資料－３0

第１７回安全性検討会資料

新規制基準適合性審査申請
重大事故等対処施設＜（８）重大事故対策＞- 炉心損傷防止（No.69～73,75関連）

令和元年6月7日
東北電力株式会社
枠囲みの内容は商業機密に属しますので公開できません。
All rights reserved. Copyrights © 2019, Tohoku Electric Power Co., Inc.

目次

1

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

2

１．はじめに1. はじめに（有効性評価の概要）

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

3

1. はじめに（事故シーケンスグループの選定の概要（1/2））

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

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

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

45

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

内部事象PRAの結果から下図（b）に該当する事故シーケンスグループが抽出されないことを確認
外部事象PRAの結果から下図（b）に該当する事故シーケンスグループが抽出されるが，炉心損傷頻度又は影響の観点から，新たな事故シーケンスグループとしての追加は不要と判断
個別プラント評価＜個別プラントのPRA＞
・ 内部事象・ 外部事象（適用可能なもの） ： 地震，津波

内部事象

・運転時レベル1PRA（炉心損傷頻度 5.5×10-5/炉年）

外部事象

・地震レベル1PRA・津波レベル1PRA（炉心損傷頻度 3.3×10-5/炉年）（炉心損傷頻度 7.3×10-7/炉年）＜PRAに代わる方法による評価＞
・ その他の外部事象 ： 火災，溢水，洪水等

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

5

6

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

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

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

高圧注水
・減圧機能
喪失
2.1%
全交流動力電源喪失
17.1%

崩壊熱除去機能喪失
75.4%

炉心損傷頻度(/炉年)寄与割合■ 高圧・低圧注水機能喪失（TQUV）

3.7×10-8<0.1％■ 高圧注水・減圧機能喪失（TQUX）

1.8×10-6

2.1％■ 全交流動力電源喪失（TB）

1.5×10-5

17.1％■ 崩壊熱除去機能喪失（TW）

6.7×10-575.4％■ 原子炉停止機能喪失（TC)1.6×10-6

1.8％■ ＬＯＣＡ時注水機能喪失（LOCA)

3.4×10-12<0.1％■ 格納容器バイパス（ISLOCA）

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

8.0×10-7

0.9％■ 原子炉建屋損傷

4.8×10-8<0.1％■ 制御建屋損傷

1.9×10-7

0.2％■ 格納容器損傷

5.2×10-7

0.6％■ 圧力容器損傷

4.1×10-7

0.5％■ 計測・制御系喪失

3.7×10-7

0.4％■ 格納容器バイパス

1.0×10-7

0.1％■ 複数の緩和機能喪失

7.3×10-7

0.8％

8.9×10-5100％

合計

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

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

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

判定基準

燃料被覆管の最高温度

1200℃以下※

燃料被覆管の酸化量15％以下※

原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力の最大値

10.34MPa[gage]（最高使用圧力の1.2倍）未満

原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力の最大値

0.854MPa[gage]（格納容器限界圧力）未満

原子炉格納容器バウンダリにかかる温度の最大値

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

89２．運転中の原子炉における炉心損傷防止対策の特徴と主な対策
２．１ 全体概要
２．２ 高圧・低圧注水機能喪失（TQUV）
２．３ 全交流動力電源喪失（TB）
２．４ 崩壊熱除去機能喪失（TW）
２．５ 原子炉停止機能喪失（TC）

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

10

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

設計基準事故対処設備の高圧注水機能及び低圧注水機能が喪失

Gen

淡水貯水槽

注水 用ヘッダ

大容量送水ポンプ（タイプＩ）

原子炉建屋

B

逃がし
安全弁

起因事象

原子炉格納容器
代替スプレイ冷却系

給水流量の全喪失②

給水ポンプ

原子炉隔離時冷却系

①

原子炉
圧力
容器

A
原子炉格納容器
フィルタベント系

C

高圧炉心スプレイ系
低圧炉心スプレイ系
残留熱除去系（低圧注水モード）
復水移送ポンプ

復水貯蔵
タンク

低圧代替注水系（常設）A

原子炉格納容器重大事故等対処設備である低圧代替注水系（常設）を用いて炉心へ注水する

10

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

11

意見No.73関連
凡例：（解析上の時刻）
（０分）

①

全給水喪失

：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：重大事故等対応要員のみの作業：判断：運転員と重大事故等対応要員の共同作業：解析上考慮しない
操作・判断結果：重大事故対策が働か なか った
場合の対応「原子炉水位低(レベル３)」到達

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

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

高圧注水機能（原子炉隔離時冷却系／高圧炉心スプレイ系）喪失
確認②

再循環ポン プ
２台トリップ 確認

逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認

低圧注水機能（残留熱除去系／低圧炉心スプレイ系）喪失を確認

残留熱除去系（Ａ）／（Ｂ）の機能喪失による除熱機能喪失を 確認

A
操作時間
５分間を
設定

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

淡水貯水槽を 水源とした
大容量送水ポンプ（タイプⅠ）
準備開始

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

A

中央制御室での逃がし安全弁６個による原子炉急速減圧Ｙｅｓ（約29分）

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水開始
原子炉水位回復確認（約32分）｢原子炉圧力0.34MPa[gage]｣
急速減圧操作完了Ｎｏ
炉心損傷なし継続確認
炉心損傷を 確認した場合は
炉心損傷後の対応手順に移行する（適宜実施）

タン クロ ーリによる燃料補給開始送水 先（約10時間後）

準備完了（適宜実施）

復水貯蔵タン ク

大容量送水ポンプ（タイ プ Ⅰ）による補給開始

原子炉格納容器
代替スプ レイ冷却系※２

・可搬型代替直流電源設備による原子炉減圧・高圧窒素ガス供給系（非常用）による原子炉減圧
・代替高圧窒素ガス供給系による原子炉減圧・主蒸気逃がし安全弁用可搬型蓄電池による原子炉減圧※１11

