資料－３
第３回安全性検討会資料

新規制基準適合性審査申請＜（５）重大事故対策について（その１）＞（No.69～73,79,81関連）

平成２７年２月１０日
東北電力株式会社
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目

次

１. 確率論的リスク評価（ＰＲＡ）の概要 （No.69，71関連）
２. ＰＲＡ結果 （No. 69，70，72関連）

３．重大事故等対策の有効性評価 （No.72，73，79，81関連）

本内容は，現在審査中につき，今後変更する場合があります。

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１．確率論的リスク評価（ＰＲＡ）の概要（１／３）＜確率論的リスク評価（ＰＲＡ）とは①＞

確率論的リスク評価（ＰＲＡ）は，理論的に考え得るすべての事故シナリオを対象とし，異常・故障等の発生頻度，発生した事象の拡大防止または影響緩和する安全機能の喪失確率をもとに，重大事故の発生頻度（炉心損傷頻度等）を定量的に分析・評価するとともに，重大事故発生確率
重大事故発生確率と重大事故発生確率と影響の影響の大きさの積（リスク）リスク）を基に総合的な総合的な安全性を安全性を評価する手法。
評価《ＰＲＡにおける想定事象》
ＰＲＡでは，炉心損傷につながる様々な事象を考える。
※

内的事象 ： 原子力発電システム内で起こる事象(機器故障等)が原因となるもの。
外的事象 ： 原子力発電システム以外で起こる事象が原因となるもの。
※※

自然ハザード：地震，津波，火山，森林火災等
人為ハザード：航空機落下，船舶の衝突等
内部ハザード：(建屋内)火災，(建屋内)溢水，重量物落下等※評価手法が学会標準等により整備され適用可能な評価

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１．確率論的リスク評価（ＰＲＡ）の概要（２／３）＜確率論的リスク評価（ＰＲＡ）とは②＞
ＰＲＡの評価レベル
レベル１：炉心損傷のリスク評価（炉心損傷頻度）
レベル１
レベル２：格納容器破損のリスク（格納容器破損頻度）と放出放射性物質の種類・量の評価
レベル２
レベル３：放出放射性物質による発電所周辺の公衆被ばく線量のリスク評価
レベル３※：適合性審査においてはレベル1.5の評価を行っている。
レベル1.5は格納容器破損のリスク評価までを行い，放出放射性物質の種類・量の評価は行わない。

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１．確率論的リスク評価（ＰＲＡ）の概要（３／３）＜ＰＲＡの手法＞○ 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ＥＴを展開し，事故シーケンスを分析
ＥＴの分岐確率は，ＦＴにより評価
ＦＴは，緩和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を用いて定量化
起因事象発生頻度は国内ＢＷＲ運転実績，機器故障率は国内の機器故障率を使用

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

事故シーケンスグループ

炉心損傷なし成功【ＦＴの例】ＨＰＣＳ機能喪失【ＥＴの例】【ＨＰＣＳのＦＴ】
失敗

崩壊熱除去機能喪失：OR
成功

炉心損傷なし失敗

崩壊熱除去機能喪失

成功
成功

ＨＰＣＳ機械的故障サポート系故障

成功
失敗

高圧・低圧注水機能喪失

失敗
失敗

高圧注水・減圧機能喪失
冷却系故障

失敗

電源系故障

原子炉停止機能喪失

ＨＰＣＳ：高圧炉心スプレイ系

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２．ＰＲＡ結果（１／１２）＜新規制基準適合性審査におけるＰＲＡの位置付け＞
安全対策
安全対策が対策が有効に有効に機能することを機能することを評価することを評価（＝評価（＝有効性評価（＝有効性評価）有効性評価）するために，するために，その前段その前段として前段として，として，重大事故に大事故に至る可能性のある可能性のある事故のある事故シーケンスグループの事故シーケンスグループの抽出
シーケンスグループの抽出を抽出を行う
規則に規則に基づき必づき必ず想定する
想定する事故する事故シーケンスグループ
事故シーケンスグループ以外シーケンスグループ以外に以外に，追加すべき追加すべき新
すべき新たな事故
たな事故シーケ
事故シーケ
ンスの有無
ンスの有無を確認する
有無を確認する

