別添

東海第二発電所
確率論的リスク評価（ＰＲＡ）について

本資料のうち，は営業秘密又は防護上の観点から公開できません。

目

次

1.

ＰＲＡ実施の目的

2.

事故シーケンスグループ等の選定に係るＰＲＡの実施範囲・評価対象・実施手法

3.

レベル１ＰＲＡ
3.1

内部事象ＰＲＡ

3.1.1

出力運転時ＰＲＡ

3.1.1.1

対象プラント3.1.1.2

起因事象

3.1.1.3

成功基準

3.1.1.4

事故シーケンス

3.1.1.5

システム信頼性

3.1.1.6

信頼性パラメータ

3.1.1.7

人的過誤

3.1.1.8

炉心損傷頻度

3.1.2

停止時ＰＲＡ

3.1.2.1

対象プラント3.1.2.2

起因事象

3.1.2.3

成功基準

3.1.2.4

事故シーケンス

3.1.2.5

システム信頼性

3.1.2.6

信頼性パラメータi3.2

3.1.2.7

人的過誤

3.1.2.8

炉心損傷頻度

外部事象ＰＲＡ

3.2.1

地震ＰＲＡ

3.2.1.1

対象プラントと事故シナリオ

3.2.1.2

確率論的地震ハザード

3.2.1.3-1

建屋のフラジリティ

3.2.1.3-2

屋外重要土木構造物のフラジリティ

3.2.1.3-3

機器のフラジリティ

3.2.1.4
3.2.2

事故シーケンス

津波ＰＲＡ

3.2.2.1

対象プラントと事故シナリオ

3.2.2.2

確率論的津波ハザード

3.2.2.3

建屋・機器フラジリティ

3.2.2.4

事故シーケンス

4．レベル１．５ＰＲＡ
4.1

内部事象ＰＲＡ

4.1.1

出力運転時ＰＲＡ

4.1.1.1

プラントの構成・特性

4.1.1.2

プラント損傷状態の分類及び発生頻度4.1.1.3

格納容器破損モード

4.1.1.4

事故シーケンス

4.1.1.5

事故進展解析

4.1.1.6

格納容器破損頻度ii

4.1.1.7

不確実さ解析及び感度解析

4.1.1.8

Ｍａｒｋ−Ⅱ型格納容器の破損モードの特徴に係る分析

iii

1.

ＰＲＡ実施の目的
本ＰＲＡ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 」 （ 平 成 25 年 6 月 19 日 ） （ 以
下 「 解 釈 」 と い う 。 ） 第 3 章 第 37 条 に 基 づ い て 実 施 し た も の で ある。
本 Ｐ Ｒ Ａ の 結 果 は ， 解 釈 第 3 章 第 37 条 に お い て 炉 心 損 傷 防 止 対策等の有効性評価の対象として定められている，必ず想定する事故
シーケンスグループ等に追加して評価すべき事故シーケンスグルー
プ等の抽出及び重要事故シーケンス等の選定に活用する。

1−1

2.

事故シーケンスグループ等の選定に係るＰＲＡの実施範囲・評価
対象・実施手法
ＰＲＡの実施範囲は，日本原子力学会において実施基準が標準化されている等，現段階で実施可能な内部事象レベル１ＰＲＡ（出力運転時，停止時），内部事象レベル１．５ＰＲＡ（出力運転時），
外部事象として地震レベル１ＰＲＡ及び津波レベル１ＰＲＡとした。
評価の対象とするプラント状態は，通商産業省「原子力発電所内
におけるアクシデントマネジメントの整備について」（平成 4 年 7月）（以下「ＡＭ要請」という。）以前の状態とした。
これは，今回のＰＲＡの目的が，設計基準事象を超えた重大事故に対する有効性評価を行うための事故シーケンスグループ等の抽出及び重要事故シーケンス等の選定であることに鑑み，設計基準事故
対処設備による対応を基本とし，ＡＭ要請以前から整備しているア
クシデントマネジメント策には期待しないことを前提に評価を行うこととした。
ただし，ＥＣＣＳ手動起動等のＡＭ要請以前から整備している設計基準事故対処設備を作動させるための操作については，重大事故対応を目的として特別に整備したものではないことから，評価対象として含めることとした。

2−1

3.

レベル１ＰＲＡ

3.1

内部事象ＰＲＡ

3.1.1

出力運転時ＰＲＡ

出力運転時レベル１ＰＲＡは日本原子力学会標準「原子力発電所の出力運転状態を対象とした確率論的安全評価に関する実施基準（ レ ベ ル 1PSA 編 ） ： 2008」 に 基 づ き 実 施 し た （ 添 付 資 料 3.1.1−
1） 。 評 価 フ ロ ー 図 を 第 3.1.1− 1 図 に 示 す 。
3.1.1.1(1)

対象プラント対象とするプラントの説明
ａ．プラント情報の収集・分析
東海第二発電所の内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡ実施に当たり必要とされる以下の情報を収集した。
・ＰＲＡ実施に当たり必要とされる基本的な情報（設計情報，
運転・保守管理情報等）
・定量化に当たり必要とされる情報（起因事象発生に関する運転経験等）
レベル１ＰＲＡ実施のための情報収集に使用したリストを第3.1.1.1− 1 表 に 示 す 。
ｂ．東海第二発電所の概要
・出力

熱出力

3,293MW

電気出力1,100MW・プラント型式

沸騰水型軽水炉（ＢＷＲ−５）

・格納容器型式

圧力抑制形（Ｍａｒｋ−Ⅱ）

ｃ．ＰＲＡにおいて考慮する緩和設備（系統）の概要
Ｐ Ｒ Ａ に お い て 考 慮 す る 緩 和 設 備 （ 系 統 ） を 第 3.1.1.1 − 2
3.1.1−1表に示す。また，東海第二発電所の系統構成の概要を第3.1.1.1− 1 図 に ， 各 系 統 設 備 概 要 を 第 3.1.1.1− 3 表 に 示 す 。
(a)

原子炉停止機能に関する系統
通常運転時は，原子炉再循環流量制御系とあいまって，制御棒及び制御棒駆動系からなる反応度制御系により，原子炉の出力調整を行う。原子炉の起動時・停止時にも，反応度制
御系を利用する。異常時においては，以下の系統により原子炉を停止する。

ⅰ)ス ク ラ ム 系 （ 第 3.1.1.1− 2 図 ， 第 3.1.1.1− 3 図 ）原子炉水位低（レベル３）等の信号により異常を検知して，急速かつ自動的に制御棒を炉心に挿入し，原子炉を停止させる。本系統は，各制御棒にスクラム信号を発する原
子炉緊急停止系，スクラム排出容器及び制御棒駆動水圧系から構成される。

(b)

炉心冷却機能に関する系統
通常運転時は，給水系より原子炉へ冷却材を給水し，炉心で発生する蒸気を原子炉から主蒸気系を通して取り出し，タービン発電機を駆動する。タービンを出た低圧の蒸気は復水器にて凝縮され，再び復水系を経て給水系により原子炉へ冷却材として供給される。原子炉停止時には，残留熱除去系に
より原子炉の崩壊熱を除去する。異常時においては，以下の系統により原子炉を冷却する。

ⅰ)

高 圧 炉 心 ス プ レ イ 系 （ Ｈ Ｐ Ｃ Ｓ ） （ 第 3.1.1.1− 4 図 ）ＨＰＣＳは，原子炉水位異常低下（レベル２）又はドラ
イウェル圧力高の信号で自動起動し，復水貯蔵タンク水
3.1.1−2

（第 1 水源）又はサプレッション・プール（Ｓ／Ｐ）水（第 2 水源）を炉心上部に設けられたスパージャ・ヘッダ
のノズルから燃料集合体にスプレイして炉心を冷却する。
ⅱ)

原 子 炉 隔 離 時 冷 却 系 （ Ｒ Ｃ Ｉ Ｃ ） （ 第 3.1.1.1− 5 図 ）ＲＣＩＣは，原子炉水位異常低下（レベル２）の信号で自動起動し，復水貯蔵タンク水（第 1 水源）又はＳ／Ｐ水（第 2 水源）を原子炉圧力容器頂部ノズルより注水して炉心を冷却する。本系統は，原子炉で生じる蒸気で駆動する
蒸気タービンの回転をポンプの動力源としている。また，制御用電源及び機器駆動用電源には直流電源（蓄電池含む）を用いており，全交流動力電源喪失時にも蓄電池が枯渇するまでの一定の時間は炉心を冷却することができる。

ⅲ)

自 動 減 圧 系 （ Ａ Ｄ Ｓ ） （ 第 3.1.1.1− 1 図 ）Ａ Ｄ Ｓ は ， 逃 が し 安 全 弁 （ Ｓ ／ Ｒ 弁 ） 18弁 の う ち 7弁 からなり，低圧炉心スプレイ系又は低圧注水系と連携して炉心を冷却する機能を持つ。本系統は，原子炉水位異常低下（レベル１）及びドライウェル圧力高の両信号を受けて作動し，原子炉圧力を低下させる。

ⅳ)

低 圧 炉 心 ス プ レ イ 系 （ Ｌ Ｐ Ｃ Ｓ ） （ 第 3.1.1.1− 6 図 ）ＬＰＣＳは，原子炉水位異常低下（レベル１）又はドラ
イウェル圧力高の信号で自動起動し，Ｓ／Ｐ水を炉心上部に設けられたスパージャ・ヘッダのノズルから燃料集合体にスプレイして炉心を冷却する。

ⅴ)

低 圧 注 水 系 （ Ｌ Ｐ Ｃ Ｉ ） （ 第 3.1.1.1− 7 図 ）Ｌ Ｐ Ｃ Ｉ は ， 残 留 熱 除 去 系 （ Ｒ Ｈ Ｒ ） の 1つ の 機 能 で あ
3.1.1−3り，原子炉水位異常低下（レベル１）又はドライウェル圧
力高の信号で自動起動し，Ｓ／Ｐ水を原子炉圧力容器シュラウド内へ直接注水して炉心を冷却する。本プラントでは，
Ｌ Ｐ Ｃ Ｉ を 3系 統 設 け て い る 。
(c)

格納容器からの除熱機能に関する系統
通常運転時は，格納容器内雰囲気は窒素により不活性化されている。また，ドライウェル内ガス冷却装置により格納容
器内は循環冷却されている。異常時においては，以下の系統により格納容器の機能を維持する。

ⅰ)

格 納 容 器 （ Ｐ Ｃ Ｖ ） （ 第 3.1.1.1－ 8図 ）ＰＣＶは，円錐フラスタム形をしたドライウェルと円筒形のサプレッション・チェンバ，及び両者を仕切るダイヤ
フラム・フロアとこれを貫通するベント管等から構成されている。原子炉冷却材喪失時に原子炉から放出される蒸気は，このベント管を通ってＳ／Ｐに導かれて凝縮される。

ⅱ)

残 留 熱 除 去 系 （ Ｒ Ｈ Ｒ ） （ 第 3.1.1.1－ 7図 ）①

格納容器スプレイ冷却系
格 納 容 器 ス プ レ イ 冷 却 系 は Ｒ Ｈ Ｒ の 機 能 の 1つ で あ り ，Ｓ／Ｐ水をＲＨＲの熱交換器で冷却し，ドライウェル内
及びサプレッション・チェンバ内にスプレイすることで格納容器内の温度，圧力を低減させるとともに，事故時に格納容器内に浮遊しているよう素を除去することにより，放射性物質が漏えいするのを抑制する。

②

Ｓ／Ｐ冷却系
Ｓ ／ Ｐ 冷 却 系 は Ｒ Ｈ Ｒ の 機 能 の 1つ で あ り ， Ｓ ／ Ｐ 水
3.1.1－4

をＲＨＲの熱交換器で冷却し，再びサプレッション・チ
ェンバへ戻すことによりＳ／Ｐの温度を低減させる。
(d)

安全機能のサポート機能に関する系統
通常運転時に使用する補機の冷却は，原子炉補機冷却系（ＲＣＷ），タービン補機冷却系（ＴＣＷ）及び補機冷却系
海水系（ＡＳＷ）（以下「常用補機冷却系」という。）により行う。また，電源については，通常運転時に使用する補機
へは発電機から所内変圧器を通して給電し，プラント停止時に使用する補機へは起動変圧器から給電する。
異常時においては，残留熱除去系海水系（ＲＨＲＳ），非常用ディーゼル発電機海水系（ＤＧＳＷ）及び高圧炉心スプ
レイ系ディーゼル発電機海水系（ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ）（以下「非常用補機冷却系」という。）により非常用の補機を冷却し，非常用電源を供給する。
なお，常用補機冷却系，非常用補機冷却系の区分Ⅰ，Ⅱ，
Ⅲは，それぞれ独立している。常用及び非常用補機冷却系の概 要 図 を 第 3.1.1.1− 9 図 に ， 所 内 用 単 線 結 線 図 を 第 3.1.1.1− 10 図 に ， 電 源 系 統 の 概 要 図 を 第 3.1.1.1− 11 図 に 示 す 。

ⅰ)

残留熱除去系海水系（ＲＨＲＳ）
ＲＨＲＳは，ＬＰＣＳ及びＲＨＲの補機に直接海水を供給することで，これらを冷却する。

ⅱ)

非常用ディーゼル発電機海水系（ＤＧＳＷ）
ＤＧＳＷは，非常用ディーゼル発電機（ＤＧ−２Ｃ／２Ｄ）の補機に直接海水を供給することで，これらを冷却する。
3.1.1−5

ⅲ)

高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系（ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ）
ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷは，ＨＰＣＳ及びＨＰＣＳディーゼ
ル発電機（ＨＰＣＳ−ＤＧ）の補機に直接海水を供給することで，これらを冷却する。

ⅳ)

電 源 系 （ 第 3.1.1.1− 10図 ， 第 3.1.1.1− 11図 ）主発電機トリップ等により所内電源が失われると，常用
母 線 へ の 給 電 は 自 動 的 に 起 動 変 圧 器 （ 275kV系 ） か ら の 受電に切り替わる。また，起動変圧器からの受電に失敗した
場合，非常用母線２Ｄ（区分Ⅱ）及びＨＰＣＳ母線（区分Ⅲ ） は 予 備 変 圧 器 （ 154kV系 ） か ら の 受 電 に 切 り 替 わ る 。
なお，非常用母線２Ｃ（区分Ⅰ）はＤＧ−２Ｃからの受電が優先され，必要に応じ，手動操作にて予備変圧器からの受電に切り替える。さらに，常用母線から非常用母線への給電がない場合には，非常用母線の電圧低下を検知して2台の非常用ＤＧとＨＰＣＳ−ＤＧが自動起動し，非常用母線を介して非常用機器に給電する。
直 流 電 源 系 は ， 125V， 250V， 24V系 に 分 離 さ れ ， そ れ ぞれ充電器，予備充電器及び蓄電池を備えている。本ＰＲＡに お い て 考 慮 し て い る 125V系 は ， Ａ 系 （ 区 分 Ⅰ ） ， Ｂ 系（区分Ⅱ）及び高圧炉心スプレイ系（区分Ⅲ）があり，遮断器の開閉に必要な制御電源の供給やＤＧの起動等に用いられる。

3.1.1−6

3.1.1.2

起因事象

通常の運転状態を妨げる事象であって，炉心損傷に至る可能性のある起因事象を選定し，その発生頻度を評価した。
(1)

評価対象とした起因事象について
ａ．起因事象の選定
プラントに適用する起因事象について，既往のＰＲＡを参考に，次のとおり選定した。
(a)

過渡事象

(b)

手動停止／サポート系喪失

(c)

ＬＯＣＡ

(d)

格納容器バイパス

ま た ， 上 記 (a)〜 (d)の 起 因 事 象 区 分 の そ れ ぞ れ に お い て ， 同
一のイベントツリー及びフォールトツリーで評価できる起因事
象 グ ル ー プ に 細 分 化 を 行 っ た （ 添 付 資 料 3.1.1.2-1） 。 選 定 した 起 因 事 象 区 分 及 び 起 因 事 象 グ ル ー プ を 第 3.1.1.2− 1 表 に 示す。また，起因事象区分ごとに選定した起因事象グループを以
下に示す。
(a-1)

過渡事象
機器の故障や人的過誤によりプラントパラメータが変動し，スクラム信号が発生して自動スクラムに至る事象である。これらの事象については，事象進展の類似性等を考慮し，以下のとおりグループ化している。ただし，緩和設備が従属して機能喪失に至る起因事象（以下「従属性を有する起因事象」という。）については，プラントへの影響の観点から別途グ
ループ化している。
3.1.1−7

ⅰ)

非隔離事象
タービントリップ等により原子炉が自動スクラムする事象であり，原子炉とタービン側が隔離されない事象である
ため，給復水系は事象発生後も継続して利用可能である。

ⅱ)

隔離事象
主蒸気隔離弁の閉鎖等により原子炉が自動スクラムする事象であり，原子炉とタービン側が互いに隔離される事象である。給復水系を利用するためには主蒸気隔離弁等の開操作が必要となる。

ⅲ)

全給水喪失
給水系の故障等により給水流量が全喪失する事象であり，
原子炉水位の低下により原子炉が自動スクラムする事象である。起因事象の発生により給水系が全喪失するため，事象発生初期は給復水系が利用できない。

ⅳ)

水位低下事象給水系の故障等により給水流量が減少する事象であり，
原子炉水位の低下により原子炉が自動スクラムする事象である。給水流量の全喪失には至らないため，給復水系は機能低下するものの，利用可能である。

ⅴ)

原子炉緊急停止系誤動作等
安全保護系の誤動作や制御棒の誤引き抜き等により原子炉出力が減少又は増加する事象である。事象発生初期に原子炉が隔離されないため，給復水系は利用可能である。

ⅵ)

逃がし安全弁誤開放
原子炉運転中にＳ／Ｒ弁が誤開放することにより，冷却3.1.1−8材（蒸気）が流出し，原子炉を手動でスクラムさせる事象である。本事象は，給水系が正常であれば原子炉が自動ス
クラムする事象ではないが，給水系が喪失した場合は，原子炉水位の低下により原子炉が自動スクラムする。本事象
では，ＲＣＩＣは利用できない。
(a-2)

外部電源喪失外部電源が喪失し原子炉が自動スクラムする事象である。
事象の発生により非常用電源の確保が必要になる等，他の事
象 と は プ ラ ン ト 応 答 が 異 な る た め ， 1つ の 起 因 事 象 グ ル ー プとしている。

(b-1)

手動停止／サポート系喪失（手動停止）
原子炉停止機能，炉心冷却機能又は格納容器からの除熱機能を有する緩和設備の機能異常による計画外の手動停止及びサポート系の故障に伴う原子炉の手動停止を以下のとおりグ
ループ化している。

ⅰ)

計画外停止
原子炉停止機能，炉心冷却機能又は格納容器からの除熱機能を有する緩和設備の機能異常が原因で原子炉を計画外に停止する事象である。

ⅱ)

残留熱除去系海水系故障（区分Ⅰ，Ⅱ）
残留熱除去系海水系の故障により原子炉を手動停止する事象である。本事象は従属性を有する起因事象であり，当該区分の系統が機能喪失する。

ⅲ)

交流電源故障（区分Ⅰ）
区分Ⅰの交流電源の故障により原子炉を手動停止する事
3.1.1−9象である。本事象は従属性を有する起因事象であり，当該区分の系統が機能喪失する。
(b-2)

サポート系喪失（自動停止）
原子炉が自動停止に至るサポート系の故障を以下のとおり
グループ化している。

ⅰ)

交流電源故障（区分Ⅱ）
区 分 Ⅱ の 交 流 電 源 の 故 障 に よ り 120V計 装 用 母 線 の 電 源 が喪失することで給復水系の制御機能等が喪失し，原子炉が自動スクラムする事象である。本事象は従属性を有する起因事象であり，当該区分の系統が機能喪失する。

ⅱ)

タービン・サポート系故障
補機冷却海水系，タービン補機冷却系，計装用圧縮空気系等のタービン設備のサポート系の故障により，タービン設備に期待できない状態で原子炉を手動でスクラムさせる事象である。本事象は原子炉が自動スクラムする事象ではないが，事象進展の類似性から自動停止に至るサポート系
喪失として分類する。

(b-3)

サポート系喪失（直流電源故障）
直流電源故障時は他のサポート系喪失事象とはプラント応
答 が 異 な る た め ， 1つ の 起 因 事 象 グ ル ー プ と し て い る 。

ⅰ)

直流電源故障（区分Ⅰ）
区分Ⅰの直流電源の故障により高圧復水ポンプＢ及びＣがトリップするため給水流量が低下し，原子炉水位の低下
により原子炉が自動スクラムする事象である。原子炉スク
ラム後，区分Ⅰの直流電源喪失に伴い所内電源自動切替信
3.1.1−10

号が発信しないため，外部電源喪失と同様の事象進展となる。本事象は従属性を有する起因事象であり，当該区分の系統は機能喪失する。
ⅱ)

直流電源故障（区分Ⅱ）
区分Ⅱの直流電源の故障によりタービンが自動トリップ
し，タービン主蒸気止め弁等が閉止し原子炉が自動スクラ
ムする事象である。原子炉スクラム後，区分Ⅱの直流電源喪失により外部電源からの受電遮断器が操作不能となり，外部電源喪失と同様の事象進展となる。本事象は従属性を有する起因事象であり，当該区分の系統は機能喪失する。

(c)

ＬＯＣＡ
冷却材流出によりプラントパラメータが変動し，スクラム信号が発生して自動スクラムに至る事象である。流出規模に応じて期待できる緩和設備が異なることから，以下のとおり
グループ化している。

ⅰ)

大破断ＬＯＣＡ
再循環系配管の両端破断のように，事象初期に急激な原子炉減圧を伴う規模の冷却材が流出する事象であり，Ｓ／
Ｒ弁による原子炉減圧なしにＬＰＣＳ又はＬＰＣＩにより炉心冷却が可能である。

ⅱ)

中破断ＬＯＣＡ
大破断ＬＯＣＡよりも破断口が小さく，減圧が緩やかな
冷却材の流出規模であるため，ＬＰＣＳ又はＬＰＣＩ系による炉心冷却のためにはＳ／Ｒ弁による原子炉減圧が必要である。また，ＲＣＩＣのみでは原子炉水位確保は困難で3.1.1−11

ある。
ⅲ)

小破断ＬＯＣＡ
中破断ＬＯＣＡよりも破断口が小さく，ＲＣＩＣのみで原子炉水位確保が可能であるが，制御棒駆動水圧系のみでは原子炉水位確保が困難である。また，減圧が緩やかなた
め，ＬＰＣＳ又はＬＰＣＩによる炉心冷却のためにはＳ／
Ｒ弁による原子炉減圧が必要である。

(d)

格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）
原子炉冷却材圧力バウンダリと接続された系統の配管が，高圧設計部分と低圧設計部分を分離するための隔離弁の誤開等により，低圧設計部分が過圧され破断する事象である。他の事象とはプラント応答が異なるため，1 つの起因事象グループとしている。

ｂ．国内外の評価事例の分析選定した起因事象グループと，安全評価審査指針（原子炉設
置変更許可申請書）及びＥＰＲＩ

ＮＰ−２２３０で考慮している過渡事象及び事故との比較を行い，選定した起因事象の網
羅性を確認した。原子炉設置変更許可申請書添付書類十及びＥ
ＰＲＩ

ＮＰ−２２３０で 考 慮 さ れ て い る 過 渡 事 象 及 び 事 故 と の比 較 結 果 を 第 3.1.1.2− 2表 に 示 す 。
また，本プラント及び他の国内原子炉においてプラントの停止に至ったトラブル事例について，原子炉施設運転管理年報等
により調査を行い，選定したいずれかの起因事象に含まれることを確認している。なお，東海第二発電所における過去のトラ
ブ ル 事 象 は 第 3.1.1.2− 3表 に 示 す と お り で あ る 。
3.1.1−12

ｃ．評価対象外とした起因事象
以下の事象は，発生頻度やプラントへの影響等の観点から，リスク評価上の重要性は低いと考え，評価対象から除外した。
(a)

出力運転中の制御棒引き抜き，原子炉冷却材流量の部分喪
失及び原子炉冷却材系の停止ル−プの誤起動起因事象が発生した場合においても自動スクラムに至らず，
炉心冷却機能への影響が軽微であるため，本事象は対象外と
した。

(b)

放射性気体廃棄物処理施設の破損
炉心損傷の観点からは考慮不要であるため，本事象は対象
外とした。

(c)

燃料集合体の落下事象
運転中では使用済燃料集合体の移送作業中における落下が考えられるが，落下した場合でも原子炉の運転状態を妨げることはなく，炉心損傷に至るような事象ではないため，本事象は対象外とした。

(d)

制御棒落下
制御棒及び制御棒駆動機構の接続部は，十分に信頼性の高い構造とし，必要な場合以外に分離することがない設計となっている。万一，制御棒が駆動部から分離し落下した場合には，制御棒落下速度リミッタによって，落下速度を抑える設計になっている。
また，原子炉設置変更許可申請書の事故評価の中で，原子炉が臨界又は臨界近傍（冷温時，高温待機時）にあるときに制御棒が落下する事故を評価しているが，原子炉冷却材圧力
3.1.1−13

バウンダリにかかる圧力，燃料エンタルピの最大値及びピー
ク出力部燃料エンタルピの結果より，原子炉停止能力，原子炉冷却材圧力バウンダリ等の健全性は損なわれず炉心損傷に至ることはないことが確認されていることから，本事象は対象外とした。
(e)

主蒸気管破断主蒸気管破断後に主蒸気隔離弁閉鎖に成功した場合は「隔離 事 象 」 と 同 様 の 事 故 進 展 と な る が ， 発 生 頻 度 は 1E-5／ 炉 年程度であり，「隔離事象」に比べて十分小さいことから，評価対象外とした。
主蒸気隔離弁閉鎖に失敗した場合は「格納容器バイパス」が発生するが，発生頻度が極めて小さい値となることから，
評 価 対 象 外 と し た （ 添 付 資 料 3.1.1.2-2） 。

(f)

原子炉圧力容器破損（ＤＢＡ超過ＬＯＣＡ）
ＮＵＲＥＧ−１８２９では，ＤＢＡを超える範囲のＬＯＣ
Ａ の 発 生 頻 度 は 1E-8／ 炉 年 以 下 と 評 価 さ れ て い る 。 本 事 象 に対して炉心損傷は防止できないものの，格納容器破損頻度の観点であっても十分低い値となっているため，本事象は対象
外とした。

(g)

通常停止
定期検査のための停止や漏えい等の微小な故障によるプラント停止であり，原子炉停止機能，炉心冷却機能，格納容器からの除熱機能及び安全機能のサポート機能に影響がなく，緩和設備を十分有している状態での手動停止でありプラントへの影響は限定されるため，本事象は対象外とした（添付資3.1.1−14

料 3.1.1.2-3） 。
ｄ．起因事象発生頻度の評価(a)

起因事象発生頻度の評価に用いたデータベース
国内ＢＷＲプラントの起因事象発生頻度は，次の情報に基づいて，定期的に更新している。
・原子力施設運転管理年報（独立行政法人

原子力安全基盤機構）
・ＮＵＣＩＡで公開されているトラブル情報
・電気事業者によるプレスリリース
本 Ｐ Ｒ Ａ で は ， 起 因 事 象 発 生 頻 度 は ， 平 成 20年 度 末 ま で の国内ＢＷＲプラントの実績に基づいて算出したものを使用して い る （ 添 付 資 料 3.1.1.2-4） 。
(b)

起因事象発生頻度の評価
選定した各起因事象について，発生頻度を評価した結果を
第 3.1.1.2− 4表 に 示 す 。 発 生 頻 度 の 評 価 に 当 た っ て は ， Ｌ Ｏ
ＣＡ及びインターフェイスシステムＬＯＣＡ以外の起因事象に つ い て は ， (a)の 国 内 Ｂ Ｗ Ｒ 全 32基 の 運 転 実 績 に 基 づ き ，
次の式により起因事象発生頻度を算出している。

λＩＥ＝ＸＩＥ／ＴＯＰ
λＩＥ：起因事象発生頻度（／炉年）
ＸＩＥ：起因事象発生件数
ＴＯＰ：総運転炉年又は営業運転開始からの総年数（暦年）
各起因事象発生頻度の評価方法は以下のとおり。
ⅰ)

過渡事象の発生頻度
過渡事象は，発生件数を総運転炉年で除して算出した。
3.1.1−15

運 転 実 績 に は ， 利 用 可 能 な 最 新 の デ ー タ で あ る 平 成 20年 度（ 平 成 21年 3月 ） 末 ま で の デ ー タ を 用 い る こ と と し ， 発 生
件 数 の な い 起 因 事 象 に 関 し て は ， 発 生 件 数 を 0.5件 と 仮 定して発生頻度を算出した。エラーファクタはＷＡＳＨ−１
４００を参考に工学的判断により設定した（添付資料
3.1.1.2-9） 。
①

非隔離事象
81 / 488.1 ＝ 1.7E-1／ 炉 年②

非隔離事象の発生件数： 81件

国 内 Ｂ Ｗ Ｒ 全 32基 の 総 運 転 炉 年： 488.1年

隔離事象
13 / 488.1 ＝ 2.7E-2／ 炉 年③

隔離事象の発生件数： 13件

国 内 Ｂ Ｗ Ｒ 全 32基 の 総 運 転 炉 年： 488.1年

全給水喪失
5 / 488.1 ＝ 1.0E-2／ 炉 年④

全給水喪失の発生件数： 5件

国 内 Ｂ Ｗ Ｒ 全 32基 の 総 運 転 炉 年： 488.1年

水位低下事象13 / 488.1 ＝ 2.7E-2／ 炉 年⑤

水位低下事象の発生件数： 13件

国 内 Ｂ Ｗ Ｒ 全 32基 の 総 運 転 炉 年： 488.1年

原子炉緊急停止系誤動作等
27 / 488.1 ＝ 5.5E-2／ 炉 年
原子炉 緊急 停止 系誤 動作等 の発 生件 数 ： 27件
3.1.1−16

国 内 Ｂ Ｗ Ｒ 全 32基 の 総 運 転 炉 年⑥： 488.1年

逃がし安全弁誤開放
0.5 / 488.1 ＝ 1.0E-3／ 炉 年
Ｓ／Ｒ弁誤開放の発生件数※： 0.5件

国 内 Ｂ Ｗ Ｒ 全 32基 の 総 運 転 炉 年： 488.1年※ ： 発 生 経 験 が な い た め ， 発 生 件 数 を 0.5件 と 仮 定 。
ⅱ)

外部電源喪失の発生頻度
外部電源喪失の発生頻度は，発生件数を暦年で除して算出した。運転実績には，利用可能な最新のデータである平成 20 年 度 （ 平 成 21 年 3 月 ） 末 ま で の デ ー タ を 用 い た 。 な お ，
外 部 電 源 喪 失 の 発 生 件 数 は ， 運 転 時 に 発 生 し た 2件 と 停 止
中 に 発 生 し た 1件 を 加 え た 3件 と し ， エ ラ ー フ ァ ク タ は Ｗ Ａ
ＳＨ−１４００を 参 考 に 工 学 的 判 断 に よ り 設 定 し た （ 添 付
資 料 3.1.1.2-5） 。
①

外部電源喪失3 / 706.1 ＝ 4.2E-3／ 炉 年
外部電源喪失の発生件数： 3件

国 内 Ｂ Ｗ Ｒ 全 32基 の 営 業 運 転 開 始からの総年数（暦年）ⅲ)： 706.1年

手動停止／サポート系喪失（手動停止）の発生頻度
手動停止の発生頻度は，発生件数を総運転炉年で除して算出した。サポート系喪失（手動停止）の発生頻度は，発生 件 数 を 対 象 の 系 統 数 を 考 慮 し た 総 運 転 炉 年 で 除 し て 1系
統当たりの発生頻度を算出した。運転実績には，利用可能
な 最 新 の デ ー タ で あ る 平 成 20年 度 （ 平 成 21年 3月 ） 末 ま で
3.1.1−17

のデータを用いることとし，発生経験のない起因事象に関し て は ， 発 生 件 数 を 0.5 件 と 仮 定 し て 発 生 頻 度 を 算 出 し た 。
エラーファクタはＷＡＳＨ−１４００を参考に工学的判断により設定した。
①

計画外停止
21 / 488.1 ＝ 4.3E-2／ 炉 年②

計画外停止の発生件数： 21件

国 内 Ｂ Ｗ Ｒ 全 32基 の 総 運 転 炉 年： 488.1年

残留熱除去系海水系故障
0.5 / 693.6 ＝ 7.2E-4／ 炉 年
補機冷却系故障の発生件数※： 0.5件

国 内 Ｂ Ｗ Ｒ 全 32基 の 補 機 冷 却 系 の系統数を考慮した総運転炉年： 693.6年※ ： 発 生 経 験 が な い た め ， 発 生 件 数 を 0.5件 と 仮 定 。
③

交流電源故障（区分Ⅰ）
0.5 / 3366.2 ＝ 1.5E-4／ 炉 年
交流電源故障の発生件数※： 0.5件

国 内 Ｂ Ｗ Ｒ 全 32基 の 交 流 電 源 の 母線数を考慮した総運転炉年： 3366.2年※ ： 発 生 経 験 が な い た め ， 発 生 件 数 を 0.5件 と 仮 定 。
ⅳ)

サポート系喪失（自動停止）の発生頻度
サポート系喪失（自動停止）の発生頻度は，発生件数を
対 象 の 系 統 数 を 考 慮 し た 総 運 転 炉 年 で 除 し て 1系 統 当 た りの発生頻度を算出した。運転実績には，利用可能な最新のデ ー タ で あ る 平 成 20年 度 （ 平 成 21年 3月 ） 末 ま で の デ ー タ
3.1.1−18を用いることとし，発生経験のない起因事象に関しては，
発 生 件 数 を 0.5件 と 仮 定 し て 発 生 頻 度 を 算 出 し た 。 エ ラ ー
ファクタはＷＡＳＨ−１４００を参考に工学的判断により設定した。
①

交流電源故障（区分Ⅱ）
0.5 / 3366.2 ＝ 1.5E-4／ 炉 年
交流電源故障の発生件数※： 0.5件

国 内 Ｂ Ｗ Ｒ 全 32基 の 交 流 電 源 の 母線数を考慮した総運転炉年： 3366.2年※ ： 発 生 経 験 が な い た め ， 発 生 件 数 を 0.5件 と 仮 定 。
②

タービン・サポート系故障
0.5 / 693.6 ＝ 7.2E-4／ 炉 年
タービ ン・ サポ ート 系故障 の発 生件 数 ※ ： 0.5件
国 内 Ｂ Ｗ Ｒ 全 32基 の タ ー ビ ン ・ サ ポ ート系の系統数を考慮した総 運 転 炉 年： 693.6年※ ： 発 生 経 験 が な い た め ， 発 生 件 数 を 0.5件 と 仮 定 。
ⅴ)

サポート系喪失（直流電源故障）の発生頻度
サポート系喪失（直流電源故障）の発生頻度は，発生件
数 を 対 象 の 系 統 数 を 考 慮 し た 総 運 転 炉 年 で 除 し て 1系 統 当たりの発生頻度を算出した。運転実績には，利用可能な最
新 の デ ー タ で あ る 平 成 20年 度 （ 平 成 21年 3月 ） 末 ま で の データを用いることとし，発生経験のない起因事象に関しては ， 発 生 件 数 を 0.5件 と 仮 定 し て 発 生 頻 度 を 算 出 し た 。 エ
ラ ー フ ァ ク タ は ＷＡＳＨ−１４００を 参 考 に 工 学 的 判 断 により設定した。
3.1.1−19

①

直流電源故障0.5 / 1763.3 ＝ 2.8E-4／ 炉 年
直流電源故障の発生件数※： 0.5件

国 内 Ｂ Ｗ Ｒ 全 32基 の 直 流 電 源 の 母 線数を考慮した総運転炉年： 1763.3年※ ： 発 生 経 験 が な い た め ， 発 生 件 数 を 0.5件 と 仮 定 。
ⅵ)

ＬＯＣＡの発生頻度
ＬＯＣＡについては，国内外で発生した経験がないため，
ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−５７５０及びＮＵＲＥＧ−１８２９のデータに基づき，大破断ＬＯＣＡ，中破断ＬＯＣＡ，小破断ＬＯＣＡの発生頻度及びエラーファクタを設定した（添付 資 料 3.1.1.2-6） 。
①

大破断ＬＯＣＡ
2.0E-5／ 炉 年②

中破断ＬＯＣＡ
2.0E-4／ 炉 年③

小破断ＬＯＣＡ
3.0E-4／ 炉 年
なお，本ＰＲＡでは，特定の緩和系の配管破断に伴うＬ

ＯＣＡが発生した場合に，その緩和系を使用できなくなる
ことについては考慮していないが，これを考慮した場合の影 響 に つ い て も 確 認 し た （ 添 付 資 料 3.1.1.2-7） 。
ⅶ)

格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）の発生頻度
インターフェイスシステムＬＯＣＡについては，国内外
3.1.1−20で発生した経験がないため，インターフェイスシステムＬ
ＯＣＡとなり得る配管を同定し，フォールトツリーによるシステム信頼性解析を使用する方法に基づき発生頻度及びエ ラ ー フ ァ ク タ を 算 出 し た （ 添 付 資 料 3.1.1.2-8） 。
①

インターフェイスシステムＬＯＣＡ
4.8E-10／ 炉 年

3.1.1−21

3.1.1.3

成功基準

炉心損傷を防止するために必要とされる緩和設備及び緩和操作の組合せ，及びそれらの機能を達成するために必要な条件を定めた。
(1)

成功基準について
ａ．炉心損傷判定条件
炉心損傷の判定条件を次のとおり設定した。
・ 燃 料 被 覆 管 表 面 温 度 が 1,200℃ を 超 え る と 評 価 さ れ る 状 態
・ 燃料被覆管の酸化量が，酸化反応が著しくなる前の被覆管
厚 さ の 15％ を 超 え る と 評 価 さ れ る 状 態
ｂ．起因事象ごとの成功基準の一覧表
上記を踏まえ，ＳＡＦＥＲコードによる成功基準解析結果（ 添 付 資 料 3.1.1.3-1） を 用 い て ， 起 因 事 象 ご と に 整 理 し た 成
功 基 準 の 一 覧 を 第 3.1.1.3− 1 表 に 示 す 。 ま た ， 低 圧 炉 心 冷 却
時 の Ｓ ／ Ｒ 弁 の 必 要 弁 数 を 第 3.1.1.3-2 表 に ， Ｒ Ｈ Ｒ Ｓ の 成 功
基 準 を 第 3.1.1.3− 3 表 に ， Ｅ Ｃ Ｃ Ｓ ポ ン プ 室 等 の 空 調 機 の 成
功 基 準 を 第 3.1.1.3− 4 表 に 示 す 。
ｃ．対処設備作動までの余裕時間及び使命時間
(a)

余裕時間
運転員による緩和操作を対象として，それらを遂行するまでの余裕時間をＭＡＡＰコードによる事故進展解析（添付資料 3.1.1.3-1） 結 果 等 に 基 づ き 設 定 し た 。 事 故 進 展 解 析 結 果
を 第 3.1.1.3− 5 表 に 示 す 。 ま た ， 設 定 し た 余 裕 時 間 を 以 下
に示す。

ⅰ)

炉心冷却に対する余裕時間
対象操作：原子炉注水に関する手動バックアップ
3.1.1−22

自動起動信号（高圧ＥＣＣＳ，自動減圧，低圧ＥＣＣＳ等）に失敗した場合に，運転員の手動操作によるバックアップに期待する。
余 裕 時 間 ： 30 分 （ 大 中 破 断 Ｌ Ｏ Ｃ Ａ 除 く ）設定根拠：事故進展解析における高圧・低圧注水機能喪失 シ ー ケ ン ス の 炉 心 損 傷 に 至 る 時 間 0.9 時 間に 余 裕 を 見 込 み 30 分 と し た 。 ま た ， 設 定 した余裕時間で炉心損傷を防止できることを，許認可での使用実績のあるＳＡＦＥＲコードを 用 い て 確 認 し た （ 添 付 資 料 3.1.1.3-2 ） 。
ただし，小破断ＬＯＣＡを除くＬＯＣＡ（大破断ＬＯＣＡ及び中破断ＬＯＣＡ）における
余 裕 時 間 に つ い て は ， 事 象 進 展 が 早 く ， 30 分の余裕時間では炉心損傷を防止することは困難であるため極めて短い時間として別途考慮する。
ⅱ)

格納容器除熱に対する余裕時間
対象操作：原子炉注水成功時のＲＨＲによる格納容器除熱操作
原子炉注水成功時，崩壊熱による格納容器破損を防ぐために，ＲＨＲを起動する必要がある。
余裕時間：1 時間
設定根拠：事故進展解析における崩壊熱除去機能喪失シーケンスの格納容器破損（格納容器圧力が最3.1.1−23

高 使 用 圧 力 の 2 倍 ） に 至 る 時 間 21.4 時 間 に対して，サプレッション・プール水温の上昇による注水設備への影響を考慮し，保守的に
1 時間とした。
(b)

使命時間
緩和設備が要求される安全機能を果たすために必要な運転
時 間 で あ る 使 命 時 間 に つ い て は ， 以 下 の 観 点 か ら 24時 間 を 適用している。
・ 24 時 間 あ れ ば ， プ ラ ン ト を 安 定 し た 状 態 に 移 行 さ せ る ことが可能であり，機能喪失した設備の復旧や追加の運転員操作に期待できる。

ｄ．解析コードの検証性
成功基準解析に使用したＳＡＦＥＲコードは，許認可解析で十分な実績を有しており，十分な検証が行われている。また，
事故進展解析に使用したＭＡＡＰコードの検証性については，
重大事故等防止対策の有効性評価の内容説明と併せて提示する。

3.1.1−24

3.1.1.4

事故シーケンス

事故シーケンスとは，炉心損傷等に至るまでの，起因事象の発生及び各種安全機能喪失の組合せのことである。また，炉心損傷に至る事故シーケンスを網羅的に展開するための体系的な分析と定量化が可能である手法として，イベントツリー法を用いる。
(1)

イベントツリー各起因事象に対して，炉心損傷を防止するために必要な緩和設
備又は緩和操作を検討し，炉心損傷に至る事故シーケンスを展開した。また，展開した事故シーケンスの最終状態を炉心損傷状態
又は成功状態のいずれかに分類した。
各 起 因 事 象 の イ ベ ン ト ツ リ ー の 概 要 を 第 3.1.1.4 − 1(a) 図 〜 第3.1.1.4 − 1(g) 図 に 示 す 。 ま た ， 各 起 因 事 象 の イ ベ ン ト ツ リ ー の
詳 細 を 添 付 資 料 3.1.1.4-1 に 示 す 。 展 開 し た 事 故 シ ー ケ ン ス の 炉
心 損 傷 状 態 の 分 類 を 第 3.1.1.4− 1表 に 示 す 。

(2)事故シーケンスの分類
イベントツリーによって展開した事故シーケンスの最終状態を
炉心損傷状態又は成功状態のいずれかに分類している。炉心損傷状態については，「原子炉停止機能」，「炉心冷却機能」，「格納容器からの除熱機能」の各安全機能に着目し，起因事象及び緩和設備の成否等によって以下のように分類した(添付資料
3.1.1.4-4)。
ａ．原子炉停止機能
原子炉を臨界状態から未臨界状態にし，原子炉を安全な状態に移行する。この機能が喪失した場合，原子炉を未臨界状態にできず炉心損傷（格納容器先行破損）に至る場合を「原子炉停3.1.1−25

止機能喪失」（ＴＣ）の事故シーケンスグループとして分類する。
ｂ．炉心冷却機能
原子炉の停止に成功した場合でも，炉心からの崩壊熱を除去しなければ炉心損傷に至る。炉心冷却機能は，高圧炉心冷却機
能，原子炉減圧機能及び低圧炉心冷却機能からなり，これらの冷却機能の状況に応じて以下の事故シーケンスグループに分類する。
事象発生後，高圧注水機能及び低圧注水機能が喪失し，炉心の冷却が十分に行われずに炉心損傷に至る場合を「高圧・低圧注水機能喪失」（ＴＱＵＶ）の事故シーケンスグ
ループとして分類する。
事象発生後，高圧注水機能及び原子炉減圧機能が喪失し，炉心の冷却が十分に行われずに炉心損傷に至る場合を「高圧注水・減圧機能喪失」（ＴＱＵＸ）の事故シーケンスグ
ループとして分類する。
ＬＯＣＡ発生後，高圧注水機能及び低圧注水機能が喪失し，炉心の冷却が十分に行われず炉心損傷に至る場合を「ＬＯＣＡ時注水機能喪失」の事故シーケンスグループとして分類する。
なお，バウンダリの破損規模等に応じてプラントの状態が異なることから以下のグループに細分化する。
・ 大破断ＬＯＣＡ後の炉心冷却失敗（ＡＥ）
・ 中破断ＬＯＣＡ後の炉心冷却失敗（Ｓ１Ｅ）
・ 小破断ＬＯＣＡ後の炉心冷却失敗（Ｓ２Ｅ）
3.1.1−26

冷却材が格納容器外に漏えいする格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）については，漏えい箇所を隔離した上で炉心冷却が必要であるが，この隔離機能が喪失し，漏えいの継続により炉心損傷に至る場合を「格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）」（ＩＳＬＯＣＡ）の事故シーケンスグループとして分類する。
ｃ．格納容器からの除熱機能
原子炉の注水に成功した場合においても，格納容器からの除熱機能が喪失した場合には，炉心損傷前に格納容器が過圧により破損し，その後，炉心損傷に至る場合があることから，「崩壊熱除去機能喪失」の事故シーケンスグループとして分類する。
なお，崩壊熱除去機能喪失については，電源の状態に応じて以下のグループに細分化する。
・ 交流電源（区分Ⅰ又は区分Ⅱ）確保時の崩壊熱除去機能喪失（ＴＷ）
・ 交流電源（区分Ⅰ及び区分Ⅱ）確保失敗時の崩壊熱除去機
能 喪 失 （ Ｔ Ｂ Ｗ ） （ 添 付 資 料 3.1.1.4-2）
ｄ．安全機能のサポート機能
安全機能に必要な電源が喪失し，炉心損傷に至る場合を「全交流動力電源喪失」の事故シーケンスグループとして分類する。
なお，本ＰＲＡでは，区分Ⅰ及び区分Ⅱの非常用ＤＧによる交流電源の確保に失敗し，かつ高圧炉心スプレイ系による炉心冷却に失敗した場合を全交流動力電源喪失と定義している。
また，全交流動力電源喪失は，事故進展速度，原子炉圧力状
3.1.1−27

態等を考慮して以下のグループに細分化する。
・ 外部電源喪失後，非常用ＤＧ2 台が機能喪失した状態で，Ｈ
ＰＣＳ及びＲＣＩＣが機能喪失（ＴＢＵ）
・ 外部電源喪失後，非常用ＤＧ2 台が機能喪失した状態で，Ｈ
ＰＣＳが機能喪失し，Ｓ／Ｒ弁再閉鎖失敗によってＲＣＩ
Ｃが機能喪失（ＴＢＰ）
・ 外部電源喪失後，直流電源故障による非常用ＤＧ2 台の起動に失敗し，ＨＰＣＳ及びＲＣＩＣが機能喪失（ＴＢＤ）
・ 外部電源喪失後，非常用ＤＧ2 台が機能喪失した状態で，Ｈ
ＰＣＳが機能喪失し，ＲＣＩＣによる原子炉注水継続中に蓄電池が枯渇しＲＣＩＣが機能喪失（長期ＴＢ）（添付資料 3.1.1.4-3）

3.1.1−28

3.1.1.5

システム信頼性

イベントツリーの定量化においては，展開したイベントツリーの各分岐に対して成功・失敗確率を決めるため，システム信頼性解析を実施する必要がある。この各分岐のシステム信頼性解析にはフォールトツリー法を用いた。本評価では，イベントツリーのヘディン
グに対応する緩和設備について，その機能遂行に必要なサポート系
を含めたフォールトツリーを作成し定量化を実施した。
(1)

評価対象としたシステムとその説明
評価対象とした主要な緩和設備の一覧を以下に示す。それぞれの緩和設備ごとに概要，機能，系統図，必要とするサポート系，
試験及びシステム信頼性評価上の主要な仮定を整理した。また，
フ ロ ン ト ラ イ ン 系 と サ ポ ー ト 系 の 依 存 性 を 第 3.1.1.5− 1表 に ， サ
ポ ー ト 系 同 士 の 依 存 性 を 第 3.1.1.5− 2表 に 示 す 。 シ ス テ ム 間 従 属性は，イベントツリー，フォールトツリー及び両者の組合せによってモデル化した。
＜原子炉停止機能＞・スクラム系＜炉心冷却機能＞・高圧炉心スプレイ系（ＨＰＣＳ）
・原子炉隔離時冷却系（ＲＣＩＣ）
・自動減圧系（ＡＤＳ）
・低圧炉心スプレイ系（ＬＰＣＳ）
・低圧注水系（ＬＰＣＩ−Ａ，Ｂ，Ｃ）＜格納容器熱除去機能＞
・残留熱除去系（ＲＨＲ−Ａ，Ｂ）
3.1.1−29＜その他＞
・メンテナンス
なお，「メンテナンス」のフォールトツリーは，保安規定上許容されない複数の緩和設備を同時に待機除外にするカットセットの組合せをイベントツリー上で評価から除外するために使用する（ 添 付 資 料 3.1.1.5-3） 。
(2)システム信頼性評価手法
システム信頼性解析では，フロントライン系とサポート系についてフォールトツリーを作成し，信頼性評価を行った（添付資料
3.1.1.5-1） 。
フォールトツリーの作成に当たっては，対象範囲を示す系統図を作成するとともに，その範囲内にある機器でモデル化する故障
モードを基事象リストの形で整理した。また，これらの情報に基づ き (1) に 示 し た 緩 和 設 備 に つ い て フ ォ ー ル ト ツ リ ー を 作 成 し ，
定 量 化 を 実 施 し た 。 シ ス テ ム 信 頼 性 評 価 の 例 を 第 3.1.1.5− 1図 に示す。また，フォールトツリーの中でモデル化した機器タイプ及び 故 障 モ ー ド 一 覧 を 第3.1.1.5− 3表 に 示 す 。

(3)システム信頼性評価の結果
各 緩 和 設 備 の 代 表 的 な フ ォ ー ル ト ツ リ ー の 評 価 結 果 を 第 3.1.1.5−
4表 に 示 す 。 ま た ， 過 渡 事 象 に お け る 各 緩 和 設 備 の 主 要 な ミ ニ マ ル
カ ッ ト セ ッ ト を 第 3.1.1.5− 5(a)表 〜 第 3.1.1.5− 5(j)表 に 示 す 。

(4)システム信頼性評価を実施せずに設定した非信頼度とその根拠システム信頼性評価を実施せずに設定した非信頼度とその根拠を
第 3.1.1.5− 6表 に 示 す （ 添 付 資 料 3.1.1.5-2） 。

3.1.1−30

3.1.1.6

信頼性パラメータ

システム信頼性解析や事故シーケンスの定量化のために必要となる機器故障率，共通要因故障パラメータ，試験又は保守作業による
待機除外確率等を評価するために必要となるパラメータを整備した。
(1)

非信頼度を構成する要素と評価式
非信頼度を構成する要素としては，機器故障，共通要因故障，試験による待機除外，保守作業による待機除外，人的過誤（ 3.1.1.7 項 ） 等 が あ り ， そ れ ぞ れ の 評 価 式 に 基 づ き 非 信 頼 度 を
評価した。

(2)

機器故障率
機器故障率は，原則として，ＮＵＣＩＡで公開されている国内
プ ラ ン ト の 故 障 実 績 （ 1982年 度 〜 2002年 度 21ヵ 年 49基 デ ー タ ） を基にした「故障件数の不確実さを考慮した国内一般機器故障率の推 定 （ 平 成 21 年 5 月 公 表 ） 」 （ 以 下 「 21 ヵ 年 デ ー タ 」 と い う 。 ）に記載されているデータを使用する。また，ＮＵＣＩＡで公開されている国内プラントの故障実績は，「原子力発電所に関する確率 論 的 安 全 評 価 用 の 機 器 故 障 率 の 算 出 （ 1982年 度 〜 1997年 度 16ヵ
年 49 基 デ ー タ 改 訂 版 ） （ 平 成 13 年 2 月 ） ， 電 中 研 報 告 P00001 ，（財）電力中央研究所」で定義した機器バウンダリに従っている（ 添 付 資 料 3.1.1.6-1） 。
な お ， 21ヵ 年 デ ー タ に 記 載 の な い 機 器 の 故 障 率 に つ い て は ， 類
似 性 を 考 慮 し た 工 学 的 判 断 に 基 づ き ， 21ヵ 年 デ ー タ に 記 載 さ れ た
他 の 機 器 の 故 障 率 を 使 用 し た （ 添 付 資 料 3.1.1.6-2 ， 添 付 資 料
3.1.1.6-5） 。
上記の機器故障率を使用して以下の評価式により基事象発生確3.1.1−31

率を算出した。
・状態変更失敗確率
Ｑ =Ｑ ｄＱｄ：デマンド故障率
又はＱ =λ ｓ ×Ｔ ｓ ／ 2
λｓ：起動（又は状態変更）失敗率（／時間）Ｔｓ：平均試験間隔（時間）・機能維持失敗確率
Ｑ =λ ｒ ×Ｔ ｍ
λｒ：機能維持失敗率（／時間）Ｔｍ：使命時間（時間）(3)

機器復帰の取扱い方法及び機器復帰失敗確率
本評価では，故障した機器や外部電源の使命時間中の復旧には期待していない。

(4)

待機除外確率ａ．試験による待機除外確率
本評価でモデル化対象とした緩和設備について，試験による待機除外のモデル化の要否を検討した。その結果，試験の実施のために待機中とは異なる系統構成とする場合でも，試験中に作動要求信号が発信すれば試験状態が自動的に解除されることから，試験による待機除外のモデル化は不要であることを確認した。
ｂ．保守作業による待機除外確率
本評価でモデル化対象とした緩和設備の保守作業による待機3.1.1−32

除外のモデル化の要否を検討し，モデル化が必要な場合は機器の平均修復時間と機器故障率データを用いて待機除外確率を，次の式により算出した。
(λｉ Ｔｒｉ)ＰＳＹＳｉλｉ：定期試験等によって異常の発見可能な機器 i の異常発生率（／時間）
Ｔｒｉ：機器 i の平均修復時間（時間）ここで，λｉは，ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−２８１５を参考に，対象機器の異常が検知されれば機器が機能喪失する前に予防保全として保守作業を実施することを考慮して，定期試験等によって 異 常 の 発 見 が 可 能 な 機 器 の 故 障 モ ー ド の 機 器 故 障 率 の 10倍 とし て い る （ 添 付 資 料 3.1.1.6-3） 。
(5)

共通要因故障の評価方法と共通要因故障パラメータ
同一又は異なるシステムにおいて多重性を持たせるために用いられる機器については，共通要因故障を考慮する。共通要因故障
同 定 の フ ロ ー 図 を 第 3.1.1.6− 1図 に 示 す 。 フ ロ ー 図 に 従 い ， 以 下の 3つ の 条 件 を 同 時 に 満 た す 場 合 に ， 共 通 要 因 故 障 を 考 慮 し た 。
ａ．冗長の機能を有する同種機器
ｂ．起因事象発生前の運転状態が同一
ｃ．同一故障モード
動的機器と静的機器及びそれらの故障モードによって，共通要因故障の起こりやすさの程度は異なると考えられる。動的機器の動的故障モードについては，共通要因故障が発生する可能性が比較的高いと考えられることから，上記条件を満たすものに対しては共通要因故障を考慮している。また，動的機器の静的故障モー
3.1.1−33

ド及び静的機器の各故障モードについては，動的機器の動的故障
モードと同程度の故障率であるものに対して共通要因故障を考慮した。フロー図に従って同定した，同一システム内で共通要因故障 を 考 慮 し た 機 器 及 び 故 障 モ ー ド を 第 3.1.1.6− 1表 ， シ ス テ ム 間で 共 通 要 因 故 障 を 考 慮 し た 機 器 及 び 故 障 モ ー ド を 第 3.1.1.6− 2表に示す。
な お ， 本 評 価 で は ， Ｍ Ｇ Ｌ （ Multiple Greek Letter ） 法 を 用
い て 共 通 要 因 故 障 を 考 慮 し た （ 添 付 資 料 3.1.1.6-4 ） 。 共 通 要 因
故障パラメータとしては，米国で公開され，あるいはＰＲＡでの使用実績がある文献等から，妥当と考えられるβ，γファクタを使用した。本評価で使用した共通要因故障パラメータの一覧を第3.1.1.6− 3表 に 示 す 。

3.1.1−34

3.1.1.7

人的過誤

人的過誤は人間信頼性解析により評価する。人間信頼性解析とは，
炉心損傷頻度に有意な影響を及ぼし得る人間行動（タスク）に対して，起こり得る人的過誤を同定してそのタスクの成功又は失敗の確率を評価するものである。
本作業では，起因事象発生前の作業及び発生後の緩和操作を対象として，それらを遂行する過程で起こり得る人的過誤を同定し，その発生確率を算出した。
(1)

評価対象とした人的過誤及び評価結果
人間信頼性解析は，ヒューマンエラーハンドブック（ＮＵＲＥ
Ｇ ／ Ｃ Ｒ − １ ２ ７ ８ ） の Ｔ Ｈ Ｅ Ｒ Ｐ 手 法 （ Technique for Human
Error Rate Prediction ） を 使 用 し て 評 価 し た 。 な お ， 本 評 価 では過誤回復として，評価対象となる人的過誤の特徴を考慮し，他の運転員によるバックアップをモデル化している。本評価で同定し た 人 的 過 誤 及 び 過 誤 確 率 の 評 価 結 果 の 例 を 第 3.1.1.7− 1表 に 示
す （ 添 付 資 料 3.1.1.7-1， 添 付 資 料 3.1.1.7-4） 。
ａ．起因事象発生前の人的過誤起因事象発生前に考慮すべき人的過誤として，試験・保守作
業の終了後，対象系統あるいは機器の通常状態への復旧忘れを考慮した。具体的には，手動弁の開閉忘れ等を評価した（添付
資 料 3.1.1.7-2， 添 付 資 料 3.1.1.7-3） 。
ｂ．起因事象発生後の人的過誤プラントで事故が発生した場合，運転員は所定の運転手順書に記載されている手順に従って，原子炉を安全に停止させるために必要な措置をとる。ＰＲＡにおいては，運転員が行う行為
3.1.1−35

を人的過誤の評価対象とする。具体的には，起因事象発生後の各人的過誤の評価に対して，認知失敗と操作失敗に分けて評価
している。
(a)

認知失敗
認知失敗では，警報等により異常を検知して適切な運転手
順を選択することに失敗することをモデル化する。認知失敗
確率は，ＴＨＥＲＰ手法に基づき，時間信頼性曲線を用いており，対象とする人的過誤の特徴を考慮したストレスレベル等の補正係数を乗じて算出している。なお，時間信頼性曲線
を 用 い る 際 に 必 要 な 余 裕 時 間 は ， 3.1.1.3 項 で 設 定 し た 余 裕
時 間 を 用 い る （ 添 付 資 料 3.1.1.7-6， 添 付 資 料 3.1.1.7-7） 。

(b)

操作失敗
操作失敗では，認知成功後の対応操作に失敗することをモデル化する。操作失敗確率は，ＴＨＥＲＰ手法に基づき，運転員のストレスレベルや操作の複雑性を考慮して算出する（ 添 付 資 料 3.1.1.7-5） 。

3.1.1−36

3.1.1.8

炉心損傷頻度

炉心損傷に至る事故シーケンスの発生頻度を算出して全炉心損傷頻度を算出するとともに，主要な結果を分析した。
(1)

炉心損傷頻度の算出に用いた方法
本評価では，計算コードＳａｆｅｔｙ

Ｗａｔｃｈｅｒを用いて，フォールトツリー結合法により事故シーケンスを定量化し，炉 心 損 傷 頻 度 を 算 出 し た （ 添 付 資 料 3.1.1.8-1） 。
(2)

炉心損傷頻度（点推定値）
事故シーケンスの定量化を行った結果，全炉心損傷頻度は
6.1E-5 ／ 炉 年 と な っ た 。 起 因 事 象 別 の 炉 心 損 傷 頻 度 を 第 3.1.1.8− 1表 に 示 す 。 ま た ， 各 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ 別 の 炉 心 損 傷 頻
度 を 第 3.1.1.8− 2表 に ， 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ に 対 す る 分 析 結
果 を 第 3.1.1.8− 3表 に 示 す （ 添 付 資 料 3.1.1.8-2） 。
起 因 事 象 別 の 全 炉 心 損 傷 頻 度 に 対 す る 寄 与 割 合 を 第 3.1.1.8− 1
図 に 示 す 。 起 因 事 象 別 の 炉 心 損 傷 頻 度 は ， 「 過 渡 事 象 」 が 71.3％を占める。次いで，「手動停止／サポート系喪失（手動停止）」が 16.5 ％ ， 「 サ ポ ー ト 系 喪 失 （ 直 流 電 源 故 障 ） 」 が 8.9 ％ を 占 める。また，過渡事象のうち非隔離事象を起因とする炉心損傷頻度
が 全 炉 心 損 傷 頻 度 の 41.8％ を 占 め る 結 果 と な っ た 。 「 過 渡 事 象 」の炉心損傷頻度が比較的高い理由は，起因事象発生頻度が高いことによるものである。また，「手動停止／サポート系喪失（手動停止）」及び「サポート系喪失（直流電源故障）」については，
起因事象発生頻度は比較的低いが，その発生により当該区分の緩和設備が機能喪失することにより，期待できる緩和設備が限定されることによるものである。
3.1.1−37

事故シーケンスグループ別の全炉心損傷頻度に対する寄与割合
を 第 3.1.1.8− 2図 に 示 す 。 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ 別 の 炉 心 損 傷
頻 度 は 「 崩 壊 熱 除 去 機 能 喪 失 」 が 99.8％ を 占 め ， 支 配 的 と な っ た 。
これは，本評価で期待している崩壊熱除去機能を有する設備が残留熱除去系のみであり，炉心冷却機能に比べて期待できる緩和設
備が少ないことによる。
(3)

重要度解析，不確実さ解析及び感度解析
ａ．重要度解析
全炉心損傷頻度への寄与が大きい因子を分析するため，
Fussell-Vesely （ Ｆ Ｖ ） 重 要 度 及 び Risk Achievement Worth（ Ｒ Ａ Ｗ )を 評 価 し た 。
○ＦＶ重要度対 象 と す る 事 象 の 発 生 確 率 を 0と し た 場 合 に リ ス ク が ど れだけ低下するかを示す指標
ＦＶ重要度

ＣＤＦ−ＣＤＦ（ＡＣＤＦ

Ｃ Ｄ Ｆ （ Ａ ＝ 0）0）

： 事 象 Ａ の 発 生 確 率 が 0の 場 合 の
全炉心損傷頻度

ＣＤＦ：全炉心損傷頻度○ＲＡＷ対象とする事象が必ず発生すると仮定した場合にリスクがどれだけ増加するかを示す指標

3.1.1−38

ＲＡＷ

ＣＤＦ（Ａ 1）ＣＤＦ

Ｃ Ｄ Ｆ （ Ａ ＝ 1）

： 事 象 Ａ の 発 生 確 率 が 1の 場 合 の
全炉心損傷頻度

重要度解析は，起因事象及び緩和系の基事象に対して実施した。
【起因事象】
起 因 事 象 の Ｆ Ｖ 重 要 度 の 評 価 結 果 を 第 3.1.1.8− 4表 に 示 す 。
起因事象のＦＶ重要度は，全炉心損傷頻度に対する寄与割合と同じであり，過渡事象の「非隔離事象」のＦＶ重要度が最も 高 く ， 4.2E-1と な る 。 次 い で ， 過 渡 事 象 の 「 原 子 炉 緊 急 停
止 系 誤 動 作 等 」 が 1.4E-1と な る 。
起 因 事 象 の Ｒ Ａ Ｗ の 評 価 結 果 を 第 3.1.1.8− 5表 に 示 す 。 起
因事象のＲＡＷは，起因事象発生頻度が低いもの，及び条件
付炉心損傷確率が高いものが高くなることから，起因事象発生 頻 度 が 低 く ， か つ 条 件 付 炉 心 損 傷 確 率 が 1で あ る 「 イ ン タ
ー フ ェ イ ス シ ス テ ム Ｌ Ｏ Ｃ Ａ 」 の Ｒ Ａ Ｗ が 最 も 高 く ， 1.6E+4となる。次いで，サポート系喪失（直流電源故障）の「直流電源故障（区分Ⅰ）」，「直流電源故障（区分Ⅱ）」がそれ
ぞ れ 1.6E+2， 1.6E+2と な る 。
起 因 事 象 に 対 す る Ｆ Ｖ 重 要 度 と Ｒ Ａ Ｗ の 相 関 を 第 3.1.1.8− 3図 に 示 す 。 「 直 流 電 源 故 障 （ 区 分 Ⅰ ） 」 及 び 「 直 流 電 源
故障（区分Ⅱ）」の起因事象は，ＦＶ重要度とＲＡＷがともに高い結果となった。
【緩和設備の基事象】
3.1.1−39

緩和設備の基事象（人的過誤の基事象を含む）のＦＶ重要
度 の 評 価 結 果 （ 上 位 10 位 ） を 第 3.1.1.8 − 6 表 に 示 す 。 緩 和 設
備 の 基 事 象 の Ｆ Ｖ 重 要 度 は ， 「 Ｒ Ｈ Ｒ 系 操 作 失 敗 」 が 6.2E-1と最も高くなった。また，残留熱除去系，残留熱除去系海水系，及び非常用ＤＧに関する基事象のＦＶ重要度が高い結果となった。これらはいずれも残留熱除去系のフロントライン
系又はサポート系の基事象である。全炉心損傷頻度に対する寄 与 割 合 が 99 ％ 以 上 を 占 め る 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ が 崩 壊
熱除去機能喪失（ＴＷ／ＴＢＷ）であることから，崩壊熱除去機能に影響する基事象が高いＦＶ重要度を示した。
緩 和 設 備 の 基 事 象 の Ｒ Ａ Ｗ の 評 価 結 果 （ 上 位 10 位 ） を 第
3.1.1.8− 7表 に 示 す 。 緩 和 設 備 の 基 事 象 の Ｒ Ａ Ｗ は Ｒ Ｈ Ｒ 及
びＲＨＲＳの共通要因故障に関する基事象が上位を占める結果となった。本評価では崩壊熱除去機能として期待している
系統はＲＨＲのみであることから，これらの基事象の発生確率 を 1と し た 場 合 に 崩 壊 熱 除 去 機 能 が 喪 失 し 炉 心 損 傷 に 至 る
ため，ＲＡＷが高くなっている。
緩和設備の基事象に対するＦＶ重要度とＲＡＷの相関を第3.1.1.8− 4図 に 示 す 。 「 Ｒ Ｈ Ｒ 系 操 作 失 敗 」 及 び 「 Ｒ Ｈ Ｒ Ｓ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通要因故障」の基事象は，ＦＶ重要度とＲＡＷがともに高い結果となった。
ｂ．不確実さ解析
全炉心損傷頻度及び事故シーケンスグループ別炉心損傷頻度の 5 ％ 値 ， 中 央 値 ， 平 均 値 ， 及 び 95 ％ 値 を 評 価 し た 。 評 価 結 果
を 第 3.1.1.8 − 8 表 及 び 第 3.1.1.8 − 5 図 に 示 す （ 添 付 資 料
3.1.1−40

3.1.1.8-3） 。
全 炉 心 損 傷 頻 度 の 平 均 値 は 6.4E-5／ 炉 年 と な り ， 点 推 定 値 と
概 ね 一 致 し た 。 ま た ， 全 炉 心 損 傷 頻 度 の エ ラ ー フ ァ ク タ は 3.8となった。これは，各パラメータの不確実さの影響により，95 ％ 値 と 5 ％ 値 の 間 に 14 倍 の 不 確 実 さ 幅 が あ る こ と を 意 味 す る 。

ＥＦ

95％値
5％値

ｃ．感度解析
(a)

プラント固有データの反映
東海第二発電所のプラント固有の運転実績を考慮した起因
事象発生頻度及び機器故障率を①頻度論統計及び②ベイズ統計により算出し，全炉心損傷頻度を評価した（添付資料
3.1.1.8-4） 。
対 象 と す る 起 因 事 象 は ， 平 成 20 年 度 （ 平 成 21 年 3 月 ） 末 ま
でに東海第二発電所で発生経験のある「非隔離事象」，「水位低下事象」，「原子炉緊急停止系誤動作等」及び「計画外停 止 」 を 選 定 し た 。 一 般 パ ラ メ ー タ （ 平 成 20年 度 末 ま で の 国
内プラントの実績）を用いた起因事象発生頻度のベースケー
ス と の 比 較 を 第 3.1.1.8− 9表 に 示 す 。
また，対象とする機器故障率は，内部事象出力運転時レベ
ル１ＰＲＡでモデル化している機器のうち，東海第二発電所
で故障実績があり重要度が比較的高い「電動弁（淡水）作動
失敗（開／閉失敗）」及び「逆止弁開失敗」を選定した。一般パラメータを用いた機器故障率のベースケースとの比較を
第 3.1.1.8− 10表 に 示 す 。
3.1.1−41

東海第二発電所のプラント固有の運転実績を考慮した感度
解 析 結 果 を 第 3.1.1.8 − 11 表 ， 第 3.1.1.8 − 6 図 ， 及 び 第3.1.1.8− 7図 に 示 す 。 全 炉 心 損 傷 頻 度 は ， 頻 度 論 統 計 の 場 合
は ベ ー ス ケ ー ス の 1.6 倍 で あ る 9.8E-5 ／ 炉 年 ， ベ イ ズ 統 計 の場 合 は ベ ー ス ケ ー ス の 1.3 倍 で あ る 7.7E-5 ／ 炉 年 と な り ， 共にベースケースの不確実さの幅の中に収まっていることを確認した。また，全炉心損傷頻度への寄与割合が大きな事故シーケンスグループは，ベースケースと同様，崩壊熱除去機能喪失となった。以上より，東海第二発電所のプラント固有データを用いて評価した結果について，一般パラメータを用いて評価した場合と同様の傾向を示していることを確認した。
(b)

給復水系のモデル化
本ＰＲＡでは炉心冷却機能及び格納容器除熱機能として給復水系に期待していないが，起因事象の発生により原子炉が隔離されない事象のうち，継続して給復水系が使用可能である以下の起因事象を対象に，給復水系に期待した場合の炉心損傷頻度を評価した。
非隔離事象
水位低下事象
原子炉緊急停止系誤動作等
計画外停止
残留熱除去系海水系故障（区分Ⅰ）
残留熱除去系海水系故障（区分Ⅱ）
給復水系をモデル化したイベントツリーの例として非隔離事 象 の イ ベ ン ト ツ リ ー を 第 3.1.1.8− 8図 に 示 す 。 ま た ， 給 水
3.1.1−42

系 の モ デ ル 化 に 関 す る 感 度 解 析 結 果 を 第 3.1.1.8 − 12 表 ， 第3.1.1.8 − 9 図 及 び 第 3.1.1.8 − 10 図 に 示 す 。 原 子 炉 が 隔 離 されない起因事象に対して，給復水系に期待した場合の全炉心損 傷 頻 度 は 1.4E-5 ／ 炉 年 と な り ， ベ ー ス ケ ー ス と 比 較 し て
0.23倍 と な っ た 。
事故シーケンスグループ別の炉心損傷頻度は，給復水系による高圧炉心冷却機能に期待することにより，ＴＱＵＶ及びＴＱＵＸの炉心損傷頻度が低下し，給復水系による格納容器
除熱機能に期待することにより，ＴＷの炉心損傷頻度が低下した。なお，全炉心損傷頻度に対する寄与割合については，「 崩 壊 熱 除 去 機 能 喪 失 」 が 99.0％ を 占 め ， ベ ー ス ケ ー ス と 同様に支配的となった。
(4)

まとめ
東海第二発電所の内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡを実施した 。 そ の 結 果 ， 全 炉 心 損 傷 頻 度 の 点 推 定 値 は 6.1E-5／ 炉 年 と な った。また，不確かさ解析の結果得られた全炉心損傷頻度の平均値
は 6.4E-5／ 炉 年 ， エ ラ ー フ ァ ク タ は 3.8で あ っ た 。
また，炉心損傷に至る支配的な要因を確認する観点で重要度解析を，全炉心損傷頻度への潜在的な影響を確認する観点で感度解析を実施した。
重 要 度 解 析 に お い て は ， Ｆ Ｖ 重 要 度 及 び Ｒ Ａ Ｗ の 2つ の 重 要 度
指標を用いて起因事象及び緩和設備の基事象の重要度を把握した。
その結果，起因事象では「直流電源故障（区分Ⅰ）」及び「直流電源故障（区分Ⅱ）」，緩和設備では残留熱除去系，残留熱除去
系海水系及び非常用ＤＧの重要度が高いことを確認した。なお，
3.1.1−43

残留熱除去系の共通要因故障については，代替除熱手段である耐圧強化ベント系又は格納容器圧力逃がし装置により炉心損傷頻度の低減が可能である。また，残留熱除去系海水系の共通要因故障については，緊急用海水系により炉心損傷頻度の低減が可能である。さらに，非常用ＤＧの故障については，常設代替高圧電源装
置により炉心損傷頻度の低減が可能である。
感度解析においては，東海第二発電所の運転実績を反映した起因事象発生頻度及び機器故障率データを用いて全炉心損傷頻度を評価した。その結果，全炉心損傷頻度はベースケースの不確実さの幅の中に収まっていることを確認し，一般パラメータを用いて評価した場合と同様の傾向を示していることを確認した。

3.1.1−44

第 3.1.1.1−1 表 レベル１ＰＲＡ実施のために収集した情報及びその主な情報源（1／2）
ＰＲＡの作業

収集すべき情報

主な情報源
1）原子炉設置変更許可申請書a）設計情報2）基本図面集（Ｐ＆ＩＤ）
3）展開接続図（ＣＷＤ）
1）設備別運転手順書
2）起動停止手順書
3）定期試験手順書
4）警報処置手順書
5）故障時運転手順書
6）巡視点検手順書
7）非常時運転手順書

1．プラントの構
成・特性の調査

ＰＲＡ実施に当たり必要とされる基本的な情報

8）非常時運転手順書Ⅱ
9）非常時運転手順書Ⅲb）運転・保守管理
情報10）原子炉施設保安規定
11）定期事業者検査要領書
12）アクシデントマネジメントガイド
13）アクシデントマネジメント故障機器復旧手順ガイドライン
14）定期試験実施取扱書
15）直定例業務・定期機器切替実施取扱書16）点検計画
17）保全計画
1）上記 1 の情報源
2）既往ＰＲＡ報告書
3）原子力施設運転管理年報

2．起因事象の選定及び発生頻度の評価定量化に当たり必要とされる情報

過渡事象，外部電源喪失等に関する
事例

4）過渡事象に関する報告書
・EPRI NP-2230※１5）ＬＯＣＡの発生頻度の評価に関する報告書
・NUREG/CR-5750※２
・NUREG-1829※３※1※2

EPRI NP-2230,「ATWS:A Reappraisal Part3:Frequency of Anticipated Transients」,1982
NUREG/CR-5750, 「Rates of Initiating Events at U.S. Nuclear Power Plants:1987-1995」,
1998※3 NUREG-1829, 「Estimating Loss of Coolant Accident（LOCA）Frequencies Through the
Elicitation Process」,1999

3.1.1−45

第 3.1.1.1−1 表 レベル１ＰＲＡ実施のために収集した情報及びその主な情報源（2／2）
ＰＲＡの作業

収集すべき情報

3．成功基準の設定・安全系等のシス
テム使用条件・システムの現実的な性能

4．事故シーケン
スの分析

対象プラントに即した機器故障モード

5．システム信頼性解析

主な情報源
1）上記 1 の情報源
2）既往ＰＲＡ報告書
3）成功基準に係る報告書
1）上記 1 の情報源
2）下記 6，7 の情報源
1）上記 1 の情報源
2）国内機器故障率データ
・故障件数の不確実さを考慮した国内一般
機器故障率の推定※４3) 保守作業による待機除外確率

6．パラメータの作成

定量化に当たり必要とされる情報

・NUREG/CR-2815※５4）共通要因故障パラメータ
対象プラントに即したデータ

・NUREG/CR-1205 Rev.1※６
・NUREG/CR-1363 Rev.1※７
・NUREG/CR-4550※８・NUREG-1150※９・NUREG/CR-2771※１０
・SECY-83-293※１１
・NUREG-0666※１２
・NUREG/CR-5497※１３

7．人間性信頼性
解析

・運転員による緩
和操作等
・各種操作・作業等に係る体制

1）上記 1 の情報源
2）人間信頼性解析に関する報告書
・NUREG/CR-1278※１４※4 2009 年 5 月，有限責任中間法人 日本原子力技術協会※5 NUREG/CR-2815 Rev.1,「Probabilistic Safety Analysis Procedures Guide」,1985※6 NUREG/CR-1205 Rev.1,「Data Summaries of Licensee Event Reports of Pumps at U.S.
Commercial Nuclear Power Plants」,1982※7 NUREG/CR-1363 Rev.1,「Data Summaries of Licensee Event Reports of Valves at U.S.
Commercial Nuclear Power Plants, January 1976 to December 31, 1978」,1982※8 NUREG/CR-4550, 「Analysis of Core Damage Frequency」,1987※9 NUREG-1150,「Severe Accident Risks: An Assessment for Five U.S. Nuclear Power
Plants」,1990※10 NUREG/CR-2771,「Common Cause Fault Rates for Instrumentation and Control
Assemblies」,1983※11 SECY-83-293,「Amendments to 10 CFR 50 Related to Anticipated Transients Without
Scram (ATWS) Events」,1983※12 NUREG-0666,「A Probabilistic Safety Analysis of DC Power Supply Requirements for
Nuclear Power Plants」,1981※13 NUREG/CR-5497,「Common-Cause Failure Parameter Estimations」,1998※14 NUREG/CR-1278,「Handbook of Human Reliability Analysis with Emphasis on Nuclear Power
Plant Applications Final Report」,1983

3.1.1−46

第 3.1.1.1−2 表
機能及び系統名

ＰＲＡで考慮する主な設備

※１

系統の説明

原子炉停止機能 ※２
スクラム系（原子炉緊急停止系，ス
クラム排出容器，制御棒
駆動水圧系）

原子炉水位低（レベル３）等の信号により異常を検知して，急速かつ自動的に制御棒を炉心に挿入し，原子炉を停止させる。
信号を発する原子炉緊急停止系，スクラム排出容器及び制御棒
駆動水圧系から構成される。

炉心冷却機能※３
高圧炉心スプレイ系（ＨＰＣＳ）

原子炉水位異常低下（レベル２）又はドライウェル圧力高の信号で自動起動し，電動駆動のポンプにより，高圧〜低圧状態の原子炉に注水する。

原子炉隔離時冷却系（ＲＣＩＣ）

原子炉水位異常低下（レベル２）の信号で自動起動し，蒸気タ
ービン駆動のポンプにより，原子炉に注水する。

自動減圧系（ＡＤＳ）

原子炉水位異常低下（レベル１）及びドライウェル圧力高の信号により，ＡＤＳ機能を有する逃がし安全弁を自動開放して原子炉圧力を低下させる。

低圧炉心スプレイ系（ＬＰＣＳ）

原子炉水位異常低下（レベル１）又はドライウェル圧力高の信号で自動起動し，電動駆動のポンプにより，低圧状態の原子炉に注水する。

低圧注水系（ＬＰＣＩ）（残留熱除去系（ＲＨＲ））

低圧注水系はＲＨＲの機能の１つであり，原子炉水位異常低下（レベル１）又はドライウェル圧力高の信号で自動起動し，電動駆動のポンプにより，低圧状態の原子炉に注水する。

格納容器除熱機能

残留熱除去系（ＲＨＲ）（格納容器スプレイ冷却系／サプレッション・プ
ール冷却系）

格納容器スプレイ冷却系はＲＨＲの機能の１つであり，サプレ
ッション・プール水をＲＨＲの熱交換器で冷却し，ドライウェ
ル内及びサプレッション・チェンバ内にスプレイすることで格
納容器内の温度，圧力を低減させる。
サプレッション・プール冷却系はＲＨＲの機能の１つであり，
サプレッション・プール水をＲＨＲの熱交換器で冷却し，再びサプレッション・チェンバへ戻すことによりサプレッション・
プールの温度を低減させる。

安全機能のサポート機能
残留熱除去系海水系（ＲＨＲＳ）
非常用ディーゼル発電機
海水系（ＤＧＳＷ）
高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系（ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ）

直接海水を供給することで，各々の補機を冷却する。
ＲＨＲＳ：ＬＰＣＳ，ＲＨＲ 等
ＤＧＳＷ：ＤＧ−２Ｃ／２Ｄ
ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ：ＨＰＣＳ，ＨＰＣＳ−ＤＧ

非常用ディーゼル発電機（ＤＧ）

外部電源の喪失等を受けて自動起動し，非常用機器に給電する。

ＲＣＩＣやＤＧの起動，逃がし安全弁の電磁弁や遮断器の開閉等の非常用機器の制御に用いる。
※1 外部電源が喪失した場合の復旧及び故障した機器の復旧は考慮していない。
※2 全制御棒挿入失敗時のほう酸水注入系については，ＡＭ操作を伴うことから原子炉停止機
能として考慮していない。
※3 給復水系による注水機能及び除熱機能は考慮していない。
直流電源（ＤＣ）

3.1.1−47

第 3.1.1.1−3 表

系統設備概要系統設備
制御棒及び制御棒駆動水圧系（スクラム系）
高圧炉心スプレイ系（ＨＰＣＳ）
原子炉隔離時冷却系（ＲＣＩＣ）

概要
原子炉緊急停止系 1 out of 2 ×2 の論理回路
制御棒本数：185 本
スクラム水排出容器：2 組
電動ポンプ台数：1 台
ポンプ容量：約 1,440t／h
タービン駆動ポンプ台数：1 台
ポンプ容量：約 142m３／h
弁個数：7 個自動減圧系（ＡＤＳ）

弁容量：約 360t／h（1 個当たり）（7.76MPa［gage］
において）低圧炉心スプレイ系（ＬＰＣＳ）

電動ポンプ台数：1 台
ポンプ容量：約 1,440t／h
電動ポンプ台数：3 台，熱交換器台数：2 台
・低圧注水系（ＬＰＣＩ）：3 系統

残留熱除去系（ＲＨＲ）

・格納容器スプレイ冷却系／
サプレッション・プール冷却系：2 系統
ポンプ容量：約 1,690m３／h（1 台当たり）

残留熱除去系海水系（ＲＨＲＳ）

電動ポンプ台数：4 台
ポンプ容量：約 886m３／h（1 台当たり）
非常用ディーゼル発電機用電動ポンプ台数：2 台

非常用ディーゼル発電機海水系（ＤＧＳＷ）

ポンプ容量：約 273m３／h（1 台当たり）
ＨＰＣＳディーゼル発電機用電動ポンプ台数：1 台
ポンプ容量：約 233m３／h
非常用ディーゼル発電機台数：2 台

非常用ディーゼル発電機（ＤＧ）

定格容量：約 6,500kVA／台ＨＰＣＳディーゼル発電機台数：1 台
定格容量：約 3,500kVA
所内蓄電池：2 組

直流電源（ＤＣ）

容量：A−約 3,500Ah，B−約 2,500Ah
ＨＰＣＳ系用蓄電池組数：1 組
容量：約 900Ah

3.1.1−48

第 3.1.1.2−1 表
Peach Bottom（WASH-1400）
・ 過渡事象Peach Bottom(NUREG‐1150)

既往のＰＲＡを基に選定した起因事象
Grand Gulf
(NUREG‐1150)

東海第二発電所の起因事象グループ

過渡事象

・ PCS が使用可能でな ・ PCS が使用可能でない過 ・ MSIV 閉
い過渡事象
渡事象
・ 復水器真空喪失
・ PCS が使用可能な過 ・ PCS が使用可能な過渡事 ・ タービントリップ
渡事象
象・ その他の過渡変化

・ 隔離事象・ 給水喪失・ 給水喪失・ 全給水喪失・ 逃がし安全弁誤開放

・ 逃がし安全弁誤開放・ 給水喪失・ 逃がし安全弁誤開放 ・ 逃がし安全弁誤開放
手動停止／
サポート系
喪失

3.1.1−49

・ 外部電源喪失
・ 交流電源故障
・ 直流電源故障

・ 外部電源喪失
・ 外部電源喪失
・ 計装用圧縮空気系故障

−

−

ＬＯＣＡ

格納容
器バイ
パス

・ 原子炉圧力容器破損※１ ・ 大破断ＬＯＣＡ
・ 中破断ＬＯＣＡ
・ 大破断ＬＯＣＡ
・ 小破断ＬＯＣＡ
・ 中破断ＬＯＣＡ
・ 極小ＬＯＣＡ※２
・ 小破断ＬＯＣＡ−

国内ＢＷＲ５プラント（共通懇ＰＳＡレビュー
検討ＷＧ）

・ 大破断ＬＯＣＡ
・ 中破断ＬＯＣＡ
・ 小破断ＬＯＣＡ

・ インターフェイスシ ・ インターフェイスシス
ステムＬＯＣＡ
テムＬＯＣＡ

・ 大破断ＬＯＣＡ
・ 中破断ＬＯＣＡ
・ 小破断ＬＯＣＡ−

・ 非隔離事象
・ 水位低下事象・ 原子炉緊急停止系誤動作等

・ 外部電源喪失※３・ 計画外停止※４・ 残留熱除去系海水系故障※４・ 交流電源故障※４,５・ タービン・サポート系故障※５・ 直流電源故障※６・ 大破断ＬＯＣＡ
・ 中破断ＬＯＣＡ
・ 小破断ＬＯＣＡ
・ インターフェイスシステム
ＬＯＣＡ※1 原子炉圧力容器破損は，「3.1.1.2(1)ｃ．評価対象外とした起因事象」に述べる理由により評価対象から除外した。
※2 極小ＬＯＣＡは，重大な原子炉への外乱に発展する可能性は小さいため通常停止に含まれる。なお，通常停止については「3.1.1.2(1)ｃ．評価対象外とした起因事象」に述べる理由により評価対象から除外した。
※3 非常用電源の確保が必要になる等，他の事象とはプラント応答が異なるため，単独の起因事象区分とした。
※4〜※6 同じイベントツリーで取り扱える範囲のグループを同じ区分とした。（※4：手動停止／サポート系喪失（手動停止），※5：サポート系喪失（自動停止），※6：サポート系喪失（直流電源故障））

第 3.1.1.2−2 表 原子炉設置変更許可申請書添付書類十及びＥＰＲＩ ＮＰ−２２３０の起因事象との比較結果
東海第二発電所
原子炉設置変更許可申請書 添付書類十における運転時の異常な過渡変化及び設計基準事故

ＥＰＲＩ ＮＰ−２２３０による過渡事象

原子炉起動時における制御棒の異常な引き抜き

起動時における制御棒引き抜き

出力運転中の制御棒の異常な引き抜き

出力運転中の制御棒引き抜き

原子炉冷却材流量の部分喪失
原子炉冷却材系の停止ル−プの誤起動

再循環ポンプ１台トリップ
再循環流量制御系の誤動作（再循環流量減少）
再循環停止ル−プ誤起動
外部電源喪失事象分類

原子炉緊急停止系誤動作等

起因事象対象外起因事象対象外
外部電源喪失補助電源喪失外部電源喪失復水器真空度喪失

隔離事象

給水加熱喪失給水加熱喪失原子炉冷却材流量制御系の誤動作

再循環流量制御系の誤動作（再循環流量増加）

非隔離事象

発電機負荷遮断タ−ビントリップ
圧力制御装置の故障（蒸気流量減少）

負荷の喪失

非隔離事象

バイパス弁または主蒸気加減弁の誤閉鎖
発電機負荷遮断バイパス弁不作動

隔離事象

タ−ビントリップバイパス弁不作動
主蒸気隔離弁の閉鎖

運 主蒸気隔離弁の誤閉止
転時の給水制御系の故障
異常な 原子炉圧力制御系の故障
過
渡
変
化

隔離事象

主蒸気隔離弁の部分閉鎖
主蒸気隔離弁の１弁閉鎖
給水制御系の故障（流量増加，出力運転時）
給水制御系の故障（流量増加，起動・停止時）
圧力制御装置の故障（蒸気流量増加）

非隔離事象
非隔離事象

隔離事象

タ−ビンバイパス弁誤開放
全給水流量喪失

全給水喪失

給水または復水ポンプ１台トリップ

給水流量の全喪失

給水制御系の故障（流量減少，出力運転時）

水位低下事象給水制御系の故障（流量減少，起動・停止時）−

ＨＰＣＩ／ＨＰＣＳの誤起動

非隔離事象

逃がし安全弁誤開放／開固着

逃がし安全弁誤開放

原子炉保護系故障によるスクラム
プラント異常によるスクラム

原子炉緊急停止系誤動作等

原子炉保護系計装の故障によるスクラム
原子炉冷却材喪失

設
計
基
準
事
故

−

原子炉冷却材流量の喪失

全再循環ポンプトリップ

原子炉冷却材ポンプの軸固着

再循環ポンプ軸固着

原子炉冷却材喪失
非隔離事象

放射性気体廃棄物処理施設の破損−

主蒸気管破断−隔離事象

燃料集合体の落下−

起因事象対象外原子炉冷却材喪失−

原子炉冷却材喪失

制御棒落下−

起因事象対象外原子炉冷却材喪失（ＰＣＶ解析）−

可燃性ガスの発生−

3.1.1−50

起因事象対象外原子炉冷却材喪失

第 3.1.1.2−3 表

東海第二発電所における過去のトラブル事象一覧（1／2）

事象発生日

トラブル件名再循環系ポンプ（A）のフレーム振動上昇と，モータ下部軸受温度上昇

1979/1/26

起因事象
通常停止※

のため再循環系ポンプ（A）が停止。調査のため，原子炉手動停止。
再循環系ポンプ（B）の軸受油冷却用配管からの水漏れのため再循環系
1979/2/2

通常停止※

ポンプ（B）が停止。調査のため，原子炉手動停止。
蒸気管の予備計装配管弁のフランジ部分からの蒸気漏れを発見。調査の1979/7/22

通常停止※

ため，原子炉手動停止。
タービン軸受磨耗検出装置の定期試験中，試験用回路のリレーの不具合
1980/4/3

非隔離事象
により原子炉自動停止。
給水流量の変動により給水制御系に誤信号が発生したため，原子炉自動1980/9/6

水位低下事象停止。
タービンスピード検出回路の周波数・電圧変換器の不調のため，原子炉

1981/3/25

非隔離事象
自動停止。
タービン主塞止弁作動試験を行っていたが，同弁リミットスイッチの動

1981/7/22

非隔離事象
作不良による誤信号で主蒸気加減弁が急閉したため，原子炉自動停止。
給水管に取り付けられている試験用計装配管の溶接部からの水漏れを発

1981/8/10

通常停止※見。調査のため，原子炉手動停止。
原子炉ウェル水位計校正作業時，不手際により，原子炉水位検出系に変原子炉緊急停動を与えたため，原子炉自動停止。

止系誤動作等

中間領域核計装の応答不調のため，原子炉手動停止。

通常停止※

1981/9/12

1981/12/13

タービン組合せ中間弁開閉試験時，制御油圧系の油圧低下により主蒸気
1981/12/20

非隔離事象
加減弁が急速閉したため，原子炉自動停止。

1983/1/30

格納容器内ドレン量の増加に伴う原子炉手動停止。

通常停止※

落雷により給水制御系の電源系統に異常が発生したため，「原子炉水位
1983/2/18

非隔離事象高」によりタービンが停止し，原子炉自動停止。
巡視点検により低圧給水加熱器（２Ａ）への抽気管のドレン系配管フラ1983/12/26

通常停止※

ンジ部からの漏えいを発見。補修のため原子炉手動停止。
給水制御系の装置端子部の接触不良のため給水流量が減少し，「原子炉水位低下事象

1984/10/4
水位低」により原子炉自動停止。
1985/7/30※

格納容器内床ドレン量の増加に伴う原子炉手動停止。

本評価では対象外とした。

3.1.1−51

通常停止※

第 3.1.1.2−3 表

東海第二発電所における過去のトラブル事象一覧（2／2）

事象発生日

トラブル件名起因事象

1990/11/29

床ドレンサンプピットへの流入量の増加に伴う原子炉手動停止。

通常停止※

1993/4/3

格納容器冷却器ドレン量の増加に伴う原子炉手動停止。

通常停止※「タービン制御油タンクレベル高／低」警報が発報し，点検の結果ター
1996/8/10

ビン中間塞止弁付近からタービン制御油の漏えいが認められたため，原

計画外停止

子炉手動停止。
1997/7/12

軽油貯蔵タンク修理に伴う原子炉手動停止。

通常停止※

2000/8/8

送電線への落雷に伴う東海原子力線トリップによる原子炉自動停止。

非隔離事象

2000/12/26

再循環系ポンプ（Ａ）のメカニカルシール点検に伴う原子炉手動停止。

通常停止※

2002/3/31

275kV 系母線トリップに伴う原子炉自動停止。

非隔離事象

2002/4/3

原子炉給水系(Ｂ）点検のため，原子炉手動停止。

通常停止※

原子炉冷却材再循環系流量制御弁開度検出器取替のため，原子炉手動停
2003/3/15

通常停止※

止。
2007/3/25※

タービン駆動原子炉給水ポンプ（Ａ）の修理のため，原子炉手動停止。

本評価では対象外とした。

3.1.1−52

通常停止※

第 3.1.1.2−4 表
起因事象
非隔離事象

過渡事象

外部電源喪失3.1.1−53

手動停止／
サポート系喪失(手動停止)

サポート系喪失(自動停止)
サポート系喪失(直流電源故障)
ＬＯＣＡ

格納容器バイパス
※1
※2
※3
※4

起因事象の発生頻度

発生頻度
[／炉年]

ＥＦ

1.7E-01

3.0

評価方法
・国内ＢＷＲ実績データ（平成 21 年 3 月末時点）※１
・発生件数に対して，総運転炉年 より算出

隔離事象

2.7E-02

3.0

全給水喪失

1.0E-023.0

水位低下事象2.7E-023.0

原子炉緊急停止系誤動作等

5.5E-02

3.0

逃がし安全弁誤開放

1.0E-03

3.0

・発生経験はないため，発生件数 0.5 件として，総運転
炉年※１より算出

外部電源喪失4.2E-03

3.0

・国内ＢＷＲ実績データ（平成 21 年 3 月末時点）
・発生件数に対して，暦年※２より算出

計画外停止

4.3E-02

3.0

・国内ＢＷＲ実績データ（平成 21 年 3 月末時点）
・発生件数に対して，総運転炉年※１より算出

残留熱除去系海水系故障（区分Ⅰ）7.2E-043.0

残留熱除去系海水系故障（区分Ⅱ）7.2E-043.0

交流電源故障（区分Ⅰ)1.5E-043.0

交流電源故障（区分Ⅱ)

1.5E-04

3.0

タービン・サポート系故障

7.2E-043.0

直流電源故障（区分Ⅰ）2.8E-043.0

直流電源故障（区分Ⅱ）2.8E-04

3.0

大破断ＬＯＣＡ

2.0E-05

20.0

中破断ＬＯＣＡ

2.0E-0420.0

小破断ＬＯＣＡ

3.0E-04

10.0

インターフェイスシステムＬＯＣＡ

4.8E-10

19.6

国内ＢＷＲ全 32 基の総運転炉年：約 488.1 炉年
国内ＢＷＲ全 32 基の営業運転開始からの総年数（暦年）：約 706.1 炉年
配管の貫通クラックの発生経験から破断に至る確率を評価した文献
設計基準ＬＯＣＡ見直しのため，ＮＲＣがＬＯＣＡ発生頻度を評価した文献

・発生経験はないため，発生件数 0.5 件として，総運転
炉年※1 より算出(発生頻度は系統あるいは母線当たり)

・発生経験はないため，ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−５７５０※３
及びＮＵＲＥＧ−１８２９※４のデータに基づき算出・システム信頼性解析により，隔離弁等の故障により低圧設計箇所が破損する頻度として算出

第 3.1.1.3−1 表
※

起因事象
・過渡事象
・外部電源喪失・サポート系喪失(自動停止)
・サポート系喪失(直流電源故障)

・手動停止／サポート
系喪失(手動停止)

3.1.1−54
・ＬＯＣＡ

原子炉停止機能

成功基準の一覧
炉心冷却機能格納容器除熱機能

逃がし安全弁
正常作動時

・原子炉緊急停止系＋スクラム排出容器＋制御棒駆動水圧系

・ＨＰＣＳ
・ＲＣＩＣ
・手動減圧＋ＬＰＣＳ
・手動減圧＋1／3ＬＰＣＩ

・1／2ＲＨＲ

逃がし安全弁（1 個）
開固着時

・原子炉緊急停止系＋スクラム排出容器＋制御棒駆動水圧系

・ＨＰＣＳ
・ＬＰＣＳ
・1／3ＬＰＣＩ

・1／2ＲＨＲ

・1／2ＲＨＲ

逃がし安全弁
正常作動時

−

・ＨＰＣＳ
・ＲＣＩＣ
・手動減圧＋ＬＰＣＳ
・手動減圧＋1／3ＬＰＣＩ逃がし安全弁（1 個）
開固着時

−

・ＨＰＣＳ
・ＬＰＣＳ
・1／3ＬＰＣＩ

・1／2ＲＨＲ

大破断ＬＯＣＡ

・原子炉緊急停止系＋スクラム排出容器＋制御棒駆動水圧系

・ＨＰＣＳ
・ＬＰＣＳ
・1／3ＬＰＣＩ

・1／2ＲＨＲ

中破断ＬＯＣＡ

・原子炉緊急停止系＋スクラム排出容器＋制御棒駆動水圧系

・ＨＰＣＳ
・ＡＤＳ＋ＬＰＣＳ
・ＡＤＳ＋1／3ＬＰＣＩ

・1／2ＲＨＲ

・ＨＰＣＳ
・ＲＣＩＣ
小破断ＬＯＣＡ
・1／2ＲＨＲ
・ＡＤＳ＋ＬＰＣＳ
・ＡＤＳ＋1／3ＬＰＣＩ※ インターフェイスシステムＬＯＣＡは，設計基準事故対処設備のみでは炉心損傷を防止できないため，直接炉心損傷に至る事象として整理し，成功基準は設定しない。
・原子炉緊急停止系＋スクラム排出容器＋制御棒駆動水圧系

第 3.1.1.3−2 表

低圧炉心冷却時の逃がし安全弁の必要弁数
過渡事象

系統名

逃がし安全弁 逃がし安全弁
正常動作時

誤開放時

1個

−

中破断

小破断

ＬＯＣＡ

ＬＯＣＡ

1個

1個

ＬＰＣＳ
又は
1／3ＬＰＣＩ

第 3.1.1.3−3 表

ＲＨＲＳ（Ａ系，Ｂ系）の成功基準

機器名

ＲＨＲＳの成功基準

ＲＨＲＳポンプ

1／2

ＲＨＲ熱交換器

1／1

第 3.1.1.3−4 表

空調機の成功基準

系統名

空調機の成功基準

ＨＰＣＳ

2／2

ＬＰＣＳ

1／1

ＲＨＲ−Ａ

1／1

ＲＨＲ−Ｂ

1／1

ＲＨＲ−Ｃ

1／1

ＤＧ−２Ｃ

2／2

ＤＧ−２Ｄ

2／2

ＨＰＣＳ−ＤＧ

2／2

3.1.1−55

第 3.1.1.3−5 表

ＭＡＡＰによる事故進展解析結果

事故シーケンス 高圧・低圧注水機能 高圧注水・減圧機能 全交流動力電源喪失 原子炉停止機能喪失 崩壊熱除去機能喪失 ＬＯＣＡ時注水機能
事象進展喪失（ＴＱＵＶ）

喪失（ＴＱＵＸ）（長期ＴＢ）（ＴＣ）（ＴＷ）

喪失（ＡＥ）

0.6h

0.6h

9.5h

1.4h

23.6h

0.01h

0.7h

0.9h

10.1h

1.6h

24.5h

0.1h

0.9h

1.1h

10.4h

1.8h

24.8h

0.2h

1.2h

1.3h

10.8h

2.1h

25.2h

0.5h

炉心支持板破損

2.6h

2.7h

13.9h

3.9h

31.5h

1.6h

圧力容器破損

5.4h

3.3h

14.4h

4.5h

32.3h

4.0h

8.4h

−※１

−※１

−※１

−※１

7.6h

7.7h

3.3h

13.9h

1.0h※２15.9h※２1.6h

炉心露出
燃料被覆管破損（1,000Ｋ）
炉心損傷（1,500Ｋ）

3.1.1−56

炉心溶融（2,500Ｋ）

ペデスタル（ドライウェル部）床貫通
格納容器最高使用圧力
到達時刻
格納容器破損

15.9h

3.3h

14.4h

1.4h

21.4h

1.6h

(過圧破損)(過温破損)(過温破損)(過圧破損)（過圧破損）(過温破損)※1 24 時間以内にペデスタル（ドライウェル部）床貫通せず※2 格納容器先行破損

第 3.1.1.4−1 表

炉心損傷状態の分類

事故シーケンスグループ

事故シーケンスの特徴

高圧・低圧注水機能喪失

ＴＱＵＶ

事象発生後，高圧系及び低圧系による炉心冷却に失敗

高圧注水・減圧機能喪失

ＴＱＵＸ

事象発生後，高圧系による炉心冷却に失敗し，かつ原子炉の減圧に失敗

ＴＢ

全交流動力電源喪失
ＴＢＵ
ＴＢＰ

全交流動力電源喪失

ＴＢＤ

3.1.1−57

長期ＴＢ
原子炉停止機能喪失

外部電源喪失後，非常用ＤＧ2 台が機能喪失した状態で，ＨＰＣＳ及びＲＣＩＣが機能喪
失外部電源喪失後，非常用ＤＧ2 台が機能喪失した状態で，ＨＰＣＳが機能喪失し，Ｓ／Ｒ
弁再閉鎖失敗によってＲＣＩＣが機能喪失
外部電源喪失後，直流電源の故障による非常用ＤＧ2 台の起動に失敗し，ＨＰＣＳ及びＲ
ＣＩＣが機能喪失
外部電源喪失後，非常用ＤＧ2 台が機能喪失した状態で，ＨＰＣＳが機能喪失し，ＲＣＩ
Ｃによる原子炉注水継続中に蓄電池が枯渇しＲＣＩＣが機能喪失

ＴＣ

事象発生後，原子炉停止（未臨界確保）に失敗

ＴＷ

事象発生後，原子炉格納容器からの崩壊熱除去に失敗

ＴＢＷ

外部電源喪失後，非常用ＤＧ2 台が機能喪失した状態で，ＨＰＣＳによる炉心冷却は継続しているが，格納容器からの崩壊熱除去に失敗

崩壊熱除去機能喪失

ＬＯＣＡ

原子炉冷却材喪失の場合において原子炉への注水に失敗
ＡＥ

大破断ＬＯＣＡ後の炉心冷却失敗

Ｓ１Ｅ

中破断ＬＯＣＡ後の炉心冷却失敗

Ｓ２Ｅ

小破断ＬＯＣＡ後の炉心冷却失敗

ＬＯＣＡ時注水機能喪失

格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）

ＩＳＬＯＣＡ

格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）

第 3.1.1.5−1 表

フロントライン系とサポート系の依存性

3.1.1−58

第 3.1.1.5−2 表

サポート系同士の依存性
従属故障の可能性のある系統

残留熱除去系
海水系

交流電源関連設備

交流電源

RHRS

DG
区分Ⅰ

A
残留 熱 除去 系 RHRS-A
海水 系

交 流 電源交 流 電源関 連 設備

3.1.1−59

故
障
系
統
・
機
器

直 流 電源

区分Ⅱ

区分Ⅲ

B
−

直流電源
DGSW

2C

2D

HPCS

A

B

HPCS

区分Ⅰ

区分Ⅱ

空調機
LPCI-B
LPCI-A
HPCS
LPCS
LPCI-C(RHR-A) (RHR-B)
区分Ⅲ
ポンプ室 ポンプ室
ポンプ室
ポンプ室 ポンプ室

DG-2C
室

DG-2D
室

HPCS-DG
室

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

◎

◎

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

◎

◎

−

−

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

△

−

−

−

◎

◎

−

−

◎

−

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

△

−

−

−

−

◎

◎

−

◎

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

△

◎

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

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−

−

−

−

−

−

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−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

RHRS-B

−

区分Ⅰ

◎

−

区分Ⅱ

−

◎

−

区分Ⅲ

−

−

−

−

DG-2C

○

−

○

−

−

DG-2D

−

○

−

○

−

−

HPCS-DG

−

−

−

−

○

−

−

DGSW-A

−

−

−

−

−

◎

−

−

DGSW-B

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

HPCS- DGSW

−

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

区分Ⅰ

◎

−

−

−

−

◎

−

−

−

−

−

区分Ⅱ

−

◎

−

−

−

−

◎

−

−

−

−

−

区分Ⅲ

−

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

−

−

−

HPCSポンプ室

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

LPCSポンプ室

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

LPCI-A（RHR-A）ポンプ室

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

LPCI-B（RHR-B）ポンプ室

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

LPCI-Cポンプ室

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

DG-2C室

−

−

−

−

−

◎

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

DG-2D室

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

HPCS-DG室

−

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

空調機

◎： 系統の機能に必須であり，故障により系統の機能喪失となる。
○： 起因事象により必要になるケースがあり，事象によっては系統機能喪失となる。
△： 故障により，冗長性のある機器等が一部不動作となるため，系統のモデルで考慮する。

−−

第 3.1.1.5−3 表機器タイプ及び故障モード一覧（1／3）

機器タイプ

故障モード
起動失敗

電動ポンプ（淡水）運転継続失敗制御部故障
起動失敗
運転継続失敗電動ポンプ（海水）

制御部故障
起動失敗

タービン動ポンプ

運転継続失敗起動失敗

ディーゼル発電機

運転継続失敗起動失敗
運転継続失敗

ファン

制御部故障
作動失敗
開失敗
閉失敗
誤開

電動弁（淡水）

誤閉
閉塞
内部リーク
制御部故障
開失敗
閉塞

電動弁（海水）

制御部故障
誤閉

空気作動弁

閉塞
開失敗
閉失敗

逆止弁

内部リーク
手動弁

閉塞

安全弁

誤開

3.1.1−60

第 3.1.1.5−3 表機器タイプ及び故障モード一覧（2／3）

機器タイプ

故障モード

真空逃がし弁作動失敗

逃がし安全弁開失敗

配管（３インチ未満）

閉塞
故障

熱交換器，冷却器

閉塞

オリフィス

閉塞

ストレーナ（淡水／オイル）

閉塞等

ストレーナ（海水）閉塞等

フィルタ（淡水）

閉塞等
開失敗

ダンパ

閉塞
制御部故障
破損

タンク

閉塞
作動失敗

リレー

誤動作
作動失敗

遅延リレー

誤動作
開失敗

遮断器

閉失敗
誤開
作動失敗

リミットスイッチ

誤動作
開失敗
閉失敗

スイッチ

誤開
誤閉

水位スイッチ

作動失敗
作動失敗

圧力スイッチ

誤動作

温度スイッチ

誤動作

3.1.1−61

第 3.1.1.5−3 表機器タイプ及び故障モード一覧（3／3）

機器タイプ

故障モード

充電器

故障

蓄電池

給電失敗

動力用変圧器故障

制御用変圧器母線

故障
作動失敗

トリップユニット

誤動作

警報設定器

不動作
作動失敗

流量トランスミッタ

誤高出力
誤低出力
作動失敗

水位トランスミッタ

誤高出力
誤低出力
作動失敗

圧力トランスミッタ

誤高出力
誤低出力
作動失敗

速度検出器

誤高出力
誤低出力

温度検出器

誤高出力
作動失敗

中性子束検出器

誤低出力

制御器

故障

端子

短絡／地絡

電線

短絡／地絡

ヒューズ

故障

3.1.1−62

第 3.1.1.5−4 表

代表的なフォールトツリーの評価結果
非信頼度（平均値）[／要求時]

システム（系統）
過渡事象

小破断ＬＯＣＡ

ＨＰＣＳ

2.5E-033.0E-03

ＲＣＩＣ

3.3E-03

6.6E-03

ＡＤＳ（手動減圧）

3.5E-03

2.9E-06

ＬＰＣＳ

2.0E-03

1.9E-03

ＬＰＣＩ−Ａ

2.2E-03

2.1E-03

ＬＰＣＩ−Ｂ

2.2E-03

2.1E-03

ＬＰＣＩ−Ｃ

2.1E-032.0E-03

ＲＨＲ−Ａ

2.3E-03

2.3E-03

ＲＨＲ−Ｂ

2.2E-03

2.2E-03

スクラム系

1.2E-07

1.2E-073.1.1−63

第 3.1.1.5−5(a)表 スクラム系フォールトツリーの主要なミニマルカットセット
No.

主要なミニマルカットセット

割合（％）

1

スクラムコンタクタ−Ａ／Ｃ作動失敗共通要因故障

25

1

スクラムコンタクタ−Ｂ／Ｄ作動失敗共通要因故障

25

1

スクラムコンタクタ−Ｅ／Ｇ作動失敗共通要因故障

25

1

スクラムコンタクタ−Ｆ／Ｈ作動失敗共通要因故障

25

第 3.1.1.5−5(b)表 ＨＰＣＳフォールトツリーの主要なミニマルカットセット
No.

主要なミニマルカットセット

1

ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷメンテナンスによる待機除外

10.8

2

ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ海水ストレーナ閉塞

5.2

3

ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷポンプ起動失敗

4.1

4

ＨＰＣＳメンテナンスによる待機除外

3.9

5

ＨＰＣＳポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 1 開け忘れ

3.3

5

ＨＰＣＳポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 2 開け忘れ

3.3

5

ＨＰＣＳポンプ軸受シールクーラ海水出口弁開け忘れ

3.3

5

ＨＰＣＳポンプ室空調 1 冷却器入口弁開け忘れ

3.3

5

ＨＰＣＳポンプ室空調 1 冷却器出口弁開け忘れ

3.3

5

ＨＰＣＳポンプ室空調 2 冷却器入口弁開け忘れ

3.3

5

ＨＰＣＳポンプ室空調 2 冷却器出口弁開け忘れ

3.3

5

ＨＰＣＳポンプ／ポンプ室空調冷却器元弁開け忘れ

3.3

5

ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷポンプ出口弁開け忘れ

3.3

5

ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ放出ライン隔離弁開け忘れ

3.3

5

ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ放出ライン排水弁(放水口Ｂ)開け忘れ

3.3

5

ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ放出ライン排水弁(放水口Ｃ)開け忘れ

3.3

5

ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷエンジンエアクーラ入口弁 1 開け忘れ

3.3

5

ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷエンジンエアクーラ入口弁 2 開け忘れ

3.3

5

ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ系統出口隔離弁開け忘れ

3.3

20

ＨＰＣＳポンプ起動失敗

1.9

20

ＨＰＣＳポンプ室空調 1 ファン起動失敗

1.9

20

ＨＰＣＳポンプ室空調 2 ファン起動失敗

1.9

3.1.1−64割合（％）

第 3.1.1.5−5(c)表 ＲＣＩＣフォールトツリーの主要なミニマルカットセット
No.

主要なミニマルカットセット

割合（％）

1

ＲＣＩＣポンプ起動失敗

43.5

2

ＲＣＩＣメンテナンスによる待機除外

28.0

3

ＲＣＩＣ流量制御器故障

4.7

4ＲＣＩＣポンプ入口弁開け忘れ

2.4

4

ＲＣＩＣバキュームタンク復水ポンプ出口弁開け忘れ

2.4

6

ＲＣＩＣポンプ運転継続失敗

2.0

7

ＲＣＩＣバキュームポンプ起動失敗

1.4

7

ＲＣＩＣ復水ポンプ起動失敗

1.4

9

ＲＣＩＣ原子炉注入弁閉塞

1.3

第 3.1.1.5−5(d)表 ＡＤＳ（手動減圧）フォールトツリーの主要なミニマルカットセット
No.

主要なミニマルカットセット

割合（％）

1

原子炉手動減圧操作失敗

71.4

2

注水不能認知失敗

28.6

3.1.1−65

第 3.1.1.5−5(e)表 ＬＰＣＳフォールトツリーの主要なミニマルカットセット
No.

主要なミニマルカットセット

割合（％）

1

ＲＨＲＳ−Ａメンテナンスによる待機除外

18.7

2

ＲＨＲＳ−Ａ海水ストレーナ閉塞

6.4

3

ＬＰＣＳポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 1 開け忘れ

4.1

3

ＬＰＣＳポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 2 開け忘れ

4.1

3

ＬＰＣＳポンプ軸受シールクーラ海水出口弁開け忘れ

4.1

3

ＬＰＣＳミニフロー元弁開け忘れ

4.1

3

ＲＨＲＳ−Ａ熱交換器入口弁開け忘れ

4.1

3

ＲＨＲＳ−Ａ熱交換器出口弁開け忘れ

4.1

3

ＲＨＲＳ−Ａ放出ライン隔離弁開け忘れ

4.1

3

ＲＨＲＳ−Ａ放出ライン排水弁(放水口Ｂ)開け忘れ

4.1

3

ＬＰＣＳポンプ室空調冷却器入口弁開け忘れ

4.1

3

ＬＰＣＳポンプ室空調冷却器出口弁開け忘れ

4.1

13

ＬＰＣＳ・ＬＰＣＩ−Ａ共通起動信号故障＋低圧系起動操作失敗

3.4

14

ＬＰＣＳメンテナンスによる待機除外

3.0

15

ＬＰＣＳポンプ起動失敗

2.3

15

ＬＰＣＳポンプ室空調ファン起動失敗

2.3

17

ＬＰＣＳ注入弁閉塞

2.1

18ＬＰＣＳ保修用隔離弁閉塞

1.8

19

ＲＨＲＳ−Ａ流量制御弁開失敗

1.4

19

ＲＨＲＳ−Ａ流量制御弁閉塞1.4

3.1.1−66

第 3.1.1.5−5(f)表 ＬＰＣＩ−Ａフォールトツリーの主要なミニマルカットセット
No.

主要なミニマルカットセット

割合（％）

1

ＲＨＲＳ−Ａメンテナンスによる待機除外

17.2

2

ＲＨＲＳ−Ａ海水ストレーナ閉塞

5.9

3

ＲＨＲ−Ａメンテナンスによる待機除外

5.4

4

ＲＨＲ−Ａポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 1 開け忘れ

3.8

4

ＲＨＲ−Ａポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 2 開け忘れ

3.8

4

ＲＨＲ−Ａポンプ軸受シールクーラ海水出口弁開け忘れ

3.8

4

ＲＨＲ−Ａポンプ出口手動弁開け忘れ

3.8

4

ＲＨＲ−Ａミニフローライン手動弁開け忘れ

3.8

4

ＲＨＲ−Ａポンプ室空調冷却器入口弁開け忘れ

3.8

4

ＲＨＲ−Ａポンプ室空調冷却器出口弁開け忘れ

3.8

4

ＲＨＲＳ−Ａ熱交換器Ａ入口弁開け忘れ

3.8

4

ＲＨＲＳ−Ａ熱交換器Ａ出口弁開け忘れ

3.8

4

ＲＨＲＳ−Ａ放出ライン隔離弁開け忘れ

3.8

4

ＲＨＲＳ−Ａ放出ライン排水弁(放水口Ｂ)開け忘れ

3.8

15

ＬＰＣＳ・ＬＰＣＩ−Ａ共通起動信号故障＋低圧系起動操作失敗

3.1

16

ＲＨＲ−Ａポンプ起動失敗

2.1

16

ＲＨＲ−Ａポンプ室空調ファン起動失敗

2.1

18

ＲＨＲ−Ａインジェクション弁閉塞

1.9

19

ＲＨＲ−Ａインジェクションライン手動弁閉塞

1.7

20

ＲＨＲＳ−Ａ流量制御弁開失敗

1.3

20

ＲＨＲＳ−Ａ流量制御弁閉塞

1.3

3.1.1−67

第 3.1.1.5−5(g)表 ＬＰＣＩ−Ｂフォールトツリーの主要なミニマルカットセット
No.

主要なミニマルカットセット

割合（％）

1

ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

17.2

2

ＲＨＲＳ−Ｂ海水ストレーナ閉塞

5.9

3

ＲＨＲ−Ｂメンテナンスによる待機除外

5.4

4

ＲＨＲ−Ｂポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 1 開け忘れ

3.8

4

ＲＨＲ−Ｂポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 2 開け忘れ

3.8

4

ＲＨＲ−Ｂポンプ軸受シールクーラ海水出口弁開け忘れ

3.8

4

ＲＨＲ−Ｂポンプ出口手動弁開け忘れ

3.8

4

ＲＨＲ−Ｂミニフローライン手動弁開け忘れ

3.8

4

ＲＨＲ−Ｂポンプ室空調冷却器入口弁開け忘れ

3.8

4

ＲＨＲ−Ｂポンプ室空調冷却器出口弁開け忘れ

3.8

4

ＲＨＲＳ−Ｂ熱交換器入口弁開け忘れ

3.8

4

ＲＨＲＳ−Ｂ熱交換器出口弁開け忘れ

3.8

4

ＲＨＲＳ−Ｂ放出ライン隔離弁開け忘れ

3.8

4

ＲＨＲＳ−Ｂ放出ライン排水弁(放水口Ｂ)開け忘れ

3.8

ＬＰＣＩ−Ｂ・ＬＰＣＩ−Ｃ共通起動信号故障＋低圧系起動操作

3.1

15

失敗

16

ＲＨＲ−Ｂポンプ起動失敗

2.1

16

ＲＨＲ−Ｂポンプ室空調ファン起動失敗

2.1

18

ＲＨＲ−Ｂインジェクション弁閉塞

1.9

19

ＲＨＲ−Ｂインジェクションライン手動弁閉塞

1.7

20

ＲＨＲＳ−Ｂ流量制御弁開失敗

1.3

20

ＲＨＲＳ−Ｂ流量制御弁閉塞

1.3

3.1.1−68

第 3.1.1.5−5(h)表 ＬＰＣＩ−Ｃフォールトツリーの主要なミニマルカットセット
No.

主要なミニマルカットセット

割合（％）

1

ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

17.8

2

ＲＨＲＳ−Ｂ海水ストレーナ閉塞

6.1

3

ＲＨＲ−Ｃポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 1 開け忘れ

3.9

3

ＲＨＲ−Ｃポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 2 開け忘れ

3.9

3

ＲＨＲ−Ｃポンプ軸受シールクーラ海水出口弁開け忘れ

3.9

3

ＲＨＲ−Ｃポンプ出口手動弁開け忘れ

3.9

3

ＲＨＲ−Ｃミニフローライン手動弁開け忘れ

3.9

3

ＲＨＲ−Ｃポンプ室空調冷却器入口弁開け忘れ

3.9

3

ＲＨＲ−Ｃポンプ室空調冷却器出口弁開け忘れ

3.9

3

ＲＨＲＳ−Ｂ熱交換器入口弁開け忘れ

3.9

3

ＲＨＲＳ−Ｂ熱交換器出口弁開け忘れ

3.9

3

ＲＨＲＳ−Ｂ放出ライン隔離弁開け忘れ

3.9

3

ＲＨＲＳ−Ｂ放出ライン排水弁(放水口Ｂ)開け忘れ

3.9

ＬＰＣＩ−Ｂ・ＬＰＣＩ−Ｃ共通起動信号故障＋低圧系起動操作

3.2

14

失敗

15

ＲＨＲ−Ｃメンテナンスによる待機除外

2.5

16

ＲＨＲ−Ｃポンプ起動失敗

2.2

16

ＲＨＲ−Ｃポンプ室空調ファン起動失敗

2.2

18

ＲＨＲ−Ｃインジェクション弁閉塞

2.0

19

ＲＨＲ−Ｃインジェクションライン手動弁閉塞

1.7

20

ＲＨＲＳ−Ｂ流量制御弁開失敗

1.3

20

ＲＨＲＳ−Ｂ流量制御弁閉塞

1.3

3.1.1−69

第 3.1.1.5−5(i)表 ＲＨＲ−Ａフォールトツリーの主要なミニマルカットセット
No.

