3. 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(1)格納容器破損モード内のプラント損傷状態
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」に至る可能性のあるプラント損傷状態は，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，TQUV，TQUX，LOCA，長期 TB，TBU，TBP 及び TBD である。
(2)格納容器破損モードの特徴及び格納容器破損防止対策の基本的考え方
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」では，運転時の異常な過渡変化，原子炉冷却材喪失事故又は全交流動力電源喪失が発生するとともに，非常用炉心冷却系等の安全機能の喪失が重畳する。このため，緩和措置がとられな
い場合には，原子炉格納容器内へ流出した高温の原子炉冷却材や溶融炉心の崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気，金属－水反応等によって発生した非凝縮性ガス等の蓄積によって，原子炉格納容器内の雰囲気圧力・温度が緩慢に上昇し，原子炉格納容器の過圧・過温により原子炉格納容器破損に至る。
したがって，本格納容器破損モードでは，損傷炉心の冷却のための低圧代替注水系（常設）による原子炉注水，代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却，また，代替循
環冷却又は格納容器圧力逃がし装置及び更なる信頼性向上の観点から設置する代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱によって原子炉格納容器破損及び放射性物質の異常な水準での敷地外への放出の防止を図る。
本格納容器破損モードは，原子炉格納容器バウンダリに対する過圧・過温の観点で厳しい事象であり，代替循環冷却の使用可否により，格納容器圧力・温度等の挙動が異なることが想定されるため，代替循環冷却を使用する場合と使用しない場合の両者について，格納容器
破損防止対策の有効性評価を行う。代替循環冷却が使用できる場合には，格納容器圧力逃がし装置及び代替格納容器圧力逃がし装置よりも優先して使用する。
なお，本格納容器破損モードの評価では重大事故等対処設備に期待しており，原子炉圧力容器破損に至ることはないが，重大事故等対処設備に期待せず原子炉圧力容器破損に至る
場合については，「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」,「3.5 溶融炉心・コンクリート相互作用」にて確認する。

3.1.1-1

3.1.2 代替循環冷却を使用する場合
3.1.2.1 格納容器破損防止対策
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」で想定される事故シーケンスに対して，原子炉格納容器の破損を防止し，かつ，放射性物質が異常な水準で敷地外へ放出されることを防止するため，格納容器圧力及び温度の上昇を抑制し，初期の対策として低圧代替注水系（常設）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代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却手段
及び代替循環冷却による原子炉格納容器除熱手段を整備する。
本格納容器破損モードに対応する対策の概略系統図を図 3.1.2.1 から図 3.1.2.4 に，手順の概要を図 3.1.2.5 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表 3.1.2.1 に示す。
本格納容器破損モードにおける評価事故シーケンスにおいて，事象発生 10 時間までの 6
号及び 7 号炉同時の重大事故等対策に必要な要員は，中央制御室の運転員及び緊急時対策要員で構成され，合計 30 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 12 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 10 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等を行うための参集要員 36 名である。必要な要員と作業項目について図 3.1.2.6 に示す。
なお，評価事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目を評価事故シーケ
ンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，30 名で対処可能である。
※有効性評価で考慮しない作業（格納容器頂部注水）に必要な要員 4 名を含めると，緊急時対策要員（現場）が 14 名，合計が 34 名になる。

a. 原子炉スクラム確認及び非常用炉心冷却系機能喪失確認
運転時の異常な過渡変化，原子炉冷却材喪失又は全交流動力電源喪失が発生して原子炉がスクラムしたことを確認する。
原子炉のスクラムを確認するために必要な計装設備は，平均出力領域モニタ等である。
非常用炉心冷却系等の安全機能の喪失を確認する。
非常用炉心冷却系の機能喪失を確認するために必要な計装設備は，各系統の流量指示等である。
なお，対応操作は，原子炉水位，格納容器圧力等の徴候に応じて行うため，今回想定している破断面積や破断位置が異なる場合，破断位置が特定できない場合においても，対応する操作手順に変更はない。

3.1.2-1

b. 全交流動力電源喪失及び早期の電源回復不能判断並びに対応準備
外部電源が喪失するとともに，全ての非常用ディーゼル発電機が機能喪失する。これにより所内高圧系統（6.9kV）の母線が使用不能となり，全交流動力電源喪失に至る。
中央制御室にて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，早期の電源回復不可と判断する。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. 炉心損傷確認
大破断 LOCA 時に非常用炉心冷却系の機能及び全交流動力電源が喪失するため，原子炉水位は急激に低下し，炉心が露出することで炉心損傷に至る。炉心損傷の判断は，ドライウェル又はサプレッション・チェンバ内のγ線線量率が設計基準事故相当のγ線線
量率の 10 倍を超えた場合とする。
炉心損傷を確認するために必要な計装設備は，格納容器内雰囲気放射線レベルである。
（添付資料 3.1.2.1）
炉心損傷により，原子炉格納容器内に水素ガスが放出されるため，原子炉格納容器内の水素ガス濃度上昇を確認する。
原子炉格納容器内の水素ガス濃度を確認するために必要な計装設備は，格納容器内水
素濃度(SA)である。
また，炉心損傷判断後は，原子炉格納容器内の pH 制御のため薬品注入の準備を行う。
サプレッション・チェンバのプール水の pH を 7 以上に制御することで，分子状無機よう素の生成が抑制され，その結果，有機よう素の生成についても抑制される。これにより，環境中への有機よう素の放出量を低減させることができる。なお，有効性評価においては，pH 制御には期待しない。
d. 常設代替交流電源設備による交流電源供給及び低圧代替注水系（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開始し，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，原子炉圧力容器破損に至ることなく，原子炉水位が回復し，炉心は冠水する。
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，復水
補給水系流量（原子炉圧力容器）等である。
なお，大破断 LOCA により格納容器温度が上昇し，ドライウェル雰囲気温度計の指示が原子炉圧力の飽和温度を超えている場合は，水位不明と判断する。
水位不明判断に必要な計装設備は，原子炉圧力及びドライウェル雰囲気温度である。
水位不明と判断した場合，原子炉水位は，崩壊熱及び原子炉注水流量から推定して把3.1.2-2

握することができる。具体的には，直前まで把握していた原子炉水位を起点とし，原子炉注水流量と崩壊熱除去に必要な水量の差を算出し，その差分を原子炉圧力容器水量レ
ベル換算から原子炉水位変化量を求めることにより，推定することができる。
e. 代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却
原子炉格納容器内に崩壊熱が蒸気として放出されるため，格納容器圧力及び温度が徐々に上昇する。原子炉格納容器の雰囲気を冷却するため，中央制御室からの遠隔操作により復水移送ポンプ 2 台を使用した代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却を実施する。崩壊熱及び原子炉注水流量による原子炉水位推定により炉心の冠水を確認した後，ドライウェル雰囲気温度計を用いて格納容器気相部温度が約 190℃超過を確認した場合又は格納容器内圧力計を用いて格納容器圧力が 0.465MPa[gage]に到達を確認した場合，代替格納容器スプレイ冷却系により原子炉格納容器冷却を実施する。
代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却を確認するために必要な計装設備は，格納容器内圧力及び復水補給水流量（原子炉格納容器）である。
また，代替格納容器スプレイと同時に原子炉格納容器内の pH 制御のため薬品注入を実施する。
炉心を冠水維持できる範囲（原子炉水位低（レベル 1）から破断口ノズル高さ）を，崩壊熱及び原子炉注水流量からの推定手段により確認し，原子炉注水と代替格納容器ス
プレイの切替えを繰り返し行う。
f. 代替循環冷却による原子炉格納容器除熱
代替原子炉補機冷却系の準備が完了した後，代替循環冷却実施の準備のため，低圧代
替注水系（常設）の最大流量にて原子炉注水を実施し水位を回復する。崩壊熱及び原子炉注水流量からの原子炉水位推定により破断口ノズル高さまで水位回復後，代替格納容器スプレイに切替え，最大流量にてスプレイを行うことで原子炉格納容器冷却を実施する。
崩壊熱及び原子炉注水流量からの原子炉水位推定により原子炉水位低（レベル 1）に到達した時点で，復水移送ポンプを停止し，代替循環冷却運転準備を実施する。復水移送ポンプを停止している期間は可搬型代替注水ポンプによる原子炉への注水を実施し，水位の回復を図る。
代替循環冷却運転準備が完了した後，可搬型代替注水ポンプによる原子炉注水を停止し，代替原子炉補機冷却系を用いた代替循環冷却による原子炉格納容器除熱を開始する。代替循環冷却の循環流量は，原子炉注水と格納容器スプレイに復水補給水系流量計（原子炉圧力容器）及び復水補給水系流量計（原子炉格納容器）を用いて，原子炉注入弁と格納容器スプレイ弁を中央制御室からの遠隔操作により流量分配し，それぞれ連続注水及び連続スプレイする。

3.1.2-3代替循環冷却の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，復水補給
水系流量（原子炉圧力容器）であり，原子炉格納容器除熱を確認するために必要な計装設備は，復水補給水系流量（原子炉格納容器），格納容器内圧力及びサプレッション・
チェンバ・プール水温度等である。
3.1.2.2 格納容器破損防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法
本格納容器破損モードを評価する上で選定した評価事故シーケンスは，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，過圧及び過温への対策の有効性を総合的に評価する観点から，プラント損傷状態を LOCA に全交流動力電源喪失事象を加えた状態とし，中小破断 LOCA に比べて破断口径が大きいことから事象進展が早く，格納容器圧力，温度上昇の観点で厳しい大破断 LOCA を起因とする，「大破断 LOCA＋ECCS 注水機能喪失+全交流動力電源喪失」である。
本評価事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化，気液分離（水位変化）・対向流，
原子炉圧力容器におけるＥＣＣＳ注水（給水系・代替注水設備含む），炉心損傷後の原子炉
圧力容器内 FP 挙動並びに原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達，スプレイ冷却，サプレッション・プール冷却，炉心損傷後の原子炉格納容器内 FP 挙動が重要現象となる。
よって，これらの現象を適切に評価することが可能であり，原子炉圧力容器内，原子炉格
納容器内の熱水力モデルを備え，かつ，炉心損傷後のシビアアクシデント特有の溶融炉心挙動に関するモデルを有するシビアアクシデント総合解析コード MAAP により原子炉水位，燃料最高温度，格納容器圧力，格納容器温度等の過渡応答を求める。
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，本評価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時間余裕を評価する。
(2) 有効性評価の条件
本評価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表3.1.2.2に示す。また，主要な解析条件について，本評価事故シーケンス特有の解析条件を以下に示す。
ａ．事故条件(a) 起因事象
起因事象として，大破断 LOCA が発生するものとする。破断箇所は，原子炉圧力容器内の保有水量を厳しく評価するため，残留熱除去系の吸込配管とする。
（添付資料 1.5.2）

3.1.2-4

(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。さらに非常用炉心冷却系が機能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。
送電系統又は所内主発電設備の故障等によって，外部電源が喪失するとともに，全ての非常用ディーゼル発電機の機能喪失を想定する。
(d) 水素の発生
水素の発生については，ジルコニウム－水反応を考慮するものとする。なお，解析コ
ード MAAP では水の放射線分解等による水素発生は考慮していないため，「(4)有効性評価の結果」にてその影響を評価する。
ｂ．重大事故等対策に関連する機器条件(a) 原子炉スクラム信号
原子炉スクラムは，事象の発生と同時に発生するものとする。
(b) 低圧代替注水系（常設）による原子炉注水
最大300m3/hにて原子炉注水し，その後は炉心を冠水維持するように注水する。なお，
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水は，代替格納容器スプレイと同じ復水移送
ポンプを用いて弁の切替えにて実施する。
(c) 代替格納容器スプレイ冷却系
格納容器圧力及び温度抑制に必要なスプレイ流量を考慮し，140m3/h にて原子炉格納容器内にスプレイする。なお，代替格納容器スプレイは，原子炉注水と同じ復水移送
ポンプを用いて弁の切替えにて実施する。
(d) 可搬型代替注水ポンプによる原子炉注水
代替循環冷却の運転準備において復水移送ポンプを停止する期間において，90m3/h で
原子炉注水を行う。
(e) 代替循環冷却
代替循環冷却の循環流量は，全体で約 190m3/h とし，原子炉注水へ約 90m3/h，格納容器スプレイへ約 100m3/h にて流量分配し，それぞれ連続注水及び連続スプレイするものとする。
ｃ．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，「1.3.5 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) 交流電源は，常設代替交流電源設備によって供給を開始し，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作は，事象発生70分後から開始する。

3.1.2-5

(b) 代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却操作は，破断口まで水位回
復後，格納容器温度が約190℃に到達した場合に開始する。なお，格納容器スプレイ
は，代替循環冷却運転準備時に停止する。
(c) 代替循環冷却による原子炉格納容器除熱操作は，代替原子炉補機冷却系の準備時間等を考慮し，事象発生約22.5時間後から開始する。なお，代替原子炉補機冷却系運転操作は事象発生20時間後から開始する。
(3)有効性評価（Cs-137 の放出量評価）の条件(a)事象発生直前まで，定格出力の 100％で長時間にわたって運転されていたものとする。その運転時間は，燃料を約 1/4 ずつ取り替えていく場合の平衡炉心を考えて，最高 50,000 時間とする。
(b)代替循環冷却を用いた場合の環境中への総放出量の評価においては，炉内に内蔵されている核分裂生成物が事象進展に応じた割合で，原子炉格納容器内に放出※されるものとする。
※ セシウムの原子炉格納容器内への放出割合については，本評価事故シーケンスにおいては MAAP 解析の方が NUREG-1465 より大きく算出する。
(c)原子炉格納容器内に放出された Cs-137 については，格納容器スプレイやサプレッ
ション・チェンバ・プールでのスクラビングによる除去効果を考慮する。
(d)原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えいについて考慮する。漏えい量の評価
条件は以下のとおりとする。
a)原子炉格納容器からの漏えい量は，格納容器圧力に応じた設計漏えい率をもとに評価する。
b)原子炉建屋から大気中に漏えいする放射性物質を保守的に見積もるため，原子炉建屋の換気空調系停止時における原子炉建屋から大気中への漏えい率を 10%/日（一定）とした。
c)原子炉建屋内での放射能の時間減衰は考慮せず，また，原子炉建屋内での粒子状物質の除去効果は保守的に考慮しない。
(添付資料 3.1.2.7)(4) 有効性評価の結果
本評価事故シーケンスにおける原子炉水位（シュラウド内外），注水流量，原子炉圧力容器内の保有水量の推移を図3.1.2.7から図3.1.2.9に，燃料最高温度の推移を図3.1.2.10に，格納容器圧力，格納容器温度，サプレッション・チェンバ・プール水位及び水温の推移を図
3.1.2.11から図3.1.2.14に示す。

3.1.2-6

a. 事象進展
大破断 LOCA 時に非常用炉心冷却系の機能及び全交流動力電源が喪失するため，原子炉水位は急速に低下する。水位低下により炉心は露出し，事象発生から約 0.3 時間後に燃料被覆管の最高温度は 1,000K（727℃）に到達し，炉心損傷が開始する。燃料被覆管の最高温度は事象発生から約 0.4 時間後に 1,200℃に到達し，また，事象発生から約 0.7 時間後に燃料温度は約 2,500K（2,227℃）に到達する。事象発生から 70 分後，常設代替交流電源設備による電源供給を開始し，復水移送ポンプ 2 台を用いた低圧代替注水系（常設）による注水を開始することによって，原子炉圧力容器破損に至ることなく，原子炉水位は回復し，炉心は再冠水する。
原子炉格納容器内に崩壊熱が蒸気として放出されるため，格納容器圧力及び温度は徐々に上昇する。そのため，代替格納容器スプレイを間欠的に実施することによって，格納容器
圧力及び温度の上昇を抑制する。
事象発生から約 22.5 時間経過した時点で，代替原子炉補機冷却系による代替循環冷却を開始する。代替循環冷却により，原子炉圧力容器は破断口より溢水状態となり，原子炉格納
容器は除熱効果により格納容器圧力及び温度の上昇が抑制され，その後，徐々に低下する。
（添付資料 3.1.2.2,3.1.2.3）
b. 評価項目等
格納容器圧力は，図 3.1.2.11 に示すとおり，原子炉格納容器内に崩壊熱が蒸気として放出されるため徐々に上昇するが，代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却及び代替循環冷却による原子炉格納容器除熱を行うことによって,圧力上昇は抑制される。
その結果，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力の最大値は約 0.60MPa[gage]となり，限界圧力 0.62MPa[gage]を超えることはない。なお，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力が最大となる事象開始約 12 時間後において，水の放射線分解によって発生する水素及び酸
素は，原子炉格納容器内の非凝縮ガスに占める割合の 1%以下※であるため，その影響は無視
しうる程度である。
※格納容器圧力が最大値の約 0.60MPa[gage]を示す事象発生から約 12 時間後の格納容器
内の非凝縮性ガス（水素，酸素及び窒素）の物質量は約 8×105mol であり，水の放射線
分解によって発生する水素及び酸素の物質量の和は約 8×103mol 以下である。これが仮にドライウェルよりも体積の小さいサプレッション・チェンバの気相部に集中するものとしても，そのサプレッション・チェンバでの分圧は 0.01MPa[abs]未満であることから，水の放射線分解によって発生する水素及び酸素が格納容器圧力に与える影響は無視しうる程度と考えられる。
格納容器温度は，図 3.1.2.12 に示すとおり，原子炉格納容器内に崩壊熱が蒸気として放出されるため徐々に上昇し，代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却及び代替循環冷却による原子炉格納容器除熱を行うことによって，温度上昇は抑制される。その結果，原子炉格納容器バウンダリにかかる温度（壁面温度）の最大値は約 165℃となり,限3.1.2-7

界温度 200℃を超えない。なお，事象開始直後，破断口から流出する過熱蒸気により一時的に格納容器気相部温度は約 207℃となるが，この時の原子炉格納容器バウンダリにかかる温度（壁面温度）は約 144℃であり，限界温度 200℃を超えない。
（添付資料 3.1.2.2）
図 3.1.2.7 に示すとおり，低圧代替注水系（常設）による注水継続により炉心が冠水し，炉心の冷却が維持される。その後は，図 3.1.2.11 及び図 3.1.2.12 に示すとおり，代替循環
冷却の運転により，原子炉格納容器除熱に成功し，格納容器圧力及び温度の上昇を抑制する
ことで安定状態が確立し，また，安定状態を維持できる。事象を通じて限界圧力に到達せず，
格納容器圧力逃がし装置及び代替格納容器圧力逃がし装置を使用することなく，原子炉格
納容器が過圧・過温破損に至らないことを確認した。
本評価では，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」のうち，(1)，(2)及び(7)の評価項目について対策の有効性を確認した。(7)の評価項目のうち，可燃性ガスの蓄積については，金属－水反応等によって発生した可燃性ガスの蓄積を考慮しても，原子炉格納容器が過圧・過温破損に至らないことをもって，その影響について確認した。
また，(7)の評価項目のうち，可燃性ガスの燃焼については，「3.4 水素燃焼」において，可燃性ガスである酸素濃度が可燃限界に至らないことをもって，可燃性ガスの燃焼が生じないことを確認している。
（添付資料 3.1.2.4,3.1.2.5,3.1.2.6）
なお，原子炉格納容器が健全であるため，原子炉格納容器から原子炉建屋への漏えい量は制限され，また，大気中へは殆ど放出されないものと考えられる。これは，原子炉建屋内に漏えいした放射性物質は，原子炉建屋内で時間減衰し，また，粒子状放射性物質は，原子炉建屋内での重力沈降や水蒸気の凝縮に伴い，原子炉建屋内に沈着し除去されると考えられるためである。仮に原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えいを想定すると，漏えい量は約 0.016TBq（7 日間）となり，「3.1.3 代替循環冷却をしない場合」の評価結果に比べて十分に小さな値となる。
（添付資料 3.1.2.7）
3.1.2.3 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。
雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損（代替循環冷却を使用する場合））では，原子炉格納容器内へ流出した高温の原子炉冷却材や溶融炉心の崩壊熱等の熱によって発生した蒸気，金属－水反応等によって発生した非凝縮性ガス等が蓄積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，事象発生から 12 時間程度までの短時間に期待する操作及び事象進展に有意な影響を与えると考えられる操作として，常設代替交流電源設備からの受電操作，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作，代3.1.2-8

替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却操作，代替原子炉補機冷却系運転操
作及び代替循環冷却による原子炉格納容器除熱操作とする。
(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，「1.7 解析コー
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，それらの不確かさの影響評価は以下のとおりである。
ａ．運転員等操作時間に与える影響
炉心における燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管
変形の不確かさとして，炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現性及び CORA 実験についての再現性が確認されている。炉心ヒートアップの感度解析（ヒートアップ時の燃料被覆管表面積感度解析）では，炉心溶融時間に対する感度は小さい
ことが確認されている。原子炉注水操作については，非常炉心冷却系による炉心への注水機能が喪失したと判断した場合，速やかに低圧代替注水系（常設）による炉心注水（電源の確保含む）を行う手順となっており，燃料被覆管温度等のパラメータを操作開始の起点としている操作ではないことから，運転員等操作に与える影響はない。また，格納容器スプレイ操作については，炉心ヒートアップの感度解析では，格納容器内温度及び圧力挙動への影響は小さいことが確認されていることから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）
・対向流の不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）は原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である SAFER コードとの比較により，急速減圧後の水位上昇及び蒸気流出の継続による水位低下についてより緩慢な挙動を示すこと，その後の注水操作による有効燃料棒頂部までの水位回復時刻は SAFER コードと同等であることが確認されている。原子炉注水操作については，非常用炉心冷却系による炉心への注水機能が喪失したと判断した場合，速やかに低圧代替注水系（常設）による炉心注水（電源の確保含む）を行う手順となっており，原子炉水位を操作開始の起点としている操作ではないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）
は HDR 実験解析では区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃程度，格納容器圧力を１割程度高めに評価する傾向が確認されているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる
等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認された不確かさは小さくなるものと推定される。しかし，全体としては格納容器圧力及び温度の傾向を適切に再現できているため，格納容器圧力及び温度を操作開始の起点としてい3.1.2-9

る代替格納容器スプレイに係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，CSTF 実験解析により格納容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認しており，その差異は小さいため，格納容器圧力及び温度を操作開始の起点としている代替格納容器スプレイに係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。
（添付資料 3.1.2.8）
ｂ．評価項目となるパラメータに与える影響
炉心における燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管
変形の不確かさとして，炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現性及び CORA 実験についての再現性が確認されている。炉心ヒートアップの感度解析（ヒートアップ時の燃料被覆管表面積感度解析）では，格納容器内温度及び圧力挙動への影
響は小さいことが確認されており，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）
・対向流の不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）では，原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である SAFER コードとの比較においては，短期的な挙動は緩慢な挙動とはなるが，模擬できており，また，長期的な挙動は崩壊熱の影響が支配的となるため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）
は HDR 実験解析では区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃程度，格納容器圧力を１割程度高めに評価する傾向が確認されているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる
等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認された不確かさは小さくなるものと推定される。しかし，全体としては格納容器圧力及び温度の傾向を適切に再現できているため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，CSTF 実験解析により格納容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認しているため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
（添付資料 3.1.2.8）(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
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，表3.1.2.2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，解析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。

3.1.2-10

(a) 運転員等操作時間に与える影響
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度33GWd/tに対して最確条件
は平均的燃焼度約30GWd/tであり，本解析条件の不確かさとして，最確条件は解析条
件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，原子炉冷却材の放出も少なくなる
ことから，格納容器圧力及び温度上昇が遅くなるが，操作手順（原子炉水位が破断口
高さ到達後に低圧代替注水系（常設）から代替格納容器スプレイへ切替えること）に
変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積（ウェットウェル）の空間部及び液相部，サプレッション・チェンバ・プール水位，格納容器圧力，格納容器温度は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，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。
機器条件の低圧代替注水系（常設）は，本解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復が早くなる可能性がある。冠水後の操作として冠水維持可能な注水量に制御するが，注水後の流量調整操作であるため,運転員等操作時間に与える影響はない。
機器条件の代替循環冷却は，本解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合，原子炉水位の回復は早くなり，格納容器の圧力抑制効果は大きくなるが,操作手順に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
（添付資料3.1.2.8）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度33GWd/tに対して最確条件
は平均的燃焼度約30GWd/tであり，本解析条件の不確かさとして，最確条件は解析条
件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，原子炉冷却材の放出も少なくなる
ことから，格納容器圧力及び温度上昇が遅くなるため，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
機器条件の低圧代替注水系（常設）は，本解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復は早くなる可能性があるが，格納容器圧力及び温度上昇に有意な影響を与えないことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
機器条件の代替循環冷却は，本解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合，原子炉水位の回復は早くなり，格納容器の圧力抑制効果は大きくなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
（添付資料3.1.2.8）
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」，

3.1.2-11

「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，解析上の操作開始時間として事象発生から70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，実態の運転操作は，認知に10分間，移動に10分間，操作所要時間に50分間の合計70分間であり，解析上の受電完了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。低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作については，常設代替交
流電源設備からの受電操作と同時に実施するため，受電操作の影響を受けるが，実態の操作時間は，解析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。
操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却操作は，解析上の操作開始時間として破断口まで水位回復後，格納容器温度約190℃到達時を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，解析結果は破断口まで水位回復前に既に格納容器温度は約190℃を超えており，実態の操作も解析上も原子炉水位が破断口高さ到達後に低圧代替注水系（常設）から代替格納容器スプレイへ切替えることとしており，実態の操作開始時間は，解析上の想定とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は小さい。当該操作は，解析コード及び解析条件（操作条件を除く）の不確かさにより操作開始時間は遅れる可能性があるが，中央制御室で行う操作であり，他の操作との重複もないことから，他の操作に与える影響はない。また，代替格
納容器スプレイへの切替後，原子炉水位が低下し原子炉水位低（レベル1）に到達した場合，低圧代替注水系(常設)へ切替を行う。当該操作開始時間は，解析上の想定とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は小さい。また，中央制御室で行う操作であり，他の操作と重複もないことから，他の操作に与える影響はない。
操作条件の代替原子炉補機冷却系運転操作は，解析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可能性がある
ため，操作開始時間が早まる可能性があり，格納容器圧力及び温度を早期に低下させる。
操作条件の代替循環冷却による原子炉格納容器除熱操作は，解析上の操作開始時
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3.1.2-12

して，代替循環冷却運転は事象発生約22.5時間後に開始することとしているが，余裕時間を含めて設定されているため操作の不確かさが操作開始時間に与える影響は小さい。また，本操作の操作開始時間は，代替原子炉補機冷却系の準備期間を考慮して設定したものであり，代替原子炉補機冷却系の操作開始時間が早まれば，本操作の操
作開始時間も早まる可能性があり，代替循環冷却の運転開始時間を早める。
（添付資料3.1.2.8）(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な
い。
操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却操作は，運転員等操作時間に与える影響として，原子炉注水の状況により格納容器スプレイの操
作開始は破断口まで水位回復後，格納容器温度約190℃到達後となり，実態の操作開始時間は解析上の想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ない。
操作条件の代替原子炉補機冷却系運転操作は，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は解析上の設定から早まる可能性があり，この場合，格納
容器圧力及び温度等を早期に低下させ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。
操作条件の代替循環冷却による原子炉格納容器除熱操作は，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操作開始時間が早まった場合には，本操作も早まる可能性があり，この場合，格納容器圧力及び温度等を早期に低下させ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。
（添付資料3.1.2.8）(3) 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。
操作条件の常設代替交流電源設備からの受電操作及び低圧代替注水系（常設）による原
子炉注水操作については，事象発生から90分後（操作開始時間の20分程度の遅れ）までに常設代替交流電源設備からの受電操作を行い低圧代替注水系（常設）による原子炉注水が開始できれば，評価項目を満足する結果となり，時間余裕がある。
操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却操作については，
事象発生から90分後（操作開始時間の20分程度の遅れ）に低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を開始した場合の解析では，格納容器スプレイ開始のタイミングは約2.3時間

3.1.2-13

後であることから，現行の2時間に対して約20分程度の準備時間を確保できるため，時間余裕がある。
操作条件の代替原子炉補機冷却系運転操作及び代替循環冷却による原子炉格納容器除熱操作については，代替原子炉補機冷却系運転開始までの時間は，事象発生から20時間あり，代替循環冷却による原子炉格納容器除熱操作開始までの時間は事象発生から約22.5
時間あり，準備時間が確保できるため，時間余裕がある。なお，本操作が大幅に遅れるよ
うな事態になった場合でも，格納容器限界圧力に到達しないよう継続して低圧代替注水系（常設）による原子炉注水，代替格納容器スプレイ冷却系による格納容器スプレイを行うこととなる。代替格納容器スプレイ冷却系による格納容器スプレイは，ベントラインの水没防止のために，格納容器ベントに伴うサプレッション・チェンバ・プール水位の上昇を考慮しても，サプレッション・チェンバ・プール水位がベントライン-1mを超えないよ
うに格納容器スプレイを停止する。格納容器限界圧力0.62MPa［gage］に至るまでの時間
は，事象発生約38時間であり，約15時間以上の余裕があることから，時間余裕がある。
（添付資料3.1.2.8，3.1.2.9）(4) 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。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。
3.1.2.4 必要な要員及び資源の評価(1) 必要な要員の評価
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損)」において，6号及び7号炉同時の重大事故等対策時において事象発生10時間までの必要な要員は，「3.1.2.1格納容器破損防止対策」に示すとおり30名である。「6.2 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，運転員及び緊急時対策要員等の72名で対処可能である。なお，有効性評価で考慮しない作業（格納容器頂部注水）に必要な要員を4名含めた場合でも対処可能である。
また，事象発生 10 時間以降に必要な参集要員は 36 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

3.1.2-14

格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」において，必要な水源，燃料及び電源は，「6.1(2)資源の評価条件」の条件にて評価を行い，その結果を以下に示す。
ａ．水源
低圧代替注水系（常設）又は可搬型代替注水ポンプによる原子炉注水及び代替格納容器ス
プレイ冷却系による代替格納容器スプレイについては，7日間の対応を考慮すると，号炉あたり約2,830m3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5,660m3の水が必要である。水源として，各号炉の復水貯蔵槽に約1,700m3及び淡水貯水池に約18,000m3の水を保有している。これにより，6号及び7号炉の同時被災を考慮しても，必要な水源は確保可能である。また，事象発生12時間以降に淡水貯水池の水を防火水槽に移送し，防火水槽から可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽への給水を行うことで，復水貯蔵槽を枯渇させることなく復水貯蔵槽を水源とした7日間の注水継続実施が可能である。ここで，復水貯蔵槽への補給の開始を事象発生12時間後としているが，これは，可搬型設備を事象発生から12時間以内に使用できなかった場合においても，その他の設備にて重大事故等に対応できるよう設定しているものである。
（添付資料 3.1.2.10）
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860kLの軽油が必要となる。可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽への給水については，保守的に事象発生直後からの運転を想定して，7日間の運転継続に号炉あたり約10kLの軽油が必要となる。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の軽油が必要となる。代替原子炉補機冷却系用の可搬型大
容量送水ポンプについては，保守的に事象発生直後からの可搬型大容量送水ポンプの運転を想定すると，7日間の運転継続に号炉あたり約30kLの軽油が必要となる。免震重要棟内緊
急時対策所用ガスタービン発電機及びモニタリング・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79kLの軽油が必要となる。（6号及び7号炉合計 約1,093kL）
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200kL）にて合計約 2,240kL 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，可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽への給水，
代替原子炉補機冷却系の運転，免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機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。

3.1.2-15

（添付資料 3.1.2.11）
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号及び7号炉で約1,262kW（6号炉：約619kW 7号炉：約643kW）必要となるが，常設代替交流電
源設備は連続定格容量が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，免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機及びモニタリング・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。
（添付資料 3.1.2.12）
3.1.2.5 結論
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」では，原子炉格納容器内へ流出した高温の原子炉冷却材や溶融炉心の崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気，金属－水反応等によって発生した非凝縮性ガス等が蓄積することによって，格納容器内雰囲気圧力・温度が緩慢に上昇し，原子炉格納容器の過圧・過温により原子炉格納容器破損に至ることが特徴である。格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」に対する格納容器破損防止対策としては，初期の対策として低圧代替注水系（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格
納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却手段及び代替循環冷却による原子炉格納容器除熱手段等を整備している。
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の評価事故シーケンス「大破断LOCA＋ECCS注水機能喪失+全交流動力電源喪失」について，代替循環冷却を使用する場合の有効性評価を行った。
上記の場合においても，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水，代替格納容器スプレ
イ冷却系による原子炉格納容器冷却，代替循環冷却による原子炉格納容器除熱を実施する
ことにより，原子炉格納容器冷却及び除熱が可能である。
その結果，格納容器圧力逃がし装置及び代替格納容器圧力逃がし装置を使用せず，事象を通じて限界圧力に到達することはなく，金属－水反応等により可燃性ガスの蓄積が生じた場合においても原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，評価項目を満足している。また，安定状態を維持できる。
解析コード及び解析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。

3.1.2-16

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，格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」において，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水，代替格納容器スプレイ
冷却系による原子炉格納容器冷却，代替循環冷却による原子炉格納容器除熱等の格納容器
破損防止対策は，選定した評価事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，格納容
器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」に対して有効である。

3.1.2-17

外部電源

非常用ディーゼル
発電機

原子炉格納容器※2

格納容器スプレイ・ヘッダ

Gen

逃がし安全弁主タービン系へ
給水系
より

低圧代替注水系
（常設）
※1

破断箇所

常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）
原子炉圧力容器

復水貯蔵槽

復水移送ポンプ

Ｂ(Ｃ)

Ｃ

※1
Ｂ

Ａ

高圧炉心注水系ポンプ
残留熱除去系ポンプ

残留熱除去系ポンプ※2

原子炉隔離時冷却系ポンプ

図 3.1.2.1 格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」時の使用系統概要（代替循環冷却を使用する場合）（1/4）（原子炉注水）※低圧代替注水系（常設）と代替格納容器スプレイ冷却系は，同じ復水移送ポンプを用いて弁の切替えにより実施する。

図 3.1.2.2 格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」時の使用系統概要（代替循環冷却を使用する場合）（2/4）（原子炉注水及び原子炉格納容器冷却）3.1.2-18

図 3.1.2.3 格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」時の使用系統概要（代替循環冷却を使用する場合）（3/4）（原子炉注水）原子炉建屋

非常用ディーゼル
発電機

原子炉格納容器

外部電源

Gen

格納容器スプレイ・ヘッダ
逃がし安全弁主タービン系へ
給水系より

サプレッション・チェンバ・プールへ
ＳＰＨタイラインへ

※2

※1

※2

可搬型代替交流
電源設備（電源車）

原子炉圧力容器
代替循環冷却系
復水貯蔵槽
残留熱除去
系ポンプ

大容量送水車

Ｂ

A

残留熱除去
系ポンプ

熱交換器
ユニット
海水

復水移送ポンプ
B(C)

常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）

サプレッションプール
浄化用ポンプ※1Ｂ
高圧炉心注水系ポンプ

図 3.1.2.4 格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」時の使用系統概要（代替循環冷却を使用する場合）（4/4）（原子炉格納容器除熱）

3.1.2-19

（解析上の時間）（約0分）

冷却材喪失（大破断）発生

対応操作は，原子炉水位・格納容器圧力等の徴候に応じて対応を行うため，今回想定している破断規模・破断位置が異なる場合，および，破断位置が特定できない場合においても，対応する操作手順に変更はない【有効性評価の対象とはしていないが， 他に取り得る手段】
Ⅰ
第一ガスタービン発電機が使用できない場合は第二ガスタービン発電機による緊急用M/Cを受電する
緊急用M/Cが使用できない場合は可搬型代替交流電源設備によるP/C受電を実施する（電源容量により使用できる設備が限られる）
常設代替交流電源設備が使用できない場合は可搬型代替交流電源設備による緊急用M/Cを受電する（電源容量により使用できる設備が限られる）

格納容器圧力高13.7kPa[gage]
到達※21
高圧給水機能喪失を確認

原子炉スクラム・タービントリップを確認※1

高圧注水機能喪失を確認※1

低圧注水機能喪失を確認※1

Ⅱ
消火系を代替原子炉注水として使用する場合があるため消火ポンプ運転状態について確認する
恒設設備による原子炉注水が実施できない場合，低圧代替注水系（可搬型）による注水を実施する※2
全交流動力電源喪失発生
Ⅲ

原子炉への注水機能喪失を確認

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる
純水補給水系から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可能である
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能である※3

回復は解析上考慮せず

Ⅳ「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は貯水池からろ過水タンクへの補給も合わせて実施する
Ⅴ
代替循環冷却運転以外に徐熱機能が回復しないことを確認し代替循環冷却運転を開始する※4（約10分後）早期の電源回復不能と判断

原子炉圧力－ドライウェル温度による「水位不明判断曲線」で水位不明を
ＥＯＰ
判断する

（約0.3時間後）

常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）による非常用電源回復操作

炉心損傷開始Ⅳ

Ⅱ

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備Ⅰ※5
常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）の準備

淡水貯水池から防火水槽への補給準備（防火水槽への補給準備）

第一ガスタービン発電機以外による非常用電源供給
・第二ガスタービン発電機による緊急用M/C受電
・可搬型代替交流電源設備による緊急用M/C受電
・可搬型代替交流電源設備によるP/C受電（約12時間後）

復水移送ポンプによる代替原子炉注水と同等の流量確保または注水開始不可※6

タンクローリによる給油準備完了防火水槽への補給準備が完了

可搬型代替交流電源設備は第一ガスタービン発電機と同等の電源供給開始不可
炉心損傷確認

燃料供給準備（タンクローリ給油準備）
淡水タンクから防火水槽への補給

復水移送ポンプ以外による原子炉注水・消火ポンプによる代替注水・可搬型代替注水ポンプによる代替注水（適宜実施）

フィルタ装置排水ポンプ水張り

EOP

可搬設備への燃料補給

Ⅲ（約0.4時間後）可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）※7

格納容器薬品注入準備

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給

燃料被覆管温度1200℃到達（約12時間後）※20（約0.7時間後）

燃料温度
2500K(約2227℃)到達

可搬型代替注水ポンプの準備が完了

低圧代替注水系（復水移送ポンプ）準備が完了（適宜実施）※8（70分後）※9

破断口までの水位回復確認（約2時間後）高圧／低圧注水機能
回復操作

回復は解析上考慮せず回復は解析上考慮せず（適宜実施）

可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽補給

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水開始（崩壊熱と注水流量から原子炉水位の上昇率を求める）

非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機
または外部電源による
交流電源回復操作を実施

防火水槽への補給

中央制御室 陽圧操作
中央制御室待避室準備操作（破断口からの流出をサプレッション・チェンバ・プール水位上昇傾向変化により確認）
または（原子炉水位の上昇率からレベル1以上に回復していることを推定する）※1 中央制御室盤にて機器ランプ表示，機器故障警報，系統流量指示計等にて機能喪失を確認する※2 外部電源が喪失し，かつ全ての非常用ディーゼル発電機からの受電に失敗することにより，全ての所内高圧系統（6.9kV）の母線が使用不能となった場合

※10
※11

損傷炉心冷却成功確認
原子炉圧力容器健全確認※3 非常用炉心冷却系の機能喪失及び，全交流電源喪失により原子炉への注水機能が喪失する※4 中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動が実施出来ず非常用高圧系統（6.9kV）の電源回復ができない場合に早期の電源回復不能と判断する
※13

※12

格納容器温度190℃超過確認（約2時間後）

格納容器上部雰囲気温度
171℃超過確認

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水を停止し，ドライウェルスプレイを開始する

可搬型代替注水ポンプの準備（格納容器頂部注水系準備）※5 復電時に不要な負荷が起動するのを防止するための負荷切り離しを含む※6 格納容器内雰囲気放射線レベル計指示とSOP導入条件判断図により炉心損傷を確認する。例えば原子炉停止30分後の場合，格納容器内雰囲気放射線レベル計指示がドライウェル
放射線レベル計：6.0E+00Sv/h，サプレッション・チェンバ放射線レベル計：7.0E+00Sv/hを超えた場合，炉心損傷発生と判断する。なお，解析においては1000K(727℃)到達を炉心損傷開始としている。
炉心損傷による格納容器内水素濃度の上昇を確認する※7 炉心損傷確認後，格納容器pH制御のため薬品（水酸化ナトリウム）注入準備を実施する

3.1.2-20

原子炉注水停止後の水位低下量を崩壊熱より計算し高圧炉心注水ノズルを起点としレベル1までの時間を推定する※14

ドライウェル側
格納容器薬品注入実施※15

可搬型代替注水ポンプの準備が完了

可搬型代替注水ポンプによる格納容器頂部注水
レベル1までの推定した時間経過後，低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるドライウェルスプレイから原子炉注水へ切り替える※8 低圧代替注水量から「崩壊熱除去に必要な注水量」を引いて、圧力容器の単位容量から原子炉水位の上昇率を求める。例えば，低圧代替注水流量が300m3/h，原子炉停止1時間後の必要注水量が60m3/hであるため，圧力容器単位容量29.34m3/mより8.1m/hの上昇率になる※9 原子炉水位有効燃料棒底部（BAF）を起点とした場合，レベル1までは4310mm。約30分でレベル1に到達すると推定される※10 原子炉水位が有効燃料棒頂部（TAF）以上（水位計監視不能時は崩壊熱除去に必要な流量以上）及び，原子炉圧力容器下鏡部温300℃未満により損傷炉心冷却成功と判断する※11 原子炉圧力容器健全確認は，圧力容器破損判断パラメータにより判断する（補足1）※12 格納容器温度計にて確認する※16
レベル1を起点とした破断口到達まで
注入実施後，サプレッション・チェンバスプレイに切り替える※13 格納容器スプレイにより格納容器温度は低下するが，格納容器頂部の冷却を促進させるため可搬代替注水ポンプによる格納容器頂部への注水を実施する※14 高圧炉心注水ノズル（10312mm（圧力容器基準点より））と、原子炉水位レベル1（9358mm（圧力容器基準点より））の差から容量を求め，その時の必要注水量から原子炉水位（レベル１）に到達する時間を求める。例えば、原子炉停止４時間後の必要注水量が40m3/hであった場合，ノズルからレベル１の容量が約28m3であるため約42分でレベル1に到達すると推定する
なお，原子炉停止時冷却系出口ノズル（10921mm（圧力容器基準点より））の場合，約1時間8分でレベル1に到達すると推定される

サプレッション・チェンバ側
格納容器薬品注入実施※17

レベル1までの推定した時間経過後，低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるサプレッション・チェンバスプレイから原子炉注水へ切り替える

レベル1を起点とした破断口到達まで
注入実施後，ドライウェルスプレイに切り替える

代替原子炉補機冷却系準備（20時間後）No

代替原子炉補機冷却系
準備が完了

代替循環冷却運転可能
機能喪失設備の復旧
または格納容器圧力逃がし装置等による
原子炉格納容器除熱

Yes

代替循環冷却運転準備（系統構成1）

格納容器内水素・酸素濃度計（CAMS）再起動

低圧代替注水系（可搬型）準備※18

Ⅴ

代替循環冷却運転による除熱実施判断※19
代替循環冷却運転準備（復水移送ポンプ停止）（約22.5時間後）

復水移送ポンプによるドライウェルスプレイに合わせて，復水移送ポンプ吸込み配管に薬品を注入することにより，ドライウェル側格納容器薬品注入を実施する※16

サプレッションプールへの薬品注入のためにサプレッション・チェンバスプレイを実施する※17 復水移送ポンプによるサプレッション・チェンバスプレイに合わせて，復水移送ポンプ吸込み配管に薬品を注入することにより，サプレッションチェンバ側格納容器薬品注入を実施する※18

代替循環冷却運転準備（系統構成2）※15低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水

復水貯蔵槽への補給
停止

代替循環冷却運転開始（復水移送ポンプ起動）※18

代替循環運転切替時のバックアップとして消防車による代替注水機能を確保し，切替に伴う復水移送ポンプ停止時に注水を実施する※19

復水移送ポンプを停止しないと実施できない系統構成があるため一時復水移送ポンプを停止する※20

原子炉注水及び格納容器スプレイに必要な弁が動作可能であることを確認する。復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する※21

重大事故等発生を通信連絡設備により確認した現場作業員は待避を実施する

防火水槽への補給停止
代替循環冷却運転により格納容器圧力下降

No

Yes

代替循環冷却運転
運転継続

補足１【圧力容器破損徴候パラメータ】
事故の起因事象判定（LOCA事象or過渡起因事象）
・「過渡起因事象」，「LOCA①，②」時［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
原子炉水位下降（水位が確認されていた場合）
かつ制御棒位置の指示値喪失数増加［上部ドライウェル圧力が「0.15MPａ[gage]以上」］
原子炉圧力容器下鏡部温度の指示値喪失数増加

NoYes
可搬型代替注水系による注水

防火水槽への補給開始

代替循環冷却運転継続

代替循環冷却運転により格納容器圧力下降
格納容器圧力0.62MPa[gage]
到達時間予測パラメータの継続監視（水素、酸素濃度等）

使用済燃料プール冷却開始

格納容器圧力0.62MPa[gage]
到達時間予測代替循環冷却運転による格納容器スプレイ停止

原子炉圧力容器・原子炉格納容器の状態が静定後，使用済燃料プール冷却を再開
する
格納容器内酸素濃度
可燃限界濃度到達
可能性なし

上記の条件が満たされる場合は「LOCA事象起因」と判定する
条件が満たされない場合は「過渡起因事象」と判定する。
（本シナリオでは「LOCA事象」を想定している）
LOCA事象起因時のパラメータ変化は以下の条件によって変わる
・下部ドライウェルに水位が有る場合（LOCA①時と表記）
・下部ドライウェルに水位が無い場合（LOCA②時と表記）【圧力容器破損判断後の再確認パラメータ】
・「過渡起因事象」時［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
かつ［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」］
・「LOCA①、②」時［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」
かつサプレッションプール水温5℃以上上昇]
または［下部ドライウェルガス温度が300℃以上］【圧力容器破損判断パラメータ】
・ 「過渡起因事象」時
原子炉圧力の「急激な低下」
上部ドライウェル圧力の「急激な上昇」
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
・「LOCA①」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な低下」
サプレッションプール水温度の「急激な上昇」
・「LOCA②」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
上部ドライウェル水素濃度の「上昇」

凡例

No

格納容器圧力逃がし装置等による格納容器ベント操作

Yes

代替循環冷却運転による原子炉格納容器冷却により格納容器圧力が105kPa[gage]（FCS運転時の制限圧力）以下になったことを確認後，可燃性ガス濃度制御系（FCS）を起動し水素濃度を制御する：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）のみの作業：判断：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業：解析上考慮しない操作・判断結果

図 3.1.2.5 格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容
器過圧・過温破損）」時の対応手順の概要（代替循環冷却を使用する場合）

格納容器過圧・過温破損

経過時間（分）
10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

120

130

140

150

160

170

180

190

200

210

220

230

240

250

260

270

280

290

300

310

320

備考

事象発生

実施箇所・必要人員数
原子炉スクラム

責任者
操作項目

当直長
6号
7号

指揮者
通報連絡者

当直副長
当直副長

緊急時対策要員

運転員（中央制御室）
6号
7号

1人

中央監視
緊急時対策本部連絡

1人
1人

号炉毎運転操作指揮

5人
運転員
（現場）

6号

7号

プラント状況判断
約0.3時間 炉心損傷開操作の内容

約0.4時間 燃料被覆管温度1200℃到達
約0.7時間 燃料温度約2500K(約2227℃)到達

中央制御室連絡
発電所外部連絡緊急時対策要員
（現場）
6号
7号

約60分

約260分

6号炉復水貯蔵槽水源切替完了

第一ガスタービン発電機による給電開始
70分 原子炉注水開始

・給水流量の全 喪失確認

状況判断

2人

2人

A,B

a.b

－

－

－

－

状況判断後も事故対応に必要なパラ

10分

・全交流動力電 源喪失確認

メータを適宜監視する

・原子炉スクラ ム・タービントリップ 確認

交流電源回復操作（解析上考慮せず）

高圧／低圧注水機能喪失調査、復旧
操作（解析上考慮せず）
原子炉格納容器内水素濃度監視

－

－

－

－

－

－

非常用ディーゼ ル発電機

－

－

－

－

－

－

外部電源

－

－

－

－

－

－

・給水系，原子 炉隔離時冷却系，高圧 炉心注水系，残留熱 除去
系 機能回復

（1人）

（1人）

－

－

－

－

・原子炉格納容器内水素濃度監視

－

－

－

－

・受電前準備（ 中央制御室）

A

a

（2人）

（2人）

A,B

a,b

対応可能な要員により対応する

－

－

2人
C,D

対応可能な要員により対応する

適宜実施

20分

10分

・放射線防護装 備準備／装備

常設代替交流電源設備準備操作（第一ガスタービン発電機）

対応可能な要員により対応する

機能回復

回復

・現場移動
・第一ガスター ビン発電機健全性確認
－

－

20分

－
10分

・第一ガスター ビン発電機給電準備

20分

・第一ガスター ビン発電機起動，給電－

常設代替交流電源設備からの受電準
備操作

－

－

－

－

－

2人
E,F
（2人）
E,F

－

4人
c,d

－

－

・放射線防護装 備準備／装備

－

・現場移動
・ 6号 炉 M/C（ D） 受 電 準 備

－
(4人)
c,d

50分

－

－

・現場移動
・ 7号 炉 M/C（ C） （ D） 受 電 準 備

50分

－

－

・第一ガスター ビン発電機－

e,f

常設代替交流電源設備運転（第一ガスタービン発電機）

常設代替交流電源設備からの受電操作

（2人）

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

（1人）

（1人）

B

b

－

－

C,D

－

2人

－

－

（1人）
b

－

－

・ M/C

－

－

－

・ 6号 炉・ 6号 炉M/C（ D）
MCC（ D）－

・ 7号 炉・ 7号 炉M/C（ C） （ D）
MCC（ C） （ D）

（1人）

（1人）

A

a

－

c,d

－

e,f

中央制御室照明確保（解析上考慮せず）

低圧代替注水系（常設）

低圧代替注水系（常設）

注水操作

代替格納容器スプレイ冷却系

操作

中央制御室 圧力調整
（中央制御室可搬型陽圧化空調機ブ
ロアユニット起動）（解析上考慮せず）
中央制御室待避室の準備操作（解析上考慮せず）
格納容器薬品注入操作（解析上考慮せず）
常設代替交流電源設備からの受電準
備操作

－

（1人）

（1人）

A

a

（1人）

（1人）

A

a

－

－

－

－

（1人）

（1人）

B

b

－

－

－

－

－

－

（1人）

（1人）

B

b

－

－

－

－

－

－

－

・ 復 水 移 送 ポ ン プ （ B， C） 起 動 ／ 運 転 確 認
・低圧代替注水 系（常設）ラインアッ プ

－

－

・現場移動
・ 7号 炉 低 圧 代 替 注 水 系 （ 常 設 ） 現 場 ラ イ ン ア ッ プ※復水貯蔵槽 吸込ライン切替

－

－

－

－

－

－

・残留熱除去系

注入弁操作

－

－

－

－

・残留熱除去系

スプレイ弁操作－－・ MCR系

（2人）
C,D

（2人）
e,f
－

－

・中央制御室可 搬型陽圧化空調機ブロ アユニット起動－－・中央制御室待 避室照明確保
・中央制御室待 避室データ表示装置起 動操作－－

・中央制御室待 避室空気ボンベ陽圧化 装置空気供給元弁開－－・格納容器スプ レイに合わせた薬品注 入

－

－

－
（2人）
e,f

（2人）

（2人）

E,F

c,d

（2人）
C,D
－

準備操作

（2人）
C,D

（2人）
C,D

10分

15分

要員を確保して対応する

交流電源回復前から通信手段確保等の15分作業を実施する

30分

破断口まで回復水位回復後，原子炉注水と格納容器スプレイ切替

原子炉注水と格納容器スプレイ切替

30分

隔離弁 操作

交流電源回復により遠隔操作可能な場合は遠隔にて隔離操作を実施する

要員を確保して対応する

30分

10分

要員を確保して対応する

30分

要員を確保して対応する

格納容器スプレイに合わせて実施

要員を確保して対応する

－

－

－

・現場移動
・ 6号 炉 M/C（ C） 受 電 準 備

－

－

－

・ 6号 炉M/C（ C）

受電確認

10分

－

－

－

・ 6号 炉・ 6号 炉M/C（ C）
MCC（ C）

受電
受電

10分

－

－

－

・現場移動
・ 6号 炉 低 圧 代 替 注 水 系 （ 常 設 ） 現 場 ラ イ ン ア ッ プ※復水貯蔵槽 吸込ライン切替

常設代替交流電源設備からの受電操作

低圧代替注水系（常設）

10分

受電
受電

－

c,d

適時実施

受電
受電

－

（2人）

要員を確保して対応する

10分

－

－

30分

受電確認

・蓄電池内蔵照 明の点灯確認
・可搬型照明の 設置、点灯

準備操作－

運転状態 確認

－

(4人)

（1人）
B

状態確認

・現場移動
・第一ガスター ビン発電機

－

E,F

10分

・現場移動
・第二ガスター ビン発電機－

25分

運転状態 確認

・放射線防護装 備準備／装備

－

（2人）

10分

e,f

50分

30分

図 3.1.2.6 格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」時の作業と所要時間（代替循環冷却を使用する場合）（1/2）
3.1.2-21

図 3.1.2.6 格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」時の作業と所要時間（代替循環冷却を使用する場合）（2/2）
3.1.2-22

原 子 炉 水 位 （シュラウド内外水位）

循環冷却による原子炉内への注水（90m3/h）開始によってシュラウド内水位が上昇

シュラウド内水位
破断口高さ

シュラウド外水位

レベル 1
有効燃料棒頂部

冠水後は，原子炉注水量を 90m3/h に低減し，
破断口～レベル 1 水位で原子炉内への間欠注水を実施
有効燃料棒底部

低圧代替注水系（常設）による原子炉内への注水により水位回復（m）

事故後の時間（h）

図 3.1.2.7 原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移

300
300

原子炉注水開始（低圧代替注水系（常設）の最大流量）
250
250

注水流量

注水流量(t/h)

原子炉注水
原子炉注水
ドライウェルスプレイ
格納容器スプレイ

冠水後は格納容器スプレイ
140m3/h 間欠運転

200
200

循環冷却(炉内注水)
循環冷却(炉内注水)

代替原子炉補機冷却系の準備が完了した後，低圧代替注水系（常設）の最大流量にて注水を実施し，その後，格納容器スプレイの最大流量にてスプレイを実施。

150
150

レベル 1 に到達 10 分後，可搬型代替注水ポンプによる注水(90m3/h)を 20 分間実施
格納容器スプレイ 100m3/h

100
100
（t/h）

原子炉注水 90m3/h

循環冷却による，格納容器スプレイ及び原子炉注水

5050

0
0

24

冠水後は，原子炉注水量を90m3/h に低減（間欠運転）

48

72

96

事故後の時間(h)
事故後の時間（h）

図 3.1.2.8 注水流量の推移

3.1.2-23

120

144

168

JOB No.MA404K-7AE--PFA8003

原子炉圧力容器内の保有水量

約 22.5 時間後，代替循環冷却運転を開始するため，
その後，一定保有水量で推移

破断口～レベル 1 水位で原子炉内への間欠注水を実施するため，増減を繰返す（t）
低圧代替注水系（常設）による原子炉内への注水により増加

図 3.1.2.9 原子炉圧力容器内の保有水量の推移

原子炉水位が有効燃料棒底部まで低下し燃料温度が上昇
燃料最高温度

溶融プールにおいて，燃料温度は最大となるため，燃料の溶融温度(約 2,800℃)にて推移する（℃）

事故後の時間（h）

図 3.1.2.10 燃料最高温度の推移

3.1.2-24

残留熱除去系配管破断による炉内蒸気の流入により，格納容器内圧力上昇
最大圧力 約 0.60MPa[gage]（約 12 時間後）

格納容器圧力約 22.5 時間後，代替循環冷却による格納容器スプレイ（連続運転）に切替えるため，圧力が低下

格納容器限界圧力 0.62MPa(MPa[gage])

再冠水後，代替格納容器スプレイの間欠運転を開始(事象初期は破断口から原子炉格納容器内に移行するエネルギが大きいため，格納容器スプレイを実施しても格納容器圧力は上昇を継続する)

図 3.1.2.11 格納容器圧力の推移

最高温度 約 207℃（壁面温度 約 144℃）（約 41 分後）
壁面最高温度 約 165℃（約 12 時間後）

格納容器気相部温度

再冠水後，代替格納容器スプレイの間欠運転を開始し，温度低下
格納容器限界温度 200℃

約 22.5 時間後，代替循環冷却による格納容器スプレイ（連続運転）に切替えるため，温度が低下(℃)

残留熱除去系配管破断による炉内蒸気流入により，格納容器内温度上昇

図 3.1.2.12 格納容器気相部温度の推移

3.1.2-25

ベントライン（約 17m）
サプレッション・チェンバ・プール水位

低圧代替注水系（常設）注水により，水位上昇

真空破壊装置（約 14m）

代替格納容器スプレイ注水間欠運転により水位増減を繰り返す（m）

図 3.1.2.13 サプレッション・チェンバ・プール水位の推移

サプレッション・チェンバ・プール水温

残留熱除去系配管破断により，炉内蒸気が流出し，水温が徐々に上昇

約 22.5 時間後，代替循環冷却運転開始により，熱交換器通水による格納容器スプレイで緩やかに水温上昇（℃）

図 3.1.2.14 サプレッション・チェンバ・プール水温の推移

3.1.2-26

表 3.1.2.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）時における重大事故等対策について（代替循環冷却を使用する場合）（1／2）
判断及び操作原子炉スクラム確認
非常用炉心冷却系機能喪失
確認

全交流動力電源喪失及び早期の電源回復不能判断並び

3.1.2-27に対応準備

炉心損傷確認

常設代替交流電源設備による交流電源供給及び低圧代
替注水系（常設）による原子
炉水位回復

操作

有効性評価上期待する事故対処設備
常設設備

可搬型設備

計装設備

運転時の異常な過渡変化，原子炉冷却材喪失又は全交流動力電源喪失が発生して原子炉がスクラムしたことを確認する－－

平均出力領域モニタ
起動領域モニタ

非常用炉心冷却系等の安全機能の喪失を確認する－－【原子炉隔離時冷却系系統流量】【高圧炉心注水系系統流量】【残留熱除去系系統流量】

外部電源が喪失するとともに，全ての非常用ディーゼル発電機が機能喪失する。これにより所内高圧系統（6.9kV）の母線が使用不能となり，全交流動力電源喪失に至る。
中央制御室にて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，早期の電源回復不可と判断する。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

所内蓄電式直流電源設備―

大破断 LOCA 時に非常用炉心冷却系の機能及び全交流動力電源が喪失するため，原子炉水位は急激に低下し炉心が露出することで炉心損傷に至ることを格納容器内雰囲気放射線モニタにより確認する。
炉心損傷により，原子炉格納容器内に水素ガスが放出されるため，原子炉格納容器内の水素ガス濃度上昇を確認する－－

格納容器内雰囲気放射線レベル（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル（S/C）
格納容器内水素濃度(SA)タンクローリ

原子炉圧力(SA）
原子炉圧力
復水補給水系流量（原子炉圧力容器）
復水貯蔵槽水位(SA）ドライウェル雰囲気温度

常設代替交流電源設備による交流電源供給後，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を開始する。
ドライウェル雰囲気温度が原子炉圧力の飽和温度を超えた場合水位不明と判断し，崩壊熱及び原子炉注水量から推定して把握する

常設代替交流電源設備
復水移送ポンプ
復水貯蔵槽
軽油タンク

―

【 】
：重大事故等対処設備（設計基準拡張）

表 3.1.2.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）時における重大事故等対策について（代替循環冷却を使用する場合）（2／2）
判断及び操作代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却

3.1.2-28

代替循環冷却による原子炉
注水，原子炉格納容器除熱操作

格納容器温度が約 190℃に到達した場合，推定手段により破断口まで水位回
復を確認後，代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却を実施する。推定手段により炉心を冠水維持できる範囲で，原子炉注水と代替格納容器スプレイを交互に実施する事象発生から 20 時間経過した時点で，代替原子炉補機冷却系による代替循
環冷却を開始し，原子炉注水及び原子炉格納容器除熱を開始する。代替循環
冷却ラインの再循環流量は，原子炉注水と格納容器スプレイに流量分配し，それぞれ連続注水及び連続スプレイする

有効性評価上期待する事故対処設備
常設設備

可搬型設備

復水移送ポンプ－

復水貯蔵槽

代替原子炉補機冷却系
復水移送ポンプ

可搬型代替注水ポンプ

軽油タンク(A-2 級)
タンクローリ

計装設備

ドライウェル雰囲気温度
格納容器内圧力(D/W）
格納容器内圧力(S/C）
復水補給水系流量（原子炉格納容器）
復水貯蔵槽水位(SA）

格納容器内圧力(D/W）
格納容器内圧力(S/C）
サプレッション・チェンバ・プール水温度
サプレッション・チェンバ・プール水位
復水補給水系流量（原子炉圧力容器）
復水補給水系流量（原子炉格納容器）
格納容器内水素濃度 (SA)
格納容器内水素濃度
格納容器内酸素濃度【 】：重大事故等対処設備（設計基準拡張）

表 3.1.2.2 主要解析条件（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））（代替循環冷却を使用する場合）（1／4）
項目
解析コード

主要解析条件

条件設定の考え方

MAAP－

原子炉熱出力3,926MWt

定格原子炉熱出力として設定

原子炉圧力

定格原子炉圧力として設定

炉心流量

7.07MPa[gage]
通常運転水位（セパレータスカート
下端から+119cm）
52,200t/h

燃料

9×9 燃料（A 型）－

原子炉停止後の崩壊熱

ANSI/ANS-5.1-1979
燃焼度 33GWd/t

格納容器容積（ドライウェル）

7,350m3

サイクル末期の燃焼度のばらつきを考慮し，10％の保守性を考慮
ドライウェル内体積の設計値（全体積から内部機器
及び構造物の体積を除いた値）
ウェットウェル内体積の設計値（内部機器及び構造物の体積を除いた値）

原子炉水位

初期条件

3.1.2-29

格納容器容積（ウェットウェル）
真空破壊装置

空間部：5,960m3
液相部：3,580m3
3.43kPa（ドライウェル－サプレッション・
チェンバ間差圧）

通常運転時の原子炉水位として設定
定格流量として設定

真空破壊装置の設定値

サプレッション・チェンバ・プール水位

7.05m（NWL）

サプレッション・チェンバ・プール水温

35℃

格納容器圧力5.2kPa

通常運転時のサプレッション・チェンバ・プール水位として設定通常運転時のサプレッション・チェンバ・プール水
温の上限値として設定
通常運転時の格納容器圧力として設定

格納容器温度57℃

通常運転時の格納容器温度として設定

外部水源の温度

50℃（事象開始 12 時間以降は45℃，事象開始 24 時間以降は40℃）

復水移送ポンプ吐出温度を参考に設定

表 3.1.2.2 主要解析条件（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））（代替循環冷却を使用する場合）（2／4）
項目
起因事象

主要解析条件

条件設定の考え方

大破断 LOCA

原子炉圧力容器内の保有水量が厳しい箇所として残留熱除去系の吸込配管の破断

設定
全ての非常用ディーゼル発電機の機能喪失を想定

安全機能の喪失に対する仮定

全交流動力電源喪失

事故条件

高圧注水機能及び低圧注水機能喪失

し，設定
高圧注水機能として原子炉隔離時冷却系及び高圧
炉心注水系の機能喪失を，低圧注水機能として低圧注水系の機能喪失を設定
過圧及び過温への対策の有効性を総合的に判断す3.1.2-30

外部電源

外部電源なしる観点から，プラント損傷状態である LOCA に全交流動力電源喪失を重畳することから，外部電源が喪失するものとして設定
水の放射線分解等による水素発生については，格

水素の発生

ジルコニウム－水反応を考慮

納容器圧力及び温度に対する影響が軽微であることから考慮していない

表 3.1.2.2 主要解析条件（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））（代替循環冷却を使用する場合）（3／4）
項目
原子炉スクラム信号

主要解析条件事象発生と同時に原子炉スクラム

条件設定の考え方
事象発生と同時に原子炉スクラムするものとして設定
設計値に注入配管の流路圧損を考慮した値として3.1.2-311.0

低圧代替注水系（常設）

最大 300m3/h で注水，その後は炉心を冠水維持するよう注水0.8

原子炉圧力（MPa[dif]）

重大事故等対策に関連する機器条件

設定

復水移送ポンプ
2 台による注水特性

0.6

0.4

0.2

0.0
0

代替格納容器スプレイ冷却系

140m3/h にてスプレイ

可搬型代替注水ポンプ

90m3/h で注水

50

100

150
200
注水流量（m3/h）

250

300

350

格納容器温度及び圧力抑制に必要なスプレイ流量を考慮し，設定
可搬型代替注水ポンプ(A-2級)による注水を想定
設備の設計を踏まえて設定

循環流量は，全体で約 190m3/h とし，代替循環冷却

原子炉注水へ約 90m3/h，格納容器スプ
レイへ約 100m3/h に流量を分配

代替循環冷却の設計値として設定

表 3.1.2.2 主要解析条件（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））（代替循環冷却を使用する場合）
（4／4）
項目

主要解析条件3.1.2-32

重大事故等対策に関連する操作条件

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 事象発生 70 分後
注水操作
代替格納容器スプレイ冷却系による原 破断口まで水位回復後，格納容器温度
子炉格納容器冷却操作が約 190℃到達時

代替原子炉補機冷却系運転操作

事象発生 20 時間後

代替循環冷却による原子炉格納容器除熱操作

事象発生約 22.5 時間後

条件設定の考え方
全交流動力電源喪失時の訓練実績を踏まえて設定

格納容器限界温度到達防止を踏まえて設定

代替原子炉補機冷却系の準備期間を考慮して設
定代替原子炉補機冷却系の準備時間を考慮して設定

添付資料 3.1.2.1
炉心損傷の判断基準及び炉心損傷判断前後の運転操作の差異について
1．炉心損傷の判断基準
1．1 炉心損傷の判断基準について
炉心損傷に至るケースとしては，注水機能喪失により原子炉水位が有効燃料棒頂部（TAF）
以上に維持できない場合において，原子炉水位が低下し，炉心が露出し冷却不全となる場合が考えられる。
事故時運転操作手順書（徴候ベース）では，原子炉への注水系統を十分に確保できず原子炉水位が TAF 未満となった際に，格納容器内雰囲気放射線レベル計（CAMS）を用いて，ドラ
イウェル又はサプレッション・チェンバ内の γ 線線量率の状況を確認し，図 1 に示す設計
基準事故相当の γ 線線量率の 10 倍を超えた場合を，炉心損傷開始の判断としている。
炉心損傷等により燃料被覆管から原子炉内に放出される希ガス等の核分裂生成物が，逃がし安全弁等を介して原子炉格納容器内に流入する事象進展をふまえて，原子炉格納容器内のγ線線量率の値の上昇を，運転操作における炉心損傷の判断及び炉心損傷の進展割合の推定に用いているものである。
また，福島事故時に原子炉水位計，格納容器内雰囲気放射線レベル計等の計装設備が使用不能となり，炉心損傷を迅速に判断できなかったことに鑑み，格納容器内雰囲気放射線レベル計に頼らない炉心損傷の判断基準について検討しており，その結果，格納容器内雰囲気放
射線レベル計の使用不能の場合は，「原子炉圧力容器表面温度：300℃以上」を炉心損傷の判断基準として手順に追加する方針である。
原子炉圧力容器表面温度は，炉心が冠水している場合には，SRV 動作圧力（安全弁機能の最大 8.20MPa［gage］）における飽和温度約 298℃を超えることはなく，300℃以上にはならない。一方，原子炉水位の低下により炉心が露出した場合には過熱蒸気雰囲気となり，温度は飽和温度を超えて上昇するため，300℃以上になると考えられる。上記より，炉心損傷の判断基準を 300℃以上としている。
なお，炉心損傷判断は格納容器内雰囲気放射線レベル計が使用可能な場合は，当該の計装設備にて判断を行う。

添 3.1.2.1-1

（1）ドライウェルの γ 線線量率（2）サプレッション・チェンバの γ 線線量率
図 1 重大事故導入条件判断図
枠囲みの内容は商業機密又は防護上の観点から公開できません。
添 3.1.2.1-2

1．2 炉心損傷の判断基準の根拠について
炉心損傷の判断基準は，設計基準事故時の格納容器内雰囲気放射線レベル計γ線線量率（追加放出時）以上でなければならない。一方，基準を高めに設定すると判定が遅れることが懸念されるため，高すぎる設定値は判断基準として適さない。
炉心損傷開始の判断は，上述のとおり格納容器内雰囲気放射線レベル計のγ線線量率が設計基準事故（追加放出）の10倍を越えた場合であり，この設定値は，全燃料中に含まれる希ガスの0.1％相当が原子炉格納容器内に放出された場合のγ線線量率よりも低い，余裕のある値となっている。
上記より炉心損傷判断としては，設計基準事故を超える事象について，設計基準事故のγ線線量率より高く，かつ判定遅れが生じない基準として，設計基準事故（追加放出）の 10倍を判断目安としている。
1．3 格納容器内雰囲気放射線レベル計について
格納容器内雰囲気放射線レベル計のγ線線量率の測定レンジは，10-2～105Sv/h であり，
この測定レンジにおいて，「設計基準事故における燃料からの追加放出による放射線量率」，「重大事故時の炉心損傷の判断目安（追加放出の 10 倍）」並びに「大破断 LOCA＋ECCS 注水
機能喪失＋全交流動力電源喪失のシーケンスにおける最大放射線量率」を測定可能である。
（表 1 参照）
格納容器内雰囲気放射線レベル計は，連続計測しており，計装設備の指示値は換算不要で
図 1 の炉心損傷の判断目安と対比可能であるため，指示値が上昇すれば，すぐに炉心損傷を判断可能と考える。格納容器内雰囲気放射線レベル計の検出器は，ドライウェル内の対角位
置に 2 カ所，サプレッション・チェンバ内の気相部の対角位置に 2 カ所の合計 4 カ所に設置している。炉心損傷後の核分裂生成物の原子炉内から原子炉格納容器への移行は，大破断
LOCA 等，直接ドライウェル側に放出される場合と，原子炉圧力容器が健全で逃がし安全弁を介してサプレッション・チェンバ側に放出される場合があるが，いずれの場合においても，
炉心損傷時は希ガス等が急激に放出されるため，格納容器内雰囲気放射線レベル計にて炉心損傷に伴う γ 線線量率の上昇を測定可能と考える。
また，炉心の損傷割合と燃料被覆管から放出される希ガス等の放出割合は比例すると仮定し，手順では原子炉停止後の経過時間とγ線線量率により炉心損傷の進展割合を推定することとしている。

添 3.1.2.1-3

表 1．格納容器内雰囲気放射線レベル計による炉心損傷の判断
炉心損傷
の判断

格納容器
ベント

CAMS※

無

1Pd 到達CAMS※有

2Pd 到達前－－RPV 表面温度有2Pd 到達前CAMS※有

2Pd 到達前

検出パラメータ及び検出方法
10-2～100 Sv/h 程度
設計基準事故の追加放出

原子炉停止後の経過時間が，0.1 時間後から 100 時間後の値

炉心損傷の判断目安（設計基準事故の 10 倍）

10-1～101 Sv/h 程度
原子炉停止後の経過時間が，0.1 時間後から 100 時間後の値

添 3.1.2.1-4

敷地境界での実効線量を評価し，周辺の審査ガイドによる制限

公衆に対して著しい放射線被ばくのリ－

スクを与えないこと（発生事故あたり概ね 5mSv 以下）

CAMS 使用不能時の炉心損傷判断の基準「大破断 LOCA＋ECCS 注水機能喪失＋全交流
動力電源喪失のシーケンス」における最大放射線量率（早期に炉心損傷したほうが核分裂生成物の減衰が少なく放射線量率は高くなる傾向にあり，重大事故の中でも早期に炉心損傷する例）

300℃以上104 Sv/h 程度（事故後の最大値）※CAMS 計測レンジ（計装設備の仕様）：10-2～105 Sv/h

2．炉心損傷判断前後における運転操作の差異
2．1 原子炉への注水について
BWR の場合，事故時の対応は，原子炉注水が最優先であり，炉心損傷の判断の前後でその対応のマネージメントが大きく変わるものではない。原子炉に注水することで，炉心損傷前であれば，冷却による炉心損傷の発生防止が図られ，また，炉心損傷後であれば，冷却による炉心損傷の進展の抑制及び原子炉圧力容器の破損防止が図られる。
2．2 格納容器ベント及び格納容器スプレイについて
炉心損傷後の格納容器ベントは，その実施の判断基準は，炉心損傷前の 1Pd（格納容器最高使用圧力：0.31MPa[gage］）到達に対し，炉 心損傷後は 2Pd（格 納容器限界圧力 ：0.62MPa[gage］）到達前に変更となる。炉心損傷前は環境へ放出される核分裂生成物の放出量が低く，原子炉格納容器の健全性を確保することを目的に設計上の最高使用圧力（1Pd）
到達を実施基準としているが，炉心損傷後は，より長く原子炉格納容器内で核分裂生成物を保持した方が減衰により環境へ放出する放射能量を低減できることから，格納容器限界圧
力（2Pd）到達前を実施基準としているためである。
また，格納容器ベントの判断基準が変わることで，格納容器スプレイの判断基準も変更となる。原子炉スクラム後における，炉心損傷の前後の格納容器ベント及び格納容器スプレイの実施基準の差異を表 2 に示す。
なお，炉心損傷前の格納容器ベント中には，炉心の健全性を確認するため，格納容器内雰
囲気放射線レベル計の γ 線線量率を監視し，γ線線量率が設計基準事故（追加放出）と同等の値を示した場合には，一旦，格納容器ベント操作を中断し，その後は炉心損傷後の実施基準に基づき対応する。

添 3.1.2.1-5

表 2．炉心損傷判断前後における格納容器スプレイ及び格納容器ベントの実施基準の差異
炉心損傷前

添 3.1.2.1-6

格納容器スプレイ（圧力基準）
設計基準事故時の最高圧力は，ドライウェル：0.25MPa[gage]，サプレ
ッション・チェンバ：0.18MPa[gage]であり，これらの圧力以下に維持できない場合は，原子炉格納容器の健全性を維持し，原子炉格納容器からの放射性物質の漏えいを可能な限り抑えるために，格納容器スプレイを行う。
（温度基準）
格納容器最高使用温度は，ドライウェル：171℃，サプレッション・チ
ェンバ：104℃であり，空間温度がこれらの温度に到達する前に格納容器スプレイを行う。

炉心損傷後（圧力基準）
炉 心 損 傷 後 の 格 納 容 器 ス プ レ イ は ， 格 納 容 器 限 界 圧 力 （ 2Pd ） の0.62MPa[gage] 未 満 に 制 御 す る こ と を 目 的 に ， 格 納 容 器 圧 力 が0.465MPa[gage]（1.5Pd）に到達した時点で開始し，0.39MPa[gage]に低下した時点で停止する。間欠運転とするのは，格納容器スプレイにより原子炉格
納容器内の水位を上昇させることで，ベントラインの閉塞等が生じること及び原子炉格納容器の空間容積を減少させ圧力の上昇を早めることから，結果として，格納容器ベントに至る時間が早まるためである。
また，原子炉への注水機能が喪失し原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達した場合は，原子炉圧力容器からの放熱による格納容器温度の上昇を抑制するため格納容器スプレイを実施する。
（温度基準）
格納容器限界温度の 200℃に至らないように，ドライウェル及びサプレッション・チェンバ・プールの空間温度が 190℃以上となった場合に，格納容器
スプレイを行う。
加えて，炉心損傷後は，原子炉格納容器内で発生する無機よう素の発生の抑制を目的に，格納容器スプレイ時に水酸化ナトリウムを注入する。

格納容器ベント

サプレッション・チェンバ圧力が 0.279MPa[gage]（格納容器圧力制限値）以下に維持できなければ，原子炉格納容器空間部へ直接放出される熱を抑制することを目的に，原子炉を満水とし，さらに格納容器圧力が上昇し，格納容器最高使用圧力の 0.31MPa[gage]に到達する場合には，原子炉格納容器の健全性を維持するために，ウェットウェルベントを優先として格納容器圧力逃がし装置等により格納容器ベントを行う。

格納容器限界圧力の 0.62MPa[gage]に到達すると予測される場合には，原子炉格納容器の過圧による破損を防止することを目的に，ウェットウェルベン
トを優先として格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置
により格納容器ベントを行う。

3．MAAP 解析における炉心損傷判定値と運転操作における炉心損傷判断基準について
有効性評価の MAAP 解析においては，炉心損傷の解析上の判定基準を，有効性評価の評価
項目（「実用発電用原子炉に係る炉心損傷防止対策及び格納容器破損防止対策の有効性評価
に関する審査ガイド」を踏まえた要件）の 1,200℃（1,473K）よりも低い，1,000K（727℃）に設定している。
この 1,000K は，PHEBUS-FPT0 実験で，燃料被覆管温度が約 1,000K に達したときに核分裂生成物の放出開始が観察されたことを踏まえ設定されたものであり，MAAP 解析上の判定基
準である。
一方，実際の運転操作においては，炉心損傷の状況を直接的に監視可能な計装設備は原子炉内に設置されておらず，このため，燃料の損傷により放出される希ガス等のγ線線量率の上昇を，格納容器内雰囲気放射線レベル計によって監視し，運転操作における炉心損傷の判断に用いている。上記より，MAAP 解析上の炉心損傷の判定基準である 1,000K（727℃）は，
その後の運転操作に影響を与えるものではない。

添 3.1.2.1-7

添付資料 3.1.2.2
格納容器気相部温度が原子炉格納容器の健全性に与える影響について（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
1.はじめに有効性評価の「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」において，
格納容器気相部温度は，一時的に格納容器限界温度の 200℃を超える評価となっている。こ
こでは，これが原子炉格納容器の健全性に与える影響について考察する。
2.原子炉格納容器の健全性に与える影響について「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」における，原子炉格納容器の気相部と壁面温度の推移を図 1 に示す。
事象開始後，破断口から流出する蒸気により，格納容器気相部温度が上昇し，格納容器ス
プレイの間欠的な実施により，温度上昇は抑制されるものの，一時的に 200℃以上に到達する評価となる。
格納容器温度によって健全性への影響を受ける部位としては，フランジ部等に用いられているシール材であると考えられる。シール材は格納容器壁面温度に近い雰囲気に曝されるため，図 1 に示すとおり，気相部温度が一時的に 200℃を超えたとしてもシール材温度が200℃に到達することはない。シール材については「柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号
炉

格納容器限界温度・圧力に関する評価結果」において，原子炉格納容器内を 200℃，2Pdに模擬したシール材性能試験にて 7 日間の格納容器の閉じ込め機能を評価しているため問
題はない。
3.まとめ
格納容器気相部温度は 200℃を若干超えるものの，壁面温度は格納容器限界温度の 200℃
以上には到達しない。このため，原子炉格納容器の健全性に問題はない。

添 3.1.2.2-1

気相部最高温度 約 207℃

壁面最高温度 約 165℃

気相部最高温度時における壁面温度 約 144℃

図 1 原子炉格納容器気相部温度と壁面温度の推移

添 3.1.2.2-2

添付資料 3.1.2.3
雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）における炉心の損傷状態及び損傷炉心の位置について
1.はじめに有効性評価の「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の評価事
故シーケンスでは，事象発生約 0.3 時間後に燃料被覆管の最高温度は 1,000K（727℃）に到達し，炉心損傷が開始する。燃料被覆管の最高温度は事象発生から約 0.4 時間後に 1,200℃に到達し，また，事象発生から約 0.7 時間後に燃料温度は約 2,500K（2,227℃）に到達する。
事象発生 70 分後からの低圧代替注水系（常設）による原子炉注水により，炉心は再冠水される。上記により，炉心は下部プレナム部に移行することなく，原子炉圧力容器内に保持される。ここでは，本事象における炉心の損傷状態，損傷炉心の位置及びシュラウドへの熱影
響について評価結果を示す。
2.評価結果(1) 炉心の損傷状態
図 1 に事象開始後 70 分，事象開始後約 230 分(最大状態)及び終状態（事象開始後 7日）の炉心損傷状態を示す。終状態以降には炉心損傷は拡大しない。
(2) 損傷炉心の位置
図 2 に各部（炉心位置，下部プレナム）における炉心重量の時間変化の推移を示す。図 2に示すとおり，炉心は炉心位置に保持される。
(3) シュラウドへの熱影響
終状態においても，溶融プールは炉心の外周部に至っておらず，シュラウドへの熱影響は
ない。
3.まとめ
有効性評価の「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の評価事
故シーケンスにおいて，炉心損傷に至るものの，再冠水により炉心は下部プレナム部に移行することなく，原子炉圧力容器内に保持される。

添 3.1.2.3-1

軸
方
向

1

2

径方向
3

4

5

1

2

径方向
3

4

5

1

2

径方向
3

4

5

13

0

0

0

0

1

13

0

0

0

0

0

13

0

0

0

0

0

12

0

0

0

0

1

12

0

0

0

0

0

12

0

0

0

0

0

11

0

0

0

0

1

11

0

0

0

0

0

11

0

0

0

0

0

10

0

0

0

0

1

10

0

0

0

0

0

10

0

0

0

0

0

9

0

0

0

0

1

9

0

0

0

0

4

9

0

0

0

0

4

8

0

0

0

0

1

8

0

0

0

0

4

8

0

0

0

0

4

7

4

4

4

4

1

7

4

4

4

4

4

7

4

4

4

4

4

6

4

4

4

4

1

6

5

5

5

5

4

6

4

4

4

4

4

5

4

4

4

4

4

5

5

5

5

5

4

5

5

5

5

5

4

4

4

4

4

4

4

4

5

5

5

4

4

4

5

5

4

4

4

3

4

4

4

4

1

3

4

4

4

4

1

3

4

4

4

4

1

2

1

1

1

1

1

2

1

1

1

1

1

2

1

1

1

1

1

下部タイプレート部

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

炉心支持板部

事象開始後 70 分

軸
方
向

軸
方
向

事象開始後約 230 分(最大状態)

上部タイプレート部
径方向

軸方向

終状態

損傷状態のモデル0：燃料なし（空洞）
1：燃料が自立した状態
2：燃料が崩壊した状態
3：流路が減少した状態
4：流路が閉塞した状態
5：溶融プール状態

図 1 炉心の損傷状態

図 2 各部（炉心位置，下部プレナム）における炉心重量の時間変化

添 3.1.2.3-2

添付資料 3.1.2.4
安定状態について（代替循環冷却を使用する場合）
雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）時において代替循環冷却を使用する場合における安定状態については以下のとおり。
原子炉安定停止状態：事象発生後，重大事故等対処設備を用いた損傷炉心冷却により，損傷
炉心の冠水が維持でき，また，冷却のための設備がその後も機能維持できると判断され，かつ必要な要員の不足や資源の枯渇等のあらかじめ想定される事象悪化のおそれがない場合，安定停止状態が確立されたものとする。
原子炉格納容器安定状態：損傷炉心を冠水させた後に，重大事故等対処設備を用いた原子炉
格納容器除熱機能（格納容器圧力逃がし装置又は代替循環冷却）により，格納容器圧力及び温度が安定又は低下傾向に転じ，また，除熱のための設備がその後も機能維持できると判断され，かつ，必要な要員の不足や資源の枯渇等のあらかじめ想定される事象
悪化のおそれがない場合，安定状態が確立されたものとする。
【安定状態の確立について】
原子炉安定停止状態の確立について
低圧代替注水系（常設）による注水継続により損傷炉心が冠水し，損傷炉心の冷却が維持され，原子炉安定停止状態が確立される。
原子炉格納容器安定状態の確立について
炉心冷却を継続し，事象発生から約 22.5 時間後に代替循環冷却による原子炉格納容器除熱を開始することで，格納容器圧力及び温度は安定又は低下傾向になり，格納容器温度は 150℃を下回り，原子炉格納容器安定状態が確立される。
また，重大事故等対策時に必要な要員は確保可能であり，また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
【安定状態の維持について】
上記の格納容器破損防止対策により安定状態を維持できる。
代替循環冷却を用いて又は残留熱除去系機能を復旧させ，除熱を行うことにより，安定状態の更なる除熱機能の確保及び維持が可能となる。安定状態の維持に関する具体的な要件は以下のとおり。
① 原子炉格納容器除熱機能として代替循環冷却使用又は残留熱除去系復旧による冷却への移行② 原子炉格納容器内の水素・酸素濃度の制御を目的とした可燃性ガス濃度制御系の復旧及び原子炉格納容器内への窒素封入（パージ）③ 上記の安全機能の維持に必要な電源（外部電源），冷却水系等の復旧④ 長期的に維持される原子炉格納容器の状態（温度・圧力）に対し，適切な地震力に対する原子炉格納容器の頑健性の確保（添付資料 2.1.1 別紙 1 参照）

添 3.1.2.4-1

添付資料 3.1.2.5
原子炉格納容器内に存在する亜鉛及びアルミニウムの反応により発生する水素の影響について
1．はじめに
BWR において事故時に可燃性ガスが発生する事象として主に水-金属反応があるが，他事象によっても可燃性ガスの発生が想定される。
平成 23 年 3 月 11 日の東北地方太平洋沖地震後，福島第二原子力発電所 1,2,4 号炉の原
子炉格納容器内の水素濃度の上昇が確認されており，これは原子炉格納容器内のグレーチ
ングに塗布しているローバル（常温亜鉛めっき）が水蒸気と反応し発生した水素の影響によるものと推定されている。また，重大事故時，炉心から原子炉格納容器に放出されるよう素の環境への放出低減のため，原子炉格納容器内の水をアルカリ性に維持するが，これにより，
炉内構造物の金属腐食による水素の発生も考えられる。
ここでは，柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉において，上記事象により水素が発生した場合の影響評価を実施する。
2．影響評価2.1 亜鉛の反応による水素の発生について
原子炉格納容器内のグレーチングの亜鉛めっきの反応により，水素が発生する可能性がある。保守的にグレーチングの亜鉛めっきが全て反応することを想定して，水素発生総量を概略評価した。
a. 亜鉛量の計算条件
・上部ドライウェル グレーチング表面積：3,200m2
・サプレッション・チェンバ・プール グレーチング表面積：1,100m2
・亜鉛めっき膜厚：80μm（JIS H8641-2007記載の溶解亜鉛めっき厚判定基準値（最大値）76μmより設定,6号及び7号炉においても本JISに基づき亜鉛めっきを実施）
・亜鉛密度：7.2g/cm3（JIS H8641-2007 記載値）
b.評価結果<亜鉛量>
原子炉格納容器内のグレーチングに用いられる亜鉛量は，約2,500kgとなる。
・上部ドライウェル部：1,843kg（＝3,200m2×80μm×7.2g/cm3）
・サプレッション・チェンバ・プール部：634kg（＝1,100m2×80μm×7.2g/cm3）

添 3.1.2.5-1

<水素発生量>
亜鉛は，以下の化学反応によって水素を発生する可能性がある。
・Zn + H2O → ZnO + H2↑ （亜鉛-水蒸気反応）
・Zn + NaOH + H2O → NaHZnO2 + H2↑(金属腐食反応)

亜鉛-水蒸気反応及び亜鉛の金属腐食反応のいずれにおいても，亜鉛 1mol より水素が 1mol発生するため，発生する水素ガス量は約 77kg（≒56.8+19.5），水素ガス体積（標準状態）は
約 850Nm3（≒631+217）となる。
・ドライウェル部：
56.8kg （=1,843,000g／65.4g/mol×2.016g/mol）
631Nm3（=1,843,000g／65.4g/mol×0.0224Nm3/mol）
・サプレッション・チェンバ・プール部：
19.5kg （=634,000g／65.4g/mol×2.016g/mol）
217Nm3（=634,000g／65.4g/mol×0.0224Nm3/mol）
2.2 アルミニウムの反応による水素の発生について
原子炉格納容器内の主なアルミニウムの使用箇所は，保温材の外装材や DWC のアルミフィンである。保守的にアルミニウムの全量が全て反応することを想定して，水素発生総量を概略評価した。
a.アルミニウム量の計算条件
・保温材に含まれるアルミニウムの体積：約 0.4m3
・アルミニウム密度：2.7g/cm3

・DWC に含まれるアルミニウムの質量 ：約 360kg
b.評価結果<アルミニウム量>
原子炉格納容器内に存在するアルミニウムの量は，約 1,440kg となる。
・保温材：約 1,080kg(=0.4m3×2,700kg/m3)
・DWC：約 360kg<水素発生量>
アルミニウムは，以下の化学反応によって水素を発生する。
・Al + NaOH + H2O →NaAlO2 + 3/2H2↑ （金属腐食反応）

アルミニウム 1mol より水素が 3/2mol 発生するため，以下の通り，発生する水素ガス量

添 3.1.2.5-2

は約 162kg，水素ガス体積(標準状態)は約 1,800Nm3 となる。
161.3kg （≒1,440,000g／27g/mol×2.016g/mol×3/2）
1792Nm3（≒1,440,000g／27g/mol×0.0224Nm3/mol×3/2）
なお，格納容器過圧・過温破損シナリオにて発生する水素ガス量は約 600kg であり，これと比較すると，原子炉格納容器内に存在する亜鉛及びアルミニウムにより発生する水素
ガス量の合計 239kg は 3 割程度の値である。
2.3 亜鉛及びアルミニウムによる水素発生による影響について(1)格納容器圧力への影響について
格納容器圧力への影響評価にあたり，全交流動力電源喪失シナリオを例として評価を実施する。表 1 に全交流動力電源喪失シナリオにおける格納容器ベント前における格納容器
気相部のモル分率を示す。
格納容器気相部のモル分率から考えると，格納容器ベント実施時（0.31MPa）には，窒素
約 0.024MPa，蒸気 約 0.285MPa を示す。亜鉛の反応により生じる水素 77kg 及びアルミニウ
ムの発生により発生する水素 162kg の合計 239kg を考慮した場合は，窒素 約 0.023MPa，蒸気 約 0.277MPa，水素 約 0.010MPa となる。これより，全交流動力電源喪失シナリオにおいて，格納容器圧力は窒素及び原子炉内で崩壊熱により発生し原子炉格納容器内に流入する蒸気の影響が大きいと考えられ，亜鉛及びアルミニウムの反応で発生する水素はほぼ影響を及ぼさない。
表 1：格納容器気相部のモル分率

モル
分率

水素の追加
発生を考慮
しない
水素の追加
発生を考慮
する

窒素

水蒸気

水素

約 0.08

約 0.920

約 0.074

約 0.9

約 0.033(2)水素燃焼への影響について
水素及び酸素の可燃限界は，水素濃度 4vol%以上かつ酸素濃度 5vol%以上である。BWR のドライウェル内は窒素ガスにより不活性化されており，本反応では酸素の発生はないことから，本反応単独での水素の燃焼は発生しないものと考える。

添 3.1.2.5-3

3．まとめ
原子炉格納容器内のグレーチングの亜鉛めっきに含まれる亜鉛が全て反応することを想定すると約 77kg の水素，
アルミニウムが全て反応することを想定すると約 162kg の水素（合計約 239kg の水素）が発生する可能性がある。しかし，BWR の事故時における格納容器圧力は，ほぼ窒素と崩壊熱により発生する蒸気の影響に左右されるため，亜鉛及びアルミニウムの反応により発生する水素は，格納容器圧力に対して有意な影響はないと考えられる。
また，水素燃焼の観点においても，BWR のドライウェル内は窒素ガスにより不活性化されており，本反応では酸素の発生はないことから有意な影響はないと考えられる。

添 3.1.2.5-4

添付資料 3.1.2.6
非凝縮性ガスの影響について
1．はじめに格納容器過圧・過温破損を防止するための対策の確認においては，MAAP コードを使用して「大破断 LOCA＋ECCS 注水機能喪失＋全交流動力電源喪失」を仮定したシナリオにて評価を実施している。MAAP コードの水素発生量に関する妥当性については，TMI 及び PHEBUS 試
験により確認しており，当該解析に MAAP コードを用いることは妥当である[1]。
ただし，MELCOR コードのように，流路閉鎖が発生しにくい（水素が発生しやすい）と仮定した場合においても，評価に有意な影響がないことを確認するため，感度解析を実施した。
2．解析条件・流体が閉鎖部分を通過できなくなるとするノードの空隙率（ポロシティ）：0.0（申請解析ではポロシティ：0.1 以下）
図 1 に示すように，炉心内でデブリの移行（リロケーション）が発生し，それが冷却材
流路に堆積して閉塞を起こした場合，MAAP 解析では流路閉塞を起こしたノードの空隙率（ポロシティ）が 0.1 以下になるとそのノードは完全に閉塞したものとみなされ，それ以降は流体が閉塞部分を通過することができなくなる。一方 MELCOR 解析の場合，流路閉塞を起こしたノードの空隙率の最小値は 0.05 に設定されており，完全閉塞は発生しない。
したがって，流路閉塞した場合，炉心で発生する非凝縮性ガスは MAAP の方が少なくなる傾向にある。このため，上記の条件にて，水素発生量を多めに見積もる感度解析を行うこととする。なお，ポロシティの設定以外については申請解析と同様とした。
3．解析結果図 2 から図 6 に評価結果を示す。図 2 より，申請解析での水-ジルコニウム反応による水素発生量が約 592kg に対して感度解析では約 670kg と水素発生量は約 12%増加しているが，図 3 に示すとおり格納容器圧力の制御は可能であり，保守的な条件として非凝縮性ガスが増加するような場合においても，当該操作に大きな影響はない。
[1] 重大事故等対策の有効性評価に係るシビアアクシデント解析コードについて（第 5 部
MAAP）
以上

添 3.1.2.6-1

図 1 炉心内流路閉塞モデルの概念図（「MAAP5.01 及び MELCOR2.1 を用いた軽水炉代表プラントの過酷事故解析」，
電力中央研究所，平成 26 年 6 月 抜粋）

添 3.1.2.6-2

1,000
900
800
MH2CR

水素発生量(ｋｇ)

700
600
500
400
300
200
100
0
0

24

48

72

96

事故後の時間(hr)

120

144

168

JOB No.MA404K-7AE--AF86002

大破断 LOCA（申請解析：空隙率 0.1 以下で完全閉塞）
1000
900
800
MH2CR

水素発生量(ｋｇ)

700
600
500
400
300
200
100
0
0

24

48

72

96

事故後の時間(hr)120

大破断 LOCA（感度解析：空隙率 0.0 で完全閉塞）
図 2 水素発生量比較

添 3.1.2.6-3

144

JOB No.MA404K-7AE--KF8G002

168

0.8

格納容器圧力（MPa[gage]）
格納容器内圧力(ＭＰａ[gage])

ドライウェルPRB(2)

サプレッション・チェンバ
0.6

PRB(4)

0.4

0.2

0.0
0

24

48

72

96

事故後の時間(hr)

120

144

168

JOB No.MA404K-7AE--AF86002

大破断 LOCA（申請解析：空隙率 0.1 以下で完全閉塞）
0.8

ドライウェルPRB(2)

サプレッション・チェンバ

格納容器圧力(ＭＰａ[gage])
格納容器圧力（MPa[gage]）

0.6

PRB(4)

0.4

0.2

0.0
0

24

48

72

96

事故後の時間(hr)120

JOB No.MA404K-7AE--KF8G002

大破断 LOCA（感度解析：空隙率 0.0 で完全閉塞）
図 3 格納容器圧力の比較

添 3.1.2.6-4

144

168

300

ドライウェル TGRB(2)サプレッション・チェンバ
格納容器温度（℃）
格納容器内温度(℃)

TGRB(4)

200

100

0
0

24

48

72

96

事故後の時間(hr)

120

144

168

JOB No.MA404K-7AE--AF86002

大破断 LOCA（申請解析：空隙率 0.1 以下で完全閉塞）
300

格納容器温度（℃）
温度(℃)

ドライウェル TGRB(2)サプレッション・チェンバ
TGRB(4)

200

100

0
0

24

48

72

96

事故後の時間(hr)120

大破断 LOCA（感度解析：空隙率 0.0 で完全閉塞）
図 4 格納容器温度の比較

添 3.1.2.6-5

144

JOB No.MA404K-7AE--KF8G002

168

1.0
0.9

D/W モル分率（‐）
D/Wモル分率(－)

0.8
0.7

NFSTRB(2)

水蒸気

0.6

水素

NFH2RB(2)0.5

窒素

NFN2RB(2)LOCA に伴い炉心から生じる水蒸気によりドライウェル内の気体がサプレッション・チェンバに押し込まれる

0.4
0.3
0.2
0.1
0.0
0

24

48

72

96

事故後の時間(hr)

120

144

168

JOB No.MA404K-7AE--AF86002

大破断 LOCA（申請解析：空隙率 0.1 以下で完全閉塞）
1.0
0.9

D/W モル分率（‐）
DWモル分率(－)

0.8
0.7

NFSTRB(2)0.6

NFH2RB(2)

水蒸気
水素

0.5

窒素

NFN2RB(2)LOCA に伴い炉心から生じる水蒸気によりドライウェル内の気体がサプレッション・チェンバに押し込まれる

0.4
0.3
0.2
0.1
0.0
0

24

48

72

96

事故後の時間(hr)120

大破断 LOCA（感度解析：空隙率 0.0 で完全閉塞）
図 5 ドライウェル気相濃度の比較

添 3.1.2.6-6

144

JOB No.MA404K-7AE--KF8G002

168

1.0
0.9

W/W気相モル分率(－)
W/W モル分率（‐）

0.8
0.7
0.6

NFSTRB(4)

水蒸気

0.5

水素

NFH2RB(4)0.4

窒素

NFN2RB(4)

0.3
0.2
0.1
0.0
0

24

48

72

96

事故後の時間(hr)

120

144

168

JOB No.MA404K-7AE--AF86002

大破断 LOCA（申請解析：空隙率 0.1 以下で完全閉塞）
1.0
0.9

WWモル分率(－)

W/W モル分率（‐）

0.8
0.7
NFSTRB(4)

水蒸気

0.6

水素

NFH2RB(4)0.5

窒素

NFN2RB(4)

0.4
0.3
0.2
0.1
0.0
0

24

48

72

96

事故後の時間(hr)120

JOB No.MA404K-7AE--KF8G002

大破断 LOCA（感度解析：空隙率 0.0 で完全閉塞）
図 6 ウェットウェル気相濃度の比較

添 3.1.2.6-7

144

168

添付資料 3.1.2.7
原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えい量について
本格納容器破損モードの重大事故等対策の有効性評価では，厳しい事象を想定した場合
でも，原子炉格納容器が破損することなく安定状態に至る結果が得られている。この評価結果に照らして原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えい量を考える。
原子炉建屋内の換気空調系によって原子炉建屋を負圧にする場合，原子炉建屋内の放射性物質は換気空調系を経由して大気中に放出されるが，原子炉建屋から大気中への漏えいを能動的に防止することができる。一方，原子炉建屋内の換気空調系を停止する場合は，原
子炉建屋からの漏えいを能動的に防止する効果は無くなるが，換気空調系を経由した放出が無くなる。本格納容器破損モードの重大事故等対策の有効性評価では後者，すなわち，原子炉建屋の換気空調系を停止する状況を想定している。
本格納容器破損モードの重大事故等対策の有効性評価では原子炉格納容器は健全であると評価していることから，原子炉格納容器から漏えいした水蒸気は原子炉建屋内で凝縮され原子炉建屋空間部が加圧されることはないと考えられる。また，原子炉建屋内の換気空調
系は停止しているため，原子炉建屋内空間部と外気との圧力差が生じにくく，原子炉建屋内
外での空気のやりとりは殆どないものと考えられる。さらに，原子炉格納容器内から原子炉建屋に漏えいした粒子状放射性物質は，原子炉建屋内での重力沈降や水蒸気の凝縮に伴い，原子炉建屋内に沈着するものと考えられる。
これらのことから，原子炉格納容器の健全性が維持されており，原子炉建屋の換気空調系が停止している場合は，原子炉格納容器から原子炉建屋内に漏えいした放射性物質は，原子炉建屋内で時間減衰し，また，原子炉建屋内で除去されるため，大気中へは殆ど放出されないものと考えられる。
以下では，上述の状況に係わらず，保守的に原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えいを仮定した場合の放出量を示す。
1.評価条件(1) 本格納容器破損モードの評価事故シーケンスである「大破断 LOCA＋ECCS 注水機能喪失＋全交流動力電源喪失」に対し，代替循環冷却によって原子炉格納容器除熱を実施する
場合について評価する。
(2) 格納容器からの漏えい量は，MAAP 解析上で格納容器圧力に応じて漏えい率が変化するものとし，開口面積は以下のように設定する。なお，エアロゾル粒子は格納容器外に放出される前に貫通部内で大部分が捕集されることが実験的に確認されていることから，本評価に当たっては，格納容器の漏えい孔におけるエアロゾルの捕集の効果（DF450）を考慮した。
・1Pd 以下 ：0.9Pd で 0.4%/日 相当
・1～2Pd ：2.0Pd で 1.3%/日 相当(3) 原子炉建屋から大気中に漏えいする放射性物質を保守的に見積もるため，原子炉建屋の換気空調系停止時の原子炉建屋から大気中への漏えい率を 10%/日（一定）とした。（詳細は「3.補足事項」参照）

添 3.1.2.7-1

(4) 原子炉建屋内での放射能量の時間減衰は考慮せず，また，原子炉建屋内での粒子状物質の除去効果は保守的に考慮しない。
2.評価結果
原子炉建屋から大気中への放射性物質（Cs-137）の漏えい量は約 0.016TBq（7 日間）となる。
格納容器が健全であるため，格納容器から原子炉建屋への漏えい量は制限され，更に原子炉建屋から大気中への漏えいにおいても一定の漏えい率に制限されるため，放射性物質の漏えい量は抑制される。
この評価結果は「3.1.3 代替循環冷却を使用しない場合」に示すドライウェルのラインを経由した場合の放出量約 2.0TBq（7 日間）に比べて十分に小さい。

添 3.1.2.7-2

3.補足事項
原子炉建屋から大気中への漏えい率は，建屋周辺の風速によって原子炉建屋内と建屋外に差圧が生じ，放射性物質を含む原子炉建屋内の気体が建屋外へ漏えいすると仮定して評価する。
(1)式に建屋周辺の風速と建屋差圧(風荷重)の関係を示す。
ΔP = -C×ρ×v2/2 ・・・（1）
ΔP
C
ρ
v

: 風荷重 （kg/m2）: 風力係数 （-0.4）: 空気密度 （0.125kgs2/m4：大気圧 101kPa，大気温度 15℃）
: 風速 （3.1m/s）（敷地内で観測した 1985 年 10 月～1986 年 9 月の地上高 10m 風速観測結果から，平均風速である 3.1m/s を選定）
出典：建築学便覧Ⅱ 構造

次に，差圧と原子炉建屋の漏えい率の相関式を（2）式に示す。
f ∝ √ΔP ・・・（2）f
ΔP: 原子炉建屋の漏えい率 （回/日）: 差圧 （mmH2O）
なお，1mmH2O=1kg/m2

原子炉建屋は，建屋負圧 6.4mmH2O で漏えい率が 0.5 回/日以下になるように設計されているため，実風速による建屋差圧と漏えい率の関係は（3）式のようになる。
f1 = f0×√（ΔP1/ΔP0） ・・・（3）
f1
f0
ΔP1
ΔP0

: 実風速時の漏えい率（回/日）: 原子炉建屋の設計漏えい率（0.5 回/日）
: 実風速時の建屋差圧（0.3mmH2O）: 原子炉建屋の設計建屋差圧（6.4mmH2O）

以上より，建屋周辺の風速によって生じる原子炉建屋からの漏えい率は 10%/日(0.1 回/日)となる。
以上

添 3.1.2.7-3

添付資料 3.1.2.8
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損（代替循環冷却を使用する場合）））
表 1 解析コードにおける重要現象の不確かさが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（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損（代替循環冷却を使用する場合）））（1/2）
【MAAP】
分類

重要現象
崩壊熱

解析モデル

炉心

燃料被覆管酸化

評価項目となるパラメータに与える影響「解析条件を最確条件とした場合の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」にて確認。

入力値に含まれる。

「解析条件を最確条件とした場合の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」にて確認。

炉心モデル（炉心熱水力モデル）
溶融炉心の挙動モデル（炉心ヒートアップ）

TMI 事故解析における炉心ヒートアップ時の水素発生，炉心領域での溶融進展状態について，TMI 事故分析結果と良く一致することを確認した。
CORA 実験解析における，燃料被覆管，制御棒及びチャンネルボックスの温度変化について，測定データと良く一致することを確認した。
炉心ヒートアップ速度の増加（被覆管酸化の促進）を想定し，仮想的な厳しい振り幅ではあるが，ジルコニウム-水反応速度の係数を 2 倍とした感度解析により影響を確認した。
・TQUV，大破断 LOCA シーケンスともに炉
心溶融の開始時刻への影響は小さい
・下部プレナムへのリロケーション開始時
刻は，ほぼ変化しない

炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現性及び CORA 実験についての再現性が確認されている。炉心ヒートアップの感度解析（ヒートアップ時の燃料被覆管表
面積感度解析）では，炉心溶融時間に対する感度は小さいことが確認されている。原子炉注 炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現性及び水操作については，非常用炉心冷却系による炉心への注水機能が喪失したと判断した場合， CORA 実験についての再現性が確認されている。炉心ヒートアップの速やかに低圧代替注水系（常設）による炉心注水（電源の確保含む）を行う手順となってお 感度解析（ヒートアップ時の燃料被覆管表面積感度解析）では，格納り，燃料被覆管温度等のパラメータを操作開始の起点としている操作ではないことから， 容器内温度及び圧力挙動への影響は小さいことが確認されており，
運転員等操作時間に与える影響はない。また，格納容器スプレイ操作については，炉心ヒー 評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
トアップの感度解析では，格納容器内温度及び圧力挙動への影響は小さいことが確認されていることから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

炉心モデル（炉心水位計算モデル）

TQUX シーケンス及び中小破断 LOCA シーケ
ンスに対して，MAAP コードと SAFER コードの比較を行い，以下の傾向を確認した。
・MAAP コードでは SAFER コードで考慮している CCFL を取り扱っていないこと等から，水位変化に差異が生じたものの水位低下幅は MAAP コードの方が保守的であり，その後の注水操作による有効燃料棒
頂部までの水位回復時刻は両コードで同等である

炉心モデル（炉心水位計算モデル）は原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である SAFER コードとの比較により，急速減圧後の水位上昇及び蒸気流出の継続による水位低下について，一時的に低いより水位に到達すること，その後の注水操作による
有効燃料棒頂部までの水位回復時刻は SAFER コードと同等であることが確認されている。
原子炉注水操作については，非常用炉心冷却系による炉心への注水機能が喪失したと判断した場合，速やかに低圧代替注水系（常設）による炉心注水（電源の確保含む）を行う手順となっており，原子炉水位を操作開始の起点としている操作ではないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

炉心モデル（炉心水位計算モデル）では，原子炉水位挙動について原
子炉圧力容器内のモデルが精緻である SAFER コードとの比較により，急速減圧後の水位上昇及び蒸気流出の継続による水位低下について，一時的に低いより水位に到達することが確認されているが，長期的な挙動は崩壊熱の影響が支配的となるため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

安全系モデル（非常用炉心冷却系）
安全系モデル（代替注水設備）

入力値に含まれる。

「解析条件を最確条件とした場合の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」にて確認。

「解析条件を最確条件とした場合の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」にて確認。

燃料被覆管変形

沸騰・ボイド率変化

気液分離（水位変化）・対向流

原子炉圧力容器

ＥＣＣＳ注水（給水系・代替
注水設備含む）

運転員等操作時間に与える影響

炉心モデル（原
子炉出力及び崩壊熱）

燃料棒内温度変化

燃料棒表面熱
伝達不確かさ

添 3.1.2.8-1

表 1 解析コードにおける重要現象の不確かさが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（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損（代替循環冷却を使用する場合）））（2/2）
【MAAP】
分類

重要現象

解析モデル

不確かさ

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

格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）

HDR 実験解析では，格納容器圧力及び温度について，温度成層化を含めて傾向を良く再現できることを確認した。格納容器
雰囲気温度を十数℃程度高めに，格納容器圧力を１割程度高めに評価する傾向が確認されたが，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの種の不確かさは小さくなるものと考えられる。また，非凝縮性ガス濃度の挙動について，解析結果が測定データと良く一致す
ることを確認した。
格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，CSTF 実験解析では，格納容器温度及び非凝縮性ガス濃度の挙動について，解析結果が測定データと良く一致することを確認した。

HDR 実験解析では区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃程度，格納容器圧力を１割程度高めに評価する傾向が確認されているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認された不確かさは小さくなるものと推定される。しかし，全体としては格納容器圧
力及び温度の傾向を適切に再現できているため，格納容器圧力及び温度を操作開始の起点としている代替格納容器スプレイに係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。
また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，CSTF 実験解析により格納容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認しており，その差異は小さいため，格納容器圧力及び温度を操作開始の起点としている代替格納容器スプレイに係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。

HDR 実験解析では区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃程度，格納容器圧力を１割程度高めに評価する傾向が確認されているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認された不確かさは小さくなるものと推定される。しかし，全体としては格納容器圧力及び温度の傾向を適切に再現できているため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，CSTF 実験解析により格納容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認しているため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

スプレイ冷却

安全系モデル（格納容器スプレイ）
安全系モデル（代替注
水設備）

入力値に含まれる。
スプレイの水滴温度は短時間で雰囲気温度と平衡に至ることから伝熱モデルの不確かさはない。

「解析条件を最確条件とした場合の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」にて確認。

「解析条件を最確条件とした場合の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」にて確認。

サプレッショ
ン・プール冷却

安全系モデル（非常用炉心冷却系）

入力値に含まれる。

「解析条件を最確条件とした場合の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」にて確認。

「解析条件を最確条件とした場合の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」にて確認。

核分裂生成物（FP）挙動モデル

PHEBUS-FP 実験解析により，FP 放出の開始
時間を良く再現できているものの，燃料被覆管温度を高めに評価することにより，急激な FP 放出を示す結果となった。
ただし，この原因は実験における小規模な炉心体系の模擬によるものであり，実機の大規模な体系においてこの種の不確
かさは小さくなると考えられる。

大破断 LOCA 時における運転員の操作は，非常用炉心冷却系による炉心への注水機能が喪失したと判断した場合，事象進展が極めて早い（水位低下）大破断 LOCA であっ
代替循環冷却を用いることにより，格納容器ベントを回避できるたても，速やかに代替注水系による炉心注水（電源の確保含む）を行うこととしておめ，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
り，炉心損傷後の圧力容器内 FP のパラメータを起点とした操作ではないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

ABCOVE 実験解析により，格納容器内のエアロゾル沈着挙動を適正に評価できることを確認した。

炉心損傷後の格納容器内 FP のパラメータを起点とした操作はないことから，運転員
等操作時間に与える影響はない。
FP 挙動の差異により格納容器内温度及び圧力挙動に影響を与えるが，温度及び圧力は崩壊熱による水蒸気発生が支配的な要因であり影響は極めて小さい。さらに，格
納容器圧力及び温度を起点とする操作として，代替格納容器スプレイ，格納容器圧
力逃がし装置の操作があるが，事象発生から約 2 時間後以降の操作であり，多少の挙動の変化が運転員等操作時間に影響を与えることはない。

格納容器各領域間の流動構造材との熱伝達及び内部
熱伝導原子炉格納容器

気液界面の熱伝達

原子炉圧力容器（炉心損傷後）原子炉圧力容器内 FP 挙動

原子炉格納容器（炉心損傷後）原子炉格納容器内 FP 挙動

核分裂生成物（FP）挙動モデル

添 3.1.2.8-2

代替循環冷却を用いることにより，格納容器ベントを回避できるため，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

表2

初期条件

解析条件を最確条件とした場合の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（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損（代替循環冷却を使用する場合）））（1/3）
解析条件（初期条件，事故条件）の不確かさ
項目
条件設定の考え方
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
解析条件
最確条件
原子炉熱出力のゆらぎを考慮し 最確条件とした場合には原子炉停止後の崩壊熱が緩和される。最確 最確条件とした場合には原子炉停止後の崩壊熱が緩和される。最確条
3,924MWt 以下
原子炉熱出力3,926MWt
た運転管理目標値を参考に最確 条件とした場合の運転員等操作時間への影響は，原子炉停止後の崩 件とした場合の評価項目となるパラメータに与える影響は，原子炉停（実績値）
条件を包絡できる条件を設定。
壊熱にて説明する。
止後の崩壊熱にて説明する。
最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与 最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え
約 7.05～7.12MPa[gage]
原子炉圧力7.07MPa[gage]
定格原子炉圧力として設定。
えうるが，大破断 LOCA に伴い原子炉は急速に減圧されるため事象進 うるが，大破断 LOCA に伴い原子炉は急速に減圧されるため事象進展に（実測値）
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。
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。
最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与 最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え
通常運転水位えうるが，ゆらぎの幅は事象発生後の水位低下量に対して非常に小 うるが，ゆらぎの幅は事象発生後の水位低下量に対して非常に小さい。
通常運転水位（セパレータスカート
通常運転時の原子炉水位として さい。例えば，大破断 LOCA 発生後の原子炉水位の低下量は約 20 分 例えば，大破断 LOCA 発生後の原子炉水位の低下量は約 20 分で通常運
原子炉水位（セパレータスカー 下 端 か ら 約 +118cm ～ 約設定。
で通常運転水位約－4m であるのに対してゆらぎによる水位低下量は 転水位約－4m であるのに対してゆらぎによる水位低下量は約－10mm
ト下端から+119cm）+120cm）
約－10mm であり非常に小さい。従って，事象進展に与える影響は小 であり非常に小さい。従って，事象進展に与える影響は小さく，評価（実測値）
さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
項目となるパラメータに与える影響は小さい 。
定 格 流 量 の 約 91 ～ 約
炉心の反応度補償のため初期値は変化するが，事象発生後早期に原 炉心の反応度補償のため初期値は変化するが，事象発生後早期に原子52,200t/h
炉心流量
110%
定格流量として設定。
子炉はスクラムするため，初期炉心流量が事象進展に与える影響は 炉はスクラムするため，初期炉心流量が事象進展に与える影響は小さ（定格流量（100%））（実測値）
小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
く，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
9×9 燃料（A 型）と 9×9 燃料（B型）は，熱水的な特性はほぼ同等 最確条件とした場合には，9×9 燃料の A 型又は B 型の炉心となるか， 最確条件とした場合には，9×9 燃料の A 型又は B 型の炉心となるか，であり，燃料棒最大線出力密度 それらの混在炉心となるが，両型式の燃料の熱水力特性はほぼ同等 それらの混在炉心となるが，何れの型式も燃料の熱水力特性はほぼ同
燃料
9×9 燃料（A 型）
装荷炉心ごとの 保 守 性 に 包 含 さ れ る こ と か であり，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 等であり，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
ら，代表的に 9×9 燃料（A 型） に与える影響は小さい。
パラメータに与える影響は小さい。
を設定。
最確条件は解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，サイクル末期の燃焼度のばらつ
最確条件は解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，原ANSI/ANS-5.1-1979
原子炉冷却材の放出も少なくなることから，格納容器圧力及び温度
原子炉停止後の崩 ANSI/ANS-5.1-1979
きを考慮し，10％の保守性を確
子炉冷却材の放出も少なくなることから，格納容器圧力及び温度上昇
平均的燃焼度約 30GWd/t
上昇が遅くなるが，操作手順（原子炉水位が破断口高さ到達後に低圧
壊熱
燃焼度 33GWd/t
保することで，最確条件を包絡が遅くなるため，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくな（実績値）
代替注水系（常設）から代替格納容器スプレイへ切替えること）に変できる条件を設定。
る。
わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
ドライウェル内体積の設計値
格納容器容積（ド7,350m3
解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響 解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響は
7,350m3（全体積から内部機器及び構造
ライウェル）（設計値）
はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。
なく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
物の体積を除いた値）を設定。
最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与 最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え空間部：
えうるが，ゆらぎによる格納容器容積（ウェットウェル）の液相部（空 うるが，ゆらぎによる格納容器容積（ウェットウェル）の液相部（空3約5,980～約5,945mウェットウェル内体積の設計値
間部）の変化分は通常時に対して非常に小さい。例えば，通常時の液 間部）の変化分は通常時に対して非常に小さい。例えば，通常時の液格納容器容積（ウ 空間部：5,960m3
液相部：（内部機器及び構造物の体積を相部の熱容量は約 3,600m3 相当分であるのに対して，ゆらぎによる容 相部の熱容量は約 3,600m3 相当分であるのに対して，ゆらぎによる容ェットウェル）
液相部：3,580m3
約 3,560～約 3,595m3
除いた値）を設定。
積減少分の熱容量は約 20m3 相当分であり，その減少割合は通常時の 積減少分の熱容量は約 20m3 相当分であり，その減少割合は通常時の約（実測値）
約 0.6%程度と非常に小さい。したがって，事象進展に与える影響は 0.6%程度と非常に小さい。したがって，事象進展に与える影響は小さ
小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
く，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

サプレッション・
チェンバ・プール水位

サプレッション・
チェンバ・プール
水温7.05m（NWL）

約 7.01m～約 7.08m（実測値）

通常運転時のサプレッション・
チェンバ・プール水位として設定。

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与 最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与ええうるが，ゆらぎによるサプレッション・チェンバ・プール水位低下 うるが，ゆらぎによるサプレッション・チェンバ・プール水位低下分
分の熱容量は通常水位時に対して非常に小さい。例えば，通常水位時 の熱容量は通常水位時に対して非常に小さい。例えば，通常水位時（7.05m）の熱容量は約 3600m3 相当分であるのに対して，ゆらぎによ （7.05m）の熱容量は約 3600m3 相当分であるのに対して，ゆらぎによる水位低下分（通常水位-0.04m 分）の熱容量は約 20m3 相当分であり， る水位低下分（通常水位-0.04m 分）の熱容量は約 20m3 相当分であり，その低下割合は通常水位時の約 0.6%程度と非常に小さい。従って， その低下割合は通常水位時の約 0.6%程度と非常に小さい。従って，事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小 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
さい。
響は小さい。

35℃

約 30℃～35℃（実測値）

通常運転時のサプレッション・
チェンバ・プール水温の上限値を，最確条件を包絡できる条件として設定。

最確条件は解析条件で設定している水温よりも低くなるため，格納 最確条件は解析条件で設定している水温よりも低くなるため，格納容
容器圧力上昇が遅くなり，格納容器スプレイの操作の開始が遅くな 器の熱容量は大きくなり，格納容器内温度の上昇は遅くなるが，そのるが，その影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。 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。

添 3.1.2.8-3

表2項目

解析条件を最確条件とした場合の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（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損（代替循環冷却を使用する場合）））（2/3）
解析条件（初期条件，事故条件）の不確かさ
解析条件
最確条件

条件設定の考え方

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

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうる
が，ゆらぎによる格納容器圧力の上昇に与える影響は小さい。例えば，事象発生から格納容器圧力が初期ピーク値に達するまでの圧力上昇率（平均）は 1 時間あたり約 50kPa（約 10.3 時間で約 0.56MPa）であるのに対して，
ゆらぎによる圧力上昇量は約 2kPa であり非常に小さい。従って，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。

5.2kPa[gage]

約 3kPa[gage]～約 7kPa[gage]（実測値）

通常運転時の格納容器圧力として設定。

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，ゆらぎによる格納容器圧力の上昇に与える影響は小さい。例えば，事象発生から格納容器圧力が初期ピーク値に達するまでの圧力上昇率（平均）は 1 時間
あたり約 50kPa（約 10.3 時間で約 0.56MPa）であるのに対して，ゆらぎによる圧力上昇量は約 2kPa であり非常に小さい。従って，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。

格納容器温度57℃

約 30℃～約 60℃（実測値）

通常運転時の格納容器温度として設定。

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，格納容器温度は格納容器スプレイにより飽和温度となることから，初期温度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。

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，格納容器温度は格納容器スプレイにより飽和温度となることから，初期温度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。

真空破壊装置3.43kPa（ドライウェル－サプレ
ッション・チェンバ間差圧）

3.43kPa（ドライウェル－サプレ
ッション・チェンバ間差
圧）
（設計値）

真空破壊装置の設定値。

解析条件と最確条件は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。

解析条件と最確条件は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。
最確条件は解析条件で設定している水温よりも低くなる可能性があり，炉心の再冠水までの挙動に影響する可能性はあるが，この顕熱分の影響は小さく，燃料被覆管温度の上昇に与える影響は小さい
また，格納容器圧力上昇に対する格納容器スプレイによる圧力抑制効果は大きくなり，格納容器の圧力上昇は遅くなるが，評価項目となるパラメー
タに与える影響は小さい。

格納容器圧力初期条件

外部水源の温度

外部水源の容量

燃料の容量

50℃（事象開始 12 時間以
降は 45℃，
事象開始 24 時
間以降は 40℃）

約 30℃～約 50℃（実測値）

復水移送ポンプ吐出温度を参考に最確条件を包絡できる条件を設定。

最確条件は解析条件で設定している水温よりも低くなる可能性があり，格納容器圧力上昇に対する格納容器スプレイ
による圧力抑制効果は大きくなり，間欠スプレイの間隔に影響する。しかし本解析ではスプレイ間隔は炉心冠水操作に依存していることから運転員等操作時間に与える影響は小さい。

約 21,400m3

21,400m3 以上（淡水貯水池水量+復水
貯蔵槽水量）

淡水貯水池及び通常運転中の復水貯蔵槽の水量を参考に，最確条件を包絡できる条件を設定。

最確条件とした場合には，解析条件よりも水源容量の余裕は大きくなる。また，事象発生 12 時間後からの可搬型代替
注水ポンプによる補給により復水貯蔵槽は枯渇しないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

－

約 2,240kL

2,240kL 以上（軽油タンク容量+ガスタービン発電機用燃料タ
ンク容量）

通常時の軽油タンク及びガスタービン発電機用燃料タンクの運用値を参考に，最確条件を包絡できる条件を設定。

最確条件とした場合には，解析条件よりも燃料容量の余裕は大きくなる。また，事象発生直後から最大負荷運転を想定しても燃料は枯渇しないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

－

添 3.1.2.8-4

表2
項目

起因事象

事故条件

安全機能の喪失に対する仮定

解析条件を最確条件とした場合の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（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損（代替循環冷却を使用する場合）））（3/3）
解析条件（初期条件，事故条件）の不確かさ
解析条件
最確条件

大破断 LOCA（残留熱除去系の吸込配管の破断）

全交流動力電源喪失
高圧注水機能及び低圧注水
機能喪失

条件設定の考え方

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－

原子炉圧力容器内の保有水量が厳しい箇所として設定。

－

－

－

全ての非常用ディーゼル発電機の機能喪失を想定し，設定
高圧注水機能として原子炉隔離時
冷却系及び高圧炉心注水系の機能喪失を，低圧注水機能として低圧注水系の機能喪失を設定。

－

－

－

過圧及び過温への対策の有効性を総合的に判断する観点から，プラント損傷状態である LOCA に全交流
動 力 電 源 喪失 を 重 畳す る こと から，外部電源が喪失するものとして設定。

仮に，外部電源がある場合は，注水開始時間が早くなり，格納
容器圧力・温度の挙動は低く推移することから，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。

仮に，外部電源がある場合は，注水開始時間が早くなり，格納
容器圧力・温度の挙動は低く推移することから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

機器条件

外部電源

外部電源なし水素の発生

ジルコニウム－水反応を考慮

ジルコニウム－水反応を考慮

水の放射線分解等による水素発生については，格納容器圧力及び温度に対する影響が軽微であることから考慮していない。

解析条件と最確条件は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。

解析条件と最確条件は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。

原子炉スクラム信号

事象発生と同時に原子炉ス
クラム

事象発生と同時に原子炉ス
クラム

事象発生と同時に原子炉スクラムするものとして設定。

解析条件と最確条件は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。

解析条件と最確条件は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。

低圧代替注水系（常設）

最大 300m3/h で注水，その後は炉心を冠水維持可能な注水量に制御

最大 300m3/h で注水，その後は炉心を冠水維持可能な
注水量に制御設計値に注入配管の流路圧損を考慮した値として設定。

実際の注水量が解析より多い場合（注水特性(設計値)の保守性），原子炉水位の回復は早くなる可能性がある。冠水後の操作として冠水維持可能な注水量に制御するが，注水後の流量調整操作であるため,運転員等操作時間に与える影響は小さい。

実際の注水量が解析より多い場合（注水特性(設計値)の保守性），原子炉水位の回復は早くなる可能性があるが，格納容器
圧力及び温度上昇に有意な影響を与えないことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

スプレイ流量は運転員による調整が行われ，その増減により圧力抑制効果に影響を受けるが，操作手順に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

スプレイ流量は運転員による調整が行われ，その増減により圧力抑制効果に影響を受けるものの，格納容器内に蓄積される崩壊熱量に変わりは無いため，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

代替格納容器
スプレイ冷却系

140m3/h でスプレイ

140m3/h 以上でスプレイ

格納容器雰囲気温度及び圧力抑制に必要なスプレイ流量を考慮し，設定。

可搬代替注水ポンプ

90m3/h で注水

90m3/h で注水

可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)による注水を想定。
設備の設計を踏まえて設定。

実際の注水量が解析より多い場合，原子炉水位の回復は早くなるが，操作手順に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

実際の注水量が解析より多い場合，原子炉水位の回復は早くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

代替循環冷却

循環流量は，全体で約190m3/hとし，原子炉へ約90m3/h，格納容器スプレイ
へ約100m3/hにて流量分配

循環流量は，全体で約190m3/hとし，原子炉へ約90m3/h，格納容器スプレイ
へ約100m3/hにて流量分配

代 替 循 環 冷却 の 設 計値 と して 設定。

実際の注水量が解析より多い場合，原子炉水位の回復は早くな
り，格納容器の圧力抑制効果は大きくなるが, 操作手順に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

実際の注水量が解析より多い場合，原子炉水位の回復は早くな
り，格納容器の圧力抑制効果は大きくなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

添 3.1.2.8-5

項目

操作条件

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

表 3 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（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））（代替循環冷却を使用する場合）（1/5）
解析条件（操作条件）の
評価項目と
不確かさ
運転員等操作時間に与えるなるパラメ
解析上の操作開始時間
操作の不確かさ要因
操作時間余裕影響ータに与え
解析上の操 条件設定の
る影響
作開始時間
考え方
【認知】
中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の非常用高圧系統の電源回復ができない場合，早期の電源回復不可と判断し，これにより常設代替交流電源設備及び低圧代替注水系（常設）の準備を開始する手順としている。この認知に係る時間として 10 分間を想定しているため，認知遅れ等により操作開始時間に与える影響はなし。
【要員配置】
常設代替交流電源設備からの受電操作のために，中央制御室にて常設代替交流電源設備からの受電準備を行う運転員と，現場にて常設代替交流電源設備からの受電準備を行う運転員(現場)と，常設代替交流電源設備の起動操作等を行う運転員(現場)が配置されている。常設代替交流電源設備からの受電準備を行う運転員及び運転員(現場)は，常設
代替交流電源設備からの受電準備のための負荷切り離し操作を行っている期間，他の操作を担っていない。このため，要員配置が操作開始時間に与える影響はなし。また，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作については，
中央制御室での操作のみであり，運転員は中央制御室に常駐していることから，操作開始時間に与える影響はなし。
【移動】
常設代替交流電源設備からの受電準備を行う運転員(現場)は，中央制御室から操作現場である原子炉建屋地下 1 階まで通常 5 分間程度で移動可能であるが，移動時間としては余裕を含めて 10 分間を想定している。常設代替交流電源設備の起動操作等を行う運転員(現場)は，屋外に移動するが，移動時間としては徒歩の所要時間に余裕を加味し 10 常設代替交流電源設備から事象発生から分間を想定している。このため，移動が操作開始時間に与える影響はない。また，低圧代替注水系（常設）による原 の受電操作について実態の90 分後（操作開子炉注水操作については中央制御室内での操作のみであり，操作開始時間に与える影響はなし。
運転操作は，認知に 10 分
始時間の 20 分【操作所要時間】
間，移動に 10 分間，操作所程度の遅れ）ま常設代替交流電源設備の起動操作等を行う運転員(現場)，常設代替交流電源設備からの受電準備を行う運転員及び 要時間に 50 分間の合計 70
実 態 の 操 作 でに常設代替
運転員(現場)の操作内容及び操作所要時間は以下のとおり。これらの作業は並行して行うため，操作所要時間は最長 分間であり，解析上の受電
開 始 時 間 は 交流電源設備
で 50 分間となる。
完了時間とほぼ同等であ解 析 上 の 設 からの受電操
全交流動力 ［起動操作等を行う運転員(現場)：操作所要時間；合計 40 分間］
り，操作開始時間に与える
定 と ほ ぼ 同 作を行い低圧
電源喪失時
常設代替交流電源設備の起動前の油漏れ，配電盤等の健全性確認の所要時間に 10 分間を想定
影響は小さい。
事象発生
等 で あ る こ 代替注水系（常の訓練実績
燃料バルブの開操作，給・排気扉開操作等の常設代替交流電源設備の起動準備の所要時間に 10 分間を想定
低圧代替注水系（常設）によ
70 分後とから，評価 設）による原子を踏まえて常設代替交流電源設備の起動，起動後の運転確認及び常設代替交流電源設備側の遮断器操作の所要時間に 20 分 る原子炉注水操作について
項 目 と な る 炉注水が開始
設定
間を想定
は，常設代替交流電源設備
パ ラ メ ー タ できれば，評価［受電準備を行う運転員(現場)：操作所要時間；合計 50 分間］
からの受電操作と同時に実に 与 え る 影 項目を満足す
常設代替交流電源設備からの受電前準備として，負荷抑制のための切り離し操作を行う。操作対象が 20 個程度 施するため，受電操作の影
響は小さい。 る結果となり，であり，1 個あたりの操作時間に移動時間含めて 2 分間程度を想定し，操作の所要時間は 40 分間を想定
響を受けるが，実態の操作時間余裕があ常設代替交流電源設備の起動及び緊急用交流高圧母線の遮断器の投入後の非常用交流高圧電源母線の受電操作 時間は，解析上の操作開始
る。
の所要時間に 10 分間を想定
時間とほぼ同等であり，操（ 添 付 資 料
［運転員（中央制御室）：操作所要時間；合計 35 分間］
作開始時間に与える影響は
3.1.2.9）
常設代替交流電源設備からの受電前準備として，負荷抑制のための切り離し及び操作スイッチの引き保持等の 小さい。
所要時間に 20 分間を想定
非常用交流高圧電源母線の受電操作後に，中央制御室での受電確認及び低圧代替注水系（常設）の注水準備操
作の所要時間に 15 分間を想定
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水準備の操作は，復水補給水系の隔離弁（1 弁）の閉操作による系統構成，
低圧代替注水系（常設）の追加起動であり，何れも中央制御室における制御盤の操作スイッチによる操作のため，1操作に 1 分間を想定し，合計 2 分間であり，それに余裕時間を含めて操作時間 5 分を想定。
【他の並列操作有無】
常設代替交流電源設備の起動操作等を行う運転員と受電準備を行う運転員の並列操作はあるが，それを加味して操作の所要時間を算定しているため，操作開始時間に与える影響はない。また，低圧代替注水系（常設）による原子炉
注水操作は，常設代替交流電源設備からの受電操作における非常用母線への受電操作と同時に実施する。
【操作の確実さ】
現場操作は，操作の信頼性の向上や要員の安全のため 2 人 1 組で実施することとしており，誤操作は起こりにくく，誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。また，中央制御室内の制御盤操作は，操作スイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起こりにくく，そのため誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。

添 3.1.2.8-6

訓練実績等

常設代替交流電源設
備からの受電操作
は，訓練実績等より，運転員による常設代
替交流電源設備の起動操作，並びに現場
及び中央制御室の運転員による受電前準備及び受電操作を並行して実施し，想定と同じ約 70 分で常設代替交流電源設備
からの受電が実施可
能であることを確認した。
低圧代替注水系（常設）の操作は中央制
御室における操作のため，シミュレータ
にて訓練実績を取得。訓練では，復水移送ポンプを起動し，低圧代替注水系（常設）の原子炉注
水のための系統構成
を約 2 分で実施。
常設代替交流電源設
備からの受電操作と本操作を並行して実施することで事象発
生後 70 分に原子炉注水操作の開始が実施可能なことを確認した。
想定で意図している
運転操作が実施可能なことを確認した。

項目

操作条件

代替格納
容器スプ
レイ冷却
系による
格納容器
冷却操作

表 3 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（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））（代替循環冷却を使用する場合）（2/5）
解析条件（操作条件）の不確かさ
解析上の操作開始時間
運転員等操作時間に与え評価項目となるパラメー
操作の不確かさ要因
操作時間余裕る影響
タに与える影響
解析上の操作開始時
条件設定の考え間
方

破 断 口 ま で 水位 回 復
後 ， 格 納 容 器温 度 約
190℃到達時

格納容器限界温度到達防止を踏
まえて設定

解析結果は破断口まで水
位回復前に既に格納容器
温度は約 190℃を超えており，実態の操作も解析
上も原子炉水位が破断口
高さ到達後に低圧代替注
水系（常設）から代替格納容器スプレイ冷却系へ切【認知】替えることとしており，格納容器スプレイの操作実施基準（炉心冠水後かつ格納容器温度約 190℃）に到達す 実態の操作開始時間は，るのは事象発生約 2 時間後であり，それまでに格納容器圧力の上昇を十分に認知で 解析上の想定とほぼ同等
きる時間があるため，認知遅れにより操作開始時間に与える影響はなし。
であり，操作開始時間に【要員配置】
与える影響は小さい。
中央制御室内での操作のみであり，運転員は中央制御室に常駐していることから，操 当該操作は，解析コード
作開始時間に与える影響はなし。
及び解析条件（操作条件【移動】を除く）の不確かさによ
中央制御室内での操作のみであり，操作開始時間に与える影響はなし。
り操作開始時間は遅れる【操作所要時間】
可能性があるが，中央制低圧代替注水系（常設）から代替格納容器スプレイ冷却系への切替えは制御盤の操作 御室で行う操作であり，スイッチによる操作のため，簡易な操作である。操作時間は特に設定していないが， 他の操作との重複もない
格納容器の緩やかな圧力上昇に対して操作開始時間は十分に短い。
ことから，他の操作に与【他の並列操作有無】
える影響はない。また，代原子炉への注水が優先であり，原子炉水位が破断口高さ到達後に，低圧代替注水系 替格納容器スプレイへの（常設）から代替格納容器スプレイ冷却系へ切替えることとしており，原子炉注水の 切替後，原子炉水位が低状況により，代替格納容器スプレイの操作開始時間は変動しうる。
下し原子炉水位低（レベ【操作の確実さ】
ル 1）に到達した場合，低中央制御室内の制御盤の操作スイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起こりに 圧代替注水系(常設)へ切
くく，そのため誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。
替を行う。当該操作開始
時間は，解析上の想定とほぼ同等であり，操作開
始時間に与える影響は小さい。また，中央制御室で行う操作であり，他の操作と重複もないことから，他の操作に与える影響はない。

添 3.1.2.8-7

原子炉注水の状況により代替格納容器スプレイの操作開始は破断口まで水
位回復後，格納容器温度
約 190℃到達後となり，実態の操作開始時間は解析上の想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。

訓練実績等

中央制御室における操作のため，シミュレ
事象発生から 90 分後 ー タ に て 訓 練（操作開始時間の 20 分 実績を取得。訓程度の遅れ）に低圧代替 練では，復水移注水系（常設）による原 送 ポ ン プ の 起
子炉注水を開始した場 動を確認し，代合の解析では，格納容器 替 格 納 容 器 ス
スプレイ開始のタイミ プ レ イ 冷 却 系
ングは約 2.3 時間後で に よ る 格 納 容あることから，現行の 2 器 冷 却 の た め
時間に対して約 20 分程 の 系 統 構 成 に度の準備時間を確保で 約 2 分。
きるため，時間余裕があ 想 定 で 意 図 しる。
（添付資料 3.1.2.9） て い る 運 転 操作が実施可能なことを確認した。

項目

表 3 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（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））（代替循環冷却を使用する場合）（3/5）
解析条件（操作条件）の不確かさ
解析上の操作開始時間
運転員等操作時間に 評価項目となるパラ 操作時間
操作の不確かさ要因
訓練実績等
与える影響
メータに与える影響余裕
解析上の操作
条件設定の考え方
開始時間

操作条件

復水貯蔵
槽への補
給

事象発生から
12 時間後可搬型設備に関して，事象発生から 12 時間までは，その機能に期待しないと仮定復水貯蔵槽への補給までの時間は，事象発生から 12 時間あり十分な時間余裕が
ある。

－

－

－

各機器へ
の給油
（可搬型
代替注水
ポンプ，電
源車，可搬
型大容量
送水ポン
プ及び常
設代替交
流電源設
備）

各機器への給油は，解析条件ではないが，解事 象 発 生 か ら 析で想定している操作
12 時間後以降， の成立や継続に必要な適宜操作・作業。各機器の使用開始時間を踏まえて設定

各機器への給油開始までの時間は，事象発生から 12 時間あり十分な時間余裕が
ある。

－

－

－

添 3.1.2.8-8

復水貯蔵槽への補給は，淡水貯水池から防火水槽への補給と可搬型代替注水ポンプによる防火水槽から復水貯蔵槽への補給を並行して実施する。淡水貯水池から防火水槽への補給の系統構成は，所要時間 90 分想定のところ，訓練実績等により約 70 分で実施
可能なこと，可搬型代替注水ポンプによる防火水槽から復水貯蔵槽への補給のホース敷設等の注水準備は，所要時間 180 分想定のところ，訓練実績等により約 135 分であり，想定で意図している作業が実施可能なことを確認した。
有効性評価では，防火水槽から復水貯蔵槽への補給用の可搬型代替注水ポンプ（6 号及び 7 号炉：各 3 台），代替原子炉補機冷却系用の電源車（6 号及び 7 号炉：各 2台）及び可搬型大容量送水ポンプ（6 号及び 7 号炉：各 1 台），及び常設代替交流電源設備（6 号及び 7 号炉で 1 台）への燃料給油を期待している。
各機器への給油準備作業について，可搬型
代替注水ポンプ，電源車及び可搬型大容量
送水ポンプへの燃料給油準備（現場移動開始からタンクローリーへの補給完了まで）
は，所要時間 90 分のところ訓練実績等では約 82 分，常設代替交流電源設備への燃料給油準備は，所要時間 120 分のところ訓練実績等では約 95 分で実施可能なことを確認した。
また，各機器への燃料給油作業は，各機器の燃料が枯渇しない時間間隔（許容時間）以内で実施することとしている。
可搬型代替注水ポンプへの燃料給油作業
は，許容時間 180 分のところ訓練実績等では約 96 分，電源車及び可搬型大容量送水ポ
ンプへの燃料給油作業は，許容時間 120 分のところ訓練実績等では約 96 分，常設代替
交流電源設備への燃料給油作業は，許容時間 540 分のところ訓練実績等では約 135 分であり，許容時間内で意図している作業が実施可能であることを確認した。

表 3 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（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））（代替循環冷却を使用する場合）
（4/5）

項目

操作条件

代替原子
炉補機冷
却系運転
操作

解析条件（操作条件）の不確かさ
解析上の操作開始時間
解析上の操作開始時間

事象発生 20 時
間後操作の不確かさ要因

条件設定の考え方

代替原子炉補機冷却系の準備期間を考慮して設定【認知】中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の非常用高圧系統の電源回復ができない場合，早期の電源回復不可と判断し，これにより代替原子炉補機冷却系の準備を開始する手順としているため，認知遅れにより操作開始時間に与える影響はなし。
【要員配置】
代替原子炉補機冷却系の準備操作は，現場にて原子炉補機冷却水系の系統構成を行う運転員(現場)と，代替原子炉補機冷却系の移動，敷設を行う専任の緊急時対策要員（事故後 10 時間以降の参集要員）が配置されている。運転員(現場)は，代替原子炉補機冷却系運転のための系統構成を行っている期間，他の操作を担っていない。よって，操作開始時間に与える影響はなし。
【移動】代替原子炉補機冷却系に用いる代替熱交換器車，電源車等は車両であり，牽引または自走にて作業現場へ移動することを想定している。仮に地震等の外部事象が起因事象の場合に，アクセスルートの被害があっても，ホイールローダ等にて必要なアクセス
ルートを仮復旧できる宿直の体制としており，操作開始時間に与える影響はなし。
【作業所要時間】
緊急時対策要員の準備操作は，各機器の設置作業及び弁・スイッチ類の操作に移動時間を含めて 10 時間の作業時間を想定しているが，訓練実績を踏まえると，より早期に準備操作が完了する見込みである。また，運転員(現場)の行う現場系統構成は，操作対象が 20 弁程度であり，操作場所は原子炉建屋及びタービン建屋海水熱交換器エリア及びコントロール建屋となるが，1 弁あたりの操作時間に移動時間含めて 10 分程度を想定しており，これに余裕を含めて 5 時間の操作時間を想定している。
【他の並列操作有無】
緊急時対策要員による準備操作及び運転員(現場)の系統構成は並列操作可能なため，両者が干渉して操作開始時間が遅くなることはない。よって，操作開始時間に与える影響はなし。
【操作の確実さ】
現場操作は，操作の信頼性向上や要員の安全のため 2 人 1 組で実施することとしており，誤操作は起こりにくく，誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。

添 3.1.2.8-9

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

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可能性があるた
め，操作開始時間が早まる可能性があり，格納容器の圧力及び温度を早期に低下させる。

