失（TW） ←全炉心損傷頻度※に対する寄与割合が大きいシーケンス
・ 原子炉停止機能喪失（TC） ←制御棒の挿入に失敗するシーケンス
事故シーケンスグループ

高圧注水
・減圧機能
喪失
2.1%
全交流動力電源喪失
17.1%

崩壊熱除去機能喪失
75.4%

炉心損傷頻度(/炉年)寄与割合■ 高圧・低圧注水機能喪失（TQUV）

3.7×10-8<0.1％■ 高圧注水・減圧機能喪失（TQUX）

1.8×10-6

2.1％■ 全交流動力電源喪失（TB）

1.5×10-5

17.1％■ 崩壊熱除去機能喪失（TW）

6.7×10-575.4％■ 原子炉停止機能喪失（TC)1.6×10-6

1.8％■ ＬＯＣＡ時注水機能喪失（LOCA)

3.4×10-12<0.1％■ 格納容器バイパス（ISLOCA）

2.4×10-9<0.1％■ ECCS容量を超える原子炉冷却材圧力バウンダリ喪失（E-LOCA）

8.0×10-7

0.9％■ 原子炉建屋損傷

4.8×10-8<0.1％■ 制御建屋損傷

1.9×10-7

0.2％■ 格納容器損傷

5.2×10-7

0.6％■ 圧力容器損傷

4.1×10-7

0.5％■ 計測・制御系喪失

3.7×10-7

0.4％■ 格納容器バイパス

1.0×10-7

0.1％■ 複数の緩和機能喪失

7.3×10-7

0.8％

8.9×10-5100％

合計

図 事故シーケンスグループ別の全炉心損傷頻度※の寄与割合※内部事象レベル1PRA，地震レベル1PRA及び津波レベル1PRAの炉心損傷頻度の合計値

72. 運転中の原子炉における炉心損傷防止対策の特徴と主な対策
2.1 全体概要（2/2）

8■有効性評価における確認内容
 炉心の著しい損傷を防止するための対策に対して有効性があることを確認するため，下表のとおり評価項目
及び判定基準を設定
表 評価項目及び判定基準
評価項目

判定基準

燃料被覆管の最高温度

1200℃以下※

燃料被覆管の酸化量15％以下※

原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力の最大値

10.34MPa[gage]（最高使用圧力の1.2倍）未満

原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力の最大値

0.854MPa[gage]（格納容器限界圧力）未満

原子炉格納容器バウンダリにかかる温度の最大値

200℃（格納容器限界温度）未満※ 炉心を十分に冷却できることを確認するための判定基準

89２．運転中の原子炉における炉心損傷防止対策の特徴と主な対策
２．１ 全体概要
２．２ 高圧・低圧注水機能喪失（TQUV）
２．３ 全交流動力電源喪失（TB）
２．４ 崩壊熱除去機能喪失（TW）
２．５ 原子炉停止機能喪失（TC）

2. 運転中の原子炉における炉心損傷防止対策の特徴と主な対策
2.2 高圧・低圧注水機能喪失（TQUV）（1/5） 事象の概要

10

高圧・低圧注水機能喪失の特徴①原子炉給水流量の全喪失が発生②高圧注水機能及び低圧注水機能が喪失→原子炉圧力の上昇に伴う逃がし安全弁からの蒸気の流出により原子炉水位が低下し，炉心損傷に至る
高圧・低圧注水機能喪失の対策概要
A. 逃がし安全弁を手動開操作し，復水移送ポンプにより炉心を冷却
B. 原子炉格納容器代替スプレイ冷却系による格納容器冷却
C. 原子炉格納容器フィルタベント系による原子炉格納容器からの除熱
原子炉建屋

外部電源 非常用ディーゼル
発電機等

設計基準事故対処設備の高圧注水機能及び低圧注水機能が喪失

Gen
注水 用ヘッダ

大容量送水ポンプ（タイプＩ）

B

逃がし
安全弁

起因事象

原子炉格納容器
代替スプレイ冷却系

給水流量の全喪失

②

①

給水ポンプ

A

原子炉
圧力
容器

原子炉隔離時冷却系

原子炉格納容器
フィルタベント系

C

高圧炉心スプレイ系

淡水貯水槽

低圧炉心スプレイ系
残留熱除去系（低圧注水モード）
復水移送ポンプ

復水貯蔵
タンク

低圧代替注水系（常設）

原子炉格納容器A

10

重大事故等対処設備である低圧代替注水系（常設）を用いて炉心へ注水する

2. 運転中の原子炉における炉心損傷防止対策の特徴と主な対策
2.2 高圧・低圧注水機能喪失（TQUV）（2/5） 対応手順の概要

11

意見No.73関連
凡例：（解析上の時刻）
（０分）

①

全給水喪失

：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「原子炉水位低(レベル３)」到達

原子炉スクラ ム・タービントリップを確認「原子炉水位低(レベル２)」
高圧注水機能作動値に到達（約16秒）②

主蒸気隔離弁
自動「全閉」確認「原子炉水位低(レベル１)」
低圧注水機能作動値に到達（約18分）（約20分）

高圧注水機能（原子炉隔離時冷却系／高圧炉心スプレイ系）喪失
確認②

再循環ポン プ
２台トリップ 確認

逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認

低圧注水機能（残留熱除去系／低圧炉心スプレイ系）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

A
操作時間
５分間を
設定

低圧代替注水系（常設）系統構成
復水移送ポン プ１台追加起動，
２台運転（約４時間後）Ｎｏ

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

Ｙｅｓ
復水移送ポン プ以外の注水・大容量送水ポンプ（タイプⅠ）による代替注水・ろ過水ポンプによる代替注水「原子炉水位有効燃料棒頂部(TAF)」
到達（約23分）（約７時間後）タン クロ ーリによる燃料補給準備開始（約10時間後）（約9.5時間後）
タン クロ ーリによる燃料補給準備完了（25分）

A

中央制御室での逃がし安全弁６個による原子炉急速減圧Ｙｅｓ（約29分）

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
原子炉水位回復確認（約32分）｢原子炉圧力0.34MPa[gage]｣
急速減圧操作完了Ｎｏ
炉心損傷なし継続確認
炉心損傷を 確認した場合は
炉心損傷後の対応手順に移行する（適宜実施）

タン クロ ーリによる燃料補給開始送水 先（約10時間後）

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※２

・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※１11

2. 運転中の原子炉における炉心損傷防止対策の特徴と主な対策
2.2 高圧・低圧注水機能喪失（TQUV）（3/5） 対応手順の概要

12

意見No.73関連
凡例：※１
原子炉水位判明（水位不明ではない）Ｎｏ

原子炉満水操作Ｙｅｓ：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「原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF)」
回復

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプにより原子炉水位レベル３からレベル８を維持する（約28時間）「格納容器圧力0.384MPa[gage]」
到達

※２
B

原子炉格納容器代替スプレイ冷
却系（大容量送水ポンプ（タイプⅠ））による格納容器冷却Ｎｏ

Ｙｅｓ（約40時間）「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）」にて大容量送水ポンプ（タイプⅠ）による格納容器冷却停止（約45時間）「格納容器圧力0.427MPa[gage]」にて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

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（サプレッションチェンバ側）

大容量送水ポンプ（タイプⅠ）以外による格納容器冷却・復水移送ポンプによる格納容器冷却

Ｎｏ

Ｙｅｓ

原子炉格納容器フィルタベン
ト系による格納容器除熱
停止条件不成立

以下の優先順位で格納容器除熱を実施する
・優先②：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）
・優先③：耐圧強化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）
・優先④：耐圧強化ベント系による格納容器除熱（ドライウェル側）
Ｎｏ
原子炉格納容器フィルタベント系による格納容器除熱停止

Ｙｅｓ 低圧代替注水系（常設）によ り原子炉水位を 維持し，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
 復旧後，原子炉圧力容器は残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）によ り冷温停止状態へ，
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

12

2. 運転中の原子炉における炉心損傷防止対策の特徴と主な対策
2.2 高圧・低圧注水機能喪失（TQUV）（4/5） 有効性評価の結果

13

高圧・低圧注水機能喪失における有効性評価の結果
・表１に示す評価項目について，解析結果が判定基準を満足することを確認した
・原子炉水位（シュラウド内外水位）及び燃料被覆管温度の推移を図１及び図２に示す
表１ 解析結果
評価項目

解析結果

判定基準

燃料被覆管の最高温度

約859℃

1200℃以下

燃料被覆管の酸化量

１％以下

15％以下

原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力の最大値

約7.69MPa[gage]

10.34MPa[gage]（最高使用圧力の1.2倍）未満

原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力の最大値

約0.427MPa[gage]

0.854MPa[gage]（格納容器限界圧力）未満

原子炉格納容器バウンダリにかかる温度の最大値

約154℃

200℃（格納容器限界温度）未満

逃がし安全弁開閉に伴う圧力振動による水位変化

逃がし安全弁による手動減圧に伴う水位上昇
原子炉減圧による蒸気流出により水位低下

燃料被覆管最高温度発生（約859℃，約36分後）（発熱部10分割中，下から７番目の位置）
逃がし安全弁による手動減圧に伴う冷却材飽和温度低下に
より燃料被覆管温度が低下
原子炉スクラム後の出力低下及び減圧に伴う冷却材飽和温度低下
により燃料被覆管温度が低下

燃料被覆管再冠水
による温度低下

低圧代替注水系（常設）による注
水により水位回復
燃料被覆管露出による温度上昇図１ 原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移

図２ 燃料被覆管温度の推移

132. 運転中の原子炉における炉心損傷防止対策の特徴と主な対策
2.2 高圧・低圧注水機能喪失（TQUV）（5/5） 必要な要員及び資源の評価

14

事故シーケンスグループ「高圧・低圧注水機能喪失」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は表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3,800m3

復水貯蔵タンク：約1,192m3
淡水貯水槽：約10,000m3

燃料

約809kL

約900kL

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

14

15

２．運転中の原子炉における炉心損傷防止対策の特徴と主な対策
２．１ 全体概要
２．２ 高圧・低圧注水機能喪失（TQUV）
２．３ 全交流動力電源喪失（TB）
２．４ 崩壊熱除去機能喪失（TW）
２．５ 原子炉停止機能喪失（TC）

2. 運転中の原子炉における炉心損傷防止対策の特徴と主な対策
2.3 全交流動力電源喪失（TB）（1/7） 事象の概要

16

全交流動力電源喪失＋逃がし安全弁開固着（TBP）の特徴①外部電源及び非常用ディーゼル発電機等の機能喪失が発生②逃がし安全弁の開固着による原子炉圧力の低下に伴い原子炉隔離時冷却系が停止→逃がし安全弁からの蒸気の流出により原子炉水位が低下し，炉心損傷に至る
全交流動力電源喪失＋逃がし安全弁開固着（TBP）の対策概要
A. 原子炉圧力が1.04MPa[gage]未満に低下するまで，原子炉隔離時冷却系を継続運転[０～約52分まで]
B. 逃がし安全弁を手動開操作し，直流駆動低圧注水ポンプ（次頁参照）により炉心を冷却[約52分～24時間まで]
C. 常設代替交流電源設備による交流動力電源の復旧後，復水移送ポンプにより炉心を冷却[24時間後]
D. 原子炉補機代替冷却水系を用いた「残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水」及び「残留熱除去系（サプレッションプール水冷却モード）による格納容器除熱」[25時間後]
外部電源

非常用ディーゼル 常設代替
発電機等
交流電源設備

①

Gen

Gen

常設代替
直流電源設備（250V蓄電池）

炉圧の低下により約52分後に停止

※３

※２

原子炉建屋
B

１個が開固着直流駆動低圧注水ポンプ

低圧代替注水系（常設）
原子炉
圧力
容器

A

(a)より

B

※１

残留熱除去系（低圧注水モード）

交互に実施

残留熱除去系（サプレッションプール
水冷却モード）

高圧炉心スプレイ系
交流電源
喪失による
機能喪失

逃がし
安全弁

②

※１

原子炉隔離時冷却系

DC
DC

※２

(a)より

C

起因事象

所内常設蓄電式
直流電源設備

約52分～24時
間まで運転

低圧炉心スプレイ系
残留熱除去系（低圧注水モード）※３
復水移送ポンプ

復水貯蔵
タンク

D

原子炉格納容器

低圧代替注水系（常設）

※３

C

(a)

交流動力電源が復旧する24時間後
以降に運転

D

海

16
原子炉補機代替冷却水系

2. 運転中の原子炉における炉心損傷防止対策の特徴と主な対策
2.3 全交流動力電源喪失（TB）（2/7） 直流駆動低圧注水ポンプの概要

17 直流駆動低圧注水ポンプを使用した低圧代替注水系（常設）は，復水貯蔵タンクの水を高圧
炉心スプレイ系を経由して原子炉へ注水する設備
 直流駆動低圧注水ポンプは，交流電源及びポンプの冷却設備が不要であり，直流電源のみ
で原子炉への注水が可能
原子炉建屋

制御建屋

蓄電池
MO
原
子
炉
圧
力
容
器

高圧炉心
スプレイ系配管

復水貯蔵タンク

高圧炉心
スプレイ系配管
MO

原子炉格納容器MO

直流駆動低圧注水ポンプ
系統概要図

赤：新設範囲17

2. 運転中の原子炉における炉心損傷防止対策の特徴と主な対策
2.3 全交流動力電源喪失（TB）（3/7） 対応手順の概要

18

意見No.73関連
凡例：（解析上の時刻）（０分）①：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

外部電源喪失主蒸気止め弁閉①

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①

全交流動力電源喪失

常設代替交流電源設備自動起動を確認※２

原子炉補機冷却水系／
原子炉補機冷却海水系
機能喪失確認「原子炉水位低(レベル２)」
高圧注水機能作動値に到達（約２分）

原子炉隔離時冷却系自動起動確認
原子炉注水流量確認

原子炉隔離時冷却系による原子炉注水確認A

主蒸気隔離弁
自動「全閉」確認Ｎｏ

逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認
高圧代替注水系
系統構成・起動Ｙｅｓ

逃がし安全弁設定圧力以下まで原子炉圧力低下を確認

原子炉補機冷却海水系の機能喪失による除熱機能喪失を確認②

早期の電源回復不能と判断

逃がし安全弁開固着確認※１18

2. 運転中の原子炉における炉心損傷防止対策の特徴と主な対策
2.3 全交流動力電源喪失（TB）（4/7） 対応手順の概要

19

意見No.73関連
凡例：※１

常設代替交流電源設備も機能喪失していた場合は，「電源車」による電源供給を行う

電源車
準備開始（可搬型代替交流電源設備用）

原子炉圧力低下継続確認

電源車
準備開始
（緊急時対策所用）：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

※２
非常用ディーゼル発電機
等又は外部電源による
交流電源回復操作を実施（約７時間後）（50分）

B

低圧代替注水系（常設）（直流駆動低圧注水ポンプ）
系統構成・起動（約9.5時間後）
低低圧代替注水系（常設）（直流駆動低圧注水ポンプ）以外の注水・大容量送水ポンプ（タイプⅠ）による代替注水

Yes（約52分）②

タンクローリによる燃料補給準備開始No

常設代替交流電源設備
受電準備

タンクローリによる燃料補給準備完了｢原子炉圧力1.04MPa[gage]｣
原子炉隔離時冷却系機能喪失確認（約10時間後）（約10時間後）（約52分）

B

中央制御室での逃がし安全弁２個による原子炉急速減圧Ｙｅｓ
低圧代替注水系（常設）（直流駆動低圧注水ポンプ）
による原子炉注水開始
原子炉水位回復確認

直流電源負荷切り離し（中央制御室）※３

原子炉補機代替
冷却水系
準備開始

Ｎｏ

（適宜実施）

タンクローリによる燃料補給開始（約19時間後）・可搬型代替直流電源設備による原子炉減圧
・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

準備完了

高圧窒素ガス供給系（非常用）系統構成

※４

※５

19

2. 運転中の原子炉における炉心損傷防止対策の特徴と主な対策
2.3 全交流動力電源喪失（TB）（5/7） 対応手順の概要

20

意見No.73関連
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

※４

※３

※５

｢原子炉圧力0.34MPa[gage]｣
急速減圧操作完了

原子炉水位判明（水位不明ではない）（24時間後）Ｎｏ

常設代替交流電源設備による非常用交流電源回復

Ｙｅｓ

C

原子炉満水操作

低圧代替注水系（常設）（直流駆動低圧注水ポンプ）によ り原子炉水位レベル２からレベル８を維持する

直流電源負荷切り離し（現場）（約８時間）（24時間）

C

低圧代替注水系（常設）（復水移送ポンプ）系統構成
１台起動
Yes

（25時間）

D

燃料プ ール
冷却開始

非常用ガス処理系
自動起動確認No
低圧代替注水系（常設）（復水移送ポンプ）以外の注水・大容量送水ポンプ（タイプⅠ）による代替注水・ろ過水ポンプによる代替注水

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

中央制御室
換気空調系起動

残留熱除去系によるサプレッションプール水
冷却開始

残留熱除去系による原子炉注水とサプ レッショ ンプール水冷却モードを交互に実施

 残留熱除去系（低圧注水モード）によ り原子炉水位を 維持し，残留熱除去系（サプレッショ ンプール水冷却モード）による格納容器冷却を継続
 機能喪失している 設備の復旧に努める
 復旧後，原子炉圧力容器は残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）によ り冷温停止状態とする

20

2. 運転中の原子炉における炉心損傷防止対策の特徴と主な対策
2.3 全交流動力電源喪失（TB）（6/7） 有効性評価の結果

21

全交流動力電源喪失＋逃がし安全弁開固着（TBP）における有効性評価の結果
・表３に示す評価項目について，解析結果が判定基準を満足することを確認した
・原子炉圧力及び原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移を図３及び図４に示す
表３ 解析結果
評価項目

解析結果

判定基準

燃料被覆管の最高温度

約309℃（初期値）[冠水維持により温度上昇なし]

1200℃以下

燃料被覆管の酸化量

１％以下

15％以下

原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力の最大値

約7.77MPa[gage]

10.34MPa[gage]（最高使用圧力の1.2倍）未満

原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力の最大値

約0.345MPa[gage]

0.854MPa[gage]（格納容器限界圧力）未満

原子炉格納容器バウンダリにかかる温度の最大値

約145℃

200℃（格納容器限界温度）未満
冷却材流出による水位低下
逃がし安全弁による手動減圧に伴う水位上昇

逃がし安全弁１個開固着による原子炉減圧（最大値：約7.47MPa[gage]，約9秒）

低圧代替注水系（常設）（直流駆動低圧注水ポンプ）による注水により水位回復
逃がし安全弁２個による手動減圧（開固着した１個と合わせ２個）

シュラウド外水位
高ボイド率の状態での逃がし安全弁開放によるボイド率上昇に伴う水位低下

図３ 原子炉圧力の推移

シュラウド内水位

図４ 原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移

21

2. 運転中の原子炉における炉心損傷防止対策の特徴と主な対策
2.3 全交流動力電源喪失（TB）（7/7） 必要な要員及び資源の評価

22

事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失＋逃がし安全弁開固着（TBP）」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は表４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４ 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780m3

復水貯蔵タンク：約1,192m3

燃料約505kL

約900kL

電源

約4,485kW

約6,000kW（常用連続運用仕様）

2223

２．運転中の原子炉における炉心損傷防止対策の特徴と主な対策
２．１ 全体概要
２．２ 高圧・低圧注水機能喪失（TQUV）
２．３ 全交流動力電源喪失（TB）
２．４ 崩壊熱除去機能喪失（TW）
２．５ 原子炉停止機能喪失（TC）

2. 運転中の原子炉における炉心損傷防止対策の特徴と主な対策
2.4 崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合） （1/6） 事象の概要

24

崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合） の特徴①原子炉給水流量の全喪失，外部電源の喪失が発生②海水の取水機能の喪失により，非常用ディーゼル発電機等が機能喪失し，原子炉格納容器からの除熱機能が喪失→原子炉格納容器内の圧力上昇を抑制できないため，炉心より先に原子炉格納容器が破損に至る
これに伴い原子炉圧力容器への注水の継続ができなくなる場合，原子炉水位の低下により炉心が露出し，炉心損傷に至る

崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）の対策概要
A. 原子炉隔離時冷却系を継続運転，常設代替交流電源設備による交流動力電源の復旧[0～8時間まで]
B. 逃がし安全弁を手動開操作し，復水移送ポンプを用いて炉心を冷却[8時間後]
C. 原子炉補機代替冷却水系を用いた「残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水」及び「残留熱除去系（サプレッション
プール水冷却モード）による格納容器除熱」[24時間後]
外部電源

非常用ディーゼル
発電機等

①

原子炉建屋
０～８時間まで運転

起因事象

A

Gen
(a)より

常設代替
交流電源設備A

給水流量の全喪失

逃がし
安全弁

給水ポンプ

B

原子炉
圧力
容器

高圧炉心スプレイ系

補機冷却水
喪失による
機能喪失

Gen

①

原子炉隔離時冷却系②

残留熱除去系（低圧注水モード）

低圧炉心スプレイ系
残留熱除去系（低圧注水モード）※１※１

８時間以降に運転

復水貯蔵
タンク

交互に実施

残留熱除去系（サプレッションプール
水冷却モード）

復水移送ポンプ
低圧代替注水系（常設）(a)②
原子炉補機冷却海水系

海

B
原子炉補機
冷却水系

取水機能喪失に伴う補機冷却水喪失C

原子炉格納容器※１

２４時間後に運転C

海

原子炉補機代替冷却水系
24

25
2. 運転中の原子炉における炉心損傷防止対策の特徴と主な対策
2.4 崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合） （2/6） 対応手順の概要

凡例：（解析上の時刻）（０分）①

給水流量の全喪失発生①：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

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起動 失敗

原子炉スクラム・タービントリップを確認

全交流動力電源喪失

常設代替交流電源設備自動起動を確認「原子炉水位低(レベル２)」
高圧注水機能作動値に到達（約16秒）

原子炉隔離時冷却系自動起動確認
原子炉注水流量確認

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

逃がし安全弁（逃がし弁機能）
による原子炉圧力制御確認

A

原子炉隔離時冷却系による
原子炉注水確認
Yes

No

高圧代替注水系
系統構成・起動

原子炉水位回復確認＊以後，レベル２からレベル８で原子炉注水②

原子炉補機冷却海水系の機能喪失による除熱機能喪失を確認
早期の電源回復不能と判断

※１
25

26
2. 運転中の原子炉における炉心損傷防止対策の特徴と主な対策
2.4 崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合） （3/6） 対応手順の概要

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

※１
（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）

常設代替交流電源設備の準備

A
常設代替交流電源設備による非常用交流電源回復操作（約15分）（約6.5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10時間後）※２（約10時間後）（適宜実施）
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）

原子炉補機代替冷却水系
準備開始（約７時間後）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）（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）（約10時間後） （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）
準備完了

※３

26

27
2. 運転中の原子炉における炉心損傷防止対策の特徴と主な対策
2.4 崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合） （4/6） 対応手順の概要

凡例：

※３

※２
B

低圧代替注水系（常設）（復水移送ポンプ）系統構成
１台起動B

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：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