主要なミニマルカットセット

割合（％）

1

ＲＨＲＳ−Ａメンテナンスによる待機除外

16.6

2

ＲＨＲＳ−Ａ海水ストレーナ閉塞

5.6

3

ＲＨＲ−Ａメンテナンスによる待機除外

5.2

4

ＲＨＲ系操作失敗

4.8

5

ＲＨＲ−Ａポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 1 開け忘れ

3.6

5

ＲＨＲ−Ａポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 2 開け忘れ

3.6

5

ＲＨＲ−Ａポンプ軸受シールクーラ海水出口弁開け忘れ

3.6

5

ＲＨＲ−Ａポンプ出口手動弁開け忘れ

3.6

5

ＲＨＲ−Ａミニフローライン手動弁開け忘れ

3.6

5

ＲＨＲ−Ａポンプ室空調冷却器入口弁開け忘れ

3.6

5

ＲＨＲ−Ａポンプ室空調冷却器出口弁開け忘れ

3.6

5

ＲＨＲＳ−Ａ熱交換器Ａ入口弁開け忘れ

3.6

5

ＲＨＲＳ−Ａ熱交換器Ａ出口弁開け忘れ

3.6

5

ＲＨＲＳ−Ａ放出ライン隔離弁開け忘れ

3.6

5

ＲＨＲＳ−Ａ放出ライン排水弁(放水口Ｂ)開け忘れ

3.6

16

ＲＨＲ−Ａポンプ起動失敗

2.0

16

ＲＨＲ−Ａポンプ室空調ファン起動失敗

2.0

18

ＲＨＲＳ−Ａ流量制御弁開失敗

1.3

18

ＲＨＲＳ−Ａ流量制御弁閉塞

1.3

20

ＲＨＲ−Ａポンプ運転継続失敗

1.2

3.1.1−70

第 3.1.1.5−5(j)表 ＲＨＲ−Ｂフォールトツリーの主要なミニマルカットセット
No.

主要なミニマルカットセット

割合（％）

1

ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

16.8

2

ＲＨＲＳ−Ｂ海水ストレーナ閉塞

5.7

3

ＲＨＲ−Ｂメンテナンスによる待機除外

5.3

4

ＲＨＲ系操作失敗

4.9

5

ＲＨＲ−Ｂポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 1 開け忘れ

3.7

5

ＲＨＲ−Ｂポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 2 開け忘れ

3.7

5

ＲＨＲ−Ｂポンプ軸受シールクーラ海水出口弁開け忘れ

3.7

5

ＲＨＲ−Ｂポンプ出口手動弁開け忘れ

3.7

5

ＲＨＲ−Ｂミニフローライン手動弁開け忘れ

3.7

5

ＲＨＲ−Ｂポンプ室空調冷却器入口弁開け忘れ

3.7

5

ＲＨＲ−Ｂポンプ室空調冷却器出口弁開け忘れ

3.7

5

ＲＨＲＳ−Ｂ熱交換器入口弁開け忘れ

3.7

5

ＲＨＲＳ−Ｂ熱交換器出口弁開け忘れ

3.7

5

ＲＨＲＳ−Ｂ放出ライン隔離弁開け忘れ

3.7

5

ＲＨＲＳ−Ｂ放出ライン排水弁(放水口Ｂ)開け忘れ

3.7

16

ＲＨＲ−Ｂポンプ起動失敗

2.1

16

ＲＨＲ−Ｂポンプ室空調ファン起動失敗

2.1

18

ＲＨＲＳ−Ｂ流量制御弁開失敗

1.3

18

ＲＨＲＳ−Ｂ流量制御弁閉塞

1.3

20

ＲＨＲ−Ｂポンプ運転継続失敗

1.2

3.1.1−71

第 3.1.1.5−6 表
項目

イベントツリー
ヘディング「圧力制御」

3.1.1−72
フォールトツリー「スクラム系」

システム信頼性評価を実施せずに設定した非信頼度とその根拠

内容

非信頼度
(1／d)

エラー
ファクタ

設定根拠

逃がし安全弁開放失敗の分岐で設定

1.0E-20

13.3

逃がし安全弁は全部で 18 個あり，それぞれが逃がし弁機能と安全弁機能を有しているため，この機能喪失確率は非常に小さく，他の機能の喪失確率に比べて無視できる。このため，分岐確
率として 1.0E-20 を適用する。なお，エラーファクタについては逃がし安全弁の開失敗確率（デマンド）のＥＦ値 13.3 を用いる。

ＡＴＷＳ時の逃がし安全弁開放失敗の分岐で設定

4.9E-03

13.3

ＡＴＷＳ時には，原子炉圧力が急激に上昇するため，全弁が開放する必要があるとして，1 個当たりの開失敗確率（2.7E-4／d，ＥＦ 13.3）に全弁数 18 個を乗じた。

逃がし安全弁再閉鎖失敗の分岐で設定

5.2E-0313.2

保守的に全逃がし安全弁が開放後，逃がし安全弁 1 個以上が再閉鎖失敗する確率とした。1 個当たりの閉失敗確率（2.9E-4／d，ＥＦ 13.2）に全弁数 18 個を乗じた。

制御棒挿入失敗に係る基事象

第 3.1.1.6−1 表

同一システム内で共通要因故障を考慮した機器及び故障モード

系統
ＲＨＲＳ
ＤＧ室空調
ＥＣＣＳ起動信号

ＲＰＳ

機器タイプ

故障モード
起動失敗

ポンプ

運転継続失敗

逆止弁

開失敗

ダンパ

開失敗

検出器

作動失敗

トリップ設定器

作動失敗

リレー（スクラムコンタク
タ）3.1.1−73

作動失敗

第 3.1.1.6−2 表システム間で共通要因故障を考慮した機器及び故障モード

系統
ＥＣＣＳ起動信号

検出器

作動失敗

トリップ設定器

作動失敗

起動失敗

ポンプ
ＬＰＣＩ−Ａ／Ｂ／Ｃ（ＲＨＲ−Ａ／Ｂ）

運転継続失敗起動失敗

ファン

運転継続失敗弁（手動弁は除く）（ＤＧ−２Ｃ／２Ｄ）

ＤＧＳＷ−Ａ／Ｂ

直流電源（区分Ⅰ，Ⅱ）

閉失敗
運転継続失敗弁（手動弁は除く）

開失敗

ストレーナ

閉塞（内部破損含む）

非常用ディーゼル発電機

交流電源（区分Ⅰ，Ⅱ）

開失敗
起動失敗

ポンプ
ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ

故障モード

機器タイプ

起動失敗
運転継続失敗起動失敗

ポンプ

運転継続失敗起動失敗

ファン

運転継続失敗弁（手動弁は除く）

開失敗

ストレーナ

閉塞（内部破損含む）
起動失敗

ポンプ

運転継続失敗ストレーナ

閉塞（内部破損含む）

蓄電池

給電失敗

3.1.1−74

第 3.1.1.6−3 表

共通要因故障パラメータの一覧

β ファクタ※１

γ ファクタ※２

ポンプ，ファン

0.039

0.520

ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−１２０５ Ｒｅｖ.１

弁，ダンパ

0.130

0.565

ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−１３６３ Ｒｅｖ.１

ＤＧ

0.021

−

ＮＵＲＥＧ−１１５０

検出器，トリップ設定器

0.082

−

ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−２７７１

リレー（スクラムコンタクタ）

0.050

−

ＳＥＣＹ−８３−２９３

蓄電池

0.008

−

ＮＵＲＥＧ−０６６６

ストレーナ

0.133

−

ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−５４９７

機器タイプ

備考

3.1.1−75※1 多重故障（2 重以上）が発生する確率※2 多重故障が発生した場合，それが 3 重以上の故障である条件付確率
ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−４５５０に基づきγファクタを算出

第 3.1.1.7− 1 表

人的過誤確率の評価結果
エラー
過誤確率(平 均 値 )[／ ｄ ]

人的過誤

ファク
タ

8.3E-05

4.8

3.9E-03

6.8

2.0E-03

3.5

2.5E-03

6.5

2.5E-03

6.5

1.8E-01

6.7

1.0E-0313.8

4.0E-015.0

高圧注水系起動操作失敗

2.5E-03

3.0

原子炉手動減圧失敗（ＬＯＣＡ以外）

1.9E-013.5

原子炉手動減圧失敗（ＬＯＣＡ）

2.5E-036.5

低圧注水系起動操作失敗

1.9E-01

3.5

ＲＨＲ系操作失敗

1.1E-0435.6

ＤＧ燃料油補給操作失敗

1.1E-0435.6

弁の開け忘れ・閉め忘れ
起因事象
発生前

ＤＧ試験時ガバナ操作後の復旧失敗
弁の通常状態への復旧失敗（ＩＳＬＯＣＡ）
原子炉水位制御操作失敗
水源切替操作失敗（ＣＳＴ→サプレッション・チェ
ンバ，大中ＬＯＣＡ以外）
水源切替操作失敗（ＣＳＴ→サプレッション・チェ
ンバ，中ＬＯＣＡ）

起因事象
発生後

注水不能認知失敗（大中ＬＯＣＡ以外）
注水不能認知失敗（大中ＬＯＣＡ）

3.1.1−76

第 3.1.1.8−1 表

起因事象別炉心損傷頻度

起因事象

過渡事象

外部電源喪失3.1.1−77

手動停止／サポート系喪失（手動停止）
サポート系喪失（自動停止）
サポート系喪失（直流電源故障）
ＬＯＣＡ
格納容器バイパス

非隔離事象
隔離事象
全給水喪失
水位低下事象
原子炉緊急停止系誤動作等
逃がし安全弁誤開放
外部電源喪失計画外停止
残留熱除去系海水系故障
交流電源故障

区分Ⅰ
区分Ⅱ
区分Ⅰ
区分Ⅱ

タービン・サポート系故障
直流電源故障区分Ⅰ
区分Ⅱ

大破断ＬＯＣＡ
中破断ＬＯＣＡ
小破断ＬＯＣＡ
インターフェイスシステムＬＯＣＡ
合計

起因事象
発生頻度
（／炉年）
1.7E-01
2.7E-02
1.0E-02
2.7E-02
5.5E-02
1.0E-03
4.2E-03
4.3E-02
7.2E-04
7.2E-04
1.5E-04
1.5E-04
7.2E-04
2.8E-04
2.8E-04
2.0E-05
2.0E-04
3.0E-04
4.8E-10

条件付
炉心損傷確率（ＣＣＤＰ）
1.5E-04
1.5E-04
1.5E-04
1.5E-04
1.5E-04
1.5E-04
3.6E-04
1.5E-04
2.2E-03
2.3E-03
2.3E-03
2.3E-03
1.5E-04
9.6E-03
9.6E-03
1.5E-04
1.5E-04
1.5E-04
1.0E+00

炉心損傷頻度
（／炉年）

寄与割合
（％）

2.5E-05
4.0E-06
1.5E-06
4.0E-06
8.2E-06
1.5E-07
1.5E-06
6.4E-06
1.6E-06
1.6E-06
3.4E-07
3.4E-07
1.1E-07
2.7E-06
2.7E-06
3.0E-09
3.0E-08
4.5E-08
4.8E-10
6.1E-05

41.8
6.6
2.5
6.6
13.5
0.2
2.5
10.6
2.7
2.7
0.6
0.6
0.2
4.4
4.4
＜0.1
＜0.1
＜0.1
＜0.1
100

第 3.1.1.8−2 表事故シーケンスグループ別炉心損傷頻度

事故シーケンスグループ

炉心損傷頻度

寄与割合

（／炉年）

（％）

高圧・低圧注水機能喪失

ＴＱＵＶ

3.5E-09＜0.1

高圧注水・減圧機能喪失

ＴＱＵＸ

2.0E-08

＜0.1

長期ＴＢ

7.7E-08

0.1

ＴＢＵ

2.1E-08＜0.1

ＴＢＰ

5.3E-10＜0.1

ＴＢＤ

6.0E-12＜0.1

ＴＷ

5.6E-05

91.9

ＴＢＷ

4.8E-06

7.9

ＴＣ

2.5E-08＜0.1

ＡＥ

1.4E-12＜0.1

Ｓ１Ｅ

2.0E-11＜0.1

Ｓ２Ｅ

1.6E-13＜0.1

ＩＳＬＯＣＡ

4.8E-10＜0.1

6.1E-05100.0

全交流動力電源喪失

崩壊熱除去機能喪失

原子炉停止機能喪失

ＬＯＣＡ時注水機能喪失

格納容器バイパス（インターフェイスシステム
ＬＯＣＡ）
合計

3.1.1−78

第 3.1.1.8−3 表事故シーケンス

過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
高
圧
・
低
圧
注
水
機
能
喪
失

手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

サポート系喪失（自動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

サポート系喪失（自動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

事故シーケンスグループの分析結果（1／8）

炉心損傷頻度（／炉年）

3.2E-102.0E-10

4.2E-10

4.3E-11

2.5E-09

3.0E-11

※１

寄与割合
（％）

9.0

5.7

12.0

1.2

71.2

0.9

※２

炉心損傷頻度
（／炉年）

寄与割合
（％）

①外部電源喪失＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋ＤＧ−２Ｃ運転継続失敗＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

8.2E-122.6②外部電源喪失＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋ＤＧ−２Ｃ起動失敗＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

5.5E-121.8②外部電源喪失＋ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗＋ＤＧ−２Ｃ運転継続失敗＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

5.5E-12

1.8①逃がし安全弁誤開放＋ＨＰＣＳ入口逆止弁（Ｓ／Ｐ側）開失敗＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水トレーナ閉塞共通原因故障

5.7E-122.9②非隔離事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ入口逆止弁（Ｓ／Ｐ側）開失敗＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

5.1E-12

2.6③逃がし安全弁誤開放＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷメンテナンスによる待機除外＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水トレーナ閉塞共通原因故障

4.7E-122.3①交流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷメンテナンスによる待機除外＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

1.5E-113.6②交流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ海水ストレーナ閉塞＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

7.3E-121.7③交流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷポンプ起動失敗＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

5.7E-121.4①計画外停止＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ入口逆止弁（Ｓ／Ｐ側）開失敗＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

1.3E-123.0②計画外停止＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷメンテナンスによる待機除外＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

1.0E-122.4③計画外停止＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ海水ストレーナ閉塞＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

5.0E-131.2①直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

2.4E-109.6②直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

1.6E-106.5③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧメンテナンスによる待機除外＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

1.0E-104.2①直流電源故障（区分Ⅰ）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

1.3E-124.2①直流電源故障（区分Ⅱ）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋ＲＨＲＳ−Ａメンテナンスによる待機除外

1.3E-124.2③直流電源故障（区分Ⅰ）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

8.5E-132.8③直流電源故障（区分Ⅱ）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗＋ＲＨＲＳ−Ａメンテナンスによる待機除外

8.5E-132.8

主要なカットセット（上位3位）※1 事故シーケンスグループに対する寄与割合

3.1.1−79※2 事故シーケンスに対する寄与割合

第 3.1.1.8−3 表事故シーケンス

過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗

高
圧
注
水
・
減
圧
機
能
喪
失

手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗

サポート系喪失（自動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗

事故シーケンスグループの分析結果（2／8）

炉心損傷頻度（／炉年）

9.4E-09

2.6E-09

8.3E-09

※１

寄与割合
（％）

46.5

12.6

40.9

※２

炉心損傷頻度
（／炉年）

寄与割合
（％）

①非隔離事象＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷメンテナンスによる待機除外＋ＲＣＩＣポンプ起動失敗＋原子炉手動減圧失敗

1.7E-101.8②非隔離事象＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷストレーナ閉塞＋ＲＣＩＣポンプ起動失敗＋原子炉手動減圧失敗

8.1E-110.9③非隔離事象＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷメンテナンスによる待機除外＋ＲＣＩＣポンプ起動失敗＋注水不能認知失敗

6.7E-110.7①交流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷメンテナンスによる待機除外＋原子炉手動減圧失敗

1.0E-103.9②交流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ海水ストレーナ閉塞＋原子炉手動減圧失敗

4.8E-111.9③計画外停止＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷメンテナンスによる待機除外＋ＲＣＩＣポンプ起動失敗＋原子炉手動減圧失敗

4.3E-111.7①直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋原子炉手動減圧失敗

1.6E-0919.0②直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗＋原子炉手動減圧失敗

1.1E-0912.9

6.8E-108.2

主要なカットセット（上位3位）③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧメンテナンスによる待機除外＋原子炉手動減圧失敗※1 事故シーケンスグループに対する寄与割合

3.1.1−80※2 事故シーケンスに対する寄与割合

第 3.1.1.8−3 表事故シーケンス

外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋ＨＰＣＳ失敗（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）

サポート系喪失（直流電源故障）(外部電源喪失）＋ＤＧ失敗＋ＨＰＣＳ失敗（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）

外部電源喪失＋直流電源失敗＋ＨＰＣＳ失敗

全
交
流
動
力
電
源
喪
失

外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋高圧炉心冷却失敗

サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗＋高圧炉心冷却失敗

外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ失敗

サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ失敗

事故シーケンスグループの分析結果（3／8）

炉心損傷頻度（／炉年）

5.7E-082.0E-08

6.0E-122.0E-10

2.1E-083.0E-10

2.3E-10

※１

寄与割合
（％）

57.6

20.7

＜0.1

0.2

20.9

0.3

0.2

※２

炉心損傷頻度
（／炉年）

寄与割合
（％）

①外部電源喪失＋軽油貯蔵タンク閉塞

4.8E-0884.1②外部電源喪失＋軽油貯蔵タンク破損

3.2E-095.6③外部電源喪失＋ＤＧ−２Ｃ／２Ｄ運転継続失敗共通原因故障＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗

4.6E-100.8①直流電源故障（区分Ⅱ）＋軽油貯蔵タンク閉塞

3.2E-0915.6②直流電源故障（区分Ⅱ）＋ＤＧ−２Ｃ運転継続失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗

1.4E-097.1③直流電源故障（区分Ⅱ）＋ＤＧ−２Ｃ運転継続失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗

9.8E-104.8③直流電源故障（区分Ⅱ）＋ＤＧ−２Ｃ起動失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗

9.8E-104.8①外部電源喪失＋蓄電池−Ａ／Ｂ給電失敗共通原因故障＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗

1.6E-1226.5②外部電源喪失＋蓄電池−Ａ／Ｂ給電失敗共通原因故障＋ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗

1.1E-1218.0③外部電源喪失＋蓄電池−Ａ／Ｂ給電失敗共通原因故障＋ＨＰＣＳ−ＤＧメンテナンスによる待機除外

6.8E-1311.5①外部電源喪失＋軽油貯蔵タンク閉塞＋ＲＣＩＣポンプ起動失敗

7.1E-1135.5②外部電源喪失＋軽油貯蔵タンク閉塞＋ＲＣＩＣメンテナンスによる待機除外

4.6E-1122.8③外部電源喪失＋軽油貯蔵タンク閉塞＋ＲＣＩＣ流量制御器故障

7.7E-123.8①直流電源故障（区分Ⅰ）＋軽油貯蔵タンク閉塞

3.2E-0915.5②直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ−２Ｄ運転継続失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗

1.4E-097.0③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ−２Ｄ運転継続失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗

9.8E-104.7③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ−２Ｄ起動失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗

9.8E-104.7①外部電源喪失＋軽油貯蔵タンク閉塞＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

2.5E-1083.6②外部電源喪失＋軽油貯蔵タンク破損＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

1.7E-115.6③外部電源喪失＋ＤＧ−２Ｃ／２Ｄ運転継続失敗共通原因故障＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗

2.4E-120.8①直流電源故障（区分Ⅰ）＋軽油貯蔵タンク閉塞＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

1.7E-117.4①直流電源故障（区分Ⅱ）＋軽油貯蔵タンク閉塞＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

1.7E-117.4③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ−２Ｄ運転継続失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗

7.6E-123.4③直流電源故障（区分Ⅱ）＋ＤＧ−２Ｃ運転継続失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗

7.6E-123.4

主要なカットセット（上位3位）※1 事故シーケンスグループに対する寄与割合

3.1.1−81※2 事故シーケンスに対する寄与割合

第 3.1.1.8−3 表事故シーケンス

過渡事象＋ＲＨＲ失敗過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋ＲＨＲ失敗手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗
崩
壊
熱
除
去
機
能
喪
失

サポート系喪失（自動停止）＋ＲＨＲ失敗サポート系喪失（自動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗小破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗中破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗大破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗事故シーケンスグループの分析結果（4／8）

炉心損傷頻度（／炉年）

4.4E-05

3.8E-07

9.9E-06

5.2E-08

1.7E-06

8.9E-09

4.5E-083.0E-083.0E-09

※１

寄与割合
（％）

※２

炉心損傷頻度
（／炉年）

寄与割合
（％）

①非隔離事象＋ＲＨＲ系操作失敗

1.9E-0542.6②原子炉緊急停止系誤動作等＋ＲＨＲ系操作失敗

6.0E-06

13.8

③隔離事象
＋ＲＨＲ系操作失敗

2.9E-066.8③水位低下事象＋ＲＨＲ系操作失敗

2.9E-06

6.8①逃がし安全弁誤開放＋ＲＨＲ系操作失敗

1.1E-0729.1②非隔離事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ系操作失敗

9.7E-08

25.7③逃がし安全弁誤開放＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

1.7E-084.6①計画外停止＋ＲＨＲ系操作失敗

4.7E-0647.2②計画外停止＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

7.4E-07

7.4③残留熱除去系海水系故障（区分Ⅰ）＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

2.7E-07

2.7③残留熱除去系海水系故障（区分Ⅱ）＋ＲＨＲＳ−Ａメンテナンスによる待機除外

2.7E-072.7①計画外停止＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ系操作失敗

2.5E-0847.2②計画外停止＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

3.9E-097.4③残留熱除去系海水系故障（区分Ⅰ）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

1.4E-092.7③残留熱除去系海水系故障（区分Ⅱ）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲＳ−Ａメンテナンスによる待機除外

1.4E-092.7①直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

1.0E-076.1①直流電源故障（区分Ⅱ）＋ＲＨＲＳ−Ａメンテナンスによる待機除外

1.0E-076.1③交流電源故障（区分Ⅱ）＋ＲＨＲＳ−Ａメンテナンスによる待機除外

5.7E-083.3①直流電源故障（区分Ⅰ）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

5.4E-106.1①直流電源故障（区分Ⅱ）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲＳ−Ａメンテナンスによる待機除外

5.4E-106.1③交流電源故障（区分Ⅱ）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲＳ−Ａメンテナンスによる待機除外

3.0E-10

3.3①小破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ系操作失敗

3.3E-0873.6②小破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

5.2E-09

11.6③小破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ流量調整弁開失敗共通原因故障

1.1E-09

2.4①中破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ系操作失敗

2.2E-08

73.6①中破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

3.4E-09

11.6①中破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ流量調整弁開失敗共通原因故障

7.2E-10

2.4①大破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ系操作失敗

2.2E-0973.6②大破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

3.4E-10

11.6

7.2E-112.4

主要なカットセット（上位3位）

72.0

0.6

16.4

＜0.1

2.8

＜0.1

＜0.1

＜0.1

＜0.1

③大破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ流量調整弁開失敗共通原因故障※1 事故シーケンスグループに対する寄与割合

3.1.1−82※2 事故シーケンスに対する寄与割合

第 3.1.1.8−3 表事故シーケンス

外部電源喪失＋ＤＧ失敗（ＨＰＣＳ成功）

外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗（ＨＰＣＳ成功）

崩
壊
熱
除
去
機
能
喪
失

外部電源喪失＋直流電源失敗（ＨＰＣＳ成功）サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗（ＨＰＣＳ成功）サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗（ＨＰＣＳ成功）

事故シーケンスグループの分析結果（5／8）

炉心損傷頻度（／炉年）

6.9E-07

3.6E-09

6.9E-10

4.1E-06

2.1E-08

※１

寄与割合
（％）

1.1

＜0.1

＜0.1

※２

炉心損傷頻度
（／炉年）

寄与割合
（％）

①外部電源喪失＋ＤＧ−２Ｃ／２Ｄ運転継続失敗共通原因故障

2.0E-0728.8②外部電源喪失＋ＤＧ−２Ｃ／２Ｄ起動失敗共通原因故障

1.3E-0719.4③外部電源喪失＋ＤＧＳＷ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

7.2E-0810.4①外部電源喪失＋ＤＧ−２Ｃ／２Ｄ運転継続失敗共通原因故障＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

1.0E-0928.8②外部電源喪失＋ＤＧ−２Ｃ／２Ｄ起動失敗共通原因故障＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

7.0E-1019.4③外部電源喪失＋ＤＧＳＷ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

3.7E-1010.4①外部電源喪失＋蓄電池−Ａ／Ｂ給電失敗共通原因故障

6.9E-1099.2②外部電源喪失＋蓄電池−Ａ／Ｂ給電失敗共通原因故障＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

3.6E-120.5③外部電源喪失＋蓄電池−Ａ給電失敗＋蓄電池−Ｂ給電失敗

1.7E-120.3①直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ−２Ｄ運転継続失敗

6.3E-0715.5①直流電源故障（区分Ⅱ）＋ＤＧ−２Ｃ運転継続失敗

6.3E-0715.5③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ−２Ｄ起動失敗

4.3E-0710.6③直流電源故障（区分Ⅱ）＋ＤＧ−２Ｃ起動失敗

4.3E-0710.6①直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ−２Ｄ運転継続失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

3.3E-0915.5①直流電源故障（区分Ⅱ）＋ＤＧ−２Ｃ運転継続失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

3.3E-0915.5③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ−２Ｄ起動失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

2.2E-09

10.6

2.2E-0910.6

主要なカットセット（上位3位）

6.7

＜0.1

③直流電源故障（区分Ⅱ）＋ＤＧ−２Ｃ起動失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗※1 事故シーケンスグループに対する寄与割合

3.1.1−83※2 事故シーケンスに対する寄与割合

第 3.1.1.8−3 表事故シーケンス

過渡事象＋原子炉停止失敗

サポート系喪失（自動停止）＋原子炉停止失敗

原
子
炉
停
止
機
能
喪
失

小破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗

中破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗

大破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗

事故シーケンスグループの分析結果（6／8）

炉心損傷頻度（／炉年）

2.5E-08

3.8E-11

3.2E-11

2.2E-11

2.2E-12

※１

寄与割合
（％）

※２

炉心損傷頻度
（／炉年）

寄与割合
（％）

①非隔離事象＋スクラムコンタクタ−Ａ／Ｃ作動失敗共通原因故障

4.6E-0918.1①非隔離事象＋スクラムコンタクタ−Ｂ／Ｄ作動失敗共通原因故障

4.6E-0918.1①非隔離事象＋スクラムコンタクタ−Ｅ／Ｇ作動失敗共通原因故障

4.6E-0918.1①非隔離事象＋スクラムコンタクタ−Ｆ／Ｈ作動失敗共通原因故障

4.6E-0918.1①直流電源故障（区分Ⅰ）＋スクラムコンタクタ−Ｂ／Ｄ作動失敗共通原因故障

7.6E-1219.7①直流電源故障（区分Ⅰ）＋スクラムコンタクタ−Ｆ／Ｈ作動失敗共通原因故障

7.6E-1219.7①直流電源故障（区分Ⅱ）＋スクラムコンタクタ−Ａ／Ｃ作動失敗共通原因故障

7.6E-1219.7①直流電源故障（区分Ⅱ）＋スクラムコンタクタ−Ｅ／Ｇ作動失敗共通原因故障

7.6E-1219.7①小破断ＬＯＣＡ＋スクラムコンタクタ−Ａ／Ｃ作動失敗共通原因故障

8.1E-1225.0①小破断ＬＯＣＡ＋スクラムコンタクタ−Ｂ／Ｄ作動失敗共通原因故障

8.1E-1225.0①小破断ＬＯＣＡ＋スクラムコンタクタ−Ｅ／Ｇ作動失敗共通原因故障

8.1E-1225.0①小破断ＬＯＣＡ＋スクラムコンタクタ−Ｆ／Ｈ作動失敗共通原因故障

8.1E-1225.0①中破断ＬＯＣＡ＋スクラムコンタクタ−Ａ／Ｃ作動失敗共通原因故障

5.4E-1225.0①中破断ＬＯＣＡ＋スクラムコンタクタ−Ｂ／Ｄ作動失敗共通原因故障

5.4E-1225.0①中破断ＬＯＣＡ＋スクラムコンタクタ−Ｅ／Ｇ作動失敗共通原因故障

5.4E-1225.0①中破断ＬＯＣＡ＋スクラムコンタクタ−Ｆ／Ｈ作動失敗共通原因故障

5.4E-1225.0①大破断ＬＯＣＡ＋スクラムコンタクタ−Ａ／Ｃ作動失敗共通原因故障

5.4E-1325.0①大破断ＬＯＣＡ＋スクラムコンタクタ−Ｂ／Ｄ作動失敗共通原因故障

5.4E-1325.0①大破断ＬＯＣＡ＋スクラムコンタクタ−Ｅ／Ｇ作動失敗共通原因故障

5.4E-1325.0

5.4E-1325.0

主要なカットセット（上位3位）

99.6

0.2

0.1

＜0.1

＜0.1

①大破断ＬＯＣＡ＋スクラムコンタクタ−Ｆ／Ｈ作動失敗共通原因故障※1 事故シーケンスグループに対する寄与割合

3.1.1−84※2 事故シーケンスに対する寄与割合

第 3.1.1.8−3 表事故シーケンス

小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗

Ｌ
Ｏ
Ｃ
Ａ
時
注
水
機
能
喪
失

中破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

中破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗

大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

事故シーケンスグループの分析結果（7／8）

炉心損傷頻度（／炉年）

1.4E-13

2.2E-14

1.5E-11

4.6E-12

1.4E-12

※１

寄与割合
（％）

0.6

0.1

71.3

21.4

6.6

※２

炉心損傷頻度
（／炉年）

寄与割合
（％）

①小破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ入口逆止弁（Ｓ／Ｐ側）開失敗＋ＲＣＩＣ水源切替操作失敗＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

4.3E-15

3.1②小破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷメンテナンスによる待機除外＋ＲＣＩＣ水源切替操作失敗＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

3.5E-15

2.5③小破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ入口逆止弁（Ｓ／Ｐ側）開失敗＋ＲＣＩＣポンプ起動失敗＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

2.5E-15

1.8①小破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ入口逆止弁（Ｓ／Ｐ側）開失敗＋原子炉水位トランスミッタ（Ｌ−１）−Ａ／Ｂ／Ｃ／Ｄ作動失敗
共通原因故障＋注水不能認知失敗

4.8E-16

2.2②小破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷメンテナンスによる待機除外＋原子炉水位トランスミッタ（Ｌ−１）−Ａ／Ｂ／Ｃ／Ｄ作動失敗
共通原因故障＋注水不能認知失敗

3.9E-16

1.8③小破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ入口逆止弁（Ｓ／Ｐ側）開失敗＋原子炉水位トランスミッタ（Ｌ−１）−Ａ／Ｂ／Ｃ／Ｄ作動失敗
共通原因故障＋ＲＣＩＣ起動操作失敗＋原子炉手動減圧失敗

2.3E-16

1.1①中破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ入口逆止弁（Ｓ／Ｐ側）開失敗＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

1.1E-12

7.5②中破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷメンテナンスによる待機除外＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

9.3E-13

6.1③中破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ海水ストレーナ閉塞＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

4.5E-13

2.9①中破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ入口逆止弁（Ｓ／Ｐ側）開失敗＋原子炉水位トランスミッタ（Ｌ−１）−Ａ／Ｂ／Ｃ／Ｄ作動失敗
共通原因故障＋注水不能認知失敗

1.3E-132.8

1.3E-132.8

1.0E-132.3

主要なカットセット（上位3位）②中破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ入口逆止弁（Ｓ／Ｐ側）開失敗＋原子炉水位トランスミッタ（Ｌ−３）−Ａ／Ｂ作動失敗共通原因
故障＋注水不能認知失敗③中破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷメンテナンスによる待機除外＋原子炉水位トランスミッタ（Ｌ−１）−Ａ／Ｂ／Ｃ／Ｄ作動失敗
共通原因故障＋注水不能認知失敗①大破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ入口逆止弁（Ｓ／Ｐ側）開失敗＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

1.1E-13

8.1②大破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷメンテナンスによる待機除外＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

9.3E-14

6.6③大破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ海水ストレーナ閉塞＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

4.5E-143.2※1 事故シーケンスグループに対する寄与割合

3.1.1−85※2 事故シーケンスに対する寄与割合

第 3.1.1.8−3 表事故シーケンス

格
納
容
器
バ
イ
パ
ス

インターフェイスシステムＬＯＣＡ

事故シーケンスグループの分析結果（8／8）

炉心損傷頻度（／炉年）

4.8E-10

※１

寄与割合
（％）

100.0

※２

炉心損傷頻度
（／炉年）

寄与割合
（％）

①ＲＨＲ−Ａテスタブル逆止弁定期試験＋ＲＨＲ−Ａ注入弁定期試験時の通常状態への復旧失敗＋ＲＨＲ−Ａテスタブル逆止弁閉失敗＋ＲＨＲ−Ａ吐出配管破断

1.5E-1030.4①ＲＨＲ−Ｂテスタブル逆止弁定期試験＋ＲＨＲ−Ｂ注入弁定期試験時の通常状態への復旧失敗＋ＲＨＲ−Ｂテスタブル逆止弁閉失敗＋ＲＨＲ−Ｂ吐出配管破断

1.5E-1030.4③ＲＨＲ−Ｃテスタブル逆止弁定期試験＋ＲＨＲ−Ｃ注入弁定期試験時の通常状態への復旧失敗＋ＲＨＲ−Ｃテスタブル逆止弁閉失敗＋ＲＨＲ−Ｃ吐出配管破断

5.9E-1112.1

主要なカットセット（上位3位）※1 事故シーケンスグループに対する寄与割合

3.1.1−86※2 事故シーケンスに対する寄与割合

第 3.1.1.8−4 表

起因事象のＦＶ重要度評価結果

起因事象

ＦＶ重要度

非隔離事象

4.2E-01

原子炉緊急停止系誤動作等

1.4E-01

計画外停止

1.1E-01

隔離事象

6.6E-02

水位低下事象6.6E-02

直流電源故障（区分Ⅱ）4.4E-02

直流電源故障（区分Ⅰ）4.4E-02

残留熱除去系海水系故障（区分Ⅱ）2.7E-02

残留熱除去系海水系故障（区分Ⅰ）2.7E-02

外部電源喪失2.5E-02

全給水喪失

2.5E-02

交流電源故障（区分Ⅱ）5.7E-03

交流電源故障（区分Ⅰ）5.6E-03

逃がし安全弁誤開放2.5E-03

タービン・サポート系故障

1.8E-03

小破断ＬＯＣＡ

7.4E-04

中破断ＬＯＣＡ

4.9E-04

大破断ＬＯＣＡ

4.9E-05

インターフェイスシステムＬＯＣＡ

8.0E-06

3.1.1−87

第 3.1.1.8−5 表

起因事象のＲＡＷ評価結果

起因事象

ＲＡＷ

インターフェイスシステムＬＯＣＡ

1.6E+04

直流電源故障（区分Ⅱ）

1.6E+02

直流電源故障（区分Ⅰ）

1.6E+02

交流電源故障（区分Ⅱ）

3.9E+01

残留熱除去系海水系故障（区分Ⅱ）

3.8E+01

交流電源故障（区分Ⅰ）

3.8E+01

残留熱除去系海水系故障（区分Ⅰ）

3.8E+01

外部電源喪失6.9E+00

中破断ＬＯＣＡ

3.5E+00

大破断ＬＯＣＡ

3.5E+00

小破断ＬＯＣＡ

3.5E+00

逃がし安全弁誤開放

3.5E+00

タービン・サポート系故障

3.5E+00

全給水喪失

3.4E+00

隔離事象

3.4E+00

水位低下事象

3.4E+00

計画外停止

3.4E+00

原子炉緊急停止系誤動作等

3.3E+00

非隔離事象

3.0E+00

3.1.1−88

第 3.1.1.8−6 表

緩和設備の基事象のＦＶ重要度評価結果

3.1.1−89

No

系統

基事象

ＦＶ重要度

1

ＲＨＲ

ＲＨＲ系操作失敗

6.2E-012

ＲＨＲＳ

ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通要因故障

9.7E-023

ＲＨＲＳ

ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ流量制御弁開失敗共通要因故障

2.0E-02

4

ＲＨＲ

ＲＨＲ−Ａ／Ｂ熱交換器バイパス弁閉失敗共通要因故障

1.3E-025

ＤＧ

ＤＧ−２Ｄ運転継続失敗

1.2E-026

ＤＧ

ＤＧ−２Ｃ運転継続失敗

1.2E-02

7

ＲＨＲＳ

ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ／Ｃ／Ｄ海水ポンプ起動失敗共通要因故障

1.1E-028

ＲＨＲＳ

ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

1.1E-02

9ＲＨＲＳ

ＲＨＲＳ−Ａメンテナンスによる待機除外

1.1E-02

10

ＲＨＲ

ＲＨＲ−Ａ／Ｂポンプ室空調ファン起動失敗共通要因故障

1.0E-02

10

ＲＨＲ

ＲＨＲ−Ａ／Ｂポンプ起動失敗共通要因故障

1.0E-02

第 3.1.1.8−7 表

緩和設備の基事象のＲＡＷ評価結果

3.1.1−90

No

系統

基事象

ＲＡＷ

1

ＲＨＲ

ＲＨＲ系操作失敗

5.6E+03

1

ＲＨＲ

ＲＨＲ−Ａ／Ｂ熱交換器バイパス弁閉失敗共通要因故障

5.6E+03

1

ＲＨＲ

ＲＨＲ−Ａ／Ｂポンプ起動失敗共通要因故障

5.6E+03

1

ＲＨＲ

ＲＨＲ−Ａ／Ｂポンプ室空調ファン起動失敗共通要因故障

5.6E+03

1

ＲＨＲ

ＲＨＲ−Ａ／Ｂポンプ運転継続失敗共通要因故障

5.6E+03

1

ＲＨＲ

ＲＨＲ−Ａ／Ｂ／Ｃポンプ起動失敗共通要因故障

5.6E+03

1

ＲＨＲ

ＲＨＲ−Ａ／Ｂ／Ｃポンプ室空調ファン起動失敗共通要因故障

5.6E+03

1

ＲＨＲ

ＲＨＲ−Ａ／Ｂポンプ室空調ファン運転継続失敗共通要因故障

5.6E+03

1

ＲＨＲ

ＲＨＲ−Ａ／Ｂ／Ｃポンプ運転継続失敗共通要因故障

5.6E+03

1

ＲＨＲＳ

ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ／Ｃ／Ｄポンプ運転継続失敗共通要因故障

5.6E+03

1

ＲＨＲ

ＲＨＲ−Ａ／Ｂポンプ出口逆止弁開失敗共通要因故障

5.6E+03

1

ＲＨＲ

ＲＨＲ−Ａ／Ｂミニフローライン逆止弁開失敗共通要因故障

5.6E+03

1

ＲＨＲ

ＲＨＲ−Ａ／Ｂ／Ｃポンプ室空調ファン運転継続失敗共通要因故障

5.6E+03

1

ＲＨＲ

ＲＨＲ−Ａ／Ｂ／Ｃポンプ出口逆止弁開失敗共通要因故障

5.6E+03

1

ＲＨＲ

ＲＨＲ−Ａ／Ｂ／Ｃミニフローライン逆止弁開失敗共通要因故障

5.6E+03

第 3.1.1.8−8 表

不確実さ解析の評価結果

点推定値
（／炉年）

平均値
（／炉年）

中央値
（／炉年）

5％下限値
（／炉年）

95％上限値（／炉年）

ＥＦ

3.5E-09

4.0E-09

1.8E-09

3.8E-10

1.3E-08

5.8

2.0E-08

2.1E-08

7.4E-09

1.1E-09

6.3E-08

7.7

9.9E-08

1.1E-07

−

−

−

−

長期ＴＢ

7.7E-08

8.6E-08

4.0E-08

9.2E-09

2.8E-07

5.5

ＴＢＵ

2.1E-08

2.4E-08

1.3E-08

2.8E-09

7.4E-08

5.2

ＴＢＰ

5.3E-10

6.3E-109.9E-11

5.1E-122.2E-09

20.7

ＴＢＤ

6.0E-12

6.9E-12

1.7E-12

1.2E-13

2.3E-11

13.8

6.0E-05

6.4E-05

−

−

−

−

ＴＷ

5.6E-05

5.9E-05

2.0E-05

7.2E-06

1.5E-04

4.5

ＴＢＷ

4.8E-06

4.8E-06

3.9E-06

1.5E-06

1.1E-05

2.7

2.5E-08

3.1E-08

1.7E-09

5.1E-11

7.3E-0838.0

2.2E-11

1.8E-11

−

−

−

−

ＡＥ

1.4E-12

1.2E-12

1.3E-13

3.5E-15

4.3E-1235.0

Ｓ１Ｅ

2.0E-11

1.7E-11

2.1E-12

7.5E-14

6.9E-1130.3

Ｓ２Ｅ

1.6E-13

1.8E-13

2.1E-14

1.0E-15

5.5E-1323.0

格納容器バイパス（インターフェイ
スシステムＬＯＣＡ）

4.8E-108.3E-101.0E-10

6.9E-122.7E-09

19.6

6.1E-05

6.4E-05

2.6E-05

1.0E-05

1.5E-04

3.8

事故シーケンスグループ
高圧・低圧注水機能喪失
ＴＱＵＶ
高圧注水・減圧機能喪失
ＴＱＵＸ
全交流動力電源喪失※

3.1.1−91

崩壊熱除去機能喪失※

原子炉停止機能喪失
ＴＣ
ＬＯＣＡ時注水機能喪失※

ＩＳＬＯＣＡ
合計※点推定値，平均値の積算値を記載

第 3.1.1.8−9 表

ベースケースとの起因事象発生頻度の比較（プラント固有データ反映）
感度解析①①／ベースケース

感度解析②②／ベースケース

起因事象

ベースケース

非隔離事象

1.7E-01／炉年

3.1E-01／炉年

1.8

2.8E-01／炉年

1.6

水位低下事象2.7E-02／炉年

8.8E-02／炉年

3.3

4.9E-02／炉年

1.8

原子炉緊急停止系誤動作等

5.5E-02／炉年

4.4E-02／炉年

0.8

5.4E-02／炉年

1.0

計画外停止

4.3E-02／炉年

4.4E-02／炉年

1.0

4.5E-02／炉年

1.0

3.1.1−92

第 3.1.1.8−10 表（頻度論統計）（ベイズ統計）ベースケースとの機器故障率の比較（プラント固有データ反映）
感度解析①①／ベースケース

感度解析②②／ベースケース

故障モード

ベースケース

電動弁（淡水）作動失敗

4.8E-08／h

1.4E-07／h

2.9

1.2E-07／h

2.5

逆止弁開失敗7.1E-09／h

7.1E-08／h

10.0

2.4E-08／h

3.4（頻度論統計）（ベイズ統計）第 3.1.1.8−11 表プラント固有の運転実績を考慮した感度解析結果
ベースケース

事故シーケンスグループ

（／炉年）

感度解析①

感度解析②

（頻度論統計） （ベイズ統計）
（／炉年）

（／炉年）

高圧・低圧注水機能喪失

ＴＱＵＶ

3.5E-09

4.2E-09

3.6E-09

高圧注水・減圧機能喪失

ＴＱＵＸ

2.0E-08

2.9E-08

2.3E-08

長期ＴＢ

7.7E-08

7.8E-08

7.7E-08

ＴＢＵ

2.1E-08

2.1E-08

2.1E-08

ＴＢＰ

5.3E-10

6.1E-10

5.3E-10ＴＢＤ

6.0E-12

6.1E-12

6.0E-12ＴＷ

5.6E-05

9.3E-05

7.2E-05

ＴＢＷ

4.8E-06

4.8E-06

4.8E-06

ＴＣ

2.5E-08

4.7E-08

3.7E-08

ＡＥ

1.4E-12

3.2E-12

1.4E-12Ｓ１Ｅ

2.0E-11

4.2E-112.0E-11Ｓ２Ｅ

1.6E-13

5.3E-13

1.6E-13

ＩＳＬＯＣＡ

4.8E-10

4.8E-10

4.8E-10

6.1E-05

9.8E-05

7.7E-05

全交流動力電源喪失

崩壊熱除去機能喪失

原子炉停止機能喪失

ＬＯＣＡ時注水機能喪失

格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）
合計

3.1.1−93

第 3.1.1.8−12 表

給水系のモデル化に関する感度解析結果

事故シーケンスグループ

ベースケース

感度解析結果

（／炉年）

（／炉年）

高圧・低圧注水機能喪失

ＴＱＵＶ

3.5E-09

3.4E-09

高圧注水・減圧機能喪失

ＴＱＵＸ

2.0E-08

1.2E-08

長期ＴＢ

7.7E-08

7.7E-08

ＴＢＵ

2.1E-08

2.1E-08

ＴＢＰ

5.3E-10

5.3E-10ＴＢＤ

6.0E-12

6.0E-12ＴＷ

5.6E-05

9.1E-06

ＴＢＷ

4.8E-06

4.8E-06

ＴＣ

2.5E-08

2.5E-08

ＡＥ

1.4E-12

1.4E-12Ｓ１Ｅ

2.0E-112.0E-11Ｓ２Ｅ

1.6E-13

1.6E-13

ＩＳＬＯＣＡ

4.8E-10

4.8E-10

6.1E-05

1.4E-05

全交流動力電源喪失

崩壊熱除去機能喪失

原子炉停止機能喪失

ＬＯＣＡ時注水機能喪失

格納容器バイパス（インターフェイスシステム
ＬＯＣＡ）
合計

3.1.1−94

プラント構成・特性の調査

・プラントの設計・運用管理に係る情報を収集

3.1.1−95

起因事象の選定と発生頻度の評価

・炉心損傷に至る可能性のある事象を起因事象として選定し，その発生頻度を評価

成功基準の設定・炉心損傷の防止に必要な緩和設備の組合せを成功基準として設定

事故シーケンスの分析・選定した起因事象に対して，成功基準を踏まえて事故
シーケンスをイベントツリーにより展開し，炉心損傷に至る事故シーケンスグループを抽出システム信頼性解析

・各緩和設備（システム）の機能喪失要因をフォールトツ
リーにより展開し，システムの非信頼度を算出

パラメータの作成

・システム信頼性解析で使用する機器故障率等のパラメー
タを作成

人間信頼性解析・事象発生前後の人的過誤を同定し，人的過誤確率を評価

フィードバック，
整合性確認

事故シーケンスの定量化
第 3.1.1−1 図・炉心損傷に至る事故シーケンスを定量化

内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡの評価フロー図

格納容器

自動減圧系／
逃がし安全弁

原
子
炉
圧
力
容
器

タービンへ

サプレッション・プール

高圧炉心スプレイ系ポンプ

低圧炉心
スプレイ系ポンプ

復水貯蔵
タンク

原子炉隔離時冷却系ポンプ

残留熱除去系
熱交換器A

残留熱除去系（低圧注水系）
ポンプＣ

残留熱除去系（低圧注水系）
ポンプA

残留熱除去系 残留熱除去系（低圧注水系） 熱交換器B
ポンプB

区分Ⅲ
高圧炉心スプレイ系

区分Ⅰ

区分Ⅱ

低圧炉心スプレイ系

残留熱除去系Ｂ

残留熱除去系Ａ（低圧注水系Ｂ）（低圧注水系Ａ）

残留熱除去系C

原子炉隔離時冷却系（低圧注水系C）

自動減圧系

第 3.1.1.1−1 図

東海第二発電所の主要な系統・設備の概要図

3.1.1−963.1.1−97
第 3.1.1.1−2 図

原子炉緊急停止系の系統説明図

第 3.1.1.1−3 図

制御棒駆動水圧系の系統説明図

3.1.1−98

第 3.1.1.1−4 図

高圧炉心スプレイ系の系統説明図

3.1.1−99

第 3.1.1.1−5 図

原子炉隔離時冷却系の系統説明図

3.1.1−100

3.1.1−101
第 3.1.1.1−6 図

低圧炉心スプレイ系の系統説明図

第 3.1.1.1−7 図

残留熱除去系の系統説明図

3.1.1−102

3.1.1－103
第 3.1.1.1－8 図

格納容器の概要図

区分Ⅰ
区分Ⅰ
RHRS-A

残留熱除去系熱交換器 A

RHRS-C

低圧炉心スプレイ系機器等

DGSW-A

非常用ディーゼル発電機 2C

残留熱除去系 A，

区分Ⅱ
非常用

RHRS-B

残留熱除去系熱交換器 B

RHRS-D

残留熱除去系 B，C 機器等

DGSW-B

非常用ディーゼル発電機 2D

放水口

区分Ⅲ
高圧炉心スプレイ系機器等
HCPS-DGSW
高圧炉心スプレイ系
ディーゼル発電機

タービン補機冷却水系熱交換器 A

タービン補機冷却水系熱交換器 B
ASW-A

常用

タービン補機冷却水系熱交換器 C
ASW-B
原子炉補機冷却系熱交換器 A
ASW-C
原子炉補機冷却系熱交換器 B

原子炉補機冷却系熱交換器 C

第 3.1.1.1−9 図

常用及び非常用補機冷却系の概要図

3.1.1−104

第 3.1.1.1−10 図

所内単線結線図

3.1.1−105

3.1.1−106
第 3.1.1.1−11 図

電源系統の概要図

第 3.1.1.4−1(a)図 過渡事象に対するイベントツリー【仮定条件】
・外部電源喪失以外の過渡事象（非隔離事象，隔離事象，全給水喪失，水位低下事象，原子炉緊急停止系誤動作等，逃がし安全弁誤開放）を起因事象とする。
【イベントツリーの説明】
・起因事象発生後，原子炉停止・炉心冷却・崩壊熱除去の成功により事象が収束する。
・原子炉停止に失敗した場合は，「原子炉停止機能喪失」に分類する。
・事象発生後は，逃がし安全弁の開放及び再閉鎖により原子炉圧力を制御する。逃がし安全弁の再閉鎖失敗時（圧力バウンダリ健全性失敗時）は，原子炉内の蒸気がサプレッショ
ン・チェンバに流出するため，原子炉隔離時冷却系には期待しない。また，原子炉が減圧されることから，低圧炉心冷却のための原子炉減圧は不要とする。
・高圧炉心冷却（高圧炉心スプレイ系，原子炉隔離時冷却系）及び原子炉減圧に失敗した場
合は，「高圧注水・減圧機能喪失」に分類する。
・高圧炉心冷却に失敗し，原子炉減圧に成功した後，低圧炉心冷却（低圧炉心スプレイ系，
低圧注水系）に失敗した場合は，「高圧・低圧注水機能喪失」に分類する。
・炉心冷却に成功した後，崩壊熱除去（残留熱除去系）に失敗した場合は，「崩壊熱除去機能喪失」に分類する。

3.1.1−107外部電源喪失

原子炉停止

直流電源

交流電源

圧力バウンダリ
健全性

高圧炉心冷却
ＨＰＣＳ

成功

事故シーケンスグループ

過渡事象へ
成功

成功

事故シーケンス

ＲＣＩＣ

成功
成功
失敗
失敗
失敗

成功

崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）

外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋ＨＰＣＳ失敗（蓄電池枯渇後ＲＣ
ＩＣ停止）

全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）

外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋高圧炉心冷却失敗

全交流動力電源喪失（ＴＢＵ）

外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗（ＨＰＣ
Ｓ成功）
外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣ
Ｓ失敗

成功
失敗
失敗
成功
失敗
失敗

失敗

過渡事象へ

外部電源喪失＋ＤＧ失敗（ＨＰＣＳ成功）

崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）
全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）

外部電源喪失＋直流電源失敗（ＨＰＣＳ成功）

崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）

外部電源喪失＋直流電源失敗＋ＨＰＣＳ失敗

全交流動力電源喪失（ＴＢＤ）

過渡事象＋原子炉停止失敗

原子炉停止機能喪失

第 3.1.1.4−1(b)図 外部電源喪失に対するイベントツリー【仮定条件】
・送電系統の故障等により常用／非常用母線への外部からの電源供給が停止し，非常用母線
への非常用ディーゼル発電機からの電源供給が必要となる事象を考慮する。
・非常用ディーゼル発電機による非常用交流電源確保のためには，直流電源が必要である。
・直流電源及び交流電源のヘディングは区分Ⅰ，Ⅱ電源のことを意味し，区分Ⅲ電源は含めない。これは，区分Ⅰの交流電源及び直流電源，又は区分Ⅱの交流電源及び直流電源の確保に成功した場合は崩壊熱除去機能に期待できるため，その後のイベントツリーは過渡事
象と同様であるが，区分Ⅲの電源のみ成功した場合は崩壊熱除去機能が喪失した状態となることを考慮したものである。なお，区分Ⅲの交流電源及び直流電源の成功／失敗については，ＨＰＣＳのヘディングに対応する分岐で考慮している。
【イベントツリーの説明】
・起因事象発生後，原子炉停止に成功し，区分Ⅰの直流電源及び交流電源，又は区分Ⅱの直流電源及び交流電源の確保に成功した場合は，過渡事象と同様の事象進展となる。
・原子炉停止に失敗した場合は，「原子炉停止機能喪失」に分類する。
・直流電源（区分Ⅰ及び区分Ⅱ）に失敗し，高圧炉心スプレイ系に成功した場合は「崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）」，高圧炉心スプレイ系に失敗した場合は「全交流動力電源喪失（ＴＢＤ）」に分類する。
・直流電源（区分Ⅰ又は区分Ⅱ）に成功し，交流電源（区分Ⅰ及び区分Ⅱ）に失敗した場合
は，高圧炉心冷却（高圧炉心スプレイ系，原子炉隔離時冷却系）に期待する。
・逃がし安全弁の再閉鎖に失敗した場合においては，原子炉隔離時冷却系は駆動蒸気の喪失により機能喪失する。そのため，高圧炉心スプレイ系に成功した場合は「崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）」，高圧炉心スプレイ系に失敗した場合は「全交流動力電源喪失（ＴＢ
Ｐ）」に分類する。
・逃がし安全弁の再閉鎖に成功し，高圧炉心冷却に失敗した場合は，「全交流動力電源喪失（ＴＢＵ）」に，高圧炉心スプレイ系に成功した場合は「崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）」，高圧炉心スプレイ系に失敗し，原子炉隔離時冷却系に成功した場合は「全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）」に分類する。

3.1.1−108

第 3.1.1.4−1(c)図 手動停止に対するイベントツリー【仮定条件】
・手動停止（計画外停止）及び手動停止に至るサポート系喪失（残留熱除去系海水系故障，交流電源故障（区分Ⅰ））を起因事象とする。
・サポート系喪失では，当該区分の緩和設備には期待できない。
・手動停止のため，原子炉停止のヘディングは対象外とする。
【イベントツリーの説明】
・原子炉停止のヘディングがないことを除き，過渡事象と同様の事象進展となる。

3.1.1−109

第 3.1.1.4−1(d)図 サポート系喪失（自動停止）に対するイベントツリー【仮定条件】
・自動停止に至るサポート系喪失（交流電源故障（区分Ⅱ））及び手動スクラムへと移行するサポート系喪失（タービン・サポート系故障（補機冷却海水系故障））を起因事象とする。（直流電源故障は事象進展が異なるため，別途評価する。）
・タービン・サポート系故障（補機冷却海水系故障）では直接はスクラムに至らないが，運転継続は不可能であり，手動スクラムに移行する。
・交流電源故障（区分Ⅱ）では，当該区分の緩和設備には期待できない。
【イベントツリーの説明】
・過渡事象と同様の事象進展となる。

3.1.1−110サポ ート系喪失（直流電源 故障）

原子 炉停止交 流電源

圧力バ ウンダリ
健 全性

高圧炉 心冷却
ＨＰＣＳ

成功サポート系喪失（自動停止）へ
成功

成功

事故シーケンス

ＲＣ ＩＣ

成功
成功
失敗
失敗

失敗
成功
失敗
失敗

失敗

サポート系喪失（直流電源故障）＋ＤＧ失敗（ＨＰＣＳ成功）
サポート系喪失（直流電源故障）＋ＤＧ失敗＋ＨＰＣＳ失敗（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）
サポート系喪失（直流電源故障）＋ＤＧ失敗＋高圧炉心冷却
失敗
サポート系喪失（直流電源故障）＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁
再閉鎖失敗（ＨＰＣＳ成功）
サポート系喪失（直流電源故障）＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁
再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ失敗
サポート系喪失（自動停止）＋原子炉停止失敗

事故シーケンスグループ

サポート系喪失（自動停止）へ
崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）
全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）
全交流動力電源喪失（ＴＢＵ）
崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）
全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）
原子炉停止機能喪失

第 3.1.1.4−1(e)図 サポート系喪失（直流電源喪失）に対するイベントツリー【仮定条件】
・自動停止に至るサポート系喪失（直流電源故障（区分Ⅰ，Ⅱ））を起因事象とする。
・片区分の直流電源の喪失により，所内電源の主変圧器から起動変圧器への自動切替に失敗
し，外部電源喪失に至るため，健全側区分の非常用ディーゼル発電機による交流電源の確保が必要となる。
・区分Ⅰ又は区分Ⅱの直流電源の喪失により，当該区分の緩和設備には期待できない。
・交流電源のヘディングは区分Ⅰ，Ⅱ電源のことを意味し，区分Ⅲ電源は含めない。これは，区分Ⅰの直流電源及び交流電源，又は区分Ⅱの直流電源及び交流電源の確保に成功した場合は崩壊熱除去機能に期待できるため，その後のイベントツリーは過渡事象と同様である
が，区分Ⅲの電源のみ成功した場合は崩壊熱除去機能が喪失した状態となることを考慮したものである。なお，区分Ⅲの交流電源及び直流電源の成功／失敗については，ＨＰＣＳのヘディングに対応する分岐で考慮している。
【イベントツリーの説明】
・起因事象発生後，原子炉停止に成功し，区分Ⅰの直流電源及び交流電源，又は区分Ⅱの直流電源及び交流電源の確保に成功した場合は，過渡事象と同様の事象進展となる。
・原子炉停止に失敗した場合は，「原子炉停止機能喪失」に分類する。
・直流電源（区分Ⅰ及び区分Ⅱ）に失敗し，高圧炉心スプレイ系に成功した場合は「崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）」，高圧炉心スプレイ系に失敗した場合は「全交流動力電源喪失（ＴＢＤ）」に分類する。
・直流電源（区分Ⅰ又は区分Ⅱ）に成功し，交流電源（区分Ⅰ及び区分Ⅱ）に失敗した場合
は，高圧炉心冷却（高圧炉心スプレイ系，原子炉隔離時冷却系）に期待する。
・逃がし安全弁の再閉鎖に失敗した場合は，原子炉隔離時冷却系は駆動蒸気の喪失により機能喪失する。そのため，高圧炉心スプレイ系に成功した場合は「崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）」，高圧炉心スプレイ系に失敗した場合は「全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）」に分類する。
・逃がし安全弁の再閉鎖に成功し，高圧炉心冷却に失敗した場合は，「全交流動力電源喪失（ＴＢＵ）」に，高圧炉心スプレイ系に成功した場合は「崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）」，高圧炉心スプレイ系に失敗し，原子炉隔離時冷却系に成功した場合は「全交流動力電
源喪失（長期ＴＢ）」に分類する。

3.1.1−111

第 3.1.1.4−1(f)−1 図 大破断ＬＯＣＡに対するイベントツリー

中破断ＬＯＣＡ
小破断ＬＯＣＡ

原子炉停止

高圧炉心冷却

原子炉減圧

低圧炉心冷却

成功
成功
失敗
成功

成功
成功
成功
失敗

事故シーケンス

崩壊熱除去

失敗
失敗

失敗
失敗

炉心損傷なし中破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗
小破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗
炉心損傷なし中破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗
小破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗
中破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
中破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗
小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗
中破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗
小破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗

事故シーケンスグループ

炉心損傷なし崩壊熱除去機能喪失
炉心損傷なし崩壊熱除去機能喪失
ＬＯＣＡ時注水機能喪失
ＬＯＣＡ時注水機能喪失
原子炉停止機能喪失

第 3.1.1.4−1(f)−2 図 中破断ＬＯＣＡ及び小破断ＬＯＣＡに対するイベントツリー【仮定条件】
・大破断ＬＯＣＡは，事象初期に急激な原子炉減圧を伴うもので，原子炉減圧なしに低圧炉
心冷却系により炉心冷却が可能である。
・中破断ＬＯＣＡ及び小破断ＬＯＣＡは，いずれも大破断ＬＯＣＡと比較して破断口が小さ
く，原子炉減圧が緩やかなもので，低圧炉心冷却には原子炉減圧が必要であることから，同一のイベントツリーとしている。
【イベントツリーの説明】
・起因事象発生後，原子炉停止・炉心冷却・崩壊熱除去の成功により事象が収束する。
・原子炉停止に失敗した場合は，「原子炉停止機能喪失」に分類する。
・高圧炉心冷却及び原子炉減圧に失敗した場合と高圧炉心冷却及び低圧炉心冷却に失敗した
場合は，「ＬＯＣＡ時注水機能喪失」に分類する。
・炉心冷却に成功した後，崩壊熱除去に失敗した場合は,「崩壊熱除去機能喪失」に分類する。

3.1.1−112

第 3.1.1.4−1(g)図 インターフェイスシステムＬＯＣＡに対するイベントツリー【仮定条件】
・インターフェイスシステムＬＯＣＡは，原子炉冷却材圧力バウンダリの隔離弁の故障等により格納容器外の低圧設計部に原子炉圧力がかかることで，格納容器外の配管等が破損する事象を想定する。
・インターフェイスシステムＬＯＣＡが発生する可能性のある系統として，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を考慮する。
・インターフェイスシステムＬＯＣＡの発生により，原子炉冷却材の格納容器外への流出が継続し，水源の枯渇により注水不能となるため，本評価では緩和設備に期待しないものとする。
【イベントツリーの説明】
・インターフェイスシステムＬＯＣＡが発生した場合，格納容器外への冷却材の流出が続くため，「格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）」に分類する。

3.1.1−113

系統概略図フォールトツリー
残留熱除去系（A）
機能喪失

ポンプ周り
故障

ポンプ
起動失敗

熱交換器周り故障

起動操作失敗メンテナンス

ポンプ継続
運転失敗

サポート系（区分Ⅰ）
機能喪失

電源系
機能喪失

補機冷却系
機能喪失

ＲＨＲポンプ起動失敗確率＝λs×Ts／2【基事象リスト】
機器番号

機器名称

故障モード
電動ポンプ運転継続
失敗（淡水）
E12̲C002A ＲＨＲポンプ
電動ポンプ起動失敗（淡水-非常用）基事象 ID

P&ID

EWD/CWD

CMMPE12̲C002AR
R-15(27)
CMMPE12̲C002AS

故障率

EF

1.10E-06

11.8

1.30E-07

17.3

1330(23)

電 源
MC 2C̲2
DC125V 2A

試験間隔

使命時間
24

720

試験名 称
ＲＨＲポンプ
手動起動試験

試験頻度：1 回／月（720 時間）

第 3.1.1.5−1 図システム信頼性評価の例

3.1.1−114

第 3.1.1.6−1 図

共通要因故障同定のフロー

3.1.1−115サポート系喪失（自動停止）
外部電源喪失
0.7％
2.5％

ＬＯＣＡ
0.1％

インターフェイ
スシステム
ＬＯＣＡ＜0.1％

サポート系喪失（直流電源故障）
8.9％

手動停止／
サポート系喪失（手動停止）
16.5％

過渡事象
71.3％

第 3.1.1.8−1 図
原子炉停止
機能喪失
＜0.1％

起因事象別の炉心損傷頻度寄与割合

高圧注水・減圧機能喪失＜0.1％

高圧・低圧
注水機能喪失
＜0.1％

全交流動力
電源喪失
0.2％

インターフェイス
システムＬＯＣＡ＜0.1％
ＬＯＣＡ時注水
機能喪失
＜0.1％

崩壊熱除去
機能喪失 99.8％

第 3.1.1.8−2 図事故シーケンスグループ別の炉心損傷頻度寄与割合

3.1.1−116

1.0E+05
インターフェイスシステムＬＯＣＡ

1.0E+04

残留熱除去系海水系故障（区分Ⅰ）
残留熱除去系海水系故障（区分Ⅱ）

直流電源故障（区分Ⅰ）
直流電源故障（区分Ⅱ）

3.1.1−117ＲＡＷ

1.0E+03

交流電源故障（区分Ⅰ）
交流電源故障（区分Ⅱ）

1.0E+02
原子炉緊急停止系誤動作等

逃がし安全弁誤開放
外部電源喪失大破断ＬＯＣＡ

1.0E+01

中破断ＬＯＣＡ

1.0E+00
1.0E-06

計画外停止

小破断ＬＯＣＡ

1.0E-05

タービン・サポート系故障

1.0E-04

第 3.1.1.8−3 図

1.0E-03
ＦＶ重要度

全給水喪失

水位低下事象

1.0E-02

起因事象の重要度解析結果

隔離事象

1.0E-01

非隔離事象

1.0E+00

1.0E+05
RHR-A/B/Cポンプ出口逆止弁開失敗
共通要因故障RHR-A/B/Cミニフローライン逆止弁
開失敗共通要因故障

RHRS-A/B/C/D
海水ポンプ起動失敗
共通要因故障RHRS-A/B流量制御弁開失敗
共通要因故障RHRS-A/B海水ストレーナ閉塞
共通要因故障1.0E+04

RHR-A/B熱交換器
バイパス弁閉失敗
共通要因故障3.1.1−118

ＲＡＷ

1.0E+03

RHR-A/Bポンプ起動失敗共通要因故障
RHR-A/Bポンプ室空調ファン起動失敗
共通要因故障RHR-A/B/Cポンプ室
空調ファン運転継続失敗
共通要因故障RHR-A/Bポンプ運転継続失敗
共通要因故障1.0E+02

RHR-A/B/Cポンプ起動失敗共通要因故障
RHR-A/B/Cポンプ室空調ファン起動失敗
共通要因故障RHRS-A/B/C/Dポンプ
運転継続失敗共通要因故障1.0E+01

RHR-A/B/Cポンプ運転継続失敗
共通要因故障RHRS-A/Bポンプ起動失敗
共通要因故障RHRS-Bメンテナンスによる待機除外

RHR-A/Bポンプ室
空調ファン運転継続失敗
共通要因故障1.0E+00
1.0E-03

RHR系操作失敗

DG-2C運転継続失敗
DG-2D運転継続失敗

1.0E-02

1.0E-01
ＦＶ重要度

第 3.1.1.8−4 図

緩和設備の基事象の重要度解析結果

1.0E+00

1.0E-03
1.0E-04

95%値

3.1.1−119

炉心損傷頻度（／炉年）

平均値
1.0E-05

中央値

1.0E-06

5%値

1.0E-07
1.0E-08
1.0E-09
1.0E-101.0E-11
1.0E-121.0E-13
1.0E-14
1.0E-15

事故シーケンスグループ

第 3.1.1.8−5 図事故シーケンスグループ別の不確実さ解析の結果

1.0E-04
ベースケース
1.0E-05

感度解析①（頻度論統計）
感度解析②（ベイズ統計）

3.1.1−120

炉心損傷頻度（／炉年）

1.0E-06

1.0E-07

1.0E-08

1.0E-09

1.0E-101.0E-11

1.0E-121.0E-13

事故シーケンスグループ

第 3.1.1.8−6 図プラント固有の運転実績を考慮した感度解析結果（炉心損傷頻度の比較）

原子炉停止
機能喪失
＜0.1％

高圧注水・
減圧機能喪失＜0.1％

高圧・低圧
注水機能喪失＜0.1％

インターフェイス
システムＬＯＣＡ＜0.1％

ＬＯＣＡ時注水
機能喪失
＜0.1％

全交流動力
電源喪失
0.2％

3.1.1−121

崩壊熱除去
機能喪失 99.8％

原子炉停止
機能喪失
＜0.1％

高圧注水・
減圧機能喪失＜0.1％

高圧・低圧
注水機能喪失
＜0.1％

全交流動力
電源喪失
0.1％

インターフェイス
システムＬＯＣＡ
＜0.1％

原子炉停止
機能喪失
＜0.1％

ＬＯＣＡ時注水
機能喪失
＜0.1％

全交流動力
電源喪失
0.1％

崩壊熱除去
機能喪失 99.8％

高圧注水・減圧機能喪失＜0.1％

高圧・低圧
注水機能喪失＜0.1％

インターフェイス
システムＬＯＣＡ＜0.1％
ＬＯＣＡ時注水
機能喪失
＜0.1％

崩壊熱除去
機能喪失 99.8％

炉心損傷頻度：6.1E-5（／炉年）

炉心損傷頻度：9.8E-5（／炉年）

炉心損傷頻度：7.7E-5（／炉年）【ベースケース】【感度解析①（頻度論統計）】【感度解析②（ベイズ統計）】

第 3.1.1.8−7 図プラント固有の運転実績を考慮した感度解析結果（事故シーケンスグループ別の寄与割合）

非隔離事象

メンテナンス

スクラム系

S/R弁開放

T1

MN

C

M

S/R弁再閉鎖 給水系※
P

Q

HPCS

RCIC

UH

UR

手動ADS LPCI-A
X1

VA

LPCS

LPCI-B

LPCI-C

RHR-A

RHR-B

VS

VB

VC

WA

WB

3.1.1−122

No.

最終状態

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39
40

TW
TW
TW
TW
TW
TW
TQUV
TQUX
TW
TW
TW
TW
TW
TQUV
合計値

※

給水系は復水系を含めてモデル化

第 3.1.1.8−8 図

給復水系をモデル化したイベントツリーの例（非隔離事象）

1.0E-04
給水系無し（ベースケース）
1.0E-05

給水系有り（感度解析）

3.1.1−123

炉心損傷頻度（／炉年）

1.0E-06

1.0E-07

1.0E-08

1.0E-09

1.0E-101.0E-11

1.0E-121.0E-13

事故シーケンスグループ

第 3.1.1.8−9 図

給水系のモデル化に関する感度解析結果（炉心損傷頻度の比較）

高圧注水・
減圧機能喪失
＜0.1％

原子炉停止
機能喪失
＜0.1％

高圧・低圧
注水機能喪失
＜0.1％

全交流動力
電源喪失
0.2％

インターフェイス
システムＬＯＣＡ＜0.1％
ＬＯＣＡ時注水機能喪失＜0.1％

3.1.1−124

崩壊熱除去
機能喪失 99.8％

原子炉停止
機能喪失
0.2%

高圧注水・
減圧機能喪失＜0.1%

高圧・低圧
注水機能喪失＜0.1%

インターフェイス
システムＬＯＣＡ＜0.1%
ＬＯＣＡ時注水
機能喪失
＜0.1%

全交流動力
電源喪失
0.7%

崩壊熱除去
機能喪失 99.0%

炉心損傷頻度：6.1E-5（／炉年）

炉心損傷頻度：1.4E-5（／炉年）【給水系無し（ベースケース）】【給水系有り（感度解析）】

第 3.1.1.8−10 図

給水系のモデル化に関する感度解析結果（事故シーケンスグループ別の寄与割合）

添付資料 3.1.1−1
出力運転時ＰＲＡの対象範囲について

ＢＷＲプラントの出力運転時を対象としたＰＲＡの対象範囲は，社団法人日本原子力学会が発行している日本原子力学会標準「原子力発電所の出力運転状
態を対象とした確率論的安全評価に関する実施基準（レベル 1ＰＳＡ編）：２０
０８」において，「ＣＲ引抜開始」から「復水器真空破壊」までとされている。
ＢＷＲプラントの出力運転時ＰＲＡ及び停止時ＰＲＡの対象範囲を図１に示す。

原
子
炉
出
力
経過時間
出力降下開始全CR全挿入期間a

復水器真空破壊期間b

出力運転時PRA

図1

CR引抜開始

定格出力到達期間c
停止時PRA

出力運転時PRA

出力運転時ＰＲＡ及び停止時ＰＲＡの対象範囲（ＢＷＲ）

図 1 において，「出力降下開始〜全ＣＲ全挿入」，「全ＣＲ全挿入〜復水器真空破壊」，及び「ＣＲ引抜開始〜定格出力到達」の各期間は，次の理由により出力運転時ＰＲＡで取り扱うことは妥当であると判断している。

(1)

出力降下開始〜全ＣＲ全挿入
緩和設備は，給水系を除いて，定格出力運転時とほぼ同等の構成である。

給復水系は原子炉出力降下に伴う給水流量の低下に応じてポンプを切り替えるが，運転中の機器の故障による給水喪失に至らないよう定格出力運転時と同様に待機させる機器が設けられている。このため，出力レベルの変化に伴
添付 3.1.1−1−1

う種々のパラメータの変化は，異常発生時の事象進展の緩急の差となっても，起因事象の発生頻度も大きく影響を受けるものではない。また，使用可能な緩和設備，あるいは緩和設備の信頼性の観点からは大きな相違はない。
また，原子炉圧力／出力が低下した状態では，プラント運用のため次のス
クラム信号がバイパスされるが，これは燃料健全性を確保する上で，次のインターロックによる原子炉スクラムの必要がない状態に移行したことによるものである。
・原子炉圧力の低下に伴う「主蒸気隔離弁閉」によるスクラム
・原子炉出力の低下に伴う「主蒸気止め弁閉」及び「タービン加減弁急速閉」によるスクラム
なお，本プラントのＰＲＡモデルでは，上記のスクラム信号による原子炉
スクラムに期待していないため，これらのスクラム信号の有無は本プラントのＰＲＡ結果に影響を与えるものではない。
(2)

全ＣＲ全挿入〜復水器真空破壊
緩和設備は，給水系を除いて，定格出力運転時とほぼ同等の構成である。

復水系は，運転中の機器の故障による給水喪失に至らないよう定格出力運転時と同様に待機させる機器が設けられている。このため，異常事象発生時のパラメータの変化は，事象進展の緩急の差となっても，使用可能な緩和設備，
あるいは緩和設備の信頼性の観点からは大きな相違をもたらすものではない。
したがって，全ＣＲ全挿入から真空破壊までの期間で発生する過渡事象を
手動停止の起因事象に含めることで，出力運転時ＰＲＡとして取り扱う。
(3)

ＣＲ引抜開始〜定格出力到達緩和設備は，給水系を除いて，定格出力運転時とほぼ同等の構成であることから，出力運転状態を対象としたＰＲＡに含める。
なお，原子炉停止後の時間経過及び新燃料の装荷による崩壊熱の低下を考添付 3.1.1−1−2慮すると，当該期間のリスクは定格出力運転中に比べて小さいと考えられる。

添付 3.1.1−1−3

添付資料 3.1.1.2−1
起因事象のグループ化について(1)

起因事象の同定選定した起因事象の具体的な同定は，以下のとおりである。
ａ．過渡事象及び事故に係る起因事象の同定
原子炉設置変更許可申請書添付書類十に評価されている運転時の異常な過渡変化及び設計基準事故に関して，過渡事象を分析しているＥＰＲＩ

ＮＰ−２２３０における事象分類との対応を確認し，起因事象として考慮すべき事象を相互に確認する。また，過渡事象については，機器の故障及び人的過誤によるプラントの応答の特徴を把握するために，起因事象発生時の主要な状況（原子炉冷却材圧力バウンダリの状態，外部電源の有無，主蒸気隔離の有無）と緩和設備の主要な状況（初期給復水系の使用可否等，主なスクラム信号）について整理する。過渡事象及び事故に係る起因事象の同定結果を表1に示す。
起因事象発生時の主要な状況と緩和設備の主要な状況が同様な事象については，同じ事象分類とし，起因事象のグループ化を検討する。また，
起因事象対象外とする事象については，その理由を表1に示す。
ｂ．従属性を有する起因事象等の同定（手動停止／サポート系喪失）
原子炉設置変更許可申請書添付書類八等に基づき，原子炉の運転に係
わる設備ごとに機能喪失時の影響を検討し，従属性を有する起因事象等を分析・同定した。整理した結果を表2に示す。
当該設備が機能喪失した場合に，広範な緩和設備が同時に機能喪失に至るサポート系故障等を，従属性を有する起因事象であるサポート系故障として摘出した。一方，緩和設備への影響範囲が限定的な事象は，従属性を有する起因事象ではなく，計画外停止として考慮する。
添付 3.1.1.2−1−1ｃ．原子炉冷却材圧力バウンダリに係る起因事象の同定（ＬＯＣＡ及び格納容器バイパス）
原子炉冷却材圧力バウンダリに該当する容器・配管等の設備を摘出し，想定される破損モードを整理した。また，想定される破損モードに基づき起因事象を分析・同定を行った。整理した結果を表3に示す。
格納容器内での破損はＬＯＣＡとして，格納容器外での破損のうち破損部位が隔離できない場合は格納容器バイパスとして検討した。なお，
格納容器外での破損のうち破損部位が隔離できる場合は，隔離成功の時
点で原子炉への影響は収束するため，溢水事象に分類し対象外とする。
ＬＯＣＡでは，原子炉冷却材圧力バウンダリからの冷却材の流出規模によりプラント応答や成功基準が異なるため，流出規模に応じて，漏えい，小破断ＬＯＣＡ，中破断ＬＯＣＡ，大破断ＬＯＣＡ及び設計基準事
故超過ＬＯＣＡ（以下「ＤＢＡ超過ＬＯＣＡ」という。）に分類する。
また，機器故障に起因する事象（ＰＬＲポンプメカニカルシールのリーク，ＡＤＳ／過渡時自動減圧回路の誤動作）については，配管等の破損と状況が異なるため別途検討する。これらの事象に関する検討と起因事象としての取扱い結果を表3に示す。ＬＯＣＡは発生経験のない稀有事象であり，プラントの運転実績に基づいた統計による発生頻度評価は困難であるため，発生頻度についても併せて検討する。
格納容器バイパスには，格納容器隔離弁の多重故障，弁試験時の隔離失敗等により原子炉圧力が低圧設計部等にかかることでこれが破損し，原子炉冷却材が格納容器外で流出するインターフェイスシステムＬＯＣ
Ａ（ＩＳＬＯＣＡ）と，常時開状態等の格納容器隔離弁に接続している
配管が格納容器外で破損し，これに重ねて格納容器隔離弁の閉鎖に失敗することにより原子炉冷却材が格納容器外で流出する事象（格納容器バ
添付 3.1.1.2−1−2

イパス破断）が考えられる。両事象に該当する設備について，事象の発生頻度，影響程度を検討する。これらの検討と起因事象としての取扱い
結果を表3に併せて示す。概略評価の結果，格納容器バイパス破断は発生頻度が小さいことから、評価対象外とする。
なお，原子炉冷却材圧力バウンダリに係る検討においては，従属性を有する起因事象は特に摘出されなかった。

添付 3.1.1.2−1−3

(2)起因事象のグループ化
同定された起因事象（事象分類）において，プラント応答や必要となる緩和設備等が同等であり，同一のイベントツリー及びフォールトツリーで扱える事象をグループ化する。
起因事象は過渡事象，手動停止／サポート系喪失，ＬＯＣＡ及び格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）に大きく区分されるため，これらの区分ごとに，起因事象のグル一プ化の検討結果を示す。起因事象グループと事象の定義並びに事象と緩和設備の主要な状況を表4にまとめて示す。
ａ．過渡事象等のグループ化
過渡事象等は，表1に示すとおり事象発生のプラントの応答に応じて事象分類Ａから事象分類Ｊまでに分類しているが，各事象分類において，同一のイベントツリー及びフォールトツリーで扱える事象にグループ化する。各起因事象グループ内での事象の定義は，具体的な事象が設定されているＥＰＲＩ(a)

ＮＰ−２２３０の事象定義に基づくものとする。

事象分類Ａ（タービントリップ等），Ｂ１（主蒸気隔離弁の1弁閉鎖）及びＢ２（給水加熱喪失等）
事象分類Ａは，負荷の喪失に伴い，蒸気加減弁急速閉信号又は主蒸
気止め弁閉信号により，原子炉が自動スクラムする事象である。また，
事象分類Ｂ１及びＢ２は，原子炉出力の上昇に伴い，中性子束高信号
により原子炉が自動スクラムする事象である。
これらの事象分類では，原子炉スクラム信号は異なるが，いずれもタービンバイパス弁が作動することにより主蒸気が隔離されず，事象
発生初期から給復水系が利用できることから，1つの起因事象グループ「非隔離事象」としてグループ化する。
添付 3.1.1.2−1−4

(b)事象分類Ｃ（主蒸気隔離弁の閉鎖等），Ｄ（発電機負荷遮断バイパ
ス弁不作動等），Ｅ（復水器真空度喪失）
事象分類Ｃは，主蒸気隔離弁の閉鎖に伴い，主蒸気隔離弁閉信号により原子炉が自動スクラムする事象である。事象分類Ｄは，発電機負荷遮断及びタービンバイパス弁不作動に伴い，蒸気加減弁急速閉信号
又は主蒸気止め弁閉信号により原子炉が自動スクラムする事象である。
また，事象分類Ｅは，復水器真空度の喪失によるタービントリップに伴い，主蒸気止め弁閉信号により原子炉が自動スクラムする事象である。
事象分類Ｃ及びＤでは，原子炉スクラム信号は異なるが，いずれも主蒸気隔離弁閉鎖等により，原子炉がタービン側から隔離されることで，原子炉で発生した蒸気を復水器に排出できず，ホットウェル水位が低下すると，給復水系の継続利用に障害が生じる。また，事象分類
Ｅでは，復水器の真空度が喪失しているため，初期に給復水系が利用できる場合でも，ホットウェル水位の低下に伴い，いずれ給復水系を利用できなくなり，その後原子炉水位の低下により主蒸気隔離弁が閉鎖する。そのため，これらの事象分類は，いずれも原子炉がタービン側と隔離される事象であることから，1つの起因事象グループ「隔離事象」としてグループ化する。

(c)

事象分類Ｆ（全給水流量喪失）
本事象分類は，原子炉への給水流量の全喪失に伴い，原子炉水位低（レベル３）信号により原子炉が自動スクラムする事象である。
本事象分類では，事象発生初期から給復水系が利用できないため，
単独で1つの起因事象グループ「全給水喪失」としてグループ化する。

(d)

事象分類Ｇ（給水又は復水ポンプ1台トリップ等）
添付 3.1.1.2−1−5

本事象分類は，原子炉への給水流量の減少に伴い，原子炉水位低（レベル３）信号により原子炉が自動スクラムする事象である。
本事象分類では，事象発生初期から給復水系が利用可能であるが，給復水系の機能が低下していることから，単独で1つの起因事象グループ「水位低下事象」としてグループ化する。
(e)

事象分類Ｈ１（起動時における制御棒引き抜き），Ｈ２（原子炉保護系故障によるスクラム等）
事象分類Ｈ１は，起動時における制御棒の異常な引き抜きに伴い，原子炉出力ぺリオド短（起動領域計装）信号により原子炉が自動スクラムする事象である。また，事象分類Ｈ２は，原子炉緊急停止系誤信
号等により原子炉が自動スクラムする事象である。
これらの事象分類では，原子炉スクラム信号は異なるが，いずれも主蒸気が隔離されず，事象発生初期から給復水系が利用できること及び起因事象グループ「非隔離事象」のように原子炉圧力，水位等に大幅な変動を伴わないことから，1つの起因事象グループ「原子炉緊急停止系誤動作等」としてグループ化する。

(f)

事象分類Ｊ（逃がし安全弁誤開放）
本事象分類は，原子炉運転中に逃がし安全弁の誤開放に伴い，原子炉冷却材（蒸気）の一部がサプレッション・プールに流出し，原子炉を手動でスクラムさせる事象である。
本事象分類では，原子炉冷却材が流出する事象であること及び原子炉が減圧されることで原子炉隔離時冷却系が機能喪失することから，単独で1つの起因事象グループ「逃がし安全弁誤開放」としてグループ
化する。

(g)

事象分類Ｉ（外部電源喪失等）
添付 3.1.1.2−1−6

本事象分類は，外部電源の喪失に伴い，蒸気加減弁急速閉信号により原子炉が自動スクラムする事象である。
本事象分類では，事象の発生により非常用電源の確保が必要になることから，プラント応答が他とは異なることを考慮し，単独で1つの起因事象グループ「外部電源喪失」としてグループ化する。
ｂ．手動停止／サポート系喪失
従属性を有する起因事象であるサポート系故障は，原則としてグループ化を行わない。このため，以下に示す各事象分類を，単独で1つの起因事象グループとする。また，安全機能を有する緩和設備に何らかの不具合，故障が生じ，当該設備が待機除外となった状態での手動停止を「計画外停止」とし，単独で1つの起因事象グループとする。
(a)

手動停止／サポート系喪失（手動停止）「計画外停止」「残留熱除去系海水系故障（区分Ⅰ）」「残留熱除去系海水系故障（区分Ⅱ）」「交流電源故障（区分Ⅰ）」(b)

サポート系喪失（自動停止）「交流電源故障（区分Ⅱ）」「タービン・サポート系故障」(c)

サポート系喪失（直流電源故障）「直流電源故障（区分Ⅰ）」「直流電源故障（区分Ⅱ）」

ｃ．ＬＯＣＡでのグループ化
ＬＯＣＡは，表3に示すとおり，評価対象とする事象分類として大破断
ＬＯＣＡ，中破断ＬＯＣＡ及び小破断ＬＯＣＡを同定している。各事象
添付 3.1.1.2−1−7

分類のグループ化は以下のとおりである。
なお，学会標準ではポンプシールＬＯＣＡを起因事象グループとして挙げている。ＢＷＲではＰＬＲポンプシールＬＯＣＡがこれに該当すると考えられるが，同事象における原子炉冷却材流出の影響は小さいと考えられるため，単独でのグループ化は行わず，「漏えい」に含むものとした。
(a)

大破断ＬＯＣＡ
事象発生により，原子炉が減圧された状態になる範囲のＬＯＣＡ事象である。原子炉が減圧状態になるため，低圧注水を行うための原子炉減圧は不要である。他の事象分類とはプラント応答が異なるため，
単独で1つの起因事象グループ「大破断ＬＯＣＡ」とする。

(b)

中破断ＬＯＣＡ
小破断ＬＯＣＡと大破断ＬＯＣＡの中間範囲のＬＯＣＡ事象である。
プラント応答については，事象発生後短期間では原子炉が減圧状態に至らないが，長期間では減圧するとして扱う。このため，他の事象分類とはプラント応答が異なることから，単独で1つの起因事象グループ「中破断ＬＯＣＡ」とする。

(c)

小破断ＬＯＣＡ
タービン駆動のＲＣＩＣで注水により水位維持が可能な範囲のＬＯ
ＣＡ事象である。注水に利用できる系統等が他の事象分類とは異なるため，単独で1つの起因事象グループ「小破断ＬＯＣＡ」とする。

ｄ．格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）
格納容器バイパスとして，インターフェイスシステムＬＯＣＡ（ＩＳＬＯＣＡ）を同定している。ＩＳＬＯＣＡは，単独で1つの起因事
象グループとする。
添付 3.1.1.2−1−8

表1
添付書類十における運転時の異常な過渡変化及び設計基準事故
原子炉起動時における制御棒の異常な引き抜き
出力運転中の制御棒の異常な引き抜き
原子炉冷却材流量の部分喪失
原子炉冷却材系の停止ル−プの誤起動

過渡事象及び設計基準事故に係る起因事象の同定結果
起因事象の状況ＥＰＲＩ ＮＰ−２２３０による過渡事象（注１）

原子炉冷却材
圧力バウンダリ

27.出力運転中の制御棒引き抜き
16.再循環ポンプ１台トリップ
15.再循環流量制御系の誤動作（再循環流量減少）
18.再循環停止ル−プ誤起動
31.外部電源喪失

初期給復水系の使用可否等

主なスクラム信号

継続可能

原子炉出力ぺリオド短（起動領域計装）

事象分類
(H1)

制御棒を引き抜いていくと，引抜制御棒近傍の出力が上昇するが，定格出力の105％のところで制御棒引抜阻止信号が出され，制御棒の引き抜きは阻止される。その結果，
原子炉スクラムには至らない。

起因事象対象外炉心流量が急速に減少し，ボイドが急増する。ボイドの増加によって原子炉水位は上昇するが，原子炉水位高（レベル8）によるタービントリップには至らず，また，原子炉スクラムにも至らない。

起因事象対象外炉心流量が急激に増加する。このため，ボイドが減少し中性子束が増加するが，中性子束高信号発信には至らず，原子炉スクラムには至らない。

起因事象対象外

外部電源なし8.復水器真空度喪失

運
転
時
の
異
常
な
過
渡
変
化

主蒸気隔離

28.起動時における制御棒引き抜き

32.補助電源喪失

外部電源喪失外部電源の有無

緩和設備の状況

タービン側・主蒸気隔離弁共隔離不可（電源なし）

蒸気加減弁急速閉(I)

主蒸気隔離弁で隔離

可／継続に障害（ホットウェル水位低下）

主蒸気止め弁閉(E)

給水加熱喪失21.給水加熱喪失

継続可能

中性子束高（熱流束相当）(B2)

原子炉冷却材流量制御系の誤動作

14.再循環流量制御系の誤動作（再循環流量増加）
1.発電機負荷遮断
3.タ−ビントリップ
10.圧力制御装置の故障（蒸気流量減少）
13.バイパス弁又は主蒸気加減弁の誤閉鎖
2.発電機負荷遮断バイパス弁不作動
4.タ−ビントリップバイパス弁不作動

継続可能

中性子束高（中性子束）

(B2)

継続可能

蒸気加減弁急速閉又は主蒸気止め弁閉(A)

タービン側で隔離

可／継続に障害（ホットウェル水位低下）

蒸気加減弁急速閉又は主蒸気止め弁閉(D)

主蒸気隔離弁で隔離

可／継続に障害（ホットウェル水位低下）

主蒸気隔離弁閉(C)

7.主蒸気隔離弁の部分閉鎖
6.主蒸気隔離弁の１弁閉鎖

継続可能

中性子束高

(B1)

継続可能

主蒸気止め弁閉(A)

主蒸気隔離弁で隔離

可／継続に障害（ホットウェル水位低下）

主蒸気隔離弁閉(C)

主蒸気隔離弁で隔離不可（起因事象）

原子炉水位低（レベル3）(F)

継続可能（機能低下）

原子炉水位低（レベル3）

(G)

継続可能

主蒸気止め弁閉(A)可／継続に障害（冷却材流出）手動スクラム(J)

原子炉緊急停止系誤信号(H2)

可／継続に障害（冷却材流出）（ホットウェル水位低下）

原子炉水位低（レベル3）

原子炉冷却材喪失
(A)

負荷の喪失

5.主蒸気隔離弁の閉鎖
主蒸気隔離弁の誤閉止

20.給水制御系の故障（流量増加，出力運転時）

給水制御系の故障

26.給水制御系の故障（流量増加，起動・停止時）
9.圧力制御装置の故障（蒸気流量増加）

原子炉圧力制御系の故障
12.タ−ビンバイパス弁誤開放
22.全給水流量喪失
23.給水又は復水ポンプ１台トリップ

給水流量の全喪失

24.給水制御系の故障（流量減少，出力運転時）
25.給水制御系の故障（流量減少，起動・停止時）
33.ＨＰＣＩ／ＨＰＣＳの誤起動
11.逃がし安全弁誤開放／開固着−

冷却材流出あり

30.原子炉保護系故障によるスクラム（注３）

34.プラント異常によるスクラム

継続可能35.原子炉保護系計装の故障によるスクラム−

原子炉冷却材喪失

設
計
基
準
事
故

冷却材流出あり

主蒸気隔離弁で隔離（注２）

原子炉冷却材流量の喪失

17.全再循環ポンプトリップ

継続可能

主蒸気止め弁閉

原子炉冷却材ポンプの軸固着

19.再循環ポンプ軸固着

継続可能

主蒸気止め弁閉(A)

放射性気体廃棄物処理施設の破損−

炉心損傷の観点からは考慮不要であるため，本事象は対象外とした。

起因事象対象外

主蒸気管破断−事象発生により主蒸気隔離弁が閉鎖することで，初期の原子炉への影響は「主蒸気隔離弁の閉鎖」と同様となる。
主蒸気隔離弁閉鎖に失敗した場合は，格納容器をバイパスした状態での原子炉冷却材（蒸気）の喪失となるが，発生頻度が極めて小さい値となることから，対象外とした。（添付資料3.1.1.2-2）

起因事象対象外燃料集合体の落下−

使用済燃料プールにおける燃料集合体の取扱い作業中に，燃料集合体が落下した場合でも原子炉の運転状態に影響することはないことから，対象外とした。

起因事象対象外制御棒落下−

事象発生により，瞬間的な出力上昇で一部の燃料の破損が考えられるが，主蒸気隔離弁が自動閉止する設計となっており，「主蒸気隔離弁の閉鎖」とプラント挙動が同様であるため，この事象に包絡されるとし，対象外とした。

起因事象対象外原子炉冷却材喪失（ＰＣＶ解析）−

冷却材流出あり

主蒸気隔離弁で隔離（注２）

可／継続に障害（冷却材流出）（ホットウェル水位低下）

原子炉水位低（レベル3）

原子炉冷却材喪失

可燃性ガスの発生−

冷却材流出あり

主蒸気隔離弁で隔離（注２）

可／継続に障害（冷却材流出）（ホットウェル水位低下）

原子炉水位低（レベル3）

原子炉冷却材喪失（注１）29.制御棒の異常な挿入，36.手動スクラム，37.原因不明については対象外とした。

（注２）破断面積が小さい場合，原子炉水位が低下せず，隔離されないこともある。
（注３）給復水系に影響を及ぼす信号が発信していない場合。

添付 3.1.1.2−1−9

表2項目（添付書類八）原子炉及び炉心機能喪失時の影響

従属性を有する起因事象
及び計画外停止の同定

この設備が機能喪失する場合には，異常徴候を検知して原子炉をスクラムする可能性はあるものの，緩和設備への影響は考え難い。

-

燃料

燃料棒・燃料集合体

制御棒及び駆動機構

制御棒・制御棒駆動機構・制御棒駆動水圧系（制御棒駆動水ポンプ・ス この設備が機能喪失する場合に，直接原子炉スクラムに至ることはない。なお，他の要因による起クラムディスチャージボリューム）・水圧制御ユニット
因事象が発生した場合には，原子炉スクラムに失敗する可能性がある。
一方，誤動作等が発生した場合には，原子炉スクラムに至る可能性はあるが，緩和設備への影響は考え難い。

原子炉圧力容器
気水分離器及び乾燥器
ジェット・ポンプ
燃料の貯蔵設備及び取扱設 燃料取替機
備
原子炉建屋クレーン
新燃料貯蔵庫
使用済燃料プール
キャスク洗浄ピット
燃料プール浄化冷却系
破損燃料検出装置
再循環系

主蒸気系

原子炉補助系

設備概要（添付書類八等）

設備(添付書類八)

圧力容器内部支持構造物

再循環系及び主蒸気系

従属性を有する起因事象の同定（1／4）

この設備が機能喪失する場合には，異常徴候を検知して原子炉をスクラムする可能性はあるもの
炉心シュラウド・上部炉心格子・制御棒案内管・炉心支持板・給水ス
パージャ・炉心スプレイ用ノズル（高圧・低圧）・炉心スプレイスパー の，緩和設備への影響は考え難い。
ジャ・頂部冷却スプレイノズル・計装用ノズル・核計装検出器
原子炉圧力容器
この設備が機能喪失する場合には，原子炉冷却材喪失となる。
気水分離器・乾燥器
この設備が機能喪失する場合には，異常徴候を検知して原子炉をスクラムする可能性はあるものの，緩和設備への影響は考え難い。
ジェット・ポンプ
ブリッジ・トロリ・燃料つかみ具・インターロック
この設備が機能喪失する場合には，使用済燃料の貯蔵等に支障が発生する可能性があるが，直接原子炉の運転状態に影響を与えるものではないことから，炉心損傷頻度を評価すための起因事象としクレーン・インターロックては対象外とする。
新燃料貯蔵ラック
使用済燃料貯蔵ラック・キャスクピット
キャスク洗浄ピット
ポンプ・ろ過脱塩装置・熱交換器・スキマサージタンク・配管弁
シッピング
ポンプ・配管・弁

主蒸気管・主蒸気隔離弁・逃がし安全弁・主蒸気隔離弁漏えい抑制系

原子炉冷却材浄化系
原子炉隔離時冷却系

ポンプ・熱交換器・フィルタ脱塩装置・配管・弁ポンプ・蒸気駆動タービン・配管・弁残留熱除去系

原子炉停止時冷却系，低圧注水系，格納容器スプレイ冷却系（ポンプ・熱交換器・配管・弁）

-

-

-

再循環系の運転状態に異常が発生した場合には，原子炉スクラムする可能性がある。配管破損等の原子炉冷却材圧力バウンダリ異常の場合には，原子炉冷却材喪失の起因事象の同定にて検討する。

-

この設備が機能喪失する場合には，原子炉スクラムに至る可能性がある。主蒸気隔離弁の閉止の場
合は隔離事象，逃がし安全弁の誤動作等の場合には逃がし安全弁誤開放として考慮する。

-

この設備が機能喪失する場合に，直ちに原子炉スクラムに至ることはない。
この設備が機能喪失する場合に，直ちに原子炉スクラムに至ることはない。一方，機能喪失に伴い原子炉停止操作を行う場合は，計画外停止として扱う。なお，当該設備に期待できないことを，アンアベイラビリティとしてフォールトツリー（ＦＴ）で考慮している。

-

計画外停止

残留熱除去系海水系
低圧炉心スプレイ系

ポンプ・配管・弁

低圧注水系

残留熱除去系に同じ

高圧炉心スプレイ系

ポンプ・配管・弁

自動減圧系

逃がし安全弁

ほう酸水注入系

ほう酸水貯蔵タンク・ポンプ・配管・弁

原子炉補機冷却系

原子炉補機冷却系

補機冷却海水系（タービン補機冷却系と共用の設備）

試料採取系

試料採取系

この設備が機能喪失する場合には，残留熱除去系及び低圧炉心スプレイ系が機能喪失するため，従属性を有する起因事象とする。

従属性を有する起因事象

この設備が機能喪失する場合には，直ちに原子炉スクラムに至る可能性はない。一方，機能喪失に伴い原子炉停止操作を行う場合は，計画外停止として扱う。なお，当該設備に期待できないことを，アンアベイラビリティとしてフォールトツリー（ＦＴ）で考慮している。
計画外停止

この設備が機能喪失する場合に，直接原子炉スクラムに至ることはない。また，機能喪失に伴い原子炉停止操作を行う場合は，計画外停止として扱うが，注水機能及び除熱機能への影響はない。
一方，誤動作した場合には，原子炉が停止するため，計画外停止に含まれる。

計画外停止

この設備が機能喪失する場合には，復水器からの排ガス系が機能喪失するため，原子炉スクラムに至る可能性がある。このため，従属性を有する起因事象として考慮する。

従属性を有する起因事象

この設備が機能喪失する場合には，タービン補機冷却系が機能喪失する。このため，従属性を有す
る起因事象として考慮する。

従属性を有する起因事象

この設備が機能喪失する場合に，直ちに原子炉スクラムに至ることはない。

-

添付 3.1.1.2−1−10

表2項目（添付書類八）タービン設備設備(添付書類八)タービン
復水器および空気抽出器
復水ポンプ
復水脱塩装置
給水加熱器
給水ポンプ
循環水系
タービン補機冷却系

計装及び制御中央制御室
原子炉出力制御系
安全保護系
核計装
原子炉プラント・プロセス系統
運転監視補助装置

電気系

送電線
発電機及び励磁装置
変圧器
開閉所
所内高圧母線

ディーゼル発電機設備

直流母線

従属性を有する起因事象の同定（2／4）

設備概要
機能喪失時の影響（添付書類八等）
蒸気タービン・湿分分離器・タービングランドシール・タービンバイパ この設備が機能喪失する場合には，タービントリップ，復水器真空度喪失，給水喪失等の過渡事象
ス系が発生し，原子炉スクラムに至る。このため，非隔離事象等の起因事象として考慮する。
復水器・空気抽出器
低圧復水ポンプ・高圧復水ポンプ
復水脱塩装置
給水加熱器
給水ポンプ
循環水系
冷却水ポンプ・熱交換器・配管弁
この設備が機能喪失する場合には，主要なタービン設備が機能喪失し，原子炉スクラムに至る。このため，従属性を有する起因事象として考慮する。
補機冷却海水系（原子炉補機冷却系と共用の設備）
制御盤・計測制御装置・通信連絡設備及び照明設備・中央制御室外原子 通信連絡設備等を除き，計測制御設備の機能喪失により，過渡事象が発生し原子炉スクラムに至炉停止装置る。このため，原子炉緊急停止系誤動作等の起因事象として考慮する。
反応度制御系・タービン制御系
タービン制御系については，故障等によりタービン関係機器の制御に支障をきたす可能性がある。
このため，従属性を有する起因事象として考慮する。
原子炉緊急停止系・後備緊急停止系
起動領域計装・出力領域計装・制御棒引き抜き監視装置・中性子計装電源回路
原子炉圧力容器計装・再循環回路計装・原子炉給水系および蒸気系計装・制御棒駆動系計装
制御棒引き抜き阻止回路・監視計算装置・制御棒価値ミニマイザ（ＲＢ この設備が機能喪失する場合に，直ちに原子炉スクラムに至ることはない。
Ｍ）
275kV送電線2回線，154kV送電線
発電機故障など単体故障については，負荷遮断等によって，原子炉スクラムに至る。このため，非隔離事象等として考慮する。
横軸円筒回転界磁3相同期発電機
送電線，変圧器，開閉所の故障については，外部電源が喪失する場合には，外部電源喪失として考固定子（水及び水素冷却）・回転子（水素冷却）慮する。
主要変圧器・所内変圧器・起動変圧器
275kV超高圧開閉所
常用母線・非常用母線・ＨＰＣＳ母線

この設備（母線下流の低圧母線を含む。）が機能喪失する場合には，当該区分の母線に接続する設備が機能喪失し，原子炉スクラム又は計画外停止等に至る。このため，従属性を有する起因事象として考慮する。
区分Ⅰの非常用母線喪失の場合，直ちに原子炉スクラムに至ることはないが，区分Ⅰの設備が機能喪失した状態で手動停止に至る。
区分Ⅱの非常用母線喪失の場合，計装用の共通母線の電源が喪失するため，給復水系の制御弁が全開となり，給復水ポンプがトリップすることにより原子炉スクラムに至る。
ＨＰＣＳ母線喪失の場合，直ちに原子炉スクラムに至ることはないが，計画外停止に至る可能性がある。

非常用ディーゼル発電機
ＨＰＣＳディーゼル発電機

この設備が機能喪失する場合に，直ちに原子炉スクラムに至る可能性はない。一方，機能喪失に伴い原子炉停止操作を行う場合は，計画外停止として扱い，この場合，当該設備に期待できないことを，アンアベイラビリティとしてフォールトツリー（ＦＴ）で考慮している。

125V非常用電源母線・125VＨＰＣＳ用母線
250V常用電源母線・±24V中性子モニタ用母線

この設備（母線下流の低圧母線を含む。）が機能喪失する場合には，当該区分の母線に接続する設備が機能喪失し，原子炉スクラム又は計画外停止に至る。このため，従属性を有する起因事象として考慮する。
区分Ⅰの直流電源喪失の場合，高圧復水ポンプ−Ｂ及びＣがトリップするため給水流量が低下し，原子炉水位が低下することにより原子炉スクラムに至る。また，所内電源自動切替信号が発信しな
いため，外部電源喪失に至る。
区分Ⅱの直流電源喪失の場合，タービンが自動トリップし，タービン主蒸気止め弁等が閉止することにより原子炉スクラムに至る。また，外部電源からの受電しゃ断器が操作不能となり，外部電源喪失に至る。
ＨＰＣＳ母線喪失時には，直ちに原子炉スクラムに至ることはないが，計画外停止に至る可能性がある。

従属性を有する起因事象
及び計画外停止の同定-

従属性を有する起因事象

従属性を有する起因事象

-

-

-

従属性を有する起因事象
計画外停止

計画外停止

従属性を有する起因事象
計画外停止

安全保護系母線

原子炉保護系母線・バイタル交流電源母線・計装用母線

この設備が機能喪失する場合には，過渡事象が発生し原子炉スクラムに至る。このため，非隔離事
象等の起因事象として考慮する。

-

通信連絡設備及び照明設備

所内通話設備・加入電話・電力保安通信用電話・所内非常灯

この設備が機能喪失する場合に，直ちに原子炉スクラムに至ることはない。

-

添付 3.1.1.2−1−11

表2項目（添付書類八）放射性廃棄物の廃棄施設

設備(添付書類八)気体廃棄物処理施設

液体廃棄物処理系

放射線管理施設

原子炉格納施設

発電所補助系

固体廃棄物処理系
遮蔽設備
放射線管理施設
放射線計測器

圧力抑制形格納容器（1次格納施設）
圧力抑制形格納容器貫通部
隔離弁
真空破壊装置
格納容器内ガス濃度制御系
ドライウェル内ガス冷却装置

従属性を有する起因事象の同定（3／4）

設備概要
機能喪失時の影響（添付書類八等）
排ガス予熱器・排ガス再結合器・排ガス復水器・空気抽出器排ガス減衰 この設備が機能喪失する場合には，放射性廃棄物の処理等に支障が発生する可能性があるが，直接管・空気抽出器排ガス系フイルター・活性炭式希ガスホールドアップ装 原子炉の運転状態に影響を与えるものではないことから，炉心損傷頻度を評価するための起因事象
置・真空ポンプ・排気筒
としては対象外とする。
機器ドレン処理系・床ドレン処理系・再生廃液処理系・洗濯廃液処理
系・排ガス洗浄廃液処理系等
濃縮廃液系・使用済樹脂系・雑固体系・固体廃棄物貯蔵所
1次遮蔽・2次遮蔽・燃料取扱遮蔽・補助遮蔽
この設備が機能喪失する場合に，直ちに原子炉スクラムに至ることはない。
出入管理室・汚染管理関係施設・試料分析関係設備
発電所内の放射線監視設備及び測定機器・放出放射性廃棄物及び系統内 この設備が機能喪失する場合に，直ちに原子炉スクラムに至ることはない。
の放射線監視設備並びに測定機器・発電所外の放射線監視設備・個人管 ただし，プロセス放射線モニタの主蒸気管放射能高信号については，誤信号により原子炉スクラム
理用測定設備及び測定機器
及び主蒸気隔離弁閉鎖に至ることから，隔離事象として考慮している。
原子炉格納容器本体・ベント管・ベントヘッダ及びダウンカマ
格納容器貫通部・エアロック・機器搬入ハッチ
隔離弁
真空破壊装置
可燃性ガス濃度制御系・原子炉格納容器調気系
ファン・冷却コイル

-

-

計画外停止

この設備が機能喪失する場合に，直ちに原子炉スクラムに至る可能性はない。
この設備が機能喪失する場合には，ドライウェル内の空間温度が上昇することから，原子炉再循環ポンプなどの機器への影響が考えられるが，温度上昇は比較的緩やかであり，影響が生じる前に手動停止等の対応が可能である。
残留熱除去系に同じ
この設備が機能喪失する場合に，直ちに原子炉スクラムに至る可能性はない。

残留熱除去系に同じ
建物・扉・エアロック

常用換気系及び空気冷却装置

常用換気系・空気冷却装置

原子炉建屋ガス処理系

湿分除去装置・排気ファン・フィルタ装置（高性能粒子フィルタ・チャ この設備が機能喪失する場合に，直ちに原子炉スクラムに至る可能性はない。
コールフィルタ等）・排気筒
給水処理系
この設備が機能喪失する場合に，直ちに原子炉スクラムに至る可能性はない。
（前処理装置・ろ過水タンク・純水造水装置・純水タンク）
補給水系(復水貯蔵タンク等)
この設備が機能喪失する場合に，直ちに原子炉スクラムに至る可能性はない。

補給水系

-

この設備が機能喪失する場合に，直ちに原子炉スクラムに至る可能性はない。一方，機能喪失に伴い原子炉停止操作を行う場合は，計画外停止として考慮する。

格納容器スプレイ冷却系
原子炉建屋（2次格納施設）

給水処理系

従属性を有する起因事象
及び計画外停止の同定

この設備が機能喪失する場合には，空間温度が上昇し，冷却対象機器への影響が考えられるが，温度上昇は比較的緩やかであり，影響が生じる前に手動停止等の対応が可能である。

計画外停止
-

換気系
消火装置
圧縮空気系

所内ボイラ

換気空調設備
消火栓設備（ろ過水タンク・消火ポンプ）
計装用圧縮空気系・所内用圧縮空気系

所内用ボイラ

この設備が機能喪失する場合に，直ちに原子炉スクラムに至る可能性はない。

-

計装用圧縮空気系が機能喪失する場合には，計装用圧縮空気系の圧力が規定値まで低下すると原子炉スクラムに至るが，緩和機能への影響はない。
一方，タービン設備では計装用圧縮空気系に依存している機器があるため，原子炉スクラムに至らないまでも重大な支障が生じた場合を想定し，従属性を有する起因事象として考慮する。
この設備が機能喪失する場合には，プラント起動停止時に復水器からの空気抽出ができなくなる場合がある。このため，非隔離事象等として考慮している。

従属性を有する起因事象-

添付 3.1.1.2−1−12

表2
同定結果
計画外停止

起因事象グループ

従属性を有する起因事象の同定（4／4）

事象の概要

事象の定義

起因事象区分

計画外停止

緩和設備の機能異常が原因で原子炉を計画外に停止する事象

原子炉停止機能，炉心冷却機能又は格納容器からの除熱機能を有する緩和設備の機能異常による計
画外の手動停止

残留熱除去系海水系故障（区分Ⅰ）

残留熱除去系海水系（区分Ⅰ）機能喪失時の手動停止

区分Ⅰの残留熱除去系海水系が機能喪失し，当該安全区分の設備に期待できない状態での原子炉手
動停止
手動停止／サポート系喪失（手動停止）

従属性を有する起因事象

残留熱除去系海水系故障（区分Ⅱ）

残留熱除去系海水系（区分Ⅱ）機能喪失時の手動停止

区分Ⅱの残留熱除去系海水系が機能喪失し，当該安全区分の設備に期待できない状態での原子炉手
動停止

交流電源故障（区分Ⅰ）

交流電源（区分Ⅰ）機能喪失時の手動停止

交流母線や下流の電源設備（非常用ディーゼル発電機を除く）が機能喪失し，当該安全区分の設備に期待できない状態での原子炉手動停止

交流電源故障（区分Ⅱ）

交流電源（区分Ⅱ）機能喪失時の自動停止

交流母線や下流の電源設備（非常用ディーゼル発電機を除く）が機能喪失し，当該安全区分の設備に期待できない状態での原子炉自動停止

タービン・サポート系故障

タービン・サポート系（EHC，IA，補機冷却海水系）機能喪失時の手動
スクラム

タービン設備のサポート系が機能喪失し，タービン設備に期待できない状態での原子炉手動スクラ
ム

直流電源故障（区分Ⅰ）

直流電源（区分Ⅰ）機能喪失時の自動停止

区分Ⅰの直流母線や下流の電源設備が機能喪失し，当該安全区分の設備に期待できない状態での原子炉自動停止サポート系喪失（自動停止）

サポート系喪失（直流電源故障）
直流電源故障（区分Ⅱ）

直流電源（区分Ⅱ）機能喪失時の自動停止

区分Ⅱの直流母線や下流の電源設備が機能喪失し，当該安全区分の設備に期待できない状態での原子炉自動停止添付 3.1.1.2−1−13表3

原子炉冷却材圧力バウンダリに係る起因事象の同定（冷却材流出）

添付 3.1.1.2−1−14

表4

起因事象のグループ化の結果と事象の定義及び事象と緩和設備の主要な状況
起因事象の状況

起因事象

事象の定義

非隔離事象

過渡事象

隔離事象

過渡事象

全給水喪失
水位低下事象

原子炉緊急停止系誤動作等

逃がし安全弁誤開放
外部電源喪失計画外停止
手動停止／サポー
ト系喪失（手動停止）
手動停止／サポート系喪失
サポート系喪失（自動停止）

サポート系喪失（直流電源喪失）

残留熱除去系海水系故障（区分Ⅰ）

1. 発電機負荷遮断
2. タ－ビントリップ
3. 圧力制御装置の故障（蒸気流量減少）
4. バイパス弁又は主蒸気加減弁の誤閉鎖
5. 全再循環ポンプトリップ
6. 再循環ポンプ軸固着
7. 給水制御系の故障（流量増加，出力運転時）
8. 給水制御系の故障（流量増加，起動・停止時）
9. HPCI／HPCSの誤起動
10. 主蒸気隔離弁の1弁閉鎖
11. 再循環流量制御系の誤動作（再循環流量増加）
12. 給水加熱喪失
1. 主蒸気隔離弁の閉鎖
2. 主蒸気隔離弁の部分閉鎖
3. 圧力制御装置の故障（蒸気流量増加）
4. タ－ビンバイパス弁誤開放
5．発電機負荷遮断バイパス弁不作動
6. タ－ビントリップバイパス弁不作動
7. 復水器真空度喪失
1. 全給水流量喪失
1. 給水又は復水ポンプ1台トリップ
2. 給水制御系の故障（流量減少，出力運転時）
3. 給水制御系の故障（流量減少，起動・停止時）
1. 起動時における制御棒引き抜き
2. 原子炉保護系故障によるスクラム
3. プラント異常によるスクラム
4. 原子炉保護系計装の故障によるスクラム
1. 逃がし安全弁誤開放／開固着（1弁）
1. 外部電源喪失（所内電源が非常用電源以外にない状態）
2. 補助電源喪失
比較的軽微な故障を含む，原子炉停止機能，炉心冷却機能又は格納容器からの除熱機能を有する緩和設備の機能異常が原因で原子炉を計画外に手動停止する事象

事象分類

主蒸気隔離

初期給復水系の使用

主なスクラム信号

継続可能

蒸気加減弁急速閉又は主蒸気止め弁閉

継続可能

主蒸気止め弁閉

継続可能

中性子束高
中性子束高（中性子束）
中性子束高（熱流束相当）

可／継続に障害（ホットウェル水位低下）

主蒸気隔離弁閉

事象分類B1
事象分類B2

事象分類C

主蒸気隔離弁で隔離

事象分類D

タービン側で隔離

事象分類E
事象分類F

主蒸気隔離弁で隔離
主蒸気隔離弁で隔離

可／継続に障害（ホットウェル水位低下）

蒸気加減弁急速閉又は主蒸気止め弁閉不可（起因事象）

主蒸気止め弁閉
原子炉水位低（レベル3）

事象分類G

継続可能（機能低下）

原子炉水位低（レベル3）

事象分類H1

継続可能

原子炉出力ぺリオド短（起動領域計装）

事象分類H2

事象分類J

継続可能

冷却材流出あり

事象分類I

外部電源なしタービン側・
主蒸気隔離弁共隔離

計画外停止

残留熱除去系海水系故障

交流電源故障（区分Ⅰ）
交流電源故障（区分Ⅱ）

交流母線や下流の電源設備（非常用ディーゼル発電機を除く）が機能喪失し，当該安全区分の設備に期待できない状態での手動停止

交流電源故障（区分Ⅰ）
交流電源故障（区分Ⅱ）

タービン・サポート系故障

タービン設備のサポート系の機能が喪失し，タービン設備に期待できない状態での手動スクラム

タービン・サポート系故障

直流母線や下流の電源設備が機能喪失し，当該安全区分の設備に期待できない状態での自動停止

直流電源故障
（区分Ⅰ）
直流電源故障（区分Ⅱ）

直流電源故障
（区分Ⅰ）
直流電源故障
（区分Ⅱ）

外部電源の状態

緩和設備の状況

事象分類A

残留熱除去系海水系が機能喪失し，当該安全区分の設備に期待できない状
態での手動停止

残留熱除去系海水系故障（区分Ⅱ）

原子炉冷却材
圧力バウンダリの状態（注２）

原子炉緊急停止系誤信号

可／継続に障害（冷却材流出）手動スクラム不可（電源なし）

蒸気加減弁急速閉

継続可能

手動停止

手動停止
継続可能
手動停止
主蒸気隔離弁で隔離

外部電源からの受電不可

不可（給復水ポンプトリップ）

原子炉水位低（レベル3）

不可（サポート系なし）

手動スクラム
原子炉水位低（レベル3）

主蒸気隔離弁で隔離不可（電源なし）
主蒸気止め弁閉

事象発生により原子炉が減圧状態になる範囲
大破断ＬＯＣＡ

大破断ＬＯＣＡ

小LOCAと大LOCAの中間範囲
ＬＯＣＡ

中破断ＬＯＣＡ

中破断ＬＯＣＡ

冷却材流出あり

主蒸気隔離弁で隔離 （ 注 １ ）可／継続に障害（冷却材流出）（ホットウェル水位低下）

原子炉水位低（レベル3）

冷却材流出あり

主蒸気隔離弁で隔離 （ 注 １ ）可／継続に障害（冷却材流出）（ホットウェル水位低下）

原子炉水位低（レベル3）

原子炉隔離時冷却系で注水可能な範囲
小破断ＬＯＣＡ

小破断ＬＯＣＡ

格納容器バイパス

インターフェイスシステムＬＯＣＡ

隔離弁の多重故障や弁試験時の隔離失敗等により低圧設計部等が原子炉圧力にさらされることでこれが破損し，原子炉冷却材が格納容器外で流出する事象

インターフェイスシステム
ＬＯＣＡ（注１）破断面積が小さい場合，原子炉水位は低下せず，隔離されないこともある。
（注２）給復水系に影響を及ぼす信号が発信していない場合。

添付 3.1.1.2－1－15

添付資料 3.1.1.2−2
主蒸気管破断の分類の考え方について

主蒸気管破断後に主蒸気隔離弁閉鎖に成功した場合は「隔離事象」と同様の事故進展となるが，発生頻度は 1E-5／炉年程度であり，「隔離事象」に比べて十分小さいことから，評価対象外としている。また，主蒸気管破断後に主蒸気隔離弁閉鎖に失敗した場合，「格納容器バイパス」が発生するが，発生頻度が極めて小さい値となることから，評価対象外としている。
以下では，主蒸気管破断の発生頻度及び主蒸気隔離弁による隔離失敗確率の評価を行い，それらを踏まえて主蒸気管破断が発生したときの起因事象の分類の考え方について示した。

（1）主蒸気管破断の発生頻度及び隔離失敗確率ａ．主蒸気管破断の発生頻度
今回のＰＲＡにおけるＬＯＣＡの発生頻度は，海外の文献を参考に，破断口径の大きさに応じた発生頻度（ある口径以上の破断が生じる頻度）を評価している（添付 3.1.1.2-6）。主蒸気配管（口径：650A）についてもこの考え方で評価すると，その発生頻度は 1E-5／炉年を下回るものと考えられるが，本評価では主蒸気管 4 本で 1E-5／炉年とする。

ｂ．主蒸気隔離弁による隔離失敗確率
主蒸気管には漏えい検出（主蒸気管トンネル温度，主蒸気管流量等）による自動隔離機能がある。また，運転員の手動隔離操作にも期待できることから，隔離弁の隔離信号故障による機能喪失は十分小さいと考えられる。
よって，主蒸気管破断の隔離失敗確率は隔離弁の「閉失敗」の機械故障率（3.2E-4／要求時）のみを考慮する。なお，隔離弁は 2 個あるが，「閉失添付 3.1.1.2−2−1

敗」の共通要因故障は考慮していない。これは，各々の隔離弁が格納容器
内外の異なる環境に設置されているためである。

(2)

主蒸気管破断が発生したときの起因事象の分類の考え方
主蒸気管破断は発生箇所（図 1）及び隔離の成否に着目すると以下の 3つに分けることができる。
①隔離に成功した場合②隔離に失敗した場合（格納容器外の破断）③隔離に失敗した場合（格納容器内の破断）
各々についての起因事象の分類の考え方を以下に示す。

①隔離に成功した場合
図 1 の a，ｂ，c のいずれかで破断が発生して隔離に成功した場合は主蒸気管からの漏えいが停止するため，起因事象としては隔離事象に整理され，期待する緩和機能についても今回のＰＲＡの隔離事象と同等である。また，発生頻度は(1)のとおり 1E-5／炉年であり，今回のＰＲＡで用いている隔離事象の発生頻度（2.7E-2／炉年）に比べて十分小さいことから評価対象外とする。
②隔離に失敗した場合（格納容器外の破断）
図 1 の a，b のいずれかで破断が発生して隔離に失敗した場合は，格納容器外に主蒸気が放出されるため，起因事象としては格納容器バイパ
スに整理される。図 1 の b で破断が発生し隔離に失敗する頻度は，(1)の検討を元に評価すると 3.2E-9／炉年であり，発生頻度が極めて小さい値となる。また，図 1 の a で破断が発生した場合は外側隔離弁の閉止にも期待できるため，1.0E-12／炉年となる。いずれの場合も発生頻度が添付 3.1.1.2−2−2極めて小さいことから評価対象外とする。
③隔離に失敗した場合（格納容器内の破断）
図 1 の c で破断が発生して隔離に失敗した場合，又は図 1 の d で破断が発生した場合は，格納容器内に主蒸気が放出される。また，主蒸気配管の口径（650A）は，今回のＰＲＡにおける大破断ＬＯＣＡで考慮している口径（125A よりも大きな破断）に含まれており，期待する緩和機能についても今回のＰＲＡの大破断ＬＯＣＡと同等であるため，この場合は今回のＰＲＡにおける大破断ＬＯＣＡの評価に包含されていることとなる。

以上より，主蒸気管破断がいずれの箇所で発生した場合も，今回のＰＲＡからは発生頻度の観点で評価対象外，又は大破断ＬＯＣＡに包含される結果
となった。

b

a

外側隔離弁

c

d

内側隔離弁

格納容器
原子炉圧力容器
図１

破断箇所の場合分けのイメージ

添付 3.1.1.2−2−3

添付資料 3.1.1.2−3
手動による原子炉停止事象のモデル化について

1.

