東海第二発電所 審査資料
資料番号
PS-C-9 改 2
提出年月日
平成 29 年 11 月 16 日

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
比較表

平成 29 年 11 月
日本原子力発電株式会社
本資料のうち，は商業機密又は核物質防護上の観点から公開できません。

下線部：今回提出範囲
目

次

重大事故等対策の有効性評価

1.

重大事故等への対処に係る措置の有効性評価の基本的考え方

2.

運転中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故
2.1

高圧・低圧注水機能喪失

2.2

高圧注水・減圧機能喪失

2.3

全交流動力電源喪失

2.3.1

全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）

2.3.2

全交流動力電源喪失（ＴＢＤ，ＴＢＵ）

2.3.3

全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）

2.4

3.

崩壊熱除去機能喪失

2.4.1

取水機能が喪失した場合

2.4.2

残留熱除去系が故障した場合

2.5

原子炉停止機能喪失

2.6

ＬＯＣＡ時注水機能喪失

2.7

格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）

重大事故
3.1

雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）

3.1.1

格納容器破損モードの特徴，格納容器破損防止対策

3.1.2

代替循環冷却系を使用する場合
目-1

3.1.34.

5.

6.

代替循環冷却系を使用できない場合

3.2

高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱

3.3

原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用

3.4

水素燃焼

3.5

溶融炉心・コンクリート相互作用

使用済燃料プールにおける重大事故に至るおそれがある事故
4.1

想定事故１

4.2

想定事故２

運転停止中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故
5.1

崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障による停止時冷却機能喪失）

5.2

全交流動力電源喪失

5.3

原子炉冷却材の流出

5.4

反応度の誤投入

必要な要員及び資源の評価

付録１

事故シーケンスグループの抽出及び重要事故シーケンスの選定について目-2

東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（想定事故１）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所備

考7.3 使用済燃料プールにおける重大事故に至るおそれがある事故
7.3 使用済燃料プールにおける重大事故に至るおそれがある事故
本発電用原子炉施設における想定事故について，その発生原因と，当該事故に対処す
本発電用原子炉施設における想定事故について，その発生原因と，当該事故に対処るために必要な対策について説明し，使用済燃料プールにおける燃料損傷防止対策の有するために必要な対策について説明し，使用済燃料プールにおける燃料損傷防止対策
効性評価を行い，その結果について説明する。
の有効性評価を行い，その結果について説明する。
7.3.1 想定事故１
7.3.1 想定事故 1
7.3.1.1 想定事故１の特徴，燃料損傷防止対策
7.3.1.1 想定事故 1 の特徴，燃料損傷防止対策(1) 想定する事故(1) 想定する事故「使用済燃料プールにおける重大事故に至るおそれがある事故」において，使用済「使用済燃料プールにおける重大事故に至るおそれがある事故」において，使用済
燃料プールにおける燃料損傷防止対策の有効性を確認するために想定する事故の一
燃料プールにおける燃料損傷防止対策の有効性を確認するために想定する事故の一つ
つは，「6.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，想定事故１としてには，「6.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，想定事故 1 として「使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能が喪失することにより，使用済燃料プー「使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能が喪失することにより，使用済燃料プー
ル内の水の温度が上昇し，蒸発により水位が低下する事故」である。
ル内の水の温度が上昇し，蒸発により水位が低下する事故」がある。
(2) 想定事故 1 の特徴及び燃料損傷防止対策の基本的考え方
想定事故 1 では，使用済燃料プールの冷却機能及び注水機能が喪失することを想定する。このため，使用済燃料プール水温が徐々に上昇し，やがて沸騰して蒸発することによって使用済燃料プール水位が緩慢に低下することから，緩和措置がとられない
場合には，使用済燃料プール水位の低下により燃料が露出し，燃料損傷に至る。
本想定事故は，使用済燃料プールの冷却機能及び注水機能を喪失したことによって燃料損傷に至る事故を想定するものである。このため,重大事故等対策の有効性評価には，使用済燃料プールの注水機能に対する重大事故等対処設備に期待することが考えられる。
したがって，想定事故 1 では，燃料プール代替注水系により使用済燃料プールへ注水することによって，燃料損傷の防止を図る。また，燃料プール代替注水系により使用済燃料プール水位を維持する。

(2) 想定事故１の特徴及び燃料損傷防止対策の基本的考え方
想定事故１では，使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能が喪失することを想定する。このため，使用済燃料プール水温が徐々に上昇し，やがて沸騰して蒸発することによって使用済燃料プール水位が緩慢に低下することから，緩和措置が取られない
場合には，使用済燃料プール水位の低下により燃料が露出することで燃料損傷に至る。
本想定事故は，使用済燃料プールの冷却機能及び注水機能が喪失したことによって燃料損傷に至る事故を想定するものである。このため，重大事故等対策の有効性評価には使用済燃料プールの注水機能に対する重大事故等対処設備に期待することが考えられる。
以上により，想定事故１では，使用済燃料プールへの注水の確保を行うことによって，燃料損傷の防止を図るとともに，使用済燃料プール水位を維持する。

(3) 燃料損傷防止対策(3) 燃料損傷防止対策
想定事故 1 における機能喪失に対して，使用済燃料プール内の燃料が著しい損傷に想定事故１における機能喪失に対して，使用済燃料プール内の燃料が著しい損傷に※1
至ることなく，かつ，十分な冷却を可能とするため，燃料プール代替注水系 による至ることなく，かつ，十分な冷却を可能とするため，常設低圧代替注水系ポンプによ ・設備の違い
使用済燃料プールへの注水手段を整備する。これらの対策の概略系統図を第 7.3.1－1
る代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注水手段，
図に，手順の概要を第 7.3.1－2 図に示すとともに，重大事故等対策の概要を以下に
可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使示す。また，重大事故等対策における設備と操作手順の関係を第 7.3.1－1 表に示す。
用済燃料プールへの注水手段及び可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注水手段を整備する。
本評価では，対応操作に時間を要する可搬型設備を用いた使用済燃料プールへの注 ・有効性評価の対象とする対策の水手段のうち，地震・津波の影響を受けず，手順上で優先順位の高い西側淡水貯水設
考え方を記載備を水源とする，可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注水手段を代表として評価対象とすることとし，その他の注水手段については評価上考慮しないものとする。これらの対策の概略系統
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（想定事故１）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考図を第 7.3.1－1 図に，対応手順の概要を第 7.3.1－2 図に示すとともに，重大事故等対策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策における手順と設備との関係を第7.3.1－1 表に示す。
想定事故 1 において，6 号及び 7 号炉同時の重大事故等対策に必要な要員は，中央制御室の運転員及び緊急時対策要員で構成され，合計 18 名である。その内訳は次のとおりである。中央制御室の運転員は，当直長 1 名（6 号及び 7 号炉兼任），当直副長 2
名，運転操作対応を行う運転員 2 名である。発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等を行う緊急時対策本部要員は 5 名，緊急時対策要員（現場）は 8 名である。
必要な要員と作業項目について第 7.3.1－3 図に示す。
※1 燃料プール代替注水系として, 燃料プール代替注水系（常設スプレイヘッダ）を想定する。なお，燃料プール代替注水系（常設スプレイヘッダ）の注水手段が使用できない場合においては燃料プール代替注水系（可搬型スプレイヘッダ）による対応が可能である。
a. 使用済燃料プールの冷却機能喪失確認
使用済燃料プールを冷却している系統が機能喪失することにより，使用済燃料プー
ル水の温度が上昇する。中央制御室からの遠隔操作による使用済燃料プールの冷却系の再起動操作が困難な場合，使用済燃料プールの冷却機能喪失であることを確認する。
使用済燃料プールの冷却機能喪失を確認するために必要な計装設備は，使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA）等である。
b. 使用済燃料プールの注水機能喪失確認
使用済燃料プールの冷却機能喪失の確認後，使用済燃料プール水の温度上昇による蒸発により使用済燃料プール水位が低下することが想定されるため，補給水系による使用済燃料プールへの注水準備を行う。
中央制御室からの遠隔操作により使用済燃料プールへの注水準備が困難な場合，使用済燃料プールの注水機能喪失であることを確認する。
使用済燃料プールの注水機能喪失を確認するために必要な計装設備は，使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA）等である。

想定事故１において，必要な要員は，災害対策要員（初動）15 名及び事象発生から ・要員の数，呼称の違い
2 時間以降に期待する参集要員 2 名である。
災害対策要員（初動）の内訳は，当直発電長 1 名，当直副発電長 1 名，運転操作対応を行う当直運転員 3 名，通報連絡等を行う情報班員 2 名及び現場操作を行う重大事
故等対応要員 8 名である。
参集要員の内訳は，燃料給油操作を行う重大事故等対応要員 2 名である。必要な要員と作業項目について第 7.3.1－3 図に示す。

ａ．使用済燃料プール冷却機能喪失の確認
使用済燃料プールを冷却している系統が機能喪失することにより，使用済燃料プール水の温度が上昇する。燃料プール冷却浄化系及び残留熱除去系（燃料プール冷却機能）の再起動操作が困難な場合，使用済燃料プールの冷却機能が喪失したことを確認する。
使用済燃料プールの冷却機能の喪失を確認するために必要な計装設備は，使用済
燃料プール水位・温度（ＳＡ広域），残留熱除去系系統流量等である。
ｂ．使用済燃料プール注水機能喪失の確認
使用済燃料プール冷却機能喪失の確認後，使用済燃料プール水の温度上昇による蒸発により，使用済燃料プール水位が低下することが想定されるため，補給水系及び残留熱除去系による使用済燃料プールへの注水※準備を行う。補給水系及び残留熱除去系による使用済燃料プールへの注水が困難な場合，使用済燃料プールの注水機能が喪失したことを確認する。
※ 残留熱除去系（燃料プール冷却機能）と系統構成が異なるため，残留熱除去系による使用済燃料プールへの注水が可能な場合がある。
使用済燃料プール注水機能喪失を確認するために必要な計装設備は，使用済燃料
プール水位・温度（ＳＡ広域），残留熱除去系系統流量等である。
ｃ．使用済燃料プール水位，温度監視
使用済燃料プールの冷却機能喪失の確認後，使用済燃料プールの水位，温度を監視する。
使用済燃料プール水位，温度を監視するために必要な計装設備は，使用済燃料プ
ール水位・温度（ＳＡ広域）等である。
ｄ．使用済燃料プール冷却機能の回復操作
・東海第二は解析上考慮しない操
使用済燃料プール冷却機能（燃料プール冷却浄化系及び残留熱除去系）の回復操
作についても記載
作を実施する。
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（想定事故１）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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考ｅ．使用済燃料プール注水機能の回復操作
使用済燃料プール注水機能（補給水系及び残留熱除去系)の回復操作を実施する。

c. 燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水
燃料プール代替注水系の準備は冷却機能喪失による異常の認知を起点として開始する。準備が完了したところで，燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水を開始し，使用済燃料プール水位は回復する。その後，使用済燃料プールの冷却機能を復旧するとともに，燃料プール代替注水系の間欠運転又は流量調整により蒸発量に応じた注水を行うことで，必要な遮蔽※2 を確保できる使用済燃料プール水位より高く維持する。
燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水を確認するために必要な計装設備は，使用済燃料貯蔵プール水位・温度等である。
※2 必要な遮蔽の目安とした線量率は 10mSv/h とする。想定事故 1 における原子炉建屋オペレーティングフロアでの作業時間及び作業員の退避は 1 時間以内であり，作業員の被ばく量は最大でも 10mSv となるため，緊急作業時における被ばく限度の 100mSv に対して余裕がある。
原子炉建屋オペレーティングフロアでの作業は，燃料プール代替注水系（可搬型
スプレイヘッダ）を使用する場合，可搬型スプレイヘッダ及びホースの設置が想定される。

ｆ．常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注水操作
中央制御室からの遠隔操作により，常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注水を実施する。
なお，常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注水は評価上考慮しない。
常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注水操作に必要な計装設備は，使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）等である。
ｇ．可搬型代替注水大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）を使用した使用済燃料プールスプレイ準備操作
可搬型代替注水大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）を使用した使用済燃料プールスプレイ実施のための準備として，ホース及び可搬型
スプレイノズルを設置する。本作業は，原子炉建屋原子炉棟内での作業を伴うことから，原子炉建屋原子炉棟内での作業環境が悪化する前に実施するため，常設低圧
代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注水と同時並行で実施する。なお，可搬型代替注水大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）を使用した使用済燃料プールスプ
レイは評価上考慮しない。
ｈ．可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへ注水の準備操作
可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プール注水の準備は使用済燃料プールの冷却機能及び注水機能の喪失による異常の認知を起点として開始する。
外部電源が喪失している場合，中央制御室からの遠隔操作により常設代替高圧電源装置 2 台から緊急用母線を受電し，必要な計装設備及び可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）の電動弁に給電する。
緊急用母線の受電に必要な計装設備は，緊急用Ｍ／Ｃ電圧である。
ｉ．可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注水操作
可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）の準備完
了後，使用済燃料プールへの注水を開始することにより，使用済燃料プール水位を回復する。その後，蒸発量に応じた水量を注水することで，使用済燃料プール水位を必要な遮蔽を確保できる最低水位（線量率が 10mSv／h※となる通常水位から約0.86m 下の水位）より高く維持する。
※ 本事故シーケンスグループにおける必要な遮蔽の目安とした線量率は，原子3／22

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（想定事故１）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

必要な遮蔽の目安とした線量率 10mSv/h は，定期検査作業時での原子炉建屋オペ
レーティングフロアにおける線量率を考慮した値である。
この線量率となる使用済燃料プール水位は通常水位から約 2.1m 下の位置である。

東海第二発電所

備考

炉建屋原子炉棟 6 階での作業時間から 10mSv／h に設定した。原子炉建屋原
子炉棟 6 階での操作は，重大事故等対応要員による使用済燃料プールへの注
水準備操作（可搬スプレイノズルの設置及びホース敷設等）を想定しており，
原子炉建屋原子炉棟 6 階を含め，原子炉建屋内に滞在する時間は 2.2 時間以内である。そのため，重大事故等対応要員の被ばく量は最大でも 22mSv であり，緊急作業時における被ばく限度の 100mSv に対して余裕がある。
また，作業員等が事象発生時に原子炉建屋原子炉棟 6 階に滞在していた場合
でも，事象発生後速やかに管理区域外へ退避するため，原子炉建屋原子炉棟
6 階での被ばく量は限定的である。
可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注水を確認するために必要な計装設備は，使用済燃料プー
ル水位・温度（ＳＡ広域）等である。
ｊ．タンクローリによる燃料給油操作
タンクローリにより可搬型設備用軽油タンクから可搬型代替注水中型ポンプに燃料給油を実施する。

7.3.1.2 燃料損傷防止対策の有効性評価
7.3.1.2 燃料損傷防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法(1) 有効性評価の方法
想定事故 1 で想定する事故は，「6.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示す想定する事故は，「6.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，想定とおり，「使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能が喪失することにより，使用済燃事故１として，「使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能が喪失することにより，使料プール内の水の温度が上昇し，蒸発により水位が低下する事故」である。
用済燃料プール内の水の温度が上昇し，蒸発により水位が低下する事故」である。
想定事故１では，使用済燃料プールの冷却機能及び注水機能の喪失に伴い使用済燃想定事故 1 では，使用済燃料プールの冷却機能喪失及び注水機能喪失に伴い使用済
料プール水温が上昇し，やがて沸騰して蒸発することによって使用済燃料プール水位
燃料プール水温が徐々に上昇し，やがて沸騰して蒸発することによって使用済燃料プが緩慢に低下するが，使用済燃料プールへの注水により，使用済燃料プール水位が放ール水位が緩慢に低下するが，使用済燃料プールへの注水により，使用済燃料プール
水位が放射線の遮蔽が維持される水位を確保できることを評価する。なお，使用済燃
射線の遮蔽が維持される最低水位（線量率が 10mSv／h となる通常水位から約 0.86m
料プール水位が放射線の遮蔽が維持される水位を確保できることで，有効燃料棒頂部
下の水位）を確保できることを評価する。なお，放射線の遮蔽が維持される使用済燃は冠水が維持される。未臨界については，燃料がボロン添加ステンレス鋼製ラックセ
料プール水位を確保できることで，燃料有効長頂部の冠水は維持される。また，未臨
ルに貯蔵されており，必要な燃料間距離をとる等の設計により水密度の状態によらず界が維持されることについては，使用済燃料プール水の水密度によらず未臨界が維持
臨界未満となるため，維持される。
できることを評価する。また，評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，想定事また，評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，想定事故 1 における運転員等
故１における運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影
操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を
響及び操作時間余裕を評価する。
評価する。
(2) 有効性評価の条件
想定事故 1 に対する初期条件も含めた主要な評価条件を第 7.3.1－2 表に示す。また，主要な評価条件について，想定事故 1 特有の評価条件を以下に示す。
なお,本評価では崩壊熱及び運転員の人数の観点から厳しい条件である，原子炉運転停止中の使用済燃料プールを前提とする。原子炉運転中の使用済燃料プールは，崩壊(2) 有効性評価の条件
想定事故１に対する初期条件も含めた主要な評価条件を第 7.3.1－2 表に示す。また，主要な評価条件について，想定事故１特有の評価条件を以下に示す。
なお，本評価では，崩壊熱及び運転員の人数の観点から厳しい条件である，原子炉運転停止中の使用済燃料プールを前提とする。原子炉運転中の使用済燃料プールは，
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（想定事故１）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

熱が原子炉運転停止中の使用済燃料プールに比べて小さく事象進展が緩やかになること，また，より多くの運転員による対応が可能であることから本評価に包絡される。

a. 初期条件(a) 使用済燃料プールの初期水位及び初期水温
使用済燃料プールの初期水位は通常水位とし，保有水量を厳しく見積もるため，使用済燃料プールと隣接する原子炉ウェルの間に設置されているプールゲートは閉状態を仮定する。また，使用済燃料プールの初期水温は，運転上許容される上限の 65℃とする。
(b) 崩壊熱
使用済燃料プールには貯蔵燃料の他に，原子炉停止後に最短時間（原子炉停止後 10日）で取り出された全炉心分の燃料が一時保管されていることを想定して，使用済燃料プールの崩壊熱は約 11MW を用いるものとする。
なお，崩壊熱に相当する保有水の蒸発量は約 19m3/h である。
b. 事故条件(a) 安全機能の喪失に対する仮定
使用済燃料プールの冷却機能及び注水機能として燃料プール冷却浄化系，残留熱除去系，復水補給水系等の機能を喪失するものとする。
(b) 外部電源
外部電源は使用できないものと仮定する。
外部電源が使用できない場合においても，燃料プール代替注水系による使用済燃料
プールへの注水は可能であり，外部電源がある場合と事象進展は同等となるが，資源の評価の観点から厳しい評価条件となる外部電源が使用できない場合を想定する。
c. 重大事故等対策に関連する機器条件(a) 燃料プール代替注水系
使用済燃料プールへの注水は，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）4 台を使用するものとし，崩壊熱による使用済燃料プール水の蒸発量を上回る 45m3/h※3 にて注水する。
※3 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）の注水容量はともに 45m3/h 以上(4 台)である。
d. 重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件として，「6.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示
す分類に従って以下のとおり設定する。
(a) 燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水は，緊急時対策要員の移動，注水準備に必要な時間等を考慮して，事象発生 12 時間後から開始する。

東海第二発電所

備

考

崩壊熱が原子炉運転停止中の使用済燃料プールに比べて小さく事象進展が緩やかになること，また，より多くの運転員による対応が可能であることから本評価に包絡される。
ａ．初期条件(a) 使用済燃料プールの初期水位及び初期水温
使用済燃料プールの初期水位は通常水位とし，保有水量を厳しく見積もるため，使用済燃料プールと隣接する原子炉ウェルの間に設置されているプールゲー
トは閉状態を仮定する。また，使用済燃料プールの初期水温は，運転上許容される上限の 65℃とする。
(b) 崩壊熱
使用済燃料プールには貯蔵燃料の他に，原子炉停止後に最短時間（原子炉停止
後 9 日）で取り出された全炉心分の燃料が一時保管されていることを想定して，使用済燃料プールの崩壊熱は約 9.1MW を用いるものとする。
なお，この時の崩壊熱による保有水の蒸発を補うために必要な注水量（水源温度 ・ 注水流量が十分であることを35℃）は約 13m３／h である。
明確にするため，必要な注水
ｂ．事故条件量を記載(a) 安全機能の喪失に対する仮定
使用済燃料プール冷却機能及び注水機能として，残留熱除去系，燃料プール冷却浄化系，補給水系等の機能が喪失するものとする。
(b) 外部電源
外部電源は使用できないものと仮定する。
外部電源がない場合においても，可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注水は可能であり，外部電源がある場合と事象の進展は同様であるが，資源の評価の観点から厳しくなる，外部電源がない場合を想定する。
ｃ．重大事故等対策に関連する機器条件(a) 可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）
使用済燃料プールへの注水は，可搬型代替注水中型ポンプ 2 台を使用するものとする。使用済燃料プールへの注水流量は，燃料の崩壊熱による使用済燃料プー
ル水の蒸発量を上回り燃料損傷防止が可能な流量として，50m３／h を設定する。
ｄ．重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件として，「6.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。
(a) 可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用
した使用済燃料プールへの注水は，可搬型代替注水大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）を使用した使用済燃料プールスプレイ準備
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（想定事故１）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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備

考

操作の時間，及び可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プール注水準備操作の時間を考慮し，事象発生 8 時
間後から開始する。
(3) 有効性評価の結果
想定事故 1 における使用済燃料プール水位の推移を第 7.3.1－4 図に，使用済燃料
プール水位と線量率の関係を第 7.3.1－5 図に示す。
a. 事象進展使用済燃料プールの冷却機能が喪失した後，使用済燃料プール水温は約 5℃/h で上昇し，事象発生から約 7 時間後に 100℃に到達する。その後，蒸発により使用済燃料
プール水位は低下し始めるが，事象発生から 12 時間経過した時点で燃料プール代替
注水系による使用済燃料プールへの注水を開始すると，使用済燃料プール水位が回復する。
その後は，使用済燃料プールの冷却機能を復旧するとともに，燃料プール代替注水
系により，蒸発量に応じた量を使用済燃料プールに注水することで，使用済燃料プー
ル水位を維持する。
b. 評価項目等
使用済燃料プール水位は，第 7.3.1－4 図に示すとおり，通常水位から約 0.4m 下まで低下するに留まり，有効燃料棒頂部は冠水維持される。
使用済燃料プール水温は事象発生約 7 時間で沸騰し，その後 100℃付近で維持される。
また，第 7.3.1－5 図に示すとおり，使用済燃料プール水位が通常水位から約 0.4m
下の水位になった場合の線量率は，約 1.0×10-3mSv/h 以下であり，必要な遮蔽の目安とした 10mSv/h※2 と比べて低いことから，この水位において放射線の遮蔽は維持されている。なお，線量率の評価点は原子炉建屋オペレーティングフロアの床付近としている。
使用済燃料プールでは燃料がボロン添加ステンレス鋼製ラックセルに貯蔵されており，必要な燃料間距離をとる等の設計により水密度の状態によらず臨界未満となるため，本事象においても未臨界は維持される。事象発生 12 時間後から燃料プール代替
注水系による使用済燃料プールへの注水を行うことで使用済燃料プール水位は回復し，その後に蒸発量に応じた使用済燃料プールへの注水を継続することで安定状態を維持できる。

本評価では，「6.2.3.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(3)の評価項目について，対策の有効性を確認した。
7.3.1.3 評価条件の不確かさの影響評価(3) 有効性評価の結果
想定事故１における使用済燃料プール水位の時間変化を第 7.3.1－4 図に，使用済
燃料プール水位と線量率の関係を第 7.3.1－5 図に示す。
ａ．事象進展
使用済燃料プールの冷却機能が喪失した後，使用済燃料プール水温は約 6.9℃／
h で上昇し，事象発生から約 5.1 時間後に 100℃に到達する。その後，蒸発により使用済燃料プール水位は低下し始めるが，事象発生から 8 時間経過した時点で可搬型
代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済
燃料プールへの注水を開始することにより，使用済燃料プール水位は回復する。その後は，使用済燃料プールの冷却機能を回復しつつ，可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用し，蒸発量に応じた水量を使用済
燃料プールに注水し，使用済燃料プール水位を維持する。
ｂ．評価項目等
使用済燃料プール水位は，第 7.3.1－4 図に示すとおり，通常水位から約 0.4m 下まで低下するに留まり，燃料有効長頂部は冠水維持される。また，使用済燃料プー
ル水は事象発生約 5.1 時間で沸騰し，その後 100℃付近で維持される。
また，第 7.3.1－5 図に示すとおり，使用済燃料プール水位が通常水位から約 0.4m
下の水位になった場合の線量率は，約 1mSv／h であり，必要な遮蔽の目安と考える
10mSv／h と比べて低いことから，この水位において放射線の遮蔽は維持されている。なお，線量の評価点は原子炉建屋最上階における使用済制御棒ハンガ真上の床
面高さとしている。
使用済燃料プールでは燃料がボロン添加ステンレス鋼製ラックセルに貯蔵されており，必要な燃料間距離をとる等の設計により，水密度によらず未臨界は維持される。
事象発生 8 時間後から可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注水を行うことで使用済燃料プー
ル水位は回復し，その後，蒸発量に応じた使用済燃料プールへの注水を継続し，機能喪失している設備の回復に努める。回復後は残留熱除去系等による冷却を実施することで安定状態を維持できる。
本評価では，「6.2.3.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(3)の評価項目について，対策の有効性を確認した。
7.3.1.3 評価条件の不確かさの影響評価
6／22

東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（想定事故１）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評
価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価するものとする。
想定事故 1 では，使用済燃料プールの冷却機能及び注水機能が喪失することが特徴である。また，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水操作とする。
(1) 評価条件の不確かさの影響評価
a. 初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，第 7.3.1－2 表に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件とした場合の影響を評価する。また，評価条件の設定に当たっては，7 号炉を代表として，評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくな
るような設定があることから，その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられる項
目に関する影響評価の結果を以下に示す。

評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。
想定事故１では，使用済燃料プールの冷却機能及び注水機能が喪失することが特徴である。また，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した注水操作とする。
(1) 評価条件の不確かさの影響評価
ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，第 7.3.1－2 表に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件とした場合の影響を評価する。また，評価条件の設定に当たっては，原則，評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなるよう保守的な設定としているが，その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられる燃料の崩壊熱，事象発生前の使用済燃料プールの初期水温及び初期水位並びにプールゲートの状態に関する影響評価の結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
初期条件の燃料の崩壊熱は，評価条件の約 9.1MW に対して最確条件は約 9.1MW
以下であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合，評価条件で設定している燃料の崩壊熱より小さくなるため，使用済燃料プールの水温上昇及び水位低下速度は緩やかになるが，注水操作は燃料の崩壊熱の状態に応じた対応をとるものではなく，使用済燃料プールの冷却機能及び注水機能の喪失による異常の認知を起点とするものであるため，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の使用済燃料プール水温は，評価条件の 65℃に対して最確条件は約
12℃～約 40℃であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合，評価条件で設定している使用済燃料プールの初期水温より低くなることが考えられ，
さらに時間余裕が長くなることが考えられるが，注水操作は，燃料プール水の初期水温に応じた対応をとるものではなく，使用済燃料プールの冷却機能及び注水機能の喪失による異常の認知を起点とするものであるため，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の使用済燃料プールの水位は，評価条件の通常水位に対して最確条件
は通常水位付近であり，本評価条件の不確かさとして，その変動を考慮した場合，
通常水位より低くなることも考えられ，それにより時間余裕及び水位低下による異常認知の時間が短くなることが考えられるが，注水操作は，燃料プール水の初期水位に応じた対応をとるものではなく，使用済燃料プールの冷却機能及び注水機能の喪失による異常の認知を起点とするものであるため，運転員等操作時間に与える影響はない。また，初期に地震誘因のスロッシングが発生していた場合は，最大で 0.70m 程度の水位の低下が発生し，使用済燃料プール水位が放射線の遮蔽が維持される最低水位（線量率が 10mSv／h となる通常水位から約 0.86m 下の水位）に到達するまでの時間は事象発生から約 5 時間後となり，それ以降は原子炉(a) 運転員等操作時間へ与える影響
初期条件の燃料の崩壊熱は，評価条件の約 11MW に対して最確条件は約 10MW 以下であり，評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件で設定している
燃料の崩壊熱より小さくなるため，使用済燃料プール水温の上昇及び使用済燃料プー
ル水位の低下は緩和されるが，注水操作は燃料の崩壊熱に応じた対応をとるものではなく，冷却機能喪失による異常の認知を起点とするものであることから，運転員等操
作時間に与える影響はない。
初期条件の使用済燃料プール水温は，評価条件の 65℃に対して最確条件は約 27℃～
約 45℃であり，評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件で設定している使用済燃料プールの初期水温より低くなり，沸騰開始時間は遅くなるため，時間余裕が長くなるが，注水操作は使用済燃料プール水の初期水温に応じた対応をとるものではなく，冷却機能喪失による異常の認知を起点とするものであることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の使用済燃料プール水位は，評価条件の通常水位に対して最確条件は通常水位付近であり，評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件での初期水位は通常水位を設定しているため，通常水位より低い水位の変動を考慮した場
合，使用済燃料プール水位が有効燃料棒頂部まで低下する時間及び使用済燃料プール
水位の低下による異常の認知の時間は短くなる。条件によっては想定する冷却機能喪失による異常認知より早くなり，それにより操作開始が早くなるが,注水操作は冷却機
能喪失による異常の認知を起点として操作を開始するため，その起点より操作開始が遅くなることはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期に地震起因のスロッシングが発生した場合，使用済燃料プール水位の低下により原子炉建屋オペレーティングフロアの線量率が上昇することから，その現場における長時間の作業は困難となる。

備

考

7／22

東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（想定事故１）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

ただし，燃料プール代替注水系（常設スプレイヘッダ）による使用済燃料プールへの注水操作は，屋外から実施できるため線量の影響が小さいことから, 運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件のプールゲートの状態は，評価条件のプールゲート閉に対して最確条件はプールゲート開であり，評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，保有水量がプールゲート閉時と比べ 2 倍程度となり，使用済燃料プール水温の上昇及び蒸発による使用済燃料プール水位の低下は緩和されるが，注水操作はプールゲートの状態に応じた対応をとるものではなく，冷却機能喪失による異常の認知を起点とするもの
であることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の燃料の崩壊熱は，評価条件の約 11MW に対して最確条件は約 10MW 以下であり，評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件で設定している
燃料の崩壊熱より小さくなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。初期条件の使用済燃料プール水温は，評価条件の 65℃に対して最確条件は
約 27℃～約 45℃であり，評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件で設定している使用済燃料プール水温より低くなるため，沸騰開始時間は遅くなり，
使用済燃料プール水位の低下は緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。また，自然蒸発,使用済燃料プール水温及び温度の上昇の非一様性により,評価で想定している沸騰による使用済燃料プール水位低下開始時間より早く使用済燃料プール水位の低下が始まることも考えられる。しかし，自然蒸発による影響は沸騰による水位の低下と比べて僅かであり，気化熱により使用済燃料プール
水は冷却される。さらに，使用済燃料プール水温の非一様性も沸騰開始後の気泡上昇を駆動力とした対流により影響が小さくなることが考えられる。仮に，事象発生直後
から沸騰による使用済燃料プール水位の低下が開始すると想定した場合であっても，使用済燃料プール水位が放射線の遮蔽が維持される最低水位に到達するまでの時間は事象発生から 1 日以上（10mSv/h※2 の場合，6 号及び 7 号炉は約 1.1 日），使用済燃料
プール水位が有効燃料棒頂部まで低下する時間は事象発生から 3 日以上（6 号及び 7
号炉は約 3.5 日）あり，事象発生から 12 時間後までに燃料プール代替注水系による注水が可能であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

初期条件の使用済燃料プール水位は，評価条件の通常水位に対して最確条件は通常水位付近であり，評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件での初期水位は通常水位を設定しているため，その変動を考慮した場合，使用済燃料プー
ルが通常水位から有効燃料棒頂部まで低下する時間は短くなるが，仮に初期水位を水位低警報レベル（通常水位から約 0.3m 下※4）とした場合であっても，放射線の遮蔽が東海第二発電所

備考

建屋最上階の線量率が上昇し，その場における長時間の作業は困難となる。ただし，可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注水操作は屋外での操作であるため，現場操作に必要な遮蔽は維持される。このため運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件のプールゲートの状態は，評価条件のプールゲート閉鎖に対して最確
条件はプールゲート開放であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした
場合，保有水量はプールゲート閉鎖時と比べ約 1.6 倍となり，使用済燃料プールの水温上昇及び蒸発による水位低下速度は緩やかになるが，注水操作は水温の状態に応じた対応をとるものではなく，使用済燃料プールの冷却機能及び注水機能の喪失による異常の認知を起点とするものであるため，運転員等操作時間に与える影響はない。
(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の燃料の崩壊熱は，評価条件の約 9.1MW に対して最確条件は約 9.1MW
以下であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合，評価条件で設定している燃料の崩壊熱より低くなるため，評価項目となるパラメータに対する余裕が大きくなる。
初期条件の使用済燃料プール水温は，評価条件の 65℃に対して最確条件は約
12℃～約 40℃であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合，評価条件で設定している使用済燃料プールの水温より低くなるため，沸騰開始時間が遅くなり，水位低下は緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕が大きくなる。なお，自然蒸発，使用済燃料プールの水温及び温度上昇の非一様性により，評価で想定している沸騰による水位低下開始時間より早く水位の低下が始まることも考えられる。しかし，自然蒸発による影響は沸騰による水位低下と比べてわずかであり，気化熱により使用済燃料プール水は冷却される。また，使用済燃料プールの水温の非一様性も沸騰開始後の気泡上昇を駆動力とした対流により影響が小さくなることが考えられる。仮に事象発生直後から沸騰によ ・東海第二は事象発生直後に沸騰る水位低下が開始すると想定した場合は，使用済燃料プール水位が放射線の遮蔽開始を想定した場合，注水開始が維持される最低水位（線量率が 10mSv／h となる通常水位から約 0.86m 下の水
時間前に遮蔽維持水位を下回位）に到達するまでの時間は事象発生から約 6 時間後となり，それ以降は原子炉
るが，建屋外の操作が可能であ
建屋最上階の線量率が上昇し，その場における長時間の作業は困難となる。ただり，現場操作の遮蔽は維持されし，可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使る用した使用済燃料プールへの注水操作は屋外での操作であるため，現場操作に必要な遮蔽は維持される。
初期条件の使用済燃料プール水位は，評価条件の通常水位に対して最確条件は
通常水位付近であり，本評価条件の不確かさとして，その変動を考慮した場合，
通常水位より低くなることも考えられ，それにより時間余裕が短くなることが考えられるが，仮に初期水位を水位低警報レベル（通常水位から約 0.14m 低下した位置）とした場合であっても，放射線の遮蔽が維持される最低水位（線量率が8／22東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（想定事故１）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所※2維持される最低水位に到達するまでの時間は事象発生から 1 日以上（10mSv/h の場
合，6 号及び 7 号炉は約 1.2 日），使用済燃料プール水位が有効燃料棒頂部まで低下す
る時間は事象発生から 3 日以上（6 号及び 7 号炉は約 3.7 日）あり，事象発生から 12
時間後までに燃料プール代替注水系による注水が可能であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
初期に地震起因のスロッシングが発生した場合，使用済燃料プール水位の低下により原子炉建屋オペレーティングフロアの線量率が上昇することから，その現場における長時間の作業は困難となる。ただし，燃料プール代替注水系（常設スプレイヘッダ）による使用済燃料プールへの注水操作は屋外での操作であるため，現場操作に必要な遮蔽は維持される。事象発生 12 時間後から燃料プール代替注水系（常設スプレイヘッダ）による使用済燃料プールへの注水を実施することにより，6 号及び 7 号炉の使用済燃料プール水位が原子炉建屋オペレーティングフロアの放射線の遮蔽維持に必要な
最低水位まで回復する時間は事象発生から約 1.1 日後（10mSv/h※2 の場合，6 号炉では約 1.0 日後，7 号炉では約 1.1 日後），通常水位まで回復する時間は事象発生から約1.9 日後（6 号炉では約 1.8 日後，7 号炉では約 1.9 日後）となる。また，使用済燃料
プール水位が通常水位から有効燃料棒頂部まで低下する時間は事象発生から 2 日以上（6 号及び 7 号炉は約 2.2 日）あり，事象発生から 12 時間後までに燃料プール代替注
水系による注水が可能であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
初期条件のプールゲートの状態は，評価条件のプールゲート閉に対して最確条件はプールゲート開であり，評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，保有水量がプールゲート閉時と比べ 2 倍程度となり，使用済燃料プール水温の上昇及び蒸発による使用済燃料プール水位の低下は緩和されることから，評価項目となるパラメー
タに対する余裕は大きくなる。
※4 使用済燃料貯蔵プール水位・温度計（SA 広域）の水位低の警報設定値：6 号炉通
常水位-225mm，7 号炉通常水位-267mm
b. 操作条件
操作条件の不確かさとして，操作の不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，「操
作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の 6 要因に分類し，これらの要因が運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転員等操作時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価し，評価結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
操作条件の燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水操作は，評価上の操作開始時間として事象発生から 12 時間後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，当該操作は他の操作との重複はなく，使用済燃料プールの冷却機能喪失による異常を認知した時点で注水準備に着手可能であり，その準備操作にかかる
時間は 360 分を想定していることから，実態の操作開始時間は想定している事象発生