No
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

Yes

（８時間）

：操作・確認（運転員のみの作業）

No

Yes

・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

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
原子炉水位回復確認｢原子炉圧力0.34MPa[gage]｣
急速減圧操作完了

原子炉水位判明（水位不明ではない）

Yes

No

原子炉満水操作

低圧代替注水系（常設）（復水移送ポンプ）により原子炉水位レベル３からレベル８を維持する

残留熱除去系によるサプレッションプール水
冷却開始（24時間）

C

残留熱除去系による原子炉注水とサプレッションプール水冷却モードを交互に実施

 残留熱除去系（低圧注水モード）により原子炉水位を維持し，残留熱除去系 （サプ レッシ ョ
ンプール水冷却モード）による格納容器冷却を継続
 また機能喪失している設備の復旧に努める
 復旧後，原子炉圧力容器は残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）により冷温停止状
態とする

27

2. 運転中の原子炉における炉心損傷防止対策の特徴と主な対策

28

2.4 崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合） （5/6） 有効性評価の結果
崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）における有効性評価の結果
・表５に示す評価項目について，解析結果が判定基準を満足することを確認した
・原子炉水位（シュラウド内外水位）及び格納容器圧力の推移を図５及び図６に示す
表５ 解析結果
評価項目

解析結果

判定基準

燃料被覆管の最高温度

約309℃（初期値）[冠水維持により温度上昇なし]

1200℃以下

燃料被覆管の酸化量

１％以下

15％以下

原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力の最大値

約7.77MPa[gage]

10.34MPa[gage]（最高使用圧力の1.2倍）未満

原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力の最大値

約0.311MPa[gage]

0.854MPa[gage]（格納容器限界圧力）未満

原子炉格納容器バウンダリにかかる温度の最大値

約143℃

200℃（格納容器限界温度）未満

原子炉隔離時冷却系の起動／停止による原子炉水位の維持

逃がし安全弁による手動

原子炉減圧に伴いサプ
レッションチェンバへ蒸気が放出されるため格
納容器圧力が上昇

減圧により水位低下
低圧代替注水系（
常設）（復水移 送ポンプ）による注

格納容器の除熱機能喪
失に伴う圧力上昇

水により水位回復
最大圧力約0.311MPa[gage]，約24時間
原子炉補機代替冷却水系による残留熱
炉心流量の停滞に伴うボイド率の上昇による水位変動

除去系の運転開始により，格納容器圧力が低下（約24時間）

シュラウド外水位
シュラウド内水位

真空破壊装置の作動差圧分，サプレ
ッションチェンバ側圧力が高く推移

図５ 原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移

図６ 格納容器圧力の推移

28

2. 運転中の原子炉における炉心損傷防止対策の特徴と主な対策

29

2.4 崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合） （6/6） 必要な要員及び資源の評価

事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）」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は表６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６ 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770m3

復水貯蔵タンク：約1,192m3

燃料約505kL

約900kL

電源

約4,485kW

約6,000kW（常用連続運用仕様）

29

30

２．運転中の原子炉における炉心損傷防止対策の特徴と主な対策
２．１ 全体概要
２．２ 高圧・低圧注水機能喪失（TQUV）
２．３ 全交流動力電源喪失（TB）
２．４ 崩壊熱除去機能喪失（TW）
２．５ 原子炉停止機能喪失（TC）

2. 運転中の原子炉における炉心損傷防止対策の特徴と主な対策
2.5 原子炉停止機能喪失（TC）（1/8） 事象の概要

31

意見No.75関連

原子炉停止機能喪失の特徴①主蒸気隔離弁の誤閉止が発生②制御棒が挿入されず，原子炉出力の低下に失敗→原子炉圧力の上昇に伴う逃がし安全弁からの蒸気の流出により原子炉水位が低下し，炉心損傷に至る
原子炉停止機能喪失の対策概要
A. 代替原子炉再循環ポンプトリップ機能による原子炉出力の抑制
B. 原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系による炉心の冷却
C. 自動減圧系作動阻止機能により原子炉冷却材注入量の増加を阻止することによる正の反応度印加の防止
D. ほう酸水注入系による原子炉停止及び未臨界の維持
E. 残留熱除去系（サプレッションプール水冷却モード）による原子炉格納容器からの除熱
なお，上記以外の対策として「代替制御棒挿入機能」もあるが，今回の有効性評価では機能しない前提としている
自動減圧系作動阻止機能

原子炉格納容器C

自動減圧系又は代替自動減圧回路
B
原子炉隔離時
冷却系
高圧炉心
スプレイ系

逃がし安全弁
原子炉
圧力容器

B
ほう酸水注入系

給水系より

起因事象
①

原子炉
再循環
ポンプ

主蒸気隔離弁の全閉
原子炉補機冷却水系（原子炉
補機冷却海水
系を含む）

A
②
D

外部電源
あり

制御棒

代替原子炉再循環ポンプトリップ機能

E
残留熱除去系（サプレッションプール
水冷却モード）海

31

2. 運転中の原子炉における炉心損傷防止対策の特徴と主な対策
2.5 原子炉停止機能喪失（TC）（2/8） 止める機能に係る対策について

32

意見No.75関連

制御棒の挿入・制御棒が核分裂を起こす中性子を吸収し，核反応を止める

代替制御棒挿入機能（今回の有効性評価では機能しない前提）
再循環ポンプによる水の流れ蒸気

再循環ポンプのコントロール
制御棒（挿入後）・再循環ポンプの回転を早くすると，核反応は進む
・再循環ポンプを止めると，核反応は抑制される
A

代替再循環系ポンプトリップ機能

A
再循環ポンプほう酸水の注入
制御棒（挿入前）D・ほう酸が核分裂を起こす中性子を吸収し，核反応を止める

ほう酸水

D

ほう酸水注入系を強化（耐震性等）

32

2. 運転中の原子炉における炉心損傷防止対策の特徴と主な対策
2.5 原子炉停止機能喪失（TC）（3/8） 自動減圧系作動阻止機能についてC

33

意見No.75関連

ATWS緩和設備（自動減圧系作動阻止機能）の概要•••

原子炉停止機能喪失時において，減圧機能が作動し原子炉圧力容器への注水に伴う急激な出力上昇による炉心の著しい損傷を防止する目的として設置
事象進展が早いことを考慮し，運転員による操作に期待せずインターロックにより自動減圧系及び代替自動減圧機能の作動を阻止「中性子束高（平均出力領域モニタ）」信号及び「原子炉水位低（レベル２）」信号の組み合わせにより自動で作動阻止信号を発信させるとともに，手動操作による作動阻止も可能（自動減圧系作動阻止機能）
中
性
子
束
高
（平均出力領域モニタ）

原 子
（ レ

炉
ベ

（自動減圧系）
ド ラ イ ウ ェ ル 圧 力 高

2/3

水 位 低
ル ２ ）

2/3

自動減圧系作動阻止
操 作 ス イ ッ チ
阻 止

原 子
（ レ

炉
ベ

水 位 低
ル １ ）

（ＷＯ）

原 子
（ レ

炉
ベ

水 位 低
ル ３ ）

※１

T.D
（120秒）

自 動 減 圧 系
作 動 阻 止※１

代替自動減圧機能作 動 阻 止※２

自動減圧系手動起動
操 作 ス イ ッ チ
起 動
残 留 熱 除 去 系
ポ ン プ 出 口 圧 力 高低圧炉心スプレイ系
ポ ン プ 出 口 圧 力 高

凡 例
2/3

2 out of 3 論理

ＯＲ

T.D

時間遅れ

（ＷＯ）

電磁弁

信号阻止

主蒸気逃がし安全弁( 自 動 減 圧 系 )操 作 ス イ ッ チ
全 開

B系より
SV-B

（代替自動減圧機能）
原 子
（ レ

炉
ベ

水 位 低
ル １ ）

原 子
（ レ

炉
ベ

水 位 低
ル ３ ）

（ＷＯ）

T.D

SV-A

主蒸気逃がし安全弁
アクチュエータ

ＡＮＤ

（10分）
※２

残 留 熱 除 去 系
ポ ン プ 出 口 圧 力 高低圧炉心スプレイ系
ポ ン プ 出 口 圧 力 高33

2. 運転中の原子炉における炉心損傷防止対策の特徴と主な対策
2.5 原子炉停止機能喪失（TC）（4/8） 対応手順の概要

34
意見No.73関連
意見No.75関連

凡例：（解析上の時刻）（０分）①

主蒸気隔離弁誤閉止発生

A

原子炉スクラム信号発生

原子炉圧力高信号により代替原子炉再循環ポンプトリップ
機能作動

タービン駆動原子炉給水ポンプ停止
電動機駆動原子炉給水ポンプによる給水 確認（約46秒）：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「ドライウェル圧力高（13.7kPa[gage]）」
ECCS作動値に到達

再循環ポンプ
２台トリップ確認
原子炉自動スクラム失敗・タービントリップ確認

高圧炉心スプレイ系自動起動を確認
原子炉注水流量確認（約50秒）

残留熱除去系及び低圧炉心スプレイ系
自動起動を確認
最小流量運転確認「原子炉水位低(レベル２)」
高圧注水機能作動値に到達

自動減圧系作動阻止機能
作動確認

原子炉隔離時冷却系自動起動を確認
原子炉注水流量確認

B

Ｎｏ

原子炉隔離時冷却系による
原子炉注水確認

高圧代替注水系
系統構成・起動

Ｙｅｓ
原子炉水位調整（給水系，高圧炉心スプレイ系，原子炉隔離時冷却系）（約89秒）②

原子炉スクラム失敗確認「圧力抑制室温度高高」到達（約116秒）「圧力抑制室水位高」到達

高圧炉心スプレイ系水源自動切替確認「復水貯蔵タンク側」→「サプレッションプール側」
自動減圧系作動阻止機能の手動操作（約135秒）

主復水器ホットウェル水位低低
給復水系ポンプトリップ確認
原子炉水位低下

逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認（約243秒）C「原子炉水位低(レベル１)」
ＥＣＣＳ作動値に到達
自動減圧系及び代替自動減圧機能
作動阻止確認※１※２

34

2. 運転中の原子炉における炉心損傷防止対策の特徴と主な対策
2.5 原子炉停止機能喪失（TC）（5/8） 対応手順の概要

35

意見No.75関連※１（約11分）

D※２

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

ほう酸水注入系ポンプ手動起動

ほう酸水注入開始確認
（20分）

E
（15分）

残留熱除去系による
サプレッションプール水冷却開始

高圧炉心スプレイ系水源切替「サプレッションプール側」→「復水貯蔵タンク側」（約40分）
原子炉出力低下に伴い原子炉水位回復
原子炉出力低下に伴いサプレッションプール水温低下開始確認

原子炉出力抑制のため
原子炉水位レベル１＋1000mm付近に維持

ほう酸水全量注入完了確認（「ほう酸水注入系貯蔵タンク水位０m3」）
ほう酸水注入系ポンプ手動停止
原子炉未臨界確認

原子炉水位レベル３からレベル８維持

 高圧炉心スプ レイ 系によ り原子炉水位を 維持し，格納容器は残留熱除去系（サプ レッショ
ン プ ール水冷却モード）により冷却を継続
 サプ レッショ ンプール水温が100℃未満で降下傾向である ことを 確認後，高圧炉心スプ レ
イ 系の水源を 復水貯蔵タン クからサプ レッショ ンプ ールへ切り替える とともに，原子炉隔離時冷却系によ る 原子炉注水を停止
 その後，原子炉 圧力容器を 減圧し残留熱除去系（原子炉 停止時冷却モード）によ り冷温停止状態とする 機能喪失している 設備の復旧に努め，制御棒の挿入機能を 復旧し全挿入する

35

2. 運転中の原子炉における炉心損傷防止対策の特徴と主な対策
2.5 原子炉停止機能喪失（TC）（6/8） 有効性評価の結果

36

意見No.75関連

原子炉停止機能喪失における有効性評価の結果
・表７に示す評価項目について，解析結果が判定基準を満足することを確認した・中性子束及び燃料被覆管温度の推移を図７及び図８に示す
・原子炉圧力及びサプレッションプール水温・格納容器圧力の推移を図９及び図１０に示す
表７ 解析結果
評価項目

解析結果

判定基準

燃料被覆管の最高温度

約961℃

1,200℃以下

燃料被覆管の酸化量

１％以下

15％以下

原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力の最大値

約9.56MPa[gage]

10.34MPa[gage]（最高使用圧力の1.2倍）未満

原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力の最大値

約0.21MPa[gage]

0.854MPa[gage]（格納容器限界圧力）未満

原子炉格納容器バウンダリにかかる温度の最大値

約116℃

200℃（格納容器限界温度）未満

150

1,500
1 被覆管表面温度(ノード14)
燃料被覆管温度（14ノード）
2 被覆管表面温度(ノード18)
燃料被覆管温度（18ノード）

1002

炉心流量減少でボイドが増加することによる出力低下

給水流量喪失による炉心入口
温度の上昇に伴うボイド増加
により出力低下

11

燃料被覆管温度（℃）
被覆管表面温度（℃）

主蒸気隔離弁閉止によるボイド減少により出力上昇
1. 中性子束(％)
1．中性子束（％）
主蒸気隔離弁の閉止直後の中性子束の最大値：約673(%) 2. 平均表面熱流束(％)
2．平均表面熱流束（％）
3. 炉心流量(％)
平均表面熱流束の最大値：約145(%)
3．炉心流量（％）

2
1

50

2
3

2

主蒸気隔離弁閉止による出力上昇に伴い沸騰遷移が生じることによる温度上昇（ 約961℃）
1,000
1
2

出力低下に
伴い燃料被
覆管はリウ
ェットし，
燃料被覆管
温度が低下
1
2

500

1

3
給水加熱喪失による給水温度低下に伴うボイド減少で出力上昇

給水加熱喪失による出力上昇に伴い，沸騰遷移が生じることによる温度上昇（約818℃）

2
2

1

2

150

200

1

2

3

1

3

0

0

0

50

100

150

200

250

300

0

50

100

図７ 中性子束の推移

250

300

事象発生からの時間(s)事故後の時間（ｓ）

事象発生からの時間(s)事故後の時間（ｓ）

36

図８ 燃料被覆管温度の推移

2. 運転中の原子炉における炉心損傷防止対策の特徴と主な対策
2.5 原子炉停止機能喪失（TC）（7/8） 有効性評価の結果

37

意見No.75関連

主蒸気隔離弁閉止により圧力は上昇。その後，逃がし安全
弁作動で圧力は低下

最高圧力約9.26MPa[gage]

1．原子炉圧力変化(×0.01MPa)
2．原子炉水位変化(×5cm)

1．サプレッションプール水温(℃)
2．格納容器圧力(×0.005MPa[gage])

高圧炉心スプレイ系及び原子炉
隔離時冷却系の発停に伴う変動

逃がし安全弁作動による温度及び圧力上昇

最高温度約116℃

ほう酸水注入による出力低下
残留熱除去系によるｻﾌﾟﾚｯｼｮﾝ
給水喪失後はﾌﾟｰﾙ水冷却により減少傾向
出力が低下するため上昇率は緩和最高圧力約0.21MPa[gage]

事象発生からの時間(m)図９ 原子炉圧力の推移

事象発生からの時間(m)図１０ サプレッションプール水温及び格納容器圧力の推移

37

2. 運転中の原子炉における炉心損傷防止対策の特徴と主な対策
2.5 原子炉停止機能喪失（TC）（8/8） 必要な要員及び資源の評価

38

意見No.75関連

事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」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は表８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８ 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

水源復水貯蔵タンク：約840m3

復水貯蔵タンク：約1,192m3

燃料

約809kL

約900kL

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

3839３．適合性審査の状況

40

３. 適合性審査の状況

 有効性評価（炉心損傷防止対策）について，当社はこれまでに審査会合を１３回実施
 直近の第708回審査会合（平成31年4月23日）においては，過去の審査会合における指摘事項に対して回答を実施しており，特段のコメントはなかった

主な質問・指摘事項

回 答

津波高さO.P.33.9mの敷地内氾濫解析の結果，防潮堤を越える津波に対する復水貯蔵タンク 復水貯蔵タンク周囲の浸水深は最大0.18mであり，復水貯蔵タンク遮蔽壁（壁厚0.5m）に影（CST）の健全性を説明すること。
響を与えるものではない。

Mark-Ⅰ改良型の格納容器は出力当たりのベント開始が51時間は，他のBWRプラントに 自由空間の体積が大きいこと及び最高使用
比べると少し余裕があるかと思うが，女川2号 圧力（Pd）を先行プラントと比べて少し高めに炉はどのような特徴があるのか。
設定していることから，先行プラントと比べてベント時間が長くなる。

40

41

４．これまでのご意見に対する回答

42

4.1 意見No.69，No.71への回答（1/4）

意見No.69• シナリオに基づいた重大事故のリスク評価（発生確率、被害の算定等）について詳しく説明してもらいたい。
• 【関連質問】理論的に考え得るすべての事故シナリオを対象としているとのことだが，全てのシナリオを想定するのは困難である。抜け落ちをチェックする方策はあるのか。（第３回）
意見No.71• PRAの解析手法，解析結果について説明すること。また，手法，使用データの信頼性について説明してもらいたい。
• 【関連質問】ＰＲＡ結果の数値は，どのくらい不確実さ（余裕）を持っているのか定量的に教えて欲しい。（第３回）• 【関連質問】対策を並列化（多重化・多様化）した時の確率論的リスク評価は行っているのか。（第３回）■PRAの手法の概要（1/2）
 イベントツリーやフォールトツリーを用いて特定の事象が発生する頻度を評価• 起因事象ごとにイベントツリーを展開し，起因事象の発生から特定の事象に至るまでのシナリオを評価• イベントツリーの分岐確率は，フォールトツリーにより評価＜イベントツリーのイメージ（遅刻するシーケンス＞
起床

起因事象
夜更かし

目覚まし時計移動

親が起こす

布団から出る電車
成功（0.8）＜フォールトツリーのイメージ（目覚まし時計）＞
状態

発生頻度
（回／年）

定刻

5.76

遅刻

1.44

遅刻

0.8

定刻

0.72

遅刻

0.18

遅刻

0.1

遅刻

1

目覚まし時計作動失敗

成功（0.9）失敗（0.2）
成功（0.8）

セットし忘れ失敗（0.1）
成功（0.8）

分岐確率
年に10回発生成功（0.9）失敗（0.2）
成功（0.5）

失敗（0.2）

失敗（0.1）

失敗（0.5）

時計の故障

ヒューマン
エラー
電池切れ

落下して
破損

内部事象

外部事象

42

（ ）：成功/失敗する確率43

4.1 意見No.69，No.71への回答（2/4）■PRAの手法の概要（2/2）

 原子力学会標準に基づき，イベントツリー（ET）やフォールトツリー（FT）を用いて事故シーケンス（事故の進展の仕方）の発生頻度を定量化し，炉心損傷頻度や格納容器破損頻度を評価• プラントに外乱を与える事象（起因事象）ごとにイベントツリーを展開し，起因事象の発生から炉心損傷等に至るまでのシナリオを評価• イベントツリーの分岐確率は，フォールトツリーにより評価• フォールトツリーは，プラントの設計情報に基づいて，設備が機能喪失する要素（機器故障，人的過誤等）を展開し，機器故障率データ※や人間信頼性解析結果等を用いて定量化※原子力安全推進協会（JANSI）が管理している原子力施設情報公開ライブラリーNUCIAで公開されている国内プラントの故障実績（1982年度～2002年度21ヵ年49基データ（21ヵ年データ））を基にした「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（平成21年5月公表）」のデータを使用＜イベントツリーの例＞
起因事象

原子炉
停止

高圧炉心
冷却

原子炉
減圧

低圧炉心
冷却

格納容器
除熱
成功

炉心損傷なし失敗

崩壊熱除去機能喪失

成功

炉心損傷なし失敗

崩壊熱除去機能喪失

成功

分岐確率

成功

成功

成功
失敗

失敗
失敗

失敗

事故シーケンスグループ＜フォールトツリーの例＞（HPCS：高圧炉心スプレイ系）

高圧・低圧注水機能喪失
高圧注水・減圧機能喪失
原子炉停止機能喪失

43

44

4.1 意見No.69，No.71への回答（3/4）■適合性審査における女川2号のPRAの結果

 女川2号のプラント全体の炉心損傷頻度は，8.9×10‐5／炉年
 事故シーケンスグループ別では，崩壊熱除去機能喪失（ＴＷ）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）
 事象別では，内部事象のリスクが最も大きい
 適合性審査においては，各事故シーケンスが発生した場合においても，炉心損傷防止対策により炉心損傷防止が可能であることを確認

事故シーケンスグループ別

事象（内部事象／地震／津波）別
津波
0.8%

高圧注水
・減圧機能
喪失
2.1%

地震
36.9%

全交流動力電源喪失
17.1%

プラント全体の炉心損傷頻度8.9×10‐5／炉年

内部事象
62.2%

崩壊熱除去機能喪失
75.4%

図１ 女川2号のＰＲＡの結果

4.1 意見No.69，No.71への回答（4/4）

44

45■PRAピアレビュー
 PRAのモデル及び結果の妥当性については，図２に示すレビューアによるピアレビューを実施することで，確認している（ピアレビューの観点）• 事故シーケンスグループ及び格納容器破損モードの選定にあたり実施したＰＲＡの妥当性確認及び品質向上を目的として，国内外のＰＲＡ専門家によるピアレビューを実施• 今回実施した各ＰＲＡを対象に，日本原子力学会標準との整合性，及び，国内外の知見を踏まえたＰＲＡ
手法の妥当性について確認• 本ピアレビューでは第三者機関から発行されている「ＰＳＡピアレビューガイドライン（平成21年6月 一般社
団法人 日本原子力技術協会）」を参考にレビューを実施○国内レビューア：10名○海外レビューア：１名

図２ 女川２号のＰＲＡピアレビュー体制
 設備設計の観点からは，安全機能毎に多重性，多様性，独立性を備えた設計がなされているため，様々なシナリオに対して対処が可能
 大規模な自然災害又は故意による大型航空機の衝突その他のテロリズムによる原子力発電所の大規模な損壊に対しては，多様性及び柔軟性を有する手段を構築し，対応が可能であることを確認
 ＰＲＡの評価自体に不確実さがあることも踏まえ，ＰＲＡモデルの高度化，訓練の実施等により，安全性の向上に努めていく事が重要
枠囲みの内容は商業機密に属しますので公開できません。

45

46

4.2 意見No.70，No.71，No.72への回答（1/4）

意見No.70• PSA導入による女川２号機の安全性はどのように向上するか，特に次の点から説明してもらいたい。
(ⅰ) 国内外の原子力発電炉と比べて女川２号機の安全性（炉心損傷頻度などのリスクに関して）は最高レベルにあるか？
(ⅱ) 炉心損傷頻度などのリスク評価の結果は，設備・施設の改善，運転管理，万一の事故対応策などにどのように生かされるか？
(ⅲ) 特に，地震ＰＳＡ，津波ＰＳＡによるリスク解析結果はどうなるか？
意見No.71• PRAの解析手法，解析結果について説明すること。また，手法，使用データの信頼性について説明してもらいたい。
• 【関連質問】ＰＲＡ結果の数値は，どのくらい不確実さ（余裕）を持っているのか定量的に教えて欲しい。（第３回）• 【関連質問】対策を並列化（多重化・多様化）した時の確率論的リスク評価は行っているのか。（第３回）
意見No.72• リスクを低減するために実施した対策について、対策を実施することでリスクがどの程度低減されたかを説明してもらいたい。また，リスクが評価できない重大事故の対策については、対策についての考え方を説明してもらいたい。
意見No.71関連
意見No.72関連