はじめに
本ＰＲＡでは，外乱事象そのものではない「手動による原子炉停止事象」
を起因事象として取り扱っている。この事象の取扱いについて以下に説明する。

2.

手動による原子炉停止事象の定義と考慮すべき期間
手動による原子炉停止事象の定義は以下のとおりである。
・通常停止：定期検査のための計画停止及び緩和設備に影響しない軽微な事象発生による計画外の停止
・計画外停止：緩和設備に影響する事象発生による計画外の停止
・サポート系故障（手動停止）：緩和設備のサポート系に影響する事象発生
による計画外の停止
出力運転時ＰＲＡの対象範囲において，これらの事象を考慮すべき期間は
図 1 のとおり，期間ＡとＢに区分される。
定格出力状態

全制御棒
全挿入
期間Ａ
図1

復水器
真空破壊
期間Ｂ

手動による原子炉停止事象を考慮すべき期間
添付 3.1.1.2−3−1

(1)期間Ａ（出力降下開始〜全制御棒全挿入）
この期間に発生する緩和設備の作動を必要とする外乱事象（自動スクラ
ム事象）は，以下の理由により自動スクラムとなる過渡事象として取り扱う。
・この期間に発生する自動スクラム事象は，過渡事象等の発生頻度の算出に含めている（表 1）こと（実績による発生頻度の算出は，出力運転状
態を対象）
・出力が低下していることにより，外乱の影響の程度は，定格出力運転状
態より緩和されること（定格出力運転状態を仮定した緩和設備の成功基準より緩和される）・過渡事象等のモデルにおいて，緩和設備及びそのサポート系の待機除外確率が考慮されていること（非常用電源系の待機除外確率はモデル化されていないが，非常用電源系の許容待機除外時間は保安規定により短時間に制限されていること，その待機除外確率が小さいことから，過渡事
象等との重畳は考慮していない。）(2)

期間Ｂ（全制御棒全挿入〜復水器真空破壊）
この期間に発生する緩和設備の作動を必要とする外乱事象は，自動スクラムとなる過渡事象等の発生頻度の算出に含まれない。したがって，この期間に発生する緩和設備の作動を必要とする外乱事象を，原則，評価対象事象とする必要があり，以下のとおり取り扱う。
・外乱事象としては，給復水系の機器故障に起因した給復水系機能喪失を考慮する。
・起因事象として手動による原子炉停止事象を考慮し，その発生頻度として年当たりの停止回数を与える。
・給復水系機能喪失はイベントツリーのヘディングとしてモデル化し，添付 3.1.1.2−3−2上記の起因事象の発生頻度と給復水系の機能喪失確率をもって，外乱
事象の発生頻度を表現する。
・ここで，計画外停止及びサポート系故障（手動停止）については，緩和設備との依存性があるため，従属性を有する起因事象として選定しているが，通常停止については，緩和設備との依存性がないことを考慮し，起因事象から除外する。

以上のとおり，手動による原子炉停止事象は外乱事象そのものではないが，緩和設備との依存性を有する計画外停止／サポート系故障（手動停止）について，炉心損傷頻度に有意な影響を与える可能性を考慮して起因事象として選定し，全制御棒全挿入から復水器真空破壊までの期間で発生する外乱事象をモデル化している。

3.

通常停止を起因事象として選定した場合の炉心損傷頻度への影響
上記 2.のとおり，通常停止は外乱事象そのものではなく，期間Ａ（出力降
下開始から全制御棒全挿入まで）に緩和設備の作動が必要とする外乱事象（自動スクラム事象）が発生した場合は過渡事象として取り扱われる。
このため，期間Ｂ（全制御棒全挿入〜復水器真空破壊）を対象に，給復水系の機能喪失確率を考慮して感度解析を実施し，通常停止を起因事象として選定した場合の炉心損傷頻度への影響を確認した。
その結果，全炉心損傷頻度は 6.3E-5／炉年となり，ベースケースの 6.1E-5／炉年に対して同程度となることを確認した。感度解析結果を表 2 及び表 3に示す。

添付 3.1.1.2−3−3表1

出力降下中のスクラム事象

プラント名

発生日時

東京電力
福島第一原子力発電所 2 号機1984 年 10 月 21 日

中間領域モニタ高高による原子炉スクラム

原子炉緊急停止系
誤動作等

東京電力
福島第二原子力発電所 1 号機

1985 年 11 月 21 日

中間領域モニタ高高による原子炉スクラム

原子炉緊急停止系
誤動作等

東京電力
柏崎刈羽原子力発電所 1 号機

1992 年 2 月 28 日

タービンバイパス弁急閉後の給水ポンプトリップによる原子炉水位低スクラム

東北電力
女川原子力
発電所 1 号機

1998 年 6 月 11 日

中間領域モニタ高高による原子炉スクラム表2

スクラムの理由

起因事象の分類

非隔離事象

原子炉緊急停止系
誤動作等

通常停止を考慮した場合の炉心損傷頻度評価結果
通常停止の起因事象

通常停止の炉心損傷

全炉心損傷頻度

発生頻度（／炉年）

頻度（／炉年）（／炉年）

ベースケース

−−

6.1E-5

感度解析

1.6※１

2.3E-6

6.3E-5解析ケース※１：通常停止の発生件数（786 件）を国内ＢＷＲ全 32 基の総運転炉年（488.1 年）で除して算出。

添付 3.1.1.2−3−4

表3

通常停止を考慮した場合の事故シーケンスグループ別の炉心損傷頻度
炉心損傷頻度（／炉年）

事故シーケンスグループ

ベースケース

感度解析

高圧・低圧注水機能喪失

ＴＱＵＶ

3.5E-09

3.5E-09

高圧注水・減圧機能喪失

ＴＱＵＸ

2.0E-08

2.1E-08

長期ＴＢ

7.7E-08

7.7E-08

ＴＢＵ

2.1E-08

2.1E-08

ＴＢＰ

5.3E-10

5.3E-10ＴＢＤ

6.0E-12

6.0E-12ＴＷ

5.6E-05

5.8E-05

ＴＢＷ

4.8E-06

4.8E-06

ＴＣ

2.5E-08

2.5E-08

ＡＥ

1.4E-12

1.4E-12Ｓ１Ｅ

2.0E-112.0E-11Ｓ２Ｅ

1.6E-13

1.6E-13

ＩＳＬＯＣＡ

4.8E-10

4.8E-10

6.1E-05

6.3E-05

全交流動力電源喪失

崩壊熱除去機能喪失
原子炉停止機能喪失
ＬＯＣＡ時注水機能喪失
格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）
合計

添付 3.1.1.2−3−5

添付資料 3.1.1.2−4

起因事象の発生頻度評価に用いるデータベースの適用性について

起因事象発生頻度のデータベースは，メーカ及びエンジニアリング
会社によって，以下の情報を対象に起因事象発生件数を調査し，その結果を事業者が確認する枠組みで，定期的に更新している。
原 子 力 施 設 運 転 管 理 年 報（ 独 立 行 政 法 人

原子力安全基盤機構）

ＮＵＣＩＡで公開されているトラブル情報
電気事業者によるプレスリリース
平 成 20年 度 末 ま で の 起 因 事 象 発 生 頻 度 デ ー タ は 上 記 の 枠 組 み に よ る
デ ー タ ベ ー ス の 更 新 が 完 了 し て い る 。 一 方 ， 現 在 は 平 成 21年 度 か ら 平
成 23 年 度 末 ま で の 実 績 を 反 映 し た デ ー タ ベ ー ス の 更 新 を 実 施 中 で あ る 。
以上の状況を踏まえ，本ＰＲＡ評価時において利用可能な最新デー
タ と し て ， 平 成 20年 度 末 ま で の 原 子 力 プ ラ ン ト の 運 転 状 況 を 反 映 し た
起因事象発生頻度のデータを使用した。

添付 3.1.1.2-4−1

添付資料 3.1.1.2−5
外部電源喪失の発生頻度について本評価においては，「 外 部 電 源 喪 失 」を 含 む 過 渡 事 象 及 び 従 属 性 を 有する起因事象の発生頻度は，国内ＢＷＲの運転実績に基づいて設定して お り ，運 転 実 績 に は ，利 用 可 能 な デ ー タ で あ る 平 成 20 年 度（ 平 成 21
年 3 月）までのデータを用い，発生した事象を各起因事象に分類し，その件数を運転炉年で除して起因事象発生頻度を算出している。
なお，外部電源喪失の発生頻度について，ＢＷＲ，ＰＷＲ，ＢＷＲ
及びＰＷＲの各ケースで計算した結果を表 1 に示すが，ほぼ同等の値となっている。

表 1

出力運転時ＰＲＡ「外部電源喪失」の発生頻度

計算ケース

ＢＷＲ

ＰＷＲ※

ＢＷＲ＋ＰＷＲ

発生件数

3

3

6

暦年

706.1 炉 年

621 炉 年

1327.1 炉 年

4.2E-3

4.8E-3

4.5E-3発生頻度（／炉年）※ 平 成 25 年 10 月 11 日「 川 内 原 子 力 発 電 所 1 号 炉 及 び 2 号 炉 Ｐ Ｒ Ａ について」参照東海第二発電所のＰＲＡにおける，外部電源喪失を起因とした場合の 炉 心 損 傷 頻 度 （ Ｃ Ｄ Ｆ ） は 1.5E-6／ 炉 年 で あ る た め ， Ｂ Ｗ Ｒ と Ｐ Ｗ
Ｒ の 運 転 実 績 を 合 計 し た 場 合 ， Ｃ Ｄ Ｆ は ， 1.5E-6×(4.5E-3／ 4.2E-3)＝ 1.6E-6／ 炉 年 と な り ， Ｃ Ｄ Ｆ の 増 加 分 は 1E-7／ 炉 年 と な る 。

添付 3.1.1.2−5−1

ＢＷＲとＰＷＲの運転実績に基づく外部電源喪失の発生頻度を用いる 場 合 ，外 部 電 源 喪 失 を 起 因 と す る 事 故 シ ー ケ ン ス の Ｃ Ｄ Ｆ が 一 様 に 1割程度増加するものの，起因事象別のＣＤＦにおける外部電源喪失の
寄 与 割 合 は 全 体 （ 全 Ｃ Ｄ Ｆ :6.1E-5／ 炉 年 ） の 2.5％ で あ る こ と か ら ，全体の結果に与える影響は極めて小さい。

添付 3.1.1.2−5−2

添付資料 3.1.1.2−6
ＬＯＣＡの起因事象発生頻度について(1)

事象の分類定義
ＬＯＣＡでは，原子炉冷却材圧力バウンダリからの冷却材の流出規模によりプラント応答や成功基準が異なるため，流出規模に応じて事象分類を定義する。ＮＵＲＥＧ−１１５０の定義と同様に「漏えい」，「小破断ＬＯ
ＣＡ」，「中破断ＬＯＣＡ」，「大破断ＬＯＣＡ」及び「設計基準事故（ＤＢＡ）超過ＬＯＣＡ」に事象を分類した。各事象の分類定義や等価破断径，
流出流量を表 1 に示す。
「漏えい」については常用系のポンプによる冷却材の補給可能範囲であり，事象が発生しても重大な原子炉への外乱に発展する可能性は小さいことから，起因事象から除外した。
「ＤＢＡ超過ＬＯＣＡ」については，ＮＵＲＥＧ−１８２９によると，
原子炉圧力容器破損の発生頻度は 1E-8／炉年以下となっており，他の起因事象に比べて十分に低い発生頻度となっている。そのため，本評価では起因事象から除外した。

添付 3.1.1.2−6−1

表1

ＬＯＣＡ関連事象の分類定義

事象分類

状態定義

漏えい

常用系（ＣＲＤポンプ等）
で補給可能な範囲

小破断
ＬＯＣＡ

ＲＣＩＣで注水可能な範
囲

中破断
ＬＯＣＡ

小破断ＬＯＣＡと大破断
ＬＯＣＡの中間範囲

大破断
ＬＯＣＡ

事象発生により原子炉が減圧状態になる範囲

ＤＢＡ超過
ＬＯＣＡ

設計基準事象でのＬＯＣ
Ａを超える範囲

(2)

等価破断径

流出流量
（運転圧）

発生頻度の設定
ＬＯＣＡは日米ともに発生経験がなく，かつ原子炉冷却材バウンダリの設計及び運転管理において日米で大きな差異がないため，ＬＯＣＡの起因
事象発生頻度の評価には，ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−５７５０とＮＵＲＥＧ−１
８２９の文献データを用いた。調査に用いた文献の概要について以下に示す。
ａ．ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−５７５０
Rates of Initiating Events at U.S.Nuclear Power Plants:1987-1995/February 1999
・米国原子力発電所の起因事象発生頻度を評価したもの
・ＬＯＣＡ関係は 1969 年から 1997 年の実績で検討
・ＬＯＣＡの発生経験はないため，配管の貫通クラックの発生経験から破断に進展する確率を乗じて評価，小破断ＬＯＣＡを除きエラー
ファクタ（ＥＦ）は 10 を設定
・ＬＯＣＡの分類定義はＮＵＲＥＧ−１１５０と同様の大，中，小 3
添付 3.1.1.2−6−2

段階・経年変化（Trend）は一定とし，プラント間の相違もないとの位置づ
け・配管以外の寄与については評価対象外
ｂ．ＮＵＲＥＧ−１８２９（Draft Report for Comment）
Estimating Loss of Coolant Accident（LOCA）Frequencies Through the
Elicitation Process/June 2005
・リスク情報活用規制の一環としての設計基準ＬＯＣＡ見直しのため，
ＮＲＣがＬＯＣＡ発生頻度を評価したもの
・専門家パネル（Expert Elicitation）により不確定性を含めた検討を実施
・配管からの寄与のほか，非配管からの寄与として，原子炉圧力容器
や蒸気発生器などの機器も考慮
・ＬＯＣＡ時の流出流量（等価破断径）により 6 段階に分類
・25 年運転想定での発生頻度と 40 年運転想定での発生頻度の評価を実施し，ＢＷＲでは両者にほとんど差はない結果
・原子炉圧力容器については，確率論的破壊力学（ＰＦＭ）による評
価も参照しつつ，破損頻度を検討
・ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−５７５０との比較結果あり，中破断ＬＯＣＡ部分を除き概ね一致

以上の両文献より，プラント間や経年変化での差異は小さいと考えられることから，これらのデータはプラントによらず使用できると考えられる。なお，不確実さが比較的大きいデータであることから，基本的に有効数字 1 桁として扱う。以下の算出方法に従い，ＬＯＣＡの発生頻度を検討したものを添付 3.1.1.2−6−3

表 2 に示す。

・ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−５７５０及びＮＵＲＥＧ−１８２９の両文献データ（超過頻度，暦年ベース）を使用
・事象の分類定義に従い，各分類境界での 5％下限値と 95％上限値を以下のように設定−5％下限値については，両文献値よりいずれか小さい方を採用−95％上限値については，両文献値よりいずれか大きい方を採用・設定した超過頻度の上下限値より，対数正規分布に基づく平均値，エラーファクタを算出・このように算出した各分類境界での超過頻度から，各ＬＯＣＡ事象の発生
頻度（超過頻度の差分）を算出
・エラーファクタについては，超過頻度の上下限値により算出したエラーフ
ァクタを参考に設定

以上より，ＬＯＣＡ事象分類と発生頻度を検討した結果を図 1 にまとめる。

添付 3.1.1.2−6−4

表2

ＬＯＣＡ発生頻度の検討

添付 3.1.1.2−6−5図1

ＬＯＣＡ事象分類と発生頻度検討のまとめ

添付 3.1.1.2−6−6

添付資料 3.1.1.2−7
ＥＣＣＳ配管破断を考慮したＬＯＣＡの炉心損傷頻度評価について

本ＰＲＡで評価しているＬＯＣＡは，具体的な破断箇所は設定していない。また，ＬＯＣＡの発生頻度は，海外の文献を参考に，大破断
ＬＯＣＡ，中破断ＬＯＣＡ，小破断ＬＯＣＡそれぞれに相当する大きさの破断の発生頻度を設定している。
これに対して，本評価では，原子炉冷却材圧力バウンダリを構成す
る配管のうち，ＥＣＣＳ等の配管が破断してＬＯＣＡが発生することを想定し，当該系統が緩和設備として期待できない場合の炉心損傷頻度を評価した。その結果，本評価の炉心損傷頻度は，ベースケースにおけるＬＯＣＡの炉心損傷頻度と比較して同程度であることを確認した。

(1)

ＥＣＣＳ及びその他の系統でのＬＯＣＡ発生頻度の算出
本ＰＲＡにおいて期待している緩和設備のうち，高圧炉心スプ
レ イ 系 （ Ｈ Ｐ Ｃ Ｓ ）， 原 子 炉 隔 離 時 冷 却 系 （ Ｒ Ｃ Ｉ Ｃ ）， 低 圧 炉 心
ス プ レ イ 系（ Ｌ Ｐ Ｃ Ｓ ）及 び 低 圧 注 水 系（ Ｌ Ｐ Ｃ Ｉ − Ａ ／ Ｂ ／ Ｃ ）を対象に，原子炉冷却材圧力バウンダリを構成する配管の溶接線でＬＯＣＡが発生すると仮定した。また，本ＰＲＡでは，破断口
径 が 125A 以 上 を 大 破 断 Ｌ Ｏ Ｃ Ａ ，25A 以 上 125A 未 満 を 中 破 断 Ｌ Ｏ
Ｃ Ａ ，25A 未 満 を 小 破 断 Ｌ Ｏ Ｃ Ａ と し て い る が ，本 評 価 で は ，配 管
口 径 が 100A 以 上 を 大 破 断 Ｌ Ｏ Ｃ Ａ ，100A 未 満 を 中 破 断 Ｌ Ｏ Ｃ Ａ とし，ＲＣＩＣは緩和設備として期待しないものとした。
系 統 別 の Ｌ Ｏ Ｃ Ａ の 発 生 頻 度 は ，下 記 の ① 式 に 基 づ き 算 出 し た 。
各系統の配管口径別の溶接線数と配管破断の頻度の算出結果を表
添付 3.1.1.2−7−1

1 に示す。
着目する系統の配管破断発生頻度着目する系統の溶接線数
ＬＯＣＡ発生頻度
原子炉冷却材圧力バウンダリでの全溶接線数

・・・①式
(2)

ＬＯＣＡ発生時の炉心損傷頻度
ＥＣＣＳ等の配管破断を想定した場合のＬＯＣＡの炉心損傷頻度は下記の②式で算出した。算出に用いた値と算出結果を表 2 に示す。

ＬＯＣＡ時の炉心損傷 頻度
系統 iに期待できない場合の 条件付系統 iでのi ＬＯＣＡ発生頻度

炉心損傷確率・・・②式

本評価とベースケースにおけるＬＯＣＡの炉心損傷頻度の評価
結果の比較を表 3 に示す。評価結果の比較から，ベースケースでのＬＯＣＡの炉心損傷頻度に大きな相違がないことを確認した。

添付 3.1.1.2−7−2

表 1 各系統の配管口径別の溶接線数と系統当たりのＬＯＣＡ発生頻度
配管破断発生頻度

溶接線数※１
1 00 A 以 上（／炉年）

1 00 A 未 満

大破断

中破断

ＬＯＣＡ

ＬＯＣＡ

ＲＣＩＣ

33

0

9. 5 E-0 7

0

ＨＰＣＳ

19

0

5. 4 E-0 7

0

ＬＰＣＳ

19

0

5. 4 E-0 7

0

ＲＨＲ−Ａ

21

0

6. 0 E-0 7

0

ＲＨＲ−Ｂ

21

0

6. 0 E-0 7

0

ＲＨＲ−Ｃ

21

0

6. 0 E-0 7

0

56 4

89

1 . 6E -0 5

2. 0 E-0 4

69 8

89

2 . 0E -0 5

2. 0 E-0 4

その他の原子炉冷却材圧力バウンダリ
合計※１：溶接線数は，クラス 1 機器の検査カテゴリＢ−Ｆ及びＢ−Ｊから抽出

表 2 各系統でのＬＯＣＡ発生時の条件付炉心損傷確率と炉心損傷頻度
条件付炉心損傷確率

炉心損傷頻度（／炉年）

大破断

中破断

大破断

中破断

ＬＯＣＡ

ＬＯＣＡ

ＬＯＣＡ

ＬＯＣＡ

ＲＣＩＣ

1 .5 E- 0 4

1 .5 E -0 4

1. 4 E-1 0

0

ＨＰＣＳ

1 .5 E- 0 4

1 .6 E -0 4

8. 1 E-1 1

0

ＬＰＣＳ

1 .5 E- 0 4

1 .5 E -0 4

8. 0 E-1 1

0

ＲＨＲ−Ａ

2 .3 E- 0 3

2 .3 E -0 3

1. 4 E-0 9

0

ＲＨＲ−Ｂ

2 .3 E- 0 3

2 .3 E -0 3

1. 4 E-0 9

0

ＲＨＲ−Ｃ

1 .5 E- 0 4

1 .5 E -0 4

8. 9 E-1 1

0

1 .5 E- 0 4

1 .5 E -0 4

2. 4 E-0 9

3 .0 E- 0 8

5 .5 E- 0 9

3 .0 E -0 8

その他の原子炉冷却材圧力バウンダリ
合計

添付 3.1.1.2−7−3

表 3
起因事象

本評価結果と本ＰＲＡ評価結果の比較
事故シーケンス

本評価
ベースケース（／炉年）（／炉年）

原子炉停止機能喪失

2.2E-122.2E-12

大破断

ＬＯＣＡ時注水機能喪失

1.5E-11

1.4E-12

ＬＯＣＡ

崩壊熱除去機能喪失

5.5E-09

3.0E-09

合計

5.5E-09

3.0E-09

原子炉停止機能喪失

2.2E-11

2.2E-11

中破断

ＬＯＣＡ時注水機能喪失

2.0E-112.0E-11

ＬＯＣＡ

崩壊熱除去機能喪失

3.0E-083.0E-08

合計

3.0E-083.0E-08

添付 3.1.1.2−7−4

添付資料 3.1.1.2−8
インターフェイスシステムＬＯＣＡの起因事象発生頻度について

(1)

はじめに
インターフェイスシステムＬＯＣＡ（以下「ＩＳＬＯＣＡ」という。）の発生頻度は，フォールトツリーを用いたシステム信頼性解析により評価した。システム信頼性解析の実施に当たっては，
ＩＳＬＯＣＡの発生の可能性がある系統及びシナリオを選定するとともに，機器故障率，人的過誤確率及び配管破損確率を用いて定量化した。

(2)

評価対象系統及び発生シナリオの選定
ＩＳＬＯＣＡの評価対象は，原子炉冷却材圧力バウンダリに接続し格納容器外に敷設された配管を有する系統のうち，以下の条件を基に選定した。原子炉冷却材圧力バウンダリに接続し格納容
器外に敷設された配管を図 1 に，選定結果を表 1 に示す。
①出力運転中に高圧設計部と低圧設計部とを分離する隔離弁が閉止されており，隔離弁の誤開放等により低圧設計部が過圧されることでＩＳＬＯＣＡ発生の可能性がある系統②出力運転中に高圧設計部と低圧設計部とを分離する隔離弁が 2弁以下の系統※※

原子炉冷却材圧力バウンダリと接続し格納容器外に敷設された配管を有する系統において，高圧設計部分と低圧設計分する隔離弁は直列に 2 弁以上設置されている。このため，最小で直列 2 弁の誤開，
内部リーク等が発生した場合はＩＳＬＯＣＡが発生する可能性がある が ， 1 弁 当 た り の 誤 開 ， 内 部 リ ー ク 等 の 発 生 確 率 は 1E-4 未 満 であることを考慮すると，閉状態の弁が直列 3 弁以上の場合には，Ｉ

添付 3.1.1.2−8−1

ＳＬＯＣＡにより系統の過圧が発生する頻度は，直列 2 弁の場合に比べて 4 桁以上低くなり，無視し得る程度となる。ただし，ＰＲＡ
では，ＩＳＬＯＣＡの発生シナリオ及びその発生頻度を幅広に確認する観点から，直列 3 弁の閉状態の弁を有する高圧炉心スプレイ系
及び原子炉隔離時冷却系を含めてＩＳＬＯＣＡの発生頻度を評価対象としている。

以上を踏まえて選定した系統及びシナリオを表 2 に示す。
(3)

発生頻度の評価ａ．モデル化の仮定
本評価における主な仮定を以下に示す。
○ＩＳＬＯＣＡ発生後の隔離操作には期待しない。
○ＩＳＬＯＣＡの発生箇所は配管（熱交換器含む）とする。
○ドレン・ベントラインは，配管径が小さいため除外する。
ｂ．評価に用いたパラメータ
(a)

機器故障率
電動弁の誤開及び内部リークなどの機器故障率には，国内

故障率データ（「故障件数の不確実さを考慮した国内一般機
器 故 障 率 の 推 定 」 ， 2009 年 5 月

日本原子力技術協会）を使

用した。
(b)

人的過誤確率
人的過誤は，弁の誤操作及び試験後の通常状態復旧失敗をモデル化しており，弁の誤操作は，ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−５９
２ ８ と 同 様 に 1.0E-3／ d を 使 用 し ， 試 験 後 の 通 常 状 態 復 旧 失
敗はＮＵＲＥＧ／ＣＲ−１２７８（ＴＨＥＲＰ手法）を基に2.0E-3／ d と 評 価 し た 。
添付 3.1.1.2−8−2

(c)配管破損確率
配管破損確率は，ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−５９２８が参照しているＮＵＲＥＧ／ＣＲ−５８６２に基づく破損確率算出方法
を 用 い ， 配 管 の 口 径 や 肉 厚 な ど を 考 慮 し ,各 評 価 対 象 配 管 に 対し表 3 のとおり設定した。また，熱交換器の破損確率は，Ｎ
ＵＲＥＧ／ＣＲ−５９２８より表 4 のとおり設定した。
ｃ．評価結果フォールトツリーを用いたシステム信頼性解析により評価した 結 果 ， Ｉ Ｓ Ｌ Ｏ Ｃ Ａ の 発 生 頻 度 は 4.8E-10 ／ 炉 年 （ エ ラ ー フ
ァ ク タ ： 19.6 ） と な っ た 。 Ｉ Ｓ Ｌ Ｏ Ｃ Ａ の カ ッ ト セ ッ ト （ 上 位
20 位 ） を 表 5 に 示 す 。
ＩＳＬＯＣＡの発生頻度が最も高いと評価された系統はＲＨＲであり，テスタブル逆止弁の定期試験時に電動弁の定期試験終了後の通常状態への復旧失敗及びテスタブル逆止弁の閉失敗によりＲＨＲポンプの吐出圧で設計された配管が破損する場合
となった。
(4)

ＩＳＬＯＣＡ発生頻度の評価結果における海外との差について
上 記 (3) の と お り ， 本 プ ラ ン ト に お け る Ｉ Ｓ Ｌ Ｏ Ｃ Ａ 発 生 頻 度
は 4.8E-10 ／ 炉 年 と 評 価 し た 。 一 方 ， Ｎ Ｕ Ｒ Ｅ Ｇ ／ Ｃ Ｒ − ５ １ ２
４に記載されている海外プラントにおけるＩＳＬＯＣＡ発生頻度
は ， 本 プ ラ ン ト と 比 較 し て 1E+3〜 1E+4 倍 程 度 高 い （ 表 6） 。 こ れについて，海外プラントとの評価方法の違いを以下に整理する。
a. 比 較 方 法
海外プラントは，いずれもＢＷＲプラントであり評価結果はそれぞれ異なるが，本プラントと同じ型式（ＢＷＲ−５ Ｍａｒ
添付 3.1.1.2−8−3

ｋ − Ⅱ ） の Nine Mile Point-2 （ 以 下 「 Ｎ Ｍ Ｐ ２ 」 と い う 。 ）を比較対象に選定した。
b. 比 較 結 果
ＮＭＰ２及び本プラントにおける系統別のＩＳＬＯＣＡ発生頻度の評価結果を表 7 に示す。表 7 から，ＮＭＰ２と本プラン
ト と の 差 は ， Ｎ Ｍ Ｐ ２ が 発 生 頻 度 の 高 い Steam Condensing の Ｉ
ＳＬＯＣＡ発生を考慮しているためである（本プラントは
Steam Condensing を 撤 去 済 み ） 。
一方，ＮＭＰ２の評価において評価対象としており，本プラ
ントのドミナントとなるＬＰＣＩのＩＳＬＯＣＡに対する評価
内容の比較について，表 8 のとおり行った。表 8 の結果は以下のとおりである。
・ 本プラントは人的過誤として定期試験時の電動弁の通常状態復旧失敗，機器故障として定期試験時の逆止弁の閉失敗を想定し，これらの同時発生によりＩＳＬＯＣＡが起こる
事象がドミナントシナリオとなる。
・ ＮＭＰ２は運転時にＬＰＣＩの定期試験を行わないため，複数の機器故障の同時発生のみを想定しており，ドミナン
トシナリオとなる。

上記のとおり，ＩＳＬＯＣＡのドミナントシナリオの想定は異なるが，発生頻度の評価に用いている機器故障率の違いにより，ＮＭＰ２は本プラントのとを確認した。

添付 3.1.1.2−8−4

発生頻度となっているこ表 1

ＩＳＬＯＣＡの評価対象の選定結果

原子炉冷却材圧力バウンダ
リに接続されている配管
給水系注入配管対象外

通常運転時に隔離弁が開状態となっており，隔離弁の誤開放等により発生
するＩＳＬＯＣＡ評価の対象外

高圧炉心スプレイ系

高圧炉心スプレイ注入配管

評価対象

原子炉隔離時冷
却系

原子炉隔離時冷却系原子炉
圧力容器頂部スプレイ配管

評価対象

原子炉隔離時冷却系蒸気供
給配管

対象外

直列 3 弁の閉状態の弁を有するが，ＩＳＬＯＣＡの発生シナリオ及びその発生頻度を幅広に確認する観点から，発生頻度の評価対象とする
通常運転時に隔離弁が開状態となっており，隔離弁の誤開放等により発生
するＩＳＬＯＣＡ評価の対象外

低圧炉心スプレイ系

低圧炉心スプレイ系注入配
管

評価対象

-

残 留 熱 除 去 系（ Ａ ,Ｂ ,Ｃ ）残留熱除去系原子炉注入配
管

評価対象

-

残 留 熱 除 去 系（ Ａ ,Ｂ ）

評価対象

-

評価対象

-

残 留 熱 除 去 系（Ａ）

残留熱除去系停止時冷却系
吸込配管
残留熱除去系停止時冷却系
原子炉圧力容器戻り配管
残留熱除去系原子炉圧力容器頂部スプレイ配管

対象外

閉状態の弁が直列に 4 弁設置されておりＩＳＬＯ
ＣＡの発生頻度が十分低いため対象外制御棒駆動水圧系

制御棒駆動水圧系制御棒挿
入側配管

対象外

制御棒駆動水圧系制御棒引
抜側配管

対象外

通常運転時に隔離弁が開状態となっており，隔離弁の誤開放等により発生
するＩＳＬＯＣＡ評価の対象外

ほう酸水注入系

ほう酸水注入系注入配管

対象外

原子炉冷却材浄化系
主蒸気系

原子炉冷却材浄化系入口配
管
主蒸気系配管

対象外
対象外

原子炉圧力容器計装系

原子炉圧力容器計装系配管

対象外

試料採取系

試料採取系サンプリング配
管

対象外

系統名
給水系

選定結果

添付 3.1.1.2−8−5

備考

閉状態の弁が直列に 4 弁
設 置 さ れ て お り ISLOCAの発生頻度が十分低いため対象外
通常運転時に隔離弁が開状態となっており，隔離弁の誤開放等により発生
するＩＳＬＯＣＡ評価の
対象外

表 2

ＩＳＬＯＣＡの発生を想定する系統及びシナリオの一覧表
系統
ケース
発生シナリオ
電 動 弁 F004， 逆 止 弁 F005， F024 の 故 障 ， 誤
高圧炉心ス
動作及び定期試験の組合せによって同時に開プレイ系−状態となり，ポンプ吸込部の低圧設計配管が（ 図 2）
破損
電 動 弁 F013， 逆 止 弁 F065， F066 の 故 障 ， 誤
原子炉隔離
動作及び定期試験の組合せによって同時に開時冷却系−状態となり，ポンプ吸込部の低圧設計配管が（ 図 3）
破損
電 動 弁 F005， 逆 止 弁 F006 の 故 障 ， 誤 動 作 及①び定期試験の組合せによって同時に開状態となり，ポンプ吐出圧設計配管が破損
低圧炉心ス
プレイ系
電 動 弁 F005， 逆 止 弁 F003， F006 の 故 障 ， 誤（ 図 4）
動作及び定期試験の組合せによって同時に開②状態となり，ポンプ吸込部の低圧設計配管が破損
電 動 弁 F042A/B， 逆 止 弁 F041A/B の 故 障 ， 誤
動作及び定期試験の組合せによって同時に開①状態となり，ポンプ吐出圧設計配管又は熱交
換器が破損
残留熱除去
電 動 弁 F042A/B， 逆 止 弁 F031A/B， F041A/B の系 （ Ａ ,Ｂ ）故障，誤動作及び定期試験の組合せによって②（ 図 5）
同時に開状態となり，ポンプ吸込部の低圧設計配管が破損
電 動 弁 F008， F009 の 故 障 の 組 合 せ に よ っ て 同③
時に開状態となり，低圧設計配管が破損
電 動 弁 F042C， 逆 止 弁 F041C の 故 障 ， 誤 動 作①
及び定期試験の組合せによって同時に開状態となり，ポンプ吐出圧設計配管が破損
残留熱除去
系（Ｃ）
電 動 弁 F042C ， 逆 止 弁 F031C ， F0041C の 故（ 図 6）
障，誤動作及び定期試験の組合せによって同②時に開状態となり，ポンプ吸込部の低圧設計
配管が破損

添付 3.1.1.2−8−6表 3各系統の配管破損確率対象

配 管 破 損 確 率 （ ／ d）

ＲＨＲ−Ａ／Ｂ吐出圧配管
ＲＨＲ−Ｃ吐出圧配管
ＬＰＣＳ吐出圧配管
ＨＰＣＳ低圧配管
ＬＰＣＳ低圧配管
ＲＨＲ低圧配管
ＲＣＩＣ低圧配管

表 4

熱交換器破損確率対象

破 損 確 率 （ ／ d）

ＲＨＲ熱交換器添付 3.1.1.2−8−7

表5

東海第二発電所のＩＳＬＯＣＡカットセット（上位 20 位）

添付 3.1.1.2−8−8

順位

系統

起因となる故障

故障の組み合わせ①

故障組み合わせ②

破損箇所

1

ＲＨＲ−Ａ

逆止弁F041A定期試験

電動弁F042A定期試験時の通常状態への復旧失敗

逆止弁F041A閉失敗

吐出圧設計配管

1

ＲＨＲ−Ｂ

逆止弁F041B定期試験

電動弁F042B定期試験時の通常状態への復旧失敗

逆止弁F041B閉失敗

吐出圧設計配管

3

ＲＨＲ−Ｃ

逆止弁F041C定期試験

電動弁F042C定期試験時の通常状態への復旧失敗

逆止弁F041C閉失敗

吐出圧設計配管4

ＲＨＲ（ＳＤＣ）

電動弁F008内部リーク

電動弁F009内部リーク

低圧設計配管4

ＲＨＲ（ＳＤＣ）

電動弁F009内部リーク

電動弁F008内部リーク

低圧設計配管6

ＲＨＲ（ＳＤＣ）

電動弁F008内部リーク

電動弁F009誤開低圧設計配管6

ＲＨＲ（ＳＤＣ）

電動弁F008誤開電動弁F009内部リーク

低圧設計配管6

ＲＨＲ（ＳＤＣ）

電動弁F009内部リーク

電動弁F008誤開低圧設計配管6

ＲＨＲ（ＳＤＣ）

電動弁F009誤開電動弁F008内部リーク

低圧設計配管10ＨＰＣＳ

電動弁F004定期試験

逆止弁F005内部リーク

逆止弁F024内部リーク

低圧設計配管

11

ＲＨＲ−Ａ

逆止弁F041A定期試験

電動弁F042A定期試験時の通常状態への復旧失敗

逆止弁スイッチ開失敗

吐出圧設計配管

11

ＲＨＲ−Ｂ

逆止弁F041B定期試験

電動弁F042B定期試験時の通常状態への復旧失敗

逆止弁スイッチ開失敗

吐出圧設計配管13

ＲＨＲ（ＳＤＣ）

電動弁F008誤開電動弁F009誤開低圧設計配管13

ＲＨＲ（ＳＤＣ）

電動弁F009誤開電動弁F008誤開低圧設計配管

15

ＲＨＲ−Ａ

逆止弁F041A定期試験

電動弁F042A定期試験時の通常状態への復旧失敗

逆止弁F041A閉失敗

熱交換器

15

ＲＨＲ−Ｂ

逆止弁F041B定期試験

電動弁F042B定期試験時の通常状態への復旧失敗

逆止弁F041B閉失敗

熱交換器

17

ＲＨＲ−Ｃ

逆止弁F041C定期試験

電動弁F042C定期試験時の通常状態への復旧失敗

逆止弁スイッチ開失敗

吐出圧設計配管

18

ＲＨＲ−Ａ

電動弁F042A内部リーク

逆止弁F041A内部リーク

吐出圧設計配管

18

ＲＨＲ−Ｂ

電動弁F042B内部リーク

逆止弁F041B内部リーク

吐出圧設計配管

18

ＲＨＲ−Ａ

逆止弁F041A内部リーク

電動弁F042A内部リーク

吐出圧設計配管

18

ＲＨＲ−Ｂ

逆止弁F041B内部リーク

電動弁F042B内部リーク

吐出圧設計配管発生頻度（／炉年）

表6

海外
プラント
Peach
Bottom添付 3.1.1.2−8−9Nine Mile
Point-2
Quad
Cities

海外プラント及び東海第二発電所における
ＩＳＬＯＣＡ発生頻度の評価結果

ＩＳＬＯＣＡ
発生頻度（／炉年）

東海第二発電所※１，２との比較

ＩＳＬＯＣＡによる炉心損傷頻度（／炉年）

東海第二発電所との比較※１，２

4.8E-06

1.0E+04

1.0E-06

2.1E+03

9.8E-06

2.0E+04

8.8E-06

1.8E+04

1.1E-05

2.3E+04

9.3E-07

1.9E+03※1 海外プラント／東海第二発電所※2 東海第二発電所はＩＳＬＯＣＡ発生＝炉心損傷と定義している。海外プラントは系統によってはＩＳＬＯＣＡ発生後の隔離操作を考慮するため結果が異なる。

添付 3.1.1.2−8−9表7Nine Mile Point-2 及び東海第二発電所における系統別のＩＳＬＯＣＡ発生頻度の評価結果
Nine Mile Point-2

系統

配管過圧頻度

配管破損確率

（／炉年）

（／d）

ISLOCA
発生頻度
（／炉年）

HPCS

2.7E-07

2.7E-02

8.6E-14

RCIC

-

-

-

LPCS

3.7E-06

4.0E-03

2.9E-11LPCI

1.3E-05

4.0E-03

8.8E-09

RHR（suction）

7.7E-07

1.6E-02

4.1E-09

Vessel Head Spray

4.4E-06

1.7E-03

9.3E-13

Feedwater

1.0E-03

1.0E-03

1.0E-06

Steam Condensing

8.9E-03

4.0E-03

8.8E-06--

9.8E-06-

4.8E-10

合計

東海第二発電所

合計-

添付 3.1.1.2−8−10

表8

評価項目

Nine Mile Point-2 及び東海第二発電所におけるＬＰＣＩのＩＳＬＯＣＡ発生頻度の評価内容
Nine Mile Point-2

東海第二発電所

・ＲＨＲ−Ａ／Ｂのバウンダリ弁 ・ＲＨＲ−Ａ／Ｂのバウンダリ弁

ドミナントシナリオ

添付 3.1.1.2−8−11（電動弁及び逆止弁）の内部リー（逆止弁）の定期試験時に，バウ

ク又は破損が重なることにより，ンダリ弁（電動弁）の閉状態復旧

バウンダリ弁が同時に開状態とな

失敗と，逆止弁の閉失敗が重なる

り，ポンプ吐出圧設計配管が破損ことにより，バウンダリ弁が同時に開状態となり，ポンプ吐出圧設計配管が破損・ＩＳＬＯＣＡ発生後の隔離操作に ・ＩＳＬＯＣＡ発生後の隔離操作に期待しないモデル化の仮定

期待しない

・ＩＳＬＯＣＡの発生箇所は配管

・ＩＳＬＯＣＡの発生箇所は配管

・ドレンライン及びベントラインは ・ドレンライン及びベントラインは

パ ラ メ ー タ

機器故障確率

配管径が小さいため除外

配管径が小さいため除外

逆止弁内部リーク ：①7.3E-04

逆止弁の閉失敗 ：⑤2.4E-05

電動弁内部リーク ：②6.0E-04
電動弁誤操作：③4.0E-04−

人的過誤確率（ＬＰＣＩでの人的過誤は発生しな （定期試験時の電動弁の閉状態へのいとし，人的過誤確率は設定無し）

配管破損確率

評価結果⑥2.0E-03④4.0E-03（ＬＰＣＩ−Ａ／Ｂ／Ｃ）

復旧失敗 ）⑦3.1E-03（ＬＰＣＩ−Ａ／Ｂ）⑧1.2E-03（ＬＰＣＩ−Ｃ）

8.8E-09／炉年

3.6E-10／炉年｛ ①×（②＋③）×④ ｝×3{ ⑤×⑥×⑦ ｝×2＋{ ⑤×⑥×⑧ }添付 3.1.1.2−8−11

MO

格納容器

原子炉隔離時冷却系原子炉
圧力容器頂部スプレイ配管
AO

MO

残留熱除去系原子炉圧力容器頂部スプレイ配管

NO

MO

NO

MO

NO

MO

NO

MO

NO

MO

NO

高圧炉心スプレイ系
注入配管
低圧炉心スプレイ系
注入配管

逃がし安全弁AO

AO

主蒸気系配管

原子炉圧力容器

添付 3.1.1.2−8−12

残留熱除去系Ａ系
原子炉注入配管
残留熱除去系Ｂ系
原子炉注入配管NO

残留熱除去系Ｃ系
原子炉注入配管MOMO

原 子 炉 隔離 時 冷却 系 蒸
気供給配管

AO

給水注入配管
圧力容器計装系
計装配管

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）
吸込配管

MO

制御棒駆動水圧系
制御棒引抜側配管

MO

制御棒駆動水圧系
制御棒挿入側配管
MONO

再循環系ポンプ

再循環系ポンプ
MO

MO

MO

原子炉冷却材浄化系
入口配管
試料採取系サンプリング配管

MO

MO

MO

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）
注入配管

ほう酸水注入系
注入配管

MO

MO

MO

MO

ＩＳＬＯＣＡ評価対象

図 1 原子炉冷却材圧力バウンダリに接続し格納容器外に敷設されている配管

添付 3.1.1.2-8-12

原子炉圧力容器
7-18V7D
O
C
MO

MO

E22-F011

E22-F010

MONO

E22-F005 E22-F038

E22-F004
E22-F024

MO

E22-F023
復水貯蔵タンクB

原子炉格納容器
MO

7-18V7E

E22-F012

サプレッションチェンバ
2-18V4B
DD003
2-18V40B
復水貯蔵タンクAMO

E22-F015
2-18V4A
E22-F016
2-18V40AMO

破断

E22-F001

E22-C001

E22-F002

HPCSポンプ

低圧設計

図2

ＨＰＣＳのＩＳＬＯＣＡ発生箇所

MO

7-18V7D

高圧設計

E51-F059

MO

E51-F023

E51-F022

原子炉格納容器MO

AO

NO

E51-F013

E51-F065

E51-F066

MO

Aタンクへ

E51-F012

E51-F018
復水貯蔵タンクB

2-18V4B

2-18V40B

油冷却器

MO

7-18V7E
E51-F046

E51-PCV-F015
原子炉圧力容器

主蒸気ライン

復水貯蔵タンクA

2-18V4A

2-18V40AMO

MO

E51-F064

E51-F063

MO

RHR-Aへ（サプレッションチェンバへ）

F019

F021
MO

E51-F045

MO

E51-F040

高圧設計

E51-F011

C002

C001

DD012

MO

E51-HOMO

E51-F010

サプレッションチェンバ

MO

E51-C002
E51-F068

低圧設計
MO

破断

E51-F047
E51-F031

E51-F030

E51-F016

E51-F044
E51-F049
復水ポンプ

図3

ＲＣＩＣのＩＳＬＯＣＡ発生箇所

添付 3.1.1.2−8−13

高圧設計

吐出圧設計

O
C

NO

ケース①

MO

破断

原子炉圧力容器

E21-F051

E21-F006

E21-F005
E21-F012

MO

原子炉格納容器

E21-F003

MO

E21-F011

E21-F052

サプレッション
チェンバ

ＬＰＣＳポンプ
E21-C001

低圧設計

ケース②

DD003

破断

MO

E21-F001

図4

ＬＰＣＳのＩＳＬＯＣＡ発生箇所
RCICよりNONO

E51-F065

E51-F066

MO

E12-F023 E12-F019
モデル化省略
PCVスプレイライン

MO

ケース①

吐出圧設計
破
断

高圧設計
NO

MO

E12-F042A

LPCIラインMO

MO

ヘッドスプレイライン

RCIC

MO

E12-F016A E12-F017A

MO

E12-F041A
E12-F092A
NO

原子炉
圧力容器

FDCTへ
停止時冷却ライン

E12-F049
E12-F040
ミニフローライン
RHR-Bへ

E12-F053A

低圧設計

ケース③

高圧設計
PLRポンプAMO

MO

E12-F024A

E12-F046A

破断MO

E12-F070

MO

MO

E12-F064A

E12-F050A E12-F090A

E12-F008
RHR-Bへ
S/Pスプレイライン

E12-F027A

MO

E12-F009 E12-F091

E12-F003A
テストライン
E12-F072A
MO

E12-F048A

E12-F006A

E12-F018AMO

破断

DD006AMO

E12-F047A

E12-F098A

RHR熱交換器
B001A

E12-F031A
RHRポンプA
E12-C002A

吐出圧設計

図5

MO

破
断

E12-F004A

ケース②

低圧設計

ＲＨＲ−Ａ(Ｂ)のＩＳＬＯＣＡ発生箇所

添付 3.1.1.2−8−14

吐出圧設計

高圧設計

ケース①
MO

NO

破断

E12-F042C

低圧設計

RHR-Aより
RHR-Bより

E12-F046C

MO

E12-F064C

E12-F018C

E12-F098C

E12-F041C
E12-F092C

MO

E12-F021

E12-F031C RHRポンプ

低圧設計

破
断

E12-C002C

DD006CMO

E12-F004C

ケース②

図6

ＲＨＲ−ＣのＩＳＬＯＣＡ発生箇所

添付 3.1.1.2−8−15

原子炉
圧力容器

添付資料 3.1.1.2-9
起因事象発生頻度のエラーファクタの設定について

エラーファクタ（ＥＦ）を設定するパラメータは，起因事象発生頻度，機器故障率，ヒューマンエラー発生頻度などがある。そのうち，ＬＯＣＡとＩＳＬＯＣＡを除いた起因事象の発生頻度については，先行ＰＲＡの知見を参考に一律でＥＦ＝3と設定している。本ＰＲＡにおける起因事象発生頻度のＥＦの設定の考え方を以下に示す。

(1) 先行ＰＲＡの知見① ＷＡＳＨ−１４００
ＷＡＳＨ−１４００では，起因事象発生頻度のＥＦの考え方については言及されていないが，機器故障率に対する不確かさの因子（上限値と下限値のバラツキの桁数）として 10（ＥＦ＝3 相当）又は 100（ＥＦ＝10 相当），特に不確実さの大きいと考えられるものについては 1,000（ＥＦ＝30 相当）を使用すると記載されている。
② ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−４５５０
ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−４５５０［１］では，起因事象の種別や発生頻度の大きさに係らず，全ての起因事象についてＥＦ＝3 と設定されている（表 1）。

(2) 感度解析の実施
上記のとおり，本ＰＲＡにおいては基本的にＥＦ＝3 と設定しているが，発生実
績の無い起因事象については，不確実さが大きいことも考えられることから，ＥＦを変更した場合の感度解析を実施し，影響を確認した。
① 対象とした起因事象
発生実績が無く，発生件数を 0.5 件と仮定している以下の起因事象を対象とす
添付 3.1.1.2−9−1

る。
・ 逃がし安全弁誤開放・ 残留熱除去系海水系故障
・ 交流電源故障・ タービン・サポート系故障
・ 直流電源故障②

感度解析結果ＥＦ＝10 とした場合の感度解析結果を表 2 に示す。ＥＦを変更した起因
事象についてＣＤＦ平均値に大きな変化はなく，結果として全ＣＤＦの平均値について変化はない。また，全ＣＤＦのＥＦについても大きな変化はない。
この結果は，今回のＰＲＡでは発生実績のある発生頻度が高い非隔離事象の寄与が支配的になっていることによるものである。

参考文献[1] Analysis of Core Damage Frequency From Internal Events: Methodology
Guidelines（NUREG/CR-4550）

添付 3.1.1.2−9−2

表 1 NUREG/CR-4550 TableⅧ.1-1 抜粋
起因事象

ＡＳＥＰ※の発生頻度(／年)

平均値(／年)

直流母線喪失による過渡事象

5E-4 to 6E-2

5E-3

3

交流母線喪失による過渡事象

9E-4 to 6E-2

5E-3

3

オフサイト電源喪失による過渡事象

0.1 to 0.3

0.1

3

起因事象

電力変換系の喪失以外を起因とする
過渡事象
電力変換系の喪失を起因とする

ＥＦ

4.77(FW 有)

3.7 to 7.1

30.56(FW 無)

1.8 to 5.2

1.56

3

極小ＬＯＣＡ

2E-2

3E-2

3

小破断ＬＯＣＡ

1.4E-33E-3

3

中破断ＬＯＣＡ

6.7E-43E-4

3

大破断ＬＯＣＡ

2.1E-3

1E-4

3

不注意による逃がし弁の開操作

0.21

1.4E-1

3

過渡事象※ＡＳＥＰ：Accident Sequence Evaluation Program
表 2 感度解析結果
起因事象
発生頻度
（／炉年）

過渡事象

外部電源喪失手動停止／
サポート系喪失（手動停止）

非隔離事象

1.7E-01

隔離事象

2.7E-02

4.0E-06

4.3E-06

全給水喪失

1.0E-02

1.5E-06

1.7E-06

水位低下事象2.7E-02

4.0E-06

原子炉緊急停止系誤動作等

5.5E-02

8.2E-06

サポート系喪失（直流電源故障）

ＬＯＣＡ
インターフェイスシステム
ＬＯＣＡ

感度解析ケース
炉心損傷頻度
平均値
寄与割合
（／炉年）
2.6E-0540.5%

7.3

炉心損傷頻度
点推定値（／炉年）
2.5E-05

6.6%

7.4

4.0E-06

4.3E-06

6.7%

7.4

2.6%

7.3

1.5E-06

1.7E-06

2.7%

7.3

4.6E-06

7.1%

7.4

4.0E-06

4.6E-06

7.1%

7.4

9.5E-06

14.8%

7.3

8.2E-06

9.5E-06

14.9%

7.3

ＥＦ

ＥＦ
7.3

逃がし安全弁誤開放

1.0E-03

1.5E-07

1.6E-070.2%

7.2

1.5E-07

1.5E-07

0.2%

17.6

外部電源喪失4.2E-03

1.5E-06

1.6E-06

2.5%

4.2

1.5E-06

1.6E-06

2.5%

4.2

計画外停止

4.3E-02

6.4E-06

7.1E-06

11.0%

7.5

6.4E-06

7.1E-06

11.1%

7.5

区分Ⅰ

7.2E-04

1.6E-06

1.6E-06

2.5%

4.3

1.6E-06

1.5E-06

2.4%

11.1

区分Ⅱ

7.2E-04

1.6E-06

1.6E-06

2.6%

4.4

1.6E-06

1.6E-06

2.5%

13.1

区分Ⅰ

1.5E-04

3.4E-07

3.4E-070.5%

4.4

3.4E-07

3.5E-07

0.5%

12.2

区分Ⅱ

1.5E-04

3.4E-07

3.6E-07

0.6%

4.4

3.4E-07

4.1E-07

0.6%

12.7

7.2E-04

1.1E-07

1.1E-070.2%

7.4

1.1E-07

1.0E-07

0.2%

17.1

区分Ⅰ

2.8E-04

2.7E-06

2.6E-06

4.0%

3.6

2.7E-06

2.5E-06

3.8%

10.2

区分Ⅱ

2.8E-04

2.7E-06

2.7E-06

4.2%

3.8

2.7E-06

2.7E-06

4.2%

11.4

大破断ＬＯＣＡ

2.0E-05

3.0E-09

2.4E-09

<0.1%

31.2

3.0E-09

2.4E-09

<0.1%

31.2

中破断ＬＯＣＡ

2.0E-04

3.0E-08

2.3E-08

<0.1%

28.8

3.0E-08

2.3E-08

<0.1%

28.8

小破断ＬＯＣＡ

3.0E-04

4.5E-08

4.4E-08

<0.1%

16.8

4.5E-08

4.4E-08

<0.1%

16.8

インターフェイスシステム
ＬＯＣＡ

8.3E-10

4.8E-108.3E-10

<0.1%

19.6

4.8E-108.3E-10

<0.1%

19.6

6.1E-05

6.4E-05

100.0%

3.8

6.1E-05

6.4E-05

100.0%

4.2

残留熱除去系海水系故障
交流電源故障サポート系喪失（自動停止）

ベースケース
炉心損傷頻度
平均値
寄与割合
（／炉年）
2.6E-0540.4%

炉心損傷頻度
点推定値（／炉年）
2.5E-05

起因事象

タービン・サポート系故障
直流電源故障合計：発生実績が無く, 発生件数を0.5件と仮定している起因事象として, ＥＦを10に変更したもの

添付 3.1.1.2−9−3

添付資料 3.1.1.3−1
成功基準解析及び事故進展解析について(1)

成功基準解析及び事故進展解析の解析条件
成功基準解析の要件として，一般社団法人

日本原子力学会が発行した「原子力発電所の出力運転状態を対象とした確率論的安全評価に関する実施基準（レベル 1PSA 編）：2008」（以下「レベル 1 標準」という。）において，次のとおり記載されている。

6.1.4

熱水力解析・構造解析による成功基準の同定

起因事象のグループ化と事故シーケンスのモデル化との詳細さのバランスを考慮し，熱水力解析又は構造解析を用いて成功基準を同定する。
成功基準の設定に用いる熱水力解析や構造解析では，対象とする事故シ
ナリオを精度よく解析することが確証・検証されている解析コードによって，当該プラントの状態に対応したモデルや入力データを用いて実施する。熱水力解析又は構造解析は最確推定を原則とする。ただし，ＰＳ
Ａの目的によっては保守的なモデルやデータを用いた解析を用いることもできる。原子炉設置許可申請書や同型プラントに関するＰＳＡにおいて，当該プラントに適用することが可能な成功基準がある場合にはこれを用いてもよい。

本ＰＲＡでは，炉心冷却機能に係る成功基準は，ＳＡＦＥＲコードを用いて実施した成功基準解析結果を踏まえて設定している。この成功基準解
析条件と，原子炉設置変更許可申請書の添付書類十において同コードを用いて実施している原子炉冷却材喪失に関する解析条件との比較を表 1 に示す。
表 1 に示すとおり，成功基準解析では，プラント初期パラメータについては定格値又は定格値の 105％，ＥＣＣＳ等の流量については安全解析使用値を用いており，レベル 1 標準の要件を満足している。

添付 3.1.1.3−1−1

また，事故進展解析については，表 2 に示すとおり，最確値の解析条件
によりＭＡＡＰコードを用いて解析を行っており，レベル 1 標準の要件を満足している。
(2)

成功基準解析結果
ＬＯＣＡ時の炉心冷却機能に係る成功基準解析結果を表 3〜5 に示す。なお，小破断ＬＯＣＡを対象とした成功基準解析については，ＥＣＣＳについては中破断ＬＯＣＡの解析結果で包含できるため，原子炉隔離時冷却系に対してのみ実施している。
成功基準解析の結果，大破断ＬＯＣＡ及び中破断ＬＯＣＡについては，
ＥＣＣＳが自動起動して炉心を冷却することにより，燃料被覆管の最高温
度が 1,200℃未満であり，かつ燃料被覆管の酸化割合は 15％を下回っていることを確認した。
小破断ＬＯＣＡについては，原子炉水位の低下により原子炉隔離時冷却系が自動起動し，燃料は冠水が維持されることから，燃料被覆管の最高温
度は初期温度，かつ燃料被覆管の酸化割合は増加しないことを確認した。
また，事象発生後 30 分で原子炉隔離時冷却系を手動起動した場合においては，燃料被覆管の最高温度が 1,200℃未満であり，かつ燃料被覆管の酸化割合は 15％を下回っていることを確認した。
過渡事象については，原子炉水位低下の観点から事象進展が厳しくなる「給水流量の全喪失」を起因とし，事象発生後 30 分で逃がし安全弁数 1個を手動開とした場合に，低圧炉心スプレイ系又は低圧注水系のいずれか
1 系統による原子炉注水を実施した場合の成功基準解析を実施した。その結果を表 6 及び図 1 に示す。成功基準解析の結果，燃料被覆管の最高温度
が 1,200℃未満であり，かつ燃料被覆管の酸化割合は 15％を下回っていることを確認した。
添付 3.1.1.3−1−2

表1

成功基準解析条件と設置変更許可申請書添付資料十の解析条件の比較
項

目

原子炉熱出力原子炉ドーム圧力

成功基準解析条件

添付書類十における原子炉冷却材喪失に関する解析条件

3,458MW

3,440MW（定格出力の約 105％）（主蒸気流量約 105％時の出力）6.93MPa[gage] （定格出力時の7.17MPa[gage] （主 蒸 気流 量 約

原子炉ドーム圧力）105％時の原子炉ドーム圧力）３

48.3×10 t／h

50.7×10３ t／h（定格流量）（定格流量の約 105％）

原子炉初期水位

通常運転水位

スクラム水位

スクラム信号

原子炉水位低（L3）スクラム

同左

崩壊熱

ANSI/ANS-5.1-1979（平均）ＧＥ（平均）＋3σ

燃料

9×9 燃料（A 型）

同左

燃料棒最大線出力

44.0kW／m

密度（通常運転時の制限値）

炉心流量

44.0kW／m×1.02

逃がし弁機能を仮定

安全弁機能を仮定

第1段

7.37MPa[gage]×2 個

第1段

7.79MPa[gage]×2 個

逃がし安全弁設定第2段

7.44MPa[gage]×4 個

第2段

8.10MPa[gage]×4 個

圧

第3段

7.51MPa[gage]×4 個

第3段

8.17MPa[gage]×4 個

第4段

7.58MPa[gage]×4 個

第4段

8.24MPa[gage]×4 個

第5段

7.65MPa[gage]×4 個

第5段

8.31MPa[gage]×4 個

逃がし安全弁，自動

390t／h（1 個当たり）426t／h（1 個当たり）減圧系容量（7.37MPa[gage]において）（7.79MPa[gage]において）

高圧炉心スプレイ

1,419m ３ ／h（1.38MPa[gage]に

系流量

おいて）

低圧炉心スプレイ

1,419m ３ ／h（0.84MPa[gage]に

系流量

おいて）

低圧注水系流量1,605m ３ ／h（ポンプ 1 台当たり，0.14MPa[gage]において）原子炉隔離時冷却136m ３ ／ h （ 7.86 MPa[gage] 〜

系流量

1.04MPa[gage]において）添付 3.1.1.3−1−3

同左

同左

同左

考慮していない表2
項

事故進展解析の主要解析条件

目

解析条件

備

原子炉熱出力3,293MW

定格出力

原子炉ドーム圧力

6.93MPa[gage]

定格圧力原子炉初期水位

通常運転水位

格納容器空間容積
サプレッション・プー
ル水量

考

ドライウェル：5,700m ３
ウェットウェル：4,100m３
3,400m ３

コンクリート組成

珪酸系コンクリート

崩壊熱

ANSI/ANS-5.1-1979（平均）

炉心損傷温度1,500K

炉心溶融温度2,500K

格納容器破損圧力

0.62MPa[gage]

添付 3.1.1.3−1−4

融点は 1,500K

最高使用圧力の 2 倍表3大破断ＬＯＣＡ時の成功基準解析結果 （ 破断面積：約 0.29m ２ ）
燃料被覆管の燃料被覆管の

表面温度

酸化割合

高圧炉心スプレイ系

532℃

0.1％

低圧炉心スプレイ系

530℃

0.1％

低圧注水系

599℃

0.1％

炉心冷却機能に係る緩和設備 ※１※１：自動起動を仮定

中破断ＬＯＣＡ時の成功基準解析結果 （ 破断面積：約 93cm２ ）表4

燃料被覆管の燃料被覆管の

表面温度

酸化割合

高圧炉心スプレイ系

402℃

0.1％

自動減圧系＋低圧炉心スプレイ系

421℃

0.1％

自動減圧系＋低圧注水系

525℃

0.1％

炉心冷却機能に係る緩和設備 ※１※１：自動起動を仮定

表5

小破断ＬＯＣＡ時の成功基準解析結果 （ 破断面積：約 9.3cm ２ ）
燃料被覆管の燃料被覆管の

表面温度

酸化割合

原子炉隔離時冷却系 ※１

初期温度

増加なし

原子炉隔離時冷却系 ※２

1,038℃3％※１：自動起動を仮定※２：事象発生後 30 分での手動起動を仮定

炉心冷却機能に係る緩和設備

表6

過渡事象に対する成功基準解析結果（給水流量の全喪失）

炉心冷却機能に係る緩和設備 ※１

燃料被覆管の燃料被覆管の

表面温度

酸化割合

1,032℃

8％

1,149℃

11％

逃がし安全弁（1 個）＋低圧炉心スプレイ系
逃がし安全弁（1 個）＋低圧注水系※１：事象発生後 30 分での手動起動を仮定

添付 3.1.1.3−1−5

添付 3.1.1.3−1−6

原子炉圧力

注水流量
ＰＣＴ：1,149℃
酸化量：11％

燃料有効長頂部

燃料有効長底部

原子炉水位

図１

燃料被覆管温度

成功基準解析の評価結果（全給水喪失，事象発生 30 分後 逃がし安全弁（1 個 ）＋低圧注水系）

添付資料 3.1.1.3−2
成功基準における余裕時間の設定について(1)

本ＰＲＡで使用する解析コードについて
本ＰＲＡでは，ＭＡＡＰコード及びＳＡＦＥＲコードを用いた事故進展
解析及び成功基準解析を実施している。
ＭＡＡＰコードは，格納容器応答も含めたシビアアクシデント時の事故
進展を総合的に評価することができる解析コードである。一方，ＳＡＦＥ
Ｒコードは，従来から許認可において使用実績のある保守的な解析コード
であるが，燃料被覆管温度，酸化量等の評価に特化したコードであり，格納容器応答を評価する機能を持たない。

(2)

ＭＡＡＰコードとＳＡＦＥＲコードの使い分けについて
今回のＰＲＡにおいてはレベル１．５ＰＲＡも含めた評価を実施するため，格納容器応答も含めた事故進展解析をＭＡＡＰコードにより実施している。一方，それぞれのコードの特徴を踏まえ，炉心冷却に対する成功基
準における余裕時間は，ＭＡＡＰコードによる事故進展解析における炉心損傷時間に余裕をみた時間で設定し，その時間で原子炉注水を実施した場
合に炉心損傷を防止できることをＳＡＦＥＲコードにより確認している。
炉心冷却に対する成功基準における余裕時間設定の流れを図１に示す。

添付 3.1.1.3-2−1

ＭＡＡＰコードによる炉心損傷時間の評価（余裕を考慮）

炉心冷却に対する余裕時間の設定

ＳＡＦＥＲコードによる確認解析
図１

炉心冷却に対する成功基準における余裕時間設定の流れ

添付 3.1.1.3−2−2

添付資料 3.1.1.4−1

内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡ
イベントツリー集

目

次

図 1-1

非隔離事象に対するイベントツリー

図 1-2

非隔離事象ＡＴＷＳに対するイベントツリー

図 2-1

隔離事象に対するイベントツリー

図 2-2

隔離事象ＡＴＷＳに対するイベントツリー

図 3-1

全給水喪失事象に対するイベントツリー

図 3-2

全給水喪失事象ＡＴＷＳに対するイベントツリー

図 4-1

水位低下事象に対するイベントツリー

図 4-2

水位低下事象ＡＴＷＳに対するイベントツリー

図5

原子炉緊急停止系誤動作等に対するイベントツリー

図 6-1

外部電源喪失事象に対するイベントツリー

図 6-2

外部電源喪失事象（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ成功）に対するイベントツリー

図 6-3

外部電源喪失事象（ＤＧ−２Ｃ成功，２Ｄ失敗）に対する
イベントツリー

図 6-4

外部電源喪失事象（ＤＧ−２Ｃ失敗，２Ｄ成功）に対する
イベントツリー

図 6-5

外部電源喪失事象（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ失敗）に対する
イベントツリー

図 6-6

外部電源喪失事象（直流電源喪失）に対するイベントツリー

図 6-7

外部電源喪失事象ＡＴＷＳに対するイベントツリー

図 7-1

逃がし安全弁誤開放に対するイベントツリー

図 7-2

逃がし安全弁誤開放ＡＴＷＳに対するイベントツリー

図 8-1

大破断ＬＯＣＡに対するイベントツリー
目−1図 8-2

大破断ＬＯＣＡＡＴＷＳに対するイベントツリー

図 9-1

中破断ＬＯＣＡに対するイベントツリー

図 9-2

中破断ＬＯＣＡＡＴＷＳに対するイベントツリー

図 10-1 小破断ＬＯＣＡに対するイベントツリー
図 10-2 小破断ＬＯＣＡ

ＡＴＷＳに対するイベントツリー

図 11

残留熱除去系海水系故障（区分Ⅰ）に対するイベントツリー

図 12

残留熱除去系海水系故障（区分Ⅱ）に対するイベントツリー

図 13

交流電源故障（区分Ⅰ）に対するイベントツリー

図 14-1 交流電源故障（区分Ⅱ）に対するイベントツリー
図 14-2 交流電源故障（区分Ⅱ）ＡＴＷＳに対するイベントツリー
図 15-1 直流電源故障（区分Ⅰ）に対するイベントツリー
図 15-2 直流電源故障（区分Ⅰ）ＡＴＷＳに対するイベントツリー
図 16-1 直流電源故障（区分Ⅱ）に対するイベントツリー
図 16-2 直流電源故障（区分Ⅱ）ＡＴＷＳに対するイベントツリー
図 17-1 タービン・サポート系故障に対するイベントツリー
図 17-2 タービン・サポート系故障ＡＴＷＳに対するイベントツリー
図 18

計画外停止に対するイベントツリー

図 19

インターフェイスシステムＬＯＣＡに対するイベントツリー

目−2非隔離事象 メンテナンス スクラム系 S/R弁開放
T1

MN

C

M

S/R弁再
閉鎖
P

HPCS

RCIC

UH

UR

手動ADS LPCI-A
X1

VA

LPCS

LPCI-B

LPCI-C

RHR-A

RHR-B

VS

VB

VC

WA

WB

添付 3.1.1.4−1−1※1 起因事象別のドミナントシーケンス及び事故シーケンスグループ別のドミナントシーケンス

図 1-1

非隔離事象に対するイベントツリー

発生頻度
（／炉年）

No.

最終状態

備考

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39

TW
TW
TW
TW
TW
TW
TQUV
TQUX
TW
TW
TW
TW
TW
TQUV
-

1.7E-01
3.9E-04
2.5E-05 ※1
4.2E-04
9.6E-07
6.2E-08
1.4E-06
3.3E-09
1.5E-10
3.1E-09
7.1E-12
1.5E-11
6.3E-12
1.5E-14
7.8E-13
1.4E-14
3.2E-17
2.3E-12
3.7E-11
4.8E-09
8.8E-04
2.0E-06
1.3E-07
2.6E-06
6.1E-09
3.0E-10
5.8E-09
1.3E-11
2.9E-11
1.2E-11
2.7E-14
8.3E-13
2.6E-14
5.9E-17
2.4E-12
6.7E-11
1.7E-21
1.7E-21
1.4E-06

合計値

2.5E-05

非隔離事象 メンテナン
ATWS
ス
T1
MN

電気系

機械系

CE

CM

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4

TC
TC
-

1.7E-01
5.8E-12
1.8E-08
1.4E-06

合計値

1.8E-08※1 事故シーケンスグループ別のドミナントシーケンス

添付 3.1.1.4−1−2

図 1-2

非隔離事象ＡＴＷＳに対するイベントツリー

備考

※1

隔離事象
T2

メンテナンス スクラム系 S/R弁開放
MN

C

M

S/R弁再
閉鎖
P

HPCS

RCIC

UH

UR

手動ADS LPCI-A
X1

VA

LPCS

LPCI-B

LPCI-C

RHR-A

RHR-B

VS

VB

VC

WA

WB

添付 3.1.1.4−1−3※1 起因事象別のドミナントシーケンス

図 2-1

隔離事象に対するイベントツリー

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39

TW
TW
TW
TW
TW
TW
TQUV
TQUX
TW
TW
TW
TW
TW
TQUV
-

2.7E-02
6.1E-05
4.0E-06
6.6E-05
1.5E-07
9.9E-09
2.2E-07
5.3E-10
2.4E-11
4.9E-10
1.1E-12
2.4E-121.0E-12
2.3E-15
1.2E-13
2.2E-15
5.1E-18
3.6E-13
5.9E-12
7.6E-10
1.4E-04
3.2E-07
2.1E-08
4.2E-07
9.7E-10
4.7E-11
9.2E-10
2.1E-12
4.6E-12
1.9E-12
4.3E-15
1.3E-13
4.1E-15
9.4E-18
3.8E-13
1.1E-11
2.7E-22
2.7E-22
2.3E-07

合計値

4.0E-06

備考※1

隔離事象 メンテナ
̲ATWS
ンス
T2
MN

図 2-2

電気系

機械系

CE

CM

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4

TC
TC
-

2.7E-02
9.2E-13
2.9E-09
2.3E-07

合計値

2.9E-09

隔離事象ＡＴＷＳに対するイベントツリー

備考

添付 3.1.1.4−1−4

S/R弁再全給水喪
メンテナンス スクラム系 S/R弁開放
閉鎖
失事象
T3
MN
C
M
P

HPCS

RCIC

UH

UR

手動ADS LPCI-A
X1

VA

LPCS

LPCI-B

LPCI-C

RHR-A

RHR-B

VS

VB

VC

WA

WB

添付 3.1.1.4−1−5※1 起因事象別のドミナントシーケンス

図 3-1

全給水喪失事象に対するイベントツリー

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39

TW
TW
TW
TW
TW
TW
TQUV
TQUX
TW
TW
TW
TW
TW
TQUV
-

9.9E-03
2.3E-05
1.5E-06
2.5E-05
5.6E-08
3.7E-09
8.3E-08
1.9E-109.0E-12
1.8E-10
4.2E-13
8.9E-13
3.7E-13
8.5E-16
4.6E-14
8.2E-16
1.9E-18
1.3E-13
2.2E-122.8E-10
5.2E-05
1.2E-07
7.7E-09
1.5E-07
3.6E-10
1.7E-11
3.4E-10
7.8E-13
1.7E-12
6.9E-13
1.6E-15
4.9E-14
1.5E-15
3.5E-18
1.4E-13
4.0E-121.0E-22
1.0E-22
8.4E-08

合計値

1.5E-06

備考※1

全給水喪失メンテナンス
̲ATWS
T3
MN

図 3-2

電気系

機械系

CE

CM

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4

TC
TC
-

1.0E-02
3.4E-13
1.1E-09
8.4E-08

合計値

1.1E-09

全給水喪失事象ＡＴＷＳに対するイベントツリー

備考

添付 3.1.1.4−1−6

水位低下事象
T4

メンテナンス スクラム系 S/R弁開放
MN

C

M

S/R弁再
閉鎖
P

HPCS

RCIC

UH

UR

手動ADS LPCI-A
X1

VA

LPCS

LPCI-B

LPCI-C

RHR-A

RHR-B

VS

VB

VC

WA

WB

添付 3.1.1.4−1−7※1 起因事象別のドミナントシーケンス

図 4-1

水位低下事象に対するイベントツリー

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39

TW
TW
TW
TW
TW
TW
TQUV
TQUX
TW
TW
TW
TW
TW
TQUV
-

2.7E-02
6.1E-05
4.0E-06
6.6E-05
1.5E-07
9.9E-09
2.2E-07
5.3E-10
2.4E-11
4.9E-10
1.1E-12
2.4E-121.0E-12
2.3E-15
1.2E-13
2.2E-15
5.1E-18
3.6E-13
5.9E-12
7.6E-10
1.4E-04
3.2E-07
2.1E-08
4.2E-07
9.7E-10
4.7E-11
9.2E-10
2.1E-12
4.6E-12
1.9E-12
4.3E-15
1.3E-13
4.1E-15
9.4E-18
3.8E-13
1.1E-11
2.7E-22
2.7E-22
2.3E-07

合計値

4.0E-06

備考

※1

水位低下
メンテナンス
̲ATWS
T4
MN

図 4-2

電気系

機械系

CE

CM

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4

TC
TC
-

2.7E-02
9.2E-13
2.9E-09
2.3E-07

合計値

2.9E-09

水位低下事象ＡＴＷＳに対するイベントツリー

備考

添付 3.1.1.4−1−8

RPS誤動作等

メンテナンス

S/R弁開放S/R弁閉鎖

HPCS

RCIC

T5

MN

M

P

UH

UR

手動ADS LPCI-A
X1

VA

LPCS

LPCI-B

LPCI-C

RHR-A

RHR-B

VS

VB

VC

WA

WB

添付 3.1.1.4−1−9※1 起因事象別のドミナントシーケンス

図5

原子炉緊急停止系誤動作等に対するイベントツリー

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38

TW
TW
TW
TW
TW
TW
TQUV
TQUX
TW
TW
TW
TW
TW
TQUV
-

5.4E-02
1.2E-04
8.1E-06
1.4E-04
3.1E-072.0E-08
4.6E-07
1.1E-09
5.0E-11
1.0E-09
2.3E-12
4.9E-122.0E-12
4.7E-15
2.5E-13
4.5E-15
1.0E-17
7.4E-13
1.2E-11
1.6E-09
2.8E-04
6.5E-07
4.2E-08
8.5E-072.0E-09
9.6E-11
1.9E-09
4.3E-12
9.4E-12
3.8E-128.7E-15
2.7E-13
8.4E-15
1.9E-17
7.6E-13
2.2E-11
5.5E-22
4.6E-07

合計値

8.2E-06

備考※1

外部電源喪失 メンテナンス スクラム系
T6

MN

C

直流125V
電源喪失
DC

D/G-2CD/G-2D

B1

B2

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1 - 3738 - 55
56 - 71
72 - 77
78 - 82
83
84

TE1(Ｄ/G-2C,2D成功)へ
TE2（Ｄ/G-2C成功,2D失敗）へ
TE3（Ｄ/G-2C失敗,2D成功）へ
TE4(Ｄ/G-2C,2D失敗)へ
TE5（直流125V電源喪失）へ-

4.2E-23
3.5E-08

合計値-※1 起因事象別のドミナントシーケンス及び事故シーケンスグループ別のドミナントシーケンス

添付 3.1.1.4−1−10

図 6-1

外部電源喪失事象に対するイベントツリー

備考※1外部電源喪失
S/R弁再
S/R弁開放（D/G-2C,2D成功）
閉鎖
TE1
M
P

添付 3.1.1.4−1−11
図 6-2

HPCS

RCIC

手動ADS

LPCI-A

LPCS

LPCI-B

LPCI-C

RHR-A

RHR-B

UH

UR

X1

VA

VS

VB

VC

WA

WB

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37

TW
TW
TW
TW
TW
TW
TQUV
TQUX
TW
TW
TW
TW
TW
TQUV
-

4.1E-03
9.3E-06
6.1E-07
3.5E-05
8.0E-08
5.2E-09
1.2E-07
2.8E-10
1.3E-11
2.6E-10
6.0E-13
1.3E-12
5.3E-13
1.2E-15
3.5E-14
1.2E-15
2.7E-18
1.0E-133.0E-124.0E-10
2.1E-05
4.9E-08
3.2E-09
1.9E-07
4.5E-10
2.2E-11
4.3E-109.8E-13
2.2E-128.7E-132.0E-15
6.1E-14
1.9E-15
4.4E-18
1.7E-13
5.0E-12
4.1E-23

合計値

6.2E-07

外部電源喪失事象（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ成功）に対するイベントツリー

備考外部電源喪失（D/G-2C成功,
2D失敗）
TE2

S/R弁開放

S/R弁再
閉鎖

HPCS

RCIC

M

P

UH

UR

添付 3.1.1.4−1−12
図 6-3

手動ADS LPCI-A
X1

VA

LPCS

RHR-A

VS

WA

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

38
39
40
41
42
43
44
45
46
47
48
49
50
51
52
53
54
55

TW
TW
TW
TW
TQUV
TQUX
TW
TW
TW
TQUV
-

3.0E-05
6.5E-08
2.6E-07
5.5E-108.8E-102.8E-13
1.9E-12
7.6E-13
7.8E-13
2.8E-12
1.6E-07
3.4E-10
1.4E-09
4.9E-13
3.2E-12
1.3E-12
1.4E-12
3.1E-25

合計値

6.6E-08

外部電源喪失事象（ＤＧ−２Ｃ成功，２Ｄ失敗）に対するイベントツリー

備考外部電源喪失
S/R弁再（D/G-2C失敗, S/R弁開放
閉鎖
2D成功）
TE3
M
P

添付 3.1.1.4−1−13
図 6-4

HPCS
UH

手動ADS LPCI-B
X1

VB

LPCI-C

RHR-B

VC

WB

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

56
57
58
59
60
61
62
63
64
65
66
67
68
69
70
71

TW
TW
TW
TQUV
TQUX
TW
TW
TW
TQUV
-

3.0E-05
6.4E-08
2.6E-078.0E-11
5.7E-10
2.4E-10
2.5E-108.8E-10
1.6E-07
3.3E-10
1.4E-09
4.5E-13
3.2E-12
1.3E-12
1.4E-12
3.1E-25

合計値

6.6E-08

外部電源喪失事象（ＤＧ−２Ｃ失敗，２Ｄ成功）に対するイベントツリー

備考外部電源喪失（D/G-2C,2D失敗）
TE4

S/R弁開放
M

S/R弁
再閉鎖
P

HPCS

RCIC

UH

UR

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

72
73
74
75
76
77

TBW
TB
TBU
TBW
TBP
-

6.9E-07
5.7E-082.0E-10
3.6E-09
3.0E-10
2.3E-27

合計値

7.5E-07添付 3.1.1.4−1−14※1 起因事象別のドミナントシーケンス※2 事故シーケンスグループ別のドミナントシーケンス

図 6-5

外部電源喪失事象（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ失敗）に対するイベントツリー

備考
※1
※2

※2

外部電源喪失
S/R弁開放 S/R弁再閉鎖（直流125V電源喪失）
TE5
M
P

HPCS

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

78
79
80
81
82

TBW
TBD
TBW
TBD
-

6.9E-10
5.9E-12
3.6E-12
3.3E-14
7.0E-30

合計値

7.0E-10UH※1 事故シーケンスグループ別のドミナントシーケンス

添付 3.1.1.4−1−15

図 6-6

備考

外部電源喪失事象（直流電源喪失）に対するイベントツリー※1外部電源喪失
メンテナンス
ATWS
T6
MN

図 6-7

機械系

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3

TC
-

4.2E-03
1.4E-13
3.5E-08

合計値

1.4E-13CM

外部電源喪失事象ＡＴＷＳに対するイベントツリー

備考

添付 3.1.1.4−1−16

S/R弁誤開放

メンテナンス

スクラム系

HPCS

LPCI-A

LPCS

LPCI-B

LPCI-C

RHR-A

RHR-B

T7

MN

C

UH

VA

VS

VB

VC

WA

WB

添付 3.1.1.4−1−17※1 起因事象別のドミナントシーケンス

図 7-1

逃がし安全弁誤開放に対するイベントツリー

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18

TW
TW
TW
TW
TW
TQUV
-

9.9E-04
2.3E-06
1.5E-073.0E-06
6.9E-09
3.4E-10
6.5E-09
1.5E-11
3.3E-11
1.3E-11
3.0E-14
9.4E-13
2.9E-14
6.7E-17
2.7E-12
7.6E-11
1.0E-23
8.4E-09

合計値

1.5E-07

備考※1

S/R弁誤開放
ATWS
T7

メンテナンス 電気系

添付 3.1.1.4−1−18

図 7-2

MN

CE

機械系

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4

TC
TC
-

1.0E-03
3.4E-14
1.1E-10
8.4E-09

合計値

1.1E-10

CM

逃がし安全弁誤開放ＡＴＷＳに対するイベントツリー

備考

大破断
LOCA
A

メンテナンス

スクラム系

HPCS

LPCI-A

LPCS

LPCI-B

LPCI-C

RHR-A

RHR-B

MN

C

UH

VA

VS

VB

VC

WA

WB

添付 3.1.1.4−1−19※1 起因事象別のドミナントシーケンス※2 事故シーケンスグループ別のドミナントシーケンス

図 8-1

大破断ＬＯＣＡに対するイベントツリー

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18

TW
TW
TW
TW
TW
AE
-

2.0E-05
4.6E-083.0E-09
5.8E-08
1.4E-10
6.6E-12
1.3E-10
2.9E-13
6.5E-13
2.5E-13
5.7E-16
1.8E-14
5.4E-16
1.2E-18
5.2E-14
1.4E-122.0E-25
1.7E-10

合計値

3.0E-09

備考

※1

※2

大破断
LOCA
ATWS
A

メンテナンス

電気系

機械系

MN

CE

CM

添付 3.1.1.4−1−20

図 8-2

大破断ＬＯＣＡ

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4

TC
TC
-

2.0E-05
6.8E-16
2.2E-12
1.7E-10

合計値

2.2E-12

ＡＴＷＳに対するイベントツリー

備考

中破断
LOCA
S1

メンテナンス スクラム系
MN

C

HPCS
UH

原子炉減
圧系
X

LPCI-A

LPCS

LPCI-B

LPCI-C

RHR-A

RHR-B

VA

VS

VB

VC

WA

WB

添付 3.1.1.4−1−21※1 起因事象別のドミナントシーケンス※2 事故シーケンスグループ別のドミナントシーケンス

図 9-1

中破断ＬＯＣＡに対するイベントツリー

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19

TW
TW
TW
TW
TW
S1E
S1E
-

2.0E-04
4.6E-073.0E-08
6.3E-07
1.5E-09
7.1E-11
1.4E-09
3.1E-127.0E-122.7E-12
6.2E-15
1.9E-13
5.8E-15
1.3E-17
5.6E-13
1.5E-11
4.6E-122.0E-24
1.7E-09

合計値

3.0E-08

備考

※1

※2

中破断
LOCA
ATWS
S1

メンテナンス

電気系

機械系

MN

CE

CM

添付 3.1.1.4−1−22

図 9-2

中破断ＬＯＣＡ

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4

TC
TC
-

2.0E-04
6.8E-15
2.2E-11
1.7E-09

合計値

2.2E-11

ＡＴＷＳに対するイベントツリー

備考

小破断
LOCA
S2

メンテナンス

スクラム系

HPCS

RCIC

MN

C

UH

UR

原子炉減
圧系
X

LPCI-A

LPCS

LPCI-B

LPCI-C

RHR-A

RHR-B

VA

VS

VB

VC

WA

WB

添付 3.1.1.4−1−23※1 起因事象別のドミナントシーケンス※2 事故シーケンスグループ別のドミナントシーケンス

図 10-1

小破断ＬＯＣＡに対するイベントツリー

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22

TW
TW
TW
TW
TW
TW
S2E
S2E
-

3.0E-04
6.8E-07
4.5E-08
8.9E-072.0E-09
1.3E-10
5.7E-09
1.3E-11
6.3E-13
1.2E-11
2.8E-14
6.2E-14
2.4E-14
5.4E-17
2.5E-15
5.1E-17
1.2E-19
7.3E-15
1.4E-13
2.2E-14
3.0E-24
2.5E-09

合計値

4.5E-08

備考

※1

※2

小破断
LOCA
ATWS
S2

メンテナンス

電気系

機械系

MN

CE

CM

添付 3.1.1.4−1−24

図 10-2

小破断ＬＯＣＡ

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4

TC
TC
-

3.0E-04
1.0E-14
3.2E-11
2.5E-09

合計値

3.2E-11

ＡＴＷＳに対するイベントツリー

備考

手動停止
RHRSS/R弁再メンテナンス S/R弁開放(RHRS-A故障) CCF削除
閉鎖
MD1
CCF
MN
M
P

HPCS

RCIC

UH

UR

手動ADS LPCI-B
X1

VB

LPCI-C

RHR-B

VC

WB

添付 3.1.1.4−1−25

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20

TW
TW
TW
TW
TQUV
TQUX
TW
TW
TW
TQUV
-

7.1E-04
1.6E-06
1.8E-06
4.0E-09
6.0E-09
1.8E-12
1.3E-11
5.6E-12
6.0E-122.0E-11
3.7E-06
8.3E-09
1.1E-08
3.6E-12
2.4E-11
1.1E-11
1.2E-11
7.2E-24
6.1E-09
1.7E-08

合計値

1.6E-06※1 起因事象別のドミナントシーケンス

図 11

残留熱除去系海水系故障（区分Ⅰ）に対するイベントツリー

備考※1

S/R弁再手動停止
RHRSメンテナンス S/R弁開放（RHRS-B故障） CCF削除
閉鎖
MD2
CCF
MN
M
P

HPCS

RCIC

UH

UR

手動ADS LPCI-A
X1

VA

LPCS

RHR-A

VS

WA

添付 3.1.1.4−1−26

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20

TW
TW
TW
TW
TQUV
TQUX
TW
TW
TW
TQUV
-

7.1E-04
1.6E-06
1.8E-06
4.0E-09
6.0E-09
2.0E-12
1.3E-11
5.7E-12
1.1E-112.0E-11
3.7E-06
8.5E-09
1.1E-08
3.9E-12
2.4E-11
1.1E-11
1.2E-11
7.2E-24
6.1E-09
1.7E-08

合計値

1.6E-06※1 起因事象別のドミナントシーケンス

図 12

残留熱除去系海水系故障（区分Ⅱ）に対するイベントツリー

備考

※1

手動停止
メンテナンス S/R弁開放 S/R弁再閉鎖(M/C 2C喪失)
MD3
MN
M
P

HPCS
UH

手動ADS LPCI-B
X1

VB

LPCI-C

RHR-B

VC

WB

添付 3.1.1.4−1−27

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17

TW
TW
TW
TQUV
TQUX
TW
TW
TW
TQUV
-

1.5E-04
3.4E-07
3.7E-07
1.2E-10
8.1E-10
3.6E-10
4.0E-10
1.3E-09
7.8E-07
1.8E-09
2.3E-09
7.4E-13
5.1E-12
2.3E-12
2.5E-12
1.5E-24
1.3E-09

合計値

3.4E-07※1 起因事象別のドミナントシーケンス

図 13

交流電源故障（区分Ⅰ）に対するイベントツリー

備考※1M/C 2D喪失 メンテナンス スクラム系 S/R弁開放 S/R弁再閉鎖
MD4

MN

C

M

P

HPCS

RCIC

UH

UR

手動ADS LPCI-A
X1

VA

LPCS

RHR-A

VS

WA

添付 3.1.1.4−1−28※1 起因事象別のドミナントシーケンス

図 14-1

交流電源故障（区分Ⅱ）に対するイベントツリー

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20

TW
TW
TW
TW
TQUV
TQUX
TW
TW
TW
TQUV
-

1.5E-04
3.4E-07
3.7E-07
8.5E-10
1.2E-09
4.3E-13
2.7E-12
1.2E-122.2E-12
4.2E-12
7.8E-07
1.8E-09
2.3E-09
8.2E-13
5.1E-12
2.3E-12
2.5E-12
1.5E-24
1.5E-24
1.3E-09

合計値

3.4E-07

備考※1

M/C 2D喪失
ATWS
MD4

図 14-2

メンテナンス

電気系

機械系

MN

CE

CM

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4

TC
TC
-

1.5E-04
5.1E-15
8.1E-12
1.3E-09

合計値

8.1E-12

備考

交流電源故障（区分Ⅱ）ＡＴＷＳに対するイベントツリー

添付 3.1.1.4−1−29

区分1DC喪失

メンテナンス

スクラム系

MC-2D

S/R弁開放S/R弁再閉鎖

HPCS

手動ADS

LPCI-B

LPCI-C

RHR-B

MD5

MN

C

B2

M

P

UH

X1

VB

VC

WB

添付 3.1.1.4−1−30※1 起因事象別のドミナントシーケンス※2 事故シーケンスグループ別のドミナントシーケンス

図 15-1

直流電源故障（区分Ⅰ）に対するイベントツリー

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23

TW
TW
TW
TQUV
TQUX
TW
TW
TW
TQUV
TBW
TBU
TBW
TBP
-

2.7E-04
6.2E-07
2.3E-06
7.5E-10
5.1E-09
2.3E-09
2.5E-09
8.3E-09
1.4E-06
3.2E-09
1.3E-08
4.2E-12
2.9E-11
1.3E-11
1.4E-11
2.8E-24
2.0E-06
2.1E-08
1.1E-08
1.1E-10
2.1E-26
2.8E-24
2.4E-09

合計値

2.7E-06

備考※2※2※1, ※2※2

区分1DC喪失
メンテナンス
ATWS
MD5
MN

添付 3.1.1.4−1−31

図 15-2

電気系

機械系

CE

CM

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4

TC
TC
-

2.8E-04
9.6E-15
1.5E-11
2.4E-09

合計値

1.5E-11

備考

直流電源故障（区分Ⅰ）ＡＴＷＳに対するイベントツリー

区分2DC喪失 メンテナンス スクラム系 D/G-2C
MD6

MN

C

B1

S/R弁開放S/R弁再閉鎖

HPCS

RCIC

M

P

UH

UR

手動ADS LPCI-A
X1

VA

LPCS

RHR-A

VS

WA

添付 3.1.1.4−1−32※1 起因事象別のドミナントシーケンス及び事故シーケンスグループ別のドミナントシーケンス

図 16-1

直流電源故障（区分Ⅱ）に対するイベントツリー

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26

TW
TW
TW
TW
TQUV
TQUX
TW
TW
TW
TQUV
TBW
TB
TBU
TBW
TBP
-

2.7E-04
6.2E-07
2.4E-06
5.4E-09
8.0E-09
2.7E-12
1.7E-11
7.5E-128.0E-122.8E-11
1.4E-06
3.3E-09
1.3E-08
4.6E-12
2.9E-11
1.3E-11
1.4E-11
2.8E-24
2.0E-06
2.0E-08
1.2E-10
1.1E-08
1.1E-10
2.1E-26
2.8E-24
2.4E-09

合計値

2.7E-06

備考※1

区分2DC喪失
ATWS
MD6

図 16-2

メンテナンス

電気系

機械系

MN

CE

CM

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4

TC
TC
-

2.8E-04
9.6E-15
1.5E-11
2.4E-09

合計値

1.5E-11直流電源故障（区分Ⅱ）ＡＴＷＳに対するイベントツリー

備考

添付 3.1.1.4−1−33

ASW故障
MD7

メンテナ
ンス
MN

スクラム S/R弁開 S/R弁再
系
放
閉鎖
C
M
P

HPCS

RCIC

UH

UR

手動ADS LPCI-A
X1

VA

LPCS

LPCI-B

LPCI-C

RHR-A

RHR-B

VS

VB

VC

WA

WB

添付 3.1.1.4−1−34

最終状態

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39

TW
TW
TW
TW
TW
TW
TQUV
TQUX
TW
TW
TW
TW
TW
TQUV
-

7.1E-04
1.6E-06
1.1E-07
1.8E-06
4.1E-09
2.6E-10
6.0E-09
1.4E-11
6.5E-13
1.3E-11
3.0E-14
6.4E-14
2.7E-14
6.1E-17
3.3E-15
5.9E-17
1.4E-19
9.7E-15
1.6E-132.0E-11
3.7E-06
8.5E-09
5.6E-10
1.1E-08
2.6E-11
1.3E-12
2.4E-11
5.6E-14
1.2E-13
5.0E-14
1.1E-16
3.5E-15
1.1E-16
2.5E-19
1.0E-14
2.9E-13
7.2E-24
7.2E-24
6.1E-09

合計値

1.1E-07※1 起因事象別のドミナントシーケンス

図 17-1

発生頻度（／
備考
炉年）

No.

タービン・サポート系故障に対するイベントツリー※1

ASW故障ATWSMD7

図 17-2

メンテナンス

機械系

MN

CM

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3

TC
-

7.2E-04
2.5E-14
6.1E-09

合計値

2.5E-14

備考

タービン・サポート系故障ＡＴＷＳに対するイベントツリー

添付 3.1.1.4−1−35

計画外停止メンテナンス

S/R弁開放

N

MN

M

S/R弁再
閉鎖
P

HPCS

RCIC

UH

UR

手動ADS LPCI-A
X1

VA

LPCS

LPCI-B

LPCI-C

RHR̲A

RHR̲B

VS

VB

VC

WA

WB

添付 3.1.1.4−1−36※1 起因事象別のドミナントシーケンス

図 18

計画外停止に対するイベントツリー

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38

TW
TW
TW
TW
TW
TW
TQUV
TQUX
TW
TW
TW
TW
TW
TQUV
-

4.3E-02
9.8E-05
6.4E-06
1.1E-04
2.4E-07
1.6E-08
3.6E-07
8.4E-10
3.9E-11
7.9E-10
1.8E-12
3.8E-12
1.6E-12
3.7E-15
2.0E-13
3.5E-15
8.1E-18
5.8E-13
9.4E-12
1.2E-09
2.2E-04
5.1E-07
3.3E-08
6.6E-07
1.6E-09
7.5E-11
1.5E-09
3.3E-12
7.4E-123.0E-12
6.8E-15
2.1E-13
6.5E-15
1.5E-17
6.0E-13
1.7E-11
4.3E-22
3.6E-07

合計値

6.4E-06

備考※1

ISLOCAISLOCA発生（隔離不能）

ISLOCA発生（隔離可能）

T8

IE̲IS

IE̲IS2

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3

ISLOCAISLOCA

1.0E+00
3.9E-109.2E-11

合計値
4.8E-10※1 起因事象別のドミナントシーケンス及び事故シーケンスグループ別のドミナントシーケンス

図 19

インターフェイスシステムＬＯＣＡに対するイベントツリー

備考※1

添付 3.1.1.4−1−37

添付資料 3.1.1.4−2
サプレッション・プール水温が上昇した場合のＨＰＣＳの機能維持の考え方について

本ＰＲＡにおけるＳ／Ｐ水温が上昇した場合のＨＰＣＳ機能維持の考え方について以下に示す。

(1)

事故シーケンスグループ上の整理
ＨＰＣＳを用いた原子炉注水には成功するが，格納容器除熱に失敗し，Ｓ／Ｐ水温の上昇が考えられるシーケンスとしては，ＴＷ（ＨＰＣＳ成功時）及びＴＢＷがある。本ＰＲＡでは，どちらのシーケンスについても崩壊熱除去機能喪失の事故シーケンスグ
ループとして整理している。

(2)

格納容器除熱失敗時におけるＨＰＣＳの機能維持
格納容器除熱に失敗するシーケンスであるＴＢＷにおけるＳ／
Ｐ 水 位 及 び 水 温 を 図 1 に 示 す 。図 1 の と お り ，Ｔ Ｂ Ｗ に お い て は ，事 象 発 生 後 約 12 分 後 に Ｓ ／ Ｐ 水 位 高 に よ り ，Ｈ Ｐ Ｃ Ｓ の 水 源 が Ｃ
ＳＴからサプレッション・チェンバに切り替わる。その後，Ｓ／Ｐ 水 温 が 上 昇 す る が ，最 高 使 用 温 度 の 104℃ に 到 達 す る 約 8.9 時 間
後までに水源を切り替えるため，ＨＰＣＳの機能は維持される。
このＳ／Ｐ水位高によるＣＳＴからサプレッション・チェンバへの水源切り替えは，ＬＯＣＡ時のサプレッション・チェンバ空間
体積を確保するためのインターロックであるが，ＬＯＣＡではな
い本シーケンスにおいてはＷ／Ｗベント水没回避のための外部水
源注水制限に対して余裕があるので，ＣＳＴに切り替えることは問題ない（ＣＳＴ水源に切り替えた後に注水を継続した場合，外添付 3.1.1.4−2−1

部 水 源 注 水 制 限 に 達 す る ま で の 時 間 は 約 24 時 間 以 降 と な る 。 ） 。
(3)事故シーケンスグループの整理を変更した場合の感度解析(2)の と お り 格 納 容 器 除 熱 失 敗 時 に は ，Ｓ ／ Ｐ 水 温 が 最 高 使 用 温度に到達する前に水源をＣＳＴへ切り替えるため，ＨＰＣＳが機能喪失することはないが，参考に格納容器除熱失敗時はＨＰＣＳが機能喪失すると仮定し，ＴＢＷを全交流動力電源喪失に変更した結果を表 1 及び図 2 に示す。なお，ＴＷについてはＨＰＣＳによる原子炉注水に失敗した場合においても，後段のＲＣＩＣ及び低圧ＥＣＣＳによる原子炉注水に期待できるため，事故シーケンスとしてはほぼ変わらず崩壊熱除去機能喪失のシーケンスに整理されることを確認している。
感度解析の結果，Ｓ／Ｐ水温の上昇によるＨＰＣＳ機能喪失により，ＴＢＷの事故シーケンスグループが崩壊熱除去機能喪失か
ら全交流動力電源喪失に変わるため，全交流動力電源喪失による
炉心損傷頻度は 2 桁程度増加し，事故シーケンスグループ別の炉
心損傷割合も増加することを確認した。

表 1

ＴＢＷを全交流動力電源喪失に変更した場合の炉心損傷頻度
炉心損傷頻度（／炉年）

事故シーケンス
ＴＢＷを崩壊熱除去機

ＴＢＷを全交流動力電源

能喪失に含める場合喪失に含める場合

崩壊熱除去機能喪失

6.0E-05

5.6E-05

全交流動力電源喪失

9.9E-08

4.9E-06

グループ

添付 3.1.1.4−2−2

②①

Ｓ／Ｐ水位（ｍ）①ＨＰＣＳ水源切替② Ｓ ／ Ｐ 水 温 104℃ 到 達

水位高（ＣＳＴ→Ｓ／Ｐ水源切替）

事故後の時間（ｈ）①②

Ｓ／Ｐ水温（℃）①ＨＰＣＳ水源切替② Ｓ ／ Ｐ 水 温 104℃ 到 達

事故後の時間（ｈ）

図 1

ＴＢＷにおけるＳ／Ｐ水位及びＳ／Ｐ水温

添付 3.1.1.4−2−3

原子炉停止
機能喪失
＜0.1%

高圧注水・
減圧機能喪失＜0.1%

高圧・低圧
注水機能喪失＜0.1%

インターフェイス
システムＬＯＣＡ＜0.1%

ＬＯＣＡ時注水
機能喪失
＜0.1%

全交流動力
電源喪失
0.2%

原子炉停止
機能喪失
＜0.1%

高圧注水・
減圧機能喪失＜0.1%

高圧・低圧
注水機能喪失
＜0.1%

全交流動力
電源喪失
8.0%

インターフェイス
システムＬＯＣＡ＜0.1%
ＬＯＣＡ時注水
機能喪失
＜0.1%

崩壊熱除去
機能喪失 99.8%

崩壊熱除去
機能喪失 91.9%

ＴＢＷを崩壊熱除去機能喪失に含めた場合

ＴＢＷを全交流動力電源喪失に含めた場合（ベースケース）

図 2

ＴＢＷを全交流動力電源喪失に変更した場合の事故シーケンス
グループ別の炉心損傷割合

添付 3.1.1.4−2−4

添付資料 3.1.1.4−3
原子炉隔離時冷却系の運転継続時間 8 時間の妥当性について

本ＰＲＡでは，全交流動力電源喪失時においても，原子炉隔離時冷却系（以下「ＲＣＩＣ」という。サポート系を含めたＲＣＩＣの系統概略図を図 1 に示す。）は直流電源が枯渇するまでの 8 時間は運転継続が可能であると想定している。
全交流動力電源喪失時には，残留熱除去系が機能喪失するため，格納容器内の温度，圧力が上昇することにより，ＲＣＩＣポンプの有効吸込み水頭圧（ＮＰＳＨ）が確保できなくなる可能性，及びＲＣＩＣが排気圧高によりトリップ
する可能性がある。また，ＲＣＩＣポンプ室や中央制御室の換気空調系も機能喪失するため，ＲＣＩＣポンプ室や中央制御室の室温が上昇することにより，
ＲＣＩＣが機能維持できない可能性がある。このため，全交流動力電源喪失時を対象に，次の観点からＲＣＩＣの 8 時間運転継続への影響について整理した。
・サプレッション・プール水の温度上昇
・サプレッション・プール水の圧力上昇
・ＲＣＩＣポンプ室の室温上昇（補足資料参照）
・中央制御室の室温上昇（補足資料参照）
上記 4 点の評価結果を表 1 に示す。表 1 のとおり，上記のいずれについても
ＲＣＩＣの 8 時間運転継続の妨げにならないことを確認した。
また，全交流動力電源喪失時のＲＣＩＣの運転制御に必要な設備への電源を供給する 125V 系蓄電池Ａ系の負荷内訳を表 2 に示す。表 2 では 8 時間までの負荷を考慮しているが，その場合においても必要となる電源容量は 1,444Ah であり，125V 系蓄電池Ａ系の電源容量 2,000Ah を下回る。これにより，ＲＣＩＣの
8 時間運転継続に必要な直流電源を蓄電池から給電できることを確認した。な
お，必要な電源容量は，電池工業会規格 SBA S 0601「据置蓄電池の容量算出法」
添付 3.1.1.4−3−1

に従い，以下の式を用いて評価した。
Ｃ

１
Ｌ

Ｋ Ｉ

Ｋ Ｉ

Ｉ

Ｋ Ｉ

Ｉ

・・・Ｋ ＩＩ

Ｃ：＋１０℃における定格放電率換算容量（Ah）
Ｌ：保守率（0.8）
Ｋ：放電時間，蓄電池の最低温度（＋10℃）及び許容できる最低電圧（1.8V／セル）によって決められる容量換算時間
Ｉ：放電電流（A）
サフィックス１，２，３，・・・，ｎ：放電電流の変化の順に付番

以上により，全交流動力電源喪失時においても，ＲＣＩＣの運転制御に必要な直流電源を蓄電池から給電可能な 8 時間は，ＲＣＩＣを運転継続することが可能である。

添付 3.1.1.4−3−2

図1

ＲＣＩＣの系統概略図

添付 3.1.1.4−3−3

表1

原子炉隔離時冷却系の運転継続に係る評価結果

添付 3.1.1.4−3−4

評価項目
サプレッシ
ョン・プー
ル水温の上
昇

概 要
サプレッション・プール水の温度が上昇すると，ＲＣＩ
Ｃポンプのキャビテーションやポンプ軸受潤滑油冷却機能を阻害する場合，ＲＣＩＣポンプの運転に影響を与える可能性がある。

サプレッシ
ョン・チェ
ンバの圧力
上昇

ＲＣＩＣタービン排気圧高トリップインターロックの
設定圧力は 0.172MPa[gage]である。全交流動力電源喪失
時は残留熱除去系によるサプレッション・プール水の冷却ができないため，サプレッション・チェンバの圧力が上昇し，ＲＣＩＣタービン排気圧高トリップインターロ
ックが動作してＲＣＩＣが停止する可能性がある。

ＲＣＩＣポ
ンプ室の室
温上昇

ＲＣＩＣの機器設計において，ポンプ構成部品の許容温度と，部品同士の材質の違いからくる金属熱膨張差による干渉を考慮して，ＲＣＩＣポンプの最大周囲温度を66℃と設定している。全交流動力電源喪失時は換気空調系が停止しているため，ＲＣＩＣポンプ室の室温が最高温度を超過してＲＣＩＣが停止する可能性がある。
中央制御室の環境条件として想定している最高温度は，制御盤の設計上の最高温度から，40℃と設定している。
全交流動力電源喪失時は換気空調系が停止しているため，中央制御室の室温が最高温度を超過してＲＣＩＣが停止する可能性がある。

中央制御室
の室温上昇

評 価
ＲＣＩＣポンプの第一水源は復水貯蔵タンクであり，自動でサ
プレッション・チェンバに水源が切り替わることはないため，
サプレッション・プール水の温度上昇がＲＣＩＣポンプの運転に影響を与えることはない。また，第二水源であるサプレッション・チェンバを水源とした場合，事象発生後 8 時間での水温は約 100℃となる。この時のＲＣＩＣポンプの有効ＮＰＳＨは
約 6.4m まで低下するが，ＲＣＩＣポンプの必要ＮＰＳＨである約 5.8m に対して十分余裕があるため，キャビテーションは発生しない。また，ポンプ軸受の潤滑油温度は，冷却器の設計
上，潤滑油の冷却に使用しているサプレッション・プール水温より約 6℃高くなるが，潤滑油の許容温度である 120℃未満となるため，軸受の冷却が阻害されることはない。したがって，
サプレッション・プールの温度上昇によるＲＣＩＣの 8 時間運
転継続への影響はない。
全交流動力電源喪失時にＲＣＩＣによる原子炉注水を継続した場合のサプレッション・チェンバ圧力を評価した結果，事象発生から 8 時 間 後のサ プ レ ッ ショ ン ・ チェン バの 圧 力 は 約
0.07MPa[gage]であり，ＲＣＩＣタービン排気圧高トリップイ
ンターロック設定圧力を下回っている。したがって，サプレッ
ション・チェンバの圧力上昇によるＲＣＩＣの 8 時間運転継続への影響はない。
全交流動力電源喪失時のＲＣＩＣポンプ室の室温を評価した
結果，8 時間後の室温は約 63.6℃（初期温度 40℃）であり，設計上考慮している最高周囲温度 66℃を下回る。したがって，
ＲＣＩＣポンプ室の室温上昇によるＲＣＩＣの 8 時間運転継続への影響はない。
全交流動力電源喪失時の中央制御室の室温を評価した結果，8時間後の室温は約 37.3℃（初期温度 26℃）であり，設計上考慮している最高温度 40℃を下回る。したがって，中央制御室の室温上昇によるＲＣＩＣの 8 時間運転継続への影響はない。

表2

125V 系蓄電池Ａ系の負荷内訳

負荷電流と運転時間
負荷名称

備考

添付 3.1.1.4−3−5

1 分以内

480 分

原子炉隔離時冷却系復水ポンプ

69A

23A

原子炉隔離時冷却系真空ポンプ

66A

22A

Ｍ／Ｃ，Ｐ／Ｃ遮断器の制御電源

271A

−

２Ｃ非常用ディーゼル発電機初期励磁（200A）−

その他の負荷（電動弁，計装制御設備等）

1,344A

67A

1,750A

112A

合計

No.3，4 については，同時運転はしないため，負荷電流が大きい方で積上げることとする。
よって，No.4 の（）内は積算しない。

添付資料 3.1.1.4−3

補足資料

全交流動力電源喪失時における原子炉隔離時冷却系ポンプ室
及び中央制御室の室温評価について

1.

原子炉隔離時冷却系ポンプ室の温度上昇の評価方法

(1)

評価の流れ

全交流動力電源喪失時には換気空調系による除熱が行われないた
め，評価対象室の温度変化は，盤や照明などの室内の熱源から受ける熱量（室内熱負荷）と隣室や躯体への放熱（躯体放熱）のバラン
ス に よ っ て 決 定 さ れ る （ 図 1 参 照 ）。 評 価 手 順 と し て は ， ま ず 定 常 計算により定常時（全交流動力電源喪失発生前）の躯体コンクリート
壁の温度分布を求め，全交流動力電源喪失発生時刻を 0 秒とした過渡計算を行う。過渡計算では，評価対象のエリアと隣接室とのコンクリート熱容量を考慮し，室温とコンクリート内温度分布の過渡変化から室温を求める。

温度（℃）

評 価 対 象 の 部 屋（ 高 温 側 ）コンクリート壁

隣接する部屋（低温側）

コンクリート内部における熱伝導評価する部屋の温度

壁や照明
による発熱

コンクリート→空気間における熱伝達
熱の移動

空気→コンクリート間における熱伝達

隣接する部屋の温度

位 置 （ m）

図 1

評価モデルの概要

添付 3.1.1.4-3−6

(2)

評価条件
評価条件を以下にまとめる。
・評価対象室の評価条件
原子炉隔離時冷却系
ポンプ室
容 積 [m ３ ]空 気 熱 容 量 [kJ／ K]
初 期 温 度 [℃ ]

40

発熱負荷
時間
(h )
発熱量
(k W )

0

1

2

3

4

5

6

7

8

14 . 6

1 4. 6

14 .6

14 .7

15 .7

16 .7

1 7. 7

1 8. 4

1 9. 5

・評価対象の部屋に隣接する部屋の温度
周辺エリア

40℃ （ 夏 期 設 計 室 温 の 最 大 値 ）地中15℃（ 夏 期 設 計 外 気 温 度（ 35℃ ）と 冬 期 設 計 外 気
温 度 （ -8℃ ） の 平 均 （ 13.5℃ ） を 丸 め て 設 定 ）サプレッション・プール水温
時間
(h )
温度
(℃ )

0

1

2

3

4

5

6

7

8

32

48

59

67

74

81

88

93

100

・コンクリート壁−空気の熱伝達率
評価壁面
鉛直壁面
水平壁面（上向き）
水平壁面（下向き）※1

熱伝達率（ W／ m ２ ・ ℃ ） ※ １
2
30.5

伝 熱 工 学 資 料 第 5 版 に 基 づ き ，温 度 差 5℃ ，代 表 長 さ 5m にて算出した値

添付 3.1.1.4-3−7

・コンクリートの物性値
評価壁面
熱伝導率
熱拡散率
※2

(3)

物性値※２
1.6（ W／ m・ ℃ ）5.3E-07（ m ２ ／ s）

伝熱工学資料第 5 版に基づく

評価結果
全交流動力電源喪失時において，事象発生 8 時後の原子炉隔離

時 冷 却 系 ポ ン プ 室 の 温 度 は 約 63.6℃ と な り ， 設 計 上 考 慮 し て い る
温 度 （ 66℃ ） を 超 過 し な い た め ， 原 子 炉 隔 離 時 冷 却 系 の 運 転 継 続に与える影響はない。

2.

中央制御室の温度上昇の評価方法

(1)

評価の流れ
原子炉隔離時冷却系ポンプ室の評価と同様の流れで評価を行っ

た。

(2)

評価条件
評価条件を以下にまとめる。
・評価対象室の評価条件
中央制御室
発 熱 負 荷 [W]
容 積 [m ３ ]空 気 熱 容 量 [kJ／ K]
初 期 温 度 [℃ ]26

添付 3.1.1.4-3−8

・評価対象の部屋に隣接する部屋の温度
周辺エリア

40℃ （ 夏 期 設 計 室 温 ）ＭＳトンネル室

60℃ （ 同 上 ）

空調機械室

35℃ （ 夏 期 設 計 温 度 ）ケーブル処置室

35℃ （ 同 上 ）

屋外

35℃ （ 外 気 設 計 温 度

夏期）

・コンクリート壁−空気の熱伝達率
評価壁面
鉛直壁面
水平壁面（上向き）
水平壁面（下向き）
屋外
※3

熱伝達率
（ W/m ２ ・ ℃ ）
2※ ３
3※ ３
0.5 ※ ３2※ ４

伝 熱 工 学 資 料 第 5 版 に 基 づ き ，温 度 差 5℃ ，代 表 長 さ 5m に て
算出した値

※4

空 気 調 和 衛 生 工 学 便 覧 第 14 版 に 基 づ く

・コンクリートの物性値
評価壁面
熱伝導率
熱拡散率

物性値※５
1.6（ W/m・ ℃ ）5.3E-07（ m ２ ／ s）

※５：伝熱工学資料第 5 版に基づく

(3)

評価結果

全交流動力電源喪失時において，事象発生 8 時後の中央制御室の温 度 は 約 37.3℃ と な り ， 設 計 上 考 慮 し て い る 温 度 （ 40℃ ） を 超 過 しないため，原子炉隔離時冷却系の運転継続に与える影響はない。
添付 3.1.1.4-3−9

添付資料 3.1.1.4−4
事故シーケンスの分類について

事 故 シ ー ケ ン ス の 最 終 状 態 を ，喪 失 す る 基 本 的 安 全 機 能（ 停 止 機 能 ，
炉心冷却機能，格納容器からの除熱機能）及び「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 「 規 則 解 釈 」 と い う 。） の 第 37 条 に 記 載 さ れ て い る 事 故 シ ー ケ ン ス
グループに従い，表 1 のとおり分類している。
規 則 解 釈 に て 与 え ら れ た 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ は ，表 1 の と お り 3
つの基本的安全機能のいずれかが喪失するカテゴリとして整理し，全交流動力電源喪失の事故シーケンスグループについては，炉心冷却機
能喪失のカテゴリに位置付けることとした。したがって，全交流動力
電源喪失後に炉心冷却に失敗する長期ＴＢ，ＴＢＵ，ＴＢＰ及びＴＢ
Ｄについては，炉心冷却機能喪失に分類される全交流動力電源喪失として整理する。ただし，ＴＢＷについては，除熱機能喪失により格納
容器先行破損に至るシーケンスであることから，格納容器からの除熱機能喪失に分類される崩壊熱除去機能喪失として整理する。

添付 3.1.1.4−4−1

表 1
喪失する基本的安全機能
原子炉停止機能喪失

事故シーケンスの分類
事故シーケンスグループ
原子炉停止機能喪失

添付 3.1.1.4−4−2

高圧・低圧注水機能喪失

・ＴＱＵＶ

高圧注水・減圧機能喪失

・ＴＱＵＸ

全交流動力電源喪失

・長期ＴＢ
・ＴＢＵ
・ＴＢＰ
・ＴＢＤ

炉心冷却機能喪失
ＬＯＣＡ時注水機能喪失
格納容器バイパス（インターフェイスシステム
ＬＯＣＡ）
格納容器からの除熱機能喪失

・ＴＣ

崩壊熱除去機能喪失

・ＬＯＣＡ（ＡＥ，Ｓ１Ｅ，Ｓ２Ｅ）
・ＩＳＬＯＣＡ
・ＴＷ
・ＴＢＷ

添付資料 3.1.1.5−1
サポート系が一部故障している場合の評価について

フロントライン系とサポート系の依存性を表 1 に示す。また，サポート系が一部故障した場合にフロントライン系へ与える影響について，以下に例示する。

(1)

サポート系の一部故障により機能喪失する例
高圧炉心スプレイ系（ＨＰＣＳ）機能喪失に係るフォールトツリーの概
略図を図 1 に示す。ＨＰＣＳの動作には，サポート系として駆動電源の区分Ⅲ交流電源，制御用電源の区分Ⅲ直流電源，及び非常用補機冷却系としてＨＰＣＳディーゼル発電機海水系（ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ）を必要とする。
ＨＰＣＳは，これらのサポート系のうち１つでも機能喪失すると機能喪
失に至る。

(2)

サポート系の一部故障により機能喪失しない例
自動減圧系（ＡＤＳ）の機能喪失に係るフォールトツリーの概略図を図2 に示す。自動減圧系の動作には，サポート系として区分Ⅰ直流電源，区分Ⅱ直流電源のいずれかの電源を必要とする。
ＡＤＳは，両区分の直流電源が機能喪失した場合には機能喪失するが，いずれか一方が機能維持していれば動作可能である。

添付 3.1.1.5−1−1

表1

フロントライン系とサポート系の依存性
フロントライン系（従属故障の可能性のある系統）

交流電源

（
故
サ障
ポ系
統
ト・
系機
器
ー

添付 3.1.1.5−1−2

直流電源

非常用補機
冷却系

）
空調機

高圧炉心
冷却
HPCS

RCIC

区分Ⅰ

原子炉
停止
スクラム
系
−

−

区分Ⅱ

−

区分Ⅲ

低圧炉心冷却

原子炉減圧
ADS

格納容器除熱
RHR

◎

A
◎

LPCI
B
−

C
−

A
◎

B
−

−

−

−

◎

◎

−

◎

−

−

−

−

−

−

−

−

◎

○

○

◎

◎

−

−

◎

−

−

−

○

○

−

−

◎

◎

−

◎

−

◎

−

−

−

−

−

−

−

−

−

RHRS-A

−

−

−

−

−

◎

◎

−

−

◎

−

RHRS-B

−

−

−

−

−

−

−

◎

◎

−

◎

HPCS-DGSW

−

◎

−

−

−

−

−

−

−

−

−

HPCSポンプ室

−

◎

−

−

−

−

−

−

−

−

−

LPCSポンプ室

−

−

−

−

−

◎

−

−

−

−

−

LPCI-A（RHR-A）ポンプ室

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

◎

−

LPCI-B（RHR-B）ポンプ室

−

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

◎

LPCI-Cポンプ室

−

−

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

DG-2C室

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

DG-2D室

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

HPCS-DG室

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

自動
−

手動
−

−

−

−

−

◎

−

区分Ⅰ

−

−

区分Ⅱ

−

区分Ⅲ

◎： 系統の機能維持に必須であり，故障により系統の機能喪失となる。
○： 起因事象により必要になるケースがあり，事象によっては系統機能喪失となる。

LPCS

ＨＰＣＳ機能喪失

OR

添付 3.1.1.5−1−3

フロントライン系
機能喪失

サポート系
機能喪失

OR

区分Ⅲ交流電源
機能喪失

図1

区分Ⅲ直流電源
機能喪失

ＨＰＣＳのフォールトツリー概略図

ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ
機能喪失

ＡＤＳ自動信号故障

AND
添付 3.1.1.5−1−4

電磁弁Ａ故障電磁弁Ｂ故障OROR

区分Ⅰ直流電源
機能喪失

Ａ系
ロジック故障図2

区分Ⅱ直流電源
機能喪失

ＡＤＳ自動信号故障のフォールトツリー概略図

Ｂ系
ロジック故障添付資料 3.1.1.5−2
制御棒挿入失敗確率の算出方法について

(1)

はじめに
本ＰＲＡでは，スクラム機械系故障の定義を「原子炉を未臨界状態にできないこと」としている。そのため，制御棒挿入の失敗については，の制御棒の挿入に失敗すると未臨界を確保できないという過去の知見に基づき，の制御棒の挿入に失敗する確率としている。

の制御棒挿入

失敗確率については，以下に示す方法により算出している。
(3)

制御棒

ａ．制御棒

挿入失敗確率の算出方法
挿入失敗確率の算出式

添付 3.1.1.5−2−1

ｂ ． 制 御 棒 1 本 当 た り の 故 障 確 率 PCRD の 算 出 式

ｃ．共通要因故障

ｄ．組合せ数

添付 3.1.1.5−2−2図 1

４．参考文献[1]

故障件数の不確実さを考慮した国内一般機器故障率の推定，

日 本 原 子 力 技 術 協 会 ， 平 成 21年 5月 .
[2] WASH-1400,

REACTOR SAFETY STUDY,U.S NUCLEAR REGULATORYCOMMISION,OCTOBER 1975.
[3] NUREG/CR-4550， Analysis of Core Damage Frequency： Internal
Events Methodology,JANUARY 1990.