備考

10mSv／h となる通常水位から約 0.86m 下の水位）に到達するまでの時間は事象発生から約 10 時間，水位が燃料有効長頂部まで低下するまでの時間は事象発生から 2 日以上あり，事象発生から 8 時間後までに可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した注水が可能であるため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，初期に地震誘因のスロッシン
グが発生していた場合は，最大で約 0.70m 程度の水位の低下が発生し，使用済燃料プール水位が放射線の遮蔽が維持される最低水位（線量率が 10mSv／h となる
通常水位から約 0.86m 下の水位）に到達するまでの時間は事象発生から約 5 時間後となり，それ以降は原子炉建屋最上階の線量率が上昇し，その場における長時間の作業は困難となる。ただし，可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注水操作は屋外での操作であるため，現場操作に必要な遮蔽は維持される。なお，本スロッシングの評
価には余震の影響は考慮していないが，余震は本震よりも小さな地震動となると考えられ，本震時のスロッシングによってプール水位が約 0.70m 低下しているため，プール水温度の上昇による水位の上昇を考慮しても余震による有意な水位低下はないと考えられる。

初期条件のプールゲートの状態は，評価条件のプールゲート閉鎖に対して最確
条件はプールゲート開放であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした
場合，保有水量はプールゲート閉鎖時と比べ約 1.6 倍となり，使用済燃料プールの水温上昇及び水位低下速度は緩やかになることから，評価項目となるパラメー
タに対する余裕は大きくなる。

ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作に係る不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の 6 要因に分類し，これらの要因が，運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転員等操作時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価し，評価結果を以下に示す。
(a) 操作の不確かさが操作時間に与える影響
操作条件の可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注水操作は，評価上の操作開始時間として事象発生から 8 時間後を設定している。
運転員等の操作時間に与える影響として，評価上の操作開始時間を事象発生 8 時間後として設定しているが，本操作は可搬型代替注水大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）を
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東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（想定事故１）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機から 12 時間後より早まる可能性があり，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。

(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間が早まり，使用済燃料プール水
位の回復を早める可能性があることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

東海第二発電所

備

考使用した使用済燃料プールスプレイ準備操作完了後に実施する操作であり，可搬型代替注水大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）を使用した使用済燃料プールスプレイ準備操作の所要時間，及び可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プー
ル注水準備操作の所要時間を考慮すると，実際には使用済燃料プールへの注水開始時間は早くなることが考えられるため，使用済燃料プール水位の回復は早くなる(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した注水操作は，運転員等操作時間に与える影響として，評価上の操
作開始時間に対して，実際の操作開始時間が早くなる場合が考えられ，この場合使用済燃料プール水位の回復が早くなり，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

(2) 操作時間余裕の把握
操作開始時間の遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認し，その結果を以下に示す。
操作条件の燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水操作について
は，放射線の遮蔽が維持される最低水位に到達するまでの時間が事象発生から 1 日以
上（10mSv/h※2 の場合，6 号及び 7 号炉は約 1.4 日），使用済燃料プール水位が有効燃
料棒頂部まで低下する時間が事象発生から 3 日以上（6 号及び 7 号炉は約 3.8 日）であり，事故を検知して注水を開始するまでの時間は事象発生から約 12 時間後と設定しているため，準備時間が確保できることから，時間余裕がある。

(2) 操作時間余裕の把握
操作遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認し，その結果を以下に示す。
操作条件の可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注水操作に対する時間余裕については，放射線の遮蔽が維持される最低水位（線量率が 10mSv／h となる通常水位から約 0.86m 下の水位）に到達するまでの時間が事象発生から 11 時間以上，燃料有効長頂部に到達するまでの時間が事象発生から 2 日以上であり，これに対して，事故を認知して注水を開始するまでの時間は事象発生から 8 時間であることから，時間余裕がある。

(3) まとめ
評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評
価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認した。その結果，評価
条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間には時間余裕がある。

(3) ま と め
評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評
価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認した。その結果，評価
条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，運転員等操作時間には時間余裕がある。

7.3.1.4 必要な要員及び資源の評価
7.3.1.4 必要な要員及び資源の評価(1) 必要な要員の評価(1) 必要な要員の評価
想定事故 1 において，6 号及び 7 号炉同時の重大事故等対策時における必要な要員
想定事故１の重大事故等対策における必要な災害対策要員（初動）は「7.3.1.1(3) ・ 要員の数，呼称の違い
は，「7.3.1.1(3)燃料損傷防止対策」に示すとおり 18 名である。
「7.5.2 重大事故等対燃料損傷防止対策」に示すとおり 15 名であり，災害対策要員（初動）の 37 名で対処
策時に必要な要員の評価結果」で説明している運転員，緊急時対策要員等の 64 名で対可能である。
・ 運転中における原子炉の重大
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（想定事故１）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

処可能である。なお，今回評価した原子炉の運転停止中ではなく，原子炉運転中を想定した場合，事象によっては，原子炉における重大事故又は重大事故に至るおそれのある事故の対応と，想定事故 1 の対応が重畳することも考えられる。しかし，原子炉運転中を想定した場合，使用済燃料プールに貯蔵されている燃料の崩壊熱が低いため，操作時間余裕が十分長くあり（原子炉運転開始直後を考慮しても使用済燃料プール水が 100℃に到達するまで最低でも 1 日以上）
，原子炉における重大事故又は重大事故に至るおそれのある事故の対応が収束に向かっている状態での対応となるため，緊急時対策要員や参集要員により対応可能である。

また，事象発生 2 時間以降に必要な参集要員は 2 名であり，発電所構外から 2 時間以内に参集可能な要員の 71 名で対処可能である。

(2) 必要な資源の評価
想定事故 1 において，必要な水源，燃料及び電源は，「7.5.1(2)資源の評価条件」の条件にて評価している。その結果を以下に示す。
a. 水源
燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水については，7 日間の対応を考慮すると，号炉あたり約 3,100m3 の水が必要となる。6 号及び 7 号炉の同時被災を考慮すると，合計約 6,200m3 の水が必要である。
水源として，淡水貯水池に約 18,000m3 の水を保有しており，水源を枯渇させることなく 7 日間の注水継続実施が可能である。
b. 燃料
非常用ディーゼル発電機による電源供給については，事象発生後 7 日間最大負荷で運転した場合，号炉あたり約 753kL の軽油が必要となる。
燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水については，保守的に事象発生直後からの可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）の運転を想定すると，7 日間の運転継
続に号炉あたり約 15kL の軽油が必要となる。
5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備及びモニタリング・ポスト用発電機による電源供給については，事象発生直後からの運転を想定すると，7 日間の運
転継続に合計約 13kL の軽油が必要となる（6 号及び 7 号炉合計約 1,549kL）。
6 号及び 7 号炉の各軽油タンクにて約 1,020kL（6 号及び 7 号炉合計約 2,040kL）の軽油を保有しており，これらの使用が可能であることから，非常用ディーゼル発電機
による電源供給，燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備による電源供給及びモニタリング・ポスト
用発電機による電源供給について，7 日間の継続が可能である。

(2) 必要な資源の評価
想定事故１において，必要な水源，燃料及び電源は「7.5.1(2) 資源の評価条件」の条件にて評価している。その結果を以下に示す。
ａ．水
源

c. 電源
外部電源は使用できないものと仮定し，非常用ディーゼル発電機によって給電を行うものとする。6 号及び 7 号炉において重大事故等対策時に必要な負荷は，各号炉の非常用ディーゼル発電機負荷に含まれることから，非常用ディーゼル発電機による電備考事故等との重畳時の要員については，各シーケンスの中で評価している

可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注水については，
7 日間の対応を考慮すると,合計約 2,120m
３の水が必要となる。
水源として，西側淡水貯水設備に約 5,000m３の水を保有していることから，水源が枯渇することはなく，7 日間の対応が可能である。
ｂ．燃料
外部電源喪失を想定した場合，事象発生直後から 7 日間の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及び常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 2 台）の運転を想定すると，非常用ディーゼル発電機については約
484.0kL，高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機については，約 130.3kL，常設代替
交流電源設備（常設代替高圧電源装置 2 台）については約 141.2kL，合計で 755.5kLの軽油が必要となる。軽油貯蔵タンクには約 800kL の軽油を保有していることから，
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及び常設代替交流
電源設備（常設代替高圧電源装置 2 台）による 7 日間の電源供給の継続が可能である。
可搬型代替注水中型ポンプ（2 台）による代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注水については，事象発生直後から 7 日間の可搬型代替注水中型ポンプ（2 台）の運転を想定すると，約 12.0kL の軽油が必要となる。
可搬型設備用軽油タンクには約 210kL の軽油を保有していることから，可搬型代替
注水中型ポンプ（2 台）による 7 日間の代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注水について，7 日間の継続が可能である。
ｃ．電源
外部電源喪失を想定した場合，重大事故等対策時に必要な負荷のうち，非常用ディーゼル発電機等からの電源供給を考慮する負荷については，非常用ディーゼル発電機等の容量内に収まることから，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
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東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（想定事故１）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

源供給が可能である。
また，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備及びモニタリング・ポス
ト用発電機についても，必要負荷に対しての電源供給が可能である。

東海第二発電所

備

考

常設代替交流電源設備からの電源供給を考慮する負荷については約 394kW 必要であるが，常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 2 台）の連続定格容量は2,208kW であることから，必要負荷に対しての電源供給が可能である。

7.3.1.5 結論
7.3.1.5 結論
想定事故 1 では，使用済燃料プールの冷却系が機能喪失し，使用済燃料プール水温想定事故１では，使用済燃料プールの冷却機能が喪失し，使用済燃料プール水温がが上昇し，やがて沸騰して蒸発することによって使用済燃料プール水位が緩慢に低下
上昇し，やがて沸騰して蒸発することによって使用済燃料プール水位が緩慢に低下すすることから，緩和措置がとられない場合には，使用済燃料プール水位の低下によりることから，緩和措置がとられない場合には，使用済燃料プール水位の低下により燃燃料が露出し，燃料損傷に至ることが特徴である。想定事故 1 に対する燃料損傷防止
料が露出し，燃料損傷に至ることが特徴である。想定事故１に対する燃料損傷防止対対策としては，燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水手段を整備し策としては，可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）ている。
を使用した使用済燃料プールへの注水手段を整備している。
想定事故 1 について有効性評価を実施した。
想定事故１について有効性評価を実施した。
上記の場合においても，燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水に
上記の場合においても，可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系
より，使用済燃料プール水位を回復し維持することができることから，放射線の遮蔽（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注水により，使用済燃料プールの水が維持され，かつ，燃料損傷することはない。
位を回復させ維持することができることから，放射線の遮蔽が維持され，かつ，燃料損傷することはない。
また，使用済燃料プールでは燃料がボロン添加ステンレス鋼製ラックセルに貯蔵さまた，使用済燃料プールでは燃料がボロン添加ステンレス鋼製ラックセルに貯蔵されており，必要な燃料間距離をとる等の設計により水密度の状態によらず臨界未満とれており，必要な燃料間距離をとる等の設計により水密度の状態によらず臨界未満となるため，未臨界は維持される。
なるため，未臨界は維持される。
その結果，有効燃料棒頂部の冠水，放射線の遮蔽が維持される水位の確保及び未臨
その結果，燃料有効長頂部の冠水，放射線の遮蔽が維持される水位の確保及び未臨
界を維持できることから，評価項目を満足している。また，安定状態を維持できる。
界を維持できることから評価項目を満足している。また，安定状態を維持できる。
評価条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操作時間に与える影響及び評
評価条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操作時間に与える影響及び評
価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，対策の有効性が確認できる範価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余囲内において，操作時間余裕について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余
裕がある。
裕がある。
重大事故等対策時に必要な要員は，運転員及び緊急時対策要員にて確保可能である。
重大事故等対策時に必要な要員は運転員及び災害対策要員にて確保可能である。ままた，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
た，必要な水源，燃料及び電源については，外部電源喪失を仮定しても供給可能である。
以上のことから，燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水等の燃料以上のことから，可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ラ
損傷防止対策は，想定事故 1 に対して有効である。
イン）を使用した使用済燃料プールへの注水等の燃料損傷防止対策は，想定事故１に対して有効である。

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東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（想定事故１）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（想定事故１）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考

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東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（想定事故１）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（想定事故１）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（想定事故１）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考

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重大事故等対策の有効性評価 比較表（想定事故１）
柏崎刈羽発電所６／７号機

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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重大事故等対策の有効性評価 比較表（想定事故１）
東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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重大事故等対策の有効性評価 比較表（想定事故１）
柏崎刈羽発電所６／７号機

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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重大事故等対策の有効性評価 比較表（想定事故１）
東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（想定事故１）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考

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東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（想定事故２）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備考7.3.2 想定事故２
7.3.2 想定事故 2
7.3.2.1 想定事故２の特徴，燃料損傷防止対策
7.3.2.1 想定事故 2 の特徴，燃料損傷防止対策(1) 想定する事故(1) 想定する事故「使用済燃料プールにおける重大事故に至るおそれがある事故」において，使用「使用済燃料プールにおける重大事故に至るおそれがある事故」において，使用済燃料プールにおける燃料損傷防止対策の有効性を確認するために想定する事故の済燃料プールにおける燃料損傷防止対策の有効性を確認するために想定する事故の一つには，「6.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，想定事故２と一つには，「6.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，想定事故 2 として「サイフォン現象等により使用済燃料プール内の水の小規模な喪失が発生し，して「サイフォン現象等により使用済燃料プール内の水の小規模な喪失が発生し，使用済燃料プールの水位が低下する事故」がある。
使用済燃料プールの水位が低下する事故」がある。
(2) 想定事故２の特徴及び燃料損傷防止対策の基本的考え方(2) 想定事故 2 の特徴及び燃料損傷防止対策の基本的考え方
想定事故 2 では，使用済燃料プールの冷却系の配管損傷によるサイフォン現象等
想定事故２では，使用済燃料プールの冷却系の配管破断によるサイフォン現象等
により使用済燃料プール内の水の小規模な漏えいが発生するとともに，使用済燃料により使用済燃料プール内の水の小規模な漏えいが発生するとともに，使用済燃料
プール注水機能が喪失することを想定する。このため，使用済燃料プール水位が低プール注水機能が喪失することを想定する。このため，使用済燃料プール水位が低下することから，緩和措置がとられない場合には，燃料は露出し，燃料損傷に至る。
下することから，緩和措置がとられない場合には，燃料は露出し，燃料損傷に至る。
本想定事故は，使用済燃料プール水の漏えいによって燃料損傷に至る事故を想定
本想定事故は，使用済燃料プール水の漏えいによって燃料損傷に至る事故を想定するものである。このため,重大事故等対策の有効性評価には，使用済燃料プール水するものである。このため，重大事故等対策の有効性評価には使用済燃料プール水の漏えいの停止手段及び使用済燃料プールの注水機能に対する重大事故等対処設備の漏えいの停止手段及び使用済燃料プールの注水機能に対する重大事故等対処設備に期待することが考えられる。
に期待することが考えられる。
したがって，想定事故 2 では，使用済燃料プール水の漏えいの停止及び燃料プー
以上により，想定事故２では，使用済燃料プール水の漏えいの停止や，使用済燃ル代替注水系による使用済燃料プールへの注水によって，燃料損傷の防止を図る。
料プールへの注水の確保を行うことによって，燃料損傷の防止を図るとともに，使また，燃料プール代替注水系により使用済燃料プール水位を維持する。
用済燃料プール水位を維持する。
(3) 燃料損傷防止対策
想定事故 2 における機能喪失に対して，使用済燃料プール内の燃料が著しい損傷に至ることなく，かつ，十分な冷却を可能とするため，運転員による使用済燃料プールからのサイフォン現象による漏えい停止手段，サイフォンブレーク孔による漏えい停止機能及び燃料プール代替注水系※1 による使用済燃料プールへの注水手段を整備する。これらの対策の概略系統図を第 7.3.2－1 図に，手順の概要を第 7.3.2－
2 図に示すとともに，重大事故等対策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策における設備と操作手順の関係を第 7.3.2－1 表に示す。

(3) 燃料損傷防止対策
想定事故２における機能喪失に対して，使用済燃料プール内の燃料が著しい損傷に至ることなく，かつ，十分な冷却を可能とするため，サイフォンブレーク用配管 ・東海第二は，静的サイフォンブレー
カの効果に期待するによる使用済燃料プール保有水のサイフォン現象による漏えいの防止手段，常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済
燃料プールへの注水手段及び可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注水手段及び可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注水手段を整備する。
本評価では，対応操作に時間を要する可搬型設備を用いた使用済燃料プールへの ・設備の違い
注水手段のうち，地震・津波の影響を受けず，手順上で優先順位の高い西側淡水貯水設備を水源とする，可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注水手段を代表として評価対象とする
こととし，その他の注水手段については評価上考慮しないものとする。これらの対策の概略系統図を第 7.3.2－1 図に，対応手順の概要を第 7.3.2－2 図に示すとともに，重大事故等対策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策における手順と設備の関係を第 7.3.2－1 表に示す。
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東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（想定事故２）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

想定事故 2 において，6 号及び 7 号炉同時の重大事故等対策に必要な要員は，中央制御室の運転員及び緊急時対策要員で構成され，合計 22 名である。その内訳は次のとおりである。中央制御室の運転員は，当直長 1 名（6 号及び 7 号炉兼任），当直
副長 2 名，運転操作対応を行う運転員 6 名である。発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等を行う緊急時対策本部要員は 5 名，緊急時対策要員（現場）は8 名である。
必要な要員と作業項目について第 7.3.2－3 図に示す。
※1 燃料プール代替注水系として，燃料プール代替注水系（常設スプレイヘッダ）を想定する。なお，燃料プール代替注水系（常設スプレイヘッダ）の注水手段が使用できない場合においては燃料プール代替注水系（可搬型スプレイヘッダ）
による対応が可能である。
a. 使用済燃料プール水位低下確認
使用済燃料プールを冷却している系統が停止すると同時に，使用済燃料プールの冷却系の配管損傷によるサイフォン現象等により使用済燃料プール内の水の小規模な漏えいが発生し，使用済燃料プール水位が低下することを確認する。
使用済燃料プールの水位低下を確認するために必要な計装設備は，使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA）等である。
b. 使用済燃料プールの注水機能喪失確認
使用済燃料プールの喪失した保有水を注水するため，補給水系による使用済燃料
プールへの注水準備を行う。中央制御室からの遠隔操作により使用済燃料プールへの注水準備が困難な場合，使用済燃料プールへの注水機能喪失であることを確認する。
使用済燃料プールの注水機能喪失を確認するために必要な計装設備は，使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA）等である。

c. 使用済燃料プール漏えい箇所の隔離
使用済燃料プールの水位低下に伴い発生する警報等により，使用済燃料プールからの漏えいを認知し，原因調査を開始する。原因調査の結果，サイフォン現象による漏えいであることを判断し，使用済燃料プールの冷却系配管の手動弁を閉止することで，使用済燃料プールからの漏えい箇所の隔離が完了する。

東海第二発電所備

考

想定事故２において，必要な要員は災害対策要員（初動）15 名及び事象発生から ・要員の数，呼称の違い
2 時間以降に期待する参集要員 2 名である。
災害対策要員（初動）の内訳は，当直発電長 1 名，当直副発電長 1 名，運転操作対応を行う当直運転員 3 名，通報連絡等を行う情報班員 2 名，現場操作を行う重大事故等対応要員 8 名である。
参集要員の内訳は，燃料給油操作を行う重大事故等対応要員 2 名である。必要な要員と作業項目について第 7.3.2－3 図に示す。

ａ．使用済燃料プール水位低下の確認
燃料プール冷却浄化系配管の破断によるサイフォン現象等により使用済燃料 ・東海第二は，残留熱除去系に比べてプール内の水の小規模な漏えいが発生し，使用済燃料プール水位が低下する。使
耐震性の低い燃料プール冷却浄化
用済燃料プールの水位が低下したことを使用済燃料プール水位低警報の発信等
系配管の破断を想定により確認する。
使用済燃料プール水位低下を確認するために必要な計装設備は，使用済燃料プ
ール水位・温度（ＳＡ広域）である。
ｂ．使用済燃料プール注水機能喪失の確認
使用済燃料プールの喪失した保有水を補給するため，残留熱除去系及び補給水系による使用済燃料プールへの注水準備を行う。中央制御室からの遠隔操作により使用済燃料プールへの注水準備が困難な場合，使用済燃料プールの注水機能が喪失したことを確認する。
使用済燃料プール注水機能喪失を確認するために必要な計装設備は，使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域），残留熱除去系系統流量等である。
ｃ．使用済燃料プール水位，温度監視
使用済燃料プールの注水機能喪失の確認後，使用済燃料プールの水位，温度を監視する。
使用済燃料プール水位，温度を監視するために必要な計装設備は，使用済燃料
プール水位・温度（ＳＡ広域）等である。
ｄ．使用済燃料プール注水機能の回復操作
使用済燃料プール注水機能（残留熱除去系及び補給水系)の回復操作を実施する。
・東海第二は，静的サイフォンブレー
カの効果に期待する

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東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（想定事故２）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考ｅ．常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用
した使用済燃料プールへの注水操作
中央制御室からの遠隔操作により，常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料
プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注水を実施する。
なお，常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注水は評価上考慮しない。
常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用
した使用済燃料プールへの注水操作に必要な計装設備は，使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）等である。

d. 燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水
燃料プール代替注水系の準備は水位低下に伴う異常の認知を起点として冷却機能喪失又は注水機能喪失を確認し,開始する。準備が完了したところで，燃料プール代
替注水系による使用済燃料プールへの注水を開始し，使用済燃料プール水位を回復する。その後は，使用済燃料プールの冷却系を復旧するとともに，燃料プール代替
注水系の間欠運転又は流量調整により蒸発量に応じた注水を行うことで，必要な遮蔽※2 を確保できる使用済燃料プール水位より高く維持する。
燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水を確認するために必要な設備は，使用済燃料貯蔵プール水位・温度等である。
※2 必要な遮蔽の目安とした線量率は 10mSv/h とする。想定事故 2 における原子炉
建屋オペレーティングフロアでの作業時間及び作業員の退避は 1 時間以内であり，作業員の被ばく量は最大でも 10mSv となるため，緊急作業時における被ば
く限度の 100mSv に対して余裕がある。
原子炉建屋オペレーティングフロアでの作業は，燃料プール代替注水系（可搬型
スプレイヘッダ）を使用する場合における可搬型スプレイヘッダ及びホースの設置，及びサイフォン現象による使用済燃料プール水流出を原子炉建屋オペレーティング
フロアで隔離する場合における弁の手動隔離が想定される。
必要な遮蔽の目安とした線量率 10mSv/h は，定期検査作業時での原子炉建屋オペ
レーティングフロアにおける線量率を考慮した値である。

ｆ．可搬型代替注水大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 ・東海第二は，原子炉建屋内の環境条件が悪化する前に可搬型スプレイル）を使用した使用済燃料プールスプレイ準備操作
ノズルを準備することを記載
可搬型代替注水大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）を使用した使用済燃料プールスプレイ実施のための準備として，ホース及び可搬型スプレイノズルを設置する。本作業は，原子炉建屋原子炉棟内での作業を伴うことから，原子炉建屋原子炉棟内での作業環境が悪化する前に実施するため，
常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注水と同時並行で実施する。なお，可搬型代替注水大型
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）を使用した使用済
燃料プールスプレイは評価上考慮しない。
ｇ．可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プール注水の準備操作
可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）の準備
は注水機能喪失による異常の認知を起点として開始する。
外部電源が喪失している場合は，中央制御室からの遠隔操作により常設代替高圧電源装置 2 台から緊急用母線を受電し，必要な計装設備及び可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）の電動弁に給電する。
緊急用母線の受電に必要な計装設備は，緊急用Ｍ／Ｃ電圧である。
ｈ．可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注水操作
可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）の準備完了後，使用済燃料プールへの注水を開始することにより，使用済燃料プール水
位を回復する。その後，蒸発量に応じた水量を注水することで，使用済燃料プー
ル水位を，必要な遮蔽を確保できる最低水位（線量率が 10mSv／h※となる通常水
位から約 0.86m 下の水位）より高く維持する。
※ 本事故シーケンスグループにおける必要な遮蔽の目安とした線量率は，原
子炉建屋原子炉棟 6 階での作業時間から 10mSv／h に設定した。原子炉建屋
原子炉棟 6 階での操作は，重大事故等対応要員による使用済燃料プールへの注水準備操作（可搬スプレイノズルの設置及びホース敷設等）を想定し3／24

東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（想定事故２）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

この線量率となる使用済燃料プール水位は通常水位から約 2.1m 下の位置である。

東海第二発電所

備

考ており，原子炉建屋原子炉棟 6 階を含め，原子炉建屋内に滞在する時間は
2.2 時間以内である。そのため，重大事故等対応要員の被ばく量は最大でも22mSv であり，緊急作業時における被ばく限度の 100mSv に対して余裕がある。
また，作業員等が事象発生時に原子炉建屋原子炉棟 6 階に滞在していた場
合でも，事象発生後速やかに管理区域外へ退避するため，原子炉建屋原子炉棟 6 階での被ばく量は限定的である。
可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用
した使用済燃料プールへの注水を確認するために必要な計装設備は，使用済燃料
プール水位・温度（ＳＡ広域）等である。
ｉ．タンクローリによる燃料給油操作
タンクローリにより可搬型設備用軽油タンクから可搬型代替注水中型ポンプに燃料給油を実施する。

7.3.2.2 燃料損傷防止対策の有効性評価
7.3.2.2 燃料損傷防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法(1) 有効性評価の方法
想定事故２の評価においては，「6.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示想定事故 2 で想定する事故は，「6.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示
すとおり，「サイフォン現象等により使用済燃料プール水の小規模な喪失が発生し，すとおり，「サイフォン現象等により使用済燃料プール水の小規模な喪失が発生し，使用済燃料プールの水位が低下する事故」である。
使用済燃料プールの水位が低下する事故」を想定する。
なお，使用済燃料プールの保有水の漏えいを防止するため，使用済燃料プールに
なお，使用済燃料プールの保有水の漏えいを防止するため，使用済燃料プールには排水口を設けない設計としており，また，燃料プール冷却浄化系はスキマせきを
は排水口を設けない設計としており，また，燃料プール冷却浄化系はスキマ堰を越越えてスキマサージタンクに流出する水を循環させる設計とするとともに，使用済
えてスキマサージタンクに流出する水を循環させる設計とするとともに，使用済燃 ・設備の違い
燃料プールに入る配管には逆止弁を設け，配管からの漏えいがあってもサイフォン料プールに入る配管には真空破壊弁を設け，サイフォン現象により，使用済燃料プ現象による使用済燃料プール水の流出を防止する設計としている。使用済燃料プーール水が流出しない設計としている。使用済燃料プールに入る配管の真空破壊弁はルに入る配管の逆止弁は動力を必要としない設計であり，信頼性は十分高いと考え動力を必要としない設計であり，信頼性は十分高いと考えられるが，本想定事故でられるが，本想定事故では固着を想定する。
は閉固着を想定する。
想定事故 2 では，残留熱除去系配管の貫通クラックによる損傷発生後，サイフォ
想定事故２では，燃料プール冷却浄化系配管の破断の後，使用済燃料プール水の ・東海第二は，残留熱除去系に比べて耐震性の低い燃料プール冷却浄化
ン現象による使用済燃料プール水の漏えい及び崩壊熱による使用済燃料プール水温
漏えいが発生するが，サイフォンブレーク用配管により使用済燃料プール水のサイフォン現象による漏えいは防止され，使用済燃料プール水位の低下は燃料プール水系配管の破断を想定の上昇，沸騰及び蒸発によって使用済燃料プール水位は低下する。漏えいの隔離及戻り配管水平部下端（通常水位から約 0.23m 下）で停止する。その後，崩壊熱によび使用済燃料プールへの注水により，使用済燃料プール水位が放射線の遮蔽が維持る使用済燃料プール水温の上昇，沸騰及び蒸発によって使用済燃料プール水位は低される水位を確保できることを評価する。なお，使用済燃料プール水位が放射線の下する。可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を ・東海第二は，静的サイフォンブレー
遮蔽が維持される水位を確保できることで，有効燃料棒頂部は冠水が維持される。
未臨界については，燃料がボロン添加ステンレス鋼製ラックセルに貯蔵されており，用いた使用済燃料プールへの注水により，使用済燃料プール水位が放射線の遮蔽がカの効果に期待する
必要な燃料間距離をとる等の設計により水密度の状態によらず臨界未満となるた維持される最低水位（線量率が 10mSv／h となる通常水位から約 0.86m 下の水位）をめ，維持される。
確保できることを評価する。なお，放射線の遮蔽が維持される使用済燃料プール水位を確保できることで，燃料有効長頂部の冠水は維持される。また，未臨界が維持されることについては，使用済燃料プール水の水密度によらず未臨界が維持できる
また，評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，想定事故 2 における運転員
ことを評価する。
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東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（想定事故２）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。
(2) 有効性評価の条件
想定事故 2 に対する初期条件も含めた主要な評価条件を第 7.3.2－2 表に示す。
また，主要な評価条件について，想定事故 2 特有の評価条件を以下に示す。
なお,本評価では崩壊熱及び運転員の人数の観点から厳しい条件である，原子炉運転停止中の使用済燃料プールを前提とする。原子炉運転中の使用済燃料プールは，崩壊熱が原子炉運転停止中の使用済燃料プールに比べて小さく事象進展が緩やかになること，また，より多くの運転員による対応が可能であることから本評価に包絡される。
a. 初期条件(a) 使用済燃料プールの初期水位及び初期水温
使用済燃料プールの初期水位は通常水位とし，保有水量を厳しく見積もるため，使用済燃料プールと隣接する原子炉ウェルの間に設置されているプールゲートは閉状態を仮定する。また，使用済燃料プールの初期水温は，運転上許容される上限の65℃とする。
(b) 崩壊熱
使用済燃料プールには貯蔵燃料の他に，原子炉停止後に最短時間（原子炉停止後
10 日）で取り出された全炉心分の燃料が一時保管されていることを想定して，使用済燃料プールの崩壊熱は約 11MW を用いるものとする。
なお，崩壊熱に相当する保有水の蒸発量は約 19m3/h である。
b. 事故条件(a) 安全機能の喪失に対する仮定
使用済燃料プールの冷却機能及び注水機能として燃料プール冷却浄化系，残留熱除去系，復水補給水系等の機能を喪失するものとする。
(b) 配管損傷の想定
使用済燃料プール水位が最も低下する可能性のあるサイフォン現象による漏えいとして，原子炉建屋地下階の残留熱除去系配管※3 の貫通クラックによる損傷を想定する。当該配管は低圧設計の配管であることから，配管内径の 1/2 の長さと配管肉厚の 1/2 の幅を有する貫通クラックによる損傷を想定する。
※3 使用済燃料プールに入る配管でサイフォン現象による漏えい発生の可能性のあるものは，燃料プール冷却浄化系のディフューザ配管以外になく，よって当該配管に接続される系統のうち，配管内径及び損傷時の高さ等の漏えい発生時の影響を考慮して設定。
(c) サイフォン現象による漏えい量
燃料プール冷却浄化系及び残留熱除去系配管に設置されている逆止弁について