代替原子炉補機冷却系運
転開始までの時間は，事象発生から 20 時間あり，代替循環冷却による格納容器除熱操作開始までの時
間は事象発生から約 22.5
実態の操作開始時
時間あり，準備時間が確保
間は解析上の設定できるため，時間余裕があから早まる可能性る。なお，本操作が大幅にがあり，この場合，
遅れるような事態になっ格納容器の圧力及た場合でも，格納容器限界
び温度等を早期に圧力に到達しないよう継低下させる可能性
続して低圧代替注水系（常があることから，
設）による原子炉注水，代評価項目となるパ
替格納容器スプレイ冷却
ラメータに対する系による格納容器スプレ
余裕は大きくな
イを行うこととなる。格納る。
容 器 限 界 圧 力
0.62MPa[gage]に至るまでの時間は，事象発生約 38
時間後であり，約 15 時間
以上の余裕があることから，時間余裕がある。

操作時間余裕

訓練実績等

訓練実績等より，代替原子炉補機冷却系の移動・配置，フランジ接続，及び電源車のケーブル接続等
を含め，想定より早い約 7 時間で代替原
子炉補機冷却系が運転開始可能であることを確認した。また，運転員(現場)の行う
現場系統構成は，想定より早い約 4 時間で実施可能であることを確認した。
想定で意図している
運転操作が実施可能なことを確認した。

項目

操作条件

代替循環
冷却によ
る格納容
器除熱操
作

表 3 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（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））（代替循環冷却を使用する場合）（5/5）
解析条件（操作条件）の不確かさ
解析上の操作開始時間
運転員等操作時間に与評価項目となるパラ
操作の不確かさ要因
操作時間余裕える影響
メータに与える影響
条件設定の考え
解析上の操作開始時間
方

事象発生約 22.5 時間
後

代替原子炉補機
冷却系の準備期間を考慮して設
定【認知】
残留熱除去系による格納容器除熱機能喪失を確認した後，故障原因調査・機能回復操作を実施と並行して，機能回復が遅れることを想定し代替循環冷却運転の準備を判断するため，認知遅れにより操作開始時間に与える影響はなし。
【要員配置】
代替循環冷却準備操作は，中央制御室における操作と現場における操作が必要であるが，現場にて代替循環冷却の系統構成を行う運転員(現場)と，可搬型代替注水ポンプの移動，敷設行う専任の緊急時対策要員（事故後 12 時間以降の参集要員）を配置しており，操作開始時間に与える影響はなし。
【移動】
運転員(現場)による現場移動は，照明喪失・資機材の転倒等によりアクセスに支障が出る場
合があるが，事象発生 20 時間超の時間余裕があるため予め移動しておくことも可能であり，操作開始時間に与える影響はなし。
【作業所要時間】中央制御室における操作は，事前準備としての系統構成操作，代替循環冷却運転開始直前操 代替循環冷却運転は事作（代替循環冷却運転準備操作の系統構成のうち，事象発生 22 時間後以降の復水移送ポン 象発生約 22.5 時間後にプの全停に係る操作）及び代替循環冷却運転開始操作の 3 操作がある。事前準備としての系 開始することとしてい統構成操作は事象発生 22 時間後迄に予め行うもので操作時間に余裕を確保している。代替 るが，余裕時間を含めて
循環冷却運転開始直前操作は，復水移送ポンプ 2 台の停止操作に約 2 分を想定しており，電 設定されているため操動弁 7 弁の操作に約 7 分を想定し，30 分間の操作時間に余裕を確保している。運転開始操 作の不確かさが操作開
作は復水移送ポンプ 1 台起動と同時に 1 弁による原子炉への注水操作を約 1 分と想定し，2 始時間に与える影響は
台目の起動と同時に 1 弁による格納容器スプレイ操作を約 1 分と操作しており，5 分間の操 小さい。また，本操作の作時間に余裕を確保している。
操作開始時間は，代替原運転員(現場)による現場操作は，事前準備としての系統構成操作と代替循環冷却運転開始 子炉補機冷却系の準備
直前操作の 2 操作がある。事前準備としての系統構成（操作対象弁数は約 10 弁を想定に必 期間を考慮して設定し要な所要時間を約 2 時間と想定しており，20 時間後までの時間余裕を確保している。また， たものであり，代替原子
事象発生 20 時間後以降の 2 時間に行う現場の系統構成は，復水貯蔵槽出口弁 2 弁の閉操作 炉補機冷却系の操作開に約 30 分，復水移送ポンプ最小流量バイパス弁 3 弁閉操作に約 3 分を想定しており，事象 始時間が早まれば，本操発生 22 時間後まで移動時間，余裕時間を含め操作時間を確保している。代替循環冷却運転 作の開始時間も早まる
開始直前操作は復水貯蔵槽出口弁 1 弁の閉操作に約 15 分，退避時間に約 10 分を想定して 可能性があり，代替循環
おりこれに余裕時間を含め 30 分間の操作時間を確保している。
冷却の運転開始時間をまた，代替循環冷却運転開始直前操作にて復水移送ポンプを停止している 30 分間に緊急時 早める。
対策要員により可搬型代替注水ポンプを用いて原子炉への注水を行う。復水移送ポンプ停止前にホース敷設等の準備をしておき，復水移送ポンプ停止後に約 10 分で系統構成を行い，その後約 20 分間の注水を行う。
【他の並列操作有無】
運転員による現場操作は，代替原子炉補機冷却系の系統構成と並列操作する可能性があるが，本操作に 18 時間の余裕があるため操作開始時間に与える影響はなし。緊急時対策要員には他の並列操作はなく，操作開始時間に与える影響はなし。また，本操作の操作開始時間
は，代替原子炉補機冷却系の準備期間を考慮して設定したものであり，代替原子炉補機冷却系の操作開始時間が早まれば，本操作の開始時間も早まる可能性がある。
【操作の確実さ】
中央制御室における操作は，制御盤の操作スイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起こりにくく，そのため誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。また，現場操作は，操作の信頼性向上や要員の安全のため 2 人 1 組で実施することとしており，誤操作は起こりにくく，誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。

添 3.1.2.8-10

代替原子炉補機冷却系
運転開始までの時間は，事象発生から 20 時間あり，代替循環冷却による格納容器除熱操作開始までの時間は事象発生から約 22.5 時間あり，
準備時間が確保できるため，時間余裕がある。
なお，本操作が大幅に遅れるような事態になった場合でも，格納容器限
界圧力に到達しないよ
う継続して低圧代替注
水系（常設）による原子代替原子炉補機冷却
炉注水，代替格納容器ス系の操作開始時間がプレイ冷却系による格早まった場合には，
納容器スプレイ，格納容
本操作も早まる可能器圧力逃がし装置又は性があり，この場合，
代替格納容器圧力逃が
格納容器圧力及び温し装置による原子炉格度等を早期に低下さ
納容器除熱を行うことせる可能性があることなる。格納容器スプレとから，評価項目とイは，ベントラインの水
なるパラメータに対没防止のために，格納容する余裕は大きくな器ベントに伴うサプレる。
ッション・チェンバ・プ
ール水位の上昇を追う
慮しても，サプレッショ
ン・チェンバ・プール水
位 が ベ ン ト ラ イ ン -1m
を超えないように格納
容器スプレイを停止する。
格納容器限界圧力
0.62MPa［gage］に至るま
での時間は，事象発生約
38 時間であり，約 15 時
間以上の余裕があることから，時間余裕があ
る。

訓練実績等

現場モックアップ等による実績では，代替循環冷却による格納容器除熱操作の中で操作
時間の時間的制約が厳しい代替循環
冷却運転開始直前
操作の所要時間は，復水貯蔵槽出口弁 1 弁の閉操作
及び操作終了後の現場運転員の退避時間を合わせて約21 分。他の操作は事象発生 20 時間後
又は 22 時間後までに予め準備が可能である。
想定で意図している運転操作が実施
可能なことを確認した。

添付資料 3.1.2.9
注水操作が遅れる場合の影響について
1．はじめに
評価事故シーケンス「大破断 LOCA＋ECCS 注水機能喪失＋全交流動力電源喪失」では，大破断 LOCA 時に非常用炉心冷却系の機能及び全交流動力電源が喪失するため，原子炉水位は急速に低下する。原子炉水位低下により炉心は露出し，事象発生約 0.3 時間後に燃料被覆管の最高温度は 1,000K（727℃）に到達し，炉心損傷が開始する。有効性評価では，事象発生から 70 分経過した時点で，常設代替交流電源設備による電源供給を開始し，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を開始することによって，原子炉圧力容器破損に至ることなく，
原子炉水位は回復し，炉心は再冠水する評価結果となっている。
本事象進展について，運転員による原子炉注水操作が有効性評価よりも遅れた場合の評
価項目への影響について評価した。
2．評価項目への影響
操作遅れを想定し，注水開始時間を有効性評価における設定よりも 20 分遅延（事象発生
90 分後に原子炉注水を開始）した場合について，原子炉圧力容器の健全性及び格納容器破損防止対策の有効性に係る感度解析を行った。
（1）原子炉圧力容器の健全性への影響
原子炉圧力容器の健全性の観点から，炉心内でのデブリの移行（リロケーション）※の発生有無を評価した。表 1 に感度解析の評価結果を示す。また，操作 20 分遅れのケースの原子炉水位及び注水流量の推移を図 1，2 に示す。
操作 20 分遅れの場合においても，損傷した燃料は炉心位置に保持され，リロケーショ
ンは発生しないことから，原子炉圧力容器の健全性は確保される。
※ここで言うリロケーションとは，炉心損傷後，溶融炉心が炉心下部プレナムに移行した状態を指す。

（2）格納容器破損防止対策の有効性への影響
格納容器破損防止対策の有効性の観点から，格納容器スプレイ開始時間及び格納容器
限界圧力・限界温度の到達時間を評価した。表 2 に感度解析の評価結果を示す。また，操作 20 分遅れのケースにおける格納容器圧力及び格納容器温度の推移を図 3，4 に示す。
操作 20 分遅れの場合において，原子炉注水開始の遅れに伴い格納容器スプレイの開始
時間は遅くなるが，図 3，4 に示すとおり，格納容器スプレイ開始後は格納容器の圧力・温度は制御される。また，操作 20 分遅れの場合においても，格納容器限界圧力に到達する時間は，有効性評価のケースと同じ約 38 時間後であり，格納容器圧力及び温度の上昇
傾向への影響はほぼない。

添 3.1.2.9-1

3．まとめ操作 20 分遅れの場合においても，有効性評価のケースと同様に，原子炉圧力容器の健全性及び格納容器破損防止対策の有効性は維持される。したがって，原子炉注水操作は，有効性の確認された 20 分程度の遅れの余裕がある。
表 1．原子炉圧力容器の健全性に関する感度解析結果
ケース

損傷炉心の位置有効性評価のケース

炉心位置に保持（事象発生 70 分後に原子炉注水開始）（リロケーションは発生しない）

操作 20 分遅れのケース

炉心位置に保持（事象発生 90 分後に原子炉注水開始）（リロケーションは発生しない）

表 2．格納容器破損防止対策の有効性に関する感度解析結果
格納容器限界圧力・限界温度
ケース

格納容器スプレイ開始時間の到達時間（格納容器ベント開始時間）

有効性評価のケース（事象発生 70 分後に

約 38 時間後
約 2.0 時間後

（格納容器限界圧力

原子炉注水開始）

0.62MPa[gage]に到達）

操作 20 分遅れのケース

約 38 時間後（事象発生 90 分後に

約 2.3 時間後

原子炉注水開始）（格納容器限界圧力
0.62MPa[gage]に到達）

添 3.1.2.9-2

図 1．操作 20 分遅れのケースにおける原子炉水位の推移

図 2．操作 20 分遅れのケースにおける注水流量の推移

添 3.1.2.9-3

図 3．操作 20 分遅れのケースにおける格納容器圧力の推移

図 4．操作 20 分遅れのケースにおける格納容器温度の推移

添 3.1.2.9-4

7 日間における水源の対応について（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）：代替循環冷却を使用する場合）○水源
復水貯蔵槽水量：約 1,700m3
淡水貯水池：約 18,000m3

添 3.1.2.10-1

添付資料 3.1.2.10○水使用パターン①低圧代替注水系（常設）による原子炉注水
事象発生 70 分後から低圧代替注水系（常設）により注水する。
冠水後は，破断口～原子炉水位低（レベル 1）の範囲で注水する（約 90m3/h）。
②代替格納容器スプレイ冷却系による代替格納容器スプレイ
原子炉水位が破断口～原子炉水位低（レベル 1）の範囲で，代替格納容器スプレイを実施（140m3/h）。
③淡水貯水池から復水貯蔵槽への移送
事象発生 12 時間後から，淡水貯水池の水を防火水槽へ移送する。
防火水槽からは可搬型代替注水ポンプ 3 台を用いて 130m3/h で復水貯蔵槽へ給水する。
④代替循環冷却準備（MUWC 全停）の影響緩和のための措置
事象発生 20 時間後から，低圧代替注水系（常設）において，原子炉圧力容器内へ全力注水（最大 300m3/h）を 0.1 時間行う。その後，代替格納容器スプレイ冷却系に切替えを行い，最大流量（160m3/h）で 1.9 時間，代替格納容器スプレイを実施する。なお，MUWC 全停後は，事象発生約 22.2 時間～約 22.5 時間まで，可搬型代替注水ポンプにより 90m3/h で原子炉注水を行う。
○時間評価（右上図）
事象発生 12 時間後までは復水貯蔵槽を水源として炉注水及び代替格納容器スプレイを実施するため，復水貯蔵槽水量は減少する。事象発生 12 時間後から復水貯蔵槽への補給を開始するため，水量の減少割合は低下する。事象発生後約 22.5 時間後から，代替循環冷却の運転を開始し，以降は原子炉圧力容器内及び原子炉格納容器内を除熱により安定して冷却することが可能である。
○水源評価結果
時間評価の結果から復水貯蔵槽が枯渇することはない。また，7 日間の対応を考慮すると，6 号及び 7 号炉のそれぞれで約 2,830m3 必要となる。6 号及び 7 号炉の同時被災を考慮すると，約 5,660m3 必要とされる。各号炉の復水貯蔵槽に 1,700m3 及び淡水貯水池に約 18,000m3の水を保有することから，6 号及び 7 号炉の同時被災を考慮した場合も必要水量を確保可能であり，安定して冷却を継続することが可能である。

7 日間における燃料の対応について（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）：代替循環冷却を使用する場合）
プラント状況：6 号及び 7 号炉運転中。1～5 号炉停止中。
事象：格納容器過圧・過温破損は 6 号及び 7 号炉を想定。保守的に全ての設備が，事象発生直後から燃料を消費するものとして評価する。
なお，全プラントで外部電源喪失が発生することとし，免震重要棟等，プラントに関連しない設備も対象とする。
号
炉

判定

7 日間の
軽油消費量
約 1,014kL

6 号及び 7 号炉軽油タンク
各約 1,020kL 及びガスタービン発電
機用燃料タンク
約 200kL の容量（合計）は
約 2,240kL であり，
7 日間対応可能。

事象発生直後～事象発生後 7 日間
1号 非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2
炉 (燃費は保守的に最大負荷時を想定)
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

1 号炉軽油タンク
容量は約 632kL であり，
7 日間対応可能。

事象発生直後～事象発生後 7 日間
2号 非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2
炉 (燃費は保守的に最大負荷時を想定)
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

2 号炉軽油タンク
容量は約 632kL であり，
7 日間対応可能。

事象発生直後～事象発生後 7 日間
3号 非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2
炉 (燃費は保守的に最大負荷時を想定)
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

3 号炉軽油タンク
容量は約 632kL であり，
7 日間対応可能。

事象発生直後～事象発生後 7 日間
4号 非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2
炉 (燃費は保守的に最大負荷時を想定)
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

4 号炉軽油タンク
容量は約 632kL であり，
7 日間対応可能。

事象発生直後～事象発生後 7 日間
5号 非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2
炉 (燃費は保守的に最大負荷時を想定)
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

5 号炉軽油タンク
容量は約 632kL であり，7日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 79kL

1～7 号炉軽油タン
ク及びガスタービ
ン発電機用燃料タンクの残容量（合計）は
約 1,147kL であり，
7 日間対応可能。

6号
炉

事象発生直後～事象発生後 7 日間

空冷式ガスタービン発電機 3 台起動。※1(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
1,705L/h×24h×7 日×3 台＝859,320L

復水貯蔵槽給水用 可搬型代替注水ポンプ（A-2 級） 3 台起動。
18L/h×24h×7 日×3 台＝9,072L

代替熱交換器車用 電源車 2 台起動。
(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
110L/h×24h×7 日×2 台＝36,960L

可搬型大容量送水ポンプ 1 台起動。
(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
178L/h×24h×7 日×1 台＝29,904L

代替熱交換器車用 電源車 2 台起動。
(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
110L/h×24h×7 日×2 台＝36,960L

可搬型大容量送水ポンプ 1 台起動。
(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
178L/h×24h×7 日×1 台＝29,904L

事象発生直後～事象発生後 7 日間
復水貯蔵槽給水用 可搬型代替注水ポンプ（A-2 級） 3 台起動。
18L/h×24h×7 日×3 台＝9,072L

添 3.1.2.11-1

事象発生直後～事象発生後 7 日間
そ 免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機 1 台起動。(燃費は保守的に最大負荷時を想定)の 437L/h×24h×7 日＝73,416L
他 モニタリング・ポスト用発電機 3 台起動。(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
9L/h×24h×7 日×3 台＝4,536L※1 事故収束に必要な空冷式ガスタービン発電機は 1 台で足りるが，保守的にガスタービン発電機 3 台を起動させて評価した。
※2 事故収束に必要なディーゼル発電機は 1 台で足りるが，保守的にディーゼル発電機 2 台を起動させて評価した。

添付資料 3.1.2.11

合計

7
号
炉

時系列

常設代替交流電源設備の負荷（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損） ：代替循環冷却を使用する場合）<6 号及び 7 号炉>
負荷容量（ｋW）

添 3.1.2.12-1

6号炉

7号炉

直流125V充電器盤A

約94kW

約94kW

直流125V充電器盤A-2

約56kW

約56kW

AM用直流125V充電器盤

約41kW

約41kW

直流125V充電器盤B

約98kW

約98kW

約29kW

約23kW

3kW

3kW

復水移送ポンプ

55kW

55kW

復水移送ポンプ

55kW

55kW

非常用照明

約24kW

約27kW

燃料プール冷却浄化ポンプ

90kW

110kW

(起動時)

(181kW)(192kW)

その他

約74kW

約81kW

小計

約619kW

約643kW

交流120V中央制御室計測用分電盤A,B
中央制御室可搬型陽圧化空
調機

ガスタービン発電機の最大容量3,600kW

3500

ガスタービン発電機の連続定格容量2,950kW

3000

順次起動(6号炉／7号炉毎)
・充電器
・交流120V中央制御室計測用分電盤
・中央制御室可搬型陽圧化空調機
・復水移送ポンプ（2台）
・非常用照明
・その他

2500

2000

最大容量
約1,344kW
1500

約1,243kW

約1,147kW

約1,262kW

約1,062kW(6号炉：約529kW，7号炉：約533kW)
約1,152kW
1000

7号炉燃料プール
冷却浄化ポンプ起動

6号炉燃料プール冷却浄化ポンプ起動

合計（連続最大負荷）(最大負荷)

500

約1,262kW(約1,344 kW)

経過時間（h）
2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

22

24

26

28

30

負荷積算イメージ

添付資料 3.1.2.12

3.1.3 代替循環冷却を使用しない場合
3.1.3.1 格納容器破損防止対策
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」で想定される事故シーケンスに対して，代替循環冷却を使用しない場合を想定し，代替循環冷
却以外の設備による格納容器破損防止対策の有効性を評価する。
本格納容器破損モードに対応する対策の概略系統図を図 3.1.3.1 から図 3.1.3.3 に，手順の概要を図 3.1.3.4 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表 3.1.3.1 に示す。
本格納容器破損モードにおける評価事故シーケンスにおいて，事象発生 10 時間までの 6
号及び 7 号炉同時の重大事故等対策に必要な要員は，中央制御室の運転員及び緊急時対策要員で構成され，合計 30 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 12 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 10 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，フィルタ装置薬液補給作業を行うための参集要員 8 名である。必要な要員と作業項目について図 3.1.3.5 に示す。
なお，評価事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目を評価事故シーケ
ンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，30 名で対処可能である。
※有効性評価で考慮しない作業（格納容器頂部注水）に必要な要員 4 名を含めると，緊急時対策要員（現場）が 14 名，合計が 34 名になる。
a. 原子炉スクラム確認及び非常用炉心冷却系機能喪失確認
原子炉スクラム確認及び非常用炉心冷却系機能喪失確認については，3.1.2.1 a.と同じ。
b. 全交流動力電源喪失及び早期の電源回復不能判断並びに対応準備
全交流動力電源喪失及び早期の電源回復不能判断並びに対応準備については，
3.1.2.1 b.と同じ。
c. 炉心損傷確認
炉心損傷確認については，3.1.2.1 c.と同じ。
d. 常設代替交流電源設備による交流電源供給及び低圧代替注水系（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及び低圧代替注水系（常設）による原子炉
注水については，3.1.2.1 d.と同じ。

3.1.3-1

e. 代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却
代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却については，3.1.2.1 e.と同じ。
代替格納容器スプレイを継続することによりサプレッション・チェンバ・プール水位が上昇するため，格納容器ベントに伴うサプレッション・チェンバ・プール水位上昇を考慮（約 2m）しても，サプレッション・チェンバ・プール水位がベントライン-1m を超えないように格納容器スプレイを停止する。
代替格納容器スプレイの停止を確認するために必要な計装設備はサプレッション・チ
ェンバ・プール水位である。
f. 格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱
格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱の準備として，原子炉格納容器二次隔離弁を中央制御室からの遠隔操作により開する。
格納容器圧力が，限界圧力 0.62MPa[gage]に接近した場合，原子炉格納容器一次隔離弁を原子炉建屋内の二次格納施設外からの人力操作によって全開することで，格納容器
圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱を実施する。
格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱を確認するために必要な計装設備は，格納容器内圧力等である。
サプレッション・チェンバ側からの格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置のベントラインが水没しないことを確認するために必要な計装設備はサプレッション・チェンバ・プール水位等である。
以降，損傷炉心の冷却は，低圧代替注水系（常設）による注水により継続的に行う。
なお，原子炉格納容器除熱は，格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置により継続的に行う。
3.1.3.2 格納容器破損防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法
本格納容器破損モードを評価する上で選定した評価事故シーケンスは，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，過圧及び過温への対策の有効性を総合的に評価する観点から，プラント損傷状態を LOCA に全交流動力電源喪失事象を加えた状態とし，中小破断 LOCA に比べて破断口径が大きいことから事象進展が早く，格納容器圧力及び温度上昇の観点で厳しい大破断 LOCA を起因とする，「大破断 LOCA＋ECCS 注水機能喪失+全交流動
力電源喪失」である。

3.1.3-2

本評価事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化，気液分離（水位変化）・対向流，
原子炉圧力容器におけるＥＣＣＳ注水（給水系・代替注水設備含む），炉心損傷後の原子炉
圧力容器内 FP 挙動並びに原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達，スプレイ冷却，格納容器ベント，炉心損傷後の原子炉格納容器内 FP 挙動が重要現象となる。
よって，これらの現象を適切に評価することが可能であるシビアアクシデント総合解析
コード MAAP により原子炉水位，燃料最高温度，格納容器圧力，格納容器温度等の過渡応答を求める。
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，本評価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時間余裕を評価する。
(2) 有効性評価の条件
本評価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表3.1.3.2に示す。また，主要な解析条件について，本評価事故シーケンス特有の解析条件を以下に示す。
ａ．事故条件(a) 起因事象
起因事象として，大破断 LOCA が発生するものとする。破断箇所は，原子炉圧力容器内の保有水量を厳しく評価するため，残留熱除去系の吸込配管とする。
（添付資料 1.5.2）(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，全交流動力電源が喪失するものとする。さらに非常用炉心冷却系が機能喪失するものとする。なお，代替循環冷却は使用しないものとする。
(c) 外部電源
外部電源は使用できないものと仮定する。
送電系統又は所内主発電設備の故障等によって，外部電源が喪失するとともに，全ての非常用ディーゼル発電機の機能喪失を想定する。
(d) 水素の発生
水素の発生については，ジルコニウム－水反応を考慮するものとする。なお，解析コ
ード MAAP では水の放射線分解等による水素発生は考慮していないため，「(4)有効性評価の結果」にてその影響を評価する。
ｂ．重大事故等対策に関連する機器条件(a) 原子炉スクラム信号

3.1.3-3

原子炉スクラムは，事象の発生と同時に発生するものとする。
(b) 低圧代替注水系（常設）による原子炉注水
最大300m3/hにて原子炉注水，その後は炉心を冠水維持するよう注水する。なお，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水は，代替格納容器スプレイと同じ復水移送ポンプを用いて弁の切替えにて実施する。
(c) 代替格納容器スプレイ冷却系
格納容器圧力及び温度抑制に必要なスプレイ流量を考慮し，140m3/h にて原子炉格納容器内へスプレイする。なお，代替格納容器スプレイは，原子炉注水と同じ復水移送
ポンプを用いて弁の切替えにて実施する。
(d) 格納容器圧力逃がし装置及び代替格納容器圧力逃がし装置
格納容器圧力 0.62MPa[gage]における最大排出流量 31.6kg/s に対して，原子炉格納容器二次隔離弁の中央制御室からの遠隔操作による中間開操作（流路面積約 50%開）にて原子炉格納容器除熱を実施する。
ｃ．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，「1.3.5 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) 交流電源は，常設代替交流電源設備によって供給を開始し，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作は，事象発生70分後から開始する。
(b) 代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却操作は，破断口まで水位回
復後，格納容器温度が約190℃に到達した場合に開始する。なお，格納容器ベントに伴うサプレッション・チェンバ・プール水位上昇を考慮しても，サプレッション・
チェンバ・プール水位がベントライン-1mを超えないように格納容器スプレイを停止する。
(c) 格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱操作は，格納容器圧力が0.62MPa[gage]に接近した場合に実施する。
(3) 有効性評価（Cs-137 の放出量評価）の条件(a) 事象発生直前まで，定格出力の 100％で長時間にわたって運転されていたものとする。その運転時間は，燃料を約 1/4 ずつ取り替えていく場合の平衡炉心を考えて，最高 50,000 時間とする。
(b) 格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置を用いた場合の環境中への総放出量の評価においては，炉心に内蔵されている核分裂生成物が事象進展に応じた割合で，原子炉格納容器内に放出※され，サプレッション・チェンバ又はドライウェルのベントラインを通じて格納容器圧力逃がし装置又は代替格納

3.1.3-4

容器圧力逃がし装置に至るものとする。
格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置に到達した核分裂生成物は，格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置内のフィル
タによって除去された後，格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし
装置排気管から放出される。
※ セシウムの原子炉格納容器内への放出割合については，本評価事故シーケンスにおいては MAAP 解析の方が NUREG-1465 より大きく算出する。
(c) 格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置を用いた場合の Cs137 放出量は，以下の式で計算される。
Cs-137 の放出量（Bq） = f_Cs × Bq_Cs-137 ×（1/DF）
f_Cs = f_CsOH + （M_I / M_Cs） × （W_Cs / W_I） × （f_CsI - f_CsOH）
f_Cs：原子炉格納容器からのセシウムの放出割合
f_CsI：原子炉格納容器からの CsI の放出割合（MAAP コードでの評価値）
f_CsOH：原子炉格納容器からの CsOH の放出割合（MAAP コードでの評価値）
M_I：ヨウ素の初期重量（kg）
M_Cs：セシウムの初期重量（kg）
W_I：ヨウ素の分子量（kg/kmol）
W_Cs：セシウムの分子量（kg/kmol）
Bq_Cs137：Cs-137 の炉内内蔵量（Bq）
DF：格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置の除染係数(d) 原子炉格納容器内に放出された Cs-137 については，格納容器スプレイやサプレ
ッション・チェンバ・プールでのスクラビングによる除去効果を考慮する。
(e) 格納容器圧力逃がし装置及び代替格納容器圧力逃がし装置による粒子状放射性物質に対する除染係数は 1,000 とする。
(f) 原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えいについても考慮する。漏えい量の評価条件は以下のとおりとする。
a)原子炉格納容器からの漏えい量は，格納容器圧力に応じた設計漏えい率をもとに評価する。
b)原子炉建屋から大気中に漏えいする放射性物質を保守的に見積もるため，原子炉建屋の換気空調系停止時における原子炉建屋から大気中への漏えい率を10%/日（一定）とした。
3.1.3-5c)原子炉建屋内での放射能の時間減衰は考慮せず，また，原子炉建屋内での粒子状物質の除去効果は保守的に考慮しない。
（添付資料 3.1.3.1，3.1.3.2）(4) 有効性評価の結果
本評価事故シーケンスにおける原子炉水位（シュラウド内外），注水流量，原子炉圧力容器内の保有水量の推移を図3.1.3.6から図3.1.3.8に，燃料最高温度の推移を図3.1.3.9に，格納容器圧力，格納容器温度，サプレッション・チェンバ・プール水位及び水温の推移を図
3.1.3.10から図3.1.3.13に示す。
a. 事象進展大破断 LOCA 時に非常用炉心冷却系の機能及び全交流動力電源が喪失するため，原子炉水位は急速に低下する。水位低下により炉心は露出し，事象発生から約 0.3 時間後に燃料被覆管の最高温度は 1,000K（727℃）に到達し，炉心損傷が開始する。燃料被覆管の最高温度は事象発生から約 0.4 時間後に 1,200℃に到達し，また，事象発生から約 0.7 時間後に燃料温度は約 2,500K（2,227℃）に到達する。事象発生から 70 分後，常設代替交流電源設備による電源供給を開始し，復水移送ポンプ 2 台を用いた低圧代替注水系（常設）による注水を開始することによって，原子炉圧力容器破損に至ることなく，水位は回復し，炉心は再冠水する。
原子炉格納容器内に崩壊熱が蒸気として放出されるため，格納容器圧力及び温度は徐々に上昇する。そのため，代替格納容器スプレイを間欠的に実施することによって，格納容器
圧力及び温度の上昇を抑制することができる。ベントラインの水没防止のために，格納容器
ベントに伴うサプレッション・チェンバ・プール水位の上昇を考慮しても，サプレッション・
チェンバ・プール水位がベントライン-1m を超えないように格納容器スプレイを停止することから，格納容器圧力は上昇し，事象発生から約 38 時間経過した時点で限界圧力に接近する。限界圧力接近時点で，格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱を実施し，格納容器圧力及び温度を低下させる。その後，溶融炉心からの放熱によって格納容器温度は上昇傾向が継続するが，崩壊熱の減少に伴い，事象発生から
約 43 時間経過した時点で低下傾向に転じて，その後は徐々に低下する。格納容器圧力についても同様に徐々に低下する。
（添付資料 3.1.2.2,3.1.2.3）
b. 評価項目等
格納容器圧力は，図 3.1.3.10 に示すとおり，原子炉格納容器内に崩壊熱が蒸気として放出されるため徐々に上昇するが，代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却及び限界圧力に接近した場合に格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置
による原子炉格納容器除熱を行うことによって,原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力の最大値は，限界圧力 0.62MPa[gage]を超えることはない。なお，原子炉格納容器バウンダ

3.1.3-6

リにかかる圧力が最大となる事象開始約 38 時間後において，水の放射線分解によって発生する水素及び酸素は，原子炉格納容器内の非凝縮ガスに占める割合の 2%以下であるため，その影響は無視しうる程度である。
格納容器温度は，図 3.1.3.11 に示すとおり，原子炉格納容器内に崩壊熱が蒸気として放出されるため徐々に上昇するが，代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却，格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱を行うことによって，原子炉格納容器バウンダリにかかる温度（壁面温度）の最大値は約 165℃となり,限界温度 200℃を超えない。なお，事象開始直後，破断口から流出する過熱蒸気により一時的に格納容器気相部温度は約 207℃となるが，この時の原子炉格納容器バウンダリにかかる温度（壁面温度）は約 144℃であり，限界温度 200℃を超えない。
サプレッション・チェンバのベントラインを経由した場合の格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置による大気中への Cs-137 の総放出量は約 1.4×10-3TBq（7日間）であり，100TBq を下回る。
ドライウェルのベントラインを経由した場合の格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置による大気中への Cs-137 の総放出量は約 2.0TBq（7 日間）であり，100TBqを下回る。
なお，原子炉格納容器が健全であるため，原子炉格納容器から原子炉建屋への漏えい量は制限され，また，大気中へは殆ど放出されないものと考えられる。これは，原子炉建屋内に漏えいした放射性物質は，原子炉建屋内で時間減衰し，また，粒子状放射性物質は，原子炉建屋内での重力沈降や水蒸気の凝縮に伴い，原子炉建屋内に沈着し除去されると考えられるためである。仮に原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えいを想定すると，漏えい量は約 0.017TBq（7 日間）となり，ドライウェルのベントラインを経由した場合の評価結果に比べて十分に小さな値となる。このことから，原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏え
い量はドライウェルのベントラインを経由した場合の評価結果に対して無視できる程度であり，これらを加えた場合でも大気中への Cs-137 の総放出量は約 2.0TBq（7 日間）で変わ
りなく，100TBq を下回る。
（添付資料 3.1.3.1，3.1.3.2）
図 3.1.3.6 に示すとおり，低圧代替注水系（常設）による注水継続により炉心が冠水し，炉心の冷却が維持される。その後は，図 3.1.3.10 に示すとおり，限界圧力接近時点で，格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱を開始することで安定状態が確立し，また，安定状態を維持できる。
本評価では，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」のうち，(1)，(2)及び(3)の評価項目について対策の有効性を確認した。
（添付資料 3.1.3.3）

3.1.3-7

3.1.3.3 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。
雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損（代替循環冷却を使用しない場合））では，原子炉格納容器内へ流出した高温の原子炉冷却材や溶融炉心の崩壊熱等の熱によって発生した蒸気，金属－水反応等によって発生した非凝縮性ガス等が蓄積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，事象発生から 12 時間程
度までの短時間に期待する操作及び事象進展に有意な影響を与えると考えられる操作として，常設代替交流電源設備からの受電操作，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作，代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却操作，格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱操作とする。
(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
本評価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，「1.7 解析コー
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，それらの不確かさの影響評価は以下のとおりである。
ａ．運転員等操作時間に与える影響
炉心における燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管
変形の不確かさとして，炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現性及び CORA 実験についての再現性が確認されている。炉心ヒートアップの感度解析（ヒートアップ時の燃料被覆管表面積感度解析）では，炉心溶融時間に対する感度は小さい
ことが確認されている。原子炉注水操作については，非常用炉心冷却系による炉心への注水機能が喪失したと判断した場合，速やかに低圧代替注水系（常設）による炉心注水（電源の確保含む）を行う手順となっており，燃料被覆管温度等のパラメータを操作開始の起点としている操作ではないことから，運転員等操作に与える影響はない。また，
格納容器スプレイ操作については，炉心ヒートアップの感度解析では，格納容器内温度
及び圧力挙動への影響は小さいことが確認されていることから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）
・対向流の不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）は SAFER コードとの比較により，急速減圧後の水位上昇及び蒸気流出の継続による水位低下についてより緩慢な挙動を示すこと，その後の注水操作による有効燃料棒頂部までの水位回復時刻は SAFER コードと同等であることが確認されている。原子炉注水操作については，非常用炉心冷却系による炉心への注水機能が喪失したと判断した場合，速やかに低圧代替注水系（常設）による炉心注
水（電源の確保含む）を行う手順となっており，原子炉水位を操作開始の起点としている操作ではないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

3.1.3-8

原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）
は HDR 実験解析では区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃程度，格納容器圧力を１割程度高めに評価する傾向が確認されているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる
等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認された不確かさは小さくなるものと推定される。しかし，全体としては格納容器圧力及び温度の傾向を適切に再現できているため，格納容器圧力及び温度を操作開始の起点としている代替格納容器スプレイ，格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。また，格納容器各領域間の流動，構造
材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，CSTF 実験解析により格納容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認しており，その差異は小さいため，格納容器圧力及び温度を操作開始の起点としている代替格納容器ス
プレイ，格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置に係る運転員等操
作時間に与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器内 FP 挙動の不確かさとして，核分裂生成物（FP）挙動モデルは FP 放出の開始時間に関する基本的なモデルについては PHEBUS-FP 実験解析において，実機体系により妥当性が確認されているが，燃料被覆
管破裂後の FP 放出挙動に関しては小規模体系の模擬性が原因によるものであり，実機の大規模な体系においてこの種の不確かさは小さくなると考えられるが，炉心損傷後の圧力容器内 FP 放出を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。また，炉心損傷後の原子炉格納容器における原子炉
格納容器 FP 挙動の不確かさとして，核分裂生成物（FP）挙動モデルは ABCOVE 実験解析
により，格納容器内のエアロゾル沈着挙動を適正に評価できることを確認しているが，炉心損傷後の格納容器内 FP を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
（添付資料 3.1.3.4）
ｂ．評価項目となるパラメータに与える影響
炉心における燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管
変形の不確かさとして，炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現性及び CORA 実験についての再現性が確認されている。また，炉心ヒートアップに関するモデルに対する感度解析（ヒートアップ時の燃料被覆管表面積感度解析）では，格納容器内温度及び圧力挙動への影響は小さいことが確認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。
炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）
・対向流の不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）では，原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である SAFER コードとの比較においては，短期的な挙動は緩慢な挙3.1.3-9

動とはなるが，模擬できており，また，長期的な挙動は崩壊熱の影響が支配的となるため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）
は HDR 実験解析では区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃程度，格納容器圧力を１割程度高めに評価する傾向が確認されているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる
等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認された不確かさは小さくなるものと推定される。しかし，全体としては格納容器圧力及び温度の傾向を適切に再現できているため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，CSTF 実験解析により格納容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認しているため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器内 FP 挙動及び炉心損傷後の原子炉格納容器内 FP 挙動の不確かさとして，核分裂生成物（FP）挙動モデルは，PHEBUSFP 実験解析により，原子炉圧力容器内への FP 放出の開始時間を適切に再現できることが確認されている。PHEBUS-FP 実験解析では，燃料被覆管破裂後の FP 放出について実験結果より急激な放出を示す結果が確認されたが，小規模体系の模擬性が原因と推測
され，実機の大規模な体系においてこの種の不確かさは小さくなると考えられる。また，
炉心損傷後の原子炉格納容器における原子炉格納容器内 FP 挙動の不確かさとして，核分裂生成物（FP）挙動モデルは，ABCOVE 実験解析により原子炉格納容器内のエアロゾ
ル沈着挙動を適正に評価できることが確認されている。したがって，Cs-137 の観点で評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。なお，本評価事故シーケンスにおける格納容器逃がし装置等による Cs-137 の総放出量は，評価項目（100TBq を下回っていること）に対して，サプレッション・チェンバのベントラインを経由した場合は約1.4×10-3TBq（7 日間），ドライウェルのベントラインを経由した場合は約 2.0TBq（7 日間）であり，評価項目に対して余裕がある。
（添付資料 3.1.3.4）(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
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，表3.1.3.2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，解析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。

3.1.3-10

(a) 運転員等操作時間に与える影響
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度33GWd/tに対して最確条件
は平均的燃焼度約30GWd/tであり，本解析条件の不確かさとして，最確条件は解析条
件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，原子炉冷却材の放出も少なくなる
ことから，格納容器圧力及び温度上昇が遅くなり，格納容器スプレイ及び格納容器ベント操作の開始が遅くなるが，操作手順(格納容器圧力に応じて格納容器ベントを実施すること)に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積（ウェットウェル）の空間部及び液相部，サプレッション・チェンバ・プール水位，格納容器圧力，格納容器温度は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，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。
機器条件の低圧代替注水系（常設）は，本解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復は早くなる可能性がある。冠水後の操作として冠水維持可能な注水量に制御するが，注水後の流量調整操作であるため，運転員等操作時間に与える影響はない。
（添付資料3.1.3.4）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度33GWd/tに対して最確条件
は平均的燃焼度約30GWd/tであり，本解析条件の不確かさとして，最確条件は解析条
件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，原子炉冷却材の放出も少なくなる
ことから，格納容器圧力及び温度上昇が遅くなるが，格納容器圧力及び温度の上昇は格納容器スプレイ及び格納容器ベントにより抑制されるため，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
機器条件の低圧代替注水系（常設）は，本解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復は早くなる可能性があるが，格納容器圧力及び温度上昇に有意な影響を与えないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
（添付資料3.1.3.4）
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。

3.1.3-11(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，解析上の操作開始時間として事象発生から70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，実態の運転操作は，認知に10分間，移動に10分間，操作所要時間に50分間の合計70分間であり，解析上の受電完了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。低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作については，常設代替交
流電源設備からの受電操作と同時に実施するため，受電操作の影響を受けるが，実態の操作時間は，解析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。
操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却操作は，解析上の操作開始時間として破断口まで水位回復後，格納容器温度約190℃到達時を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，解析結果は破断口まで水位回復前に既に格納容器温度は約190℃を超えており，実態の操作も解析上も原子炉水位が破断口高さ到達後に低圧代替注水系（常設）から代替格納容器スプレイへ切替えることとしており，実態の操作開始時間は，解析上の想定とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は小さい。当該操作は，解析コード及び解析条件（操作条件を除く）の不確かさにより操作開始時間は遅れる可能性があるが，中央制御室で行う操作であり，他の操作との重複もないことから，他の操作に与える影響はない。また，代替格
納容器スプレイへの切替後，原子炉水位が低下し原子炉水位低（レベル1）に到達した場合，低圧代替注水系(常設)へ切替を行う。当該操作開始時間は，解析上の想定とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は小さい。また，中央制御室で行う操作であり，他の操作と重複もないことから，他の操作に与える影響はない。
操作条件の格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱操作は，解析上の操作開始時間として格納容器圧力0.62MPa[gage]接近時を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，炉心損傷後の格納容器
ベントの操作実施基準（格納容器圧力0.62MPa[gage]）に到達するのは，事象発生の約38時間後であり，格納容器ベントの準備操作は格納容器圧力の上昇傾向を監視しながら予め操作が可能である。また，格納容器ベント操作の操作所要時間は余裕時間を含めて設定されていることから，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であり，格納容器圧力0.62MPa[gage]に至るまでに確実に原子炉格納容器除熱操作をすることが可能であるため，操作開始時間に与える影響は小さい。当該操作は，解析
コード及び解析条件（操作条件を除く）の不確かさにより操作開始時間は遅れる可能性があるが，中央制御室の運転員とは別に現場操作を行う運転員及び緊急時対策要員を配置しており，他の操作との重複もないことから，他の操作に与える影響はない。
（添付資料3.1.3.4）

3.1.3-12

(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。
操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却操作は，運転員等操作時間に与える影響として，原子炉注水の状況により格納容器スプレイの操
作開始は破断口まで水位回復後，格納容器温度約190℃到達後となり，実態の操作開始時間は解析上の想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。
操作条件の格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱操作は，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
は解析上の設定とほぼ同等であることから，格納容器圧力0.62MPa[gage]に至るまでに確実に原子炉格納容器除熱操作をすることが可能であるため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
（添付資料3.1.3.4）(3) 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。
操作条件の常設代替交流電源設備からの受電操作及び低圧代替注水系（常設）による原
子炉注水操作については，事象発生から90分後（操作開始時間の20分程度の遅れ）までに常設代替交流電源設備からの受電操作を行い低圧代替注水系（常設）による原子炉注水が開始できれば，評価項目を満足する結果となり，時間余裕がある。なお，格納容器ベント時におけるCs放出量については燃料損傷の程度の影響を受けるが，格納容器ベント開始
時間はほぼ同等であるため，放出量に与える影響は小さい。
操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却操作については，
事象発生から90分後（操作開始時間の20分程度の遅れ）に低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を開始した場合の解析では，格納容器スプレイ開始のタイミングは約2.3時間
後であることから，現行の2時間に対して約20分程度の準備時間を確保できるため，時間余裕がある。
操作条件の格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格
納容器除熱操作については，格納容器ベント開始までの時間は事象発生から約38時間後の操作であり，準備時間が確保できるため，時間余裕がある。
（添付資料3.1.3.4，3.1.2.9）

3.1.3-13

(4) 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。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。
3.1.3.4 必要な要員及び資源の評価(1) 必要な要員の評価
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」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事象発生10時間までに必要な要員は，「3.1.3.1格納容器破損防止対策」に示すとおり30名である。「6.2 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及び緊急時対策要員等の72名で対処可能である。有効性評価で考慮しない作業（格納容器頂部注水）に必要な要員を4名含めた場合でも対処可能である。
また，事象発生10時間以降に必要な参集要員は8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
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」において，必要な水源，燃料及び電源は，「6.1(2)資源の評価条件」の条件にて評価を行い，その結果を以下に示す。
ａ．水源
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水及び代替格納容器スプレイ冷却系による代替格
納容器スプレイについては，7日間の対応を考慮すると，号炉あたり約7,300m3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14,600m3の水が必要である。水源として，各号炉の復水貯蔵槽に約1,700m3及び淡水貯水池に約18,000m3の水を保有している。これ
により，6号及び7号炉の同時被災を考慮しても，必要な水源は確保可能である。また，事象発生12時間以降に淡水貯水池の水を防火水槽に移送し，防火水槽から可搬型代替注水ポン
プによる復水貯蔵槽への給水を行うことで，復水貯蔵槽を枯渇させることなく復水貯蔵槽
を水源とした7日間の注水継続実施が可能である。ここで，復水貯蔵槽への補給の開始を事象発生12時間後としているが，これは，可搬型設備を事象発生12時間以内に使用できなかった場合においても，その他の設備にて重大事故等に対応できるよう設定しているものである。

3.1.3-14

（添付資料 3.1.3.5）
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転を想定して，7日間の運転継続に6号及び7号炉において合計約860kLの軽油が必要となる。可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽への給水については，保守的に事象発生直後からの運転を想定して，7日間の運転継続に号炉あたり約10kLの軽油が必要となる。免震重要棟内緊
急時対策所用ガスタービン発電機及びモニタリング・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79kLの軽油が必要となる。（6号及び7号炉合計 約959kL）
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200kL）で合計約 2,240kL 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，可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽への給水，免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機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。
（添付資料 3.1.3.6）
ｃ．電源
常設代替交流電源設備の電源負荷については，重大事故等対策に必要な負荷として，6号及び7号炉で約1,262kW（6号炉：約619kW 7号炉：約643kW）必要となるが，常設代替交流電
源設備は連続定格容量が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，免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機及びモニタリング・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。
（添付資料 3.1.3.7）
3.1.3.5 結論
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」では，原子炉格納容器内へ流出した高温の原子炉冷却材や溶融炉心の崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気，金属－水反応等によって発生した非凝縮性ガス等が蓄積することによって，格納容器内雰囲気圧力・温度が緩慢に上昇し，原子炉格納容器の過圧・過温により原子炉格納容器破損に至ることが特徴である。格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」に対する格納容器破損防止対策としては，初期の対策として低圧代替注水系（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格
納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却手段，格納容器圧力逃がし装置及び更なる信頼性向上の観点から設置する代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱手段を整備している。
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の3.1.3-15

評価事故シーケンス「大破断LOCA＋ECCS注水機能喪失+全交流動力電源喪失」について，代替循環冷却を使用しない場合を想定し，格納容器圧力逃がし装置及び代替格納容器圧力逃がし装置を使用する場合の有効性評価を行った。
上記の場合においても，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水，代替格納容器スプレ
イ冷却系による原子炉格納容器冷却，格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱を実施することにより，原子炉格納容器雰囲気の冷却及び除熱が可能である。
その結果，金属－水反応等により可燃性ガスの蓄積が生じた場合においても原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度，放射性物質の総放出量は，評価項目を満足している。
また，安定状態を維持できる。
解析コード及び解析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，格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」において，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水，代替格納容器スプレイ
冷却系による原子炉格納容器冷却，格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱等の格納容器破損防止対策は，選定した評価事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」に対して有効である。

3.1.3-16非常用ディーゼル発電機

原子炉格納容器

※２

外部電源

Gen

逃がし安全弁主タービン系へ
給水系
より

低圧代替注水系（常設）

常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）

※１

破断箇所

原子炉圧力容器

復水貯蔵槽

復水移送ポンプ

Ｂ(Ｃ)
Ｃ

※１
Ａ

Ｂ
高圧炉心注水系ポンプ

残留熱除去系ポンプ

残留熱除去系ポンプ※２

原子炉隔離時冷却系ポンプ

図 3.1.3.1 格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」時の使用系統概要（代替循環冷却を使用しない場合）（1/3）（原子炉注水）※低圧代替注水系（常設）と代替格納容器スプレイ冷却系は，同じ復水移送ポンプを用いて弁の切替えにより実施する。

図 3.1.3.2 格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」時の使用系統概要（代替循環冷却を使用しない場合）（2/3）（原子炉注水及び原子炉格納容器冷却）3.1.3-17図 3.1.3.3 格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」時の使用系統概要（代替循環冷却を使用しない場合）（3/3）（原子炉注水及び原子炉格納容器除熱）

3.1.3-18

（解析上の時間）（約0分）

冷却材喪失（大破断）発生
対応操作は，原子炉水位・格納容器圧力等の徴候に応じて対応を行うため，今回想定している破断規模・破断位置が異なる場合，および，破断位置が特定できない場合においても，対応する操作手順に変更はない

格納容器圧力高13.7kPa[gage]
到達【有効性評価の対象とはしていないが，他に取り得る手段】
Ⅰ
第一ガスタービン発電機が使用できない場合は第二ガスタービン発電機による緊急用M/Cを受電する
緊急用M/Cが使用できない場合は可搬型代替交流電源設備によるP/C受電を実施する（電源容量により使用できる設備が限られる）
常設代替交流電源設備が使用できない場合は可搬型代替交流電源設備による緊急用M/Cを受電する（電源容量により使用できる設備が限られる）※23
原子炉スクラム・タービントリップを確認

高圧給水機能喪失を確認※1

高圧注水機能喪失を確認※1※1

低圧注水機能喪失を確認

Ⅱ
消火系を代替原子炉注水として使用する場合があるため消火ポンプ運転状態について確認する
恒設設備による原子炉注水が実施できない場合，低圧代替注水系（可搬型）による注水を実施する
Ⅲ

全交流動力電源喪失発生

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる。
純水補給水系から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可能である。
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能であ

※2

る
※3

原子炉への注水機能喪失を確認

回復は解析上考慮せず

Ⅳ「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は貯水池からろ過水タンクへの補給も合わせて実施する
Ⅴ
代替循環冷却運転以外に徐熱機能が回復しないことを確認し代替循環冷却運転を開始する（約10分後）※4

早期の電源回復不能と判断

Ⅰ

原子炉圧力－ドライウェル温度による「水位不明判断曲線」で水位不明を判断する（約0.3時間後）

常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）による非常用電源回復操作

炉心損傷開始Ⅱ

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備

常設代替交流電源設備 ※5（第一ガスタービン発電機）の準備
第一ガスタービン発電機以外による非常用電源供給
・第二ガスタービン発電機による緊急用M/C受電
・可搬型代替交流電源設備による緊急用M/C受電
・可搬型代替交流電源設備によるP/C受電

燃料供給準備（タンクローリ給油準備）

復水移送ポンプ以外による原子炉注水・消火ポンプによる代替注水・可搬型代替注水ポンプによる代替注水

フィルタ装置排水ポンプ水張り（約12時間後）タンクローリによる給油準備完了復水移送ポンプによる代替原子炉注水と同等の流量確保または注水開始不可

可搬型代替交流電源設備は第一ガスタービン発電機と同等の電源供給開始不可（適宜実施）※6

炉心損傷確認

可搬設備への燃料補給

Ⅳ※7

淡水貯水池から防火水槽への補給準備（防火水槽への補給準備）

格納容器薬品注入準備（約0.4時間後）

燃料被覆管温度1200℃到達（約0.7時間後）

燃料温度
2500K(約2227℃)到達

淡水タンクから防火水槽への補給

非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機
または外部電源による
交流電源回復操作を実施

防火水槽への補給準備が完了※22
低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備が完了

回復は解析上考慮せず（70分後）

回復は解析上考慮せず

Ⅲ

可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）※8
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水開始（崩壊熱と注水流量から原子炉水位の上昇率を求める）

高圧／低圧注水機能回復操作

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給

代替原子炉補機冷却系準備（約12時間後）破断口までの水位回復確認（約2時間後）中央制御室 陽圧操作
中央制御室待避室準備操作

使用済燃料プール冷却開始（破断口からの流出をサプレッション・チェンバ・プール水位上昇傾向変化により確認）
または（原子炉水位の上昇率からレベル1以上に回復していることを推定する）（適宜実施）

3.1.3-19※13※12

格納容器温度190℃超過確認（約2時間後）

格納容器上部雰囲気温度
171℃超過確認

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水を停止し，ドライウェルスプレイを開始する

原子炉注水停止後の水位低下量を崩壊熱より計算し高圧炉心注水ノズルを起点としレベル1までの時間を推定する（適宜実施）

可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽補給

※10
※11

損傷炉心冷却成功確認
原子炉圧力容器健全確認

解析上
考慮せず

可搬型代替注水ポンプの
準備が完了

※9

可搬型代替注水ポンプの準備（格納容器頂部注水系準備）※14ドライウェル側
格納容器薬品注入実施※15

可搬型代替注水ポンプの準備が完了

可搬型代替注水ポンプによる格納容器頂部注水
レベル1までの推定した時間経過後，低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるドライウェルスプレイから原子炉注水へ切り替える

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

防火水槽への補給※1

中央制御室盤にて機器ランプ表示，機器故障警報，系統流量指示計等にて機能喪失を確認する※2

外部電源が喪失し，かつ全ての非常用ディーゼル発電機からの受電に失敗することにより，全ての所内高圧系統（6.9kV）の母線が使用不能となった場合※3

非常用炉心冷却系の機能喪失及び，全交流動力電源喪失により原子炉への注水機能が喪失する※4

中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動が実施出来ず非常用高圧系統（6.9kV）の電源回復ができない場合に早期の電源回復不能と判断する※5

復電時に不要な負荷が起動するのを防止するための負荷切り離しを含む※6 格納容器雰囲気放射線レベル計指示とSOP導入条件判断図により炉心損傷を確認する。例えば原子炉停止30分後の場合，格納容器雰囲気放射線レベル計指示がドライ
ウェル放射線レベル計：6.0E+00Sv/h，サプレッション・チェンバ放射線レベル計：7.0E+00Sv/hを超えた場合，炉心損傷発生と判断する。なお，解析においては1000K(727℃)到達を炉心損傷開始としている。
炉心損傷による格納容器内水素濃度の上昇を確認する※7

炉心損傷確認後，格納容器pH制御のため薬品（水酸化ナトリウム）注入準備を実施する※8 低圧代替注水量から崩壊熱除去に必要な注水量を引いて，圧力容器の単位容量から原子炉水位の上昇率を求める。例えば，低圧代替注水流量が300m3/h，原子炉停止１時間後の必要注水量が60m3/hであるため，圧力容器単位容量29.34m3/mより8.1m/hの上昇率になる※9※16
レベル1を起点とした破断口到達まで
注入実施後，サプレッション・チェンバスプレイに切り替える※17
サプレッション・チェンバ側
格納容器薬品注入実施

レベル1までの推定した時間経過後，低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるサプレッション・チェンバスプレイから原子炉注水へ切り替える

サプレッション・チェンバ・プール水位外部水源注水制限にて
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるドライウェルスプレイ停止※18

代替循環冷却準備

原子炉圧力容器健全確認は，圧力容器破損判断パラメータにより判断する（補足1）※12

格納容器温度計にて確認する※13

格納容器スプレイにより格納容器温度は低下するが，格納容器頂部の冷却を促進させるため可搬代替注水ポンプによる格納容器頂部への注水を実施する※15

復水移送ポンプによるドライウェルスプレイに合わせて，復水移送ポンプ吸込み配管に薬品を注入することにより，ドライウェル側格納容器薬品注入を実施する※16

サプレッションプールへの薬品注入のためにサプレッション・チェンバスプレイを実施する※17 復水移送ポンプによるサプレッション・チェンバスプレイに合わせて，復水移送ポンプ吸込み配管に薬品を注入することにより，サプレッションチェンバ側格納容器
薬品注入を実施する

Ⅴ
代替循環冷却運転開始（約38時間後）※11※14 高圧炉心注水ノズル（10312mm（圧力容器基準点より））と，原子炉水位レベル1（9358mm（圧力容器基準点より））の差から容量を求め，その時の必要注水量から原子炉水位（レベル1）に到達する時間を求める。例えば，原子炉停止4時間後の必要注水量が40m3/hであった場合，ノズルからレベル1の容量が約28m3であるため約42分でレベル1に到達すると推定する。
なお，原子炉停止時冷却系出口ノズル10921mm（圧力容器基準点より）の場合，約1時間8分でレベル1に到達すると推定されるレベル１を起点とした破断口到達まで
注入実施後，ドライウェルスプレイに切り替える（約38時間後）

原子炉水位有効燃料棒底部（BAF）を起点とした場合，レベル1までは4310mm。約30分でレベル1に到達すると推定される※10 原子炉水位が有効燃料棒頂部（TAF）以上（水位計監視不能時は崩壊熱除去に必要な流量以上）及び，原子炉圧力容器下鏡部温300℃未満により損傷炉心冷却成功と判断する

格納容器圧力0.62MPa[gage]
接近※18

格納容器ベント実施を見据えて，サプレッションチェンバベント管が水没しないように外部水源からの格納容器スプレイを停止する※19

格納容器圧力計指示0.62MPa[gage]接近（格納容器限界圧力到達前）により，格納容器ベント操作を開始する※20

優先順位については，代替格納容器圧力逃がし装置の完成に伴い，見直しを実施する予定である。
また，代替格納容器圧力逃がし装置の完成に伴い優先順位を変更しても，本有効性評価には影響を与えることはない※19

中央制御室待避室陽圧化操作「格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」※21 格納容器圧力逃がし装置のフィルタ装置には，原子炉格納容器からの蒸気が凝縮することにより水位が上昇することが考えられる。フィルタ装置の水位を監視し，上限水位に到達した場合にサプレッション・チェンバ・プールへのドレン移送によりフィルタ装置水位を制御する。また，フィルタ装置への薬品注入を適宜実施する

No

Yes

以下の優先順位で格納容器ベントを実施する。
優先② 「格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」
優先③ 「代替格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」
優先④ 「代替格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」

※20

※22

原子炉注水及び格納容器スプレイに必要な弁が動作可能であることを確認する。
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する※23

重大事故等発生を通信連絡設備により確認した現場作業員は待避を実施する

フィルタ装置排水操作 ※21
フィルタ装置薬品注入操作

低圧代替注水系(常設）による原子炉注水を継続し，格納容器ベントによる格納容器圧力の低下傾向を確認する。また機能喪失している設備の復旧に努める
機能喪失していた設備の復旧後，格納容器ベントは格納容器スプレイ冷却モード及びサプレッション・チェン
バ・プール水冷却モードにより格納容器冷却が可能であること，及び水素濃度制御が可能であることを確認し停止する
原子炉格納容器を格納容器スプレイ冷却モード及びサプレッション・チェンバ・プール水冷却モードにより冷却し，格納容器が十分に冷却された後，原子炉注水を低圧代替注水系(常設）から低圧注水系へ切り替える

補足１【圧力容器破損徴候パラメータ】
事故の起因事象判定（LOCA事象or過渡起因事象）
・「過渡起因事象」，「LOCA①，②」時［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
原子炉水位下降（水位が確認されていた場合）
かつ制御棒位置の指示値喪失数増加［上部ドライウェル圧力が「0.15MPａ[gage]以上」］
原子炉圧力容器下鏡部温度の指示値喪失数増加
上記の条件が満たされる場合は「LOCA事象起因」と判定する
条件が満たされない場合は「過渡起因事象」と判定する。
（本シナリオでは「LOCA事象」を想定している）
LOCA事象起因時のパラメータ変化は以下の条件によって変わる
・下部ドライウェルに水位が有る場合（LOCA①時と表記）
・下部ドライウェルに水位が無い場合（LOCA②時と表記）【圧力容器破損判断パラメータ】
・ 「過渡起因事象」時
原子炉圧力の「急激な低下」
上部ドライウェル圧力の「急激な上昇」
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
・「LOCA①」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な低下」
サプレッションプール水温度の「急激な上昇」
・「LOCA②」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
上部ドライウェル水素濃度の「上昇」【圧力容器破損判断後の再確認パラメータ】
・「過渡起因事象」時［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
かつ［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」］
・「LOCA①、②」時［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」
かつサプレッションプール水温5℃以上上昇]
または［下部ドライウェルガス温度が300℃以上］

凡例：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）のみの作業：判断：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業：解析上考慮しない操作・判断結果

図 3.1.3.4 格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容
器過圧・過温破損）」時の対応手順の概要（代替循環冷却を使用しない場合）

格納容器過圧・過温破損

経過 時間 （分 ）
10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

120

130

140

150

160

170

180

190

200

210

220

230

240

250

260

270

280

290

300

310

備考

320

事象発生

実施 箇所 ・必 要人 員数
原子炉スクラム

責任 者
操 作項 目

指揮 者
通 報連 絡者

当 直長
6号
7号

当直 副長
当直 副長

緊急 時対 策要 員

運 転員
（ 中央 制御 室）
6号
7号

1人

中 央監視
緊 急時 対策 本部 連絡1人
1人

号 炉毎 運転 操作 指揮5人
運 転員（ 現場 ）

6号

7号

プラント状況判断
約0.3時間操 作の 内容

炉心損傷開約0.4時間燃料被覆管温度1200℃到達
約0.7時間中央 制御 室連 絡
発電 所外 部連 絡
緊急 時対 策要 員
（ 現場）
6号
7号

燃料温度約2500K(約2227℃)到達

約60分

約260分

6号炉復水貯蔵槽水源切替完了

第一ガスタービン発電機による給電開始
70分

原子炉注水開始

・給水流量の全喪失確認
2人
A,B

状況 判断

2人
a.b

－

－

－

－

・全交流動力電源喪失確認

状況判断後も事故対応に必要なパラメータを適宜監視する

10分

・原子炉スクラム・タービントリップ確認

交流 電源 回復 操作（解 析上 考慮 せず ）高圧 ／低 圧注 水機 能喪 失調 査、 復旧
操作（解 析上 考慮 せず ）原子 炉格 納容 器内 水素 濃度 監視

－

－

－

－

－

－

非常用ディーゼル発電機

－

－

－

－

－

－

外部電源

機能回復

－

－

－

－

－

－

・給水系，原子炉隔離時冷却系，高圧炉心注水系，残留熱除去
系 機能回復

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・原子炉格納容器内水素濃度監視

（2人）

（2人）

A,B

a,b

－

－

－

－

・受電前準備（中央制御室）

対応可能な要員により対応する

－

－

2人
C,D

対応可能な要員により対応する

適宜実施

20分

・放射線防護装備準備／装備

常設 代替 交流 電源 設備 準備 操作（第 一ガ スタ ービ ン発 電機 ）対応可能な要員により対応する

回復

10分

・現場移動
・第一ガスタービン発電機健全性確認
－

－

20分

－

・第一ガスタービン発電機給電準備

10分

・第一ガスタービン発電機起動，給電－

常設 代替 交流 電源 設備 から の受 電準
備操 作

－

－

－

－

－

2人
E,F
（2人）
E,F

－

c,d
e,f
－
(4人)
c,d

－

・放射線防護装備準備／装備

－

・現場移動
・ 6号 炉 M/C（ D） 受 電 準 備

50分

－

－

・現場移動
・ 7号 炉 M/C（ C） （ D） 受 電 準 備

50分

－

－

・第一ガスタービン発電機

－

－

e,f

常設 代替 交流 電源 設備 運転（ 第一 ガス ター ビン 発電 機）

常設 代替 交流 電源 設備 から の受 電操 作

（2人）

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

（1人）

（1人）

B

b

－

－

C,D

－

低圧 代替 注水 系（ 常設 ）低圧 代替 注水 系（ 常設 ）代替 格納 容器 スプ レイ 冷却 系

操作

中央 制御 室 圧力 調整（中 央制 御室 可搬 型陽 圧化 空調 機ブ
ロア ユニ ット 起動 ）（解 析上 考慮 せず ）中央 制御 室待 避室 の準 備操 作
（解 析上 考慮 せず ）運転状態確認

－

－

・ M/C

－

－

－

・ 6号 炉・ 6号 炉M/C（ D）
MCC（ D）

M/C（ C） （ D）
MCC（ C） （ D）

10分

10分

－

c,d
e,f

－

－

・ 7号 炉・ 7号 炉

（1人）
B

（1人）
b

－

－

－

－

・蓄電池内蔵照明の点灯確認
・可搬型照明の設置、点灯

（1人）

（1人）

A

a

－

－

－

－

・ 復 水 移 送 ポ ン プ （ B， C） 起 動 ／ 運 転 確 認
・低圧代替注水系（常設）ラインアップ

－

－

－

－

・現場移動
・ 7号 炉 低 圧 代 替 注 水 系 （ 常 設 ） 現 場 ラ イ ン ア ッ プ※復水貯蔵槽吸込ライン切替

（1人）

（1人）

A

a

（1人）
A

（1人）
a

－

－

c,d

受電
受電

－

－

－

－

・残留熱除去系

注入弁操作

－

－

－

－

・残留熱除去系

スプレイ弁操作－－・ MCR系

10分

15分

要員を確保して対応する

交流電源回復前から通信手段確保等の15分作業を実施する

30分

破断口まで回復水位回復後，原子炉注水と格納容器スプレイ切替

原子炉注水と格納容器スプレイ切替

隔離弁操作

30分

交流電源回復により遠隔操作可能な場合は遠隔にて隔離操作を実施する

（2人）

（2人）

C,D

e,f
－

－

・中央制御室可搬型陽圧化空調機ブロアユニット起動

－

－

－

－

・中央制御室待避室照明確保
・中央制御室待避室データ表示装置起動操作

－

－

（2人）
e,f

－

－

・中央制御室待避室空気ボンベ陽圧化装置空気供給元弁開

（2人）
E,F

（2人）
c,d

－

－

・格納容器スプレイに合わせた薬品注入

－

－

－

・現場移動
・ 6号 炉 M/C（ C） 受 電 準 備

－

－

－

・ 6号 炉M/C（ C）

受電確認

10分

－

－

－

・ 6号 炉・ 6号 炉M/C（ C）
MCC（ C）

受電
受電

10分

－

－

－

・現場移動
・ 6号 炉 低 圧 代 替 注 水 系 （ 常 設 ） 現 場 ラ イ ン ア ッ プ※復水貯蔵槽吸込ライン切替

－

－

（1人）

（1人）

B

b

－

（2人）

要員を確保して対応する

適時実施

受電
受電

－

－

30分

受電確認

－

準備 操作

注水 操作

状態確認

－

25分

10分

・現場移動
・第一ガスタービン発電機

－

(4人)

中央 制御 室照 明確 保
（解 析上 考慮 せず ）運転状態確認・現場移動・第二ガスタービン発電機

－

E,F

10分

・放射線防護装備準備／装備

2人

－

（2人）

20分

4人

格納 容器 薬品 注入 操作（解 析上 考慮 せず ）－－常設 代替 交流 電源 設備 から の受 電準
備操 作

－

－

（1人）
B

（1人）
b

－

－

－

－

（2人）
C,D
－

要員を確保して対応する

30分

10分

要員を確保して対応する

30分

要員を確保して対応する

格納容器スプレイに合わせて実施

要員を確保して対応する

50分

常設 代替 交流 電源 設備 から の受 電操 作

低圧 代替 注水 系（ 常設 ）

準備 操作

（2人）
C,D

（2人）
C,D

30分

図 3.1.3.5 格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」時の作業と所要時間（代替循環冷却を使用しない場合）（1/2）
3.1.3-20

格納容器過圧・過温破損

経過時間（時間）2

低圧代替注水系（常設）運転員（中央制御室）6号
7号
注水操作

代替格納容器スプレイ冷却系

操作

格納容器頂部注水（解析上考慮せず）

6号

7号

－

－

－

－

・残留熱除去系

注入弁操作

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・残留熱除去系

スプレイ弁操作

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・可搬型代替注水ポンプによる格納容器頂部注水2人

準備操作（解析上

運転（解析上考慮

使用済燃料プール冷却（解析上考慮せず）

再開

－

2人

－

（2人）

（2人）

（2人）
E,F

（2人）
e,f

－

－

－

－

13人
（参集）

13人
（参集）

－

24

28

32

36

40

約70分 原子炉注水開始

備考

44

約38時間
格納容器圧力 限界圧力到達

破断口まで水位回復後は，適宜原子炉注水と格納容器スプレイの切り替えを繰り返し実施

適宜原子炉注水と格納容器スプレイの切り替えを繰り返し実施
注水量および上部ドライウェル温度変化により格納容器頂部注水を調整する

・放射線防護装備準備／装備

10分

・可搬型代替注水ポンプによる格納容器頂部への注水準備（可搬型代替注水ポンプ移動、ホース敷設（可搬型代替注水ポンプから接続口），ホース接続）

80分

要員を確保して対応する

適宜実施

・可搬型代替注水ポンプによる格納容器頂部への補給

・現場移動
・代替原子炉補機冷却系・放射線防護装備準備／装備要員を確保して対応する

10分

・現場移動
・資機材配置及びホース布設、起動及び系統水張り

10時間

要員を確保して対応する

適宜実施

－

－

－

（3人）

（3人）

・代替原子炉補機冷却系

・可搬型代替注水ポンプによる使用済燃料プールへの補給

・再起動準備として使用済燃料プールへの補給を実施する

30分

・再起動準備としてろ過脱塩器の隔離を実施する

30分

運転状態監視

－

－

－

－

（2人）

（2人）

（1人）
B

（1人）
b

－

－

－

－

・燃料プール冷却浄化系系統構成

（1人）
B

（1人）
b

－

－

－

－

・燃料プール冷却浄化系再起動

現場確認中断（一時待避中）300分

現場ラインアップ

一時待避

代替原子炉補機冷却系
せず）

－

－

20

約2時間 破断口まで水位回復確認

（1人）
a

－

16

約0.3時間 炉心損傷開始

緊急時対策要員
（現場）
6号
7号

操作の内容

（1人）
A

－

12

一時待避

代替原子炉補機冷却系
考慮せず）

運転員
（現場）

6

事象発生

実施箇所・必要人員数
操作項目

4・ 燃料 プー ル冷 却浄 化 ポン プを 再起 動し 使用 済 燃料 プー ルの 冷却 を 再開 する要員を確保して対応する

燃料プール水温「77℃」以下維持要員を確保して対応する
30分

・ 必要 に応 じて 使用 済 燃料 プー ルへ の補 給を 依 頼す る・放射線防護装備準備

現場確認中断（一時待避中）10分

2人
淡水貯水池から防火水槽への補給準備

－

－

－

－

・現場移動
・淡水貯水池～防火水槽への系統構成，ホース水張り

※1，※2

10分

・放射線防護装備準備
2人,※1
－

－

－

2人,※2

－

可搬型代替注水ポンプによる防火水槽から復水貯蔵槽への補給

－

－

－

（2人）

（2人）

・可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽への注水準備（可搬型代替注水ポンプ移動，ホース敷設（防火水槽から可搬型代替注水ポンプ，可搬型代替注水ポンプから接続口），
ホース接続）
・可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽への補給
・淡水貯水池から防火水槽への補給

燃料給油準備

－

－

－

－

※1,※2

・軽油タンクからタンクローリへの補給

燃料給油作業

－

－

－

－

（2人）

・第一ガスタービン発電機用燃料タンクへの給油

中央制御室待避室の陽圧化（解析上考慮せず）

－

－

－

（2人）
c,d

－

－

180分

一時待避

－

90分

適宜実施

現場確認中断（一時待避中）

格納容器ベント前に待避準備及び待避を実施する
待避解除は作業エリアの放射線量測定後となる
一時待避前に防火水槽が枯渇しないように補給量を調整する

タンクローリ残量に応じて適宜軽油タンクから補給

120分

適宜実施

格納容器ベント前にガスタービン発電機用燃料タンクが枯渇しないように給油する

・中央制御室待避室空気ボンベ陽圧化装置空気供給弁開・中央制御室待避室陽圧調整格納容器ベント実施の30分前または格納容器ベント操作に運転員が現場への移動を開始した場合に実施する

5分

中央制御室待避室空気ボンベ陽圧化操作完了後，格納容器ベント操作要員以外は待避室へ移動する

中央制御室待避室の陽圧化維持

－

－

－

（2人）
c,d

－

－

・中央制御室待避室陽圧状態確認
・中央制御室待避室陽圧調整

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・ベント準備（格納容器二次隔離弁操作，格納容器ベントバウンダリ構成）

60分

－

－

－

－

4人
（参集）

4人
（参集）

・フィルタ装置水位調整準備（排水ポンプ水張り）

60分

（1人）
A

（1人）
a

－

－

（2人）
E,F

（2人）
e,f

格納容器ベント操作－－

・放射線防護装備準備／装備

－

60分

－

－

－

－

－

－

(4人)
（参集）

(4人)
（参集）

・フィルタ装置水位調整・ フ ィ ル タ 装 置 pH測 定

適宜実施

中操からの連絡を受けて現場操作を実施する

・フィルタ装置薬液補給

適宜実施

中操からの連絡を受けて現場操作を実施する

－

－

－

－

－

2人
A,B

2人
a,b

4人
C,D,E,F

4人
c,d,e,f

10分

90分

・軽油タンクからタンクローリへの補給

タンクローリ残量に応じて適宜軽油タンクから補給

適宜実施

・可搬型代替注水ポンプへの給油

一時待

必要人員数 合計

格納容器ベント操作後待避所へ待避する－

2人
燃料給油作業待避所へ待避しベント状態を監視する。

10分

・放射線防護装備準備／装備

燃料給油準備

中央制御室待避室が陽圧化されていること差圧計により確認する。必要に応じて差圧調整弁により陽圧調整を実施する。

格納容器ベント前に待避準備及び待避を実施する

適宜実施

・ベント状態監視・格納容器ベント操作（格納容器一次隔離弁操作）

－

一時待避

格納容器ベント準備操作

適宜実施

作業中断
（一時待避中）10人 ※（ 参 集 要 員 8人 ）※ 有効性評価で考慮しない作業を含めると要員は「14人(参集要員34人）」となる（ ）内の数字は他の作業終了後、移動して対応する人員数。

図 3.1.3.5 格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」時の作業と所要時間（代替循環冷却を使用しない場合）（2/2）
3.1.3-21

格納容器ベント前に待避準備及び待避を実施する
一時待避前に燃料が枯渇しないように補給する
待避解除は作業エリアの放射線量測定後となる

20

原子炉水位(ｍ)

原 子 炉 水 位 （シュラウド内外水位）

格納容器ベントにより炉内減圧が生じシュラウド内水位が上昇
15

シュラウド内水位
シュラウド外水位

破断口高さ

10

レベル 1
有効燃料棒頂部

冠水後は，原子炉注水量を 90m3/h に低減し，
破断口～レベル 1 水位で原子炉内への間欠注水を実施
有効燃料棒底部

5（m）

低圧代替注水系（常設）による原子
炉内への注水により水位回復

格納容器ベント後，原子炉注水を
崩壊熱除去に必要な量に低減す
るため破断口高さで一定となる

0
0

12

24

36

48

60

72

84

96

108

120

132

144

156

168

事故後の時間(ｈ)JOB No.MA404K

図 3.1.3.6 原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移

300

原子炉注水開始（低圧代替注水系（常設）最大流量）
250

注水流量(ｔ/ｈ)

注水流量
（t/h）

200

冠水後は,原子炉注水量を 90m3/h に低減
代替格納容器スプレイは原子炉注水停止時に 140m3/h 注水150

格納容器ベント後は,崩壊熱除去に必要な注水量を原子炉へ注水

100

50

25m3/h20m3/h15m3/h

0
0

12

24

36

48

60

72

84

96

108

事故後の時間(ｈ)図 3.1.3.7 注水流量の推移

3.1.3-22

120

132

144

156

168

JOB No.MA404K-7AE

400

原子炉保有水量(ｔ)

原子炉圧力容器内の保有水量（t）

格納容器ベント後，崩壊熱除去に必要な注水量に切替えるため，その後，一定保有水量で推移
300

200

破断口～レベル 1 水位で原子炉内への間欠注水を実施するため，増減を繰返す100

低圧代替注水系（常設）による原子炉内への注水により増加
0
0

12

24

36

48

60

72

84

96

108

120

132

144

事故後の時間(ｈ)

156

168

JOB No.MA404K

図 3.1.3.8 原子炉圧力容器内の保有水量の推移

4000

原子炉水位が有効燃料棒底部まで低下し燃料温度が上昇
3000

燃料最高温度(℃)

燃料最高温度

溶融プールにおいて，燃料温度は最大となるため，燃料の溶融温度(約 2,800℃)にて推移する
2000

（℃）

1000

0
0

12

24

36

48

60

72

84

96

108

120

事故後の時間(ｈ)図 3.1.3.9 燃料最高温度の推移

3.1.3-23

132

144

156

168

JOB No.MA404K-7AE--

0.8

格納容器ベント（約 38 時間）による圧力低下
最大圧力 約 0.62(0.613)MPa[gage]

格納容器圧力

格
納
容
器
内
圧
力

ドライウェルサプレッション・チェンバ0.6

格納容器限界圧力 0.62MPa

0.4

サプレッション・チェンバ側からの格納容器ベントにより，ドライウェルに比べて圧力低下が早い

代替格納容器
スプレイ作動に伴う圧力変化格納容器スプレイ
は原子炉注水（レベル 1～破断口
にて制御）以外で実施(MPa[gage])

0.2

残留熱除去系配管破断により炉内から流出する蒸気による格納容器内圧力上昇

0.0
0

12

24

36

48

60

72

84

96

108

120

事故後の時間(ｈ)

132

144

156

JOB No.MA404K-7AE--AF86002

図 3.1.3.10 格納容器圧力の推移

300

最高温度 約 207℃（壁面温度 約 144℃）（約 41 分後）
壁面最高温度 165℃（約 12 時間後）
ドライウェル
格納容器気相部温度

格
納
容
器
内
温
度

(℃)

サプレッション・チェンバ代替格納容器スプレイ作動により温度上昇が抑制

格納容器限界温度 200℃

200

100

格納容器ベント（約 38 時間）
による温度低下
残留熱除去系配管破断により炉内から流出する蒸気による温度上昇

0
0

12

24

36

48

60

72

84

96

108

120

事故後の時間(ｈ)図 3.1.3.11 格納容器気相部温度の推移

3.1.3-24

168

132

144

156

168

JOB No.MA404K-7AE--AF86002

20

サプレッション・チェンバ水位(ｍ)サプレッション・チェンバ・プール水位（m）

ベントライン（約 17m）

15

真空破壊装置（約 14m）
格納容器ベント及び代替格納容器スプレイが停止することで水位上昇が緩和される。
その後,崩壊熱除去に必要な原子炉内への注水によって一定となる

10

原子炉内への間欠注水により増減を繰返す

5

代替格納容器スプレイ開始により水位が上昇

0
0

12

24

36

48

60

72

84

96

108

120

132

144

事故後の時間(ｈ)

156

168

JOB No.MA404K

図 3.1.3.12 サプレッション・チェンバ・プール水位の推移

300

サプレッション・プール水温(℃)

サプレッション・チェンバ・プール水温200

代替格納容器スプレイ注水開始
格納容器ベントによる温度低下

100

残留熱除去系配管破断により炉内から流出する蒸気による水温上昇

（℃）

0
0

12

24

36

48

60

72

84

96

108

120

132

事故後の時間(ｈ)図 3.1.3.13 サプレッション・チェンバ・プール水温の推移

3.1.3-25

144

156

168

JOB No.MA404K

表 3.1.3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）時における重大事故等対策について（代替循環冷却を使用しない場合）（1／2）
判断及び操作

有効性評価上期待する事故対処設備

操作
常設設備

原子炉スクラム確認

非常用炉心冷却系機能喪失確認

運転時の異常な過渡変化，原子炉冷却材喪失又は全交流動力電源喪失が発生して原子炉がスクラムしたことを確認する
非常用炉心冷却系等の安全機能の喪失を確認する

可搬型設備

計装設備

－

－

平均出力領域モニタ
起動領域モニタ－－【原子炉隔離時冷却系系統流量計】【高圧炉心注水系系統流量計】【残留熱除去系系統流量計】

外部電源が喪失するとともに，全ての非常用ディーゼル発電機が機能喪失する。これにより所内高圧系統（6.9kV）の母線が使用不能となり，全全交流動力電源喪失及び早期の電源回復不能判断並びに対応準備

交流動力電源喪失に至る。
中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動がで所内蓄電式直流電源設備

―

―

－

格納容器内雰囲気放射線レベル計（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル計（S/C）
格納容器内水素濃度(SA)タンクローリ

原子炉圧力計（SA）
原子炉圧力計復水補給水系流量計（原子炉圧力容器）
復水貯蔵槽水位計（SA）
ドライウェル雰囲気温度計

きず，非常用高圧母線（6.9kV）の電源回復ができない場合，早期の電源回復不可と判断する。これにより，常設代替交流電源設備，代替原子炉

3.1.3-26

補機冷却系，低圧代替注水系（常設）の準備を開始する

大破断 LOCA 時に非常用炉心冷却系の機能及び全交流動力電源が喪失するため，原子炉水位は急激に低下し炉心が露出することで炉心損傷に至
炉心損傷確認ることを格納容器内雰囲気放射線モニタにより確認する。

－

炉心損傷により，原子炉格納容器内に水素ガスが放出されるため，原子炉格納容器内の水素ガス濃度上昇を確認する

常設代替交流電源設備による交流電源供給後，低圧代替注水系（常設）
常設代替交流電源設備による交流電による原子炉注水を開始する。

源供給及び低圧代替注水系（常設）にドライウェル雰囲気温度が原子炉圧力の飽和温度を超えた場合水位不よる原子炉水位回復確認

明と判断する。崩壊熱及び原子炉注水量による推定手段を使用し，原子炉水位を推定する

常設代替交流電源設備
復水移送ポンプ
復水貯蔵槽
軽油タンク

【 】
：重大事故等対処設備（設計基準拡張）

表 3.1.3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）時における重大事故等対策について（代替循環冷却を使用しない場合）（2／2）
判断及び操作

有効性評価上期待する事故対処設備

操作
常設設備

可搬型設備

計装設備

－

ドライウェル雰囲気温度計
格納容器内圧力計（D/W）
格納容器内圧力計（S/C）
復水補給水系流量計（原子炉格納容器）
復水貯蔵槽水位計（SA）－

格納容器内圧力計（D/W）
格納容器内圧力計（S/C）
サプレッション・チェンバ・プール水位計
フィルタ装置水位計
フィルタ装置入口圧力計
フィルタ装置出口放射線モニタ
フィルタ装置金属フィルタ差圧計

格納容器温度が約 190℃に到達した場合，推定手段により破断口まで水
位回復を確認後，代替格納容器スプレイ冷却系により原子炉格納容器冷却を実施する。
代替格納容器スプレイ冷却系に推定手段により炉心を冠水維持できる範囲で，原子炉注水と代替格納容

復水移送ポンプ

よる原子炉格納容器冷却器スプレイを交互に実施する。

復水貯蔵槽

格納容器ベントに伴うサプレッション・チェンバ・プール水位上昇を考慮しても，サプレッション・チェンバ・プール水位がベントライン-1m を超えないように格納容器スプレイを停止する

3.1.3-27

格納容器圧力逃がし装置又は代格納容器圧力が 0．62MPa[gage]に接近した場合，格納容器圧力逃がし装

替格納容器圧力逃がし装置によ置又は代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱を実施

る原子炉格納容器除熱する

格納容器圧力逃がし装置
代替格納容器圧力逃がし装置【 】：重大事故等対処設備（設計基準拡張）

表 3.1.3.2 主要解析条件（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））（代替循環冷却を使用しない場合）
（1／4）
項目
解析コード

主要解析条件

条件設定の考え方

MAAP－

原子炉熱出力3,926MWt

定格原子炉熱出力として設定

原子炉圧力

定格原子炉圧力として設定

炉心流量

7.07MPa[gage]
通常運転水位（セパレータスカート下端から+119cm）
52,200t/h

燃料

9×9 燃料（A 型）－

原子炉停止後の崩壊熱

ANSI/ANS-5.1-1979
燃焼度 33GWd/t

格納容器容積（ドライウェル）

7,350m3

サイクル末期の燃焼度のばらつきを考慮し，10％の保守性を考慮
ドライウェル内体積の設計値（全体積から内部機器
及び構造物の体積を除いた値）
ウェットウェル内体積の設計値（内部機器及び構造物の体積を除いた値）

原子炉水位

初期条件

3.1.3-28

格納容器容積（ウェットウェル）
真空破壊装置
サプレッション・チェンバ・プール水空間部：5,960m3
液相部：3,580m3
3.43kPa（ドライウェル－サプレッション・チ
ェンバ間差圧）

通常運転時の原子炉水位として設定
定格流量として設定

真空破壊装置の設定値

7.05m（NWL）

通常運転時のサプレッション・チェンバ・プール水位として設定35℃

通常運転時のサプレッション・チェンバ・プール水
温の上限値として設定

格納容器圧力5.2kPa

通常運転時の格納容器圧力として設定

格納容器温度57℃

通常運転時の格納容器温度として設定

外部水源の温度

50℃（事象開始 12 時間以降は 45℃，
事象開始 24 時間以降は 40℃）

復水移送ポンプ吐出温度を参考に設定

位
サプレッション・チェンバ・プール水温表 3.1.3.2 主要解析条件（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））（代替循環冷却を使用しない場合）
（2／4）
項目
起因事象

主要解析条件

条件設定の考え方

大破断 LOCA

原子炉圧力容器内の保有水量が厳しい箇所として残留熱除去系の吸込配管の破断

設定
全ての非常用ディーゼル発電機の機能喪失を想定

安全機能の喪失に対する仮定

全交流動力電源喪失

事故条件

高圧注水機能及び低圧注水機能喪失

し，設定
高圧注水機能として原子炉隔離時冷却系及び高圧
炉心注水系の機能喪失を，低圧注水機能として低圧注水系の機能喪失を設定

3.1.3-29

過圧及び過温への対策の有効性を総合的に判断す
外部電源

外部電源なしる観点から，プラント損傷状態である LOCA に全交流動力電源喪失を重畳することから，外部電源が喪失するものとして設定
水の放射線分解等による水素発生については，格

水素の発生

ジルコニウム－水反応を考慮

納容器圧力及び温度に対する影響が軽微であることから考慮していない。

表 3.1.3.2 主要解析条件（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））（代替循環冷却を使用しない場合）（3／4）
項目
原子炉スクラム信号

主要解析条件事象発生と同時に原子炉スクラム

条件設定の考え方
事象発生と同時に原子炉スクラムするものとして設定
設計値に注入配管の流路圧損を考慮した値として1.0

低圧代替注水系（常設）

最大 300m3/h で注水，その後は炉心を冠水維持するよう注水0.8

原子炉圧力（MPa[dif]）

3.1.3-30

重大事故等対策に関連する機器条件

設定

復水移送ポンプ
2 台による注水特性

0.6

0.4

0.2

0.0
0

代替格納容器スプレイ冷却系

140m3/h にてスプレイ
格納容器圧力が 0.62MPa[gage]におけ

格納容器圧力逃がし装置及び代替格納
容器圧力逃がし装置

る最大排出流量 31.6kg/s に対して，
原子炉格納容器二次隔離弁の中間開操
作（流路面積約 50%開）にて原子炉格
納容器除熱

50

100

150
200
注水流量（m3/h）

250

300

350

格納容器温度及び圧力抑制に必要なスプレイ流量を考慮し，設定
格納容器圧力逃がし装置及び代替格納容器圧力逃がし装置の設定値を考慮して，格納容器圧力及び温度を低下させる排出流量を確保可能な弁開度として設定

表 3.1.3.2 主要解析条件（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））（代替循環冷却を使用しない場合）
（4／4）
項目

主要解析条件3.1.3-31

重大事故等対策に関連する操作条件

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 事象発生 70 分後
注水操作
代替格納容器スプレイ冷却系による原 破断口まで水位回復後，格納容器温度
子炉格納容器冷却操作が約 190℃到達時

条件設定の考え方
全交流動力電源喪失時の訓練実績を踏まえて設定

格納容器限界温度到達防止を踏まえて設定

格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納 格納容器圧力が 0.62MPa[gage]接近時
容器除熱操作格納容器限界圧力到達防止を踏まえて設定

添付資料 3.1.3.1
雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）時において代替循環冷却を使用しない場合における Cs-137 放出量評価について
雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）時において代替循環冷却を使用しない場合における Cs-137 の放出量は以下のとおりとなる。
なお，Cs-137 の炉内内蔵量の評価の前提条件を表 1 に示す。
(1) Cs-137 の放出量（TBq）の算出
Cs-137 の放出量は，以下の式により算出される。
大気中への Cs-137 の放出量（Bq） = f_Cs × Bq_Cs-137 ×（1/DF） ・・・・ （1）一方，原子炉格納容器からのセシウムの放出割合（f_Cs）は，CsI 及び CsOH の放出割合
より，以下の式により算出される。なお，Cs-137 の炉内内蔵量は ORIGEN コード，原子炉格
納容器からの CsI 及び CsOH の放出割合は MAAP コードにて算出している。
f_Cs= （M_CsI + M_CsOH ） / M_Cs

M_CsI = W_Cs × （M_I / W_I） × f_CsI
M_CsOH = （M_Cs - W_Cs×（M_I / W_I）
） × f_CsOH・・・・ （2）・・・・ （3）・・・・（4）（2）～（4）式より
f_Cs = f_CsOH + （M_I / M_Cs） × （W_Cs / W_I） × （f_CsI - f_CsOH） ・・（5）
f_Cs：原子炉格納容器からのセシウムの放出割合
f_CsI：原子炉格納容器からの CsI の放出割合 ※f_CsOH：原子炉格納容器からの CsOH の放出割合 ※M_CsI：CsI に含まれる Cs 量
M_CsOH：CsOH に含まれる Cs 量
M_I：よう素の初期重量 = 29.1 kg
M_Cs：セシウムの初期重量 = 382.9 kg
W_I：よう素の分子量 = 131 （kg/kmol）
W_Cs：セシウムの分子量 = 133 （kg/kmol）
Bq_Cs137：Cs-137 の原子炉圧力容器内内蔵量（Bq） = 5.2×1017
DF：格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置の除染係数 = 1000
※原子炉格納容器内のエアロゾル状の放射性物質の低減効果（サプレッション・チェンバのスクラビングによる除染係数等）を考慮した MAAP コードでの評価値（別紙参照）

添 3.1.3.1-1

(2) 計算結果
サプレッション・チェンバのラインを経由し，格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置を用いた場合のCs-137の放出量は（1），（5）式より以下のとおりとな
る。
f_Cs = f_CsOH + （M_I / M_Cs） × （W_Cs / W_I） × （f_CsI - f_CsOH）
f_Cs = 2.706×10-6+ （29.1 / 382.9）×（133 / 131）×（1.308×10-6 – 2.706×10-6）= 2.60×10-6
Cs-137 の放出量（Bq） = f_Cs × Bq_Cs-137 × （1/DF）= 2.60×10-6× 5.2×1017 × （1/1000）= 約 1.4×10-3 TBq
ドライウェルのラインを経由し，格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置を用いた場合のCs-137の放出量は（1），（5）式より以下のとおりとなる。
f_Cs = f_CsOH + （M_I / M_Cs） × （W_Cs / W_I） × （f_CsI - f_CsOH）
f_Cs = 3.908×10-3+ （29.1 / 382.9）×（133 / 131）×（2.503×10-3 – 3.908×10-3）= 3.80×10-3
Cs-137 の放出量（Bq） = f_Cs × Bq_Cs-137 × （1/DF）= 3.80×10-3× 5.2×1017 × （1/1000）= 約2.0TBq
表 1 Cs-137 の炉内内蔵量の評価の前提条件
項目

値
1 サイクル：10,000h（416 日）
2 サイクル：20,000h

運転時間（h）

3 サイクル：30,000h
4 サイクル：40,000h
5 サイクル：50,000h

取替炉心の燃料装荷割合

設定根拠
1 サイクル 13 ヶ月（395 日）を考慮して，燃料の最高取
出燃焼度に余裕を持たせ長めに設定

1 サイクル：0.229 （200 体）

取替炉心の燃料装荷割合

2 サイクル：0.229 （200 体）に基づく

3 サイクル：0.229 （200 体）（ABWR の値を用いて，4 サイクル：0.229 （200 体）

炉心内蔵量を計算し，熱出

5 サイクル：0.084 （72 体）

力 3,926MW で規格化する。
）

添 3.1.3.1-2

添付資料 3.1.3.1（別紙）
大破断 LOCA 時における放射性物質の原子炉格納容器内への放出割合について
図 1 に，NUREG-1465 における放射性物質の原子炉格納容器内への放出割合（BWR プラン
ト，Early In-Vessel）と，大破断 LOCA 時に非常用炉心冷却系の機能及び全交流動力電源が喪失するシナリオの MAAP 解析における放射性物質の原子炉格納容器内への放出割合を示す。
図 1 から分かるとおり，
よう素及びセシウムの原子炉格納容器内への放出割合については，
MAAP 解析の方が NUREG-1465 より大きくなっている。希ガスについては，MAAP 解析では全量が原子炉格納容器内に放出されてはいないが，これは損傷炉心の終状態においても，炉心内に健全な状態の燃料が一部残されるためである（添付資料 3.1.2.3）。
MAAP 解析においては，放射性物質が原子炉格納容器内に放出された後，原子炉格納容器内に放出された放射性物質は，希ガスを除き，格納容器スプレイやサプレッション・チェン
バ・プールでのスクラビング等により除去される。このため，格納容器ベント実施後，事象発生後 7 日間で原子炉格納容器外に放出されるよう素及びセシウムの放出割合は，10-6 オー
ダーとなる。
なお，中・低揮発性の核種グループについては，TMI 事故や福島第一原子力発電所事故での観測事実をふまえ，格納容器ベント実施後に格納容器外に放出される割合について，MAAP
解析の結果から得られたセシウムの原子炉格納容器外への放出割合及び NUREG-1465 における原子炉格納容器内への放出割合の比（例 セシウム：0.25 に対しランタノイド：0.0002）
を利用して放出割合を評価し，中央制御室の居住性評価や現場の作業環境評価に用いている。

Early In-Vessel
1
0.9

NUREG-1465

0.8

MAAP（大破断LOCA）

0.7
0.6
0.5
0.4
0.3
0.2
0.1
0

希ガス

I

Cs

図 1 原子炉格納容器内への放出割合の比較

添 3.1.3.1-3

添付資料 3.1.3.2
原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えい量について
本格納容器破損モードの重大事故等対策の有効性評価では，厳しい事象を想定した場合
でも，原子炉格納容器が破損することなく安定状態に至る結果が得られている。この評価結果に照らして原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えい量を考える。
原子炉建屋内の換気空調系によって原子炉建屋を負圧にする場合，原子炉建屋内の放射性物質は換気空調系を経由して大気中に放出されるが，原子炉建屋から大気中への漏えいを能動的に防止することができる。一方，原子炉建屋内の換気空調系を停止する場合は，原
子炉建屋からの漏えいを能動的に防止する効果は無くなるが，換気空調系を経由した放出が無くなる。本格納容器破損モードの重大事故等対策の有効性評価では後者，すなわち，原子炉建屋の換気空調系を停止する状況を想定している。
本格納容器破損モードの重大事故等対策の有効性評価では原子炉格納容器は健全であると評価していることから，原子炉格納容器から漏えいした水蒸気は原子炉建屋内で凝縮され原子炉建屋空間部が加圧されることはないと考えられる。また，原子炉建屋内の換気空調
系は停止しているため，原子炉建屋内空間部と外気との圧力差が生じにくく，原子炉建屋内
外での空気のやりとりは殆どないものと考えられる。さらに，原子炉格納容器内から原子炉建屋に漏えいした粒子状放射性物質は，原子炉建屋内での重力沈降や水蒸気の凝縮に伴い，原子炉建屋内に沈着するものと考えられる。
これらのことから，原子炉格納容器の健全性が維持されており，原子炉建屋の換気空調系が停止している場合は，原子炉格納容器から原子炉建屋内に漏えいした放射性物質は，原子炉建屋内で時間減衰し，また，原子炉建屋内で除去されるため，大気中へは殆ど放出されないものと考えられる。
以下では，上述の状況に係わらず，保守的に原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えいを仮定した場合の放出量を示す。
１．評価条件(1) 本格納容器破損モードの評価事故シーケンスである「大破断 LOCA＋ECCS 注水機能喪失＋全交流動力電源喪失」に対し，格納容器ベントによって原子炉格納容器除熱を実施す
る場合について評価する。
(2) 格納容器からの漏えい量は，MAAP 解析上で格納容器圧力に応じて漏えい率が変化するものとし，開口面積は以下のように設定する。なお，エアロゾル粒子は格納容器外に放出される前に貫通部内で大部分が捕集されることが実験的に確認されていることから，本評価に当たっては，格納容器の漏えい孔におけるエアロゾルの捕集の効果（DF450）を考慮した。
・1Pd 以下 ：0.9Pd で 0.4%/日 相当
・1～2Pd ：2.0Pd で 1.3%/日 相当(3) 原子炉建屋から大気中に漏えいする放射性物質を保守的に見積もるため，原子炉建屋の換気空調系停止時の原子炉建屋から大気中への漏えい率を 10%/日（一定）とした。（詳添 3.1.3.2-1

細は「3.補足事項」参照）(4) 原子炉建屋内での放射能量の時間減衰は考慮せず，また，原子炉建屋内での粒子状物質の除去効果は保守的に考慮しない。
２．評価結果
原子炉建屋から大気中への放射性物質（Cs-137）の漏えい量は約 0.017TBq（7 日間）となる。
格納容器が健全であるため，格納容器から原子炉建屋への漏えい量は制限され，更に原子炉建屋から大気中への漏えいにおいても一定の漏えい率に制限されるため，放射性物質の漏えい量は抑制される。
この評価結果は「3.1.3 代替循環冷却を使用しない場合」に示すドライウェルのラインを経由した場合の放出量約 2.0TBq（7 日間）に比べて十分に小さい。

添 3.1.3.2-2

３．補足事項
原子炉建屋から大気中への漏えい率は，建屋周辺の風速によって原子炉建屋内と建屋外に差圧が生じ，放射性物質を含む原子炉建屋内の気体が建屋外へ漏えいすると仮定して評価する。
（1）式に建屋周辺の風速と建屋差圧（風荷重）の関係を示す。
ΔP = -C×ρ×v2/2 ・・・（1）
ΔP
C
ρ
v

: 風荷重 （kg/m2）: 風力係数 （-0.4）: 空気密度 （0.125kgs2/m4：大気圧 101kPa，大気温度 15℃）
: 風速 （3.1m/s）（敷地内で観測した 1985 年 10 月～1986 年 9 月の地上高 10m 風速観測結果から，平均風速である 3.1m/s を選定）
出典：建築学便覧Ⅱ 構造

次に，差圧と原子炉建屋の漏えい率の相関式を（2）式に示す。
f ∝ √ΔP ・・・（2）f
ΔP: 原子炉建屋の漏えい率 （回/日）: 差圧 （mmH2O）
なお，1mmH2O=1kg/m2

原子炉建屋は，建屋負圧 6.4mmH2O で漏えい率が 0.5 回/日以下になるように設計されているため，実風速による建屋差圧と漏えい率の関係は（3）式のようになる。
f1 = f0×√（ΔP1/ΔP0） ・・・（3）
f1
f0
ΔP1
ΔP0

: 実風速時の漏えい率 （回/日）: 原子炉建屋の設計漏えい率 （0.5 回/日）
: 実風速時の建屋差圧 （0.3mmH2O）: 原子炉建屋の設計建屋差圧 （6.4mmH2O）

以上より，建屋周辺の風速によって生じる原子炉建屋からの漏えい率は 10%/日(0.1 回/日)となる。
以上

添 3.1.3.2-3

添付資料 3.1.3.3
安定状態について（代替循環冷却を使用しない場合）
雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）時において代替循環冷却を使用しない場合における安定状態については以下のとおり。
原子炉安定停止状態：事象発生後，重大事故等対処設備を用いた損傷炉心冷却により，損傷炉
心の冠水が維持でき，また，冷却のための設備がその後も機能維持できると判断され，かつ必要な要員の不足や資源の枯渇等のあらかじめ想定される事象悪化のおそれがない場合，安定停止状態が確立されたものとする。
原子炉格納容器安定状態：損傷炉心を冠水させた後に，重大事故等対処設備を用いた原子炉格
納容器除熱機能（格納容器圧力逃がし装置又は代替循環冷却）により，格納容器圧力及び温度が安定又は低下傾向に転じ，また，除熱のための設備がその後も機能維持できると判断され，かつ，必要な要員の不足や資源の枯渇等のあらかじめ想定される事象悪化のおそれがない場合，安定状態が確立されたものとする。
【安定状態の確立について】
原子炉安定停止状態の確立について
低圧代替注水系（常設）による注水継続により損傷炉心が冠水し，損傷炉心の冷却が維持され，原子炉安定停止状態が確立される。
原子炉格納容器安定状態の確立について
炉心冷却を継続し，格納容器圧力 0.62MPa[gage]到達までに格納容器圧力逃がし装置又は代替
格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱を開始することで，格納容器圧力及び温度は安定又は低下傾向になり，格納容器温度は 150℃を下回り，原子炉格納容器安定状態が確立される。
また，重大事故等対策時に必要な要員は確保可能であり，また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
【安定状態の維持について】
上記の格納容器破損防止対策により安定状態を維持できる。
代替循環冷却又は残留熱除去系機能を復旧して除熱を行い，原子炉格納容器を隔離することによって，安定状態の更なる除熱機能の確保及び維持が可能となる。安定状態の維持に関する具体的な要件は以下のとおり。
① 原子炉格納容器除熱機能として代替循環冷却又は残留熱除去系復旧による冷却への移行② 原子炉格納容器内の水素・酸素濃度の制御を目的とした可燃性ガス濃度制御系の復旧及び原子炉格納容器内への窒素封入（パージ）③ 上記の安全機能の維持に必要な電源（外部電源），冷却水系等の復旧④ 長期的に維持される原子炉格納容器の状態（温度・圧力）に対し，適切な地震力に対する原
子炉格納容器の頑健性の確保（添付資料 2.1.1 別紙 1 参照）

添 3.1.3.3-1

添付資料 3.1.3.4
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損（代替循環冷却を使用しない場合）））
表 1 解析コードにおける重要現象の不確かさが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（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損（代替循環冷却を使用しない場合）））（1/2）
【MAAP】
分類

重要現象
崩壊熱

解析モデル

炉心

燃料被覆管酸化

評価項目となるパラメータに与える影響「解析条件を最確条件とした場合の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」にて確認。

入力値に含まれる。

「解析条件を最確条件とした場合の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」にて確認。

炉心モデル（炉心熱水力モデル）
溶融炉心の挙動モデル（炉心ヒートアップ）

TMI 事故解析における炉心ヒートアップ時の水素発生，炉心領域での溶融進展状態について，TMI 事故分析結果と良く一致することを確認した。
CORA 実験解析における，燃料被覆管，制御棒及びチャンネルボックスの温度変化について，測定データと良く一致することを確認した。
炉心ヒートアップ速度の増加（被覆管酸化の促進）を想定し，仮想的な厳しい振り幅ではあるが，ジルコニウム-水反応速度の係数を 2 倍とした感度解析により影響を確認した。
・TQUV，大破断 LOCA シーケンスともに，炉心溶融の開始時刻への影響は小さい
・下部プレナムへのリロケーション開始時
刻は，ほぼ変化しない

炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現性及び CORA 実験についての再現性が確認されている。炉心ヒートアップの感度解析（ヒートアップ時の燃料被覆管表
炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現性及び面積感度解析）では，炉心溶融時間に対する感度は小さいことが確認されている。原子炉注
CORA 実験についての再現性が確認されている。また，炉心ヒートア
水操作については，非常用炉心冷却系による炉心への注水機能が喪失したと判断した場合，ップに関するモデルに対する感度解析（ヒートアップ時の燃料被覆
速やかに低圧代替注水系（常設）による炉心注水（電源の確保含む）を行う手順となってお
管表面積感度解析）では，格納容器内温度及び圧力挙動への影響はり，燃料被覆管温度等のパラメータを操作開始の起点としている操作ではないことから，小さいことが確認されていることから，評価項目となるパラメータ
運転員等操作に与える影響はない。また，格納容器スプレイ操作については，炉心ヒートアに与える影響は小さい。
ップの感度解析では，格納容器内温度及び圧力挙動への影響は小さいことが確認されていることから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

炉心モデル（炉心水位計算モデル）

TQUX シーケンス及び中小破断 LOCA シーケ
ンスに対して，MAAP コードと SAFER コードの比較を行い，以下の傾向を確認した。
・MAAP コードでは SAFER コードで考慮している CCFL を取り扱っていないこと等から，水位変化に差異が生じたものの水位低下幅は MAAP コードの方が保守的であり，その後の注水操作による有効燃料棒
頂部までの水位回復時刻は両コードで同等である

炉心モデル（炉心水位計算モデル）は SAFER コードとの比較により，急速減圧後の水位上昇
及び蒸気流出の継続による水位低下について，一時的に低いより水位に到達すること，その後の注水操作による有効燃料棒頂部までの水位回復時刻は SAFER コードと同等であることが確認されている。原子炉注水操作については，非常用炉心冷却系による炉心への注水機能が喪失したと判断した場合，速やかに低圧代替注水系（常設）による炉心注水（電源の確保含む）を行う手順となっており，原子炉水位を操作開始の起点としている操作ではないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

炉心モデル（炉心水位計算モデル）では，原子炉水位挙動について原
子炉圧力容器内のモデルが精緻である SAFER コードとの比較により，急速減圧後の水位上昇及び蒸気流出の継続による水位低下について，一時的に低いより水位に到達することが確認されているが，長期的な挙動は崩壊熱の影響が支配的となるため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

安全系モデル（非常用炉心冷却系）
安全系モデル（代替注水設備）

入力値に含まれる。

「解析条件を最確条件とした場合の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」にて確認。

「解析条件を最確条件とした場合の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」にて確認。

燃料被覆管変形

沸騰・ボイド率変化

気液分離（水位変化）・対向流

原子炉圧力容器

ＥＣＣＳ注水（給水系・代替
注水設備含む）

運転員等操作時間に与える影響

炉心モデル（原
子炉出力及び崩壊熱）

燃料棒内温度変化

燃料棒表面熱
伝達不確かさ

添 3.1.3.4-1

表 1 解析コードにおける重要現象の不確かさが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（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損（代替循環冷却を使用しない場合）））（2/2）
【MAAP】
分類

重要現象

解析モデル

不確かさ

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

格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）

HDR 実験解析では，格納容器圧力及び温度について，温度成層化を含めて傾向を良く再現できることを確認した。
格納容器雰囲気温度を十数℃程度高めに，格納容器圧力を１割程度高めに評価する傾向が確認されたが，実験体系に起因するものと考えられ，実
機体系においてはこの種の不確かさは小さくなるものと考えられる。また，非凝縮性ガス濃度の挙動について，解析結果が測定データと良く一致することを確認した。
格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，CSTF 実験解析では，格納容器温度及び非凝縮性ガス濃度の挙動について，解析結果が測定データと良く一致す
ることを確認した。

HDR 実験解析では区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃程度，格納容器圧
力を１割程度高めに評価する傾向が確認されているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認された不確かさは小さくなるものと推定される。しかし，全体としては格納容器圧力及び温度の傾向を適切に再現できているため，格納容器圧
力及び温度を操作開始の起点としている代替格納容器スプレイ，格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。
また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，CSTF 実験解析により格納容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定
データと良く一致することを確認しており，その差異は小さいため，格納容器
圧力及び温度を操作開始の起点としている代替格納容器スプレイ，格納容器圧
力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。

HDR 実験解析では区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃程度，格納容器圧力を１割程度高めに評価する傾向が確認されているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認された不確かさは小さくなるものと推定される。しかし，全体としては格納容器圧力及び温度の傾向を適切に再現できているため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，CSTF 実験解析により格納容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認しているため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

スプレイ冷却

安全系モデル
入力値に含まれる。
（格納容器スプレイ）「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパ
スプレイの水滴温度は短時間で雰囲気温度と平安全系モデル（代替注
ラメータに与える影響」にて確認。
衡に至ることから伝熱モデルの不確かさはない。
水設備）「解析条件を最確条件とした場合の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」にて確認。

格納容器ベント

入力値に含まれる。
MAAP コードでは格納容器ベントについては，設
格納容器モデル（格納「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパ計流量に基づいて流路面積を入力値として与え，容器の熱水力モデル）
ラメータに与える影響」にて確認。
格納容器各領域間の流動と同様の計算方法が用いられている。

「解析条件を最確条件とした場合の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」にて確認。

格納容器各領域間の流動構造材との熱伝達及び内部
熱伝導原子炉格納容器

気液界面の熱伝達

原子炉圧力容器（炉心損傷後）原子炉圧力容器内 FP 挙動

原子炉格納容器（炉心損傷後）原子炉格納容器内 FP 挙動

核分裂生成物（FP）挙動モデル

核分裂生成物（FP）挙動モデル

PHEBUS-FP 実験解析により，FP 放出の開始時刻を良く再現できているものの，燃料被覆管温度を高めに評価することにより，急激な FP 放出を示
す結果となった。ただし，この原因は実験における小規模な炉心体系の模擬によるものであり，実機の大規模な体系においてこの種の不確かさは小さくなると考えられる。

核分裂生成物（FP）挙動モデルは FP 放出の開始時間に関する基本的なモデルについては PHEBUS-FP 実験解析において，実機体系により妥当性が確認されているが，燃料被覆管破裂後の FP 放出挙動に関しては小規模体系の模擬性が原因によるものであり，実機の大規模な体系においてこの種の不確かさは小さくなると考えられるが，炉心損傷後の圧力容器内 FP 放出を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

核分裂生成物（FP）挙動モデルは，PHEBUS-FP 実験解析により，原子炉圧力容器内への FP 放出の開始時間を適切に再現できることが確認されている。PHEBUS-FP 実験解析では，燃料被覆管破裂後の FP 放
出について実験結果より急激な放出を示す結果が確認されたが，小規模体系の模擬性が原因と推測され，実機の大規模な体系においてこの種の不確かさは小さくなると考えられる。

核分裂生成物（FP）挙動モデルは ABCOVE 実験解析により，格納容器内のエアロ
ABCOVE 実験解析により，格納容器内のエアロゾ ゾル沈着挙動を適正に評価できることを確認しているが，炉心損傷後の格納容
ル沈着挙動を適正に評価できることを確認した。 器内 FP を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

核分裂生成物（FP）挙動モデルは，ABCOVE 実験解析により格納容器
内のエアロゾル沈着挙動を適正に評価できることが確認されている。したがって，Cs-137 の観点で評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。なお，本評価事故シーケンスにおける格納容器逃がし装置等による Cs-137 の総放出量は，評価項目（100TBq を下回っていること）に対して，サプレッション・チェンバのラインを経由した場合は約 1.4×10-3TBq（7 日間）であり，評価項目に対して余裕がある。

添 3.1.3.4-2

表2

初期条件

解析条件を最確条件とした場合の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（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損（代替循環冷却を使用しない場合）））（1/3）
解析条件（初期条件，事故条件）の不確かさ
項目
条件設定の考え方
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
解析条件
最確条件
原子炉熱出力のゆらぎを考慮し 最確条件とした場合には原子炉停止後の崩壊熱が緩和される。最 最確条件とした場合には原子炉停止後の崩壊熱が緩和される。最確3,924MWt 以下
原子炉熱出力3,926MWt
た運転管理目標値を参考に最確 確条件とした場合の運転員等操作時間への影響は，原子炉停止後 条件とした場合の評価項目となるパラメータに与える影響は，原子（実績値）
条件を包絡できる条件を設定。
の崩壊熱にて説明する。
炉停止後の崩壊熱にて説明する。
最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を 最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与
約 7.05[gage]
与えうるが，大破断 LOCA に伴い原子炉は急速に減圧されるため えうるが，大破断 LOCA に伴い原子炉は急速に減圧されるため事象
原子炉圧力7.07MPa[gage]～約 7.12MPa[gage]
定格原子炉圧力として設定。
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 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
（実測値）
ない。
はない。
最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を 最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与通常運転水位与えうるが，ゆらぎの幅は事象発生後の水位低下量に対して非常 えうるが，ゆらぎの幅は事象発生後の水位低下量に対して非常に小（セパレータスカート下端 通常運転時の原子炉水位として に小さい。例えば，大破断 LOCA 発生後の原子炉水位の低下量は さい。例えば，大破断 LOCA 発生後の原子炉水位の低下量は約 20 分
原子炉水位
通常運転水位から約+118cm～約+120cm） 設定。
約 20 分で通常運転水位約－4m であるのに対してゆらぎによる水 で通常運転水位約－4m であるのに対してゆらぎによる水位低下量（実測値）
位低下量は約－10mm であり非常に小さい。従って，事象進展に与 は約－10mm であり非常に小さい。従って，事象進展に与える影響
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。
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 。
炉心の反応度補償のため初期値は変化するが，事象発生後早期に 炉心の反応度補償のため初期値は変化するが，事象発生後早期に原52,200t/h
定格流量の約 91～約 110%
炉心流量
定格流量として設定。
原子炉はスクラムするため，初期炉心流量が事象進展に与える影 子炉はスクラムするため，初期炉心流量が事象進展に与える影響は（定格流量（100%））（実測値）
響は小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
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。
9×9 燃料（A 型）と 9×9 燃料（B
最確条件とした場合には，9×9 燃料の A 型又は B 型の炉心とな 最確条件とした場合には，9×9 燃料の A 型又は B 型の炉心となる型）は，熱水的な特性はほぼ同等
るか，それらの混在炉心となるが，両型式の燃料の熱水力特性は か，それらの混在炉心となるが，何れの型式も燃料の熱水力特性は燃料
9×9 燃料（A 型）
装荷炉心ごとであり，燃料棒最大線出力密度のほぼ同等であり，事象進展に与える影響は小さいことから，運転 ほぼ同等であり，事象進展に与える影響は小さいことから，評価項
保守性に包含されることから，代員等操作時間に与える影響は小さい。
目となるパラメータに与える影響は小さい。
表的に 9×9 燃料（A 型）を設定。
最確条件は解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるた
最確条件は解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，サイクル末期の燃焼度のばらつ め，原子炉冷却材の放出も少なくなることから，格納容器圧力及ANSI/ANS-5.1-1979
原子炉冷却材の放出も少なくなることから，格納容器圧力及び温度
原 子 炉 停 止 後 ANSI/ANS-5.1-1979
きを考慮し，10％の保守性を確保 び温度上昇が遅くなり，格納容器スプレイ及び格納容器ベント操
平均的燃焼度約 30GWd/t
上昇が遅くなるが，格納容器の圧力及び温度の上昇は格納容器スプの崩壊熱
燃焼度 33GWd/t
することで，最確条件を包絡でき 作の開始が遅くなるが，操作手順(格納容器圧力に応じて格納容（実績値）
レイ及び格納容器ベントにより抑制されるため，評価項目となるパる条件を設定。
器ベントを実施すること)に変わりはないことから，運転員等操ラメータに与える影響はない。
作時間に与える影響はない。
格納容器容積ドライウェル内体積の設計値（全7,350m3
解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影 解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響（ ド ラ イ ウ ェ 7,350m3
体積から内部機器及び構造物の（設計値）
響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。
はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
ル）
体積を除いた値）を設定。
最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を 最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与与えうるが，ゆらぎによる格納容器容積（ウェットウェル）の液 えうるが，ゆらぎによる格納容器容積（ウェットウェル）の液相部
空間部：
相部（空間部）の変化分は通常時に対して非常に小さい。例えば， （空間部）の変化分は通常時に対して非常に小さい。例えば，通常
3
格納容器容積約 5,980～約 5,945m
ウェットウェル内体積の設計値
空間部：5,960m3
通常時の液相部の熱容量は約 3,600m3 相当分であるのに対して， 時の液相部の熱容量は約 3,600m3 相当分であるのに対して，ゆらぎ（ウェットウ
液相部：（内部機器及び構造物の体積を3
液相部：3,580m
ゆらぎによる容積減少分の熱容量は約 20m3 相当分であり，その による容積減少分の熱容量は約 20m3 相当分であり，その減少割合
ェル）
約 3,560～約 3,595m3
除いた値）を設定。
減少割合は通常時の約 0.6%程度と非常に小さい。したがって，事 は通常時の約 0.6%程度と非常に小さい。したがって，事象進展に（実測値）
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 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小さい。
さい。
最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を 最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与与えうるが，ゆらぎによるサプレッション・チェンバ・プール水 えうるが，ゆらぎによるサプレッション・チェンバ・プール水位低位低下分の熱容量は通常水位時に対して非常に小さい。例えば， 下分の熱容量は通常水位時に対して非常に小さい。例えば，通常水
サプレッショ
約 7.01m～約 7.08m
通常運転時のサプレッション・チ 通常水位時（7.05m）の熱容量は約 3,600m3 相当分であるのに対し 位時（7.05m）の熱容量は約 3,600m3 相当分であるのに対して，ゆン・チェンバ・ 7.05m（NWL）（実測値）
ェンバ・プール水位として設定。 て，ゆらぎによる水位低下分（通常水位-0.04m 分）の熱容量は約 らぎによる水位低下分（通常水位-0.04m 分）の熱容量は約 20m3 相
プール水位
20m3 相当分であり，その低下割合は通常水位時の約 0.6%程度と 当分であり，その低下割合は通常水位時の約 0.6%程度と非常に小
非常に小さい。従って，事象進展に与える影響は小さく，運転員 さい。従って，事象進展に与える影響は小さく，評価項目となるパ等操作時間に与える影響は小さい。
ラメータに与える影響は小さい。
通常運転時のサプレッション・チ 最確条件は解析条件で設定している水温よりも若干低くなるた 最確条件は解析条件で設定している水温よりも若干低くなるため，
サプレッショ
約 30℃～35℃ェンバ・プール水温の上限値を， め，格納容器圧力上昇が遅くなり，格納容器スプレイ及び格納容 格納容器の熱容量は若干大きくなり格納容器ベントに至るまでのン・チェンバ・ 35℃（実測値）
最確条件を包絡できる条件とし 器ベント操作の開始が遅くなるが，その影響は小さく，運転員等 時間が長くなるが，その影響は小さく，評価項目となるパラメータ
プール水温
て設定。
操作時間に与える影響は小さい。
に与える影響は小さい。

添 3.1.3.4-3

表2

解析条件を最確条件とした場合の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（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損（代替循環冷却を使用しない場合）））（2/3）
解析条件（初期条件，事故条件）の不確かさ
解析条件
最確条件

項目

条件設定の考え方

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
最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうる
が，ゆらぎによる格納容器圧力の上昇量が格納容器ベント時間に与える影響は小さい。例えば，事象発生から格納容器圧力が初期ピーク値に達するまでの圧力上昇率（平均）は 1 時間あたり約 50kPa（約 10.3 時間で約 0.56MPa）であるのに対して，ゆらぎによる圧力上昇量は約 2kPa であり非常に小さい。
従って，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。

5.2kPa[gage]

約 3kPa[gage]～約 7kPa[gage]（実測値）

通常運転時の格納容器圧力として設定。

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，ゆらぎによる格納容器圧力の上昇量が格納容器ベント時間に与える影響は小さい。例えば，事象発生から格納容器圧力が初期ピーク値に達するまでの圧力上昇率（平均）は 1 時間あたり約 50kPa（約 10.3 時間で約0.56MPa）であるのに対して，ゆらぎによる圧力上昇量は約2kPa であり非常に小さい。従って，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。

格納容器温度57℃

約 30℃～約 60℃（実測値）

通常運転時の格納容器温度として設定。

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，格納容器温度は格納容器スプレイにより飽和温度となることから，初期温度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。

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，格納容器温度は格納容器スプレイにより飽和温度となることから，初期温度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。

真空破壊装置3.43kPa（ドライウェル－サプレ
ッション・チェンバ間差圧）

3.43kPa（ドライウェル－サプレッ
ション・チェンバ間差圧）（設計値）

真空破壊装置の設定値。

解析条件と最確条件は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。

解析条件と最確条件は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。

約 30℃～約 50℃（実測値）

復水移送ポンプ吐出温度を参考に設定。

最確条件は解析条件で設定している水温よりも低くなる可能性があり，格納容器圧力上昇に対する格納容器スプレイ
による圧力抑制効果は大きくなり，間欠スプレイの間隔に影響する。しかし本解析ではスプレイ間隔は炉心冠水操作に依存していることから運転員等操作時間に与える影響は小さい。

最確条件は解析条件で設定している水温よりも低くなる可能性があり，炉心の再冠水までの挙動に影響する可能性はあるが，この顕熱分の影響は小さ
く，燃料被覆管温度の上昇に与える影響は小さい。
また，格納容器圧力上昇に対する格納容器スプレイによる圧力抑制効果は大きくなり，格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置の操作開始時間が遅くなるが，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

21,400m3 以上（淡水貯水池水量+復水貯
蔵槽水量）淡水貯水池及び通常運転中の復水貯蔵槽の水量を参考に，最確条件を包絡できる条件を設定。

最確条件とした場合には，解析条件よりも水源容量の余裕は大きくなる。また，事象発生 12 時間後からの可搬型代替
注水ポンプによる補給により復水貯蔵槽は枯渇しないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

－

2,240kL 以上（軽油タンク容量+ガスタ
ービン発電機用燃料タンク容量）

通常時の軽油タンク及びガ
スタービン発電機用燃料タンクの運用値を参考に，最確条件を包絡できる条件を設定。

最確条件とした場合には，解析条件よりも燃料容量の余裕は大きくなる。また，事象発生直後から最大負荷運転を想定しても燃料は枯渇しないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

－

格納容器圧力初期条件

外部水源の温度

外部水源の容量

燃料の容量

50℃（事象開始 12 時間以
降は 45℃，
事象開始 24 時
間以降は 40℃）

約 21,400m

約 2,240kL

3

添 3.1.3.4-4

表2
項目

起因事象

事故条件

安全機能の喪失に対する仮定

解析条件を最確条件とした場合の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（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損（代替循環冷却を使用しない場合）））（3/3）
解析条件（初期条件，事故条件）の不確かさ
解析条件
最確条件
大破断 LOCA（残留熱除去系の吸込配
管の破断）

全交流動力電源喪失
高圧注水機能及び低圧注
水機能喪失

条件設定の考え方

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－

原子炉圧力容器内の保有水量が厳しい箇所として設定。

－

－

－

全ての非常用ディーゼル発電
機の機能喪失を想定し，設定
高圧注水機能として原子炉隔
離時冷却系及び高圧炉心注水系の機能喪失を，低圧注水機能
として低圧注水系の機能喪失を設定。

解析条件と最確条件は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。

解析条件と最確条件は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，外部電源がある場合は，注水開始時間が早くなり，
格納容器圧力・温度の挙動は低く推移することから，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。

仮に，外部電源がある場合は，注水開始時間が早くなり，格納容器圧力・温度の挙動は低く推移することから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

解析条件と最確条件は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。

解析条件と最確条件は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。

解析条件と最確条件は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。

解析条件と最確条件は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。

－

過圧及び過温への対策の有効性を総合的に判断する観点から，プラント損傷状態である
LOCA に全交流動力電源喪失を重畳することから，外部電源が喪失するものとして設定。
水の放射線分解等による水素発生については，格納容器圧力及び温度に対する影響が軽微であることから考慮していな
い。

機器条件

外部電源

外部電源なし水素の発生

ジルコニウム－水反応を考慮

ジルコニウム－水反応を考慮

原子炉スクラム信号

事象発生と同時に原子炉スクラム

事象発生と同時に原子炉
スクラム

低圧代替注水系（常設）

最大 300m3/h で注水，その後は炉心を冠水維持可能な注水量に制御

最大 300m3/h で注水，その後は炉心を冠水維持可能な注水量に制御

設計値に注入配管の流路圧損を考慮した値として設定。

代替格納容器
スプレイ冷却系

140m3/h にてスプレイ

140m3/h 以上でスプレイ

格納容器雰囲気温度及び圧力抑制に必要なスプレイ流量を考慮し，設定。

格納容器圧力逃がし装置及び及び代替格
納容器圧力逃がし装置

格納容器圧力が0.62MPa[gage]における最大排出流量31.6kg/sに対して，原子炉格納容器
二次隔離弁の中間開操作（流路面積約50%開）にて除熱

格納容器圧力が0.62MPa[gage]における最大排出流量31.6kg/sに対して，原子炉格納容器
二次隔離弁の中間開操作（流路面積約50%開）にて除熱

格納容器圧力逃がし装置及び及び代替格納容器圧力逃がし装置の設計値を考慮して，格納容器圧力及び温度を低下させる排出流量を確保可能な弁開度として設定。

事象発生と同時に原子炉スク
ラムするものとして設定。

実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復は早くなる可能性がある。冠水後の操作として冠水維持可能な注水量に制御するが，注水後の流量調整操作であるため,運転員等操作時間に与える影響はない。
スプレイ流量は運転員による調整が行われ，その増減により圧力抑制効果に影響を受けるが，操作手順に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

実際の流量が解析より多い場合，格納容器ベントによる格
納容器圧力の低下が早くなり，その後の圧力挙動も低く推移することになるが，運転員等操作時間に与える影響はない。

添 3.1.3.4-5

実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復は早くなる可能性があるが，格納容器圧力及び温度上昇に有意な影響を与えないことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
スプレイ流量は運転員による調整が行われ，その増減により圧力抑制効果に影響を受けるものの，格納容器内に蓄積される崩壊熱量に変わりは無い
ため，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

格納容器圧力の最大値は格納容器ベント実施時のピーク圧力であることから，その後の圧力挙動の変化は，評価項目となるパラメータに対して与える影響はない。

表 3 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（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））（代替循環冷却を使用しない場合）
（1/4）

項目

操作条件

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

解析条件（操作条件）の不確かさ
解析上の操作開始時間
解析上の操 条件設定の
作開始時間
考え方

事象発生 70
分後

全交流動力
電源喪失時
の訓練実績
を踏まえて
設定

操作の不確かさ要因

運転員等操作時間に与え
る影響

【認知】
中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の非常用高圧系統の電源回復ができない場合，早期の電源回復不可と判断し，これにより常設代替交流電源設備及び低圧代替注水系（常設）の準備を開始する手順としている。この認知に係る時間として 10 分間を想定しているため，認知遅れ等により操作開始時間に与える影響はなし。
【要員配置】
常設代替交流電源設備からの受電操作のために，中央制御室にて常設代替交流電源設備からの受電準備を行う運転員と，現場にて常設代替交流電源設備からの受電準備を行う運転員(現場)と，常設代替交流電源設備の起動操作等を行う運転員(現場)が配置されている。常設代替交流電源設備からの受電準備を行う運転員及び運転員(現場)は，常設
代替交流電源設備からの受電準備のための負荷切り離し操作を行っている期間，他の操作を担っていない。このため，要員配置が操作開始時間に与える影響はなし。また，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作については，
中央制御室での操作のみであり，運転員は中央制御室に常駐していることから，操作開始時間に与える影響はなし。
【移動】
常設代替交流電源設備からの受電準備を行う運転員(現場)は，中央制御室から操作現場である原子炉建屋地下 1 階まで通常 5 分間程度で移動可能であるが，移動時間としては余裕を含めて 10 分間を想定している。常設代替交流電源設備の起動操作等を行う運転員(現場)は，屋外に移動するが，移動時間としては徒歩の所要時間に余裕を加味し 10 常設代替交流電源設備か分間を想定している。このため，移動が操作開始時間に与える影響はない。また，低圧代替注水系（常設）による原 らの受電操作について実子炉注水操作については中央制御室内での操作のみであり，操作開始時間に与える影響はなし。
態の運転操作は，認知に【操作所要時間】
10 分間，移動に 10 分間，
常設代替交流電源設備の起動操作等を行う運転員(現場)，常設代替交流電源設備からの受電準備を行う運転員及び 操作所要時間に 50 分間の運転員(現場)の操作内容及び操作所要時間は以下のとおり。これらの作業は並行して行うため，操作所要時間は最長 合計 70 分間であり，解析で 50 分間となる。
上の受電完了時間とほぼ［起動操作等を行う運転員(現場)：操作所要時間；合計 40 分間］
同等であり，操作開始時
常設代替交流電源設備の起動前の油漏れ，配電盤等の健全性確認の所要時間に 10 分間を想定間に与える影響は小さ
燃料バルブの開操作，給・排気扉開操作等の常設代替交流電源設備の起動準備の所要時間に 10 分間を想定い。
常設代替交流電源設備の起動，起動後の運転確認及び常設代替交流電源設備側の遮断操作の所要時間に 20 分 低圧代替注水系（常設）に間を想定
よる原子炉注水操作は，［受電準備を行う運転員(現場)：操作所要時間；合計 50 分間］
常設代替交流電源設備か
常設代替交流電源設備からの受電前準備として，負荷抑制のための切り離し操作を行う。操作対象が 20 個程度 らの受電操作と同時に実であり，1 個あたりの操作時間に移動時間含めて 2 分間程度を想定し，操作の所要時間は 40 分間を想定施するため，受電操作の常設代替交流電源設備の起動及び緊急用交流高圧母線の遮断器の投入後の非常用交流高圧電源母線の受電操作 影響を受けるが，実態のの所要時間に 10 分間を想定
操作時間は，解析上の操［運転員（中央制御室）：操作所要時間；合計 35 分間］
作開始時間とほぼ同等で常設代替交流電源設備からの受電前準備として，負荷抑制のための切り離し及び操作スイッチの引き保持等の あり，操作開始時間に与所要時間に 20 分間を想定
える影響は小さい。
非常用交流高圧電源母線の受電操作後に，中央制御室での受電確認及び低圧代替注水系（常設）の注水準備操
作の所要時間に 15 分間を想定
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水準備の操作は，復水補給水系の隔離弁（1 弁）の閉操作による系統構成，
低圧代替注水系（常設）の追加起動であり，何れも中央制御室における制御盤の操作スイッチによる操作のため，1操作に 1 分間を想定し，合計 2 分間であり，それに余裕時間を含めて操作時間 5 分を想定。
【他の並列操作有無】
常設代替交流電源設備の起動操作等を行う運転員(現場)と常設代替交流電源設備からの受電準備を行う運転員(現場)の並列操作はあるが，それを加味して操作の所要時間を算定しているため，操作開始時間に与える影響はない。
また，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作は，常設代替交流電源設備からの受電操作における非常用母線への受電操作と同時に実施する。
【操作の確実さ】
現場操作は，操作の信頼性の向上や要員の安全のため 2 人 1 組で実施することとしており，誤操作は起こりにくく，誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。また，中央制御室内の制御盤操作は，操作スイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起こりにくく，そのため誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。

添 3.1.3.4-6

評価項目と
なるパラメ
ータに与え
る影響

操作時間余裕

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。

常設代替交流電源設備からの受電操作は，訓練実
績等より，運転員による常設代替
交流電源設備の起動操作，並びに現場及び中央制
事象発生から
御室の運転員に90 分後（操作よる受電前準備
開始時間の 20
及び受電操作を分程度の遅れ）並行して実施し，までに常設代想定と同じ約 70
替交流電源設
分で常設代替交
備からの受電流電源設備から操作を行い低の受電が実施可
圧代替注水系
能であることを（常設）による
確認した。
原子炉注水が低圧代替注水系開始できれば，（常設）の操作は評価項目を満中央制御室にお足する結果とける操作のため，なり，時間余裕
シミュレータにがある。
て訓練実績を取
なお，格納容器得。訓練では，復ベント時にお水移送ポンプをける Cs 放出量
起動し，低圧代替については燃注水系（常設）の料損傷の程度原子炉注水のたの影響を受けめの系統構成をるが，格納容器
約 2 分で実施。
ベント開始時
常設代替交流電間はほぼ同じ源設備からの受であるため，放電操作と本操作
出量に与えるを並行して実施
影響は小さい。
することで事象（ 添付資料発生後 70 分に原
3.1.2.9）
子炉注水操作の開始が実施可能なことを確認した。
想定で意図している運転操作が実施可能なことを確認した。

訓練実績等

操作条件

表 3 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（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））（代替循環冷却を使用しない場合）（2/4）
解析条件（操作条件）の不確かさ
評価項目となるパ
解析上の操作開始時間
運転員等操作時間に項目
操作の不確かさ要因
ラメータに与える
操作時間余裕
訓練実績等
与える影響
解析上の
影響
条件設定
操作開始
の考え方
時間
解 析 結 果 は破 断 口 ま
で 水 位 回 復前 に 既 に格納容器温度は約
190℃を超えており，
実 態 の 操 作も 解 析 上
も 原 子 炉 水位 が 破 断
口 高 さ 到 達後 に 低 圧
代替注水系（常設）から 代 替 格 納容 器 ス プ
レ イ 冷 却 系へ 切 替 えることとしており，実【認知】態の操作開始時間は，格納容器スプレイの操作実施基準（炉心冠水後かつ格納容器温度約 190℃）に到達するのは事象発生約
解 析 上 の 想定 と ほ ぼ
2 時間後であり，それまでに格納容器圧力の上昇を十分に認知できる時間があるため，認知遅れにより同等であり，操作開始
操作開始時間に与える影響はなし。
中央制御室におけ
時 間 に 与 える 影 響 は 原子炉注水の状況【要員配置】
る操作のため，シ
小さい。
により格納容器ス
中央制御室内での操作のみであり，運転員は中央制御室に常駐していることから，操作開始時間に与事象発生から 90 分後（操作開 ミュレータにて訓
当該操作は，解析コー プレイの操作開始
える影響はなし。
始時間の 20 分程度の遅れ）に 練実績を取得。訓ド及び解析条件（操作 は破断口まで水位【移動】
低圧代替注水系（常設）によ 練では，復水移送
代替格納 破 断 口 ま
条件を除く）の不確か 回復後，格納容器
格 納 容 器 中央制御室内での操作のみであり，操作開始時間に与える影響はなし。
る原子炉注水を開始した場 ポンプの起動を確
容器スプ で 水 位 回
さ に よ り 操作 開 始 時 温度約 190℃到達
限 界 温 度 【操作所要時間】
合の解析では，格納容器スプ 認し，代替格納容
レ イ 冷 却 復後，格納
間 は 遅 れ る可 能 性 が 後となり，実態の到 達 防 止 低圧代替注水系（常設）から代替格納容器スプレイ冷却系への切替えは制御盤の操作スイッチによるレイ開始のタイミングは約 器スプレイ冷却系
系による 容 器 温 度
あるが，中央制御室で 操作開始時間は解を 踏 ま え 操作のため，簡易な操作である。操作時間は特に設定していないが，格納容器の緩やかな圧力上昇に
2.3 時間後であることから， による格納容器冷格 納 容 器 約 190℃到行う操作であり，他の 析上の想定とほぼて設定
対して操作開始時間は十分に短い。
現行の 2 時間に対して約 20 却のための系統構
冷却操作
達時
操 作 と の 重複 も な い 同等であることか【他の並列操作有無】
分程度の準備時間を確保で 成に約 2 分。想定
ことから，他の操作に ら，評価項目とな
原子炉への注水が優先であり，原子炉水位が破断口高さ到達後に，低圧代替注水系（常設）から代替
きるため，時間余裕がある。 で意図している運与える影響はない
るパラメータに与格納容器スプレイ冷却系へ切替えることとしており，原子炉注水の状況により，代替格納容器スプレ（添付資料 3.1.2.9）
転操作が実施可能
また，代替格納容器ス え る 影 響 は 小 さイの操作開始時間は変動しうる。
なことを確認しプレイへの切替後，原 い。
【操作の確実さ】
た。
子 炉 水 位 が低 下 し 原
中央制御室内の制御盤の操作スイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起こりにくく，そのため誤子炉水位低（レベル 1）
操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。
に到達した場合，低圧
代替注水系(常設)へ切替を行う。当該操作
開始時間は，解析上の想 定 と ほ ぼ同 等 で あり，操作開始時間に与える影響は小さい。また，中央制御室で行う操作であり，他の操作と 重 複 も ない こ と から，他の操作に与える影響はない。

添 3.1.3.4-7

項目

表 3 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（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））（代替循環冷却を使用しない場合）（3/4）
解析条件（操作条件）の不確かさ
解析上の操作開始時間
運転員等操作時 評価項目となるパラ 操作時間
操作の不確かさ要因
訓練実績等
解析上の
間に与える影響 メータに与える影響
余裕
操作開始
条件設定の考え方
時間

復水貯蔵槽
への補給

事象発生
から 12 時間後可搬型設備に関して，事象発生から 12 時間まで
は，その機能に期待しな
いと仮定

復水貯蔵槽への補給までの時間は，事象発生から 12 時間あり十分な時間余裕がある。

－

－

－

有効性評価では，防火水槽から復水貯蔵槽への補給用の可搬型代替注水ポン
プ（6 号及び 7 号炉：各 3 台）及び常設代替交流電源設備（6 号及び 7 号炉
で 1 台）への燃料給油を期待している。
各機器への給油準備作業について，可搬型代替注水ポンプへの燃料給油準備（現場移動開始からタンクローリーへの補給完了まで）は，所要時間 90 分のところ訓練実績等では約 82 分，常設代
替交流電源設備への燃料給油準備は，
所要時間 120 分のところ訓練実績等では約 95 分で実施可能なことを確認した。
また，各機器への燃料給油作業は，各機器の燃料が枯渇しない時間間隔（許容時間）以内で実施することとしている。
可搬型代替注水ポンプへの燃料給油作
業は，許容時間 180 分のところ訓練実績
等では約 96 分，常設代替交流電源設備
への燃料給油作業は，許容時間 540 分のところ訓練実績等では約 135 分であり，許容時間内で意図している作業が実施可能であることを確認した。

操作条件

－

復水貯蔵槽への補給は，淡水貯水池から防火水槽への補給と可搬型代替注水ポンプによる防火水槽から復水貯蔵槽への補給を並行して実施する。淡水貯水池
から防火水槽への補給の系統構成は，所
要時間 90 分想定のところ，訓練実績等
により約 70 分で実施可能なこと，可搬型代替注水ポンプによる防火水槽から復水貯蔵槽への補給のホース敷設等の注水準備は，所要時間 180 分想定のところ，訓練実績等により約 135 分であり，想定で意図している作業が実施可能なことを確認した。

各機器への
給油
（可搬型代
替注水ポン
プ及び常設
代替交流電
源設備）

各機器への給油は，解析
条件ではないが，解析で事象発生想定している操作の成立
から 12 時や継続に必要な操作・作
間後以降，
業。
適宜
各機器の使用開始時間を踏まえて設定各機器への給油開始までの時間は，事象発生から 12 時間あり十分な時間余裕がある。

添 3.1.3.4-8

－

－

項目

表 3 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（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））（代替循環冷却を使用しない場合）（4/4）
解析条件（操作条件）の不確かさ
評価項目とな
解析上の操作開始時間
運転員等操作時間に与操作の不確かさ要因
るパラメータ
操作時間余裕える影響
解析上の操作開に与える影響
条件設定の考え方
始時間

操作条件

格納容器圧
力逃がし装
置又は代替
格納容器圧
力逃がし装
置による格
納容器除熱
操作

格納容器圧力
0.62MPa[gage]
到達前

格納容器限界圧力到達防止を踏まえて設定【認知】
炉心損傷後の格納容器
炉心損傷後の格納容器ベントの操作実施基準（格納容器圧力 0.62MPa[gage]）に到達するのは， ベントの操作実施基準
事象発生の約 38 時間後であり，それまでに格納容器圧力の上昇を十分に認知できる時間がある （ 格 納 容 器 圧 力ため，認知遅れにより操作開始時間に与える影響はなし。
0.62MPa[gage]）に到達【要員配置】
するのは，事象発生の約
格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントは，中央制御 38 時間後であり，格納室における操作と現場における操作が必要であるが，現場の操作は中央制御室で行う操作とは 容器ベントの準備操作
別の運転員(現場)及び緊急時対策要員を配置している。当該の運転員(現場)及び緊急時対策要 は格納容器の圧力上昇
員は，他の作業を兼任しているが，それらの作業は事象発生の約 38 時間後までに行う作業であ の傾向を監視しながらり，格納容器ベントの操作開始時間に与える影響はなし。
予め操作が可能である。
【移動】
また，格納容器ベント操運転員(現場)は，中央制御室から操作現場である二次格納施設外までのアクセスルートは，通 作の操作所要時間は余常 10 分程度で移動可能であるが，それに余裕時間を加えて操作所要時間を想定している。緊急 裕時間を含めて設定さ時対策要員は，緊急時対策本部から操作現場へ車にて移動することを想定している。仮に地震 れていることから，実態等の外部事象が起因事象の場合に，アクセスルートの被害があっても，ホイールローダ等にて の操作開始時間は解析必要なアクセスルートを仮復旧できる宿直の体制としており，また，徒歩による移動を想定し 上の設定とほぼ同等でても所要時間は約 1 時間であり，操作開始時間に与える影響はなし。
あり，格納容器圧力【操作所要時間】
0.62MPa[gage]に至るま
緊急時対策要員の格納容器ベント準備操作（格納容器圧力逃がし装置のフィルタ装置水位調整 でに確実に原子炉格納準備）は，現場での手動弁 4 個の操作に移動時間を含めて 60 分間を想定している。また，中央 容器除熱操作をするこ
制御室における格納容器ベント準備操作は，他系統との隔離操作及び隔離確認と 1 弁の遠隔開 とが可能であるため，操操作に，余裕時間を含め 60 分間の操作時間を想定している。何れも準備操作として予め行うた 作開始時間に与える影
め，操作開始時間に与える影響はなし。
響は小さい。
運転員(現場)による格納容器ベント操作は，伸縮継手を用いた 1 弁の手動操作であり，移動時 当該操作は，解析コード
間及び余裕時間を含め 60 分間を想定している。本操作は，格納容器圧力の上昇傾向を監視した 及び解析条件（操作条件
上で，格納容器圧力が 0.62MPa[gage]に到達する予定時刻の 60 分以上前から実施する。よって， を除く）の不確かさによ
操作開始時間に与える影響はなし。
り操作開始時間は遅れ【他の並列操作有無】
る可能性があるが，中央格納容器ベントの操作時に，当該操作に対応する運転員，緊急時対策要員に他の並列操作はな 制御室の運転員とは別く，操作開始時間に与える影響はなし。
に現場操作を行う運転【操作の確実さ】
員(現場)及び緊急時対中央制御室における操作は，制御盤の操作スイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起こり 策要員を配置しており，にくく，そのため誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。また，現場操作は，操作 他の操作との重複もなの信頼性向上や要員の安全のため 2 人 1 組で実施することとしており，誤操作は起こりにくく， いことから，他の操作に誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。
与える影響はない。