添付 3.1.1.5−2−3

添付資料 3.1.1.5−3
保安規定上許容されない複数の緩和設備の待機除外を
評価上除外するモデル化方法について

緩和設備のフォールトツリーでは，メンテナンスによる待機除外確率をモデル化しているため，事故シーケンスの定量化の際，保安規定上許容されない複数の緩和設備を同時に待機除外にする組合せのカットセットが含まれることになる。これらのカットセットを評価上除外するため，保安規定上許容されな
い複数の緩和設備の待機除外の組合せをモデル化したフォールトツリーを作成し，イベントツリーの最初のヘディングにこのフォールトツリーをリンキン
グさせ，このヘディングの成功パスを定量化対象としている。
保安規定上許容されない複数の緩和設備の待機除外を評価上除外するためのイベントツリー及びフォールトツリーの概念図を図 1 に示す。

添付 3.1.1.5−3−1

メンテ ナ ンスの ヘ ディ ング を 設定し な い 場合， Ｌ ＰＣ Ｉ−Ａ ／Ｂ失 敗の事故 シ ーケン ス にお いて ， 保安規 定 上 許容さ れ ない ＲＨＲ −Ａ／ Ｂ
を待機除外 にする組 合せのカ ットセットが含まれ ることと なる

メンテナンスのヘディングの成功パスでは，
保安規定上許容されない複数の緩和設備を待機除外にする組合せが除外される

イベントツリー各緩和設備のフォールトツリーでメンテ
ナンスによ る待機除 外確率を モデル化

フォールトツリー
メンテナンス

非常用
ＤＧ−２Ｃ
メンテナンス

非常用ＤＧ
メンテナンス

ＬＰＣＩ
メンテナンス

2／4

2／3

非常用
ＤＧ−２Ｄ
メンテナンスＨＰＣＳ−ＤＧ
メンテナンス

ＲＣＩＣ
メンテナンス

ＤＧ3 台及びＲＣＩＣ1 台のうち，2 台以上を同時に待機除外にすることを禁止している

図1

ＲＨＲ−Ａ
メンテナンス

ＲＨＲ−Ｂ
メンテナンス

ＲＨＲ−Ｃ
メンテナンスＲＨＲ3 台のうち，2 台以上を同時に待機除外にすることを禁止している

保安規定上許容されない複数の緩和設備の待機除外を評価上除外する
ためのイベントツリー及びフォールトツリーの概念図

添付 3.1.1.5−3−2

添付資料 3.1.1.6−1
熱交換器の故障率における淡水／海水の考慮について

東海第二発電所の非常用の補機冷却系である残留熱除去系海水系は，海水を直接
残留熱除去系の熱交換器に通水する設計となっている。
淡水と海水の違いによる熱交換器の故障率の取扱いについて，国内一般機器故障率（以下「国内 21 ヵ年データ」という）では，淡水と海水の区別はなく，国内で発生した全ての故障件数を基に算出されている。また，海外故障率［１］においても，
国内 21 ヵ年データと同様に，淡水と海水の区別がなされていない。
国内 21 ヵ年データで故障件数に挙げられている国内プラントの熱交換器の故障
実績を表１に示す。熱交換器の故障モードとして最も支配的となるのは伝熱管閉塞であり，海水系の故障モードとなることから，適用性に問題はない。

表１ 国内プラントの熱交換器の故障実績
故障

事象の概要

モード
伝熱管
破損

淡水／
海水

国内 21 ヵ年デ
ータ平均値
（1／h）

東海第二発電所 第 5 給水加熱器（C）の伝熱管の破断（2000 年 02 月 23 日）

淡水2.6E-8

原因：施工不完全による化学腐食
福島第一原子力発電所１号機 格納容器スプレイ熱交換器（A）点検（1982 年 04 月 22 日）

伝熱管

原因：自然劣化閉塞

福島第一原子力発電所１号機 格納容器スプレイ熱交換器（B）点検（1982 年 04 月 22 日）

海水
7.1E-8
海水

原因：自然劣化
外部
リーク−（実績なし）−※ベイズ統計に基づく

添付 3.1.1.6−1−1

8.8E-9※

参考文献[1] Industry-Average Performance for Components and Initiating Events at U.S.
Commercial Nuclear Power Plants (NUREG/CR-6928)

添付 3.1.1.6−1−2

添付資料 3.1.1.6−2
故障率データがない機器の既存データの代用について

本ＰＲＡでモデル化している機器のうち，国内 21 カ年データ「故障件数の不確実さを考慮した国内一般機器故障率の推定」において故障率が整備されていない機器については，別の機器の故障率で代用している。国内 21 ヵ年データから代用した理由は，国内原子力発電所における運転・保守に依存する機器の運転期間，点検頻度等の違い等の特殊性から，他のデータベースの適用が困難と考えているためである。

(1)

国内 21 ヵ年データ以外のデータベース
国内一般機器故障率から故障率を代用した機器について，他のデータベースを調査し，故障率の有無及び故障率が掲載されている場合は，その代用の可能性について検討した。代用している機器に関する他のデータベースにおける記載について表 1 に示す。
本ＰＲＡにおいて代用した機器故障率と他のデータベースにおける該当機器の故障率を比較すると，他のデータベースの方が数桁高い値となっている。また，同じ機器を比較した場合においても，該当する機器の故障率
は他のデータベースの方が高い傾向があることから，国内 21 ヵ年データに
故障率データがない機器のみ，他のデータベースの値を使用することは，全体的なリスクの傾向を把握する上でバランスを欠いた評価となる可能性があることから，適切ではないと考えられる。
機器故障率を代用しているものについては，本来，他の機器故障率デー
タと同様に，国内プラントの実績に基づくデータを使用することが適切である。現在，機器故障率が整備されていないデータの収集・評価について
は，電力中央研究所において検討がなされていることから，その結果につ
添付 3.1.1.6−2−1

いて適応性を検討していく。

(2)

機器故障率を代用した機器
本ＰＲＡにおいて機器故障率を代用している機器及び代用機器の選定理由を表 2 に示す。
ａ．制御弁
制御弁については，図 1 に示すとおり，系統圧力で弁開度を調整する
機器構造の類似性により「空気作動弁」を代用し，「制御弁誤閉」の故障
率を，故障モードの類似性により「空気作動弁誤開又は誤閉」の故障率で代用している。
ｂ．冷却器
冷却器については，図 2 に示すとおり，熱エネルギー差のある流体間で細管による熱交換を行う機器構造の類似性により「熱交換器」で代用
し，「冷却器故障」及び「冷却器閉塞」の故障率を，それぞれ故障モードの類似性により「熱交換器伝熱管破損」及び「熱交換器伝熱管閉塞」の故障率で代用している。
ｃ．速度検出器
速度検出器については，検出した情報を電気信号に変換する機器構造の類似性により「水位トランスミッタ」及び「圧力トランスミッタ」で代用し，「速度検出器作動失敗」及び「速度検出器誤高出力／誤低出力」の故障率を，それぞれ故障モードの類似性により「水位トランスミッタ
不動作」及び「圧力トランスミッタ高出力／低出力」のそれぞれ高い方の故障率で代用している。
ｄ．中性子束検出器
中性子束検出器については，放射線によるガスの電離作用を電気信号
添付 3.1.1.6−2−2

として検出する機器構造の類似性により「放射線検出器」を代用し，「中性子束検出器不動作」及び「中性子束検出器誤低出力」の故障率を，それぞれ故障モードの類似性により「放射線検出器不動作」及び「放射線検出器高出力／低出力」の故障率で代用している（添付資料 3.1.1.6−5）。

添付 3.1.1.6−2−3

表1

代用している機器に関する他のデータベースの記載

機器及び故障モード

NUREG/CR-6928

IEEE-Std.500

T-Book 6 th edition

国内 21 ヵ 年データ（代用している機器及び故障モード）

（／時間）

（／時間）

（／時間）

（／時間）

添付 3.1.1.6−2−4

制御弁

誤閉

−

5.5E-06−−（空気作動弁）（誤開又は誤閉）（1.8E-07）（5.3E-07）（2.0E-06／1.7E-06）（2.7E-08）

故障−

3.4E-06−−

冷却器（伝熱管破損）

（−）

（−）

（−）

（2.6E-08）（熱交換器）

閉塞

−

−

−

−

（伝熱管閉塞）（6.5E-07）（−）（3.2E-07）（7.1E-08）

速度検出器

作動失敗

−

9.0E-08−−（水位トランスミッタ）（不動作）（1.0E-07）（4.6E-07）（3.7E-06）（1.4E-08）

速度検出器

誤高出力／誤低出力−

1.9E-07／6.5E-07−−（8.2E-07）（6.9E-07／5.3E-07）（1.4E-06）（3.5E-08）

作動失敗−

6.0E-06−−

中性子束検出器

（不動作）

（−）

（1.8E-06）（−）（3.4E-08）（放射線検出器）

誤低出力

−

−

−

−

（高出力／低出力）（−）（2.4E-06／2.3E-06）（−）（7.3E-08）（圧力トランスミッタ）(誤高出力／誤低出力)表2

機器故障率を代用している機器一覧

故障率が整備されていない機器
制御弁

冷却器

誤閉
故障

代用機器
空気作動弁

添付 3.1.1.6−2−5

速度検出器

伝熱管閉塞

故障モードの類似性

水位トランスミッタ

不動作

圧力トランスミッタ

高出力／低出力

誤低出力
作動失敗

機器構成要素の類似性
故障モードの類似性
機器構成要素の類似性
故障モードの類似性

不動作

機器構成要素の類似性

高出力／低出力故障モードの類似性

放射線検出器
誤低出力

故障モードの類似性
機器構成要素の類似性

誤高出力

中性子束検出器

機器構成要素の類似性

伝熱管破損
熱交換器

閉塞
作動失敗

誤開又は誤閉

代用機器の選定理由

吐出側の系統より

添付 3.1.1.6−2−6空気作動弁の機器バウンダリ「原子力発電所に関する確率論的安全評価用の機器故障率の算出（1982 年度〜1997 年度 16 カ年 49
基データ 改訂版）」原子力情報センター

図1

構造の比較（制御弁と空気作動弁の例）

胴

冷却水出口
管板

添付 3.1.1.6−2−7

伝熱管

冷却水入口
熱交換器の機器バウンダリ「原子力発電所に関する確率論的安全評価用の機器故障率の算出（1982 年度〜1997 年度 16 カ年 49
基データ 改訂版）」原子力情報センター

冷却器構造図図2

構造の比較（冷却器と熱交換器の例）

添付資料 3.1.1.6−3
メンテナンスによる待機除外確率の実績データとの比較について(1)

メンテナンスによる待機除外確率の算出方法
メンテナンスによる待機除外確率は，本評価でモデル化対象とした系統
毎にメンテナンスによる待機除外の可能性のある機器を選定し，機器の故障率と平均修復時間を用いて，次の式により算出している。
(λｉ Ｔｒｉ)ＰＳＹＳｉ

λ ｉ ：定期試験等によって異常の発見可能な機器 i の異常発
生率（／時間）Ｔｒ ｉ ：機器 i の平均修復時間（時間）ここで，λ ｉ は，ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−２８１５を参考に，対象機器の異常が検知されれば機器が機能喪失する前に予防保全として保守作業を実施することを考慮して，定期試験等によって異常の発見が可能な機器の故
障モードの機器故障率の10倍としている。
また，平均修復時間Ｔｒ ｉ については，表1に示す時間を使用している。

表1

平均修復時間データ

機器

平均修復時間出典

ポンプ，ファン

19時間

WASH-1400

弁

7時間

WASH-1400

ディーゼル
発電機

備考
残留熱除去系など
安全系に対する値
残留熱除去系など
安全系に対する値
1979年6月から1986年

20時間

国内実績

3月までのデータに基
づく

添付 3.1.1.6−3−1

(2)待機除外の評価対象機器の考え方
メンテナンスによる待機除外確率を考慮する機器については，以下の条件を満たすものを評価対象とした。
サーベランス試験等により故障が発見可能であること
プラント停止することなくメンテナンスを行えること
メンテナンスにより系統が機能喪失に至ること
メンテナンスによる待機除外確率の評価例として，低圧炉心スプレイ系の待機除外確率の評価を表 2 に示す。低圧炉心スプレイ系の構成機器のうち，上記の条件を満たすものとして，電動ポンプ 1 台，電動弁 2 弁，逆止弁 1 弁，手動弁 5 弁，ファン 1 台を抽出した。これらの機器の故障モードについては，各機器の考慮すべき故障モードのうち，最も寄与が大きいと考えられる故障モードを代表して適用している。

表2

メンテナンス確率算出例（低圧炉心スプレイ系）
故障率

平均修復時間

（／h）

（h）

1

1.3E-0719

2.5E-05

作動失敗

24.8E-087

6.7E-06

逆止弁

開失敗

1

7.1E-097

5.0E-07

手動弁

閉塞

5

8.5E-097

3.0E-06

ファン

起動失敗

1

1.3E-0719

2.5E-05

機器タイプ

故障モード

機器数

電動ポンプ

起動失敗

電動弁

合計
※：計算値＝10×機器数×故障率×平均修復時間

添付 3.1.1.6−3−2

計算値 ※6.0E-05(3)メンテナンスによる待機除外確率と実績データの比較(1)の方法により算出した，系統ごとのメンテナンスによる待機除外確率と，国内ＢＷＲプラントの待機除外実績データを用いて評価した待機除外確率（以下「国内ＢＷＲプラントの待機除外確率」という。）を表 3 に示す。国内ＢＷＲプラントの待機除外確率は，ＮＵＣＩＡに登録されている 1998 年〜2007 年までの国内ＢＷＲプラントの系統の待機除外の回数，
総待機除外時間，延べプラント運転時間から算出されている。なお，非常用ディーゼル発電機については，国内ＰＷＲプラントの実績を含んでいる。
表 3 に示すとおり，本ＰＲＡで用いた待機除外確率は，国内ＢＷＲプラ
ントの待機除外確率と同程度であることから，本ＰＲＡで用いた待機除外
確率は妥当であると考えられる。

表3

メンテナンスによる待機除外確率の比較

系統

本ＰＲＡで用いた
待機除外確率

国内ＢＷＲプラントの待機除外確率 ※高圧炉心スプレイ系

9.7E-05−

原子炉隔離時冷却系

9.5E-04

7.4E-04

低圧炉心スプレイ系

6.0E-05

1.5E-04

残留熱除去系−Ａ／Ｂ

1.2E-04

3.1E-05

残留熱除去系−Ｃ

5.4E-05

3.8E-05

残留熱除去系海水系

3.8E-04−

非常用ディーゼル発電機

9.9E-04

5.6E-04

9.9E-04−

2.7E-04−

2.7E-04−

高圧炉心スプレイ系
ディーゼル発電機
非常用ディーゼル発電機
海水系
高圧炉心スプレイ系
ディーゼル発電機海水系※：「ベイズ統計学に基づくアンアベイラビリティ推定方法の開発−新しい推定理論と国内ＢＷＲ待機除外データを用いた推定例−研究報告：L08009」（平成 21
年 5 月，（財）電力中央研究所）

添付 3.1.1.6−3−3

(4)非常用ディーゼル発電機の平均修復時間に係る最新のデータについて
ＮＵＣＩＡに登録されている 1998 年〜2007 年までの国内データから整理された非常用ディーゼル発電機の待機除外データは，延べプラント運転
時間（国内ＰＷＲとＢＷＲの合計値）2,740,393.4h に対し，待機除外回数
32 回，総待機除外時間 1,525.1h とされている。ここから計算される待機除外 1 回あたりの待機除外時間は約 48h となり，本ＰＲＡで用いた平均修
復時間 20h の 2 倍以上となっている。しかし，本ＰＲＡでは，(1)で述べたとおり予防保全を考慮して 10 倍した値を待機除外確率と使用しているため，本ＰＲＡで用いている非常用ディーゼル発電機の待機除外確率 9.9E-4
は，国内ＢＷＲプラントの待機除外確率 5.6E-4 より大きい値となり，保守性を有していると考えられる。

添付 3.1.1.6−3−4

添付資料 3.1.1.6−4
共通要因故障に関するＭＧＬパラメータ適用の考え方(1)

共通要因故障を考慮する機器の同定
本ＰＲＡでは同一又は異なるシステムにおいて，多重性を持たせるために用いられる機器については，共通要因故障を考慮している。共通要因故障を考慮する機器の同定フローを図 1 に示す。
ａ．共通要因故障を考慮する機器の候補の同定
以下の 3 つの条件を同時に満たす機器について，共通要因故
障を考慮する機器の候補として同定し，(a)冗 長 の 機 能 を 有 す る 同 種 機 器(b)起 因 事 象 発 生 前 の 運 転 状 態 が 同 一(c)同 一 故 障 モ ー ド
共通要因故障を考慮する機器については上記の条件に基づき分類しており，製作メーカの異なる機器についても同様の方法で同定することになる。なお，本ＰＲＡでは共通要因故障を考慮する機器としてメーカの相違する機器は抽出されていない。
ｂ．動的機器，静的機器及びそれらの故障モード
動的機器と静的機器及びそれらの故障モードによって，共通
要因故障の起こりやすさの程度は異なると考えられる。したがって，これらを区別して共通要因故障の適用性を検討した。
ポンプの起動失敗，弁の開失敗等の動的機器の動的故障モードについては，上記ａ．の条件を満たすものに対しては共通要因故障を考慮する。
動的機器の静的故障モード及び静的機器の各故障モードについては，上記ａ．の条件を満たし，動的機器の動的故障モード
添付 3.1.1.6-4−1

と同程度の故障率であるものに対して共通要因故障を考慮することとし，ストレーナの閉塞（内部破損含む）を抽出した。

(2)

本ＰＲＡで用いた共通要因故障パラメータ
本ＰＲＡでは，共通要因故障のモデル化はＭＧＬモデルとしている。ＭＧＬモデルは，冗長性が高い系の解析に対応しており，
原子力プラントにおいて広く使用実績がある。
本 Ｐ Ｒ Ａ に 用 い た 共 通 要 因 故 障 パ ラ メ ー タ を 表 1に 示 す 。こ れ らのパラメータはＮＵＲＥＧ等の文献を基に設定している。なお，
ファン，ダンパ等の一部の機器については，機器の構造を考慮したうえで，他の機器で代用している。
共通要因故障パラメータは，機器故障率と同様に，本来は国内プラント実績に基づくべきと考えられるが，現時点では，データベースが整備されていない状況にある。そのため，本ＰＲＡでは国内外で使用実績のある海外文献等のデータを使用しており，故障モードに依らず機器の共通要因故障パラメータを設定している。
例としてポンプのβファクタの算出方法を示す。ポンプにおける機能喪失の要因分析結果は表 2 のとおりである。コマンドに関す る 失 敗 事 例 を 除 く 機 器 の 故 障 259 件 の う ち ， 共 通 要 因 に よ る 故
障 が 10 件 で あ る た め ，共 通 要 因 に よ る 故 障 件 数 を 機 器 の 故 障 件 数で 除 し て 0.039 と 設 定 し た 。
な お ，Ｎ Ｕ Ｒ Ｅ Ｇ ／ Ｃ Ｒ − １ ２ ０ ５（ Rev.1）で 共 通 要 因 故 障 に分類されている事例は，故障要因から判断したものであり，実際に多重故障が発生したものとは限らない。したがって，このβファクタは保守的な値である。
添付 3.1.1.6−4−2

(3)共通要因故障パラメータの適用における故障モードの考慮
共通要因故障パラメータについて，本ＰＲＡでは従前より適用実績のある海外文献に基づくデータを用いた。一方で故障モード
毎の共通要因故障パラメータをまとめた文献としては，ＮＵＲＥ
Ｇ ／ Ｃ Ｒ − ５ ４ ９ ７ の 改 訂 版 で あ る CCF Parameter Estimations
2010 が あ る 。
本 Ｐ Ｒ Ａ で 使 用 し て い る 共 通 要 因 故 障 パ ラ メ ー タ と CCF
Parameter Estimations 2010 の 共 通 要 因 故 障 パ ラ メ ー タ を 表 3 に示す。表 3 のとおり，ポンプの継続運転失敗の共通要因故障のパ
ラ メ ー タ に つ い て は ， CCF Parameter Estimations 2010 と 本 Ｐ Ｒ
Ａ で 用 い た 値 が ほ ぼ 同 等 で あ る も の の ， 他 の パ ラ メ ー タ は CC F
Parameter Estimations 2010 の 方 が 低 い 値 を 示 し て い る 。 こ れ らのパラメータを用いた場合の感度解析結果を表 4 及び図 2 に示す。
感 度 解 析 の 結 果 ， 全 炉 心 損 傷 頻 度 は 5.0E-5／ 炉 年 と な り ， ベ ー
ス ケ ー ス の 全 炉 心 損 傷 頻 度 6.1E-5／ 炉 年 と 比 較 し て 0.8 倍 と な った 。こ れ は ，崩 壊 熱 除 去 機 能 喪 失 に お け る 上 位 の カ ッ ト セ ッ ト に ，ＦＶ重要度 2 位である「ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞の共通要因故障」があり，その共通要因故障パラメータが，感度解析 ケ ー ス で は 3.9E-3 と な り ，ベ ー ス ケ ー ス（ 1.3E-1）の 1／ 30 に低下したことに起因する。

添付 3.1.1.6−4−3

表 1

共通要因故障パラメータの一覧
β ファクタ※1

γ ファクタ※2

ポンプ，ファン

0.039

0.520

NUREG／ CR-1205

Rev.1

弁，ダンパ

0.130

0.565

NUREG／ CR-1363

Rev.1

ＤＧ

0.021

−

NUREG‐ 1150

検出器，トリップ設定器

0.082

−

NUREG／ CR− 2771

0.050

−

SECY− 83− 293

蓄電池

0.008

−

NUREG‐ 0666

ストレーナ

0.133

−

NUREG／ CR− 5497

機器タイプ

備考

添付 3.1.1.6−4−4

リレー（スクラムコンタクタ）※ 1： 多 重 故 障 （ 2 重 以 上 ） が 発 生 す る 確 率※ 2： 多 重 故 障 が 発 生 し た 場 合 ， そ れ が 3 重 以 上 の 故 障 で あ る 条 件 付 確 率
NUREG／ CR− 4550 に 基 づ き γ フ ァ ク タ を 算 出

表 2

イ ベ ン ト ご と の ポ ン プ 故 障 件 数 （ NUREG/CR-1205

Table10）

ポ ン プ の β フ ァ ク タ ＝ （ 9+1） /（ 187+62+9+1）＝ 10/259≒ 0.039

添付 3.1.1.6−4−5

表 3
機器

抽出した故障モード及び共通要因故障パラメータ

添付 3.1.1.6−4−6

共通要因故障パラメータの参照元等
β
γ
δ
現状モデル
3.90E-02
5.20E-01
1.00E+00※
CCCG-2
3.36E-02−−−
継続運転失敗CCCG-3
4.14E-02
1.83E-01
ポンプ（ フ ァ ン も ポ ン プ CCF Parameter
CCCG-44.30E-02
3.43E-01
1.56E-01
で代用）
Estimations 2010
CCCG-22.45E-02−−−
起動失敗
CCCG-3
2.31E-02
4.18E-01
CCCG-4
2.27E-02
4.49E-01
3.56E-01
現状モデル
1.30E-01
5.65E-01
1.00E-00
電動弁
CCCG-2
9.46E-03−−
CCF Parameter
開閉失敗
Estimations 2010−
CCCG-3
1.05E-02
2.12E-01
現状モデル
1.30E-01
5.65E-01
1.00E-00−−
CCCG-2
0.00E+00
逆止弁
CCF Parameter
開失敗
Estimations 2010−
CCCG-30.00E+00
0.00E+00
現状モデル
2.10E-02
−
−
ＤＧ
起動失敗
CCCG-2
1.08E-02−−
CCF Parameter
Estimations 2010 継 続 運 転 失 敗−−
CCCG-2
2.24E-03
現状モデル
1.33E-01−−
ストレーナ
CCF Parameter
閉塞
CCCG-2
3.90E-03−−
Estimations 2010
※ＣＣＣＧ：共通要因故障機器グループのことで，共通要因故障の対象となる系統又は機器の組合せである。
数値は共通要因故障を考慮する機器総数を示す。

表 4

事故シーケンスグループ別の炉心損傷頻度比較
炉心損傷頻度（／炉年）

事故シーケンスグループ
ベースケース

感度解析ケース

高圧・低圧注水機能喪失

3.5E-09

3.2E-09

高圧注水・減圧機能喪失

2.0E-082.0E-08

全交流動力電源喪失

9.9E-08

9.6E-08

崩壊熱除去機能喪失

6.0E-05

5.0E-05

原子炉停止機能喪失

2.5E-08

2.5E-08

ＬＯＣＡ時注水機能喪失

2.2E-11

6.2E-12

4.8E-10

4.8E-10

6.1E-05

5.0E-05

格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）
合計

添付 3.1.1.6−4−7

図 1

共通要因故障同定のフロー

添付 3.1.1.6−4−8

1.0E-04
ベースケース
感度解析ケース

1.0E-06
1.0E-07
1.0E-08
1.0E-09
1.0E-101.0E-11

事故シーケンスグループ

図 2

事故シーケンスグループ別の炉心損傷頻度比較

合計

格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）

ＬＯＣＡ時注水機能喪失

原子炉停止機能喪失

崩壊熱除去機能喪失

全交流動力電源喪失

高圧注水・減圧機能喪失

1.0E-12高圧・低圧注水機能喪失

添付 3.1.1.6−4−9

炉心損傷頻度（／炉年）

1.0E-05添付資料 3.1.1.6−5
中性子束検出器のモデル化について

スクラム信号を発信する信号の一つとして，図 1 に示す中性子束高高信号によるトリップロジックの信号があり，局部出力領域計装（以下「ＬＰＲＭ」という。）検出器，カード及び演算装置から構成される平均出力領域計装（以下「ＡＰＲＭ」という。），中性子計装系リレー並びにスクラムコンタクタから構成されている。
図 1 に示すＡＰＲＭの範囲については，21 個又は 22 個のＬＰＲＭ検出器及びカード，並びに演算装置で構成されており，本ＰＲＡでは 1 つの中性子束検出器としてモデル化している。また，その故障率及び故障モードは以下のとおりとしている（添付資料 3.1.1.6−2）。
・中性子束検出器の故障率については，放射線によるガスの電離作用を電気信号として検出する機器構造の類似性により「放射線検出器」を代用
・故障モードとしては，「中性子束検出器不動作」及び「中性子束検出器誤低出力」を，それぞれ故障モードの類似性により「放射線検出器不動作」及
び「放射線検出器高出力／低出力」で代用

添付 3.1.1.6−5−1

添付 3.1.1.6−5−2
図1

中性子束高高信号によるトリップロジック及びスクラムパイロット弁回路

添付資料 3.1.1.7−1
人的過誤率の評価方法について

本ＰＲＡにてモデル化した人的過誤「事象発生前の弁の開け忘れ・
閉 め 忘 れ 」及 び「 事 象 発 生 後 の 格 納 容 器 除 熱 操 作 失 敗 」を 代 表 例 と し ，
Ｈ Ｒ Ａ （ Human Reliability Analysis） イ ベ ン ト ツ リ ー に よ る 人 的 過
誤確率の算出について以下に説明する。

1.

事象発生前の人的過誤（弁の開け忘れ・閉め忘れ）
人的過誤の内容，ＨＲＡイベントツリーを図 1 に示す。また，過誤 確 率 計 算 シ ー ト を 表 1-1〜 1-4 に 示 す 。

2.

事象発生後の人的過誤（格納容器除熱操作失敗）
人的過誤の内容，ＨＲＡイベントツリーを図 2 に示す。また，過誤 確 率 計 算 シ ー ト を 表 2-1〜 2-4 に 示 す 。評 価 に 当 た っ て ，想 定 し た
人的過誤の内容について以下に示す。

(1)

操作内容
原子炉への注水に成功した後のＲＨＲによる格納容器からの除熱操作に失敗する。
操作に使用するＲＨＲの系統構成を図 3 に示す。

(2)

操作に使用する手順書及び操作手順
非常時運転手順書（徴候ベース）及び原子炉設備運転手順書に基づき，以下の認知・操作を実施する。

添付 3.1.1.7−1−1

認 知 （ Ｒ Ｈ Ｒ に よ る 格 納 容 器 除 熱 の 認 知 ̲表 2-１ ）①格納容器圧力高（ＬＯＣＡ信号）②ドライウェル空間温度
操 作 （ Ｒ Ｈ Ｒ に よ る 格 納 容 器 除 熱 操 作 ̲表 2-2）
①ＲＨＲＳポンプを（2 台）起動
②ＲＨＲポンプ室空調機を起動③ＲＨＲポンプを起動④ＲＨＲ熱交バイパス弁を全閉⑤格納容器スプレイ弁を（2 弁）全開
⑥サプレッション・プールスプレイ弁を全開
(3)

余裕時間
余裕時間はＴＷ時の事象進展解析結果より 1 時間とする。格納容器除熱操作において考慮している格納容器スプレイ冷却系及びサ プ レ ッ シ ョ ン・プ ー ル 冷 却 系 は 15 分 程 度 で 実 施 で き る こ と か ら
比較的短時間で完了できる。

(4)

追加の指示や過誤回復の可能性
業務の連携は良好であり，担当運転員以外にも指導的な立場等の他の運転員からの指示や過誤回復に期待できる。また，事象進
展に伴い後段に発報される複数の警報により，認知失敗の過誤回
復に期待できる。

3.

評価に使用したデータベース
人的過誤確率の算出にあたっては，ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−１２７８に記載されている人的過誤確率データを使用した。人的過誤確率デー タ の 例 を 表 3-1〜 3-7 に 示 す 。

添付 3.1.1.7−1−2

人的過誤の定義（事象発生前）： 事象発生前に操作・試験の復旧に失敗する
操 作： 弁の開け忘れ・閉め忘れ 等
１．操作内容：操作や試験に伴い待機状態や通常の設定点を変更する場合に，当該操作後や試験実施後の復旧操作に失敗する。
２．該当手順書：
定期試験手順書等
３．人的過誤のモード：
待機状態への復旧失敗や設定点の回復失敗等
４．過誤回復の可能性：
担当運転員以外にも指導的な立場等の他の運転員からの指示や過誤回復に期待できる。
定量評価

a

手順

成功

失敗a

ar

b
過誤回復
動作
成功

失敗

失敗b
br

過誤回復

brr

過誤回復
失敗
状態復旧成功ＨＲＡイベントツリー
分岐
ａ
ａｒ
ｂ
ｂｒ
ｂｒｒ

人的過誤の種類（認知／動作）と内容
機器の状態復旧の手順遵守に失敗する
分岐ａの過誤回復
機器の状態復旧のための動作に失敗する
分岐ｂの過誤回復
分岐ｂｒの過誤回復
平均値（点推定値）：

8.3E-05

確率分布： 対数正規分布

図 1

過誤確率値（中央値）
1.0E-03 計算シート１−ａ5.1E-02 計算シート１−ａｒ
1.0E-03 計算シート１−ｂ
1.0E-02 計算シート１−ｂ
5.0E-02 計算シート１−brr（過誤回復あり）EF：4.8ＨＲＡイベントツリー（弁の開け忘れ・閉め忘れ）

添付 3.1.1.7−1−3

ＥＦ
3
−
3
5
−

表 1-1

過 誤 確 率 計 算 シ ー ト （ 弁 の 開 け 忘 れ ・ 閉 め 忘 れ ： 分 岐 a）

添付 3.1.1.7−1−4

表 1-2

過 誤 確 率 計 算 シ ー ト （ 弁 の 開 け 忘 れ ・ 閉 め 忘 れ ： 分 岐 b）

添付 3.1.1.7−1−5

表 1-3

過 誤 確 率 計 算 シ ー ト （ 弁 の 開 け 忘 れ ・ 閉 め 忘 れ ： 分 岐 ar）

添付 3.1.1.7−1−6

表 1-4

過 誤 確 率 計 算 シ ー ト （ 弁 の 開 け 忘 れ ・ 閉 め 忘 れ ： 分 岐 brr）

添付 3.1.1.7−1−7データシート７（ＡＴＷＳ時以外）
人的過誤の定義（事象発生後）： 原子炉注水後のＲＨＲによる格納容器除熱操作に失敗する

１．操作内容：原子炉への注水に成功した後のＲＨＲによる格納容器から除熱操作に失敗する
本操作の具体的な手順は以下のとおり（ただし，ＲＨＲが既に低圧注水系として起動している場合は，
低圧注水系から格納容器スプレイ冷却系への切替のために弁操作のみを行う）(1) ＲＨＲＳポンプの起動(2) ＲＨＲポンプ室空調機起動(3) ＲＨＲポンプ起動(4) ＲＨＲ熱交バイパス弁閉操作(5) 格納容器スプレイ弁開操作(6) サプレッションプールスプレイ弁の開操作
２．該当手順書：
非常時運転手順書（徴候ベース），設備別運転手順書
３．余裕時間
余裕時間は格納容器除熱に対する余裕時間1時間とする
格納容器スプレイ冷却系等は15分程度で実施できることから比較的短時間で完了できる
４．追加の指示や過誤回復の可能性：
担当運転員以外にも指導的な立場等の他の運転員からの指示や過誤回復に期待できる
定量評価

a

成功

ＲＨＲによる
格納容器除熱の認知

失敗a

ar

b
過誤回復

失敗

失敗b
成功

ＲＨＲによる
格納容器除熱操作

br

過誤回復

brr

過誤回復
失敗
状態復旧成功ＨＲＡイベントツリー
分岐
ａ
ａｒ
ｂ
ｂｒ
ｂｒｒ

人的過誤の種類（認知／動作）と内容
RHRによる格納容器除熱の認知に失敗する
分岐ａの過誤回復
RHRによる格納容器除熱の操作に失敗する
分岐ｂの過誤回復
分岐ｂｒの過誤回復
平均値（点推定値）：

1.1E-04

確率分布： 対数正規分布

図 2

過誤確率値（中央値）
2.0E-04 計算シート７−ａ5.0E-02 計算シート７−ａｒ
2.0E-03 計算シート７−ｂー1.0E-02
5.0E-02 計算シート７−brr

EF：35.6

ＨＲＡイベントツリー（格納容器除熱操作失敗）
添付 3.1.1.7−1−8

ＥＦ
30
3
5
-

表 2-1

過 誤 確 率 計 算 シ ー ト （ 格 納 容 器 除 熱 操 作 失 敗 ： 分 岐 a）

添付 3.1.1.7−1−9

表 2-2

過 誤 確 率 計 算 シ ー ト （ 格 納 容 器 除 熱 操 作 失 敗 ： 分 岐 b）

添付 3.1.1.7−1−10

表 2-3

過 誤 確 率 計 算 シ ー ト （ 格 納 容 器 除 熱 操 作 失 敗 ： 分 岐 ar）

添付 3.1.1.7−1−11

表 2-4

過 誤 確 率 計 算 シ ー ト （ 格 納 容 器 除 熱 操 作 失 敗 ： 分 岐 br）

添付 3.1.1.7−1−12

表 3-1
区間

T

運転員全員

(To 後の

による診断

時間)
[分]

ＴＨＥＲＰの標準診断曲線（NUREG/CR-1278 から抜粋）
T

運転員全員

(To 後の

による診断

失敗確率

時間)

(初期事象に

[分]

EF

区間

運転員全員

(To 後の

による診断

失敗確率

時間)

失敗確率

(２次事象に[分](３次事象に

EF

区間

対して)

対して)

対して)

[ﾒﾃﾞｨｱﾝ][ﾒﾃﾞｨｱﾝ][ﾒﾃﾞｨｱﾝ]

EF

添付 3.1.1.7−1−13

1.

1

1.0

--

7.

1

1.0

--

14.

1

1.0

--

2.

10

.1

10

8.

10

1.0

--

15.

10

1.0

--

3.

20

.01

10

9.

20

.1

10

16.

20

1.0

--

4.

30

.001

10

10.

30

.01

10

17.

30

.1

10

11.

40

.001

10

18.

40

.01

10

19.

50

.001

10

20.

80

.0001

30

21.

1520

.00001

30

5.

60

.0001

30
12.

6.

1500

.00001

70

.0001

30

30
13.

(注)

T

1510

.0000130

・２次事象や３次事象は，運転員が初期事象の診断や対応の最中に発生する事象を意味する。
・To：異常発生を示すシグナルが出た時刻
・ここでは曲線を数値で示している。

注：日本原子力学会標準「原子力発電所の出力運転状態を対象とした確率論的安全評：2008」の解説表 23-1 から転記
価に関する実施基準（レベル 1PSA 編）

表 3-2手動操作のコミッションエラー確率の例（NUREG/CR-1278 から抜粋）

項目

エラーのポテンシャル

HEP

EF

1.

１個のコントロールの不注意な操作

プラントに完全依存2.

同様なコントロールを持つパネルで選択誤り

.003

3

.001

3

.0005

10

.0005

10

.05

5

.5

5

(ラベルで区別)3.

同様なコントロールを持つパネルで選択誤り(機能別に良く分類された配置)

4.

同様なコントロールを持つパネルで選択誤り(系統を模擬した表示)

5.

スイッチの誤った方向への操作(固定観念に従う場合)

6.

スイッチの誤った方向への操作(通常の運転状態で固定観念を損う場合)

7.

スイッチの誤った方向への操作(高ストレス状態で固定観念を損う場合)

8.

２状態スイッチの誤った方向への操作，又は，誤った(注)レベルへの設定
9.

回転式コントローラの誤った設定(２状態スイッチ)

.001

10

10.

完全な操作の完了に対する失敗

.003

3

11.

グループ内のサーキットブレーカ選択誤り

.005

3

(ラベルで区別)
12.

グループ内のサーキットブレーカ選択誤り

.003

3

13.

不適切なコネクタの配備

.003

3

(不完全な装着や，コネクタのロック機構のテスト失敗
も含む)

(注)

項目 5，6，7 の対応する HEP，EF の 1/5 の値

注：日本原子力学会標準「原子力発電所の出力運転状態を対象とした確率論的安全評：2008」の解説表 23-2 から転記
価に関する実施基準（レベル 1PSA 編）

添付 3.1.1.7−1−14

表 3-3

手順書を使うときのオミッションエラー確率の例（NUREG/CR-1278 から抜粋）

項目

オミッションの項目

HEP

EF

チェック表が正しく用いられている場合
1.

短い操作（＜10 項目）

.001

3

2.

長い操作（＞10 項目）

.003

3

チェック表を用いていないか，又は正しく用いられていない場合
3.

短い操作（＜10 項目）

.003

3

4.

長い操作（＞10 項目）

.01

3

5.

文書化した手順書を用いるべきであるが，用いていない場合.05

5

注：日本原子力学会標準「原子力発電所の出力運転状態を対象とした確率論的安全評：2008」の解説表 23-3 から転記
価に関する実施基準（レベル 1PSA 編）

表 3-4

ストレスと熟練度による人的過誤確率への補正係数（NUREG/CR-1278 から抜粋）
HEPs の増倍係数

項目

ストレスレベル
熟練者

熟練度の低い者

1.

作業負荷が大変低い

×2

×2

2.

作業負荷が適度

×1

×1

×1

×2

×2

×4

×5

×10

×5

×10

.25 ( EF = 5 ).50 ( EF = 5 )（段階的操作）3.

作業負荷が適度（動的操作）

4.

作業負荷がやや高い（段階的操作）5.

作業負荷がやや高い（動的操作）

6.

作業負荷が極度に高い（段階的操作）7.

作業負荷が極度に高い（動的操作又は診断操作）

極度にストレス・レベルが高い場合は，増倍係数ではなく，複数のクルーを対象とした固定値を用いる。
注：日本原子力学会標準「原子力発電所の出力運転状態を対象とした確率論的安全評：2008」の解説表 23-4 から転記
価に関する実施基準（レベル 1PSA 編）

添付 3.1.1.7−1−15

表 3-5 先行するサブタスク N-1 が成功又は失敗したときの，サブタスク N の成功又は失敗の条件付き確率の求め方：従属レベルの関数（NUREG/CR-1278 から抜粋）
従属性の条件付き成功確率

レベル

(注)

ZD

Pr〔S

N ｜S N - 1 ｜ZD〕＝

LD

Pr〔S

N ｜S N - 1 ｜LD〕＝

MD

Pr〔S

N ｜S N - 1 ｜MD〕＝

HD

Pr〔S

CD

Pr〔S

条件付き失敗確率n

Pr〔FN ｜F N - 1 ｜ZD〕＝

N

1

19ｎ
20

Pr〔F N ｜F N - 1｜LD〕＝

1

6ｎ
7

Pr〔F N ｜F N - 1｜MD〕＝

N ｜S N - 1 ｜HD〕＝

1 ｎ
2

Pr〔F N ｜F N - 1｜HD〕＝

N ｜S N - 1 ｜CD〕＝

1 .0

Pr〔F N ｜F N - 1 ｜CD〕＝ 1 . 0

1

19N
20

1

6N
7

1

N
2

n：サブタスクの成功確率
N：サブタスクの失敗確率
ZD：Zero Dependence 従属度ゼロ
LD：Low Dependence 従属度低
MD：Moderate Dependence 従属度中
HD：High Dependence 従属度高
CD：Complete Dependence 完全従属
注：日本原子力学会標準「原子力発電所の出力運転状態を対象とした確率論的安全評
価に関する実施基準（レベル 1PSA 編）：2008」の解説表 23-5 から転記

添付 3.1.1.7−1−16

表 3-6

エラーファクタ推定ガイドライン（NUREG/CR-1278 から抜粋）

添付 3.1.1.7−1−17

表 3-7

計測・操作などの活動に対する確認の失敗（NUREG/CR-1278 から抜粋）

添付 3.1.1.7−1−18

図3

ＲＨＲによる格納容器スプレイ冷却系及びサプレッション・プール冷却系の系統構成

添付 3.1.1.7−1−19

添付資料 3.1.1.7−2
起因事象発生前の人的過誤として評価した事象の抽出について

本ＰＲＡで評価対象とした起因事象発生前の人的過誤の抽出過程を以下に示す。ここで，起因事象発生前の人的過誤は運転員よる試験・操作及びその後の状態復旧を対象としており，保修員による保全作業時の人
的 過 誤（ 計 装 機 器 の 校 正 エ ラ ー を 含 む 。）に つ い て は 機 器 故 障 率 に 含 ま れているとして，ここでは取り扱っていない。
(1)

操作・作業の同定
フォールトツリーでモデル化している全ての機器を対象に，プラント運転中及び停止中における操作・作業等を手順書類（定期試験
手順書，設備別運転手順書等）から抽出する。
(2)

スクリーニング
抽出した操作・作業等に対し，日本原子力学会標準「原子力発電所の出力運転状態を対象とした確率論的安全評価に関する実施基準（レベル１ＰＳＡ編）：2008」（ 以 下「 学 会 標 準 」と い う 。）に 基 づ き ，
以下に示すスクリーニング基準を設け，スクリーニングできない操
作・作業等について，起因事象発生前の人的過誤として定義する。
ａ．系統の要求に対して機器の調整が自動的に行われるもの。
ｂ．中央制御室にて機器の状態表示が確認でき，その状態が日常的に確認されており，かつ調整が可能なもの。
ｃ．実施されている保守後の機能試験により，誤調整が明らかになるもの。
ｄ．当初の操作の後，チェックリストに基づく独立した機器の状態
確 認 が あ る も の （ Ｎ Ｕ Ｒ Ｅ Ｇ − １ ７ ９ ２ を 参 考 に 設 定 ※ ）。
※：学会標準に本スクリーニング基準に関する記載はないが，
ＮＵＲＥＧ−１７９２を参考に，従属性のない独立した確

添付 3.1.1.7−2−1

認が別途実施されている場合においては，起因事象発生前の人的過誤を除外できるものとして設定している。
ｅ．機器の状態確認が頻繁に実施されているもの。

本ＰＲＡで評価対象とした全ての系統について検討した結果，抽出された起因事象発生前の人的過誤は以下のとおりである。なお，
スクリーニング基準ｄ．のみで除外した起因事象発生前の人的過誤はなかった。
・手動弁に対する開け忘れ／閉め忘れ
・定期試験において非常用ディーゼル発電機を母線に並列させる
際に手動でガバナ類の調整を行うが，試験後の待機状態（自動投入可能な設定）への復旧に失敗する。
起因事象発生前の人的過誤の抽出結果のうち，非常用ディーゼル発電機の例を表 1 に示す。

添付 3.1.1.7−2−2

表 1

起因事象発生前の人的過誤の抽出結果（非常用ディーゼル発電機の例）
対象とした操作・作業等とスクリーニング結果

起因事象発生前の人的過誤の抽出結果

機器種類

人的過誤のモード

非常用ディーゼル発電機

待機（自動）への復本体

旧失敗

非常用ディーゼル発電機

通常状態への復旧

運転中の試験等に伴う操作等に起因

プラント停止中の操作等に起因モデル化の（定期試験手順等）（設備別手順書，定期試験手順等）

要否

操作・作業等

除外理由

操作・作業等

除外理由

試験時の運転操作

除外ルールｂ．

試験時の運転操作

除外ルールｂ．

除 外 ル ー ル に添付 3.1.1.7−2−3

試験時の手動操作
ガバナ

失敗

否

除 外 ル ー ル に
試験時の手動操作

該当しない

要
該当しない

非常用ディーゼル発電機
待機への復旧失敗

試験時の運転操作

除外ルールｂ．

試験時の運転操作

除外ルールｂ．

否

待機への復旧失敗

試験時の運転操作

除外ルールｂ．

試験時の運転操作

除外ルールｂ．

否

点検後の待機状態

除 外 ル ー ル になし−
への復旧操作該当しない

燃料油移送ポンプ
非常用ディーゼル発電機
空調機
非常用ディーゼル発電機
冷却水ライン手動弁

待機（弁開）への復
旧失敗

要添付資料 3.1.1.7−3
校正ミスの取扱いについて

本ＰＲＡでは，保修員による機器の校正ミスについては，人的過誤としてモデル化していない。その理由を以下に示す。
(1)

21 ヵ 年 デ ー タ に お け る 校 正 ミ ス の 取 扱 い
本ＰＲＡで使用している機器故障率データは，「故障件数の不確 実 さ を 考 慮 し た 国 内 一 般 機 器 故 障 率 の 推 定（ 平 成 21 年 5 月 公 表 ）」（ 以 下 「 21 ヵ 年 デ ー タ 」 と い う 。 ） に 記 載 さ れ て い る デ ー タ を 使
用 し て い る 。 21 ヵ 年 デ ー タ は 国 内 プ ラ ン ト の 機 器 の 故 障 実 績 を 基に 整 備 さ れ た デ ー タ ベ ー ス で あ る が ，計 装 機 器 等 の 故 障 件 数 に は ，機器の機械的故障以外に，保修員の校正ミスが原因で機器が故障し た 場 合 が 含 ま れ て い る 。 21 ヵ 年 デ ー タ に 記 載 さ れ て い る デ ー タのうち，保修員の校正ミスを含む機器故障率の例を表 1 に示す。
また，表 1 に示す機器及び故障モードのうち，温度スイッチの誤動作としてカウントされている事象の概要を表 2 に示す。表 1 及び 表 2 に 示 す と お り ， 21 ヵ 年 デ ー タ に は ， 保 修 員 に よ る 校 正 ミ スが原因の故障事象が含まれているため，本ＰＲＡでは，校正ミス
を人的過誤としてはモデル化していない。

(2)

校正ミスに係る共通要因故障の取扱い冗長化された検出器においては，同じ保修員が連続して校正作業を実施すると考えられるため，校正ミスが共通の要因となり複数の検出器が故障する可能性がある。しかし，この校正ミスによる 共 通 要 因 故 障 に つ い て も ， 21 ヵ 年 デ ー タ で は そ れ ぞ れ 単 独 の 機器故障として取り扱われているため，本ＰＲＡにおいては校正ミ
スに係る共通要因故障のみを独立して人的過誤としてはモデル化
添付 3.1.1.7−3−1

していない。
ここで，検出器の校正ミスに係る共通要因故障を人的過誤としてモデル化した場合の非信頼度と炉心損傷頻度への影響を検討した。校正ミスに係る人的過誤確率の評価結果を表 3 に示す。検出器 の 校 正 ミ ス に 係 る 共 通 要 因 故 障 の 人 的 過 誤 確 率 は 1.0E-5 の オ ーダーとなり，表 4 に示すとおり，本ＰＲＡでモデル化している検出器及びトリップユニットの機械的故障の共通要因故障と同程度の非信頼度となった。ただし，本ＰＲＡでは，検出器の共通要因
故障の中でＦＶ重要度が最も高い，「原子炉水位（Ｌ−１）トランスミッタ作動失敗共通要因故障」の場合でも，ＦＶ重要度は
3.4E-07 で あ り ，こ の 共 通 要 因 故 障 の 炉 心 損 傷 頻 度 に 対 す る 寄 与 割
合（ 3.4E-05％ ）は 十 分 小 さ い た め ，検 出 器 の 校 正 ミ ス に 係 る 共 通
要因故障の人的過誤をモデル化した場合でも，炉心損傷頻度への影響は限定的である。

表 1

保修員の校正ミスを含む機器故障率の例
故障件数

機器故障率

（校正ミス件数）

平 均 値 [1／ h ]

誤動作

2
（ 2）

2.5E -08

圧力トランスミッタ

高出力／低出力8（ 1）

3.5E -08

リミットスイッチ

不動作

3
（ 1）

5.5E -09

機器

故障モード

温度スイッチ

添付 3.1.1.7−3−2

表 2

温度スイッチに係る保修員の校正ミス事象の概要

発生日時

1988 年 1 2 月 15 日 16 時 10 分 （ Ｂ -Ｃ Ｕ Ｗ ポ ン プ ）1988 年 1 2 月 16 日 11 時 33 分 （ Ａ -Ｃ Ｕ Ｗ ポ ン プ ）事象発生時の状況

定 格 出 力 （ 4 60MWe） で 運 転 中 の と こ ろ ， 昭 和 63 年 12 月
15 日 16 時 1 0 分 ， 「 ポ ン プ 出 口 温 度 高 」 警 報 発 生 と 同 時 にＢ−原子炉冷却材浄化系循環ポンプ（Ｂ−ＣＵＷポンプ）
がトリップした。原因調査の結果，Ｂ−ＣＵＷポンプ出口
温度スイッチに設定値のずれが確認されたため，当該温度スイッチの校正を実施した。
Ｂ − Ｃ Ｕ Ｗ ポ ン プ の 試 運 転 の た め ， 12 月 16 日 11 時 33分，同ポンプを起動したところ，「ポンプ出口温度高」警報発生と同時にＡ−ＣＵＷポンプがトリップした。なお，
Ｂ−ＣＵＷポンプの運転状況に異常はなかった。
Ａ−ＣＵＷポンプの原因調査の結果，Ｂ−ＣＵＷポンプと同様に，ポンプ出口温度スイッチに設定値のずれが確認
さ れ た た め ， 当 該 温 度 ス イ ッ チ の 校 正 を 実 施 し ， 16 時 33
分にＡ−ＣＵＷポンプの試運転を行い運転状況に異常のないことを確認して，通常運転に復帰した。
この間，発電機出力の変動はなかった。

原因調査の概要

ＣＵＷポンプ出口温度スイッチに設定値ずれが発生する
要因について検討した結果は，以下のとおりである。
(1) Ｃ Ｕ Ｗ ポ ン プ 出 口 温 度 ス イ ッ チ の 不 良
当該温度スイッチの内部点検において，異常は認められなかった。
(2) 衝 撃 に よ る 設 定 値 ず れ工場において当該温度スイッチの衝撃試験を実施した
結果，設定値ずれは発生しなかった。
(3) 定 期 検 査 時 の 校 正 ミ ス
設 定 値 60℃ に 対 し ，Ａ ，Ｂ − Ｃ Ｕ Ｗ ポ ン プ と も 約 53 ℃とほぼ同様な設定値ずれであり，当該温度スイッチの点
検校正作業はＣＵＷ補助ポンプ冷却水温度スイッチ（設定 値 66 ℃ ） の 点 検 校 正 に 引 き 続 い て 同 一 メ ン バ ー で 実 施していたことから，作業者の勘違いによる校正ミスの可能性が大きいと考えられる。

事象の原因

調査結果から，事象の発生原因は，定期検査時の当該温
度スイッチの点検校正において，作業者が当該温度スイッ
チの設定値は，先に点検校正を行った同型の温度スイッチの 設 定 値 （ 66℃ ） と 同 じ だ と 勘 違 い し て 設 定 指 針 を 取 り 付
け，その後誤りに気付き，調整ネジにより設定指針を正規の 設 定 値 に 調 整 し た 結 果 ， 温 度 ス イ ッ チ の 設 定 値 が 約 53 ℃となった可能性が大きいと考えられる。

添付 3.1.1.7−3−3

表 3
No.

検出器の校正ミスの共通要因故障に係る人的過誤確率評価結果
項目

中央値（／要求時）EF

チェックリストを適切①に使用した場合に手順

1.0E-03

3

書中の作業項目を省く②

管理者のチェック失敗

5.1E-02−③

検出器単体の校正ミス

5.1E-05

3

備考

NUREG/CR-1278 表
20-7(1)
NUREG/CR-1278 表
20-17（ 低 従 属 ）① ×②③に対して低従属④

複数の検出器の校正ミス（共通要因故障）

2.6E-06

3を仮定
NUREG/CR-1278 表
20-17（ 低 従 属 ）④ の 平 均 値 ： 3.2E-06（ ／ 要 求 時 ）添付 3.1.1.7−3−4

表 4検出器及びトリップユニットに係る共通要因故障の非 信 頼 度 及 び 重 要 度 評 価 結 果 （ Ｆ Ｖ 重 要 度 上 位 10 位 ）
関連系統
RCIC
ADS
LPCS
LPCI-A /B /C

機器及び故障モード

非信頼度（／要求時）

ＦＶ重要度

原 子 炉 水 位（ Ｌ − １ ）ト ラ
ンスミッタ作動失敗共通

4.8E-06

3.4E-07

4.8E-06

1.3E-07

8.3E-07

4.1E-08

4.8E-06

2.6E-08

1.1E-06

2.2E-08

8.3E-07

2.2E-08

8.3E-07

1.7E-08

8.3E-07

1.2E-08

8.3E-07

4.5E-09

8.6E-08

4.3E-09

要因故障
原 子 炉 水 位（ Ｌ − ２ ）ト ラ

HPCS

ンスミッタ作動失敗共通
要因故障

ADS

原 子 炉 水 位（ Ｌ − １ ）ト リ

LPCS

ップユニット作動失敗共

LPCI-A /B /C

通要因故障
原 子 炉 水 位（ Ｌ − ３ ）ト ラ

ADS

ンスミッタ作動失敗共通
要因故障

ADS

ドライウェル圧力高トラLPCS

ンスミッタ作動失敗共通

LPCI-A /B /C

要因故障
原 子 炉 水 位（ Ｌ − ２ ）ト リ

HPCS

ップユニット作動失敗共
通要因故障

ADS

ドライウェルトリップユ

LPCS

ニット作動失敗共通要因

LPCI-A /B /C

故障
原 子 炉 水 位（ Ｌ − ２ ）ト リ

RCIC

ップユニット作動失敗共通要因故障
原 子 炉 水 位（ Ｌ − ３ ）ト リ

ADS

ップユニット作動失敗共
通要因故障

LPCI-A /B /C

弁間差圧力トランスミッ
タ作動失敗共通要因故障

添付 3.1.1.7−3−5

添付資料 3.1.1.7−4
人的過誤に係わるストレスレベル及びストレスファクタの考え方について

本ＰＲＡで用いている起因事象発生前後の人的過誤確率をストレ
スレベル，ストレスファクタ及び余裕時間とともに表 1 及び表 2 に示す。
運転員のタスク遂行の成功又は失敗の確率は，運転員にとっての外的環境（温度，照明等の作業環境，タスクの特性，マンマシンイ
ンターフェイス等），内的状態（経験，訓練等によって形成される知識及びスキル）又はストレス等の行動形成因子によって大きく影響される。
本ＰＲＡにおける人的過誤のストレスレベル及びストレスファク
タの設定の考え方について，以下に示す。

(1)

ストレスレベルの分類
本ＰＲＡでは、ヒューマンエラーハンドブック（ＮＵＲＥＧ／
Ｃ Ｒ − １ ２ ７ ８ ） の Ｔ Ｈ Ｅ Ｒ Ｐ 手 法 （ Technique for Human Error
Rate Prediction） を 使 用 し て お り ， 作 業 負 荷 等 に 応 じ て 7 つ の ス
トレスレベルを分類し、それらに対応した補正係数（ストレスファクタ）を評価している。その詳細については，表 3 に示す。
作業負荷が低い場合は注意力が散漫になり，逆に作業負荷が高い場合には人間の通常業務遂行能力の限界に近づいている又は超えているため，タスク遂行の妨害となることから，その作業に対する増倍係数を設定している。また，極端にストレスレベルが高い場合は，情緒的反応が生じる等タスク遂行に非常に妨害となる
添付 3.1.1.7−4−1

ことから，固定値を用いて評価する。
なお，本ＰＲＡでは，運転員による異常時の事象の認知や操作方法は訓練されているため，補正係数は「熟練者」の値を選択する。また、運転員の操作内容は手順書に従った段階的操作である
ことから，各ストレスレベルの「段階的操作」を選択する。

(2)

ストレスファクタの設定の考え方
ａ ． 起 因 事 象 発 生 前 （ 表 1， 表 3）
○認知失敗及び操作失敗
事故が発生していないときの操作であり，特に高いストレスに は 至 ら な い た め ， ス ト レ ス レ ベ ル 「 【 No． 2】 作 業 負 荷 が 適 度（段階的操作）」のストレスファクタ 1 を設定した。
ｂ ． 起 因 事 象 発 生 後 （ 表 2， 表 3）
○認知失敗
期待する緩和設備に対しては手順書の整備及び訓練の十分な実施が行われているが，起因事象発生後は起因事象発生前に比べて運転員のストレスレベルが高いと考えられるため，ストレス レ ベ ル 「 【 No． 4】 作 業 負 荷 が や や 高 い （ 段 階 的 操 作 ） 」 の ス
トレスファクタ 2 を設定した。
○操作失敗
認 知 と 同 様 の 理 由 に よ り ， ス ト レ ス レ ベ ル 「 【 No． 4】 作 業 負荷がやや高い（段階的操作）」のストレスファクタ 2 を設定した。

基本的に上記の考え方に基づき，起因事象発生後の人的過誤
添付 3.1.1.7−4−2

について，ストレスレベル及びストレスファクタを設定しているが，以下の人的過誤については，別途ストレスレベル及びス
トレスファクタを設定した。

「水源切替操作失敗（ＣＳＴ→サプレッション・チェンバ，中破断ＬＯＣＡ）」，「注水不能認知失敗（大中破断ＬＯＣ
Ａ）」
○認知失敗
余裕時間が極めて短い時間であり，操作員のストレスが非 常 に 高 い と 考 え ら れ る た め ， ス ト レ ス レ ベ ル 「 【 No． 7 】
作業負荷が極度に高い（動的操作又は診断操作）」の固定値を用いて評価した。

添付 3.1.1.7−4−3

表 1

起因事象発生前の人的過誤のストレスレベル及びストレスファクタ

人的過誤

弁の開け忘れ・閉め忘れ

ストレスレベル（ストレスファクタ）

過誤確率(平 均 値 )EF

適度【 No.2】

8.3E-05

4.8

ＤＧ試験時ガバナ操作後の
復旧失敗

（ ×1）

弁の開け忘れ・閉め忘れ（ＩＳＬＯＣＡ）

適度【 No.2】添付 3.1.1.7−4−4

（ ×1）

選定理由
事故が発生していないときの操作で

（ ×1）
適度
【 No.2】

ス ト レ ス レ ベ ル ，ス ト レ ス フ ァ ク タ の

あ り ，特 に 高 い ス ト レ ス に は 至 ら な い
た め ， ス ト レ ス レ ベ ル 「 【 No.2】 作 業

3.9E-03

6.8

2.0E-033.5

負 荷 が 適 度（ 段 階 的 操 作 ）」の ス ト レ
スファクタ 1 を設定した。

表2
人的過誤

原子炉水位制御
操作失敗
水源切替操作失敗（ＣＳＴ→サプレッショ
ン・チェンバ，大中破断ＬＯＣＡ以外）
原子炉手動減圧失敗

添付 3.1.1.7−4−5（ＬＯＣＡ以外）
ＤＧ燃料油補給操作失敗

起因事象発生後の人的過誤のストレスファクタと余裕時間（1／2）

ストレスレベル（ストレスファクタ）

余裕時間

過誤確率
(平均値)

EF

ストレスレベル，ストレスファクタの選定理由

認知失敗

操作失敗

やや高い
【No.4】

やや高い【No.4】（×2）（×2）

な実施が行われているが，起因事象発生後は起因事象発生前

やや高い【No.4】

やや高いに比べて運転員のストレスレベルが高いと考えられるため，

（×2）

（×2）

やや高い
【No.4】

やや高い【No.4】

（×2）

（×2）

やや高い
【No.4】

やや高い

（×2）

（×2）

【No.4】【No.4】○認知失敗及び操作失敗
30 分

30 分

2.5E-03

2.5E-03

6.5

6.5

期待する緩和設備に対しては手順書の整備及び訓練の十分

ストレスレベル「【No．4】作業負荷がやや高い（段階的操作）」のストレスファクタ 2 を設定した。

30 分

2.5E-03

6.5

60 分

1.1E-04

35.6
○認知失敗

水源切替操作失敗（ＣＳＴ→サプレッショ
ン・チェンバ，中破断ＬＯＣＡ）

極度に高い

やや高い

時間的余裕が極めて短い時間であり，操作員のストレスが非【No.4】

常に高いと考えられるため，ストレスレベル「【No．7】作
極めて【No.7】

短い時間

（固定値）

業負荷が極度に高い（動的操作又は診断操作）」の固定値を1.8E-01

6.7

用いて評価した。
○操作失敗

（×2）

「原子炉水位制御操作失敗」と同様。

やや高い

やや高い

○認知失敗及び操作失敗【No.4】【No.4】「原子炉水位制御操作失敗」と同様。

ＲＨＲ系操作失敗

60 分
（×2）

（×2）

1.1E-04

35.6

表2
人的過誤
起動信号の共通原因故障時

注水不能認知失敗

起因事象発生後の人的過誤のストレスファクタと余裕時間（2／2）

ストレスレベル（ストレスファクタ）
余裕時間
認知失敗

操作失敗

過誤確率
(平均値)

EF

○認知失敗

やや高い
【No.4】「原子炉水位制御操作失敗」と同様。
−（大中破断ＬＯＣＡ以外）

ストレスレベル，ストレスファクタの選定理由

30 分

1.0E-03

13.8

（×2）

添付 3.1.1.7−4−6○認知失敗
注水不能認知失敗（大中破断ＬＯＣＡ）

極度に高い【No.7】

−

（固定値）

極めて
短い時間

時間的余裕が極めて短い時間であり，操作員のストレスが4.0E-015.0

非常に高いと考えられるため，ストレスレベル「【No．7】
作業負荷が極度に高い（動的操作又は診断操作）」の固定値を用いて評価した。

高圧注水系起動
操作失敗
原子炉手動減圧失敗（ＬＯＣＡ）

低圧注水系起動
操作失敗

−

やや高い
【No.4】−

2.5E-03

3.0

−

（×2）
やや高い
【No.4】−

1.9E-01

3.5○操作失敗「原子炉水位制御操作失敗」と同様。

（×2）

−

やや高い
【No.4】
（×2）

○操作失敗
−

1.9E-013.5「原子炉水位制御操作失敗」と同様。

表3

ストレス及び熟練度による人的過誤率（ＨＥＰ）への補正係数
HEPs の増倍係数

項目

ストレスレベル
熟練者

熟練度の低い者

1.

作業負荷が大変低い

×2

×2

2.

作業負荷が適度

×1

×1

×1

×2

×2

×4

×5

×10

×5

×10

.25 ( EF = 5 ).50 ( EF = 5 )（段階的操作）3.

作業負荷が適度（動的操作）

4.

作業負荷がやや高い（段階的操作）5.

作業負荷がやや高い（動的操作）

6.

作業負荷が極度に高い（段階的操作）7.

作業負荷が極度に高い（動的操作又は診断操作）

極度にストレス・レベルが高い場合は，増倍係数ではなく，複数のクルーを対象とした固定値を用いる。
注：日本原子力学会標準「原子力発電所の出力運転状態を対象とした確率論的安全評
価に関する実施基準（レベル 1PSA 編）：2008」の解説表 23-4 から転記

添付 3.1.1.7−4−7

添付資料 3.1.1.7-5
オミッションエラーを考慮していない理由について

本ＰＲＡでは，起因事象発生後の緩和操作に係る人的過誤の評価においてオミッ
ションエラーの寄与は十分小さいとして考慮していない。これは以下の理由によるものである。

(1) オミッションエラーが発生する前提
ＰＲＡで考慮する緩和操作に係る人的過誤は，ＴＨＥＲＰ手法を定めるＮＵＲ
ＥＧ／ＣＲ−１２７８に従って認知失敗と操作失敗の２つに分類している。ＮＵ
ＲＥＧ／ＣＲ−１２７８では，認知失敗はＴＨＥＲＰ標準診断曲線に基づき評価しており，一方，操作失敗は，オミッションエラーとコミッションエラーに分類され， オミッションエラーの発生に際して，使用する手順書は「原子力発電所の（1983 年当時の）典型的な手順書」であることを前提としている。

(2) 典型的な手順書とコラム式の手順書
ａ．典型的な手順書
典型的な手順書とは以下のような特徴を持ち，図 1 に具体例を示す。
必要な情報を伝えるには過度の字数である物語調（narrative)の様式。
必要な情報量に比べて不要な情報量が多い。
一つの段落に複数の実施項目が含まれている。
操作者が手順書に従って「計器を見て設定値を確認する」等を実施した後，手順書を再度参照する際に誤った箇所を参照する事がある。

添付 3.1.1.7−5−1

FTM パネルの前面にて，DC 測定ボタンを下に押す。ランプが点灯する。
RMS 測定ボタンを押し続ける。RMS VM を読み取り，A から C は 0.055 と 0.056の間であることを，D から G は 0.049 と 0.050 の間であることを読み取る。
読み取る記録計は A から C は 3.4A，D から G は 3.4B である。
図１ 典型的な物語調の手順書の例（出典：ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−１２７８）

ｂ．コラム式の手順書
コラム式の手順書とは以下のような特徴を持ち，図 2 に具体例を示す。
表形式で手順及び確認事項（機器状態等）が記載されている。
必要な情報量に比べて不要な情報量が少ない
各項目が単一の手順に対応する。
各手順にチェック欄が有る。
チェック欄は手順の隣に記載されている。
対象機器
FTM
panel

手順

チェ
ック

DC 測定ボタンを下に押す。

確認事項

備考

ランプが点灯する事

RMS 測 定 ボ タ ン を 押 し 続 ける。
RMS VM を読み取る。
A から C

0.055 から 0.056 の
間である事

記録計
3.4A

D から G

0.049 から 0.050 の
間である事

記録計
3.4B

図 2 コラム式の手順書の例（出典：ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−１２７８）

添付 3.1.1.7−5−2

ｃ．本ＰＲＡにおけるオミッションエラーの考慮について
ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−１２７８によれば，物語調の手順書を使い慣れている運転員が簡単な訓練を行った後，コラム式の手順書を使用して試験をするという実験を参照しており，その結果から運転員がコラム式の手順書を使い慣れていないとしても，オミッションエラーの発生率が三分の一に減少すると評価されている［１］。
東海第二発電所の運転操作手順書は既にコラム式を採用しており，表１に示す熟練度による人的過誤確率への補正係数の影響を考慮すると，熟練した運転員が操作することにより過誤確率はさらに半減すると考えられる。
代表的なオミッションエラーとして表 2 の「1. 短い項目（10 項目未満）」を想定とした場合，その過誤確率はコラム式の手順書の採用及び熟練度を考慮することにより，1.7E-04 まで低減できるものと考えられる。これは，本ＰＲ
Ａにおいて起因事象発生後のコミッションエラーとして考慮している表 3 の「3.
同様なコントロールを持つパネルで選択誤り」の人的過誤確率 1.0E-03 と比較して一桁小さい。また，以下の東海第二発電所の手順書の記載内容を考慮する
ことにより，オミッションエラーによる寄与はコミッションエラーと比較して十分に小さくなると考えられる。
発電長から副発電長への指示，副発電長から発電長への報告及び運転員への指示，副発電長の指示による原子炉側操作員，タービン・
電気側操作員，現場操作員の運転操作及び確認事項が明確に記載されている。
兆候ベースの非常時運転手順書中では，操作の流れが把握できるようフロ
ーチャートを記載しており，オミッションエラーの発生を低減できる手順書となっている。

添付 3.1.1.7−5−3

上記により，起因事象発生後におけるオミッションエラーの過誤確率はコミッションエラーと比較してその寄与は十分に小さいと考えられるため，本ＰＲ
Ａにおいてオミッションエラーは考慮していない。

添付 3.1.1.7−5−4

表1

ストレスと熟練度による人的過誤確率への補正係数（NUREG/CR-1278 から抜粋）
HEPs の増倍係数

項目

ストレスレベル
熟練者

熟練度の低い者

1.

作業負荷が大変低い

×2

×2

2.

作業負荷が適度

×1

×1

×1

×2

×2

×4

×5

×10

×5

×10

.25 ( EF = 5 ).50 ( EF = 5 )（段階的操作）3.

作業負荷が適度（動的操作）

4.

作業負荷がやや高い（段階的操作）5.

作業負荷がやや高い（動的操作）

6.

作業負荷が極度に高い（段階的操作）7.

作業負荷が極度に高い（動的操作又は診断操作）

極度にストレス・レベルが高い場合は，増倍係数ではなく，複数のクルーを対象とした固定値を用いる。
注：日本原子力学会標準「原子力発電所の出力運転状態を対象とした確率論的安全評価に関する実施基準（レベル 1PSA 編）：2008」の解説表 23-4 から転記

表2

手順書を使うときのオミッションエラー確率の例（NUREG/CR-1278 から抜粋）

項目

オミッションの項目

HEP

EF

チェック表が正しく用いられている場合
1.

短い操作（＜10 項目）

.001

3

2.

長い操作（＞10 項目）

.003

3

チェック表を用いていないか，又は正しく用いられていない場合
3.

短い操作（＜10 項目）

.003

3

4.

長い操作（＞10 項目）

.01

3

5.

文書化した手順書を用いるべきであるが，用いていない場合.05

5

注：日本原子力学会標準「原子力発電所の出力運転状態を対象とした確率論的安全評価に関する実施基準（レベル 1PSA 編）：2008」の解説表 23-3 から転記

添付 3.1.1.7−5−5

表3

手動操作のコミッションエラー確率の例（NUREG/CR-1278 から抜粋）

項目

エラーのポテンシャル

HEP

EF

1.

１個のコントロールの不注意な操作

プラントに完全依存2.

同様なコントロールを持つパネルで選択誤り

.003

3

.001

3

.0005

10

.0005

10

.05

5

.5

5

(ラベルで区別)3.

同様なコントロールを持つパネルで選択誤り(機能別に良く分類された配置)

4.

同様なコントロールを持つパネルで選択誤り(系統を模擬した表示)

5.

スイッチの誤った方向への操作(固定観念に従う場合)

6.

スイッチの誤った方向への操作(通常の運転状態で固定観念を損う場合)

7.

スイッチの誤った方向への操作(高ストレス状態で固定観念を損う場合)

8.

２状態スイッチの誤った方向への操作，又は，誤った(注)レベルへの設定
9.

回転式コントローラの誤った設定(２状態スイッチ)

.001

10

10.

完全な操作の完了に対する失敗

.003

3

11.

グループ内のサーキットブレーカ選択誤り

.005

3

(ラベルで区別)
12.

グループ内のサーキットブレーカ選択誤り

.003

3

13.

不適切なコネクタの配備

.003

3

(不完全な装着や，コネクタのロック機構のテスト失敗
も含む)

(注)

項目 5，6，7 の対応する HEP，EF の 1／5 の値
注：日本原子力学会標準「原子力発電所の出力運転状態を対象とした確率論的安全評価に関する実施基準（レベル 1PSA 編）：2008」の解説表 23-2 から転記(3) 参考文献[1] Haney. R. W , An in-plant experiment ,Novenmber 1969.

添付 3.1.1.7−5−6

添付資料 3.1.1.7−6
認知失敗確率におけるストレスファクタの考慮について

本ＰＲＡでは，ヒューマンエラーハンドブック（ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−１２７８）のＴＨＥＲＰ手法（Technique for Human Error Rate Prediction）を使用している。以下にＴＨＥＲＰ手法及び本ＰＲＡでの認知失敗確率におけるスト
レスファクタの考え方を示す。

１．ＴＨＥＲＰ手法での認知失敗確率におけるストレスファクタの考え方
ＴＨＥＲＰ手法では，人間が入力された情報から行動を行うまでに，感覚器官に情報が入力されるプロセス（A），認知プロセス(B)，処理プロセス（C），
行動判断プロセス(D)，及び行動プロセス(E)という 5 つのプロセスを経るとしており，認知プロセス(B)及び処理プロセス(C)における失敗を認知失敗としている。
また，認知失敗・操作失敗に係る心理的なストレスとして，以下のようなものがあるとされている。
・突発的な開始，ストレスの継続・単調さ，品位の低さ，無意味さ・作業スピード，作業負荷・長期の警戒時間

・高い危険

・成績に対する軋轢

・脅威（失敗，仕事をなくすこと）

・否定的な強制力

以下に示すように，ＴＨＥＲＰ手法では認知プロセス(B)及び処理プロセス(C)において，ストレスの影響によって認知失敗の発生率が上昇するため，ス
トレスファクタを考慮する必要があると記載されている。
(1)

認知プロセス(B)における認知失敗
認知プロセス(B)では，ストレスによって，十分に注意することができな

くなることで，認知失敗に繋がる。
添付 3.1.1.7−6−1

(2)処理プロセス(C)における認知失敗
処理プロセス(C)では，ストレスによって，運転状態を正しく認知することが難しくなることで，認知失敗に繋がる。

２．本ＰＲＡでの認知失敗確率におけるストレスファクタの考え方
上記に示すように，ＴＨＥＲＰ手法では認知失敗確率においてもストレスファクタを考慮することとしており，本ＰＲＡにおいても，その考え方に基づいてストレスファクタを設定している。

添付 3.1.1.7−6−2

添付資料 3.1.1.7−7
認知失敗における過誤回復の考慮について

本ＰＲＡでは，ヒューマンエラーハンドブック（ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−１２
７８）のＴＨＥＲＰ手法を使用している。以下に本ＰＲＡでの認知失敗における過誤回復の考え方について示す。

(1)

ＴＨＥＲＰ手法での認知失敗の考え方
ＴＨＥＲＰ手法では，表 1 に示す標準診断曲線を用いて診断失敗を評価しており，評価に使用する余裕時間の起点については異常発生を示す警報が出た時刻としている。また，初期の異常事象を示す警報に対する診断や対応の最中に発生する２次事象や３次事象に対しても診断失敗を考慮しており，その診断に対する余裕時間は，前段事象の余裕時間に対して 10 分余
分に時間がかかると想定し，診断失敗確率を標準診断曲線により設定している。
なお，表 1 に示す診断失敗確率は，同じ班の運転員全員による診断失敗確率である。

(2)

本ＰＲＡでの認知失敗における過誤回復の考え方
本ＰＲＡにおいては，初期事象の警報に対する認知失敗の過誤回復（表2）として，後段に発報する複数の警報に対する認知を考慮している。起因
事象やその後の事象進展により，発報する警報数やそのタイミングが異なるが，過誤回復の失敗確率は下表のとおり余裕時間に基づき，従属性のレベルを分けて考慮している。

余裕時間

過誤回復の失敗確率

30 分

余裕時間 30 分の認知失敗確率に中従属性を考慮

60 分

余裕時間 60 分の認知失敗確率に低従属性を考慮
添付 3.1.1.7−7−1

表1
区間

T

運転員全員

(To 後の

による診断

時間)
[分]

ＴＨＥＲＰの標準診断曲線（NUREG/CR-1278 から抜粋）
T

運転員全員

(To 後の

による診断

失敗確率

時間)

(初期事象に

[分]

EF

区間

運転員全員

(To 後の

による診断

失敗確率

時間)

失敗確率

(２次事象に[分](３次事象に

EF

区間

対して)

対して)

対して)

[ﾒﾃﾞｨｱﾝ][ﾒﾃﾞｨｱﾝ][ﾒﾃﾞｨｱﾝ]

EF

添付 3.1.1.7−7−2

1.

1

1.0

--

7.

1

1.0

--

14.

1

1.0

--

2.

10

.1

10

8.

10

1.0

--

15.

10

1.0

--

3.

20

.01

10

9.

20

.1

10

16.

20

1.0

--

4.

30

.001

10

10.

30

.01

10

17.

30

.1

10

11.

40

.001

10

18.

40

.01

10

19.

50

.001

10

20.

80

.0001

30

21.

1520

.00001

30

5.

60

.0001

30
12.

6.

1500

.00001

70

.0001

30

30
13.

(注)

T

1510

.0000130

・２次事象や３次事象は，運転員が初期事象の診断や対応の最中に発生する事象を意味する。
・To：異常発生を示すシグナルが出た時刻
注：日本原子力学会標準「原子力発電所の出力運転状態を対象とした確率論的安全評
・ここでは曲線を数値で示している。
価に関する実施基準（レベル 1PSA 編）：2008」の解説表 23-1 から転記

表 2 先行するサブタスク N-1 が成功又は失敗したときの，サブタスク N の成功又は失敗の条件付き確率の求め方：従属レベルの関数（NUREG/CR-1278 から抜粋）
従属性の条件付き成功確率

レベル

(注)

ZD

Pr〔S

N ｜S N - 1 ｜ZD〕＝

LD

Pr〔S

N ｜S N - 1 ｜LD〕＝

MD

Pr〔S

N ｜S N - 1 ｜MD〕＝

HD

Pr〔S

CD

Pr〔S

条件付き失敗確率n

Pr〔FN ｜F N - 1 ｜ZD〕＝

N

1

19ｎ
20

Pr〔F N ｜F N - 1｜LD〕＝

1

6ｎ
7

Pr〔F N ｜F N - 1｜MD〕＝

N ｜S N - 1 ｜HD〕＝

1 ｎ
2

Pr〔F N ｜F N - 1｜HD〕＝

N ｜S N - 1 ｜CD〕＝

1 .0

Pr〔F N ｜F N - 1 ｜CD〕＝ 1 . 0

1

19N
20

1

6N
7

1

N
2

n：サブタスクの成功確率
N：サブタスクの失敗確率
ZD：Zero Dependence 従属度ゼロ
LD：Low Dependence 従属度低
MD：Moderate Dependence 従属度中
HD：High Dependence 従属度高
CD：Complete Dependence 完全従属

注：日本原子力学会標準「原子力発電所の出力運転状態を対象とした確率論的安全評価に関する実施基準（レベル 1PSA 編）：2008」の解説表 23-5 から転記

添付 3.1.1.7−7−3

添付資料 3.1.1.8−1
ＰＲＡ使用コードの検証について

内部事象における炉心損傷頻度の定量化に際しては，解析コードとし て ， 株 式 会 社 テ プ コ シ ス テ ム ズ が 開 発 し た Safety Watcher を 使 用 している。以下に解析コードの概要及び検証について示す。

(1)

解析コードの概要
Safety Watcher は ， イ ベ ン ト ツ リ ー 及 び フ ォ ー ル ト ツ リ ー 等 の定量化のために必要な情報の入力ファイルを作成する機能，及びフォールトツリーや事故シーケンスの定量化（点推定値計算，不確実さ解析，重要度解析及びミニマルカットセットの抽出）を行
う機能を有している。
ま た ，Safety Watcher で は 二 分 決 定 図（ Binary Decision Diagram,
BDD） を 用 い た 定 量 化 方 法 が 採 用 さ れ て お り ， 稀 有 事 象 近 似 を 行 わ
ない定量化が可能である。

(2)

解析コードの検証
Safety Watcher の 検 証 は ， 海 外 に て 十 分 に 使 用 実 績 の あ る Risk

Spectrum PSA と の ベ ン チ マ ー ク に よ る 妥 当 性 確 認 を 行 っ て い る 。
表 1 にベンチマークの結果を示す。また，図 1 にベンチマークに用いたイベントツリーを示す。
ベンチマークの結果，両者に大きな差異は見られなかった。

添付 3.1.1.8−1−1

表 1

Sq No.

※

事故シーケンスの定量化の比較によるベンチマーク結果① R iskSp ect rum② SafetyWatcher

の解析結果

の解析結果

（／炉年）

（／炉年）

①／②

事故シーケンス
グループ

3

1.01

ＴＷ

6

1.01

ＴＷ

9

1.01

ＴＷ

12

1.01

ＴＷ

15

1.01

ＴＷ

18

1.01

ＴＷ

19

1.01

ＴＱＵＶ

20

1.01

ＴＱＵＸ

23

1.00

ＴＷ

26

1.00

ＴＷ

29

1.00

ＴＷ

32

1.00

ＴＷ

35

1.00

ＴＷ

36

1.00

ＴＱＵＶ

合計

1.01

−

※ ： Sq No.は ， 図 1 中 の 「 No.」 に 対 応 す る 。

添付 3.1.1.8−1−2

非隔離事 メンテナン
S/R弁開
スクラム系
象
ス
放
T1
MN
C
M

S/R弁再
閉鎖
P

1.60E-01

P1

M1
C1
MAINT.ft

図 1

HPCS

RCIC

手動ADS LPCI-A

LPCS

LPCI-B

LPCI-C

RHR-A

RHR-B

UH

UR

X1

VS

VB

VC

WA

WB

VA

No.

最終状態

1
RHR̲A̲ST̲2MD.ft
2
RHR̲B̲ST̲2MD.ft
3
TW
HPCS̲TRAN.ft
4
RHR̲A̲ST̲2MD.ft
5
RHR̲B̲ST̲2MD.ft
6
TW
RCIC̲TRAN.ft
7
RHR̲A̲CH̲2MD.ft
8
RHR̲B̲ST̲2MD.ft
9TW
LPCI̲A̲TRAN.ft
10
RHR̲A̲ST̲2MD.ft
11
RHR̲B̲ST̲2MD.ft
12
TW
LPCS̲TRAN.ft
13
RHR̲A̲ST̲2MD.ft
14
RHR̲B̲CH̲2MD.ft
15
TW
LPCI̲B̲TRAN.ft
16
RHR̲A̲ST̲2MD.ft
17
RHR̲B̲ST̲2MD.ft
18
TW
LPCI̲C̲TRAN.ft
19
TQUV
ADS̲MANU.ft
20
TQUX
21
RHR̲A̲ST̲2MD.ft
22
RHR̲B̲ST̲2MD.ft
23
TW
HPCS̲SORV.ft
24
RHR̲A̲CH̲2MD.ft
25
RHR̲B̲ST̲2MD.ft
26
TW
LPCI̲A̲TRAN.ft
27
RHR̲A̲ST̲2MD.ft
28
RHR̲B̲ST̲2MD.ft
29
TW
LPCS̲TRAN.ft
30
RHR̲A̲ST̲2MD.ft
31
RHR̲B̲CH̲2MD.ft
32
TW
LPCI̲B̲TRAN.ft
33
RHR̲A̲ST̲2MD.ft
34
RHR̲B̲ST̲2MD.ft
35
TW
LPCI̲C̲TRAN.ft
36
TQUV
37
38
39
-

ベンチマークに用いたイベントツリー

添付 3.1.1.8−1−3

添付資料 3.1.1.8−2
イベントツリーにおけるドミナントシーケンスについて

起因事象別の炉心損傷頻度と主要な事故シーケンスを表 1 に示す。
また，事故シーケンスグループ別の炉心損傷頻度と主要な事故シーケ
ンスを表 2 に示す。
なお，起因事象別及び事故シーケンスグループ別のドミナントシー
ケ ン ス に つ い て は ， イ ベ ン ト ツ リ ー 集 （ 添 付 資 料 3.1.1.4− 1） に お いて示す。

添付 3.1.1.8−2−1

表1

起因事象別の炉心損傷頻度と主要な事故シーケンス
炉心損傷頻度

起因事象

過渡事象

非隔離事象

2.5E-05

非隔離事象＋崩壊熱除去失敗

隔離事象

4.0E-06

隔離事象＋崩壊熱除去失敗

全給水喪失

1.5E-06

全給水喪失＋崩壊熱除去失敗

水位低下事象4.0E-06

原子炉緊急停止系誤動作等

外部電源喪失1.5E-07

外部電源喪失1.5E-06

計画外停止

6.4E-06

手動停止／サ

故障（区分Ⅰ）

ポート系喪失残留熱除去系海水系（手動停止）

故障（区分Ⅱ）
交流電源故障交流電源故障
（区分Ⅱ）
系故障

障）

ＬＯＣＡ

1.6E-06

3.4E-07失（自動停止） タービン・サポート

失（直流電源故1.6E-06

3.4E-07（区分Ⅰ）

サポート系喪8.2E-06

逃がし安全弁誤開放

残留熱除去系海水系

サポート系喪主要な事故シーケンス（／炉年）

直流電源故障1.1E-07
2.7E-06（区分Ⅰ）
直流電源故障2.7E-06（区分Ⅱ）
大破断ＬＯＣＡ

3.0E-09

中破断ＬＯＣＡ

3.0E-08

小破断ＬＯＣＡ

4.5E-08

格納容器バイインターフェイス

パス

システムＬＯＣＡ

4.8E-10添付 3.1.1.8−2−2

水位低下事象＋崩壊熱除去失
敗
原子炉緊急停止系誤動作等＋崩壊熱除去失敗
逃がし安全弁誤開放＋崩壊熱
除去失敗
外部電源喪失＋ＤＧ失敗（ＨＰＣＳ成功）
計画外停止＋崩壊熱除去失敗
残留熱除去系海水系故障（区分Ⅰ）＋崩壊熱除去失敗
残留熱除去系海水系故障（区分Ⅱ）＋崩壊熱除去失敗
交流電源故障（区分Ⅰ）＋崩壊熱除去失敗交流電源故障（区分Ⅱ）＋崩
壊熱除去失敗タービン・サポート系故障＋崩壊熱除去失敗
直流電源故障（区分Ⅰ）＋Ｄ
Ｇ失敗（ＨＰＣＳ成功）
直流電源故障（区分Ⅱ）＋Ｄ
Ｇ失敗（ＨＰＣＳ成功）
大破断ＬＯＣＡ＋崩壊熱除去
失敗
中破断ＬＯＣＡ＋崩壊熱除去
失敗
小破断ＬＯＣＡ＋崩壊熱除去
失敗
インターフェイスシステムＬ
ＯＣＡ

表2

事故シーケンスグループ別の炉心損傷頻度と主要な事故シーケンス

事故シーケンスグループ
高圧注水・減圧失敗
高圧・低圧注水失敗

炉心損傷頻度

ＴＱＵＸ

2.0E-08

ＴＱＵＶ

3.5E-09

長期ＴＢ

7.7E-08

ＴＢＵ

2.1E-08

全交流動力電源喪失

主要な事故シーケンス（／炉年）

直流電源故障（区分Ⅰ）＋高圧炉
心冷却失敗＋手動減圧失敗
直流電源故障（区分Ⅰ）＋高圧炉
心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋高圧炉
心冷却失敗
直流電源故障（区分Ⅰ）＋交流電源喪失＋高圧炉心冷却失敗
外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし

ＴＢＰ

5.3E-10

安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗

崩壊熱除去機能喪失
原子炉停止機能喪失

ＬＯＣＡ時注水
機能喪失

ＴＢＤ

6.0E-12ＴＷ

5.6E-05

ＴＢＷ

4.8E-06

ＴＣ

2.5E-08

ＡＥ

1.4E-12Ｓ１Ｅ

2.0E-11Ｓ２Ｅ

1.6E-13

ＩＳＬＯＣＡ

4.8E-10

外部電源喪失＋直流電源喪失＋高圧炉心冷却失敗
非隔離事象＋崩壊熱除去失敗
直流電源故障（区分Ⅱ）＋ＤＧ失敗（ＨＰＣＳ成功）
非隔離事象（ＡＴＷＳ）＋原子炉
停止失敗
大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失
敗＋低圧炉心冷却失敗
中破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失
敗＋低圧炉心冷却失敗
小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失
敗＋低圧炉心冷却失敗

格納容器バイパス（インターフェイスシステム

インターフェイスシステムＬＯＣ
Ａ

ＬＯＣＡ）

添付 3.1.1.8−2−3

添付資料 3.1.1.8−3
不確実さ解析における計算回数について

本 Ｐ Ｒ Ａ で は 、 モ ン テ カ ル ロ 法 の 試 行 回 数 を 3,000 回 と し て 不 確 実
さ 解 析 を 行 っ て い る （ 図 1）。
試行回数の増加に伴う評価値の遷移より，評価結果の収束について
確 認 を 行 っ た 結 果 ， 図 2 に 示 す と お り ， 試 行 回 数 3,000 回 で 各 評 価 値はほぼ収束している。

図 1

不確実さ解析（イメージ図）

3,000 回

炉心損傷頻度（／炉年）

6.50E-05
5.50E-05
4.50E-05

95%値
平均値
中央値
5%値

3.50E-05
2.50E-05
1.50E-05
5.00E-06
0

2000

図 2

4000

6000
試行回数

8000

10000

不確実さ解析結果の遷移

添付 3.1.1.8−3−112000

添付資料 3.1.1.8−4
ベイズ統計による個別プラントパラメータの算出について

東海第二発電所固有のプラントパラメータを反映した感度解析を実施するため，ベイズ統計によりプラント固有の運転実績を考慮した起因事象発生頻度及び機器故障率を算出した。その算出手順を以下に述べる。

(1)

起因事象発生頻度について
個別プラントの起因事象発生頻度の算出フローを図 1 に示す。
個別プラントの起因事象発生頻度は，事前分布として国内一般
起因事象発生頻度を使用し，東海第二発電所実績データを用いて経験ベイズ更新を実施することで得られる。以下にその内容を示す。
ａ．事前分布ａ -1) 平 成 20 年 度 末 ま で の 国 内 Ｂ Ｗ Ｒ 実 績 デ ー タ を 起 因 事 象 デ ー
タとして用いる。
ａ -2) 平 成 20 年 度 末 ま で の 国 内 Ｂ Ｗ Ｒ 実 績 デ ー タ を 用 い て 階 層 ベ
イズ※１処理を実施する。この場合の事前分布を対数正規分布とし，各ＢＷＲプラントにおける実績データはポアソン過程
で発生するものとする。また，評価コードはマルコフ連鎖モ
ン テ カ ル ロ 用 ソ フ ト WinBUGS を 使 用 す る 。
ａ -3) 階 層 ベ イ ズ 処 理 に よ っ て 得 ら れ た 事 後 分 布 （ 国 内 一 般 起 因
事象発生頻度）を対数正規分布と仮定し，経験ベイズ更新の事前分布として使用している。
ｂ．東海第二発電所実績データ
添付 3.1.1.8−4−1

東 海 第 二 発 電 所 に お け る ，運 転 開 始 か ら 平 成 20 年 度 末 ま で の起因事象実績データとする。
ｃ．事後分布上記ｂ．の東海第二発電所の実績データがポアソン過程で発生するとして，ａ．の事前分布を用いて経験ベイズ※２更新を実施し，個別プラントパラメータである事後分布を得る。また，
評 価 コ ー ド は 一 般 財 団 法 人 電 力 中 央 研 究 所 が 開 発 し た Budda を使用する。
なお，プラント固有データを考慮した感度解析では得られた事後分布を対数正規分布と仮定する。

※1

階 層 ベ イ ズ と は 事 前 分 布 の パ ラ メ ー タ を 事 前 情 報 か ら 求 め ず ，そ れ ぞれ異なるハイパー事前分布より決定したパラメータを使用した分布を事前分布とし，それを個別プラントデータでベイズ更新して事後分布を求める手法である。ハイパー事前分布とは，ハイパーパラメータμ（平均）及びσ（分散）の分布である。

※2

経験ベイズとは事前分布のパラメータを観測されている事前情報から求め，これを個別プラントデータでベイズ更新して事後分布を求める手法である。

(2)

機器故障率について
個別プラントの機器故障率の算出フローを図 2 に示す。
個 別 プ ラ ン ト の 機 器 故 障 率 は ，事 前 分 布 と し て 21 ヵ 年 国 内 一 般
機 器 故 障 率 デ ー タ （ 2009 年 日 本 原 子 力 技 術 協 会 発 行 ） を 使 用 し ，
東海第二発電所実績データを用いて経験ベイズ更新を実施することで得られる。以下にその内容を示す。
ａ．事前分布事 前 分 布 と し て 21 ヵ 年 国 内 一 般 機 器 故 障 率 デ ー タ（ 対 数 正 規
添付 3.1.1.8−4−2分布）を使用する。
21 ヵ 年 国 内 一 般 機 器 故 障 率 デ ー タ は ， 国 内 原 子 力 発 電 所 に おける機器故障の実績を階層ベイズ処理することで得られたものである。この階層ベイズ処理では，時間故障率データをポアソ
ン 過 程 ，デ マ ン ド 故 障 率 を 二 項 過 程 と し て 評 価 し て い る 。ま た ，
評 価 コ ー ド は WinBUGS を 使 用 し て 求 め た も の で あ る 。
ｂ．東海第二発電所実績データ
東 海 第 二 発 電 所 に お け る ， 昭 和 57 年 度 か ら 平 成 14 年 度 末 ま
での故障率実績データとする。
ｃ．事後分布上記ｂ．の東海第二発電所の実績データがポアソン過程で発生するとして，ａ．の事前分布を用いて経験ベイズ更新を実施
し，個別プラントパラメータである事後分布を得る。また，評
価 コ ー ド は Budda を 使 用 す る 。
なお，プラント固有データを考慮した感度解析では，得られた事後分布を対数正規分布と仮定する。

(3)

算出結果
上 記 (1)及 び (2)の ベ イ ズ 統 計 に て 算 出 し た 起 因 事 象 発 生 頻 度 と機器故障率を表 1 及び表 2 に示す。

添付 3.1.1.8−4−3

表 1

ベイズ統計による個別プラントの起因事象発生頻度①ベースケース②感度解析ケース②／①

起因事象（ベイズ統計）非隔離事象

1 .7 E- 0 1／ 炉 年

2 .8 E-0 1 ／ 炉 年

1. 6

水位低下事象2. 7E -0 2／ 炉 年

4 .9 E- 0 2／ 炉 年

1. 8

原子炉緊急停止系誤動作等

5. 5 E- 0 2 ／ 炉 年

5 . 4E -0 2／ 炉 年

1 .0

計画外停止

4 .3 E- 0 2／ 炉 年

4 .5 E-0 2 ／ 炉 年

1. 0

表 2

ベイズ統計による個別プラントの機器故障率①ベースケース②感度解析ケース②／①

機器（ベイズ統計）電動弁（淡水）作動失敗

4. 8E -0 8 ／ h

1 .2 E- 0 7／ h

2.5

逆止弁開失敗7 .1 E- 0 9／ h

2. 4E -0 8 ／ h

3. 4

添付 3.1.1.8−4−4

ａ-1．
平成 20 年度末までの国内実績データａ-2．
ａ．

階層ベイズ処理
ａ-3．
事前分布

東二の

国内一般起因事象発生頻度

実績データ

ｂ．

経験ベイズ更新ｃ．
事後分布

図 1 個別プラントの起因事象発生頻度の算出フロー

事前分布
a．

国内一般機器故障率（2009 年
日本原子力技術協会発行）

東二の実績データ

経験ベイズ更新ｃ．
事後分布

図 2 個別プラントの機器故障率の算出フロー

添付 3.1.1.8−4−5ｂ．

3.1.2

停止時ＰＲＡ

停止時ＰＲＡは一般社団法人日本原子力学会が発行した「原子力発電所の停止状態を対象とした確率論的安全評価に関する実施基準（ レ ベ ル １ Ｐ Ｓ Ａ 編 ）： 2010」に 基 づ い て 評 価 を 実 施 し た 。評 価 フ ロ
ー 図 を 第 3.1.2− 1 図 に 示 す 。
3.1.2.1(1)

対象プラント対象とするプラントの説明
ａ．東海第二発電所の概要
・出力

熱出力

3,293MW

電気出力1,100MW・プラント型式

沸 騰 水 型 軽 水 炉（ Ｂ Ｗ Ｒ − ５ ）・格納容器型式

圧力抑制形（Ｍａｒｋ−Ⅱ）

ｂ．ＰＲＡにおいて考慮する緩和設備（系統）の概要
Ｐ Ｒ Ａ に お い て 考 慮 す る 緩 和 設 備（ 系 統 ）を 第 3.1.2.1− 1 表に 示 す 。 ま た ， 東 海 第 二 発 電 所 の 系 統 構 成 の 概 要 を 第 3.1.2.1− 1 図 に ， 各 系 統 設 備 概 要 を 第 3.1.2.1− 2 表 に 示 す （ 添 付 資 料
3.1.2.1− 1）。
(a)

原子炉停止機能に関する系統
プラント停止時には，試験時や点検時を除き原則として制御棒（ＣＲ）が挿入状態にあり，また反応度投入事象を起因事象から除外したことから，原子炉停止機能に関する系統は考慮しない。

(b)

炉心冷却機能に関する系統
プラント停止時には，残留熱除去系（ＲＨＲ）等により原子炉の崩壊熱を除去する。異常時にあっては，非常用炉心冷3.1.2−1

却系（ＥＣＣＳ）の注水機能等を用いて原子炉を冷却する。
なお，原子炉隔離時冷却系（ＲＣＩＣ）及び自動減圧系（ＡＤＳ）は，原子炉が低圧状態であることから，これらの系統は考慮しない。
ⅰ)

残 留 熱 除 去 系 （ Ｒ Ｈ Ｒ ）（ 原 子 炉 停 止 時 冷 却 系 ）（ 第 3.1.1.1− 7 図 ）
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）はＲＨＲの 1 つの機 能 で あ り ，原 子 炉 停 止 後 の 崩 壊 熱 を 原 子 炉 か ら 除 去 す る 。
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）は，原子炉冷却材を再循環系ポンプ入口側からＲＨＲポンプ及び熱交換器を経由させ，再循環系ポンプ出口側に戻し，炉心を冷却する。

ⅱ)

非常用炉心冷却系（ＥＣＣＳ）
プラント停止時には，ＥＣＣＳとして高圧炉心スプレイ系（ Ｈ Ｐ Ｃ Ｓ ）（ 第 3.1.1.1− 4 図 ），低 圧 炉 心 ス プ レ イ 系（ ＬＰＣＳ）
（ 第 3.1.1.1− 6 図 ）及 び 低 圧 注 水 系（ Ｌ Ｐ Ｃ Ｉ ）（第3.1.1.1− 7 図 ） に 期 待 で き る 。 た だ し ， プ ラ ン ト 停 止 時 には，自動起動信号に期待せず手動操作にて起動し，原子炉へ注水する。なお，系統構成等については，運転時と同じ
である。

ⅲ)

復水移送系（ＣＳＴ）
ＣＳＴは，プラント停止時に通常使用する系統であり，ＥＣＣＳ水張りライン等から原子炉への注水が可能である。

(c)

安全機能のサポートに関する機能
事故時に基本的な安全機能を果たす系統をサポートする系
統である。本ＰＲＡでは，サポート系として補機冷却系と電3.1.2−2

源系を考慮している。なお，本ＰＲＡでは，タイラインによるサポート系の融通については期待していない。非常用補機
冷 却 系 の 系 統 概 要 図 を 第 3.1.1.1− 9 図 に 示 す 。ま た ，所 内 単線 結 線 図 を 第 3.1.1.1 − 10 図 に ， 電 源 系 統 の 概 要 図 を 第3.1.1.1− 11 図 に 示 す 。
ⅰ)

残留熱除去系海水系（ＲＨＲＳ）
ＲＨＲＳは，ＬＰＣＳ及びＲＨＲの補機に直接海水を供給することで，これらを冷却する。

ⅱ)

非常用ディーゼル発電機海水系（ＤＧＳＷ）
ＤＧＳＷは，ＤＧ−２Ｃ／２Ｄの補機に直接海水を供給することで，これらを冷却する。

ⅲ)

高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系（ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ）
ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷは，ＨＰＣＳ及びＨＰＣＳ−ＤＧの補機に直接海水を供給することで，これらを冷却する。

ⅳ)

電源系
プ ラ ン ト 停 止 中 は ，起 動 変 圧 器 か ら 外 部 電 源 を 受 電 す る 。
外 部 電 源（ 275kV系 ）喪 失 時 ，非 常 用 母 線 ２ Ｄ 及 び Ｈ Ｐ Ｃ Ｓ
母 線 は 予 備 変 圧 器（ 154kV系 ）か ら の 受 電 に 切 り 替 わ る 。なお，非常用母線２Ｃは後述のＤＧ−２Ｃからの受電が優先されるため，必要に応じ，手動操作にて予備変圧器からの受電に切り替える。常用母線から非常用母線への給電がない場合には，非常用母線の電圧低下を検知してＤＧ−２Ｃ／２Ｄ及びＨＰＣＳ−ＤＧが自動起動し，非常用母線を介して非常用機器に給電する。
3.1.2−3

直 流 電 源 系 は ，125V，250V，24V系 に 分 離 さ れ ，そ れ ぞ れ
充電器，予備充電器及び蓄電池を備えている。本ＰＲＡに
お い て 考 慮 し て い る 125V系 は ， Ａ 系 ， Ｂ 系 及 び Ｈ Ｐ Ｃ Ｓ 系があり，遮断器の開閉に必要な制御電源の供給やＤＧの起動等にも用いられる。
(2)

停止時のプラント状態の推移
ａ．評価対象期間
原子炉停止過程においては，全制御棒全挿入後に復水器真空破壊が行われ，この時点で給復水系が使用できなくなる等，設備構成が大きく変化する。一方，原子炉起動過程における全制
御棒引抜開始の直前に復水器の真空度が上昇し，出力運転時とほぼ同等の設備構成となる。以上のことから，停止時ＰＲＡの評価対象期間は，原子炉停止過程における「復水器真空破壊」の時点から原子炉起動過程における「ＣＲ引抜開始」の時点までとする。
ｂ．停止時のプラント状態の推移
プラント停止中は，プラントの状態の変化に伴って，崩壊熱除去等に対する成功基準，余裕時間，及び使用可能な設備の組合わせが変化するため，停止時ＰＲＡにおいては，このような
プ ラ ン ト 状 態 （ Ｐ Ｏ Ｓ ： Plant Operational State） を 適 切 に 分類して評価を行う必要がある。ＢＷＲプラントの代表的なＰＯＳ の 推 移 は ，上 述 の 観 点 か ら 第 3.1.2.1− 2 図 に 示 す と お り ，次の 5 つに大きく分類できる。
(a)

原子炉冷温停止への移行状態(b)

ＰＣＶ／原子炉圧力容器（ＲＰＶ）開放への移行状態
3.1.2−4(c)原子炉ウェル満水状態(d)

ＰＣＶ／ＲＰＶ閉鎖への移行状態(e)

起動準備状態

各ＰＯＳの考え方を以下に示す。
(a)

原子炉冷温停止への移行状態（ＰＯＳ−Ｓ）
通常のプラント停止では，残留熱除去系（原子炉停止時冷却 ）で 除 熱 可 能 な 圧 力 に 減 圧 す る ま で は ，主 蒸 気 系 を 介 し て ，
復水器により原子炉は除熱される。残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の運転による除熱を開始した後，復水器の真空を破壊し，復水器による除熱を停止する。プラント停止直後
は崩壊熱が大きく，原子炉冷却材インベントリも運転中と変
わ ら な い 。こ の 期 間 は ，運 転 中 の Ｒ Ｈ Ｒ 1 系 統 の ほ か に ，残 りの Ｒ Ｈ Ｒ 1 系 統 が 待 機 状 態 に あ る 。復 水 器 真 空 破 壊 か ら Ｒ Ｐ Ｖ
開放工程へ移行するまでの期間を「原子炉冷温停止への移行状態」として分類する。

(b)

ＰＣＶ／ＲＰＶ開放への移行状態（ＰＯＳ−Ａ）
ＲＰＶの開放開始から原子炉ウェル水張りまでの期間は，崩壊熱が比較的高く，原子炉冷却材インベントリも運転中と
大 き く 変 わ ら な い 。こ の 期 間 中 は ，運 転 中 の Ｒ Ｈ Ｒ 1 系 統 の ほ
か に ，残 り の Ｒ Ｈ Ｒ 1 系 統 が 待 機 状 態 に あ る 。Ｒ Ｐ Ｖ 開 放 工 程
開始から原子炉ウェル水張り完了までの期間を「ＰＣＶ／Ｒ
ＰＶ開放への移行状態」として分類する。

(c)

原子炉ウェル満水状態（ＰＯＳ−Ｂ）
ＲＰＶ開放完了から原子炉ウェル水抜き開始までの期間は，原子炉ウェルが満水の状態にある。この期間は，原子炉冷却3.1.2−5

材インベントリが多く，ＲＨＲによる除熱が喪失しても原子炉冷却材の温度が短時間に上昇することはない。原子炉ウェ
ル が 満 水 の 期 間 を「 原 子 炉 ウ ェ ル 満 水 状 態 」と し て 分 類 す る 。
(d)ＰＣＶ／ＲＰＶ閉鎖への移行状態（ＰＯＳ−Ｃ）
原子炉ウェル水抜き開始から起動準備に入るまでの期間は，系統の保守点検は継続中であるが，原子炉冷却材インベント
リは運転中とほぼ同じである。しかし，崩壊熱は，プラント
停 止 直 後 の 1／ 10 程 度 に 低 下 し て い る 。 原 子 炉 ウ ェ ル 水 抜 き
開始から起動準備に入るまでの期間を「ＰＣＶ／ＲＰＶ復旧への移行状態」として分類する。

(e)

起動準備状態（ＰＯＳ−Ｄ）
ＰＣＶ／ＲＰＶ復旧が終了後，プラントの再起動までに系
統の機能確認等の起動準備が実施される。この期間中は，系
統の保守点検が終了しており，緩和系統の多くが待機状態となっている。ＰＣＶ／ＲＰＶ復旧終了からＣＲ引抜開始までの期間を「起動準備状態」として分類する。

(3)

プラント状態分類
ａ．評価対象工程の選定
評価対象とする施設定期検査工程は，過去の運転実績を代表するものである必要があるため，過去の施設定期検査のうち，以下の観点に基づいて選定した。
・通常の施設定期検査で実施される作業が含まれる標準的な施設定期検査を選定する。
・大規模な工事やトラブル等による点検工程を含まない施設
定期検査を選定する。
3.1.2−6

・平 成 13 年 1 月 の 保 安 規 定 全 面 改 正 以 降 の 施 設 定 期 検 査 を 選定する。
東 海 第 二 発 電 所 の 平 成 13 年 1 月 の 保 安 規 定 全 面 改 正 以 降 の 施
設 定 期 検 査 の 実 績 概 要 を 第 3.1.2.1− 3 表 に 示 す 。 抽 出 の 結 果 ，特殊工程が含まれていない標準的な施設定期検査工程である第19 回 施 設 定 期 検 査 を 選 定 し た（ 添 付 資 料 3.1.2.1− 2，添 付 資 料
3.1.2.1− 3）。
ｂ．プラント状態分類
上 記 ａ ．で 選 定 し た 評 価 対 象 工 程 に つ い て ，「 (2) 停 止 時 の プ
ラント状態の推移」に基づきＰＯＳを分類した。また，施設定期検査工程の進捗に伴う使用可能な緩和設備の組合せの変化を
考 慮 し ，Ｐ Ｏ Ｓ − Ｂ 及 び Ｐ Ｏ Ｓ − Ｃ を ，そ れ ぞ れ Ｐ Ｏ Ｓ − Ｂ 1〜
Ｂ 6 及 び Ｐ Ｏ Ｓ − Ｃ 1， Ｃ 2 に 細 分 化 し た 。 Ｐ Ｏ Ｓ の 分 類 結 果 を
第 3.1.2.1− 3 図 に 示 す （ 添 付 資 料 3.1.2.1− 4）。

3.1.2−7

3.1.2.2

起因事象

炉心損傷へ至る可能性のある事象を選定し，その発生頻度を評価した。
(1)

起因事象の選定
本プラントに適用する起因事象について，以下の手法により，検討し選定を行った。
ａ．マスターロジックダイヤグラムに基づく分析
発生する可能性のある起因事象を網羅的に同定するため，マス
ターロジックダイヤグラムを用いて分析・抽出を行った。抽出結
果 に つ い て は 第 3.1.2.2− 1 図 に 示 す 。
炉心損傷に至る可能性のある異常事象の要因は，大別して「燃料の熱的損傷」及び「燃料の機械的損傷」が考えられる。このう
ち ，「 燃 料 の 熱 的 損 傷 」 に 至 る 要 因 と し て は ，「 燃 料 の 過 出 力 」 及び「 燃 料 の 冷 却 不 良 」が 考 え ら れ る 。ま た ，「 燃 料 の 冷 却 不 良 」は ，「崩壊熱除去失敗」に起因した冷却材蒸発による燃料の露出及び「原子炉冷却材の流出」による燃料の露出が考えられる。
(a)

崩壊熱除去失敗
崩 壊 熱 除 去 失 敗 に 係 る 起 因 事 象 と し て「 残 留 熱 除 去 系 の 故 障 」
及 び「 外 部 電 源 喪 失 」を 選 定 し た 。な お ，「残留熱除去系の故障」
としては，フロントライン系の故障による「ＲＨＲ喪失」及び
ＲＨＲのサポート系であるＲＨＲＳの故障による「ＲＨＲＳ喪失」を起因事象として選定した。

(b)

原子炉冷却材の流出
原子炉冷却材の流出に係る起因事象は，運転操作や保守点検の作業中に発生する操作ミス等の人的過誤に起因する原子炉冷3.1.2−8

却材の流出事象と，配管や機器の破損等に起因する原子炉冷却材の流出事象がある。配管や機器の破損等に起因する原子炉冷却材の流出事象として「インターフェイスシステムＬＯＣＡ」
及び「配管破断ＬＯＣＡ」が考えられるが，これらの事象については後述する理由により評価対象から除外したため，停止時
ＰＲＡにおける原子炉冷却材の流出事象として，運転操作や保守点検の作業中の人的過誤に起因する事象を対象とした。
停止中の作業を調査した結果，運転操作中の人的過誤に起因する原子炉冷却材の流出事象として，「ＲＨＲ系統切替時のＬＯ
ＣＡ」及び「ＣＵＷブロー（原子炉冷却材浄化系による原子炉
水位の下降操作）時のＬＯＣＡ」を，保守点検中の人的過誤に起因する原子炉冷却材の流出事象として，「 制 御 棒 駆 動 機 構（ ＣＲ Ｄ ）点 検 時 の Ｌ Ｏ Ｃ Ａ 」及 び「 局 部 出 力 領 域 計 装（ Ｌ Ｐ Ｒ Ｍ ）点検時のＬＯＣＡ」を起因事象として選定した。
(c)

燃料の機械的損傷及び燃料の過出力
燃料の機械的損傷として「燃料集合体の落下事象」及び燃料の過出力として「反応度投入事象」が考えられるが，後述する理由により評価対象から除外した。

ｂ．原子力施設運転管理年報等による，本プラント及び他の国内原子炉のトラブル事例のレビュー
本プラント及び他の国内原子炉のトラブル事例について，原子炉施設運転管理年報等により調査を行い，選定したいずれかの起因事象に含まれることを確認している。
ｃ．国内外での既往のＰＲＡによる知見の活用
既往のＰＲＡで選定された起因事象について調査を実施した。
3.1.2−9

調 査 結 果 を 第 3.1.2.2− 1 表 に 示 す 。
(2)

評価対象外とした起因事象
以下の事象は，発生頻度やプラントへの影響等の観点から，リス
ク評価上の重要性は低いと考え，評価対象から除外した。
ａ．インターフェイスシステムＬＯＣＡ
この事象は，ＲＰＶに接続する配管の高圧設計部分と低圧設計部分のインターフェイスにおいて，隔離機能が喪失することによって，低圧設計部分に設計圧を超える圧力がかかり機器破損を引き起こし，原子炉冷却材がＰＣＶ外に流出する事象である。停止時ＰＲＡの評価対象期間においては，長時間にわたりＲＰＶが開放 さ れ て い る 。ま た ，Ｒ Ｐ Ｖ が 開 放 さ れ て い な い 期 間 に お い て も ，原子炉冷却材圧力バウンダリ漏えい検査時を除いて，原子炉圧力が高圧になることはなく，インターフェイスシステムＬＯＣＡが発生する確率は通常運転時と比べ非常に小さい。検査時には，原
子炉圧力を通常運転圧力以上まで上昇させてこれを保持する。検査の性質上，原子炉冷却材バウンダリを構成する隔離弁を閉鎖し加圧すること，また，その場合，隔離弁の多重故障を伴わないと発生しないインターフェイスシステムＬＯＣＡが発生する確率は非常に小さい。さらに，検査において原子炉が高圧に保持される
時 間 は 数 時 間 程 度 と 短 い 。以 上 を 考 慮 し ，本 事 象 は 対 象 外 と し た 。
ｂ．配管破断ＬＯＣＡ
停止時ＰＲＡの評価対象期間においては，長時間にわたりＲＰ
Ｖが開放されている。また，ＲＰＶが開放されていない期間においても，原子炉冷却材圧力バウンダリ漏えい検査時を除いて，原
子炉圧力が高圧になることはなく，原子炉冷却材圧力バウンダリ
3.1.2−10配管は出力運転時の圧力等も考慮した設計であることから，原子炉圧力が低い状態で配管が破断する確率は十分小さい。検査時には，原子炉圧力を通常運転圧力以上まで上昇させてこれを保持す
るが，原子炉が高圧に保持される時間は数時間程度と短い。以上を考慮し，本事象は対象外とした。
ｃ．燃料集合体の落下事象
燃料取扱機器は，燃料集合体の総重量を十分に上回る強度に設計されており，さらに，燃料取替作業中の燃料集合体落下防止対策として，燃料つかみ機のワイヤの 2 重化を行っている。燃料つかみ機は空気作動式であり，作動空気が供給されなければ燃料集合体を外せないフェイル・セーフ設計になっている。こうした設計上の配慮から，燃料取替中に燃料集合体が落下する確率は非常に小さいと考えられる。
また，設置変更許可申請書添付書類十の事故解析において，燃料集合体の落下事象について評価が行われており，燃料取替作業
中に，燃料集合体（1 体）が炉心上に落下することが仮定されているが，破損した燃料棒から放出される核分裂生成物による外部への影響は，小さいものとなっている。以上を考慮し，本事象は対象外とした。
ｄ．反応度投入事象
プラント停止時には試験時や点検時を除き，原則として制御棒が挿入されており，制御棒又は燃料に係る作業等においては，複数の人的過誤又は機器故障が重畳しない限り反応度が投入されることがないため，この事象が発生する可能性は十分に小さい。
また，万一反応度が投入される事象が発生した場合でも，作業
3.1.2−11は制御棒又は燃料 1 体ごとに実施しており，影響は限定されるため，本事象は対象外とした。
また，近年，ＢＷＲプラントにおいて停止中に制御棒が誤って引き抜けた事象が発生したが，本件への対応として，冷却水ヘッダ圧力上昇時に制御棒駆動水ポンプを停止するインターロックの設置等により，同様の事象発生は防止されている（添付資料
3.1.2.2− 1）。
ｅ．ＲＨＲ運転中のＬＯＣＡ
本事象は，運転中のＲＨＲから，弁の故障を要因として冷却材が流出する事象が考えられるが，人的過誤が主な要因となるＲＨ
Ｒ 系 統 切 替 時 の Ｌ Ｏ Ｃ Ａ と 比 較 し て ，発 生 頻 度 は 十 分 小 さ く な る 。
また，ＲＨＲ運転中のＬＯＣＡは，ＲＨＲ系統切替時のＬＯＣＡと同様に緩和設備の待機／待機除外状態によらず，運転員の認知失敗が炉心損傷に至る主要な要因となるため，炉心損傷頻度についてもＲＨＲ系統切替時のＬＯＣＡと比較して十分小さい値となる 。 以 上 よ り ， 本 事 象 は 対 象 外 と し た （ 添 付 資 料 3.1.2.2− 2）。
(3)

起因事象のグループ化
起 因 事 象 に つ い て は ，事 象 の 類 似 し た 起 因 事 象 を グ ル ー プ 化 し て 評価を実施することも可能である。起因事象をグループ化する際には，
事 象 シ ナ リ オ の 展 開 が 類 似 し て お り ，同 一 の 緩 和 機 能 が 必 要 と さ れ る
グ ル ー プ に 分 類 す る 。つ ま り ，同 一 グ ル ー プ に つ い て は 必 要 と さ れ る
緩 和 設 備 等 が 類 似 す る 起 因 事 象 で あ る た め ，同 一 の イ ベ ン ト ツ リ ー 及びフォールトツリーを用いることのできる起因事象をグループ化することとしている。
本 Ｐ Ｒ Ａ で 評 価 対 象 と し た 起 因 事 象 の う ち ，Ｒ Ｈ Ｒ Ｓ 喪 失 及 び 外 部
3.1.2−12

電 源 喪 失 に つ い て は ，従 属 性 を 有 す る 起 因 事 象 で あ り ，他 の 起 因 事 象と 同 一 の グ ル ー プ と し な い 。ま た ，原 子 炉 冷 却 材 流 出 の 各 起 因 事 象 についても，必ずしも同じＰＯＳで実施される作業ではないことから，
他 の 起 因 事 象 と 同 一 の グ ル ー プ と し な い 。そ の た め ，選 定 し た 起 因 事
象については，それぞれ単独で炉心損傷の評価を実施することとし，グループ化はしない。
以上により，本ＰＲＡで評価対象として選定した起因事象を第3.1.2.2− 2 表 に 示 す 。
(4)

起因事象発生頻度の評価
選 定 し た 各 起 因 事 象 の 発 生 頻 度 を 第 3.1.2.2− 3表 に 示 す 。ま た ，ＰＯ Ｓ 別 の 起 因 事 象 発 生 頻 度 を 第 3.1.2.2− 4表 に 示 す 。各 起 因 事 象 発 生
頻度の評価方法は以下のとおり。
ａ．残留熱除去系の故障の発生頻度
Ｒ Ｈ Ｒ 喪 失 及 び Ｒ Ｈ Ｒ Ｓ 喪 失 の 発 生 頻 度 は ，利 用 可 能 な 最 新 の デー タ で あ る 平 成 20年 度 末 ま で の 国 内 Ｂ Ｗ Ｒ プ ラ ン ト の 停 止 時 運 転
実績から得られた起因事象の発生件数を総施設定期検査日数で除し て 算 出 し た 。な お ，Ｒ Ｈ Ｒ Ｓ 喪 失 に つ い て は ，発 生 件 数 が な い た
め ， 発 生 件 数 を 0.5件 と し て 算 出 し た 。
(a)

ＲＨＲ喪失の発生頻度
4／ 70,822＝ 5.6E-5／ 日(b)

ＲＨＲ喪失の発生件数： 4件

総施設定期検査日数： 70,822日

ＲＨＲＳ喪失の発生頻度
0.5／ 70,822＝ 7.1E-6／ 日
ＲＨＲＳ喪失の発生件数※
3.1.2−13： 0.5件

総施設定期検査日数： 70,822日※ ： 発 生 件 数 が な い た め ， 発 生 件 数 を 0.5件 と 仮 定 。
ｂ．外部電源喪失の発生頻度
外 部 電 源 喪 失 の 発 生 頻 度 は ， 出 力 運 転 時 と 停 止 時 に 発 生 し た 3件
を 暦 年 で 除 し た も の と ， 停 止 時 特 有 （ 外 部 電 源 が 1系 列 の み 利 用 可
能 な 状 態 ） の 外 部 電 源 喪 失 事 象 1件 を 総 施 設 定 期 検 査 日 数 で 除 し たも の を 足 し 合 わ せ て 算 出 し た 。運 転 実 績 に は ，利 用 可 能 な 最 新 の デー タ で あ る 平 成 20年 度 末 ま で の 実 績 を 用 い て い る 。
（ 3／ 706.1／ 365.25） ＋ （ 1／ 70,822） ＝ 2.6E-5／ 日
外部電源喪失の発生件数（停止時特有の事象を除く）
外部電源喪失の発生件数（停止時特有の事象）

