女川原子力発電所２号機の安全性に関する検討会 説明資料

論点番号６１（意見番号８７）

資料－４
第7回安全性検討会資料

新規制基準適合性審査申請＜（４）内部火災＞

平成27年8月20日
東北電力株式会社
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0

目 次










1 内部火災対策の概要
2 発生防止2-1 ケーブルの難燃性について①②2-2 蓄電池室の水素漏えい対策
2-3 油漏えい拡大防止対策
3 感知・消火
3-1 火災感知設備
3-2 全域ガス自動消火設備の概要
3-3 ケーブルトレイの泡自動消火設備の概要
3-4 泡消火設備のケーブルトレイ消火試験の例
3-5 消火用水系の多重化・多様化
4 影響軽減4-1 系統分離対策の概要
4-2 貫通部施工の耐火試験の例
4-3 扉の耐火試験の例
4-4 3時間耐火壁に設置する扉の対策例
5 原子炉格納容器内の火災防護について①～③
6 適合性審査状況
1

1 内部火災対策の概要
原子炉規制委員会（以下，NRA）が制定した「実用発電用原子炉及びその附属施設の火災防護に係る審査基準」に従い，原子炉施設内の安全機能を有する構
築物，系統および機器を火災から防護することを目的として，火災発生防止，火災感知および消火，火災影響軽減のそれぞれを考慮した火災防護対策を講じる。
各対策

概要

具体的な対策発生防止

原子炉施設内での火災の発生 ・難燃性ケーブルの使用を防止する
・蓄電池室の水素漏えい対策
・油漏えい拡大防止対策

感知・消火

火災の影響を限定し，早期火
災感知および消火を行う

影響軽減

火災による影響に対し，影響軽 ・系統分離対策
減のための対策を講じる

・異なる種類の火災感知器設置
・全域ガス自動消火設備の設置
・消火用水供給系の多重化

22 発生防止2-1 ケーブルの難燃性について①




要求事項
安全機能を有する構築物，系統および機器に使用するケーブルは，NRAが制定した「実用発電用原子炉及びその付属設備の火災防護に係る審査基準」に基づき，難燃ケーブルを使用すること。
使用ケーブルの難燃性について，以下の点を実証試験（自己消火性および延焼性）にて確認

火災により着火し難く，

著しい燃焼をせず，

加熱源を除去した場合はその燃焼部が広がらない性質を有していること（１）自己消火性を確認する実証試験
プラントに使用されているケーブルについて，UL※垂直燃焼試験を新たに実施し問題ないことを確認※UL：Underwriters Laboratories （機能や安全性に関する標準化を目的とした製品安全規格を策定し，同時に評価方法を設定，実際の評価試験を実施する米国の企業。）（２）延焼性を確認する実証試験
米国電気学会の試験方法を基礎とした，国内電気学会推奨の試験方法に基づき燃焼試験を実施し問題ないことを確認 （ただし，核計装ケーブルおよび放射線モニタ用ケーブルを除く）

核計装ケーブルおよび放射線モニタ用ケーブルの措置
微弱電流・微弱パルスを扱うため，耐ノイズ性確保のために，絶縁体に誘電率の低い
架橋ポリエチレンを使用しているため延焼性の試験が満足しない

火災を想定した場合にも他のケーブルからの延焼や他ケーブルへの延焼が発生しないよう，専用の電線管内に布設し，電線管両端を耐熱シール材で処置を実施

3

2 発生防止2-1 ケーブルの難燃性について②ケーブルのUL垂直燃焼試験の概要

日本電気学会推奨の試験の概要

試験内容

表示旗を取付けた試料を垂直に保持し，20度の角度でチリルバーナの炎をあてる
15秒着火，15秒休止を5回繰り返し，試料の燃焼の程度を調べる

バーナを点火し，20分経過後バーナの燃焼を停止し，そのまま放置してケーブルの燃焼が自然に停止したならば試験を終了
する。

燃焼源

チリルバーナリボンバーナ

バーナ熱量

2.14 MJ/h

73.3MJ/h（70,000BTU/h）

使用燃料

工業用メタンガス

天然ガスもしくはプロパンガス

判定基準

①
②
③

①

試験装置概要残炎による燃焼が60秒を超えないこと。
表示旗が25%以上焼損しないこと。
落下物によって底部の外科用綿が燃焼しないこと。

②

バーナを消火後，自己消火したときのケーブルのシースおよび絶縁体の最大損傷長が1800mm未満であること。
3回の試験いずれにおいても，上記を満たすこと。

42 発生防止2-2 蓄電池室の水素漏えい対策
 蓄電池室には水素対策を実施①水素漏えいの可能性がある鉛蓄電池を設置する蓄電池室には，新たに水素濃度検知器を設置し，異常時に中央制御室に警報を発生させる。
②空調設備による機械換気を行う。

水素濃度検知器（例）中央制御室へ警報を発生

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2 発生防止2-3 油漏えい拡大防止対策
 油の漏えい拡大を防止する対策① 区画ごとに堰による拡大防止② 必要に応じて機器単位で油受け皿を追加設置①堰の例②油受け皿の例

油受け皿

横から見た図電動機

油内包機器設置エリア

ポンプ

油受け皿

上から見た図63 感知・消火

3-1 火災感知設備
 安全上重要な設備を設置してあるエリアには，以下の感知器を新たに設置する。
 火災現象（急激な温度や煙の濃度の上昇）を把握することができるアナログ式感知器
 火災を早期に感知できるよう固有の信号を発する異なる種類の組合せ
 早期感知，誤動作防止が図られる審査基準と同等と判断される非アナログ式感知器【煙】 感知器【熱】 感知器・光電式スポット型
・アナログ式・設定値：10％・作動感知器毎の特定可能※・自動試験機能あり

・定温式スポット型
・アナログ式・設定値：65℃
・作動感知器毎の特定可能※・自動試験機能あり【炎】 感知器
・赤外線式炎感知器
・非アナログ式
・作動感知器毎の特定可能※・自動試験機能あり※感知器毎に信号線の割振りまたは中継器付設により，作動感知器毎の特定が可能◆感知器種別の選定「消防予第240号 自動火災報知設備の感知器の設置に関する選択基準について（通知）」等に準拠◆感知器の設定値「火災報知設備の感知器及び発信機に係る技術上の規格を定める省令」等に準拠
7

3 感知・消火3-2 全域ガス自動消火設備の概要
 煙が充満すると想定される，原子炉の高温・冷温停止に必要な設備のうち，油内包機器または高圧電源盤等が設置されている部屋全体に消火ガスを放出する全域ガス自動消火設備を新たに設置（3.11震災経験の反映）（原子炉隔離時冷却系ポンプ室，残留熱除去系ポンプ室，ディーゼル発電機室等）①火災感知設備用と消火設備用感知器をそれぞれ設置②火災を確実に感知できるよう，異なる種類の感知器を適切に複数配置【使用するガス】
ハロン1301（特徴）
雰囲気中の酸素濃度を低下させる濃度ではないことから，酸欠になることはない。

機器の耐震クラスに応じた設計とし，サポート等で機能維持できる設計とする

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3 感知・消火3-3 ケーブルトレイの泡自動消火設備の概要
 近接している異区分ケーブルトレイの分離対策として新たに粘度の高い泡を放出する
自動消火設備を設置する。
泡消火剤放出ノズル
１時間耐火隔壁

ケーブルトレイ（区分Ⅰ）

ケーブルトレイ（区分Ⅱ）壁

壁

容器弁およびＮ２加圧用容器を多重化

泡消火剤容器Ｎ２加圧用容器

自動泡消火設備を用いた系統分離の概要図
93 感知・消火3-4 泡消火設備のケーブルトレイ消火試験の例

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3 感知・消火3-5 消火用水系の多重化・多様化
 消火用水系の多重化・多様化として，消火水槽を新たに設置し，さらに屋外に連結
送水管により，屋内消火栓に移動式消火設備で供給する。
※審査基準に基づき，水源を二重化
補助ボイラー建屋B1F

補助ボイラー建屋近傍

消火水槽

【新設】※
第二消火水槽約110m3移動式消火設備

約170m3防火水槽
8箇所，各40m3

電動機駆動
消火ポンプ
連結送水管

２号炉
屋内消火栓へ

電動機駆動
消火ポンプ

非常用電源
（区分Ⅰ）
非常用電源
（区分Ⅱ）

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4 影響軽減

4-1 系統分離対策の概要
 火災区域の分離

3時間以上の耐火能力を有する耐火壁（コンクリート厚さ150mm以上）※

原子炉の安全停止に必要な機器等を設置する火災区域は，審査基準に基づき，3時間以上の耐火能力を有することを確認した耐火壁によって，他の火災区域から分離する。

ケーブル等※「2001年版耐火性能検証法の解説及び計算例とその解説」（「建設省告示第1433号耐火性能検証方法に関する算出方法を定める件」講習会テキスト）の算定方法により算出された必要コンクリート厚さは123mm

貫通部
配管
機器等

耐火扉

1時間の耐火能力を有する
隔壁等

 1時間耐火隔壁等，火災感知および自動消火設備による分離
異なる安全区分の火災防護対象機器等
は，審査基準に基づき，1時間の耐火能力を確認した耐火隔壁，火災感知および自動消火設備を設置する。

12

4 影響軽減4-2 貫通部施工の耐火試験の例
試験体仕様

配管貫通部［壁］（非加熱側）

配管貫通部［床］（非加熱側）

耐火材

ファインフレックス

ロスリムボード，
ファインフレックス

耐火試験方法
耐火材施工側・非施工側の両面について，片面ずつ試験炉で耐火試験を実施

開始前

3時間試験
終了後

配管貫通部耐火試験イメージ図

判定基準•非加熱面側に達する隙間や亀裂などが生じないこと•非加熱面側に10秒を超えて発炎を生じないこと•非加熱面側に10秒を超えて火炎が噴出しないこと

試験結果

判定基準を満足していることを確認した

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4 影響軽減

4-3 扉の耐火試験の例
室内側加熱（写真は非加熱側）

室外側加熱（写真は非加熱側）

耐火試験方法
室内外の両面について，片面ずつバーナーにより加熱し，耐火試験を実施

開始前
試験体
（扉）
非加熱側

加熱側

3時間後

判定基準

•非加熱面側に達する隙間や亀裂などが生じないこと•非加熱面側に10秒を超えて発炎を生じないこと•非加熱面側に10秒を超えて火炎が噴出しないこと

試験結果

判定基準を満足していることを確認した

扉耐火試験イメージ図

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4 影響軽減4-4 3時間耐火壁に設置する扉の対策例
 扉に設置するドアクローザーについては，3時間耐火性能を有する改良型のものを設置する。

ﾄﾞｱｸﾛｰｻﾞｰ

・扉板厚 1.6mm

155 原子炉格納容器内の火災防護について①
 格納容器内は，プラント運転中は窒素が封入され火災の発生は想定されない。
 それに対し，定期検査中等は空気置換を行い作業を行っていることから対策を行う。
1．火災の感知・消火 火災防護に係る審査基準では，火災防護の目的として「原子炉の高温停止及び低温停止」の達成，維持を挙げている。
 これを踏まえ，原子炉出力上昇操作時や原子炉出力降下時および定期検査中等に原子炉格納容
器内に窒素が封入されていない期間は原子炉格納容器の特性を考慮し，感知・消火を行う。
（P.17参照）
窒素封入期間定格熱出力一定運転中

定期検査中

定期検査中

原子炉出力上昇操作

原子炉出力降下操作

原子炉出力と原子炉格納容器窒素封入期間

16

5 原子炉格納容器内の火災防護について②（1）火災の感知
a. 火災の可能性が否定できない定期検査等の空気置換されている期間
アナログ式の煙感知器を設置
 原子炉再循環ポンプや格納容器サンプポンプには炎感知器を設置
b. 定期検査前後の火災感知器を設置していない期間


機器故障警報，パラメータ変化等による異常確認により火災可能性を判断（2）消火設備
a. 消火器，屋内消火栓による消火

火災の可能性があると判断した後，原子炉を停止し，消火器または屋内消火栓にて消火活動を行う。

b. 窒息効果による消火

機器ハッチ閉止状態で火災が発生し，煙充満や酸素濃度低下により格納容器内への入域が危険と判断した場合，密閉された格納容器の窒息消火を行う。（P.18参照）

17

5 原子炉格納容器内の火災防護について③（窒息消火の評価）
 燃焼限界酸素濃度15%※より保守的な評価として2%低くした酸素濃度13%で評価※東京消防庁消防技術安全所(S60)「密閉室内の燃焼性状に関する研究（第１報）」に基づく濃度

 再循環ポンプの潤滑油が油受け皿に漏えいし火炎が継続して燃焼した場合，4時間程度で消火

設計油受け皿相当

油受け皿面積［m2］再循環ポンプ電動機投影面積相当

図 原子炉格納容器内火災の窒息消火時間

18

6 適合性審査状況
内部火災について，当社はこれまでに３回，審査会合において説明している。審査会合で指摘を受けた項目について，現在は残件コメントの対応を行っている。
質問・指摘事項

回答状況•

原子炉格納容器内の火災防護対策について，定期検査中を含めて説明すること•••

難燃性ケーブルを使用できない場合の，電線管端部のパテ埋め施工の必要性について説明すること

•
•
•
•
•

二酸化炭素消火設備について中央制御室から起動出来ない設計の妥当性について説明すること••

プラント運転中は格納容器内に窒素が封入されているため，火災は発生しない
定期検査中は空気に置換されるため，異なる種類の火災感知器を設置
仮に火災が発生した際には，感知器動作後に格納容器内に入域し消火を行う
ハッチが閉止している状態で入域が困難な場合には「窒息消火」する
女川2号炉では建設当初より難燃性ケーブルを採用
ただし，核計装用ケーブルは微弱電流・微弱パルスを扱うが，耐ノイズ性能を有する使用材料が難燃性を確保できない
よって，火災が発生した場合にも延焼しないよう専用電線管に収納
電線管への酸素供給防止のための耐熱シール材を電線管の両端に施工
二酸化炭素消火設備は，人体に対し非常に危険であるため，消火設備噴
射エリアに人がいないことを現場で確認後に起動させることが必要
二酸化炭素消火設備の自動消火や中央制御室からの遠隔起動は困難である
よって，非常用ディーゼル発電機室等の消火設備を二酸化炭素消火設備
からハロゲン化物自動消火設備に変更する

女川2号に関する質問・指摘事項の残件分は２０件（平成27年8月6日審査会合時点）。
19

参考資料

20

参考①：中央制御室制御盤内の火災感知

原子炉の安全停止に必要な機能を有する制御盤内には，新たに高感度の煙感知器を設置
中央制御室に新たに設置する火災防護設備状態監視盤に警報発報

中央制御室
制御盤

盤内感知器

監視盤

煙感知器

制御盤内
煙感知器

制御ユニット

制御盤（分離壁区分）毎に高感度煙感知器を盤内天井面に設置

21

参考②：中央制御室盤内火災の消火について

中央制御室盤内の器具は，不燃，難燃性材料を使用しており，火災発生の可能性は低い。
火災発生の可能性は低いものの，早期感知の観点から念のため，高感度煙感知器を設置。
感知器動作後，警報発生している盤を特定し，運転員が速やかに移動し消火を行う。

空気呼吸器（消火の際に装着）

中央制御室内盤面配置（平面図）
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参考③：ハロン系ガスの種類および影響について
1. 使用するハロン系ガスの種類(1) 全域ハロゲン化物自動消火設備①ハロン1301（一臭化三フッ化メタン：CF3Br）②HFC-227ea（1,1,1,2,3,3,3-ヘプタフルオロプロパン：CF3CHFCF3）
2. ハロン系ガスの影響(1) 消火後の影響①人体への影響
消火後に発生するガスは，フッ化水素（HF）やフッ化カルボニル（COF2），臭化水素（HBｒ）等有毒なものがあるが，ハロン消火後の入出時には，ガス濃度の確認および防護具を着用するため，人体への影響はない。
②設備への影響
電気的絶縁性が大きいことから電気品への直接的な影響は小さい。
沸点が低く揮発性が高いため腐食性のフッ素の機器等への残留は少なく機器等への影響も少ない。
表面に水分のある場合は腐食性のフッ化水素酸の生成が予想されるため洗浄等の措置が必要。
(2) 誤動作による影響①人体への影響ハロン1301誤動作の場合の濃度は5％程度であり，これは無毒性最高濃度と同等である。
HFC-227ea誤動作の場合の濃度は7%程度であり，これは無毒性最高濃度より低い値である。
いずれも雰囲気中の酸素濃度を低下させる濃度でないことから酸欠にはならない。
②設備への影響(1)消火後の影響の②に同じ
23

女川原子力発電所２号機の安全性に関する検討会 説明資料

論点番号６２，６３（意見番号６５，６６）

資料－５
第７回安全性検討会資料

新規制基準適合性審査申請＜（５）内部溢水＞（No.42,65,66関連）

平成２７年８月２０日
東北電力株式会社
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0目

次

1. 溢水影響評価の概要
2. 溢水源及び溢水量の想定
3. 防護対象設備の設定
4. 溢水防護区画の設定
5. 溢水経路の設定（No.65関連）
6. 溢水影響評価
7. 溢水防護対策（No.42，66関連）
8. 溢水影響評価結果
9. 適合性審査状況
1

１．溢水影響評価の概要（１／２）
 溢水防護の基本方針① 発電用原子炉施設内に設置された機器及び配管の破損（地震起因を含む。），消火系統等の作動又は使用済燃料プールのスロッシング ※ により発生した溢水を考慮し，防護対象設備が没水，被水及び蒸気の影響を受けて，その安全機能を損なわない設計（多重性又は多様性を有する設備
が同時にその安全機能を損なわない設計）とする。
② 自然現象による波及的影響により生じる溢水に関しては，防護対象設備の配置を踏まえて最も厳しい条件となる自然現象による溢水の影響を考慮し，防護対象設備が安全機能を損なわない設計とする。
③ 放射性物質を含む液体を内包する容器又は配管が破損することにより，当該容器又は配管から放射性物質を含む液体の漏えいを想定する場合には，溢水が管理区域外へ漏えいしないよう，建屋内の壁，扉，堰等により伝播経路を制限する設計とする。
※ 地震の揺れによりプールの水面が大きくうねる現象
2

１．溢水影響評価の概要（２／２）
 溢水影響評価フロー
原子力発電所の内部溢水影響評価ガイド（原子力規制委員会，平成２５年６月（平成２６年８月６日改正））に従い，以下のフローにて溢水影響評価を実施。
溢水源の想定溢水量の算出防護対象設備の設定
溢水防護区画の設定，溢水経路の設定
溢水影響評価（想定破損・消火水の放水・地震起因の各溢水に対して，没水・被水・蒸気による影響評価を実施））
溢水影響評価の判定

3

２．溢水源及び溢水量の想定（１／６）
 溢水源の想定溢水源としては，発生要因別に分類した以下の溢水を想定する。
①

溢水の影響を評価するために想定する機器の破損等により生じる溢水（以下，「想定破損による溢水」という）②

発電所内で生じる異常状態（火災含む）の拡大防止のために設置される系統からの放水による溢水（以下，「消火水の放水による溢水」という）地震に起因する機器の破損等により生じる溢水（以下，「地震起因による溢水」という）③

 発生要因及び評価項目毎に想定する溢水源
想定破損

消火水の放水地震起因の破損

 耐震Ｓクラス※１を含む系統※２

 消火栓からの放水 基準地震動Ｓｓに対して，耐震性が確保されていない系統
 使用済燃料プールのス
ロッシング

 耐震Ｓクラスを含む高エネル
ギー系統※３－

 基準地震動Ｓｓに対して，耐震性が確保されていない高エネルギー系統

没水
被水
蒸気

※１ 施設の耐震設計上の重要度を，地震により発生する可能性のある安全機能の喪失及びそれに続く環境への放射線による影響の観点から，施設に応じてＳクラス，Ｂクラス，Ｃクラスに分けられる。
※２ 流体を内包する系統※３ 運転温度が95℃を超えるか，又は，運転圧力が1.9MPaを超える配管

4

２．溢水源及び溢水量の想定（２／６）
防護対象設備が設置されている建屋内の設備※1

Yes

No

流体を内包するか？

※1 防護対象設備が設置されている建屋と接続している建屋内の設
備については，防護対象設備が設置されている建屋への溢水の伝播の有無を確認するため対象
とする。

・配管※2
・機器（タンク，熱交換器，脱塩塔，空調ユニット，冷凍機等）

格納容器内に設置されているか？※3※2 ポンプ等は溢水源として配管に含める。
※3 原子炉格納容器内に設置される
重要度の特に高い安全機能を有する設備は原子炉冷却材喪失事
故(LOCA)時の原子炉格納容器内の状態を考慮した耐環境仕様となっているため，溢水の影響を受
けない。

Yes

No
溢水源となりうる設備
として抽出する

溢水源となりうる設備
として抽出しない

図１ 溢水源となりうる設備抽出の考え方

5

２．溢水源及び溢水量の想定（３／６）
 想定する溢水事象① 想定破損による溢水• １箇所からの溢水を想定（単一故障想定）し，伝播経路上にある防護対象設備の評価を実施• 溢水量を算出する際は，当該系統において最も口径が大きく，運転圧力が高い箇所における破損を想定（溢水量が最大になる箇所を選定）• 内部流体条件により破断形状（完全全周破断，若しくは貫通クラック）を考慮• 手動・自動隔離を考慮（隔離後の系統保有水流出を考慮）• 詳細評価（運転中に発生する応力に基づく評価）を実施し条件を満足する場合，評価範囲について除外規定（破損を想定する必要がない）が適用可能
配管の破損（想定破損）による水・蒸気等
。
。
。
。

。
。
。
。

【電気盤】
【ポンプ】

図２ 想定破損による溢水（イメージ）

6

２．溢水源及び溢水量の想定（４／６）
 想定する溢水事象② 消火水の放水による溢水• 火災発生区画１箇所における消火活動（放水）を想定• 火災荷重に係わらず一律３時間の放水を想定• ホース引廻しによる扉の開放を考慮した評価を実施• 電気品室等，消火の際に水を使用しない区画・エリアについては，消火水の伝播による影響について評価を実施

。
。
。
。

【電気盤】

。
。
。
。

消火栓による放水【ポンプ】

図３ 消火水の放水による溢水（イメージ）7

２．溢水源及び溢水量の想定（５／６）
 想定する溢水事象（イメージ）③ 地震起因による溢水• 基準地震動Ｓｓによる地震力に対して，耐震性が確保されない低耐震クラス（耐震Ｂ，Ｃクラス）設備の複数同時破損を想定• 基準地震動Ｓｓによる使用済燃料プールのスロッシングによる溢水を想定【低耐震クラス配管が地震起因で損傷した場合】地震による損傷防止（耐震補強：サポート追加）【低耐震クラス配管の耐震補強後】

図４ 地震起因による溢水（イメージ）

8

２．溢水源及び溢水量の想定（６／６）
 溢水量の想定
想定破損

消火栓からの放水

地震起因の破損

没水 機器の単一破損を想定
 火災荷重に係わらず一律３時間の放水を想定
 内部流体条件により破断形状を設定
 実放水量の確認結果
 手動・自動隔離を考慮（264.9 ℓ /min）に保守性を考慮（隔離後における残水の流出を考慮）⇒ 漏えい流量，隔離に要す ⇒ 300 ℓ /min×60min×3
時間＝54ｍ３の放水を考る時間，系統保有水量より溢水量を算出慮 複数（系統＆箇所）同時破損を想定
 破損する系統の保有水を溢水量として算定 手動隔離には期待しな
い⇒ 破損する系統の保有水量を各建屋毎に算定

被水 溢水量に依存しない（溢水発生箇所と防護対象設備の位置関係，耐環境仕  同左
様の有無及び被水防護措置の有無により評価）

 同左

蒸気

 溢水量は算定せず（伝播範囲と防護対象設備の位置関係，耐環境仕様の有無により評価）

 溢水量は算定せず（伝播範囲と防護対象設備の位置関係，耐環境仕様の有無により評価）9

３．防護対象設備の設定（１／３）
 防護対象設備の範囲
以下の機能を有する系統を抽出し，これらの機能を確保する上で必要となる設備を抽出※ 重要度の特に高い安全機能を有する系統• 安全重要度分類指針におけるPS-1,MS-1に属する系統• 同指針におけるMS-2に属する系統のうち，事故時監視機能を有する系統
 使用済燃料プールの冷却及び給水機能を有する系統
機能

重要度

系統

原子炉冷却材圧力バウンダリ機能

PS-1

原子炉冷却材圧力バウンダリを構成する弁

放射性物質の閉じ込め機能，
放射線の遮へい及び放出低減機能

MS-1

原子炉格納容器隔離弁，残留熱除去系（原子炉格納容器スプレイ
冷却モード），非常用ガス処理系，可燃性ガス濃度制御系

原子炉の緊急停止機能・未臨界維持機能

MS-1

制御棒駆動水圧系（スクラム機能），ほう酸水注入系

原子炉停止後の除熱機能

MS-1

原子炉隔離時冷却系，残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）
高圧炉心スプレイ系，自動減圧系（手動逃がし機能）
逃がし安全弁(手動逃がし機能）

炉心冷却機能MS-1

残留熱除去系（低圧注水モード），低圧・高圧炉心スプレイ系
原子炉隔離時冷却系，自動減圧系

工学的安全施設及び原子炉停止系への作動信号の発生機能

MS-1

安全保護系

安全上特に重要な関連機能

MS-1

非常用所内電源系，制御室及びその遮へい，非常用換気空調系，
非常用補機冷却水系，直流電源系

事故時のプラント状態の把握機能

MS-2

原子炉格納容器内雰囲気放射線モニタ系等

使用済燃料プールの冷却機能

残留熱除去系（燃料プール冷却モード），燃料プール冷却浄化系

使用済燃料プールの給水機能

残留熱除去系（燃料プール冷却モード），燃料プール補給水系※ 当該設備の耐環境仕様，安全機能を維持する上での必要性を考慮し，溢水の影響がないと予め評価できる設備については，対象から除外する

10

３．防護対象設備の設定（２／３）
 防護対象設備のうち溢水影響評価対象の選定フロー【防護対象設備】
重要度の特に高い安全機能を有する系統設備
及び使用済燃料プールの冷却及び給水機能を有する設備① 溢水により機能を喪失しない

各項目

溢水影響評価の対象外とする理由①

容器，熱交換器，弁等の静的機器
は，外部からの電源供給等が不要であることから，溢水の影響により外部からの電源供給や電気信号を喪失しても機能喪失はしない②

原子炉格納容器内設備のうち，重要度の特に高い安全機能を有する
系統設備は，原子炉冷却材喪失（ LOCA ） 時 の 原 子 炉 格 納 容 器 内 の状態（温度・圧力条件及び溢水影響）を考慮した耐環境仕様としているため，溢水影響はない③

状態監視のみの現場指示計，フェイルアズイズでも安全機能に影響しない電動弁，或いはフェイルポジ
ションでも安全機能に影響しない空気作動弁など，動作機能喪失によっても安全機能へ影響しない設備
は，溢水影響がない④

他の設備により機能が代替できる
設備

Yes

No
② 原子炉格納容器内耐環境仕様の設備

Yes

No③ 動作機能の喪失により安全機能に影響しない

Yes

No④ 他の設備で代替できる
No
防護対象設備のうち，評価の対象とする設備

Yes

溢水影響評価の対象外
とする設備

11

３．防護対象設備の設定（３／３）
 防護対象設備の設置建屋・エリアについて：防護対象設備の設置建屋・エリア

屋外タンク：溢水源（配管，容器等）
１号機：溢水源（ＳＦＰスロッシング）

制御建屋

：溢水経路

制御建屋
補助ボイラー
建屋

原子炉建屋附属棟
廃棄物処理エリア
原子炉建屋原子炉棟

タービン建屋

原子炉
格納容器

復水貯蔵タンクエリア

原子炉建屋附属棟
軽油タンクエリア

海水ポンプ室津波

12４．溢水防護区画の設定


防護対象設備が設置されたエリアを「溢水防護区画」として設定する。また，防護対象設備は設置されていないが，溢水の発生が想定されるエリアや溢水の伝播経路となるエリアを「その他区画」として設定する。

枠囲いの内容は，商業機密または防護上の観点から公開できません。

13

５．溢水経路の設定（１／３）
 溢水経路のイメージ
 壁で区切られた区画②で発生した溢水は，一般扉（止水性なし）を通じて隣の区画①と区画③に溢水が流入する。
 １階の区画③の階段から地下１階の区画⑤へ溢水が流れ，一般扉を通じて区画⑥へ流入する。
 区画④は，区画⑤の溢水水位（評価高さ）を超える高さの「堰」を設けることで，区画⑤から区画④への浸水を防止
する。
一般扉

一般扉

溢水発生

区画①

区画②

区画③
。
。
。
。

。
。
。
。

：溢水の流れ：機能維持：機能喪失【階段（B1Fへ）】
１Ｆ

【電気盤】
【ポンプ】

区画④

区画⑤
一般扉

【階段（1Fより）】
Ｂ１Ｆ

区画⑥

【電気盤】
【ポンプ】

【ポンプ】

堰

溢水経路のイメージ図

14

５．溢水経路の設定（２／３）
「溢水防護区画」や「その他区画」への溢水の伝播経路となる扉開口や床ハッチ開口からの溢水の流れを「溢水伝播経路」として「溢水防護区画図」に示す。

枠囲いの内容は，商業機密または防護上の観点から公開できません。

15

５．溢水経路の設定（３／３）
 溢水伝播フロー図・・・各区画の連接状況を表現したもの
開口部等※１で繋がっている
区画を線で接続

溢水防護区画（防護対象設備が設置されている区画）を実線で表現

その他の区画（防護対象設備が設置されていない区画）を点線で表現

区画①（溢水防護区画）区画②（溢水防護区画）

区画③（その他の区画）溢水量[m3]

溢水量[m3]

溢水量[m3]

面積[㎡]

面積[㎡]

面積[㎡]

機能喪失高さ[m]

機能喪失高さ[m]

機能喪失高さ[m]評価高さ[m]

評価高さ[m]

評価高さ[m]

R-●

止水を期待する設備（水密扉，堰等）は，黄色で表現

R-▲

区画⑤（溢水防護区画）区画⑥（溢水防護区画）溢水量[m3]

溢水量[m3]

溢水量[m3]

面積[㎡]

面積[㎡]

面積[㎡]

機能喪失高さ[m]

機能喪失高さ[m]

機能喪失高さ[m]評価高さ[m]

評価高さ[m]

評価高さ[m]区画④（溢水防護区画）堰
0.4 m

積極的な流下開口（階段，ハッチ，吹抜）がある場
合は，赤字で表現※１ 一般扉（水密扉を除く），ハッチ，吹抜，配管貫通部，電線管貫通部，ダクトを含む

16

６．溢水影響評価
溢水影響評価（サンプル）
 溢水伝播フロー図を用いた溢水影響評価の例を示す。（区画④の防護対象設備を防護する想定）
 評価例では，区画②で発生した溢水が，区画どうしのつながりから下階の区画へ伝播し，最終的に区画⑤へ流入することになるが，溢水水位（評価高さ）を超える「堰」を設けることで，⑤から④への浸水を防止する評価となっている。
区画①（溢水伝播区画）1F

溢水量[m3]面積[㎡]
機能喪失高さ[m]評価高さ[m]

区画②（溢水発生区画）

100
1000
2.531
0.1

溢水量[m3]面積[㎡]
機能喪失高さ[m]評価高さ[m]

機能維持

100
120
0.595
0.9

区画③
（溢水伝播区画）－－－－溢水量[m3]面積[㎡]
機能喪失高さ[m]評価高さ[m]