確率論的リスク
確率論的リスク評価
リスク評価（ＰＲＡ）
評価（ＰＲＡ）
内的事象
・運転時レベル１
・運転時レベル１．５
・停止時レベル１

外的事象
・地震レベル１・津波レベル１

有効性評価
・ 選定された事故シーケンスに対し，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（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）＜適合性審査におけるＰＲＡの扱い＞
ＰＲＡ評価対象は，これまで自主的に実施してきたＡＭ策，福島第一事故
後の緊急安全対策等を含めず，設置許可取得済の設備重大事故の発生頻度（炉心損傷頻度等）の判断基準はない
安全対策を含めたＰＲＡは，今回の適合性審査の対象外＜ＰＲＡが適用できない事象の評価＞

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

ＰＲＡが実施可能でない外部事象（火災，溢水，積雪など）については，それらの影響を評価し，いずれも今回のＰＲＡから得られた事故シーケンスに含まれると推定した。

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２．ＰＲＡ結果（２／１２）
ＰＲＡ

レベル１ＰＲＡ

停止時
レベル１ＰＲＡ

評価結果

主な重大事故等対策＜出力運転時＞
・全炉心損傷頻度：2.0×10-5／炉年
・「崩壊熱除去機能喪失」の事故シーケンスグループの寄与割合が支配的（約99.1%）

・原子炉補機代替冷却系による除熱・原子炉格納容器代替スプレイ系による冷却・原子炉格納容器圧力逃がし装置による除熱＜地震＞
・全炉心損傷頻度：2.0×10-5／炉年
・「LOCA時注水機能喪失」及び「全交流動力電源喪失」の事故シーケンスグループが支配的（LOCA時注水機能喪失：約40.0%，全交流動力電源喪失：約39.2%）

・高圧代替注水系による注水・手動減圧・低圧代替注水系（常設）による注水＜津波＞
・全炉心損傷頻度：2.2×10-5／炉年
・「全交流動力電源喪失」及び「防潮堤機能喪失」の事故
シーケンスグループが支配的（全交流動力電源喪失：約68.8%，防潮堤機能喪失：約31.2%）・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
・高圧代替注水系による注水・全炉心損傷頻度：9.8×10-7／炉年
・「崩壊熱除去機能喪失」の事故シーケンスグループの寄与割合が支配的（約94.8%）

・待機中ＲＨＲ（ＬＰＣＩモード）による注水

・格納容器破損頻度：2.0×10-5／炉年
出力運転時
レベル１．５ＰＲＡ・格納容器先行破損の格納容器破損モードである「過圧破損（崩壊熱除去失敗）」の寄与割合が支配的（約100%）

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・原子炉格納容器下部注水系（常設）による水張り・原子炉格納容器代替スプレイ冷却系による冷却・格納容器圧力逃がし装置による除熱
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２．ＰＲＡ結果（３／１２）＜レベル１ＰＲＡ結果＞
事故シーケンスグループ別

事象（内部／外部）別

プラント全体の炉心損傷頻度（ＣＤＦ）＝６．２×１０‐５／炉年

内部事象レベル１ＰＲＡ

地震レベル１ＰＲＡ

内部事象CDF= 2.0×10-5

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地震CDF
= 2.0×10-5

津波レベル１ＰＲＡ

津波CDF= 2.2×10-58

２．ＰＲＡ結果（４／１２）＜選定した事故シーケンスグループ（炉心損傷に至るシナリオ）＞◆炉心損傷に至るシナリオについては，規則の解釈で指定された，以下の事故シーケンスグループ以外のものは抽出されないことを確認した。