： 3件
： 1件

暦年

： 706.1炉 年

1年 の 平 均 日 数： 365.25日

総施設定期検査日数： 70,822日

ｃ．原子炉冷却材の流出の発生頻度
原 子 炉 冷 却 材 の 流 出 の 起 因 事 象 発 生 頻 度 は ，保 守 点 検 や 運 転 操 作の 作 業 中 の 人 的 過 誤 確 率 を 人 間 信 頼 性 解 析 に よ り 算 出 し た（ 添 付 資料 3.1.2.2− 3， 添 付 資 料 3.1.2.2− 4） 。
(a)

ＲＨＲ系統切替時のＬＯＣＡの発生頻度
Ｒ Ｈ Ｒ 系 統 切 替 時 に ，停 止 時 冷 却 ラ イ ン 調 整 弁 の 開 操 作 失 敗 の
人 的 過 誤 に よ っ て ，最 低 流 量 が 確 保 さ れ ず ミ ニ フ ロ ー 弁 が 開 と な
り ，Ｌ Ｏ Ｃ Ａ が 発 生 す る と 想 定 し た 。人 的 過 誤 確 率 を 評 価 し た 結
果 ，発 生 頻 度 は 2.3E-4／ 回 と な っ た 。評 価 に 用 い た 人 的 過 誤 確 率を 第 3.1.2.2− 5表 に 示 す 。

3.1.2−14(b)ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡの発生頻度
Ｃ Ｕ Ｗ に よ る 原 子 炉 水 位 の 下 降 操 作 時 に ，Ｃ Ｕ Ｗ ブ ロ ー 弁 の 閉
め 忘 れ の 人 的 過 誤 に よ り ，Ｌ Ｏ Ｃ Ａ が 発 生 す る と 想 定 し た 。人 的
過 誤 確 率 を 評 価 し た 結 果 ，発 生 頻 度 は 9.7E-5／ 回 と な っ た 。評 価に 用 い た 人 的 過 誤 確 率 を 第 3.1.2.2− 6表 に 示 す 。

(c)

ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡの発生頻度
原子炉ウェル満水時に実施されるＣＲＤの点検作業における人 的 過 誤 に よ り ，Ｌ Ｏ Ｃ Ａ が 発 生 す る と 想 定 し た 。原 子 炉 冷 却 材の流出が発生する可能性のある事象についてイベントツリーを作 成 し 評 価 し た 結 果 ， Ｃ Ｒ Ｄ 1本 当 た り の 起 因 事 象 発 生 頻 度 は
1.1E-6／ 本 と な っ た 。

(d)

ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡの発生頻度
原子炉ウェル満水時に実施されるＬＰＲＭの点検作業における 人 的 過 誤 に よ り ，Ｌ Ｏ Ｃ Ａ が 発 生 す る と 想 定 し た 。原 子 炉 冷 却
材の流出が発生する可能性のある事象についてイベントツリー
を 作 成 し 評 価 し た 結 果 ， Ｌ Ｐ Ｒ Ｍ 1本 当 た り の 起 因 事 象 発 生 頻 度
は 5.4E-7／ 本 と な っ た 。

3.1.2−15

3.1.2.3

成功基準

炉心損傷（燃料損傷）を防止するために必要とされる緩和設備又は緩和操作の組合せ，及びそれらの機能を達成するために必要な条件を以下に定めた。
(1)

炉心損傷判定条件
炉心損傷の判定条件を次のとおり設定した。
・炉心燃料の有効燃料長頂部（ＴＡＦ）が露出した状態（添付
資 料 3.1.2.3− 1）(2)

起因事象ごとの成功基準の一覧表
各ＰＯＳに対して想定した起因事象ごとに，炉心損傷防止に必要 な 緩 和 設 備 を 設 定 し た 。 設 定 し た 成 功 基 準 の 一 覧 を 第 3.1.2.3− 1 表 に 示 す 。 ま た ， Ｒ Ｈ Ｒ Ｓ の 成 功 基 準 を 第 3.1.2.3− 2 表 に ，
Ｅ Ｃ Ｃ Ｓ ポ ン プ 室 等 の 空 調 機 の 成 功 基 準 を 第 3.1.2.3− 3 表 に 示 す 。
成 功 基 準 の 設 定 に 当 た っ て 使 用 し た 崩 壊 熱 に つ い て は ， May −Witt の 式 を 用 い て 評 価 し た 。 な お ， 崩 壊 熱 は 時 間 と と も に 減 少 するため，ＰＯＳ区間においても成功基準が変わることが考えられるが，評価上は崩壊熱がそのＰＯＳ区間の初期で一定と仮定し，成功基準を設定する。
ａ．除熱機能に対する成功基準
除熱機能に対する各緩和設備の成功基準は，熱交換器の除熱能力が崩壊熱量を上回ることとする。
除 熱 能 力 と 崩 壊 熱 量 の 評 価 結 果 を 第 3.1.2.3− 1 図 に 示 す 。評
価 結 果 よ り ，全 Ｐ Ｏ Ｓ に わ た り ，Ｒ Ｈ Ｒ 1 系 統 に て ，崩 壊 熱 量 を上回る除熱能力がある。
ｂ．注水機能（残留熱除去系の故障時）に対する成功基準
3.1.2−16残留熱除去系の故障時の注水機能に対する各緩和設備の成功
基準は，崩壊熱による蒸発量以上の注水能力を有することとする。
注水機能による注水量と崩壊熱による蒸発量の評価結果を第3.1.2.3− 2 図 に 示 す 。 評 価 結 果 よ り ， 全 Ｐ Ｏ Ｓ に わ た り ， Ｌ Ｐ
ＣＳ，ＬＰＣＩ，ＨＰＣＳ及びＣＳＴのいずれにおいても 1 系
統で，崩壊熱による蒸発量を上回る注水能力がある。
ｃ．注水機能（原子炉冷却材の流出時）に対する成功基準
原子炉冷却材の流出時の注水機能に対する各緩和設備の成功
基準は，原子炉冷却材の流出量以上の注水能力を有することとする。
ＬＰＣＳ，ＬＰＣＩ及びＨＰＣＳにて，全ての原子炉冷却材の流出の起因事象に対して，流出量を上回る注水能力がある。
ま た ，Ｃ Ｓ Ｔ に お い て は ，「 Ｃ Ｒ Ｄ 点 検 時 の Ｌ Ｏ Ｃ Ａ 」の 大 規 模
流出時以外の原子炉冷却材流出の起因事象に対して，流出量を上回る注水能力がある。
(3)

対処設備作動までの余裕時間及び使命時間
ａ．余裕時間
本評価では，起因事象ごとに各ＰＯＳにおける余裕時間を以
下のとおり評価した。評価に使用した冷却材の保有水量を第3.1.2.3− 3 図 に 示 す 。 ま た ， 冷 却 材 の 初 期 水 温 は 燃 料 交 換 作 業や 原 子 炉 周 り の 機 器 の 保 守 が 行 え る 最 高 温 度 で あ る 52℃ と 仮 定した。
(a)

残留熱除去系の故障，外部電源喪失
原子炉水位がＴＡＦに到達するまでに，除熱系緩和設備及3.1.2−17び注水系緩和設備の作動が必要となるため，ＴＡＦに到達す
るまでの余裕時間を以下の式を使用して評価する。評価には
以 下 の 式 を 使 用 し た 。各 Ｐ Ｏ Ｓ に お け る 余 裕 時 間 を 第 3.1.2.3− 4 表 に 示 す （ 添 付 資 料 3.1.2.3− 2） 。
な お ，第 3.1.2.3− 4 表 に 示 す と お り ，各 Ｐ Ｏ Ｓ に お け る 余
裕時間は最も短いＰＯＳ−Ｓでも約 4 時間であり，ＴＡＦに到達までに崩壊熱除去機能が喪失していることの認知に失敗することは想定し難いため，本ＰＲＡでは認知失敗を考慮しないこととする。
ⅰ)

冷 却 材 温 度 が 100℃ に 到 達 す る ま で の 余 裕 時 間Ｔ１ =ΔＴ×Ｍ１×Ｃ
Ｑ

Ｔ １ ： 冷 却 材 温 度 が 100℃ に 到 達 す る ま で の 余 裕 時 間 （ h）
Δ Ｔ ： 差 温 （ 100℃ − 初 期 水 温 ）（ ℃ ）Ｍ １ ： 保 有 水 量 （ m３ ）ⅱ)

Ｃ

： 比 熱 （ J／ m ３ ／ ℃ ）Ｑ： 崩 壊 熱 量 （ J／ h）

原子炉水位がＴＡＦに到達するまでの余裕時間
Ｔ２ = Ｔ１ +M ２ ×ＨＶＱ

Ｔ ２ ： Ｔ Ａ Ｆ 到 達 ま で の 余 裕 時 間 （ h）
Ｍ ２ ： Ｔ Ａ Ｆ ま で の 水 量 （ m３ ）Ｈ Ｖ ： 蒸 発 潜 熱 （ J／ m ３ ）Ｑ(b)： 崩 壊 熱 量 （ J／ h）

原子炉冷却材の流出
3.1.2−18原子炉冷却材の流出時の余裕時間は，原子炉水位が通常水位の場合と原子炉ウェル満水の場合に分けて設定する（添付
資 料 3.1.2.3− 3）。
ⅰ)

通常水位の場合
通常水位の場合で考慮する原子炉冷却材の流出の起因事
象は「ＲＨＲ系統切替時のＬＯＣＡ」及び「ＣＵＷブロー
時のＬＯＣＡ」がある。事象発生後の緩和操作を遂行するまでの余裕時間として，流出量とＴＡＦまでの保有水量から 3 時間と設定した。

ⅱ)

原子炉ウェル満水の場合
原子炉ウェル満水の場合で考慮する原子炉冷却材の流出の 起 因 事 象 は 「 Ｃ Ｒ Ｄ 点 検 時 の Ｌ Ｏ Ｃ Ａ 」，「 Ｌ Ｐ Ｒ Ｍ 点 検時のＬＯＣＡ」及び「ＲＨＲ系統切替時のＬＯＣＡ」がある。ＣＲＤ点検及びＬＰＲＭ点検は現場作業に伴う人的過誤で発生する事象であるため作業員が必ず気づくことを考慮し，本ＰＲＡでは認知失敗を考慮しないこととする。また ，原 子 炉 ウ ェ ル 満 水 時 の Ｒ Ｈ Ｒ 系 統 切 替 時 の Ｌ Ｏ Ｃ Ａ は ，
ＴＡＦ到達までに冷却材の流出を認知するには十分な時間があり，認知に失敗することは想定し難いため，本ＰＲＡ
では認知失敗を考慮しないこととする。

ｂ．使命時間緩和設備が要求される安全機能を果たすために必要な運転時
間 で あ る 使 命 時 間 に つ い て は ， 以 下 の 観 点 か ら 24時 間 を 適 用 している。
・ 24 時 間 あ れ ば ， プ ラ ン ト を 安 定 し た 状 態 に 移 行 さ せ る こ
3.1.2−19

と が 可 能 で あ り ，機 能 喪 失 し た 設 備 の 復 旧 や 追 加 の 運 転 員
操作に期待できる。
(4)

熱水力解析等の解析結果及び解析コードの検証性
本評価において，熱水力解析等は実施していない。

3.1.2−20

3.1.2.4

事故シーケンス

事故シーケンスとは，炉心損傷等に至るまでの，起因事象の発生及び各種安全機能喪失の組合せのことである。また，炉心損傷に至る事故シーケンスを網羅的に展開するための体系的な分析と定量化が可能である手法として，イベントツリー法を用いる。
(1)

イベントツリー各起因事象に対して，炉心損傷を防止するために必要な緩和設
備又は緩和操作を検討し，炉心損傷に至る事故シーケンスを展開した。また，展開した事故シーケンスの最終状態を炉心損傷状態
又は成功状態のいずれかに分類した。
各 起 因 事 象 の イ ベ ン ト ツ リ ー の 概 要 を 第 3.1.2.4− 1（ a）図 〜 第3.1.2.4− 1（ c） 図 に 示 す 。

(2)事故シーケンスの分類
事故シーケンスの最終状態については，炉心損傷に至る主な要因の観点から区別するために以下の事故シーケンスに分類している。
ａ．崩壊熱除去機能喪失
・起 因 事 象「 残 留 熱 除 去 系 の 故 障 」に 対 し て ，崩 壊 熱 除 去・炉
心冷却に失敗し炉心損傷に至る事故シーケンス
・ 起 因 事 象「 外 部 電 源 喪 失 」に 対 し て ，非 常 用 Ｄ Ｇ に よ る 交 流
電 源 の 確 保 に 成 功 し た が ，崩 壊 熱 除 去・炉 心 冷 却 に 失 敗 し 炉
心損傷に至る事故シーケンス
ｂ．全交流動力電源喪失
本ＰＲＡでは，区分Ⅰ及び区分Ⅱの非常用ＤＧによる交流電源の確保に失敗した場合を全交流動力電源喪失と定義している。
3.1.2−21

・ 起 因 事 象「 外 部 電 源 喪 失 」に 対 し て ，非 常 用 Ｄ Ｇ に よ る 交 流
電 源 の 確 保 に 失 敗 し ，後 段 の Ｈ Ｐ Ｃ Ｓ に よ る 崩 壊 熱 除 去・炉
心冷却にも失敗することで炉心損傷に至る事故シーケンス
・ 起 因 事 象「 外 部 電 源 喪 失 」に 対 し て ，直 流 電 源 の 確 保 に 失 敗
し ，後 段 の Ｈ Ｐ Ｃ Ｓ に よ る 崩 壊 熱 除 去・炉 心 冷 却 に も 失 敗 することで炉心損傷に至る事故シーケンス
ｃ．原子炉冷却材の流出
・起 因 事 象「 原 子 炉 冷 却 材 の 流 出 」に 対 し て ，崩 壊 熱 除 去・炉
心冷却に失敗し炉心損傷に至る事故シーケンス

3.1.2−223.1.2.5

システム信頼性

イベントツリーの定量化においては，展開したイベントツリーの各分岐に対して成功・失敗確率を決めるため，システム信頼性解析を実施する必要がある。この各分岐のシステム信頼性解析にはフォールトツリー法を用いた。本評価では，イベントツリーのヘディン
グに対応する緩和設備について，その機能遂行に必要なサポート系
を含めたフォールトツリーを作成し定量化を実施した。
(1)

評価対象としたシステムとその説明
評価対象とした主要な緩和設備の一覧を以下に示す。それぞれの緩和設備ごとに概要，機能，系統図，必要とするサポート系，
試験及びシステム信頼性解析上の主要な仮定を整理した。また，
フ ロ ン ト ラ イ ン 系 と サ ポ ー ト 系 の 依 存 性 を 第 3.1.2.5− 1表 に ， サ
ポ ー ト 系 同 士 の 依 存 性 を 第 3.1.2.5− 2表 に 示 す 。 シ ス テ ム 間 従 属性は，イベントツリー，フォールトツリー及び両者の組合せによってモデル化した。
＜除熱機能＞
・残留熱除去系（ＲＨＲ）＜注水機能＞
・高圧炉心スプレイ系（ＨＰＣＳ）
・低圧炉心スプレイ系（ＬＰＣＳ）
・低圧注水系（ＬＰＣＩ）
・復水移送系（ＣＳＴ）

なお，プラント停止時は，原子炉は冷温停止状態にあること，
余裕時間が運転中に比べ長くなる等の停止時特有の特徴を考慮し，3.1.2−23

シ ス テ ム 信 頼 性 評 価 に お い て は 下 記 の ａ ．〜 ｄ ．を 仮 定 し て い る 。
ａ．信号
機器の自動起動に対する信号系は点検等により期待できないことも考えられるため，ポンプや電動弁等については，自動起動信号はモデル化せず，手動操作のみモデル化する。なお，待機中の非常用ＤＧについては，施設定期検査中においても自動起動できる状態で待機しているため，自動起動信号及び手動操作をモデル化する。
ｂ．ポンプ室空調機，ＤＧ室空調機
運転時と同様にポンプ室空調機及びＤＧ室空調機をモデル化する。
ｃ．現場操作
電動弁や手動弁の現場での手動開閉操作には期待できないこととし，モデル化していない。
ｄ．メンテナンス
停止時ＰＲＡでは，機器の待機除外状態はプラント状態分類の中で直接考慮しているため，メンテナンスはモデル化していない。
(2)

システム信頼性評価手法
システム信頼性解析では，フロントライン系とサポート系についてフォールトツリーを作成し，信頼性評価を行った。
フォールトツリーの作成に当たっては，対象範囲を示す系統図を作成するとともに，その範囲内にある機器でモデル化すべき故
障モードを基事象リストの形で整理した。また，これらの情報に
基 づ き（ 1）に 示 し た 緩 和 設 備 に つ い て フ ォ ー ル ト ツ リ ー を 作 成 し ，
3.1.2−24

定量化を実施した。
(3)

システム信頼性評価の結果
各緩和設備の代表的なフォールトツリーの評価結果を第3.1.2.5− 3表 に 示 す 。 ま た ， 起 因 事 象 「 残 留 熱 除 去 系 の 故 障 」 に
お け る 各 緩 和 設 備 の 主 要 な ミ ニ マ ル カ ッ ト セ ッ ト を 第 3.1.2.5− 4（ a） 表 〜 第 3.1.2.5− 4（ i） 表 に 示 す （ 添 付 資 料 3.1.2.5− 1） 。

(4)システム信頼性評価を実施せずに設定した非信頼度とその根拠
停止時ＰＲＡの評価に当たって，システム信頼性評価を実施せずに設定した非信頼度はない。

3.1.2−25

3.1.2.6

信頼性パラメータ

システム信頼性解析や事故シーケンスの定量化のために必要となる機器故障率，共通要因故障パラメータ，試験又は保守作業による
待機除外確率等を評価するために必要となるパラメータを整備した。
(1)

非信頼度を構成する要素と評価式
非信頼度を構成する要素としては，機器故障，共通要因故障，
試 験 に よ る 待 機 除 外 ，保 守 作 業 に よ る 待 機 除 外 ，人 的 過 誤（ 3.1.2.7
項）等があり，それぞれの評価式に基づき非信頼度を評価した。

(2)

機器故障率
機器故障率は，原則として，ＮＵＣＩＡで公開されている国内
プ ラ ン ト の 故 障 実 績 （ 1982年 度 〜 2002年 度 21ヵ 年 49基 デ ー タ ） を基にした「故障件数の不確実さを考慮した国内一般機器故障率の推 定 （ 平 成 21年 5月 公 表 ） 」（ 以 下 「 21ヵ 年 デ ー タ 」 と い う 。 ） に記載されているデータを使用する。また，ＮＵＣＩＡで公開されている国内プラントの故障実績は，「原子力発電所に関する確率論 的 安 全 評 価 用 の 機 器 故 障 率 の 算 出 （ 1982年 度 〜 1997年 度 16ヵ 年
49基 デ ー タ 改 訂 版 ） （ 平 成 13年 2月 ） ， 電 中 研 報 告 P00001， （ 財 ）電力中央研究所」で定義した機器バウンダリに従っている。
な お ， 21ヵ 年 デ ー タ に 記 載 の な い 機 器 の 故 障 率 に つ い て は ， 類
似 性 を 考 慮 し た 工 学 的 判 断 に 基 づ き ， 21ヵ 年 デ ー タ に 記 載 さ れ た
他の機器の故障率を使用した。
上記の機器故障率を使用して以下の評価式により基事象発生確率を算出した。
・状態変更失敗確率
Ｑ＝Ｑｄ
3.1.2−26

Ｑｄ：デマンド故障確率
又はＱ ＝ λ ｓ ×Ｔ ｓ ／ 2
λｓ：起動（又は状態変更）失敗率（／時間）Ｔｓ：平均試験間隔（時間）・機能維持失敗確率Ｑ ＝ λ ｒ ×Ｔ ｍ
λｒ：機能維持失敗率（／時間）Ｔｍ：使命時間（時間）(3)

機器復帰の取扱い方法及び機器復帰失敗確率
本評価では，故障した機器や外部電源の使命時間中の復旧には期待していない。

(4)

待機除外確率
本評価では，機器の待機除外状態はＰＯＳ分類の中で直接考慮しているため使用しない。

(5)

共通要因故障の評価方法と共通要因故障パラメータ
同一又は異なるシステムにおいて多重性を持たせるために用いられる機器については，共通要因故障を考慮する。共通要因故障を 考 慮 す る 機 器 と 故 障 モ ー ド の 同 定 フ ロ ー 図 を 第 3.1.2.6− 1図 に示 す 。 フ ロ ー 図 に 従 い ， 以 下 の 3つ の 条 件 を 同 時 に 満 た す 場 合 に ，
共通要因故障を考慮した。
ａ．冗長の機能を有する同種機器
ｂ．起因事象発生前の運転状態が同一
ｃ．同一故障モード
動的機器と静的機器及びそれらの故障モードによって，共通要
3.1.2−27

因故障の起こりやすさの程度は異なると考えられる。動的機器の動的故障モードについては，共通要因故障が発生する可能性が比較的高いと考えられることから，上記条件を満たすものに対しては共通要因故障を考慮している。また，動的機器の静的故障モード及び静的機器の各故障モードについては，全炉心損傷頻度への影響が大きいと想定されるものに対して共通要因故障を考慮した。
フロー図に従って同定した共通要因故障の対象機器と故障モード
を 第 3.1.2.6− 1表 及 び 第 3.1.2.6− 2表 に 示 す 。
な お ， 本 評 価 で は ， Ｍ Ｇ Ｌ （ Multiple Greek Letter） 法 を 用 いて共通要因故障を考慮した。共通要因故障パラメータとしては，
米 国 で 公 開 さ れ ，あ る い は Ｐ Ｒ Ａ で の 使 用 実 績 が あ る 文 献 等 か ら ，
妥当と考えられるβ，γファクタを使用した。本評価で使用した
共 通 要 因 故 障 パ ラ メ ー タ の 一 覧 を 第 3.1.2.6− 3表 に 示 す 。

3.1.2−28

3.1.2.7

人的過誤

人 的 過 誤 は 人 間 信 頼 性 解 析 に よ り 評 価 す る 。人 間 信 頼 性 解 析 と は ，
炉心損傷頻度に有意な影響を及ぼし得る人間行動（タスク）に対して，起こり得る人的過誤を同定してそのタスクの成功又は失敗の確率を評価するものである。
本作業では，起因事象発生前の作業及び発生後の緩和操作を対象として，それらを遂行する過程で起こり得る人的過誤を同定し，その発生確率を算出した。
(1)

評価対象とした人的過誤及び評価結果
人間信頼性解析は，ヒューマンエラーハンドブック（ＮＵＲＥ
Ｇ ／ Ｃ Ｒ − １ ２ ７ ８ ） の Ｔ Ｈ Ｅ Ｒ Ｐ 手 法 （ Technique for Human
Error Rate Prediction） を 使 用 し て 評 価 し た 。 な お ， 本 評 価 で は過誤回復として，評価対象となる人的過誤の特徴を考慮し，他の運転員によるバックアップをモデル化している。本評価で同定した 人 的 過 誤 及 び 過 誤 確 率 の 評 価 結 果 を 第 3.1.2.7− 1表 に 示 す （ 添付 資 料 3.1.2.7− 1） 。
ａ．起因事象発生前の人的過誤起因事象発生前に考慮すべき人的過誤として，試験・保守作
業の終了後，対象系統あるいは機器の通常状態への復旧忘れを考慮した。具体的には，手動弁の開閉忘れ等を評価した（添付
資 料 3.1.2.7− 2） 。
ｂ．起因事象発生後の人的過誤起因事象発生後の人的過誤としては，非常時運転手順書や事
象 発 生 時 に 必 要 と さ れ る 緩 和 設 備 を 調 査・分 析 す る こ と に よ り ，
運 転 員 に よ っ て 行 わ れ る 緩 和 操 作 を 同 定 し て い る 。具 体 的 に は ，
3.1.2−29

起因事象発生後の各人的過誤の評価に対して，認知失敗と操作失敗に分けて評価している。
(a)

認知失敗
認知失敗では，警報等により異常を検知して適切な運転手
順を選択することに失敗することをモデル化する。認知失敗
確率は，ＴＨＥＲＰ手法に基づき，時間信頼性曲線を用いており，対象とする人的過誤の特徴を考慮したストレスレベル等の補正係数を乗じて算出している。なお，時間信頼性曲線
を 用 い る 際 に 必 要 な 余 裕 時 間 は ，3.1.2.3項 で 設 定 し た 余 裕 時
間を用いる。ただし，残留熱除去系の故障及び外部電源喪失が発生した場合の認知失敗については，ＴＡＦが露出するまで の 時 間 を 考 慮 し ，認 知 失 敗 は 考 慮 し な い（ 添 付 資 料 3.1.2.7− 3） 。

(b)

操作失敗
操作失敗では，認知成功後の対応操作に失敗することをモデル化する。操作失敗確率は，ＴＨＥＲＰ手法に基づき，運転員のストレスレベルや操作の複雑性を考慮して算出する。

3.1.2−30

3.1.2.8

炉心損傷頻度

炉心損傷に至る事故シーケンスの発生頻度を算出して全炉心損傷頻度を算出するとともに，主要な結果を分析した。停止時ＰＲＡにおける炉心損傷頻度は，分類された各ＰＯＳの炉心損傷頻度を合算することによって 1 回の停止当たりの炉心損傷頻度を算出しており
そ の 単 位 は 「（ ／ 施 設 定 期 検 査 ）」 と な る 。 ま た ， Ｐ Ｏ Ｓ 当 た り の 炉
心 損 傷 頻 度 の 単 位 は 「（ ／ Ｐ Ｏ Ｓ ）」 と す る 。
(1)

炉心損傷頻度の算出に用いた方法
本 評 価 で は ，計 算 コ ー ド Ｓ ａ ｆ ｅ ｔ ｙ Ｗ ａ ｔ ｃ ｈ ｅ ｒ を 用 い て ，
フォールトツリー結合法により事故シーケンスを定量化し，炉心損傷頻度を算出した。

(2)

炉心損傷頻度（点推定値）
事故シーケンスの定量化を行った結果，全炉心損傷頻度は
5.0E-6／ 施 設 定 期 検 査 と な っ た 。 起 因 事 象 別 及 び Ｐ Ｏ Ｓ 別 の 炉 心
損 傷 頻 度 の 内 訳 を 第 3.1.2.8− 1表 に ， 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ 別の 炉 心 損 傷 頻 度 の 内 訳 を 第 3.1.2.8− 2表 に ， 一 日 当 た り の 炉 心 損
傷 頻 度 の 変 化 を 第 3.1.2.8− 1図 に 示 す 。 ま た ， 起 因 事 象 別 の 炉 心
損 傷 頻 度 へ の 寄 与 割 合 に つ い て 第 3.1.2.8− 2図 に ， Ｐ Ｏ Ｓ 別 の 炉
心 損 傷 頻 度 へ の 寄 与 割 合 に つ い て 第 3.1.2.8− 3図 に ， 事 故 シ ー ケ
ン ス グ ル ー プ 別 の 炉 心 損 傷 頻 度 へ の 寄 与 割 合 に つ い て 第 3.1.2.8− 4図 に 示 す 。
事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ に 対 す る 分 析 結 果 に つ い て 第 3.1.2.8− 3表 に 示 す 。
ａ．評価結果の分析
起因事象別の炉心損傷頻度は，外部電源喪失の寄与割合が3.1.2−31

77.4％ と 最 も 大 き く ， 次 い で 残 留 熱 除 去 系 の 故 障 の 寄 与 割 合 が22.6％ と 大 き く な っ た 。 ま た ， Ｐ Ｏ Ｓ 別 の 炉 心 損 傷 頻 度 は ， Ｐ
Ｏ Ｓ − Ｂ 3 が 58.8％ と 最 も 寄 与 割 合 が 大 き く ， 次 い で Ｐ Ｏ Ｓ −Ｂ 1 が 21.1％ ， Ｐ Ｏ Ｓ − Ｂ 2 が 18.9％ と な っ た 。 ま た ， 事 故 シーケンスグループ別の炉心損傷頻度は，全交流動力電源喪失が71.1％ ， 崩 壊 熱 除 去 機 能 喪 失 が 28.8％ と 寄 与 割 合 が 大 き く な った 。 Ｐ Ｏ Ｓ − Ｂ 1〜 Ｂ 3 の 炉 心 損 傷 頻 度 が 大 き く な る 理 由 は 以 下のとおり。
【外部電源喪失】Ｐ Ｏ Ｓ − Ｂ 1〜 Ｂ 3 に お い て は 待 機 状 態 の 非 常 用 Ｄ Ｇ が 1
台 の み で あ り ，起 因 事 象「 外 部 電 源 喪 失 」発 生 後 ，待 機 状 態の非常ＤＧ1 台が機能喪失した場合，全交流動力電源喪失となるため。
【残留熱除去系の故障】
Ｐ Ｏ Ｓ − Ｂ 1〜 Ｂ 3 に お い て は 使 用 可 能 で あ る 除 熱・注 水 設
備 が Ｒ Ｈ Ｒ 1 系 統 及 び Ｃ Ｓ Ｔ １ 系 統 の み で あ り ，起 因 事 象「 残留 熱 除 去 系 の 故 障 」発 生 後 ，Ｃ Ｓ Ｔ が 機 能 喪 失 し た 場 合 ，崩壊熱除去機能喪失となるため。
な お ，特 に Ｐ Ｏ Ｓ − Ｂ 3 の 炉 心 損 傷 頻 度 の 寄 与 割 合 が 大 き い のは，ＰＯＳの日数が長いことによるものである。
(3)

重要度解析，不確実さ解析及び感度解析
ａ．重要度解析
全炉心損傷頻度への寄与が大きい因子を分析するため，
Fussell‐ Vesely（ Ｆ Ｖ ）重 要 度 及 び Risk Achievement Worth（ ＲＡ Ｗ ） を 評 価 し た 。 そ れ ぞ れ の 評 価 結 果 を 第 3.1.2.8− 4表 ， 第3.1.2−32

3.1.2.8− 5表 及 び 第 3.1.2.8− 5図 に 示 す 。
ＦＶ重要度では，非常ＤＧ及びＣＳＴに関する機器が上位を占める結果となった。ＦＶ重要度において非常用ＤＧ及びＣＳＴ に 関 す る 基 事 象 が 上 位 と な っ た の は ，上 記 (2)に お け る 評 価 結
果 の 分 析 と 同 じ く ， Ｐ Ｏ Ｓ − Ｂ 1〜 Ｂ 3に お い て ， 待 機 状 態 の 非
常 用 Ｄ Ｇ が 1台 の み で あ る こ と ，及 び 残 留 熱 除 去 系 の 故 障 が 発 生
し た 場 合 に ，使 用 可 能 で あ る 除 熱・ 注 水 設 備 が Ｃ Ｓ Ｔ 1系 統 の みであることによる。
ＲＡＷの上位は軽油貯蔵タンク関連となっている。これは，軽油貯蔵タンクがＤＧ−２Ｃ，２Ｄ，ＨＰＣＳ−ＤＧそれぞれのデイタンクへ燃料を供給する共通のタンクであること，また
軽油貯蔵タンクは静的機器であり信頼度が高いことによる。
ｂ．不確実さ解析
全 炉 心 損 傷 頻 度 の 5％ 値 ， 中 央 値 ， 平 均 値 ， 及 び 95％ 値 を 評
価 し た 。 評 価 結 果 を 第 3.1.2.8− 6 表 に 示 す 。
全炉心損傷頻度の点推定値と平均値は概ね一致した。また，
全 炉 心 損 傷 頻 度 の エ ラ ー フ ァ ク タ は 2.7と な っ た 。こ れ は ，各 パ
ラ メ ー タ の 不 確 実 さ の 影 響 に よ り ， 95％ 値 と 5％ 値 の 間 に 7倍 の不確実さ幅があることを意味する。
ｃ．感度解析
停止時ＰＲＡの炉心損傷頻度は，緩和設備（の保守点検に伴う待機除外の有無）に強く依存する。本ＰＲＡで評価対象とした 第 19回 施 設 定 期 検 査 工 程 で は ， Ｐ Ｏ Ｓ − Ｂ 1〜 Ｂ 3に お い て 待
機 状 態 の 非 常 用 Ｄ Ｇ が 1台 の み で あ る こ と ，及 び 残 留 熱 除 去 系 の
故 障 が 発 生 し た 場 合 に 使 用 可 能 な 除 熱・注 水 設 備 が Ｃ Ｓ Ｔ 1系 統
3.1.2−33

のみであることにより，この期間の炉心損傷頻度が支配的となった。しかしながら，現在の保安規定では，プラント停止期間
中 に お い て ，2台 以 上 の 非 常 用 発 電 設 備 が 動 作 可 能 で あ る こ と を
運 転 上 の 制 限 と し て い る こ と か ら ， Ｐ Ｏ Ｓ − Ｂ 1〜 Ｂ 3 の 期 間 に
お い て 非 常 用 Ｄ Ｇ が 2台 待 機 状 態 を 仮 定 し た 場 合 の 感 度 解 析 を
実 施 し た 。な お ， 非 常 用 Ｄ Ｇ 2台 の 待 機 に 合 わ せ ，除 熱 ・ 注 水 設
備 と し て Ｃ Ｓ Ｔ 2系 統 が 使 用 可 能 で あ る と 仮 定 し た 。感 度 解 析 の
結 果 を 第 3.1.2.8− 7表 に 示 す 。 ま た ， ベ ー ス ケ ー ス と の 比 較 を第 3.1.2.8− 6図 に 示 す 。
感 度 解 析 の 結 果 ， 全 炉 心 損 傷 頻 度 の 値 は 75％ 低 減 し ， 全 炉 心
損 傷 頻 度 に 対 す る 寄 与 が 最 も 大 き い 起 因 事 象 が「 外 部 電 源 喪 失 」
から「残留熱除去系の故障」に変わる結果となった。

3.1.2−34

第 3.1.2.1−1 表

ＰＲＡで考慮する主な設備

機能及び系統名※

系統の説明

炉心冷却機能残留熱除去系（ＲＨＲ）（原子炉停止時冷却系）

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）はＲＨＲの機能の 1 つであり，電動駆動のポンプを手動起動
し，原子炉冷却材中の保有熱を除去して原子炉の冷却を行う。

高圧炉心スプレイ系（ＨＰＣＳ）

電動駆動のポンプを手動起動し，高圧〜低圧状態の炉心に注水する。

低圧炉心スプレイ系（ＬＰＣＳ）

電動駆動のポンプを手動起動し，低圧状態の炉心に注水する。

低圧注水系（ＬＰＣＩ）（残留熱除去系（ＲＨＲ））

電動駆動のポンプを手動起動し，低圧状態の炉心に注水する。

復水移送系（ＣＳＴ）

電動駆動のポンプを手動起動し，低圧状態の炉心に注水する。

安全機能のサポート機能
残留熱除去系海水系（ＲＨＲＳ）
直接海水を供給することで，各々の補機を冷却す
非常用ディーゼル発電機海水系
る。
（ＤＧＳＷ）
ＲＨＲＳ：ＬＰＣＳ，ＲＨＲ
高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電
ＤＧＳＷ：ＤＧ−２Ｃ／２Ｄ
機海水系
ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ：ＨＰＣＳ，ＨＰＣＳ−ＤＧ（ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ）※

非常用ディーゼル発電機（ＤＧ）

外部電源の喪失を受けて自動起動し，非常用機器に給電する。

直流電源（ＤＣ）

ＤＧの起動等に用いる。

外部電源が喪失した場合の復旧及び故障した機器の復旧は考慮していない。

3.1.2−35

第 3.1.2.1−2 表

系統設備概要系統設備概要
電動ポンプ台数：3 台，熱交換器基数：2 台

残留熱除去系（ＲＨＲ）

・原子炉停止時冷却系：2 系統
・低圧注水系（ＬＰＣＩ）：3 系統
ポンプ容量：約 1,690m３／h（1 台当たり）

高圧炉心スプレイ系（ＨＰＣＳ）
低圧炉心スプレイ系（ＬＰＣＳ）
復水移送系（ＣＳＴ）
残留熱除去系海水系（ＲＨＲＳ）

電動ポンプ台数：1 台
ポンプ容量：約 1,440t／h
電動ポンプ台数：1 台
ポンプ容量：約 1,440t／h
電動ポンプ台数：2 台
ポンプ容量：約 143m３／h（1 台当たり）
電動ポンプ台数：4 台
ポンプ容量：約 886m３／h（1 台当たり）
非常用ディーゼル発電機用電動ポンプ台数：2 台

非常用ディーゼル発電機海水系（ＤＧＳＷ）

ポンプ容量：約 273m３／h（1 台当たり）
ＨＰＣＳディーゼル発電機用電動ポンプ台数：1 台
ポンプ容量：約 233m３／h
非常用ディーゼル発電機台数：2 台

非常用ディーゼル発電機（ＤＧ）

定格容量：約 6,500KVA／台ＨＰＣＳディーゼル発電機台数：1 台
定格容量：約 3,500KVA
所内蓄電池組数：2 組

直流電源（ＤＣ）

容量：A−約 3,500Ah，B−約 2,500Ah
ＨＰＣＳ系用蓄電池組数：1 組
容量：約 900Ah

3.1.2−36

第 3.1.2.1−3 表
施設定期検査第 18 回

第 19 回

第 20 回

第 21 回

3.1.2−37

第 22 回

第 23 回

第 24 回

東海第二発電所の施設定期検査の実績概要

解列日〜併列日 施設定期検査日数
H13.3.26〜
H13.7.23
H14.9.16〜
H14.12.9
H16.2.1〜
H16.4.26
H17.4.23〜
H17.9.30
H18.11.18〜
H19.2.12
H20.3.18〜
H20.7.9
H21.9.7〜
H22.3.31

燃料取出方法備考（大規模な工事やトラブル等）

119

全燃料取出

85

部分燃料取出86

全燃料取出

・ルースパーツ（ＨＰＣＳデフレクタ）探査

161

全燃料取出

・再循環系流量制御弁取替

87

全燃料取出

・炉内点検（ジェットポンプ流量計測管点検）

114

全燃料取出

206

全燃料取出

本評価において選定した施設定期検査工程

・中性子計測ハウジング取替

・ＲＰＶバウンダリ弁点検（ＲＰＶ水抜き）・ＥＣＣＳストレーナ改造
・再循環系ポンプ分解点検

第 3.1.2.2−1 表

既往の停止時ＰＲＡにおける起因事象との比較

3.1.2−38

Grand Gulf
（NUREG/CR-6143※１）

JNES※２

本評価

ＲＨＲ喪失（フロントライン系）

○

○

○

ＲＨＲＳ喪失（サポート系）○○○

外部電源喪失○○○配管破断ＬＯＣＡ○○−ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ

−

−

○

ＲＨＲ運転中のＬＯＣＡ

○

○

−

ＲＨＲ系統切替時のＬＯＣＡ

○

○

○

ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡ

−

−

○

ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ

−

−

○

※1

NUREG／CR-6143，「 Evaluation of Potential Severe Accidents During Low Power and Shutdown
Operations at Grand Gulf, Unit 1」1994,※2

ＰＳＡ評価手法の標準化に係る整備＝停止時内的事象レベル１ＰＳＡ／地震ＰＳＡ＝別冊 1，平成 23 年
1月

独立行政法人 原子力安全基盤機構

第 3.1.2.2−2 表

停止時ＰＲＡの評価対象とする起因事象

起因事象
残留熱除去

ＲＨＲ喪失

系の故障

内容
ＲＨＲの弁やポンプの故障により運転中のＲＨＲが機能喪失する事象

ＲＨＲＳ喪失ＲＨＲＳの弁やポンプの故障により運転中のＲＨＲＳが機能喪失する事象

外部電源喪失外部電源が喪失する事象

原子炉冷却

ＣＵＷブロー時の原子炉水位の下降調整操作において，人的過

材の流出

ＬＯＣＡ

誤により原子炉冷却材が系統外に流出する
事象

ＲＨＲ系統切替時のＲＨＲの系統切替え操作において，人的過誤

ＬＯＣＡ

により原子炉冷却材が系統外に流出する事
象

ＣＲＤ点検時のＣＲＤ点検作業時の人的過誤により原子炉

ＬＯＣＡ

冷却材が系統外に流出する事象
なお，ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡは流出規模に応じ，大規模流出と小規模流出に分類している

ＬＰＲＭ点検時のＬ

ＬＰＲＭ点検作業時の人的過誤により原子ＯＣＡ

炉冷却材が系統外に流出する事象

3.1.2−39

第 3.1.2.2−3 表
起因事象

起因事象発生頻度一覧

発生頻度

評価方法

崩壊熱除去機能喪失

・国内ＢＷＲプラント実績データ（平成 21 年 3 月末時点）

ＲＨＲ喪失

5.6E-05（／日）

ＲＨＲＳ喪失7.1E-06（／日）

・ＲＨＲＳ喪失は発生実績がないため 0.5 回の発生を仮定
・ＰＯＳごとの起因事象発生頻度は 1 日当たりの発生頻度にＰＯ
Ｓ日数を乗じて算出
・国内ＢＷＲ実績データ（平成 21 年 3 月末時点）

外部電源喪失・ＰＯＳごとの起因事象発生頻度は 1 日当たりの発生頻度にＰＯ
外部電源喪失3.1.2−40

2.6E-05（／日）

2.3E-04（／回）

Ｓ日数を乗じて算出

原子炉冷却材の流出
ＲＨＲ系統切替時のＬＯＣＡ

・人間信頼性解析により算出
ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ

9.7E-05（／回）

ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡ

1.1E-06（／本）

ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ

5.4E-07（／本）・ＰＯＳごとの起因事象発生頻度は 1 回（本）当たりの発生頻度にＰＯＳの期間中の操作回数（点検本数）を乗じて算出

第 3.1.2.2−4 表

ＰＯＳ別の起因事象発生頻度

Ｓ

Ａ

Ｂ1

Ｂ2

Ｂ3

Ｂ4

Ｂ5

Ｂ6

Ｃ1

Ｃ2

Ｄ

1 日間

2 日間

5 日間

3 日間

14 日間

8 日間

12 日間

13 日間

8 日間

9 日間

7 日間

ＲＨＲ喪失

5.6E-05

1.1E-04

2.8E-04

1.7E-04

7.9E-04

4.5E-04

6.8E-04

7.3E-04

4.5E-04

5.1E-04

4.0E-04

ＲＨＲＳ喪失7.1E-06

1.4E-05

3.5E-05

2.1E-05

9.9E-05

5.6E-05

8.5E-05

9.2E-05

5.6E-05

6.4E-05

4.9E-05

外部電源喪失2.6E-05

5.2E-05

1.3E-04

7.7E-05

3.6E-04

2.1E-04

3.1E-04

3.3E-04

2.1E-04

2.3E-04

1.8E-04―――

2.3E-04――

2.3E-04――

2.3E-04

2.3E-04

―

―

―

―

―

―

―

―

9.7E-05―

9.7E-05

―

―

―

―

―

―

―

―

―

―

―

―

―

―

―

―

―

―

―

―

ＲＨＲ系統切替時のＬＯＣＡ

3.1.2−41

ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ
ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡ
ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ

2.9E-05（27 本）
5.4E-07（1 本）（／ＰＯＳ）

第3.1.2.2−5表 ＲＨＲ系統切替時のＬＯＣＡの発生頻度
項目
中央値
平均値
ＥＦ
備考
①運転員の弁
開操作忘れ②管理者の開操作チェック失敗

1.0E-03
1.5E-01

3.0

NUREG/CR-1278
Table20-7(1)-5.0

NUREG/CR-1278
Table20-22(1)低従属を考慮

2.3E-044.9-① 運転員の弁開操作忘れ
手順書（10 項目以下）中の 1 項目を省いてしまう人的過誤確率② 管理者の開操作チェック失敗
手順書を用いて行う慣例的な点検（作業）の作業ミスを発見し損なう
人的過誤確率を用い，これに低従属を考慮し評価
第3.1.2.2−6表 ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡの発生頻度
項目
中央値
平均値
ＥＦ
備考
①運転員の弁
閉操作忘れ②管理者の閉操作チェック失敗

1.0E-04
9.8E-02

30.0

NUREG/CR-1278 を基に工学的判断により設定-

5.0

NUREG/CR-1278
Table20-22(3)低従属を考慮

9.7E-0533.9-①運転員の弁閉操作忘れ
高度な管理下で実施される作業として，NUREG/CR-1278 を基に工学的判断により設定②管理者の閉操作チェック失敗
日常的なものではなく特に要求された点検（作業）の作業ミスを発見し損なう人的過誤確率を用い，これに低従属を考慮し評価

3.1.2−42

第 3.1.2.3−1 表 各起因事象及び各プラント状態における成功基準
ＰＯＳ
Ｓ

Ａ

Ｂ１

Ｂ２

Ｂ３

Ｂ４

Ｂ５

Ｂ６

Ｃ１

Ｃ２

Ｄ

ＲＨＲ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＣＳＴ−Ａ

ＣＳＴ−Ａ

ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ａ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ａ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＣＳＴ−Ａ

ＣＳＴ−Ａ

ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ａ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ａ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＨＰＣＳ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ
ＲＨＲ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ
ＲＨＲ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ
ＲＨＲ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ａ
ＲＨＲ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ａ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ａ
ＲＨＲ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ａ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ａ
ＬＰＣＩ−Ａ
ＣＳＴ−Ａ

ＬＰＣＩ−Ｂ

ＬＰＣＩ−Ｂ
ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ａ
ＲＨＲ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ａ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ａ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ａ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ａ
ＲＨＲ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ａ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ａ
ＲＨＲ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ａ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ｂ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

起因事象

ＲＨＲ喪失

ＲＨＲＳ
喪失

3.1.2−43

外部電源喪失

ＬＰＣＩ−Ｂ
ＣＳＴ−Ａ
ＲＨＲ系統
切替時の
ＬＯＣＡ

ＣＵＷ
ブロー時の
ＬＯＣＡ
ＣＲＤ
ＬＰＣＩ−Ｂ
点検時の
ＣＳＴ−Ａ※ＬＯＣＡ
ＬＰＲＭ
ＬＰＣＩ−Ｂ
点検時の
ＣＳＴ−Ａ
ＬＯＣＡ
※ ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡのうち，大規模流出時はＣＳＴに期待できない。

ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ａ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ａ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ａ
ＲＨＲ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ａ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ａ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ａ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ第 3.1.2.3−2 表

ＲＨＲＳ（Ａ系，Ｂ系）の成功基準

機器名

ＲＨＲＳの成功基準

ＲＨＲＳポンプ

1／2

ＲＨＲ熱交換器

1／1

第 3.1.2.3−3 表

空調機の成功基準

系統名

空調機の成功基準

ＨＰＣＳ

2／2

ＬＰＣＳ

1／1

ＲＨＲ−Ａ

1／1

ＲＨＲ−Ｂ

1／1

ＲＨＲ−Ｃ

1／1

ＤＧ−２Ｃ

2／2

ＤＧ−２Ｄ

2／2

ＨＰＣＳ−ＤＧ

2／2

3.1.2−44

第 3.1.2.3−4 表

各ＰＯＳにおける余裕時間（除熱機能及び注水機能）
ＰＯＳ別の

余裕時間

代表時間

（h）

Ｓ

6 時間後

3.9

Ａ

1 日後

5.7

Ｂ1

3 日後

53.8

Ｂ2

8 日後

90.9

ＲＨＲ喪失

Ｂ3

11 日後

107.6

ＲＨＲＳ喪失

Ｂ4

25 日後

155.2

外部電源喪失

Ｂ5

33 日後

174.5

Ｂ6

45 日後

199.7

Ｃ1

58 日後

35.8

Ｃ2

66 日後

38.3

Ｄ

75 日後

40.8

起因事象

ＰＯＳ

3.1.2−45

第 3.1.2.5−1 表

フロントライン系とサポート系の依存性
フロントライン系（従属故障の可能性のある系統）
RHR

LPCS

B

区分Ⅰ

◎

◎

−

区分Ⅱ

−

◎

区分Ⅲ

−

区分Ⅰ

CST

B

C

A

B

◎

◎

−

−

◎

−

−

−

−

◎

◎

−

◎

−

◎

−

−

−

−

−

−

◎

◎

−

◎

◎

−

−

−

−

区分Ⅱ

◎

◎

−

−

−

◎

◎

−

−

区分Ⅲ

−

−

◎

−

−

−

−

−

−

RHRS-A

◎

−

−

◎

◎

−

−

−

−

非常用補機
RHRS-B
冷却系

−

◎

−

−

−

◎

◎

−

−

HPCS-DGSW

−

−

◎

−

−

−

−

−

−

HPCSポンプ室

−

−

◎

−

−

−

−

−

−

LPCSポンプ室

−

−

−

◎

−

−

−

−

−

LPCI-A（RHR-A）ポンプ室

◎

−

−

−

◎

−

−

−

−

LPCI-B（RHR-B）ポンプ室

−

◎

−

−

−

◎

−

−

−

LPCI-Cポンプ室

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

DG-2C室

−

−

−

−

−

−

−

−

−

DG-2D室

−

−

−

−

−

−

−

−

−

HPCS-DG室

−

−

−

−

−

−

−

−

−

直流電源

A

LPCI
A

交流電源

（
ー

3.1.2−46

故
サ障
ポ系
統
ト・
系機
器

HPCS

）
空調機

◎ 系統の機能維持に必須であり，故障により系統の機能喪失となる。

第 3.1.2.5−2 表

サポート系同士の依存性
従属故障の可能性のある系統

残留熱除去系
海水系

非常用ディーゼル
発電機

非常用交流電源

RHRS

DG
区分Ⅰ

A
非常用
補機冷却系

非常用
交流電源

交流電源
関連設備

3.1.2−47

故
障
系
統
・
機
器

直流電源

RHRS-A

非常用ディーゼル
発電機海水系

区分Ⅱ

−

DGSW

区分Ⅲ

B

空調機

直流電源

2C

2D

HPCS

A

B

HPCS

区分Ⅰ

区分Ⅱ

区分Ⅲ

LPCI-A LPCI-B
LPCI-C
HPCS
LPCS(RHR-A) (RHR-B)
ポンプ室
ポンプ室 ポンプ室
ポンプ室 ポンプ室

DG-2C
室

DG-2D
室

HPCS-DG
室

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

◎

◎

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

◎

◎

−

−

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

△

−

−

−

◎

◎

−

−

◎

−

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

△

−

−

−

−

◎

◎

−

◎

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

△

◎

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

RHRS-B

−

区分Ⅰ

◎

−

区分Ⅱ

−

◎

−

区分Ⅲ

−

−

−

−

DG-2C

○

−

○

−

−

DG-2D

−

○

−

○

−

−

HPCS-DG

−

−

−

−

○

−

−

DGSW-A

−

−

−

−

−

◎

−

−

DGSW-B

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

HPCS-DGSW

−

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

区分Ⅰ

◎

−

−

−

−

◎

−

−

−

−

−

区分Ⅱ

−

◎

−

−

−

−

◎

−

−

−

−

−

区分Ⅲ

−

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

−

−

−

HPCSポンプ室

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

LPCSポンプ室

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

LPCI-A（RHR-A）ポンプ室

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

LPCI-B（RHR-B）ポンプ室

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

LPCI-Cポンプ室

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

DG-2C室

−

−

−

−

−

◎

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

DG-2D室

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

HPCS-DG室

−

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

空調機

◎： 系統の機能に必須であり，故障により系統の機能喪失となる。

◎○△

系統の機能維持に必須であり，故障により系統の機能喪失となる。
起因事象により必須になるケースがあり，事象によっては系統機能喪失となる。
故障により，冗長性のある機器等が一部不動作となるため，系統のモデルで考慮する。

−−

第 3.1.2.5−3 表

代表的なフォールトツリーの評価結果
非信頼度［平均］（／ｄ）

系統
残留熱除去系の故障
原子炉冷却材の流出

3.1.2−48※

外部電源喪失ＨＰＣＳ

6.8E-03

1.2E-02

ＬＰＣＳ

3.6E-03

3.6E-03

ＬＰＣＩ−Ａ

3.7E-03

3.8E-03

ＬＰＣＩ−Ｂ

3.7E-03

3.8E-03

ＬＰＣＩ−Ｃ

3.7E-03

3.7E-03

ＣＳＴ−Ａ

2.5E-03

2.4E-03

ＣＳＴ−Ｂ

2.5E-03

2.5E-03

ＲＨＲ−Ａ

8.7E-03※

1.1E-02

ＲＨＲ−Ｂ

8.9E-03※

1.1E-02

起因事象「原子炉冷却材の流出」では期待しない。

第 3.1.2.5−4(a)表 ＨＰＣＳフォールトツリーの主要なミニマルカットセット
No.

主要なミニマルカットセット

割合（％）

1

ＨＰＣＳ原子炉水位制御操作失敗

36.6

2

ＨＰＣＳインジェクション弁手動操作失敗

16.1

2

ＨＰＣＳポンプ手動操作失敗

16.1

4

ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ海水ストレーナ閉塞

1.9

5

ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷポンプ起動失敗

1.5

6

ＨＰＣＳポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 1 開け忘れ

1.2

6

ＨＰＣＳポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 2 開け忘れ

1.2

6

ＨＰＣＳポンプ軸受シールクーラ海水出口弁開け忘れ

1.2

6

ＨＰＣＳポンプ室空調１冷却器入口弁開け忘れ

1.2

6

ＨＰＣＳポンプ室空調１冷却器出口弁開け忘れ

1.2

6

ＨＰＣＳポンプ室空調 2 冷却器入口弁開け忘れ

1.2

6

ＨＰＣＳポンプ室空調 2 冷却器出口弁開け忘れ

1.2

6

ＨＰＣＳポンプ／ポンプ室空調冷却器元弁開け忘れ

1.2

6

ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷポンプ出口弁開け忘れ

1.2

6

ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ放出ライン隔離弁開け忘れ

1.2

6

ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ放出ライン排水弁（放水口Ｂ）開け忘れ

1.2

6

ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ放出ライン排水弁（放水口Ｃ）開け忘れ

1.2

6

ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷエンジンエアクーラ入口弁 1 開け忘れ

1.2

6

ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷエンジンエアクーラ入口弁 2 開け忘れ

1.2

6

ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ系統出口隔離弁開け忘れ

1.2

3.1.2−49

第 3.1.2.5−4(b)表 ＬＰＣＳフォールトツリーの主要なミニマルカットセット
No.

主要なミニマルカットセット

割合（％）

1

ＬＰＣＳポンプ手動操作失敗

30.6

1

ＬＰＣＳインジェクション弁手動操作失敗

30.6

3

ＲＨＲＳ−Ａ海水ストレーナ閉塞

3.6

4ＬＰＣＳポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 1 開け忘れ

2.3

4

ＬＰＣＳポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 2 開け忘れ

2.3

4

ＬＰＣＳポンプ軸受シールクーラ海水出口弁開け忘れ

2.3

4

ＲＨＲＳ−Ａ熱交換器入口弁開け忘れ

2.3

4

ＲＨＲＳ−Ａ熱交換器出口弁開け忘れ

2.3

4

ＲＨＲＳ−Ａ放出ライン隔離弁開け忘れ

2.3

4

ＲＨＲＳ−Ａ放出ライン排水弁(放水口Ｂ)開け忘れ

2.3

4

ＬＰＣＳポンプ室空調冷却器入口弁開け忘れ

2.3

4

ＬＰＣＳポンプ室空調冷却器出口弁開け忘れ

2.3

13

ＬＰＣＳポンプ起動失敗

1.3

13

ＬＰＣＳポンプ室空調ファン起動失敗

1.3

15

ＬＰＣＳインジェクション弁閉塞

1.2

16

ＬＰＣＳ保修用隔離弁閉塞

1.0

17

ＲＨＲＳ−Ａ流量制御弁開失敗

0.8

17

ＲＨＲＳ−Ａ流量制御弁閉塞

0.8

19

ＬＰＣＳポンプ運転継続失敗

0.7

19

ＬＰＣＳポンプ室空調冷却器閉塞

0.7

3.1.2−50

第 3.1.2.5−4(c)表 ＬＰＣＩ−Ａフォールトツリーの主要なミニマルカットセット
No.

主要なミニマルカットセット

割合（％）

1

ＲＨＲ−Ａポンプ手動操作失敗

29.7

1

ＬＰＣＩ−Ａインジェクション弁手動操作失敗

29.7

3

ＲＨＲＳ−Ａ海水ストレーナ閉塞

3.5

4

ＲＨＲＳ−Ａ熱交換器入口弁開け忘れ

2.2

4

ＲＨＲＳ−Ａ熱交換器出口弁開け忘れ

2.2

4

ＲＨＲＳ−Ａ放出ライン隔離弁開け忘れ

2.2

4

ＲＨＲＳ−Ａ放出ライン排水弁(放水口Ｂ)開け忘れ

2.2

4

ＲＨＲ−Ａポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 1 開け忘れ

2.2

4

ＲＨＲ−Ａポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 2 開け忘れ

2.2

4

ＲＨＲ−Ａポンプ軸受シールクーラ海水出口弁開け忘れ

2.2

4

ＲＨＲ−Ａポンプ出口手動弁開け忘れ

2.2

4

ＲＨＲ−Ａポンプ室空調冷却器入口弁開け忘れ

2.2

4

ＲＨＲ−Ａポンプ室空調冷却器出口弁開け忘れ

2.2

14

ＲＨＲ−Ａポンプ起動失敗

1.3

14

ＲＨＲ−Ａポンプ室空調ファン起動失敗

1.3

16

ＲＨＲ−Ａインジェクション弁閉塞

1.1

17

ＲＨＲ−Ａインジェクションライン手動弁閉塞

1.0

18

ＲＨＲＳ−Ａ流量制御弁開失敗

0.8

18

ＲＨＲＳ−Ａ流量制御弁閉塞

0.8

20

ＲＨＲ−Ａポンプ運転継続失敗

0.7

3.1.2−51

第 3.1.2.5−4(d)表 ＬＰＣＩ−Ｂフォールトツリーの主要なミニマルカットセット
No.

主要なミニマルカットセット

割合（％）

1

ＲＨＲ−Ｂポンプ手動操作失敗

29.7

1

ＬＰＣＩ−Ｂインジェクション弁手動操作失敗

29.7

3

ＲＨＲＳ−Ｂ海水ストレーナ閉塞

3.5

4

ＲＨＲＳ−Ｂ熱交換器入口弁開け忘れ

2.2

4

ＲＨＲＳ−Ｂ熱交換器出口弁開け忘れ

2.2

4

ＲＨＲＳ−Ｂ放出ライン隔離弁開け忘れ

2.2

4

ＲＨＲＳ−Ｂ放出ライン排水弁（放水口Ｂ）開け忘れ

2.2

4

ＲＨＲ−Ｂポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 1 開け忘れ

2.2

4

ＲＨＲ−Ｂポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 2 開け忘れ

2.2

4

ＲＨＲ−Ｂポンプ軸受シールクーラ海水出口弁開け忘れ

2.2

4

ＲＨＲ−Ｂポンプ出口手動弁開け忘れ

2.2

4

ＲＨＲ−Ｂポンプ室空調冷却器入口弁開け忘れ

2.2

4

ＲＨＲ−Ｂポンプ室空調冷却器出口弁開け忘れ

2.2

14

ＲＨＲ−Ｂポンプ起動失敗

1.3

14

ＲＨＲ−Ｂポンプ室空調ファン起動失敗

1.3

16

ＲＨＲ−Ｂインジェクション弁閉塞

1.1

17

ＲＨＲ−Ｂインジェクションライン手動弁閉塞

1.0

18

ＲＨＲＳ−Ｂ流量制御弁開失敗

0.8

18

ＲＨＲＳ−Ｂ流量制御弁閉塞

0.8

20

ＲＨＲ−Ｂポンプ運転継続失敗

0.7

3.1.2−52

第 3.1.2.5−4(e)表 ＬＰＣＩ−Ｃフォールトツリーの主要なミニマルカットセット
No.

主要なミニマルカットセット

割合（％）

1

ＲＨＲ−Ｃポンプ手動操作失敗

29.7

1

ＬＰＣＩ−Ｃインジェクション弁手動操作失敗

29.7

3

ＲＨＲＳ−Ｂ海水ストレーナ閉塞

3.5

4

ＲＨＲＳ−Ｂ熱交換器入口弁開け忘れ

2.2

4

ＲＨＲＳ−Ｂ熱交換器出口弁開け忘れ

2.2

4

ＲＨＲＳ−Ｂ放出ライン隔離弁開け忘れ

2.2

4

ＲＨＲＳ−Ｂ放出ライン排水弁（放水口Ｂ）開け忘れ

2.2

4

ＲＨＲ−Ｃポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 1 開け忘れ

2.2

4

ＲＨＲ−Ｃポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 2 開け忘れ

2.2

4

ＲＨＲ−Ｃポンプ軸受シールクーラ海水出口弁開け忘れ

2.2

4

ＲＨＲ−Ｃポンプ出口手動弁開け忘れ

2.2

4

ＲＨＲ−Ｃポンプ室空調冷却器入口弁開け忘れ

2.2

4

ＲＨＲ−Ｃポンプ室空調冷却器出口弁開け忘れ

2.2

14

ＲＨＲ−Ｃポンプ起動失敗

1.3

14

ＲＨＲ−Ｃポンプ室空調ファン起動失敗

1.3

16

ＲＨＲ−Ｃインジェクション弁閉塞

1.1

17

ＲＨＲ−Ｃインジェクションライン手動弁閉塞

1.0

18

ＲＨＲＳ−Ｂ流量制御弁開失敗

0.8

18

ＲＨＲＳ−Ｂ流量制御弁閉塞

0.8

20

ＲＨＲ−Ｃポンプ運転継続失敗

0.7

3.1.2−53

第 3.1.2.5−4(f)表 ＣＳＴ−Ａフォールトツリーの主要なミニマルカットセット
No.

主要なミニマルカットセット

割合（％）

1

ＣＳＴ−Ａポンプ手動操作失敗

43.3

2

復水貯蔵タンクＡ真空逃がし弁作動失敗

14.8

2

復水貯蔵タンクＢ真空逃がし弁作動失敗

14.8

4

ＣＳＴ−Ａポンプ起動失敗

14.7

5

ＣＳＴ−Ａポンプ入口弁開け忘れ

3.3

5

ＣＳＴ−Ａポンプ出口弁開け忘れ

3.3

7

ＣＳＴ−Ａポンプ制御部故障

2.7

8

ＣＳＴ−Ａポンプ運転継続失敗

1.0

第 3.1.2.5−4(g)表 ＣＳＴ−Ｂフォールトツリーの主要なミニマルカットセット
No.

主要なミニマルカットセット

割合（％）

1

ＣＳＴ−Ｂポンプ手動操作失敗

43.3

2

復水貯蔵タンクＡ真空逃がし弁作動失敗

14.8

2

復水貯蔵タンクＢ真空逃がし弁作動失敗

14.8

4

ＣＳＴ−Ｂポンプ起動失敗

14.7

5

ＣＳＴ−Ｂポンプ入口弁開け忘れ

3.3

5

ＣＳＴ−Ｂポンプ出口弁開け忘れ

3.3

7

ＣＳＴ−Ｂポンプ制御部故障

2.78

ＣＳＴ−Ｂポンプ運転継続失敗

1.0

3.1.2−54

第 3.1.2.5−4(h)表 ＲＨＲ−Ａフォールトツリーの主要なミニマルカットセットNo.
1

主要なミニマルカットセット

割合（％）

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）Ａライン調整弁手動操作失

12.6

敗

1

ＲＨＲ−Ａミニフローライン電動弁手動操作失敗

12.6

1

ＲＨＲ−Ａポンプ入口弁（原子炉停止時冷却系）手動操作失敗

12.6

ＲＨＲ−Ａポンプ入口弁（サプレッション・プール）手動操作失

12.6

1

敗

1

ＲＨＲ−Ａポンプ手動操作失敗

12.6

6

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）Ａライン調整弁開失敗

2.46

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）Ａライン調整弁制御部故障

2.4

6

ＲＨＲ−Ａポンプ入口弁（原子炉停止時冷却系）開失敗

2.4

6

ＲＨＲ−Ａポンプ入口弁（原子炉停止時冷却系）制御部故障

2.4

10

内側隔離弁（原子炉停止時冷却系）隔離誤信号

2.1

10

外側隔離弁（原子炉停止時冷却系）隔離誤信号

2.1

12

ＲＨＲＳ−Ａ海水ストレーナ閉塞

1.5

13

ＲＨＲＳ−Ａ熱交換器入口弁開け忘れ

1.0

13

ＲＨＲＳ−Ａ熱交換器出口弁開け忘れ

1.0

13

ＲＨＲＳ−Ａ放出ライン隔離弁開け忘れ

1.0

13

ＲＨＲＳ−Ａ放出ライン排水弁（放水口Ｂ）開け忘れ

1.0

13

ＲＨＲ−Ａポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 1 開け忘れ

1.0

13

ＲＨＲ−Ａポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 2 開け忘れ

1.0

13

ＲＨＲ−Ａポンプ軸受シールクーラ海水出口弁開け忘れ

1.0

13

ＲＨＲ−Ａポンプ出口手動弁開け忘れ

1.0

13

ＲＨＲ−Ａポンプ室空調冷却器入口弁開け忘れ

1.0

13

ＲＨＲ−Ａポンプ室空調冷却器出口弁開け忘れ

1.0

3.1.2−55

第 3.1.2.5−4(i)表 ＲＨＲ−Ｂフォールトツリーの主要なミニマルカットセット
No.

主要なミニマルカットセット

割合（％）

1

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）Ｂライン調整弁手動操作失敗

12.6

1

ＲＨＲ−Ｂミニフローライン電動弁手動操作失敗

12.6

1

ＲＨＲ−Ｂポンプ入口弁（原子炉停止時冷却系）手動操作失敗

12.6

1

ＲＨＲ−Ｂポンプ入口弁（サプレッション・プール）手動操作失敗

12.6

1

ＲＨＲ−Ｂポンプ手動操作失敗

12.6

6

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）Ｂライン調整弁開失敗

2.46

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）Ｂライン調整弁制御部故障

2.4

6

ＲＨＲ−Ｂポンプ入口弁（原子炉停止時冷却系）開失敗

2.4

6

ＲＨＲ−Ｂポンプ入口弁（原子炉停止時冷却系）制御部故障

2.4

10

内側隔離弁（原子炉停止時冷却系）隔離誤信号

2.1

10

外側隔離弁（原子炉停止時冷却系）隔離誤信号

2.1

12

ＲＨＲＳ−Ｂ海水ストレーナ閉塞

1.5

13

ＲＨＲＳ−Ｂ熱交換器入口弁開け忘れ

1.0

13

ＲＨＲＳ−Ｂ熱交換器出口弁開け忘れ

1.0

13

ＲＨＲＳ−Ｂ放出ライン隔離弁開け忘れ

1.0

13

ＲＨＲＳ−Ｂ放出ライン排水弁（放水口Ｂ）開け忘れ

1.0

13

ＲＨＲ−Ｂポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 1 開け忘れ

1.0

13

ＲＨＲ−Ｂポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 2 開け忘れ

1.0

13

ＲＨＲ−Ｂポンプ軸受シールクーラ海水出口弁開け忘れ

1.0

13

ＲＨＲ−Ｂポンプ出口手動弁開け忘れ

1.0

13

ＲＨＲ−Ｂポンプ室空調冷却器入口弁開け忘れ

1.0

13

ＲＨＲ−Ｂポンプ室空調冷却器出口弁開け忘れ

1.0

3.1.2−56

第 3.1.2.6−1 表

同一システム内で共通要因故障を考慮した機器及び故障モード

系統

機器タイプ

起動失敗

ポンプ

ＲＨＲＳ
ＤＧ室空調

第 3.1.2.6−2 表

故障モード
運転継続失敗

逆止弁

開失敗

ダンパ

開失敗

システム間で共通要因故障を考慮した機器及び故障モード

系統
ＥＣＣＳ起動信号（手動起動に必要な信号）

検出器

作動失敗

トリップユニット

作動失敗

ポンプ
ＣＳＴ−Ａ／Ｂ
弁（手動弁は除く）
ポンプ
ＬＰＣＩ−Ａ／Ｂ／Ｃ（ＲＨＲ−Ａ／Ｂ）

ファン
弁（手動弁は除く）
ポンプ

ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ

開失敗
起動失敗
運転継続失敗起動失敗
運転継続失敗開失敗
閉失敗
起動失敗
運転継続失敗ストレーナ

閉塞（内部破損含む）

交流電源（区分Ⅰ，Ⅱ）

直流電源（区分Ⅰ，Ⅱ）

運転継続失敗開失敗

ポンプ

ＤＧＳＷ−Ａ／Ｂ

起動失敗

弁（手動弁は除く）

非常用ディーゼル発電機（ＤＧ−２Ｃ／２Ｄ）

故障モード

機器タイプ

ファン

起動失敗
運転継続失敗起動失敗
運転継続失敗起動失敗
運転継続失敗弁（手動弁は除く）

開失敗

ストレーナ

閉塞（内部破損含む）

ポンプ

起動失敗
運転継続失敗ストレーナ

閉塞（内部破損含む）

蓄電池

給電失敗

3.1.2−57

第 3.1.2.6−3 表

共通要因故障パラメータの一覧

βファクタ※１

γファクタ※２

ポンプ，ファン

0.039

0.520

ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−１２０５ Ｒｅｖ.１

弁，ダンパ

0.130

0.565

ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−１３６３ Ｒｅｖ.１

ＤＧ

0.021

−

ＮＵＲＥＧ−１１５０

検出器，トリップユニット

0.082

−

ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−２７７１

蓄電池

0.008

−

ＮＵＲＥＧ−０６６６

ストレーナ

0.133

−

ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−５４９７

機器タイプ

備考

3.1.2−58※1 多重故障（2 重以上）が発生する確率※2 多重故障が発生した場合，それが 3 重以上の故障である条件付確率
ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−４５５０に基づきγファクタを算出

第 3.1.2.7−1 表

人的過誤の評価結果
過誤確率
(平均値)
[／ｄ]

エラー
ファクタ

弁の開け忘れ・閉め忘れ

8.3E-05

4.8

ＤＧ試験時ガバナ操作後の復旧失敗

3.9E-036.8

手動操作失敗1.1E-03

3.5

水源切替操作失敗（ＣＳＴ→サプレッション・チェンバ）2.5E-036.5

原子炉水位制御操作失敗

2.5E-03

6.5

ＤＧ燃料油補給操作失敗

1.1E-0435.6

運転員の認知失敗（ＲＨＲ系統切替時のＬＯＣＡ）

1.8E-0742.7

運転員の認知失敗（ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ）

3.0E-07

122.7

隔離失敗
（ＣＲＤ，ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ）

5.3E-02

10.0

隔離失敗（ＲＨＲ系統切替時，ＣＵＷブロー時のＬ
ＯＣＡ）

5.3E-04

10.0

人的過誤
起因事象
発生前

起因事象
発生後

3.1.2−59

第 3.1.2.8−1 表
ＰＯＳ
日数

Ｓ

Ａ

Ｂ1

Ｂ2

起因事象別・ＰＯＳ別炉心損傷頻度内訳表
Ｂ3

Ｂ4

Ｂ5

Ｂ6

Ｃ1

Ｃ2

Ｄ

合計
(／施設定期検査)

寄与割合
（％）

1.1E-06

22.6

9.9E-0720.0

1.2E-07

2.5

3.8E-06

77.4

1 日間

2 日間

5 日間

3 日間

14 日間

8 日間

12 日間

13 日間

8 日間

9 日間

7 日間

5.7E-14

3.1E-13

2.5E-07

1.6E-07

7.1E-07

2.5E-12

6.4E-10

7.4E-13

4.5E-13

4.2E-124.0E-13(5.7E-14)(1.5E-13)(5.0E-08)(5.3E-08)(5.1E-08)(3.1E-13)(5.4E-11)(5.7E-14)(5.6E-14)(4.7E-13)(5.8E-14)

2.1E-14

4.7E-14

2.2E-07

1.4E-07

6.3E-07

2.2E-12

1.5E-11

2.8E-13

1.7E-13

2.2E-12

1.5E-13(2.1E-14)(2.3E-14)(4.5E-08)(4.7E-08)(4.5E-08)(2.8E-13)(1.3E-12)(2.2E-14)(2.2E-14)(2.5E-13)(2.2E-14)

3.5E-14

2.6E-13

2.8E-08

1.7E-08

7.9E-08

2.8E-13

6.3E-10

4.6E-13

2.8E-132.0E-12

2.5E-13(3.5E-14)(1.3E-13)(5.6E-09)(5.8E-09)(5.6E-09)(3.5E-14)(5.2E-11)(3.5E-14)(3.5E-14)(2.2E-13)(3.6E-14)

3.7E-10

7.3E-108.0E-07

7.8E-07

2.2E-06

3.0E-09

4.4E-09

4.7E-09

3.0E-09

3.8E-08

2.5E-09(3.7E-10)(3.7E-10)(1.6E-07)(2.6E-07)(1.6E-07)(3.7E-10)(3.7E-10)(3.6E-10)(3.7E-10)(4.2E-09)(3.6E-10)−−−

4.6E-11−−

7.3E-17−

2.9E-11

4.1E-11

7.1E-11

1.9E-10＜0.1

ＲＨＲ系統切替−−−

4.2E-13−−

7.3E-17−−

4.1E-11

4.1E-11

8.3E-11＜0.1

ＣＵＷブロー

−

−

−

−

−

−

−

−

2.9E-11−

2.9E-11

5.8E-11

＜0.1

ＣＲＤ点検

−

−

−

4.5E-11

−

−

−

−

−

−

−

4.5E-11＜0.1

ＬＰＲＭ点検−−−9.8E-14

−

−

−

−

−

−

−

9.8E-14＜0.1

合計(／ＰＯＳ)

3.7E-10

7.3E-101.0E-06

9.4E-07

2.9E-06

3.0E-09

5.1E-09

4.7E-09

3.0E-09

3.8E-08

2.6E-09

5.0E-06

−

寄与割合
（％）

＜0.1

＜0.1

21.1

18.9

58.8

＜0.1

0.1

＜0.1

＜0.1

0.8

＜0.1

−

100.0

崩壊熱除去機能喪失

ＲＨＲ喪失

ＲＨＲＳ喪失外部電源喪失3.1.2−60

原子炉冷却材の流出

上段：／ＰＯＳ, 下段（ ）内：／日

第 3.1.2.8−2 表事故シーケンスグループ別炉心損傷頻度の内訳と寄与割合
事故シーケンス

事故シーケンスグループ

事故シーケンス

炉心損傷頻度

寄与割合

グループ別

寄与割合

（／施設定期検査）（％）

炉心損傷頻度

（％）（／施設定期検査）
残留熱除去系の故障＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

1.1E-0622.6

崩壊熱除去機能喪失
外部電源喪失＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗
外部電源喪失＋交流電源失敗＋崩壊熱除去・炉心

3.1.2−61

冷却失敗

3.1E-07

6.3

3.5E-06

71.1

全交流動力電源喪失
外部電源喪失＋直流電源失敗＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗
原子炉冷却材の流出

原子炉冷却材の流出＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

合計

1.4E-06

28.8

3.5E-06

71.1

1.3E-10＜0.1

1.9E-10＜0.1

1.9E-10＜0.1

5.0E-06−

5.0E-06−

第 3.1.2.8−3 表事故シーケンス

崩
壊
熱
除
去
機
能
喪
失

残留熱除去系の故障＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

外部電源喪失＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

全
交
流
動
力
電
源
喪
失

原
子
炉
冷
却
材
の
流
出

外部電源喪失＋交流電源失敗＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

外部電源喪失＋直流電源失敗＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

原子炉冷却材の流出＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

炉心損傷頻度
（／施設定期検査）

1.1E-06

3.1E-07

3.5E-06

1.3E-10

1.9E-10

事故シーケンスグループの分析結果
寄与割合※１（％）

主要なカットセット（上位3位）

ＰＯＳ

炉心損傷頻度（／ＰＯＳ）

寄与割合※２（％）①ＲＨＲ喪失＋復水貯蔵タンクＡ真空逃がし弁作動
失敗

Ｂ３

3.0E-07

26.6①ＲＨＲ喪失＋復水貯蔵タンクＢ真空逃がし弁作動
失敗

Ｂ３

3.0E-07

26.6③ＲＨＲ喪失＋復水貯蔵タンクＡ真空逃がし弁作動
失敗

Ｂ１

1.1E-07

9.4③ＲＨＲ喪失＋復水貯蔵タンクＢ真空逃がし弁作動
失敗

Ｂ１

1.1E-079.4①外部電源喪失＋ＲＨＲ−Ｂポンプ手動操作失敗

Ｂ２

8.4E-0827.1①外部電源喪失＋ＬＰＣＩ−Ｂ注入弁手動操作失敗

Ｂ２

8.4E-0827.1①外部電源喪失＋ＲＨＲ−Ｂポンプ入口弁（サプレッション・チェンバ側）手動操作失敗

Ｂ２

8.4E-0827.1①外部電源喪失＋ＤＧ−２Ｄ運転継続失敗

Ｂ３

8.2E-0723.3②外部電源喪失＋ＤＧ−２Ｄ起動失敗

Ｂ３

5.6E-0715.8③外部電源喪失＋ＤＧ−２Ｃ運転継続失敗

Ｂ１

3.0E-078.4①外部電源喪失＋蓄電池−Ａ／Ｂ給電失敗共通要因
故障

Ｂ３

6.0E-1144.2②外部電源喪失＋蓄電池−Ａ／Ｂ給電失敗共通要因
故障

Ｃ２

3.8E-1128.2③外部電源喪失＋蓄電池−Ａ／Ｂ給電失敗共通要因
故障

Ｂ１

2.2E-1115.9①ＲＨＲ系統切替時のＬＯＣＡ＋運転員の認知失敗

Ｃ２

4.1E-1122.2①ＲＨＲ系統切替時のＬＯＣＡ＋運転員の認知失敗

Ｄ

4.1E-1122.2③ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ＋運転員の認知失敗

Ｃ１

2.9E-11

15.6③ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ＋運転員の認知失敗

Ｄ

2.9E-11

15.6

78.2

21.8

100.0

＜0.1

100.0

※1

事故シーケンスグループに対する寄与割合 ※2

3.1.2−62

事故シーケンスに対する寄与割合

第 3.1.2.8−4 表

緩和設備の基事象のＦＶ重要度評価結果

No.

基事象名

ＦＶ重要度

3.1.2−63

1

ＤＧ−２Ｄ運転継続失敗

2.0E-012

ＤＧ−２Ｄ起動失敗

1.4E-013

復水貯蔵タンクＡ真空逃がし弁作動失敗

1.1E-013

復水貯蔵タンクＢ真空逃がし弁作動失敗

1.1E-015

ＤＧ−２Ｃ運転継続失敗

6.0E-026

ＤＧ−２Ｃ起動失敗

4.1E-027

ＤＧ−２Ｄ起動信号故障

1.9E-028

ＤＧ−２Ｄ受電遮断器開失敗

1.8E-02

9

ＲＨＲ−Ｂポンプ手動操作失敗

1.7E-02

9

ＲＨＲ−Ｂポンプ入口弁（サプレッション・チェンバ側）手動操作失敗

1.7E-029

ＬＰＣＩ−Ｂ注入ライン弁手動操作失敗

1.7E-02

第 3.1.2.8−5 表
No.

緩和設備の基事象のＲＡＷ評価結果
基事象名

ＲＡＷ

3.1.2−641

軽油貯蔵タンク閉塞

4.3E+021

軽油貯蔵タンク破損

4.3E+023

復水貯蔵タンクＡ真空逃がし弁作動失敗

2.8E+023

復水貯蔵タンクＢ真空逃がし弁作動失敗

2.8E+023

復水貯蔵タンクＡ破損

2.8E+023

復水貯蔵タンクＡ閉塞

2.8E+023

復水貯蔵タンクＢ破損

2.8E+023

復水貯蔵タンクＢ閉塞

2.8E+02

9

ＣＳＴ−Ａ／Ｂポンプ運転継続失敗共通要因故障

2.8E+029

復水貯蔵タンクＡ ＣＳＴポンプ取出し元弁の閉塞

2.8E+029

復水貯蔵タンクＢ ＣＳＴポンプ取出し元弁の閉塞

2.8E+02

第 3.1.2.8−6 表

不確実さ解析結果
全炉心損傷頻度（／施設定期検査）点推定値

不確実さ解析

5.0E-06
平均値

5.0E-06

95％値

1.2E-05

中央値

3.9E-065％値

1.6E-06

エラー
ファクタ

3.1.2−65

2.7

第 3.1.2.8−7 表

起因事象別・ＰＯＳ別炉心損傷頻度内訳表（感度解析）

感度解析実施範囲
ＰＯＳ

Ｓ

Ａ

Ｂ1

Ｂ2

Ｂ3

Ｂ4

Ｂ5

Ｂ6

Ｃ1

Ｃ2

Ｄ

日数

1 日間

2 日間

5 日間

3 日間

14 日間

8 日間

12 日間

13 日間

8 日間

9 日間

7 日間

5.7E-14

3.1E-13

2.4E-07

1.4E-07

6.7E-07

2.5E-12

6.4E-10

7.4E-13

4.5E-13

4.2E-124.0E-13(5.7E-14)(1.5E-13)(4.8E-08)(4.8E-08)(4.8E-08)(3.1E-13)(5.4E-11)(5.7E-14)(5.6E-14)(4.7E-13)(5.8E-14)

崩壊熱除去機能喪失
2.1E-14

4.7E-14

2.1E-07

1.3E-07

6.0E-07

2.2E-12

1.5E-11

2.8E-13

1.7E-13

2.2E-12

1.5E-13(2.1E-14)(2.3E-14)(4.2E-08)(4.3E-08)(4.3E-08)(2.8E-13)(1.3E-12)(2.2E-14)(2.2E-14)(2.5E-13)(2.2E-14)

ＲＨＲ喪失
3.5E-14

2.6E-13

2.7E-08

1.6E-08

7.5E-08

2.8E-13

6.3E-10

4.6E-13

2.8E-132.0E-12

2.5E-13(3.5E-14)(1.3E-13)(5.3E-09)(5.3E-09)(5.4E-09)(3.5E-14)(5.2E-11)(3.5E-14)(3.5E-14)(2.2E-13)(3.6E-14)

ＲＨＲＳ喪失3.7E-10

7.3E-10

2.3E-08

1.4E-08

6.5E-083.0E-09

4.4E-09

4.7E-09

3.0E-09

3.8E-08

2.5E-09(3.7E-10)(3.7E-10)(4.7E-09)(4.6E-09)(4.6E-09)(3.7E-10)(3.7E-10)(3.6E-10)(3.7E-10)(4.2E-09)(3.6E-10)

外部電源喪失3.1.2−66

原子炉冷却材の流出

合計(／施設定期
検査)

寄与割合
（％）

1.1E-06

86.9

9.4E-0777.2

1.2E-079.7

1.6E-07

13.1

−

−

−

4.5E-11−−

7.3E-17−

2.9E-11

4.1E-11

7.1E-11

1.9E-10＜0.1

ＲＨＲ系統切替−−−

3.6E-13−−

7.3E-17−−

4.1E-11

4.1E-11

8.3E-11＜0.1

ＣＵＷブロー

−

−

−

−

−

−

−

−

2.9E-11−

2.9E-11

5.8E-11

＜0.1

ＣＲＤ点検

−

−

−

4.5E-11

−

−

−

−

−

−

−

4.5E-11＜0.1

ＬＰＲＭ点検−−−8.6E-14

−

−

−

−

−

−

−

8.6E-14＜0.1

3.7E-10

7.3E-10

2.6E-07

1.6E-07

7.4E-073.0E-09

5.1E-09

4.7E-09

3.0E-09

3.8E-08

2.6E-09

1.2E-06

−

＜0.1

＜0.1

21.5

13.0

60.7

0.2

0.4

0.4

0.2

3.1

0.2

−

100.0

合計
(／ＰＯＳ)
寄与割合（％）

上段：／ＰＯＳ, 下段（ ）内：／日

・プラントの設計・運用管理に係る情報を収集

プラント構成・特性の調査

3.1.2−67

プラント状態（ＰＯＳ）の分類

・原子炉水位，緩和設備の待機／待機除外等を考慮し，プラント状態（ＰＯＳ：Plant Operational State）を分類

起因事象の選定と発生頻度の評価

・燃料損傷に至る可能性のある事象を起因事象として選定し，その発生頻度を評価

成功基準の設定・燃料損傷の防止に必要な緩和設備の組合せを成功基準として設定

事故シーケンスの分析・選定した起因事象に対して，成功基準を踏まえて事故
シーケンスをイベントツリーにより展開し，燃料損傷に至る事故シーケンスグループを抽出システム信頼性解析

・各緩和設備（システム）の機能喪失要因をフォールトツ
リーにより展開し，システムの非信頼度を算出

パラメータの作成

・システム信頼性解析で使用する機器故障率等のパラメータを作成

人間信頼性解析・事象発生前後の人的過誤を同定し，人的過誤確率を評価

事故シーケンスの定量化

・炉心損傷（燃料損傷）に至る事故シーケンスを定量化

フィードバック，
整合性確認

第 3.1.2−1 図

内部事象停止時レベル１ＰＲＡの評価フロー図

HPCS
使用済燃料プール
F／D

原子炉ウェル

ドライヤ／
セパレータ
ピット

Hx

LPCS

FPC
RHR-C

原子炉
圧力容器

3.1.2−68

F／D

CST-A
Hx

CUW

RHR
HPCS
LPCS
CST
CUW
FPC
Hx
F／D

残留熱除去系
高圧炉心スプレイ系
低圧炉心スプレイ系
補給水系
原子炉冷却材浄化系
使用済燃料プール冷却浄化系
熱交換器
ろ過脱塩装置

第 3.1.2.1−1 図

CST-B
Hx
RHR-A
Hx
RHR-B

東海第二発電所の主要な系統・設備の概要図

出力

ＰＲＡの評価対象

10

1500

運転時

300

冷却材温度

原子炉圧力

原子炉内インベントリ

1000

停

出力

止 時

運転時
：原子炉水位：原子炉圧力：冷却材温度(約280℃)
原子炉ウェル満水(約280℃)

ＲＰＶ漏えい試験(約6.9MPa)(約6.9MPa)(約6.9MPa)200

3.1.2-69

5
[MPa]

ＲＰＶ満水

[℃]
100

500

通常水位
(約50℃)

[m3]
0

0

(大気圧)

0

プラント状態(ＰＯＳ)

−

Ｓ Ａ

発電機解列
復水器真空破壊

第 3.1.2.1−2 図

ＲＰＶ開放

Ｂ

Ｃ

ＲＰＶ閉鎖

プラント状態・主要パラメータとＰＯＳ分類

Ｄ

起動準備
ＣＲ引抜開始

−

発電機
併列

ＰＯＳ

Ｓ

Ａ

Ｂ１

Ｂ２

Ｂ３

Ｂ４

Ｂ５

Ｂ６

Ｃ１

Ｃ２

Ｄ

日数

1

2

5

3

14

8

12

13

8

9

7

代表水位

通常水位

原子炉ウェル満水

通常水位

ＣＲＤ点検
ＬＰＲＭ点検
ＲＨＲ−Ａ
除熱系

※２

ＲＨＲ−Ｂ
※１

ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ
ＨＰＣＳ
注水系

ＬＰＣＳ

3.1.2−70

ＬＰＣＩ−Ａ※２

ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−ＣＲＨＲＳ−Ａ
補機冷却系
ＲＨＲＳ−Ｂ
ＤＧ−２Ｃ
電源系

ＤＧ−２Ｄ
ＨＰＣＳ−ＤＧ
※３

※1
※2
※3

ＲＨＲ蒸気凝縮配管撤去のため，ＲＨＲ−Ｂ待機除外
ＲＨＲ−Ａ系統圧力上昇による点検のため，ＲＨＲ−Ａ待機除外
ＨＰＣＳ―ＤＧの潤滑油プライミングポンプの点検のため，ＨＰＣＳ―ＤＧ待機除外：運転第 3.1.2.1−3 図

：待機

：待機除外

第 19 回施設定期検査工程のＰＯＳ分類結果

3.1.2−71
第 3.1.2.2−1 図

マスターロジックダイアグラム抽出結果

100

3.1.2−72

崩壊熱量 / 除熱量（MWt）

ＲＨＲ １系統

プールゲート開10

ＣＵＷ ２系統
プールゲート閉
ＦＰＣ ２系統
ＣＵＷ １系統
ＦＰＣ １系統

1
0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

55

60

発電機解列からの経過日数

第 3.1.2.3−1 図

除熱能力と崩壊熱量の評価結果

65

70

75

80

85

3.1.2−73

崩壊熱による蒸発量 / 注水量（m3/h）

10000

ＬＰＣＩ 1系統
ＨＰＣＳ,ＬＰＣＳ

1000

ＣＳＴ 1系統100
プールゲート開

プールゲート閉
10

1
0

5

10

15

20

第 3.1.2.3−2 図

25

30

35
40
45
50
発電機解列からの経過日数

55

60

65

注水機能による注水量と崩壊熱による蒸発量の評価結果

70

75

80

85

3.1.2−74
原子炉ｳｪﾙ

第 3.1.2.3−3 図

冷却材の保有水量

137
89
156
140
759
352
837
949
262

残留熱除去系の故障

崩壊熱除去・炉心冷却成功

燃料損傷なし失敗

第 3.1.2.4−1（a）図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対するイベントツリー【仮定条件】
・運転中のＲＨＲ又はＲＨＲＳが機能喪失する場合を起因事象とする。
【イベントツリーの説明】
・崩壊熱除去及び炉心冷却に失敗する場合，「崩壊熱除去機能喪失」により燃料損傷に至る。

3.1.2−75外部電源喪失

直流電源

交流電源

崩壊熱除去・
炉心冷却
成功

成功
失敗

成功
成功

失敗
失敗
成功

失敗
失敗

第 3.1.2.4−1（b）図事故シーケンスグループ
燃料損傷なし崩壊熱除去機能喪失
燃料損傷なし全交流動力電源喪失
燃料損傷なし全交流動力電源喪失

外部電源喪失に対するイベントツリー【仮定条件】
・外部電源喪失の発生により所内電源が喪失するため，崩壊熱除去及び炉心冷却系の起動に必要な非常用電源の確保が必要となる。
・非常用ＤＧによる非常用交流電源確保のためには，直流電源が必要である。
・本ヘディングでの直流電源及び交流電源は，区分Ⅰ及びⅡを表す。
【イベントツリーの説明】
・起因事象発生後，直流電源確保及び交流電源確保に成功した場合は，崩壊熱除去
機能喪失のイベントツリーと同様の事象進展となる。
・直流電源又は交流電源の確保に失敗し，ＨＰＣＳによる崩壊熱除去・炉心冷却に失敗した場合，「全交流動力電源喪失」により炉心損傷に至る。ただし，ＨＰＣ
Ｓによる崩壊熱除去・炉心冷却に成功した場合は，炉心損傷に至らない。

3.1.2−76原子炉冷却材の流出

崩壊熱除去・炉心冷却成功

燃料損傷なし失敗

第 3.1.2.4−1（c）図事故シーケンスグループ

原子炉冷却材の流出

原子炉冷却材の流出に対するイベントツリー【仮定条件】
・原子炉冷却材の流出（ＲＨＲ系統切替時のＬＯＣＡ，ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ，
ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡ，ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ）が発生する場合を起因事象とする。
【イベントツリーの説明】
・起因事象発生後，冷却材流出の隔離又は注水系による崩壊熱除去・炉心冷却に成功すれば，事象が収束する。
・崩壊熱除去及び炉心冷却に失敗する場合，「原子炉冷却材の流出」により炉心損傷に至る。

3.1.2−77

第 3.1.2.6−1 図

共通要因故障同定のフロー

3.1.2−78

一日当たりの炉心損傷頻度（／日）1.0E-06

1.0E-07

1.0E-08

1.0E-09

3.1.2−79

1.0E-10
POS
日数
代表水位
ＣＲＤ点検
ＬＰＲＭ点検SA
1 2 3 4
通常水位

5

B1
6

7

8

B2
B3
B4
B5
B6
C1
C2
D
9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82
通常水位
原子炉ウェル満水

ＲＨＲ−Ａ
除熱系
ＲＨＲ−Ｂ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ
ＨＰＣＳ
注水系

ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ａ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−ＣＲＨＲＳ−Ａ

補機冷却系
ＲＨＲＳ−Ｂ
ＤＧ−２Ｃ
電源系

ＤＧ−２Ｄ
ＨＰＣＳ−ＤＧ
：運転

：待機

：待機除外

第 3.1.2.8−1 図

一日当たりの炉心損傷頻度の変化

ＣＵＷブロー時
ＣＲＤ点検時の
のＬＯＣＡ
ＬＯＣＡ
＜0.1％
＜0.1％

ＲＨＲ系統切替時のＬＯＣＡ＜0.1％

ＲＨＲＳ喪失2.5％

ＬＰＲＭ点検時
のＬＯＣＡ
＜0.1％

ＲＨＲ喪失
20.0％

外部電源喪失77.4％

第 3.1.2.8−2 図

起因事象別の全炉心損傷頻度への寄与割合

3.1.2−80

ＰＯＳ−Ｃ1ＰＯＳ−Ｂ6＜0.1％＜0.1％

ＰＯＳ−Ｂ4
＜0.1％

ＰＯＳ−Ｄ
＜0.1％
ＰＯＳ−Ａ
＜0.1％

ＰＯＳ−Ｂ50.1％
ＰＯＳ−Ｃ2
0.8％

ＰＯＳ−Ｓ
＜0.1％

ＰＯＳ−Ｂ2
18.9％

ＰＯＳ−Ｂ358.8％
ＰＯＳ−Ｂ1
21.1％

第 3.1.2.8−3 図

ＰＯＳ別の全炉心損傷頻度への寄与割合

3.1.2−81原子炉冷却材の流出＜0.1％

崩壊熱除去機能喪失
28.8％

全交流動力電源喪失
71.1％

第 3.1.2.8−4 図事故シーケンスグループ別の全炉心損傷頻度の寄与割合

3.1.2−82

1.0E+03
復水貯蔵タンクA
真空逃がし弁作動失敗
復水貯蔵タンクB
真空逃がし弁作動失敗

軽油貯蔵タンク破損

DG-2D受電遮断器開失敗

DG-2D起動失敗
軽油貯蔵タンク閉塞

1.0E+02
CST-A／Bポンプ運転継続失敗
共通要因故障3.1.2−83

ＲＡＷ

復水貯蔵タンクA
CSTポンプ取出し元弁の閉塞
復水貯蔵タンクB
CSTポンプ取出し元弁の閉塞

1.0E+01

DG-2D起動信号故障
DG-2D運転継続失敗

復水貯蔵タンクA破損
復水貯蔵タンクA閉塞
復水貯蔵タンクB破損
復水貯蔵タンクB閉塞

DG-2C運転継続失敗

DG-2C起動失敗

RHR-Bポンプ手動操作失敗
RHR-Bポンプ入口弁（サプレッション・プール）手動操作失敗
LPCI-B注入ライン弁手動操作失敗

1.0E+00
1.0E-05

1.0E-04

1.0E-03

1.0E-02
ＦＶ重要度

第 3.1.2.8−5 図

重要度解析結果

1.0E-01

1.0E+00

1.0E-05
原子炉冷却材の流出
外部電源喪失3.1.2−84

炉心損傷頻度（／ＰＯＳ，／施設定期検査）

残留熱除去系の故障

1.0E-06

1.0E-07（ベースケース）（感度解析）ＰＯＳ−Ｂ1（5日間）（ベースケース）（感度解析）ＰＯＳ−Ｂ2（3日間）

第 3.1.2.8−6 図（ベースケース）（感度解析）ＰＯＳ−Ｂ3（14日間）

感度解析とベースケースの比較結果（ベースケース）（感度解析）

全期間（82日間）

添付資料 3.1.2.1−1
ＰＲＡにおいて期待する緩和設備の選定の考え方について

停止時ＰＲＡにおいて期待する緩和設備については，出力運転時と同様に以下の考えに基づき選定した。
・設計基準事故対処設備による対応を基本とし，これまでに整備したアクシデントマネジメント（ＡＭ）策には期待しない・た だ し ，「 Ｅ Ｃ Ｃ Ｓ 手 動 起 動 」，
「 原 子 炉 手 動 減 圧 」，
「残留熱除去系の手動起動」等の設計基準事故対処設備の機能を作動させるための操作については考慮する

停止時ＰＲＡにおいて評価対象とする緩和設備の設定の考え方について，表 1 に示す。

添付 3.1.2.1−1−1

表 1

評価対象とする緩和設備の設定の考え方

緩和設備
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）
（ＲＨＲ）

評価対象
〇

燃料プール冷却浄化系
（ＦＰＣ）

×

原子炉冷却材浄化系（ＣＵＷ）

×

高圧炉心スプレイ系（ＨＰＣＳ）
原子炉隔離時冷却系（ＲＣＩＣ）
低圧炉心スプレイ系（ＬＰＣＳ）
残留熱除去系（低圧注水系）（ＬＰＣＩ）
復水移送系
（ＣＳＴ）
消火系
（ＦＰ）
制御棒駆動水圧系（ＣＲＤ）
残留熱除去系海水系（ＲＨＲＳ）
非常用ディーゼル発電機（ＤＧ）
高圧炉心スプレイ系
ディーゼル発電機（ＨＰＣＳ−ＤＧ）
非常用ディーゼル発電機
海水系（ＤＧＳＷ）
高圧炉心スプレイ系
ディーゼル発電機海水系（ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ）

設定の考え方
設計基準事故対処設備〇
×○

除熱能力の観点から崩壊熱除去に 期 待 で き る の は ，原 子 炉 ウ ェ ル
満水の一部期間のみであるため，考慮しない
再生熱交換器のバイパス操作に
より原子炉の除熱機能に期待でき る が ，バ イ パ ス 操 作 は 一 般 に 出
力運転時のＡＭ策として位置付
け ら れ る 操 作 の た め ，考 慮 し な い
設計基準事故対処設備
停止時は駆動源である炉蒸気がないため，考慮しない
設計基準事故対処設備
設計基準事故対処設備

○

〇
×
×
○
〇

保安規定において非常用炉心冷却系として位置づけられているため，考慮する
ＡＭ策として整備されている注
水操作のため，考慮しない
注 水 能 力 不 足 の た め ，考 慮 し な い
設計基準事故対処設備
設計基準事故対処設備
設計基準事故対処設備○
設計基準事故対処設備○
設計基準事故対処設備○

添付 3.1.2.1−1−2

添付資料 3.1.2.1−2
評価対象とした施設定期検査工程の代表性について

本ＰＲＡで評価対象とする施設定期検査工程は，過去の施設定期検査のうち，次の事項に該当する標準的な施設定期検査とした。
・通常の施設定期検査で実施される作業（燃料交換，緩和設備の点検に伴う待機除外，冷却材流出の可能性のある操作・点検）が含まれる施設定期検査・原子炉内に燃料が配置された状態での冷却材流出の可能性のある操作・点検が含まれる施設定期検査（例えば，部分燃料取出時に制御
棒駆動水圧系の点検を実施する施設定期検査）
・大規模な工事やトラブル等による点検工程（以下「特殊工程」という 。） が 含 ま れ な い 施 設 定 期 検 査・ 平 成 13 年 1 月 の 保 安 規 定 全 面 改 正 以 降 の 施 設 定 期 検 査(1)

特殊工程の除外理由
上記の特殊工程とは，例えば，再循環系ポンプ分解点検や流量制
御弁の点検等，通常の施設定期検査では実施されない工程であり，実施される場合は比較的長期間の施設定期検査となる。このため，
停止時のリスク変動の要因となる緩和設備の点検工程については，
相対的に通常の施設定期検査より多く待機状態に維持できる工程となる可能性がある。したがって，特殊工程を含まない施設定期検査を代表工程の候補対象とした。

(2)

平 成 13 年 1 月 の 保 安 規 定 改 正 以 降 の 施 設 定 期 検 査 に つ い て
平 成 12 年 7 月 1 日 の 改 正 原 子 炉 等 規 制 法 の 施 行 ， 平 成 12 年 6 月
添付 3.1.2.1−2−1

16 日 の 原 子 力 災 害 対 策 特 別 措 置 法 の 施 行 に 伴 い ，標 準 保 安 規 定 の 全
体 見 直 し が 実 施 さ れ ，本 プ ラ ン ト の 保 安 規 定 を 平 成 13 年 1 月 に 改 正した。
この改正により，「 停 止 時 を 含 む 運 転 状 態 ご と の 点 検 要 求 ，運 転 上の 制 限 ，そ の 逸 脱 時 の 措 置 と 許 容 回 復 時 間 の 追 加 」（米国技術仕様書を参考）の内容が追加されたため，停止時における機器の管理基準が変更されたことに伴い，保安規定改正前後で施設定期検査の工程管理が変更された。
こ の た め ， 停 止 時 Ｐ Ｒ Ａ を 実 施 す る に 当 た っ て は ， 平 成 13 年 1
月以降の施設定期検査を代表工程の候補対象とした。
当該保安規定改正により追加された停止時の運転上の制限について表 1 に示す。

(3)

評価対象とする施設定期検査
東 海 第 二 発 電 所 の 施 設 定 期 検 査 の 実 績 を 表 2 に 示 す 。平 成 13 年 1
月 の 保 安 規 定 全 面 改 正 以 降 の 施 設 定 期 検 査 で は ，第 19 回 施 設 定 期 検査を除いて，いずれも特殊工程が含まれている。
以 上 よ り ，本 Ｐ Ｒ Ａ で 評 価 対 象 と す る 施 設 定 期 検 査 は ，第 19 回 施
設定期検査を選定した。

なお，本ＰＲＡでは特殊工程を含む施設定期検査を対象としていない
た め ，特 殊 工 程 そ の も の に よ る リ ス ク を 評 価 し て い な い 。し か し な が ら ，
このような工程がある場合においても，保安規定で要求される緩和設備が維持されること，また，特殊工程に起因した異常事象の発生を防止するための措置を実施すること，さらには，その影響を受けないよう全燃料を使用済燃料プールに取り出した状態（プールゲート閉）とするなど
添付 3.1.2.1−2−2

のリスク管理上の措置が講じられるため，特殊工程によるリスク増加は抑制されていると考えられる。

添付 3.1.2.1−2−3

表 1

保安規定改正により追加された停止時の運転上の制限

条番号
第３５条
原子炉停止時冷却系その２

内容
原子炉の状態が冷温停止において，(1)1 系 列 が 運 転 中 で あ る こ と 及 び 原 子 炉 で 発 生 す る
崩壊熱が原子炉停止時冷却系以外の手段で除去できると判断するまで，さらに 1 系列の原子炉停止
時冷却系が動作可能であること
又は(2)原 子 炉 停 止 時 冷 却 系 が 停 止 し た 場 合 に お い て も ，原 子 炉 冷 却 材 温 度 を 100℃ 未 満 に 保 つ こ と が で き
ること

第３６条
原子炉停止時冷却系その３

原子炉の状態が燃料交換において，(1)1 系 列 が 運 転 中 で あ る こ と 及 び 原 子 炉 水 位 が オ ーバーフロー水位となるまでの期間は，さらに 1 系
列の原子炉停止時冷却系が動作可能であること
又は(2)原 子 炉 停 止 時 冷 却 系 が 停 止 し た 場 合 に お い て も ，原 子 炉 冷 却 材 温 度 を 65 ℃ 以 下 に 保 つ こ と が で き
ること

第４０条

原子炉の状態が冷温停止及び燃料交換において，非常用炉心冷却系その(1)非 常 用 炉 心 冷 却 系 （ 自 動 減 圧 系 を 除 く 。） 2 系 列

２又は(2)非 常 用 炉 心 冷 却 系（ 自 動 減 圧 系 を 除 く 。）1 系 列 及び復水移送系 1 系列が動作可能であること

第６１条

原子炉の状態が冷温停止及び燃料交換において非常用ディーゼル発電(1)計 測 及 び 制 御 設 備 ， 原 子 炉 停 止 時 冷 却 系 及 び 非 常機その２用炉心冷却系で要求される設備の維持に必要な非常用交流高圧電源母線に接続する非常用ディーゼ
ル発電機を含め 2 台の非常用発電設備が動作可能であること※

第６４条

原子炉の状態が冷温停止及び燃料交換において直流電源その２(1)計 測 及 び 制 御 設 備 ， 原 子 炉 停 止 時 冷 却 系 及 び 非 常用炉心冷却系で要求される設備の維持に必要な直流電源が動作可能であること

第６６条

原子炉の状態が冷温停止及び燃料交換において所内電源系統その２(1)計 測 及 び 制 御 設 備 ， 原 子 炉 停 止 時 冷 却 系 及 び 非 常用炉心冷却系で要求される設備の維持に必要な非常用交流高圧電源母線，直流電源母線及び原子炉
保護系母線が受電されていること

上 記 ，記 載 内 容 は ，現 行 の 保 安 規 定 に 基 づ く（ ※ に つ い て は ，平 成 13 年 1 月 時 点
か ら 改 正 さ れ た 内 容 に な っ て い る 。）

添付 3.1.2.1−2−4

表 2

東 海 第 二 発 電 所 の 施 設 定 期 検 査 の 実 績 概 要 （ 1／ 2）

施設定期

施設定期検査日数（日）検査（解列日〜併入日）

第 1回
第 2回
第 3回
第 4回
第 5回
第 6回
第 7回
第 8回

114
（ S54.9.6〜 S54.12.28）
82（ S55.9.6〜 S55.11.26）
97（ S56.9.12〜 S56.12.17）
131※（ S57.6.23 〜 S57.10.31）
94（ S58.9.17〜 S58.12.19）
103（ S59.12.12〜 S60.3.24）
136（ S61.1.20〜 S61.6.4）
81（ S62.4.9〜 S62.6.28）

燃料取出方法備考（特殊工程）

部分燃料取出部分燃料取出部分燃料取出
全燃料取出

・再 循 環 系 ポ ン プ 出 口 弁
修繕

部分燃料取出部分燃料取出部分燃料取出部分燃料取出
・炉内点検

第 9回

122
（ S63.8.1〜 S63.11.30）

全燃料取出

・ル ー ス パ ー ツ（ 燃 料 チ
ャ ン ネ ル フ ァ ス ナ・ワッシャー）探査第 10 回
第 11 回
第 12 回
第 13 回
第 14 回
第 15 回
第 16 回
第 17 回
第 18 回
第 19 回

97（ H1.11.30〜 H2.3.6）
87（ H3.4.20〜 H3.7.15）
129（ H4.9.6〜 H5.1.12）
77（ H6.2.19〜 H6.5.6）
96（ H7.4.14〜 H7.7.18）
65（ H8.9.10〜 H8.11.13）
89（ H10.1.8〜 H10.4.6）
353（ H11.4.4〜 H12.3.22）
119（ H13.3.26〜 H13.7.23）
85（ H14.9.16〜 H14.12.9）

部分燃料取出部分燃料取出
全燃料取出

・炉内点検

部分燃料取出
全燃料取出

・炉内点検

部分燃料取出
全燃料取出
全燃料取出
全燃料取出
部分燃料取出

添付 3.1.2.1−2−5・炉内点検
・中 性 子 計 測 ハ ウ ジ ン グ
ＳＣＣ対策
・中 性 子 計 測 ハ ウ ジ ン グ
取替

表 2

東 海 第 二 発 電 所 の 施 設 定 期 検 査 の 実 績 概 要 （ 2／ 2）

施設定期

施設定期検査日数（日）検査（解列日〜併入日）

第 20 回

第 21 回

第 22 回

燃料取出方法備考（特殊工程）・ ル ー ス パ ー ツ（ Ｈ Ｐ

86（ H16.2.1〜 H16.4.26）
161（ H17.4.23〜 H17.9.30）

全燃料取出

ＣＳデフレクタ）探査

全燃料取出

・原 子 炉 再 循 環 流 量 制
御弁取替
・ 炉 内 点 検（ ジ ェ ッ ト

87（ H18.11.18〜 H19.2.12）

全燃料取出

ポンプ流量計測管
点検）・Ｒ Ｐ Ｖ バ ウ ン ダ リ 弁

第 23 回114（ H20.3.18〜 H20.7.9）

全燃料取出

点 検（ Ｒ Ｐ Ｖ 水 抜 き ）・Ｅ Ｃ Ｃ Ｓ ス ト レ ー ナ
改造

第 24 回206（ H21.9.7〜 H22.3.31）

全燃料取出・再 循 環 系 ポ ン プ 分 解点検：本評価において対象とする施設定期検査工程※ 中 間 停 止（ S57.6.11 解 列 ）時 に 再 循 環 系 ポ ン プ 出 口 弁 の 不 具 合 が 発 見 さ れ た た め ，
引 き 続 き S57.6.23 よ り 施 設 定 期 検 査 入 り し た 。

添付 3.1.2.1−2−6

添付資料 3.1.2.1−3
評価対象施設定期検査における特別な工程について

本 Ｐ Ｒ Ａ で 評 価 対 象 施 設 定 期 検 査 と し て 選 定 し た 第 19 回 施 設 定 期 検
査 で は ，Ｐ Ｏ Ｓ − Ｂ ５ に お い て Ｒ Ｈ Ｒ -Ｂ を ，Ｐ Ｏ Ｓ − Ｃ ２ に お い て Ｒ Ｈ
Ｒ−Ａ及びＨＰＣＳ−ＤＧＳＷを待機除外としている。これらの理由を以下に示す。
(1)

ＰＯＳ−Ｂ５におけるＲＨＲ−Ｂの待機除外
浜岡原子力発電所１号炉のＲＨＲ蒸気凝縮配管の水素爆発対応として，ＲＨＲの機能の 1 つである蒸気凝縮系配管を撤去するため，
ＲＨＲ−Ｂを待機除外とした。
このＲＨＲ−Ｂの待機除外は，施設定期検査開始前から計画されて い た 工 程 で あ る が ，待 機 除 外 期 間 が 比 較 的 短 期 間 で あ る こ と か ら ，
特殊工程とはみなしていない。

(2)

ＰＯＳ−Ｃ２におけるＲＨＲ−Ａの待機除外
原子炉圧力容器の耐圧検査時において，ＲＨＲ−Ａの系統圧力上
昇が確認されたため，ＲＨＲ−Ａを待機除外として点検を行った。
このＲＨＲ−Ａの待機除外は当初の計画から予定されていた工程
ではないこと，ＲＨＲ−Ａの待機除外期間は長期にわたるものではないことを考慮すると，他の緩和設備の待機除外工程への影響が小さいと考えられることから，このＲＨＲ−Ａの待機除外は特殊工程とはみなしていない。

(3)

ＰＯＳ−Ｃ２におけるＨＰＣＳ−ＤＧの待機除外
ＨＰＣＳ−ＤＧの潤滑油プライミングポンプ・モータの絶縁抵抗が低下したことにより，当該ポンプがトリップした。そのため，Ｈ
ＰＣＳ−ＤＧを待機除外とし，当該ポンプ・モータのコイルの巻き添付 3.1.2.1−3−1

直しを実施した。
このＨＰＣＳ−ＤＧの待機除外は当初の計画から予定されていた工 程 で は な い こ と ，Ｈ Ｐ Ｃ Ｓ -Ｄ Ｇ の 待 機 除 外 期 間 は 長 期 に わ た る ものではないことを考慮すると，他の緩和設備の待機除外工程への影響が小さいと考えられることから，このＨＰＣＳ−ＤＧの待機除外
は特殊工程とはみなしていない。

添付 3.1.2.1−3−2

添付資料 3.1.2.1−4
プラント状態の分類の考え方について

プラント停止中は，プラントの状態の変化に伴って，崩壊熱除去等
に対する成功基準，余裕時間及び使用可能な設備の組合せが変化する
ため，停止時ＰＲＡにおいては，このようなＰＯＳを適切に分類して評価を行う必要がある。ＢＷＲプラントの代表的なＰＯＳの推移は，上述の観点から次の 5 つに大きく分類できる。
(1)

原子炉冷温停止への移行状態（ＰＯＳ−Ｓ）(2)

ＰＣＶ／ＲＰＶ開放への移行状態（ＰＯＳ−Ａ）(3)

原子炉ウェル満水状態（ＰＯＳ−Ｂ）(4)

ＰＣＶ／ＲＰＶ閉鎖への移行状態（ＰＯＳ−Ｃ）(5)

起動準備状態（ＰＯＳ−Ｄ）

東海第二発電所において評価対象とする施設定期検査工程をＰＯＳごとに分類した結果を図 1 に示す。ＰＯＳの分類に当たっては，上記
5 つの分類から，本ＰＲＡで期待している緩和設備のフロントライン（ＲＨＲ，ＨＰＣＳ，ＬＰＣＳ，ＬＰＣＩ，ＣＳＴ）及びそのサポート系（ＲＨＲＳ，非常用ＤＧ／ＤＧＳＷ）の運転／待機状態が変化する期間について，ＰＯＳを細分化している。なお，東海第二発電所では，非常用補機冷却系のタイラインがないため，タイライン運用を考慮したＰＯＳの細分化はする必要はない。
以下に，上記の考え方に基づき実施したＰＯＳ分類結果について述べる。

添付 3.1.2.1−4−1

(1)原子炉冷温停止への移行状態（ＰＯＳ−Ｓ）
プラント停止直後は崩壊熱が大きく，原子炉冷却材インベントリも運転中と変わらない。この期間は，運転中のＲＨＲ1 系統のほかに，残りのＲＨＲ1 系統が待機状態にある。復水器真空破壊からＲ
ＰＶ開放工程へ移行するまでの期間を「原子炉冷温停止への移行状態」として分類する。
本ＰＲＡでは，全ての緩和設備が待機している施設定期検査初日
をＰＯＳ−Ｓと設定した。

(2)

ＰＣＶ／ＲＰＶ開放への移行状態（ＰＯＳ−Ａ）
ＲＰＶの開放開始から原子炉ウェル水張りまでの期間は，崩壊熱が比較的高く，原子炉冷却材インベントリも運転中と大きく変わらない。この期間中は，運転中のＲＨＲ1 系統のほかに，残りのＲＨ
Ｒ1 系統が待機状態にある。ＲＰＶ開放工程開始から原子炉ウェル
水張り完了までの期間を「ＰＣＶ／ＲＰＶ開放への移行状態」として分類する。
本ＰＲＡでは，施設定期検査 2 日目から原子炉ウェル満水到達までの 2 日間をＰＯＳ−Ａと設定した。この期間において緩和設備の状態に変化はないため，ＰＯＳの細分化は実施していない。

(3)

原子炉ウェル満水状態（ＰＯＳ−Ｂ）
ＲＰＶ開放完了から原子炉ウェル水抜き開始までの期間は，原子炉ウェルが満水の状態にある。この期間は，原子炉冷却材インベン
トリが多く，ＲＨＲによる除熱が喪失しても原子炉冷却材の温度が短時間に上昇することはない。原子炉ウェルが満水の期間を「原子炉ウェル満水状態」として分類する。
本 Ｐ Ｒ Ａ で は ， 原 子 炉 ウ ェ ル 満 水 期 間 の 施 設 定 期 検 査 4 日 目 〜 58
添付 3.1.2.1−4−2

日 目 の 55 日 間 を Ｐ Ｏ Ｓ − Ｂ と 設 定 し た 。Ｐ Ｏ Ｓ − Ｂ の 期 間 に お い ては，保守点検に伴い使用可能な緩和設備等が変化するため，以下のとおり 6 つのＰＯＳに細分化した。
ａ．ＰＯＳ−Ｂ１（4 日目〜8 日目）
Ｒ Ｈ Ｒ − Ｂ ，Ｒ Ｈ Ｒ Ｓ − Ｂ 及 び Ｄ Ｇ − ２ Ｄ が 待 機 除 外 の 期 間（ 5日間）をＰＯＳ−Ｂ１と設定した。
ｂ ． Ｐ Ｏ Ｓ − Ｂ ２ （ 9 日 目 〜 11 日 目 ）ＲＨＲ−Ａ，ＲＨＲＳ−Ａ及びＤＧ−２Ｃが待機除外となり，かつＣＲＤ点検及びＬＰＲＭ点検を実施している期間（3 日間）
をＰＯＳ−Ｂ２と設定した。
ｃ ． Ｐ Ｏ Ｓ − Ｂ ３ （ 12 日 目 〜 25 日 目 ）ＬＰＣＩ−Ｃを除く緩和設備の待機除外が終了するまでの期間（ 14 日 間 ） を Ｐ Ｏ Ｓ − Ｂ ３ と 設 定 し た 。
ｄ ． Ｐ Ｏ Ｓ − Ｂ ４ （ 26 日 目 〜 33 日 目 ）ＲＨＲの蒸気凝縮配管廃止工事のため，ＲＨＲ−Ｂが待機除外となるまでの期間（8 日間）をＰＯＳ−Ｂ４と設定した。
ｅ ． Ｐ Ｏ Ｓ − Ｂ ５ （ 34 日 目 〜 45 日 目 ）ＲＨＲ−Ｂ及びＬＰＣＩ−Ｃの待機除外が終了するまでの期間（ 12 日 間 ） を Ｐ Ｏ Ｓ − Ｂ ５ と 設 定 し た 。
ｆ ． Ｐ Ｏ Ｓ − Ｂ ６ （ 46 日 目 〜 58 日 目 ）ＲＨＲ−Ｂ及びＬＰＣＩ−Ｃの待機除外終了後，原子炉ウェル
水 抜 き 開 始 ま で の 期 間 （ 13 日 間 ） を Ｐ Ｏ Ｓ − Ｂ ６ と 設 定 し た 。
(4)

ＰＣＶ／ＲＰＶ閉鎖への移行状態（ＰＯＳ−Ｃ）
原子炉ウェル水抜き開始から起動準備に入るまでの期間は，系統の保守点検は継続中であるが，原子炉冷却材インベントリは運転中
添付 3.1.2.1−4−3

と ほ ぼ 同 じ で あ る 。 し か し ， 崩 壊 熱 は ， プ ラ ン ト 停 止 直 後 の 1／ 10程度に低下している。原子炉ウェル水抜き開始から起動準備に入る
ま で の 期 間 を「 Ｐ Ｃ Ｖ ／ Ｒ Ｐ Ｖ 復 旧 へ の 移 行 状 態 」と し て 分 類 す る 。
本ＰＲＡでは，原子炉ウェル水抜き開始から全ての緩和設備の点
検 が 終 了 す る 59 日 目 〜 75 日 目 の 17 日 間 を Ｐ Ｏ Ｓ − Ｃ と 設 定 し た 。
ＰＯＳ−Ｃの期間においては，保守点検に伴い使用可能な緩和設備が変化するため，以下のとおり 2 つのＰＯＳに細分化した。
ａ ． Ｐ Ｏ Ｓ − Ｃ １ （ 59 日 目 〜 66 日 目 ）原子炉ウェル水抜き開始から，ＲＨＲ−Ａ（系統圧力上昇のため，インジェクション弁の分解点検を実施）及びＨＰＣＳ−ＤＧ（潤滑油プライミングポンプトリップのため，モータコイルの巻
き直しを実施）が待機除外となるまでの期間（8 日間）をＰＯＳ−Ｃ１と設定した。
ｂ ． Ｐ Ｏ Ｓ − Ｃ ２ （ 67 日 目 〜 75 日 目 ）ＲＨＲ−Ａ及びＨＰＣＳ−ＤＧの待機除外期間（9 日間）をＰ
ＯＳ−Ｃ２と設定する。
(5)

起動準備状態（ＰＯＳ−Ｄ）
ＰＣＶ／ＲＰＶ復旧が終了後，プラントの再起動までに系統の機能確認等の起動準備が実施される。この期間中は，系統の保守点検が終了しており，緩和設備の多くが待機状態となっている。ＰＣＶ／ＲＰＶ復旧終了からＣＲ引抜開始までの期間を「起動準備状態」
として分類する。
本 Ｐ Ｒ Ａ で は ，76 日 目 〜 82 日 目 の 7 日 間 を Ｐ Ｏ Ｓ − Ｄ と 設 定 し た 。
この期間において緩和設備の状態に変化はないため，ＰＯＳの細分化は実施していない。
添付 3.1.2.1−4−4

POS
定検日数
代表水位
ＣＲＤ点検
ＬＰＲＭ点検

A
S
1 2 3
通常水位

4

5

B1
6

7

8

B2
B3
B4
B6
B5
C1
C2
D
9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82
原子炉ウェル満水
通常水位

ＲＨＲ−Ａ
除熱系
ＲＨＲ−Ｂ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ
ＨＰＣＳ
注水系

ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ａ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ

添付 3.1.2.1−4−5

ＲＨＲＳ−Ａ
補機冷却系
ＲＨＲＳ−Ｂ
ＤＧ−２Ｃ
電源系

ＤＧ−２Ｄ
ＨＰＣＳ−ＤＧ
日数

1
除熱系

使用可能
緩和設備

注水系

2

※1 RHR-A
RHR-B
HPCS
LPCS
LPCI-A※2 LPCI-B
CST-A
CST-B

5

3

14

8

12

13

8

9

7

RHR-A

RHR-B

RHR-B

RHR-A

LPCI-B
CST-A

LPCI-B
CST-B

RHR-A
RHR-B
HPCS
LPCS
LPCI-A
LPCI-B
LPCI-C
CST-A
CST-B

RHR-A
RHR-B
HPCS
LPCS
LPCI-A
LPCI-B
LPCI-C
CST-A
CST-B

RHR-B

LPCI-A
CST-A

RHR-A
RHR-B
HPCS
LPCS
LPCI-A
LPCI-B
CST-A
CST-B

RHR-A
RHR-B
HPCS
LPCS
LPCI-A
LPCI-B
LPCI-C
CST-A
CST-B

HPCS
LPCS
LPCI-A
CST-A
CST-B※1：RHR-A，RHR-B※2：HPCS，LPCS，LPCI-A，LPCI-B，LPCI-C，CST-A，CST-B
：運転

：待機

：待機除外

図 1

評価対象施設定期検査工程

HPCS
LPCS
LPCI-B
LPCI-C
CST-A
CST-B

添付資料 3.1.2.2−1
制御棒誤引き抜け事象の除外理由について

プラント停止時は，原則として，全制御棒が全挿入されており，厳格な管理等により制御棒引き抜きは 1 本ごとにしか行えない。臨界近傍において，万一，制御棒が何らかの原因で誤って一本引き抜かれた場合でも，その影響は誤引き抜きされた制御棒周辺のみに限られ，過大な炉心損傷には至らない。
近年，ＢＷＲプラントにおいて，停止中に制御棒が誤引き抜けした事象が発生した。この事象の発生防止対策として，制御棒駆動水圧系（ 以 下「 Ｃ Ｒ Ｄ 」と い う 。）ノ ン リ タ ー ン 運 転 時 の 水 圧 制 御 ユ ニ ッ ト（ 以下「 Ｈ Ｃ Ｕ 」と い う 。）の 隔 離 を 行 わ な い 等 の 実 効 的 な 再 発 防 止 対 策 がとられている。
本ＰＲＡにおいて上記の制御棒誤引き抜け事象を起因事象から除外
した理由を以下に示す。

1.