 今回の適合性審査におけるPRAの目的は，事故シーケンスグループの抽出であり，新たに設置する重大事故対策を含めたPRAは対象外
 今後，重大事故対策を踏まえたPRAを実施し，更なる安全性向上の対策の検討を継続的に行っていく46

47

4.2 意見No.70，No.71，No.72への回答（2/4）

意見No.70（ⅰ）（ⅲ）関連■先行プラントとのPRAの比較

意見No.72関連

 図１に先行ＢＷＲプラントとのＰＲＡ結果の比較を示す
 炉心損傷頻度の値は，10-4～10-5オーダーであり大きな差異はない
 女川２号及び東海第二は，防潮堤を考慮した評価を実施しているため，津波ＰＲＡの占める割合が小さい。柏
崎刈羽は，防潮堤を考慮していないため，津波ＰＲＡの占める割合が大きい
柏崎刈羽

内部事象
4%

東海第二

地震
6%

地震
13.8%

津波
5.7%

津波
90%

内部事象
80.5%

炉心損傷頻度：2.4×10-4 (/炉年)

炉心損傷頻度：7.5×10-5 (/炉年)

女川２号

地震
36.9%

津波
0.8%

内部事象
62.2%

炉心損傷頻度：8.9×10-5 (/炉年)

図１ 先行プラントとのＰＲＡ結果の比較
47

48

4.2 意見No.70，No.71，No.72への回答（3/4）■米国・欧州における重大事故対策との比較

意見No.70（ⅰ）（ⅲ）関連

 米国及び欧州の既設プラントにおいて整備している先進的な炉心損傷防止対策について，調査を実施
 全ての事故シーケンスグループにおいて，国外の既設プラントで整備されている各機能の対策が，女川２号炉においても整備されていることを確認 また，女川では米国・欧州においても整備されていない，「高圧代替注水系」についても整備している
重大事故等対策にかかる設備又は操作事故想定する
分類 シーケンス
機能
グループ

炉心
冷却

女川２号炉

・高圧代替注水系
・低圧代替注水系(常設)(復水移送ポンプ)
・ろ過水系
・制御棒駆動水系による進展抑制

・大容量送水ポンプ(タイプⅠ)

１

高圧・低圧
注水機能
喪失

最終
ヒート
シンク

・原子炉格納容器フィルタ
ベント系
・耐圧強化ベント系

・原子炉補機代替冷却水系
格納容 ・復水移送ポンプ器注水(格納容器スプレ ・大容量送水ポンプ(タイプⅠ)※
イ)

給水源

まとめ

米国

ドイツ

スウェーデン・ディーゼル駆動消火ポンプ( ・独立非常用系の中圧燃料貯蔵タンク+燃料供給系
ポンプ(専用電源・専用
有。水源：防火用水タンク，飲ヒートシンク有)
料水系)
・サービス水系(水源：河川)・高圧サービス水系(RHR経由 ・復水系(給水ポンプバイ)(水源：池，非常用冷却塔)
パスライン追設)
・CRDポンプ・インターナルポンプ・・復水ポンプ
シール水系
・RHRSW(RHR経由)－

・可搬式消火ポンプ

・W/Wベント・原子炉冷却材浄化系による
S/P除熱

－

・火災用ポンプ+ブースター
ポンプ(専用電源有)

欧米では，注水ポンプの追加設置又は炉心注水機能を有さない既設ポンプに炉心注水機能を追加する等による
炉心冷却手段を整備している。
女川２号炉においては，原子炉隔離時冷却系とは別の蒸気駆動による高圧注水手段として高圧代替注水系による炉心冷却手段を整備する。また，低圧代替注水系（常設）（復水移送ポンプ）として復水補給水系による炉心冷却手段を整備する。

－

・可搬ポンプ導入

欧州では，炉心冷却手段として可搬型ポンプを整備している。
女川２号炉においても同様に大容量送水ポンプ（タイプⅠ）による低圧代替注水系（可搬型）を用いた炉心冷却手段を整備する。

・独立非常用系の専用ヒー
トシンク・フィルタベント・フィルタベント
・必須サービス水系による除熱(ヒートシンク：川，地下水，冷却塔)－－

・ディーゼル駆動消火ポンプ

・サービス水系(D/W,W/W
スプレイ可)

・可搬型ポンプ(大規模損壊)

・可搬型消火ポンプ(S/P注水)対策の概要

フィンランド・フィルタベント・代替最終ヒートシンクの
導入

－

－

米国においては，大気を最終ヒートシンクとする耐圧強化ラインからのベントを整備している。また，欧州において
は，河川，地下水，大気を最終ヒートシンクとする熱交換器やポンプ等を含む独立非常用系や大気を最終ヒートシ
ンクとするフィルタ付きベントを整備している。
女川２号炉においては，多重性及び独立性を考慮して，大気を最終ヒートシンクとする原子炉格納容器フィルタベ
ント系，耐圧強化ベント系を整備する。
女川２号炉においては，海を最終ヒートシンクとする可搬型の原子炉補機代替冷却水系及び接続口を整備する。

・火災防護系によるスプレイ・ デ ィ ー ゼ ル 駆 動 バ ッ ク (専用電源有,外部水源使用可 欧米では，注水ポンプの追設又は格納容器注水機能をアップポンプ
有さない既設ポンプに格納容器注水機能を追加する等に)よる格納容器注水手段を整備している。
女川２号炉においては，復水移送ポンプ及び大容量送・消防車－
水ポンプ（タイプⅠ）を用いた原子炉格納容器代替スプレ
イ冷却系による格納容器注水手段を整備する。

・CSTへの水の補給-処理水：脱塩水貯蔵タンク,
・脱塩水タンクへの補給
復水器H/W,燃料プール,
・脱塩水タンク(既設設備の欧米においては，淡水タンクのほか，河川やため池等の他ユニット貯蔵タンク-脱塩水系からの補給水源)への補給代替補給水源からの給水が可能である。
-非処理水：消火用水系,公共 ・CSTへの補給-消火系からの補給-消火系からの補給
女川２号炉においては，淡水貯水槽，海水，ろ過水タン・消火系への補給の消火水,水道水等-消火水系からの補給
・Korvensuo原水池(火災系
ク，純水タンク及び原水タンクからの復水貯蔵タンクへの-RWSTからの補給-純水系からの補給の水源)
水補給が可能である。
-他ユニットCSTからの補給(重力による移送)・防火用水タンク・飲料水系
上述の調査結果より，国外の既設プラントで整備されている対策が，女川２号炉においても整備されていることを確認した。
なお，ドイツの独立非常用系については，事故シーケンスの特定が困難な航空機衝突，毒ガスの放出，テロリストの攻撃等のような破滅的事象を想定した系統であり，国内では特定重大事故対処施設に相当する設備であり，重大事故等対処設備に相当するものではない。

・CSTへの水の補給-淡水貯水槽-海水-ろ過水タンク-純水タンク-原水タンク

48

49

4.2 意見No.70，No.71，No.72への回答（4/4）
意見No.70（ⅱ）関連■審査におけるＰＲＡ結果の活用例（直流駆動低圧注水ポンプの設置）
 防潮堤を越える津波の確率を考慮し，敷地内に津波の影響が及んだ場合の可搬型設備の対応の実行性に不確かさが大きいことから，「全交流動力電源喪失＋逃がし安全弁開固着（TBP）」シーケンスのように事象進展（注水機能の喪失）が早い事象に対応するため，新たに建屋内に直流電源駆動の常設ポンプを設置
 交流電源以外の様々な駆動方式を検討（ディーゼル駆動，エアモータ駆動，蓄圧駆動，直流電源駆動）
 配置成立性，設備構成の観点で比較を行い，直流電源駆動を採用
 短時間で注水開始するため，常設設備による構成が可能であること
 津波の影響を受けない建屋内に設置可能であること
 サポート系をできるだけ要さない，相対的に信頼性の高い構成であること
原子炉建屋

制御建屋

蓄電池
防潮堤
O.P.29m

MO
原
子
炉
圧
力
容
器

高圧炉心
スプレイ系配管

復水貯蔵タンク
高圧炉心
スプレイ系配管

敷地高さ
O.P.13.8ｍ

MO

原子炉格納容器MO

直流駆動低圧注水ポンプ
系統概要図

赤：新設範囲49

50

4.3 意見No.71への回答（1/2）

意見No.71• PRAの解析手法，解析結果について説明すること。また，手法，使用データの信頼性について説明してもらいたい。
• 【関連質問】ＰＲＡ結果の数値は，どのくらい不確実さ（余裕）を持っているのか定量的に教えて欲しい。（第３回）• 【関連質問】対策を並列化（多重化・多様化）した時の確率論的リスク評価は行っているのか。（第３回）■炉心損傷頻度と不確実さ
 内部事象レベル1PRA，地震レベル1PRAおよび津波レベル1PRAの事故シーケンスグループ別の炉心損傷頻度の平均値および炉心損傷頻度の不確実さ幅を示すエラーファクタ（EF）※1は図１のとおり
格納容器
バイパス
<0.1%
0.0%

高圧注水・減
圧機能喪失
0.3%

高圧注水・
減圧機能喪失
5.0%

全交流動力
電源喪失
46.3%

崩壊熱除去
機能喪失
99.7%

内部事象レベル1PRA
5.5×10-5／炉年
EF ： 4.4

複数の緩和
機能喪失
100%
崩壊熱除去
機能喪失
36.3%

地震レベル1PRA
3.3×10-5／炉年
EF ： 4.0

津波レベル1PRA
7.3×10-7／炉年
EF ： なし※2

図１ 炉心損傷頻度および不確実さ（EF）※1 エラーファクタは不確実さ解析により得られた95％上限値と5％下限値を用いて，次の式を用いて算出する。（例えば，95％上限値1×10-3/炉年，5％
下限値1×10-5/炉年であれば，エラーファクタは10となる。）
EF＝√（95％上限値÷5％下限値）※2 本評価では，津波高さO.P.33.9m を越える津波では，建屋内への大量浸水により必ず炉心損傷に至ると評価しているため，エラーファクタはO.P.33.9mにおける確率論的津波ハザードの平均値及び不確実さ幅と等しくなる。本評価で使用している確率論的津波ハザードは，O.P.33.9mでは5％下限値が50
非常に小さいため，エラーファクタを算出していない。

51

4.3 意見No.71への回答（2/2）■PRAにおける数値の取り扱い

 PRAの結果（炉心損傷頻度，格納容器破損頻度）は不確かさをもつものであり，代表値として平均値で評価
 図２に示すとおり内部事象レベル1PRAの不確実さ解析の結果，点推定値と平均値は概ね一致し，全炉心損傷
頻度のエラーファクタは4.4となる（これは，上限値と下限値の間に約19倍の不確実さ幅があることを意味する）
95％上限値 ： 1.7×10-4/炉年
平均値 ： 5.5×10-5/炉年
中央値 ： 3.4×10-5/炉年
5％下限値 ： 8.7×10-6/炉年

図２ 全炉心損傷頻度および事故シーケンスグループに対する不確実さ解析結果（内部事象レベル1PRA）
51

52

５．参考

53

5.1 事故シーケンスグループの選定結果（1/2）■事故シーケンスグループ毎の炉心損傷頻度，全炉心損傷頻度（8.9×10-5/炉年）に対する寄与割合
炉心損傷頻度(/炉年)

全炉心損傷頻度に対する寄与割合

必ず想定する事故
シーケンスグループ

原子炉注水に失敗

3.7×10-8<0.1％〇

原子炉減圧に失敗

1.8×10-6

2.1％〇

サポート機能(電源機能)の喪失

1.5×10-517.1％〇

格納容器からの除熱に失敗

6.7×10-575.4％〇

反応度抑制に失敗

1.6×10-6

1.8％〇

原子炉冷却材の喪失

3.4×10-12

<0.1％

〇

格納容器バイパス（ISLOCA）

格納容器貫通配管からの漏洩

2.4×10-9<0.1％〇

ECCS容量を超える原子炉冷却材圧
力バウンダリ喪失（E-LOCA）

原子炉冷却材の喪失

8.0×10-70.9％

原子炉建屋損傷

4.8×10-8<0.1％

制御建屋損傷1.9×10-70.2％

格納容器損傷5.2×10-70.6％

圧力容器損傷4.1×10-7

0.5％

計測・制御系喪失

3.7×10-7

0.4％

格納容器バイパス

1.0×10-7

0.1％

7.3×10-7

0.8％

8.9×10-5100％

事故シーケンスグループ

炉心損傷に至る主要因

高圧・低圧注水機能喪失（TQUV）
高圧注水・減圧機能喪失（TQUX）
全交流動力電源喪失（TB）
崩壊熱除去機能喪失（TW）
原子炉停止機能喪失（TC)ＬＯＣＡ時注水機能喪失（LOCA)

地震による大規模な損傷

複数の緩和機能喪失

津波の敷地及び建屋内への浸水
合計

該当なし

―

53

54

5.1 事故シーケンスグループの選定結果（2/2）■各PRAの事故シーケンスグループ毎の炉心損傷頻度及び炉心損傷頻度に対する寄与割合
内部事象レベル1PRA
事故シーケンスグループ

地震レベル1PRA

津波レベル1PRA

寄与割合

炉心損傷頻度
(/炉年)

寄与割合

0.1％

―

―

寄与割合

炉心損傷頻度
(/炉年)

<0.1％

3.7×10-8

高圧注水・減圧機能喪失（TQUX）

1.9×10-7

0.3％

1.6×10-6

5.0％

―

―

全交流動力電源喪失（TB）

6.8×10-11<0.1％

1.5×10-5

46.3％

―

―

崩壊熱除去機能喪失（TW）

5.5×10-5

99.7％

1.2×10-5

36.3％

―

―

原子炉停止機能喪失（TC)

3.9×10-9<0.1％

1.6×10-6

4.9％

―

―

ＬＯＣＡ時注水機能喪失（LOCA)

3.4×10-12

<0.1％

―

―

―

―

格納容器バイパス（ISLOCA）

2.4×10-9

<0.1％

―

―

―

―

ECCS容量を超える原子炉冷却材圧
力バウンダリ喪失（E-LOCA）――

8.0×10-7

2.4％

―

―

原子炉建屋損傷――

4.8×10-8

0.1％

―

―

制御建屋損傷――1.9×10-7

0.6％

―

―

格納容器損傷――5.2×10-7

1.6％

―

―

―

4.1×10-7

1.2％

―

―

―

3.7×10-7

1.1％

―

―

―

1.0×10-7

0.3％

―

―

―

7.3×10-7

100％

100％

7.3×10-7100％

炉心損傷頻度(/炉年)

高圧・低圧注水機能喪失（TQUV）

2.9×10-11

圧力容器損傷―計測・制御系喪失
格納容器バイパス
複数の緩和機能喪失
合計―――
5.5×10-5

―

―

100％

3.3×10-55455

5.2 炉心損傷防止対策の有効性評価の結果（1/2）■重要事故シーケンスの選定結果，主要な炉心損傷防止対策及び有効性評価の結果

 各事故シーケンスグループの重要事故シーケンスの選定結果及びそのシーケンスに対して炉心損傷防止対策を講じることで，いずれの事故シーケンスグループに対しても評価項目を満足する結果となった
事故シーケンス
グループ

重要事故シーケンス

対応する主要な炉心損傷防止対策（下線は有効性を確認する主な対策）

高圧・低圧注水
機能喪失（TQUV）

過渡事象＋高圧注水失敗＋低圧ECCS失敗

・ 高圧代替注水系
・ 手動減圧・ 低圧代替注水系（常設）（復水移送ポンプ）
・ 原子炉格納容器代替スプレイ冷却系
・ 原子炉補機代替冷却水系
・ 原子炉格納容器フィルタベント系

高圧注水・減圧
機能喪失（TQUX）

過渡事象＋高圧注水失敗＋手動減圧失敗

・ 高圧代替注水系
・ 代替自動減圧機能・ 低圧炉心スプレイ系
・ 残留熱除去系（長期TB）
全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG失敗)＋HPCS失敗

・ 原子炉隔離時冷却系(所内常設蓄電式直流電源設備による電源供給）
・ 手動減圧・ 高圧代替注水系(所内常設蓄電式直流電源設備による電源供給）
・ 低圧代替注水系（常設）（復水移送ポンプ）・ 常設代替交流電源設備
・ 原子炉格納容器代替スプレイ冷却系
・ 原子炉補機代替冷却水系
・ 原子炉格納容器フィルタベント系（TBU）
全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG失敗)＋高圧注水失敗

・ 高圧代替注水系(所内常設蓄電式直流電源設備による電源供給）
・ 手動減圧・ 低圧代替注水系（常設）（復水移送ポンプ）・ 常設代替交流電源設備
・ 原子炉格納容器代替スプレイ冷却系
・ 原子炉補機代替冷却水系
・ 原子炉格納容器フィルタベント系（TBP）
全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG失敗)＋SRV再閉失敗＋HPCS失敗

・ 原子炉隔離時冷却系(動作可能な範囲に原子炉圧力が保たれる間）・ 高圧代替注水系（動作可能な範囲に原子炉圧力が保たれる間）
・ 手動減圧・ 低圧代替注水系（常設）（直流駆動低圧注水ポンプ）・ 常設代替交流電源設備
・ 残留熱除去系
・ 原子炉格納容器代替スプレイ冷却系
・ 原子炉補機代替冷却水系
・ 原子炉格納容器フィルタベント系（TBD）
全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG失敗)＋直流電源喪失＋HPCS失敗

・ 高圧代替注水系(常設代替直流電源設備による電源供給）
・ 手動減圧・ 低圧代替注水系（常設）（復水移送ポンプ）・ 常設代替交流電源設備
・ 残留熱除去系
・ 原子炉格納容器代替スプレイ冷却系
・ 原子炉補機代替冷却水系
・ 原子炉格納容器フィルタベント系

全交流動力
電源喪失
（TB）

評価結果の概要

以下の評価項目を満足することを確認
・ 燃料被覆管の最高温度が1,200℃以下
・ 燃料被覆管の酸化量は，酸化反応が著しくなる前の被覆管厚さの15％以下
・ 原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力
が使用圧力の1.2倍又は限界圧力を下回る
・ 原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力が最高使用圧力又は限界圧力を下回る
・ 原子炉格納容器バウンダリにかかる温度が最高使用温度又は限界温度を下回る
・ 敷地境界での実効線量が5mSvを下回る

55

56

5.2 炉心損傷防止対策の有効性評価の結果（2/2）

事故シーケンス
グループ

対応する主要な炉心損傷防止対策（下線は有効性を確認する主な対策）

重要事故シーケンス

評価結果の概要[残留熱除去系が故障した場合]
・ 高圧炉心スプレイ系
・ 原子炉隔離時冷却系
・ 手動減圧・ 原子炉格納容器代替スプレイ冷却系
・ 原子炉格納容器フィルタベント系
崩壊熱除去
機能喪失
（TW）

[取水機能が喪失した場合]
・ 原子炉隔離時冷却系
・ 手動減圧・ 低圧代替注水系（常設）（復水移送ポンプ）
・ 残留熱除去系
・ 原子炉格納容器代替スプレイ冷却系
・ 原子炉補機代替冷却水系
・ 原子炉格納容器フィルタベント系
・ 常設代替交流電源設備

過渡事象＋崩壊熱除去失敗（「外部電源喪失」の起因事象を含む）

過渡事象＋原子炉停止失敗

・ 代替制御棒挿入機能
・ 代替原子炉再循環ポンプトリップ機能
・ 自動減圧系作動阻止機能
・ ほう酸水注入系
・ 高圧炉心スプレイ系
・ 原子炉隔離時冷却系
・ 残留熱除去系

LOCA時注水
機能喪失（LOCA）

中破断LOCA＋HPCS失敗＋低圧ECCS失敗

・ 手動減圧・ 低圧代替注水系（常設）（復水移送ポンプ）
・ 原子炉格納容器代替スプレイ冷却系
・ 原子炉補機代替冷却水系
・ 原子炉格納容器フィルタベント系
・ 常設代替交流電源設備
・ 所内常設蓄電式直流電源設備

格納容器
バイパス
（ISLOCA）

ISLOCA・ 手動減圧・ 発生箇所の隔離・ 原子炉隔離時冷却系
・ 低圧炉心スプレイ系
・ 残留熱除去系

原子炉停止
機能喪失
（TC）

以下の評価項目を満足することを確認
・ 燃料被覆管の最高温度が1,200℃以下
・ 燃料被覆管の酸化量は，酸化反応が著しくなる前の被覆管厚さの15％以下
・ 原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力
が使用圧力の1.2倍又は限界圧力を下回る
・ 原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力が最高使用圧力又は限界圧力を下回る
・ 原子炉格納容器バウンダリにかかる温度が最高使用温度又は限界温度を下回る
・ 敷地境界での実効線量が5mSvを下回る

56

5.3 運転中の原子炉における炉心損傷防止対策の特徴と主な対策

57

5.3.1 崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合） （1/6） 事象の概要
崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合） の特徴①原子炉給水流量の全喪失が発生②残留熱除去系の故障により原子炉格納容器からの除熱機能が喪失→原子炉格納容器内の圧力上昇を抑制できないため，炉心より先に原子炉格納容器が破損に至る
これに伴い，原子炉圧力容器への注水の継続ができなくなる場合，原子炉水位の低下により炉心が露出し，炉心損傷に至る

崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合）の対策概要
A. 原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系による炉心冷却
B. 原子炉格納容器代替スプレイ冷却系による格納容器冷却
C. 原子炉格納容器フィルタベント系による原子炉格納容器からの除熱
外部電源

非常用ディーゼル
発電機等

原子炉建屋

Gen

注水 用ヘッダ

大容量送水ポンプ（タイプＩ）

起因事象
原子炉格納容器
代替スプレイ冷却系

給水流量の全喪失

給水ポンプ

残留熱除去系の故障

B

残留熱除去系（Ａ）/（Ｂ）

原子炉
圧力
容器

②

今回の有効性評
価では機能しない
前提としている

淡水貯水槽

逃がし
安全弁

①

原子炉格納容器
フィルタベント系

C

残留熱除去系（Ｃ）
低圧炉心スプレイ系
原子炉隔離時冷却系（水位回復後期待せず）

復水貯蔵
タンク

A
原子炉格納容器

高圧炉心スプレイ系

A

57

5.3 運転中の原子炉における炉心損傷防止対策の特徴と主な対策

58

5.3.1 崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合） （2/6） 対応手順の概要
凡例：（解析上の時刻）（０分）①

給水流量の全喪失発生「原子炉水位低(レベル３)」到達

原子炉スクラム・タービントリッ プを確認

：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「原子炉水位低(レベル２)」
高圧注水機能作動値に到達（約16秒）