東海第二発電所

備

考また，評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，想定事故２における運転員
等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。
(2) 有効性評価の条件
想定事故２に対する初期条件も含めた主要な評価条件を第 7.3.2－2 表に示す。
また，主要な評価条件について，想定事故２特有の評価条件を以下に示す。
なお，本評価では，崩壊熱及び運転員の人数の観点から厳しい条件である，原子炉運転停止中の使用済燃料プールを前提とする。原子炉運転中の使用済燃料プール
は，崩壊熱が原子炉運転停止中の使用済燃料プールに比べて小さく事象進展が緩やかになること，また，より多くの運転員による対応が可能であることから本評価に包絡される。
ａ．初期条件(a) 使用済燃料プールの初期水位及び初期水温
使用済燃料プールの初期水位は通常水位とし，保有水量を厳しく見積もるため，使用済燃料プールと隣接する原子炉ウェルの間に設置されているプールゲ
ートは閉状態を仮定する。また，使用済燃料プールの初期水温は，運転上許容される上限の 65℃とする。
(b) 崩壊熱
使用済燃料プールには貯蔵燃料の他に，原子炉停止後に最短時間（原子炉停止後 9 日）で取り出された全炉心分の燃料が一時保管されていることを想定して，使用済燃料プールの崩壊熱は約 9.1MW を用いるものとする。
なお，この時の崩壊熱による保有水の蒸発を補うために必要な注水量（水源 ・注水流量が十分であることを明確に
温度 35℃）は約 13m３／h である。
するため，必要な注水量を記載
ｂ．事故条件(a) 安全機能の喪失に対する仮定
使用済燃料プール冷却機能及び注水機能として，残留熱除去系，燃料プール
冷却浄化系，補給水系等の機能が喪失するものとする。
(b) 配管破断の想定
使用済燃料プール水位が最も低下する可能性のあるサイフォン現象による漏 ・東海第二は，保守的に瞬時に水位がえいとして，燃料プール冷却浄化系配管の破断を想定する。
低下すると想定している。このため，配管破断の規模を詳細に設定していない(c) 使用済燃料プール水位の低下
破断を想定している燃料プール冷却浄化系配管に設置されている 2 個の真空
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東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（想定事故２）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考は，燃料プール冷却浄化系の配管で想定される異物の弁への噛み込みにより固着し，
破壊弁については，閉固着を仮定する。サイフォン現象による使用済燃料プー ・設備の違い
逆止弁の機能が十分に働かない状態を仮定する。このときの使用済燃料プールから
ルの水位低下は，サイフォンブレーク用配管により，燃料プール水戻り配管水 ・東海第二は，静的サイフォンブレー
カの効果に期待するのサイフォン現象による漏えい量は約 70m3/h となる。
平部下端（通常水位から約 0.23m 下）で停止することを想定する。なお，このとなお,評価においてはディフューザ配管のサイフォンブレーク孔による漏えい停
きの水位低下は，保守的に瞬時に上記水位まで低下することを想定する。
止効果には期待しないものとする。
(d) 外部電源(d) 外部電源
外部電源は使用できないものと仮定する。
外部電源はないものとする。
外部電源が使用できない場合においても，燃料プール代替注水系による使用済燃外部電源がない場合においても，可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料
料プールへの注水は可能であり，外部電源がある場合と事象進展は同等となるが，プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注水は可能であ
資源の評価の観点から厳しい評価条件となる外部電源が使用できない場合を想定す
り，外部電源がある場合と事象進展は同様となるが，資源の評価の観点から厳る。
しくなる外部電源がない場合を想定する。
c. 重大事故等対策に関連する機器条件
ｃ．重大事故等対策に関連する機器条件(a) 燃料プール代替注水系(a) 可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）
使用済燃料プールへの注水は，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）4 台を使用する
使用済燃料プールへの注水は，可搬型代替注水中型ポンプ 2 台を使用するも※4にて注水ものとし，崩壊熱による使用済燃料プール水の蒸発量を上回る 45m3/hのとする。使用済燃料プールへの注水流量は，燃料の崩壊熱による使用済燃料する。
プール水の蒸発量を上回り燃料損傷防止が可能な流量として，50m３／h を設定※4 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（可搬する。
型スプレイヘッダ）の注水容量はともに 45m3/h 以上(4 台)である。
d. 重大事故等対策に関連する操作条件
ｄ．重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件として，「6.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に
運転員等操作に関する条件として，「6.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」
示す分類に従って以下のとおり設定する。
に示す分類に従って以下のとおり設定する。
・東海第二は，静的サイフォンブレー
(a) 使用済燃料プール漏えい箇所の隔離は，事象発生から 150 分後に完了する。
カの効果に期待する(b) 燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水は，緊急時対策要員の移(a) 可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使動，注水準備に必要な時間等を考慮して，事象発生 12 時間後から開始する。
用した使用済燃料プールへの注水は，可搬型代替注水大型ポンプによる代替
なお，サイフォンブレーク孔の効果に期待する場合，事象発生から約 100 分後に漏燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）を使用した使用済燃料プールス ・東海第二は，静的サイフォンブレー
カの効果に期待するため，隔離操作
えいが停止するため,運転員による漏えい停止操作での対応に比べ,その後の事象進プレイ準備操作の時間，及び可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プーを実施しなくても漏えいは停止す
展や評価項目となるパラメータが緩和されることから本評価では運転員による使用
ル注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プール注水準備操作の時間を考る
済燃料プールの漏えい箇所の隔離操作による対応を示す。
慮し，事象発生 8 時間後から開始する。
(3) 有効性評価の結果(3) 有効性評価の結果
想定事故 2 における使用済燃料プール水位の推移を第 7.3.2－4 図に，使用済燃想定事故２における使用済燃料プール水位の時間変化を第 7.3.2－4 図に，使用料プール水位と線量率の関係を第 7.3.2－5 図に示す。
済燃料プール水位と線量率の関係を第 7.3.2－5 図に示す。
a. 事象進展
ａ．事象進展
燃料プール冷却浄化系配管の破断により，使用済燃料プール水位が燃料プール ・東海第二は，保守的に瞬時に水位が残留熱除去系配管の貫通クラックによる損傷発生後，サイフォン現象によって，水戻り配管水平部下端まで瞬時に低下する。スキマ堰を越える水がなくなるため低下すると想定している
使用済燃料プール水は漏えいし，使用済燃料プール水位は低下する。スキマせきを
スキマサージタンクの水位低下又は使用済燃料プール水位低下に伴い発生する警越える水がなくなるためスキマサージタンクの水位低下又は使用済燃料プールの水報により異常を認知する。使用済燃料プール水位が通常水位から約 0.23m 下まで ・東海第二は，静的サイフォンブレー
位低下に伴い発生する警報により異常を認知する。原子炉建屋 2 階にある燃料プー低下していること等を確認し，使用済燃料プールからの漏えいが発生したこと及カの効果に期待するため，隔離操作
ル冷却浄化系配管の手動弁を閉止することにより，事象発生から 150 分後に漏えい
びサイフォンブレーク用配管によりサイフォン現象による漏えいが停止したことを実施しなくても漏えいは停止す
箇所を隔離し，サイフォン現象による漏えいを停止する。一方，使用済燃料プール
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東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（想定事故２）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機の喪失した保有水を注水するため，補給水系による水の注水準備を行うが補給水系が使用不可能な場合，燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水準備を行う。
使用済燃料プールへの冷却機能が喪失した後，使用済燃料プール水温は約 5℃/hで上昇し，事象発生から約 7 時間後に 100℃に達する。その後，蒸発により使用済
燃料プール水位は低下し始めるが，事象発生から 12 時間経過した時点で燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水を開始すると，使用済燃料プール水
位は回復する。
その後は，使用済燃料プールの冷却機能を復旧するとともに，燃料プール代替注
水系により，蒸発量に応じた量を使用済燃料プールに注水することで，使用済燃料
プール水位を維持する。
b. 評価項目等
使用済燃料プール水位は，第 7.3.2－4 図に示すとおり，通常水位から約 1.2m 下まで低下するに留まり，有効燃料棒頂部は冠水維持される。
使用済燃料プール水温については約 7 時間で沸騰し，その後 100℃付近で維持される。
また，第 7.3.2－5 図に示すとおり，使用済燃料プール水位が通常水位から約 1.2m
下の水位となった場合の線量率は約 1.0×10-1mSv/h 以下であり，必要な遮蔽の目
安と考える 10mSv/h※2 と比べて低いことから，この水位において放射線の遮蔽は維持される。なお，線量率の評価点は原子炉建屋オペレーティングフロアの床付近としている。
使用済燃料プールでは燃料がボロン添加ステンレス鋼製ラックセルに貯蔵されており，必要な燃料間距離をとる等の設計により水密度の状態によらず臨界未満となるため，本事象においても未臨界は維持される。
事象発生 12 時間後から燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水を行うことで使用済燃料プール水位は回復し，その後に蒸発量に応じた使用済燃料
プールへの注水を継続することで安定状態を維持できる。

本評価では，「6.2.3.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(3)の評価項目について，対策の有効性を確認した。

東海第二発電所を確認する。使用済燃料プールの注水機能喪失を確認し，補給水系による使用済
燃料プールへの注水準備を行うが，補給水系が使用不可能な場合，可搬型代替注
水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料
プールへの注水準備を行う。
使用済燃料プールへの注水が開始されるまで，
使用済燃料プール水温は約 7.0℃
／h で上昇し，事象発生から約 5.0 時間後に 100℃に達する。その後，蒸発により使用済燃料プール水位は低下し始めるが，事象発生から 8 時間後に可搬型代替注
水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料
プールへの注水を開始することにより，使用済燃料プール水位は回復する。
その後は，使用済燃料プールの冷却系を回復しつつ，可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）により，蒸発量に応じた水量を使用済燃料プールに注水し，使用済燃料プール水位を維持する。
ｂ．評価項目等
使用済燃料プール水位の時間変化は第 7.3.2－4 図に示すとおり，通常水位から
約 0.6m 下まで低下するに留まり，燃料有効長頂部は冠水維持される。また，使用済燃料プール水温は事象発生後約 5.0 時間で沸騰し，その後 100℃付近で維持される。
また，第 7.3.2－5 図に示すとおり，使用済燃料プール水位が通常水位から約0.6m 下の水位になった場合の線量率は，約 3mSv／h であり，必要な遮蔽の目安と考える 10mSv／h と比べて低い値であることから，この水位において放射線の遮蔽は維持される。なお，線量率の評価点は原子炉建屋最上階における使用済制御棒ハンガ真上の床面高さとしている。
使用済燃料プールでは燃料がボロン添加ステンレス鋼製ラックセルに貯蔵されており，必要な燃料間距離をとる等の設計により，水密度によらず未臨界は維持される。
事象発生 8 時間後から可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注水を行うことで使用済燃料
プール水位は回復し，その後，蒸発量に応じた使用済燃料プールへの注水を継続し，機能喪失している設備の回復に努める。回復後は補給水系によりスキマサー
ジタンクへの注水を実施し，漏えい個所を隔離した状態で残留熱除去系等により冷却を実施することで安定状態を維持できる。
本評価では，「6.2.3.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(3)の評価項目について，対策の有効性を確認した。

備

考

る

7.3.2.3 評価条件の不確かさの影響評価
7.3.2.3 評価条件の不確かさの影響評価
評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評
評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，
価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価するものとする。
評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価するものとする。
想定事故 2 では，サイフォン現象等により使用済燃料プール内の水の小規模な喪想定事故２では，燃料プール冷却浄化系配管の破断により使用済燃料プール内の水 ・東海第二は，静的サイフォンブレー
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東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（想定事故２）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

失が発生し，使用済燃料プールの水位が低下することが特徴である。
また，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水操作及び漏えい箇所の隔離とする。

(1) 評価条件の不確かさの影響評価
a. 初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，第 7.3.2－2 表に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件とした場合の影響を評価する。また，評価条件の設定に当たっては，7 号炉を代表として原則，評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなるような設定があることから,その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられる項目に関する影響評価の結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
初期条件の燃料の崩壊熱は，評価条件の約 11MW に対して最確条件は約 10MW 以下であり，評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件で設定している燃料の崩壊熱より小さくなるため，使用済燃料プール水温の上昇及び水位の低下は緩和されるが，燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水操作及び漏えい箇所の隔離操作は燃料の崩壊熱に応じた対応をとるものではなく，注水操
作は使用済燃料プール水位の低下に伴う異常の認知を起点とした冷却機能喪失又は注水機能喪失の確認を，漏えい箇所の隔離操作は使用済燃料プール水位の低下に伴う異常の認知を起点とするものであることから，運転員等操作時間に与える影響はない。初期条件の使用済燃料プール水温は，評価条件の 65℃に対して最確条件は約
27℃～約 45℃であり，評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件で設定している使用済燃料プールの初期水温より低くなり，沸騰開始時間は遅くなるため，時間余裕が長くなるが，燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水操作及び漏えい箇所の隔離操作は使用済燃料プール水の初期水温に応じた対応をとるものではなく，注水操作は使用済燃料プール水位の低下に伴う異常の認知を起点とした冷却機能喪失又は注水機能喪失の確認を，漏えい箇所の隔離操作は使用済燃料プール水位の低下に伴う異常の認知を起点とするものであることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の使用済燃料プール水位は，評価条件の通常水位に対して最確条件は通常水位付近であり，評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件
での初期水位は通常水位を設定しているため，通常水位より低い水位の変動を考慮した場合，使用済燃料プール水位が有効燃料棒頂部まで低下する時間及び使用済燃料プール水位の低下による異常の認知の時間は短くなるが，燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水操作及び漏えい箇所の隔離操作は初期水位に応じ

東海第二発電所

備

考カの効果に期待するため，隔離操作の小規模な喪失が発生し，サイフォンブレーク用配管により使用済燃料プール水のサを実施しなくても漏えいは停止す
イフォン現象による漏えいは防止され，燃料プール水戻り配管水平部下端（通常水位るから約 0.23m 下）まで使用済燃料プールの水位が低下することが特徴である。また，
不確かさの影響を確認する運転員等操作は，可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した注水操作とする。
(1) 評価条件の不確かさの影響評価
ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，第 7.3.2－2 表に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件とした場合の影響を評価する。また，評価条件の設定に当たっては，設計値又は，評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなるような設定としていることから，その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられる燃料の崩壊熱，事象発生前の使用済
燃料プールの初期水温，初期水位，プールゲートの状態，破断箇所・状態の想定
及びサイフォン現象による水位低下量の影響評価の結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
初期条件の燃料の崩壊熱は，評価条件の約 9.1MW に対して最確条件は約9.1MW 以下であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合，評価条件で設定している燃料の崩壊熱より小さくなるため，使用済燃料プールの水
温上昇及び水位低下速度は緩やかになるが，注水操作は燃料の崩壊熱の状態に ・東海第二は，静的サイフォンブレー
カの効果に期待するため，隔離操作
応じた対応をとるものではなく，水位低下による異常の認知を起点とするもの
を実施しなくても漏えいは停止すであるため，運転員等操作時間に与える影響はない。
る
初期条件の使用済燃料プール水温は，評価条件の 65℃に対して最確条件は
約 12℃～約 40℃であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合，評価条件で設定している使用済燃料プールの初期水温より低くなることが考えられ，さらに時間余裕が長くなることが考えられるが，注水操作は，使用済 ・東海第二は，静的サイフォンブレー
燃料プール水の初期水温に応じた対応をとるものではなく，水位低下による異カの効果に期待するため，隔離操作
常の認知を起点とするものであるため，運転員等操作時間に与える影響はな
を実施しなくても漏えいは停止す
い。
る

初期条件の使用済燃料プール水位は，評価条件の通常水位に対して最確条件
では通常水位付近であり，本評価条件の不確かさとして，その変動を考慮した場合，通常水位よりも低くなることも考えられ，それにより時間余裕が短くなることが考えられるが，注水操作は，燃料プール水の初期水位に応じた対応を ・東海第二は，静的サイフォンブレー
とるものではなく，水位低下による異常の認知を起点とするものであるため，
カの効果に期待するため，隔離操作
運転員等操作時間に与える影響はない。また，初期に地震誘因のスロッシングを実施しなくても漏えいは停止す
8／24

東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（想定事故２）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

た対応をとるものではなく，注水操作は使用済燃料プール水位の低下に伴う異常の認知を起点とした冷却機能喪失又は注水機能喪失の確認を，漏えい箇所の隔離操作
は使用済燃料プール水位の低下に伴う異常の認知を起点とするものであることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期に地震起因のスロッシングが発生した場合，使用済燃料プール水位の低下に
より原子炉建屋オペレーティングフロアの線量率が上昇することから，その現場における長時間の作業は困難となる。
ただし，燃料プール代替注水系（常設スプレイヘッダ）による使用済燃料プールへの注水操作は，屋外から実施できるため線量の影響が小さいことから, 運転員等
操作時間に与える影響はない。
初期条件のプールゲートの状態は，評価条件のプールゲート閉に対して最確条件
はプールゲート開であり，評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，保有水量がプールゲート閉時と比べ 2 倍程度となり，使用済燃料プール水温の上昇及び蒸発による使用済燃料プール水位の低下は緩和されるが，燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水操作及び漏えい箇所の隔離操作はプールゲートの状態に応じた対応をとるものではなく，注水操作は使用済燃料プール水位の低下に伴う異常の認知を起点とした冷却機能喪失又は注水機能喪失の確認を,漏えい箇所の隔離操作は使用済燃料プール水位の低下に伴う異常の認知を起点とするものであることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
配管損傷の想定及びサイフォン現象による漏えい量は，損傷面積及び弁の開口面積が評価条件より大きな場合，使用済燃料プールの保有水の漏えい量が多くなり，
通常水位から有効燃料棒頂部まで水位が低下する時間は短くなるが，燃料プール代
替注水系による使用済燃料プールへの注水操作及び漏えい箇所の隔離操作は漏えい量に応じた対応をとるものではなく，注水操作は水位低下に伴う異常の認知を起点とした冷却機能喪失又は注水機能喪失の確認を,漏えい箇所の隔離操作は水位低下に伴う異常の認知を起点とするものであるため，運転員等操作時間に与える影響はない。
(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の燃料の崩壊熱は，評価条件の約 11MW に対して最確条件は約 10MW 以下であり，評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件で設定している燃料の崩壊熱より小さくなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
初期条件の使用済燃料プール水温は，評価条件の 65℃に対して最確条件は約 27℃～約 45℃であり，評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件で設定している使用済燃料プール水温より低くなるため，沸騰開始時間は遅くなり，
使用済燃料プール水位の低下は緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
また，自然蒸発,使用済燃料プールの水温及び温度上昇の非一様性により，評価で東海第二発電所が発生していた場合は，最大で約 0.70m の水位の低下が発生し，使用済燃料プール水位が放射線の遮蔽が維持される最低水位（線量率が 10mSv／h となる通常水位から約 0.86m 下の水位）に到達するまでの時間は事象発生から約 5 時間後となり，それ以降は原子炉建屋最上階の線量率が上昇し，その場における長時間の作業は困難となる。ただし，可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料
プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注水操作は屋外での操作であるため，現場操作に必要な遮蔽は維持される。このため，運転員
等操作時間に与える影響はない。

備

考

る

初期条件のプールゲートの状態は，評価条件のプールゲート閉鎖に対して最確条件はプールゲート開放であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合，保有水量はプールゲート閉鎖時と比べ約 1.6 倍となり，使用済燃料
プールの水温上昇及び蒸発による水位低下速度は緩やかになるが，注水操作はプールゲートの状態に応じた対応をとるものではなく，水位低下による異常の認知を起点とするものであるため，運転員等操作時間に与える影響はない。

・東海第二は，保守的に瞬時に水位が低下すると想定している。このため，
配管破断の規模を詳細に設定していない(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の燃料の崩壊熱は，評価条件の約 9.1MW に対して最確条件は約9.1MW 以下であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合，評価条件で設定している燃料の崩壊熱より低くなるため，評価項目となるパラメー
タに対する余裕が大きくなる。
初期条件の使用済燃料プール水温は，評価条件の 65℃に対して最確条件は
約 12℃～約 40℃であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合，評価条件で設定している使用済燃料プールの水温より低くなるため，沸騰開始
時間が遅くなり，水位低下は緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕が大きくなる。なお，自然蒸発，使用済燃料プールの水温及び温度上昇の非一様性により，評価で想定している沸騰による水位低下開始時間よ
9／24

東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（想定事故２）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

想定している沸騰による使用済燃料プール水位の低下開始時間より早く使用済燃料
プール水位の低下が始まることも考えられる。しかし，自然蒸発による影響は沸騰による水位の低下と比べて僅かであり，気化熱により使用済燃料プール水は冷却される。
さらに，使用済燃料プール水温の非一様性も沸騰開始後の気泡上昇を駆動力とした対流により影響が小さくなることが考えられる。仮に，事象発生直後から沸騰による使用済燃料プール水位の低下が開始すると想定した場合であっても，使用済燃料プール水位が放射線の遮蔽が維持される最低水位に到達するまでの時間は事象発生から 16 時間以上（10mSv/h※2 の場合，6 号及び 7 号炉は約 16 時間），使用済燃料
プール水位が有効燃料棒頂部まで低下する時間は事象発生から 3 日以上（6 号及び7 号炉は約 3.1 日）あり，事象発生から 12 時間後までに燃料プール代替注水系による注水が可能であることから, 評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

初期条件の使用済燃料プール水位は，評価条件の通常水位に対して最確条件は通常水位付近であり，評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件
での初期水位は通常水位を設定しているため，その変動を考慮した場合，使用済燃料プール水位が通常水位から有効燃料棒頂部まで低下する時間は短くなるが，仮に初期水位を水位低警報レベル（通常水位から約 0.3m 下）※5 とした場合であっても，放射線の遮蔽が維持される最低水位に到達するまでの時間は事象発生から約 20 時
間（10mSv/h※2 の場合，6 号及び 7 号炉は約 20 時間），使用済燃料プール水位が有
効燃料棒頂部まで低下する時間は事象発生から約 3 日以上（6 号及び 7 号炉は約 3.3日）あり，事象発生 12 時間後までに燃料プール代替注水系による注水が可能である
ことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
初期に地震起因のスロッシングが発生した場合，使用済燃料プール水位の低下に
より原子炉建屋オペレーティングフロアの線量率が上昇することから，その現場における長時間の作業は困難である。ただし,このような使用済燃料プール水位の低下に対してもサイフォンブレーク孔による使用済燃料プール水の漏えいの停止，原子炉建屋オペレーティングフロア以外での漏えいの隔離操作及び屋外から燃料プール
代替注水系（常設スプレイヘッダ）による使用済燃料プールへの注水操作が実施可能であることから，現場操作に必要な遮蔽は維持される。事象発生 12 時間後から燃料プール代替注水系（常設スプレイヘッダ）による使用済燃料プールへの注水を実施することにより，6 号及び 7 号炉の使用済燃料プール水位が原子炉建屋オペレー
ティングフロアの放射線の遮蔽維持に必要な最低水位まで回復する時間は事象発生から約 1.1 日後（10mSv/h※2 の場合，6 号炉では約 1.0 日後，7 号炉では約 1.1 日
後），通常水位まで回復する時間は事象発生から約 1.9 日後（6 号炉では約 1.8 日
後，7 号炉では約 1.9 日後）となる。また，使用済燃料プール水位が通常水位から

東海第二発電所

備

考り早く水位の低下が始まることも考えられる。しかし，自然蒸発による影響は沸騰による水位低下と比べてわずかであり，気化熱により使用済燃料プール水は冷却される。また，使用済燃料プールの水温の非一様性も沸騰開始後の気泡上昇を駆動力とした対流により影響が小さくなることが考えられる。仮に事象発生直後から沸騰による水位低下が開始すると想定した場合は，使用済燃料プール水位が放射線の遮蔽が維持される最低水位（線量率が 10mSv／h となる通常水位から約 0.86m 下の水位）に到達するまでの時間は事象発生から約 4 時間
後となり，それ以降は原子炉建屋最上階の線量率が上昇し，その場における長 ・東海第二は，事象発生直後に沸騰開始を想定した場合，注水開始時間前
時間の作業は困難となる。ただし，可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料に遮蔽維持水位を下回るが，建屋外
プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注水操作は屋外の操作が可能であり，現場操作の遮での操作であるため，現場操作に必要な遮蔽は維持される。また，燃料有効長
蔽は維持される
頂部まで水位が低下するまでの時間は事象発生から 2 日以上あり，事象発生か
ら 8 時間後までに可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した注水が可能であるため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
初期条件の使用済燃料プール水位は，評価条件の通常水位に対して最確条件
では通常水位付近であり，本評価条件の不確かさとして，その変動を考慮した場合，通常水位よりも低くなることも考えられるが，仮に初期水位を水位低警
報レベル（通常水位から約 0.14m 低下した位置）とした場合であっても，漏え ・東海第二は，静的サイフォンブレー
カの効果に期待する
いによる水位低下は，サイフォンブレーク用配管により燃料プール水戻り配管
水平部下端（通常水位から約 0.23m 下）で停止することから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。また，初期に地震誘因のスロッシングが発生していた場合は，最大で約 0.70m の水位の低下が発生し，使用済燃料プール水
位が放射線の遮蔽が維持される最低水位（線量率が 10mSv／h となる通常水位から約 0.86m 下の水位）に到達するまでの時間は事象発生から約 5 時間後となり，それ以降は原子炉建屋最上階の線量率が上昇し，その場における長時間の作業は困難となる。ただし，可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール
注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注水操作は屋外での操作であるため，現場操作に必要な遮蔽は維持される。また，燃料有効長頂部まで水位が低下するまでの時間は事象発生から 2 日以上あり，事象発生から 8 時
間後までに可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した注水が可能であるため，評価項目となるパラメータに与える影
響は小さい。なお，本スロッシングの評価には余震の影響は考慮していないが，余震は本震よりも小さな地震動となると考えられ，本震時のスロッシングによってプール水位が約 0.70m 低下しているため，プール水温度の上昇による水位の上昇を考慮しても余震による有意な水位低下はないと考えられる。

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東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（想定事故２）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

有効燃料棒頂部まで低下する時間は事象発生から 2 日以上（6 号及び 7 号炉は 約
2.2 日）あり，事象発生から 12 時間後までに燃料プール代替注水系による注水が可能であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
初期条件のプールゲートの状態は，評価条件のプールゲート閉に対して最確条件
はプールゲート開であり，評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，保有水量がプールゲート閉時と比べ 2 倍程度となり，使用済燃料プール水温の上昇及び蒸発による使用済燃料プール水位の低下は緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
配管損傷の想定及びサイフォン現象による漏えい量は，損傷面積及び弁の開口面積が評価条件より大きな場合，使用済燃料プールの保有水の漏えい量が多くなり，
通常水位から有効燃料棒頂部まで水位が低下する時間は短くなる。配管の全周破断及び逆止弁の全開固着が発生して漏えいが継続する場合，使用済燃料プールの水位が有効燃料棒頂部に到達するまでの時間は約 2 時間の時間余裕となり，漏えい箇所の隔離までの 150 分より短くなる。ただし，サイフォンブレーク孔による漏えい停止を考慮した場合は事象進展に影響はなく，漏えい量が少なくなることから評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
※5 使用済燃料貯蔵プール水位・温度計（SA 広域）の水位低の警報設定値：6 号
炉通常水位-225mm，7 号炉通常水位-267mm
b. 操作条件
操作条件の不確かさとして，操作の不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，「操
作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の 6 要因に分類し，これらの要因が運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転員等操作時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価し，評価結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
操作条件の漏えい箇所の隔離操作は，評価上の操作完了時間として，事象発生から 150 分後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，評価上の燃料
プール水位低警報の確認後の注水機能喪失確認までに余裕を含め 1 時間を考慮し，その後使用済燃料プール水位の低下要因調査及び漏えいの隔離操作を実施する設定としているが，実態の操作開始時間，燃料プール水位低を認知した時点で使用済燃料プール水位低下要因調査及び漏えいの隔離操作に着手可能であり，注水機能喪失
確認と同時に実施できるため，評価上の操作完了時間に対し，実態の操作完了時間が早くなる可能性があることから，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。
当該操作は，評価条件（操作条件を除く）の不確かさにより操作完了時間は早まる可能性があるが，他の操作との重複はないことから，他の操作に与える影響はない。
操作条件の燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水操作は，評価上の操作開始時間として，事象発生から 12 時間後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，当該操作は他の操作との重複はなく，使用済燃料プール

東海第二発電所

備

考初期条件のプールゲートの状態は，評価条件のプールゲート閉鎖に対して最確条件はプールゲート開放であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合，保有水量はプールゲート閉鎖時と比べ約 1.6 倍となり，使用済燃料
プールの水温上昇及び水位低下速度は緩やかになることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
破断箇所・状態及びサイフォン現象による水位低下量の想定は，評価条件では残留熱除去系に比べて耐震性が低い燃料プール冷却浄化系配管が破断し，燃料プール冷却浄化系配管に設置されている真空破壊弁については閉固着を想定しているが，最確条件では事故毎に異なる。ただし，サイフォンブレーク用
配管により燃料プール水戻り配管水平部下端（通常水位から約 0.23m 下）で漏えいが停止することから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作に係る不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の 6 要因に分類し，これらの要因が，運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転
員等操作時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価し，評価結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
・東海第二は，静的サイフォンブレー
カの効果に期待するため，隔離操作を実施しなくても漏えいは停止する

評価条件の可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注水操作は，評価上の操作開始時間として事象発生から 8 時間後を設定している。運転員等の操作時間に与える影響
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（想定事故２）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機の冷却機能喪失による異常を認知した時点で注水準備に着手可能であり，その準備操作にかかる時間は 360 分を想定していることから，実態の操作開始時間は想定している事象発生から 12 時間後より早まる可能性があり，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。

(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の漏えい箇所の隔離操作及び燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水操作は，運転員等操作時間に与える影響として，評価上の操作完了時間に対して，実際に見込まれる操作完了時間が早くなる可能性がある。この場合，
放射線の遮蔽が維持される最低水位に到達するまでの時間余裕は，漏えい箇所の隔離操作に対して約 7 時間（10mSv/h※2 の場合，6 号及び 7 号炉は約 7 時間），注水操
作に対して約 23 時間（10mSv/h※2 の場合，6 号及び 7 号炉は約 23 時間）と操作に対して十分な時間余裕があることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
(2) 操作時間余裕の把握
操作開始時間の遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認し，その結果を以下に示す。
操作条件の漏えい箇所の隔離操作は，放射線の遮蔽が維持される最低水位に到達するまでの時間は約 7 時間（10mSv/h※2 の場合，6 号及び 7 号炉は約 7 時間），使用済燃料プール水位が有効燃料棒頂部まで低下する時間は約 23 時間（6 号炉では約 23
時間, 7 号炉では約 24 時間）であり，事故を検知して漏えい箇所の隔離操作の実施が完了するまでの時間は事象発生から約 150 分であることから，時間余裕がある。
操作条件の燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水操作は，放射線の遮蔽が維持される最低水位に到達するまでの時間が約 23 時間（10mSv/h※2 の場合，6 号及び 7 号炉は約 23 時間），使用済燃料プール水位が有効燃料棒頂部まで低下する時間が 3 日以上（6 号及び 7 号炉は約 3.4 日）であり，事故を検知して注水を開始するまでの時間は事象発生から約 12 時間後と設定していることから，時間余裕がある。
(3) まとめ
評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，
評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認した。その結果，
評価条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合において

東海第二発電所

備考として，評価上の操作開始時間を事象発生 8 時間後として設定しているが，本操作は可搬型代替注水大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）を使用した使用済燃料プールスプレイ準備操作完了後に実施する操作であり，可搬型代替注水大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）を使用した使用済燃料プールスプレイ準備操作の所要時間，及び可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プール注水準備操作の所要時間を考慮すると，実際には使用済燃料プールへの注水開始時間は早くなることが考えられるため，使用済燃料
プール水位の回復は早くなる。
(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ラ ・ 東海第二は，静的サイフォンブレーカの効果に期待するため，隔離イン）を使用した注水操作は，運転員等操作時間に与える影響として，評価上操作を実施しなくても漏えいは停の操作開始時間に対して，実際の操作開始時間が早くなる場合が考えられ，こ止するの場合使用済燃料プール水位の回復が早くなり，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

(2) 操作時間余裕の把握
操作遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認し，その結果を以下に示す。

操作条件の可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライ ・ 東海第二は，静的サイフォンブレーカの効果に期待するため，隔離ン）を使用した使用済燃料プールへの注水操作に対する時間余裕については，放射線の遮蔽が維持される最低水位（線量率が 10mSv／h となる通常水位から約 0.86m
操作を実施しなくても漏えいは停下の水位）に到達するまでの時間が事象発生から 9 時間以上，燃料有効長頂部に到止する達するまでの時間が事象発生から 2 日以上であり，これに対して，事故を認知して注水を開始するまでの時間は事象発生から 8 時間であることから，時間余裕がある。
(3) ま と め
評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，
評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認した。その結果，
評価条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合において
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東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（想定事故２）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

も，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間には時間余裕がある。

東海第二発電所

備

考も，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，運転員等操作時間には時間余裕がある。

7.3.2.4 必要な要員及び資源の評価
7.3.2.4 必要な要員及び資源の評価(1) 必要な要員の評価(1) 必要な要員の評価
想定事故 2 において，6 号及び 7 号炉同時の重大事故等対策時における必要な想定事故２の重大事故等対策における必要な災害対策要員（初動）は「7.3.2.1(3) ・要員の数，呼称の違い
要員は，「7.3.2.1(3)燃料損傷防止対策」に示すとおり 22 名である。
「7.5.2 重大
燃料損傷防止対策」に示すとおり 15 名であり，災害対策要員（初動）の 37 名で対事故等対策時に必要な要員の評価結果」で説明している運転員，緊急時対策要員等処可能である。
の 64 名で対処可能である。
また，事象発生 2 時間以降に必要な参集要員は 2 名であり，発電所構外から 2 時
間以内に参集可能な要員の 71 名で対処可能である。
・ 運転中における原子炉の重大事故
なお，今回評価した原子炉運転停止中ではなく，原子炉運転中を想定した場合，等との重畳時の要員については，
事象によっては，原子炉における重大事故又は重大事故に至るおそれのある事故の各シーケンスの中で評価してい対応と，想定事故 2 の対応が重畳することも考えられる。しかし，原子炉運転中をる。
想定した場合，使用済燃料プールに貯蔵されている燃料の崩壊熱が低いため，操作時間余裕が十分長くあり（原子炉運転開始直後を考慮しても使用済燃料プール水が100℃に到達するまで最低でも 1 日以上）
，原子炉における重大事故又は重大事故に至るおそれのある事故の対応が収束に向かっている状態での対応となるため，緊急時対策要員や参集要員により対応可能である。
(2) 必要な資源の評価(2) 必要な資源の評価
想定事故 2 において，必要な水源，燃料及び電源は，「7.5.1(2)資源の評価条件」
想定事故２において，必要な水源，燃料及び電源は「7.5.1(2) 資源の評価条件」の条件にて評価している。その結果を以下に示す。
の条件にて評価している。その結果を以下に示す。
a. 水源
ａ．水
源
燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水については，7 日間の対可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用
3
応を考慮すると，号炉あたり約 3,300m の水が必要となる。6 号及び 7 号炉の同時被した使用済燃料プールへの注水については，7 日間の対応を考慮すると，合計約3
災を考慮すると，合計約 6,600m の水が必要である。
2,120m３の水が必要となる。
水源として，淡水貯水池に約 18,000m3 の水量を保有しており，水源を枯渇させる水源として，西側淡水貯水設備に約 5,000m３の水を保有していることから，水ことなく 7 日間の注水継続実施が可能である。
源が枯渇することはなく，7 日間の対応が可能である。
b. 燃料
ｂ．燃
料
外部電源喪失を想定した場合，事象発生直後から 7 日間の非常用ディーゼル発
非常用ディーゼル発電機による電源供給については，事象発生後 7 日間最大負荷
電機，高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機及び常設代替交流電源設備（常設代で運転した場合，号炉あたり約 753kL の軽油が必要となる。
替高圧電源装置 2 台）の運転を想定すると，非常用ディーゼル発電機については
燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水については，保守的に事
約 484.0kL，高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機については約 130.3kL，常設
象発生直後からの可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）の運転を想定すると，7 日間の運代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 2 台）については約 141.2kL，合計で転継続に号炉あたり約 15kL の軽油が必要となる。
755.5kL の軽油が必要となる。軽油貯蔵タンクには約 800kL の軽油を保有してい5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備及びモニタリング・ポスト用ることから，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及発電機による電源供給については，事象発生直後からの運転を想定すると，7 日間
び常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 2 台）による 7 日間の電源供給の運転継続に合計約 13kL の軽油が必要となる（6 号及び 7 号炉合計約 1,549kL）。
の継続が可能である。
6 号及び 7 号炉の各軽油タンクにて約 1,020kL（6 号及び 7 号炉合計約 2,040kL）
13／24

東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（想定事故２）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機の軽油を保有しており，これらの使用が可能であることから，非常用ディーゼル発電機による電源供給，燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水，5 号
炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備による電源供給及びモニタリング・
ポスト用発電機による電源供給について，7 日間の継続が可能である。

c. 電源
外部電源は使用できないものと仮定し，非常用ディーゼル発電機によって給電を行うものとする。6 号及び 7 号炉において重大事故等対策時に必要な負荷は，各号
炉の非常用ディーゼル発電機負荷に含まれることから，非常用ディーゼル発電機による電源供給が可能である。
また，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備及びモニタリング・ポ
スト用発電機についても，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
7.3.2.5 結論
想定事故 2 では，使用済燃料プールに入る配管からの漏えいが発生した際に逆止弁の機能が十分に働かず，サイフォン現象等による使用済燃料プール水の小規模な喪失が発生し，かつ，使用済燃料プールへの水の注水にも失敗して使用済燃料プー
ル水位が低下することで，やがて燃料が露出し燃料損傷に至ることが特徴である。
想定事故 2 に対する燃料損傷防止対策としては，燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水手段を整備している。

想定事故 2 について有効性評価を実施した。
上記の場合においても，燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水により，使用済燃料プール水位を回復し維持することができることから，放射線の遮蔽が維持され，かつ，燃料損傷することはない。また，使用済燃料プールでは燃料がボロン添加ステンレス鋼製ラックセルに貯蔵されており，必要な燃料間距離をとる等の設計により水密度の状態によらず臨界未満となるため，未臨界は維持される。その結果，有効燃料棒頂部の冠水，放射線の遮蔽が維持される水位の確保及び未臨界を維持できることから，評価項目を満足している。また，安定状態を維持できる。評価条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操作時間に与える影響及び評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。重大事故等対策時に必要な要員は，運転員及び緊急時対策要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。