事故シーケンスグループ
事故シーケンスグループ

概要(1) 高圧・低圧注水機能喪失

過渡事象（外部電源喪失等）発生後，高圧注水機能高圧注水機能と高圧注水機能と低圧注水機能が喪失し，炉心損傷に至る事象
喪失(2) 高圧注水・減圧機能喪失

過渡事象発生後，高圧注水機能
高圧注水機能の高圧注水機能の喪失後，喪失後，原子炉の原子炉の減圧に減圧に失敗し，失敗
炉心損傷に至る事象(3) 全交流動力電源喪失

外部電源喪失時に外部電源喪失時に，非常用電源の非常用電源の確保に確保に失敗し，炉心損傷に至る
失敗
事象(4) 崩壊熱除去機能喪失

原子炉の注水に成功するが，格納容器熱除去機能格納容器熱除去機能が格納容器熱除去機能が喪失し，その後喪失
炉心損傷に至る事象(5) 原子炉停止機能喪失

原子炉の原子炉の停止機能が停止機能が喪失し，炉心損傷に至る事象
喪失(6) ＬＯＣＡ時注水機能喪失

ＬＯＣＡ（冷却材喪失
ＬＯＣＡ（冷却材喪失）
冷却材喪失）が発生した
発生した後した後，高圧注水機能と高圧注水機能と低圧注水機能が喪失し，炉心損傷に至る事象
喪失(7) 格納容器バイパス

冷却材の冷却材の格納容器外への格納容器外への漏への漏えい箇所
えい箇所の箇所の隔離に隔離に失敗し，漏えいの継失敗
続により炉心損傷に至る事象：今回の説明において有効性評価を例示

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２．ＰＲＡ結果（５／１２）＜(1) 高圧・低圧注水機能喪失＞
原子炉建屋
ファンSGTS

原子炉隔離時冷却系
排気筒モニタフィルタ

高圧炉心スプレイ系
排気筒
低圧炉心スプレイ系

主蒸気逃がし安全弁
主蒸気隔離弁

タービン

発電機

低圧注水系（残留熱除去系）
燃料復水器

給水系
原子炉圧力容器

復水補給水系より（低圧代替注水系）
残留熱除去系

可燃性ガス濃度制御系

サプレッションプール

ポンプ又はファン
弁開状態
弁閉状態

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２．ＰＲＡ結果（６／１２）＜(2) 高圧注水・減圧機能喪失＞
原子炉建屋
ファンSGTS

原子炉隔離時冷却系
排気筒モニタフィルタ

高圧炉心スプレイ系（手動減圧）

排気筒
低圧炉心スプレイ系

主蒸気逃がし安全弁
主蒸気隔離弁

タービン

発電機

低圧注水系（残留熱除去系）
燃料復水器

給水系
原子炉圧力容器

復水補給水系より（低圧代替注水系）
残留熱除去系

可燃性ガス濃度制御系

サプレッションプール

ポンプ又はファン弁開状態
弁閉状態

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２．ＰＲＡ結果（７／１２）＜(3) 全交流動力電源喪失＞

原子炉建屋
ファンSGTS

原子炉隔離時冷却系
排気筒モニタフィルタ

高圧炉心スプレイ系
排気筒
低圧炉心スプレイ系

主蒸気逃がし安全弁
主蒸気隔離弁

タービン

発電機

低圧注水系（残留熱除去系）
燃料

復水器

給水系
原子炉圧力容器

非常用ディーゼル発電機
各機器へ

各機器へ

各機器へ

Ａ

Ｂ

ＨＰＣＳ

残留熱除去系

可燃性ガス濃度制御系

非常用母線

復水補給水系より（低圧代替注水系）

所内変圧器

サプレッションプール

塚浜

予備変圧器

主変圧器

牡鹿１

牡鹿２

起動変圧器

松島１

松島２

ポンプ又はファン弁開状態
弁閉状態

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２．ＰＲＡ結果（８／１２）＜(4) 崩壊熱除去機能喪失＞
原子炉建屋
ファンSGTS

原子炉隔離時冷却系
排気筒モニタフィルタ

高圧炉心スプレイ系
排気筒
低圧炉心スプレイ系

主蒸気逃がし安全弁
主蒸気隔離弁

タービン

発電機

低圧注水系（残留熱除去系）
燃料

復水器

給水系
原子炉圧力容器

復水補給水系より（低圧代替注水系）
残留熱除去系

可燃性ガス濃度制御系

サプレッションプール

ポンプ又はファン
弁開状態
弁閉状態

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２．ＰＲＡ結果（９／１２）＜(5) 原子炉停止機能喪失＞
原子炉建屋
ファンSGTS

原子炉隔離時冷却系
排気筒モニタフィルタ

高圧炉心スプレイ系
排気筒
低圧炉心スプレイ系

主蒸気逃がし安全弁
主蒸気隔離弁

タービン

発電機

低圧注水系（残留熱除去系）
燃料

復水器
制御棒

原子炉
圧力容器

給水系
制御棒
駆動機構

復水補給水系より（低圧代替注水系）
残留熱除去系

可燃性ガス濃度制御系

サプレッションプール

ポンプ又はファン
弁開状態
弁閉状態Tohoku Electric Power Co., Inc.