添 3.1.3.4-9

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，格納容 器 圧 力
0.62MPa[gage]に至るまでに確実に原子炉
格納容器除熱操作をすることが可能であるため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

格納容器ベント開始までの時間は事象発生から
約 38 時間後の操作であり，準備
時間が確保できるため，時間余
裕がある。

訓練実績等

現 場 モ ッ ク アッ プ 等
による実績では，格納
容 器 ベ ン ト 準備 操 作の 原 子 炉 格 納容 器 二
次 隔 離 弁 の 伸縮 継 手による開操作に，状況
確 認 及 び 移 動時 間 を含め約 10 分の操作時
間 で 完 了 す る見 込 みを得た。格納容器圧力
逃 が し 装 置 のフ ィ ル
タ 装 置 水 位 調整 準 備
は ， 設 備 設 置中 の ため，同様の弁の手動操
作時間を考慮して，移動時間を含めて 60 分の 操 作 時 間 で完 了 す
る 見 込 み を 得た 。 また，格納容器ベント操
作は，伸縮継手を用いた 原 子 炉 格 納容 器 一
次 隔 離 弁 の 手動 操 作
で あ り 移 動 時間 含 め
約 30 分の操作時間で完 了 す る 見 込み を 得た。
想 定 で 意 図 して い る
運 転 操 作 が 実施 可 能
なことを確認した。

7 日間における水源の対応について（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損） ：代替循環冷却を使用しない場合）
○水源
2500

復水貯蔵槽水量：約 1,700m3

復水貯蔵槽水量

淡水貯水池：約 18,000m3
2000○水使用パターン

低圧代替注水系（常設）により原子炉注水開始↓
代替格納容器スプレイ冷却系により格納容器スプレイ開始↓①低圧代替注水系（常設）による原子炉注水
冠水後は，破断口～原子炉水位低（レベル 1）の範囲で注水する（約 90m3/h）。

1500

水量 [ton]

事象発生 70 分後から低圧代替注水系（常設）により注水する。

1000②代替格納容器スプレイ冷却系による代替格納容器スプレイ
格納容器スプレイ停止↓

500

添 3.1.3.5-1

原子炉水位が破断口～原子炉水位低（レベル 1）の範囲で，代復水貯蔵槽への補給開始
3（130m /h）

替格納容器スプレイを実施（140m3/h）。
0③淡水貯水池から復水貯蔵槽への移送

0

5

10

15

事象発生 12 時間後から，淡水貯水池の水を防火水槽へ移送する。

20

25

30

35

40

時間 [h]

防火水槽からは可搬型代替注水ポンプ 3 台を用いて 130m3/h で復水貯蔵槽へ給水する。
○時間評価（右上図）
事象発生 12 時間までは復水貯蔵槽を水源として炉注水及び代替格納容器スプレイを実施するため，復水貯蔵槽水量は減少する。事象発
生 12 時間後から復水貯蔵槽への補給を開始するため，水量の減少割合は低下する。格納容器スプレイ停止後に格納容器ベントを実施し，○水源評価結果
時間評価の結果から復水貯蔵槽が枯渇することはない。また，7 日間の対応を考慮すると，6 号及び 7 号炉のそれぞれで約 7,300m3 必要となる。6 号及び 7 号炉の同時被災を考慮すると，約 14,600m3 必要とされる。各号炉の復水貯蔵槽に 1,700m3 及び淡水貯水池に約 18,000m3の水を保有することから，6 号及び 7 号炉の同時被災を考慮した場合も必要水量を確保可能であり，安定して冷却を継続することが可能である。

添付資料 3.1.3.5

その後は崩壊熱相当で注水することから復水貯蔵槽の水位は回復し，以降安定して冷却が可能である。

7 日間における燃料の対応について（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）：代替循環冷却を使用しない場合）
プラント状況：6 号及び 7 号炉運転中。1～5 号炉停止中。
事象：格納容器過圧・過温破損は 6 号及び 7 号炉を想定。保守的に全ての設備が，事象発生直後から燃料を消費するものとして評価する。
なお，全プラントで外部電源喪失が発生することとし，免震重要棟等，プラントに関連しない設備も対象とする。
号炉

時系列

合計

判定

7 日間の
軽油消費量
約 880kL

6 号及び 7 号炉軽油タ
ンク各約 1,020kL 及びガスタービン発電機用
燃料タンク約 200kL の容量（合計）は約
2,240kL であり，7 日間
対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

1 号炉軽油タンク容量
は約 632kL であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

2 号炉軽油タンク容量
は約 632kL であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

3 号炉軽油タンク容量
は約 632kL であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

4 号炉軽油タンク容量
は約 632kL であり，
7 日間対応可能。

事象発生直後～事象発生後 7 日間
7 号炉

6 号炉

空冷式ガスタービン発電機 3 台起動。 ※1（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,705L/h×24h×7 日×3 台＝859,320L

復水貯蔵槽給水用 可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）
3 台起動。
18L/h×24h×7 日×3 台＝9,072L
復水貯蔵槽給水用 可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）
3 台起動。
18L/h×24h×7 日×3 台＝9,072L

事象発生直後～事象発生後 7 日間
1 号炉

非常用ディーゼル発電機。 ※2（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L
事象発生直後～事象発生後 7 日間

添 3.1.3.6-1

2 号炉

非常用ディーゼル発電機。 ※2（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L
事象発生直後～事象発生後 7 日間

3 号炉

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L
事象発生直後～事象発生後 7 日間

4 号炉

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L
事象発生直後～事象発生後 7 日間

5 号炉

事象発生直後～事象発生後 7 日間
その他

免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機 1 台起動。（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
437L/h×24h×7 日＝73,416L
モニタリング・ポスト用発電機 3 台起動。（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
9L/h×24h×7 日×3 台＝4,536L※1 事故収束に必要な空冷式ガスタービン発電機は 1 台で足りるが，保守的に空冷式ガスタービン発電機 3 台を起動させて評価した。
※2 事故収束に必要な非常用ディーゼル発電機は 1 台で足りるが，保守的に非常用ディーゼル発電機 2 台を起動させて評価した。

7 日間の
軽油消費量
約 79kL

5 号炉軽油タンク容量
は約 632kL であり，
7 日間対応可能。
1～7 号炉軽油タンク
及びガスタービン発電
機用燃料タンクの残容量（合計）は
約 1,281kL であり，
7 日間対応可能。

添付資料 3.1.3.6

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L

7 日間の
軽油消費量
約 632kL常設代替交流電源設備の負荷（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損） ：代替循環冷却を使用しない場合）<6 号及び 7 号炉>
6号炉

7号炉

直流125V充電器盤A

約94kW

約94kW

直流125V充電器盤A-2

約56kW

約56kW

AM用直流125V充電器盤

約41kW

約41kW

直流125V充電器盤B

約98kW

約98kW

約29kW

約23kW

負荷容量（ｋW）
ガスタービン発電機の最大容量3,600kW

添 3.1.3.7-1

交流120V中央制御室計測用分電盤A,B
中央制御室可搬型陽圧化空
調機

3500

ガスタービン発電機の連続定格容量2,950kW

3000

順次起動(6号炉／7号炉毎)
・充電器
・交流120V中央制御室計測用分電盤
・中央制御室可搬型陽圧化空調機
・復水移送ポンプ（2台）
・非常用照明
・その他

2500

3kW

3kW

復水移送ポンプ

55kW

55kW

復水移送ポンプ

55kW

55kW

非常用照明

約24kW

約27kW

燃料プール冷却浄化ポンプ

90kW

110kW

2000

最大容量
約1,344kW
1500

(起動時)

(181kW)(192kW)

その他

約74kW

約81kW

小計

約619kW

約643kW

約1,243kW

約1,147kW

約1,262kW

約1,062kW(6号炉：約529kW，7号炉：約533kW)
約1,152kW
1000

7号炉燃料プール
冷却浄化ポンプ起動

6号炉燃料プール冷却浄化ポンプ起動

500

約1,262kW(約1,344 kW)

経過時間（h）
2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

負荷積算イメージ

22

24

26

28

30

添付資料 3.1.3.7

合計（連続最大負荷）(最大負荷)

3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱
3.2.1 格納容器破損モードの特徴，格納容器破損防止対策(1) 格納容器破損モード内のプラント損傷状態
格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」に至る可能性のあるプ
ラント損傷状態は，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり TQUX，
長期 TB，TBU 及び TBD である。
(2) 格納容器破損モードの特徴及び格納容器破損防止対策の基本的考え方
格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」では，原子炉の出力運転中に運転時の異常な過渡変化又は全交流動力電源喪失が発生するとともに，非常用炉心冷却系等の安全機能の喪失が重畳する。このため，緩和措置がとられない場合には，原子炉
圧力容器が高い圧力の状況で損傷し，溶融炉心，水蒸気及び水素等が急速に放出され，原子炉格納容器雰囲気が直接加熱されることにより，急速に原子炉格納容器圧力が上昇する等，
原子炉格納容器に熱的・機械的な負荷が発生して原子炉格納容器破損に至る。
したがって，本格納容器破損モードでは，溶融炉心，水蒸気及び水素の急速な放出に伴い原子炉格納容器に熱的・機械的な負荷が加えられることを防止するため，原子炉圧力容器の破損までに逃がし安全弁の手動開操作により原子炉減圧を実施することによって，原子炉
格納容器の破損を防止する。
また，原子炉圧力容器の下部から溶融炉心が落下するまでに，格納容器下部注水系（常設）
によって原子炉格納容器下部に溶融炉心の冷却に十分な原子炉格納容器下部水位及び水量を確保するとともに，溶融炉心が落下するまで，代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉
格納容器の冷却を実施する。溶融炉心の落下後は，格納容器下部注水系（常設）によって溶
融炉心を冷却するとともに，代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却を実施する。その後，代替循環冷却，格納容器圧力逃がし装置又は更なる信頼性向上の観点から設置する代替格納容器圧力逃がし装置によって原子炉格納容器の圧力及び温度を低下させる。
なお，本格納容器破損モードの有効性評価を実施する上では，重大事故等対処設備による
原子炉注水機能についても使用できないものと仮定し，原子炉圧力容器の破損に至るものとする。
(3) 格納容器破損防止対策
格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」で想定される事故シー
ケンスに対して，原子炉圧力が高い状況で原子炉圧力容器が損傷し，溶融炉心，水蒸気及び水素が急速に放出され，原子炉格納容器に熱的・機械的な負荷が発生することに対して，原
子炉減圧を可能とするため，逃がし安全弁の手動開操作による原子炉減圧手段を整備する。
また，原子炉圧力容器破損前における格納容器温度の上昇を抑制し，逃がし安全弁の環境
3.2-1

条件を緩和する観点から代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却手段を整備し，原子炉圧力容器破損後の格納容器圧力及び温度の上昇を抑制する観点から，代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却手段及び代替循環冷却による原子炉格納容器除熱手段又は格納容器圧力逃がし装置及び代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格
納容器除熱手段を整備する。なお，これらの原子炉圧力容器の破損以降の格納容器過圧・過温に対応する手順及び重大事故等対策は「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）」と同じである。
本格納容器破損モードの防止及びそれ以降の一連の対応も含めた重大事故等対策の概要
を以下の a から i に示すとともに，a から i の重大事故等対策についての設備と操作手順の関係を表 3.2.1 に示す。a から i の重大事故等対策のうち，本格納容器破損モードに関する重大事故等対策は以下の a から e 及び g である。
本格納容器破損モードの防止及びそれ以降の一連の対応も含めた重大事故等対策の概略
系統図を図 3.2.1 から図 3.2.4 に，手順の概要を図 3.2.5 に示す。図 3.2.1 から図 3.2.4 のうち，本格納容器破損モードに対する重大事故等対策の概略系統図は図 3.2.1 及び図 3.2.3である。
本格納容器破損モードにおける評価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 28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，運転操作を行う運転員 12 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。
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等を行うための参集要員 26 名※1 である。必要な要員と作業項目について図 3.2.6 に示す。
なお，評価事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目を評価事故シーケ
ンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，28 名で対処可能である。
※1 本格納容器破損モードの評価事故シーケンスは取水機能の喪失を伴うものではないが，必要な要員の評価においては，保守的に代替原子炉補機冷却系の使用を想定した。

ａ．原子炉スクラム確認
運転時の異常な過渡変化又は全交流動力電源喪失が発生し，原子炉がスクラムしたことを確認する。
原子炉のスクラムを確認するために必要な計装設備は，平均出力領域モニタ等である。
ｂ．高圧・低圧注水機能喪失確認
原子炉スクラム後，原子炉水位は低下し続け，原子炉水位低で非常用炉心冷却系の自動起動信号が発生するが，全ての非常用炉心冷却系が機能喪失※2 していることを確認する。
非常用炉心冷却系の機能喪失を確認するために必要な計装設備は，各系統の流量指示3.2-2等である。
※2 非常用炉心冷却系による注水が出来ない状態。高圧炉心注水系及び低圧注水系の機能喪失が重畳する場合や高圧炉心注水系及び自動減圧系の機能喪失に伴い低圧注水系による原子炉注水ができない場合を想定。

ｃ．炉心損傷確認
原子炉水位がさらに低下し，炉心が露出し，炉心損傷したことを確認する。炉心損傷の判断は，ドライウェル又はサプレッション・チェンバ内のγ線線量率が設計基準事故相当のγ線線量率の 10 倍を超えた場合とする。
炉心損傷を確認するために必要な計装設備は，格納容器内雰囲気放射線レベルである。
炉心損傷により，原子炉格納容器内に水素ガスが放出されるため，原子炉格納容器内の水素ガス濃度上昇を確認する。
原子炉格納容器内の水素ガス濃度を確認するために必要な計装設備は，格納容器内水
素濃度(SA)である。
また，炉心損傷判断後は，原子炉格納容器内の pH 制御のため薬品注入の準備を行う。
サプレッション・チェンバのプール水の pH を 7 以上に制御することで，分子状無機よう素の生成が抑制され，その結果，有機よう素の生成についても抑制される。これにより，環境中への有機よう素の放出量を低減させることができる。なお，有効性評価においては，
pH 制御には期待しない。
ｄ．逃がし安全弁による原子炉急速減圧
原子炉水位の低下が継続し，有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達した時点で，原子炉注水の手段が全くない場合でも，中央制御室からの遠隔操作によって手動操作により逃がし安全弁 2 個を開放し，原子炉を急速減圧する。
原子炉急速減圧を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位及び原子炉圧力である。
原子炉急速減圧後は，逃がし安全弁の開状態を保持し，原子炉圧力を低圧状態に維持する。
ｅ．代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却
原子炉圧力容器下鏡部温度 300℃到達により溶融炉心の下部プレナムへの移行（以下，「リロケーション」という。
）を確認した場合，格納容器圧力 0.465MPa[gage]到達を確認した場合又は格納容器温度 190℃到達を確認した場合には，原子炉格納容器の雰囲気を冷却するため，中央制御室からの遠隔操作により復水移送ポンプ 2 台を使用した代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却 ※3 を実施する。また，格納容器圧力0.465MPa[gage]到達によって開始した場合は格納容器圧力が 0.39MPa[gage]以下となった時点で停止する。
3.2-3

代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却を確認するために必要な計装設備は，ドライウェル雰囲気温度及び復水補給水系流量（原子炉格納容器）等である。
また，代替格納容器スプレイと同時に原子炉格納容器内の pH 制御のため薬品注入を実施する。
※3 原子炉格納容器内の温度を低下させ，逃がし安全弁の環境条件を緩和する目的で実施する操作。
なお，本操作に期待しない場合であっても，評価上，原子炉圧力容器底部が破損に至るまでの間，
逃がし安全弁は原子炉減圧機能を維持できる。

（添付資料 3.2.1）
ｆ．原子炉格納容器下部への注水
原子炉への注水手段がないため，炉心が溶融してリロケーションする。
リロケーションを確認するために必要な計装設備は，原子炉圧力容器下鏡部温度である。
原子炉圧力容器下鏡部温度 300℃到達によりリロケーションを確認した場合，原子炉圧
力容器破損に備えて中央制御室からの遠隔操作によって格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部への注水を実施する。この場合の注水は，原子炉格納容器下部への水張りが目的であるため，原子炉格納容器下部の水位が 2m（注水量 180m3 相当）に到達していることを確認した後，原子炉格納容器下部への注水を停止する。
原子炉格納容器下部への注水を確認するために必要な計装設備は，復水補給水系流量（原子炉格納容器）及び格納容器下部水位である。
また，原子炉格納容器下部への注水と同時に原子炉格納容器内の pH 制御のため薬品注入を実施する。
ｇ．原子炉圧力容器破損確認
原子炉圧力容器の破損を直接確認する計装設備はないため，複数のパラメータの変化
傾向により判断する。
原子炉圧力容器の破損の徴候として，原子炉水位の低下，制御棒位置の指示値喪失数増
加，原子炉圧力容器下鏡部温度の指示値喪失数増加といったパラメータの変化が生じる。
また，原子炉圧力の急激な低下，ドライウェル圧力の急激な上昇，原子炉格納容器下部の雰囲気温度の急激な上昇といったパラメータの変化によって原子炉圧力容器の破損を判断する。
これらにより原子炉圧力容器の破損を判断した後は，原子炉圧力と上部格納容器圧力の差圧が 0.10MPa[gage]以下であること及び原子炉格納容器下部の雰囲気温度が飽和温度以上であることで原子炉圧力容器の破損を再確認する。
ｈ．溶融炉心への注水
溶融炉心の冷却を維持するため，原子炉圧力容器が破損し，溶融炉心が原子炉格納容器
3.2-4

下部に落下した後は，格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部注水を崩壊熱相当の流量にて継続して行う。
格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部注水を確認するために必要な計装設備
は，復水補給水系流量（原子炉格納容器）等である。
格納容器下部注水系（常設）により溶融炉心の冷却が継続して行われていることは，復水補給水系流量（原子炉格納容器）の他，格納容器下部水位計によっても確認することができるが，原子炉圧力容器破損時の影響により，格納容器下部水位計による監視ができな
い場合であっても，以下の条件の一部又は全てから総合的に溶融炉心の冷却が継続して行われていることを把握することができる。
原子炉格納容器下部の雰囲気温度が飽和温度程度で推移していること
原子炉格納容器上部の雰囲気温度が飽和温度程度で推移していること
原子炉格納容器内の水素濃度の上昇が停止すること
これらは，短時間ではなく数時間の推移を確認する。
溶融炉心の冷却維持は，主に格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部注水によって実施するが，サプレッション・チェンバ・プール水位がリターンライン高さ（NWL+約1.5m）を超える場合には，リターンラインを通じたサプレッション・チェンバのプール水の原子炉格納容器下部への流入による溶融炉心の冷却に期待でき，サプレッション・チェ
ンバ・プール水位計によってこれを推定することができる。
ｉ．代替循環冷却による溶融炉心冷却及び原子炉格納容器除熱※3
代替原子炉補機冷却系の準備が完了した後，復水移送ポンプを停止し，代替循環冷却の運転の準備を実施する。代替循環冷却の運転の準備が完了した後，代替原子炉補機冷却系を用いた代替循環冷却による溶融炉心冷却及び原子炉格納容器除熱を開始する。代替循
環冷却の循環流量は，復水補給水流量計及び復水補給水系流量計（原子炉格納容器）を用いて原子炉注入弁と格納容器スプレイ弁を中央制御室から遠隔操作することで，格納容器下部注水と格納容器スプレイに分配し，それぞれ連続で格納容器下部注水及び格納容器スプレイを実施する。
代替循環冷却の運転による溶融炉心冷却を確認するために必要な計装設備は，復水補給水流量（原子炉格納容器）等であり，原子炉格納容器除熱を確認するために必要な計装設備は，格納容器内圧力及びサプレッション・チェンバ・プール水温度等である。
※3 本格納容器破損モードの評価事故シーケンスは取水機能の喪失を伴うものではないが，代替循環
冷却による除熱量の評価においては，保守的に代替原子炉補機冷却系の設計値を用いた。

3.2.2 格納容器破損防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法
本格納容器破損モードを評価する上で選定した評価事故シーケンスは，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，プラント損傷状態を TQUX とし，事象進展が早く
3.2-5

炉心損傷までの時間余裕の観点で厳しい過渡事象を起因事象とし，逃がし安全弁再閉失敗を含まず高圧状態が維持される「過渡事象＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗＋炉心損傷後の原子炉減圧失敗（＋DCH 発生）」である。
本評価事故シーケンスは「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」の格納容器破損防止対策の有効性を評価するためのシーケンスであることから，炉心損傷までは事象を進展させる前提での評価となる。このため，前提とする事故条件として，設計基準事故対処設備
による原子炉注水機能（非常用炉心冷却系）のみならず，重大事故等対処設備による原子炉
注水機能を含む全ての原子炉注水機能が使用できないものと仮定した。また，高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱の発生防止を確認する観点から，原子炉圧力容器の破損に至る前提とした。
仮に炉心損傷後の原子炉注水に期待できる場合には，原子炉圧力容器が破損するまでの時間の遅れや原子炉格納容器下部への落下量の抑制等，事象進展の緩和に期待できると考えられるが，本評価の前提とする事故条件はこれらの不確かさを包絡する。
なお，格納容器過圧・過温破損の観点については，「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）」にて示したとおり，LOCA をプラント損傷状態とする評価事
故シーケンスで確認している。これは，過圧の観点では LOCA によるドライウェルへの蒸気の放出及び原子炉注水による蒸気の発生が重畳する事故シーケンスへの対応が最も厳しいためであり，過温の観点では，事象初期に炉心が露出し過熱状態に至る事故シーケンスへの対応が最も厳しいためである。また，本格納容器破損モードを評価する上では，原子炉圧力容器が高圧の状態で破損に至る事故シーケンスを選定する必要があることから，LOCA をプ
ラント損傷状態とする事故シーケンスは，本格納容器破損モードの評価事故シーケンスには適さない。
本格納容器破損モードの評価事故シーケンスに示される，炉心損傷前に原子炉減圧に失敗し，炉心損傷後に再度原子炉減圧を試みる状況としては，炉心損傷前の段階で非常用炉心冷却系である低圧注水系のみならず，重大事故等対処設備である低圧代替注水系（常設）等を含む全ての低圧注水機能が失われることで「2.2 高圧注水・減圧機能喪失」に示した代替
自動減圧ロジックが作動せず，全ての低圧注水機能が失われている場合の手順に従って原子炉減圧しないまま炉心損傷に至る状況が考えられる。
手順上，全ての低圧注水機能が失われている状況では，原子炉水位が有効燃料棒底部から
有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達した時点までは原子炉を減圧しない。この原子炉減圧のタイミングは，原子炉水位が有効燃料棒頂部以下となった場合，原子炉減圧を遅らせた
方が，原子炉圧力容器内の原子炉冷却材の量を多く維持できるため，原子炉圧力容器の破損に至る時間を遅らせることができる一方で，ジルコニウム－水反応が著しくなる前に原子炉を減圧することで水素の発生量を抑えられることを考慮して設定したものである。また，
代替自動減圧ロジックは低圧注水系の起動が作動条件の 1 つであるため，低圧注水系が失われている状況では作動しない。
3.2-6

これを考慮し，本評価では評価事故シーケンスに加えて全ての低圧注水機能も失われている状況を想定した。
なお，この評価事故シーケンスへの対応及び事故進展は，「3.3 原子炉圧力容器外の溶融
燃料－冷却材相互作用」及び「3.5 溶融炉心・コンクリート相互作用」の評価事故シーケン
スへの対応及び事故進展と同じものとなる。
本格納容器破損モードではプラント損傷状態を TQUX とし，「3.3 原子炉圧力容器外の溶
融燃料－冷却材相互作用」及び「3.5 溶融炉心・コンクリート相互作用」ではプラント損傷
状態を TQUV としており，異なるプラント状態を選定している。TQUX と TQUV では喪失する
設計基準事故対処設備が異なり，原子炉減圧について，TQUV では設計基準事故対処設備である逃がし安全弁の機能に期待し，TQUX では重大事故等対処設備としての逃がし安全弁の機能に期待する点が異なる。手順に従う場合，TQUV では原子炉減圧機能は維持されているが低圧注水機能を喪失しているため，原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達した時点で逃がし安全弁の手動開操作によって原子炉を減圧することとなる。また，TQUX は高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱に進展し得るとして選定したプラント損傷状態であるが，重大事故等対処設備としての逃がし安全弁に期待し，原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達した時点で逃がし
安全弁の手動開操作によって原子炉を減圧することにより，高圧溶融物放出／格納容器雰
囲気直接加熱の発生防止を図る。
以上のとおり，どちらのプラント損傷状態であっても事象発生から原子炉減圧までの対応は同じとなり，運転員等操作時間やパラメータの変化も同じとなる。また，原子炉減圧以降も，溶融炉心の挙動に従って一連の流れで生じる各格納容器破損モードを，定められた一連の手順に従って防止することとなる。このことから，格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」，「原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」及び「溶融炉心・コンクリート相互作用」については，１つの評価事故シーケンスへの一連の対応の中で各格納容器破損モードに対する格納容器破損防止対策の有効性を評価する。
本評価事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化，気液分離（水位変化）
・対向流及び原子炉圧力容器における冷却材放出（臨界流・差圧流），炉心損傷後のリロケーション，
原子炉圧力容器内 FCI（溶融炉心細粒化），原子炉圧力容器内 FCI（デブリ粒子熱伝達），構
造材との熱伝達，下部プレナムでの溶融炉心の熱伝達，原子炉圧力容器破損が重要現象となる。
よって，これらの現象を適切に評価することが可能であるシビアアクシデント総合解析
コード MAAP により原子炉圧力等の過渡応答を求める。
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，本評価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時間余裕を評価する。
3.2-7

(2) 有効性評価の条件
本評価事故シーケンス対する初期条件も含めた主要な解析条件を表 3.2.2 に示す。
また，
主要な解析条件について，本評価事故シーケンス特有の解析条件を以下に示す。
ａ．事故条件(a) 起因事象
起因事象として，給水流量の全喪失が発生するものとする。
(b) 安全機能等の喪失に対する仮定
高圧注水機能として原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系の機能喪失を，低圧注水機能として低圧注水系の機能喪失を想定する。さらに重大事故等対処設備による原子炉注水にも期待しない※4 ものとする。これは，炉心損傷前には原子炉を減圧できない状況を想定するためである。
※4 代替原子炉注水弁（残留熱除去系注入弁）制御不能による低圧代替注水系機能喪失を想定。格
納容器下部注水系等，復水移送ポンプを用いた原子炉注水以外の緩和機能には期待する。

(c) 外部電源
外部電源は使用できないものと仮定する。
本評価事故シーケンスへの事故対応に用いる設備は非常用高圧母線に接続されており，非常用ディーゼル発電機からの電源供給が可能であるため，外部電源の有無は事象進展に影響を与えないが，非常用ディーゼル発電機に期待する場合の方が燃料の観点で厳しいことを踏まえ，外部電源なしとして設定する。
(d) 高温ガスによる配管等のクリープ破損や漏洩等による影響
原子炉圧力を厳しく評価するため，高温ガスによる配管等のクリープ破損や漏洩等は，考慮しないものとする。
(e) 水素及び酸素の発生
水素の発生については，ジルコニウム－水反応及び溶融炉心・コンクリート相互作
用を考慮するものとする。なお，解析コード MAAP では水の放射線分解による水素及び酸素の発生を考慮していない。このため，水の放射線分解による水素及び酸素の発生量は「3.4 水素燃焼」と同様に，MAAP で得られる崩壊熱をもとに評価するものとし「3.5 溶融炉心・コンクリート相互作用」にてその影響を確認する。
ｂ．重大事故等対策に関連する機器条件(a) 原子炉スクラム信号
原子炉スクラムは，主蒸気隔離弁閉信号によるものとする。
(b) 逃がし安全弁
逃がし安全弁の逃がし弁機能にて，原子炉冷却材圧力バウンダリの過度の圧力上昇を抑えるものとする。また，原子炉減圧には自動減圧機能付き逃がし安全弁（2 個）を使用するものとし，容量として，1 個あたり定格主蒸気流量の約 5%を処理するもの
3.2-8

とする。
(c) 格納容器下部注水系（常設）
原子炉圧力容器の破損前に，格納容器下部注水系（常設）により，90m3/h で原子炉格納容器下部に注水し，水位が 2m に到達するまで水張りを実施するものとする。
原子炉圧力容器が破損して溶融炉心が原子炉格納容器下部に落下した後は，格納容器下部注水系（常設）により崩壊熱相当の注水を行うものとする。
(d) 代替格納容器スプレイ冷却系
原子炉圧力容器の破損前は，代替格納容器スプレイ冷却系により 70m3/h で原子炉格納容器内にスプレイする。原子炉圧力容器の破損後は，格納容器圧力の抑制に必要なスプレイ流量を考慮し，130m3/h 以上で原子炉格納容器内にスプレイする。
(e) 代替循環冷却※5
代替循環冷却ラインの循環流量は，原子炉格納容器上部に約 140m3/h，原子炉格納容器下部に約 50m3/h で，それぞれ連続スプレイ及び連続注水を実施する。
※5 本格納容器破損モードの評価事故シーケンスは原子炉補機冷却系の機能喪失を伴うものではないが，代替循環冷却による除熱量の評価においては，保守的に代替原子炉補機冷却系の設計値を用いた。

ｃ．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は，「1.3.5 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) 原子炉急速減圧操作は，設計基準事故対処設備による原子炉注水機能（非常用炉心冷却系）のみならず，重大事故等対処設備による原子炉注水機能を含む全ての原子炉注水機能が喪失している場合の運転手順に従い，原子炉水位が有効燃料棒
底部から有効燃料棒の長さの10%上の位置に到達した時点で開始する。
(b) 代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却操作（原子炉圧力容器の破損前の原子炉格納容器冷却）は，原子炉圧力容器下鏡部温度が300℃に到達したことを確認して開始し，原子炉圧力容器の破損を確認した場合に停止する。
(c) 原子炉格納容器下部への注水操作（原子炉圧力容器の破損前の先行水張り）は，
原子炉圧力容器下鏡部温度が300℃に到達したことを確認して開始し，原子炉格納容器下部の水位が2m（総注水量180m3）に到達したことを確認した場合に停止する。
(d) 原子炉格納容器下部への注水操作（原子炉圧力容器の破損後の注水）は，原子炉
圧力容器の破損を確認した場合に開始する。
(e) 代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却操作（原子炉圧力容器の破損後の原子炉格納容器冷却）は，格納容器圧力が0.465MPa[gage]又は格納容器
温度が190℃に到達した場合に開始する。なお，格納容器スプレイは，代替原子炉
補機冷却系の準備時間を考慮し，事象発生から約20時間後に停止するものとする。
(f) 代替循環冷却による原子炉格納容器除熱操作※6は，代替循環冷却への切替の準備
3.2-9時間等を考慮し，格納容器スプレイ停止から0.5時間後の，事象発生から20.5時間
後から開始するものとする。
※6 本格納容器破損モードの評価事故シーケンスは原子炉補機冷却系の機能喪失を伴うもの
ではないが，代替循環冷却における除熱は保守的に代替原子炉補機冷却系を用いて実施するものとし，除熱操作の開始は，代替原子炉補機冷却系の準備に要する時間を設定した。

(3) 有効性評価（Cs-137 の放出量評価）の条件(a) 事象発生直前まで，定格出力の 100%で長時間にわたって運転されていたものとする。その運転時間は，燃料を約 1/4 ずつ取り替えていく場合の平衡炉心を考え，最高 50,000 時間とする。
(b) 代替循環冷却を用いた場合の環境中への総放出量の評価においては，炉内に内蔵されている核分裂生成物が事象進展に応じた割合で原子炉格納容器内に放出※7 されるものとする。
※7 セシウムの原子炉格納容器内への放出割合については，本評価事故シーケンスにおいてはMAAP 解析の方が NUREG-1465 より大きく算出する。

(c) 原子炉格納容器内に放出された Cs-137 に対しては，格納容器スプレイやサプレッ
ション・チェンバ・プールでのスクラビングによる除去効果を考慮する。
(d) 原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏洩について考慮する。漏洩量の評価条
件は以下のとおりとする。
a) 原子炉格納容器からの漏洩量は，格納容器圧力に応じた設計漏洩率をもとに評価する。
b) 原子炉建屋から大気中に漏洩する放射性物質を保守的に見積もるため，原子炉
建屋の換気空調系停止時における原子炉建屋から大気中への漏洩率を 10%/日（一定）とした。
c) 原子炉建屋内での放射能の時間減衰は考慮せず，また，原子炉建屋内での粒子状物質の除去効果は保守的に考慮しない。
（添付資料 3.2.3）(4) 有効性評価の結果
本評価事故シーケンスにおける原子炉圧力，原子炉水位，格納容器圧力，格納容器温度，
サプレッション・チェンバ・プール水位及び注水流量の推移を図3.2.7から図3.2.12に示す。
ａ．事象進展事象発生後，全ての設計基準事故対処設備による原子炉注水機能（非常用炉心冷却系）
が機能喪失し，重大事故等対処設備による原子炉注水機能についても使用できないものと仮定することから，原子炉水位は急速に低下する。水位低下により炉心が露出し，事象発生から約 1.0 時間後に炉心損傷に至る。原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達した時点（事象発生から約 1.4 時間後）で，中央制御室からの遠隔操作により逃がし安全弁 2 個を手動開することで，原子炉急速減圧を実施する。原
3.2-10子炉減圧後の低圧代替注水系（常設）による原子炉注水は実施しないものと仮定するため，事象発生から約 7.0 時間後に原子炉圧力容器の破損に至る。
事象発生から約 3.7 時間後，原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達した時点で，格納容器下部注水系（常設）による原子炉圧力容器の破損前の原子炉格納容器下部への水張りを開始すると同時に，代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却を行う
ことにより格納容器温度の上昇を抑制する。格納容器下部注水系（常設）による注水流量を約 90m3/h とし，水位が 2m に到達するまで約 2 時間の注水を実施することで原子炉格納容器下部に 2m 以上の水位を確保し，事象発生から約 5.7 時間後に原子炉格納容器下部への水張りを停止する。
原子炉圧力容器が破損し，溶融炉心が原子炉格納容器下部の水位約 2m の水中に落下する際に，溶融炉心から冷却材への伝熱が起こり，水蒸気が発生することに伴う圧力上昇が生じる。
溶融炉心が原子炉格納容器下部に落下した後は，格納容器下部注水系（常設）により原
子炉格納容器下部に崩壊熱相当の注水を継続的に行い，溶融炉心を冷却する。
崩壊熱が原子炉格納容器内に蒸気として放出されるため，格納容器圧力は急激に上昇する。格納容器圧力が 0.465MPa[gage]に到達した時点で代替格納容器スプレイ冷却系の流量を 130m3/h 以上にすることにより，格納容器圧力及び温度の上昇は抑制される。
事象発生から 20.5 時間が経過した時点で，代替原子炉補機冷却系による代替循環冷却を開始する。代替循環冷却により，格納容器圧力及び温度の上昇は抑制され，その後，徐々に低下するとともに，原子炉格納容器下部の溶融炉心は安定的に冷却される。
なお，事象発生から約 7.0 時間後の原子炉圧力容器の破損までは，逃がし安全弁によって原子炉圧力を 2.0MPa 以下に維持することが必要となるが，炉心損傷後の原子炉圧力容器から逃がし安全弁を通ってサプレッション・チェンバへ放出される高温流体や格納容器温度等の熱的影響を考慮しても，逃がし安全弁は確実に開状態を維持することが可能である。
（添付資料 3.2.1）
ｂ．評価項目等
原子炉圧力容器の破損直前の原子炉圧力は約 0.3MPa[gage]であり，2.0MPa[gage]以下に低減されている。
本評価では，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(4)の評価項
目について，原子炉圧力を評価項目への対策の有効性を確認するためのパラメータとして対策の有効性を確認した。なお，本評価事故シーケンスと同じ評価事故シーケンスで，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(5)及び(8)の評価項目を評価しているが，その評価結果については「3.3 原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」及び「3.5 溶融炉心・コンクリート相互作用」において評価項目を満足することを
3.2-11

確認している。
また，「1.2.2.2 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
目については「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）」において，選定された評価事故シーケンスに対して対策の有効性を確認しているが，溶融炉心が原子炉格納容器下部に落下した場合については，本評価において，「1.2.2.2 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できる。
ここで，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(3)の評価項目について，本評価についての対策の有効性を確認する。本評価では，原子炉格納容器が健全であるため，原子炉格納容器から原子炉建屋への漏洩量は制限され，また，大気中へは殆ど放出されないものと考えられる。これは，原子炉建屋内に漏洩した放射性物質は，原子炉建屋内で時間減衰し，また，粒子状放射性物質は，原子炉建屋内での重力沈降や水蒸気の凝縮に伴い，原子炉建屋内に沈着すると考えられるためである。仮に原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏洩を想定すると，漏洩量は約 2.7×10-3TBq（7 日間）（暫定値）となり，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(3)の評価項目を満足する。この評価結果は「3.1.3 代替循環冷却を使用しない場合」の評価結果に比べて十分に小さな値であることから，原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏洩量は「3.1.3
代替循環冷却を使用しない場合」の評価結果に対して無視できる程度であることを確認できる。
（添付資料 3.2.2，3.2.3）
3.2.3 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。
高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱では，設計基準事故対処設備による原子炉注
水機能（非常用炉心冷却系）のみならず，重大事故等対処設備による原子炉注水機能を含む
全ての原子炉注水機能が喪失して炉心損傷に至り，原子炉圧力容器が破損する前に手動操
作により原子炉減圧を行うことが特徴である。また，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，事象発生から 12 時間程度までの短時間に期待する操作及び事象進展に有意な影響を与えると考えられる操作として，原子炉急速減圧操作及び代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却操作（原子炉圧力容器の破損前の原子炉格納容器冷却）とする。
ここで，本評価事故シーケンスの有効性評価における不確かさとしては，炉心溶融開始後の溶融炉心の移動（リロケーション）が挙げられる。これに対しては，原子炉水位を監視し，原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に達した時点で原子炉
急速減圧を行うといった，徴候を捉えた対応を図ることによって，リロケーションが発生する前に速やかに 2.0MPa[gage]を十分下回る圧力まで原子炉を減圧可能であることを確認し
3.2-12

ている。
(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
本格納容器破損モードにおいて不確かさの影響評価を行う重要現象とは，「1.7 解析コー
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，それらの不確かさの影響評価は以下のとおりである。
ａ．運転員等操作時間に与える影響
炉心における燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管
変形の不確かさとして，炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現性及び CORA 実験についての再現性が確認されている。炉心ヒートアップの感度解析（ヒートアップ時の燃料被覆管表面積感度解析）では，炉心溶融時間に対する感度及び炉心
下部プレナムへのリロケーション開始時間に対する感度は小さいことが確認されている。本評価事故シーケンスにおいては，設計基準事故対処設備による原子炉注水機能（非常用炉心冷却系）のみならず，重大事故等対処設備による原子炉注水機能を含む全ての原子炉注水機能が喪失することを想定しており，最初に実施すべき操作は原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達した時点の原子炉
減圧操作となり，燃料被覆管温度等によるパラメータを操作開始の起点としている操作ではないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）
・対向流の不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）は原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である SAFER コードとの比較により，急速減圧後の水位上昇及び蒸気流出の継続による水位低下について，一時的により低い水位に到達することが確認されており，原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達する
時間が早まる可能性があるが，数分程度の差違であることから運転員等操作時間に与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材との熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性が確認されている。また，炉心崩壊に至る温度の感度解析より原子炉圧力容器の破損時間に対する感度は小さいことが確認されている。本評価事故シーケンスでは，リロケーションが発生する前に運転員等操作により原子炉の急速減圧を実施することから，運転員等操作時間に与える影響はない。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器内 FCI（溶融炉心細粒化）及び原子炉圧力容器内 FCI（デブリ粒子熱伝達）の不確かさとして，原子炉圧力容器内 FCIを起点に操作開始する運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
3.2-13

炉心損傷後の下部プレナムでの溶融炉心の熱伝達の不確かさとして，下部プレナムと炉心デブリの熱伝達に関する感度解析により，原子炉圧力容器破損時間等の事象進展に対する感度が小さいことを確認していることから，下部ヘッドの温度上昇を起点とする，代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却操作（原子炉圧力容器の破損前の原子炉格納容器冷却）の開始に与える影響は小さい。さらに，下部ヘッド温度上昇（300℃到達）は事象発生開始から，約 3.7 時間後の操作であり，多少の挙動の差異が生じた場合においても十分な時間余裕があることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
炉心損傷後の原子炉圧力容器破損の不確かさとして，制御棒駆動機構ハウジング溶
接部の破損判定に用いる最大ひずみ（しきい値）に対する感度解析により，最大ひずみを低下させた場合に原子炉圧力容器破損時間が早まることを確認している。本評価事
故シーケンスへの対応では原子炉圧力容器破損を起点に操作開始する運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
（添付資料 3.2.4）
ｂ．評価項目となるパラメータに与える影響
炉心における燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管
変形の不確かさとして，炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現性及び CORA 実験についての再現性が確認されている。炉心ヒートアップの感度解析（ヒートアップ時の燃料被覆管表面積感度解析）では，炉心溶融時間に対する感度及び炉心
下部プレナムへのリロケーション開始時間に対する感度は小さいことが確認されている。本評価事故シーケンスでは，原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの10%上の位置に到達した時点での運転員等操作による原子炉急速減圧によって速やかに原子炉圧力を 2.0MPa[gage]以下に低減し，原子炉圧力容器の破損時の原子炉圧力を2.0MPa[gage]以下に維持しているため，上記の不確かさが運転員等操作時間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。
炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）
・対向流の不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）は原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である SAFER コードとの比較により，原子炉急速減圧後の水位上昇及び蒸気流出の継続による水位低下について，一時的により低い水位に到達することが確認されており，原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達する時間が早まる可能性があるが，数分程度の差違であること及び原子炉急速減圧
操作後に原子炉圧力は速やかに低下することから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材との熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性が確認されており，炉3.2-14

心崩壊に至る温度の感度解析より原子炉圧力容器の破損時間に対する感度は小さいことを確認している。本評価事故シーケンスでは，リロケーションが発生する前に運転員等操作により原子炉急速減圧操作を実施し，操作開始後原子炉圧力は速やかに低下することから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器内 FCI（溶融炉心細粒化）及び原子炉圧力容器内 FCI（デブリ粒子熱伝達）の不確かさとして，原子炉圧力容器内 FCIを起点に操作開始する運転員等操作はないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
炉心損傷後の下部プレナムでの溶融炉心の熱伝達の不確かさとして，下部プレナムと炉心デブリの熱伝達に関する感度解析により，原子炉圧力容器破損時間等の事象進展に対する感度が小さいことを確認していることから，解析コード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。
炉心損傷後の原子炉圧力容器破損の不確かさとして，制御棒駆動機構ハウジング溶
接部の破損判定に用いる最大ひずみ（しきい値）に対する感度解析により，最大ひずみを低下させた場合に原子炉圧力容器破損が早まることを確認しているが，溶融燃料の落下時間への影響は小さく，解析コード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。
（添付資料 3.2.4）(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
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，表3.2.2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，
解析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。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度33GWd/tに対して最確条件
は平均的燃焼度約30GWd/tであり，本解析条件の不確かさとして，最確条件は解析条
件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなるため，原子炉水位の低下が緩やかになり，有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの10%上の位置到達を操作開始の起点としている原子炉急速減圧操作の開始が遅くなる。
（添付資料3.2.4）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
3.2-15

初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度33GWd/tに対して最確条件
は平均的燃焼度約30GWd/tであり，本解析条件の不確かさとして，最確条件は解析条
件で設定している崩壊熱よりも小さくなる。本評価事故シーケンスでは，運転員等操作による原子炉急速減圧により，原子炉圧力容器の破損時の原子炉圧力を2.0MPa[gage]以下に低減しており，最確条件とした場合には原子炉水位の低下が緩やかになり，原子炉急速減圧操作の開始が遅くなるが，原子炉圧力容器の破損時間についても遅くなると考えられること，原子炉急速減圧開始後に原子炉圧力は速やかに低下することから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
（添付資料3.2.4）
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
操作条件の原子炉急速減圧操作は，解析上の操作開始時間として原子炉水位が有
効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの10%上の位置に到達した時点で開始（事象発生から約1.4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，原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの10%上の位置に到達するまでには事象発生から約1.4時間の時間余裕があり，また，原子炉急速減圧操作は原子炉水位の低下傾向を監視しながら予め準備が可能であることから，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は小さい。当該操作は，解析コード及び解析条件の不確かさ（操作条件を除く）により操作開始時間は遅れる可能性があるが，中央制御室で行う作業であり，他の操作との重複もないことから，他の操作に与える影響はない。
操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却操作（原子炉
圧力容器の破損前の原子炉格納容器冷却）は，解析上の操作開始時間として原子炉圧
力容器下鏡部温度が300℃に到達したことを確認して開始（事象発生から約3.7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，原子炉圧力容器下鏡部
温度が300℃に到達するまでには事象発生から約3.7時間の時間余裕があり，また，代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却操作は原子炉圧力容器下鏡温度を監視しながら予め準備が可能であることから，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は小さい。当該操作は，解析コー
3.2-16

ド及び解析条件の不確かさ（操作条件を除く）により操作開始時間は遅れる可能性があるが，中央制御室で行う作業であり，また，他の並列操作を加味して操作の所要時間を算定しているため，他の操作に与える影響はない。
（添付資料3.2.4）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の原子炉急速減圧操作における，運転員等操作時間に与える影響については，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。
操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却操作（原子炉
圧力容器の破損前の原子炉格納容器冷却）における，運転員等操作時間に与える影響については，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。
（添付資料3.2.4）(3) 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。
操作条件の原子炉急速減圧操作については，原子炉圧力容器の破損までに完了する必要があるが，原子炉圧力容器の破損までの時間は事象発生から約7.0時間あり，準備時間が確保できるため，時間余裕がある。
操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却操作（原子炉圧力容器の破損前の原子炉格納容器冷却）については，原子炉圧力容器下鏡部温度が300℃に到達
後，速やかに実施することが望ましいが，原子炉圧力容器の破損前は，本操作が実施できな
いものと仮定しても，格納容器圧力及び格納容器温度が格納容器限界圧力及び格納容器限界温度に到達することは無く，逃がし安全弁による減圧機能維持も可能であることから，時間余裕がある。
（添付資料3.2.4）(4) 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。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。

3.2-17

3.2.4 要員及び資源の確保(1) 必要な要員の評価
格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」において，6 号及び 7号炉同時の重大事故等対策時に必要な要員は，「3.2.1(3) 格納容器破損防止対策」に示すとおり 28 名であり，「6.2 重大事故等対策時に必要な要員の評価結果」で説明している当直長，当直副長，運転員及び緊急時対策要員等の 72 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
格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」において，必要な水源，
燃料及び電源は，「6.1(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
低圧代替注水系（常設）による原子炉格納容器下部への注水及び代替格納容器スプレイ
冷却系による代替格納容器スプレイは，7日間の対応を考慮すると，号炉あたり合計約
2,600m3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5,200m3の水が必要である。水源として，各号炉の復水貯蔵槽に約1,700m3及び淡水貯水池に約18,000m3の水を保有している。これにより，6号及び7号炉の同時被災を考慮しても，必要な水源は確保可能である。また，事象発生12時間以降に淡水貯水池の水を防火水槽に移送し，防火水槽から可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽への給水を行うことで，復水貯蔵槽を枯渇させることなく復水貯蔵槽を水源とした7日間の注水継続実施が可能となる。ここで，復水貯蔵槽への補給の開始を12時間としているが，これは，可搬型設備を12時間以内に使用できなかった場合においても，その他の設備にて重大事故等に対応できるよう設定しているものである。
（添付資料 3.2.5）
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，事故発生後 7 日間最大負荷で運転した場合，号炉あたり約 751kL の軽油が必要となる。可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽への給水については，保守的に事象発生直後からの可搬型代替注水ポンプの運転を想定すると，7 日間の運転継続に号炉あたり約 10kL の軽油が必要となる。本評価事故
シーケンスの評価では取水機能の喪失は想定していないが，仮に取水機能が喪失して代替原子炉補機冷却系による原子炉格納容器除熱を想定し，事象発生後 7 日間代替原子炉
補機冷却系専用の電源車を運転した場合，号炉あたり約 37kL の軽油が必要となる。代替
原子炉補機冷却系用の可搬型大容量送水ポンプについては，保守的に事象発生直後から
3.2-18の可搬型大容量送水ポンプの運転を想定すると，7 日間の運転継続に号炉あたり約 30kLの軽油が必要となる。免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機及びモニタリン
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 79kL の軽油が必要となる。
（6 号及び 7 号炉 合計 約 1,735kL）
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，可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽への給水，非常用ディーゼル発電機による電源供給，代替原子炉補機冷却系の運転，免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機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。
（添付資料 3.2.6）
ｃ．電源
外部電源は使用できないものと仮定し，各号炉の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。
また，免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機及びモニタリング・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。
3.2.5 結論
格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」では，運転時の異常な過渡変化又は全交流動力電源喪失が発生するとともに，非常用炉心冷却系等の安全機能の喪失が重畳する。このため，原子炉圧力容器が高い圧力の状況で損傷し，溶融炉心，水蒸気及び水素が急速に放出され，原子炉格納容器に熱的・機械的な負荷が発生して原子炉格納容器破損に至ることが特徴である。格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」に対する格納容器破損防止対策としては，逃がし安全弁による原子炉減圧手段を整備している。
格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」の評価事故シーケンス「過渡事象＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗＋炉心損傷後の原子炉減圧失敗（＋DCH発生）」について，有効性評価を行った。
上記の場合においても，逃がし安全弁の手動開操作による原子炉減圧により，原子炉圧力容器の破損時の原子炉圧力を 2.0MPa[gage]以下に低減することが可能である。また，安定状態を維持できる。
（添付資料 3.5.1）
解析コード及び解析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
3.2-19

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，格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」において，逃がし安全弁の手動開操作による原子炉減圧の格納容器破損防止対策は，選定した評
価事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」に対して有効である。

3.2-20外部電源

原子炉格納容器※2

非常用ディーゼル
発電機
逃がし安全弁主タービン系へ

原子炉圧力容器

給水系
より

※1

Gen

軽油タンク
復水貯蔵槽

復水移送ポンプＡ(Ｃ)Ｃ
高圧炉心注水系ポンプ

※1
Ａ

Ｂ

残留熱除去系ポンプ

残留熱除去系ポンプ※2

原子炉隔離時冷却系ポンプ

図 3.2.1 格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」時の重大事故等対処設備の概略系統図（原子炉減圧）

外部電源

原子炉格納容器※2

格納容器スプレイ・ヘッダ

軽油タンク
逃がし安全弁主タービン系へ

原子炉圧力容器

給水系
より

※1

非常用ディーゼル
発電機

Gen

代替格納容器スプレイ冷却系

復水貯蔵槽

格納容器下部注水系（常設）

復水移送ポンプＡ(Ｃ)Ｃ
高圧炉心注水系ポンプ

※1
Ａ

Ｂ

残留熱除去系ポンプ

残留熱除去系ポンプ※2

原子炉隔離時冷却系ポンプ

図 3.2.2 格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」時の重大事故等対処設備の概略系統図（原子炉圧力容器破損前の原子炉減圧，原子炉格納容器冷却及び格納容器下部注水）3.2-21図 3.2.3 格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」時の重大事故等対処設備の概略系統図（原子炉圧力容器破損後の原子炉減圧，原子炉格納容器冷却及び格納容器下部注水）

図 3.2.4 格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」時の重大事故等対処設備の概略系統図（代替循環冷却による溶融炉心冷却，原子炉格納容器除熱）

3.2-22

（解析上の時間）
主蒸気隔離弁全閉発生

外部電源喪失発生※1

中央制御室にて機器ランプ表示，機器故障警報，系統流量指示計にて機能喪失を確認する※2

代替原子炉注水弁（残留熱除去系注入弁）動作不能により低圧代替注水系機能喪失を確認する※3

原子炉注水可能な系統がある場合は急速減圧操作を実施する（約0分）

非常用ディーゼル発電機自動起動確認
非常用高圧系統（6.9kV）復旧確認

主蒸気隔離弁閉
原子炉スクラム信号発生※4 格納容器内雰囲気放射線レベル計指示とSOP導入条件判断図により炉心損傷を確認する。例えば，原子炉停止1時間後の場合,格納容器内雰囲気放射線レ
ベル計指示がドライウェル放射線レベル計：4.5E+00Sv/h，サプレッション・チェンバ放射線レベル計：5.5E+00Sv/hを超えた場合，炉心損傷発生と判断する。
炉心損傷による格納容器内水素濃度の上昇を確認する※12
原子炉スクラム・タービントリップを確認

高圧注水機能喪失を確認

低圧注水機能喪失を確認

非常用ディーゼル発電機運転状態確認※1

回復は解析上考慮せず※1

回復は解析上考慮せず「原子炉水位有効燃料棒底部（BAF）から有効燃料棒長さ+10%」とは，原子炉水位計（燃料域）にて-3340mmを示す※6

原子炉水位が原子炉水位計（燃料域）にて有効燃料棒頂部（TAF）未満及び，原子炉圧力容器下鏡部温度300℃未満により損傷炉心冷却未達成と判断する※7 原子炉水位が原子炉水位計（燃料域）にて有効燃料棒頂部（TAF）未満，原子炉圧力容器下鏡部温度300℃到達（リロケーション確認）及び，原子炉への注水不能により損傷炉心冷却失敗と判断する

高圧代替注水系
起動操作
高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず回復は解析上考慮せず※2

低圧代替注水機能喪失を確認※5※3
全ての設備による原子炉注水失敗を確認（約1時間後）Ⅰ

高圧／低圧注水機能回復操作

炉心損傷開始淡水貯水池から防火水槽への補給準備（防火水槽への補給準備）

代替注水系起動・制御棒駆動水ポンプによる原子炉注水・消火ポンプによる代替注水・可搬型代替注水ポンプによる代替注水

回復は解析上考慮せず

淡水タンクから防火水槽への補給※4

炉心損傷確認

防火水槽への補給準備が完了

代替原子炉補機冷却系
準備（約1.4時間後）

Ⅲ

原子炉水位有効燃料棒底部（BAF）から
有効燃料棒長さ+10%
到達
※5

Ⅱ

復水移送ポンプ
1台追加起動・2台運転確認

中央制御室での逃がし安全弁2個による原子炉急速減圧

燃料供給準備（タンクローリ給油準備）

可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給

格納容器スプレイによる格納容器薬品注入（約12時間後）（約12時間後）タンクローリによる給油準備完了可搬型代替注水ポンプの準備が完了※6
損傷炉心冷却未達成と判断（適宜実施）
Ⅳ（約3.7時間後）（適宜実施）

可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽補給

ドライウェルクーラによる格納容器除熱

原子炉圧力容器下鏡温度300℃到達（リロケーション確認）

損傷炉心冷却失敗と判断（適宜実施）

可搬設備への燃料補給

防火水槽への補給※8

格納容器下部注水に必要な弁が動作可能であることを確認する｡
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する※9

原子炉圧力容器下鏡部温度300℃到達（リロケーション確認）により実施する格納容器スプレイに必要な弁が動作可能であることを確認する
逃がし安全弁による原子炉減圧状態を維持するために格納容器過温防止スプレイを実施する
スプレイ流量は，格納容器過温抑制スプレイ流量70m3/hとする

※7
Ⅴ

※8
格納容器下部注水系（常設）復水移送ポンプ１台（90m3/h）
による格納容器下部注水開始※10 原子炉圧力容器健全確認は，圧力容器破損判断パラメータにより判断する（補足1）

復水移送ポンプ
1台追加起動・2台運転確認

消火系による格納容器下部注水※11 原子炉圧力容器破損以降の格納容器過圧・過温に対応する手順及び重大事故等対策は「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）」と同じである※9

格納容器過温防止スプレイ実施

3.2-23（約5.7時間後）

格納容器下部水位2ｍ(注水量180m3)
到達後，格納容器下部注水系停止（約7時間後）原子炉圧力容器破損※12 重大事故等発生を通信連絡設備により確認した現場作業員は待避を実施する

格納容器下部注水による格納容器薬品注入【有効性評価の対象とはしていないが，他に取り得る手段】
Ⅰ
炉心損傷防止としての流量は確保できないが制御棒駆動水ポンプが再起動し，原子炉圧力容器への注水が継続していることを確認する。
また，追加起動の準備も開始する
消火系による代替原子炉注水も使用することができるため消火ポンプ運転状態について確認する
恒設設備による原子炉圧力容器への注水が実施できない場合，低圧代替注水系（可搬型）による注水を実施する

原子炉圧力容器破損時
原子炉圧力2.0MPa[gage]以下

Ⅱ
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる
純水補給水系から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可能である
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能である

溶融炉心落下Ⅲ「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は貯水池からろ過水タンクへの補給も合わせて実施する

水蒸気発生に伴う格納容器圧力上昇（溶融燃料－冷却材相互作用）Ⅳ

ドライウェルクーラ代替除熱運転を実施する
Ⅴ

格納容器限界圧力以下

消火系による格納容器下部注水も可能である。また，可搬型代替注水ポンプによる格納容器下部注水も可能であり，この場合水源は淡水以外に海水も使用することが可能である原子炉格納容器バウンダリ機能維持

原子炉圧力容器破損を判断

補足１
事故の起因事象判定（LOCA事象or過渡起因事象）［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
かつ［上部ドライウェル圧力が「0.15MPａ[gage]以上」］※10

上記の条件が満たされる場合は「LOCA事象起因」と判定する
条件が満たされない場合は「過渡起因事象」と判定する（本シナリオでは「過渡起因事象」を想定している）
LOCA事象起因時のパラメータ変化は以下の条件によって変わる
・下部ドライウェルに水位が有る場合（LOCA①時と表記）
・下部ドライウェルに水位が無い場合（LOCA②時と表記）

Ⅴ

格納容器下部注水系（常設）復水移送ポンプ
により格納容器下部に崩壊熱相当量を注水（約8時間後）溶融炉心によるコンクリート浸食停止（約8時間後）格納容器圧力0.465MPa[gage]到達

消火系による格納容器下部注水【圧力容器破損判断パラメータ】
・「過渡起因事象」時
原子炉圧力の「急激な低下」
上部ドライウェル圧力の「急激な上昇」
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
・「LOCA①」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な低下」
サプレッションプール水温度の「急激な上昇」
・「LOCA②」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
上部ドライウェル水素濃度の「上昇」※11【圧力容器破損徴候パラメータ】
・「過渡起因事象」，「LOCA①，②」時
原子炉水位下降（水位が確認されていた場合）
制御棒位置の指示値喪失数増加
原子炉圧力容器下鏡部温度の指示値喪失数増加

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
2台によるドライウェルスプレイ開始（格納容器下部注水継続）（約20時間後）（20.5時間後）【圧力容器破損判断後の再確認パラメータ】
・「過渡起因事象」時［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
かつ［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」］
・「LOCA①，②」時［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」
かつサプレッションプール水温5℃以上上昇]
または［下部ドライウェルガス温度が300℃以上］

代替原子炉補機冷却系
準備が完了

代替循環冷却系
運転開始

代替循環冷却運転
運転継続可能No
格納容器圧力逃がし装置等による格納容器ベント実施

Yes

凡例

代替循環冷却運転による格納容器スプレイおよび格納容器下部注水を継続し，機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後，原子炉圧力容器への注水及び原子炉格納容器の冷却を実施する
格納容器頂部注水操作について実施判断基準値を超えた場合は速やかに実施
する：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）のみの作業：判断：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業：解析上考慮しない操作・判断結果

図 3.2.5 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱時の対応手順の概要

3.2-24
図 3.2.6 格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」時の作業と所要時間

（最大圧力 約 7.8MPa[gage]，約 3.1 秒）
逃がし安全弁の手動開操作による原子炉減圧

原子炉圧力

逃がし安全弁開閉による原
子炉圧力制御リロケーションによる原子炉圧力上昇
約 2.6MPa[gage](約 3.4 時間後)
原子炉圧力容器の破損直前(約 0.3MPa[gage])（MPa[gage]）
2.0MPa[gage]

事故後の時間（h）
図 3.2.7 原子炉圧力の推移

逃がし安全弁からの蒸気放出により原子炉水位が低下

原子炉水位

原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの10%上の位置に到達した時点で逃がし安全弁 2 個の開放による原子炉減圧により原子炉水位が低下

原子炉圧力容器の破損
により炉心下部プレナ
ムの溶融炉心が原子炉
格納容器下部に落下

炉心下部プレナムの水は蒸発しているが，落下した溶融炉心の堆積により，見かけ上の原子炉水 溶融炉心の状態変化に位が表示されているより見かけ上の原子炉水位が上昇している

有効燃料棒頂部（m）

有効燃料棒底部
シュラウド内水位

炉心支持板の破損に伴って炉心下部プレナム水が蒸発し原子炉水位が低下

シュラウド外水位
炉心下部プレナム水位

事故後の時間（h）
図 3.2.8 原子炉水位の推移

3.2-25

代替格納容器スプレイ等による格納容器圧力抑制
最大圧力 約 0.55MPa[gage]（約 28 時間後）

格納容器圧力（MPa[gage]）

格納容器限界圧力

代替循環冷却（格納容器スプレイ及び格納容器下部注水）による格納容器圧力低下

代替循環冷却（格納容器スプレイ及び格納容器下部注水）への系統構成切替に伴うスプレイ停止により格納容器圧力上昇

サプレッション・チェンバの減圧
沸騰に伴う格納容器圧力の上昇

原子炉圧力容器の破損及び原子炉格納容器下部へのデブリ落下による格納容器圧力上昇
逃がし安全弁 2 個の開放により格納容器圧力上昇

ドライウェルサプレッション・チェンバ

事故後の時間（h）
図 3.2.9 格納容器圧力の推移

代替格納容器スプレイ等による格納容器温度抑制
代替循環冷却（格納容器スプレイ及び格納容器下部注水）開始までの最高温度 約 151℃（約 20.5 時間後）

格納容器温度（℃）

代替循環冷却（格納容器スプレイ及び格納容器下部注水）による格納容器温度低下

格納容器限界温度

最高温度 約 169℃（約 54 時間後）

サプレッション・チェンバの減圧沸騰に伴うドライウェルへ
代替循環冷却（格納容器スプレイ の水蒸気の流入及び圧力上昇を受けた飽和蒸気温度の上昇
及び格納容器下部注水）への系統
ドライウェル
構成切替に伴うスプレイ停止に
サプレッション･チェンバ（気相）
より格納容器温度上昇
サプレッション･チェンバ（液相）

事故後の時間（h）
図 3.2.10 格納容器温度の推移

3.2-26

サプレッション・チェンバ・プール水位

ベントライン（約 17m）
真空破壊装置（約 14m）

サプレッション・チェンバの減圧沸騰に伴う水位の低下

NWL（約 7.05m）

原子炉圧力容器からの蒸気の流入及び代替格納容器ス
プレイによる冷却材の流入による水位の上昇

代替循環冷却（格納容器スプレイ及び格納容器下部注水）への系統構成切替に伴い水位の上昇が停止
サプレッション･チェンバ（m）
事故後の時間（h）※ サプレッション・チェンバ
床面を 0m とした。

図 3.2.11 サプレッション・チェンバ・プール水位の推移

格納容器圧力上昇抑制のための格納容器スプレイ（流量 130m3/h 以上）

格納容器スプレイ
格納容器下部注水

注水流量

代替循環冷却（格納容器スプレイ，流量約 140m3/h）

格納容器下部への水位 2m 到達までの事前水張り（流量約 90m3/h で約 2 時間注水）
原子炉圧力容器破損前の格納容器スプレイ（流量約 70m3/h）（t/h）

リターンライン（約 8.6m）

崩壊熱相当量での格納容器下部注水

代替循環冷却（格納容器下部注水，流量約 50m3/h）

事故後の時間（h）
図 3.2.12 注水流量の推移

3.2-27

表 3.2.1 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱時における重大事故等対策について（1/2）
有効性評価上期待する事故対処設備
判断及び操作※1

操作

運転時の異常な過渡変化又は全交流動力電源喪失が発生し，原子炉がスク
ラムしたことを確認する

b.高圧・低圧注水機能喪失確認※2

原子炉スクラム後，原子炉水位は低下し続け，原子炉水位低で非常用炉心冷却系の自動起動信号が発生するが，全ての非常用炉心冷却系が機能喪失していることを確認する

高圧代替注水系による
原子炉注水

高圧代替注水系を起動し原子炉水位を回復する

c.炉心損傷確認

原子炉水位がさらに低下し，炉心が露出し，炉心損傷したことを格納容器
内雰囲気放射線モニタにより確認する。
炉心損傷により，原子炉格納容器内に水素ガスが放出されるため，原子炉
格納容器内の水素ガス濃度上昇を確認する

d.逃がし安全弁による原子炉急速減圧

原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達した時点で，原子炉注水の手段が全くない場合でも，中央制御室からの遠隔操作によって手動操作により逃がし安全弁 2 個を開放し，原子炉を急速減圧する

e.代替格納容器スプレ
イ冷却系による原子炉格納容器冷却原子炉圧力容器下鏡部温度 300℃到達によりリロケーションを確認した場
合，格納容器圧力 0.465MPa[gage]到達を確認した場合又は格納容器温度
190℃到達を確認した場合には原子炉格納容器の雰囲気を冷却するため，中央制御室からの遠隔操作により復水移送ポンプ 2 台を使用した代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却を実施する。また，格納容器
圧力 0.465MPa[gage]到達によって開始した場合は格納容器圧力が 0.39MPa[gage]以下となった時点で停止する

3.2-28a.原子炉スクラム確認

常設設備

可搬型設備

【非常用ディー
ゼル発電機】【軽油タンク】－

計装設備

平均出力領域モニタ
起動領域モニタ

原子炉水位（SA）
原子炉水位

－

－

高圧代替注水系
復水貯蔵槽－

原子炉水位（SA）
原子炉水位
高圧代替注水系系統流量
復水貯蔵槽水位（SA）－－

格納容器内雰囲気放射線レベル（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル（S/C）
格納容器内水素濃度(SA)－

原子炉水位（SA）
原子炉水位
原子炉圧力（SA）
原子炉圧力－

原子炉圧力容器温度
復水補給水系流量（原子炉格納容器）
格納容器内圧力（D/W）
格納容器内圧力（S/C）
ドライウェル雰囲気温度
復水貯蔵槽水位（SA）

逃がし安全弁

復水移送ポンプ
復水貯蔵槽※1 項目 a～i は，3.2.1 (3)に示す重大事故等対策の概要の各項目に対応※2 非常用炉心冷却系による注水が出来ない状態。高圧炉心注水系及び低圧注水系の機能喪失が重畳する場合や
高圧炉心注水系及び自動減圧系の機能喪失に伴い低圧注水系による原子炉注水ができない場合。

【原子炉隔離時冷却系系統流量】【高圧炉心注水系系統流量】【残留熱除去系ポンプ吐出圧力】【】：重大事故等対処設備（設計基準拡張）
有効評価上考慮しない操作表 3.2.1 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱時における重大事故等対策について（2/2）
有効性評価上期待する事故対処設備
判断及び操作※1

操作
常設設備

f.原子炉格納容器下部への注水

原子炉圧力容器下鏡部温度 300℃到達によりリロケーションを確認した場合，原子炉圧力容器破損に備えて中央制御室からの遠隔操作によって格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部への注水 復水移送ポンプを実施する。この場合の注水は，原子炉格納容器下部への水張りが 復水貯蔵槽目的であるため，原子炉格納容器下部の水位が 2m（総注水量 180m3）に到達した後，原子炉格納容器下部への注水を停止する

可搬型設備

計装設備

－

原子炉圧力容器温度
復水補給水系流量（原子炉格納容器）
格納容器下部水位
復水貯蔵槽水位（SA）

3.2-29g.原子炉圧力容器破損
確認

原子炉圧力容器の破損を直接確認する計装設備はないため，複数のパラメータの変化傾向により判断する－－

原子炉水位（SA）
原子炉水位
原子炉圧力容器温度
原子炉圧力（SA）
原子炉圧力
格納容器内圧力（D/W）
ドライウェル雰囲気温度

h.溶融炉心への注水

原子炉圧力容器が破損し，溶融炉心が原子炉格納容器下部に落下した後は，格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部注水を崩
壊熱相当の流量にて継続して行う※2

復水移送ポンプ
復水貯蔵槽－

復水補給水系流量（原子炉格納容器）
復水貯蔵槽水位（SA）

i.代替循環冷却による溶融炉心冷却及び原
子炉格納容器除熱※3

代替原子炉補機冷却系による代替循環冷却を開始し，溶融炉心冷却及び原子炉格納容器除熱を開始する。代替循環冷却の循環流量は，
復水移送ポンプ
格納容器下部注水と格納容器スプレイに復水補給水流量計を用い軽油タンクることによって流量分配し，それぞれ連続注水及び連続スプレイする

代替原子炉補機
冷却系
タンクローリ

復水補給水系流量（原子炉格納容器）
格納容器内圧力（D/W）
格納容器内圧力（S/C）
ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ・プール水温度
サプレッション・チェンバ・プール水位【 】：重大事故等対処設備（設計基準拡張）※1 項目 a～i は，3.2.1 (3)に示す重大事故等対策の概要の各項目に対応
有効評価上考慮しない操作※2 原子炉圧力容器破損時の影響により，格納容器下部水位計による監視ができない場合であっても，以下の条件の一部又は全てについての数時間の推移を確認することにより，総合的に溶融炉心の冷却が継続して行われていることを把握することができる。
・原子炉格納容器下部の雰囲気温度が飽和温度程度で推移していること
・原子炉格納容器上部の雰囲気温度が飽和温度程度で推移していること
・原子炉格納容器内の水素濃度の上昇が停止すること
また，サプレッション・チェンバ・プール水位がリターンライン高さ（NWL+約 1.5m）を超える場合には，リターンラインを通じたサプレッション・チェンバのプール水の原子炉格納容器下部への流入による溶融炉心の冷却に期待でき，サプレッション・チェンバ・プール水位計によってこれを推定することができる。
※3 本格納容器破損モードの評価事故シーケンスは取水機能の喪失を伴うものではないが，代替循環冷却による除熱量の評価においては，保守的に代替原子炉補機冷却系の設計値を用いた。

表 3.2.2 主要解析条件（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）（1／4）
項目
解析コード

主要解析条件

条件設定の考え方

MAAP

－

初期条件

3.2-30

原子炉熱出力3,926MWt

定格原子炉熱出力として設定

原子炉圧力

7.07MPa[gage]

定格原子炉圧力として設定

原子炉水位

通常水位（セパレータスカート下端から+119cm）

通常運転時原子炉水位として設定

炉心流量52,200t/h

定格流量として設定

燃料

9×9 燃料（A 型）－

原子炉停止後の崩壊熱

ANSI/ANS-5.1-1979
燃焼度 33GWd/t

サイクル末期の燃焼度のばらつきを考慮し，10%の保守性を考慮

格納容器容積（ドライウェル）

7,350m3

格納容器容積（ウェットウェル）
真空破壊装置
サプレッション・チェンバ・プー
ル水位
サプレッション・チェンバ・プー
ル水温

空間部：5,960m3
液相部：3,580m3
3.43kPa（ドライウェル－サプレッショ
ン・チェンバ間差圧）

ドライウェル内体積の設計値（全体積から内部機器及び構造物の体積を除いた値）
ウェットウェル内体積の設計値（内部機器及び構造物の体積を除いた値）
真空破壊装置の設定値

7.05m（NWL）

通常運転時のサプレッション・チェンバ・プール水位として設定

35℃

通常運転時のサプレッション・チェンバ・プール水温の上限値として設定

格納容器圧力5.2kPa[gage]

通常運転時の格納容器圧力として設定

格納容器温度57℃

通常運転時の格納容器温度として設定

外部水源の温度

50℃（事象開始 12 時間後以降は 45℃，
事象開始 24 時間以降は 40℃）

復水移送ポンプ吐出温度を参考に設定

表 3.2.2 主要解析条件（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）（2／4）
項目

主要解析条件

条件設定の考え方

初期条件

800kW/m2 相当（圧力依存あり）

過去の知見に基づき事前水張りの効果を考慮して設定

コンクリートの種類

玄武岩系コンクリート

使用している骨材の種類から設定

コンクリート以外の構造材の扱い

内側鋼板，外側鋼板，リブ鋼板についてはコンクリートよりも融点が内側鋼板，外側鋼板，リブ鋼板及び 高いことから保守的に考慮しない
ベント管は考慮しない
ベント管を考慮する場合，管内の水による除熱効果が考えられるが，保守的にこれを考慮しない

起因事象

給水流量の全喪失

原子炉水位の低下の観点で厳しい事象を設定

安全機能等の喪失に対する仮定

高圧注水機能，低圧注水機能，重大事故等対処設備による原子炉注
水機能の喪失高圧注水機能として原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系の機能喪失を，低圧注水機能として低圧注水系の機能喪失を設定すると共に，重大事故等対処設備による原子炉注水機能の喪失を設定

外部電源

外部電源なし

本評価事故シーケンスへの事故対応に用いる設備は非常用高圧母線に接続されており，非常用ディーゼル発電機からの電源供給が可能であるため，外部電源の有無は事象進展に影響を与えないが，非常用ディーゼル発電機に期待する場合の方が資源の観点で厳しいことを踏まえ，外部電源なしとして設定

高温ガスによる配管等のクリープ
破損や漏洩等

考慮しない

原子炉圧力を厳しく評価するものとして設定

事故条件

3.2-31

溶融炉心からプール水への熱流束

表 3.2.2 主要解析条件（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）（3／4）
項目
原子炉スクラム信号

3.2-32

重大事故等対策に関連する機器条件

逃がし安全弁

主要解析条件

条件設定の考え方

事象発生と同時に原子炉スクラム

事象発生と同時に原子炉スクラムするものとして設定

逃がし弁機能7.51MPa[gage]×1 個, 363t/h/個
7.58MPa[gage]×1 個, 367t/h/個
7.65MPa[gage]×4 個, 370t/h/個
7.72MPa[gage]×4 個, 373t/h/個
7.79MPa[gage]×4 個, 377t/h/個
7.86MPa[gage]×4 個, 380t/h/個逃がし安全弁の逃がし弁機能の設計値として設定

自動減圧機能付き逃がし安全弁の 2 個の開放による原子炉急速減圧<原子炉圧力と逃がし安全弁蒸気量の関係>

逃がし安全弁の設計値に基づく蒸気流量及び原子炉圧力の関係から設定代替格納容器スプレイ冷却系

格納容器下部注水系（常設）

代替循環冷却

70m3/h（原子炉圧力容器の破損前）
格納容器圧力及び温度抑制に必要なスプレイ流量を考慮し130m3/h 以上（原子炉圧力容器の破損後の
て設定
圧力抑制）
原子炉圧力容器の破損の事前の検知から破損までの時間余90m3/h（事前水張り時）
裕に基づき水位 2m 到達まで水張り可能な流量として設定
原子炉圧力容器破損以降は，崩壊熱相当
原子炉圧力容器破損以降は，溶融炉心冷却が継続可能な流の注水量量として設定3総循環流量：190m /h
格納容器圧力及び温度抑制に必要なスプレイ流量及び原子格納容器スプレイ：約 140m3/h
炉格納容器下部に落下した溶融炉心の冷却に必要な注水量
3
原子炉格納容器下部：約 50m /hを考慮して設定

表 3.2.2 主要解析条件（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）（4／4）
項目

原子炉急速減圧操作

主要解析条件

条件設定の考え方

原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長 炉心損傷後の酸化反応の影響緩和
さの 10%高い位置に到達した時点を考慮し設定3.2-33

重大事故等対策に関連する操作条件

代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格 原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達したこと
格納容器圧力及び温度の抑制効果
納容器冷却操作（原子炉圧力容器の破損前の を確認して開始し，原子炉圧力容器の破損を確認しを踏まえて設定
原子炉格納容器冷却）た場合に停止する
原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達したこと
炉心損傷後の原子炉圧力容器の破原子炉格納容器下部への注水操作（原子炉圧 を確認して開始，原子炉格納容器下部の水位が 2m
損による溶融炉心・コンクリート相
力容器の破損前の先行水張り）（総注水量 180m3）に到達したことを確認した場合
互作用の影響緩和を考慮し設定に停止する

原子炉格納容器下部への注水操作（原子炉圧
原子炉圧力容器の破損を確認した場合
力容器の破損後の注水）

炉心損傷後の原子炉圧力容器の破損による溶融炉心・コンクリート相
互作用の影響緩和を考慮し設定

格納容器圧力が 0.465MPa[gage]又は格納容器温度
代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格が 190℃に到達した場合に開始。格納容器圧力 格納容器圧力及び温度の抑制効果
納容器冷却操作（原子炉圧力容器の破損後の0.465MPa[gage]到達によって開始した場合は格納 を踏まえて設定
原子炉格納容器冷却）
容器圧力が 0.39MPa[gage]以下となった時点で停止

代替循環冷却よる原子炉格納容器除熱操作※

事象発生から 20.5 時間後

代替原子炉補機冷却系の準備時間等を考慮し設定※ 本格納容器破損モードの評価事故シーケンスは原子炉補機冷却系の機能喪失を伴うものではないが，代替循環冷却における除熱は保守的に代替原子炉補機冷却系を用いて実施するものとし，除熱操作の開始は，代替原子炉補機冷却系の準備に要する時間を設定した。

添付資料 3.2.1
高温環境下での逃がし安全弁の開保持機能維持について
原子炉水位が有効燃料棒頂部を下回り，炉心損傷に至るような状況では，原子炉圧力容器(以下「RPV」という。)内の気相温度は飽和蒸気温度を大きく超える。高圧溶融物放出/格納容器雰囲気
直接加熱(以下「DCH」という。)を防止するためには，その様な環境下でも逃がし安全弁(以下「SRV」という。)を開保持し，RPV 内の圧力を 2MPa 以下の低圧に維持する必要がある。
図 1 に示す通り，SRV は本体部と補助作動装置から構成されている。「4.本体部の温度上昇による影響」に示す通り，本体部では温度上昇は問題にならないが，補助作動装置の温度が上昇すると，電磁弁又はピストンのシール部が熱によって損傷し，SRV の機能維持に影響を及ぼす恐れがある。
SRV については以下の環境条件における機能維持を確認している。
・171℃において 3 時間継続の後 160℃において 3 時間継続
ここでは，炉心損傷後，DCH 防止のために原子炉の減圧を継続している環境下で想定される SRVの温度を評価し，上記の条件と比較することで，SRV の健全性を評価する。
1. 評価方法
MAAP 解析によって得られた DCH 対応シナリオでの RPV 内気相温度とドライウェル内気相温度を
環境温度条件として，三次元熱流動解析コード(STAR-CCM+)により，SRV の温度を評価した。
三次元熱流動解析では，RPV の温度条件が厳しくなる評価点を設定し定常解析を実施した。また，RPV 破損直前には RPV 内の気相温度が急激に上昇することから，これに追従する SRV の温度上昇をより現実的に評価するため，RPV 内の気相温度が急激に上昇する時間幅に対する非定常解
析を実施した。
2. 評価条件(1) 温度条件
図 2,3 に RPV 内気相平均温度とドライウェル内気相平均温度の MAAP 解析結果を示す。MAAP の解析結果を踏まえ，表 1 及び以下に示す通り，2 通りの評価条件を設定した。
① 事象発生から 6 時間後までの範囲を代表する温度条件として，同範囲内での RPV 内気相平均温度とドライウェル内気相平均温度のそれぞれについて最も厳しい温度を適用した温度条件。定常解析によって評価する。
② RPV 破損直前の RPV 内の気相温度の急激な上昇を考慮した温度条件として，RPV 内の気相温度が急激に上昇する時間幅での RPV 内の気相温度の変化とドライウェル内気相平均温度の最も厳しい温度を適用した温度条件。非定常解析によって評価する。

添 3.2.1-1

(2) 評価モデル
自動減圧(ADS)機能付きの SRV の中で，電磁弁やピストンのシール部の温度条件が厳しい弁を評価する観点から，電磁弁の設置角度が排気管に最も近い弁を評価対象弁とした。また，図 4,5 のように開状態と閉状態を交互に並べた形でモデル化している。実機では離れた位置の SRV2 個を操作するが，解析では評価体系の側面を周期境界としており，保守的に 1 個おきに開動作するモデルとしている。
3. 評価結果
評価結果を表 2 及び図 6,7 に示す。事象発生から 6 時間後までの範囲を代表する温度条件として設定した①の温度条件では，補助作動装置の電磁弁及びピストンのシール部の温度は 160℃を
約 10℃下回った。また，RPV 破損直前の RPV 内の気相温度の急激な上昇を考慮した②の温度条件
では，補助作動装置の電磁弁及びピストンのシール部の温度は 160℃を約 10℃下回った。
SRV に対する機能確認試験では，初期の熱負荷として，171℃を与えており，この試験実績を踏
まえると，DCH 防止のために原子炉減圧を継続している状況下でも SRV の機能を維持可能※である。①は最も厳しい温度を設定して実施した定常解析であり，実際に SRV が経験する温度は更に低い値になるものと考えられる。
以上の通り，炉心損傷後，DCH 防止のために原子炉の減圧を継続している状況を想定した環境下でも，SRV の機能を維持できると考える。
※ SRV は，「171℃において 3 時間継続の後 160℃において 3 時間継続」という環境条件での機能維持が試験によって確認されている。この初期の熱負荷(171℃において 3 時間継続)をアレニウス則に基づき 160℃の熱負荷に換算すると，160℃において約 4.6 時間継続となり，これを後段の試験時間と合計すると約 7.6 時間は機能維持が可能となる。
4. 本体部の温度上昇による影響
閉状態の SRV が強制開するためには，補助作動装置の駆動力が SRV 本体の抵抗力を上回る必要がある。SRV 本体の抵抗力に対する温度上昇の影響は表 3 のとおり，いずれも温度上昇によって抵抗力が低下するよう設計上配慮されており，温度上昇が強制開の妨げとなることはない。
以 上

添 3.2.1-2

表 1 三次元熱流動解析での温度条件
温度条件①【定常解析】

温度条件②【非定常解析】(事象発生から 6 時間後までの(RPV 破損直前の RPV 内の気相温度の範囲を代表する温度条件)

急激な上昇を考慮した温度条件)

RPV 内
気相平均温度

約 589℃

約 510℃→約 626℃

ドライウェル内
気相平均温度

約 111℃

約 116℃

表 2 三次元熱流動解析での評価結果
温度条件①【定常解析】

温度条件②【非定常解析】(事象発生から 6 時間後までの(RPV 破損直前の RPV 内の気相温度の範囲を代表する温度条件)

急激な上昇を考慮した温度条件)

下部コイル
ハウジング
最高温度※

約 150℃

約 150℃

ピストン部
最高温度

約 149℃

約 147℃※ADS 機能付電磁弁設置位置

項目

表 3 SRV 本体の抵抗力に対する温度上昇の影響
温度上昇の影響

SRV スプリング閉止力

温度上昇に伴い，低下する方向にある。また，補助作動装置の駆動力はスプリング閉止力に対して十分な力量を有している。

弁棒・アジャスタリング
摺動抵抗

主蒸気流路から離れた位置にあり，温度上昇幅は小さく，SRV 強
制開機能には影響を及ぼさない。

弁棒・ネッキブッシュ摺動抵抗

弁棒は SUS431，ネッキブッシュはニッケルブロンズと，入熱時に隙間が拡大する材料の組み合わせとなっており，ネッキブッ
シュによる弁棒拘束は発生しない。

バランスピストン・ブッ
シュ摺動抵抗バランスピストンは SUS403，ブッシュはニッケルブロンズと，入熱時に隙間が拡大する材料の組み合わせとなっており，ブッシュによる弁棒拘束は発生しない。

弁体(ガイド部)・ガイド
摺動抵抗

主蒸気温度上昇に伴い拡大するため，温度上昇に伴うガイドによる弁体拘束は発生しない。

添 3.2.1-3

ピストン部

弁体ガイド

図 1a SRV 構造図(断面図)
添 3.2.1-4

図 1b SRV 構造図(側面図詳細)

図 1c SRV 構造図(平面図詳細)
添 3.2.1-5

RPV 破損
温度条件①(0h～6.0h 最大値：約 589 °C)

温度(°C)

原子炉急速減圧に伴い燃料被覆管温度が上昇し，同時に減圧沸騰に伴って生じる蒸気によってジルコニウム－水反応が促進され，反応熱によって気相温度が上昇

温度条件②(急激な温度上昇開始～RPV 破損直前
：約 510 °C～約 626 °C, 約 35 分間,
下部プレナムの冷却材の蒸発に伴う溶融炉心からの輻射による温度上昇)

SRV 開閉による圧力制御

事故後の時間(h)温度(°C)

図 2 RPV 内気相平均温度の推移

原子炉急速減圧に伴いジルコニウム－水反応が促進され，反応熱によって温度が上昇した原子炉圧力容器内の気体が流入することにより，ドラ
イウェル内の気相温度が上昇

RPV 破損
温度条件①(0h～6.0h 最大値：約 111 °C)

温度条件②(6.0h～RPV 破損直前：約 116 °C)

事故後の時間(h)図 3 ドライウェル内気相平均温度の推移

添 3.2.1-6

図 4 モデル化範囲と境界条件

図 5 モデル図と断面メッシュ図
添 3.2.1-7

添 3.2.1-8
図 6 解析結果(温度条件①)

図 7 解析結果(温度条件②)

添 3.2.1-9

添付資料 3.2.1 別添 1
代替格納容器スプレイを実施した場合の逃がし安全弁の温度
添付資料 3.2.1 の評価では，原子炉の減圧を継続している状況での代替格納容器スプレイを実施していないが，これを実施することで，逃がし安全弁の温度の大幅な低下に期待できる。このため，今後初期水張り等の格納容器への注水は可能なものの，原子炉に注水できない状況下では，格納容器内の温度・圧力を緩和する観点から，予め格納容器(ドライウェル)スプレイを実施する
手順とする。ここでは，代替格納容器スプレイに期待した場合の逃がし安全弁の温度を示す。
1. 評価方法
代替格納容器スプレイを実施していない場合(添付資料 3.2.1)と同じ。
2. 評価条件(1) 温度条件
図 1, 2 に原子炉圧力容器内気相平均温度とドライウェル内気相平均温度の MAAP 解析結果を示す。MAAP の解析結果を踏まえ，表 1 及び以下に示す通り，2 点の評価条件を設定した。
① 事象発生から 6 時間後までの範囲を代表する温度条件として，代替格納容器スプレイ及び下部ドライウェル初期水張り開始前を考慮した温度条件② 6 時間後から溶融炉心落下直前までを代表する温度条件として原子炉圧力容器破損直前の原
子炉圧力容器内の気相温度の急激な上昇を考慮した温度条件(2) 評価モデル
代替格納容器スプレイを実施していない場合と同じ。
3. 評価結果
評価結果を表 2 及び図 3, 4 に示す。いずれの温度条件でも，補助作動装置の電磁弁及びピストンのシール部の温度は 160℃を大幅に下回った。
以上の通り，炉心損傷後，DCH 防止のために原子炉の減圧を継続している状況を想定した環境下で代替格納容器スプレイを実施する場合，SRV の温度が大幅に低減されること確認した。
以 上

添 3.2.1 別添 1-1

表 1 三次元熱流動解析での温度条件
温度条件①【定常解析】
温度条件②【非定常解析】(事象発生から 6 時間後までの(RPV 破損直前の RPV 内の気相温度の急範囲を代表する温度条件)

激な上昇を考慮した温度条件)

原子炉圧力容器内
気相平均温度

約 649℃

約 532℃→約 649℃

ドライウェル内
気相平均温度

約 97℃

約 84℃

表 2 三次元熱流動解析での評価結果
温度条件①
温度条件②
(事象発生から 6 時間後までの (RPV 破損直前の RPV 内の気相温度範囲を代表する温度条件)の急激な上昇を考慮した温度条件)
下部コイルハウジング
最高温度※

約 145℃

約 121℃

ピストン部最高温度

約 148℃

約 123℃※ADS 機能付電磁弁設置位置

温度(°C)

温度条件①(RPV 破損直前：約 649°C)

RPV
破損
SRV 開閉による
圧力制御

温度条件②
(急激な温度上昇開始～RPV 破損直前
：約 532°C～約 649°C, 約 25 分間,
下部プレナムの冷却材の蒸発に伴う溶融炉心からの輻射による温度上昇)

事故後の時間(h)図 1 原子炉圧力容器内気相平均温度の推移

温度(°C)

温度条件①(下鏡温度 300 °C 到達に伴うペデスタル注水,
ドライウェルスプレイ開始前：97°C)

ドライウェルスプレイ開始に伴う温度低下

温度条件②(6 時間後から RPV 破損までの間の最高温度：約 84 °C)

事故後の時間(h)図 2 ドライウェル内気相平均温度の推移
添 3.2.1 別添 1-2

RPV破損添 3.2.1 別添 1-3
図 3 解析結果(温度条件①)

図 4 解析結果(温度条件②)

添 3.2.1 別添 1-4

添付資料 3.2.2
格納容器破損モード「DCH」,「FCI」,「MCCI」の評価事故シーケンスの位置付け

格納容器破損モード「高圧溶融物放出/格納容器雰囲気直接加熱(DCH)」,「原子炉圧力容器外の溶融燃料-冷却材相互作用(FCI)」,「溶融炉心・コンクリート相互作用(MCCI)」については，各プ
ラント損傷状態(PDS)に対応する各重要事故シーケンス及び雰囲気圧力・温度による静的負荷の評
価事故シーケンスへの重大事故等防止対策の有効性評価の結果等から，重大事故等対処設備に期待する場合，炉心損傷あるいはリロケーションまでに事象の進展を停止し，これらの現象の発生を防止することが出来る。
しかしながら，格納容器破損モード「DCH」,「FCI」,「MCCI」は，「実用発電用原子炉及びその附属施設の位置、構造及び設備の基準に関する規則の解釈」(以下「解釈」という。)第 37 条 21(a)において，必ず想定する格納容器破損モードとして定められている。このため，今回の評価
では重大事故等対処設備の一部に期待しないものとして，各物理化学現象に伴う格納容器破損が懸念される状態に至る評価事故シーケンスを設定している。
一方，格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧・過温破損)」については，事故シーケンス選定のプロセスにおいて，国内外の先進的な対策と同等な対策を講じても炉心損傷を防止できない事故シーケンスとして抽出された、「大破断 LOCA+ HPCF 注水失敗+低圧 ECCS 注水失敗」を評価事故シーケンスとして選定し，重大事故等防止対策の有効性を評価している。
以上の通り，格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧・過温破損)」
は重大事故等防止対策に期待して評価し，解釈第 37 条 2-3(a)～(c)の評価項目に対する重大事故等防止対策の有効性を評価しており，格納容器破損モード「DCH」,「FCI」,「MCCI」は，評価を成立させるために，重大事故等対処設備の一部に期待しないものとして，解釈第 37 条 2-3(d), (e),(i)の評価項目に対する重大事故等防止対策の有効性を評価している。

以

添 3.2.2-1

上添付資料 3.2.3
原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えい量について

本格納容器破損モードの重大事故等対策の有効性評価では，厳しい事象を想定した場合でも，原子炉格納容器が破損することなく安定状態に至る結果が得られている。この評価結果に照らして原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えい量を考える。
原子炉建屋内の換気空調系によって原子炉建屋を負圧にする場合，原子炉建屋内の放射性物質
は換気空調系を経由して大気中に放出されるが，原子炉建屋から大気中への漏えいを能動的に防止することができる。一方，原子炉建屋内の換気空調系を停止する場合は，原子炉建屋からの漏えいを能動的に防止する効果は無くなるが，換気空調系を経由した放出が無くなる。本格納容器
破損モードの重大事故等対策の有効性評価では後者，すなわち，原子炉建屋の換気空調系を停止する状況を想定している。
本格納容器破損モードの重大事故等対策の有効性評価では原子炉格納容器は健全であると評価していることから，原子炉格納容器から漏えいした水蒸気は原子炉建屋内で凝縮され原子炉建屋
空間部が加圧されることはないと考えられる。また，原子炉建屋内の換気空調系は停止している
ため，原子炉建屋内空間部と外気との圧力差が生じにくく，原子炉建屋内外での空気のやりとりは殆どないものと考えられる。さらに，原子炉格納容器内から原子炉建屋に漏えいした粒子状放射性物質は，原子炉建屋内での重力沈降や水蒸気の凝縮に伴い，原子炉建屋内に沈着するものと考えられる。
これらのことから，原子炉格納容器の健全性が維持されており，原子炉建屋の換気空調系が停止している場合は，原子炉格納容器から原子炉建屋内に漏えいした放射性物質は，原子炉建屋内
で時間減衰し，また，原子炉建屋内で除去されるため，大気中へは殆ど放出されないものと考えられる。
以下では，上述の状況に係わらず，保守的に原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えいを仮定した場合の放出量を示す。
１．評価条件(1) 本格納容器破損モードの評価事故シーケンスである「過渡事象＋高圧注水失敗＋原子炉減圧
失敗＋炉心損傷後の原子炉減圧失敗（＋DCH 発生）」について評価する。
(2) 格納容器からの漏えい量は，MAAP 解析上で格納容器圧力に応じて漏えい率が変化するものとし，開口面積は以下のように設定する。なお，エアロゾル粒子は格納容器外に放出される前に貫通部内で大部分が捕集されることが実験的に確認されていることから，本評価に当たっては，格納容器の漏えい孔におけるエアロゾルの捕集の効果（DF450）を考慮した。
・1Pd 以下：0.9Pd で 0.4%/日 相当
・1～2Pd ：2.0Pd で 1.3%/日 相当(3) 原子炉建屋から大気中に漏えいする放射性物質を保守的に見積もるため，原子炉建屋の換気
空調系停止時の原子炉建屋から大気中への漏えい率を 10%/日（一定）とした。(詳細は「３.
補足事項」参照)(4) 原子炉建屋内での放射能量の時間減衰は考慮せず，また，原子炉建屋内での粒子状物質の除去
効果は保守的に考慮しない。

添 3.2.3-1

２．評価結果
原子炉建屋から大気中への放射性物質(Cs-137)の漏えい量は 2.7×10-3TBq（7 日間）（暫定値）となる。
格納容器が健全であるため，格納容器から原子炉建屋への漏えい量は制限され，更に原子炉建屋から大気中への漏えいにおいても一定の漏えい率に制限されるため，放射性物質の漏えい量は抑制される。
この評価結果は「3.1.3 代替循環冷却を使用しない場合」に示すドライウェルのラインを経由した場合の放出量 2.0TBq（7 日間）に比べて十分に小さい。

添 3.2.3-2

３．補足事項
原子炉建屋から大気中への漏えい率は，建屋周辺の風速によって原子炉建屋内と建屋外に差圧が生じ，放射性物質を含む原子炉建屋内の気体が建屋外へ漏えいすると仮定して評価する。
(1)式に建屋周辺の風速と建屋差圧(風荷重)の関係を示す。
ΔP = -C×ρ×v2/2 ・・・(1)
ΔP : 風荷重 (kg/m2)
C : 風力係数 (-0.4)
ρ : 空気密度 (0.125kgs2/m4：大気圧 101kPa，大気温度 15℃)v : 風速 (3.1m/s)(敷地内で観測した 1985 年 10 月～1986 年 9 月の地上高 10m 風速観測結果から，平均風速である 3.1m/s を選定)
出典：建築学便覧Ⅱ 構造
次に，差圧と原子炉建屋の漏えい率の相関式を(2)式に示す。
f ∝ √ΔP ・・・(2)f : 原子炉建屋の漏えい率 (回/日)
ΔP : 差圧 (mmH2O)
なお，1mmH2O=1kg/m2
原子炉建屋は，建屋負圧 6.4mmH2O で漏えい率が 0.5 回/日以下になるように設計されているため，実風速による建屋差圧と漏えい率の関係は(3)式のようになる。
f1 = f0×√(ΔP1/ΔP0) ・・・(3)f1 : 実風速時の漏えい率 (回/日)
f0 : 原子炉建屋の設計漏えい率 (0.5 回/日)
ΔP1 : 実風速時の建屋差圧 (約 0.3mmH2O)
ΔP0 : 原子炉建屋の設計建屋差圧 (6.4mmH2O)
以上より，建屋周辺の風速によって生じる原子炉建屋からの漏えい率は約 10%/日(0.1 回/日)となる。

以上

添 3.2.3-3

解析コード及び解析条件の不確かさの影響について(高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱)
表1

添付資料 3.2.4

解析コードにおける重要現象の不確かさが運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータ（原子炉圧力）に与える影響(高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱)(1/2)

【MAAP】
分類

重要現象
崩壊熱

解析モデル
炉心モデル(原子炉
出力及び崩壊熱)

燃料棒内温

不確かさ
入力値に含まれる。

TMI 事故解析における炉心ヒートアップ時の水素発生，炉心領域での度変化

溶融進展状態について，TMI 事故分析結果と一致することを確認した。

燃料棒表面

炉心モデル(炉心熱

熱伝達

水力モデル)
溶融炉心の挙動モ

炉心

燃料被覆管

デル(炉心ヒートア

酸化ップ)

CORA 実験解析における，燃料被覆管，制御棒及びチャンネルボックスの温度変化について，測定データと良く一致することを確認した。
炉心ヒートアップ速度の増加(被覆管酸化の促進)を想定し，仮想的な厳しい振り幅ではあるが，ジルコニウム-水反応速度の係数を 2 倍とした感度解析により影響を確認した。
・TQUV，大破断 LOCA シーケンスともに，炉心溶融の開始時刻への影響
は小さい

燃料被覆管

・下部プレナムへのリロケーションの開始時刻は，ほぼ変化しない

変形

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（原子炉圧力）に与える影響「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラ評価項目となるパラメータに与える影響」にて確認。

メータに与える影響」にて確認。

炉心ヒートアップの感度解析（ヒートアップ時の燃料被覆
管表面積感度解析）では，炉心溶融時間に対する感度及び下部プレナムへのリロケーション開始時間に対する感度は小さいことが確認されている。本評価事故シーケンスにおいては，重大事故等対処設備を含む全ての原子炉への注水機能が喪失することを想定しており，最初に実施すべき操作は原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの10％高い位置に到達した時点の減圧操作となり，燃料被覆
管温度等によるパラメータを操作開始の起点としている操作ではないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

炉心モデル（炉心水位計算モデル）は原子炉水位挙動につい
沸騰・ボイ

TQUX シーケンス及び中小破断 LOCA シーケンスに対して，MAAP コードて原子炉圧力容器内のモデルが精緻である SAFER コードとと SAFER コードの比較を行い，以下の傾向を確認した。

の比較により，急速減圧後の水位上昇及び蒸気流出の継続

・MAAP コードでは SAFER コードで考慮している CCFL を取り扱っていによる水位低下について，一時的により低い水位に到達すないこと等から，水位変化に差異が生じたものの水位低下幅は MAAPることが確認されており，原子炉水位が有効燃料棒底部か

気 液分離

コードの方が保守的であり，その後の注水操作による有効燃料棒頂ら有効燃料棒の長さの 10%高い位置に到達する時間が早ま( 水 位 変部までの水位回復時刻は両コードで同等である

る可能性があるが，数分程度の差違であることから運転員

ド率変化
炉心モデル(炉心水位計算モデル)化)・対向流等操作時間に与える影響は小さい。

原子炉圧力容器

冷却材放出

原子炉圧力容器モ(臨界流・差デル(破断流モデ

圧流)

ル)

冷却材放出(臨界流・差圧流)を起点に操作開始する運転員
逃がし安全弁からの流量は，設計値に基づいて計算される。

等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

添 3.2.4-1

炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現性及び CORA 実験についての再現性が確認されている。炉心ヒートアップの感度解析（ヒートアッ
プ時の燃料被覆管表面積感度解析）では，炉心溶融時間に対する感度及び下部プ
レナムへのリロケーション開始時間に対する感度は小さいことが確認されている。本評価事故シーケンスでは，原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達した時点での運転員等操作による原子炉急速減圧によって速やかに原子炉圧力を 2.0MPa[gage]以下に低減し，原子炉圧力容器破損時の原子炉圧力を 2.0MPa[gage]以下に維持しているため，上記の不確かさが運転
員等操作時間に与える影響はないこと及び原子炉急速減圧操作後に原子炉圧力は速やかに低下することから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

炉心モデル（炉心水位計算モデル）は原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である SAFER コードとの比較により，急速減圧後の水位上昇及び蒸気流出の継続による水位低下について，一時的により低い水位に到達することが確認されており，原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%高
い位置に到達する時間が早まる可能性があるが，数分程度の差違であること及び原子炉急速減圧操作後に原子炉圧力は速やかに低下することから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

冷却材放出(臨界流・差圧流)を起点に操作開始する運転員等操作はないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

表1

解析コードにおける重要現象の不確かさが運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータ（原子炉圧力）に与える影響(高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱)(2/2)

【MAAP】
分類

重要現象

解析モデル

不確かさ

運転員等操作時間に与える影響

・TMI 事故解析における炉心領域での溶融進展状態について，TMI 事故分析結果と一致することを確認した

リロケーション
溶融炉心の挙動モ
デル(リロケーシ
ョン)
構造材との熱伝達・リロケーションの進展が早まることを想定し，炉心ノード崩壊のパラメータを低下させた感度解析により影響を確認した
・TQUV，大破断 LOCA シーケンスともに，炉心溶融時刻，
原子炉圧力容器の破損時刻への影響が小さいことを確

溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性が確認され溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性が確認されている。また，ており，炉心崩壊に至る温度の感度解析より原子炉圧力容器破損

炉心崩壊に至る温度の感度解析より原子炉圧力容器破損時間に対する感度は小時間に対する感度は小さいことを確認している。本評価事故シーさいことが確認されている。本評価事故シーケンスでは，リロケーションが発

ケンスでは，リロケーションが発生する前に運転員等操作により生する前に運転員等操作により原子炉急速減圧を実施することから，運転員等

原子炉急速減圧操作を実施し，操作開始後原子炉圧力は速やかに操作時間に与える影響はない。

低下することから，評価項目となるパラメータに与える影響はな
い。

認した
原子炉圧力容器内 FCI

原子炉圧力容器内 FCI に影響する項目として溶融ジェッ（溶融炉心細粒化）

ト径，エントレインメント係数及びデブリ粒子径をパラメ

原子炉圧力容器 炉(心損傷後ータとして感度解析を行い，いずれについても，原子炉圧
原子炉圧力容器内 FCI

力容器破損時点での原子炉圧力に対する感度が小さいこ（デブリ粒子熱伝達）とを確認した。

評価項目となるパラメータ（原子炉圧力）に与える影響

原子炉圧力容器内 FCI を起点に操作開始する運転員等操作はないことから，運原子炉圧力容器内 FCI を起点に操作開始する運転員等操作はな

転員等操作時間に与える影響はない。

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。

溶融炉心の挙動モデル(下部プレナ
ムでの溶融炉心挙動)
下 部 プ レ ナム で の 溶

・TMI 事故解析における下部プレナムの温度挙動について，TMI 事故分析結果と良く一致することを確認した
・下部プレナム内の溶融炉心と上面水プールとの間の限)融炉心の熱伝達界熱流束，下部プレナムギャップ除熱量に係る係数に対する感度解析を行い，原子炉圧力容器破損時刻等の事象
進展に対する影響が小さいことを確認した。

原子炉圧力容器破損に影響する項目として制御棒駆動機
溶融炉心の挙動モ
原子炉圧力容器破損

デル(原子炉圧力容器破損モデル)構ハウジング溶接部の破損判定に用いる最大ひずみ(しきい値)をパラメータとした感度解析を行い，原子炉圧力容器破損時刻が約 13 分早まることを確認した。ただし，仮想的な厳しい条件に基づく解析結果であり，実機における影響は十分小さいと判断される。

下部プレナムと炉心デブリの熱伝達に関する感度解析により，原子炉圧力容器
破損時間等の事象進展に対する感度が小さいことを確認していることから，下部ヘッドの温度上昇を起点とする，代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉
格納容器冷却操作（原子炉圧力容器の破損前の原子炉格納容器冷却）の開始に与える影響は小さい。さらに，下部ヘッド温度上昇(300℃到達)は事象発生開始から，約 3.7 時間後の操作であり，多少の挙動の差異が生じた場合においても下部プレナムと炉心デブリの熱伝達に関する感度解析により，原
子炉圧力容器破損時間等の事象進展に対する感度が小さいことを確認していることから，解析コード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。

十分な時間余裕があることから，運転員等操作時間に与える影響はない。

制御棒駆動機構ハウジング溶接部の破損判定に用いる最大ひずみ(しきい値)に制御棒駆動機構ハウジング溶接部の破損判定に用いる最大ひず

対する感度解析により，最大ひずみを低下させた場合に原子炉圧力容器破損時み(しきい値)に対する感度解析により，最大ひずみを低下させた間が早まることを確認している。本評価事故シーケンスへの対応では原子炉圧

場合に原子炉圧力容器破損が早まることを確認しているが，溶融

力容器破損を起点に操作開始する運転員等操作はないことから，運転員等操作

燃料の落下時間への影響は小さく，解析コードの不確かさが評価時間に与える影響はない。

項目となるパラメータに与える影響は小さい。

添 3.2.4-2

表2

解析条件(初期条件，事故条件)の不確かさ
解析条件
最確条件

項目

原子炉熱出力原子炉圧力

解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータ（原子炉圧力）に与える影響(高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱)(1/2)

3,926MWt

3,924MWt 以下（実績値）

7.07MPa[gage]

約 7.05MPa[gage]～約 7.12MPa[gage]（実測値）

条件設定の考え方

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（原子炉圧力）に与える影響

原子炉熱出力のゆらぎを考慮した運転
管理目標値を参考に最確条件を包絡できる条件を設定。

最確条件とした場合には原子炉停止後の崩壊熱が緩和される。最確条件とした場合の運転員等操作時間への影響は，原子炉停止後の崩壊熱にて説明する。

最確条件とした場合には原子炉停止後の崩壊熱が緩和される。最確条件とした場合の評価項目となるパラメータに与える影響は，原子炉停止後の崩壊熱にて説明する。

定格原子炉圧力として設定。

最確条件とした場合には，運転中の圧力変動により解析条
件に対して変動を与えうるが，原子炉圧力は逃がし安全弁
により制御されるため事象進展に及ぼす影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。

最確条件とした場合には，運転中の圧力変動により解析条件に対して変動を与えうるが，原子炉圧力は逃がし安全弁により制御されるため事象進展に影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

通常運転時の原子炉水位として設定。

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，ゆらぎの幅は事象発生後の水位低下量に対して非常に小さい。例えば，スクラム 10 分後の原子炉水位の低下量は通常運転水位約－4m であるのに対してゆらぎによる水位低下量は約－10mm であり非常に小さい。したがって，事象進展に及ぼす影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうる
が，ゆらぎの幅は事象発生後の水位低下量に対して非常に小さい。例えば，スクラム 10 分後の原子炉水位の低下量は通常運転水位約－4m であるのに対してゆらぎによる水位低下量は約－10mm であり非常に小さい。したがって，事象進展に影響は小さく，評価項目となるパラメータに与える影響
は小さい。

原子炉水位

通常運転水位（セパレータスカー
ト下端から+119cm）

通常運転水位（セパレータスカート下端から約+118cm～約+120cm）
（実測値）

炉心流量

52,200t/h（100%）定格流量の約 91%～約 110%（実測値）

定格流量として設定。

事象発生後早期に原子炉はスクラムするため，初期炉心流量が事象進展に及ぼす影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

事象発生後早期に原子炉はスクラムするため，初期炉心流量が事象進展に及ぼす影響は小さく，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

装荷炉心ごと9×9 燃料(A 型)と 9×9 燃料(B 型)は，
熱水的な特性はほぼ同等であり，その他の核的特性等の違いは燃料棒最大線出力密度の保守性に包含されることから，
代表的に 9×9 燃料(A 型)を設定。

最確条件とした場合には，9×9 燃料の A 型又は B 型の炉心となるか，それらの混在炉心となるが，両型式の燃料の熱水力特性はほぼ同等であり，事象進展に及ぼす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。

最確条件とした場合には，9×9 燃料の A 型又は B 型の炉心となるか，それらの混在炉心となるが，両型式の燃料の熱水力特性はほぼ同等であり，炉心冷却性に大きな差は無いことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

最確条件は解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，原子炉水位の低下が緩やかになり，発生する蒸気量は少なくなることから，有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%高い位置到達を操作開始の起点としている原子炉急速減圧操作の開始が遅くなる。

最確条件は解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなる。本評価事故
シーケンスでは，原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの10%上の位置に到達した時点での運転員等操作による原子炉急速減圧によって速やかに原子炉圧力を 2.0MPa[gage]以下に低減し，原子炉圧力容器
破損時の原子炉圧力を 2.0MPa[gage]以下に維持しているため，最確条件とした場合には原子炉水位の低下が緩やかになり，原子炉急速減圧操作の開始が遅くなるが，原子炉圧力容器破損時間についても遅くなると考えられることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

本シナリオは原子炉圧力容器内挙動を対象としているため，原子炉格納容器側の条件による直接的な影響はない。

本シナリオは原子炉圧力容器内挙動を対象としているため，原子炉格納容器側の条件による直接的な影響はない。

燃料

9×9 燃料（A 型）

初期条件

サイクル末期の燃焼度のばらつきを考慮し，10%の保守性を確保することで，最確条件を包絡できる条件を設定。

原子炉停止後の崩壊
熱

燃焼度 33GWd/t

平均的燃焼度約 30GWd/t（実績値）

格納容器容積（ドライウェル）

7,350m3

7,350m3（設計値）

格納容器容積（ウェットウェル）

空間部：5,960m3
液相部：3,580m3

空間部：約 5,980～約 5,945m3
液相部：約 3,560～約 3,595m3（実測値）

ドライウェル内体積の設計値(全体積から内部機器及び構造物の体積を除いた値)を設定。
ウェットウェル内体積の設計値(内部機器及び構造物の体積を除いた値)を設定。

サプレッション・チ
ェンバ・プール水位

7.05m（NWL）

約 7.01m～約 7.08m（実測値）

通常運転時のサプレッション・チェン
バ・プール水位として設定。

サプレッション・チ
ェンバ・プール水温35℃

約 30℃～35℃（実測値）

通常運転時のサプレッション・チェン
バ・プール水温の上限値を，最確条件を包絡できる条件として設定。

格納容器圧力5.2kPa[gage]

約 3kPa[gage]～約 7kPa[gage]（実測値）

通常運転時の格納容器圧力として設定。

格納容器温度57℃

約 30℃～約 60℃（実測値）

通常運転時の格納容器温度として設定。

真空破壊装置3.43kPa（ドライウェ 3.43kPa（ドライウェル－サプ
ル － サ プ レ ッ シ ョ レッション・チェンバ間差圧）
ン・チェンバ間差圧） （設計値）

真空破壊装置の設定値。

添 3.2.4-3

表2
項目

外部水源の温度

解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータ（原子炉圧力）に与える影響(高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱)(2/2)

解析条件(初期条件，事故条件)の不確かさ
解析条件

50℃（事象開始 12 時間
以降は 45℃，事象開始
24 時間以降は 40℃））

初期条件
外部水源の容量

約 21,400m3

燃料の容量

約 2,040kL

起因事象

約 30℃～約 50℃（実測値）

復水移送ポンプ吐出温度を参考に最確条件を包絡できる条件を設定。

21,400m3 以上

淡水貯水池及び通常運転中の復水貯蔵槽の水（淡水貯水池水量+復水
貯蔵槽水量）

量を参考に，最確条件を包絡できる条件を設定。

2,040kL 以上（軽油タンク容量）

通常時の軽油タンクの運用値を参考に，最確条件を包絡できる条件を設定。

全給水喪失

－

原子炉水位の低下の観点で厳しい事象を設定。

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（原子炉圧力）に与える影響

最確条件は解析条件で設定している水温よりも低くなる可能性があ

最確条件は解析条件で設定している水温よりも低くなる可能性があり，炉心の再冠水までの挙動に影響する可能性はあるが，この顕熱分の影響は小さく，燃料被り，格納容器圧力上昇に対する格納容器スプレイによる圧力抑制効
果は大きくなり，間欠スプレイの間隔に影響する。しかし本解析ではスプレイ間隔は炉心冠水操作に依存していることから運転員等操
作時間に与える影響は小さい。

水機能，重大事故等対処設備による原子炉注－

水機能の喪失なり，格納容器の圧力上昇は遅くなるが，評価項目となるパラメータに与える影
響は小さい。

最確条件とした場合には，解析条件よりも水源容量の余裕は大きくなる。また，事象発生 12 時間後からの可搬型代替注水ポンプによる－補給により復水貯蔵槽は枯渇しないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
最確条件とした場合には，解析条件よりも燃料容量の余裕が大きくなる。また，事象発生直後から最大負荷運転を想定しても燃料は枯－

渇しないことから，運転員等操作時間に対する影響はない。
起因事象として，原子炉水位の低下の観点でより厳しい事象である
LOCA 等の原子炉冷却材圧力バウンダリ喪失を仮定した場合は減圧操作が不要となる。

起因事象として，原子炉水位の低下の観点でより厳しい事象である LOCA 等の一次冷却材圧力バウンダリ喪失を仮定した場合は減圧操作が不要となる。

として低圧注水系の機能喪失を設定すると共に，重大事故等対処設備による原子炉注水機能の喪失を設定。
本評価事故シーケンスへの事故対応に用いる設備は非常用高圧母線に接続されており，非

事故条件

外部電源

覆管温度の上昇に与える影響は小さい。
また，格納容器圧力上昇に対する格納容器スプレイによる圧力抑制効果は大きく

高圧注水機能として原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系の機能喪失を，低圧注水機能

高圧注水機能，低圧注安全機能等の喪失に対する仮定

条件設定の考え方

最確条件

外部電源なし－－－1F 事故に対する炉心・格納容器の状態の推定の評価において，炉内1F 事故に対する炉心・格納容器の状態の推定の評価において，炉内核計装配管の

核計装配管のドライチューブ，逃がし安全弁のフランジガスケット部等からの気相漏えいの可能性について言及されている。本仮定をドライチューブ，逃がし安全弁のフランジガスケット部等からの気相漏えいの可能性について言及されている。本仮定を本シナリオに対して考慮した場合，原子本シナリオに対して考慮した場合，原子炉圧力を減圧させることとなるため，減圧の規模によっては原子炉減圧操作をしなくとも，高炉圧力を減圧させることとなるため，減圧の規模によっては原子炉減圧操作をしなくとも，高圧溶融物放出/格納容器雰囲気直接加熱を回避する可能性がある。

圧溶融物放出/格納容器雰囲気直接加熱を回避する可能性がある。
事象進展に対する影響としては，気相部漏えいは原子炉水位が TAF

事象進展に対する影響としては，気相部漏えいは原子炉水位が TAF を十分下回った以降の炉心ヒートアップによる影響と推定でき，本シナリオでは原子炉水位有を十分下回った以降の炉心ヒートアップによる影響と推定でき，本シナリオでは原子炉水位有効燃料棒底部（BAF）+10%位置にて減圧操効燃料棒底部（BAF）+10%位置にて減圧操作を実施することから考えると，事象進展に対する影響は小さいと考えられ，評価項目となるパラメータに与える影響は作を実施することから考えると，事象進展に対する影響は小さい。

ない。

常用ディーゼル発電機からの電源供給が可能であるため，外部電源の有無は事象進展に影響を与えないが，非常用ディーゼル発電機に期待する場合の方が資源の観点で厳しいことを踏まえ，外部電源なしとして設定。

高温ガスによる
配管等のクリープ破損や漏えい等

原子炉スクラム
信号

機器条件

逃がし安全弁

代替格納容器ス
プレイ冷却系

考慮しない発生する可能性は否定

原子炉圧力を厳しく評価するものとして設

できない

定。

事象発生と同時に原子炉スクラム事象発生と同時に原子炉スクラム事象発生と同時に原子炉スクラムするものとして設定。

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に影響はなく， 解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に影響はなく，評価項目と運転員等操作時間に与える影響はない。
なるパラメータに与える影響はない。

逃がし弁機能7.51MPa[gage]～

逃がし弁機能7.51MPa[gage]～

逃がし安全弁の逃がし弁機能の設計値を設

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に影響はなく， 解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に影響はなく，評価項目と7.86MPa[gage]363t/h/個～380t/h/個

7.86MPa[gage]363t/h/個～380t/h/個定。

運転員等操作時間に与える影響はない。

自動減圧機能付き逃が自動減圧機能付き逃がし安全弁の 2 個開による原子炉急速減圧

し安全弁の 2 個開による原子炉急速減圧

逃がし安全弁の設計値に基づく蒸気流量及び解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に影響はなく， 解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に影響はなく，評価項目と原子炉圧力の関係から設定。

運転員等操作時間に与える影響はない。

なるパラメータに与える影響はない。

70m3/h でスプレイ

70m3/h 以上でスプレイ

格納容器温度の抑制に必要なスプレイ流量を考慮して設定。

本シナリオは原子炉圧力容器内挙動を対象としているため，原子炉
格納容器側の条件による直接的な影響はない。

本シナリオは原子炉圧力容器内挙動を対象としているため，原子炉格納容器側の条件による直接的な影響はない。

添 3.2.4-4

なるパラメータに与える影響はない。

表3

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（原子炉圧力）に与える影響及び操作時間余裕(高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱)(1/4)

解析条件（操作条件）の不確かさ
項目

解析上の操作開始時間
解析上の操作開
始時間

原子炉急
速減圧操
作

原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さ の 10%高い
位置に到達した時点で開始(事象発生から約
1.4 時間後)運転員等操作時間に与える影響

原子炉水位が有効燃料棒底部から
有効燃料棒の長さの 10%高い位置に到達するまでには事象発生から約 1.4 時間の時間余裕があり，また，原子炉急速減圧操作は原子炉水位の低下傾向を監視しながら予め準備が可能であることから，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は小さい。
当該操作は，解析コード及び解析
条件（操作条件を除く）の不確かさにより操作開始時間は遅れる可能性があるが，中央制御室で行う作業であり，他の操作との重複もないことから，他の操作に与える影響はない。

評価項目となるパラ
メータ（原子炉圧力）に与える影響

操作時間余裕

訓練実績等

炉心損傷後の酸化反応の影響緩和を考慮し設定【認知】
原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%高い位置に到達するまでには事象発生から約 1.4 時間の時間余裕があり，原子炉水位は事故時の重要監視パラメータとして継続監視しているため，認知に大幅な遅れを生じることは考えにくい。よって，認知遅れにより操作開始時間に与える影響はなし。
【要員配置】
中央制御室内での操作のみであり，運転員は中央制御室に常駐していることから，操作開始時間に与える影響はなし。
【移動】
中央制御室内での操作のみであり，操作開始時間に与える影響はなし。
【操作所要時間】
逃がし安全弁による原子炉減圧操作は制御盤の操作スイッチによる操作のため，操作開始時間に与える影響はなし。
【他の並列操作有無】
逃がし安全弁手動開放の操作時に，当該操作に対応する運転員に他の並列操作はなく，操作開
始時間に与える影響はなし。
【操作の確実さ】
中央制御室内の制御盤の操作スイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起こりにくく，そのため誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。

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。

原子炉急速減圧操作については，原子炉圧力容器破損までに完了する必要があるが，原子炉圧力容器破損までの時間は事象発生から約 7.0 時
間あり，準備時間が確保できるため，時間余裕がある。

中央制御室における操作のため，シミュレータにて訓練実績を取得。訓練では，
原子炉水位が有効燃
料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%高
い位置に到達後，速やかに逃がし安全弁による減圧操作を開始。想定で意図している運転操作が実施
可能なことを確認した。

炉心損傷後の原
子炉圧力容器破損による溶融炉
心・コンクリート相互作用の影
響緩和を考慮し設定【認知】
格納容器下部への注水操作は，原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達したことを確認して開始するが，損傷炉心への注水による冷却性を確認するため，原子炉圧力容器下鏡部温度は継続監視しており，認知に大幅な遅れが生じることは考えにくい。よって，認知遅れにより操作開始時間に与える影響はなし。
原子炉圧力容器下鏡部温度が【要員配置】
300℃に到達するまでに事象発生
格納容器下部への注水操作は，中央制御室にて操作を行う運転員と現場にて操作を行う運転員 から約 3.7 時間の時間余裕があり，（現場）を各々配置しており，操作開始時間に与える影響はなし。
また，格納容器下部注水操作は原【移動】
子炉圧力容器下鏡部温度を監視し中央制御室から操作現場である廃棄物処理建屋地下 3 階までのアクセスルートは，コントロー ながら溶融炉心の下部プレナムへ
ル建屋のみであり，通常 5 分間程度で移動可能であるが，余裕を含めて 10 分間の移動時間を想 の移行を判断し，水張り操作を実定している。また，アクセスルート上にアクセスを阻害する設備はなく，よって，操作開始時 施することとしており，実態の操 実 態 の 操 作 開始 時 間間に与える影響はなし。
作開始時間は解析上の設定とほぼ は 解 析 上 の 設定 と ほ【操作所要時間】同等であり，操作開始時間に与え ぼ 同 等 で あ るこ と から，評価項目となるパ
中央制御室内における格納容器下部への注水操作は，復水補給水系の 2 弁の開操作による注水 る影響は小さい。
であり，制御盤のスイッチによる操作のため 1 操作に 1 分間を想定し，合計 2 分間であり，そ 当該操作は，解析コード及び解析 ラ メ ー タ に 与え る 影
れに余裕時間を含めて操作時間 5 分間を想定している。格納容器下部への注水量調整は，制御 条件（操作条件を除く）の不確かさ 響は小さい。
盤の操作スイッチにて弁の開度調整を行い，約 2 時間の注水で格納容器下部に水位 2m の水張り により操作開始時間は遅れる可能を行うが，水張り中の操作は適宜流量及び格納容器下部水位を監視し，流量調整をするのみで 性があるが，中央制御室の運転員と は 別 に 現場 操 作 を行 う 運転 員あるため，操作開始時間に与える影響はなし。
(現場)及び緊急時対策要員を配置【他の並列操作有無】
格納容器下部への注水操作時に，当該操作に対応する運転員に他の並列操作はなく，操作開始 しており，他の操作との重複もないことから，他の操作に与える影
時間に与える影響はなし。
響はない。
【操作の確実さ】
中央制御室内における操作は，制御盤の操作スイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起こりにくく，そのため誤操作により操作時間が長くなる可能性は低い。また，現場操作は，操作の信頼性向上や要員の安全のため 2 人 1 組で実施することとしており，誤操作は起こりにくく，
誤操作により操作時間が長くなる可能性は低い。

原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達するまでの時
間は事象発生から約 3.7 時間あり，また，格納容器下部注
水操作は原子炉圧力容器下
鏡部温度の上昇傾向を監視しながら予め準備が可能である。また，原子炉圧力容器
下鏡部温度 300℃到達時点での中央制御室における格納容器下部への注水操作の操
作時間は約 5 分間である。溶
融炉心落下前の格納容器下部注水系（常設）による水張りは約 2 時間で完了することから，水張りを事象発生から約 3.7 時間後に開始すると，事象発生から約 5.7 時間後に水張りが完了する。事象発生から約 5.7 時間後の水張り完了から，事象発生から約 7.0
時間後の原子炉圧力容器破損までの時間を考慮すると，格納容器下部注水操作は操作遅れに対して 1 時間程度の時間余裕がある。

中央制御室における操作のため，シミュレータにて訓練実績を取得。訓練では，
原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達後，約 3 分間で格
納容器下部注水系（常設）による水張り操作を開始。
想定で意図している
運転操作が実施可能なことを確認した。

条件設定の
考え方

操作条件
溶融炉心
落下前の
格納容器
下部注水
系（常設）
による水
張り操作

原子炉圧力容器
下鏡部温度が300℃ に 到 達 した時点で開始。
90m3/h で 2 時間
注水し，格納容
器下部に水位 2mの水張りを行う（事象発生から
約 3.7 時間後）操作の不確かさ要因

添 3.2.4-5

表3

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（原子炉圧力）に与える影響及び操作時間余裕(高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱)(2/4)

解析条件（操作条件）の不確かさ
項目

解析上の操作開始時間
解析上の操作開始時間

代替格納容器
スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却操作（原子炉
圧力容器の破損前の原子炉
格納容器冷却）

原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達したことを確認して開始(事象発生から約
3.7 時間後)

条件設定の
考え方

格納容器圧力及び温度の抑制効果を踏まえて設定【認知】代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却操作は，原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃ 原子炉圧力容器下鏡部温度に到達したことを確認して開始するが，損傷炉心への注水による冷却性を確認するため，原子炉圧力 が 300℃に到達するまでに容器下鏡部温度は継続監視しており，認知に大幅な遅れが生じることは考えにくい。よって，認知遅 は事象発生から約 3.7 時間
れにより操作開始時間に与える影響はなし。
の時間余裕があり，また，代【要員配置】
替格納容器スプレイ冷却系
中央制御室内での操作のみであり，運転員は中央制御室に常駐していることから，操作開始時間に与 による原子炉格納容器冷却える影響はなし。
操作は原子炉圧力容器下鏡【移動】部温度を監視しながら予め
中央制御室内での操作のみであり，操作開始時間に与える影響はなし。
準備が可能であることか【操作所要時間】ら，実態の操作開始時間は低圧代替注水系（常設）準備操作は，復水補給水系の隔離弁（1 弁）の閉操作による系統構成，低圧代 解析上の設定とほぼ同等で替注水系（常設）ポンプの追加起動であり，何れも制御盤の操作スイッチによる操作のため，1 操作に あり，操作開始時間に与え
1 分間を想定し，合計 2 分間であり，それに余裕時間を含めて操作時間 5 分を想定。
る影響は小さい。
【他の並列操作有無】
当該操作は，解析コード及原子炉格納容器下部への注水操作（原子炉圧力容器の破損前の先行水張り）を行う運転員と代替格納 び解析条件（操作条件を除
容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却操作を行う運転員の並列操作はあるが，それを加味し く）の不確かさにより操作て操作の所要時間を算定しているため，操作開始時間に与える影響はない。原子炉格納容器下部への 開始時間は遅れる可能性が
注水操作（原子炉圧力容器の破損前の先行水張り）及び代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格 あるが，中央制御室で行う
納容器冷却操作の操作所要時間はそれぞれ 2 分であり，合計 4 分であることから，代替格納容器スプ 作業であり，また，他の並列レイ冷却系による原子炉格納容器冷却操作の操作所要時間の 5 分に含まれる。このため，操作開始時 操作を加味して操作の所要間に与える影響はない。
時間を算定しているため，【操作の確実さ】
他の操作に与える影響はな
中央制御室における操作は，制御盤の操作スイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起こりにくく， い。
そのため誤操作により操作時間が長くなる可能性は低い。

炉心損傷後の原
子炉圧力容器破損による溶融炉
心・コンクリート相互作用の影
響緩和を考慮し設定【認知】
溶融炉心が格納容器下部に落下した後に格納容器下部へ崩壊熱相当の注水を行うが，溶融炉心の落下 原子炉圧力容器破損までには，原子炉圧力容器下鏡部温度及び格納容器圧力の監視により認知可能である。これらパラメータは 事象発生から約 7.0 時間の原子炉圧力容器破損判断のため継続監視しており，認知に大幅な遅れが生じることは考えにくい。よ 時間余裕があり，また，溶融
炉心落下後に格納容器下部って，認知遅れにより操作開始時間に与える影響はなし。
注水が行われなかった場合【要員配置】
でも，溶融炉心落下前に張中央制御室内での操作のみであり，運転員は中央制御室に常駐していることから，操作開始時間に与られた水が蒸発するまでにえる影響はなし。
は約 0.6 時間の時間余裕が【移動】ある。また，溶融炉心落下後
中央制御室内での操作のみであり，操作開始時間に与える影響はなし。
の格納容器下部への注水操【操作所要時間】
作は原子炉圧力，格納容器
中央制御室内における格納容器下部への注水操作は，復水補給水系の 2 弁の開操作による注水であり， 下部空間部温度及び格納容制御盤のスイッチによる操作のため 1 操作に 1 分間を想定し，合計 2 分間であり，それに余裕時間を 器圧力の傾向を監視しなが含めて操作時間 5 分間を想定している。格納容器下部注水系の流量調整は，復水補給水系流量系（原 ら原子炉圧力容器破損を判
子炉格納容器）の指示を監視しながら制御盤の操作スイッチにて弁の開度調整を行い，適宜実施する。 断して実施することとしてまた，事前に格納容器下部へ水張りを行っていることから，時間余裕がある。
おり，実態の操作開始時間【他の並列操作有無】
は解析上の設定とほぼ同等
当該操作時に，中央制御室の運転員に他の並列操作はなく，操作開始時間に与える影響はなし。
であることから，操作開始【操作の確実さ】
時間に与える影響は小さ
中央制御室内の制御盤の操作スイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起こりにくく，そのため誤 い。
操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。

操作条件
溶融炉心落下後の格納容器
下部への注水操作（崩壊熱相
当の注水）

原子炉圧力容器破損後（約
7.0 時間後）運転員等操作時間に与える影響

操作の不確かさ要因

添 3.2.4-6

評価項目となるパラ
メータ（原子炉圧力）に与える影響

操作時間余裕

訓練実績等

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。

代替格納容器スプレイ
冷却系による原子炉格
納容器冷却操作については，原子炉圧力容器下
鏡部温度が 300℃に到達後，速やかに実施することが望ましいが，原子炉圧力容器の破損前は，本操作が実施できない
ものと仮定しても，格納容器圧力及び格納容器
温度が格納容器限界圧
力及び格納容器限界温度に到達することは無く，逃がし安全弁による減圧機能維持も可能であることから，時間余裕がある。

中 央 制 御 室 にお け る
操作のため，シミュレ
ー タ に お け る同 様 の代 替 格 納 容 器ス プ レ
イ 冷 却 系 に よる 原 子
炉 格 納 容 器 冷却 操 作に つ い て の 訓練 実 績を取得。訓練では，代替 格 納 容 器 スプ レ イ
冷 却 系 に よ る原 子 炉
格 納 容 器 冷 却操 作 が必要な際に，速やかに代 替 格 納 容 器ス プ レ
イ 冷 却 系 に よる 原 子
炉 格 納 容 器 冷却 操 作を開始。想定で意図して い る 運 転 操作 が 実
施 可 能 な こ とを 確 認した。

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。

原子炉圧力容器破損するまでの時間は事象発生から約 7.0 時間あり，また，溶融炉心落下後に格納容器下部注水が行われなかった場合でも，溶融炉心落下前に張られた水が蒸発するまでには約 0.6 時間の時間余裕がある。

中 央 制 御 室 にお け る
操作のため，シミュレ
ー タ に て 訓 練実 績 を取得。訓練では，条件成立を前提として約 3分 間 で 格 納 容器 下 部
注水系（常設）による注水操作を開始。想定で 意 図 し て いる 運 転
操 作 が 実 施 可能 な ことを確認した。

表3

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（原子炉圧力）に与える影響及び操作時間余裕(高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱)(3/4)

解析条件（操作条件）の不確かさ
項目

解析上の操作開始時間
解析上の操作
開始時間

条件設定の
考え方

復水貯蔵槽
への補給

事象発生から
12 時間後

可搬型設備
に関して，
事象発生か
ら 12 時間
までは，そ
の機能に期
待しないと
仮定

各機器への
給油（可搬
型代替注水
ポンプ，電
源車※及び
可搬型大容
量送水ポン
プ）

各機器への
給油は，解
析条件では
ないが，解
析で想定し
事 象 発 生 か ら ている操作
12 時間後以降， の成立や継
適宜
続に必要な
操作・作業
各機器の使
用開始時間
を踏まえて
設定

操作条件
代替原子炉
補機冷却系
運転操作

事象発生 20 時
間後

代替原子炉
補機冷却系
の準備期間
を考慮して
設定

運転員等操
作時間に与
える影響

操作の不確かさ要因

復水貯蔵槽への補給までの時間は，事象発生から 12 時間あり十分な時間余裕がある。

各機器への給油開始までの時間は，事象発生から約 12 時間あり十分な時間余裕がある。

－

－

【認知】
中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の非常用高圧系統の電源回復ができない
場合，早期の電源回復不可と判断し，これにより代替原子炉補機冷却系の準備を開始する手順として 代 替 原 子 炉
補機冷却系
いるため，認知遅れにより操作開始時間に与える影響はなし。
の準備は，緊【要員配置】
代替原子炉補機冷却系の準備操作は，現場にて原子炉補機冷却水系の系統構成を行う運転員(現場) 急 時 対 策 要と，代替原子炉補機冷却系の移動，敷設を行う専任の緊急時対策要員（事故後 10 時間以降の参集要 員 の 参 集 に員）が配置されている。運転員(現場)は，代替原子炉補機冷却系運転のための系統構成を行っている 10 時間，その後の作業に期間，他の操作を担っていない。よって，操作開始時間に与える影響はなし。
10 時 間 の 合【移動】
計 20 時間を
代替原子炉補機冷却系に用いる代替熱交換器車，電源車等は車両であり，牽引または自走にて作業現想定してい場へ移動することを想定している。仮に地震等の外部事象が起因事象の場合に，アクセスルートの被るが，準備操害があっても，ホイールローダ等にて必要なアクセスルートを仮復旧できる宿直の体制としており，作が想定よ
操作開始時間に与える影響はなし。
り短い時間【作業所要時間】で完了する
運転員(現場)の行う現場系統構成は，操作対象が 20 弁程度であり，操作場所は原子炉建屋及びター 可 能 性 が あ
ビン建屋海水熱交換器エリア及びコントロール建屋となるが，1 弁あたりの操作時間に移動時間含め るため，操作て 10 分程度を想定しており，これに余裕を含めて 5 時間の操作時間を想定している。また，緊急時 開 始 時 間 が対策要員の準備操作は，各機器の設置作業及び弁・スイッチ類の操作に移動時間を含めて 10 時間の 早 ま る 可 能
作業時間を想定しているが，訓練実績を踏まえると，より早期に準備操作が完了する見込みである。 性があり，格【他の並列操作有無】
納容器の圧運転員(現場)の系統構成及び緊急時対策要員による準備操作は並列操作可能なため，両者が干渉し 力 及 び 温 度て操作開始時間が遅くなることはない。よって，操作開始時間に与える影響はなし。
を早期に低
下させる。
【操作の確実さ】
現場操作は，操作の信頼性向上や要員の安全のため 2 人 1 組で実施することとしており，誤操作は起こりにくく，誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。

評価項目と
なるパラメ
ータ（原子
炉圧力）に
与える影響

操作時間余裕

訓練実績等－

復水貯蔵槽への補給は，淡水貯水池から防火水槽への補給と可搬型
代替注水ポンプによる防火水槽から復水貯蔵槽への補給を並行して実施する。淡水貯水池から防火水槽への補給の系統構成は，所要時
間 90 分想定のところ，訓練実績等により約 70 分で実施可能なこと，可搬型代替注水ポンプによる防火水槽から復水貯蔵槽への補給のホース敷設等の注水準備は，所要時間 180 分想定のところ，訓練実績
等により約 135 分であり，想定で意図している作業が実施可能なことを確認した。

－－

有効性評価では，防火水槽から復水貯蔵槽への補給用の可搬型代替
注水ポンプ（6 号及び 7 号炉：各 3 台），代替原子炉補機冷却系用の電源車（6 号及び 7 号炉：各 2 台）及び可搬型大容量送水ポンプ（6 号及び 7 号炉：各 1 台）への燃料給油を期待している。
各機器への給油準備作業について，可搬型代替注水ポンプ，電源車
及び可搬型大容量送水ポンプへの燃料給油準備（現場移動開始から
タンクローリーへの補給完了まで）は，所要時間 90 分のところ訓練実績等では約 82 分で実施可能なことを確認した。
また，各機器への燃料給油作業は，各機器の燃料が枯渇しない時間
間隔（許容時間）以内で実施することとしている。
可搬型代替注水ポンプへの燃料給油作業は，許容時間 180 分のところ訓練実績等では約 96 分，電源車及び可搬型大容量送水ポンプへの燃料給油作業は，許容時間 120 分のところ訓練実績等では約 96 分であり，許容時間内で意図している作業が実施可能であることを確認
した。

実態の操作
開始時間は
解析上の設
定から早ま
る可能性が
あり，この
場合，格納
容器の圧力
及び温度等
を早期に低
下させる可
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。

代 替 原 子 炉補 機 冷 却
系 運 転 開 始ま で の 時
間は，事象発生から 20
時間あり，準備時間が確保できることから，
本 操 作 に は時 間 余 裕がある。なお，本操作が 大 幅 に 遅れ る よ う
な 事 態 に なっ た 場 合
でも，格納容器限界圧
力 に 到 達 しな い よ う
継 続 し て 低圧 代 替 注
水系（常設）による原
子炉注水，代替格納容器 ス プ レ イ冷 却 系 によ る 格 納 容器 ス プ レ
イ，格納容器圧力逃がし 装 置 又 は代 替 格 納
容 器 圧 力 逃が し 装 置に よ る 原 子炉 格 納 容
器 除 熱 を 行う こ と となる。格納容器限界圧
力 0.62MPa[gage]に至るまでの時間は，事象発生約 38 時間後であり，約 15 時間以上の余裕があることから，時間余裕がある。

訓練実績等より，代替原子炉補機冷却系の移動・配置，フランジ接
続，及び電源車のケーブル接続等を含め，想定より早い約 7 時間で代替原子炉補機冷却系が運転開始可能であることを確認した。また，運転員(現場)の行う現場系統構成は，想定より早い約 4 時間で実施可能であることを確認した。
想定で意図している運転操作が実施可能なことを確認した。

－※ 本格納容器破損モードの評価事故シーケンスは原子炉補機冷却系の機能喪失を伴うものではないが，代替循環冷却における除熱は保守的に代替原子炉補機冷却系を用いて実施するものとしていることから，代替原子炉補機冷却系の運転のための電源車への給油を設定した。

添 3.2.4-7

表 3 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（原子炉圧力）に与える影響及び操作時間余裕(高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱)(4/4)
解析条件（操作条件）の不確かさ
項目

解析上の操作開始時間
解析上の操
作開始時間

操作条件

代替循環冷
却による格
納容器除熱
操作

事象発生約
20.5 時間後操作の不確かさ要因

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（原子炉圧力）に与える影響

代替循環冷却運転は事象発生約 20.5 時
間後に開始することとしているが，余裕時間を含めて設定されているため操作の不確かさが操作開始
時間に与える影響は小さい。また，本操
作の操作開始時間
は，代替原子炉補機
冷却系の準備期間を考慮して設定したものであり，代替原子炉補機冷却系の操作
開始時間が早まれ
ば，本操作の開始時間も早まる可能性があり，代替循環冷却の運転開始時間を早める。

代替原子炉補機冷却系
運転開始までの時間は，事象発生から 20 時間あり，代替循環冷却による格納容器除熱操作開始までの時間は事象発生
代替原子炉補機冷却 から約 20.5 時間である
系の操作開始時間が ため，準備時間が確保で早まった場合には， きることから，本操作に本操作も早まる可能 は時間余裕がある。な性があり，この場合， お，本操作が大幅に遅れ
格納容器圧力及び温 るような事態になった度等を早期に低下さ 場合でも，格納容器限界せる可能性があるこ 圧力に到達しないようとから，評価項目と 継続して低圧代替注水
なるパラメータに対 系（常設）による格納容する余裕は大きくな 器下部注水，代替格納容る。
器スプレイ冷却系による格納容器スプレイ及び格納容器圧力逃がし
装置又は代替格納容器
圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱を行うこととなる。