東海第二発電所備

考

可搬型代替注水中型ポンプ（2 台）による代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注水については，事象発生直後から 7 日間の可搬型代替注水中型ポンプ（2 台）の運転を想定すると，約 12.0kL の軽油が必要となる。可搬型設備用軽油タンクには約 210kL の軽油を保有していることから，可搬型代替注水中型ポンプ（2 台）による代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注水について，7 日間の継続が可能である。
ｃ．電源
外部電源喪失を想定した場合，重大事故等対策時に必要な負荷のうち，非常用
ディーゼル発電機等からの電源供給を考慮する負荷については，非常用ディーゼ
ル発電機等の容量内に収まることから，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
常設代替交流電源設備からの電源供給を考慮する負荷については約 394kW であるが，常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 2 台）の連続定格容量は 2,208kW
であることから，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
7.3.2.5 結論
想定事故２では，燃料プール冷却浄化系配管の破断により漏えいが発生した際に真空破壊弁の機能が十分に働かず，サイフォン現象等による使用済燃料プール水の小規
模な喪失が発生し，かつ，使用済燃料プールへの水の補給にも失敗して使用済燃料プール水位が低下することで，やがて燃料が露出し燃料損傷に至ることが特徴である。
想定事故２に対する燃料損傷防止対策としては，サイフォンブレーク用配管による漏 ・ 東海第二は，静的サイフォンブレ
えい防止手段，常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）ーカの効果に期待するを使用した使用済燃料プールへの注水手段及び可搬型代替注水中型ポンプによる代
替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注水手段を整備している。
想定事故２について有効性評価を実施した。
上記の場合においても，可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへ注水により，使用済燃料プール水位を回復し維持することができることから，放射線の遮蔽が維持され，かつ，燃料損傷す
ることはない。
また，使用済燃料プールでは燃料がボロン添加ステンレス鋼製ラックセルに貯蔵されており，必要な燃料間距離をとる等の設計により水密度の状態によらず臨界未満となるため，未臨界は維持される。
その結果，燃料有効長頂部の冠水，放射線の遮蔽が維持される水位の確保及び未臨
界を維持できることから評価項目を満足している。また，安定状態を維持できる。
評価条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操作時間に与える影響及び評
価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余
裕がある。
14／24

東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（想定事故２）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

以上のことから，燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水等の燃料損傷防止対策は，想定事故 2 に対して有効である。

東海第二発電所備

考

重大事故等対策時に必要な要員は，運転員及び災害対策要員にて確保可能である。
また，必要な水源，燃料及び電源については，外部支援を考慮しないとしても，7 日間以上の供給が可能である。
以上のことから，サイフォンブレーク用配管による漏えいの防止及び可搬型代替注 ・ 東海第二は，静的サイフォンブレ
水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プーーカの効果に期待する
ルへの注水等の燃料損傷防止対策は，想定事故２に対して有効である。

15／24

東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（想定事故２）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考

15／24

東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（想定事故２）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考

16／24

東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（想定事故２）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考

17／24

東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（想定事故２）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考

18／24

東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（想定事故２）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考

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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価 比較表（想定事故２）
柏崎刈羽発電所６／７号機

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

20／24

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価 比較表（想定事故２）
東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価 比較表（想定事故２）
柏崎刈羽発電所６／７号機

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価 比較表（想定事故２）
東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（想定事故２）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考

24／24

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 崩壊熱除去機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備

考7.4 運転停止中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故
7.4 運転停止中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故
本発電用原子炉施設において選定された事故シーケンスグループごとに選定した重要本発電用原子炉施設において選定された事故シーケンスグループごとに選定した
事故シーケンスについて，その発生原因と当該事故に対処するために必要な対策につい
重要事故シーケンスについて，その発生原因と当該事故に対処するために必要な対策て説明し，運転停止中の原子炉における燃料損傷防止対策の有効性評価を行い，その結について説明し，運転停止中の原子炉における燃料損傷防止対策の有効性評価を行
果について説明する。
い，その結果について説明する。
7.4.1 崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障による停止時冷却機能喪失）
7.4.1 崩壊熱除去機能喪失
7.4.1.1 事故シーケンスグループの特徴，燃料損傷防止対策
7.4.1.1 事故シーケンスグループの特徴，燃料損傷防止対策(1) 事故シーケンスグループ内の事故シーケンス(1) 事故シーケンスグループ内の事故シーケンス
・柏崎はＰＲＡにおいて原子炉冷事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障による停止時
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障による停止時
却材浄化系等の残留熱除去系以冷却機能喪失）」に含まれる事故シーケンスとしては，「6.2 評価対象の整理及び評価
冷却機能喪失）」に含まれる事故シーケンスは，「6.2 評価対象の整理及び評価項目の外の崩壊熱除去機能を緩和設備
項目の設定」に示すとおり，①「残留熱除去系の故障（ＲＨＲ喪失）＋崩壊熱除去・炉設定」に示すとおり，①「崩壊熱除去機能喪失（RHR 機能喪失[フロントライン]）＋として期待しているため，崩壊熱
心冷却失敗」，②「残留熱除去系の故障（ＲＨＲＳ喪失）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗」 除去機能喪失（代替除熱機能喪失
崩壊熱除去・注水系失敗」,②「崩壊熱除去機能喪失（代替除熱機能喪失[フロントラ※1
及び③「外部電源喪失＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗」である。
イン] ）＋崩壊熱除去・注水系失敗」,③「崩壊熱除去機能喪失（補機冷却系機能喪[フロントライン]＋崩壊熱除去・失）＋崩壊熱除去・注水系失敗」及び④「外部電源喪失＋崩壊熱除去・注水系失敗」
注水系失敗）が抽出されている。
である。
※1 原子炉冷却材浄化系等の残留熱除去系以外の崩壊熱除去機能の喪失(2) 事故シーケンスグループの特徴及び燃料損傷防止対策の基本的考え方
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障による停止時
冷却機能喪失）」では，原子炉の運転停止中に残留熱除去系の故障により，崩壊熱除去
機能が喪失することを想定する。このため，燃料の崩壊熱により原子炉冷却材が蒸発することから，緩和措置がとられない場合には，原子炉水位の低下により燃料が露出し燃料損傷に至る。
本事故シーケンスグループは，崩壊熱除去機能を喪失したことによって燃料損傷に至る事故シーケンスグループである。このため，運転停止中の原子炉における燃料損傷防止対策の有効性評価には，崩壊熱除去機能に対する重大事故等対処設備に期待することが考えられる。
したがって，本事故シーケンスグループでは，運転員が異常を認知して，待機中の残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水を行うことによって，燃料損傷の防止を図る。また，残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）運転による最終的な熱の逃がし場へ熱の輸送を行うことにより，原子炉を除熱する。

(2) 事故シーケンスグループの特徴及び燃料損傷防止対策の基本的考え方
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障による停止時
冷却機能喪失）」では，原子炉の運転停止中に残留熱除去系の故障により，崩壊熱除去
機能が喪失することを想定する。このため，燃料の崩壊熱により原子炉冷却材が蒸発し，保有水量が減少することで原子炉水位が低下することから，緩和措置がとられな
い場合には，原子炉水位の低下が継続し，燃料が露出することで燃料損傷に至る。
本事故シーケンスグループは，崩壊熱除去機能が喪失したことによって燃料損傷に至る事故シーケンスグループである。このため，対策の有効性評価には，崩壊熱除去機能に対する設備に期待することが考えられる。

(3) 燃料損傷防止対策
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障による停止時
冷却機能喪失）」における機能喪失に対して，燃料が著しい損傷に至ることなく，かつ，十分な冷却を可能とするため，待機中の残留熱除去系（低圧注水モード及び原子炉停止時冷却モード）による原子炉注水手段及び除熱手段を整備する。また，原子炉(3) 燃料損傷防止対策
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障による停止時
冷却機能喪失）」において，燃料が著しい損傷に至ることなく，かつ十分な冷却を可能とするため，待機中の残留熱除去系（低圧注水系）及び残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉注水手段及び除熱手段を整備する。また，残留熱除去系の補機冷却 ・柏崎６／７号は，原子炉補機冷却以上により，本事故シーケンスグループでは，原子炉注水機能を用いて燃料損傷の防止を図るとともに，最終的な熱の逃がし場へ熱の輸送を行うことによって原子炉除
熱を行う。

1／24

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 崩壊熱除去機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
補機冷却機能喪失により残留熱除去機能が喪失した場合については「7.4.2 全交流動
力電源喪失」にて燃料損傷防止対策の有効性を確認する。これらの対策の概略系統図
を第 7.4.1－1 図及び第 7.4.1－2 図に，手順の概要を第 7.4.1－3 図に示すとともに，重大事故等対策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策における設備と操作手順の関係を第 7.4.1－1 表に示す。
本事故シーケンスグループにおける重要事故シーケンスにおいて，6 号及び 7 号
炉同時の重大事故等対策に必要な要員は，中央制御室の運転員及び緊急時対策要員で構成され，合計 14 名である。その内訳は次のとおりである。中央制御室の運転員は，
当直長 1 名（6 号及び 7 号炉兼任），当直副長 2 名，運転操作対応を行う運転員 6 名である。発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等を行う緊急時対策本部要員は 5 名である。
必要な要員と作業項目について第 7.4.1－4 図に示す。
なお，重要事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目を重要事故
シーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，14 名で対処可能である。
a. 残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）の故障に伴う崩壊熱除去機能喪失確認
原子炉の運転停止中に残留熱除去系の故障により，崩壊熱除去機能が喪失する。これにより，原子炉水温が上昇し 100℃に到達する。運転員は原子炉水温の上昇等を確認し，崩壊熱除去機能喪失を確認する。
残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）の故障に伴う崩壊熱除去機能喪失を確認するために必要な計装設備は，残留熱除去系熱交換器出口温度等である。

b. 逃がし安全弁による原子炉の低圧状態維持
崩壊熱除去機能喪失により原子炉水温が 100℃に到達し，原子炉圧力が上昇することから，原子炉を低圧状態に維持するため，中央制御室からの遠隔操作により逃がし
安全弁 1 個を開操作する。
逃がし安全弁による原子炉の低圧状態維持を確認するために必要な計装設備は，原子炉圧力等である。
c. 残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水
崩壊熱除去機能喪失により原子炉冷却材が蒸発し，原子炉水位が低下するため，中央制御室からの遠隔操作により待機していた残留熱除去系（低圧注水モード）運転による原子炉注水を開始し，原子炉水位を回復する。
残留熱除去系（低圧注水モード）運転による原子炉注水を確認するために必要な計装設備は，残留熱除去系系統流量等である。

東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備考系により非常用ＤＧとＲＨＲを機能が喪失した場合については，「7.4.2 全交流動力電源喪失」にて燃料損傷防止対
冷却しているため，全交流動力電策の有効性を確認する。対策の概略系統図を第 7.4.1－1 図に，対応手順の概要を第
源喪失の事故シーケンスグルー
7.4.1－2 図に示すとともに，重大事故等対策の概要を以下に示す。また，重大事故等
プにおいて原子炉補機冷却系の対策における手順と設備の関係を第 7.4.1－1 表に示す。
喪失を想定。
本事故シーケンスグループにおける重要事故シーケンスにおいて，必要な要員は，災・東海第二は非常用ＤＧとＲＨＲ
害対策要員（初動）9 名である。
の補機冷却系が独立しているた
災害対策要員（初動）の内訳は，当直発電長 1 名，当直副発電長 1 名，運転操作対応をめ，全交流動力電源喪失の事故シ行う当直運転員 3 名，通報連絡等を行う情報班員 2 名及び現場操作を行う重大事故等対ーケンスグループにおいて原子応要員 2 名である。
炉補機冷却系の喪失は想定していない。原子炉補機冷却系の喪失
は，本事故シーケンスグループの必要な要員と作業項目について第 7.4.1－3 図に示す。
燃料損傷防止対策が有効である。
なお，重要事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目を重要事故
シーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，災害対策要員（初動）9 名で対処可能である。
・プラント基数，設備設計及び運用
ａ．運転中の残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の停止確認の違いにより必要要員数は異な
1 時間毎の中央制御室の巡視により，崩壊熱除去機能が喪失していることを確認す
るが，タイムチャートにより要員る。
の充足性は確認される。
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の故障に伴う崩壊熱除去機能喪失を判断するために必要な計装設備は，残留熱除去系熱交換器入口温度等である。
・柏崎は，1 時間毎の巡視により崩壊熱除去機能喪失を確認するこｂ．作業員への退避指示とを，フローチャートに記載。
当直発電長は，崩壊熱除去機能の喪失を確認後，中央制御室からページングにより ・東海第二では，解析上考慮しない
現場作業員へ退避指示を行う。
操作も含め，手順に従い必ず実施
ｃ．崩壊熱除去機能の確保操作
する操作を記載
崩壊熱除去機能の確保操作を実施する。
ｄ．逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動操作による原子炉の低圧状態維持操作
崩壊熱除去機能の喪失により原子炉水温が 100℃に到達した場合は，原子炉圧力が上昇する。原子炉を低圧状態に維持するため，中央制御室からの遠隔操作により逃がし安全弁（自動減圧機能）1 弁を開操作する。
逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉の低圧状態維持を確認するために必要な計装設備は，原子炉圧力等である。
ｅ．待機中の残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水操作
崩壊熱除去機能喪失により原子炉冷却材が蒸発し原子炉水位が低下するため，中央制御室からの遠隔操作により待機中の残留熱除去系（低圧注水系）を起動して原子炉注水を開始し，原子炉水位を回復する。
残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水を確認するために必要な計装設備
は，残留熱除去系系統流量等である。
2／24

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 崩壊熱除去機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備

考ｆ．原子炉保護系母線の受電操作
・東海第二は，残留熱除去系（原子非常用ディーゼル発電機による非常用母線受電操作の完了後，非常用母線を介し
炉停止時冷却系）の格納容器隔離て原子炉保護系母線を受電する。原子炉保護系母線の受電後，格納容器隔離信号をリ弁を開にするに当たって，原子炉セットする。
保護系母線の受電が必要
d. 残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）運転による崩壊熱除去機能回復
残留熱除去系（低圧注水モード）運転による原子炉水位回復後，中央制御室にて残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）へ切替えを行い，崩壊熱除去機能を回復する。
残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）運転による崩壊熱除去機能回復を確認するために必要な計装設備は，残留熱除去系熱交換器入口温度等である。
崩壊熱除去機能回復後，逃がし安全弁を全閉とし，原子炉低圧状態の維持を停止する。

ｇ．残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱操作
待機中の残留熱除去系（低圧注水系）運転による原子炉水位回復後，中央制御室及び現場※にて残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）への切替操作を実施し，崩壊熱除 ・東海第二は，残留熱除去系（原子
去機能を回復する。
炉停止時冷却系）の系統構成に現
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による崩壊熱除去機能回復を確認するために場操作が必要必要な計装設備は，残留熱除去系熱交換器入口温度等である。
崩壊熱除去機能回復後，逃がし安全弁（自動減圧機能）を全閉とし，原子炉低圧状態の維持を停止する。
※ 残留熱除去系の系統加圧ラインの手動弁を閉状態にする。
ｈ．使用済燃料プールの冷却操作
代替燃料プール冷却系等を用いて使用済燃料プールへの注水及び冷却を実施する。

7.4.1.2 燃料損傷防止対策の有効性評価
7.4.1.2 燃料損傷防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法(1) 有効性評価の方法
本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケンスは，「6.2
本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケンスは，「6.2
評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，「崩壊熱除去機能喪失（RHR 機能
評価対象事象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，運転中の残留熱除去系の機喪失[フロントライン]）＋崩壊熱除去・注水系失敗」である。
能喪失を起因事象とし，崩壊熱除去機能が喪失する「残留熱除去系の故障（ＲＨＲ喪失）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗」である。
本重要事故シーケンスにおいて想定するプラント状態は，崩壊熱，原子炉冷却材の本重要事故シーケンスは，運転停止中のいずれのプラント状態（ＰＯＳ）においても保有水量及び注水手段の多様性の観点から，「POS A PCV/RPV 開放及び原子炉ウェル満
起こり得るため，崩壊熱，原子炉冷却材の保有水量及び注水手段の多様性の観点から，
水への移行状態」が有効燃料棒頂部の冠水，放射線の遮蔽が維持される水位の確保及「ＰＯＳ－Ａ ＰＣＶ／ＲＰＶ開放及び原子炉ウェル満水への移行状態」を代表とし
び未臨界の確保に対して，最も厳しい想定である。したがって，当該プラント状態をて，評価項目である燃料有効長頂部の冠水，放射線の遮蔽が維持される水位の確保及基本とし，他のプラント状態も考慮した想定において評価項目を満足することを確認
び未臨界の確保を満足することを確認する。また，他のＰＯＳも考慮した想定においすることにより，運転停止中の他のプラント状態においても，評価項目を満足できる。
てもこれらの評価項目を満足することを確認する。
また，評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，本重要事故シーケンスにおけまた，評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，本重要事故シーケンスにおける運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作る運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作
時間余裕を評価する。
時間余裕を評価する。
(2) 有効性評価の条件
本重要事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な評価条件を第 7.4.1－2 表に示す。また，主要な評価条件について，本重要事故シーケンス特有の評価条件を以下に示す。

(2) 有効性評価の条件
本重要事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な評価条件を第 7.4.1－2 表に示す。また，主要な評価条件について，本重要事故シーケンス特有の評価条件を以下に
示す。
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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 崩壊熱除去機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
a. 初期条件(a) 原子炉圧力容器の状態
原子炉圧力容器の未開放時について評価する。原子炉圧力容器の開放時について
は，燃料の崩壊熱及び保有水量の観点から，未開放時の評価に包絡される。
(b) 崩壊熱
原子炉停止後の崩壊熱は，ANSI/ANS-5.1-1979 の式に基づくものとし，また，崩壊熱を厳しく見積もるために，原子炉停止 1 日後の崩壊熱を用いる。このときの崩壊熱は約 22MW である。
なお，崩壊熱に相当する原子炉冷却材の蒸発量は約 37m3/h である。

(c) 原子炉初期水位及び原子炉初期水温
事象発生前の原子炉水位は通常運転水位とし，また，原子炉初期水温は 52℃とする。

(d) 原子炉圧力原子炉の初期圧力は大気圧が維持されているものとする。また，事象発生後において，水位低下量を厳しく見積もるために，原子炉圧力は大気圧に維持されているものとする※2。
※2 実操作では低圧注水系の注水準備が完了した後で原子炉減圧を実施することとなり，残留熱除去系の注水特性に応じて大気圧より高い圧力で注水が開始されることとなる。大気圧より高い圧力下での原子炉冷却材の蒸発量は大気圧下と比べ小さくなるため，原子炉圧力が大気圧に維持されているとした評価は保守的な条件となる。
b. 事故条件(a) 起因事象
起因事象として，運転中の残留熱除去系の故障によって，崩壊熱除去機能を喪失す
るものとする。
(b) 安全機能喪失に対する仮定
起因事象の想定により，運転中の残留熱除去系の機能が喪失するものとする。
(c) 外部電源
外部電源は使用できないものと仮定する。
外部電源が使用できない場合においても，非常用ディーゼル発電機にて残留熱除去

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備考ａ．初期条件(a) 原子炉圧力容器の状態
評価対象としたＰＯＳ－Ａにおける原子炉圧力容器の状態は，未開放状態又は開放状態であるが，遮蔽維持水位到達までの時間余裕の観点で厳しい，未開放状態を評価条件とする。
(b) 崩壊熱
原子炉停止後の崩壊熱は，ＡＮＳＩ／ＡＮＳ－５．１－１９７９の式に基づくものとする。また，評価対象としたＰＯＳ－Ａは原子炉停止 1 日後～2 日後であるが，崩壊熱が高く，遮蔽維持水位到達までの時間余裕の観点で厳しい，原子炉停止 1 日後の崩壊熱を評価条件とする。この時の崩壊熱は約 18.8MW である。
なお，この時の崩壊熱による原子炉冷却材の蒸散を補うために必要な冷却材（32℃）の注水量は約 27m３／h である。
(c) 原子炉初期水位及び原子炉初期水温評価対象としたＰＯＳ－Ａにおける原子炉水位は，通常運転水位（燃料有効長頂部から約 5.1m）から原子炉ウェル満水水位（燃料有効長頂部から約 16.7m）までの範囲であるが，遮蔽維持水位到達までの時間余裕の観点で厳しい，通常運転水位を評価条件とする。また，原子炉初期水温は残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の設計温度である 52℃を評価条件とする。
(d) 原子炉初期圧力
評価対象としたＰＯＳ－Ａにおける原子炉の圧力は大気圧であるため原子炉の初期圧力は大気圧とする。また，解析上，原子炉の水位低下量を厳しく見積もるために，逃がし安全弁（自動減圧機能）の開操作によって原子炉圧力が大気圧に維持されているものとする※。
※ 実操作では待機中の残留熱除去系（低圧注水系）の起動準備が完了した時点
で原子炉減圧を実施する。原子炉圧力が大気圧より高い場合での原子炉冷却材の蒸発量は大気圧下と比べて小さくなるため，原子炉圧力が大気圧で維持されているとした評価は保守的な評価となる。
ｂ．事故条件(a) 起因事象
起因事象として，運転中の残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の故障によって，崩壊熱除去機能を喪失するものとする。
(b) 安全機能の喪失に対する仮定
起因事象の想定により，運転中の残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の崩壊熱除去機能が喪失するものとする。
(c) 外部電源・東海第二は，認知と運転員操作に
外部電源は事象発生 1 時間後に喪失するものと仮定する。
要する時間の観点から，事象発生
ここで，事象発生と同時に外部電源が喪失することを想定した場合，原子炉保護
4／24

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 崩壊熱除去機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
系による原子炉注水が可能であり，外部電源がある場合と事象進展は同等となるが，資源の評価の観点で厳しい評価条件となる外部電源が使用できない場合を想定する。

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所
系電源の喪失により格納容器隔離信号が発信し，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）のポンプ吸込ラインの格納容器隔離弁が自動閉となる。待機中の残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）を起動するためには，格納容器隔離信号のリセット操作が必要であるため，運転員は事象後速やかに崩壊熱除去機能が喪失したことを認知することができる。このため，本評価においては，運転員による対応操作を厳しく評価する観点から，事象発生 1 時間後（1 時間毎の中央制御室の巡視により事象を認知する時刻）までは，外部電源がある場合を想定する。
事象発生 1 時間以降は，外部電源の有無によらず事象進展は同様であるが，資源の評価の観点から厳しくなる，外部電源がない場合を想定する。

備

1 時間後に外部電源喪失が発生するとしている。

c. 重大事故等対策に関連する機器条件(a) 残留熱除去系（低圧注水モード）
残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水流量は 954m3/h とする。
(b) 残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）
伝熱容量は，熱交換器 1 基あたり約 8MW（原子炉冷却材温度 52℃，海水温度 30℃において）とする。

ｃ．重大事故等対策に関連する機器条件(a) 残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水流量
残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水流量は 1,605m３／h とする。
・設備設計の違い(b) 残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の伝熱容量
伝熱容量は，熱交換器 1 基当たり 43MW（原子炉冷却材温度 100℃，海水温度 32℃ ・設備設計の違い
において）とする。

d. 重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件として，「6.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。

d. 重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件として，「6.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。
(a) 崩壊熱除去機能喪失は，事象発生から 1 時間後の中央制御室の巡視において認知するものとする。なお，運転中の残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）が故障した場合は，警報等により速やかに事象発生を認知できるが，運転員による対応操作の時間余裕を厳しく評価する観点から，本評価では警報による認知には期待せず，
1 時間毎の中央制御室の巡視により残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）が停止していることを認知するものとしている。
(b) 待機中の残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水は，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の故障の認知及び操作の時間を基に，更に時間余裕を考慮して，事象発生から 2 時間後に実施するものとする。
(c) 残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の運転は，原子炉保護系母線の受電操作の完了後に残留熱除去系の起動操作に要する時間を考慮して，事象発生から 4 時間
40 分後に実施する。

(a) 残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水は，残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）故障に伴う崩壊熱除去機能喪失確認を考慮し，事象発生から 2 時
間後に実施するものとする。

(3) 有効性評価の結果
本重要事故シーケンスにおける原子炉水位の推移を第 7.4.1－5 図に，原子炉水位と線量率の関係を第 7.4.1－6 図に示す。
a. 事象進展
事象発生後，残留熱除去系の故障に伴い崩壊熱除去機能が喪失することにより原子考(3) 有効性評価の結果
本重要事故シーケンスの原子炉水位の推移を第 7.4.1－4 図に，原子炉水位と線量率の関係を第 7.4.1－5 図に示す。
ａ．事象進展事象発生後，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の故障に伴い崩壊熱除去機能が5／24

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 崩壊熱除去機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
炉水温が上昇し，約 1 時間後に沸騰，蒸発することにより原子炉水位は低下し始める。
残留熱除去系の機能喪失に伴う原子炉水温の上昇により異常を認知し，事象発生から
約 2 時間後に待機中の残留熱除去系ポンプを起動し，残留熱除去系（低圧注水モード）による注水を行う。
原子炉水位回復から約 90 分後，残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）へ切り替え，除熱を開始することによって，原子炉水温は低下する※3。
※3 原子炉冷却材の温度が 100℃の場合における残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）1 台での除熱能力は，燃料の崩壊熱を上回るため，残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）への切替えを実施することで原子炉水温は低下する。
実操作では低圧注水系の準備が完了した後で原子炉減圧を実施することとな
り，残留熱除去系の注水特性に応じて大気圧より高い圧力で注水が開始されることとなる。そのため，原子炉圧力が大気圧で維持されているとした評価は保守的な条件となる。
b. 評価項目等
原子炉水位は，第 7.4.1－5 図に示すとおり，有効燃料棒頂部の約 3.3m 上まで低下するに留まり，燃料は冠水維持される。
原子炉圧力容器は未開放であり，第 7.4.1－6 図に示すとおり，必要な遮蔽※4 が維持される水位である有効燃料棒頂部の約 2.0m 上を下回ることがないため，放射線の遮蔽は維持される。なお，線量率の評価点は原子炉建屋オペレーティングフロアの床付近としている。また，全制御棒全挿入状態が維持されているため，未臨界は確保されている。
原子炉水位回復後，残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）による除熱を継続することで，長期的に安定状態を維持できる。
本評価では，「6.2.4.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(3)の評価項目について，対策の有効性を確認した。
※4 必要な遮蔽の目安とした線量率は 10mSv/h とする。崩壊熱除去機能喪失における原子炉建屋オペレーティングフロアでの作業時間及び作業員の退避は 1 時間以内であり，作業員の被ばく量は最大でも 10mSv となるため，緊急作業時における被ばく限度の 100mSv に対して余裕がある。
本事故に応じた燃料損傷防止対策において原子炉建屋オペレーティングフロア
での操作を必ず必要な作業としていないが，燃料プール代替注水系（可搬型ス
プレイヘッダ）を使用した使用済燃料プールへの注水について仮に考慮し，可搬型スプレイヘッダ及びホースの設置にかかる作業時間を想定した。
必要な遮蔽の目安とした線量率 10mSv/h は，定期検査作業時での原子炉建屋オ
ペレーティングフロアにおける線量率を考慮した値である。
この線量率となる水位は有効燃料棒頂部の約 2.0m 上（通常水位から約 2.4m 下）の位置である。

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所備考喪失することにより原子炉水温が上昇し，約 1.1 時間後に沸騰，蒸発することにより原子炉水位は低下し始める。1 時間毎の中央制御室の巡視により，崩壊熱除去機能が喪失していることを確認し，事象発生から 2 時間後に，待機中の残留熱除去系（低圧注水系）を起動し，原子炉注水を行う。
事象発生から 4 時間 40 分後，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）への切替操作を実施し，崩壊熱除去機能を回復することによって，原子炉水温は低下する。

ｂ．評価項目等
原子炉水位は，第 7.4.1－4 図に示すとおり，燃料有効長頂部の約 4.2m 上まで低下するに留まり，燃料の冠水は維持される。
原子炉圧力容器は未開放であり，第 7.4.1－5 図に示すとおり，必要な遮蔽が維持できる水位（必要な遮蔽の目安とした 10mSv／h※が維持される水位）である燃料有効長頂部の約 1.7m まで低下することはないため，放射線の遮蔽は維持される。なお，線量率の評価点は燃料取替機床上としている。また，全制御棒全挿入状態が維持されるため，未臨界は確保されている。
原子炉水位回復後，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による除熱を継続することで，長期的に安定状態を維持できる。
本評価では，「6.2.4.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(3)の評価項目について，対策の有効性を確認した。
※ 本事故シーケンスグループにおける必要な遮蔽の目安とした線量率は，原子炉
建屋原子炉棟 6 階での操作時間から 10mSv／h と設定した。原子炉建屋原子炉棟 6 階での操作は，使用済燃料プールの同時被災時における重大事故等対応要員による使用済燃料プールへの注水準備操作（可搬型スプレイノズルの設置及びホース敷設等）を想定しており，原子炉建屋原子炉棟 6 階を含め，原子炉建屋内に滞在する時間は 2.2 時間以内である。そのため，重大事故等対応要員の被ばく量は最大でも 22mSv であり，緊急作業時における被ばく限度の 100mSv
に対して余裕がある。
また，作業員等が事象発生時に原子炉建屋原子炉棟 6 階に滞在していた場合でも，事象発生後速やかに管理区域外へ退避するため，原子炉建屋原子炉棟 6 階
での被ばく量は限定的である。

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備考7.4.1.3 評価条件の不確かさの影響評価
7.4.1.3 評価条件の不確かさの影響評価
評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価
評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価するものとする。
価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価するものとする。
本重要事故シーケンスは，原子炉の運転停止中に，運転中の残留熱除去系（原子炉停
本重要事故シーケンスは，原子炉の運転停止中に残留熱除去系の故障により，崩壊止時冷却系）の故障により，崩壊熱除去機能を喪失することが特徴である。また，不確熱除去機能を喪失することが特徴である。また，不確かさの影響を確認する運転員等
かさの影響を確認する運転員等操作は，待機中の残留熱除去系（低圧注水系）による原
操作は，待機中の残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水操作とする。
子炉注水操作とする。
(1) 評価条件の不確かさの影響評価(1) 評価条件の不確かさの影響評価
ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
a. 初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，第 7.4.1－2 表に
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，第 7.4.1－2 表に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件とした場合の影響を評価示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件とした場合の影響を評価する。また，評価条件の設定に当たっては，設計値を用いるか又は評価項目となるパする。また，評価条件の設定に当たっては，評価項目となるパラメータに対する余裕
ラメータに対する余裕が小さくなるよう保守的な設定をしていることから，その中が小さくなるような設定があることから,その中で事象進展に有意な影響を与えるとで事象進展に有意な影響を与えると考えられる項目に関する影響評価の結果を以下考えられる項目に関する影響評価の結果を以下に示す。
に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響(a) 運転員等操作時間に与える影響
初期条件の燃料の崩壊熱は，評価条件の約 18.8MW に対して最確条件は約 18.8MW
初期条件の燃料の崩壊熱は，評価条件の約 22.4MW に対して最確条件は約 22MW 以
以下であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合，評価条件で設定下であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件で設定ししている燃料の崩壊熱より小さくなるため，原子炉水温上昇及び原子炉水位低下速ている燃料の崩壊熱より小さくなるため，原子炉水温の上昇及び原子炉水位の低下は度は緩やかになるが，原子炉への注水操作は崩壊熱に応じた対応をとるものではな緩和されるが，注水操作は崩壊熱に応じた対応をとるものではなく，崩壊熱除去機能
く，崩壊熱除去機能喪失による異常の認知を起点とするものであるため，運転員等喪失による異常の認知を起点とするものであることから，運転員等操作時間に与える操作時間に与える影響はない。
影響はない。
初期条件の原子炉初期水温は，評価条件の 52℃に対して最確条件は約 47℃～約
初期条件の原子炉水温は，評価条件の 52℃に対して最確条件は約 40℃～約 53℃で58℃である。この原子炉水温は過去の原子炉停止 1 日後の温度の実績値であるが，あり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，事故事象ごとに異なる。
原子炉停止操作の進捗状況の差異によるものと考えられる。本評価条件の不確かさ
原子炉水温が 100℃かつ原子炉停止から 12 時間後の燃料の崩壊熱を用いて原子炉注として，最確条件とした場合，評価条件で設定している原子炉初期水温より高くな
水までの時間余裕を評価すると，必要な遮蔽が維持される水位（必要な遮蔽の目安と※4る場合があり，原子炉水位が燃料有効長頂部まで低下するまでの時間余裕は短くなした 10mSv/h が維持される水位）である有効燃料棒頂部の約 2.0m 上の高さに到達するまでの時間は約 2 時間となることから，評価条件である原子炉水温が 52℃，原る場合があるものの，原子炉への注水操作は原子炉水温に応じた対応をとるもので子炉停止から 1 日後の燃料の崩壊熱の場合の評価より時間余裕は短くなるが，注水操はなく，崩壊熱除去機能喪失による異常の認知を起点とするものであるため，運転
作は原子炉水温に応じた対応をとるものではなく，崩壊熱除去機能喪失による異常の員等操作時間に与える影響はない。
認知を起点とするものであることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉初期水位は，評価条件の通常運転水位（燃料有効長頂部から約初期条件の原子炉水位は，評価条件の通常運転水位に対して最確条件は通常運転水5.1m）に対して最確条件は通常運転水位に対してゆらぎ（通常運転水位±10cm 程
位以上であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件で設度）がある。本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合，評価条件で設定定している原子炉水位より高くなるため，原子炉水位が有効燃料棒頂部まで低下する
している原子炉初期水位より低くなる場合があり，燃料有効長頂部まで水位が低下
時間は長くなるが，注水操作は原子炉水位に応じた対応をとるものではなく，崩壊熱する時間は短くなる場合があるものの，原子炉への注水操作は原子炉水位に応じた除去機能喪失による異常の認知を起点とするものであることから，運転員等操作時間対応をとるものではなく，崩壊熱除去機能喪失による異常の認知を起点とするものに与える影響はない。
であるため，運転員等操作時間に与える影響はない。
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柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

初期条件の原子炉圧力は，評価条件の大気圧に対して最確条件も大気圧であり，評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件と同様であるため，事象進展に与える影響はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。仮に，原子炉圧力が大気圧より高い場合は，沸騰開始時間は遅くなり，原子炉水位の低下は緩和されるが，注水操作は原子炉圧力に応じた対応をとるものではなく，崩壊熱除去機
能喪失による異常の認知を起点とするものであることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉圧力容器の状態は，評価条件の原子炉圧力容器の未開放に対して最確条件は事故事象ごとに異なるものであり，本評価条件の不確かさとして，原子炉
圧力容器の未開放時は，評価条件と同様であるため，事象進展に与える影響はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。原子炉圧力容器の開放時は，原子炉減圧操作が不要となるが，事象進展に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