高圧注水機能（原子炉隔離時冷却系／高圧炉心スプレイ系）
自動起動確認

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

逃がし安全弁（逃がし弁機能）
による原子炉圧力制御確認
原子炉隔離時冷却系／
高圧炉心スプレイ系
による原子炉注水確認

AＮｏ

高圧注水機能以外による原子炉注水・制御棒駆動水ポンプによる原子炉注水
・ほう酸水注入系ポンプによる原子炉注水

高圧代替注水系
系統構成・起動

Ｙｅｓ

原子炉水位回復確認「原子炉水位高（レベル８）」にて原子炉隔離時冷却系／高圧炉心ス プレイ系
自動停止確認*以後，レベル２からレベル８で原子炉注水

サプレッションプール水冷却のため
残留熱除去系（Ａ）／（Ｂ）起動（約20分）②

残留熱除去系（Ａ）／（Ｂ）の機能喪失確認※１585.3 運転中の原子炉における炉心損傷防止対策の特徴と主な対策

59

5.3.1 崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合） （3/6） 対応手順の概要
凡例：※１：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

残留熱除去系（Ａ）／（Ｂ）早期復旧不可（約４時間後）（約45分）

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（約７時間後）高圧炉心スプレイ系水源自動切替え確認（復水貯蔵タンク側→サプレッションプール側）

タンクローリによる燃料補給準備開始（約１時間）「格納容器圧力13.7ｋＰａ[gage]」到達（約9.5時間後）
タンクローリによる燃料補給準備完了（約10時間後）（適宜実施）（約10時間後）タンクローリによる燃料補給開始送水 先（約７時間）

高圧炉心スプレイ系水源切替え 操作（サプレッションプール側→復水貯蔵タンク側）（８時間）

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

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）

※３
Ｎｏ

Ｙｅｓ

（約９時間）「原子炉圧力 0.34ＭＰａ[gage]」
急速減圧操作完了

・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※２59

5.3 運転中の原子炉における炉心損傷防止対策の特徴と主な対策

60

5.3.1 崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合） （4/6） 対応手順の概要
凡例：

※２

※３

原子炉水位判明（水位不明ではない）：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

Ｙｅｓ
「格納容器圧力0.384MPa[gage]」到達（約23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（約41時間）「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）「格納容器圧力0.427MPa[gage]」にて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

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（サプレッションチェンバ側）

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・ろ過水ポンプによる格 納容器冷却Ｎｏ

以下の優先順位で格納容器除熱を実施する
・優先②：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）
・優先③：耐圧強化ベント系による格 納容器除熱（サプレッションチェ ンバ側）
・優先④：耐圧強化ベント系による格 納容器除熱（ドライウェル側）

Ｙｅｓ

原子炉格納容器フィルタベン
ト系による格納容器除熱
停止条件不成立Ｎｏ

Ｙｅｓ

原子炉格納容器フィルタベント系
による格納容器除熱停止

 高圧炉心スプレイ系により原子炉水位を維持し，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
 復旧後，原子炉圧力容器は残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）により冷温停止状態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60

5.3 運転中の原子炉における炉心損傷防止対策の特徴と主な対策

61

5.3.1 崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合） （5/6） 有効性評価の結果
崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合）における有効性評価の結果
・表１に示す評価項目について，解析結果が判定基準を満足することを確認した
・原子炉水位（シュラウド内外水位）及び格納容器圧力の推移を図１及び図２に示す
表１ 解析結果
評価項目

解析結果

判定基準

燃料被覆管の最高温度

約309℃（初期値）[冠水維持により温度上昇なし]

1200℃以下

燃料被覆管の酸化量

１％以下

15％以下

原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力の最大値

約7.68MPa[gage]

10.34MPa[gage]（最高使用圧力の1.2倍）未満

原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力の最大値

約0.427MPa[gage]

0.854MPa[gage]（格納容器限界圧力）未満

原子炉格納容器バウンダリにかかる温度の最大値

約154℃

200℃（格納容器限界温度）未満

原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ
系の起動／停止による原子炉水位の回復

原子炉減圧に伴いサプレッションチェンバへ蒸気が放出されるため格納容器圧力が上昇

1

高圧炉心スプレイ系の起動高圧炉心スプレイ系の起動／停
0.8

止による原子炉水位の維持

高圧炉心スプレイ系の原子炉注水開始／停止による原子炉水位の変化

格
納
容
器
圧
力

／停止による
格納容器の圧
力変動

0.6

ドライウェル

0.384MPa[gage]にて原子炉格
納容器代替スプレイ冷却系による格納容器スプレイ実施

サプレッションチェンバ

サプレッションプール水位が真空破壊装置下端-0.4m（通常運転水位＋約２ｍ）に到達し格納容器スプレイ停止
最大圧力0.427MPa[gage]，約44時間

0.4

0.427MPa[gage]にて原子炉格納容器フィルタベント(MPa[gage])系によるベント実施（約44時間）
0.2

シュラウド外水位
シュラウド内水位
0
0

12

24

36

48

60

72

84

96

108

120

132

144

156

168

事故後の時間 (h)図１ 原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移

図２ 格納容器圧力の推移

615.3 運転中の原子炉における炉心損傷防止対策の特徴と主な対策

62

5.3.1 崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合） （6/6） 必要な要員及び資源の評価

事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合）」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は表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3,750m3

復水貯蔵タンク：約1,192m3
淡水貯水槽：約10,000m3

燃料

約809kL

約900kL

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

電源

62

5.4 有効性評価（炉心損傷防止対策）で使用した解析コード63

 有効性評価（炉心損傷防止対策）に使用する解析コードは以下のとおりであり，新規制基準適合性審査においてはBWR電力共通テーマとして審議済
 MAAPは，シビアアクシデントマネジメントの策定等において，世界的に広く利用されており，国内ではPRA，ス
トレステスト等，米国では設計認証申請等に使用しており，他の解析コードは従来の国内BWRの設置変更許可
申請書に係る評価に使用
事故シーケンスグループ

適用コード※1

高圧・低圧注水機能喪失（ＴＱＵＶ）

ＭＡＡＰ
ＳＡＦＥＲ
ＣＨＡＳＴＥ※2

高圧注水・減圧機能喪失（ＴＱＵＸ）

ＭＡＡＰ
ＳＡＦＥＲ

全交流動力電源喪失（ＴＢ）

ＭＡＡＰ
ＳＡＦＥＲ

崩壊熱除去機能喪失（ＴＷ）

ＭＡＡＰ
ＳＡＦＥＲ

原子炉停止機能喪失（ＴＣ）

ＲＥＤＹ※3
ＳＣＡＴ※3

ＭＡＡＰ
原子炉冷却材喪失時注水機能喪失（ＬＯＣＡ） ＳＡＦＥＲＣＨＡＳＴＥ※2
格納容器バイパス（ＩＳＬＯＣＡ)ＳＡＦＥＲ〇 ＭＡＡＰ 炉心損傷を伴う事故について，炉心損傷，圧力容器破損，格納容
器破損，放射性物質の放出に至るまでのプラント内挙動及び放射性物質挙動の解析を行うコード
 格納容器圧力，温度，コンクリート浸食量，放射性物質の格納容
器内分布等を求める〇 ＳＡＦＥＲ，ＣＨＡＳＴＥ 炉心注水機能喪失，配管破断事故後の原子炉内の熱水力過渡変化を解析するコード
 原子炉水位，圧力，燃料被覆管最高温度及び燃料被覆管酸化量等を求める〇 ＲＥＤＹ／ＳＣＡＴ プラント全体の出力変化及び熱的制限値の解析を行うコード
 原子炉出力，原子炉水位，格納容器圧力，燃料被覆管最高温度等を求める※1 MAAP ： シビアアクシデント総合解析コード
SAFER： 長期間熱水力過渡変化解析コード
CHASTE： 炉心ヒートアップ解析コード
REDY： プラント動特性解析コード
SCAT： 単チャンネル熱水力解析コード※2 炉心露出時間が長く，燃料被覆管の最高温度が高くなるため，輻射による影響が詳細に考慮できるCHASTEにより燃料被覆管の最高温度を詳細に評価※3 原子炉出力，原子炉圧力， サプレッション・チェンバのプール水温及び格納容器圧力変化を事象進展に見合った評価とするため，すべてを同時に評価することが可能なREDYを用い，また，評価指標である燃料被覆管温度については，出力上昇に伴う沸騰遷移時の燃料被覆管温度の評価モデルを有するSCATを用いる。

63

64

5.5 過去のPRA結果の活用例■女川１号非常用補機冷却系の多重化

意見No.70（ⅱ）関連 平成6年（1994年），PRAに基づき，女川1号機の非常用補機冷却系（ECW/ECWS）ポンプ等を多重化
 この対策により，原子炉への注水機能の信頼性が向上し，炉心損傷頻度を低減させている

64

5.6 PRAにおける事故シーケンスグループの表記方法

65

 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

65

0

資料－２（参考）修正版

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）

令和元年8月30日
東北電力株式会社＊当日の配布資料に対する委員
コメントを踏まえて一部修正

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目次

1

1. はじめに
2. 運転中の原子炉における格納容器破損防止対策の特徴と主な対策
2.1 格納容器過圧・過温破損（代替循環冷却系を使用する場合）
2.2 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）
2.3 DCH，FCI，MCCI
3. 適合性審査における主要な確認事項
3.1 大気中へのCs-137放出量評価
3.2 水蒸気爆発の可能性確認及び水蒸気爆発発生を仮定した評価
3.3 格納容器下部の初期水張り高さ
4. 適合性審査の状況
5. これまでのご意見に対する回答

1

2【略語・用語（1/2）】
略 語
略 語

正式名称

PRA

Probabilistic Risk Assessment
確率論的リスク評価

RPV

Reactor Pressure Vessel
原子炉圧力容器

PCV

Primary Containment Vessel
原子炉格納容器

LOCA

Loss-Of-Coolant Accident
冷却材喪失事故

ISLOCA

Interface system loss-of-coolant accident
インターフェイスシステムLOCA

HPCSHigh Pressure Core Spay System
高圧炉心スプレイ系

ECCS

Emergency Core Cooling System
非常用炉心冷却系

2

3【略語・用語（2/2）】＊当日の配布資料に対する委員
コメントを踏まえて一部修正

用 語
用 語

意 義

格納容器破損モード

炉心損傷事故時の格納容器の放射性物質閉じ込め機能に着目した格納容器の最終状態を，格納容器破損に至るメカニズムに基づいて分類したもの。

事故シーケンス

起因事象の発生から緩和機能及び人的操作の成功又は失敗の組合せを経て望ましくない最終状態（炉心損傷，放射性物質放出など）に至る経路。

起因事象

通常の運転状態を妨げる事象であって，炉心損傷及び/又は格納容器機能喪失へ波及する可能性のあるもの。

感度解析

計算に用いる入力パラメータが変動した場合に，結果にどの程度の影響を与えるかを評価する手法。

イベントツリー

構築物，系統及び機器の損傷，並びに故障及び事故などの起因事象を出発点に，事象がどのように進展して最終状態に至るかを，関連する緩和設備の作動の成否などを分岐として樹形状に展開
した図式。

G値

電離放射線による化学作用の効率を表す量。放射線化学では単位線量あたりの反応量の表わし方を，吸収エネルギー100eVあたりの分子変化または生成分子数で表わしている。

炉心損傷

燃料被覆管の核分裂生成物保持機能が大きく失われ，一次冷却材内や格納容器内に核分裂生成物が漏えいしている状態。炉心損傷以降は，格納容器破損防止に重点を置いた対策に移行す
る。

炉心溶融

炉心温度が燃料の融点を超えており，燃料が融解している状態。炉心溶融が進むと炉心が崩壊し，炉心の形状が保たれなくなる。
3

4

１．はじめに1. はじめに（有効性評価の概要（1/3））

5■有効性評価とは 想定する事故シーケンスグループ（非常用炉心冷却系（ＥＣＣＳ）等の緩和設備の作動状態等に応じて炉心損傷に至る事故シーケンスをグループ化したもの）に対し，安全対策が有効に機能し，炉心損傷や格納容器破損等を防止できることを評価すること【有効性評価の内容】① 炉心損傷防止対策（第17回安全性検討会にてご説明済）② 原子炉格納容器破損防止対策

本日ご説明③ 使用済燃料プールにおける燃料損傷防止対策（第15回安全性検討会にてご説明済）④ 運転停止中の原子炉における燃料損傷防止対策（第14回安全性検討会にてご説明済）

56

1. はじめに（有効性評価の概要（2/3））■格納容器破損防止対策の有効性評価の概要

 安全対策を考慮しない場合，事故発生後，炉心が損傷し，格納容器破損に至る事故シナリオに対して，新たに整備する安全対策を実施することによって，炉心損傷後であっても格納容器の安定冷却に至ることを確認＜格納容器過圧・過温破損（代替循環冷却系を使用する場合）＞： プラント状態： 確認/判断

低原
下子
炉
水
位
の

炉
心
損
傷

交
流
電
源
復
旧

失損
敗傷
炉
心
の
冷
却

温格
度納
の容
上器
昇圧
力
・

成損
功傷
炉
心
の
冷
却

温格
度納
の容
上器
昇圧
力
・

大容量送水ポンプ（タイプⅠ）の設置

炉心損傷が前提
タンクローリーによる燃料補給

格
納
容
器
破
損

代替循環冷却系による格納容器
除熱

炉
心
損
傷

低 圧代替注水系
常(設 復)(水移送ポンプ に)よる注水

低原
下子
炉
水
位
の

常設代替交流電源設備による交流電源受電

除熱機能喪失炉心損傷防止対策の有効性評価は別途実施

除熱機能喪失

の全
喪交
失流
動
力
電
源

低 圧注水機能喪失（安全対策あり）

発大
生破
断
L
O
C
A

低 圧注水機能喪失

安全対策を考慮
したシナリオ【有効性評価】

高 圧注水機能喪失（安全対策なし）

の全
喪交
失流
動
力
電
源

： 重大事故対策（重大事故対策として期待している設備であるが，従前の許認可においても期待してる設備（設計基準拡張設備）は白色で記載）

高 圧注水機能喪失

今回抽出したシナリオ【確率論的リスク評価】

発大
生破
断
L
O
C
A

： 操作

安格
定納
冷容
却器
の

復水貯蔵
タンクへ
の補給

燃料補給（適宜）
原子炉補機代替冷却水系

6

1. はじめに（有効性評価の概要（3/3））

7＜格納容器破損防止対策の有効性評価の概要＞
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

想定すべき格納容器破損モードを選定

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

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
781. はじめに（事故シナリオの抽出）■PRAを用いた事故シナリオの抽出 PRAを用いて，事故シーケンス（下図の赤枠）毎に，炉心損傷を想定した上で，「圧力容器破損前」，「圧力容器破損直後」及び「事故後期」の三段階にわけて分析し，格納容器破損に至る事故シナリオ（物理化学現象，格納容器破損モード）を網羅的に抽出
凡例
PCV破損モード

炉心損傷前（レ ベル1PRA）

原子炉圧力容器破損前
TQUV
TQUX
長期TB
TBD
TBU
TBP
AE
S1E
S2E

PCV
隔離失敗

事故後期

隔離失敗
RPV下部
への
デブリ落下

炉心
損傷
RPV減圧

PCV破損に伴う
ECCSなど の従属故障

水蒸気（崩壊熱）による過圧

原子炉圧力容器破損直後

緩和手段（レ ベル1.5PRA）

RPV注水

TW

物理化学現象

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）

水蒸気爆発（炉内FCI）

格納容器雰囲
気直接加熱(DCH)

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

炉心
損傷

PCV注水

PCV除熱失敗
炉心デブリ
の冷却成功

TC
未臨界確
保失敗時
の過圧

過圧破損
（未臨界確
保失敗）

ISLOCAISLOCAによるR/Bへの流出継続

炉心損傷

インターフェイス
システムLOCA

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

内はイベントツリー構築対象から除外

89

1. はじめに（格納容器破損モードの選定（1/4））■格納容器破損モードの選定方法

 有効性評価（＝安全対策が有効に機能することを評価）において想定する格納容器破損モードは，下記の方法により選定 格納容器破損防止対策の有効性は，格納容器の破損に至る可能性があると想定する次の格納容器破損
モードを評価対象とする(a) 必ず想定する格納容器破損モード(b) 個別プラント評価により抽出した格納容器破損モード
 (b) 個別プラント評価により抽出する格納容器破損モードは，内部事象：確率論的リスク評価（以下「PRA」という。），外部事象：それに代わる方法で評価
 その結果，(a)に含まれない有意な頻度又は影響をもたらす格納容器破損モードが抽出された場合には，想定する格納容器破損モードとして追加
個別プラント評価（内部事象，外部事象）

重大事故等対策の有効性評価を行う格納容器破損モードの抽出が目的であるため，重大事故等対策を考慮せず評価（a）必ず想定する格納容器破損モード＜格納容器破損防止対策＞
・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※
・格納容器直接接触（シェルアタック）・溶融炉心・コンクリート相互作用※ 水素爆発を含む（b）個別プラント評価により抽出した格納容
器破損モード
格納容器破損モードの頻度又は影響を考慮し，有効性評価を実施する格納容器破損モードの追加要否を判断

評価事故シーケンスの選定

有効性評価

9

10

1. はじめに（格納容器破損モードの選定（2/4））■個別プラント評価による格納容器破損モードの選定

 個別プラント評価の結果から下図（b）に該当する格納容器破損モードが抽出されるが，PRAの知見等を踏まえて，新たな格納容器破損モードの追加は不要と判断
個別プラント評価＜個別プラントのPRA＞
・ 内部事象内部事象

・運転時レベル1.5PRA （格納容器破損頻度5.5×10-5/炉年）※ レベル1.5 ： 格納容器破損のリスク評価（格納容器破損頻度）＜PRAに代わる方法による評価＞
・ 外部事象 ： 地震，津波等

炉心損傷後の格納容器内の事象進展は内部事象と同等であると考えられることから，格納容器破損モードは内部事象と同等であり，今回，内部事象PRAから選定した格納容器破損モード以外に追加すべきものはないと判断（b）個別プラント評価により抽出した格納容器破損モード（a）必ず想定する格納容器破損モード
・ 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・ 格納容器直接接触（シェルアタック）・ 溶融炉心・コンクリート相互作用

・ 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
・ 格納容器隔離失敗

炉心損傷より先に格納容器が破損するシーケンスであることから，炉心損傷防止対策を図ることが格納容器破損を防止することとなるため，「炉心の著しい損傷を防止する対策に有効性がある」ことを確認する

事象の特徴，頻度等を考慮し，格納容器破損モードへの追加は不要と判断「実用発電用原子炉及びその附属施設の位置，構造及び設備の基準に関する規則の解釈」で求められている
必ず想定する格納容器破損モード以外のものは選定されず

1011

1. はじめに（格納容器破損モードの選定（3/4））■個別プラント評価による格納容器破損モードの先行プラントとの比較

 女川２号炉は先行BWRプラント（柏崎刈羽６，７号炉，東海第二）と同等の格納容器破損モードを抽出しており，
女川２号炉特有の格納容器破損モードはない 東海第二は固有の格納容器破損モードを抽出しているが，これは格納容器型式の違いによるものである
女川2号炉

柏崎刈羽6，7号炉

東海第二個 別プ ラント評価によ必ず想定する格納容器破損 モード り抽出した格納容器
破損 モード差異の有無

雰囲気圧力・温度による静的負荷（過温破損）

同左

同左

無

雰囲気圧力・温度による静的負荷（過圧破損（長期冷却失敗））

同左

同左

無

格納容器雰囲気直接加熱

同左

同左

無

原子炉圧力容器外での水蒸気爆発

同左

原子炉圧力容器外での水蒸気爆発※1

有※1

水素燃焼

同左

同左

無

溶融物直接接触

同左

同左

無

溶融炉心・コンクリート相互作用

同左

溶融炉心・コンクリート相互作用※2有※2

過圧破損（未臨界確保失敗）

同左

同左

無

過圧破損（崩壊熱除去失敗）

同左

同左

無

インターフェイスシステムLOCA

同左

同左

無

原子炉圧力容器内での水蒸気爆発

同左

同左

無

格納容器隔離失敗

同左

同左

無

※1 東海第二は，Ｍａｒｋ-Ⅱ型格納容器であるため，格納容器下部床及びその直下にあるサプレッション・プール水中での水蒸気爆発を想定※2 東海第二は，Ｍａｒｋ-Ⅱ型格納容器であるため，格納容器下部床及びその直下にあるサプレッション・プールにおけるMCCIによる破損モードを想定

11

1. はじめに（格納容器破損モードの選定（4/4））

12

枠囲みの内容は商業機密の観点から公開できません。

■格納容器破損モードの除外理由
＊当日の配布資料に対する委員
コメントを踏まえて一部修正

格納容器破損モードのうち，「格納容器直接接触（シェルアタック）」，「原子炉圧力容器内での水蒸気爆発」及び「格納容器隔離失敗」について，評価対象から除外した理由は下表のとおりであり，この取り扱いは先行プラントと同様である
表 格納容器破損モードの除外理由

格納容器破損モード

除外理由

格納容器直接接触（シェルアタック）

格納容器下部の床面とその外側のドライウェルの床面とが同じ高さに設計されているBWR Mark-Ⅰ型の格納容器に特有の破損モードであり，女川原子力発電所２号炉のMark-Ⅰ改良型格納容器では，溶融炉心が格納容器バウンダリに直接接触することはない構造であることから，有効性評価の対象から除外した。（下図参照）

原子炉圧力容器内
での水蒸気爆発

溶融炉心が原子炉圧力容器内の下部プレナムの水中に落下して発生する水蒸気爆発は，各種研究知見から，下部プレナ
ムの水温は高く，低サブクーリング水条件となり，水蒸気爆発は抑制される，下部プレナムには制御棒案内管が密に存在しているため，水蒸気爆発を制限するとの理由から，格納容器の破損に至る可能性は極めて低く，国内においてもリスクの観点からは大きな影響がないものと認識されていることから，有効性評価の対象から除外した。[1]格納容器隔離失敗「格納容器隔離失敗」は，通常運転中に格納容器の隔離機能を喪失し，その状態が継続した状態で，炉心損傷が発生することで，放射性物質が格納容器外に漏えいすることを想定している。このため，運転中の隔離機能維持の確認が対策となる。運開前に，格納容器の隔離機能が確保されていることを確認した上で，運転中は格納容器内の圧力を日常的に監視しているほか，格納容器圧力について1日1回記録を採取していることから，格納容器隔離失敗に伴う大規模な漏えいが生じた場合，速やかに検知できる可能性が高いと考えられる。本破損モードに対し，講じるべき対策は運転中の隔離機能維持の確認及び炉心損傷防止であることから，格納容器破損モードへの追加は不要と判断し，有効性評価の対象から除外した。
・ 溶融炉心の堆積高さ ： 約1.2m
・ 格納容器下部の側面の開口部までの高さ ：m