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２．ＰＲＡ結果（１０／１２）＜(6) LOCA時注水機能喪失＞

原子炉建屋
ファンSGTS

原子炉隔離時冷却系
排気筒モニタフィルタ

高圧炉心スプレイ系
排気筒
低圧炉心スプレイ系

主蒸気逃がし安全弁
主蒸気隔離弁

タービン

発電機

低圧注水系（残留熱除去系）
燃料

冷却
材
喪
失

復水補給水系より（低圧代替注水系）

復水器

給水系
原子炉圧力容器

残留熱除去系

可燃性ガス濃度制御系

サプレッションプール

ポンプ又はファン
弁開状態
弁閉状態

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２．ＰＲＡ結果（１１／１２）＜(7) 格納容器バイパス＞
原子炉建屋
ファンSGTS

原子炉隔離時冷却系
排気筒モニタフィルタ

高圧炉心スプレイ系
冷却材喪失

排気筒
低圧炉心スプレイ系

主蒸気逃がし安全弁
主蒸気隔離弁

タービン

発電機

低圧注水系（残留熱除去系）
燃料

復水器

給水系
原子炉圧力容器

復水補給水系より（低圧代替注水系）
残留熱除去系

可燃性ガス濃度制御系

サプレッションプール

ポンプ又はファン弁開状態
弁閉状態

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２．ＰＲＡ結果（１２／１２）＜格納容器内で考慮すべき物理現象（格納容器破損に至り得る現象）＞
・溶融炉心（デブリ）が微粒子化し，雰囲気ガスが直接加熱・加圧され，格納容器破損に至る

・（過圧破損）炉心から発生する水蒸気によって格納容器内が加圧され，格納容器破損に至る・（過温破損）溶融炉心（デブリ）が格納容器雰囲気を加熱し，格納容器破損に至る
・溶融炉心（デブリ）が落下し，コンクリート侵食が継続して，格納容器破損に至る・溶融炉心（デブリ）が水中に落下し，水蒸気爆発が発生して格納容器破損に至る

下線は格納容器の負荷となる事象

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３．重大事故等対策の有効性評価（１／１２）＜有効性評価とは＞

ＰＲＡにより選定した事故シーケンスに対し，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【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＜有効性評価における確認内容＞

計算プログラムを使用した解析により判断基準（※）を満足することを確認する。
（※）炉心損傷防止にかかる判断基準（例）ⅰ） 原子炉冷却材圧力が最高使用圧力の1.2倍（10.34MPa[gage]）を下回ること。
ⅱ） 燃料被覆管の最高温度は1,200℃を下回ること。
ⅲ） 燃料被覆管の酸化量は，酸化量が著しくなる前の被覆管厚さの15%を下回ること。
ⅳ） 格納容器最高圧力・温度は限界圧力（0.854MPa[gage]）・限界温度（200℃）を下回ること。
ⅵ） 敷地境界外での実効線量は5mSv以下であること。

事故時の環境，必要な作業項目および時間等を考慮しても，対応手順の成立性があることを確認する。
事故収束に必要な要員（運転員，重大事故等対策要員）および資源（水源，燃料（軽油），電気等）が確保されていることを確認する。
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３．重大事故等対策の有効性評価（２／１２）
有効性評価（全交流動力電源喪失）①事故シナリオ
全交流動力電源喪失のシナリオに対し，「ガスタービン発電機，可搬型熱交換器，低圧代替注水系」の新たな対策を講じることにより，重大事故（炉心損傷）を回避。
： プラント状態： 重大事故対策： 操作： バックアップ対策
炉心損傷※： 主な対策

