東海第二発電所 審査資料
資料番号
PS-C-2 改 22
提出年月日
平成 29 年 9 月 22 日

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
補足説明資料

平成 29 年 9 月
日本原子力発電株式会社
本資料のうち，は商業機密又は核物質防護上の観点から公開できません。

目

次

1.

原子炉水位及びインターロックの概要

2.

炉心燃料格子について3．

逃がし安全弁出口温度による炉心損傷の検知性について

4．

ほう酸水注入系起動後の炉心状態（冷却材保有量等）について

5．

原子炉停止機能喪失時の運転点について

6．

非常用炉心冷却系等における系統圧力上昇時の対応操作について

7．

有効性評価における解析条件の変更等について

8．

燃料被覆管の酸化量の評価について

9.

緊急用海水系を用いた残留熱除去系による格納容器除熱10.

米国等の知見に照らした原子炉停止機能喪失事象の解析条件の妥当性

11.

原子炉停止機能喪失時における給水流量低下操作の考え方と給水ランバ
ックの自動化を今後の課題とする理由

12.

全制御棒挿入失敗の想定が部分制御棒挿入失敗により出力に偏りが生じた場合を包含しているかについて

13.

原子炉停止機能喪失の 300 秒以降の燃料被覆管温度挙動について

14.

給水ポンプトリップ条件を復水器ホットウェル枯渇とした場合の評価結
果への影響

15.

ＡＤＳ自動起動阻止操作失敗による評価結果への影響

16.

ＴＲＡＣＧコードのＡＴＷＳ解析への適用例

17.

常設重大事故等対処設備を可搬型設備に置き換えた場合の成立性

目-1

1

原子炉水位及びインターロックの概要

原子炉圧力容器水位計装概要図を第 1 図に，インターロックの概要
を第 1 表に示す。

第 1図

原子炉圧力容器水位計装概要図
補足 1-1

第 1表
原子炉水位

インターロック概要
基準水位との差

主要なインターロック

Ｌ８：
原子炉水位高（レベル８）＋1,400mm

原子炉隔離時冷却系自動停止
高圧炉心スプレイ系注入弁閉止

Ｌ５６＋900mm

通常運転水位Ｌ３：
原子炉水位低（レベル３）＋300mm原子炉スクラム
非常用ガス処理系自動起動−950mm

原子炉隔離時冷却系自動起動
高圧炉心スプレイ系自動起動
主蒸気隔離弁閉止
再循環ポンプトリップ

Ｌ１：
原子炉水位異常低下（レベル１）−3,800mm低圧注水系自動起動
低圧炉心スプレイ系自動起動
自動減圧系タイマー作動※

ＴＡＦ：
燃料有効長頂部−4,248mm（燃料有効長頂部）

Ｌ０：
ジェットポンプ上端−5,315mm（ジェットポンプ上端）

Ｌ２：
原子炉水位異常低下（レベル２）※：ドライウェル圧力高信号とのアンド条件で作動

補足 1-22

炉心燃料格子について（ 単 位 :mm）
格子
名称

D 格子

特徴

A
(制 御 棒ピッチ)

制御棒側の水ギャップ

b

約 157

c

d
(チ ャ ン ネ ル
ボックス内
幅)

約 148
約 134

C 格子

S 格子

N 格子

燃料集合体間ピッチが等間隔
燃料集合体間ピッチが等間
隔チャンネルボックス内幅が C
及び D 格子より小燃料集合体間ピッチが等間
隔チャンネルボックス内幅が C
及び D 格子と同じで制御棒ピ
ッチ大

約 305
約 152

約 152
約 132

適用プラント例
BWR2(敦 賀 1)
BWR3(福 島 第 一 ・ 1， 島 根 1)
BWR4(福 島 第 一 ・ 2〜 5，
浜 岡 1〜 2， 女 川 1)
BWR5(福 島 第 一 ・ 6，
福 島 第 二 ・ 2〜 6， 東 海 第 二 )BWR5(福 島 第 二 ・ 3〜 4，
柏 崎 刈 羽 1〜 5， 島 根 2，
志 賀 1， 女 川 2， 浜 岡 3〜 4)
ABWR(柏 崎 6〜 7)

約 310

約 155

約 155

約 134

出 典 ：「 沸 騰 水 型 原 子 力 発 電 所

炉 心 燃 料 格 子 形 状 」（ HLR-049）

3

逃がし安全弁出口温度による炉心損傷の検知性について

炉心損傷開始の判断は，格納容器内雰囲気放射線レベルにより行うが，逃がし安全弁（以下「ＳＲＶ」という。）出口温度（排気管温度）による炉心損傷の検知性については以下のとおり。

1.

ＳＲＶ排気管温度計の設備概要
ＳＲＶ排気管温度計は，原子炉運転中にＳＲＶからの漏えいを検出するた
めに，ＳＲＶの吐出配管に設けており，測定範囲は 0〜300℃である。温度検
出器は，ＳＲＶ本体からの熱伝導による誤検出を防ぐために，弁本体から十分離れた位置に取り付けている。

2.

原子炉水位低下時の原子炉圧力容器内温度の概略挙動
事故発生後，原子炉水位が低下する過程において，炉心が冠水した状態では，炉心部及び原子炉圧力容器ドーム部の温度は，ともに定格原子炉圧力(6.93MPa[gage]) な い し は Ｓ Ｒ Ｖ 動 作 圧 力 （ 安 全 弁 機 能 の 最 大8.31MPa[gage]）に対応する飽和蒸気温度近傍（約 286℃〜約 299℃）となる。
さらに，原子炉水位が低下すると，炉心が露出した炉心部と原子炉圧力容器ドーム部は過熱蒸気雰囲気となり，温度は飽和蒸気温度を超えて上昇する。

3.

ＳＲＶ排気管温度計による炉心損傷の検知性
事故発生後，ＳＲＶによる減圧を行うと，ＳＲＶ排気管温度計は原子炉圧
力容器ドーム部の温度に相当する温度を指示すると考えられる。
原子炉水位の低下により炉心が露出し，原子炉圧力容器ドーム部が過熱蒸
気雰囲気となっている状態でＳＲＶが開放した場合，ＳＲＶ排気管温度計の補足 3-1

指示値は，飽和蒸気温度近傍よりも高い温度を示し，更に過熱度が大きいと温度計の測定範囲（300℃）を超えるため，指示値はオーバースケールになると考えられる。
一方，炉心が露出した場合において，炉心は蒸気冷却等により健全性を維持している場合と，損傷している場合が考えられる。
したがって，不確実さはあるものの，ＳＲＶ排気管温度計のオーバースケ
ールにより炉心損傷を検知できる可能性がある。

補足 3-2

逃がし安全弁

逃がし安全弁排気管温度検出器

原子炉圧力容器

タービン系へ

ドライウェルサプレッション・チェンバ

第1図

逃がし安全弁排気管温度計の概略設置図

補足 3-3

4

ほう酸水注入系起動後の炉心状態（冷却材保有量等）について

ほう酸水注入完了後に残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）を運転しても原子炉の未臨界確保が可能であることを以下に示す。

○原子炉の未臨界確保の確認
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）を起動する時点では，ほう酸水は原子炉圧力容器内でほぼ均一化された状態にある。東海第二発電所のほう酸濃度設
計値は 1,000ppm であることから，これを起点として評価する。

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）は，炉水を再循環ポンプ（Ａ）入口弁
の前から取水し，残留熱除去系ポンプ，熱交換器を介し，再循環ポンプ出口弁
下流又は原子炉隔離時冷却系の原子炉圧力容器頭部スプレイノズル（残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）（Ａ）を用いた場合）へ戻すことにより，冷却された炉水を再び原子炉圧力容器へ注入する。残留熱除去系配管に存在する系統
水は，ジェットポンプノズル又は原子炉圧力容器頭部スプレイノズルを通り，
セパレータからの再循環流と混合し，ダウンカマ領域に注入される。

原子炉停止後に残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）を起動した場合の全炉心流量は 12,000m ３ ／h〜14,000m３ ／h 程度（実績値）であり，ここから残留熱除去系系統流量を差し引いた流量が再循環流である。残留熱除去系（停止時冷却系）を起動した場合の全炉心流量を 12,000m３ ／h と仮定すると，ほう素を含まない残留熱除去系系統水 1,692m ３ ／h(0ppm)はジェットポンプノズルから噴射され，1,000ppm のほう素を含む再循環流 10,308m ３ ／h（ ＝全炉心流量 12,000m
３／h−残留熱除去系系統流量 1,692m ３ ／h）を吸引合流し，ジェットポンプを下補足 4-1

降し，下部プレナムを通過して炉心部に到達するまでの間に十分混合されて859ppm の混合水となり，炉心部へと流入する。

＜混合水の濃度の算出＞
1,692m ／h

0ppm＋10,308m ／h

1,692m ／h＋10,308m ／h

1,000ppm

859ppm

各部位における流量とほう素濃度をまとめて第 1 図に示す。残留熱除去系配管に存在するほう素を含まない系統水がダウンカマ領域に注入されても炉心に流入する時には約 859ppm のほう素濃度となっており，東海第二発電所のほう酸
水注入系の系統設計上，冷温停止に必要なほう素濃度である 600ppm を満足しているため未臨界性は維持される。
以上より，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）により，残留熱除去系配管に存在するほう素を含まない系統水が注入されることを考慮しても，安全余裕を確保できる。

補足 4-2

湿分分離器

再循環流量 ※
10,308m ３ ／h
（1,000ppm）

残留熱除去系
系統水量
1,692m３ ／h（0ppm）

炉心←

再循環ポンプ←

残留熱除去系ポンプ※

全炉心流量が 12,000m ３ ／h の場合

第1図

全炉心流量 ※
約 12,000m ３ ／h
（859ppm）

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）概略系統図

補足 4-3

5

原子炉停止機能喪失時の運転点について

事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」について，運転特性図上に運転点の推移を示した図を，第 1 図として示す。

補足 6-1

原子 炉出 力

補足 6-2**原子炉冷却材再循環ポンプが運転していない状態での特性

第1図

有効性評価「原子炉停止機能喪失」における運転特性図上での運転点の推移

6

非常用炉心冷却系等における系統圧力上昇時の対応操作について

プラント運転中に弁の開閉試験を実施している高圧炉心スプレイ系，原子炉
隔離時冷却系，低圧炉心スプレイ系及び残留熱除去系（低圧注水系）において，系統圧力上昇が発生した場合の対応操作を警報処置手順書に定めている。
警報処置手順書に定めている系統圧力降下操作及び高圧側境界弁の開閉操作を実施しても圧力上昇が解消されない場合，保安規定第 32 条「非常用炉心冷却系及び原子炉隔離時冷却系の系統圧力監視」（以下「第 32 条」という。）に基づいて対応することとなる。なお，第 32 条に定められている運転上の制限は，「原子炉冷却材の漏えいにより過圧されていないこと」であり，その判断基準
を警報処置手順書に定めている。
また，プラント運転中に弁の開閉試験を実施しない残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）吸込み配管については系統圧力上昇発生時の対応操作として，警報処置手順書に定められている系統圧力降下操作及び格納容器外側隔離弁の増締め操作を実施するが，これらの操作を実施しても圧力上昇が解消されない場
合はプラント通常停止対応をすることになる。
なお，非常用炉心冷却系ポンプの手動起動試験後に，隔離された非常用炉心冷却系の系統水が温度上昇し，系統の圧力が上昇する傾向が見られる場合がある。
この場合における圧力の変化は緩やかな上昇傾向を示すが，有効性評価のイ
ンターフェイスシステムＬＯＣＡで想定している圧力の変化は急激な上昇傾向を示す。また，前者はポンプ手動起動試験後に，後者は注入弁の開閉試験時に発生する可能性があり，圧力上昇が発生するタイミングも異なることから，両者の識別は可能である。

補足 6-1

【警報処置手順書】「HPCS PUMP SUCTION PRESS HI/LO」【警報処置手順書】「補足 6-2

【警報処置手順書】※低圧の系統を代表して「RHR【警報処置手順書】※低圧
RHR PUMP A DISCH PRESS ABNORMAL HI/LO
HI/LO」

補足 6-3

【警報処置手順書】「RCIC PUMP SUCTION PRESS HIGH」【警報処置手順書】「補足 6-4

【警報処置手順書】「RHR SHUTDOWN HEADER PRESS HIGH」【警報処置手順書】「補足 6-5

7

有効性評価における解析条件の変更等について

1.

有効性評価における解析条件の変更について
各シーケンスの有効性評価における解析条件の変更について 1.1 から 1.4 に，解析条件の変更前後の評価結果を別紙 1 に示す。

1.1

炉心損傷防止の有効性評価における解析条件の変更について
東海第二発電所の重大事故等対策の有効性評価について，先行プラントの審査状況，東海第二発電所の設備設計の進捗等を踏まえ，設置変更許可申請時点から解析条件を変更した。第 1 表に主要な変更内容，以下に概要を示す。

(1)

高圧・低圧注水機能が喪失した場合の原子炉減圧操作条件の変更
申請時は，原子炉減圧操作条件として原子炉水位が原子炉水位異常低下（レベル１）設定点に到達してから 10 分の時間余裕を考慮していたが，設備設計の進捗に伴い運転手順に基づく前段の操作・確認事項（状況判断，
高圧代替注水系の操作失敗等）の積み上げ時間（約 25 分後）に変更した。

(2)

炉心損傷防止対策における常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）のスプレイ流量の変更
申請時は，従前の運転手順に基づき常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ実施時の流量として 110m ３ ／h を設定していたが，申請解析において格納容器圧力が徐々に上昇していることを踏まえ，圧力抑制が可能な流量としてスプレイ流量を 130m ３ ／h に変更した。なお，運転手順についてもスプレイ流量の目安を同様に変更する。

補足 7-1

(3)常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）のスプレイ停止基準の変更
申請時は，従前の運転手順に基づき代替格納容器スプレイの停止の基準
を，サプレッション・プール水位がウェットウェルベントラインから 1ｍ下に到達した時点と設定していたが，格納容器ベントに伴うサプレッション・プール減圧沸騰による一時的な水位上昇の影響を考慮し，通常水位＋6.5m に変更した。

(4)

原子炉圧力制御時に期待する逃がし安全弁機能の変更
申請時は，通常動作する逃がし安全弁（逃がし弁機能）に期待していたが，逃がし安全弁（逃がし弁機能）の駆動用窒素を供給する不活性ガス系が重大事故等対処設備ではないことを考慮し，「原子炉停止機能喪失」の有効性評価を除き駆動に窒素を必要としない逃がし安全弁（安全弁機能）に期待した原子炉圧力制御に変更した。また，「原子炉停止機能喪失」については，原子炉水位が高めに維持された方が反応度の観点で厳しい想定であること及び高圧炉心スプレイ系の原子炉注水流量は原子炉圧力に依存することを考慮し，原子炉圧力制御は逃がし安全弁（逃がし弁機能）に期待することとしている。
なお，逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉減圧操作時に逃がし
安全弁の駆動用窒素を供給する高圧窒素ガス供給系は重大事故等対処設備に位置づける。

(5)

原子炉隔離時冷却系等の水源の変更
申請時は，復水貯蔵タンクに期待した有効性評価を実施していたが，基準地震動の審査状況を踏まえ復水貯蔵タンクは耐震性の観点から重大事
補足 7-2

故等対処設備には位置づけないこととし，低圧代替注水系（常設）の水源
は代替淡水貯槽，高圧炉心スプレイ系及び原子炉隔離時冷却系の水源はサ
プレッション・プールに変更した。また，代替淡水貯槽は地下設置とすることから水温を 30℃とした。

(6)「全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）」操作条件の変更
原子炉隔離時冷却系の水源をサプレッション・プールに変更したことに伴い，「全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）」の有効性評価では，原子炉隔離
時冷却系の運転継続性が確認されているサプレッション・プール水温度約
106℃に到達するまでに可搬型代替注水ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水に移行する操作条件に変更した。また，低圧代替
注水系（可搬型）の可搬型代替注水大型ポンプは，原子炉注水と格納容器
スプレイとを同時に実施する容量を確保していることから，可搬型代替注
水大型ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納
容器スプレイを実施する操作条件に変更した。