通常運転中
隔離失敗発生⇒ ドライウェル床に溶融炉心は拡がらない（検知失敗）
起因事象発生BWR Mark-Ⅰ型格納容器

BWR Mark-Ⅰ改良型格納容器（女川２号炉の格納容器型式）

格納容器型式による構造の差異

炉心損傷
BWR Mark-Ⅰ型格納容器の溶融炉心の流出イメージ[2]

格納容器隔離失敗発生の流れ[1] S. Basu, T. Ginsberg, A reassessment of the potential for an alpha-mode containment failure and a review of the current understanding of broader fuel-coolant interaction (FCI)
issues, Report of the 2nd steam explosion review group workshop (SERG-2), NUREG-1524, 1996 等
12[2] NUREG/CR-6025, The Probability of MARK-Ⅰ Containment Failure by Melt-Attack of the Liner, U.S. Nuclear Regulatory Commission (1993)13

1. はじめに（評価事故シーケンスの選定）■評価事故シーケンスの選定

 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，評価事
故シーケンスを選定
表 格納容器破損防止対策の評価事故シーケンスの選定結果
格納容器破損モード

評価事故シーケンス※①－１ 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧破損）

大破断LOCA＋HPCS失敗＋低圧ECCS失敗＋全交流動力電源
喪失＋損傷炉心冷却失敗＋（デブリ冷却成功）＋長期冷却失敗①－２ 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過温破損）

大破断LOCA＋HPCS失敗＋低圧ECCS失敗＋全交流動力電源
喪失＋損傷炉心冷却失敗＋格納容器注水失敗② 高圧溶融物放出/格納容器雰囲気直接加熱（ＤＣＨ）

過渡事象＋高圧注水失敗＋手動減圧失敗＋炉心損傷後の原子炉減圧失敗＋DCH発生③ 原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用（ＦＣＩ）

過渡事象＋高圧注水失敗＋低圧ECCS失敗＋損傷炉心冷却失
敗＋FCI発生④ 水素燃焼大破断LOCA＋HPCS失敗＋低圧ECCS失敗＋全交流動力電源
喪失＋損傷炉心冷却失敗＋（デブリ冷却成功）＋長期冷却失敗⑤ 溶融炉心・コンクリート相互作用（ＭＣＣＩ）

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※ 下線で示した部分が炉心損傷以降のシーケンスを示す

13

1. はじめに（有効性評価で使用した解析コード（1/3））

14■格納容器破損防止対策の有効性評価で使用した解析コード
 有効性評価（格納容器破損防止対策）に使用する解析コードは以下のとおり
 MAAP[1],[2]は，炉心損傷を伴う事故シーケンスについて， 炉心損傷， 原子炉圧力容器破損， 格納容器破損，
放射性物質の環境放出に至るまでのプラント内の熱水力及び放射性物質挙動を解析するコードである
 MAAPは，シビアアクシデントマネジメントの策定等において，世界的に広く利用されており，米国では設計認証（ Design Certification ）申請等，国内ではPRA，ストレステスト等に使用している格納容器破損モード

適用コード

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（ＤＣＨ）
原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材
相互作用（ＦＣＩ）〇 ＭＡＡＰ（シビアアクシデント総合解析コード）
 炉心損傷を伴う事故について，炉心損傷，圧力容器破損，格納容器破損，放射性物質の放出に至るまでのプラント内挙動及び放射性物質挙動の解析を行うコード
 格納容器圧力，温度，コンクリート浸食量，放射性物質の格納容器内分布等を求める

ＭＡＡＰ

水素燃焼
溶融炉心・コンクリート相互作用（ＭＣＣＩ）[1] 「沸騰水型原子力発電所 重大事故等対策の有効性評価に係るシビアアクシデント解析コードについて」，日立GEニュークリア・エナジー株式会社，HLR-118，東芝エネル
ギーシステムズ株式会社，TLR-089，平成30年5月[2] 「沸騰水型原子力発電所 重大事故等対策の有効性評価に係るシビアアクシデント解析コード(MAAP)について」，東芝エネルギーシステムズ株式会社，TLR-094，日立GE
ニュークリア・エナジー株式会社，HLR-123，平成30年5月

14

1. はじめに（有効性評価で使用した解析コード（2/3）） ＊当日の配布資料に対する委員
コメントを踏まえて一部修正

15■解析コードの妥当性について
 MAAPコードの主要な要素モデルは，種々の実験解析や，国際標準問題（ISP）によるベンチマーク解析等
により，モデルの妥当性が確認されており， シビアアクシデント時のプラント挙動解析に適用する総合解析
コードとして国際的に認知されている
参考：IAEA,“Approaches and Tools for Severe Accident Analysis for Nuclear Power Plants,” Safety Reports Series No. 56, 2008.
OECD,”Benchmarking of Fast-running Software Tools Used to Model Releases During Nuclear Accidents,” NEA/CSNI/R(2015)19.

 電力・メーカでは，評価に使用する解析コードについて，実験等を基に検証され，妥当性が確認されたものであることを確認している。また，解析コードの妥当性については，国の審査でも確認されている。電力・メーカの確認内容については，ライセンシングレポートを発行している（16ページ参照）
 規制委員会では，規制委員会の所有する解析コード（MELCOR）を用いた解析結果が，事業者が使用する
MAAPによる解析結果と同様の傾向であることを確認している なお，炉心溶融後の挙動については，現在においても研究段階にあり，不確かさが大きい現象であることから，不確かさが大きいパラメータについては，実験解析で得られた不確かさ幅の範囲で保守側の限界値を使用する等，保守的な評価条件による解析評価・感度解析（各評価項目について，過小とはならないよ
うに過大な評価）により，その影響を考慮した上で，評価項目への適合性の確認を実施している（17～25
ページ参照）■有効性評価で使用した解析コードに係る適合性審査の状況
 有効性評価で使用した解析コードに係る審査は，当社を含むBWRプラントを所有する事業者（４社）が合同で審査を受けており，これまでに審査会合を４回実施し，事故シナリオ毎のコード選択や計算結果の妥当性を確認されている
15

16

1. はじめに（有効性評価で使用した解析コード（3/3））■有効性評価で使用した解析コードのライセンシングレポートについて

 審査を実施した有効性評価で使用した解析コードの資料については，BWR各社が共通的に用いる資料であることから，ライセンシングレポートとして取り纏めており，国会図書館に収蔵し，公知化されている
表 女川２号炉にかかる解析コードライセンシングレポート
名称

ﾚﾎﾟｰﾄNo

発行年月

1

沸騰水型原子力発電所 重大事故等対策の有効性評価に係るシビアアクシデント解析コードについて

HLR-118
TLR-089

平成30年5月

2沸騰水型原子力発電所 重大事故等対策の有効性評価に係るシビアアクシデント解析コード（SAFER）について

HLR-119
TLR-090

平成30年5月

3沸騰水型原子力発電所 重大事故等対策の有効性評価に係るシビアアクシデント解析コード（CHASTE）について

HLR-120
TLR-091

平成30年5月

4沸騰水型原子力発電所 重大事故等対策の有効性評価に係るシビアアクシデント解析コード（REDY）について

HLR-121
TLR-092

平成30年5月

5沸騰水型原子力発電所 重大事故等対策の有効性評価に係るシビアアクシデント解析コード（SCAT）について

HLR-122
TLR-093

平成30年5月

6沸騰水型原子力発電所 重大事故等対策の有効性評価に係るシビアアクシデント解析コード（MAAP）について

HLR-123
TLR-094

平成30年5月

7沸騰水型原子力発電所 重大事故等対策の有効性評価に係るシビアアクシデント解析コード（APEX）について

GLR-006
HLR-124
TLR-095

平成30年5月

16

17

1. はじめに（格納容器破損に至る現象(1/9））①-1 格納容器過圧破損の特徴

・炉心損傷後，損傷炉心冷却に成功した場合，損傷炉心冷却に伴う発生蒸気によってサプレッションプール水温が上昇し，格納容器圧
力が上昇することで格納容器の破損に至る。
①-2 格納容器過温破損の特徴
・炉心損傷後，損傷炉心冷却に失敗した場合，損傷炉心が冷却されず格納容器内の高温の溶融炉心により格納容器雰囲気が加熱され，格納容器貫通部あるいはフランジ部が熱的に損傷することで格納容器の破損に至る。

圧力容器
フランジ

格納容器

逃がし安全弁
主蒸気隔離弁

配管貫通部
原子炉隔離時冷却系，
高圧炉心スプレイ系 等
電気配線貫通部①－２格納容器内の温度上昇

水蒸気の発生① 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）

損傷(1)原子炉注水手段の喪失により水位が低下し，炉心損傷・炉心溶融に至る①－１格納容器内の圧力上昇(2)溶融炉心の冷却に失敗した場合，溶融炉心が原子炉圧力容器下部に落下（リロケーション）する

溶融炉心の移行挙動
水蒸気の発生17

18

1. はじめに（格納容器破損に至る現象(2/9））■溶融炉心の移行挙動の不確かさの扱い
 溶融炉心の移行挙動について，現象の「不確かさ」，「推定される実現象」及び「MAAPコードの扱い」を下表に示す① 下部プレナムへのリロケーション いずれの過程の現象もMAAPコードの扱いは不確かさの範囲で厳しい側に扱っている② 下部プレナムでの堆積状態 特にRPV破損時に，全溶融炉心が短時間で流出する結果となるため，Ex-Vessel現象（FCI，MCCI）の評価条件が厳しくなり，有効性評価結果が厳しくなる扱いをしている③ RPV破損挙動

溶融炉心の移行挙動

現象

不確かさ

推定される実現象

MAAPコードの扱い① 下部プレナムへのリ
ロケーション挙動

炉 心 部 で の 大 規 模 な 溶 融 崩壊した燃料は瓦礫状態でプールの形成の有無により， 炉心部に留まり，さらに温度
溶融物温度やリロケーション が上昇して溶融に至る過程で段階的にリロケーションする。
挙動が異なる。

② 下部プレナムでの堆積状態

固相が主の堆積状態か，固液が層分離状態で堆積するかで下部ヘッドへの熱負荷
や，RPV破損時の溶融物の温度が異なる。

③ RPV破損挙動

破損口径に不確かさがある。 計装管等の局所的な小口径
溶融物の流出流量が異なっ の破損が発生し，固相を巻き込んで緩やかに流出する。
てくる。

炉心部で大規模な溶融プールが形成され，溶融物温度は高温になる。下部プレナムへのリロケー
ションは高温状態かつ大流量で発生するため，下部プレナムへ移行する熱負荷としては厳しくなる。

段階的なリロケーションにより， リロケーション後，溶融炉心は直ちに層分離状態
溶融炉心はプール水により粒 （粒子状デブリ，金属層，クラスト，溶融プール）で子化及び冷却・固化し，大部 堆積し，冷却水や構造物との熱的相互作用により分は固相として堆積する。
長時間下部プレナムに保持され，RPV破損までに高温化する。このため，下部ヘッドへの熱的負荷が厳しくなる。
高温化した大規模な溶融プールが形成されることにより大口径破損（CRDハウジングの逸出）が発生し，全溶融炉心が短時間（1分程度）で流出する結果となるため，Ex-Vessel現象の評価が厳しくな
る。

18

19

1. はじめに（格納容器破損に至る現象(3/9））■重大事故等時の格納容器の健全性に影響を与える主な物理化学現象

 炉心損傷後，原子炉圧力容器が破損し，燃料が格納容器の下部に落下すると，放射性物質を閉じ込める格納
容器を破損させるような様々な物理化学現象が発生する
圧力容器②高圧溶融物放出／
格納容器雰囲気直接加熱
（ＤＣＨ）

フランジ

格納容器

逃がし安全弁
主蒸気隔離弁

配管貫通部
原子炉隔離時冷却系，
高圧炉心スプレイ系等
電気配線貫通部

Zr-水反応（Zr+2H2O→ZrO2+2H2)

格納容器内直接加熱

H2

水素発生と発熱圧力スパイク
水蒸気の発生

高圧溶融物
放出

激しい燃焼（爆轟）水蒸気

水蒸気・
非凝縮性ガスの発生⑤溶融炉心・コンクリート
相互作用（ＭＣＣＩ）

水蒸気，
H2 ，CO③溶融炉心―冷却材相互作用（FCI）

H2 ，O2H2 ，O2④水素燃焼

水の放射線分解

コンクリートの侵食

19

20

1. はじめに（格納容器破損に至る現象(4/9））②高圧溶融物放出/格納容器雰囲気直接加熱（ＤＣＨ）の特徴

・原子炉圧力容器が高い圧力の状況で損傷し，溶融炉心等が急速に放出され，格納容器雰囲気が直接加熱されることで，格納容器内の温度及び圧力が上昇し，格納容器の破損に至る。

溶融炉心移動等のメカニズム

フランジ

配管貫通部
原子炉隔離時冷却系，
高圧炉心スプレイ系等
電気配線貫通部③ 溶融炉心の熱移動等で雰囲気温度が上昇

溶融炉心－ガス間の熱移動及び化学反応

反跳した
溶融炉心②放出された溶融炉
心はガス流に運ばれ ，格納容器内を移動

溶融炉心の放出①溶融炉心，水蒸気，
水素が急激に放出（高圧溶融物放出）①圧力容器内が高圧の状態で損傷すると，溶融炉心，水蒸気，水素が急速に放出される（高圧溶融物放出）。
②放出された溶融炉心はガス流に運ばれ，格納容器内を移動する。
③その結果，格納容器内の雰囲気が直接加熱され（格納容器雰囲気直接加熱），温度及び圧力が急激に上昇し，格納容器に熱的・機械的な負荷が発生し，格納容器が破損に至る可能性がある。（フランジのシール部や配管貫通部の閉じ込め機能が損なわれ，放射性物質が漏えいする可能性がある。）

沈着した
溶融炉心

格納容器下部
開口部
ガス流で輸送された
溶融炉心ガス流で輸送されない
溶融炉心

20

1. はじめに（格納容器破損に至る現象(5/9））21③原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用（ＦＣＩ）の特徴
・溶融炉心と原子炉圧力容器外の冷却水が接触して，圧力スパイクが生じる可能性があり，このときに発生するエネルギーが大きいと構造物が破壊され，格納容器の破損に至る。

①原子炉圧力容器が損傷し溶融炉心が原子炉圧力容器外に落下する。

②溶融炉心から冷却材への伝熱により水蒸気が発生し，急激な圧力上昇（圧力スパイク）が生じる。

ＦＣＩには，衝撃を伴う水蒸気爆発もあり，原子炉圧力容器の支持機能への影響が生じる懸念がある。

21

22

1. はじめに（格納容器破損に至る現象(6/9））④水素燃焼の特徴

・ジルコニウム−水反応及び水の放射線分解等によって水素が発生し，水素と原子炉格納容器内の酸素が反応することにより激しい燃焼（爆轟）が生じ，格納容器の破損に至る。

格納容器内では，以下の反応等により水素が発生する。
①Zr-水反応：Zr+2H2O→ZrO2+2H2②水の放射線分解③溶融炉心・コンクリート相互作用
格納容器内に酸素等の反応性のガスが存在していると，発生した水素と反応することによって激しい燃焼（爆轟）が生じ，格納容器が破損する可能性がある。

放射線

なお，上記以外の水素の発生源は以下のとおり。
・格納容器内のＣＲＤ交換機プラットフォームに使用されているア
ルミニウム及びグレーチングに施されている亜鉛めっきが，原子炉格納容器pH調整系により注入される水酸化ナトリウムと化学反応することで水素が発生

水分子

原子炉格納容器内では，水の放射線分解により，各種分解生成物が生成される。それらのひとつとして，水素（H2)及び酸素（O2)が発生する。
水の放射線分解

H2O→eaq-（水和電子），H+，H，OH，H2，H2O2，HO2
更に過酸化水素（H2O2)の分解等で酸素（O2）が発生

1. はじめに（格納容器破損に至る現象(7/9））

22

23＊当日の配布資料に対する委員
コメントを踏まえて一部修正■水素燃焼に係る評価の妥当性
 水素燃焼に係る評価（ベースケース）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]の成果に基づき設定したものである。重大事故環境下ではジルコニウム－水反応により水素が発生するため，水素濃度が高くなる。その場合，水素と酸素の再結合反応が起こりやすくなることでG値は小さくなる。ベースケースの評価では，この効果を考慮したG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値にはばらつきが確認されたこと及び事故時の格納容器内の環境による再結合反応の不確かさを考慮すると，より酸素が発生する可能性が考えられることから，G値については不確かさを考慮した取り扱いが重要となる。
 何らかの要因によって酸素濃度がベースケースより早く上昇する場合，事象発生から７日が経過する前に酸素濃度が5vol%を上回る可能性が考えられることから，酸素濃度がベースケースより早く上昇する場合を想定し，感度解析を実施した。
 感度解析に使用したＧ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保守的な値であり，設計基準事故環境下に比べ，重大事故環境下では水素濃度が高く，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値の保守側の限界値として適切である。
 感度解析の結果は下表のとおりであり， 保守側の限界値となるＧ値を使用した場合であっても事象発生から７日が経過する前に酸素濃度が５vol%に到達することがないことを確認した。

評価条件

ベースケース

感度解析

Ｇ値

G(H2)＝0.06，G(O2)＝0.03

沸騰 ： G(H2)＝0.4，G(O2)＝0.2
非沸騰 ： G(H2)＝0.25，G(O2)＝0.125

酸素濃度（ウェット条件）※

約2.4vol%

約3.8vol%

酸素濃度（ドライ条件）※

約3.4vol%

約4.1vol%

評価結果[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※ 事象発生から７日間の最高値
2324

1. はじめに（格納容器破損に至る現象(8/9））⑤溶融炉心・コンクリート相互作用（ＭＣＣＩ）の特徴

・原子炉圧力容器から溶融炉心が格納容器内の床上に流出し，溶融炉心と接触した床コンクリートが溶融炉心によって侵食され，格納容器の構造部材の支持機能が喪失し，格納容器の破損に至る。
②コンクリートの侵食に伴い，一酸化炭素や水素等の非凝縮性ガス及び水蒸気が発生※１

拡大図

固化した溶融炉心

壁面コンクリート
溶融炉心

侵食

侵食

侵食
格納容器下部コンクリート①溶融炉心からの崩壊熱や化学反応によって，格納容器の床のコンクリートが侵食※1 コンクリートの熱分解によりガス（水蒸気及び二酸化炭素）が発生，それらが溶融炉心と化学反応し（未酸化Zrによる還元反応），水素や一酸化炭素が発生する。
①圧力容器破損後に，溶融炉心が格納容器下部の床上へ流れ出し，溶融炉心からの熱※２や化学反応によって，格納容器下部の床面又は壁面のコンクリートが侵食され，格納容器の構造部材の支持機能や格納容器バウンダリの閉じ込め機能が喪失する可能性がある。
（※２ 崩壊熱及びジルコニウム－水反応に伴う発熱が主な熱源であり，炉心の溶融においては後者が寄与が大きいと考えられる。）②また、コンクリートの侵食に伴い，水素や一酸化炭素等の非凝縮性ガス及び水蒸気が発生し，格納容器雰囲気の温度、圧力が上昇する可24
能性がある。

25

1. はじめに（格納容器破損に至る現象(9/9））■MCCIに係る評価の妥当性

 溶融炉心とコンクリートとの間の伝熱及びコンクリート侵食挙動については，ACE実験[1]及びSURC-4実験[2]等の結果によりMAAP解析の妥当性を確認している。しかし，これらの現象は不確かさが大きいことからコンク
リート侵食量に影響を与えるパラメータについて検討し、感度解析を実施
 ＭＡＡＰにおいては，溶融炉心が格納容器下部床に均一に堆積した状態のＭＣＣＩを評価している。これは知見より格納容器下部に落下した溶融炉心は床全面に拡がる可能性が高いと考えられることから適切な取り扱いであると考えるものの，堆積形状については，不確かさが大きいことから，偏った堆積形状となることも考慮し，様々な堆積形状の場合における水との伝熱面積の比較を行い，保守的な条件を評価している。その結果，女川２号と同型の1100MWe ＢＷＲ５ Mark-Ⅰ改相当においては，均一堆積（円柱）の場合が，最も伝熱面積が小さいことを確認

SURC-4実験とMAAP4コード予測の侵食量の比較

溶融炉心の堆積形状のバリエーション[1] OECD/NEA “Second OECD (NEA) CSNI Specialist Meeting on Molten Core Debris-Concrete Interactions”, NEA/CSNI/R(92)10.
[2] “International Standard Problem No 24: ISP-24: SURC-4 Experiment on Core-Concrete Interactions”, NEA/CSNI-155, 1988.