蓄電池の枯渇（ＲＣＩＣ停止）

電源・除熱機能
回復不能

ＲＣＩＣによる注水

全交流電源喪失

今回抽出したシナリオ
今回抽出したシナリオ【確率論的リスク
確率論的リスク評価
リスク評価】
評価】： 判断※原子炉隔離時冷却系（安全対策なし）

原子炉のののの安定冷却

可搬型熱交換機等でででで除熱

低圧代替注水系系系系による注水逃がし安全弁による減圧

ガスタービン
発電機でででで給電

電源・除熱機能早期回復不能

ＲＣＩＣによる注水

全交流電源喪失

安全対策を安全対策を考慮したシナリオ【有効性評価】
有効性評価】（安全対策あり）

熱交換器

復水貯蔵タンク

非常用ディーゼル発電機

外部電源

ガスタービン発電機

原子炉建屋

屋外

復水移送ポンプ（常設）

深層防護の考え方に基づき，各層毎に設備の強化，多様化，多重化を最適に組み合わせ，安全対策に厚みを加えている。

可搬型熱交換器（可搬型大容量送水ポンプによる注水）（電源車による給電）

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（原子炉格納容器圧力逃がし装置による除熱）

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３．重大事故等対策の有効性評価（３／１２）
有効性評価（全交流動力電源喪失）②全交流動力電源喪失時の使用系統概要

ガスタービン発電機③格納容器圧力④格納容器温度①原子炉圧力＜解析で解析で確認する
確認する
主なパラメータ＞
なパラメータ＞（必要な機器に給電）① 原子炉圧力② 燃料被覆管温度③ 格納容器圧力④ 格納容器温度
格納容器温度
燃料

原子炉圧力容器

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②燃料被覆管温度20

３．重大事故等対策の有効性評価（４／１２）
有効性評価（全交流動力電源喪失）③要員と作業項目

緊急時対策
本部要員
（６名）

運転員
（７名）
････････
重大事故等
対策要員
（２０名）

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３．重大事故等対策の有効性評価（５／１２）
約25時間
残留熱除去系
サプレッションプール
水冷却モード 開始

有効性評価（全交流動力電源喪失）④必要な作業と所要時間

約24.2時間 原子炉
補機代替冷却系 起動

経過時間（分）
10m
20m
30m

必要な要員と作業項目

1h

3h

5h

経過時間（時間）
7h
9h
11h

13h

15h

17h

23h

25h

24h

事象発生

約1時間 直流電源負荷切り離し（中央制御室）
原子炉スクラム

手順の項目

要員（名）
（作業に必要な要員数）【 】は他作業後移動してきた要員

手順の内容

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水開始
約6.5時間 可搬型大容量送水ポンプ準備完了 逃がし安全弁による原子炉減圧
約8時間 直流電源負荷切り離し（現場）

約6時間 可搬型大容量送水ポンプ起動

約31秒 原子炉隔離時冷却系による原子炉注水開始

約17時間 原子炉補機代替
冷却系準備完了

記載例 重A：
重大事故等対応要員A
発電課長
1 ●運転操作の統括
発電副長

1●運転操作の指揮・監視・指示●プラント状態確認

状況判断

運転員A,B,C

3

交流電源確保

【運転員A，B】【2】 ●ガスタービン発電機受電準備

高圧注水(原子炉隔離時冷却系)【運転員C】【1】●原子炉隔離時冷却系による原子炉水位制御（「排気圧力高トリップ」ロジックバイパス含む）

重A～重I

9

●可搬型大容量送水ポンプの準備・ホース敷設・水張り

代替注水等確保

代替冷却確保【重Ｇ】【1】 ●可搬型大容量送水ポンプ監視

重J～重L

3

【重A～重C】【3】 ●可搬型大容量送水ポンプの設置●原子炉補機代替冷却系熱交換器ユニットの設【6】
置●原子炉補機代替冷却系熱交換器ユニットおよ【4】
び可搬型大容量送水ポンプの起動，監視●原子炉補機代替冷却系熱交換器ユニット用電【2】
源車起動，監視【重A～重Ｆ】【重A～重D】
代替冷却系
起動監視【重J，K】
交流電源確保