(7)「原子炉停止機能喪失」初期条件，操作条件等の変更
初期条件の炉心流量は，反応度の観点で厳しい条件として運転範囲の下限である 85％流量に変更した。
原子炉隔離時冷却系の水源をサプレッション・プールに変更したことに伴い，「原子炉停止機能喪失」の有効性評価では，サプレッション・プール
水温度 106℃にて原子炉隔離時冷却系による原子炉注水を停止する操作条件に変更した。
また，原子炉注水については給水系，高圧炉心スプレイ系及び原子炉隔
離時冷却系により実施するが，このうち，原子炉隔離時冷却系による注水
補足 7-3

が炉内の体積計算（マスバランス計算）に反映されないことが分かったた
め，反映されるように修正した。

(8) 「格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）」破断面積の変更
申請時は，保守的に残留熱除去系（低圧注水系）注水配管の全周破断を想定していたが，構造健全性評価の結果，隔離弁の誤開等により低圧設計
部分が過圧された場合でも破損が発生しないことが確認されたため，ＩＳ
ＬＯＣＡ発生時の構造健全性評価を踏まえ，保守的に残留熱除去系熱交換器フランジ部に 21 ㎝ ２ の漏えいが発生する想定に変更した。

(9)

緊急用海水系の設置敷地に遡上する津波を考慮した場合にも使用可能な常設の重大事故等対処設備として緊急用海水系を設置することとした。これに伴い，「 2.4.1

崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）」において期待する代替の海水取水設備を代替残留熱除去系海水系から緊急用海水系に変更した。ただし，操作条件（格納容器除熱の開始）及び機器条件（除熱性能）について
変更はない。
なお，代替残留熱除去系海水系については自主対策設備として整備する。

補足 7-4

第1表
解析条件

解析条件の主要な変更内容（炉心損傷防止対策）
変更前（申請時）(1)高圧・低圧注水機能が喪 原子炉水位異常低下（レベル
失した 場 合 の 原 子 炉 減 １）到達の 10 分後
圧操作(2)炉心損 傷防 止 対 策にお 110m３ ／h
ける代 替 格 納 容 器 ス プ
レイ冷却系（常設）のス
プレイ流量(3)代替格 納容 器 ス プレイ ベントライン−1m
冷却系（常設）のスプレ
イ停止基準（サプレッション・プール水位）(4)原子炉 圧力 制 御 時に期 逃がし弁機能待する 逃 が し 安 全 弁 機
能（原子炉停止機能喪失を除く）(5)原子炉 隔離 時 冷 却系等 復水貯蔵タンクの水源(6)「全交 流動 力 電 源喪失 可搬型設備に期待しない（長期ＴＢ）」マネジメ
ント(7)「原子炉停止機能喪失」 【運転員等操作】
マネジメント，初期炉心 原子炉隔離時冷却系により流量
注水継続（復水貯蔵タンク水源）【初期炉心流量】
100％流量(8)「格納容器バイパス（イ 低圧注水系注入配管の両端
ンター フ ェ イ ス シ ス テ 破断（463 ㎝ ２ ）ムＬＯＣＡ）」破断面積(9)緊急用海水系の設置
代替残留熱除去系海水系（可搬型設備）・機器条件；約 24MW・操作条件（格納容器除熱開始）；サプレッション・チ
ェンバ圧力 279kPa[gage]
到達時

補足 7-5

変更後
前段の操作・確認事項の積み上げ時間（25 分後）130m３ ／h

通常水位＋6.5m

安全弁機能

代替淡水貯槽
サプレッション・プール
可搬型設備による原子炉注水及び格納容器スプレイに期待

サプレッション・プール水温度 106℃にて原子炉隔離時冷却系による原子炉注水を停止
85％流量
構造健全性評価を踏まえた破断（熱交換器フランジ部，21㎝２）
緊急用海水系（常設設備）
・機器条件；約 24MW・操作条件（格納容器除熱開始）；サプレッション・チェ
ンバ圧力 279kPa[gage]到達時

1.2

格納容器破損防止対策の有効性評価における解析条件の変更について
東海第二発電所の重大事故等対策の有効性評価について，先行プラントの審査状況，東海第二発電所の設備設計の進捗等を踏まえ，設置変更許可申請時点から解析条件を変更した。第 2 表に主要な変更内容，以下に概要を示す。

(1)

炉心損傷後の格納容器スプレイ流量の変更
申請時は，運転手順に従い炉心損傷後の格納容器スプレイ流量を 250m ３／h としていたが，130m３ ／h のスプレイ流量でも十分な格納容器圧力の抑制効果が確認されたことから，原子炉注水及び格納容器スプレイを同時に実施する際の原子炉注水流量の最大化及び炉心損傷前後のスプレイ流量の統一の観点で炉心損傷後の格納容器スプレイ流量を 130m ３ ／h に変更した。

(2)

代替循環冷却系の起動
格納容器除熱手段の強化及び格納容器ベント遅延のため，重大事故等対処設備として，代替循環冷却系の追設することとしているため，代替循環
冷却系の機能に期待した有効性評価を実施することに変更した。

(3)

格納容器内窒素注入の実施
申請時は格納容器内酸素濃度が可燃限界に到達しないことをウェット
条件にて確認することにしていたが，格納容器ベントによる排出ガスが格
納容器圧力逃がし装置の系統内における蒸気凝縮を踏まえると可燃限界
濃度を超える可能性があるため，ドライ条件においても可燃限界濃度未満に維持するように，格納容器内窒素注入を実施することに変更した。

補足 7-6

(4)炉心損傷後の格納容器ベント実施基準の変更
申請時は，炉心損傷後の格納容器ベントの実施基準を格納容器限界圧力
620kPa[gage]到達時としていたが，中央制御室からの遠隔操作による格納容器ベント失敗後に現場操作による格納容器ベント操作を実施する場合の時間を考慮し，格納容器スプレイの停止基準であるサプレッション・プ
ール水位

(5)

通常水位＋6.5ｍ到達時に変更した。

格納容器スプレイ実施基準の追加
原子炉圧力容器が破損し，デブリがペデスタル（ドライウェル部）の水

プールに落下した際の格納容器圧力の上昇を抑制するため，原子炉圧力容器破損を認知した場合に 300m３ ／h にて常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）により格納容器スプレイを実施す
る基準を追加した。

(6)

格納容器内初期酸素濃度の変更
申請時は保安規定で定める格納容器内酸素濃度の上限値である
4.0Vol%を初期酸素濃度として設定していたが，事故時の格納容器内酸素濃度をドライ条件にて可燃限界濃度未満に維持するため，(3)の変更と合
わせ，保安規定で定める格納容器内酸素濃度の上限値及び評価条件の初期
酸素濃度を 2.5Vol%に変更することにした。

補足 7-7第2表

解析条件の主要な変更内容（格納容器破損防止）

解析条件(1)炉 心損 傷 後 の 格 納 容 器 ス
プレイ流量の変更

変更前（申請時）
250m３ ／h

変更後
130m３ ／h(2)代替循環冷却系の起動−(3)格納容器窒素注入の実施−(4)炉 心損 傷 後 の 格 納 容 器 ベ
ント実施基準の変更(5)格 納容 器 ス プ レ イ 実 施 基
準の追加(6)格 納容 器 初 期 酸 素 濃 度 の変更

620kPa[gage]（2Pd）到達時−
4.0Vol%

事象発生 90 分後に起動
格納容器内酸素濃度 4.0Vol％（ドライ）に到達した時点で，200Nm３ ／h にて注入
サプレッション・プール水位
通常水位＋6.5m 到達時
原子炉圧力容器破損を判断した時点で，300m３ ／h にて実施
2.5Vol%補足 7-8

1.3

使用済燃料プールの有効性評価における解析条件の変更について
東海第二発電所の使用済燃料プールにおける重大事故等対策の有効性評価について，先行プラントの審査状況，東海第二発電所の設備設計の進捗等を踏まえ，設置変更許可申請時点から評価条件を変更した。第 3 表に主要な変更内容，以下に概要を示す。

(1)

燃料の崩壊熱申請時から，燃料の崩壊熱の評価方法を変更し，その値を精緻化した。
この変更に伴い，評価に用いる崩壊熱を，申請時の評価結果である約 9.9MWから，約 9.1MW に変更した。

(2)

使用済燃料プールの保有水量
申請時は，使用済燃料プールの保有水量としてキャスクピットを含めた
約 1,273m ３ としていたが，運用上キャスクピットが隔離される可能性を考慮し，キャスクピットを除外した使用済燃料プール保有水量（約 1,189m３ ）に変更した。

(3)

使用済燃料プールへの注水開始時間の変更
申請時は，異常事象の認知，代替燃料プール注水系（可搬型）の準備に要する時間等を考慮して，事象発生から 6 時間後に注水を開始するものとしていたが，放射線の遮蔽が維持される水位到達までの時間余裕を考慮し，使用済燃料プールへの注水開始時間を事象発生から 8 時間後に変更した。

補足 7-9

第3表

評価条件の主要な変更内容（想定事故１，想定事故２）

評価条件

変更前（申請時）

変更後(1)燃料の崩壊熱

約 9.9MW

約 9.1MW(2)使用済燃料プールの保有水量

約 1,273m３

約 1,189m３(3)使用済燃料プールへの注水開始時間事象発生から 6 時間後

事象発生から 8 時間後

補足 7-10

1.4

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おける評価
条件の変更について
東海第二発電所の運転停止中の原子炉における重大事故等対策の有効性評

価について，先行プラントの審査状況，東海第二発電所の設備設計の進捗等を踏まえ，設置変更許可申請時点から評価条件を変更した。第 4 表に主要な変更内容，以下に概要を示す。

(1)「崩壊熱除去機能喪失」及び「原子炉冷却材の流出」における原子炉注水開始時間の変更
申請時は，「崩壊熱除去機能喪失」及び「原子炉冷却材の流出」における原子炉注水開始時間を，事象の認知に要する時間と操作に要する時間を含めて事象発生から 1 時間後としていたが，事象の認知に要する時間に更に時間余裕を見込んで，原子炉注水開始時間を事象発生から 2 時間後に変更した。

(2)全交流動力電源喪失における残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の海水系の変更及び原子炉の除熱開始時間の変更
申請時は，代替残留熱除去系海水系による残留熱除去系（原子炉停止時
冷却系）の運転を評価条件としていたが，常設代替高圧電源装置により残留熱除去系海水系の運転が可能であることを考慮し，残留熱除去系海水系を用いた残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の運転を評価条件とすることに変更した。この変更に伴い，原子炉の除熱開始時間を事象発生後 23
時間から事象発生後 4 時間 10 分に変更した。
なお，代替残留熱除去系海水系については自主対策設備として整備する。

補足 7-11

第4表

評価条件の主要な変更内容（運転停止中原子炉における燃料損傷防止）
評価条件

変更前（申請時）(1)「崩壊熱除去機能喪失」
及び「原子炉冷却材の流事象発生から 1 時間後出」における炉心への注水開始時間(2)「全交流動力電源喪失」におけ る 残 留 熱 除 去 系 代替残留熱除去系海水系（原子炉停止時冷却系）の海水 系 及 び 原 子 炉 の 事象発生から 23 時間後
除熱開始時間補足 7-12

変更後

事象発生から 2 時間後

残留熱除去系海水系
事象発生から 4 時間 10 分後2.

有効性評価における柏崎刈羽６，７号炉との主要な相違点について

2.1

炉心損傷防止の有効性評価における柏崎刈羽６，７号炉との主要な相違点について(1)

高圧・低圧注水機能喪失
項

目

解析コード

東海第二

柏崎刈羽６，７号炉

理

由

SAFER／MAAP

SAFER・CHASTE／MAAP

東海第二では，燃料被覆管温度の評価項目に対する余裕を考慮し，SAFER
コードによる保守的な評価結果を提示している。

外部電源

外部電源ありただし，運転員等操作の観点
では，外部電源なしを考慮

外部電源あり相違点はない。
東海第二では，運転員等操作の観点では外部電源がない場合も考慮してい
る。

機器条件

逃がし安全弁（原子炉圧力
制御時）

安全弁機能

逃がし弁機能東海第二では，原子炉圧力が高めに維持され，また，原子炉減圧時に原子炉圧力が所定の圧力に到達するまでの時間が遅くなることで，評価項目に対して厳しい条件となる安全弁機能に期待している。

格納容器圧力逃がし装置

格納容器二次隔離弁全開

格納容器二次隔離弁 70％開度

運用の違い。
東海第二では，格納容器ベント実施時は二次隔離弁を全開とする運用としている。

逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉減圧操作（低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作）

事象発生から 25 分後

事象発生から 14 分後

設定時間は違うが，操作時間の積み上げに基づき設定しているという点では実態として相違点はない。

補足 7-13

事故条件

操作条件

(2)

高圧注水・減圧機能喪失
項

目

解析コード

東海第二

補足 7-14

外部電源ありただし，運転員等操作の観点では，外部電源なしを考慮

外部電源あり相違点はない。
東海第二では，運転員等操作の観点では外部電源がない場合も考慮している。

逃がし弁機能東海第二では，原子炉圧力が高めに維持され，また，原子炉減圧時に原子炉圧力が所定の圧力に到達するまでの時間が遅くなることで，評価項目に対して厳しい条件となる安全弁機能に期待している。

低圧注水系 1 台

東海第二においては，高圧注水・減圧機能喪失時の機能喪失状態を考慮し，自動起動する低圧ＥＣＣＳ全台による原子炉注水を設定している。
なお，残留熱除去系（低圧注水系）１台による原子炉注水を想定した場合の感度解析を実施し，この場合にも評価項目を満足することを確認してい
る。

機器条件

逃がし安全弁（原 安全弁機能
子炉圧力制御時）
残留熱除去系（低圧注水系）3 台及び低圧炉心スプレイ系

全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）
項

目

解析コード
機器条件

由

相違点はない。

外部電源

(3)

理

SAFER／MAAP

事故条件

低圧ＥＣＣＳの台数

柏崎刈羽６，７号炉

SAFER／MAAP

東海第二

柏崎刈羽６，７号炉

理

由

SAFER／MAAP

SAFER／MAAP

相違点はない。

逃がし安全弁（原 安全弁機能
子炉圧力制御時）

逃がし弁機能東海第二では，原子炉圧力が高めに維持され，評価項目に対して厳しい条件となる安全弁機能に期待している。

交流電源復旧までの原子炉注水
手段

原子炉隔離時冷却系（サプレッション・
プール水源）にて原子炉注水を実施し，事象発生の 8 時間１分後に原子炉を減圧し，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水を実施

原子炉隔離時冷却系（復水貯蔵槽水源）にて原子炉注水を実施

東海第二においては，原子炉隔離時冷却系の水源をサプレッション・プー
ルとしていることから，サプレッション・プール水温度上昇により原子炉隔離時冷却系が機能喪失するまでに交流動力電源を必要としない可搬型の原子炉注水に切り換えることとしている。

格納容器冷却・除熱手段

サプレッション・チェンバ圧力279kPa[gage] 到 達 時 に 代 替 格 納 容 器 ス
プレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却を実施し，格納容器ベントは実施せず，交流電源復旧後に残留熱除去系による格納容器除熱を実施

事象発生の 16 時間後に格納容器ベントを実施し，交流電源復
旧 後 に 残 留熱 除 去 系に よ る格
納容器除熱を実施

東海第二においては，運転手順に従い代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器スプレイを実施することとしている。これに伴い，交流電源に期待可能な事象発生の 24 時間後まで格納容器圧力が格納容器ベント実施基準（310kPa[gage]）に到達しないことから，格納容器ベントではなく，交流電源復旧後に残留熱除去系による格納容器除熱を実施することとしている。

(4)全交流動力電源喪失（ＴＢＤ，ＴＢＵ）
項

目

解析コード
機器条件

東海第二

柏崎刈羽６，７号炉

理

由

SAFER／MAAP

SAFER／MAAP

相違点はない。

逃がし安全弁（原 安全弁機能
子炉圧力制御時）

逃がし弁機能東海第二では，原子炉圧力が高めに維持され，評価項目に対して厳しい条件となる安全弁機能に期待している。

24 時間交流電源の復旧に期待しない

24 時間交流電源の復旧に期待しない

相違点はない。

交流電源復旧までの原子炉注水
手段

高圧代替注水系にて原子炉注水を実施
し，事象発生の 8 時間１分後に原子炉を減圧し，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水を実施

高圧代替注水系（復水貯蔵槽水源）にて原子炉注水を実施

東海第二においては，高圧代替注水系の水源をサプレッション・プールとしていることから，サプレッション・プール水温度上昇により高圧代替注
水系が機能喪失するまでに交流動力電源を必要としない可搬型の原子炉
注水に切り換えることとしている。