初期条件の原子炉初期圧力は，評価条件の大気圧に対して最確条件も大気圧であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合，評価条件と同様であるた
め，事象進展に与える影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。仮に，
原子炉圧力が大気圧より高い場合は，沸騰開始時間が遅くなり，水位低下速度は緩やかになるが，原子炉への注水操作は原子炉初期圧力に応じた対応をとるものではなく，崩壊熱除去機能喪失による異常の認知を起点とするものであるため，運転員
等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉圧力容器の状態は，評価条件の原子炉圧力容器未開放に対して最確条件は事故事象毎に異なるものであり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合，原子炉圧力容器未開放の場合は評価条件と同様であるため，事象進展に与える影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。また，原子炉圧力容器開放の場合は原子炉減圧操作が不要となるが，事象進展に与える影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の燃料の崩壊熱は，評価条件の約 22.4MW に対して最確条件は約 22MW 以下であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件で設定している燃料の崩壊熱より小さくなるため，原子炉水温の上昇及び原子炉水位の低下は緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。仮に，原子炉停止後の時間が短く，燃料の崩壊熱が大きい場合は，注水までの時間余裕が短くなることから，評価項目に対する余裕は小さくなる。原子炉停止から 12 時間後の燃料の崩壊熱を用いて原子炉注水までの時間余裕を評価すると，必要な遮蔽が維持される水位（必要な遮蔽の目安とした 10mSv/h※4 が維持される水位）である有効燃料棒頂部の約 2.0m 上の高さに到達するまでの時間は約 2 時間，有効燃料棒頂部到達まで約3 時間となることから，評価条件である原子炉停止 1 日後の評価より時間余裕は短くなる。ただし，必要な放射線の遮蔽は維持され，原子炉注水までの時間余裕も十分な時間が確保されていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
初期条件の原子炉水温は，評価条件の 52℃に対して最確条件は約 40℃～約 53℃であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，事故事象ごとに異なる。
原子炉水温が 100℃かつ原子炉停止から 12 時間後の燃料の崩壊熱を用いて原子炉注
水までの時間余裕を評価すると，必要な遮蔽が維持される水位（必要な遮蔽の目安とした 10mSv/h※4 が維持される水位）である有効燃料棒頂部の約 2.0m 上の高さに到達するまでの時間は約 2 時間となることから，評価条件である原子炉水温が 52℃かつ原子炉停止から 1 日後の燃料の崩壊熱の場合の評価より時間余裕は短くなる。ただし，必要な放射線の遮蔽は維持され，原子炉注水までの時間余裕も十分な時間が確保されていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の燃料の崩壊熱は，評価条件の約 18.8MW に対して最確条件は約 18.8MW
以下であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合，評価条件で設定している燃料の崩壊熱より小さくなるため，原子炉水温上昇及び原子炉水位低下速度は緩やかになることから，評価項目となるパラメータの判断基準に対する余裕が大きくなる。また，原子炉停止後の時間が短く，燃料の崩壊熱が大きい場合は燃料有効長頂部が露出するまでの時間余裕が短くなる。原子炉水温が 100℃かつ原子炉停止から 12 時間後の燃料の崩壊熱の場合でも，必要な遮蔽が維持できる水位（必要な遮蔽の目安とした 10mSv／h が維持できる水位）である燃料有効長頂部の約1.7m 上の高さに到達するまでの時間は約 2.9 時間，燃料有効長頂部までの時間は
約 4.3 時間であり，必要な放射線の遮蔽は維持され，原子炉への注水操作に対して十分な時間余裕が確保されているため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
初期条件の原子炉初期水温は，評価条件の 52℃に対して最確条件は約 47℃～約58℃である。本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件で設定している原子炉初期水温より高くなる場合があり，原子炉水位が燃料有効長頂部まで低下するまでの時間余裕は短くなる。原子炉水温が 100℃かつ原子炉停止から12 時間後の燃料の崩壊熱の場合でも，必要な遮蔽が維持できる水位（必要な遮蔽の目安とした 10mSv／h が維持できる水位）である燃料有効長頂部の約 1.7m 上の高さに到達するまでの時間余裕は約 2.9 時間，燃料有効長頂部までの時間余裕は約
4.3 時間であり，必要な放射線の遮蔽は維持され，原子炉への注水操作に対して十分な時間余裕が確保されているため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
初期条件の原子炉初期水位は，評価条件の通常運転水位（燃料有効長頂部から約初期条件の原子炉水位は，評価条件の通常運転水位に対して最確条件は通常運転水

備

考

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
位以上であり，評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件で設定している原子炉水位より高くなるため，原子炉水位が有効燃料棒頂部まで水位が低下する時間は長くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
初期条件の原子炉圧力は，評価条件の大気圧に対して最確条件も大気圧であり，評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件と同様であるため，事象進展に与える影響はないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
仮に，原子炉圧力が大気圧より高い場合は，沸騰開始時間が遅くなり，原子炉水位の低下は緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる※5。
初期条件の原子炉圧力容器の状態は，評価条件の原子炉圧力容器の未開放に対して最確条件は事故事象ごとに異なるものであり，本評価条件の不確かさとして，原子炉
圧力容器の未開放時は，評価条件と同様であるため，事象進展に与える影響はないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。原子炉圧力容器の開放時は，原子炉減圧操作が不要となるが，事象進展に与える影響は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
※5 原子炉圧力上昇による原子炉冷却材蒸発の抑制効果を考慮した評価。
b. 操作条件
操作条件の不確かさとして，操作の不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，「操
作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の 6 要因に分類し，これらの要因が運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転員等操作時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価し，評価結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
操作条件の待機中の残留熱除去系（低圧注水モード）の注水操作は，評価上の操作開始時間として，事象発生から 2 時間後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，崩壊熱除去機能喪失による異常の認知により原子炉注水の必要性を確認
し操作を実施することは容易であり，評価では事象発生から 2 時間後の注水操作開始を設定しているが，実態の注水操作開始時間は早くなる可能性があることから，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備考5.1m）に対して最確条件は通常運転水位に対してゆらぎ（通常運転水位±10cm 程度）がある。本評価条件の不確かさとして最確条件とした場合，評価条件で設定している原子炉初期水位より低くなる場合があるものの，原子炉初期水位のゆらぎによる変動量は，事象発生後の水位低下量に対して十分小さいことから，評価項目となるパラメータに対する影響は小さい。
初期条件の原子炉初期圧力は，評価条件の大気圧に対して最確条件も大気圧であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合，評価条件と同様であることから，事象進展に与える影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。仮に，原子炉圧力が大気圧より高い場合は，沸騰開始時間が遅くなり，原子炉水位の低下速度は緩やかになることから，評価項目となるパラメータの判断基準に対する余裕が大きくなる。
初期条件の原子炉圧力容器の状態は，評価条件の原子炉圧力容器未開放に対して最確条件は事故事象毎であり，本評価条件の不確かさとして最確条件とした場合，原子炉圧力容器未開放の場合は評価条件と同様であるため，事象進展に与える影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。原子炉圧力容器が開放の場合は原子炉減圧操作が不要となるが，事象進展に与える影響は小さく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作に係る不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の 6 要因に分類し，これらの要因が運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転員等操作時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価する。評価結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
操作条件の待機中の残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水操作は，評価上の操作開始時間として，事象発生から 2 時間を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，崩壊熱除去機能喪失による異常の認知により原子炉注水の必要性を認知し操作を実施することは容易であり，評価では事象発生から 2 時間後の注水操作開始を設定しているが，実際の注水操作開始時間は早くなる場合が考えられ，原子炉水位の回復が早くなる。
操作条件の残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱操作は，評価上の操作開始時間として，事象発生から 4 時間 40 分後に完了する。運転員等操作時間に与える影響として，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱
操作は，原子炉保護系母線の受電操作後に実施するため，受電操作の完了時刻の影
響を受けるが，実態の操作時間が評価上の操作開始時間とほぼ同等であり，操作開
始時間に与える影響は小さい。
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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 崩壊熱除去機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の待機中の残留熱除去系（低圧注水モード）の注水操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間が早まり，原子炉水位の低下を緩和する可能性があることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備考(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の待機中の残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水操作は，運転員等操作時間に与える影響として，注水開始が早くなる場合は原子炉水位の低下が抑制され，評価項目となるパラメータの判断基準に対する余裕が大きくなる。なお，
運転中の残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）が故障した場合は，警報により事象 ・東海第二は，警報によるＲＨＲの発生を認知可能であり，待機中の残留熱除去系を原子炉停止時冷却系として速やか
故障の認知に期待した場合につに起動することで崩壊熱除去機能を回復することができるため，評価項目となるパ
いても記載。
ラメータの判断基準に対する余裕が大きくなるが，本評価ではこれに期待しないこととする。

(2) 操作時間余裕の把握
操作開始時間の遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認し，その結果を以下に示す。
操作条件の待機中の残留熱除去系（低圧注水モード）の注水操作について，通常運転水位から放射線の遮蔽が維持される最低水位に到達するまでの時間は約 3 時間，原
子炉水位が有効燃料棒頂部まで低下する時間が約 5 時間であり，事故を認知して注水を開始するまでの時間は 2 時間であるため，準備時間が確保できることから，時間余裕がある。

(2) 操作時間余裕の把握
操作遅れによる影響を把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認し，その結果を以下に示す。
操作条件の待機中の残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水操作については，
通常運転水位から放射線の遮蔽が維持される最低水位に到達するまでの時間は約 4.5
時間，燃料有効長頂部まで原子炉水位が低下するまでの時間は約 6.3 時間であり，これに対して，事故を認知して注水を開始するまでの時間は 2 時間であることから，準備時間が確保できるため，時間余裕がある。

(3) まとめ
評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評
価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認した。その結果，評価
条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間には時間余裕がある。

(3) ま と め
評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評
価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認した。その結果，評価
条件等の不確かさを考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影
響は小さい。
この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間には時間余裕がある。

7.4.1.4 必要な要員及び資源の評価
7.4.1.4 必要な要員及び資源の評価(1) 必要な要員の評価(1) 必要な要員の評価
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障による停止時
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障による停止時
冷却機能喪失）」の重大事故等対策時における必要な災害対策要員（初動）は，冷却機能喪失）」において，6 号及び 7 号炉同時の重大事故等対策時における必要な要「7.4.1.3(3) 燃料損傷防止対策」に示すとおり 9 名であり，災害対策要員（初動）の員は，「7.4.1.1(3)燃料損傷防止対策」に示すとおり 14 名である。
「7.5.2 重大事故等
37 名で対処可能である。
対策時に必要な要員の評価結果」で説明している運転員，緊急時対策要員等の 64 名で対処可能である。
(2) 必要な資源の評価(2) 必要な資源の評価
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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 崩壊熱除去機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備

事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障による停止時
冷却機能喪失）」において，水源，燃料及び電源の資源は，「7.5.1(2)資源の評価条件」の条件にて評価している。その結果を以下に示す。
a. 水源
残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水については，必要な注水量が少なく，また，サプレッション・チェンバのプール水を水源とすることから，水源が枯渇することはないため，7 日間の継続実施が可能である。

事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障による停止時
冷却機能喪失）」において，必要な水源，燃料及び電源の資源は，「7.5.1(2) 資源の評
価条件」の条件にて評価をしている。その結果を以下に示す。
ａ．水源
待機中の残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水については，必要な注水量が少なく，また，サプレッション・プールを水源とすることから，水源が枯渇することはなく，7 日間の対応が可能である。
なお，外部電源喪失を想定した場合でも同様である。

b. 燃料
非常用ディーゼル発電機による電源供給については，事象発生後 7 日間最大負荷で運転した場合，号炉あたり約 753kL の軽油が必要となる。
5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備及びモニタリング・ポスト用発電機による電源供給については，事象発生直後からの運転を想定すると，7 日間の運
転継続に合計約 13kL の軽油が必要となる。
（6 号及び 7 号炉合計約 1,519kL）
6 号及び 7 号炉の各軽油タンクにて約 1,020kL（6 号及び 7 号炉合計約 2,040kL）の軽油を保有しており，これらの使用が可能であることから，非常用ディーゼル発電機
による電源供給，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備による電源供給及びモニタリング・ポスト用発電機による電源供給について，7 日間の継続が可能で
ある。

ｂ．燃
料
外部電源喪失を想定した場合，事象発生直後から 7 日間の非常用ディーゼル発電 ・設備の違い。
機及び高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機の運転を想定すると，非常用ディーゼ
ル発電機については約 484.0kL，高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機については
約 130.3kL，合計で 614.3kL の軽油が必要となる。軽油貯蔵タンクには約 800kL の軽油を保有していることから，非常用ディーゼル発電機及び高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機による 7 日間の電源供給の継続が可能である。

c. 電源
外部電源は使用できないものと仮定し，非常用ディーゼル発電機によって給電を行うものとする。6 号及び 7 号炉において重大事故等対策時に必要な負荷は，各号炉の非常用ディーゼル発電機負荷に含まれることから，非常用ディーゼル発電機による電源供給が可能である。
また，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備及びモニタリング・ポス
ト用発電機についても，必要負荷に対しての電源供給が可能である。

ｃ．電源
外部電源喪失を想定した場合，重大事故等対策時に必要な負荷は，非常用ディーゼ
ル発電機等の容量内に収まることから，必要負荷に対しての電源供給が可能である。

考7.4.1.5 結論
7.4.1.5 結論
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障による停止時
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障による停止時冷
冷却機能喪失）」では，原子炉の運転停止中に残留熱除去系の故障により，崩壊熱除去
却機能喪失）」では，原子炉の運転停止中に残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の故障
機能を喪失することが特徴である。事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残により，崩壊熱除去機能を喪失することが特徴である。事故シーケンスグループ「崩壊留熱除去系の故障による停止時冷却機能喪失）」に対する燃料損傷防止対策としては， 熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障による停止時冷却機能喪失）」に対する燃料損傷防残留熱除去系による原子炉注水手段及び除熱手段を整備している。
止対策としては，待機中の残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水手段及び除熱手段を整備している。
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障による停止時
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障による停止時冷
冷却機能喪失）」の重要事故シーケンス「崩壊熱除去機能喪失（RHR 機能喪失[フロン
却機能喪失）」の重要事故シーケンス「残留熱除去系の故障（ＲＨＲ喪失）＋崩壊熱除去・
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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トライン]）＋崩壊熱除去・注水系失敗」について有効性評価を行った。
上記の場合においても，残留熱除去系による原子炉注水及び原子炉除熱を実施する
ことにより，燃料損傷することはない。

炉心冷却失敗」について有効性評価を行った。
上記の場合においても，待機中の残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水，及び残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による除熱を実施することにより，燃料損傷す
ることはない。
その結果，燃料有効長頂部の冠水，放射線遮蔽の維持及び未臨界の確保ができることから，評価項目を満足している。また，安定状態を維持できる。
評価条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操作時間に与える影響及び評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
重大事故等対策時に必要な要員は，運転員及び対策本部要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源については，外部支援を期待しないとしても，7 日間以上の供給が可能である。
以上のことから，事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障による停止時冷却機能喪失）」において，残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注
水及び残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による除熱等の燃料損傷防止対策は，選定した重要事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障による停止時冷却機能喪失）」に対して有効である。

その結果，有効燃料棒頂部の冠水，放射線遮蔽の維持及び未臨界の確保ができることから，評価項目を満足している。また，安定状態を維持できる。
評価条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操作時間に与える影響及び評
価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
重大事故等対策時に必要な要員は，運転員及び緊急時対策要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
以上のことから，残留熱除去系による原子炉注水，原子炉除熱等の燃料損傷防止対策は，選定した重要事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，事故シーケ
ンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障による停止時冷却機能喪失）」に対して有効である。

備

考

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青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
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考

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考

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考

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考

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考

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青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
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青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備考

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備考

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備考

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 全交流動力電源喪失）
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青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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備考7.4.2 全交流動力電源喪失
7.4.2 全交流動力電源喪失
7.4.2.1 事故シーケンスグループの特徴，燃料損傷防止対策
7.4.2.1 事故シーケンスグループの特徴，炉心損傷防止対策(1) 事故シーケンスグループ内の事故シーケンス(1) 事故シーケンスグループ内の事故シーケンス
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」に含まれる事故シーケンスは，「6.2
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」に含まれる事故シーケンスとして評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，①「外部電源喪失＋直流電源喪
は，「6.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，①「外部電源喪失＋失＋崩壊熱除去・注水系失敗」及び②「外部電源喪失＋交流電源喪失＋崩壊熱除去・
交流電源失敗＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗」及び②「外部電源喪失＋直流電源失敗＋
注水系失敗」である。
崩壊熱除去・炉心冷却失敗」である。
(2) 事故シーケンスグループの特徴及び燃料損傷防止対策の基本的考え方
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」では，原子炉の運転停止中に全交
流動力電源が喪失することにより，原子炉の注水機能及び除熱機能が喪失することを想定する。このため，燃料の崩壊熱により原子炉冷却材が蒸発することから，緩和措置がとられない場合には，原子炉水位の低下により燃料が露出し，燃料損傷に至る。
本事故シーケンスグループは，全交流動力電源が喪失したことによって燃料損傷に至る事故シーケンスグループである。このため，運転停止中の原子炉における燃料損傷防止対策の有効性評価には，全交流動力電源に対する重大事故等対処設備に期待することが考えられる。
したがって，本事故シーケンスグループでは，運転員が異常を認知して，常設代替
交流電源設備による電源供給，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を行うこと
によって，燃料損傷の防止を図る。また，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去
系（原子炉停止時冷却モード）による最終的な熱の逃がし場へ熱の輸送を行うことにより，原子炉を除熱する。

(2) 事故シーケンスグループの特徴及び燃料損傷防止対策の基本的考え方
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」では，原子炉の運転停止中に全交
流動力電源が喪失することにより，原子炉注水機能及び崩壊熱除去機能が喪失することを想定する。このため，燃料の崩壊熱により原子炉冷却材が蒸発し，保有水量が減少することで原子炉水位が低下することから，緩和措置が取られない場合には，原子炉水位の低下が継続し，燃料が露出することで燃料損傷に至る。
本事故シーケンスグループは，全交流動力電源が喪失したことによって燃料損傷に至る事故シーケンスグループである。このため，重大事故等対策の有効性評価には，
交流動力電源の供給機能に対する重大事故等対処設備に期待することが考えられる。
以上により，本事故シーケンスグループでは，代替の交流動力電源供給機能からの給電により原子炉注水機能を確保し，原子炉注水を行うことによって，燃料損傷の防止を図る。また，代替交流電源設備により交流動力電源を復旧し，最終的な熱の逃がし場への熱輸送を行うことによって原子炉除熱を行う。

(3) 燃料損傷防止対策(3) 燃料損傷防止対策
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」における機能喪失に対して，燃料事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」において，燃料が著しい損傷に至が著しい損傷に至ることなく，かつ，十分な冷却を可能とするため，初期の対策としることなく，かつ十分な冷却を可能とするため，初期の対策として常設代替高圧電源装置による給電手段及び常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）て常設代替交流電源設備による給電手段，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水による原子炉注水手段を整備する。また，安定状態に向けた対策として，残留熱除去手段を整備する。また，安定状態に向けた対策として代替原子炉補機冷却系を介した系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱手段を整備する。対策の概略系統図を第残留熱除去系による原子炉除熱手段を整備する。これらの対策の概略系統図を第7.4.2－1 図に，対応手順の概要を第 7.4.2－2 図に示すとともに，重大事故等対策の7.4.2－1 図及び第 7.4.2－2 図に，手順の概要を第 7.4.2－3 図に示すとともに，重
概要を以下に示す。また，重大事故対策における手順と設備との関係を第 7.4.2－1 表
大事故等対策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策における設備と操作手順のに示す。
関係を第 7.4.2－1 表に示す。
本事故シーケンスグループにおける重要事故シーケンスにおいて，必要な要員は災 ・プラント基数，設備設計及び運用
本事故シーケンスグループにおける重要事故シーケンスにおいて，事象発生 10 時
害対策要員（初動）17 名である。
の違いにより必要要員数は異な間までの 6 号及び 7 号炉同時の重大事故等対策に必要な要員は，中央制御室の運転
災害対策要員（初動）の内訳は，当直発電長 1 名，当直副発電長 1 名，運転操作対応
るが，タイムチャートにより要員
員及び緊急時対策要員で構成され，合計 16 名である。その内訳は次のとおりである。
を行う当直運転員 3 名，通報連絡等を行う情報班員 2 名及び現場操作を行う重大事故の充足性は確認される。
中央制御室の運転員は，当直長 1 名（6 号及び 7 号炉兼任），当直副長 2 名，運転操等対応要員 10 名である。
作対応を行う運転員 6 名である。発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等
1／26

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 全交流動力電源喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機を行う緊急時対策本部要員は 5 名，緊急時対策要員（現場）は 2 名である。
また，事象発生 10 時間以降に追加で必要な要員は代替原子炉補機冷却系作業を行
うための参集要員 26 名である。必要な要員と作業項目について第 7.4.2－4 図に示す。
なお，重要事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目を重要事故
シーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，16 名で対処可能である。
a. 全交流動力電源喪失による残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）停止確認
原子炉の運転停止中に全交流動力電源が喪失し，残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）運転停止による崩壊熱除去機能が喪失する。

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備

考必要な要員と作業項目について第 7.4.2－3 図に示す。

なお，重要事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目を重要事故
シーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，災害対策要員（初動）17 名で対処可能である。
ａ．全交流動力電源喪失の確認
原子炉の運転停止中に，外部電源が喪失するとともに，非常用ディーゼル発電機
等が全て機能喪失することで，全交流動力電源喪失となり，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の運転停止により崩壊熱除去機能が喪失する。

残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）運転停止による崩壊熱除去機能喪失を確認するために必要な計装設備は，残留熱除去系系統流量である。

b. 早期の電源回復不能判断及び対応準備
中央制御室からの操作により外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動ができず，非常用高圧母線（6.9kV）の電源回復ができない場合，早期の電源回復不能と判断する。これにより，常設代替交流電源設備，代替原子炉補機冷却系，低圧代替注
水系（常設）の準備を開始する。

c. 逃がし安全弁による原子炉の低圧状態維持
残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）運転停止により原子炉水温が 100℃に到達し，原子炉圧力が上昇することから，原子炉圧力を低圧状態に維持するため，中央・東海第二では，解析上考慮しない
ｂ．作業員への退避指示
当直発電長は，全交流動力電源喪失を確認後，中央制御室からページングにより操作も含め，手順に従い必ず実施
現場作業員へ退避指示を行う。
する操作を記載
ｃ．常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作
全交流動力電源喪失の確認後，中央制御室からの遠隔操作により外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動ができず，非常用母線の電源回復ができない場合，早期の電源回復不能と判断する。これにより，中央制御室からの遠隔操作によって，常設代替高圧電源装置 2 台から緊急用母線を受電する。
常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作に必要な計装設備は，緊急用
Ｍ／Ｃ電圧等である。
ｄ．電源確保操作対応
全交流動力電源喪失の確認後，非常用ディーゼル発電機等の機能回復操作及び外部電源の機能回復操作を実施する。
・東海第二は，中央制御室から常設
ｅ．常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）の起動準備操作
代替高圧電源装置を起動できる
緊急用母線の受電操作の完了後，常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注ため，早期に低圧代替注水系（常水系（常設）による原子炉注水の系統構成を実施する。
ｆ．可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）の起動準備操作
設）の起動準備操作が可能
全交流動力電源喪失に伴う低圧注水機能喪失の確認後，可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水準備を開始する。
ｇ．常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電準備操作
早期の電源回復不能の確認後，中央制御室及び現場にて常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電準備操作を実施する。
ｈ．逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動操作による原子炉の低圧状態維持操作
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の運転停止により原子炉水温が 100℃に到達した場合は，原子炉圧力が上昇する。原子炉圧力を低圧状態に維持するため，中2／26

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 全交流動力電源喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
制御室からの遠隔操作により逃がし安全弁 1 個を開操作する。
残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）運転停止による原子炉水温の上昇を確認するために必要な計装設備は，原子炉圧力容器温度である。
逃がし安全弁による原子炉の低圧状態維持を確認するために必要な計装設備は，原子炉圧力等である。
d. 低圧代替注水系（常設）による原子炉注水
常設代替交流電源設備による交流電源供給を確認後，中央制御室からの遠隔操作により復水移送ポンプ 1 台を手動起動し，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を開始する。これにより，原子炉水位が回復する。
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位及び復水補給水系流量（RHR B 系代替注水流量）等である。

e. 残留熱除去系(原子炉停止時冷却モード)運転による崩壊熱除去機能回復
代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系の準備が完了後，中央制御室からの遠隔操作により残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）運転を再開する。
残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）運転の再開を確認するために必要な計装設備は，残留熱除去系熱交換器入口温度等である。
崩壊熱除去機能回復後，逃がし安全弁を全閉とし，原子炉低圧状態の維持を停止する。

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所備

考

央制御室からの遠隔操作により逃がし安全弁（自動減圧機能）1 弁を開操作する。
逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉の低圧状態維持を確認するために必要な計装設備は，原子炉圧力等である。

ｉ．原子炉水位の調整操作（低圧代替注水系（常設））
常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）により原子炉冷却材の蒸発量に応じた原子炉注水を実施し，原子炉水位を通常運転水位付近で維持する。 ・東海第二は，原子炉水温が 100℃に到達して水位が低下する前に
原子炉水位の調整操作（低圧代替注水系（常設））に必要な計装設備は，原子炉水低圧代替注水系（常設）の起動準位（広帯域，燃料域）及び低圧代替注水系原子炉注水流量等である。
ｊ．常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電操作
備操作を完了できるため，原子炉
常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作及び非常用母線の受電準備操水位を通常運転水位付近で維持
作の完了後，中央制御室からの遠隔操作により常設代替高圧電源装置 3 台を追加起できる。
動し，常設代替高圧電源装置 5 台から緊急用母線を介して非常用母線を受電する。
常設代替高圧電源装置による非常用母線受電操作に必要な計装設備は，Ｍ／Ｃ
２Ｃ（２Ｄ）電圧である。
ｋ．原子炉保護系母線の受電操作
・東海第二は，残留熱除去系（原子常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電操作の完了後，非常用母線を介し
炉停止時冷却系）の格納容器隔離て原子炉保護系母線を受電する。原子炉保護系母線の受電後，格納容器隔離信号をリ弁を開にするに当たって，原子炉セットする。
保護系母線の受電が必要。
ｌ．緊急用海水系を用いた残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱操作
常設代替高圧電源装置による非常用母線及び原子炉保護系母線の受電操作の完了
後，中央制御室からの遠隔操作により緊急用海水系を用いた残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の運転を開始する。緊急用海水系を用いた残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の運転開始を確認するために必要な計装は，残留熱除去系熱交換器入口温度等である。
崩壊熱除去機能回復後，逃がし安全弁（自動減圧機能）を全閉とし，原子炉低圧状態の維持を停止する。
ｍ．使用済燃料プールの冷却操作
代替燃料プール冷却系等を用いて使用済燃料プールへの注水及び冷却を実施する。

7.4.2.2 燃料損傷防止対策の有効性評価
7.4.2.2 燃料損傷防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法(1) 有効性評価の方法
本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケンスは，「6.2
本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケンスは，「6.2
評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，外部電源喪失を起因事象とし，評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，「外部電源喪失＋交流電源喪失＋
全ての非常用ディーゼル発電機等が機能喪失することで原子炉注水機能及び崩壊熱除
崩壊熱除去・注水系失敗」である。
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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 全交流動力電源喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備考

去機能が喪失する「外部電源喪失＋交流電源喪失＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗」であ ・柏崎はＰＲＡにおいて原子炉冷
なお，「7.4.1 崩壊熱除去機能喪失」で考慮している事故シーケンス（「崩壊熱除去る。
却材浄化系等の残留熱除去系以機能喪失（補機冷却系機能喪失[フロントライン]）＋崩壊熱除去・注水系失敗」及び外の崩壊熱除去機能を緩和設備「崩壊熱除去機能喪失（代替除熱機能喪失[フロントライン]）＋崩壊熱除去・注水系
なお，本事故シーケンスにおいては，原子炉除熱操作を実施するまでの対応時間をとして期待しているため，崩壊熱
失敗」）は，事象進展が同様なので併せて本重要事故シーケンスにおいて燃料損傷防止
厳しく評価する観点から，補機冷却機能喪失の重畳を考慮する。
除去機能喪失（代替除熱機能喪失対策の有効性を確認する。
[フロントライン]＋崩壊熱除去・
本評価で想定するプラント状態においては，崩壊熱，原子炉冷却材及び注水手段の本重要事故シーケンスは，運転停止中のいずれのプラント状態（ＰＯＳ）においても多様性の観点から，「POS A PCV/RPV 開放及び原子炉ウェル満水への移行状態」が有起こり得るため，崩壊熱，原子炉冷却材の保有水量及び注水手段の多様性の観点から， 注水系失敗）が抽出されている
効燃料棒頂部の冠水，放射線の遮蔽が維持される水位の確保及び未臨界の確保に対し「ＰＯＳ－Ａ ＰＣＶ／ＲＰＶ開放及び原子炉ウェル満水への移行状態」を代表として，最も厳しい想定である。したがって，当該プラント状態を基本とし，他のプランて，評価項目である燃料有効長頂部の冠水，放射線の遮蔽が維持される水位の確保及ト状態も考慮した想定において評価項目を満足することを確認することにより，運転
び未臨界の確保を満足することを確認する。また，他のＰＯＳも考慮した想定におい
停止中の他のプラント状態においても，評価項目を満足できる。
てもこれらの評価項目を満足することを確認する。
また，評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，本重要事故シーケンスにおけまた，評価条件の不確かさの影響評価として，本重要事故シーケンスにおける運転る運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作
員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余
時間余裕を評価する。
裕を評価する。
(2) 有効性評価の条件(2) 有効性評価の条件
本重要事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な評価条件を第 7.4.2－2 表
本重要事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な評価条件を第 7.4.2－2 表に示す。また，主要な評価条件について，本重要事故シーケンス特有の評価条件を以に示す。また，主要な評価条件について，本重要事故シーケンス特有の評価条件を以
下に示す。
下に示す。
a. 初期条件
ａ．初期条件(a) 原子炉圧力容器の状態(a) 原子炉圧力容器の状態
原子炉圧力容器の未開放時について評価する。原子炉圧力容器の開放時について評価対象としたＰＯＳ－Ａにおける原子炉圧力容器の状態は，未開放状態又はは，燃料の崩壊熱及び保有水量の観点から，未開放時の評価に包絡される。
開放状態であるが，遮蔽維持水位到達までの時間余裕の観点で厳しい，未開放状態を評価条件とする。
(b) 崩壊熱(b) 崩壊熱
原子炉停止後の崩壊熱は，ANSI/ANS-5.1-1979 の式に基づくものとし，また，崩壊
原子炉停止後の崩壊熱は，ＡＮＳＩ／ＡＮＳ－５．１－１９７９の式に基づく熱を厳しく見積もるために，原子炉停止 1 日後の崩壊熱を用いる。このときの崩壊熱ものとする。また，評価対象としたＰＯＳ－Ａは原子炉停止 1 日後～2 日後であは約 22MW である。
るが，崩壊熱が高く，遮蔽維持水位到達までの時間余裕の観点で厳しい，原子炉
3
なお，崩壊熱に相当する原子炉冷却材の蒸発量は約 37m /h である。
停止 1 日後の崩壊熱を評価条件とする。この時の崩壊熱は約 18.8MW である。
なお，この時の崩壊熱による原子炉冷却材の蒸散を補うために必要な冷却材（35℃）の注水量は約 27m３／h である。
(c) 原子炉初期水位及び原子炉初期水温(c) 原子炉初期水位及び初期水温
事象発生前の原子炉水位は通常運転水位とし，また，原子炉初期水温は 52℃とする。
評価対象としたＰＯＳ－Ａにおける原子炉水位は，通常運転水位（燃料有効長
頂部から約 5.1m）から原子炉ウェル満水水位（燃料有効長頂部から約 16.7m）までの範囲であるが，遮蔽維持水位到達までの時間余裕の観点で厳しい，通常運転
水位を評価条件とする。また，原子炉初期水温は残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の設計温度である 52℃を評価条件とする。
(d) 原子炉圧力(d) 原子炉圧力原子炉の初期圧力は大気圧が維持されているものとする。また，事象発生後におい評価対象としたＰＯＳ－Ａにおける原子炉の圧力は大気圧であるため原子炉の4／26

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所て，水位低下量を厳しく見積もるために，原子炉圧力は大気圧に維持されているものとする※1。
※1 実操作では低圧注水系の注水準備が完了した後で原子炉減圧を実施することとなり，低圧代替注水系（常設）の注水特性に応じて大気圧より高い圧力で注水が開始されることとなる。大気圧より高い圧力下での原子炉冷却材の蒸発量は大気圧下と比べ小さくなるため，原子炉圧力が大気圧に維持されているとした
評価は保守的な条件となる。

初期圧力は大気圧とする。また，解析上，水位低下量を厳しく見積もるために，逃がし安全弁（自動減圧機能）の開操作によって原子炉圧力が大気圧に維持されているものとする※。

b. 事故条件(a) 起因事象
起因事象として，送電系統又は所内主発電設備の故障等によって，外部電源を喪失するものとする。
(b) 安全機能の喪失に対する仮定
全ての非常用ディーゼル発電機の機能喪失を想定し，全交流動力電源を喪失するものとする。
(c) 外部電源
外部電源は使用できないものと仮定する。起因事象として，外部電源を喪失するものとしている。
c. 重大事故等対策に関連する機器条件(a) 低圧代替注水系（常設）
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水流量は 150m3/h とする。

ｂ．事故条件(a) 起因事象
起因事象として，送電系統の故障等によって，外部電源が喪失するものとする。

(b) 代替原子炉補機冷却系
伝熱容量は約 23MW（原子炉冷却材温度 100℃，海水温度 30℃において）とする。
(c) 残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）
伝熱容量は，熱交換器 1 基あたり約 8MW（原子炉冷却材温度 52℃，海水温度 30℃
において）とする。
d. 重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件として，「6.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。
(a) 事象発生 145 分までに常設代替交流電源設備によって交流電源の供給を開始する。
(b) 低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作は，事象発生 145 分後から開始する。
(c) 残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）は軸受等の冷却が必要となるため，代替
原子炉補機冷却系の準備が完了する事象発生 20 時間後から開始する。

備考※ 実操作では常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）の準備操作が完了した時点で原子炉減圧を実施する。原子炉圧力が大気圧より高い場合での原子炉冷却材の蒸発量は大気圧下と比べて小さくなるため，原子炉圧力が大気圧で維持されているとした評価は保守的な評価となる。

(b) 安全機能の喪失に対する仮定
全ての非常用ディーゼル発電機等の機能喪失を想定し，全交流動力電源が喪失するものとする。
(c) 外部電源起因事象として，外部電源が喪失することを想定している。
ｃ．重大事故等対策に関連する機器条件(a) 常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水
・東海第二は，原子炉水位が低下す
流量る前に低圧代替注水（常設）の準
常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水
備操作を完了できるため，原子炉
流量は，崩壊熱による原子炉冷却材の蒸散を補うために必要な注水流量として，
３
水位の低下開始後に，崩壊熱によ
27m ／h を設定するものとする。
る蒸発量分の注水を実施することで，原子炉水位を維持する。
(b) 緊急用海水系を用いた残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）
伝熱容量は，熱交換器 1 基当たり 24MW（原子炉冷却材温度 100℃，海水温度 32℃ ・設備の違い。
において）とする。
ｄ．重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件として，「6.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。
(a) 常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）の準備操作は，事象発生 25 分後に完了する。
(b) 緊急用海水系を用いた残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の運転は，非常用
母線及び原子炉保護系母線の受電操作の完了後に残留熱除去系の起動操作に要する時間を考慮して，事象発生から 4 時間 45 分後に実施する。