制御棒誤引き抜け事象の防止対策
東海第二発電所では，ＢＷＲプラントで発生した制御棒誤引き抜

け 事 象 の 防 止 対 策 と し て ， 次 の 対 策 を 講 じ て い る （ 図 1 参 照 ）。
・ＨＣＵ隔離時のＣＲＤリターンライン運転手順の整備
・原子炉−ＣＲＤ冷却水ヘッダ間差圧上昇時のＣＲＤポンプ自動
トリップインターロックの設置（図 2 参照）
2.
(1)

制御棒誤引き抜け事象の発生頻度
制御棒誤引き抜きに至るシナリオ
ＨＣＵ隔離時において，制御棒の誤引き抜きが発生するシナリオを以下のとおり想定した。
添付 3.1.2.2−1−1

① リターン運転を実施せずＨＣＵを全数隔離② 原子炉−冷却水ヘッダ間の差圧上昇時のＣＲＤポンプ自動ト
リップ失敗③ 運転員による対応操作失敗(2)

制御棒誤引き抜け事象発生頻度算出モデル及び算出結果
上記シナリオに対して，制御棒誤引き抜け事象が発生する頻度
をイベントツリー及びフォールトツリーにより算出した（図 3 参照 ）。そ の 結 果 ，Ｈ Ｃ Ｕ 隔 離 操 作 1 回 当 た り の 制 御 棒 誤 引 き 抜 け 事
象 の 発 生 頻 度 は 2.2E-10／ 回 と な っ た 。
施設定期検査中において，ＨＣＵ隔離操作が 2 回実施されるため，施設定期検査当たりの制御棒誤引き抜け事象の発生頻度は，
4.5E-10／ 施 設 定 期 検 査 と な っ た 。

以上より，制御棒誤引き抜け事象の発生頻度は十分小さいことから，本ＰＲＡでは起因事象から除外した。

添付 3.1.2.2−1−2

添付 3.1.2.2−1−3
図 1

制御棒誤引き抜け防止対策（ＣＲＤポンプ自動トリップ）

※
原子炉‐冷却水ヘッダ間差圧

高ＣＲＤポンプトリップ※

原子炉‐冷却水ヘッダ間差圧

高高
※

図 2

いずれも警報有制御棒駆動水圧系ポンプの自動トリップインターロック

添付 3.1.2.2−1−4

HCU隔離
HCU

リターン
運転
RE

高警報
発報
ANN̲HI

高警報発報時の操作
OPE̲HI

高高警報
発報
ANN̲HIHI

CRDポンプ
高高警報発報自動トリップ時の操作
TRIP
OPE̲HIHI

最終状態

発生頻度
（／回）

1
2
3
4
5
6
7
8
9

CR誤引き抜け
CR誤引き抜け
CR誤引き抜け
CR誤引き抜け1.0E+00
1.3E-04
3.2E-07
1.4E-10
6.5E-12
5.9E-11
2.4E-08
1.8E-11
1.4E-10

合計値

2.2E-10

ヘディング名分岐確率

リターン運転高警報発報

1.3E-04
1.8E-04

リターン運転失敗の人的過誤を評価し，分岐確率を設定
差圧高※１警報発報失敗確率をフォールトツリーにてモデル化

高警報発報時の操作
高高警報発報2.5E-03
1.8E-04

差圧高※１警報発報時の対応操作失敗の人的過誤を評価し，分岐確率を設定
差圧高高※２警報発報失敗をフォールトツリーにてモデル化

ＣＲＤポンプ
自動トリップ

5.0E-04

差圧高※１信号及び差圧高高※２信号によるＣＲＤポンプ自動トリップ失敗をフォールトツリー
にてモデル化

高警報発報
成功時

1.5E-01

差圧高※１警報時の操作失敗との従属性（中従属）を考慮した人的過誤確率を設定

高警報発報
失敗時

7.4E-04

差圧高高※２警報発報時の対応操作失敗の人的過誤により分岐確率を設定

高高警報
発報時の
操作
※1

説

No.

高警報：原子炉‐冷却水ヘッダ間差圧高，※2

図 3

明高高警報：原子炉‐冷却水ヘッダ間差圧高高警報

制御棒誤引き抜け事象発生頻度算出用イベントツリー

添付 3.1.2.2−1−5

添付資料 3.1.2.2−2
ＲＨＲ運転中のＬＯＣＡを起因事象から除外する
考え方について

本ＰＲＡにおいて，ＲＨＲ運転中のＬＯＣＡを起因事象から除外
した理由を以下に示す。
(1)

冷却材流出経路及び要因の特定
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）−Ａの系統概要図を図 1に示す。冷却材流出経路の特定に際しては，以下の選定条件を設定した。
・ＲＨＲ運転中に冷却材バウンダリを構成する弁の故障を対象とする。
・流出先が原子炉となる弁の故障を除く。
・発生頻度の観点から，1 弁の故障により冷却材の流出が発生するものを対象とする。
・弁の故障モードは誤開及び内部リークを対象とする。
上記の選定条件より，次の 4 事象を運転中ＲＨＲからの冷却材流出経路として選定した。
・ ミ ニ フ ロ ー 弁 （ F064A） の 故 障 に よ る Ｓ ／ Ｃ へ の 流 出・ Ｓ ／ Ｐ 側 吸 込 弁 （ F004A） の 故 障 に よ る Ｓ ／ Ｃ へ の 流 出・ テ ス ト ラ イ ン 弁 （ F024A） の 故 障 に よ る Ｓ ／ Ｃ へ の 流 出・ Ｓ ／ Ｐ ス プ レ イ ラ イ ン 弁 （ F027A） の 故 障 に よ る Ｓ ／ Ｃ へ
の流出

(2)

発生頻度の算出対象とした事象により，ＲＨＲ運転中のＬＯＣＡが発生する確率について，1 日当たりのＲＨＲ運転中のＬＯＣＡの発生頻度を添付 3.1.2.2−2−1

算出した。
Ｒ Ｈ Ｒ 運 転 中 の Ｌ Ｏ Ｃ Ａ の 発 生 頻 度 (／ 日 )＝ 4×（ 電 動 弁 誤 開 の 発 生 確 率 ＋ 電 動 弁 内 部 リ ー ク の 発 生 確率）＝ 4×（ 2.5E-9×24＋ 4.1E-9×24）＝ 6.3E-7／ 日
電動弁誤開の故障率※１： 2.5E-9／ h

電 動 弁 内 部 リ ー ク の 故 障 率 ※ １ ： 4.1E-9／ h※1

国 内 2 1 ヶ 年 機 器 故 障 率 デ ー タ 「故 障 件 数 の 不 確 実 さ を 考 慮 した 国 内 一 般 機 器 故 障 率 の 推 定 （ 平 成 2 1 年 5 月 公 表 ）」よ っ て ， Ｐ Ｒ Ａ で 評 価 対 象 と し た 期 間 （ 82 日 間 ） に お け る Ｒ Ｈ
Ｒ運転中のＬＯＣＡ発生頻度は以下により算出される。
ＲＨＲ運転中のＬＯＣＡの発生頻度（／施設定期検査）＝ 6.3E-7／ 日 ×82 日＝ 5.2E-5／ 施 設 定 期 検 査

Ｒ Ｈ Ｒ 運 転 中 の Ｌ Ｏ Ｃ Ａ の 発 生 頻 度 は 5.2E-5／ 施 設 定 期 検 査 とな り ， Ｒ Ｈ Ｒ 系 統 切 替 時 の Ｌ Ｏ Ｃ Ａ の 発 生 頻 度 9.2E-4／ 施 設 定 期検査と比較して十分小さい値となった。また，ＲＨＲ運転中のＬ
ＯＣＡは，ＲＨＲ系統切替時のＬＯＣＡと同様に緩和設備の待機／待機除外状態に依らず，運転員の認知失敗が炉心損傷に至る主要な要因となる。したがって，ＲＨＲ運転中のＬＯＣＡの炉心損
傷頻度についてもＲＨＲ系統切替時のＬＯＣＡと比較して十分小
さい値となる。
以上より，ＲＨＲ運転中のＬＯＣＡは起因事象から除外した。
添付 3.1.2.2−2−2図 1

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）−Ａの系統概略図

添付 3.1.2.2−2−3

添付資料 3.1.2.2−3

停止時のＬＯＣＡの発生頻度算出方法について

停止時ＰＲＡ起因事象で評価対象とした冷却材流出事象（ＲＨＲ系
統切替時のＬＯＣＡ，ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ，ＣＲＤ点検時のＬ
Ｏ Ｃ Ａ ，Ｌ Ｐ Ｒ Ｍ 点 検 時 の Ｌ Ｏ Ｃ Ａ ）の 発 生 頻 度 に つ い て は ，実 績 等 を用いた算出が困難であるため論理モデルにより算出している。以下にその算出方法を示す。

１．ＲＨＲ系統切替時のＬＯＣＡの発生頻度
ＲＨＲ系統切替時のＬＯＣＡとして，ＲＨＲ系統切替操作時にお け る ミ ニ フ ロ ー 弁（ F064A／ B）か ら の 冷 却 材 流 出 を 想 定 す る（ 図1）。Ｒ Ｈ Ｒ を 原 子 炉 停 止 時 冷 却 系 で 運 転 す る 場 合 は ，ミ ニ フ ロ ー 弁
は 閉 の 状 態 で 停 止 時 冷 却 ラ イ ン 調 整 弁（ F053A／ B）を 開 と し て Ｒ Ｈ
Ｒ ポ ン プ を 起 動 す る 。こ の 際 ，停 止 時 冷 却 ラ イ ン 調 整 弁 の 開 操 作 失敗 に よ り ，最 低 流 量 が 確 保 さ れ な い 場 合 ，イ ン タ ー ロ ッ ク に よ り ミ
ニ フ ロ ー 弁 が 自 動 開 と な り 冷 却 材 流 出 が 発 生 す る 。よ っ て ，Ｒ Ｈ Ｒ
系統切替時のＬＯＣＡの起因事象発生頻度は，停止時冷却ライン
調整弁に係る以下の人的過誤確率を用いて評価する。
・運転員の弁開操作忘れ
手 順 書 （ 10 項 以 下 ） 中 の 1 項 目 を 省 い て し ま う 人 的 過 誤 確 率
・管理者の開操作チェック失敗
手 順 書 を 用 い て 行 う 慣 例 的 な 点 検（ 作 業 ）の 作 業 ミ ス を 発 見 しそこなう人的過誤確率を用い，これに低従属を考慮し評価

添付 3.1.2.2−3−1

表 1

ＲＨＲ系統切替時のＬＯＣＡの発生頻度

項目

平均値

中央値

−

1.0E-03−

1.5E-01

運転員の弁開操作忘れ
管理者の開操作チェ

備考
ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−１２７８
Ｔａｂｌｅ２０−７（１）
ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−１２７８

ック失敗

Ｔａｂｌｅ２０−２２（１）の人
的 過 誤 確 率 0.1 に 低 従 属 を 考 慮

ＲＨＲ系統切替 1 回当たりの冷却材流出

2.3E-04−

エ ラ ー フ ァ ク タ （ Ｅ Ｆ ）： 4 . 9

発生頻度以上より，ＲＨＲ系統切替 1 回当たりのＬＯＣＡの発生頻度は
2.3E-4／ 回 と な る 。

図 1 残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）−Ａの系統概略図

添付 3.1.2.2−3−2

２．ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡの発生頻度
ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡとして，ＣＵＷによる水位低下操作
時 の Ｃ Ｕ Ｗ ブ ロ ー 弁 （ F033） の 閉 め 忘 れ を 想 定 す る （ 図 2）。 起 因
事象発生頻度は，以下に示す人的過誤確率を用いて評価する。
・運転員の弁の閉操作忘れ
Ｃ Ｕ Ｗ ブ ロ ー は 厳 重 な 管 理 の 下 で 実 施 さ れ る 作 業 で あ り ，その 作 業 過 誤 は ，表 3 に 示 す「 厳 重 な 管 理 の 下 に あ る 機 器 復 旧 に
対 す る 過 誤 」に 分 類 さ れ る が ，弁 閉 止 操 作 は ブ ロ ー 開 始 か ら 時
間 が 経 過 し た 後 で 実 施 さ れ る 作 業 の た め ，保 守 的 に「 機 器 組 立／計器校正に対する過誤」の人的過誤確率を使用して評価・管理者の閉操作チェック失敗
日 常 的 な も の で は な く ,特 に 要 求 さ れ た 点 検 （ 作 業 ） の 作 業
ミ ス を 発 見 し 損 な う 人 的 過 誤 確 率 を 用 い ，こ れ に 低 従 属 を 考 慮
して評価
表 2
項目
運転員の弁の閉
操作忘れ
管理者の閉操作
チェック失敗ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡの発生頻度
平均値

中央値

備考

−

1.0E-04

機器組立／計器校正に対する過誤確率
Ｎ Ｕ Ｒ Ｅ Ｇ /Ｃ Ｒ -１ ２ ７ ８−

9.8E-02

Ｔ ａ ｂ ｌ ｅ ２ ０ − ２ ２（ １ ）の 人 的 過 誤
確 率 0.05 に 低 従 属 を 考 慮

ブロー操作 1 回
当たりの冷却材

9.7E-05−

エ ラ ー フ ァ ク タ （ Ｅ Ｆ ）： 3 3 . 9

流出発生頻度以上より，ＣＵＷブロー1 回当たりのＬＯＣＡの発生頻度は
9.7E-5／ 回 と な る 。

添付 3.1.2.2−3−3

格納容器
F032A
AO

給水系
より

FE

NO40

再生熱交換器

給水系
より

MO

AO

F010A F011A

F032B

F010B F011B

F040

MO

PLR-B 系より
F023A

MO

浄化系用再循環ポンプ A

F105

PLR-A

原
子
炉
圧
力
容
器

F013A

F012A

F013B

F012B

非再生熱交換器

FE

MO

NO35

F004

F100
MO

MO

MO

F001

F102

F106

浄化系用再循環ポンプ B

F035
RO

FE

MO

フィルタ脱塩器
放射性廃棄物処理系へ

F032

NO11

F033

MO

MO

主復水器へ
F031

F034

図 2 ＣＵＷ系統概略図

３．ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡの発生頻度
ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡの発生頻度は，以下の人的過誤を考慮したイベントツリーを作成し，人的過誤確率を分岐確率として与えて評価する。
a.Ｃ Ｒ Ｄ 取 り 外 し 時
・制御棒によるシール確保失敗
・シール確保失敗時の漏えい認知失敗・漏えい認知成功時の復旧失敗
b.Ｃ Ｒ Ｄ 取 り 外 し 状 態
・オペフロ側の操作誤りによる当該ＣＲの誤取り外し
c.Ｃ Ｒ Ｄ 取 り 付 け 時・フランジ取り付け忘れ
添付 3.1.2.2−3−4

・フランジ取り付け忘れ時のオペフロ側の操作誤りによる当該ＣＲの誤取外し
・フランジ取り付け不十分
d.Ｃ Ｒ Ｄ 取 り 付 け 完 了 時・フランジ取り付けが不十分な場合の漏えい認知失敗・漏えい認知成功時の復旧失敗
Ｃ Ｒ Ｄ 取 り 外 し 状 態 に お い て ，当 該 Ｃ Ｒ を 誤 っ て 取 り 外 す（ オ ペ フ
ロ 側 操 作 誤 り ）場 合 等 ，Ｃ Ｒ と Ｃ Ｒ Ｄ を 同 時 に 取 り 外 し た 時 に 漏 え い
量は大規模となる。それ以外の場合の漏えい量は小規模となる。
これらの冷却材流出流量の違いにより緩和設備の成功基準が異なる た め ，大 規 模 漏 え い と 小 規 模 漏 え い を 区 別 し て 評 価 す る 。Ｃ Ｒ Ｄ 点
検時のＬＯＣＡの発生頻度を算出するためのイベントツリーを図 3に示す。
図 3 より，ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡの 1 本当たりの発生頻度は
1.1E-6／ 本（ 小 規 模：1.1E-06／ 本 ，大 規 模：7.1E-09／ 本 ）と な る 。

ＣＲＤ取外
し状態

ＣＲＤ取外しＣＲＤ点検

シール確保 漏えい認知
失敗
失敗

復旧失敗

オペフロ側
操作誤り

ＣＲＤ取り付け時
フランジ取り付け忘れ

オペフロ側
操作誤り

フランジ取り
付け不十分

ＣＲＤ取り付け完了時
漏えい
認知失敗

No

状態

復旧失敗
1
2
3 漏えい
4 漏えい
5
6 漏えい
7 漏えい
8
9
10 漏えい11 漏えい12
13 漏えい14 漏えい15 漏えい16 漏えい
合計

図 3

発生頻度
（／本）

備考

7.1E-08 小規模
7.1E-07 小規模
7.1E-09 大規模
1.0E-20 大規模

7.1E-12 小規模
7.1E-11 小規模
7.1E-13
1.0E-24
2.7E-08
2.7E-07

大規模
大規模
小規模
小規模

1.1E-06

ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡ発生頻度算出用イベントツリー

添付 3.1.2.2−3−5

４．ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡの発生頻度
ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡの発生頻度は，以下の人的過誤を考慮したイベントツリーを作成し，人的過誤確率を分岐確率として与えて評価する。
ａ .Ｌ Ｐ Ｒ Ｍ 取 り 外 し 時・ドライチューブシール確保失敗
・ドライチューブシール確保失敗時の漏えい認知失敗
ｂ .ド レ ン ラ イ ン 取 り 付 け 失 敗
ｃ .Ｌ Ｐ Ｒ Ｍ 装 荷 時・ドライチューブシール確保失敗
・ドライチューブシール確保失敗時の漏えい認知失敗
ｄ .オ ペ フ ロ 側 操 作 誤 り
ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡの発生頻度を算出するためのイベント
ツリーを図 4 に示す。
図 4 より，ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡの 1 本当たりの発生頻度は
5.4E-7／ 本 と な る 。

ＬＰＲＭ取外しＬＰＲＭ交換

図 4

ドライ
チューブ
シール確保

シール
漏えい認知

ドレンライ
ン
取り付け

ＬＰＲＭ装荷
ドライ
チューブ
シール確保

シール
漏えい認知

オペフロ側
No
操作誤り

状態

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11

漏えい
漏えい
漏えい
漏えい
漏えい

7.1E-13
2.7E-07

合計

5.4E-07

発生頻度（／本）

ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ発生頻度算出用イベントツリー
添付 3.1.2.2−3−6

2.7E-07
7.1E-09

2.7E-11

５．ＬＯＣＡの発生頻度算出に使用する人的過誤
ＬＯＣＡの発生頻度算出に使用する人的過誤の考え方及び人的過誤確率を表 3 に示す。
冷却材流出の発生頻度算出に使用する人的過誤は，定検時の作業
員 の 点 検・検 査 時 に 特 徴 的 な 過 誤 で ，実 績 デ ー タ は 少 な い 。こ の た め ，
現在までの経験や知見を工学的に判断し，作業員の過誤確率を設定した。

添付 3.1.2.2−3−7

表3ＬＯＣＡの発生頻度算出に使用する人的過誤の考え方及び人的過誤確率
人的過誤確率[／d]

人的過誤
No

人的過誤の
項目

人的過誤の特徴1

安全措置／安全対策に対する過誤

故障や誤操作との組合せでトラブルに至るために，過誤が摘出されにくい。

2

点検／確認／試験に対する過誤トラブルの摘出を念頭に実施される作業であるために，過誤が見逃される可能性がある。

3

機器組立／計器構成に対する過誤

系統や機器の機能回復に係るために，過誤は発生しにくい。

4

厳重な管理の下にある機器復旧に対する過誤復旧作業の失敗が直接過
大なトラブルに至るために，過誤が発生しないよう十分注意されている。

10

-1

10

Ａ

-2

10-3

Ｍ

10-4

10-5

10-6

Ｍ :1.0E-02
Ａ :2.7E-02
ＥＦ:10

添付 3.1.2.2−3−8

Ａ Ｍ

Ｍ :1.0E-04
Ａ :2.7E-04
ＥＦ:10

Ｍ :1.0E-05
Ａ :2.7E-05
ＥＦ:10

Ｍ :1.0E-03
Ａ :2.7E-03
ＥＦ:10
Ａ Ｍ

適用例

ＭＣＣ電源の遮断失敗
電動弁のラインナップ失敗

機器漏えいの認知失敗
漏えい試験の確認失敗

隔離弁の復旧失敗
流出部の隔離失敗
安全弁の設定ミス
Ａ Ｍ

隔離弁の開閉操作忘れ
リフトの復旧忘れ
ポンプの復旧失敗
ＣＲＤ／ＬＰＲＭの復旧
失敗
Ｍ ：メディアン値
Ａ ：平均値
ＥＦ：エラーファクタ添付資料 3.1.2.2−4
停止時のＬＯＣＡ発生頻度算出時の人的過誤の設定について

停止時のＬＯＣＡ発生頻度算出において対象となる人的過誤の確率については，ＴＨＥＲＰ手法（ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−１２７８）を参考にして以下のとおり設定した。

(1)

対象となる人的過誤の分類
停止時のＬＯＣＡ発生頻度算出において対象となる人的過誤を，
人的過誤の特徴により以下の 4 つに分類した。
ａ．安全措置／安全対策に対する過誤
当該作業の失敗のみではトラブルに至らない作業における過誤であり，下記のｂ．〜ｄ．に比べて過誤が見逃される可能性が高いと考えられる。
例：ＭＣＣ電源の遮断失敗，電動弁のラインナップ失敗
ｂ．点検／確認／試験に対する過誤
トラブルや不具合を確認する作業における過誤であり，下記のｃ．及びｄ．に比べて過誤が見逃される可能性が高いと考えられる。
例：機器漏えいの認知失敗，漏えい試験の確認失敗
ｃ．機器組立／計器校正に対する過誤
系統や機器の機能回復を確認する作業における過誤であり，
上記のａ．及びｂ．に比べて機器の状態確認が注意深く行われる。
例：隔離弁の復旧失敗，安全弁の設定ミス
ｄ．厳重な管理下における機器復旧に対する過誤添付 3.1.2.2−4−1

復旧作業の失敗が直接過大なトラブルに至る作業における過誤であり，厳重に管理されている。
例：隔離弁の開閉操作忘れ，リフトの復旧忘れ，ポンプの復旧失敗，ＣＲＤ／ＬＰＲＭの復旧失敗(2)

人的過誤確率の設定
ａ．厳重な管理下における機器復旧に対する人的過誤確率
人 的 過 誤 が 直 接 ト ラ ブ ル に 至 る 作 業 で の (1)ｄ ．「 厳 重 な 管 理
下における機器復旧に対する過誤」に対して，ＴＨＥＲＰ手法
を参考とし，表 1 に示すとおり人的過誤確率を設定した。
作 業 者 の 人 的 過 誤 確 率 に つ い て は ，(1)ｄ ．の 作 業 は 厳 重 な 管理体制とした上での作業となるため，ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−１２
７ ８ の Table20− 6（ 表 3）に お け る (2)「 特 別 な 定 期 的 な チ ェ ック 又 は 検 査 機 能 を 開 始 し た 状 態 」 の 人 的 過 誤 確 率 1×10 − ３ を 適用した。
チェック者による作業者のミスの検出失敗確率については，
Ｎ Ｕ Ｒ Ｅ Ｇ ／ Ｃ Ｒ − １ ２ ７ ８ の Table20− 22（ 表 4）に お け る (4)「計器による測定等の，積極的な関与を伴うチェック」のチェ
ッ ク 者 の ミ ス 検 出 失 敗 確 率 1×10 − ２ を 適 用 し た 。
ｂ．その他の人的過誤確率(1)ａ ． 〜 ｃ ． に つ い て は ， (1)ｄ ． で 厳 重 な 管 理 が な さ れ ると し て 設 定 し た 表 3 に お け る (2)の 人 的 過 誤 確 率 1×10 − ３ に 対 して ，表 3 に お け る (1)「 定 期 的 な 試 験 や 点 検 を 実 施 す る 場 合 」の
人 的 過 誤 確 率 1×10 − ２ が 1 桁 高 く な っ て い る こ と を 参 考 に ， それぞれ 1 桁ずつ高い人的過誤確率を設定した。
ｃ．エラーファクタ
添付 3.1.2.2−4−2エラーファクタについては，これらの人的過誤確率の持つ不確 実 性 を 考 慮 し ， 10 を 設 定 し た 。
上記のとおり評価した結果を表 2 に示す。

表 1
No

ａ

ｂ

ｃ

厳重な管理下における機器復旧に対する過誤

項目

中央値

特別な管理方法における作業者

1.0×10− ３
(ａ )

の人的過誤

チェック者による作業者のミス

1.0×10− ２
(ｂ )

の検出失敗
厳重な管理下における機器復旧

1.0×10− ５に対する過誤確率（ ａ ×ｂ ）表 2

人的過誤の特徴

安全措置／安全対策に対する過誤当該作業の失敗のみではト
ラブルに至らない作業におけ る 過 誤 で あ り ，下 記 の ｂ ．
〜ｄ．に比べて過誤が見逃される可能性が高いと考えられる。

ｂ

点検／確認／試
験に対する過誤

トラブルや不具合を確認する作業における過誤であり，下記のｃ．及びｄ．に比べて過誤が見逃される可能性が高いと考えられる。

ｃ

機器組立／計器
校正に対する過誤系統や機器の機能回復を確認する作業における過誤であり，上記のａ．及びｂ．
に比べて機器の状態確認が注意深く行われる。

厳重な管理下における機器復旧に対する過誤復旧作業の失敗が直接過大なトラブルに至る作業における過誤であり，厳重に管理されている。

ａｄ

表 3 に お け る (2)「 特 別 な 定 期 的 な チ ェ ッ
ク又 は検 査 機能 を 開始 した状 態」の人的 過誤確率を設定表 4 に お け る (4)「 計 器 に よ る 測 定 等 の ，積 極 的 な 関 与を 伴 う チ ェック 」の チ ェッ ク
者のミス検出失敗確率を設定
ａ及びｂより算出

停止時のＬＯＣＡ時に適用する人的過誤

人的過誤の
項目

No.

備考

中央値

ＥＦ

適用例

10

ＭＣＣ電源の遮断
失敗
電動弁のラインナ
ップ失敗

1.0×10− ３10

機器漏えいの認知失敗
漏えい試験の確認
失敗

1.0×10− ４

10隔離弁の復旧失敗
安全弁の設定ミス

10

隔離弁の開閉操作
忘れ
リフトの復旧忘れ
ポンプの復旧失敗
ＣＲＤ／ＬＰＲＭの復旧失敗

1.0×10− ２

1.0×10− ５

添付 3.1.2.2−4−3

表 3

Ｎ Ｕ Ｒ Ｅ Ｇ ／ Ｃ Ｒ − １ ２ ７ ８ Table20-6

添付 3.1.2.2−4−4

表 4

Ｎ Ｕ Ｒ Ｅ Ｇ ／ Ｃ Ｒ − １ ２ ７ ８ Table20-22

添付 3.1.2.2−4−5

添付資料 3.1.2.3−1
炉心損傷条件について

１．炉心損傷の判定条件及び評価条件(1)

炉心損傷の判定条件
本評価では炉心損傷の判定条件を次のとおり設定した。
・炉心燃料の燃料有効長頂部（ＴＡＦ）が露出した状態(2)

炉心損傷までの余裕時間評価における評価条件
炉心損傷の判定条件となるＴＡＦの露出までの余裕時間は，保有 水 量 や 崩 壊 熱 に 依 存 す る 。Ｐ Ｏ Ｓ ご と の 評 価 条 件 に つ い て ，表 1
に示す。
表 1

炉心損傷判定の評価条件

ＰＯＳ

原子炉水位

プール
ゲート

ＰＯＳ−Ｓ,Ａ ,Ｃ １ ,Ｃ ２ ,Ｄ

原子炉通常水位閉

ＰＯＳ−Ｂ１〜Ｂ６

原子炉ウェル満水

保有水量

開

評価対象
燃料

崩壊熱を考
慮する燃料

炉心燃料

炉心燃料

炉心燃料

炉心燃料
＋
ＳＦＰ内の
使用済燃料

２．冷却材の保有水量１．の評価条件における保有水量は，以下のとおり設定した。なお，保有水量の設定に使用した保有水量のエリア分割の概要は図 1に示すとおりである。
(1)

原子炉通常水位（ＰＯＳ−Ｓ，Ａ，Ｃ１，Ｃ２，Ｄ）
通常水位の場合の保有水量は，原子炉圧力容器底部から原子炉
通 常 水 位 ま で の 水 量（ a+b+c）と し た 。ま た ，崩 壊 熱 に よ り 蒸 発 す
る 水 量 は Ｔ Ａ Ｆ か ら 通 常 水 位 ま で の 水 量 （ c） を 考 慮 し た 。
添付 3.1.2.3−1−1

(2)原子炉ウェル満水（ＰＯＳ−Ｂ１〜Ｂ６）
原子炉ウェル満水時の場合の保有水量は，原子炉圧力容器底部
か ら 原 子 炉 ウ ェ ル 満 水 ま で の 水 量 （ a+b+c+d1+d2） と し た 。 ま た ，
崩壊熱により蒸発する水量はＴＡＦから原子炉ウェル満水までの水 量 （ c+d1+d2） を 考 慮 し た 。

上記の水量の設定は，評価対象を炉心又はＳＦＰいずれの燃料とした場合にも，表 2 に示すとおり保守的な条件となっている。

表 2
原子炉
水位

通常
水位

原子炉
ウェル
満水

プール
ゲート

閉

開

評価に使用する水量の範囲

設定した保有水量評価に使用する水量
対象
燃料

保有水量
(保 有 水 エ リ ア )現実的な水量対象
燃料

崩 壊熱 によ り水
温 が上 昇す る範
囲

炉心

炉心

崩 壊熱 によ り冷却 材 が 蒸 発・流 出
する範囲

炉心

炉心

崩 壊熱 によ り水
温 が上 昇す る範
囲

炉心

炉心
ＳＦＰ

崩 壊熱 によ り冷却 材 が 蒸 発・流 出
する範囲

炉心
炉心
ＳＦＰ

添付 3.1.2.3−1−2

保有水量(保 有 水 エ リ ア )ff

D/S ピ ッ ト 水は評価上考慮
していない

通常水位

燃 料 有 効 長 頂 部 （ TAF）

エリア分割保有水量エリアa

原子炉圧力容器底部から燃料有効長底部までb

燃料有効長底部から燃料有効長頂部までc

燃料有効長頂部から通常水位まで

d1

通常水位から原子炉圧力容器フランジまで

d2

原子炉圧力容器フランジから原子炉ウェル満
水水位まで

e

燃料プール底部から燃料有効長頂部まで

f'
f''

燃料有効長頂部から燃料プール通常水位まで

図 1

保有水のエリア分割概要図

添付 3.1.2.3−1−3

水 量 （ m３ ）

添付資料 3.1.2.3−2
崩壊熱除去機能喪失時の緩和操作のための余裕時間評価の前提条件について

崩壊熱除去機能喪失時の緩和操作のための余裕時間は，炉心及び使用済燃料プールで発生する崩壊熱及び冷却材の保有水量を基に評価している。余裕時間評価の前提条件を以下に示す。

(1)

崩壊熱
炉心及び使用済燃料プールで発生する崩壊熱は，「原子力発電所の停止状態を対象とした確率論的安全評価に関する実施基準（レベル
1PSA 編 ）：2010」指 定 の May-Witt の 式 を 使 用 し 評 価 し た 。各 Ｐ Ｏ Ｓ
における崩壊熱は，各ＰＯＳの開始時点を代表時間として評価し，ＰＯＳ期間中における崩壊熱の減衰は考慮していない。各ＰＯＳの代表時間における崩壊熱の評価結果を表 1 に示す。また，崩壊熱の評価においては，炉心及び使用済燃料プール内の燃料を以下のとおり想定している。
ａ．炉心
炉 心 の 燃 料 764 体 （ 100％ 炉 心 ） は ， 通 常 1 回 の 定 検 で 約 20〜
25％ 炉 心 の 燃 料 が 交 換 さ れ ， 発 電 機 解 列 時 点 で は 照 射 時 間 約 1 年〜 4 年 の 燃 料 が そ れ ぞ れ 約 20〜 25％ 炉 心 ず つ 装 荷 さ れ て い る が ，本ＰＲＡでは，保守的に全ての炉心燃料の照射時間を 4 年としている。また，燃料取替による照射燃料の燃料プールへの取出し及び新燃料の装荷は考慮していない。
ｂ．使用済燃料プール
使 用 済 燃 料 プ ー ル の 使 用 済 燃 料 貯 蔵 容 量 は 295％ 炉 心（ 2250 体 ）添付 3.1.2.3−2−1

で あ る 。本 Ｐ Ｒ Ａ で は ，1 炉 心 分 の 燃 料 を 除 い た 195％ 炉 心 分 の 燃料が使用済燃料プールに保管されているものとしている。また，
施 設 定 期 検 査 ご と に 約 20〜 25％ 炉 心 分 の 燃 料 が 交 換 さ れ る こ とを 考 慮 し ，使 用 済 燃 料 プ ー ル に は 冷 却 期 間 の 異 な る 25％ 炉 心 ず つの使用済燃料（照射時間 4 年）が保管されているとする（冷却期
間 1 年 〜 7 年 ： 各 25％ 炉 心 ， 冷 却 期 間 8 年 ： 20％ 炉 心 ）。

(2)

冷却材初期温度
冷却材の初期水温は，燃料交換作業や原子炉周りの機器の保守が行 え る 最 高 温 度 で あ る 52℃ と し て い る 。

(3)

冷却材の保有水量
冷 却 材 の 保 有 水 量 は ， 添 付 資 料 3.1.2.3− 1 に 示 す と お り で あ る 。

表 1

各ＰＯＳの代表時間における崩壊熱

ＰＯＳ

崩壊熱評価の
代表時間

崩壊熱
（ MW）

Ｓ

6 時間後

30.5

Ａ

1 日後

20.8

Ｂ１

3 日後

14.4

Ｂ２

8 日後

8.9

Ｂ３

11 日 後7.7

Ｂ４

25 日 後5.6

Ｂ５

33 日 後5.0

Ｂ６

45 日 後4.5

Ｃ１

58 日 後3.3

Ｃ２

66 日 後3.1

Ｄ

75 日 後2.9

添付 3.1.2.3−2−2

添付資料 3.1.2.3−3
ＬＯＣＡにおける余裕時間の評価について

本ＰＲＡでは，冷却材流出に係る起因事象としてＲＨＲ系統切替時のＬＯＣＡ，ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ，ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡ及びＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡを選定している。このうち，ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡ及びＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡについては，現場作業に伴う人的過誤により発生する事象であるため，作業員が冷却材流出の認知に失敗することは想定し難いことから，認知失敗を評価するための余裕時間は設定していない。
ＲＨＲ系統切替時のＬＯＣＡ及びＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ各事象
における余裕時間を表 1 に示す。停止時のＬＯＣＡにおける余裕時間
は，冷却材の流出流量及び保有水量から，炉心内の燃料が露出するまでの時間としている。
表 1 より，原子炉水位が通常水位の場合のＲＨＲ系統切替時のＬＯ
ＣＡ及びＣＵＷブロー時のＬＯＣＡについては，燃料が露出するまでの 時 間 は 3.5 時 間 あ る こ と か ら ， 緩 和 設 備 作 動 ま で の 余 裕 時 間 を 3 時間としている。
また，原子炉水位がウェル満水の場合のＲＨＲ系統切替時のＬＯＣ
Ａについては，原子炉ウェル満水状態では保有水量が多いため，燃料
露 出 ま で の 時 間 は 22.7 時 間 と 長 い 。 こ の た め ， 冷 却 材 流 出 の 認 知 に失敗することは想像し難いことから，認知失敗を評価するための余裕
時間は設定していない。

添付 3.1.2.3−3−1

表 1
起因事象

冷却材流出時の燃料露出までの時間

ＴＡＦまで
の保有水量
（ m３ ）

冷却材流出
流量（ m３ ／ h）

燃料露出ま
での時間
（ h）

ＲＨＲ系統切替時のＬＯＣＡ

ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ

添付 3.1.2.3−3−2

備考

3.5

通常水位

2 2. 7

原子炉ウェル満水

3.5

通常水位

添付資料 3.1.2.3−4
炉心損傷防止に必要な安全機能の考え方について(1)

炉心損傷の判定条件
本ＰＲＡでは，炉心損傷の判定条件を次のとおり設定している。
・炉心燃料の燃料有効長頂部（ＴＡＦ）が露出した状態(2)

炉心損傷防止に必要な安全機能
各起因事象において炉心損傷防止に必要な安全機能は以下のとおりである。
ａ．崩壊熱除去失敗（残留熱除去系の故障及び外部電源喪失）
崩壊熱除去失敗に係る起因事象に対して，炉心損傷防止に必要な安全機能を表 1 に示す。

表1
ＰＯＳ
ＲＰＶの状態
ＰＣＶの状態

炉心損傷防止に必要な安全機能（崩壊熱除去失敗）

Ｓ
閉鎖
開放
除熱機能

Ａ
閉鎖〜開放
開放
除熱機能

Ｂ
開放
開放
除熱機能

Ｃ
開放〜閉鎖
開放 ※１
除熱機能

Ｄ
閉鎖
閉鎖
除熱機能
注水機能
必要な
注水機能
注水機能
注水機能
減圧機能
安全機能
注水機能
減圧機能 ※２
減圧機能
減圧機能 ※２
ＰＣＶ除熱機能※1 格納容器漏えい率検査のため，ＰＣＶは一時的に閉鎖されるが，この期間は短期間であり，崩壊熱量も小さいため，ＰＣＶ開放状態で代表させた。
※2 ＲＰＶが閉鎖されている期間のみ。

ＲＰＶが閉鎖されている状態（ＰＯＳ−Ｓ，ＰＯＳ−Ａ，ＰＯＳ−Ｃ
及びＰＯＳ−Ｄ）においては，崩壊熱除去失敗時に冷却材温度が 100℃に到達後，水蒸気によりＲＰＶが加圧されると，原子炉減圧が必要となる。

添付 3.1.2.3−4−1

原子炉減圧に失敗する要因として，ＳＲＶの機械的故障と運転員によるＳＲＶ開操作失敗があるが，ＳＲＶの機械的故障については 18 弁の全弁が作動に失敗する確率は無視できるほど小さい。また，原子炉水位がＴＡＦに到達するまでの余裕時間が出力運転時に比べて十分長い（ＰＯＳ−Ｓの大気圧条件におけるＴＡＦ到達までの余裕時間は 3.9 時間）ことを踏まえると，運転員によるＳＲＶ開操作失敗確率は十分小さい。
そのため，本ＰＲＡでは，ＲＰＶが閉鎖されている期間においても，減圧機能はモデル化していない。
また，ＰＣＶが閉鎖されている状態（ＰＯＳ−Ｄ）においては，崩壊
熱除去失敗時にＳＲＶを介してＳ／Ｃに流入した蒸気によりＳ／Ｐ温度が上昇する。
しかし，ＰＯＳ−Ｄでは崩壊熱が停止直後の 1／10 以下まで低下しており，Ｓ／Ｐ水温の上昇が緩やかであるため，除熱操作までの時間余裕は十分長いことから，運転員による操作失敗確率は十分小さい。
そのため，本ＰＲＡではＰＣＶが閉鎖されている期間においても，ＰＣＶ除熱機能はモデル化していない。
以上より，崩壊熱除去失敗時の炉心損傷防止に必要な安全機能として，除熱機能又は注水機能のみをモデル化している。

ｂ．原子炉冷却材の流出
原子炉冷却材喪失に係る起因事象に対して，炉心損傷防止に必要な安全機能を表 2 に示す。

添付 3.1.2.3−4−2

表2

炉心損傷防止に必要な安全機能（原子炉冷却材喪失）

ＰＯＳ
Ｓ
Ａ
Ｂ
Ｃ
Ｄ
ＲＰＶの状態
閉鎖
閉鎖〜開放
開放
開放〜閉鎖
閉鎖
ＰＣＶの状態
開放
開放
開放
開放 ※１
閉鎖
必要な
注水機能
注水機能
注水機能
注水機能
注水機能
安全機能
除熱機能
※1 格納容器漏えい率検査のため，ＰＣＶは一時的に閉鎖されるが，この期間は短期間であり，崩壊熱量も小さいため，ＰＣＶ開放状態で代表させた。

プラント停止期間においては，原子炉冷却材の圧力・温度は低いため，
ＰＣＶが閉鎖されている期間においても，原子炉冷却材の流出によるＰ
ＣＶ圧力・温度の上昇は限定的である。そのため，本ＰＲＡでは原子炉
冷却材流出時の炉心損傷防止に必要な安全機能として，注水機能のみをモデル化している。

添付 3.1.2.3−4−3

添付資料 3.1.2.4−1

内部事象停止時レベル１ＰＲＡ
イベントツリー集

目

1.

2.

次

ＲＨＲ喪失に対するイベントツリー
図 1−1

ＲＨＲ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｓ）

図 1-2

ＲＨＲ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ａ）

図 1−3

ＲＨＲ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ１）

図 1−4

ＲＨＲ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ２）

図 1−5

ＲＨＲ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ３）

図 1−6

ＲＨＲ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ４）

図 1−7

ＲＨＲ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ５）

図 1−8

ＲＨＲ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ６）

図 1−9

ＲＨＲ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ１）

図 1−10

ＲＨＲ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ２）

図 1−11

ＲＨＲ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｄ）

ＲＨＲＳ喪失に対するイベントツリー
図 2−1

ＲＨＲＳ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｓ）

図 2−2

ＲＨＲＳ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ａ）

図 2−3

ＲＨＲＳ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ１）

図 2−4

ＲＨＲＳ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ２）

図 2−5

ＲＨＲＳ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ３）

図 2−6

ＲＨＲＳ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ４）

図 2−7

ＲＨＲＳ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ５）

図 2−8

ＲＨＲＳ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ６）
目−1

3.

図 2−9

ＲＨＲＳ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ１）

図 2−10ＲＨＲＳ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ２）

図 2−11ＲＨＲＳ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｄ）

外部電源喪失に対するイベントツリー
3.1

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｓ）

図 3.1−1

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｓ）

図 3.1−2

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｓ（ＤＧ−２
Ｃ，２Ｄ確保））図 3.1−3

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｓ（ＤＧ−２
Ｃ確保，２Ｄ失敗））

図 3.1−4

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｓ（ＤＧ−２
Ｃ失敗，２Ｄ確保））

図 3.1−5

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｓ（ＤＧ−２
Ｃ，２Ｄ失敗））図 3.1−6

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｓ（直流電源
喪失））

3.2

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ａ）

図 3.2−1

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ａ）

図 3.2−2

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ａ（ＤＧ−２
Ｃ，２Ｄ確保））図 3.2−3

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ａ（ＤＧ−２
Ｃ確保，２Ｄ失敗））

図 3.2−4

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ａ（ＤＧ−２
Ｃ失敗，２Ｄ確保））目−2

図 3.2−5

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ａ（ＤＧ−２
Ｃ，２Ｄ失敗））図 3.2−6

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ａ（直流電源
喪失））

3.3

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ１）

図 3.3−1

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ１）

図 3.3−2

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ１（ＤＧ−
２Ｃ，２Ｄ確保））

図 3.3−3

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ１（ＤＧ−
２Ｃ確保，２Ｄ失敗））

図 3.3−4

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ１（ＤＧ−
２Ｃ失敗，２Ｄ確保））

図 3.3−5

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ１（ＤＧ−
２Ｃ，２Ｄ失敗））

図 3.3−6

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ１（直流電
源喪失））

3.4

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ２）

図 3.4−1

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ２）

図 3.4−2

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ２（ＤＧ−
２Ｃ，２Ｄ確保））

図 3.4−3

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ２（ＤＧ−
２Ｃ確保，２Ｄ失敗））

図 3.4−4

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ２（ＤＧ−
２Ｃ失敗，２Ｄ確保））

図 3.4−5

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ２（ＤＧ−目−3２Ｃ，２Ｄ失敗））
図 3.4−6

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ２（直流電
源喪失））

3.5

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ３）

図 3.5−1

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ３）

図 3.5−2

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ３（ＤＧ−
２Ｃ，２Ｄ確保））

図 3.5−3

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ３（ＤＧ−
２Ｃ確保，２Ｄ失敗））

図 3.5−4

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ３（ＤＧ−
２Ｃ失敗，２Ｄ確保））

図 3.5−5

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ３（ＤＧ−
２Ｃ，２Ｄ失敗））

図 3.5−6

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ３（直流電
源喪失））

3.6

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ４）

図 3.6−1

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ４）

図 3.6−2

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ４（ＤＧ−
２Ｃ，２Ｄ確保））

図 3.6−3

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ４（ＤＧ−
２Ｃ確保，２Ｄ失敗））

図 3.6−4

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ４（ＤＧ−
２Ｃ失敗，２Ｄ確保））

図 3.6−5

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ４（ＤＧ−
２Ｃ，２Ｄ失敗））目−4

図 3.6−6

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ４（直流電
源喪失））

3.7

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ５）

図 3.7−1

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ５）

図 3.7−2

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ５（ＤＧ−
２Ｃ，２Ｄ確保））

図 3.7−3

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ５（ＤＧ−
２Ｃ確保，２Ｄ失敗））

図 3.7−4

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ５（ＤＧ−
２Ｃ失敗，２Ｄ確保））

図 3.7−5

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ５（ＤＧ−
２Ｃ，２Ｄ失敗））

図 3.7−6

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ５（直流電
源喪失））

3.8

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ６）

図 3.8−1

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ６）

図 3.8−2

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ６（ＤＧ−
２Ｃ，２Ｄ確保））

図 3.8−3

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ６（ＤＧ−
２Ｃ確保，２Ｄ失敗））

図 3.8−4

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ６（ＤＧ−
２Ｃ失敗，２Ｄ確保））

図 3.8−5

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ６（ＤＧ−
２Ｃ，２Ｄ失敗））

図 3.8−6

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ６（直流電目−5源喪失））
3.9

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ１）

図 3.9−1

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ１）

図 3.9−2

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ１（ＤＧ−
２Ｃ，２Ｄ確保））

図 3.9−3

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ１（ＤＧ−
２Ｃ確保，２Ｄ失敗））

図 3.9−4

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ１（ＤＧ−
２Ｃ失敗，２Ｄ確保））

図 3.9−5

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ１（ＤＧ−
２Ｃ，２Ｄ失敗））

図 3.9−6

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ１（直流電
源喪失））

3.10

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ２）

図 3.10−1

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ２）

図 3.10−2

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ２（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ確保））

図 3.10−3

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ２（ＤＧ−２Ｃ確保，２Ｄ失敗））

図 3.10−4

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ２（ＤＧ−２Ｃ失敗，２Ｄ確保））

図 3.10−5

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ２（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ失敗））

図 3.10−6

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ２（直流電源喪失））目−63.11

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｄ）

図 3.11−1

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｄ）

図 3.11−2

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｄ（ＤＧ−
２Ｃ，２Ｄ確保））

図 3.11−3

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｄ（ＤＧ−
２Ｃ確保，２Ｄ失敗））

図 3.11−4

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｄ（ＤＧ−
２Ｃ失敗，２Ｄ確保））

図 3.11−5

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｄ（ＤＧ−
２Ｃ，２Ｄ失敗））

図 3.11−6

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｄ（直流電
源喪失））

4.

原子炉冷却材の喪失に対するイベントツリー
図 4−1

ＲＨＲ系統切替時のＬＯＣＡ（ＰＯＳ−Ｂ２）

図 4−2

ＲＨＲ系統切替時のＬＯＣＡ（ＰＯＳ−Ｂ５）

図 4−3

ＲＨＲ系統切替時のＬＯＣＡ（ＰＯＳ−Ｃ２）

図 4−4

ＲＨＲ系統切替時のＬＯＣＡ（ＰＯＳ−Ｄ）

図 4−5

ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ（ＰＯＳ−Ｃ１）

図 4−6

ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ（ＰＯＳ−Ｄ）

図 4−7

ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡ（ＰＯＳ−Ｂ２）

図 4−8

ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ（ＰＯＳ−Ｂ２）目−7

RHR喪失(POS-S)ERH

待機RHR起動 待機LPCI起動
RHR

LPCI

添付 3.1.2.4−1−1

図 1−1
RHR喪失
(POS-A)ERH

待機RHR起動 待機LPCI起動
RHR

LPCI

図 1−2

LPCS

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIC

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7

TW

5.6E-05
4.9E-07
1.8E-09
5.4E-122.0E-14
1.4E-16
2.1E-14

合計値

2.1E-14

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7

TW

1.1E-04
9.5E-07
3.5E-09
0.0E+00
1.1E-11
7.2E-14
4.7E-14

合計値

4.7E-14

備考

ＲＨＲ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｓ）
LPCS

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIC

HPCS

MUWC

ＲＨＲ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ａ）

備考

RHR喪失(POS-B1)
ERH

待機RHR起動

待機LPCI起動

LPCS

LPCI-C

HPCS

MUWC

RHR

LPCI

LPCS

LPCIC

HPCS

MUWC

図 1−3
添付 3.1.2.4−1−2

RHR喪失(POS-B2)
ERH

待機RHR起動 待機LPCI起動
RHR

LPCI

図 1−4

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7

TW

0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
2.8E-04
2.2E-07

合計値

2.2E-07

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7

TW

0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
1.7E-04
1.4E-07

合計値

1.4E-07

備考

ＲＨＲ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ１）

LPCS

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIC

HPCS

MUWC

ＲＨＲ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ２）

備考

RHR喪失(POS-B3)
ERH

待機RHR起動 待機LPCI起動
RHR

LPCI

添付 3.1.2.4−1−3

図 1−5
RHR喪失
(POS-B4)ERH

待機RHR起動 待機LPCI起動
RHR

LPCI

図 1−6

LPCS

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIC

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7

TW

0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
7.9E-04
6.3E-07

合計値

6.3E-07

備考

ＲＨＲ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ３）

LPCS

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIC

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7

TW

4.5E-04
3.9E-06
1.4E-08
0.0E+00
5.2E-11
3.5E-13
2.2E-12

合計値

2.2E-12

ＲＨＲ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ４）

備考

RHR喪失(POS-B5)
ERH

待機RHR起動 待機LPCI起動
RHR

LPCI

添付 3.1.2.4−1−4

図 1−7
RHR喪失
(POS-B6)
ERH

待機RHR起動 待機LPCI起動
RHR

LPCI

図 1−8

LPCS

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIC

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7

TW

0.0E+00
0.0E+00
6.8E-04
0.0E+00
2.0E-06
1.4E-08
1.5E-11

合計値

1.5E-11

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7

TW

7.2E-04
6.3E-06
2.3E-087.0E-11
2.6E-13
1.8E-15
2.8E-13

合計値

2.8E-13

備考

ＲＨＲ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ５）

LPCS

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIC

HPCS

MUWC

ＲＨＲ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ６）

備考

RHR喪失(POS-C1)ERH

待機RHR起動 待機LPCI起動
RHR

LPCI

添付 3.1.2.4−1−5

図 1−9

RHR喪失
(POS-C2)ERH

待機RHR起動 待機LPCI起動
RHR

LPCI

図 1−10LPCS

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIC

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7

TW

4.5E-04
3.9E-06
1.4E-08
4.3E-11
1.6E-13
1.1E-15
1.7E-13

合計値

1.7E-13

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7

TW

0.0E+00
0.0E+00
5.1E-04
1.8E-06
5.7E-09
3.9E-11
2.2E-12

合計値

2.2E-12

備考

ＲＨＲ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ１）

LPCS

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIC

HPCS

MUWC

ＲＨＲ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ２）

備考

RHR喪失(POS-D)ERH

待機RHR起動 待機LPCI起動
RHR

LPCI

添付 3.1.2.4−1−6

図 1−11LPCS

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIC

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7

TW

4.0E-04
3.5E-06
1.3E-08
3.9E-11
1.4E-13
9.8E-16
1.5E-13

合計値

1.5E-13

ＲＨＲ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｄ）

備考

RHRS喪失(POS-S)ERS

待機RHR起動 待機LPCI起動
RHR

LPCI

添付 3.1.2.4−1−7

図 2−1
RHRS喪失（POS-A)ERS

待機RHR起動 待機LPCI起動
RHR

LPCI

図 2−2

LPCS

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIC

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7

TW

7.0E-06
6.2E-08
0.0E+00
2.3E-10
8.4E-13
5.8E-15
3.5E-14

合計値

3.5E-14

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7

TW

1.4E-05
1.2E-07
0.0E+00
0.0E+00
4.5E-10
3.1E-12
2.6E-13

合計値

2.6E-13

備考

ＲＨＲＳ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｓ）

LPCS

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIC

HPCS

MUWC

ＲＨＲＳ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ａ）

備考

RHRS喪失(POS-B1)ERS

待機RHR起動 待機LPCI起動
RHR

LPCI

添付 3.1.2.4−1−8

図 2−3
RHRS喪失(POS-B2)ERS

待機RHR起動 待機LPCI起動
RHR

LPCI

図 2−4

LPCS

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIC

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7

TW

0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
3.5E-05
2.8E-08

合計値

2.8E-08

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7

TW

0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
2.1E-05
1.7E-08

合計値

1.7E-08

備考

ＲＨＲＳ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ１）

LPCS

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIC

HPCS

MUWC

ＲＨＲＳ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ２）

備考

RHRS喪失(POS-B3)ERS

待機RHR起動 待機LPCI起動
RHR

LPCI

添付 3.1.2.4−1−9

図 2−5
RHRS喪失(POS-B4)ERS

待機RHR起動 待機LPCI起動
RHR

LPCI

図 2−6

LPCS

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIC

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7

TW

0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
9.9E-05
7.9E-08

合計値

7.9E-08

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7

TW

5.6E-05
4.9E-07
1.8E-09
0.0E+00
6.4E-12
4.4E-14
2.8E-13

合計値

2.8E-13

備考

ＲＨＲＳ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ３）

LPCS

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIC

HPCS

MUWC

ＲＨＲＳ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ４）

備考

RHRS喪失(POS-B5)ERS

待機RHR起動 待機LPCI起動
RHR

LPCI

添付 3.1.2.4−1−10

図 2−7
RHRS喪失(POS-B6)ERS

待機RHR起動 待機LPCI起動
RHR

LPCI

図 2−8

LPCS

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIC

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7

TW

0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
8.4E-05
5.8E-07
6.3E-10

合計値

6.3E-10

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7

TW

9.1E-05
8.0E-07
0.0E+00
3.0E-09
1.1E-11
7.5E-14
4.6E-13

合計値

4.6E-13

備考

ＲＨＲＳ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ５）

LPCS

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIC

HPCS

MUWC

ＲＨＲＳ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ６）

備考

RHRS喪失(POS-C1)ERS

待機RHR起動 待機LPCI起動
RHR

LPCI

図 2−9
添付 3.1.2.4−1−11

RHRS喪失(POS-C2)ERS

待機RHR起動 待機LPCI起動
RHR

LPCI

図 2−10LPCS

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIC

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7

TW

5.6E-05
4.9E-07
0.0E+00
1.8E-09
6.6E-12
4.5E-14
2.8E-13

合計値

2.8E-13

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7

TW

0.0E+00
0.0E+00
6.4E-05
0.0E+00
2.3E-07
1.6E-09
2.0E-12

合計値

2.0E-12

備考

ＲＨＲＳ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ１）

LPCS

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIC

HPCS

MUWC

ＲＨＲＳ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ２）

備考

RHRS喪失(POS-D)ERS

待機RHR起動 待機LPCI起動
RHR

LPCI

添付 3.1.2.4−1−12

図 2−11LPCS

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIC

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7

TW

4.9E-05
4.3E-07
0.0E+00
1.6E-09
5.8E-124.0E-14
2.5E-13

合計値

2.5E-13ＲＨＲＳ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｄ）

備考外部電源喪失(POS-S)
ELOP

DC喪失 BTCCF
DC

DG-HPCSから
の受電失敗
DGH

図 3.1−1
添付 3.1.2.4−1−13

DG-2C及びDG-2D確保(POS-S)TE2

D/G-2C起動

D/G-2D起動

DGC

DGD

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1-9
10 - 15
16 - 21
22 - 23
24 - 25
26

TE2へ
TE3へ
TE4へ
TE5へ
TE6へ
TB

2.6E-14

合計値

2.6E-14

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｓ）

RHR-A

RHR-B

LPCS

LPCI-A

LPCI-B

LPCI-C

HPCS

MUWC

WAPD

WBPD

LPCSPD

LPCIA

LPCIB

LPCICPD

HPCS

MUWC

図 3.1−2

備考

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7
8
9

TW

2.5E-05
2.1E-07
2.5E-09
8.0E-12
3.2E-14
1.2E-16
4.3E-19
5.2E-21
6.9E-15

合計値

6.9E-15

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｓ）（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ確保）

備考

DG-2C確保(POS-S)TE3

図 3.1−3添付 3.1.2.4−1−14

DG-2D確保(POS-S)TE4

図 3.1−4

RHR-A

LPCS

LPCI-A

HPCS

MUWC

WAPD

LPCSPD

LPCIA

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

10
11
12
13
14
15

TW

1.6E-07
1.0E-09
3.3E-12
1.3E-14
1.6E-16
1.3E-15

合計値

1.3E-15

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｓ）（ＤＧ−２Ｃ確保，２Ｄ失敗）
RHR-B

LPCI-B

LPCI-C

HPCS

MUWC

WBPD

LPCIB

LPCICPD

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

16
17
18
19
20
21

TW

0.0E+00
1.6E-07
5.8E-10
2.1E-12
2.6E-14
3.1E-15

合計値

3.1E-15

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｓ）（ＤＧ−２Ｃ失敗，２Ｄ確保）

ACなし(POS-S)TE5

図 3.1−5

HPCS

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

22
23

TB

9.6E-10
3.7E-10

合計値

3.7E-10

備考

HPCS

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｓ）（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ失敗）

添付 3.1.2.4−1−15

AC及びDCなし(POS-S)TE6

図 3.1−6

HPCS

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

24
25

TB

4.2E-12
2.5E-14

合計値

2.5E-14

備考

HPCS

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｓ）（直流電源喪失）

外部電源喪失(POS-A)
ELOP

DC喪失 BTCCF
DC

DG-HPCSから
D/G-2C起動
の受電失敗
DGH
DGC

図 3.2−1
添付 3.1.2.4−1−16

DG-2C及びDG-2D確保 RHR-A(POS-A)TE2
WAPD

図 3.2−2

D/G-2D起動

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1-9
10 - 15
16 - 21
22 - 23
24 - 25
26

TE2へ
TE3へ
TE4へ
TE5へ
TE6へ
TB

5.2E-14

合計値

5.2E-14

備考

DGD

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ａ）

RHR-B

LPCS

LPCI-A

LPCI-B

LPCI-C

HPCS

MUWC

WBPD

LPCSPD

LPCIA

LPCIB

LPCICPD

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7
8
9

TW

5.1E-05
4.2E-07
4.9E-09
1.6E-11
6.4E-140.0E+00
2.4E-16
2.8E-18
1.4E-14

合計値

1.4E-14

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ａ）（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ確保）

備考

DG-2C確保(POS-A)TE3

図 3.2−3添付 3.1.2.4−1−17

DG-2D確保(POS-A)TE4

図 3.2−4

RHR-A

LPCS

LPCI-A

HPCS

MUWC

WAPD

LPCSPD

LPCIA

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

10
11
12
13
14
15

TW

3.1E-07
2.1E-09
6.7E-122.7E-14
3.2E-16
2.5E-15

合計値

2.5E-15

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ａ）（ＤＧ−２Ｃ確保，２Ｄ失敗）
RHR-B

LPCI-B

LPCI-C

HPCS

MUWC

WBPD

LPCIB

LPCICPD

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

16
17
18
19
20
21

TW

0.0E+00
3.2E-07
0.0E+00
1.2E-09
1.4E-11
3.7E-14

合計値

3.7E-14

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ａ）（ＤＧ−２Ｃ失敗，２Ｄ確保）

ACなし(POS-A)TE5

図 3.2−5

HPCS

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

22
23

TB

1.9E-09
7.3E-10

合計値

7.3E-10

備考

HPCS

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ａ）（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ失敗）

添付 3.1.2.4−1−18

AC及びDCなし(POS-A)TE6

図 3.2−6

HPCS

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

24
25

TB

8.5E-12
5.1E-14

合計値

5.1E-14

備考

HPCS

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ａ）（直流電源喪失）

外部電源喪失(POS-B1)
ELOP

DC喪失 BT- DG-HPCSから
D/G-2C起動
CCF
の受電失敗
DC
DGH
DGC

図 3.3−1
添付 3.1.2.4−1−19

DG-2C及びDG-2D確保(POS-B1)
TE2

D/G-2D起動

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1-9
10 - 15
16 - 21
22 - 23
24 - 25
26

TE2へ
TE3へ
TE4へ
TE5へ
TE6へ
TB

2.2E-11

合計値

2.2E-11

DGD

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ１）

RHR-A

RHR-B

LPCS

LPCI-A

LPCI-B

LPCI-C

HPCS

MUWC

WAPD

WBPD

LPCSPD

LPCIA

LPCIB

LPCICPD

HPCS

MUWC

図 3.3−2

備考

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7
8
9

TW

0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00

合計値

0.0E+00

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ１）（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ確保）

備考

DG-2C確保
RHR-A(POS-B1)
TE3
WAPD

図 3.3−3

LPCI-A

HPCS

MUWC

LPCSPD

LPCIA

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

10
11
12
13
14
15

TW

1.3E-04
0.0E+00
8.4E-07
0.0E+00
3.4E-09
4.9E-10

合計値

4.9E-10

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ１）（ＤＧ−２Ｃ確保，２Ｄ失敗）

添付 3.1.2.4−1−20

DG-2D確保
RHR-B(POS-B1)TE4WBPD

図 3.3−4

LPCS

LPCI-B

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCIB

LPCICPD

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

16
17
18
19
20
21

TW

0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00

合計値

0.0E+00

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ１）（ＤＧ−２Ｃ失敗，２Ｄ確保）

ACなし(POS-B1)TE5

図 3.3−5

HPCS

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

22
23

TB

0.0E+00
8.0E-07

合計値

8.0E-07

備考

HPCS

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ１）（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ失敗）

添付 3.1.2.4−1−21

AC及びDCなし(POS-B1)
TE6

図 3.3−6

HPCS

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

24
25

TB

0.0E+00
0.0E+00

合計値

0.0E+00

備考

HPCS

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ１）（直流電源喪失）

外部電源喪失(POS-B2)
ELOP

DC喪失 BTCCF
DC

図 3.4−1
添付 3.1.2.4−1−22

DG-2C及びDG-2D確保 RHR-A(POS-B2)
TE2
WAPD

図 3.4−2

DG-HPCSから
D/G-2C起動
の受電失敗
DGH
DGC

D/G-2D起動

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1-9
10 - 15
16 - 21
22 - 23
24 - 25
26

TE2へ
TE3へ
TE4へ
TE5へ
TE6へ
TB

1.3E-11

合計値

1.3E-11

備考

DGD

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ２）

RHR-B

LPCS

LPCI-A

LPCI-B

LPCI-C

HPCS

MUWC

WBPD

LPCSPD

LPCIA

LPCIB

LPCICPD

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7
8
9

TW

0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00

合計値

0.0E+00

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ２）（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ確保）

備考

DG-2C確保(POS-B2)
TE3

図 3.4−3

LPCS

LPCI-A

HPCS

MUWC

WAPD

LPCSPD

LPCIA

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

10
11
12
13
14
15

TW

0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00

合計値

0.0E+00

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ２）（ＤＧ−２Ｃ確保，２Ｄ失敗）

添付 3.1.2.4−1−23

DG-2D確保(POS-B2)TE4

図 3.4−4

RHR-A

RHR-B

LPCI-B

LPCI-C

HPCS

MUWC

WBPD

LPCIB

LPCICPD

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

16
17
18
19
20
21

TW

0.0E+00
7.6E-05
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
3.1E-07

合計値

3.1E-07

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ２）（ＤＧ−２Ｃ失敗，２Ｄ確保）

ACなし(POS-B2)TE5

図 3.4−5

HPCS

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

22
23

TB

0.0E+00
4.7E-07

合計値

4.7E-07

備考

HPCS

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ２）（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ失敗）

添付 3.1.2.4−1−24

AC及びDCなし(POS-B2)TE6

図 3.4−6

HPCS

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

24
25

TB

0.0E+00
0.0E+00

合計値

0.0E+00

備考

HPCS

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ２）（直流電源喪失）

外部電源喪失(POS-3B)
ELOP

DC喪失 BT- DG-HPCSから
D/G-2C起動
CCF
の受電失敗
DC
DGH
DGC

図 3.5−1
添付 3.1.2.4−1−25

DG-2C及びDG-2D確保(POS-B3)
TE2

D/G-2D起動

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1-9
10 - 15
16 - 21
22 - 23
24 - 25
26

TE2へ
TE3へ
TE4へ
TE5へ
TE6へ
TB

6.0E-11

合計値

6.0E-11

DGD

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ３）

RHR-A

RHR-B

LPCS

LPCI-A

LPCI-B

LPCI-C

HPCS

MUWC

WAPD

WBPD

LPCSPD

LPCIA

LPCIB

LPCICPD

HPCS

MUWC

図 3.5−2

備考

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7
8
9

TW

0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00

合計値

0.0E+00

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ３）（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ確保）

備考

DG-2C確保
RHR-A(POS-B3)TE3
WAPD

図 3.5−3

LPCI-A

HPCS

MUWC

LPCSPD

LPCIA

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

10
11
12
13
14
15

TW

0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00

合計値

0.0E+00

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ３）（ＤＧ−２Ｃ確保，２Ｄ失敗）

添付 3.1.2.4−1−26

DG-2D確保(POS-B3)TE4

図 3.5−4

LPCS

RHR-B

LPCI-B

LPCI-C

HPCS

MUWC

WBPD

LPCIB

LPCICPD

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

16
17
18
19
20
21

TW

0.0E+00
3.6E-04
0.0E+00
0.0E+00
1.4E-06
3.4E-09

合計値

3.4E-09

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ３）（ＤＧ−２Ｃ失敗，２Ｄ確保）

ACなし(POS-B3)TE5

図 3.5−5

HPCS

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

22
23

TB

0.0E+00
2.2E-06

合計値

2.2E-06

備考

HPCS

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ３）（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ失敗）

添付 3.1.2.4−1−27

AC及びDCなし(POS-B3)TE6

図 3.5−6

HPCS

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

24
25

TB

0.0E+00
0.0E+00

合計値

0.0E+00

備考

HPCS

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ３）（直流電源喪失）

外部電源喪失 DC喪失 BT- DG-HPCSから
D/G-2C起動 D/G-2D起動(POS-B4)
CCF
の受電失敗
ELOP
DC
DGH
DGC
DGD

図 3.6−1
添付 3.1.2.4−1−28

DG-2C及びDG-2D確保 RHR-A(POS-B4)TE2
WAPD

図 3.6−2

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1-9
10 - 15
16 - 21
22 - 23
24 - 25
26

TE2へ
TE3へ
TE4へ
TE5へ
TE6へ
TB

2.1E-13

合計値

2.1E-13

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ４）

RHR-B

LPCS

LPCI-A

LPCI-B

LPCI-C

HPCS

MUWC

WBPD

LPCSPD

LPCIA

LPCIB

LPCICPD

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7
8
9

TW

2.1E-04
2.4E-06
2.0E-08
7.1E-11
2.6E-13
0.0E+00
1.0E-15
1.3E-17
5.8E-14

合計値

5.8E-14

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ４）（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ確保）

備考

DG-2C確保
RHR-A(POS-B4)TE3
WAPD

図 3.6−3

LPCI-A

HPCS

MUWC

LPCSPD

LPCIA

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

10
11
12
13
14
15

TW

1.3E-06
1.3E-08
4.6E-11
1.7E-132.0E-15
2.4E-14

合計値

2.4E-14

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ４）（ＤＧ−２Ｃ確保，２Ｄ失敗）

添付 3.1.2.4−1−29

DG-2D確保(POS-B4)TE4

図 3.6−4

LPCS

RHR-B

LPCI-B

LPCI-C

HPCS

MUWC

WBPD

LPCIB

LPCICPD

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

16
17
18
19
20
21

TW

0.0E+00
1.3E-06
0.0E+00
5.1E-09
6.1E-11
1.5E-13

合計値

1.5E-13

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ４）（ＤＧ−２Ｃ失敗，２Ｄ確保）

ACなし(POS-B4)TE5

図 3.6−5

HPCS

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

22
23

TB

7.8E-09
3.0E-09

合計値

3.0E-09

備考

HPCS

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ４）（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ失敗）

添付 3.1.2.4−1−30

AC及びDCなし(POS-B4)TE6

図 3.6−6

HPCS

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

24
25

TB

3.4E-11
2.1E-13

合計値

2.1E-13

備考

HPCS

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ４）（直流電源喪失）

外部電源喪失(POS-B5)
ELOP

DC喪失 BT- DG-HPCSか
D/G-2C起動
CCF
らの受電失敗DC
DGH
DGC

図 3.7−1

最終状態

発生頻度（／POS）

1-9
10 - 15
16 - 21
22 - 23
24 - 25
26

TE2へ
TE3へ
TE4へ
TE5へ
TE6へ
TB

3.1E-13

合計値

3.1E-13

備考

DGD

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ５）

添付 3.1.2.4−1−31

DG-2C及びDG-2D確保 RHR-A RHR-B LPCS LPCI-A LPCI-B LPCI-C HPCS
(POS-B5)
LPCSP
LPCICPTE2
WAPD WBPDLPCIA LPCIB
HPCS
D
D

図 3.7−2

No.

D/G-2D起動

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7
8
9

TW

3.0E-04
0.0E+00
2.5E-06
8.1E-09
0.0E+00
0.0E+00
3.2E-11
3.9E-13
9.3E-13

合計値

9.3E-13

備考

MUWC

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ５）（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ確保）

DG-2C確保
RHR-A(POS-B5)
TE3
WAPD

図 3.7−3

LPCI-A

HPCS

MUWC

LPCSPD

LPCIA

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

10
11
12
13
14
15

TW

1.9E-06
1.2E-08
4.0E-11
1.6E-13
1.9E-15
1.6E-14

合計値

1.6E-14

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ５）（ＤＧ−２Ｃ確保，２Ｄ失敗）

添付 3.1.2.4−1−32

DG-2D確保(POS-B5)TE4

図 3.7−4

LPCS

RHR-B

LPCI-B

LPCI-C

HPCS

MUWC

WBPD

LPCIB

LPCICPD

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

16
17
18
19
20
21

TW

0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
1.9E-06
2.2E-08
5.6E-11

合計値

5.6E-11

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ５）（ＤＧ−２Ｃ失敗，２Ｄ確保）

ACなし(POS-B5)TE5図 3.7−5

HPCS

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

22
23

TB

1.1E-08
4.4E-09

合計値

4.4E-09

備考

HPCS

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ５）（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ失敗）

添付 3.1.2.4−1−33

AC及びDCなし(POS-B5)TE6

図 3.7−6

HPCS

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

24
25

TB

5.1E-11
3.0E-13

合計値

3.0E-13

備考

HPCS

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ５）（直流電源喪失）

外部電源喪失 DC喪失 BT- DG-HPCSから
D/G-2C起動(POS-B6)
CCF
の受電失敗
ELOP
DC
DGH
DGC

図 3.8−1
添付 3.1.2.4−1−34

DG-2C及びDG-2D確保(POS-B6)
TE2

D/G-2D起動

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1-9
10 - 15
16 - 21
22 - 23
24 - 25
26

TE2へ
TE3へ
TE4へ
TE5へ
TE6へ
TB

3.3E-13

合計値

3.3E-13

DGD

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ６）

RHR-A

RHR-B

LPCS

LPCI-A

LPCI-B

LPCI-C

HPCS

MUWC

WAPD

WBPD

LPCSPD

LPCIA

LPCIB

LPCICPD

HPCS

MUWC

図 3.8−2

備考

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7
8
9

TW

3.2E-04
2.6E-06
3.1E-08
1.0E-10
4.1E-13
1.5E-15
5.5E-18
6.6E-20
8.8E-14

合計値

8.8E-14

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ６）（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ確保）

備考

DG-2C確保(POS-B6)TE3

図 3.8−3

LPCS

LPCI-A

HPCS

MUWC

WAPD

LPCSPD

LPCIA

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

10
11
12
13
14
15

TW

2.0E-06
1.3E-08
4.2E-11
1.7E-132.0E-15
1.6E-14

合計値

1.6E-14

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ６）（ＤＧ−２Ｃ確保，２Ｄ失敗）

添付 3.1.2.4−1−35

DG-2D確保(POS-B6)TE4

図 3.8−4

RHR-A

RHR-B

LPCI-B

LPCI-C

HPCS

MUWC

WBPD

LPCIB

LPCICPD

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

16
17
18
19
20
21

TW

0.0E+00
2.0E-06
7.4E-09
2.7E-11
3.2E-13
3.9E-14

合計値

3.9E-14

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ６）（ＤＧ−２Ｃ失敗，２Ｄ確保）

ACなし(POS-B6)TE5

図 3.8−5

HPCS

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

22
23

TB

1.2E-08
4.7E-09

合計値

4.7E-09

備考

HPCS

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ６）（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ失敗）

添付 3.1.2.4−1−36

AC及びDCなし(POS-B6)TE6

図 3.8−6

HPCS

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

24
25

TB

5.4E-11
3.2E-13

合計値

3.2E-13

備考

HPCS

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ６）（直流電源喪失）

外部電源喪失 DC喪失 BT- DG-HPCSから
D/G-2C起動 D/G-2D起動(POS-C1)
CCF
の受電失敗
ELOP
DC
DGH
DGC
DGD

図 3.9−1

最終状態

発生頻度（／POS）

1-9
10 - 15
16 - 21
22 - 23
24 - 25
26

TE2へ
TE3へ
TE4へ
TE5へ
TE6へ
TB

2.1E-13

合計値

2.1E-13

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ１）

添付 3.1.2.4−1−37

DG-2C及びDG-2D確保 RHR-A RHR-B LPCS LPCI-A LPCI-B LPCI-C HPCS
(POS-C1)TE2WAPD WBPD LPCSP LPCIA LPCIB LPCICP HPCS

図 3.9−2

No.

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7
8
9

TW

2.1E-04
1.7E-06
2.0E-08
6.5E-11
2.6E-13
9.6E-16
3.5E-18
4.2E-20
5.6E-14

合計値

5.6E-14

備考

MUWC

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ１）（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ確保）

DG-2C確保(POSC-1)
TE3

図 3.9−3

RHR-A

LPCS

LPCI-A

HPCS

MUWC

WAPD

LPCSPD

LPCIA

HPCS

MUWC

最終状態

発生頻度
（／POS）

10
11
12
13
14
15

TW

1.3E-06
8.3E-09
2.7E-11
1.1E-13
1.3E-15
1.0E-14

合計値

1.0E-14

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ１）（ＤＧ−２Ｃ確保，２Ｄ失敗）

添付 3.1.2.4−1−38

DG-2D確保
RHR-B(POS-C1)TE4WBPD

図 3.9−4No.

LPCI-B LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCIB

HPCS

MUWC

LPCICP

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

16
17
18
19
20
21

TW

0.0E+00
1.3E-06
4.7E-09
1.7E-11
2.1E-13
2.5E-14

合計値

2.5E-14

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ１）（ＤＧ−２Ｃ失敗，２Ｄ確保）

ACなし(POS-C1)
TE5

図 3.9−5

HPCS

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

22
23

TB

7.8E-09
3.0E-09

合計値

3.0E-09

備考

HPCS

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ１）（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ失敗）

添付 3.1.2.4−1−39

AC及びDCなし(POS-C1)TE6

図 3.9−6

HPCS

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

24
25

TB

3.4E-11
2.1E-13

合計値

2.1E-13

備考

HPCS

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ１）（直流電源喪失）

外部電源喪失(POS-C2)ELOP

DC喪失 BTCCF
DC

図 3.10−1

DG-HPCSから
D/G-2C起動 D/G-2D起動
の受電失敗
DGH
DGC
DGD

最終状態

発生頻度
（／POS）

1-9
10 - 15
16 - 21
22 - 23
24 - 25
26

TE2へ
TE3へ
TE4へ
TE5へ
TE6へ
TB

3.8E-11

合計値

3.8E-11

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ２）

添付 3.1.2.4−1−40

DG-2C及びDG-2D確保 RHR-A RHR-B LPCS LPCI-A LPCI-B LPCI-C HPCS
(POS-C2)
LPCSP
LPCICPTE2
WAPD WBPDLPCIA LPCIB
HPCS
D
D

図 3.10−2

No.

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7
8
9

TW

0.0E+00
2.3E-04
1.9E-06
0.0E+00
6.7E-09
2.7E-110.0E+00
9.0E-14
4.3E-12

合計値

4.3E-12

備考

MUWC

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ２）（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ確保）

DG-2C確保
RHR-A LPCS LPCI-A(POS-C2)TE3WAPD LPCSP LPCIA

図 3.10−3

MUWC

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

10
11
12
13
14
15

TW

0.0E+00
1.4E-06
0.0E+00
0.0E+00
5.0E-09
1.2E-11

合計値

1.2E-11

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ２）（ＤＧ−２Ｃ確保，２Ｄ失敗）

添付 3.1.2.4−1−41

DG-2D確保(POS-C2)
TE4

図 3.10−4

HPCS

RHR-B

LPCI-B

LPCI-C

HPCS

MUWC

WBPD

LPCIB

LPCICPD

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

16
17
18
19
20
21

TW

0.0E+00
1.4E-06
5.6E-09
0.0E+00
1.9E-11
9.3E-13

合計値

9.3E-13

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ２）（ＤＧ−２Ｃ失敗，２Ｄ確保）

ACなし(POS-C2)
TE5

図 3.10−5

HPCS

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

22
23

TB

0.0E+00
3.8E-08

合計値

3.8E-08

備考

HPCS

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ２）（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ失敗）

添付 3.1.2.4−1−42

AC及びDCなし(POS-C2)
TE6

図 3.10−6

HPCS

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

24
25

TB

0.0E+00
0.0E+00

合計値

0.0E+00

備考

HPCS

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ２）（直流電源喪失）

外部電源喪失 DC喪失 BT- DG-HPCSから
D/G-2C起動 D/G-2D起動(POS-D)
CCF
の受電失敗
ELOP
DC
DGH
DGC
DGD

図 3.11−1
添付 3.1.2.4−1−43

DG-2C及びDG-2D確保(POS-D)
TE2

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1-9
10 - 15
16 - 21
22 - 23
24 - 25
26

TE2へ
TE3へ
TE4へ
TE5へ
TE6へ
TB

1.8E-13

合計値

1.8E-13

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｄ）

RHR-A

RHR-B

LPCS

LPCI-A

LPCI-B

LPCI-C

HPCS

MUWC

WAPD

WBPD

LPCSPD

LPCIA

LPCIB

LPCICPD

HPCS

MUWC

図 3.11−2

備考

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7
8
9

TW

1.8E-04
1.4E-06
1.7E-08
5.5E-11
2.2E-13
8.2E-16
3.0E-18
3.6E-20
4.8E-14

合計値

4.8E-14

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｄ）（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ確保）

備考

DG-2C確保
RHR-A(POS-D)TE3
WAPD

図 3.11−3

LPCI-A

HPCS

MUWC

LPCSPD

LPCIA

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

10
11
12
13
14
15

TW

1.1E-06
7.1E-09
2.3E-11
9.2E-14
1.1E-15
9.3E-15

合計値

9.3E-15

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｄ）（ＤＧ−２Ｃ確保，２Ｄ失敗）

添付 3.1.2.4−1−44

DG-2D確保
RHR-B(POS-D)TE4
WBPD

図 3.11−4

LPCS

LPCI-B

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCIB

LPCICPD

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

16
17
18
19
20
21

TW

0.0E+00
1.1E-06
4.0E-09
1.5E-11
1.8E-132.0E-14

合計値

2.0E-14

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｄ）（ＤＧ−２Ｃ失敗，２Ｄ確保）

ACなし(POS-D)TE5

図 3.11−5

HPCS

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

22
23

TB

6.7E-09
2.5E-09

合計値

2.5E-09

備考

HPCS

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｄ）（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ失敗）

添付 3.1.2.4−1−45

AC及びDCなし(POS-D)TE6

図 3.11−6

HPCS

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

24
25

TB

2.9E-11
1.8E-13

合計値

1.8E-13

備考

HPCS

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｄ）（直流電源喪失）

RHR系統切替時の水位降下 漏洩箇所
冷却材流出
認知
隔離
(POS-B2)
ELCR
HB
IS

LPCS

LPCI-A LPCI-B LPCI-C HPCS

MUWC

LPCS

LPCIA

MUWC

添付 3.1.2.4−1−46

図 4−1

LPCIB

LPCIC

HPCS

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7
8
9

LOCA
LOCA

2.3E-04
0.0E+00
0.0E+00
1.2E-07
0.0E+00
0.0E+00
4.8E-10
4.2E-13
2.3E-24

合計値

4.2E-13

ＲＨＲ系統切替時のＬＯＣＡ（ＰＯＳ−Ｂ２）

備考

RHR系統切替時の
水位降下
冷却材流出
認知
(POS-B5)
ELCR
HB

漏洩箇
所隔離

LPCS

LPCI-A

LPCI-B

LPCI-C

HPCS

MUWC

IS

LPCS

LPCIA

LPCIB

LPCIC

HPCS

MUWC

添付 3.1.2.4−1−47

図 4−2

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7
8
9

LOCA
LOCA

2.3E-04
1.2E-07
3.6E-100.0E+00
0.0E+00
1.4E-129.8E-15
7.3E-17
2.3E-24

合計値

7.3E-17

ＲＨＲ系統切替時のＬＯＣＡ（ＰＯＳ−Ｂ５）

備考

RHR系統切替時の水位降下 漏洩箇所
冷却材流出
認知
隔離
(POS-C2)
ELCR
HB
IS

LPCS

LPCI-A

LPCI-B

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIA

LPCIB

LPCIC

HPCS

MUWC

添付 3.1.2.4−1−48

図 4−3

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7
8
9

LOCA
LOCA

2.3E-04
1.2E-07
0.0E+00
4.4E-10
1.7E-12
5.3E-15
3.7E-17
5.2E-16
4.1E-11

合計値

4.1E-11

ＲＨＲ系統切替時のＬＯＣＡ（ＰＯＳ−Ｃ２）

備考

RHR系統切替時の水位降下 漏洩箇所
冷却材流出
認知
隔離
(POS-D)
ELCR
HB
IS

LPCS

LPCI-A

LPCI-B

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIA

LPCIB

LPCIC

HPCS

MUWC

添付 3.1.2.4−1−49

図 4−4

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7
8
9

LOCA
LOCA

2.3E-04
1.2E-07
3.6E-10
1.4E-12
5.3E-15
2.0E-17
1.3E-19
4.5E-17
4.1E-11

合計値

4.1E-11

ＲＨＲ系統切替時のＬＯＣＡ（ＰＯＳ−Ｄ）

備考

CUWブロー時の水位降下 漏洩箇所
冷却材流出
認知
隔離
(POS-C1)
ELCU
HB
IS

LPCS

LPCI-A

LPCI-B

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIA

LPCIB

LPCIC

HPCS

MUWC

添付 3.1.2.4−1−50

図 4−5

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7
8
9

LOCA
LOCA

9.7E-05
5.1E-08
1.5E-10
6.1E-13
2.2E-15
8.3E-18
5.7E-20
1.9E-17
2.9E-11

合計値

2.9E-11

ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ（ＰＯＳ−Ｃ１）

備考

CUWブロー時の水位降下 漏洩箇所
冷却材流出
認知
隔離
(POS-D)
ELCU
HB
IS

LPCS

LPCI-A

LPCI-B

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIA

LPCIB

LPCIC

HPCS

MUWC

添付 3.1.2.4−1−51

図 4−6

ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ（ＰＯＳ−Ｄ）

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7
8
9

LOCA
LOCA

9.7E-05
5.1E-08
1.5E-10
6.1E-13
2.2E-15
8.3E-18
5.7E-20
1.9E-17
2.9E-11

合計値

2.9E-11

備考

CRD点検時の冷却材流出(POS-B2)
ELCC

流出規模
SI

水位降下 漏洩箇所
認知
隔離
HB

IS

LPCS

LPCI-A

LPCI-B

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIA

LPCIB

LPCIC

HPCS

MUWC

添付 3.1.2.4−1−52
図 4−7

ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡ（ＰＯＳ−Ｂ２）

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17

LOCA
LOCA
LOCA
LOCA

2.7E-05
0.0E+00
0.0E+00
1.5E-06
0.0E+00
0.0E+00
6.0E-09
5.3E-12
2.9E-25
1.8E-07
0.0E+00
0.0E+00
1.0E-08
0.0E+00
0.0E+00
4.0E-11
1.9E-27

合計値

4.5E-11

備考

LPRM点検時の水位降下 漏洩箇所
冷却材流出
認知
隔離
(POS-B2)
ELCL
HB
IS

LPCS

LPCI-A

LPCI-B

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIA

LPCIB

LPCIC

HPCS

MUWC

添付 3.1.2.4−1−53

図 4−8

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7
8
9

LOCA
LOCA

5.1E-07
0.0E+00
0.0E+00
2.9E-08
0.0E+00
0.0E+00
1.1E-109.8E-14
5.4E-27

合計値

9.8E-14

ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ（ＰＯＳ−Ｂ２）

備考

添付資料 3.1.2.5−1
システム信頼性解析の結果について

各緩和設備の代表的なフォールトツリー（ＦＴ）のモデル化内容
を 表 1〜 表 5 に 示 す 。 ま た ， 各 緩 和 設 備 の シ ス テ ム 信 頼 性 解 析 結 果を表 6 に示す。

(1)

ＨＰＣＳ
① 「 残 留 熱 除 去 系 の 故 障 」，「 原 子 炉 冷 却 材 の 流 出 」
外部電源が健全であるため，外部電源及びＨＰＣＳ−ＤＧからの受電失敗をモデル化している。
②「外部電源喪失」
外部電源喪失により，ＨＰＣＳ−ＤＧからの受電失敗のみをモデル化している。

ＨＰＣＳの電源として，②ではＨＰＣＳ−ＤＧのみに期待することになるため，電源の喪失によりＨＰＣＳが機能喪失に至る確率が高くなり，①と比較して②の場合の非信頼度は高くなる。

(2)

ＬＰＣＳ，ＬＰＣＩ−Ａ／Ｂ／Ｃ① 「 残 留 熱 除 去 系 の 故 障 」，「 原 子 炉 冷 却 材 の 流 出 」
外部電源が健全であるため，外部電源及び非常用ＤＧからの受電失敗をモデル化している。
②「外部電源喪失」
外部電源喪失後の非常用ＤＧからの受電失敗は，別途イベ
ントツリー上で考慮しているため，ＦＴでは非常用ＤＧから添付 3.1.2.5−1−1

の受電成功時を想定し，受電失敗による機能喪失はモデル化していない。

②では受電失敗をモデル化していないが，①においても外部電源及び非常用ＤＧ両方からの受電に失敗する確率は小さく，非信頼度に対する寄与が小さいため，非信頼度の点推定値に差は現れな か っ た 。 な お ， 上 記 の 電 源 に 対 す る 想 定 に つ い て は ，「 (3)Ｒ

ＨＲ−Ａ／Ｂ」も同様の想定としている。

(3)

ＲＨＲ−Ａ／Ｂ①「残留熱除去系の故障」
起因事象発生により，運転中のＲＨＲが機能喪失した際の待機中ＲＨＲの起動失敗をモデル化しており，ポンプの起動や必要な弁操作を考慮している。
②「外部電源喪失」
待機中ＲＨＲの起動失敗をモデル化している点では①と同様だが，外部電源喪失により，当該系統の格納容器隔離弁が閉止されるため，格納容器隔離弁の開操作が必要となる。

②では①の操作に加えて格納容器隔離弁の開操作が必要となる
ため，①と比較して②の場合の非信頼度は高くなる。

(4)

ＣＳＴ−Ａ／Ｂ① 「 残 留 熱 除 去 系 の 故 障 」，「 原 子 炉 冷 却 材 の 流 出 」

添付 3.1.2.5−1−2

待機中ＣＳＴの起動失敗をモデル化しており，ポンプの起動や必要な弁操作を考慮している。
②「外部電源喪失」
電源の状態については，事故シーケンスの定量化時に別途イベントツリー内で考慮しているため，①と同じＦＴを用いて評価している。

添付 3.1.2.5−1−3

表 1

ＨＰＣＳの代表的なＦＴのモデル化範囲
サポート系
補機冷却系
交流電源
( HP CS -D GS W)

起因事象

フロント
ライン

空調機

残留熱除去系の故障
原子炉冷却材の流出

○

○

○

○※１

○

外部電源喪失

○

○

○

○※２

○

※1
※2

外部電源及びＨＰＣＳ−ＤＧからの受電失敗をモデル化
ＨＰＣＳ−ＤＧからの受電失敗のみをモデル化

表 2

ＬＰＣＳの代表的なＦＴのモデル化範囲

起因事象

フロント
ライン

空調機

残留熱除去系の故障
原子炉冷却材の流出○○

外部電源喪失

○

○

※1
※2
※3

サポート系
補機冷却系
交流電源
( RH RS )○※１(起 動 モ ー ド )○※１(起 動 モ ー ド )

直流電源

○※２

○

−※３

−※３

待機中ＲＨＲＳの起動失敗をモデル化
外部電源及び非常用ＤＧからの受電失敗をモデル化
非常用ＤＧからの受電成功時を想定しているため，モデル化していない

表 3

ＬＰＣＩ−Ａ／Ｂ／Ｃの代表的なＦＴのモデル化範囲

起因事象

フロント
ライン

空調機

残留熱除去系の故障
原子炉冷却材の流出○○

外部電源喪失

○

○

※1
※2
※3

直流電源

サポート系
補機冷却系
交流電源
( RH RS )○※１(起 動 モ ー ド )○※１(起 動 モ ー ド )

直流電源

○※２

○

−※３

−※３

待機中ＲＨＲＳの起動失敗をモデル化
外部電源及び非常用ＤＧからの受電失敗をモデル化
非常用ＤＧからの受電成功時を想定しているため，モデル化していない

添付 3.1.2.5−1−4

表 4

ＲＨＲ−Ａ／Ｂの代表的なＦＴのモデル化範囲
フロント
ライン

起因事象

残留熱除去系の故障○※１
原 子 炉 冷 却 材 の 流 出 (起 動 モ ー ド )外部電源喪失
※1
※2
※3
※4
※5

○※１※２
(起 動 モ ー ド )

空調機
○
○

○※３
(起 動 モ ー ド )○※３(起 動 モ ー ド )

直流電源

○※４

○

−※５

−※５

待機中ＲＨＲの起動失敗をモデル化
外 部 電 源 喪 失 に よ り Ｐ Ｃ Ｖ 隔 離 弁 が 閉 止 す る た め ，PC V 隔 離 弁 開 操 作 を モ デル化
待機中ＲＨＲＳの起動失敗をモデル化
外部電源及び非常用ＤＧからの受電失敗をモデル化
非常用ＤＧからの受電成功時を想定しているため，モデル化していない

表 5

ＣＳＴ−Ａ／Ｂの代表的なＦＴのモデル化範囲

起因事象

フロントライン

残留熱除去系の故障
原子炉冷却材の流出○※１

外部電源喪失
※1
※2

サポート系
補機冷却系
交流電源
( RH RS )(起 動 モ ー ド )○※１(起 動 モ ー ド )待機中ＣＳＴの起動失敗をモデル化
外部電源及び非常用ＤＧからの受電失敗をモデル化

添付 3.1.2.5−1−5

サポート系
交流電源
○※２
○※２

表 6
起因事象

添付 3.1.2.5−1−6

残留熱除去系の故障
原子炉冷却材の流出

停止時ＰＲＡにおける代表的なシステム信頼性評価結果

緩和設備

非信頼度
点推定値
（／ｄ）

非信頼度
平均値
（／ｄ）

備考

ＨＰＣＳ

6.8E-3

6.8E-3電 源 と し て 外 部 電 源 及 び HP CS -D G に 期 待ＬＰＣＳ

3.6E-3

3.6E-3

ＬＰＣＩ−Ａ

3.7E-3

3.7E-3

ＬＰＣＩ−Ｂ

3.7E-3

3.7E-3

ＬＰＣＩ−Ｃ

3.7E-3

3.7E-3ＣＳＴ−Ａ

2.5E-3

2.5E-3ＣＳＴ−Ｂ

2.5E-3

2.5E-3

ＲＨＲ−Ａ※

8.7E-3

8.7E-3※

8.7E-3

8.9E-3ＨＰＣＳ

1.2E-2

1.2E-2ＬＰＣＳ

3.6E-3

3.6E-3

ＬＰＣＩ−Ａ

3.7E-3

3.8E-3

ＬＰＣＩ−Ｂ

3.7E-3

3.8E-3

ＬＰＣＩ−Ｃ

3.7E-3

3.7E-3ＣＳＴ−Ａ

2.4E-3

2.4E-3ＣＳＴ−Ｂ

2.4E-3

2.5E-3ＲＨＲ−Ａ

1.2E-2

1.1E-2ＲＨＲ−Ｂ

1.2E-2

1.1E-2

ＲＨＲ−Ｂ

外部電源喪失※起因事象「原子炉冷却材の流出」では期待しない

電 源 と し て HPCS -D G の み に 期 待

外 部 電 源 喪 失 に よ り ，閉 止 し た 当 該 系 統 のPCV 隔 離 弁 の 開 操 作 が 必 要添付資料 3.1.2.7−1
人的過誤に係わるストレスレベル及びストレスファクタの考え方について停止時ＰＲＡにおける起因事象発生前後の人的過誤確率をストレ
スレベル及びストレスファクタとともに表 1 及び表 2 に示す。
停止時ＰＲＡにおけるストレスレベル及びストレスファクタについては，出力運転時と同様の考え方に基づき以下のとおり設定して
いる。

(1)

ストレスレベルの分類
本ＰＲＡでは、ヒューマンエラーハンドブック（ＮＵＲＥＧ／
Ｃ Ｒ − １ ２ ７ ８ ） の Ｔ Ｈ Ｅ Ｒ Ｐ 手 法 （ Technique for Human
Error Rate Prediction） を 使 用 し て お り ， 作 業 負 荷 等 に 応 じ て 7
つのストレスレベルを分類し、それらに対応した補正係数（ストレ ス フ ァ ク タ ） を 評 価 し て い る 。 そ の 詳 細 に つ い て は ， 表 3に 示す。
作業負荷が低い場合は注意力が散漫になり，逆に作業負荷が高い場合には人間の通常業務遂行能力の限界に近づいている又は超えているため，タスク遂行の妨害となることから，その作業に対する増倍係数を設定している。また，極端にストレスレベルが高い場合は，情緒的反応が生じる等タスク遂行に非常に妨害となることから，固定値を用いて評価する。
なお，本ＰＲＡでは，運転員による異常時の事象の認知や操作方法は訓練されているため，補正係数は「熟練者」の値を選択する。また、運転員の操作内容は手順書に従った段階的操作である
添付 3.1.2.7−1−1ことから，各ストレスレベルの「段階的操作」を選択する。
(2)

ストレスレベルの設定の考え方
ａ ． 起 因 事 象 発 生 前 （ 表 1， 表 3）
事故が発生していないときの操作であり，特に高いストレスに は 至 ら な い た め ， ス ト レ ス レ ベ ル 「 【 No． 2】 作 業 負 荷 が 適 度（段階的操作）」のストレスファクタ 1 を設定した。
ｂ ． 起 因 事 象 発 生 後 （ 表 2， 表 3）
○認知失敗
期待する緩和設備に対しては手順書の整備及び訓練の十分な実施が行われているが，起因事象発生後は起因事象発生前に比べて運転員のストレスレベルが高いと考えられるため，ストレス レ ベ ル 「 【 No． 4】 作 業 負 荷 が や や 高 い （ 段 階 的 操 作 ） 」 のストレスファクタ 2 を設定した。
○操作失敗
認 知 と 同 様 の 理 由 に よ り ， ス ト レ ス レ ベ ル 「 【 No． 4】 作 業
負荷がやや高い（段階的操作）」のストレスファクタ 2 を設定した。

添付 3.1.2.7−1−2

表1
人的過誤

弁の開け忘れ・閉め忘れ

起因事象発生前の人的過誤のストレスレベル及びストレスファクタ
ストレスレベル（ストレスファクタ）

過誤確率
(平均値)

EF

適度
【No.2】

8.3E-05

4.8

事故が発生していないときの操作であり，特（×1）
ＤＧ試験時ガバナ操作後の適度【No.2】

復旧失敗

（×1）

選定理由

に高いストレスには至らないため，ストレスレベル「【No.2】作業負荷が適度（段階的操3.9E-03

6.8作）」のストレスファクタ 1 を設定した。

添付 3.1.2.7−1−3

表2
人的過誤

起因事象発生後の人的過誤のストレスレベル及びストレスファクタ
ストレスレベル（ストレスファクタ）
認知失敗

運転員の認知失敗（ＲＨＲ系統切替時のＬＯＣＡ）
運転員の認知失敗（ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ）

やや高い【No.4】（×2）
やや高い【No.4】（×2）

添付 3.1.2.7−1−4

隔離失敗（ＣＲＤ，ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ）−

隔離失敗（ＲＨＲ系統切替時，ＣＵＷブロー時のＬ
ＯＣＡ）−

手動操作失敗−原子炉水位制御操作失敗

水源切替操作失敗

ＤＧ燃料油補給操作失敗

過誤確率
(平均値)

EF

−

1.8E-0742.7−

3.0E-07

122.7

やや高い
【No.4】

5.3E-0210.0

5.3E-0410.0

1.1E-03

3.5

2.5E-03

6.5

2.5E-03

6.5

1.1E-04

35.6

操作失敗

（×2）
やや高い
【No.4】（×2）
やや高い【No.4】（×2）

やや高い【No.4】

やや高い【No.4】

（×2）

（×2）

やや高い
【No.4】

やや高い【No.4】

（×2）

（×2）

やや高い
【No.4】

やや高い【No.4】（×2）（×2）

ストレスレベル，ストレスファクタの選定理由○認知失敗及び操作失敗
期待する緩和設備に対しては手順書の整備及び訓練の十分な実施が行われているが，起因事象発生後は起因事象発生前に比べて運転員のストレスレベルが高いと考えられるため，ストレスレベル「【No．4】作業負荷がやや高い（段階的操作）」のストレスファクタ 2 を設定した。

表3

ストレス及び熟練度による人的過誤率（ＨＥＰ）への補正係数
HEPsの増倍係数

項目

ストレスレベル1.

作業負荷が大変低い

2.

作業負荷が適度

熟練者

熟練度の低い者

×2

×2

×1

×1

×1

×2

×2

×4

×5

×10

×5

×10

0.25(EF=5)0.50(EF=5)（段階的操作）3.

作業負荷が適度（動的操作）

4.

作業負荷がやや高い（段階的操作）5.

作業負荷がやや高い（動的操作）

6.

作業負荷が極度に高い（段階的操作）7.

作業負荷が極度に高い（動的操作又は診断操作）

極度にストレスレベルが高い場合は，増倍係数ではなく，複数のクルーを対象とした固定値を用いる
注：日本原子力学会標準「原子力発電所の停止時を対象とした確率論的安全評価に関する実施基準（レベル 1PSA 編）：2010」の表 L.4 から転記

添付 3.1.2.7−1−5

添付資料 3.1.2.7−2
起因事象発生前の人的過誤として評価した事象の抽出について

停止時ＰＲＡにおける起因事象発生前の人的過誤は，出力運転時と同様の方法で抽出している。本ＰＲＡで評価対象とした起因事象発生前の人的過誤の抽出過程を以下に示す。ここで，起因事象発生前の人
的過誤は運転員による試験・操作及びその後の状態復旧を対象として
おり，保修員による保全作業時の人的過誤（計装機器の校正エラーを
含 む 。）に つ い て は 機 器 故 障 率 に 含 ま れ て い る と し て ，こ こ で は 取 り 扱っていない。
(1)

操作・作業の同定
フォールトツリーでモデル化している全ての機器を対象に，プラント運転中及び停止中における操作・作業等を手順書類（定期試験
手順書，設備別運転手順書等）から抽出する。なお，プラント停止
中の作業として，緩和設備の点検作業があるが，点検作業終了前にプラント運転中の定期試験と同様の試運転を実施し，系統・機器の健全性を確認している。

(2)

スクリーニング
抽出した操作・作業等に対し，日本原子力学会標準「原子力発電所の停止状態を対象とした確率論的安全評価に関する実施基準（レベ ル 1PSA 編 ）： 2010」（ 以 下 「 学 会 標 準 」 と い う 。） に 基 づ き ， 以 下に示すスクリーニング基準を設け，スクリーニングできない操作・作業等について，起因事象発生前の人的過誤として定義する。

ａ．系統の要求に対して機器の調整が自動的に行われるもの。
ｂ．中央制御室にて機器の状態表示が確認でき，その状態が日常的に確認されており，かつ調整が可能なもの。
ｃ．実施されている保守後の機能試験により，誤調整が明らかにな

添付 3.1.2.7−2−1

るもの。
ｄ．当初の操作の後，チェックリストに基づく独立した機器の状態
確 認 が あ る も の （ Ｎ Ｕ Ｒ Ｅ Ｇ − １ ７ ９ ２ を 参 考 に 設 定 ※ ）。
※：学会標準に本スクリーニング基準に関する記載はないが，
ＮＵＲＥＧ−１７９２を参考に，従属性のない独立した確認が別途実施されている場合においては，起因事象発生前の人的過誤を除外できるものとして設定している。
ｅ．機器の状態確認が頻繁に実施されているもの。

本ＰＲＡで評価対象とした全ての系統について検討した結果，停止時特有の起因事象発生前の人的過誤は抽出されず，出力運転時と同 様 に 以 下 の 人 的 過 誤 が 抽 出 さ れ た 。な お ，ス ク リ ー ニ ン グ 基 準 ｄ ．
のみで除外した起因事象発生前の人的過誤はなかった。
・手動弁に対する開け忘れ／閉め忘れ
・定期試験において非常用ＤＧを母線に並列させる際に手動でガバナ類の調整を行うが，試験後の待機状態（自動投入可能な設定）への復旧に失敗する。
起因事象発生前の人的過誤の抽出結果のうち，非常用ＤＧの例を
表 1 に示す。

添付 3.1.2.7−2−2

表 1

起因事象発生前の人的過誤の抽出結果（非常用ＤＧの例）対象とした操作・作業等とスクリーニング結果

起因事象発生前の人的過誤の抽出結果

機器種類

人的過誤のモード

運転中の試験等に伴う操作等に起因

プラント停止中の操作等に起因モデル化の（定期試験手順等）（設備別手順書，定期試験手順等）

要否

操作・作業等

除外理由

操作・作業等

除外理由

試験時の運転操作

除外ルールｂ．

試験時の運転操作

除外ルールｂ．

待機（自動）への復
非常用ＤＧ本体否

旧失敗
通常状態への復旧
非常用ＤＧガバナ

除 外 ル ー ル に
試験時の手動操作

添付 3.1.2.7−2−3

失敗

除 外 ル ー ル に
試験時の手動操作

該当しない

要
該当しない

非常用ＤＧ
待機への復旧失敗

試験時の運転操作

除外ルールｂ．

試験時の運転操作

除外ルールｂ．

否

非常用ＤＧ空調機

待機への復旧失敗

試験時の運転操作

除外ルールｂ．

試験時の運転操作

除外ルールｂ．

否

非常用ＤＧ

待機（弁開）への復点検後の待機状態

除 外 ル ー ル になし−
への復旧操作該当しない

燃料油移送ポンプ

冷却水ライン手動弁

旧失敗

要添付資料 3.1.2.7−3
人的過誤に係わる認知失敗の考え方について(1)

本ＰＲＡにおける認知失敗の設定の考え方について
ａ．残留熱除去系の故障，外部電源喪失
残留熱除去系の故障及び外部電源喪失が発生した場合の認知失敗については，ＴＡＦが露出するまでの余裕時間が最も短いＰＯ
Ｓ − Ｓ で も 約 4時 間 で あ り ，崩 壊 熱 除 去 機 能 が 喪 失 し て い る こ と の認知に失敗することは想定し難いため，認知失敗は考慮していない。
ｂ．原子炉冷却材の流出(a)

ＲＨＲ系統切替時のＬＯＣＡ
ＲＨＲ系統切替は原子炉水位がウェル満水時に実施される場
合と通常水位で実施される場合が考えられる。原子炉水位がウェル満水時の場合は，ＴＡＦ露出までの余裕時間が長く，冷却材流出の認知に失敗する可能性は極めて低いと考えられることから，冷却材流出の認知失敗は考慮していない。また，原子炉水位が通常水位の場合は，余裕時間をＴＡＦ到達までの 3 時間と し て ， 以 下 の 人 的 過 誤 を 考 慮 し ， 認 知 失 敗 確 率 を 1.8E-7／ dと 設 定 し た （ 表 1）。
・ＲＨＲ系統切替操作時のプラント状態の確認失敗
手 順 書 （ 10 項 目 以 下 ） 中 の 1 項 目 を 省 い て し ま う 人 的 過 誤確率・管理者のプラント状態チェック失敗
手順書を用いて行う慣例的な点検（作業）の作業ミスを発見しそこなう人的過誤確率を用い，これに低従属を考慮し添付 3.1.2.7−3−1

評価・原子炉水位認知失敗（3 時間）
運転員が 3 時間以内に原子炉水位低下の認知に失敗する確率

表 1

ＲＨＲ系統切替時のＬＯＣＡの認知失敗確率

項目

平均値

中央値

−

2.0E-03

ＲＨＲ系統切替操作
時のプラント状態の確認失敗
管理者のプラント状
態チェック失敗

備考
ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−１２７８
Ｔａｂｌｅ２０−７（１）
ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−１２７８−

1.5E-01

Ｔａｂｌｅ２０−２２（１ ）の人
的 過 誤 確 率 0.1 に 低 従 属 を 考 慮

原子炉水位認知失敗（3 時間）−

4.6E-05

1.8E -07−

ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−１２７８
Ｔａｂｌｅ２０−３

ＲＨＲ系統切替時のＬＯＣＡにおける運

エ ラ ー フ ァ ク タ （ Ｅ Ｆ ）： 42 .7

転員認知失敗確率(b)

ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ
ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡが発生した場合の認知失敗については，中央制御室の運転員による原子炉水位低下の認知失敗の他に，ブロー先である廃棄物処理設備（Ｒ／Ｗ）制御室の運転員による認知失敗をモデル化している。ＣＵＷブロー時の認知に対する余裕時間をＴＡＦ到達までの 3 時間として，以下の人
的 過 誤 を 考 慮 し ， 認 知 失 敗 確 率 を 3.0E-7／ d と 設 定 し た （ 表2）。
・中央制御室運転員認知失敗（3 時間）
中央制御室運転員が 3 時間以内に原子炉水位低下の認知に添付 3.1.2.7−3−2

失敗する確率
・Ｒ／Ｗ制御室運転員認知失敗（3 時間）
Ｒ／Ｗ制御室運転員が 3 時間以内に廃液収集タンク等の水位高の認知に失敗する確率

表 2
項目

ＣＵＷブロー時の認知失敗確率
平均値

中央値

−

9.2E-05−

4.6E-05

3.0E -07

−

備考

中央制御室
運転員認知失敗ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−１２７８
Ｔａｂｌｅ２０−３（3 時間）
ＮＲ／Ｗ制御室運転
員認知失敗

ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−１２７８
Ｔａｂｌｅ２０−３（3 時間）
ＣＵＷブロー時のＬ
ＯＣＡにおける運転

エ ラ ー フ ァ ク タ （ Ｅ Ｆ ）： 12 2.7

員認知失敗確率(c)

ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡ，ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ
ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡ及びＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡが発生した場合の認知失敗については，現場作業に伴う人的過誤で発生する事象であるため作業員が必ず気づくことを考慮し，本ＰＲＡでは認知失敗を考慮していない。

(2)

認知失敗確率に対する感度解析
ａ．残留熱除去系の故障，外部電源喪失(1)で 述 べ た と お り ， 本 Ｐ Ｒ Ａ に お い て は ， 残 留 熱 除 去 系 の 故
障及び外部電源喪失が発生した場合の認知失敗については，ＴＡ
Ｆ到達までとした余裕時間が十分長いことから考慮していない。
この認知失敗について，除熱系緩和設備に対する余裕時間を
添付 3.1.2.7−3−3

100℃ 到 達 ま で の 時 間 と し ， 注 水 系 緩 和 設 備 に 対 す る 余 裕 時 間 を
ＴＡＦ到達までの時間として評価した結果を表 1 に示す。なお，
表 1 における注水認知失敗確率は除熱認知に失敗する条件付き確率 と し て 設 定 し て い る 。 ま た ， 余 裕 時 間 が 1500 分 を 超 え る 認 知
失敗については，多数の警報，定時のパラメータチェック，巡視点検，直交代等の過誤回復手段があるため，必ず認知できるとした。
ｂ．原子炉冷却材の流出(a)

ＲＨＲ系統切替時のＬＯＣＡ(1)で 述 べ た と お り ， 本 Ｐ Ｒ Ａ に お い て は ， Ｒ Ｈ Ｒ 系 統 切 替
時のＬＯＣＡが発生した場合の認知失敗については，ＲＨＲ系
統切替操作後の確認段階における操作運転員による認知及び管理者の過誤回復，その後の余裕時間内における運転員認知について期待できるものとして評価している。ただし，前者の操作後の認知及びその過誤回復については，起因事象発生頻度を評価する際に考慮した人的過誤との従属性に対する不確かさが考えられるため，保守的に期待しないとして評価した場合，認知失 敗 確 率 は 7.8E-04／ d と な っ た （ 表 3）。

表 3

ＲＨＲ系統切替時のＬＯＣＡの認知失敗確率（感度（通常水位 ））項目

原子炉水位認知失敗（3 時間）

平均値

中央値

−

9.2E-05

7.8E -04−

備考
ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−１２７８
Ｔａｂｌｅ２０−３

ＲＨＲ系統切替時のＬＯＣＡにおける運
転員認知失敗確率

添付 3.1.2.7−3−4

エ ラ ー フ ァ ク タ（ Ｅ Ｆ ）を 30 と設定

また，ウェル満水時のＲＨＲ系統切替時のＬＯＣＡの認知失
敗確率についても同様に評価した場合，ＴＡＦ到達までの余裕
時 間 （ 22 時 間 ） 内 に お け る 認 知 失 敗 確 率 は 1.9E-04／ d と な った （ 表 4）。

表 4

ＲＨＲ系統切替時のＬＯＣＡの認知失敗確率（感度（ウェル満水 ））項目
原子炉水位認知失敗（ 22 時 間 ）

平均値

中央値

−

2.2E-05

備考
ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−１２７８
Ｔａｂｌｅ２０−３

ＲＨＲ系統切替時のＬＯＣＡにおける運1.9E -04

転員認知失敗確率(3)

エ ラ ー フ ァ ク タ（ Ｅ Ｆ ）を 30 と設定

感度解析ケースの炉心損傷頻度(2)で 算 出 し た 各 認 知 失 敗 確 率 を 用 い て 炉 心 損 傷 頻 度 を 評 価 し た
結 果 を 表 2， 図 1 及 び 図 2 に 示 す 。 ま た ， ベ ー ス ケ ー ス の 炉 心 損 傷
頻 度 を 表 3 に 示 す 。 感 度 解 析 ケ ー ス の 全 炉 心 損 傷 頻 度 は ， 5.6E-6／
施 設 定 期 検 査 で あ り ， ベ ー ス ケ ー ス の 1.1 倍 と な っ た 。 こ れ は 主に，ＲＨＲ系統切替時のＬＯＣＡの認知失敗確率が増加したことの影響によるもので，全炉心損傷頻度に対するＲＨＲ系統切替時のＬ
Ｏ Ｃ Ａ の 寄 与 割 合 も 0.1％ 未 満 か ら 8.0％ へ 増 加 し た 。 な お ， 本 Ｐ
ＲＡではモデル化していないが，冷却材流出時のＲＨＲ自動隔離信号に期待できる期間もあることから，本信号を考慮することでＲＨ
Ｒ系統切替時のＬＯＣＡの炉心損傷頻度の低減が期待できる。

添付 3.1.2.7−3−5

残留熱除去系の故障及び外部電源喪失が発生した場合の除熱認知失敗及び注水認知失敗を考慮した影響は，崩壊熱除去機能喪失（「 Ｒ Ｈ Ｒ 喪 失 」，「 Ｒ Ｈ Ｒ Ｓ 喪 失 」） 及 び 外 部 電 源 喪 失 の 炉 心 損 傷 頻度が微増した程度であり，全炉心損傷頻度に対する大きな影響はなかった。

添付 3.1.2.7−3−6

表1

余裕時間の評価結果（「残留熱除去系の故障」及び「外部電源喪失」）
余裕時間

ＰＯＳ

除熱の必要性に対する注水の必要性に対する

認知失敗確率

認知失敗確率※２

除熱認知

注水認知※１（100℃到達）（ＴＡＦ到達）

[/h]

[/h]

Ｓ

0.5

3

5.3E-0310

1.5E-01Ａ

15

1.7E-0330

3.2E-01

平均値
[/d]

EF

平均値

EF

[/d]

1
1
※３

添付 3.1.2.7−3−7

Ｂ１

1

53

1.7E-03

30

−

Ｂ２

2

90

1.0E-03

30

−※３

Ｂ３

3

107

7.8E-04

30

−※３

Ｂ４

4

155

6.3E-04

30

−※３

Ｂ５

5

174

5.4E-04

30

−※３

Ｂ６

5

199

5.4E-04

30

−※３

Ｃ１

6

35

4.7E-04

30

−※３

Ｃ２

6

38

4.7E-04

30

−※３

Ｄ

7

40

4.2E-0430−※３※1 操作時間 30 分を考慮
※2 除熱認知に失敗する条件付き確率※3 25 時間以上の時間余裕がある場合は，多数の警報，定時のパラメーターチェック，巡視点検，直交代等の過誤回復が手段あるため，認知失敗を考慮しない

表2

起因事象別・ＰＯＳ別炉心損傷頻度内訳表（感度解析）

ＰＯＳ

Ｓ

Ａ

Ｂ1

Ｂ2

Ｂ3

Ｂ4

Ｂ5

Ｂ6

Ｃ1

Ｃ2

Ｄ

日数

1 日間

2 日間

5 日間

3 日間

14 日間

8 日間

12 日間

13 日間

8 日間

9 日間

7 日間

5.0E-08

6.7E-08

2.5E-07

1.6E-07

7.1E-07

2.5E-12

6.4E-10

7.4E-13

4.5E-13

4.2E-124.0E-13(5.0E-08)(3.4E-08)(5.0E-08)(5.3E-08)(5.1E-08)(3.1E-13)(5.4E-11)(5.7E-14)(5.6E-14)(4.7E-13)(5.8E-14)

4.5E-08

6.0E-08

2.2E-07

1.4E-07

6.3E-07

2.2E-12

1.5E-11

2.8E-13

1.7E-13

2.2E-12

1.5E-13(4.5E-08)(3.0E-08)(4.5E-08)(4.7E-08)(4.5E-08)(2.8E-13)(1.3E-12)(2.2E-14)(2.2E-14)(2.5E-13)(2.2E-14)

5.6E-09

7.6E-09

2.8E-08

1.7E-08

7.9E-08

2.8E-13

6.3E-10

4.6E-13

2.8E-132.0E-12

2.5E-13(5.6E-09)(3.8E-09)(5.6E-09)(5.8E-09)(5.6E-09)(3.5E-14)(5.2E-11)(3.5E-14)(3.5E-14)(2.2E-13)(3.6E-14)

2.1E-08

2.9E-088.0E-07

7.8E-07

2.2E-06

3.0E-09

4.4E-09

4.7E-09

3.0E-09

3.8E-08

2.5E-09(2.1E-08)(1.5E-08)(1.6E-07)(2.6E-07)(1.6E-07)(3.7E-10)(3.7E-10)(3.6E-10)(3.7E-10)(4.2E-09)(3.6E-10)−−−

4.4E-08−−

4.4E-08−

2.9E-11

1.8E-07

ＲＨＲ系統切替−−−

4.4E-08−−

4.4E-08−−

ＣＵＷブロー

−

−

−

−

−

−

−

−

ＣＲＤ点検

−

−

−

4.5E-11−−−

ＬＰＲＭ点検−−−9.8E-14−−

合計(／ＰＯＳ)

7.1E-08

9.6E-08

1.0E-06

9.8E-07

2.9E-06

寄与割合

1.3％

1.7％

18.8％

17.6％

52.3％

合計
(／施設定期検査)寄与割合

1.2E-06

22.2％

1.1E-06

19.7％

1.4E-07

2.5％

3.9E-06

69.8％

1.8E-07

4.5E-078.0％

1.8E-07

1.8E-07

4.5E-078.0％

2.9E-11−

2.9E-11

5.8E-11

＜0.1％

−

−

−

−

4.5E-11

＜0.1％

−

−

−

−

−

9.8E-14＜0.1％

3.0E-09

4.9E-08

4.7E-09

3.0E-09

2.2E-07

1.8E-07

5.6E-06

−

＜0.1％

0.9％

＜0.1％

＜0.1％

3.9％

3.3％

−

100.0％

崩壊熱除去機能喪失

ＲＨＲ喪失

ＲＨＲＳ喪失外部電源喪失添付 3.1.2.7−3−8

原子炉冷却材の流出

上段：／ＰＯＳ, 下段（

）内：／日

表3

起因事象別・ＰＯＳ別炉心損傷頻度内訳表（ベースケース）

ＰＯＳ

Ｓ

Ａ

Ｂ1

Ｂ2

Ｂ3

Ｂ4

Ｂ5

Ｂ6

Ｃ1

Ｃ2

Ｄ

日数

1 日間

2 日間

5 日間

3 日間

14 日間

8 日間

12 日間

13 日間

8 日間

9 日間

7 日間

5.7E-14

3.1E-13

2.5E-07

1.6E-07

7.1E-07

2.5E-12

6.4E-10

7.4E-13

4.5E-13

4.2E-124.0E-13(5.7E-14)(1.5E-13)(5.0E-08)(5.3E-08)(5.1E-08)(3.1E-13)(5.4E-11)(5.7E-14)(5.6E-14)(4.7E-13)(5.8E-14)