機能喪失

B1F

溢水量[m3]0.4 m

区画⑤（溢水伝播区画）溢水量[m3]面積[㎡]
機能喪失高さ[m]

40
0.075

評価高さ[m]面積[㎡]機能喪失高さ[m]評価高さ[m]機能維持

2. 区画②における溢水水位を算出（溢水量÷面積）
4. 区画①に溢水量全量を移動し2.～3.の評価を実
施

R-▲

堰

1. 区画②にて溢水が発生
3. 溢水水位と機能喪失高さを比較し，判定

R-●

区画④
（溢水伝播の無い区画）【評価内容】

100
350
0.045
0.3

機能喪失

区画⑥
（溢水伝播区画）溢水量[m3]面積[㎡]
機能喪失高さ[m]評価高さ[m]

100
350
0.035
0.3

機能喪失

5. 区画③にある階段を経由して区画⑤へ溢水量全量を移動し，2.～3.の評価を実施
6. 区画⑥に溢水量全量を移動し2.～3.の評価を実
施
7. 区画④へは，溢水水位（0.3m）より高い堰（0.4m）が設置されていることから，伝播はしない。

【凡例】：溢水発生区画：溢水伝播区画：溢水伝播の無い区画
：止水対策

17

７．溢水防護対策（１／２）
溢水による防護対象設備への影響を防止するため，次の対策を講ずることで防護対象設備の安全機能を維持する。なお，新たに設置する水密扉や堰等の対策は，機能維持のため計画的に点検を実施する。
地震起因による溢水量低減• 防護対象設備が設置されている建屋・エリア内の低耐震クラス（耐震Ｂ，Ｃクラス）配管・機器の耐震性評価を実施し，必要に応じて耐震補強（サポート追加等）を実施する。
没水対策• 計器設置レベルの見直し• 計器の移設• 設備周囲への堰設置• 空調ダクトへの止水ダンパ設置• 空調ダクトの取替（鋼板製ダクトへ取替）• 建屋内配水系の逆流防止（フロート式逆流防止弁）
 被水対策• 電線管接続部へのコーキング処理• ダクト接続部へのコーキング処理

建屋内配水系の逆流防止（フロート式逆流防止弁）

フロート式逆流防止弁

取付前

取付時

取付完了

 蒸気対策• 隔離ダンパ設置• 耐環境仕様品への取替

18７．溢水防護対策（２／２）
配管貫通部
止水処置（再施工）

電路貫通部止水処置（再施工）

止水ダンパの設置（新設：壁貫通ダクト）

貫通部
止水処置
(再施工)

。
。
。
。

水密扉（既設）地震による損傷防止（耐震補強：サポート追加）

。
。
。
。

【電気盤】
【ポンプ】

水密扉
（既設・新設）【溢水防護対策の実施例】

19

８．溢水影響評価結果
 溢水影響評価結果のまとめ
溢水の発生要因である「想定破損」，「消火栓からの放水」，「地震起因の破損」によって発生する溢水に対して，溢水による防護対象への「没水」，「被水」，「蒸気」の影響を評価し，溢水防護対策を実施することで，原子炉，使用済燃料プールに関する安全機能が喪失しないことを確認した。

影響有無
の判断
溢水水位

没水

機能喪失
高さ
被水
影響範囲

被水
機器配置
被水対策
蒸気
影響範囲

蒸気
機器配置
耐環境仕様

想定破損

消火栓からの放水

地震起因の破損

全てのケースにおいて，溢水の影響
により原子炉，使用済燃料プールに関する安全機能を喪失しないこと（多重化された系統が同時にその機能を喪失しないこと）を確認※

全てのケースにおいて，溢水の影
響により原子炉，使用済燃料プー
ルに関する安全機能を喪失しないこと（多重化された系統が同時にその機能を喪失しないこと）を確認※

溢水の影響により原子炉，使用済
燃料プールに関する安全機能を喪失しないこと（多重化された系統が同時にその機能を喪失しないこと）を確認※

全てのケースにおいて，溢水の影響
により原子炉，使用済燃料プールに関する安全機能を喪失しないこと（多重化された系統が同時にその機能を喪失しないこと）を確認※

全てのケースにおいて，溢水の影
響により原子炉，使用済燃料プー
ルに関する安全機能を喪失しないこと（多重化された系統が同時にその機能を喪失しないこと）を確認※

溢水の影響により原子炉，使用済
燃料プールに関する安全機能を喪失しないこと（多重化された系統が同時にその機能を喪失しないこと）を確認※

溢水の影響により原子炉，使用済
燃料プールに関する安全機能を喪失しないこと（多重化された系統が同時にその機能を喪失しないこと）を確認※

全てのケースにおいて，溢水の影響
により原子炉，使用済燃料プールに関する安全機能を喪失しないこと（多重化された系統が同時にその機能を喪失しないこと）を確認※※ 溢水防護対策工事により，対応を図ることを前提として記載している。
20

９．適合性審査状況
内部溢水影響評価について，当社はこれまでに３回，審査会合において説明している。過去の不具合事例の反映状況，評価の保守性，運転員の現場アクセス性などに対する質問・指摘を受け，概ね回答が終了している。
質問・指摘事項

回答状況

他社の溢水事象も含め溢水影響評価に反映が必要な過去のトラブルを整理して説明すること。

他社の溢水事象も含め，過去の不具合事象について検討し，既に評価に盛り込まれている，若しくは，必要となる対策（水密扉の設置，貫通部への止水等）を講ずることとしていることを説明した。

評価における，溢水経路間の伝播溢水量の保守性を説明すること。

実際の溢水伝播は，建屋内排水系の床ドレンにより排水され溢水量が低減する場合や，堰等を越えられず一部滞留する場合が考えられるが，評価において，溢水が他の区画へ伝播する際は，これらの溢水量の低減や滞留を考慮せずに，全量伝播するものとして評価していることを説明した。

溢水発生系統の漏えい停止操作に関して，
運転員による現場操作が必要な場合のアクセス性について成立性を説明すること。

漏えい停止操作を実施する場合の運転員のアクセス性を検討し，アクセス通路が，歩行に影響のない水位であること，及び環境の温度，放射線量，薬品による影響，漂流物の影響，照明の有無並びに感電を考慮してもアクセス性へ影響がないことを説明した。

女川２号に関する質問・指摘事項の残件分は２件（平成２７年６月４日審査会合時点）。

21

《参考》 安全重要度分類の定義
ＰＳ（Prevention System）：異常発生防止系

その機能の喪失により，原子炉施設を異常状態に陥れ，一般公衆などに対し過度の放射線被ばくをおよぼす恐れのある系統や機器（例：原子炉冷却材バウンダリ機能など）ＭＳ（Mitigation System） ：異常影響緩和系

異常状態において，拡大の防止又は速やかな収束により，一般公衆などに対し過度の放射線被ばくの防止，または緩和する機能を有する
系統や機器（例：原子炉格納容器，非常用炉心冷却系など）


なお，ＰＳおよびＭＳの系統や機器等を安全機能の重要度に応じ，クラス１，２および３に分類する。
22

女川原子力発電所２号機の安全性に関する検討会 説明資料

論点番号６４（意見番号６８）

資料－２
第１４回安全性検討会資料

新規制基準適合性審査申請
設計基準対象施設＜(6)外部電源＞（No.68関連）

平成３０年６月１日
東北電力株式会社
枠囲みの内容は防護上の観点から公開できません
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1目 次
１．基準要求事項
２．設備の概要
３．電気系統の故障拡大防止４．外部送電線の独立性
５．外部送電線の信頼性
６．外部電源の容量
７．受送電設備の信頼性
８．所内電源系統（非常用電源設備）の信頼性
９. 適合性審査状況（審査会合での主な質問・指摘事項）

2

１．基準要求事項（ １／２）○「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」（以下，「設置許可基準」という。）第三十三条（保安電源設備）において，原子炉の緊急停止，停止後の除熱，炉心冷却等の動作に必要となる電力を供給するため、外部送電系統に接続すること，および非常用電源（ディーゼル発電機，125V蓄電池）の設置が求められている。
○なお，今回のご説明は設計基準対処設備に係る内容であり，重大事故等対処設備として配備するガスタービン発電機等のご説明は別途実施。
設置許可基準第三十三条（保安電源）の要求事項および対応方針
設置許可基準分類

対応方針（保安電源設備）
１ 重要安全施設がその機能を維持するために必要となる電力を
当該重要安全施設に供給するため、電力系統に連系したものでなければならない。

外部電源

外部送電線として，275kV送電線（4回線），66kV塚浜支線（1回線）と接続【P4,5】

非常用
電源

ディーゼル発電機3台と，125V蓄電池3系統の設置【P6～8】

２ 発電用原子炉施設には、非常用電源設備（安全施設に属するものに限る。以下この条において同じ。）を設けなければならない。
３ 保安電源設備（安全施設へ電力を供給するための設備をいう。）
は、電線路、発電用原子炉施設において常時使用される発電機及び非常用電源設備から安全施設への電力の供給が停止することがないよう、機器の損壊、故障その他の異常を検知するとともに、その拡大を防止するものでなければならない。

外部
電源
非常用
電源

保護継電器による異常（地絡・短絡等）の検知により遮断器を動作し異常の拡大を防止【P9～10】3

１．基準要求事項（ ２／２）
設置許可基準分類

対応方針

４ 設計基準対象施設に接続する電線路のうち少なくとも二回線は、それぞれ互いに独立したものであって、当該設計基準対象施設において受電可能なものであり、かつ、それにより当該設計基準対象施設を電力系統に連系するものでなければならない。

外部電源

外部送電線はそれぞれ独立したルートに設置【P11】５ 前項の電線路のうち少なくとも一回線は、設計基準対象施設において他の回線と物理的に分離して受電できるものでなければならな
い。

外部
電源

外部送電線は，全ての送電線が同一鉄塔に設置している箇所はない【P12～14】

６ 設計基準対象施設に接続する電線路は、同一の工場等の二以上の発電用原子炉施設を電力系統に連系する場合には、いずれの二回線が喪失した場合においても電力系統からこれらの発電用原子炉
施設への電力の供給が同時に停止しないものでなければならない。

外部電源

外部送電線は5回線（牡鹿(2),松島(2)，塚浜(1)）あり，いずれの2回線が喪失しても電力供給可能【P15～21】

７ 非常用電源設備及びその附属設備は、多重性又は多様性を確保
ディーゼル発電機，125V蓄
し、及び独立性を確保し、その系統を構成する機械又は器具の単一電池は物理的分離を考慮し故障が発生した場合であっても、運転時の異常な過渡変化時又は設 非常用
た配置とし，原子炉停止等に計基準事故時において工学的安全施設及び設計基準事故に対処す 電源
必要な容量を保有るための設備がその機能を確保するために十分な容量を有するもの【P22-24】
でなければならない。
８ 設計基準対象施設は、他の発電用原子炉施設に属する非常用電ディーゼル発電機，125V蓄
非常用源設備及びその附属設備から受電する場合には当該非常用電源設
電池は2号炉のものを使用
電源
備から供給される電力に過度に依存しないものでなければならない。
【P22】

4

２．設備の概要（１）外部電源設備（電力系統）の概要（１／２）

設置許可基準第三十三条
1項関連【外部電源】○女川原子力発電所に接続する送電線は，275kV送電線4回線及び66kV送電線1回線の合計5回線を保有。
○275kV送電線4回線は，牡鹿幹線2回線，松島幹線2回線の2ルートでそれぞれ石巻変電所，宮城中央変電所に，66kV送電線1回線は，塚浜支線1回線（鮎川線１号を一部含む）の1ルートで女川変電所に接続され，それぞれ互いに独立。
○275kV送電線1回線又は66kV送電線1回線で原子炉の安全停止に必要な電力を受電することができる設計。
塚浜支線
牡鹿幹線

松島幹線

発電所構内の送電線配置状況

5２．設備の概要（１）外部電源設備（電力系統）の概要（２／２）
電圧接続する変電所

線路名

回線数

牡鹿幹線

２

石巻変電所
（送電線亘長：約２８ｋｍ
直線距離：約２５ｋｍ）

松島幹線

２

宮城中央変電所（送電線亘長：約８４ｋｍ
直線距離：約６５ｋｍ）

塚浜支線（鮎川線１号を一部含む）

１

女川変電所（送電線亘長：約８ｋｍ
直線距離：約６ｋｍ）

２７５ｋＶ

６６ｋＶ

設置許可基準第三十三条
1項関連【外部電源】（発電所からの距離）

牡鹿幹線

宮城
石巻

女川
宮城中央
松島幹線

女川(原)

塚浜支線
西仙台
鮎川線
万石線

送電系統概要図

鮎川6２ ．設備の概要
設置許可基準第三十三条（２）所内電源系統（非常用電源設備）の概要 （１／３） ２項関連【非常用電源】○女川2号炉は，非常用電源設備として，ディーゼル発電機（非常用ディーゼル発電機2台，高圧炉
心スプレイ系ディーゼル発電機1台）及び125V蓄電池（所内用125V蓄電池2系統，高圧炉心スプ
レイ系用125V蓄電池１系統）を保有。
○原子炉施設の安全性を確保するために必要な機能への電力を供給する非常用所内電源系統は，3系統を確保することで多重性を有し，原子炉停止中は外部送電線（275kV，66kV），非常用電源
設備（ディーゼル発電機，125V蓄電池）から受電可能な設計。
（至 石巻変電所）（至 石巻変電所）

牡鹿幹線１号牡鹿幹線２号（至 女川変電所）（至 宮城中央変電所） （至 宮城中央変電所）

松島幹線１号

塚浜支線

松島幹線２号

２７５ｋＶ開閉所

２号機

６６ｋＶ
開閉所

【凡例】

３号機

１号機

主変圧器

起動変圧器

：遮断器

予備変圧器

2G
電気
ボ イラ

※１ ： ３号機 共通用母線へ接続（※２へ）1G

電気 主発電機
ボ イラ

3G
電気
ボ イラ

主発電機

電気
ボ イラ

※１

：蓄電池

主発電機

：変圧器
①：高圧炉心ｽﾌﾟﾚｲ系
ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機②：非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機(A)③：非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機(B)

※２
※２

※１

※２ ： ２号機共通 用
母線へ接続（※１へ）

２号機非常用
所内電源系
３号機非常用
所内電源系

１号機非常用
所内電源系
※３ DG

※３ DG

①

②

DG

※３

※３：原子炉停止等に必要なポンフﾟ等の重要機器へ（原子炉停止系，残留熱除去系等）

所内電源系統図③

7２ ．設備の概要
設置許可基準第三十三条（２）所内電源系統（非常用電源設備）の概要 （２／３） ２項関連【非常用電源】
非常用直流電源設備（蓄電池）区分Ⅰ
非常用
非常用
低圧母線2C系 低圧母線2D系

非常用
低圧母線2C系

重大事故等
対処設備
I参考）

非常用直流電源設備（蓄電池）区分Ⅱ

緊急用
低圧母線2G系

非常用
低圧母線2D系

非常用直流電源設備（蓄電池）区分Ⅲ
非常用
低圧母線2H系

非常用
低圧母線2H系

125V
代替蓄電池
125V
充電器盤2A

125V
充電器盤2B

125V
代替
充電器盤

125V蓄電池2A

125V蓄電池2B

125V直流主母線盤2A

※2

※3

※2

※6

※5

※4

※6

※5

※4

区分Ⅱ
設計基準事故対処設備と重大事故等対処設備を兼用している設備

直流電源設備系統図

・
高 圧炉心スプ レイ系
デ ィーゼル発電機
・
遮 断器操作 回路

・
計装設備

・
無停 電交流電源用ＣＶＣＦ２Ｂ
・
非常 用デ ィーゼル発電機２Ｂ

・残留熱除去系 （Ｂ）

・
遮 断器操作 回路

・
直流 照明兼非常 用照明

・
主蒸気逃がし安全弁
・
計装 設備

・
高 圧代替注水系
・
計装 設備

・
原子炉格納容 器フィルタベント系
・
計装 設備

・
遮断器操作 回路

設計基準事故対処設備

・
主蒸気逃がし安全弁
・
計装設備

・
直流 照明

・
原子炉隔離時冷却系
（
電動機 ・
電動弁 ）

・
残留熱除去系 （Ａ）
・
低 圧炉心スプ レイ系

・
原子炉隔離時冷却系

・
無停 電交流電源用ＣＶＣＦ２Ａ
・
非常 用デ ィーゼル発電機２Ａ

区分Ⅰ

125V直流主母線盤2H

125V
直流分電盤
2H系

125V
直流分電盤
2B系

RCIC
MCC

※3

125V蓄電池2H

125V直流主母線盤2B

125V直流主母線盤2B-1

125V直流主母線盤2A-1

※1

125V
直流分電盤
2A系

※1

125V
充電器盤2H

区分Ⅲ
設計基準事故対処設備【凡例】：低圧遮断器：配線用遮断器

8２ ．設備の概要
設置許可基準第三十三条（２）所内電源系統（非常用電源設備）の概要 （３／３） ２項関連【非常用電源】
 非常用所内電源系の母線切替え

２７５ｋＶ開閉所

ⅰ．通常運転時は，主発電機より発生した電力を所内変圧器か
ら受電

ⅱ
起動変圧器

ⅱ．所内変圧器から受電できない場合は，275kV開閉所を介し起動変圧器からの受電に切替え

ⅰ
電気
ボイラ

電気
ボイラ

ⅲ．所内変圧器及び起動変圧器から受電できない場合，ディー
ゼル発電機からの受電に切替え

2G

所内変圧器

主発電機

ⅳ．非常用ディーゼル発電機等から受電できない場合， 66kV開
閉所を介し予備変圧器からの受電に切替え
２号炉非常用
所内電源系

【凡例】
：遮断器
：蓄電池
：変圧器
①：高圧炉心ｽﾌﾟﾚｲ系ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機②：非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機(A)③：非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機(B)

※

DG

※

①

DG

DG

②

③

※

ⅲ
予備変圧器

ⅳ

※：原子炉停止等に必要なポンフﾟ等の重要機器へ（原子炉停止系，残留熱除去系等）

６６ｋＶ開閉所

非常用所内電源系の母線切替え順序

9

設置許可基準第三十三条
３項関連【外部電源・非常用電源】

３．電気系統の故障拡大防止 （１／２）○開閉所（母線等），変圧器，その他の関連する電気系統の機器の故障により発生する短絡，地絡等に対し，原子炉施設の安全性を確保するために必要な機能への電力の供給が停止することのないように，保護継電装置を設置。
○異常を検知した場合には，異常の拡大防止のため，保護継電器からの信号により，遮断器等により故障箇所を隔離するとともに，故障による影響を局所化し，他の電気系統の安全性への影響を限定。
 牡鹿幹線の保護継電器例

女川原子力発電所

・ 女川原子力発電所と石巻変電所を連系する275kV牡鹿
幹線には下表に示す保護継電器を設置。
・ 送電線の短絡若しくは地絡を保護継電器が検出した場
合，当該送電線が連系される遮断器を開放し，故障区間を速やかに分離し，残りの健全回線の電力供給を維持することが可能。
保護継電器（保護方式）

275kV Ｙ母線

87
88

87
88

2 7 5kV
牡鹿幹線１号

差動継電器
（８７）
距離継電器
（４４）

継電器設置点の電圧・電流により短絡・地絡故障を監視する継電器。
短絡・地絡故障時は，電圧と電流の比率が変化するため，それを距離に置き換え，当該継電器が保護する送電区間内にある場合に動作する。

(凡例)

2 7 5kV
牡鹿幹線2号

石巻変電所

275kV Ｘ母線

87
88275kV Ｙ母線
断路器(閉)

充電部

遮断器(開)

275kV ＺＡ母線

事故点

2箇所の地点における電流差により短絡・地絡故障を監視する継電器。
短絡・地絡事故時は電流差が大きくなるため，電流差が大きくなった場合に動作する。

遮断器(閉)

275kV Ｘ母線

断路器(開)

停電部

送電線保護継電器例（275kV牡鹿幹線1号線故障時の動作）

87
88

10

設置許可基準第三十三条
３項関連【外部電源・非常用電源】

３．電気系統の故障拡大防止 （２／２）
275kV開閉所の保護継電器例・女川原子力発電所275kV開閉所は，4母線で構成されており，下表に示す保護継電器を設置。
・母線の短絡若しくは地絡を検出した場合，当該母線が連系される遮断器を開放し，故障区間を速やかに分離し，残りの健全側母線での電力供給を維持。
保護継電器（保護方式）
差動継電器
（８７）

2箇所の地点における電流差により短絡・地絡故障を監視する継電器。
短絡・地絡事故時は電流差が大きくなるため，電流差が大きくなった場合に動作する。

牡鹿幹線１号牡鹿幹線２号

松島幹線１号

松島幹線２号事故点87

87
起動変圧器 主変圧器
所内変圧器
発電機

起動変圧器 主変圧器
所内変圧器
発電機

女川２号炉

女川１号炉

87

87
起動変圧器
（A）

主変圧器
所内変圧器
発電機

起動変圧器
（B）

女川３号炉
(凡例)

送電線保護継電器例（275kV開閉所 1号炉が接続する母線故障時の動作）

遮断器(閉)

充電部

遮断器(開)

停電部

11４．外部送電線の独立性（１）外部送電線の構成

設置許可基準第三十三条
４項関連【外部電源】○275kV牡鹿幹線2回線1ルートは石巻変電所に，275kV松島幹線2回線1ルートは宮城中央変電所に，66kV塚浜支線1回線1ルートは女川変電所に連系し，１つの変電所が停止することで女川原子力発電所に接続された送電線がすべて停止する事態に至らない設計。
電圧

 275kV牡鹿幹線及び275kV松島

275kV

幹線を含む275kV系統は，ループ状に形成しており供給信頼性の向上を図っている。

66kV

線路名
牡鹿幹線
松島幹線
塚浜支線（鮎川線
１号を一部含む）

 事故等による送電線や変電所

構内の電流・電圧の異常を検出した際は，保護継電器の動作により故障回線を瞬時に特定し，遮断器にて故障区間を速やかに分離することで，女川原
子力発電所に接続する送電線がすべて停止しない設計。

回線数
2
2

接続する変電所
石巻変電所
宮城中央変電所

１

女川変電所

500kV
北上幹線
西石巻 66kV
女川
万石線

牡鹿幹線

宮城

66kV 鮎川
鮎川線

大崎

石巻
女川

275kV
陸羽幹線

宮城中央
松島幹線

女川(原)

塚浜支線

66kV
塚浜支線

275kV
鳴瀬幹線
宮城

石巻

鮎川線

鮎川

275kV
宮城幹線

万石線

500kV
青葉幹線

万が一，石巻変電所が事故等により全停電した場合でも，宮城中央変電所
から２７５ｋＶ松島幹線にて女川発電所に電力供給が可能

女川(原)
275kV
牡鹿幹線

西仙台

500kV
宮城中央
支線

西仙台

宮城
中央

275kV
松島幹線
仙台

275kV
仙台幹線

500kV
常磐幹線

石巻変電所停止時の供給系統（例）

500kV
154kV
青：送受電不能275kV
66kV
赤：送受電可能12４．外部送電線の独立性（２）電線路の物理的分離（送電鉄塔への架線状況）（１／３） 設置許可基準第三十三条
５項関連【外部電源】○女川原子力発電所に接続する全ての送電線（5回線）が同一鉄塔に架線されている箇所はな
く，物理的に分離した設計
・女川原子力発電所に接続する送電線等※１には接近・交差・併架※２する箇所が7箇所（①～⑦）あるが，万一送電線事故が発生した場合における評価を行い，いずれの場合も発電所への電力供給が継続して可能であることを確認。
※１「女川原子力発電所に接続する送電線等」とは，275kV松島幹線，
275kV牡鹿幹線，66kV塚浜支線，
66kV鮎川線及び66kV万石線をいう。
※２「送電線の併架」とは，ひとつの送電鉄塔に複数の系統の送電線を支持させる状態をいう。

送電線の接近・交差・併架箇所

13

４．外部送電線の独立性
設置許可基準第三十三条（２）電線路の物理的分離（送電鉄塔への架線状況）（２／３） ５項関連【外部電源】【評価例(①交差箇所)】
1.松島幹線№3又は№4の鉄塔が倒壊，松島幹線№3～№4の電線が落下し，松島幹線が停電。
2.松島幹線№3～№4の電線が，塚浜支線№6～№7の電線と接触し，塚浜支線が停電。
3.牡鹿幹線の2回線が残り，発電所に電力供給可能。
写真

松島幹線№3松島幹線№2

女川原子力発電所
塚浜支線№7塚浜支線№6

枠囲みの内容は防護上の観点から公開できません

松島幹線№414

４．外部送電線の独立性
設置許可基準第三十三条（２）電線路の物理的分離（送電鉄塔への架線状況）（３／３） ５項関連【外部電源】【評価例(⑦併架箇所)】
1.併架区間の鉄塔が倒壊し，松島幹線，万石線，鮎川線及び塚浜支線が停電。
2.牡鹿幹線の2回線が残り，発電所に電力供給が可能。
写真

松島幹線№83

松島幹線№84

万石線№19万石線№18松島幹線1号

松島幹線2号

万石線2号

万石線1号

275kV
松島幹線１号

275kV
松島幹線２号

66kV
万石線２号

66kV
万石線１号

枠囲みの内容は防護上の観点から公開できません

15

５．外部送電線の信頼性（１／２）

設置許可基準第三十三条
６項関連【外部電源】○送電線は，大規模な盛土の崩壊，大規模な地すべり，急傾斜地の崩壊による被害の最小化を図るため，鉄塔基礎の安定性を確保することで，鉄塔の倒壊を防止する設計。
○過去に発生した設備の被害状況を踏まえ，電気設備の技術基準等への適合に加え，冬期の着氷雪による事故防止対策を実施。
①鉄塔基礎の安定性
・一般に，送電線ルートは，ルート選定の段階から地すべり地域等を極力回避し，地震による鉄塔敷地周辺の影響による被害の最小化を実施。
・さらに，女川原子力発電所に接続する275kV・66kV送電線は，鉄塔敷地周辺で基礎の安定性に影響を与える盛土の崩壊，地すべり，急傾斜地の土砂崩壊について，図面等を用いた机上調査・地質専門家による現地踏査を実施し，鉄塔基礎の安定性を確認し，問題ないことを確認。
現地踏査基数

崩壊防止対策等の急傾斜地
追加対策が必要な基数
の崩壊
233基
0基
14基
41基
0基
275kV 松島幹線
86基
4基
3基
21基
0基
275kV 牡鹿幹線
10基
0基
0基
4基
0基
66kV 塚浜支線
70基
0基
5基
35基
0基
66kV 鮎 川 線
77基
1基
2基
17基
0基
66kV 万 石 線
５ 線 路
476基
5基
24基
118基
0基
※基礎の安定性評価以降も巡視及び点検を実施しており，基礎の安定を脅かす兆候（亀裂等）がないことを確認
対象線路

対象基数

盛土の崩壊

地すべり

鉄塔基礎の安定性評価結果

16

５．外部送電線の信頼性（２／２）

設置許可基準第三十三条
６項関連【外部電源】②風雪対策
電気設備の技術基準や送電用支持物設計標準（JEC-127-1979）に適合した設備設計に加えて，一部区間において耐雪強化対策として，以下の湿型着雪荷重の考慮や雪害防止対策品を採用。
難着雪リング

ヒレ付電線・地線

ねじれ防止ダンパ

電線・地線にリングを一定間隔で取りアルミ線を圧縮してよりあわせた電線・ 電線・地線におもりを取り付けてねじれ付け，電線・地線のよりに沿って滑る着 地線の最外層の1本にヒレを取り付け， 剛性を高め，電線・地線の回転による雪をさえぎり，雪の回り込みによる着雪 雪の回り込みによる着雪の発達を防止 着雪の発達を防止の発達を防止相間スペーサルーズスペーサ

電線間に絶縁性のスペーサを取り付
け，電線の動揺を抑制するとともに，電線間の接触を防止（主に154kV以下の単導体線路）

素導体把持部の半分が自由回転することで，揚力特性が変化し，ギャロッピ
ング※を抑制（主に275kV以上の多導体線路）※ギャロッピング
電線への着氷雪が翼状に形成され強風
条件が重なり電線が動揺する現象。
動揺が激しくなると電線が互いに接近・接触し電気事故が発生する。

17

６．外部電源の容量

設置許可基準第三十三条
６項関連【外部電源】○発電所に接続する275kV送電線及び66kV送電線は，1回線で2号炉の停止に必要な電力を供給できる容量を有する設計。
 原子炉を安全に停止するために必要となる電力
非常用ディーゼル
発電機容量

号炉

1号

1台分容量

2号

5.625MVA 7.625MVA

必要容量

3号
7.625MVA

20.875MVA

 送電線及び変圧器の設備容量
送電線
容量

牡鹿幹線（2回線）

松島幹線（2回線）

塚浜支線（1回線）

約1,548MW/回線(>20.875MVA)(約1,629MVA/回線※)（1号炉，2号炉及び3号炉共用）

約1,078MW/回線(>20.875MVA)(約1,134MVA/回線※)（1号炉，2号炉及び3号炉共用）

約49MW(>20.875MVA)(約51MVA/回線※)（1号炉，2号炉及び3号炉共用）

変圧器
容量※ 力率0.95でMVAに換算。

2号起動変圧器

予備変圧器（1号炉，2号炉及び3号炉共用）

40MVA(>7.625MVA)

25MVA(>20.875MVA)

18

７．受送電設備の信頼性（１／４）

設置許可基準第三十三条
６項関連【外部電源】○275kV・66kV開閉所及びケーブル洞道等は十分な支持性能を持つ地盤に設置した上で，遮断器等の機器は耐震性の高い機器を使用し，耐震Cクラス※を満足する設計。
○275kV・66kV開閉所は，津波の影響を受けない敷地高さに設置するとともに，塩害を考慮する設計。
※耐震クラスは，施設の耐震設計上の重要度に応じてＳクラス，Ｂクラス，Ｃクラスに分類される。Ｃクラスは，一般産業施設と同等の安全性を保持すればよいもの。

2号炉電源ケーブルライン全体平面図

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19

７．受送電設備の信頼性（２／４）

設置許可基準第三十三条
６項関連【外部電源】①開閉所設備等の耐震性
・275kV・66kV開閉所及びケーブル洞道等の基礎構造は，直接基礎構造又は杭基礎構造とし，不等沈下，傾斜又はすべりがおきないような地盤に設置。
・発電所内の開閉所の遮断器は，耐震Cクラスを満足するガス絶縁開閉装置（GIS）及びガス遮断器を使用。

基礎構造図（275kV開閉所（松島幹線））

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開閉所設備外観

20

７．受送電設備の信頼性（３／４）

設置許可基準第三十三条
６項関連【外部電源】②送変電設備のがいしの耐震対策
・275kV送電線で支持がいしに長幹がいしを使用していた鉄塔に，可とう性のある懸垂がいしに取替。
・66kV送電線で支持がいしがある鉄塔に，ロックピン式免震金具の取付けを実施。

懸垂がいし

免震金具

21

７．受送電設備の信頼性（４／４）

設置許可基準第三十三条
６項関連【外部電源】③津波の影響，塩害対策
・開閉所設備等の電気設備は，O.P.※+14.8m以上の高さに設置。基準津波による敷地前面の最高水位は
O.P.+23.1mであるが，防潮堤及び防潮壁の設置により，当該電気設備が津波の影響を受けない設計。
・275kV開閉所にはがいし洗浄装置を設置。また，遮断器は絶縁性の高いガス絶縁装置を採用し，塩害の影
響を受けない設計。
※：O.P.は女川原子力発電所工事用基準面であり，東京湾平均海面（T.P.）-0.74m。

開閉所設備等と防潮堤の配置
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最大水位上昇量 21.58ｍ＋朔望平均満潮位 O.P.＋1.43ｍ＝最高水位 O.P.＋23.1ｍ