【運転員B】

低圧代替注水（常設）●原子炉補機代替冷却系用電源車設置

約24時間 ガスタービン発電機より受電

10分
5分
適宜実施

6時間40分
以降監視
1.5時間
6.5時間
3時間
余裕時間

以降監視

以降監視

【1】 ●ガスタービン発電機受電

5分【運転員B】【1】 ●低圧代替注水系（常設）注水系統構成・起動

5分【運転員C】【1】 ●逃がし安全弁２弁による原子炉減圧

5分

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３．重大事故等対策の有効性評価（６／１２）
有効性評価（全交流動力電源喪失）⑤可搬型設備配置図（アクセスルート）

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３．重大事故等対策の有効性評価（７／１２）
有効性評価（全交流動力電源喪失）⑥必要な要員及び資源重大事故等対策時に必要な要員は，重大事故等対策に備え発電所に常駐している要員にて対処可能である。また，必要な水源，燃料及び電源については，全交流動力電源喪失時においても供給可能である。

表２ 必要な資源と所内備蓄量
項目
表１ 必要な要員
及び常駐要員
必要な要員

水源
常駐要員

使用先と合計使用量（７日間）①原子炉隔離時冷却系②低圧代替注水系（常設）③可搬型大容量送水ポンプ

備蓄量
・復水貯蔵タンク：約1,192m3
・淡水貯水槽：約5,000m3×２基

合計：約2,607m3

３３名

３３名
（３９名のうち初期消火要員６名を除く）

燃料（軽油）①ガスタービン発電機（２台）②可搬型大容量送水ポンプ（２台）③電源車（１台）

合計：約11,192m3
・軽油タンク（２基）
・燃料デイタンク（３基）
・地下軽油タンク（３基）

合計：約341.9kL

電源負荷①残留熱除去系ポンプ②復水移送ポンプ③中央制御室送風機・排風機

・ガスタービン発電機
等

合計：約3,378kW

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合計：約841.2kL

給電容量：7,200kW

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３．重大事故等対策の有効性評価（８／１２）
有効性評価（全交流動力電源喪失）⑦-1 解析結果（原子炉圧力・燃料被覆管温度）逃がし安全弁による手動減圧
原子炉隔離時冷却系の起動／停止により炉内の蒸気発生量が増減するため圧力の上昇／低下を繰り返す。圧力上昇時は，逃がし安全弁開閉により圧力制御される

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

原子炉圧力の変化に応じて冷却材飽和温度が変化し，燃料被覆管温度も追従する変化を繰り返す

原子炉圧力の推移
燃料被覆管温度の推移
原子炉圧力は7.45MPa[gage]に抑えられており，原子炉圧力と原子炉圧力容器底部圧力との差（高々約0.3MPa）を考慮しても，判断基準（10.34MPa[gage]）を満足する。

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燃料被覆管温度は初期値を上回ることはなく，判断基準（1,200℃）を満足する。

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３．重大事故等対策の有効性評価（９／１２）
有効性評価（全交流動力電源喪失）⑦-2 解析結果（格納容器圧力・温度）

原子炉補機代替冷却系による残留熱除去系サプレッション
プール水冷却モード起動により，サプレッションチェンバが冷却される。直接冷却されないドライウェルは緩やかに温度低下
原子炉減圧に伴いサプレッションチェンバへ蒸気
原子炉補機代替冷却系による残が放出されるため格納容器圧力が上昇
留熱除去系サプレッションプール
水冷却モード起動により，格納容器圧力が低下
格納容器の除熱機能喪失に伴う圧力上昇
格納容器の除熱機能喪失により伴う温度上昇。逃がし安全弁開閉により振動が発生

格納容器圧力の推移
原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力は，最大でも約0.362MPa[gage]に抑えられ，判断基準（0.854MPa[gage]）を満足する。

Tohoku Electric Power Co., Inc.