条件設定の考え方

代替原子炉補機冷却系の準備期間を考慮して設定【認知】
残留熱除去系による格納容器除熱機能喪失を確認した後，故障原因調査・機能回復操作を実施と並行して，機能回復が遅れることを想定し代替循環冷却運転の準備を判断するため，認知遅れにより操作開始時間に与える影響はなし。
【要員配置】
代替循環冷却準備操作は，中央制御室における操作と現場における操作が必要であるが，現場にて代替循環冷却の系
統構成を行う運転員(現場)を配置しており，操作開始時間に与える影響はなし。
【移動】
運転員(現場)による現場移動は，照明喪失・資機材の転倒等によりアクセスに支障が出る場合があるが，事象発生 20
時間超の時間余裕があるため予め移動しておくことも可能であり，操作開始時間に与える影響はなし。
【作業所要時間】中央制御室における操作は，事前準備としての系統構成操作，代替循環冷却運転開始直前操作（代替循環冷却運転準備操作の系統構成のうち，事象発生 20 時間後以降の復水移送ポンプの全停に係る操作）及び代替循環冷却運転開始
操作の 3 操作がある。事前準備としての系統構成操作は事象発生 20 時間後迄に予め行うもので操作時間に余裕を確保している。代替循環冷却運転開始直前操作は，復水移送ポンプ 2 台の停止操作に約 2 分を想定しており，電動弁 7弁の操作に約 7 分を想定し，30 分間の操作時間に余裕を確保している。運転開始操作は復水移送ポンプ 1 台起動と同時に 1 弁による格納容器下部への注水操作を約 1 分と想定し，2 台目の起動と同時に 1 弁による格納容器スプレイ
操作を約 1 分と操作しており，5 分間の操作時間に余裕を確保している。
運転員(現場)による現場操作は，事前準備としての系統構成操作と代替循環冷却運転開始直前操作の 2 操作がある。
事前準備としての系統構成（操作対象弁数は約 10 弁を想定に必要な所要時間を約 2 時間と想定しており，20 時間後までの時間余裕を確保している。代替循環冷却運転開始直前操作は復水貯蔵槽出口弁 1 弁の閉操作に約 15 分，退避
時間に約 10 分を想定しておりこれに余裕時間を含め 30 分間の操作時間を確保している。
【他の並列操作有無】
運転員による現場操作は，他の並列操作はなく，操作開始時間に与える影響はなし。また，本操作の操作開始時間は，
代替原子炉補機冷却系の準備期間を考慮して設定したものであり，代替原子炉補機冷却系の操作開始時間が早まれ
ば，本操作の開始時間も早まる可能性がある。
【操作の確実さ】
中央制御室における操作は，制御盤の操作スイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起こりにくく，そのため誤操
作等により操作時間が長くなる可能性は低い。また，現場操作は，操作の信頼性向上や要員の安全のため 2 人 1 組で実施することとしており，誤操作は起こりにくく，誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。

添 3.2.4-8

操作時間余裕訓練実績等

現場モックアップ等による実績では，代替循環冷却による格納容器除熱操作の中で操作
時間の時間的制約が厳しい代替循環
冷却運転開始直前
操作の所要時間は，復水貯蔵槽出口弁 1 弁の閉操作
及び操作終了後の現場運転員の退避時間を合わせて約21 分。他の操作は事象発生 20 時間後までに予め準備が可能である。
想定で意図している運転操作が実施
可能なことを確認した。

7 日間における水源の対応について(高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱)○水源
復水貯蔵槽水量：約 1,700m3
淡水貯水池：約 18,000m3○水使用パターン①格納容器下部注水
原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達した時点で開始(90m3/h で 2 時間)
原子炉圧力容器破損後は崩壊熱相当で注水。
添 3.2.5-1②代替格納容器スプレイ冷却系による代替格納容器スプレイ
原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達した時点で開始(70m3/h）。
原子炉圧力容器破損以降，465kPa[gage]に到達以降は130m3/h 以上で注水。
③淡水貯水池から復水貯蔵槽への移送
事象発生 12 時間後から，淡水貯水池の水を防火水槽へ移送する。
防火水槽からは可搬型代替注水ポンプ 3 台を用いて 130m3/h で復水貯蔵槽へ給水する。
○時間評価(右上図)
事象発生 12 時間までは復水貯蔵槽を水源として格納容器下部注水及び代替格納容器スプレイを実施するため，復水貯蔵槽水量は減少する。事象発生 12時間後から復水貯蔵槽への補給を開始するため，水量の減少割合は低下する。事象発生約 20.5 時間後以降は，サプレッション・チェンバのプール水を水源とした循環冷却を実施することにより水量の減少は停止する。
○水源評価結果
び 7 号炉の同時被災を考慮すると，約 5,200m3 必要とされる。各号炉の復水貯蔵槽に 1,700m3 及び淡水貯水池に約 18,000m3 の水を保有することから，6 号
及び 7 号炉の同時被災を考慮した場合も必要水量を確保可能であり，安定して冷却を継続することが可能である添付資料 3.2.5

時間評価の結果から復水貯蔵槽が枯渇することはない。また，7 日間の対応を考慮すると，6 号及び 7 号炉のそれぞれで約 2,600m3 必要となる。6 号及7 日間における燃料の対応について(高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱)
プラント状況：6 号及び 7 号炉運転中。1～5 号炉停止中。
事象：高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱は 6 号及び 7 号炉を想定。
なお，全プラントで外部電源喪失が発生することとし，免震重要棟等，プラントに関連しない設備も対象とする。
号
時系列
炉
事象発生直後～事象発生後 7 日間
7号 非常用ディーゼル発電機 3 台起動。※1 復水貯蔵槽給水用 可搬型代替注水ポンプ(A-2 級) 3 台起動。
炉 (燃費は保守的に最大負荷時を想定)
1,490L/h×24h×7 日×3 台＝750,960L
18L/h×24h×7 日×3 台＝9,072L

代替熱交換器車用 電源車 2 台起動。 可搬型大容量送水ポンプ 1 台起動。
(燃費は保守的に最大負荷時を想定)(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
110L/h×24h×7 日×2 台＝36,960L
178L/h×24h×7 日×1 台＝29,904L

事象発生直後～事象発生後 7 日間
6号 非常用ディーゼル発電機 3 台起動。※1 復水貯蔵槽給水用 可搬型代替注水ポンプ(A-2 級) 3 台起動。
炉 (燃費は保守的に最大負荷時を想定)
1,490L/h×24h×7 日×3 台＝750,960L
18L/h×24h×7 日×3 台＝9,072L

代替熱交換器車用 電源車 2 台起動。 可搬型大容量送水ポンプ 1 台起動。
(燃費は保守的に最大負荷時を想定)(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
110L/h×24h×7 日×2 台＝36,960L
178L/h×24h×7 日×1 台＝29,904L

添 3.2.6-1

事象発生直後～事象発生後 7 日間
1
非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2号(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
炉
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L
事象発生直後～事象発生後 7 日間
2
非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2号(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
炉
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L
事象発生直後～事象発生後 7 日間
3
非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2号(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
炉
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L
事象発生直後～事象発生後 7 日間
4
非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2号(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
炉
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L
事象発生直後～事象発生後 7 日間
5
非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2号(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
炉
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L
事象発生直後～事象発生後 7 日間

※1 事故収束に必要な非常用ディーゼル発電機は 2 台で足りるが，保守的に非常用ディーゼル発電機 3 台を起動させて評価した。
※2 事故収束に必要な非常用ディーゼル発電機は 1 台で足りるが，保守的に非常用ディーゼル発電機 2 台を起動させて評価した。

判定

7 日間の
軽油消費量
約 828kL

7 号炉軽油タンク容量は約 1,020kL であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 828kL

6 号炉軽油タンク容量は約 1,020kL であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

1 号炉軽油タンク容量は約 632kL であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

2 号炉軽油タンク容量は約 632kL であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

3 号炉軽油タンク容量は約 632kL であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

4 号炉軽油タンク容量は約 632kL であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

5 号炉軽油タンク容量は約 632kL であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 79kL

1～7 号炉軽油タン
ク及びガスタービン
発電機用燃料タンク(容量約 200kL)の残容量(合計)は
約 505kL であり，
7 日間対応可能。

添付資料 3.2.6

そ 免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機 1 台起動。(燃費は保守的に最大負荷時を想定)の 437L/h×24h×7 日＝73,416L
他 モニタリング・ポスト用発電機 3 台起動。(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
9L/h×24h×7 日×3 台＝4,536L

合計

3.3 原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用
3.3.1 格納容器破損モードの特徴，格納容器破損防止対策(1) 格納容器破損モード内のプラント損傷状態
格納容器破損モード「原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」に至る可能性のあるプラント損傷状態は，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，TQUV，
TQUX，LOCA，長期 TB，TBU 及び TBP である。
(2) 格納容器破損モードの特徴及び格納容器破損防止対策の基本的考え方
格納容器破損モード「原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」では，原子炉の出力運転中に運転時の異常な過渡変化，原子炉冷却材喪失事故又は全交流動力電源喪失が発生するとともに，非常用炉心冷却系等の安全機能の喪失が重畳する。このため，緩和措置がとられない場合には，溶融炉心と原子炉圧力容器外の原子炉冷却材が接触して一時的な格
納容器圧力の急上昇が生じ，このときに発生するエネルギーが大きい場合に構造物が破壊され原子炉格納容器破損に至る。
原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用による水蒸気爆発事象については，これまでに実ウランを用いて種々の実験が行われている。水蒸気爆発は，溶融炉心が水中に落下した際に形成される蒸気膜が，何らかの外乱によって崩壊した際に，瞬時の圧力伝播を生じ，大きなエネルギーを発生させる事象である。ただし，外部からの強制的なトリガを与えない
限り水蒸気爆発は発生しないという結果が得られている。原子炉格納容器下部に張られた水は準静的であり，外部トリガが与えられる状況は考えにくい。また，外部トリガを与えた
場合でも水蒸気爆発に至らなかったケースが複数確認されている。これまでに行われた実
験では，実ウランを用いた場合とアルミナ等の模擬混合物を用いた場合の結果が報告されており，模擬混合物を用いた場合は水蒸気爆発が発生したものの，実ウランを用いた場合には，実機で想定し難い過熱度を与えた場合を除いて水蒸気爆発が発生していない。この理由
としては，二酸化ウランの混合物の方が模擬混合物を用いた場合に比べて過熱度が小さく，二酸化ウラン混合物粒子表面が水と接触した直後に表面が固化し易いため，水蒸気爆発の発生を抑制した可能性等が考えられている。また，水蒸気爆発が発生した場合においても機械的エネルギーへの変換効率は小さく，大規模な水蒸気爆発には至っていない。特に二酸化ウランを用いた場合の機械的エネルギー変換効率の評価結果は全て 1%未満である。この理
由としては，二酸化ウランは密度が高いために溶融コリウムの粒子径が小さくなり，固化が促進されて水蒸気爆発への寄与が小さくなった可能性等が考えられている。このことから，実機において大規模な水蒸気爆発に至る可能性は極めて小さいと考えられる。
また，水蒸気爆発とは別に，溶融炉心から原子炉冷却材への伝熱によって水蒸気が発生することに伴う急激な格納容器圧力の上昇（以下，「圧力スパイク」と言う。）が発生する。上記のとおり，現実的には水蒸気爆発が発生する可能性は極めて小さいと考えられることから，本評価では，圧力スパイクについてその影響を評価する。

3.3-1

（添付資料 3.3.1, 3.3.2）
したがって，本格納容器破損モードでは，原子炉格納容器を冷却及び除熱し，溶融炉心から原子炉格納容器下部の原子炉冷却材への伝熱による，水蒸気発生に伴う格納容器圧力の上昇を抑制することにより，原子炉格納容器の破損を防止する。
また，溶融炉心の落下後は，格納容器下部注水系（常設）によって溶融炉心を冷却するとともに，代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却を実施する。その後，代替
循環冷却，格納容器圧力逃がし装置又は更なる信頼性向上の観点から設置する代替格納容器圧力逃がし装置によって原子炉格納容器の圧力及び温度を低下させる。
なお，本格納容器破損モードの有効性評価を実施する上では，重大事故等対処設備による
原子炉注水機能についても使用できないものと仮定する。
(3) 格納容器破損防止対策
格納容器破損モード「原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」で想定される事故
シーケンスに対して，原子炉格納容器下部への溶融炉心落下を想定するが，この状況では，原子炉格納容器下部における「溶融炉心・コンクリート相互作用」を緩和する観点から，溶融炉心落下前に格納容器下部注水系（常設）による原子炉格納容器下部への水張りが行われている。このため，本格納容器破損モードへの格納容器破損防止対策ではないものの，溶融
炉心落下時には原子炉格納容器下部に水が張られた状態を想定する。なお，この水張り深さ
は，「原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」に伴う圧力スパイク及び水蒸気爆発の発生を仮定した場合の影響を小さく抑えつつ，「溶融炉心・コンクリート相互作用」の緩和効果に期待できる深さを考慮して約 2m としている。
また，その後の格納容器圧力及び温度の上昇を抑制する観点から，代替格納容器スプレイ
冷却系による原子炉格納容器冷却手段及び代替循環冷却による格納容器除熱手段又は格納
容器圧力逃がし装置及び代替格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱手段を整備する。
なお，これらの原子炉圧力容器破損以降の格納容器過圧・過温に対応する手順及び重大事故等対策は「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）」と同じである。
本格納容器破損モードに至るまでの事象進展への対応，本格納容器破損モードによる原子炉格納容器の破損防止及び原子炉格納容器の破損を防止した以降の対応を含めた一連の重大事故等対策の概要は，「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」の 3.2.1(3)のa から i に示している。このうち，本格納容器破損モードに対する重大事故等対策は，「3.2
高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」の 3.2.1(3)に示す f 及び g である。なお，f の原子炉格納容器下部への注水は，原子炉格納容器下部における「溶融炉心・コンクリート相互作用」を緩和する観点から実施するものであるが，原子炉格納容器下部に溶融炉心が落下した際の「原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」への影響も考慮して原子炉格納容器下部への注水量及び原子炉格納容器下部の水位を定めていることから，本格納容器破3.3-2

損モードの対策として整理した。
（添付資料 3.3.3）
本格納容器破損モードに至るまでの事象進展への対応，本格納容器破損モードによる原子炉格納容器の破損防止及び原子炉格納容器の破損を防止した以降の対応を含めた一連の重大事故等対策の概略系統図は「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」に示す図3.2.1 から図 3.2.4 である。このうち，本格納容器破損モードに対する重大事故等対策の概略系統図は「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」に示す図 3.2.2 及び図 3.2.3である。本格納容器破損モードに対応する手順及び必要な要員と作業項目は「3.2 高圧溶融
物放出／格納容器雰囲気直接加熱」と同じである。
3.3.2 格納容器破損防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法
本格納容器破損モードを評価する上で選定した評価事故シーケンスは，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，プラント損傷状態を TQUV とし，事象進展が早く
炉心損傷までの時間余裕の観点で厳しい過渡事象を起因事象とし，逃がし安全弁再閉失敗を含まない，「過渡事象＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗＋損傷炉心冷却失敗（＋FCI 発生）」である。ここで，逃がし安全弁再閉失敗を含まない事故シーケンスとした理由は，プラント
損傷状態が TQUV であるため，事故対応に及ぼす逃がし安全弁再閉の成否の影響は小さいと考え，発生頻度の観点で大きい事故シーケンスを選定したためである。
また，1.2.2.1(3)c に示す通り，プラント損傷状態の選定では，水蒸気爆発に対する条件
設定の厳しさを考慮し，溶融炉心の内部エネルギーの観点でより厳しいと考えられる TQUVを選定した。一方，プラント損傷状態を LOCA とする場合，事象発生直後から原子炉冷却材が原子炉格納容器内に流出するため原子炉圧力容器破損までの時間が短くなる。この時の圧力スパイクへの影響については，解析条件のうち初期条件の不確かさとして評価する。
なお，この評価事故シーケンスは，「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」及
び「3.5 溶融炉心・コンクリート相互作用」と同じ事故シーケンスである。本格納容器破損
モード及び「3.5 溶融炉心・コンクリート相互作用」ではプラント損傷状態を TQUV とし，「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」ではプラント損傷状態を TQUX としており，異なるプラント状態を選定している。しかしながら，どちらのプラント損傷状態であっても原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達した時点で逃がし安全弁の手動開操作によって原子炉を減圧する手順であり，原子炉減圧以降も，溶融
炉心の挙動に従って一連の流れで生じる各格納容器破損モードを，定められた一連の手順に従って防止することとなる。このことから，これらの格納容器破損モードについては同じ
事故シーケンスで評価する。
本評価事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒内温度変化，
燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化，気液分離（水位変化）
・対向流，

3.3-3

原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，原子炉圧力容器における炉心損傷後のリロケーション，構造材との熱伝達，原子炉圧力容器破損及び原子炉格納容器における炉心損傷後の原子炉圧力容器外FCI(溶融炉心細粒化)，
原子炉圧力容器外FCI(デブリ粒子熱伝達)が重要現象となる。
よって，これらの現象を適切に評価することが可能であるシビアアクシデント総合解析
コードMAAPにより格納容器圧力等の過渡応答を求める。
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，本評価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時間余裕を評価する。
(2) 有効性評価の条件
本評価事故シーケンスの有効性評価の条件については，「3.2高圧溶融物放出／格納容器
雰囲気直接加熱」の条件と同じである。
(3) 有効性評価の結果
原子炉圧力，原子炉水位，格納容器圧力，格納容器温度，格納容器下部の水位及び注水流量の推移を図3.3.1から図3.3.6に示す。
ａ．事象進展事象進展は「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」と同じである。
ｂ．評価項目等
圧力スパイクによって原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力の最大値は，約 0.50MPa[gage]に抑えられる。原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力は，格納容器限界圧力の0.62MPa[gage]を下回るため，原子炉格納容器バウンダリの機能は維持される。
圧力スパイクによって原子炉格納容器バウンダリにかかる温度の最大値は，約 148℃に抑えられる。原子炉格納容器バウンダリにかかる温度は，格納容器限界温度の 200℃を下回るため，原子炉格納容器バウンダリの機能は維持される。
本評価では，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(5)の評価項
目について，格納容器圧力を評価項目への対策の有効性を確認するためのパラメータとして対策の有効性を確認した。
なお，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)及び(2)の評価項目については「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）」にて評価項目を満足することを確認している。また，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(4)及び(8)の評価項目の評価結果については「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」及び「3.5 溶融炉心・コンクリー
ト相互作用」にて評価項目を満足することを確認している。

3.3-4

3.3.3 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。
原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用では，重大事故等対処設備を含む全ての原子炉注水機能が喪失して炉心損傷及び原子炉圧力容器破損に至り，溶融炉心が原子炉格
納容器下部の水中に落下して大きいエネルギーを発生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，事象発生から 12 時間程度までの短時間に期待する操
作及び事象進展に有意な影響を与えると考えられる操作として，溶融炉心落下前の格納容器下部注水（常設）による水張り操作とする。
ここで，本評価事故シーケンスの有効性評価における不確かさとしては，
リロケーション，溶融炉心落下速度，細粒化量及び原子炉格納容器下部のプール水とデブリ粒子の伝熱が挙げられる。これまでの FCI 実験の知見からは，実機条件においては，原子炉格納容器の損傷に至る大規模な原子炉圧力容器外の溶融炉心－冷却材相互作用の発生の可能性は低いと考えられる。
(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
本評価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，「1.7 解析コー
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，それらの不確かさの影響評価は以下のとおりである。
ａ．運転員等操作時間に与える影響
炉心における燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管
変形の不確かさとして，炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現性及び CORA 実験についての再現性が確認されている。炉心ヒートアップの感度解析（ヒートアップ時の燃料被覆管表面積感度解析）では，炉心溶融時間に対する感度及び炉心
下部プレナムへのリロケーション開始時間に対する感度は小さいことが確認されている。本評価事故シーケンスにおいては，重大事故等対処設備を含む全ての原子炉への注水機能が喪失することを想定しており，最初に実施すべき操作は原子炉水位が有効燃
料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達した時点の原子炉減圧操作となり，燃料被覆管温度等によるパラメータを操作開始の起点としている操作ではないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。また，原子炉圧力容器下鏡部温度が300℃に到達した時点で原子炉格納容器下部への初期水張り操作，原子炉圧力容器破損
時点で原子炉格納容器下部への注水操作を実施するが，リロケーション開始時間の不確かさは小さく，また，溶融炉心が炉心下部プレナムへリロケーションした際の原子炉
圧力容器下鏡部温度の上昇は急峻であることから，原子炉圧力容器下鏡部温度を操作
開始の起点としている原子炉格納容器下部への初期水張り操作の開始に与える影響は

3.3-5

小さい。
炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）
・対向流の不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）は原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である SAFER コードとの比較により，原子炉急速減圧後の水位上昇及び蒸気流出の継続による水位低下について，一時的に低いより水位に到達することが確認されており，原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達する時間が早まる可能性があるが，数分程度の差違であることから運転員等操作時間に与える影響は小さい。
原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動の不確かさとして，HDR 実験解析では区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃程度，格納容器圧力を 1 割程度高めに評価する傾向が確認されているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認された不確かさは小さくなるものと推定される。しかし，全体としては格納容器圧力及び温度の傾向を適切に再現できているが，格納容器圧力及び温度を操作開始の起点としている運転員等操作はないため，運転員等操作時間に与える影響はない。
炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材との熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性が確認されている。また，炉心崩壊に至る温度の感度解析より原子炉圧力容器破損時間に対する感度は小さいことが確認されている。リロケーションの影響を受ける可能性がある操作としては，
原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達した時点での原子炉格納容器下部への初期
水張り操作があるが，リロケーション開始時間の不確かさは小さく，溶融炉心が炉心下部プレナムへリロケーションした際の原子炉圧力容器下鏡部温度の上昇は急峻であることから，原子炉圧力容器下鏡部温度を操作開始の起点としている原子炉格納容器下部への初期水張り操作の開始に与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器破損の不確かさとして，制御棒駆動機構ハウジング溶接部の破損判定に用いるしきい値（最大ひずみ）に関する感度解析より，最大ひずみを低下させた場合に原子炉圧力容器破損時間が早まることが確認されているが，原子炉圧力容器破損を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
炉心損傷後の原子炉格納容器における溶融燃料－冷却材相互作用の不確かさとして，溶融炉心の細粒化モデルにおけるエントレインメント係数，デブリ粒子径の感度解析
より，原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用による圧力スパイクに与える感度が小さいことが確認されている。また，原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作
用に対する運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
（添付資料 3.3.4，3.3.5）

3.3-6

ｂ．評価項目となるパラメータに与える影響
炉心における燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管
変形の不確かさとして，炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現性及び CORA 実験についての再現性が確認されている。炉心ヒートアップの感度解析（ヒートアップ時の燃料被覆管表面積感度解析）では，格納容器圧力挙動への影響は小さい
ことが確認されており，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）
・対向流の不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）では，原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である SAFER コードとの比較においては，短期的な挙動は緩慢な挙動となるものの模擬できており，また，長期的な挙動は崩壊熱の影響が支配的となる。
このため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動の不確かさとして，HDR 実験解析では区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃程度，格納容器圧力を 1 割程度高めに評価する傾向が確認されているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認された不確かさは小さくなるものと推定される。しかし，全体としては格納容器圧力及び温度の傾向を適切に再現できているため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材との熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性が確認されており，炉心崩壊に至る温度の感度解析より原子炉圧力容器破損時間に対する感度は小さいことが確認されている。また，原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用による原子炉
格納容器圧力上昇に対する感度が小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器破損の不確かさとして，制御棒駆動機構ハウジング溶接部の破損判定に用いるしきい値（最大ひずみ）に関する感度解析より，最大ひずみを低下させた場合に原子炉圧力容器破損時間が早まることが確認されているが，早まる時間はわずかであり，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉格納容器における溶融燃料－冷却材相互作用の不確かさとして，
エントレインメント係数，デブリ粒子径の感度解析より，原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用による圧力スパイクに与える感度が小さいことが確認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。
（添付資料 3.3.4，3.3.5）(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

3.3-7

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，表3.2.2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，
解析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。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度33GWd/tに対して最確条件
は平均的燃焼度約30GWd/tであり，本解析条件の不確かさとして，最確条件は解析条
件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなることから，原子炉水位の低下が緩やかになり，有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの10%上の位置に到達を操作開始の起点としている原子炉急速減圧操作の開始が遅くなる。また，原子炉圧力容器破損に至るまでの事象進展が緩やかになり，原子炉格納容
器下鏡部温度300℃到達を操作開始の起点としている原子炉格納容器下部への初期水
張り操作の開始が遅くなる。初期条件の外部水源の温度は，解析条件の50℃（事象開始12時間以降は45℃，事象開始24時間以降は40℃）に対して最確条件は約30℃～約50℃であり，本解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合には原子炉格納容器
下部への注水温度が低くなり，原子炉圧力容器破損時のプール水温度が低くなる可能性があるが，注水温度を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
事故条件の起因事象は，原子炉圧力容器への給水はできないものとして給水流量の全喪失を設定している。起因事象として大破断LOCAを仮定した場合，原子炉圧力容器破損のタイミングは早くなるが，原子炉圧力容器破損を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
（添付資料3.3.4，3.3.6）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度33GWd/tに対して最確条件
は平均的燃焼度約30GWd/tであり，本解析条件の不確かさとして，最確条件は解析条
件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，溶融炉心の持つエネルギーが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。
初期条件の外部水源の温度は，解析条件の50℃（事象開始12時間以降は45℃，事象開始24時間以降は40℃）に対して最確条件は約30℃～約50℃であり，本解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合には原子炉格納容器下部への注水温度が低くな
り，原子炉圧力容器破損時における原子炉格納容器下部のプール水温度が低くなる可能性があるが，原子炉格納容器下部のプール水温度が低い場合は発生する蒸気量3.3-8の低下が考えられ，圧力スパイクによる格納容器圧力上昇が緩和されることから，評価項目となるパラメータ対する余裕は大きくなる。
事故条件の起因事象は，原子炉圧力容器への給水はできないものとして給水流量の全喪失を設定している。起因事象として大破断LOCAを仮定した場合，原子炉冷却材
圧力バウンダリからの原子炉冷却材の放出によって格納容器圧力が上昇することに加え，原子炉圧力容器破損のタイミングが早くなり，圧力スパイクの最大値が本評価の結果に比べて高い値となる可能性が考えられることから，事故シーケンスを「大破断LOCA+ECCS注水機能喪失」とし，本評価事故シーケンスの評価条件と同様に重大事
故等対処設備による原子炉注水機能についても使用できないものと仮定して感度解析を実施した。この場合，事象発生から約6.4時間後に原子炉圧力容器破損に至り，圧力スパイクの最大値は約0.48MPa[gage]となったが，圧力スパイクの最大値は本評価の結果と同程度であり，限界圧力の0.62MPa[gage]以下であることから，評価項目を満足する。
（添付資料3.3.4，3.3.6）
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
操作条件の溶融炉心落下前の格納容器下部注水系（常設）による水張り操作は，解析上の操作時間として原子炉圧力容器下鏡部温度が300℃に到達した時点で開始（事象発生から約3.7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，
原子炉圧力容器下鏡部温度が300℃に到達するまでに事象発生から約3.7時間の時間余裕があり，また，格納容器下部注水操作は原子炉圧力容器下鏡部温度を監視しながら溶融炉心の原子炉格納容器下部への移行を判断し，水張り操作を実施することとしており，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は小さい。当該操作は，解析コード及び解析条件（操作条件を除く）の不確
かさにより操作開始時間は遅れる可能性があるが，中央制御室の運転員とは別に現場操作を行う運転員及び緊急時対策要員を配置しており，他の操作との重複もない
ことから，他の操作に与える影響はない。
（添付資料3.3.4）

3.3-9

(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の溶融炉心落下前の格納容器下部注水系（常設）による水張り操作は，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。
（添付資料3.3.4）(3) 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。
操作条件の溶融炉心落下前の格納容器下部注水系（常設）による水張り操作については，
原子炉圧力容器下鏡部温度が300℃に到達するまでの時間は事象発生から約3.7時間あり，
格納容器下部注水操作は原子炉圧力容器下鏡部温度の上昇傾向を監視しながら予め準備が可能である。また，原子炉圧力容器下鏡部温度300℃到達時点での中央制御室における格納容器下部への注水操作の操作時間は約5分間であり，事象発生から約5.7時間後の水張り完了から，事象発生から約7.0時間後の原子炉圧力容器破損までの時間を考慮すると，格納容器下部注水操作は操作遅れに対して1時間程度の時間余裕がある。
（添付資料3.3.4）(4) 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。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。
3.3.4 必要な要員及び資源の評価
本評価事故シーケンスは，「3.2高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」と同じであることから，必要な要員及び資源の評価は3.2.4と同じである。
3.3.5 結論
格納容器破損モード「原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」では，運転時の異常な過渡変化，原子炉冷却材喪失事故又は全交流動力電源喪失が発生するとともに，非常用炉心冷却系等の安全機能の喪失が重畳する。このため，溶融炉心と原子炉圧力容器外の原子炉冷却材が接触して一時的な圧力の急上昇が生じ，このときに発生するエネルギーが大きい場合に構造物が破壊され原子炉格納容器が破損することが特徴である。

3.3-10格納容器破損モード「原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」の評価事故シーケ
ンス「過渡事象＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗＋損傷炉心冷却失敗（＋FCI発生）」について，
有効性評価を行った。
上記の場合には，水蒸気発生によって圧力スパイクが発生するが，原子炉格納容器バウン
ダリにかかる圧力は，格納容器限界圧力の0.62MPa[gage]を下回るため，原子炉格納容器バ
ウンダリの機能は維持される。また，安定状態を維持できる。
解析コード及び解析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，格納容器破損モード「原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」
において，原子炉格納容器バウンダリの機能は，選定した評価事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，格納容器破損モード「原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」に対して有効である。

3.3-11

（最大圧力：約 7.8MPa[gage]，約 3.1 秒）
逃がし安全弁の手動開操作による原子炉減圧

原子炉圧力

逃がし安全弁開閉による原
子炉圧力制御リロケーションによる原子炉圧力上昇
約 2.6MPa[gage](約 3.4 時間後)
原子炉圧力容器の破損直前(約 0.3MPa[gage])（MPa[gage]）
2.0MPa[gage]

事故後の時間（h）
図 3.3.1 原子炉圧力の推移

逃がし安全弁からの蒸気放出により原子炉水位が低下

原子炉水位

原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの10%上の位置に到達した時点で逃がし安全弁 2 個の開放による原子炉減圧により原子炉水位が低下

炉心下部プレナムの水は蒸発しているが，落下した溶融炉心の堆積により，見かけ上の原子炉水位が表示されている

原子炉圧力容器の破損
により炉心下部プレナ
ムの溶融炉心が原子炉
格納容器下部に落下
溶融炉心の状態変化により見かけ上の原子炉水位が上昇している
有効燃料棒頂部（m）
有効燃料棒底部
シュラウド内水位
シュラウド外水位

炉心下部プレナム水が蒸発し原子炉水位が低下

炉心下部プレナム水位

事故後の時間（h）
図 3.3.2 原子炉水位の推移

3.3-12

ドライウェル
サプレッション・チェンバ

格納容器圧力（MPa[gage]）

格納容器限界圧力
原子炉圧力容器破損及び原子炉格納容器下部への溶融炉心落下による格納容器圧力上昇
最大圧力 約 0.50MPa[gage]（約 7 時間後）
溶融炉心の炉心下部プレナムへの落下（リロケーション）
逃がし安全弁 2 個の開放により格納容器圧力上昇

事故後の時間（h）
図 3.3.3 格納容器圧力の推移

格納容器温度

ドライウェルサプレッション・チェンバ（気相）
サプレッション・チェンバ（液相）

格納容器圧力 0.465MPa[gage]到達により格納容器圧力上昇抑制のための
ドライウェルへの格納容器スプレイ（流量 130m3/h 以上）開始

格納容器限界温度
逃がし安全弁 2 個の開放により格納容器
温度上昇

原子炉圧力容器破損及び原子炉格納容器下部への溶融炉心落下による格納容器温度上昇
最大温度 約 148℃（約 7 時間後）（℃）
溶融炉心の炉心下部プレナムへの落下（リロケーション）

ドライウェルへの格納容器スプレイ開始に伴う格納容器温度低下

事故後の時間（h）
図 3.3.4 格納容器温度の推移

3.3-13

格納容器下部水位（m）

逃がし安全弁の開放による，
サプレッション・チェンバへの熱の移行によって生じた水蒸気が，真空破壊弁を通じてドライウェルに放出され，凝縮することで水位を形成

原子炉格納容器下部水位
2m で注水停止

原子炉圧力
容器破損

原子炉格納容器下部への水張り開始

事故後の時間（h）
図 3.3.5 格納容器下部水位の推移

格納容器圧力 0.465MPa[gage]到達により格納容器圧力上昇抑制のための
ドライウェルへの格納容器スプレイ（流量 130m3/h 以上）開始

格納容器スプレイ
格納容器下部注水

注水流量
（t/h）

原子炉圧力容器破損による格納容器スプレイ停止
及び崩壊熱相当量での格納容器下部注水開始

原子炉圧力容器下鏡部温度 300℃到達による格納容器下部への水位 2m 到達までの事前水張り（流量約 90m3/h で約
2 時間注水）及び原子炉圧力容器破損前のドライウェルへの格納容器スプレイ（流量約 70m3/h）開始

事故後の時間（h）
図 3.3.6 注水流量の推移

3.3-14

添付資料 3.3.1
原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用（炉外 FCI）に関する知見の整理

1. 炉外 FCI の概要
炉外 FCI は，溶融炉心が原子炉圧力容器の破損口から放出された際に，溶融炉心と原子
炉圧力容器外の冷却水が接触して一時的な圧力の急上昇が生じる事象である。このときに発生するエネルギーが大きいと構造物が破壊され原子炉格納容器が破損する可能性がある。
この圧力上昇については激しい水蒸気生成による場合（圧力スパイク）に加えて水蒸気爆
発によって衝撃波が生じる場合が考えられるが，これまでの知見から，水蒸気爆発の発生の可能性は極めて低いと考えられている。FCI に関するこれまでの知見の概要を次に整理する。
2. 過去の実験結果の整理[1]
過去に実施された比較的大規模な実験の概要及び結果を以下に示す。
2.1 FARO 実験
FARO 実験は，イタリアのイスプラ研究所において実施された実験で，圧力容器内での FCIを調べることを主な目的とした試験である。多くの実験は高圧・飽和水条件で実施されているが，圧力容器外を対象とした低圧・サブクール水条件の実験も実施されている。
図 2.1 に試験装置の概要図を示す。
試験装置は主にるつぼと保温容器で構成されている。
るつぼ内で溶融させたコリウムを一度リリースベッセルに保持し，その底部にあるフラッ
プを開放することにより溶融コリウムを水プールに落下させる。溶融物落下速度は，リリースベッセルの圧力を調整することにより調整可能である。
実験は，酸化物コリウム（80wt% UO2+20wt% ZrO2）または金属 Zr を含むコリウム（77wt%
UO2+19wt% ZrO2+4wt% Zr）を用いて実施された。
表 2.1 に試験条件及び試験結果を示す。
結果として，いずれの実験においても，水蒸気爆発の発生は確認されなかった。
溶融コリウムの粒子化量について，高圧条件・低サブクール水条件においては水深約 1mの場合で溶融コリウムの約半分が粒子化し，残りはジェット状でプール底面に衝突し，パンケーキ状に堆積したとの結果が得られている。また，低圧条件・サブクール水条件では，全てのコリウムは粒子化した。
さらに，粒子の質量中央径は 3.2mm～4.8mm であり，試験パラメータ（初期圧力，水深，
コリウム落下速度，サブクール度）に依存しないことが報告されている。

添 3.3.1-1

2.2 COTELS 実験
COTELS 実験は，
（財）原子力発電技術機構により実施された実験であり，圧力容器底部が溶融破損して溶融コリウムが原子炉格納容器床面上の水プールに落下した場合の水蒸気爆発の発生有無を調べることを目的に実施された。図 2.2 に実験装置の概要図を示す。実験
は，重大事故時の溶融コリウム成分を模擬するため，比較的多くの金属成分を含む模擬コ
リウム（55wt% UO2+5wt% ZrO2+25wt% Zr+15wt% SUS）が用いられた。また，多くの実験ケー
スはプール水深 40cm，飽和水温度で実施されている
表 2.2 に実験条件及び結果を示す。
結果として，いずれの実験においても，水蒸気爆発の発生は確認されなかった。
プールに落下した溶融コリウムはほとんどが粒子化し，落下速度が大きいケースでは，全てのコリウムが粒子化するとの結果が得られている。
また，コリウム落下速度の大きいケースを除いて，粒径分布に大きな差はなく，質量中央径で 6 mm 程度であり，落下速度が大きいケースでは粒子径は小さくなっている。
2.3 KROTOS 実験
KROTOS 実験はイスプラ研究所で実施された実験であり，FARO 実験が高圧条件を主目的として実施されたのに対して，KROTOS 実験では，低圧・サブクール水を主として実施が行われている。
図 2.3 に実験装置の概要図を示す。
本実験では摸擬コリウムとして UO2 混合物（80% UO2+20%
ZrO2）またはアルミナを用いた実験を行っている。また，外部トリガ装置によりトリガを与えることで，水蒸気爆発を誘発させる実験も実施されている。
表 2.3 に実験条件及び結果を示す。
アルミナを用いた実験では，サブクール水（ケース 38, 40, 42, 43, 49）の場合，外部
トリガ無しで水蒸気爆発が発生，低サブクール水（ケース 41, 44, 50, 51）の場合，外部トリガがある場合（ケース 44）に水蒸気爆発が発生した。一方，UO2 混合物を用いた実験では，サブクール度が 4～102K の場合，外部トリガ無しでは水蒸気爆発が発生せず，外部ト
リガありの場合でも水プールのサブクール度が高い場合（ケース 52）に水蒸気爆発が観測されている。
これらの差異として，粒子径はアルミナの 8～17mm に対し UO2 混合物は 1～1.7mm であり，UO2 混合物の方が小さく，粒子化直後の表面積が大きいため粗混合時に水プールが高ボイド率となり，トリガの伝播を阻害した可能性がある。また，アルミナは比重が小さいことから水面近傍でブレークアップし，径方向に拡がったことによりトリガが伝搬しやすくなったと考えられている。一方，UO2 混合物は，粒子表面と水が接触した直後に表面が固化する
ことにより蒸気膜が崩壊した際の微粒子化が起こりにくく，これが一つの要因となって水蒸気爆発の発生を阻害すると考えられる。

添 3.3.1-2

2.4 TROI 実験
TROI 実験[2]は，韓国原子力研究所（KAERI）で実施されている実験であり，2007 年から2012 年までは，KROTOS 実験とともに OECD/NEA の SERENA プロジェクトとして実施された実験である。実験装置の概要図を図 2.4 に示す。また，実験条件及び実験結果を表 2.4 に示す。
ZrO2 を用いた実験では外部トリガリングを与えていないが，圧力スパイクや水蒸気爆発が発生した実験がある。一方，UO2/ZrO2 の混合物を用いた実験では，異なった条件による内部
トリガリングを発生させるため，または外部トリガリングによる水蒸気爆発時の発生エネ
ルギーを変えるため，混合物の割合，水深及び混合物量等の様々な条件により実験を実施
し，数ケースでは水蒸気爆発が発生している。TROI 実験で得られた主な知見は以下のとおりである。
・自発的な水蒸気爆発が生じた実験は，融点を大きく上回る過熱度を溶融物に対して与えるなどの実機と異なる条件であり，その他の実験では自発的な水蒸気爆発は生じていな
い。
・水深が深い場合（130cm）には，内部トリガリングによる水蒸気爆発は発生していない。
水深が深いことにより，溶融物粒子が底部に到達するまでの沈降時間が長くなり，溶融物粒子が固化しやすい状況となる。このため，溶融物粒子が底部に接触することで発生するトリガリングの可能性は低減する可能性がある[3]。
3. まとめ上記の実験結果から，UO2 を用いた実験では，外部トリガを与えた一部の場合及び融点を大きく上回る過熱度を溶融物に対して与えた場合を除いて炉外 FCI における水蒸気爆発は確認されていない。
KROTOS 実験の実験 No. 52（表 2.3 参照）が，外部トリガを与えた中で水蒸気爆発が確認されている実験結果である。KROTOS 実験の実験 No. 52 の実験結果は，他の外部トリガを与えた実験結果と比較してサブクール度が高いが，FARO 実験の実験 No. L-31, L-33（表 2.1
参照）と同等のサブクール度であることから，サブクール度が高い場合であっても外部トリガが与えられない限り水蒸気爆発が発生する可能性は低いと考える。また，溶融炉心が落下する際の原子炉格納容器下部は準静的な状態と考えられることから，外部トリガが与えられる可能性は考えにくく水蒸気爆発が発生する可能性は小さいものと考える。
TROI 実験では UO2 混合物を用いた場合でもトリガなしで水蒸気爆発が発生している例（TROI-10,12,13,14）が報告されている。TROI-10,12 は，溶融物温度が 3800K 程度の高い温度での実験条件である。また，TROI-13,14 の溶融物温度は，それぞれ 2600K，3000K であるが，TROI-13 では，温度計測に問題があり実際には 3500K 以上と推測されている。また，
TROI-14 では，二つの温度計が異なる最高温度（4000K,3200K）を示しており，温度計測の不確かさが大きいとされている。以上を踏まえると，TROI 実験の溶融物温度はかなり高い

添 3.3.1-3

実験条件と考えられ，他の実験で想定しているような実機条件に近い溶融物温度では水蒸
気爆発の発生可能性は十分小さいと考えられる。
4. 参考文献[1] 社団法人日本原子力学会「シビアアクシデント熱流動現象評価」平成 12 年 3 月[2] V. Tyrpekl, Material effect in the fuel - coolant interaction : structuralcharacterization and solidification mechanism, 2012[3] J.H.Kim, et al, The Influence of Variations in the Water Depth and Melt Composition
on a Spontaneous Steam Explosion in the TROI Experiments, Proceedings of ICAPP’04[4] J.H. Song, Fuel Coolant Interaction Experiments in TROI using a UO2/ZrO2 mixture,
Nucl. Eng. Des., 222, 1-15, 2003
[5] J.H. Kim, Results of the Triggered Steam Explosions from the TROI Experiment, Nucl.
Tech., Vol.158 378-395, 2007

添 3.3.1-4

添 3.3.1-5
図 2.1 FARO 試験装置

図 2.2 COTELS 試験装置

添 3.3.1-6
図 2.3 KROTOS 試験装置

図 2.4 TROI 試験装置

表 2.1 FARO 試験の試験条件及び FCI 発生の有無
溶融
コリウム 溶融物質量 溶融物温度 溶融物落下 雰囲気圧力 水深[m] サブクール度 FCI発生の[kg][K]
粒径[m m]
[MPa]
[K]
有無
※
L-06
A
18
2923
100
5.0
0.87
0
無
No.

L-08

A

44

3023

100

5.8

1.00

12

無

L-11

B

151

2823

100

5.0

2.00

2

無

L-14

A

125

3123

100

5.0

2.05

0

無

L-19

A

157

3073

100

5.0

1.10

1

無

L-20

A

96

3173

100

2.0

1.97

0

無

L-24

A

177

3023

100

0.5

2.02

0

無

L-27

A

129

3023

100

0.5

1.47

1

無

L-28

A

175

3052

100

0.5

1.44

1

無

L-29

A

39

3070

100

0.2

1.48

97

無

L-31

A

92

2990

100

0.2

1.45

104

無

L-33

A

100

3070

100

0.4

1.60

124

無

※ A：80wt% UO2+20wt% ZrO2
B：77wt% UO2+19wt% ZrO2+4w t% Zr

表 2.2 COTELS 試験の試験条件及び FCI 発生の有無発生の有無

No.
A1

溶融
溶融物質量 雰囲気圧力
サブクール度 FCI発生の
コリウム
水深[m]
[kg]
[MPa]
[K]
有無
※
C
56.3
0.20
0.4
0
無

A4

C

27.0

0.30

0.4

8

無

A5

C

55.4

0.25

0.4

12

無

A6

C

53.1

0.21

0.4

21

無

A8

C

47.7

0.45

0.4

24

無

A9

C

57.1

0.21

0.9

0

無

A10

C

55.0

0.47

0.4

21

無

A11

C

53.0

0.27

0.8

86

無

※ C：55wt% UO2+5wt% ZrO2+25wt% Zr+15wt% SUS

添 3.3.1-7

表 2.3 KROTOS 試験の試験条件及び FCI 発生の有無
No.

溶融
コリウム

溶融物質量 溶融物温度 雰囲気圧力
サブクール度 外部トリガ FCI発生の
水深[m]
[kg]
[K]
[MPa]
[K]
の有無
有無

38

アルミナ

1.53

2665

0.10

1.11

79

無

有

40

アルミナ

1.47

3073

0.10

1.11

83

無

有

41

アルミナ

1.43

3073

0.10

1.11

5

無

無

42

アルミナ

1.54

2465

0.10

1.11

80

無

有

43

アルミナ

1.50

2625

0.21

1.11

100

無

有

44

アルミナ

1.50

2673

0.10

1.11

10

有

有

49

アルミナ

1.47

2688

0.37

1.11

120

無

有

50

アルミナ

1.70

2473

0.10

1.11

13

無

無

51

アルミナ

1.79

2748

0.10

1.11

5

無

無

37

コリウム※

3.22

3018

0.10

1.11

77

有

無

45

コリウム※

3.09

3106

0.10

1.14

4

有

無

47

コリウム※

5.43

3023

0.10

1.11

82

有

無

52

コリウム※

2.62

3023

0.20

1.11

102

有

有

※ コリウム：80% UO2+20% ZrO2

表 2.4 TROI 試験の試験条件及び FCI 発生の有無[2][3][4][5]（注 1）参考文献[4]によれば温度計測に問題があり，実際には 3500K 程度以上と推測されている。
（注 2）参考文献[4]によれば二つの温度計が異なる最高温度（4000K，3200K）を示しており，計測の不確かさが大きいとされている。

添 3.3.1-8

添付資料 3.3.2
水蒸気爆発の発生を仮定した場合の原子炉格納容器の健全性への影響評価

1. 評価の目的
溶融炉心が原子炉圧力容器の破損口から落下した際に水蒸気爆発が発生する可能性は，
これまでの知見からも極めて低いと考えられる。しかしながら，水蒸気爆発が発生した場合についても考慮し，原子炉格納容器の健全性に対する影響を確認しておくことは，原子炉格納容器下部への水張り等の格納容器破損防止対策の適切性を確認する上でも有益な参考情報になると考える。このため，ここでは溶融炉心落下時の水蒸気爆発の発生を仮定し，水蒸気爆発が生じた際の原子炉格納容器の健全性を評価した。
2. 評価に用いた解析コード等
水蒸気爆発の影響を評価するにあたっては，溶融燃料－冷却材相互作用によって発生するエネルギー，発生エネルギーによる圧力伝播挙動および構造応答が重要な現象となる。
よって，これらの現象を適切に評価することが可能である水蒸気爆発解析コード JASMINE，
構造応答解析コード AUTODYN-2D により圧力伝播挙動及び構造応答，格納容器圧力等の過渡応答を求める。これらの解析コードに対して構築した評価モデル及び入力の詳細は添付資料 1.5.1 の(3)に示している。溶融炉心の物性値は JASMINE コードに付属している溶融コリ
ウム模擬のライブラリから，水蒸気爆発時の発生エネルギーを最も大きく評価するライブ
ラリを用いた。また，これらの解析コードへの入力条件の一部は，シビアアクシデント総合解析コード MAAP を用いて評価した，「3.3 炉外の溶融燃料-冷却材相互作用」の評価結果を用いた。
（添付資料 1.5.1）
3. 評価条件
主要解析条件を表 1 に示す。溶融炉心は原子炉圧力容器底部の中央から落下する※ものとし，溶融炉心が原子炉圧力容器の破損口から落下する際には，溶融炉心・コンクリート相互作用の緩和策として，原子炉格納容器下部に水位 2m の水張りが実施されているものとした。なお，応力評価の対象としている内側及び外側鋼板（厚さ 30mm）降伏応力は約 490MPaである。
※原子炉圧力容器底部の形状から、原子炉圧力容器底部に落下した溶融炉心は原子炉圧力容器底部中央に集まり易いと考えられ，また，原子炉圧力容器底部中央は溶融炉心が堆積した場合の堆積厚さが厚く、除熱面から遠いために冷却されにくいと考えられることから，原子炉圧力容器が破損(貫通)する
箇所については，原子炉圧力容器底部中央を想定した。

4. 評価結果
水蒸気爆発に伴うエネルギー，原子炉格納容器下部内側及び外側鋼板の応力の推移を図 1，

添 3.3.2-1

図 2 及び図 3 に示す。
水蒸気爆発の発生を想定した場合に原子炉格納容器下部ドライウェルの水に伝達される運動エネルギーの最大値は，約 7MJ である。このエネルギーを入力とし，原子炉格納容器
下部内側及び外側鋼板にかかる応力を解析した結果，原子炉格納容器下部の内側鋼板にかかる応力は約 32MPa，外側鋼板にかかる応力は約 25MPa となった。これは内側及び外側鋼板の降伏応力を大きく下回る値であり，かつ，弾性範囲内にあることから，原子炉圧力容器の支持に支障が生じるものでは無い。なお，構造上，原子炉格納容器下部の内側鋼板にかかる応力の方が外側鋼板にかかる応力よりも大きくなる傾向があるが，原子炉圧力容器の支持機能については原子炉格納容器下部の外側鋼板のみで維持可能である。
以上の結果から，水蒸気爆発の発生を想定した場合であっても，原子炉格納容器バウン
ダリの機能を維持できることを確認した。
以上

添 3.3.2-2

運動エネルギー（MJ）

最大運動エネルギー（約 7MJ）
この結果を用い，AUTODYN-2D で応力を解析

時間（ms）
図 1 水蒸気爆発によるエネルギーの推移※1

応力（MPa）

5045（降伏応力は 490MPa）40

最大応力（約 32MPa）

ミーゼス相当応力

35
30
25
20
15
10
5
0
0

10

20

30

40

50

60

時間（ms）
図 2 原子炉格納容器下部内側鋼板の応力の推移※1

応力（MPa）

5045（降伏応力は 490MPa）40

最大応力（約 25MPa）

ミーゼス相当応力

35
30
25
20
15
10
5
0
0

10

20

30

40

50

時間（ms）
図 3 原子炉格納容器下部外側鋼板の応力の推移※1※1 JASMINE によって評価した水蒸気爆発による運動エネルギー(図 1)の最大値を
AUTODYN への時刻 0 での入力とし，格納容器下部鋼板の応力の推移(図 2, 3)を評価している。このため，図 1 と図 2, 3 の時刻歴は一致しない。

添 3.3.2-3

60

表 1 主要解析条件（原子炉圧力容器外の溶融炉心－冷却材相互作用（水蒸気爆発の評価））
解析コード
MAAP※

項目
原子炉圧力容器の破損径

主要解析条件0.2m

条件設定の考え方
制御棒駆動機構ハウジング 1 本の外径として設定
溶融炉心－コンクリート相互作用による格納容器破損防止対策として，落下

ペデスタル水深2mした溶融炉心を微粒子化し，十分な除熱量を確保するため，予め水張りを行うものとして手順上定めている値

原子炉格納容器下部への水

50℃

外部水源の水温として設定

粗混合粒子径4mm

FARO 試験結果におけるデブリ粒径分布をもとに設定

爆発計算時の微粒子径

50μm

FARO，KROTOS 等の各種試験結果におけるデブリ粒径分布をもとに設定張りに用いる水の温度
添 3.3.2-4

JASMINE

AUTODYN-2D

溶融炉心－冷却材相互作用による発生エネルギー

JASMINE の解析結果をもとに設定※「3.3 原子炉圧力容器外の溶融燃料-冷却材相互作用」と重複する条件を除く。

－

添付資料 3.3.3
原子炉格納容器下部への水張り実施の適切性

炉心の溶融が進展し，溶融炉心が原子炉圧力容器（以下「RPV」という。）底部から流出するよ
うな場合には，原子炉格納容器内で発生する種々の現象の発生を防止あるいは影響を緩和することで，格納容器の破損を防止することが重要なマネジメントとなる。RPV の外において発生する現象のうち，溶融炉心・コンクリート相互作用（以下｢MCCI｣という。）に対してはその影響緩和の手段として，格納容器下部ドライウェルへの溶融炉心落下前の水張り（以下｢初期水張り｣という。）が有効な対策となる。一方，初期水張りによって，RPV 外の溶融燃料－冷却材相互作用（以下｢FCI｣という。）による水蒸気爆発のリスクが生じ，初期水張りの水深によって想定される影響の程度は変化すると考えられることから，初期水張りを実施する場合には，両者の影響を考慮して水位を決定する必要がある。以下に初期水張りにおける水位設定の考え方を示す。
1. 格納容器下部ドライウェルへの水張りの FCI に対する影響
FCI として生じる現象としては，急激な水蒸気発生に伴う格納容器内圧力の急激な上昇（以下｢圧力スパイク｣という。）及び水蒸気爆発がある。
水蒸気爆発については，UO2 主体の溶融物が水中に落下した場合に水蒸気爆発が発生した実験例は僅かであること及び，水蒸気爆発が発生した実験は，外部トリガを意図的に与えた場合，または溶融物の温度が溶融炉心の温度を上回る程の極端に大きな過熱度で実験した場合に限られることを確認している。[1- 4] また，水深 1.3m 以上の条件下での水蒸気爆発の発生は報告されておらず，実機条件に近い多くの溶融物量を落下させた実験でも水蒸気爆発の発生は報告されていない。
[2, 5, 6]

これらを考慮すると，実機で水蒸気爆発が生じる可能性は小さいと考える。しかしながら，

仮に水蒸気爆発が発生した場合を想定すると，水深が深い方が粗混合が促進され，発生する機械
エネルギーが大きくなることから，構造壁への衝撃荷重が大きくなると考えられる。
圧力スパイクは，初期水張りの水位が高い場合，水の顕熱による熱の吸収が増加することで圧力スパイクのピークが小さくなる効果と，溶融炉心の粗混合量が増加することで水への伝熱量が増加し，圧力スパイクのピークが高くなる効果が考えられる。
2. 格納容器下部ドライウェルへの水張りの MCCI に対する影響
格納容器下部ドライウェルへの初期水張りに失敗し，溶融炉心落下後に注水を開始した場合，
これまでの知見[7- 16]からは，溶融炉心上部にクラストが形成され，溶融炉心の冷却が阻害される可能性が考えられる。
一方，初期水張りを実施することで，溶融物落下時に溶融炉心が粒子化されるため，クラストの形成によるデブリ内部への熱の閉じ込めを抑制することができ，デブリ上面からの除熱と落下時の溶融炉心の急速な冷却（デブリクエンチ）に期待できる。[5, 6, 17]

添 3.3.3-1

3. 初期水張りの水位について（1） 水位の設定
1.及び 2.に示した通り，初期水張りの水位は，FCI の水蒸気爆発による格納容器への影響の観点では低い方が良く，FCI の圧力スパイク及び MCCI による格納容器への影響の観点では高い方が良い。ABWR においては，従来の炉型に比較して格納容器下部ドライウェルの床面積が広いため，溶融炉心が拡がった際に溶融炉心上面からの除熱に寄与する面積が大きく，また，溶融炉心が格納容器下部に落下した際の堆積高さが低いため，MCCI が緩和され易いという特徴がある。
以上を踏まえ，6 号及び 7 号炉においては，FCI の水蒸気爆発が発生した場合の影響を小さく抑えつつ，FCI の圧力スパイクを考慮しても原子炉格納容器バウンダリの機能が維持され，MCCI 緩
和のための溶融炉心の粒子化の効果に期待できる水位として，初期水張り水位を 2m に設定している。初期水張り水位 2m における FCI, MCCI の影響や，水張りの実施可能性ついては，FCI, MCCI
各事象の有効性評価で示したとおり，問題が無いものと考える。
（2） 水位の設定根拠
a. FCI の影響の観点
1. に示した通り，実機では水蒸気爆発が発生する可能性は小さい。しかしながら，仮に FCIの発生を前提とした場合，格納容器下部ドライウェルの水位について，水位が高い方が溶融炉
心の細粒化割合が大きくなる傾向がある。この場合，細粒化した粒子から水への伝熱量が多くなるので，水蒸気爆発に伴い格納容器下部ドライウェルに与えられる荷重は大きくなる。このことから，格納容器下部ドライウェルの水深が 2m より深い場合の影響を評価し，問題が無いことを確認している。この詳細は 4. に示す。
b. MCCI の影響の観点
初期水張りの水深に応じて溶融炉心の一部が水中で粒子化し，急速冷却されることを考慮した上で，粒子化しなかった溶融炉心によって形成される連続層の高さを評価し，この連続層の冷却性の観点から，初期水張りの水深の妥当性を確認した。評価条件を以下に示す。
・溶融炉心の水中での粒子化割合の評価には，MAAP コードにも用いられている RicouSpalding 相関式[18]を用いた。
・RPV の破損形態は制御棒駆動機構ハウジング 1 本の逸出を想定し，溶融物流出に伴う破損口の拡大を考慮した溶融炉心流出質量速度とした。
・粒子化した溶融炉心が連続層の上部に堆積した状態である，粒子状ベッドの冷却性については，Lipinski 0-D モデルを使用して評価している。粒子状ベッドのドライアウト熱流束と堆積したコリウムが床に均一に広がったと仮定した場合の崩壊熱除去に必要な熱流束（図 1 参照）を比較すると，粒子状ベッドのドライアウト熱流束（0.8MW/m2 以上）は崩壊
熱除去に必要な熱流束（全炉心落下で約 0.36MW/m2）よりも十分に大きく，粒子状ベッドの冷却可能性は極めて高いことから，連続層から水への崩壊熱除去を妨げないものとした。
・ 落下した溶融炉心は格納容器下部床上を広がると考えられるが，これまでの実験データを
添 3.3.3-2

元にした解析[19]によると，初期水張りがある場合，溶融炉心の広がり距離は落下量等にもよるが 5m 程度となるという結果が得られている。6 号及び 7 号炉の格納容器下部の半径は
約 5.3m であることから，水張りしている場合でもほぼ床全面に広がる可能性が高いと考え，
溶融炉心の広がり面積を格納容器下部床全面（約 88m2）とした。
また，初期水張りの水位を決定する上での設定目安は以下の通りとした。
・連続層が安定クラストとなり，水が連続層内に浸入せず，連続層の熱伝導が除熱の律速条
件になると仮定して評価したところ，連続層厚さ 15cm までは，連続層が安定クラスト化していても連続層上面からの除熱によってコンクリートを分解温度以下に維持できる（MCCIの進展を防止可能）という結果（図 2 参照）が得られたため，連続層厚さが 15cm となる水
深を初期水張りの設定目安とした。
上記の評価条件を元に，水張り水深と溶融炉心落下量をパラメータとして，連続層堆積高さを評価した。評価結果を図 3 に示す。
評価結果を上記の初期水張りの水位の設定目安に照らすと，初期水張りの水位が 2m 程度の場
合，溶融炉心落下量が全炉心の 70%であれば連続層の高さを 15cm 以下にすることができ，初期
水張りの水位が 3m 程度の場合，溶融炉心落下量が全炉心の 100%の場合でも連続層の高さが 15cm以下になることを確認した。
以上の結果を考慮し，初期水張りの水位は 2m としている。有効性評価では溶融炉心が全量落下するものとして評価しているものの，落下割合には不確かさがあることや溶融炉心落下後には崩壊熱相当の注水を実施する手順としていること及び実機スケールではクラストへの水の浸入に期待できるという知見を踏まえると，現状の初期水張りの水位の設定は妥当と考える。また，2m の初期水張りについては，事象発生から溶融炉心落下までの時間余裕の中で十分に対応可能な操作である。
また，柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉について，MCCI に対して保守的な評価条件を設定した上で，初期水張りの有効性を感度解析によって確認している。初期水張りの水位を 2m とした場合について，溶融炉心は全量落下するものとし，溶融炉心の崩壊熱を事象発生から 6 時
間後として，上面熱流束を格納容器圧力への依存性を考慮しない 800kW/m2 相当とした場合であっても，MCCI による浸食量は数 cm（床面 5cm，壁面 2cm）であり，初期水張りが遅れた場合を想定し，初期水張りの水位を 1m とした場合であっても MCCI による浸食量は数 cm（床面 7cm，
壁面 4cm）に留まることを確認していることから，現状の初期水張りの水位の設定に問題は無いものと考える。感度解析の結果を図 4 に示す。
c. まとめFCI については，これまでの試験結果から，実機において格納容器の破損に至るような大規模な RPV 外での水蒸気爆発の発生の可能性は小さいと考える。また，FCI の発生を前提とした評価においても，格納容器下部ドライウェルの構造損傷に伴う格納容器の破損には至らず，ま添 3.3.3-3

た，十分な余裕があることを確認しており，格納容器下部への初期水張りの有無及びその水位が，格納容器の健全性に影響を与えるものではないと判断している。
上記を踏まえ，格納容器下部ドライウェルに溶融炉心が落下する状況に対しては，格納容器
下部ドライウェルに 2m の初期水張りまで注水を実施する運用としている。
4. 格納容器下部の水位上昇の影響
事故対応の中で格納容器スプレイを実施すると，リターンラインを通じたサプレッション・チ
ェンバ・プールからの流入やベント管を通じた流入によって冷却材が格納容器下部ドライウェルに流れ込み，下部ドライウェル水位を上昇させる場合がある。ここでは，FCI の有効性評価で設定した RPV 破損に至るシナリオにおいて，格納容器下部ドライウェルへの初期水張りの水位が上昇していた場合を想定し，その際の FCI への影響を評価した。
a．溶融炉心落下前の下部ドライウェル水位上昇の可能性
溶融炉心落下前の格納容器下部ドライウェルへの初期水張りの他に格納容器下部ドライウェルの水位を増加させる要因としては，格納容器スプレイによる冷却材が格納容器下部ドライウェル
壁面の連通孔とベント管の間から流入する場合が考えられる。連通孔とベント管は，その間に隙間があるものの，上下に連続して設置されているため，格納容器スプレイによる冷却材は，基本的には連通孔からベント管に流れ落ちると考えられるが，仮に格納容器スプレイの水が全て格納
容器下部ドライウェルに流入したとしても，今回の申請において示した解析ケースにおいて，格納容器下部ドライウェルに形成される水位は 4m 以下である。ただし，初期水張り操作による注水と格納容器スプレイの水の流入を合わせて形成される格納容器下部水位が 2m に到達した時点で格納容器下部ドライウェルへの初期水張り操作を停止するものとした。
また，LOCA を伴う場合には，破断口から流出した冷却材が格納容器下部ドライウェルに流入する可能性，及び，格納容器スプレイによる冷却材の流入の可能性が考えられるが，LOCA によって
原子炉圧力容器から流出する冷却材は飽和蒸気であり，サブクールが小さい。このため，LOCA に
よって流出した冷却材によって水位が形成された格納容器下部ドライウェルでの水蒸気爆発の発生を仮定しても，発生する運動エネルギーは小さいものと考えられる。
b．評価条件
溶融炉心が格納容器下部ドライウェルに落下する前に，格納容器下部にリターンラインまでの高さ（7m）の水位が形成されているものとした。この水位は上記「a．溶融炉心落下前の下部ドラ
イウェル水位上昇の可能性」に照らして十分に高いと考える。
その他の解析条件は，添付資料 3.3.2
において設定した評価条件と同様とした。
c．評価結果水蒸気爆発による影響と，水蒸気発生に伴う急激な圧力上昇（圧力スパイク）による影響を評価した。以下にその結果を示す。

添 3.3.3-4

（1）水蒸気爆発
水蒸気爆発によって格納容器下部の水に伝達される運動エネルギーの評価結果を図 5 に示す。最大値は約 16MJ であり，水位 2m の場合（約 7MJ）と比べて約 2 倍に増加している。
このエネルギーを入力とした応力の解析結果を図 6 及び図 7 に示す。格納容器下部ドライ
ウェルの内側鋼板の最大応力は約 278MPa であり，水位 2m の場合の約 32MPa と比べて約 9 倍に増加している。また，格納容器下部ドライウェルの外側鋼板の最大応力は約 168MPa であり，水位 2m の場合の約 25MPa と比べて約 7 倍に増加している。格納容器下部ドライウェルの内側鋼板の降伏応力（490MPa）を十分に下回っており，格納容器破損に至るおそれはないと考える。
また，初期水張りの水位が上昇すると，水面と RPV 底部の距離が短くなる。このことにより，水蒸気爆発に伴う瞬間的な水面の上昇が生じた際に，水面が RPV 底部に到達することによって，RPV 底部に圧力波が伝搬し，RPV の支持構造に影響を及ぼすことが懸念される。しかしながら，溶融炉心の落下による水位上昇分は約 0.5m であること，及び，JASMINE 解析によると水蒸気爆発による発生運動エネルギーがピークになる 0.1 秒以内での平均ボイド率は20%程度（初期水張り水位 2m の条件での評価結果より）であることを考慮すると，初期水張り水位 2m の場合，水位は約 3m（溶融炉心の堆積による水位上昇分の 0.5m と初期水張り水位
2m の 20%分である 0.4m の水位上昇を想定）までの上昇と想定される。溶融炉心の落下による水位上昇分及び平均ボイド率について同様と考えると，初期水張り水位 7m の場合，水位は約9m（溶融炉心の堆積による水位上昇分の 0.5m と初期水張り水位 7m の 20%分である 1.4m の水
位上昇を想定）までの上昇と想定される。水位の上昇が 9m 程度であれば，格納容器下部ドラ
イウェル床面から RPV 底部までの高さ約 10.6m に対して余裕があることから，RPV 底部に直接的に液相中の圧力波が伝播することは無いと考える。
水蒸気爆発が発生した際の気相部の挙動については，JASMINE コードを用い，添付資料
3.3.2 の評価条件（初期水張り水位 2m）における，原子炉格納容器下部の空間部での格納容器圧力及びボイド率変化を評価した。評価結果を図 8 に示す。水蒸気爆発時の粗混合粒子の細粒化と伝熱により，爆発源の膨張に伴う圧力波が伝播する。圧力波は減衰するため，原子炉圧力容器底部に到達する時点では 0.30MPa[abs]以下となる。0.30MPa 程度の圧力波によって原子炉圧力容器が損傷に至ることは想定し難いことから，圧力波による原子炉圧力容器への影響は無視できる程度と考える。原子炉格納容器への影響については，原子炉格納容器の構造上，原子炉格納容器下部において発生した圧力波が減衰されないまま原子炉格納容器上部に到達することは考えにくいが，仮に 0.30MPa 程度の圧力波が原子炉圧力容器上部の壁面に到達しても，原子炉格納容器の限界圧力（0.62MPa[gage]）未満であることから，原子炉格
納容器が破損に至ることは無い。また，ボイド率からは水蒸気爆発に伴う水位の変化は 1m 未満であることが確認できることから，水面の上昇による原子炉圧力容器への影響は無いものと考えられる。
（2）圧力スパイク
格納容器圧力の評価結果を図 9 に示す。RPV が破損して，溶融炉心が格納容器下部ドライ
添 3.3.3-5

ウェルの水中に落下する際に圧力スパイクが生じているが，圧力スパイクのピーク圧力は約0.30MPa であり，水位 2m の場合の約 0.47MPa よりも低くなっている。
この理由としては，初期水張り水位の上昇によって格納容器下部ドライウェルの水量が多くなり，溶融炉心の粗混合量が増加し，水への伝熱量が増加したものの，落下した溶融炉心の周囲のサブクール状態の水量が増加したことによる効果が，溶融炉心落下時の水温上昇とそれに伴う蒸気発生を緩和する側に作用し，ピーク圧力が抑制された可能性が考えられる。
以上の結果から，格納容器下部ドライウェルの水位を現状の初期水張りの水位である 2m 以上に上昇させた場合であっても，FCI によって格納容器が破損に至る恐れは無いと考える。このこと
から事故対応におけるドライウェルスプレイ等の運転操作に対して，FCI の観点からの制約は生
じない。
5. 結論
柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉においては，FCI が発生した場合の影響を低減しつつ，溶融炉心の粒子化の効果等による MCCI の影響緩和を期待できる水位として，初期水張り水位を2m に設定している。また，事故対応におけるドライウェルスプレイ等の運転操作により，格納容器下部ドライウェルの水位が上昇した場合であっても格納容器が破損に至る恐れはない。
以 上

添 3.3.3-6

参考文献[1] V. Tyrpekl, Material effect in the fuel - coolant interaction : structural characterizationand solidification mechanism, 2012[2] J.H.Kim, et al, The Influence of Variations in the Water Depth and Melt Composition on a
Spontaneous Steam Explosion in the TROI Experiments, Proceedings of ICAPP’04[3] J.H. Song, Fuel Coolant Interaction Experiments in TROI using a UO2/ZrO2 mixture, Nucl.
Eng. Des. 222, 1-15, 2003
[4] J.H. Kim, Results of the Triggered Steam Explosions from the TROI Experiment, Nucl. Tech.,
Vol.158 378-395, 2007
[5] D.Magallon, “Characteristics of corium debris bed generated in large-scale fuel-coolant
interaction experiments,”Nucl. Eng.Design, 236 1998-2009, 2006
[6] M. Kato, H. Nagasaka, “COTELS Fuel Coolant Interaction Tests under Ex-Vessel Conditions,”
JAERI-Conf 2000-015, 2000
[7] （財）原子力発電技術機構（NUPEC）,「重要構造物安全評価（原子炉格納容器信頼性実証事業）
に関する総括報告書」2003[8] B.R.Sehgal, et al., “ACE Project Phase C&D : ACE/MCCI and MACE Tests”, NUREG/CR-0119,
Vol.2, 1991
[9] R.E.Blose, et al., “SWISS: Sustained Heated Metallic Melt/Concrete Interactions With
Overlying Water Pools,”NUREG/CR-4727, 1987
[10] R.E.Blose, et al., “Core-Concrete Interactions with Overlying Water Pools - The WETCOR-1
Test,”NUREG/CR-5907, 1993[11] M.T.Farmer, et al., "Status of Large Scale MACE Core Coolability Experiments", Proc. OECD
Workshop on Ex-Vessel Debris Coolability, Karlsruhe, Germany, 1999[12] M.T.Farmer, et al., “Corium Coolability under Ex-Vessel Accident Conditions for LWRs,”
Nuc. Eng. and Technol., 41, 5, 2009[13] M.T.Farmer, et al., “OECD MCCI Project 2-D Core Concrete Interaction (CCI) Tests : Final
Report,”OECD/MCCI-2005-TR05, 2006[14] M.T.Farmer, et al., “OECD MCCI Project Final Report,”OECD/MCCI-2005-TR06, 2006[15] M.T.Farmer, et al., “OECD MCCI-2 Project Final Report,”OECD/MCCI-2010-TR07, 2010[16] H.Nagasaka, et al., “COTELS Project (3): Ex-vessel Debris Cooling Tests,”OECD Workshop
on Ex-Vessel Debris Coolability, Karlsruhe, Germany, 1999[17] A. Karbojian, et al.,” A scoping study of debris bed formation in the DEFOR test facility,”
Nucl. Eng. Design 239 1653- 1659, 2009[18] F.B.Ricou, D.B.Spalding, “Measurements of Entrainment by Axisymmetrical Turbulent
Jets,”Journal of Fluid Mechanics, Vol.11, pp.21-32, 1961
[19] 中島 他，SAMPSON コードによる ABWR 格納容器ペデスタル上の炉心デブリの 3 次元拡がり評価，
日本原子力学会「2013 年秋の大会」H12, 2013 年 9 月

添 3.3.3-7発熱量(MW/m2)

連続層堆積高さ(m)

溶融炉心落下量(全炉心に対する割合%)

コンクリート侵食距離(m)

図 1 格納容器下部ドライウェルへの溶融炉心落下割合に対する連続層堆積高さと単位面積当たりの発熱量※1 溶融炉心の堆積により生じた連続層厚さ。図中の他の評価結果に付記されている値についても同じ。
※2 クラスト表面は沸騰曲線による熱伝達を仮定，クラスト内は熱伝導による温度勾配を考慮

※1時間(s)

図 2 ハードクラスト形成時のコンクリート侵食評価例※2

連続層堆積高さ(m)※ 本評価では，RPV 下部の貫通口で最大の径である CRD ハウジング 1
本をデブリジェット径として想定しているが，実際には溶融炉心落下量が少ない場合は破断口径が小さ
く，デブリジェット径が小さくなる傾向を示すと考えられる。また，
Ricou-Spalding の式ではデブリジ
ェット径が小さいほど粒子化割合が大きくなる。溶融炉心落下量と，破断口径のとの相関を現実的に考えると，本評価では保守的に CRD
ハウジング 1 本としているが，溶融
炉心落下量が少ない場合には破断
口径が小さくなり，より多くの割合が粒子化し，連続層堆積厚さが低下する傾向となるものと考えられる。

水張り水深(m)

図 3 水張り水深と連続層堆積高さの関係※
添 3.3.3-8

溶融炉心による浸食量(m)

0.5

0.4

0.3

溶融炉心がコンクリートを取り込み，溶融炉心とコンクリートの混合物の温度がコンクリートの融点を下回り，コア・コンクリート反応が停止する。
0.2

0.1

格納容器下部ドライウェル
壁面の浸食量：2 cm(内側鋼板の厚さ(3 cm)以下)

格納容器下部ドライウェル
床面の浸食量：5 cm

0

原子炉圧力容器破損後からの時間(h)(a) 初期水張り水位 2 m の場合（溶融炉心の崩壊熱：事象発生から6 時間後，上面熱流束：800kW/m2 相当（圧力依存無し））

溶融炉心による浸食量(m)

0.5

0.4

0.3

溶融炉心がコンクリートを取り込み，溶融炉心とコンクリートの混合物の温度がコンクリートの融点を下回り，コア・コンクリート反応が停止する。
0.2

格納容器下部ドライウェル
壁面の浸食量：4 cm

0.1

格納容器下部ドライウェル
床面の浸食量：7 cm

0

原子炉圧力容器破損後からの時間(h)(b) 初期水張り水位 1 m の場合（溶融炉心の崩壊熱：事象発生から6 時間後，上面熱流束：800kW/m2 相当（圧力依存無し））
図 4 格納容器下部壁面及び床面の浸食量の推移
添 3.3.3-9

運動エネルギー(MJ)

最大値(約 16MJ)

時間(ms)

応力(MPa)

図 5 水蒸気爆発によるエネルギーの変化（初期水張り水位 7m）※1

時間(ms)

応力(MPa)

図 6 水蒸気爆発による格納容器下部内側鋼板の応力の変化（初期水張り水位 7m）※1

時間(ms)

図 7 水蒸気爆発による格納容器下部外側鋼板の応力の変化（初期水張り水位 7m）※1※1 JASMINE によって評価した水蒸気爆発による運動エネルギー(図 5)の最大値を
AUTODYN への時刻 0 での入力とし，格納容器下部鋼板の応力の推移(図 6, 7)を評価している。このため，図 5 と図 6, 7 の時刻歴は一致しない。

添 3.3.3-10

t = 0.004 (sec)t = 0.008 (sec)t = 0.012

t = 0.016 (sec)t = 0.018 (sec)

圧力[MPa(abs)]

下部ドライウェル床からの高さ (m)

0.60

0.24

下部ドライウェル中心からの距離 (m)添 3.3.3-11

t = 0.004 (sec)t = 0.008 (sec)t = 0.012 (sec)t = 0.016 (sec)t = 0.018 (sec)

下部ドライウェル床からの高さ (m)下部ドライウェル中心からの距離 (m)図 8 原子炉格納容器下部の空間部の格納容器圧力及びボイド率の変化（初期水張り水位 2m）

ボイド率
[－]

0.5
(格納容器限界圧力：0.62MPa[gage])

格納容器圧力(MPa[gage])

ドライウェル0.4

サプレッション・チェンバ

原子炉圧力容器破損及び下部 D/W へのデブリ落下による圧力上昇(ピーク圧力：約 0.30MPa[gage])

0.3

0.2

SRV2 弁開による格納容器圧力上昇

溶融炉心の下部プレナムへの落下(リロケーション)

0.1

0

時間(h)

図 9 格納容器圧力の推移（初期水張り水位 7m）

添 3.3.3-12

添付資料 3.3.4

解析コード及び解析条件の不確かさの影響について（原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用）
表１

解析コードにおける重要現象の不確かさが運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータ（格納容器圧力）に与える影響（原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用）【MAAP】
分類

重要現象
崩壊熱

解析モデル

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（格納容器圧力）に与える影響

入力値に含まれる。

「解析条件を最確条件とした場合の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」にて確認。

「解析条件を最確条件とした場合の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」にて確認。

炉心モデル（炉心熱水力モデル）
溶融炉心の挙動モデル（炉心ヒートアップ）

TMI 事故解析における炉心ヒートアップ時の水素発生，炉心領域での溶融進展状態について，TMI 事故分析結果と良く一致することを確認した。
CORA 実験解析における，燃料被覆管，制御棒及びチャンネルボックスの温度変化について，測定データと良く一致することを確認した。
炉心ヒートアップ速度の増加（被覆管酸化の促進）を想定し，仮想的な厳しい振り幅ではあるが，ジルコニウム-水反応速度の係数を 2 倍とした
感度解析により影響を確認した。
・ TQUV，大破断 LOCA シーケンスともに，炉心溶融の開始時刻への影響は
小さい・ 下部プレナムへのリロケーション開始時刻は，ほぼ変化しない

炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現性及び CORA 実
験についての再現性が確認されている。炉心ヒートアップの感度解析（ヒートアップ時の燃料被覆管表面積感度解析）では，炉心溶融時間に対する感度
及び下部プレナムへのリロケーション開始時間に対する感度は小さいことが確認されている。本評価事故シーケンスにおいては，重大事故等対処設備を含む全ての原子炉への注水機能が喪失することを想定しており，最初に実施すべき操作は原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%高い
位置に到達した時点の減圧操作となり，燃料被覆管温度等によるパラメータを操作開始の起点としている操作ではないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現性及び CORA 実験についての再現性が確認されている。炉心ヒートアップの感度解析（ヒートアップ
時の燃料被覆管表面積感度解析）では，炉心溶融時間に対する感度及び下部プレ
ナムへのリロケーション開始時間に対する感度は小さいことが確認されている。
本評価事故シーケンスでは，運転員等操作による原子炉急速減圧により原子炉圧
力容器破損時の原子炉圧力を 2.0MPa[gage]以下に低減しており，上記の不確かさ
が運転員等操作時間に与える影響はないこと及び原子炉急速減圧操作後に原子炉圧力は速やかに低下することから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

炉心モデル（炉心水位計算モデル）TQUX シーケンス及び中小破断 LOCA シーケンスに対して，MAAP コードと
SAFER コードの比較を行い，以下の傾向を確認した。
・ MAAP コードでは SAFER コードで考慮している CCFL を取り扱っていな
いこと等から水位変化に差異が生じたものの水位低下幅は MAAP コードの方が保守的であり，その後の注水操作による有効燃料棒頂部までの水位回復時刻は両コードで同等である

炉心モデル（炉心水位計算モデル）は原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である SAFER コードとの比較により，急速減圧後の水位上昇及び蒸気流出の継続による水位低下について，一時的に低いより水位に到達することが確認されており，原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%高い位置に到達する時間が早まる可能性があるが，数分程度の差違であることから運転員等操作時間に与える影響は小さい。

炉心モデル（炉心水位計算モデル）では，原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である SAFER コードとの比較により，短期的な挙動は緩慢な挙動となるものの模擬できており，また，長期的な挙動は崩壊熱の影響が支配的となる。このため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）

HDR 実験解析では，格納容器圧力及び温度について，温度成層化含めて傾向を良く再現できることを確認した。格納容器雰囲気温度を十数℃程度
高めに，格納容器圧力を 1 割程度高めに評価する傾向が確認されたが，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの種の不確
かさは小さくなるものと考えられる。また，非凝縮性ガス濃度の挙動について，解析結果が測定データと良く一致することを確認した。
CSTF 実験解析では，格納容器温度及び非凝縮性ガス濃度の挙動について，解析結果が測定データと良く一致することを確認した。

HDR 実験解析では区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃程度，格納容器
圧力を 1 割程度高めに評価する傾向が確認されているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認された不確かさは小さくなるものと推定される。しかし，全体としては格納容器圧力及び温度の傾向を適切に再現できているが，格納容器圧力及び温度を操作開始の起点としている運転員等操作はないため，運転員等操作時間に与える影響はない。

HDR 実験解析では区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃程度，格納容器圧力を 1 割程度高めに評価する傾向が確認されているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認された不確かさは小さくなるものと推定される。しかし，全体としては格
納容器圧力及び温度の傾向を適切に再現できているため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

溶融炉心の挙動モデル（リロケーション）

・ TMI 事故解析における炉心領域での溶融進展状態について，TMI 事故分
析結果と一致することを確認した
・ リロケーションの進展が早まることを想定し，炉心ノード崩壊のパラメータを低下させた感度解析により影響を確認した
・ TQUV，大破断 LOCA シーケンスともに，炉心溶融時刻，原子炉圧力容器の破損時刻への影響が小さいことを確認した

溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性が確認されている。また，
炉心崩壊に至る温度の感度解析より原子炉圧力容器破損時間に対する感度は小さいことが確認されている。リロケーション開始時間の不確かさは小さく，溶融炉心が炉心下部プレナムへリロケーションした際の原子炉圧力容器下鏡部温度の上昇は急峻であることから，原子炉圧力容器下鏡部温度を操作開始の起点としている原子炉格納容器下部への初期水張り操作の開始に与える影
響は小さく，運転員等操作時間に与える影響はない。

溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性が確認されており，炉心崩壊に至る温度の感度解析より原子炉圧力容器破損時間に対する感度は小さいことを確認しており，また，原子炉圧力容器破損時点で原子炉格納容器下部に初期水張りが実施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。

溶融炉心の挙動モデル（原子炉圧力容器破損
モデル）

原子炉圧力容器破損に影響する項目として，制御棒駆動機構ハウジング
溶接部の破損判定に用いる最大ひずみ（しきい値）をパラメータとした
感度解析を行い，原子炉圧力容器破損時刻が約 13 分早まることを確認した。ただし，仮想的な厳しい条件に基づく解析結果であり，実機における影響は十分小さいと判断される。

制御棒駆動機構ハウジング溶接部の破損判定に用いる最大ひずみ（しきい値）に対する感度解析により，最大ひずみを低下させた場合に原子炉圧力容器破損時間が早まることを確認している。本評価事故シーケンスへの対応では下部ヘッドの温度上昇を起点とする復水補給水ポンプによる格納容器下部注水操作の開始（約 3.7 時間後）から，原子炉圧力容器破損（約 7.0 時間後）までに下部ペデスタル注水を完了する必要があるが，注水必要時間 2 時間に対して下部ヘッド温度 300℃到達から原子炉圧力容器破損までは約 3 時間ある
ことから多少の挙動の差異が生じた場合においても十分な時間余裕があり，運転員等操作時間に与える影響はない。

制御棒駆動機構ハウジング溶接部の破損判定に用いる最大ひずみ（しきい値）に対する感度解析により，最大ひずみを低下させた場合に原子炉圧力容器破損が早まることを確認しているが，溶融炉心の落下時間への影響は小さく，解析コード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。

溶融炉心の挙動モデル（格納容器下部での溶融炉心挙動）

原子炉圧力容器外 FCI 現象に関する項目としてエントレインメント係数
及びデブリ粒子径をパラメータとして感度解析を行い，原子炉圧力容器
外 FCI によって生じる圧力スパイクへの感度が小さいことを確認した。

下部ペデスタルへの水張り以降において，原子炉圧力容器外 FCI によって生じる圧力スパイクに対する運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

原子炉圧力容器外 FCI 現象に関する項目として細粒化モデルにおけるエントレイ
ンメント係数，冷却水とデブリ粒子の伝熱に関して感度解析を行い，原子炉圧力容器外 FCI により生じる圧力スパイクへの感度が小さいことを確認しており，解析コード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。
（添付資料 3.3.5）

炉心モデル（原子炉出力及び崩壊熱）

燃料棒内温度変化

燃料棒表面熱伝達

炉心

燃料被覆管酸化燃料被覆管変形

沸騰・ボイド率変化

気液分離（水位変化）・対向流

原子炉格納容器

格納容器各領域間の流動

リロケーション

原子炉圧力容器（炉心損傷後）構造材との熱伝達

原子炉圧力容器破損

原子炉格納容器（炉心損傷後）原子炉圧力容器外 FCI（溶融炉心細粒化）

原子炉圧力容器外 FCI（デブリ粒子熱伝達）不確かさ

添 3.3.4-1

表２
項目

原子炉熱出力原子炉圧力

解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータ（格納容器圧力）に与える影響（原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用）（1/3）

解析条件（初期条件，事故条件）の不確かさ
解析条件
3,926MWt

7.07MPa[gage]

条件設定の考え方

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（格納容器圧力）に与える影響

原子炉熱出力のゆらぎを考慮した運転管最確条件とした場合には原子炉停止後の崩壊熱が緩和される。最確条件

最確条件とした場合には原子炉停止後の崩壊熱が緩和される。最確条件とした場

理目標値を参考に最確条件を包絡できるとした場合の運転員等操作時間への影響は，原子炉停止後の崩壊熱にて合の評価項目となるパラメータに与える影響は，原子炉停止後の崩壊熱にて説明

条件を設定。

説明する。

する。

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えう

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，原るが，原子炉圧力は逃がし安全弁により制御されるため事象進展に与え子炉圧力は逃がし安全弁により制御されるため事象進展に与える影響はなく，評る影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。

価項目となるパラメータに与える影響はない。

最確条件
3,924MWt 以下（実績値）
約 7.05MPa[gage]～約 7.12MPa[gage]

定格原子炉圧力として設定。

（実測値）

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えう
通常運転水位
原子炉水位

ート下端から

通常運転水位（セパレータスカート下端から約+118cm～約+120cm）+119cm）（実測値）（セパレータスカ

るが，ゆらぎの幅は事象発生後の水位低下量に対して非常に小さい。例
通常運転時の原子炉水位として設定。

えば，スクラム 10 分後の原子炉水位の低下量は通常運転水位約－4m であるのに対してゆらぎによる水位低下量は約－10mm であり非常に小さい。したがって，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。

炉心流量52,200t/h（100%）定格流量の約 91%～約 110%（実測値）

定格流量として設定。
9×9 燃料（A 型）と 9×9 燃料（B 型）は，
熱水的な特性はほぼ同等であり，その他の燃料

9×9 燃料（A 型）

装荷炉心ごと核的特性等の違いは燃料棒最大線出力密度の保守性に包含されることから，代表的に 9×9 燃料（A 型）を設定。

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，ゆらぎの幅は事象発生後の水位低下量に対して非常に小さい。例えば，スクラム
10 分後の原子炉水位の低下量は通常運転水位約－4m であるのに対してゆらぎによる水位低下量は約－10mm であり非常に小さい。したがって，事象進展に影響は小さく，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

事象発生後早期に原子炉はスクラムするため，初期炉心流量が事象進展

事象発生後早期に原子炉はスクラムするため，初期炉心流量が事象進展与える影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。

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。

最確条件とした場合には，9×9 燃料の A 型または B 型の炉心となるか，それらの混在炉心となるが，両型式の燃料の熱水力特性はほぼ同等であり，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。

最確条件とした場合には，9×9 燃料の A 型または B 型の炉心となるか，それらの混在炉心となるが，両型式の燃料の熱水力特性はほぼ同等であり，炉心冷却性に大きな差は無いことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

最確条件は解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなることから，原子炉水位の低下が緩やかになり，
初期条件

原子炉停止後の崩壊熱

燃焼度 33GWd/t

平均的燃焼度約 30GWd/t（実績値）

サイクル末期の燃焼度のばらつきを考慮
し，10%の保守性を確保することで，最確条件を包絡できる条件を設定。

有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%高い位置到達を操作開始の起点としている原子炉急速減圧操作の開始が遅くなる。また，原子炉圧
力容器破損に至るまでの事象進展が緩やかになり，原子炉圧力容器下鏡部温度 300℃到達を操作開始の起点としている原子炉格納容器下部への最確条件は解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，溶融炉心の持
つエネルギーが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。

初期水張り操作及び原子炉圧力容器破損を操作開始の起点としている
原子炉格納容器下部への注水操作の開始が遅くなる。
格納容器容積（ドライウェ

7,350m3

ル）

7,350m3（設計値）

ドライウェル内体積の設計値（全体積から内部機器及び構造物の体積を除いた値）を設定。

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響はな

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響はなく，評価

く，運転員等操作時間に与える影響はない。

項目となるパラメータに与える影響はない。

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えう
格納容器容積（ウェットウェル）

空間部：5,960m3
液相部：3,580m3

空間部：
約 5,980m3～約 5,945m3
液相部：
約 3,560m3～約 3,595m3

るが，ゆらぎによる格納容器容積（ウェットウェル）の液相部（空間部）
ウェットウェル内体積の設計値（内部機器及び構造物の体積を除いた値）を設定。

（実測値）の変化分は通常時に対して非常に小さい。例えば，通常時の液相部の熱容量は約 3,600m3 相当分であるのに対して，ゆらぎによる容積減少分の熱容量は約 20m3 相当分であり，その減少割合は通常時の約 0.6%程度と非常に小さい。したがって，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。

サプレッショ
ン・チェンバ・ 7.05m（NWL）
プール水位

サプレッショ
ン・チェンバ・ 35℃
プール水温

約 7.01m～約 7.08m

通常運転時のサプレッション・チェンバ・（実測値）

プール水位として設定。

約 30℃～約 35℃（実測値）

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，ゆらぎによる格納容器容積（ウェットウェル）の液相部（空間部）の変化分は通常時に対して非常に小さい。例えば，通常時の液相部の熱容量は約 3,600m3 相当分
であるのに対して，ゆらぎによる容積減少分の熱容量は約 20m3 相当分であり，その減少割合は通常時の約 0.6%程度と非常に小さい。したがって，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。

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えう

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，ゆるが，ゆらぎによるサプレッション・チェンバ・プール水位低下分の熱らぎによるサプレッション・チェンバ・プール水位低下分の熱容量は通常水位時

容量は通常水位時に対して非常に小さい。例えば，通常水位時（7.05m） に対して非常に小さい。例えば，通常水位時（7.05m）の熱容量は約 3600m3 相当の熱容量は約 3600m3 相当分であるのに対して，ゆらぎによる水位低下分分であるのに対して，ゆらぎによる水位低下分（通常水位-0.04m 分）の熱容量（通常水位-0.04m 分）の熱容量は約 20m3 相当分であり，その低下割合

は約 20m3 相当分であり，その低下割合は通常水位時の約 0.6%程度と非常に小さ

は通常水位時の約 0.6%程度と非常に小さい。したがって，事象進展に与い。したがって，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。

与える影響は小さい。

通常運転時のサプレッション・チェンバ・ 運転員等操作としては下部ヘッドの温度上昇を起点とする補給水ポン

最確条件は解析条件で設定している水温よりも低くなるため，圧力スパイクへの

プール水温の上限値を，最確条件を包絡でプによる格納容器下部注水操作の開始となるが，本パラメータによる影影響としては，発生する蒸気量の低下が考えられるが，評価項目となるパラメー

きる条件として設定。

響を受けることはなく，運転員等操作時間に与える影響はない。

タに対する影響は小さい。

添 3.3.4-2

表２ 解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータ（格納容器圧力）に与える影響（原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用）
（2/3）
項目

解析条件（初期条件，事故条件）の不確かさ
解析条件

最確条件

条件設定の考え方

運転員等操作時間に与える影響
最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与格納容器圧力5.2kPa[gage]

約 3kPa[gage]～約 7kPa[gage]（実測値）

えうるが，ゆらぎによる格納容器圧力の上昇に与える影響は小さい。
通常運転時の格納容器圧力

例えば，事象発生から圧力容器破損までの圧力上昇率（平均）は約として設定。

7 時間で約 0.47MPa であるのに対して，ゆらぎによる圧力上昇量は
約 2kPa であり非常に小さい。したがって，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。
運転員等操作としては下部ヘッドの温度上昇を起点とする補給水ポ

格納容器温度57℃

約 30℃～約 60℃

通常運転時の格納容器温度

ンプによる格納容器下部注水操作の開始となることから本パラメー（実測値）として設定。

タによる影響を受けることはなく，運転員等操作時間に与える影響はない。

3.43kPa（ドライウェ
初期条件

真空破壊装置ル－サプレッショ
ン・チェンバ間差圧）

間以降は 45℃，事象開始 24 時 間 以 降 はル－サプレッショ
ン・チェンバ間差圧）

約 30℃～約 50℃（実測値）

21,400m3 以上
約 21,400m3（ 淡 水 貯 水 池水 量 ＋
復水貯蔵槽水量）

燃料の容量

約 2,040kL

ぎによる格納容器圧力の上昇に与える影響は小さい。例えば，事象発生から圧力容器破損までの圧力上昇率（平均）は約 7 時間で約 0.47MPa であるのに対して，ゆらぎによる圧力上昇量は約 2kPa であり非常に小さい。したがって，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。
最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，ゆらぎによる格納容器温度の上昇に与える影響は小さい。例えば，事象発生から圧力容器破損までの温度上昇率は約 7 時間で約 50℃であるのに対して，ゆらぎによる温度上昇量は約 3℃であり非常に小さい。したがって，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。

真空破壊装置の設定値。

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に影響はなく， 解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に影響はなく，評価項目とな
運転員等操作時間に与える影響はない。

るパラメータに与える影響はない。

（設計値）

40℃）

外部水源の容量最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，ゆら

3.43kPa（ドライウェ

50℃（事象開始 12 時
外部水源の温度

評価項目となるパラメータ（格納容器圧力）に与える影響

2,040kL 以上（軽油タンク容量）

復水移送ポンプ吐出温度を参考に最確条件を包絡できる条件を設定。

淡水貯水池及び通常運転中の復水貯蔵槽の水量を参考に，最確条件を包絡できる
条件を設定。

運転員等操作としては下部ヘッドの温度上昇を起点とする補給水ポンプによる格納容器下部注水操作の開始となることから本パラメー
タによる影響を受けることはなく，運転員等操作時間に与える影響はない。

下部ペデスタルへの注水温度が低い場合，圧力スパイクへの影響としては，発生する蒸気量の低下が考えられるが，評価項目となるパラメータに対する影響は小さい。
一方，トリガリングの発生を前提とした水蒸気爆発という点では，低い水温は厳しめの評価を与えるが，水蒸気爆発解析コードを用いた評価は 32℃を前提としており，その場合でも問題ないことを確認している。

最確条件とした場合には，解析条件よりも水源容量の余裕が大きくなる。また，事象発生 12 時間後からの消防車による補給により復水－貯蔵槽は枯渇しないことから，運転員操作に対する影響はない。

通常時の軽油タンクの運用最確条件とした場合には，解析条件よりも燃料容量の余裕が大きく値を参考に，最確条件を包なる。また，事象発生直後から最大負荷運転を想定しても燃料は枯絡できる条件を設定。

渇しないことから，運転員操作に対する影響はない。

添 3.3.4-3

－

表２
項目

起因事象

解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータ（格納容器圧力）に与える影響（原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用）（3/3）

解析条件（初期条件，事故条件）の不確かさ
解析条件

全給水喪失

条件設定の考え方

最確条件－

原子炉水位の低下の観点で厳しい事象を設定。

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（格納容器圧力）に与える影響

起因事象として，原子炉水位の低下の観点でより厳起因事象として，原子炉水位の低下の観点でより厳しい事象である大破断 LOCA

しい事象である LOCA 等の原子炉冷却材圧力バウンを仮定した場合，原子炉冷却材圧力バウンダリからの原子炉冷却材の放出によっダリ喪失を仮定した場合，原子炉圧力容器破損のタて格納容器圧力が上昇することに加え，原子炉圧力容器破損のタイミングが早く

イミングは早くなるが，代表プラントに対する解析

なり，圧力スパイクの最大値が高い値となる可能性が考えられることから，起因

では大破断 LOCA と TQUV の破損時間は 30 分程度の差事象を大破断 LOCA とした場合の感度解析を実施し，圧力スパイクの最大値が評であり，この程度の挙動の差が運転員等操作に対し価項目を満足することを確認している。

て影響を与えることはない。
事故条件

安全機能の喪失に対する仮定

高圧注水機能，低圧注
水機能
低 圧 代 替 注水 系 （ 常（添付資料 3.3.6）

高圧注水機能として原子炉隔離時冷却系及び高圧炉－

心注水系の機能喪失を，低圧注水機能として低圧注水
系及び低圧代替注水系（常設）の機能喪失を設定。

設）機能喪失－本評価事故シーケンスへの事故対応に用いる設備は－非常用高圧母線に接続されており，非常用ディーゼル
外部電源

外部電源なし－発電機からの電源供給が可能であるため，外部電源の有無は事象進展に影響を与えないが，非常用ディーゼ
ル発電機に期待する場合の方が資源の観点で厳しいことを踏まえ，外部電源なしとして設定。

事 象 発 生 と同 時 に 原

事象発生と同時に原事象発生と同時に原子炉スクラムするものとして設

ム信号

子炉スクラム子炉スクラム定。

逃がし弁機能7.51～7.86MPa[gage]

逃がし弁機能7.51～7.86MPa[gage]363～380t/h/個

363～380t/h/個

自 動 減 圧 機能 付 き 逃

自動減圧機能付き逃がし安全弁の 2 個開にがし安全弁の 2 個開による原子炉急速減圧

よる原子炉急速減圧

機器条件

原子炉スクラ解析条件と最確条件は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。

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進
逃がし安全弁の逃がし弁機能の設計値を設定。

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。

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

解析条件と最確条件は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。

逃がし安全弁
逃がし安全弁の設計値に基づく蒸気流量及び原子炉
圧力の関係から設定。

解析条件と最確条件は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。

添 3.3.4-4

解析条件と最確条件は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。

表３
項目

操作条件

溶融炉心
落下前の
格納容器
下部注水
系（常設）
による水
張り操作

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（格納容器圧力）に与える影響及び操作時間余裕（原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用）

解析条件（操作条件）の不確かさ
解析上の操作開始時間
解析上の操作
条件設定の考え方
開始時間

原子炉圧力容器
下鏡部温度が300℃ に 到 達 した時点で開始。
90m3/h で 2 時間
注水し，格納容
器下部に水位 2mの水張りを行う（事象発生から
約 3.7 時間後）

炉心損傷後の原子
炉圧力容器破損による溶融炉心・コ
ンクリート相互作
用の影響緩和を考慮し設定操作の不確かさ要因

運転員等操作時間に与える影響【認知】
格納容器下部への注水操作は，原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達したことを確認して開始するが，損傷炉心への注水による冷却性を確認するため，原子炉圧力容器下鏡部
温度は継続監視しており，認知に大幅な遅れが生じることは考えにくい。よって，認知遅れにより操作開始時間に与える影響はなし。
原子炉圧力容器下鏡部温度が【要員配置】
300℃に到達するまでに事象発生
格納容器下部への注水操作は，中央制御室にて操作を行う運転員と現場にて操作を行う運 から約 3.7 時間の時間余裕があ
転員（現場）を各々配置しており，操作開始時間に与える影響はなし。
り，また，格納容器下部注水操作【移動】は原子炉圧力容器下鏡部温度を
中央制御室から操作現場である廃棄物処理建屋地下 3 階までのアクセスルートは，コント 監視しながら溶融炉心の下部プ
ロール建屋のみであり，通常 5 分間程度で移動可能であるが，余裕を含めて 10 分間の移 レナムへの移行を判断し，水張り
動時間を想定している。また，アクセスルート上にアクセスを阻害する設備はなく，よっ 操作を実施することとしており，て，操作開始時間に与える影響はなし。
実態の操作開始時間は解析上の【操作所要時間】設定とほぼ同等であり，操作開始
中央制御室内における格納容器下部への注水操作は，復水補給水系の 2 弁の開操作による 時間に与える影響は小さい。
注水であり，制御盤のスイッチによる操作のため 1 操作に 1 分間を想定し，合計 2 分間で 当該操作は，解析コード及び解析あり，それに余裕時間を含めて操作時間 5 分間を想定している。格納容器下部への注水量 条件（操作条件を除く）の不確か
調整は，制御盤の操作スイッチにて弁の開度調整を行い，約 2 時間の注水で格納容器下部 さにより操作開始時間は遅れるに水位 2m の水張りを行うが，水張り中の操作は適宜流量及び格納容器下部水位を監視し， 可能性があるが，中央制御室の運流量調整をするのみであるため，操作開始時間に与える影響はなし。
転員とは別に現場操作を行う運【他の並列操作有無】
転員(現場)及び緊急時対策要員
格納容器下部への注水操作時に，当該操作に対応する運転員に他の並列操作はなく，操作 を配置しており，他の操作との重開始時間に与える影響はなし。
複もないことから，他の操作に与【操作の確実さ】
える影響はない。
中央制御室内における操作は，制御盤の操作スイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起こりにくく，そのため誤操作により操作時間が長くなる可能性は低い。また，現場操作
は，操作の信頼性向上や要員の安全のため 2 人 1 組で実施することとしており，誤操作は起こりにくく，誤操作により操作時間が長くなる可能性は低い。

添 3.3.4-5

評価項目となるパラ
メータ（格納容器圧力）に与える影響

操作時間余裕

訓練実績等

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。

原子炉圧力容器下鏡部温度が300℃に到達するまでの時間は事象発生から約 3.7 時間あり，また，格納容器下部注水操作は
原子炉圧力容器下鏡部温度の上昇傾向を監視しながら予め準備が可能である。また，原子炉圧力容器下鏡部温度 300℃到達時点での中央制御室における格納容器下部への注水操作の操作時間は約 5 分間である。
溶融炉心落下前の格納容器下部注水系（常設）による水張りは約 2 時間で完了することから，水張りを事象発生から約3.7 時間後に開始すると，事象発生から約 5.7 時間後に水張りが完了する。事象発生から約5.7 時間後の水張り完了から，事象発生から約 7.0 時間後の原
子炉圧力容器破損までの時間を考慮すると，格納容器下部注水操作は操作遅れに対して 1 時
間程度の時間余裕がある。

中央制御室における操作のため，シミュレータにて訓練実績を取得。訓練では，原子炉圧
力容器下鏡部温度が 300℃に到達後，
約 3 分間で格納容器下部注水系（常設）による水張り
操作を開始。
想定で意図している運転操作が実施
可能なことを確認した。

添付資料 3.3.5
エントレインメント係数の圧力スパイクに対する影響

柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉（ABWR, RCCV 型格納容器）について，原子炉圧力容器外の溶融燃料-冷却材相互作用における圧力スパイクに対して不確かさを有すると考えられるパラメータのうち，エントレインメント係数を変化させた場合※の影響を確認した。確認結果を以下に示す。
※「重大事故等対策の有効性評価に係るシビアアクシデント解析コードについて 第 5 部 MAAP 添付 2 溶
融炉心と冷却材の相互作用について」では，MARK-I 型格納容器について，デブリ粒子径を変化させた場合の圧力スパイクに対する感度を評価しているが，その結果，デブリ粒子径を変化させても圧力スパイクはほぼ変わらないことを確認しているため，RCCV 型格納容器に対するデブリ粒子径に関する感度の評価は不要と判断した。

(1) 評価条件
・エントレインメント係数を除き，今回の申請において示した解析ケース（以下「ベースケース」という。）と同じ評価条件とした。
・表 1 に感度解析の条件を示す。エントレインメント係数は，ベースケースでは MAAP
推奨範囲(

～

)のうちおよそ中間となるケースでは，MAAP の当該係数の推奨範囲のうち最大値(を設定しているが，感度解析)と，最小値()を設定した。
(2) 評価結果
表 2 及び図 1～3 にベースケース及びエントレインメント係数についての感度解析の結果を示す。感度解析の結果，事象発生約 7 時間後に原子炉圧力容器の破損が発生した直後の格納容器圧力は，感度解析ケース(最大値)の方が僅かに大きい結果となったが，格納容器限界圧力(0.62MPa[gage])は下回る結果となった。
(3) 結論
エントレインメント係数を変動させた場合であっても，圧力スパイクのピークが限界圧力(0.62MPa[gage])を下回ることを確認した。
また，ABWR, RCCV 型格納容器の場合についても，エントレインメント係数の圧力ス
パイクに対する感度は小さく，その不確かさが有効性評価の結果に与える影響は小さいことを確認した。
以添 3.3.5-1

上表 1 解析条件のまとめ
条件

ベースケース

感度解析ケース

エントレインメント係数
設定根拠

MAAP 推奨値のノミナル値

MAAP 推奨範囲の最小値

MAAP 推奨範囲の最大値

表 2 解析結果のまとめ
事象

ベースケース

感度解析ケース(最小値)

感度解析ケース
(最大値)

炉心損傷

約57分

約57分

約57分

炉心支持板破損

約 3.3 時間

約 3.3 時間

約 3.3 時間

RPV 破損

約7時間

約 7 時間約 7 時間溶融炉心落下による PCV ピーク
圧力

約 0.50MPa[gage]

約 0.39MPa[gage]

約 0.54MPa[gage]添 3.3.5-2

0.8

ドライウェルサプレッション・チェンバ
格納容器限界圧力 0.62MPa[gage]

格納容器圧力0.6

約 0.50MPa[gage]
原子炉圧力容器破損

炉心支持板破損

0.4（MPa[gage]）

0.2

0
0

1

2

3

4

5

6

7

8

※ 圧力スパイク発生後は，格納容器圧力が 0.465MPa 以上で格納容器スプレイを実施し，格納容器
スプレイによって格納容器圧力の準静的な上昇を抑制する。

事故後の時間（h）

図 1 格納容器圧力の時間的変化(ベースケース)

0.8

ドライウェルサプレッション・チェンバ

格納容器圧力

格納容器限界圧力 0.62MPa[gage]
0.6

約 0.39MPa[gage]
原子炉圧力容器破損

炉心支持板破損

0.4（MPa[gage]）

0.2

0
0

1

2

3

4

5

6

7

8

事故後の時間（h）

図2※ 圧力スパイク発生後は，格納容器圧力が 0.465MPa 以上で格納容
格納容器圧力の時間的変化(感度解析ケース(最小値)) 器スプレイを実施し，格納容器
スプレイによって格納容器圧力の準静的な上昇を抑制する。

0.8

ドライウェルサプレッション・チェンバ

格納容器圧力

格納容器限界圧力 0.62MPa[gage]
0.6

約 0.54MPa[gage]
原子炉圧力容器破損

炉心支持板破損

0.4（MPa[gage]）

0.2

0
0

1

2

3

4

5

事故後の時間（h）

図3

6

7

8

※ 圧力スパイク発生後は，格納容器圧力が 0.465MPa 以上で格納容
格納容器圧力の時間的変化(感度解析ケース(最大値)) 器スプレイを実施し，格納容器
スプレイによって格納容器圧力の準静的な上昇を抑制する。

添 3.3.5-3

添付資料 3.3.6
プラント損傷状態を LOCA とした場合の圧力スパイクへの影響

1. 評価の目的
今回の申請において示した解析ケース（以下「ベースケース」という。）では，格納容器破損モード「原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」の評価事故シーケンスのプラント損傷状態として，水蒸気爆発に対する条件設定の厳しさを考慮し，溶融炉心の内部エネルギーの観点でより厳しいと考えられる TQUV を選定しており，起因事象としては原
子炉水位の低下の観点で最も厳しい給水流量の全喪失を設定している。
一方，起因事象として大破断 LOCA を仮定した場合，原子炉冷却材圧力バウンダリからの原子炉冷却材の放出によって格納容器圧力が上昇することに加え，原子炉圧力容器破損のタイミングが早くなり，圧力スパイクの最大値がベースケースに比べて高い値となる可能性が考えられる。
このため，解析条件のうち初期条件の不確かさとして，起因事象が大破断 LOCA の場合の圧力スパイクへの影響を確認する。
2. 評価条件
ベースケースの評価条件に対する変更点は以下の通り。この他の評価条件は，ベースケー
スの評価条件と同等である。
・起因事象を大破断LOCAとし，事故シーケンスを「大破断LOCA+ECCS注水機能喪失」とした。
・格納容器温度制御の観点で評価上の必要が生じたため，格納容器温度が190℃に到達した場合には流量70m3/hでのドライウェルスプレイを実施し，格納容器温度が171℃に到達した時点でドライウェルスプレイを停止するものとした。
3. 評価結果
格納容器圧力の評価結果を図 1，格納容器温度の評価結果を図 2 に示す。
事象発生から約6.4時間後に原子炉圧力容器破損に至り，圧力スパイクのピーク値は約0.49MPa[gage]となったが，圧力スパイクの最大値はベースケースの結果と同程度であり，格納容器限界圧力の0.62MPa[gage]を下回るため，原子炉格納容器バウンダリの機能は維持されることを確認した。
以

添 3.3.6-1

上ドライウェル
サプレッション・チェンバ

格納容器圧力

格納容器限界圧力 0.62MPa[gage]

原子炉圧力容器破損及び原子炉格納容器下部への溶融炉心落下による格納容器圧力上昇
0.49MPa[gage]（約 6.4 時間後）

溶融炉心の炉心下部プレナムへの落下（リロケーション）
格納容器スプレイ
格納容器温度上昇抑制のための3（70m /h）開始
格納容器スプレイ開始に伴う格納容器圧力の低下（MPa[gage]）

事故後の時間（h）
図 1 格納容器圧力の推移

格納容器温度

原子炉圧力容器破損及び原子炉格納容器下部への溶融炉心落下による格納容器温度上昇
最高温度 約 207℃（壁面温度 約 188℃）（約 6.5 時間後）
格納容器限界温度（℃）
ドライウェルサプレッション・チェンバ（気相）
サプレッション・チェンバ（液相）

事故後の時間（h）
図 2 格納容器温度の推移

添 3.3.6-2

3.4 水素燃焼
3.4.1 格納容器破損モードの特徴，格納容器破損防止対策(1) 格納容器破損モード内のプラント損傷状態
格納容器破損モード「水素燃焼」に至る可能性のあるプラント損傷状態は，「1.2 評価対
象の整理及び評価項目の設定」からは抽出されない。これは 6 号及び 7 号炉では原子炉起動時に原子炉格納容器内を窒素で置換し，原子炉運転中は原子炉格納容器内雰囲気が不活性化された状態を維持するため，原子炉格納容器内の気体の組成が可燃限界に至る事故シーケンスが抽出されないためである。このため，「水素燃焼」の観点で 6 号及び 7 号炉において評価することが適切と考えられる評価事故シーケンスを選定し，7 日以内に可燃限界に至らないことを確認する。
(2) 格納容器破損モードの特徴及び格納容器破損防止対策の基本的考え方
格納容器破損モード「水素燃焼」では，ジルコニウム－水反応，水の放射線分解，金属腐
食，溶融炉心・コンクリート相互作用等によって発生する水素によって原子炉格納容器内の水素濃度が上昇し，水の放射線分解によって発生する酸素によって原子炉格納容器内の酸素濃度が上昇する。このため，緩和措置がとられない場合には，ジルコニウム－水反応等によって発生する水素と原子炉格納容器内の酸素が反応することによって激しい燃焼が生じ，原子炉格納容器破損に至る。
本格納容器破損モードは，窒素置換による原子炉格納容器内雰囲気の不活性化によって，原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度が可燃限界に到達することを防止することにより，原子炉格納容器の破損を防止する。また，溶融炉心・コンクリート相互作用による水素発生に対しては「3.5 溶融炉心・コンクリート相互作用」のとおり，原子炉格納容器下部注
水によって水素発生を抑制する。
なお，6 号及び 7 号炉において重大事故が発生した場合，ジルコニウム－水反応によって水素濃度は 13vol%※1 を大きく上回る。このため，本格納容器破損モードによる原子炉格納容器の破損を防止する上では，酸素濃度が可燃限界に到達することを防止することが重要であり，格納容器破損モード「水素燃焼」を評価する上では，水の放射線分解，金属腐食，
溶融炉心・コンクリート相互作用等による水素発生の影響は小さい。
※1 原子炉格納容器内の水素濃度がドライ条件に換算して 13vol%以下又は酸素濃度が 5vol%以下であれ
ば爆轟を防止できると判断される。

(3) 格納容器破損防止対策
格納容器破損モード「水素燃焼」で想定される事故シーケンスに対しては，窒素置換による原子炉格納容器内雰囲気の不活性化により，水素燃焼による格納容器破損を防止する。
3.4.2 に示すとおり，格納容器破損モード「水素燃焼」において評価対象とした事故シー
ケンスは，「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）」のうち，「3.1.2 代替循環冷却を使用する場合」と同じであることから，格納容器破損防止対策は

3.4-1

3.1.2.1 と同じである。
3.4.2 格納容器破損防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法
本格納容器破損モードを評価する上で選定した評価事故シーケンスは，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，国内外の先進的な対策を考慮しても炉心損傷を防止することができない事故シーケンスのうち，格納容器においてその事象進展を緩和できると考えられる事故シーケンス「大破断 LOCA＋ECCS 注水機能喪失+全交流動力電源喪失」である。
この事故シーケンスは，「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）」の評価事故シーケンスと同じであることから，本格納容器破損モードの評価事故シー
ケンスは，「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）」のうち，「3.1.2 代替循環冷却を使用する場合」と同じ事故シーケンスとした。また，評価事故シー
ケンスを「3.1.3 代替循環冷却を使用しない場合」の評価事故シーケンスとしない理由は，「3.1.3 代替循環冷却を使用しない場合」では格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器
圧力逃がし装置に期待することで，格納容器内の気体が排出され，水素濃度及び酸素濃度が大幅に低下するとともに，その後は崩壊熱により発生する水蒸気が原子炉格納容器内を満たすことで，原子炉格納容器内での水素燃焼の可能性が無視できる状態となるためである。
（添付資料 3.4.1）
本評価事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化，気液分離（水位変化）・対向流，
原子炉圧力容器における ECCS 注水（給水系・代替注水設備含む），炉心損傷後のリロケーシ
ョン，構造材との熱伝達，原子炉圧力容器破損，放射線水分解等による水素・酸素発生，原子炉圧力容器内 FP 挙動並びに原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，サプレッ
ション・プール冷却，スプレイ冷却，放射線水分解等による水素・酸素発生，格納容器ベン
ト，炉心損傷後のコンクリート分解及び非凝縮性ガス発生及び原子炉格納容器内 FP 挙動が重要現象となる。よって，これらの現象を評価することが可能であるシビアアクシデント総合解析コード MAAP により格納容器圧力，格納容器温度，原子炉格納容器内の気相濃度等の過渡応答を求める。
また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響範囲として，本評価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時間余裕を評価する。
(2) 有効性評価の条件
本評価事故シーケンスは，「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温

3.4-2

破損）
」のうち，
「3.1.2 代替循環冷却を使用する場合」と同じであることから，有効性評価の条件は 3.1.2.2 (2)と同じである。この他に，格納容器破損モード「水素燃焼」を評価する上で着目すべき主要な解析条件を表 3.4.1 に示す。また，初期条件も含めた主要な解析条
件について，本評価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) 初期酸素濃度
原子炉格納容器の初期酸素濃度，水の放射線分解によって発生する水素及び酸素を考慮することとする。原子炉格納容器の初期酸素濃度は，運転上許容される上限の3.5vol%とする。
ｂ．事故条件(a) 炉心内のジルコニウム－水反応による水素発生量
炉心内のジルコニウム－水反応による水素発生量は，MAAP による評価結果と全炉心内のジルコニウム量の 75%が水と反応した場合について，水素燃焼の観点から厳しい値を考慮し，MAAP による評価結果から得られた値を用いた。これは，窒素置換による原子炉格納容器内雰囲気の不活性化によって運転中の格納容器内の酸素濃度が低く管理されていること及び MAAP による評価結果であっても水素濃度が 13vol%を超えることを考慮すると，酸素濃度の上昇の観点から厳しいシーケンスとすることが適切と考えたためである。仮に全炉心内のジルコニウム量の 75%が水と反応した場合に相当する水素が発生した場合，原子炉格納容器内の水素濃度が増加するため，相対的に水の放射線分解で発生する酸素の濃度は低下する。
(b) 水素ガス及び酸素ガスの発生割合
水の放射線分解によって発生する水素及び酸素の発生量は，MAAP で得られる崩壊熱をもとに評価する。ここで，水素及び酸素の発生割合（G 値（100eV あたりの分子発生量），以下，「G 値」という。
）は，それぞれ 0.06，0.03 とする。また，原子炉冷却材による放射線エネルギーの吸収割合は，原子炉圧力容器内については，β線，γ 線ともに 0.1，原子炉圧力容器外の核分裂生成物については，β 線，γ 線ともに 1 とした。
（添付資料 3.4.2）(c) 金属腐食等による水素発生量
原子炉格納容器内の亜鉛の反応や炉内構造物の金属腐食によって発生する水素の発生量は，ジルコニウム－水反応による水素発生量に比べて少なく，また，これらを考慮することで原子炉格納容器内の水素濃度が上昇し，酸素濃度の低下につながると考えられることから，金属腐食等による水素発生量は考慮しないものとした。
（添付資料 3.1.2.5, 3.4.5）

3.4-3

(3) 有効性評価の結果
本評価事故シーケンスは，「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）
」のうち，
「3.1.2 代替循環冷却を使用する場合」と同じであることから，有効性評価の結果は 3.1.2.2 (4)と同じである。この他に，格納容器破損モード「水素燃焼」を評価する上で着目すべき評価結果として，格納容器圧力，格納容器温度，ドライウェル及びサプレッション・チェンバの気相濃度（ウェット条件，ドライ条件）の推移を図 3.4.1 から図 3.4.6に，事象発生から 7 日後（168 時間後）の酸素濃度を表 3.4.2 に示す。
ａ．事象進展事象進展は 3.1.2.2 (4) a と同じである。
上記の事象進展に伴い，主に炉心の露出から炉心再冠水までの間に，全炉心内のジルコ
ニウム量の約 16.6%が水と反応して水素が発生する。また，炉心再冠水に伴い，事象発生から約 2.5 時間後にジルコニウム-水反応は停止する。発生した水素は原子炉圧力容器内で発生する蒸気とともに，破断口から上部ドライウェルに流入する。また，原子炉圧力容器内及びサプレッション・チェンバにおける核分裂生成物による水の放射線分解により水素及び酸素が発生する。代替循環冷却による原子炉格納容器除熱の開始後は，サプレッ
ション・チェンバ内で蒸気の凝縮が進むことに伴い，原子炉格納容器内の酸素濃度が相対的に上昇する。
ｂ．評価項目等
原子炉格納容器内の水素濃度は，ウェット条件においても事象発生直後から 13vol%を上回るが，ウェット条件における酸素濃度は，事象発生から 7 日後までの間，原子炉格納容器の初期酸素濃度である 3.5vol%を上回ることは無く，酸素の蓄積が最も進む事象発生から 7 日後においても約 3.4vol%であり，可燃限界を下回る。
ドライ条件における酸素濃度について，事象発生の約 5 時間後から約 18 時間後までの間，ドライウェルにおける酸素濃度が可燃限界である 5.0vol%を上回る。この間は，LOCA
後のブローダウンによって，ドライウェルに存在する非凝縮性ガスが水蒸気とともにサプレッション・チェンバに送り込まれ，破断口から供給される水蒸気でドライウェル内が満たされるため，ウェット条件ではドライウェル内のほぼ 100%が水蒸気となっている。
ほぼ 100%が水蒸気であるため，この間のドライウェル内のドライ条件での気体組成はほ
ぼ水の放射線分解によって生じる水素及び酸素の割合となるが，そのウェット条件での濃度は 1vol%未満であり，非凝縮性ガス(水素，酸素及び窒素)の和は大気圧よりも低く，
0.02MPa[abs]未満(水素及び酸素の分圧の和は 0.01MPa[abs]未満)である。この間のサプ
レッション・チェンバ内のウェット条件での水蒸気の濃度は約 5vol%であり，サプレッション・チェンバ内の全圧が 0.50MPa[abs]以上であることを踏まえると，非凝縮性ガス(水素，酸素及び窒素)の分圧は少なくとも 0.47MPa[abs]以上であるため，仮にドライウェル

3.4-4

内の水蒸気が凝縮してドライウェル内の圧力が低下し，相対的に水素及び酸素濃度が上昇しても，ドライウェル内の水素及び酸素濃度が可燃限界を上回る前にサプレッション・
チェンバから酸素濃度が 5.0vol%未満の気体が流入する。このため，この間においてドラ
イウェルの酸素濃度が現実に可燃限界である 5.0vol%を上回ることは無い。事象発生の約
18 時間後以降は，ドライ条件を仮定しても酸素濃度は 5.0vol%未満で推移し，事象発生から 7 日後の酸素濃度は約 3.9vol%である。従って，格納容器スプレイの誤動作などにより水蒸気量が低下しても，可燃限界である 5.0vol%に達することはない。
なお，基本的に，炉心損傷を伴う事故シーケンスでは，原子炉水位の低下や損傷炉心への注水により多量の水蒸気が発生するため，原子炉格納容器内がドライ条件となることは考えにくい。このため，水素燃焼による爆轟の可能性の有無は，ウェット条件における気相濃度において判断することが妥当であると考える。
本評価では，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(6)の評価項
目について，酸素濃度を評価項目への対策の有効性を確認するためのパラメータとして対策の有効性を確認した。また，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(7)の評価項目について，可燃性ガスの燃焼が生じないことを確認した。
「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(7)の評価項目のうち，可燃性ガスの蓄積による(1)の評価項目への影響については，評価事故シーケンス及び格納容器破損防止対策が同じである「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）」のうち，「3.1.2 代替循環冷却を使用する場合」にて評価項目を満足することを確認している。
なお，本評価は選定された評価事故シーケンスに対する，「1.2.2.2 有効性を確認する
ための評価項目の設定」に示す(6)の評価項目について対策の有効性を評価するものであり，原子炉格納容器下部に溶融炉心が落下しない場合の評価であるが，溶融炉心が原子炉
格納容器下部に落下した場合の溶融炉心・コンクリート相互作用による水素発生の影響については，「3.5 溶融炉心・コンクリート相互作用」において，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(6)及び(7)の評価項目について対策の有効性を確認できる。
（添付資料 3.4.3）
3.4.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
本評価事故シーケンスは，「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）」のうち，「3.1.2 代替循環冷却を使用する場合」と同じであることから，解析コー
ド及び解析条件の不確かさの影響評価は「3.1.2.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価」と同様である。よって以下では，格納容器破損モード「水素燃焼」を評価する上で着目すべき不確かさの影響評価結果を示す。

3.4-5

(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
本評価事故シーケンスにおける，解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価は，「3.1.2.3(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価」と同様である。
(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
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，「3.1.2.3(2)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」と同様であるが，本評価事
故シーケンスを評価する上で，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
初期条件の初期酸素濃度は，解析条件の3.5vol%に対して最確条件は約1～2vol%であり，本解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合には初期酸素濃度が低くなるため，本評価事故シーケンスにおける原子炉格納容器内の酸素濃度推移が低く抑えられるが，本評価事故シーケンスにおいては原子炉格納容器内の酸素濃度を操作
開始の起点とした運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
事故条件の炉心内のジルコニウム－水反応による水素発生量は，解析条件の全炉
心内のジルコニウム量の約16.6%が水と反応して発生する水素量に対して最確条件
は事象進展に依存するものであり，本解析条件の不確かさとして，最確条件とした場
合には水素発生量が変動する可能性があるが，本評価事故シーケンスでは，水素発生量を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
金属腐食等による水素発生量は，最確条件とした場合には水素発生量が増加するため，本評価事故シーケンスにおける格納容器内の酸素濃度推移が低く抑えられるが，本評価事故シーケンスにおいては格納容器内の酸素濃度を操作開始の起点とした運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
事故条件の水の放射線分解によるG値は，解析条件の水素：0.06，酸素：0.03に対して最確条件は同じであるが，本解析条件の不確かさとして，G値の不確かさにより水の放射線分解による酸素発生量が大幅に増加する場合，原子炉格納容器内の酸素濃度が可燃領域又は爆轟領域となる可能性がある。その場合には，格納容器圧力逃がし装置，耐圧強化ベント系（ウェットウェルベント）又は代替格納容器圧力逃がし装置を使用し，原子炉格納容器内の気体を排出する必要がある。なお，格納容器圧力逃がし装置及び代替格納容器圧力逃がし装置に係る運転員等の操作については，「3.1.3 代替循環冷却を使用しない場合」において，成立性を確認している。また，

3.4-6

耐圧強化ベント系（ウェットウェルベント）を用いる場合は，予め不活性ガスによる
大気開放ラインのパージを実施する他は概ね同様の対応となる。
（添付資料3.4.4）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の初期酸素濃度は，解析条件の3.5vol%に対して最確条件は約1～2vol%であり，本解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合には初期酸素濃度が低くなるため，本評価事故シーケンスにおける原子炉格納容器内の酸素濃度推移が低く抑えられることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
事故条件の炉心内のジルコニウム－水反応による水素発生量は，解析条件の全炉
心内のジルコニウム量の約16.6%が水と反応して発生する水素量に対して最確条件
は事象進展に依存するものであり，本解析条件の不確かさとして，最確条件とした場
合には水素発生量が変動する可能性がある。炉心内のジルコニウム－水反応による水素発生量は，運転員等操作である低圧代替注水系（常設）による原子炉注水の操作開始時間に依存して変動するが，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水の操作開
始時間については，「3.1.2.3(2)ｂ. 操作条件」にて解析上の操作開始時間と実態の操作開始時間はほぼ同等と評価しており，炉心内のジルコニウム－水反応による水素発生量に与える影響は小さい。また，仮に低圧代替注水系（常設）による原子炉注
水の操作開始が大幅に早まった場合，全炉心内のジルコニウム量の約18.2%が水と反応し，炉心内のジルコニウム－水反応による水素発生量は1割程度増加するが，ウェット条件における酸素濃度は，酸素の蓄積が最も進む事象発生から7日後においても約3.6vol%であり，可燃限界を下回る。また，本評価における酸素濃度と同等の値であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
金属腐食等による水素発生量は，最確条件とした場合には水素発生量が増加するため，本評価事故シーケンスにおける格納容器内の酸素濃度推移が低く抑えられることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
事故条件の水の放射線分解によるG値は，解析条件の水素：0.06，酸素：0.03に対して最確条件は同じであるが，本解析条件の不確かさとして，G値の不確かさにより水の放射線分解による酸素発生量が大幅に増加する場合，原子炉格納容器内の酸素濃度が可燃領域又は爆轟領域となる可能性がある。その場合には，格納容器圧力逃がし装置，耐圧強化ベント系（ウェットウェルベント）又は代替格納容器圧力逃がし装置を使用し，原子炉格納容器内のガスを排出することが可能であるため，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
なお，G値の不確かさにより水の放射線分解による酸素発生量が大幅に増加する場
合として，G値を設計基準事故対処設備である可燃性ガス濃度制御系の性能評価に用いている，水素：0.4，酸素：0.2とした場合について感度解析を実施した。原子炉格

3.4-7納容器内の酸素濃度は，ウェット条件において事象発生から約51時間で5vol%に到達するが，格納容器圧力逃がし装置，耐圧強化ベント系（ウェットウェルベント）又は代替格納容器圧力逃がし装置を用いた原子炉格納容器内の気体の排出操作には十分な時間余裕がある。5vol%到達時点で原子炉格納容器内の気体の排出操作を実施すると，水蒸気とともに非凝縮性ガスが原子炉格納容器外に押し出され，また，原子炉格
納容器内は，原子炉冷却材の蒸発によって発生する水蒸気で満たされるため，原子炉
格納容器内の水素濃度及び酸素濃度はほぼ0vol%まで低下する。また，ドライ条件では，ドライウェルの酸素濃度が5vol%を超えるが，これはドライウェルの大部分が継続的に水蒸気で占められるためであり，実際の状況下でドライ状態となり，水素燃焼が発生することは無い。
格納容器圧力逃がし装置等による対応が生じる場合，その対応フローは「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）」のうち，「3.1.3 代替循
環冷却を使用しない場合」と同じであり，格納容器圧力逃がし装置等の操作が必要となる時間は，「3.1.3 代替循環冷却を使用しない場合」よりも，本感度解析による評
価結果の方が遅いことから，水素燃焼を防止する観点での事故対応は十分に可能と考える。大気中へのCs-137の総放出量の観点でも，本感度解析による評価結果の方が，事象発生から原子炉格納容器内の気体の排出操作までの時間が長いことから，「3.1.3 代替循環冷却を使用しない場合」の評価結果である約2.0TBqを超えることは無く，評価項目である100TBqを十分に下回る。
（添付資料3.4.1，3.4.4, 3.4.5）
ｂ．操作条件
本評価事故シーケンスにおける操作条件は，「3.1.2.3(2)ｂ. 操作条件」と同様である。
(3) 操作時間余裕の把握
本評価事故シーケンスにおける操作時間余裕の把握は「3.1.2.3(3) 操作時間余裕の把握」と同様である。
(4) 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。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。

3.4-8

3.4.4 必要な要員及び資源の評価
本評価事故シーケンスは，「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）
」のうち，
「3.1.2 代替循環冷却を使用する場合」と同じであることから，必要な要員
及び資源の評価は 3.1.2.4 と同じである。
3.4.5 結論
格納容器破損モード「水素燃焼」では，ジルコニウム－水反応等によって発生した水素と，
水の放射線分解によって発生した酸素が原子炉格納容器内で反応することによって激しい燃焼が生じ，原子炉格納容器が破損に至ることが特徴である。格納容器破損モード「水素燃焼」に対する格納容器破損防止対策としては，窒素置換による原子炉格納容器内雰囲気の不活性化を実施している。
格納容器破損モード「水素燃焼」では，国内外の先進的な対策を考慮しても炉心損傷を防止することができない事故シーケンスのうち，格納容器においてその事象進展を緩和できると考えられる評価事故シーケンス「大破断LOCA＋ECCS注水機能喪失+全交流動力電源喪失」
について有効性評価を行った。
上記の場合においても，窒素置換による原子炉格納容器内雰囲気の不活性化により，酸素濃度が可燃限界である5vol%以下となることから，水素燃焼に至ることは無く，評価項目を満足している。また，安定状態を維持できる。
解析コード及び解析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，格納容器破損モード「水素燃焼」において，窒素置換による原子炉格納容器内雰囲気の不活性化等の格納容器破損防止対策は，評価事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，格納容器破損モード「水素燃焼」に対して有効である。

3.4-9

残留熱除去系配管破断による原子炉内からの蒸気の流入により，格納容器圧力が上昇

ドライウェルサプレッション・チェンバ

最大圧力 約 0.60MPa[gage]
格納容器圧力

格納容器限界圧力 0.62MPa（MPa[gage]）

20 時間後，代替循環冷却への切替えに伴い，
30 分間格納容器スプレイを停止するため格納容器圧力が上昇するものの，代替循環冷却開始後は格納容器スプレイを連続運転に切替えるため，格納容器圧力が低下
再冠水後，代替格納容器スプレイ
間欠運転を開始

事故後の時間（h）

図 3.4.1 格納容器圧力の推移

ドライウェル

最高温度 約 207℃（壁面温度 約 144℃）
格納容器気相部温度（℃）

サプレッション・チェンバ（気相部）

再冠水後，代替格納容器スプレイ
間欠運転を開始し，温度低下

20 時間後，代替循環冷却への切替えに伴い，30 分間格納容器スプレイを停止するため格納容器温度が上昇するものの，
代替循環冷却開始後は格納容器スプレイを連続運転に切替えるため，格納容器温度が低下
残留熱除去系配管破断による原子炉内からの蒸気の流入により，格納容器温度が上昇

事故後の時間（h）

図 3.4.2 格納容器気相部温度の推移

3.4-10

格納容器限界温度 200℃

ドライウェルの気相濃度

格納容器スプレイによってドライウェルの圧力が低下し，この時点でサプレッション・チェンバとの間の真空破壊装置が開放されるため，サプレッション・チェンバの気体がドライ
ウェルに流入し，非凝縮性ガスの濃度が上昇し始める。

水素
酸素
窒素
水蒸気
可燃限界

水蒸気

窒素
水素

（vol%）
酸素

酸素可燃限界（5vol%）←約 2.3vol%

事故後の時間（h）
図 3.4.3 ドライウェルの気相濃度の推移（ウェット条件）

サプレッション・チェンバの気相濃度

窒素

LOCA 後のブローダウンによって，ドライウェルに存在する非凝縮性ガスが水蒸気とともにサプレッション・チェンバに送り込まれ，水蒸気がス
クラビングによって凝縮されることにより，サプレッション・チェンバ内は非凝縮性ガスの濃度が高い状態となる。また，ドライウェルが原子
炉圧力容器からの水蒸気の放出によって加圧され，サプレッション・チ
ェンバよりも圧力が高い間は非凝縮性ガスがサプレッション・チェンバに集中することとなる。

水素
酸素
窒素
水蒸気
可燃限界

水素

酸素

水蒸気

循環冷却による格納容器圧力の低下と，代替循環冷
却の除熱量を崩壊熱が上回っていることによる，サプレッション・チェンバ・プール水の温度上昇が重畳して減圧沸騰が発生し，水蒸気の割合が上昇する。
酸素可燃限界（5vol%）（vol%）←約 3.4vol%

事故後の時間（h）
図 3.4.4 サプレッション・チェンバの気相濃度の推移（ウェット条件）

3.4-11

ドライウェルの気相濃度（vol%）

格納容器スプレイによってドライウェルの圧力が低下し，この時点でサプレッション・チェンバとの間の真空破壊装置が開放されるため，サプレッション・チェンバの気体がドライ
ウェルに流入することでドライウェルの気体組成がサプレ
ッション・チェンバの気体組成とほぼ同じになる。

水素
酸素
窒素
可燃限界

窒素

水素

LOCA 後のブローダウンによって，ドライウェルに存在する非凝縮性ガスが水蒸気とともにサプレッション・
チェンバに送り込まれるため，事象発生から数時間後のドライウェルの気体濃度はほぼ 100%が水蒸気となる。このため，この時のドライ条件での気体組成はほぼ水の放射線分解によって生じる水素及び酸素の割合となるが，そのウェット条件での濃度は 1vol%未満であり，ドライウェルの圧力が低下すればサプレッション・チェンバから気体が流入することから，この時点でのドライ条件が成立することは現実には起こり得ない。

酸素可燃限界（5vol%）酸素←約 3.7vol%

事故後の時間（h）
図 3.4.5 ドライウェルの気相濃度の推移（ドライ条件）

サプレッション・チェンバの気相濃度

水素
酸素
窒素
窒素

可燃限界

水素

酸素可燃限界（5vol%）酸素←約 3.9vol%（vol%）
事故後の時間（h）
図 3.4.6 サプレッション・チェンバの気相濃度の推移（ドライ条件）

3.4-12

表 3.4.1 主要解析条件（水素燃焼）
項目

主要解析条件

条件設定の考え方

初期条件
事故条件

3.4-13

初期酸素濃度

3.5vol%

炉心内のジルコニウム－水反

全炉心内のジルコニウム量の約 16.6%

応による水素発生量が水と反応して発生する水素量

金属腐食等による水素発生量

考慮しない

水の放射線分解による G 値

水素：0.06 分子/100eV
酸素：0.03 分子/100eV

保安規定をもとに設定（運転上許容されている値の上限）

MAAP による評価結果

酸素濃度を厳しく評価するものとして設定

重大事故時における原子炉格納容器内の条件を考慮して設定

表 3.4.2 事象発生から 7 日後（168 時間後）の酸素濃度※
ウェット条件（vol%）ドライ条件（vol%）ドライウェル

約 2.3

約 3.7

サプレッション・チェンバ

約 3.4

約 3.9
※ 全炉心内のジルコニウム量の約 16.6%が反応した場合

添付資料 3.4.1
G 値を設計基準事故ベースとした場合の評価結果への影響
1. はじめに
今回の評価では，電力共同研究[1, 2]の結果を踏まえ，水の放射線分解における水素及び酸素のG値をG(H2) = 0.06, G(O2) = 0.03としている。今回の評価で用いたG値は過去の複数回の実験によって測定した値であり，重大事故環境下での水の放射線分解の評価に適した値と考えるが，実験においてもG値にはばらつきが確認されたこと及び事故時の原子炉格納容
器内の環境には不確かさがあることを考慮すると，G値については不確かさを考慮した取り扱いが特に重要となる。
実際の事故対応において，何らかの要因によって酸素濃度が今回の評価よりも早く上昇する場合，事象発生から7日が経過する前に酸素濃度が5vol%を上回る可能性が考えられる。
ここでは何らかの要因によって酸素濃度が今回の評価よりも早く上昇する場合を想定し，酸素濃度の上昇速度の変化が評価結果及び事故対応に与える影響を確認した。
なお，基本的に，炉心損傷を伴う事故シーケンスでは，原子炉水位の低下や損傷炉心への注水により多量の水蒸気が発生するため，原子炉格納容器内がドライ条件となることは考えにくい。このため，水素燃焼による爆轟の可能性の有無は，ウェット条件における気相濃度によって判断した。
2. 評価条件
今回の申請において示した解析ケース(以下「ベースケース」という。)の評価条件に対する変更点は以下のとおり。この他の評価条件は，ベースケースと同等である。
・水の放射線分解における水素及び酸素のG値をG(H2) = 0.4, G(O2) = 0.2とした。この値
は設計基準事故対処設備である可燃性ガス濃度制御系の性能を評価する際に用いている値であり，設計基準事故環境下に対しても一定の保守性を有する値である。設計基準
事故環境下に比べ，重大事故環境下ではG値が低下する傾向にあることから，重大事故
環境下におけるG値の不確かさとして考慮するには十分に保守的な値である。
・原子炉格納容器内の初期酸素濃度はベースケースと同様3.5vol%とした。柏崎刈羽原子力発電所6号及び7号炉の運転実績では，運転中の原子炉格納容器内の酸素濃度は1～2vol%程度であり，3.5vol%となることは想定し難いが，保守的に保安規定に定める運転上の制限の値とした。
・事象発生から7日が経過する前に，水素濃度及び酸素濃度がともに可燃限界を上回る場
合には，格納容器圧力逃がし装置，耐圧強化ベント系（ウェットウェルベント）又は代替格納容器圧力逃がし装置(以下「格納容器圧力逃がし装置等」という。)によって原子炉格納容器内の気体を環境中に排出し，原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度を

添 3.4.1-1

低減する。
3. 評価結果
評価結果を図1から図6に示す。また，評価結果のまとめを表1及び表2に示す。
ウェット条件において，酸素濃度は事象発生から約51時間後に5vol%に到達した。このため，本評価では酸素濃度が5vol%に到達した約51時間時点でウェットウェルベントを実施した。その結果，原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度は大幅に低下し，水素濃度及び酸素濃度は可燃限界未満に抑制された。
なお，ドライ条件では，図5及び図6に示すとおり，事象進展を通じて酸素濃度が5vol%を上回る時間帯が表れるが，図3及び図4に示すとおり，その時間帯には格納容器内の大部分が水蒸気で占められているため，ドライ条件では放射線分解に伴って発生する水素及び酸素の体積割合が高くなり，酸素濃度が5vol%を超える結果となっているものであり，実際の状況下で水素燃焼が発生することは無い。また，代替原子炉補機冷却系の運転開始以降は酸素濃度を監視しながらの対応が可能となるため，酸素濃度をウェット条件で5vol%を未満に抑制しながらの運転操作が可能である。
以上を踏まえると，実際の格納容器内の酸素濃度がウェット条件で仮定した時間よりも早く可燃限界に至ることは考えにくい。
4. まとめ何らかの要因によって酸素濃度が今回の評価よりも早く上昇する場合の評価結果への影響を確認した結果，評価項目となる酸素濃度は，事象発生から7日が経過する前に5vol%に到達するが，格納容器圧力逃がし装置等による環境中への原子炉格納容器内の気体の排出によって水素濃度及び酸素濃度を可燃限界未満に抑制できることを確認した。
今回の感度解析に用いたG値は十分に保守的と考えられる値を用いたことから，仮に事故に至った場合でも，水の放射線分解に伴う酸素濃度の上昇速度は今回の感度解析の結果を十分下回るものと考えられるが，仮に酸素濃度の上昇速度が今回の感度解析の結果のとおりであっても，格納容器圧力逃がし装置等による環境中への原子炉格納容器内の気体の排出までに約51時間の時間余裕があることを確認した。
約51時間後の時点で、仮にサプレッション・チェンバのベントラインを経由し耐圧強化ベント系による排出を実施した場合であっても，Cs-137の総放出量は，本評価と同じ「大破断LOCA+ECCS注水機能喪失+全交流動力電源喪失」を評価事故シーケンスとしている「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)」の「3.1.3 代替循環冷却を使用しない場合」において示した値を下回る※。
※「3.1.3 代替循環冷却を使用しない場合」では，事象発生から約38時間後のベントを想定し，サプレ
ッション・チェンバのベントラインを経由した場合の格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置による大気中へのCs-137の7日間(事象発生から168時間後まで)の総放出量を1.4×10-3
TBqと評価している。ここで仮に格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置を使用し

添 3.4.1-2

ないものとし，その除染係数1000を見込まない場合，Cs-137の7日間(事象発生から168時間後まで)の総放出量は1.4 TBqとなる。本評価で仮定した格納容器内の気体を排出する時間は事象発生から約51
時間後であり，「3.1.3 代替循環冷却を使用しない場合」において想定したベントの時間である約38時間後よりも遅く，時間経過に伴いCs-137の格納容器内壁面等への沈着やサプレッション・チェンバ・
プール水への取り込みが進むことから，本評価におけるCs-137の7日間(事象発生から168時間後まで)の総放出量は1.4 TBqよりも小さな値となる。

また，排出開始後数時間で酸素濃度は1vol%以下に低下することから，その時点で排出操作を停止することにより，Cs-137の総放出量を更に低減することができる。
格納容器圧力逃がし装置等による対応が生じる場合，その対応フローは大破断LOCA後に格納容器圧力逃がし装置等を使用するケースと同じであり，前述のケースよりも格納容器
圧力逃がし装置等による環境中への原子炉格納容器内の気体の排出までの時間余裕が確保されることから，水素燃焼を防止する観点での事故対応は十分に可能と考える。環境中に放出される核分裂生成物(Cs-137)の観点でも，大破断LOCA後により短い時間(事象発生から約38時間)で格納容器圧力逃がし装置等による排出を実施する場合について評価し，評価項目である100 TBqを十分に下回ることを確認していることから，格納容器圧力逃がし装置等による対応は可能と考える。
5. 参考文献[1]「シビアアクシデントにおける可燃性ガスの挙動に関する研究」BWR 電力共同研究
平成 12 年 3 月[2]「事故時放射線分解に関する研究」BWR 電力共同研究 昭和 63 年 3 月
以上