基準津波（水位上昇側）による最大水位上昇量分布22

設置許可基準第三十三条
８．所内電源系統（非常用電源設備）の信頼性（１／３） ７，８項関連【非常用電源】○非常用及び高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機は，必要な容量を有する合計3台を設置。また，125V蓄電池及びその附属設備も3系統を設置し，それぞれ多重性及び独立性を確保。
①配置
・非常用電源設備は，系統毎に区画された電気室等に設置。
・これらは，基準地震動に対して支持機能が維持可能な建物及び構築物の区画された部屋に設置。

ディーゼル発電機およびその附属設備の配置
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23

８．所内電源系統（非常用電源設備）の信頼性（２／３） 設置許可基準第三十三条
７項関連【非常用電源】

125V蓄電池及びその附属設備の配置

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８．所内電源系統（非常用電源設備）の信頼性（３／３） 設置許可基準第三十三条
７項関連【非常用電源】②ディーゼル発電機の容量
非常用及び高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機は，外部電源の喪失（LOP)及び冷却材喪失事故（LOCA)が発生した際に自動起動し，原子力発電所の保安上必要とされる各負荷に電力を供給するために，十分な発電機容量を有する設計。
 非常用ディーゼル発電機＜発電機容量＞ 7,625kVA（1台あたり）＜必要容量＞（A系）5,916.3kW， （B系）5,854.8kW＜主な負荷＞
・外部電源が完全に喪失した場合に，A系又はB系1台で原子炉を安全に停止するために必要な負荷・残留熱除去系等の非常用炉心冷却系（高圧炉心スプレイ系除く）作動のための負荷 高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機＜発電機容量＞ 3,750kVA＜必要容量＞

2,137.4kW＜主な負荷＞
・外部電源が完全に喪失した場合に，高圧炉心スプレイ系の運転に必要な負荷

25

９. 適合性審査状況（審査会合での主な質問・指摘事項）○第560回審査会合（平成30年3月29日）における主な指摘事項は以下のとおり。

審査会合での主な質問・指摘事項
No

分類

１

質問・
指摘
事項

項目

送電線の風雪に対する
配慮

内容

回答方針

送電線の風に対する配慮としては，「送電用支持物設計標準（JEC-127-1979）」に定める基準
当該地点における風速実績を確認
速度圧（100 kgf/m2）を考慮しているが，それする。
に相当する風速（約80m/s）以上を女川地点で記録した実績の有無を確認すること。

26（参考）震災時の外部電源の被災状況○：送電中 ×：停電発生 －：送電停止中
松島幹線

2011年
3月11日

2011年
4月7日

牡鹿幹線

塚浜支線

１号

２号

１号

２号

地震発生前

○

○

○

○

○

地震発生後

×

○

×

×

×

損傷内容
／復旧時期

支持がいし折損による停電※１⇒３月１７日復旧

地震発生前

○

○

―
事象発生時は点検のため送電停止中

○

○

地震発生後

○

×

―

×

×

開閉所の牡鹿幹線２号の避雷器内部損
傷による停電※２⇒４月８日復旧

広範囲での停電による影響であり，送電機能に影響を及ぼす損傷なし⇒４月８日復旧

損傷内容
／復旧時期

開閉所の牡鹿幹線１号，２号の避雷器内部損
傷による停電※２⇒３月１２日復旧

支持がいし折損による停電※１⇒４月１０日復旧

鮎川線鉄塔（塚浜支線分
岐から鮎川変電所の間）の倒壊による停電※３⇒３月２６日倒壊鉄塔を系統から切り離して復旧

両地震において，万一外部電源が喪失した場合でも，ディーゼル発電機により原子炉および使用済燃料プー
ルの冷却に必要な非常用電源は確保された状態であった。
※１ 支持がいしについては，懸垂がいし化により耐震対策を実施済※２ 避雷器については，地震の揺れに強い構造のものに変更済（変更までの間は避雷器状態を監視しながら受電）※３ 倒壊した鉄塔は建替済， 震災と同規模の設備被害および復旧（系統切り離し）を想定した非常災害訓練の実施

女川原子力発電所２号機の安全性に関する検討会 説明資料

論点番号６５（意見番号８２）

資料－３
第１０回安全性検討会資料

新規制基準適合性審査申請＜（７）その他（モニタリング設備等）＞（No.82関連）

平成２８年９月８日
東北電力株式会社
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目次

１. モニタリングの概要
２．モニタリング設備の概要
３. 周辺モニタリング設備（１）周辺モニタリング設備の規制要求事項（２）モニタリング設備（３）放射能観測車（４）代替モニタリング設備（５）その他モニタリング設備
４．気象観測設備（１）気象観測設備の規制要求事項（２）気象観測設備（３）代替気象観測設備
５．適合性審査状況
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。
１１．モニタリングの概要
 通常運転時，事故時等に発電所敷地内（海域を含む）において，原子炉施設から放出される放射性物質の濃度および放射線量を測定。
発電所敷地内（海域を含む）
・原子力事業者は，原子炉施設から放出された放射性物質の濃度や施設敷地境界の放射線量率等の放出源モニタリングを実施
・事故時は，原子力事業者防災業務計画に基づき，
緊急時モニタリングセンターが設置されるオフサイト
センターへ，モニタリング結果を連絡

栗原市

UPZ（30km）［参考：ＵＰＺ内外の緊急時モニタリング］
PAZ（5km）

ＵＰＺ内（概ね～３０ｋｍ）
・国の統括のもと，地方公共団体および原子力事業者は，放射線量率および大気中の放射性物質の濃度等を測定
ＵＰＺ外（概ね３０ｋｍ～）
・国は，走行サーベイや航空機モニタリング等を必要に応じて実施
・原子力事業者は，測定に積極的に協力

２２．モニタリング設備の概要（１/２）
 重大事故時における原子炉施設およびその周辺（海域を含む）の放射性物質濃度，
放射線量のモニタリング設備ならびに原子炉施設の風向，風速等の観測設備を配備。
＜周辺モニタリング設備＞
名称

個数

目的

①モニタリングポスト

６・周辺監視区域境界付近の放射線量率を監視②放射能観測車

１・周辺監視区域境界付近の放射線量，空気中放射性物質濃度を迅速に測定・可搬型代替モニタリング設備および可搬型モニタリング設備

１１

・モニタリングポストが機能喪失した場合の代替測定装置
・海側方向の監視強化および緊急時対策所の加圧判断用として使用

・可搬型放射線計測装置-可搬型ダスト・よう素サンプラ-β線サーベイメータ-γ線サーベイメータ

各３※・放射能観測車のダスト・よう素サンプラまたは測定装置が機能喪失した場合の代替測定装置

既設③代替モニタリング設備

設置
予定④その他モニタリング設備
・可搬型放射線計測装置

各３※・α線サーベイメータ

２・電離箱サーベイメータ

３

・小型船舶

２

・原子炉施設およびその周辺（海域を含む）において原子炉施設から放出される放射性物質の濃度および放射線量を測定※：「③代替モニタリング設備」と「④その他モニタリング設備」の可搬型放射線計測装置は重複

３

２．モニタリング設備の概要（２/２）＜気象観測設備＞
名称

個数

目的

①気象観測設備

既設

・風向風速計

１

・日射計・放射収支計

１

・雨雪量計

１

・温度計

１

・湿度計

１

・放射性気体廃棄物の放出管理，発電所周辺の一般公衆の被ばく線量評価および一
般気象データを収集②代替気象観測設備
設置
予定

・風向風速計

２・日射計・放射収支計

２

・雨雪量計

２

・気象観測設備が機能喪失した場合の代替観測設備

４３．（１）周辺モニタリング設備の規制要求事項（１/２）
 「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」
および「実用発電用原子炉及びその附属施設の技術基準に関する規則」における監視測定設備に関する要求事項。
 「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」第三十一条（監視設備）
新規制基準の項目（概要）
追加要求事項・通常運転時、運転時の異常な過渡変化時及び設計基準事故時 モニタリングポストは、非常用所内電源に接続しない場合、無において、原子炉施設及びその境界付近における放射性物質の 停電電源等により電源復旧までの期間を担保できる設計とす
濃度及び放射線量を監視，測定し、並びに必要な情報を中央制御 ること。また、モニタリングポストの伝送系は多様性を有する室その他当該情報を伝達する必要がある場所に表示できる設備 設計とすること。
を設けること。
 「実用発電用原子炉及びその附属施設の技術基準に関する規則」第三十四条（計測装置）
新規制基準の項目（概要）
追加要求事項・周辺監視区域に隣接する地域における空間線量率及び放射性 恒設のモニタリング設備は、非常用電源設備に接続するか、物質の濃度を計測する装置を設けること。直接計測が困難な場 無停電電源装置などにより電源復旧までの期間の電気供給
合は、間接的な測定も可能。
を担保できる設計とすること。また、必要な情報を中央制御室
・外部電源が喪失した場合にも計測できること。
又は適切な場所に表示できる設計とし，そのデータ伝送系は・計測装置は、計測結果を表示、記録、及び保存できること。ただ 多様性を有する設計とすること。
し、設計基準事故時の放射性物質の濃度及び線量当量率を計測する主要な装置を除き、断続的に試料分析を行う装置は、運転員等が測定結果を記録、保存し、その記録を確認することをもって、これに代えることができる。
５

３．（１）周辺モニタリング設備の規制要求事項（２/２）
 「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」第六十条（監視測定設備）
新規制基準の項目（概要）
追加要求事項・重大事故等が発生した場合に放出される放射性物質の濃度及び モニタリング設備は、炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器
放射線量を監視、測定し、並びに結果を記録することができる設備 の破損が発生した場合に放出されると想定される放射性物質を設けること。
の濃度及び放射線量を測定できること。
常設モニタリング設備（モニタリングポスト等）が機能喪失しても代替し得る十分な台数のモニタリングカー又は可搬型代替
モニタリング設備を配備すること。
常設モニタリング設備は、代替交流電源設備からの給電を可能とすること。
（注）「実用発電用原子炉及びその附属施設の技術基準に関する規則」第七十五条（監視測定設備）は， 「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」第六十条（監視測定設備）と同等の内容なため，記載を省略する。

６

３．（２）モニタリング設備（１/３）
《モニタリングポストの配置および計測範囲》
 通常運転時，事故時等において，発電所敷地境界付近の放射線量を監視・記録する
ため，モニタリングポストを６台設置し放射線量率を測定している。
【計測範囲等】【配置図】

NaI(Tl)シンチレーション検出器
電離箱検出器

検出器の種類

計測範囲

警報動作範囲NaI(Tl)シンチレーション 0～2×104nGy/h 計測範囲内で可変

P ：モニタリングポスト

イオンチェンバ

104～108nGy/h

計測範囲内で可変

個数

設置場所

各1 発電所敷地境界
各1 付近に6個所設置

枠囲いの内容は，商業機密または防護上の観点から公開できません。

７

３．（２）モニタリング設備（２/３）
《モニタリングポストの電源》

赤字：新規制基準により強化する事項

 非常用所内電源に接続するとともに，代替交流電源設備としてガスタービン発電機からも給電可能とし，外部電源喪失時でも電源復旧までの間，測定機能を維持可能とする。
 各モニタリングポストに，専用の無停電電源装置を設置している。
【電源構成概略図】【無停電電源装置の設備仕様】
発電方式

出力

ﾊﾞｯｸｱｯﾌﾟ時間

個数

蓄電池

3.0kVA

約8時間

各1

非常用ディーゼル発電機

８３．（２）モニタリング設備（３/３）
《モニタリングポストのデータ伝送》

赤字：新規制基準により強化する事項

 測定データの伝送は，有線回線と無線回線によりデータ伝送方法を多様化する。
 伝送したデータは中央制御室で監視・記録が可能とする。
 また，緊急時対策所でも安全パラメータ表示システム（SPDS）データ表示装置にて監視可能とする。
【データ伝送概略図】

モニタリングポスト

１，２号炉制御建屋

緊急時対策建屋

９

３．（３）放射能観測車
 事故時において，発電所敷地境界付近の放射線量および空気中放射性物質濃度を迅速に測定するため，測定装置等を搭載した放射能観測車１台を配備している。
 放射能観測車は，東通原子力発電所より１台，原子力事業者間協力協定※に基づき，他の原子力事業者より１１台の融通が可能である。
【放射能観測車】【搭載している各計測器の計測範囲等】
名称

検出器の種類

計測範囲

個数

フィールドモニタ

NaI(Tl)シンチレーション

0～104 nGy/h1

放射性ダスト測定装置

GM管0～999999 カウント1

放射性よう素測定装置

NaI(Tl)シンチレーション

0～999999 カウント1

（その他の主な搭載機器等）
・電離箱サーベイメータ（計測範囲：0.1μSv/h～1000mSv/h）・ダスト・よう素サンプラ
・風向風速計・無線連絡装置
・衛星電話（携帯）（個数）・各1※：９電力会社，日本原子力発電，電源開発，日本原燃が，原子力災害時の周辺地域の環境放射線モニタリングや，汚染検査，汚染除去を行うための協力要員の派遣・資機材の貸与など，万が一の事故の際の電力業界全体での対応を定めたもの。

１０

３．（４）代替モニタリング設備（１/３）
《可搬型代替モニタリング設備および可搬型モニタリング設備》

赤字：新規制基準により強化する事項

 モニタリングポストが機能喪失した場合の代替測定装置として，可搬型代替モニタリング
設備を６台配備する。
 また，事故時の発電所海側方向の監視強化および緊急時対策所の加圧判断用（放射性物質の流入防止）として可搬型モニタリング設備を３台配備する。
【可搬型代替ﾓﾆﾀﾘﾝｸﾞ設備・可搬型ﾓﾆﾀﾘﾝｸﾞ設備】【計測範囲，設備の仕様等】（計測範囲等）・NaI(Tl)シンチレーション検出器
・半導体式検出器

検出器の種類

計測範囲

警報動作範囲個数

NaI(Tl)シンチレーション
11
BG～1.0×109nGy/h 計測範囲内で可変および半導体式（内予備2）
BG：バックグラウンド，自然放射線から受ける放射線量（設備の仕様）項目

仕様

電源バッテリーにより5日間以上連続で供給可能（バッテリーを交換することにより継続して供給可能）

記録

測定データは電子メモリに1週間以上記録可能

伝送

衛星回線により，緊急時対策所にデータ伝送可能

概略寸法
重量

検出器部：約350(W)×約490(H)×約250(D)mm
取付架台：約470(W)×約570(H)×約770(D)mm
本体：約15kg
取付架台（バッテリー含む）：約58kg

１１

３．（４）代替モニタリング設備（２/３）
【配置図】※：現場の状況により配置位置を変更する。

枠囲いの内容は，商業機密または防護上の観点から公開できません。

１２

３．（４）代替モニタリング設備（３/３）
《可搬型放射線計測装置》

赤字：新規制基準により強化する事項

 放射能観測車のダスト・よう素サンプラまたは測定装置が機能喪失した場合の代替測定装置として，可搬型放射線計測装置を配備する。
【可搬型放射線計測装置および計測範囲等】
名

称

検出器の種類

計測範囲

個

数

記録方法

可搬型ダスト・よう素サンプラ

―

―

3※
（内予備1）―

β線サーベイメータ

GM管0～100000［ｶｳﾝﾄ/分］

3※（内予備1）

サンプリング記録

γ線サーベイメータ

NaI(Tl)シンチレーション

0～30000［ｶｳﾝﾄ/秒］

3※（内予備1）

サンプリング記録

イメージ※：「その他モニタリング設備」の可搬型放射線計測装置と重複

１３

３．（５）その他モニタリング設備《その他モニタリング設備》

赤字：新規制基準により強化する事項

 事故時における発電所およびその周辺（海域を含む）において，原子炉施設から放出される放射性物質濃度，放射線量を測定するため，可搬型放射線計測装置等を配備する。
【発電所およびその周辺（海域含む）モニタリングに使用する計測器および計測範囲等】

可搬型放射線
計測装置

名 称
可搬型ダスト・よう素
サンプラ

検出器の種類

計測範囲――
0～100000［ｶｳﾝﾄ/分］
0～30000［ｶｳﾝﾄ/秒］

個 数
記録方法
3※1，2
―
（内予備1）
3※1，2
サンプリング記録（内予備1）
3※1，2
サンプリング記録（内予備1）

β線サーベイメータ

GM管

γ線サーベイメータ

NaI(Tl)シンチレーション

α線サーベイメータ

ZnS(Ag)シンチレーション

0～100000［ｶｳﾝﾄ/分］

2※3
サンプリング記録（内予備1）

電離箱サーベイメータ

電離箱

0.1μSv/h～1000mSv/ h3※2
サンプリング記録（内予備1）

小型船舶――※１：「可搬型放射線計測装置」の可搬型放射線計測装置と重複※２：陸上，海域モニタリング用として各１個および予備１個を配備

2※4（内予備1）

イメージ

Ｐ１３ 《可搬型放射線計測
装置》参照

―

※３：陸上，海域モニタリング用として１個および予備１個を配備※４：海域モニタリング用として１艘および予備１艘を配備

１４４．（１）気象観測設備の規制要求事項
 「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」
および「実用発電用原子炉及びその附属施設の技術基準に関する規則」における監視測定設備に関する要求事項。
 「実用発電用原子炉及びその附属施設の技術基準に関する規則」第三十四条（計測装置）
新規制基準の項目（概要）・敷地内における風向及び風速を計測する装置を設けること。直接計測が困難な場合は、間接的な測定も可能。
・計測装置は、計測結果を表示、記録、及び保存できること。

 「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」第六十条（監視測定設備）
新規制基準の項目（概要）・重大事故等が発生した場合に風向、風速その他の気象条件を測定、及び結果を記録することができる設備を設けること。
（注）「実用発電用原子炉及びその附属施設の技術基準に関する規則」第七十五条（監視測定設備）は， 「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」第六十条（監視測定設備）と同等の内容なため，記載を省略する。

１５

４．（２）気象観測設備《気象観測設備》
 通常運転時，事故時等において，放射性気体廃棄物の放出管理，発電所周辺の一般公衆の被ばく線量評価および気象データを収集するために，発電所に設置した気象観測設備で風向，風速，日射量，放射収支量，降水量，温度，湿度を測定・記録している。
【気象観測設備】
風向風速計（鉄塔）※

日射計・放射収支計

風向風速計（露場）

温度計【測定項目等】
項 目

雨雪量計

湿度計

仕

様

測定項目

風向，風速，日射量，放射収支量，降水量，温度，湿度
（各1）

電 源

無停電電源装置により10時間以上連続稼働が可能

記 録

・有線で全測定項目を現場監視盤に，風向および風速を中央制御室へ伝送し記録。
・また，緊急時対策所のSPDSデータ表示装置にて，風向，風速および大気安定度を監視可能。

［参考：ドップラーソーダ］
風向風速計※：将来的にドップラーソーダに切替え予定

１６

４．（３）代替気象観測設備《代替気象観測設備》

赤字：新規制基準により強化する事項

 気象観測設備が機能喪失した場合に，発電所において風向，風速，日射量，放射収支量，降水量を測定・記録することができる代替気象観測設備を配備する。
【代替気象観測設備】【測定項目等】
項

目

仕

様

測定項目

風向，風速，日射量，放射収支量，降水量（各1（予備1））

電 源

バッテリーにより24 時間以上連続稼働が可能

記 録

・測定データは電子メモリに1年以上記録が可能。

１７

５．適合性審査状況
 監視測定設備について，当社はこれまでに１回，審査会合において説明している。
審査会合での質問・指摘事項は，今後の審査会合の中で回答を行う。
質問・指摘事項
モニタリングポストのバックグラウンド低減対策（ポリ袋等による養生）に関して，作業員の被ばくおよび重大事故等が発生している状況等を想定した上で，バランスの取れた対策を検討すること。
重大事故等発生時のモニタリングポストの配置に関し，放射性物質の放出角度の網羅性を整理し必要に応じて配置位置を見直すこと。

モニタリングポストの間隙をプルームが通過した場合または，高所からプルームが放出した場合における当該事象の検知性を示すこと。

１８

女川原子力発電所２号機の安全性に関する検討会 説明資料

論点番号６６（意見番号５６）

資料－２

修正版

0

第２１回安全性検討会資料【関連質問への回答含む】
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＞
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への対応について（No.56，74関連）

令和元年10月23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

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

1目次
1. はじめに
2. 手順書の整備
3. 体制の整備
4. 設備及び資機材の配備
5. 適合性審査の状況
6. おわりに＊大規模損壊の具体的対応内容を開示することは，テロの誘発・誘導を招くことに繋がる虞があることから，非公開の場にて審査されている。このため，安全性検討会においても公開可能な範囲でのご説明をさせていただく。

1

2

１．はじめに（１／２）～大規模損壊対応の概要～
論点No.56関連

大規模損壊とは「大規模な自然災害※1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発電用原子炉
施設の大規模な損壊」 ※2をいう。
大規模損壊に対処するために
 設計上の想定を大幅に上回る外部事象によって，発電用原子炉施設に大規模な損壊が発生し発電所外へ放射性物質が放出されるような事態も考慮して，放射性物質の拡散をできるだけ「抑える」ことを最優先に考え対処することができるよう手順等を整備
設計上の想定を大幅に上回る外部事象

放射性物質の拡散を できるだけ
「
抑える」
ための対策

放射性物質 の放出を想定

放射性物質を格納容器に「閉じ込める」
対策

炉心損傷を防ぐ「冷やす」
対策

原子炉を確実に「止める」
対策

重大事故の発生を想定

重大事故の発生を防止
自然災害や火災等 の共通要因により
「
止める」「
冷やす」「
閉じ込める」
が複数失われることを防止する対策

参考：原子力規制庁「東海第二発電所に関する審査の概要」（２０１９年１月）※1 「大規模な自然災害」とは，「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」で想定する自然現象を大幅に超えるような大規模な自然災害をいう。
※2 「実用発電用原子炉に係る発電用原子炉設置者の重大事故の発生及び拡大の防止に必要な措置を実施するために必要な技術的能力に係る審査基準」より抜粋
2＜参考＞原子力発電所における核物質防護対策やサイバーテロ対策等のテロ対策については，第14回安全性検討会において説明済

１．はじめに（２／２）～大規模損壊対応の概要～

3

大規模損壊対応の整備内容


大規模損壊が発生した際，放射性物質放出の防止及び抑制を最優先に，対応要員，可搬型設備，常設設備を含めた残存する資源等を最大限に活用するとともに，その時点で得られる発電所構内外の情報を活用することにより，様々な事態において柔軟に対応できる「手順書」を整備
この手順に従って活動を行うための「体制」及び「設備・資機材」を整備

手順書の整備P.4～8

設計基準を超えるような規模の自然災害及び故意による大型航空機の衝突その他のテロリズムを想定し，以下の５つの活動を行うための手順を網羅する。
（１）大規模な火災が発生した場合における消火活動（故意による大型航空機の衝突による外部火災を想定し、泡放水砲等を用いた消火活動についての手順等を整備）（２）炉心の著しい損傷を緩和するための対策（３）原子炉格納容器の破損を緩和するための対策（４）使用済燃料プールの水位を確保するための対策及び燃料体の著しい損傷を緩和するための対策（５）放射性物質の放出を低減するための対策
要員の被災等が生じた場合においても，流動性を持って柔軟に対応できる体制を整備する。

体制の整備
P.9～11

重大事故等に対処する要員に対して，重大事故等を超えるような状況を想定した教育及び訓練を実施し，体制の整備を図る。

設備及び大規模損壊発生時の対応手順に従って活動を行うために必要な重大事故等対処設備及び資機材
資機材の配備 を配備する。
P.12～133

4

２．手順の整備

大規模損壊対応の概要(P.3)より引用

手順書の整備設計基準を超えるような規模の自然災害及び故意による大型航空機の衝突その他のテロリズムを想定し，以下の５つの活動を行うための手順を網羅する。
（１）大規模な火災が発生した場合における消火活動（故意による大型航空機の衝突による外部火災を想定し、泡放水砲等を用いた消火活動についての手順等を整備）（２）炉心の著しい損傷を緩和するための対策（３）原子炉格納容器の破損を緩和するための対策（４）使用済燃料プールの水位を確保するための対策及び燃料体の著しい損傷を緩和するための対策（５）放射性物質の放出を低減するための対策
要員の被災等が生じた場合においても，流動性を持って柔軟に対応できる体制を整備する。

体制の整備

重大事故等に対処する要員に対して，重大事故等を超えるような状況を想定した教育及び訓練を実施し，体制の整備を図る。

設備及び大規模損壊発生時の対応手順に従って活動を行うために必要な重大事故等対処設備及び資機材
資機材の配備 を配備する。

45２．手順の整備（１／４）～手順の整備における考慮事項～

論点No.74関連

大規模損壊を発生させる可能性のある外部事象にも対応できる手順書
大規模な自然災害
大規模損壊を発生させる可能性のある自然災害の事象を選定した上で，整備した対応手順書の有効性を確認 確率論的リスク評価の結果に基づき，設計基準を大幅に超過する地震及び津波により発生する以下の
事故シーケンスについても対応できる手順書として整備
・地震：基準地震動（最大値1,000ガル）を大幅に超えるような地震により発生する事象（例えば，原子炉建屋損傷や原子炉格納容器損傷）
・津波：基準津波（O.P.※+23.1m）を超え，防潮堤（O.P.+29m）を越えるような津波により発生する事象（外部電源や非常用炉心冷却系等複数の設備が機能喪失）
※ O.P. （女川原子力発電所工事用基準面）= T.P.（東京湾平均海面）-0.74m（以降同様）

故意による大型航空機の衝突その他のテロリズム


様々な状況が想定されるが，その中でも施設の広範囲にわたる損壊，多数の機器の機能喪失及び大規模な火災が発生して発電用原子炉施設に大きな影響を与える事象を前提とした対応手順書を整備

しかし，＊ ＜参考２＞ケーススタディの選定について参照

外部事象の規模等により発電用原子炉施設が受ける被害範囲は不確定であり，あらかじめシナリオを設定した手順書では対応は困難


そのため，特定の事象の発生や検知がなくても，観測されるプラントの徴候により対処が可能な手順書を整備

5

２．手順の整備（２／４）～手順の整備における考慮事項～

6

重大事故等対処に必要な手順書との連続性
重大事故等時から事象進展に伴い大規模損壊に至る場合も想定され，迅速な対応を求められる大規模損壊対応を行うために，重大事故等に対処する手順書との連続性を考慮する。

整備する手順書
観測されるプラントの徴候により対処が可能な運転操作手順書と発電所対策
本部用手順書により，重大事故等発生時から大規模損壊発生時までシーム
レスに５つの活動 ※１ が行
えるよう，重大事故等対処
設備等使える可能性のある設備，資機材及び要員を最大限に活用した多様性及び柔軟性を有する手順を整備
 右記のとおり，プラントの状態に対応した手順書を整備

※１ P.3大規模損壊対応の整備内容のうち「手順書の整備」参照＊ 各手順書の概要は，＜参考３＞参照 6

２．手順の整備（３／４）～手順の整備における考慮事項～

7

柔軟な対応を可能とするため工夫した事項
ａ．発電所対策本部の指揮を支援するツールの整備
 発電所全体の状態を把握するための「プラント状態確認チェックシート」を整備
 対応操作の優先順位付けや対策決定の判断を行う
ため各手順書間の相互関係をまとめ全体像を把握す
る「対応フロー」を整備（その概略フローをP.8に示す）
プラント状態確認チェックシート（抜粋）ｂ．中央制御室における監視，制御機能が喪失した場合でも対応できるよう考慮
・現場にてプラントパラメータを監視するための手順
・可搬型計測器にてプラントパラメータを監視するための手順
・建物や設備の状況を目視にて確認するための手順
・現場にて直接機器を作動させるための手順を整備
ｃ．大規模損壊に特化した手順※１を整備
・注水用ヘッダを活用した放水手順
・注水用ヘッダを介さずに大容量送水ポンプのホースを建屋の接続口に直接接続し使用する手順
・淡水タンクを水源とした放水砲による消火手順※１ 大規模損壊の発生を判断した以降，緩和措置を更に柔軟に行うために整備した手順

ｄ．対応手順の整備にあたって考慮すべき事項等については，米国におけるNEIガイド※２も参考とした。
※２ 航空機テロへの対応ガイド（NEI-06-12）及び大規模自然災害への対応ガイド（NEI-12-06）

7

２．手順の整備（４／４）～大規模損壊発生時の対応の流れ～

8

大規模損壊が発生※１

・プラント状態の確認
・アクセスルート確認※２，火災の確認
・中央制御室との連絡状況 ・建屋の損壊状況
・プラント監視機能確認
・対応可能な要員の確認
・主要パラメータ確認
・可搬型計測器によるパラメータ確認
・通信設備の確認
・建屋等へのアクセス性確認

・可搬型設備の確認
・資機材等の確認
・常設設備の確認
・水源の確認※１
以下のいずれかの状態となった場合又は疑われる場合は大規模損壊の発生と判断
・プラント監視機能又は制御機能の喪失によりプラント状態把握に支障が発生した場合（中央制御室の機能喪失や中央制御室と連絡が取れない場合を含む。）
・使用済燃料プールの損傷により水の漏えいが発生し，使用済燃料プールの水位が維持できない場合
・炉心冷却機能及び放射性物質閉じ込め機能に影響を与える可能性があるような大規模な損壊（建屋損壊に伴う広範囲な機能喪失等）が発生した場合
・大型航空機の衝突による大規模な火災が発生した場合

対応要員，可搬型設備，常設設備を含めた残存する資源等を確認し，発電所外への放射性物質放出の防止及び抑制を最優先として，当面達成すべき目標を設定し，そのために優先すべき戦略を決定する。
※２
各事故対応に当たっては，要員の安全確保を最優先とするとともに，人命救助が必要な場合は，原子力災害に対応しつつ，発電所構内の人員の協力を得て，安全確保の上，人命救助を行う。

停止，冷却，閉じ込め機能の確保

使用済燃料
プール冷却

• 発電所外への放射性物質の放出を防止，抑制する対策アクセスルート確保※３（消火活動含む）

電源確保• 各対策を実行するための共通的な対策

放射性物質
拡散抑制
• 発電所外へ
放出された
放射性物質
の拡散を抑
える対策

※３
ブルドーザ等によるがれき撤去作業，事故対応を行うためのアクセスルー
ト及び各影響緩和対策の作業に支障となる火災並びに延焼することにより被害の拡大につながる可能性のある火災の消火活動を優先に実施する。

＊ 戦略決定の考え方は，＜参考４＞参照89

３．体制の整備

大規模損壊対応の概要(P.3)より引用

手順書の整備設計基準を超えるような規模の自然災害及び故意による大型航空機の衝突その他のテロリズムを想定し，以下の５つの活動を行うための手順を網羅する。
（１）大規模な火災が発生した場合における消火活動（故意による大型航空機の衝突による外部火災を想定し、泡放水砲等を用いた消火活動についての手順等を整備）（２）炉心の著しい損傷を緩和するための対策（３）原子炉格納容器の破損を緩和するための対策（４）使用済燃料プールの水位を確保するための対策及び燃料体の著しい損傷を緩和するための対策（５）放射性物質の放出を低減するための対策
要員の被災等が生じた場合においても，流動性を持って柔軟に対応できる体制を整備する。

体制の整備

重大事故等に対処する要員に対して，重大事故等を超えるような状況を想定した教育及び訓練を実施し，体制の整備を図る。

設備及び大規模損壊発生時の対応手順に従って活動を行うために必要な重大事故等対処設備及び資機材
資機材の配備 を配備する。

910３．体制の整備（１／２）～大規模損壊への対応体制～＊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