格納容器冷却・除熱手段

サプレッション・チェンバ圧力279kPa[gage] 到 達 時 に 代 替 格 納 容 器 ス
プレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却を実施し，格納容器ベントは実施せず，交流電源復旧後に残留熱除去系による格納容器除熱を実施

事象発生の 16 時間後に格納容器ベントを実施し，交流電源復
旧 後 に 残 留熱 除 去 系に よ る格
納容器除熱を実施

東海第二においては，運転手順に従い代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器スプレイを実施することとしている。これに伴い，交流電源に期待可能な事象発生の 24 時間後まで格納容器圧力が格納容器ベント実施基準（310kPa[gage]）に到達しないことから，格納容器ベントではなく，交流電源復旧後に残留熱除去系による格納容器除熱を実施することとしている。

補足 7-15交流電源(5)

全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）
項

解析コード
機器条件

交流電源

目

東海第二

柏崎刈羽６，７号炉

理

由

SAFER／MAAP

SAFER／MAAP

相違点はない。

逃がし安全弁（原 安全弁機能
子炉圧力制御時）

逃がし弁機能東海第二では，原子炉圧力が高めに維持されることで，評価項目に対して厳しい条件となる安全弁機能に期待しているが，事象発生時に逃がし安全弁 1 弁の開固着が発生する本事故シーケンスでは実態として相違点はない。

24 時間交流電源の復旧に期待しない

相違点はない。

24 時間交流電源の復旧に期待しない

(6)崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）
項

目

解析コード

東海第二

由

相違点はない。

外部電源ありただし，運転員等操作の観点では，外部電源なしを考慮

外部電源なし東海第二では，外部電源はありとしているが，運転員等操作の観点では外部電源がない場合も考慮していることから，実態として相違点はない。

逃がし弁機能東海第二では，原子炉圧力が高めに維持され，評価項目に対して厳しい条件となる安全弁機能に期待している。

代替格納容器スプレイ冷却系
による格納容器冷却を実施
し，事象発生の 20 時間後に代替原子炉補機冷却系を用いた残留熱除去系による格納容器
除熱を実施

実際には残留熱除去系の起動準備が完了した時点で，サプレッション・プ
ール水温度が 32℃を超過している場合はサプレッション・プール冷却モー
ド運転，サプレッション・チェンバ圧力が 245kPa[gage]を超過している場
合は格納容器スプレイモード運転を実施するが，東海第二では，操作余裕
時間を確認する観点で，評価上はサプレッション・チェンバ圧力が代替格
納容器スプレイの実施基準である 279kPa[gage]に到達した時点で格納容器スプレイモード運転を開始するものと設定している。

外部電源

機器条件

逃がし安全弁（原 安全弁機能
子炉圧力制御時）
サプレッション・チェンバ圧力279kPa[gage] 到 達 時 に 緊 急 用 海 水 系 を用いた残留熱除去系（格納容器スプレイ
冷却系）による格納容器除熱を実施

補足 7-16(7)

理

SAFER／MAAP

事故条件

格納容器冷却・除熱手段

柏崎刈羽６，７号炉

SAFER／MAAP

崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合）
項

目

解析コード
事故条件

外部電源

機器条件

東海第二

柏崎刈羽６，７号炉

SAFER／MAAP

SAFER／MAAP

外部電源ありただし，運転員等操作の観点では，外部電源なしを考慮理由

相違点はない。

外部電源あり相違点はない。
東海第二では，運転員等操作の観点では外部電源がない場合も考慮している。

逃がし安全弁（原 安全弁機能
子炉圧力制御時）

逃がし弁機能東海第二では，原子炉圧力が高めに維持され，評価項目に対して厳しい条件となる安全弁機能に期待している。

格納容器圧力逃がし装置

格納容器二次隔離弁全開

格納容器二次隔離弁 70％開度

運用の違い。
東海第二では，格納容器ベント実施時は二次隔離弁を全開とする運用としている。

低圧代替注水系（常設）による原子炉注
水

高圧炉心注水系による原子炉
注水

東海第二においては，原子炉減圧時の水位回復性能を確認する観点で，評価上は注水流量が小さい低圧代替注水系（常設）に期待した評価としている。

原子炉減圧後の原子炉注水手段

(8)原子炉停止機能喪失
項

目

解析コード

東海第二

柏崎刈羽６，７号炉

理由

REDY／SCAT

REDY／SCAT

相違点はない。

補足 7-17

初期条件

炉心流量

85％流量

100％流量東海第二においては，反応度の観点で厳しい条件として，初期炉心流量を運転範囲の下限である 85％流量（41,060ｔ／h）に設定している。

操作条件

自動減圧系等の作動阻止操作

事象発生から 4 分後自動減圧系の自動起動阻止操作に成功する

10 分以内の操作に期待しているという点で相違はないが，東海第二においては，原子炉停止機能喪失の確認及び自動減圧系等の作動阻止操作に要する時間を考慮して設定している。

ほう酸水注入系の起動操作

事象発生から 6 分後

原子炉スクラムの失敗を確認した後から 10 分後に起動

東海第二においては，自動減圧系等の作動阻止操作の後にほう酸水注入
系の起動操作に要する時間を考慮して設定している。

残留熱除去系によるサプレッション・プール冷却操作

事象発生から 17 分後サプレッション・チェンバ・
プール水温 49℃到達から 10 分
後

東海第二においては，運転手順に基づき，状況判断及び残留熱除去系によるサプレッション・プール冷却操作要する時間を考慮して設定してい
る。

(9)

ＬＯＣＡ時注水機能喪失
項

目

東海第二

柏崎刈羽６，７号炉

理由

補足 7-18

解析コード

SAFER／MAAP

SAFER・CHASTE／MAAP

東海第二では，燃料被覆管温度の評価項目に対する余裕を考慮し，SAFER
コードによる保守的な評価結果を提示している。

事故
条件

起因事象

再循環配管の破断
破断面積は 3.7cm ２原子炉圧力容器下部のドレン
配管の破断
破断面積は 1cm ２

破断箇所は，液相部配管を選定しており，実態として相違点はない。
破断面積は，絶対値の違いはあるが，燃料被覆管の破裂防止が可能な最大面積を感度解析により確認し，感度解析ケースの事象進展がベースケ
ースと有意な差が無いことを確認した上で，本事故シーケンスの特徴を代表できる条件を設定しているという点で，実態として相違点はない。

外部電源

外部電源ありただし，運転員等操作の観点
では，外部電源なしを考慮す
るとともに，給水流量の全喪
失を想定

外部電源なし東海第二では，外部電源はありとしているが，評価上は給水流量の全喪失を想定しており，運転員等操作の観点では外部電源がない場合も考慮していることから，実態として相違点はない。

逃がし安全弁（原子炉圧力制御
時）

安全弁機能

逃がし弁機能東海第二では，原子炉圧力が高めに維持され，また，原子炉減圧時に原子炉圧力が所定の圧力に到達するまでの時間が遅くなることで，評価項目に対して厳しい条件となる安全弁機能に期待している。

格納容器圧力逃がし装置

格納容器二次隔離弁全開

格納容器二次隔離弁 70％開度

運用の違い。
東海第二では，格納容器ベント実施時は二次隔離弁を全開とする運用としている。

逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉減圧操作（低圧代替注
水系（常設）による原子炉注水操作）

事象発生から 25 分後

事象発生から 14 分後

設定時間は違うが，操作時間の積み上げに基づき設定しているという点では相違点はない。

機器
条件

操作
条件

(10)

インターフェイスシステムＬＯＣＡ

項
解析コード
事故条件

目

東海第二

理

柏崎刈羽６，７号炉

由

補足 7-19

SAFER

SAFER

相違点はない。

起因事象

残 留 熱 除 去 系 Ｂ 系 熱 交 換 器 フラ ン ジ の破断
破断面積は約 21cm ２

高圧炉心注水系の吸込配管の破断
破断面積は約 10cm ２

構造健全性評価の結果に基づき破断面積を設定しているという点で実態として相違点はない。
東海第二においては，ＩＳＬＯＣＡ発生時の構造健全性評価により低圧設計部に破損は発生しないことを確認しており，加圧範囲の中で最も大きなシール構造である残留熱除去系熱交換器フランジ部に 21cm ２ の破断面積を設定している。

安全機能の喪失に対する仮定イ ン タ ー フ ェ イ ス シ ス テ ム ＬＯ Ｃ Ａ の発 生 を 想 定 す る 残 留 熱 除 去 系Ｂ 系 並 びに 同 じ 原 子 炉 建 屋 西 側 区 画 に設 置 さ れて い る 高 圧 炉 心 ス プ レ イ 系 及び 残 留 熱除去系Ｃ系の機能喪失

インターフェイスシステムＬ
ＯＣＡが発生した側の高圧炉
心注水系の機能喪失

東海第二においては，ＩＳＬＯＣＡ発生系統の機能喪失に加えて，保守的に破断箇所から原子炉建屋への原子炉冷却材漏えいにより同じ原子炉建屋西側区画に設置されている系統（高圧炉心スプレイ系及び残留熱除去系Ｃ系）が機能喪失する設定としている。

外部電源

外部電源ありただし，運転員等操作の観点では，外部電源なしを考慮するとともに，給水流量の全喪失を想定

外部電源なし東海第二では，外部電源はありとしているが，評価上は給水流量の全喪失を想定しており，運転員等操作の観点では外部電源がない場合も考慮していることから，実態として相違点はない。

機器条件

逃がし安全弁（原 安全弁機能
子炉圧力制御時）

逃がし弁機能東海第二では，原子炉圧力が高めに維持され，評価項目に対して厳しい条件となる安全弁機能に期待している。

操作条件

破断箇所の隔離操作

事象発生 4 時間

設定時間は違うが，作業環境を考慮し，現場移動及び操作に要する時間を考慮して設定しているという点で，実態として相違点はない。

事象発生 5 時間

2.2

格納容器破損防止の有効性評価における柏崎刈羽６，７号炉との主要な相違点について(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），水素燃焼項

補足 7-20目

東海第二

柏崎刈羽６，７号炉

事故条件

起因事象

大破断ＬＯＣＡ（原子炉再循環系の吸込み配管の破断）

大破断ＬＯＣＡ（残留熱除去系配管の破断）

原子炉圧力容器から格納容器への冷却材流出を大きく見積もる厳しい設定として，東海第二においては，原子炉圧力容器バウンダリに接続す
る配管のうち，口径が最大である原子炉再循環系の吸込み配管における両端破断を設定

機器条件

原子炉スクラム

原子炉水位低（レベル３）信号

事象発生と同時

東海第二においては，原子炉水位低下を厳しくする観点で，外部電源喪
失時に伴うタービン蒸気加減弁急閉及び原子炉保護系電源喪失による原子炉スクラムについては保守的に考慮せず，原子炉水位低（レベル３）
による原子炉スクラムを設定

可搬型窒素発生装置

200Nm ３ ／h−

東海第二においては，格納容器内をドライ条件で可燃限界濃度未満に維持するために，格納容器内に窒素注入を実施することにしており，設計
値を設定

格納容器圧力逃がし装置

格納容器隔離弁全開

格納容器二次隔離弁 50％開度

東海第二においては，格納容器隔離弁全開にて格納容器ベントを実施する設計としている

代替格納容器ス
プレイ冷却系（常設）

事象発生 25 分後破断口まで水位回復後，格納
容器温度約 190℃到達時

東海第二においては，原子炉注水に伴って炉内で発生する過熱蒸気が破断口から格納容器側に移行し格納容器温度を急激に上昇させるため，原子炉注水と同時に格納容器スプレイを実施する手順とすることから，操作時間を考慮して設定

代替循環冷却系

事象発生 90 分後事象発生 22.5 時間後

東海第二においては，緊急用海水系及び代替循環冷却系は常設設備であり中央制御室からの操作により対応可能であるため，操作時間を考慮して設定

可搬型窒素発生装置

格納容器内酸素濃度 4.0Vol%（ドライ）到達時−

東海第二においては，格納容器内酸素濃度を 4.3Vol%到達にて格納容器
ベントを実施することにしているため，格納容器ベント遅延の観点から設定

格納容器圧力逃
がし装置

サプレッション・プール水位が通常水位＋6.5m 到達時

格 納 容 器 圧 力 0.62MPa[gage]
到達時

東海第二においては，中央制御室からの遠隔操作失敗後に現場操作に要する時間を考慮して設定

操作条件

理

由

(2)

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，
溶融炉心・コンクリート相互作用
項

目

東海第二

柏崎刈羽６，７号炉

事故条件

外部電源

外部電源なし（全ての非常用ディーゼル
発電機等の機能喪失を想定）

外部電源なし（ただし，非常用ディーゼル発電機に期待）

東海第二においては，運転員の対応を厳しく評価する観点から全交流動
力電源喪失を設定

機器条件

原子炉スクラム

原子炉水位低（レベル３）信号

事象発生と同時

東海第二においては，原子炉水位低下を厳しく見積もる観点から，短時間であるが原子炉熱出力が維持される厳しい設定として，原子炉水位低（レベル３）にてスクラムするものとして設定

逃がし安全弁（原 安全弁機能
子炉圧力制御時）

逃がし弁機能東海第二においては，原子炉圧力が高めに維持され，また，原子炉減圧時に原子炉圧力が所定の圧力に到達するまでの時間が遅くなることで，評価項目に対して厳しい条件となる安全弁機能に期待している

代替循環冷却系

事象発生 90 分後から圧力容器破損後の格 納 容 器 圧 力 が 低 下 傾 向 と なる ま で はドライウェルへ連続スプレイを実施。
その後，ドライウェルと原子炉へ流量配分し，それぞれ連続スプレイ及び連続注水を実施。

事象発生 22.5 時間後

東海第二においては，緊急用海水系及び代替循環冷却系は常設設備であり中央制御室からの操作により対応可能であるため，操作時間を考慮して設定。
また，原子炉圧力容器が破損し，デブリがペデスタル（ドライウェル部）の水プールに落下した際の格納容器圧力の上昇を抑制する観点から設定。

代替格納容器ス
プレイ冷却系（常設）

原子炉圧力容器破損の判断後に，ドライ
ウェルへ連続スプレイを実施。
再度格納容器圧力が上昇し，格納容器圧
力 465kPa[gage]に到達した場合に間欠スプレイを実施。

破断口まで水位回復後，格納
容器温度約 190℃到達時

東海第二においては，原子炉圧力容器が破損し，デブリがペデスタル（ドライウェル部）の水プールに落下した際の急激な格納容器圧力の上昇を抑制する観点から連続スプレイ条件を設定。
また，その後も格納容器圧力の緩やかな上昇を抑制する観点から間欠ス
プレイ条件を設定。

操作条件

理

由

補足 7-21

2.3

使用済燃料プールの有効性評価における柏崎刈羽６，７号炉との主要な相違点について

(1)

想定事故１
柏崎刈羽６，７号炉との主要な相違点はない。

(2)

想定事故２
項

事故条件

目
漏えいによる使用済燃料プール
水位の低下

補足 7-22東海第二

柏崎刈羽６，７号炉

静的サイフォンブレーカにより，サイフォン現象による流出が停止される
事象発生と同時に通常水位から約 0.23m
下まで低下

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 しないため，漏えい隔離操作実施（事象発生 150 分後）まで水位
低下が継続

理

由

東海第二では，耐震性も含めて機器，弁類等の故障及び人的過誤の余地のない単管構造の静的サイフォンブレーカ（重大事故等対処設備）による，
サイフォン現象による使用済燃料プール水の流出停止に期待した評価としている。なお，逆止弁式のサイフォンブレーカについては，その効果に期待していない。

2.4

運転停止中の原子炉での有効性評価における柏崎刈羽６，７号炉との主要な相違点について(1)

崩壊熱除去機能喪失
項

事故条件

(2)

東海第二
事象認知まで：外部電源あり
事象認知後 ：外部電源なし

柏崎刈羽６，７号炉
外部電源なし理由

東海第二においては，外部電源が喪失するとインターロックにより残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の再起動ができないため，事象認知の観点
では外部電源がある場合の方が厳しい。このため，事象認知（事象発生か
ら 1 時間）までは外部電源があるものとした。
また，事象発生 1 時間以降は，外部電源が喪失すると原子炉保護系電源の復旧等が必要となり，運転員操作に時間を要するという観点で厳しい条件となるため，外部電源がないものと仮定した。