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備考(3) 有効性評価の結果(3) 有効性評価の結果
本重要事故シーケンスの原子炉水位の推移を第 7.4.2－4 図に，原子炉水位と線量率
本重要事故シーケンスにおける原子炉水位の推移を第 7.4.2－5 図に，原子炉水位の関係を第 7.4.2－5 図に示す。
と線量率の関係を第 7.4.2－6 図に示す。
ａ．事象進展a. 事象進展
事象発生後，全交流動力電源喪失に伴い崩壊熱除去機能が喪失することにより，原
事象発生後，全交流動力電源喪失に伴い崩壊熱除去機能が喪失することにより原子子炉水温が上昇し，約 1.1 時間後に沸騰，蒸発することで原子炉水位は低下し始める
炉水温が上昇し，約 1 時間後に沸騰，蒸発することにより原子炉水位は低下し始めが，事象発生後速やかに全交流動力電源喪失を判断し，中央制御室からの遠隔操作にる。常設代替交流電源設備による交流電源の供給を開始し，事象発生から 145 分経過より常設代替高圧電源装置による交流電源の供給を開始し，事象発生から 25 分経過
した時点で，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を行うことによって，原子炉水位は有効燃料棒頂部の約 2.9m 上まで低下するにとどまる。原子炉水位回復後は，した時点で常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）の準備操作を
蒸発量に応じた注水を実施することによって，原子炉水位を適切に維持することがで完了し，原子炉冷却材の蒸発量を補うために必要な注水流量で原子炉注水を実施す
きる。
ることによって，原子炉水位を通常運転水位付近で維持することができる。
事象発生から 4 時間 45 分経過した時点で，緊急用海水系を用いた残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉圧力容器の除熱を開始することによって，原子事象発生から 20 時間経過した時点で，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去
炉水温は低下する。
系による原子炉除熱を開始することによって，原子炉水温は低下する。
b. 評価項目等
原子炉水位は，第 7.4.2－5 図に示すとおり，有効燃料棒頂部の約 2.9m 上まで低下するに留まり，燃料は冠水を維持する。
原子炉圧力容器は未開放であり，第 7.4.2－6 図に示すとおり，必要な遮蔽※2 を確保できる水位である有効燃料棒頂部の約 2.0m 上を下回ることがないため，放射線の遮蔽は維持される。なお，線量率の評価点は原子炉建屋オペレーティングフロアの床付近としている。また，全制御棒全挿入状態が維持されているため，未臨界は確保されている。
なお，事象発生前に現場にいた作業員の退避における放射線影響については現場環境が悪化する前に退避が可能であるため，影響はない。
事象発生 145 分後から，常設代替交流電源設備により電源を供給された低圧代替注
水系（常設）の安定した原子炉注水を継続することから，長期的に原子炉圧力容器及び原子炉格納容器の安定状態を継続できる。
本評価では，「6.2.4.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(3)の評価項目について，対策の有効性を確認した。
※2 必要な遮蔽の目安とした線量率は 10mSv/h とする。全交流動力電源喪失における原子炉建屋オペレーティングフロアでの作業時間及び作業員の退避は 1 時間以内であり，作業員の被ばく量は最大でも 10mSv となるため，緊急作業時における被ばく限度の 100mSv に対して余裕がある。
本事故に応じた燃料損傷防止対策において原子炉建屋オペレーティングフロア
での操作を必要な作業としていないが，燃料プール代替注水系（可搬型スプレ
イヘッダ）を使用した使用済燃料プールへの注水について仮に考慮し，可搬型

ｂ．評価項目等
原子炉水位は，第 7.4.2－4 図に示すとおり，蒸発量に応じた注水により通常運転
水位付近で維持でき，燃料は冠水を維持する。
原子炉圧力容器は未開放であり，第 7.4.2－5 図に示すとおり，必要な遮蔽を確保
できる水位（必要な遮蔽の目安とした 10mSv／h※が確保される水位）である燃料有効長頂部の約 1.7m 上まで低下することがないため，放射線の遮蔽は維持される（必要な遮蔽の目安とした 10mSv／h を下回る）。なお，線量率の評価点は燃料取替機床上としている。また，全制御棒全挿入状態が維持されているため，未臨界は確保されている。
なお，事象発生前に現場にいた作業員の退避における放射線影響については，現場環境が悪化する前に退避が可能であるため，影響はない。
事象発生から 4 時間 45 分経過した時点で，緊急用海水系を用いた残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の運転を開始することにより，長期的に安定状態を維持できる。
以上により，本評価では，「6.2.4.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(3)の評価項目について，対策の有効性を確認した。
※ 本事故シーケンスグループにおける必要な遮蔽の目安とした線量率は，原子炉
建屋原子炉棟 6 階での操作時間から 10mSv／h と設定した。原子炉建屋原子炉棟 6 階での操作は，使用済燃料プールの同時被災時における重大事故等対応要員による使用済燃料プールへの注水準備操作（可搬型スプレイノズルの設置及びホース敷設等）を想定しており，原子炉建屋原子炉棟 6 階を含め，原子炉建屋内に滞在する時間は 2.2 時間以内である。そのため，重大事故等対応要員の被ばく量は最大でも 22mSv であり，緊急作業時における被ばく限度の 100mSv
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スプレイヘッダ及びホースの設置にかかる作業時間を想定した。
必要な遮蔽の目安とした線量率 10mSv/h は，定期検査作業時での原子炉建屋オ
ペレーティングフロアにおける線量率を考慮した値である。
この線量率となる水位は有効燃料棒頂部の約 2.0m 上（通常水位から約 2.4m 下）の位置である。

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備

考に対して余裕がある。
また，作業員等が事象発生時に原子炉建屋原子炉棟 6 階に滞在していた場合でも，事象発生後速やかに管理区域外へ退避するため，原子炉建屋原子炉棟 6 階
での被ばく量は限定的である。

7.4.2.3 不確かさの影響評価
7.4.2.3 評価条件の不確かさの影響評価
評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価
評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価するものとする。
価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価するものとする。
本重要事故シーケンスは，原子炉の運転停止中に全交流動力電源が喪失し，残留熱除本重要事故シーケンスは，原子炉の運転停止中に全交流動力電源が喪失し，残留熱去系等による崩壊熱除去機能が喪失することが特徴である。また，不確かさの影響を確除去系等による崩壊熱除去機能を喪失することが特徴である。
認する運転員等操作は，常設代替高圧電源装置による受電，常設低圧代替注水系ポンプ
また，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，常設代替交流電源設備による受を用いた低圧代替注水系（常設）の準備操作とする。
電及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作とする。
(1) 評価条件の不確かさの影響評価
ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，第 7.4.2－2 表に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件とした場合の影響を評価する。また，評価条件の設定に当たっては，設計値を用いるか又は評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなるよう保守的な設定をしていることから，その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられる項目に関する影響評価の結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響(a) 運転員等操作時間に与える影響
初期条件の燃料の崩壊熱は，評価条件の約 18.8MW に対して最確条件は約 18.8MW
初期条件の燃料の崩壊熱は，評価条件の約 22.4MW に対して最確条件は約 22MW 以下であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件で設定して以下であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合，評価条件で設いる燃料の崩壊熱より小さくなるため，原子炉水温の上昇及び原子炉水位の低下は緩定している燃料の崩壊熱より小さくなるため，原子炉水温上昇及び原子炉水位低和されるが，注水操作や給電操作は崩壊熱に応じた対応をとるものではなく，全交流
下速度は緩やかになるが，原子炉への注水操作や給電操作は崩壊熱に応じた対応
動力電源の喪失による異常の認知を起点とするものであることから，運転員等操作時をとるものではなく，全交流動力電源の喪失による異常の認知を起点とするもの
間に与える影響はない。
であるため，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉水温は，評価条件の 52℃に対して最確条件は約 40℃～約 53℃で初期条件の原子炉初期水温は，評価条件の 52℃に対して最確条件は約 47℃～約 ・東海第二は，設定値より最確条件あり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，事故事象ごとに異なる。
58℃である。この原子炉水温は過去の原子炉停止 1 日後の温度の実績値であるが， の値の方が低いため，最確条件とした場合，時間余裕が長くなる。
原子炉水温が 100℃かつ原子炉停止から 12 時間後の燃料の崩壊熱を用いて原子炉注
原子炉停止操作の進捗状況の差異によるものと考えられる。本評価条件の不確か
このため，本項目においては原子水までの時間余裕を評価すると，必要な遮蔽が維持される水位（必要な遮蔽の目安とさとして，最確条件とした場合，評価条件で設定している原子炉初期水温より高※2
炉初期水温を 100℃とした場合した 10mSv/h が維持される水位）である有効燃料棒頂部の約 2.0m 上の高さに到達す
くなる場合があり，原子炉水位が燃料有効長頂部まで低下するまでの時間余裕はるまでの時間は約 2 時間となることから，評価条件である原子炉水温が 52℃，原子炉の不確かさを記載していない。
短くなる場合があるものの，原子炉への注水操作や給電操作は原子炉水温に応じ停止から 1 日後の燃料の崩壊熱の場合の評価より時間余裕は短くなるが，注水操作やた対応をとるものではなく，全交流動力電源の喪失による異常の認知を起点とす
給電操作は原子炉水温に応じた対応をとるものではなく，全交流動力電源の喪失によるものであるため，運転員等操作時間に与える影響はない。
る異常の認知を起点とするものであることから，運転員等操作時間に与える影響はな(1) 評価条件の不確かさの影響評価
a. 初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，第 7.4.2－2 表に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件とした場合の影響を評価する。また，評価条件の設定に当たっては，評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなるような設定があることから,その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられる項目に関する影響評価の結果を以下に示す。

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
い。
初期条件の原子炉水位は，評価条件の通常運転水位に対して最確条件は通常運転水位以上であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件で設定している原子炉水位より高くなるため，原子炉水位が有効燃料棒頂部まで低下する
時間は長くなるが，注水操作や給電操作は原子炉水位に応じた対応をとるものではな
く，全交流動力電源の喪失による異常の認知を起点とするものであることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉圧力は，評価条件の大気圧に対して最確条件も大気圧であり，評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件と同様であるため，事象進展に与える影響はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。仮に，原子炉圧力が大気圧より高い場合は，沸騰開始時間は遅くなり，原子炉水位の低下は緩和されるが，注水操作や給電操作は原子炉圧力に応じた対応をとるものではなく，全交流動力電源の喪失による異常の認知を起点とするものであることから，運転員等操
作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉圧力容器の状態は，評価条件の原子炉圧力容器の未開放に対して最確条件は事故事象ごとに異なるものであり，評価条件の不確かさとして，原子炉圧
力容器の未開放時は，評価条件と同様であるため，事象進展に与える影響はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。原子炉圧力容器の開放時は，原子炉減圧操作が不要となるが，事象進展に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の燃料の崩壊熱は，評価条件の約 22.4MW に対して最確条件は約 22MW 以下であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件で設定している燃料の崩壊熱より小さくなるため，原子炉水温の上昇及び原子炉水位の低下は緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。仮に，原子炉停止後の時間が短く，燃料の崩壊熱が大きい場合は，注水までの時間余裕が短くなることから，評価項目に対する余裕は小さくなる。原子炉停止から 12 時間後の燃料の崩壊熱を用いて原子炉注水までの時間余裕を評価すると，必要な遮蔽を確保できる水位（必要な遮蔽の目安とした 10mSv/h※2 が確保される水位）である有効燃料棒頂部の約 2.0m 上の高さに到達するまでの時間は約 2 時間，有効燃料棒頂部到達まで約3 時間となることから，評価条件である原子炉停止 1 日後の評価より時間余裕は短くなる。ただし，本時間に対して作業員が現場から退避するまでの時間及び原子炉注水までの時間は確保されているため放射線の遮蔽は維持され，原子炉水位が有効燃料棒
頂部を下回ることはないことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
初期条件の原子炉水温は，評価条件の 52℃に対して最確条件は約 40℃～約 53℃であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，事故事象ごとに異なる。

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備

考初期条件の原子炉初期水位は，評価条件の通常運転水位（燃料有効長頂部から約 5.1m）に対して最確条件は通常運転水位に対してゆらぎ（通常運転水位±10cm程度）がある。本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合，評価条件で設定している原子炉初期水位より低くなる場合があり，燃料有効長頂部まで水位が低下する時間は短くなる場合があるものの，原子炉への注水操作は原子炉水位に応じた対応をとるものではなく，全交流動力電源喪失による異常の認知を起点とするものであるため，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉初期圧力は，評価条件の大気圧に対して最確条件も大気圧であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合，評価条件と同様であるため，事象進展に与える影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。
仮に，原子炉圧力が大気圧より高い場合は，沸騰開始時間が遅くなり，水位低下
速度は緩やかになるが，原子炉への注水操作や給電操作は原子炉初期圧力に応じた対応をとるものではなく，全交流動力電源の喪失による異常の認知を起点とするものであるため，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉圧力容器の状態は，評価条件の原子炉圧力容器未開放に対して最確条件は事故事象毎に異なるものであり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合，原子炉圧力容器未開放の場合は評価条件と同様であるため，事象進展に与える影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。また，原子炉圧力容器開放の場合は原子炉減圧操作が不要となるが，事象進展に与える影
響は小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の燃料の崩壊熱は，評価条件の約 18.8MW に対して最確条件は約 18.8MW
以下であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合，評価条件で設定している燃料の崩壊熱より小さくなるため，原子炉水温上昇及び原子炉水位低下速度は緩やかになることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。また，原子炉停止後の時間が短く，燃料の崩壊熱が大きい場合は注水までの時間余裕が短くなる。原子炉水温が 100℃かつ原子炉停止から 12 時間後の燃料の崩壊熱の場合でも，必要な遮蔽が維持できる水位（必要な遮蔽の目安とした
10mSv／h が維持できる水位）である燃料有効長頂部の約 1.7m 上の高さに到達するまでの時間は約 2.9 時間，燃料有効長頂部までの時間は約 4.3 時間であり，必要な放射線の遮蔽は維持され，原子炉への注水操作に対して十分な時間余裕が確保されているため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

初期条件の原子炉初期水温は，評価条件の 52℃に対して最確条件は約 47℃～約58℃である。本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件で8／26

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
原子炉水温が 100℃かつ原子炉停止から 12 時間後の燃料の崩壊熱を用いて原子炉注
水までの時間余裕を評価すると，必要な遮蔽が維持される水位（必要な遮蔽の目安とした 10mSv/h※2 が維持される水位）である有効燃料棒頂部の約 2.0m 上の高さに到達するまでの時間は約 2 時間となることから，評価条件である原子炉水温が 52℃かつ原子炉停止から 1 日後の燃料の崩壊熱の場合の評価より時間余裕は短くなる。
ただし，必要な放射線の遮蔽は維持され，原子炉注水までの時間余裕も十分な時間が確保されていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
初期条件の原子炉水位は，評価条件の通常運転水位に対して最確条件は通常運転水位以上であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件で設定している原子炉水位より高くなるため，原子炉水位が有効燃料棒頂部まで低下する
時間は長くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

初期条件の原子炉圧力は，評価条件の大気圧に対して最確条件も大気圧であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件と同様であるため，事象進展に与える影響はないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はな
い。仮に，原子炉圧力が大気圧より高い場合は，沸騰開始時間は遅くなり，原子炉水位の低下は緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる※3。
初期条件の原子炉圧力容器の状態は，評価条件の原子炉圧力容器の未開放に対して最確条件は事故事象ごとに異なるものであり，本評価条件の不確かさとして，原子炉
圧力容器の未開放時は，評価条件と同様であるため，事象進展に与える影響はないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。原子炉圧力容器の開放時は，原子炉減圧操作が不要となるが，事象進展に与える影響は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
※3 原子炉圧力上昇による原子炉冷却材蒸発の抑制効果を考慮した評価。
b. 操作条件
操作条件の不確かさとして，操作の不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，「操
作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の 6 要因に分類し，これらの要因が運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転員等操作時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価し，評価結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
操作条件の常設代替交流電源設備からの受電及び低圧代替注水系（常設）による原
子炉注水操作は，評価上の操作開始時間として，事象発生から 145 分後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，常設代替交流電源設備からの受電操作については 2 系列の非常用高圧母線の電源回復を想定しているが，低圧代替注水系(常赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備

考

設定している原子炉初期水温より高くなる場合があり，原子炉水位が燃料有効長
頂部まで低下するまでの時間余裕は短くなる。原子炉水温が 100℃かつ原子炉停止から 12 時間後の燃料の崩壊熱の場合でも，必要な遮蔽が維持できる水位（必要な遮蔽の目安とした 10mSv／h が維持できる水位）である燃料有効長頂部の約 1.7m
上の高さに到達するまでの時間余裕は約 2.9 時間，燃料有効長頂部までの時間余
裕は約 4.3 時間であり，必要な放射線の遮蔽は維持され，原子炉への注水操作に対して十分な時間余裕が確保されているため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
初期条件の原子炉初期水位は，評価条件の通常運転水位（燃料有効長頂部から約 5.1m）に対して最確条件は通常運転水位に対してゆらぎ（通常運転水位±10cm程度）がある。本評価条件の不確かさとして最確条件とした場合，評価条件で設定している原子炉初期水位より低くなる場合があるものの，原子炉初期水位のゆらぎによる変動量は，事象発生後の水位低下量に対して十分小さいことから，評価項目となるパラメータに対する影響は小さい。
初期条件の原子炉初期圧力は，評価条件の大気圧に対して最確条件も大気圧であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合，評価条件と同様であることから，事象進展に与える影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。仮に，原子炉圧力が大気圧より高い場合は，沸騰開始時間が遅くなり，原子炉水位の低下速度は緩やかになることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
初期条件の原子炉圧力容器の状態は，評価条件の原子炉圧力容器未開放に対して最確条件は事故事象毎であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした
場合，原子炉圧力容器未開放の場合は，評価条件と同様であるため，事象進展に与える影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。原子炉圧力容器開放の場合は，原子炉減圧操作が不要となるが，事象進展に与える影響は小さく，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
・東海第二は，原子炉圧力上昇による原子炉冷却材蒸発の抑制効果
ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作に係る不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」， を考慮しない評価で，評価項目を満足することを確認している。
「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の 6 要因に分類し，これらの要因が運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転員等操作時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価し，評価結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
操作条件の常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）の準備
操作は，評価上の操作開始時間として，事象発生から 25 分後に完了する。運転員
等操作時間に与える影響として，常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注
水系（常設）の準備操作は，常設代替交流電源設備からの受電操作後に実施する
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設)は非常用高圧母線 D 系の電源回復後に運転可能であり，原子炉注水操作開始の時間が早まり，原子炉水位の回復が早まる可能性があることから，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作は，復水移送ポンプの起動操作が常設代替交流電源設備からの受電操作の影響を受けるが，低圧代替注水系（常設）は非常用高圧母線 D 系の電源回復後に運転可能であり，原子炉注水操作開始の時間が早まり，原子炉水位の回復が早まる可能性があることから，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。
操作条件の代替原子炉補機冷却系の運転操作は，評価上の操作開始時間として，事象発生から 20 時間後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，代替
原子炉補機冷却系の準備は，緊急時対策要員の参集に 10 時間，その後の作業に 10 時間の合計 20 時間を想定しているが，準備操作が想定より短い時間で完了することで操作開始時間が早まる可能性があることから，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。

(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の常設代替交流電源設備からの受電及び低圧代替注水系（常設）による原
子炉注水操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間が早まり，原子炉水位の低下を緩和する可能性があることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
操作条件の代替原子炉補機冷却系の運転操作は，運転員等操作時間に与える影響として，操作開始時間は評価上の想定より早まる可能性があるが，原子炉への注水をすでに実施していることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
(2) 操作時間余裕の把握
操作開始時間の遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認し，その結果を以下に示す。
操作条件の常設代替交流電源設備からの受電及び低圧代替注水系（常設）による原
子炉注水操作は，通常運転水位から放射線の遮蔽が維持される最低水位に到達するまでの時間は事象発生から約 3 時間，原子炉水位が有効燃料棒頂部まで低下する時間は
約 5 時間であり，事故を認知して注水を開始するまでの時間が 145 分であるため，準備時間が確保できることから，時間余裕がある。操作条件の代替原子炉補機冷却系運

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備

考ため，受電操作の完了時刻の影響を受けるが，実態の操作時間が評価上の操作開始時間とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は小さい。

操作条件の緊急用海水系を用いた残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱操作は，評価上の操作開始時間として，事象発生から 4 時間 45 分後に完了する。運転員等操作時間に与える影響として，緊急用海水系を用いた残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱操作は，原子炉保護系母線の受電操作後に実施するため，受電操作の完了時刻の影響を受けるが，実態の操作時間が評価上の操作開始時間とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は小さい。
(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の常設代替高圧電源装置からの緊急用母線の受電操作，及び常設低圧
代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）の準備操作は，運転員操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

(2) 操作時間余裕の把握
操作遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲での操作時間余裕を確認し，その結果を以下に示す。
操作条件の常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）の準備操作の時間余裕については，原子炉水位が通常水位から放射線の遮蔽が維持される最低水位に到達するまでの時間は事象発生から約 4.5 時間，通常水位から燃料有効長頂部まで低下するまでの時間余裕は約 6.3 時間であり，事象発生から 25 分で原子炉注水準備が完了するため，十分な時間余裕を確保できる。
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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備

考

転操作は，事象発生約 20 時間後の操作であるため，準備時間が確保できることから，時間余裕がある。仮に，操作が遅れる場合は，低圧代替注水系（常設）による原子炉への注水は継続する。
(3) ま と め(3) まとめ
評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評
評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評
価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認した。その結果，評価
価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認した。その結果，評価
条件等の不確かさを考慮した場合においても評価項目となるパラメータに与える影響
条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価はない。
項目となるパラメータに与える影響は小さい。
この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内に
この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間には時間余裕がある。
おいて，操作時間には時間余裕がある。
7.4.2.4 必要な要員及び資源の評価
7.4.2.4 必要な要員及び資源の評価(1) 必要な要員の評価(1) 必要な要員の評価
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」の重大事故等対策における必要な
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」において，6 号及び 7 号炉同時の災害対策要員（初動）は，「7.4.2.1(3) 燃料損傷防止対策」に示すとおり 17 名であ
重大事故等対策時における事象発生 10 時間までの必要な要員は，「7.4.2.1(3)燃料損
り，災害対策要員（初動）の 37 名で対処可能である。
傷防止対策」に示すとおり 16 名である。
「7.5.2 重大事故等対策時に必要な要員の評
価結果」で説明している運転員，緊急時対策要員等の 64 名で対処可能である。
また，事象発生 10 時間以降に必要な参集要員は 26 名であり，発電所構外から 10 時
間以内に参集可能な要員の 106 名で確保可能である。
(2) 必要な資源の評価(2) 必要な資源の評価
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」において，必要な水源，燃料及び事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」において，水源，燃料及び電源は，電源は，「7.5.1(2) 資源の評価条件」の条件にて評価している。その結果を以下に示「7.5.1(2)資源の評価条件」の条件にて評価している。
す。
その結果を以下に示す。
ａ．水
源
a. 水源
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水については，7 日間の対応を考慮すると，常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水に ・東海第二は，常設の機器で原子炉
3
ついては，7 日間の対応を考慮すると，合計約 100m３の水が必要となる。
除熱を行う対策としているため，号炉あたり約 700m の水が必要となる。6 号及び 7 号炉の同時被災を考慮すると，合33３
計約 1,400m の水が必要である。水源として，各号炉の復水貯蔵槽に約 1,700m 及び淡水源として，代替淡水貯槽に約 4,300m の水を保有していることから，水源が枯渇
事象発生から原子炉除熱開始ま3
水貯水池に約 18,000m の水量を保有している。これにより，6 号及び 7 号炉の同時被することはなく，7 日間の対応が可能である。
での時間が短い。このため，必要災を考慮しても，注水によって復水貯蔵槽を枯渇させることなく，必要な水量が確保となる原子炉への注水量が少な可能であり，7 日間の継続実施が可能である。
い。
b. 燃料
ｂ．燃
料
常設代替交流電源設備による電源供給については，保守的に事象発生直後からの運常設代替交流電源設備による電源供給について，事象発生直後から 7 日間の常設 ・設備の違い。
転を想定すると，7 日間の運転継続に 6 号及び 7 号炉において合計約 504kL の軽油が代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 5 台）の運転を想定すると，約 352.8kL必要となる。代替原子炉補機冷却系専用の電源車については，保守的に事象発生直後の軽油が必要となる。軽油貯蔵タンクには約 800kL の軽油を保有していることから，からの運転を想定すると，7 日間の運転継続に号炉あたり約 37kL の軽油が必要とな
常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 5 台）による 7 日間の電源供給の継る。代替原子炉補機冷却系用の大容量送水車（熱交換器ユニット用）については，保続が可能である。
守的に事象発生直後からの大容量送水車（熱交換器ユニット用）の運転を想定すると，
7 日間の運転継続に号炉あたり約 11kL の軽油が必要となる。5 号炉原子炉建屋内緊急
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柏崎刈羽原子力発電所６／７号機時対策所用可搬型電源設備及びモニタリング・ポスト用発電機による電源供給については，事象発生直後からの運転を想定すると，7 日間の運転継続に合計約 13kL の軽油が必要となる。
（6 号及び 7 号炉合計約 613kL)
6 号及び 7 号炉の各軽油タンク（約 1,020kL）及びガスタービン発電機用燃料タン
ク（約 100kL）にて合計約 2,140kL の軽油を保有しており，これらの使用が可能であることから，常設代替交流電源設備による電源供給，代替原子炉補機冷却系の運転，
5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備による電源供給及びモニタリン
グ・ポスト用発電機による電源供給について，7 日間の継続が可能である。
c. 電源
常設代替交流電源設備の電源負荷については，重大事故対策等に必要な負荷として，6 号炉で約 1,594kW，7 号炉で約 1,560kW 必要となるが，常設代替交流電源設備
は連続定格容量が 1 台あたり 2,950kW であり，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
また，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備及びモニタリング・ポス
ト用発電機についても，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
蓄電池の容量については，交流電源が復旧しない場合を想定しても，不要な直流負荷の切り離し等を行うことにより，24 時間の直流電源供給が可能である。

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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備

考

ｃ．電
源
重大事故等対策時に必要な負荷は約 3,263kW 必要であるが，常設代替交流電源設 ・設備の違い。
備（常設代替高圧電源装置 5 台）の連続定格容量は 5,520kW であることから，必要負荷に対しての電源供給が可能である。

7.4.2.5 結論
7.4.2.5 結論
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」では，原子炉の運転停止中に全交流
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」では，原子炉の運転停止中に全交
動力電源が喪失し，原子炉注水機能及び崩壊熱除去機能を喪失することが特徴である。
流動力電源が喪失し，残留熱除去系等による崩壊熱除去機能を喪失することが特徴で
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」に対する燃料損傷防止対策としては，ある。事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」に対する燃料損傷防止対策と初期の対策として，常設代替高圧電源装置による緊急用母線への交流動力電源の供給手しては，初期の対策として，常設代替交流電源設備による交流電源供給手段，低圧代段，及び常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水
替注水系（常設）による原子炉注水手段，安定状態に向けた対策として，代替原子炉
手段，安定状態に向けた対策として，緊急用海水系を用いた残留熱除去系（原子炉停止
補機冷却系を介した残留熱除去系による原子炉除熱手段を整備している。
時冷却系）による原子炉の除熱手段を整備している。
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」の重要事故シーケンス「外部電源喪事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」の重要事故シーケンス「外部電源失＋交流電源失敗＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗」について有効性評価を行った。
喪失＋交流電源喪失＋崩壊熱除去・注水系失敗」について有効性評価を行った。
上記の場合においても，常設代替高圧電源装置による緊急用母線への交流動力電源の
上記の場合においても，常設代替交流電源設備による交流電源供給，低圧代替注水
給電，常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による緊急用海水系
系（常設）による原子炉注水及び代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系によるを用いた原子炉注水及び残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉圧力容器の原子炉除熱を実施することにより，燃料損傷することはない。
除熱を実施することにより，燃料損傷することはない。
その結果，燃料有効長頂部の冠水，放射線遮蔽の維持及び未臨界の確保ができること
その結果，有効燃料棒頂部の冠水，放射線遮蔽の維持及び未臨界の確保ができるこから，評価項目を満足している。また，安定状態を維持できる。
とから，評価項目を満足している。また，安定状態を維持できる。
評価条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操作時間及び評価項目となるパ
評価条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，対策の有効性が確認できる範囲内において， ラメータに与える影響は小さい。また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
操作時間余裕について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
重大事故等対策時に必要な要員は，運転員及び災害対策要員にて確保可能である。ま
重大事故等対策時に必要な要員は，運転員及び緊急時対策要員にて確保可能であ12／26

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所る。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
以上のことから，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水及び代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系による原子炉除熱等の燃料損傷防止対策は，選定した重要事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」に対して有効である。

た，必要な水源，燃料及び電源については，外部支援を考慮しないとしても，7 日間以上の供給が可能である。
以上のことから，事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」において，常設代替高圧電源装置からの給電による常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水及び常設代替高圧電源装置からの給電による残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱等の燃料損傷防止対策は，選定した重要事故シー
ケンスに対して有効であることが確認でき，事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」に対して有効である。

備

考

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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考

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考

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青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備考

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東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備考

21／26

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 全交流動力電源喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備考

22／26

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 全交流動力電源喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備考

23／26

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 全交流動力電源喪失）
東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備考

24／26

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 全交流動力電源喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

25／26

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 全交流動力電源喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

26／26

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 原子炉冷却材の流出）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備考7.4.3 原子炉冷却材の流出
7.4.3 原子炉冷却材の流出
7.4.3.1 事故シーケンスグループの特徴，燃料損傷防止対策
7.4.3.1 事故シーケンスグループの特徴，燃料損傷防止対策(1) 事故シーケンスグループ内の事故シーケンス(1) 事故シーケンスグループ内の事故シーケンス
事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」に含まれる事故シーケンスは，「6.2
事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」に含まれる事故シーケンスとして評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，①「原子炉冷却材流出（CRD 点
は，「6.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，①「原子炉冷却材の検（交換）時の作業誤り）＋崩壊熱除去・注水系失敗」，②「原子炉冷却材流出（LPRM
流出（ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗」，②「原子炉冷却材の点検（交換）時の作業誤り）＋崩壊熱除去・注水系失敗」，③「原子炉冷却材流出（RIP
流出（ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗」，③「原子炉冷却材 ・ＲＩＰ点検はＡＢＷＲ特有の事
象
点検時の作業誤り）＋崩壊熱除去・注水系失敗」，④「原子炉冷却材流出（CUW ブローの流出（ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗」及び④「原子炉冷時の操作誤り）＋崩壊熱除去・注水系失敗」及び⑤「原子炉冷却材流出（RHR 系統切却材の流出（ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗」である。
替え時のミニマムフロー弁操作誤り）＋崩壊熱除去・注水系失敗」である。
(2) 事故シーケンスグループの特徴及び燃料損傷防止対策の基本的考え方(2) 事故シーケンスグループの特徴及び燃料損傷防止対策の基本的考え方
事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」では，原子炉の運転停止中に原子事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」では，運転停止中に原子炉冷却材
炉冷却材圧力バウンダリに接続された系統から，運転員の誤操作等により系外への原圧力バウンダリに接続された系統から，運転員の誤操作等により系外への原子炉冷却材の流出が発生することを想定する。このため，原子炉冷却材の流出に伴い，保有水
子炉冷却材の流出が発生し，崩壊熱除去機能が喪失することを想定する。このため，量が減少することから，緩和措置がとられない場合には，原子炉水位の低下が継続し，原子炉冷却材の流出及び燃料の崩壊熱による蒸発に伴い原子炉冷却材が減少するこ
燃料損傷に至る。
とから，緩和措置がとられない場合には，原子炉水位の低下により燃料が露出し，燃料損傷に至る。
本事故シーケンスグループは，原子炉冷却材の流出によって燃料損傷に至る事故シ本事故シーケンスグループは，原子炉冷却材の流出によって燃料損傷に至る事故シーケンスグループである。このため，重大事故等対策の有効性評価としては，注水機
ーケンスグループである。このため，運転停止中の原子炉における燃料損傷防止対策能に対する重大事故等対処設備に期待することが考えられる。
の有効性評価には，注水機能に対する重大事故等対処設備に期待することが考えられる。
以上により，本事故シーケンスグループでは，原子炉注水機能を用いて燃料損傷のしたがって，本事故シーケンスグループでは，原子炉圧力容器からの原子炉冷却材防止を図るとともに最終的な熱の逃がし場へ熱の輸送を行うことによって原子炉除熱流出の停止や，残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水を行うことで必要量の原子炉冷却材を確保することによって，燃料損傷の防止を図る。また，残留熱除を行う。
去系（原子炉停止時冷却モード）運転による最終的な熱の逃がし場へ熱の輸送を行う
ことにより，原子炉を除熱する。
(3) 燃料損傷防止対策(3) 燃料損傷防止対策
事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」における機能喪失に対して，燃料事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」において，燃料が著しい損傷に至が著しい損傷に至ることなく，かつ，十分な冷却を可能とするため，運転員による原ることなく，かつ十分な冷却を可能とするため，残留熱除去系（低圧注水系）による
子炉冷却材流出の停止及び残留熱除去系による原子炉注水手段を整備する。これらの原子炉注水手段及び運転員による原子炉冷却材流出の停止手段を整備する。対策の概
対策の概略系統図を第 7.4.3－1 図及び第 7.4.3－2 図に，手順の概要を第 7.4.3－3
略系統図を第 7.4.3－1 図に，対応手順の概要を第 7.4.3－2 図に，重要事故等対策の図に示すとともに，重大事故等対策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策にお概要を以下に示す。また，重大事故等対策における手順と設備の関係を第 7.4.3－1 表
ける設備と操作手順の関係を第 7.4.3－1 表に示す。
に示す。
本事故シーケンスグループにおける重要事故シーケンスにおいて，必要な要員は災 ・プラント基数，設備設計及び運用
本事故シーケンスグループにおける重要事故シーケンスにおいて，6 号及び 7 号害対策要員（初動）7 名である。
の違いにより必要要員数は異な
炉同時の重大事故等対策に必要な要員は，中央制御室の運転員及び緊急時対策要員で災害対策要員（初動）の内訳は，当直発電長 1 名，当直副発電長 1 名，運転操作対るが，タイムチャートにより要員構成され，合計 14 名である。その内訳は次のとおりである。中央制御室の運転員は，応を行う当直運転員 3 名及び通報連絡等を行う情報班員 2 名である。
の充足性は確認される。
当直長 1 名（6 号及び 7 号炉兼任），当直副長 2 名，運転操作対応を行う運転員 6 名
1／23

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 原子炉冷却材の流出）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機である。発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等を行う緊急時対策本部要員は 5 名である。
必要な要員と作業項目について第 7.4.3－4 図に示す。
なお，重要事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目を重要事故
シーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，14 名で対処可能である。
a. 原子炉冷却材圧力バウンダリ外への原子炉冷却材流出確認
原子炉の運転停止中に原子炉冷却材圧力バウンダリに接続された系統から，運転員の誤操作等により系外への原子炉冷却材の流出が発生する。原子炉冷却材の流出が長時間継続した場合，原子炉水位が低下し残留熱除去系の運転が継続できなくなることから崩壊熱除去機能喪失に至る。
原子炉冷却材圧力バウンダリ外への原子炉冷却材流出を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位である。
b. 原子炉冷却材圧力バウンダリ外への原子炉冷却材流出停止確認
原子炉冷却材圧力バウンダリに接続された系統から漏えいしている箇所の隔離を行うことで，原子炉冷却材流出が停止することを確認する。
隔離操作完了により，正常な原子炉停止時冷却モードの運転となる。
原子炉冷却材圧力バウンダリ外への原子炉冷却材流出停止を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位である。

c. 残留熱除去系（低圧注水モード）運転による原子炉注水
原子炉冷却材流出により低下した原子炉水位を回復するため，中央制御室からの遠隔操作により残留熱除去系（低圧注水モード）運転による原子炉注水を開始し，原子炉水位を回復する。
残留熱除去系（低圧注水モード）運転による原子炉注水を確認するために必要な計装設備は，残留熱除去系系統流量等である。

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備

考必要な要員と作業項目について第 7.4.3－3 図に示す。
なお，重要事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目を重要事故
シーケンスと比較し，必要な要員を確認した結果，災害対策要員（初動）7 名で対処可能である。
ａ．原子炉冷却材流出の確認
原子炉水位の低下及びサプレッション・プールの水位の上昇を，1 時間毎の中央制御室の巡視により確認する。
原子炉冷却材圧力バウンダリ外への原子炉冷却材の流出を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位（広帯域，燃料域）等である。