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

12

意見No.73関連
凡例：※１
原子炉水位判明（水位不明ではない）Ｎｏ

原子炉満水操作Ｙｅｓ：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：重大事故等対応要員のみの作業：判断：運転員と重大事故等対応要員の共同作業：解析上考慮しない
操作・判断結果：重大事故対策が働か なか った
場合の対応「原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF)」
回復

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

※２
B

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

Ｙｅｓ（約40時間）「外部水源注水量限界（サプレッションプール
水位 通常運転水位＋約２m）」にて大容量送水ポンプ（タイプⅠ）による格納容器冷却停止（約45時間）「格納容器圧力0.427MPa[gage]」にて原子炉格納容器フィルタベント系による格納容器除熱実施

C

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

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

Ｎｏ

Ｙｅｓ

原子炉格納容器フィルタベン
ト系による格納容器除熱
停止条件不成立

以下の優先順位で格納容器除熱を実施する
・優先②：原子炉格納容器フィルタベント系による格納容器除熱（ドライウェル側）
・優先③：耐圧強化ベント系による格納容器除熱（サプレッションチェンバ側）
・優先④：耐圧強化ベント系による格納容器除熱（ドライウェル側）
Ｎｏ

Ｙｅｓ

原子炉格納容器フィルタベント系による格納容器除熱停止

低圧代替注水系（常設）によ り原子炉水位を 維持し，原子炉格納容器フィルタベン ト系による格納容器除熱によ る 格納容器圧力の低下傾向を確認
機能喪失している 設備の復旧に努める
復旧後，原子炉圧力容器は残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）によ り冷温停止状態へ，
原子炉格納容器フィルタベン ト系によ る格納容器除熱は残留熱除去系（格納容器スプ レイ冷却モード）及び残留熱除去系（サプ レッショ ンプール水冷却モード）により冷却が可能であること及び水素濃度制御が可能である ことを 確認し停止12

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

13

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

解析結果

判定基準

燃料被覆管の最高温度

約859℃

1200℃以下

燃料被覆管の酸化量

１％以下

15％以下

原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力の最大値

約7.69MPa[gage]

10.34MPa[gage]（最高使用圧力の1.2倍）未満

原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力の最大値

約0.427MPa[gage]

0.854MPa[gage]（格納容器限界圧力）未満

原子炉格納容器バウンダリにかかる温度の最大値

約154℃

200℃（格納容器限界温度）未満

逃がし安全弁開閉に伴う圧力振動による水位変化

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

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

燃料被覆管再冠水
による温度低下

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

図２ 燃料被覆管温度の推移

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

14

事故シーケンスグループ「高圧・低圧注水機能喪失」における重大事故等対策に必要な要員及び資源の評価結果は表２のとおりであり，必要な要員及び資源を確保していることから，重大事故等への対応は可能である。
表２ 要員及び資源の評価結果

評価項目

必要な要員数又は数量確保している要員数又は数量

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

30名
運転員：７名発電所対策本部要員：６名
重大事故等対応要員：17名

水源約3,800m3

復水貯蔵タンク：約1,192m3
淡水貯水槽：約10,000m3

燃料

約809kL

約900kL

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

14

15

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

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

16

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

非常用ディーゼル 常設代替
発電機等
交流電源設備

①

Gen

Gen

所内常設蓄電式
直流電源設備

常設代替
直流電源設備（250V蓄電池）

炉圧の低下により約52分後に停止

※３

※２

原子炉建屋
B

１個が開固着直流駆動低圧注水ポンプ

低圧代替注水系（常設）※１A

原子炉隔離時冷却系

(a)より

交流電源
喪失による
機能喪失

※１

逃がし
安全弁

②
原子炉
圧力
容器

B

残留熱除去系（低圧注水モード）
残留熱除去系（サプレッションプール
水冷却モード）

高圧炉心スプレイ系

DC
DC

※２

(a)より

C

起因事象

約52分～24時
間まで運転

交互に実施

低圧炉心スプレイ系
残留熱除去系（低圧注水モード）※３
復水移送ポンプ

復水貯蔵
タンク
(a)

D

原子炉格納容器

低圧代替注水系（常設）C※３交流動力電源が復旧する24時間後
以降に運転

海

D

16
原子炉補機代替冷却水系

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

17

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

制御建屋

蓄電池
MO
原
子
炉
圧
力
容
器

高圧炉心
スプレイ系配管

復水貯蔵タンク

高圧炉心
スプレイ系配管
MO

原子炉格納容器MO

直流駆動低圧注水ポンプ
系統概要図

赤：新設範囲17

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

18

意見No.73関連
凡例：（解析上の時刻）（０分）①：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：重大事故等対応要員のみの作業：判断：運転員と重大事故等対応要員の共同作業：解析上考慮しない
操作・判断結果：重大事故対策が働か なか った
場合の対応

外部電源喪失主蒸気止め弁閉①

非常用ディーゼル発電機等機能喪失を確認

原子炉スクラム・タービントリップを確認①

全交流動力電源喪失

常設代替交流電源設備自動起動を確認※２

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

原子炉隔離時冷却系自動起動確認
原子炉注水流量確認

A

原子炉隔離時冷却系による原子炉注水確認
Ｙｅｓ

主蒸気隔離弁
自動「全閉」確認Ｎｏ

逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認
高圧代替注水系
系統構成・起動
逃がし安全弁設定圧力以下まで原子炉圧力低下を確認