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サプレッ
ションチェンバ温度が上昇

格納容器気相部温度の推移
原子炉格納容器バウンダリにかかる温度は最大でも約153℃に抑えられ，判断基準（200℃）を満足する。

26

３．重大事故等対策の有効性評価（１０／１２）＜有効性評価のまとめ①
有効性評価のまとめ①＞のまとめ①＞評価対象事故
評価対象事故シーケンス
対象事故シーケンス（シーケンス（炉心損傷防止対策）
炉心損傷防止対策）
事故シーケンスグループ

重要事故シーケンス

選定した
選定した事故した事故シナリオに事故シナリオに対シナリオに対し，判断基準を判断基準を満足することを満足することを確認することを確認した
確認した。
した。

重大事故等対処設備等

高圧・低圧注水機能喪失

全給水喪失＋HPCS／RCIC機能喪失＋LPCI／LPCS機能喪失

・高圧代替注水系
・低圧代替注水系（常設）・原子炉格納容器代替スプレイ冷却系
・原子炉格納容器圧力逃がし装置

高圧注水・減圧機能喪失

全給水喪失＋HPCS／RCIC機能喪失＋原子炉減圧機能喪失

・代替自動減圧機能

全交流動力電源喪失

外部電源喪失＋非常用D/G等機能喪失

・原子炉隔離時冷却系
・低圧代替注水系（常設）・原子炉補機代替冷却系
・所内常設蓄電式直流電源設備
・常設代替交流電源設備

全給水喪失＋RCW／RSW機能喪失（取水機能喪失）

・原子炉隔離時冷却系
・低圧代替注水系（常設）・原子炉補機代替冷却系
・常設代替交流電源設備

全給水喪失＋RHR機能喪失

・原子炉隔離時冷却系
・原子炉格納容器代替スプレイ冷却系
・原子炉格納容器圧力逃がし装置

原子炉停止機能喪失

主蒸気隔離弁の誤閉止＋スクラム失敗

・代替原子炉再循環ポンプトリップ機能
・ほう酸水注入系
・制御棒挿入機能喪失時の自動減圧系作動阻止機能
・原子炉隔離時冷却系

LOCA時
中小破断
注水機能喪
LOCA時
失

小破断LOCA＋HPCS／RCIC機能喪失＋原子炉自動減圧機能喪失＋LPCI／LPCS機能喪失＋RHR機能喪失

・高圧代替注水系
・低圧代替注水系（常設）・原子炉格納容器代替スプレイ冷却系
・原子炉格納容器圧力逃がし装置
・常設代替交流電源設備

格納容器バイパス

弁開閉試験時のHPCS配管のIS-LOCA

・原子炉隔離時冷却系

崩壊熱除去機能喪失取水機能喪失時

残留熱除去系
故障時

Tohoku Electric Power Co., Inc.

評価結果の概要（）：判断基準値
・燃料被覆管最高温度（℃）
〔原子炉停止機能喪失〕 約９６１
（１，２００以下）

・燃料被覆管の酸化量（％）
〔原子炉停止機能喪失〕 １以下（１５以下）

・原子炉圧力（MPa[gage]）〔原子炉停止機能喪失〕 約９．４２（１０．３４以下）

・格納容器最高圧力（MPa[gage]）〔LOCA時注水機能喪失〕 約０．４２７（０．８５４以下）

・格納容器最高温度（℃）
〔崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系故障時）〕 約１５４（２００以下）

・敷地境界外での実効線量（mSv）〔LOCA時注水機能喪失〕 約１．２（５以下）27３．重大事故等対策の有効性評価（１１／１２）＜有効性評価のまとめ②
有効性評価のまとめ②＞のまとめ②＞評価対象事故
評価対象事故シーケンス
対象事故シーケンス（シーケンス（格納容器破損防止対策）
格納容器破損防止対策）
格納容器破損モード

評価事故シーケンス

重大事故等対処設備等評価結果の概要（）：判断基準値
・格納容器最高圧力（MPa[gage]）
約０．８５４にてベント実施（０．８５４）
・格納容器最高温度（℃）
約１８７（２００以下）
・Cs-137総放出量（TBq）
約２．６×１０ー５（１００以下）

雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）

・低圧代替注水系（常設）
大破断LOCA＋HPCS／RCIC機能喪失
・原子炉格納容器代替スプレイ冷却系＋LPCI／LPCS機能喪失＋RHR機能喪失 ・原子炉格納容器圧力逃がし装置
・常設代替交流電源設備

高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱

・原子炉圧力容器破損時の原子炉圧力全給水喪失＋HPCS／RCIC機能喪失（主蒸気逃がし安全弁による原子炉減圧） （MPa[gage]）＋LPCI／LPCS機能喪失＋RHR機能喪失
約０．５（２．０以下）