全交流動力電源喪失

補足 7-23

項
操作条件

目
外部電源

目

東海第二

柏崎刈羽６，７号炉

理由

低圧代替注水系（常設）の注水開始時間

事象発生から 1.1 時間後

事象発生から 145 分後

東海第二においては，事象発生から 25 分で低圧代替注水系（常設）の起動準備操作が完了すると設定している。原子炉の沸騰開始は事象発生から
約 1.1 時間後であり，原子炉冷却材の蒸発量に応じた原子炉注水を実施することで，原子炉水位を通常運転水位付近で維持することができる。

残留熱除去系（停止時冷却系）による原子炉冷却

事象発生から 4 時間 10 分後

事象発生から 20 時間後

東海第二においては，残留熱除去系海水系に期待した評価としており，常設代替高圧電源装置から非常用母線への給電操作時間及び残留熱除去系の起動操作時間等の積み上げにより残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の運転開始時間を設定している。

(3)原子炉冷却材の流出
項

目

東海第二

柏崎刈羽６，７号炉

理由

補足 7-24

事故条件

外部電源

外部電源あり外部電源なし東海第二においては，外部電源がない場合，原子炉保護系電源の喪失により残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）のポンプ入口弁が自動閉となり，冷却材流出が停止することから，原子炉冷却材流出の観点で厳しい外部電源ありを仮定した。

機器条件

原子炉圧力容器の状態
原子炉の初期水位

原子炉圧力容器閉鎖，通常水位

原子炉圧力容器開放，原子炉
ウェル満水

東海第二においては，原子炉水位が遮蔽水位に到達するまでの時間余裕の観点から最も厳しくなる，原子炉圧力容器未開放，かつ原子炉水位が通常
運転水位の状態を仮定した。なお，原子炉水位が通常運転水位の場合は，原子炉水位低下による警報発報や緩和設備の自動起動に期待できることも考えられるが，有効性評価ではこれらに期待しないことにより認知の観点からも厳しい扱いとした。

操作条件

流出箇所の隔離

原子炉への注水開始後原子炉への注水開始前

東海第二においては，運転手順書に基づき，原子炉水位回復操作を優先するため，流出箇所の隔離は，原子炉への注水開始後に実施する。

(4)

反応度の誤投入項

機器条件

目
制御棒引抜阻止

東海第二
期待しない

柏崎刈羽６，７号炉
原子炉周期短信号（原子炉周期 20 秒）理由

東海第二においては，原子炉出力ペリオド短（20 秒），及び原子炉出力ペリオド短（10 秒）による制御棒引抜阻止には保守的に期待していない。

（別紙 1）
解析条件の変更前後の評価結果について

1.

炉心損傷防止対策の有効性評価における解析条件の変更前後の評価結果
解析条件の変更前後における各重要事故シーケンスの評価結果を第 1 表から第 8 表に示す。なお，敷地境界外での実効線量の評価シーケンスは，全交
流動力電源喪失（長期ＴＢ）からＬＯＣＡ時注水機能喪失に変更した。

第1表
評価項目
燃料被覆管最高温度
燃料被覆管酸化量
原子炉冷却材圧力
バウンダリにかかる圧力
格納容器バウンダリにかかる圧力格納容器バウンダリにかかる温度（格納容器ベント時間）

変更前（申請時）
469℃
被覆管厚さの 1％以下

変更後
338℃
同左

評価項目
1200℃以下
被覆管厚さの 15％以下

約 7.67MPa[gage]

約 8.09MPa[gage]

10.34MPa[gage]以下

約 0.31MPa[gage]

約 0.31MPa[gage]

0.62MPa[gage]以下

約 144℃

約 143℃

200℃以下約 28 時間

約 28 時間

―

第2表
評価項目
燃料被覆管最高温度
燃料被覆管酸化量
原子炉冷却材圧力
バウンダリにかかる圧力
格納容器バウンダリにかかる圧力格納容器バウンダリにかかる温度

第3表

評価結果（高圧・低圧注水機能喪失）評価結果（高圧注水・減圧機能喪失）

変更前（申請時）
684℃
被覆管厚さの 1％以下

変更後
711℃
同左

評価項目
1200℃以下
被覆管厚さの 15％以下

約 7.67MPa[gage]

約 8.09MPa[gage]

10.34MPa[gage]以下

約 0.04MPa[gage]

約 0.04MPa[gage]

0.62MPa[gage]以下

約 86℃

約 90℃

200℃以下

評価結果（全交流動力電源喪失（長期ＴＢ））

評価項目

変更前（申請時）

変更後

評価項目

燃料被覆管最高温度
燃料被覆管酸化量
原子炉冷却材圧力
バウンダリにかかる圧力
格納容器バウンダリにかかる圧力格納容器バウンダリにかかる温度（格納容器ベント時間）

初期値
被覆管厚さの 1％以下

初期値
同左

1200℃以下
被覆管厚さの 15％以下

約 7.67MPa[gage]

約 8.46MPa[gage]

10.34MPa[gage]以下

約 0.31MPa[gage]

約 0.28MPa[gage]

0.62MPa[gage]以下

約 161℃

約 141℃

200℃以下約 18 時間――

補足 7-25

第4表

評価結果（崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合））

評価項目

変更前（申請時）

変更後

評価項目

燃料被覆管最高温度
燃料被覆管酸化量
原子炉冷却材圧力
バウンダリにかかる圧力
格納容器バウンダリにかかる圧力格納容器バウンダリにかかる温度

初期値
被覆管厚さの 1％以下

初期値
同左

1200℃以下
被覆管厚さの 15％以下

約 7.67MPa[gage]

約 8.09MPa[gage]

10.34MPa[gage]以下

約 0.30MPa[gage]

約 0.28MPa[gage]

0.62MPa[gage]以下

約 143℃

約 141℃

200℃以下第5表

評価結果（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去機能が喪失した場合））

評価項目

変更前（申請時）

変更後

評価項目

燃料被覆管最高温度
燃料被覆管酸化量
原子炉冷却材圧力
バウンダリにかかる圧力
格納容器バウンダリにかかる圧力格納容器バウンダリにかかる温度（格納容器ベント時間）

初期値
被覆管厚さの 1％以下

初期値
同左

1200℃以下
被覆管厚さの 15％以下

約 7.67MPa[gage]

約 8.09MPa[gage]

10.34MPa[gage]以下

約 0.31MPa[gage]

約 0.31MPa[gage]

0.62MPa[gage]以下

約 144℃

約 143℃

200℃以下約 30 時間

約 28 時間

―

第6表
評価項目
燃料被覆管最高温度
燃料被覆管酸化量
原子炉冷却材圧力
バウンダリにかかる圧力
格納容器バウンダリにかかる圧力格納容器バウンダリにかかる温度

評価結果（原子炉停止機能喪失）

変更前（申請時）
859℃
被覆管厚さの 1％以下

変更後
872℃
同左

評価項目
1200℃以下
被覆管厚さの 15％以下

約 8.39MPa[gage]

約 8.49MPa[gage]

10.34MPa[gage]以下

約 0.16MPa[gage]

約 0.20MPa[gage]

0.62MPa[gage]以下

約 106℃

約 115℃

200℃以下補足 7-26第7表

評価結果（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）

評価項目

変更前（申請時）

変更後

評価項目

燃料被覆管最高温度
燃料被覆管酸化量
原子炉冷却材圧力
バウンダリにかかる圧力
格納容器バウンダリにかかる圧力格納容器バウンダリにかかる温度（格納容器ベント時間）

573℃
被覆管厚さの 1％以下

616℃
同左

1200℃以下
被覆管厚さの 15％以下

約 7.67MPa[gage]

約 8.09MPa[gage]

10.34MPa[gage]以下

約 0.31MPa[gage]

約 0.31MPa[gage]

0.620MPa[gage]以下

約 144℃

約 138℃

200℃以下約 28 時間

約 28 時間―第8表

評価結果（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）

評価項目
変更前（申請時）
変更後
評価項目
燃料被覆管最高温度
初期値
初期値
1200℃以下
燃料被覆管酸化量
被覆管厚さの 1％以下
同左
被覆管厚さの 15％以下
原子炉冷却材圧力
約 7.23MPa[gage]
約 8.09MPa[gage]
10.34MPa[gage]以下
バウンダリにかかる圧力
格納容器バウンダリ−※−※
0.620MPa[gage]以下にかかる圧力格納容器バウンダリ−※
200℃以下−※にかかる温度※：格納容器バイパス事象であり，評価項目に対して十分な余裕があることから比較対象外とした。

補足 7-27

2.

格納容器破損防止対策の有効性評価における評価条件の変更前後の評価結果
評価条件の変更前後における評価結果を第 9 表及び第 10 表に示す。

第9表

評価結果（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）,水素燃焼）
評価項目
格納容器バウンダ
リにかかる圧力格納容器バウンダ
リにかかる温度

変更前（申請時）

変更後

評価項目

0.62MPa[gage]

約 0.47MPa[gage]

0.62MPa[gage]以下

ベント時の Cs-137
総放出量（7 日間）

約 1×10−４ TBq

格納容器内の最大酸素濃度（7 日間）

ドライ条件
4.1vol％第 10 表約 157℃（壁面温度）
Ｓ／Ｃベント
約 0.11×10 −３ TBq
Ｄ／Ｗベント
約 0.35TBq

約 189℃

ドライ条件
4.0vol％200℃以下

100TBq 以下
格納容器内の水素濃度がドライ条件に換算して酸素濃度が 5Vol%以下

評価結果（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，溶融炉心・コンクリート相互作用）
評価項目

変更前（申請時）

変更後

評価項目

格納容器バウンダ
リにかかる圧力格納容器バウンダ
リにかかる温度
原子炉圧力容器破損時の原子炉圧力●kPa[gage]（原子炉圧力容器破損時）

約 0.47MPa[gage]（7 日間の最大値）

620 kPa[gage]以下

約●℃

約●℃

200℃以下

約 0.16MPa[gage]以下

約●MPa[gage]以下

2.0MPa[gage]以下

溶融炉心の冷却ペデスタル（ドライウェル部）にて冷却維持可能

ペデスタル（ドライウェル部）にて冷却維持可能

溶融炉心の侵食量

侵食せず，指示機能が維持される

侵食せず，指示機能が維持される

補足 7-28

溶融炉心と格納容器バ
ウンダリが接触せず，適切に冷却できること
侵食により格納容器の構造材の支持機能が喪失しないこと

3.

使用済燃料プールの有効性評価における評価条件の変更前後の評価結果
評価条件の変更前後における各想定事故の評価結果を第 11 表及び第 12 表に示す。

第 11 表
評価項目

評価結果（想定事故１）

変更前（申請時）

評価項目
燃料有効長頂部の冠水
燃料有効長頂部から
燃料有効長頂部から
使用済燃料プール水位
遮蔽維持
約 7.1m 上
約 6.8m 上（目安：10mSv／h※ ）未臨界の維持未臨界を維持未臨界を維持未臨界の維持※：必要な遮蔽が維持される使用済燃料プール水位は燃料有効長頂部の約 6.4m 上第 12 表
評価項目

変更後

評価結果（想定事故２）

変更前（申請時）

変更後

評価項目

燃料有効長頂部の冠水
燃料有効長頂部から
燃料有効長頂部から
使用済燃料プール水位
遮蔽維持
約 6.8m 上
約 6.6m 上（目安：10mSv／h※ ）未臨界の維持未臨界を維持未臨界を維持未臨界の維持※：必要な遮蔽が維持される使用済燃料プール水位は燃料有効長頂部の約 6.4m 上

補足 7-294.

運転停止中原子炉の有効性評価における評価条件の変更前後の評価結果
評価条件の変更前後における各重要事故シーケンスの評価結果を第 13 表から第 15 表に示す。

第 13 表
評価項目
原子炉水位

評価結果（崩壊熱除去機能喪失）

変更前（申請時）

変更後

原子炉水位の低下
なし

燃料有効長頂部から約 4.2m 上

未臨界の維持未臨界を維持未臨界を維持※：必要な遮蔽が維持される原子炉水位は燃料有効長頂部の約 1.7m 上第 14 表
評価項目
原子炉水位

評価結果（全交流動力電源喪失）

変更前（申請時）
原子炉水位の低下
なし

変更後
原子炉水位の低下
なし

未臨界の維持未臨界を維持未臨界を維持※：必要な遮蔽が維持される原子炉水位は燃料有効長頂部の約 1.7m 上第 15 表
評価項目
原子炉水位

評価項目
燃料有効長頂部冠水
遮蔽維持（目安：10mSv／h※ ）未臨界の維持評価項目
燃料有効長頂部冠水
遮蔽維持（目安：10mSv／h※ ）未臨界の維持評価結果（原子炉冷却材の流出）

変更前（申請時）

変更後

燃料有効長頂部から約 3.7m 上

燃料有効長頂部から約 2.2m 上

未臨界の維持未臨界を維持未臨界を維持※：必要な遮蔽が維持される原子炉水位は燃料有効長頂部の約 1.7m 上

補足 7-30

評価項目
燃料有効長頂部冠水
遮蔽維持（目安：10mSv／h※ ）未臨界の維持8

燃料被覆管の酸化量の評価について

燃料被覆管の酸化量については，解析結果から評価項目に対して十分な余裕があり，評価指標としては燃料被覆管温度にて代表できると考えられる。参考に，各事故シーケンスグループにおける燃料被覆管
温度及び燃料被覆管酸化量の評価結果を示す。

事故シーケンスグループ

燃料被覆管最高温度

高圧・低圧注水機能喪失
約 338℃
高圧・減圧機能喪失
約 711℃
全交流動力電源喪失
初 期 値 （ 約 309℃ ）（長期ＴＢ）を上回らない全交流動力電源喪失
初 期 値 （ 約 309℃ ）（ＴＢＤ，ＴＢＵ）
を上回らない全交流動力電源喪失
約 746℃（ＴＢＰ）
崩壊熱除去機能喪失
初 期 値 （ 約 309℃ ）（取水機能が喪失したを上回らない場合）
崩壊熱除去機能喪失
初 期 値 （ 約 309℃ ）（残留熱除去系がを上回らない故障した場合）原子炉停止機能喪失
約 872℃
ＬＯＣＡ時注水機能喪失
約 616℃
格納容器バイパス
初 期 値 （ 約 309℃ ）（インターフェースを上回らないシステムＬＯＣＡ）
津波浸水による−※
注水機能喪失※：全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）と同じ。

補足 8-1

燃料被覆管の酸化量1％ 以 下1％ 以 下
増加なし
増加なし
1％ 以 下
増加なし

増加なし
1％ 以 下1％ 以 下
増加なし
−※

9.