原子炉補機冷却海水系の機能喪失による除熱機能喪失を確認

早期の電源回復不能と判断※１②

逃がし安全弁開固着確認

18

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

19

意見No.73関連
凡例：※１

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

電源車
準備開始（可搬型代替交流電源設備用）

原子炉圧力低下継続確認

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

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

B

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

Yes（約52分）②

タンクローリによる燃料補給準備開始No

常設代替交流電源設備
受電準備

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

B

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

直流電源負荷切り離し（中央制御室）※３

原子炉補機代替
冷却水系
準備開始

Ｎｏ

（適宜実施）

タンクローリによる燃料補給開始（約19時間後）・可搬型代替直流電源設備による原子炉減圧
・代替高圧窒素ガス供給系による原子炉減圧・主蒸気逃がし安全弁用可搬型蓄電池による原子炉減圧

準備完了

高圧窒素ガス供給系（非常用）系統構成

※４

※５

19

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

20

意見No.73関連
凡例：：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：重大事故等対応要員のみの作業：判断：運転員と重大事故等対応要員の共同作業：解析上考慮しない
操作・判断結果：重大事故対策が働か なか った
場合の対応

※４

※３

※５

｢原子炉圧力0.34MPa[gage]｣
急速減圧操作完了

原子炉水位判明（水位不明ではない）（24時間後）Ｎｏ

常設代替交流電源設備による非常用交流電源回復

Ｙｅｓ

原子炉満水操作C

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

直流電源負荷切り離し（現場）（24時間）

低圧代替注水系（常設）（復水移送ポンプ）系統構成
１台起動

C

Yes

（25時間）

D

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

中央制御室
換気空調系起動

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

残留熱除去系によるサプレッションプール水
冷却開始

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

残留熱除去系（低圧注水モード）によ り原子炉水位を 維持し，残留熱除去系（サプレッショ ンプール水冷却モード）による格納容器冷却を継続
機能喪失している 設備の復旧に努める
復旧後，原子炉圧力容器は残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）によ り冷温停止状態とする20

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

21

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

解析結果

判定基準

燃料被覆管の最高温度

約309℃（初期値）[冠水維持により温度上昇なし]

1200℃以下

燃料被覆管の酸化量

１％以下

15％以下

原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力の最大値

約7.77MPa[gage]

10.34MPa[gage]（最高使用圧力の1.2倍）未満

原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力の最大値

約0.345MPa[gage]

0.854MPa[gage]（格納容器限界圧力）未満

原子炉格納容器バウンダリにかかる温度の最大値

約145℃

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

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

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

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

図３ 原子炉圧力の推移

シュラウド内水位

図４ 原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移

21

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

22

事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失＋逃がし安全弁開固着（TBP）」における重大事故等対策に必要な要員及び資源の評価結果は表４のとおりであり，必要な要員及び資源を確保していることから，重大事故等への対応は可能である。
表４ 要員及び資源の評価結果

評価項目

必要な要員数又は数量確保している要員数又は数量

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

30名
運転員：７名発電所対策本部要員：６名
重大事故等対応要員：17名

水源約780m3

復水貯蔵タンク：約1,192m3

燃料約505kL

約900kL

電源

約4,485kW

約6,000kW（常用連続運用仕様）

22

23

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

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

24

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

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

非常用ディーゼル
発電機等

①

原子炉建屋
０～８時間まで運転

A

Gen
(a)より

常設代替
交流電源設備

逃がし
安全弁

給水ポンプ

B

原子炉
圧力
容器

高圧炉心スプレイ系

補機冷却水
喪失による
機能喪失

A

①

原子炉隔離時冷却系

②

Gen

起因事象
給水流量の全喪失

残留熱除去系（低圧注水モード）

低圧炉心スプレイ系
残留熱除去系（低圧注水モード）※１

８時間以降に運転

復水貯蔵
タンク

交互に実施

残留熱除去系（サプレッションプール
水冷却モード）※１

復水移送ポンプ
低圧代替注水系（常設）(a)②
原子炉補機冷却海水系

海

B
原子炉補機
冷却水系

取水機能喪失に伴う補機冷却水喪失C

原子炉格納容器※１

２４時間後に運転

海C

原子炉補機代替冷却水系
24

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

凡例：（解析上の時刻）（０分）①

給水流量の全喪失発生①：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：重大事故等対応要員のみの作業：判断：運転員と重大事故等対応要員の共同作業：解析上考慮しない
操作・判断結果：重大事故対策が働か なか った
場合の対応

外部電源喪失発生「原子炉水位低(レベル３)」到達

非常用ディーゼル発電機等起動 失敗

原子炉スクラム・タービントリップを確認

全交流動力電源喪失

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

原子炉隔離時冷却系自動起動確認
原子炉注水流量確認

主蒸気隔離弁
自動「全閉」確認

再循環ポンプ
２台トリップ確認

逃がし安全弁（逃がし弁機能）
による原子炉圧力制御確認

A

原子炉隔離時冷却系による
原子炉注水確認
Yes

No

高圧代替注水系
系統構成・起動

原子炉水位回復確認＊以後，レベル２からレベル８で原子炉注水②

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

※１
25

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

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

※１
（約４時間後）タンクローリによる燃料補給準備開始（ガスタービン発電設備
軽油タンク）

常設代替交流電源設備の準備

A（約15分）

常設代替交流電源設備による非常用交流電源回復操作（約6.5時間後）
タンクローリによる燃料補給準備完了（ガスタービン発電設備
軽油タンク）（約10時間後）※２

原子炉補機代替冷却水系準備開始（約10時間後）（適宜実施）
タンクローリによる燃料補給開始（ガスタービン発電設備
軽油タンク）（約７時間後）タンクローリによる燃料補給準備開始（原子炉補機代替冷
却水系等）（約9.5時間後）
タンクローリによる燃料補給準備完了（原子炉補機代替冷
却水系等）（約10時間後） （適宜実施）
タンクローリによる燃料補給開始（原子炉補機代替冷
却水系等）（約19時間後）
準備完了