枠囲みの内容は商業機密の観点から公開できません。

25

26

1. はじめに（２章でのご説明内容）■２章にてご説明する格納容器破損モードと評価事故シーケンス

 格納容器破損モードと評価事故シーケンスの選定結果から，格納容器破損防止対策を考慮すると同一のシーケンスとなるものを整理すると下記のとおりとなるため，2.1章～2.3章にてこれらの有効性評価の結果についてご説明する＜格納容器破損防止対策の評価事故シーケンスの選定結果（13ページ再掲）＞
格納容器破損モード

評価事故シーケンス※①－１ 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧破損）

大破断LOCA＋HPCS失敗＋低圧ECCS失敗＋全交流動力電源喪失＋損傷炉心冷却失敗＋（デブリ冷却成功）＋長期冷却失敗①－２ 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過温破損）

大破断LOCA＋HPCS失敗＋低圧ECCS失敗＋全交流動力電源喪失＋損傷炉心冷却失敗＋格納容器注水失敗② 高圧溶融物放出/格納容器雰囲気直接加熱（ＤＣＨ）

過渡事象＋高圧注水失敗＋手動減圧失敗＋炉心損傷後の原子炉減圧失敗＋DCH発生③ 原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用（ＦＣＩ）

過渡事象＋高圧注水失敗＋低圧ECCS失敗＋損傷炉心冷却失敗＋FCI発生④ 水素燃焼大破断LOCA＋HPCS失敗＋低圧ECCS失敗＋全交流動力電源喪失＋損傷炉心冷却失敗＋（デブリ冷却成功）＋長期冷却失敗⑤ 溶融炉心・コンクリート相互作用（ＭＣＣＩ）

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※ 下線で示した部分が炉心損傷以降のシーケンスを示す＜有効性評価を実施する格納容器破損モードと評価事故シーケンスの整理結果＞
・ 格納容器過圧・過温破損（代替循環冷却系を使用する場合）【上記①－１，①－２，④】・ 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）【上記①－１，①－２ 】
・ DCH，FCI，MCCI【上記②，③，⑤】→ 2.1章にてご説明→ 2.2章にてご説明→ 2.3章にてご説明
26

27

２．運転中の原子炉における格納容器破損防止対策の特徴と主な対策
２．１ 格納容器過圧・過温破損（代替循環冷却系を使用する場合）
２．２ 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）
２．３ DCH，FCI，MCCI2. 運転中の原子炉における格納容器破損防止対策の特徴と主な対策

28

2.1 格納容器過圧・過温破損（代替循環冷却系を使用する場合）（1/6） 特徴と対策■格納容器過圧・過温破損の特徴と対策
 本格納容器破損モードは，原子炉格納容器バウンダリに対する過圧・過温の観点で厳しい事象であり，代替循
環冷却系の使用可否により，格納容器圧力・温度等の挙動が異なることが想定される
 そのため，代替循環冷却系を使用する場合（2.1章）と使用できない場合（原子炉格納容器フィルタベント系を使用する場合）（2.2章）の両者について，格納容器破損防止対策の有効性評価を実施
 代替循環冷却系が使用できる場合には，原子炉格納容器フィルタベント系よりも優先して使用＜代替循環冷却系（第18回安全性検討会にてご説明済）＞
熱交換器ユニット
新設範囲

原子炉
圧力
容器

原子炉補機
代替冷却水系

残留熱除去系
熱交換器

大容量送水ポンプ（タイプⅠ）

新設範囲

代替循環冷却系
熱交換器

代替循環
冷却ポンプ

熱交換器

原子炉
補機冷
却水系

原子炉格納容器
下部

残留熱
除去系
ポンプ

海

原子炉格納容器

新設範囲

・代替循環冷却ポンプ
台数：１
容量：約150m3/h
揚程：約80m

サプレッション
チェンバ・代替循環冷却系 ･･･ 原子炉格納容器バウンダリを維持しながら原子炉格納容器の圧力及び温度を低下させる設備として，代替設備を用いた原子炉格納容器の冷却及び除熱を行う系統28

2. 運転中の原子炉における格納容器破損防止対策の特徴と主な対策

29

2.1 格納容器過圧・過温破損（代替循環冷却系を使用する場合）（2/6） 事象の概要
格納容器過圧・過温破損（代替循環冷却系を使用する場合）の特徴「①大破断LOCA＋②HPCS失敗＋③低圧ECCS失敗＋④全交流動力電源喪失」を想定→配管破断等により流出した高温の原子炉冷却材，崩壊熱及びジルコニウム-水反応により発生した水蒸気並びにジルコニウム-水反応及び水の放射線分解による非凝縮性ガスによって原子炉格納容器の圧力及び温度が上昇
格納容器過圧・過温破損（代替循環冷却系を使用する場合）の対策概要
A. 低圧代替注水系（常設）（復水移送ポンプ）による炉心の冷却
B. 代替循環冷却系＋原子炉補機代替冷却水系による最終ヒートシンクへの熱の輸送手段の確保
原子炉建屋
外部電源 非常用ディーゼル
発電機等

Gen
④

逃がし
安全弁

原子炉隔離時冷却系

常設代替
交流電源設備

高圧炉心スプレイ系②

低圧炉心スプレイ系

③

原子炉
圧力
容器

Gen

※１
A

①

復水移送ポンプ
低圧代替注水系（常設）

機能喪失

※１

破断
箇所

残留熱除去系ポンプ③
代替循環冷却ポンプ

復水貯蔵
タンク

B
原子炉格納容器
原子炉補機代替冷却水系の準備時間等を考慮し24時間後から運転※１
原子炉補機代替冷却水系

B

海

29

2. 運転中の原子炉における格納容器破損防止対策の特徴と主な対策

30

2.1 格納容器過圧・過温破損（代替循環冷却系を使用する場合）（3/6） 事象の概要
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）
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」： プラント状態： 確認/判断： 重大事故対策（重大事故対策として期待している設備であるが，従前の許認可においても期待してる設備（設計基準拡張設備）は白色で記載）
除熱機能喪失

低原
下子
炉
水
位
の

A
交
流
電
源
復
旧

失損
敗傷
炉
心
の
冷
却

温格
度納
の容
上器
昇圧
力
・

成損
功傷
炉
心
の
冷
却

温格
度納
の容
上器
昇圧
力
・

[25m]

B

大容量送水ポンプ（タイプⅠ）の設置
タンクローリーによる燃料補給

[24h]

安格
定納
冷容
却器
の

復水貯蔵
タンクへ
の補給

燃料補給（適宜）
原子炉補機代替冷却水系

低圧代替注水系（可搬型）
ろ過水ポンプ

有効性評価において考慮していない対策

格
納
容
器
破
損

代替循環冷却系による格納容器
除熱

炉
心
損
傷

[約15m]

低 圧代替注水系
常(設 復)(水移送ポンプ に)よる注水

低原
下子
炉
水
位
の

炉
心
損
傷

常設代替交流電源設備による交流電源受電

除熱機能喪失（安全対策あり）

の全
喪交
失流
動
力
電
源

低 圧注水機能喪失

安全対策を考慮
したシナリオ【有効性評価】

発大
生破
断
L
O
C
A

高 圧注水機能喪失[ 解析上の時刻 ]低 圧注水機能喪失（安全対策なし）

の全
喪交
失流
動
力
電
源

高 圧注水機能喪失

今回抽出したシナリオ【確率論的リスク評価】

発大
生破
断
L
O
C
A

： 操作

B

原子炉格納容器代替スプレイ冷却系※＋
原子炉格納容器フィルタベント系※ 外部水源注水限界（サプレッションプール水位
通常運転水位＋約２ｍ）に到達後に停止
30

2. 運転中の原子炉における格納容器破損防止対策の特徴と主な対策

31

2.1 格納容器過圧・過温破損（代替循環冷却系を使用する場合）（4/6） 有効性評価の結果
格納容器過圧・過温破損（代替循環冷却系を使用する場合）における有効性評価の結果＊当日の配布資料に対する委員
コメントを踏まえて一部修正

・表1-1に示す評価項目について，解析結果が判定基準を満足することを確認
・格納容器圧力及び格納容器温度の推移を図1-1及び図1-2に示す
表1-1 解析結果
解析結果

判定基準

原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力の最大値※

評価項目

約0.536MPa[gage]

0.854MPa[gage]（格納容器限界圧力）未満

原子炉格納容器バウンダリにかかる温度の最大値

約178℃

200℃（格納容器限界温度）未満※：原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力が最大となる時点において，水の放射線分解によって発生する水素ガス及び酸素ガスは，格納容器内の非凝縮性ガスに占める割合の１％以下であるため，その影響は無視し得る程度である。

図1-1 格納容器圧力の推移

図1-2 格納容器雰囲気温度の推移
31

2. 運転中の原子炉における格納容器破損防止対策の特徴と主な対策

32

2.1 格納容器過圧・過温破損（代替循環冷却系を使用する場合）（5/6） 水素燃焼
格納容器破損モード「水素燃焼」の評価項目
評価項目：格納容器が破損する可能性のある水素の爆轟（激しい燃焼）を防止すること。
格納容器内の水素濃度がドライ条件に換算して13vol％以下又は酸素濃度が5vol％以下であること。
事故想定と対策概要
事故想定：「①大破断LOCA＋②HPCS失敗＋③低圧ECCS失敗＋④全交流動力電源喪失」
対策概要：A. 窒素置換により格納容器内の不活性化
原子炉建屋
外部電源 非常用ディーゼル
発電機等

Gen
④

逃がし
安全弁

原子炉隔離時冷却系

常設代替
交流電源設備

高圧炉心スプレイ系②

低圧炉心スプレイ系

③

原子炉
圧力
容器

Gen

A

通常運転中，窒素ガスで不活性化※※１①

復水移送ポンプ
低圧代替注水系（常設）

機能喪失

※１

破断
箇所

残留熱除去系ポンプ③
代替循環冷却ポンプ

復水貯蔵
タンク

原子炉格納容器※事故時に格納容器内での水素爆発を防ぐ対策として，通常運転中の格納容器内の気体を空気から窒素ガスに置換して，常時酸素欠乏状態としている
32※１

原子炉補機代替冷却水系の準備時間等を考慮し24時間後から運転

原子炉補機代替冷却水系

海

2. 運転中の原子炉における格納容器破損防止対策の特徴と主な対策

33

2.1 格納容器過圧・過温破損（代替循環冷却系を使用する場合）（6/6） 水素燃焼
水素燃焼における有効性評価の結果
・表1-2に示す評価項目について，解析結果が判定基準を満足することを確認
・ドライウェル及びサプレッションチェンバの気相濃度の推移（ドライ条件）を図1-3及び図1-4に示す
表1-2 解析結果
解析結果

評価項目

判定基準

ウェット条件

ドライ条件

酸素濃度（ドライウェル）※

約2.4vol%

約2.8vol%

5vol%以下

酸素濃度（サプレッションチェンバ）※約2.1vol%

約3.4vol%

5vol%以下※：酸素ガスの蓄積が最も進む事象発生から７日後の値
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% 20100
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%

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 ルの気相濃度はほぼ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 素及 び 酸素 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

ジルコニウム－
水反応によ り発
生した水素の流
入によ る 上昇放射線分解によ り水素及び酸素濃度が増加

水素
水素
窒素
窒素
酸素

水素の流入によ る 窒素分圧減少

酸素

放射線分解によ り水素及び酸素濃度が増加
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

(

)
(

20

酸素可燃限界(5vol%)酸素可燃限界5%)10

酸素可燃限界(5vol%)10

酸素可燃限界5%

0

0
0

12

24

36

48

60

72

84

96

108

120

132

144

事故後の時間 (h)図1-3 ドライウェルの気相濃度の推移（ドライ条件）

156

168

0

12

24

36

48

60

72

84

96

108

120

132

144

156

168

事故後の時間 (h)図1-4 サプレッションチェンバの気相濃度の推移（ドライ条件）

33

34

２．運転中の原子炉における格納容器破損防止対策の特徴と主な対策
２．１ 格納容器過圧・過温破損（代替循環冷却系を使用する場合）
２．２ 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）
２．３ DCH，FCI，MCCI

2. 運転中の原子炉における格納容器破損防止対策の特徴と主な対策

35

2.2 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） 事象の概要
格納容器過圧・過温（代替循環冷却系を使用できない場合※）の特徴※原子炉格納容器フィルタベント系を使用する場合

・「①大破断LOCA＋②HPCS失敗＋③低圧ECCS失敗＋④全交流動力電源喪失」を想定
・配管破断等により流出した高温の原子炉冷却材，崩壊熱及びジルコニウム-水反応により発生した水蒸気並びにジルコニウム-水反応及び水の放射線分解による非凝縮性ガスによって原子炉格納容器の圧力及び温度が上昇
格納容器過圧・過温（代替循環冷却系を使用できない場合）の対策概要
A. 低圧代替注水系（常設）（復水移送ポンプ）による炉心の冷却
B. 原子炉格納容器代替スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器の冷却
C. 原子炉格納容器フィルタベント系による最終ヒートシンクへの熱の輸送手段の確保

B
④

②
③

B
A
①

35

2. 運転中の原子炉における格納容器破損防止対策の特徴と主な対策

36

2.2 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） 事象の概要
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）
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」： プラント状態： 確認/判断

除熱機能喪失： 重大事故対策（重大事故対策として期待している設備であるが，従前の許認可においても期待してる設備（設計基準拡張設備）は白色で記載）
低原
下子
炉
水
位
の

交
流
電
源
復
旧

温格
度納
の容
上器
昇圧
力
・

成損
功傷
炉
心
の
冷
却

温格
度納
の容
上器
昇圧
力
・

[25m]

B

大容量送水ポンプ（タイプⅠ）の設置
タンクローリーによる燃料補給燃料補給（適宜）
原子炉補機代替冷却水系

低圧代替注水系（可搬型）
ろ過水ポンプ

有効性評価において考慮していない対策

格
納
容
器
破
損
[約29h]

B
限外
界部
※
水
に源
到注
達水
量

[約45h]

原子炉格納容器
フィルタベント系による格納容器除熱

A

失損
敗傷
炉
心
の
冷
却

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炉
心損
傷[約15m]

低 圧代替注水系
常(設 復)(水移送ポンプ に)よる注水

低原
下子
炉
水
位
の

炉
心
損
傷

常設代替交流電源設備による交流電源受電

除熱機能喪失（安全対策あり）

の全
喪交
失流
動
力
電
源

低 圧注水機能喪失

安全対策を考慮
したシナリオ【有効性評価】

発大
生破
断
L
O
C
A

高 圧注水機能喪失[ 解析上の時刻 ]低 圧注水機能喪失（安全対策なし）

の全
喪交
失流
動
力
電
源

高 圧注水機能喪失

今回抽出したシナリオ【確率論的リスク評価】

発大
生破
断
L
O
C
A

： 操作

安格
定納
冷容
却器
の

復水貯蔵
タンクへ
の補給
残留熱除去系の機能喪失 に よ る
除熱失敗

原子炉格納容器スプレイ冷却系（常設）36※ サプレッションプール水位 通常運転水位＋約２ｍ

2. 運転中の原子炉における格納容器破損防止対策の特徴と主な対策

37

2.2 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） 有効性評価の結果＊当日の配布資料に対する委員
コメントを踏まえて一部修正

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）における有効性評価の結果
・表2-1に示す評価項目について，解析結果が判定基準を満足することを確認
・格納容器圧力及び格納容器温度の推移を図2-1及び図2-2に示す
表2-1 解析結果
評価項目

解析結果

原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力の最大値※

約0.640MPa[gage]

原子炉格納容器バウンダリにかかる温度の最大値

約178℃

判定基準
0.854MPa[gage]（格納容器限界圧力）未満
200℃（格納容器限界温度）未満※：原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力が最大となる時点において，水の放射線分解によって発生する水素ガス及び酸素ガスは，格納容器内の非凝縮性ガスに占める割合の2%以下であるため，その影響は無視し得る程度である。

図2-1 格納容器圧力の推移

図2-2 格納容器雰囲気温度の推移
372. 運転中の原子炉における格納容器破損防止対策の特徴と主な対策

38

2.2 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） 感度解析の結果
損傷炉心冷却開始時間の感度解析の結果・運転員による操作遅れを想定し，注水開始時間を有効性評価における設定よりも25分遅延（事象発生50分後に原子炉注水を開始）した場合について，原子炉圧力容器の健全性及び格納容器破損防止対策の有効性に係る感度解析を実施・有効性評価のケースと同様に，原子炉圧力容器の健全性及び格納容器破損防止対策の有効性は維持されることを確認（表2-2，表2-3，図2-3，図2-4参照）

表2-2 原子炉圧力容器の健全性に関する感度解析結果
ケース

損傷炉心の位置有効性評価のケース（事象発生25分後に原子炉注水開始）

炉心位置に保持（溶融炉心の圧力容器下部への移行は発生しない）

操作25分遅れのケース（事象発生50分後に原子炉注水開始）

炉心位置に保持（溶融炉心の圧力容器下部への移行は発生しない）

38

2. 運転中の原子炉における格納容器破損防止対策の特徴と主な対策

39

2.2 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） 感度解析の結果＊当日の配布資料に対する委員
コメントを踏まえて一部修正

表2-3 格納容器破損防止対策の有効性に関する感度解析結果
ケース

格納容器スプレイ
開始時間

格納容器ベント時間

有効性評価のケース（事象発生25分後に原子炉注水開始）

約29時間後約45時間後操作25分遅れのケース（事象発生50分後に原子炉注水開始）

約30時間後約46時間後1300
ドライウェル

格納容器スプレイ（約30時間）
0.8
格
納
容
器
圧
力

ドライウェルサプレッションチェンバ

サプレッションチェンバ

格納容器スプレイ（約30時間）

格納容器ベント（約46時間）

格
納
容
器
温
度

0.6

200

格納容器ベント（約46時間）

0.4(MPa[gage])

(℃)

100

0.2

0
0

12

24

36

48

60

72

84

96

108

120

132

144

156

168

事故後の時間 (h)図2-3 操作25分遅れのケースにおける格納容器圧力の推移

0
0

12

24

36

48

60

72

84

96

108

120

132

144

156

168

事故後の時間 (h)図2-4 操作25分遅れのケースにおける格納容器雰囲気温度の推移
3940２．運転中の原子炉における格納容器破損防止対策の特徴と主な対策
２．１ 格納容器過圧・過温破損（代替循環冷却系を使用する場合）
２．２ 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）
２．３ DCH，FCI，MCCI

2. 運転中の原子炉における格納容器破損防止対策の特徴と主な対策

41

2.3 DCH，FCI，MCCI（1/8） 事象の概要

高圧溶融物放出/格納容器雰囲気直接加熱（ＤＣＨ）の特徴
・原子炉圧力容器が高い圧力の状況で損傷し，溶融炉心等が急速に放出され，格納容器雰囲気が直接加熱されることで，格納容器内の温度及び圧力が上昇し，格納容器の破損に至る。

原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用（ＦＣＩ）の特徴
・溶融炉心と原子炉圧力容器外の冷却水が接触して，圧力スパイクが生じる可能性があり，このときに発生するエネルギーが大きいと構造物が破壊され，格納容器の破損に至る。

溶融炉心・コンクリート相互作用（ＭＣＣＩ）の特徴の特徴
・格納容器下部への溶融炉心の落下に伴い発生する水蒸気及び非凝縮性ガスによって，格納容器内の圧力及び温度が上昇し，格納容器の破損に至る。また，ジルコニウム－水反応，水の放射線分解，コンクリート侵食等によって水素が発生し，発生した水素と格納容器内の酸素が反応することにより激しい燃焼が生じ，格納容器の破損に至る。さらに原子炉圧力容器から溶融炉心が格納容器内の床上に流出し，溶融炉心と接触した床コンクリートが溶融炉心によって侵食され，格納容器の構造部材の支持機能が喪失し，格納容器の破
損に至る。

41

2. 運転中の原子炉における格納容器破損防止対策の特徴と主な対策

42

2.3 DCH，FCI，MCCI（2/8） 事象の概要

ＤＣＨ，ＦＣＩ，ＭＣＣＩの事故想定
・ 事故想定：「過渡事象＋①高圧注水失敗＋②低圧ECCS失敗」
・ ③重大事故等対処設備による低圧代替注水も期待しない（圧力容器破損を想定するため）

①
①
②

③

③

②

42

2. 運転中の原子炉における格納容器破損防止対策の特徴と主な対策

43

2.3 DCH，FCI，MCCI（3/8） 対策の概要
意見No.78関連

対策① RPVが破損するまで
A-1. 原子炉水位が有効燃料棒底部から燃料棒有効長さの20％上の位置に到達した時点で，逃がし安全弁（自動減圧機能）２個を手動開操作し，原子炉を急速減圧し，原子炉圧力容器破損まで逃がし安全弁（自動減圧機能）の開放状態を維持【DCH対策】
A-2. 原子炉格納容器代替スプレイ冷却系（常設）により，原子炉圧力容器破損前に格納容器下部に3.67mから3.88mの水位を確保（原子炉圧力容器下鏡部温度が300℃に到達した時点で，注水を開始）【FCI，MCCI対策】
対策② RPV破損後から代替循環冷却系の運転開始まで
B-1. 原子炉格納容器下部注水系（常設）により，格納容器下部水位を3.67mから3.88mに維持【MCCI対策】
B-2. 原子炉格納容器代替スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器スプレイにより格納容器内を冷却

A-1
B-2

A-2

B-1

43

2. 運転中の原子炉における格納容器破損防止対策の特徴と主な対策

44

2.3 DCH，FCI，MCCI（4/8） 対策の概要
意見No.78関連

対策③ 代替循環冷却系の運転開始後
C. 代替循環冷却系＋原子炉補機代替冷却水系により，溶融炉心の冷却及び格納容器除熱を実施する。

外部電源 非常用ディーゼル 常設代替発電機等 交流電源設備

Gen

Gen
格納容器代替スプレイ※１
原子炉圧力容器への注水
原子炉補機
代替冷却水系

B

B
代替循環
冷却ポンプ

※１
残留熱除去
系ポンプ

大容量送水
ポンプ（タイプⅠ）

原子炉補機代替冷却水系の準備時間等を考慮し24時間後から運転

海

44

2. 運転中の原子炉における格納容器破損防止対策の特徴と主な対策

45

2.3 DCH，FCI，MCCI（5/8） 事象の概要

意見No.72関連質問※１ DCHの評価事故シーケンスはTQUXであるが，安全対策ありのシナリオは同じとなるため，ここではFCI，MCCIの評価事故シーケンスであるTQUVを示す※２ 外部水源注水限界（サプレッションプール水位 通常運転水位＋約２ｍ）に到達後に停止

DCH，FCI，MCCI
評価事故シーケンス「過渡事象＋高圧注水失敗＋低圧ECCS失敗」※１： プラント状態： 操作： 重大事故対策（重大事故対策として期待している設備であるが，従前の許認可においても期待してる設備（設計基準拡張設備）は白色で記載）

低原
下子
炉
水
位
の

炉
心
損
傷

A-1

失損
敗傷
炉
心
の
冷
却

[約43m]

の原
破子
損炉
圧
力
容
器

A-2

Ｄ
Ｃ
Ｈ

[約2.5h]

温格
度納
の容
上器
昇圧
力
・

[約23h]

B[約24h]

代替循環冷却系による格納容器
除熱

①

ク溶
リ融
炉
ト心
浸に
食よ
停る
止コ
ン

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

B

格
納
容
器
破
損

[約6.2h]B-2

燃料補給（適宜）
原子炉補機代替
冷却水系

Ｆ
Ｃ
Ｉ

B-1
溶
融
炉
心
の
落
下

温格
度納
の容
上器
昇圧
力
・

Ｍ
Ｃ
Ｃ
Ｉ

ー

の原
破子
損炉
圧
力
容
器

大容量送水ポンプ（タイプⅠ）の設置
タンクローリーによる燃料補給

溶
融
炉
心
の
落
下

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

炉
心
損
傷

失損
敗傷
炉
心
の
冷
却

原子炉格納容器代替 ス
プレイ系 （常 設）による格納容器 下部注水

低原
下子
炉
水
位
の

逃がし安全弁 （自動減 圧機能）による手動減 圧

低 圧代替注水機能喪失

低 圧注水機能喪失）

低 圧注水機能喪失

発水
生流

高 圧注水機能喪失（安全対策あり）（

安全対策を考慮
したシナリオ【有効性評価】

量過
の渡
全事
喪象
失給

高 圧注水機能喪失[ 解析上の時刻 ]）（安全対策なし）

量過
の渡
全事
喪象
失
給
発水
生流

（

今回抽出したシナリオ【確率論的リスク評価】： 確認/判断

安格
定納
冷容
却器
の

①
高圧代替注水系
有効性評価において考慮していない対策

大容量送水ポンプ（タイプⅠ）
ろ過水ポンプ

可搬型代替直流電源設備
高圧窒素ガス供給系（非常用）
代替高圧窒素ガス供給系
主蒸気逃がし安全弁用可搬型蓄電池

代替循環冷却系
復水移送ポンプ
ろ過水ポンプ

復水移送ポンプ
原子炉格納容器代替スプレイ冷却系※２＋
原子炉格納容器フィルタベント系
45

2. 運転中の原子炉における格納容器破損防止対策の特徴と主な対策

46

2.3 DCH，FCI，MCCI（6/8） ＤＣＨに係る有効性評価の結果
高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱（ＤＣＨ）における有効性評価の結果
・表3-1に示す評価項目について，原子炉水位が有効燃料棒底部から燃料棒有効長さの20%上の位置に到達した時点で原子炉を急速減圧することにより，解析結果が判定基準を満足することを確認
・原子炉圧力及び原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移を図3-1及び図3-2に示す
表3-1 解析結果
評価項目
原子炉圧力容器の破損直前の原子炉圧力