緊急用海水系を用いた残留熱除去系による格納容器除熱

残留熱除去系による格納容器除熱において，残留熱除去系海水系に期待した場合と緊急用海水系に期待した場合の格納容器挙動の違いについて以下に述べる。

事 象 発 生 の 約 24 時 間 後 に 残 留 熱 除 去 系 海 水 系 を 用 い た 残 留 熱 除 去 系に よ る 格 納 容 器 除 熱 を 実 施 す る「 全 交 流 動 力 電 源 喪 失（ 長 期 Ｔ Ｂ ）」と
事 象 発 生 の 約 13 時 間 後 に 緊 急 用 海 水 系 を 用 い た 残 留 熱 除 去 系 に よ る 格
納容器除熱を実施する「崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合 ）」に お け る 格 納 容 器 圧 力 及 び 雰 囲 気 温 度 の 挙 動 の 比 較 を 第 １ 図 に 示す。
いずれの事故シーケンスにおいても，格納容器圧力及び雰囲気温度
は，残留熱除去系による格納容器除熱を開始してすぐに低下傾向に転じ て い る 。 こ の た め ， 少 な く と も 事 象 発 生 の 13 時 間 後 以 降 で あ れ ば ，
緊急用海水系を用いた場合でも残留熱除去系海水系を用いた残留熱除去系と同等の除熱性能を得ることができ，評価項目となるパラメータに与える影響は軽微であると考えられる。

補足 9-1

格納容器圧力格納容器雰囲気温度
300

0.8
ドライウェル

ドライウェルサプレッション・チェンバ

サプレッション・チェンバ

0.6

長期ＴＢ

格
納
容
器
圧
力

格
納
容
器
温
度

0.4

200

(℃)

(MPa[gage])

100
0.2

0
0

24

48

72

96

120

144

0

168

0

24

48

事故後の時間(h)

72

96

144

168

300

0.8
ドライウェル

ドライウェルサプレッション・チェンバ

取水機能喪失

格
納
容
器
圧
力

120

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2TB--GG5B000

サプレッション・チェンバ

0.6

格
納
容
器
温
度

0.4

200

(℃)

(MPa[gage])

100
0.2

0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)

第１図

0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)残留熱除去系海水系に期待した場合と緊急用海水系に期待した場合の解析挙動の比較

補足 9-2

10

米国等の知見に照らした原子炉停止機能喪失事象の解析条件の妥
当性

原子炉停止機能喪失事象の解析条件について，米国のＢＷＲプラン
トとの比較を第 1 表に示す。
米国では，一部の項目において，設計基準事故の条件に合わせた解析値を使用しているが，東海第二発電所の解析条件では，ガイドに基づき設計値を使用していること，米国では原子炉側と格納容器側を同時に解析していないことに伴う高圧系の起動，停止条件が異なること
が，主な相違点として挙げられる。
ただし，これらの相違は，対策の有効性を評価するという観点において問題となるものではなく，東海第二発電所の原子炉停止機能喪失における解析条件は妥当であると考える。

＜参考資料＞・ COLUMBIA GENERATING STATION SAFETY ANALYSIS REPORT,Chapter 4,
December 2013
・ COLUMBIA GENERATING STATION SAFETY ANALYSIS REPORT,Chapter 15,
December 2013補足 10-1

第 1表
No
1
2
3
4
5

解析条件の比較

8
9
10
11
12
13
14
15
16

項目
原子炉出力
原子炉圧力
炉心流量
蒸気流量
給水温度
ボイド係数
保守ファクタドップラ係数保守ファクタMSIV 閉 鎖
SRV モ ー ド
SRV 設 定 値 ／ 容 量
炉 圧 高 ATWS− RPT
SLC ポ ン プ 容 量
SLC 濃 度RCIC 起 動
RCIC 起 動 遅 れ
RCIC 注 水 流 量

17HPCS 起 動

Ｌ２

格納容器圧力高

18

HPCS 起 動 遅 れ（記載なし）

19

HPCS 注 水 流 量

設計値

20

RCIC／ HPCS 停 止

Ｌ８

21
22
23

RHR 冷 却 容 量
初 期 S／ P 体 積
初 期 S／ P 水 温 度

0 秒
実力ベースの注入特性
水位低下維持操作に
よる
設計値
設計値
32℃

6
7

米国
約 105％ 出 力
定格圧力
100％ 炉 心 流 量
約 105％ 蒸 気 流 量
定格運転相当

東海第二
定格値
定格圧力
85％ 炉 心 流 量
定格値
定格運転相当備考
定格運転状態
定格運転状態
定格運転状態
定格運転状態
定格運転状態

1.25 倍(保 守 フ ァ ク タ あ り )
0.9 倍
設計値
設計値下限
逃がし弁モード
逃がし弁モード
逃がし弁解析値
逃がし弁設計値
解析値
設計値
3 2 5 L ／ m i n（ 2 台 起 動 ） 1 6 3 L ／ m i （n 1 台起動）
設計値
設計値
Ｌ２
Ｌ２
(記 載 な し )
0 秒
設計値
設計値

注１
注１
米国は 2 台運転

注２
注２
米国では，原子炉側と格納容器側を同時に解析し て い な い た
め，格納容器圧力高をトリガーとしていない。
注２
注２

設計値
設計値
約 32℃
手 動 （ ATWS 炉 圧 高 又
手動（事象発生から24
SLC 起 動は S／ P 水 温 度 高 の 遅
6 分）
い方から 2 分）
手動（事象発生から 手動（事象発生から
25
RHR 起 動11 分 ）
17 分 ）
26
給水ランバック
手 動（ S ／ P 水 温 度 高 ）なし（注１）米国はＤＢＡ評価に用いている解析値を使用。国内は設計値を使用している。
（ 注 ２ ）原 子 炉 水 位 が 高 め に 維 持 さ れ た 方 が 反 応 度 的 に 厳 し い 条 件 と な る こ と か ら ，東 海
第 二 で は 起 動 遅 れ を 0 秒 と し 注 水 流 量 は 実 力 ベ ー ス の 注 水 特 性 を 用 い て い る 。但 し ，RCIC に つ い て は 一 定 流 量 に 制 御 さ れ る た め 設 計 値 の 注 水 特 性 を 用 い て い る 。

補足 10-2

11

原子炉停止機能喪失時における給水流量低下操作の考え方と給水ランバッ
クの自動化を今後の課題とする理由

今回の有効性評価では，給水ランバック操作を想定していない。このため，
復水器ホットウェル水位の低下により給水ポンプがトリップするまでの間，給水系により原子炉水位が維持されるため，原子炉出力は高い状態を維持し，原子炉で発生した蒸気が逃がし安全弁を介してサプレッション・プールへ流入する状態が継続する。
一方，本来の運転手順では原子炉停止機能喪失が発生した場合，運転員によって給水流量を低下させ，出力を抑制する（給水ランバック操作）ことから，
今回の有効性評価はこの点で保守的な評価となっている。
給水ランバック操作による出力抑制の考え方と米国の一部で導入されている
給水ランバックの自動化を今後の検討課題と位置付ける理由について以下に示す。

1.

給水ランバック操作について
原子炉の停止機能が喪失した場合には，「非常時運転操作手順書（徴候ベース）」の「反応度制御（ＲＣ／Ｑ）」に従い対応する。
「反応度制御（ＲＣ／Ｑ）」では，「原子炉が隔離状態にあり，かつ原子炉
出力が 3％以上」又は「タービン停止中で，かつ原子炉出力が 55％以上である場合」に，給水を手動で絞り原子炉水位低下の操作を行うことを定めている。
これによって原子炉水位が低下することで原子炉出力が抑制されるとともに，サプレッション・プールへの蒸気流入も低減される。この場合，原子炉
水位は原子炉水位異常低下（レベル１）近傍に維持することとしている。
補足 11-1

2.

自動化を考慮した場合の対応時間とプラント挙動について
自動化（米国の例では中性子束と原子炉圧力高の and 条件）した場合のプラント挙動では，解析結果よりも早いタイミングで原子炉水位を低下させることで，原子炉出力の上昇が緩和され，また，給水加熱喪失による反応度投入の影響がより小さくなることから，沸騰遷移による燃料被覆管温度の上昇が抑制されると共に，サプレッション・プールへの蒸気の流入量が低下し，サプレッション・プール水温度上昇が抑制されるものと考えられる。
しかしながら，有効性評価解析では，事象発生から約 131 秒後に「復水器ホットウェル水位低低」により給水系が停止している。このように，比較的短時間で給水系の停止に至ることから，仮に給水ランバックを自動化してもサプレッション・プール水温度上昇抑制に寄与する効果は限定的と考える。

3.

給水ランバックの自動化を見込まない理由
有効性評価解析では，運転員による給水ランバック操作を考慮していないが，評価項目を満足し，炉心損傷を防止できる結果となっている。給水ラン
バックについては，事象発生から数十秒後のサプレッション・プール水温度の上昇を抑制する観点で有効と考えられるが，サプレッション・プール水温度については，運転員による給水ランバック操作を考慮していない有効性評
価解析であっても最大約 115℃であり，評価項目である 200℃に対して十分な余裕がある。この観点から，今回の評価条件を前提としても給水ランバックの自動化は原子炉停止機能喪失事象への必須の対策とはならないものと考える。また，原子炉停止機能喪失事象への重大事故等防止対策としては今回の評価では考慮していない出力抑制機能として代替制御棒挿入を備えている。
給水ランバックは炉心への冷却材供給を抑制する操作であり，これを自動化した場合，誤動作が生じた際には予期せぬ炉水位の低下につながる恐れが補足 11-2

ある。原子炉水位の維持は原子炉安全上の重要な項目であり，これに外乱を与えうるインターロックの導入は設計思想の観点からも十分な検討が必要と考える。
給水ランバックの自動化は米国の一部のプラントにおいて採用されており，
サプレッション・プール水温度の上昇を抑制する観点では一定の効果が見込
まれるものの，運転員による操作対応でも十分許容できる範囲で制御できること及び予期せぬ誤動作が生じた際には原子炉水位への外乱となることが懸念されるため，既設プラントへの追設の要否については今後の検討課題として取り組みたいと考えている。

補足 11-3

逃がし安全弁を介したサプレッション・
プールへの蒸気放出によりサプレッション・プール水温度及び格納容器圧力は上昇

給水系停止に伴う原子炉水位の低下により，サプレッション・プー
ルへの蒸気流入量が減少し上昇率が緩和

ほう酸水注入による効果により原子炉出力が低下することで，蒸気流入量が減少し上昇率が緩和し，やがて低下傾向となる

時間（ s）

第1図

サプレッション・プールの水温，格納容器圧力の時間変化

補足 11-4

12

全制御棒挿入失敗の想定が部分制御棒挿入失敗により出力に偏りが生じた場合を包絡しているかについて

部分的な制御棒挿入失敗の場合，プラント全体の挙動としては全制
御棒挿入失敗に比べて原子炉出力が低下するため，評価項目となるパラメータである原子炉圧力，格納容器圧力及びサプレッション・プー
ル水温度に及ぼす影響は小さくなる。
ここでは部分的な制御棒挿入失敗により，径方向出力分布に偏りが生 じ た 場 合 の 燃 料 被 覆 管 最 高 温 度（ 以 下「 Ｐ Ｃ Ｔ 」と い う 。）へ の 影 響について，検討した結果を示す。

1.

部分制御棒挿入失敗の発生パターンについて
Ｂ Ｗ Ｒ − ５ の 制 御 棒 は 水 圧 駆 動 系 （ 以 下 「 Ｈ Ｃ Ｕ 」 と い う 。） に より挿入される。部分的な制御棒挿入失敗としては，水圧駆動系の故
障，電気的な故障のいずれかによる機能喪失が考えられる。
①

水圧駆動系の故障
水 圧 駆 動 系 の 故 障 の 場 合 に つ い て 考 え る と ，1 台 の Ｈ Ｃ Ｕ に
よ っ て 挿 入 さ れ る 制 御 棒 は 1 本 で あ る こ と か ら ， 同 時 に 3〜 4
台 の Ｈ Ｃ Ｕ が 故 障 し た こ と を 想 定 し て も ，そ の 他 の 制 御 棒 は 挿
入 さ れ る た め ，原 子 炉 の 出 力 は ほ ぼ ゼ ロ に な る（ 第 1 表 参 照 ）。

②

電気的な故障電 気 的 な 故 障 の 場 合 に つ い て 考 え る と ，水 圧 制 御 ユ ニ ッ ト は
4 グ ル ー プ に 分 割 さ れ て い て ，そ れ ぞ れ の グ ル ー プ に 属 す る 制
御 棒 は 炉 心 径 方 向 に 分 散 配 置 さ れ て い る た め ，電 磁 弁 作 動 回 路の 接 点 固 着 等 の 共 通 原 因 故 障 に よ り ，部 分 的 に 制 御 棒 挿 入 に 失
補足 12-1

敗しても径方向に対して制御棒挿入の偏りが生じることはな
い （ 第 2 表 参 照 ）。

2.

部分制御棒挿入失敗時の影響について
万が一，部分制御棒挿入失敗事象が発生し，径方向出力分布に偏りが生じた場合には，燃料被覆管温度に関係する項目として，バン
ドル出力及び核熱安定性の発振限界に対する余裕への影響が考えられる。しかしながら，以下に示すとおり，部分制御棒挿入失敗時のＰＣＴへの影響は，全制御棒の挿入失敗時の評価に包絡されている
と考える。

(1)

バンドル出力部 分 制 御 棒 挿 入 失 敗 の 場 合 ， 1. に 示 す よ う に 原 子 炉 出 力 は 全 制御棒失敗の場合に比べ低く整定するため，給水による注水量が全制御棒挿入失敗時に比べて少なく，給水加熱喪失による出力上昇が抑えられる。これにより，制御棒未挿入領域のバンドル出力上
昇は，全制御棒挿入失敗に比べ低くなるため，ＰＣＴへの影響は
全制御棒挿入失敗時の評価に包絡されると考えられる。

(2)

核熱安定性の発振限界に対する余裕
部分制御棒挿入失敗の場合，全制御棒挿入失敗時に比べて制御棒未挿入領域のバンドル出力上昇が低く，当該領域でのボイド率の上昇も小さくなる。これより，ボイド反応度フィードバックが小さくなり，給水加熱喪失状態における核熱安定性の発振限界に対する余裕が大きくなるため，炉心一体振動による出力振動は発補足 12-2

生し難くなると考えられる。したがって，核熱不安定による出力振動発生に伴うＰＣＴへの影響は，全制御棒挿入失敗時の評価に包絡されると考えられる。
な お ， 領 域 不 安 定 事 象 に 対 し て は ， 1. の 想 定 さ れ る 部 分 制 御 棒
挿入失敗の発生パターンの検討に示すように，スクラム時に数本の制御棒だけが挿入され，原子炉出力が高めに整定し，かつ，径方向出力分布に偏りが生じることにより，領域不安定が発生し易くなるパターンとなることはないと考えられる。

補足 12-3

第 1表

制御棒の水圧制御ユニットの故障による部分制御棒挿入のパターン

部分制御棒挿入失敗時のパターン
隣接３本の
制御棒
未挿入

仮定した失敗要因
個々の制御棒の水圧制御ユニットの機械的故障の同時発生

隣接４本の制
御棒
未挿入

第 2表

原子炉出力
未臨界
（未臨界）

同上

０％
０％）

（

電気系統故障による部分制御棒挿入のパターン

部分制御棒挿入失敗時のパターン
分 散 1/4 炉 心
制御棒未挿入

仮定した失敗要因
電気系統の故障
水圧制御ユニットグループ（ ス ク ラ ム グ ル ー プ ）1 系 統 の 失 敗

分 散 1/2 炉 心
制御棒
未挿入

電気系統の故障
水圧制御ユニットグループ（スクラムグループ）２系統の失敗分 散 3/4 炉 心
制御棒
未挿入

電気系統の故障
水圧制御ユニットグループ（スクラムグループ）３系統の失敗■：未挿入制御棒（）内は再循環ポンプトリップ後の推定値
補足 12-4

原子炉出力
未臨界
（未臨界）

（

（

０％
０％）

20%程 度
10%程 度 ）13

原子炉停止機能喪失の 300 秒以降の燃料被覆管温度挙動について

復水器ホットウェル水位の低下により給水ポンプが停止した後に中性子束及び原子炉水位が静定する 600 秒までの燃料被覆管温度の推移を第 1 図（燃料被覆管最高温度発生位置）及び第 2 図（沸騰遷移発生位置）に示す。
300 秒以降も沸騰遷移に伴う被覆管温度の上昇及びリウェットによる温度低下を繰り返す挙動が見られるが，給水ポンプ停止に伴い原子炉出力が大幅に低下していることから，ファーストピークを上回ることはない。また，600 秒以
降は，ほう酸水注入に伴い徐々に原子炉出力が低下することから，沸騰遷移発
生に伴う被覆管温度の上昇は徐々に抑制される。

補足 13-1

第1図

燃料被覆管温度（燃料被覆管最高温度発生位置）の水位（600 秒まで）

第2図

燃料被覆管温度（沸騰遷移発生位置）の水位（600 秒まで）

補足 13-2

第3図

中性子束の水位（60 分まで）

第4図

原子炉水位の水位（60 分まで）

補足 13-314

給水ポンプ・トリップ条件を復水器ホットウェル枯渇とした場合の評価結
果への影響

1.

はじめに
原子炉停止機能喪失の有効性評価では，主蒸気流量の遮断に伴う給水加熱喪失により原子炉出力が上昇し，復水器ホットウェル水位の低下により電動給水ポンプがトリップするまで上昇を継続する。
一方，燃料被覆管温度の挙動は，ベースケースにおいては事象発生直後のファーストピークが最も高くなるが，上記の給水加熱喪失に伴う原子炉出力上昇の影響はセカンドピークに現れる。また，原子炉出力の上昇が継続することで，サプレッション・プール水温度及び格納容器圧力の評価にも影響する。
このため，電動給水ポンプのトリップ時刻が評価結果に与える影響を確認するため，保守的に復水器ホットウェル水位の低下で電動駆動給水ポンプがトリップせずに復水器ホットウェルが枯渇するまで運転を継続するとした場
合の感度解析を実施した。

2.