※３

26

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

凡例：

※３

※２
B

低圧代替注水系（常設）（復水移送ポンプ）系統構成
１台起動B

中央制御室での逃がし安全弁（自動減圧機能）２個による原子炉急速減圧：操作及び判断：プラント状態：重大事故等対応要員のみの作業：判断：運転員と重大事故等対応要員の共同作業：解析上考慮しない
操作・判断結果：重大事故対策が働か なか った
場合の対応

No
低圧代替注水系（常設）（復水移送ポンプ）以外の注水・低圧代替注水系（可搬型）による代替注水・ろ過水ポンプによる代替注水

Yes

（８時間）

：操作・確認（運転員のみの作業）

No

Yes

・可搬型代替直流電源設備による原子炉減圧・高圧窒素ガス供給系（非常用）による原子炉減圧
・代替高圧窒素ガス供給系による原子炉減圧・主蒸気逃がし安全弁用可搬型蓄電池による原子炉減圧

低圧代替注水系（常設）（復水移送ポンプ）による原子炉注水開始
原子炉水位回復確認｢原子炉圧力0.34MPa[gage]｣
急速減圧操作完了

原子炉水位判明（水位不明ではない）

Yes

No

原子炉満水操作

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

残留熱除去系によるサプレッションプール水
冷却開始（24時間）

C

残留熱除去系による原子炉注水とサプレッションプール水冷却モードを交互に実施

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

27

2. 運転中の原子炉における炉心損傷防止対策の特徴と主な対策

28

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

解析結果

判定基準

燃料被覆管の最高温度

約309℃（初期値）[冠水維持により温度上昇なし]

1200℃以下

燃料被覆管の酸化量

１％以下

15％以下

原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力の最大値

約7.77MPa[gage]

10.34MPa[gage]（最高使用圧力の1.2倍）未満

原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力の最大値

約0.311MPa[gage]

0.854MPa[gage]（格納容器限界圧力）未満

原子炉格納容器バウンダリにかかる温度の最大値

約143℃

200℃（格納容器限界温度）未満

原子炉隔離時冷却系の起動／停止による原子炉水位の維持

逃がし安全弁による手動減圧により水位低下
低圧代替注水系（
常 設 ）（復水 移 送ポンプ）による注
水により水位回復

原子炉減圧に伴いサプ
レッションチェンバへ蒸気が放出されるため格
納容器圧力が上昇
格納容器の除熱機能喪
失に伴う圧力上昇
最大圧力約0.311MPa[gage]，約24時間

炉心流量の停滞に伴うボイド率の上昇による水位変動

原子炉補機代替冷却水系による残留熱除去系の運転開始により，格納容器圧力が低下（約24時間）

シュラウド外水位
シュラウド内水位

図５ 原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移

真空破壊装置の作動差圧分，サプレ
ッションチェンバ側圧力が高く推移

図６ 格納容器圧力の推移

28

2. 運転中の原子炉における炉心損傷防止対策の特徴と主な対策

29

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

事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）」における重大事故等対策に必要な要員及び資源の評価結果は表６のとおりであり，必要な要員及び資源を確保していることから，重大事故等への対応は可能である。
表６ 要員及び資源の評価結果

評価項目

必要な要員数又は数量確保している要員数又は数量

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

30名
運転員：７名発電所対策本部要員：６名
重大事故等対応要員：17名

水源約770m3

復水貯蔵タンク：約1,192m3

燃料約505kL

約900kL

電源

約4,485kW

約6,000kW（常用連続運用仕様）

29

30

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

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

31

意見No.75関連

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

原子炉格納容器C

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

逃がし安全弁
原子炉
圧力容器

B
ほう酸水注入系

給水系より

起因事象
①

原子炉
再循環
ポンプ

主蒸気隔離弁の全閉
原子炉補機冷却水系（原子炉
補機冷却海水
系を含む）

A
②
D

外部電源
あり

制御棒

代替原子炉再循環ポンプトリップ機能

E
残留熱除去系（サプレッションプール
水冷却モード）海

31

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

32

意見No.75関連

制御棒の挿入・制御棒が核分裂を起こす中性子を吸収し，核反応を止める

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

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

代替再循環系ポンプトリップ機能

A
再循環ポンプほう酸水の注入
制御棒（挿入前）D
ほう酸水

・ほう酸が核分裂を起こす中性子を吸収し，核反応を止める
D

ほう酸水注入系を強化（耐震性等）

32

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

33

意見No.75関連

ATWS緩和設備（自動減圧系作動阻止機能）の概要•••

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

2/3

原 子
（ レ
原 子
（ レ

炉
ベ

水 位 低
ル ２ ）

2/3

自動減圧系作動阻止
操 作 ス イ ッ チ
阻 止

炉
ベ

水 位 低
ル １ ）

（ＷＯ）

T.D
（120秒）

自 動 減 圧 系
作 動 阻 止

※１

原 子
（ レ

代替自動減圧機能作 動 阻 止※２

自動減圧系手動起動
操 作 ス イ ッ チ
起 動

炉
ベ

水 位 低
ル ３ ）

※１

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

凡 例
2/3

2 out of 3 論理

ＯＲ

T.D

時間遅れ

（ＷＯ）

電磁弁

信号阻止

主蒸気逃がし安全弁( 自 動 減 圧 系 )操 作 ス イ ッ チ
全 開

B系より
SV-B

（代替自動減圧機能）
原 子
（ レ

炉
ベ

水 位 低
ル １ ）

原 子
（ レ

炉
ベ

水 位 低
ル ３ ）

（ＷＯ）

T.D

SV-A

主蒸気逃がし安全弁
アクチュエータ

ＡＮＤ

（10分）
※２

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

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

34
意見No.73関連
意見No.75関連

凡例：（解析上の時刻）（０分）①

主蒸気隔離弁誤閉止発生

原子炉スクラム信号発生A

原子炉圧力高信号により代替原子炉再循環ポンプトリップ
機能作動

タービン駆動原子炉給水ポンプ停止
電動機駆動原子炉給水ポンプによる給水 確認（約46秒）：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：重大事故等対応要員のみの作業：判断：運転員と重大事故等対応要員の共同作業：解析上考慮しない
操作・判断結果：重大事故対策が働か なか った
場合の対応「ドライウェル圧力高（13.7kPa[gage]）」
ECCS作動値に到達