添 3.4.1-3

表1

G値の変更に伴う評価項目への影響(ウェット条件)
感度解析(G(H2) = 0.4, G(O2) = 0.2)

ベースケース(G(H2) = 0.06, G(O2) = 0.03)

評価項目

事象発生から約 51 時間後にサ
約 2.3vol%プレッション・チェンバにおいて 5vol%に到達するが，約 51 (事象発生から 168 時間後)
時間時点でのウェットウェル
ベントラインの開放によって，ドライウェル及びサプレッシ
酸素濃度
約 3.4vol%(サプレッション・チェンバ) ョン・チェンバともに 5vol%未 (事象発生から 168 時間後)満に低減。

5vol%以下項目

酸素濃度(ドライウェル)表2

項目

G値の変更に伴う評価項目への影響(ドライ条件)
感度解析(G(H2) = 0.4, G(O2) = 0.2)

ウェット条件での酸素濃度
5vol%到達に伴いウェットウ
酸素濃度ェルベントラインを開放する(ドライウェル)ため，格納容器内の非凝縮性ガスは水の放射線分解による水素及び酸素のみとなり，ドライ
条件での格納容器内の気相濃度は水素：酸素=2：1 の存在割合となるが，現実的には原子炉
酸素濃度(サプレッション・チェンバ) 格納容器内で発生し続ける水
蒸気が格納容器内の気相濃度のほぼ 100%を占め続ける。

添 3.4.1-4

ベースケース(G(H2) = 0.06, G(O2) = 0.03)

評価項目

約 3.7vol%(事象発生から 168 時間後)

5vol%以下

約 3.9vol%(事象発生から 168 時間後)

残留熱除去系配管破断による炉内蒸気の流入により，格納容器圧力が上昇。

ドライウェルサプレッション・チェンバ

格納容器限界圧力 0.62 MPa

格納容器圧力約 20 時間後，循環冷却への切り替えに伴い，約 30 分間格納容器スプレイを停止するため圧力が上昇するものの，循環冷却開始後は格納容器スプレイを連続運転に切り替えるため，圧力が低下。

(MPa[gage])

約 51 時間後，S/C 気相部の酸素濃度が 5vol%に到達するためウェットウェルベントを実施。
これに伴い格納容器圧力が低下。

再冠水後，代替格納容器
スプレイ間欠運転を開始。

事故後の時間(h)図 1 格納容器圧力の推移

再冠水後，代替格納容器スプレイの間欠運転を開始することで温度が低下。

ドライウェルサプレッション・チェンバ(気相部)

格納容器気相部温度

約 20 時間後，循環冷却への切り替えに伴い，約 30 分間格納容器スプレイを停止するため温度が上昇するものの，循環冷却開始後は格納容器スプレイを連続運転に切り替えるため，温度が低下。

格納容器限界温度 200 °C

約 51 時間後，S/C 気相部の酸素濃度が 5vol%に到達するためウェットウェルベントを実施。
これに伴い格納容器内圧力が低下。

(°C)
残留熱除去系配管破断による炉内蒸気流入により，格納容器気相部温度が上昇。

事故後の時間(h)図 2 格納容器気相部温度の推移

添 3.4.1-5

ドライウェルの気相濃度

ドライウェル(D/W)スプレイによってD/W の圧力が低下し，この時点でサプ
レッション・チェンバ(S/C)との間の真空破壊弁が開放されるため，S/C の気
体が D/W に流入し，非凝縮性ガスの濃度が上昇し始める。

約 51 時間後，S/C 気相部の酸素濃度が 5vol%に到達するためウェットウェルベントラインを開放。これに伴い原子炉格納容器内の気体が原子炉
格納容器外に排出され，非凝縮性ガスの濃度が低下，開放後も原子炉格納容器内で発生し続ける水
蒸気の濃度が上昇する。

(vol%)(5vol%)

事故後の時間(h)図 3 ドライウェルの気相濃度の推移(ウェット条件)

サプレッション・チェンバの気相濃度

LOCA 後のブローダウンによって，D/W に存在する非凝縮性ガスが水蒸気とともに S/C に送り込まれ，水蒸気がスクラビングによって凝縮されることにより，S/C 内は非凝縮性ガスの濃度が高い状態となる。また，D/W が RPVからの水蒸気の放出によって加圧され，S/C よりも圧力が高い間は非凝縮性ガスが S/C に集中することとなる。

約 51 時間後，S/C 気相部の酸素濃度が 5vol%に到達するためウェットウェルベントラインを開放。これに伴い原子炉格納容器内の気体が原子炉格納容器外に排出され，非凝縮性ガスの濃度が低下，開放後も原子炉格
納容器内で発生し続ける水蒸気の濃度が上昇する。
(5vol%)(vol%)

事故後の時間(h)図 4 サプレッション・チェンバの気相濃度の推移(ウェット条件)

添 3.4.1-6

ドライウェルの気相濃度(vol%)

実際には格納容器内の気相濃度のほぼ 100%が水蒸気で占められているため，酸素濃度は 5vol%を下回る。窒素はブローダウンによって既にサプレッション・チェンバに移送されているため，ここでドライ条件を仮定すると，格納容器内の非凝縮性ガスは水の放射線分解による水素及び酸素のみとなり，格納容器内の気相濃度は水素：酸素=2：1 の存在割合となる。

約 51 時間後，S/C 気相部の酸素濃度が 5vol%に到達するためウェット
ウェルベントラインを開放。これに伴い原子炉格納容器内の気体が原
子炉格納容器外に排出される。開放後，現実的には原子炉格納容器内で発生し続ける水蒸気が格納容器内の気相濃度のほぼ 100%を占め続
けるが，ここでドライ条件を仮定すると，格納容器内の非凝縮性ガス
は水の放射線分解による水素及び酸素のみとなるため，格納容器内の気相濃度は水素：酸素=2：1 の存在割合となる。
ウェット条件では格納容器内の気相濃度の 60%以上が水蒸気で占められているため，酸素濃度は 5vol%を下回る。ドライ条件を仮定すると，酸素濃度は 5vol%を上回るが，22.5 時間以降は，代替原子炉補機冷却系接続に伴い酸素濃度を確認しながらの運転操作が可能であることから，実際にはウェット条件での酸素濃度を超えることは無い。
酸素可燃限界(5vol%)

事故後の時間(h)図 5 ドライウェルの気相濃度の推移(ドライ条件)

サプレッション・チェンバの気相濃度

ドライ条件を仮定すると，酸素濃度は 5vol%を僅かに上回るが，22.5 時間以降は，代替原子炉補機冷却系接続に伴い酸素濃度を確認しながらの運転操作が可能であることから，実際にはウェット条件での酸素濃度を超えることは無い。

約 51 時間後，S/C 気相部の酸素濃度が 5vol%に到達するためウェット
ウェルベントラインを開放。これに伴い原子炉格納容器内の気体が原
子炉格納容器外に排出される。開放後，現実的には原子炉格納容器内で発生し続ける水蒸気が格納容器内の気相濃度のほぼ 100%を占め続
けるが，ここでドライ条件を仮定すると，格納容器内の非凝縮性ガス
は水の放射線分解による水素及び酸素のみとなるため，格納容器内の気相濃度は水素：酸素=2：1 の存在割合となる。

(vol%)

酸素可燃限界(5vol%)

事故後の時間(h)図 6 サプレッション・チェンバの気相濃度の推移(ドライ条件)

添 3.4.1-7

添付資料 3.4.2
水の放射線分解の評価について
1．水の放射線分解の考慮
水が γ 線等の放射線エネルギーを吸収すると非常に短時間の間に水の放射線分解が起こり，H(水素原子)，OH ラジカル，eaq+(水和電子)，HO2 ラジカル，H+(水素イオン)及び分子生成物の H2，H2O2(過酸化水素)を生じる。また，これら反応と並行して以下の化学反応が生じ，H2 が OH ラジカルと反応して水に戻る等の再結合反応が起こる。なお，酸素は過酸
化水素の分解によって生成される。

H2

OH

H H 2O2
H OH

H H2O

式①

OH H 2O

式②

H 2O

式③

格納容器破損モード「水素燃焼」における重大事故等対策の有効性評価では，水の放射線分解による水素および酸素の生成をモデル化している。
柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉は，運転中，格納容器内が窒素で置換されている。
炉心損傷に至った場合及びその後の圧力容器破損後には，水-ジルコニウム反応やコア・コ
ンクリート反応等，水素については多量に放出されるメカニズムが考えられるものの，酸素に関しては水の放射線分解が支配的な生成プロセスである。水素に関しては上記の反応によって比較的短時間で可燃限界の濃度を超えることから，格納容器内の気体の濃度を可燃限界以下に維持する観点では酸素濃度を低く維持することが重要となる。
以下では，この酸素の支配的な生成プロセスである水の放射線分解について，本評価で用いた考え方を示す。
2．水の放射線分解による水素及び酸素量の計算
水の放射線分解による水素および酸素の生成量は以下の式(1)で算出している。

n QdecayEG1
19100 6.02 1023
1.60 10t

式(1)のパラメータは以下のとおり。
Δn：水の放射線分解による水素(酸素)発生量 [mol]Qdecay ：崩壊熱 [W]E：放射線吸収割合 [-]－炉内： β 線，γ 線ともに 0.1－炉外の FP ： β 線，γ 線ともに 1G：実効 G 値 [分子／100eV]－水素： G(H2) = 0.06

添 3.4.2-1

(1)

－酸素
Δt

： G(O2) = 0.03

：タイムステップ [sec]

放射線吸収割合について，炉内については，炉心から放出される放射線が水に吸収される割合を解析によって評価した結果，約 1%となったことから，これを保守的に考慮して 10%とした。また，炉外の FP については水中に分散していることを考慮し，保守的に放射線のエネルギーの 100%が水の放射線分解に寄与するものとした。[1]
今回は β 線及び γ 線を考慮の対象とし，α 線については考慮の対象としていない。α 線については飛程が短いため，大部分が溶融炉心等に吸収されるものと考え，α 線による水の放射線分解への寄与は無視できるものとした。また，本評価では電力共同研究(以下「電共研」という。)において求めた G 値を用いているが，これは γ 線源による照射によって得られた実験結果である。β 線は γ 線に比べて飛程が短いことから溶融炉心等に吸収され易く，γ 線
源による実験結果の G 値を β 線に対して適用することは，放射線分解に伴う水素及び酸素濃度を多く見積もる点で保守的な取り扱いと考えられる。
放射線の吸収エネルギー100eV 当りに生成する原子・分子数を G 値と呼ぶ。G 値には水の放射線による分解作用のみを考慮した初期 G 値と，これに加えて放射線分解による生成物が再結合して水分子等に戻る等の化学反応の効果を考慮した実効 G 値がある。
照射が始まり，放射線分解による生成物が増加すると，その生成物の濃度に応じて生成物が再結合して水に戻る等の化学反応も増加するため，水素分子及び酸素分子の生成割合は照射初期から徐々に低下する。水素や酸素の濃度の，水の吸収線量との関係の傾向は，一時的に水素や酸素の濃度の上昇ピークが現れるのでは無く，水素や酸素の濃度の上昇が徐々に抑制されていく形の曲線となる。格納容器内の濃度上昇というマクロな現象を評価する
観点では再結合等の化学反応の効果を含めた実効 G 値を用いることが適切と考えられるため，本評価では実効 G 値を用いる。また，実効 G 値には電共研の実験結果[2]に基づく値を用いた。これについては次項に示す。
3．実効 G 値の設定について
3．1 実効 G 値の設定根拠とした電共研の実験結果[2]
本評価における実効 G 値の設定根拠とした電共研「事故時放射線分解に関する研究」[2]の実験結果を図 1 に示す。電共研の実験では，苛酷事故の際の格納容器内の環境を想定した。図 1 は，非沸騰条件において，よう素イオン濃度を炉心インベントリの 50%に相当する濃度とし，水-ジルコニウム反応割合は 5.5%とした場合の吸収線量と酸素濃度の相関を示している。
実効 G 値は吸収線量が 10×103 Gy での傾きから求めた。この吸収線量は事象発生から約 1.4 時間後までのサプレッション・プールでの吸収線量に相当する。実効 G 値は吸収線量の増加とともに傾きが小さくなる傾向にあることから，事象発生から約 1.4 時間後の実効

添 3.4.2-2

G 値を本評価で用いることは保守的であり妥当と考える。
3．2 実効 G 値に影響を及ぼす因子
水の放射線分解によって生成した水素や過酸化水素は，OH ラジカルを介した再結合反応
によって水に戻るが，このとき OH ラジカルと反応し易い物質の存在や，沸騰等による生成物の気相への移行があると，再結合反応が阻害され，水素分子及び酸素分子が生成される。
このため，実効 G 値はこれらの因子によって変化する。
実効 G 値に影響を及ぼす因子としては，よう素等の不純物濃度，液相中の水素分子の濃度といった化学的因子の他に，ガスの気液移行速度(沸騰，非沸騰の違い)といった物理的因子がある。
本評価における実効 G 値の設定根拠とした電共研の実験結果に対して上記の因子の影響を考慮する際に参照した電共研の実験結果を次に示す。また，電共研の実験結果と本評価における各因子の相違と影響をまとめた結果を表 1 に示す。
(1) よう素の影響
体系中によう素等の不純物が存在すると，以下の化学反応が生じ，OH ラジカルが OH－となるため，OH ラジカルを介した式①の再結合反応を阻害し，水素分子の増加と同時に水素原子の生成が減少する。水素原子の減少により式②の反応が減少することで過酸化水素の加水分解が促進され，酸素の生成量が増大するものと考えられる。

I-OH

I OH -

式④

水中のよう素濃度を変化させた場合の酸素の発生割合を図 2 に示す。液相単相条件下において，よう素イオン濃度は炉心インベントリの 0～100%に相当する濃度とした。図 2 のとおり，水中のよう素イオン濃度が高いほど，吸収線量に対する酸素の発生割合が高い。
なお，よう素以外の不純物として，ホウ素，鉄，銅を添加した場合の酸素の発生割合を図3 に示す。図 3 のとおり，不純物の添加による酸素の発生割合への影響は見られない。
以上の結果から，よう素濃度に関して本評価における条件とほぼ同等の実験の結果から求めた実効 G 値を用いることは妥当と考える。
(2) 溶存水素濃度の影響
液相中の水素濃度が増加すると，OH ラジカルを介した再結合反応が進み，その結果，水素と酸素の生成量が減少すると考えられる。
水中の水素濃度を変化させた場合の酸素の発生割合を図 4 に示す。液相単相条件下において，初期水素濃度は水-ジルコニウム反応割合が 0～50%で生成した場合の水素濃度に相当する気相中濃度の気液平衡濃度とした。図 4 のとおり，水中の水素濃度が高いほど，吸収線量に対する酸素の発生割合が低い。
したがって，水の放射線分解が進行し，液相中の水素濃度が上昇すると実効 G 値は徐々添 3.4.2-3

に減少すると考えられる。また，水-ジルコニウム反応によって発生する水素が液相中に溶解し，液相中の水素濃度が上昇する場合にも実効 G 値は減少すると考えられる。
よって，炉心損傷事故の状況としては比較的少ないと考えられる水-ジルコニウム反応割
合 5.5%に相当する溶存水素濃度の実験結果から求めた実効 G 値を用いることは妥当と考える。
(3) 初期酸素濃度の影響
初期酸素濃度を変化させた場合の酸素の発生割合を図 3 に示す。図 3 からは，初期酸素
濃度が酸素の実効 G 値に与える影響は確認できない。このことから，初期酸素濃度は少な
くとも数 vol%程度では，初期酸素濃度は酸素の実効 G 値に影響を及ぼすものではないと考える。
(4) 沸騰，非沸騰状態の影響
非沸騰の場合には，水素及び酸素ガスが比較的長期間液相に滞在できるため，再結合反応が起こりやすく，水素と酸素の生成量が減少すると考えられる。一方，液相が沸騰している
場合には，生成された水素及び酸素ガスがボイドに移行し短期間で気相に放出されるため，再結合反応が非沸騰状態に比べ起こりにくく，水素と酸素の生成量が増加すると考えられる。
沸騰状態における酸素濃度の変化を図 5 に示す。よう素イオン濃度を炉心インベントリの 50%に相当する濃度とし，初期水素濃度は水-ジルコニウム反応割合が 5.0%で生成した場合の水素濃度に相当する気相中濃度の気液平衡濃度とした。図 5 のとおり，沸騰状態であっても，吸収線量に対する酸素の発生割合は極めて低い。
上記の結果に加え，本評価条件では，大部分の領域・期間が非沸騰状態であると考えられることから，非沸騰状態の実効 G 値を採用することは妥当と考える。
(5) 温度の影響
温度を室温(25°C)から 45°C まで変化させた場合の酸素濃度の変化を図 6 に示す。図 6 のとおり，温度が高くなるほど再結合反応が促進されるため，実効 G 値は小さくなる傾向となっている。また，オークリッジ国立研究所(ORNL)による照射試験[2]でも，図 7 のとおり，
温度依存性について同様の傾向が示されている
本評価条件では，温度は室温を上回るため，室温での電共研の実験結果に基づく実効 G
値を用いることは保守的であり妥当と考える。
(6) pH の影響
pH を 4, 6.5, 10 とした場合の酸素濃度の変化を図 8 に示す。図 8 からは，中性環境下で酸素の実効 G 値は僅かに小さい傾向を示していることが分かる。[2] しかしながら，その傾

添 3.4.2-4

きの違いは僅かであることから，中性条件下の試験で求めた実効 G 値を用いることに問題は無いと考える。
3．3 実効 G 値への不純物の影響についての電共研の追加実験結果[1]電共研「シビアアクシデントにおける可燃性ガスの挙動に関する研究」[1]では，電線被覆材等に起因する有機物の影響について追加実験を行っており，有機物をエタノールで模擬して液相中に添加し，酸素濃度の変化を測定している。実験結果は図 9, 10 のとおり，実効G 値を低減する効果があることが確認されている。これは，エタノールは放射線場では OH
ラジカルと反応してエタノールラジカルとなり，還元剤として働いて酸素を消費する反応に寄与するためである。

CH 3 CH 2 OH

OH

CH 3 CHOH

CH 3 CHOH

O2

CH 3 COH

H 2O

HO 2

式⑤
式⑥

その他の不純物と合わせて影響をまとめた結果を表 2 に示す。なお，通常の想定濃度範
囲では，OH ラジカルの反応速度の観点から，実効 G 値への影響はヨウ素イオンが支配的となることから，ヨウ素イオンで不純物を代表させている。
4．格納容器内の酸素・水素濃度の評価方法
放射線分解を考慮した格納容器内の酸素・水素濃度の評価方法は次のとおり。また，格納容器内の酸素・水素濃度の評価の流れを図 11 に示す。
・MAAP 解析から得られる各コンパートメントの窒素モル数から，格納容器の初期酸素濃度を 3.5vol%としたときの酸素モル数と窒素モル数を計算する。
・各コンパートメントにおける崩壊熱から，水の放射線分解による酸素発生量と水素発生量を計算する。
・上記を重ね合わせることにより，格納容器内の気相濃度を計算する。
5. 参考文献[1]「シビアアクシデントにおける可燃性ガスの挙動に関する研究」BWR 電力共同研究
平成 12 年 3 月[2]「事故時放射線分解に関する研究」BWR 電力共同研究 昭和 63 年 3 月[3] Zittel, H.E., “Boiling water reactor accident radiolysis studies”, ORNL-TM- 2412
Part Ⅷ (1970).
[4] Prczewski, K.I., et.al., “Generation of hydrogen and oxygen by radiolytic
decomposition of water in some BWR’s”, U.S. NRC Joint ANS/ASME Conference,
Aug. (1984).
以

添 3.4.2-5

上表 1 各種パラメータが酸素の実効 G 値に与える影響
パラメータ
吸収線量

電共研の

今回申請に

実験

おける評価

～1×104 Gy

酸素の実効 G 値への影響と保守性

サプレッション・プ 水素の実効 G 値は吸収線量が多いほど小さくなる
ールでの吸収線量 傾向があり，[2,3] 酸素の実効 G 値についても同様
は事象発生から約 の傾向であることを確認している。[2] 酸素濃度の1.4 時間後に 1×104 長期(7 日間)の推移を見る観点では，事故進展を考Gy を超える。

えた上で事象発生から約 1.4 時間後の吸収線量に相当する(1×104Gy)で求めた実効 G 値を用いることは，保守的であり妥当と考える。(図 1 参照)

よう素放出割 50%
合

約 84%

水素の実効 G 値はよう素濃度が高いほど大きくな(立地審査指る傾向があり，[2,4] 酸素の実効 G 値についても同針における様の傾向であることを確認している。[2] しかしな

仮想事故条

がら，図 2 を参照すると，左記の程度の割合の相件を設定)

違であれば，G 値(測定データの傾き)に大きな違いは表れないと考えられることから，今回申請における評価において，電共研の実験結果に基づく実効 G 値を用いることは妥当と考える。

水-ジルコニウ 5.5%

約 16.6%

水素の実効 G 値は溶存水素濃度が高いほど小さく

ム反応割合(溶なる傾向があり，[2,4] 酸素の実効 G 値についても

存水素濃度)

同様の傾向であることを確認している。[2]このことから，水-ジルコニウム反応割合が小さい電共研の実験結果に基づく実効 G 値を用いることは妥当と考える。(図 4 参照)

初期酸素濃度

1.5vol%3.5vol%

少なくとも初期酸素濃度数 vol%程度では，初期酸
素濃度は酸素の実効 G 値に影響を及ぼすものではないと考える。(図 3 参照) [2]

沸騰・非沸騰

非沸騰状態

炉内：沸騰状態

沸騰状態では酸素の実効 G 値はほぼ 0 となる傾向

サプレッション・プ がある。このことから，非沸騰状態での電共研の実
ール：非沸騰状態

験結果に基づく実効 G 値を用いることは妥当と考える。(図 5 参照)[2]

温度

室温

室温以上

温度が高いほど，再結合反応が促進されるため実効 G 値は小さくなる傾向がある。事故時には温度
は室温を上回るため，室温での電共研の実験結果に基づく実効 G 値を用いることは保守的であり妥当と考える。(図 6, 7 参照)[2,3]pH

中性

事故対応の中で変 中性環境下では酸素の実効 G 値は僅かに小さい傾動する可能性があ 向を示すが，その差は小さい。このため，中性条件
る下の試験で求めた電共研の実験結果に基づく実効G 値を用いることに問題は無いと考える。(図 8 参照)[2]

添 3.4.2-6

表 2 よう素以外の不純物が酸素の実効 G 値に与える影響
物質

発生原因

金属イオン等

炉内構造物 等

(Fe, Cu, B)

シビアアクシデント環
境下における発生量

酸素の実効 G 値への影響

0 ～ 2 ppm

よう素存在条件下において，金属イオ(TMI-2 事故時の冷却材

ン等(Fe, Cu, B)が添加された場合の結中不純物濃度や BWR

果からは，実効 G 値へ影響は見られな

プラント通常運転時にい。[2] (図 3 参照)

おける金属濃度等の評価を参考に設定)
ホウ酸

制御棒材の酸約 1×10-3 mol/l

水のpHに影響するが，pHの違いによ化，MCCI 時の(格納容器内での想定発

る実効G値への影響は小さい。[2]化学反応

生量と S/C 液相体積から概算)

コンクリート主成分のSiO2,

安定な酸化物でエアロ

安定な酸化物でエアロゾルとして挙動

CaO, Al2O3,

ゾルとして挙動し ， 水

し，水にはほとんど溶けないので，放MgOなどがにはほとんど溶けない

射線分解への影響は小さい。また ，MCCI時に放出

MCCI時にCO2が発生し水のpHに影響するが，pHの変化によるG値への影響は小さい。[1,2]有機物

電線被覆材など

約1.1×10-6 mol/l

酸素を消費する反応に寄与し，実効Gの熱分解や放射(格納容器内での想定発値を低減する。[1]線分解

生 量と S/C液 相体積 から概算)

添 3.4.2-7

酸素濃度(×10-4 mol/l)

気相中及び液相中のG(O2) = 0.03
O2 濃度の和

気相中の O2 濃度(液相換算)

液相中の O2 濃度
試験条件
初期水素濃度吸収線量(×103 Gy)：水-ジルコニウム
反応割合 5.5%相当
初期酸素濃度
：1.5vol%(気相中)初期よう素濃度 ：50%放出相当
温度：室温

図 1 本評価における実効 G 値の設定根拠とした電共研の実験結果

酸素濃度変化量(×10-5 mol/l)[I－]0 = 1×10-4 M

1.5×10-5 M
6×10-6 M

1.8×10-6 M

6×10-7 M

0 M(純水)1 M = 1 mol/l

試験条件
初期酸素濃度
：3.5vol%(気相中)初期よう素濃度 ：0～100%(0～4.1×10-5 mol/l)放出相当
温度：室温

吸収線量(×103 Gy)
図 2 溶存酸素濃度と吸収線量の関係(よう素濃度を変化させた場合)

添 3.4.2-8

気相中の O2 濃度(括弧内は液相中の濃度を示す。1 M = 1 mol/l)

酸素生成量(×10-4 mol/l)

初期酸素濃度：2.0vol%(2.7×10-5 mol/l)
Fe, Cu, B を 1 ppm 添加

初期酸素濃度：3.0vol%(3.9×10-5 mol/l)
Fe, Cu, B を 2 ppm 添加

初期酸素濃度：0.5vol%(0.6×10-5 mol/l)
Fe, Cu, B 添加なし

試験条件
初期水素濃度
初期酸素濃度初期よう素濃度温度：水-ジルコニウム反応割合 0%相当
：0.5～3.0vol%(0.6～3.9×10-5 mol/l)相当：50%放出相当：室温

吸収線量(×103 Gy)
図 3 溶存酸素濃度及び不純物(Fe, Cu, B)の有無と吸収線量の関係(酸素濃度及び不純物(Fe, Cu, B)の添加量を変化させた場合)

酸素濃度変化量(×10-5 mol/l)[H2]0 = 0 M
6.2×10-5 M
1.5×10-4 M

2.8×10-4 M
3.9×10-4 M

1 M = 1 mol/l
試験条件
初期水素濃度：水-ジルコニウム反応割合
0～50%(0～6.7×10-4 mol/l)相当
初期酸素濃度
：3.5vol%(気相中)初期よう素濃度 ：50%放出相当
温度：室温

吸収線量(×103 Gy)
図 4 溶存酸素濃度と吸収線量の関係(溶存水素濃度を変化させた場合)

添 3.4.2-9

酸素濃度(×10-4 mol/l)

G(O2) ≒ 0

気相中及び液相中の O2 濃度の和
試験条件
初期水素濃度気相中の O2 濃度(液相換算)：水-ジルコニウム
反応割合 5.0%相当
初期酸素濃度
：2.0vol%(気相中)初期よう素濃度 ：50%放出相当

液相中の O2 濃度

吸収線量(×103 Gy)
図 5 溶存酸素濃度と吸収線量の関係(沸騰状態)

試験条件
初期水素濃度酸素濃度(×10-5 mol/l)：水-ジルコニウム
反応割合 0.73%相当
初期酸素濃度
：3.5vol%(気相中)初期よう素濃度 ：50%放出相当
温度：室温(25 °C～45 °C)

吸収線量(×103 Gy)
図 6 溶存酸素濃度と吸収線量の関係(温度を変化させた場合)

添 3.4.2-10

図 7 水素発生量と吸収線量の関係(温度を変化させた場合) - ORNL による試験

酸素濃度(×10-4 mol/l)

試験条件
初期水素濃度：水-ジルコニウム
反応割合 0.67%相当
初期酸素濃度：3.3vol%(気相中)初期よう素濃度 ：50%放出相当
温度：室温(25 °C)

pH = 10
pH = 6.5

pH = 4吸収線量(×103 Gy)
図 8 溶存酸素濃度と吸収線量の関係(pH を変化させた場合)

添 3.4.2-11

図 9 溶存酸素濃度と吸収線量の関係(エタノール添加なし)

図 10 溶存酸素濃度と吸収線量の関係(エタノール添加あり)

添 3.4.2-12

図 11 水素・酸素濃度の評価フロー図

添 3.4.2-13

添付資料 3.4.3
安定状態について
水素燃焼時の安定状態については以下のとおり。
原子炉格納容器安定状態：本評価では，事象発生から約 20 時間で代替原子炉補機冷却系を接続し，代替循環冷却による原子炉格納容器除熱を実施する。これにより，7 日後まで格納容器ベントを実施しない状態
で原子炉格納容器の機能を維持可能な事象進展となっている。
【安定状態の維持について】
本評価における格納容器ベントを実施しない状態を 7 日後以降も継続する場合，酸素濃度は事象発生から約 15 日後にサプレッション・チェンバにおいて可燃限界に到達する。
このため，事象発生から 7 日間が経過した以降も水素濃度及び酸素濃度を監視するとともに，状況に応じて酸素濃度の低減（可燃性ガス濃度制御系の運転等）を行い，原子炉
格納容器内が可燃限界の濃度に到達することを防止する。また，重大事故等対処設備以外の設備の機能の復旧等も考慮し，格納容器圧力及び温度の低下操作や原子炉格納容器内の窒素置換を試みる。これらの対応が困難であり，原子炉格納容器内の水素及び酸素濃度が可燃限界に到達する場合については，格納容器ベントにより，その水素及び酸素濃度を低減することにより安定状態を維持できる。

添 3.4.3-1

添付資料 3.4.4

解析コード及び解析条件の不確かさの影響について（水素燃焼）
表１

解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータ（酸素濃度）に与える影響（水素燃焼）

解析条件（初期条件，事故条件）の不確かさ
項目
解析条件

最確条件

条件設定の
考え方

初期条件

保安規定をもとに設定。（運初期酸素濃度

3.5vol%約 1vol%～約 2vol%

転上許容されている値の上限）

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（酸素濃度）に与える影響

最確条件とした場合には初期酸素濃度が低くなる
ため，本評価事故シーケンスにおける格納容器内の酸素濃度推移が低く抑えられるが，本評価事故シー
ケンスにおいては格納容器内の酸素濃度を操作開始の起点とした運転員等操作はないことから，運転最確条件とした場合には初期酸素濃度が低くなるため，本評価事故シーケンスにおける格納容器内の酸素濃度推移が低く抑えられることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

員等操作時間に与える影響はない。
最確条件とした場合には水素発生量が変動する可能性がある。炉心内

炉心内の金属－水反応による水素発生量最確条件とした場合には水素発生量が変動する可 の金属－水反応による水素発生量は，運転員等操作である低圧代替注

全炉心内のジルコニウ
ム量の約 16.6%が水と反応して発生する水素

事象進展による

MAAP による評価結果。

量能性があるが，本評価事故シーケンスでは，水素発 水系（常設）による原子炉注水の操作開始時間に依存して変動するが，生量を操作開始の起点としている運転員等操作は 低圧代替注水系（常設）による原子炉注水の操作開始時間については，
ないことから，運転員等操作時間に与える影響はな 「3.1.2.3(2)b. 操作条件」にて解析上の操作開始時間と実態の操作い。

開始時間はほぼ同等と評価しており，炉心内の金属－水反応による水素発生量に与える影響は小さい。

最確条件とした場合には水素発生量が増加するた
事故条件

酸 素 濃 度 を 厳 め，本評価事故シーケンスにおける格納容器内の酸

金属腐食等による水素発生 考慮しない

考慮する

量

し く 評 価 す る 素濃度推移が低く抑えられるが，本評価事故シーケ
も の と し て 設 ンスにおいては格納容器内の酸素濃度を操作開始
定。

の起点とした運転員等操作はないことから，運転員

最確条件とした場合には水素発生量が増加するため，本評価事故シー
ケンスにおける格納容器内の酸素濃度推移が低く抑えられることか
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。

等操作時間に与える影響はない。

G 値の不確かさにより水の放射線分解による酸素発 G 値の不確かさにより水の放射線分解による酸素発生量が大幅に増
水の放射線分 水素：
解による水素0.06 分子/100eV

及び酸素の発 酸素：
生割合0.03 分子/100eV

水素：
0.06 分子/100eV
酸素：
0.03 分子/100eV

苛酷事故時における格納容器内の条件を考慮して設定。

生量が大幅に増加する場合，格納容器内の酸素濃度 加する場合，格納容器内の酸素濃度が可燃領域又は爆轟領域となる可が可燃領域又は爆轟領域となる可能性がある。その 能性がある。その場合には，格納容器圧力逃がし装置，耐圧強化ベン
場合には，格納容器圧力逃がし装置，耐圧強化ベン ト系（ウェットウェルベント）又は代替格納容器圧力逃がし装置を使ト系（ウェットウェルベント）又は代替格納容器圧 用し，格納容器内の気体を排出することが可能であるため，評価項目
力逃がし装置を使用し，格納容器内のガスを排出す となるパラメータに与える影響はない。
る必要がある。

添 3.4.4-1（添付資料 3.4.1）

添付資料 3.4.5
原子炉注水開始時間の評価結果への影響
1. はじめに
今回の評価では，運転操作手順書等を踏まえ，原子炉圧力容器への注水開始時刻を事象発
生から70分後としている。実際の事故対応においては原子炉圧力容器への注水開始時刻が早まる可能性も想定されるが，この場合水素燃焼のリスクの観点では，原子炉圧力容器への注水開始時刻が早まることでジルコニウム-水反応による水素発生量が抑制され，相対的に酸素の濃度が高くなることで水素濃度及び酸素濃度がともに可燃限界に到達する可能性が考えられる。一方で，注水時点の炉心の状態によっては，注水によってジルコニウム-水反応が促進され，水素発生量が今回の評価よりも増加する場合も考えられる。この場合には，増加した水素によって相対的に酸素濃度が低下すると考えられる。ここでは原子炉圧力容器への注水開始時刻が早まった場合を想定し，原子炉圧力容器への注水開始時刻が評価結果に与える影響を確認した。
2. 評価条件
今回の申請において示した解析ケース(以下「ベースケース」という。)の評価条件に対する変更点は以下のとおり。この他の評価条件は，ベースケースと同等である。
・原子炉圧力容器への注水開始時刻を事象発生から30分後とした。30分は今後の更なる事故対応能力の改善を見据えて設定した値である。
・格納容器圧力制御の観点で評価上の必要が生じたため，D/Wスプレイの流量を155 m3/hとした。D/Wスプレイの流量をベースケースの140 m3/hよりも増加させることで，水蒸気の凝縮及びS/C気相部容積の低下が考えられるが，酸素濃度の評価の観点では保守的な結果を与えると考えられる。
3. 評価結果
評価結果を図1から図4に示す。また，評価結果のまとめを表1に示す。各パラメータの推移はベースケースとほぼ同等となり，事象発生から7日後の酸素濃度も5vol%未満となった。
4. まとめ原子炉圧力容器への注水開始時刻が早まることによる評価結果への影響を確認した結果，
評価項目となるパラメータである酸素濃度は，ベースケースと同等となった。このことから，
実際の事故対応においては原子炉圧力容器への注水開始時刻が早まった場合においても水
素燃焼のリスクの観点での事故対応への影響は無い。
以
添 3.4.5-1

上表1 原子炉圧力容器への注水開始時刻の変更に伴う評価項目への影響
原子炉圧力容器への注水開始時刻
項目

全炉心内のジルコニウム量
に対する酸化割合

感度解析(事象発生から30分後)

ベースケース(事象発生から70分後)

約 18.2%

約 16.6%

評価項目－
ジルコニウム-水反応による水素発生量

約 625kg

約 570kg

酸素濃度(ドライウェル)約 2.2vol%(事象発生から 168 時間後)

約 2.3vol%(事象発生から 168 時間後)

酸素濃度
(サプレッション・チェンバ)約 3.6vol%(事象発生から 168 時間後)

約 3.4vol%(事象発生から 168 時間後)

5vol%以下

添 3.4.5-2

格納容器圧力(MPa[gage])

残留熱除去系配管破断による炉内蒸気の流入により，格納容器圧力が上昇。

20 時間後，循環冷却による格納容器スプレイ(連続運転)に切り替えることで圧力が低下。

ドライウェルサプレッション・チェンバ

格納容器限界圧力 0.62MPa

再冠水後，代替格納容器
スプレイ間欠運転を開始。

事故後の時間(h)図 1 格納容器圧力の推移

ドライウェル

再冠水後，代替格納容器スプレイの間欠運転を開始することで温度が低下。

格納容器温度(°C)

20 時間後，循環冷却による格納容器スプレイ(連続運転)に切り替えることで温度が低下。

残留熱除去系配管破断による炉内蒸気流入により，格納容器温度が上昇。

事故後の時間(h)図 2 格納容器温度の推移
添 3.4.5-3

サプレッション・チェンバ(気相部)

格納容器限界温度 200 °C

ドライウェルの気相濃度(vol%)ドライウェル(D/W)スプレイによって D/W の圧力が低下し，この時点でサプレッション・チェンバ(S/C)との間の真空破壊
弁が開放されるため，S/C の気体が D/W に流入し，非凝縮性ガスの濃度が上昇し始める。

(5vol%)

事故後の時間(h)サプレッション・チェンバの気相濃度(vol%)図 3 ドライウェルの気相濃度の推移(ウェット条件)

LOCA 後のブローダウンによって，D/W に存在する非凝縮性ガスが水蒸気とともに S/C に送り込まれ，水蒸気がスクラビングによって凝縮されることにより，S/C 内は非凝縮性ガスの濃度が高い状態となる。
また，D/W が RPV からの水蒸気の放出によって加圧され，S/C よりも圧力が高い間は非凝縮性ガスが S/C に集中することとなる。

代替循環冷却による除熱に伴い S/C 圧力が低下
し，S/C 液相部が沸騰。

事故後の時間(h)図 4 サプレッション・チェンバの気相濃度の推移(ウェット条件)
添 3.4.5-4(5vol%)

3.5 溶融炉心・コンクリート相互作用
3.5.1 格納容器破損モードの特徴，格納容器破損防止対策(1) 格納容器破損モード内のプラント損傷状態
格納容器破損モード「溶融炉心・コンクリート相互作用」に至る可能性のあるプラント損
傷状態は，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，TQUV，TQUX，LOCA，
長期 TB，TBU 及び TBP である。
(2) 格納容器破損モードの特徴及び格納容器破損防止対策の基本的考え方
格納容器破損モード「溶融炉心・コンクリート相互作用」では，原子炉の出力運転中に運転時の異常な過渡変化，原子炉冷却材喪失事故又は全交流動力電源喪失が発生するとともに，非常用炉心冷却系等の安全機能の喪失が重畳する。このため，緩和措置がとられない場
合には，原子炉圧力容器内の溶融炉心が原子炉格納容器内へ流れ出し，溶融炉心からの崩壊
熱や化学反応によって，原子炉格納容器下部のコンクリートが浸食され，原子炉格納容器の構造材の支持機能を喪失し，原子炉格納容器の破損に至る。
したがって，本格納容器破損モードでは，原子炉圧力容器の下部から溶融炉心が落下する時点で，原子炉格納容器下部に溶融炉心の冷却に十分な原子炉格納容器下部の水位及び水量を確保し，かつ，溶融炉心の落下後は，格納容器下部注水系（常設）によって溶融炉心を冷却することにより，原子炉格納容器の破損を防止するとともに，溶融炉心・コンクリート
相互作用による水素発生を抑制する。
また，溶融炉心の落下後は，格納容器下部注水系（常設）によって溶融炉心を冷却するとともに，代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却を実施する。その後，代替
循環冷却，格納容器圧力逃がし装置又は更なる信頼性向上の観点から設置する代替格納容器圧力逃がし装置によって原子炉格納容器の圧力及び温度を低下させる。
なお，本格納容器破損モードの有効性評価を実施する上では，重大事故等対処設備による
原子炉注水機能についても使用できないものと仮定する。
(3) 格納容器破損防止対策
格納容器破損モード「溶融炉心・コンクリート相互作用」で想定される事故シーケンスに対して，原子炉格納容器下部のコンクリートの浸食による原子炉圧力容器の支持機能喪失を防止するため，格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部注水手段を整備する。
また，その後の格納容器圧力及び温度の上昇を抑制する観点から，代替格納容器スプレイ
冷却系による原子炉格納容器冷却手段及び代替循環冷却による原子炉格納容器除熱手段又は格納容器圧力逃がし装置及び代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱手段を整備する。なお，これらの原子炉圧力容器破損以降の格納容器過圧・過温に対応する手順及び重大事故等対策は「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）」と同じである。
3.5-1

本格納容器破損モードに至るまでの事象進展への対応，本格納容器破損モードによる原子炉格納容器の破損防止及び原子炉格納容器の破損を防止した以降の対応を含めた一連の重大事故等対策の概要は，「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」の 3.2.1(3)のa から i に示している。このうち，本格納容器破損モードに対する重大事故等対策は，「3.2
高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」の 3.2.1.(3)に示す f から h である。
本格納容器破損モードに至るまでの事象進展への対応，本格納容器破損モードによる原子炉格納容器の破損防止及び原子炉格納容器の破損を防止した以降の対応を含めた一連の重大事故等対策の概略系統図は「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」に示す図3.2.1 から図 3.2.4 に示している。このうち，本格納容器破損モードに対する重大事故等対策の概略系統図は「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」に示す図 3.2.2 及び図
3.2.3 である。本格納容器破損モードに対応する手順及び必要な要員と作業項目は「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」と同じである。
3.5.2 格納容器破損防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法
本格納容器破損モードを評価する上で選定した評価事故シーケンスは，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，プラント損傷状態を TQUV とし，事象進展が早く
炉心損傷までの時間余裕の観点で厳しい過渡事象を起因事象とし，逃がし安全弁再閉失敗を含まない「過渡事象＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗＋損傷炉心冷却失敗（＋デブリ冷却失敗）」である。ここで，逃がし安全弁再閉失敗を含まない事故シーケンスとした理由は，プラント損傷状態が TQUV であるため，事故対応に及ぼす逃がし安全弁再閉の成否の影響は小さいと考え，発生頻度の観点で大きい事故シーケンスを選定したためである。
また，1.2.2.1(3)e に示す通り，プラント損傷状態の選定では，LOCA と TQUV を比較し，LOCA の場合はペデスタルに冷却材が流入することで溶融炉心・コンクリート相互作用が緩和される可能性等を考慮し，より厳しいと考えられる TQUV を選定した。
なお，この評価事故シーケンスは，「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」及
び「3.3 原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」の評価事故シーケンスと同じ事故
シーケンスである。本格納容器破損モード及び「3.3 原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」ではプラント損傷状態を TQUV とし，「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」ではプラント損傷状態を TQUX としており，異なるプラント状態を選定している。しかしながら，どちらのプラント損傷状態であっても原子炉水位が有効燃料棒底部から有効
燃料棒の長さの 10%上の位置に到達した時点で逃がし安全弁の手動開操作によって原子炉を減圧する手順であり，原子炉減圧以降も，溶融炉心の挙動に従って一連の流れで生じる各格納容器破損モードを，定められた一連の手順に従って防止することとなる。このことから，
これらの格納容器破損モードについては同じ事故シーケンスで評価する。
本評価事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，
3.5-2

燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化，気液分離（水位変化）・対向流，ECCS 注水(給水系・代替注水設備含む)，炉心損傷後のリロケーション，構造材との熱伝達，下部プレナムでの溶融炉心の熱伝達，原子炉圧力容器破損，原子炉圧力容器内 FP 挙動及び原子炉格納容器における炉心損傷後の格納容器下部床面での溶融炉心の拡がり，原子炉圧
力容器外 FCI（溶融炉心細粒化），原子炉圧力容器外 FCI（デブリ粒子熱伝達），溶融炉心と格納容器下部プール水の伝熱，溶融炉心とコンクリートの伝熱，コンクリート分解及び非凝縮性ガス発生が重要現象となる。
よって，これらの現象を適切に評価することが可能であるシビアアクシデント総合解析
コード MAAP により原子炉格納容器下部の床面及び壁面のコンクリート浸食量等の推移を求める。
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，本評価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時間余裕を評価する。
(2) 有効性評価の条件
有効性評価の条件は，「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」の条件と同じである。これに加え，初期条件の初期酸素濃度及び事故条件の水素ガス及び酸素ガスの発生割
合は，「3.4 水素燃焼」と同じである。
(3) 有効性評価の結果
本評価事故シーケンスにおける原子炉圧力，原子炉水位，格納容器圧力，格納容器温度，
ドライウェル及びサプレッション・チェンバの気相濃度，サプレッション・チェンバ・プー
ル水位，格納容器下部水位，溶融炉心・コンクリート相互作用による原子炉格納容器下部床面及び壁面のコンクリート浸食量の推移を図3.5.1から図3.5.11に示す。
ａ．事象進展事象進展は「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」と同じである。
ｂ．評価項目等
溶融炉心落下前の原子炉格納容器下部への水張り及び溶融炉心落下後の原子炉格納容器下部への注水の継続によって，原子炉格納容器下部のコンクリートの床面及び壁面共に有意な浸食は発生せず，原子炉格納容器下部の溶融炉心は適切に冷却される。
原子炉格納容器下部壁面の浸食については，約 1.67m の厚さの内側鋼板及びコンクリート部を貫通して，外側鋼板まで到達しない限り，原子炉圧力容器の支持機能は維持される。原子炉格納容器下部壁面のコンクリートに有意な浸食は発生しないため，原子炉圧力容器の支持機能を維持できる。
原子炉格納容器下部床面の浸食については，原子炉格納容器下部の床面のコンクリー
3.5-3

ト厚さが約 7.1m であり，原子炉格納容器下部床面のコンクリートに有意な浸食は発生しないため，原子炉圧力容器の支持機能を維持できる。
また，溶融炉心・コンクリート相互作用による可燃性ガスの発生は，原子炉格納容器下部のコンクリートに有意な浸食は発生しないため，無視できる。このため，溶融炉心・コンクリート相互作用による可燃性ガスの発生が格納容器圧力及び気相濃度に与える影響は無い。なお，原子炉格納容器下部への溶融炉心落下後の本評価における水素濃度は，ドライウェルにおいて最低値を示すが，ウェット条件で 13vol%以上，ドライ条件で 34vol%以上となり，13vol%を上回る。一方，酸素濃度は水の放射線分解によって徐々に上昇する
ものの，事象発生から 7 日後（168 時間後）においても酸素濃度はウェット条件で約2.1vol%，ドライ条件で約 2.6vol%であり，可燃限界である 5vol%を下回る。このため，原子炉格納容器内での可燃性ガスの燃焼が発生するおそれは無い。
その後は，原子炉格納容器下部に崩壊熱相当の流量での格納容器下部注水を継続して行うことで，安定状態が確立し，また，安定状態を維持できる。
（添付資料 3.5.1）
本評価では，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(8)の評価項
目について，原子炉格納容器下部床面及び壁面のコンクリート浸食量※1 を評価項目への対策の有効性を確認するためのパラメータとして対策の有効性を確認した。なお，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)及び(2)の評価項目については「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）」にて評価項
目を満足することを確認している。また，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(4)及び(5)の評価項目の評価結果については「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」及び「3.3 原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」にて評価
項目を満足することを確認している。
なお，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(6)の評価項目については「3.4 水素燃焼」において，(7)の評価項目については「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）」において，それぞれ選定された評価事故シー
ケンスに対して対策の有効性を確認しているが，溶融炉心が原子炉格納容器下部に落下した場合については，本評価において，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(6)及び(7)の評価項目について対策の有効性を確認できる。
※1 溶融炉心が適切に冷却されることについても，原子炉格納容器の構造部材の支持機能が維持される範囲で原子炉格納容器下部床面及び壁面のコンクリートの浸食が停止することで確認した。

3.5.3 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。
溶融炉心・コンクリート相互作用では，重大事故等対処設備を含む全ての原子炉注水機能
3.5-4

が喪失して炉心損傷に至り，溶融炉心が原子炉格納容器下部へ落下してコンクリートを浸食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，事象発生から12 時間程度までの短時間に期待する操作及び事象進展に有意な影響を与えると考えられる操作として，溶融炉心落下前の格納容器下部注水系（常設）による水張り操作及び溶融炉心落下後の原子炉格納容器下部への注水操作とする。
ここで，本評価事故シーケンスの有効性評価における不確かさとしては，炉心溶融開始後の溶融炉心の移動（リロケーション），初期水張りされた原子炉格納容器下部へ落下した溶融炉心の粒子化，落下した溶融炉心の拡がり，溶融炉心から水への熱伝達及びコンクリート
浸食が挙げられる。炉心溶融開始後の溶融炉心の移動（リロケーション）に対しては，原子炉圧力容器下鏡部温度を監視し，300℃に到達した時点で原子炉格納容器下部への初期水張りを行い，原子炉格納容器下部への溶融炉心の落下に対しては，原子炉格納容器下部の雰囲
気温度，格納容器圧力等を監視し，原子炉圧力容器破損を認知して原子炉格納容器下部への注水を行うといった徴候を捉えた対応を図ることによって，溶融炉心を確実に冷却できることを確認している。また，本評価事故シーケンスの評価では，溶融炉心から水への熱伝達（上面熱流束）が本物理現象に対して影響が大きいことを踏まえて，上面熱流束に対する影
響評価を実施する。
(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
本評価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，「1.7 解析コー
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，それらの不確かさの影響評価は以下のとおりである。
ａ．運転員等操作時間に与える影響
炉心における燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管
変形の不確かさとして，炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現性及び CORA 実験についての再現性が確認されている。炉心ヒートアップの感度解析（ヒートアップ時の燃料被覆管表面積感度解析）では，炉心溶融時間に対する感度及び炉心
下部プレナムへのリロケーション開始時間に対する感度は小さいことが確認されている。本評価事故シーケンスにおいては，重大事故等対処設備を含む全ての原子炉への注水機能が喪失することを想定しており，最初に実施すべき操作は原子炉水位が有効燃
料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達した時点での原子炉減圧操作となり，燃料被覆管温度等によるパラメータを操作開始の起点としている操作ではない
ことから，運転員等操作時間に与える影響はない。また，原子炉圧力容器下鏡部温度が300℃に到達した時点で原子炉格納容器下部への初期水張り操作，原子炉圧力容器破損
時点で原子炉格納容器下部への注水操作を実施するが，リロケーション開始時間の不確かさは小さく，また，溶融炉心が炉心下部プレナムへリロケーションした際の原子炉
3.5-5

圧力容器下鏡部温度の上昇は急峻であること及び原子炉圧力容器破損時の原子炉格納容器圧力上昇は急峻であることから，原子炉圧力容器下鏡部温度及び原子炉圧力容器破損を操作開始の起点としている原子炉格納容器下部への初期水張り操作及び原子炉
圧力容器破損時の原子炉格納容器下部への注水操作の開始に与える影響は小さい。
炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）
・対向流の不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）は原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である SAFER コードとの比較により，原子炉急速減圧後の水位上昇及び蒸気流出の継続による水位低下についてより緩慢な挙動を示すことが確認されており，
原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達する時間が早まる可能性があるが，数分程度の差異であることから運転員等操作時間に与える影
響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材との熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性が確認されている。また，炉心崩壊に至る温度の感度解析により原子炉圧力容器破損時間に対する感度は小さいことが確認されている。リロケーションの影響を受ける可能性がある操作としては，原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達した時点での原子炉格納容器下部への初期水張り操作があるが，リロケーション開始時間の不確かさは小さく，溶融炉心が炉心下部プレナムへリロケーションした際の原子炉圧力容器下鏡部温度の上昇は急峻であることから，原子炉圧力容器下鏡部温度を操作開始の起点としている原子炉格納容器下部への初期水張り操作の開始に与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における炉心下部プレナムでの溶融炉心の熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性が確認されている。
また，炉心下部プレナムと溶融炉心の熱伝達に関する感度解析により，原子炉圧力容器
破損時間に対する感度が小さいことが確認されている。炉心下部プレナムでの溶融炉
心の熱伝達の不確かさの影響を受ける可能性がある操作としては，原子炉圧力容器下
鏡部温度が 300℃に到達した時点での原子炉格納容器下部への初期水張り操作があるが，リロケーション開始時間の不確かさは小さく，溶融炉心が炉心下部プレナムへリロ
ケーションした際の原子炉圧力容器下鏡部温度の上昇は急峻であることから，原子炉
圧力容器下鏡部温度を操作開始の起点としている原子炉格納容器下部への初期水張り
操作の開始に与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器破損の不確かさとして，制御棒駆動機構ハウジング溶接部の破損判定に用いるしきい値（最大ひずみ）に関する感度解析より，最大ひずみを低下させた場合に原子炉圧力容器破損時間が早まることが確認されているが，原子炉圧力容器破損（事象発生から約 7 時間後）に対して，十数分早まる程度であり，原子炉格納容器下部への注水は中央制御室から速やかに実施可能な操作であることから，原子炉圧力容器破損を操作開始の起点としている原子炉格納容
3.5-6

器下部注水操作の開始に与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器内 FP 挙動の不確かさとして，原子炉圧力容器内 FP 挙動と本事象に対する運転員等操作の関連はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
炉心損傷後の原子炉格納容器における溶融燃料－冷却材相互作用の不確かさとして，溶融炉心の細粒化モデルにおけるエントレインメント係数等の感度解析より，原子炉
圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用による圧力スパイクに与える感度が小さいことが確認されている。また，原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用に対する運
転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
炉心損傷後の原子炉格納容器における原子炉格納容器下部床面での溶融炉心の拡がり及び溶融炉心と原子炉格納容器下部のプール水の伝熱の不確かさとして，エントレ
インメント係数，上面熱流束及び溶融プール－クラスト間の熱伝達係数の感度解析を実施した。感度解析の結果，コンクリート浸食量に対して上面熱流束の感度が支配的であることが確認されているが，コンクリート浸食を操作開始の起点としている運転員
等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
炉心損傷後の原子炉格納容器における溶融炉心とコンクリート伝熱，コンクリート
分解及び非凝縮性ガス発生の不確かさとして，ACE 及び SURC 実験解析より溶融炉心とコンクリートの伝熱及びそれに伴うコンクリート浸食挙動について妥当に評価できることが確認されている。また，溶融炉心とコンクリートの伝熱及び非凝縮性ガス発生に対する運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
（添付資料 3.5.2）
ｂ．評価項目となるパラメータに与える影響
炉心における燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管
変形の不確かさとして，炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現性及び CORA 実験についての再現性が確認されている。炉心ヒートアップの感度解析（ヒートアップ時の燃料被覆管表面積感度解析）では，炉心溶融時間に対する感度及び炉心
下部プレナムへのリロケーション開始時間に対する感度は小さいことが確認されており，また，原子炉圧力容器破損時点で原子炉格納容器下部に初期水張りが実施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。
炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）
・対向流の不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）は原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である SAFER コードとの比較により，原子炉急速減圧後の水位上昇及び蒸気流出の継続による水位低下についてより緩慢な挙動を示すことが確認されており，
原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達する時間が早まる可能性があるが，数分程度の差異であること及び原子炉圧力容器破損時点で原3.5-7

子炉格納容器下部に初期水張りが実施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。
炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材との熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性が確認されており，炉心崩壊に至る温度の感度解析より原子炉圧力容器破損時間に対する感度は小さいことを確認しており，また，原子炉圧力容器破損時点で原子炉格納容器下部に初期水張りが実施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。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における炉心下部プレナムでの溶融炉心の熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性が確認されており，
炉心下部プレナムと溶融炉心の熱伝達に関する感度解析により，原子炉圧力容器破損
時間に対する感度が小さいことが確認されている。また，原子炉圧力容器破損時点で原子炉格納容器下部に初期水張りが実施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。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器破損の不確かさとして，制御棒駆動機構ハウジング溶接部の破損判定に用いるしきい値（最大ひずみ）に関する感度解析より，最大ひずみを低下させた場合に原子炉圧力容器破損時間が早まることが確認されているが，原子炉圧力容器破損（事象発生から約 7 時間後）に対して，早まる時
間はわずかであり，破損時間がわずかに早まった場合においても，原子炉格納容器下部に初期水張りが実施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。
炉心損傷後の原子炉圧力容器内 FP 挙動の不確かさとして，原子炉圧力容器内 FP 挙
動と溶融炉心・コンクリート相互作用による浸食深さに関連はないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
炉心損傷後の原子炉格納容器における溶融燃料－冷却材相互作用の不確かさとして，
エントレインメント係数の感度解析より，溶融炉心の細粒化割合がコンクリート浸食に与える感度は小さいことが確認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。
炉心損傷後の原子炉格納容器における原子炉格納容器下部床面での溶融炉心の拡がり及び溶融炉心と原子炉格納容器下部のプール水の伝熱の不確かさとして，エントレ
インメント係数，上面熱流束及び溶融プール－クラスト間の熱伝達係数の感度解析を踏まえ，コンクリート浸食量について支配的な上面熱流束についての感度解析を実施した。感度解析の結果，コンクリート浸食量は床面で約 5cm，壁面で約 2cm に抑えられ，
原子炉圧力容器の支持機能を維持できることを確認した。なお，本感度解析ケースでは，
溶融炉心・コンクリート相互作用によって約 60kg の可燃性ガス及びその他の非凝縮性ガスが発生するが，本評価においてもジルコニウム－水反応によって約 1400kg の水素が発生することを考慮すると，溶融炉心・コンクリート相互作用による可燃性ガス及び
3.5-8

その他の非凝縮性ガスの発生が格納容器圧力に与える影響は小さい。溶融炉心・コンク
リート相互作用による可燃性ガスの発生が，可燃性ガスの燃焼の可能性に及ぼす影響について，本評価における原子炉格納容器下部への溶融炉心落下後の原子炉格納容器内の水素濃度は，ドライウェルにおいて最低値を示すが，ウェット条件で 13.1vol%以
上，ドライ条件で 34.4vol%以上となり，13vol%を上回る。このことから，本感度解析において評価した，溶融炉心・コンクリート相互作用に伴って発生する可燃性ガスの発生量を，本評価の結果に加えて気相濃度を評価しても，原子炉格納容器内での可燃性ガ
スの燃焼の可能性には影響しない。
なお，溶融炉心・コンクリート相互作用によって生じる約 60kg の気体の内訳は，可燃性ガスである水素が約 55kg，一酸化炭素が約 5kg，その他の非凝縮性ガスである二酸
化炭素が 1kg 未満である。
ジルコニウム－水反応によって発生する水素も考慮すると，原子炉格納容器内に存在する可燃性ガスとしては水素が支配的であり，一酸化炭素及び二酸化炭素の影響は無視できる。
一方，原子炉格納容器内の酸素濃度については，溶融炉心・コンクリート相互作用では酸素は発生しないため，溶融炉心・コンクリート相互作用による可燃性ガスは原子炉
格納容器内の酸素濃度を下げる要因となる。このため，本感度解析ケースの溶融炉心・コンクリート相互作用に伴って発生する可燃性ガスの発生量を本評価の結果に加えて気相濃度を評価する場合，原子炉格納容器内の酸素濃度は 3.5.2 (3) b にて示した酸
素濃度（ウェット条件で 2.1vol%，ドライ条件で 2.6vol%）以下になるものと考えられる。このため，原子炉格納容器内での可燃性ガスの燃焼が発生するおそれは無い。
（添付資料 3.5.2，3.5.3）(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
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，表3.2.2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，
解析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。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度33GWd/tに対して最確条件
は平均的燃焼度約30GWd/tであり，本解析条件の不確かさとして，最確条件は解析条
件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなることから，原子炉水位の低下が緩やかになり，原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの10%上の位置に到達した時点を操作開始の起点としている原子炉急速減
3.5-9圧操作の開始が遅くなるため，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。また，
原子炉圧力容器破損に至るまでの事象進展が緩やかになり，原子炉圧力容器下鏡部
温度300℃到達を操作開始の起点としている原子炉格納容器下部への初期水張り操
作及び原子炉圧力容器破損を操作開始の起点としている原子炉格納容器下部への注水操作の開始が遅くなるため，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。
初期条件の溶融炉心からプールへの熱流束は，解析条件の800kW/m2相当（圧力依存あり）に対して最確条件は800kW/m2相当（圧力依存あり）であり，解析条件と最確条
件は同様であることから，事象進展に影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件のコンクリート以外の素材の扱いは，解析条件の「内側鋼板，外側鋼板，
リブ鋼板及びベント管は考慮しない」に対して最確条件は「コンクリート以外の素材を考慮する」であり，本解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合にはコンクリートより融点が高い内側鋼板，外側鋼板，リブ鋼板の耐熱の効果及びベント管の管内の水による除熱の効果により，溶融炉心・コンクリート相互作用によるコンクリー
ト浸食が抑制される可能性があるが，コンクリート浸食量を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
（添付資料3.5.2）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度33GWd/tに対して最確条件
は平均的燃焼度約30GWd/tであり，本解析条件の不確かさとして，最確条件は解析条
件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，溶融炉心の持つエネルギが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。
初期条件の溶融炉心からのプールへの熱流束は，解析条件の800kW/m2相当（圧力依存あり）に対して最確条件は800kW/m2相当（圧力依存あり）であり，解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。コンクリート浸食量に対しては上面熱流束の感度が支配的であり，実験で確認されている浸食面における浸食の不均一性等の影響を確認する観点から感度解析を実施した。その結果，コンクリート浸食量は床面で約5cm，壁面で約2cmに抑えられ，原子炉圧力容器の支持機能を維持できることを確認した。本感度解析ケー
スでは，溶融炉心・コンクリート相互作用によって約60kgの可燃性ガス及びその他の非凝縮性ガスが発生するが，本評価においてもジルコニウム－水反応によって約1400kgの水素が発生することを考慮すると，溶融炉心・コンクリート相互作用による
可燃性ガス及びその他の非凝縮性ガスの発生が格納容器圧力に与える影響は小さい。
溶融炉心・コンクリート相互作用による可燃性ガスの発生が，可燃性ガスの燃焼の可能性に及ぼす影響について，本評価における原子炉格納容器下部への溶融炉心落
3.5-10下後の原子炉格納容器内の水素濃度は，ドライウェルにおいて最低値を示すが，ウェット条件で13.1vol%以上，ドライ条件で34.4vol%以上となり，13vol%を上回る。このことから，本感度解析において評価した，溶融炉心・コンクリート相互作用に伴って発生する可燃性ガスの発生量を，本評価の結果に加えて気相濃度を評価しても，原子炉格納容器内での可燃性ガスの燃焼の可能性には影響しない。なお，溶融炉心・コン
クリート相互作用によって生じる約60kgの気体の内訳は，可燃性ガスである水素が約55kg，一酸化炭素が約5kg，その他の非凝縮性ガスである二酸化炭素が1kg未満である。ジルコニウム－水反応によって発生する水素も考慮すると，原子炉格納容器内に存在する可燃性ガスとしては水素が支配的であり，一酸化炭素及び二酸化炭素の影
響は無視できる。
一方，原子炉格納容器内の酸素濃度については，溶融炉心・コンクリート相互作用
では酸素は発生しないため，溶融炉心・コンクリート相互作用による可燃性ガスは原
子炉格納容器内の酸素濃度を下げる要因となる。このため，本感度解析ケースの溶融
炉心・コンクリート相互作用に伴って発生する可燃性ガスの発生量を，本評価の結果に加えて気相濃度を評価する場合，原子炉格納容器内の酸素濃度は3.5.2 (3) bにて示した酸素濃度（ウェット条件で2.1vol%，ドライ条件で2.6vol%）以下になるものと考えられる。このため，原子炉格納容器内での可燃性ガスの燃焼が発生するおそれは無い。
初期条件のコンクリート以外の素材の扱いは，解析条件の「内側鋼板，外側鋼板，
リブ鋼板及びベント管は考慮しない」に対して最確条件は「コンクリート以外の素材を考慮する」であり，本解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合にはコンクリートより融点が高い内側鋼板，外側鋼板，リブ鋼板の耐熱の効果及びベント管の管内の水による除熱の効果により，溶融炉心・コンクリート相互作用によるコンクリー
ト浸食が抑制される可能性があるため，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
事故条件について，溶融炉心・コンクリート相互作用によるコンクリート浸食量を評価するにあたり，事故シーケンスを「大破断LOCA+ECCS注水機能喪失」とし，本評
価事故シーケンスの評価条件と同様，電源の有無に係らず重大事故等対処設備による原子炉注水機能についても使用できないものと仮定した場合，原子炉圧力容器破損のタイミングが早くなるため，溶融炉心落下時の崩壊熱の影響を確認する観点か
ら感度解析を実施した。その結果，コンクリート浸食量は床面で約0.5cmに抑えられ，
壁面では有意な浸食は発生しないことから，原子炉圧力容器の支持機能を維持できることを確認した。コンクリート浸食量が僅かであることから，本評価における溶融
炉心・コンクリート相互作用による可燃性ガスの発生量は格納容器内の気相濃度に影響を与えない。このため，溶融炉心・コンクリート相互作用による可燃性ガスの蓄積及び燃焼による格納容器圧力への影響は無く，格納容器内の気体組成の推移は
3.5-11

3.5.2 (3) bと同じとなる。なお，本評価における原子炉格納容器下部への溶融炉心落下後の水素濃度は，ドライウェルにおいて最低値を示すが，ウェット条件で13.1vol%以上，ドライ条件で34.4vol%以上となり，13vol%を上回る。一方，酸素濃度はウェット条件で2.1vol%以下，ドライ条件で2.6vol%以下であり，可燃限界である
5vol%を下回ることから，原子炉格納容器内での可燃性ガスの燃焼が発生するおそれは無い。
（添付資料3.5.2，3.5.3）
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
操作条件の溶融炉心落下前の格納容器下部注水系（常設）による水張り操作は，解析上の操作時間として原子炉圧力容器下鏡部温度が300℃に到達した時点で開始（事象発生から約3.7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，
原子炉圧力容器下鏡部温度が300℃に到達するまでに事象発生から約3.7時間の時間余裕があり，また，格納容器下部注水操作は原子炉圧力容器下鏡部温度を監視しながら溶融炉心の炉心下部プレナムへの移行を判断し，水張り操作を実施することとしており，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は小さい。当該操作は，解析コード及び解析条件（操作条件を除く）の不確かさにより操作開始時間は遅れる可能性があるが，中央制御室の運転員とは別に現場操作を行う運転員を配置しており，他の操作との重複もないことから，他の操作に与える影響はない。
操作条件の溶融炉心落下後の原子炉格納容器下部への格納容器下部注水系（常設）による注水操作は，解析上の操作時間として原子炉圧力容器破損後（事象発生から約7.0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，原子炉圧力容器破損までに事象発生から約7.0時間の時間余裕があり，また，溶融炉心落下後の原子炉格納容器下部への注水操作は原子炉圧力，格納容器下部の雰囲気温度及び格納容器圧力の傾向を監視しながら原子炉圧力容器破損を判断し，注水操作を実施することとしており，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は小さい。
（添付資料3.5.2）
3.5-12

(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の溶融炉心落下前の格納容器下部注水系（常設）による水張り操作は，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。
操作条件の溶融炉心落下後の原子炉格納容器下部への格納容器下部注水系（常設）による注水操作は，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。
（添付資料3.5.2）(3) 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。
操作条件の溶融炉心落下前の格納容器下部注水系（常設）による水張り操作については，
原子炉圧力容器下鏡部温度が300℃に到達するまでの時間は事象発生から約3.7時間あり，また，原子炉格納容器下部注水操作は原子炉圧力容器下鏡部温度の上昇傾向を監視しながら予め準備が可能である。また，原子炉圧力容器下鏡部温度300℃到達時点での中央制御室
における格納容器下部への注水操作の操作時間は約5分間である。溶融炉心落下前の格納容器下部注水系（常設）による水張りは約2時間で完了することから，水張りを事象発生から約3.7時間後に開始すると，事象発生から約5.7時間後に水張りが完了する。事象発生から約5.7時間後の水張りの完了から，事象発生から約7.0時間後の原子炉圧力容器破損までの時間を考慮すると，格納容器下部注水操作は操作遅れに対して1時間程度の時間余裕がある。
操作条件の溶融炉心落下後の原子炉格納容器下部への格納容器下部注水系（常設）による注水操作については，原子炉圧力容器が破損するまでの時間は事象発生から約7.0時間あり，また，溶融炉心落下後に格納容器下部注水が行われなかった場合でも，溶融炉心落下前に張られた水が蒸発するまでには約0.6時間の時間余裕がある。
（添付資料3.5.2）(4) 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。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。

3.5-13

3.5.4 必要な要員及び資源の評価
本評価事故シーケンスは，「3.2高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」と同じであることから，必要な要員及び資源の評価は3.2.4と同じである。
3.5.5 結論
格納容器破損モード「溶融炉心・コンクリート相互作用」では，運転時の異常な過渡変化，
原子炉冷却材喪失事故又は全交流動力電源喪失が発生するとともに，非常用炉心冷却系等の安全機能の喪失が重畳する。このため，原子炉圧力容器内の溶融炉心が原子炉格納容器内
へ流れ出し，溶融炉心からの崩壊熱や化学反応によって，原子炉格納容器下部のコンクリー
トが浸食され，原子炉格納容器の構造部材の支持機能を喪失し，原子炉格納容器の破損に至ることが特徴である。格納容器破損モード「溶融炉心・コンクリート相互作用」に対する格
納容器破損防止対策としては，格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部注水手段を整備している。
格納容器破損モード「溶融炉心・コンクリート相互作用」の評価事故シーケンス「過渡事象＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗＋損傷炉心冷却失敗（＋デブリ冷却失敗）」について，有効性評価を行った。
上記の場合においても，格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部注水を実施する
ことにより，溶融炉心の冷却が可能である。その結果，浸食の不均一性等の不確かさを考慮しても，コンクリート浸食量は床面で約5cm，壁面で約2cmに抑えられ，原子炉格納容器の構
造材の支持機能を維持できる。また，安定状態を維持できる。
（添付資料3.5.3）
解析コード及び解析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，格納容器破損モード「溶融炉心・コンクリート相互作用」において，格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部への注水等の格納容器破損防止対策は，選定した評価事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，格納容器破損モード「溶融炉心・コンクリート相互作用」に対して有効である。
3.5-14

（最大圧力 約 7.8MPa[gage]，約 3.1 秒）
逃がし安全弁の手動開操作による原子炉減圧

原子炉圧力

逃がし安全弁開閉による原
子炉圧力制御リロケーションによる原子炉圧力上昇
約 2.6MPa[gage]（約 3.4 時間後）
原子炉圧力容器の破損直前（約 0.3MPa[gage]）（MPa[gage]）
2.0MPa[gage]

事故後の時間（h）
図 3.5.1 原子炉圧力の推移

逃がし安全弁からの蒸気放出により原子炉水位が低下

原子炉水位

原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの10%上の位置に到達した時点で逃がし安全弁 2 個の開放による原子炉減圧により原子炉水位が低下

炉心下部プレナムの水は蒸発しているが，落下した溶融炉心の堆積により，見かけ上の原子炉水位が表示されている

原子炉圧力容器の破損
により炉心下部プレナ
ムの溶融炉心が原子炉
格納容器下部に落下
溶融炉心の状態変化により見かけ上の原子炉水位が上昇している
有効燃料棒頂部（m）
有効燃料棒底部
シュラウド内水位
シュラウド外水位

炉心支持板の破損に伴って炉心下部プレナム水が蒸発し原子炉水位が低下

炉心下部プレナム水位

事故後の時間（h）
図 3.5.2 原子炉水位の推移

3.5-15

代替格納容器スプレイ等による格納容器圧力抑制
最大圧力 約 0.55MPa[gage]（約 28 時間後）

格納容器圧力（MPa[gage]）

格納容器限界圧力

代替循環冷却（格納容器スプレイ及び格納容器下部注水）による格納容器圧力低下

代替循環冷却（格納容器スプレイ及び格納容器下部注水）への系統構成切替に伴うスプレイ停止により格納容器圧力上昇
原子炉圧力容器の破損及び原子炉格納容器下部へのデブリ落下による格納容器圧力上昇

サプレッション・チェンバの減圧
沸騰に伴う格納容器圧力の上昇

ドライウェル

逃がし安全弁 2 個の開放により格納容器圧力上昇

サプレッション・チェンバ

事故後の時間（h）
図 3.5.3 格納容器圧力の推移

代替格納容器スプレイ等による格納容器温度抑制

格納容器温度（℃）

代替循環冷却（格納容器スプレイ及び格納容器下部注水）開始までの最高温度 約 151℃（約 20.5 時間後）
代替循環冷却（格納容器スプレイ及び格納容器下部注水）による格納容器温度低下
格納容器限界温度
最高温度 約 169℃（約 54 時間後）

サプレッション・チェンバの減圧沸騰に伴うドライウェルへ
代替循環冷却（格納容器スプレイ の水蒸気の流入及び圧力上昇を受けた飽和蒸気温度の上昇
ドライウェル
及び格納容器下部注水）への系統
サプレッション･チェンバ（気相）
構成切替に伴うスプレイ停止に
サプレッション･チェンバ（液相）
より格納容器温度上昇

事故後の時間（h）
図 3.5.4 格納容器温度の推移

3.5-16

水素

ドライウェルの気相濃度

原子炉圧力容器破損及び原子炉格納容器下部への溶融炉心の落下に伴い生じる水蒸気によって水蒸気の濃度が上昇

酸素
窒素
水蒸気
二酸化炭素

炉心損傷により水素が原子炉圧力容器からサプレッ
ション・チェンバに流れ込み，真空破壊装置を介してドライウェル内に流入し，水素濃度が上昇

一酸化炭素

原子炉格納容器下部への溶融炉心落下後の水素濃度の最低値約 13.1vol%（約 7.8 時間後）

（vol%）
酸素可燃限界（5vol%）

事故後の時間（h）

二酸化炭素，一酸化炭素※※ 溶融炉心・コンクリート
反応による発生を考慮。

図 3.5.5 ドライウェルの気相濃度の推移（ウェット条件）

サプレッション・チェンバの気相濃度

炉心損傷により水素が原子炉圧力容器からサプレッション・チェンバに流れ込むため，水素濃度が上昇
原子炉圧力容器破損及び原子炉格納容器下部への溶融炉心の落下に伴い生じる水蒸気によって水蒸気の濃度が上昇

酸素可燃限界（5vol%）

水素
酸素
窒素
水蒸気
二酸化炭素
一酸化炭素

二酸化炭素，一酸化炭素※（vol%）
事故後の時間（h）※ 溶融炉心・コンクリート
反応による発生を考慮。

図 3.5.6 サプレッション・チェンバの気相濃度の推移（ウェット条件）

3.5-17

水素

ドライウェルの気相濃度

酸素
窒素
二酸化炭素
一酸化炭素

原子炉格納容器下部への溶融炉心落下後の水素濃度の最低値約 34.4vol%（約 7 時間後）

（vol%）
酸素可燃限界（5vol%）

事故後の時間（h）

二酸化炭素，一酸化炭素※※ 溶融炉心・コンクリート
反応による発生を考慮。

図 3.5.7 ドライウェルの気相濃度の推移（ドライ条件）

サプレッション・チェンバの気相濃度

水素
酸素
窒素
二酸化炭素
一酸化炭素

酸素可燃限界（5vol%）二酸化炭素，一酸化炭素※（vol%）
事故後の時間（h）※ 溶融炉心・コンクリート
反応による発生を考慮。

図 3.5.8 サプレッション・チェンバの気相濃度の推移（ドライ条件）

3.5-18

サプレッション・チェンバ・プール水位

ベントライン（約 17m）
真空破壊装置（約 14m）

サプレッション・チェンバの減圧沸騰に伴う水位の低下

リターンライン（約 8.6m）
NWL（約 7.05m）

原子炉圧力容器からの蒸気の流入及び代替格納容器ス
プレイによる冷却材の流入による水位の上昇

代替循環冷却（格納容器スプレイ及び格納容器下部注水）への系統構成切替に伴い水位の上昇が停止

サプレッション･チェンバ※（m）※ サプレッション・チェンバ
床面を 0m とした。

事故後の時間（h）

図 3.5.9 サプレッション・チェンバ・プール水位の推移

格納容器下部水位※（m）

原子炉格納容器下部水位
2m で注水停止
代替格納容器スプレイ等による格納
容器圧力抑制に伴う水位変動

ドライウェル及びサプレッション・
チェンバの差圧が縮小し，サプレッ
ション・チェンバ・プール水位と格納容器下部水位がほぼ等しくなる

原子炉圧力
容器破損

代替循環冷却（格納容器スプレイ及び格納容器下部注水）開始に伴いドライウェル及びサプレッション・チェンバの差圧が拡がり，リターンライン
からサプレッション・チェンバに冷却材が流入

事故後の時間（h）※ 格納容器下部床面を 0m とした。
格納容器下部床面はサプレッション・
チェンバ床面より約 1.6m 高い

図 3.5.10 格納容器下部水位の推移

3.5-19溶融炉心によるコンクリート浸食量

原子炉格納容器下部床面及び壁面に有意な浸食は発生しない（cm）
原子炉圧力容器破損後からの時間（h）
図 3.5.11 格納容器下部床面及び壁面のコンクリート浸食量の推移

3.5-20添付資料 3.5.1
安定状態について
溶融炉心・コンクリート相互作用時の安定状態については以下のとおり。
原子炉格納容器安定状態：溶融炉心・コンクリート相互作用による原子炉格納容器下部床面及び壁面の浸食が停止し，浸食の停止を継続するための設備がその後も機能維持できると判断され，かつ，必要な要員の不
足や資源の枯渇等のあらかじめ想定される事象悪化のおそれがない場合，安定状態が確立されたものとする。
【安定状態の確立について】
原子炉格納容器安定状態の確立について
格納容器下部注水系（常設）による原子炉格納容器下部への崩壊熱相当量の注水を継続することにより，溶融炉心・コンクリート相互作用による原子炉格納容器下部床面及び壁面の浸食の停止を維持でき，原子炉格納容器安定状態が確立される。
また，重大事故等対策時に必要な要員は確保可能であり，また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
【安定状態の維持について】
代替循環冷却を用いて又は残留熱除去系機能を復旧して除熱を行うことにより，安定状
態後の更なる除熱が可能となる。
安定状態後の措置に関する具体的な要件は以下のとおり。
① 原子炉格納容器除熱機能として代替循環冷却使用又は残留熱除去系復旧による冷却への移行② 原子炉格納容器内の水素・酸素濃度の制御を目的とした可燃性ガス濃度制御系の復旧
及び原子炉格納容器内への窒素封入（パージ）③ 上記の安全機能の維持に必要な電源（外部電源），冷却水系等の復旧④ 長期的に維持される原子炉格納容器の状態（温度・圧力）に対し，適切な地震力に対する原子炉格納容器の頑健性の確保（添付資料 2.1.1 別紙 1）

添 3.5.1-1

解析コード及び解析条件の不確かさの影響について（溶融炉心・コンクリート相互作用）表１

添付資料 3.5.2

解析コードにおける重要現象の不確かさが運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータ（原子炉格納容器下部床面及び壁面のコンクリート浸食量）に与える影響（溶融炉心・コンクリート相互作用）（1/3）

【MAAP】
分類

重要現象

崩壊熱

解析モデル

炉心モデル（原子炉出力及び崩壊熱）

不確かさ

入力値に含まれる。

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（原子炉格納容器下部
床面及び壁面のコンクリート浸食量）に与える影響「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータ「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及びに与える影響」にて確認。

評価項目となるパラメータに与える影響」にて確認。

炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現性及び CORA 実験につい
TMI 事故解析における炉心ヒートアップ時の水素発ての再現性が確認されている。炉心ヒートアップの感度解析（ヒートアップ時の燃料

生，炉心領域での溶融進展状態について，TMI 事故分

被覆管表面積感度解析）では，炉心溶融時間に対する感度及び下部プレナムへのリロ

析結果と一致することを確認した。

ケーション開始時間に対する感度は小さいことが確認されている。本評価事故シーケ

CORA 実験解析における，燃料被覆管，制御棒及びチャンスにおいては，重大事故等対処設備を含む全ての原子炉への注水機能が喪失するこ

ンネルボックスの温度変化について，測定データと良とを想定しており，最初に実施すべき操作は原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃

炉心モデル（炉心熱水力

く一致することを確認した。

料棒の長さの 10%高い位置に到達した時点の減圧操作となり，燃料被覆管温度等によモデル）

炉心ヒートアップ速度の増加（被覆管酸化の促進）をるパラメータを操作開始の起点としている操作ではないことから，運転員等操作時間

溶融炉心の挙動モデル

想定し，仮想的な厳しい振り幅ではあるが，ジルコニに与える影響はない。また，原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達した時点で原子（炉心ヒートアップ）

ウム-水反応速度の係数を 2 倍とした感度解析により

炉格納容器下部への初期水張り操作，原子炉圧力容器破損時点で原子炉格納容器下部

影響を確認した。

への注水操作を実施するが，リロケーション開始時間に対する感度は小さく，また，・TQUV，大破断 LOCA シーケンスともに，炉心溶融の開溶融炉心が下部プレナムへリロケーションした際の原子炉圧力容器下鏡部温度の上昇

燃料棒内温度変化

燃料棒表面熱伝達

燃料被覆管酸化炉心始時刻への影響は小さい
・下部プレナムへのリロケーションの開始時刻は，ほ燃料被覆管変形

ぼ変化しないは急峻であること及び原子炉圧力容器破損時の原子炉格納容器圧力上昇は急峻である

炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現性及び CORA 実験についての再現性が確認されている。
炉心ヒートアップの感度解析（ヒートアップ時の燃料被覆
管表面積感度解析）では，炉心溶融時間に対する感度及び下部プレナムへのリロケーション開始時間に対する感度は小さいことが確認されており，また，原子炉圧力容器破損
時点で原子炉格納容器下部に初期水張りが実施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。

ことから，原子炉圧力容器下鏡部温度及び原子炉圧力容器破損を操作開始の起点としている原子炉格納容器下部への初期水張り操作及び原子炉圧力容器破損時の原子炉格
納容器下部への注水操作の開始に与える影響は小さい。
炉心モデル（炉心水位計算モデル）は原子炉水位挙動につTQUX シーケンス及び中小破断 LOCA シーケンスに対し沸騰・ボイド率変化

炉心モデル（炉心水位計
算モデル）

いて原子炉圧力容器内のモデルが精緻である SAFER コードて，MAAP コードと SAFER コードの比較を行い，以下の炉心モデル（炉心水位計算モデル）は原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモとの比較により，急速減圧後の水位上昇及び蒸気流出の継傾向を確認した。

デルが精緻である SAFER コードとの比較により，急速減圧後の水位上昇及び蒸気流出

続による水位低下について，一時的に低いより水位に到達・MAAP コードでは SAFER コードで考慮している CCFLの継続による水位低下について，一時的に低いより水位に到達することが確認されてすることが確認されており，原子炉水位が有効燃料棒底部を取り扱っていないこと等から，水位変化に差異がおり，原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%高い位置に到達するから有効燃料棒の長さの 10%高い位置に到達する時間が早生じたものの水位低下幅は MAAP コードの方が保守

時間が早まる可能性があるが，数分程度の差違であることから運転員等操作時間に与まる可能性があるが，数分程度の差違であること，原子炉

気液分離（水位変的であり，その後の注水操作による有効燃料棒頂部

える影響は小さい。

圧力容器破損時点で原子炉格納容器下部に初期水張りが実化）・対向流までの水位回復時刻は両コードで同等である

施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。

添 3.5.2-1

表１

解析コードにおける重要現象の不確かさが運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータ（原子炉格納容器下部床面及び壁面のコンクリート浸食量）に与える影響（溶融炉心・コンクリート相互作用）（2/3）

【MAAP】
分類

重要現象

解析モデル

不確かさ

原子炉圧力容器（逃がし安全弁含む）

安全系モデル（非常用炉ECCS 注水（給水系・ 心冷却系）
代替注水設備含む）

安全系モデル（代替注水

運転員等操作時間に与える影響

実機注水設備能力に対して，解析コードでは注入流量を少なめに与える
入力値に含まれる。

設備）ため，実際には解析より多く注水されることから原子炉水位の回復は早くなる可能性があるが，本事象では原子炉への注水に期待しないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

評価項目となるパラメータ（原子炉格納容器下部
床面及び壁面のコンクリート浸食量）に与える影響
注水特性は，それぞれの系統の設計条件に基づく原子炉圧力と注水流量の関係を入力する。実機設備に対して注入流量を少なめに与えるため，有効性評
価解析では燃料被覆管温度を高めに評価するが，本事象では原子炉への注水に期待しないことから，解析コード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ない。

・TMI 事故解析における炉心領域での溶融進展状態に 溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性が確認されている。
ついて，TMI 事故分析結果と一致することを確認した また，炉心崩壊に至る温度の感度解析より原子炉圧力容器破損時間に対リロケーション

・リロケーションの進展が早まることを想定し，炉心 する感度は小さいことが確認されている。リロケーション開始時間の不溶融炉心の挙動モデル

ノード崩壊のパラメータを低下させた感度解析によ 確かさは小さく，溶融炉心が炉心下部プレナムへリロケーションした際（リロケーション）

り影響を確認したの原子炉圧力容器下鏡部温度の上昇は急峻であることから，原子炉圧力・TQUV，大破断 LOCA シーケンスともに，炉心溶融時刻， 容器下鏡部温度を操作開始の起点としている原子炉格納容器下部への初構造材との熱伝達

原子炉圧力容器の破損時刻への影響が小さいことを 期水張り操作の開始に与える影響は小さく，運転員等の操作時間に与え確認した

溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性が確認されており，炉心崩壊に至る温度の感度解析より原子炉圧力容器破損時間に対する感度は小さいことを確認しており，また，原子炉圧力容器破損時点で原子炉格納容器
下部に初期水張りが実施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。

る影響は小さい。
溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性が確認されている。

・TMI 事故解析における下部プレナムの温度挙動につ
原子炉圧力容器（炉心損傷後）

いて，TMI 事故分析結果と一致することを確認した
下部プレナムでの溶
融炉心の熱伝達

溶融炉心の挙動モデル

・下部プレナム内の溶融炉心と上面水プールとの間の（下部プレナムでの溶融

限界熱流束，下部プレナムギャップ除熱量に係る係炉心挙動）数に対する感度解析を行い，原子炉圧力容器破損時
刻等の事象進展に対する影響が小さいことを確認した

また，下部プレナムと溶融炉心の熱伝達に関する感度解析により，原子炉圧力容器破損時間に対する感度が小さいことが確認されている。下部プレナムでの溶融炉心の熱伝達の不確かさの影響受ける可能性がある操作としては，原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達した時点で原子炉格納容器下部への初期水張り操作があるが，リロケーション開始時間の不確かさは小さく，溶融炉心が下部プレナムへリロケーションした際の原子炉圧力容器下鏡部温度の上昇は急峻であることから，原子炉圧力

溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性が確認されており，下部
プレナムと溶融炉心の熱伝達に関する感度解析により，原子炉圧力容器破損
時間に対する感度が小さいことが確認されている。また，原子炉圧力容器破損時点で原子炉格納容器下部に初期水張りが実施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。

容器下鏡部温度を操作開始の起点としている原子炉格納容器下部への初期水張り操作の開始に与える影響は小さい。

原子炉圧力容器破損に影響する項目として制御棒駆動
溶融炉心の挙動モデル
原子炉圧力容器破損（原子炉圧力容器破損モデル）

機構ハウジング溶接部の破損判定に用いる最大ひずみ（しきい値）をパラメータとした感度解析を行い，原子炉圧力容器破損時刻が約 13 分早まることを確認した。ただし，仮想的な厳しい条件に基づく解析結果であり，実機における影響は十分小さいと判断される。

制御棒駆動機構ハウジング溶接部の破損判定に用いる最大ひずみ（しきい値）に対する感度解析により，最大ひずみを低下させた場合に原子炉
圧力容器破損時間が早まることを確認しているが，原子炉圧力容器破損（事象発生から約 7 時間後）に対して，十数分早まる程度であり，原子炉格納容器下部への注水は中央制御室から速やかに実施可能な操作であることから，原子炉圧力容器破損を操作開始の起点としている原子炉格
納容器下部への注水操作の開始に与える影響は小さい。

制御棒駆動機構ハウジング溶接部の破損判定に用いる最大ひずみ（しきい値）に関する感度解析により，最大ひずみを低下させた場合に原子炉圧力容器破損時間が早まることを確認しているが，原子炉圧力容器破損（事象発生から約 7 時間後）に対して，十数分早まる程度であり，破損時間が十数分早まった場合においても，原子炉格納容器下部に初期水張りが実施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。

PHEBUS-FP 実験解析により，FP 放出の開始時間を良く再現できているものの，燃料被覆管温度を高めに評価
原子炉圧力容器内 FP 核分裂生成物（FP）挙動することにより，急激な FP 放出を示す結果となった。 原子炉圧力容器内 FP 挙動と本事象に対する運転員等操作の関連はない 原子炉圧力容器内 FP 挙動と溶融炉心・コンクリート相互作用による浸食深挙動

ただし，この原因は実験の小規模な炉心体系の模擬に ことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

モデルよるものであり，実機の大規模な体系においてこの種の不確かさは小さくなると考えられる。

添 3.5.2-2

さに関連はないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

表１

解析コードにおける重要現象の不確かさが運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータ（原子炉格納容器下部床面及び壁面のコンクリート浸食量）に与える影響（溶融炉心・コンクリート相互作用）（3/3）

【MAAP】
分類

重要現象

解析モデル

不確かさ

原 子 炉 圧 力 容 器 外 FCI
原子炉圧力容器外 FCI 現象に関する項目としてエントレインメント係数及びデ（溶融炉心細粒化）

ブリ粒子径をパラメータとして感度解析を行い，原子炉圧力容器外 FCI によっ
原 子 炉 圧 力 容 器 外 FCI

評価項目となるパラメータ（原子炉格納容器下部

運転員等操作時間に与える影響て生じる圧力スパイクへの感度が小さいことを確認した。

原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材 炉心損傷後の原子炉格納容器における溶融燃料－冷却材相互作用の不確かさとして，エ相互作用に対する運転員等操作はない ントレインメント係数の感度解析より，溶融炉心の細粒化割合がコンクリート浸食に与ことから，運転員等操作時間に与える える感度は小さいことが確認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ない。

（デブリ粒子熱伝達）

原子炉格納容器（炉心損傷後）

格 納容器下 部床面でのMAAP コードでは溶融炉心の拡がり実験や評価に関する知見に基づき，落下した

溶融炉心の拡がり

溶融炉心は床上全体に均一に拡がると仮定し，それを入力で与えている。

床面及び壁面のコンクリート浸食量）に与える影響

影響は小さい。

溶融炉心・コンクリート相互作用への影響の観点で，エントレインメント係数，
溶融炉心の挙動モデル
溶 融炉心と 格納容器下部プール水の伝熱（格納容器下部での溶融炉心挙動）

上面熱流束及び溶融プールからクラストへの熱伝達係数をパラメータとした感度解析を行った。評価の結果，コンクリート浸食量に対して上面熱流束の感度

炉心損傷後の原子炉格納容器における格納容器下部床面での溶融炉心の拡がり及び溶融が支配的であることを確認した。また，上面熱流束を下限値とした場合でも，コ
コンクリート浸食を操作開始の起点とンクリート浸食量が 22.5cm 程度に収まることを確認した。

炉心と格納容器下部プール水の伝熱の不確かさとして，エントレインメント係数，上面

熱流束及び溶融プール－クラスト間の熱伝達係数の感度解析を踏まえ，コンクリート浸
上記の感度解析は，想定される範囲で厳しい条件を与えるものであり，実機で している運転員等操作はないことか
食量について支配的な上面熱流束についての感度解析を実施した結果，コンクリート浸のコンクリート浸食量は，感度解析よりも厳しくなることはないと考えられ， ら，運転員等操作時間に与える影響は
食量は床面で約 5cm，壁面で約 2cm に抑えられ，原子炉圧力容器の支持機能を維持できるない。
これを不確かさとして設定する。
ことを確認した。
（添付資料 3.5.3 参照）

溶 融炉心と コンクリー

ACE 実験解析及び SURC-4 実験解析より，溶融炉心堆積状態が既知である場合のトの伝熱

溶融炉心とコンクリートの伝熱及びそれに伴うコンクリート侵食挙動について妥当に評価できることを確認した。
実験で確認されている侵食の不均一性については，実験における侵食のばらつ

コ ンクリー ト分解及びきが MAAP コードの予測浸食量の 20%の範囲内に収まっていることから，上面熱非凝縮性ガス発生

流束の感度に比べて影響が小さいことを確認した。

添 3.5.2-3

表２

解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータ（原子炉格納容器下部床面及び壁面のコンクリート浸食量）に与える影響（溶融炉心・コンクリート相互作用）（1/2）
解析条件（初期条件，事故条件）の不確かさ

項目

解析条件

最確条件

条件設定の考え方

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（原子炉格納容器下部
床面及び壁面のコンクリート浸食量）に与える影響

原子炉熱出力3,926MWt

3,924MWt 以下（実績値）

原子炉熱出力のゆらぎを考慮した運転管理目標値
を参考に最確条件を包絡できる条件を設定。

最確条件とした場合には原子炉停止後の崩壊熱が緩和される。最確条件とした場合の運転員等操作時間への影響は，原子炉停止後の崩壊熱にて説明する。

最確条件とした場合には原子炉停止後の崩壊熱が緩和される。最確条件とした場合の評価項目となるパラメータに与える影響は，原子炉停止後の崩壊熱にて説明する。

原子炉圧力7.07MPa[gage]

約 7.05MPa[gage]～約 7.12MPa[gage]（実測値）

定格原子炉圧力として設定。

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，
原子炉圧力は逃がし安全弁により制御されるため事象進展に及ぼす影響はな
く，運転員等操作時間に与える影響はない。

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，
原子炉圧力は逃がし安全弁により制御されるため事象進展に影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

原子炉水位

通常運転水位（セパレータスカー
ト下端から+119cm）

通常運転水位（セパレータスカート下端から約+118cm～約+120cm）（実測値）

通常運転時の原子炉水位として設定。

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，ゆらぎの幅は事象発生後の水位低下量に対して非常に小さい。例えば，スクラ
ム 10 分後の原子炉水位の低下量は通常運転水位約－4m であるのに対してゆらぎによる水位低下量は約－10mm であり非常に小さい。したがって，事象進展に及ぼす影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，ゆらぎの幅は事象発生後の水位低下量に対して非常に小さい。例えば，スク
ラム 10 分後の原子炉水位の低下量は通常運転水位約－4m であるのに対してゆらぎによる水位低下量は約－10mm であり非常に小さい。したがって，事象進展に影響は小さく，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

炉心流量52,200t/h
定格流量の約 91%～約 110%
（定格流量（100%）） （実測値）

定格流量として設定。

事象発生後早期に原子炉はスクラムするため，初期炉心流量が事象進展に及ぼす影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

事象発生後早期に原子炉はスクラムするため，初期炉心流量が事象進展に及ぼす影響は小さく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

9×9 燃料（A 型）

9×9 燃料（A 型）と 9×9 燃料（B 型）は，熱水的な特性はほぼ同等であり，その他の核的特性等の違い
は燃料棒最大線出力密度の保守性に包含されることから，代表的に 9×9 燃料（A 型）を設定。

最確条件とした場合には，9×9 燃料の A 型又は B 型の炉心となるか，それらの混在炉心となるが，両型式の燃料の熱水力特性はほぼ同等であり，事象進展に及ぼす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。

最確条件とした場合には，9×9 燃料の A 型又は B 型の炉心となるか，それらの混在炉心となるが，両型式の燃料の熱水力特性はほぼ同等であり，炉心冷却性に大きな差は無いことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

最確条件は解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，溶融炉心の持つエネルギーが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。

燃料

装荷炉心ごと初期条件

原子炉停止後の崩壊
熱

燃焼度 33GWd/t

平均的燃焼度約 30GWd/t（実績値）

サイクル末期の燃焼度のばらつきを考慮し，10％の保守性を確保することで，最確条件を包絡できる条件を設定。

最確条件は解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなることから，原子炉水位の低下が緩やかになり，有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10％高い位置到達を操作開始の起点としている原子炉急速減圧操作の開始が遅くなる。また，原子炉圧力容器破損に至るまでの事象進展が緩やかになり，原子炉圧力容器下鏡部温度 300℃到達を操作開始の起点としている原子炉格納容器下部への初期水張り操作及び原子炉圧力容器破損を操作開始の起点としている原子炉格納容器下部への注水操作の開始が遅くなる。

格納容器容積（ドライウェル）

7,350m3

7,350m3（設計値）

ドライウェル内体積の設計値（全体積から内部機器
及び構造物の体積を除いた値）を設定。

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

空間部：5,960m3
液相部：3,580m3

空間部：
約 5,980m3～約 5,945m3
液相部：
約 3,560m3～約 3,595m3（実測値）

ウェットウェル内体積の設計値（内部機器及び構造物の体積を除いた値）を設定。

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え
うるが，ゆらぎによる格納容器容積（ウェットウェル）の液相部（空間部）の変化分は通常時に対して非常に小さい。例えば，通常時の液相部の熱容量は約 3,600m3 相当分であるのに対して，ゆらぎによる容積減少分の熱容量は約 20m3 相当分であり，その減少割合は通常時の約0.6%程度と非常に小さい。したがって，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。

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，ゆらぎによる格納容器容積（ウェットウェル）の液相部（空間部）の変化分は通常時に対して非常に小さい。例えば，通常時の液相部の熱容量は約 3,600m3 相当分であるのに対して，ゆらぎによる容積減少分の熱容量は約 20m3 相当分であり，その減少割合は通常時の約 0.6%程度と非常に小さい。したがって，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。
最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，
ゆらぎによるサプレッション・チェンバ・プール水位低下分の熱容量は通常水位時に対して非常に小さい。例えば，通常水位時（7.05m）の熱容量は約3600m3 相当分であるのに対して，ゆらぎによる水位低下分（通常水位-0.04m分）の熱容量は約 20m3 相当分であり，その低下割合は通常水位時の約 0.6%程
度と非常に小さい。したがって，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小さい。
溶融炉心・コンクリート相互作用による浸食量という観点では，直接的な影
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。

格納容器容積（ウェットウェル）

サプレッション・チ
ェンバ・プール水位

7.05m（NWL）

約 7.01m～約 7.08m（実測値）

通常運転時のサプレッション・チェンバ・プール水位として設定。

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，
ゆらぎによるサプレッション・チェンバ・プール水位低下分の熱容量は通常水位時に対して非常に小さい。例えば，通常水位時（7.05m）の熱容量は約 3600m3相当分であるのに対して，ゆらぎによる水位低下分（通常水位-0.04m 分）の熱
容量は約 20m3 相当分であり，その低下割合は通常水位時の約 0.6%程度と非常に小さい。したがって，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。

サプレッション・チ
ェンバ・プール水温35℃

約 30℃～35℃（実測値）

通常運転時のサプレッション・チェンバ・プール水
温の上限値を，最確条件を包絡できる条件として設定。

運転員等操作としては下部ヘッドの温度上昇を起点とする補給水ポンプによる格納容器下部注水操作の開始となるが，本パラメータによる影響を受けることはなく，運転員等操作時間に与える影響はない。

格納容器圧力5.2kPa[gage]

約 3kPa[gage]～約 7kPa[gage]（実測値）

通常運転時の格納容器圧力として設定。

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，
ゆらぎによる格納容器圧力の上昇に与える影響は小さい。例えば，事象発生か
ら圧力容器破損までの圧力上昇率（平均）は約 7 時間で約 470kPa であるのに対して，ゆらぎによる圧力上昇量は約 2kPa であり非常に小さい。したがって，
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。

格納容器温度57℃

約 30℃～約 60℃（実測値）

通常運転時の格納容器温度として設定。

運転員等操作としては下部ヘッドの温度上昇を起点とする補給水ポンプによる格納容器下部注水操作の開始となることから本パラメータによる影響を受けることはなく，運転員等操作時間に与える影響はない。

真空破壊装置3.43kPa（ドライウェ 3.43kPa（ドライウェル－サプ
ル － サ プ レ ッ シ ョ レッション・チェンバ間差
ン・チェンバ間差圧） 圧）（設計値）

真空破壊装置の設定値。

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。

添 3.5.2-4

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，
ゆらぎによる格納容器圧力の上昇に与える影響は小さい。例えば，事象発生から圧力容器破損までの圧力上昇率（平均）は約 7 時間で約 470kPa であるのに対して，ゆらぎによる圧力上昇量は約 2kPa であり非常に小さい。したがって，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。
最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，
ゆらぎによる格納容器温度の上昇に与える影響は小さい。例えば，事象発生から圧力容器破損までの圧力上昇量は約 7 時間で約 50kPa であるのに対して，ゆらぎによる圧力上昇量は約 2kPa であり非常に小さい。したがって，事象進展に影響は小さく，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

表２

解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータ（原子炉格納容器下部床面及び壁面のコンクリート浸食量）に与える影響（溶融炉心・コンクリート相互作用）（2/2）

項目
外部水源の
温度

解析条件（初期条件，事故条件）の不確かさ
解析条件
最確条件
50℃（事象開始 12 時間以降は45℃，事象開始 24 時間以降は40℃）

条件設定の考え方

約 30℃～約 50℃（実測値）

復水移送ポンプ吐出温度を参考に最確条件を包絡できる条件を設定。

21,400m3 以上（ 淡 水 貯 水 池水 量 ＋
復水貯蔵槽水量）

淡水貯水池及び通常運転中の復水貯蔵槽の水量を参考に，最確条件を包絡できる条件を設
定。

初期条件

外部水源の
容量

約 21,400m

燃料の容量

約 2,040kL

2,040kL 以上（軽油タンク容量）

通常時の軽油タンクの運用値を参考に，最確条件を包絡できる条件を設定。

溶融炉心か
らプール水
への熱流束

800kW/m2 相当（圧力依存あり）

800kW/m2 相当（圧力依存あり）

過去の知見に基づき事前水張りの効果を考慮
して設定。

コンクリー
トの種類

玄武岩系コンクリ―ト

コンクリー
ト以外の素
材の扱い

3

内側鋼板，外側鋼板，リブ鋼板及びベント管は考慮しない

全給水喪失

安全機能の
喪失に対す
る仮定

高圧注水機能，低圧注水機能
低圧代替注水系（常設）機能喪失

運転員等操作としては下部ヘッドの温度上昇を起点とする補給
水ポンプによる格納容器下部注水操作の開始となることから本パラメータによる影響を受けることはなく，運転員等操作時間に与える影響はない。
最確条件とした場合には，解析条件よりも水源容量の余裕は大きくなる。また，事象発生 12 時間後からの消防車による補給により復水貯蔵槽は枯渇しないことから，運転員等操作時間に対する影響はない。

外部電源

外部電源なし原子炉スク
ラム信号

事象発生と同時に原子炉スクラ
ム

機器条件

逃がし安全
弁

逃がし弁機能7.51MPa[gage]～7.86MPa[gage]363～380t/h/個
自動減圧機能付き逃がし安全弁の 2 個開による原子炉急速減圧

評価項目となるパラメータ（原子炉格納容器下部
床面及び壁面のコンクリート浸食量）に与える影響
外部水源の温度が低い場合，溶融炉心・コンクリート相互作用による浸食量という観点では溶融炉心からの上面熱流束による除熱が促進されるため，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

－

最確条件とした場合には，解析条件よりも燃料容量の余裕は大きくなる。また，事象発生直後から最大負荷運転を想定しても燃料は枯渇しないことから，運転員等操作時間に対する影響はない。

－

玄 武 岩 系 コ ンク リ ―ト

最確条件は解析条件で設定している熱流束と同等であるが，コンクリート浸食量を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

使用している骨材の種類から設定。

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
コンクリート浸食量に対しては上面熱流束の感度が支配的であり，実験で確認されている浸食面における浸食の不均一性等の影響を確認する観点から感度解析を実施した。その結果，コンクリート浸食量は床面で約 5cm，壁面で約 2cm に抑えられ，原子炉圧力容器の支持機能を維持できることを確認した。
（添付資料 3.5.3 参照）

コ ン ク リ ー ト以 外 の素材を考慮する

最確条件とした場合にはコンクリートより融点が高い内側鋼板，
内側鋼板，外側鋼板，リブ鋼板についてはコ
外側鋼板，リブ鋼板の耐熱の効果及びベント管の管内の水によるンクリートよりも融点が高いことから保守的
除熱の効果により，溶融炉心・コンクリート相互作用によるコンに考慮しない。
クリート浸食が抑制される可能性があるが，コンクリート浸食量
ベント管については管内の水による除熱効果
を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転が考えられるが，保守的にこれを考慮しない。
員等操作時間に与える影響はない。

最確条件とした場合にはコンクリートより融点が高い内側鋼板，外側鋼板，リブ鋼板の耐熱の効果及びベント管の管内の水による除熱の効果により，溶融炉
心・コンクリート相互作用によるコンクリート浸食が抑制される可能性がある
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。

起因事象として，原子炉水位の低下の観点でより厳しい事象である LOCA 等の原子炉冷却材圧力バウンダリ喪失を仮定した場合，原子炉圧力容器破損のタイミングは早くなるが，代表プラントに対する解析では大破断 LOCA と TQUV の破損時間は約 1 時間以内の差であり，この程度の挙動の差が運転員等操作時間に対して影響を与えることはない。

溶融炉心・コンクリート相互作用による浸食量を評価するにあたり，起因事象として，原子炉水位の低下の観点でより厳しい事象である LOCA 等の原子炉冷却材圧力バウンダリ喪失を仮定し，事故シーケンスを「大破断 LOCA+ECCS 注水
機能喪失」として，本評価事故シーケンスの評価条件と同様，電源の有無に係らず重大事故等対処設備による原子炉注水機能についても使用できないものと仮定した場合，原子炉圧力容器破損のタイミングは早くなるため，溶融炉心落
下時の崩壊熱の影響を確認する観点から感度解析を実施した。その結果，コンクリート浸食量は床面で約 0.5cm に抑えられ，壁面では有意な浸食が発生しないことから，原子炉圧力容器の支持機能を維持できることを確認した。
また，LOCA においては原子炉格納容器下部への原子炉冷却材の流入が生じることから，事前水張りの効果によるデブリ落下時の熱流束の向上という点で，原子炉格納容器下部への注水操作に対する重要度が低くなる。
（添付資料 3.5.3 参照）－－

事象発生と同時に原子炉スクラムするものとして設定。

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に影響はな
く，運転員等操作時間に与える影響はない。

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

逃がし安全弁の逃がし弁機能の設計値を設定。

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に影響はな
く，運転員等操作時間に与える影響はない。

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

逃がし安全弁の設計値に基づく蒸気流量及び原子炉圧力の関係から設定。

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に影響はな
く，運転員等操作時間に与える影響はない。

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

－

原子炉水位の低下の観点で厳しい事象を設定。

－

高圧注水機能として原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系の機能喪失を，低圧注水機能
として低圧注水系及び低圧代替注水系（常設）の機能喪失を設定。

－

本評価事故シーケンスへの事故対応に用いる設備は非常用高圧母線に接続されており，非常用ディーゼル発電機からの電源供給が可能であるため，外部電源の有無は事象進展に影響を与えないが，非常用ディーゼル発電機に期待する場合の方が資源の観点で厳しいことを踏まえ，外部電源なしとして設定。

事故条件

起因事象

運転員等操作時間に与える影響

事 象 発 生 と 同時 に 原子炉スクラム
逃がし弁機能7.51MPa[gage]～
7.86MPa[gage]363～380t/h/個
自 動 減 圧 機 能付 き 逃がし安全弁の 2 個開による原子炉急速減圧

添 3.5.2-5

表３

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（原子炉格納容器下部床面及び壁面のコンクリート浸食量）に与える影響及び操作時間余裕（溶融炉心・コンクリート相互作用）
解析条件（操作条件）の不確かさ
解析上の操作開始時間

項目

解析上の操作開
始時間

原子炉圧力容器
下鏡部温度が溶融炉心300℃ に 到 達 し落下前のた時点で開始。
格納容器
90m3/h で 2 時間
下部注水
注水し，格納容系（常設）
器下部に水位 2m
による水の水張りを行う
張り操作（事象発生から
約 3.7 時間後）

条件設定の考え方

炉心損傷後の原子
炉圧力容器破損による溶融炉心・コ
ンクリート相互作
用の影響緩和を考
慮し設定

操作条件
溶融炉心
落下後の
格納容器
下部への
注水操作
（崩壊熱
相当の注
水）

原子炉圧力容器
破損後（約 7.0 時
間後）運転員等操作時間に与える影響

操作の不確かさ要因

炉心損傷後の原子
炉圧力容器破損による溶融炉心・コ
ンクリート相互作
用の影響緩和を考慮し設定【認知】
格納容器下部への注水操作は，原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達したことを確認して開始するが，損傷炉心への注水による冷却性を確認するため，原子炉圧力容器下鏡部温度は継続監視しており，認知に大幅な遅れが生じることは考えにくい。よって，認知遅れにより操作開始時間に与える影響はなし。
【要員配置】
格納容器下部への注水操作は，中央制御室にて操作を行う運転員と現場にて操作を行う運転員（現場）を各々配置しており，操作開始時間に与える影響はなし。
【移動】
中央制御室から操作現場である廃棄物処理建屋地下 3 階までのアクセスルートは，コントロール建屋のみであり，通常 5 分間程度で移動可能であるが，余裕を含めて 10 分間の移動時間を想定している。また，アクセスルート上にアクセスを阻害する設備はなく，よって，操作開始時間に与える影響はなし。
【操作所要時間】中央制御室内における格納容器下部への注水操作は，復水補給水系の 2 弁の開操作による注水であり，制御
盤のスイッチによる操作のため 1 操作に 1 分間を想定し，合計 2 分間であり，それに余裕時間を含めて操作
時間 5 分間を想定している。格納容器下部への注水量調整は，制御盤の操作スイッチにて弁の開度調整を行い，約 2 時間の注水で格納容器下部に水位 2m の水張りを行うが，水張り中の操作は適宜流量及び格納容器
下部水位を監視し，流量調整をするのみであるため，操作開始時間に与える影響はなし。
【他の並列操作有無】
格納容器下部への注水操作時に，当該操作に対応する運転員に他の並列操作はなく，操作開始時間に与える影響はなし。
【操作の確実さ】
中央制御室内における操作は，制御盤の操作スイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起こりにくく，そのため誤操作により操作時間が長くなる可能性は低い。また，現場操作は，操作の信頼性向上や要員の安全のため 2 人 1 組で実施することとしており，誤操作は起こりにくく，誤操作により操作時間が長くなる可能
性は低い。
【認知】
溶融炉心が格納容器下部に落下した後に格納容器下部へ崩壊熱相当の注水を行うが，溶融炉心の落下は，原子炉圧力容器下鏡部温度及び格納容器圧力の監視により認知可能である。これらパラメータは原子炉圧力容器破損判断のため継続監視しており，認知に大幅な遅れが生じることは考えにくい。よって，認知遅れにより操作開始時間に与える影響はなし。
【要員配置】
中央制御室内での操作のみであり，運転員は中央制御室に常駐していることから，操作開始時間に与える影
響はなし。
【移動】
中央制御室内での操作のみであり，操作開始時間に与える影響はなし。
【操作所要時間】中央制御室内における格納容器下部への注水操作は，復水補給水系の 2 弁の開操作による注水であり，制御
盤のスイッチによる操作のため 1 操作に 1 分間を想定し，合計 2 分間であり，それに余裕時間を含めて操作
時間 5 分間を想定している。格納容器下部注水系の流量調整は，復水補給水系流量系（原子炉格納容器）の指示を監視しながら制御盤の操作スイッチにて弁の開度調整を行い，適宜実施する。また，事前に格納容器
下部へ水張りを行っていることから，時間余裕がある。
【他の並列操作有無】
当該操作時に，中央制御室の運転員に他の並列操作はなく，操作開始時間に与える影響はなし。
【操作の確実さ】
中央制御室内の制御盤の操作スイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起こりにくく，そのため誤操作等
により操作時間が長くなる可能性は低い。

添 3.5.2-6

原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達するまでに事象発生から約 3.7 時間の時間余裕があり，また，格納容器下部注水操作は原子炉
圧力容器下鏡部温度を監視しながら溶融炉心の下部プ
レナムへの移行を判断し，水張り操作を実施することとしており，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は小さい。
当該操作は，解析コード及び解析条件（操作条件を除く）の不確かさにより操作
開始時間は遅れる可能性があるが，中央制御室の運転員とは別に現場操作を行う運転員(現場)を配置しており，他の操作との重複もないことから，他の操作に与える影響はない。

原子炉圧力容器破損までに事象発生から約 7.0 時間の
時間余裕があり，また，溶融
炉心落下後に格納容器下部
注水が行われなかった場合
でも，溶融炉心落下前に張られた水が蒸発するまでには約 0.6 時間の時間余裕がある。溶融炉心落下後の格納容器下部への注水操作は
原子炉圧力，格納容器下部
空間部温度及び格納容器圧力の傾向を監視しながら原
子炉圧力容器破損を判断して実施することとしており，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，操作開始時間に与える影響は小さい。

評価項目となるパラ
メータ（原子炉格納容器下部床面及び壁面のコンクリート浸
食量）に与える影響

操作時間余裕

訓練実績等

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。

原子炉圧力容器下鏡部温度が 中央制御室
300℃に到達するまでの時間は事 に お け る 操
象発生から約 3.7 時間あり，また， 作のため，シ
格納容器下部注水操作は原子炉圧 ミ ュ レ ー タ
力容器下鏡部温度の上昇傾向を監 に て 訓 練 実
視 し な が ら予 め 準 備が 可 能で あ 績を取得。訓る。また，原子炉圧力容器下鏡部温 練では，原子度 300℃到達時点での中央制御室 炉 圧 力 容 器における格納容器下部への注水操 下 鏡 部 温 度
作の操作時間は約 5 分間である。 が 300℃に到
溶融炉心落下前の格納容器下部注 達後，約 3 分
水系（常設）による水張りは約 2 時 間 で 格 納 容間で完了することから，水張りを 器 下 部 注 水
事象発生から約 3.7 時間後に開始 系（常設）にすると，事象発生から約 5.7 時間 よ る 水 張 り
後に水張りが完了する。事象発生 操作を開始。
から約 5.7 時間後の水張り完了か 想 定 で 意 図ら，事象発生から約 7.0 時間後の し て い る 運
原子炉圧力容器破損までの時間を 転 操 作 が 実考慮すると，格納容器下部注水操 施 可 能 な こ
作は操作遅れに対して 1 時間程度 と を 確 認 しの時間余裕がある。
た。

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。

中央制御室における操作のため，シミュレータ
にて訓練実績を取得。訓練では，条件成立を前提として約 3 分
間で格納容
器下部注水
系（常設）による注水操作を開始。想
定で意図し
ている運転
操作が実施
可能なこと
を確認した。

原子炉圧力容器破損までの時間は事象発生から約 7.0 時間あり，また，溶融炉心落下後に格納容器下部 注 水 が 行わ れ な かっ た 場合 でも，溶融炉心落下前に張られた水が蒸発するまでには約 0.6 時間の時間余裕がある。

添付資料 3.5.3
溶融炉心の崩壊熱及び溶融炉心からプール水への熱流束を保守的に考慮する場合の原子炉格納容器下部のコンクリート浸食量及び溶融炉心・コンクリート相互作用によって発生する非凝縮性ガスの影響評価
1. 評価の目的
今回の申請において示した解析ケース（以下「ベースケース」という。）では，プラント損傷
状態を TQUV としており，溶融炉心から原子炉格納容器下部のプール水への熱流束の評価では熱流束の格納容器圧力への依存性を考慮している。これは，より厳しいプラント損傷状態を設定
し，より現実的に溶融炉心からの除熱量を評価する観点で設定したものである。一方，プラント
損傷状態が LOCA の場合，TQUV の場合よりも早く原子炉圧力容器が破損に至ることを確認している。この影響を確認する観点から，崩壊熱をより保守的に設定し，コンクリート浸食量に対する感度を確認した。さらに，解析コードにおける不確かさとして抽出し，その感度を確認している
エントレインメント係数，上面熱流束及び溶融プール－クラスト間の熱伝達係数のうち，コンク
リート浸食量に対して影響の大きいパラメータであることを確認したプール水への熱流束（上面熱流束）を保守的に設定することで，コンクリート浸食量に対する感度を確認した。

2. 評価条件
ベースケースの評価条件に対する変更点は以下の通り。この他の評価条件は，ベースケースと同等である。
(1) 溶融炉心の崩壊熱を保守的に考慮する場合
・事故シーケンスを「大破断LOCA+ECCS注水機能喪失」とし，本評価事故シーケンスの評価条
件と同様，電源の有無に係らず重大事故等対処設備による原子炉注水機能についても使用できないものと仮定する場合，事象発生直後から原子炉冷却材が原子炉格納容器内に流出するため，原子炉圧力容器破損までの時間が約6.4時間となる。これを踏まえ，起因事象の不確かさを保守的に考慮するため，溶融炉心の崩壊熱を事象発生から6時間後の値とした。
(2) 溶融炉心の崩壊熱及びプール水への熱流束を保守的に考慮する場合
・(1)の条件設定に加え，原子炉格納容器下部に落下した後の溶融炉心からプール水への熱流束を800kW/m2とした。これは，Kutateladze型の水平平板限界熱流束相関式において大気圧状態を想定した場合，溶融炉心からプール水への熱流束が800kW/m2程度であることを考慮し，保守的に設定した値である。なお，ベースケースでは溶融炉心からプール水への熱流束を800kW/m2相当（圧力依存有り）としている。ベースケースにおける圧力容器破損後の格
納容器圧力は，約0.4MPa以上で制御されていることから，ベースケースにおける溶融炉心からプール水への熱流束は，約1400kW/m2（格納容器圧力約0.4MPaにおいて）以上となる。
3. 評価結果(1) 溶融炉心の崩壊熱を保守的に考慮する場合
添 3.5.3-1

評価結果を図1に示す。評価の結果，コンクリート浸食量は床面で約0.5cmに抑えられ，壁面では有意な浸食が発生しないことから，原子炉圧力容器の支持機能を維持できることを確認した。コンクリート浸食量が僅かであることから，本評価における溶融炉心・コンクリー
ト相互作用による可燃性ガスの発生量は格納容器内の気相濃度に影響を与えない。このため，
溶融炉心・コンクリート相互作用に伴う可燃性ガスの発生による格納容器圧力への影響は無
く，格納容器内の気体組成の推移はベースケース（3.5.2 (3) b 参照）と同じとなる。なお，
ベースケースにおける原子炉格納容器下部への溶融炉心落下後の水素濃度は，ドライウェル
において最低値を示すが，ウェット条件で13vol%以上，ドライ条件で34vol%以上※となり，ドライ条件において13vol%を上回る。一方，酸素濃度はウェット条件で2.1vol%以下，ドライ条
件で2.6vol%以下であり，5vol%を下回ることから，原子炉格納容器内での可燃性ガスの燃焼が発生するおそれは無い。
(2) 溶融炉心の崩壊熱及びプール水への熱流束を保守的に考慮する場合
評価結果を図2に示す。評価の結果，コンクリート浸食量は床面で約5cm，壁面で約2cmに抑えられ，原子炉圧力容器の支持機能を維持できることを確認した。本感度解析ケースでは，
溶融炉心・コンクリート相互作用によって約60kgの可燃性ガス及びその他の非凝縮性ガスが発生するが，ベースケースでもジルコニウム－水反応によって約1400kgの水素が発生することを考慮すると，溶融炉心・コンクリート相互作用による可燃性ガス及びその他の非凝縮性ガスの発生が格納容器圧力に与える影響は小さい。
溶融炉心・コンクリート相互作用による可燃性ガスの発生が，可燃性ガスの燃焼の可能性に及ぼす影響について，原子炉格納容器下部への溶融炉心落下後の原子炉格納容器内の水素濃度は，ベースケースにおいても，ウェット条件で13vol%以上，ドライ条件で34vol%以上※となり，ドライ条件において13vol%を上回る。このことから，本感度解析ケースの溶融炉心・コンクリート相互作用に伴って発生する可燃性ガスをベースケースの結果に加えたとしても，原子炉格納容器内での可燃性ガスの燃焼の可能性には影響しない。なお，溶融炉心・コンク
リート相互作用によって生じる約60kgの気体の内訳は，可燃性ガスである水素が約55kg，一酸化炭素が約5kg，その他の非凝縮性ガスである二酸化炭素が1kg未満である。ジルコニウム－水反応によって発生する水素も考慮すると，原子炉格納容器内に存在する可燃性ガスとしては水素が支配的であり，一酸化炭素及び二酸化炭素の影響は無視できる。
一方，原子炉格納容器内の酸素濃度については，溶融炉心・コンクリート相互作用では酸素は発生しないため，溶融炉心・コンクリート相互作用による可燃性ガスは原子炉格納容器
内の酸素濃度を下げる要因となる。このため，本感度解析ケースの溶融炉心・コンクリート
相互作用に伴って発生する可燃性ガスをベースケースの結果に加える場合，原子炉格納容器
内の酸素濃度はベースケース（3.5.2 (3) b 参照）にて示した酸素濃度（ウェット条件で2.1vol%，ドライ条件で2.6vol%）以下になるものと考えられる。このため，原子炉格納容器
内での可燃性ガスの燃焼が発生するおそれは無い。
※ 原子炉格納容器下部への溶融炉心落下後の水素濃度は，サプレッション・チェンバよりもドライウェルの方が概ね低く推移する。最も低い値は，ウェット条件では事象発生か
ら約7.8時間後のドライウェルにおいて約13.1vol%，ドライ条件では事象発生の約7時間
添 3.5.3-2

後のドライウェルにおいて約34.4vol%であり，最も低い値であっても13vol%を上回ることから，水素燃焼を防止するための事故対応の観点では酸素濃度を5vol%未満に維持することが重要となる。なお，事象発生から20.5時間後に開始する，代替原子炉補機冷却系による代替循環冷却開始以降，原子炉格納容器内の気相濃度の変化が緩やかになる。サ
プレッション・チェンバと比較して水素濃度が概ね低く推移するドライウェルの水素濃度は，ウェット条件では約30vol%から徐々に上昇して168時間後に約45vol%となり，ドライ条件では約51vol%で安定する。気相濃度の推移の詳細は図3.5.5から図3.5.8参照。
4. まとめ
溶融炉心の落下時刻の不確かさや浸食面における浸食の不均一性等によって原子炉格納容器下部のコンクリート浸食量が増大する場合の評価結果への影響を確認した結果，評価項目となる原子炉格納容器下部のコンクリート浸食量は，床面で約5cm，壁面で約2cmに抑えられ，原子炉圧力容器の支持機能を維持できることを確認した。
また，溶融炉心・コンクリート相互作用による可燃性ガスの発生を考慮しても格納容器圧力に与える影響は小さく，原子炉格納容器内で可燃性ガスが燃焼するおそれは無いことを確認した。
以上

添 3.5.3-3

溶融炉心によるコンクリート浸食量

1.0

0.8
溶融炉心がコンクリートを取り込み，溶融炉心とコンクリートの混合物の温度がコンクリートの融点を下回り，溶融炉心・コンク
リート相互作用によるコンクリートの浸食が停止する。

0.6

0.4

]
原子炉格納容器下部床面の浸食量。（約 0.44cm）
0.2
原子炉格納容器下部壁面に有意な浸食は発生しない。

（cm）
0

0

5

10

15

原子炉圧力容器破損後からの時間（h）
図 1 原子炉格納容器下部壁面及び床面のコンクリート浸食量の推移（溶融炉心の崩壊熱を保守的に考慮する場合）

溶融炉心によるコンクリート浸食量

50

40

30

溶融炉心がコンクリートを取り込み，溶融炉心とコンクリートの混合物の温度がコンクリートの融点を下回り，コア・コンクリート反応が停止する。

20
格納容器下部壁面の浸食量。
（約 2cm（内側鋼板の厚さ以下））
格納容器下部床面の浸食量。（約 5cm）

10

（cm）
0

原子炉圧力容器破損後からの時間（h）
図2 原子炉格納容器下部壁面及び床面のコンクリート浸食量の推移（溶融炉心の崩壊熱及びプール水への熱流束を保守的に考慮する場合）

添 3.5.3-420

4. 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
4.1.1 想定事故 1 の特徴，燃料損傷防止対策(1)想定する事故「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つには，「1.2
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（可搬型）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（可搬型）により使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 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（可搬型）※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図 4.1.1 に，手順の概要を図 4.1.2 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表 4.1.1 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※2，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図4.1.3に示す。
※1 燃料プール代替注水系（可搬型）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）の注水手段が使用出来ない場合においては燃料

4.1-1

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。
※2 原子炉停止中の6号及び7号炉における体制は，必ずしも当直副長2名ではなく,当直副長1名，運転員1名の場合もある。

a. 使用済燃料プールの冷却系機能喪失確認
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り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・温度等である。
c. 燃料プール代替注水系（可搬型）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（可搬型）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（可搬型）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しつつ，燃料プール代替注水系（可搬型）の間欠運転又は流量調整により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水位（目安と考える 10mSv/h となる通常水位から約 2.1m 下の水位）※3 より高く維持する。
燃料プール代替注水系（可搬型）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。
※3 必要な遮蔽の目安は緊急作業時の被ばく限度(100mSv)等と比べ，十分余裕のある値であり，かつ定期検査作業での原子炉建屋最上階における現場作業の実績値（約6mSv/h）を考慮した値（10mSv/h）とする。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。

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

4.1-2

想定する事故は，「1.2 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喪失及び注水機能喪失に伴い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，有効燃料棒頂部は冠水し，未臨界が維持される。
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 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響及び操作時間余裕を評価する。
（添付資料 4.1.1，4.1.2）(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表4.1.2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，崩壊熱は原子炉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抱絡される。
（添付資料4.1.1）
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

4.1-3

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，サプレッションプール浄化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。
外部電源がない場合においても，燃料プール代替注水系（可搬型）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) 燃料プール代替注水系（可搬型）
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）1 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※4 にて注水する。
※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（可搬型スプレイヘッダ）の注水容量はともに45m3/h以上(1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，「1.3.5 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（可搬型）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。
(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図4.1.4に，使用済燃料プール水位と線量率の関係を図4.1.5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（可搬型）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しつつ，燃料プール代替注水系（可搬型）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は，図 4.1.4 に示すとおり，通常水位から約 0.4m 下まで低下す

4.1-4

るに留まり，有効燃料棒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
約 7 時間で沸騰し，その後 100℃付近で維持される。
また，図 4.1.5 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ている。なお，線量率の評価点は原子炉建屋最上階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，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（可搬型）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，「1.2.3.2 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。
（添付資料4.1.3，4.1.4）
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（可搬型）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，表4.1.2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，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，使用済燃料プール水の温度上昇及び水位低下速4.1-5度は緩やかになるが，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27℃～約45℃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，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
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，最確条件とした場合，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，有効燃料棒頂部に低下するまでの時間及び水位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ことが考えられるが,本事象における注水操作は，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く,運転員等操作時間に与える影響はない。また, 初期に地震起因のスロッシングが発生した場合は，水位低下により原子炉建屋最上階の線量が上昇するため，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く, 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2倍程度となり，使用済燃料プールの水温上昇及び蒸発による水位の低下速度は緩和されるが，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，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な値となることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
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，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4.1-6

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は大きくなる。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。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。さらに，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1日以上（10mSv/hの場合 6号及び7号炉 約1.1日），有効燃料棒頂部まで水位が低下するまでの時間は事象発生から3日以上（6号及び7号炉 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（可搬型）による注水が可能である
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，最確条件とした場合，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，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，仮に初期水位を水位低警
報レベル（通常水位から0.3ｍ程度低下した位置※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1日以上（10mSv/hの場合 6号及び7号炉 約1.2日），水位が有効燃料棒頂部まで低下するまでの時間は事象発生から3日以上（6号及び7号炉 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（可搬型）による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。
初期に地震起因のスロッシングが発生した場合は，使用済燃料プールの水位低下
により原子炉建屋最上階の線量が上昇するため，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の水位が原子炉建屋最上階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26時間後（10mSv/hの場合），通常水位まで回復する時間は事象発生から約45時間後となる。また，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 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（可搬型）による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，

4.1-7

保有水量はプールゲート閉鎖時と比べ2倍程度となり，使用済燃料プールの水温上昇や蒸発による水位の低下速度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 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
操作条件の燃料プール代替注水系（可搬型）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，評価上の操作開始時間を事象発生12時間後として設定しているが，他の操作はないため，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る。よって，評価上の操作開始時間に対し，実際の操作開始時間が早くなる場合が考えられ，使用済燃料プール水位の回復を早める。
(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（可搬型）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。
（添付資料4.1.5）(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。
操作条件の燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プールへの注水操作については，当該操作に対する時間余裕は，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の場合 6号及び7号炉 約1.4日），有効燃料棒頂部まで水位が低下するまでの時間が事象発生から3日以上（6号及び7号炉 約3.8日）であり，こ4.1-8

れに対して，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時間であることから，時間余裕がある。
（添付資料4.1.5）(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。
4.1.4 必要な要員及び資源の評価(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必要な要員は，「4.1.1(3)燃料損傷防止対策」に示すとおり18名である。「6.2 重大事故等対策に必要な要員の評価結果」で説明している運転員及び緊急時対策要員等の64名で対処可能である。
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，原子炉運転中において，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「想定事故1」において，必要な水源，燃料及び電源は，「6.1(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（可搬型）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，号炉あたり合計約3,100m3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の水を保有している。これにより，6号及び7号炉の同時被災を考慮しても，必要な水源は確保可能である。また，事象発生12時間以降に淡水貯水池の水を防火水槽へ移送することで，防火水槽を枯渇させることなく防火水槽を水源とした7日間の注水継続実施が可能となる。ここで，燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プールへの注水及び防火水槽への補給の開始を事象発生12時間後としているが，これは，可搬型設備を12時間以内に使用できなかった

4.1-9

場合においても，その他の設備にて重大事故等に対応できるよう設定しているものである。
（添付資料4.1.6）
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751kLの軽油が必要となる。燃料プール代替注水系（可搬型）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
プの運転を想定すると，7日間の運転継続に号炉あたり約7kLの軽油が必要となる。免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機及びモニタリング・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79kLの軽油が必要となる。（6号及び7号炉 合計 約1,595kL）
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（可搬型）による使用済燃料プールへの注水，免震重要棟内緊
急時対策所用ガスタービン発電機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。
（添付資料4.1.7）
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。
また，免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機及びモニタリング・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。
4.1.5 結論
「想定事故1」では，使用済燃料プールの冷却系が喪失し，使用済燃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，燃料損傷に至ることが特徴である。
「想定事故1」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（可搬型）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（可搬型）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

4.1-10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。
以上のことから，燃料プール代替注水系（可搬型）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1」に対して有効である。

4.1-11

4.1-12
図 4.1.1 想定事故 1 の重要事故等対策の概略系統図（使用済燃料プールへの注水）

プラント前提条件
・プラント停止後10日目
・全燃料取り出し＆プールゲート「閉」
・非常用ディーゼル発電機（B）点検中
・残留熱除去系（A）最大熱負荷モード運転中・残留熱除去系（B）点検中
・残留熱除去系（C）原子炉停止時冷却モード待機中（原子炉圧力容器水抜き準備）
・燃料プール冷却浄化系運転中（解析上の時刻）（0分）

凡例：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）のみの作業：判断：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業

外部電源喪失発生※6
事故12時間後の使用済燃料プール水位は通常水位約－0.4ｍとなる

Ⅰ
崩壊熱除去機能復旧操作※1

注水機能復旧操作※3※8（約60分後）崩壊熱除去機能喪失確認（機器作動状況，系統流量による確認）

復水移送ポンプ以外による使用済燃料プール注水・圧力抑制プール水浄化系による注水・消火ポンプによる代替注水※2※3
回復は解析上考慮せず※3
中央制御室にて機器ランプ表示，機器故障警報，系統流量指示計，系統圧力指示計等にて機能喪失を確認する※5
使用済燃料プールへの補給は「使用済燃料プールスプレイライン」を使用する
常設スプレイ設備が使用できない場合，可搬型スプレイ設備による使用済燃料プールへの補給を実施する

非常用ディーゼル発電機（A，C）自動起動確認
非常用高圧系統（6.9kV）C，E復旧確認

非常用ディーゼル発電機運転状態確認（約10分後）※2
復水移送ポンプ(A)起動確認または起動操作※4
使用済燃料貯蔵プール水温度計により100℃を確認する：解析上考慮しない操作・判断結果
残留熱除去系停止，および燃料プール冷却浄化系停止確認（機器作動状況，系統流量による確認）※1
残留熱除去系（A）最大熱負荷モード再起動，残留熱除去系（C）最大熱負荷モード起動及び燃料プール冷却浄化系
再起動操作を実施する※7
使用済燃料貯蔵プール水位計にて確認する※8
重大事故等発生を通信連絡設備により確認した現場作業員は待避を実施する

復水移送ポンプによる使用済燃料プール注水と同等の流量確保または注水開始不可

注水機能喪失確認（機器作動状況，系統圧力による確認）
回復は解析上考慮せず※5
燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プール注水準備※4（約7時間後）使用済燃料プール水温度
100℃到達Ⅱ

燃料プール代替注水系（可搬型）
の準備完了

※6
燃料プール代替注水系（可搬型）による
使用済燃料プール注水開始

Ⅲ

燃料供給準備（タンクローリ給油準備）

淡水タンクから防火水槽への補給

スプレイライン以外による使用済燃料プール注水・復水補給水ラインを使用した注水（約12時間後）（12時間後）淡水貯水池から防火水槽への補給準備（防火水槽への補給準備）（約12時間後）防火水槽への補給準備が完了（約12時間後）（適宜実施）（適宜実施）<注水が実施出来なかった場合>

防火水槽への補給

タンクローリによる給油準備完了可搬設備への燃料補給【有効性評価の対象とはしていないが，他に取り得る手段】
Ⅰ

使用済燃料プール水位維持の為
注水継続

圧力抑制プール水浄化系（SPCU）により「非常時補給モード」で使用済燃料プールへの注水も実施できる。水源は復水貯蔵槽またはサプレッションプールになる
消火系を燃料プール代替注水系として使用する場合があるため消火ポンプ運転状態について確認する
消火系は復水補給水系を経由して使用済燃料プールへ注水することも可能である（約1.4日後）
使用済燃料プール水位
2.1ｍ低下（10mSv/h）

燃料プール代替注水系(可搬型）による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復旧に努める。復旧後は，注水系統によりスキマサージタンクへの補給を確保し崩壊熱除去系による冷却を実施する※7

Ⅱ
燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プール注水は「使用済燃料プールスプレイライン」以外に，復水補給水系を経由して使用済燃料プールへ注水することも可
能である
燃料プール代替注水系（可搬型）の水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能である
Ⅲ「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は貯水池からろ過水タンクへの補給も合わせて実施する

図 4.1.2 想定事故 1 の対応手順の概要

4.1-13

想定事故1（使用済燃料プールの冷却機能及び注水機能の喪失）
経過時間（時間）
備考

1
実施箇 所・必 要人員 数
当 直長

責 任者
指 揮者
操作項目

通報連 絡
者

1人

6号

当 直副長

1人

7号

当 直副長

1人

緊急 時対策 要員

運転員（中央制御室）

6号

7号

5人

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

約7時間 使用済燃料プール水温100℃到達

中 央監視
緊急 時対策 本部連 絡号炉 毎運転 操作指 揮操作の内容

中 央制御 室連絡
発 電所外 部連絡6号

12時間
使用済燃料プール注水開始

プラント状況確認

約60分 崩壊熱除去機能、注水機能 喪失確認

緊急時対策要員
（現場）

7号

3

事象発生

運転員
（現場）

6号

2

7号
・外部電源喪失確認

1人
A

状況判断

1人
a

－

－

－

－

・使用済燃料プール冷却系停止確認（燃料プール冷却浄化系ポンプ、残留熱除去系ポンプ）

10分

・非常用ディーゼル発電機 自動起動確認（1人）
A（ 1人 ）
a

－

－

－

－

（解析上考慮せず）

－

－

－

－

－

－

使用済燃料プール注水系復旧作業（解析上考慮せず）

－

－

－

－

－

－

使用済燃料プール冷却系復旧作業

・使用済燃料プール水位、温度監視
・使用済燃料プール冷却系 機能回復

－

－

－

－

対応可能な要員により対応する。

（燃料プール冷却浄化系ポンプ、残留熱除去系ポンプ）
・使用済燃料プール注水系 機能回復
（復水補給水系）

対応可能な要員により対応する。

10分

・放射線防護装備準備

淡水貯水池から防火水槽への補給

適宜実施

・現場移動
・淡水貯水池～防火水槽への系統構成，ホース水張り

2人

90分

・淡水貯水池から防火水槽への補給

・放射線防護装備準備

可搬型代替注水ポンプによる防火水槽から使用済燃料プールへの注水（常設スプレイライ
ン使用）

－

－

－

－

2人

2人

適宜実施

10分

・現場移動
・可搬型代替注水ポンプを用いた使用済燃料プール注水準備（可搬型代替注水ポンプ移動、ホース敷設（防火水槽から可搬型代替注水ポンプ，可80分

搬型代替注水ポンプから接続口），ホース接続）
・可搬型代替注水ポンプを用いた使用済燃料プール注水

適宜実施

・現場移動
・可搬型代替注水ポンプを用いた使用済燃料プール注水準備（建屋内ホース敷設、可搬型スプレイノズル設置）

－

－

－

－
・現場移動
・可搬型代替注水ポンプを用いた使用済燃料プール注水準備（建屋内ホース接続）

可搬型代替注水ポンプによる防火水槽から使用済燃料プールへの注水（可搬ホース及び可搬スプレイノズル使用）（解析上考慮せず）－－

常設スプレイライン使用不可の場合要員を確保して対応する

・現場移動・可搬型代替注水ポンプを用いた使用済燃料プール注水準備（可搬型代替注水ポンプ移動、ホース敷設（防火水槽から可搬型代替注水ポンプ，可

－

－

－

－

搬型代替注水ポンプから建屋内ホース），ホース接続）
・可搬型代替注水ポンプを用いた使用済燃料プール注水・放射線防護装備準備－

燃料給油準備－－2人
燃料給油作業

必要人員数 合計

－

－

－

－

1人
A

1人
a

0人

0人

（

10分

－
・軽油タンクからタンクローリへの補給・可搬型代替注水ポンプへの給油

8人

タンクローリ残量に応じて適宜軽油タン
クから補給

90分

適宜実施

原子炉運転中における使用済燃料プールでの事故を想定した場合，事象によっては，原子炉における重大事故の対応と使用済燃料プールにおける重大事故に至るおそれのある事故の対応が重畳することも考えられる。しかし，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ことから時間余裕が十分長く（運転開始直後を考慮しても使用済燃料プールの保有水が100℃に到達するまで 1日以上），原子炉側の事故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。

）内の数字は他の作業終了後、移動して対応する人員数。

図 4.1.3 想定事故 1 の作業と所要時間
4.1-14

有
効
燃
料
棒
頂
部
か
ら
の
水
位

使用済燃料プール水温
100℃到達（約 7 時間後）
燃料プール代替注水系（可搬型）による注水開始（事象発生 12 時間後 水位 通常水位から-0.4m）
事象発生約 16 時間後に通常水位まで回復

使用済燃料プール水位回復後，蒸発量に応じた注水により水位維持（m）

事故後の時間（h）
図 4.1.4 使用済燃料プール水位の推移

使用済燃料を線源とした線量率が支配的な水位使用済制御棒の露出開始

線量率

想定事故 1
での水位の
低下
（通常水位
から約 0.4m）（mSv/h）

使用済制御棒を線源とした線量使用済制御棒を線源とした線量率が支配的な水位率が支配的な水位
通常水位

有効燃料棒頂部からの水位（m）

図 4.1.5 使用済燃料プール水位と線量率
4.1-15

表 4.1.1 想定事故 1 における重大事故等対策について
有効性評価上期待する事故対処設備
判断及び操作

操作
常設設備

可搬型設備

計装設備
【残留熱除去系系統流量】

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
使用済燃料プールの冷却系機能

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り使用済【非常用ディーゼル発電機】

喪失確認

燃料プール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系【軽油タンク】

使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA）－

使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA 広域）
使用済燃料貯蔵プール監視カメラ（使用済燃料貯機能喪失であることを確認する

蔵プール監視カメラ用空冷装置を含む）
復水移送ポンプ吐出圧力

使用済燃料プールの冷却系機能喪失の確認後，使用済燃料プール水温度上
使用済燃料プールの注水機能喪
失確認

使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA）

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

使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA 広域）

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－－使用済燃料貯蔵プール放射線モニタ（高レンジ・

4.1-16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

低レンジ）

燃料プールの注水機能喪失であることを確認する

使用済燃料貯蔵プール監視カメラ（使用済燃料貯蔵プール監視カメラ用空冷装置を含む）

使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA）
燃料プール代替注水系（可搬型）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（可搬型）の準備が完了したところで，燃料プール
代替注水系（可搬型）による使用済燃料プール注水により，使用済燃料プ

常設スプレイヘッダ

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しつつ，

軽油タンク

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維持する

可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)
タンクローリ

使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA 広域）
使用済燃料貯蔵プール放射線モニタ（高レンジ・
低レンジ）
使用済燃料貯蔵プール監視カメラ（使用済燃料貯蔵プール監視カメラ用空冷装置を含む）

使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA）

常設スプレイヘッダが使用できない場合，可搬型スプレイヘッダによる燃
燃料プール代替注水系（可搬型）料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プール注水により使用済