評価条件
電動給水ポンプのトリップ条件を復水器ホットウェル枯渇とした以外はベースケースと同じ評価条件である。

3.

評価結果
感度解析の評価結果を第 1 図から第 12 図に示す。また，評価結果のまとめを第 1 表に示す。

補足 14-1

電動給水ポンプがトリップするまでの時刻は，事象発生から約 319 秒後となり，ベースケースの約 131 秒後から約 188 秒遅れる結果となった。
燃料被覆管最高温度（以下「ＰＣＴ」という。）は，流量と出力のミスマッ
チが継続することで，1,194℃とベースケースよりも高くなるが，評価項目を満足する。また，サプレッション・プール水温度の最高値は 148℃，格納容器圧力の最高値は 0.50MPa[gage]となり，いずれも評価項目を満足する。
以上の結果より，電動給水ポンプがトリップせずに，復水器ホットウェル
が枯渇するまで運転が継続すると仮定した場合についても評価項目を満足することを感度解析により確認した。
なお，原子炉停止機能喪失時の実際の運転操作においては，運転員は給水流量を手動にて調整し，原子炉水位を低めに維持することで原子炉出力を低下させるとともに，格納容器圧力上昇時には残留熱除去系による格納容器ス
プレイを実施する。

補足 14-2

第 1表
項

電動給水ポンプ運転継続による評価項目への影響

目

感度解析
復水器が枯渇するまで運転継続（約319 秒 後 ）ベースケース
復水器水位低でト
リ ッ プ（ 約 1 3 1 秒 後 ）燃料被覆管最高温
度 (℃ )

約 1,194

約 872

燃料被覆管の酸化量 (％ )

約 5％

1％ 以 下

8.49

8.49

0.50

0.20

0.62MPa[gage] を 下
回る

148

115

200℃ を 下 回 る

電動給水ポンプ

原子炉冷却材圧力
バウンダリにかかる 圧 力 (MPa[gage])
原子炉格納容器バ
ウンダリにかかる
圧 力 (MPa[gage])
原子炉格納容器バ
ウ ン ダ リ の 温 度（ サプ レ ッ シ ョ ン・プ ー
ル 水 温 (℃ )）評価項目−
1,200℃ 以 下
酸化反応が著しくなる前の被覆管厚さ の 15％ 以 下
1 0 . 3 4 M P a [ g a g e ]（ 最高 使 用 圧 力 の 1.2
倍）を下回る※ 熱 伝 達 相 関 式 (修 正 Dougall-Rohsenow 式 )の 適 用 性 に つ い て
S C A T コ ー ド の 説 明 資 料 1 で は ，燃 料 被 覆 管 温 度 7 0 0 〜 8 0 0 ℃ 程 度 の 範 囲 に つ い て ，5 × 5 高 温 ポ ス ト B T 試 験と 解 析 の 結 果 を 比 較 し て い る 。 比 較 の 結 果 ， ク ォ リ テ ィ が 0.9 程 度 と な る 位 置 で 修 正 Dou gall-Rohsenow
式の評価の保守性が小さくなることを確認したことから，クォリティが大きくなることで保守性が小さくなる傾向を示すものと考えている。
こ れ は ， 修 正 Dougall-Rohsenow 式 で は 燃 料 被 覆 管 表 面 温 度 を 保 守 側 に 評 価 す る た め に 燃 料 被 覆 管 表 面
での液滴蒸発の効果を無視している特性が影響しているものと考えられる。
本 評 価 に お け る ， 燃 料 被 覆 管 最 高 温 度 が 発 生 す る 時 間 領 域 で の 燃 料 被 覆 管 最 高 温 度 の 発 生 位 置 (第 4 ス
ペ ー サ 位 置 )の ク ォ リ テ ィ は 0 .5〜 0.6 程 度 で あ る 。 こ の 場 合 ， 修 正 Dougall-Rohsenow 式 の 評 価 の 保 守 性
は 小 さ く な る 傾 向 で あ る と 考 え ら れ る も の の ， 修 正 Dougall-Rohsenow 式 を 適 用 す る こ と に よ っ て 保 守 側の 評 価 結 果 が 得 ら れ る と 考 え ら れ る 。こ の た め ，燃 料 被 覆 管 最 高 温 度 が 1,200℃ 以 下 で あ る こ と を 確 認 す
る 観 点 で ， 修 正 Dougall-Rohsenow 式 を 適 用 す る こ と に 問 題 は 無 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

補足 14-3

第 4 部 S C AT

1. 中 性 子 束 （ ％ ）2. 平 均 表 面 熱 流 束 （ ％ ）3. 炉 心 流 量 （ ％ ）事 故 後 の 時 間 (s)第 1図

中性子束及び炉心流量の推移（短期）1. 原 子 炉 蒸 気 流 量 （ ％ ）2. 給 水 流 量 （ ％ ）事 故 後 の 時 間 (s)第 2図

原子炉蒸気流量及び給水流量の推移（短期）補足 14-4

1. 原 子 炉 隔 離 時 冷 却 系 流 量 （ ％ ）2. 高 圧 炉 心 ス プ レ イ 系 流 量 （ ％ ）事 故 後 の 時 間 (s)第 3図

原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系の流量の推移（短期）

1 .原 子 炉 圧 力 変 化 （ ×0.01MPa）
2 . 原 子 炉 水 位 （ シ ュ ラ ウ ド 外 ）（ × 5 c m ）3. 逃 が し 安 全 弁 流 量 （ ％ ）事 故 後 の 時 間 (s)

第 4図

原子炉圧力，原子炉水位（シュラウド外水位）及び逃がし安全弁の流量の推移（短期）補足 14-5

1400

1200
燃
料

1000

被
覆
管

800

600

温
度

400

（℃）

200

0
0

100

200

300

事 故 後 の 時 間（ｓ）

第 5図

燃料被覆管温度の時間変化（短期）補足 14-6400

1. 中 性 子 束 （ ％ ）事 故 後 の 時 間 (m)第 6図

中性子束の推移（長期）1. 炉 心 流 量 （ ％ ）事 故 後 の 時 間 (m)

第 7図

給水流量及び平均表面熱流束の推移（長期）補足 14-7

1. 原 子 炉 蒸 気 流 量 （ ％ ）2. 給 水 流 量 （ ％ ）事 故 後 の 時 間 (m)

第 8図

原子炉蒸気流量及び給水流量の推移（長期）1. 原 子 炉 隔 離 時 冷 却 系 流 量 （ ％ ）2. 高 圧 炉 心 ス プ レ イ 系 流 量 （ ％ ）事 故 後 の 時 間 (m)

第9図

原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系の流量の推移（長期）
補足 14-8

1 .原 子 炉 圧 力 変 化 （ ×0.01MPa）
2. 原 子 炉 水 位 （ シ ュ ラ ウ ド 外 ） 変 化 （ ×5cm）

第 10 図原子炉圧力及び原子炉水位（シュラウド外水位）の推移（長期）

第 11 図原子炉水位（シュラウド外水位）の推移（長期）補足 14-9

1. サ プ レ ッ シ ョ ン ・ プ ー ル 水 温 度 （ ℃ ）2. サ プ レ ッ シ ョ ン ・ プ ー ル 圧 力 （ ×0.005MPa[gage]）

第 12 図サプレッション・プール水温度及び格納容器圧力の推移（長期）

補足 14-10

15

ＡＤＳ自動起動阻止操作の失敗による評価結果への影響（参考評価）

1.

はじめに
自動減圧系は，ドライウェル圧力高（13.7kPa［gage］）信号及び原子炉水位異常低下（レベル１）信号の発信から 120 秒の時間遅れの後，低圧炉心ス
プレイ系又は残留熱除去系（低圧注水系）のポンプ吐出圧力が確立している
場合に作動し，逃がし安全弁 7 弁を開放することで原子炉を急速減圧する。
自動減圧系の作動によって原子炉が急速減圧された場合，高圧炉心スプレ
イ系，低圧炉心スプレイ系及び残留熱除去系（低圧注水系）により，炉心に大量の低温水が注入される。これは，制御棒等による未臨界が確保されていない原子炉に対して，炉心のボイドの急激な潰れに伴う急激な出力上昇をもたらすこととなる。
この急激な出力上昇を防ぐために，原子炉スクラム失敗時には，自動減圧
系の自動起動を阻止するための操作スイッチを設けるとともに，手順書を整備し，継続的な訓練を実施している。これを考慮し，「原子炉停止機能喪失」の有効性評価では，運転員による自動減圧系の自動起動を阻止する操作に期待している。
ここでは，自動減圧系の自動起動を阻止する操作に失敗した場合の影響を確認するため，ＴＲＡＣＧ（ＲＥＤＹでは減圧挙動 ※ を取り扱うことができないため）を用いて感度解析を実施した。なお，ＴＲＡＣＧコードはＲＥＤ
Ｙコードで取り扱うことができない中性子束振動現象を評価し，評価結果を参照するために用いたコードである。本評価はこの目的に照らして実施した
ものではないため，本評価はあくまで参考評価の位置づけである。
※：低圧状態における修正Ｓｈｕｍｗａｙ相関式の適用性
ＴＲＡＣＧに組み込まれているリウェット相関式である，修正 Shumway 相関式は，補足 15-1

試 験 デ ー タ ベ ー ス の 圧 力 範 囲 が 0.4 〜 0.9MPa と さ れ て い る （ Ｔ Ｒ Ａ Ｃ Ｇ Model
Description（ＮＥＤＯ−32176）6.6.7 章参照）。よって，修正 Shumway 相関式は，Ａ
ＤＳ自動起動阻止失敗時に原子炉圧力が減圧された低圧状態（0.5〜0.6MPa 程度）においても適用可能であり，かつ，最小安定膜沸騰温度を保守側（低め）に予測する。

2.

評価条件
自動減圧系の自動起動を阻止する操作に失敗すること以外は，ベースケー
スと同じ評価条件である。この場合，残留熱除去系は原子炉注水に使用することから，サプレッション・プール冷却モード運転には期待しないこととす
る。

3.

評価結果
評価結果を第 1 図から第 7 図に示す。評価結果のまとめを第 1 表に示す。
事象発生後約 400 秒で自動減圧系が作動することにより原子炉圧力が低下
し，高圧炉心スプレイ系の注水流量が増加するとともに約 550 秒から低圧炉
心スプレイ系，約 590 秒から低圧注水系による注水が開始される。これに伴い炉内のボイド率が低下することで，正の反応度が投入され，約 600 秒，約
1,000 秒付近で原子炉出力が上昇する。その後，ボイド及びドップラフィー
ドバックによる負の反応度印加及び原子炉圧力の上昇に伴う原子炉注水流量の減少により原子炉出力は低下する。
燃料被覆管最高温度は，約 660 秒後に約 590℃まで上昇する。また，全反応度が最大となるのは 590 秒時点で約 1＄である。
以降は，低圧炉心スプレイ系等の注水に伴う原子炉出力の上昇及び原子炉
圧力上昇により原子炉注水流量が減少することに伴う原子炉出力の低下を繰り返すが，ほう酸水注入系による炉心へのほう酸注入により徐々に原子炉出補足 15-2

力が低下する傾向となる。

第1表

ＡＤＳ自動起動阻止操作の失敗を考慮した場合の評価項目への影響
評価項目

解析結果
（ＴＲＡＣＧ参考解析）

燃料被覆管温度（℃）

約 590

燃料被覆管の酸化量（％）−（評価せず）原子炉冷却材バウンダリにかかる圧力（MPa[gage]）

約 8.09原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力（MPa[gage]）

0.37※１

原子炉格納容器バウンダリの温度
137※１（サプレッション・プール水温（℃））※１1,500 秒時点での値

補足 15-3

200
1. 中性子束（％）
2. 炉心流量（％）

150
1

100

1

1

50
2
2

2

0
0

300

600

900

1200

1500

事 故 後 の 時 間（ｓ）

第1図

中性子束，炉心流量の時間変化（事象発生から 1,500 秒後まで）

200
1. 原子炉蒸気流量（％）
2. 給水流量（％）

150

100

1

50

1

2

0
0

300

600

900

1200

事 故 後 の 時 間（ｓ）

第2図

原子炉蒸気流量，給水流量の時間変化（事象発生から 1,500 秒後まで）

補足 15-41500

200
1. 原子炉圧力変化（×0.05MPa）2. 原子炉水位（シュラウド外水位）変化（×5cm）

100

1

1

2

0

2
1

-100

2

-200
0

300

600

900

1200

1500

事 故 後 の 時 間（ｓ）

第3図

原子炉圧力，原子炉水位（シュラウド外水位）の時間変化（事象発生から 1,500 秒後まで）

30
1. RCIC流量（%）※
2. HPCS流量（%）

25
2

2

20

15

10
2

5
1

1

0
0

300

600

900

1200

1500

※：100％は定格給水流量
事 故 後 の 時 間（ｓ）
（6,420t／h）を示す。

第4図

原子炉隔離時冷却系，高圧炉心スプレイ系の流量の時間変化（事象発生から 1,500 秒後まで）

補足 15-5

20
1. LPCI流量 A系（%）
2. LPCI流量 B系（%）
3. LPCI流量 C系 (%) ※4. LPCS流量 (%)

4

15

10
123

5

0
0

300

600

900

事 故 後 の 時 間（ｓ）

第5図

1200

1500

※：100％は定格給水流量（6,420t／h）を示す。

低圧炉心スプレイ系，残留熱除去系（低圧注水系）の流量の時間変化（事象発生から 1,500 秒後まで）

1200
1. 燃料被覆管最高温度（℃）

1000

800

600
1

400

200
0

300

600

900

事 故 後 の 時 間（ｓ）

第6図

燃料被覆管温度の時間変化（事象発生から 1,500 秒後まで）

補足 15-6

1200

1500

200
1. サプレッション・チェンバ プール水温度（℃）
2. 格納容器圧力（×0.005MPa）

150
1

100

1
2

50
2

0
0

300

600

900

1200

1500

事 故 後 の 時 間（ｓ）

第7図

サプレッション・プールの水温，格納容器圧力の時間変化（事象発生から 1,500 秒後まで）

補足 15-7

16

ＴＲＡＣＧコードのＡＴＷＳ解析への適用例（参考評価）

ＲＥＤＹコード（ＲＥＤＹ（ＳＣＡＴ

Ｖｅｒ．１（ＡＴＷＳ用）及びＳＣＡＴコード

Ｖｅｒ．３）の有効性評価に対して，比較用の参考解析としてＴ

ＲＡＣＧコードをＡＴＷＳ解析に適用した評価条件及び結果について例示する。
第 1 表に評価条件，第 1 図から第 5 図に従来型ＢＷＲの平衡炉心において主蒸気隔離弁の誤閉止を想定した場合のＡＴＷＳ解析結果を示す。燃料被覆管温度は最高で約 500℃であり，評価項目に対して十分な余裕があることがわかる。

第1表

評価条件
条件

模擬燃料集合体体数

1／4 炉心核データ

補正係数なしＭＣＰＲ

初期ＭＣＰＲ：ＯＬＭＣＰＲ
沸騰遷移：1 を下回った時点で判定

補足 16-1第1図

第2図

中性子束，炉心流量の時間変化

原子炉蒸気流量，給水流量の時間変化

補足 16-2

第3図

原子炉圧力，原子炉水位（シュラウド外水位），逃がし安全弁
蒸気流量の時間変化

第4図

原子炉隔離時冷却系流量，高圧炉心スプレイ系流量の時間変化

補足 16-3

第5図

燃料被覆管温度の時間変化

補足 16-4

17

常設重大事故等対処設備を可搬型設備に置き換えた場合の成立性(1)

炉心損傷防止対策※常設設備を別の常設設備に変更することは想定しない

事故シーケンスグループ

高圧・低圧注水機能喪失

炉心損傷防止設備
事故と対応の概要【事象概要】過渡事象（全給水喪失）発
生 と 共 に 高 圧 及 び 低 圧 の 注 水機 能 喪 失が発生する。これに対し低圧代替注水系（常設）を用いて原子炉注水を実施し，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）を用 い た 格 納 容 器 冷 却 及 び 格 納容 器 圧 力
逃 が し 装 置 等 を 用 い た 格 納 容器 除 熱 を実施する。
【機能喪失の前提】
・高圧注水機能（ＨＰＣＳ，ＲＣＩＣ）
・低圧注水機能（ＬＰＣＳ，ＬＰＣＩ）