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

高圧炉心スプレイ系自動起動を確認
原子炉注水流量確認（約50秒）

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

自動減圧系作動阻止機能
作動確認

原子炉隔離時冷却系自動起動を確認
原子炉注水流量確認

B

原子炉隔離時冷却系による
原子炉注水確認
Ｙｅｓ

Ｎｏ

高圧代替注水系
系統構成・起動

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

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

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

主復水器ホットウェル水位低低
給復水系ポンプトリップ確認
原子炉水位低下

逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認（約243秒）C※１「原子炉水位低(レベル１)」
ＥＣＣＳ作動値に到達
自動減圧系及び代替自動減圧機能
作動阻止確認※２34

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

35

意見No.75関連※１（約11分）

D※２

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

ほう酸水注入系ポンプ手動起動

ほう酸水注入開始確認
（20分）

E
（15分）

残留熱除去系による
サプレッションプール水冷却開始

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

原子炉出力抑制のため
原子炉水位レベル１＋1000mm付近に維持

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

原子炉水位レベル３からレベル８維持

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

35

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

36

意見No.75関連

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

解析結果

判定基準

燃料被覆管の最高温度

約961℃

1,200℃以下

燃料被覆管の酸化量

１％以下

15％以下

原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力の最大値

約9.56MPa[gage]

10.34MPa[gage]（最高使用圧力の1.2倍）未満

原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力の最大値

約0.21MPa[gage]

0.854MPa[gage]（格納容器限界圧力）未満

原子炉格納容器バウンダリにかかる温度の最大値

約116℃

200℃（格納容器限界温度）未満

150

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

1002

炉心流量減少でボイドが増加することによる出力低下

給水流量喪失による炉心入口
温度の上昇に伴うボイド増加
により出力低下

11

燃料被覆管温度（℃）
被覆管表面温度（℃）

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

2
1

50

2
3

2

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

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

500

1

3
給水加熱喪失による給水温度低下に伴うボイド減少で出力上昇

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

2
2

1

2

150

200

1

2

3

1

3

0

0

0

50

100

150

200

事象発生からの時間(s)事故後の時間（ｓ）

図７ 中性子束の推移

250

300

0

50

100

250

300

事象発生からの時間(s)事故後の時間（ｓ）

図８ 燃料被覆管温度の推移

36

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

37

意見No.75関連

主蒸気隔離弁閉止により圧力は上昇。その後，逃がし安全
弁作動で圧力は低下

最高圧力約9.26MPa[gage]

1．原子炉圧力変化(×0.01MPa)
2．原子炉水位変化(×5cm)

最高温度約116℃

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

高圧炉心スプレイ系及び原子炉
隔離時冷却系の発停に伴う変動

逃がし安全弁作動による温度及び圧力上昇

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

最高圧力約0.21MPa[gage]

事象発生からの時間(m)図９ 原子炉圧力の推移

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

37

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

38

意見No.75関連

事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」における重大事故等対策に必要な要員及び資源の評価結果は表８のとおりであり，必要な要員及び資源を確保していることから，重大事故等への対応は可能である。
表８ 要員及び資源の評価結果

評価項目

必要な要員数又は数量確保している要員数又は数量

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

30名
運転員：７名発電所対策本部要員：６名
重大事故等対応要員：17名

水源復水貯蔵タンク：約840m3

復水貯蔵タンク：約1,192m3

燃料

約809kL

約900kL

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

38

39

３．適合性審査の状況

40

３. 適合性審査の状況

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

主な質問・指摘事項

回 答

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

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

40

41

４．これまでのご意見に対する回答

42

4.1 意見No.69，No.71への回答（1/4）

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

起因事象
夜更かし

目覚まし時計親が起こす

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

発生頻度
（回／年）

定刻

5.76

遅刻

1.44

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）（ ）：成功/失敗する確率

時計の故障

ヒューマン
エラー
電池切れ

落下して
破損

内部事象

外部事象

42

43

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

原子力学会標準に基づき，イベントツリー（ET）やフォールトツリー（FT）を用いて事故シーケンス（事故の進展の仕方）の発生頻度を定量化し，炉心損傷頻度や格納容器破損頻度を評価• プラントに外乱を与える事象（起因事象）ごとにイベントツリーを展開し，起因事象の発生から炉心損傷等に至るまでのシナリオを評価• イベントツリーの分岐確率は，フォールトツリーにより評価• フォールトツリーは，プラントの設計情報に基づいて，設備が機能喪失する要素（機器故障，人的過誤等）を展開し，機器故障率データ※や人間信頼性解析結果等を用いて定量化※原子力安全推進協会（JANSI）が管理している原子力施設情報公開ライブラリーNUCIAで公開されている国内プラントの故障実績（1982年度～2002年度21ヵ年49基データ（21ヵ年データ））を基にした「故障件数の不確実さを考慮した国内一般機器故障率の推定（平成21年5月公表）」のデータを使用＜イベントツリーの例＞
起因事象

原子炉
停止

高圧炉心
冷却

原子炉
減圧

低圧炉心
冷却

格納容器
除熱
成功

炉心損傷なし失敗

崩壊熱除去機能喪失

成功

炉心損傷なし失敗

崩壊熱除去機能喪失

成功

分岐確率

成功

成功

成功
失敗

失敗
失敗

失敗

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

高圧・低圧注水機能喪失
高圧注水・減圧機能喪失
原子炉停止機能喪失

43

44

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

女川2号のプラント全体の炉心損傷頻度は，8.9×10‐5／炉年
事故シーケンスグループ別では，崩壊熱除去機能喪失（ＴＷ）のリスクが最も大きい（重大事故対策等を除くと，崩壊熱を除去する設備は残留熱除去系（２系統）のみとなるため）
事象別では，内部事象のリスクが最も大きい
適合性審査においては，各事故シーケンスが発生した場合においても，炉心損傷防止対策により炉心損傷防止が可能であることを確認