による使用済燃料プールへの注

燃料プールの水位を回復する。その後は，使用済燃料プールの冷却系を復水（可搬型スプレイ設備）

旧しつつ，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
を維持する

軽油タンク

可搬型スプレイヘッダ

使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA 広域）

可搬型代替注水ポンプ

使用済燃料貯蔵プール放射線モニタ（高レンジ・(A-2 級)

低レンジ）

タンクローリ

使用済燃料貯蔵プール監視カメラ（使用済燃料貯蔵プール監視カメラ用空冷装置を含む）【】：重大事故等対処設備（設計基準拡張）
有効性評価上考慮しない操作表 4.1.2 主要評価条件（想定事故 1）
（1/2）
項目

主要評価条件

保有水を厳しく見積もるためにプールゲート閉の
状況を想定

初期条件

使用済燃料プール保有水量

約 2,093m3

使用済燃料プールの初期水位

通常水位

通常水位を設定

使用済燃料プールの初期水温65℃

保安規定の運転上の制限値

燃料の崩壊熱※1

条件設定の考え方

4.1-17

約 11MW【使用済燃料】
取出時平均燃焼度：・貯蔵燃料 50 GWd/t
・炉心燃料 33 GWd/t

原子炉停止後に最短時間（原子炉停止後 10 日
※2）で取り出された全炉心分の燃料が，過去に取り出された貯蔵燃料と合わせて使用済燃料ラックに最大数保管されていることを想定し，ORIGEN2を用いて算出

事故条件

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喪失

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，サプレッションプール浄化系等の機能喪失
を設定

外部電源

外部電源なし外部電源の有無は事象進展に影響しないことか
ら，資源の観点で厳しい外部電源なしを設定※1 記載の値は 7 号炉の値である。6 号炉の使用済燃料プールの保有水量は 7 号炉とほぼ同様であるため，評価は 7 号炉の値を使用する。
※2 柏崎刈羽原子力発電所 1 号炉から 7 号炉までの定期検査における実績を確認し,解列後の制御棒全挿入から原子炉開放までの最短時間である約 3 日及び全燃料取り出しの最短時間約 7 日を考慮して原子炉停止後 10 日を設定。原子炉停止 10 日とは全制御棒全挿入からの時間を示している。通常停止操作において原子炉の出力は全制御棒全挿入完了及び発電機解列以前から徐々に低下させるが、崩壊熱評価はスクラムのような瞬時に出力を低下させる保守的な計算条件となっている。

表 4.1.2 主要評価条件（想定事故 1）
（2/2）
項目

主要評価条件

条件設定の考え方

重大事故等対策に関連する機器条件

可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)による注水を想定

重大事故等対策に関連する操作条件

4.1-18

燃料プール代替注水系（可搬型）

45m /h（1 台）

燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プールへの注水

事象発生から 12 時間後

3

※1

にて注水
設備の設計を踏まえて設定

可搬型設備に関して，事象発生から 12 時間まで
は，その機能に期待しないと仮定※1 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(1 台)である。

添付資料 4.1.1
使用済燃料プールの水位低下と遮蔽水位に関する評価について
1. 使用済燃料プールの概要
図1に使用済燃料プール等の平面図を示す。
定期検査時において，多くの場合はプールゲートが開放され，使用済燃料プールは原子炉ウェル，D/Sピット,キャスクピットと繋がっているが，有効性評価においては，プールゲートを閉鎖
している場合を想定し，原子炉ウェル，D/Sピット,キャスクピットの保有水量は考慮しない。

Ｄ／Ｓピットキャスク
ピット

原子炉ウェル

D/Sピット

使用済燃料

約14m

使用済
制御棒

使用済燃料
使用済燃料
プール
貯蔵プール

約18m

図1 使用済燃料プール等の平面図
2. 放射線の遮蔽の維持に必要な使用済燃料プールの遮蔽水位について
図2に放射線の遮蔽の維持に必要な使用済燃料プールの遮蔽水位について示す。
放射線の遮蔽の維持に必要な使用済燃料プールの遮蔽水位は，その状況（必要となる現場及び操作する時間）によって異なる。重大事故であることを考慮し，例えば10mSv/hの場合は，通常水位から約2.1m※下の位置より高い遮蔽水位が必要である。
※放射線の遮蔽の維持に必要な使用済燃料プール水位の算出方法については添付資料4.1.2に示
す。

通常水位
約2.1m

約3.4m

約4.3m

使用済
制御棒

約3.8m

放射線の遮蔽が維持される
最低水位（10mSv/hの場合）

約7.0m

有効燃料棒頂部
使用済燃料

約4.5m

図2 放射線の遮蔽に必要な使用済燃料プールの遮蔽水位

添 4.1.1-1

3.使用済燃料プールの構造高さ，断面積及び保有水の容積について
図3に使用済燃料プールの高さを，表1に使用済燃料プールの断面積及び保有水の容積を示す。

通常水位

約7.0m
使用済
制御棒

①

約4.7m

②

放射線の遮蔽が維持される
最低水位（10mSv/hの場合）
有効燃料棒頂部冠水部※

使用済燃料

約3.8m

図3

約2.1m

約4.6m

③

※ 有効性評価では保守的に燃料ハンドル上部（有効燃料棒頂部より 0.1m 程度高い位置）
を有効燃料棒頂部冠水部とする

6号及び7号炉の使用済燃料プールの構造高さ

表1 使用済燃料プールの断面積及び保有水の容積
6 号炉
領域

7 号炉

断面積[m2]

保有水の容積[m3]

断面積[m2]

保有水の容積[m3]

①

約 232

約 481

約 233

約 489

②

約 232

約 1,116

約 233

約 1,115

③

約 104

約 488

約 105

約 489

合計

約 2,085

約 2,093

図3に示す各領域①,②,③の保有水の容積は，使用済燃料プール容積から使用済燃料プール内の機器の容積を除くことで算出し,使用済燃料プールの保有水が存在する高さ毎の使用済燃料プー
ルの断面積については,求めた各領域の容積から高さを除して求めた。なお，使用済燃料プールの断面積については各領域での平均的な値を示しているが,使用済燃料プール内に設置されている機器は②又は③の底部であるため,保有水量に対する水位の低下という観点で保守的な評価となっている。

添 4.1.1-2

4.想定事故1における時間余裕
使用済燃料プールの冷却機能喪失により，崩壊熱による使用済燃料プール水位の低下について，
以下の式を用いて計算を行った。事象を厳しく評価するため，使用済燃料プールの初期水温は，運転上許容される最大水温の65℃とする。また，発生する崩壊熱は全て使用済燃料プールの水温上昇及び蒸発に寄与するものとし，使用済燃料プールの水面及び壁面などからの放熱は考慮しない。さらに,注水時においては顕熱を考慮せず注水流量から崩壊熱相当の蒸発量を差し引いた分の水が注水されることを想定した。
○算定方法，算定条件①冷却機能喪失から沸騰までの時間
沸騰までの時間[h]＝（100[℃]-65[℃]）×プール保有水の比熱[kJ/kg/℃]※1×プールの保有水[m3]×プールの保有水密度[kg/m3]※2
使用済燃料の崩壊熱[MW]×103×3600②沸騰による蒸発量と沸騰開始から有効燃料棒頂部冠水部まで水位が低下するまでの時間
1 時間あたりの沸騰による蒸発量[m3/h]＝

使用済燃料の崩壊熱[MW]×103×3600
プール保有水密度[kg/m3]※2×蒸発潜熱[kJ/kg]※3

水位低下時間[h]＝通常水位から有効燃料棒頂部冠水部までの保有水量[m3]×プール保有水密度[kg/m3]※2×蒸発潜熱[kJ/kg]※3
使用済燃料の崩壊熱[MW]×103×3600③沸騰による使用済燃料プール水位の低下平均速度

水位低下速度[m/h]＝

通常水位から有効燃料棒頂部冠水部までの高低差[m]
通常水位から有効燃料棒頂部冠水部まで水位低下にかかる時間[h]使用済燃料プールの下部は機器等が設置されており保有水が少ないため，使用済燃料プールの下部では水位低下速度は早く，使用済燃料プールの上部では水位低下速度は遅い。有効燃料棒頂部に水位が到達するまでの時間評価では，保守的に一律の水位低下速度を想定する。

○算定に使用する値
使用済燃料プール保有水の比熱[kJ/kg/℃]※1

使用済燃料プールの保有水[m3]

使用済燃料プールの保有水密度[kg/m3]※2

使用済燃料の崩壊熱[MW]4.185

6号炉：2085.14
7号炉：2,093

958

10.899蒸発潜熱[kJ/kg]※3

通常水位から有効燃料棒
頂部冠水部までの保有水量[m3]※4

通常水位から
有効燃料棒頂部冠水部までの高低差[m]

通常水位から2.1m下までの保有水量[m3]

2256.47

6号炉：1597.63
7号炉：1604

6号炉：6.975
7号炉：7.017

6号炉：481
7号炉：489※1 65℃から100℃までの飽和水の比熱のうち，最小となる65℃の値を採用。（1999 年蒸気表より）※2 65℃から100℃までの飽和水の密度のうち，最小となる100℃の値を採用。（1999 年蒸気表より）※3 100℃の飽和水のエンタルピと100℃の飽和蒸気のエンタルピの差より算出。（1999 年蒸気表より）※4 保有水量の算出では有効燃料棒頂部冠水部として燃料ハンドル上部（有効燃料棒頂部より0.1m程度高い位置）を設定。
なお，①～③の式による算出については以下の保守的な仮定と非保守的な仮定の元の評価であるが，総合的に使用済燃料プールの水面や壁面からの放熱を考慮していないことの影響が大きく，保守的な評価となっていると考えられる。

添 4.1.1-3

＜保守的な仮定＞
・使用済燃料プールの温度変化に対する比熱及び密度の計算にて，もっとも厳しくなる値を想定している。
・使用済燃料プールの水面や壁面からの放熱を考慮していない。
＜非保守的な仮定＞
・簡易的な評価とするために使用済燃料プールの温度を全て均一の温度とし，プール全体が100℃に到達した時間を沸騰開始としている。
なお,注水等の操作時間余裕は充分に大きいことからこれらの評価の仮定による影響は無視できる程度だと考
える。

○算定結果
項目

6 号炉

7 号炉

使用済燃料プール水温が 100℃に到達するまでの時間[h]約7約7

使用済燃料の崩壊熱による使用済燃料プールの保有水の蒸散量[m3/h]

約 19

約 19

使用済燃料プール水位が通常水位から 2.1m 低下するまでの時間[h]

約 33

約 33

有効燃料棒頂部冠水部まで使用済燃料プール水位が低下するまでの時間[h]

約 92

約 92

使用済燃料プール水位の低下速度[m/h]約 0.08

約 0.086号及び7号炉の使用済燃料プールの冷却機能が喪失した場合，使用済燃料の崩壊熱により使用済燃料プール温度が上昇し，事象発生から約7.5時間後に沸騰が開始され，蒸発により使用済燃料
プールの水位低下が始まる。この時の蒸発量は，約19m3/hである。
よって，使用済燃料プール水位が放射線の遮蔽に必要な通常水位より2.1m（10mSv/hの場合）下の位置まで低下するまでの時間は，6号及び7号炉の各号炉ともに事象発生から約33時間後であり，
重大事故等対策として期待する可搬型代替注水ポンプを用いた燃料プール代替注水系（可搬型）による注水操作の時間余裕は十分にある。
＜参考＞
有効性評価では崩壊熱が厳しい定期検査中に全炉心燃料が使用済燃料プールに取り出される想定であり，通常運転中の想定は以下の通りとなる。
使用済燃料プールの冷却機能が喪失した場合，使用済燃料の崩壊熱により使用済燃料プール温度が上昇し，約1.3日後に沸騰が開始され，その後使用済燃料プール水位が放射線の遮蔽に必要な
通常水位より2.1m（10mSv/hの場合）下の位置まで低下するまでの時間は，事象発生から約4.6日後となる。このように原子炉運転中の使用済燃料プールは，原子炉停止中の使用済燃料プールに比べてさらに長い時間余裕がある。
項目

6 号炉

7 号炉

使用済燃料の崩壊熱[MW]

約 2.6

約 2.6

使用済燃料プール水温が 100℃に到達するまでの時間[day]

約 1.3

約 1.3

崩壊熱による使用済燃料プールの保有水の蒸散量[m3/h]

約 4.4

約 4.4

使用済燃料プール水位が通常水位から 2.1m 低下するまでの時間[day]

約 4.6

約 4.6

有効燃料棒頂部冠水部まで使用済燃料プール水位が低下するまでの時間[day]約 16.4

約 16.5

使用済燃料プール水位の低下速度[m/h]約 0.02

約 0.02

添 4.1.1-4

5. 燃料取出スキーム

取出燃料
5 サイクル
冷却済燃料
4 サイクル
冷却済燃料

添 4.1.1-5

3 サイクル
冷却済燃料
2 サイクル
冷却済燃料
1 サイクル
冷却済燃料
定期検査時
取出燃料
小計
崩壊熱合計

柏崎刈羽 7 号炉から発生分
取出平均
冷却期間
燃料数[体]
燃焼度[GWd/t]柏崎刈羽 1,3,5 号炉から発生分
取出平均
燃料数
冷却期間
燃焼度
[体]
[GWd/t]

崩壊熱
[MW]

崩壊熱
[MW]

－

－

－

－

2×(14 ヶ月＋70 日)＋35 ヶ月

476

50

0.198

4×(14 ヶ月＋70 日)＋10
日

208

50

0.088

－

－

－

－

－

－

－

－

1×(14 ヶ月＋70 日)＋35 ヶ月

528

50

0.277

3×(14 ヶ月＋70 日)＋10
日

208

50

0.112

－

－

－

－

－

－

－

－

35 ヶ月

528

50

0.404

208

50

0.167

－

－

－

－

208

50

0.312

－

－

－

－

872

33

9.341

－

－

－

－

2×(14 ヶ月＋70 日)＋10
日
1×(14 ヶ月＋70 日)＋10
日
10 日
－

10.020
崩壊熱:10.899 MW（燃料体数

－

0.879

3,236 体）注 1：柏崎刈羽 7 号炉の使用済燃料プールの燃料保管容量は 3,444 体（6 号炉は 3,410 体），1 取替分(208 体）の新燃料のスペースを考慮して使用済燃料の体数は 3,236 体である。6 号炉と比較して貯蔵体数が多いため，評価では 7 号炉の燃料の崩壊熱を使用する。
注 2：崩壊熱は号炉間の燃料輸送を想定した設定とする。
注 3：炉心燃料の取り出しにかかる期間（冷却期間）は過去の実績より最も短い原子炉停止後 10 日を採用する。原子炉停止 10 日とは全制御棒全挿入からの時間を示している。通常停止操作において原子炉の出力は全制御棒全挿入完了及び発電機解列以前から徐々に低下させるが、崩壊熱評価はスクラムのような瞬時に出力を低下させる
保守的な計算条件となっている。

添付資料 4.1.2｢水遮蔽厚に対する貯蔵中の使用済燃料からの線量率｣の算出について
1. 使用済燃料の計算条件
使用済燃料プール内のラックに燃料が全て満たされた状態を仮定し，その時の使用済燃料を線源とする。
計算条件を以下に示す。
○線源形状：使用済燃料プール内のラックの全てに使用済燃料が満たされた状態○線量材質：使用済燃料及び水を考慮（密度g/cm3）○ガンマ線エネルギ：計算に使用するガンマ線は，エネルギ 18 群（ORIGEN 群構造）とする。
○線源強度は，以下の条件で ORIGEN2 コードを使用して算出した。
・燃料照射期間：1915 日（燃焼度 50GWd/t 相当の値）
・燃料組成：STEPⅢ 9×9A 型 （低 Gd）
・濃縮度：
（wt%）
・U 重量：燃料一体あたり（kg）
・停止後の期間※：10 日（実績を考慮した値を設定）※

原子炉停止 10 日とは全制御棒全挿入からの時間を示している。通常停止操作において原子炉の出力は全制御棒全挿入完了及び発電機解列以前から徐々に低下させるが、線源強度評価は崩壊熱評価と同様にスクラムのような瞬時に出力を低下させる保守的な計算条件となっている。

○計算モデル：直方体線源
線量率計算は QAD-CGGP2R コードを用いており，その評価モデルを図 1 に示す。また，計算により求めた線源強度を表 1 に示す。

約 10.9 -T

評価点（原子炉建屋最上階上の操作の可能性がある作
業箇所を想定した点）

約 3.7

T.M.S.L.約 24.4

約 9.2×約 12.7×約 3.7

T.M.S.L.約 20.7
約 9.2

※Ｔ：遮蔽水位の高さを示す（単位:m）

図 1 使用済燃料の線量率計算モデル

添 4.1.2-1

表 1 使用済燃料の線源強度

添 4.1.2-2

2. 使用済制御棒の計算条件
使用済燃料プール内の使用済制御棒を線源とする計算条件を以下に示す。
○線源形状：使用済制御棒貯蔵ハンガの全てに使用済制御棒が満たされた状態○線源材料：水（密度 0.958g/cm3※）※

65℃から 100℃までの飽和水の密度のうち，最小となる 100℃の値を採用○ガンマ線エネルギ：計算に使用するガンマ線はエネルギ 18 群（ORIGEN 群構造）とする○線源強度は，使用済制御棒を高さ方向に 3 領域に分割し，使用済制御棒上部は上部ロー
ラを，使用済制御棒中間部はアブソーバ管やタイロッド等を，使用済制御棒下部は下部
ローラを代表としてモデル化している。使用済制御棒中間部は制御棒を挿入時（照射期間 426 日）にのみ，使用済制御棒上部と下部は挿入時と引き抜き時（照射期間 1278 日）の間，炉心下部の出力ピーキングに応じた中性子が照射されるものとする。
また，使用済燃料プールには，タイプ別でかつ，冷却期間の異なる使用済制御棒が混在して貯蔵されていることを想定し，貯蔵使用済制御棒全体の放射能を保存して平均した線源強度を式(1)により算出した。
・平均線源強度

制御棒タイプ・冷却期 間別の線源強度

制御棒タイプ・冷却期 間別の保管本数

全貯蔵本数

・・・(1)

制御棒のタイプは Hf，B4C の 2 タイプ，冷却期間は 0～10 サイクルの 11 種類，全貯蔵本数
は 204 本とした。
○計算モデル：直方体線源
線量率計算は QAD-CGGP2R コードを用いておりその評価モデルを図 2 に示す。また，計算により求めた線源強度を表 2 に示す。

約 18.1 -T

評価点（原子炉建屋最上階上の操作の可能性がある作
業箇所を想定した点）

約 4.3

T.M.S.L.約 28.0
約 1.7×約 5.7×約 4.3
×2 列

T.M.S.L.約 23.7
約 5.7

※T：遮蔽水位の高さを示す（単位:m）

図 2 使用済制御棒の線量率計算モデル

添 4.1.2-3

表 2 使用済制御棒の線源強度

添 4.1.2-4

○使用済制御棒の冠水時及び露出時の線量率計算モデルについて使用済制御棒は次に示すようにステンレスの使用済制御棒ハンガにハンドル部を通して格納されている。評価ではこの構造材を含めた使用済制御棒設置箇所を直方体の線源としてモデル化している。
遮蔽計算をする際，線源材にも密度を設定することで自己遮蔽等の計算を行う。本評価
ではこちらの設定を制御棒が冠水時（①），一部露出時（②），露出時（③）のいずれにおいても遮蔽性能の低い水として計算している。
こちらは露出時（③）において,制御棒間等は気中とあるが，制御棒は水より密度の大きいステンレスや炭化ホウ素（またはハフニウム）等で構成されていること，線源以外にも使用済制御棒ハンガのような構造材があることから充分保守的なモデルとなっている。
冠水時（①），一部露出時（②）の状態においては使用済制御棒等の遮蔽効果に加えて,
制御棒間の隙間など，気中であった箇所に水が入る為、遮蔽効果はさらに高まるが,評価においては露出時（③）と同様, 水と設定して評価をすることでさらに保守的なモデルとなっている。
評価結果において，水位低下により使用済制御棒露出が開始した際の現場の線量率と,完全に露出した後の現場の線量率にあまり差異がないことは，評価で上記に示す通り冠水時（①）と露出時（③）を等しく,線源が水として計算しているためである。
＜参考＞
一例として Co60 を線源とした時の 1/10 価層は水であると約 70cm であるのに対して,鉄（密度：7.87kg/cm3）であると約 7.4cm となり，これらの遮蔽性能が水と比べて大きいこと
が分かる。

評価点
事故時に操作の可能性がある作業箇所と線源との最短距離と等しい距離を線
源の真上に置いたもの

使用済燃料プール
水位の低下

使用済
制御棒
使用済燃料

水位低下時での使用済制御棒の線源モデル方法について以降に詳細に示す

添 4.1.2-5

①冠水時
平面図

評価点
制御棒上部
（ハンドル等）ハンガ部

遮蔽の効果は水などの媒
質の通過距離等を,散乱線は媒質の材質によるビル
ドアップ係数でその影響
を考慮する

ハンガ部
・・・・
制御棒中間部（ブレード）

モデル化

・線源モデルの形状：
直方体
・自己遮蔽等の遮蔽計算に用いる密度：
水と同等（密度:0.958g/cm3）

制御棒下部（下部ブレード等）

使用済制御棒の側面図

制御棒の線源モデル（冠水時）②一部露出時評価点

制御棒上部（ハンドル等）ハンガ部

・・・・
制御棒中間部（ブレード）

モデル化

・線源モデルの形状：
直方体
・自己遮蔽等の遮蔽計算に用いる密度：
水と同等（密度:0.958g/cm3）

制御棒下部（下部ブレード等）

制御棒の線源モデル（一部露出時）使用済制御棒の側面図

評価点

③露出時
制御棒上部
（ハンドル等）ハンガ部

・・・・
制御棒中間部（ブレード）

モデル化

・線源モデルの形状：
直方体
・自己遮蔽等の遮蔽計算に用いる密度：
水と同等（密度:0.958g/cm3）

制御棒下部（下部ブレード等）

使用済制御棒の側面図

添 4.1.2-6

制御棒の線源モデル（露出時）3. 線量率の評価
線量率は，QAD-CGGP2R コードを用いて計算している。
一般的に点減衰核積分法では，線源領域を細分化し点線源で近似を行い，各点線源から計算点までの媒質の通過距離から非散乱ガンマ線束を求める。これにビルドアップ係数をかけ，線源領域全空間で積分した後，線量率換算係数を掛けることで計算点での線量率を求める。
QAD-CGGP2R コードでは，式(2)を用い，線量率を計算している。図 3 に QAD-CGGP2R コードの計算体系を示す。
Dj

Fj

Sij

(

μ jk t k )ke
B・・・・・・・(2)ij
2
4 π Riｊ ：エネルギ群番号（18 群）
i ：線源点番号
k ：領域番号（遮蔽領域）
Fj ：線量率換算係数
Sij ：i 番目の線源点で代表される領域の体積で重みづけされたエネルギ j 群の点線源強度
Ri ：i 番目の線源点と計算点の距離
Bij ：ビルドアップ係数
μjk ：領域 k におけるエネルギ j 群のガンマ線に対する線吸収係数
tk ：領域 k をガンマ線が透過する距離i

これにより求まったエネルギ第 j 群の線量率 Dj から，全ての線源エネルギ群について加えることによって全線量率を計算している。

図 3 QAD-CGGP2R コードの計算体系

図 3 QAD-CGGP2R コードの計算体系
4. 線量率を求める際の評価点と放射線遮蔽が維持される水位について(1) 線量率を求める際の評価点
線源からの線量率を求める際に設定する評価点は，使用済燃料プールの近接にある燃料プール冷却浄化系の手動弁の設置箇所（想定事故1では操作しない）を考慮して，原子炉建屋最上階の床付近とした。なお，評価では図1および図2の線量率計算モデルに示すようにプール
筐体による遮蔽は考慮せず，線源から評価点までの距離を入力として評価している。

添 4.1.2-7

(2) 放射線の遮蔽が維持される水位想定事故1,2及び停止中の各有効性評価において原子炉建屋最上階での操作及びアクセスは必要とならないため，被ばくの評価で明確な照射時間を想定することは困難であるが，仮に使用済燃料プールの近接にある燃料プール冷却浄化系の手動弁の操作であっても１時間を超える長時間の作業とならない。そこで想定事故1,2及び停止中の各有効性評価の必要な遮へいの目安とする線量率は，緊急作業時の被ばく限度（100mSv）及び緊急作業時の被ばく限度を適用する作業区域（15mSvを超えるおそれがある区域）等の条件から十分余裕のある値であり，かつ定期検査作業での原子炉建屋最上階における現場作業の実績値（5.5mSv/h(柏崎刈羽原子力発電所7号炉 平成27年9月 蒸気乾燥器及び気水分離器取り外し作業の例)）を考慮して10mSv/hとした。
想定事故1,2での必要な遮蔽水位は下の図より柏崎刈羽原子力発電所6号及び7号炉において約4.9mとなり，開始水位から約2.1mが低下した水位である。

使用済制御棒の自己遮蔽のモデルは露出後も露出前と同様の水として評価をしているため,ほぼ同等の値となっている（露出前の評価は大きな保守性を持っている）

約 4.9m

通常水位

約 2.1m

有効燃料棒頂部からの水位（m）

通常水位

図 4 放射線の遮蔽が維持される水位

添 4.1.2-8

添付資料 4.1.3
安定状態について想定事故 1（使用済燃料プールの冷却機能及び注水機能の喪失）の安定状態については以下のとおり。
使用済燃料プール安定状態：事象発生後，設計基準事故対処設備及び重大事故等対処設備を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
ル水位を回復・維持することで，燃料の冠水，放射線遮蔽，及び未臨界が維持され，使用済燃料プールの保有水の温度が安定し，かつ，必要な要員の不足や資源の枯渇等のあらかじめ想定される事象悪化のおそれがない場合，安定状態が確立されたものとする。
【安定状態の確立について】
使用済燃料プールの安定状態の確立について
燃料プール代替注水系（可搬型）を用いた使用済燃料プールへの注水を実施することで，使用済燃料プール水位を回復，維持され，使用済燃料プールの安定状態が確立される。
また，重大事故等対策時に必要な要員は確保可能であり，また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
【安定状態の維持について】
上記の燃料損傷防止対策により安定状態を維持できる。
また，燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プールへの注水を継続し，残留熱除去系又は燃料プール冷却浄化系を復旧し，復旧後は補給水系統等によりスキマサー
ジタンクへの補給を実施する。使用済燃料プールの保有水を残留熱除熱系等により冷却することによって，安定状態後の状態維持のための冷却が可能となる。
（添付資料 2.1.1 別紙 1 参照）

添 4.1.3-1

添付資料
4.1.4
添付資料
4.1.3
柏崎刈羽 6 号及び 7 号炉使用済燃料プール水沸騰・喪失時の未臨界性評価
柏崎刈羽 6 号及び 7 号炉の使用済燃料プールでは，ボロン添加ステンレス鋼製ラックセ
ルに燃料が貯蔵される。使用済燃料プールには，通常は限られた体数の新燃料と使用済燃料が貯蔵されるが，臨界設計については新燃料及びいかなる燃焼度の燃料を貯蔵しても十分
安全側の評価を得るように，炉心装荷時の無限増倍率として 1.30 を仮定している。また，
プール水温，ラック製造公差，ボロン添加率，ラックセル内燃料配置それぞれについて最も結果が厳しくなる状態で評価している。
仮に使用済燃料プール水が沸騰や喪失した状態，燃料プール代替注水系（可搬型）によるスプレイが作動する状態を想定し，使用済燃料プールの水密度が減少した場合を考えると，
ラックセル内で中性子を減速する効果が減少し，実効増倍率を低下させる効果がある。
一方，
ラックセル間では水及びラックセルによる中性子を吸収する効果が減少するため，隣接ラックへの中性子の流れ込みが強くなり，実効増倍率を増加させる効果が生じる。
低水密度状態を想定した場合の使用済燃料プールの実効増倍率は上記の 2 つの効果のバ
ランスにより決定されるため，ラックの材質・ピッチの組み合わせによっては通常の冠水状態と比較して臨界評価結果が厳しくなる可能性がある。
そこで，柏崎刈羽 6 号及び 7 号炉の使用済燃料プールにおいて水密度を 1.0～0.0g/cm3 と変化させて実効増倍率を計算したところ，中性子の強吸収体であるラックセル中のボロンの効果により，実効増倍率を増加させる効果である隣接ラックへの中性子の流れ込みが抑制されることから，水密度の減少に伴い実効増倍率は単調に減少する結果が得られた。このため，水密度が減少する事象が生じた場合でも未臨界は維持されることを確認した。
なお，解析には米国オークリッジ国立研究所（ORNL）により米国原子力規制委員会（NRC）の原子力関連許認可評価用に作成された 3 次元多群輸送計算コードであり，米国内及び日本国内の臨界安全評価に広く使用されている SCALE システムを用いた。

添 4.1.4-1

柏崎刈羽 6 号炉 角管型ラックの計算体系

柏崎刈羽 6 号炉 格子型ラックの計算体系

添 4.1.4-2

柏崎刈羽 7 号炉 角管型ラックの計算体系

添 4.1.4-3

実効増倍率の水密度依存性（6 号炉）

実効増倍率の水密度依存性（7 号炉）

添 4.1.4-4

評価条件の不確かさの影響評価について（想定事故 1）
表 1 評価条件を最確条件とした場合の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（想定事故 1）
（1/3）
項目

燃料の崩
壊熱

評価条件（初期，事故及び機器条件）の不確かさ
評価条件
最確条件

約 11MW

約 10MW 以下
（実績値）

初
期
条
件

添 4.1.5-1

使用済燃
料プール
の初期水
温

65℃

約 27℃～約 45℃（実測値）

評価設定の考え方

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

原子炉の運転停止後に取り出された全炉心分の燃料とそれ以前に取り出された燃料を合わせて，使用済燃料プールの貯蔵ラックの容量の最大数となるように保管した状態を設定。
炉心燃料の冷却期間について
は過去の実績より取出期間が最も短い 10 日を想定。
燃料の崩壊熱の計算に当たっては，ORIGEN2 を用いて算出。

最確条件で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の温度上
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ため，運転員等操作時間に与える影響はない。

最確条件で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。

最確条件で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るため，時間余裕が長くなることが考えられるが，注水操作は，使用済燃料プール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ため，運転員等操作時間に与える影響はない。

最確条件で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は大きくなる。
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。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。さらに，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 1 日以上（10mSv/h の場合 6 号及び 7 号炉 約
1.1 日），有効燃料棒頂部まで水位が低下するまでの時間は事象発生から 3 日以上（6 号及び7 号炉 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（可搬型）による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。

保安規定の設定値である 65℃を設定。

添付資料 4.1.5

表 1 評価条件を最確条件とした場合の運転員操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（想定事故 1）
（2/3）
項目

評価条件（初期，事故及び機器条件）の不確かさ評価条件
最確条件

添 4.1.5-2

使用済燃料プールの初期水位

通常水位

プールゲートの状態

プールゲート閉鎖（原子炉ウェ
ル及び D/S ピ
ット，キャスク
ピットの保有水量を考慮しない）

評価設定の考え方

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
評価条件での使用済燃料プール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，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，仮に初期水位を水位低警報レベル（通常水位から 0.3ｍ程度低下した位置）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 約
1.2 日），水位が有効燃料棒頂部まで低下するまでの時間は事象発生から 3 日
以上（6 号及び 7 号炉 約 3.7 日）あり，事象発生 12 時間後までに燃料プール
代替注水系（可搬型）による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, 初期に地震起因のスロッシングが発生した場合は，最大で約 3m の水位低下が発生する（スロッシング量：6 号炉 690m3, 7 号炉 710m3※1）。この場合，
原子炉建屋最上階の線量が上昇する（1.0×103mSv/h 程度※2）ため，その現場における長時間の作業は困難である。ただし，燃料プール代替注水系（常設スプ
レイヘッダ）を用いた燃料プール代替注水系（可搬型）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，原子炉建屋最上階の放射線の遮蔽が維持される水位を下回ったとしても，現場操作に必要な遮蔽は使用済燃料
プール筐体，原子炉建屋等により維持される。事象発生 12 時間後から使用済
燃料プールへ注水することにより，原子炉建屋最上階の放射線の遮蔽が維持される最低水位まで回復する時間は事象発生から約 26 時間後（10mSv/h の場合），
通常水位まで回復する時間は事象発生から約 45 時間後となる（6 号及び 7 号炉同様）。また，水位が有効燃料棒頂部まで低下するまでの時間は事象発生から2 日以上（6 号及び 7 号炉 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（可搬型）による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。

通常水位付近設計値を設定。

評価条件での使用済燃料プールの初期水位
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，有効燃料
棒頂部まで水位が低下する時間及び水位低下による異常の認知の時間は短くなる。水位の条件によっては水位低下による異常の認知の時間が早くなり，それにより操作開始が早くなることが考えられるが,本事象における注水操作は，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く,運転員等操作時間に与える影響はない。
また, 初期に地震起因のスロッシングが発生した場合は，最大で約 3m の水位低下が発生する（スロッシング量：6 号炉 690m3, 7 号
炉 710m3）。この場合，原子炉建屋最上階の線量が上昇する（1.0×103mSv/h 程度※2）ため，その現場における長時間の作業は困難である。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く, 運転員等操作時間に与える影響はない。

プールゲート開放（原子炉ウェ ル及
び D/S ピット，キャスクピットの 保有
水量を考慮）

全炉心燃料取出直後であるため，プールゲート
は開放されていることが想定されるが，保守的に原子炉ウェル及びD/S ピット，キャスクピットの保有水量を考慮しない状態を想定。

プールゲートの開放を想定した場合，保有水
量はプールゲート閉鎖時と比べ 2 倍程度となり，使用済燃料プールの水温上昇や蒸発による水位の低下速度は緩和されるが，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ため，運転員等操作時間に与える影響はない。

初
期
条
件

プールゲートの開放を想定した場合，保有水量はプールゲート閉鎖時と比べ 2倍程度となり，使用済燃料プールの水温上昇や蒸発による水位の低下速度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。

最確条件とした場合には，評価条件よりも水源容量の余裕は大きくなる。また，事象発生
約 18,000m
12 時間後からの可搬型代替注水ポンプによ
る補給により防火水槽は枯渇しないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
最確条件とした場合には，評価条件よりも燃
通常時の軽油タンクの料容量の余裕は大きくなる。また，事象発生
2,040kL 以上
運用値を参考に，最確条
燃料の容量
約 2,040kL
直後から最大負荷運転を想定しても燃料は（軽油タンク容量） 件を包絡できる条件を枯渇しないことから，運転員等操作時間に与設定。
える影響はない。
※1 本評価値は，使用済燃料プールへの戻り水の影響を考慮していない保守的なものであり，これらを考慮するとスロッシング量が小さくなる。
※2 本評価値は，遮蔽の影響を考慮していない保守的なものであり，プールの躯体等が遮蔽となる場所では，線量率が小さくなる。
外部水源の容量

318,000m3 以上（淡水貯水池水量）

淡水貯水池の通常時の水量を参考に，最確条件を包絡できる条件を設
定。

－

－

表 1 評価条件を最確条件とした場合の運転員操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（想定事故 1）
（3/3）

項目

事
故
条
件

添 4.1.5-3

機器
条
件

安全機能の喪失に対する仮定

評価条件（初期，事故及び機器条件）
の不確かさ
評価条件
最確条件
使用済燃料プ
使用済燃料プール冷
ール冷却機能却機能喪失及び注水喪失及び注水
機能喪失
機能喪失

評価設定の考え方

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

使用済燃料プールの冷却機能及び注水機能が喪失しているものとして設定。

評価条件と最確条件が同様であることから，事象進展に影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない

評価条件と最確条件が同様であることから，事象進展に影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない

外部電源がない場合と外部電源がある場
合では，外部電源がある場合と事象進展は同じであることから，運転員等操作時間に与える影響はない。

外部電源がない場合と外部電源がある場合では，事象進展は同じであることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

燃料プール代替注水系（可搬型）による注
水操作は，注水流量を起点に開始する操作
ではないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

評価条件で設定している燃料プール代替注水系（可搬型）による注水流量は燃料の崩壊熱に相当する保有水の蒸発速度（最大 19m3/h）より大きく，注水操作開始以降の流量であることから，評価項目となるパラメータに与える影
響はない。

外部電源

外部電源なし事故毎に変化

外部電源がない場合と外部電源がある場合では，事象進展は同じであるが，資源の評価の観点で厳しくなる外部電源がない場合を想定する。

燃料プール代
替注水系（可搬型）による使用済燃料プールへの注水流量

最大 45m3/h

45m3/h 以上※1

可搬型代替注水ポンプの設計流量を基に設定。

※1 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(1 台)である。

表 2 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(想定事故１)（1/2）
評価条件（操作条件）の不確かさ
項目

添 4.1.5-4

操作
条件

燃料プール代
替注水系（可搬型）による
使用済燃料プールへの注水操作

評価上の操作開始時間
評価上の操
評価設定の考え方
作開始時間

事象発生か
ら 12 時間後

可搬型設備に関して，事象発生から 12 時間まで
は，その機能に期待しな
いと仮定

操作の不確かさ要因【認知】
燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料
プールへの注水操作の開始は事象発生から 12 時間後であり，それまでに冷却機能喪失による異常を認知できる時間がある。
【要員配置】
当該操作は専任の緊急時対策要員が配置されており，操作開始時間に与える影響はなし。
【移動】燃料プール代替注水系（可搬型）に用いる可搬型代
替注水ポンプは，事象発生後に作業現場へ移動することを想定している。仮に地震等の外部事象が起因事象の場合に，アクセスルートの被害があっても，ホイールローダ等にて必要なアクセスルートを仮復旧できる宿直の体制としており，操作開始時間に与える影響はなし。
【操作所要時間】
燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料
プールへの注水準備は，可搬型代替注水ポンプの配置，ホース敷設，ポンプ起動及びホース接続口の弁の開操作である。
移動時間を含め，これら準備操作に 80 分間を想定している。評価上の操作開始時間を 12 時間後と設定しているが，他の操作はないため，冷却機能喪失による異常を認知した時点で準備が可能である。なお，その場合は実際の操作開始時間は早くなる場合が考えられる。
【他の並列操作有無】
燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料
プールへの注水操作時に，他の並列操作はなく，操作時間に与える影響なし。
【操作の確実さ】
現場操作は，操作の信頼性向上や要員の安全のため
2 人 1 組で実施することとしており，誤操作は起こりにくく，誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。

運転員等操作時間に与える影響

評価上の操作開始時
間を事象発生 12 時間
後として設定しているが，他の操作はない
ため，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る。よって，評価上の操作開始時間に対し，実際の操作開始時間が早くなる場合が考えられ，使用済燃料プール水位の回復を早める。

評価項目となるパラ
メータに与える影響

操作時間余裕

訓練実績等

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。

当該操作に対 する
時間余裕は，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 の場
合 6 号及び 7 号炉
約 1.4 日），有効燃
料棒頂部まで 水位が低下するま での時間が事象発 生から 3 日以上（6 号及び 7 号炉 約 3.8 日）
であり，これに対して事故を検知 して注水を開始す るま
での時間は事 象発
生から約 12 時間であることから，時間余裕がある。

燃 料プ ー ル 代替
注水系（可搬型）に よる 使 用 済燃
料 プー ル へ の注
水準備は，所要時
間 80 分想定のところ，訓練実績等
により約 75 分であり，想定で意図
し てい る 作 業が実 施可 能 な ことを確認した。

表 2 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(想定事故１)（2/2）
評価条件（操作条件）の不確かさ
項目

防火水槽へ
の補給

評価上の操作開始時間
評価上の操
評価設定の考え方
作開始時間
防火水槽への補給は，評価条件ではないが，評価で想定している操作の成立や継続に必要
事象発生か
な作業。
ら 12 時間後
燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プールへの注水
開始時間を踏まえ設定。

添 4.1.5-5

操
作
条
件
各機器への
給油
（可搬型代
替注水ポン
プ）

事象発生か
ら 12 時間後以降，適宜各機器への給油は，評
価条件ではないが，評価で想定している操作の成立や継続に必要な操作・作業。
各機器の使用開始時間を踏まえて設定。

操作の不確かさ要因

防火水槽への補給までの時間は，事象発生から約 12 時間あり十分
な時間余裕がある。

各機器への給油開始までの時間
は，事象発生から約 12 時間あり
十分な時間余裕がある。

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－－

操作時間余裕訓練実績等－

淡水貯水池から防火水槽への補給の系
統構成は，
所要時間 90 分想定のところ，訓練実績等により約 70 分であり，想定で意図している作業が実施可能なことを確認した。

－

有効性評価では，防火水槽から復水貯蔵槽への補給用の可搬型代替注水ポン
プ（6 号及び 7 号炉：各 3 台）への燃料給油を期待している。
各機器への給油準備作業について，可搬型代替注水ポンプへの燃料給油準備（現場移動開始からタンクローリーへの補給完了まで）は，所要時間 90 分のところ訓練実績等では約 82 分で実施可
能なことを確認した。
また，各機器への燃料給油作業は，各機器の燃料が枯渇しない時間間隔（許容時間）以内で実施することとしている。
可搬型代替注水ポンプへの燃料給油作
業は，許容時間 180 分のところ訓練実
績等では約 96 分であり，許容時間内で意図している作業が実施可能であることを確認した。

7 日間における水源の対応について（想定事故 1）○水源
淡水貯水池：約 18,000m3○水使用パターン①可搬型代替注水ポンプによる使用済燃料プールへの注水
事象発生 12 時間後から最大流量 45m3/h で注水する。
使用済燃料プール水位が通常水位に回復した後，水位を維持出来るよう崩壊熱相当の流量（最大 19m3/h）で注水を実施する。
②淡水貯水池から防火水槽への移送
事象発生 12 時間後から，淡水貯水池から防火水槽へつながる配管の弁を操作することで必要な水量を防火水槽へと補給する。

添 4.1.6 -1○時間評価
淡水貯水池から防火水槽への移送流量は，防火水槽を水源とする可搬型代替注水ポンプによる注水流量を上回る流量で移送出来るため，
注水継続に必要な防火水槽の水を維持できる。

添付資料 4.1.6○水源評価結果
事象発生 12 時間後から使用済燃料プール水位が通常水位に回復する 15.3 時間後までは 45m3/h で注水を行い，その後崩壊熱相当の流量（19m3/h）で注水を実施するため，7 日間では合計約 3,100m3 の水量が必要となり，十分に水量を確保しているため対応可能である。
（約 45m3/h×（15.3h-12.0h）+19m3/h×（168h-15.3h）≒3,100m3）

7 日間における燃料の対応について（想定事故 1）
プラント状況：1～7 号炉停止中。
事象：想定事故 1 は 6 号炉及び 7 号炉を想定。保守的に全ての設備が，事象発生直後から燃料を消費するものとして評価する。
なお，全プラントで外部電源喪失が発生することとし，免震重要棟等，プラントに関連しない設備も対象とする。
号炉

時系列

合計

判定

事象発生直後から事象発生後 7 日間
7 号炉

非常用ディーゼル発電機 3 台起動。 ※1（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,490L/h×24h×7 日×3 台＝750,960L

使用済燃料プール注水用 可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）
2 台起動。 ※3
18L/h×24h×7 日×2 台＝6,048L

事象発生直後から事象発生後 7 日間
6 号炉

非常用ディーゼル発電機 3 台起動。 ※1（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,490L/h×24h×7 日×3 台＝750,960L

使用済燃料プール注水用 可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）
2 台起動。 ※3
18L/h×24h×7 日×2 台＝6,048L

7 日間の
軽油消費量
約 758kL

7 号炉軽油タンク容量は
約 1,020kL であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 758kL

6 号炉軽油タンク容量は
約 1,020kL であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

1 号炉軽油タンク容量は約 632kL であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

2 号炉軽油タンク容量は約 632kL であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

3 号炉軽油タンク容量は約 632kL であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

4 号炉軽油タンク容量は約 632kL であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

5 号炉軽油タンク容量は約 632kL であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 79kL

1～7 号炉軽油タンク
及びガスタービン発電機用燃料タンク（容量約 200kL）の残容量（合計）は
約 645kL であり，
7 日間対応可能。

事象発生直後から事象発生後 7 日間
1 号炉

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L
事象発生直後から事象発生後 7 日間

添 4.1.7 -1

2 号炉

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L
事象発生直後から事象発生後 7 日間

3 号炉

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L
事象発生直後から事象発生後 7 日間

4 号炉

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L
事象発生直後から事象発生後 7 日間

5 号炉

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L
事象発生直後から事象発生後 7 日間
免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機 1 台起動（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
437L/h×24h×7 日＝73,416L
モニタリング・ポスト用発電機 3 台起動（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
9L/h×24h×7 日×3 台＝4,536L※1 事故収束に必要な非常用ディーゼル発電機は 2 台で足りるが，保守的に非常用ディーゼル発電機 3 台を起動させて評価した。
※2 事故収束に必要な非常用ディーゼル発電機は 1 台で足りるが，保守的に非常用ディーゼル発電機 2 台を起動させて評価した。
※3 事故収束に必要な可搬型代替注水ポンプは 1 台で足りるが,保守的に 2 台とした。

添付資料 4.1.7

その他

4.2 想定事故 2
4.2.1 想定事故 2 の特徴，燃料損傷防止対策(1)想定する事故「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つには，「1.2
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，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「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や，燃料プール代
替注水系（可搬型）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。また，燃料プール代替注水系（可搬型）により使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（可搬型）※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図4.2.1に，手順の概要を図4.2.2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表4.2.1に示す。
「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※2，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図 4.2.3 に示す。

4.2-1

※1 燃料プール代替注水系（可搬型）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）の注水手段が使用出来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。
※2 原子炉停止中の6号及び7号炉における体制は，必ずしも当直副長2名ではなくケースによっては当直副長1名，運転員1名の場合もある。

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。
d. 燃料プール代替注水系（可搬型）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（可搬型）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（可搬型）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しつつ，燃料プール代替注水系（可搬型）の間欠運転又は流量調整により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水位（目安と考える 10mSv/h となる通常水位から約 2.1m 下の水位）※3 より高く維持する。
燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プールへの注水を確認するために

4.2-2

必要な設備は，使用済燃料貯蔵プール水位・温度等である。
※3 必要な遮蔽の目安は緊急作業時の被ばく限度(100mSv)等と比べ，十分余裕のある値であり，かつ定期検査作業での原子炉建屋最上階における現場作業の実績値（約6mSv/h）を考慮した値（10mSv/h）とする。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。

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「想定事故 2」の評価においては，「1.2 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，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られるが，本想定事故では固着を想定する。
「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，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，維持される。
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。
（添付資料 4.1.4，4.2.1）(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表 4.2.2 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，崩壊熱は原子炉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

4.2-3

の運転員による対応が可能であることから本評価に抱絡される。
（添付資料4.1.1）
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，サプレッションプール浄化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として，原子炉建屋地下階の残留熱除去系配管※4 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。
※4 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，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のサイフォン現象による漏えい量は約 70m3/h となる。
なお,評価においてはディフューザ配管に施工されているサイフォンブレーク孔の漏えい停止効果に期待しない。
（添付資料 4.2.2,4.2.3）(d) 外部電源

4.2-4

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，燃料プール代替注水系（可搬型）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) 燃料プール代替注水系（可搬型）
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）1 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※5 にて注水する。
※5 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(1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，「1.3.5 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) 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。
(b) 燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プールへの注水は，事象発生12時間後から開始する。
なお，サイフォンブレーク孔の効果に期待した場合においては事象発生から約100分後（6号炉は80分後，7号炉は100分後）に漏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。
(3) 有効性評価の結果
使用済燃料プール水位の変化を図 4.2.4 に，使用済燃料プール水位と線量率の評価結果
を図 4.2.5 に示す。
a. 事象進展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，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（可搬型）に4.2-5

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注水が開始されるまで，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（可搬型）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系を復旧しつつ，燃料プール代替注水系（可搬型）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は，図 4.2.4 に示すとおり，通常水位から約 1.2m 下の水位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，図 4.2.5 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 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，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（可搬型）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，「1.2.3.2 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。
（添付資料 4.1.2，4.2.4）
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（可搬型）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

4.2-6

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，表4.2.2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，プールゲートの状態, 並びに損傷箇所・状態の想定及び逆流防止用の逆止弁の状態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11MWに対して最確条件は約10MW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，使用済燃料プール水の温度上昇及び水位低下速度は緩やかになるが，燃料プール代替注水系（可搬型）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，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。
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，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，燃料プール代替注水系（可搬型）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，最確条件とした場合，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，有効燃料棒
頂部に低下するまでの時間は短くなるが，燃料プール代替注水系（可搬型）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。また, 初期に地震起因のスロッシングが発生した場合は，水位低下により原子炉建屋最上階の線量が上昇するため，その現場における長時間の作業は困難である。ただし,このような水位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，原子炉建屋最上階以外での漏えいの隔離操作及び屋外からの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ため,現場操作に必要な遮蔽は維持される。また，使用済燃料プール水位が有効燃料棒頂部まで低下するまでの時間は

4.2-7

事象発生から2日以上（6号及び7号炉 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（可搬型）による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2倍程度となり，使用済燃料プールの水温上昇及び蒸発による水位の低下速度は緩和されるが，燃料プール代替注水系（可搬型）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，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。
(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，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な値となることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
初期水温の変動を考慮した場合，評価条件として設定している初期水温より，低くなることが考えられ，使用済燃料プールの水位低下が遅くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。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。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。さらに，仮に事象発生直後から沸騰による使用済燃料プールの水位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の場合，6号炉は 約16時間，7号炉は約17時間），
有効燃料棒頂部まで水位が低下するまでの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）あることからと長時間を要し，事象発生から12時間後までに燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プールへの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。
初期水位の変動を考慮した場合，有効燃料棒頂部まで使用済燃料プール水位が低下するまでの時間は短くなるが，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）※6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20時間程度（10mSv/hの場合，6号及び7号炉 約20時間），有効燃料棒頂部まで水位が低下するまでの時間は約3日以上（6号及び7号炉 約3.6日）と長時間を要

4.2-8

し，事象発生12時間後までに燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プー
ルへの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ない。また,
初期に地震起因のスロッシングが発生していた場合において，最大で約3m程度の水位の低下が発生する（溢水量：6号炉 690m3,7号炉 710m3）。その現場における長時間の作業は困難となる。ただし,このような水位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，原子炉建屋最上階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の水位が原子炉建屋最上階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26時間後（10mSv/hの場合），通常水位まで回復する時間は事象発生から約45時間後となる。また，使用済燃料プール水位が有効燃料棒頂部まで低下するまでの時間は事象発生から2日以上（6号及び7号炉 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（可搬型）による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。
プールゲートの状態の変動を考慮した場合,プールゲート開放時は原子炉ウェル，
蒸気乾燥器・気水分離器ピット（D/Sピットという）及びキャスクピットの保有水を考慮すると使用済燃料プールの保有水量は多くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなるが，有効燃料棒頂部まで使用済燃料プール水位が低下するまでに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与える影響はない。
損傷個所・状態の想定及び逆流防止用の逆止弁の状態の変動を考慮した場合，配管全周損傷，逆止弁全開固着と想定した場合は漏えい量が多くなり，漏えい箇所隔離操作までの時間余裕が短くなる。ただし，サイフォン現象の継続防止用のサイフォンブ
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。
※6 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（添付資料4.2.5）
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

4.2-9

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 時間を考慮して，その後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を実施する設定としているが，実際の操作の場合，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，実際の操作完了時間が早くなる
場合が考えられ，使用済燃料プール水の漏えい量が少なくなる。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，他の操作と重複しないことから，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（可搬型）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，評価上の操作開始時間は事象発生12時間後を設定しているが，他の操作はないため，使用済燃料プールの水位低下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，評価上の操作開始時間に対し，実際の操作開始時
間が早くなる場合が考えられ，使用済燃料プール水位の回復を早める。
(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時間程度（10mSv/hの場合

6号及び7号炉 約7.1時間），注水操作に対して約23時間程度（6号及び7号炉 約23時間）と操作に対して十分な時間余裕をもつことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
（添付資料4.2.5）(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。
操作条件の漏えい箇所の隔離操作は，当該操作に対する時間余裕について，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7時間以上（10mSv/hの場合

6号及び7号炉

約7.1時間），有効燃料棒頂部まで水位が低下するまでの時間は23時間程度（6号及び7号炉
約23時間）であり，これに対して，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

4.2-10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（可搬型）による使用済燃料プールへの注水操作は，当該操作に対する時間余裕について，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23時間程度（10mSv/hの場合，6号炉では約23時間後，7号炉では約24時間後），有効
燃料棒頂部まで水位が低下するまでの時間が3日以上（6号及び7号炉 約3.4日）であり，これに対して，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時間であることから，時間余裕がある。
（添付資料4.2.5）(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，操作時間余裕及び評価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。
4.2.4 必要な要員及び資源の評価(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必要な要員は，「4.2.1(3)
燃料損傷防止対策」に示すとおり22名である。「6.2 重大事故等対策に必要な要員の評価結果」で説明している当直長，当直副長，運転員及び緊急時対策要員等の64名で対処可能である。
なお，今回評価した原子炉停止中ではなく，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に至るおそれがある事故の対応の対応と使用済燃料プールにおける重大事故想定事故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，時間余裕が十分
長く時間余裕があり（原子炉運転開始直後を考慮しても使用済燃料プールの保有水が100℃に到達するまで最低でも1日以上），原子炉側の事故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「想定事故2」において，必要な水源，燃料及び電源は，「6.1(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

4.2-11

燃料プール代替注水系（可搬型）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3,300m3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6,600m3の水が必要である。水源として，淡水貯水池に約18,000m3の水量を保有しており，必要な水源は確保可能である。また，事象発生12時間以降に淡水貯水池の水を防火水槽に移送することで，防火水槽を枯渇させることなく防火水槽を水源とした7日間の注水継続実施が可能となる。ここで，燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料
プール注水及び防火水槽への補給の開始を12時間としているが，これは，可搬型設備を12時間以内に使用できなかった場合においても，その他の設備にて重大事故等に対応できるよ
う設定しているものである。
（添付資料4.2.6）
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751kLの軽油が必要となる。燃料プール代替注水系（可搬型）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
プの運転を想定すると，7日間の運転継続に号炉あたり約7kLの軽油が必要となる。免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機及びモニタリング・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79kLの軽油が必要となる。（6号及び7号炉 合計 約1,595kL）
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（可搬型）による使用済燃料プールへの注水，免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機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。
（添付資料4.2.7）
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。
また，免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機及びモニタリング・ポスト用発電機についても，必要負荷に対して電源供給が可能である。
4.2.5 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（可搬型）による使用済燃料プールへの注水手

4.2-12

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（可搬型）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。
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，燃料プール代替注水系（可搬型）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。

4.2-13

4-2-14
図 4.2.1 想定事故 2 の重大事故等対策の概略系統図（使用済燃料プールへの注水）※1
実際は，使用済燃料プール側の水頭圧により漏洩量が抑制されることも考 えられる

プラント前提条件
・プラント停止後10日目
・全燃料取り出し＆プールゲート「閉」
・非常用ディーゼル発電機（B） 点検中
・残留熱除去系（A）最大熱負荷 モード運転中・残留熱除去系（B）点検中
・残留熱除去系（C）原子炉停止 時冷却モード待機中（原子炉圧力容器水抜き準備）
・燃料プール冷却浄化系運転中

Ⅰ※3
復水移送ポンプ(A)起動確認または起動操作

Ⅱ

消火系 を燃料プール代替注水系として使用する場合があるた め消火ポンプ運転状態について確認する
消火系 は復水補給水系を経由して使用済燃料プールへ注水す ることも可能である「床漏 えい検出器」により漏えいエリアを特定できる場合も ある※4
サイフォンブレーカ機能によりサイフォン現象の漏えいは停止し，SFP水位はサイフォンブレーカの露出水位付近で安定する（解析上の時刻）（約0分）【有効性 評価の対象とはしていないが，他に取り得る手段】※2
サイフォンブレーカ位置はNWL-約40㎝

外部電源 喪失発生Ⅲ
燃料プ ール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プール注 水は「使用済燃料プールスプレイライン」以外に、復水補給水系を経由し て使用済燃料プールへ注水することも可能 である
可搬型 燃料プール代替注水系の水源は「防火水槽」の他に「 海水」も可能である※5
中央制御室にて機器ランプ表示，機器故障警報，系統 圧力指示計等にて機能喪失を確認する
残留熱除去系停止，および燃料プー ル冷却浄化系停止確認（ 機器作動状況，系統流量による確認）

非常用ディーゼル発電機（A，C）自 動起動確認
非常用高圧系統（6.9kV）C，E復旧確認

非常用ディーゼル発電機運転状態確認

使用済燃料プール水の漏えい発生（ 漏えい想定箇所：残留熱除去系配管）

Ⅳ「ろ過 水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際 は貯水池からろ過水タンクへの補給も合わせて実施する※6
下記により要因調査を実施する
・「燃料プールライナドレン漏えい大」警報発生有無＊現場のライナードレン目視箱も確認する。
・「FPCゲ ート／RPV・PCV間漏えい大」警報発生有無＊現場の流量指示計及びファンネルへの流入も確認する。
・燃料プール冷却浄化系まわりの確認

凡例：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）のみの作業：判断：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業※1
漏えい開始によりスキマサージタンク水位低下開始

漏えい開始により使用済燃料プール水位低下開始：解析上考慮しない操作・判断結果

Ⅰ※3

注水機能復旧操作（約 5分後）：操作・確認（運転員のみの作業）

燃 料プール水位低警報発生
復水移送ポンプ以外に よる使用済燃料プール注水・消火ポンプによる代 替注水※16（約60分後）使用済燃料プール水位低下継続確認
Ⅱ※6

復水移送 ポンプによる使用済燃料プール注水と同等の 流量確保不可※5
注水機能喪失確認（機器作動状況，系統圧力による確 認）

回復は解析上考慮せず

崩壊熱除去機能喪失確認※7（補給水注水機能喪失により確認）

回復は解析上
考慮せず

使用済燃料プール水位低下要因調査（約90分後）サイフォンブレーカ露出※2（サイフォンブレーカによりサイフォン効果が停止する場合）※11
燃料プー ル代替注水系（可搬型）による使 用済燃料プール注水準備※4
使用済燃 料プール水位がサイフォンブレーカ位置付近 にて安定確認

淡水貯水池から 防火水槽への補給準備（防火水 槽への補給準備）

使用済燃料プー ル廻り漏えいなし確認

使用済燃料プール廻り漏えいなし確認（約12時 間後）（約12時間後）※8※9サイフォ ン現象による使 用済燃料プール水漏えい判断

弁閉止による隔離準備（サイフォン現象を停止できない場 合）（約7時 間後）

可 搬設備への燃料補給※7
注水機能喪失により崩壊熱除去機 能は水源がないため機能喪失と判断する。
※8
使用済燃料プール及び燃料プール 冷却浄化系からの漏えいが無いことにより，サイフォ ン現象により使用済燃料プール水が漏えいしていると判断する（実際は，要因調査の際に「最大 熱負荷モード」で運転していた残留熱除去系も確認す るため，その時点でサイフォン現象による漏えいと判断できる）※12（約7時間後）※15

使用済燃 料プール水位
2.1ｍ低下（10mSv/h）Ａ（ 約23時間後）※15

燃料プール代替注水系（可搬 型）による使 用済燃料プール水注水開始

使用済燃料露出約7ｍ低下※9
使用済燃料プール及び燃料プール 冷却浄化系からの漏えいの形跡が無いこと，サイフォ ンブレーカの露出水位付近で使用済燃料プール水位が安定していることか ら，サイフォン効果により使用済燃料プール水が漏えいしていたと 判断する
（実際は，要因調査の際に「最大 熱負荷モード」で運転していた残留熱除去系も確認す るため，その時点でサイフォン効果による漏えいと判断できる）

使 用済燃料プール水温度
100℃到達※10
サイフォンブレーカにより使用済 燃料プールからの漏えいは停止しているが，破断箇所 を系統から隔離するため弁により隔離操作を実施する

Ａ
※14

※13
（12時 間後）防火水槽への補 給

サイフォン現象漏えい箇所
弁閉止による隔離操作※12
使用済燃 料プール水温度
100℃ 到達

タンクローリによる給油準備完了（適宜実施）（適宜実施）

Ａ

弁閉止による隔離準備

弁閉止による隔離操作（約12時間後）防火水槽への補給準備が完了

燃料プー ル代替注水系（可搬型）
の準備完了

※10

（150分後）燃料供給 準備（タンクローリ 給油準備）

淡水タンクから 防火水槽への補給

スプレイライン以外による使用済燃 料プール注水・復水補給水ラインを使用した注水

サイフォン現象による
使用済燃料プール水漏えい判断

ⅣⅢ（使用済燃料プ ールへの注水ができない場合）

燃料プール代替注水系（可搬型）に よる
使用済燃料プール水注水開始※15（約1.1日後）

使用済燃料プール水位
2.1ｍ低下（10mSv/h）
使用済燃料プール水位維持の為
注水継続

※12
使用済燃料貯蔵プール水温度計に より100℃ を確認する※13
事故12時間後の使用済燃料プール 水位は通常水位－1.2ｍとなる

使用済燃料プール水位維持の為
注水継続
※15

（約3.6日後）

燃 料プール代替注水系(可搬型）による使用済 燃料プールへの注
水 を継続し，機能喪失している設備の復旧に努める。 復旧後は，
注 水系統によりスキマサージタンクへの補給を確保し漏 えい箇
所 隔離状態で運転可能な系統により冷却を実施する※11
使用済燃料プールへの注水は「使 用済燃料プールスプレイライン」を使用する
常設スプレイ設備が使用できない 場合，可搬型スプレイ設備による使用済燃料プールへの注水を実施する

燃料プール代替注水系(可搬型）による 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復旧に 努める。
復旧後は，注水系統によりスキマサージタンクへ の補給を確保し漏えい箇所隔離状態で運転可能な系統によ り冷却を実施する

使用済燃料露出約7ｍ低下※14
事故12時間後の使用済燃料プール 水位は通常水位－1.0ｍとなる※15
使用済燃料貯蔵プール水位計にて 確認する
※16
重大事故等発生を通信連絡設備に より確認した現場作業員は待避を実施する

図 4.2.2 想定事故 2 の対応手順の概要
4.2-15

想定事故２（サイフォン現象等によるプール水の小規模な喪失）

経過時間（分）30

60

90

経過時間（時間）

／
120

150

3

4

5

6

約7時間

事象発生

実施箇所・必要人員数

7

8

9

10

11

備考

12

13

12時間

使用済燃料プール注水開始

使用済燃料プール水温100℃到達

約5分 「燃料プール水位低」警報発生
当直長

責任者

1人

6号

当直副長

1人

7号

当直副長

1人

指揮者

プラント状況判断

中央監視
緊急時対策本部連絡号炉毎運転操作指揮

操作項目
通報連絡者

緊急時対策要員

運転員

5人

7号

150分

サイフォン現象による漏えい停止

緊急時対策要員（現場）

6号

注水機能喪失確認
崩壊熱除去機能喪失確認

発電所外部連絡運転員（中央制御室）

6号

約60分

操作の内容
中央制御室連絡

（現場）

7号

6号

7号
・外部電源喪失確認
・使用済燃料プール冷却系停止確認（燃料プール冷却浄化系ポンプ、残留熱除去系ポンプ）

1人
A

状況判断

1人
a

－

－

－

－

10分

・非常用ディーゼル発電機自動起動確認

・スキマサージタンク水位低下確認

・使用済燃料プール水位低下確認

使用済燃料プール注水系復旧作業（解析上考慮せず）

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・使用済燃料プール水位、温度監視

－

－

－

－

－

－

・使用済燃料プール注水系 機能回復
（復水補給水系）

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・警報確認による要因調査

－

－

2人
C,D

2人
c,d

－

－

使用済燃料プール水位低下要因調査

適宜実施

対応可能な要員により対応する。

30分

10分

・放射線防護装備準備（1人）
A

使用済燃料プール漏えい箇所の隔離

－

・現場移動
・現場確認

60分

（1人）
a

－

－

－

－

・電動弁の隔離

10分

－

（2人）
C,D

（2人）
c,d

－

－

・二次格納施設内2階 弁室での弁操作

30分

10分

・放射線防護装備準備－

淡水貯水池から防火水槽への補給

－

－

－

・現場移動

2人

90分

・淡水貯水池～防火水槽への系統構成，ホース水張り

・淡水貯水池から防火水槽への補給

適宜実施

10分

・放射線防護装備準備・現場移動
可搬型代替注水ポンプによる防火水槽から使用済燃料プールへの注水（常設スプレイライン使用）

－

－

－

－

2人

2人

・可搬型代替注水ポンプを用いた使用済燃料プール注水準備（可搬型代替注水ポンプ移動、ホース敷設（防火水槽から可搬型代替注水ポンプ，可80分

搬型代替注水ポンプから接続口），ホース接続）
・可搬型代替注水ポンプを用いた使用済燃料プール注水

適宜実施

・現場移動
・可搬型代替注水ポンプを用いた使用済燃料プール注水準備（建屋内ホース敷設、可搬型スプレイノズル設置）

－

－

－

－
・現場移動
・可搬型代替注水ポンプを用いた使用済燃料プール注水準備

可搬型代替注水ポンプによる防火水槽から使用済燃料プールへの注水（可搬ホース及び可搬スプレイノ
ズル使用）（解析上考慮せず）－（建屋内ホース接続）－

常設スプレイライン使用不可の場合要員を確保して対応する

・現場移動・可搬型代替注水ポンプを用いた使用済燃料プール注水準備（可搬型代替注水ポンプ移動、ホース敷設（防火水槽から可搬型代替注水ポンプ，可

－

－

－

－

搬型代替注水ポンプから建屋内ホース），ホース接続）
・可搬型代替注水ポンプを用いた使用済燃料プール注水

10分

・放射線防護装備準備－

燃料給油準備－－－2人

燃料給油作業

必要人員数

合計

－

－

－

－

1人
A

1人
a

2人
C,D

2人
c,d

・可搬型代替注水ポンプへの給油

8人（ ）内の数字は他の作業終了後、移動して対応する人員数。

タンクローリ残量に応じて適宜軽油タンクから補給90分

・軽油タンクからタンクローリへの補給

適宜実施

原子炉運転中における使用済燃料プールでの事故を想定した場合，事象によっては，原子炉における重大事故の対応と使用済燃料プールにおける重大事故に至るおそれのある事故の対応が重畳することも考えられる。しかし，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ことから時間余裕が十分長く（運転開始直後を考慮しても使用済燃料プールの保有水が100℃に到達するまで1日以上），原子炉側の事故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。

図 4.2.3 想定事故 2 の作業と所要時間
4.2-16

有
効
燃
料
棒
頂
部
か
ら
の
水
位

弁閉止による損傷箇所の隔離操作実施(事象発生 150 分後
水位 通常水位から-0.8m）

燃料プール代替注水系（可搬型）による注水開始（事象発生 12 時間後 水位
通常水位から-1.2m）

事象発生約 23 時間後に
通常水位まで回復
使用済燃料プール水位回
復後，蒸発量に応じた注
水により水位維持

使用済燃料プール水温
100℃到達（事象発生約 7 時間後）（m）

事故後の時間（h）
図 4.2.4 使用済燃料プール水位の推移

使用済燃料を線源とした線量率が支配的な水位使用済制御棒の露出開始想定事故 2 での水位の低下（通常水位から
約 1.2m）

線
量率（mSv/h）

使用済制御棒を線源とした線量使用済制御棒を線源とした線量率が支配的な水位率が支配的な水位

通常水位

有効燃料棒頂部からの水位（m）

図 4.2.5 使用済燃料プール水位と線量率（想定事故 2）

4.2-17

表 4.2.1 想定事故 2 における重大事故等対策について
有効性評価上期待する事故対処設備
判断及び操作

操作
常設設備

可搬型設備

使用済燃料プールを冷却している系統が機能喪失すると同時に，使用済燃料
使用済燃料プール水位低下確認

使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA）

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【非常用ディーゼル発電機】

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【軽油タンク】－

確認する

使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA）

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－

使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA 広域）
使用済燃料貯蔵プール監視カメラ（使用済燃料貯蔵プール監視カメラ用空冷装置を含む）
使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA）

使用済燃料プール又はスキマサージタンク水位低下に伴い発生する警報によ4.2-18

隔離

使用済燃料貯蔵プール監視カメラ（使用済燃料

復水移送ポンプ吐出圧力

ことを確認する

使用済燃料プール漏えい箇所の使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA 広域）
貯蔵プール監視カメラ用空冷装置を含む）

使用済燃料プールの水位低下分を注水するため，補給水系による使用済燃料
使用済燃料プールの注水機能喪
失確認

計装設備

使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA 広域）

り漏えいを認知し，原因調査を開始する。原因調査の結果，使用済燃料プー
ル本体からの漏えいでは無いことから，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の配管の手動弁を閉止することで使用済燃料貯蔵プール放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）
使用済燃料貯蔵プール監視カメラ（使用済燃料

漏えい箇所の隔離が完了する

貯蔵プール監視カメラ用空冷装置を含む）
使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA）

燃料プール代替注水系（可搬型）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（可搬型）の準備が完了したところで，燃料プール代
替注水系（可搬型）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

常設スプレイヘッダ

ルの水位を回復する。その後は，使用済燃料プールの冷却系を復旧しつつ，

軽油タンク

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維持する

可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)
タンクローリ

使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA 広域）
使用済燃料貯蔵プール放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）
使用済燃料貯蔵プール監視カメラ（使用済燃料貯蔵プール監視カメラ用空冷装置を含む）
使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA）

常設スプレイヘッダが使用できない場合，可搬型スプレイ設備による燃料プ
燃料プール代替注水系（可搬型）ール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プールへの注水により使用済燃による使用済燃料プールへの注

料プールの水位を回復する。その後は，使用済燃料プールの冷却系を復旧し水（可搬型スプレイ設備）

つつ，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維持
する

軽油タンク

可搬型スプレイ設備

使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA 広域）

可搬型代替注水ポンプ

使用済燃料貯蔵プール放射線モニタ（高レン(A-2 級)ジ・低レンジ）

タンクローリ

使用済燃料貯蔵プール監視カメラ（使用済燃料貯蔵プール監視カメラ用空冷装置を含む）【】：重大事故等対処設備（設計基準拡張）
有効性評価上考慮しない操作表 4.2.2 主要評価条件（想定事故 2）
（1/2）
項目

主要評価条件※1

条件設定の考え方

保有水を厳しく見積もるためにプールゲート閉の状況
を想定

初期条件

使用済燃料プールの保有水量

約 2,093m3

使用済燃料プール初期水位

通常水位

通常水位を設定

使用済燃料プール初期水温

65℃

保安規定の運転上の制限値

4.2-19

約 11MW
原子炉停止後に最短時間（原子炉停止後 10 日※2）で取【使用済燃料】
り出された全炉心分の燃料が，過去に取り出された貯燃料の崩壊熱
取出時平均燃焼度：
蔵燃料と合わせて使用済燃料ラックに最大数保管され・貯蔵燃料 50 GWd/tていることを想定し，ORIGEN2 を用いて算出
・炉心燃料 33 GWd/t※1 記載の値は 7 号炉の値である。6 号炉の使用済燃料プールの保有水量は 7 号炉とほぼ同様であるため，評価は 7 号炉の値を使用する。
※2 柏崎刈羽原子力発電所 1 号炉から 7 号炉までの定期検査における実績を確認し,解列後の制御棒全挿入から原子炉開放までの最短時間である約 3 日及び全燃料取り出しの最短時間約 7 日を考慮して原子炉停止後 10 日を設定。原子炉停止 10 日とは全制御棒全挿入からの時間を示している。通常停止操作において原子炉の出力は全制御棒全挿入完了及び発電機解列以前から徐々に低下させるが、崩壊熱評価はス
クラムのような瞬時に出力を低下させる保守的な計算条件となっている。

項目
安全機能の喪失に対する仮定

事故条件

配管損傷の想定

サイフォン現象による漏えい量

外部電源
重大事故等対策に関連する
機器条件

4.2-20

燃料プール代替注水系（可搬型）

表 4.2.2 主要評価条件（想定事故 2）（2/2）
主要評価条件
条件設定の考え方
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
使用済燃料プールの冷却機能及び注
却浄化系，残留熱除去系，復水補給水系，サプレッションプー
水機能喪失
ル浄化系等の機能喪失を設定
残留熱除去系配管の配管内径の 1/2
原子炉建屋地下階の残留熱除去系配管の貫通クラックによる損の長さと配管肉厚の 1/2 の幅を有す傷を想定る貫通クラックによる損傷
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，逆止弁の機能が十分に働かない状態を想定
約 70m3/h
し，設定
サイフォンによる漏えいを停止させる配管の孔（サイフォンブ
レーク孔）によるサイフォンブレークに期待しないものとする
外部電源の有無は事象進展に影響しないことから，資源の観点
外部電源なしで厳しい外部電源なしを設定
可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)による注水を想定
45m3/h（1 台）※1 にて注水設備の設計を踏まえて設定

重大事故等対策に関連する操作条件

使用済燃料プール漏えい隔離

事象発生から 150 分後認知，現場調査，漏えい個所隔離までの操作の作業想定時間に余裕を含めて設定（水位低下認知及び注水機能及び崩壊熱除去機能喪失確認に余裕を踏まえ 1 時間，水位低下要因調査及び現場隔離操作箇所への移動に１時間，隔離操作実施に 30 分の合計 150 分）

燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プールへの注水

事象発生から 12 時間後

可搬型設備に関して，事象発生から 12 時間までは，その機能に期待しないと仮定※1 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(1 台)である。

添付資料 4.2.1
使用済燃料プールの水位低下と遮蔽水位に関する評価について
1.使用済燃料プールの概要
添付資料4.1.1と同様である。
2.放射線の遮蔽の維持に必要な使用済燃料プールの遮蔽水位について
添付資料4.1.1と同様である。
3.想定事故2における時間余裕
固着を想定
する逆止弁Ａ

図1に示すように逆止弁の異物噛み混みによる固着と配管の貫通クラックによる損傷を想定すると表1の条件より漏えいの流出
流量は 約68m3/hとなる。
なお，想定する異物として燃料プール冷却浄化系のろ過脱塩器の使用済燃料

出口ストレーナのエレメント24×110メッシュ（通過粒子径約0.15mm）より十分大きな粒子径2.5mmを想定し，それが最も大きな開口面積となる噛み混みを想定した。また，水位の低下に伴い水残留熱除去系熱交換器
想定する
配管破損
箇所

頭圧が低下し流出流量が小さくなることが考えられるが，漏えいが継続している間は損傷直後の一定の流出流量を想定した。

残留熱除去ポンプ固着を想定する逆止弁Ｂ

図1 想定事故2の想定
表1 使用済燃料プール水の漏えいの流出流量算出条件
固着を想定
する逆止弁
逆止弁A
逆止弁B

逆止弁の
開口面積※142.3cm2
15.6cm2

貫通クラックの開口面積※2
12.3cm2※1: 逆止弁Aの弁開度：, 逆止弁B の弁開度：※2:1/4Dt（D：配管内径，t:配管肉厚）を想定

を想定

配管損傷が発生し，サイフォン現象により使用済燃料プールの保有水が漏えいした場合，漏えい箇所を隔離するまでの150分間に使用済燃料プールの保有水が約170m3漏えいする。崩壊熱除去
機能の喪失に伴い，6号及び7号炉では事象発生から約7時間後に沸騰が開始し，使用済燃料プール
水位が低下する。
使用済燃料プール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（通常水位約-2.1m）まで低下する時間は，事象発生から6号炉では約23時間，7号炉では約24時間後であり，重大事故等対策として期待している可搬型代替注水ポンプを用いた燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プールへの注水操作の時間余裕は十分ある。（評価結果は表2の通り）
表2 崩壊熱除去機能喪失及びサイフォン現象発生時の漏えい量等評価結果
項

目

6 号炉

7 号炉

約7

約7

約 68

約 68

約 170

約 170

崩壊熱による使用済燃料プールの保有水の蒸散量[m /h]

約 19

約 19

使用済燃料プール水位が通常水位から 2.1m 低下するまでの時間[h]

約 23

約 24

使用済燃料プール水温が 100℃に到達するまでの時間[h]3

サイフォン現象による使用済燃料プール水の漏えい量[m /h]
3

漏えい箇所隔離までに漏えいする使用済燃料プール水量[m ]3

添 4.2.1-1

添付資料 4.2.2
想定事故 2 において微開固着及び貫通クラックによる損傷を想定している理由

想定事故 2 の「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」として，燃料プール冷却浄化系（FPC 系）及び残留熱除去系（RHR 系）のサイフォン現象等の発生防止用に設置している逆止弁の異物噛み混みによる開固着と使用済燃料プールの冷却に用いている RHR 系の配管の貫通クラックによる損傷を想定している。
想定の根拠は以下の通りである。
◯ 逆止弁の閉失敗について
FPC 系の逆止弁は，通常はポンプからの使用済燃料プールへの注水が停止し，サイフォン現象による逆流が発生すると閉止する。このときに開状態で固着が発生し，使用済燃料プールの通常水位より低い位置で配管の損傷等が発生することで漏えいが発生する。
逆止弁は逆流による機械的な力でパッシブに作動する機器であるため十分に信頼性の高
いものである。逆止弁の閉失敗の国内一般故障率（21 カ年データ）は 2.2×10-5（デマンド）である。過去に「1997 年 03 月 柏崎刈羽発電所 2 号 残留熱除去系（B）逆止弁不具合に伴う原子炉手動停止について」において保全不良によりこの事象が発生しているが，アクチ
ュエータを持つ当該設備特有の事象であり，FPC 系の逆止弁では同様の事象が起こらない。
以上のように逆止弁は十分に信頼性のあるものであるため，異物の噛み混みによる固着を想定した。
◯ 配管の損傷について
FPC 系は低圧設計の配管（最高圧力 1.57MPa）であり，また取り扱う系統水の温度や放射線量が高い環境ではないため，全周破断のような大きな損傷は想定しにくい。
そこで有効性評価の想定事故 2 では，貫通クラックによる損傷を想定した。
以上のように逆止弁の全開固着や配管の全周破断は発生する可能性が非常に小さいと考えられることから，逆止弁の微開固着及び配管の貫通クラックによる損傷を想定した。

添 4.2.2-1

添付資料 4.2.3

6 号及び 7 号炉

使用済燃料プールサイフォンブレーカについて

１．サイフォンブレーカの概要
使用済燃料プールは，図１のように燃料プール冷却浄化系により冷却及び水質管理されている。使用済燃料プール水がサイフォン効果により流出する場合は，ディフューザ配管に設置された逆止弁によりプール水の流出を防止する設計となっている。仮に逆止弁が機能喪失しプール水が流出した場合においても，ディフューザ配管のサイフォンブレーク孔のレベルまで水位が低下した時点で，サイフォンブレーク孔から空気を吸入することでサイフォン現象による使用済燃料プール水の流出を停止することが可能な設計となっている。
復水補給水系
残留熱除去系

サイ フォ ン ブ レーク孔

スキマせき

スキマサージタン ク

ディフューザ配管
MO及びデフューザ
使用済燃料プ ール

復水補給水系
残留熱除去系

燃料プ ール冷却
浄化系熱交換器

燃料プ ール冷却浄化ポン プ

ろ過脱塩装置AO

燃料プ ール

AO

ろ過脱塩器

原子炉補機冷却系

燃料プ ールAO

AO

AO

原子炉補機冷却系

ろ過脱塩器
AO

AO

サプ レッショ ン
プ ール浄化系

サプ レッショ ン
プ ール浄化系

図 1 燃料プール冷却浄化系 系統概略図

添 4.2.3-1

２．サイフォンブレーク孔の機器仕様（１）サイフォンブレーク孔の寸法
サイフォンブレーク孔は，２本のディフューザ配管（200A）それぞれに 15mmφの開口（以下「サイフォンブレーク孔」という。
）としている。
（２）サイフォンブレーク孔の設置レベル
サイフォンブレーク孔の設置レベル及び使用済燃料プール内のレベルを図２に示す。
サイフォンブレーク孔は通常水位より下方（6 号炉：412mm，7 号炉：500mm）に設
置されており，使用済燃料プール水がサイフォン効果で流出した場合においても，水位低下をサイフォンブレーク孔のレベルまでで留めることが可能である。

オペレーティングフロア床面
スキマせき

7号炉：500mm
6号炉：412mm

7号炉：7017mm
6号炉：6975mm

7号炉：3370mm
6号炉：3395mm

スキマサージ
タンク

燃料プール
冷却浄化系
熱交換器

通常水位

サイフォンブレーク孔
ディフューザ管

制御棒貯蔵貯蔵ラック

使用済燃料プール
ディフューザー
使用済燃料ラック
燃料プール
冷却浄化系
ポンプ

図２ 使用済燃料プール内のレベル相関図（３）サイフォン現象発生時の想定流出量
サイフォン現象が発生し，サイフォンブレーク孔まで水位が低下すると，サイフォン
ブレーク孔から空気を吸込み，配管頂部に空気が溜まり両側の配管内の水に力が伝わらなくなりサイフォン現象が破れる。（図３参照）
サイフォンブレーク孔の寸法を保守的に 13mmφ，サイフォン現象が破れるまでの時間をサイフォンブレーク孔から吸込んだ空気が頂部を満たすまでとし，想定する配管損傷を燃料プール冷却浄化系に接続する最大の残留熱除去系配管の全周破断とした
場合，６号炉及び７号炉でのサイフォン現象発生時の想定流出量は表１の通りとなる。

添 4.2.3-2

ディフューザ配管

サイフォンブレーク孔
空気流出

図３ サイフォン現象発生時の概念図
表１ サイフォン現象発生時の想定流出量
流出量

ブレークまでの時間

ブレーク時の水位

6 号炉

797.7m3/h

12.47sec

通常水位－423mm

7 号炉

765.6m3/h

3.32sec

通常水位－503mm

添 4.2.3-3

（４）想定被ばく線量率
使用済燃料プール水が流出した場合の，原子炉建屋最上階上の被ばく線量評価結果を
図４に示す。図４より，使用済燃料プール水が通常水位より約１m 低下した場合においても原子炉建屋最上階上の雰囲気線量率は 0.01mSv/h 以下となることから，使用済燃料
プールはサイフォン現象が発生した場合においても十分な遮へい水位を確保することが可能である。

図４ 原子炉建屋最上階上での被ばく線量率

添 4.2.3-4

３．サイフォンブレーク孔の健全性について（１）配管強度への影響について
ディフューザ配管は，設計・建設規格，JSME S NC1-2012 におけるクラス３配管に該当する。クラス３配管への穴補強の適用の条件は PPD-3422 より，「(１)平板以外の管に設ける穴であって，穴の径が 64mm 以下で，かつ，管の内径の４分の１以下の穴を設ける場合」に該当することから，穴の補強が不要と規定されており，設計上サイフォンブレーク孔設置がディフューザ配管強度へ与える影響はない。
また，当該配管は耐震 S クラスで設計されていることから，十分な耐震性を有している。
（２）人的要因による機能阻害について
サイフォンブレーク孔は，操作や作動機構を有さない開口のみであることから，誤操作や故障により機能喪失することはない。そのため，使用済燃料プール水のサイフォン効果による流出が発生した場合においても，操作や作業を実施することなく，サイフォ
ンブレーク孔レベルまで水位低下することで自動的にサイフォン現象を止めることが可能である。
（３）異物による閉塞について
使用済燃料プールは燃料プール冷却浄化系の「スキマサージタンク」及び「ろ過脱塩器」により，下記の不純物を除去し水質基準を満足する設計となっており，不純物によるサイフォンブレーク孔の閉塞を防止することが可能である。
・プール水面上の空気中からの混入物
・プールに貯蔵される燃料及び機器表面に付着した不純物
・燃料交換時に炉心から出る腐食生成物と核分裂生成物
・燃料交換作業，その他の作業の際の混入物
・プール洗浄後の残留化学洗浄液またはフラッシング水a．スキマサージタンクによる異物除去について
スキマサージタンクには，20mm×100mm の異物混入防止ストレーナが設置されており，使用済燃料プール水面に浮かぶ塵等の比較的大きな不純物を除去することが可能である。
b．ろ過脱塩器による異物除去について
ろ過脱塩器は，カチオン樹脂とアニオン樹脂及びイオン交換樹脂により燃料プー
ル水を浄化する設備である。
このろ過脱塩器の出口側には樹脂の流出を防止するために出口ストレーナが設置されている。出口ストレーナのエレメントは 24×110 メッシュ（通過粒子径約 150

添 4.2.3-5μm 程度）であり，サイフォンブレーク孔の寸法 15mmφを閉塞させるような不純物の除去が可能である。
ｃ．使用済燃料プールの巡視について
使用済燃料プールは，当直員により，１回／１日の巡視をすることとなっており，
サイフォンブレーク孔を閉塞させる可能性がある浮遊物等がないことを確認することができる。このような巡視で浮遊物等を発見・除去することにより，異物による閉塞を防止することが可能である。
ｄ．地震等発生時における異物による閉塞の防止について
使用済燃料貯蔵プールの近傍は異物混入防止エリアとして設定して,原則シート養生を実施しない運用としている（プール脇の手すり等についても同様）。ただし，定期検査時の汚染拡大防止や作業エリア内での作業を避けることができず，プール内への異物混入防止のために養生が必要となる場合などの理由があるときには，必要箇所の養生を行うため，これらの養生シートがスロッシング等によりプール内に流れ込む懸念はある。
地震発生後は，運転員の巡視により浮遊物等を発見し，適切な除去が行われる。仮にサイフォン現象による漏えいが発生している状況で原子炉建屋最上階の線量率が悪化してプール内に流れ込んだ浮遊物等を除去できず，かつ浮遊物等によるサイフォンブレーク孔の閉塞が発生した場合は漏えいが継続することとなる。
ただし，スロッシングによりサイフォンブレーク孔が露出している場合においては浮遊物等によるサイフォンブレーク孔の閉塞は発生しないと考えられる。また，サイフォンブレーク孔が閉塞した場合であっても原子炉建屋最上階以外の現場弁等の閉操作を実施することで，ほとんどの箇所での漏えいの停止が可能である。
（４）落下物干渉による変形
サイフォンブレーク孔は図５に示す通り，配管鉛直部に設けられており，落下物が直接干渉することはなく，サイフォンブレーク孔が変形して閉塞することは考えにくい。
４．サイフォンブレーク孔の健全性確認方法について
サイフォンブレーク孔については，定期的なパトロール（１回／週）を実施し，目視により穴の閉塞がないことを確認する。

添 4.2.3-6

図５ サイフォンブレーク孔の設置状況
以上

添 4.2.3-7

添付資料 4.2.4
安定状態について想定事故 2（サイフォン現象等による使用済燃料プールの冷却水の喪失）の安定状態については以下のとおり。
使用済燃料プール安定状態：設計基準事故対処設備及び重大事故等対処設備を用いた使用済燃料プールへの注水並びに使用済燃料プール水の漏えい箇所の隔離により使用済燃料プール水位を回復・維持すること
で，燃料の冠水，放射線遮蔽及び未臨界が維持され，使用済
燃料プールの保有水の温度が安定し，かつ，必要な要員の不
足や資源の枯渇等のあらかじめ想定される事象悪化のおそれがない場合，安定状態が確立されたものとする。
【安定状態の確立について】
使用済燃料プールの安定状態の確立について
弁閉止による漏えい箇所の隔離，燃料プール代替注水系（可搬型）を用いた使用済燃料プー
ルへの注水を実施することで，使用済燃料プール水位を回復，維持され，使用済燃料プールの安定状態が確立される。
重大事故等対策時に必要な要員は確保可能であり，また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
【安定状態の維持について】
上記の燃料損傷防止対策により安定状態を維持できる。
また，燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プールへの注水を継続し，残留熱除去系又は燃料プール冷却浄化系を復旧し，復旧後は補給水系統等によりスキマサージタ
ンクへの補給を実施する。使用済燃料プールの保有水を残留熱除熱系等により冷却することによって，安定状態後の状態維持のための冷却が可能となる。

添 4.2.4-1

評価条件の不確かさの影響評価について（想定事故 2）
表 1 評価条件を最確条件とした場合の運転員操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（想定事故 2）（1/4）
評価条件（初期，事故及
機器条件）

項目

評価条件

燃料の崩
壊熱

評価設定の考え方の不確かさ

約 11MW

約 10MW 以下（実績値）

原子炉の運転停止後に取り出された全炉心分の燃料とそれ以前に取り出された燃料を合わせて，使用済
燃料プールの貯蔵ラックの容量の最大数となるように保管した状態を設定。
炉心燃料の冷却期間については過去の実績より取出期間が最も短い
10 日を想定。
燃料の崩壊熱の計算に当たっては，
ORIGEN2 を用いて算出。

期条件

添 4.2.5-1

料プール
の初期水
温

65℃

与える影響

評価項目となるパラメータに与える影響

最確条件

初

使用済燃

運転員等操作時間に

約 27℃～約45℃（実測値）

保安規定の設定値である 65℃を設定。

最確条件で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の温度上
昇及び水位低下速度は緩やかになるが，燃料プール代替注水系（可搬型）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，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。

最確条件で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が大きくなる。

最確条件で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るため，時間余裕が長くなることが考えられるが，燃料プール代替注水系（可搬型）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，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。

最確条件で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。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。さらに，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 の場合，6 号炉は 約 16 時間，7 号炉は約 17 時間），有効燃料棒頂部まで水位が低下するまでの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）あることから，事象発生から 12 時間後までに燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プールへの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。

添付資料 4.2.5

表 1 評価条件を最確条件とした場合の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（想定事故 2）
（2/4）
項目

プールゲ
ートの状
態

添 4.2.5-2

初
期
条
件

使用済燃
料プール
の水位

評価条件（初期，事故及び機器条件）の不確かさ評価条件
最確条件
プールゲート閉鎖（原子炉ウェ
ル及び D/S ピ
ット，キャスク
ピットの保有水量を考慮しない）

通常水位

プールゲート開放（原子炉ウェル及び D/S ピット，キャスクピットの保有水量を考慮）

通常水位付近評価設定の考え方

運転員等操作時間に与える影響

評価項目パラメータに与える影響

全炉心燃料取出直後であるため，プールゲートは開放されていることが想定されるが，保守的に原子炉
ウェル及び D/S ピット，キャスクピットの保有水量を考慮しない状態を想定。

プールゲートの開放を想定した場合，保有水量はプール
ゲート閉鎖時と比べ 2 倍程度となり，使用済燃料プールの水温上昇や蒸発による水位の低下速度は緩和されるが，燃料プール代替注水系（可搬型）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，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。

プールゲートが開放されている場合を想定した場合，使用済燃料プール等の保有水量は 2 倍程度となり，使用済燃料プールの水温上昇や蒸発による使用済燃料プールの水位の低下速度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。

評価条件での使用済燃料プール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，通常水位から有効燃料棒頂部に低下するまでの時間は短くなるが，燃料プール代替注水系（可搬型）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，使用済燃料プールの初期水位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。
また, 初期に地震起因のスロッシングが発生した場合は，最大で約 3m の水位低下が発生する（スロッシング
量：6 号炉 690m3, 7 号炉 710m3）。この場合，原子炉建屋最上階の線量が上昇する（1.0×103mSv/h 程度※2）ため，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く, 運転員等操作時間に与える影響はない。

評価条件での使用済燃料プール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，通常水位から有効燃料棒頂部まで水位が低下するまでの時間は短くなるが，仮に使用済燃料プールの初期水位を水位低警報レベルと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まで低下する
時間は事象発生から 20 時間程度（10mSv/h の場合，6 号及び 7 号炉 約 20 時間），
通常水位から有効燃料棒頂部まで水位が低下するまでの時間は事象発生から 3 日以
上（6 号及び 7 号炉 約 3.6 日）と長時間を要し，事象発生から 12 時間後までに燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プールへの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。
また,初期に地震起因のスロッシングが発生した場合は，最大で約3mの水位低下が発生する（スロッシング量：6号炉は690m3,7号炉は710m3※1）。この場合，原子炉建屋最上階の線量が上昇する（1.0×103mSv/h程度※2）ため，その現場における長時間の作業は困難となる。ただし,このような水位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，原子炉建屋最上階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時間後から使用済燃料プールへ注水することにより，原子炉建屋最上階の放射線の遮蔽が維持される最低水位まで回復する時間は事象発生から約26
時間後（10mSv/hの場合），通常水位まで回復する時間は事象発生から約45時間後となる（6号及び7号炉同様）。また，使用済燃料プール水位が有効燃料棒頂部まで低下するまでの時間は事象発生から2日以上（6号及び7号炉 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（可搬型）による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。

設計値を設定。

最確条件とした場合には，評価条件よりも水源容量の余裕が大きくなる。また，事象発生 12 時間後からの淡水約 18,000m
貯水池から防火水槽への補給により防火水槽は枯渇しないことから，運転員等操作時間与える影響はない。
最確条件とした場合には，評価条件よりも燃料容量の余
通常時の軽油タンクの運燃料の容2,040kL 以上
裕が大きくなる。また，事象発生直後から最大負荷運転
約 2,040kL
用値を参考に，最確条件を量（軽油タンク容量）を想定しても燃料は枯渇しないことから，運転員等操作
包絡できる条件を設定。
時間に与える影響はない。
※1 本評価値は，保守的な使用済燃料プールへの戻り水の影響を考慮していないものであり，これらを考慮するとスロッシング量が小さくなる。
※2 本評価値は，保守的な遮蔽の影響を考慮していないものであり，プールの躯体等が遮蔽となる場所では，線量率が小さくなる。
外部水源
の容量

3

18,000m3 以上（淡水貯水池水量）

淡水貯水池の水量を参考に，最確条件を包絡できる
条件を設定。

－－

表 1 評価条件を最確条件とした場合の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（想定事故 2）（3/4）
評価条件（初期，事故及び機器条
項目

評価設定の考え方件）の不確かさ評価条件
最確条件

運転員等操作時間に与える影響

損傷面積が評価条件より大きな場合，使用済燃料プール水の残留熱除去系
損傷箇所・状態の想定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の地下階の配管の貫通クラ

事故毎に変化ックによる損低圧配管であるため，全周破断の発生は考えづらいと考え貫通クラックによる損傷を想定。
（添付資料 4.2.2）

傷が低下する時間は短くなるが，燃料プール代替注水系（可搬型）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，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。

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
逆流防止用

添 4.2.5-3

事
故
条
件

の逆止弁の
状態

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損傷を想定した箇所までの逆止弁の微開事故毎に変化

逆止弁の全開固着が起こりづらいと考え，ごみの噛み混みによる微開固着を想定。
（添付資料 4.2.2）

固着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（可搬型）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，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。

現象の継続逆止弁によるサイフォン現象防止用のサの発生の防止を設計として考

考慮しない

考慮する

レーク孔の

えていたため，考慮しないと設
定。

考慮
安全機能の
喪失に対す
る仮定

損傷面積が評価条件より大きな場合，使用済燃料プール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。
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した場合，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。

サイフォンブレーク孔を考慮した場合は使用済燃料プール
水の漏えい箇所隔離操作が不要となる。

サイフォン

イフォンブ

評価項目パラメータに与える影響

ただし，燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料
プールへの注水操作は漏えいの停止時間等に応じた対応をとるものではなく，使用済燃料プールの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サイフォンブレーク孔を考慮した場合は使用済燃料プール水の漏えい
箇所の隔離操作の完了より前に,漏えいが停止するため，使用済燃料プ
ール水の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余裕は大きくなる。

える影響はない。
使用済燃料プ

使用済燃料プーール冷却機能ル冷却機能喪失

喪失及び注水及び注水機能喪機能喪失

失使用済燃料プールの冷却機能及び注水機能が喪失しているものとして設定。

評価条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与え評価条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響はな

る影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。

く，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

表 1 評価条件を最確条件とした場合の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（想定事故 2）（4/4）
評価条件（初期，事故及び機器条項目件）の不確かさ評価条件
最確条件

評価設定の考え方

運転員等操作時間に与える影響

評価項目パラメータに与える影響

外部電源がない場合と外部電
外部電源
事
故
条
件

外部電源なし事故毎に変化源がある場合では，事象進展は外部電源がない場合と外部電源がある場合では，事象進展は同じであることから，資源の評同じであることから，運転員等操作時間に与える影響はな

価の観点で厳しくなる外部電い。

外部電源がない場合と外部電源がある場合では，事象進展は同じである
ことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

源がない場合を想定する。
燃料プール
代替注水系
（可搬型）に
よる燃料プ
ールへの注

3

最大 45m /h

3※1

45m /h 以上

可搬型代替注水ポンプの設計
流量を基に設定。

燃料プール代替注水系（可搬型）による注水操作や漏えい箇
所の隔離操作は，注水流量を起点に開始する操作ではないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

水流量※1 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(1 台)である。

評価条件で設定している燃料プール代替注水系（可搬型）による注水流量は，燃料の崩壊熱に相当する使用済燃料プールの保有水の蒸発速度（最大 19m3/h）より大きく，注水操作開始以降の流量であることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

添 4.2.5-4

表 2 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(想定事故 2)（1/3）
項目

添 4.2.5-5

操作
条件

漏えい箇所の隔離操作※1

評価条件（操作条件）の不確かさ
評価上の操作開始時間
評価上の操
評価設定の考え方
作開始時間

事象発生か
ら 150 分後
（操作完了
時間）

事象の認知や現場時間を基に，さらに時間余裕を考慮して設定。
漏えい箇所の隔離操作についての作業時間は
中央操作室からの遠隔操作ではなく，現場弁での手動閉操作を想定。

操作の不確かさ要因

運転員等操作時間に
与える影響

【認知】
想定している約 70m3/h の漏えい量であれば，事象発生から約 5 分後に「燃料プール水位低」警報が発生するが，評価上はこの警報確認の開始時間を，余裕を含めて 1 時間後と設定している。よって，評価上の警報確認の時間に対し，実際の警報確認の時間が早くなる場合が考えられる。
【要員配置】
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
作は運転員(現場)が実施する。運転員(現場)は，中央制御室に常駐していることから，操作時間に与える影響はな
し。
【移動】
アクセスルート上に溢水による滞留があった場合は，堰高さ以下の水位であればアクセス可能と考える。また，原子炉建屋管理区域の現場までのルートとしては，通路及び階段室を通り，必要に応じて個々の区画へアクセスすることとなるが，通路はハッチ等の開口から排水されるため，滞留水位としては堰高さ程度に抑えられ，アクセス性に影響はない。
【操作所要時間】
使用済燃料プール水位低下要因調査は，現場確認のための移動及び漏えい箇所の特定に 1 時間を想定している。また，漏えいの隔離操作に 30 分を操作時間として想定している。評価上は，残留熱除去系配管損傷を想定しているが，隔離操作は口径 250A の配管に設置されている手動弁を 1個の閉操作であり，余裕時間を含め 30 分で隔離可能である。
【他の並列操作有無】
使用済燃料プール水位低下要因調査時及び漏えい箇所の隔離操作時に，当該操作に対応する運転員(現場)に他の並列操作はなく，操作時間に与える影響はない。
【操作の確実さ】
漏えい隔離操作等の現場操作は，操作の信頼性向上や要員の安全のため 2 人 1 組で実施することとしており，誤操作
は起こりにくく，誤操作等により操作時間が長くなる可能
性は低い。

評価上，
「燃料プール
水位低」警報について確認した後，注水機能及び崩壊熱除去機能
喪失確認までに余裕を含め 1 時間を考慮して，その後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を実施することとしているが，実際の操作の場合，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，水位低下による異常の認知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，実際の操作完了時間が早くなる。

評価項目となるパラメータに与える影響

操作時間余裕

訓練実績等

評価上の操作完
了時間に対して，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が大きくなる。

当該操作に対する時間余裕について，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 7時間以上（10mSv/h の場
合 6 号及び 7 号炉 約
7.1 時間），有効燃料棒
頂部まで水位が低下するまでの時間は事象。
発生から 23 時間程度
（10mSv/h の場合，6 号
炉では約 23 時間後，
7号
炉では約 24 時間後）であり，これに対して，事故を検知して操作完了するまで時間は事象発生から 150 分であることから，時間余裕がある。

漏えい箇所の隔離操作
は，所要時間 30 分の想定のところ，訓練実績等
により約 15 分※1 で実施可能なことを確認した。
想定で意図している運転操作が実施可能なことを確認した。

本有効性評価で想定する箇所での漏えいが発生した場合における隔離する対象弁での時間を記載。想定する操作弁より高い位置で損傷がおきた場合でもプール側の別の弁を約 25 分で隔離できるため，想定する所要時間
30 分以内に実施可能である。

表 2 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(想定事故 2)（2/3）
評価条件（操作条件）の不確かさ
項目

添 4.2.5-6

操
作
条
件

燃料プール
代替注水系
（可搬型）に
よる使用済
燃料プール
への注水操
作

評価上の操作開始時間
評価上の操
評価設定の考え方
作開始時間

事象発生か
ら 12 時間後

可搬型設備に関して，事象発生から 12 時間までは，その機能に期待しないと仮定。

操作の不確かさ要因

運転員等操作時間に与
える影響

【認知】
燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料
プールへの注水操作の開始は事象発生から 12 時間後であり，それまでに外部電源喪失等による使用済燃料プールの水位低下による異常を認知できる時間がある。
【要員配置】
当該操作は専任の緊急時対策要員が配置されており，操作開始時間に与える影響はなし。
【移動】燃料プール代替注水系（可搬型）に用いる可搬型代
替注水ポンプは，事象発生後に作業現場へ移動することを想定している。仮に地震等の外部事象が起因事象の場合に，アクセスルートの被害があっても，ホイールローダ等にて必要なアクセスルー
トを仮復旧できる宿直の体制としており，操作開
始時間に与える影響はなし。
【操作所要時間】
燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料
プールへの注水準備は，可搬型代替注水ポンプの配置，ホース敷設，ポンプ起動及びホース接続口の弁の開操作である。
移動時間を含め，これら準備操作に 80 分間を想定している。評価上の操作開始時間を 12 時間後と設定しているが，他の操作はないため，使用済燃料プ
ールの水位低下による異常を認知した時点で準備が可能である。なお，その場合は実際の操作開始時
間は早くなる場合が考えられる。
【他の並列操作有無】
燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料
プールへの注水操作時に，他の並列操作はなく，操作時間に与える影響なし。
【操作の確実さ】
現場操作は，操作の信頼性向上や要員の安全のため 2 人 1 組で実施することとしており，誤操作は起こりにくく，誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。

評価上の操作開始時間
を事象発生 12 時間後として設定しているが，他の操作はないため，
使用済燃料プールの水位低下による異常を認知した時点で注水準備に着手可能である。よって，評価上の操作開始時間に対し，実際の操作開始時間が早くなる場合が考えられ，使用済燃料プール水位の回復を早める。

評価項目となるパラ
メータに与える影響

操作時間余裕

訓練実績等

評価上の操作開始時間に対し，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。

当該操作に対する時間余裕は，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 23 時間程度（10mSv/hの場合， 6 号炉では約 23
時間後，7 号炉では約 24 時
間後），有効燃料棒頂部まで水位が低下するまでの時間が事象発生から 3 日
以上（6 号及び 7 号炉 約
3.4 日）であり，これに対して，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 時間であることから，時間余裕がある。

燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済
燃料プールへの注水準備
は，所要時間 80 分想定のところ，訓練実績等により約 75 分であり，想定で意図している作業が実施可能なことを確認した。

表 2 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(想定事故 2)（3/3）
評価条件（操作条件）の不確かさ
項目

防火水槽への補給

評価上の操作開始時間
評価上の
操作開始
評価設定の考え方時間
防火水槽への補給は，評価条件ではないが，評価で想定している操作の成立や継続に事象発生
必要な作業。
から 12 時
燃料プール代替注水系（可搬間後型）による使用済燃料プールへの注水開始時間を踏まえ
設定。

操
作
条
件

添 4.2.5-7

各機器への給油（可搬型注水ポンプ）

事象発生から 12 時間後以降，適宜各機器への給油は，評価条件
ではないが，評価で想定している操作の成立や継続に必要な操作・作業。
各機器の使用開始時間を踏まえて設定。

操作の不確かさ要因

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

操作時
間余裕

訓練実績等

防火水槽への補給までの時間は，事象発生から約 12 時間あり十分な時間余裕がある。

－

－

－

淡水貯水池から防火水槽への補給の系統構成は，
所要時間 90 分想定のところ，訓練実績等により約 70 分であり，想定で意図している作業が実施可能なことを確認した。

－

有効性評価では，防火水槽から復水貯蔵槽への補給用の可搬型代替注水ポンプ（6 号及び 7 号炉：
各 3 台）への燃料給油を期待している。
各機器への給油準備作業について，可搬型代替注
水ポンプへの燃料給油準備（現場移動開始からタンクローリーへの補給完了まで）は，所要時間 90分のところ訓練実績等では約 82 分で実施可能なことを確認した。
また，各機器への燃料給油作業は，各機器の燃料が枯渇しない時間間隔（許容時間）以内で実施することとしている。
可搬型代替注水ポンプへの燃料給油作業は，許容時間 180 分のところ訓練実績等では約 96 分であり，許容時間内で意図している作業が実施可能であることを確認した。

各機器への給油開始までの時間は，事象発生から約 12 時間あり十分な時間余裕がある。

－－

7 日間における水源の対応について（想定事故 2）○水源
淡水貯水池：約 18,000m3○水使用パターン①可搬型代替注水ポンプによる使用済燃料プールへの注水
事象発生 12 時間後から最大流量 45m3/h で注水する。
使用済燃料プール水位が通常水位に回復した後，水位を維持出来るよう崩壊熱相当の流量（最大 19m3/h）で注水を実施する。
②淡水貯水池から防火水槽への移送
事象発生 12 時間後から，淡水貯水池から防火水槽へつながる配管の弁を操作することで必要な水量を防火水槽へと補給する。

添 4.2.6-1○時間評価
淡水貯水池から防火水槽への移送流量は，防火水槽を水源とする可搬型代替注水ポンプによる注水流量を上回る流量で移送出来るため，
注水継続に必要な防火水槽の水を維持できる。
○水源評価結果
事象発生 12 時間後から使用済燃料プール水位が通常水位に回復する 22.3 時間後までは 45m3/h で注水を行い，その後崩壊熱相当の流量（19m3/h）で注水を実施するため，7 日間では合計約 3,300m3 の水量が必要となり，十分に水量を確保しているため対応可能である。
（約 45m3/h×（22.3h-12h）+19m3/h×（168h-22.3h）≒3,300m3）

添付資料 4.2.6

7 日間における燃料の対応（想定事故 2）
プラント状況：1～7 号炉停止中。
事象：想定事故 2 は 6 号及び 7 号炉を想定。保守的に全ての設備が，事象発生直後から燃料を消費するものとして評価する。
なお，全プラントで外部電源喪失が発生することとし，免震重要棟等，プラントに関連しない設備も対象とする。
号炉

時系列
事象発生直後から事象発生後 7 日間

7 号炉

非常用ディーゼル発電機 3 台起動。 ※1（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,490L/h×24h×7 日×3 台＝750,960L

使用済燃料プール注水用 可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）
2 台起動。 ※3
18L/h×24h×7 日×2 台＝6,048L

事象発生直後から事象発生後 7 日間
6 号炉

非常用ディーゼル発電機 3 台起動。 ※1（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,490L/h×24h×7 日×3 台＝750,960L

使用済燃料プール注水用 可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）
2 台起動。 ※3
18L/h×24h×7 日×2 台＝6,048L

合計

判定

7 日間の
軽油消費量
約 758kL

7 号炉軽油タンク容量は
約 1,020kL であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 758kL

6 号炉軽油タンク容量は
約 1,020kL であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

1 号炉軽油タンク容量は約 632kL であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

2 号炉軽油タンク容量は約 632kL であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

3 号炉軽油タンク容量は約 632kL であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

4 号炉軽油タンク容量は約 632kL であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

5 号炉軽油タンク容量は約 632kL であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 79kL

1～7 号炉軽油タンク
及びガスタービン発電機
用燃料タンク（容量約200kL）の残容量（合計）は
約 645kL であり，
7 日間対応可能。

事象発生直後から事象発生後 7 日間
1 号炉

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L
事象発生直後から事象発生後 7 日間

添 4.2.7-1

2 号炉

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L
事象発生直後から事象発生後 7 日間

3 号炉

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L
事象発生直後から事象発生後 7 日間

4 号炉

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L
事象発生直後から事象発生後 7 日間

5 号炉

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L
事象発生直後から事象発生後 7 日間
免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機 1 台起動（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
437L/h×24h×7 日＝73,416L
モニタリング・ポスト用発電機 3 台起動（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
9L/h×24h×7 日×3 台＝4,536L※1 事故収束に必要な非常用ディーゼル発電機は 2 台で足りるが，保守的に非常用ディーゼル発電機 3 台を起動させて評価した。
※2 事故収束に必要な非常用ディーゼル発電機は 1 台で足りるが，保守的に非常用ディーゼル発電機 2 台を起動させて評価した。
※3 事故収束に必要な可搬型代替注水ポンプは 1 台で足りるが,保守的に 2 台とした。

添付資料 4.2.7

その他

5. 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
5.1.1 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
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，燃料損傷防止対策の有効性に含まれる事故シーケンスは，「1.2 評価対
象の整理及び評価項目の設定」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]）＋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」
である。
※

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）の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，原子炉除熱を実施する。
(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「5.2 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図 5.1.1 及び図 5.1.2 に，手順の概要を
図 5.1.3 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表 5.1.1 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5.1-1

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
項目について図 5.1.4 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。
※原子炉停止中の6号及び7号炉における体制は，必ずしも当直副長2名ではなく，当直副長1名，運転員1名の場合もある。

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入口温度等である。
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。
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
5.1-2

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。
5.1.2 燃料損傷防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法
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，「1.2 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 機能喪失[フロントライン]）＋崩壊熱除去・注水系失敗」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。
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時間余裕を評価する。
（添付資料 5.1.1，5.1.2）(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表5.1.2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) 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，崩壊熱に相当する冷却材の蒸発量は約 37m3/h である。
（添付資料 5.1.3）(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。
(c) 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，逃がし安全弁の開操作によって原子炉圧力は大気圧が維持されているものとする※。
(d) 原子炉圧力容器の状態
5.1-3

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。
※

実操作では低圧注水系の準備が完了した後で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．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) 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，非常用ディーゼル発電機にて残留熱除去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，資源の観点で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) 残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水流量
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（0.27MPa[dif]において）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。
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，「1.3.5 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（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の事象進展を図5.1.3に，原子炉水位の推移を図5.1.5に，原子炉水位と線量率の関係を図5.1.6に示す。
a. 事象進展5.1-4

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）へ切替，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，図 5.1.5 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，図 5.1.6 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）※である有効燃料棒頂部の約 2.0m
を下回ることがないため，放射線の遮蔽は維持される。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，「1.2.4.2 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。
※ 必要な遮蔽の目安は緊急作業時の被ばく限度(100mSv)等と比べ，十分余裕のある値であり，かつ定期検査作業での原子炉建屋最上階における現場作業の実績値（約6mSv/h）を考慮した値（10mSv/h）とする。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。

（添付資料 5.1.4, 5.1.5, 5.1.6）
5.1.3 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残留熱除去系の故障により，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）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，表5.1.2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
5.1-5

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燃料の崩壊熱，事象発生前の原子炉初期水温，原子炉初期水位，原子炉初期圧力及び原子炉圧力容器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 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，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水温は，評価条件の 52℃に対して最確条件は約 42℃～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，評価条件で設定している
原子炉初期水温より低くなるため，時間余裕が長くなることが考えられるが，注水操作
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，評価条件で設定している原子炉初期水位より高くなるため，有効燃料棒頂部まで水位が低下する時間は長くなるが，注水操作は原子炉水位に応じた対応ではなく，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，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状態の場合は，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。原子炉圧力容器開放状態の場合は，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，評価条件で設定している燃料の崩壊熱より小さくなり，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
5.1-6

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。逆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。スクラムによる原子炉停止から12時間後の燃料の崩壊熱によっ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時間となり，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42℃～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，評価条件で設定している
原子炉初期水温より低くなることから，原子炉水位の回復は早くなり，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
初期条件の原子炉初期水位は，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，最確条件では評価条件で設定している原子炉初期水位より高くなるため，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，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，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。
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状態の場合は，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状態の場合
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。
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。

5.1-7

(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。
(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，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に対する余裕は大きくなる。
（添付資料5.1.7）(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,有効燃料棒
頂部まで水位が低下するまでの時間が約5時間であり，これに対して，事故を検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。
（添付資料5.1.7）(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。
5.1.4 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「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，6号及び7号炉同時の重大事故等対策時において必要な要員は，「5.1.1(3)燃料損傷防止対策」に示すとおり14名である。「6.2 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及び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
5.1-8

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，「6.1(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
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。
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751kLの軽油が必要となる。免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービ
ン発電機及びモニタリング・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79kLの軽油が必要となる。（6号及び7号炉
合計 約1,581kL）
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，免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機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。
（添付資料 5.1.8）
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。
また，免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機及びモニタリング・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。
5.1.5 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，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。
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除熱を実施することにより，
5.1-9

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，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，残留熱除去系による原子炉注水及び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。

5.1-10非常用ディーゼル
発電機

外部電源

Gen

原子炉格納容器（Ａ，Ｃのみ）逃がし安全弁主タービン系へ

給水系より

軽油タンク

故障想定

原子炉圧力容器ＣＡ

残留熱除去系ポンプ

残留熱除去系ポンプ

図 5.1.1 崩壊熱除去機能喪失時の重大事故等対策の概略系統図（1/2）（原子炉停止時冷却失敗，原子炉減圧及び原子炉注水）

非常用ディーゼル
発電機

外部電源

Gen

原子炉格納容器（Ａ，Ｃのみ）逃がし安全弁主タービン系へ

給水系より

軽油タンク

故障想定

原子炉圧力容器ＣＡ

残留熱除去系ポンプ

残留熱除去系ポンプ

図 5.1.2 崩壊熱除去機能喪失時の重大事故等対策の概略系統図（2/2）（原子炉停止時冷却）5.1-11

プラント前提条件
・プラント停止後1日目
・原子炉圧力容器閉鎖中
・原子炉格納容器開放中・主蒸気隔離弁全閉・非常用ディーゼル発電機（B）点検中
・残留熱除去系（A）原子炉停止時冷却モード運転中・残留熱除去系（B）停止中
・残留熱除去系（C）低圧注水モード待機中
・原子炉水位N.W.L（通常は＋1550mm以上）

凡例：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）のみの作業：判断：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業

外部電源喪失発生：解析上考慮しない操作・判断結果

残留熱除去系停止確認（機器作動状況，系統流量による確認）※1
崩壊熱除去機能喪失を模擬するため「熱交換器出口弁開操作忘れ」及び「熱交換器出口弁開操作不能」を解析条件とする。実際は，原子炉停止時冷却モード停止時の原子炉水最高温度を確認する。再起動後から原子炉水温度を継続監視するため，早期に崩壊熱除去機能喪失は確認することができる

非常用ディーゼル発電機（A，C）自動起動確認
非常用高圧系統（6.9kV）C，E復旧確認※2
約1時間後に原子炉水温が100℃に到達する

非常用ディーゼル発電機運転状態確認※1（解析上の時刻）（0分）：操作・確認（運転員のみの作業）

残留熱除去系原子炉停止時冷却モード
再起動操作

※3
1時間毎の中央制御室監視により原子炉水温度の上昇，及び崩壊熱除去機能喪失を認知する

原子炉停止時冷却モード再起動時のプラント状態確認にて「崩壊熱除去機能喪失」を確認※4
解析上，原子炉圧力容器を大気圧状態に維持するため逃がし安全弁を「開」する

解析上考慮せず※5
注水前の原子炉最低水位は有効燃料棒頂部（TAF）＋3.3ｍ（レベル3－約500mm」）となる（約60分後）原子炉水温100℃到達※2※6
原子炉水位計（広帯域）にて原子炉水位の回復を確認する※3※8

運転中の残留熱除去系故障確認※4
中央制御室での逃がし安全弁
1個による原子炉減圧※7
低圧注水モードで注水後，原子炉停止時冷却モードへ切り替える

運転していた残留熱除去系
復旧操作

回復は解析上考慮せず※8
重大事故等発生を通信連絡設備により確認した現場作業員は待避を実施する※5（2時間後）

待機していた残留熱除去系を用いた
低圧注水モードでの注水

原子炉水位回復確認※6

待機していた残留熱除去系を用いた原子炉停止時冷却モードにより崩壊熱除去機能復旧※7

逃がし安全弁「全閉」

原子炉停止時冷却モードにより冷却を継続し，機能喪失している設備の復旧に努める

使用済燃料プール冷却開始

原子炉の状態が静定後使用済燃料プール冷却を再開する

図 5.1.3 崩壊熱除去機能喪失時の対応手順の概要
5.1-12

停止中の崩壊熱除去機能喪失
経過時間（時間）
備考

0
実施箇 所・必要人員 数
当直長

責任者

1人

6号

当直副長

1人

7号

当直副長

1人

指揮者
操作項目

0.5

1

1.5

2

3

2.5

3.5

4

4.5

5

5.5

事象発生
中央監視
緊急時対策本部連絡プラント状況確認（残留熱除去系故障認知）
号炉毎運転操作指揮

緊急時対策要員

通報連絡者
運転員（中央制御室）

6号

7号

1人
A

1人
a

操作の内容
中央制御室連絡
発電所外部連絡

5人
運転員
（現場）

6号

約60分

原子炉水温100℃到達

緊急時対策要員
（現場）

7号

6号

2時間 原子炉注水開始

7号
・外部電源喪失確認

状況判断

－

－

－

－

・非常用ディーゼル発電機起動確認

5.1-13

・残留熱除去系（運転側）
原子炉停止時冷却モード

停止確認

再起動操作

（1人 ）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・残留熱除去系（運転側）
原子炉停止時冷却モード

－

－

－

－

－

－

・残留熱除去系

原子炉減圧操作

（1人 ）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・逃がし安全弁1個による手動減圧操作

原子炉水位回復作業

（1人 ）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・残留熱除去系（待機側）
低圧注水モード 起動／停止操作

（1人 ）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・残留熱除去系（待機側）
原子炉停止時冷却モードへラインナップ

－

－

2人
C,D

2人
c,d

－

－

・放射線防護装備準備

－

－

－

－

・現場移動
・残留熱除去系

（1人 ）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・残留熱除去系（待機側）
原子炉停止時冷却モード

（1人 ）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・原子炉停止時冷却モード運転による原子炉状
態監視

（1人 ）
A

（1人）
a

－

－

－

－

（1人 ）
A

（1人）
a

－

－

－

－

1人
A

1人
a

2人
C,D

2人
c,d

残留熱除去系復旧操作

残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）運転

使用済燃料プール冷却（解析上考慮せず）

再開

必要人員数（7号炉） 合計（ ）内の数字は他の作業終了後、移動して対応する人員数

残留熱除去系ポンプ（A）

残留熱除去系ポンプ（A）

機能回復

対応可能な要員により対応する

5分

通常原子炉水位（NWL）まで回復後停止

残留熱除去系ポンプ（C）

90分

残留熱除去系ポンプ（C）

10分

30分

電動弁隔離

残留熱除去系ポンプ（C）

5分

起動操作

残留熱除去系ポンプ（C）

適宜実施

・スキマサージタンク水位調整

・再起動準備としてろ過脱塩器の隔離およびスキマサージタンクへの補給を実施

・燃料プール冷却浄化系系統構成

する

・燃料プール冷却浄化系再起動

・燃料プール冷却浄化ポンプを再起動し使用済燃料プールの冷却を再開する
・必要に応じてスキマサージタンクへの補給を実施する

0人

図 5.1.4 崩壊熱除去機能喪失時の作業と所要時間

残留熱除去系ポンプ（C）

30分
燃料プール水温「77℃」以下維持要員を確保して対応する
30分

有
効
燃
料
棒
頂
部
か
ら
の
水
位
（m）

原子炉水温 100℃到達（事象発生約 1 時間後）
水位回復後は崩壊熱相当の注水を実施し，その後停止
時冷却モードによる崩壊熱除去を実施（注水により水位はただちに通常運転水位まで回復）

低圧注水モードによる注水開始（事象発生 2 時間後 水位 有効燃料棒頂部から約 3.3m 上）

事故後の時間（h）
図 5.1.5 原子炉水位の推移

5.1-14

1.E+04

燃料を線源とした線量率が支配的な水位

1.E+03

1.E+02線

上部格子板を線源とした線量率が支配的な水位

線

量 量
1.E+01率 率

蒸気乾燥器及び気水分離器を線源（mSv/h）(mSv/h）とした線量率が支配的な水位

1.E+00

水位の低下
1.E-01(有効燃料棒頂部から約 3.3m）
原子炉運転中の通常運転水位

1.E-02

1.E-03
0

2

4

6

8

10

12

ＴＡＦからの水厚さ（ｍ）
有効燃料棒頂部からの水位(m）

図 5.1.6 原子炉水位と線量率

5.1-1514

16

18

表 5.1.1 崩壊熱除去機能喪失時における重大事故等対策について
有効性評価上期待する事故対処設備
判断及び操作操作
常設設備

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

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(低圧注水モード)運転に

5.1-16

よる原子炉注水

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【非常用ディーゼル発電機】

する。これにより，原子炉水温が上昇し 100℃に到達する【軽油タンク】

可搬型設備【残留熱除去系系統流量】－【残留熱除去系熱交換器入口温度】

原子炉圧力（SA）

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，原子炉圧力を低圧状態に維持するため，中央制御室からの逃がし安全弁原子炉圧力―【残留熱除去系熱交換器入口温度】

遠隔操作により逃がし安全弁 1 個を開操作する

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）】

原子炉水位（SA）
原子炉水位－【残留熱除去系系統流量】

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
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

にて残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）へ切替を行い，崩壊熱除去機
能を回復する。
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

計装設備

原子炉水位（SA）【残留熱除去系（原子炉停止
時冷却モード）】

原子炉水位－【残留熱除去系系統流量】【残留熱除去系熱交換器入口温度】

を停止する

【

】
：重大事故等対処設備（設計基準拡張）

表 5.1.2 主要評価条件（崩壊熱除去機能喪失）（1／2）
項目
原子炉圧力容器の状態

主要評価条件
原子炉圧力容器未開放
約 22.4MW

崩壊熱（9×9 燃料（A 型），原子炉停止初期条件

1 日後※1）
原子炉初期水位

通常運転水位（セパレータスカート下端から+119cm）

条件設定の考え方
燃料の崩壊熱及び保有水量の観点から設定
平衡炉心燃料の平均燃焼度 33GWd/t※2 を基に
ANSI/ANS-5.1-1979 にて算出した値
停止後 1 日の水位から保守性を持たせた値
停止後 1 日の実績より，原子炉は残留熱除去系の

5.1-17

原子炉初期水温52℃

原子炉停止時冷却モードにて冷却されているため，その設計温度である 52℃を設定

事故条件

原子炉初期圧力大気圧

停止後 1 日の実績による値

起因事象

残留熱除去系機能喪失

運転中の残留熱除去系の故障を想定

外部電源

外部電源なし外部電源の有無は事象進展に影響しないことか
ら，資源の観点で厳しい外部電源なしを設定※1 原子炉停止 1 日後とは全制御棒全挿入からの時間を示している。通常停止操作において原子炉の出力は全制御棒全挿入完了及び発電機解列以前から徐々に低下させるが、崩壊熱評価はスクラムのような瞬時に出力を低下させる保守的な計算条件となっている。
※2 サイクル末期の燃焼度のばらつきを考慮し，10％の保守性を考慮

表 5.1.2 主要評価条件（崩壊熱除去機能喪失）
（2／2）
項目

機器条件

重大事故等対策に関連する

残留熱除去系（低圧注水モード）
による原子炉注水流量

残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）

重大事故等対策に関連する操作条件

5.1-18

残留熱除去系（低圧注水モード）
による原子炉注水

主要評価条件954m3/h にて注水

条件設定の考え方

低圧注水系の設計値として設定

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℃におい残留熱除去系の設計値として設定て）事象発生から 2 時間後事象の認知や現場操作の時間を基に，さらに時間余裕を考慮して設定

添付資料5.1.1
運転停止中の崩壊熱除去機能喪失および全交流動力電源喪失における基準水位到達までの時間余裕と必要な注水量の計算方法について
運転停止中の崩壊熱除去機能喪失および全交流動力電源喪失により，基準水位到達までの時間余裕と必要な注水量について，以下の式を用いて計算を行った。なお，事象を厳しく評価するため，発生する崩壊熱は全て原子炉水温の上昇及び蒸発に寄与するものとし，原子炉
圧力容器や水面からの放熱は考慮しない。
なお，5.1.2及び5.2.2の「燃料損傷防止対策の有効性評価」おいて,「１．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ない計算」を用いて評価を行っており，
添付資料5.1.7及び添付資料5.2.2の「評価条件の不確かさの影響評価について」の一部においては,未開放状態の被ばく影響をより現実に近い想定として評価するため，「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計算」を用いた。
１．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ない計算
原子炉未開放状態において，原子炉圧力上昇に伴う原子炉冷却材の比エンタルピの上昇により，大気圧下と比べての原子炉冷却材の蒸発量は抑制されるが，ここでは原子炉圧力容器の状態に依らず，保守的かつ簡易的な評価として大気圧下の原子炉冷却材の蒸発量を求めた。
(1) 100℃に至るまでの時間
100℃に至るまでの時間は次の式で求める
t1 ＝ ( h100 － h52 ) × Vc × ρ52 ／ ( Q × 3600 ) ＝ 約1.02[h]t1：100℃に至るまでの時間[h]h100 ：100℃の飽和水の比エンタルピ[kJ/kg]＝419.10
h52 ：52℃の飽和水の比エンタルピ[kJ/kg]＝217.70
Vc ：保有水の体積[m ] ＝3

ρ52 ：52℃の水密度[kg/m ] ＝ 987
3Q：崩壊熱[kW] = 2.24×104(2)有効燃料棒頂部または放射線の遮蔽が維持される目安の水位に至るまでの時間
崩壊熱（蒸発）によって基準水位に至るまでの時間は次の式で求める
t = t1 + t2 ＝5.38[h]t2 ＝ ( hs － h100 ) × Vu × ρ52 ／ ( Q × 3600 ) ＝4.36[h]添 5.1.1-1

t：基準水位に至るまでの時間[h]t2：100℃到達から基準水位に至るまでの時間[h]h100 ：100℃の飽和水の比エンタルピ[kJ/kg]＝419.10hs：飽和蒸気の比エンタルピ[kJ/kg] ＝ 2675.57

Vu ：基準水位までの保有水の体積[m ] ＝3

ρ52 ：52℃の水密度[kg/m ] ＝ 987
3：崩壊熱[kW] ＝ 2.24×104

Q(3) 必要な注水量
崩壊熱によって喪失する冷却材を補うために必要な注水量は次の式で求める
f ＝ ( Q × 3600 ) ／ (( hs － hf ) × ρf) ＝約33.1[m /h]3

f ：必要な注水量[m /h]3

ρf ：注水（飽和水）の密度[kg/m ] ＝ 988
3

hs ：飽和蒸気の比エンタルピ[kJ/kg] ＝ 2675.57
hf ：注水（飽和水）の比エンタルピ[kJ/kg] ＝209.34
Q ：崩壊熱[kW] ＝ 2.24×104(4) 注水中の蒸発量注入された水を100℃に上昇させる熱を崩壊熱から差し引いた熱が蒸発に使われるため，次の式で求める
Q × 3600 ＝ F × ρf × ( h100 － hf ) ＋ S × ρf × ( hs － h100 )S ＝ ( Q × 3600 － F × ρf × ( h100 － hf )) ／ ( ρf × ( hs － h100 ))＝約33.1[m /h]3

F ：注水量[m /h] (崩壊熱相当の注水を実施する際はSと等しい値とする)
3

S ：注水中の蒸発量[m /h] （ただし，S≧0）3

ρf：注水（飽和水）の密度[kg/m ] ＝ 988
3

hs ：飽和蒸気の比エンタルピ[kJ/kg] ＝ 2675.57
h100：100℃の飽和水の比エンタルピ[kJ/kg]＝419.10
hf ：注水（飽和水）の比エンタルピ[kJ/kg] ＝209.34
Q ：崩壊熱[kW] ＝ 2.24×104
２．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計算（原子炉圧力容器が閉鎖状態での評価）（１）主蒸気逃がし安全弁(SRV)の逃がし弁機能が作動する最低圧力に到達する時間等
5.1.2及び5.2.2の「燃料損傷防止対策の有効性評価」おいては原子炉圧力容器未開

添 5.1.1-2

放状態であるが，原子炉の大気圧状態が維持される想定にて計算を実施している。ただし，実操作において崩壊熱除去機能が喪失した際のSRVによる減圧操作は原子炉の注水機能が確保された後となるため，原子炉圧力上昇による原子炉冷却材蒸発の抑制効果に期待でき，原子炉冷却材の蒸発量は小さくなる。
閉鎖状態における原子炉の圧力上昇と水位の関係は下の式で計算できる。ここで主蒸気逃がし安全弁(SRV)の逃がし弁機能が作動する最低圧力(7.51MPa[gage])に到達する
時間等を求めた。
Ms / ρs ＋ Ml / ρl ＝ Vall
Ms ＋ Ml ＝ Mall
Δ（hs×Vs×ρs＋hl×Vl×ρl）＝QΔt※初期状態の各変数は[0], SRV作動圧力到達時の各変数は[1]で表す

Ms

，Ml

：気相部の蒸気量，液相部の水量[kg]

初期（大気圧，原子炉水温52℃）：
Ms0＝ 約Mall

kg (飽和蒸気圧)，Ml0＝ 約kg：原子炉圧力容器内の蒸気及び冷却材の総量[kg] ＝約

ρs ，ρlkg：飽和蒸気の密度，水の密度[kg/m3]

初期（大気圧，原子炉水温 52℃）
：ρs0 ＝0.09121 kg/m3，ρl0＝987.2 kg/m3
SRV 作動圧力到達時（7.51MPa[gage]，原子炉水温 291.6℃）：
ρs1 ＝40.2 kg/m3 ，ρl1＝728.9 kg/m3
Vs，Vl：気相部の体積，液相部の体積[m3]

初期（大気圧，原子炉水温52℃）：Vs 0＝約
Vall：原子炉圧力容器の体積[m3] ＝ 約

hs

，hl

m3 ，Vl0＝ 約m3m3：飽和蒸気，水のエンタルピ[kJ/kg]

初期（大気圧，原子炉水温52℃）：
hs0 ＝約2594.8 kJ/kg ，hl0＝約217.7 kJ/kg
SRV作動圧力到達時（7.51MPa[gage]，原子炉水温291.6℃）：
hs1＝約2764.3kJ/kg ，hl1＝約1298.20 kJ/kg
Q：崩壊熱量[kJ/s] ＝約 2.24×104 kJ/s(原子炉停止１日後)

Δt ：事象発生後の時間[s]上記式より
SRV作動圧力到達時（7.51MPa[gage]，原子炉水温291.6℃）の液相部の水量[kg]Ml1＝約 4.04×105 kg
SRV作動圧力到達時（7.51MPa[gage]，原子炉水温291.6℃）の液相部の体積[m3]
Vl1＝約

m3

事象発生後の時間[s]Δt ＝約1.9×104 [s]添 5.1.1-3

→

5時間以上

となり，事象発生約5時間後までに約3tの原子炉冷却材が蒸発する。ただし，熱膨張により原子炉冷却材の体積は約140 m3増加し，原子炉水位は有効燃料棒頂部より約8m
上(通常運転水位より約4m高い位置)となる。SRV作動圧力到達時（7.51MPa[gage]）においては遮蔽評価に用いている100℃の時の水の密度と比べて水の密度が約0.76倍と減少しているため，同等の遮蔽厚さに換算した場合，有効燃料棒頂部より約6m上(通常運転水位より約2m高い位置)となり，事象発生前と同様原子炉冷却材による放射線の遮蔽は維持される。
以上より，原子炉圧力容器が閉鎖状態において崩壊熱除去機能が喪失した後も，主蒸気逃がし安全弁の作動等により原子炉内の保有水量が減少するまでの間（5時間以上），原子炉冷却材による放射線の遮蔽は維持される。
なお，原子炉停止12時間後を想定した際，上記の原子炉停止１日後と同様の評価式を用いて，算出するとSRV作動圧力到達時（7.51MPa[gage]）までの時間は3時間以上となる。

添 5.1.1-4

添付資料 5.1.2
重要事故シーケンスの選定結果を踏まえた有効性評価の条件設定
1. 「崩壊熱除去機能喪失」の重要事故シーケンスの選定
運転停止中原子炉における燃料損傷防止対策の有効性評価，「崩壊熱除去機能喪失」の重要事故シーケンスの選定にあたっては，他の殆どの重要事故シーケンス等の選定と同様に，PRA の結果から抽出された事故シーケンスグループからガイドに示された着眼点を考慮し，重要事故シーケンスを選定している。
崩壊熱除去機能喪失の重要事故シーケンスとしては，ガイドに示された着眼点に加えて事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」における評価内容との差別化を図ることを考慮し，次の事故シーケンスを選定した。
・崩壊熱除去機能喪失（RHR 機能喪失[フロントライン]）＋崩壊熱除去・注水系失敗
2. 重要事故シーケンスに対する燃料損傷防止対策の選定
有効性評価では，設計基準相当の設備の機能喪失を受けて燃料損傷に至る重要事故シー
ケンスに対し，重大事故等対処設備を用いて燃料損傷を防止できることを確認している。
この観点では，全ての崩壊熱除去機能及び注水機能の喪失を受け，重大事故等対処設備を用いて燃料損傷を防止するという評価も考えられるが，この場合，事故シーケンスグルー
プ「全交流動力電源喪失」で選定される重要事故シーケンスと同じ評価を実施することとなる。このため，「崩壊熱除去機能喪失」の重要事故シーケンスの有効性評価では，ガイドの対策例を参照し，待機中の残留熱除去系によって崩壊熱除去機能を確保し，燃料損傷を防止可能であることを確認している。
3. プラント状態（POS）の選定
重要事故シーケンスの選定プロセスでは，POS については選定していないため，有効性評価の評価条件を設定する際に決定している。崩壊熱除去機能の喪失事象が発生した場
合，代替の崩壊熱除去機能や炉心への注水機能を用いて燃料損傷を防止することとなる。
このため，POS を選定する上では崩壊熱が高く，原子炉圧力容器内の保有水量が少ないた
め，事象発生から燃料損傷までの時間余裕が厳しい POS を選定することが適切と考える。
崩壊熱の観点で最も厳しい POS は「S」であり，次に「A」，その次が「B」という順となる。保有水の観点では原子炉水位が通常運転水位付近の可能性がある POS「S」
，
「A」
，
「C」
，
「D」が厳しい。
次に崩壊熱除去・注水機能を持つ設備の事故時の使用可否について考えると，POS「S」
及び「D」の原子炉停止直後・起動準備状態において，給水系を除く緩和設備が原子炉運転中と同様に待機状態又は早期復旧により使用可能な状態である※。そのため，緩和設備については POS「S」及び「D」以外の POS「A」～「C」が厳しい条件となる。
なお，原子炉圧力容器蓋閉時は原子炉圧力の上昇が考えられるが，トップベントから原

添 5.1.2-1

子炉の減圧ができること，急激に原子炉圧力が上昇するようなものではないこと，原子炉圧力が上昇しても逃がし安全弁で減圧できることから低圧注水系が使用できるとしている。また，原子炉格納容器閉鎖時においても同様の考え方である。
このため，本評価においては，POS「S」の次に崩壊熱が高く，原子炉圧力容器内の保有水量が少ないことに加え，使用可能な緩和設備が原子炉運転中と同等である POS「S」，「D」以外の POS として POS「A」を選定している。停止時レベル 1PRA における POS の分類
及び定期検査工程を図 1 に，POS の選定方法及び原子炉圧力容器の開閉状態を表 1 に示す。
※ 一例として後述する「添付資料 5.1.6 6.原子炉隔離時冷却系による注水について」で示すに， POS「S」及び「D」において原子炉圧力容器が閉鎖状態であるため，原子炉圧力が上昇した後に原子炉隔離時冷却系の注水も使用可能となる。
4. 他の燃料損傷防止対策を想定した場合の影響
本評価で確認している，待機中の残留熱除去系による崩壊熱除去機能確保とは別の燃料損傷防止対策としては，復水補給水系による原子炉注水が考えられるが，これについては「全交流動力電源喪失」で選定される重要事故シーケンスにおいて，本評価と同じ POS「A」でその有効性を確認している。

添 5.1.2-2

添 5.1.2-3
図 1 停止時レベル 1PRA における POS の分類及び定期検査工程

表 1 各プラント状態における評価項目に対する影響（崩壊熱除去機能喪失及び全交流動力電源喪失）

プラント状態（POS）

包絡事象

重大事故等対処設備等

原子炉冷温停止への移行
状態

POS Aを想定した有効性
・非常用炉心冷却系（LPFL，ＨＰＣＦ）
評価の条件に包絡・低圧代替注水系（常設）（崩壊熱や保有水量を・低圧代替注水系（可搬型）
POS S と同等のものを・常設代替交流電源設備
使用している為）PCV／RPVの開放及び原子A
炉ウェル満水への移行状態

・非常用炉心冷却系（LPFL，ＨＰＣＦ）
・低圧代替注水系（常設）・低圧代替注水系（可搬型）・常設代替交流電源設備

S-

原子炉圧力容器
蓋
の開閉状態

閉鎖

閉鎖→開放

・非常用炉心冷却系（LPFL，ＨＰＣＦ）
・低圧代替注水系（常設）・低圧代替注水系（可搬型）「全交流動力電源喪失 ・常設代替交流電源設備(POS A)」，及び「使用済 ・燃料プール代替注水系（常設）
燃料プール 想定事故 ・燃料プール代替注水系（可搬）
※
１」に包絡

B1

添 5.1.2-4

・非常用炉心冷却系（LPFL）
原子炉ウェル満水状態（原 ※ＰＯＳ Ｂ３においては・低圧代替注水系（可搬型）
B2 子炉ウェル水抜き開始まで） RHRが待機していないた
・常設代替交流電源設備
め,「残留熱除去機能喪 ・燃料プール代替注水系（可搬）
失(POS A)」には包絡されないが，「全交流動力
・非常用炉心冷却系（ＲＨＲ）
電源喪失(POS A)」の評
B3
・低圧代替注水系（常設）価に代表される。
・低圧代替注水系（可搬型）・常設代替交流電源設備
・燃料プール代替注水系（常設）B4
・燃料プール代替注水系（可搬）開放・非常用炉心冷却系（LPFL，ＨＰＣＦ）「全交流動力電源喪失
・低圧代替注水系（常設）(POS A)」の評価に包絡・低圧代替注水系（可搬型）
される・常設代替交流電源設備

C1
PCV／RPVの閉鎖及び起動準備への移行状態

開放→閉鎖
・非常用炉心冷却系（LPFL，ＨＰＣＦ）
・低圧代替注水系（常設）・低圧代替注水系（可搬型）・常設代替交流電源設備

C2

・非常用炉心冷却系（LPFL，ＨＰＣＦ）
・低圧代替注水系（常設）・低圧代替注水系（可搬型）・常設代替交流電源設備

有効燃料棒頂部の冠水

放射線の遮蔽が維持できる水位の確保

未臨界の確保原子炉が未開放であり，原子炉圧力容器蓋，蒸気乾POS Aに比べ，期待できる緩和系が多く，有効性評価においては
燥器及び気水分離器の遮蔽にも期待できることから
POS S と同等の崩壊熱や保有水量を使用していることからPOS Aをプラント状態POS Aに同じ必要な遮蔽は確保される
想定した有効性評価の条件に包絡される(添付資料5.1.6)

有効性評価にて評価項目を満足することを確認している

有効性評価にて評価項目を満足することを確認している
有効性評価にて評価項目を満足する（原子炉を開放中であり，原子炉圧力容器蓋，蒸気乾 ことを確認している燥器及び気水分離器の遮蔽にも期待できる，又は十 制御棒引き抜きに係わる試験は「反分な遮蔽水位が確保されていることから必要な遮蔽 応度誤投入」に包絡は確保される(添付資料5.1.6)）

POS Sに比べ，崩壊熱が小さく，また保有水量が多いことから余裕時間が長いものの，点検等により緩和系が少なくなることが考えら 水位低下の速いシナリオである「原子炉冷却材の流れる出」にて評価し，評価項目を満足することを確認してい プラント状態POS Aに同じ
ただし，常設代替交流電源設備及び低圧代替注水系（常設）や燃料 る
燃料の取出・装荷に係わる作業はプール代替注水系（可搬）を用いることで炉心損傷を回避できること ※使用済燃料プールにおける放射線の遮蔽確保は 「反応度誤投入」に包絡から崩壊熱の観点から厳しい「全交流動力電源喪失(POS A)」，及 「使用済燃料プール 想定事故１」に包絡されるび「使用済燃料プール 想定事故１」に包絡される

POS Sに比べ，「崩壊熱」が小さく，「保有水量」に差がない。また，「余裕時間」が長いものの，「緩和系」も少ないことから，「崩壊熱除去機能喪失（POS A）」には包絡されない。しかしながら，「崩壊熱」
及び「緩和系」の観点からより厳しい「全交流動力電源喪失（POS
原子炉を閉鎖中であり，原子炉圧力容器蓋，蒸気乾A）」に包絡される
燥器及び気水分離器の遮蔽にも期待できる，又は十分な遮蔽水位が確保されていることから必要な遮蔽は確保される(添付資料5.1.6)
プラント状態POS Aに同じ
POS Aに比べ，「崩壊熱」が小さい，「緩和系」に差がない，「保有水量」に差がない，「余裕時間」が長いことから，燃焼損傷防止対策の有効性評価はPOS Aに包絡される