高圧注水・減圧機能喪失【事象概要】過渡事象（全給水喪失）発
生 と 共 に 高 圧 注 水 機 能 及 び 原子 炉 減 圧機能の喪失が発生する。これに対し過渡時 自 動 減 圧 回 路 を 用 い て 原 子炉 を 減 圧した後に残留熱除去系（低圧注水系）及び 低 圧 炉 心 ス プ レ イ 系 を 用 いた 原 子 炉
注水，残留熱除去系を用いた格納容器除熱を実施する。
【機能喪失の前提】
・高圧注水機能（ＨＰＣＳ，ＲＣＩＣ）
・減圧機能

全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）【事象概要】全交流動力電源喪失が発生すると共に，24 時間は代替電源等による交流電源復旧も不可となる。これに対し直流電源により 8 時間原子炉隔離時冷却系を用いた原子炉注水を継続する。8 時
間後からは低圧代替注水系（可搬型）を用いて原子炉注水を継続し，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）を用いて格納容器冷却を実施する。24 時間後からは，常設代替高圧電源装置から給電し，残 留 熱 除 去 系 を 用 い て 原 子 炉注 水 及 び
格納容器除熱の切替え運転を実施する。
【機能喪失の前提】
・全交流動力電源（外部電源，非常用ディーゼル発電機等）

炉心冷却【高圧注水】−【減圧】 逃がし安全弁（7 弁）・事象発生から 25 分後に手動減圧【低圧注水】常設低圧代替注水系ポンプ
×2
・残留熱除去系Ｃ系ライン経由で注入
・最小流量特性で原子炉水位低（レベル３）設定点〜原子炉水位高（レベル８）
設定点にて水位維持【高圧注水】−【減圧】過渡時自動減圧回路（2 弁）・原子炉水位異常低下（レベル１）設定点到達から 10 分後に自動減圧【低圧注水】残留熱除去系（低圧注水系），
低圧炉心スプレイ系
・最小流量特性で原子炉水位高（レベル８）設定点到達後，低圧炉心スプレイ
系で原子炉水位低（レベル３）設定点〜原子炉水位高（レベル８）設定点にて水位維持【高圧注水】原子炉隔離時冷却系
・原子炉水位低（レベル３）設定点〜原子炉水位高（レベル８）設定点にて水
位維持【減圧】逃がし安全弁（7 弁）・事象発生から 8 時間 1 分後（可搬型代
替注水大型ポンプ接続後）に手動減圧【低圧注水】可搬型代替注水大型ポンプ
・手動減圧後，最小流量特性で注水・原子炉水位低（レベル３）設定点〜原子炉水位高（レベル８）にて水位維持
残留熱除去系（低圧注水系）

格納容器除熱【格納容器スプレイ】常設低圧代替注水系ポンプ×2
・残留熱除去系Ｂ系ライン経由で注入
・サプレッション・チェンバ圧力279kPa[gage]到達以降 130m ３ ／h でス
プレイ（炉注水と同時）【海水除熱】−【格納容器ベント】格納容器圧力逃がし装置又は耐圧強化ベント系
・サプレッション・チェンバ圧力 310kPa［gage］で実施（約 28 時間）【格納容器スプレイ】−【海水除熱】残留熱除去系海水系，残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）
・原子炉水位高（レベル８）設定点到達後に残留熱除去系 1 系列を低圧注水系
からサプレッション・プール冷却系に移行【格納容器ベント】−【電源】非常用ディーゼル発電機，常設
代替高圧電源装置
・外部電源なし
・プラント状況判断の後，常設代替高圧電源装置 2 台により給電（低圧代替注
水系（常設）に給電）【水源（補給含む）】代替淡水貯槽，淡水貯水池，可搬型代替注水大型ポンプ

×＜炉心損傷防止＞
炉心損傷回避のためには，約 1 時間までに注水する必要があるが，可搬型設備の使用開始は 8 時間後を想定しているため，可搬型設備では炉心損傷は防止できない。

−

常設重大事故等対処設備に期待していない。

○＜炉心損傷防止＞
可搬型設備による重大事故等対処設備の有効性を確認している。

・48 時間以降から淡水貯水池より代替淡
水貯槽に水位が上昇する流量で補給【電源】非常用ディーゼル発電機
・外部電源なし【水源（補給含む）】サプレッション・
プール【格納容器スプレイ】−【海水除熱】残留熱除去系海水系，残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）
・原子炉注水との切換え運転【格納容器ベント】−【電源】所内常設直流電源設備，常設代
替高圧電源装置
・外部電源なし
・直流電源の負荷切離しを実施し，8 時間
原子炉隔離時冷却系に供給
・24 時間後に常設代替高圧電源装置から給電【水源（補給含む）】代替淡水貯槽，サプレッション・プール

・24 時間後，最小流量特性で注水・原子炉水位低（レベル３）設定点〜原子炉水位高（レベル８）にて水位維持
・原子炉注水停止期間中は格納容器除熱に使用・初期水量のみで対応可能。

※：ＨＰＣＳ：高圧炉心スプレイ系，ＲＣＩＣ：原子炉隔離時冷却系，ＬＰＣＳ：低圧炉心スプレイ系，ＬＰＣＩ：残留熱除去系（低圧注水系）○：可搬型設備に代替可能
×：可搬型設備に代替不能−：常設重大事故等対処設備に期待していない

常設重大事故等対処設備の可搬型設備での代替

電源・水源

補足 17-1

※常設設備を別の常設設備に変更することは想定しない
事故シーケンスグループ

炉心損傷防止設備
事故と対応の概要

炉心冷却

格納容器除熱常設重大事故等対処設備の可搬型設備での代替

電源・水源【高圧注水】−【減圧】 逃がし安全弁（7 弁）

全交流動力電源喪失（ＴＢＤ）【事象概要】全交流動力電源喪失が発生すると共に，直流電源の喪失が重畳する。これに対し常設代替高圧電源装置を起動し，低圧代替注水系（常設）により原子炉注水を実施する。その後，常設代替高圧電源装置から給電し，残留熱除去系を用いた原子炉注水及び格納容器除熱の切替え運転を実施する。
【機能喪失の前提】
・全交流動力電源（外部電源，非常用ディーゼル発電機等）
・直流電源

崩壊熱除去機能喪失（取水機能喪失）【事象概要】過渡事象（全給水喪失）発生と共に取水機能喪失が発生する。これに対し，原子炉隔離時冷却系，低圧代替注水系（常設）を用いた原子炉注水を実施する。
その後，緊急用海水系及び残留熱除去系を用いた原子炉注水及び格納容器除熱の切替
え運転を実施する。
【機能喪失の想定】
・取水機能（残留熱除去系海水系）

崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去機能喪失）【事象概要】過渡事象（全給水喪失）発生と共に残留熱除去機能喪失が発生する。これに対し，原子炉隔離時冷却系，高圧炉心スプレイ系及び低圧代替注水系（常設）を用いた原子炉注水を実施し，代替格納容器
スプレイ冷却系（常設）を用いた格納容器
冷却，格納容器圧力逃がし装置等を用いた格納容器除熱を実施する。
【機能喪失の想定】
・残留熱除去系○：可搬型設備に代替可能
×：可搬型設備に代替不能−：常設重大事故等対処設備に期待していない・事象発生から 25 分後【低圧注水】常設代替低圧注水ポンプ×2
・残留熱除去系Ｃ系ライン経由で注入・手動減圧後，最小流量特性で注水・原子炉水位低（レベル３）設定点〜原子炉水位高（レベル８）設定点にて水位維持
残留熱除去系（低圧注水系）
・サプレッション・チェンバ圧力279kPa[gage]到達以降，最小流量特性
で注水
・原子炉水位低（レベル３）設定点〜原子炉水位高（レベル８）にて水位維持
・原子炉注水停止期間中は格納容器除熱に使用【高圧注水】原子炉隔離時冷却系
・原子炉水位低（レベル３）設定点〜原子炉水位高（レベル８）設定点水位維
持【減圧】逃がし安全弁（7 弁）・サプレッション・プール熱容量制限到
達時【低圧注水】常設代替低圧注水ポンプ×2
・残留熱除去系Ｃ系ライン経由で注入・手動減圧後，最小流量特性で注水・原子炉水位低（レベル３）設定点〜原子炉水位高（レベル８）設定点水位維
持
残留熱除去系（低圧注水系）【電源】常設代替直流電源設備，常設代
替高圧電源装置【格納容器スプレイ】−【海水除熱】残留熱除去系海水系，残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）
・サプレッション・チェンバ圧力279kPa[gage]到達以降，除熱開始
・原子炉注水との切換え運転【格納容器ベント】−

・原子炉水位低（レベル３）設定点〜原子炉水位高（レベル８）設定点にて水
位維持【減圧】逃がし安全弁（7 弁）・サプレッション・プール熱容量制限到
達時【低圧注水】常設代替低圧注水ポンプ×2
・残留熱除去系Ｃ系ライン経由で注入・手動減圧後，最小流量特性で注水・原子炉水位低（レベル３）設定点〜原子炉水位高（レベル８）設定点にて水位維持

×＜炉心損傷防止＞
炉心損傷回避のためには，約 1 時間までに注水する必要があるが，可搬型設備の使用開始は 8 時間を想定しているため，可搬型設備では炉心損傷は防止できない。

○＜炉心損傷防止＞事象発生 8 時間後までは，原子炉隔離時冷却系を用いた原子炉注水を継続し，その後，可搬型代替注水大型ポンプを用いた注水を実施することで炉心損傷を防止できる。

○＜炉心損傷防止＞事象発生 8 時間後までは，原子炉隔離時冷却系又は高圧炉
心スプレイ系を用いた原子炉注水を継続し，その後，可搬型代替注水大型ポンプを用いた注水を実施することで炉心損傷を防止できる。

・初期水量のみで対応可能。

【格納容器スプレイ】−【海水除熱】緊急用海水系，残留熱除去
系（サプレッション・プール冷却系）
・サプレッション・チェンバ圧力279kPa[gage]到達以降，除熱開始
・原子炉注水との切換え運転【格納容器ベント】−

・サプレッション・チェンバ圧力279kPa[gage]到達以降，最小流量特性
で注水
・原子炉水位低（レベル３）設定点〜原子炉水位高（レベル８）にて水位維持
・原子炉注水停止期間中は格納容器除熱に使用【高圧注水】原子炉隔離時冷却系，高圧
炉心スプレイ系

・外部電源なし
・プラント状況判断の後，常設代替高圧電源装置 2 台（低圧代替注水系（常設）に給電），低圧代替注水系（常設）による注水開始後，常設代替高圧電源装
置 5 台から給電（残留熱除去系等に給電）【水源（補給含む）】代替淡水貯槽，サプレッション・プール【電源】常設代替高圧電源装置
・外部電源なし
・2 時間後までに常設代替高圧電源装置 2台（低圧代替注水系（常設）に給電），
低圧代替注水系（常設）による注水開始後，常設代替高圧電源装置 5 台から給電（残留熱除去系等に給電）【水源（補給含む）】代替淡水貯槽，サプレッション・プール
・初期水量のみで対応可能。

【格納容器スプレイ】常設低圧代替注水系ポンプ×2
・残留熱除去系Ｂ系ライン経由で注入
・サプレッション・チェンバ圧力279kPa[gage]到達以降 130m ３ ／h でス
プレイ（炉注水と同時）【海水除熱】−【格納容器ベント】格納容器圧力逃がし装置又は耐圧強化ベント系
・サプレッション・チェンバ圧力 310kPa［gage］で実施（約 28 時間）

補足 17-2【電源】非常用ディーゼル発電機，常設
代替高圧電源装置
・外部電源なし
・2 時間後までに常設代替高圧電源装置 2台（低圧代替注水系（常設）に給電）【水源（補給含む）】代替淡水貯槽，淡水貯水池，可搬型代替注水大型ポンプ
・48 時間以降から淡水貯水池より代替淡
水貯槽に水位が上昇する流量で補給

※常設設備を別の常設設備に変更することは想定しない
事故シーケンスグループ

炉心損傷防止設備
事故と対応の概要

炉心冷却

格納容器除熱常設重大事故等対処設備の可搬型設備での代替

電源・水源【原子炉停止】代替ＲＰＴ，ほう酸注入
系

原子炉停止機能喪失【事象概要】過渡事象（ＭＳＩＶ閉）発生と共に全制御棒挿入失敗（ＡＲＩ含む）が発生する。これに対し，代替ＲＰＴで出力上昇を抑制し，原子炉隔離時冷却系，高圧
炉心スプレイ系で冠水を維持し，ほう酸注
入系により未臨界を確保する。
【機能喪失の前提】
・スクラム機能（ＲＰＳ）
・代替制御棒挿入機能（ＡＲＩ）

ＬＯＣＡ時注水機能喪失【事象概要】中小ＬＯＣＡ（再循環配管
3.7cm ２ の破損想定）発生と共に高圧及び低圧の非常用炉心冷却系注水機能喪失が発生する。これに対し低圧代替注水系（常設）を用いて原子炉注水を実施し，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）を用いた格納容器冷却及び格納容器圧力逃がし装置等を用いた格納容器除熱を実施する。
【機能喪失の前提】
・高圧注水機能（ＨＰＣＳ，ＲＣＩＣ）
・低圧注水機能（ＬＰＣＳ，ＬＰＣＩ）

格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）

・ほう酸注入系の起動は事象発生の 6 分
後【高圧注水】電動駆動給水ポンプ，原子炉隔離時冷却系，高圧炉心スプレイ系
・給復水系による原子炉注水はホットウ
ェル水位低低による電動給水ポンプト
リップまで
・原子炉隔離時冷却系は原子炉水位異常低下（レベル２）設定点到達，高圧炉
心スプレイ系は格納容器圧力高設定点
で自動起動し，原子炉水位異常低下（レベル１）設定点近傍に水位を維持【減圧】−【低圧注水】−【高圧注水】−【減圧】逃がし安全弁（7 弁）・事象発生から 25 分後に手動減圧【低圧注水】常設低圧代替注水系ポンプ
×2
・残留熱除去系Ｃ系ライン経由で注入
・最小流量特性で原子炉水位低（レベル３）設定点〜原子炉水位高（レベル８）
設定点にて水位維持【高圧注水】原子炉隔離時冷却系
・原子炉水位低（レベル３）設定点〜原
【事象概要】ＩＳＬＯＣＡ（残留熱除去系
子炉水位高（レベル８）設定点水位維
熱交換器フランジ部の漏えいを想定）が発持生する。これに対し，原子炉隔離時冷却系， 【減圧】逃がし安全弁（7 弁）
低 圧 炉 心 ス プ レ イ 系 及 び 低 圧 代 替 注 水 系 ・事象発生から 15 分後に手動減圧（常設）を用いて原子炉注水を実施すると 【低圧注水】低圧炉心スプレイ系
共に，破断箇所を隔離する。
・原子炉水位異常低下（レベル１）設定
点到達時に停止
常設代替低圧注水ポンプ×2【機能喪失の想定】
・ＨＰＣＳ・残留熱除去系Ｃ系ライン経由で注入
・残留熱除去系Ｂ系，Ｃ系
・事象発生 17 分後に最小流量特性で注水・原子炉水位低（レベル３）設定点近傍に水位維持【格納容器スプレイ】−【海水除熱】残留熱除去系海水系，残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）×２
・事象発生 17 分後以降除熱開始【格納容器ベント】−【格納容器スプレイ】常設低圧代替注水系ポンプ×2
・残留熱除去系Ｂ系ライン経由で注入
・サプレッション・チェンバ圧力279kPa[gage]到達以降 130m ３ ／h でス
プレイ（炉注水と同時）【海水除熱】−【格納容器ベント】格納容器圧力逃がし装置又は耐圧強化ベント系
・サプレッション・チェンバ圧力 310kPa［gage］で実施（約 28 時間）【格納容器スプレイ】−【海水除熱】残留熱除去系海水系，残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）
・事象発生 25 分後以降除熱開始【格納容器ベント】−※：ＨＰＣＳ：高圧炉心スプレイ系，ＲＣＩＣ：原子炉隔離時冷却系，ＬＰＣＳ：低圧炉心スプレイ系，ＬＰＣＩ：残留熱除去系（低圧注水系）○：可搬型設備に代替可能
×：可搬型設備に代替不能−：常設重大事故等対処設備に期待していない