事故シーケンスグループ別

事象（内部事象／地震／津波）別
津波
0.8%

高圧注水
・減圧機能
喪失
2.1%

地震
36.9%

全交流動力電源喪失
17.1%

プラント全体の炉心損傷頻度8.9×10‐5／炉年

内部事象
62.2%

崩壊熱除去機能喪失
75.4%

図１ 女川2号のＰＲＡの結果

44

4.1 意見No.69，No.71への回答（4/4）

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

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

45

46

4.2 意見No.70，No.71，No.72への回答（1/4）

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

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

47

4.2 意見No.70，No.71，No.72への回答（2/4）

意見No.70（ⅰ）（ⅲ）関連■先行プラントとのPRAの比較

意見No.72関連

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

内部事象
4%

東海第二

地震
6%

地震
13.8%

津波
5.7%

津波
90%

内部事象
80.5%

炉心損傷頻度：2.4×10-4 (/炉年)

炉心損傷頻度：7.5×10-5 (/炉年)

女川２号

地震
36.9%

津波
0.8%

内部事象
62.2%

炉心損傷頻度：8.9×10-5 (/炉年)

図１ 先行プラントとのＰＲＡ結果の比較
47

48

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

意見No.70（ⅰ）（ⅲ）関連

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

炉心
冷却

重大事故等対策にかかる設備又は操作
女川２号炉

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

・大容量送水ポンプ(タイプⅠ)

１

高圧・低圧
注水機能
喪失

最終
ヒート
シンク

まとめ

ドイツ

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

・可搬式消火ポンプ

スウェーデン・W/Wベント・原子炉冷却材浄化系によるS/P除熱

・原子炉補機代替冷却水系－－・ディーゼル駆動消火ポンプ

・サービス水系(D/W,W/W
スプレイ可)

・可搬型ポンプ(大規模損壊)

・可搬型消火ポンプ(S/P注水)フィンランド対策の概要－

・火災用ポンプ+ブースター
ポンプ(専用電源有)

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

－

・可搬ポンプ導入

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

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

・原子炉格納容器フィルタ
ベント系
・耐圧強化ベント系

格納容 ・復水移送ポンプ器注水(格納容器スプレ ・大容量送水ポンプ
イ)(タイプⅠ)※

給水源

米国

－

・フィルタベント・代替最終ヒートシンクの導入－

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

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

・CSTへの水の補給-処理水：脱塩水貯蔵タンク,
・脱塩水タンクへの補給
復水器H/W,燃料プール,
・脱塩水タンク(既設設備の欧米においては，淡水タンクのほか，河川やため池等の他ユニット貯蔵タンク-脱塩水系からの補給水源)への補給代替補給水源からの給水が可能である。
-非処理水：消火用水系,公共 ・CSTへの補給-消火系からの補給-消火系からの補給
女川２号炉においては，淡水貯水槽，海水，ろ過水タン・消火系への補給の消火水,水道水等-消火水系からの補給
・Korvensuo原水池(火災系
ク，純水タンク及び原水タンクからの復水貯蔵タンクへの-RWSTからの補給-純水系からの補給の水源)
水補給が可能である。
-他ユニットCSTからの補給(重力による移送)・防火用水タンク・飲料水系
上述の調査結果より，国外の既設プラントで整備されている対策が，女川２号炉においても整備されていることを確認した。
なお，ドイツの独立非常用系については，事故シーケンスの特定が困難な航空機衝突，毒ガスの放出，テロリストの攻撃等のような破滅的事象を想定した系統であり，国内では特定重大事故対処施設に相当する設備であり，重大事故等対処設備に相当するものではない。
・CSTへの水の補給-淡水貯水槽-海水-ろ過水タンク-純水タンク-原水タンク48

49

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

制御建屋

蓄電池
防潮堤
O.P.29m

MO
原
子
炉
圧
力
容
器

高圧炉心
スプレイ系配管

復水貯蔵タンク
高圧炉心
スプレイ系配管

敷地高さ
O.P.13.8ｍ

MO

原子炉格納容器MO

直流駆動低圧注水ポンプ
系統概要図

赤：新設範囲49

50

4.3 意見No.71への回答（1/2）

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

高圧注水・減
圧機能喪失
0.3%

高圧注水・
減圧機能喪失
5.0%

全交流動力
電源喪失
46.3%

崩壊熱除去
機能喪失
99.7%

内部事象レベル1PRA
5.5×10-5／炉年
EF ： 4.4

複数の緩和
機能喪失
100%
崩壊熱除去
機能喪失
36.3%

地震レベル1PRA
3.3×10-5／炉年
EF ： 4.0

津波レベル1PRA
7.3×10-7／炉年
EF ： なし※2

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

51

4.3 意見No.71への回答（2/2）■PRAにおける数値の取り扱い

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

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

52

５．参考

53

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

炉心損傷に至る主要因

炉心損傷頻度(/炉年)

全炉心損傷頻度に対する寄与割合

必ず想定する事故
シーケンスグループ

高圧・低圧注水機能喪失（TQUV）

原子炉注水に失敗

3.7×10-8<0.1％〇

高圧注水・減圧機能喪失（TQUX）

原子炉減圧に失敗

1.8×10-62.1％〇

全交流動力電源喪失（TB）

サポート機能(電源機能)の喪失

1.5×10-5

17.1％〇

崩壊熱除去機能喪失（TW）

格納容器からの除熱に失敗

6.7×10-575.4％〇

原子炉停止機能喪失（TC)