2.1E-14

4.7E-14

2.2E-07

1.4E-07

6.3E-07

2.2E-12

1.5E-11

2.8E-13

1.7E-13

2.2E-12

1.5E-13(2.1E-14)(2.3E-14)(4.5E-08)(4.7E-08)(4.5E-08)(2.8E-13)(1.3E-12)(2.2E-14)(2.2E-14)(2.5E-13)(2.2E-14)

3.5E-14

2.6E-13

2.8E-08

1.7E-08

7.9E-08

2.8E-13

6.3E-10

4.6E-13

2.8E-132.0E-12

2.5E-13(3.5E-14)(1.3E-13)(5.6E-09)(5.8E-09)(5.6E-09)(3.5E-14)(5.2E-11)(3.5E-14)(3.5E-14)(2.2E-13)(3.6E-14)

3.7E-10

7.3E-108.0E-07

7.8E-07

2.2E-06

3.0E-09

4.4E-09

4.7E-09

3.0E-09

3.8E-08

2.5E-09(3.7E-10)(3.7E-10)(1.6E-07)(2.6E-07)(1.6E-07)(3.7E-10)(3.7E-10)(3.6E-10)(3.7E-10)(4.2E-09)(3.6E-10)−−−

4.6E-11−−

7.3E-17−

2.9E-11

4.1E-11

ＲＨＲ系統切替−−−

4.2E-13−−

7.3E-17−−

ＣＵＷブロー

−

−

−

−

−

−

−

−

ＣＲＤ点検

−

−

−

4.5E-11−−−

ＬＰＲＭ点検−−−9.8E-14−−

合計(／ＰＯＳ)

3.7E-10

7.3E-101.0E-06

9.4E-07

2.9E-06

寄与割合

＜0.1％

＜0.1％

21.1％

18.9％

58.8％

合計
(／施設定期検査)寄与割合

1.1E-06

22.6％

9.9E-0720.0％

1.2E-07

2.5％

3.8E-06

77.4％

7.1E-11

1.9E-10＜0.1％

4.1E-11

4.1E-11

8.3E-11＜0.1％

2.9E-11−

2.9E-11

5.8E-11

＜0.1％

−

−

−

−

4.5E-11

＜0.1％

−

−

−

−

−

9.8E-14＜0.1％

3.0E-09

5.1E-09

4.7E-09

3.0E-09

3.8E-08

2.6E-09

5.0E-06

−

＜0.1％

0.1％

＜0.1％

＜0.1％

0.8％

＜0.1％

−

100.0％

崩壊熱除去機能喪失

ＲＨＲ喪失

ＲＨＲＳ喪失添付 3.1.2.7−3−9

外部電源喪失原子炉冷却材の流出

上段：／ＰＯＳ, 下段（）内：／日

1.0E-04
1.0E-05

ベースケース
感度解析

添付 3.1.2.7-3-10

炉心損傷頻度（／施設定期検査）

1.0E-06
1.0E-07
1.0E-08
1.0E-09
1.0E-101.0E-11
1.0E-121.0E-13
1.0E-14

事故シーケンスグループ

図 1

感度解析結果（炉心損傷頻度の比較）

添付 3.1.2.7-3-11
ベースケース
図 2

感度解析

感度解析結果（事故シーケンスグループ別の寄与割合）

3.2

外部事象ＰＲＡ

3.2.1

地震ＰＲＡ

地震ＰＲＡは，一般社団法人日本原子力学会が発行した「原子力発電所の地震を起因とした確率論的安全評価実施基準：2007」（以下「地震ＰＳＡ学会標準」という。）を参考に評価を実施し，各実施項目については「ＰＲＡの説明における参照事項」（原子力規制庁

平成 25 年 9 月）の記載事項への適合性を確認した。地震ＰＲＡの評価フローを第 3.2.1−1 図に示す。
なお，今回の地震ＰＲＡでは，地震単独の影響のみを評価しており，地震に随伴する津波（重畳事象）等は対象としていない。

3.2.1.1(1)

対象プラントと事故シナリオ対象とするプラントの説明
ａ．サイト・プラント情報の収集・分析
内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡにおいて収集した設計，運転・保守管理の情報に加え，地震ＰＲＡを実施するために，プラントの耐震設計やプラント配置の特徴等を踏まえて，地震固有に考慮すべき関連情報を追加で収集・分析した。収集した情報及び情報源を第 3.2.1.1−1 表に示す。なお，関連設計図書等で確認できない事項についてはプラント
ウォークダウンにて確認した。

ｂ．機器・系統の配置及び形状・設備容量
主要な機器・系統の配置及び形状・設備容量は 3.1.1 出力運転時ＰＲＡにて記載した内容と同様である。

3.2.1−1

ｃ．プラントウォークダウン(a)プラントウォークダウンの実施手順
机上検討では確認が難しいプラント情報を取得すること及び検討した事故シナリオの妥当性を確認することを目的として，以下の観点か
らプラントウォークダウンを実施した。（添付資料 3.2.1.1−1）ⅰ)

耐震安全性の確認

ⅱ)

二次的影響の確認(b)

プラントウォークダウン対象の建屋・構築物，機器選定
プラントウォークダウンの対象設備は，基本的に地震ＰＲＡの評価
対象設備の全てとしている。ただし，以下を考慮している。

ⅰ)

重要事故シーケンス選定を目的とした地震ＰＲＡの評価作業を行う上で調査対象とすべき設備であるかの観点

ⅱ)

プラントウォークダウンが有効かつ可能な設備であるかの観点
・配管系，ケーブルトレイは，耐震設計法，据付方法が同様であることから，耐震安全性の確認においては以下による代表箇所を対象とする。
−配管系は，プラントウォークダウン対象弁付近の配管を対象とする。
−ケーブルトレイは，プラントウォークダウン対象電気品付近のものを対象とする。
・アクセスが困難な以下の設備（例えば，炉内構造物や格納容器
内設備であり，机上検討で信頼できる情報が得られる設備等）
は除外する。
−高線量エリア，汚染の程度が著しいエリアにある設備−確認する場合に通電部位へ接触するおそれがある設備
3.2.1−2−高所・狭隘部にある設備
プラントウォークダウン評価対象設備の選定フローを第 3.2.1.1−
1 図に示す。
(c)

プラントウォークダウンの実施結果
プラントウォークダウン用チェックシートに基づき，上記(b)で選定した設備を対象に調査を実施した。その結果，調査対象に対する耐震安全性や二次的影響に関して問題はなく，フラジリティ評価及びシステム評価において新たに考慮する事項がないことを確認した。プラントウォークダウンの実施結果の例を第 3.2.1.1−2 図に示す。

ｄ．今回実施した地震ＰＲＡの前提条件等について
今回実施した地震ＰＲＡについて，主に留意すべき点について以下に示す。
(a)

評価の前提条件について・起因事象に対する対応は，設計基準対象施設による対応を基本とし，これまでに整備したＡＭ策及び緊急安全対策並びに重大事故等対処設備については，期待しないものとする。
・耐震重要度Ｂ又はＣクラスの機器は基本的には期待しない。ただし，安全設備の使命時間内の機能維持に必要となる燃料移送系設
備は評価対象とする。（添付資料 3.2.1.1−2）
・外部電源喪失は，開閉所設備の碍子部の損傷により発生するものとする。
・地震時には，機器及び電源の復旧は不可能とし，外部電源喪失時の外部電源復旧に期待しない。
・評価地震動範囲は 0.16G〜3.00G（解放基盤面上の加速度）とす
3.2.1−3

る。
・津波及び地震随伴の火災，溢水が建屋，機器及び緩和機能に及ぼす影響は考慮せず，地震の影響のみ評価する。
(b)

地震の影響について・相関性が考えられる設備は，地震の影響により同時に損傷する（完全相関）と仮定する。

(2)

地震により炉心損傷に至る事故シナリオと分析
ａ．事故シナリオの概括的な分析・設定収集したプラント関連情報及びプラントウォークダウンによって得られた情報を用いて，事故シナリオを広範に分析し，事故シナリオを設定した。事故シナリオの設定に当たっては，地震起因による安全機能を有する建屋・構築物，機器の損傷が炉心損傷事故に直接つながりうる事故
シナリオだけでなく，安全機能への間接的影響，余震による地震動の安全機能への影響及び経年変化を考慮した場合の影響を考慮した。
なお，地震ＰＲＡの評価地震動範囲は，原子炉自動停止となる信号の設定点（スクラム設定値）を目安に 0.16G 以上とした。
上記の事故シナリオのうち，安全機能への間接的影響，余震による地震動の安全機能への影響及び経年変化を考慮した場合の影響を考慮した
事故シナリオについてはスクリーニングを行った。
事故シナリオに対するスクリーニング結果を第 3.2.1.1−2 表に示す。

ｂ．起因事象の選定
地震時特有の影響及び内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡで考慮している起因事象との関係を考慮し，事故シーケンス評価の対象となる起因
3.2.1−4

事象を第 3.2.1.1−3 図に示すフローを用いて，以下のとおり抽出した。
（添付資料 3.2.1.1−5）
・原子炉建屋損傷
・格納容器損傷
・原子炉圧力容器損傷
・格納容器バイパス・原子炉冷却材圧力バウンダリ喪失（Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ ＬＯＣＡ）
・計装・制御系喪失
・直流電源喪失
・交流電源喪失
・外部電源喪失・過渡事象

ｃ．建屋・機器リストの作成選定した起因事象の要因となる建屋・構築物，機器及び起因事象が発生した場合の緩和設備に係る建屋・構築物，機器を抽出し，地震ＰＲＡ
で対象となる建屋・機器リストを作成した。第 3.2.1.1−3 表に建屋・機器リストを示す。

3.2.1−5

3.2.1.2(1)

確率論的地震ハザード

確率論的地震ハザード評価の方法
地震ＰＳＡ学会標準の方法に基づき評価を行う。

(2)

確率論的地震ハザード評価に当たっての主要な仮定
ａ．震源モデルの設定
震源モデルは，以下のとおり特定震源モデルと領域震源モデルを設定する。それぞれの震源モデルにおいて，当社の調査結果等に基づき設定した震源モデル（以下「調査モデル」という。）の他，地震調査研究推進本部（2012）の知見を参考に設定した震源モデル（以下「推本参考モデル」という。）をロジックツリーで考慮する。
(a)ⅰ)

特定震源モデル
内陸地殻内地震調査モデルについては，敷地周辺の震源として考慮する活断層等の他，活断層研究会編（1991）に掲載されている活断層に基づいて評価する。推本参考モデルについては，地震調査研究推進本部（2012）で考慮されている活断層を評価対象とする。敷地周辺の考慮する活断層の分布及び諸元をそれぞれ第 3.2.1.2−1 図，第3.2.1.2−2 図及び第 3.2.1.2−1 表，第 3.2.1.2−2 表に示す。

ⅱ)

海溝型地震
調査モデルでは，関東地震及び 2011 年東北地方太平洋沖型地震を，推本参考モデルでは関東地震，茨城県沖で発生する地震（繰り返し発生する地震）及び 2011 年東北地方太平洋沖型地震を特定震源として扱う。調査モデル及び推本参考モデルで考慮する震源位置及び諸元を第 3.2.1.2−3 図，第 3.2.1.2−4 図及び第 3.2.1.2
3.2.1−6−3 表，第 3.2.1.2−4 表に示す。
(b)

領域震源モデル領域震源モデルについては，内陸地殻内地震及び海溝型地震を考慮する。調査モデルについては，垣見他（2003）を参照して領域区分し，各領域の最大マグニチュードを領域内の過去の地震の最大値を基に設定する。推本参考モデルについては，地震調査研究推進本部（2012）に基づいて領域区分及び各領域の最大マグニチュードを設定する。内陸地殻内地震及び海溝型地震の領域区分を第 3.2.1.2−
5図

第 3.2.1.2−9 図に示す。

ｂ．地震動伝播モデル
2011 年東北地方太平洋沖型地震については，断層モデルを用いた手法を用いる。それ以外の震源については，Noda et al.（2002）の方法を用い，第 3.2.1.2−10 図

第 3.2.1.2−12 図に示す領域については，

地震観測記録を用いた補正係数を考慮する。

ｃ．ロジックツリーの作成
ロジックツリーは，震源モデル及び地震動伝播モデルの設定において，
地震ハザード評価に大きな影響を及ぼす要因に基づいて作成する。震源
モデルについては前述のとおり，調査モデルと推本参考モデルをロジッ
クツリーで考慮する。作成したロジックツリーを第 3.2.1.2−13 図に，ロジックツリーの分岐及び重みの考え方を第 3.2.1.2−5 表に示す。

(3)

確率論的地震ハザード評価結果
ａ．地震ハザード曲線
3.2.1−7上記により評価した平均地震ハザード曲線を第 3.2.1.2−14 図に，フラクタイル地震ハザード曲線を第 3.2.1.2−15 図に示す。また，震源別
平均ハザード曲線を第 3.2.1.2−16 図に示す。

ｂ．一様ハザードスペクトル
一様ハザードスペクトルと応答スペクトルに基づく手法による基準地
震動Ｓ Ｓ −Ｄ１及び断層モデルを用いた手法による基準地震動Ｓ Ｓ −１
１〜Ｓ Ｓ −２２との比較を第 3.2.1.2−17 図に示す。基準地震動Ｓ Ｓ −Ｄ１の年超過確率は 10 − ４

10 − ５ 程度である。基準地震動Ｓ Ｓ −１１からＳ Ｓ −２２の年超過確率は基準地震動Ｓ Ｓ −Ｄ１を超過する周期帯で10 − ４10 − ６ 程度である。また，内陸地殻内地震の領域震源モデルによる一様ハザードスペクトルと震源を特定せず策定する地震動に基づく基準地震動Ｓ Ｓ −３１との比較を第 3.2.1.2−18 図に示す。基準地震動ＳＳ−３１の年超過確率は 10 −４

10−６ 程度である。

一様ハザードスペクトルの算出のもととなる周期ごとの平均ハザード
曲線を第 3.2.1.2−19 図に示す。

ｃ．フラジリティ評価用地震動
フラジリティ評価用地震動は，年超過確率 10 − ５ の一様ハザードスペ
クトルに適合する模擬波とし，経時特性は Noda et al.（2002）に基づき地震 規模 Ｍ及び 等 価震源 距離 Xeq で 与え， それ ぞれＭ 7.6，Xeq＝25.7km とした。模擬地震波を第 3.2.1.2−20 図に示す。

3.2.1−8

3.2.1.3-1(1)

建屋のフラジリティ

評価対象と損傷モードの設定
ａ．評価対象物
建屋のフラジリティ評価の対象は，第 3.2.1.1−3 表の建屋・機器リストに記載されたものとし，原子炉建屋とした。原子炉建屋の概略平面
図及び概略断面図をそれぞれ第 3.2.1.3−1−1 図及び第 3.2.1.3−1−2
図に示す。

ｂ．損傷モード及び部位の設定
建屋の要求機能喪失につながる支配的な構造損傷モード及び部位として，建屋の崩壊シーケンスを踏まえ，層崩壊を伴う耐震壁のせん断破壊を選定した。

(2)

フラジリティの評価方法の選択
フラジリティの評価方法として，「現実的耐力と現実的応答による方法（応答解析に基づく方法）」を選択した。評価手法は地震ＰＳＡ学会標準に準拠した手法とする。

(3)

フラジリティの評価上の主要な仮定
ａ．考慮する不確実さ要因
現実的耐力及び現実的応答の偶然的不確実さ（以下「β Ｒ 」という。）と認識論的不確実さ（以下「β Ｕ 」という。）については，地震ＰＳＡ
学会標準に基づき評価した。考慮する不確実さ要因の例を第 3.2.1.3−
1−1 表に示す。

3.2.1−9ｂ．損傷評価の指標
損傷評価の指標については，耐震壁のせん断破壊の程度を表すことができる指標として，せん断ひずみを選定した。

(4)

フラジリティの評価における耐力情報
現実的耐力である損傷限界時のせん断ひずみの平均値と変動係数は地震ＰＳＡ学会標準に示されたボックス壁の実験結果に基づく値を用いることとし，対数正規分布を仮定した。損傷限界点の現実的な値を第 3.2.1.3−
1−2 表に示す。

(5)

フラジリティの評価における応答情報
現実的応答については，現実的な物性値に基づく地震応答解析を入力レ
ベルごとに実施することにより評価を行った。現実的な物性値は地震ＰＳ
Ａ学会標準に基づき算出し，対数正規分布を仮定した。損傷評価の指標である耐震壁のせん断破壊に対しては水平動が支配的であることから，水平動による評価を行うこととした。
ａ．入力地震動
入力地震動は第 3.2.1.2−20 図に示す模擬地震波を入力レベルごとに係数倍したものとした。（最大 1,500cm／s２ ）ｂ．現実的な物性値と応答解析モデル
東海第二発電所の地盤物性値を第 3.2.1.3−1−3 表に，原子炉建屋の物性値を第 3.2.1.3−1−4 表にそれぞれ示す。応答解析に用いる現実的な物性は，地震ＰＳＡ学会標準に示された評価方法に基づき算出した。
評価方法を第 3.2.1.3−1−5 表に示す。
3.2.1−10原子炉建屋の解析モデル及び解析モデル諸元を第 3.2.1.3−1−3 図及び第 3.2.1.3−1−6 表に，地盤ばね定数と減衰係数を第 3.2.1.3−1−7
表に示す。

ｃ．現実的応答
現実的応答は，地震ＰＳＡ学会標準に準拠してコンクリート強度，支持地盤のせん断波速度及び建屋の減衰定数を変動パラメータとし，対数正規分布を仮定して２点推定法による応答解析を行い，最大応答せん断
ひずみの中央値と対数標準偏差を算出した。

(6)

建屋のフラジリティ評価結果
現実的耐力と現実的応答よりフラジリティ曲線とＨＣＬＰＦ（低い損傷確率（5％損傷確率）であることが高い信頼度（95％信頼度）で推定できる地震加速度）を算出した。フラジリティ曲線は，原子炉建屋を構成する
全要素のうち，ＨＣＬＰＦが最小となる要素で代表させることとした。ここに，損傷確率は，現実的応答が現実的耐力を上回る確率である。選定した要素の各入力レベルでの損傷確率は，対数正規累積分布関数により近似
し，信頼度ごとの連続的なフラジリティ曲線を算出した。
原子炉建屋のフラジリティ曲線を第 3.2.1.3−1−4 図に示す。またＨＣＬＰＦについては第 3.2.1.1−3 表の建屋・機器リストに示す。

3.2.1−113.2.1.3-2(1)

屋外重要土木構造物のフラジリティ

評価対象と損傷モードの設定
ａ．評価対象物
屋外重要土木構造物のフラジリティ評価の対象は，第 3.2.1.1−3 表の建屋・機器リストに記載されたものとし，海水ポンプ室とした。海水ポンプ 室の 平面図 及 び断面 図を それぞ れ 第 3.2.1.3−2−1 図及び 第3.2.1.3−2−2 図に示す。

ｂ．損傷モード及び部位の設定
海水ポンプ室の要求機能喪失につながる支配的な構造損傷モードとして，非線形時刻歴応答解析による耐震評価に基づき，構造部材の曲げ破壊及びせん断破壊のうち，耐震裕度の観点からせん断破壊を損傷モードとして選定した。対象とする損傷部材は最も耐震性の低い構造部材とした。

(2)

フラジリティの評価方法の選択
フラジリティの評価方法として，「現実的耐力と現実的応答による方法（応答解析に基づく方法）」を選択した。評価手法は地震ＰＳＡ学会標準に準拠した手法とした。

(3)

フラジリティの評価上の主要な仮定
ａ．考慮する不確実さ要因
現実的耐力及び現実的応答の偶然的不確実さβ Ｒ と認識論的不確実さ
β Ｕ については，地震ＰＳＡ学会標準に基づき評価した。考慮する不確
実さ要因の例を第 3.2.1.3−2−1 表に示す。
3.2.1−12ｂ．損傷評価の指標
損傷評価の指標については，構造部材のせん断破壊の程度を表すことができる指標として，せん断力を選定した。

(4)

フラジリティの評価における耐力情報
現実的耐力は，「原子力発電所屋外重要土木構造物の耐震性能照査指針・マニュアル（土木学会，2005）」のせん断破壊に対する照査（材料非線形解析を用いる方法）による評価値を適用した。現実的耐力に含まれる
不確実さ要因は，地震ＰＳＡ学会標準を参考に，コンクリートの圧縮強度と鉄筋の降伏強度を考慮し，それぞれ実強度の調査結果，建設時の試験結果から対数正規分布を仮定した。現実的耐力に含まれるコンクリートの圧縮強度及び鉄筋の降伏強度の現実的な値を第 3.2.1.3−2−2 表に示す。

(5)

フラジリティの評価における応答情報
現実的応答については，現実的な物性値に基づく地震応答解析を入力レ
ベルごとに実施することにより評価を行った。現実的な物性値は地震ＰＳ
Ａ学会標準に基づき算出し，対数正規分布を仮定した。地震応答解析は地盤及び構造物の非線形を考慮した有限要素法解析手法を用い，水平・鉛直
地震動を同時に入力した。

ａ．入力地震動
入力地震動は第 3.2.1.2−20 図に示す模擬地震波を入力レベルごとに係数倍したものとした（最大 1,579cm／s ２ （水平），1,001cm／s ２ （鉛直））。
3.2.1−13

ｂ．現実的な物性値と応答解析モデル
東海第二発電所の地盤物性値を第 3.2.1.3−2−3 表に，海水ポンプ室の物性値を第 3.2.1.3−2−4 表にそれぞれ示す。また，鋼管杭の断面諸
元を第 3.2.1.3−2−5 表に示す。応答解析に用いる現実的な物性は，応答への影響度が高い地盤物性を対象に地震ＰＳＡ学会標準に示された評価方法に基づき算出した。評価方法を第 3.2.1.3−2−6 表に示す。海水ポンプ室の解析モデルを第 3.2.1.3−2−3 図に示す。

ｃ．現実的応答
現実的応答は，地震ＰＳＡ学会標準に準拠して，第四紀層のせん断波
速度を変動パラメータとし，対数正規分布を仮定して２点推定法による応答解析を行い，これらの応答解析結果に基づき算出した。

(6)

屋外重要土木構造物のフラジリティ評価結果
現実的耐力と現実的応答よりフラジリティ曲線とＨＣＬＰＦを算出した。
ここに，損傷確率は，現実的応答が現実的耐力を上回る確率である。選定した要素の各入力レベルでの損傷確率は，対数正規累積分布関数により近似し，信頼度ごとの連続的なフラジリティ曲線を算出した。ＨＣＬＰＦは
信頼度 95％のフラジリティ曲線をもとに算出した。
海水ポンプ室のフラジリティ曲線を第 3.2.1.3−2−4 図に示す。また，
ＨＣＬＰＦについては第 3.2.1.1−3 表の建屋・機器リストに示す。

3.2.1−14

3.2.1.3-3(1)

機器のフラジリティ

評価対象と損傷モードの設定
機器のフラジリティ評価の対象を，第 3.2.1.1−3 表の建屋・機器リス
トに示す。損傷モードは評価対象機器の要求機能に応じ，構造損傷と機能損傷に分類し適切に設定する。
機器のフラジリティ評価のうち，タンク，熱交換器等の静的機器は，要求機能の喪失につながる延性破壊や脆性破壊等の構造損傷の観点からフラジリティ評価を実施する。また，電気盤類及びポンプ・弁等の動的機器は，
事故シーケンス評価上の要求機能に応じて構造損傷，動的機能限界や電気的機能維持限界等の機能損傷の観点からフラジリティ評価を実施し，当該機器のフラジリティとして用いることとする。
なお，構造強度に関する評価では，機器の本体・支持脚・基礎ボルト等の主要部位について耐震評価が実施されるが，部位間で裕度（例えば，設
計許容値／発生応力）が異なり，また，同一部位でも評価応力の種類（引張応力，曲げ応力，組合せ応力等）によって裕度が異なる。構造損傷に関するフラジリティ評価では，これらの中から，最も裕度が低かった部位・評価応力に着目して強度に関する係数等を設定する。

(2)

フラジリティの評価方法の選択
フラジリティの評価方法として「現実的耐力と現実的応答による方法（以下「応答解析に基づく方法」という。）」，「現実的耐力と応答係数による方法（以下「原研法に基づく方法」という。）」及び「耐力係数と応答係数による方法（以下「安全係数法」という。）」の中から「安全係数法」を選択した。
「安全係数法」は後述のとおり，地震応答解析結果，耐力係数及び応答
3.2.1−15

係数により評価する。
耐力係数の評価で用いる現実的耐力は，構造損傷については材料強度の規格値等をもとに，機能損傷については試験結果又は解析結果をもとに，
地震ＰＳＡ学会標準等のフラジリティ評価で実績のある既往知見に基づき中央値や不確実さを設定し，算定している。この現実的耐力の評価法は，「応答解析に基づく方法」，「原研法に基づく方法」及び「安全係数法」
は本質的に同じであり，同等の精度を有している。また，耐力係数の評価で用いる設計応答値は，既工認等で実績のある応答値（耐震バックチェッ
クベース），若しくは，当該応答値を一様ハザードスペクトルによる耐震評価結果となるよう補正した応答値（裕度向上ベース）を用いている。
応答係数は，既工認等で実績のある機器の決定論的評価である応答解析
結果に基づき評価しているが，決定論的評価は保守性を有する線形範囲の評価を行っている。また，この応答解析に含まれる余裕や不確実さを，地震ＰＳＡ学会標準等のフラジリティ評価で実績のある既往知見に基づき設定していることから，「応答解析に基づく方法」と比較しても，遜色のな
い精度で現実的な応答を求めることができる。
なお，「安全係数法」は米国において，評価手法として提案され (1) ，約
40 プラントでの評価実績がある (2〜4)。
以上より，米国での評価実績もあり，既往の応答評価結果がそのまま使用できる「安全係数法」を用いることとする。
評価手法は地震ＰＳＡ学会標準に準拠した手法とする。

(3)

フラジリティ評価上の主要な仮定（不確実さの設定，応答係数等）
機器フラジリティ評価とは，地震動の入力が増大し，評価対象機器が損傷に至る時点における最大地動加速度を評価尺度として表示するものであ
3.2.1−16

る。このとき，最大地動加速度Ａをフラジリティ加速度と称し，機器フラジリティ評価ではこれを確率量として扱い，以下の式で表す。
Ａ＝Ａｍ×ε Ｒ ×ε Ｕ
ここで，Ａｍ：フラジリティ加速度中央値（50％損傷確率に対する最大加速度の中央値）
ε Ｒ ：中央値に対する偶然的不確実さを示す確率密度分布。中央値を1.0 として対数標準偏差β Ｒ である対数正規分布を仮定する。
ε Ｕ ：中央値に対する認識論的不確実さを示す確率密度分布。中央値を1.0 として対数標準偏差β Ｕ である対数正規分布を仮定する。
フラジリティ加速度Ａを対数正規累積分布関数で示したものが機器フラジリティ曲線である。
なお，フラジリティ評価では，直接Ａｍ，ε Ｒ ，ε Ｕ からフラジリティ
加速度を算定せず，一般に安全係数の概念を用いて下式の様に算定する。
Ａｍ＝Ｆ×Ａ ｄ（式 3.2.1−1）

ここで，Ａｍ：フラジリティ加速度中央値
Ｆ：安全係数（裕度）
Ａ ｄ ：基準地震動Ｓ Ｓ の最大地動加速度，もしくは，一様ハザードスペクトルに適合する模擬地震波の最大地動加速度（式 3.2.1−1）の安全係数（裕度）は，（式 3.2.1−2）のように基準とする地震動による現実的な応答に対する機器の現実的な耐力の割合で定義されるが，（式 3.2.1−3）のように評価対象機器の設計応答値に対する現実的な応答の割合（応答に関する安全係数）と現実的な耐力に対する3.2.1−17設計応答値の割合（耐力に関する安全係数）に分離して評価する。
ただし，入力地震動に対する機器の応答には，機器自身の応答に加えて建屋の応答が影響することから，応答に関する係数は機器応答係数と建屋応答係数に分割して評価する。

Ｆ＝現実的な耐力現実的な応答＝

設計応答値
現実的な応答
応答に関する係数（式 3.2.1−2）

現実的な耐力
設計応答値

×耐力に関する係数∴Ｆ＝Ｆ Ｃ ×Ｆ ＲＥ ×Ｆ ＲＳ（式 3.2.1−3）

ここで，Ｆ Ｃ ：耐力係数
Ｆ ＲＥ ：機器応答係数
Ｆ ＲＳ ：建屋応答係数
耐力係数Ｆ Ｃ ，機器応答係数Ｆ Ｒ Ｅ 及び建屋応答係数Ｆ Ｒ Ｓ は，それぞれ以下に示す係数に分離して評価する。これらの係数は，フラジリティ評価
上に存在する各種の不確実さ要因を評価したものであり，全て対数正規分
布する確率量と仮定する。不確実さ要因の整理結果を第 3.2.1.3−3−1 表に示す。
Ｆ Ｃ ＝Ｆ Ｓ ×Ｆ μ
ここで，Ｆ Ｓ ：強度係数
Ｆ μ ：塑性エネルギ吸収係数

3.2.1−18

Ｆ ＲＥ ＝Ｆ ＳＡ ×Ｆ Ｄ ×Ｆ Ｍ ×Ｆ ＭＣ
ここで，Ｆ ＳＡ ：スペクトル形状係数
Ｆ Ｄ ：減衰係数
Ｆ Ｍ ：モデル化係数
Ｆ ＭＣ ：モード合成係数

Ｆ ＲＳ ＝Ｆ １ ×Ｆ ２ ×Ｆ ３
ここで，Ｆ １ ：解放基盤表面の地震動に関する係数
Ｆ ２ ：建屋への入力地震動に関する係数
Ｆ ３ ：建屋の地震応答に関する係数(4)

フラジリティ評価における耐力情報
耐力値は，その評価部位に使われる部材のＪＳＭＥ「発電用原子力設備
規格設計・建設規格（2005 年版）」（JSME S NC1-2005）に記載されている許容値を適用した。確率分布については，中央値に関する不確実さの要
素について，加振試験結果や文献値，工学的判断等によって評価し，β Ｒ ，
β Ｕ として定量化した。

(5)

フラジリティ評価における応答情報
設計応答値は，建屋・構築物の非線形地震応答解析及び機器の線形地震応答解析による機器評価部位における発生応答等を設定した。地震動は耐震バックチェック評価用地震動（600Gal）を基本とするが，地盤，建屋・構築物の非線形応答を精度よく評価する場合は，第 3.2.1.2−20 図に示す
3.2.1−19一様ハザードスペクトルに適合する模擬地震波を，年超過確率 10−６ の入力
レベルとなるよう係数倍した地震動（1,579Gal）を用いる。確率分布については，中央値に関する不確実さの要素について，加振試験結果や文献値，工学的判断等によって評価し，β Ｒ ，β Ｕ として定量化した。

(6)

機器のフラジリティ評価結果
機器フラジリティ評価結果を第 3.2.1.1−3 表に示す。
機器フラジリティ評価は，その評価上の特徴を踏まえ，「大型機器」，「静的機器」，「動的機器」，「電気盤・計装」及び「配管」の 5 グルー
プに分類した。また，グループごとに代表機器を抽出し，その評価の具体例を以下に示す。各グループの代表機器はＦＶ重要度を参照し，抽出した。
なお，5 グループの分類の考え方については以下のとおりである。
大型機器：原子炉圧力容器等で，多質点時刻歴解析評価が主となる機器の構造損傷静的機器：上記大型機器以外で，スペクトルモーダル解析又は静的評
価が主となる機器の構造損傷
動的機器：ポンプ，内燃機関，電動弁等の動的機器の機能損傷
電気盤・計装：電気盤，計装品等の電気的機器の機能損傷
配管：配管・サポート等の構造損傷

ａ．大型機器（原子炉圧力容器）
評価対象機器の耐震評価条件を以下に示す。
・評価対象機器：原子炉圧力容器
・設置位置：原子炉建屋
・耐震重要度クラス：Ｓ
3.2.1−20

・固有振動数：20Hz 以上・各部位の耐震バックチェック評価用地震動Ｓ Ｓ （600Gal）に対する発生応力
・評価対象部位：蒸気乾燥器支持ブラケット付根部
・評価応力：一次膜応力＋一次曲げ応力
下表に，原子炉圧力容器の蒸気乾燥器支持ブラケットの耐震評価結果を示す。これを基にフラジリティを算出した。

表

原子炉圧力容器の蒸気乾燥器支持ブラケットの耐震評価結果

評価部位

材

蒸気乾燥器支持ブラケット付根部

(a)
ⅰ)

料

SUSF304

評価応力
一次膜応力＋
一次曲げ応力

許容値

発生応力

(MPa)

(MPa)

391

105

裕度
3.72

耐力係数Ｆ Ｃ の評価
強度係数Ｆ Ｓ の評価
本係数は，次式により評価する。

ＦＳ

sＣ sＮ
sＴ s Ｎ

ここで，
σ Ｃ ：限界応力の中央値
σ Ｔ ：地震時発生応力
σ Ｎ ：通常運転時応力
蒸気乾燥器支持ブラケットの材質は SUSF304 であることから，限界応力としてＪＳＭＥ「発電用原子力設備規格設計・建設規格（2005 年度版）」第Ⅰ編付録図表 Part5 の引張応力Ｓｕ＝391MPa
3.2.1−21（評価温度 302℃）を採用する。
上記規格値に含まれる余裕（Ｓｕ値の 1.13 倍）を考慮して限界応力の中央値とする。（添付資料 3.2.1.3−3−1）
したがって，σ Ｃ ＝1.13×Ｓｕ＝1.13×391＝442MPa
地震時発生応力は，表の耐震バックチェックの評価結果を，一様ハザードスペクトルによる耐震評価結果に補正して用いることとする。このため，表の発生応力に，以下の計算式より求めた比率の最大値 3.24 を掛け合せた値を計算に用いることとする。（添付資料
3.2.1.3−3−2）
一様ハザードスペクトルによる大型機器連成解析より求めた荷重比率 ＝

耐震バックチェック評価用地震動による大型機器連成解析より求めた荷重

σ Ｔ ＝105×3.24＝340MPa
通常運転時応力は，耐震評価において地震時応力を分離して評価していないため 0MPa とする。
σ Ｎ ＝0MPa
以上より，強度係数Ｆ Ｓ は，以下のとおりとなる。

ＦＳ

sＣ
sＴ

442
1.30
340

不確実さとして，限界応力の中央値 1.13×Ｓｕに対して，規格値Ｓｕが 99％信頼下限に相当すると考え，全てβ Ｕ として評価する。

βU

1
1.13 Su
ln
2.33
Su

0.05

以上により，本係数及び不確実さは以下の値とする。
3.2.1−22

Ｆ Ｓ ＝1.30，β Ｒ ＝0.00，β Ｕ ＝0.05
ⅱ)

塑性エネルギ吸収係数Ｆ μ の評価
本係数は，塑性変形によるエネルギ吸収に関する裕度を評価するものである。
強度係数Ｆ Ｓ の評価において，限界応力の中央値として 1.13×
Ｓｕを用いているため，塑性変形によるエネルギ吸収効果は考慮しない。
以上により，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ μ ＝1.00，β Ｒ ＝β Ｕ ＝0.00(b)ⅰ)

機器応答係数Ｆ ＲＥ の評価
スペクトル形状係数Ｆ ＳＡ の評価
本係数は，設計で用いられる床応答スペクトルの拡幅に含まれる裕度を評価するものであり，次式により評価する。なお，スペクトル形状係数の概念図を第 3.2.1.3−3−1 図に示す。
Ｆ ＳＡ ＝

拡幅後の床応答スペク トルによる応答加速度
拡幅前の床応答スペク トルによる応答加速度

ただし，蒸気乾燥器支持ブラケットは，時刻歴応答解析により評
価した原子炉圧力容器の応答加速度を用いて耐震評価を実施しており，床応答スペクトルを用いないことから，本係数は考慮しない。
以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ ＳＡ ＝1.00，β Ｒ ＝β Ｕ ＝0.00
ⅱ)

減衰係数Ｆ Ｄ の評価
本係数は，機器の現実的減衰定数の中央値に対する設計用減衰定数が持つ裕度を評価するものであり，次式により評価する。なお，
3.2.1−23減衰係数の概念図を第 3.2.1.3−3−2 図に示す。
Ｆ Ｄ＝設計用減衰定数による 応答値
減衰定数の中央値によ る応答値

蒸気乾燥器支持ブラケットは原子炉圧力容器の応答加速度を用いて耐震評価を実施しており，原子炉圧力容器の設計用減衰定数は1％，減衰定数の中央値 3％ (5)として，係数を算出する。
設計用減衰定数による応答値と減衰定数の中央値での応答値の比は，下記の Newmark の応答倍率式 (6)を用いる。
応答値＝3.21−0.68×ln（ｈ）
ここで，
ｈ：減衰定数（％）
不確実さについては，設計用減衰定数が振動試験による減衰デー
タの下限値として用いられているため，設計用減衰定数による応答値を減衰定数の中央値による応答の 99％上限値と考え算定する。
また，β Ｒ とβ Ｕ が等しいとして評価する。
したがって，
Ｆ Ｄ＝3.21 0.68 ln(1)＝1.30
3.21 0.68 ln(3)β Ｒ ＝β Ｕ ＝

1
2.33

2

ln

3.21 0.68 ln(1)＝0.083.21 0.68 ln(3)以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ Ｄ ＝1.30，β Ｒ ＝β Ｕ ＝0.08
ⅲ)

モデル化係数Ｆ Ｍ の評価
本係数は，機器の解析モデル化におけるモデル形状・諸元等の実機との差などに起因する裕度を評価するものであり，次式により評3.2.1−24

価する。
Ｆ Ｍ＝

設計解析モデルによる 応答加速度
現実的解析モデルによ る応答加速度

ただし，評価対象の解析モデル化は妥当であり，解析モデルから得られる応答は中央値に相当すると考える。
機器の耐震評価は，建屋連成解析モデルを用いて行われているた
め，モデル化に関する不確実さβ Ｕ は海外文献 (1) より 0.15 とする。
以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ Ｍ ＝1.00，β Ｒ ＝0.00，β Ｕ ＝0.15
ⅳ)

モード合成係数Ｆ ＭＣ の評価
本係数は，機器の地震応答がモーダル解析により評価されている
場合に，モード合成に起因する裕度を評価するものである。
ただし，蒸気乾燥器支持ブラケットは原子炉圧力容器の応答加速度を用いて耐震評価を実施しており，原子炉圧力容器は時刻歴応答解析を実施しているため，本係数は考慮しない。
以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ ＭＣ ＝1.00，β Ｒ ＝β Ｕ ＝0

建屋応答係数Ｆ ＲＳ の評価(c)

建屋応答に関する各係数は，第 3.2.1.3−3−2 表に示す原子炉建屋の応答係数を用いる。
ⅰ)

解放基盤表面の地震動に関する係数Ｆ １ の評価
本係数は，基準とする地震動のスペクトルが持つ裕度を評価するものである。本評価では，解放基盤表面における地震動のスペクト
ル形状係数を考慮する。第 3.2.1.3−3−3 図にスペクトル形状係数
3.2.1−25

の概念図を示す。
なお，スペクトル形状係数は，基準とする地震動のスペクトルと一様ハザードスペクトルの建屋又は機器の固有周期における比を，
次式により評価する。
スペクトル形状係数＝

基準地震動の応答加速 度
一様ハザードスペクト ルの応答加速度

ただし，蒸気乾燥器支持ブラケットは，一様ハザードスペクトルにより評価していることから，スペクトル形状係数は 1.00 とする。
また，不確実さは，確率論的地震ハザード評価における距離減衰式等のばらつきに考慮されるため，本係数では考慮しない。
以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ １ ＝1.00，β Ｒ ＝β Ｕ ＝0.00
ⅱ)

建屋への入力地震動に関する係数Ｆ ２ の評価
本係数は，地盤モデルに関する設計上の裕度及び基礎による入力損失に関する設計上の裕度を評価するものである。
本評価では，設計地盤モデルは中央値を与えるとみなし，また，基礎が地盤を拘束することによる入力損失は考慮しないことから，中央値を 1.00 とする。
不確実さは，建屋の地震応答に関する係数Ｆ ３ の不確実さと合わせて評価する。
β Ｒ は，地震ＰＳＡ学会標準解説 103 で示される代表プラントにおける床応答スペクトルの不確実さが，おおむね 0.2 程度であることから，0.20 とする。
β Ｕ は，解析モデル化誤差等によるものであり，国内文献 (7) に基づき 0.15 とする。
3.2.1−26以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ ２ ＝1.00，β Ｒ ＝0.20，β Ｕ ＝0.15（β Ｒ 及びβ Ｕ はＦ ３ と共通）
ⅲ)

建屋の地震応答に関する係数Ｆ ３ の評価
本係数は，建屋の地震応答モデルに関する設計上の裕度を評価するものである。
本評価では，建屋振動モデルは過去の地震観測記録との整合を考慮した諸元を使用しているため，中央値を与えるものとみなし，また，一般的に建屋の非線形挙動により線形時よりも応答加速度が低減される傾向にあることから，中央値を 1.00 とする。
不確実さは，建屋への入力地震動に関する係数Ｆ ２ の不確実さと合わせて評価する。
以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ ３ ＝1.00，β Ｒ ＝0.20，β Ｕ ＝0.15（β Ｒ 及びβ Ｕ はＦ ２ と共通）

(d)

評価結果のまとめ各係数の評価結果を下表に示す。これらの結果より，原子炉圧力容器（蒸気乾燥器支持ブラケット）のフラジリティ加速度の中央値Ａｍ，その不確実さ β Ｒ ，β Ｕ 及びＨＣＬＰＦは，以下のとおりとなる。
また，フラジリティ曲線を第 3.2.1.3−3−4 図に示す。
Ａｍ＝2.72（G）
β Ｒ ＝0.22，β Ｕ ＝0.23
ＨＣＬＰＦ＝Ａｍ×exp[−1.65×(β Ｒ ＋β Ｕ )]＝2.72×exp[−1.65×(0.22＋0.23)]
3.2.1−27

＝1.29(G）表

原子炉圧力容器（蒸気乾燥器支持ブラケット）

安全係数評価結果の一覧

Ｆ ＲＥ

ＦＣ

Ｆ ＲＳ
合計

ＦＳ

Ｆμ

Ｆ ＳＡ

ＦＤ

ＦＭ

Ｆ ＭＣ

Ｆ１

1.30

1.00

1.00

1.30

1.00

1.00

1.00

1.00

1.69

βＲ

0.00

0.00

0.00

0.08

0.00

0.00

0.00

0.20

0.22

βＵ

0.05

0.00

0.00

0.08

0.15

0.00

0.00

0.15

0.23

中央値
不確
実さ

Ｆ２

Ｆ３

ｂ．静的機器（残留熱除去系熱交換器）
評価対象機器の耐震評価条件を以下に示す。
・評価対象機器：残留熱除去系熱交換器
・設置位置：原子炉建屋 EL.＋2.00m
・耐震重要度クラス：Ｓ・固有振動数：10.4Hz（１次）
・各部位の耐震バックチェック評価用地震動Ｓ Ｓ （600Gal）に対する発生応力
・評価対象部位：アンカボルト
・評価応力：引張応力及びせん断応力
下表に，残留熱除去系熱交換器の耐震評価結果を示す。各評価部位・各評価応力のうち，裕度が最小であるアンカボルトが，残留熱除去系熱交換器の地震時の損傷に支配的であると考えられることから，アンカボ
ルトに着目して評価する。

3.2.1−28

評価部位

表

残留熱除去系熱交換器の耐震評価結果

材

料

評価応力

許容値
（MPa）

発生応力
（MPa）

裕

度

胴板

SB410

一次応力

351

108

3.25

架台（脚）

SS400

組合せ応力

280

159

1.76

引張応力

488

433

1.12

アンカボルトSCM435
せん断応力

375

109

3.44

(a)

耐力係数Ｆ Ｃ の評価
ⅰ)

強度係数Ｆ Ｓ の評価
ボルトの強度係数は，引張応力及びせん断応力に対して次式により評価する。

σ
σＣ

2

τ
＋
τＣ

2

1
Ｆs

2

1
Ｆt

2
2

1

ここで，
λ：ボルトの応力比
σ：ボルトの引張応力
τ：ボルトのせん断応力
σ Ｃ ：ボルトの限界引張応力の中央値
τ Ｃ ：ボルトの限界せん断応力の中央値
Ｆ σ ：引張に対する余裕度
Ｆ τ ：せん断に対する余裕度
以上により，強度係数Ｆ Ｓ は次式により評価する。
ＦＳ＝

1

1
1
Ｆs

2

1
Ｆt

2

3.2.1−29

アンカボルトの材質は SCM435 であることから，限界応力としてＪＳＭＥ「発電用原子力設備規格設計・建設規格（2005 年度版）」
第Ⅰ編付録図表 Part5 の引張応力Ｓｕ＝930MPa（評価温度 40℃）を採用する。なお，上記規格値に含まれる余裕（Ｓｕ値の 1.17 倍）（添付資料 3.2.1.3−3−1）を考慮するとともに，限界引張応力は
谷径断面積と呼び径断面積の比（0.75）を乗じ，限界せん断応力はＳｕ／√3 を用いる。
σ Ｃ ＝1.17×0.75×Ｓｕ＝1.17×0.75×930＝816MPa
τ Ｃ ＝1.17×Ｓｕ／√3＝1.17×930／√3＝628MPa
地震時発生応力は，表の耐震バックチェックの評価結果を，一様ハザードスペクトルによる耐震評価結果に補正して用いることとする。このため，表の発生応力に，以下の計算式より求めた比率（本
評価対象の固有周期における比率）1.47 を掛け合せた値を計算に用いることとする。（添付資料 3.2.1.3−3−2）
一様ハザードスペクトルによる原子炉建屋応答解析により求めた
EL.＋2.00m の床応答加速度

比率 ＝

耐震バックチェック評価用地震動による原子炉建屋応答解析により求めた
EL.＋2.00m の床応答加速度

Ｆ σ ＝σ Ｃ ／σ＝816／（433×1.47）＝1.28
Ｆ τ ＝τ Ｃ ／τ＝628／（109×1.47）＝3.92
以上より，強度係数Ｆ Ｓ は，以下のとおりとなる。
1
ＦＳ＝
λ

1
1
Ｆσ

２

1
1
Ｆτ

２

1
1.28

２

1
3.92

２

1.22

不 確 実 さ は ， 限 界 応 力 の 中 央 値 1.17×Ｓ ｕ に 対 し て ， 規 格 値
3.2.1−30

Ｓｕが 99％信頼下限に相当すると考え，全てβ Ｕ として評価する。

βU

1
1.17 Su
ln
2.33
Su

0.07

以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ Ｓ ＝1.22，β Ｒ ＝0.00，β Ｕ ＝0.07
ⅱ)

塑性エネルギ吸収係数Ｆ μ の評価
本係数は，塑性変形によるエネルギ吸収に関する裕度を評価するものである。
強度係数Ｆ Ｓ の評価については，限界応力の中央値として 1.17×
Ｓｕを用いているため，塑性変形によるエネルギ吸収係数効果は考慮しない。
以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ μ ＝1.00，β Ｒ ＝β Ｕ ＝0.00(b)

機器応答係数Ｆ ＲＥ の評価
ⅰ)

スペクトル形状係数Ｆ ＳＡ の評価
本係数は，設計で用いられる床応答スペクトルの拡幅に含まれる裕度を評価するものであり，次式により評価する。なお，スペクトル形状係数の概念図を第 3.2.1.3−3−1 図に示す。
ＦＳＡ＝拡幅後の床応答スペク トルによる応答加速度
拡幅前の床応答スペク トルによる応答加速度

拡幅前後の応答スペクトル比（拡幅後／拡幅前）は，サイト・プ
ラントによらず有意な差はないと考えられるため，国内の代表プラントで評価した値を用いる。
国内の代表プラントでの拡幅前後の応答スペクトル比は，機器系
3.2.1−31

の主要周期帯である 0.05〜0.1 秒に対して 1.1〜1.4 であり，この知見から中央値Ｆ ＳＡ を算定する。
不確実さは，最小値と最大値がそれぞれ中央値に対し−95％下限
値と＋95％上限値に相当するものとみなし算定する。なお，不確実
さは，本係数を各機器に対して一般値として適用するため，すべて
β Ｕ とする。
ＦＳＡ＝ 1.1 1.4 1.24

βＵ ＝

1
1.4
ln
1.65 2
1 .1

0.07

以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ ＳＡ ＝1.24，β Ｒ ＝0.00，β Ｕ ＝0.07
ⅱ)

減衰係数Ｆ Ｄ の評価
本係数は，機器の現実的減衰定数の中央値に対する設計用減衰定数が持つ裕度を評価するものであり，次式により評価する。なお，減衰係数の概念図を第 3.2.1.3−3−2 図に示す。
Ｆ Ｄ＝設計用減衰定数による 応答値
減衰定数の中央値によ る応答値

ボルトの設計用減衰定数は 1％，減衰定数の中央値 3％ (5)として，係数を算出する。
設計用減衰定数と減衰定数の中央値での応答値の比は，下記のNewmark の応答倍率式 (6)を用いる。
応答値＝3.21−0.68×ln（ｈ）
ここで，
ｈ：減衰定数（％）
不確実さについては，設計用減衰定数が振動試験による減衰デー
3.2.1−32

タの下限値として用いられているため，設計用減衰定数による応答値を減衰定数の中央値による応答の 99％上限値と考え算定する。
また，β Ｒ とβ Ｕ が等しいとして評価する。
したがって，
Ｆ Ｄ＝3.21 0.68 ln(1)3.21 0.68 ln(3)β Ｒ ＝β Ｕ ＝

1
2.33

2

ln

1.30

3.21 0.68 ln(1)3.21 0.68 ln(3)0.08以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ Ｄ ＝1.30，β Ｒ ＝β Ｕ ＝0.08
ⅲ)

モデル化係数Ｆ Ｍ の評価
本係数は，機器の解析モデル化におけるモデル形状・諸元等の実機との差などに起因する裕度を評価するものであり，次式により評
価する。
ＦＭ＝

設計解析モデルによる 応答加速度
現実的解析モデルによ る応答加速度

ただし，評価対象の解析モデル化は妥当であり，解析モデルから得られる応答は中央値に相当すると考える。
機器の耐震評価は，建屋連成解析モデルを用いて行われているた
め，モデル化に関する不確実さβ Ｕ は海外文献 (1) より 0.15 とする。
以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ Ｍ ＝1.00，β Ｒ ＝0.00，β Ｕ ＝0.15
ⅳ)

モード合成係数Ｆ ＭＣ の評価
本係数は，機器の地震応答がモーダル解析により評価されている
場合に，モード合成に起因する裕度を評価するものである。本機器
3.2.1−33

はスペクトルモーダル解析を行っているため，モード合成法に含まれる余裕としては，地震ＰＳＡ学会標準解説 98 に基づき，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ ＭＣ ＝1.03，β Ｒ ＝0.13，β Ｕ ＝0.00(c)

建屋応答係数Ｆ ＲＳ の評価
建屋応答に関する各係数は，第 3.2.1.3−3−2 表に示す原子炉建屋の応答係数を用いる。
ⅰ)

解放基盤表面の地震動に関する係数Ｆ １ の評価
本係数は，基準とする地震動のスペクトルが持つ裕度を評価するものである。本評価では，解放基盤表面における地震動のスペクト
ル形状係数を考慮する。第 3.2.1.3−3−3 図にスペクトル形状係数の概念図を示す。
なお，スペクトル形状係数は，基準とする地震動のスペクトルと一様ハザードスペクトルの建屋又は機器の固有周期における比を，次式により評価する。
スペクトル形状係数＝

基準地震動の応答加速 度
一様ハザードスペクト ルの応答加速度

なお，本機器は，一様ハザードスペクトルにより評価していることから，スペクトル形状係数は 1.00 とする。
また，不確実さは，確率論的地震ハザード評価における距離減衰式等のばらつきに考慮されるため，本係数では考慮しない。
以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ １ ＝1.00，β Ｒ ＝β Ｕ ＝0.00
ⅱ)

建屋への入力地震動に関する係数Ｆ ２ の評価
3.2.1−34本係数は，地盤モデルに関する設計上の裕度及び基礎による入力損失に関する設計上の裕度を評価するものである。
本評価では，設計地盤モデルは中央値を与えるとみなし，また基礎が地盤を拘束することによる入力損失は考慮しないことから，中央値を 1.00 とする。
不確実さは，建屋の地震応答に関する係数Ｆ ３ の不確実さと合わせて評価する。
β Ｒ は，地震ＰＳＡ学会標準解説 103 で示される代表プラントにおける床応答スペクトルの不確実さが，おおむね 0.2 程度であることから，0.20 とする。
β Ｕ は，解析モデル化誤差等によるものであり，国内文献 (7) に基づき 0.15 とする。
以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ ２ ＝1.00，β Ｒ ＝0.20，β Ｕ ＝0.15（β Ｒ 及びβ Ｕ はＦ ３ と共通）
ⅲ)

建屋の地震応答に関する係数Ｆ ３ の評価
本係数は，建屋の地震応答モデルに関する設計上の裕度を評価するものである。
本評価では，建屋振動モデルは過去の地震観測記録との整合を考慮した諸元を使用しているため，中央値を与えるものとみなし，また，一般的に建屋の非線形挙動により線形時よりも応答加速度が低減される傾向にあることから，中央値を 1.00 とする。
不確実さは，建屋への入力地震動に関する係数Ｆ ２ の不確実さと合わせて評価する。
以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
3.2.1−35

Ｆ ３ ＝1.00，β Ｒ ＝0.20，β Ｕ ＝0.15（β Ｒ 及びβ Ｕ はＦ ２ と共通）

(d)

評価結果のまとめ各係数の評価結果を下表に示す。これらの結果より，残留熱除去系
熱交換器（アンカボルト）のフラジリティ加速度の中央値Ａｍ，その不確実さ β Ｒ ，β Ｕ 及びＨＣＬＰＦは，以下のとおりとなる。
また，フラジリティ曲線を第 3.2.1.3−3−5 図に示す。
Ａｍ＝3.27（G）
β Ｒ ＝0.25，β Ｕ ＝0.25
ＨＣＬＰＦ＝Ａｍ×exp[−1.65×(β Ｒ ＋β Ｕ )]＝3.27×exp[−1.65×(0.25＋0.25)]＝1.43（G）

表

残留熱除去系熱交換器（アンカボルト）
ＦＣ

安全係数評価結果の一覧

Ｆ ＲＥ

Ｆ ＲＳ
合計

ＦＳ

Ｆμ

Ｆ ＳＡ

ＦＤ

ＦＭ

Ｆ ＭＣ

Ｆ１

1.22

1.00

1.24

1.30

1.00

1.03

1.00

1.00

2.03

βＲ

0.00

0.00

0.00

0.08

0.00

0.13

0.00

0.20

0.25

βＵ

0.07

0.00

0.07

0.08

0.15

0.00

0.00

0.15

0.25

中央値
不確
実さ

ｃ．動的機器（残留熱除去系海水系ポンプ）
評価対象機器の耐震評価条件を以下に示す。
・評価対象機器：残留熱除去系海水系ポンプ・設置位置：海水ポンプ室

EL.＋0.8m

3.2.1−36Ｆ２

Ｆ３

・耐震重要度クラス：Ｓ・固有振動数：水平 15.2Hz，鉛直 20Hz 以上・各部位の耐震バックチェック評価用地震動Ｓ Ｓ （水平 600Gal，鉛直
400Gal ） に 対 す る 設 計 応 答 加 速 度 ： 水 平 方 向 0.04G ， 鉛 直 方 向
0.49G
・機能維持確認済加速度：水平方向 14.6G (8)，鉛直方向 2.0G
水平方向と鉛直方向の応答加速度に対して動的機能維持評価を行うが，ここでは耐震裕度が小さい鉛直方向についての評価を示す。（添付資料
3.2.1.3−3−3）(a)

耐力係数Ｆ Ｃ の評価
ⅰ)

強度係数Ｆ Ｓ の評価
本係数は下記の式にて算出する。
Ｆ Ｓ＝損傷加速度中央値
機器応答加速度・損傷加速度中央値について
ポンプ類のように，構造強度に加え動的機能維持が必要な機器については，試験加速度（機能維持確認済加速度等）に基づきフラジ
リティ評価を行う。
ここで，フラジリティ評価における試験加速度は，既往の検討結果より以下の値を用いる。
鉛直：2.0G
フラジリティ評価のベースとする試験加速度レベルでは誤動作・損傷が見られないことから，試験加速度がＨＣＬＰＦに相当すると考え，地震ＰＳＡ学会標準解説 85 に基づき，誤動作・損傷に対す
3.2.1−37

る加速度の中央値Ａｍを以下のように推定する。
Ａｍ＝ＨＣＬＰＦ／0.9
不確実さは，ＡｍとＨＣＬＰＦより求める。ＡｍとＨＣＬＰＦの関係は下記のとおりである。
Ａｍ＝ＨＣＬＰＦ×exp[1.65×（β Ｒ ＋β Ｕ ）]β Ｒ とβ Ｕ は同程度と考え，β Ｒ ＝β Ｕ とする。
したがって，強度係数Ｆ Ｓ 及びその不確実さは，以下のとおりと
なる。
Ｆ Ｓ＝

＝

損傷加速度の中央値
ＨＣＬＰＦ／ 0.9
＝
応答加速度
応答加速度
2.0／0.9＝4.53
0.49

β Ｒ ＝β Ｕ ＝＝ⅱ)

ＨＣＬＰＦ／0.9
1
ln
ＨＣＬＰＦ
1.65 21
2.0／0.9＝0.03
ln
1.65 22.0

塑性エネルギ吸収係数Ｆ μ の評価
本係数は，塑性変形によるエネルギ吸収に関する裕度を評価するものである。
残留熱除去系海水系ポンプについては，変形が大きくなると機能喪失につながるため，本係数は考慮しない。
以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ μ ＝1.00，β Ｒ ＝β Ｕ ＝0.00

3.2.1−38

(b)機器応答係数Ｆ ＲＥ の評価
ⅰ)

スペクトル形状係数Ｆ ＳＡ の評価
本係数は，設計で用いられる床応答スペクトルの拡幅に含まれる裕度を評価するものであり，次式により評価する。なお，スペクトル形状係数の概念図を第 3.2.1.3−3−1 図に示す。
Ｆ ＳＡ ＝

拡幅後の床応答スペク トルによる応答加速度
拡幅前の床応答スペク トルによる応答加速度

ただし，本機器は剛構造であるため，本係数は考慮しない。
以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ ＳＡ ＝1.00，β Ｒ ＝β Ｕ ＝0.00
ⅱ)

減衰係数Ｆ Ｄ の評価
本係数は，機器の現実的減衰定数の中央値に対する設計用減衰定数が持つ裕度を評価するものであり，次式により評価する。なお，減衰係数の概念図を第 3.2.1.3−3−2 図に示す。
Ｆ Ｄ＝設計用減衰定数による 応答値
減衰定数の中央値によ る応答値

ただし，本機器は剛構造であるため，本係数は考慮しない。
以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ Ｄ ＝1.00，β Ｒ ＝β Ｕ ＝0.00
ⅲ)

モデル化係数Ｆ Ｍ の評価
本係数は，機器の解析モデル化におけるモデル形状・諸元等の実機との差などに起因する裕度を評価するものであり，次式により評
価する。
Ｆ Ｍ＝

設計解析モデルによる 応答加速度
現実的解析モデルによ る応答加速度

3.2.1−39ただし，本機器の機能損傷による評価は試験加速度値を採用しており，解析モデル等を構築した評価ではないことから，本係数は考慮しない。
以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ Ｍ ＝1.00，β Ｒ ＝β Ｕ ＝0.00
ⅳ)

モード合成係数Ｆ ＭＣ の評価
本係数は，機器の地震応答がモーダル解析により評価されている
場合に，モード合成に起因する裕度を評価するものである。
ただし，本機器は剛構造であり，モーダル解析による評価ではないことから，本係数は考慮しない。
以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ ＭＣ ＝1.00，β Ｒ ＝β Ｕ ＝0.00(c)

建屋応答係数Ｆ ＲＳ の評価
建屋応答に関する各係数は，第 3.2.1.3−3−2 表に示す海水ポンプ室の応答係数を用いる。
ⅰ)

解放基盤表面の地震動に関する係数Ｆ １ の評価
本係数は，基準とする地震動のスペクトルが持つ裕度を評価するものである。本評価では，解放基盤表面における地震動のスペクト
ル形状係数を考慮する。第 3.2.1.3−3−3 図にスペクトル形状係数の概念図を示す。
なお，スペクトル形状係数は，基準とする地震動のスペクトルと一様ハザードスペクトルの建屋又は機器の固有周期における比を，
次式により評価する。

3.2.1−40スペクトル形状係数＝

基準地震動の応答加速 度
一様ハザードスペクト ルの応答加速度

本機器は剛構造であることを考慮して，機器・配管系の固有周期のある 1.0 秒以下範囲における応答スペクトル比の最も保守的な値を適用する。
また，不確実さは，確率論的地震ハザード評価における距離減衰式等のばらつきに考慮されるため，本係数では考慮しない。
以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ １ ＝0.68，β Ｒ ＝β Ｕ ＝0.00
ⅱ)

建屋への入力地震動に関する係数Ｆ ２ の評価
本係数は，地盤モデルに関する設計上の裕度及び基礎による入力損失に関する設計上の裕度を評価するものである。
本評価では，設計地盤モデルは中央値を与えるとみなし，また，基礎が地盤を拘束することによる入力損失は考慮しないことから，中央値を 1.00 とする。
不確実さは，建屋の地震応答に関する係数Ｆ ３ の不確実さと合わせて評価する。
β Ｒ は，地震ＰＳＡ学会標準解説 67 で示される代表プラントにおける床応答スペクトルの不確実さが，0.1 以内であることから，0.10 とする。
β Ｕ は，解析モデル化誤差等によるものであり，国内文献 (7) に基づき 0.15 とする。
以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ ２ ＝1.00，β Ｒ ＝0.10，β Ｕ ＝0.15（β Ｒ 及びβ Ｕ はＦ ３ と共通）
3.2.1−41

ⅲ)

建屋の地震応答に関する係数Ｆ ３ の評価
本係数は，建屋の地震応答モデルに関する設計上の裕度を評価するものである。
本評価では，建屋振動モデルは過去の地震観測記録との整合を考慮した諸元を使用しているため，中央値を与えるものとみなし，また，一般的に建屋の非線形挙動により線形時よりも応答加速度が低減される傾向にあることから，中央値を 1.00 とする。
不確実さは，建屋への入力地震動に関する係数Ｆ ２ の不確実さと合わせて評価する。
以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ ３ ＝1.00，β Ｒ ＝0.10，β Ｕ ＝0.15（β Ｒ 及びβ Ｕ はＦ ２ と共通）

(d)

評価結果のまとめ各係数の評価結果を下表に示す。これらの結果より，残留熱除去系
海水系ポンプのフラジリティ加速度の中央値Ａｍ，その不確実さ β Ｒ ，
β Ｕ 及びＨＣＬＰＦは，以下のとおりとなる。
また，フラジリティ曲線を第 3.2.1.3−3−6 図に示す。
Ａｍ＝1.25（G）
β Ｒ ＝0.10，β Ｕ ＝0.15
ＨＣＬＰＦ＝Ａｍ×exp[−1.65×(β Ｒ ＋β Ｕ )]＝1.25×exp[−1.65×(0.10＋0.15)]＝0.83（G）

3.2.1−42表

残留熱除去系海水系ポンプ
ＦＣ

安全係数評価結果の一覧

Ｆ ＲＥ

Ｆ ＲＳ
合計

ＦＳ

Ｆμ

Ｆ ＳＡ

ＦＤ

ＦＭ

Ｆ ＭＣ

Ｆ１

4.53

1.00

1.00

1.00

1.00

1.00

0.68

1.00

3.06

βＲ

0.03

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.10

0.10

βＵ

0.03

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.15

0.15

中央値
不確
実さ

Ｆ２

Ｆ３

ｄ．電気盤・計装（非常用パワーセンタ）
評価対象機器の耐震評価条件を以下に示す。
・評価対象機器：非常用パワーセンタ
・設置位置：原子炉建屋 EL.＋2.56m
・耐震重要度クラス：Ｓ・固有振動数：水平，鉛直とも 20Hz 以上・各部位の耐震バックチェック評価用地震動Ｓ Ｓ （水平 600Gal，鉛直
400Gal）に対する盤の設計応答加速度：水平方向 0.62G，鉛直方向
0.48G
・機能維持確認済加速度：水平方向 1.10G，鉛直方向 1.00G
水平方向と鉛直方向の応答加速度に対して動的機能維持評価を行うが，ここでは耐震裕度が小さい水平方向についての評価を示す。（添付資料
3.2.1.3−3−3）(a)

耐力係数Ｆ Ｃ の評価
ⅰ)

強度係数Ｆ Ｓ の評価
本係数は下記の式にて算出する。

3.2.1−43

Ｆ Ｓ＝損傷加速度中央値
盤応答加速度・損傷加速度中央値について
電気盤類のように，構造強度に加え電気的機能維持が必要な機器については，試験加速度（機能維持確認済加速度等）に基づきフラジリティ評価を行う。
フラジリティ評価のベースとする試験加速度レベルでは誤動作・損傷が見られないことから，以下に示す方法（ここでは「β設定法」という。）により誤動作・損傷に対する加速度の中央値を推定する。
[β 設定法の概要]
フラジリティ評価において，ＨＣＬＰＦは次式により評価される。
ＨＣＬＰＦ＝Ａｍ×exp[−1.65×（β Ｒ ＋β Ｕ ）]上式より，
Ａｍ＝ＨＣＬＰＦ×exp[1.65×（β Ｒ ＋β Ｕ ）]これと同様に，加振試験における損傷加速度の中央値とＨＣＬＰＦの関係は次式により表される。
損傷加速度の中央値＝損傷加速度のＨＣＬＰＦ×exp[1.65×（β Ｒ ＋β Ｕ ）]したがって，

損傷加速度のＨＣＬＰＦ＝試験加速度とし，不確実さβ Ｒ 及びβ Ｕ を与えることにより，損傷加速度の中央値を推定できる。
なお，既往の電気品の試験結果 (9)より，電気品の誤動作に関する不確実さはβ Ｒ ＝0.10，β Ｕ ＝0.20 程度と考えられる。
したがって，非常用パワーセンタの損傷加速度の中央値は，β設
定法に基づき以下のとおりとなる。
3.2.1−44

損傷加速度の中央値＝試験加速度×exp[1.65×（β Ｒ ＋β Ｕ ）]＝1.10×exp[1.65×（0.10＋0.20）]＝1.81
盤の設計応答加速度は，耐震バックチェックの評価結果を，一様ハザードスペクトルによる耐震評価結果に補正して用いることとする。このため，盤の設計応答加速度に，以下の計算式より求めた比率の最大値 1.77 を掛け合せた値を計算に用いることとする。(添付資料 3.2.1.3−3−2)

比率 ＝

一様ハザードスペクトルによる原子炉建屋応答解析により求めた床面の最大震度（1.0ZPA）
耐震バックチェック評価用地震動による原子炉建屋応答解析により求めた床面の最大震度（1.0ZPA）

したがって，強度係数Ｆ Ｓ 及びその不確実さは，以下のとおりとなる。
Ｆ Ｓ ＝損傷加速度の中央値／床応答加速度＝1.81／（0.62×1.77）＝1.65
β Ｒ ＝0.10，β Ｕ ＝0.20

ⅱ)

塑性エネルギ吸収係数Ｆ μ の評価
本係数は，塑性変形によるエネルギ吸収に関する裕度を評価するものである。
電気盤類については，変形が大きくなると機能喪失につながるため，本係数は考慮しない。
3.2.1−45以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ μ ＝1.00，β Ｒ ＝β Ｕ ＝0.00(b)

機器応答係数Ｆ ＲＥ の評価
ⅰ)

スペクトル形状係数Ｆ ＳＡ の評価
本係数は，設計で用いられる床応答スペクトルの拡幅に含まれる裕度を評価するものであり，次式により評価する。なお，スペクトル形状係数の概念図を第 3.2.1.3−3−1 図に示す。
Ｆ ＳＡ ＝

拡幅後の床応答スペク トルによる応答加速度
拡幅前の床応答スペク トルによる応答加速度

ただし，本機器は剛構造であるため，本係数は考慮しない。
以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ ＳＡ ＝1.00，β Ｒ ＝β Ｕ ＝0.00
ⅱ)

減衰定数に関する係数Ｆ Ｄ の評価
本係数は，機器の現実的減衰定数の中央値に対する設計用減衰定数が持つ裕度を評価するものであり，次式により評価する。なお，減衰係数の概念図を第 3.2.1.3−3−2 図に示す。
Ｆ Ｄ＝設計用減衰定数による 応答値
減衰定数の中央値によ る応答値

ただし，本機器は剛構造であるため，本係数は考慮しない。
以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ Ｄ ＝1.00，β Ｒ ＝β Ｕ ＝0.00
ⅲ)

モデル化に関する係数Ｆ Ｍ の評価
本係数は，機器の解析モデル化におけるモデル形状・諸元等の実機との差などに起因する裕度を評価するものであり，次式により評3.2.1−46

価する。
Ｆ Ｍ＝

設計解析モデルによる 応答加速度
現実的解析モデルによ る応答加速度

ただし，本機器の機能損傷による評価は試験加速度値を採用しており，解析モデル等を構築した評価ではないことから，本係数は考慮しない。
以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ Ｍ ＝1.00，β Ｒ ＝β Ｕ ＝0.00
ⅳ)

モード合成法に関する係数Ｆ ＭＣ の評価
本係数は，機器の地震応答がモーダル解析により評価されている
場合に，モード合成に起因する裕度を評価するものである。
ただし，本機器は剛構造であり，モーダル解析による評価ではないことから，本係数は考慮しない。
以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ ＭＣ ＝1.00，β Ｒ ＝β Ｕ ＝0.00(c)

建屋応答係数Ｆ ＲＳ の評価
建屋応答に関する各係数は，第 3.2.1.3−3−2 表に示す原子炉建屋の応答係数を用いる。
ⅰ)

解放基盤表面の地震動に関する係数Ｆ １ の評価
本係数は，基準とする地震動のスペクトルが持つ裕度を評価するものである。本評価では，解放基盤表面における地震動のスペクト
ル形状係数を考慮する。第 3.2.1.3−3−3 図にスペクトル形状係数の概念図を示す。
なお，スペクトル形状係数は，基準とする地震動のスペクトルと3.2.1−47

一様ハザードスペクトルの建屋又は機器の固有周期における比を，
次式により評価する。
スペクトル形状係数＝

基準地震動の応答加速 度
一様ハザードスペクト ルの応答加速度

なお，本機器は，一様ハザードスペクトルにより評価していることから，スペクトル形状係数は 1.00 とする。
また，不確実さは，確率論的地震ハザード評価における距離減衰式等のばらつきに考慮されるため，本係数では考慮しない。
以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ １ ＝1.00，β Ｒ ＝β Ｕ ＝0.00
ⅱ)

建屋への入力地震動に関する係数Ｆ ２ の評価
本係数は，地盤モデルに関する設計上の裕度及び基礎による入力損失に関する設計上の裕度を評価するものである。
本評価では，設計地盤モデルは中央値を与えるとみなし，また基礎が地盤を拘束することによる入力損失は考慮しないことから，中央値を 1.00 とする。
不確実さは，建屋の地震応答に関する係数Ｆ ３ の不確実さと合わせて評価する。
β Ｒ は，地震ＰＳＡ学会標準解説 103 で示される代表プラントにおける床応答スペクトルの不確実さが，おおむね 0.2 程度であることから，0.20 とする。
β Ｕ は，解析モデル化誤差等によるものであり，国内文献 (7) に基づき 0.15 とする。
以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ ２ ＝1.00，β Ｒ ＝0.20，β Ｕ ＝0.15
3.2.1−48

（β Ｒ 及びβ Ｕ はＦ ３ と共通）
ⅲ)

建屋の地震応答に関する係数Ｆ ３ の評価
本係数は，建屋の地震応答モデルに関する設計上の裕度を評価するものである。
本評価では，建屋振動モデルは過去の地震観測記録との整合を考慮した諸元を使用しているため，中央値を与えるものとみなし，また，一般的に建屋の非線形挙動により線形時よりも応答加速度が低減される傾向にあることから，中央値を 1.00 とする。
不確実さは，建屋への入力地震動に関する係数Ｆ ２ の不確実さと合わせて評価する。
以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ ３ ＝1.00，β Ｒ ＝0.20，β Ｕ ＝0.15（β Ｒ 及びβ Ｕ はＦ ２ と共通）

(d)

評価結果のまとめ各係数の評価結果を下表に示す。これらの結果より，非常用パワー
センタのフラジリティ加速度の中央値Ａｍ，その不確実さ β Ｒ ，β Ｕ
及びＨＣＬＰＦは，以下のとおりとなる。
また，フラジリティ曲線を第 3.2.1.3−3−7 図に示す。
Ａｍ＝2.66（G）
β Ｒ ＝0.22，β Ｕ ＝0.25
ＨＣＬＰＦ＝Ａｍ×exp[−1.65×（β Ｒ ＋β Ｕ ）]＝2.66×exp[−1.65×（0.22＋0.25）]＝1.22（G）

3.2.1−49

表

非常用パワーセンタ
ＦＣ

安全係数評価結果の一覧

Ｆ ＲＥ

Ｆ ＲＳ
合計

ＦＳ

Ｆμ

Ｆ ＳＡ

ＦＤ

ＦＭ

Ｆ ＭＣ

Ｆ１

1.65

1.00

1.00

1.00

1.00

1.00

1.00

1.00

1.65

βＲ

0.10

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.20

0.22

βＵ

0.20

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.15

0.25

中央値
不確
実さ

Ｆ２

Ｆ３

ｅ．配管（残留熱除去系海水系配管）
評価対象機器の耐震評価条件を以下に示す。
・評価対象機器：残留熱除去系海水系配管
・設置位置：原子炉建屋 EL.＋2.00m
・耐震重要度クラス：Ｓ・固有振動数：2.84Hz（配管系１次）
・各部位の耐震バックチェック評価用地震動Ｓ Ｓ （600Gal）に対する発生応力
・評価対象部位：配管本体
・評価応力：一次応力
下表に，残留熱除去系海水系配管の耐震評価結果を示す。これを基にフラジリティを算出した。

表

残留熱除去系海水系配管の耐震評価結果

評価部位

材

料

評価応力

許容値
（MPa）

発生応力
（MPa）

裕度

配管本体

STPT42

一次応力

410

153

2.67

3.2.1−50

(a)ⅰ)

機器耐力係数Ｆ Ｃ の評価
強度係数Ｆ Ｓ
本係数は，次式により評価する。
ＦＳ

sC s NsT s N

ここで，
σ Ｃ ：限界応力の中央値
σ Ｔ ：地震時発生応力
σ Ｎ ：通常運転時応力配管本体の材質は STPT42 であることから，限界応力としてＪＳ
ＭＥ「発電用原子力設備規格設計・建設規格（2005 年度版）」第Ⅰ編付録図表 Part5 の引張応力Ｓｕ＝410MPa（評価温度 38℃）を採用する。
上記規格値に含まれる余裕（Ｓｕ値の 1.17 倍）を考慮して限界応力の中央値とする。（添付資料 3.2.1.3−3−1）
したがって，σ Ｃ ＝1.17×Ｓｕ＝1.17×410＝479MPa
地震時発生応力は，表の耐震バックチェックの評価結果を，一様ハザードスペクトルによる耐震評価結果に補正して用いることとする。このため，表の発生応力に，以下の計算式より求めた比率の最大値 3.15 を掛け合せた値を計算に用いることとする。（添付資料
3.2.1.3−3−2）

比率 ＝

一様ハザードスペクトルによる原子炉建屋応答解析により求めた
床応答加速度
耐震バックチェック評価用地震動による原子炉建屋応答解析により求めた
床応答加速度
3.2.1−51

σ Ｔ ＝153×3.15＝481MPa
通常運転時応力は，耐震評価において地震時応力を分離して評価していないため 0MPa とする。
σ Ｎ ＝0MPa
以上より，強度に関する係数Ｆ Ｓ は，以下のとおりとなる。
ＦＳ

sC
sT

479
481

0.99

不確実さとして，限界応力の中央値 1.17×Ｓｕに対して，規格値Ｓｕが 99％信頼下限に相当すると考え，全てβ Ｕ として評価する。
βＵ

1
1.17 Su
ln
Su
2.33

0.07

以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ Ｓ ＝0.99，β Ｒ ＝0.00，β Ｕ ＝0.07
ⅱ)

塑性エネルギ吸収係数Ｆ μ の評価
本係数は，塑性変形によるエネルギ吸収に関する裕度を評価するものである。
強度係数Ｆ Ｓ の評価において，限界応力の中央値として 1.17×
Ｓｕを用いているため，塑性変形によるエネルギ吸収効果は考慮しない。
以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ μ ＝1.00，β Ｒ ＝β Ｕ ＝0.00(b)

機器応答係数Ｆ ＲＥ の評価
ⅰ)

スペクトル形状係数Ｆ ＳＡ の評価
本係数は，設計で用いられる床応答スペクトルの拡幅に含まれる
3.2.1−52

裕度を評価するものであり，次式により評価する。なお，スペクトル形状係数の概念図を第 3.2.1.3−3−1 図に示す。
Ｆ ＳＡ ＝

拡幅後の床応答スペク トルによる応答加速度
拡幅前の床応答スペク トルによる応答加速度

応答スペクトル比（拡幅後／拡幅前）は，サイト・プラントによらず有意な差はないと考えられるため，代表プラントで評価した値を用いる。
代表プラントでの応答スペクトル比は，機器系の主要周期帯である 0.05 秒〜0.1 秒に対して 1.1〜1.4 であり，この知見から中央値
Ｆ ＳＡ を算定する。
不確実さは，最小値と最大値がそれぞれ中央値に対し−95％下限
値と＋95％上限値に相当するものとみなし算定する。なお，不確実
さは，本係数を各機器に対して一般値として適用するため，すべて
β Ｕ とする。
ＦＳＡ＝ 1.1 1.4

1.24

1
1.4
βＵ＝
ln
1.65 2 1.1

0.07

以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ ＳＡ ＝1.24，β Ｒ ＝0.00，β Ｕ ＝0.07
ⅱ)

減衰係数Ｆ Ｄ の評価
本係数は，機器の現実的減衰定数の中央値に対する設計用減衰定数が持つ裕度を評価するものであり，次式により評価する。なお，減衰係数の概念図を第 3.2.1.3−3−2 図に示す。
Ｆ Ｄ＝設計用減衰定数による 応答値
減衰定数の中央値によ る応答値

3.2.1−53

配管の設計用減衰定数は 0.5％，減衰定数の中央値 2.9％として，係数を算出する。
設計用減衰定数と減衰定数の中央値での応答値の比は，下記のNewmark の応答倍率式 (6)を用いる。
応答値＝3.21−0.68×ln（ｈ）
ここで，
ｈ：減衰定数（％）
不確実さについては，設計用減衰定数が振動試験による減衰デー
タの下限値として用いられているため，設計用減衰定数による応答値を減衰定数の中央値による応答の 99％上限値と考え，算定する。
また，β Ｒ とβ Ｕ が等しいとして評価する。
したがって，
Ｆ Ｄ＝3.21 0.68 ln(0.5)＝1.48
3.21 0.68 ln(2.9)β Ｒ ＝β Ｕ ＝

1
2.33

2

ln

3.21 0.68 ln(0.5)＝0.12
3.21 0.68 ln(2.9)

以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ Ｄ ＝1.48，β Ｒ ＝β Ｕ ＝0.12
ⅲ)

モデル化に関する係数Ｆ Ｍ の評価
本係数は，機器の解析モデル化におけるモデル形状・諸元等の実機との差などに起因する裕度を評価するものであり，次式により評
価する。
Ｆ Ｍ＝

設計解析モデルによる 応答加速度
現実的解析モデルによ る応答加速度

ただし，本機器の解析モデル化は妥当であり，中央値に相当する
3.2.1−54と考える。本機器の耐震評価は，多質点系モデルを用いて行われているため，モデル化に関する不確実さβ Ｕ は海外文献 (1) より 0.15とする。
以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ Ｍ ＝1.00，β Ｒ ＝0.00，β Ｕ ＝0.15
ⅳ)

モード合成法に関する係数Ｆ ＭＣ の評価
本係数は，機器の地震応答がモーダル解析により評価されている
場合に，モード合成に起因する裕度を評価するものである。本機器
はスペクトルモーダル解析を行っているため，モード合成法に含まれる余裕としては，地震ＰＳＡ学会標準解説 98 に基づき，本係数及び不確実さは以下の値とする。
以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ ＭＣ ＝1.03，β Ｒ ＝0.13，β Ｕ ＝0.00(c)

建屋応答係数Ｆ ＲＳ の評価
建屋応答に関する各係数は，第 3.2.1.3−3−2 表に示す原子炉建屋の応答係数を用いる。
ⅰ)

解放基盤表面の地震動に関する係数Ｆ １ の評価
本係数は，基準とする地震動のスペクトルが持つ裕度を評価するものである。本評価では，解放基盤表面における地震動のスペクト
ル形状係数を考慮する。第 3.2.1.3−3−3 図にスペクトル形状係数の概念図を示す。
なお，スペクトル形状係数は，基準とする地震動のスペクトルと一様ハザードスペクトルの建屋又は機器の固有周期における比を，
次式により評価する。
3.2.1−55

スペクトル形状係数＝

基準地震動の応答加速 度
一様ハザードスペクト ルの応答加速度

なお，本機器は，一様ハザードスペクトルにより評価していることから，スペクトル形状係数は 1.00 とする。
また，不確実さは，確率論的地震ハザード評価における距離減衰式等のばらつきに考慮されるため，本係数では考慮しない。
以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ １ ＝1.00，β Ｒ ＝β Ｕ ＝0.00
ⅱ)

建屋への入力地震動に関する係数Ｆ ２ の評価
本係数は，地盤モデルに関する設計上の裕度及び基礎による入力損失に関する設計上の裕度を評価するものである。
本評価では，設計地盤モデルは中央値を与えるとみなし，また基礎が地盤を拘束することによる入力損失は考慮しないことから，中央値を 1.00 とする。
不確実さは，建屋の地震応答に関する係数Ｆ ３ の不確実さと合わせて評価する。
β Ｒ は，地震ＰＳＡ学会標準解説 103 で示される代表プラントにおける床応答スペクトルの不確実さが，おおむね 0.2 程度であることから，0.20 とする。
β Ｕ は，解析モデル化誤差等によるものであり，国内文献 (7) に基づき 0.15 とする。
以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ ２ ＝1.00，β Ｒ ＝0.20，β Ｕ ＝0.15（β Ｒ 及びβ Ｕ はＦ ３ と共通）

3.2.1−56

ⅲ)

建屋の地震応答に関する係数Ｆ ３ の評価
本係数は，建屋の地震応答モデルに関する設計上の裕度を評価するものである。
本評価では，建屋振動モデルは過去の地震観測記録との整合を考慮した諸元を使用しているため，中央値を与えるものとみなし，また，一般的に建屋の非線形挙動により線形時よりも応答加速度が低減される傾向にあることから，中央値を 1.00 とする。
不確実さは，建屋への入力地震動に関する係数Ｆ ２ の不確実さと合わせて評価する。
以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ ３ ＝1.00，β Ｒ ＝0.20，β Ｕ ＝0.15（β Ｒ 及びβ Ｕ はＦ ２ と共通）

(d)

評価結果のまとめ各係数の評価結果を下表に示す。これらの結果より，残留熱除去系
海水系配管のフラジリティ加速度の中央値Ａｍ，その不確実さ β Ｒ ，
β Ｕ 及びＨＣＬＰＦは，以下のとおりとなる。
また，フラジリティ曲線を第 3.2.1.3−3−8 図に示す。
Ａｍ＝3.01（G）
β Ｒ ＝0.27，β Ｕ ＝0.26
ＨＣＬＰＦ＝Ａｍ×exp[−1.65×（β Ｒ ＋β Ｕ ）]＝3.01×exp[−1.65×（0.27＋0.26）]＝1.26（G）

3.2.1−57

表

残留熱除去系海水系配管
ＦＣ

安全係数評価結果の一覧

Ｆ ＲＥ

Ｆ ＲＳ
合計

ＦＳ

Ｆμ

Ｆ ＳＡ

ＦＤ

ＦＭ

Ｆ ＭＣ

Ｆ１

0.99

1.00

1.24

1.48

1.00

1.03

1.00

1.00

1.87

βＲ

0.00

0.00

0.00

0.12

0.00

0.13

0.00

0.20

0.27

βＵ

0.07

0.00

0.07

0.12

0.15

0.00

0.00

0.15

0.26

中央値
不確
実さ

Ｆ２

Ｆ３

（参考資料）(1) R.P.Kennedy and M.K.Ravindra,
Power Plant Risk Studies,

Seismic Fragilities for Nuclear

Nuclear Engineering and Design, Vol.

79, No. 1, (1984)(2) R.Kassawara, EPRI Report 1003121,

Methodology for

Probabilistic Risk Assessment Applications of Seismic Margin
Evaluations, Electric Power Research Institute, December 2001

(3) Westinghouse Electric Company,
Document

AP1000 Design Control, December 2011 （年・月は，AP1000標準設計認証修正版のＮＲＣ認可時期を示す）(4) General Electric (GE) Nuclear Energy,
Document

ABWR Design Control, March 1997 （年・月は，ABWR標準設計認証のＮＲＣ認可

時期を示す）(5) Regulatory Guide 1.61,

Damping Values for Seismic Design ofNuclear Power Plants(6) N.M.Newmark and W.J.Hall,

Development of Criteria for Seismic

Review of Selected Nuclear Power Plants(7) 美原他，,NUREG/CR-0098

原子力発電所建屋のフラジリティ評価における認識的不確実
3.2.1−58

さに関する研究（その３）まとめ，日本建築学会大会学術講演梗概集（九州）2007年8月(8) 原子力施設等の耐震性評価技術に関する試験及び調査 機器耐力その３（総合評価）に係る報告書，平成18年8月，独立行政法人 原子力安全基
盤機構(9) K.K.Bandyopadhyay, C.H.Hofmayer, M.K.Kassir, S.Shteyngart
Seismic Fragility of Nuclear Power Plant Components (PhaseⅡ), NUREG/CR-4659, BNL-NUREG-52007 Vol.4

3.2.1−59

3.2.1.4(1)

事故シーケンス

起因事象
ａ．評価対象とした起因事象のリスト，説明及び発生頻度(a)

評価対象とした起因事象について
地震時特有の要因による分類を踏まえた地震ＰＲＡにおける起因事
象及びその説明を以下に示す。

ⅰ)

原子炉建屋損傷
原子炉建屋の損傷により，建屋内の格納容器，原子炉圧力容器等の構造物及び機器が広範囲にわたり損傷する可能性がある。本事象は原子炉建屋損傷が発生した場合の損傷程度の特定が難しく，どの程度緩和設備に期待できるか厳密に特定することは困難であるため，保守的に直接炉心損傷に至る起因事象として整理した。

ⅱ)

格納容器損傷格納容器の損傷により，格納容器内の機器及び原子炉圧力容器等の構造物が広範囲にわたり損傷する可能性がある。本事象は格納容
器損傷が発生した場合の損傷程度の特定が難しく，どの程度緩和設備に期待できるか厳密に特定することは困難であるため，保守的に直接炉心損傷に至る起因事象として整理した。

ⅲ)

原子炉圧力容器損傷
原子炉圧力容器の支持機能喪失等により，原子炉圧力容器に接続されている原子炉冷却材圧力バウンダリ配管の損傷や，原子炉冷却材の流路閉塞が発生することにより，非常用炉心冷却系による炉心冷却効果が期待できなくなる可能性がある。本事象は原子炉圧力容器損傷が発生した場合の損傷程度の特定が難しく，どの程度緩和設備に期待できるか厳密に特定することは困難であるため，保守的に
3.2.1−60

直接炉心損傷に至る起因事象として整理した。
ⅳ)

格納容器バイパス
主蒸気隔離弁，原子炉冷却材浄化系隔離弁，給水系隔離弁等の損傷と接続している格納容器外配管の破損が同時に発生することにより，高温・高圧の原子炉冷却材が隔離不能な状態で格納容器外（原子炉建屋）へ流出し，原子炉建屋内の他の機器への悪影響を及ぼす可能性がある。本事象は格納容器バイパスが発生した場合の損傷程
度及び流出量の特定が難しく，どの程度緩和設備に期待できるか厳密に特定することは困難であるため，保守的に直接炉心損傷に至る起因事象として整理した。

ⅴ)

原子炉冷却材圧力バウンダリ喪失（Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ ＬＯＣＡ）
格納容器内配管の破断等により格納容器内に原子炉冷却材が流出する事象である。本事象は原子炉冷却材圧力バウンダリ喪失が発生した場合の損傷程度及び流出量の特定が難しいため，保守的にＥＣ
ＣＳの注水容量を超える大規模なＬＯＣＡ（ＥｘｃｅｓｓｉｖｅＬＯＣＡ）の発生を想定し，直接炉心損傷に至る起因事象として整理した。
なお，Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ

ＬＯＣＡ発生の要因となる配管については，計装系等の口径の小さい配管を除く格納容器内配管を対象とし，系統ごとに地震荷重に対して裕度が小さい部位を評価部位として選定した。
ⅵ)

計装・制御系喪失
計装・制御系が損傷することにより，プラントの監視及び各種制御が広範に不能に陥る可能性がある。本事象は計装・制御系喪失が発生した場合の損傷程度の特定が難しく，どの程度緩和設備に期待
3.2.1−61

できるか厳密に特定することは困難であるため，保守的に直接炉心損傷に至る起因事象として整理した。
ⅶ)

直流電源喪失直流電源設備の損傷により，非常用交流電源の制御機能等が喪失するため，全交流動力電源喪失となる。事象の緩和に必要な機能が広範に喪失するため，起因事象として整理した。

ⅷ)

交流電源喪失非常用交流母線，非常用ディーゼル発電機及び補機冷却海水系機器等の交流電源設備の損傷により，非常用交流電源が喪失する事象である。本事象発生時は，地震耐力の小さい外部電源設備についても同時に損傷するものとして仮定しているため，全交流動力電源喪失となる。事象の緩和に必要な機能が広範に喪失するため，起因事
象として整理した。

ⅸ)

外部電源喪失開閉所設備等の外部電源設備の損傷により，プラントへの外部からの電源供給が途絶える事象である。プラントに外乱を発生させる
過渡事象であり，事象の緩和に必要な機能が広範に喪失するため，起因事象として整理した。

ⅹ)

過渡事象
ⅰ)〜ⅸ)の起因事象が発生しない場合においても，地震動を検知した原子炉停止信号により原子炉停止に至り，「過渡事象」が発生するものとして整理した。内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡでは，「過渡事象」を給復水系の使用可否等により分類しているが，地震時には耐震クラスの低い給復水系は使用不可能であるものとし，全給水喪失として取り扱う。
3.2.1−62

ｂ．階層イベントツリーとその説明
事故シーケンスの定量化では，第 3.2.1.4−1 図に示す階層イベント
ツリーにより，地震により発生する起因事象の発生確率の和が 1.0 を超えないように取り扱う。階層イベントツリーのヘディングは，起因事象
発生時の影響の大きい順に配列しており，各起因事象の発生頻度は，起因事象発生の対象となる建屋・構築物，機器等のフラジリティを評価することで算出した。また，後続のヘディングの分岐確率は，先行のヘデ
ィングで考慮している事象が発生しないという条件付確率として評価した。評価した各起因事象の発生頻度を第 3.2.1.4−1 表に示す。

(2)

成功基準
ａ．成功基準の一覧
炉心損傷を防止するための緩和設備の設備能力及び余裕時間は，地震時においても内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡと相違ない。ただし，直接炉心損傷に至る事象については，緩和手段がないため成功基準を設定していない。
使命時間については，内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡと同様に
24 時間とした。また，機器や外部電源の復旧には期待していない。

(3)

事故シーケンス
第 3.2.1.4−1 図に示した階層イベントツリー及び直接炉心損傷に至る
事象以外の起因事象に対する緩和設備の状態を表すイベントツリーを作成した。第 3.2.1.4−2 図〜第 3.2.1.4−5 図に「過渡事象」，「外部電源喪失」，「交流電源喪失」，「直流電源喪失」の起因事象に対するイベント
3.2.1−63

ツリーを示す。
各イベントツリーは小イベントツリー／大フォールトツリー法に基づいて作成し，イベントツリーのヘディングには，炉心損傷の防止に関わる緩和設備のフロントライン系，事象の進展に影響する重要な設備状態を選定した。また，炉心損傷防止の観点から，「原子炉停止機能」，「炉心冷却機能」，「格納容器からの除熱機能」の各安全機能に着目し，炉心損傷に至る事故シーケンスの分類を行った。分類した事故シーケンスを第3.2.1.4−2 表に示す。

(4)

システム信頼性
ａ．評価対象としたシステムとその説明
評価対象とした緩和機能及びその依存性については，内部事象出力運
転時レベル１ＰＲＡと同様であるが，内部事象で考慮しているランダム
故障等に加えて，地震の影響による損傷を考慮して評価している。また，
地震時特有の影響として建屋・構築物，機器の地震による損傷についても考慮している。評価対象としたシステムの一覧を第 3.2.1.4−3 表に示す。

ｂ．機器損傷に関する機器間の相関の取扱い
冗長設備は基本的に同一の耐震設計がなされた上で同一フロアに設置されるため，同様の系統間及び機器間で完全相関（完全従属）を仮定した。また，高圧炉心スプレイ系の関連設備のうち，ケーブルトレイ（区分Ⅲ）及び高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系については，区
分Ⅰ／Ⅱの同種設備と構造上の差異がほぼなく，これらの設備と同一のフロアに設置しているため完全相関を仮定した。それ以外の機器につい3.2.1−64

ては完全独立を仮定した。機器損傷に関する機器間の相関の取扱いを第3.2.1.4−4 表に示す。（添付資料 3.2.1.4−1）

ｃ．システム信頼性
イベントツリーのヘディングに対応する起因事象及び緩和機能（フロントライン系，サポート系）について，フォールトツリーを作成し評価した。

ｄ．システム信頼性評価を実施せずに設定した非信頼度とその根拠
内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡで設定した項目を除き，地震ＰＲ
Ａで新たにシステム信頼性評価を実施せずに設定した非信頼度はない。

(5)

人的過誤
ａ．起因事象発生前の人的過誤
事象発生前における設備の試験・保守作業終了後の復旧忘れ等であり，地震による影響を考慮する必要がないため，内部事象出力運転時レベル
１ＰＲＡと同様の評価を用いた。

ｂ．起因事象発生後の人的過誤
事象発生後における対応操作に対する過誤であり，内部事象出力運転
時レベル１ＰＲＡと同様の対応操作の過誤を想定している。ただし，過誤確率の評価においては，地震後に対応する作業であることを考慮し，内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡと比較して高いストレスレベルを仮定した。起因事象発生後の人的過誤確率を第 3.2.1.4−5 表に示す。

3.2.1−65

(6)炉心損傷頻度
ａ．炉心損傷頻度の算出に用いた方法
地震ＰＲＡでは，計算コード RiskSpectrum PSA を用いて，フォール
トツリー結合法により事故シーケンスを定量化し，炉心損傷頻度を算出した。
なお，地震ＰＲＡの評価地震動範囲は，下限を原子炉自動停止となる信号の設定点（スクラム設定値），上限を発生頻度の観点から全炉心損
傷頻度への寄与が十分小さくなる規模の地震動として 0.16G〜3.0G と設定している。

ｂ．炉心損傷頻度評価結果
上記のとおりの手順で定量化を行った結果，全炉心損傷頻度は 1.0E05／炉年となった。起因事象別の炉心損傷頻度を第 3.2.1.4−6 表，第3.2.1.4−6 図に示す。起因事象別の結果では，過渡事象を起因とする
炉心損傷頻度が最も高く約 41％を占め，次いで外部電源喪失が約 30％，直流電源喪失が約 21％を占め支配的である。起因事象別炉心損傷頻度に対する主要な事故シーケンス及びカットセットを第 3.2.1.4−7 表に示す。
また，事故シーケンスグループ別の炉心損傷頻度を第 3.2.1.4−8 表，
第 3.2.1.4−7 図に示す。事故シーケンスグループ別の結果では，崩壊熱除去機能喪失（ＴＷ）の炉心損傷頻度が最も高く約 52％を占め，次いで全交流動力電源喪失（ＴＢＤ）が約 20％を占め支配的である。事
故シーケンスグループ別炉心損傷頻度に対する主要な事故シーケンス及びカットセットを第 3.2.1.4−9 表に示す。
さらに，地震加速度区分別の炉心損傷頻度を第 3.2.1.4−10 表，第3.2.1−66

3.2.1.4−8 図に，地震加速度−起因事象別の炉心損傷頻度を第 3.2.1.4−11 表に示す。低加速度領域では，地震により起因事象又は緩和設備に係る機器等が損傷する確率が低いことから，加速度の増加による地震発生頻度の低下とともに炉心損傷頻度は低下している。更に加速度が大きくなると，地震による機器等の損傷が発生することから炉心損傷頻度は増加し，0.8G 付近で最大となるが，各地震加速度区分の炉心損傷頻
度は 1.0E-06／炉年を下回る。これらの領域では緩和設備に係る機器等の損傷による影響が大きいが，地震加速度の増大に伴い，原子炉建屋損
傷等の直接炉心損傷に至るシーケンスが増大し，1.8G 以上では支配的となっている。

ｃ．重要度解析，不確実さ解析及び感度解析
(a)

重要度解析
全炉心損傷頻度への寄与が大きい因子を分析するため，
Fussell-Vesely（ＦＶ）重要度を評価した。
地震で損傷する建屋・構築物，機器のＦＶ重要度評価結果を第3.2.1.4−12 表に示す。ＦＶ重要度は，炉心損傷頻度に寄与する相対的な割合を表すものである。

(b)

不確実さ解析
確率論的地震ハザード，機器フラジリティ，ランダム故障の不確かさに着目した全炉心損傷頻度の不確実さ解析として，全炉心損傷頻度の 5 ％ 値 ， 中 央 値 ， 平 均 値 ， 95 ％ 値 を 評 価 し た 。 評 価 結 果 を 第3.2.1.4−9 図に示す。
平均値は点推定値とほぼ同値の 9.9E-06／炉年となった。また，エラーファクタは 4.7 と評価され，22 倍の不確実さがあるという結果
3.2.1−67

となった。
(c)

感度解析
本評価において設定した解析上の仮定が評価結果に与える影響を確認するため，相関性及び使命時間の設定に係る感度解析を実施した。

ⅰ)

相関性
本評価では，相関性が考えられる機器について，完全相関を仮定
して評価を実施しているが，この仮定が炉心損傷頻度に与える影響の感度を確認するため，完全相関を仮定した機器のうちＦＶ重要度が高い機器の相関性を完全独立と仮定した感度解析を実施した。相関性を完全独立とする機器については，リスク上重要な建屋・構築
物，機器を対象にするものとし，ＦＶ重要度が 0.01 以上の機器を対象として選定した。
相関性を変更した場合の事故シーケンスグループ別の評価結果を
第 3.2.1.4−10 図に，地震加速度区分別の評価結果を第 3.2.1.4−
11 図に示す。感度解析の結果，炉心損傷頻度は 7.0E-06／炉年となり，ベースケースでの炉心損傷頻度である 1.0E-05／炉年と比較して，33％低減する結果となった。加速度区分ごとの結果を分析すると，中程度の加速度領域で炉心損傷頻度低減の影響が確認できる。
これは低加速度領域ではランダム故障による寄与が大きく，また，
高加速度領域では原子炉建屋損傷等の炉心損傷に直結する事象による寄与が支配的となるため，相関性による影響が小さいことによる。

ⅱ)

使命時間
本評価では，使命時間について内部事象出力運転時レベル１ＰＲ
Ａと同様に 24 時間としているが，この使命時間の設定が炉心損傷頻度に与える影響の感度を確認するため，使命時間を変更した感度
3.2.1−68

解析を実施した。感度解析における使命時間の設定については，外部からの支援に期待できる時間として 2011 年東北地方太平洋沖地
震における福島第一原子力発電所による実績を参考に 72 時間と設定した。
使命時間を 72 時間とした場合の事故シーケンスグループ別の評
価結果を第 3.2.1.4−12 図に，地震加速度区分別の評価結果を第3.2.1.4−13 図に示す。感度解析の結果，炉心損傷頻度は 1.1E-05／炉年となり，ベースケースでの炉心損傷頻度である 1.0E-05／炉
年と比較して，同等の結果となった。加速度区分ごとの結果を分析すると，ランダム故障による寄与が大きい低加速度領域において，炉心損傷頻度増加の影響が確認できる。

3.2.1−69

第 3.2.1.1−1 表
項目

ＰＲＡ評価作業

地震ＰＲＡで収集した情報及び情報源（1／3）
収集した情報情報源

対象プラントと事故シナリオ

・地震ＰＲＡの実施に当たり必要とさ ・内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡで収集れる設計・運転管理に関する基本的した図書（原子炉設置許可申請書，工事計な情報
画認可申請書，保安規定等）
・全体配置図，機器配置図，耐震計算書，配管計装線図，電気系統図（所内単線結線図等），系統設計仕様書，機器設計仕様書
・ストレステストに関する報告書・プラントウォークダウン報告書

2

確率論的地震ハザード

・敷地周辺地域における地震発生様式を考慮し，震源モデルの設定に係る震源特性や，地震動伝播モデルの設定に係わる地震動伝播特性に関する情報

3

建屋・機器フラジリティ

・プラント固有の建屋・機器の耐力評 ・上記項目 1 の情報源
価及び応答評価に関する情報
・文献調査結果（次々ページ参照）

4

事故シーケ a) 事故シナリオ及びンス
起因事象の分析・大規模地震時に想定されるプラント ・上記項目 1 の情報源
状態での必要な情報

3.2.1−701b) 事故シーケンスの分析
・成功基準の設定
・イベントツリーの作成

・安全系などのシステム使用条件
・システムの現実的な性能
・運転員による緩和操作c) システムのモデル化

・評価対象プラントに即した機器故障
モード，運転状態d) 事故シーケンスの定量化・評価結果の妥当性を確認できる情報

・原子炉設置許可申請書
・気象庁地震カタログ
・文献調査結果（次ページ参照）
・地質調査結果

・上記項目 1 の情報源
・既往のＰＲＡ情報第 3.2.1.1−1 表

地震ＰＲＡで収集した情報及び情報源（2／3）
参考文献

1）活断層研究会編（1991）：［新編］日本の活断層−分布と資料，東京大学出版会
2）地震調査研究推進本部（2012）：今後の地震動ハザード評価に関する検討〜2011 年・2012 年における検討結果〜，平成 24 年 12 月 21 日
3）松田（1975）：活断層から発生する地震の規模と周期について，地震

第 2 輯，第 28 巻（1975） 269-283 頁

4）武村（1998）：日本列島における地殻内地震のスケーリング則−地表断層の影響および地震被害との関連−，地震第 2 輯，第 51 巻（1998） 211-228 頁
5）佐藤良輔（1989）：日本の地震断層パラメータハンドブック，鹿島出版会
確率論的地震3.2.1−71

ハザード評価6）宇佐美龍夫，石井寿，今村隆正，武村雅之，松浦律子（2013）：日本被害地震総覧

599-2012，東京大学出版会

7）地震調査研究推進本部（2009a）：全国地震動予測地図−地図を見て揺れを知る−技術報告書

私の街の（2009）, 平成 21 年 12 月
8）地震調査研究推進本部（2009b）：三陸沖から房総沖にかけての地震活動の長期評価（一部改訂），平成 21 年 3月9日9）垣見俊弘，松田時彦，相田勇，衣笠善博（2003）：日本列島と周辺海域の地震地体構造区分，地震

第 2 輯，第55 巻（2003） 389-406 頁
10）Shizuo Noda，Kazuhiko Yashiro，Katsuya Takahashi，Masayuki Takemura，Susumu Ohno，Masanobu Tohdo，Takahide Watanabe（2002）：RESPONSE SPECTRA FOR DESIGN PURPOSE OF STIFF STRUCTURES ON ROCK SITES，
OECD-NEA Workshop on the Relations between Seismological Data and Seismic Engineering Analysis ，Oct．16-18，Istanbul

第 3.2.1.1−1 表

地震ＰＲＡで収集した情報及び情報源（3／3）
参考文献

1）R.P.Kennedy and M.K.Ravindra,

Seismic Fragilities for Nuclear Power Plant Risk Studies, Nuclear

Engineering and Design, Vol. 79, No. 1, （1984）2）R.Kassawara, EPRI Report 1003121,
Seismic Margin Evaluations

Methodology for Probabilistic Risk Assessment Applications of, Electric Power Research Institute, December 20013）Westinghouse Electric Company,

AP1000 Design Control Document, December 2011 （年・月は，AP1000

標準設計認証修正版のＮＲＣ認可時期を示す）
4）General Electric （GE） Nuclear Energy,
建屋・機器, March 1997 （年・月は，

ABWR標準設計認証のＮＲＣ認可時期を示す）

フ ラ ジ リ テ ィ 5）Regulatory Guide 1.61,
3.2.1−72

評価

ABWR Design Control Document

Damping Values for Seismic Design of Nuclear Power Plants

6）N.M.Newmark and W.J.Hall,
PlantsDevelopment of Criteria for Seismic Review of Selected Nuclear Power7）美原他，, NUREG/CR-0098
原子力発電所建屋のフラジリティ評価における認識的不確実さに関する研究（その３）まとめ，日

本建築学会大会学術講演梗概集（九州）2007年8月
8）原子力施設等の耐震性評価技術に関する試験及び調査 機器耐力その３（総合評価）に係る報告書，平成18年8月，独立行政法人 原子力安全基盤機構
9）K.K.Bandyopadhyay, C.H.Hofmayer, M.K.Kassir, S.Shteyngart
Components （Phase Ⅱ）

Seismic Fragility of Nuclear Power Plant, NUREG/CR-4659, BNL-NUREG-52007 Vol.4

第 3.2.1.1−2 表

地震による事故シナリオ及びスクリーニング結果（1／4）

事故シナリオ分

析

スクリーニング結果

1. 本震による炉心損傷事故に間接的に繋がりうる事故シナリオ
1.1 安全機能を有する建屋・構築物，機器以外の屋内設備の損傷

除外

耐震重要度Ｂ，Ｃクラスの損傷に伴うＳクラス機器の損傷・耐震重要度Ｓクラスの機器は，下位の分類に属する施設の破損により波及的影響が生じないように設計段階で要求されており，耐震設計において建屋内又は建屋外における下位クラス施設の損
傷・転倒・落下等による影響がないことを確認している。
・プラントウォークダウンにより耐震重要度Ｓクラスの機器が波及的影響を受けないことを確認している。

除外

主タービンの軸受けなどの損傷に伴うタービンミサイルによる隣接
原子炉建屋内関連設備への影響

・「東海第二発電所における定格熱出力一定運転実施に伴う発電設備の健全性評価書」（平成 14 年 8 月）において，タービンミサ
イルによる原子炉施設への影響の可能性は極めて低いことを確認
している。

除外

3.2.1−73

天井クレーンの転倒・落下による原子炉圧力容器，格納容器への影
響・天井クレーンは地震時に落下しないよう転倒・落下防止装置を有する構造となっている。
・天井クレーンは原子炉圧力容器，格納容器の直上に待機させない運用としている。また，天井クレーンの使用時に原子炉圧力容
器，格納容器の上部に落下した場合でもシールドウォールがある
ため，原子炉圧力容器，格納容器が直接損傷することはない。
・なお，他プラントの天井クレーンにおいて地震によりクレーン駆動部の軸継手部に破損が確認されているが，走行機能を目的とした部品が損傷したものであり，落下防止装置は健全であったことが確認されている。

第 3.2.1.1−2 表

地震による事故シナリオ及びスクリーニング結果（2／4）

事故シナリオ分

析

スクリーニング結果

1. 本震による炉心損傷事故に間接的に繋がりうる事故シナリオ
1.2 安全機能を有する建屋・構築物，機器以外の屋外設備の損傷

3.2.1−74

排気筒の転倒による原子炉建屋又は周辺構造物への影響

・排気筒は，一様ハザードスペクトル 2,000Gal 相当の地震に対す
る耐震評価において，耐震性を有することを確認しており，当該地震動はプラントフラジリティの条件付炉心損傷確率が 1.0 となる加速度に相当することから，炉心損傷頻度に与える影響が小さいことを確認している。
・なお，他プラントにおいて地震により排気筒と排気ダクトを接続しているべローズに亀裂が確認されているが，排気筒は健全であったことが確認されている。

除外

斜面崩壊による原子炉建屋又は周辺構造物への影響

・原子炉建屋又は周辺構造物の周辺に斜面はないことを確認している。

除外

送電網の鉄塔などの損傷に伴う外部電源喪失への影響

・外部電源に関連する機器のフラジリティについては，送電網を含めたシステム全体として評価し，開閉所設備の碍子部で代表させている。（添付資料 3.2.1.1−3）

地震ＰＲＡで考慮

安全上重要な設備の冷却に使用可
能な工業用水などの原水供給停止に伴う冷却水の枯渇の影響

・原子炉注水〜除熱を含めた長期冷却のための水源については，サプレッション・チェンバと海水冷却系の海水に期待している。このため，工業用水などの外部水源に期待しない。

除外

第 3.2.1.1−2 表

地震による事故シナリオ及びスクリーニング結果（3／4）

事故シナリオ分

析

スクリーニング結果

1. 本震による炉心損傷事故に間接的に繋がりうる事故シナリオ
1.3

地震時特有の現象による運転操作の阻害及び地震時の安全機能への人的過誤の影響

3.2.1−75

施設の計画，設計，材料選定，製作，組立，完成検査までのミス

・原子炉施設の安全性，信頼性及び点検保守上の要求を満足するため，設計，製作，据付等の各段階において適切な品質保証活動が実施されている。
・万一，これらのミスがあったとしても，多重性を備えた設備の全てに同様のミスを犯す可能性は小さい。

除外

地震時，地震後の操作員，構内勤
務者，周辺関係者（送電関係など）のミスオペレーション

・地震時に必要となる操作には期待していない。
・地震後の混乱に伴う高ストレス状態は，操作員の操作の阻害要因となるため，人的過誤評価で考慮している。

地震ＰＲＡで考慮

変圧器などの碍子類の損傷による
サイト電源の停電に伴うバックア
ップ操作の支障・現場での復旧操作には期待しないため，停電の影響はない。
・中央制御室での運転員操作の影響については，非常用照明，ヘッ
ドライト，懐中電灯が備えられているため，小さいと考えられる。

除外

地盤液状化，よう壁損傷による構内通行支障・地震発生後に発電所構内の道路に陥没，段差，亀裂等の損傷が発生し，構内通行に支障が出る可能性があるが，本評価では現場での復旧操作には期待しない。

除外

二次部材損傷による運転員等従業員への影響

・施設内の損壊物や地震動による飛来物が操作員等を傷付け，操作を妨げる可能性があるが，中央制御室付近において，運転員操作を著しく妨げるような物体は基本的にない。

除外

第 3.2.1.1−2 表
事故シナリオ

地震による事故シナリオ及びスクリーニング結果（4／4）
分析

スクリーニング結果

2. 余震に係わる事故シナリオ余震による炉心損傷への影響

3.2.1−76

・本震と比較して，余震のハザード又は建屋・構築物及び機器・配管系の損傷に対する影響が無視できない場合，本震と余震の地震動を連続して受けた場合の事故シナリオを分析して炉心損傷頻度を評価する必要がある。
・これらの評価技術は研究段階にあり，評価方法の詳細及び評価例などに関する情報が非常に少ないため，余震による炉心損傷への影響評価方法を体系的に示すには至っていない。（添付資料
3.2.1.1−4）

除外（今後の課題）

・建屋・構築物については，原子炉施設の供用期間中のコンクリー
トの強度低下や鋼材腐食の可能性は小さい。
・機器・配管系については，点検，機器の取替えを実施していることから，直接大きな影響を及ぼす可能性は小さい。
・「東海第二発電所 高経年化対策に関する報告書」（平成 19 年
11 月）において，経年劣化事象の技術評価を行い設備の健全性が維持されていることを確認している。