体制整備の考え方
 大規模損壊への対初動体制（44名）

発電所対策本部体制（98名）

重大事故等に対処する要員

重大事故等に対処する要員

重大事故等対策要員

重大事故等対策要員

応体制は，通常業務の組織体制における実務経験を活かすこ
発電所構外とができる，重大事
からの要員
参集により
故等対策に係る体体制拡充※3制を基本として整備
 夜間・休日においても，発電所構内に常駐する要員を確保し，は人数を示す①：意思決定・指揮
構外から要員が参②：情報収集・計画立案※2：協力会社社員含む ③：現場対応
集するまでの間事故④：対外対応⑤：情報管理対応できる初動体制⑥：資機材等リソース管理を整備※3：平日勤務時間中については，要員は構内で執務しており，原子力災害対策指針の警戒事態，施設敷地緊急事態又は全面緊急事態相当の事象が発生した場合，右 その常駐する要員に示す発電所対策本部体制をとる
は，構内に分散して待機
発電所対策本部要員（①，②，③，④，⑤※1）
総括責任者
連絡責任者

自治体
・報道責任者
消火責任者

副消火責任者

副自治体
・報道責任者

①

原子炉
主任
技術者

本部長

1
1

２号炉運転員7

1

１号炉運転員1
1

３号炉運転員

重大事故等対応要員※2

初期消火要員※2（消防車隊）

②

技術班長

技術班員

放射線管理班長

放射線管理班員

モニタリング要員※2

発電管理班員

２号炉運転員

保修班員

重大事故等対応要員 ※2

4
4

技術支援組

17

1

※1：⑥は参集要員により対応

本部付

１号炉
２号炉
３号炉

③
発電管理班長１号炉運転員
３号炉運転員

6

保修班長

放射性物質
拡散抑制対応要員

初期消火要員（消防車隊）※2

実施組織
④

⑤

広報班長

広報班員

情報班長

情報班員

総務班長

総務班員

⑥

運営支援組

 そのうえで，万一要員の被災等が生じた場合でも，流動性をもって柔軟に対応できる体制を整備

・中央制御室（運転員を含む。）が機能しない場合もあらかじめ想定し，重大事故等対策要員で役割を変更する要員に対して事前に周知しておくことで混乱することなく迅速な対応を可能とする。
・大規模な自然災害が発生した場合には，要員の参集に時間を要する可能性があるが，その場合でも，発電所構内に常駐する要員により，対応を行えるよう体制を整備
 また，大規模損壊発生時の対応拠点となる緊急時対策所や中央制御室が使用できないような場合は，発電所構内の施設の損傷状況等を勘案し，適切な拠点を選定
10
 なお，大規模損壊発生時の支援体制は，重大事故等発生時の支援体制で対処＊＜参考５＞支援体制について

11

３．体制の整備（２／２）～教育・訓練～＊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

大規模損壊対応の体制を整備・充実させるための教育訓練


要員（協力会社社員を含む。）に対し過酷な状況下においても柔軟に対処できるよう，重大事故等対策の対処に係る教育及び訓練に加え，大規模損壊発生時における対応を付加して実施し，体制の整備を図る。
・原子力防災管理者（発電所長）及びその代行者を対象に，通常の指揮命令系統が機能しない場合及び残存する資源等を最大限活用しなければならない事態を想定した個別の教育及び訓練を実施
・発電所長は，現場の最高責任者としての力量を維持・向上するために，外部機関による教育を実施
・要員の被災等が発生した場合においても，優先順位の高い緩和措置の実施に遅れが生じることがないよう，
臨機応変な配員変更に対応できる知識及び技能習得により，本来の役割を担う要員以外の要員でも対応できるよう教育訓練を計画的に実施・大規模損壊発生時に対応する組織の実効性等を確認するため，定期的な総合訓練を継続的に実施
・総合訓練に当たっては，事象進展に応じて訓練者が対応手段を判断していくシナリオ非提示型の訓練（ブラインド訓練）も実施し対応能力を強化

総合訓練風景（発電所対策本部）

個別訓練

シミュレータ訓練

1112

４．設備及び資機材の配備

大規模損壊対応の概要(P.3)より引用

手順書の整備設計基準を超えるような規模の自然災害及び故意による大型航空機の衝突その他のテロリズムを想定し，以下の５つの活動を行うための手順を網羅する。
（１）大規模な火災が発生した場合における消火活動（故意による大型航空機の衝突による外部火災を想定し、泡放水砲等を用いた消火活動についての手順等を整備）（２）炉心の著しい損傷を緩和するための対策（３）原子炉格納容器の破損を緩和するための対策（４）使用済燃料プールの水位を確保するための対策及び燃料体の著しい損傷を緩和するための対策（５）放射性物質の放出を低減するための対策
要員の被災等が生じた場合においても，流動性を持って柔軟に対応できる体制を整備する。

体制の整備

重大事故等に対処する要員に対して，重大事故等を超えるような状況を想定した教育及び訓練を実施し，体制の整備を図る。

設備及び大規模損壊発生時の対応手順に従って活動を行うために必要な重大事故等対処設備及び資機材
資機材の配備 を配備する。

12

４．設備及び資機材の配備～基本的考え方～

13

設備配備の基本的考え方
 可搬型重大事故等対処設備は，同等の機能を有する設計基準事故対処設備及び常設重大事
故等対処設備と同時に機能喪失することのない
よう外部事象の影響を受けにくい場所に保管
 可搬型重大事故等対処設備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影響を考慮し，原子炉建屋及び制御建屋から100ｍ以上離隔を確保し，分散して配備

資機材配備の基本的な考え方
 重大事故等対策で配備する防護具や通信連絡設備等の資機材の基本的な考え方を基に，高線量の環境，大規模な火災の発生及び外部支援が受けられない状況を想定し配備
 そのような状況においても使用を期待できるよう，
原子炉建屋及び制御建屋から100ｍ以上離隔をとった場所に分散して配備保管場所からの離隔距離

13

14

５．適合性審査の状況

 大規模損壊について，当社はこれまで公開の審査会合を１回，非公開の審査会合を４回実施している。
 公開の審査会合において以下の指摘があり，非公開の審査会合において回答した。

主な質問・指摘事項

回 答

大規模損壊対応時の要員、アクセスルート、資機材等の確認について、直ちに大規模損壊が発生した場合も迅速に対応できることが明確になるよ
直ちに大規模損壊が発生した場合も含めて、どの様に確認し判断を行う
う，「対応フロー」を整理した。
のか、運用について整理して提示すること。

大規模損壊発生時における大容量送水ポンプ（タイプII）を使用した手順の妥当性について、基準適合性の観点も含め，整理して提示すること。 大規模損壊発生時における大容量送水ポンプ（タイプII）を使用した手順の妥当性等を整理し，大規模損壊に特化した手順を次のとおり見直した。
・注水用ヘッダを活用した放水手順＜参考＞
・注水用ヘッダを介さずに大容量送水ポンプ（タイプⅠ）のホースを建屋の本指摘は，大規模損壊に特化した手順に対する指摘
接続口に直接接続し使用する手順
・注水用ヘッダを活用した放水砲の設置手順
・大容量送水ポンプ（タイプⅡ）による原子炉注水やドライウェル代替ス ・淡水タンクを水源とした放水砲による消火手順
プレイ手順等14

６．おわりに

15

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発電用原子炉施設の大規模な損壊への対応として整備する「手順書」，「体制」及び「設備・資機材」
について，審査会合において説明しております。
本整備した内容は，現状に留まることなく，今後とも新たな知見や教育・訓練の結果を取り入れ，たゆみなく継続的な改善を図り，更なる安全性の向上を進めてまいります。

15

16

＜参考１＞規制要求事項（１／２）■大規模損壊発生時における手順・体制・資機材の整備は，次の審査基準において要求されている。
「実用発電用原子炉に係る発電用原子炉設置者の重大事故の発生及び拡大の防止に必要な措置を実施するために必要な技術的能力に係る審査基準」└「２．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への対応における要求事項」└「２．１ 可搬型設備等による対応」
要求事項

要求事項の解釈

発電用原子炉設置者において、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発電
用原子炉施設の大規模な損壊（以下「大規模損壊」という。）が発生するおそれがある場合又は発生した場合における体制の整備に関し、以下の項目についての手順書が適切に整備されているか、又は整備される方針が適切に示されていること。また、当該手順書に従って活動を行うための体制及び資機材が適切に整備されているか、又は整備される方針が適切に示されていること。
１ 発電用原子炉設置者において、大規模な自然災害又一 大規模損壊発生時における大規模な火災が発生した場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合における消火活動に関すること。
る発電用原子炉施設の大規模な損壊が発生した場合に二 大規模損壊発生時における炉心の著しい損傷を緩和す
おいて、第１号から第５号までに掲げる活動を実施するたるための対策に関すること。
めに必要な手順書、体制及び資機材等を適切に整備する方針であること。
三 大規模損壊発生時における原子炉格納容器の破損を緩和するための対策に関すること。
四 大規模損壊発生時における使用済燃料貯蔵槽の水位を ２ 第１号に規定する「大規模損壊発生時における大規模確保するための対策及び燃料体の著しい損傷を緩和すな火災が発生した場合における消火活動」について、発るための対策に関すること。
電用原子炉設置者は、故意による大型航空機の衝突に
五 大規模損壊発生時における放射性物質の放出を低減す
よる外部火災を想定し、泡放水砲等を用いた消火活動にるための対策に関すること。
ついての手順等を整備する方針であること。
16

17＜参考１＞規制要求事項（２／２）
要求事項

要求事項の解釈
３ 発電用原子炉設置者は、本規程における「１．重大事故等対策における要求事項」の手順の以下の項目について、大規模な自然災害を想定した手順等を整備する方針であること。
１．２ 原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等
１．３ 原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための手順等
１．４ 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等
１．５ 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等
１．６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等
１．７ 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等
１．８ 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等
１．９ 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための手順等
１．１０ 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等
１．１１ 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等
１．１２ 工場等外への放射性物質の拡散を抑制するための手順等
１．１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等
１．１４ 電源の確保に関する手順等
４

発電用原子炉設置者は、上記３の項目について、故意による大型航空機の衝
突その他のテロリズムも想定した手順等を整備する方針であること。

17

18

＜参考２＞ケーススタディの選定について＊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■大規模損壊を発生させる可能性のある自然災害を以下のプロセスで網羅的に抽出・選定①自然現象の網羅的な抽出
国内外の基準を参考に，網羅的に自然現象を抽出・整理⇒自然現象３２事象②個別の事象に対する発電用原子炉施設安全性への影響度評価 （起因事象の特定）
設計基準を超えるような非常に苛酷な状況を想定した場合に発電用原子炉施設の安全性が損なわれる可能性について評価⇒発生し得るプラント状態（起因事象）を特定③特に発電用原子炉施設の安全性に影響を与える可能性のある自然現象の選定②の影響評価により，特にプラントの安全性に影響を与える可能性がある事象を選定
・地震 ・津波 ・地震と津波の重畳 ・竜巻 ・凍結 ・積雪 ・落雷・火山の影響 ・森林火災 ・隕石④ケーススタディの対象シナリオ選定
上記で選定された事象の発電用原子炉施設への影響について，重大事故等対策で想定している事故シーケンスに包絡されないものを抽出しさらに他事象での想定シナリオによる代表性を考慮して，大規模損壊のケーススタディの対象とするシナリオを選定
・地震 ・津波 ・地震と津波の重畳

以上の抽出プロセスにより，大規模損壊を発生させる可能性のある自然現象においては，「地震」，「津波」
及び「地震と津波の重畳」をケーススタディとして選定し，整備した手順の有効性を確認■故意による大型航空機の衝突その他のテロリズムへの対応における考慮➢ テロリズムには様々な状況が想定されるが，その中でも施設の広範囲にわたる損壊，多数の機器の機能喪失及び大規模な火災が発生して発電用原子炉施設に大きな影響を与える故意による大型航空機の衝突をケーススタディとして選定し，整備した手順の有効性を確認＜参考３＞手順書について

18

19＊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■運転操作手順書
手順書名

内容

警報処置運転手順書

中央制御室及び現場制御盤に警報が発生した際に,警報発生原因の除去あるいはプラントを安全な状態に維持するために必要な対応操作を定めた手順書で，運転員が使用

非常時操作手順書(イベントベース(AOP))

単一の故障等で発生する可能性のあるあらかじめ想定された異常又は事故が発生した際に，事故の進展を防止するために必要な対応操作を定めた手順書で，運転員が使用
設計基準事故の範囲内の特定された事故ごとの操作内容をあらかじめ手順書化しており，当該手順で対応できると判断した場合に使用し，過渡状態が収束するまでの間適用

非常時操作手順書(徴候ベース(EOP))

事故の起因事象を問わず，ＡＯＰでは対処できない複数の設備の故障等による異常又は事故が発生した際に，重大事故への進展を防止するために必要な対応操作を定めた手順書で，運転員が使用
ＡＯＰが設計基準事故の範囲内の特定された事故ごとの対応操作を示した手順書であることに対して，非常時操作手
順書（徴候ベース）は観測されるプラントの徴候（パラメータの変化）に応じた対応操作を示した手順書であり，設計基準
事故に加え設計基準を超えるような設備の多重故障等にも適用

非常時操作手順書(シビアアクシデント(SOP))

ＥＯＰで対応する状態から更に事象が進展し炉心損傷に至った際に，事故の拡大を防止し影響を緩和するために必要な対応操作を定めた手順書で，運転員が使用
非常時操作手順書(シビアアクシデント)も観測されるプラントの徴候（パラメータの変化）に応じた対応操作を示した手順書であり，炉心が損傷し，原子炉圧力容器及び原子炉格納容器の健全性を脅かす可能性のあるシビアアクシデント
事象に適用

非常時操作手順書(設備別)

自然現象や大規模損壊等により，多数の恒設の電源設備・注水設備等が使用できない場合の事故対応操作内容を定めた手順書で，運転員が使用■発電所対策本部用手順書
手順書名

内容

発電所対策本部運営要領書

重大事故，大規模損壊等が発生した場合又はそのおそれがある場合に，緊急事態に関する発電所対策本部の責任と権限及び実施事項を定めた要領書で発電所対策本部が使用

アクシデントマネジメント(AMG)

炉心損傷後に想定されるプラント状態の判断や事故の進展防止及び影響緩和のために実施すべき操作の技術的根拠となる情報を定めたガイドで，運転員に対する支援活動の参考として，技術支援組織が使用重大事故等対応要領書(EHG)

自然現象や大規模損壊等により，多数の恒設の電源設備・注水設備等が使用できない場合に，運転員の事故対応に必要な支援を行うための可搬型設備等による事故対応操作内容を定めた要領書で，重大事故等対策要員及び初期消
火要員（消防車隊）が使用事故の状況や現場要員の確保状況等に応じて適切な手順書を選択可能とするため，ＥＨＧの各手順を実施するための所要時間，所要人数等，手順実施時に必要な情報を記載
19

20＜参考４＞目標設定と個別戦略■大規模損壊の対応に当たって，発電所対策本部は，発電所外への放射性物質放出の防止及び抑制を最優先として，対応要員数，可搬型設備，常設設備を含めた残存する資源等を確認（プラント状態確認チェックシート活用）し，最大限の努力によって得られる結果を想定して，当面達成すべき目標を設定し，優先すべき戦略を決定する考え方は以下のとおり。

20

21＜参考５＞支援体制について■大規模損壊発生時の支援体制は，重大事故等発生時の支援体制と同様の体制で実施
本店

女川原子力発電所

東通原子力発電所

連携

支援

本店対策本部

発電所対策本部
本部長（社長）原子力防災管理者（所長）

発電所支援本部

国：緊急事態対策監等

連携

・副本部長
・本部付

・副本部長
・本部付

・事務局
・情報班
・総務班
・広報班
・放射線管理班
・保修班
・技術班
・発電管理班

支援本部長（副所長）

・副本部長，・委員

・情報班
・復旧支援班

広報班，総務班，人財班，資材班，
電力ｼｽﾃﾑ班，土木建築班，情報通信班
・原子力班
-事務局
-炉心状況調査Ｇｒ

支援

要員
派遣

-設備状況調査Ｇｒ-被ばく影響調査Ｇｒ 他

支援
要請

支援
要請

支援

プラントメーカ
協力会社(協力協定)(協力協定)

災害対策支援拠点

原子力緊急事態支援組織○原子力災害活動（復旧活動）の支援
派遣

原子力事業者間
協力協定＊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

21

女川原子力発電所２号機の安全性に関する検討会 説明資料

論点番号６７（意見番号６７）

資料－２0

第１８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＞- 重大事故等対処設備（No.67,76,77,78関連）

令和元年８月２日
東北電力株式会社
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All rights reserved. Copyrights © 2019, Tohoku Electric Power Co., Inc.

目次

1

1. はじめに（重大事故等対処設備の全体概要）
2. 主な重大事故等対処設備
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（重大事故等対処設備の全体概要 １／３）

3

■従来，重大事故対策は，事業者の自主対策として位置付けられていた■福島第一原子力発電所事故の教訓，海外の最新知見等を踏まえた新規制基準においては，
重大事故が発生した場合に備え，重大事故の進展を防止するための対策が義務付けられた

3※「原子力規制委員会：実用発電用原子炉に係る新規制基準について（概要）」より引用

4

1. はじめに（重大事故等対処設備の全体概要 ２／３）
■万一，重大事故が発生した場合に備え，重大事故の進展を防止するための対策を整備
本日のご説明範囲

原子炉の停止対策の強化

P.8,9

原子炉の減圧対策の強化

P.12,13

原子炉への注水・除熱対策の強化

原子炉格納容器の破損防止

P.11,14~16

使用済燃料プールへの注水対策の強化

P.27~29

原子炉格納容器の破損防止対策の強化

P.18~23放射性物質の拡散抑制対策の導入

P.31,32

水源の確保

万一，重大事故が発生しても対処できる
設備・手順の整備

P.34

放射性物質の拡散抑制
建屋等の水素爆発防止対策の導入

テロや航空機衝突へ
の対応

指揮所等の
支援機能の確保

電源設備 の強化 ・ 計装設備 の強化

炉心損傷の防止P.25

緊急時対策所 （第15回検討会で説明済）

P.36
～41

原子炉から１００ｍ離れた場所に電源車等を保管
意図的な航空機衝突などへの対策更なる信頼性向上対策として常設化（特定重大事故等対処施設）

1. はじめに（重大事故等対処設備の全体概要 ３／３）

45

■炉心損傷の防止
 万一，共通要因による安全機能の喪失などが発生したとしても炉心損傷に至らせないための対策（例１） 電源喪失時にも，代替電源により主蒸気逃がし安全弁を開し，代替注水設備による注水が可能となるまで原子炉を減圧（例２） 原子炉を減圧後，代替注水設備により原子炉へ注水■原子炉格納容器の破損防止
 炉心損傷が起きたとしても原子炉格納容器を破損させないための対策（例１） 原子炉格納容器の閉じ込め機能を維持しながら圧力及び温度を低下させることが可能な代
替循環冷却系を設置（例２） 原子炉格納容器内の圧力及び温度の低下を図り，放射性物質を低減しつつ排気する原子炉格納容器圧力逃がし装置を設置（例３） 溶融炉心により原子炉格納容器が破損することを防止するため，溶融炉心を冷却する原子炉格納容器下部注水設備を設置■放射性物質の拡散抑制
 原子炉格納容器が破損したとしても敷地外への放射性物質の拡散を抑制するための対策（放水設
備，海洋への放射性物質の拡散を抑制する設備の配備）■意図的な航空機衝突などへの対策
 可搬型設備を中心とした対策（可搬型設備・接続口の分散配置）

56２．主な重大事故等対処設備

72. 主な重大事故等対処設備

全体概要（p.4）再掲

原子炉の停止対策の強化
原子炉の減圧対策の強化
原子炉への注水・除熱対策の強化
使用済燃料プールへの注水対策の強化

原子炉格納容器の破損防止

原子炉格納容器の破損防止対策の強化

放射性物質の拡散抑制対策の導入
放射性物質の拡散抑制

水源の確保

万一，重大事故が発生しても対処できる
設備・手順の整備

電源設備 の強化 ・ 計装設備 の強化

炉心損傷の防止

建屋等の水素爆発防止対策の導入

テロや航空機衝突へ
の対応

指揮所等の
支援機能の確保

緊急時対策所 （第15回検討会で説明済）

原子炉から１００ｍ離れた場所に電源車等を保管
意図的な航空機衝突などへの対策更なる信頼性向上対策として常設化（特定重大事故等対処施設）
7

2. 主な重大事故等対処設備
2.1 緊急停止失敗時に原子炉を未臨界にするための設備（１／２）

8■原子炉の運転を緊急に停止（原子炉スクラム）することができない事象が発生した場合においても，原子炉を未臨界にするため，以下の対策を実施
 代替制御棒挿入機能の整備• 既設の原子炉保護系と独立した代替制御棒挿入回路により，制御棒駆動水圧系の空気配管内の圧縮空気を排気し，スクラム弁を「開」することで制御棒を挿入させ原子炉を未臨界にする

原子炉保護系による計装用圧縮空気の排気の流れ
代替制御棒挿入機能による計装用圧縮空気の排気の流れ
制御棒挿入

制御棒駆動水圧系水圧制御ユニット

原子炉保護系より
スクラム弁
※

NE

代替制御棒挿入回路より制御棒駆動機構

NE

排気
ND

スクラム
パイロット弁

排気ND※：スクラム弁のアクチュエータ部の計装用圧縮空気が排出されることで制御棒が挿入される。

電磁弁

電磁弁
（三方弁）

排気

アキュム
レータ

計装用圧縮
空気系より

他の制御棒駆動水圧系
水圧制御ユニットへ
排気8

2. 主な重大事故等対処設備
2.1 緊急停止失敗時に原子炉を未臨界にするための設備（２／２）

9 代替原子炉再循環ポンプトリップ機能の整備 【一部新設】• 既設の原子炉保護系と独立した代替原子炉再循環ポンプトリップ回路により，原子炉再循環ポンプを停止させることで原子炉に負の反応度を印加し，原子炉出力を抑制• 代替原子炉再循環ポンプトリップ機能により原子炉出力を抑制した後，ほう酸水注入系により原子炉にほう酸水を注入することで，原子炉を未臨界にする

6.9kV M/C 6-2B

6.9kV M/C 6-2A
静止形原子炉
再循環ポンプ
電源装置（A）
受電遮断器

静止形原子炉
再循環ポンプ
電源装置（B）
受電遮断器
新設範囲

新設範囲
代替原子炉再循環
ポンプトリップ回路より

代替原子炉再循環
ポンプトリップ
遮断器（B）

代替原子炉再循環
ポンプトリップ
遮断器（A）
静止形原子炉
再循環ポンプ
電源装置（A）

電動機

原子炉
圧力容器

電動機

代替原子炉再循環
ポンプトリップ回路より

静止形原子炉
再循環ポンプ
電源装置（B）

原子炉
再循環
ポンプ
（B）

原子炉
再循環
ポンプ
(A)

原子炉格納容器9

10

2. 主な重大事故等対処設備

全体概要（p.4）再掲

原子炉の停止対策の強化
原子炉の減圧対策の強化
原子炉への注水・除熱対策の強化
使用済燃料プールへの注水対策の強化

原子炉格納容器の破損防止

原子炉格納容器の破損防止対策の強化

水源の確保

万一，重大事故が発生しても対処できる
設備・手順の整備

放射性物質の拡散抑制対策の導入
放射性物質の拡散抑制

電源設備 の強化 ・ 計装設備 の強化

炉心損傷の防止

建屋等の水素爆発防止対策の導入

テロや航空機衝突へ
の対応

指揮所等の
支援機能の確保

緊急時対策所 （第15回検討会で説明済）

原子炉から１００ｍ離れた場所に電源車等を保管
意図的な航空機衝突などへの対策更なる信頼性向上対策として常設化（特定重大事故等対処施設）
10

2. 主な重大事故等対処設備
2.2 原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に原子炉を冷却するための設備

11■原子炉高圧時において，既設の高圧注水設備（高圧炉心スプレイ系及び原子炉隔離時冷却系）が機能喪失した場合でも，原子炉を冷却するため，高圧代替注水系を設置 【新設】 高圧代替注水系は，蒸気タービン駆動の高圧代替注水系ポンプ等で構成し，復水貯蔵タンクの水を原子炉に注水
 新たに設置する代替直流電源設備からの給電を可能とすることで，既設の電源設備が機能喪失した場合でも運転可能
 仮に全ての電源設備が機能喪失した場合でも，人力により弁を操作することで，起動及び運転継続が可能

・高圧代替注水系ポンプ台数 ：１
容量 ：約90.8m3/h
全揚程：約882m

新設範囲

原子炉
圧力容器

高圧炉心
スプレイ系
ポンプ

原子炉格納容器

原子炉隔離時冷却系ポンプ

原子炉隔離時冷却系タービン

高圧代替
注水系
ポンプ

高圧代替
注水系
タービン

原子炉建屋

復水貯蔵
タンク

屋外

11

2. 主な重大事故等対処設備
2.3 原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための設備（１／２）

12■原子炉高圧時において，既設の原子炉の減圧機能が喪失した場合でも，原子炉を減圧するため，以下の対策を実施
 代替自動減圧機能の整備• 既設の自動減圧系の回路と独立した代替自動減圧回路により，主蒸気逃がし安全弁を作動させ原子炉を減圧
 代替直流電源設備からの給電 【新設】
• 主蒸気逃がし安全弁の作動に必要な電源設備が機能喪失した場合でも，新たに設置する代替直流電源設備
からの給電が可能。さらに，主蒸気逃がし安全弁用可搬型蓄電池を新たに配備
 高圧窒素ガス供給系（非常用）の使用• 主蒸気逃がし安全弁の作動に必要な原子炉格納容器窒素ガス供給装置が機能喪失した場合でも，高圧窒素
ガスボンベを供給源として，主蒸気逃がし安全弁の作動が可能

原子炉建屋

高圧窒素ガス
供給系(非常用)(A)

主蒸気逃がし安全弁へ
主蒸気
逃がし
安全弁

主蒸気
逃がし
安全弁

代替高圧窒素ガス供給系より

高圧窒素ｶﾞｽﾎﾞﾝﾍﾞ(A)

タービンへ

原子炉
圧 力
容 器

代替高圧窒素ガス供給系より

高圧窒素ガス
供給系(非常用)(B)

高圧窒素ｶﾞｽﾎﾞﾝﾍﾞ(B)新設範囲

主蒸気逃がし安全弁用
可搬型蓄電池可搬型代替直流電源
代替充電器
代替蓄電池

タービンへ

緊急用電源盤
接続口
原子炉格納容器窒素ｶﾞｽ供給装置から

電源車

原子炉格納容器窒素ｶﾞｽ供給装置から
原子炉格納容器122. 主な重大事故等対処設備
2.3 原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための設備（２／２）

13 代替高圧窒素ガス供給系の設置 【新設】• 高圧窒素ガスボンベを供給源として，原子炉格納容器内の圧力が仮に最高使用圧力の2倍の状態（854kPa[gage]）に達した場合においても，主蒸気逃がし安全弁の操作が可能• 主蒸気逃がし安全弁は，電磁弁動作によりアクチェータへの窒素の流路を構成し窒素を供給することで開操作するが，代替高圧窒素ガス供給系は，電磁弁動作を必要とせず，直接，主蒸気逃がし安全弁のアクチュエータに窒素を供給することで開操作することが可能

原子炉建屋
電磁弁

電磁弁

新設範囲

代替高圧窒素ガス
供給系(A)

主蒸気逃がし安全弁

主蒸気逃がし安全弁
高圧窒素ガス
供給系(非常用)よりタービンへ

高圧窒素ガス
供給系(非常用)より

原子炉
圧 力
容 器

高圧窒素ｶﾞｽﾎﾞﾝﾍﾞ(A)新設範囲

代替高圧窒素ガス
供給系(B)

タービンへ

高圧窒素ｶﾞｽﾎﾞﾝﾍﾞ(B)

原子炉格納容器

主蒸気逃がし安全弁への窒素供給イメージ
枠囲みの内容は商業機密の観点から公開できません。

13

2. 主な重大事故等対処設備

142.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に原子炉を冷却するための設備（１／２）■原子炉低圧時において，既設の低圧注水設備（残留熱除去系及び低圧炉心スプレイ系）が機能喪失した場合でも，原子炉を冷却するため，以下の対策を実施
 低圧代替注水系（常設）（復水移送ポンプ）の整備 【一部新設】• 代替電源を含む交流電源が使用可能な場合に，復水移送ポンプを用いて，復水貯蔵タンクの水を原子炉へ
注水 低圧代替注水系（常設）（直流駆動低圧注水系ポンプ）の設置 【女川独自対策】【新設】• 交流電源が使用できない場合に，直流電源駆動の直流駆動低圧注水系ポンプを用いて，復水貯蔵タンクの水を原子炉へ注水 低圧代替注水系（可搬型）の配備 【新設】
• 屋外に配備する大容量送水ポンプ（タイプⅠ）を用いて，代替淡水源（淡水貯水槽）の水を原子炉へ注水
台 数 ：4（予備1）
容 量 ：約1440m3/h/台
全揚程 ：約122m

大容量送水
ポンプ※
（タイプⅠ）

高圧炉心
スプレイ系から
原子炉
圧力容器

低圧炉心
スプレイ系
ポンプ

残留熱
除去系
ポンプ

復水移送
ポンプ
台 数：2（予備1）
容 量：約100m3/h/台
全揚程：約85m

新設範囲

淡水貯水槽

※大容量送水ポンプには，容量が異なる
タイプⅠとタイプⅡの２種類があり，タイプⅠは注水設備等，タイプⅡは放水設備等，用途に応じて使い分ける

直流駆動
低圧注水系
ポンプ
台 数：1
容 量：約82m3/h
全揚程：約75m

復水貯蔵タンク

原子炉格納容器
原子炉建屋

屋外

14

2. 主な重大事故等対処設備

152.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に原子炉を冷却するための設備（２／２）
 低圧代替注水系（可搬型）等への注水用ヘッダの配備 【女川独自対策】【新設】• 設置作業の効率化を図るため，注水用ヘッダを使用• 低圧代替注水系（可搬型），原子炉格納容器代替スプレイ冷却系（可搬型），原子炉格納容器下部注水系（可搬型），原子炉格納容器フィルタベント系フィルタ装置への補給及び復水貯蔵タンクへの補給との同時使用を考慮。さらに，燃料プール代替注水系（常設配管），燃料プール代替注水系（可搬型），燃料プールスプレイ系（常設配管）又は燃料プールスプレイ系（可搬型）のいずれか1系統の使用を考慮（例）原子炉格納容器代替スプレイ冷却系（可搬型）と復水貯蔵タンクへの補給の同時使用の際の接続

新設範囲（復水貯蔵タンク除く）

15

2. 主な重大事故等対処設備
2.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための設備

16■原子炉や原子炉格納容器を除熱するための既設設備（残留熱除去系及び原子炉補機冷却水系）が機能喪失した場合においても，最終的な熱の逃がし場（海又は大気）へ熱を輸送するため，以下の対策を実施 原子炉補機代替冷却水系の配備 【新設】
• 残留熱除去系が使用できる場合に，屋外に配備する可搬型の熱交換器ユニット及び大容量送水ポンプ（タイプⅠ）により，海を冷却源として除熱 原子炉格納容器フィルタベント系の設置 【新設】，耐圧強化ベント系の整備• 残留熱除去系が使用できない場合に，原子炉格納容器フィルタベント系及び耐圧強化ベント系により，大気を冷却源として除熱（系統概要図はP.22に記載）
新設範囲
原子炉建屋