・東海第二では，解析上考慮しない
ｂ．作業員への退避指示操作も含め，手順に従い必ず実施
当直発電長は，原子炉冷却材流出を確認後，中央制御室からページングにより現する操作を記載
場作業員へ退避指示を行う。
ｃ．待機中の残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水操作
原子炉冷却材の流出により低下した原子炉水位を回復するため，中央制御室から ・東海第二は，注水による原子炉水
位の回復後，漏えい箇所の隔離をの遠隔操作により待機中の残留熱除去系（低圧注水系）を起動し，原子炉注水を実実施する手順となっている。
施する。これにより，原子炉水位は回復する。
残留熱除去系（低圧注水系）の起動確認に必要な計装設備は，残留熱除去系系統
流量等である。
ｄ．原子炉冷却材流出箇所の隔離操作
原子炉冷却材圧力バウンダリに接続された系統から漏えいしている箇所の隔離を行うことで，原子炉冷却材の流出が停止することを確認する。
原子炉冷却材圧力バウンダリ外への原子炉冷却材の流出停止を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位（広帯域，燃料域）等である。
ｅ．残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉冷却待機中の残留熱除去系（低圧注水系）運転による原子炉水位回復後，中央制御室及び現場※にて残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）への切替操作を実施し，崩壊熱除去機能を回復する。
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による崩壊熱除去機能回復を確認するため
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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 原子炉冷却材の流出）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備考に必要な計装設備は，残留熱除去系熱交換器入口温度等である。
※ 残留熱除去系の系統加圧ラインの手動弁を閉状態にする。
7.4.3.2 燃料損傷防止対策の有効性評価
7.4.3.2 燃料損傷防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法(1) 有効性評価の方法
本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケンスは，「6.2
本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケンスは，「6.2
評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，事象認知までに要する時間（点評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，原子炉冷却材の流出を起因事象
検作業に伴う原子炉冷却材の流出事象は検知が容易）及び原子炉冷却材の流出量の観とする，「原子炉冷却材の流出（ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失点から，「原子炉冷却材流出（RHR 系統切替え時のミニマムフロー弁操作誤り）＋崩壊
敗」である※。
熱除去・注水系失敗」である※1。
残留熱除去系は通常，3 系統あるうち 1 系統又は 2 系統を用いて，崩壊熱除去を
残留熱除去系は通常，2 系統あるうち 1 系統を用いて崩壊熱除去を実施しており，プ
実施しており，作業や点検等に伴い系統切替えを実施する場合がある。系統切替えにラント状態（以下「ＰＯＳ」という。
）－ＡからＰＯＳ－Ｄの期間において，作業や点当たって，原子炉冷却材が系外に流出しないように系統構成を十分に確認して行う検等に伴い運転号機の切替を実施する場合がある。運転号機の切替に当たって，原子が，操作の誤り等によって原子炉冷却材が系外に流出する事象を想定している。
炉冷却材が系外に流出しないように系統構成を十分に確認して行うが，操作の誤り等「RHR 系統切替え時のミニマムフロー弁操作誤り」は原子炉冷却材流出事象発生時によって原子炉冷却材が系外に流出する事象を想定している。
の検知が他の作業等よりも困難な事象であり，原子炉圧力容器の上蓋が開放されてい「ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ」は原子炉冷却材流出事象発生時の認知が他の作業等よ ・東海第二は，原子炉水位を燃料がる「POS B 原子炉ウェル満水状態」が検知性及び放射線遮蔽の考慮の観点で最も厳しりも困難な事象であり，原子炉水位が通常運転水位であるＰＯＳを想定することによ
露出するまでの余裕時間の観点
い想定である。なお，有効燃料棒頂部まで原子炉水位が低下するまでの時間余裕といり，時間余裕の観点においても最も厳しい想定となる。なお，原子炉水位が通常運転水で厳しい通常運転水位とし，更う観点では原子炉未開放状態が厳しくなるが，その場合であっても 2 時間以上の時間
位の場合は原子炉水位（広帯域，燃料域）による警報や緩和設備の自動起動に期待できに，警報や緩和設備の自動起動に※2
余裕 があり，かつ，原子炉水位計による警報発生，緩和設備の起動等に期待できるることも考えられるが，評価上これらに期待しない場合でも評価項目を満足すること期待しない保守的な想定としてため，原子炉開放時と比べて速やかな検知と注水が可能であり，評価項目を満足できを確認することにより，運転停止中の他のＰＯＳにおいても評価項目を満足できる。
いるる。したがって，当該プラント状態を基本とし，他のプラント状態も考慮した想定において評価項目を満足することを確認することにより，運転停止中の他のプラント状態においても，評価項目を満足できる。
本重要事故シーケンスでは，操作の誤り等による原子炉冷却材の系外流出により原
本重要事故シーケンスでは，操作の誤り等による原子炉冷却材の系外流出により原子炉水位が低下するが，有効燃料棒頂部の冠水及び未臨界を維持できることを評価す
子炉水位が低下するが，燃料有効長頂部の冠水及び未臨界を維持できることを評価する。さらに，原子炉水位が放射線の遮蔽が維持される水位を確保できることを評価する。さらに，原子炉水位が放射線の遮蔽が維持される水位を確保できることを評価する。
る。
また，評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，本重要事故シーケンスにおけまた，評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，本重要事故シーケンスにおける運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作る運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作
時間余裕を評価する。
時間余裕を評価する。
※ ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡによる流出は他の原子炉冷却材流出事象と比べて燃料損傷までの時※1 RHR 系統切替え時のミニマムフロー弁操作誤りによる流出量は他の原子炉冷却間余裕が短い
材流出事象と比べて流出量が大きい※2 流出により通常運転水位から残留熱除去系の吸込配管の高さまで水位が低下
後，蒸発により水位が有効燃料棒頂部まで低下するまでの時間（停止 1 日後の崩壊熱を想定）(2) 有効性評価の条件(2) 有効性評価の条件
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柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
本重要事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な評価条件を第 7.4.3－2 表に示す。また，主要な評価条件について，本重要事故シーケンス特有の評価条件を以下に示す。
a. 初期条件(a) 原子炉圧力容器の状態
原子炉圧力容器の開放時について評価する。原子炉未開放時においては原子炉水位計による警報発生，緩和設備の起動等に期待できる。また，残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）の吸込配管が有効燃料棒頂部より高い位置にあるため，有効燃料棒
頂部が露出する前に流出が停止する。
(b) 原子炉初期水位及び原子炉初期水温
事象発生前の原子炉の初期水位は，原子炉ウェル満水の水位とし，保有水量を厳しく見積もるため，使用済燃料プールと原子炉ウェルの間に設置されているプールゲー
トは閉を仮定する。また，原子炉初期水温は 52℃とする。

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所備

考

本重要事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な評価条件を第 7.4.3－2 表に示す。また，主要な評価条件について，本重要事故シーケンス特有の評価条件を以下に示す。
ａ．初期条件(a) 原子炉圧力容器の状態
運転停止中における原子炉圧力容器の状態は，未開放状態又は開放状態であるが，遮蔽維持水位到達までの時間余裕の観点で厳しい未開放状態を評価条件とする。なお，原子炉未開放時においては原子炉水位による警報発生や緩和設備の自 ・東海第二は，ＲＨＲ系の吸込配管動起動等に期待できる場合があるが，本評価ではこれらに期待しないこととする。 の下端位置が，燃料有効長頂部より低い位置にあるため，ＲＨＲ切(b) 原子炉初期水位及び原子炉初期水温替時のＬＯＣＡの発生時に注水
運転停止中における原子炉水位は，通常運転水位（燃料有効長頂部から約 5.1mに失敗すると，原子炉水位は燃料上）から原子炉ウェル満水水位（燃料有効長頂部から約 16.7m 上）までの範囲で
有効長頂部以下の高さまで低下あるが，遮蔽維持水位到達までの時間余裕の観点で厳しい通常運転水位を評価条する。
件とする。また，原子炉初期水温は残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の設計温度である 52℃を評価条件とする。なお，原子炉初期水位が原子炉ウェル満水の場合は，原子炉圧力容器蓋による遮蔽に期待できなくなるものの，保有水量が多く，遮蔽維持水位到達までの余裕時間は通常運転水位の場合よりも長くなることから，通常運転水位の場合に評価項目を満足することを確認することにより，原
子炉ウェル満水の場合においても評価項目を満足できることを確認できる。

b. 事故条件(a) 起因事象
起因事象として，残留熱除去系の系統切替え時に原子炉冷却材が流出するものとする。具体的には，ミニマムフロー弁の閉操作忘れの人的過誤による原子炉冷却材のサ
プレッション・チェンバへの流出を想定し，流出量は約 87m3/h とする。

(b) 崩壊熱による原子炉水温の上昇及び蒸発
本想定事象では崩壊熱除去機能喪失を仮定した場合も，事象発生から安定状態に至る時間に対して，原子炉水温が 100℃に到達するまでの時間が事象発生から 5 時間以上と長いため，崩壊熱による原子炉水温の上昇及び蒸発については，考慮しない。
(c) 外部電源
外部電源は使用できないものと仮定し，非常用ディーゼル発電機によって給電を行うものとする。

ｂ．事故条件(a) 原子炉冷却材のサプレッション・プールへの流出流量
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の運転号機の切替時の原子炉冷却材の流出を想定する。具体的には，切替後に運転する残留熱除去系の系統構成の際，原 ・東海第二は，残留熱除去系ポンプ
ミニマムフロー弁の電源を入と子炉停止時冷却系流量調整弁の開操作が不十分な状態で残留熱除去系ポンプを起した状態で，残留熱除去系（原子動することにより，残留熱除去系ポンプミニマムフロー弁がインターロックによ
炉停止時冷却系）を起動する手順
り自動開となり，開固着することによって原子炉冷却材がサプレッション・プー
３としているため，左記のような想ルへ流出することを想定し，流出流量は 45m ／h とする。
(b) 崩壊熱による原子炉水温の上昇及び蒸発について定としている。
本評価事象では原子炉冷却材の流出流量を厳しく評価するため，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）は運転状態を想定しており，崩壊熱除去機能は維持されていることから，崩壊熱による原子炉水温の上昇及び蒸発については考慮しない。
(c) 外部電源
外部電源はあるものとする。
外部電源がない場合は，原子炉保護系電源の喪失により残留熱除去系（原子炉停 ・東海第二の設備状態を考慮して止時冷却系）の取水ラインの格納容器隔離弁が閉となり，原子炉冷却材流出が停止
外部電源の有無を設定している。
することから，外部電源がある場合の方が，原子炉冷却材流出の観点で厳しくなる。

4／23

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 原子炉冷却材の流出）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
c. 重大事故等対策に関連する機器条件(a) 残留熱除去系（低圧注水モード）
残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水流量は 954m3/h とする。

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備

考

ｃ．重大事故等対策に関連する機器条件(a) 残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水流量
残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水流量は 1,605m３／h を設定するも ・設備設計の違いのとする。
(b) 残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の伝熱容量
伝熱容量は，熱交換器 1 基当たり 43MW（原子炉冷却材温度 100℃，海水温度 32℃
において）とする。

d. 重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件として，「6.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。
(a) 残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）運転中の残留熱除去系ポンプミニマム
フロー弁閉止及び待機中の残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水は，原子炉水位低下確認後，原因調査を開始し，事象発生から 2 時間後に実施するものとする。
なお，本評価事象においては漏えい箇所の隔離が容易であるため，残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水操作は残留熱除去系ポンプミニマムフロー
弁閉止操作完了後に実施するものとしている。ただし，両操作とも水位低下を認知して実施する操作であり, 事象によっては原子炉注水操作を残留熱除去系ポンプミニマムフロー弁閉止操作完了前に実施することもある。

ｄ．重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件として，「6.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。
(a) 原子炉冷却材の流出は，事象発生から 1 時間後の中央制御室の巡視において認知するものとする。なお，原子炉未開放時においては原子炉水位による警報発生や緩和設備の自動起動等に期待できる場合があるが，本評価ではこれらに期待しないこととする。
(b) 残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水操作は，原子炉水位低下確認後，事象発生から 2 時間後に実施するものとする。また，運転中の残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）からの原子炉冷却材流出箇所の隔離操作は，残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉水位の回復後に実施するものとする。
(c) 残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の運転は，原子炉冷却材流出箇所の隔離操作後に実施するものとする。

(3) 有効性評価の結果
本重要事故シーケンスにおける原子炉水位の推移を第 7.4.3－5 図に，原子炉水位と線量率の関係を第 7.4.3－6 図に示す。
a. 事象進展
事象発生後，原子炉冷却材が流出することにより，原子炉水位は低下し始めるが，原子炉水位の低下により異常事象を認知し，事象発生から 2 時間経過した時点で，残留熱除去系ポンプミニマムフロー弁閉止操作完了後，待機中の残留熱除去系ポンプを起動し，残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水を行う。
その後は，残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）運転により崩壊熱除去機能を回復する。
線量率の評価点は原子炉建屋オペレーティングフロアの床付近としており，有効燃
料棒頂部の約 15m 上の水位での線量率は 1.0×10-3mSv/h 以下であり，この水位において放射線の遮蔽は維持されている。
b. 評価項目等
原子炉水位は，第 7.4.3－5 図に示すとおり，有効燃料棒頂部の約 15m 上まで低下(3) 有効性評価の結果
本重要事故シーケンスの原子炉水位の推移を第 7.4.3－4 図に，原子炉水位と線量率の関係を第 7.4.3－5 図に示す。
ａ．事象進展事象発生後，原子炉冷却材が流出することにより，原子炉水位は低下し始めるが，原子炉水位の低下により異常事象を認知し，事象発生から 2 時間経過した時点で，待機中の残留熱除去系ポンプを起動し，残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉
注水操作を行う。
その後は原子炉冷却材の流出個所を隔離することによって流出を止め，また，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の運転により崩壊熱除去機能を回復する。

ｂ．評価項目等
原子炉水位は，第 7.4.3－4 図に示すとおり，燃料有効長頂部の約 2.1m まで低下
5／23

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 原子炉冷却材の流出）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
するに留まり，燃料は冠水維持される。
第 7.4.3－6 図に示すとおり，必要な遮蔽※3 が維持できる水位である有効燃料棒頂部の約 3.0m 上を下回ることがないため，放射線の遮蔽は維持される。なお，線量率の評価点は原子炉建屋オペレーティングフロアの床付近としている。
また，全制御棒全挿入状態が維持されているため，未臨界は確保されている。
原子炉水位回復後，残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水を停止し，残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）運転による原子炉圧力容器除熱を行うこと
で，安定状態を維持できる。
本評価では，「6.2.4.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(3)の評価項目について，対策の有効性を確認した。
※3 必要な遮蔽の目安とした線量率は 10mSv/h とする。原子炉冷却材流出における原子炉建屋オペレーティングフロアでの作業時間及び作業員の退避は 1 時間以内であり，作業員の被ばく量は最大でも 10mSv となるため，緊急作業時における被ばく限度の 100mSv に対して余裕がある。
本事故に応じた燃料損傷防止対策において原子炉建屋オペレーティングフロア
での操作を必要な作業としていないが，燃料プール代替注水系（可搬型スプレ
イヘッダ）を使用した使用済燃料プールへの注水について仮に考慮し，可搬型
スプレイヘッダ及びホースの設置にかかる作業時間を想定した。
必要な遮蔽の目安とした線量率 10mSv/h は，定期検査作業時での原子炉建屋オ
ペレーティングフロアにおける線量率を考慮した値である。
この線量率となる水位は有効燃料棒頂部の約 3.0m 上（原子炉ウェル満水から約 14m 下）の位置である。

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所備考するにとどまり，燃料は冠水維持される。
原子炉圧力容器は未開放であり，必要な遮蔽が維持できる水位（必要な遮蔽の目安とした 10mSv／h※が維持される水位）である燃料有効長頂部の約 1.7m を下回ることがないため，放射線の遮蔽は維持される。なお，線量率の評価点は燃料取替機床上としている。また，全制御棒全挿入状態が維持されているため，未臨界は確保されている。
原子炉水位回復後，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の運転による崩壊熱除去機能を回復することで，安定状態を維持できる。
本評価では，「6.2.4.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(3)の評価項目について，対策の有効性を確認した。
※ 本事故シーケンスグループにおける必要な遮蔽の目安とした線量率は，原子炉
建屋原子炉棟 6 階での操作時間から 10mSv／h と設定した。原子炉建屋原子炉棟 6 階での操作は，使用済燃料プールの同時被災時における重大事故等対応要員による使用済燃料プールへの注水準備操作（可搬型スプレイノズルの設置及びホース敷設等）を想定しており，原子炉建屋原子炉棟 6 階を含め，原子炉建屋内に滞在する時間は 2.2 時間以内である。そのため，重大事故等対応要員の被ばく量は最大でも 22mSv であり，緊急作業時における被ばく限度の 100mSv
に対して余裕がある。
また，作業員等が事象発生時に原子炉建屋原子炉棟 6 階に滞在していた場合でも，事象発生後速やかに管理区域外へ退避するため，原子炉建屋原子炉棟 6 階
での被ばく量は限定的である。

7.4.3.3 評価条件の不確かさの影響評価
7.4.3.3 評価条件の不確かさの影響評価
評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評
評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価
価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価するものとする。
項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価するものとする。
本重要事故シーケンスは，事象進展が緩やかであり，運転員等操作である待機中の本重要事故シーケンスは，事象進展が緩やかであり，運転員等操作である待機中の残残留熱除去系（低圧注水モード）により，水位を回復させることが特徴である。また， 留熱除去系（低圧注水系）により，水位を回復させることが特徴である。また，不確かさ
不確かさの影響を確認する運転員等操作は，待機中の残留熱除去系（低圧注水モード） の影響を確認する運転員等操作は，待機中の残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉
による原子炉注水操作とする。
注水操作とする。
(1) 評価条件の不確かさの影響評価
a. 初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，第 7.4.3－2 表に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件とした場合の影響を確認する。また，評価条件の設定に当たっては，評価項目に対する余裕が小さくなるような設定があることから,その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられる項目に(1) 評価条件の不確かさの影響評価
ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，第 7.4.3－2 表に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件とした場合の影響を確認する。また，評価条件の設定に当たっては，設計値を用いるか又は評価項目に対する余裕が小さくなるよう保守的な設定をしていることから，その中で事象進展に
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柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
関する影響評価の結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
初期条件の原子炉水温は評価条件の 52℃に対して最確条件は約 37℃～約 48℃であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件で設定している
原子炉水温より低くなり，沸騰開始時間は遅くなるため，原子炉水位が有効燃料棒頂部まで低下する時間は長くなり，原子炉冷却材流出の停止及び注水操作は原子炉冷却材流出の認知を起点とするものであることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉水位は，評価条件の原子炉ウェル満水に対して最確条件とした場合は，事故事象ごとに異なり，原子炉ウェル水張り実施中においては，評価条件よりも原子炉初期水位は低くなるが，既に原子炉注水を実施しており，また原子炉冷却材流出の停止のための隔離操作は，原子炉冷却材流出の認知を起点とする操作であることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件のプールゲートの状態は評価条件のプールゲート閉に対して最確条件はプールゲート開であり，評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件で設定している保有水量より多くなるため，原子炉水位が有効燃料棒頂部まで低下する時間は長くなるが，原子炉冷却材流出の停止及び注水操作は原子炉冷却材流出の認知を起点とする操作であることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉圧力容器の状態は，評価条件の原子炉圧力容器の開放に対して最確条件は事故事象ごとに異なる。原子炉圧力容器の未開放時は，原子炉水位計による警報発生，緩和設備の起動等により原子炉冷却材流出の認知が早まるため，運転員等
操作時間が早くなり，原子炉圧力容器の開放時は，評価条件と同様となるが，原子炉冷却材流出の停止及び注水操作は原子炉冷却材流出の認知を起点とする操作である
ことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備

考有意な影響を与えると考えられる事象発生前の原子炉初期水位及び原子炉圧力容器の状態，並びに原子炉初期圧力に関する影響評価の結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
・東海第二は，原子炉水温は評価に与える影響がないため，初期水温の記載はしていない。

初期条件の原子炉初期水位及び原子炉圧力容器の状態については，評価条件と ・東海第二は，原子炉水位を通常運して設定した通常運転水位かつ原子炉圧力容器が閉鎖状態に対し，最確条件は事転水位とし，更に，警報や緩和設
故事象毎に異なる。原子炉圧力容器が開放状態で，原子炉ウェル満水期間又は原備の自動起動に期待しない保守
子炉ウェル満水への移行期間，かつプールゲートが閉状態の場合については，評的な想定としている。
価条件よりも原子炉初期水位が高くなるため時間余裕が長くなるが，残留熱除去
系（低圧注水系）による原子炉への注水操作及び原子炉冷却材流出の停止操作は
原子炉冷却材流出の認知を起点とする操作であるため，運転員等操作時間に与える影響はない。また，プールゲートが開状態の場合は更に時間余裕が長くなるが，同様の理由により運転員等操作時間に与える影響はない。

初期条件の原子炉初期圧力は，評価条件の大気圧に対して最確条件も大気圧であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合，評価条件と同様であることから，事象進展に与える影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はな
い。
(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の原子炉水温について，評価条件の 52℃に対して最確条件は約 37℃～約48℃であり，評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件で設定している原子炉初期水温より低くなり，沸騰開始時間は遅くなるため，原子炉水位が有
効燃料棒頂部まで低下する時間は長くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
初期条件の原子炉水位及び原子炉圧力容器の状態について，評価条件の原子炉圧力容器の開放及び原子炉ウェル満水に対して最確条件は事故事象ごとに異なる。原子炉(b) 評価項目となるパラメータに与える影響

初期条件の原子炉初期水位及び原子炉圧力容器の状態については，評価条件として設定した通常運転水位及び原子炉圧力容器未開放に対し，最確条件は事故事
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柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
圧力容器の開放時は，原子炉ウェルの水張りを実施しているため初期水位が原子炉ウ
ェル満水と高い位置となるが，原子炉圧力容器等の遮蔽に期待できず，また原子炉水位計の警報による運転員の認知に期待できないため，速やかな認知が困難である。一方，原子炉圧力容器の未開放時は,原子炉圧力容器の開放時と比べて，初期水位が低い位置であるが，原子炉圧力容器等の遮蔽に期待でき，かつ，原子炉水位計による警報発生，緩和設備の起動等により原子炉冷却材流出の認知が早まり，さらに放射線の遮蔽を維持できる有効燃料棒頂部の約 2.0m 上に到達するまでの時間（約 1 時間）は認知の時間に比べて十分長い。このため，現場作業員の退避時の被ばくを考慮した際も必要な放射線の遮蔽は維持されることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，原子炉水位が有効燃料棒頂部まで低下する時間（停止１日後）は 2
時間以上と長く，認知後すぐに隔離による原子炉冷却材流出の停止操作及び原子炉注
水操作を行えるため，操作時間が十分あることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
初期条件のプールゲートの状態において評価条件のプールゲート閉に対して，最確条件はプールゲート開であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件で設定している保有水量より多くなるため，原子炉水位が有効燃料棒頂部まで低下する時間は長くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備

考

象毎に異なる。原子炉圧力容器が開放状態で，原子炉初期水位が原子炉ウェル満
水又は原子炉ウェル満水への移行期間，かつプールゲートが閉状態の場合においては，評価条件よりも原子炉初期水位が高くなるため，ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡにより遮蔽が維持される水位まで原子炉水位が低下するまでの時間は約 18.4 時間となり，評価条件に比べて時間余裕が長くなる。また，プールゲートが開状態の場合は更に時間余裕が長くなることから，評価項目となるパラメータに与える余裕は更に大きくなるが，残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉への注水操
作及び原子炉冷却材流出の停止操作は原子炉冷却材流出の認知を起点とする操作であるため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

初期条件の原子炉初期圧力は，評価条件の大気圧に対して最確条件も大気圧であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合，評価条件と同様であることから，事象進展に与える影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。
b. 操作条件
操作条件の不確かさとして，操作の不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，「操
作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の 6 要因に分類し，これらの要因が運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転員等操作時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価し，評価結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
操作条件の原子炉冷却材流出の停止操作は，評価上の操作開始時間として，事象発
生から 2 時間後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，実態の運転操作においては，運転員の残留熱除去系系統切替え時のプラント状態確認による早期の認知に期待できるため,評価の想定と比べ，早く事象を認知できる可能性があり，評価上の操作開始時間に対し，実態の原子炉冷却材流出の停止操作が早くなることから，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。
操作条件の待機中の残留熱除去系（低圧注水モード）の注水操作は，評価上の操作開始時間として，原子炉水位の低下に伴う異常の認知及び現場操作の時間を考慮し，ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作に係る不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の 6 要因に分類し，これらの要員が運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転員等操作時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価し，評価結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響

操作条件の待機中の残留熱除去系（低圧注水系）の注水操作は，評価上の操作開始条件として，事象発生から 2 時間後を設定している。運転員等操作時間に与
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

事象発生から 2 時間後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，原子炉水位低下時に原子炉注水の必要性を認知することは容易であり，評価では事象発生
から 2 時間後の原子炉注水操作開始を設定しているが，実態は運転員の残留熱除去系
系統切替え時のプラント状態確認による早期の認知に期待でき，速やかに原子炉注水操作を実施するため，その開始時間は早くなることから，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。

える影響として，原子炉水位の低下を確認した際に原子炉注水の必要性を認知することは容易であり，評価では事象発生から 2 時間後の原子炉注水操作開始を設定しているが，実際は運転員の残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の運転号機の切替時のプラント状態確認による早期の認知に期待でき，その後速やかに原子炉注水操作を実施するため，その開始時刻は早くなると考えられる。
操作条件の原子炉冷却材流出の停止操作は，操作条件の待機中の残留熱除去系（低圧注水系）の注水操作の開始時間が早くなることに伴い，当操作の開始時間が早くなる場合が考えられる。
操作条件の残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱操作は，操作
条件の待機中の残留熱除去系（低圧注水系）の注水操作の開始時間が早くなることに伴い，当操作の開始時間が早くなる場合が考えられる。

(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の原子炉冷却材流出の停止操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間が早まり，原子炉水位の低下を緩和する可能性があることから，評価項目となるパラメータに与える余裕は大きくなる。
操作条件の待機中の残留熱除去系（低圧注水モード）の注水操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間が早まり，原子炉水位の低下を緩和する可能性があることから，評価項目となるパラメータに与える余裕は大きくなる。

(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の待機中の残留熱除去系（低圧注水系）の注水操作は，運転員等操作時間に与える影響として，原子炉注水の開始が早くなる場合は原子炉水位低下が抑制され，評価項目となるパラメータに与える余裕は大きくなる。
操作条件の原子炉冷却材流出の停止操作は，運転員等操作時間に与える影響として，原子炉冷却材流出の停止操作が早くなる場合は原子炉水位の低下が抑制され，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

(2) 操作時間余裕の把握
操作開始時間の遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認し，その結果を以下に示す。
操作条件の原子炉冷却材流出の停止操作について，必要な遮蔽が確保される最低水位に到達するまで約 13 時間であり，事故を認知して原子炉注水を開始するまでの時
間は 2 時間であることから，時間余裕がある。
操作条件の待機中の残留熱除去系（低圧注水モード）の注水操作について，必要な遮蔽が確保される最低水位に到達するまで約 13 時間であり，事故を認知して原子炉注水を開始するまでの時間は 2 時間であることから，時間余裕がある。

(2) 操作時間余裕の把握
操作遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内で操作時間余裕を確認し，その結果を以下に示す。

(3) まとめ
評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評
価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認した。その結果，評価
条件の不確かさが運転員等操作時間に与える(3) ま と め
評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評
価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認した。その結果，評価
条件等の不確かさを考慮した場合においても評価項目となるパラメータに与える影響

備

考

操作条件の待機中の残留熱除去系（低圧注水系）の注水操作について，当該操作に対する時間余裕は，必要な遮蔽が確保される最低水位に到達するまでに約 2.3 時間あり，これに対して，事故を認知して原子炉注水を開始するまでの時間は 2 時間である
ことから，時間余裕がある。
操作条件の原子炉冷却材流出の停止操作について，残留熱除去系（低圧注水系）により原子炉水位を回復させた後に実施する操作であるため，十分な時間余裕がある。

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影響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間には時間余裕がある。

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備

考

は小さい。
この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間には時間余裕がある。

7.4.3.4 必要な要員及び資源の評価
7.4.3.4 必要な要員及び資源の評価(1) 必要な要員の評価(1) 必要な要員の評価
事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」において，6 号及び 7 号炉同時の事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」の重大事故等対策時における必要
重大事故等対策時における必要な要員は，「7.4.3.1(3)燃料損傷防止対策」に示すとおな災害対策要員（初動）は，「7.4.3.1(3) 燃料損傷防止対策」に示すとおり 7 名であり，災害対策要員（初動）の 37 名で対処可能である。
り 14 名である。
「7.5.2 重大事故等対策時に必要な要員の評価結果」で説明している
運転員，緊急時対策要員等の 64 名で対処可能である。
(2) 必要な資源の評価(2) 必要な資源の評価
事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」において，必要な水源，燃料及び事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」において，必要な水源，燃料及び電源は，「7.5.1(2) 資源の評価条件」の条件にて評価している。その結果を以下に示
電源は，「7.5.1(2)資源の評価条件」の条件にて評価している。その結果を以下に示
す。
す。
ａ．水
源
a. 水源
待機中の残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水については，必要な注水
残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水については，必要な注水量が少量が少なく，また，サプレッション・プール水を水源とすることから，水源が枯渇なく，また，サプレッション・チェンバのプール水を水源とすることから，枯渇するすることはなく，7 日間の対応が可能である。
ことはないため，7 日間の継続実施が可能である。
なお，外部電源喪失を想定した場合でも同様である。
b. 燃料
非常用ディーゼル発電機による電源供給については，事象発生後 7 日間最大負荷で運転した場合，号炉あたり約 753kL の軽油が必要となる。
5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備及びモニタリング・ポスト用発電機による電源供給については，事象発生直後からの運転を想定すると，7 日間の運
転継続に合計約 13kL の軽油が必要となる。
（6 号及び 7 号炉合計約 1,519kL）
6 号及び 7 号炉の各軽油タンクにて約 1,020kL（6 号及び 7 号炉合計約 2,040kL）の軽油を保有しており，これらの使用が可能であることから，非常用ディーゼル発電
機による電源供給，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備による電源供給及びモニタリング・ポスト用発電機による電源供給について，7 日間の継続が可能
である。

ｂ．燃
料
外部電源喪失を想定した場合，事象発生直後から 7 日間の非常用ディーゼル発電 ・設備の違い。
機及び高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機の運転を想定すると，非常用ディーゼ
ル発電機については約 484.0kL，高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機については
約 130.3kL，合計で 614.3kL の軽油が必要となる。軽油貯蔵タンクには約 800kL の軽油を保有していることから，非常用ディーゼル発電機及び高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機による 7 日間の電源供給の継続が可能である。

c. 電源
外部電源は使用できないものと仮定し，非常用ディーゼル発電機によって給電を行うものとする。6 号及び 7 号炉において重大事故等対策時に必要な負荷は，各号炉の非常用ディーゼル発電機負荷に含まれることから，非常用ディーゼル発電機による電源供給が可能である。

ｃ．電源
外部電源喪失を想定した場合，重大事故等対策時に必要な負荷は，非常用ディーゼ
ル発電機等の容量内に収まることから，必要負荷に対しての電源供給が可能である。

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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備考また，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備及びモニタリング・ポス
ト用発電機についても，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
7.4.3.5 結論
7.4.3.5 結論
事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」では，系統切替え操作の誤り等に
事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」では，残留熱除去系の運転号機の切よって原子炉冷却材が系外に流出することで原子炉圧力容器内の保有水量が減少し，替時の操作誤り等によって原子炉冷却材が系外に流出することで原子炉圧力容器内の保燃料損傷に至ることが特徴である。事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」
有水量が減少し，燃料損傷に至ることが特徴である。事故シーケンスグループ「原子炉に対する燃料損傷防止対策としては，残留熱除去系による原子炉注水手段を整備して冷却材の流出」に対する炉心損傷防止対策としては，残留熱除去系（低圧注水系）によいる。
る原子炉注水手段を整備している。
事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」の重要事故シーケンス「残留熱除事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」の重要事故シーケンス「原子炉冷却去系の系統切替え時に操作の誤り等によって原子炉冷却材が系外へ流出する事故」に材の流出（ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗」について，有効性評
ついて有効性評価を実施した。
価を実施した。
上記の場合においても，残留熱除去系による原子炉注水を行うことにより，燃料は
上記の場合においても，残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水を行うことに露出することなく有効燃料棒頂部は冠水しているため，燃料損傷することはない。
より，燃料は露出することなく燃料有効長頂部は冠水しているため，燃料損傷することはない。
その結果，有効燃料棒頂部の冠水，放射線の遮蔽の維持及び制御棒の全挿入状態がその結果，燃料有効長頂部の冠水，放射線の遮蔽の維持及び未臨界の確保ができるこ
維持されており未臨界の確保ができることから，評価項目を満足している。また，安とから，評価項目を満足している。また，安定状態を維持できる。
定状態を維持できる。
評価条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操作時間に与える影響及び評
評価条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操作時間に与える影響及び評価
価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，対策の有効性が確認できる範項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，対策の有効性が確認できる範囲内
囲内において，操作時間余裕について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余において，操作時間余裕について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕があ裕がある。
る。
重大事故等対策時に必要な要員は，運転員及び緊急時対策要員にて確保可能であ
重大事故等対策時に必要な要員は，運転員及び災害対策要員にて確保可能である。まる。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
た，必要な水源，燃料及び電源については，外部支援を考慮しないとしても，7 日間以上の供給が可能である。
以上のことから，残留熱除去系による原子炉注水等の燃料損傷防止対策は，選定し以上のことから，事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」において，残留熱た重要事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，事故シーケンスグループ
除去系（低圧注水系）を用いた原子炉注水等の燃料損傷防止対策は，選定した重要事故「原子炉冷却材の流出」に対して有効である。
シーケンスに対して有効であることが確認でき，事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」に対して有効である。

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

14／23

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 原子炉冷却材の流出）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

15／23

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 原子炉冷却材の流出）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

16／23

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 原子炉冷却材の流出）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

17／23

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 原子炉冷却材の流出）
柏崎刈羽６／７号機

備考

18／23

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 原子炉冷却材の流出）
東海第二発電所

備考

19／23

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 原子炉冷却材の流出）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備考

20／23

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 原子炉冷却材の流出）
東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備考

21／23

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 原子炉冷却材の流出）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

22／23

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 原子炉冷却材の流出）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