反応度抑制に失敗

1.6×10-6

1.8％〇

ＬＯＣＡ時注水機能喪失（LOCA)

原子炉冷却材の喪失

3.4×10-12

<0.1％

〇

格納容器バイパス（ISLOCA）

格納容器貫通配管からの漏洩

2.4×10-9<0.1％〇

ECCS容量を超える原子炉冷却材圧
力バウンダリ喪失（E-LOCA）

原子炉冷却材の喪失

8.0×10-70.9％

原子炉建屋損傷

4.8×10-8<0.1％

制御建屋損傷1.9×10-70.2％

格納容器損傷5.2×10-70.6％

圧力容器損傷4.1×10-7

0.5％

計測・制御系喪失

3.7×10-7

0.4％

格納容器バイパス

1.0×10-7

0.1％

7.3×10-7

0.8％

8.9×10-5100％

地震による大規模な損傷

複数の緩和機能喪失

津波の敷地及び建屋内への浸水
合計

該当なし

―

53

54

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

地震レベル1PRA

津波レベル1PRA

炉心損傷頻度(/炉年)

寄与割合

炉心損傷頻度(/炉年)

寄与割合

炉心損傷頻度(/炉年)

寄与割合

高圧・低圧注水機能喪失（TQUV）

2.9×10-11<0.1％

3.7×10-8

0.1％

―

―

高圧注水・減圧機能喪失（TQUX）

1.9×10-7

0.3％

1.6×10-6

5.0％

―

―

全交流動力電源喪失（TB）

6.8×10-11<0.1％

1.5×10-5

46.3％

―

―

崩壊熱除去機能喪失（TW）

5.5×10-5

99.7％

1.2×10-5

36.3％

―

―

原子炉停止機能喪失（TC)

3.9×10-9<0.1％

1.6×10-6

4.9％

―

―

ＬＯＣＡ時注水機能喪失（LOCA)

3.4×10-12

<0.1％

―

―

―

―

格納容器バイパス（ISLOCA）

2.4×10-9

<0.1％

―

―

―

―

ECCS容量を超える原子炉冷却材圧
力バウンダリ喪失（E-LOCA）――

8.0×10-7

2.4％

―

―

原子炉建屋損傷――

4.8×10-8

0.1％

―

―

制御建屋損傷――1.9×10-7

0.6％

―

―

格納容器損傷――5.2×10-7

1.6％

―

―

圧力容器損傷――4.1×10-7

1.2％

―

―

計測・制御系喪失――

3.7×10-7

1.1％

―

―

格納容器バイパス――

1.0×10-7

0.3％

―

―

複数の緩和機能喪失

―

―

―

―

7.3×10-7100％

5.5×10-5100％

3.3×10-5100％

7.3×10-7

100％

合計

54

55

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

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

重要事故シーケンス

対応する主要な炉心損傷防止対策（下線は有効性を確認する主な対策）

高圧・低圧注水
機能喪失（TQUV）

過渡事象＋高圧注水失敗＋低圧ECCS失敗

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

高圧注水・減圧
機能喪失（TQUX）

過渡事象＋高圧注水失敗＋手動減圧失敗

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

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

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

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

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

全交流動力
電源喪失
（TB）

評価結果の概要

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

55

56

5.2 炉心損傷防止対策の有効性評価の結果（2/2）

事故シーケンス
グループ

重要事故シーケンス

対応する主要な炉心損傷防止対策（下線は有効性を確認する主な対策）

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

原子炉停止
機能喪失
（TC）

LOCA時注水
機能喪失（LOCA）

格納容器
バイパス（ISLOCA）

過渡事象＋崩壊熱除去失敗（「外部電源喪失」の起因事象を含む）[取水機能が喪失した場合]
・ 原子炉隔離時冷却系
・ 手動減圧・ 低圧代替注水系（常設）（復水移送ポンプ）
・ 残留熱除去系
・ 原子炉格納容器代替スプレイ冷却系
・ 原子炉補機代替冷却水系
・ 原子炉格納容器フィルタベント系
・ 常設代替交流電源設備

過渡事象＋原子炉停止失敗

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

中破断LOCA＋HPCS失敗＋低圧ECCS失敗

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

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

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

56

5.3 運転中の原子炉における炉心損傷防止対策の特徴と主な対策

57

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

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

非常用ディーゼル
発電機等

原子炉建屋

Gen

注水 用ヘッダ

大容量送水ポンプ（タイプＩ）

起因事象
原子炉格納容器
代替スプレイ冷却系

給水流量の全喪失

給水ポンプ

残留熱除去系の故障

B

残留熱除去系（Ａ）/（Ｂ）

原子炉
圧力
容器

②

今回の有効性評
価では機能しない
前提としている

淡水貯水槽

逃がし
安全弁

①

原子炉格納容器
フィルタベント系

C

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

復水貯蔵
タンク

A
原子炉格納容器

高圧炉心スプレイ系

A

57

5.3 運転中の原子炉における炉心損傷防止対策の特徴と主な対策

58

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

給水流量の全喪失発生「原子炉水位低(レベル３)」到達

原子炉スクラム・タービントリッ プを確認

：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：重大事故等対応要員のみの作業：判断：運転員と重大事故等対応要員の共同作業：解析上考慮しない
操作・判断結果：重大事故対策が働か なか った
場合の対応「原子炉水位低(レベル２)」
高圧注水機能作動値に到達（約16秒）

高圧注水機能（原子炉隔離時冷却系／高圧炉心スプレイ系）
自動起動確認

主蒸気隔離弁
自動「全閉」確認

再循環ポンプ
２台トリップ確認

逃がし安全弁（逃がし弁機能）
による原子炉圧力制御確認

A

原子炉隔離時冷却系／
高圧炉心スプレイ系
による原子炉注水確認

Ｙｅｓ

Ｎｏ

高圧代替注水系
系統構成・起動

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

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

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

残留熱除去系（Ａ）／（Ｂ）の機能喪失確認※１58

5.3 運転中の原子炉における炉心損傷防止対策の特徴と主な対策

59

5.3.1 崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合） （3/6） 対応手順の概要
凡例：※１：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：重大事故等対応要員のみの作業：判断：運転員と重大事故等対応要員の共同作業：解析上考慮しない
操作・判断結果：重大事故対策が働か なか った
場合の対応