POS Aに包絡される

D 起動準備状態

運転停止中の評価項目

閉鎖

原子炉が未開放であり，原子炉圧力容器蓋，蒸気乾燥器及び気水分離器の遮蔽にも期待できることから必要な遮蔽は確保される(添付資料5.1.6)

添付資料 5.1.3
崩壊熱除去機能喪失および全交流動力電源喪失評価における崩壊熱設定の考え方

1. 本評価における崩壊熱の設定
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，「崩壊熱除去機能喪失」
および「全交流動力電源喪失」の重要事故シーケンスの有効性評価では，原子炉スクラムによる原子炉停止※から 1 日後の崩壊熱を用いて原子炉水温の上昇及び蒸発による原子炉
水位の低下を評価している。
一般に定期検査期間が数十日であることを考慮すると，原子炉停止から 1 日（24 時間）
後の崩壊熱を用いることは定期検査期間から見ると保守的な設定であると考えるが，仮に原子炉停止からの時間がより短い時点での崩壊熱を用いれば，より厳しい評価条件となる。
※

原子炉停止から 1 日（24 時間）後とは全制御棒全挿入からの時間を示している。通常停止操作において原子炉の出力は全制御棒全挿入完了及び発電機解列以前から徐々に低下させるが、崩壊熱評価はスクラムのような瞬時に出力を低下させる保守的な計算条件となっている。具体的には制御棒の挿入開始及び発電機解列の実績は，全制御棒全挿入完了を基準とするとそれぞれ十数時間以前，2,3 時間
以前となっており，実際の崩壊熱は評価値より小さくなる。

2. より厳しい崩壊熱を設定した場合の時間余裕への影響
プラント停止時を復水器真空破壊からと考えると，通常，復水器真空破壊のタイミング
は通常のプラント停止操作における全制御棒挿入完了から 12 時間以上後である。仮に，原子炉スクラムによる原子炉停止から 12 時間後の崩壊熱によって原子炉注水までの時間余裕を評価すると，有効燃料棒頂部到達まで約 3.7 時間となる。原子炉停止から 1 日（24時間）後の原子炉注水までの時間余裕が約 5.4 時間であることから，時間余裕の観点では
約 2 時間短くなるが，本重要事故シーケンスにおける「崩壊熱除去機能喪失」および「全交流動力電源喪失」の事象発生から原子炉注水開始までの対応は約 2 時間であることから十分対応可能な範囲である。
また，必要な遮蔽の確保の観点においても，現場作業員の退避までの時間余裕が原子炉停止から 1 日（24 時間）後の場合では約 3.4 時間に対して，12 時間後の場合では約 2.0
時間と短くなるものの，十分退避可能な範囲である（添付資料 5.1.6）。
この様に，崩壊熱の設定によっては原子炉注水及び現場作業員の退避の時間余裕に変動が生じるが，原子炉スクラムによる原子炉停止とし，13 ヶ月運転に対して燃焼度を 10%増加させた場合の崩壊熱を用いていること及び原子炉注水までの時間余裕の評価では崩壊熱の減衰を考慮していないこと等，様々な保守性を含めた評価としていることから，本重要事故シーケンスにおいて，原子炉注水が間に合わず燃料損傷に至る状況，現場作業員が過添 5.1.3-1

度な被ばくを受ける状況は想定し難いものと考える。
以

添 5.1.3-2

上添付資料 5.1.4
安定状態について運転停止中の崩壊熱除去機能喪失時の安定状態については以下のとおり。
原子炉安定停止状態：事象発生後，設計基準事故対処設備及び重大事故等対処設備を用いた炉心冷却により，炉心冠水が維持でき，また，冷却のための設備がその後も機能維持できると判断され，かつ，必要な要員の不足や資源の枯渇等のあらかじめ想定される事象悪化のおそれがない場
合，安定停止状態が確立されたものとする。
【安定状態の確立について】
原子炉安定停止状態の確立について
崩壊熱除去機能喪失により原子炉水温が上昇し，沸騰開始による原子炉水位の低下が始まるが，待機していた残留熱除去系（低圧注水モード）による注水継続により原子炉水位は回復し，炉心の冷却が維持される。
その後，残留熱除去系を原子炉停止時冷却モードに切替え，原子炉除熱を開始することで冷温停止状態に移行し，原子炉安定停止状態が確立される。
重大事故等対策時に必要な要員は確保可能であり，また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
【安定状態の維持について】
上記の燃料損傷防止対策により安定停止状態を維持できる。
また，残留熱除去系機能を維持し，除熱を行うことにより，安定停止状態後の更なる除熱が可能となる。

添 5.1.4-1

添付資料 5.1.5
原子炉停止中における崩壊熱除去機能喪失および全交流動力電源喪失時の格納容器の影響について
運転停止中の有効性評価は，審査ガイドの評価項目※に基づき原子炉への注水を行うことで燃料の冠水が維持されていることをもって，燃料の冷却が維持され燃料損傷が防止できていることを確認している。
※＜審査ガイドの評価項目＞(a)燃料有効長頂部が冠水していること。
(b)放射線の遮蔽が維持される水位を確保すること。
(c)未臨界を確保すること（ただし，通常の運転操作における臨界，又は燃料の健全性に影響を与えない一時的かつ僅かな出力上昇を伴う臨界は除く。）

この際，格納容器圧力及び温度の挙動は評価対象とはしていないが，代替原子炉補機冷却系又は格納容器ベントによる原子炉格納容器除熱により対応することとなる。
１．プラント停止中における崩壊熱除去機能喪失時の格納容器の影響
プラント停止中の有効性評価において，崩壊熱除去機能を喪失している期間は「崩壊熱除去機能喪失」の事象発生約 2 時間後まで，「全交流動力電源喪失」の事象発生から代替原子炉補機冷却系等による崩壊熱除去機能復旧の事象発生約 20 時間後までである。
ここでは，代表として「全交流動力電源喪失」を前提に考察する。
崩壊熱除去機能が喪失すると原子炉水温は上昇し，冷却機能喪失後 1 時間程度で沸騰を開始した後，水位が低下する。原子炉注水により燃料の冷却は維持されるが，原子炉内の圧力が徐々に上昇するため,原子炉の減圧が必要となる。減圧により原子炉内の熱量がサプレッション・チェンバへと移行し，格納容
器内の温度上昇や圧力上昇に至る。格納容器の圧力上昇が炉心損傷前ベントの基準となる 0.31MPa[gage]に到達する時間は約 32 時間程度であり，代替原子炉補機冷却系による崩壊熱除去機能復旧の時間余裕は充分確保される。
また，仮に原子炉補機冷却系による崩壊熱除去機能の復旧ができない場合は格納容器ベントによる除熱を実施することとなるが，追加放出においては，既に原子炉停止後の減圧操作により原子炉内へ放出
されて気体廃棄物処理系で処理されるため，格納容器内の放射性物質の量は，運転中の事故時と比べて非常に小さく，考慮不要である。
なお，原子炉圧力容器が閉鎖状態かつ格納容器開放状態の状態で，全交流動力電源喪失が発生する頻度は大きなものではないが，これらについても考察する。
パーソナルエアロック等開放により格納容器が開放されている場合，パーソナルエアロック等を速やかに閉止することで，上記と同様の対応となる。
原子炉格納容器の上部蓋を取り外している場合は，状況により速やかに格納容器を閉鎖することが困難となり原子炉内から蒸気とともに熱量が格納容器を経由して原子炉建屋内に放出されることも考えられる。ただし，原子炉建屋壁面への吸熱及びブローアウトパネル開放等による環境へ放熱により，原子炉
建屋内の環境条件は必要な設備が機能喪失するほど悪化することはなく，代替原子炉補機冷却系等を用いた原子炉又は格納容器冷却の開始により徐々に改善される。また，現場作業員の退避時及び公衆への放射線影響について，冷却材中に含まれるよう素は微少であり時間減衰による低減効果もあるため，有添 5.1.5-1

意なものとはならない。
原子炉圧力容器を開放している場合は，原子炉内から放出された熱量は蒸気に伴い原子炉建屋内に放出され，原子炉建屋壁面への吸熱，または環境へ放熱されるが，この場合は崩壊熱量がさらに低下していること，原子炉ウェルが水張りされているなど原子炉冷却材の量が増加していることから事象進展はより緩慢となる。

添 5.1.5-2

＜参考＞
運転停止中における全交流動力電源喪失が発生した際の格納容器の圧力を MAAP により求めた。解析
条件は表 1,解析結果は表 2 及び表 3 となる。格納容器スプレイに期待するケース及び期待しないケースの 2 ケースの評価を実施し，その結果，期待しない場合であってもベントまでの時間は事象開始から約

32 時間となった。
表 1 解析条件（停止時ベントタイミングの確認）
分類

項目

解析条件
崩壊熱

原子炉停止1日後

原子炉圧力容器の想定

未開放

原子炉初期水温

事故発生時のプラント状態

52℃（残留熱除去系（原子炉停止時
冷却モード）の設計温度）

原子炉の初期圧力

大気圧

原子炉格納容器の想定

未開放
サプレッション・チェンバのプール

原子炉格納容器の初期温度

水温：35℃
気相部：57℃

原子炉格納容器の初期圧力

大気圧

復水貯蔵槽の水温

50℃
・全交流動力電源喪失発生

事象開始・水位低下に伴う非常用炉心冷却系の起動は期待しない
・常設代替交流電源設備による電源供給開始

事象発生70分後・逃がし安全弁による減圧・低圧代替注水系（常設）による注
水開始

事象進展

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水
格納容器スプレイ

125m3/h（設計値1台）

実施に期待しない, 又は復水移送ポンプ 1 台による D/W ス
プレイ実施(100m3/h)
格納容器圧力0.31MPa[gage]到達，又ベントタイミング

添 5.1.5-3

はサプレッション・チェンバ・プー
ル水位上限到達表 2 解析結果（停止時ベントタイミングの確認）
分類

備考

ベントタイミング

格納容器スプレイに期待しない
ケース
格納容器スプレイに期待するケース

事象発生後約32時間
事象発生後約44時間

格納容器圧力 0.31MPa[gage]到達

サプレッション・チェンバ・
プール水位上限到達

表 3 解析結果（格納容器圧力及び温度※）
事象発生 20 時間後

ベントタイミング時

サプレッション・

サプレッション・

サプレッション・

サプレッション・

チェンバ圧力

チェンバ温度

チェンバ圧力

チェンバ温度(MPa[gage])(℃)(MPa[gage])

(℃)

0.31

145

(事象発生約 32 時

(事象発生約 32 時

ないケース

間後)

間後)

格納容器スプ

0.22

135(事象発生約44時(事象発生約44時

間後)

間後)

分類

格納容器スプレイに期待しレイに期待す

0.09

0.07

111

101

るケース

※格納容器圧力及び温度はドライウェルより値が大きいサプレッション・チェンバの結果を記載
以

添 5.1.5-4

上添付資料 5.1.6
原子炉停止中 崩壊熱除去機能喪失および全交流動力電源喪失時における放射線の遮蔽維持について
運転停止中の「崩壊熱除去機能喪失」，「全交流動力電源喪失事象」における放射線の遮蔽維持について評価を行い，事故時の作業員の退避も考慮すると，退避までの間，放射線の遮蔽維持に必要な水位（目安と考える10mSv/h※）が維持されることを確認したため，その結果を以下に示す。
なお，事故対応に関わる操作は，原子炉建屋最上階の様に現場の線量率が大きく上昇する場所では実施しないため，作業員の現場退避を評価の代表とした。
また，放射線の遮蔽を検討する際，原子炉圧力容器開放作業の流れ，原子炉圧力容器等構造物，原子炉水位が重要となるため，それらを考慮した評価とした。
※ 必要な遮へいの目安とする線量率は，緊急作業時の被ばく限度（100mSv）及び緊急作業時の被ばく限度を適用する作業区域（15mSvを超えるおそれがある区域）等の条件から十分余裕のある値であり，かつ定期検査作業での原子炉建屋最上階における現場作業の実績値（5.5mSv/h(柏崎刈羽原子力発電所7号炉 平成27年9月 蒸気乾燥器及び気水分離器取り外し作業の例)）を考慮して10mSv/hとした。
1. 原子炉圧力容器開放作業の流れ①原子炉圧力容器開放作業の開始前，コンクリートハッチ取り外し，原子炉格納容器蓋取り外し（図 1 中の 1,2，3・4）
原子炉を停止後，残留熱除去系の原子炉停止時冷却モードで除熱可能な圧力に減圧されるまでは，
原子炉は主蒸気系を介して，復水器によって除熱される。残留熱除去系の原子炉停止時冷却モードによる除熱を開始した後，復水器真空破壊を経て，復水器による除熱を停止する。
これらの原子炉の冷温停止状態に向けた操作と並行して,コンクリートハッチ及び原子炉格納容器
蓋の取り外し作業を実施する。
②原子炉圧力容器蓋取り外し（図 1 中の 5）原子炉が冷温停止状態になった後，原子炉の水位を徐々に上昇させ，原子炉圧力容器保温材及び原子炉圧力容器蓋を開放する（原子炉圧力容器開放時の水位はフランジ下 0.3m 程度）。
③蒸気乾燥器取り外し（図 1 中の 6）水位を徐々に上昇させながら，蒸気乾燥器を蒸気乾燥器・気水分離器（D/S）ピットへと移動する（蒸気乾燥器は気中移動）。
④気水分離器取り外し（図 1 中の 7）
気水分離器を蒸気乾燥器・気水分離器（D/S）ピットへと移動する（気水分離器は水中移動）。
なお，原子炉起動に向けて実施する原子炉圧力容器閉鎖作業においては開放作業の逆の流れで実施される。この状況においては原子炉圧力容器開放作業時に比べ，原子炉停止後の冷却時間が長く燃料の崩

添 5.1.6-1

壊熱及び線源強度が小さくなる。そのため，放射線の遮蔽維持における影響は原子炉圧力容器開放作業時に包絡される（添付資料 5.1.2）。

原子炉圧力容器蓋の取り外し作業に向けて
フランジ部付近まで原子炉水位を上昇

柏崎刈羽原子力発電所 6 号炉及び 7 号炉では気中移動
釣り器具の水没をさせないように蒸気乾燥器の吊上げに併せて原子炉水位を上昇させる

図 1 原子炉圧力容器開放作業の流れ※

http://www.tepco.co.jp/nu/f2-np/handouts/j140528a-j.pdf

公開されている沸騰水型原子炉の開放作業の流れとして「福島第二原子力発電所１号炉 原子炉開放作業の完了について」より参照

添 5.1.6-2

2.原子炉圧力容器等構造物
評価点（燃料交換機床（後述するコンクリートハッチ取り外し，原子炉格納容器蓋取り外し状態の作業現場を想定））
コンクリートハッチ(厚さ約m のコンクリート)

原子炉格納容器蓋(厚さ約mm の鋼材)

原子炉圧力容器蓋(厚さ約mm の鋼材)

原子炉圧力容器フランジ
蒸気乾燥器
約 17.4m

約 8.7m
気水分離器

約 4.4m
上部格子板

燃料

図 2 原子炉圧力容器等構造物の概要

添 5.1.6-3

通常運転水位3.各状態における遮蔽維持について
原子炉圧力容器開放作業時の各状態における現場の放射線遮蔽について以下に示す。
①-1 原子炉圧力容器開放作業の開始前（図１中の 1）
原子炉運転中や原子炉停止直後等はコンクリートハッチ，原子炉格納容器蓋及び原子炉圧力容器
蓋が閉鎖されており，また蒸気乾燥器，気水分離器等も炉内に存在するため， 炉心燃料等の線源か
らの放射線の多くはこれらに遮られ，原子炉建屋最上階での線量率は十分小さくなる。そのため,原
子炉圧力容器開放作業の開始前において，原子炉水位低下に伴う放射線の遮蔽の評価は不要である。
※ 一例として Co60 を線源とした時の 10cm の鉄の実効線量透過率は約 8.2×10-2，155cm のコンクリートの実効線量
透過率は約 4.1×10-7 と非常に小さくなる（参考：放射線施設の遮蔽計算実務（放射線）データ集

2012 公益財団法人

原子力安全技術センタ－）①-2 コンクリートハッチ取り外し，原子炉格納容器蓋取り外し（図１中の 2，3・4）
コンクリートハッチ，原子炉格納容器蓋の取り外し後は，これらの遮蔽効果には期待できなくな
るが, 原子炉圧力容器蓋, 蒸気乾燥器，気水分離器の遮蔽効果に期待できる。さらに原子炉圧力容器蓋の取り外し作業に向けて原子炉の水位の上昇操作を実施するため，定検毎に高さは異なるが水位は徐々に上昇することになる。この状態で原子炉建屋最上階にて原子炉圧力容器開放に向けた作業を実施していることも考えるため,コンクリートハッチ及び原子炉格納容器蓋の遮蔽に期待しない場合の現場線量率の評価が必要である。
②原子炉圧力容器蓋取り外し（図１中の 5）
原子炉圧力容器蓋開放時はフランジ下 0.3m 程度まで水位を上昇させた後，開放作業を実施する。
この際，水位上昇により炉心燃料や上部格子板からの放射線の影響は非常に小さくなる。また,保有水量が多くなるため，沸騰開始までの時間はさらに長くなる（約 1.4 時間程度）。
仮に原子炉圧力容器蓋を取り外し中に全交流動力電源喪失事象等の事故事象が発生した際を考えても，原子炉圧力容器蓋を完全に移動させてなければ，その遮蔽に期待できる。
また、取り外した後の状態にて後述する全交流動力電源喪失事象の水位低下（フランジ付近から約1.5m 低下）を仮定した場合も，原子炉水位をフランジよりさらに上昇させている可能性があること，
炉心燃料及び上部格子板からの放射線影響は後述する原子炉冷却材の流出の原子炉水位と線量率の関係（図 5.3.6）に包絡できることから，必要な遮蔽の目安とした 10mSv/h を超えることはない。
なお，蒸気乾燥器及び気水分離器からの放射線影響においても線源強度が大きくないこと，約 1.5mの水位低下により露出する蒸気乾燥器は通常作業でも気中移動させる設備であることから，これらを考慮しても必要な遮蔽は維持される。
以上より，原子炉水位低下に伴う放射線の遮蔽の評価は不要である（上記の①-2 での評価に包絡）。
③蒸気乾燥器取り外し（図１中の 6）及び④水分離器取り外し（図１中の 7）
蒸気乾燥器の取り出しに合わせ,水位を上昇させていく状態であり，崩壊熱除去機能喪失や全交流
動力電源喪失事象が発生した場合においても,沸騰開始及び水位低下まで十分に時間余裕があるため，原子炉水位低下に伴う放射線の遮蔽の評価は不要である。

添 5.1.6-4

4.放射線の遮蔽維持に必要な水位
放射線の遮蔽維持に必要な水位（目安と考える 10mSv/h）は, 3．の検討を踏まえ，「①-2 コンク
リートハッチ取り外し，原子炉格納容器蓋取り外し（図１中の 2，3・4）」の状態を想定して評価を行った。
線量率の算出は，「添付資料 4.1.2｢水遮蔽厚に対する貯蔵中の使用済燃料からの線量率｣の算出について」と同様に QAD-CGGP2R コードを用いて計算し, 評価条件は以下に示すものを用いた。
なお，評価点は燃料交換機床※とした。
※原子炉停止中の崩壊熱除去機能喪失及び全交流動力電源喪失時の事故対応で原子炉建屋最上階等の現場作業は不要であるため，作業員の退避を想定して評価点を設定した。コンクリートハッチ取り外し，原子炉格納容器蓋取り
外し作業時において作業員は天井クレーン操作室等にいることが考えられるため，より線源に近い燃料交換機床を代表としている。なお，停止作業中においては作業員が原子炉格納容器内（Ｄ／Ｗ含む）に入って作業することも考えられるが，これらの作業は停止直後に実施しないこと，炉心燃料からの放射線は遮蔽物（原子炉圧力容器，シュラウド，生体遮蔽（原子炉遮蔽壁）等）により減衰されること，原子炉建屋最上階と同様に事故後に作業員が退避することから，作業員の退避に関する被ばく影響は本評価に包絡される。

（１） 炉心燃料・炉内構造物の評価モデルと線源強度
放射線源として燃料,上部格子板,気水分離器及び蒸気乾燥器をモデル化した。
a.炉心燃料計算条件を以下に示す。
○ 線源形状：燃料集合体の全てに燃料がある状態○ ガンマ線エネルギ:計算に使用するガンマ線は，エネルギ 18 群(ORIGEN 群構造)とする。
○ 線源材質:燃料及び水 (密度g/cm3)○ 線源強度は，以下の条件で ORIGEN2 コードを使用して算出した。
・燃料照射期間：1264 日(燃焼度 33GWd/t 相当の値)
・燃料組成：STEPⅢ 9×9A 型(低 Gd)
・濃縮度：

(wt%)

・U 重量：燃料一体あたり(kg)

・停止後の期間※：停止 12 時間(原子炉未開放状態での実績を考慮して設定した値を設定)※

停止後の期間は全制御棒全挿入からの時間を示している。通常停止操作において原子炉の出力は全制御棒全挿入完了及び発電機解列以前から徐々に低下させるが、線源強度評価は崩壊熱評価と同様にスクラムのような瞬時に出力を低下させる保守的な計算条件となっている。

○ 計算モデル：円柱線源
線量率計算モデルを図 3 に示す。また，計算により求めた線源強度を表 1 に示す。

添 5.1.6-5

評価点（燃料交換機床）
T.M.S.L.約
33.7
TMSL33705.0

×
Void

T.M.S.L.約
26.0
TMSL26013.5mm）

約 19.7 -T
19705.5-Ｔ

RPV 鋼板（φ 約 7.5m ×ＲＰＶ鋼板(φ7478mm×95ｔ)

T.M.S.L.約
22.4
TMSL22426.0
ドライヤーフードカバー（φ 約 6.6m ×
ドライヤフードカバー(φ6630mm×8ｔ)

mm）

T.M.S.L.約
19.5
TMSL19476.0
シュラウドヘッド（φ 約 6.2m ×シュラウドヘッド厚さ(φ6223mm×50ｔ)

mm）

水
3

パラメータ
(Ｔ)

（密度：0.958g/cm ）T.M.S.L.約
14.0
TMSL13999.5

線源（円柱）

約
3.7
3708

φ5252.5mm×3708mm
φ約 5.3m×約 3.7m

燃料及び水
（密度：

3

g/cm ）

T.M.S.L.約
10.3
TMSL10291.5

φ5252.5
φ約 5.3

注： 寸法は公称値を示す（単位：m (遮蔽厚さは mm)）
図 3 燃料の線量率計算モデル

添 5.1.6-6

表 1 燃料の線源強度
ガンマ線
群

エネルギ
(MeV)

燃料線源強度(cm-3 ・s-1)

11.00×10-2

1.26×1012

2

2.50×10-2

1.73×1011

3

3.75×10-2

1.96×1011

4

5.75×10-2

1.29×1011

5

8.50×10-2

2.40×1011

6

1.25×10-1

5.78×1011

7

2.25×10-1

4.81×1011

8

3.75×10-1

1.30×1011

9

5.75×10-1

4.35×1011

10

8.50×10-1

3.63×1011

11

1.25×100

7.10×1010

12

1.75×100

8.87×1010

13

2.25×100

6.36×10914

2.75×100

3.09×10915

3.50×100

6.70×10716

5.00×100

3.02×10617

7.00×100

4.07×10018

9.50×100

4.68×10-1

合計

4.15×1012

添 5.1.6-7

b. 上部格子板
計算条件を以下に示す。
○ 線源形状：円柱線源としてモデル化○ 線源の高さ（mm）：○ ガンマ線エネルギ：計算に使用するガンマ線は，主要核種 60Co を想定して 1.5MeVとする。
○ 線源材質： 水と同等(密度 0.958g/cm3※)※

65℃から 100℃までの飽和水の密度のうち，最小となる 100℃の値を採用

Sv/h）より 2.1×109(Bq/cm3)と算出した。

○ 線源強度は，機器表面の実測値（
線量率計算モデルを図４に示す。

T.M.S.L.約
33.7
TMSL33705.0

×
評価点（燃料交換機床）

Void

T.M.S.L.約
26.0
TMSL26013.5
mm）

18425.8-Ｔ
約 18.4 -T

RPV 鋼板（φ 約 7.5m ×ＲＰＶ鋼板(φ7478mm×95ｔ)

T.M.S.L.約
22.4
TMSL22426.0
ドライヤーフードカバー（φ 約 6.6m ×
ドライヤフードカバー(φ6630mm×8ｔ)

mm）

T.M.S.L.約
19.5
TMSL19476.0
シュラウドヘッド（φ 約 6.2m ×シュラウドヘッド厚さ(φ6223mm×50ｔ)

mm）

水

パラメータ
(Ｔ)

3

（密度：0.958g/cm ）T.M.S.L.約
15.3
TMSL15279.2

約978.01.0

線源（円柱）
φ6223mm×978mm
φ約 6.2m×約 1.0m

上部格子板
3

（密度：0.958g/cm ）T.M.S.L.約
14.3
TMSL14301.2

注： 寸法は公称値を示す
図４ 上部格子板の線量率計算モデル

添 5.1.6-8（単位：m (遮蔽厚さは mm)）c. 気水分離器
計算条件を以下に示す。
○ 線源形状：円柱線源としてモデル化○ 線源の高さ（mm）：○ ガンマ線エネルギ：計算に使用するガンマ線は，主要核種 60Co を想定して 1.5MeVとする。
○ 線源材質： 水と同等(密度 0.958g/cm3※)※

65℃から 100℃までの飽和水の密度のうち，最小となる 100℃の値を採用

Sv/h）より 5.2×105(Bq/cm3)と算出した。

○ 線源強度は，機器表面の実測値（
線量率計算モデルを図５に示す。

評価点（燃料交換機床）×

T.M.S.L.約
33.7
TMSL33705.0

約14229-Ｔ
14.2 -T

Void

T.M.S.L.約
26.0
TMSL26013.5
RPV 鋼板（φ 約 7.5m ×ＲＰＶ鋼板(φ7478mm×95ｔ)

mm）

T.M.S.L.約
22.4
TMSL22426.0
ドライヤーフードカバー（φ 約 6.6m ×
ドライヤフードカバー(φ6630mm×8ｔ)

mm）

T.M.S.L.約
19.5
TMSL19476.0
パラメータ
(Ｔ)

水
3

約
4.2
4209.6（密度：0.958g/cm ）線源（円柱）
φ6223mm×4209.6mm

φ約 6.2m×約 4.2m

気水分離器
3

（密度：0.958g/cm ）T.M.S.L.約
15.3
TMSL15266.4

注： 寸法は公称値を示す（単位：m (遮蔽厚さは mm)）
図５ 気水分離器の線量率計算モデル

添 5.1.6-9

d. 蒸気乾燥器
計算条件を以下に示す。
○ 線源形状：円柱線源としてモデル化○ 線源の高さ（mm）：○ ガンマ線エネルギ：計算に使用するガンマ線は，主要核種 60Co を想定して 1.5MeVとする。
○ 線源材質： 水と同等(密度 0.958g/cm3※)※

65℃から 100℃までの飽和水の密度のうち，最小となる 100℃の値を採用○ 線源強度は，機器表面の実測値（

Sv/h）より 2.3×105(Bq/cm3)と算出した。

線量率計算モデルを図６に示す。

×

評価点（燃料交換機床）

T.M.S.L.約
33.7
TMSL33705.0

約11.3 -T11279-Ｔ

Void

T.M.S.L.約
26.0
TMSL26013.5
RPV 鋼板（φ 約 7.5m ×ＲＰＶ鋼板(φ7478mm×95ｔ)

mm）

T.M.S.L.約
22.4
TMSL22426.0

線源（円柱）
φ6630mm×5234mm

φ約 6.6m×約 5.2m

パラメータ
(Ｔ)

約5234
5.2

蒸気乾燥器
（密度：0.958g/cm 3 ）水（密度：0.958g/cm 3 ）T.M.S.L.約
17.2
TMSL17192.0

注： 寸法は公称値を示す（単位：m (遮蔽厚さは mm)）

図６ 蒸気乾燥器の線量率計算モデル

添 5.1.6-10

（２） 遮蔽物の評価モデル
原子炉圧力容器内の冷却材以外に放射線を遮蔽する構造物として，原子炉圧力容器蓋，蒸気乾燥器，
気水分離器をモデル化した。なお，蒸気乾燥器及び気水分離器は構造が複雑であり，放射線の遮蔽物を平均化したモデルとするとストリーミング（放射線漏れ）の影響により非保守的な評価となるため，線源を覆うような構造物のみ遮蔽物として考慮した。
a. 原子炉圧力容器蓋
遮蔽物形状：円柱線源としてモデル化
遮蔽物の高さ（mm）：
線源材質：（圧力容器蓋の最薄部厚さ）
※

平板(密度

※圧力容器鋼板の密度は，同等である

で代表した線量率計算モデル(遮蔽)を図 3～7 に示す。

図 7 原子炉圧力容器蓋の線量率計算モデル（遮蔽）b. 蒸気乾燥器
遮蔽物形状：円柱線源としてモデル化
遮蔽物の高さ（mm）：
線源材質：（フード部の最薄部厚さ）

平板(密度※蒸気乾燥器の材質の密度はg/cm3) ※と同等であるため，代表した線量率計算モデル(遮蔽)を図 3～5，8 に示す。

図 8 蒸気乾燥器の線量率計算モデル（遮蔽）添 5.1.6-11

c. 気水分離器
遮蔽物形状：円柱線源としてモデル化
遮蔽物の高さ（mm）：
線源材質：（シュラウドヘッドの厚さ（スワラによる遮蔽も考慮）
）

平板(密度

※気水分離器の材質(の密度はg/cm3) ※と同等であるため，代表した線量率計算モデル(遮蔽)を図 3,4,9 に示す。

図 9 気水分離器の線量率計算モデル（遮蔽）添 5.1.6-12

（３） 現場の線量率の評価結果（１），（２）の条件を用いて評価した原子炉水位と現場の線量率の関係を図１０に示す。
グラフより必要な遮蔽を確保できる水位（目安と考える 10mSv/h※）は以下の仮定のもとで「有効燃料棒頂部の約 2.0m 上」と求めた。
※必要な遮蔽の目安は緊急作業時の被ばく限度(100mSv)と比べ，十分余裕のある値（10mSv/h）とする。
1.E+04

1.E+03

1.E+02

線

線

量
量
率
率

必要な遮蔽を確保できる水位(10mSv/h)

1.E+01

有効燃料棒頂部の約 2.0m 上（mSv/h）(mSv/h）

1.E+00

1.E-01

原子炉運転中の通常運転水位

1.E-02

1.E-03
0

2

4

6

8

10

12

14

ＴＡＦからの水厚さ（ｍ）

有効燃料棒頂部からの水位(m）

図１０ 原子炉水位と炉心燃料及び上部格子板からの線量率

添 5.1.6-13

16

18

（４） 必要な遮蔽を確保できる最低水位到達までの時間余裕
崩壊熱除去機能喪失および全交流動力電源喪失時の事故発生時から放射線の遮蔽維持に必要な水位到達までの時間を, 「添付資料 5.1.1」の 1. 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ない計算を用いて求めた。
計算は後述する「添付資料 5.1.7」の評価条件の不確かさを踏まえ，原子炉停止後 12 時間後と 1 日後の２ケースを実施した。
算出条件及び算出結果を表２に示す。
評価結果より，原子炉停止 1 日後においては崩壊熱除去機能喪失時の注水までの想定時間 2 時間，全交流動力電源喪失時の注水までの想定時間 2.5 時間（145 分）に対して十分であることが確認された。
また，原子炉停止後 12 時間後においては，上述の保守的な計算方法を用いた場合，現場の線量率が目安と考える 10mSv/h を約 2.0 時間後に超えることが確認された。
表２ 必要な遮蔽を確保できる最低水位到達までの時間余裕の算出条件と結果
原子炉停止

原子炉

崩 壊 熱

必要な遮蔽を

有効燃料棒頂残留熱除去機

全交流動力

後の

初期水

(kW)

確保できる水部到達までの能喪失時の注

電源喪失時

時間

温(℃)

位到達までの時間余裕

水までの想定

の注水まで

時間

の想定時間

時間余裕※1
12 時間
（不確かさ
で確認する

100

2.67×104

約 2.0 時間

約 3.7 時間

2 時間以内※252

2.24×104

約 3.4 時間

約 5.4 時間

2 時間

2.5 時間（145 分）

ケース）
24 時間
（有効性評
価で確認す

2.5 時間（145 分）るケース）※1 「添付資料 5.1.1」の２. 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計算に示すように，原子炉の減圧操作実施までは，発生した崩壊熱の多くが飽和水の顕熱として吸収されるため，必要な遮蔽を確保できる水
位到達までの時間余裕はさらに長くなる（原子炉停止 12 時間後でも 3 時間以上の時間余裕がある）。
※2 水位低下の発生が早まるため，運転員の事象認知が早まる。

5.事故時の退避について
事故発生時の原子炉建屋最上階又は原子炉格納容器内にいる現場作業員の退避について確認した。
事象発生時，当直長のページングによる退避指示，又は現場の状況変化により，作業員は異常状態を認知し，1 時間以内に原子炉建屋最上階又は原子炉格納容器内より退避する。全交流動力電源喪失により現場の照明設備が消灯することも考えられるが，作業員はヘッドライト等のバッテリー式の照明を保有しており，現場環境が悪化する前（4．より最短約 2 時間）の退避が十分可能である。
なお，作業者の避難が必要な場合は，避難指示，立ち入り制限が実施されるため, 作業者は緊急作業を除き現場の安全性が確認される前に再入域することはない。

添 5.1.6-14

復旧に際しては放射線汚染等を確認し、現場の安全性が確認された後実施する。
6.原子炉隔離時冷却系による注水について
原子炉隔離時冷却系の設計として，作動には 1.03MPa[gage]以上の原子炉圧力を必要としており，停止時の原子炉の初期圧力は大気圧程度まで低下しているため,評価において原子炉隔離時冷却系による注水に期待していない。ただし，有効性評価で想定しているような原子炉未開放状態において事象進展とともに原子炉の圧力が上昇し，原子炉隔離時冷却系による注水が可能となることが考えられる。なお，原子炉隔離時冷却系の点検の準備として弁の電源等に隔離操作（アイソレーション）を実施していることも考えられるが，これらの事故時に原子炉隔離時冷却系 RC での注水を必要とした際は運転員がただちに復旧を実施することが可能であるため，原子炉隔離時冷却系の使用の問題とならない。
7.まとめ
崩壊熱除去機能喪失および全交流動力電源喪失時で想定する原子炉停止１日後において，必要な遮蔽を確保できる水位を下回ることはない。
また，評価条件の不確かさを考慮して原子炉停止 12 時間後の状態を想定した場合でも，現場の作業員の退避を考慮すると４．で評価した必要な遮蔽を確保できる水位到達までの時間余裕である２時間に比べ十分時間がある。さらに，これらの時間余裕は添付資料 5.1.1 2.のとおり，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することでさらに長くなる。
以上より，運転員及び作業員が現場にいる間，放射線の遮蔽は維持される。

添 5.1.6-15

評価条件の不確かさの影響評価について（運転停止中 崩壊熱除去機能喪失）

表 1 評価条件を最確条件とした場合の運転員操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（運転停止中
項目

燃料の崩壊熱評価条件（初期，事故及び機器条件）の不確かさ
評価条件
最確条件

原子炉停止後 1 日
約 22.4MW（ANSI/ANS-5.1-1979）

添 5.1.7-1

初期
条件

評価設定の考え方

約 22MW 以下（実績値）

平衡炉心燃料についてサイクル末期の燃焼度に10%の保守性を考慮した値を想定し算出。
停止後の時間については，
停止後の時間が短くなる
ように 1 日後の状態を想定。

原子炉初期水温52℃

約 42℃～約 48℃※1（実績値）

停止後 1 日の実績より，原
子炉は残留熱除去系の原
子炉停止時冷却モードにて冷却されているため，その設計温度である 52℃を設定。

原子炉初期水位

通常運転水位通常運転水位以上

原子炉停止初期の通常運転水位付近にある状態を想定。

原子炉初期圧力

大気圧

大気圧※2

設計値を設定。

崩壊熱除去機能喪失）（1/2）

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

最確条件で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，原子炉水温上昇及び原子炉水位低下速度は緩やかになるが，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。

最確条件で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が大きくなる。
逆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。スクラムによる原子炉停止から 12 時間後の燃料の崩壊熱によって原子炉注水までの時間余裕を評価すると，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 2 時間，有効燃料棒頂部到達まで約 4 時間となる。本時間に対して原子炉注水までの時間は確保されていることから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。
また，これらの時間余裕は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することでさらに長くなる。原
子炉隔離時冷却系が復旧可能な場合は，さらに原子炉水位の低下は抑制される。（添付資料 5.1.1，5.1.6）
このため,評価条件での放射線遮蔽維持の時間余裕である
約 3 時間,有効燃料棒頂部到達までの時間余裕である約 5
時間より短くなるが，評価項目の不確かさを考慮しても必要な放射線の遮蔽は維持され，注水操作（事象開始から約2 時間後）に対して十分な時間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。

最確条件では評価条件で設定している原子炉初期水温より低くなることから，原子炉水位の回復は早くなり，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

最確条件では評価条件で設定している原子炉初期水位より高くなるため，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。

評価条件と最確条件は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，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。

※1 原子炉停止直後,サイクル末期の停止時冷温臨界試験に向けた高温維持（80℃程度）などの特殊な場合を除く（ただし, 原子炉初期水温が 80℃の場合であっても,約 4 時間以上の時間余裕があり注水操作に対して十分な時間が確保されているため，影響はない）※2 原子炉停止直後,原子炉圧力容器耐圧試験などの特殊な場合を除く※3 添付資料 5.1.1 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計算（原子炉圧力容器が閉鎖状態）による評価を参照

添付資料 5.1.7

最確条件では評価条件で設定している原子炉
初期水温より低くなるため，時間余裕が長くなることが考えられるが，注水操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。
最確条件では評価条件で設定している原子炉
初期水位より高くなるため，有効燃料棒頂部まで水位が低下する時間は長くなるが，注水操作
は原子炉水位に応じた対応ではなく，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。
評価条件と最確条件は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。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，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。

表 1 評価条件を最確条件とした場合の運転員操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（運転停止中項目

評価条件（初期，事故及び機器条件）の不確かさ
評価条件

評価設定の考え方

最確条件

崩壊熱除去機能喪失）（2/2）

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
原子炉圧力容器未開放状態の場合は，評

初

原子炉圧力

原子炉圧力容器未開

容器の状態

放

事故事象毎

原子炉圧力容器未開放状態の場合は，評価条件と同

価条件と同様であるため，事象進展に与様であるため，事象進展に与える影響はなく，運転える影響はなく，評価項目となるパラメ

炉心の崩壊熱及び保有水量の観点か

員等操作時間に与える影響はない。

ータに与える影響はない。

ら設定。

原子炉圧力容器開放状態の場合は，原子炉減圧操作

原子炉圧力容器開放状態の場合は，原子が不要となるが，事象進展に与える影響は小さく，炉減圧操作が不要となるが，事象進展に

運転員等操作時間に与える影響は小さい。

与える影響は小さく，評価項目となるパ期
条

ラメータに与える影響は小さい。

件

添 5.1.7-2

燃料の容量

約 2,040kL

2,040kL 以上（軽油タンク容量）

通常時の軽油タンクの運用値を参考に，最確条件を包絡できる条件を設定。

最確条件とした場合には，解析条件よりも燃料容量の余裕は大きくなる。また，事象発生直後から最大負荷運転を想定しても燃料は枯渇しないことから，－運転員等操作時間に与える影響はない。

残留熱除去系（原子炉停止時冷却モー
起因事象
事

運 転中 の 残 留 熱除 去

運転中の残留熱除去系の系の機能喪失機能喪失

故ド）1 台による原子炉の崩壊熱除去を解析条件と最確条件が同様であることから，事象進

解析条件と最確条件が同様であることか

実施中に，残留熱除去系ポンプの故障

展に影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はら，事象進展に影響はなく，評価項目とな等による機能喪失するものとして設ない。

るパラメータに与える影響はない。

定。

条
外部電源がない場合と外部電源があ件
外部電源

外部電源なし事故毎に変化

る場合では，事象進展は同じであることから，資源の評価の観点で厳しくなる外部電源がない場合を想定。

外部電源がない場合と外部電源がある場合では，事象進展は同じであることから，運転員等操作時間に与える影響はない。

外部電源がない場合と外部電源がある場
合では，事象進展は同じであることから，評価項目となるパラメータに与える影響
はない。

待機中の残
留熱除去系
（低圧注水
機

モード）の注

器

水流量

条
件

954m3/h

残留熱除去

熱交換器 1 基あたり約系（原子炉停8MW（原子炉冷却材温止時冷却モ

度 52℃，海水温度 30℃

ード）

において）

954m3/h

低圧注水系の設計値として設定。

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）残留熱除去系の設計値として設定。

解析条件と最確条件が同様であることから，事象進

解析条件と最確条件が同様であることか

展に影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はら，事象進展に影響はなく，評価項目となない。

るパラメータに与える影響はない。

解析条件と最確条件が同様であることから，事象進

解析条件と最確条件が同様であることか

展に影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はら，事象進展に影響はなく，評価項目となない。

るパラメータに与える影響はない。

表 2 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（運転停止中評価条件（操作条件）の不確かさ
項目

評価上の操作開始時間
評価上の操作開始時間操作の不確かさ要因

運転員等操作時間に与える影響

評価設定の考え方

崩壊熱除去機能喪失）（1/2）

評価項目となるパラメータに与える

操作時間余裕

訓練実績等

影響

【認知】
評価では残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）の故障発生から残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注
水操作の開始まで，逃がし安全弁の手動減圧操作等を含め2 時間を設定しているが，原子炉注水の必要性を認知する
ことは容易である。よって，評価上の注水操作開始時間に対し，実際の注水操作開始時間が早くなる場合が考えられ

添 5.1.7-3

る。
【要員配置】
中央制御室内での操作のみであり，運転員は中央制御室に常駐していることから，操作開始時間に与える影響なし。
操
作
条件

待機中の残留熱除去系（低圧注水モード）の注水操作

事象の認知や 現場
事象発生から

操作の時間を基に，

2 時間

さらに時間余 裕を考慮して設定【移動】
中央制御室内での操作のみであり，操作開始時間に与える影響なし。
【操作所要時間】
残留熱除去系のポンプ起動操作及び注入弁の開操作は，制御盤の操作スイッチによる操作のため，簡易な操作である。操作時間は特に設定していないが，原子炉水位の低下に対して操作に要する時間は短い。
【他の並列操作有無】
当該操作を実施する運転員は，残留熱除去系（低圧注水モード）の原子炉注水操作時に他の並列操作はなく，操作開
始時間に与える影響はなし。
【操作の確実さ】
中央制御室における操作は，制御盤の操作スイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起こりにくく，そのため誤操
作等により操作時間が長くなる可能性は低い。

原子炉水位低下時に原子炉注水の必要性

通常運転水位からを認知することは容放射線の遮蔽が維

中央制御室に おけ易であり，評価では事持される最低水位る操作のため，シミ

象発生から 2 時間後に到達するまでの

ュレータにて 訓練の原子炉注水操作開時間は約 3 時間,有実績を取得。訓練で

効燃料棒頂部まで

は，残留熱除 去系

水位が低下するま（低圧注水モード）

での時間は約 5 時

による原子炉 注水間であり，これに対の系統構成に 必要して，事故を検知しな弁の操 作は 約 2て注水を開始する分。

までの時間 は約 2想定で意図し てい

実施するため，その開時間であることかる運転操作が 実施

始時間は早くなる場

ら，準備時間が確保

可能なことを 確認

合が考えられ，原子炉できるため，時間余した。

水位の回復が早くな

裕がある。

始を設定しているが，実際は運転員の残留
熱除去系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る。

原子炉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
タに対する余裕は大きくなる。

表 2 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（運転停止中

崩壊熱除去機能喪失）（2/2）

評価条件（操作条件）の不確かさ
項目

評価上の操作開始時間
評価上の操作開始時間操作の不確かさ要因

評価設定の考え方

運転員等操作時間に与評価項目となるパラえる影響

メータに与える影響

操作時間余裕訓練実績等

プラント停止時の実績か
ら，配管の暖気運転を含め

待機中の残
操
作
条
件

留熱除去系
（原子炉停
止時冷却モ
ード）による
崩壊熱除去

添 5.1.7-4

機能復旧

約 60 分で操作開始できるこ

残留熱除去系の低圧注水モードにより事象発生から

運転手順書等を踏ま

3.5 時間後

えて設定とを確認した。また，系統構

原子炉への注水を実施していることから，原子炉停止時冷却モードによる崩壊熱除去機能復旧には時間余裕が あ
る。

－

－

－

成及びポンプの起動のみであれば，約 10 分で操作可能であることを確認した。
想定で意図している運転操作が実施可能なことを確認した。

7 日間における燃料の対応について（運転停止中 崩壊熱除去機能喪失）
プラント状況：1～7 号炉停止中。
事象：崩壊熱除去機能喪失は 6 号及び 7 号炉を想定。保守的に全ての設備が，事象発生直後から燃料を消費するものとして評価する。
なお，全プラントで外部電源喪失が発生することとし，免震重要棟等，プラントに関連しない設備も対象とする。
号炉

時系列
事象発生直後から事象発生後 7 日間

7 号炉

非常用ディーゼル発電機 3 台起動。 ※1（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,490L/h×24h×7 日×3 台＝750,960L
事象発生直後から事象発生後 7 日間

6 号炉

非常用ディーゼル発電機 3 台起動。 ※1（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,490L/h×24h×7 日×3 台＝750,960L
事象発生直後から事象発生後 7 日間

1 号炉

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L
事象発生直後から事象発生後 7 日間

2 号炉

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L
事象発生直後から事象発生後 7 日間

添 5.1.8-1

3 号炉

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L
事象発生直後から事象発生後 7 日間

4 号炉

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L
事象発生直後から事象発生後 7 日間

5 号炉

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L

合計

7 号炉軽油タンク容量は
約 1,020kL であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 751kL

6 号炉軽油タンク容量は
約 1,020kL であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

1 号炉軽油タンク容量は約 632kL であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

2 号炉軽油タンク容量は約 632kL であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

3 号炉軽油タンク容量は約 632kL であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

4 号炉軽油タンク容量は約 632kL であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

5 号炉軽油タンク容量は約 632kL であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 79kL

1～7 号炉軽油タンク及びガスタービン発電機用燃料タンク（容量約 200kL）の残容量（合計）は
約 659kL であり，
7 日間対応可能。

免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機 1 台起動。（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
437L/h×24h×7 日＝73,416L
モニタリング・ポスト用発電機 3 台起動。（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
9L/h×24h×7 日×3 台＝4,536L※1 事故収束に必要な非常用ディーゼル発電機は 2 台で足りるが，保守的に非常用ディーゼル発電機 3 台を起動させて評価した。
※2 事故収束に必要な非常用ディーゼル発電機は 1 台で足りるが，保守的に非常用ディーゼル発電機 2 台を起動させて評価した。

添付資料 5.1.8

7 日間の
軽油消費量
約 751kL

事象発生直後から事象発生後 7 日間
その他

判定

5.2 全交流動力電源喪失
5.2.1 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
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」において，燃料損傷防止対策の有効性に含まれる事故シーケンスは，「1.2 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＋直流電源喪失＋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・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
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除熱を実施する。
(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残留熱除去系による原子炉圧力容器の除熱手段を整備する。
これらの対策の概略系統図を図 5.2.1 及び図 5.2.2 に，手順の概要を図 5.2.3 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表 5.2.1 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，事象発生 10 時間までの 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 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 4 名である。

5.2-1

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 26 名である。必要な要員と作業項目について図 5.2.4 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，作業項目と重要事故シーケ
ンスとを比較し，必要な要員数を確認した結果，18 名で対処可能である。
※ 原子炉停止中の6号及び7号炉における体制は，必ずしも当直副長2名ではなく，当直副長1名，運転員1名の場合もある。

a. 全交流動力電源喪失による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。
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計である。
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（原子炉圧力容器）等である

5.2-2

e. 残留熱除去系の原子炉停止時冷却モード運転
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。
5.2.2 燃料損傷防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法
重要事故シーケンスは，「1.2 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＋交流電源喪失＋崩壊熱除去・注水系失敗」である。
なお，5.1「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「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対策の有効性を確認する。
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て，最も厳しい想定であり，当該プラントの状態を基本とし，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，すべての評価項目を満足できる。
また，評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，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余裕時間を評価する。
（添付資料 5.1.1,5.1.2）(2) 有効性評価の条件
本重要事故シーケンス対する初期条件も含めた主要な評価条件を表 5.2.2 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

5.2-3

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，崩壊熱に相当する冷却材の蒸発量は約 37m3/h である。
（添付資料 5.1.3）(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，逃がし安全弁の開操作によって原子炉圧力は大気圧が維持されているものとする※。
※

実操作では低圧注水系の注水準備が完了した後で減圧を実施することとなり，低圧代替注水（常設）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．事故条件(a) 起因事象
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，外部電源が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（常設）による原子炉注水流量
低圧代替注水（常設）による原子炉注水流量は 150m3/h 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

5.2-4

運転員等操作に関する条件として，「1.3.5 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（停止時冷却モード運転）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。
(3) 有効性評価の結果
本重要事故シーケンスの事象進展を図5.2.3に，原子炉水位の推移を図5.2.5に，原子炉水位と線量率の関係を図5.2.6に示す。
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，原子炉水温が上昇し，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。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。水位回復後は，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きる。
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，原子炉水温は低下する。
b．評価項目等
原子炉水位は，図 5.2.5 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，図 5.2.6 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）※である有効燃料棒頂部の約 2.0m
を下回ることがないため，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）。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，「1.2.4.2 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。
※ 必要な遮蔽の目安は緊急作業時の被ばく限度(100mSv)等と比べ，十分余裕のある値であり，かつ定期検査作業での原子炉建屋最上階における現場作業の実績値（約6mSv/h）を考慮した値（10mSv/h）と5.2-5

する。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。

（添付資料 5.1.5, 5.1.6, 5.2.1）
5.2.3 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。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，表5.2.2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，事象発生前の原子炉初期水温，原子炉初期水位，原子炉初期圧力及び原子炉圧力容器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，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，全交流動力電源の喪失による異常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。
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42℃～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，評価条件で設定している原子炉初期水温より低くなるため，時間余裕が長くなることが考えられるが，注水操作や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異常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。
初期条件の原子炉初期水位は，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，評価条
件で設定している原子炉初期水位より高くなるため，有効燃料棒頂部まで水位が低5.2-6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操作であるため，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。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，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，全交流動力電源の喪失による異常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。
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状態の場合は，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。原子炉圧力容器開放状態の場合は，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，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。逆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。スクラムによる原子炉停止から12時間後の燃料の崩壊熱によっ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が確保される水位）である有効燃料棒頂部の約2.0mに到達するまでの時間は約2時間となり，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ことから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く，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42℃～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，評価条件で設定している原子炉初期水温より低くなることから，原子炉水位の回復は早くなり，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
初期条件の原子炉初期水位は，評価条件の通常運転水位に対して最確条件は通常

5.2-7

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，評価条
件で設定している原子炉初期水位より高くなるため，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，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。
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状態の場合は，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状態の場合は，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。
※ 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
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（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実態の運転操作は，認知に10分間，移動に20分間，操作所要時間に115分間の合計145分間※であり,評価上の受電完了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。低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作は，常設代替交流電源
設備からの受電操作と同時に実施するため，その影響を受けるが，実態の操作開始時
間は，評価上の想定とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は小さい。
操作条件の代替原子炉補機冷却系運転操作は，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5.2-8

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可能性がある
ことから，操作開始時間は評価上の想定より早まる可能性がある。
※

6,7号炉同時被災時において6,7号炉共通設備である第一ガスタービン発電機起動を実施する
号炉での対応時間を想定(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は評価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。
操作条件の代替原子炉補機冷却系運転操作は，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ため，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
（添付資料5.2.2）(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，当該操作に対する時間余裕について，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事象発生から約3時間,有効燃料棒頂部まで水位が低下するまでの時間は約5時間であり，事故を検知して注水を開始するまでの145分は十分な時
間余裕を確保できる時間である。
操作条件の代替原子炉補機冷却系運転操作は，事象発生後約20時間後の操作であり時間余裕がある。仮に操作が遅れる場合は，原子炉への注水は継続する。
（添付資料5.2.2）(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ても操作時間に対する十分な余裕時間を確保でき，評価項目となるパラメー
タに与える影響はない。
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，
操作時間に対して一定の時間余裕がある。
5.2.4 必要な要員及び資源の評価(1) 必要な要員の評価

5.2-9

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号炉同時の重大事故等対策時において事象発生10時間までの必要な要員は，「5.2.1(3)燃料損傷防止対策」に示
すとおり18名である。「6.2 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及び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
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，「6.1(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
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水について，7日間の対応を考慮すると，号炉あたり約610m3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1,220m3の水が必要である。水源として，各号炉の復水貯蔵槽に約1,700m3及び淡水貯水池に約18,000m3の水量を保有している。これにより，6号及び7号炉の同時被災を考慮しても，注水によって復水貯蔵槽を枯渇することなく，必要な水量が確保可能であり，7日間の継続実施が可能である。
（添付資料 5.2.3）
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860kLの軽油が必要となる。代
替原子炉補機冷却設備専用の電源車については，保守的に事象発生直後からの運転を想定
すると，7日間の運転継続に号炉あたり約37kLの軽油が必要となる。代替原子炉補機冷却系用の可搬型大容量送水ポンプについては，保守的に事象発生直後からの可搬型大容量送水ポンプの運転を想定すると，7日間の運転継続に号炉あたり約30kLの軽油が必要となる。免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機及びモニタリング・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79kLの軽油が必要となる。（6号及び7号炉 合計 約1,073kL)
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200kL）にて合計約 2,240kL 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，免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機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。
（添付資料 5.2.4）
ｃ．電源

5.2-10

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号及び 7 号炉で約 2,232kW（6 号炉：約 1,104kW，7 号炉：約 1,128kW）必要となるが，常設代替交流電源設備は連続定格容量が 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，免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機及びモニタリング・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。
（添付資料5.2.5）
5.2.5 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，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系
による原子炉圧力容器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，常設代替交流電源設備による交流電源供給，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圧力容器の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，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，当直長，当直副長，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，事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」において，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。

5.2-11

図 5.2.1 全交流動力電源喪失時の重大事故等対策の概略系統図（1/2）（原子炉減圧及び原子炉注水）

図 5.2.2 全交流動力電源喪失時の重大事故等対策の概略系統図（2/2）（原子炉停止時冷却及び原子炉注水）

5.2-12

プラント前提条件
・プラント停止後1日目
・原子炉圧力容器閉鎖中
・原子炉格納容器開放中・主蒸気隔離弁全閉・非常用ディーゼル発電機（B）点検中
・残留熱除去系（A）原子炉停止時冷却モード運転中・残留熱除去系（B）停止中
・残留熱除去系（C）低圧注水モード待機中
・原子炉水位N.W.L（通常は＋1550mm以上）（解析上の時刻）（0分）

全交流動力電源喪失発生

凡例：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）のみの作業【有効性評価の対象とはしていないが，他に取り得る手段】
Ⅰ
消火系を代替原子炉注水として使用する場合があるため運転状態について確認する。
恒設設備による原子炉注水が実施できない場合，低圧代替注水系（可搬型）による注水を実施する。

：判断：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業

Ⅱ：解析上考慮しない操作・判断結果

※1
※2
※8

（約10分後）第一ガスタービン発電機が使用できない場合は第二ガスタービン発電機による緊急用M/Cを受電する。
緊急用M/Cが使用できない場合は可搬型代替交流電源設備によるP/C受電を実施する。
（電源容量により使用できる設備が限られる）
常設代替交流電源設備が使用できない場合は可搬型代替交流電源設備による緊急用M/Cを受電する。
（電源容量により使用できる設備が限られる）回復は解析上考慮せず

早期の電源回復不能と判断

非常用ディーゼル発電機または外部電源による
交流電源回復操作を実施

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備（約60分後）原子炉水温100℃到達

Ⅰ※6
常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）の準備

復水移送ポンプ以外による原子炉注水・消火ポンプによる代替注水・可搬型代替注水ポンプによる代替注水※3

第一ガスタービン発電機以外による非常用電源供給
・第二ガスタービン発電機による緊急用M/C受電
・可搬型代替交流電源設備による緊急用M/C受電
・可搬型代替交流電源設備によるP/C受電

復水移送ポンプによる代替原子炉注水と同等の流量確保または注水開始不可※4中央制御室での逃がし安全弁
1個による原子炉減圧

燃料供給準備（タンクローリ給油準備）

代替原子炉補機冷却系
準備Ⅱ

常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）による非常用電源回復操作

可搬型代替交流電源設備は第一ガスタービン発電機と同等の電源供給開始不可

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備が完了※5（145分後）復水移送ポンプ1台を用いた
低圧代替注水（常設）による
原子炉注水

原子炉水位回復（20時間後）※7（約20時間後）タンクローリによる給油準備完了代替原子炉補機冷却系
準備が完了
原子炉水位回復後は蒸発量に応じた原子炉注水を実施（適宜実施）
残留熱除去系準備※1
外部電源が喪失し，かつ全ての非常用ディーゼル発電機からの受電に失敗することにより，全ての所内高圧系統（6.9kV）の母線が使用不能となった場合。

（20時間後）※2
中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動が実施できず，非常用高圧系統（6.9kV）の電源回復ができない場合，早期の電源回復不可と判断する。

残留熱除去系による崩壊熱除去機能回復※3
約1時間後に原子炉水温が100℃に到達する。
逃がし安全弁「全閉」※4
解析上，原子炉圧力容器を大気圧状態に維持するため逃がし安全弁を「開」する。
※5
原子炉注水に必要な弁が動作可能であることを確認する
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する
注水前の原子炉最低水位は有効燃料棒頂部（TAF）+2.9ｍ（レベル2+約300mm）となる。

代替原子炉補機冷却系を使用した原子炉停止時冷却モードにより冷却を継続し，機能喪失している設備の復旧に努める。

使用済燃料プール冷却開始

原子炉の状態が静定後使用済燃料プール冷却を再開する※6
復電時に不要な負荷が起動するのを防止するための負荷切り離しを含む。
※7
原子炉水位計（広帯域）にて水位回復を確認する。
※8
重大事故等発生を通信連絡設備により確認した現場作業員は待避を実施する

図 5.2.3 全交流動力電源喪失時の対応手順の概要
5.2-13

可搬設備への
燃料補給

停止中の全交流動力電源喪失

経過時間（分）備考
10

実施 箇所・ 必要 人員数
責任者

当直長
6号

操作項目

指揮者
通報連絡者

7号

交流電源回復操作（解析上考慮せず）

原子炉減圧操作

当 直 副長当 直 副長

緊急時対策要員

運 転員（中央 制御 室）

状況判断

1人

20

30

40

60

70

5人

運転 員
（現 場）

90

100

110

120

130

140

プラント状況確認

1人
1人

80

150

160

170

180

145分

原子炉注水開始

190

200

210

220

230

事象発生
中 央 監視緊 急 時対 策 本 部 連 絡
号 炉 毎運 転 操 作 指 揮

操作の内容

中 央 制御 室 連 絡
発 電 所外 部 連 絡

約60分

原子炉水温100℃到達

約60分

第一ガスタービン発電機による給電開始

緊 急時対 策要員
（現場 ）

6号

7号

6号

7号

6号

7号

1人
A

1人
a

－

－

－

－

・全交流動力電源喪失確認

－

－

－

－

－

－

・非常用ディーゼル発電機 機能回復

－

－

－

－

－

－

・外部電源 回復

（1人 ）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・逃がし安全弁 1弁による手動減圧操作

（1人 ）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・受電前準備（中操）10分対応可能な要員により対応する

常設代替交流電源設備 準備操作
（第一ガスタービン発電機）

－

－

2人
C,D

5分

20分

・放射線防護装備準備

10分

・現場移動
・第一ガスタービン発電機健全性確認

－

－

20分

－
・第一ガスタービン発電機給電準備

10分

・第一ガスタービン発電機起動，給電・放射線防護装備準備
常設代替交流電源設備からの受電準備操作

50

－

－

－

2人
c,d

－

20分

10分

－
・現場移動

50分

・7号炉 M/C（D）受電準備

―

―

（ 2人）
C,D

―

―

―

・第一ガスタービン発電機 運転状態確認

・放射線防護装備準備／装備

25分

10分

常設代替交流電源設備運転（第一ガスタービン発電機）

―

―

―

―

・現場移動
・第二ガスタービン発電機 状態確認

2人

30分

要員を確保して対応する

・現場移動

適宜実施

・第一ガスタービン発電機 運転状態確認－
常設代替交流電源設備からの受電操作－
常設代替交流電源設備からの受電準備操作

（1人）
a
－

－

－
－

－

・M/C

受電確認

10分

－

・7号炉 M/C（D） 受電
・7号炉 MCC（D） 受電

10分

－

－

（2人 ）
c,d

－

－

－

（1人）
a

－

－

－

－

－

（2人 ）
c,d

－

－

（ 2人）
C,D

－

－

－

・現場移動
・6号炉 M/C（D）受電準備

－

－

－

・M/C

受電確認

10分

－

・6号炉 M/C（D） 受電
・6号炉 MCC（D） 受電

10分－

常設代替交流電源設備からの受電操作

－
（2人 ）
c,d

－

常設代替交流電源設備からの受電操作

常設代替交流電源設備からの受電準備操作

－

－

－

（1人 ）
A

－

－
（ 2人）
C,D

・M/C

受電確認

10分

・7号炉 M/C（C） 受電

10分

・7号炉 MCC（C） 受電
50分

－

－

低圧代替注水系（常設） 準備操作

（1人）
a

－

－

－

－

低圧代替注水系（常設） 注水操作

（1人 ）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・残留熱除去系 注入弁操作

－

－

（ 2人）
C,D

－

－

－

・現場移動
・6号炉 M/C（C）受電準備

（1人 ）
A

－

－

－

－

－

・M/C

受電確認

10分

－

（ 2人）
C,D

－

・6号炉 M/C（C） 受電
・6号炉 MCC（C） 受電

10分

常設代替交流電源設備からの受電操作

－

－

－

50分

・7号炉 M/C（C）受電準備

（1人 ）
A

常設代替交流電源設備からの受電準備操作

－

・現場移動

－

・復水移送ポンプ起動／運転確認

交流電源回復前から通信手段確保等

15分

・低圧代替注水系（常設） ラインアップの作業を実施する
原子炉水位回復後、蒸発量に応じた注水

50分

図 5.2.4 全交流動力電源喪失時の作業と所要時間(1/2)
5.2-14

停止中の全交流動力電源喪失

経過時間（時間）
備考
9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

24

実施箇所 ・必要 人員数
操作項目

運 転員
（中央 制御室 ）低圧代替注水系（常設） 注水操作

運転員
（現 場）

6号

7号

6号

7号

6号

7号

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

－

－

－

－
2人

燃料給油作業

－

－

－

－

－

－

（2人）
C,D

（ 2人）
c,d

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

燃料給油準備－－－－

燃料給油作業

－

－

－

－

－

－

－

－

代替原子炉補機冷却系

代替原子炉補機冷却系

タンクローリ残量に応じて適宜軽油タンク
から補給

120分
適宜実施

・第一ガスタービン発電機用燃料タンクへの給油－

・放射線防護装備準備

－

－

・現場移動
・代替原子炉補機冷却系 現場ラインアップ

13人
（参集 ）

13人
（参集 ）

※1，※2

※1，※2

10分

300分

準備操作

運転

残留熱除去系 起動準備

残留熱除去系 起動操作

使用済燃料プール冷却（解析上考慮せず）

10分

・軽油タンクからタンクローリへの補給－

崩壊熱除去機能回復

原子炉水位回復後、蒸発量に応じた注水・残留熱除去系 注入弁操作

・放射線防護装備準備／装備
燃料給油準備

20時間

操作の内容

緊急時 対策要 員
（現場 ）

再開

必要人員数

・放射線防護装備準備

10分

・現場移動
・資機材配置及びホース布設、起動及び系統水張り

10時間

・軽油タンクからタンクローリへの補給

※1
（2人）
※2

※2

（ 3人）

（3人）

適宜実施

・代替原子炉補機冷却系 運転状態監視

適宜実施

（1人）
a

－

－

－

－

・原子炉停止時冷却モード 起動準備

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・原子炉停止時冷却モード 起動

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・原子炉停止時冷却モード運転による原子炉状態監視

－

－

（2人）
C,D

（ 2人）
c,d

－

－

・燃料プール冷却浄化系熱交換器冷却水側１系隔離・代替原子炉補機冷却系が供給していない側の燃料プール冷却浄化系熱交換器を隔離する

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・スキマサージタンク水位調整
・燃料プール冷却浄化系系統構成

・再起動準備としてろ過脱塩器の隔離およびスキマサージタンクへの補給を実施する

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・燃料プール冷却浄化系再起動

1人
A

1人
a

2人
C,D

2人
c,d

（

から補給

・電源車への給油・可搬型大容量送水ポンプへの給油

（1人）
A

合計

タンクローリ残量に応じて適宜軽油タンク

90分

20分

10分

適宜実施

・燃料プール冷却浄化ポンプを再起動し使用済燃料プールの冷却を再開する
・必要に応じてスキマサージタンクへの補給を実施する

4人（その他 参集26人））内 の数字は 他の作 業終了後 、移動 して対 応する人 員数。

図 5.2.4 全交流動力電源喪失時の作業と所要時間(2/2)

5.2-1560分
燃料プール水温「77℃」以下維持要員を確保して対応する

30分

30分

有
効
燃
料
棒
頂
部

原子炉水温 100℃到達（事象発生約 1 時間後）

からの

原子炉水位回復後は，原子炉圧力容器除熱機能が復旧する 20 時間後まで崩壊熱相当の注水継続（事象発生約 3 時間後に通常運転水位まで回復）

水位(m）
低圧代替注水系（常設）による注水開始（事象発生 145 分後 水位 有効燃料棒頂部から約 2.9m 上）

事故後の時間(h）図 5.2.5 原子炉水位の推移

5.2-16

1.E+04

燃料を線源とした線量率が支配的な水位

1.E+03

1.E+02

上部格子板を線源とした線量率が支配的な水位

線
線

量量
1.E+01率率

蒸気乾燥器及び気水分離器を線源（mSv/h）(mSv/h）とした線量率が支配的な水位

1.E+00

水位の低下
1.E-01(有効燃料棒頂部から約 2.9m）
原子炉運転中の通常運転水位

1.E-02

1.E-03
0

2

4

6

8

10

12

ＴＡＦからの水厚さ（ｍ）
有効燃料棒頂部からの水位(m）

図 5.2.6 原子炉水位と線量率

5.2-1714

16

18

表 5.2.1 全交流動力電源喪失時における重大事故等対策について
有効性評価上期待する事故対処設備
判断及び操作操作
常設設備

全交流動力電源喪失による原子炉の運転停止中に全交流動力電源が喪失し，残留熱

原子炉停止時冷却モード停除去系（原子炉停止時冷却モード）運転停止による崩壊止確認

熱除去機能が喪失する

所内蓄電式直流電源設備

可搬型設備

計装設備

－

【残留熱除去系系統流量】

残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）運転停止によ
逃がし安全弁による原子炉り原子炉水温が 100℃に到達することから，原子炉圧力

所内蓄電式直流電源設備の低圧状態維持を低圧状態に維持するため逃がし安全弁 1 個を開操作す

逃がし安全弁

原子炉圧力（SA）
原子炉圧力－

原子炉圧力容器温度

る

5.2-18常設代替交流電源設備による交流電源供給を確認後，中常設代替交流電源設備

低圧代替注水系（常設）によ

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

復水移送ポンプ

る原子炉注水動起動し，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を

復水貯蔵槽

開始する

軽油タンク

代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系の準備が
残留熱除去系による原子炉
停止時冷却モード運転

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
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

原子炉水位（SA）
原子炉水位
タンクローリ

復水補給水系統流量（原子炉圧力容器）
復水貯蔵槽水位(SA)

常設代替交流電源設備【残留熱除去系（原子炉停止時冷却代替原子炉補機冷却系【残留熱除去系系統流量】

モード）】

タンクローリ

【残留熱除去系熱交換器入口温度】

軽油タンク

【

】
：重大事故等対処設備（設計基準拡張）

表 5.2.2 主要評価条件（全交流動力電源喪失）（1／2）
項目
原子炉圧力容器の状態
崩壊熱
初期条件

原子炉初期水位主要評価条件

条件設定の考え方

原子炉圧力容器の未開放

燃料の崩壊熱及び保有水量の観点から設定

約 22.4MW

平衡炉心燃料の平均燃焼度 33GWd/t※2 を基に（9×9 燃料（A 型），原子炉停止 1 日後※1） ANSI/ANS-5.1-1979 にて算出した値
通常運転水位（セパレータスカート下端から+119cm）

停止後 1 日の水位から保守性を持たせた値
停止後 1 日の実績より，原子炉は残留熱除去系の原子

原子炉初期水温52℃

炉停止時冷却モードにて冷却されているため，その設

5.2-19

計温度である 52℃を設定

事故条件

原子炉初期圧力大気圧

停止後 1 日の実績による値

外部水源の温度50℃

復水移送ポンプ吐出温度を参考に設定

起因事象

外部電源喪失安全機能の喪失に対する仮定

全交流動力電源喪失

全ての非常用ディーゼル発電機の機能喪失を想定

外部電源

外部電源なし起因事象として，外部電源が喪失するものとして設定

送電系統又は所内主発電設備の故障等によって，外部電源が喪失するものとして設定※1 原子炉停止 1 日後とは全制御棒全挿入からの時間を示している。通常停止操作において原子炉の出力は全制御棒全挿入完了及び発電機解列以前から徐々に低下させるが、崩壊熱評価はスクラムのような瞬時に出力を低下させる保守的な計算条件となっている。
※2 サイクル末期の燃焼度のばらつきを考慮し，10％の保守性を考慮

表 5.2.2 主要評価条件（全交流動力電源喪失）（2／2）
項目
低圧代替注水（常設）による原
重大事故等対策に関連する機器条件

子炉注水流量代替原子炉補機冷却系

残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）
重大事故等対策に関連する操作条件

5.2-20

常設代替交流電源設備からの受電
低圧代替注水系（常設）起動操作

代替原子炉補機冷却系運転操作

主要評価条件
150m3/h にて原子炉注水

約 23MW（原子炉冷却材温度 100℃，海水温度 30℃において）

時冷却モード運転

設計値に注入配管の流路圧損を考慮した値として設定

代替原子炉補機冷却系の設計値として設定

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℃におい残留熱除去系の設計値として設定て）事象発生 145 分まで

全交流動力電源喪失時の訓練実績を踏まえて設定

事象発生 145 分後

常設代替交流電源設備からの受電後として設定

事象発生 20 時間後

代替原子炉補機冷却系の準備期間を考慮して設定

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停止

条件設定の考え方

事象発生 20 時間後

代替原子炉補機冷却系及び残留熱除去系による原子炉除熱機能回復を踏まえて設定

添付資料 5.2.1
安定状態について運転停止中の全交流動力電源喪失の安定状態については以下のとおり。
原子炉安定停止状態：事象発生後，設計基準事故対処設備及び重大事故等対処設備を用いた炉心冷却により，炉心冠水が維持でき，また，冷却のための設備がその後も機能維持できると判断され，かつ，必要な要員の不足や資源の枯渇等のあらかじめ想定される事象悪化のおそれがない場合，安定停止状態が確立されたものとする。
【安定状態の確立について】
原子炉安定停止状態の確立について
崩壊熱除去機能喪失により原子炉水温が上昇し，沸騰開始による原子炉水位の低下が始まるが，常設代替交流電源設備による交流電源の供給を開始した後，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水により原子炉水位は回復し，炉心の冷却が維持される。
その後，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（停止時冷却モード）により原子炉除熱を開始することで冷温停止状態に移行することができ，原子炉安定停止状態が確立される。
また，重大事故等対策時に必要な要員は確保可能であり，また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
【安定状態の維持について】
上記の燃料損傷防止対策により安定停止状態を維持できる。
また，残留熱除去系機能を維持し，除熱を行うことにより，安定停止状態後の更なる除熱が可能となる。

添 5.2.1-1

評価条件の不確かさの影響評価について（運転停止中 全交流動力電源喪失）
表 1 評価条件を最確条件とした場合の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（運転停止中
項目

燃料の崩壊熱評価条件(初期，事故及び機器条件)の不確かさ
評価条件

原子炉停止後 1 日
約 22.4MW(ANSI/ANS-5.1-1979)

評価項目となるパラメータに与える影響

約 22MW 以下(実績値)

平衡炉心燃料についてサイクル末期の燃焼度に 10%の保守性を考慮した値を想定し算出。
停止後の時間については，
停止後の時間が短くなる
ように 1 日後の状態を想定。

最確条件で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，原子炉水温上昇及び原子炉水位低下速度は緩やかになるが，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，全交流動力電源の喪失による異常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。

最確条件で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。
逆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。スクラムによる原子炉停止から 12 時間後の燃料の崩壊熱によって原子炉注水までの時間余裕を評価すると，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 2 時間，
有効燃料棒頂部到達まで約 4 時間となる。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ことから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。
また，これらの時間余裕は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することでさらに長くなる※3。
原子炉隔離時冷却系が復旧可能な場合は，さらに原子炉水位の低下は抑制される。
（添付資料 5.1.1，5.1.6）
このため,評価条件での放射線遮蔽維持の時間余裕である
約 3 時間,有効燃料棒頂部到達までの時間余裕である約 5
時間より短くなるが，評価項目の不確かさを考慮しても必要な放射線の遮蔽は維持され，注水操作（事象開始から約145 分後）に対して十分な時間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。

約 42℃～約 48℃(実績値)

停止後 1 日の実績より，原
子炉は残留熱除去系の原
子炉停止時冷却モードにて冷却されているため，その設計温度である 52℃を設定。

最確条件では評価条件で設定している原子炉初期水温より低くなるため，時間余裕が長くなることが考えられるが，注水操作や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異常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。

最確条件では評価条件で設定している原子炉初期水温より低くなることから，原子炉水位の回復は早くなり，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

通常運転水位以上

原子炉停止初期の通常運転水位付近にある状態を想定。

最確条件では評価条件で設定している原子炉初期水位より高くなるため，有効燃料棒頂部まで水位が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操作であるため，運転員等操作時間に与える影響はない。

最確条件では評価条件で設定している原子炉初期水位より高くなるため，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。

設計値を設定。

評価条件と最確条件は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。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，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，全交流動力電源の喪失による異常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。

初期条件

添 5.2.2-1

運転員等操作時間に与える影響

最確条件

評価設定の考え方

原子炉初期水温原子炉初期水位

原子炉初期圧力※152℃

通常運転水位大気圧

全交流動力電源喪失）(1/2)

大気圧※2

評価条件と最確条件は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，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。

添付資料 5.2.2※1 原子炉停止直後,サイクル末期の停止時冷温臨界試験に向けた高温維持(80℃程度)などの特殊な場合を除く。
（ただし，原子炉初期水温が 80℃の場合であっても,約 4 時間以上の時間余裕があり注水操作に対して十分な時間が確保されているため，影響はない）※2 原子炉停止直後,原子炉圧力容器耐圧試験などの特殊な場合を除く。
※3 添付資料 5.1.1 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簡易計算（原子炉圧力容器が閉鎖状態）による評価を参照。

表 1 評価条件を最確条件とした場合の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（運転停止中項目

評価条件(初期，事故及び機器条件)の不確かさ
評価条件
最確条件

評価設定の考え方

初期条件

原子炉圧力容器の状態

原子炉圧力容器未開
放事故事象毎

炉心の崩壊熱及び保有水量の観点から設定。

外部水源の温度50℃

事象毎
約 30～50℃程度

復水移送ポンプ吐出温度を参考に最確条件を包絡できる条件を設定。

外部水源の容量

復水貯蔵槽:
約 1,700m3/ 号炉
淡水貯水池:
約 18,000m3

事故条件

添 5.2.2-2

復水貯蔵槽:
約 460m3～約
1,900m3/号炉(実績値)
淡水貯水池:
約 18,000m3 以上
2,240kL 以上(軽油タンク容量＋ガ
スタービン発電機用
燃料タンク容量)

復水貯蔵槽は実績を参照し，現実的な値を設定。
淡水貯水池は最確条件を包絡できる条件を設定。
通常時の軽油タンク及びガスター
ビン発電機用燃料タンクの運用値を参考に，最確条件を包絡できる条件を設定。
起因事象として，外部電源喪失が発生するものとして設定。

全交流動力電源喪失）(2/2)

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

原子炉圧力容器未開放状態の場合は，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。
原子炉圧力容器開放状態の場合は，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。
最確条件とした場合には，評価条件で設定している水温よりも低くなる可能性があるため，原子炉水位低下速度が緩やかになるが，注水操作や給電操作の開始は注水源の温度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操作であるため，運転員等操作時間に与える影響はない。

原子炉圧力容器未開放状態の場合は，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状態の場合は，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。
最確条件とした場合には，評価条件で設定している
水温よりも低くなる可能性があるため，原子炉水位低下速度が緩やかになるが，その顕熱分の影響は小さく，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

最確条件とした場合には，評価条件よりも水源容量の余裕は大きくなる。また，事象発生 12 時間後からの可搬型代替注水ポンプによる補給により復水貯蔵槽は枯渇しないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

－

最確条件とした場合には，評価条件よりも燃料容量の余裕は大きくなる。また，事象発生直後から最大負荷運転を想定しても燃料は枯渇しないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

－

評価条件と最確条件が同様であることから，事象進展に影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。

評価条件と最確条件が同様であることから，事象進
展に影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

燃料の容量

約 2,240kL

起因事象

外部電源喪失外部電源喪失安全機能の喪失に対する仮定

外部電源喪失時に非常用交流電源喪失
原子炉補機冷却機能喪失

外部電源喪失時に非常用交流電源喪失
原子炉補機冷却機能喪失

外部電源喪失時に非常用ディーゼ
ル発電機及び原子炉補機冷却機能が喪失するものとして設定。

外部電源がない場合と外部電源がある場合では，事象進展は同じであることから，運転員等操作時間に与える影
響はない。

外部電源がない場合と外部電源がある場合では，事象進展は同じであることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

機器条件

外部電源

外部電源なし事故毎に変化

外部電源がない場合と外部電源がある場合では，事象進展は同じであることから，資源の評価の観点で厳しくなる外部電源がない場合を想定。

低圧代替注水(常設)による原子炉への注水流量150m3/h

150m3/h

設計値に注入配管の流路抵抗等を考慮した値。

評価条件と最確条件が同様であることから，事象進展に影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。

評価条件と最確条件が同様であることから，事象進
展に影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

代替原子炉補機冷却系

約 23ＭＷ（原子炉冷却材温度 100℃，海水温
度 30℃において）

約 23ＭＷ（原子炉冷却材温度 100℃，海水
温度 30℃において）代替原子炉補機冷却系の設計値として設定。

評価条件と最確条件が同様であることから，事象進展に影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。

評価条件と最確条件が同様であることから，事象進
展に影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）

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）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）

残留熱除去系の設計値として設定。

評価条件と最確条件が同様であることから，事象進展に影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。

評価条件と最確条件が同様であることから，事象進
展に影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

表 2 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（運転停止中

項目

操作条件

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

評価条件（操作条件）の不確かさ
評価上の操作開始時間
評価上の操 条件設定の考
作開始時間
え方

事象発生
145 分後全交流動力電源喪失時の訓練実績を踏まえて設定

操作の不確かさ要因

全交流動力電源喪失）（1/3）

運転員等操作時間に
与える影響

【認知】
中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の非常用高圧系統の電源回復ができない場合，早期の電源回復不可と判断し，これにより常設代替交流電源設備及び低圧代替注水系（常設）の準備を開始する手順としている。この認知に係る時間
として 10 分間を想定しているため，認知遅れ等により操作開始時間に与える影響はなし。
【要員配置】
常設代替交流電源設備からの受電操作のために，中央制御室にて常設代替交流電源設備からの受電準備を行う運転員と，現場にて常設代替交流電源設備からの受電準備を行う運転員(現場)と，常設代替交流電源設備の起動操作等を行う運転員(現場)が配置されている。常設代替交流電源設備からの受電準備を行う運転員は，常設代替交流電源設備からの受電準備ための負荷切り離し操作を行っている期間，他の操作を担っていない。このため，要員配置が操作開始時間に与える影響はなし。また，低圧代替注
水系（常設）による原子炉注水操作については，中央制御室内での操作のみであり，運転員は中央制御室に常駐していることから，操作開始時間に与える影響はなし。
【移動】
常設代替交流電源設備からの受電準備を行う運転員(現場)は，中央制御室から操作現場である原子炉建屋地下 1 階まで通常 5 分間程度で移動可能であるが，移動時間としては余裕を含めて 10 分間を想定している。常設代替交流電源設備の起動操作等を行
常設代替交流電源設
う運転員(現場)は，屋外に移動するが，移動時間としては徒歩の所要時間に余裕を加味し 10 分間（6 号炉操作のため往復 20 分
備からの受電操作に間）を想定している。このため，移動が操作開始時間に与える影響はない。また，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操
ついて実態の運転操作については，中央制御室内での操作のみであり，操作開始時間に与える影響はなし。
作は，認知に 10 分
【操作所要時間】
間，移動に 20 分間，
常設代替交流電源設備の起動操作等を行う運転員(現場)，受電準備を行う運転員及び運転員(現場)の操作内容及び操作所要時間
操作所要時間に 115は以下のとおり。これらの作業は並行して行うが，常設代替交流電源設備の起動操作等を行う運転員は，常設代替電源設備起動分間の合計 145 分間
操作後に運転状態確認を行い，その後 6 号炉の常設代替交流電源設備からの受電準備及び受電操作を行うため，操作所要時間はであり，評価上の受最長で 115 分間となる。
電完了時間とほぼ同［起動操作等を行う運転員(現場)（6 号炉）：操作所要時間；合計 65 分間］
等であり，操作開始
常設代替交流電源設備の起動前の油漏れ，配電盤等の健全性確認の所要時間に 10 分間を想定
時間に与える影響は
燃料バルブの開操作，給・排気扉開操作等の常設代替交流電源設備の起動準備の所要時間に 10 分間を想定
小さい。
常設代替交流電源設備の起動，起動後の運転確認及び常設代替交流電源設備側の遮断器操作の所要時間に 45 分間を想定
低圧代替注水系（常［受電準備及び受電操作を行う運転員(現場)(7 号炉)：操作所要時間；合計 50 分間］
設）による原子炉注
常設代替交流電源設備からの受電前準備として，負荷抑制のための切り離し操作を行う。操作対象が 20 個程度であり，1
水操作は，常設代替
個あたりの操作時間に移動時間含めて 2 分間程度を想定し，操作の所要時間は 40 分間を想定
交流電源設備からの常設代替交流電源設備の起動及び緊急用交流高圧母線の遮断器の投入後の非常用交流高圧電源母線の受電操作の所要時間
受電操作と同時に実に 10 分間を想定施するため，受電操［受電準備及び受電操作を行う運転員(現場)(6 号炉)：操作所要時間；合計 50 分間］
作の影響を受ける
常設代替交流電源設備からの受電前準備として，負荷抑制のための切り離し操作を行う。操作対象が 20 個程度であり，1が，実態の操作時間
個あたりの操作時間に移動時間含めて 2 分間程度を想定し，操作の所要時間は 40 分間を想定
は，評価上の操作開常設代替交流電源設備の起動及び緊急用交流高圧母線の遮断器の投入後の非常用交流高圧電源母線の受電操作の所要時間
始時間とほぼ同等でに 10 分間を想定
あり，操作開始時間［運転員（中央制御室）：操作所要時間；合計 35 分間］に与える影響は小さ常設代替交流電源設備からの受電前準備として，負荷抑制のための切り離し操作スイッチの引き保持等の所要時間に 20 分い。
間を想定
非常用交流高圧電源母線の受電操作後に，中央制御室での受電確認及び低圧代替注水系（常設）の注水準備操作の所要時間に 15 分間を想定
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水準備の操作は，復水補給水系の隔離弁（1 個）の閉操作による系統構成，低圧代替注水系（常設）の起動であり，何れも中央制御室における制御盤の操作スイッチによる操作のため，1 操作に 1 分間を想定し，合計 2
分間であり，それに余裕時間を含めて操作時間 5 分を想定。
【他の並列操作有無】
常設代替交流電源設備の起動操作等を行う運転員(現場)と受電準備を行う運転員(現場)の並列操作はあるが，それを加味して操作の所要時間を算定しているため，操作開始時間に与える影響はない。また，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作は，常設代替交流電源設備からの受電操作における非常用母線への受電操作と同時に実施する。
【操作の確実さ】
現場操作は，操作の信頼性の向上や要員の安全のため 2 人 1 組で実施することとしており，誤操作は起こりにくく，誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。また，中央制御室内の制御盤操作は，操作スイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起こりにくく，そのため誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。

添 5.2.2-3

評価項目となるパラメータに与える影響

実態の操作開始時間は評価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。

操作時間余裕

訓練実績等

当該操作に対する時間余裕については，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事象発生から約 3
時間,有効燃料
棒頂部まで水位が低下するまでの時間は
約 5 時間であり，事故を検知
して注水を開始するまでの145 分は十分な
時間余裕を確保できる時間である。

常 設 代 替 交 流電 源 設
備からの受電操作は，訓練実績等より，運転員 に よ る 常 設代 替 交流 電 源 設 備 の起 動 操
作，並びに現場及び中央 制 御 室 の 運転 員 によ る 受 電 前 準備 及 び
受 電 操 作 を 並行 し て実施し，想定と同じ約
145 分で常設代替交流
電 源 設 備 か らの 受 電が 実 施 可 能 であ る ことを確認した。
低 圧 代 替 注 水系 （ 常設）の操作は中央制御室 に お け る 操作 の ため，シミュレータにて訓練実績を取得。訓練
では，復水移送ポンプを起動し，低圧代替注
水系（常設）の原子炉
注 水 の た め の系 統 構
成を約 2 分で実施。
常 設 代 替 交 流電 源 設
備 か ら の 受 電操 作 と本 操 作 を 並 行し て 実
施 す る こ と で事 象 発
生後 145 分に原子炉注
水 操 作 の 開 始が 実 施
可 能 な こ と を確 認 した。
想 定 で 意 図 して い る
運 転 操 作 が 実施 可 能
なことを確認した。

表 2 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（運転停止中

項目

操作条件

代替原子
炉補機冷
却系運転
操作

評価条件（操作条件）の不確かさ
評価上の操作開始時間
評価上の操
条件設定の考え方
作開始時間

事象発生 20
時間後

代替原子炉補機冷却系の準備期間を考慮して設定全交流動力電源喪失）（2/3）

操作の不確かさ要因

運転員等操作時間に
与える影響

【認知】
中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の非常用高圧系統の電源回復ができない場合，早期の電源回復不可と判断し，これにより代替原子炉補機冷却系の準備を開始する手順としているため，認知遅れにより操作開始時間に与える影響はなし。
【要員配置】
代替原子炉補機冷却系の準備操作は，現場にて原子炉補機冷却水系の系統構成を行う運転員(現場)と，代替原子炉補機冷却系の移動，敷設を行う専任の緊急時対策要員（事故後 10 時間以降の参集要員）が配置されている。運転員(現場)は，代替原子炉補機冷却系運転のための系統構成を行っている期間，他の操作を担っていない。よって，操作開始時間に与える影響はなし。
【移動】代替原子炉補機冷却系に用いる代替熱交換器車，電源車等は車両であり，牽引または自走にて作業現場へ移動することを想定している。仮に地震等の外部事象が起因事象の場合に，アクセスル
ートの被害があっても，ホイールローダ等にて必要なアクセスルートを仮復旧できる宿直の体制としており，操作開始時間に与える影響はなし。
【操作所要時間】
緊急時対策要員の準備操作は，各機器の設置作業及び弁・スイッチ類の操作に移動時間を含めて
10 時間の作業時間を想定しているが，訓練実績を踏まえると，より早期に準備操作が完了する
見込みである。また，運転員(現場)の行う現場系統構成は，操作対象が 20 弁程度であり，操作
場所は原子炉建屋及びタービン建屋海水熱交換器エリア及びコントロール建屋となるが，1 弁あたりの操作時間に移動時間含めて 10 分程度を想定しており，これに余裕を含めて 5 時間の操作時間を想定している。
【他の並列操作有無】
緊急時対策要員による準備操作及び運転員(現場)の系統構成は並列操作可能なため，両者が干渉して操作開始時間が遅くなることはない。よって，操作開始時間に与える影響はなし。
【操作の確実さ】
現場操作は，操作の信頼性向上や要員の安全のため 2 人 1 組で実施することとしており，誤操作
は起こりにくく，誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。

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可能性があることから，操作開始時
間は評価上の想定より早まる可能性がある。

添 5.2.2-4

評価項目となるパラ
メータに与える影響

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 に実施しているため，評
価 項 目 と なる パ ラ メ
ー タ に 与 える 影 響 はない。

操作時間余裕

訓練実績等

代 替 原 子 炉 補機 冷 却
系 運 転 開 始 まで の 時
間は，事象発生後約 20
時 間 後 の 操 作で あ り
時間余裕がある。仮に操作が遅れる場合は，
原 子 炉 へ の 注水 は 継続する。

訓練実績等より，代替原子炉補機
冷却系の移動・配置，フランジ接
続，及び電源車のケーブル接続を含め，想定より早い約 7 時間で代
替原子炉補機冷却系が運転開始可能であることを確認した。また，運転員(現場)の行う現場系統
構成は，想定より早い約 4 時間で実施可能であることを確認した。
想定で意図している運転操作が実施可能なことを確認した。

表 2 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（運転停止中

項目

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）
運転操作
操作条件

各機器へ
の給油
（電源車，
可搬型大
容量送水
ポンプ及
び常設代
替交流電
源設備）

解析条件（操作条件）の不確かさ
解析上の操作開始時間
解析上の操作開始時
間

条件設定の考え方

事象発生から 20 時間
後

代替原子炉補機冷却系および残留熱除去
系による原子炉除熱機能回復を踏まえて設定

事象発生から 12 時間
後以降，適宜各機器への給油は，
解析条件ではない
が，解析で想定している操作の成立や継続に必要な操作・作業。
各機器の使用開始時間を踏まえて設定

運転員等操作時間に与える影響

操作の不確かさ要因

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）運転操作までの時間は，事象発生から約 20
時間あり十分な時間余裕がある。

各機器への給油開始までの時間は，事象発生から約 12 時
間あり十分な時間余裕がある。

添 5.2.2-5－－

全交流動力電源喪失）（3/3）

評価項目となるパラ
メータに与える影響－－

操作時間余裕訓練実績等－

プラント停止時の実績から，配管の暖気運転を含め約 60 分で操作開始できることを確認した。また，系統構成及びポンプの起動のみであれば，約 10 分で操作可能であることを確認した。
想定で意図している運転操作が実施可能なことを確認した。

－

有効性評価では，代替原子炉補機冷却系用の電源車（6 号及び7 号炉：各 2 台）及び可搬型大容量送水ポンプ（6 号及び 7 号
炉：各 1 台），及び常設代替交流電源設備（6 号及び 7 号炉で1 台）への燃料給油を期待している。
各機器への給油準備作業について，電源車及び可搬型大容量送水ポンプへの燃料給油準備（現場移動開始からタンクローリー
への補給完了まで）は，所要時間 90 分のところ訓練実績等では約 82 分，常設代替交流電源設備への燃料給油準備は，所要時間 120 分のところ訓練実績等では約 95 分で実施可能なことを確認した。
また，各機器への燃料給油作業は，各機器の燃料が枯渇しない
時間間隔（許容時間）以内で実施することとしている。
電源車及び可搬型大容量送水ポンプへの燃料給油作業は，許容時間 120 分のところ訓練実績等では約 96 分，常設代替交流電源設備への燃料給油作業は，許容時間 540 分のところ訓練実績
等では約 135 分であり，許容時間内で意図している作業が実施可能であることを確認した。

2500

○水源
復水貯蔵槽水量：約 1,700m3※
淡水貯水池：約 18,000m3○水使用パターン①低圧代替注水系(常設)による原子炉注水

2000
1500
水量 [ton]

7 日間における水源の対応について(運転停止中 全交流動力電源喪失)

低圧代替注水系（常設）による注水開始↓復水貯蔵槽への補給がある場合（130m3）

1000

復水貯蔵槽への補給がない場合
代替原子炉補機冷却系を用いた崩壊熱除去機能復旧

500

最大流量 150m3/h で事象発生 145 分後以降に運転する。
原子炉水位が通常水位まで回復後，水位を維持出来るよう
添 5.2.3-1

崩壊熱に相当する水量（最大 32m3/h）の原子炉注水を実施する。

0
0

10

20

30

40

時間[h]
○水源評価結果
事象発生 145 分後から原子炉水位が回復する事象発生約 169 分後までは 150m3/h で原子炉注水を行い，その後，約 32m3/h で原子炉注水を実施する。事象発
生約 20 時間後に代替原子炉補機冷却系を介した崩壊熱除去機能復旧により，原子炉注水が不要になるまでに合計約 610m3 の水量が必要となるが，復水貯蔵槽に十分な水量を確保しているため対応可能である。

※ 停止直後を想定しているため,運転中と同様の管理水量を示す。
停止時においてウェル水張りなどに使用する際，運転中の管理水量より初期水位を低くすることも考えられるが，その場合であっても必要な保有水以上（約 610m3）の淡水は確保する運用である

添付資料 5.2.3

ため，対応可能である。

7 日間における燃料の対応（運転停止中 全交流動力電源喪失）
プラント状況： 1～7 号炉停止中。
事象：6 号及び 7 号炉は全交流動力電源喪失を想定する。保守的に全ての設備が，事象発生直後から燃料を消費するものとして評価する。
なお，全プラントで外部電源喪失が発生することとし，免震重要棟等，プラントに関連しない設備も対象とする。
号炉

時系列

合計

判定

事象発生直後から事象発生後 7 日間
7 号炉
空冷式ガスタービン発電機 3 台起動。 ※1（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,705L/h×24h×7 日×3 台＝859,320L
6 号炉

代替熱交換器車用 電源車 2 台起動。
（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
110L/h×24h×7 日×2 台＝36,960L

可搬型大容量送水ポンプ 1 台起動。
(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
178L/h×24h×7 日×1 台＝29,904L

事象発生直後～事象発生後 7 日間
代替熱交換器車用 電源車 2 台起動。
（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
110L/h×24h×7 日×2 台＝36,960L

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L
事象発生直後から事象発生後 7 日間

添 5.2.4-1

2 号炉

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L
事象発生直後から事象発生後 7 日間

3 号炉

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L
事象発生直後から事象発生後 7 日間

4 号炉

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L
事象発生直後から事象発生後 7 日間

5 号炉

1 号炉軽油タンク容量は約 632kL であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

2 号炉軽油タンク容量は約 632kL であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

3 号炉軽油タンク容量は約 632kL であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

4 号炉軽油タンク容量は約 632kL であり，
7 日間対応可能。

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

5 号炉軽油タンク容量は約 632kL であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 79kL

1 号から 7 号炉軽油タン
ク及びガスタービン発電
機用燃料タンクの残容量（合計）は
約 1,167kL であり，
7 日間対応可能。

事象発生直後から事象発生後 7 日間
その他

免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機 1 台起動。（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
437L/h×24h×7 日＝73,416L
モニタリング・ポスト用発電機 3 台起動。（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
9L/h×24h×7 日×3 台＝4,536L※1 事故収束に必要な空冷式ガスタービン発電機は 1 台で足りるが，保守的に空冷式ガスタービン発電機 3 台を起動させて評価した。
※2 事故収束に必要な非常用ディーゼル発電機は 1 台で足りるが，保守的に非常用ディーゼル発電機 2 台を起動させて評価した。

添付資料 5.2.4

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

可搬型大容量送水ポンプ 1 台起動。
(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
178L/h×24h×7 日×1 台＝29,904L

事象発生直後から事象発生後 7 日間
1 号炉

7 日間の
軽油消費量
約 994kL

6，7 号炉軽油タンク各約
1,020kL 及びガスタービ
ン発電機用燃料タンク約
200kL の容量（合計）は
約 2,240kL であり，
7 日間対応可能。

常設代替交流電源設備の負荷（運転停止中 全交流動力電源喪失）＜6 号及び 7 号炉＞
6号炉

7号炉

直流125V充電器盤A

約94kW

約94kW

直流125V充電器盤A-2

約56kW

約56kW

AM用直流125V充電器盤

約41kW

約41kW

直流125V充電器盤B

約98kW

約98kW

負荷容量（ｋW）
ガスタービン発電機の最大容量3,600kW

3500

交流120V中央制御室計測用分電盤A,B

約29kW

約23kW
ガスタービン発電機の連続定格容量2,950kW

3000

中央制御室可搬型陽圧化空
調機

3kW

3kW

添 5.2.5-1

復水移送ポンプ

55kW

55kW

残留熱除去系ポンプ

540kW

540kW

(起動時)

（973kW）（1034kW）

非常用照明

約24kW

約27kW

燃料プール冷却浄化ポンプ

90kW

110kW

(起動時)

(181kW)(192kW)

その他

約74kW

約81kW

小計

約1,104kW

約1,128kW

合計（連続最大負荷）(最大負荷)

最大容量
約2,526kW

2500

2000

7号炉燃料プール
冷却浄化ポンプ起動

約2,032kW
6号炉燃料プール冷却浄化ポンプ起動

1500
約1,492kW
約1,037kW

約2,232kW

約2,122kW

約1,925kW

7号炉残留熱除去系ポンプ起動

約952kW(6号炉：約474kW，7号炉：約478kW)

1000

500

6号炉残留熱除去系ポンプ起動

約2,232kW(約2,526 kW)

約2,314kW
約2,213kW

順次起動(6号炉／7号炉毎)
・充電器
・交流120V中央制御室計測用分電盤
・中央制御室可搬型陽圧化空調機
・復水移送ポンプ（1台）
・非常用照明・その他

経過時間（h）
2

4

6

8

10

12

14

16

18

22

24

26

28

30

添付資料 5.2.5

負荷積算イメージ

20

5.3 原子炉冷却材の流出
5.3.1 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
事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」において，燃料損傷防止対策の有効性を確認する事故シーケンスは，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，①「原子炉冷却材流出（CRD 点検（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 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 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
切り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
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漏えいが発生し，崩壊熱除去機能が喪失することを想定する。このため，緩和措置がとられない場
合には，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，原子炉冷却材の漏えい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，運転停止中における燃料損傷防止対策の有効性評価には，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。
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，残留熱除去系（原子炉停止時
冷却モード）運転により最終的な熱の逃がし場へ熱の輸送を行うことにより，原子炉除熱を行う。
(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。これらの対策の概略系統図
を図 5.3.1 及び図 5.3.2 に，対応手順の概要を図 5.3.3 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表 5.3.1 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

5.3-1

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
項目について図 5.3.4 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。
※原子炉停止中の6号及び7号炉における体制は，必ずしも当直副長2名ではなくケースによっては当直副長1名，運転員1名の場合もある

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
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漏えいが発生し，崩壊熱除去機能が喪失する。
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，原子炉水位計である。
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。
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，原子炉水位計である。
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ウェル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）で待機中の残留熱除去系ポンプを起動し，原子炉注水を実施する。これにより，原子炉ウェル水位は回復する。
5.3.2 燃料損傷防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法
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，「1.2 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点から，「原子炉冷却材流出（RHR 切り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※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，崩壊熱除去を実施しており，作業や点検等に伴い系統切替を実施する場合がある。系統切替にあたって，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が操作の誤り等によって原

5.3-2

子炉冷却材が系外に流出する事象を想定している。
「残留熱除去系切替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 時間以上の時間余裕※2 があり，かつ，原子炉水位計による警報発生や緩和設備の起動などに期待できるため，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る。したがって，当該プラント状態
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。
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時間余裕を評価する。
※1 RHR 切り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冷却材流出事象と比べて流出量が大きい（別紙 1 3 添付資料 3.1.2.c-3 冷却材流出事象の流出量及び余裕時間の算出方法について）※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 日後想定）（添付資料 5.3.1, 5.3.2）(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表5.3.2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や緩和設備の起動などに期待できる。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，ウェル満水の水位とし，保有水量を厳しく見積もるため，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

5.3-3

る。また，原子炉初期水温は 52℃とする。
ｂ．事故条件(a) 原子炉冷却材のサプレッション・チェンバへの流出量
残留熱除去系の系統切替時の原子炉冷却材流出を想定する。具体的には，最小流量バ
イパス弁（以下，ミニマムフロー弁とする）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について
本想定事象では崩壊熱除去機能喪失を仮定した場合においても，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より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。
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）による原子炉注水流量
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 を設定するものとする。
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，「1.3.5 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（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，原子炉ウ
ェル水位低下確認後，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。
（添付資料 5.3.2）(3) 有効性評価の結果
本重要事故シーケンスの事象進展を図5.3.3に，原子炉水位の推移を図5.3.5に，原子炉水

5.3-4

位と線量率の関係を図5.3.6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（低圧注水モード）による原子炉注水を行う。
その後は，原子炉冷却材流出口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最上階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，図 5.3.5 に示すとおり，有効燃料棒頂部の約 15m 上まで低下するにとどまり，燃料は冠水維持される。
原子炉水位が有効燃料棒頂部の約 15m 上の場合での線量率は 1.0×10－3mSv/h 以下であり，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，放射線の遮蔽は維持されている。
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）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，「1.2.4.2 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。
※必要な遮蔽の目安は緊急作業時の被ばく限度(100mSv)等と比べ，十分余裕のある値であり，かつ定期検査作業での原子炉建屋最上階における現場作業の実績値（約6mSv/h）を考慮した値（10mSv/h）とする。この線量率となる水位は有効燃料棒頂部の約3m上（通常水位から約14m下）の位置である。

（添付資料 5.1.6，5.3.3）
5.3.3 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，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，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）による原子炉注
水操作とする。

5.3-5

(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，表5.3.2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，原則，評価項目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事象発生前の原子炉初期水温，原子炉初期水位及び原子炉圧力容器の状態，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
初期条件の原子炉初期水温は評価条件の52℃に対して最確条件は約29℃～約37℃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原子炉初期水温より低くなるため，時間余裕が長くなることが考えられるが，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水位は評価条件のウェル満水に対して最確条件は事故事象毎に異なる。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閉状態に対して最確条件は開状態であり，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保有水量より多くなるため，有効燃料棒頂部まで水位が低下するまでの時間余裕は長くなる
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について評価条件の原子炉圧力容器の開放状態に対して最確条件は事故事象毎に異なる。原子炉圧力容器未開放状態の場合は原子炉水位計による警報発生及び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，原子炉圧力容器開放状態の場合は，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
初期条件の原子炉初期水温について，評価条件の52℃に対して最確条件は約29℃～約37℃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原子炉初期水温より低くなることから，原子炉水位の回復は早くなり，評価項目と

5.3-6

なるパラメータに対する余裕は大きくなる。
初期条件の原子炉初期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ウェル満水に対して最確条件は事故事象毎に異なる。原子炉圧力容器が未開放の場合, 原子炉圧力容器等の遮蔽に期待でき，放射線の遮蔽を維持できる原子炉の最低水位に到達するまでの時間（約 1 時間）は十分長く,認知も容易であるため，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，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
また，停止 1 日後の原子炉水位を通常運転水位と想定した場合でも有効燃料棒頂部まで原子炉水位が低下するまでの時間は 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ことから，操作時間が十分あり評
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が閉状態に対して，最確条件は開状態であり，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
件で設定している保有水量より多くなるため，有効燃料棒頂部まで低下するまでの時間余裕は長くなり，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
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
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，実操作では運転員の残留熱除去系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，実際の原子炉冷却材流出の停止操作が早くなる場合がある。
操作条件の待機中の残留熱除去系（低圧注水モード）の注水操作は，評価上の操作開始時間として，事象発生から120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，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120分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，その開始時間は早くなる場合がある。

5.3-7

(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，原子炉冷却材流出の停止操作および原子炉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，原子炉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に与える余裕は大きくなる。
（添付資料5.3.4）(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。
操作条件の原子炉冷却材流出の停止操作について，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の約13時間であり，これに対して，事故を検知して原子炉注水を開始するまでの時間は約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，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約13時間であり，これに対して，事故を検知して原子炉注水を開始するまでの時間は約2時間であることから，時間余裕がある。
（添付資料5.3.4）(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ても操作時間に与える十分な余裕時間を確保でき，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，操作時間に対して一定の時間余裕がある。
5.3.4 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「原子炉冷却材の流出」において，6号及び7号炉同時の重大事故等対策時において必要な要員は，「5.3.1(3)燃料損傷防止対策」に示すとおり14名である。
「6.2 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及び緊急時対策
要員等の64名で対処可能である。
(2) 必要な資源の評価

5.3-8

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，「6.1(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，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。
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，約751kLの軽油が必要となる。免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機及びモニタリング・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79kLの軽油が必要となる。（6号及び7号炉合計 約
1,581kL）
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，免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機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。
（添付資料 5.3.5）
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。
また，免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機及びモニタリング・ポスト用発電機についても，必要負荷に対して電源供給が可能である。
5.3.5 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，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」に対する炉心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「残留熱除去系の系統切り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」について有効性評価を実施した。
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。
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維持さ5.3-9

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等の燃料損傷防止対策は，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「原子炉冷却材の流出」
に対して有効である。

5.3-10非常用ディーゼル
発電機

外部電源

Gen
原子炉ウェル（Ａ，Ｃのみ）主タービン系へ

給水系より

原子炉格納容器
軽油タンク

原子炉圧力容器

原子炉ウェルからの
冷却材流出

Ａ

Ｃ

残留熱除去系ポンプ

残留熱除去系ポンプ
ミニマムフロー弁

残留熱除去系ポンプ

図 5.3.1 原子炉冷却材の流出時の重大事故等対策の概略系統図(1/2）（原子炉停止時冷却系統構成失敗）

非常用ディーゼル
発電機

外部電源

Gen
原子炉ウェル（Ａ，Ｃのみ）主タービン系へ

給水系より

原子炉格納容器
軽油タンク

原子炉圧力容器Ａ

Ｃ

残留熱除去系ポンプ

残留熱除去系ポンプ

残留熱除去系ポンプ
ミニマムフロー弁

図 5.3.2 原子炉冷却材の流出時の重大事故等対策の概略系統図(2/2）（原子炉注水及び原子炉停止時冷却）5.3-11

凡例

プラント前提条件
・原子炉ウェル満水
・全燃料装荷＆プールゲート「閉」
・非常用ディーゼル発電機（B）点検中
・残留熱除去系（A）原子炉停止時冷却モード運転中・残留熱除去系（B）点検中
・残留熱除去系（C）低圧注水モード待機中：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）のみの作業：判断：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業：解析上考慮しない操作・判断結果

外部電源喪失残留熱除去系停止確認（機器作動状況，系統流量による確認）

非常用ディーゼル発電機（A，C）自動起動確認
非常用高圧系統（6.9kV）C，E復旧確認

残留熱除去系原子炉停止時冷却モード
再起動操作

※1

低圧注水機能待機号機を
原子炉停止時冷却モードへ切替準備※2

残留熱除去系最小流量バイパス弁「開」のまま電動弁電源「切」※3

非常用ディーゼル発電機運転状態確認※1
外部電源喪失により停止した側の残留熱除去系を原子炉停止時冷却モードで再起動する※2
作業予定等による原子炉停止時冷却モード運転号機の切替を想定

低圧注水機能待機号機の原子炉停止時冷却モード切替準備完了※3
人的過誤を仮定するため，全閉操作後に電源を切る最小流量バイパス弁を，全開のまま電源を切ることを想定する※4
原子炉ウェルの水頭圧により冷却材流出開始

解析上考慮せず

5.3-12※4
原子炉停止時冷却モード切替時のプラント状態確認にて「原子炉ウェル水位低下」を確認

解析上考慮せず※4
原子炉停止時冷却モード切替準備完了時に原子炉圧力容器からの水頭圧によりサプレッ
ション・チェンバ・プールへの流出は始まり，プラント状態（原子炉ウェル水位，原子炉水温度等）確認により冷却材流出が確認できるが，解析上考慮しない※5
流出量は約87m3/h。原子炉ウェル水位低下速度は約534mm/h

原子炉停止時冷却モード
運転号機切替（解析上の時刻）（0分）

原子炉停止時冷却モード切替時のプラント状態確認にて「原子炉ウェル水位低下」を確認（約60分後）原子炉停止時冷却モード停止号機を
低圧注水モード待機へ切替

サプレッション・チェンバ・プールへの ※5
冷却材流出による原子炉ウェル水位低下開始

解析上考慮せず※6※10

原子炉ウェル水位の低下を確認

原子炉ウェル水位低下調査開始（2時間後）

残留熱除去系最小流量バイパス弁「開」確認隔離操作実施※7※8
サプレッション・チェンバ・プールへの冷却材流出停止原子炉ウェル水位低下停止（2時間後）※7
原子炉ウェル水位低下及びサプレッション・チェンバ・プール水位上昇により，サプレッション・
チェンバとのバウンダリ喪失を判断し，隔離操作を実施する※8
隔離成功時の原子炉ウェル最低水位は有効燃料棒頂部（TAF）+15m（原子炉ウェルオーバーフローレ
ベル-1m）となる
なお，サプレッション・チェンバ・プールの水位上昇は約+30cmとなる

低圧注水モード待機号機を起動し原子炉ウェル注水開始

原子炉ウェル水位の上昇を確認※6
1時間毎の中央制御室監視により，原子炉ウェル水位低下を検知する
実際は，原子炉停止時冷却モード切替時にプラント状態（原子炉ウェル水位，原子炉水温度等）を確認する。そのため，早期に冷却材流出は確認することができる※9※9
原子炉ウェル水位計にて原子炉水位の上昇を確認する※10
重大事故等発生を通信連絡設備により確認した現場作業員は待避を実施する

最小流量バイパス弁を全閉とした
原子炉停止時冷却モード運転号機にて除熱継続

原子炉停止時冷却モードにより冷却を継続し，機能喪失している設備の復旧に努める

使用済燃料プール冷却開始

原子炉の状態が静定後使用済燃料プール冷却を再開する

図 5.3.3 原子炉冷却材の流出時の対応手順の概要

停止中の原子炉冷却材流出
経過時間（時間）
備考

0
実 施箇所・必要 人員数
当直長

責任者
指揮者
操作項目

1人

6号

当直副長

1人

7号

当直副長

1人

緊急時対策要員

通報連絡者
運転員（中央制御室）

6号

7号

1人
A

1人
a

1

1.5

2

2.5

3

3.5

4

4.5

5

事象発生
約60分

中央監視
緊急時対策本部連絡

原子炉ウェル水位低下検知

号炉毎運転操作指揮

2時間
2時間

操作の内容

サプレッション・チェンバ・プールへの冷却材流出停止
原子炉注水開始

中央制御室連絡

5人

発電所外部連絡

運転員
（現場）

6号

0.5

緊急時対策要員
（現場）

7号

6号

7号
・外部電源喪失確認

状況判断

－

－

－

－

・残留熱除去系（運転側）
原子炉停止時冷却モード

停止確認

10分

残留熱除去系ポンプ（A）

5分

残留熱除去系ポンプ（A）

・非常用ディーゼル発電機起動確認

5.3-13

残留熱除去系

（ 1人）
A
（ 1人）
A

再起動

原子炉停止時冷却モード運転切替

（1人）
a
（1人）
a

－

－

（ 1人）
A
（ 1人）
A

（1人）
a
（1人）
a

－

－

（ 1人）
A

（1人）
a

（ 1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

－

－

・残留熱除去系（運転側）
原子炉停止時冷却モード

90分

残留熱除去系ポンプ（C）最小流量バイパ
ス弁「開」で電源切を想定

90分

残留熱除去系ポンプ（C）

起動操作

－

－

－

－

・残留熱除去系（待機側）
原子炉停止時冷却モードへラインナップ

2人
C,D

2人
c,d

－

－

・残留熱除去系（待機側）
現場ラインアップ

－

－

－

－

・残留熱除去系（待機側）
原子炉停止時冷却モード

－

－

－

－

・残留熱除去系（運転側）
停止操作／低圧注水モード待機状態へ切替

60分

（2人）
C,D

（2人）
c,d

－

－

・残留熱除去系（運転側）
低圧注水モード待機状態へ切替

60分

－

－

－

－

・原子炉水位、温度監視

－

－

－

－

・原子炉ウェル水位低下調査／隔離操作

（2人）
C,D

（2人）
c,d

－

－

・放射線防護装備準備－－・原子炉ウェル水位低下調査／隔離操作

－

－

－

－

・残留熱除去系（停止側）
低圧注水モード 起動操作

－

－

－

－

・スキマサージタンク水位調整
・燃料プール冷却浄化系系統構成

・再起動準備としてろ過脱塩器の隔離およびスキマサージタンクへの補給を実施
する

－

－

・燃料プール冷却浄化系再起動

・燃料プール冷却浄化ポンプを再起動し使用済燃料プールの冷却を再開する
・必要に応じてスキマサージタンクへの補給を実施する

起動操作

5分

残留熱除去系ポンプ（C）
残留熱除去系ポンプ（A）
残留熱除去系ポンプ（A）
適宜監視

60分

原子炉水位回復操作

使用済燃料プール冷却再開（解析上考慮せず）

必要人員数

合計

－

－

（ 1人）
A
（ 1人）
A

（1人）
a
（1人）
a

（ 1人）
A

（1人）
a

－

－

1人
A

1人
a

2人
C,D

2人
c,d

（

10分
50分
5分

0人

）内の数字は他の作業終了後、移動して対応する人員数。

図 5.3.4 原子炉冷却材の流出時の作業と所要時間

原子炉水位回復後，低圧注水モード停止

残留熱除去系ポンプ（A）

30分
燃 料 プ ー ル 水 温 「 77℃ 」 以 下 維 持
要員を確保して対応する

30分

事象発生約 2.2 時間後に通常運転水位(ウェル満水)まで回復

有
効
燃
料

流出箇所隔離及び注水開始（約 2 時間後 有効燃料棒頂部から約 15m）

棒
頂
部
か
ら
の
水
位
（m）

事故後の時間(h）図 5.3.5 原子炉冷却材流出における原子炉水位の変化

5.3-14

燃料を線源とした線量率
燃料が放射線源として支配が支配的な水位的な水位線
量
率(mSv/h）

上部格子板を線源とした線量率が支配的な水
水位の低下

(有効燃料
棒頂部から
約 15m）

有効燃料棒頂部からの水位(m）

図 5.3.6 原子炉水位と線量率

5.3-15表 5.3.1 原子炉冷却材の流出時における重大事故等対策について
有効性評価上期待する事故対処設備
判断及び操作操作
常設設備

5.3-16

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

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漏えいが発生し，崩壊熱除去機能が喪失する

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

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ウェル水
位を回復するため，待機していた残留熱除去系による低圧注水モード運転で原子炉注水を実施する

可搬型設備

計装設備

－

原子炉水位（SA）
原子炉水位
サプレッション・チェンバ・プール水位－－

原子炉水位（SA）
原子炉水位【残留熱除去系（低圧注水モ
ード）
】

－

原子炉水位（SA）
原子炉水位【残留熱除去系系統流量】【非常用ディーゼル発電機】【軽油タンク】【】：重大事故等対処設備（設計基準拡張）

表 5.3.2 主要評価条件（原子炉冷却材の流出）
（1／2）
項目

主要評価条件

条件設定の考え方

初期条件

5.3-17
事故条件

原子炉圧力容器の状態

原子炉圧力容器開放

線量率の影響を確認するため，原子炉圧力容器が開放状態を想定

原子炉の初期水位

ウェル満水

原子炉圧力容器が開放状態での水位を想定

原子炉初期水温52℃

残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）での炉水側の設定温度

原子炉初期圧力

大気圧

原子炉圧力容器開放を想定

プールゲート閉

保有水が少ないプールゲート閉を想定

原子炉冷却材のサプレッション・チ
ェンバへの流出量

約 87m3/h

残留熱除去系の系統切替え時の原子炉冷却材流出を想定した値

崩壊熱による原子炉水温の上昇及び蒸発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

原子炉水温が 100℃に到達するまでの時間が長く，事象進展に影響しないことから設定

外部電源

外部電源なし外部電源の有無は事象進展に影響しないことから，資源の観点で厳しい外部電源なしを設定

表 5.3.2 主要評価条件（原子炉冷却材の流出）（2／2）
項目
重大事故等対策に関連する機器条件

残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水流量

主要評価条件954m3/h にて注水

条件設定の考え方

低圧注水系の設計値として設定

5.3-18

重大事故等対策に関連する操作条件

事象の認知や現場操作の時間を基に，時間余裕を考慮して設定残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水（原子炉ウェル水位の低下を検知し，原因調査を開事象発生から 2 時間後始する時間は事象発生から１時間後を想定。
漏えい箇所の特定（放射線防護装備準備に 10分，現場移動に 10 分，電源投入に 5 分,弁の状態確認に 1 分，計 26 分を想定）及び隔離操作（1分を想定）については，時間余裕を考慮し１時間とする。

原子炉冷却材流出の停止

事象発生から 2 時間後

原子炉注水は隔離操作後を想定し，事象発生か
ら２時間後とする。
）

添付資料 5.3.1
原子炉冷却材流出事故における運転停止中の線量率評価について

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では「放射線遮蔽が維持される水位を確保すること」との基準が定められている。
運転停止中の「崩壊熱除去機能喪失」，「全交流電源喪失事象」においては，原子炉未開放時を評価しており，原子炉上部での作業は不要であるのに加えて，事象の認知は容易でありかつ事象発生から沸騰による水位低下が開始されるまでの時間余裕は１時間程度あるため，作業員が現場にいた場合も退避することが可能である※。

※

添付資料5.1.6「原子炉停止中 崩壊熱除去機能喪失および全交流動力電源喪失時における放射線の遮蔽維持について」参照

運転停止中の「冷却材流出」の事故シーケンスでは崩壊熱除去機能喪失に比べて原子炉圧力容器内の保有水量の減少が大きく，点検などに係わる原子炉冷却材流出事故は原子炉開放状態にて実施されるため，原子炉開放状態について評価しており，ここでは，そのときの線量率の評価を行う。

（１） 炉心燃料・炉内構造物の線源強度
放射線源として燃料及び上部格子板をモデル化した。気水分離器や蒸気乾燥器についてはD/Sピットに取り出しており，原子炉圧力容器内の保有水量を厳しく想定するために原子炉ウェルのみ考慮していることからモデル化していない。
a.炉心燃料計算条件を以下に示す。
○ 線源形状：燃料集合体の全てに燃料がある状態○ 燃料有効長（mm）:○ ガンマ線エネルギ:計算に使用するガンマ線は，エネルギ18群(ORIGEN 群構造)とする。
○ 線源材質:燃料及び水 (密度g/cm3)○ 線源強度は，以下の条件で ORIGEN2 コードを使用して算出した。
・燃料照射期間：1264 日(燃焼度 33GWd/t 相当の値)
・燃料組成：STEPⅢ 9×9A 型(低 Gd)
・濃縮度：(wt.%)

・U 重量：燃料一体あたり(kg)

・停止後の期間※：停止 3 日(実績を考慮して設定した値を設定)※

停止後の期間は全制御棒全挿入からの時間を示している。通常停止操作において原子炉の出力は全制御棒全挿入完了
及び発電機解列以前から徐々に低下させるが、線源強度評価は崩壊熱評価と同様にスクラムのような瞬時に出力を低下させる保守的な計算条件となっている。

添 5.3.1-1

○ 計算モデル：円柱線源
線量率計算モデルを図 1 に示す。また，計算により求めた線源強度を表 1 に示す。

約 19.7 -T

T.M.S.L.約 33.7

T.M.S.L.約 14.0

約 3.7

φ約 5.3m×約 3.7m

T.M.S.L.約 10.3
φ約 5.3

注： 寸法は公称値を示す（単位：m）
× 評価点（燃料交換機床）図 1 燃料の線量率計算モデル

添 5.3.1-2

表 1 燃料の線源強度

b.

上部格子板

計算条件を以下に示す。
○ 線源形状：円柱線源としてモデル化○ 線源の高さ（mm）：○ ガンマ線エネルギ：計算に使用するガンマ線は，主要核種 60Coを想定して1.5MeVとする。
線源材質： 水と同等(密度 0.958g/cm3※)※

65℃から 100℃までの飽和水の密度のうち，最小となる 100℃の値を採用○ 線源強度は，機器表面の実測値（

Sv/h）より 2.1×109(Bq/cm3)と算出した。

線量率計算モデルを図 2 に示す。

添 5.3.1-3

約 18.4 -T

T.M.S.L.約 33.7

T.M.S.L.約 15.3

約 1.0

φ約 6.2m×約 1.0m

T.M.S.L.約 14. 3
φ約 6.2

注： 寸法は公称値を示す（単位：m）
× 評価点（燃料交換機床）
図 2 上部格子板の線量率計算モデル（２） 線量率
線量率は，「添付資料 4.1.2｢水遮蔽厚に対する貯蔵中の使用済燃料からの線量率｣の算出について」と同様に QAD-CGGP2R コードを用いて計算している。
評価点については保守的に燃料交換機床とした。

添 5.3.1-4

添付資料 5.3.2
原子炉冷却材流出評価における POS 選定の考え方
1. 本評価における POS の決定
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，「原子炉冷却材の流出」(以下「原子炉冷却材流出」という。)の重要事故シーケンスの評価では，次節に示すとおり，定期検査中に実施する作業等を確認し，原子炉冷却材の流出が生じうる作業を抽出した後，各々の作業を比較して重要事故シー
ケンスとする作業を選定した。定期検査中に各作業等が実施される時期は概ね決まっているため，POS
については，選び得る POS を比較して決定した。
2. 原子炉冷却材流出評価の対象とした作業等
重要事故シーケンスの選定にあたり，定期検査中に原子炉冷却材流出が想定され得るとして抽出した作業等は次の 5 つである。この 5 つの作業等から，本評価では「RHR 切り替え時のミニマムフロー弁操作誤り」を選定した。選定の理由は，発生時に想定される原子炉冷却材流出速度が大きいこと※，CUW ブ
ローは原子炉水位の変化に特に注目する作業であること，他の 3 事象は点検であり，発生時の検知の可能性が本事象よりも高いと考えたことによるものである。
・CRD 点検（交換）時の作業誤り
・LPRM 点検（交換）時の作業誤り
・RIP 点検時の作業誤り
・CUW ブロー時の操作誤り
・RHR 切替え時のミニマムフロー弁操作誤り※

RHR 切り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冷却材流出事象と比べて流出量が大きい（別紙 1
3 添付資料 3.1.2.c-3 冷却材流出事象の流出量及び余裕時間の算出方法について）＜RHR 切替え時のミニマムフロー弁操作誤り時の流出量の算出＞
流出量はより算出した＝約 87m3/h

添 5.3.2-1

3. POS を選定する上で考慮した点
定期検査中に RHR 切替えを実施する時期としては，
RHR の運転や待機の系統を変化させる場合があり，この作業は定期検査中のほぼ全域で生じ得る。このため，POS についてはいずれの場合も選び得る。
その上で，本評価では POS の選定において以下の点を考慮した。
(1) 崩壊熱による原子炉水温の上昇及び蒸発
崩壊熱による原子炉冷却材の減少を厳しく評価する観点では，原子炉停止後の時間が短い POS の方が適切である。但し，POS「S」の崩壊熱で評価しても，流出による原子炉冷却材の減少に対して崩壊熱による原子炉冷却材の減少の速度は小さい。
(2) 原子炉圧力容器内の保有水量
原子炉圧力容器内の保有水量の観点では，原子炉ウェル満水の状態が最も余裕があり，原子炉圧力容器が通常水位(NWL)に近いほど厳しい条件となる。但し，RHR の吸込口は有効燃料棒頂部(TAF)から約 1.7m 上にあるため，RHR の吸込口を下回った後の水位低下は崩壊熱による減少となる。このため，(1)にも示したとおり，ある程度，原子炉注水までの時間余裕を確保できる。例えば，原子炉停止から 1 日後の崩壊熱を仮定すると，約 2 時間の時間余裕がある。

原子炉圧力容器
T.M.S.L. 約 18.4m(NWL 付近)

NWL付近

水位低下の停止
水位の低下
低圧給水ノズル
T.M.S.L. 約15.7m

T.M.S.L. 約15.7m*A系のみ給水配管（T.M.S.L. 約16.4m）に接続

T.M.S.L. 約14.0m

ＲＨＲ Ａ～Ｃ吸込ノズル（個別のノズルであるが高さは同一）

RHR 系の最小流量バイパス
弁の閉め忘れによる冷却材
流出の発生

燃料有効長

T.M.S.L. 約 5.0m

図 ＲＨＲ吸い込み配管のノズルの高さと燃料有効長頂部の高さ(3) 発生時の検知性
発生時の検知性の観点では，原子炉圧力容器の上蓋が閉止されている場合，原子炉水位を受けた
警報発生や緩和設備の起動などに期待できるが，原子炉圧力容器の上蓋が開放されている場合，これらの機能には期待できない。
(4) 原子炉水位低下時の作業環境
原子炉水位低下時の作業環境への影響の観点では，原子炉圧力容器の上蓋が閉止されている場合，

添 5.3.2-2

原子炉水位が低下しても十分に遮蔽されるため作業環境には影響が生じないが，原子炉圧力容器の上蓋が開放されている場合，原子炉水位が大きく低下すると十分な遮蔽効果が期待できなくなり，作業環境への影響が表れる。
4. POS の選定結果と考察「RHR 切り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の検知が他の作業等よりも困難な事象である。このため，3 節の(1)から(4)の点のうち，(3)の検知性の観点で厳しい POS を選定することが適切と考える。この観点では，原子炉圧力容器の上蓋が開放されている，POS「B」,「C」が選定される。POS「C」は CUW ブローによる原子炉ウェルの水位低下から始まり，途中で原子炉圧力容器の上蓋が閉止される POS であり，原子炉圧力容器の上蓋が開放されている状態での原子炉水位について，特に注意が払われる POS であることから，本重要事故シーケンスでは，POS「B」を代表として選定することが適切と考える。
なお，有効燃料棒頂部まで水位が低下するまでの時間余裕という観点では原子炉未開放である POS「A」，「C」，「D」の「RHR 切り替え時のミニマムフロー弁操作誤り」が厳しくなるが，その場合であっても 2 時
間以上の時間余裕※があり，かつ原子炉水位計による警報発生や緩和設備の起動などに期待できるため，
原子炉開放時と比べて速やかな検知と注水が可能である。
※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 日後想定）
以上

添 5.3.2-3

表 1 各プラント状態における評価項目に対する影響（原子炉冷却材の流出）
運転停止中の評価項目
プラント状態（POS）

S

原子炉冷温停止への移行
状態

包絡事象

重大事故等対処設備等

POS Sにおいては，冷却 ・非常用炉心冷却系（ＬＰＦL，ＨＰＣＦ）
材流出事象の要因とな ・低圧代替注水系（常設）
る作業や操作を実施しな ・低圧代替注水系（可搬型）
いため，対象外・常設代替交流電源設備

添 5.3.2-4

基本的に，冷却材流出
事象の要因となる作業や操作を実施しない
例外的な作業として「残PCV／RPVの開放及び原子A
留熱除去系の切り替え
炉ウェル満水への移行状態
操作」の実施があるが「添付5.3.4評価条件の不確かさについて」に包絡される

・非常用炉心冷却系（ＬＰＦL，ＨＰＣＦ）
・低圧代替注水系（常設）・低圧代替注水系（可搬型）・常設代替交流電源設備

B1

・非常用炉心冷却系（ＬＰＦL，ＨＰＣＦ）
・低圧代替注水系（常設）・低圧代替注水系（可搬型）・常設代替交流電源設備
・燃料プール代替注水系（常設）
・燃料プール代替注水系（可搬）原子炉ウェル満水状態（原B2 子炉ウェル水抜き開始まで）

B3

B4

-

・非常用炉心冷却系（ＬＰＦL）
・低圧代替注水系（可搬型）・常設代替交流電源設備
・燃料プール代替注水系（可搬）原子炉圧力容器蓋
の開閉状態

閉鎖

閉鎖→開放

開放

有効燃料棒頂部の冠水

放射線の遮蔽が維持できる水位の確保

未臨界の確保POS Sにおいては，冷却材流出事象の要因となる作業や操作を実施しないため，対象外

POS Sにおいては，冷却材流出事象の要因となる作業や操作を実施しないため，対象外

POS Sにおいては，冷却材流出事象の要因となる作業や操作を実施しな
いため，対象外有効性評価でのPOS Bの想定に比べ，原子炉未開放
有効性評価でのPOS Bの想定に比べ，原子炉未開放状態では原
状態では原子炉水位計による警報発生及び緩和設備 プラント状態POS Ｂに同じ
子炉水位計による警報発生及び緩和設備の起動等により原子炉冷の起動等により原子炉冷却材流出の認知が早まり， 制御棒引き抜きに係わる試験は「反却材流出の認知が早まり，運転員等操作時間が早くなるため，「添運転員等操作時間が早くなるため，「添付5.3.4評価条 応度誤投入」に包絡付5.3.4評価条件の不確かさについて」に包絡される
件の不確かさについて」に包絡される有効性評価にて評価項目を満足することを確認している（有効性評価で確認している「RHR切替え時のミニマムフロー弁操作誤り」に他の冷却材流出事象（CRD点検（交換）時の作業誤り，
LPRM点検（交換）時の作業誤り，RIP点検時の作業誤り，CUWブ
ロー時の操作誤り）は包絡される）有効性評価にて評価項目を満足することを確認している
有効性評価にて評価項目を満足する（有効性評価で確認している「RHR切替え時のミニマ
ことを確認している
ムフロー弁操作誤り」に他の冷却材流出事象（CRD点
燃料の取出・装荷に係わる作業は検（交換）時の作業誤り，LPRM点検（交換）時の作業「反応度誤投入」に包絡
誤り，RIP点検時の作業誤り，CUWブロー時の操作誤り）は包絡される）・非常用炉心冷却系（ＲＨＲ）
・低圧代替注水系（常設）・低圧代替注水系（可搬型）・常設代替交流電源設備
・燃料プール代替注水系（常設）
・燃料プール代替注水系（可搬）・非常用炉心冷却系（ＬＰＦL，ＨＰＣＦ）
C1

冷却材流出事象の要因 ・低圧代替注水系（常設）となる作業として「ＣＵＷ ・低圧代替注水系（可搬型）
ブロー操作」及び「残留 ・常設代替交流電源設備

PCV／RPVの閉鎖及び起動 熱除去系の切り替え操準備への移行状態作」が考えられるが，原子炉未開放状態では原 ・非常用炉心冷却系（ＬＰＦL，ＨＰＣＦ）
子炉水位計による警報 ・低圧代替注水系（常設）C2発生及び緩和設備の起 ・低圧代替注水系（可搬型）動等により原子炉冷却 ・常設代替交流電源設備
材流出の認知が早まり，運転員等操作時間が早くなるため，「添付5.3.4
・非常用炉心冷却系（ＬＰＦL，ＨＰＣＦ）
評価条件の不確かさに・低圧代替注水系（常設）
D 起動準備状態
ついて」にに包絡される・低圧代替注水系（可搬型）・常設代替交流電源設備

開放→閉鎖
有効性評価でのPOS Bの想定に比べ，原子炉未開放
有効性評価でのPOS Bの想定に比べ，原子炉未開放状態では原
状態では原子炉水位計による警報発生及び緩和設備 プラント状態POS Ｂに同じ
子炉水位計による警報発生及び緩和設備の起動等により原子炉冷の起動等により原子炉冷却材流出の認知が早まり， 制御棒引き抜きに係わる試験は「反却材流出の認知が早まり，運転員等操作時間が早くなるため，「添運転員等操作時間が早くなるため，「添付5.3.4評価条 応度誤投入」に包絡付5.3.4評価条件の不確かさについて」に包絡される
件の不確かさについて」に包絡される

閉鎖添付資料 5.3.3
安定状態について運転停止中の原子炉冷却材の流出の安定状態については以下のとおり。
原子炉安定停止状態：事象発生後，原子炉冷却材の流出が停止し，設計基準事故対処設備及び重大事故等対処設備を用いた炉心冷却により，炉心冠水が維持でき，また，冷却のための設備がその後も機能維持できると判断され，かつ，必要な要員の不足や資源の枯渇等のあらかじめ想定される事象悪化のおそれがない場合，安定停止状態が確立されたものとする。
【安定状態の確立について】
原子炉安定停止状態の確立について
事象発生直後から原子炉冷却材の流出により原子炉水位が低下するが，約 2 時間後に原子炉冷却材の流出を停止させ，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原子炉水位が回復する。その後，残留熱除去系（停止時冷却モード）に切替えて冷却することで，冷温停止状態に移行することができ，原子炉安定停止状態が確立される。
また，重大事故等対策時に必要な要員は確保可能であり，また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
【安定状態の維持について】
上記の燃料損傷防止対策により安定停止状態を維持できる。
また，残留熱除去系機能を維持し，除熱を行うことにより，安定停止状態後の更なる除熱が可能となる。

添 5.3.3-1

評価条件の不確かさの影響評価について（運転停止中 原子炉冷却材の流出）
表 1 評価条件を最確条件とした場合の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（運転停止中 原子炉冷却材の流出）(1/2)
評価条件(初期，事故及び機器条件)の不確かさ
評価条件
最確条件

項目

原子炉初期水温52℃

約 29℃～約 37℃(実績値)

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

残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）での炉水側の設
定温度を想定。

最確条件では評価条件で設定している
原子炉初期水温より低くなるため，時間余裕が長くなることが考えられるが，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ため，運転員等操作時間に与える影響はない。

最確条件では評価条件で設定している原子炉初期水温より低くなることから，原子炉水位の回復は早くなり，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

原子炉ウェルの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，原子炉注水が実施されているため，原子炉水位の低下は起こらず，また，通常これらの期間には残留熱除去系の切替え操作は実施しない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。
原子炉圧力容器が未開放の場合,原子炉初期水位が通常運転水位付
近にある場合も想定されるが，いずれの水位にあっても，残留熱除去系の吸込配管の高さは有効燃料棒頂部より高い位置にあることから，原子炉冷却材の流出はその高さに到達すると停止し，また，そこから蒸発により有効燃料棒頂部まで原子炉水位が低下するまでの時間は 2 時間以上と長い（停止 1 日後想定）ため，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。
また，原子炉圧力容器が未開放の場合, 原子炉水位計による警報発
生等の認知（15 分程度）,緩和設備の起動,事故後の作業員の退避（20 分程度）に比べて,放射線の遮蔽を維持できる原子炉水位に到達するまでの時間（約 1 時間）は十分長いため,放射線の遮蔽は維持される。以上より，評価項目となるパラメータに与える影響は小
さい。

ウェル満水

事故事象毎

原子炉圧力容器が開放状態での水位を想定。

原子炉初期圧力

大気圧

大気圧

原子炉圧力容器の開放を想定。

解析条件と最確条件が同様であることから，事象進展に影響はなく，運転員
等操作時間に与える影響はない。

解析条件と最確条件が同様であることから，事象進展に影響はな
く，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

線量率の影響の観点を確認するため，開放状態を想定。

原子炉圧力容器未開放状態の場合は原子炉水位計による警報発生及び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，原子炉圧力容器開放状態の場合は，評価条件と同様であるが，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ため，運転員等操作時間に与える影響はない。

原子炉圧力容器未開放状態の場合は，原子炉圧力容器等の遮蔽に期待でき，放射線の遮蔽を維持できる原子炉の最低水位に到達するまでの時間（約 1 時間）は十分長く,認知も容易であるため，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。
有効燃料棒頂部の冠水維持（未臨界維持）において，原子炉圧力容器が未開放で原子炉初期水位が通常運転水位付近にある場合も想定されるが，いずれの水位にあっても，残留熱除去系の吸込管の高さは有効燃料棒頂部より高い位置にあることから，原子炉冷却材の流出はその高さに到達すると停止し，また，そこから蒸発により有効燃料棒頂部まで原子炉水位が低下するまでの時間は 2
時間以上と長く（停止 1 日後想定），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。

保有水が少ないプー
ルゲート閉を想定。

プールゲートが開の状態では保有水量が多くなるため，有効燃料棒頂部まで水位が低下するまでの時間余裕は長くなるが，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ため，運転員等操作時間に与える影響はない。

プールゲートが開の状態では保有水量が多くなるため，有効燃料
棒頂部まで低下するまでの時間余裕は長くなり，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

原子炉圧力容器の状態

プールゲートの状
態

原子炉圧力容器の開放

閉

事故事象毎

開

添付資料 5.3.4

原子炉初期水位

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ため，運転員等操作時間に与える影響はない。

初期条件

添 5.3.4-1

評価設定の考え方

表 1 評価条件を最確条件とした場合の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（運転停止中 原子炉冷却材の流出）(2/2)
項目

評価条件(初期，事故及び機器条件)の不確かさ
評価条件
最確条件

初期条件
事故条件

評価設定の考え方

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

最確条件とした場合には，解析条件よりも燃料容量の余裕は大きくなる。また，事象発生直後から最大負荷運転を想定 し て も燃 料 は 枯渇 し ない こ とから，運転員等操作時間に与える影響はない。

－

解析条件と最確条件が同様であることから，事象進展に影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。

解析条件と最確条件が同様であることから，事象進展に影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

機器条件

添 5.3.4-2

燃料の容量

約 2,040kL

2,040kL 以上(軽油タンク容量)

通常 時 の 軽油 タ ン クの 運 用値 を 参考に，最確条件を包絡できる条件を設定。

起因事象

外部電源喪失外部電源喪失起因事象として，外部電源喪失が発生するものとして設定。

原子炉冷却材のサ
プレッション・チ
ェンバへの流出量87m3/h87m3/h 以下

ミニフローラインに残留熱除去系ポン
プ出口圧力が掛かった場合の最大流出量。

崩壊熱による原子炉水温の上昇及び
蒸発

考慮しない

考慮しない

崩壊熱による原子炉水温の上昇及び蒸発は事象進展に影響しないため，考慮
しない。

外部電源

外部電源なし事故毎に変化

外部電源がない場合と外部電源がある
場合では，事象進展は同じであることから，資源の評価の観点で厳しくなる
外部電源がない場合を想定。

外部電源がない場合と外部電源がある
場合では，事象進展は同じであることから，運転員等操作時間に与える影響はない。

外部電源がない場合と外部電源がある場合
では，事象進展は同じであることから，評価項目となるパラメータに与える影響はな
い。

残留熱除去系（低圧注水モード）の
注水流量

954m3/h

954m3/h

低圧注水系の設計値として設定。

解析条件と最確条件が同様であることから，事象進展に影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。

解析条件と最確条件が同様であることから，事象進展に影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

表 2 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（運転停止中 原子炉冷却材の流出）（1/2）
評価条件（操作条件）の不確かさ
項目

評価上の操作開始時間
評価上の操
作開始時間

操作の不確かさ要因

評価設定の考え方

運転員等操作時間に評価項目となるパラ与える影響

メータに与える影響

操作時間余裕訓練実績等【認知】評価では，1 時間毎の中央制御室監視により，原子炉ウェル水位低下を検知することを想定している。実際は，残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）切替時にプラント状態（原子炉ウェル水位，原子炉水温等）確認により，早期に原子炉冷却材流出を認知できる可能性がある。
【要員配置】
運転員による操作のみであり，運転員は中央制御室に常駐している

添 5.3.4-3

操作条件

原子炉冷却
材流出の停
止操作

事象発生か

運転操作手順等を踏ま

ら 2 時間後

えて設定ことから，操作開始時間に与える影響なし。

運転員による残留熱【移動】除去系切替時のプラ漏えい隔離のためのミニマムフロー弁の閉操作には，原子炉建屋のント状態確認により現場において当該弁の電源を復旧する必要がある。中央制御室から評価の想定より早く

原子炉建屋の現場までのアクセスルート上にアクセスを阻害する

事象を認知できる可

設備はなく，操作開始時間に与える影響はない。

能性があり，評価上の【操作所要時間】

操作開始時間に対し，原子炉ウェル水位低下調査における，漏えい箇所の特定及び隔離に

実際の原子炉冷却材

1 時間を想定している。漏えい箇所の隔離は，現場におけるミニマ

流出の停止操作が早ムフロー弁の電源復旧と中央制御室における当該弁の遠隔閉操作

くなる場合が考えらである。1 弁のみの操作であり，操作開始時間に与える影響はない。

れる。

【他の並列操作有無】
原子炉ウェル水位低下調査における漏えい箇所の特定及び隔離操作に対応する。
運転員に他の並列操作はなく，操作時間に与える影響はない。
【操作の確実さ】
漏えい隔離操作等の現場操作は，操作の信頼性向上や要員の安全のため 2 人 1 組で実施することとしており，誤操作は起こりにくく，誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。

当該操作に対する時間
原子炉冷却材流出の余裕は，放射線の遮蔽が停止操作及び原子炉維持される最低水位に注水開始が早くなる

到達するまで約 13 時間

場合は原子炉水位のでありこれに対して，事低下が抑制され，評故を検知して原子炉注

価項目となるパラメ

水を開始するまでの時

ータに対する余裕は

間は約 2 時間であるこ

大きくなる。

とから，時間余裕がある。

残留熱除去系のミニ
マムフロー弁から漏えいが発生していることを想定し，訓練を実施。訓練実績では，
当該ミニマムフロー
弁の電源復旧及び閉操作に約 5 分。
想定で意図している
運転操作が実施可能なことを確認した。