23／23

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 反応度の誤投入）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備考7.4.4 反応度の誤投入
7.4.4 反応度の誤投入
7.4.4.1 事故シーケンスグループの特徴，燃料損傷防止対策
7.4.4.1 事故シーケンスグループの特徴，燃料損傷防止対策(1) 事故シーケンスグループ内の事故シーケンス(1) 事故シーケンスグループ内の事故シーケンス
事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」に含まれる事故シーケンスは，「6.2 評
事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」に含まれる事故シーケンスとしては，
価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，「反応度の誤投入」である。
「6.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，「反応度の誤投入」である。
(2) 事故シーケンスグループの特徴及び燃料損傷防止対策の基本的考え方(2) 事故シーケンスグループの特徴及び燃料損傷防止対策の基本的考え方
事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」では，原子炉の運転停止中に制御棒の事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」では，運転停止中に制御棒の誤引き抜
誤引き抜き等によって，燃料に反応度が投入されることを想定する。このため，緩和き等によって，燃料に反応度が投入されることを想定する。このため，緩和措置がと措置がとられない場合には，原子炉は臨界に達し，急激な反応度投入に伴う出力上昇
られない場合には原子炉は臨界に達し，急激な反応度投入に伴う出力上昇により燃料
により燃料損傷に至る。
損傷に至る。
本事故シーケンスグループは，臨界又は臨界近傍の炉心において反応度の誤投入に本事故シーケンスグループは，反応度の誤投入により，原子炉が臨界に達すること
より，原子炉出力が上昇することによって，燃料損傷に至る事故シーケンスグループ
によって，燃料損傷に至る事故シーケンスグループである。このため，運転停止中のである。このため，運転停止中の原子炉における燃料損傷防止対策の有効性評価には，原子炉における燃料損傷防止対策の有効性評価には，原子炉停止機能に対する設備に
安全保護機能及び原子炉停止機能に対する設備に期待することが考えられる。
期待することが考えられる。
したがって，本事故シーケンスグループでは，異常な反応度の投入に対して制御棒
以上により，本事故シーケンスグループでは，異常な反応度の投入に対してスクラ ・東海第二は保守的に制御棒引き
抜きの制限（原子炉出力ペリオド
引き抜きの制限及びスクラムによる負の反応度の投入により，未臨界を確保し，燃料ムによる負の反応度の投入により，未臨界を確保し，燃料損傷の防止を図る。
短（20 秒）信号）に期待していな損傷の防止を図る。
い(3) 燃料損傷防止対策
事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」に対して，燃料が著しい損傷に至ることなく，かつ，十分な冷却を可能とするため，制御棒引抜阻止機能により制御棒の引き抜きを阻止し，出力の異常上昇を未然に防止するとともに，原子炉停止機能により原子炉をスクラムし，未臨界とする。手順の概要を第 7.4.4－1 図に示すとともに，重大事故等対策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策における設備と操作手順の関係を第 7.4.4－1 表に示す。
本事故シーケンスにおいては，重大事故等対策はすべて自動で作動するため，対応に必要な要員は不要である。
なお，スクラム動作後の原子炉の状態確認において, 中央制御室の運転員１名で実施可能である。
a. 誤操作による反応度誤投入
運転停止中に制御棒の誤引き抜き等によって，燃料に反応度が投入される。
制御棒の誤引き抜き等による反応度の誤投入を確認するために必要な計装設備は，
起動領域モニタである。
b. 反応度誤投入後のスクラム
制御棒の誤操作による反応度の投入により，原子炉周期短（原子炉周期 20 秒）に(3) 燃料損傷防止対策
事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」に対しては，燃料が著しい損傷に至ることなく，かつ十分な冷却を可能とするため，原子炉停止機能により原子炉をスクラ
ムし，未臨界とする。対応手順の概要を第 7.4.4－1 図に示すとともに，重大事故等対策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策における手順と設備との関係を第 7.4.4－1 表に示す。
本事故シーケンスグループにおける重要事故シーケンスにおいては，重大事故等対策は全て自動で作動するため，中央制御室の当直運転員による確認のみであり，対応操作の要員は不要である。
なお，スクラム動作後の原子炉の状態確認については，中央制御室の当直運転員 1 名で実施可能である。
ａ．誤操作による反応度誤投入
運転停止中に，制御棒の誤引き抜き等によって，燃料に反応度が投入される。
原子炉の臨界を確認するために必要な計装設備は，起動領域計装である。
ｂ．反応度誤投入後の原子炉スクラムの確認
制御棒の誤引き抜きによる反応度の投入により，原子炉出力ペリオド短短（10 秒）
1／16

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 反応度の誤投入）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
よる制御棒引抜阻止信号が発生し，制御棒の引き抜きは阻止される。さらに，原子炉
周期短（原子炉周期 10 秒）による原子炉スクラム信号が発生し，原子炉はスクラムする。制御棒が全挿入し，原子炉は未臨界状態となる。
原子炉のスクラムを確認するために必要な計装設備は，起動領域モニタである。

東海第二発電所

備

考信号が発生することで原子炉はスクラムし，制御棒が全挿入となり，原子炉は未臨界状態となる。
原子炉のスクラムを確認するために必要な計装設備は，起動領域計装である。

7.4.4.2 燃料損傷防止対策の有効性評価
7.4.4.2 燃料損傷防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法(1) 有効性評価の方法
本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケンスは，「6.2
本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケンスは，「6.2
評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，「停止中に実施される試験等によ評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，「停止中に実施される検査等により，最大反応度価値を有する制御棒 1 本が全引抜されている状態から，他の 1 本のり，最大反応度価値を有する制御棒 1 本が全引き抜きされている状態から，他の 1 本の制御棒が操作量の制限を超える誤った操作によって引き抜かれ，臨界近傍を認知で制御棒が操作量の制限を超える誤った操作によって引き抜かれ，異常な反応度の投入
きずに臨界に至る事故」である。
を認知できずに燃料の損傷に至る事故」である。
なお，事故の発生を想定した検査は，原子炉圧力容器蓋が未開放状態のプラント状
運転停止中の原子炉においては，不用意な臨界の発生を防止するため，停止余裕（最態で実施される。
・設備設計の違い
大反応度価値を有する同一水圧制御ユニットに属する 1 組又は 1 本の制御棒が引き運転停止中の原子炉においては，不用意な臨界の発生を防止するため，停止余裕（最抜かれても炉心を未臨界に維持できること）を確保できるように燃料を配置するとと大反応度価値を有する 1 本の制御棒が引き抜かれても炉心を未臨界に維持できるこ
もに，通常は原子炉モードスイッチを燃料取替位置として，同一水圧制御ユニットにと）を確保できるように燃料を配置するとともに，通常は原子炉モード・スイッチを
属する 1 組又は 1 本を超える制御棒の引き抜きを防止するインターロックを維持し「燃料交換」位置として，1 本を超える制御棒の引き抜きを防止するインターロック
た状態で必要な制御棒の操作が実施される。
を維持した状態で必要な制御棒の操作が実施される。
しかしながら，運転停止中の原子炉においても，検査等の実施に伴い原子炉モード
しかしながら，運転停止中の原子炉においても，検査等の実施に伴い，原子炉モースイッチを起動位置として複数の制御棒の引き抜きを実施する場合がある。このよう
ド・スイッチを「起動」位置として複数の制御棒の引き抜きを実施する場合がある。
な場合，制御棒の引き抜きは原則としてノッチ又はステップ操作とし，中性子束の監
このような場合，制御棒の引き抜きは原則として 1 ノッチずつ操作を行い，起動領域視を行いながら実施している。
計装により中性子束の監視を行いながら実施している。
本重要事故シーケンスでは，誤操作によって制御棒の引き抜きが行なわれることにより異常な反応度が投入されるため，炉心における核分裂出力，出力分布変化，反応度フィードバック効果，制御棒反応度効果，燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，本重要事故シーケンスでは，誤操作によって制御棒が過剰に引き抜かれることによ
沸騰遷移が重要現象となる。
り臨界に至る反応度が投入されるため，炉心における核分裂出力，出力分布変化，反よって，この現象を適切に評価することが可能である反応度投入事象解析コード
応度フィードバック効果，制御棒反応度効果，燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達
APEX により炉心平均中性子束の過渡応答を求める。
及び沸騰遷移が重要現象となる。
よって，この現象を適切に評価することが可能である反応度投入事象解析コードＡ
また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，本重要事故シ
ＰＥＸ及び単チャンネル熱水力解析コードＳＣＡＴ（ＲＩＡ用）により炉心平均中性 ・東海第二は，投入される反応度がーケンスにおける評価項目となるパラメータに与える影響を評価する。
子束及び燃料エンタルピの過渡応答を求める。
1 ドルを超えるため，
ＳＣＡＴ（Ｒ
さらに，解析コード及び解析条件の不確かさのうち，評価項目となるパラメータにまた，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，本重要事故シ
ＩＡ用）を用いて燃料エンタルピ
与える影響があるものについては，「7.4.4.3(3) 感度解析」において，それらの不確ーケンスにおける評価項目となるパラメータに与える影響を評価する。
を評価し，しきい値に達しないこ
かさを考慮した影響評価を実施する。
さらに，解析コード及び解析条件の不確かさのうち，評価項目となるパラメータにとを確認している。
与える影響があるものについては，「7.4.4.3(3) 感度解析」において，それらの不確(2) 有効性評価の条件
かさの重畳を考慮した影響評価を実施する。
本重要事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な解析条件を第 7.4.4－2 表に示す。また，主要な解析条件について，本重要事故シーケンス特有の解析条件を以 (2) 有効性評価の条件
2／16

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 反応度の誤投入）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
下に示す。
a. 初期条件(a) 炉心状態
燃料交換後における余剰反応度の大きな炉心での事象発生を想定して，評価する炉心状態は，平衡炉心のサイクル初期とする。
(b) 実効増倍率
事象発生前の炉心の実効増倍率は 1.0 とする。
(c) 原子炉出力，原子炉圧力，燃料被覆管表面温度及び原子炉冷却材温度
事象発生前の原子炉出力は定格値の 10-8 ， 原子炉圧力は 0.0MPa[gage]，燃料被覆
管表面温度及び原子炉冷却材の温度は 20℃とする。また，燃料エンタルピの初期値は8kJ/kgUO2 とする。
b. 事故条件(a) 起因事象
起因事象として，運転停止中の原子炉において，制御棒 1 本が全引抜されている状
態から，他の 1 本の制御棒が操作量の制限を超える誤った操作によって連続的に引き抜かれる事象を想定する。
(b) 誤引き抜きされる制御棒
誤引き抜きされる制御棒は，投入される反応度を厳しく評価するため，最大反応度
価値を有する制御棒の斜め隣接の制御棒とする。
誤引き抜きされる制御棒 1 本の反応度価値は約 1.04%Δk である。引抜制御棒反応度曲線を第 7.4.4－2 図に示す。
なお，通常，制御棒 1 本が全引抜されている状態の未臨界度は深く，また，仮に他の 1 本の制御棒が操作量の制限を超えた場合でも，臨界近接で引き抜かれる制御棒の反応度価値が核的制限値を超えないように管理※1 している。これらを踏まえ，本評価においては，誤引き抜きされる制御棒の反応度価値が，管理値を超える事象を想定した。
※1 臨界近接時における制御棒の最大反応度価値は 1.0%Δk 以下となるように管理。また，制御棒価値ミニマイザによる停止余裕試験モードでの面隣接制御棒
選択時の引抜阻止のインターロック，停止時冷温臨界試験での引抜制御棒価値の管理等を実施。
(c) 外部電源
制御棒の引き抜き操作には，外部電源が必要となる。外部電源が失われた状態では反応度誤投入事象が想定できないことも踏まえ，外部電源は使用できるものとする。
c. 重大事故等対策に関連する機器条件(a) 制御棒の引抜速度
制御棒は，引抜速度の上限値 33mm/s にて連続で引き抜かれ※2，起動領域モニタの原子炉周期短（原子炉周期 20 秒）による制御棒引抜阻止信号で引き抜きを阻止され

東海第二発電所備

考

本重要事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な解析条件を第 7.4.4－2 表に示す。また，主要な解析条件について，本重要事故シーケンス特有の解析条件を以下に示す。
ａ．初期条件(a) 炉心状態
燃料交換後における余剰反応度の大きな炉心での事象発生を想定して，評価する炉心状態は，９×９燃料（Ａ型）平衡炉心のサイクル初期とする。
(b) 実効増倍率
事象発生前の炉心の実効増倍率は 1.0 とする。
(c) 原子炉初期出力，原子炉初期圧力，燃料被覆管表面温度及び原子炉冷却材温度
事 象 発 生 前 の 原 子 炉 初 期 出 力 は 定 格 値 の 10 － ８ ， 原 子 炉 初 期 圧 力 は0.0MPa[gage]，燃料被覆管表面温度及び原子炉冷却材温度は 20℃とする。また，
燃料エンタルピの初期値は 8kJ／kgＵＯ２とする。
ｂ．事故条件(a) 起因事象
運転停止中の原子炉において，最大反応度価値を有する制御棒 1 本が全引き抜きされている状態から，他の 1 本の制御棒が操作量の制限を超える誤った操作によって連続的に引き抜かれる事象を想定する。
(b) 誤引き抜きされる制御棒
誤引き抜きされる制御棒は，投入される反応度を厳しく評価するため，最大反応度価値を有する制御棒の対角隣接の制御棒とする。誤引き抜きされる制御棒 1本の反応度価値は約 1.71％Δk である。引抜制御棒反応度曲線を第 7.4.4－2 図に ・設備設計の違い示す。
なお，通常，制御棒 1 本が全引き抜きされている状態の未臨界度は深く，また，
停止余裕検査時において，連続的に制御棒を引き抜くことはないため，上記の想定は保守的である。原子炉停止中の臨界近傍におけるその他の制御棒の引き抜きとしては冷温臨界検査があるが，冷温臨界検査においては，臨界近傍における制御棒の反応度価値を 1.0％Δk 以下となるよう管理しており，臨界状態からの誤引
き抜きにより反応度価値約 1.71％Δk が加わる上記の評価に包含されるものと考える。

(c) 外部電源
制御棒の引き抜き操作には外部電源が必要である。外部電源がない状態では反応度誤投入事象が想定できないことも踏まえ，外部電源は使用できるものとする。
ｃ．重大事故等対策に関連する機器条件(a) 制御棒の引抜速度
制御棒は，引抜速度の上限値 9.1cm／s にて連続で引き抜かれるものとする※。 ・設備設計の違い
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 反応度の誤投入）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
るものとする。引抜制御棒反応度曲線を第 7.4.4－2 図に示す。なお，制御棒引抜阻
止信号の発生を想定する際の起動領域モニタのバイパス状態は，A,B,C グループとも
引抜制御棒に最も近い検出器が 1 個ずつバイパス状態にあるとする。
※2 複数の制御棒を引き抜く試験において，対象制御棒が想定以上に引き抜かれた際も未臨界を維持できる,又は臨界を超えて大きな反応度が投入されないと判断される場合にのみ，制御棒の連続引き抜きの実施が可能な手順としている。
そのため，ここでは人的過誤等によって連続引き抜きされることを想定する。
(b) 原子炉スクラム信号
起動領域モニタの原子炉周期短（原子炉周期 10 秒）による原子炉スクラム信号は
原子炉出力が中間領域に到達することで発生する。
スクラム反応度曲線を第 7.4.4－3 図に示す。なお，原子炉スクラム信号の発生を想定する際の起動領域モニタのバイパス状態は，A,B,C グループとも引抜制御棒に最も近い検出器が 1 個ずつバイパス状態にあるとする。
d. 重大事故等対策に関連する操作条件
運転員操作に関する条件はない。
(3) 有効性評価の結果
本重要事故シーケンスにおける炉心平均中性子束の推移を第 7.4.4－4 図に示す。
a. 事象進展制御棒の引き抜き開始から約 30 秒後に起動領域モニタの原子炉周期短（原子炉周期 20 秒）による制御棒引抜阻止信号が発生し，制御棒の引き抜きが阻止される。この時，投入される反応度は約 0.55 ドル（投入反応度最大値:0.33%Δk）である。反応度投入事象には至らず，燃料エンタルピ増加に伴う燃料の破損は生じない。
また，制御棒の引き抜き開始から約 58 秒後に起動領域モニタの原子炉周期短（原子炉周期 10 秒）による原子炉スクラム信号が発生して，原子炉がスクラムし，原子
炉出力は定格値の約 1.0×10-4 まで上昇するにとどまる。

b. 評価項目等
制御棒の引き抜きによる反応度の投入に伴い一時的に臨界に至るものの，原子炉ス
クラムにより未臨界は確保される。なお，原子炉水位に有意な変動はないため，有効
燃料棒頂部は冠水を維持しており，放射線の遮蔽は維持される。

東海第二発電所備

考

引抜制御棒反応度曲線を第 7.4.4－2 図に示す。

※ あらかじめ停止余裕が確認されている場合，一本目の制御棒の全挿入状態からの全引き抜き操作，及び反応度価値の小さい制御棒位置（30Pos.）以降の制御
棒引き抜き操作については，連続引き抜きが実施可能な手順としている。そのため，ここでは人的過誤等によって連続引き抜きされることを想定する。
(b) 原子炉スクラム信号
原子炉スクラムは，起動領域計装の原子炉出力ペリオド短短（10 秒）信号によるものとする。スクラム反応度曲線を第 7.4.4－3 図に示す。なお，スクラム信号の発生時の起動領域計装は，Ａ，Ｂチャンネルとも引抜制御棒に最も近い検出器が 1 個ずつバイパス状態にあるとする。
・設備設計の違い
ｄ．重大事故等対策に関連する操作条件
運転員操作に関する条件はない。
(3) 有効性評価の結果
本重要事故シーケンスの対応手順の概要を第 7.4.4－1 図に，炉心平均中性子束の推移を第 7.4.4－4 図に示す。
ａ．事象進展制御棒の引き抜き開始から約 10 秒後に起動領域計装の原子炉出力ペリオド短短（10 秒）信号が発生し，原子炉はスクラムする。このとき，投入される反応度は約1.13 ドル（投入反応度最大値：0.68％Δk）であるが，原子炉出力は定格出力の約15％まで上昇するにとどまる。また，燃料エンタルピは最大で約 85kJ／kgＵＯ２で ・東海第二は，投入される反応度があり，「発電用軽水型原子炉施設の反応度投入事象評価指針」に示された燃料の許容1 ドルを超えるため，燃料エンタ
設計限界の最低値である 272kJ／kgＵＯ２（65cal／gＵＯ２）を超えることはない。
ルピがしきい値に達しないこと
燃料エンタルピ増分の最大値は約 77kJ／kgＵＯ２であり，「発電用軽水型原子炉施設を記載の反応度投入事象における燃焼の進んだ燃料の取扱いについて」に示された燃料ペレット燃焼度 65,000MWd／t 以上の燃料に対するペレット－被覆管機械的相互作用を原因とする破損を生じるしきい値の目安である，ピーク出力部燃料エンタルピの増分で 167kJ／kgＵＯ２（40cal／gＵＯ２）を用いた場合においても，これを超えることはなく燃料の健全性は維持される。
ｂ．評価項目等
制御棒の引き抜きによる反応度の投入に伴い一時的に臨界に至るものの，原子炉スクラムにより未臨界は確保される。なお，原子炉水位に有意な変動はないため，
4／16

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 反応度の誤投入）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
本評価では，「6.2.4.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(3)の評価項目について，対策の有効性を確認した。

東海第二発電所備

考

燃料有効長頂部は冠水を維持しており，放射線の遮蔽は維持される。
以上により，本評価では，「6.2.4.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(3)の評価項目について，対策の有効性を確認した。

7.4.4.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に 7.4.4.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価するも解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作に与えるのとする。
影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価するものとする。
本重要事故シーケンスは，自動作動する安全保護系及び原子炉緊急停止系により，自動的に制御棒の引き抜きを阻止し，原子炉をスクラムすることで，プラントを安定
本重要事故シーケンスでは，自動作動する原子炉緊急停止系により，自動的に原子炉状態に導くことが特徴である。このため，運転員等操作はなく，操作時間が与える影をスクラムさせることで，プラントを安定状態に導くことが特徴である。このため，運響等は不要である。
転員等操作はなく，操作時間が与える影響等はない。
(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
本重要事故シーケンスにおいて不確かさの影響評価を行う重要現象とは，「6.7 解 (1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すとおりであり，それらの不本重要事故シーケンスにおける不確かさの影響評価を行う重要現象は，「6.7 解析
確かさの影響評価は以下のとおりである。
コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すとおりであり，それらの不確
a. 運転員等操作時間に与える影響
かさの影響評価は以下のとおりである。
本重要事故シーケンスは，「7.4.4.2(2) 有効性評価の条件」に示すとおり，運転員
ａ．運転員等操作時間に与える影響
等操作には期待しないことから，運転員操作時間に与える影響はない。
本重要事故シーケンスは，「7.4.4.2(2) 有効性評価の条件」に示すとおり，運転
b. 評価項目となるパラメータに与える影響
員等操作には期待しないため，運転員等操作時間に与える影響はない。
ドップラ反応度フィードバックの不確かさとして,実験により解析コードは 7～9%
ｂ．評価項目となるパラメータに与える影響と評価されていることから，これを踏まえ解析を行う必要がある。また，臨界試験とドップラ反応度フィードバックの不確かさは，実験により解析コードは 7～9％との比較により,実効遅発中性子の不確かさは約 4%と評価されていることから，これを評価されていることから，これを踏まえて解析を行う必要がある。また，臨界試験
踏まえて解析を行う必要がある。この不確かさを考慮した感度解析を「(3) 感度解析」との比較により，実効遅発中性子割合の不確かさは約 4％と評価されていることかにて実施する。
ら，これを踏まえて解析を行う必要がある。この不確かさを考慮した感度解析を「(3)感度解析」にて実施する。
制御棒反応度の不確かさは約 9%と評価されていることから，これを踏まえ解析を行
制御棒反応度の不確かさは約 9％と評価されていることから，これを踏まえて解う必要がある。また，臨界試験との比較により,実効遅発中性子の不確かさは約 4%と析を行う必要がある。また，臨界試験との比較により，実効遅発中性子割合の不確評価されていることから，これを踏まえて解析を行う必要がある。この不確かさを考
かさは約 4％と評価されていることから，これを踏まえて解析を行う必要がある。
慮した感度解析を「(3)感度解析」にて実施する。
この不確かさを考慮した感度解析を「(3) 感度解析」にて実施する。
(2) 解析条件の不確かさの影響評価(2) 解析条件の不確かさの影響評価
a. 初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，第 7.4.4－2 表に
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，第 7.4.4－2 表に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件とした場合の影響を確認
示すとおりであり，これらの条件設定を設計値等の最確条件とした場合の影響を評する。また，解析条件の設定に当たっては，評価項目に対する余裕が小さくなるよう価する。解析条件の設定に当たっては，設計値を用いるか又は評価項目となるパラな設定があることから,その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられる項目に
メータに対する余裕が小さくなるよう保守的な設定をしていることから，この中で関する影響の結果を以下に示す。
事象進展に有意な影響を与える可能性がある項目について，評価結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響(a) 運転員等操作時間に与える影響
本重要事故シーケンスは，「7.4.4.2(2) 有効性評価の条件」に示すとおり，運転員
5／16

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 反応度の誤投入）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
等操作には期待しないため，運転員操作時間に与える影響はない。
(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
炉心状態においては装荷炉心ごとに制御棒反応度価値やスクラム反応度等の特性が変化するため，投入反応度が大きくなるおそれがある。そのため，評価項目に対す
る余裕は小さくなるが，「(5) 解析条件の不確かさが評価項目となるパラメータに与える影響評価」にて，投入される反応度について確認している。
実効増倍率が 0.99 の場合は，臨界到達までにかかる時間が追加で必要となり，また投入される反応度も 0.07 ドルと小さくなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

初期出力は炉心状態ごとに異なり，評価項目となるパラメータに影響を与えるため，その不確かさが与える影響を評価した。初期出力の不確かさにより評価項目に対する余裕が変化するが，「(5) 解析条件の不確かさが評価項目となるパラメータに与える影響評価」において，初期出力の不確かさの影響を確認している。

初期燃料温度は炉心状態ごとに異なり，評価項目となるパラメータに影響を与えるため，その不確かさが与える影響を評価した。初期燃料温度の不確かさにより評価項
目に対する余裕が変化するが，「(5) 解析条件の不確かさが評価項目となるパラメー
タに与える影響評価」において，初期燃料温度の不確かさの影響を確認している。
制御棒引抜阻止及びスクラム信号について原子炉核計装トリップ選択スイッチが初装荷の場合は計数率高信号による制御棒引抜阻止機能及び計数率高高信号によるスクラム機能に期待できる。計数率高高信号によるスクラム機能に期待した場合のス
クラムまでの時間は約 57 秒後となることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
b. 操作条件
本重要事故シーケンスは，「7.4.4.2(2) 有効性評価の条件」に示すとおり，運転員
等操作には期待しないため，運転員操作に関する条件はない。
(3) 感度解析
解析コードの不確かさによりドップラ反応度フィードバック効果と制御棒反応度
効果は評価項目となるパラメータに影響を与えることから本重要事故シーケンスにおいて感度解析を行う。
ドップラ反応度又はスクラム反応度を±10%とした場合において投入される反応度は 0.55 ドルとベースケースと比べて殆ど差異がない結果である。また引抜制御棒反東海第二発電所備

考

本重要事故シーケンスは，「7.4.4.2(2) 有効性評価の条件」に示すとおり，運転員等操作には期待しないため，運転員操作時間に与える影響はない。
(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
炉心状態においては装荷炉心毎に制御棒反応度価値やスクラム反応度等の特性が変化するため，投入反応度が大きくなるおそれがある。そのため，評価項目に対する余裕は小さくなることが考えられるが，「(5) 解析条件の不確かさが評価項目となるパラメータに与える影響評価」にて，投入される反応度について確認
しており，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
実効増倍率について，実際の炉心設計では，設計上の余裕を見込み，最大反応度価値を持つ制御棒 1 本が完全に引き抜かれた状態でも，炉心の実効増倍率の計
算値は，常に 0.99 未満となるよう設計する。実効増倍率が 0.99 の場合は，臨界到達までにかかる時間が追加で必要となり，また投入される反応度も 0.96 ドル（燃料エンタルピ最大値：約 10kJ／kgＵＯ２，増分の最大値：約 1kJ／kgＵＯ２）と小さくなり，即発臨界に至らないこととなるため，評価項目となるパラメータに対する余裕が大きくなる。
原子炉初期出力は炉心状態毎に異なり，評価項目となるパラメータに影響を与えるため，その不確かさが与える影響を評価した。原子炉初期出力の不確かさに
より評価項目に対する余裕が変化するが，「(5) 解析条件の不確かさが評価項目となるパラメータに与える影響評価」において，原子炉初期出力の不確かさの影
響を確認しており，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
初期燃料温度は炉心状態毎に異なり，評価項目となるパラメータに影響を与えるため，その不確かさが与える影響を評価した。初期燃料温度の不確かさにより評価項目に対する余裕が変化するが，「(5) 解析条件の不確かさが評価項目となるパラメータに与える影響評価」において，初期燃料温度の不確かさの影響を確認しており，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
制御棒引抜阻止は，本評価において期待していないが，これに期待した場合，運転員が事象を認知して速やかに制御棒を挿入し，事象が収束するため，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

ｂ．操作条件
本重要事故シーケンスは，「7.4.4.2(2) 有効性評価の条件」に示すとおり，運転員等操作には期待しないため，運転員等操作に関する条件はない。
(3) 感度解析
解析コードの不確かさによりドップラ反応度フィードバック効果，引抜制御棒反応
度効果及び実効遅発中性子割合は評価項目となるパラメータに影響を与えることから，本重要事故シーケンスにおいて感度解析を実施する。
ドップラ反応度フィードバック効果を＋10％とした場合の燃料エンタルピ最大値は6／16

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 反応度の誤投入）
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応度を±10%とした場合において投入される反応度は 0.56 ドル(+10%),0.53 ドル(10%)，実効遅発中性子割合を±10%とした場合において投入される反応度は 0.53 ドル(+10%),0.56 ドル(-10%)となる。以上より，これらの不確かさを考慮しても反応度投
入事象には至らず，燃料エンタルピ増加に伴う燃料の破損は生じないことから，評価項目を満足する。

(4) 操作時間余裕の把握
本重要事故シーケンスは，「7.4.4.2(2) 有効性評価の条件」に示すとおり，運転員
等操作には期待しないことから，操作時間余裕に関する影響はない。
(5) 解析条件の不確かさが評価項目となるパラメータに与える影響評価
解析条件の不確かさにより投入される反応度が大きくなることも考えられ，評価項目となるパラメータに影響を与えることから，炉心状態の変動による評価項目となるパラメータに与える影響について確認した。
以下の 2 つの保守的な想定をした評価においても，投入される反応度は約 0.7 ド
ル以下にとどまることから，不確かさが評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
a. 過渡解析「原子炉起動時における制御棒の異常な引き抜き」に示すように 3.5%
Δk の価値を有する制御棒グループが引き抜かれる場合
b. サイクル初期及びサイクル末期の炉心状態において，9×9 燃料（B 型）平衡炉
心の反応度印加率を包絡する引抜制御棒反応度曲線を用いた場合初期出力は炉心状態ごとに異なり，評価項目となるパラメータに影響を与えるため，その不確かさが与える影響を評価した。
定格の 10-8 の 10 倍及び 1/10 倍とした場合の感度解析を行い，有効性評価
での結果（0.55 ドル）と大きく差異がなく，0.55 ドル（10 倍）及び 0.54 ドル（1/10 倍）であることから，初期出力の不確かさが与える影響は小さい。

初期燃料温度は炉心状態ごとに異なり，評価項目となるパラメータに影響を与えるため，その不確かさが与える影響を評価した。初期燃料温度を 60℃とした場合の感度解析を実施し，有効性評価での結果（0.55 ドル）と大きく差異がない，0.57 ドルであることから，初期燃料温度の不確かさが与える影響は小さい。

東海第二発電所備考

約 80kJ／kgＵＯ２（増分の最大値：約 72kJ／kgＵＯ２），－10％とした場合の燃料エン
タルピ最大値は約 92kJ／kgＵＯ２（増分の最大値：約 83kJ／kgＵＯ２），スクラム反応度を＋10％とした場合に投入される反応度は 1.13 ドル，－10％とした場合に投入される反応度は 1.13 ドル（燃料エンタルピ最大値：約 89kJ／kgＵＯ２，増分の最大値：約81kJ／kgＵＯ２），引抜制御棒反応度を＋10％とした場合に投入される反応度は 1.15 ドル（燃料エンタルピ最大値：約 102kJ／kgＵＯ２，増分の最大値：約 94kJ／kgＵＯ２），－10％とした場合に投入される反応度は 1.12 ドル，実効遅発中性子割合を＋10％とした場合に投入される反応度は 1.11 ドル，－10％とした場合に投入される反応度は 1.16ドル（燃料エンタルピ最大値：約 90kJ／kgＵＯ２，増分の最大値：約 82kJ／kgＵＯ２）となる。以上より，これらの不確かさを考慮しても燃料エンタルピ増加に伴う燃料の破損は生じないことから，評価項目を満足する。
(4) 操作時間余裕の把握
本重要事故シーケンスは，「7.4.4.2(2) 有効性評価の条件」に示すとおり，運転員
等操作には期待しないため，操作時間余裕に関する影響はない。
(5) 解析条件の不確かさが評価項目となるパラメータに与える影響評価
解析条件の不確かさにより投入される反応度が大きくなることも考えられ，評価項目となるパラメータに影響を与えることから，炉心状態の変動による評価項目となるパラメータに与える影響について確認した。サイクル初期及びサイクル末期の炉心状態においてＢ型平衡炉心の反応度印加率を包含する引抜制御棒反応度曲線を用いた評価においても，投入される反応度は 1.16 ドル（燃料エンタルピ最大値：約 80kJ／kg
ＵＯ２，燃料エンタルピの増分の最大値：約 72kJ／kgＵＯ２）に留まることから，不確
かさが評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

原子炉初期出力は炉心状態毎に異なり，評価項目となるパラメータに影響を与えるため，その不確かさが与える影響を評価した。定格出力の 10－８の 10 倍及び 1／10 倍とした場合の感度解析を行い，有効性評価での結果（1.13 ドル）と大きく差異がない，
1.09 ドル（10 倍）及び 1.17 ドル（燃料エンタルピ最大値：約 124kJ／kgＵＯ２，増分の最大値：約 115kJ／kgＵＯ２）（1／10 倍）であることから，初期出力の不確かさが与える影響は小さい。
初期燃料温度は炉心状態毎に異なり，評価項目となるパラメータに影響を与えるため，その不確かさ※が与える影響を評価した。初期燃料温度を残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の設計温度（52℃）を考慮して 60℃とした場合の感度解析を実施し，1.13ドル（燃料エンタルピ最大値：約 96kJ／kgＵＯ２，増分の最大値：約 80kJ／kgＵＯ２）であった。有効性評価での結果（1.13 ドル，燃料エンタルピ最大値：約 85kJ／kgＵＯ
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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東海第二発電所備

考，増分の最大値：約 77kJ／kgＵＯ２）と大きな差異がないことから，初期燃料温度の不確かさが与える影響は小さい。
※ 本評価で評価対象とした９×９燃料では，初期の燃料被覆管表面温度及び冷却材
温度を高く設定した場合に，Ｇｄの燃焼やＰｕの蓄積により，結果が厳しくなる場
合がある。
２(6) まとめ
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認した。
その結果，解析条件の不確かさが評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

7.4.4.4 必要な要員及び資源の評価(1) 必要な要員の評価
事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」において，重大事故等対策は自動で作動するため，対応に必要な要員はいない。

(6) ま と め
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認した。
その結果，解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

7.4.4.4 必要な要員及び資源の評価(2) 必要な資源の評価(1) 必要な要員の評価
事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」において，必要な水源，燃料及び電源事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」の重大事故等対策は自動で作動するたの評価結果は以下のとおりである。
め，対応の要員の確保は不要である。
なお，スクラム動作後の原子炉の状態確認については，中央制御室の運転員 1 名でa. 水源実施可能である。
本重要事故シーケンスの評価では，原子炉注水は想定していない。
b. 燃料(2) 必要な資源の評価
本重要事故シーケンスの評価では，燃料の使用は想定していない。
事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」において，必要な水源，燃料及び電源
c. 電源の評価結果は以下のとおりである。
本重要事故シーケンスの評価では，外部電源喪失は想定していない。
ａ．水源
本重要事故シーケンスの評価では，原子炉注水は想定していない。
7.4.4.5 結論
事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」では，誤操作により過剰な制御棒の引ｂ．燃料
き抜きが行われ，臨界に至る反応度が投入されることで，原子炉が臨界に達し燃料損
本重要事故シーケンスの評価では，燃料の使用は想定していない。
傷に至ることが特徴である。事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」に対する燃ｃ．電源
料損傷防止対策としては，原子炉停止機能を整備している。
本重要事故シーケンスの評価では，外部電源喪失は想定していない。
事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」の重要事故シーケンス「停止中に実施される試験等により，最大反応度価値を有する制御棒 1 本が全引抜されている状態か 7.4.4.5 結論ら，他の 1 本の制御棒が操作量の制限を超える誤った操作によって引き抜かれ，異常事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」では，誤操作により制御棒の過剰な引きな反応度の投入を認知できずに燃料の損傷に至る事故」について有効性評価を行っ抜きが行われ，臨界に至る反応度が投入されることで，原子炉が臨界に達し燃料損傷にた。
至ることが特徴である。事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」に対する燃料損傷
上記の場合においても，原子炉停止機能により，燃料が損傷することはなく，未臨防止対策としては，原子炉停止機能を整備している。
界を維持することが可能である。
事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」の重要事故シーケンス「停止中に実施さその結果，有効燃料棒頂部の冠水，放射線遮蔽の維持及び未臨界の確保ができるこれる検査等により，最大反応度価値を有する制御棒 1 本が全引き抜きされている状態かとから，評価項目を満足している。また，安定状態を維持できる。
ら，他の 1 本の制御棒が操作量の制限を超える誤った操作によって引き抜かれ，臨界近傍を認知できずに臨界に至る事故」について有効性評価を行った。
解析条件の不確かさについて確認した結果，評価項目となるパラメータに与える影
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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響は小さい。
本事故シーケンスグループにおける 6 号及び 7 号炉同時の重大事故等対策は自動で作動するため，対応に必要な要員はいない。スクラム動作後の原子炉の状態確認において，中央制御室の運転員 1 名で実施可能である。
以上のことから，原子炉停止機能の燃料損傷防止対策は，選定した重要事故シーケ
ンスに対して有効であることが確認でき，事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」
に対して有効である。

東海第二発電所

備考上記の場合においても，原子炉停止機能により，燃料が損傷することはなく，未臨界を維持することが可能である。
その結果，燃料有効長頂部の冠水，放射線遮蔽の維持及び未臨界の確保ができることから，評価項目を満足している。また，安定状態を維持できる。
解析条件の不確かさについて確認した結果，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
本事故シーケンスグループにおける重大事故等対策は自動で作動するため，対応の要員の確保は不要である。また，スクラム動作後の原子炉の状態確認については，中央制御室の運転員 1 名で実施可能である。
以上のことから，事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」において，原子炉停止機能の燃料損傷防止対策は，選定した重要事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」に対して有効である。

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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備

考

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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備

考

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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備

考

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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備

考

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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備

考

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青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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