原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用

全給水喪失＋HPCS／RCIC機能喪失＋LPCI／LPCS機能喪失＋RHR機能喪失

水素燃焼

大破断LOCA＋HPCS／RCIC機能喪失（窒素置換による原子炉格納容器の不活 ・格納容器内の酸素濃度（vol%）＋LPCI／LPCS機能喪失＋RHR機能喪失 性化）
約３．７（５以下）

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－

・溶融炉心が原子炉格納容器下部へ落下する際の圧力上昇は，原子炉格納容器の健全性に影響を与えない。

（原子炉圧力容器から落下した溶融炉心が原子炉格納容器バウンダリに直接接触することはない構造）

全給水喪失＋HPCS／RCIC機能喪失
・原子炉格納容器下部注水系（常設）＋LPCI／LPCS機能喪失＋RHR機能喪失 ・常設代替交流電源設備

Tohoku Electric Power Co., Inc.

・溶融炉心による侵食により原子炉格納容器の構造部材の支持機能が喪失しない。

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３．重大事故等対策の有効性評価（１２／１２）＜有効性評価のまとめ③
有効性評価のまとめ③＞のまとめ③＞評価対象事故
評価対象事故シーケンス
対象事故シーケンス（シーケンス（使用済燃料プールにおける使用済燃料プールにおける燃料損傷防止対策
プールにおける燃料損傷防止対策）
燃料損傷防止対策）
想定事故
想定事故１

想定事故２

評価事故シーケンス

重大事故等対処設備等

使用済燃料プールの冷却機能及び注水機能の・燃料プール代替注水系喪失
SFP冷却系及び補給水系の故障
・燃料プール代替注水系＋サイフォン現象（燃料プール冷却浄化系・サイフォンブレーク孔配管全周破断）による漏えい

評価結果の概要
・水位低下が厳しい【想定事故２】においても，通常運転水位から約０．５ｍ低下するにとどまり，燃料は露出することなく，放射線の遮へい，未臨界の維持は確保される。

＜有効性評価のまとめ④
有効性評価のまとめ④＞のまとめ④＞評価対象事故
評価対象事故シーケンス
対象事故シーケンス（シーケンス（運転停止中の運転停止中の原子炉における原子炉における燃料損傷防止対策における燃料損傷防止対策）
燃料損傷防止対策）
事故シーケンスグループ
崩壊熱除去機能喪失

重要事故シーケンス

重大事故等対処設備等

運転中ＲＨＲ機能喪失

・待機中ＲＨＲ(ＬＰＣＩモード)

全交流動力電源喪失

全交流動力電源喪失＋RCW/RSW機能喪失

・低圧代替注水系（常設）・原子炉補機代替冷却系
・常設代替交流電源設備

原子炉冷却材の流出

ＲＨＲミニマムフロー弁の閉失敗に・待機中ＲＨＲ(ＬＰＣＩモード）
伴う原子炉冷却材の流出

反応度の誤投入

制御棒の誤引抜

Tohoku Electric Power Co., Inc.

－

評価結果の概要

・水位低下が厳しい【崩壊熱除去機能喪失】においても，燃料有効長頂部の約４．
２m上まで低下するにとどまり，燃料は露出することなく，放射線の遮へいの維持は確保される。

・燃料の健全性に影響を与えない一時的かつ僅かな出力上昇を伴う臨界であり，スクラム後は未臨界が確保される。
・燃料は露出することなく冷却可能

29［付録］ 略 語 集

略語

名称

ＳＧＴＳ

非常用ガス処理系

ＨＰＣＳ

高圧炉心スプレイ系

ＬＰＣＳ

低圧炉心スプレイ系

ＬＰＣＩ

低圧注水系

ＲＣＩＣ

原子炉隔離時冷却系

ＲＣＷ

原子炉補機冷却水系

ＲＳＷ

原子炉補機冷却海水系

ＲＨＲ

残留熱除去系

ＬＯＣＡ

原子炉冷却材喪失

ＩＳ－ＬＯＣＡ
ＳＦＰ

インターフェイスシステム冷却材喪失
使用済燃料プール

Tohoku Electric Power Co., Inc.

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