残留熱除去系（Ａ）／（Ｂ）早期復旧不可（約４時間後）（約45分）

淡水貯水槽を水源とした
大容量送水ポンプ（タイプⅠ）
準備開始（約７時間後）高圧炉心スプレイ系水源自動切替え確認（復水貯蔵タンク側→サプレッションプール側）

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

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

中央制御室での逃がし安全弁（自動減圧機能）２個による原子炉急速減圧

準備完了（適宜実施）

復水貯蔵タンク

大容量送水ポンプ（タイプⅠ）による補給開始

原子炉格納容器
代替スプレイ冷却系
（可搬型）

※３
Ｎｏ

Ｙｅｓ

（約９時間）「原子炉圧力 0.34ＭＰａ[gage]」
急速減圧操作完了

・可搬型代替直流電源設備による原子炉減圧・高圧窒素ガス供給系（非常用）による原子炉減圧
・代替高圧窒素ガス供給系による原子炉減圧・主蒸気逃がし安全弁用可搬型蓄電池による原子炉減圧※２59

5.3 運転中の原子炉における炉心損傷防止対策の特徴と主な対策

60

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

※２

※３

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

Ｙｅｓ
「格納容器圧力0.384MPa[gage]」到達（約23時間）B

原子炉格納容器代替
スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却Ｎｏ

Ｙｅｓ（約41時間）「外部水源注水量限界（サプレッションプール
水位 通常運転水位＋約2m）」にて原子炉格納容器代
替スプレイ冷却系（可搬型）による格 納容器冷却停止（約44時間）「格納容器圧力0.427MPa[gage]」にて原子炉格納容器フィルタベント系による格納容器除熱実施

C

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

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

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

Ｙｅｓ

原子炉格納容器フィルタベン
ト系による格納容器除熱
停止条件不成立Ｎｏ

Ｙｅｓ

原子炉格納容器フィルタベント系
による格納容器除熱停止

高圧炉心スプレイ系により原子炉水位を維持し，原子炉格納容器フィルタベン
ト系による格納容器除熱による格納容器圧力の低下傾向を確認
機能喪失している設備の復旧に努める
復旧後，原子炉圧力容器は残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）により冷温停止状態原子炉格納容器フィルタベント系による格納容器除熱は残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）及 び残留熱除去系 （サプ レッションプー
ル水冷却モード）により冷却が可能であること及び水素濃度制御が可能であることを確認し停止60

5.3 運転中の原子炉における炉心損傷防止対策の特徴と主な対策

61

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

解析結果

判定基準

燃料被覆管の最高温度

約309℃（初期値）[冠水維持により温度上昇なし]

1200℃以下

燃料被覆管の酸化量

１％以下

15％以下

原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力の最大値

約7.68MPa[gage]

10.34MPa[gage]（最高使用圧力の1.2倍）未満

原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力の最大値

約0.427MPa[gage]

0.854MPa[gage]（格納容器限界圧力）未満

原子炉格納容器バウンダリにかかる温度の最大値

約154℃

200℃（格納容器限界温度）未満

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

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

1

高圧炉心スプレイ系の起動／停止による原子炉水位の維持

高圧炉心スプレイ系の原子炉注水開始／停止による原子炉水位の変化

高圧炉心スプレイ系の起動／停止による
格納容器の圧
力変動

0.8
格
納
容
器
圧
力

0.6

ドライウェル

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

サプレッションチェンバ

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

0.4

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

シュラウド外水位
シュラウド内水位
0
0

12

24

36

48

60

72

84

96

108

120

132

144

156

168

事故後の時間 (h)図１ 原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移

図２ 格納容器圧力の推移

615.3 運転中の原子炉における炉心損傷防止対策の特徴と主な対策

62

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

事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合）」における重大事
故等対策に必要な要員及び資源の評価結果は表２のとおりであり，必要な要員及び資源を確保していることから，重大事故等への対応は可能である。
表２ 要員及び資源の評価結果

評価項目

必要な要員数又は数量確保している要員数又は数量

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

30名
運転員：７名発電所対策本部要員：６名
重大事故等対応要員：17名

水源約3,750m3

復水貯蔵タンク：約1,192m3
淡水貯水槽：約10,000m3

燃料

約809kL

約900kL

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

62

5.4 有効性評価（炉心損傷防止対策）で使用した解析コード63

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

適用コード※1

高圧・低圧注水機能喪失（ＴＱＵＶ）

ＭＡＡＰ
ＳＡＦＥＲ
ＣＨＡＳＴＥ※2

高圧注水・減圧機能喪失（ＴＱＵＸ）

ＭＡＡＰ
ＳＡＦＥＲ

全交流動力電源喪失（ＴＢ）

ＭＡＡＰ
ＳＡＦＥＲ

崩壊熱除去機能喪失（ＴＷ）

ＭＡＡＰ
ＳＡＦＥＲ

原子炉停止機能喪失（ＴＣ）

ＲＥＤＹ※3
ＳＣＡＴ※3

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

63

64

5.5 過去のPRA結果の活用例■女川１号非常用補機冷却系の多重化

意見No.70（ⅱ）関連

平成6年（1994年），PRAに基づき，女川1号機の非常用補機冷却系（ECW/ECWS）ポンプ等を多重化
この対策により，原子炉への注水機能の信頼性が向上し，炉心損傷頻度を低減させている

64

5.6 PRAにおける事故シーケンスグループの表記方法

65

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

65