原子炉
圧力
容器

熱交換器ユニット

大容量送水ポンプ（タイプⅠ）

台
容

数 ：2（予備1）
量 ：約20MW/台（海水温度26℃において）
全揚程 ：約70m

残留熱除去系

台 数 ：4（予備1）
容 量 ：約1440m3/h/台
全揚程 ：約122m

熱交換器

熱交換器

原子炉補機
冷却海水ポンプ

原子炉格納容器

残留熱除去系
ポンプ

原子炉補機
冷却水ポンプ海

16172. 主な重大事故等対処設備

全体概要（p.4）再掲

原子炉の停止対策の強化
原子炉の減圧対策の強化
原子炉への注水・除熱対策の強化
使用済燃料プールへの注水対策の強化

原子炉格納容器の破損防止

原子炉格納容器の破損防止対策の強化

放射性物質の拡散抑制対策の導入
放射性物質の拡散抑制

水源の確保

万一，重大事故が発生しても対処できる
設備・手順の整備

電源設備 の強化 ・ 計装設備 の強化

炉心損傷の防止

建屋等の水素爆発防止対策の導入

テロや航空機衝突へ
の対応

指揮所等の
支援機能の確保

緊急時対策所 （第15回検討会で説明済）

原子炉から１００ｍ離れた場所に電源車等を保管
意図的な航空機衝突などへの対策更なる信頼性向上対策として常設化（特定重大事故等対処施設）
17

2. 主な重大事故等対処設備
2.6 原子炉格納容器破損防止対策（１／２）

18【意見No.78関連】■既設の原子炉格納容器内の冷却設備（残留熱除去系）が機能喪失した場合においても，原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させるため，以下の対策を実施
 原子炉格納容器代替スプレイ冷却系（常設）の整備 【一部新設】• 復水移送ポンプを用いて，復水貯蔵タンクの水を原子炉格納容器内へスプレイ• スプレイした水が原子炉格納容器下部へ流入することで原子炉格納容器下部へ注水する機能も有する
 原子炉格納容器代替スプレイ冷却系（可搬型）の配備 【新設】
• 屋外に配備する大容量送水ポンプ（タイプⅠ）を用いて，代替淡水源（淡水貯水槽）の水を原子炉格
納容器内へスプレイ• スプレイした水が原子炉格納容器下部へ流入することで原子炉格納容器下部へ注水する機能も有する

原子炉建屋

大容量送水ポンプ（タイプⅠ）

原子炉格納容器代替スプレイ冷却系（常設）・復水移送ポンプ台 数：2（予備１）
容 量：約100m3/h/台
全揚程 ：約85m

淡水貯水槽

新設範囲

原子炉
圧力容器

原子炉格納容器代替スプレイ冷却系（可搬型）・大容量送水ポンプ（タイプⅠ）
台 数：4（予備１）
容 量：約1440m3/h/台
全揚程 ：約122m

復水貯蔵タンク

復水移送ポンプ
原子炉格納容器下部

残留熱除去系
ポンプ

原子炉格納容器18

2. 主な重大事故等対処設備
2.6 原子炉格納容器破損防止対策（２／２）

19【意見No.78関連】■炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉格納容器下部に落下した溶融炉心を冷却するため，以下の対策を実施
 原子炉格納容器下部注水系（常設）（復水移送ポンプ）の整備 【一部新設】• 復水移送ポンプを用いて，復水貯蔵タンクの水を補給水系配管から直接原子炉格納容器下部へ注水 原子炉格納容器下部注水系（可搬型）の配備 【新設】• 大容量送水ポンプ（タイプⅠ）を用いて，代替淡水源（淡水貯水槽）の水を補給水系配管から直接原子炉格納容器下部へ注水

原子炉建屋

大容量送水ポンプ（タイプⅠ）
淡水貯水槽

新設範囲

原子炉格納容器下部注水系（常設）・復水移送ポンプ台 数：1（予備2）
容 量：約100m3/h
全揚程 ：約85m

復水貯蔵タンク
原子炉
圧力容器

復水移送ポンプ

原子炉格納容器下部

原子炉格納容器下部注水系（可搬型）・大容量送水ポンプ（タイプⅠ）
台 数：4（予備1）
容 量：約1440m3/h/台
全揚程 ：約122m

原子炉格納容器19

2. 主な重大事故等対処設備

202.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための設備（１／３）

【意見No.78関連】■炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉格納容器の過圧による破損を防止するため，以下の対策を実施
 代替循環冷却系の設置 【新設】• 原子炉格納容器の閉じ込め機能を維持しながら圧力及び温度を低下させることが可能• 代替循環冷却ポンプを用いて，サプレッションチェンバのプール水を原子炉圧力容器へ注水及び原子炉格納容器へスプレイするとともに，原子炉補機代替冷却水系を用いて除熱することで循環冷却を行う• スプレイした水が原子炉格納容器下部へ流入することで原子炉格納容器下部へ注水，または，サプレッション
チェンバのプール水を補給水系配管から直接原子炉格納容器下部へ注水する機能も有する
原子炉建屋
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20

2. 主な重大事故等対処設備

21

2.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための設備（２／３）

【意見No.78関連】【参考】 原子炉格納容器下部注水設備 と 対応手段の選択• 原子炉格納容器下部注水設備のまとめ
流路

備考①_原子炉格納容器代替スプレイ冷却系（常設）

原子炉格納容器下部注水設備

復水移送ポンプ

ポンプ

スプレイ水が下部へ流入

Ｐ．１８②_原子炉格納容器代替スプレイ冷却系（可搬型）

大容量送水ポンプ（タイプⅠ）

スプレイ水が下部へ流入

Ｐ．１８③_原子炉格納容器下部注水系（常設）（復水移送ポンプ）

復水移送ポンプ

直接下部へ注水

Ｐ．１９④_原子炉格納容器下部注水系（可搬型）

大容量送水ポンプ（タイプⅠ）

直接下部へ注水

Ｐ．１９⑤_代替循環冷却系

代替循環冷却ポンプ

スプレイ水が下部へ流入

Ｐ．２０⑥_代替循環冷却系

代替循環冷却ポンプ

直接下部へ注水

Ｐ．２０• 対応手段の選択（概念）
対応手段の選択開始

代替循環冷却
ポンプ使用可ＮＹ

復水貯蔵
タンク使用可

Ｎ

Ｙ
スプレイ管
使用可

Ｎ

スプレイ管
使用可

Ｙ

⑤

Ｎ

Ｙ

⑥

①

スプレイ管
使用可

Ｎ

Ｙ

③

②

④

21

2. 主な重大事故等対処設備
2.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための設備（３／３）

22 原子炉格納容器フィルタベント系の設置 【新設】• 原子炉格納容器代替スプレイ冷却系での蒸気凝縮により原子炉格納容器ベント実施までの時間余裕を確保し，希ガス等のうち短半減期の放射性物質を減衰させる
その上で，原子炉格納容器内の圧力をサプレッションチェンバからフィルタ装置を通して大気へ逃がすことを基本運用として，原子炉格納容器の破損及び水素爆発による破損を防止，並びに排気中に含まれる放射性物質の環境への放出を低減
原子炉建屋屋上放出

原子炉建屋

排気筒

MO

MO

ドライウェル

耐圧強化ベント系
※
新設範囲

原子炉
圧力
容器

MO

フィルタ装置(原子炉建屋内配置)
・原子炉格納容器フィルタ
ベント系
基数：１（３台で構成）
系統設計流量：約10kg/s
粒子状放射性物質除去効率：99.9％以上
無機よう素除去効率：99.8％以上
有機よう素除去効率：98 ％以上

サプレッション
チェンバ

MO

※

※

MO

MO
※
原子炉格納容器※原子炉格納容器フィルタベント系の隔離弁は，原子炉建屋付属棟（非管理区域）から人力で操作ができる設計

22

2. 主な重大事故等対処設備
2.8 水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための設備

23■炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉格納容器内の水素爆発による破損を防止するため，以下の対策を実施
 運転中の原子炉格納容器は原子炉格納容器調気系により窒素を供給することで常時不活性化
 可搬型窒素ガス供給装置の配備 【新設】
• 可搬型窒素ガス供給装置を用いて，原子炉格納容器内に窒素を供給することで，原子炉格納容器内に発生する水素及び酸素の濃度を可燃限界未満にする
 原子炉格納容器フィルタベント系の設置 【新設】• 水素を原子炉格納容器外に排出でき，排気中に含まれる放射性物質はフィルタ装置により低減• フィルタ装置出口に水素濃度監視設備及び放射線モニタを設置
 原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度監視設備の整備 【新設】• 原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度を監視

原子炉建屋屋上放出

原子炉建屋

新設範囲

水素濃度
及び酸素濃度
監視設備
放射線
モニタ

MO

新設範囲

MO

耐圧強化ベント系へ

MO

フィルタ装置(原子炉建屋内配置)

新設範囲

原子炉
圧力
容器

可搬型窒素ガス供給装置

原子炉格納容器

台 数：1（予備1）
容 量：約220Nm3/h

MO
水素濃度
監視設備

MO

MO

23

24

2. 主な重大事故等対処設備

全体概要（p.4）再掲

原子炉の停止対策の強化
原子炉の減圧対策の強化
原子炉への注水・除熱対策の強化
水源の確保

万一，重大事故が発生しても対処できる
設備・手順の整備

使用済燃料プールへの注水対策の強化

原子炉格納容器の破損防止

原子炉格納容器の破損防止対策の強化

放射性物質の拡散抑制対策の導入
放射性物質の拡散抑制

電源設備 の強化 ・ 計装設備 の強化

炉心損傷の防止

建屋等の水素爆発防止対策の導入

テロや航空機衝突へ
の対応

指揮所等の
支援機能の確保

緊急時対策所 （第15回検討会で説明済）

原子炉から１００ｍ離れた場所に電源車等を保管
意図的な航空機衝突などへの対策更なる信頼性向上対策として常設化（特定重大事故等対処施設）
24

2. 主な重大事故等対処設備
2.9 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための設備

25■炉心の著しい損傷が発生した場合において，原子炉建屋の水素爆発による損傷を防止するため，以下の対策を実施
 静的触媒式水素再結合装置の設置 【新設】
• 炉心の著しい損傷が発生し，原子炉格納容器から原子炉建屋に水素が漏えいした場合において，原子炉建
屋内での水素濃度上昇を抑制することによって水素爆発を防止• 運転員による起動操作が必要なく，水素と酸素の触媒反応によって再結合させることが可能
 原子炉建屋内水素濃度監視設備の設置 【新設】• 原子炉格納容器から原子炉建屋に漏えいした水素ガスの濃度を監視

新設範囲

新設範囲

静的触媒式水素再結合装置

排気

原子炉
圧力容器

原子炉格納容器・静的触媒式水素再結合装置
台数：19
水素処理速度：約0.5kg/h/台（水素濃度4.0vol％，100℃，大気圧において）

・原子炉建屋内水素濃度監視設備
個数：7
原子炉建屋地上3階：2個
原子炉建屋地上1階：3個原子炉建屋地下1階：1個
原子炉建屋地下2階：1個

吸気

25

26

2. 主な重大事故等対処設備

全体概要（p.4）再掲

原子炉の停止対策の強化
原子炉の減圧対策の強化
原子炉への注水・除熱対策の強化
使用済燃料プールへの注水対策の強化

原子炉格納容器の破損防止

原子炉格納容器の破損防止対策の強化

水源の確保

万一，重大事故が発生しても対処できる
設備・手順の整備

放射性物質の拡散抑制対策の導入
放射性物質の拡散抑制

電源設備 の強化 ・ 計装設備 の強化

炉心損傷の防止

建屋等の水素爆発防止対策の導入

テロや航空機衝突へ
の対応

指揮所等の
支援機能の確保

緊急時対策所 （第15回検討会で説明済）

原子炉から１００ｍ離れた場所に電源車等を保管
意図的な航空機衝突などへの対策更なる信頼性向上対策として常設化（特定重大事故等対処施設）
26

2. 主な重大事故等対処設備
2.10 使用済燃料プールの燃料損傷防止対策（１／３）

27■既設の使用済燃料プールの冷却・補給設備（残留熱除去系及び燃料プール冷却浄化系）が機能喪失した場合においても，使用済燃料プールを冷却し，放射線を遮蔽するため，以下の対策を実施
 燃料プール代替注水系（常設配管）の配備 【新設】【①】• 大容量送水ポンプ（タイプⅠ）を用いて，代替淡水源（淡水貯水槽）の水を原子炉建屋内の常設配管を通じて
使用済燃料プールに注水 燃料プール代替注水系（可搬型）の配備 【新設】【②】• 大容量送水ポンプ（タイプⅠ）を用いて，代替淡水源（淡水貯水槽）の水をホースを通じて使用済燃料プールに注水■使用済燃料プールの水位が異常に低下した場合において，使用済燃料の著しい損傷を緩和するため，以下の対策を実施
 燃料プールスプレイ系（常設配管）の配備 【新設】【③】• 大容量送水ポンプ（タイプⅠ）を用いて，代替淡水源（淡水貯水槽）の水を原子炉建屋内の常設配管，スプレイ
ノズルを通じて使用済燃料プールにスプレイ
 燃料プールスプレイ系（可搬型）の配備 【新設】【④】• 大容量送水ポンプ（タイプⅠ）を用いて，代替淡水源（淡水貯水槽）の水をホース，スプレイノズルを通じて使用済燃料プールにスプレイ■重大事故等時においても使用済燃料プールの状態を監視するため，以下の対策を実施
 使用済燃料プール監視設備の設置 【新設】【⑤】• 使用済燃料プールの水位，水温及び上部空間線量率を監視。また，使用済燃料プール監視カメラによる監視

27

2. 主な重大事故等対処設備
2.10 使用済燃料プールの燃料損傷防止対策（２／３）

28

新設範囲

①燃料プール代替注水系（常設配管）

接続口③燃料プールスプレイ系（常設配管）②燃料プール代替注水系（可搬型）
原子炉建屋大物搬出入口
又は原子炉建屋扉④燃料プールスプレイ系（可搬型）

新設範囲⑤燃料プールの水位，水温等の監視・使用済燃料プール水位／温度（ヒートサーモ式）
個数：１
・使用済燃料プール水位／温度（ガイドパルス式）
個数：１
・使用済燃料プール上部空間放射線モニタ（高線量，低線量）
個数：２・使用済燃料プール監視カメラ
個数：１

使用済燃料
プール

原子炉
圧力容器

原子炉格納容器

原子炉建屋

大容量送水ポンプ（タイプⅠ）
台 数 ：4（予備1）
容 量 ：約1440m3/h/台
全揚程 ：約122m

淡水貯水槽

屋外

28

2. 主な重大事故等対処設備
2.10 使用済燃料プールの燃料損傷防止対策（３／３）

29■使用済燃料プールの冷却機能が喪失することにより発生する水蒸気が原子炉建屋内の他の重大事故等対処設備に悪影響を及ぼすことを防止するため，以下の対策を実施
 燃料プール冷却浄化系の整備 【一部新設】• 原子炉補機代替冷却水系を用いて，燃料プール冷却浄化系ポンプ及び燃料プール冷却浄化系熱交換器により，使用済燃料プールを除熱
新設範囲
原子炉建屋

使用済燃料
プール

熱交換器ユニット
原子炉
圧力容器

大容量送水ポンプ（タイプⅠ）

台 数 ：2（予備1）
容 量 ：約20MW/台（海水温度26℃において）
全揚程 ：約70m

燃料プール冷却浄化系ポンプ

台 数 ：4（予備1）
容 量 ：約1440m3/h/台
全揚程 ：約122m

熱交換器

熱交換器

原子炉補機
冷却海水ポンプ

原子炉格納容器
原子炉補機
冷却水ポンプ

台 数：1（予備1）
容 量：約160m3/h/台
全揚程：約80m

海

29

30

2. 主な重大事故等対処設備

全体概要（p.4）再掲

原子炉の停止対策の強化
原子炉の減圧対策の強化
原子炉への注水・除熱対策の強化
使用済燃料プールへの注水対策の強化

原子炉格納容器の破損防止

原子炉格納容器の破損防止対策の強化

水源の確保

万一，重大事故が発生しても対処できる
設備・手順の整備

放射性物質の拡散抑制対策の導入
放射性物質の拡散抑制

電源設備 の強化 ・ 計装設備 の強化

炉心損傷の防止

建屋等の水素爆発防止対策の導入

テロや航空機衝突へ
の対応

指揮所等の
支援機能の確保

緊急時対策所 （第15回検討会で説明済）

原子炉から１００ｍ離れた場所に電源車等を保管
意図的な航空機衝突などへの対策更なる信頼性向上対策として常設化（特定重大事故等対処施設）30

2. 主な重大事故等対処設備
2.11 発電所外への放射性物質の拡散を抑制するための設備（１／２）

31■炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損又は使用済燃料プール内燃料体等の著しい損傷に至った場合において，発電所外への放射性物質の拡散を抑制するため，以下の対策を実施
 放水設備（大気への拡散抑制設備）の配備 【新設】• 大気への放射性物質の拡散を抑制するため，原子炉建屋の屋上に放水又は広範囲に放水 放水設備（泡消火設備）の配備 【新設】• 原子炉建屋周辺における航空機衝突による航空機燃料火災に対応

・放水砲
台 数：1（予備1）・泡消火薬剤混合装置
台 数：1（予備1）
容 量：約1000L
・大容量送水ポンプ（タイプⅡ）
台 数：2（予備1）
容 量：約1800m3/h/台
全揚程：約122m

新設範囲

放水砲
原子炉建屋

泡消火薬剤混合装置(航空機燃料火災時に接続)

大容量送水ポンプ（タイプⅡ）

海31

2. 主な重大事故等対処設備
2.11 発電所外への放射性物質の拡散を抑制するための設備（２／２）

32

 海洋への拡散抑制設備（シルトフェンス）の配備 【新設】• 原子炉建屋へ放水した後の放射性物質を含む水が海洋へ拡散するのを抑制• 放射性物質を含む水の流出経路となる①南側排水路排水桝，②タービン補機放水ピット，③北側排水路
排水桝，④取水口にシルトフェンスを設置

新設範囲
新設範囲
新設範囲

新設範囲

シルトフェンス設置イメージ図 32

33

2. 主な重大事故等対処設備

全体概要（p.4）再掲

原子炉の停止対策の強化
原子炉の減圧対策の強化
原子炉への注水・除熱対策の強化
使用済燃料プールへの注水対策の強化

原子炉格納容器の破損防止

原子炉格納容器の破損防止対策の強化

放射性物質の拡散抑制対策の導入
放射性物質の拡散抑制

水源の確保

万一，重大事故が発生しても対処できる
設備・手順の整備

電源設備 の強化 ・ 計装設備 の強化

炉心損傷の防止

建屋等の水素爆発防止対策の導入

テロや航空機衝突へ
の対応

指揮所等の
支援機能の確保

緊急時対策所 （第15回検討会で説明済）

原子炉から１００ｍ離れた場所に電源車等を保管
意図的な航空機衝突などへの対策更なる信頼性向上対策として常設化（特定重大事故等対処施設）
33

2. 主な重大事故等対処設備
2.12 重大事故等の収束に必要となる水の供給設備

34■設計基準事故の収束に必要な水源とは別に，重大事故等の収束に必要となる十分な量の水を有する水源を確保することに加えて，重大事故等の収束に必要となる十分な量の水を供給するため，以下の対策を実施

復水貯蔵タンクを重大事故等対処設備として使用
代替淡水源として淡水貯水槽（２基）を設置 【新設】
海水は構内の複数箇所（取水口及び海水ポンプ室）から取水
代替淡水源の水及び海水の移送手段並びに移送ルートを確保

台 数：2（予備1）
容 量：約1800m3/h/台
全揚程：約122m

台 数：4（予備1）
容 量：約1440m3/h/台
全揚程：約122m
新設範囲

重大事故等対処設備 へ

大容量送水
ポンプ（タイプⅠ）

淡水貯水槽(No.1)
約5,000m3

淡水貯水槽(No.2)
約5,000m3

大容量送水ポンプ（タイプⅡ）

復水貯蔵タンク
約3,000m3

海

34

35

2. 主な重大事故等対処設備

全体概要（p.4）再掲

原子炉の停止対策の強化
原子炉の減圧対策の強化
原子炉への注水・除熱対策の強化
使用済燃料プールへの注水対策の強化

原子炉格納容器の破損防止

原子炉格納容器の破損防止対策の強化

放射性物質の拡散抑制対策の導入
放射性物質の拡散抑制

水源の確保

万一，重大事故が発生しても対処できる
設備・手順の整備

電源設備 の強化 ・ 計装設備 の強化

炉心損傷の防止

建屋等の水素爆発防止対策の導入

テロや航空機衝突へ
の対応

指揮所等の
支援機能の確保

緊急時対策所 （第15回検討会で説明済）

原子炉から１００ｍ離れた場所に電源車等を保管
意図的な航空機衝突などへの対策更なる信頼性向上対策として常設化（特定重大事故等対処施設）
35

2. 主な重大事故等対処設備
2.13 代替電源設備（１／３）

36■既設の電源設備が機能喪失した場合においても，重大事故等の対応に必要な電力を確保するため
以下の対策を実施
 常設代替交流電源設備 【新設】【①】• ガスタービン発電機を屋外（緊急用電気品建屋）に設置
 可搬型代替交流電源設備 【新設】【②】• 電源車を屋外に配備し，接続口を設置
 所内常設蓄電式直流電源設備 【新設】【③】• 蓄電池を設置し，中央制御室において必要な負荷以外を簡易な操作で切り離して８時間，その後，現場において必要な負荷以外を切り離して残り16時間の合計24時間にわたり，必要な電力を供給
 可搬型代替直流電源設備 【新設】【④】• 常設の蓄電池（125V代替蓄電池，250Ｖ蓄電池）及び常設の充電器（125Ｖ代替充電器，250V充電器）を設置• 常設の蓄電池・充電器及び可搬の電源車を組み合わせ，24時間にわたり必要な電力を供給（蓄電池は単独使用も可） 燃料補給設備 【新設】【⑤】• 軽油タンクに加えてガスタービン発電設備軽油タンクを設置及びタンクローリを配備
所内常設蓄電式直流電源設備
・蓄電池
組数：2
容量：約8000Ah(1組)
約6000Ah(1組)
燃料補給設備・タンクローリ
台数：2(予備1)
容量：約4kL/台

可搬型代替直流電源設備
・125V代替蓄電池 ・250V蓄電池
・125V代替充電器
組数：1
組数：1
台数：1
容量：約2000Ah
容量：約6000Ah 電流：約700A

・250V充電器 ・電源車(※)
台数：1
台
数：1
電流：約400A 発電機容量：約400kVA

可搬型代替交流電源設備
・電源車
台
数：4(予備1)
発電機容量：約400kVA/台(※) 可搬型代替交流電源設備の電源車を使用

燃料補給設備・軽油タンク
基数：61
容量：約110kL/基
約170kL

新設範囲

常設代替交流電源設備
・ガスタービン発電機
台
数：2
発電機容量：約4500kVA/台
緊急用電気品建屋
ガスタービン発電機 ①

電源車 ②

原子炉建屋
緊急用電源盤⑤

タンクローリ⑤

非常用ディーゼル④125V代替蓄電池 発電機
*

接続口
原子炉
圧力
容器

③
蓄電池

移動
緊急用電源盤*

燃料補給設備・ガスタービン発電設備
軽油タンク
基数：3
容量：約110kL/基④125V代替充電器⑤ 軽油タンク

非常用電源盤④250V充電器④250V蓄電池

36

新設範囲

2. 主な重大事故等対処設備
2.13 代替電源設備（２／３）

37 代替交流電源の概要
外部電源
非常用高圧母線2C系：所内系統：代替所内系統

非常用
ディーゼル
発電機

残留熱除去系
ポンプ※

緊急用電気品建屋
緊急用高圧母線2F系①常設代替交流
電源設備

緊急用
低圧母線
2G系

ガスタービン発電機

非常用
低圧母線
2C系

非常用高圧母線
2D系へ
緊急用高圧母線2G系

緊急用
交流電源
切替盤

②可搬型代替交流
電源設備
復水移送
ポンプ※

電源車
接続口 ×２

蓄電池及び充電器※

非常用高圧母線
2D系へ新設範囲（電源関係）※：代表的な供給負荷を記載
37

2. 主な重大事故等対処設備
2.13 代替電源設備（３／３）

38

 代替直流電源の概要
非常用高圧母線2C系より新設範囲（電源関係）

緊急用低圧母線2G系

緊急用高圧母線2G系

非常用低圧母線2C系

緊急用
交流電源
切替盤

③所内常設蓄電式直流電源設備
125V
充電器
2A系※1

復水移送
ポンプ※2

接続口
×２

※1：容量増強を実施

125V蓄電池2A系※1
125V直流主母線A系

125V代替充電器

250V充電器
(常設)

(常設)

電源車

2B系へ

(可搬)

250V蓄電池

125V代替蓄電池

(常設)

(常設)

緊急用
直流電源
切替盤

④可搬型代替直流電源設備：所内系統

直流駆動低圧注水系ポンプ

高圧代替注水系※2

原子炉格納容器
フィルタベント系

主蒸気逃がし安全弁※2※2：代替所内系統

原子炉隔離時冷却系※2※2：代表的な供給負荷を記載
38

2. 主な重大事故等対処設備
2.14 計装設備（１／３）

39■重大事故等が発生し，計測機器の故障により重大事故等に対処するために監視が必要なパラメータを計測することが困難になった場合においても，当該パラメータを推定するため，以下の対策を実施
 重大事故等に対処するために必要なパラメータ（原子炉圧力容器の温度，圧力，水位，注水量等）を整備 【一部新設】（詳細はP.40に記載）
 重大事故等に対処するために必要なパラメータを主要パラメータとし，主要パラメータが機能喪失した場合において，主要パラメータを推定するための代替パラメータを整備• 主要パラメータ及び代替パラメータは，想定される重大事故等時における環境条件を考慮し整備• 代替パラメータによる主要パラメータの推定方法（例）① 同一物理量（温度，圧力，水位等）により推定③ 圧力又は温度を水の飽和状態の関係により推定② 水位を注水源又は注水先の水位変化により推定 ④ 流量を注水源又は注水先の水位変化により推定
重大事故等に対処するための主要パラメータ及び代替パラメータ （例）項目

主要パラメータ

代替パラメータ※

原子炉圧力容器内の温度

原子炉圧力容器温度③原子炉圧力③原子炉水位①注水系統の入口温度（残留熱除去系熱交換器入口温度）

原子炉圧力容器内の
圧力

原子炉圧力

①原子炉圧力（他の計器）③原子炉水位
③原子炉圧力容器温度

原子炉圧力容器内の
水位

原子炉水位

①原子炉水位（他の計器）②原子炉圧力容器への注水量（高圧代替注水系ポンプ出口流量，原子炉隔離時冷却系ポンプ出口流量など）

高圧代替注水系ポンプ
出口流量②注水源の水位（復水貯蔵タンク水位）④原子炉水位

原子炉圧力容器への注水量

原子炉隔離時冷却系
ポンプ出口流量※丸数字は上記の推定方法を示す。

②注水源の水位（復水貯蔵タンク水位）④原子炉水位39

2. 主な重大事故等対処設備
2.14 計装設備（２／３）

40 原子炉圧力容器及び原子炉格納容器の主要パラメータ（温度，圧力，水位等）の概要【凡例】①：原子炉圧力容器温度②：原子炉圧力③：原子炉圧力（SA）④：原子炉水位（広帯域）⑤：原子炉水位（燃料域）⑥：原子炉水位（SA広帯域）⑦：原子炉水位（SA燃料域）⑧：ドライウェル温度⑨：圧力抑制室内空気温度⑩：サプレッションプール
水温度⑪：ドライウェル圧力⑫：圧力抑制室圧力⑬：圧力抑制室水位

ドライウェル（D/W）

8 8

1

3 2

原子炉
圧力容器

17

4

2 3

8
8

7 5

1

17

4 6

1

5
11

(全８チャ
ンネル)

8

20

22 23 (全６チャ【凡例】⑭：原子炉格納容器下部水位
原子炉格納容器下部温度⑮：ドライウェル水位⑯：格納容器内雰囲気水素濃度⑰：格納容器内水素濃度(D/W)⑱：格納容器内水素濃度(S/C)⑲：格納容器内雰囲気酸素濃度⑳：格納容器内雰囲気放射線
モニタ(D/W)㉑：格納容器内雰囲気放射線
モニタ(S/C)㉒：起動領域モニタ㉓：平均出力領域モニタ

ンネル)

20

19 16

16 19
1

1

8
8 8
21
12

15 1515

18

8

8

8
15 15 151414 1414
1414 1414
14 14
14
14

9 9

21
18

サプレッション
チェンバ（S/C）

9 9
13

13
10（全１６個）【凡例】

40：新設又は改造範囲

2. 主な重大事故等対処設備
2.14 計装設備（３／３）

41

 パラメータ整備の具体例• 例１） 検出器の追加
対策前

表内の丸数字はP.40に対応

対策後

対策理由

設備なし

⑭：原子炉格納容器下部水位，温度⑮：ドライウェル水位を新規設置

原子炉格納容器下部に落下した溶融炉心の冷却に必要な水深があることを把握⑯：格納容器内雰囲気水素濃度⑯：格納容器内雰囲気水素濃度に加え⑰：格納容器内水素濃度(D/W)⑱：格納容器内水素濃度(S/C)
を追加

計測方式の異なる検出器を採用し多様化を図る• 例２） 測定範囲の見直し
対策前①：原子炉圧力容器温度・・・計測範囲 0～300℃

表内の丸数字はP.40に対応

対策後

対策理由

①：原子炉圧力容器温度・・・計測範囲0～500℃，検出器取替

重大事故等時に可能な範囲で計測可能なよう改造• 例３） 原子炉格納容器に設置する検出器は，検出器から原子炉格納容器電気貫通部までの間に接続部を設けない構造に見直しし，水没により機能喪失しない構造とする• 例４） 重大事故等時における原子炉格納容器内の環境条件は，原子炉格納容器の限界温度200℃（最大），限界圧力0.854MPa[gage]（最大，最高使用圧力の2倍）であり，原子炉格納容器に設置する検出器は，耐環境試験等により健全性を確認
4142３．適合性審査の状況

43

３. 適合性審査の状況

 原子炉格納容器圧力逃がし装置（原子炉格納容器フィルタベント系）については，これまで審査会合を８回実施
 水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための設備については，これまで審査会合を３回実施
 上記以外に，有効性評価の審査会合において，関連する重大事故等対処設備の説明を実施
 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
主な指摘事項回 答

原子炉格納容器圧力逃がし装置 ・ベントガス流量にばらつきが発生した場合，流量が大きくなったフィルタ装置に流入するエアロゾル量が増加し，金属繊維フィルタが閉塞する等の影（原子炉格納容器フィルタベント系）
響が考えられる。
フィルタ装置３台の設置により，ベン ・このばらつきによる影響を防止するため，ベントガス流量比の差に関する設
トガス流量にばらつきが発生した場 計目標を設定しており，実設計においては，配管の圧力損失の差を小さく合に生じるおそれのある影響項目 するような配管ルートにすること等で，設計目標以内であることを確認してを整理し，ベントガス流量比の差に いる。
関する設計目標の適切性を説明す ・仮に，ベントガス流量のばらつきが設計目標の値となった場合でも性能へること。
の影響がないことを確認し，設計目標の適切性について確認している。
水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための設備・重大事故時に発生が想定されるガス等による触媒への被毒については，
海外の文献に示されており，触媒の水素処理性能に対し有意な影響を及重大事故時に発生が想定される微 ぼさないことを確認した。
量の不純物が，静的触媒式水素再 ・なお，静的触媒式水素再結合装置の台数は，保守的に反応阻害物質の影
結合装置に与える影響を説明する 響を考慮し，50%の性能低下を見込んで設定している。
こと。
43