表 2 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（運転停止中 原子炉冷却材の流出）（2/2）
評価条件（操作条件）の不確かさ
項目

評価上の操作開始時間
評価上の操
作開始時間

操作の不確かさ要因

運転員等操作時間に与える影響

評価設定の考え方

評価項目となるパラメータに与操作時間余裕

訓練実績等

える影響

【認知】
原子炉冷却材流出時に原子炉注水の必要性を認知することは容易であり，よって，評価上の原子炉注水操作開始時間に対し，実際の原子炉注水操作開始時間は早くなる可能性がある。
【要員配置】
中央制御室内での操作のみであり，運転員は中央制御室に常駐していることから，操作開始時間に与える影響なし。
【移動】
中央制御室内での操作のみであり，操作開始時間に与える影響な
操作条件

待機中の残留熱除去系（低圧注水モード）の注水操添 5.3.4-4

作

し。
事象発生か
ら 120 分後事象の認知や現場操作【操作所要時間】の時間を基に，さらに時残留熱除去系のポンプ起動操作及び注入弁の開操作は，制御盤の操間余裕を考慮して設定

作スイッチによる操作のため，簡易な操作である。操作時間は特に設定していないが，原子炉水位の低下に対して操作に要する時間は短い。
【他の並列操作有無】
当該操作を実施する運転員は，残留熱除去系（低圧注水モード）の
原子炉注水操作時に他の並列操作はなく，操作開始時間に与える影
響はなし。
【操作の確実さ】
中央制御室における操作は，制御盤の操作スイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起こりにくく，そのため誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。

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 120 分後の原子炉注水操作開

原子炉注水開始

原子炉水位が放射線の遮始を設定しているが，が早くなる場合蔽が維持される最低水位

実際は運転員の残留は原子炉水位のに到達するまで約 13 時間

熱除去系切替時のプ低下が抑制さであり，これに対して，事ラント状態確認によれ，評価項目と故を検知して原子炉注水

る早期の認知に期待なるパラメータを開始するまでの時間はでき，その後，速やかに対する余裕は約 2 時間であることから，に原子炉注水操作を大きくなる。

時間余裕がある。

実施するため，その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。

中央制御室における操作のため，シミュレータにて訓練実績を取得。訓練では，残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注
水の系統構成に必要な弁の操作は約 2 分。想定で意図している運転操作が実施可能なことを確認した。

7 日間における燃料の対応について(運転停止中 原子炉冷却材の流出)
プラント状況：1～7 号炉停止中。
事象：原子炉冷却材の流出は 6 号及び 7 号炉を想定。保守的に全ての設備が，事象発生直後から燃料を消費するものとして評価する。
なお，全プラントで外部電源喪失が発生することとし，免震重要棟等，プラントに関連しない設備も対象とする。
号炉
時系列
事象発生直後から事象発生後 7 日間
7 号炉

非常用ディーゼル発電機 3 台起動。 ※1(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
1,490L/h×24h×7 日×3 台＝750,960L
事象発生直後から事象発生後 7 日間

6 号炉

非常用ディーゼル発電機 3 台起動。 ※1(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
1,490L/h×24h×7 日×3 台＝750,960L

合計

判定

7 日間の
軽油消費量
約 751kL

7 号炉軽油タンク容量は
約 1,020kL であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 751kL

6 号炉軽油タンク容量は
約 1,020kL であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

1 号炉軽油タンク容量は約 632kL であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

2 号炉軽油タンク容量は約 632kL であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

3 号炉軽油タンク容量は約 632kL であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

4 号炉軽油タンク容量は約 632kL であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

5 号炉軽油タンク容量は約 632kL であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 79kL

1～7 号炉軽油タンク
及 びガス タービ ン発 電
機用燃料タンク（容量約200kL）の残容量(合計)は約 659kL であり，
7 日間対応可能。

事象発生直後から事象発生後 7 日間
1 号炉

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L
事象発生直後から事象発生後 7 日間

2 号炉

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L
事象発生直後から事象発生後 7 日間

添 5.3.5-1

3 号炉

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L
事象発生直後から事象発生後 7 日間

4 号炉

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L
事象発生直後から事象発生後 7 日間

5 号炉

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L
事象発生直後から事象発生後 7 日間

その他

※1 事故収束に必要な非常用ディーゼル発電機は 2 台で足りるが，保守的に非常用ディーゼル発電機 3 台を起動させて評価した。
※2 事故収束に必要な非常用ディーゼル発電機は 1 台で足りるが，保守的に非常用ディーゼル発電機 2 台を起動させて評価した。

添付資料 5.3.5

免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機 1 台起動。(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
437L/h×24h×7 日＝73,416L
モニタリング・ポスト用発電機 3 台起動。(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
9L/h×24h×7 日×3 台＝4,536L

5.4 反応度の誤投入
5.4.1 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
事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」において，燃料損傷防止対策の有効性を確認する事故シーケンスは，「1.2 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
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損傷に至る。
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，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。
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，燃料損傷の防止を図る。
(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，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。対応手順の概要を図 5.4.1 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表 5.4.1 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ことにより，臨界に達する。
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）信号

5.4-1

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）
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。
5.4.2 燃料損傷防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法
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，「1.2 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，臨界近接を認知できずに臨界に至る事故」である。
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もに，通常は原子炉モードスイッチを燃料交換位置として，同一水圧制御ユニットに属する 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，誤操作によって過剰な制御棒の引き抜きが行なわれることによ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，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 APEX により炉心平均中性子束の過渡応答を求める。
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。
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与える影響があるものについては，「5.4.3(3) 感度解析」において，それらの不確かさの重畳を考慮した影響評価を実施する。
(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解析条件を表5.4.2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。

5.4-2

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
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，事象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図 5.4.2 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管理※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。
※ 臨界近接時における制御棒の最大反応度価値は 1.0%Δk 以下となるよう管理
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き抜き不許可のインターロック，停止時冷温臨界試験での引き抜き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

5.4-3

(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※，起動領域モニタの原子炉周期短信号（原子炉周期 20 秒）で引き抜きを阻止されるものとする。引抜制
御棒反応度曲線を図 5.4.2 に示す。
(b) 原子炉スクラム信号
原子炉スクラムは，起動領域モニタの原子炉周期短信号（原子炉周期 10 秒）によるものとする。スクラム反応度曲線を図 5.4.3 に示す。
※ 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せる場合にのみ，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。

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図5.4.1に，炉心平均中性子束の推移を図
5.4.4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信号（原子炉周期20 秒）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:0.34%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信号（原子炉周期 10 秒）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。
（添付資料 5.4.1）
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。
本評価では，「1.2.4.2 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。
（添付資料 5.4.2）
5.4.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価

5.4-4

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。
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停止系により，自動的に制御棒の引き抜きを阻止，原子炉をスクラムすることで，プラントを安定状態に導くことが特徴である。このため，運転員等操作はなく，操作時間が与える影響等は不要である。
(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，「1.7 解析
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，それらの不確かさの影響評価は以下のとおりである。
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，「5.4.2(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
ドップラ反応度フィーバックの不確かさは, 実験にて7～9%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。この不確かさを考慮した感度解析を「（3）感度解析」にて実施する。
（添付資料 5.4.3）(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
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，表5.4.2に示すとおりである。その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられる炉心状態，実効増倍率，燃料被覆管表面温度及び冷却材温度，制御棒引抜阻止，スクラム信号に関する影響の結果を以下に示す。
(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，「5.4.2(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恐れはある。そのため，評価項目に対す

5.4-5

る余裕は小さくなることが考えられるが，「（5）評価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。
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。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）評価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）評価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。
制御棒引抜阻止及びスクラム信号についてNMS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，計数率高高信号によるスクラ
ム機能に期待できる。こちらに期待した場合のスクラムまでの時間は約46秒後となり，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
ｂ．操作条件
本重要事故シーケンスは，「5.4.2(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。
（添付資料 5.4.3）(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%とした場合においても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なく，また制御棒反応度を±10%とした場合においても投入される反応度は0.53ドル,0.56ドルであり，これらの不確かさを考慮しても燃料の健全性に影響がない。
（添付資料 5.4.3)(4) 操作時間余裕の把握

5.4-6

本重要事故シーケンスは，「5.4.2(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。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。
・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・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場合
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）と大きく差異がない，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。
（添付資料 5.4.3）(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。感度解析結果より，不確かさの重畳を考慮した場合でも評価項目となるパラメー
タを満足できる。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，自動作動する安全保護系及び原子炉停止系により，自動的に制御棒の引き抜きを阻止，原子炉スクラムすることで，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
5.4.4 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

5.4-7

るため，対応に必要な要員はいない。
(2) 必要な資源の評価
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，燃料及び電源の評価
結果は以下のとおりである。
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。
ｂ．燃料
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。
ｃ．電源
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。
5.4.5 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。
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「最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本の制御棒が全引き抜きされている状態から，その隣接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，臨界に至る事故」
について有効性評価を行った。
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，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，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，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。

5.4-8

凡例

プラント前提条件・複数本の制御棒引抜操作（停止時冷温臨界試験，停止余裕検査等を考慮した想定）
・起動領域モニタのNMSトリップ選択スイッチ「通常」位置
・原子炉モードSW「起動」位置

制御棒
CR-1：最大反応度価値制御棒
CR-2：CR-1に対角隣接する制御棒：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）
のみの作業

：判断

：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業

複数本の制御棒引抜操作開始：解析上考慮しない操作・判断結果

CR-1「全引き抜き」

CR-2引き抜き操作開始＊正規の操作手順※1
人的過誤としてCR-2の連続引き抜きを想定する（解析上の時刻）（0秒）

CR-2「連続引き抜き」

CR-2「ノッチ」で引き抜き※1※2
原子炉周期（ペリオド）20秒にて発生する＊計数率高及び高高の場合（約30秒後）SRNMペリオド短信号発生※2（約34秒後）SRNM高信号発生

CR-2引き抜き阻止
CR-2引き抜き阻止（約58秒後）SRNMペリオド短短信号発生※3（約46秒後）SRNM高高信号発生

原子炉スクラム
原子炉スクラム
全制御棒全挿入により未臨界達成

全制御棒全挿入により未臨界達成

図 5.4.1 反応度の誤投入時の対応手順の概要
5.4-9

※3
原子炉周期（ペリオド）10秒にて発生する

図 5.4.2 反応度の誤投入における引抜制御棒反応度曲線

図 5.4.3 反応度の誤投入におけるスクラム反応度曲線

5.4-10原子炉スクラム（制御棒引
き抜き開始から約 58 秒後にスクラム信号投入）による出力降下

反応度投入による出力上昇継続
約 1.0×10-2 %
制御棒引き抜き開始
から約 30 秒後
制御棒引抜阻止信号入力

図 5.4.4 炉心平均中性子束の推移

5.4-11

表 5.4.1 反応度の誤投入時における重大事故等対策について
有効性評価上期待する事故対処設備
判断及び操作

操作
常設設備

可搬型設備

計装設備

－

－

起動領域モニタ－－

起動領域モニタ

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誤操作による反応度誤投入ることにより，臨界に達する。

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）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
反応度誤投入後のスクラム確認
周期短（原子炉周期 10 秒）信号が発生し，原子炉はスクラムする。制御5.4-12

棒が全挿入し，原子炉は未臨界状態となる。

表 5.4.2 主要解析条件（反応度の誤投入）
（1/3）
項目
解析コード

炉心状態

主要解析条件APEX
９×９燃料（Ａ型）（単一炉心）
平衡炉心のサイクル初期

初期条件

5.4-13条－
９×９燃料（Ａ型）と９×９燃料（Ｂ型）の熱水
力学的な特性はほぼ同等であることから，代表的に９×９燃料（Ａ型）を設定
燃料交換後の余剰反応度の大きな炉心を想定

実効増倍率

1.0

原子炉は臨界状態にあるものとして設定

初期出力

定格出力の 10-8

原子炉は臨界状態にあるものとして設定

初期原子炉圧力

0.0MPa[gage]

停止余裕検査時での圧力を想定

燃料被覆管表面温度及び冷却材の温度

20℃

冷却材温度の下限値として運用している値であり，反応度の観点からは保守的な値として設定

初期燃料エンタルピ

8kJ/kgUO2

冷却材温度 20℃における燃料エンタルピを想定

制御棒の誤引き抜き

運転停止中の原子炉において，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
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，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管理※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

事
故条件設定の考え方

起因事象件※：臨界近接時における制御棒の最大反応度価値は 1.0%Δk 以下であること

表 5.4.2 主要解析条件（反応度の誤投入）
（2/3）

項目

主要解析条件

条件設定の考え方
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き抜き不許可のイン

事故条件

誤引き抜きされる制御棒

最大反応度価値制御棒

ターロックや停止時冷温臨界試験での引き抜き制

及び御棒価値の管理を考慮し，斜め隣接の制御棒とす

その斜め隣接の制御棒

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）。引抜制御棒反応度曲線は図 5.4.2のとおり

5.4-14

外部電源

外部電源あり制御棒引き抜き操作には外部電源が必要となるため，外部電源ありを想定

表 5.4.2 主要解析条件（反応度の誤投入）
（3/3）
項目

主要解析条件5.4-15

重大事故等対策に関連する機器条件

制御棒の引抜速度

33mm/ｓ

起動領域モニタのバイパス状態

A,B,C グループそれぞれ 1 個ずつ

制御棒引抜阻止条件

スクラム信号

原子炉周期短信号（原子炉周期 20秒）

条件設定の考え方

引抜速度の上限値として設定

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

SRNM の制御棒引抜き阻止機能により設定※

原子炉周期短信号（原子炉周期 10

NMS トリップ選択スイッチを通常とした場合の秒）

SRNM のスクラム機能により設定※※ 複数の制御棒引き抜きを伴う検査を実施する際において，当直長らが最初の制御棒引き抜き開始前に原子炉保護系計装及び起動領域モ
ニタ計装の要素が動作不能でないこと（指示値の異常有無確認，定期事業者検査安全保護系設定値確認検査（核計測装置）等），制御棒のスクラムアキュムレータの圧力等を確認することで，必要な安全保護系が正常に動作することを確認する運用となっている
そのため，本事象においても制御棒引抜阻止条件やスクラム信号の機能に期待できる

添付資料 5.4.1
反応度の誤投入における燃料エンタルピ
ABWR では起動領域モニタのペリオド短信号による制御棒引抜阻止機能と FMCRD の遅い制
御棒引抜速度により反応度の投入量が従来型 BWR より小さく，即発臨界に至ることはない
ため，燃料エンタルピの上昇も小さい。以下に反応度投入事象解析コード APEX 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子束及び燃料エンタルピの過渡応答を参考に示す。
燃料エンタルピは最大で約 9.43kJ/kgUO2（約 2.25cal/g UO2），ピーク出力部燃料エンタ
ルピは最大で約 9.88kJ/kgUO2（約 2.36cal/gUO2）まで上昇するにとどまり，「反応度投入事
象に関する評価指針」で示される燃料の許容設計限界の燃料エンタルピ（燃料棒内圧上昇を考慮しても 65cal/gUO2）を超えないことから燃料の健全性は維持される。
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信号（原子炉周期 10 秒）が発生して，原子炉はスクラムされ，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。

9.43kJ/kgUO2

制御棒引抜による出力上昇及びそれに伴う燃料エンタルピの増加

図 1 反応度の誤投入における燃料エンタルピ及び炉心平均中性子束の変化

添 5.4.1-1

添付資料 5.4.2
安定状態について運転停止中の反応度の誤投入の安定状態については以下のとおり。
原子炉安定停止状態：事象発生後，設計基準事故対処設備及び重大事故等対処設備を用いた炉心冷却により，炉心冠水が維持でき，また，冷却のための設備がその後も機能維持できると判断され，かつ，必要な要員の不足や資源の枯渇等のあらかじめ想定される事象悪化のおそれがない場
合，安定停止状態が確立されたものとする。
【安定状態の確立について】
原子炉安定停止状態の確立について
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が，原子炉周期短（原子炉周期 20 秒）信号により，制御棒の引き抜きは阻止され，さらに，原子炉周期短（原子炉周期 10 秒）信号で原子炉はスクラムし，制御棒全挿入となり，原子炉は未臨界状態となり，原子炉安定停止状態が確立される。
また，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。
【安定状態の維持について】
上記の燃料損傷防止対策により安定停止状態を維持できる。
また，残留熱除去系機能を維持し，除熱を行うことにより，安定停止状態後の更なる除熱が可能となる。

添 5.4.2-1

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について（運転停止中 反応度誤投入）
表 1 解析コードにおける重要現象の不確かさが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（運転停止中
分類

炉心
（核）

添 5.4.3-1
炉心
（燃料）

重要現象

解析モデル

不確かさ

核分裂出力

・一点近似動特性モデル（炉出力）・出力分布は二次元拡散モデル
・核定数は三次元体系の炉心を空間効果を考慮し二次元体系に縮約

考慮しない

出力分布変
化

・RZ 二次元拡散モデル
・エンタルピステップの進行に伴う相対出力分布変化を考慮

考慮しない

反応度フィ
ードバック
効果

・ドップラ反応度フィードバック効
果は出力分布依存で考慮
・熱的現象は断熱，ボイド反応度フィードバック効果は考慮しない

・ドップラ反応度フィード
バック効果:7～9%・実効遅発中性子割合： 4%

制御棒反応
度効果

・三次元拡散モデル
・動特性計算では外部入力

・制御棒反応度:9%・実効遅発中性子割合： 4%

燃料棒内温
度変化

・熱伝導モデル・燃料ペレット-被覆管ギャップ熱伝
達モデル

燃料棒表面
熱伝達

・単相強制対流： Dittus -Boelterの式
・核沸騰状態：Jens -Lottes の式
・膜沸騰状態（低温時）:NSRR の実
測データに基づいて導出された熱
伝達相関式

考慮しない

「反応度の誤投入」事象は挙動が緩やかであるために出力上昇も小さく,事象発生後はスクラム反応度印加により速やかに収束するため，除熱量に不確かさがあるとしても，燃料エンタルピの最大値に対する影響はほとんど
ない。

沸騰遷移

低温時：Rohsenow –Griffith の式及び Kutateladze の式

考慮しない

事象を通じての表面熱流束は限界熱流束に対して充分小さくなっていることから，沸騰遷移の判定式の不確かさが燃料エンタルピの最大値に与える影響はほとんど
ない。

考慮しない

運転員等操作時間に与える影響

反応度誤投入）評価項目パラメータに与える影響

ドップラ反応度フィードバック,及び制御棒反応度効果の不確かさに含められる。

停止時の制御棒の誤引き抜きは,起動領域モニタの原子炉周期短信号の発生により，自動的に制御棒の引き抜き阻止及びスクラムされ,事象は未臨界となり収束することから，運転員の操作を介しない。
したがって,解析コードの不確かさが運転員等操作時間に与える影響はない。

解析では制御棒引抜に伴う反応度印加曲線を厳しく設定し，さらに局所出力ピーキング係数は対象領域にある燃料の燃焼寿命を考慮した最大値（燃焼度 0GWd/t での値）を用いるといった保守的なモデルを適用していることから出力分布変化の不確かさは考慮しない。
実験によるとドップラ反応度フィードバックの不確かさは 7～9%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，これを踏まえて解析を行う必要がある。
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。
「反応度投入事象評価指針」において燃料棒内メッシュの「制御棒落下」解析結果への影響は 0%と報告されており,類似の事象である本事故シーケンスについても，影響はほとんど生じない。

添付資料 5.4.3

表 2 解析条件を最確条件とした場合の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（運転停止中 反応度誤投入）（1/2）
項目

解析条件（初期，事故及び機器条件）の不確かさ
解析条件
最確条件

解析設定の考え方

初期条件

添 5.4.3-2

事故条件

炉心状態

平衡炉心のサイクル初期

装荷炉心毎，燃焼度毎に変化する

装荷炉心については平衡炉心を代表として設定。
燃料交換後の余剰反応度の大きな炉心としてサイクル初期を想定。

実効増倍率

1.0

0.99（設計目標値）以下

原子炉は臨界状態にあるものとして設
定。

初期出力

定格出力の 10-8定格出力の 10-8 程度

原子炉は臨界状態にあるものとして設定。

燃料被覆管表面
温度及び冷却材
温度

20℃

事故事象毎
20℃以上

冷却材温度の下限値として運用している値であり，反応度の観点からは保守的な値として設定。

最大反応度価値制御棒及びその斜め隣接制御棒

最大反応度価値制御棒
及びその斜め隣接制御棒

誤引き抜きされる制御棒は，事象を厳しくするため，最大反応度価値を有す
る制御棒の隣接制御棒とするが，制御棒価値ミニマイザによる監視機能を考慮し，斜め隣接の制御棒とする。
（添付資料 5.4.4）

引き抜きされる
制御棒

運転員等操作時間に与える影響

停止時の制御棒の誤引き抜きは,
起動領域モニタの原子炉周期短信号の発生により，自動的に制御
棒の引き抜き阻止及びスクラム
され,事象は未臨界となり収束することから，運転員の操作を介しない。
したがって,解析条件の不確かさ
が，運転員等操作時間に与える影響はない。

評価項目となるパラメータに与える影響
実炉心においては装荷炉心毎，燃焼度毎に制御棒
反応度価値やスクラム反応度等の特性が変化する。
これらの影響については以下の 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。
・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・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場合（補足説明資料
98「反応度誤投入における炉心の状態等の不確かさについて」参照）
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 ドルと小さくなるため，この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）と大きく差異がない 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 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
温度の不確かさが評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

解析条件と同様であることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

表 2 解析条件を最確条件とした場合の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（運転停止中 反応度誤投入）（2/2）
項目

制御棒引き抜き速度

解析条件（初期，事故及び機器条件）の不確かさ
解析条件

解析設定の考え方

最確条件

運転員等操作時間に与える影響

解析条件と同様であることから，評価項
33mm/s

33mm/s

引抜速度の上限値として設定。

目となるパラメータに与える影響はない。

起動領域モニタ

A,B,C グループそれぞれ 1のバイパス状態個ずつ

機器条件

添 5.4.3-3

制御棒引き抜き原子炉周期短信号（原子炉阻止

周期 20 秒）バイパス状態がない場合は制御棒引き抜

A,B,C グループとも引抜制御棒に最もバイパスなし事故事象毎
原子炉周期短信号（原子炉周期 20 秒）

近い検出器が 1 個ずつバイパス状態に自動作動する安全保護系及び原子炉あるとする。

停止系により，自動的に制御棒の引き抜きを阻止，原子炉をスクラムするこ

SRNM の制御棒引抜き阻止機能によりとで，プラントを安定状態に導くこと設定。

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響等は不要である。

スクラム信号評価項目となるパラメータに与える影響

原子炉周期短信号（原子炉

事故事象毎

周期 10 秒）

SRNM 計数率高高※1

NMS トリップ選択スイッチを「通常」とした場合の SRNM のスクラム機能により設定。

き阻止の応答が早くなり，投入反応度が低くなり，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
解析条件と同様であることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
NMS トリップ選択スイッチが「初装荷」の場合は計数率制御棒引き抜き阻止機能，計数率スクラム機能に期待出来る。こちらに期待した場合のスクラムまでの時間
は約 46 秒後となり，この評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

※1

SRNM に期待する場合は原子炉周期短信号（原子炉周期 10 秒）より早くスクラム信号が投入される。

添付資料 5.4.4
反応度誤投入事象の代表性について
有効性評価では反応度の誤投入事象として，「原子炉停止時に最大反応度価値を有する 1本の制御棒が全引き抜きされている状態から，その隣接制御棒の 1 本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，臨界に至る事故」を想定している。これは，運転停止
中に実施する停止時冷温臨界試験や停止余裕検査を考慮した想定であり，その試験の制御
棒誤引抜事象の代表性について以下に示す。
1

運転停止中において，制御棒を複数引き抜く試験
運転停止中の通常の原子炉においては，停止余裕（最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 本の制御棒が引き抜かれても炉心を未臨界に維持できること）を確保した燃料配置に加え，原子炉モードスイッチを「燃料交換」位置にすることで同一水圧制御ユニットに属する 1 組又は 1 本を超える制御棒の引き抜きを阻止するインターロッ
クを維持し，不用意な臨界の発生を防止している。しかし，「原子炉停止余裕検査」と「停止時冷温臨界試験」の実施時においては，原子炉モードスイッチを「起動」位置として複数の制御棒の引き抜きを実施する。そのため，これらの試験中に人的過誤が発生すると，想定を超える反応度が投入される可能性がある。
それぞれの試験の概要や対象となる制御棒等は以下のとおり。
a.停止時冷温臨界試験
試験の目的：臨界予測精度の維持・向上のためのデータベースの蓄積
試験内容 ：あらかじめ定めた制御棒操作手順に則り，順番に対象となる制御棒引き抜きを実施し，臨界状態確認後に，制御棒パターン，原子炉冷却材温度，ペリオドなどのデータを採取する。なお，臨界近傍での制御棒の引き抜きに際しては，1 ノッチ又は 1 ステップ引き抜き毎に検査担当者で未臨界を確認している。
対象制御棒：評価ケースにより異なる。臨界状態が確認されるまで，複数本の制御棒の引き抜きを実施。
臨界近傍で引き抜く制御棒の価値は小さいものを取り扱う。
事故防止対策：制御棒操作監視系による制御棒選択
b.停止余裕検査試験の目的：停止余裕（挿入可能な制御棒のうち最大反応度価値制御棒（最大価値を有する制御棒と同一の水圧制御ユニットに属する制御棒）1 組又は 1 本が挿入されない場合でも，原子炉を常に冷温で臨界未満にできること）の確認
試験内容 ：①最大価値を有する制御棒（CR-1）の全引抜②最大価値を有する制御棒（CR-1）と同一の水圧制御ユニットに属する
制御棒（CR-2）の全引抜③最大価値を有する制御棒（CR-1）を補正位置 N まで挿入
④最大価値を有する制御棒（CR-1）の斜め隣接の制御棒（CR-3）を補正位
置 N まで引抜⑤最大価値を有する制御棒（CR-1）を再度全引抜
この状態の炉心が臨界未満であることを確認する。なお，制御棒の引き抜きに際しては，
1 ノッチ引抜毎に検査担当者で未臨界を確認している。
対象制御棒：最大反応度価値制御棒 1 組又は 1 本
最大価値を有する制御棒の斜め隣接の制御棒 1 本
引き抜かれる制御棒は斜め隣接の制御棒のうち反応度の補正に必要な価

添 5.4.4-1

値を有していて印加反応度が大きすぎないように選択事故防止対策：ロッドワースミニマイザの制御棒選択パターン規制（又は制御棒を操作する運転員以外の運転員による監視）
なお，ロッドワースミニマイザの機能により，最大反応度価値制御棒以外の制御棒を引き抜く場合，面隣接の制御棒を選択すると制御棒引抜許
可信号がリセットされる。
2

想定する人的過誤
想定を超えた反応度が投入されるおそれのある人的過誤として下記の「燃料の誤装荷」，「制御棒の選択誤り」，「制御棒の連続引き抜き」について検討した。
2-1.単一の人的過誤
a. 燃料の誤装荷
燃料の誤装荷は誤配置や燃料・制御棒の装荷順序の誤りにより，想定以上の反応度が投入されることが考えられる。これらは燃料交換が燃料取替機（FHM）により自動で装荷位置まで移動され，かつ作業員による配置の確認や燃料移動監視装置による確認や運転員による出力の監視も行われる。
このため，本事象が発生しても適切に認知がされるため，反応度の連続投入や急激な反応度の投入は考えられない。
b. 制御棒の選択誤り操作する制御棒の選択を誤るとその反応度価値は変化する。停止時冷温臨界試験や停止余裕検査の試験では事前に対象となる制御棒の価値が臨界近傍で大きくならないように評価により対象を選定しており，その制御棒パターンは制御棒操作監視系（停止時冷温
臨界試験），ロッドワースミニマイザ（停止余裕検査）や運転員，検査員により監視されているため，これらのパターンを外れた制御棒が選択されることは考えづらい。また，選択誤りが発生した場合においても臨界付近での制御棒引き抜き操作は 1 ノッチずつであるため，反応度の急激な投入は考えられない。
c. 制御棒の連続引き抜き
運転員，検査員による制御棒や起動領域モニタの確認を実施しており，人的過誤発生時も認知が容易である。しかし，これらの検知は運転員や検査員に期待しているため，有効性評価ではこれらの認知に期待せず，制御棒が連続引き抜きされることを想定する。
2-2.人的過誤の重畳
人的過誤として抽出した「a.燃料の誤装荷」，「b.制御棒の選択誤り」，「c.制御棒の連続引き抜き」の重畳事象の発生について検討した。反応度の投入速度等の理由※から，検討するべき人的過誤の重畳は「b.制御棒の選択誤り」＋「c.制御棒の連続引き抜き」のみであると考えられる。したがって，以下に「b.制御棒の選択誤り」＋「c.制御棒の連続引き抜き」の評価を示す。
評価の結果，人的過誤の重畳は発生の可能性が低く，また発生した場合であっても必ず臨界に至るとは限らず，即発臨界に至るような事象はさらに起こりにくいと考えられることから，有効性評価では単一の人的過誤である「c.制御棒の連続引き抜き」
について検討する。
※「c.制御棒の連続引き抜き」を含まない人的過誤が重畳した場合は，反応度の投入速度が遅く，即発臨界に至らない。また，「a.燃料の誤装荷」については燃料取替交換機により，機械的に自動で選択されるため，運転員等の作業時の誤りにより間違った配置になることはなく，またデータの入力についても複数のグループによる確認を多重に実施していることから，誤装荷単一の過誤の発生確率でも十分低いと考えられ，他の過誤との重畳事象は考慮不要であると考えられる。

添 5.4.4-2

・「b.制御棒の選択誤り」＋「c.制御棒の連続引き抜き」の重畳
人的過誤の重畳を考慮すべき試験は「1 停止時において，制御棒を複数引き抜く試
験」に示すとおり，原子炉停止余裕検査と停止時冷温臨界試験である。通常，試験では機械的に制御棒の選択の誤りを防止している※。したがって，この機能を使用している
場合は,人的過誤による制御棒の選択の誤りは発生しないため，人的過誤の重畳の考慮は不要である。これらの機能に期待しないで試験を実施することもあるため，その場合における人的過誤の重畳を検討した。なお, ロッドワースミニマイザ等の機械的な誤操作の防止機能に期待しない場合においては，操作する運転員以外の運転員が 1 名以
上監視にあたることで人的過誤の発生を防止しているため，これらについてもモデル化する。
図 1 に「c.制御棒の連続引き抜き」，図 2 に「b.制御棒の選択誤り」＋「c.制御棒の連続引き抜き」の重畳（人的過誤に従属性を考えた場合）における HRA ツリー及び人的過誤の確率を示す。
その結果，「c.制御棒の連続引き抜き」の単一の人的過誤に比べて「b.制御棒の選択誤り」＋「c.制御棒の連続引き抜き」の重畳を考慮すると，発生確率が小さくなっていることが分かる。なお,ここでの評価は同じ操作者・指示者による「b.制御棒の選択誤り」と「c.制御棒の連続引き抜き」の人的過誤の従属性については，NUREG/CR-6883 のSPAR-H 手法における従属性レベルの選定フロー（表 1）に基づき,高従属と設定した。
同じ操作者・指示者による「b.制御棒の選択誤り」と「c.制御棒の連続引き抜き」の過誤の従属性は，作業内容の差異やステップ毎に実施していることから独立事象として考えることもでき,その場合についても併せて評価した（図 3）。
以上のように人的過誤が発生する確率は低く，また，これらの人的過誤が重畳しても必ず臨界に至るとは限らず（対象の制御棒価値が大きくない等），即発臨界に至るような事象はさらに起こりにくいと考えられる。
※原子炉停止余裕検査時の RWM による隣接制御棒の引き抜き防止，停止時冷温臨界試験時のRWM 及び制御棒操作監視系（RC＆IS）による対象制御棒の自動選択
F1
検査員指示による制御棒の連続引き抜き
F12「誤選択の過誤回復」
F2
運転員による
制御棒の連続引き抜き

失敗

成功
人的過誤の内容

失敗

備考
NUREG/CR-1278 手順書を用いる時のオミッションエラー
[チェック表が正しく用いられている場合の長い操作（10項目以上）]特に高いストレスとはならないため、ストレスファクタは１を設定

過誤確率値（中央値）

EF

F11

検査員の指示誤りによる制御棒の連続引き抜き3.0E-03

3

F12

操作する運転員や監視している運転員による過誤回復

5.3E-02

3

NUREG/CR-6883(SPAR-H)の[低従属]F11の操作に対して、時間的な間隔、作業者の相違があるた
め、低従属とする
特に高いストレスとはならないため、ストレスファクタは１を設定

F2操作する運転員による制御棒の連続引き抜き

3.0E-03

3

NUREG/CR-1278 手順書を用いる時のオミッションエラー
[チェック表が正しく用いられている場合の長い操作（10項目以上）]特に高いストレスとはならないため、ストレスファクタは１を設定*操作する運転員による制御棒の連続引き抜きにおける過誤回復については十分期待できるものである（数十秒程度）が投入される反応度の不確かさがあるため、期待しない
人的過誤（平均値）
4.0E-03

図 1 「c.制御棒の連続引き抜き」の HRA ツリー及び人的過誤確率

添 5.4.4-3

ＥＦ
2

F11
検査員指示による制御棒の選択誤り
F12「誤選択の過誤回復」
F13
検査員指示による制御棒の連続引き抜き

F31
運転員による
制御棒の選択誤り

成功（単一の人的過誤）

F21
運転員による
制御棒の連続引き抜き

F32「誤選択の過誤回復」
F33
検査員指示による制御棒の連続引き抜き
成功（人的過誤無し、または単一の人的過誤）
成功（単一の人的過誤）

F41
運転員による
制御棒の連続引き抜き

失敗（人的過誤の重畳）

失敗（人的過誤の重畳）

失敗（人的過誤の重畳）

失敗（人的過誤の重畳）

人的過誤の内容

過誤確率値（中央値）

EF

備考
NUREG/CR-1278 手順書を用いる時のオミッションエラー
[チェック表が正しく用いられている場合の長い操作（10項目以上）]
特に高いストレスとはならないため、ストレスファクタは１を設定

F11

検査員指示による制御棒の選択
誤り

3.0E-03

3

F12

操作する運転員や監視している運転員による過誤回復

5.3E-02

3

NUREG/CR-6883(SPAR-H)の[低従属]F11の操作に対して、時間的な間隔、作業者の相違があるため、低従属とする
特に高いストレスとはならないため、ストレスファクタは１を設定

F13

検査員指示による制御棒の連続
引き抜き

5.0E-01

2

NUREG/CR-6883(SPAR-H)の[高従属]F11の操作と作業内容が異なるが、操作者、操作場所は同一であるため、高従属する
特に高いストレスとはならないため、ストレスファクタは１を設定（過誤回復には期待しない）

F21

操作する運転員による制御棒の連続引き抜き5.3E-02

3

NUREG/CR-6883(SPAR-H)の[低従属]F11の操作と作業内容が異なり、操作と時間的な間隔、作業者の相違がある
ため、低従属とする
特に高いストレスとはならないため、ストレスファクタは１を設定

F31

操作する運転員による制御棒の選択誤り

3.0E-03

3

NUREG/CR-1278 手順書を用いる時のオミッションエラー
[チェック表が正しく用いられている場合の長い操作（10項目以上）]
特に高いストレスとはならないため、ストレスファクタは１を設定

F32

検査員や監視している運転員による制御棒の選択誤りに対する過誤回復

5.3E-02

3

NUREG/CR-6883(SPAR-H)の[低従属]F21の操作に対して、時間的な間隔、作業者の相違があるため、低従属とする
特に高いストレスとはならないため、ストレスファクタは１を設定

F33

検査員の指示誤りによる制御棒の連続引き抜き5.3E-02

3

NUREG/CR-6883(SPAR-H)の[低従属]F31の操作と作業内容が異なり、操作と時間的な間隔、作業者の相違がある
ため、低従属とする
特に高いストレスとはならないため、ストレスファクタは１を設定

F41

操作する運転員による制御棒の連続引き抜き2

NUREG/CR-6883(SPAR-H)の[高従属]F11の操作と作業内容が異なるが、操作者、操作場所は同一であるため、高従属する
特に高いストレスとはならないため、ストレスファクタは１を設定（過誤回復には期待しない）

5.0E-01*制御棒の連続引き抜きにおける過誤回復については十分期待できるものであるが投入される反応度の不確かさがあるため、期待しない*HRAツリー及び人的過誤の確率は複数の制御棒を引き抜き冷温臨界試験を想定して評価する
人的過誤（平均値）
2.9E-04

ＥＦ
4

図 2 「b.制御棒の選択誤り」+「c.制御棒の連続引き抜き」（人的過誤に従属性を考えた場合）の HRA ツリー及び人的過誤確率

添 5.4.4-4

F11
検査員指示による制御棒の選択誤り
F12「誤選択の過誤回復」
F13
検査員指示による制御棒の連続引き抜き
F14「連続引き抜きの過誤回復」
F31
運転員による
制御棒の選択誤りF21
運転員による
制御棒の連続引き抜き

成功（単一の人的過誤）

F32「誤選択の過誤回復」
F33
検査員指示による制御棒の連続引き抜き

失敗（人的過誤の重畳）

失敗（人的過誤の重畳）

F34「連続引き抜きの過誤回復」

成功（人的過誤無し、または単一の人的過誤）
成功（単一の人的過誤）

F41
運転員による
制御棒の連続引き抜き

失敗（人的過誤の重畳）

失敗（人的過誤の重畳）
人的過誤の内容

過誤確率値（中央値）

EF

備考
NUREG/CR-1278 手順書を用いる時のオミッションエラー
3 [チェック表が正しく用いられている場合の長い操作（10項目以上）]
特に高いストレスとはならないため、ストレスファクタは１を設定

F11

検査員指示による制御棒の選択
誤り

3.0E-03

F12

操作する運転員や監視している運転員による過誤回復

5.3E-02

NUREG/CR-6883(SPAR-H)の[低従属]3 F11の操作に対して、時間的な間隔、作業者の相違があるため、低従属とする
特に高いストレスとはならないため、ストレスファクタは１を設定

F13

検査員指示による制御棒の連続
引き抜き

3.0E-03

NUREG/CR-1278 手順書を用いる時のオミッションエラー
[チェック表が正しく用いられている場合の長い操作（10項目以上）]
3 特に高いストレスとはならないため、ストレスファクタは１を設定＊制御棒の選択誤りとの従属性は作業内容が異なり、操作は試験要領に則りス
テップごとに実施していることから完全独立とする

F14

操作する運転員や監視している運転員による過誤回復

5.3E-02

NUREG/CR-6883(SPAR-H)の[低従属]3 F13の操作に対して、時間的な間隔、作業者の相違があるため、低従属とする
特に高いストレスとはならないため、ストレスファクタは１を設定

F21

操作する運転員による制御棒の連続引き抜き3.0E-03

NUREG/CR-1278 手順書を用いる時のオミッションエラー
[チェック表が正しく用いられている場合の長い操作（10項目以上）]
3 特に高いストレスとはならないため、ストレスファクタは１を設定＊制御棒の選択誤りとの従属性は作業内容が異なり、操作は試験要領に則りス
テップごとに実施していることから完全独立とする

F31

操作する運転員による制御棒の選択誤り

3.0E-03

NUREG/CR-1278 手順書を用いる時のオミッションエラー
3 [チェック表が正しく用いられている場合の長い操作（10項目以上）]
特に高いストレスとはならないため、ストレスファクタは１を設定

F32

検査員や監視している運転員による制御棒の選択誤りに対する過誤回復

5.3E-02

NUREG/CR-6883(SPAR-H)の[低従属]3 F31の操作に対して、時間的な間隔、作業者の相違があるため、低従属とする
特に高いストレスとはならないため、ストレスファクタは１を設定

F33

検査員の指示誤りによる制御棒の連続引き抜き3.0E-03

NUREG/CR-1278 手順書を用いる時のオミッションエラー
[チェック表が正しく用いられている場合の長い操作（10項目以上）]
3 特に高いストレスとはならないため、ストレスファクタは１を設定＊制御棒の選択誤りとの従属性は作業内容が異なり、操作は試験要領に則りス
テップごとに実施していることから完全独立とする

F34

操作する運転員や監視している運転員による過誤回復

5.3E-02

NUREG/CR-6883(SPAR-H)の[低従属]3 F13の操作に対して、時間的な間隔、作業者の相違があるため、低従属とする
特に高いストレスとはならないため、ストレスファクタは１を設定

F41

操作する運転員による制御棒の連続引き抜き3.0E-03

NUREG/CR-1278 手順書を用いる時のオミッションエラー
[チェック表が正しく用いられている場合の長い操作（10項目以上）]
3 特に高いストレスとはならないため、ストレスファクタは１を設定＊制御棒の選択誤りとの従属性は作業内容が異なり、操作は試験要領に則りス
テップごとに実施していることから完全独立とする*操作する運転員による制御棒の連続引き抜きにおける過誤回復については十分期待できるものである（数十秒程度）が投入される反応度の不確かさがあるため、期待しない*制御棒の選択誤りと連続引き抜きの従属性については、時間的な間隔(ステップごとに操作を確認)、作業内容が異なることから完全独立（従属性なし）とする*HRAツリー及び人的過誤の確率は複数の制御棒を引き抜きを実施する冷温臨界試験を想定して評価する
人的過誤（平均値）
2.3E-06

ＥＦ
4

図 3 「b.制御棒の選択誤り」＋「c.制御棒の連続引き抜き」（それぞれの人的過誤を独立事象とした場合）の HRA ツリー及び人的過誤確率

添 5.4.4-5

表 1 SPAR-H 手法における従属性レベルの選定フロー（NUREG/CR-6883 から抜粋）

3

過去に発生した反応度投入事象例
過去に発生した反応度投入事例は以下のものがある。
平成 11 年 志賀原子力発電所 1 号炉 原子炉緊急停止事故は，柏崎刈羽原子力発電所 6 号
及び 7 号炉とは制御棒駆動機構が異なり，物理的に発生の可能性がないため有効性評価で想定する反応度誤投入事象として選定不要と考える。
また，柏崎刈羽原子力発電所 6 号炉 FMCRD 試運転時 CR 引き抜き事象についても制御盤改造及び試験時特有の事象であること，下に記載の再発防止策が取られていること，仮に発生したとしても停止余裕に対して投入される反応度は大きくなく，また監視・安全系が機能しているため，過渡事象等で考慮されている状態より過酷とならないと考えられることから選定不要と考える。
・平成11年 志賀原子力発電所1号炉 原子炉緊急停止事故（北陸）
原子炉停止機能強化工事の機能確認試験時にアイソレ誤り及び弁のシートパスにより制御棒が引き抜かれ，アキュームレータに圧力が充填されていなかったことで，直ちに制御棒が挿入されず，臨界に至った。
この事象は，柏崎刈羽原子力発電所6号及び7号炉においては，制御棒駆動機構が異なる
ため，発生しない（FMCRDのHCUでは物理的に引き抜けが起こらない）。また，仮に同様の事象が起きた場合についての炉心挙動解析が実施されており，即発臨界に至る可能性はあるものの，炉心損傷はしないことが確認されている（参考文献 日本原子力学会誌
Vol.49,No.10（2007） 671-675 北陸電力（株）志賀原子力発電所1号機で発生した臨界時の炉心挙動解析）。
・平成8年 柏崎刈羽原子力発電所6号炉 FMCRD試運転時CR引き抜き事象（当社）
6号炉試運転中（建設段階）FMCRD制御盤改造及び試験の準備のため，FMCRDの安全処置（アイソレ）による隔離を実施し，シミュレータにて制御棒位置を模擬的に引き抜きする試験を実施。この時，アイソレミスにより一部の電源アイソレが実施されておらず，実際の4本の制御棒が128ステップの位置まで引き抜かれた（この間，未臨界であることは確認されている）。
制御盤改造及び試験時特有の事象であること，再発防止策（制御棒の駆動電源OFFと制御電源OFFの安全処置の多重化）が実施されていることから対策済みであると考える。また，この事象では核計装系により監視・安全系が機能していることから炉心損傷には至らない。

添 5.4.4-6

4

重要事故シーケンスの想定
有効性評価では 1～3 章を踏まえ，停止時冷温臨界試験や停止余裕検査の検査時に人的過誤により制御棒を連続的に引き抜かれる事象を想定した。
この時，引き抜かれる制御棒は，以下の点を考慮して「最大反応度価値を有する 1 本の制御棒が全引き抜きされている状態での隣接制御棒の 1 本の引き抜き」を反応度誤投入の代表性のあるものとして選定した。
・引き抜かれる制御棒の反応度価値が管理値※を超えるもの
・停止時冷温臨界試験や停止余裕検査での試験対象や事故防止の対策
・一般的に臨界近傍まで複数の制御棒を引き抜いていくと，1 本あたりの制御棒価値は相対的に低下していく傾向にあること・設計により挿入可能な制御棒のうち最大反応度価値制御棒 1 組又は 1 本が引き抜かれた状態であっても臨界未満が維持されていること
以上より，反応度の誤投入事象として，「原子炉停止時に最大反応度価値を有する 1 本の制御棒が全引き抜きされている状態から，その隣接制御棒の 1 本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，臨界に至る事故」を代表性のあるシナリオとしている。
※核的制限値を超えないよう設定している管理値：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

添 5.4.4-7

6.

必要な要員及び資源の評価

6.1 必要な要員及び資源の評価条件(1) 要員の評価条件
a. 各事故シーケンスにおける要員については，保守的に 6 号及び 7 号炉同時の重大事
故等対策時において対応可能であるか評価を行う。
b. 参集要員に期待しない事故シーケンスにおいては，中央制御室の当直長，当直副長，
運転員及び発電所構内に常駐している緊急時対策要員により，必要な作業対応が可能であることを評価する。
また，参集要員に期待する事故シーケンスにおいて，事象発生 10 時間までは，
中央制御室の運転員及び発電所構内に常駐している緊急時対策要員のみにより必要な作業対応が可能であること，さらに事象発生 10 時間以降は発電所構外から招集される参集要員についても考慮して，必要な作業対応が可能であることを評価する。
なお，発電所構外から招集される参集要員については，実際の運用では集まり次第，作業対応が可能であるが，評価上は事象発生 10 時間以前の参集要員による作業対応は見込まないものとする。
c. 可搬型設備操作において，可搬型設備を事象発生から 12 時間までは機能に期待しな
いと仮定するため，その使用開始を 12 時間後として要員を評価する。
(2) 資源の評価条件
a. 全般(a) 重大事故等対策の有効性評価において，通常系統からの給水及び給電が不可能となる事象についての水源，燃料及び電源に関する評価を実施する。また，前提として，有効性評価の条件（各重要事故シーケンス等特有の解析条件又は評価条件）を考慮する。
(b) 水源，燃料及び電源に関する評価において，淡水貯水池，ガスタービン発電機用
燃料タンク及び常設代替交流電源設備は，6 号及び 7 号炉で共用していることから，その合計の消費量を評価する。
b. 水源(a) 炉心及び原子炉格納容器への注水において，水源となる復水貯蔵槽の保有水量（約 1,700m3：有効水量）が，淡水貯水池から可搬型代替注水ポンプを用いた水の移送を開始するまでに枯渇しないことを評価する。
(b) 復水貯蔵槽については，淡水貯水池からの水の移送について，可搬型代替注水ポンプを用いて必要注水量以上が補給可能であることを評価する。
(c) 使用済燃料プールへの注水において水源となる防火水槽については，淡水貯水
池からの水の移送について，可搬型代替注水ポンプを用いて必要注水量以上が補給

6-1

可能であることを評価する。
(ｄ) 水源の評価については，事象進展が早い重要事故シーケンスが水源（必要水量）として，厳しい評価となることから，重要事故シーケンス等を評価し成立性を確認する事で，他の事故シーケンスグループ等も包絡されることを確認する。
c. 燃料(a) 常設代替交流電源設備，代替原子炉補機冷却系専用の電源車，代替原子炉補機冷却系用の可搬型大容量送水ポンプ，復水貯蔵槽給水用可搬型代替注水ポンプ（A-2級），使用済燃料プール注水用可搬型代替注水ポンプ（A-2 級），非常用ディーゼル
発電機，免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機及びモニタリング・ポス
ト用発電機のうち，事故シーケンスグループ等における事故収束に必要な設備を考慮して消費する燃料（軽油）が備蓄している軽油量にて 7 日間の運転継続が可能
であることを評価する。
(b) 全交流動力電源喪失の発生又は重畳を想定しない事故シーケンスについては，
非常用ディーゼル発電機からの給電による燃料消費量の評価を行う。また，外部電源喪失を想定しない場合においても，仮に外部電源が喪失し非常用ディーゼル発
電機から給電することを想定し，燃料消費量の確認を行う。
この場合，燃料（軽油）の備蓄量として，軽油タンク（約 1,020kL，2 基（6 号及び 7 号炉それぞれ 1 基））の容量を考慮する。
(c) 全交流動力電源喪失の発生又は重畳を想定する事故シーケンスについては，常設代替交流電源設備からの給電による燃料消費量の評価を行う。この場合，燃料（軽油）の備蓄量として，軽油タンク（約 1,020kL，2 基（6 号及び 7 号炉それぞれ 1 基））とガスタービン発電機用燃料タンク（約 50kL，4 基（6 号及び 7 号炉共用））の合計容量約 2,240kL を考慮する。
(d) 常設代替交流電源設備は，1 台で 6 号及び 7 号炉の事故収束に必要な負荷への給電が可能であるが，保守的に 3 台分の燃料消費量で評価を行う。
(e) 燃料消費量の計算においては，電源設備等が保守的に事象発生直後から最大負荷で連続運転することを想定し算出する。
d. 電源(a) 全交流動力電源喪失の発生又は重畳を想定する事故シーケンスにおいては常設
代替交流電源設備により，有効性評価において考慮する設備に電源供給を行い，その最大負荷が常設代替交流電源設備の連続定格容量（約 2,950kW）未満となることを評価する。
(b) 全交流動力電源喪失の発生又は重畳を想定しない事故シーケンスにおいては，
非常用ディーゼル発電機からの給電を考慮し，また，外部電源喪失を想定しない事

6-2

故シーケンスにおいても，保守的に外部電源が喪失するものとして，非常用ディー
ゼル発電機から給電するものとして評価する。
(c) 各事故シーケンスにおける対策に必要な設備は，重要事故シーケンス等の対策
設備に包絡されるため，重要事故シーケンス等を評価し成立性を確認する事で，事
故シーケンスグループ等も包絡されることを確認する。
6.2 重大事故等対策時に必要な要員の評価結果(1) 必要な要員の評価結果
各事故シーケンスグループにおいて，6 号及び 7 号炉同時の重大事故等対策時に必要な操作項目，必要な要員数及び移動時間を含めた各操作の所要時間について確認した。
6 号及び 7 号炉の両号炉において，原子炉運転中を想定する。原子炉運転中に必要な要員数が最も多い事故シーケンスグループ等は，「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）のうち，事故収束に代替循環冷却を使用する場合（3.1.2）」
であり，事象発生後 10 時間に必要な要員は 30 名である。必要な作業対応及び有効性評価においては考慮しないが実際に重大事故等の発生時に実施する操作をあわせても，
中央制御室の運転員 18 名，発電所構内に常駐している緊急時対策要員 44 名及び自衛消防隊 10 名の初動体制の要員 72 名で対処可能である。これらの要員数を時間外，休日（夜間）においても確保可能である。また，事象発生 10 時間以降に追加で必要な要員数は 36 名であり，参集要員（106 名）により確保可能である。
また，6 号及び 7 号炉の両号炉において，原子炉運転停止中を想定する。原子炉運転停止中に必要な要員数が最も多い事故シーケンスグループ等は，「5.2 全交流動力電源喪失」の事象であり，事象発生後 10 時間に必要な要員は 18 名である。必要な作業対応
は，中央制御室の運転員 10 名，発電所構内に常駐している緊急時対策要員 44 名及び自衛消防隊 10 名の初動体制の要員 64 名で対処可能である。
これらの要員数を時間外，休日（夜間）においても確保可能である。なお，事象発生 10 時間以降に追加で必要な要員数は 26 名であり，参集要員（106 名）により確保可能である。
また，使用済燃料プールに燃料が取り出されている期間において，必要な要員が最も多い事故シーケンスグループ等は，｢4.2 想定事故 2｣であり，必要な要員は 22 名である。必要な作業対応は，中央制御室の運転員 10 名，発電所構内に常駐している緊急時対策要員 44 名及び自衛消防隊 10 名の初動体制の要員 64 名で対処可能である。これらの要員数を時間外，休日（夜間）においても確保可能である。
なお，各事故シーケンスグループにおいては 6 号及び 7 号炉が共に原子炉運転中，又は原子炉運転停止中を想定しているが，片号炉において原子炉運転中，もう片号炉においては，原子炉運転停止中を想定する。ここで，片方の号炉で原子炉運転中の必要な要員数が最も多い「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）のうち，事故収束に代替循環冷却を使用する場合（3.1.2）」を，もう他方の号炉で原子6-3

炉運転停止中の必要な要員数が最も多い｢4.2 想定事故 2｣を想定すると，事象発生後 10
時間に必要な要員は 27 名である。必要な作業対応は，中央制御室の運転員 14 名，発電所構内に常駐している緊急時対策要員 44 名及び自衛消防隊 10 名の初動体制の要員 68
名で対処可能である。これらの要員数を時間外，休日（夜間）においても確保可能である。また，事象発生 10 時間以降に追加で必要な要員数は 18 名であり，参集要員（106名）により確保可能である。
（添付資料 6.1.1，6.2.1，6.2.2）
6.3 重大事故等対策時に必要な水源，燃料及び電源の評価結果
事象発生後 7 日間は，外部からの支援がない場合においても，必要量以上の水源，燃料及び電源の供給が可能である。
(1) 水源の評価結果
a. 原子炉及び原子炉格納容器への注水
原子炉及び原子炉格納容器への注水における水源評価において，最も厳しくなる
事故シーケンスグループ等は，「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）のうち，事故収束に代替循環冷却を使用しない場合（3.1.3）」である。
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水及び代替格納容器スプレイ冷却系による代替格納容器スプレイにおいて，6 号及び 7 号炉それぞれで約 7,300m3 の水が必要であり，同時被災を考慮すると合計約 14,600m3 の水が必要となる。
水源として，各号炉の復水貯蔵槽に約 1,700m3，淡水貯水池に約 18,000m3 の水を保有しており，事象発生 12 時間以降に淡水貯水池から復水貯蔵槽へ水の移送を行うことで，復水貯蔵槽を枯渇させることなく，復水貯蔵槽を水源とした 7 日間の注水継続が可能である。
b. 使用済燃料プールへの注水
使用済燃料プールへの注水における水源評価において，最も厳しくなる事故シー
ケンスグループ等は，「4.2 想定事故 2」である。
可搬型代替注水ポンプによる使用済燃料プール注水において，6 号及び 7 号炉のそれぞれで約 3,300m3 の水が必要であり，同時被災を考慮すると合計約 6,600m3 の水が必要となる。
水源として，淡水貯水池に約 18,000m3 の水を保有しており，事象発生 12 時間以降に淡水貯水池から防火水槽へ水の移送を行うことで，防火水槽を枯渇させることなく，防火水槽を水源とした 7 日間の注水継続が可能である。
（添付資料 6.3.1）

6-4

(2) 燃料の評価結果
a. 全交流動力電源喪失の発生又は重畳を考慮しない場合
全交流動力電源喪失の発生又は重畳を考慮しない場合の燃料評価において，最も燃料の消費量が厳しくなる事故シーケンスグループ等は，「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」，「3.5
溶融炉心・コンクリート相互作用」である。
非常用ディーゼル発電機による電源供給については，保守的に事象発生直後から最大負荷で 3 台の運転を想定すると，7 日間の運転継続に約 751kL の軽油が必要となる。復水貯蔵槽給水用可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）又は使用済燃料プール注
水用可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）については，保守的に事象発生直後から最大負荷で 6 台（6 号及び 7 号炉それぞれ 3 台）の運転を想定すると，7 日間の運転継
続に 20kL（号炉あたり約 10kL）の軽油が必要となる。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から最大負荷で 4 台（6 号及び 7 号炉
それぞれ 2 台）の運転を想定すると，7 日間の運転継続に約 74kL（号炉あたり約37kL）の軽油が必要となる。代替原子炉補機冷却系用の可搬型大容量送水ポンプについては，保守的に事象発生直後からの可搬型大容量送水ポンプの運転を想定すると，７日間の運転継続に約 60kL（号炉あたり約 30kL）の軽油が必要となる。
7 日間の運転継続に必要な軽油は，これらを合計して 6 号及び 7 号炉それぞれで
約 828kL となり，同時被災を考慮すると合計約 1,656kL の軽油が必要となる。
さらに，免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機及びモニタリング・ポス
ト用発電機については，事象発生直後から 7 日間の運転継続に約 79kL の軽油が必要となる。
よって，6 号及び 7 号炉の事故対応に必要な軽油は，合計約 1,735kL となる。
6 号及び 7 号炉のそれぞれの軽油タンクにて備蓄している軽油量の合計は約2,040kL（号炉あたり約 1,020kL）であり，必要量の軽油を供給可能である。
b. 全交流動力電源喪失の発生又は重畳を考慮した場合
全交流動力電源喪失の発生又は重畳を考慮した場合の燃料評価において，最も燃料の消費量が厳しくなる事故シーケンスグループ等は，「2.3.1 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）」，「2.3.2 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋RCIC 失敗」，
「2.3.3 全交流動力電源喪失＋直流電源喪失」，「2.3.4 全交流動力電
源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗」,「2.4.1 崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）」，「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）のうち，事故収束に代替循環冷却を使用する場合（3.1.2）」及び「3.4 水
素燃焼」である。
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最6-5

大負荷で 3 台の運転を想定すると，7 日間の運転継続に 6 号及び 7 号炉において合計
約 860kL の軽油が必要となる。可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽への給水については，
保守的に事象発生直後から最大負荷で 6 台（6 号及び 7 号炉それぞれ 3 台）の運転を想定すると，7 日間の運転継続に約 20kL（号炉あたり約 10kL）の軽油が必要となる。また，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
直後から最大負荷で 4 台（6 号及び 7 号炉それぞれ 2 台）の運転を想定すると，7 日間の運転継続に約 74kL（号炉あたり約 37kL）の軽油が必要となる。代替原子炉補機
冷却系用の可搬型大容量送水ポンプについては，保守的に事象発生直後からの可搬型大容量送水ポンプの運転を想定すると，７日間の運転継続に約 60kL（号炉あたり
約 30kL）の軽油が必要となる。
7 日間の運転継続に必要な軽油は，これらを合計して 6 号及び 7 号炉において約
1,014kL となる。
さらに，免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機及びモニタリング・ポス
ト用発電機については，事象発生直後から 7 日間の運転継続に約 79kL の軽油が必要となる。
よって，6 号及び 7 号炉の事故対応に必要な軽油は，合計約 1,093kL となる。
6 号及び 7 号炉それぞれの軽油タンク並びにガスタービン発電機用燃料タンクにて備蓄している軽油量の合計は約 2,240kL であり，必要量の軽油を供給可能である。
（添付資料 6.3.1）(3) 電源の評価結果
全交流動力電源喪失の発生又は重畳を考慮する場合に評価上，最も負荷が厳しくなる事故シーケンスグループ等は，「2.3.1 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）」，「2.3.2 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋RCIC 失敗」，「2.3.3 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋直流電源喪失」，「2.3.4 全交流動力電
源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗」及び「2.4.1 崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）」である。常設代替交流電源設備の電源負荷については，
重大事故等対策時に必要な負荷として，6 号及び 7 号炉において合計約 2,342kW（6 号
炉：約 1,159kW，7 号炉：約 1,183kW）必要となるが，常設代替交流電源設備の連続定格容量である 2,950kW 未満であることから，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
なお，全交流動力電源喪失の発生又は重畳を考慮しない場合は，非常用ディーゼル発電機による電源供給を想定しているが，6 号及び 7 号炉において重大事故等対策に必要な負荷は，各号炉の非常用ディーゼル発電機負荷に含まれていることから，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，直流電源については外部電源喪失時においても，非常用ディーゼル発電機又は6-6

常設代替交流電源設備により交流電源を充電器盤に供給することで継続的な直流電源の供給が可能である。なお，事故シーケンスグループ「2.3 全交流動力電源喪失」においては，交流電源が事象発生後 24 時間復旧しない場合を想定しており，この場合でも直流電源負荷の制限及び常設代替直流電源への切替えの実施により，事象発生後 24 時
間の連続した直流電源の供給が可能である。
（添付資料 6.3.1）

6-7

添付資料 6.1.1

他号炉との同時被災時における必要な要員及び資源について
柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉運転中に重大事故等が発生した場合，他号炉，6 号
及び 7 号炉の使用済燃料プールについても重大事故等が発生すると想定し，それらの対応を含めた同時被災時に必要な要員，資源について整理する。
現在，1～5 号炉は停止状態にあり，各プラントに保有する燃料からの崩壊熱の継続的な除去が必要である。そのため，他号炉を含めた同時被災が発生すると，他号炉への対応が必要となり，6 号及び 7 号炉への対応に必要な要員及び資源の十分性に影響を与えるおそれがある。また，必要な要員及び資源が十分であっても，同時被災による他号炉の状態により，6 号及び 7 号炉への対応が阻害されるおそれもある。
以上を踏まえ，他号炉を含めた同時被災時に必要な要員及び資源の十分性を確認すると
ともに，他号炉における高線量場の発生を前提として 6 号及び 7 号炉への対応の成立性を確認する。
また, 6 号及び 7 号炉の使用済燃料プールを含めた事故対応においても当該号炉の資源が十分であることを併せて確認する。
１．同時被災時に必要な要員及び資源の十分性(1)想定する重大事故等
福島第一原子力発電所の事故及び共通要因による複数炉の重大事故等の発生の可能性を考慮し，柏崎刈羽原子力発電所 1～7 号炉について，全交流動力電源喪失及び使用済燃料プールでのスロッシングの発生を想定する。
また，不測の事態を想定し， 1～5 号炉のうち，いずれか 1 つの号炉において事象発生直後に内部火災が発生していることを想定する。なお，水源評価に際してはすべての号炉における消火活動による水の消費を考慮する。
6 号及び 7 号炉について，有効性評価の各シナリオの内，必要な要員及び資源（水源，燃料及び電源）毎に最も厳しいシナリオを想定する。
表 1 に想定する各号炉の状態を示す。上記に対して，7 日間の対応に必要な要員，必要な資源，6 号及び 7 号炉の対応への影響を確認する。
(2)必要となる対応操作，必要な要員及び資源の整理「(1) 想定する重大事故等」にて必要となる対応操作，必要な要員，7 日間の対応に必要となる資源について，表 2 及び図 1 のとおり整理する。
(3)評価結果

添 6.1.1-1

1～5 号炉にて「(1)想定する重大事故等」が発生した場合の必要な要員及び必要な資源についての評価結果を以下に示す。
(a)必要な要員の評価
重大事故等発生時に必要な 1～5 号炉,6 号及び 7 号炉の使用済燃料プールの対応
操作については，各号炉の中央制御室に常駐している運転員，自衛消防隊，緊急時対策要員，10 時間以降の発電所外からの参集要員にて対応可能である。
(b)必要な資源の評価
a.水源
6 号及び 7 号炉において，水源の使用量が最も多い「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」を想定すると，炉心注水及び格納容器スプレ
イの実施のため，7 日間で号炉あたり約 7,300m3 の水が必要となる（6 号及び 7 号炉
で約 14,600m3）。また，表 3 に示すとおり，6 号及び 7 号炉における使用済燃料プー
ルへの注水量（通常水位までの回復，水位維持）は，7 日間の対応を考慮すると，
約 2,551m3 の水が必要となる（6 号及び 7 号炉で合計約 17,151m3）。
6 号及び 7 号炉における水源として，各号炉の復水貯蔵槽に約 1,700m3 及び淡水貯水池に約 18,000m3 の水を保有しているため，原子炉及び使用済燃料プールの対応に必要な水源は確保可能である（6 号及び 7 号炉で合計約 21,400m3）。
1～5 号炉において，スロッシングによる水位低下の発生後に，遮蔽に必要な高さまで水位を回復させ，蒸発による水位低下を防止するための必要な水量は 7 日間の対応を考慮すると，約 6,048m3 となる。
1～5 号炉における水源として，表 3 に示す各必要な水量を各号炉の復水貯蔵槽，ろ過水タンク，純水タンク及びサプレッション・チェンバのプールにて確保する運用であることから，6 号及び 7 号炉における水源を用いなくても 1～5 号炉の 7 日間の対応が可能である（1～5 号炉で合計約 6,048m3）。
内部火災に対する消火活動に必要な水源は約 180m3 であり，各防火水槽及びろ過水タンクに各必要な水量が確保されるため，6 号及び 7 号炉における水源を用いな
くても 7 日間の対応が可能である。
なお，1～5 号炉においても，使用済燃料プール水がサイフォン効果により流出する場合に備え，6 号及び 7 号炉と同様のサイフォンブレーク孔を設け，サイフォン現象による使用済燃料プール水の流出を停止することが可能な設計としている。
また，スロッシングによる水位低下により，線量率が上昇しオペレーティングフ
ロアでの使用済燃料プールへの注水操作が困難になる場合に備え，消火系，ガスタ
ービン発電機又は電源車により給電した残留熱除去系，復水補給水系，燃料プール
補給水系等，当該現場作業を必要としない注水手段を確保している。さらに，あらかじめ注水用ホースを設置することで，原子炉建屋最上階下での注水操作が可能な設計としている。
注水及び給電に用いる設備の台数と共用の関係は表 4 に示すとおりである。空冷

添 6.1.1-2

式ガスタービン発電機は発電所全体として 4 台の保有を計画しており，6 号及び 7
号炉での重大事故等の対応に必要な台数は第一ガスタービン発電機又は第二ガスタ
ービン発電機のいずれか 1 台であるため，予備機を 1～5 号炉での対応で使用することも可能である。また,電源車を用いることで復水補給水系，燃料プール補給水系等への給電も実施可能である。
※：使用済燃料プール（原子炉ウェル及び D/S ピットを含む）の通常水位までの回復を想定した場合，1～5 号炉においては，内部火災に対する消火活動に必要な水源と合わせ，合計約 12,706m3 の水が必要となる（1～7 号炉で合計約 15,257m3）。
したがって，使用済燃料プールの通常水位までの回復を想定すると，1～7 号
炉にて合計約 29,857m3 の水が必要であるが，6 号及び 7 号炉の復水貯蔵槽及び淡水貯水池における保有水は約 21,400m3 であり，1～5 号炉の各号炉の復水貯蔵
槽，ろ過水タンク，純水タンク,サプレッション・チェンバのプール及び防火水槽の最低限確保される保有水量は約 6,228m3 である（合計約 27,628m3）。これらの合計量は，6 号及び 7 号炉及び内部火災（7 日間で 5 箇所）への対応を実施したうえで，1～5 号炉の使用済燃料プール（原子炉ウェル及び D/S ピットを含む）の水位を通常水位－約 1m まで回復させ,その後, 7 日間の水位維持を可能となる水量である。7 日以降については十分時間余裕があるため，外部からの水源供給や支援などにも期待できることから，1～5 号炉の使用済燃料プールの水位を通常水位まで回復させることが可能である。
b.燃料（軽油）
6号及び7号炉において，軽油の使用量が最も多い「高圧溶融物放出/格納容器雰囲
気直接加熱」を想定すると，非常用ディーゼル発電機（3台）の7日間の運転継続に
号炉あたり約751kL※，復水貯蔵槽補給用可搬型代替注水ポンプ（3台）の7日間の運転継続に号炉あたり約10kL※，代替原子炉補機冷却系専用の電源車（2台）の7日間の運転継続に号炉あたり約37kL※，代替原子炉補機冷却系用の可搬型大容量送水ポンプ（2台）の7日間の運転継続に号炉あたり約30kL※，使用済燃料プール代替注水系（可搬型）の可搬型代替注水ポンプ（6号及び7号炉で2台）の7日間の運転継続に約7kL※が必要となる。加えて，免震重要棟ガスタービン発電機及びモニタリングポスト用
仮設発電機（3台）の7日間運転継続は約79kL※の軽油が必要となる（6号及び7号炉での事故対応，免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機及びモニタリング・
ポスト用発電機にて使用する軽油:合計約1,742kL）。
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，6 号及び 7 号炉の原子炉及び使用済燃料プールの事故対応，緊急時対策所への電源供給及びモニタリン
グ・ポストへの電源供給について，7 日間の対応は可能である。
1～5号炉の使用済燃料プールの注水設備への電源供給に使用する軽油の使用量と添 6.1.1-3

して，保守的に全出力で非常用ディーゼル発電機（2台）が起動した場合を想定しており（「(1)想定する重大事故等」では常設代替交流電源設備及び可搬型代替注水ポ
ンプの軽油を上回る保守的な想定），7日間で号炉あたりの必要な軽油は約632kLとなる（1～5号炉で合計約3,160kL）。 なお，1～5号炉における使用済燃料プールへの注水と，火災が発生した号炉での消火活動に対して，可搬型代替注水ポンプ（注水と消火でそれぞれ1台）の7日間の運転継続を仮定すると約20kL※が必要となる。
1～5 号炉の各軽油タンクにて約 632kL（1～5 号炉合計 約 3,160kL）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，1～5 号炉の使用済燃料プールの注
水及び火災が発生した号炉での消火活動について，6 号及び 7 号炉における軽油を用いなくても 7 日間の対応は可能である。
※：保守的に事象発生直後から運転を想定し，燃費は最大負荷時を想定。
c.電源
常設代替交流電源設備，電源車等による電源供給により，重大事故等の対応に必
要な負荷（計器類）に電源供給が可能である。なお，常設代替交流電源設備，電源車等による給電ができない場合に備え，デジタルレコーダ接続等の手順を用意している。
(4)柏崎刈羽 6 号及び 7 号炉の重大事故時対応への影響について「(3)評価結果」に示すとおり，重大事故発生時に必要となる対応操作は，各号炉の中央制御室に常駐している運転員，自衛消防隊，緊急時対策要員及び 10 時間以降の発電所
外からの参集要員にて対応可能であることから，6 号及び 7 号炉の重大事故等に対応する要員に影響を与えない。
6 号及び 7 号炉の各資源にて当該号炉の原子炉及び使用済燃料プールにおける 7 日間の対応が可能であり，また，1～5 号炉の各資源にて 1～5 号炉の使用済燃料プール，内部火災における 7 日間の対応が可能である。
以上のことから，柏崎刈羽 1～5 号炉に重大事故等が発生した場合にも，柏崎刈羽 6 号
及び 7 号炉の重大事故等時対応への影響はない。
２．他号炉における高線量場発生による 6 号及び 7 号炉対応への影響
１．で想定する事故時の 1～5 号炉の使用済燃料プールにおいて，スロッシング等の水位低下による現場線量率上昇は，以下の資料で示す通り，６号及び７号炉の重大事故時対応に影響するものではない。
技術的能力 「添付資料 1.0.16 重大事故等発生時おける停止号炉の影響について」「添付資料 1.0.2 補足資料 10 １～７号炉同時発災時におけるアクセス
ルートへの影響」
３．まとめ

添 6.1.1-4

上記１．及び２．に示すとおり，高線量場の発生を含め，柏崎刈羽原子力発電所 1～5 号
炉に重大事故等が発生した場合にも，柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉の重大事故等時対応への対応は可能である。

添 6.1.1-5

表１ 想定する各号炉の状態
項目

要員

水源

添 6.1.1-6

燃料

電源

6 号及び 7 号炉
1～5 号炉・全交流動力電源喪失
・使用済燃料プールでのスロッシング発生
・「想定事故 2（使用済燃料プール漏えい）」※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）（代替循環冷却を使用する場合）」
・全交流動力電源喪失
・使用済燃料プールでのスロッシング発生
・「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）
・全交流動力電源喪失※2（代替循環冷却を使用しない場合）」・使用済燃料プールでのスロッシング発生
・「想定事故 2（使用済燃料プール漏えい）」※1
・内部火災※3・外部電源喪失※2
・使用済燃料プールでのスロッシング発生
・「想定事故 2（使用済燃料プール漏えい）」※1
・「高圧溶融物放出/格納容器雰囲気直接加熱」
・全交流動力電源喪失
・使用済燃料プールでのスロッシング発生
・「想定事故 2（使用済燃料プール漏えい）」※1
・「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）」

※1 サイフォン現象による漏えいは，各号炉（１～７号炉）のサイフォン発生防止用の逆止弁及びサイフォンブレーク孔により停止される。
したがって，この漏えいによる影響はスロッシングによる溢水に包絡されるため，使用済燃料プールからの漏えいは，スロッシングによる漏えいを想定する。
※2 燃料については消費量の観点から非常用ディーゼル発電機の運転継続を想定する。
※3 6 号及び 7 号炉は火災防護措置が強化されることから，1～5 号炉での内部火災を想定する。また，1～5 号炉で複数の内部火災を想定することが考えられるが，時間差で発生することを想定し，全交流動力電源喪失及び使用済燃料プールでのスロッシングと同時に発生する内部火災としては 1 つの号炉とする。ただし，消火活動に必要な水源は，5 プラント分の消費を想定する。

表 2 同時被災時の 1～5 号炉，6 号及び 7 号炉の使用済燃料プールの対応操作，必要な要員及び資源必要となる対応操作
対応操作概要非常用ディーゼル発電機等の 非常用ディーゼル発電機等の現場の現場確認，直流電源の負荷制 状態確認および，直流電源の延命の限ための負荷制限を実施する

内部火災に対する消火活動

建屋内での火災を想定し，当該火災に対する現場確認・消火活動を実施
する

添 6.1.1-7

各注水系による使用済燃料プール（復水補給水系，燃料プ 各注水系による使用済燃料プールへ
ール補給水系，消火系，可搬 の給水を行い，使用済燃料からの崩型代替注水ポンプによる使用 壊熱の継続的な除去を行う
済燃料プールへの給水）

対応要員
運転員

自衛消防隊
（運転員を含む）

運転員及び 10 時間以降の発電所外からの
参集要員

必要な資源
－
○水源
180m3（36m3/プラント×5 プラント）○燃料
可搬型代替注水ポンプ：約 4kL（18L/h×24h×7 日×1 台）
又はディーゼル駆動消火ポンプ：約 6kL（32L/h×24h×7 日×1台）○水源（詳細は表 3 参照）
1 号炉：約 324m3
2 号炉：約 1,401m3
3 号炉：約 1,425m3
4 号炉：約 1,366m3
5 号炉：約 1,532m3
6 号炉：約 8,565m3
7 号炉：約 8,586m3※6 号及び 7 号炉については有効性評価「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」で想定している水源も含む○燃料
1～5 号炉可搬型代替注水ポンプ：約 16kL（18L/h×24h×7 日×5 台）
6 号及び 7 号炉
可搬型代替注水ポンプ：約 7kL（18L/h×24h×7 日×2 台）
常設代替交流電源設備等によ 常設代替交流電源設備等による給る給電
電・受電操作を実施する
燃料給油作業

常設代替交流電源設備及び可搬型代
替注水ポンプに給油を行う

緊急時対策要員及び運転員
緊急時対策要員○燃料
常設代替交流電源設備：約 860kL（1,705L/h×24h×7 日×3 台）－表 3 各号炉の必要な水量（平成 26 年 10 月時点での崩壊熱により計算）
ＫＫ１
停止中
炉
ＳＦＰ

ＫＫ２
停止中
炉
ＳＦＰ

ＫＫ３
停止中
炉
ＳＦＰ

ＫＫ４
停止中
炉
ＳＦＰ

ＫＫ５
停止中
炉
ＳＦＰ

ＫＫ６
運転中
炉
ＳＦＰ

ＫＫ７
運転中
炉
ＳＦＰ

炉心燃料

全燃料取り出し

全燃料取り出し

全燃料取り出し

全燃料取り出し

全燃料取り出し装荷済

装荷済

原子炉開放状態

開放（プールゲー 開放（プールゲー 開放（プールゲー 開放（プールゲー 開放（プールゲー 未開放（プール 未開放（プール
ト開放）
ト開放）
ト開放）
ト開放）
ト開放）
ゲート閉）
ゲート閉）

水位

ウェル満水（オーバーフロー水位）想定するプラントの状態

スロッシングによ スロッシングによ スロッシングによ スロッシングによ スロッシングによる漏洩+全交流動 る漏洩+全交流動 る漏洩+全交流動 る漏洩+全交流動 る漏洩+全交流動
力電源喪失
力電源喪失
力電源喪失
力電源喪失
力電源喪失

スロッシング溢水
量 ※1[m 3]

ウェル満水（オーバーフロー水位）

ウェル満水（オーバーフロー水位）

ウェル満水（オーバーフロー水位）

ウェル満水（オーバーフロー水位）

通常運 通常運転 通常運 通常運転
転水位
水位
転水位
水位
スロッシングによる漏洩+全交流動
力電源喪失

スロッシングによる漏洩+全交流動
力電源喪失

添 6.1.1-8

710

710

710

710

710

690

710

38

42

35

45

27

15

15

91

100

85

107

66

36

35

84

52

76

43

119

756

810

706

895

527

3.9

1.7

1.7

1.7

1.7

2.1

2.1

必要な注水量② ※2[m 3@168h]

324

1,401

1,425

1,366

1,532

777

796

必要な注水量③ ※2[m 3@168h]

2,272

2,530

2,554

2,465

2,705

1,265

1,286

65℃到達までの時
間[hour]
100℃到達までの時
間[hour]
必要な注水量① ※2[m 3@168h]
事故発生からTAF到達までの時間[hour]
通常運転水位（オーバーフロー水位）から必要な遮へい水位までの水位差 ※2[m]

各重要
事故
シーケ
ンスに
よる

575
198

各重要
事故
シーケ
ンスに
よる

576
229

※1 1～5 号炉の溢水量は，6 号及び 7 号炉の評価結果に基づきスロッシングによる溢水量を設定（1～5 号炉の使用済燃料プールは 6 号及び 7 号炉に比べて保有水量やプール表面積が小さいため溢水量は少なくなると考えられる）。また,必要な注水量は原子炉開放状態（プールゲート開放状態）を考慮して評価。
※2 「必要な注水量①」：蒸発による水位低下防止に必要な注水量。
「必要な注水量②」：必要な遮へい水位（原子炉建屋最上階のフロアでの現場の線量率が 10mSv/h 以下となる水位（遮へい水位の計算に用いた各号炉の線源の強度は保守的な 6 号及び 7 号炉の線源強度を参照））まで回復させ，その後の水位維持に必要な注水量（使用済燃料プール,原子炉ウェル及び D/S ピットを考慮）。
「必要な注水量③」：通常水位までの回復及びその後の水位維持に必要な注水量（使用済燃料プール,原子炉ウェル及び D/S ピットを考慮）。

表 4 1～5 号炉の注水及び給電に用いる設備の台数
記載は設置台数であり，（）内はその系統のみで注水するのに必要な台数
１号炉

注水設備

2 号炉

3 号炉

4 号炉

5 号炉

共通

備考

残留熱除
去系

3（1）

3（1）

3（1）

3（1）

3（1）

－

全交流動力電源喪失時は空冷式ガスタービ
ン発電機による給電を実施することで使用可能電源負荷を考慮して，複数の同時運転は実施せず，順次注水操作を実施する

復水補給
水系

3（1）

3（1）

3（1）

3（1）

3（1）

－

全交流動力電源喪失時は空冷式ガスタービ
ン発電機又は電源車による給電を実施する
ことで使用可能

燃料プー
ル補給水
系

2（1）

1（1）

1（1）

1（1）

1（1）

－

全交流動力電源喪失時は空冷式ガスタービ
ン発電機又は電源車による給電を実施する
ことで使用可能添 6.1.1-9

消火系
（ディー
ゼル駆動
ポンプ）

1

１号炉と
共通

１号炉と
共通

１号炉と
共通

1

－

1～4 号炉は共通の消火ポンプを使用，
5～7 号炉は共通の消火ポンプを使用。
十分時間余裕があるため，１台を用いて，必要な箇所に順次注水を実施していくことが
可能

消防車

－

－

－

－

－

必要な台数に対して十分な台数を保有（1）

十分時間余裕があるため，1 台を用いて，必要な箇所に順次注水を実施していくことが可能
2 台予備があり，6 号及び 7 号炉の対応には
第一ガスタービン発電機又は第二ガスター
ビン発電機のいずれか 1 台のみで対応可能
である
十分時間余裕があるため，１台を用いて，必要な箇所に順次注水を実施していくことが
可能

空冷式ガ
スタービ
ン発電機

－

－

－

－

－

4 台の内，6 号及び 7 号炉で用いなかったものを使用することも可能

電源車

－

－

－

－

－

必要な台数に対して十分な台数を保有（1）

給電設備

経過時間（時間）
1

2

３

８

９

10

11

12

13

14

15

備考

事象発生

実施箇所・必要人員数
号機

直流電源の負荷制限作業開始

操作項目

運転員
（中央制
※1
御室）

運転員
（現場）

緊急時対策要
員（現場）

自衛消防隊

２人
A, B

－

－

－

－

－

－

２人
C, D

－

－

参集要員による作業開始

常設代替交流電源設備による受電

プラント状況判断

１0分（1～２人）A, （B）
適宜実施

プラント監視隣接プラントの火災時において応援が必要な際「全交流動力電源喪失及び使用済燃料プールのス
ロッシング」を想定するは１名となる

号炉

－

a,

－

非常用ディーゼル発電機の現場確認
直流電源の負荷制限

非常用ディーゼル発電機

50分

機能回復

－

－

－

（２人）
C, D

－

－

復水補給水系や燃料プール補給水系、消火系によるSFP給水

－

（２人）
C, D

参集要員にて対応－

消防車によるSFP給水（復水補給水系等の給水が不可能な場合）

２～３人

－

（給電不可能な場合等：デジタルレコーダ接続
等による計器監視）対応可能な要員により、対応する（解析上考慮せず）
適宜実施

6,7号炉の作業を優先に適宜実施

１0分

添 6.1.1-10

－

－

－

プラント状況判断

（１人）
a

－

－

－

プラント監視（給電不可能な場合等：デジタルレコーダ接続
等による計器監視）

（１人）

２人※ ２
c, d

－

－

火災現場確認30分－－

自衛消防隊を現場誘導

10分

b

,

（e）

（２人）※ ２－c,d

（1～2人）c,（ d）（１人）－

自衛消防隊にて対
消火活動
応

適宜実施

消火活動継続実施「全交流動力電源喪失及び使用済燃料プールのス
ロッシング並びに火災発生」を想定する号炉－（2人）
隣接プラントからの応援が必要な際
b

－

－

－

－

e

－

－

e

参集要員にて対応－

消防車による燃料プール給水（復水補給水系等の給水が不可能な場合）－

常設代替交流電源設備による給電・受電－

燃料給油作業

－

（２人）
（１人）

b

,ｄ（又は
, B）

（１人）

b

,ｄ（又は
, B）

（２人）

－

（２人）
C, D （又はb
,

共通
－

e,
－

B)

非常用ディーゼル発電機の現場確認－

は応援に期待, e(又は B)

緊急時対策要員にて対応
参集要員にて対応

直流電源の負荷制限

非常用ディーゼル発電機（解析上考慮せず）

50分（隣接プラントからの応援が必要な
際は応援が到着してから50分）

機能回復

対応可能な要員により、対応する

復水補給水系や燃料プール補給水系、消火系に

適宜実施
適宜実施

よる燃料プール給水

6,7号炉の作業を優先に適宜実施

6/7号炉の給電を実施後適宜実施

適宜実施（）内の数字は他の作業終了後，移動して対応する人員数※1 当直長を含む人数※2 SA 事象と火災が発生した際の初期消火の体制については平成 28 年 1 月現在のものを示す
なお，6号及び7号炉において原子炉運転中を想定した場合，原子炉側と使用済燃料プール側との重大事故等対応の重畳も考えられるが，運転中に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ことから（表3参照），原子炉側の事故対応が収束に向かっている状態での対応となり，緊急時対策要員や参集要員により対応可能である。またプラント状態の監視においても，原子炉側で期待している運転員が併せて使用済燃料プール側を監視できるため，現在の想定する要員での対応が可能である。
また，時間差で発生する複数の内部火災に対しては，自衛消防隊が火災現場を都度移動することにより，現在の想定する要員での対応が可能である。

図 1 1～5 号炉における各作業と所要時間

添付資料 6.2.1
重大事故等対策の要員の確保及び所要時間について
重大事故等の発生時においては，原子力警戒態勢を発令し，災害対策本部要員を召集することで事故の対応に当たる。時間外，休日（夜間）において，初動体制として，中央制
御室の運転員 18 名（運転停止中においては 10 名），発電所構内に常駐している緊急時対策要員 44 名及び自衛消防隊 10 名の合計 72 名（運転停止中においては 64 名）により，迅速な対応を図ることとしている。また，事象発生 10 時間以降は，発電所構外から招集される参集要員も考慮した対応を行う。
表 1 及び表 2 に各事故シーケンスにおける作業に必要な要員数及び事象発生 10 時間以降に必要となる参集要員の要員数を示す。
運転中に最も多く要員を必要とするのは，「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）のうち，事故収束に代替循環冷却を使用する場合（3.1.2）」である。
参集要員に期待しない事象発生後 10 時間に必要な要員は，当直長 1 名（6 号及び 7 号炉兼任），当直副長 2 名，運転員 12 名，緊急時対策本部要員（通報連絡等を行う要員）5 名及び緊急時対策要員（現場）10 名の合計 30 名であることから，初動体制の要員（72 名）で事故対応が可能である。また，事象発生 10 時間以降に必要となる参集要員は 36 名であり，発電所構外から 10 時間以内に参集可能な要員（106 名）で確保可能である。
また，運転停止中に最も多く要員数を必要とするのは，「5.2 全交流動力電源喪失」の事象である。参集要員に期待しない事象発生後 10 時間に必要な要員は，当直長 1 名（6 号及び 7 号炉兼任），当直副長 2 名※1，運転員 6 名，緊急時対策本部要員（通報連絡等を行う要員）5 名及び緊急時対策要員（現場）4 名の合計 18 名であることから，初動体制の要員（64名）で事故対応が可能である。また，事象発生 10 時間以降に必要となる参集要員は 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（106 名）で確保可能である。
使用済燃料プールに燃料を取り出している期間中に最も要員を必要とするのは，「想定事故 2」の事象である。必要な要員は，当直長 1 名（6 号及び 7 号炉兼任），当直副長 2 名※1，
運転員 6 名，緊急時対策本部要員（通報連絡等を行う要員）5 名及び緊急時対応要員（現場）8 名の合計 22 名であることから，初動体制の要員（64 名）で対応が可能である。
各重要事故シーケンス等において，事象発生後 10 時間までに必要な作業については初動体制の要員により実施可能である。また，事象発生 10 時間以降は，発電所構外から招集される参集要員についても期待できる。以上より，重大事故等対策の成立性に問題がないことを確認した。
※1：運転停止中の 6 号及び 7 号炉における体制は，必ず当直副長 2 名ではなく当直副長 1 名，運転員 1 名の場合もある。

添 6.2.1-1

表 1 運転中の各事故シーケンスにおける初動要員と参集要員（1/2）

事故シ－ケンス
発電所に常駐している要員及び参集要員

添 6.2.1-2

2.1
高圧・低圧注水機能喪失
2.2
高圧注水・減圧機能喪失
2.3.1
全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）
2.3.2
全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）+RCIC 喪失
2.3.3
全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋
DG 喪失）+直流電源喪失
2.3.4
全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋
DG 喪失）+SRV 再閉失敗
2.4.1
崩壊熱除去機能喪失（取水機能喪失）
2.4.2
崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去機能喪失）
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）

当直
長

当直員
当直
運転
副長
員

合計

緊急時対策
本部要員

緊急時対策要員
緊急時対策要員
（現場）

合計

自衛
消防隊

必要
要員数

参集要員
（10 時間以降）

1

2

15

18

28

16

44

10

72

106

1

2

8

11

5

8

13

－

24

8

1

2

8

11

5

0

5

－

16

0

1

2

12

15

5

10

15

－

30

34

1

2

12

15

5

10

15

－

30

34

1

2

12

15

5

10

15

－

30

34

1

2

12

15

5

10

15

－

30

26

1

2

12

15

5

10

15

－

30

26

1

2

8

11

5

8

13

－

24

8

1

2

4

7

5

0

5

－

12

0

1

2

8

11

5

8

13

－

24

8

1

2

12

15

5

0

5

－

20

0

事故シ－ケンス
発電所に常駐している要員及び参集要員

表 1 運転中の各事故シーケンスにおける初動要員と参集要員（2/2）
当直員
緊急時対策要員
当直
当直
運転
緊急時対策
緊急時対策要員
合計
合計
長
副長
員
本部要員
（現場）

1

2

15

18

28

16

44

自衛
消防隊

必要
要員数

参集要員
（10 時間以降）

10

72

106

添 6.2.1-3

3.1.2
雰囲気圧力・温度による静的負荷
1
2
12
15
5
10※1
15
－
30※1
36
（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却を使用する場合）
3.1.3
雰囲気圧力・温度による静的負荷
1
2
12
15
5
10※1
15
－
30※1
8
（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却を使用しない場合）
3.2
高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直
1
2
12
15
5
8
13
－
28
26
接加熱
3.3
原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却
1
2
12
15
5
8
13
－
28
26
材相互作用
3.4
1
2
12
15
5
10※1
15
－
30※1
36
水素燃焼
3.5
1
2
12
15
5
8
13
－
28
26
溶融炉心・コンクリート相互作用※1：有効性評価で考慮しない作業（格納容器頂部注水）に必要な要員「4 名」を含めると，緊急時対策要員（現場）が 14 名，必要要員合計が 34 名になる。
は，必要な要員数が最大となる事故シーケンスを示す。

表 2 運転停止中の各事故シーケンスにおける初動要員と参集要員
事故シ－ケンス

当直
長

発電所に常駐している要員及び
参集要員

当直員
当直副
運転
長※1
員

合計

緊急時対策
本部要員

緊急時対策要員
緊急時対策要員
（現場）

合計

自衛
消防隊

必要
要員数

参集要員
（10 時間以降）

1

2

7

10

28

16

44

10

64

106

1

2

2

5

5

8

13

－

18

0

1

2

6

9

5

8

13

－

22

0

5.1
崩壊熱除去機能喪失

1

2

6

9

5

0

5

－

14

0

5.2
全交流動力電源喪失

1

2

6

9

5

4

9

－

18

26

5.3
原子炉冷却材の流出

1

2

6

9

5

0

5

－

14

0

5.4
反応度の誤投入※2

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

4.1
想定事故 1
4.2
想定事故 2

添 6.2.1-4※1：運転停止中の6号及び7号炉における体制は，必ず当直副長2名ではなく当直副長1名，運転員1名の場合もある。
※2：本事故シーケンスにおいて，重大事故等対策はすべて自動で作動するため，「－」とする。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。
は，必要な要員数が最大となる事故シーケンスを示す。

添付資料 6.2.2

重要事故（評価事故）シーケンス以外の事故シーケンスの要員の評価について
1．はじめに
各事故シーケンスグループの有効性評価で，重要事故（評価事故）シーケンスの事故対応に必要な要員について評価している。各事故シーケンスグループのその他の事故シーケンスについては本資料にて，重要事故シーケンスの作業項目を基に必要な要員数を確認する。
2．重要事故シーケンス以外の事故シーケンスにおける要員の評価結果
重要事故シーケンス以外の事故シーケンスにおいて，重大事故等対策の実施に必要な作業項目を抽出し，各事故シーケンスグループの重要事故シーケンスと比較し，当直長，当直副長，運転員及び緊急時対策要員の要員数を確認した。その結果は，表 1 から 3 及び別紙のとおりである。
なお，評価の結果，最も要員が必要となる事故シーケンスにおいても最大 30 名※1（原子炉運転停止中は 22 名）であり，重大事故等対策要員の 72 名（原子炉運転停止中は 64 名）
以内で重大事故等の対応が可能である※2。
※1 有効性評価で考慮しない作業（格納容器頂部注水）に必要な要員「4 名」を含めると 34 名となる。
※2 記載値は参集要員を除く。参集要員は最大 36 名に対して事象発生 10 時間まで必要な要員数を十分確保できる。

3． 必要な要員の評価方法（1）重要事故シーケンス以外の事故シーケンスの要員については，対応する重要事故シー
ケンスと比較し，保守的に 6 号及び 7 号炉同時の重大事故等対策においても対応可能であるか評価を行う。
（2）各事故シーケンスの評価においても，対応する重要事故シーケンスと同様又は保守的な条件で評価する。
（3）事故発生初期の状況判断時に対応する確認行為については，これまでの重要事故シー
ケンスと同様に，中央制御室の全ての運転員で対応するため，要員数としての評価は不要とする。
（4）
運転員の操作及び移動についても重要事故シーケンスと同様の考え方にて評価を行う。
（5）「運転中の原子炉における重大事故」の評価は，別紙「必要な要員数の観点での評価事
故シーケンスの代表性の整理」に示すとおり，要員の観点で厳しい PDS 及び炉心損傷後の事故シーケンスを考慮しても，現在の要員数で重大事故への対応は可能であり，必要な要員数を考慮しても評価事故シーケンスは代表性を有していることを確認する。
以上

添 6.2.2-1

表1

事故シー
ケンスグ
ループ

重要事故
シーケン
ス

その他の事故シーケンス

事象進展及び人数の増減理由

必要
要員数

2.1-①
過渡事象＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗

・「給水流量の全喪失」発生後，原子炉水位が低下し，原子炉スクラムする（起因事象は原子炉水位低下の観点で厳しい「給水流量の全喪失」を設定）。
・主蒸気隔離弁の閉止により原子炉圧力は上昇し,逃がし安全弁が開放される。この時,逃がし安全弁の再閉に失敗し，原子炉圧力は低下を始めるが,その後，急速減圧を実施し，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を開始することで原子炉水位は回復する。
・重要事故シーケンスとの差異は原子炉の減圧のみ（逃がし安全弁再閉失敗による減圧の有無）であり，本事故シーケンスの方がより速やかに低圧状態に移行できるため事象進展は緩やかとなるが，必要な操作は同様であるため，人数に増減なし。

24

2.1-②
通常停止＋高圧注水失敗＋低
圧注水失敗

2.1-③
通常停止＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗
高圧・低
圧注水機
能喪失

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の評価結果（1／5）

過渡事象
＋高圧注
水失敗＋
低圧注水
失敗
2.1-④
サポート系喪失＋高圧注水失
敗＋低圧注水失敗

2.1-⑤
サポート系喪失＋SRV 再閉失
敗＋高圧注水失敗＋低圧注水
失敗

・通常停止により全制御棒挿入操作後,「給水流量の全喪失」が発生する。給水流量の全喪失の対応として「主蒸気隔離弁閉」操作も想定する。
・原子炉は高圧状態にあるため原子炉の減圧操作後，原子炉注水を実施し原子炉水位を維持する。
・原子炉格納容器は窒素ガスがパージされて不活性化されているが，除熱機能喪失により格納容器圧力が上昇し格納容器圧力逃がし装置等による原子24
炉格納容器除熱操作を実施する。
・重要事故シーケンスとの差異は全制御棒挿入操作後に事故が発生することであり，事象進展は緩やかとなるが，必要な操作は同様であるため，人数に増減なし。
・通常停止により全制御棒挿入操作後,「給水流量の全喪失」が発生する。給水流量の全喪失の対応として「主蒸気隔離弁閉」操作も想定する。
・主蒸気隔離弁の閉止により原子炉圧力は上昇し,逃がし安全弁が開放される。この時,逃がし安全弁の再閉に失敗し，原子炉圧力は低下を始めるが,その後，急速減圧を実施し，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を開始することで原子炉水位は回復する。
・原子炉格納容器は窒素ガスがパージされて不活性化されているが，除熱機能喪失により格納容器圧力が上昇し格納容器圧力逃がし装置等による原子24
炉格納容器除熱操作を実施する。
・重要事故シーケンスとの差異は全制御棒挿入操作後に事故が発生することであり，事象進展は緩やかとなるが，必要な操作は同様であるため，人数に増減なし。
・サポート系 1 区分の喪失の場合，一般的に他の区分が健全であるため対応手段が著しく制限される状態ではないが，事象を厳しくするため起因事象
として緩和設備への影響が大きくかつ原子炉停止前に出力低下を行わない（手動スクラムを行う）「交流電源故障」を設定する。
・「交流電源故障（非常用 C 母線）※」発生により，原子炉補機冷却水（A）系が喪失するため手動スクラムによる原子炉停止を行う。
・手動スクラム操作後に「全給水喪失」の発生を想定する。
24
・重要事故シーケンスとの差異は「交流電源故障（非常用 C 母線）」が発生することであり，直流電源（A）の予備充電器盤切替操作が必要になるが，（30）※
人数に増減なし。
※なお，「交流電源故障（非常用 D 母線）」発生の場合，重大事故等対処設備（低圧代替注水系（常設）として使用する復水移送ポンプ B 系及び C 系）の電源が喪失するため，上記の「交流電源故障（非常用 C 母線）」と異なる対応が必要となるが，重大事故等対処設備として期待している設備の電源喪失は全交流動力電源喪失（TBU）にて確認している（必要要員数：30 名）。
・サポート系 1 区分の喪失の場合，一般的に他の区分が健全であるため対応手段が著しく制限される状態ではないが，事象を厳しくするため起因事象
として緩和設備への影響が大きくかつ原子炉停止前に出力低下を行わない（手動スクラムを行う）「交流電源故障」を設定する。
・「交流電源故障（非常用 C 母線）※」発生により，原子炉補機冷却水（A）系が喪失するため手動スクラムによる原子炉停止を行う。
・手動スクラム操作後に「給水流量の全喪失」の発生を想定する。
・主蒸気隔離弁の閉止により原子炉圧力は上昇し,逃がし安全弁が開放される。この時,逃がし安全弁の再閉に失敗し，原子炉圧力は低下を始めるが,そ24の後，急速減圧を実施し，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を開始することで原子炉水位は回復する。
（30）※
・重要事故シーケンスとの差異は「交流電源故障（非常用 C 母線）」が発生することであり，直流電源（A）の予備充電器盤切替操作が必要になるが，人数に増減なし。
※なお，「交流電源故障（非常用 D 母線）」発生の場合，重大事故等対処設備（低圧代替注水系（常設）として使用する復水移送ポンプ B 系及び C 系）の電源が喪失するため，上記の「交流電源故障（非常用 C 母線）」と異なる対応が必要となるが，重大事故等対処設備として期待している設備の電源喪失は全交流動力電源喪失（TBP）にて確認している（必要要員数：30 名）。

添 6.2.2-2

重要事故シー
ケンスに必要
な要員数

24

表1

事故シー
ケンスグ
ループ

重要事故
シーケン
ス

その他の事故シーケンス

2.2-①
過渡事象＋SRV 再閉失敗＋高圧
注水失敗＋原子炉減圧失敗

2.2-②
通常停止＋高圧注水失敗＋原
子炉減圧失敗

高圧注
水・減圧
機能喪失

過渡事象
＋高圧注
水失敗＋
原子炉減
圧失敗

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の評価結果（2／5）

2.2-③
通常停止＋SRV 再閉失敗＋高圧
注水失敗＋原子炉減圧失敗

2.2-④
サポート系喪失＋高圧注水失
敗＋原子炉減圧失敗

2.2-⑤
サポート系喪失＋SRV 再閉失敗
＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗

事象進展及び人数の増減理由
・「給水流量の全喪失」発生後，原子炉水位が低下し，原子炉スクラムする（起因事象は原子炉水位低下の観点で厳しい「給水流量の全喪失」を設定）。
・主蒸気隔離弁の閉止により原子炉圧力は上昇し,逃がし安全弁が開放される。この時,逃がし安全弁の再閉に失敗し，原子炉圧力は低下を始めるが，残留熱除去系による原子炉注水を開始することで原子炉水位は回復する。
・重要事故シーケンスとの差異は原子炉減圧の起点であり，本事故シーケンスの方がより速やかに低圧状態に移行できるため事象進展は緩やかとなるが，必要な操作は同様であるため，人数に増減なし。
・通常停止による全制御棒の挿入後,「給水流量の全喪失」が発生する。給水流量の全喪失の対応として「主蒸気隔離弁閉」操作も想定する。
・原子炉水位が低下するため低圧注水系を準備後，原子炉の減圧を試みるが失敗する。
・代替自動減圧ロジックを用いた逃がし安全弁の動作により原子炉が減圧し，低圧注水系による原子炉注水により原子炉水位は維持される。
・重要事故シーケンスとの差異は全制御棒挿入操作後に事故が発生することであり，事象進展は緩やかとなるが，必要な操作は同様であるため，人数に増減なし。
・通常停止による全制御棒の挿入後,「給水流量の全喪失」が発生する。給水流量の全喪失の対応として「主蒸気隔離弁閉」操作も想定する。
・主蒸気隔離弁の閉止により原子炉圧力は上昇し,逃がし安全弁が開放される。この時,逃がし安全弁の再閉に失敗し，原子炉圧力は低下を始める。
・原子炉の水位が低下するため低圧注水系を準備後，原子炉の減圧を試みるが失敗する。
・代替自動減圧ロジックを用いた逃がし安全弁の動作により原子炉が減圧し，低圧注水系による原子炉注水により原子炉水位は維持される。
・重要事故シーケンスとの差異は全制御棒挿入操作後に事故が発生することであり，事象進展は緩やかとなるが，必要な操作は同様であるため，人数に増減なし。
・サポート系 1 区分の喪失の場合，一般的に他の区分が健全であるため対応手段が著しく制限される状態ではないが，事象進展を厳しくするため起因事象として原子炉停止前に出力低下を行わない（手動スクラムを行う）「交流電源故障」を設定する。
・「交流電源故障（非常用 C 母線）」発生後, 原子炉補機冷却水（A）系が喪失するため手動スクラムによる原子炉停止を行う。
・原子炉停止後に「給水流量の全喪失」の発生を想定する。
・重要事故シーケンスとの差異は，使用できる残留熱除去系の系統数のみであり，必要な操作は同様であるため，人数に増減なし。
・サポート系 1 区分の喪失の場合，一般的に他の区分が健全であるため対応手段が著しく制限される状態ではないが，事象進展を厳しくするため起因事象として原子炉停止前に出力低下を行わない（手動スクラムを行う）「交流電源故障」を設定する。
・「交流電源故障（非常用 C 母線）」発生後, 原子炉補機冷却水（A）系が喪失するため手動スクラムによる原子炉停止を行う。
・原子炉停止後に「給水流量の全喪失」の発生を想定する。
・重要事故シーケンスとの差異は原子炉減圧の起点であり，本事故シーケンスの方がより速やかに低圧状態に移行できるため事象進展は緩やかとなるが，必要な操作は同様であるため，人数に増減なし。

添 6.2.2-3

必要要員数

重要事故シー
ケンスに必要
な要員数

16

16

16

16

16

16

表1

事故シーケンスグループ

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の評価結果（3／5）

その他の事故シーケンス

全交流動力電源喪失（長期 TB）

全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）

重要事故シーケンス以外のシー
ケンスなし

30

全交流動力電源喪失（TBU）

全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋RCIC 失敗

重要事故シーケンス以外のシー
ケンスなし

30

全交流動力電源喪失（TBP）

全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉
失敗

重要事故シーケンス以外のシー
ケンスなし

30

外部電源喪失＋直流電源喪失

重要事故シーケンス以外のシー
ケンスなし（津波 PRA により抽出されたシーケンスを除く）

30

全交流動力電源喪失（TBD）

事象進展及び人数の増減理由

添 6.2.2-4

必要要員数

重要事故シーケンスに必要な要員数

重要事故シーケンス

表1
事故シーケ
ンスグルー
プ

重要事故シ
ーケンス

その他の事故シーケンス

2.4-①
過渡事象＋SRV 再閉失敗＋崩
壊熱除去失敗2.4-②
通常停止＋崩壊熱除去失敗

2.4-③
通常停止＋SRV 再閉失敗＋崩
壊熱除去失敗2.4-④
サポート系喪失＋崩壊熱除
去失敗

崩壊熱除去
機能喪失

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の評価結果（4／5）

過渡事象＋
崩壊熱除去
失敗

2.4-⑤
サポート系喪失＋SRV 再閉失
敗＋崩壊熱除去失敗

2.4-⑥
小破断 LOCA＋崩壊熱除去失敗

2.4-⑦
中破断 LOCA＋RHR 失敗

2.4-⑧
大破断 LOCA＋RHR 失敗

事象進展及び人数の増減理由
・「給水流量の全喪失」発生後，原子炉水位が低下し，原子炉スクラムする（起因事象は原子炉水位低下の観点で厳しい「給水流量の全喪失」を設定）。
・主蒸気隔離弁の閉止により原子炉圧力は上昇し,逃がし安全弁が開放される。この時,逃がし安全弁の再閉に失敗し，原子炉圧力は低下を始めるが,原子炉隔離時冷却系及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を開始することで原子炉水位は回復する。
・重要事故シーケンスとの差異は原子炉の減圧のみ（急速減圧と逃がし安全弁の再閉失敗による減圧）であり，本事故シーケンスの方がより速やかに低圧状態に移行できるため事象進展は緩やかとなるが，必要な操作は同様であるため，人数に増減なし。
・通常停止による全制御棒の挿入後,「給水流量の全喪失」が発生する。給水流量の全喪失の対応として「主蒸気隔離弁閉」操作も想定する。
・原子炉水位は原子炉隔離時冷却系及び原子炉減圧後の低圧代替原子炉注水系（常設）により維持される。
・原子炉格納容器は窒素ガスがパージされて不活性化されているが，除熱機能喪失により格納容器圧力が上昇し格納容器圧力逃がし装置等又は代替原
子炉補機冷却系による残留熱除去系により原子炉格納容器除熱操作を実施する。
・重要事故シーケンスとの差異は全制御棒挿入操作後に事故が発生することであり，事象進展は緩やかとなるが，必要な操作は同様であるため，人数に増減なし。
・通常停止による全制御棒の挿入後,「給水流量の全喪失」が発生する。全給水喪失の対応として「主蒸気隔離弁閉」操作も想定する。
・主蒸気隔離弁の閉止により原子炉圧力は上昇し,逃がし安全弁が開放される。この時,逃がし安全弁の再閉に失敗し，原子炉圧力は低下を始めるが,原子炉隔離時冷却系及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を開始することで原子炉水位は回復する。
・原子炉格納容器は窒素ガスがパージされて不活性化されているが，除熱機能喪失により格納容器圧力が上昇し格納容器圧力逃がし装置等又は代替原
子炉補機冷却系による残留熱除去系により原子炉格納容器除熱操作を実施する。
・重要事故シーケンスとの差異は全制御棒挿入操作後に事故が発生することであり，事象進展は緩やかとなるが，必要な操作は同様であるため，人数に増減なし。
・サポート系 1 区分の喪失の場合，一般的に他の区分が健全であるため対応手段が著しく制限される状態ではないが，事象を厳しくするため起因事象
として緩和設備への影響が大きくかつ原子炉停止前に出力低下を行わない（手動スクラムを行う）「交流電源故障」を設定する。
・「交流電源故障（非常用 C 母線）※」発生により，原子炉補機冷却水（A）系が喪失するため手動スクラムによる原子炉停止を行う。
・手動スクラム操作後に「給水流量の全喪失」の発生を想定する。
・重要事故シーケンスとの差異は「交流電源故障（非常用 C 母線）」が発生することであり，直流電源（A）の予備充電器盤切替操作が必要になるが，人数に増減なし。
※なお，「交流電源故障（非常用 D 母線）」発生の場合，重大事故等対処設備（低圧代替注水系（常設）又は代替格納容器スプレイ系として使用する復水移送ポンプ B 系及び C 系）の電源が喪失するため，上記の「交流電源故障（非常用 C 母線）」と使用出来るポンプの台数が減少するが，必要な操作（格納容器圧力逃がし装置等を用いた格納容器除熱の実施）は同様であるため，人数に増減なし。
・サポート系 1 区分の喪失の場合，一般的に他の区分が健全であるため対応手段が著しく制限される状態ではないが，事象を厳しくするため起因事象
として緩和設備への影響が大きくかつ原子炉停止前に出力低下を行わない（手動スクラムを行う）「交流電源故障」を設定する。
・「交流電源故障（非常用 C 母線）※」発生により，原子炉補機冷却水（A）系が喪失するため手動スクラムによる原子炉停止を行う。
・手動スクラム操作後に「給水流量の全喪失」の発生を想定する。
・主蒸気隔離弁の閉止により原子炉圧力は上昇し,逃がし安全弁が開放される。この時,逃がし安全弁の再閉に失敗し，原子炉圧力は低下を始めるが,原子炉隔離時冷却系及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を開始することで原子炉水位は回復する。
・重要事故シーケンスとの差異は原子炉減圧の起点及び「交流電源故障（非常用 C 母線）」発生による直流電源（A）の予備充電器盤切替操作が必要になるが，人数に増減なし。
※なお，「交流電源故障（非常用 D 母線）」発生の場合，重大事故等対処設備（低圧代替注水系（常設）又は代替格納容器スプレイ系として使用する復水移送ポンプ B 系及び C 系）の電源が喪失するため，上記の「交流電源故障（非常用 C 母線）」と使用出来るポンプの台数が減少するが，必要な操作（格納容器圧力逃がし装置等を用いた格納容器除熱の実施）は同様であるため，人数に増減なし。
・「外部電源喪失＋小破断 LOCA」発生後，原子炉水位が低下し，原子炉スクラムする。
・重要事故シーケンスとの差異は原子炉冷却材が格納容器に漏えいすることで，格納容器の圧力上昇が早くなることであるが，必要な操作は同様であるため，人数に増減なし。
・なお，事故事象の有効性評価としては期待できる緩和設備をより少なくしている LOCA 時注水機能喪失にて確認される。
・「外部電源喪失＋中破断 LOCA」発生後，原子炉水位が低下し，原子炉スクラムする。
・中破断 LOCA により原子炉隔離時冷却系の原子炉注水の継続に期待できないが高圧炉心注水系による原子炉注水を開始することで原子炉水位は維持される。
・重要事故シーケンスとの差異は原子炉隔離時冷却系の機能に期待できないこと及び原子炉冷却材が格納容器に漏えいすることで，格納容器圧力の上昇が早くなることであるが，必要な操作は同様であるため，人数に増減なし。
・なお，事故事象の有効性評価としては期待できる緩和設備をより少なくしている LOCA 時注水機能喪失にて確認される。
・「外部電源喪失＋大破断 LOCA」発生後，原子炉水位が低下し，原子炉スクラムする。
・大破断 LOCA により原子炉隔離時冷却系の機能に期待できないが高圧炉心注水系による原子炉注水を開始することで原子炉水位は回復する。
・重要事故シーケンスとの差異は原子炉隔離時冷却系の機能に期待できないこと及び原子炉冷却材が格納容器に漏えいすることで，格納容器圧力の上昇が早くなることであるが，必要な操作は同様であるため，人数に増減なし。
・なお，事故事象の有効性評価としては期待できる緩和設備をより少なくしている雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）の事
故シーケンスにて確認される。

添 6.2.2-5

必要要員数

重要事故シー
ケンスに必要
な要員数

24

24

24

24
【残留熱除去機能喪失】
24【取水機能喪
失】
30
24

24

24

24

表1

事故シーケ
ンスグルー
プ

重要事故シー
重要事故シ
ーケンス

その他の事故シーケンス

過渡事象＋
原子炉停止

2.5-②
中破断 LOCA＋原子炉停止失敗

失敗

2.5-③
大破断 LOCA＋原子炉停止失敗

2.6-①
小破断 LOCA＋高圧注水失敗＋低
圧注水失敗
中破断
LOCA＋HPCF
LOCA 時注
水機能喪失

注水失敗＋

2.6-②
小破断 LOCA＋高圧注水失敗＋原
子炉減圧失敗低圧 ECCS
注水失敗
2.6-③
中破断 LOCA＋HPCF 注水失敗＋原
子炉減圧失敗格納容器バ
イパス（ISLOCA）

事象進展及び人数の増減理由

必要要員数

ケンスに必要な要員数

2.5-①
小破断 LOCA＋原子炉停止失敗

原子炉停止
機能喪失

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の評価結果（5／5）

インターフ
ェイスシス
テム LOCA（ISLOCA）

・「小破断 LOCA」発生後，格納容器内漏えい判断により出力低下後原子炉手動スクラムを実施するが，原子炉スクラムに失敗する。
・代替制御棒挿入機能の動作により，原子炉は未臨界になる。
・代替制御棒挿入機能に期待できない場合は，ほう酸水注入系により原子炉出力が抑制され，未臨界に至る。
・給水系，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心冷却系により原子炉水位は維持される。
・重要事故シーケンスとの差異として，LOCA への対応が生じるが，中央制御室の運転員による対応となることから要員数は変化しない。
・「中破断 LOCA」発生後，格納容器圧力上昇により，原子炉スクラム信号が発生するが，原子炉スクラムに失敗する。
・代替制御棒挿入機能の動作により，原子炉は未臨界になる。
・代替制御棒挿入機能に期待できない場合は，ほう酸水注入系により原子炉出力が抑制され，未臨界に至る。
・給水系，原子炉隔離時冷却系（初期）及び高圧炉心冷却系により原子炉水位は維持される。
・重要事故シーケンスとの差異として，LOCA への対応が生じるが，中央制御室の運転員による対応となることから要員数は変化しない。
・「大破断 LOCA」発生後，原子炉水位が低下し，原子炉スクラム信号が発生するが，原子炉スクラムに失敗する。
・代替制御棒挿入機能の動作により，原子炉は未臨界になる。
・代替制御棒挿入機能に期待できない場合は，ほう酸水注入系により原子炉出力が抑制され，未臨界に至る。
・高圧炉心冷却系及び残留熱除去系による注水により，炉心冠水維持後は破断高さ付近で水位は維持される。
・重要事故シーケンスとの差異として，LOCA への対応が生じるが，中央制御室の運転員による対応となることから要員数は変化しない。

12

12

12

12

・「外部電源喪失＋小破断 LOCA」発生後，原子炉水位が低下し，原子炉スクラムする。
・原子炉水位は低下を始めるが,その後，急速減圧を実施し，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を開始することで原子炉水位は回復する。

24・重要事故シーケンスとの差異は冷却材の漏えい量であり，事象進展は緩やかとなるが，必要な操作は同様であるため，人数に増減なし。
・「外部電源喪失＋小破断 LOCA」発生後，原子炉水位が低下し，原子炉スクラムする。
・原子炉水位が低下するため低圧注水系を準備後，原子炉の減圧を試みるが失敗する。
・代替自動減圧ロジックを用いた逃がし安全弁の動作により原子炉が減圧し，低圧注水系により原子炉水位は維持される。
・重要事故シーケンスとの差異は残留熱除去系が使用できることであり，対応人数は減少する。
・「外部電源喪失＋中破断 LOCA」発生後，原子炉水位が低下し，原子炉スクラムする。
・原子炉隔離時冷却系により原子炉水位を維持するが，LOCA 事象により原子炉圧力が低下するため機能喪失する。
また，高圧炉心冷却系の注水及び原子炉の減圧を試みるが失敗する。
・代替自動減圧ロジックを用いた逃がし安全弁の動作により原子炉が減圧し，低圧注水系により原子炉水位は維持される。
・重要事故シーケンスとの差異は残留熱除去系が使用できることであり，対応人数は減少する。

重要事故シーケンス以外のシーケ
ンスなし

16
24

16

20

添 6.2.2-6

表 2 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の評価結果

想定する事故その他の事故シーケンス

事象進展及び人数の増減理由

必要要員数

重要事故シーケン
スに必要な要員数

想定事故 1（冷却機能又は注水機能喪失）

想定事故以外の事故シーケンスなし

18

想定事象 2（使用済燃料
プール内の水の小規模な喪失）

想定事故以外の事故シーケンスなし

22

添 6.2.2-7

表 3 運転停止中の原子炉における重大事故に至るおそれのある事故の評価結果

事故シー
ケンスグ
ループ

崩壊熱除
去機能喪
失

全交流動
力電源喪
失

原子炉冷
却材流出

反応度の
誤投入

重要事故
シーケン
ス

崩壊熱除
去機能喪
失（RHR
機能喪失
[フロント
ライン]）
＋崩壊熱
除去・注
水系失敗

外部電源
喪失＋交
流電源喪
失＋崩壊
熱除去・
注水系失
敗

原子炉冷却
材流出
（RHR 切り
替え時のミ
ニフロー弁
操作誤り）
＋崩壊熱除
去・注水系
失敗

反応度の
誤投入

重要事故シー
その他の事故シーケンス

事象進展及び人数の増減理由

必要要員数

ケンスに必要な要員数

5.1-①
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・注水系失敗

・代替除熱機能喪失（原子炉冷却材浄化系等）による炉心冷却を実施中，「崩壊熱除去機能喪失（代替除熱機能喪失）」が発生し，原子炉冷却材の温度が上昇する。本事象に対して，重要事故シーケンスと同様，待機していた残留熱除去系による注水を実施する。
・重要事故シーケンスとの差異は起因事象のみであり,必要な操作は同様であるため，人数に増減なし。

14

5.1-②
崩壊熱除去機能喪失（補機冷却系
機能喪失）＋崩壊熱除去・注水系
失敗

・原子炉補機冷却系の機能喪失により「崩壊熱除去機能喪失」が発生する。有効性評価と同様に外部電源喪失を想定すると「全交流動力電源喪失」となるが，有効性評価の「全交流動力電源喪失」と同様の対応を行うことで,炉心損傷を防止できる。
・全交流動力電源及び原子炉補機冷却系が喪失するため，「低圧注水モード運転による原子炉注水」及び「原子炉停止時冷却モードによる原子炉の除熱」操作の替わりに，「早期の電源回復不可能判断及び対応準備」，「常設代替交流電源設備による交流電源供給及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水」及び「代替原子炉補機冷却系を用いた原子炉停止時冷却モードの運転」が必要となる。ただし，操作に対する必要な要員数は同様であるため，人数に増減なし。

14

5.1-③
外部電源喪失+崩壊熱除去・注水
系失敗

・「外部電源喪失」及び「崩壊熱除去・注水系失敗」により，原子炉冷却材の温度が上昇する。本事象に対して，非常用ディーゼル発電機により給電された低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を実施する。
・外部電源喪失及び崩壊熱除去・注水系が喪失するため，必要な操作は「低圧注水モード運転による原子炉注水」及び「原子炉停止時冷却モードによる原子炉の除熱」操作の替わりに，「低圧代替注水系（常設）による原子炉注水」となる。ただし，操作に対する必要な要員数は同様であるため，人数に増減なし。

14

5.2-①
外部電源喪失＋直流電源喪失＋崩壊熱除去・注水系失敗

・起因事象として「外部電源喪失」及び「直流電源喪失」を想定し，崩壊熱除去系及び注水系喪失により原子炉冷却材の温度が上昇し，蒸発により水位が低下する。
・重要事故シーケンスと異なり，「直流電源喪失」によって電源設備の制御電源は喪失しているため，「常設代替直流電源設備による遮断器用
制御電源復旧」「常設代替交流電源設備による交流電源供給及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水」操作にて低圧代替注への交流電源の給電が必要である。ただし，操作に対する必要な要員数は同様であるため，人数に増減なし。

18

5.3-①
原子炉冷却材流出（CRD 点検（交換） ・起因事象が「原子炉冷却材流出（CRD 点検（交換）時の作業誤り）」となり，事象の認知が早くなる。
時の作業誤り）＋
・重要事故シーケンスとの差異は起因事象のみであり，事象進展は緩やかとなるが，必要な操作は同様であるため，人数に増減なし。
崩壊熱除去・注水系失敗

14

5.3-②
原子炉冷却材流出（LPRM 点検（交換）時の作業誤り）＋
崩壊熱除去・注水系失敗

14

・起因事象が「原子炉冷却材流出（LPRM 点検（交換）時の作業誤り）」となり，事象の認知が早くなる。
・重要事故シーケンスとの差異は起因事象のみであり，事象進展は緩やかとなるが，必要な操作は同様であるため，人数に増減なし。

14

18

14
5.3-③
原子炉冷却材流出（RIP 点検時の作業誤り）＋
崩壊熱除去・注水系失敗

・起因事象が「原子炉冷却材流出（RIP 点検時の作業誤り）」となり，事象の認知が早くなる。
・重要事故シーケンスとの差異は起因事象のみであり，事象進展は緩やかとなるが，必要な操作は同様であるため，人数に増減なし。

14

5.3-④
原子炉冷却材流出（CUW ブロー時の操作誤り）＋
崩壊熱除去・注水系失敗

・起因事象が「原子炉冷却材流出（CUW ブロー時の操作誤り）」となる。
・重要事故シーケンスとの差異は起因事象のみであり，事象進展は緩やかとなるが，必要な操作は同様であるため，人数に増減なし。

14

重要事故シーケンス以外のシーケ
ンスなし―

添 6.2.2-8

別紙
必要な要員数の観点での評価事故シーケンスの代表性の整理
設置許可基準規則第 37 条第 2 項に規定されている「重大事故が発生した場合」の評価では，各格納容器破損モードに至るおそれのあるプラント損傷状態（PDS）の中から，当該破損モードに至る場合にその破損モードが最も厳しく表れると考えられる PDS を選定し，その PDS に属する事故
シーケンスの中から最も厳しい事故シーケンスを評価事故シーケンスとして選定している。ここでは，各 PDS 及び炉心損傷後の対応に必要な要員数の観点から，評価事故シーケンスの代表性を整理する。
今回の PRA により抽出した PDS を表 1 に示す。また，設置許可基準規則第 37 条第 1 項の「重大事故に至るおそれがある事故発生した場合」の評価結果をもとに，各 PDS による炉心損傷を防止する際に必要な要員数を合わせて示す。
なお，表 1 のうち，TW（格納容器除熱機能喪失），TC（原子炉停止機能喪失）は格納容器先行破損事象であり，ISLOCA（インターフェイスシステム LOCA）は格納容器バイパス事象である。いずれも炉心損傷の前に原子炉格納容器が機能喪失する PDS であるため，評価事故シーケンスの選定の起点となる PDS の選定対象からは除外している。
本来，重大事故等対処設備に期待しない PRA から抽出された各 PDS は，表 1 の炉心損傷防止に必要な数の要員が適切な対応をとることによって炉心損傷を防止できるものであるが，何らかの対応の失敗によって炉心損傷に至るものと仮定する。
このとき，評価事故シーケンスの起点として必要な要員数は，表 1 の炉心損傷防止に必要な人数であり，この観点で最も厳しい PDS は，全交流動力電源喪失を伴う PDS（長期 TB,TBU,TBP,TBD）の 30 名である。
次に，各格納容器破損モードと重大事故等対処設備に期待しない場合，当該格納容器破損モードに進展し得る PDS を，要員及び破損モードが最も厳しく表れると考えられる PDS の観点で整理し，表 2 に示す。
格納容器過圧破損，格納容器過温破損及び水素燃焼については，選定した PDS に SBO を含めて
おり，SBO の対応には要員数の観点で最も厳しい PDS である長期 TB,TBU,TBP,TBD に必要な要員数が必要となることから，PDS の観点では，選定した PDS は要員の観点で最も厳しい PDS を包絡している。また，炉心損傷後は重大事故等対処設備を用いた原子炉注水や原子炉格納容器熱除去等を実施する必要があるが，これらの対応に必要となる要員数は PDS によらず同じであり，これに加えて電源復旧が必要となる場合が，必要な要員数の観点で厳しいと考えられる。このことから，今回選定した評価事故シーケンスは必要な要員数の観点においても他の事故シーケンスを包絡していると考える。
高圧溶融物放出/格納容器雰囲気直接加熱（DCH），原子炉圧力容器外の溶融燃料-冷却材相互作
用（炉外 FCI）及び溶融炉心・コンクリート相互作用（MCCI）については，炉心損傷後の対応として，原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達した時点での原子炉減圧及び原子炉圧力容器下鏡温度が 300℃に到達した時点での原子炉格納容器下部への注水等
添 6.2.2-9

が必要となるが，この対応は中央制御室による操作であり PDS によらず同じである。仮に，SBO が重畳した場合には交流動力電源の復旧要員が必要となるが，その他の操作が中央制御室での操作であることから，いずれの場合も大破断 LOCA+SBO 後の対応に必要な要員数を上回ることは無い。
なお，交流動力電源が必要な原子炉格納容器下部への注水操作が必要となるまでの時間は，交流
動力電源の復旧に十分な時間である。
以上より，要員の観点で厳しい PDS 及び炉心損傷後の事故シーケンスを考慮しても，現在の要員数で重大事故への対応は可能であり，必要な要員数を考慮しても評価事故シーケンスは代表性を有していることを確認した。
以 上

添 6.2.2-10

表1

PRA により抽出した PDS と炉心損傷防止に際して必要な要員数

PDS

PCV 破損時期

RPV 圧力

炉心損傷
時期

炉心損傷防止に必要な人数※1

TQUV

炉心損傷後

低圧

早期

24

TQUX

炉心損傷後

高圧

早期

16

長期 TB

炉心損傷後

高圧

後期

30

TBU

炉心損傷後

高圧

早期

30

TBP

炉心損傷後

低圧

早期

30

TBD

炉心損傷後

高圧

早期

30

LOCA
・AE（大破断 LOCA）
炉心損傷後
・S1E（中破断 LOCA）
・S2E（小破断 LOCA）

低圧

早期

24※2

TW※3

炉心損傷前

－

後期

30

TC※3

炉心損傷前

－

早期

12

ISLOCA※3

炉心損傷前

－

早期

20

※1 「重大事故に至るおそれがある事故発生した場合」の評価結果から抽出※2 「中破断 LOCA（S1E）+ECCS 注水機能喪失」及び「小破断 LOCA（S2E）+ECCS 注水機能喪失」による炉心損傷防止の評価結果から抽出※3 炉心損傷の前に原子炉格納容器が機能喪失するため，評価事故シーケンスの選定の起点となる PDS の選定対象からは除外した PDS

添 6.2.2-11

表 2 要員及び事象の厳しさの観点からの各格納容器破損モードの PDS の整理
該当する要員の観点で格納容器破損モード選定した PDSPDS
厳しい PDS
TQUV
TQUX
雰囲気圧力・温度によLOCA
る静的負荷（格納容器
長期 TB
過圧破損）
TBU
長期 TB
TBP
TBU
TQUV
LOCA+SBO※1
TBP
TQUX
TBD
LOCA
雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器
長期 TB
過温破損）
TBU
TBP
TBD
－
水素燃焼
－
LOCA+SBO※1
TQUX
高圧溶融物放出/格納容
長期 TB
長期 TB
TBU
器雰囲気直接加熱
TQUX
TBU
TBD
（DCH）
TBD
TQUV
TQUX
原子炉圧力容器外の溶
長期 TB
LOCA
TBU
融燃料-冷却材相互作用
TQUV
長期 TB
TBP
（炉外 FCI）
TBU
TBP
TQUV
TQUX
長期 TB
LOCA
溶融炉心・コンクリー
TBU
TQUV
ト相互作用（MCCI）
長期 TB
TBP
TBU
TBP
※1 長期 TB,TBU,TBP,TBD は SBO を起点として炉心損傷に至る PDS

添 6.2.2-12

添付資料 6.3.1
水源，燃料，電源負荷評価結果について
1．はじめに重大事故等対策の有効性評価において，重大事故等対策を外部支援に期待することなく 7日間継続するために必要な水源及び燃料について評価を実施するとともに，電源負荷の積み上げが給電容量内にあることを確認する。
2．事故シ－ケンス別の必要量について
重大事故等対策の有効性評価において，通常系統からの給水及び給電が不可能となる事
象についての水源，燃料に関する評価結果を表 1 に整理した。
また，同様に常設代替交流電源設備からの電源供給が必要な事象について，必要負荷が常設代替交流電源設備を連続運転させた場合の定格容量内であることを表 1 に整理した。
3．まとめ
重大事故等対策の有効性評価において，水源，燃料及び電源負荷のそれぞれに対して最も厳しい事故シ－ケンスを想定した場合についても，発電所構内に備蓄している水源，燃料により，必要な対策を 7 日間継続することが十分に可能であることを確認した。また，
常設代替交流電源設備から給電する場合の電源負荷についても，常設代替交流電源設備を連続運転させた場合の定格容量内であることを確認した。

添 6.3.1-1

表 1 燃料，水源及び電源負荷の必要量（1／5）
水源
原子炉注水及び格納容器スプレイ（必要水量/水源総量）

事故シ－ケンス

2.1
高圧・低圧注水機能喪失※1

2.2
高圧注水・減圧機能喪失※1

添 6.3.1-2

2.3.1
全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）

約 10,400m3（号炉あたり約 5,200m3）/約 19,700m3・低圧代替注水系（常設）・代替格納容器スプレイ冷却系―

約 3,200m3（号炉あたり約 1,600m3）/約 19,700m3
・原子炉隔離時冷却系
・低圧代替注水系（常設）2.3.2
全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋RCIC 喪失
2.3.3
全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋直流電源喪失

約 3,200m3（号炉あたり約 1,600m3）/約 19,700m3・高圧代替注水系
・低圧代替注水系（常設）2.3.4
全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗

約 6,800m3（号炉あたり約 3,400m3）/約 19,700m3
・原子炉隔離時冷却系
・低圧代替注水系（常設）・代替格納容器スプレイ冷却系

燃料（軽油）7 日間必要燃料/備蓄量

電源負荷
最大負荷/給電容量―

約 1,601kL/約 2,040kL
・非常用ディーゼル発電機（約 751kL）×2
・可搬型代替注水ポンプ（約 10kL）×2
・免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機及びモニタリン
グ・ポスト用発電機（約 79kL）――

約 1,581kL/約 2,040kL
・非常用ディーゼル発電機（約 751kL）×2
・免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機及びモニタリン
グ・ポスト用発電機（約 79kL）――

約 1,093kL/約 2,240kL
・常設代替交流電源設備（約 860kL）
・代替原子炉補機冷却系専用の電源車（約 37kL）×2
・代替原子炉補機冷却系用の可搬型大容量送水ポンプ(約 30kL)×2
・可搬型代替注水ポンプ（約 10kL）×2
・免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機及びモニタリン
グ・ポスト用発電機（約 79kL）

約 2,342kW/2,950kW※2―

約 1,093kL/約 2,240kL
・常設代替交流電源設備（約 860kL）
・代替原子炉補機冷却系専用の電源車（約 37kL）×2
・代替原子炉補機冷却系用の可搬型大容量送水ポンプ(約 30kL)×2
・可搬型代替注水ポンプ（約 10kL）×2
・免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機及びモニタリン
グ・ポスト用発電機（約 79kL）

約 2,342kW/2,950kW※2―

約 1,093kL/約 2,240kL
・常設代替交流電源設備（約 860kL）
・代替原子炉補機冷却系専用の電源車（約 37kL）×2
・代替原子炉補機冷却系用の可搬型大容量送水ポンプ(約 30kL)×2
・可搬型代替注水ポンプ（約 10kL）×2
・免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機及びモニタリン
グ・ポスト用発電機（約 79kL）

約 2,342kW/2,950kW※2

燃料プール注水（必要水量/水源総量）※1：有効性評価において，外部電源喪失は想定していないが，仮に外部電源が喪失し，非常用ディーゼル発電機が起動したことを考慮する※2：直流電源については，電源負荷の制限や電源の切替えにより，24 時間電源供給が可能である。以降は，他の事シーケンスグループ等も含めて交流電源により供給可能である。
は，各資源の必要量（負荷）が最大のものを示す。ただし，燃料評価においては，場合の最大値を，は，全交流動力電源喪失の発生又は重畳を考慮し，常設代替交流電源設備による電源供給に期待する

は全交流動力電源喪失の発生又は重畳を考慮せず，非常ディーゼル発電機で電源を供給する場合の最大量を示す。

表 1 燃料，水源及び電源負荷の必要量（2／5）
水源
原子炉注水及び格納容器スプレイ（必要水量/水源総量）

事故シ－ケンス

添 6.3.1-3

2.4.1
崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）

約 7,000m3（号炉あたり約 3,500m3）/約 19,700m3
・原子炉隔離時冷却系
・低圧代替注水系（常設）・代替格納容器スプレイ冷却系

2.4.2
崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去機能が故障した場合）※1

約 12,400m3（号炉あたり約 6,200m3）/約 19,700m3
・原子炉隔離時冷却系
・高圧炉心注水系
・代替格納容器スプレイ冷却系

2.5
原子炉停止機能喪失※1―

2.6
LOCA 時注水機能喪失

約 10,800m3（号炉あたり約 5,400m3）/約 19,700m3・低圧代替注水系（常設）・代替格納容器スプレイ冷却系

2.7
格納容器バイパス（インターフェイスシステム
LOCA）

約 3,000m3（号炉あたり約 1,500m3）/約 19,700m3
・原子炉隔離時冷却系
・高圧炉心注水系

燃料（軽油）7 日間必要燃料/備蓄量

電源負荷
最大負荷/給電容量―

約 1,093kL/約 2,240kL
・常設代替交流電源設備（約 860kL）
・代替原子炉補機冷却系専用の電源車（約 37kL）×2
・代替原子炉補機冷却系用の可搬型大容量送水ポンプ(約 30kL)×2
・可搬型代替注水ポンプ（約 10kL）×2
・免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機及びモニタリング・ポスト用発電機（約 79kL）

約 2,342kW/2,950kW―

約 1,601kL/約 2,040kL
・非常用ディーゼル発電機（約 751kL）×2
・可搬型代替注水ポンプ（約 10kL）×2
・免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機及びモニタリング・ポスト用発電機（約 79kL）――

約 1,581kL/約 2,040kL
・非常用ディーゼル発電機（約 751kL）×2
・免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機及びモニタリング・ポスト用発電機（約 79kL）――

約 1,601kL/約 2,040kL
・非常用ディーゼル発電機（約 751kL）×2
・可搬型代替注水ポンプ（約 10kL）×2
・免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機及びモニタリング・ポスト用発電機（約 79kL）――

約 1,581kL/約 2,040kL
・非常用ディーゼル発電機（約 751kL）×2
・免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機及びモニタリング・ポスト用発電機（約 79kL）―

燃料プール注水（必要水量/水源総量）※1：有効性評価において，外部電源喪失は想定していないが，仮に外部電源が喪失し，非常用ディーゼル発電機が起動したことを考慮する
は，各資源の必要量（負荷）が最大のものを示す。ただし，燃料評価においては，場合の最大値を，は，全交流動力電源喪失の発生又は重畳を考慮し，常設代替交流電源設備による電源供給に期待する

は全交流動力電源喪失の発生又は重畳を考慮せず，非常ディーゼル発電機で電源を供給する場合の最大量を示す。

表 1 燃料，水源及び電源負荷の必要量（3／5）
水源
原子炉注水及び格納容器スプレイ（必要水量/水源総量）

事故シ－ケンス

添 6.3.1-4

3.1.2
雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却を使用する場合）

約 5,660m3（号炉あたり約 2,830m3）/約 19,700m3・低圧代替注水系（常設）・代替格納容器スプレイ冷却系
・低圧代替注水系（可搬型）3.1.3
雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却を使用しない場
合）約 14,600m3（号炉あたり約 7,300m3）/約 19,700m3・低圧代替注水系（常設）・代替格納容器スプレイ冷却系

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－冷却材相互作用約 5,200m3（号炉あたり約 2,600m3）/約 19,700m3
・格納容器下部注水系（常設）・代替格納容器スプレイ冷却系

約 5,200m3（号炉あたり約 2,600m3）/約 19,700m3
・格納容器下部注水系（常設）・代替格納容器スプレイ冷却系

は，各資源の必要量（負荷）が最大のものを示す。ただし，燃料評価においては，場合の最大値を，燃料（軽油）7 日間必要燃料/備蓄量

電源負荷
最大負荷/給電容量―

約 1,093kL/約 2,240kL
・常設代替交流電源設備（約 860kL）
・代替原子炉補機冷却系専用の電源車（約 37kL）×2
・代替原子炉補機冷却系用の可搬型大容量送水ポンプ(約 30kL)×2
・可搬型代替注水ポンプ（約 10kL）×2
・免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機及びモニタリング・ポスト用発電機（約 79kL）

約 1,262kW/2,950kW―

約 959kL/約 2,240kL
・常設代替交流電源設備（約 860kL）
・可搬型代替注水ポンプ（約 10kL）×2
・免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機及びモニタリング・ポスト用発電機（約 79kL）

約 1,262kW/2,950kW―

約 1,735kL/約 2,040kL
・非常用ディーゼル発電機（約 751kL）×2
・代替原子炉補機冷却系専用の電源車（約 37kL）×2
・代替原子炉補機冷却系用の可搬型大容量送水ポンプ(約 30kL)×2
・可搬型代替注水ポンプ（約 10kL）×2
・免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機及びモニタリング・ポスト用発電機（約 79kL）――

約 1,735kL/約 2,040kL
・非常用ディーゼル発電機（約 751kL）×2
・代替原子炉補機冷却系専用の電源車（約 37kL）×2
・代替原子炉補機冷却系用の可搬型大容量送水ポンプ(約 30kL)×2
・可搬型代替注水ポンプ（約 10kL）×2
・免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機及びモニタリング・ポスト用発電機（約 79kL）―

燃料プール注水（必要水量/水源総量）

は，全交流動力電源喪失の発生又は重畳を考慮し，常設代替交流電源設備による電源供給に期待する

は全交流動力電源喪失の発生又は重畳を考慮せず，非常ディーゼル発電機で電源を供給する場合の最大量を示す。

表 1 燃料，水源及び電源負荷の必要量（4／5）
水源
事故シ－ケンス

原子炉注水及び格納容器スプレイ（必要水量/水源総量）

約 5,660m3（号炉あたり約 2,830m3）/約 19,700m3・低圧代替注水系（常設）・代替格納容器スプレイ冷却系
・低圧代替注水系（可搬型）

3.4
水素燃焼

添 6.3.1-5

3.5
溶融炉心・コンクリート相互作用

約 5,200m3（号炉あたり約 2,600m3）/約 19,700m3
・格納容器下部注水系（常設）・代替格納容器スプレイ冷却系

は，各資源の必要量（負荷）が最大のものを示す。ただし，燃料評価においては，場合の最大値を，燃料（軽油）7 日間必要燃料/備蓄量

電源負荷
最大負荷/給電容量―

約 1,093kL/約 2,240kL
・常設代替交流電源設備（約 860kL）
・代替原子炉補機冷却系専用の電源車（約 37kL）×2
・代替原子炉補機冷却系用の可搬型大容量送水ポンプ(約 30kL)×2
・可搬型代替注水ポンプ（約 10kL）×2
・免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機及びモニタリング・ポスト用発電機（約 79kL）

約 1,262kW/2,950kW―

約 1,735kL/約 2,040kL
・非常用ディーゼル発電機（約 751kL）×2
・代替原子炉補機冷却系専用の電源車（約 37kL）×2
・代替原子炉補機冷却系用の可搬型大容量送水ポンプ(約 30kL)×2
・可搬型代替注水ポンプ（約 10kL）×2
・免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機及びモニタリング・ポスト用発電機（約 79kL）―

燃料プール注水（必要水量/水源総量）

は，全交流動力電源喪失の発生又は重畳を考慮し，常設代替交流電源設備による電源供給に期待する

は全交流動力電源喪失の発生又は重畳を考慮せず，非常ディーゼル発電機で電源を供給する場合の最大量を示す。

表 1 燃料，水源及び電源負荷の必要量（5／5）
事故シ－ケンス

4.1
想定事故 1

4.2
想定事故 2

添 6.3.1-6

5.1
崩壊熱除去機能喪失

5.2
全交流動力電源喪失

水源
原子炉注水及び格納容器スプレイ（必要水量/水源総量）

燃料（軽油）7 日間必要燃料/備蓄量

電源負荷
最大負荷/給電容量―

約 6,200m3（号炉あたり約 3,100m3）/約 18,000m3
・可搬型代替注水ポンプ

約 1,595kL/約 2,040kL
・非常用ディーゼル発電機（約 751kL）×2
・可搬型代替注水ポンプ（約 7kL）×2
・免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機及びモニタリング・ポスト用発電機（約 79kL）――

約 6,600m3（号炉あたり約 3,300m3）/約 18,000m3
・可搬型代替注水ポンプ

約 1,595kL/約 2,040kL
・非常用ディーゼル発電機（約 751kL）×2
・可搬型代替注水ポンプ（約 7kL）×2
・免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機及びモニタリング・ポスト用発電機（約 79kL）――

約 1,581kL/約 2,040kL
・非常用ディーゼル発電機（約 751kL）×2
・免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機及びモニタリング・ポスト用発電機（約 79kL）――

約 1,073kL/約 2,240kL
・常設代替交流電源設備（約 860kL）
・代替原子炉補機冷却系専用の電源車（約 37kL）×2
・代替原子炉補機冷却系用の可搬型大容量送水ポンプ(約 30kL)×2
・免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機及びモニタリング・ポスト用発電機（約 79kL）

約 2,232kW/2,950kW――

燃料プール注水（必要水量/水源総量）―

約 1,220m3（号炉あたり約 610m3）/約 19,700m3・低圧代替注水系（常設）5.3
原子炉冷却材の流出――

約 1,581kL/約 2,040kL
・非常用ディーゼル発電機（約 751kL）×2
・免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機及びモニタリング・ポスト用発電機（約 79kL）

5.4
反応度の誤投入―――は，各資源の必要量（負荷）が最大のものを示す。ただし，燃料評価においては，場合の最大値を，は，全交流動力電源喪失の発生又は重畳を考慮し，常設代替交流電源設備による電源供給に期待する

は全交流動力電源喪失の発生又は重畳を考慮せず，非常ディーゼル発電機で電源を供給する場合の最大量を示す。