補足 17-3【電源】外部電源【水源（補給含む）】サプレッション・
プール−

常設重大事故等対処設備に期待していない。

×＜炉心損傷防止＞
炉心損傷回避のためには，約 1 時間までに注水する必要があるが，可搬型設備の使用開始は 8 時間を想定しているため，可搬型設備では炉心損傷は防止できない。

×＜炉心損傷防止＞
炉心損傷回避のためには，約 15 分後までに注水する必要があるが，可搬型設備の使用開始は 8 時間を想定しているため，可搬型設備では炉心損傷は防止できない。

【電源】非常用ディーゼル発電機，常設
代替高圧電源装置
・外部電源なし
・プラント状況判断の後，常設代替高圧電源装置 2 台により給電（低圧代替注
水系（常設）に給電）【水源（補給含む）】代替淡水貯槽，淡水貯水池，可搬型代替注水大型ポンプ
・48 時間以降から淡水貯水池より代替淡
水貯槽に水位が上昇する流量で補給【電源】非常用ディーゼル発電機，常設
代替高圧電源装置
・外部電源なし【水源（補給含む）】代替淡水貯槽，サプレッション・プール
・初期水量のみで対応可能。

※常設設備を別の常設設備に変更することは想定しない
事故シーケンスグループ

津波浸水による注水機能喪失

炉心損傷防止設備
事故と対応の概要【事象概要】津波により取水機能喪失及び原子炉注水機能喪失が発生する。これに対し，浸水防護対策を実施し内包する設備を防護するとともに，原子炉隔離時冷却系，
低圧代替注水系（常設）を用いた原子炉注水を実施する。その後，緊急用海水系及び残留熱除去系を用いた原子炉注水及び格納容器除熱の切替え運転を実施する。
【機能喪失の想定】
・取水機能（残留熱除去系海水系，非常用
ディーゼル発電機海水系）○：可搬型設備に代替可能
×：可搬型設備に代替不能−：常設重大事故等対処設備に期待していない

炉心冷却【高圧注水】 原子炉隔離時冷却系
・原子炉水位低（レベル３）設定点〜原子炉水位高（レベル８）設定点水位維
持【減圧】逃がし安全弁（7 弁）・サプレッション・プール熱容量制限到
達時【低圧注水】常設代替低圧注水ポンプ×2
・残留熱除去系Ｃ系ライン経由で注入・手動減圧後，最小流量特性で注水・原子炉水位低（レベル３）設定点〜原子炉水位高（レベル８）設定点水位維
持
残留熱除去系（低圧注水系）

格納容器除熱【格納容器スプレイ】−【海水除熱】緊急用海水系，残留熱除去
系（サプレッション・プール冷却系）
・サプレッション・チェンバ圧力279kPa[gage]到達以降，除熱開始
・原子炉注水との切換え運転【格納容器ベント】−

・サプレッション・チェンバ圧力279kPa[gage]到達以降，最小流量特性
で注水
・原子炉水位低（レベル３）設定点〜原子炉水位高（レベル８）にて水位維持
・原子炉注水停止期間中は格納容器除熱に使用【電源】常設代替高圧電源装置
・外部電源なし
・2 時間後までに常設代替高圧電源装置 2台（低圧代替注水系（常設）に給電），
低圧代替注水系（常設）による注水開始後，常設代替高圧電源装置 5 台から給電（残留熱除去系等に給電）【水源（補給含む）】代替淡水貯槽，サプレッション・プール
・初期水量のみで対応可能。

補足 17-4

常設重大事故等対処設備の可搬型設備での代替

電源・水源

−

敷地への津波浸水を考慮し，可搬型設備に期待しない評価を実施

（2）格納容器破損防止対策※常設設備を別の常設設備に変更することは想定しない格納容器防止設備
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）（代替循環冷却系を使用
する場合）

水素燃焼

雰囲気圧力・温度による
静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用しない場合）事象設定【事象概要】大ＬＯＣＡ（原子炉再循環系の吸込み配管の両端破断）発生と共に高圧及び低圧の注水機能喪失及び全交流動力電源喪失が発生し，炉心損傷に至る。これに対し，25
分後に常設代替高圧電源装置から給電した低圧代替注水系（常設）により炉心へ注水し，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）及び代替循環冷却系により格納容器を除熱する。
【機能喪失の前提】
・高圧注水機能（HPCS，RCIC）
・低圧注水機能（LPCI，LPCS）
・全交流動力電源（外部電源，非常用ディー
ゼル発電機等）【事象概要】大ＬＯＣＡ（原子炉再循環系の吸込み配管の両端破断）発生と共に高圧及び低圧の注水機能喪失及び全交流動力電源喪失が発生し，炉心損傷に至る。これに対し，25
分後に常設代替高圧電源装置から給電した低圧代替注水系（常設）により炉心へ注水し，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）及び格
納容器圧力逃がし装置により格納容器を除熱する。
【機能喪失の前提】
・高圧注水機能（ＨＰＣＳ，ＲＣＩＣ）
・低圧注水機能（ＬＰＣＩ，ＬＰＣＳ）
・全交流動力電源（外部電源，非常用ディー
ゼル発電機等）○：可搬型設備に代替可能
×：可搬型設備に代替不能−：常設重大事故等対処設備に期待していない

損傷炉心冷却【高圧注水】−【減圧】（破断口からの減圧）【低圧注水】常設低圧代替注水系ポンプ×2
・残留熱除去系Ｃ系ライン経由で注入・事象発生から 25 分後に最大流量で原子炉
注水・再冠水後，崩壊熱相当の注水量に調整

格納容器破損防護

電源・水源【格納容器スプレイ】常設低圧代替注水系ポ
ンプ×2【電源】常設代替高圧電源装置
・外部電源なし
・プラントの状況判断の後，常設代替高圧電源装置 2 台により給電（低圧代替注水系（常設）及び代替格納容器スプレ
イ冷却系（常設）に給電）・残留熱除去系Ｂライン経由で注入・事象発生から 25 分後に 130m３ ／h でスプレイ（炉注水と同時）
・再冠水後，間欠的に 130m３／h でスプレイ【減圧】（破断口からの減圧）【低圧注水】常設低圧代替注水系ポンプ×2
・残留熱除去系Ｃ系ライン経由で注入・事象発生から 25 分後に最大流量で原子炉
注水・再冠水後，崩壊熱相当の注水量に調整＜損傷炉心注水＞
可搬型設備が使用可能となる 8 時間時点では原子炉圧力容器は破損しており，可搬型設備では原子炉圧力容器破損前の損傷炉心注水は行えない。

×【ペデスタル（ドライウェル部）注水】−【海水除熱】緊急用海水系，代替循環冷却系
・事象発生 12 時間後から開始【格納容器スプレイ】常設低圧代替注水系ポンプ×2【高圧注水】−

常設設備の可搬型での代替・残留熱除去系Ｂライン経由で注入・事象発生から 25 分後に 130m３ ／h でスプレイ（炉注水と同時）
・再冠水後，間欠的に 130m３／h でスプレイ【水源（補給含む）】代替淡水貯槽，サプレッション・プール【ペデスタル（ドライウェル部）注水】−【海水除熱】−【水源（補給含む）】代替淡水
貯槽，淡水貯水池，可搬型代替
注水大型ポンプ【ベント】格納容器圧力逃がし装置
・サプレッション・プール水位が通常水位＋6.5m 到達にて実施。（約 23 時間後）

・48 時間以降から淡水貯水池より代替淡水貯槽に水位が上昇する流量で補給補足 17-5

水素燃焼の観点では，炉心損傷及び原子炉圧力容器破損有
無に係らず事象発生から 7 日間は酸素濃度が可燃限界の5vol％に到達しない。

・初期水量のみで対応可能。

【電源】常設代替高圧電源装置
・外部電源なし
・プラントの状況判断の後，常設代替高圧電源装置 2 台により給電（低圧代替注水系（常設）及び代替格納容器スプレ
イ冷却系（常設）に給電）＜格納容器破損防止＞
可搬型設備が使用可能となる 8 時間時点では原子炉圧力容器は破損しており，可搬型設備では原子炉圧力容器破損前のペデスタル（ドライウェル部）への注水は行えない。

＜損傷炉心注水＞
可搬型設備が使用可能となる 8 時間時点では原子炉圧力容器は破損しており，可搬型設備では原子炉圧力容器破損前の損傷炉心注水は行えない。
×＜格納容器破損防止＞
可搬型設備が使用可能となる 8 時間時点では原子炉圧力容器は破損しており，可搬型設備では原子炉圧力容器破損前のペデスタル（ドライウェル部）への注水は行えない。

※常設設備を別の常設設備に変更することは想定しない格納容器防止設備
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）

事象設定【事象概要】高圧及び低圧注水機能喪失，重大事故等対処設備の原子炉注水機能の喪失が発生，低圧注水機能を喪失しているため手順に従い原子炉水位が燃料有効長頂部から燃料有効長の 20％高い位置に到達した時点で手動減圧する。その後，炉心損傷に至ることから，
ペデスタル（ドライウェル部）への水張りを行う。原子炉圧力容器破損に伴い溶融炉心と水の相互作用による荷重が生じるが，格納容器の健全性は維持される。また，ペデスタル（ドライウェル部）への事前水張り及び溶融
炉心落下後のペデスタル（ドライウェル部）
への注水によりコア・コンクリート反応は抑制される。その後は代替循環冷却系による格納容器除熱を実施する。
【機能喪失の前提】
・高圧注水機能（ＨＰＣＳ，ＲＣＩＣ）
・低圧注水機能（ＬＰＣＳ，ＬＰＣＩ）
・全交流動力電源（外部電源，非常用ディー
ゼル発電機等）・低圧代替注水機能（低圧代替注水系（常設））○：可搬型設備に代替可能
×：可搬型設備に代替不能−：常設重大事故等対処設備に期待していない

損傷炉心冷却

格納容器破損防護

常設設備の可搬型での代替

電源・水源【格納容器スプレイ】常設低圧代替注水系ポンプ×2【高圧注水】−【減圧】 逃がし安全弁（2 弁）・原子炉水位が燃料有効長頂部から燃料有
効長の 20％高い位置に到達で手動減圧【低圧注水】−

・残留熱除去系Ｂライン経由で注入
・原子炉圧力容器破損（約 4.5 時間後）を検知し，300m３ ／h でスプレイ（ペデスタル（ドライウェル部）注水と同時）
・格納容器圧力が低下傾向に転じた後，間欠的に 130m３ ／h でスプレイ【ペデスタル（ドライウェル部）注水】常設
低圧代替注水系ポンプ×2
・炉心損傷を確認後，事前水張り
・原子炉圧力容器破損（約 4.5 時間後）を検知し，80m ３ ／h で注水・格納容器圧力が低下傾向に転じた後，崩壊熱相当量の注水【海水除熱】緊急用海水系，代替循環冷却系
・事象発生 12 時間後から開始

補足 17-6【電源】常設代替高圧電源装置
・外部電源なし
・プラントの状況判断の後，常設代替高圧電源装置 2 台により給電（代替格納容器スプレ
イ冷却系（常設）に給電）【水源（補給含む）】代替淡水貯槽，サプレッション・プール
・初期水量のみで対応可能。

×＜格納容器破損防止＞
可搬型設備が使用可能となる 8 時間時点では原子炉圧力容器は破損しており，可搬型設備では原子炉圧力容器破損前のペデスタル（ドライウェル部）への注水は行えない。

（3）使用済燃料貯蔵槽における燃料損傷防止対策※常設設備を別の常設設備に変更することは想定しない
燃料損傷防止対策
想定事故

起因事象

常設重大事故等対処設備の可搬型設備での代替
漏えい・隔離

注水

除熱

電源・水源

【電源】非常用ディーゼル発電機，常設代替高圧電源装置
可搬型代替注水大型ポンプ
想定事故１

崩壊熱除去機能及び冷却材補給機能喪失

なし

・代替燃料プール注水系（常設スプレ
イヘッダ）を使った注水・事象発生から 8 時間後に注水開始

期待しない【漏えい】使用済燃料プー
ル冷却浄化系ポンプの下流側における配管破断

想定事故２

冷却材流出
（使用済燃料プール冷却浄化系の配管破断）・残留熱除去系に比べて耐震性の低い使用済燃料プール冷却浄化系を想定【漏えい停止】静的サイフォンブレーカ−常設重大事故等対処設備に期待していない。

−

常設重大事故等対処設備に期待していない。

【電源】非常用ディーゼル発電機，常設代替高圧電源装置
可搬型代替注水大型ポンプ
・代替燃料プール注水系（常設スプレ
イヘッダ）を使った注水・事象発生から 8 時間後に注水開始

期待しない

・使用済燃料プール水位が通常水位から 0.23m 下まで低下した時点で漏えいが停止する○：可搬型設備に代替可能
×：可搬型設備に代替不能−：常設重大事故等対処設備に期待していない

・外部電源なし
・プラント状況判断の後，常設代替高圧電源装置 2 台により給電（代替燃料プール
注水系（常設スプレイヘッダ）に給電）【水源（補給含む）】代替淡水貯槽・初期水量のみで対応可能

補足 17-7・外部電源なし
・プラント状況判断の後，常設代替高圧電源装置 2 台により給電（代替燃料プール
注水系（常設スプレイヘッダ）に給電）【水源（補給含む）】代替淡水貯槽・初期水量のみで対応可能

（4）運転停止中原子炉における燃料損傷防止対策※常設設備を別の常設設備に変更することは想定しない
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）

燃料損傷防止対策
起因事象

常設重大事故等対処設備の可搬型設備での代替
原子炉停止

崩壊熱除去機能喪失−

炉心冷却逃がし安全弁（1 弁）
・注水前に炉圧上昇に伴い手動減圧を実施
待機中の残留熱除去系（低圧注水系）
・手動減圧後，定格流量で注水することにより，水位を回復・事象発生から 2 時間後に注水開始

逃がし安全弁（1 弁）
・注水前に炉圧上昇に伴い手動減圧
低圧代替注水ポンプ（常設）
全交流動力電源喪失

全交流動力電源喪失−

・残留熱除去系Ｃ系ライン経由で注入・手動減圧後，蒸発量と同等の流量を注水することにより，通常運転水位を維持
・事象発生から 24 分後に起動準備操作完了

除熱

電源・水源

待機中の残留熱除去系（停止時冷却系）， 【電源】非常用ディーゼル発電機
残留熱除去系海水系
・外部電源なし
・注水による水位回復後に系統構成を行 【水源（補給含む）】サプレッショ
い，事象発生から 4.4 時間後に除熱開始 ン・プール

残留熱除去系（停止時冷却系），残留熱除去系海水系
・注水による水位維持の間に系統構成を行い，事象発生から 4.1 時間後に除熱開始−−【電源】常設代替高圧電源装置
・外部電源なし
・事象発生から 21 分で常設代替高圧電源装置 2 台により低圧代替注
水系（常設）に給電・事象発生から 1.7 時間で常設代替
高圧電源装置 5 台により残留熱除去系等に給電【水源（補給含む）】代替淡水貯槽・初期水量のみで対応可能

×＜燃料損傷防止＞
燃料損傷回避のためには，約 6 時間までに注水する必要があるが，可搬型設備の使用開始は 8 時間を想定しているため，可搬型設備では炉心損傷は防止できない。

【電源】非常用ディーゼル発電機
・外部電源なし【水源（補給含む）】サプレッショ
ン・プール

−

−

−

−

−

待機中の残留熱除去系（停止時冷却系），
残留熱除去系海水系

原子炉冷却材の流出

残留熱除去系の運転号機の切替時におけるミニマムフローラインからの原子炉冷却材の流出

反応度の誤投入

最大価値制御棒の引き抜き時に誤って斜め隣接の制御棒を引き抜き○：可搬型設備に代替可能
×：可搬型設備に代替不能−：常設重大事故等対処設備に期待していない

待機中の残留熱除去系（低圧注水系）−

・定格流量で注水することにより，水位を回復・事象発生から 2 時間後に注水開始

・注水による水位維持の間に漏えい箇所の隔離及び残留熱除去系（停止時冷却系）
への系統構成を行い，準備完了後に除熱開始・注水による水位維持の間に漏えい箇所の隔離を実施するため，残留熱除去系（停止時冷却系）への系統構成の余裕時間は
十分長い

安全保護系
・原子炉出力ペリ
オド短（10 秒）−−

補足 17-8