44

４．これまでのご意見に対する回答

4.1 意見No.67への回答（１／６）

45

意見No.67• 電源系に関して，ＤＧの冷却方式や分電盤がどこで一緒になっているのかといった共通原因故障について，どのように分析を進めているのか説明してもらいたい。また，電源系以外でも，例えば，地震による火災と溢水の同時発生のような共通原因故障もありうるので，個別シナリオでの対策やリスク評価以外に，共通原因故障の取り扱いの考え方を説明してもらいたい。

■設計基準事故対処設備は，多重性又は多様性を確保し，異なる区画に設置することなどにより，安全機能が損なわれるおそれがない設計としている。
■重大事故等対処設備は，共通要因によって設計基準事故対処設備の安全機能と同時にその機能が損なわれるおそれがないよう，共通要因の特性を踏まえ，可能な限り多様性を考慮している。
 共通要因としては，環境条件※１，自然現象※２，人為事象※３，溢水，火災及びサポート系※４故障を考慮※１：重大事故等時における温度，湿度，圧力，放射線，荷重，自然現象の影響，人為事象の影響及び周辺機器等からの悪影響※２：地震，津波，洪水，風（台風），竜巻，凍結，降水，積雪，落雷，地滑り，火山の影響，生物学的事象，森林火災，高潮※３：飛来物（航空機落下），ダムの崩壊，爆発，近隣工場等の火災，有毒ガス，船舶の衝突，電磁的障害，
故意による大型航空機の衝突その他のテロリズム※４：系統又は機器に供給される電力，空気，油，冷却水■以降に，交流電源設備及び低圧注水設備における，多様性及び位置的分散を例示する。

45

46

4.1 意見No.67への回答（２／６）
 交流電源設備の多様性，位置的分散（１／３）• 非常用ディーゼル発電機【①】 非常用ディーゼル発電機【①】は，多重性及び独立性を考慮して，３台を各々別の場所に設置し，共通要因により機能が喪失しない設計• ガスタービン発電機【②】 ガスタービン発電機【②】は，ガスタービンにより駆動することで，ディーゼルエンジンにより駆動する非常用ディーゼル発電機【①】に対して多様性を有する設計
 ガスタービン発電機【②】は，冷却方式を空冷とすることで，水冷である非常用ディーゼル発電機【①】に対して多様性を有する設計
 ガスタービン発電機【②】は，原子炉建屋から離れた屋外に設置することで，原子炉建屋内の非常用ディーゼル発電機【①】と位置的分散を図る設計
 ガスタービン発電機【②】からの系統は，独立した電路で構成することにより，非常用ディーゼル発電機【①】からの系統に対して独立性を有する設計• 電源車【③】 電源車【③】は，冷却方式を空冷とすることで，水冷である非常用ディーゼル発電機【①】に対して多様性を有する設計
 電源車【③】は，ディーゼルエンジンにより駆動することで，ガスタービンにより駆動するガスタービン発電機【②】に対して多様性を有する設計
 電源車【③】は，原子炉建屋から離れた屋外に保管することで，原子炉建屋内の非常用ディーゼル発電機【①】と位置的分散を図る設計。また，ガスタービン発電機【①】から離れた屋外に保管することで，位置的分散を図る設計
 電源車【③】からの系統は，独立した電路で構成することにより，非常用ディーゼル発電機【①】からの系統に対して独立性を有する設計
 電源車【③】の接続箇所は，位置的分散を図った複数箇所に設置する設計
46

47

4.1 意見No.67への回答（３／６）
 交流電源設備の多様性，位置的分散（２／３）• ガスタービン発電機【②】及び電源車【③】は，非常用ディーゼル発電機【①】と共通要因によって同時に機能を損なわないよう，多様性を有する設計
設計基準事故対処設備

項目

電源

重大事故等対処設備①非常用交流電源設備②常設代替交流電源設備③可搬型代替交流電源設備

非常用ディーゼル発電機
高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機

ガスタービン発電機

電源車

原子炉建屋地上１階(原子炉建屋付属棟内)

屋外（緊急用電気品建屋地上１階）

屋外（第２，第３，第４保管エリア）

非常用高圧母線2C系
非常用高圧母線2D系

非常用高圧母線2C系
非常用高圧母線2D系

原子炉建屋地下1階(原子炉建屋付属棟内)

原子炉建屋地下1階(原子炉建屋付属棟内)

緊急用低圧母線2G系

緊急用低圧母線2G系

原子炉建屋地上2階(原子炉建屋付属棟内)

原子炉建屋地上2階(原子炉建屋付属棟内)

水冷式

空冷式

空冷式

軽油タンク

軽油タンク

非常用高圧母線2C系
非常用高圧母線2D系
非常用高圧母線2H系

電源
供給先

原子炉建屋地下１階(原子炉建屋付属棟内)
冷却方式
ａ．

燃料源

屋外

ａ．

屋外

・非常用ディーゼル発電設備燃料デイタンク
・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電設備燃料
ｂ．
ｂ． デイタンク

ガスタービン発電設備軽油タンク

原子炉建屋地上2階(原子炉建屋付属棟内)

屋外

ａ．

軽油タンク
屋外
ガスタービン発電設備軽油タンク

ｂ．
屋外

c．

電源車（車載燃料）
屋外

47

48

4.1 意見No.67への回答（４／６）

 交流電源設備の多様性，位置的分散（３／３）• ガスタービン発電機【②】及び電源車【③】は，非常用ディーゼル発電機【①】と共通要因によって同時に機能を損なわないよう，位置的分散を図る設計：
非常用ディーゼル発電機【①】及びその系統（非常用母線）が機能喪失した場合でも，ガスタービ
ン発電機【②】及び緊急用母線により，重大事故等の対応に必要な復水移送ポンプ等へ電力供給が可能

・原子炉建屋地上１階に設置
・水冷式①

非常用高圧母線2C系

非常用
ディーゼル
発電機

・緊急用電気品建屋
地下１階に設置

・原子炉建屋
地下１階に設置

外部電源

残留熱除去系ポンプ

・原子炉建屋
地上２階に
設置
非常用
低圧母線
2C系

緊急用高圧母線2F系
緊急用
低圧母線
2G系

常設代替交流電源設備② ガスタービン発電機
非常用高圧母線
2D系へ

・屋外（緊急用電気品建屋）に設置
・空冷式

緊急用高圧母線2G系

緊急用
交流電源
切替盤

可搬型代替交流電源設備
・屋外に設置
・空冷式

：所内系統

③ 電源車

蓄電池及び
充電器

復水移送ポンプ
接続口 ×２：代替所内系統
非常用高圧母線
2D系へ

・原子炉建屋
地上２階に設置

・原子炉建屋地上２階又は地上１階に設置

48

49

4.1 意見No.67への回答（５／６）

 低圧注水設備の多様性，位置的分散（１／２）• 重大事故等対処設備【③】【④】【⑤】は，設計基準事故対処設備【①】【②】と共通要因によって同時に機能を損なわないよう，多様性を有する設計• 【③】及び【⑤】は，水源から残留熱除去系配管【①】との合流点まで，流路を設計基準事故対処設備【①】【②】に対して独立する設計• 【④】は，流路を設計基準事故対処設備【①】【②】に対して独立する設計
設計基準事故対処設備
項目

ポンプ

水源

駆動電源

②低圧炉心スプレイ系③低圧代替注水系（常設）（復水移送ポンプ）（直流駆動低圧注水系ポンプ）⑤低圧代替注水系（可搬型）

残留熱除去系ポンプ

低圧炉心スプレイ系ポンプ

復水移送ポンプ

直流駆動低圧注水系
ポンプ

大容量送水ポンプ（タイプⅠ）

原子炉建屋地下3階（原子炉建屋原子炉棟内）

原子炉建屋地下3階（原子炉建屋原子炉棟内）

原子炉建屋地下2階（原子炉建屋原子炉棟内）

原子炉建屋地下3階（原子炉建屋付属棟内）

屋外(第1，第2，第3，第4保管エリア)

サプレッション
チェンバ

サプレッション
チェンバ

復水貯蔵タンク

復水貯蔵タンク

代替淡水源(淡水貯水槽(No.1)又は淡水貯水槽(No.2))

原子炉建屋地下3階

原子炉建屋地下3階

屋外

屋外

屋外

常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）
又は可搬型代替交流電源設備（電源車）

常設代替直流電源設備（250V蓄電池）

不要（空冷式ディーゼル
エンジン）

原子炉建屋地上1階

屋外

制御建屋地下2階

屋外

水冷

不要
（自己冷却）

不要（自己冷却）

不要（自己冷却）

非常用交流電源設備
非常用交流電源設備（非常用ディーゼル発電機） （非常用ディーゼル発電機）

原子炉建屋地上1階
冷却方式

重大事故等対処設備①残留熱除去系（低圧注水モード）

水冷④低圧代替注水系（常設）

49

50

4.1 意見No.67への回答（６／６）

 低圧注水設備の多様性，位置的分散（２／２）• 復水移送ポンプ【③】，直流駆動低圧注水系ポンプ【④】及び大容量送水ポンプ【⑤】は，設計基準事故対処設備である残留熱除去系ポンプ【①】及び低圧炉心スプレイ系ポンプ【②】と共通要因によって同時に機能を損なわないよう，位置的分散を図る設計
凡例

設計基準事故対処設備
重大事故等対処設備① 残留熱除去系ポンプ（A）⑤ 大容量送水ポンプ（タイプⅠ）② 低圧炉心スプレイ系ポンプ

第1保管エリア

第２保管エリア
離隔

離隔③ 復水移送ポンプ（C）① 残留熱除去系ポンプ（C）① 残留熱除去系ポンプ（B）

第３保管エリア③ 復水移送ポンプ（B）

離隔③ 復水移送ポンプ（A）

第４保管エリア④ 直流駆動低圧注水系ポンプ

原子炉建屋地下2階 O.P.-800

原子炉建屋地下3階 O.P.-8100

屋外

50

51

4.2 意見No.76への回答（１／７）
意見No.76• 水素発生防止策について確認したい。

■重大事故等が発生した場合において，炉心の著しい損傷を防止（水素発生防止）するため，高圧代替
注水系，低圧代替注水系等を設置■炉心の著しい損傷が発生した場合に備え，原子炉格納容器の破損を防止（原子炉建屋への水素漏えい抑制）するため，原子炉格納容器代替スプレイ冷却系，代替循環冷却系等を設置
著しい炉心損傷防止（水素発生防止）【設計基準事故対処設備】
・高圧炉心スプレイ系
・低圧炉心スプレイ系
・残留熱除去系（低圧注水モード）
・原子炉隔離時冷却系 等【重大事故等対処設備】
・高圧代替注水系
・低圧代替注水系 等【参考】有効性評価における原子炉建屋原子炉棟内の水素挙動• 有効性評価の「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」における原子炉建屋原
子炉棟内における水素挙動を評価した結果，可燃限界未満の4vol%未満に維持されることを確認

原子炉格納容器破損防止（原子炉建屋への水素漏えい抑制）【重大事故等対処設備】
・原子炉格納容器代替スプレイ冷却系
・代替循環冷却系
・原子炉格納容器フィルタベント系
・原子炉格納容器下部注水系 等

原子炉格納容器フィルタベント系により水素ガスの漏えいが止まる■これらの対策を講じたとしても，原子炉格納容器内で発生した水素が原子炉建屋原子炉棟内に漏えいした場合に備え，水素爆発による原子炉建屋の損傷を防止するための対策を実施

51

52

4.2 意見No.76への回答（２／７）■原子炉格納容器破損防止対策を講じたとしても原子炉格納容器内で発生した水素が原子炉建屋原
子炉棟内に漏えいした場合に備え，以下の対策を実施
 静的触媒式水素再結合装置（ＰＡＲ）• 原子炉格納容器内で発生した水素が原子炉建屋原子炉棟内に漏えいした場合に原子炉建屋原子炉棟内で水素を処理
 原子炉格納容器フィルタベント系• 原子炉格納容器から原子炉建屋原子炉棟内へ想定を超える水素漏えいが確認された場合には，PARによる水素処理に加えて，原子炉格納容器フィルタベント系によるベントを行い，原子炉格納容器から原子炉建屋原子炉棟内への水素漏えいを抑制
 原子炉建屋ベント設備【自主対策設備】• 水素の成層化等により水素爆発に至る可能性のある場合に，オペレーティングフロアの天井部分から水素を排出

静的触媒式水素再結合装置（ＰＡＲ）

原子炉格納容器フィルタベント系

原子炉建屋ベント設備
52

53

4.2 意見No.76への回答（３／７）■静的触媒式水素再結合装置（PAR）の概要

 PARは，炉心の著しい損傷が発生した場合に，運転員による起動操作を行うことなく，原子炉格納容器から原
子炉建屋原子炉棟内に漏えいした水素を触媒反応により酸素と再結合させる設備
 PARの動作確認を行うために，動作監視装置としてPARの入口側及び出口側に温度検出器を設置
触媒カートリッジ収納ハウジング内部

ＰＡＲの主要仕様
PAR外観

種

類

触媒式

容

量

約0.5 kg/h/台（水素濃度4.0vol%，100℃，
大気圧において）個数

19台
22枚の触媒カートリッジが収納されている

動作監視装置の主要仕様
種

静的触媒式水素再結合装置

類

計測範囲

0～500℃個

8個(4個のPARの入口側及
び出口側に設置)数

触媒カートリッジ

触媒

熱電対
充填

枠囲みの内容は商業機密の観点から公開できません。

53

54

4.2 意見No.76への回答（４／７）■静的触媒式水素再結合装置（PAR）の設計方針
 原子炉建屋原子炉棟内の水素濃度を可燃限界未満の4vol%未満に抑制できるよう，PARの設置台数を設定

 PARの設置台数は，原子炉格納容器からの水素漏えい量に対して，PARの水素処理容量が上回るように設定
し，その台数と配置について流動解析にて確認①PAR設置台数の設定
PARの設置台数は必要台数評価条件より17台となり，必要台数に余裕を考慮し19台を設置
必要台数 ＝ 水素発生量 × 原子炉格納容器漏えい率 ／ PAR１台あたりの水素処理容量＝ 990kg × ((10%/day) / (24h/day)) ／ (0.25kg/h) ＝ 16.5台
ＰＡＲの必要台数評価条件
項目

評価条件

設定理由

PAR １ 台 あ
たりの水素
処理容量

0.25kg/h

水素濃度4.0vol%, 100℃, 大気圧における水素処理容量約0.5kg/hに，反応阻害物質による性能低下を保守的に50%見込んだ値として設定

水素発生量

有効燃料長※１
被覆管100%990kg

有効性評価における水素発生量を包絡する値として設定（有効燃料長被覆管100%のジルコニウム
全量のジルコニウム－水反応により発生する水素量）

原子炉格納容器の限界圧力である854kPa[gage]における原子炉格納容器漏えい率約1.3%/dayに余裕を考慮して設定※１：燃料ペレットの入っている部分の燃料被覆管の長さ

原子炉格 納容器漏えい率10%/day【参考】PARの必要台数評価条件と有効性評価
・PARの必要台数評価条件に用いる原子炉格納容器からの水素発生量及び水素漏えい量は，有効性評価を包絡する設定としている
必要台数
有効性評価※２
項 目
評価条件
990 kg約282 kg
水素発生量
原子炉格納容器10 %/day
約1 %/day（最大）漏えい率
原子炉格納容器99 kg/day
約2.82 kg/day
水素漏えい量※２：「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」シナリオの場合

4.2 意見No.76への回答（５／７）

54

55②PAR設置場所の設定• 原子炉格納容器から原子炉建屋原子炉棟内へ水素が漏えいした場合，水素を含むガスが高温のため，原子炉建屋原子炉棟内における水素は，原子炉建屋3階（オペレーティングフロア）に導かれる• そのため，水素が最終的に滞留するオペレーティングフロアにPARを設置• 配置にあたっては，オペレーティングフロアでの水素の均一化，メンテナンスエリアの確保及び他設備との干渉を考慮し，オペレーティングフロアの壁近傍に水平方向及び上下方向それぞれに分散して19台を配置

PAR配置図55

56

4.2 意見No.76への回答（６／７）③流動解析による妥当性確認 【設計条件】• ①及び②を基に，設計条件（水素発生量990kg，原子炉格納容器漏えい率10%/day）にて原子炉建屋原子炉棟内における水素挙動を評価した結果，PARの起動により4vol%未満に抑制されることを確認• なお，事象発生後約148時間でオペレーティングフロアの酸素が欠乏し，PARの起動酸素濃度（2.5vol%）を下回ることで処理が行われなくなり，水素濃度が上昇する結果となったが，この状態は酸素濃度が可燃限界未満であり水素燃焼は発生しない• また，原子炉建屋内水素濃度（オペレーティングフロア）が2.3vol%に到達した場合，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ベントを実施する運用としており，原子炉格納容器ベントにより原子炉格納容器から原子炉建屋原子炉棟内への水素漏えいが抑制されることから，水素濃度は可燃限界に到達しない

PARがない場合の水素濃度上昇

PARにより確保される対応時間（約１３０時間）

ＰＡＲ起動水素濃度 1.5vol%

原子炉建屋原子炉棟内の水素挙動 【設計条件】
56

57

4.2 意見No.76への回答（７／７）■静的触媒式水素再結合装置（PAR）の反応阻害物質に対する影響 炉心損傷時の核分裂生成物のハロゲンの大部分を占めるよう素の影響• よう素環境下では，よう素が存在しない状態に比較し約25%の水素処理性能の低下が確認されている• 重大事故等時に想定されるよう素濃度は，試験条件と比べて十分に低いが，PARの水素処理容量は，保守的に50%の性能低下を見込み，PARの設置台数を決定
 水蒸気の影響• 水蒸気濃度が50vol%の環境下においても，水素処理性能を発揮していることが確認されている• 重大事故等時に想定される水蒸気濃度は約21vol%であり，水蒸気による性能低下の影響は考慮しない• 仮に多量の水蒸気が発生した場合においても，触媒には疎水性コーティングが施されており，有意な触媒の劣化は起こらない

重大事故等時に想定されるよう素濃度
試験条件のよう素濃度

よう素影響確認試験結果

約0.015 g/m3
g/m3

試験ケース

温度

圧力

水素濃度

N8/2

30℃

3.25bar

4vol%

水蒸気濃度
0vol%

N9/2

114℃

3.25bar

4vol%

50vol%

重大事故等時に想定される水蒸気濃度
試験条件の水蒸気濃度

約21vol%50vol%

蒸気環境下確認試験結果
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57

58

4.3 意見No.77への回答（１／３）
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。

【運用については次回以降に説明】
原子炉建屋屋上レベル(O.P.約50m)■原子炉格納容器フィルタベント系の概要

R 放射線モニタ

原子炉建屋原子炉棟換気空調系へ
か※ら

バイパスライン

水 素
濃度計

AO
P
MO
原子炉格納容器
フィルタベント系（新設ライン）

P
L

MO

フィルタ
装置
フィルタ装置水・薬液補給用
接続口

MO

T

MO

L

フィルタ
装置

L

フィルタ
装置

耐圧強化ベント系へ
T

AO

AO

給水設備

非常用ガス処理系へ
T

他系統との隔離（２弁）

MO
MO

フィルタ装置（３台）

AO
MO

AO

AO
原子炉格納容器
フィルタベント系（新設ライン）

フィルタ装置水・薬液補給用接続口

窒素供給設備原子炉圧 力容器

MO

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

MO

MO

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

原子炉格納容器
フィルタベント系（新設ライン）

へ※フィルタ装置の主な仕様
個数
1（3台で構成）
系統設計流量
約10.0kg/s（原子炉格納容器圧力427kPa[gage]において）放射性物質除去効率 99.9%以上（粒子状放射性物質に対して）99.8%以上（無機よう素に対して）
98 %以上（有機よう素に対して）

圧力開放板

AO

排水設備

 系統を構成する設備は，頑健な原子炉建屋に設置し，フィルタ装置は壁に固定する設計
 サプレッションチェンバからのベントを基本とするが，長期的にも溶融炉心，水没等により悪影響を受けないよう，ドライウェルからのベントの経路も設置することで，2つの排気経路を設置する設計
 ベントに必要な隔離弁は，全交流動力電源喪失時に代替
電源設備より受電し，中央制御室から遠隔操作が可能な設計。さらに，全ての電源喪失を考慮し，原子炉建屋付
属棟（非管理区域）から遠隔手動弁操作設備を用いた人力操作も可能な設計
 他の系統と隔離する弁は，直列で二重に設置する設計
 ベント開始時の系統内での水素爆発を防止するため，待機時は系統内を窒素で不活性化する設計

人力操作

58

原子炉建屋原子炉棟内
原子炉建屋

59

4.3 意見No.77への回答（２／３）■放射性物質の低減

 Framatome製のフィルタ装置は，大規模試験装置により，実機使用条件を考慮した除去性能検証試験を行っており，その結果に基づきフィルタ装置を設計
 粒子状放射性物質（CsI，TeO2，SrO等）に対して99.9％以上，無機よう素（I2）に対して99.8％以上，有機よう素（CH3I）に対して98%以上を除去する性能を有する設計

金属繊維フィルタによる除去原理

ベンチュリノズルによる除去原理

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59

60

4.3 意見No.77への回答（３／３）■隔離弁の人力操作

 ベントに必要な隔離弁は，全交流動力電源喪失時に代替電源設備より受電し，中央制御室から遠隔操作が可
能な設計
 全ての電源が喪失し，ベントに必要な隔離弁の操作が中央制御室からできない場合には，原子炉建屋付属棟（非管理区域）から遠隔手動弁操作設備を用いて人力にて隔離弁を操作が可能な設計
 フレキシブルシャフトを介した遠隔手動弁操作設備の成立性及び操作時間をモックアップ試験により確認• 人力の場合のハンドル操作時間：約54分（最大）• 電動ドライバを用いた場合のハンドル操作時間：約13分（最大） 炉心の著しい損傷時においても，現場において，人力で隔離弁の操作ができるよう，ベントが開始される原子炉
格納容器側の隔離弁の遠隔手動操作場所には，放射線防護対策として遮蔽を設置する設計

原子炉建屋壁
原子炉建屋

原子炉建屋

原子炉棟内

付属棟

駆動部

（非管理区域）
貫通口

弁

フレキシブルシャフト
ハンドル又は遠隔操作機（電動ドライバ等）

遠隔手動弁操作設備の模式図

モックアップ試験
60

61

５．参考

62

参考1 先行ＢＷＲプラントとの比較（１／４）
・女川２号炉と先行ＢＷＲプラントとの主な重大事故等対処設備の比較
主な重大事故等対処設備項目

柏崎刈羽６・７

原子炉の停止対策の強化

原子炉の減圧対策の強化

原子炉への注水・除熱対策の強化

代替制御棒挿入機能

東海第二

女川２

代替制御棒挿入機能

代替制御棒挿入機能

代替冷却材再循環ポンプ・トリップ
機能

代替再循環系ポンプトリップ機能

代替原子炉再循環ポンプトリップ機
能代替自動減圧機能

過渡時自動減圧機能

代替自動減圧機能

代替直流電源設備からの給電

代替直流電源設備からの給電

代替直流電源設備からの給電

高圧窒素ガス供給系

非常用窒素供給系

高圧窒素ガス供給系（非常用）― （自主対策として代替逃がし安全弁駆動装置を整備）

非常用逃がし安全弁駆動系

代替高圧窒素ガス供給系

高圧代替注水系

高圧代替注水系

高圧代替注水系

低圧代替注水系（常設）

低圧代替注水系（常設）

低圧代替注水系（常設）（復水移送ポンプ）― （※１）― （※１）

低圧代替注水系（常設）（直流駆動
低圧注水系ポンプ） （※１）

低圧代替注水系（可搬型）

低圧代替注水系（可搬型）

低圧代替注水系（可搬型）

代替原子炉補機冷却系 （※２）

緊急用海水系 （※２）

原子炉補機代替冷却水系 （※２）

格納容器圧力逃がし装置

格納容器圧力逃がし装置

原子炉格納容器フィルタベント系

耐圧強化ベント系

耐圧強化ベント系

耐圧強化ベント系※１：TBP（全交流動力電源喪失＋逃がし安全弁開固着）シナリオへの対応について，柏崎刈羽６・７及び東海第二は可搬型ポンプにて行うが，女川２は事象発生直後の可搬型ポンプを用いた対応は実効性に不確かさがあることを考慮して常設の直流駆動低圧注水系ポンプを設置※２：東海第二は常設設備による対応，柏崎刈羽６・７及び女川２は可搬型設備による対応

62

63

参考1 先行ＢＷＲプラントとの比較（２／４）

項目

主な重大事故等対処設備
柏崎刈羽６・７― （※１）

使用済燃料プールへの注水対策の強化

燃料プール代替注水系（常設スプレ
イヘッダ）

燃料プール代替注水系（可搬型スプ
レイヘッダ）

東海第二常設ポンプによる代替燃料プール
注水系（注水ライン） （※１）
常設ポンプによる代替燃料プール
注水系（常設スプレイヘッダ）（※１）

女川２― （※１）

可搬型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）

燃料プール代替注水系（常設配管）

可搬型ポンプによる代替燃料プール注水系（常設スプレイヘッダ）

燃料プールスプレイ系（常設配管）

可搬型ポンプによる代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）

燃料プール代替注水系（可搬型）
燃料プールスプレイ系（可搬型）

使用済燃料プール監視設備

使用済燃料プール監視設備

使用済燃料プール監視設備

燃料プール冷却浄化系

代替燃料プール冷却系

燃料プール冷却浄化系※１：東海第二は常設ポンプによる対策を整備しているが，柏崎刈羽６・７及び女川２は可搬型ポンプにより対応が可能であり常設ポンプによる対策は不要

63

64

参考1 先行ＢＷＲプラントとの比較（３／４）
主な重大事故等対処設備

項目

原子炉格納容器 の破損防止対策 の強化

原子炉格納容器破損防止対策

原子炉格納容器過圧破損防止対策

水素爆発による原子炉格納容器破損防止対策

柏崎刈羽６・７

東海第二女川２

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）

原子炉格納容器代替スプレイ冷却
系（常設）

代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）

代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）

原子炉格納容器代替スプレイ冷却
系（可搬型）

格納容器下部注水系（常設）

格納容器下部注水系（常設）

原子炉格納容器下部注水系（常設）（復水移送ポンプ）

格納容器下部注水系（可搬型）

格納容器下部注水系（可搬型）

原子炉格納容器下部注水系（可搬型）

代替循環冷却系

代替循環冷却系

代替循環冷却系

格納容器圧力逃がし装置

格納容器圧力逃がし装置

原子炉格納容器フィルタベント系

原子炉格納容器内不活性化

原子炉格納容器内不活性化

原子炉格納容器内不活性化― （自主対策として可搬型格納容器窒素供給設備を整備）

可搬型窒素供給装置

可搬型窒素ガス供給装置

格納容器圧力逃がし装置

格納容器圧力逃がし装置

原子炉格納容器フィルタベント系

耐圧強化ベント系 （※１）

― （※１）― （※１）

原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度監視設備

原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度監視設備

原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度監視設備※１：柏崎刈羽６・７は炉心損傷後に耐圧強化ベント系を使用するが，東海第二及び女川２は炉心損傷後に耐圧強化ベント系を使用しない

64

65

参考1 先行ＢＷＲプラントとの比較（４／４）

項目

放射性物質の拡散抑制対策の導入

建屋等の水素爆発防止対策の導入

水源の確保

電源設備の強化

計装設備の強化

主な重大事故等対処設備
柏崎刈羽６・７

東海第二女川２放水設備（大気への拡散抑制設備）

原子炉建屋放水設備

原子炉建屋放水設備

汚濁防止膜

汚濁防止膜

シルトフェンス

放射性物質吸着材― （自主対策として放射性物質吸着材を整備）― （自主対策として放射性物質吸着材を整備）

静的触媒式水素再結合器

静的触媒式水素再結合器

静的触媒式水素再結合装置

放水設備（泡消火設備）― （※１）

原子炉建屋ガス処理系 （※１）

― （※１）

原子炉建屋内水素濃度監視設備

原子炉建屋内水素濃度監視設備

原子炉建屋内水素濃度監視設備

復水貯蔵槽

西側淡水貯水設備，代替淡水貯槽

復水貯蔵タンク

防火水槽，淡水貯水池

西側淡水貯水設備，代替淡水貯槽

淡水貯水槽（２基）

常設代替交流電源設備

常設代替交流電源設備

常設代替交流電源設備

可搬型代替交流電源設備

可搬型代替交流電源設備

可搬型代替交流電源設備

所内蓄電式直流電源設備

所内常設直流電源設備

所内常設蓄電式直流電源設備

可搬型直流電源設備

可搬型代替直流電源設備

可搬型代替直流電源設備

号炉間電力融通電気設備―― （自主対策として号炉間電力融通設備を整備）

燃料補給設備

燃料給油設備

燃料補給設備主要パラメータ及び代替パラメータ

主要パラメータ及び代替パラメータ

主要パラメータ及び代替パラメータ※１：東海第二は水素排出を目的として原子炉建屋ガス処理系を使用するが，柏崎刈羽６・７及び女川２は水素排出を目的として東海第二と同等設備の非常用ガス処理系を使用しない

65

66

参考2-1 重大事故等対策【炉心損傷防止対策】：重大事故等対処設備：重大事故等対処設備（設計基準拡張）※
系統・設備名称が赤字のものは，改造を含む新設設備を示す
大容量送水ポンプ（タイプⅠ）
復水貯蔵タンク

４，６，７

大気
放出

７
低圧代替注水系
（可搬型）

７

４

排気筒

：水を含む配管：海水を含む配管：蒸気を含む配管：ベント配管：高圧窒素ガス系統：電源系統※重大事故等時に機能を期待する既設の設計基準事故対処設備

原子炉格納容器代替
スプレイ冷却系（可搬型）６７

代替高圧窒素
ガス供給系

淡水貯水槽

５
原子炉格納容器代替
スプレイ冷却系（常設）６

原子炉格納容器
フィルタベント系

３

１

緊急停止失敗時に発電用原子炉を未臨界にするための設備

２

原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子炉を冷却するための設備

３

原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための設備

４

原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための設備

５

最終ヒートシンクへ熱を輸送するための設備

６

原子炉格納容器内の冷却等のための設備

７

重大事故等の収束に必要となる水の供給設備

８

電源設備

耐圧強化ベント系

５５

高圧窒素ガス
供給系より

各負
荷へ

３
高圧窒素ガス
供給系(非常用）

可搬型代替
直流電源設備

低圧代替注水系（常設）（直流駆動低圧注水系ポンプ）

原子炉補機代替冷却水系

４８

高圧炉心スプレイ系

ほう酸水注入系

５低圧代替
注水系（常設）（復水移送ポンプ）

３

原子炉
圧力容器

所内常設蓄電式
直流電源設備

主蒸気逃がし
安全弁

各負
荷へ

２

４

大容量送水
ポンプ（タイプⅠ）

可搬型代替
交流電源設備

高圧代替
注水系

非常用
電源盤

残留熱除去系

緊急用
電源盤

２

原子炉格納容器
原子炉補機
冷却水系

常設代替
交流電源設備

８

４
低圧炉心
スプレイ系

海

各負
荷へ

２

１

緊急用
電源盤

原子炉隔離
時冷却系

７

ガスタービン
発電設備
軽油タンク

軽油タンク

サプレッションチェンバ

66

復水貯蔵タンクより

67

参考2-2 重大事故等対策【格納容器破損防止対策】：重大事故等対処設備：重大事故等対処設備（設計基準拡張）※：水を含む配管：海水を含む配管：蒸気を含む配管：ベント配管：高圧窒素ガス系統※重大事故等時に機能を期待する既設の設計基準事故対処設備