解析結果

判定基準

約0.1MPa[gage]

2.0MPa[gage]

図3-1 原子炉圧力の推移

図3-2 原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移

46

2. 運転中の原子炉における格納容器破損防止対策の特徴と主な対策
2.3 DCH，FCI，MCCI（7/8） FCIに係る有効性評価の結果

47＊当日の配布資料に対する委員
コメントを踏まえて一部修正

原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用（ＦＣＩ）における有効性評価の結果
・ 表3-2に示す評価項目について，解析結果が判定基準を満足することを確認
・ 格納容器圧力及び格納容器温度の推移を図3-3及び図3-4に示す
表3-2 解析結果
評価項目

解析結果

判定基準

圧力スパイクによって原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力の最大値

約0.23MPa[gage]

0.854MPa[gage]（格納容器限界圧力）

圧力スパイクによって原子炉格納容器バウンダリにかかる温度の最大値

約128℃

図3-3 格納容器圧力の推移

200℃（格納容器限界温度）

図3-4 格納容器雰囲気温度の推移
47

2. 運転中の原子炉における格納容器破損防止対策の特徴と主な対策
2.3 DCH，FCI，MCCI（8/8） MCCIに係る有効性評価の結果

48＊当日の配布資料に対する委員
コメントを踏まえて一部修正

溶融炉心・コンクリート相互作用（ＭＣＣＩ）における有効性評価の結果
・表3-3に示す評価項目について，解析結果が判定基準を満足することを確認
・格納容器下部床面及び壁面のコンクリート侵食量の推移を図3-5に示す
表3-3 解析結果
評価項目

解析結果

判定基準

格納容器下部床面のコンクリート侵食量※

約２cm

床面以下のコンクリート厚さは約4.3mであり，原子炉圧力容器の支持機能を維持できる

格納容器下部壁面のコンクリート侵食量※

約２cm

壁面のコンクリート厚さは約1.7mであり，
原子炉圧力容器の支持機能を維持できる※：溶融炉心・コンクリート相互作用によって生じる気体は，可燃性ガスである水素が約111kg，一酸化炭素が約14kg，その他の非凝縮性ガスである
二酸化炭素が１kg未満である。ジルコニウム－水反応によって発生する水素も考慮すると，溶融炉心・コンクリート水反応により生じる一酸化炭素の発生量は十分小さいことから，可燃性ガスとしての影響及び格納容器圧力への影響は無視できる。

図3-5 格納容器下部床面及び壁面のコンクリート侵食量の推移

4849３．適合性審査における主要な確認事項
３．１ 大気中へのCs-137放出量評価
３．２ 水蒸気爆発の可能性確認及び水蒸気爆発発生を仮定した評価
３．３ 格納容器下部の初期水張り高さ

3. 適合性審査における主要な確認事項

50

3.1 大気中へのCs-137放出量評価（1/2）■大気中へのCs-137放出量の評価結果
 大気中へのCs-137放出量評価を表１（次ページ参照）に示す評価条件にて実施し，判断基準（100TBq）を下回ることを確認＜Csの放出経路のイメージ＞
排気筒からの放出（非常用ガス処理
系起動後）＜評価結果＞

原子炉建屋からの漏えい（非常用ガス処理系起動前）

原子炉建屋

③

格納容器から原子炉建屋への漏えい分
原子炉
圧力
容器

③

非常用ガス処理系
（起動後）

放出経路
（左図参照）

評価結果※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）

建屋からの漏えい（放出ルート③）

約9.9×10-1TBq

D/Wベントライン（放出ルート②）※2

約3.2×10-1TBq

建屋からの漏えい（放出ルート③）

約9.9×10-1TBq

合計（放出ルート②＋③）

約1.4TBq

ＤＣＨ，ＦＣＩ，ＭＣＣＩ建屋からの漏えい（放出ルート③）

約1.2×10-1TBq【参考】
福島第一原子力発電所の事故時※3―

約1.5×104TBq

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）原子炉格納容器
フィルタベント系

②D/W
ベント

評価事象

格納容器ベントに
よる放出

①S/C
ベント

原子炉格納容器

D/W ： ドライウェル
S/C ： サプレッションチェンバ※1 事象発生時点から7日間の放出量を評価※2 S/Cベントの場合，サプレッションプール水中を通過するため，水中で放射性物質が多く捕集され，D/Wベントに比べて放出量が少なくなることからD/Wベントの場合を評価※3 「原子力安全に関するIAEA閣僚会議に対する日本国政府の報告書東京電力福島原子力発電所の事故について-」（平成23年6月原子力災害対策本部）

50

3. 適合性審査における主要な確認事項

51

3.1 大気中へのCs-137放出量評価（2/2）
表１ 大気中へのCs-137放出量評価条件
格納容器過圧・過温破損（代替循環冷却系を使用する場合）

項目

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）

ＤＣＨ，ＦＣＩ，ＭＣＣＩ

格納容器漏えい開始時刻

事故発生直後（なお，放射性物質は，MAAP解析に基づき 同左
事故発生約5分後から漏えい）

事故発生直後（なお，放射性物質は，MAAP解析に基づき事故発生約40分後から漏えい）

格納容器から原子炉建屋への漏えい率

開口面積を格納容器圧力に応じ設定。
MAAP解析上で，格納容器圧力に応じ漏えい率が変化するものとした。
【開口面積】
1Pd以下 ： 1.0Pdで 0.9％/日
1～1.5Pd ： 1.5Pdで1.1％/日
1.5～2Pd ： 2.0Pdで1.3％/日に相当する開口面積

同左

同左

格納容器からの漏えいに関するエアロゾ
ル粒子の捕集の効果（除染係数）

10

同左

同左

格納容器内での粒子状放射性物質の除去効果

・格納容器スプレイによる除去効果
・自然沈着による除去効果
・サプレッションチェンバのプール水でのスク 同左
ラビングによる除去効果
上記をMAAP解析で評価

同左

格納容器ベント開始時間―（ベントを実施しない）

事故発生から約45時間後―（ベントを実施しない）

原子炉格納容器フィルタベント系フィルタ装置による除去係数―（ベントを実施しない）

希ガス：1，粒子状放射性物質：1,000，
無機よう素：500 ，有機よう素：50―（ベントを実施しない）

原子炉建屋からの漏えい開始時刻

事故発生直後同左

同左

非常用ガス処理系起動時間

事故発生から60分後

同左

事故発生直後非常用ガス処理系排風機風量2,500m3/h

同左

同左

原子炉建屋負圧達成時間

事故発生から70分後

同左

事故発生直後

原子炉建屋の換気率

・事故発生から70分後～168時間後：
0.5[回/日]で屋外に放出（非常用ガス処理系による放出）
・上記以外の期間：
無限大[回/日]（原子炉建屋からの漏えい）

同左

・事故発生直後～168時間後：
0.5[回/日]で屋外に放出（非常用ガス処理系による放出）

非常用ガス処理系のフィルタ装置の除去効果効果に期待しない

同左

同左

51

52

３．適合性審査における主要な確認事項
３．１ 大気中へのCs-137放出量評価
３．２ 水蒸気爆発の可能性確認及び水蒸気爆発発生を仮定した評価
３．３ 格納容器下部の初期水張り高さ

3. 適合性審査における主要な確認事項

53

3.2 水蒸気爆発の可能性確認及び水蒸気爆発発生を仮定した評価（1/12）
背景 女川２号ではＭＣＣＩの対策として，溶融炉心の落下前に格納容器下部に水張りを実施する。そのため，溶融炉心落下時に急激な水蒸気発生・圧力上昇等が生じる。このうち，衝撃波を伴うものを水蒸気爆発と呼ぶ。
 水蒸気爆発が発生した場合において格納容器下部の原子炉圧力容器の支持機能への影響が生じる懸念がある
ことから，水蒸気爆発の可能性について確認を行った。

水蒸気爆発の発生のメカニズム
①

外乱

溶融炉心

粒子化した溶融炉心は膜沸騰状態（溶融炉
心と液相の直接接触は発生しにくく，水蒸気
爆発には至らない）。

膜沸騰状態

②

液相との直接接触

外乱等※により、蒸気膜が不安定化し，局所的に溶融炉心と液相の直接接触が生じる。
※ 実験における外乱について55ページ参照③

溶融炉心と液相の直接接触により，急激な蒸気発生及び溶融炉心の細粒化が生じる。
④
急激な蒸気の発生（圧力波の発生）

溶融炉心の細粒化に伴い，液相との接触が促進され，急激な蒸気発生が起こる。これに伴い圧力波が発生。
53

3. 適合性審査における主要な確認事項

54

3.2 水蒸気爆発の可能性確認及び水蒸気爆発発生を仮定した評価（2/12）
トリガープロセス 蒸気爆発にきっかけを与えるトリガー現象を構成する各素過程（トリガープロセス）を以下に示す。トリガープロセ
スは，蒸気膜崩壊，液－液接触及び高温融体微粒化の段階に分かれており，すべての素過程の条件を満たした
場合に限り，水蒸気爆発が発生する [1]。

Ⅰ

Ⅰ

現象の説明

蒸気膜崩壊
（Vapor Filmcollapse)

外部トリガーなどの外乱により蒸気膜が崩壊する。
溶融液滴が膜沸騰状態を形成しなければ，激しい沸騰とともに固化されるため，水蒸
気爆発は発生しない。逆に膜沸騰蒸気膜がとても安定ならば蒸気膜崩壊が発生しな
いため，水蒸気爆発は発生しない。

[Ⅱ]

液－液接触
(Liquid-liquidcontact)

液－液接触により熱伝達率が増加する。
溶融液滴と低沸点液体の接触により界面温度が低下し，接触界面が固化しているな
らば固－液接触となり，液－液接触は発生しないため，水蒸気爆発は発生しない。

[Ⅲ]

高温融体微粒化(Atomization)

高温融体の微粒子化現象による飛躍的な接触面積の増加で伝熱が生じ，激しい蒸発により圧力波を発生する。
溶融液滴自身が安定であれば高温融体微粒子化は発生しないため，水蒸気爆発は発生しない。

Ⅲ

Ⅱ

粗混合

段階
[Ⅰ]

Ⅱ

Ⅲ

蒸気膜崩壊

液ｰ液接触

高温融体微粒化

激しい沸騰

固－液接触

安定な液滴

水蒸気爆発

水蒸気爆発は発生しない

安定な蒸気膜54[1] 阿部 豊 他, “ベーストリガ蒸気爆発のトリガ条件に関する研究”,日本機械学会論文集（B編）71巻702号（2005-2）

3. 適合性審査における主要な確認事項

55

3.2 水蒸気爆発の可能性確認及び水蒸気爆発発生を仮定した評価（3/12）
水蒸気爆発実験知見の整理
 実機において想定される溶融物（二酸化ウランとジルコニウムの混合溶融物）を用いた大規模実験として，
COTELS，FARO，KROTOS及びTROIがあり，近年の論文も踏まえ，以下の内容を確認した[1-6]• 上記実験のうち，水蒸気爆発が発生したKROTOS，TROIの一部実験の特徴としては，水蒸気爆発時の挙動を確認する観点から，実機では想定されない外乱（圧縮ガス等）を与えて液－液直接接触を生じやすくしていること，若しくは，実機よりも溶融物の初期の温度を高く設定することで，溶融物表面の蒸気膜が安定化す
る反面，溶融物表面が冷却材中で固化しにくくさせていることが挙げられる｡• なお，KROTOSで外乱を与えることで水蒸気爆発が発生したのはサブクール度※が大きい実験ケースであるが，溶融物量が多くより実機体系に近いFAROやCOTELSではサブクール度が大きい実験ケースにおいても水蒸気爆発は発生していない。（溶融物量 KROTOS：数kg，FARO：100kg程度，COTELS：50kg程度）※ 対象として考えている液体について，その液体の圧力に相当する沸点（飽和温度）と実際の液温との差＜外部トリガ―（外乱）の付与＞
・水蒸気爆発が発生した実験の特徴としては，外乱（圧縮ガス等）を与えて液－液直接接触を生じやすくしていることが挙げられる。
KROTOS実験及びTROI実験においては，圧縮ガス（KROTOS）又は爆薬（TROI）により外部トリガーを与え，水蒸気爆発が発生しやすい環境としている。

実験装置底部に１５０気圧の圧縮ガスを放出する機構を設置

トリガー発生用の機構（圧縮ガス注入）KROTOS実験装置

トリガー発生用の機構（PETN15 1g）

爆薬（PETN15 1g）によって，約９０気圧程
度の圧力を与える機構を設置

TROI実験装置[1] V. Tyrpekl, Material effect in the fuel - coolant interaction : structural characterization of the steam explosion debris and solidification mechanism, Strasbourg University, 2012, Ph.D.thesis.
[2] J.H.Kim, et al, The Influence of Variations in the Water Depth and Melt Composition on a Spontaneous Steam Explosion in the TROI Experiments, Proceedings of ICAPP’04, Pittsburgh, PA USA, June 13-17, 2004[3] J.H. Song, Fuel Coolant Interaction Experiments in TROI using a UO2/ZrO2 mixture, Nucl. Eng. Design. 2003, 222, p.1-15[4] J.H. Kim, Results of the Triggered Steam Explosions from the TROI Experiment, Nucl. Tech., 2007, Vol.158, p.378-395[5] D.Magallon, “Characteristics of corium debris bed generated in large-scale fuel-coolant interaction experiments,”Nucl. Eng.Design, 2006, 236 1998-2009[6] M. Kato, H. Nagasaka, “COTELS Fuel Coolant Interaction Tests under Ex-Vessel Conditions,” JAERI-Conf 2000-015, 2000
[7] I. Huhtiniemi, D. Mgallon, H. Hohmann, Results of recent KROTOS FCI tests: alumina versus corium melts, Nucl. Eng. Des. , 1999 ,189 ,p.379-389

55

3. 適合性審査における主要な確認事項

56

3.2 水蒸気爆発の可能性確認及び水蒸気爆発発生を仮定した評価（4/12）＜外部トリガ―（外乱）付与の実験結果＞• TROI実験の主要な実験条件及び実験結果は以下のとおりであり，外部トリガーを与えた実験において水蒸気爆発が発生している。
TROI実験の主要な実験条件及び実験結果[1-4]
実験名

実験ケース
29
32
34
35
36
37
38
39
40

TROI

49
50
51
52

溶融物組成
(%)
UO2/ZrO2 (50/50)
UO2/ZrO2 (87/13)
UO2/ZrO2 (70/30)
UO2/ZrO2 (70/30)
UO2/ZrO2 (70/30)
UO2/ZrO2 (78/22)
UO2/ZrO2 (78/22)
UO2/ZrO2 (78/22)
UO2/ZrO2 (70/30)
UO2/ZrO2/Zr/Fe(62.3/15/11.7/11)
UO2/ZrO2/Zr/Fe(59.5/18/11.9/10.6)
UO2/ZrO2/Zr/Fe(60.5/16.7/12.1/10.7)
UO2/ZrO2/Zr/Fe(61/16/12/11)(注1) 参考文献[4]によれば各実験ケースの溶融物温度は下表の通り。上表にて記載した溶融物温度約3000Kの妥当性については，次ページにて記載。
実験ケース

溶融物温度（K)343670(max) (3343)

35

2990(max) (2793)

363510 (3214)

37

3380 (3109)

溶融物質量
(kg)
11.5
10.5
8 （注2）
5.3
8.1
5.3
3.4
11.1
15.96

溶融物温度
(K)

～3000（注１）～3000（注１）～3000（注１）～3000（注１）
～3000
～3000
～3000

圧力
(MPa)

0.110
0.104
0.105
0.106
0.312

水温度
(K)

341
334
305
313
288
285
287

水深
(m)

0.67
1.30
0.95
0.95
1.30
1.30
1.30

2730(3360)

14.46
6.3
(14.2 load)
8.6(14.1 load)2695(3420)
2650

0.115
0.116

294
285

（注2）参考文献[4]によれば溶融物質量は19.93㎏と記載されているが以前の試験のデブリが残っていた分が含まれたため水中に落下した正確な溶融物
量は不明と記載されている（装荷溶融物量（18kg)
より落下溶融物量(19.93kg)のほうが多くなっている）。同時期にシリーズとして実施されたTROI34,36,37における装荷溶融物と落下溶融物の割合は，平均すると約44%程度であり，TROI-35においても同程度の割合と仮定すると，装荷した溶融物の18kgの約44%として8kgとなり，合理的な値であると考えている。

1.30
1.30

外部トリガー

水蒸気爆発発生-No

機械的エネルギ
変換効率(%)
-

Yes
Yes
Yes
Yes
-

No
Yes
Yes
Yes
Yes
No
No
No

0.63
0.21
0.50
0.01
-

-

-

-

-

-

-

Yes

Yes

Yes

Steam Spike※-※ 圧力スパイクのことであり，水蒸気爆発は発生していない。
なお，圧力スパイクとは，高温の溶融物から冷却材への伝熱により水蒸気が発生し，急激に圧力が上昇する現象のこと。

[1] V. Tyrpekl, Material effect in the fuel - coolant interaction : structural characterization of the steam explosion debris and solidification mechanism, Strasbourg University, 2012, Ph.D.thesis.
[2] J.H.Kim, et al, The Influence of Variations in the Water Depth and Melt Composition on a Spontaneous Steam Explosion in the TROI Experiments, Proceedings of ICAPP’04, Pittsburgh, PA USA, June 13-17, 2004[3] J.H. Song, Fuel Coolant Interaction Experiments in TROI using a UO2/ZrO2 mixture, Nucl. Eng. Design. 2003, 222, p.1-15[4] J.H. Kim, Results of the Triggered Steam Explosions from the TROI Experiment, Nucl. Tech., 2007, Vol.158, p.378-395

56

3. 適合性審査における主要な確認事項

57

3.2 水蒸気爆発の可能性確認及び水蒸気爆発発生を仮定した評価（5/12）＜TROI-34～37における溶融物温度の妥当性＞
・ TROI-34～37では，二酸化ウランとジルコニアの溶融物を使用している。二酸化ウラン：ジルコニアが70：30の混合物は，固相線温度，液相線温度が約2800Kから約2900K （図１参照）であることから，溶融物の物性を踏まえ， 引用した文献では溶融物温度が約3000Kと記載しているものと考えられる。

UO2とZrO2の重量比が70:30の場合のmol比

約2900KUO2-ZrO2 phase diagram[1][1] NUCLEA Nuclear Thermodynamic Database, Version 2005-01

57

3. 適合性審査における主要な確認事項

58

3.2 水蒸気爆発の可能性確認及び水蒸気爆発発生を仮定した評価（6/12）＊当日の配布資料に対する委員
コメントを踏まえて追加＜溶融物初期温度の設定＞• その他の水蒸気爆発が発生した実験の特徴としては実機よりも溶融物の初期の温度を高く設定することで，溶融物表面が冷却材中で固化しにくくさせていることが挙げられる｡TROI実験の主要な実験条件及び実験結果は以下のとおりであり，溶融物温度を高く設定することで水蒸気爆発を発生しやすい条件としている。

TROI実験の主要な実験条件及び実験結果[1-4]
実験名

TROI

実験ケース

溶融物組成
(%)

溶融物質量
(kg)

溶融物温度
(K)

圧力
(MPa)

水温度
(K)

水深
(m)

外部
トリガー

水蒸気爆発発生

機械的エネルギ
変換効率(%)

1

ZrO2/Zr (99/1)

5

>3373

0.1

365

0.67

-

Steam Spike ※

-

2
3
4
5
9
10
11
12
13
14
17
18
21
22
23
24
25
26

ZrO2/Zr (99/1)
ZrO2/Zr (99/1)
ZrO2/Zr (99/1)
ZrO2/Zr (98.5/1.5)
UO2/ZrO2 (70/30)
UO2/ZrO2 (70/30)
UO2/ZrO2 (70/30)
UO2/ZrO2 (70/30)
UO2/ZrO2 (70/30)
UO2/ZrO2 (70/30)
UO2/ZrO2 (70/30)
UO2/ZrO2 (78/22)
UO2/ZrO2 (80/20)
UO2/ZrO2 (80/20)
UO2/ZrO2 (80/20)
ZrO2
UO2/ZrO2 (70/30)
UO2/ZrO2 (80/20)

5.5
4.88
4.2
2.9
4.3
8.7
9.2
8.4
7.7
6.5

>3373
>3373
>3373
3373
3200
3800
>3800
3800
2600 (注1)3000 (注2)

0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.117
0.111
0.11
0.108
0.105

365
323
292
337
296
298
296
293
292
285

0.67
0.67
0.67
0.67
0.90
0.67
0.67
0.67
0.67
0.67

3000
2900
3600
3600
3500
3300

0.110
0.110
0.110
0.110
0.110
0.106

298
297
293
288
287
283

1.30
1.30
1.30
0.67
0.67
0.67

No
No
No
No
No
No

No
No
Yes
Yes
No
Yes
No
Yes
Yes
Yes
No
No
No
No
Yes
Steam Spike ※Steam Spike ※

0.40%
-

9.1
17.0
17.0
17.0
9.5
15.0
17.0

実機における溶融炉心温度：≦約2600K(注1) 参考文献[3]によれば温度計測に問題があり，実際には3500K程以上と推測されている。
(注2) 参考文献[3]によれば二つの温度計が異なる最高温度（4000K，3200K）を示しており，計測の不確かさが大きいとされている。

※ 圧力スパイクのことであり，水蒸気爆発は発生していない。
なお，圧力スパイクとは，高温の溶融物から冷却材への伝熱により水蒸気が発生し，急激に圧力が上昇する現象のこと。

[1] V. Tyrpekl, Material effect in the fuel - coolant interaction : structural characterization of the steam explosion debris and solidification mechanism, Strasbourg University, 2012, Ph.D.thesis.
[2] J.H.Kim, et al, The Influence of Variations in the Water Depth and Melt Composition on a Spontaneous Steam Explosion in the TROI Experiments, Proceedings of ICAPP’04, Pittsburgh, PA USA, June 13-17, 2004[3] J.H. Song, Fuel Coolant Interaction Experiments in TROI using a UO2/ZrO2 mixture, Nucl. Eng. Design. 2003, 222, p.1-15[4] J.H. Kim, Results of the Triggered Steam Explosions from the TROI Experiment, Nucl. Tech., 2007, Vol.158, p.378-395