系統・設備名称が赤字のものは，改造を含む新設設備を示す

２，４，６，８：窒素ガス系統：電源系統

大容量送水ポンプ（タイプⅠ）

８
大気
放出

８
復水貯蔵タンク

８

原子炉格納容器代替
スプレイ冷却系（可搬型）

淡水貯水槽

３，５

４

１
４

原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却する
ための設備

３

最終ヒートシンクへ熱を輸送するための設備

４

原子炉格納容器内の冷却等のための設備

５

原子炉格納容器の過圧破損を防止するための設備

６

原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための設備

７

水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための設備

８

重大事故等の収束に必要となる水の供給設備

９

電源設備

原子炉格納容器
フィルタベント系

可搬型代替
直流電源設備

高圧窒素ガス
供給系(非常用）

各負荷へ

所内常設蓄電式
直流電源設備

各負荷へ

低圧代替注水系（可搬型）

３，５

２

１
原子炉
圧力容器

大容量送水
ポンプ（タイプⅠ）

代替循環
冷却系

５

原子炉補機冷却水系

可搬型代替
交流電源設備原子炉格納容器下部
注水系（常設）,（可搬型）

常設代替
交流電源設備

９

９
非常用
電源盤

緊急用
電源盤

６

原子炉格納容器
残留熱除去系

各負荷へ主蒸気逃がし安全弁

低圧代替注水系（常設）（復水移送ポンプ）

海

３，５，７
１

原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための設備

２

高圧窒素ガス
供給系より

原子炉格納容器
代替スプレイ冷却系（常設）

原子炉補機
代替冷却水系

代替高圧窒素
ガス供給系

１

緊急用
電源盤

軽油タンク

ガスタービン
発電設備
軽油タンク

７
可搬型窒素ガス供給装置 6768

参考2-3 重大事故等対策【使用済燃料プールの燃料損傷防止対策】：重大事故等対処設備：重大事故等対処設備（設計基準拡張）※※重大事故等時に機能を期待する既設の設計基準事故対処設備

系統・設備名称が赤字のものは，改造を含む新設設備を示す：水を含む配管１

使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための設備：海水を含む配管

２

最終ヒートシンクへ熱を輸送するための設備

：電源系統

３

重大事故等の収束に必要となる水の供給設備

４

電源設備

燃料プール代替注水系（常設配管）

２
原子炉補機代替冷却水系

燃料プール代替注水系（可搬型）

燃料プールスプレイ系（可搬型）

２
大容量送水ポンプ（タイプⅠ）

燃料プールスプレイ系（常設配管）

１

各負荷へ

可搬型代替
直流電源設備

使用済燃料
プール
燃料プール
冷却浄化系
原子炉
圧力容器

海
所内常設蓄電式
直流電源設備

各負荷へ

１

各負荷へ

１

４

大容量送水
ポンプ（タイプⅠ）

可搬型代替
交流電源設備

常設代替
交流電源設備

４
非常用
電源盤

3
淡水貯水槽

緊急用
電源盤

原子炉格納容器

緊急用
電源盤

軽油タンク

ガスタービン
発電設備
軽油タンク

68

69

参考2-4 重大事故等対策【発電所外への放射性物質拡散抑制対策】：重大事故等対処設備：重大事故等対処設備（設計基準拡張）※※重大事故等時に機能を期待する既設の設計基準事故対処設備

系統・設備名称が赤字のものは，改造を含む新設設備を示す：海水を含む配管

１

水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための設備

：電源系統

２

発電所外への放射性物質の拡散を抑制するための設備

３

電源設備

放水砲

１

静的触媒式
水素再結合装置

水素濃度
監視設備

シルトフェンス

２

１

２

２
可搬型代替
直流電源設備

各負荷へ

所内常設蓄電式
直流電源設備

各負荷へ

原子炉
圧力容器

各負荷へ

可搬型代替
交流電源設備３

常設代替
交流電源設備３
非常用
電源盤

原子炉格納容器

大容量送水ポンプ（タイプⅡ）

海

緊急用
電源盤

緊急用
電源盤

軽油タンク

ガスタービン
発電設備
軽油タンク

69

女川原子力発電所２号機の安全性に関する検討会 説明資料

論点番号６８～７０（意見番号６９～７１）

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

1

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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2

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，重大事故発生確率と影響の大きさの積（リスク）を基に総合的な安全性を評価する手法。

《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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3

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※：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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4

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

事故シーケンスグループ

成功【ＥＴの例】【ＦＴの例】

炉心損傷なし

成功

ＨＰＣＳ機能喪失

成功

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【ＨＰＣＳのＦＴ】：OR

ＨＰＣＳ機械的故障サポート系故障

成功

高圧・低圧注水機能喪失

失敗

失敗
失敗

高圧注水・減圧機能喪失

冷却系故障

電源系故障

原子炉停止機能喪失

失敗

ＨＰＣＳ：高圧炉心スプレイ系

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5

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＞
 安全対策が有効に機能することを評価（＝有効性評価）するために，その前段として，
重大事故に至る可能性のある事故シーケンスグループの抽出を行う
 規則に基づき必ず想定する事故シーケンスグループ以外に，追加すべき新たな事故シーケ
ンスの有無を確認する
確率論的リスク評価（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＜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
・ 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）
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

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

停止時
レベル１ＰＲＡ

・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

出力運転時
レベル１．５ＰＲＡ・格納容器破損頻度：2.0×10-5／炉年
・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%）

・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

レベル１ＰＲＡ

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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

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，高圧注水機能と低圧注水機能が喪失し，炉心損傷に至る事象(2) 高圧注水・減圧機能喪失

過渡事象発生後，高圧注水機能の喪失後，原子炉の減圧に失敗し，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，非常用電源の確保に失敗し，炉心損傷に至る
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が喪失し，その後炉心損傷に至る事象(5) 原子炉停止機能喪失

原子炉の停止機能が喪失し，炉心損傷に至る事象(6) ＬＯＣＡ時注水機能喪失

ＬＯＣＡ（冷却材喪失）が発生した後，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(7) 格納容器バイパス

冷却材の格納容器外への漏えい箇所の隔離に失敗し，漏えいの継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

低圧注水系（残留熱除去系）
燃料
原子炉圧力容器

タービン

発電機

復水器

給水系

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）

低圧炉心スプレイ系

排気筒

主蒸気逃がし安全弁
主蒸気隔離弁

低圧注水系（残留熱除去系）

タービン

発電機

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

Tohoku Electric Power Co., Inc.

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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

低圧注水系（残留熱除去系）

タービン

発電機

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

所内変圧器

サプレッションプール

ポンプ又はファン

非常 用母線

復水補給水系より（低圧代替注水系）

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

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

低圧注水系（残留熱除去系）

タービン

発電機

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

低圧注水系（残留熱除去系）
燃料
原子炉
圧力容器

タービン

発電機

復水器
制御棒

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

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）

タービン

発電機

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

低圧注水系（残留熱除去系）
燃料
原子炉圧力容器

タービン

発電機

復水器

給水系

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※原子炉隔離時冷却系（安全対策なし）

原子炉 の
安定冷却

可搬型熱交換機等 で除熱低 圧代替注水
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

安全対策を考慮
したシナリオ【有効性評価】： 主な対策

炉心損傷※

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【確率論的リスク評価】： 判断（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

 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。

原子炉建屋

屋外

復水移送ポンプ（常設）

可搬型熱交換器（可搬型大容量送水ポンプによる注水）（原子炉格納容器圧力逃がし装置による除熱）（電源車による給電）

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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（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

燃料

原子炉圧力容器

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＜解析で確認する
主なパラメータ＞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

事象発生

1h

3h

手順の項目

経過時間（時間）
7h
9h
11h

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

5h

手順の内容

約31秒 原子炉隔離時冷却系による原子炉注水開始

発電副長

1

●運転操作の指揮・監視・指示

3●プラント状態確認

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

5分【運転員C】●原子炉隔離時冷却系による原子炉水位制御【1】（「排気圧力高トリップ」ロジックバイパス含む）

適宜実施

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

【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】
代替冷却系
起動監視【重A～重D】【重J，K】

23h

25h

24h

約24時間 ガスタービン発電機より受電

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水開始
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17時間 原子炉補機代替
冷却系準備完了

運転員A,B,C

代替冷却確保17h

約6.5時間 可搬型大容量送水ポンプ準備完了

状況判断

代替注水等
確保

15h

約6時間 可搬型大容量送水ポンプ起動

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

高圧注水(原子炉
隔離時冷却系)

13h

10分●原子炉補機代替冷却系用電源車設置

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

交流電源確保

【運転員B】【1】 ●ガスタービン発電機受電

5分

低圧代替注水（常設）【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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枠囲みの内容は，防護上の観点から公開できません。

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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
表１ 必要な要員
及び常駐要員
必要な
要員

常駐要員

項目

水源

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11,192m3

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）

・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）

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


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。

燃料被覆管温度の推移


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。

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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

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。

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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＞評価対象事故シーケンス（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

選定した事故シナリオに対し，判断基準を満足することを確認した。
評価結果の概要（）：判断基準値

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

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

全交流動力電源喪失

取水機能
喪失時
崩壊熱
除去機能喪
失
残留熱除去系
故障時

・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）

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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＞評価対象事故シーケンス（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）・原子炉格納容器代替スプレイ冷却系
大破断LOCA＋HPCS／RCIC機能喪失＋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

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・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＞評価対象事故シーケンス（使用済燃料プールにおける燃料損傷防止対策）
想定事故

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

想定事故１
想定事故２

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＞評価対象事故シーケンス（運転停止中の原子炉における燃料損傷防止対策）
事故シーケンスグループ

重要事故シーケンス

重大事故等対処設備等

崩壊熱除去機能喪失

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－

Tohoku Electric Power Co., Inc.

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.

30

資料－３
第１５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（津波PRA）（No.69,70,71,72,81関連）

平成３０年６月１５日
東北電力株式会社
枠囲いの内容は，商業機密または防護上の観点から公開できません。
All rights reserved. Copyrights © 2018, Tohoku Electric Power Co., Inc.

目次

1. 確率論的リスク評価（PRA）の概要
2. 津波レベル1PRA
3. 事故シーケンスの選定
4. 防潮堤を越える津波への対策
5. 適合性審査状況
6. 参考資料1

1．確率論的リスク評価（PRA）の概要

2

1．確率論的リスク評価（PRA）の概要(1) 新規制基準適合性審査におけるPRAの位置付け
 安全対策が有効に機能することを評価（＝有効性評価）するために，その前段として，
重大事故に至る可能性のある事故シーケンスグループを抽出
 規則に基づき必ず想定する事故シーケンスグループ以外に，追加すべき新たな事故
シーケンスの有無を確認

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

外部事象
・地震レベル１・津波レベル１＜適合性審査におけるPRAの扱い＞
 PRAの目的が，重大事故対策設備の有効性評価を行う事故シーケンスを選定することであるため，これまで自主的に実施してきたアクシデントマネジメ
ント対策や福島第一事故後の緊急安全対策等を含めていない。また，そのため，重大事故の発生頻度（炉心損傷頻度等）は判断基準とはしていない。
 安全対策を含めたPRAは，今回の適合性審査の対象外※１ レベル１ ：炉心損傷のリスク評価（炉心損傷頻度）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）

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）
有効性評価の内容※2① 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※２ 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

3

1．確率論的リスク評価（PRA）の概要(2) PRAとは（1/2）
確率論的リスク評価（ＰＲＡ：Probabilistic Risk Assessment）とは，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，重大事故発生確率と影響の大きさの積（リスク）を基に総合的な安全性を評価する手法■PRAにおける想定事象※

内的事象 ： 原子力発電所の機器の故障またはヒューマンエラー等の内部の原因によって起こる事象
外的事象 ： 原子力発電所の外部で発生する地震，津波等によって起こる事象※※

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

4

1．確率論的リスク評価（PRA）の概要(2) PRAとは（2/2）■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）

51．確率論的リスク評価（PRA）の概要(3) PRAの手法（1/3）■PRAの手法の概要
 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• 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
（／年）

定刻

5.76

遅刻

1.44

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

遅刻

0.8

定刻

0.72

遅刻

0.18

遅刻

0.1

遅刻

1

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

（ ）：成功/失敗する確率

遅刻する代表的なシーケンスを選定し，遅刻防止対策（携帯アラーム，自動車など）の有効性評価を行う
6

1．確率論的リスク評価（PRA）の概要(3) PRAの手法（2/3）■PRAの手法の概要
 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，事故（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• 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＜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

分岐確率

失敗

失敗
失敗

失敗

HPCS
機能喪失
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
成功

事故シーケンスグループ

成功
成功

成功

＜フォールトツリーの例＞（HPCS：高圧炉心スプレイ系）

HPCS
機械的故障

サポート系
故障

高圧・低圧注水機能喪失
高圧注水・減圧機能喪失

冷却系
故障

電源系
故障

原子炉停止機能喪失

7

1．確率論的リスク評価（PRA）の概要(3) PRAの手法（3/3）■津波PRAの手法の概要
 津波PRAは，津波の発生頻度（下図C「確率論的津波ハザード評価」），津波による機器の機能喪失の有無の確認（下図D「建屋・機器フラジリティ評価」）が必要となるが，イベントツリー及びフォールトツリーによる評価は，内部事象PRAと同様
Ａ

Ｂ

Ｃ

Ｄ

Ｅ

プラント構成・特性及びサイト
状況の調査

津波PRAに必要なサイト・プラントの各種情報を収集し，対象施設の設計及び津波による影響を把握する。

事故シナリオの同定

津波の影響を具体化して事故シナリオを抽出し，スクリーニングを行う。残った事故シナリオから起因事象を同定し，評価対象とする建屋・機器リストを作成する。

確率論的津波ハザード評価

女川原子力発電所において襲来が想定される任意の津波高さと，その高さを超過する頻度の関係（津波ハザード）を評価する。

建屋・機器フラジリティ評価

建屋・機器リストに記載の設備について，津波による損傷モードを分析してフラジリティを評価する。

事故シーケンス評価

津波高さ毎に事故シナリオを明確化してイベントツ
リーを作成し，炉心損傷頻度を算出すると共に主要な事故シナリオに対する分析を行う。

8

2．津波レベル1PRA

9

2．津波レベル1PRA(1) 新規制基準適合性審査における経緯

 第529回審査会合（平成29年11月30日）において，更新された確率論的津波ハザード
評価を取り込んだ津波レベル１PRAの再評価を実施し，重要事故シーケンスを再検討した結果を説明 この際，防潮堤を越える津波に対し，全交流動力電源喪失が発生する頻度及び全炉
心損傷頻度に対する当該事象の寄与割合が大きいことから，その対応について検討するよう指摘 第567回審査会合（平成30年5月8日） において，各種対策実施後の地形データ等の見直しを反映した敷地内氾濫解析の再評価結果並びに津波PRA，シーケンス選定の結果及び敷地内氾濫解析結果に基づき検討した防潮堤を越える津波への対策について説明し，「概ね妥当な検討がなされた」と評価された

10

2．津波レベル1PRA(2) プラント構成・特性及びサイト状況の調査（1/3）
手順の概要
Ａ

Ｂ

Ｃ

Ｄ

Ｅ

プラント構成・特性及びサイト
状況の調査

津波PRAに必要なサイト・プラントの各種情報を収集し，対象施設の設計及び津波による影響を把握する。

事故シナリオの同定

津波の影響を具体化して事故シナリオを抽出し，スクリーニングを行う。残った事故シナリオから起因事象を同定し，評価対象とする建屋・機器リストを作成する。

確率論的津波ハザード評価

女川原子力発電所において襲来が想定される任意の津波高さと，その高さを超過する頻度の関係（津波ハザード）を評価する。

建屋・機器フラジリティ評価

建屋・機器リストに記載の設備について，津波による損傷モードを分析してフラジリティを評価する。

事故シーケンス評価

津波高さ毎に事故シナリオを明確化してイベントツ
リーを作成し，炉心損傷頻度を算出すると共に主要な事故シナリオに対する分析を行う。

11

2．津波レベル1PRA(2) プラント構成・特性及びサイト状況の調査（2/3）■津波PRAに必要な情報の整理＜サイト・プラント関連情報の収集・分析＞
 津波PRAの実施に際し，以下の情報を収集・整理• 設計図書（全体配置図，機器配置図）から機器の配置情報を整理• 津波高さと年超過確率の関係を評価（確率論的津波ハザード評価）• 防潮堤を越える津波を想定し，敷地内の浸水影響を評価＜プラントウォークダウン（現地確認）＞
 机上検討では確認が難しいプラント情報の取得及び検討したシナリオの妥当性確認をするために，以下の観点でプラントウォークダウン（現地確認）を実施• 重要設備が設置される原子炉建屋及び制御建屋に存在する建屋外壁開口部及び建屋間，地下部（トレンチ取合部）への津波影響の確認• 屋外設備の津波による離脱，移動等に起因して生じる衝突等の間接的被害の可能性の確認• 津波の伝播経路及び建屋開口部（貫通部）の確認■津波PRAの評価対象設備
 新規制基準適合性審査において実施するPRAは，重大事故等対処設備の有効性を確認するための事故シナ
リオの抽出が目的
 評価対象とするプラント状態は，設置許可済みの設備の機能のみに期待する仮想的なプラント状態（重大事故等対処設備がない状態）
 また，津波のリスクを把握する観点から，次ページに示す防潮堤，防潮壁等の止水対策を評価対象とする

12

2．津波レベル1PRA(2) プラント構成・特性及びサイト状況の調査（3/3）■対象プラントの設備配置の特徴
 基準津波による遡上波が設計基準対象施設に到達及び流入することを防止するために，防潮堤（O.P.約 29m※）を設置
 海と連接する取水路等からの敷地への流入を防止するために防潮壁を設置
 建屋への浸水の可能性がある経路，浸水口（扉，開口部及び貫通孔等）に対して，水密扉の設置，貫通部の止水処理等の浸水対策を実施
 全交流動力電源喪失の発生を防止するために，補機ポンプエリア周辺に浸水防止壁を設置【40ページ参照】
 軽油タンク設置エリア（軽油タンク，燃料移送ポンプ）は地下化，水密構造【原子炉建屋】
防潮堤

防潮壁

使用済燃料プール
浸水防止壁【制御建屋】
軽油タンク

変圧器

敷地高さ
O.P.+13.8 m※

燃料移送ポンプ
原子炉格納容器

除塵機

海水ポンプ

※ O.P.（女川原子力発電所工事用基準面）＝T.P.（東京湾平均海面）-0.74m
津波防護設計においては，2011年東北地方太平洋沖地震による地殻変動に伴い，一様に約1mの沈降が発生したことを考慮した値を用いる。

13

2．津波レベル1PRA(3) 事故シナリオの同定（1/5）
手順の概要
Ａ

Ｂ

Ｃ

Ｄ

Ｅ

プラント構成・特性及びサイト
状況の調査

津波PRAに必要なサイト・プラントの各種情報を収集し，対象施設の設計及び津波による影響を把握する。

事故シナリオの同定

津波の影響を具体化して事故シナリオを抽出し，スクリーニングを行う。残った事故シナリオから起因事象を同定し，評価対象とする建屋・機器リストを作成する。

確率論的津波ハザード評価

女川原子力発電所において襲来が想定される任意の津波高さと，その高さを超過する頻度の関係（津波ハザード）を評価する。

建屋・機器フラジリティ評価

建屋・機器リストに記載の設備について，津波による損傷モードを分析してフラジリティを評価する。

事故シーケンス評価

津波高さ毎に事故シナリオを明確化してイベントツ
リーを作成し，炉心損傷頻度を算出すると共に主要な事故シナリオに対する分析を行う。

14

2．津波レベル1PRA(3) 事故シナリオの同定（2/5）■評価の前提条件
 地震によって津波が発生し，防潮堤，防潮壁を越える津波が敷地内に浸水することで，プラントに影響を与える
 地震によって建屋，系統（システム），機器の機能喪失につながる損傷はない（地震によるプラントへの直接的影響は無い）
 建屋外壁扉は人員の避難により誤開放しており，津波が建屋の敷地レベル
から建屋外壁扉の下端レベルの高さ（以下，「カーブ高さ」という。）を越えて，建屋内に流入した場合は，建屋の同一フロア及び下階全体が同時に浸水
 変圧器等の評価対象機器は，機器の基礎部を越え浸水することにより，機
能喪失する

建屋外壁扉

建屋外壁扉下端
カーブ高さ
敷地レベル

■事故シナリオの分析・選定
 収集したサイト・プラント情報に基づき，津波の直接的及び間接的影響を受ける可能性のある設備を具体化し，当該設備が損傷した場合に想定される
事故シナリオを抽出（次ページに具体例を示す）＜直接的影響＞・ 浸水による設備の没水，被水・ 津波波力，流体力，浮力・ 海底砂移動・ 引き波による水位低下＜間接的影響＞・ 洗掘・ 漂流物の衝突
・ 津波による高ストレス・ 作業環境の悪化

15

2．津波レベル1PRA(3) 事故シナリオの同定（3/5）
津波による事故シナリオの分析（例）
津波PRA学会標準の記載※
影響の種類

建屋・構築物，機器・配管系への影響

浸水による設備の没水・被水

設備の動的機能喪失
電気設備の発電／送電機能喪失

津波波力・流体力・浮力

建屋・構築物，機器・配管系の
構造的損傷

海底砂移動

海水取水設備の機能喪失

津波の影響

直接的

引き波による水位低
海水取水設備の機能喪失
下影響を受ける可能性のある設備
起動変圧器の没水による
機能喪失

洗掘

間接的

建屋・構築物，機器・配管系の構造的損傷

漂流物の衝突起動変圧器の機能喪失により外部電源喪失が発生する。

海水取水ポンプの没水によ
海水取水ポンプの機能喪失により，原子炉補機冷却海水系が機能喪失する。
る機能喪失
防潮堤の波力による損傷

発電所敷地及び建屋内への浸水が発生し，設備の機能喪失による原子炉への外乱が発生する／発生した外乱に対する緩和設備が機能喪失する可能性がある。

原子炉建屋（外壁扉）の波力による損傷設備の機能喪失による原子炉への外乱が発生する／発生した外乱に対する緩和設
備が機能喪失する可能性がある。

海 底砂移動による海水取 原子炉補機冷却海水系の機能喪失，又は，循環水ポンプ等の機能喪失による過渡
水機能障害の発生
事象が発生する可能性がある。
引き波による海水取水機能
同上
障害の発生
防潮堤の洗掘による損傷

建屋・構築物，機器・配管系の構造的損傷考えられる事故シナリオ

発電所敷地及び建屋内への浸水が発生し，設備の機能喪失による原子炉への外乱が発生する／発生した外乱に対する緩和設備が機能喪失する可能性がある。

原 子 炉建屋の洗掘による 設備の機能喪失による過渡事象の発生及び，炉心損傷緩和設備が機能喪失する可損傷能性がある。
防潮堤の漂流物衝突によ 発電所敷地及び建屋内への浸水が発生し，設備の機能喪失による過渡事象の発生
る損傷及び，緩和設備が機能喪失する可能性がある。
原子炉建屋（外壁扉）の漂 設備の機能喪失による原子炉への外乱が発生する／発生した外乱に対する緩和設
流物衝突による損傷
備が機能喪失する可能性がある。

津波による高ストレス

運転員／作業員の操作失敗

作業員退避時の原子炉建本評価では，建屋外壁扉の誤開放を考慮しているため，本項目は該当しない。
屋外壁扉閉め忘れ

作業環境の悪化

運転員の回復操作の遅延―

本評価では，可搬式設備等の事象発生後の作業環境悪化を考慮しなければならない設備には期待していないため，本項目は該当しない。

※ 津波PRA学会標準6.1「事故シナリオの広範な分析・選定」より引用

16

2．津波レベル1PRA(3) 事故シナリオの同定（4/5）■起因事象の選定
 津波により誘発される起因事象を選定するため，以下に示すフローを用いて事故シナリオを分析
 この結果，スクリーニングで除外されずに残った事故シナリオに含まれる起因事象として，「外部電源喪失」，「原子炉補機冷却海水系機能喪失」及び「敷地及び建屋内浸水」の3事象※1を選定
津波

健全

津波PRA評価対象外

RSW/HPSW ※2
ポンプ機能
健全
喪失

発生しない

起動変圧器
機能

外乱が発生
する津波高さか原子炉補機冷却海水系
機能喪失
外部電源喪失

健全

健全
喪失

発生する

タービン建屋機能
健全

RSW/HPSW ※2
ポンプ機能
喪失

喪失

原子炉建屋/
制御建屋機能

外部電源喪失 ※1
及び原子炉補機冷却海水系
機能喪失
外部電源喪失喪失

敷地及び建屋内浸水
注）起因事象は，津波の影響範囲により，単独もしくはそれらの組合せで発生する。

選定した起因事象

説明

外部電源喪失津波の敷地内浸水により起動変圧器等が没水し，外部電源喪失が発生する。敷地内浸水又はタービン建屋内への浸水による他の過渡事象の発生も予想される
が，外部電源喪失は広範囲な緩和系の機能喪失となるため，他の過渡事象を代表する起因事象として選定した。

原子炉補機冷却海水系機能喪失

敷地内に浸水した津波が補機ポンプエリアの浸水防止壁を越えることで，
RSW/HPSWポンプが没水して原子炉補機冷却海水系が機能喪失する。

敷地及び
建屋内浸水

敷地及び原子炉建屋又は制御建屋内への浸水が発生し，炉心損傷に係る何らかの外乱が発生する。

※1 「外部電源喪失及び原子炉補機冷却海水系機能喪失」は「外部電源喪失」及び「原子炉補機冷却海水系機能喪失」の組合せで発生する事象であることから，「外部電源喪失」及び「原子炉補機冷却海水系機能喪失」を個別に起因事象として選定※2 RSW ： 原子炉補機冷却海水系
HPSW ： 高圧炉心スプレイ補機冷却海水系

17

2．津波レベル1PRA(3) 事故シナリオの同定（5/5）■建屋・機器リストの作成
 津波PRAの評価対象設備を明確にするため，①起因事象を引き起こす設備，②津波防護施設／浸水防止設
備及び③起因事象を緩和する設備を選定して建屋・機器リストを作成
設置場所

設置フロア
高さ[O.P.]

設置場所

設置フロア
高さ[O.P.]

屋外

14.0m※

フロントライン系

補機ポンプ
エリア

14.4m※

11

スクラム系

原子炉建屋

5.0m

防潮堤

屋外

－

12

高圧炉心スプレイ系（HPCS）

原子炉建屋

-9.1m

4

防潮壁（スクリーンエリア，放水立坑エリア）

屋外

－

13

原子炉隔離時冷却系（RCIC）

原子炉建屋

-9.1m

5

浸水防止壁（補機ポンプエリア）

屋外

－

14

低圧炉心スプレイ系（LPCS）

原子炉建屋

-9.1m

6

建屋止水対策屋外－15

低圧炉心注水系（LPCI(RHR)）

原子炉建屋

-9.1m

7

原子炉建屋

－

－

屋外

－

対象設備

No.

①起因事象を引き起こす設
備

1

起動変圧器

2

原子炉補機冷却海水ポンプ（RSWポンプ）（補機ポンプエリア内の関連機器を含む）

3

②津波防護
施設／浸水
防止設備

設備名称

8

原子炉建屋外壁扉

9

制御建屋

10

制御建屋外壁扉

対象設備

No.

設備名称

サポート系
③起因事象を緩和する設備16

復水貯蔵タンク（CST）－

17

直流電源系統／高圧炉心スプレイ系（HPCS）

制御建屋

7.0m

－

18

燃料移送ポンプ（屋外の燃料移送系関連機器
を含む）

屋外

16.0m※

19

非常用交流電源系統／高圧炉心スプレイ系（HPCS）（燃料移送ポンプを除く）

原子炉建屋

14.0m

20

原子炉補機冷却海水系（RSW）（RSWポンプを除く）

原子炉建屋

-9.1m

21

高圧炉心スプレイ補機冷却海水ポンプ（HPSWポンプ）（補機ポンプエリア内の関連機
器を含む）

補機ポンプ
エリア

14.4m※

22

原子炉補機冷却系（RCW）/高圧炉心スプレイ
補機冷却系（HPCW）

原子炉建屋

-9.1m

原子炉建屋

－

－
制御建屋

※ 機能喪失する高さ

18

2．津波レベル1PRA(4) 確率論的津波ハザード評価（1/3）
手順の概要
Ａ

Ｂ

Ｃ

Ｄ

Ｅ

プラント構成・特性及びサイト
状況の調査

津波PRAに必要なサイト・プラントの各種情報を収集し，対象施設の設計及び津波による影響を把握する。

事故シナリオの同定

津波の影響を具体化して事故シナリオを抽出し，スクリーニングを行う。残った事故シナリオから起因事象を同定し，評価対象とする建屋・機器リストを作成する。

確率論的津波ハザード評価

女川原子力発電所において襲来が想定される任意の津波高さと，その高さを超過する頻度の関係（津波ハザード）を評価する。

建屋・機器フラジリティ評価

建屋・機器リストに記載の設備について，津波による損傷モードを分析してフラジリティを評価する。

事故シーケンス評価

津波高さ毎に事故シナリオを明確化してイベントツ
リーを作成し，炉心損傷頻度を算出すると共に主要な事故シナリオに対する分析を行う。

19

2．津波レベル1PRA(4) 確率論的津波ハザード評価（2/3）■確率論的津波ハザードの評価方法
 「津波PRA学会標準」，「原子力発電所の津波評価技術」※1，「確率論的津波ハザード解析の方法」※2及び2011
年東北地方太平洋沖地震から得られた知見等を踏まえて，確率論的津波ハザード解析を実施
 津波発生領域は，津波PRA学会標準に示される領域に加え，プレート間地震と津波地震の連動型地震を考慮（津波PRA学会標準に一部加筆）

確率論的津波ハザード評価における検討対象領域※1 公益社団法人土木学会原子力土木委員会津波評価小委員会「原子力発電所の津波評価技術2016」※2 社団法人土木学会原子力土木委員会津波評価部会「確率論的津波ハザード解析の方法（2011）」

20

2．津波レベル1PRA(4) 確率論的津波ハザード評価（3/3）■確率論的津波ハザード曲線及び津波高さの設定
 防潮堤（O.P.29m）を越える津波に対して，全交流動力電源喪失に至らない津波高さとして，「O.P.33.9m津波（年超過確率7.3×10-7）」を設定【O.P.33.9m津波時の敷地内氾濫解析は33ページ参照】
1.E-01【補足】
基準津波はO.P.23.1mであるが，防潮堤を越える津波を想定した際に，重大事故に対する緩和設備の機能が維持される津波高さとしてO.P.33.9mを設定

算術平均
1.E-02

年超過確率

1.E-03

1.E-04

1.E-05

津波分類※1

津波高さ

津波発生頻度※2［／年］

A

O.P.29m～33.9m

3.8×10-6

B

O.P.33.9m～

7.3×10-7

7.3×10-7

1.E-06

1.E-070

10

20

30 33.9m

40

水 位 (O.P., m) 水 位 (O.P., m)

敷地前面（水位上昇側）の津波ハザード曲線

50※1 津波分類の考え方は次ページ以降参照※2 1.0×10-6／年 ⇔ 百万年に1回発生する頻度
1.0×10-7／年 ⇔ 1千万年に1回発生する頻度

212．津波レベル1PRA(5) 建屋・機器フラジリティ評価（1/7）
手順の概要Ａ

プラント構成・特性及びサイト
状況の調査

津波PRAに必要なサイト・プラントの各種情報を収集し，対象施設の設計及び津波による影響を把握する。

事故シナリオの同定

津波の影響を具体化して事故シナリオを抽出し，スクリーニングを行う。残った事故シナリオから起因事象を同定し，評価対象とする建屋・機器リストを作成する。

確率論的津波ハザード評価

女川原子力発電所において襲来が想定される任意の津波高さと，その高さを超過する頻度の関係（津波ハザード）を評価する。

建屋・機器フラジリティ評価

建屋・機器リストに記載の設備について，津波による損傷モードを分析してフラジリティを評価する。

事故シーケンス評価

津波高さ毎に事故シナリオを明確化してイベントツ
リーを作成し，炉心損傷頻度を算出すると共に主要な事故シナリオに対する分析を行う。

Ｂ

Ｃ

Ｄ

Ｅ

22

2．津波レベル1PRA(5) 建屋・機器フラジリティ評価（2/7）■評価対象と損傷モードの決定 「事故シナリオの同定」で選定した設備について津波損傷モードを検討し，フラジリティを評価
建屋・機器フラジリティ評価結果(例)
津波損傷
モード

津波フラジリティ

起動変圧器

没水/被水

津波水位O.P.33.9m以下では，没水しないことを確認しており，津波水位O.P.33.9mを超えた
場合，没水により機能喪失すると想定した。

原子炉補機冷却海水ポンプ（RSWポンプ）

津波水位O.P.33.9m以下では，補機ポンプエリア内へ浸水しないことを確認しており，津波
没水/被水 水位O.P.33.9mを超えた場合，補機ポンプエリア内へ浸水し，没水により機能喪失すると想
定した。

対象設備

設備名称

起因事象を引き起こす設備

津波防護施設／
浸水防止設備起因事象を緩和
する設備

防潮堤

－

津波水位O.P.33.9m以下では，波力等による機能喪失の可能性は小さいとして無視した。一方，津波水位O.P.33.9mを超えた場合，敷地及び原子炉建屋又は制御建屋内への大量浸水により複数の緩和機能喪失となり炉心損傷に至るため，フラジリティは考慮しない。

浸水防止壁

－

同上

原子炉建屋外壁扉－

同上
津波水位O.P.33.9mを超えた場合，原子炉建屋又は制御建屋内へ浸水し，没水により機能喪失すると想定した。

原子炉隔離時冷却系（RCIC）

没水/被水

低圧炉心注水系（LPCI）

没水/被水 同上

復水貯蔵タンク（CST）

燃料移送ポンプ－

津波水位O.P.33.9m以下では，波力等による機能喪失の可能性は小さいとして無視した。一方，津波水位O.P.33.9mを超えた場合，敷地及び原子炉建屋又は制御建屋内への大量浸水により複数の緩和機能喪失となり炉心損傷に至るため，フラジリティは考慮しない。

没水/被水

津波水位O.P.33.9m以下では，没水しないことを確認しており，津波水位O.P.33.9mを超えた
場合，没水により機能喪失すると想定した。

23

2．津波レベル1PRA(5) 建屋・機器フラジリティ評価（3/7）■建屋・機器フラジリティの検討結果
 没水及び波力に対する機器のフラジリティ曲線は下図に示すステップ状とし，建屋・機器フラジリティは以下の考え方を適用(1) 起動変圧器は浸水深が起動変圧器の基礎高さを越えた場合に機能喪失(2) 原子炉補機冷却海水ポンプ/高圧炉心スプレイ補機冷却海水ポンプは浸水深が補機ポンプエリアの浸水防止壁の高さを越えた場合に機能喪失(3) 燃料移送ポンプは地下化し，水密構造であるため，浸水深がその止水性能を越える高さの場合に機能喪失(4) 建屋内の起因事象を緩和する設備は，建屋内浸水に伴う没水により機能喪失

1.0
機能喪失確率
機器設置高さまたは設計値0
浸水深または津波高さ（m）
機器のフラジリティ曲線

24

2．津波レベル1PRA(5) 建屋・機器フラジリティ評価（4/7）

枠囲みの内容は防護上の観点から公開できません。

■起因事象対象設備の設置位置，設置高さ
 起因事象対象設備である①原子炉補機冷却海水ポンプ/高圧炉心スプレイ補機冷却海水ポンプ（補機ポンプエリア），②起動変圧器及び③燃料移送ポンプの設置位置，設置高さを以下に示す

起因事象対象設備の設置位置
25

2．津波レベル1PRA(5) 建屋・機器フラジリティ評価（5/7）① 原子炉補機冷却海水ポンプ/高圧炉心スプレイ補機冷却海水ポンプ
 原子炉補機冷却海水ポンプ/高圧炉心スプレイ補機冷却海水ポンプは敷地内浸水深が補機ポンプエリアの
浸水防止壁の高さ（敷地レベルから0.6m）を越えた場合に機能喪失し，全交流動力電源喪失が発生する なお，補機ポンプエリアは防潮堤から離隔距離があり，ピット構造のため，原子炉補機冷却海水ポンプ/高圧
炉心スプレイ補機冷却海水ポンプに対して，防潮堤を越える津波による被水影響はない

離隔距離：13.5m（建屋側→）
防潮堤

浸水防止壁

敷地高さ
O.P.13.8m（GL）

地上レベルから0.6m

補機ポンプエリア

２号補機ポンプエリアの断面図

26

2．津波レベル1PRA(5) 建屋・機器フラジリティ評価（6/7）

枠囲みの内容は防護上の観点から公開できません。

② 起動変圧器
 起動変圧器は敷地内浸水深が起動変圧器の基礎高さ（敷地レベルから0.2m）を越えた場合に機能喪失し，外部電源喪失が発生する

O.P.14.0m
O.P.13.8m(GL)

敷砂利

敷砂利

２号炉起動変圧器断面図

起動変圧器の設置状況
27

2．津波レベル1PRA(5) 建屋・機器フラジリティ評価（7/7）

枠囲みの内容は防護上の観点から公開できません。

③ 軽油タンク設置エリア
 軽油タンク設置エリアは地下化し，水密構造であるため，敷地内浸水深がその止水性能を越える高さ（敷地レベルから2.2m）の場
合に機能喪失し，全交流動力電源喪失が発生する

軽油タンクベント

燃料移送ポンプ室排風機ダクト
サポート
4.4m
貫通部止水処置
2.2m

貫通部止水処置

マンホール

マンホール

O.P.13.8m(GL)

軽油タンク

燃料移送ポンプ室排風機

燃料移送ポンプ

２号炉軽油タンク設置エリア断面図
軽油タンク設置エリアの状況
28

2．津波レベル1PRA(6) 事故シーケンス評価（1/5）
手順の概要
Ａ

Ｂ

Ｃ

Ｄ

Ｅ

プラント構成・特性及びサイト
状況の調査

津波PRAに必要なサイト・プラントの各種情報を収集し，対象施設の設計及び津波による影響を把握する。

事故シナリオの同定

津波の影響を具体化して事故シナリオを抽出し，スクリーニングを行う。残った事故シナリオから起因事象を同定し，評価対象とする建屋・機器リストを作成する。

確率論的津波ハザード評価

女川原子力発電所において襲来が想定される任意の津波高さと，その高さを超過する頻度の関係（津波ハザード）を評価する。

建屋・機器フラジリティ評価

建屋・機器リストに記載の設備について，津波による損傷モードを分析してフラジリティを評価する。

事故シーケンス評価

津波高さ毎に事故シナリオを明確化してイベントツ
リーを作成し，炉心損傷頻度を算出すると共に主要な事故シナリオに対する分析を行う。

29

2．津波レベル1PRA(6) 事故シーケンス評価（2/5）■津波分類の考え方
 事故シーケンス評価を実施するにあたり，津波分類を以下のとおり設定
津波
分類

津波高さ
[m]

発生頻度※1 全炉心損傷
(平均値)
頻度への
[／年]
寄与割合

イメージ図

防潮堤高さ
O.P. 29.0m―（4.5×10-6）～29※29m津波の年超過確率―

津波分類の考え方

女川2号
原子炉建屋
海水
ポンプ

燃料
移送
外壁扉 ポンプ

起動
変圧器

敷地高さ
O.P.13.8m■女川２号建屋周辺への浸水なし• 津波によるプラント影響発生せず• 内部事象と同等【O.P.29m津波時の敷地内氾濫解析は32ページ参照】

A

29～33.9

3.8×10-6―※2■ 女川２号タービン建屋への浸水• 外部電源喪失• 原子炉建屋及び制御建屋内への浸水が発生しないため緩和設備は健全【O.P.33.9m津波時の敷地内氾濫解析は33ページ参照】

B

33.9～

7.3×10-7

0.98％■ 女川２号原子炉建屋又は制御建屋への浸水• 敷地及び原子炉建屋又は制御建屋内への浸水により複数の緩和機能喪失（炉心損傷直結事象）※1 着目する津波範囲の年超過確率の差分（例えば， 津波分類A（O.P.29m～33.9m）の発生頻度はO.P.29m年超過確率（4.5×10-6）－O.P.33.9m年超過確率（7.3×10-7）＝3.8×10-6（／年）となる）※2 外部電源喪失が発生するが緩和設備は全て健全であるため，地震による外部電源喪失と緩和設備のランダム故障の組合せによる炉心損傷シーケンスと同等であることから，地震PRAに包含される

30

2．津波レベル1PRA(6) 事故シーケンス評価（3/5）■津波高さ毎のシナリオ分類
 津波高さO.P.33.9m以下の津波では緩和設備は健全
 津波高さO.P.33.9mを超える津波では，敷地及び原子炉建屋又は制御建屋内への浸水により複数の緩和機
能が喪失
 津波高さO.P.33.9mを超える津波において，「複数の緩和機能喪失」が発生し，炉心損傷直結事象となる
 上記に基づき，津波高さに応じたプラントへの影響を識別するため，津波高さを以下の２つに分類• 津波分類A（O.P.29m～O.P.33.9m） ： 敷地内浸水に伴い外部電源喪失は発生するが，緩和設備は健全• 津波分類B（O.P.33.9m～） ：敷地及び原子炉建屋又は制御建屋内浸水が発生し，複数の緩和機能喪失に至る
津波高さ毎のシナリオ分類
津波分類

津波高さ

A

O.P.29m～O.P.33.9m

B

O.P.33.9m～

津波により損傷する主な機器
・ タービン建屋内機器

起因事象
・ 外部電源喪失

・敷地及び原子炉建屋又は制御建屋内浸水により，複数の緩和機能喪失

31

2．津波レベル1PRA(6) 事故シーケンス評価（4/5）

枠囲みの内容は防護上の観点から公開できません。

■O.P.29m津波時の敷地内氾濫解析の結果
 津波高さO.P.29m時の敷地内氾濫解析を実施
 敷地内氾濫解析の結果，原子炉建屋，制御建屋周辺での浸水はないため，プラントへの影響は発生しない

O.P.29m津波時の敷地内最大浸水深分布
32

2．津波レベル1PRA(6) 事故シーケンス評価（5/5）

枠囲みの内容は防護上の観点から公開できません。

■O.P.33.9m津波時の敷地内氾濫解析の結果
 防潮堤付近では最大1m程度の浸水があるが，原子炉建屋，制御建屋周辺では0.1m～0.2m程度の浸水であり，建屋のカーブ高さ0.33m以下
 外部電源を受電するための起動変圧器及び非常用ディーゼル発電機に係る燃料移送ポンプ（軽油タンク設置エリア）は津波による影響を受けないことを確認
 補機ポンプエリアは浸水防止壁を設置することで浸水を防止し，その周辺では0.34m程度の浸水

O.P.33.9m津波時の敷地内最大浸水深分布33

2．津波レベル1PRA(7) 評価結果（1/2）■炉心損傷頻度評価結果（津波分類別）
 全炉心損傷頻度：７．３×１０－７［／炉年］
 津波分類Aは外部電源喪失が発生するが緩和設備は全て健全であるため，地震による外部電源喪失と緩和設備のランダム故障の組合せによる炉心損傷シーケンスと同等であることから，地震PRAに包含される（津波
PRAの評価対象外）
 津波分類Bは緩和設備に期待できないため，必ず炉心損傷に至ることから，発生頻度がそのまま炉心損傷頻度になる

津波分類 B100%

津波分類別炉心損傷頻度
津波分類

津波高さ

津波発生頻度［／年］

炉心損傷頻度［／炉年］

A

O.P.29m～O.P.33.9m

3.8×10-6－※－

7.3×10-7100

7.3×10-7

100

B

O.P.33.9m～-7

7.3×10

全炉心損傷頻度

寄与割合［％］※ 外部電源喪失が発生するが緩和設備は全て健全であるため，地震による外部電源喪失と緩和設備のランダム故障の組合せによる炉心損傷シーケンスと同等であることから，地震PRAに包含される

34

2．津波レベル1PRA(7) 評価結果（2/2）■炉心損傷頻度評価結果（事故シーケンスグループ別）
 全炉心損傷頻度：７．３×１０－７［／炉年］
 複数の緩和機能喪失が全炉心損傷頻度の100％を占める結果となったが，これは，津波分類Aは地震PRAに包絡されるため津波PRAの評価対象外であること及び津波分類Bでは建屋内への浸水により複数の緩和機能喪失（炉心損傷直結）となるためである

複数の緩和
機能喪失
100%

事故シーケンスグループ別炉心損傷頻度
津波分類

シーケンスグループ

炉心損傷頻度
［／炉年］

寄与割合
［％］

B

複数の緩和機能喪失

7.3×10-7

100

-7

100

全炉心損傷頻度

7.3×1035

3．事故シーケンスの選定

36

3．事故シーケンスの選定(1) 津波PRAに基づく事故シーケンスの選定結果■事故シーケンス選定結果○津波高さO.P.29m～O.P.33.9m（津波分類A）
 O.P.33.9m以下の津波について，内部事象と同様の炉心損傷防止対策が有効であるため，「津波を起因とした
事故シーケンス」と「内部事象を起因としたシーケンス」を同等と評価し，新たな事故シーケンスグループとして追加する必要はないと判断○津波高さO.P.33.9m～（津波分類B）
 頻度の観点からは，O.P.33.9mを超える津波は，炉心損傷直結事象と（炉心損傷頻度7.3×10-7／炉年）して整理したが，全炉心損傷頻
地震
度（内部事象，地震及び津波の炉心損傷頻度の合計8.9×10-5／
37.1%
炉年）に占める割合は1％未満と小さい 影響度の観点からは，①抽出される事故シーケンスは内部事象
PRAで抽出される事故シーケンスグループと同等であること，②敷地及び建屋内に大量浸水することで，最終ヒートシンクが喪失するとともに， 屋内外の施設が広範囲にわたり機能喪失することが考えられ，津波の影響を特定することが困難 以上のことから，新たな事故シーケンスグループとして追加する必要はないと判断 なお，O.P.33.9m～38.6mの津波で抽出されるシーケンスは長期TB
及びTBUであり，建屋内への浸水防止等により，建屋内の緩和設
備への浸水影響を防ぎ，炉心損傷を回避できる
 O.P.38.6mを超える津波では，防潮堤のフラジリティの観点から，防潮堤機能喪失と判断しており，その頻度は1.1×10-7であり，大規模損壊発生時の対策も含め，影響の緩和を図る

津波
0.8%

全炉心損傷頻度：8.9×10-5（/炉年）
内部事象
62.1%

事象（内部事象/地震/津波）別炉心損傷頻度（第583回審査会合（平成30年6月7日）時点）

37

4．防潮堤を越える津波への対策

38

4．防潮堤を越える津波への対策（1/6）

 全交流動力電源喪失が発生する津波の年超過確率は10-6オーダーであり，全炉心損傷頻度に対する寄与割合は5.6％と高い状況にあったことから，当該事象の発生頻度を10-7オーダーに低減させることを指向 年超過確率が10-7オーダーに相当する津波高さ（O.P.33.9m）の敷地内氾濫解析を実施•

敷地内に津波影響が及んだ直後は，可搬型重大事故等対処設備を用いた対応の実行性に不確かさが大きい•

敷地内への浸水が発生し，防潮堤に隣接する可搬型重大事故等対処設備の第３及び第５保管エリアの使用が困難

 年超過確率10-7オーダーに相当する津波に対して全交流動力電源喪失の発生を防止することを目的とした海水ポンプ設置エリアへの浸水防止壁の設置，常設ポンプの設置及び津波の影響を受ける保管エリアの移転を行うこととした① 津波の影響を受ける海水ポンプ設置エリア周辺への浸水防止壁の設置【40ページ参照】② 津波の影響を受けない建屋内への常設ポンプ設置【41,42ページ参照】③ 津波の影響を受ける保管エリアの移転・廃止【43,44ページ参照】
39

4．防潮堤を越える津波への対策（2/6）
枠囲みの内容は防護上の観点から公開できません。

① 補機ポンプエリア周辺への浸水防止壁の設置
 全交流動力電源喪失の発生を防止するため，補機ポンプエリア周辺に浸水防止壁を設置する
浸水防止壁※

竜巻防護ネット（建屋側）（防潮堤側）（スクリーンエリア側）※ 浸水防止壁は補機ポンプエリア周辺の堰等の嵩上げにより，竜巻防護ネットに干渉しない構造を検討中

補機ポンプエリア周辺への浸水防止壁設置イメージ図＜浸水防止壁の設計方針＞
 浸水防止壁は補機ポンプエリアの耐震性を確保した上で可能な限り高くし，耐震Sクラス，O.P.33.9m津波時の波圧への耐性を有する設計（設計基準対象施設）とする方針
 O.P.33.9m津波時の最大浸水深0.34mに対して0.6m（補機ポンプエリア基礎0.2m＋浸水防止壁0.4m）の高さとする【O.P.33.9m津波時の敷地内氾濫解析は33ページ参照】

40

4．防潮堤を越える津波への対策（3/6）② 津波の影響を受けない建屋内への常設ポンプ設置（1/2）
 敷地内に津波の影響が及んだ直後は可搬型設備の対応の実行性に不確かさが大きいため， 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，可搬型の緊急送水ポンプに代えて，新たに常設ポンプを設置
 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 （詳細は次ページ参照）• 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
駆動電源
喪失のため
手動操作

防潮堤
O.P.29m

蓄電池

MO

原
子
炉
圧
力
容
器

高圧炉心
スプレイ系へポンプ仕様
定格流量 ： 約82m3/h
定格揚程 ： 約75m
蓄電池※
容量 ： 約6,000Ah（※ 常用蓄電池の増容量及び耐震補強）

復水貯蔵タンク
高圧炉心
スプレイ系より

敷地高さ
O.P.13.8ｍ

MO

遮蔽壁
高さ：敷地高さ＋3m

MO

原子炉格納容器赤：新設範囲系統構成概要（直流駆動低圧注水系）

41

4．防潮堤を越える津波への対策（4/6）
枠囲みの内容は商業機密の観点から公開できません。

② 津波の影響を受けない建屋内への常設ポンプ設置（2/2）
 津波の影響を受けない建屋内への配置成立性があり，サポート系が少なく相対的に信頼性の高い，直流電源
駆動を採用

設備概要

ディーゼル駆動

エアモータ駆動

蓄圧駆動

直流電源駆動ディーゼルエンジン駆動のポンプにより注水

エアモータ駆動のポンプにより注水
コンプレッサーより圧縮空気をエアモータに供給

圧縮空気を蓄圧したア
キュムレータにより注水

蓄電池を電源とする，直流電源駆動ポンプにより注水○
津波の影響を受けない建屋内への設置•

既設建屋内配置可能（設備のリプレイス，
空きスペースの活用）

○
•

電源供給系

サポート系

42

4．防潮堤を越える津波への対策（5/6）
枠囲みの内容は防護上の観点から公開できません。

③ 津波の影響を受ける保管エリアの移転・廃止（1/2）
a. 第3保管エリア（O.P.18.5m）は防潮堤に隣接しており，防潮堤を越える津波により，保管エリアに配置している可搬型重大事故等対処設備が使用不可となることが考えられるため，第3保管エリアを防潮堤を越える津波の影
響を受けない高台（O.P.61m）へ移転
b. 可搬型の緊急送水ポンプを常設ポンプに置き換え，第5，第6保管エリア（O.P.13.8m）は廃止
c. 第4保管エリアは，敷地計画を見直すことで耐震性を有するエリアに移転

保管エリア位置図（第529回審査会合（平成29年11月30日）時点）

保管エリア位置図（第545回審査会合（平成30年2月8日）時点）
43

4．防潮堤を越える津波への対策（6/6）
枠囲みの内容は防護上の観点から公開できません。

③ 津波の影響を受ける保管エリアの移転・廃止（2/2）
d. 第545回審査会合（平成30年2月8日）時点の保管場所について，第3保管エリアをO.P.13.8mの位置に変更する
ことで，可搬型重大事故等対処設備の分散化を強化した。また，外部事象やO.P.33.9mの防潮堤を越える津波に対しても機能維持の観点で配慮した配置としている≪第3保管エリア設定の観点≫•

設計基準事故対処設備及び常設重大事故等対処設備を設置する2号炉原子炉建屋から100m以上の離隔を確保し，外部事象によって同時に機能喪失に至
らないこと

•

第1，2保管エリアに対し，十分な離隔距離を確保し，外部事象によって同時に機能喪失に至らないこと•

岩盤が浅く耐震性が高いこと•

周辺斜面，周辺構造物の損壊等，地震により影響を与えないこと•

O.P.33.9mの津波によって可搬型設備が機能喪失に至らないこと
保管エリア位置図
445．適合性審査状況

45

5．適合性審査状況(1) 審査会合での指摘事項に対する回答
 第567回審査会合（平成30年5月8日）において，過去の審査会合における指摘事項に対して回答を実施
審査会合での主な指摘事項
審 査
会合日

回 答

指摘
事項

津波高さO.P.30.3m以上の寄与が大きいため，浸水により可搬型設備が使用できず，交流動力電源
が24時間使用できない場合について，対策の考え方を整理すること。

H29.11.30

年超過確率10-7オーダーの津波（O.P.33.9m）に対して全交流動力電源喪失の発生を防止するため，補機ポンプエリアに0.6m（補機ポンプエリア基礎高さ0.2m＋浸水防止壁0.4m）の高さとなる様に浸水防止壁を設置する。【40ページ参照】

2

指摘
事項

常設ポンプの駆動源として直流電源を選定した理由を説明すること。

H30.2.8

配置成立性，サポート系の必要数を考慮し，直流電源駆動を採用した。【41,42ページ参照】

3

指摘
事項

変更後の保管エリアが１ヶ所に集中しているのではないか。設計上の想定を超える外部事象に対する保管エリアの設定の考え方を整理して，説明
すること。

No

分類

項 目

1

H30.2.8

第545回審査会合（平成30年2月8日）時点の保管場所に加え，新たにO.P.13.8mの箇所に保管場所を設定し，可搬型設備の分散配置を強化する。
【43,44ページ参照】

46

6．参考資料47

6．参考資料(1) 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

48

6．参考資料(2) 地震レベル1PRAの再評価結果の反映（1/3）
事故シーケンスグループ別

事象（内部事象／地震／津波）別

高圧注水
・減圧機能
喪失
2.0%

津波
0.8%

地震
37.1%

全交流動力
電源喪失
17.0%

プラント全体の炉心損傷頻度8.9×10‐5／炉年

内部事象
62.1%

崩壊熱除去
機能喪失
75.0%

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
4.9%

全交流動力
電源喪失
45.7%

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

崩壊熱除去
機能喪失
35.4%

複数の緩和
機能喪失
100%

地震レベル1PRA
3.3×10-5／炉年

津波レベル1PRA
7.3×10-7／炉年

49

6．参考資料(2) 地震レベル1PRAの再評価結果の反映（2/3）■レベル1，レベル1.5，停止時PRAの評価結果と主な重大事故等対策
PRA

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：5.5×10-5／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99.7％）

レベル１PRA＜地震＞• 全炉心損傷頻度：3.3×10-5／炉年• 「全交流動力電源喪失」及び「崩壊熱除去機能喪失」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45.7％，崩壊熱除去機能喪失：約35.4％）• 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• 原子炉格納容器フィルタベント系による除熱• 高圧代替注水系による注水• 低圧代替注水系（常設）による注水• 常設代替交流電源設備による給電• 原子炉格納容器フィルタベント系による除熱＜津波＞• 全炉心損傷頻度：7.3×10-7／炉年• 「複数の緩和機能喪失」の事故シーケンスグループが支配的（100％）

停止時
レベル1PRA

出力運転時
レベル1.5PRA• 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（建屋内への浸水防止等）※• 待機中RHR（LPCIモード）による注水

与割合が支配的（約94.8％）• 格納容器破損頻度：5.5×10-5／炉年• 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％）• 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• 原子炉格納容器フィルタベント系による除熱※ O.P.33.9mを超える津波の影響を詳細化すれば，O.P.33.9m～38.6mの津波で抽出されるシーケンスは長期TB及びTBUであり，建屋内への浸水防止等により，建屋内の緩和設備への浸水影響を防ぐことができ，炉心損傷を回避できる。O.P.38.6mを超える津波では，発生する事象の程度に応じて使用可能な設備を用いて炉心損傷防止対策，格納容器破損防止対策を活用し，必要に応じて大規模損壊対策による影響緩和を図る。

50

6．参考資料(2) 地震レベル1PRAの再評価結果の反映（3/3）■PRA結果に基づく新たな事故シーケンスグループの検討結果
 PRAで抽出された事故シーケンスが解釈に基づき必ず想定する事故シーケンスグループに該当することを確認
 有意な頻度又は影響をもたらす事故シーケンスグループが新たに抽出されないことを確認
事故シーケンス
過渡事象＋高圧注水失敗＋低圧ECCS失敗

1

シーケンス 事故シーケンス別の炉心損傷頻度(/炉年)
No.
内部事象
地震
津波
合計
(1)

1.5E-11

過渡事象＋SRV再閉失敗＋高圧注水失敗＋低圧ECCS失敗(2)

5.4E-12

手動停止＋高圧注水失敗＋低圧ECCS失敗(12)

4.6E-13

3.7E-08--

全炉心損傷頻度に対する割合3.7E-08<0.1%

4.6E-13<0.1%

手動停止＋SRV再閉失敗＋高圧注水失敗＋低圧ECCS失敗(13)

2.1E-13--

2.1E-13<0.1%

サポート系喪失＋高圧注水失敗＋低圧ECCS失敗(14)

7.7E-12--

7.7E-12

<0.1%

(15)

3.1E-13--

3.1E-13

過渡事象＋高圧注水失敗＋手動減圧失敗(3)1.8E-07

1.6E-06-

1.8E-06

2.0%

2 手動停止＋高圧注水失敗＋手動減圧失敗

サポート系喪失＋SRV再閉失敗＋高圧注水失敗＋低圧ECCS失敗(16)

8.5E-09--

8.5E-09<0.1%

サポート系喪失＋高圧注水失敗＋手動減圧失敗(17)1.7E-09--

1.7E-09<0.1%

全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG失敗）＋HPCS失敗(7)

6.1E-11

1.4E-05-

1.4E-05

15.1%-

4.4E-08<0.1%

3

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(8)

9.3E-13

4.4E-08(9)

1.3E-12

4.2E-07-

4.2E-070.5%

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(10)

4.5E-12

1.2E-06-

1.2E-06

1.3%

6.3E-05

70.0%

(4)

5.1E-05

過渡事象＋SRV再閉失敗＋除熱失敗(5)

1.4E-07

手動停止＋除熱失敗(18)

2.7E-06--

2.7E-06

3.0%

手動停止＋SRV再閉失敗＋除熱失敗(19)

7.2E-09--

7.2E-09<0.1%

サポート系喪失＋除熱失敗(20)

1.7E-06--

1.7E-06

1.9%

サポート系喪失＋SRV再閉失敗+除熱失敗(21)

4.3E-09--

4.3E-09<0.1%

中小破断LOCA＋除熱失敗(22)

8.6E-08<0.1%

大破断LOCA＋除熱失敗(23)

3.4E-09--

3.4E-09<0.1%

過渡事象＋原子炉停止失敗(6)3.9E-09

7.8E-07-

7.9E-07

0.9%

中小破断LOCA＋原子炉停止失敗(24)

8.3E-12--

8.3E-12<0.1%

大破断LOCA＋原子炉停止失敗(25)

3.3E-13--

3.3E-13<0.1%

全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG失敗）＋HPCS失敗＋原子炉停止失敗※1
中小破断LOCA＋高圧注水失敗＋低圧ECCS失敗

(11)

-

8.1E-07-

8.1E-07

0.9%

(26)

4.3E-13--

4.3E-13<0.1%

中小破断LOCA＋高圧注水失敗＋原子炉自動減圧失敗(27)

2.9E-12--

2.9E-12<0.1%

大破断LOCA＋HPCS失敗＋低圧ECCS失敗(28)

4.2E-14--

4.2E-14

<0.1%

(34)

-

8.0E-07-8.0E-07

0.9%

7 インターフェイスシステムLOCA（ISLOCA）(29)

2.4E-09--

2.4E-09<0.1%

原子炉建屋損傷※2
制御建屋損傷※2
格納容器損傷※2
圧力容器損傷※28計測・制御系喪失※2
制御建屋空調系喪失※2
格納容器バイパス※2
複数の緩和機能喪失※2

(30)
(31)
(32)
(33)
(35)
(36)
(37)
(38)

5.5E-05

2.5E-08
3.8E-07
5.1E-074.0E-07
3.6E-07
4.3E-079.8E-08
3.3E-05

7.3E-07
7.3E-07

2.5E-08
3.8E-07
5.1E-074.0E-07
3.6E-07
4.3E-079.8E-08
7.3E-07

<0.1%
0.4%
0.6%
0.4%
0.4%
0.5%
0.1%
0.8%
-

4

5

6

※2

E-LOCA

8.6E-08

1.2E-05

-

-

-

グループ別
全炉心損傷頻度
炉心損傷頻度に対する割合(/炉年)

解釈1-1(a)の事故シーケンスグループ

規則解釈

原子炉注水に失敗

3.7E-08<0.1%

高圧・低圧注水
機能喪失

1-2(a)

原子炉減圧に失敗

1.8E-062.0%

高圧注水・減圧機能喪失

1-2(a)

サポート機能(電源機能)の喪失

1.5E-05

17.0%

全交流動力
電源喪失

1-2(a)

格納容器からの除熱に失敗

6.7E-05

75.0%

崩壊熱除去
機能喪失

1-2(b)

反応度抑制に失敗

1.6E-06

1.8%

原子炉停止
機能喪失

1-2(b)

原子炉冷却材の喪失

8.0E-07

0.9%

ＬＯＣＡ時注水
機能喪失

1-2(a)<0.1%

全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG失敗）＋高圧注水失敗
過渡事象＋除熱失敗

炉心損傷に至る
主要因

格納容器貫通配管からの漏洩

2.4E-09<0.1%

外部事象による
大規模な損傷2.5E-08
3.8E-07
5.1E-074.0E-07
3.6E-07
4.3E-079.8E-08
7.3E-07

<0.1%
0.4%
0.6%
0.4%
0.4%
0.5%
0.1%
0.8%
-

該当なし
格納容器バイパス（ISLOCA）

8.9E-05
8.9E-05
合計
ハッチング：地震，津波特有の事象で，解釈に基づき想定する事故シーケンスグループと直接的に対応しないもの※1 ：地震発生と同時に最大の加速度を受けるものとして評価している地震レベル1PRAの設定上抽出されたものであるが，地震時の挙動を現実的に想定すると，基準地震動よりも十分小さな加速度でスクラム信号「地震加速度大」が発信され，炉内構造物が損傷する加速度に至る前に制御棒の挿入が完了すると考えられることから，現実的には発生し難いと考え，炉心損傷防止対策の有効性を確認する対象に該当しないと判断したシーケンス※2 ：解釈１－１(a)の必ず想定する事故シーケンスグループに該当しないが，安全機能喪失時の対策の有効性を評価するためのシナリオとしては適当でないと判断し，新たに追加するシーケンスとはしないこととしたシーケンス

1-2(b)

該当なし-

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