3. 適合性審査における主要な確認事項

5859

3.2 水蒸気爆発の可能性確認及び水蒸気爆発発生を仮定した評価（7/12）
水蒸気爆発の可能性の確認
 大規模実験において，水蒸気爆発が発生した実験の特徴としては，「溶融物温度が高い場合」又は「外部トリガーを与えた場合」と整理。大規模実験の条件と実機条件を比較した結果は以下のとおり。
【溶融物温度】
・実機の溶融炉心は実験で使用されている溶融物である二酸化ウランやジルコニアより融点の低い鉄等が溶融することから，溶融物の初期の温度は実験条件よりも低くなる。
【外部トリガー】
・初期水張りによって格納容器下部に張られた水は準静的であり，外乱が加わる要素は考えにくいことから，実機において外部トリガーは発生しない。
・TROI実験では爆薬（PETN15）により約90気圧もの圧力により外部トリガーを与えている。実機である女川２号の有効性評価において，格納容器圧力上昇の観点で厳しい事象を想定した場合でも格納容器圧力の最大値は0.640MPa[gage]（約6.4気圧）程度であり，大きな圧力変化は生じない。
・仮に外乱により蒸気膜が崩壊した場合であっても，実機の溶融炉心は過熱度が小さく，また冷却水との温度差が大きいため，溶融炉心と冷却水が接触した部分の温度が固化温度以下に下がり，表面が固化することから，
液－液接触とならないと考えられる。
 したがって，実機において想定される条件において，水蒸気爆発が発生する可能性は極めて小さいと考えられる。
 また，実機における格納容器下部の水深は水蒸気爆発が発生した実験条件より深いため粒子化した溶融炉心が固化しやすいこと，ＢＷＲの原子炉圧力容器下部には制御棒駆動機構等の構造物が存在しているため水蒸気爆
発の阻害要因となることから，実機における水蒸気爆発の発生確率を更に低減させると考えられる。
 ただし，水蒸気爆発が発生した場合における格納容器の健全性に対する影響を確認することは，格納容器下部への水張り等の格納容器破損防止対策の適切性を確認する上でも有益な参考情報になると考えられることから，仮に水蒸気爆発が発生した場合の評価を実施した。
59

3. 適合性審査における主要な確認事項

60

3.2 水蒸気爆発の可能性確認及び水蒸気爆発発生を仮定した評価（8/12）
水蒸気爆発発生を仮定した場合の影響評価
 仮に水蒸気爆発が発生した場合における原子炉圧力容器の支持機能への影響を以下の評価方法にて評価した。
 評価に用いる解析コードは，有効性評価に使用している解析コードと同様に電力・メーカで確認を行っており，国の審査でも確認されている。

＜水蒸気爆発評価の概要図＞＜評価方法＞①事故進展解析コード（ＭＡＡＰ）
・シビアアクシデント時のプラント応答を評価

コンクリート

溶融炉心の放出挙動等②水蒸気爆発解析コード（ＪＡＳＭＩＮＥ）
・水蒸気爆発発生時の発生エネルギー等を評価
格納容器下部領域を２次元体系でモデル化

外側
鋼板

内側
鋼板

発生エネルギー等
爆発源③構造応答解析コード（ＬＳ－ＤＹＮＡ）
・水蒸気爆発発生時の圧力伝播挙動
及び構造応答等を評価
格納容器下部領域及び原
子炉圧力容器支持構造物
を３次元体系でモデル化

原子炉圧力容器の支持機能への影響を評価

圧力波

60

圧力伝播

3. 適合性審査における主要な確認事項

61

3.2 水蒸気爆発の可能性確認及び水蒸気爆発発生を仮定した評価（9/12）
水蒸気爆発発生を仮定した場合の影響評価条件（ＪＡＳＭＩＮＥ）
ＪＡＳＭＩＮＥ評価では，ＭＡＡＰにおける溶融炉心の放出挙動等を入力として，水蒸気爆発発生時の運動エネルギーを評価している。
評価体系は下図のとおりであり，円柱状の格納容器下部を半径方向と高さ方向にメッシュ状に分割している。また，評価条件は下表のとおりであり，保守的な評価条件を設定することで，水蒸気爆発により発生するエネルギーを保守的に評価している。

＜評価体系＞

ペデスタルの評価体系（メッシュ分割）

高さ方向

水プール
爆発源
ジェット流入位置
壁（側壁等を模擬）

底部
中央＜主な評価条件＞

想定される実現象

半径方向

側壁

項目

解析条件

原子炉圧力容器の破損径※

0.2m

計 装 管 等 の 局 所 的 な 小 口 径 落下する溶融炉心の量が多い方が厳しい評価になるこ（0.0357m程度）の破損が発生し，固 とから，溶融炉心の全量が短時間に格納容器下部に落下するという保守的な条件を考慮して設定
相を巻き込んで緩やかに流出

格納容器下部水位4.2m

初期水張りの管理水位の上限として格納容器下部水位が高い方が厳しい評価となることから，格納容器下部水位3.88mを設定して物理的に水位が上昇する上限である格納容器下部水位いるため，原子炉圧力容器破損時の（約4.10m）を包絡する水位である4.2mの水位を設定
下部水位は3.88m以下

発生エネルギーが最も大きくなる 水蒸気爆発は発生しない
タイミング※ ＭＡＡＰ評価における設定
水蒸気爆発
発生タイミング

条件設定の考え方

発生エネルギーが最も大きくなるように設定

61

3. 適合性審査における主要な確認事項

62

3.2 水蒸気爆発の可能性確認及び水蒸気爆発発生を仮定した評価（10/12）
水蒸気爆発発生を仮定した場合の影響評価結果（ＪＡＳＭＩＮＥ）
 ＪＡＳＭＩＮＥ評価の結果，水蒸気爆発により発生する最大運動エネルギーは約37MJとなった。
 水蒸気爆発により発生するエネルギーの評価において，デブリの持つ熱エネルギーが機械的エネルギーに変換されるエネルギー変
換効率は重要なパラメータである。下表に示すとおり，二酸化ウランを使用した水蒸気爆発実験であるTROI実験（SERENA２）におけるエネルギー変換効率は最大でも2.49％であり，女川２号の水蒸気爆発評価におけるエネルギー変換効率（約4.0％）のほうが大きいことから，最新の水蒸気爆発実験を踏まえても保守的な評価となっている。

＜水蒸気爆発によるエネルギーの推移＞＜エネルギー変換効率＞
・TROI実験（SERENA２）におけるエネルギー変換効率[1]最大運動エネルギー：約37MJ

TS1

TS2

TS3

TS4

TS6

0.36％

0.81％

0.54％

1.25％

2.49％

・女川２号のエネルギー変換効率：約4.0％[1]堀田，森田，梶本，丸山.「JASMINE Version 3による溶融燃料－冷却材相互作用SERENA2実験解析」，日本原子力学会和文論文誌（2017）62

3. 適合性審査における主要な確認事項

63

3.2 水蒸気爆発の可能性確認及び水蒸気爆発発生を仮定した評価（11/12）
水蒸気爆発発生を仮定した場合の影響評価条件（ＬＳ－ＤＹＮＡ）
ＬＳ－ＤＹＮＡ評価では，ＪＡＳＭＩＮＥ評価から得られた水蒸気爆発発生時のエネルギーを入力として，原子炉圧力容器支持構造物にかかる応力等を評価している。
評価体系は下図のとおりであり，格納容器下部周辺をメッシュ状に３次元に分割している。また，評価条件は下表のとおりであり，圧力源の内部エネルギーとしてＪＡＳＭＩＮＥ評価結果の運動エネルギーの最大値を再現する値を用いることで，保守的な評価となっている。

＜評価体系＞＜主な評価条件＞
項目

解析条件

圧力源の位置

格納容器下部中央

圧力源の内部エネルギー（ＪＡＳＭＩＮＥ評価結果の運動エネル
ギーの最大値を再現する値を設定）

枠囲みの内容は商業機密の観点から公開できません。
63

3. 適合性審査における主要な確認事項

64

3.2 水蒸気爆発の可能性確認及び水蒸気爆発発生を仮定した評価（12/12）
水蒸気爆発発生を仮定した場合の影響評価結果（ＬＳ－ＤＹＮＡ）
 ＬＳ－ＤＹＮＡによる評価の結果，女川２号炉の格納容器下部の体系では，外側鋼板にかかる最大応力は約192MPaとなり，外側鋼板の降伏応力（490MPa）を大きく下回ることから，原子炉圧力容器の支持機能に影響は生じない。なお，構造上，格納容器下部の外側鋼板のみで原子炉圧力容器の支持が可能であるため，外側鋼板にかかる応力の評価を示している。

＜外側鋼板にかかる応力の推移＞※

最大応力：約192MPa※ ミーゼス相当応力による評価は，水蒸気爆発の評価のように多くの応力成分が作用する多軸応力場において，降伏評価を行う代表的な評価方法

64

65

３．適合性審査における主要な確認事項
３．１ 大気中へのCs-137放出量評価
３．２ 水蒸気爆発の可能性確認及び水蒸気爆発発生を仮定した評価
３．３ 格納容器下部の初期水張り高さ

3. 適合性審査における主要な確認事項

66

3.3 格納容器下部の初期水張り高さ（1/2）
意見No.78関連■格納容器下部の初期水張り高さの設定の考え方

水蒸気爆発抑制
管 理水位

 初期水張りの水位は，水蒸気爆発による格納容器への影響の観点では低い方がよく，MCCI（コンクリート侵食，溶融炉心の冠水）の観点では高い方がよい 女川２号炉においては，水位の上限として4.2m水位における水蒸気爆発評価及び水位の下限として2.8m水位におけるMCCI評価を実施
 その範囲内において，3.67mから3.88mの間で水位計により初期水張り水位を管理

4.2m

2.8m

コンクリート
侵食抑制

溶融炉心冠水＜水位決定イメージ＞

表１ 格納容器水位における感度解析結果
項目

評価

評価結果

判定基準

水蒸気爆発
（参考評価）

物理的に水位が上昇する上限である格納容器下部水位（約4.10m）を包絡する水位である4.2mにおける評価にて格納容器の健全性を確認している。
よって，4.2m以下の水位を管理水位とする。

約192MPa

490MPa

床面：約３cm

床面以下のコンクリート厚さは約4.3mであり，原子炉圧力容器の支持機能を維持できる

壁面：約３cm

壁面のコンクリート厚さは約1.7mであり，
原子炉圧力容器の支持機能を維持できる

RPV破損から約45分後で露出

格納容器下部への注水操作の操作時間は約５分であり，時間余裕がある

コンクリート
侵食量

溶融炉心の
冠水評価

格納容器下部水位2.8mにおける評価にて格納容器の健全性を確認している。よって，2.8m以上の水位を管理水位とする。

格納容器下部水位2.8mにおける評価にて溶融炉
心の冠水維持を確認している。よって，2.8m以上の水位を管理水位とする。

66

3. 適合性審査における主要な確認事項

67

3.3 格納容器下部の初期水張り高さ（2/2）
意見No.78関連■参考図 格納容器下部の水位について

3.67m

3.88m

約4.10m：水位計

枠囲みの内容は商業機密の観点から公開できません。

67

68

４．適合性審査の状況

69

４. 適合性審査の状況

 有効性評価（格納容器破損防止対策）について，当社はこれまでに審査会合を11回実施
 直近の第720回審査会合（令和元年５月30日）においては，過去の審査会合における指摘事項に対して回答を実施しており，特段のコメントはなかった

主な質問・指摘事項

回 答

代替循環冷却系運転開始以降の格納容器除熱について，
代替循環冷却系にて原子炉注水し，原子炉格納容器代替
代替循環冷却系について，代替循環冷却系運 スプレイ冷却系（可搬型）にて格納容器冷却する運用として転開始以降の格納容器温度をより効率的に低 いたが，格納容器温度をより効率的に低下させる方法につ下させるための運用を検討すること。
いて検討し，代替循環冷却系の設備変更を行い，原子炉注
水及び格納容器スプレイの同時運用により格納容器除熱をする方法を採用した。
原子炉注水手段がない場合の原子炉減圧のタ
イミングに関する検討について，減圧タイミング 減圧タイミングを変化させたケースにおいても原子炉圧力容を変化させたケースにおいても，原子炉圧力容 器破損時における原子炉圧力は２．０ＭＰａ［ｇａｇｅ］を下回る
器の破損までに原子炉圧力が２．０ＭＰａ［ｇａｇｅ］ ことを示した。
以下に低減されていることを提示すること。

69

70

５．これまでのご意見に対する回答

71

5.1 意見No.77への回答（1/2）

意見No.77• 格納容器フィルターベント設備の性能及び運用等について説明すること。（設備の性能について，第18回安全性検討会（8月2日）にご説明済】
１．原子炉格納容器フィルタベント系の位置付け
炉心の著しい損傷が発生した場合，代替循環冷却系により原子炉格納容器の過圧による破損を防止することが可能であるが，代替循環冷却系が使用できない場
合は原子炉格納容器フィルタベント系により原子炉格納容器の過圧による破損を防止する。ここでは，ベントに係る判断基準等について説明する。
原子炉建屋屋上レベル(O.P.約50m)

２．原子炉格納容器フィルタベント系の運用（手順）R 放射線モニタ（１）ベントの準備，実施判断基準について
ａ．炉心損傷前の判断基準

原子炉建屋原子炉棟換気空調系へ
か
※ら

AO

圧力開放板

①

水 素
濃度計

AO

炉心状態

判断基準
[ベント準備]
格納容器圧力0.384MPa[gage] (0.9Pd)到達

炉心損傷前

P

操作内容

MO
原子炉格納容器
フィルタベント系（新設ライン）

・他系統との隔離（図中①弁の閉止確認）
・「FCVSベントライン隔離弁」の開操作※（図中②弁の開放）

MO

P
L

MO

②

MO

①

フィルタ装置水・薬液補給用
接続口

T

L

フィルタ
装置

L

フィルタ
装置

耐圧強化ベント系へ[ベント実施]格納容器圧力0.427MPa[gage](1Pd)到達

・「S/Cベント用出口隔離弁」の開操作※（図中③弁の開放）

フィルタ
装置

T

AO

AO

①

給水設備

非常用ガス処理系へ※：中央制御室から遠隔操作ができない場合，現場にて手動操作を実施する。

T

炉心状態

MO

判断基準

MO

操作内容

AO

MO

AO

・操作内容は炉心損傷前と同様

原子炉格納容器
フィルタベント系（新設ライン）

MO

MO

ドライウェル③

サプレッションチェンバ

原子炉格納容器
フィルタベント系（新設ライン）

サプレッションチェンバ（凡例）：他系統との隔離

可搬型
窒素ガス
供給装置
接続口

可搬型
窒素ガス
供給装置
接続口

窒素供給設備

上記のほか，下記のような場合にもベント実施の判断をする。
・格納容器内の酸素濃度がドライ条件で4.3vol%及びウェット条件で1.5vol%に到達した場合
・原子炉建屋内水素濃度が2.3vol%に到達した場合
・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

AO

フィルタ装置水・薬液補給用
接続口

へ※[ベント実施]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MO

原子炉圧 力容器[ベント準備]
格納容器圧力0.640MPa[gage](1.5Pd)到達
炉心損傷判断後

排水設備

ｂ． 炉心損傷判断後の判断基準：ベント準備時開操作：ベント実施時開操作
原子炉建屋原子炉棟内
原子炉建屋

原子炉格納容器フィルタベント系 概要図

71

72

5.1 意見No.77への回答（2/2）

３． ベント操作について
有効性評価（格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（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）」 ）における事象進展（第１図）及びベント操作の所要時間について以下に示す。

・ ベント操作の所要時間（解析上の時刻）

経過時間（時間）（０分）

冷却材喪失（大破断）発生（約29時間）原子炉格納容器圧力0.640MPa[gage]到達

作業項目

作業項目

29h

作業の内容

31h

33h

43h

44h

45h

備考

46h

47h

48h

49h

55h

3ｄ

▽約2 9時間 原子炉格納容器圧力0.640MPa[gage]到達▽約4 3時間 緊急時対策所への退避指示▽約4 4時間 外部水源注水量限界到達▽約4 5時間 原子炉格納容器フィルタベント系による格納容器除熱開始

原子炉格納容器フィルタベント系による格納容器除熱準備

原子炉格納容器代替スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器冷却開始（約44時間）「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

・原子炉格納容器フ ィルタベント 系による格納容器除熱
原子炉格納容器フ ィル 系統構成
タベント系による格納容・原子炉格納容器フ ィルタベ器除熱準備
ント 系による格納容器除熱系統構成 （現場操作）

５分

・中央制御室待避所加圧

原子炉格納容器代替スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器冷却停止（約45時間）・原子炉格納容器フ ィルタベント系による格納容器除熱
原子炉格納容器フ ィル
タベント系による格納容・放射線防護装備準備／装器除熱操作
備

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

中央操作不能時は現場操作

１時間・大容量送水ポンプ （タイプ５分Ⅰ）による格納容器冷却 系
原子炉格納容器代替ス 統構成
プ レイ冷却系（可搬型） ・大容量送水ポンプ （タイプによる格納容器冷却Ⅰ）による格納容器冷却 系
５分
統構成，冷却開始（間欠運転）・原子炉格納容器フ ィルタベント 系による格納容器除熱（現場操作）

適宜実施
中央制御室待避所加圧

10分
５分

20分

1.5時間

中央操作不能時は現場操作

第１図 格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（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）」時における対応手順概要72

73

5.2 論点No.71関連質問への回答（1/3）
【論点No.71関連質問】• PRAのピアレビューにおいてどのようなコメントがあったのか例示していただきたい。【兼本委員】■ピアレビューの目的

日本原子力学会標準においては，PRAの品質を確保するための方策として，ピアレビュー実施に関する留意点が記載されており，米国においても「ASME/ANS RA-Sa-2009」にてピアレビューの要求事項が記載されている
このため，事故シーケンスグループ及び格納容器破損モードの選定にあたり実施したPRAの妥当性確認及び品質向上を目的として，国内外のPRA専門家によるピアレビューを実施■ピアレビュー結果の概要


ピアレビューの結果，日本原子力学会標準への不適合や評価手法に問題があるとされる「指摘事項」はなく，PRAの評価結果に影響を及ぼすような技術的な問題点がないことが確認された（確認事項）
 日本原子力学会標準との整合性

「ＰＲＡの妥当性」を確認

国内及び海外レビューアより，PRAの更なる品質向上に資すると考えらえる「推奨事項」を得た。これら「推奨事項」については，より現実的な評価によるリスクプロファイルの獲得，評価の説明性向上に資するものである（品質向上）
 より現実的な評価によるリスクプロファイルの獲得
 説明性の向上「品質向上」に繋がる推奨事項を得た(次ページに例を示す)
73

74

5.2 論点No.71関連質問への回答（2/3）

表 海外レビューア及び国内レビューのコメント及び対応方針（「品質向上」に繋がる推奨事項の例）
分類

観点

コメント内容対応方針•

運転員が設備の操作等に失敗する確率の評価を行う人間信頼性解析については，運転員へのインタ
ビューにより，評価に関連する情報を得ることができ
る。

•

•

運転時
レベル１
PRA

現実的
な評価

大LOCAの発生頻度について，具体的な破断箇所を特定せずに設定しているが，原子炉圧力容器に接続されている配管の運転温度，圧力等の相違を考慮し，個別配管毎にLOCAの発生頻度を設定する
ことを推奨する。

•••

RHR(残留熱除去系)の空調設備の共通原因故障のモデル化等の検討が望まれる。

•

今回の評価では，運転員に対するインタビューは実施していない
運転員へのインタビューを行うことで，より適切な人間信頼性解析が可能であると考えられるた
め ， 今後実施する安全性向上評価におけ る
PRAにおいて実施する
個別配管毎のLOCAの発生頻度を設定しても複数の注水手段があり，炉心損傷頻度評価に対して影響が小さいと考えられることから，現状，
具体的な破断箇所を特定せずに設定している
感度解析としてECCS配管の溶接線の数と配管径に基づく評価により，個別配管毎のLOCA発生頻度を設定し，影響を確認した（次ページに確認内容を示す）
個別の配管毎のLOCAの評価については，今後実施する安全性向上評価におけるPRAにおいて実施する
RHRポンプ自体の共通原因故障は既に考慮されているが，RHRの空調設備の共通原因故障
は，空調設備の設置箇所が異なることから，考慮していなかった
空調設備が共通原因故障により機能喪失した
場合，RHRポンプも同時に機能喪失するため，
RHR起動タイミングが同一であること，同じ設備であることを考慮し，モデル化を行う

75

5.2 論点No.71関連質問への回答（3/3）■ピアレビュー結果を踏まえた検討

74

表1 各系統の配管口径別の溶接線数とLOCA発生頻度

 感度解析としてECCS配管等（図１）の溶接線の数と配管径（表１）に基づく評価を実施し，評価の結果，ベース
ケースと大きな差異がないことを確認（表２） 適合性審査においては，「事故シーケンスグループ及び重要事故シーケンスの等の選定」の観点では影響がな
いものの，より現実的な評価によるリスクプロファイルの獲得のため，今後詳細化を検討する

表2 ベースケースと参照評価の炉心損傷頻度比較

ベースケースと参照評価の炉心損傷頻度に大きな差異はない
図１ 代表的な原子炉圧力容器に接続する配管

枠囲みの内容は商業機密の観点から公開できません。

75

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。
All rights reserved. Copyrights © 2019, Tohoku Electric Power Co., Inc.

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
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別の炉心損傷頻度
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-0545

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

過圧破損
（未臨界確
保失敗）

ISLOCAISLOCAによるR/Bへの流出継続

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

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。
事故後に核の容器の隔離に失敗するモード。

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
格納容器破損頻度（／炉年）

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

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-05３．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＞

9

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。

8・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① － １ 雰 囲 気 圧 力 ・  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温度による静的負荷となる対応が多く，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（格納容器過圧破損）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。
【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。
②高圧溶融物放出/  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
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，
水素燃焼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

12

４．評価事故シーケンスの選定理由（3/3）
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

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

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

1.3×10-9

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。

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―

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

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④

原子炉スクラム・タービントリップを確認②，③

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

炉心損傷開始（約４分）

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

凡例：

※１

：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）

原子炉冷却材浄化系
配管の隔離操作
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）（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）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

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）（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）

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

B

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

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

Ｙｅｓ

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▽約19時間後

大容量送水ポンプ（タイプⅠ）準備完了▽約24時間後

原子炉補機代替
冷却水系準備完了

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
状況確認（ルート1，2）

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

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）

重大事故等対応要員：9名
・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

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

重大事故等対応要員：2名

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）

・給油準備，給油：2名

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）
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

準備完了

送水先

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）

ＹｅｓA（ 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

損傷炉心の冷却成功

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
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

残留熱除去系の機能喪失を確認

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

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）

22６．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

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「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（約４３分）（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）

準備完了

タン クロ ーリによる燃料補給開始

※１

送水先

原子炉補機
代替冷却水系
準備開始

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）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（約23時間）B-2

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

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

Ｎｏ

代替循環冷却系運転可能
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

26６．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24時間後▽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

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

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）

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

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）

重大事故等対応要員：9名
・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

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

重大事故等対応要員：2名

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）

・給油準備，給油：2名

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

原子炉建屋水素濃度が2.0vol%到達

実施

原子炉建屋水素濃度が2.3vol%到達

炉心損傷後

ベント実施時間
７日以降

ベント実施時間
７日以降（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

30

８．ＰＲＡにおける事故シーケンスグループの表記方法

 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

32

１０．外部水源注水量限界について

 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

判定基準

ウェット条件

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

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)(

酸素可燃限界（5vol%）

0
0

12

24

36

48

60

72

84

96

108

120

132

144

156

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）)

10

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

10

酸素可燃限界（5vol%）00

事故後の時間 (h)

12

24

36

48

60

72

84

96

108

120

132

144

156

168

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）

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

36

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

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