除外

3. 経年変化に係わる事故シナリオ

経年変化を考慮した場合の炉心損
傷への影響

第 3.2.1.1−3 表
起因事象／
影響緩和機能建屋・機器リストとフラジリティデータ（1／7）

設 備

損傷モード

評価部位

中央値（G）
βＲ
βｕ

ＨＣＬＰＦ
（G）

2.23
0.14
0.15

1.38

裕度向上ベース

2.02

裕度向上ベース

2.02

裕度向上ベース

1.29

裕度向上ベース

1.81

裕度向上ベース

1.59

裕度向上ベース

2.99

裕度向上ベース

3.75

裕度向上ベース

5.35

裕度向上ベース

1.15

裕度向上ベース

7.00

裕度向上ベース

3.96

裕度向上ベース

2.63

裕度向上ベース

6.81

裕度向上ベース

3.58

裕度向上ベース

1.47

裕度向上ベース

原子炉建屋損傷

原子炉建屋

構造損傷

耐震壁

格納容器

構造損傷

ドライウェル
下部シアラグ（シアプレート）

3.72

格納容器損傷ドライウェル
下部シアラグ（シアプレート）

3.72

構造損傷

2.72

構造損傷

蒸気乾燥器
支持ブラケット
付根部

開口集中部

0.20

格納容器損傷原子炉圧力容器損傷

格納容器スタビライザ

原子炉圧力容器

0.20

フラジリティの
参照元

0.17
0.20
0.17

0.22
0.23
3.33

原子炉圧力容器損傷

原子炉遮へい壁

構造損傷

0.17
原子炉圧力容器損傷

原子炉圧力容器スタビラ
イザ

2.93
構造損傷

ロッド

0.20
0.17

格納容器バイパス

主蒸気隔離弁機能損傷―（水平方向評価）

6.49
0.23
0.24
8.71

格納容器バイパス

主蒸気系配管

構造損傷

配管本体

0.26
0.25
12.01

格納容器バイパス

主蒸気ドレン弁(内側）

機能損傷―（水平方向評価）

0.24
0.25
2.58

格納容器バイパス

主蒸気ドレン弁(外側）機能損傷―（水平方向評価）

0.24
0.25

格納容器バイパス

格納容器バイパス

16.78

主蒸気ドレン配管（内
側）

構造損傷

原子炉隔離時冷却系蒸気
隔離弁

機能損傷

原子炉隔離時冷却系配管

構造損傷

配管本体

0.27
0.26
7.42

―
（鉛直方向評価）

0.14
0.24
6.10

格納容器バイパス

配管本体

0.26
0.25

格納容器バイパス

14.31

原子炉冷却材浄化系隔離
弁

機能損傷

原子炉冷却材浄化系配管

構造損傷―（水平方向評価）

0.22
0.23
8.31

格納容器バイパス

配管本体

0.26
0.25
2.67

格納容器バイパス

給水系逆止弁機能損傷―（鉛直方向評価）

0.13
0.23

3.2.1−77

第 3.2.1.1−3 表
起因事象／
影響緩和機能建屋・機器リストとフラジリティデータ（2／7）

設 備

損傷モード

評価部位

中央値（G）
βＲ
βｕ

ＨＣＬＰＦ
（G）

フラジリティの参照元

12.49
格納容器バイパス

給水系配管

構造損傷

配管本体

0.25

5.47

裕度向上ベース

3.69

裕度向上ベース

3.58

裕度向上ベース

3.75

裕度向上ベース

5.47

裕度向上ベース

2.63

裕度向上ベース

7.00

裕度向上ベース

2.88

裕度向上ベース

1.54

裕度向上ベース

1.63

裕度向上ベース

0.91

裕度向上ベース

1.63

裕度向上ベース

1.66

裕度向上ベース

1.66

裕度向上ベース

2.73

裕度向上ベース

1.42

裕度向上ベース

0.25
Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ
ＬＯＣＡ

Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ
ＬＯＣＡ

8.29
再循環系配管

配管本体

0.25
0.24
8.31

原子炉冷却材浄化系配管

構造損傷

配管本体

0.26
0.25
8.71

Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ
ＬＯＣＡ

主蒸気系配管Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ
ＬＯＣＡ

給水系配管

Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ
ＬＯＣＡ

原子炉隔離時冷却系配管

Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ
ＬＯＣＡ

主蒸気ドレン配管（内側）

Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ
ＬＯＣＡ

構造損傷

構造損傷

配管本体

0.26
0.25
12.49

構造損傷

配管本体

0.25
0.25
6.10

構造損傷

配管本体

0.26
0.25
16.78

構造損傷

配管本体

0.27
0.26
6.25

逃がし安全弁機能損傷―（水平方向評価）

0.23
0.24
2.93

計装・制御系喪失

制御盤

機能損傷

―
（鉛直方向評価）

0.14
0.25
3.11

計装・制御系喪失

計装ラック

機能損傷

―
（鉛直方向評価）

0.14
0.25
2.01

直流電源喪失ケーブルトレイ

構造損傷

サポート

0.24
0.24

直流電源喪失

直流母線盤

機能損傷

―
（鉛直方向評価）

3.11
0.14
0.25
3.61

直流電源喪失

蓄電池

機能損傷

―
（水平方向評価）

0.22
0.25
3.61

直流電源喪失

充電器盤

機能損傷

―
（水平方向評価）

0.22
0.25

交流電源喪失非常用ディーゼル発電機
室空調機

4.12
機能損傷

―
（鉛直方向評価）

0.10
0.15
2.14

交流電源喪失非常用ディーゼル発電機

機能損傷―（鉛直方向評価）

0.10
0.15

3.2.1−78

第 3.2.1.1−3 表
起因事象／
影響緩和機能建屋・機器リストとフラジリティデータ（3／7）

設 備

損傷モード

評価部位

中央値（G）
βＲ
βｕ

ＨＣＬＰＦ
（G）

フラジリティの参照元

3.11
交流電源喪失非常用メタクラ

機能損傷―（鉛直方向評価）

0.14

1.63

裕度向上ベース

1.46

裕度向上ベース

1.22

裕度向上ベース

3.61

裕度向上ベース

1.73

耐震バックチェック
ベース

17.35

裕度向上ベース

4.78

裕度向上ベース

0.83

耐震バックチェック
ベース

2.29

裕度向上ベース

1.70

耐震バックチェック
ベース

5.71

耐震バックチェック
ベース

1.92

裕度向上ベース

0.24

耐震バックチェック
ベース

3.64

裕度向上ベース

5.09

裕度向上ベース

15.09

裕度向上ベース0.25
交流電源喪失2.77

非常用モータコントロー
ルセンタ

機能損傷

非常用パワーセンタ

機能損傷―（鉛直方向評価）

0.14
0.25
2.66

交流電源喪失―（水平方向評価）

0.22
0.25
6.65

交流電源喪失非常用動力用変圧器

構造損傷

ボルト

0.20
0.17
3.41

交流電源喪失

軽油貯蔵タンク

構造損傷

胴

0.21
0.20

交流電源喪失交流電源喪失31.95

非常用ディーゼル発電機
始動空気溜

構造損傷

非常用ディーゼル発電機
燃料デイタンク

構造損傷

基礎ボルト

0.20
0.17
8.81

基礎ボルト

0.20
0.17

交流電源喪失非常用ディーゼル発電機
用海水ポンプ

機能損傷―（鉛直方向評価）

1.25
0.10
0.15

交流電源喪失非常用ディーゼル発電機
用海水系配管

5.31
構造損傷

配管本体

0.26
0.25

交流電源喪失非常用ディーゼル発電機
用海水系逆止弁機能損傷―（鉛直方向評価）

3.34
0.16
0.25

交流電源喪失非常用ディーゼル発電機
用海水ストレーナ

10.52
構造損傷

基礎ボルト

0.20
0.17
3.26

交流電源喪失海水ポンプ室

構造損傷

構造部材

0.09
0.23
0.65

外部電源喪失

開閉所設備

構造損傷

碍子部

0.32
0.29
6.59

スクラム系

炉心支持板

構造損傷

補強ビーム

0.20
0.16
11.43

スクラム系

燃料集合体

機能損傷

制御棒挿入性

0.24
0.25

スクラム系

燃料支持金具

構造損傷

周辺燃料支持
金具

27.34
0.20
0.16

3.2.1−79

第 3.2.1.1−3 表
起因事象／
影響緩和機能建屋・機器リストとフラジリティデータ（4／7）

設 備

損傷モード

評価部位

中央値（G）
βＲ
βｕ

ＨＣＬＰＦ
（G）

フラジリティの
参照元

27.40
スクラム系

制御棒案内管

構造損傷

下部溶接部

0.20

15.13

裕度向上ベース

1.85

裕度向上ベース

8.27

裕度向上ベース

2.04

裕度向上ベース

4.01

裕度向上ベース

1.38

裕度向上ベース

3.74

裕度向上ベース

2.92

裕度向上ベース

9.38

裕度向上ベース

1.15

裕度向上ベース

2.94

裕度向上ベース

2.73

裕度向上ベース

1.42

裕度向上ベース

17.35

裕度向上ベース

5.54

裕度向上ベース

3.61

裕度向上ベース

0.16
スクラム系

制御棒駆動水圧系制御ユ
ニット

3.41
構造損傷

フレーム

0.20
0.17
19.82

スクラム系

制御棒駆動水圧系配管

構造損傷

配管本体

0.27
0.26

スクラム系

3.70

制御棒駆動機構ハウジン
グ

構造損傷

シュラウド

構造損傷

貫通孔

0.20
0.16
7.26

スクラム系

下部胴

0.20
0.16
2.50

スクラム系

シュラウドサポート

構造損傷

シリンダ

0.20
0.16

スクラム系

スクラム系

ＨＰＣＳ

ＨＰＣＳ

ＨＰＣＳ

ＨＰＣＳ

ＨＰＣＳ

上部格子板

制御棒駆動機構ハウジン
グ支持金具

構造損傷

構造損傷

グリッド
プレート

レストレント
ビーム

6.78
0.20
0.16
5.65
0.22
0.18
19.71

高圧炉心スプレイ系逆止弁

機能損傷

高圧炉心スプレイ系ゲー
ト弁

機能損傷

高圧炉心スプレイ系グロ
ーブ弁

機能損傷

高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機室空調機

機能損傷

高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機

機能損傷―（水平方向評価）

0.22
0.23
2.58

―
（水平方向評価）

0.24
0.25
6.38

―
（水平方向評価）

0.23
0.24
4.12

―
（鉛直方向評価）

0.10
0.15

―
（鉛直方向評価）

2.14
0.10
0.15

ＨＰＣＳ

高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機始動空気溜

31.95
構造損傷

基礎ボルト

0.20
0.17

ＨＰＣＳ

10.21

高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機燃料デイタ
ンク

構造損傷

高圧炉心スプレイ系動力
用変圧器

構造損傷

基礎ボルト

0.20
0.17
6.65

ＨＰＣＳ

ボルト

0.20
0.17

3.2.1−80

第 3.2.1.1−3 表
起因事象／
影響緩和機能

ＨＰＣＳ

建屋・機器リストとフラジリティデータ（5／7）

設 備

高圧炉心スプレイ系メタ
クラ

損傷モード

機能損傷

評価部位

―
（鉛直方向評価）

中央値（G）
βＲ
βｕ

ＨＣＬＰＦ
（G）

フラジリティの
参照元

3.11
0.14

1.63

裕度向上ベース

1.46

裕度向上ベース

2.85

裕度向上ベース

1.34

裕度向上ベース

3.30

裕度向上ベース

0.91

裕度向上ベース

1.63

裕度向上ベース

1.66

裕度向上ベース

1.66

裕度向上ベース

1.73

耐震バックチェック
ベース

0.83

耐震バックチェック
ベース

2.29

裕度向上ベース

1.70

耐震バックチェック
ベース

5.71

耐震バックチェック
ベース

1.92

裕度向上ベース

1.21

裕度向上ベース

0.25
ＨＰＣＳ

高圧炉心スプレイ系モータコントロールセンタ

機能損傷―（鉛直方向評価）

2.77
0.14
0.25

ＨＰＣＳ

高圧炉心スプレイ系ポン
プ室空調機

機能損傷

―
（鉛直方向評価）

4.30
0.10
0.15

ＨＰＣＳ

高圧炉心スプレイ系ポン
プ

機能損傷

―
（鉛直方向評価）

2.03
0.10
0.15
7.66

ＨＰＣＳ

高圧炉心スプレイ系配管

構造損傷

配管本体

0.26
0.25
2.01

ＨＰＣＳ

ケーブルトレイ

構造損傷

サポート

0.24
0.24
3.11

ＨＰＣＳ

直流母線盤

機能損傷

―
（鉛直方向評価）

0.14
0.25
3.61

ＨＰＣＳ

蓄電池

機能損傷

―
（水平方向評価）

0.22
0.25
3.61

ＨＰＣＳ

充電器盤

機能損傷

―
（水平方向評価）

0.22
0.25
3.41

ＨＰＣＳ

軽油貯蔵タンク

構造損傷

胴

0.21
0.20

ＨＰＣＳ

高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水ポン
プ

機能損傷（鉛直方向評価）

1.25
0.10
0.15
5.31

ＨＰＣＳ

高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水系配
管

構造損傷

ＨＰＣＳ

高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水系逆
止弁

機能損傷

高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水スト
レーナ

構造損傷

海水ポンプ室

構造損傷

ＨＰＣＳ

―

配管本体

0.26
0.25

―
（鉛直方向評価）

3.34
0.16
0.25
10.52

基礎ボルト

0.20
0.17
3.26

ＨＰＣＳ

構造部材

0.09
0.23

ＲＣＩＣ

原子炉隔離時冷却系逆止
弁

2.19
機能損傷

―
（鉛直方向評価）

0.13
0.23

3.2.1−81

第 3.2.1.1−3 表
起因事象／
影響緩和機能ＲＣＩＣ

ＲＣＩＣ

建屋・機器リストとフラジリティデータ（6／7）

設 備

損傷モード

評価部位

中央値（G）
βＲ
βｕ

ＨＣＬＰＦ
（G）

フラジリティの参照元

2.58

原子炉隔離時冷却系ゲー
ト弁

機能損傷

原子炉隔離時冷却系グロ
ーブ弁

機能損傷

原子炉隔離時冷却系配管

構造損傷―（水平方向評価）

0.24

1.15

裕度向上ベース

2.94

裕度向上ベース

2.63

裕度向上ベース

2.39

裕度向上ベース

1.19

裕度向上ベース

1.66

裕度向上ベース

1.46

裕度向上ベース

15.57

裕度向上ベース

4.17

裕度向上ベース

2.85

裕度向上ベース

1.21

裕度向上ベース

1.15

裕度向上ベース

2.94

裕度向上ベース

1.34

裕度向上ベース

2.28

裕度向上ベース

2.85

裕度向上ベース

0.25
6.38
―
（水平方向評価）

0.23
0.24
6.10

ＲＣＩＣ

配管本体

0.26
0.25

ＲＣＩＣ

ＲＣＩＣ

3.61

原子炉隔離時冷却系ポンプ

機能損傷

原子炉隔離時冷却系ポン
プ駆動用タービン

機能損傷

充電器盤

機能損傷

―
（鉛直方向評価）

0.10
0.15
1.80

―
（鉛直方向評価）

0.10
0.15
3.61

ＲＣＩＣ

―
（水平方向評価）

0.22
0.25

ＲＣＩＣ

原子炉隔離時冷却系直流
モータコントロールセン
タ

2.77
機能損傷

―
（鉛直方向評価）

0.14
0.25
37.34

原子炉減圧

窒素供給系配管

構造損傷

配管本体

0.27
0.26

原子炉減圧

ＬＰＣＳ

ＬＰＣＳ

ＬＰＣＳ

ＬＰＣＳ

ＬＰＣＳ

7.55

逃がし安全弁制御用アキュムレータ（逃がし弁機
能用）

構造損傷

低圧炉心スプレイ系ポン
プ室空調機

機能損傷

低圧炉心スプレイ系逆止弁

機能損傷

低圧炉心スプレイ系ゲー
ト弁

機能損傷

低圧炉心スプレイ系グロ
ーブ弁

機能損傷

低圧炉心スプレイ系ポンプ

機能損傷

低圧炉心スプレイ系配管

構造損傷

胴板

0.20
0.16
4.30

―
（鉛直方向評価）

0.10
0.15
2.19

―
（鉛直方向評価）

0.13
0.23
2.58

―
（水平方向評価）

0.24
0.25
6.38

―
（水平方向評価）

0.23
0.24
2.03

―
（鉛直方向評価）

0.10
0.15
5.28

ＬＰＣＳ

配管本体

0.26
0.25

ＬＰＣＩ
ＲＨＲ

残留熱除去系ポンプ室空
調機

4.30
機能損傷

―
（鉛直方向評価）

0.10
0.15

3.2.1−82

第 3.2.1.1−3 表
起因事象／
影響緩和機能建屋・機器リストとフラジリティデータ（7／7）

設 備

損傷モード

中央値（G）
βＲ
βｕ

ＨＣＬＰＦ
（G）

フラジリティの
参照元

5.25

ＬＰＣＩ
ＲＨＲ

残留熱除去系逆止弁

ＬＰＣＩ
ＲＨＲ

残留熱除去系ゲート弁

ＬＰＣＩ
ＲＨＲ

残留熱除去系グローブ弁機能損傷―（鉛直方向評価）

0.13

2.90

裕度向上ベース

1.15

裕度向上ベース

2.94

裕度向上ベース

1.43

裕度向上ベース

1.34

裕度向上ベース

2.28

裕度向上ベース

0.83

耐震バックチェック
ベース

2.78

耐震バックチェック
ベース

2.94

裕度向上ベース

1.26

裕度向上ベース

2.71

耐震バックチェック
ベース

0.23
2.58
機能損傷

―
（水平方向評価）

0.24
0.25
6.38

機能損傷

―
（水平方向評価）

0.23
0.24
3.27

ＬＰＣＩ
ＲＨＲ

残留熱除去系熱交換器

ＬＰＣＩ
ＲＨＲ

残留熱除去系ポンプ

ＬＰＣＩ
ＲＨＲ

残留熱除去系配管

ＬＰＣＩ
ＲＨＲ

残留熱除去系海水系ポン
プ

ＬＰＣＩ
ＲＨＲ

残留熱除去系海水系逆止
弁

ＬＰＣＩ
ＲＨＲ

残留熱除去系海水系グロ
ーブ弁

機能損傷

ＬＰＣＩ
ＲＨＲ

残留熱除去系海水系配管

構造損傷

ＬＰＣＩ
ＲＨＲ

評価部位

構造損傷

アンカボルト

0.25
0.25
2.03

機能損傷

―
（鉛直方向評価）

0.10
0.15
5.28

構造損傷

配管本体

0.26
0.25
1.25

機能損傷

―
（鉛直方向評価）

0.10
0.15
5.21

機能損傷

―
（鉛直方向評価）

0.14
0.24
6.38

―
（水平方向評価）

0.23
0.24
3.01

配管本体

0.27
0.26

残留熱除去系海水系スト
レーナ

4.99
構造損傷

基礎ボルト

0.20
0.17

3.2.1−83

第 3.2.1.2−1 表

活断層のリスト（調査モデル）

断層
長さ
（km）

断層
断層名
番号

等価震源
Ｍ ※1
Ｍ ※2
活動度
距離（km） （松田式） （武村式）

再来期間
（年）

1

関谷断層

40

92

7.5

7.6

−

3,350※4

2

三郡森付近

18

106

6.9

7.0

Ｂ

5,600

3

大阪−足沢

7

91

6.8

6.9

Ｂ

4,800

4

二ッ箭断層

8

82

6.8

6.9

Ｂ

4,800

5

赤井断層

5

73

6.8

6.9

Ｃ

25,600

6

湯ノ岳断層

5

64

6.8

6.9

Ｂ

4,800※4

7

江花−虫笠

9

94

6.8

6.9

Ｂ

4,800

8

那須湯本北

9

94

6.8

6.9

Ｂ

4,800
4,800

9

那須湯本北東

4

89

6.8

6.9

Ｂ

10

湯本塩原断層群

3

92

6.8

6.9

Ｂ

4,800

11

深谷断層帯・綾瀬川断層

103

128

8.2

8.3

−

58,000※412新編日活海域 ※3

11

102

6.8

6.9

Ｃ

25,60013

新編日活海域 ※3

23

110

7.1

7.2

Ｃ

38,00014

新編日活海域

※3

22

98

7.1

7.2

Ｃ

36,70015

新編日活海域 ※3

12

99

6.8

6.9

Ｃ

25,60016

新編日活海域

※3

15

109

6.8

6.9

Ｃ

26,00017

新編日活海域 ※3

17

93

6.9

7.0

Ｃ

28,90018

新編日活海域

※3

30

83

7.3

7.4

Ｃ

50,20019

新編日活海域 ※3

12

90

6.8

6.9

Ｃ

25,60020

新編日活海域

※3

12

87

6.8

6.9

Ｃ

25,60021

新編日活海域 ※3

12

72

6.8

6.9

Ｃ

25,60022

新編日活海域

※3

13

112

6.8

6.9

Ｃ

25,60023

新編日活海域 ※3

32

106

7.3

7.5

Ｃ

53,60024

Ｆ３断層〜Ｆ４断層

16

22

6.8

7.0

Ｂ

5,100

25

棚倉破砕帯西縁断層〜同東縁付
近の推定活断層

42

37

7.5

7.7

Ｂ

13,300Ｆ１断層〜北方陸域の断層〜塩ノ平地震断層

58

31

7.8

7.9

Ｂ

18,400※5

Ｆ１断層〜北方陸域の断層

44

28

7.6

7.7

Ｂ

13,900

27

Ｆ８断層

26

26

7.2

7.3

Ｂ

8,300

28

Ｆ１６断層

26

30

7.2

7.3

Ｂ

8,300

29

Ａ−１背斜

20

22

7.0

7.1

Ｂ

6,400

30

関口−米平リニアメント

6

27

6.8

7.0

Ｂ

5,400

31

宮田町リニアメント

1

21

6.8

7.0

Ｂ

5,400

32

竪破山リニアメント

4

25

6.8

7.0

Ｂ

5,400

26

33 Ｆ１１断層
5
38
6.8
7.0
Ｂ
5,400
※1 松田（1975）に基づき算定。ただし下限はＭ6.8 とする。
※2 武村（1998）に基づき算定。ただし下限はＭ6.8 とする。
※3 活断層研究会編（1991）に記載されている活断層※4 更新過程に基づき評価※5 2011 年 4 月に活動した塩ノ平地震断層の地震調査研究推進本部の手法による今後 50 年発生確率はほぼ 0％であることから，Ｆ１断層〜北方陸域の断層〜塩ノ平地震断層の全長が破壊する場合の確率は更に低くなる。

3.2.1−84

第 3.2.1.2−2 表
断層番号

断層名

活断層のリスト（推本参考モデル）
断層長さ
（km）

等価震源
距離（km）

Ｍ

再来期間（年） ※1

1

関谷断層

38

97

7.5

3,350※22

関東平野北西縁断層主部

82

132

8.0

21,500※2

3平井−櫛挽断層帯

23

138

7.1

7,000

4

大阪−足沢断層帯

16

88

6.8

12,700

5

二ツ箭断層

10

81

6.5

3,200

6

三郡森断層帯

18

105

6.9

5,700

7

湯ノ岳断層

12

65

6.6

3,800

8

井戸沢断層

19

56

7.0

62,9009

高萩付近推定

17

34

6.9

56,30010

棚倉破砕帯西縁断層

20

40

7.0

66,20011

白河西方断層帯

18

94

6.9

59,600

12

越生断層

13

132

6.7

22,000※1

地震調査研究推進本部(2012)に基づき算定。地震発生については地震調査研究推進本部（2012）に基づき，断層番号 1，2 は更新過程，それ以外はポアソン過程とする。
※2 地震調査研究推進本部（2012）で示されている 50 年発生確率 0％より，年発生確率を算出する。

3.2.1−85

第 3.2.1.2−3 表

海溝型地震で考慮している特定震源モデル（調査モデル）
断層長さ及び断層幅（km）

等価震源
距離（km）

Ｍ

平均発生
間隔（年） ※1

関東地震 ※2

22×45
63×55

162

7.9〜8.2

220※3

2011 年東北地方太平洋沖型地震

500×200

−

Ｍｗ9.0

600※4

断層名

※1
※2
※3
※4

地震調査研究推進本部（2012）に基づく。
巨視的断層は佐藤（1989）に，Ｍは宇佐美（2013）に基づく。
地震調査研究推進本部（2009a），（2012）に基づき更新過程として扱い，示されている 50 年発生確率 1％より，年発生確率を算出する。
地震調査研究推進本部（2012）に基づき更新過程として扱い，示されている 50 年
発生確率 0％より，年発生確率を算出する。

第 3.2.1.2−4 表

海溝型地震で考慮している特定震源モデル(推本参考モデ
ル)
断層長さ及び断層幅（km）

等価震源距
離（km）

Ｍ

平均発生
間隔（年） ※1

関東地震 ※2

22×45
63×55

162

7.9〜8.2

220※3

茨城県沖の地震（繰り返し発生する地震） ※4

60 ×60

103

7.0

21※5

2011 年東北地方太平洋沖型地震

500×200

−

Ｍｗ9.0

600※6

断層名

※1
※2
※3
※4
※5
※6

地震調査研究推進本部（2009a），（2009b），（2012）に基づく。
巨視的断層は佐藤（1989）に，Ｍは宇佐美（2013）に基づく。
地震調査研究推進本部（2009a），（2012）に基づき更新過程として扱い，示されている 50 年発生確率 1％より，年発生確率を算出する。
巨視的断層及びＭは地震調査研究推進本部（2009a）に基づく。
ポアソン過程で評価する。
地震調査研究推進本部（2012）に基づき更新過程として扱い，示されている 50 年
発生確率 0％より，年発生確率を算出する。

3.2.1−86

第 3.2.1.2−5 表
項目

ロジックツリーの分岐及び重み付けの考え方
分岐

重みの配分

重み付けの考え方

調査モデル

0.5

推本参考モデル

0.5

複数のモデルを設定し，重みは等配分とする。

Ｆ１断層〜北方陸域の断層
の連動

0.9

Ｆ１断層〜北方陸域の断層〜塩ノ平地震断層の連動

0.1

松田式

0.5

武村式

0.5

既往最大値の中央値

0.5

ばらつきの下限値

0.25

ばらつきの上限値

0.25

7.6

0.67

8.0

0.33

7.2

0.5

7.4

0.5

モデル

Ｆ１断層の連動（調査モデル）
特定震源
活断層のマグニチュード（調査モデル）

領域最大 M（調査モデル）

領域②最大 M
（調査モデル）

領域④最大 M
（調査モデル）領域震源「モデル１」
領域最大 M
（推本参考モデル）による最大 M
「モデル２」
による最大 M鹿島灘の補正
の適用範囲

0.5

0.5

東経 141.0〜141.2 度
北緯 36.3〜36.6 度

0.5

東経 140.9〜141.3 度
北緯 36.2〜36.7 度

0.5

なし

0.5

あり

0.5

断層モデル手法におけるばらつき

0.5

0.5

観測記録

0.5

3.2.1−87

複数の計算式を設定し，重みは等配分とする。

中央値の重みを高く設定する。

領域内で最大の M7.6（2011 年）と，領域外であるが同一の地震地体構造区
内で最大の M8.0（1667 年）を設定，
M8.0 は津波地震である可能性 を踏まえ，M7.6 の重みを高く設定する。
既往最大の M7.2 と「敷地ごとに震源を特定して策定する地震動のうち海洋プレート内地震」における茨城県南部の地震の不確かさケースの M7.4 を設定し，重みを当配分とする。

地震調査研究推進本部（2012）による「モデル１」及び「モデル２」を設定し，重みは等配分とする。

補正を適用する領域の範囲を複数設定し，重みは等配分とする。

内陸補正

地震動伝
播モデル

2011 年 4 月に活動した直後である塩ノ平地震断層を含んだ全長破壊は当面起こりにくいと考えられることから，重みを低く設定する。

内陸地殻内地震に対する Noda et al.
（2002）の補正を行う場合と行わない場合を設定し，重みは等配分とする。
Noda et al.（2002）の 方法で用いている対数標準偏差 0.5 を適用する場合と観測記録に基づく場合を設定し，重みは等配分とする。

第 3.2.1.3−1−1 表
評価方法
現実的耐力

考慮する不確実さ要因の例

偶然的不確実さ（β Ｒ ）認識論的不確実さ（β Ｕ ）・施工精度

・構造材料定数・損傷限界時ひずみ

建屋・・実験データの統計的精度
・耐力評価式の誤差
・モデル形態

構築物
現実的応答

・構造材料定数・剛性評価の仮定

・地盤材料定数・復元力特性のモデル化
・耐震要素の評価範囲

第 3.2.1.3−1−2 表

損傷限界点の現実的な値（地震ＰＳＡ学会標準）

損傷限界点の指標

平均値

変動係数

せん断ひずみ5.36×10 −３

0.24

3.2.1−88

第 3.2.1.3−1−3 表

地盤物性値

地層

地盤せん断波

密度

ポアソン比

せん断

ヤング係数

EL.

速度

ρ

ν

弾性係数

E（N/mm2）（m）

Vs （m/s）（kN/m3）

8.0

210

17.85

0.385

80.3

222

3.2

240

18.53

0.286

109

280

2.0

240

19.71

0.491

116

345

-3.3

500

21.08

0.462

537

1570

-14.6

453

16.87

0.460

353

1031

-37.2

471

16.97

0.458

384

1119

-60.8

489

16.97

0.455

414

1200

-85.2

509

16.97

0.453

448

1300

-110.7

529

16.97

0.450

484

1400

-137.1

547

17.06

0.448

521

1510

-157.6

563

17.06

0.446

551

1590

-178.7

579

17.06

0.443

583

1680

-200.4

596

17.06

0.441

618

1780

-222.8

614

17.06

0.439

656

1890

-245.8

632

17.16

0.436

699

2010

-269.4

650

17.16

0.434

739

2120

-293.8

669

17.16

0.431

783

2240

-318.9

689

17.16

0.429

831

2370

-344.8

709

17.26

0.426

885

2520

-370.0

741

17.26

0.422

966

2750

G（N/mm 2）

3.2.1−89

第 3.2.1.3−1−4 表
部位

原子炉建屋物性値

ヤング係数

使用材料

E（N/mm２ ）せん断
弾性係数
G（N/mm ２ ）

減衰定数
h（％）

コンクリート：
Fc=22.1（N/mm ２ ）建屋部（225kgf/cm2 ）2.21×10 4

9.19×1035

1.88×10 4

7.84×1035

鉄筋：SD35（SD345 相当）
コンクリート：人工岩盤

Fc=13.7（N/mm ２ ）2（140kgf/cm ）第 3.2.1.3−1−5 表

現実的な物性値の評価方法

物性値

現実的な物性値の評価方法

コンクリート強度 Fc
構造材料定数
コンクリートの減衰定数 h
地盤材料定数地盤のせん断波速度 Vs

3.2.1−90

平均値：1.4×設計基準強度
変動係数：0.13
平均値：5％
変動係数：0.25
平均値：設計値
変動係数：0.10

第 3.2.1.3−1−6 表（1／2）

解析モデル諸元（水平NS 方向）

質点
番号

高さ
EL.
（m）

質点重量
W （kN）

回転慣性
重量 IG（×10 ５ kN･m ２ ）

要素
番号

せん断
断面積
As （m ２ ）断面 2 次モーメント
I （m ４ ）1

63.65

20,700

44.19

1

27.3

20,4002

57.00

16,480

45.60

2

27.3

20,4003

46.50

68,930123.163

212

64,4004

38.80

99,760165.984

133

45,0005

34.70

85,760116.835

143

45,4006

29.00

124,220355.136

218

77,6007

20.30

165,460

499.607242

86,3008

14.00

239,600

735.56

8394

178,500

9

8.20

203,670911.809464

218,400

10

2.00

225,520849.6610

464

218,800

11-4.00

412,170

1,614.56

11

4,675

1,828,100

12

-9.00

729,320

2,881.57

12

4,675

1,828,10013-17.00448,810

1,778.89

3.2.1−91

第 3.2.1.3−1−6 表（2／2）

解析モデル諸元（水平EW 方向）

質点
番号

高さ
EL.
（m）

質点重量
W （kN）

回転慣性
重量 IG（×10５ kN･m２ ）

要素
番号

せん断
断面積
As （m ２ ）断面 2 次モーメント
I （m ４ ）1

63.65

20,700

38.98

1

25.5

18,4002

57.00

16,480

52.17

2

25.5

18,4003

46.50

68,930107.21

3

154

34,7004

38.80

99,760102.864

141

37,3005

34.70

85,760

71.41

5

156

38,7006

29.00

124,220254.97

6

237

72,9007

20.30

165,460

555.737

224

77,6008

14.00

239,600

795.41

8

345

147,400

9

8.20

203,670905.279454

208,500

10

2.00

225,520847.8010454

208,900

11-4.00

412,170

1,602.51

11

4,675

1,814,800

12

-9.00

729,320

2,860.80

12

4,675

1,814,800

13-17.00448,810

1,766.10

3.2.1−92

第 3.2.1.3−1−7 表（1／2）

地盤ばね定数と減衰係数（1,500cm／s ２ 規準化
入力中央値

NS 方向）

ばね番号

ばね定数 ※1減衰係数 ※2

K1

6.078×10５

3.614×10５

K3

7.828×10５

7.636×10５

K5

3.818×10６

1.474×10６K77.841×10６

2.343×10６

K94.659×10６

1.323×10６

K2

6.731×10８

1.549×10８

K4

9.234×10８

2.581×10８

K6

4.326×10９

4.607×10８K88.413×10９

7.786×10８

K10

5.005×10９

4.364×10８

底面水平ばねK11

5.176×10７

2.701×10６

底面回転ばねK12

6.965×10１０

1.047×10９

側面
水平ばね

側面
回転ばね

※1

ばね定数の単位は，kN／m（水平），kN･m／rad（回転）※2減衰係数の単位は，kN･s／m（水平），kN･s･m／rad（回転）第 3.2.1.3−1−7 表（2／2）

地盤ばね定数と減衰係数（1,500cm／s ２ 規準化
入力中央値

EW 方向）

ばね番号

ばね定数 ※1減衰係数 ※2

K1

6.078×10５

3.614×10５

K3

7.828×10５

7.630×10５

K5

3.818×10６

1.473×10６K77.841×10６

2.343×10６

K94.659×10６

1.323×10６

K2

6.731×10８

1.549×10８

K4

9.234×10８

2.581×10８

K6

4.326×10９

4.605×10８K88.413×10９

7.782×10８

K10

5.005×10９

4.361×10８

底面水平ばねK11

5.179×10７

2.703×10６

底面回転ばねK12

6.928×10１０

1.035×10９

側面
水平ばね

側面
回転ばね

※1

ばね定数の単位は，kN／m（水平），kN･m／rad（回転）※2減衰係数の単位は，kN･s／m（水平），kN･s･m／rad（回転）3.2.1−93

第 3.2.1.3−2−1 表
評価方法
現実的耐力

考慮する不確実さ要因の例

偶然的不確実さ（β Ｒ ）認識論的不確実さ（β Ｕ ）・施工精度

・構造材料定数・実験データの統計的精度
・モデル形態

現実的応答

・地盤材料定数・動的地盤定数の評価法
・解析手法

第 3.2.1.3−2−2 表

等

現実的耐力に含まれるコンクリートの圧縮強度及び鉄筋の降伏強度の現実的な値

損傷限界点の指標

平均値

変動係数

コンクリートの圧縮強度

39.9N/mm ２0.13

鉄筋の降伏強度374N/mm ２

0.05

3.2.1−94

第 3.2.1.3−2−3 表

地盤物性値

せん断波速度 ※２
Vs（m/s）

密度 ※１ ※２
ρ ｔ （g/cm３ ）

初期せん断弾性係数 ※１（N/mm２ ）動ポアソン比 ※１※２
νｄ

動せん断弾性係数のひずみ依存性
G/G0 〜γ

210

1.82
1.98

80.3
87.3

0.385
0.493

1
1 1540 γ1.04

γ( 4.27 γ 0 .00580 )0 .0102

Ac 層

163-1.54・Ｚ

1.65

ρ sat／1000
×Ｖｓ 2

0.486

1
1 269 γ0.909

γ6.65 γ 0.0104

0.0222As 層

211-1.19・Ｚ

1.74

ρ sat／1000
×Ｖｓ 2

0.484

1
1 422 γ0.951

γ( 4 . 40 γ 0 . 0122 )0 . 0144

Ag2 層

240

1.89
2.01

109
116

0.491

1
1 2520 γ1.14

γ( 4.10 γ 0.00577 )0.00413

Ag1 層

350

2.01

246

0.483

1
1730 γ1 . 11γ
( 3 . 73 γ 0 . 0102 )0 . 00791

D2c-3 層

270

1.77

129

0.488

1
1 269 γ0.862

γ( 6 .62 γ 0 .00949 )0 .0205

D2g-3 層

500

2.15

538

0.462

1
1 237 γ0.732

γ(9 .70 γ 0 .00754 )0 .0233

Km 層

433-0.771・Ｚ

1.72-1.03
×10 −４ ・Ｚ

ρ ｔ ／1000
×Ｖｓ ２

0.463+1.03
×10 −４ ・Ｚ

1
1 107 γ0.824

γ( 4 . 41 γ 0 . 0494 )0 . 0184

地盤改良

758

2.04

1180

0.387

−

地層名
bk 層
du 層

3.2.1−95※1※2

上段は地下水位以浅，下段は地下水位以深に対する値を示す。
Ｚは標高(m)を示す。

1

減衰定数
h〜γ

−

第 3.2.1.3−2−4 表

海水ポンプ室物性値

項目

構造材料定数

コンクリート強度（N／mm２ ）コンクリートの静弾性係数（kN／mm２ )鉄筋コンクリートの単位体積重量（kN／m ３ )鉄筋コンクリートのポアソン比

39.9
31.0
24
0.2

鉄筋強度（SD295）（N／mm ２ )鉄筋の静弾性係数（kN／mm２ )杭の引張強度（N／mm 2)杭の静弾性係数（kN／mm2)
杭の単位体積重量（kN／m 3）

374
200
287
200
77

第 3.2.1.3−2−5 表

鋼管杭の断面諸元

杭径
φ（mm）

断面積
A （m２ ）

断面二次モーメント
I （m ４ ）

断面係数
Z （m ３ ）1014

4.70×10 −２

5.87×10 −３

1.16×10 −２

3.2.1−96

第 3.2.1.3−2−6 表

現実的な物性値の評価方法

地層名

物性値

現実的な物性値の評価方法

bk 層

地盤のせん断波速度 Vs

平均値：設計値
変動係数：0.10

du 層

地盤のせん断波速度 Vs

平均値：設計値
変動係数：0.10

Ac 層

地盤のせん断波速度 Vs

平均値：設計値
変動係数：0.10

As 層

地盤のせん断波速度 Vs

平均値：設計値
変動係数：0.10

Ag2 層

地盤のせん断波速度 Vs

平均値：設計値
変動係数：0.10

Ag1 層

地盤のせん断波速度 Vs

平均値：設計値
変動係数：0.10

D2c-3 層地盤のせん断波速度 Vs

平均値：設計値
変動係数：0.10

D2g-3 層地盤のせん断波速度 Vs

平均値：設計値
変動係数：0.10

地盤改良

地盤のせん断波速度 Vs

平均値：設計値
変動係数：0.10

3.2.1−97

第 3.2.1.3−3−1 表

現実的耐力及び現実的応答の不確実さ要因例

評価方法

偶然的不確実さ（β Ｒ ）認識論的不確実さ（β Ｕ ）現実的耐力・ 機 能 試 験 デ ー タ の 統 ・機能試験データの統計的精度
計的精度
・材料物性値

現実的応答

・減衰定数
・モード合成法

・減衰定数・床応答スペクトル
・解析モデル化

3.2.1−98

第 3.2.1.3− 3− 2 表
建屋

方向

係数
Ｆ１
Ｆ２

中央値

βＲ

βＵ

スペクトル形状係数※

0 .0 00 . 00

建屋への入力地震動に関する地盤モデルに関するサブ応答係数

1 . 00係数

基礎による入力損失に関するサブ応答係数

1 . 000 .2 00. 1 5

解放基盤表面の地震動に関す
る係数

水平
Ｆ３

建屋の地震応答に関する係数

3.2.1−99

原
炉
Ｆ１

屋
Ｆ２

※

建屋減衰

1. 00

応答係数

建屋剛性

1. 00

地盤―建屋連成系モデルに関するサブ応答係数1. 0 0
1 . 00

地震応答解析手法に関するサブ応答係数

1 . 000 .0 00 . 00スペクトル形状係数※

0 .0 00 . 00

建屋への入力地震動に関する地盤モデルに関するサブ応答係数

1 . 00係数

基礎による入力損失に関するサブ応答係数

1 . 000 .1 00. 1 50 .0 00 . 00

解放基盤表面の地震動に関す
る係数

鉛直
Ｆ３

建屋振動モデルに関するサブ

非線形応答に関するサブ応答係数

子建

建 屋 の 応 答 係 数 （ 1／ 2）

建屋の地震応答に関する係数

建屋振動モデルに関するサブ

建屋減衰

1. 00

応答係数

建屋剛性

1. 00

地盤―建屋連成系モデルに関するサブ応答係数1. 0 0非線形応答に関するサブ応答係数

1 . 00

地震応答解析手法に関するサブ応答係数

1 . 00

建屋のスペクトル形状係数は，対象設備に応じ個別に算定する。

第 3.2.1.3− 3− 2 表
建屋

方向

係数
Ｆ１
Ｆ２

解放基盤表面の地震動に関する係数

3.2.1−100

Ｆ３スペクトル形状係数

中央値

βＲ

βＵ

※

0. 00

0. 00

0 .2 00 .1 5

建屋への入力地震動に関する 地盤モデルに関するサブ応答係数

1. 00

係数

1. 00

水平

海

建 屋 の 応 答 係 数 (2／ 2)

建屋の地震応答に関する係数

基礎による入力損失に関するサブ応答係数
建屋振動モデルに関するサブ

建屋減衰

1. 00

応答係数

建屋剛性

1. 00

地盤―建屋連成系モデルに関するサブ応答係数1. 0 0水

非線形応答に関するサブ応答係数

1. 00

ポ

地震応答解析手法に関するサブ応答係数

1. 00

0. 00

0. 00

スペクトル形状係数

※

0. 00

0. 00

0 .1 00 .1 5

0. 00

0. 00

ン

Ｆ１

プ
室

Ｆ２

解放基盤表面の地震動に関する係数

建屋への入力地震動に関する 地盤モデルに関するサブ応答係数

1. 00

係数

1. 00

鉛直
Ｆ３

建屋の地震応答に関する係数

基礎による入力損失に関するサブ応答係数
建屋振動モデルに関するサブ

建屋減衰

1. 00

応答係数

建屋剛性

1. 00

地盤―建屋連成系モデルに関するサブ応答係数1. 0 0非線形応答に関するサブ応答係数

1. 00

地震応答解析手法に関するサブ応答係数

1. 00※ 建屋のスペクトル形状係数は，対象設備に応じ個別に算定する。

第 3.2.1.4− 1 表

起因事象発生頻度

起因事象

発生頻度
（／炉年）

ⅰ )原 子 炉 建 屋 損 傷

1.5E-07ⅱ )格 納 容 器 損 傷

4.1E-09ⅲ )原 子 炉 圧 力 容 器 損 傷

2.2E-07ⅳ )格 納 容 器 バ イ パ ス

3.2E-08ⅴ )原 子 炉 冷 却 材 圧 力 バ ウ ン ダ リ 喪 失3.0E-10（Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ

ＬＯＣＡ）ⅵ )計 装 ・ 制 御 系 喪 失3.7E-10ⅶ )直 流 電 源 喪 失2.2E-06ⅷ )交 流 電 源 喪 失4.4E-07ⅸ )外 部 電 源 喪 失4.9E-04ⅹ )過 渡 事 象

1.2E-023.2.1−101

第 3.2.1.4−2 表

事故シーケンスグループ分類一覧

事故シーケンスグループ

事故シーケンスの特徴

高圧・低圧注水機能喪失

ＴＱＵＶ

事象発生後，高圧系及び低圧系による炉心冷却に失敗

高圧注水・減圧機能喪失

ＴＱＵＸ

事象発生後，高圧系による炉心冷却に失敗し，かつ原子炉の減圧に失敗

ＴＢ

全交流動力電源喪失

全交流動力電源喪失
長期ＴＢ

非常用ディーゼル発電機 2 台機能喪失，ＨＰＣＳ機能喪失及び蓄電池枯渇に伴うＲＣＩＣ機能喪失ＴＢＵ

非常用ディーゼル発電機 2 台機能喪失，ＨＰＣＳ機能喪失及びＲＣＩＣ機能喪失

ＴＢＰ

︱
3.2.1

ＴＢＤ
ＴＷ

事象発生後，原子炉格納容器からの崩壊熱除去に失敗

ＴＢＷ

外部電源喪失後，非常用ＤＧ2 台が機能喪失した状態で，ＨＰＣＳによる炉心冷却は継続しているが，格納容器からの崩壊熱除去に失敗

ＴＣ

事象発生後，原子炉停止（未臨界確保）に失敗

崩壊熱除去機能喪失

102
原子炉停止機能喪失

非常用ディーゼル発電機 2 台機能喪失，ＨＰＣＳ機能喪失及び逃がし安全弁再閉失敗によるＲＣＩＣ機能喪失
直流電源の故障による非常用ディーゼル発電機 2 台の起動失敗，ＨＰＣＳ機能喪失及びＲＣＩＣ機能喪失

原子炉建屋損傷

原子炉建屋損傷

格納容器損傷

格納容器損傷原子炉圧力容器損傷

原子炉圧力容器損傷

格納容器バイパス

格納容器バイパス

原子炉冷却材圧力バウンダリ喪失（Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ ＬＯＣＡ）
計装・制御系喪失

ＥＣＣＳの注水容量を上回る原子炉冷却材の流出
計装・制御系喪失

第 3.2.1.4−3 表

評価対象システム一覧

分類

評価対象システム
原子炉建屋
格納容器
原子炉圧力容器
格納容器バイパス

起因事象

原子炉冷却材圧力バウンダリ（Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ ＬＯＣＡ）
計装・制御系
直流電源
交流電源
外部電源
原子炉停止（スクラム系）
逃がし安全弁開放
原子炉冷却材圧力バウンダリ健全性

緩和機能

高圧炉心冷却（ＨＰＣＳ，ＲＣＩＣ）
原子炉減圧（ＡＤＳ）
低圧炉心冷却（ＬＰＣＳ，ＬＰＣＩ）
崩壊熱除去（ＲＨＲ）

3.2.1−103

第 3.2.1.4−4 表
系統名
ＨＰＣＳ
ＲＣＩＣ
ＬＰＣＳ
ＲＨＲ−Ａ
（ＬＰＣＩ−Ａ）
低圧炉心冷却／
ＲＨＲ−Ｂ
崩壊熱除去（ＬＰＣＩ−Ｂ）
高圧炉心冷却

機器損傷に関する機器間の相関の取扱い
完全独立／
完全相関
完全独立
完全独立
完全独立

完全相関

ＬＰＣＩ−ＣＲＨＲＳ−Ａ
残留熱除去系
海水系

完全相関
ＲＨＲＳ−Ｂ

区分Ⅰ
直流電源系
（ケーブル
区分Ⅱ
トレイ除く）
区分Ⅲ
区分Ⅰ
直流電源系
（ケーブル
区分Ⅱ
トレイ） 区分Ⅲ

完全相関
完全独立

完全相関
区分Ⅱ
区分Ⅲ

―
―
―
・残留熱除去系ポンプ
・残留熱除去系ゲート弁・残留熱除去系逆止弁・残留熱除去系グローブ弁・残留熱除去系配管
・残留熱除去系ポンプ室空調機
・残留熱除去系海水系ポンプ
・残留熱除去系海水系グローブ弁・残留熱除去系海水系逆止弁・残留熱除去系海水系ストレーナ・残留熱除去系熱交換器
・残留熱除去系海水系配管
・蓄電池
・充電器盤
・直流母線盤―

完全相関※１ ・ケーブルトレイ

区分Ⅰ
交流電源系

設備

・非常用ディーゼル発電機
・非常用ディーゼル発電機燃料デイタンク
・非常用ディーゼル発電機始動空気溜・非常用ディーゼル発電機空調機
・非常用メタクラ
・非常用パワーセンタ
・非常用モータコントロールセンタ
・非常用動力用変圧器

完全独立

―

・非常用ディーゼル発電機用海水ポンプ／高圧炉心ス
ＤＧＳＷ−Ａ
非常用ディーゼ
プレイ系ディーゼル発電機用海水ポンプ
・非常用ディーゼル発電機用海水系逆止弁／高圧炉心ル発電機海水系
スプレイ系ディーゼル発電機用海水系逆止弁／
完全相関※２・非常用ディーゼル発電機用海水ストレーナ／高圧炉
高圧炉心スプレ ＤＧＳＷ−Ｂ
心スプレイ系ディーゼル発電機用海水ストレーナ
イ系ディーゼル・非常用ディーゼル発電機用海水系配管／高圧炉心ス
発電機海水系
ＨＰＣＳ
プレイ系ディーゼル発電機用海水系配管−ＤＧＳＷ※1 区分Ⅲのケーブルトレイは，区分Ⅰ/Ⅱのケーブルトレイと構造上の差異がほぼなく，同一フロアに設置していることから完全相関を仮定※2 ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ関連機器は，ＤＧＳＷ関連機器と構造上の差異がほぼなく，同一フロアに設置していることから完全相関を仮定

3.2.1−104

第 3.2.1.4−5 表
起因事象発生後の人的過誤起因事象発生後の人的過誤
ストレス
過誤確率
余裕
ファクタ※１
(平均値)
時間
[／ｄ]
認知 操作

エラー
ファクタ

原子炉水位制御操作失敗

30 分

5

5

6.6E-03

6.4

水源切替操作失敗※２

30 分

5

5

6.6E-03

6.4

30 分

5

-

2.6E-03

13.8

-

-

5

6.2E-03

3.0

-

-

5

2.0E-013.5

原子炉手動減圧失敗-

55

6.6E-03

6.4

ＲＨＲ系操作失敗

60 分

5

5

2.8E-0435.6

非常用ディーゼル発電機燃料油補給操作失敗

60 分

5

5

2.8E-04

35.6

起動信
号共通
原因故
障時

※1

注水不能認知失敗
高圧注水系起動操作失敗
低圧注水系起動
操作失敗

内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡと比較して 1 段階高いストレスレベルのストレスファクタを設
定した。

※2

高加速度領域においては，地震により復水貯蔵タンク・出口配管が損傷し，サプレッション・チェ
ンバへの水源切替操作前にＨＰＣＳポンプ及びＲＣＩＣポンプが吸込圧力の低下により機能喪失する可能性がある。そのため，0.7G 以上では，水源切替操作に必ず失敗するもの（過誤確率＝1）として保守的に評価した。（添付資料 3.2.1.1−2）

3.2.1−105

第 3.2.1.4−6 表
起因事象

起因事象別炉心損傷頻度
炉心損傷頻度（／炉年）

寄与割合

原子炉建屋損傷

1.5E-071.5％

格納容器損傷4.1E-09＜0.1％

原子炉圧力容器損傷

2.2E-072.1％

格納容器バイパス

3.2E-080.3％

3.0E-10＜0.1％

計装・制御系喪失

3.7E-10＜0.1％

直流電源喪失2.2E-0620.7％

交流電源喪失4.4E-074.3％

外部電源喪失3.1E-06

29.7％

過渡事象

4.3E-06

41.4％

1.0E-05

100.0％

原子炉冷却材圧力バウンダリ
喪失（Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ
ＬＯＣＡ）

合計

3.2.1−106

第 3.2.1.4－7 表

起因事象別炉心損傷頻度に対する主要な事故シーケンス及びカットセット
炉心損傷頻度（／炉年）

起因事象

主要な事故シーケンス

主要なカットセット（起因事象別炉心損傷頻度（／炉年））
1.6E-06

外部電源喪失外部電源喪失＋崩壊熱除去失敗

・開閉所設備の損傷＋ＲＨＲ系ゲート弁の損傷(3.1E-06)
2.1E-06

直流電源喪失

直流電源喪失＋高圧炉心冷却失敗

・ケーブルトレイの損傷（2.2E-06）
3.9E-06

過渡事象

過渡事象＋崩壊熱除去失敗

・ＲＨＲ系操作失敗（4.3E-06）

1
.
2
.
3

―

4.3E-07
交流動力電源喪失

交流電源喪失＋高圧炉心冷却失敗

・非常用ディーゼル発電機用海水ポンプの損傷＋水源切替操作失敗

70
1（4.4E-07）・非常用パワーセンタの損傷＋水源切替操作失敗

2.2E-07
原子炉圧力容器損傷

原子炉圧力容器損傷

・原子炉圧力容器の損傷(2.2E-07)
1.5E-07

原子炉建屋損傷

原子炉建屋損傷

・原子炉建屋の損傷(1.5E-07)

第 3.2.1.4−8 表

事故シーケンスグループ別炉心損傷頻度
炉心損傷頻度事故シーケンスグループ

（／炉年）

寄与割合

高圧・低圧注水機能喪失

ＴＱＵＶ

4.6E-074.5％

高圧注水・減圧機能喪失

ＴＱＵＸ

1.3E-06

12.5％

長期ＴＢ

5.6E-09

＜0.1％

ＴＢＵ

4.4E-07

4.3％

ＴＢＰ

2.4E-09

＜0.1％

ＴＢＤ

2.1E-06

20.5％

ＴＷ

5.5E-06

52.5％

ＴＢＷ

6.4E-08

0.6％

ＴＣ

1.2E-071.1％

原子炉建屋損傷

1.5E-071.5％

格納容器損傷4.1E-09＜0.1％

原子炉圧力容器損傷

2.2E-072.1％

格納容器バイパス

3.2E-080.3％

原子炉冷却材圧力バウンダリ喪失（Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ ＬＯＣＡ）

3.0E-10＜0.1％

計装・制御系喪失

3.7E-10＜0.1％

合計

1.0E-05

100.0％

全交流動力電源喪失

崩壊熱除去機能喪失

原子炉停止機能喪失

3.2.1−108

第 3.2.1.4−9 表
事故シーケンスグループ

事故シーケンスグループ別炉心損傷頻度に対する主要な事故シーケンス及びカットセット
主要な事故シーケンス

過渡事象+崩壊熱除去失敗
崩壊熱除去喪失（ＴＷ）
外部電源喪失+崩壊熱除去失敗

︱
3.2.1
109

直流電源喪失（ＴＢＤ）

直流電源喪失+高圧炉心冷却失敗

高圧注水・減圧機能失敗（ＴＱＵＸ）

外部電源喪失+高圧炉心冷却失敗+原子炉減圧失敗

高圧・低圧注水機能喪失（ＴＱＵＶ）

外部電源喪失+高圧炉心冷却失敗+低圧炉心冷却失敗

炉心損傷頻度（／炉年）（事故シーケンスグループ別
全炉心損傷頻度（／炉年））
3.9E-06（5.5E-06）
1.6E-06（5.5E-06）
2.1E-06（2.1E-06）
9.1E-07（1.3E-06）
4.2E-07（4.6E-07）
4.3E-07

全交流動力電源喪失（ＴＢＵ）

交流電源喪失+高圧炉心冷却失敗

原子炉圧力容器損傷

原子炉圧力容器損傷

原子炉建屋損傷

原子炉建屋損傷

原子炉停止機能喪失（ＴＣ）

外部電源喪失+原子炉停止失敗（4.4E-07）
2.2E-07（2.2E-07）
1.5E-07（1.5E-07）

主要なカットセット

・ＲＨＲ系操作失敗
・開閉所設備の損傷＋ＲＨＲ系ゲート弁の損傷
・ケーブルトレイの損傷
・開閉所設備の損傷＋水源切替操作失敗＋原子炉手動減圧失敗
・開閉所設備の損傷＋水源切替操作失敗＋注水不能認知失敗
・開閉所設備の損傷＋水源切替操作失敗＋残留熱除去系海水系ポンプの損傷
・開閉所設備の損傷＋水源切替操作失敗＋残留熱除去系海水系配管の損傷
・非常用ディーゼル発電機用海水ポンプの損傷＋水源切替操作失敗
・非常用パワーセンタの損傷＋水源切替操作失敗
・原子炉圧力容器の損傷
・原子炉建屋の損傷

7.4E-08（1.2E-07）

・開閉所設備の損傷＋シュラウドサポートの損傷

第 3.2.1.4− 10 表

地震加速度区分別炉心損傷頻度
炉心損傷頻度

加速度区分

寄与割合
（／炉年）

1 (0.16 〜 0. 20G)

2.0E-0618.8％

2 (0.20 〜 0. 30G)

1.2E-06

12.0％

3 (0.30 〜 0. 40G)

4.0E-073.8％

4 (0.40 〜 0. 50G)

1.9E-071.8％

5 (0.50 〜 0. 60G)

1.2E-071.1％

6 (0.60 〜 0. 70G)

1.3E-071.2％

7 (0.70 〜 0. 80G)

8.0E-077.6％

8 (0.80 〜 0. 90G)

6.8E-076.5％

9 (0.90 〜 1. 00G)

6.7E-07

6.5％

10 (1. 00 〜 1 .1 0G)

7.1E-07

6.8％

11 (1. 10 〜 1 .2 0G)

7.4E-077.1％

12 (1. 20 〜 1 .3 0G)

6.4E-076.2％

13 (1. 30 〜 1 .4 0G)

6.5E-076.2％

14 (1. 40 〜 1 .5 0G)

5.2E-075.0％

15 (1. 50 〜 1 .6 0G)

4.0E-073.8％

16 (1. 60 〜 1 .7 0G)

2.6E-072.5％

17 (1. 70 〜 1 .8 0G)

1.4E-071.4％

18 (1. 80 〜 1 .9 0G)

8.2E-080.8％

19 (1. 90 〜 2 .0 0G)

4.6E-080.4％

20 (2. 00 〜 3 .0 0G)

3.7E-080.4％

合計

1.0E-05

100.0％

3.2.1−110

第 3.2.1.4− 11 表

地震加速度−起因事象別の炉心損傷頻度
単位：／炉年

起因事象
原子炉建屋損傷

格納容器損傷原子炉圧力容器損傷

格納容器バイパス

原子炉冷却材圧力
バウンダリ喪失（Excessive LOCA）

計装・制御系喪失

直流電源喪失交流電源喪失外部電源喪失過渡事象

合1 （0.16〜0.20G）

0.0E+00

0.0E+00

1.6E-22

1.6E-08

0.0E+00

0.0E+00

1.4E-15

1.7E-22

4.9E-09

1.9E-06

2.0E-06

2 （0.20〜0.30G）

0.0E+00

0.0E+00

3.8E-18

9.8E-09

1.3E-23

0.0E+00

1.3E-12

2.6E-16

2.6E-08

1.2E-06

1.2E-06

3 （0.30〜0.40G）

8.8E-25

1.5E-24

3.9E-14

3.0E-09

1.3E-19

0.0E+00

2.8E-10

4.6E-13

4.5E-08

3.5E-074.0E-074 （0.40〜0.50G）

4.4E-20

5.9E-20

3.4E-12

1.3E-09

1.6E-18

0.0E+00

3.2E-09

2.2E-11

5.0E-08

1.3E-07

1.9E-075 （0.50〜0.60G）

3.6E-16

1.6E-17

2.6E-11

6.3E-10

4.7E-16

5.7E-24

1.4E-08

1.5E-10

4.7E-08

5.5E-08

1.2E-076 （0.60〜0.70G）

1.1E-13

6.6E-16

2.1E-10

3.3E-10

1.6E-14

1.4E-22

4.9E-08

1.1E-09

4.5E-08

3.4E-08

1.3E-077 （0.70〜0.80G）

1.8E-12

6.3E-14

3.8E-09

1.9E-108.2E-14

7.6E-19

9.5E-08

3.7E-09

4.3E-07

2.6E-078.0E-078 （0.80〜0.90G）

4.0E-11

4.8E-13

3.3E-09

1.4E-10

2.5E-13

9.8E-16

2.1E-07

1.2E-08

3.3E-07

1.2E-07

6.8E-07

加速度区分

計

︱
3.2.1
111

9 （0.90〜1.00G）

2.5E-10

3.3E-129.0E-09

1.4E-10

2.1E-12

1.4E-14

2.5E-07

1.5E-08

3.3E-07

7.7E-08

6.7E-0710 （1.00〜1.10G）

1.2E-09

1.1E-11

1.3E-08

1.4E-10

6.6E-122.0E-14

2.9E-07

3.2E-08

3.2E-07

5.1E-08

7.1E-0711 （1.10〜1.20G）

3.1E-09

4.1E-112.0E-08

1.5E-101.0E-11

3.7E-133.0E-07

3.8E-08

3.4E-07

3.4E-08

7.4E-0712 （1.20〜1.30G）

6.9E-09

6.9E-11

2.3E-08

1.3E-10

1.3E-11

2.4E-12

2.5E-07

5.0E-08

2.9E-07

2.1E-08

6.4E-0713 （1.30〜1.40G）

1.5E-08

1.9E-103.0E-08

1.5E-10

1.5E-11

1.1E-11

2.3E-07

6.5E-083.0E-07

1.5E-08

6.5E-0714 （1.40〜1.50G）

2.0E-08

3.7E-10

2.9E-08

1.3E-10

2.5E-11

1.0E-11

1.7E-07

6.7E-08

2.3E-07

7.8E-09

5.2E-0715 （1.50〜1.60G）

2.4E-08

4.9E-10

2.6E-08

1.2E-10

4.3E-11

4.1E-11

1.3E-07

6.0E-08

1.5E-07

3.6E-09

4.0E-0716 （1.60〜1.70G）

2.3E-08

5.7E-10

2.3E-08

1.1E-10

4.6E-11

5.8E-11

7.9E-08

4.4E-08

8.8E-08

1.4E-09

2.6E-0717 （1.70〜1.80G）

1.9E-08

5.7E-10

1.5E-08

7.4E-11

4.2E-11

5.3E-11

4.3E-08

2.7E-08

3.8E-08

4.1E-10

1.4E-0718 （1.80〜1.90G）

1.6E-08

5.2E-10

1.1E-08

8.2E-11

3.2E-11

6.8E-11

2.4E-08

1.6E-08

1.5E-08

1.2E-108.2E-0819 （1.90〜2.00G）

1.2E-08

4.4E-10

7.3E-09

6.7E-11

3.0E-11

4.0E-11

1.3E-08

8.3E-09

5.1E-09

2.9E-11

4.6E-0820 （2.00〜3.00G）

1.5E-08

8.1E-10

7.4E-09

7.2E-11

3.6E-11

8.5E-11

7.9E-09

4.3E-09

1.3E-09

4.8E-12

3.7E-08

1.5E-07

4.1E-09

2.2E-07

3.2E-083.0E-10

3.7E-10

2.2E-06

4.4E-07

3.1E-06

4.3E-06

1.0E-05

1.5%

＜0.1％

2.1%

0.3%

＜0.1％

＜0.1％

20.7%

4.3%

29.7%

41.4%

合

計

寄与割合（％）

第 3.2.1.4－ 12 表

ＦＶ重要度評価結果

建屋・機器・操作

中央値
(G)

ＨＣＬＰＦ
（ G）

ＦＶ重要度

建屋・機器の損傷及び人的過誤が影響を与える主な事故シー
ケンス

ＨＰＣＳ水源切替操作失敗（ＣＳＴ→サプレッショ
ン・チェンバ）--

5.7E-01

ＴＱＵＶ，ＴＱＵＸ，
ＴＷ，ＴＢＵ，
ＴＢＰ，ＴＢＤ

ＲＣＩＣ水源切替操作失敗（ＣＳＴ→サプレッショ
ン・チェンバ）--

3.6E-01

ＴＱＵＶ，ＴＱＵＸ，
ＴＷ，ＴＢＵ

ＲＨＲ系操作失敗--

3.3E-01

ＴＷ

ケーブルトレイ

2.01

0.91

1.7E-01

ＴＢＤ

原子炉手動減圧失敗--

8.9E-02

ＴＱＵＸ

注水不能認知失敗--

3.5E-02

ＴＱＵＶ，ＴＱＵＸ

残留熱除去系ゲート弁（サプレッション・チェン
バＲＨＲポンプ入口弁）

2.58

1.15

3.0E-02

ＴＷ

残留熱除去系ゲート弁（ミニフロー弁）

2.58

1.15

3.0E-02

ＴＷ

残留熱除去系ゲート弁（インジェクション弁）

2.58

1.15

3.0E-02

ＴＷ

残留熱除去系ゲート弁（熱交換器入口弁）

2.58

1.15

3.0E-02

ＴＷ

残留熱除去系ゲート弁（熱交換器出口弁）

2.58

1.15

3.0E-02

ＴＷ

ス ト レ ー ナ 閉 塞 等 (海 水 )
ＣＣＦ

-

-

2.0E-02

ＴＱＵＶ，ＴＷ

非常用パワーセンタ

2.66

1.22

1.7E-02

ＴＢＵ，ＴＢＰ

残留熱除去系海水系配管

3.01

1.26

1.6E-02

ＴＱＵＶ, ＴＷ

残留熱除去系海水系ポンプ

1.25

0.83

1.2E-02

ＴＱＵＶ, ＴＷ

非常用ディーゼル発電機
用海水ポンプ

1.25

0.83

1.1E-02

ＴＢＵ, ＴＢＰ

原子炉圧力容器

2.72

1.29

1.0E-02

原子炉圧力容器損傷

開閉所設備

0.65

0.24

9.5E-03

外部電源喪失3.2.1－112

１．評価対象プラントと事故シナリオ(1) 対象とするプラントの説明(2) 炉心損傷に至る事故シナリオと分析◆プラント関連情報の収集・分析
地震ＰＲＡに必要な設計，運転・保守管理
情報，地震固有に考慮すべき関連情報を収集し，対象設備の設計及び地震による影響を把握する。
◆プラントウォークダウンの実施
上記では確認が難しいプラント情報の取得
及び事故シナリオの妥当性確認のため，プ
ラントウォークダウンを実施する。

◆事故シナリオの概括的な分析・設定
事故シナリオを広範に分析し，安全機能への間接的影響，余震による地震動の安全機能への影響，経年変化を考慮した場合の影響を考慮した事故シナリオについてはスクリーニングを行う。
◆起因事象の選定
地震によって発生する起因事象を選定する。
◆建屋・機器リストの作成
起因事象の分析結果に基づき建屋・機器リストを作成する。

３．建屋・機器フラジリティ評価

４．事故シーケンス評価
フォールトツリー
イベントツリー

損傷確率

年超過頻度

3.2.1−113

２．確率論的地震ハザード評価

最大地動加速度最大地動加速度
地震動に関する情報に基づき，最大地動加速度に対する年超過頻度を求める。

各建屋・設備の最大地動加速度に対する応答・耐力を評価して，条件付損傷確率を評価する。

第 3.2.1−1 図

地震ＰＲＡの評価フロー

必要な安全機能等の組み合わせをイベントツリー
によりモデル化し，確率論的地震ハザード及び建屋・機器フラジリティ評価結果を入力データとして用いた事故シーケンス評価を行うことで，炉心損傷に至る頻度を評価する。

地震ＰＲＡ対象設備①重要事故シーケンス選定を目的とした地震ＰＲＡの評
価作業を行う上で調査対象とすべき設備か

ＮＯ

ＹＥＳ

ＮＯ

②プラントウォークダウンが有効かつ可能な設備かＹＥＳ

プラントウォークダウン実施対象

第 3.2.1.1−1 図

対象外

プラントウォークダウン評価対象設備選定フロー

3.2.1−114

第 3.2.1.1−2 図

プラントウォークダウン結果（1／2）

3.2.1−115

第 3.2.1.1−2 図

プラントウォークダウン結果（2／2）

3.2.1−116地震動強さによる調整
地震ＰＲＡの対象とする地震動強さ

地震

地震時特有な要因による事象分類
地震動による安全機能への重大で広範な影響を及ぼす機器等の損傷による分類

地震動による建屋・構築物，機器の損傷による分類

Yes※1 原子炉が地震により自動スクラ
ムする地震動強さ以上を地震Ｐ
ＲＡの対象範囲とした

Yes

3.2.1−117地震加速度大※１

Yes

Yes
原子炉建屋
健全

格納容器
バイパス
無

格納容器
原子炉圧力容器
健全

No

過渡事象

サポート系等
健全

ＬＯＣＡ
無

Yes

起因事象

No

No

計装・制御系喪失※２直流電源喪失交流電源喪失外部電源喪失Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ ＬＯＣＡ※２
大破断ＬＯＣＡ※２
中破断ＬＯＣＡ※２ Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ
小破断ＬＯＣＡ※２ ＬＯＣＡで包絡No格納容器バイパス※２※2 炉心損傷に直結する事象とした

格納容器損傷※２
原子炉圧力容器損傷※２

No
原子炉建屋損傷※２

第 3.2.1.1−3 図

起因事象の抽出フロー

第 3.2.1.2−1 図

活断層の分布（調査モデル）

3.2.1−118

東海第二発電所

第 3.2.1.2−2 図

活断層の分布（推本参考モデル）

3.2.1−119

東海第二発電所
2011 年東北地方
太平洋沖型地震

関東地震

第 3.2.1.2−3 図

海溝型地震で考慮している特定震源モデル（調査モデル）

3.2.1−120

東海第二発電所
2011 年東北地方
太平洋沖型地震
茨城県沖の地震

関東地震

第 3.2.1.2−4 図

海溝型地震で考慮している特定震源モデル（推本参考モデル）

3.2.1−121東海第二発電所

第 3.2.1.2−5 図

垣見他（2003）による領域区分

3.2.1−122東海第二発電所

地震調査研究推進本部(2012)「震源断層を予め特定しにくい地震」の領域区分に基づき作成。番号は領域番号を示す。

第 3.2.1.2−6 図

地震調査研究推進本部(2012)による領域区分

3.2.1−123

①②
東海第二発電所③①垣見他(2003)の 8C に対応する領域②垣見他(2003)の 8B に対応する領域③垣見他(2003)の 10A1 と 10B1 の領域を合わせた領域

第 3.2.1.2−7 図

領域区分（内陸地殻内地震（調査モデル，推本参考モデル共通））

3.2.1−124

①②
東海第二発電所④③①太平洋プレートの上面深度が 60km よりも深い領域②垣見他(2003)の 8A3 に対応し，太平洋プレートの上面深度が 60km よりも浅い領域（東側の境界以東では，地震数が減少するため境界線を設定）③主にフィリピン海プレートに関する地震活動が見られる領域④茨城県南西部から千葉県北部にかけて中小地震の活動が活発な領域（太平洋プレートとフィリピン海プレートの地震が混在している領域）

第 3.2.1.2−8 図

領域区分（海溝型地震（調査モデル））

3.2.1−125

⑤②
東海第二発電所③①⑥④①地震調査研究推進本部の地震活動の長期評価における「三陸沖北部から房総沖の海溝寄り」の領域②地震調査研究推進本部の地震活動の長期評価における「福島県沖のプレート間地震」の領域③地震調査研究推進本部の地震活動の長期評価における「茨城県沖のプレート間地震」の領域④地震調査研究推進本部の地震活動の長期評価における「房総沖」の領域⑤地震調査研究推進本部の確率論的地震動予測地図における太平洋プレートの上面が 60km よりも深い領域⑥地震調査研究推進本部の地震活動の長期評価における「その他の南関東で発生するＭ7 程度の地震」の領域

第 3.2.1.2−9 図

領域区分（海溝型地震（推本参考モデル））

3.2.1−126

応答スペクトル比

100

平均
±σ
平均
±σ

10

1

0.1
0.01

0.1

1

10

周期（s）

補正係数は観測記録の平均値を用いる。また，その時に用いる距離減
衰式のばらつきは，観測記録から算定する。

観測記録の応答スペクトル比東海第二発電所

補正係数を考慮する領域（網掛け部）
第 3.2.1.2−10 図

地震観測記録による補正係数（内陸地殻内地震のうち福島県と茨城県の県境付近で発生する地震）

3.2.1−127100

応答スペクトル比

平均
±σ
10

1

0.1
0.01

0.1

1

10

周期（s）

補正係数は観測記録の平均値を用いる。また，その時に用いる距離減
衰式のばらつきは，観測記録から算定する。

観測記録の応答スペクトル比

補正係数を適用する領域（網掛け部）（領域大，小の２つをロジックツリーで考慮）

第 3.2.1.2−11 図

地震観測記録による補正係数（海溝型地震のうち鹿島灘周辺で発生する地震）

3.2.1−128

100

応答スペクトル比

平均
±σ
10

1

0.1
0.01

0.1

1

10

周期（s）

補正係数は観測記録の平均値を用いる。また，その時に用いる距離減
衰式のばらつきは，観測記録から算定する。

観測記録の応答スペクトル比東海第二発電所

東海第二発電所

調査モデル

推本参考モデル補正係数を適用する領域（網掛け部）

第 3.2.1.2−12 図 地震観測記録による補正係数（海溝型地震のうち深い場所で発生する地震）

3.2.1−129特定震源モデル

モデル
0 .5

調査モデル

Ｆ１断層〜北方陸域の断層〜塩ノ平地震断層※１

その他の断層

マグニチュード

0. 9

1.0

0. 5

Ｆ１断層〜北方陸域の断層

0. 1

その他の断層領域震源モデル

モデル
0 .5

松田式

調査モデル領域④
調査モデル領域②
その他の領域最大（敷地南部）の（敷地前面海域）のマグニチュード※３
最大マグニチュード※２ 最大マグニチュード
0. 67

・関東地震
・2011年東北地方太平洋沖型地震

0. 5

Ｆ１断層〜北方陸域の断層〜
塩ノ平地震断層

地震動伝播モデル（2011年東北地方太平洋沖型地震を除く）

0 .5

7.6
0. 33

武村式

7.2
0 .5

8.0

7.4

鹿島灘の補正の
適用範囲

0. 5

0.5

既往最大の中央値

141.0度〜141.2度
36.3度〜36.6度

0. 25

0.5

ばらつきの下限値

140.9度〜141.3度
36.2度〜36.7度

Noda et al.(2002)
による内陸補正※４0. 5

ばらつき※５
1.0

無し

打切り
1 .0

β=0.5

±3σ

0. 5

有り

0. 25
ばらつきの上限値

0 .5

3.2.1−130

推本参考モデル

1. 0

推本設定値

0 .5

※1
※1
※1
※1
※1
※1
※2
※5
※3
※5
※4
※5
※5
※5

0. 5

・関東地震
・茨城県沖の地震
・2011年東北地方太平洋沖型地震

モデル1

0. 5

モデル2

2011年4月に活動した直後である塩ノ平地震断層を含んだ全長破壊は当面起こりにくいと考えられることから重みを低く設定する。なお，Ｆ１断層（Ｍ7.1）の単独破壊も考えられるが，第3.2.1.2-16図によると，特定震源（活断層による地震）の全体ハザードに占める割合は小さく，規模が小さいＦ１断層（Ｍ7.1）の単独破壊を考慮したとしても評価結果への影響はない。
1677年の地震Ｍ8.0については，津波地震との指摘があることから重みを低く設定する。
文献でマグニチュードの記載に幅が示されている場合，中央値の重みを高く設定する。
内陸地殻内地震に対する補正係数を考慮しない領域を対象
ばらつきは対数標準偏差0.5を用いることを基本とする。ただし観測記録による補正係数を考慮する領域を計算する場合，ばらつきは観測記録から算定したものを用いる。

地震動伝播モデル（2011年東北地方太平洋沖型地震）
評価手法

ばらつき※６

打切り

β：0.5

±3σ

0.5
2011年東北地方太平洋沖型地震（調査モデル，推本参考モデル）

断層モデル手法（経験的グリーン関数法）

0.5
β：観測記録※７※6 β=0.5を用いる場合と観測記録による値を用いる場合をロジックツリーで考慮する。
※7 敷地への影響は敷地前面の鹿島灘の位置にあるＳＭＧＡの影響が大きいため，海溝型地震のうち鹿島灘周辺で発生する地震で考慮するばらつきを用いる。

第 3.2.1.2−13 図

ロジックツリー(T=0.02s)

1.00E+00
10 0
1.00E-01
10-1
1.00E-02
10-2

394

年超過確率

1.00E-03
10-3

746

1.00E-04
10-4
1.00E-05
10-5

1129
1507

1.00E-06
10-6
1.00E-07
10-7
0

500

1000

1500

2000

最大加速度（cm/s2）

第 3.2.1.2−14 図（1／2）

平均地震ハザード曲線（水平方向）

3.2.1−131

(T=0.02s)

1.00E+00
10 0
1.00E-01
10 -1

年超過確率

1.00E-02
10 -2
1.00E-03
10 -3

250
473

1.00E-04
10 -4

716

1.00E-05
10 -5

955

1.00E-06
10 -6

1.00E-07
10 -7
0

500

1000

1500

2000

2

最大加速度（cm/s ）第 3.2.1.2−14 図（2／2）

平均地震ハザード曲線（鉛直方向）

3.2.1−132

(T=0.02s)

1.00E+00
100
1.00E-01
10-1

年超過確率

1.00E-02
10-2
1.00E-03
10-3
1.00E-04
10-4
1.00E-05
10-5
1.00E-06
10-6
1.00E-07
10-7
0

500

1000

1500

2000

最大加速度（cm/s2）

平均ハザード曲線
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%

第 3.2.1.2−15 図（1／2）

フラクタイル地震ハザード曲線（水平方向）

3.2.1−133

(T=0.02s)

1.00E+00
100

1.00E-01
10-1

年超過確率

1.00E-02
10-2

10-3
1.00E-03

10-4
1.00E-04
10-5
1.00E-05
10-6
1.00E-06
10-7
1.00E-07
0

500

1000

1500

2000

2

最大加速度（cm/s ）平均ハザード曲線
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%

第 3.2.1.2−15 図（2／2）

フラクタイル地震ハザード曲線（鉛直方向）

3.2.1−134

(T=0.02s)

10 0
1.00E+00

1.00E-01
10 -1

年超過確率

1.00E-02
10 -2
1.00E-03
10 -3
1.00E-04
10 -4
1.00E-05
10 -5
1.00E-06
10 -6
1.00E-07
10 -7
0

500

1000

1500

2000

最大加速度（cm/s2）
平均ハザード曲線
領域震源（内陸地殻内地震）
領域震源（海溝型地震）
特定震源（活断層による地震）
特定震源（海溝型地震）

第 3.2.1.2−16 図（1／2）

震源別平均ハザード曲線 （水平方向）

3.2.1−135

(T=0.02s)

1.00E+00
10 0

1.00E-01
10 -1

年超過確率

1.00E-02
10 -2
1.00E-03
10 -3

1.00E-04
10 -4
1.00E-05
10 -5

1.00E-06
10 -6

10 -7
1.00E-07
0

500

1000

1500

2000

最大加速度（cm/s2）
平均ハザード曲線
領域震源（内陸地殻内地震）
領域震源（海溝型地震）
特定震源（活断層による地震）
特定震源（海溝型地震）

第 3.2.1.2−16 図（2／2）

震源別平均ハザード曲線 （鉛直方向）

3.2.1−136h=0.05

1000

(c

加

位

速

変

度

(c

m/

s

)

2

m)

年超過確率 10-6
年超過確率 10-5
10

100

0

年超過確率 10-4

50
00
50

0

10

00

20

00

速

10

10

度 (cm/s)

1000
0

年超過確率 10-3

10

0

20

0

1

1

0.
1

0.1
0.01

0.1

1
周 期

10

(s)

一様ハザードスペクトル
ＳＳ−Ｄ１
ＳＳ−１１※
ＳＳ−１２※
ＳＳ−１３※
ＳＳ−１４※
ＳＳ−２１※
ＳＳ−２２※※実線はＮＳ方向，破線はＥＷ方向

第 3.2.1.2−17 図（1／2）

一様ハザードスペクトルと基準地震動ＳＳ−Ｄ１，ＳＳ−
１１〜ＳＳ−２２の応答スペクトルの比較（水平方向）

3.2.1−137h=0.05

1000

m)
(c
位
変

加
速
度
(c

m/
s

)

2

年超過確率 10-6
0
10

100

年超過確率 10-5
年超過確率 10-4

50
00
50
0

10
00

20
00

速

10

10

度

(cm/s)

1000
0

年超過確率 10-3

10
0

20
0

1

1

1
0.

0.1
0.01

0.1

1
周

10

期 (s)

一様ハザードスペクトル
ＳＳ−Ｄ１
ＳＳ−１１
ＳＳ−１２
ＳＳ−１３
ＳＳ−１４
ＳＳ−２１
ＳＳ−２２

第 3.2.1.2−17 図（2／2）

一様ハザードスペクトルと基準地震動ＳＳ−Ｄ１，ＳＳ−
１１〜ＳＳ−２２の応答スペクトルの比較（鉛直方向）

3.2.1−138h=0.05

1000

(c

加

位

速

変

度

(c

m/

s

)

2

m)
10

100

年超過確率 10-60

年超過確率 10-500
50

年超過確率 10-3

50

0

10

00

20

00

速

10

10

度 (cm/s)

10

00

0

年超過確率 10-4

10

0

20

0

1

1

0.
1

0.1
0.01

0.1

1
周 期

10

(s)

一様ハザードスペクトル
ＳＳ−３１

第 3.2.1.2−18 図（1／2）

内陸地殻内地震の領域震源モデルによる一様ハザードスペ
クトルと基準地震動ＳＳ−３１の応答スペクトルの比較（水平方向）3.2.1−139h=0.05

1000

(c

加

位

速

変

度

(c

m/

s

)

2

m)
10

100

0

年超過確率 10-65000

年超過確率 10-4

10

年超過確率 10-3

50

0

10

00

20

00

速

10

度

(cm/s)

1000

0

年超過確率 10-5

10

0

20

0

1

1

0.
1

0.1
0.01

0.1

1
周

10

期 (s)

一様ハザードスペクトル
ＳＳ−３１

第 3.2.1.2−18 図（2／2）

内陸地殻内地震の領域震源モデルによる一様ハザードスペ
クトルと基準地震動ＳＳ−３１の応答スペクトルの比較（鉛直方向）

3.2.1−140

(T=0.02s)

1.00E+00
10 0
1.00E-01
10 -1

年超過確率

1.00E-02
10 -2
1.00E-03
10 -3
1.00E-04
10 -4
1.00E-05
10 -5
1.00E-06
10 -6
1.00E-07
10 -7
0

1000

2000

3000

4000

最大加速度（cm/s2）

第 3.2.1.2−19 図（1／2）

T=0.02s

T=0.09s

T=0.13s

T=0.30s

T=0.60s

T=1.00s

T=2.00s

T=5.00s

周期ごとの平均ハザード曲線 （水平方向）

3.2.1−141

(T=0.02s)

1.00E+00
10 0
1.00E-01
10 -1

年超過確率

1.00E-02
10 -2
1.00E-03
10 -3
1.00E-04
10 -4
1.00E-05
10 -5
1.00E-06
10 -6
1.00E-07
10 -7
0

1000

2000

3000

4000

2

最大加速度（cm/s ）第 3.2.1.2−19 図（2／2）

T=0.02s

T=0.09s

T=0.13s

T=0.30s

T=0.60s

T=1.00s

T=2.00s

T=5.00s

周期ごとの平均ハザード曲線 （鉛直方向）

3.2.1−1422

加速度(cm/s )

2000
1000
0
-1129

-1000
-2000
0

10

20

30
時間(s)

40

50

60

加速度時刻歴波形

m)
(c
位
変

加
速
度
(c
m/
s2
)

1000

h=0.01h=0.05

50
00
10
0

20
0

1

1

50
0

10
00

20
00

速

10

10

度

(cm/s)

10
00
0

0
10

100

1
0.

0.1
0.01

0.1

周

期

(s)

1

10

ターゲットスペクトル
模擬波

応答スペクトル
第 3.2.1.2−20 図（1／2）

年超過確率 10−５の一様ハザードスペクトルに適合する模擬地震波（水平方向）

3.2.1−1432

加速度(cm/s )

2000
716

1000
0
-1000
-2000
10

20

30
時間(s)

40

50

60

0
10

0

h=0.01h=0.05

加速度時刻歴波形

m)
(c
位
変

加
速
度
(c
m/
s2
)

1000

50
00

10

50
0

10
00

20
00

10

速 度

(cm/s)

10
00
0

100

10
0

20
0

1

1

1
0.

0.1
0.01

0.1

周

期

(s)

1

10

ターゲットスペクトル
模擬波

応答スペクトル
第 3.2.1.2−20 図（2／2）

年超過確率 10−５の一様ハザードスペクトルに適合する模擬地震波（鉛直方向）

3.2.1−144

第 3.2.1.3−1−1 図

原子炉建屋の概略平面図（EL.-4.0m）

3.2.1−145

第 3.2.1.3−1−2 図

原子炉建屋の概略断面図

3.2.1−146

EL.(m)
63.65

1

57.00

1

2
2

46.50

3
3

38.80

4
5

34.70
29.00

6

4
5
6

20.30

7

14.00

8

8.20

9

2.00

10

-4.00

11

-9.00

基礎盤
基礎版

-17.00

人工岩盤

12

7
K2

8

▽G.L.=E.L.8.0m▽G.L.＝EL.8.0m

K4

K1

10

K6

K3

11

K8

K5

K10

K7

9

12
13

K9
K12

K11

・数字は質点番号を示す。
・ 内は要素番号を示す。

第 3.2.1.3−1−3 図

解析モデル（水平）3.2.1−1470.10
95%信頼度
50%信頼度
5%信頼度

損傷確率

0.08

0.06

0.04

0.02

0.00

0

500

1,000

1,500

最大地動加速度(cm/s2)

第 3.2.1.3−1−4 図

原子炉建屋のフラジリティ曲線

3.2.1−148

2,000

第 3.2.1.3−2−1 図

第 3.2.1.3−2−2 図

海水ポンプ室平面図

海水ポンプ室断面図（Ａ−Ａ

3.2.1−149

断面）

bk層
du層
Ag2層
Ac層
As層
Ag1層
D2c-3層D2g-3層km層
地盤改良

第 3.2.1.3−2−3 図

3.2.1−150

解析モデル

0.10
９５％信頼度
５０％信頼度

損傷確率

0.08

５％信頼度

0.06

0.04

0.02

0.00
0

500

1,000 1,500 2,000 2,500 3,000 3,500 4,000
最大地動加速度（cm/s2)

第 3.2.1.3−2−4 図

海水ポンプ室のフラジリティ曲線

3.2.1−151スペクトル形状係数
設計用床応答スペクトル
（拡幅後）

加速度

床応答スペクトル（拡幅前）固有周期（秒）
第 3.2.1.3−3−1 図

スペクトル形状係数の概念図

設計用減衰定数の
床応答曲線
減衰係数

加速度

減衰定数の中央値の床応答曲線固有周期（秒）
第 3.2.1.3−3−2 図

減衰係数の概念図

3.2.1−152スペクトル形状係数
Ｂ／Ａ

一様ハザードスペクトル

加速度

基準地震動Ｓ Ｓ の床応答
スペクトル
Ｂ
Ａ

建屋，機器１次固有周期

固有周期（秒）
第 3.2.1.3−3−3 図

解放基盤表面における地震動のスペクトル形状係数
の概念図

1.0
0.9
0.8
0.7

損傷確率

0.6
0.5
0.4
0.3
0.2
0.1
0.0
0

500

1000

1500

2000

2500

3000

最大地動加速度（Gal）（水平）第 3.2.1.3−3−4 図

原子炉圧力容器（蒸気乾燥器支持ブラケット）
平均フラジリティ曲線
3.2.1−153

1.0
0.9
0.8

損傷確率

0.7
0.6
0.5
0.4
0.3
0.2
0.1
0.0
0

500

1000

1500

2000

2500

3000

最大地動加速度（Gal）（水平）第 3.2.1.3−3−5 図

残留熱除去系熱交換器（アンカボルト）
平均フラジリティ曲線

1.0
0.9
0.8
0.7

損傷確率

0.6
0.5
0.4
0.3
0.2
0.1
0.0
0

500

1000

1500

2000

2500

3000

最大地動加速度（Gal）（鉛直）第 3.2.1.3−3−6 図

残留熱除去系海水系ポンプ

3.2.1−154

平均フラジリティ曲線

1.0
0.9
0.8
0.7

損傷確率

0.6
0.5
0.4
0.3
0.2
0.1
0.0
0

500

1000

1500

2000

2500

3000

最大地動加速度（Gal）（水平）第 3.2.1.3−3−7 図

非常用パワーセンタ

平均フラジリティ曲線

1.0
0.9
0.8

損傷確率

0.7
0.6
0.5
0.4
0.3
0.2
0.1
0.0
0

500

1000

1500

2000

2500

3000

最大地動加速度（Gal）（水平）第 3.2.1.3−3−8 図

残留熱除去系海水系配管

3.2.1−155

平均フラジリティ曲線

地震

地震加速度大

原子炉建屋

格納容器

原子炉
圧力容器

格納容器
バイパス

Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ
ＬＯＣＡ

計装・制御

直流電源

交流電源

外部電源

発生なし

発生する起因事象

−
健全
健全
健全
健全
発生なし
発生なし
健全
健全
健全

︱
3.2.1

発生

喪失
喪失

喪失

交流電源喪失計装・制御系喪失
RHR̲A̲CH̲2MD.ft Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ
ＬＯＣＡ

発生

格納容器バイパス

損傷

LPCI̲B̲TRAN.ftRHR̲A̲ST̲2MD.ft
LPCS̲TRAN.ft LPCI̲B̲TRAN.ft

損傷

RHR̲A̲ST̲2MD.ft

156
第 3.2.1.4−1 図

外部電源喪失RHR̲A̲ST̲2MD̲RCIC.ft
直流電源喪失

喪失
発生

損傷

過渡事象

地震ＰＲＡ階層イベントツリー

原子炉圧力容器損傷
格納容器損傷
原子炉建屋損傷

過渡事象

原子炉停止

逃がし安全
弁開放

圧力
バウンダリ
健全性

高圧炉心
冷却

原子炉減圧

低圧炉心
冷却

崩壊熱除去

成功
成功
1.60E-01

失敗
成功

成功
成功
成功
失敗

︱
3.2.1

成功

失敗
失敗

炉心損傷なし崩壊熱除去機能喪失（ＴＷ）
炉心損傷なし崩壊熱除去機能喪失（ＴＷ）
高圧・低圧注水機能喪失（ＴＱＵＶ）

RHR̲A̲ST̲2MD.ft
高圧注水・減圧機能喪失（ＴＱＵＸ）

失敗

157

P1

成功
成功
失敗

成功
失敗

事故シーケンスグループ

HPCS̲SORV.ft

成功
成功

失敗

失敗
失敗

失敗

炉心損傷なし崩壊熱除去機能喪失（ＴＷ）
炉心損傷なし崩壊熱除去機能喪失（ＴＷ）
高圧・低圧注水機能喪失（ＴＱＵＶ）
Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ

失敗

ＬＯＣＡ

原子炉停止機能喪失（ＴＣ）

第 3.2.1.4−2 図

過渡事象イベントツリー

外部電源喪失

原子炉停止

逃がし安全弁
開放

直流電源

交流電源

圧力
バウンダリ
健全性

高圧炉心冷却
事故シーケンスグループ
ＨＰＣＳ

ＲＣＩＣ

成功

過渡事象へ

成功

成功

崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）

成功
成功
失敗
失敗

失敗

成功

成功

︱
3.2.1

失敗
失敗
成功

成功

全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）
全交流動力電源喪失（ＴＢＵ）
崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）
全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）

158

崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）

失敗
失敗
失敗

全交流動力電源喪失（ＴＢＤ）
Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ

失敗

ＬＯＣＡ

原子炉停止機能喪失

第 3.2.1.4−3 図

外部電源喪失イベントツリー

交流電源喪失

逃がし
安全弁開放

原子炉停止

高圧炉心冷却

圧力バウンダリ
健全性

事故シーケンスグループ
ＨＰＣＳ

ＲＣＩＣ

成功

崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）

成功
成功
失敗
成功

失敗
成功

成功

失敗
失敗
失敗

全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）
全交流動力電源喪失（ＴＢＵ）
崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）
全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）
Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ

︱
3.2.1

失敗

ＬＯＣＡ

原子炉停止機能喪失

159

第 3.2.1.4−4 図

交流電源喪失イベントツリー

直流電源喪失

逃がし
安全弁開放

原子炉停止

圧力バウンダリ
健全性

高圧炉心冷却
事故シーケンスグループ
ＨＰＣＳ

ＲＣＩＣ

成功
成功
失敗
成功
成功
成功

失敗
失敗
失敗

崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）
全交流動力電源喪失（ＴＢＤ）
崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）
全交流動力電源喪失（ＴＢＤ）
Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ

失敗

ＬＯＣＡ

原子炉停止機能喪失︱
3.2.1

第 3.2.1.4−5 図

直流電源喪失イベントツリー

160

原子炉圧力容器損傷
2.1％
全交流動力電
源喪失
4.3％

原子炉建屋
損傷
1.5％
格納容器
バイパス
0.3％

直流電源喪失
20.7％

過渡事象
41.4％

外部電源喪失29.7％

第 3.2.1.4−6 図

原子炉圧力
容器損傷
2.1％
ＴＢＵ
4.3％

起因事象別炉心損傷頻度寄与割合

原子炉建屋
損傷
1.5％

ＴＣ
1.1％

ＴＢＷ
0.6％
格納容器
バイパス
0.3％

ＴＱＵＶ
4.5％

ＴＱＵＸ
12.5％

ＴＷ
52.5％
ＴＢＤ
20.5％

第 3.2.1.4−7 図事故シーケンスグループ別炉心損傷頻度寄与割合

3.2.1−161

第 3.2.1.4−8 図

地震加速度区分別炉心損傷頻度

第 3.2.1.4−9 図

不確実さ評価結果

3.2.1−162

1.0E-04
べースケース
感度解析（完全独立）
1.0E-05

炉心損傷頻度[／炉年]1.0E-06

1.0E-07

1.0E-08

1.0E-09

1.0E-10

事故シーケンスグループ

第 3.2.1.4−10 図 相関性を変更した場合の評価結果（事故シーケンスグループ別炉心損傷頻度）

第 3.2.1.4−11 図 相関性を変更した場合の評価結果（地震加速度区分別炉心損傷頻度）3.2.1−163

1.0E-04
べースケース
感度解析（使命時間）
1.0E-05

炉心損傷頻度[／炉年]1.0E-06

1.0E-07

1.0E-08

1.0E-09

1.0E-10

事故シーケンスグループ

第 3.2.1.4−12 図 使命時間を 72 時間とした場合の評価結果（事故シーケンスグループ別炉心損傷頻度）
1.0E-02
べース解析
感度解析（使命時間）
地震発生頻度
1.0E-03

炉心損傷頻度[／炉年], 地震発生頻度[／年]1.0E-04

1.0E-05

1.0E-06

1.0E-07

1.0E-08

地震加速度区分

第 3.2.1.4−13 図 使命時間を 72 時間とした場合の評価結果（地震加速度区分別炉心損傷頻度）3.2.1−164

添付資料 3.2.1.1−1
地震ＰＲＡにおけるプラントウォークダウンのチェック項目について

地震ＰＲＡにおけるプラントウォークダウンで確認すべきチェック項目の具体的内容について，以下に示す。これらの項目をチェックシートに整理し，プ
ラントウォークダウンを実施した。

1.
(1)

耐震安全性の確認対象機器本体に対するチェック項目
耐震バックチェック等における耐震計算では，各機器が図面どおりに設置されており，機器の各部位に耐力を低下させるような要因がないことが前提になっている。このため本項目では，各機器について図面との相違や，腐食・亀裂等の地震に対する耐力の低下につながる要因はないかについて点検し，耐震計算の前提に問題がないことを確認する。
ａ．対象機器の図面（外形図・耐震計算書等）と外見上相違点は無い
ｂ．対象機器と支持構造物との接合部に外見上の異常（腐食・亀裂等）は無い
ｃ．配管接合部と図面に外見上の相違点は無い
ｄ．配管接合部に外見上の異常（腐食・亀裂等）は無い(2)

アンカーボルトに対するチェック項目
前項と同様に，耐震計算の前提となっているアンカーボルトの設置本数・配置状況や健全性について点検し，耐震計算に与える影響はないかを確認する。
ａ．図面（外形図・耐震計算書等）と外見上の相違は無い
ｂ．外見上の異常（腐食・亀裂等）は無い
添付 3.2.1.1−1−1

ｃ．締め付け強度は適切に管理されている・ボルトの締め付け強度の管理に関しては，以下の点をチェックすることで確認する。
ボルトに引かれている合いマークがずれていない
ボルトに塗られているペンキに割れや剥がれがない
スプリングワッシャーやダブルナットによるゆるみ止めがされている
ボルトを緩ませるような振動が発生する機器ではない
定検等の点検において構造に係るトラブルが発生したことがない
ｄ．アンカーボルト付近のコンクリート部に異常がない

2.

二次的影響に対するチェック項目
ａ．周辺の耐震クラスが低い機器の倒壊により被害を受けない・調査対象機器の周辺に，それが損傷することにより対象機器を破損させうる耐震クラスの低い機器類（特に照明，電線管，小口径
配管等及び仮設設備）がないかを確認する。なお，現場調査時に耐震クラス等が不明であった場合には，写真等で状況を記録した
後に，系統図・配管ルート図等で確認する。
ｂ．被害を与えうる周辺の機器の耐震性は問題ない（対象設備への波及的機器があるか）・損傷した場合に調査対象機器に衝突するなどして被害を与えうる機器について，その機器の支持構造物・定着部等を点検すること
で耐震性に問題がないかを確認する。

添付 3.2.1.1−1−2

ｃ．無筋のブロック壁が近傍にない・調査対象機器の周辺にブロックを積み上げただけのような，仮設の壁面がないかを確認する。

添付 3.2.1.1−1−3

添付資料 3.2.1.1−2
耐震Ｂ，Ｃクラスの評価対象設備の取扱いについて

1.

耐震Ｂ，Ｃクラスの評価対象設備の取扱い
耐震Ｂ，Ｃクラスの設備について，地震ＰＲＡの評価上期待している設備
は以下のとおりであり，評価におけるモデル化の方法を示す。
・外部電源系：耐震Ｃクラス
外部電源に関連する機器のフラジリティについては，送電網を含めたシステム全体として評価し，開閉所設備の碍子部で代表させていることから，地震ＰＲＡのモデルに開閉所設備（碍子部）のフラジリティを入力している。
・燃料移送系：耐震Ｃクラス
使命時間内（24 時間）の非常用ディーゼル発電機への燃料移送機能に期待しているため，地震ＰＲＡのモデルに軽油貯蔵タンクのフラジリティを入力している。
・復水移送系 ※１ ：耐震Ｂクラス
高圧炉心スプレイ系及び原子炉隔離時冷却系（以下「高圧注水系」という。）の初期水源を復水貯蔵タンクとしており，
水源切替に失敗すると，高圧注水系の機能損傷につながることから，水源切替の人的過誤についてモデル化を行い，フラジリティの入力は行っていない。高圧注水系の水源切替のモデル化の方法について，次項に示す。

※1

復水移送系とは，復水貯蔵タンク，高圧炉心スプレイ系及び原子炉隔離時冷却系への移送配管を含む設備系統をいう。

添付 3.2.1.1−2−1

2.

高圧注水系の水源切替のモデル化方法

2.1

高圧注水系の水源の構成について
東海第二発電所の高圧注水系は，初期水源を復水貯蔵タンクとし，復水貯蔵タンクの水位が低下した場合又はサプレッション・チェンバの水位が上昇した場合に自動又は手動でサプレッション・チェンバに水源を切り替える設計としている。高圧炉心スプレイ系及び原子炉隔離時冷却系の系統
概要図を図 1 及び図 2 に示す。

2.2

地震ＰＲＡにおける高圧注水系の水源のモデル化方法について
東海第二発電所の復水貯蔵タンクの耐震クラスがＢクラスであることを考慮し，地震ＰＲＡにおいては，高圧注水系の水源は次のとおりモデル化している。
0.7G※２ 未満の地震加速度区分においては，復水貯蔵タンクからの取水ラインが地震により損傷する可能性はあるものの，高圧注水系の吸込み圧力が確保できなくなるような配管破断は考えにくいため，運転員による水源切替操作に成功した場合は高圧注水系の機能が維持できると想定し，運転員によるサプレッション・チェンバへの水源切替操作失敗及び水源切替弁等の機械的故障（地震による損傷を含む）をモデル化している。
0.7G※２ を超過する地震加速度区分においては，復水貯蔵タンクからの取水ラインが地震により損傷し，高圧注水系の吸込み圧力が確保できなくなるような配管破断が発生する可能性があることから，保守的に運転員による水源切替操作に必ず失敗すると仮定し，高圧注※2 「東海第二発電所発電用原子炉設置変更許可申請書（発電用原子炉施設の変更）」（平
成 26 年 5 月 20 日申請）における基準地震動Ｓ Ｓ の最大加速度。

添付 3.2.1.1−2−2

水系に期待しないモデルとしている。
上記のモデル化により，0.7G ※ ２ を超過する地震加速度区分では高圧注水系に期待していないため，0.7G ※ ２ 未満の地震加速度区分に比べて炉心損傷頻度が増加する。

3.

高圧注水系の水源切替操作のモデル化方法に関する感度解析
ベースケースでは，加速度区分 7（0.70G〜0.80G）以降は高圧注水系の水源切替操作に必ず失敗するものとして評価しているが，この高圧注水系の水源切替操作のモデル化方法が全炉心損傷頻度に与える影響を確認するため，
高圧注水系の水源切替操作に全加速度区分で成功するとした場合の感度解析を実施した。その結果，全炉心損傷頻度は 9.2E-06／炉年であり，ベースケ
ースの 1.0E-05／炉年から有意な変化はなかった。地震加速度区分別の炉心損傷頻度を図 3 に示す。
感度解析ケースでは，加速度区分 7（0.70G〜0.80G）から加速度区分 14（1.40G〜1.50G）の中加速度領域の炉心損傷頻度が低減するものの，全炉心損傷頻度に対して支配的な加速度区分はいずれのケースも加速度区分 1（0.16G〜0.20G）及び加速度区分 2（0.20G〜0.30G）であるため，高圧注水
系の水源切替操作のモデル化方法は全炉心損傷頻度に対して有意な影響を与えるものではない。
したがって，地震発生時の復水貯蔵タンクからの取水ラインの損傷の程度
及び運転員による高圧注水系の水源切替操作には不確かさがあると考えられるものの，加速度区分 7（0.70G〜0.80G）以上の地震動に対する高圧注水系の水源切替操作における仮定は，評価結果に有意な影響を与えない。

添付 3.2.1.1−2−3

Ｂクラス

Ｓクラス

添付 3.2.1.1−2−4
Ｂクラス

Ｓクラス
図1

高圧炉心スプレイ系の系統概要図

Ｂクラス

Ｓクラス

添付 3.2.1.1−2−5

Ｂクラス
Ｓクラス

図2

原子炉隔離時冷却系の系統概要図

1.0E-02
ベースケース
感度解析（水源切替成功）
地震発生頻度

添付 3.2.1.1−2−6

炉心損傷頻度[／炉年]，地震発生頻度[／年]1.0E-03

1.0E-04

1.0E-05

1.0E-06

1.0E-07

1.0E-08

地震加速度区分

図3

地震加速度区分別炉心損傷頻度（高圧注水系の水源切替のモデル化方法に関する感度解析）

添付資料 3.2.1.1−3
建屋・機器リストとフラジリティデータの外部電源喪失において，開閉所設備の碍子部を評価部位の代表箇所とする妥当性について

1.

はじめに
東海第二発電所の地震ＰＲＡでは，送電網の鉄塔などの損傷に伴う外部電源喪失への影響を開閉所設備の碍子部の損傷で代表して評価する手法を取っている。この仮定の置き方が，シーケンス選定の目的に照らして，妥当であるとする理由について以下に記載する。

2.

開閉所設備の碍子部を評価部位の代表箇所とする妥当性「第 3.2.1.1−2 表

地震による事故シナリオ及びスクリーニング結果」の

うち，「送電網の鉄塔などの損傷に伴う外部電源喪失への影響」において，「外部電源に関連する機器のフラジリティについては，送電網を含めたシステム
全体として評価し，開閉所設備の碍子部で代表させている」としている。
これは，東北地方太平洋沖地震における送電網の鉄塔の耐震性を示した報告書として，「 原子力発電所及び再処理施設の外部電源の信頼性確保について」（平成２３年５月１６日，東京電力株式会社）があり，「４．電源線鉄塔の耐震性」において，地震により倒壊した鉄塔はないが，支持碍子の折損が発生していることが示されており，送電網の碍子の耐力が小さいことが確認されているからである。（補足資料 1）
なお，東海第二発電所の開閉所設備については，信頼性向上対策として気中絶縁開閉装置と比べて重心が低く耐震性の高いガス絶縁開閉装置に変更することとしている。これにより，開閉所設備の耐力は向上するものの，開閉所設備のフラジリティに送電網を含めたシステム全体としての影響を包含さ添付 3.2.1.1−3−1

せるため，フラジリティ評価において開閉所設備の耐力の向上は考慮しないこととした。

3.

外部電源喪失を仮定した場合の感度解析
東海第二発電所の地震ＰＲＡにおいて，外部電源が必ず喪失すると仮定した場合の感度解析を実施し，全炉心損傷頻度への影響は限定的であることを確認した。（補足資料 2）添付 3.2.1.1−3−2

補足資料 1

添付 3.2.1.1−3−3

添付 3.2.1.1−3−4

添付 3.2.1.1−3−5

添付 3.2.1.1−3−6

補足資料 2
外部電源喪失を前提とした場合の炉心損傷頻度について

1.

はじめに
東海第二発電所の地震ＰＲＡでは，評価上，開閉所設備の碍子部のフラジ
リティを用いて外部電源喪失の発生の有無を評価しているが，実際には，地震により送電系統等が損傷した場合は，開閉所設備の碍子部が健全であっても外部電源が喪失する。そのため，地震により外部電源が必ず喪失すると仮定した場合の感度解析を実施し，炉心損傷頻度への影響を評価した。

2.

感度解析結果地震により外部電源が必ず喪失すると仮定したため，感度解析ケースの全炉心損傷頻度は 1.3E-05／炉年となり，ベースケースの 1.0E-05／炉年に比べて増加したものの，有意な変化ではなかった。地震加速度区分別の炉心損傷頻度の比較を表 1 及び図 1 に，事故シーケンスグループ別の炉心損傷頻度の比較を表 2 及び図 2 示す。
炉心損傷頻度は加速度区分 1（0.16G〜0.20G）から加速度区分 8（0.80G〜
0.90G）の低加速度領域のみで増加している。この理由は，ベースケースにおいて外部電源喪失の確率を与えている開閉所設備の碍子の耐力が小さく，外部電源が必ず喪失するとの仮定は，低加速度領域のみに影響を与えるためである。
なお，長期ＴＢ及びＴＢＷの事故シーケンスグループの炉心損傷頻度が有意に増加しているが，これらの事故シーケンスグループは低加速度領域の炉
心損傷頻度が支配的であることによるものである。

添付 3.2.1.1−3−7

3.

まとめ
東海第二発電所の地震ＰＲＡにおいて，外部電源が必ず喪失すると仮定した場合の感度解析を実施した。
その結果，全炉心損傷頻度への影響は有意なものではないことを確認した。

添付 3.2.1.1−3−8表1地震加速度区分別の炉心損傷頻度の比較
感度解析ケース（外部電源なし）

ベースケース

加速度区分

感度解析ケース／ベースケース
炉心損傷頻度（／炉年）

添付 3.2.1.1−3−9寄与割合

炉心損傷頻度（／炉年）

寄与割合

1（0.16〜0.20G）

3.2E-0625.2％

2.0E-06

18.8％

1.65

2（0.20〜0.30G）

2.0E-06

15.8％

1.2E-06

12.0％

1.64

3（0.30〜0.40G）

6.3E-074.9％

4.0E-07

3.8％

1.57

4（0.40〜0.50G）

2.7E-072.1％

1.9E-07

1.8％

1.46

5（0.50〜0.60G）

1.5E-071.2％

1.2E-07

1.1％

1.29

6（0.60〜0.70G）

1.4E-071.1％

1.3E-07

1.2％

1.10

7（0.70〜0.80G）

8.0E-076.2％

8.0E-07

7.6％

1.01

8（0.80〜0.90G）

6.8E-07

5.3％

6.8E-07

6.5％

1.00

9（0.90〜1.00G）

6.8E-07

5.2％

6.7E-07

6.5％

1.00

10（1.00〜1.10G）

7.1E-07

5.5％

7.1E-07

6.8％

1.00

11（1.10〜1.20G）

7.4E-075.8％

7.4E-07

7.1％

1.00

12（1.20〜1.30G）

6.4E-07

5.0％

6.4E-07

6.2％

1.00

13（1.30〜1.40G）

6.5E-07

5.1％

6.5E-07

6.2％

1.00

14（1.40〜1.50G）

5.2E-07

4.1％

5.2E-07

5.0％

1.00

15（1.50〜1.60G）

4.0E-073.1％

4.0E-07

3.8％

1.00

16（1.60〜1.70G）

2.6E-072.0％

2.6E-07

2.5％

1.00

17（1.70〜1.80G）

1.4E-071.1％

1.4E-07

1.4％

1.00

18（1.80〜1.90G）

8.2E-080.6％

8.2E-08

0.8％

1.00

19（1.90〜2.00G）

4.6E-08

0.4％

4.6E-08

0.4％

1.00

20（2.00〜3.00G）

3.7E-08

0.3％

3.7E-08

0.4％

1.00

合計

1.3E-05100％

1.0E-05

100.0％

1.23

表2

事故シーケンスグループ別の炉心損傷頻度評価結果の比較
感度解析ケース（外部電源なし）

ベースケース
感度解析ケース／ベースケース

事故シーケンスグループ
炉心損傷頻度（／炉年）

寄与割合

炉心損傷頻度（／炉年）

寄与割合

高圧・低圧注水機能喪失

ＴＱＵＶ

4.7E-07

3.6％

4.6E-07

4.5％

1.01

高圧注水・減圧機能喪失

ＴＱＵＸ

1.3E-06

10.3％

1.3E-06

12.5％

1.01

長期ＴＢ

1.8E-07

1.4％

5.6E-09

＜0.1％

31.1

ＴＢＵ

4.5E-07

3.5％

4.4E-07

4.3％

1.02

ＴＢＰ

3.3E-09＜0.1％

2.4E-09

＜0.1％

1.40

ＴＢＤ

2.1E-06

16.6％

2.1E-06

20.5％

1.00

ＴＷ

5.8E-06

45.2％

5.5E-06

52.5％

1.06

ＴＢＷ

2.0E-06

15.3％

6.4E-08

0.6％

30.6

ＴＣ

1.2E-070.9％

1.2E-07

1.1％

0.99

原子炉建屋破損

1.5E-071.2％

1.5E-07

1.5％

1.00

格納容器破損

4.1E-09＜0.1％

4.1E-09

＜0.1％

1.00

原子炉圧力容器破損

2.2E-071.7％

2.2E-07

2.1％

1.00

格納容器バイパス

3.2E-08

0.3％

3.2E-08

0.3％

1.00

原子炉冷却材圧力バウンダリ喪失（Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ ＬＯＣＡ）

3.0E-10＜0.1％

3.0E-10

＜0.1％

1.00

計装・制御喪失

3.7E-10＜0.1％

3.7E-10

＜0.1％

1.00

合計

1.3E-05100%

1.0E-05

100.0％

1.23

全交流動力電源喪失

添付 3.2.1.1−3−10

崩壊熱除去機能喪失

原子炉停止機能喪失

1.0E-04
ベースケース
感度解析ケース（外部電源喪失）

添付 3.2.1.1−3−11

炉心損傷頻度[／炉年]1.0E-05

1.0E-06

1.0E-07

1.0E-08

地震加速度区分

図1

地震加速度区分別の炉心損傷頻度評価結果の比較

1.0E-04
ベースケース
感度解析ケース（外部電源喪失）

添付 3.2.1.1−3−12

炉心損傷頻度[／炉年]1.0E-05

1.0E-06

1.0E-07

1.0E-08

1.0E-09

1.0E-10

事故シーケンスグループ

図2

事故シーケンスグループ別の炉心損傷頻度評価結果の比較

添付資料 3.2.1.1−4「余震による炉心損傷への影響」に関する整理について

1.

建屋
学会標準の【解説 10】において，原子炉建屋の主要耐震要素であるＲＣ造
耐震壁，ＲＣＣＶ及びＰＣＣＶについて，最大耐力あるいは耐力低下後の破壊に至るまでの静的試験，振動台等による動的試験がこれまで数多く実施されており，JEAG 4601‐追補版にはそれらの復元力特性の評価法が纏められている。静的試験の結果から，荷重の繰り返しに対して，各振幅の最大荷重は
ほぼスケルトンカーブに一致し，繰り返しによる劣化は認められない。さらに，地震時の耐震壁等の挙動を確認するための動的試験又は仮動的試験でＲ
Ｃ造耐震壁の耐力に相当するせん断変形角 4〜5×10 −３ 程度までは，地震力の繰り返しに対して最大点を示す復元力特性が維持され，スケルトンカーブの低下が見られないことが確認されている。したがって，「本震あるいは余震による応答が，耐力以下であれば，本震と余震の地震動の大きさに係わらず，
原子炉建屋は健全性を保つことができる。」との記載に従い，余震による建屋
フラジリティ評価は，本震による建屋フラジリティ評価に含まれているものと考えられることができる。
具体的には【解説 10】の記載内容に基づき，本震による地震動と同等の余震による地震動を数回想定しても耐震壁の最大応答値及び現実的耐力評価にはほとんど影響を与えないこと，並びに，フラジリティ評価用地震動の設定
に際しては，【解説 57】に基づき，以下に示すとおり継続時間が長くなるよ
うに配慮していることを踏まえて，余震による建屋フラジリティ評価は本震による建屋フラジリティ評価に含まれているものと判断している。
【解説 57】模擬地震波作成の経時特性を設定するための地震規模及び震源距離は，確率論的地震ハザード評価において支配的な震源に対応したものを添付 3.2.1.1−4−1

用いれば十分であると考えられる。支配的な震源の評価方法としては，対象
サイト周辺震源の中で地震動が最も大きくなると予想されるものを用いるか，
確率論的地震ハザード評価より求まる平均的な地震規模及び震源距離の組合せを用いる方法などがある。東海第二発電所の評価では，前者の方法により評価を行っており，この評価によると地震動が長くなり最大振幅が複数回存在していることとなるため，余震の影響をある程度加味した評価となっている。

ＲＣ造耐震壁の仮動的試験で，終局せん
断ひずみを上回るせん断変形角 2×10−３〜7×10−３ 程度までの 3 レベルの試験を実施。
各試験では，ほぼ同じ振幅レベルを 2〜3
回程度繰り返した応答を示しているが，履歴特性及びスケルトンカーブの劣化は見られない。

図1

Ⅰ型耐震壁の仮動的試験例

添付 3.2.1.1−4−2

ＲＣＣＶについてＳ ２ の 9 倍の地震動レ
ベルまで振動試験を実施。正側でＳ ２ の4 倍（最大耐力時Ｒ＝8×10−３ 程度），
負側で 3 倍（最大耐力時Ｒ＝5×10−３ 程度）まで履歴特性及びスケルトンカーブの劣化は見られない。

図2

ＲＣＣＶの振動試験例

ＰＣＣＶについてＳ ２ の 5 倍の地震動レ
ベルまで振動試験を実施。Ｓ ２ の 4 倍で最大耐力に達しているが，履歴特性及びスケルトンカーブの劣化は見られない。

図3

ＰＣＣＶの振動試験例
添付 3.2.1.1−4−3

2.

機器・配管系
学会標準の【解説 10】において配管及び動的機器の余裕が記載されている。
各サイトの機器・配管系の設計用繰り返し回数の余裕を評価し，設計想定レベル以上の地震が繰り返し生じても問題ないとしている。
具体的には以下のとおりである。

(1)

静的機器に対する余震の影響
静的機器に対する余震の影響について配管系を例に説明する。
原子力発電技術機構では，現行の耐震設計法で設計された一般的な配管系の弾塑性応答挙動及び終局強度を把握し，許容応力に対する安全裕度を把握するための試験及び解析を実施している。安全裕度の確認では，特に設計許容応力を超えた弾塑性領域での配管の応答挙動で問題となるラチェット変形を伴う低サイクル疲労に着目して評価を実施しており，本震と余震による地震動を繰り返し受けた場合の配管系への影響を検討する上で有用な知見が得られている。
それらの結果によれば，現行耐震設計法によって設計された配管系は，設計用基準地震動Ｓ ２ に対する許容応力（3Sm）の 10 倍以上の応力強さにおいても塑性崩壊又は疲労による破損は生じないこと，低サイクル疲労強度は設計疲れ線図を上回る強度を有している等が確認されている。したがって，配管系は破損に対して非常に大きな安全裕度を保有しており，余震による地震動の影響は小さいものと考える。
また，プラントの耐震設計で用いる地震の等価繰り返し回数は一律に保守的な回数を設定しており，実際の繰り返し回数に比べ多めになっている。
これらのことから，現状の静的機器の構造強度に対する耐震設計手法は，疲労損傷に対して十分な余裕を含んでおり，余震による地震動の影響は小さいといえる。
添付 3.2.1.1−4−4

(2)動的機器および電気品に対する余震の影響
動的機器の地震時機能については，加振試験等により動的機能に係る各部位が弾性範囲内であることで，その機能維持が確認される。また，電気品も同様であり，例えば加振時にリレーの誤動作やチャタリングが起きた
場合でも，加振終了後は元の状態に復帰し，物理的な損傷はみられない場合が多い。フラジリティ評価上は，炉心損傷への影響をみた上で，これらを損傷とみなしている。
このことから，動的機器及び電気品は，機能維持が確認された範囲内であれば，各部位は弾性範囲内であり，余震による繰り返し荷重の影響は受けないものと考えている。
また，動的機能に関する加振試験結果から以下のことがいえる。
原子力安全基盤機構では，地震ＰＲＡ上の重要度が高い横型ポンプ及び電気品の耐力を把握することを目的として，部分品及び実機に対して設計条件を大きく超える加速度を入力した加振実験を実施している。
実機試験では，試験横型ポンプの代表機種として原子炉補機冷却ポンプ（ＲＣＷポンプ）を対象に最大約 6×9.8m／s ２ の加速度による振動試験を行い，ポンプの運転状態，外観等に異常が見られないことを確認している。
また，電気品の実機試験では，原子炉補助盤，中央制御盤，計装ラック，
論理回路制御盤等について最大約 6×9.8m／s ２ の振動試験を行い，電気的に異常がないことが確認されている。
これらの振動試験では，1 試験体に対して加振レベルを上げながら繰り返し加振試験を実施して，最終的に機能維持が確認された最大加速度を地震ＰＲＡにおける現実的耐力値として採用している。したがって，これらの耐力評価結果において，余震による地震動の繰り返しの影響はないものと考えられる（あるいは繰り返しの影響を含めた耐力評価結果となってい添付 3.2.1.1−4−5

る）。

図4

実機配管系モデルの終局強度試験
添付 3.2.1.1−4−6

図5

実機配管系の安全裕度の評価例（ＢＷＲ給水系配管）

添付 3.2.1.1−4−7

添付資料 3.2.1.1−5
起因事象の抽出に対する網羅性について

1.

概要
起因事象の抽出に関しては地震ＰＳＡ学会標準で挙げられている事象を考慮したほか，国内で発生した地震による発電所への影響事例の調査（原子力
発電所に対する地震を起因とした確率論的リスク評価に関する実施基準：
2015

附属書Ｄ（参考）国内の震害事例の抜粋），及び海外文献調査を実施

し，抽出結果の網羅性を確認した。

2.

国内で発生した地震による発電所への影響事例調査

2.1

概要
国内で発生した地震による発電所への影響として，次に挙げる地震に対し，施設に影響した地震規模，安全上重要な設備への影響（ＡＭ設備への影響及び波及的影響を含む），外部電源への影響及び復旧操作へのアクセス性の観点で事例を抽出した。

− 宮城県沖地震（2005 年 8 月）による女川原子力発電所に対する影響− 能登半島地震（2007 年 3 月）による志賀原子力発電所に対する影響− 新潟県中越沖地震（2007 年 7 月）による柏崎刈羽原子力発電所に対する影響− 駿河湾の地震（2009 年 8 月）による浜岡原子力発電所に対する影響− 東北地方太平洋沖地震（2011 年 3 月）による福島第一原子力発電所，福島第二原子力発電所，東通原子力発電所，女川原子力発電所，及び東海
第二発電所に対する影響

添付 3.2.1.1−5−1上記の震害事例を調査した結果，一部の地震において，地震観測記録が発電所設計時に設定された基準地震動Ｓ ２ 若しくは耐震安全性評価で設定された基準地震動Ｓ Ｓ を上回ることが確認されたが，安全上重要な設備に対する地震による直接的な異常は確認されなかった。また，波及的影響の可能性としては，点検及び仮置き中の重量物の移動又は遮へいブロック崩れ
による安全上重要な設備への接触，低耐震クラス配管の損傷又は津波による溢水事象，並びに，電気盤火災による波及的影響が確認された。
地震随伴溢水及び火災については，今回の評価では評価技術の成熟度か
ら随伴事象の影響評価は困難であると判断し，評価対象外としている。

2.2
2.2.1

震害事例調査結果
宮城県沖地震（2005 年 8 月）による女川原子力発電所に対する影響
地震発生時に運転中であった１号機，２号機及び３号機は，地震に伴い自動停止。発電所敷地内で観測した地震データを解析した結果，一部の周期で発電所設計時に設定された基準地震動Ｓ ２ を上回ることが確認されたが，耐震安全性の評価によって健全性が確保されていることが確認されており，安全上重要な設備に対する影響はなかった。
施設に影響した地震規模及び原子力発電所に対する影響について表 1
に示す。

2.2.2

能登半島地震（2007 年 3 月）による志賀原子力発電所に対する影響
敷地地盤や１号機，２号機原子炉建屋において観測された地震記録を分析した結果，観測した地震動の応答スペクトルが基準地震動Ｓ ２ を長周期側の一部の周期帯において超えている部分があったが，耐震安全性の評価によって健全性が確保されていることが確認されており，安全上重添付 3.2.1.1−5−2

要な設備に対する影響はなかった。
施設に影響した地震規模及び原子力発電所に対する影響について表 2
に示す。

2.2.3

新潟県中越沖地震（2007 年 7 月）による柏崎刈羽原子力発電所に対する影響
地震発生時に運転中又は起動中であった２号機，３号機，４号機及び７号機は，地震に伴い自動停止。（１号機，５号機及び６号機は定期検査のため停止中）発電所敷地内で観測した地震データを解析した結果，耐震設計上考慮すべき地震による地震動の周期帯のほぼ全域にわたって
発電所設計時に設定された基準地震動Ｓ ２ を上回ることが確認され，機器によっては構造強度や機能維持に影響を与えると考えられる異常が確認されているものの，重大な損傷をもたらしたものではなく，原子炉の安全性を阻害する可能性のない軽微な事象であった。
安全上重要な設備への影響については，点検及び仮置き中であった重量物の移動又は遮へいブロック崩れによる安全上重要な設備への接触事
例や，地震に伴う消火系配管の損傷による一部ＡＭ設備の浸水事例が確認されたものの，地震による直接的な異常は確認されなかった。なお，３号機の所内変圧器のダクトの基礎が不等沈下したことによって火災が発生した。
施設に影響した地震規模及び原子力発電所に対する影響について表 3
に示す。

2.2.4

駿河湾の地震（2009 年 8 月）による浜岡原子力発電所に対する影響
地震発生時に運転中であった４号機及び５号機は，地震に伴い自動停
添付 3.2.1.1−5−3

止。（３号機は定期検査のため停止中。１号機及び２号機は廃止措置準備中。）発電所敷地内で観測した地震データを解析した結果，３号機及び４号機については，発電所設計時に設定された基準地震動Ｓ ２ による床
応答スペクトルを超えるものではなく，設備の健全性が確保されていることが確認されている。５号機については，観測された地震データによる床応答スペクトルが一部の周期帯において基準地震動Ｓ １ による床応
答スペクトルを上回っていたが，主要な耐震設計上重要な機器及び配管の固有周期では下回っていたこと，また床応答スペクトルの一部が超えたことについては観測記録による地震応答解析結果によって全ての設備
が弾性状態にあったことから，設備の健全性が確保されていることが確認されている。以上のことから，安全上重要な設備に対する影響はなかった。
施設に影響した地震規模及び原子力発電所に対する影響について表 4
に示す。

2.2.5

東北地方太平洋沖地震（2011 年 3 月）による原子力発電所に対する影響(1)

福島第一原子力発電所に対する影響
地震時，運転中であった１号機，２号機，３号機は，地震に伴い自動停止（４号機，５号機，６号機は定期検査中）。原子炉建屋及び原子炉建屋に設置されている安全上重要な設備（原子炉格納容器，残留熱除去系配管など）について，地震観測記録及び基準地震動Ｓ Ｓ それぞれによる応答解
析を比較した結果，基準地震動による地震荷重より耐力の方が大きく，地震直後，各安全機能は保持されていたものと評価されている。
しかし，１〜５号機については，地震後の津波によって，非常用ディー
添付 3.2.1.1−5−4

ゼル発電設備，電源設備などが被水，機能喪失したことで全交流電源喪失に至り，１〜３号機については最終的に炉心損傷に至った。５号機及び６号機については，原子炉に燃料が装荷されている状態で，１〜３号機同様，津波による影響によって海水系が機能喪失に至ったものの，６号機の空冷式ディーゼル発電設備による電源確保（５号機については，６号機から電源融通実施）を行うとともに，仮設海水系ポンプによる冷却機能確保などの復旧措置によって冷温停止状態への移行及び維持が図られた。
また，全燃料が使用済燃料プールへ取り出されていた４号機をはじめとする，各号機の使用済燃料プール内燃料については，注水又は冷却によって使用済燃料プール水位を確保し，燃料損傷防止が図られた。
施設に影響した地震規模及び原子力発電所に対する影響について表 5 に
示す。

(2)

福島第二原子力発電所に対する影響
地震時，１〜４号機は運転中であったが，地震に伴い全号機自動停止。
原子炉建屋及び原子炉建屋に設置されている安全上重要な設備（原子炉格
納容器，残留熱除去系配管など）について，地震観測記録及び基準地震動
Ｓ Ｓ それぞれによる応答解析を比較した結果，基準地震動Ｓ Ｓ による地震荷
重より耐力の方が大きく，地震後，各安全機能は保持されていたものと評価されている。
３号機を除く，１号機，２号機及び４号機については，地震後の津波によって，海水系設備が被水することでヒートシンク喪失に至ったものの，外部電源及び３号機非常用ディーゼル発電設備，電源車による電源確保，
海水系ポンプのモータ取り替えなどの復旧措置によって，除熱機能を確保することで，各号機とも冷温停止状態への移行，維持が図られた。
添付 3.2.1.1−5−5

施設に影響した地震規模及び原子力発電所に対する影響について表 6
に示す。

(3)

東通原子力発電所に対する影響
地震時において１号機は定期検査のため停止中。発電所敷地内で観測された地震加速度は 17Gal であり，地震による設備への影響はなかった。また，地震後に外部電源が全て喪失したが，非常用ディーゼル発電機が自動起動し全交流電源喪失には至らなかった。
施設に影響した地震規模及び原子力発電所に対する影響について表 7 に
示す。

(4)

女川原子力発電所に対する影響
地震時に運転中又は起動中であった１号機，２号機及び３号機は，地震に伴い自動停止。発電所敷地内で観測した地震データを解析した結果，観測された地震データによる床応答スペクトルが一部の周期帯において発電
所設計用の基準地震動Ｓ Ｓ による床応答スペクトルを上回っていたが，地震観測結果に基づく原子炉建屋及び耐震安全上重要な主要設備の地震時における機能を概略評価（建屋については最大応答せん断ひずみ及び層せん
断力，設備については影響構造強度評価及び動的機能維持評価）した結果，機能維持の評価基準を下回っていることが確認されている。今後は詳細なシミュレーション解析によって健全性を確認するとともに主要設備以外の耐震安全上重要な設備を含め設備の健全性を確認することとしている。
安全上重要な設備への影響については次のとおりである。１号機において常用系の高圧電源盤火災によって地絡した同期検定器の出力回路ケーブ
ルから非常用母線と予備変圧器の連絡しゃ断器投入コイルに電圧が印加さ添付 3.2.1.1−5−6

れ，非常用母線電圧が瞬時低下したため，同母線から受電していた残留熱除去系ポンプ 2 台の自動停止が確認された。２号機において海水ポンプ室に流入した海水が地下トレンチを通じて原子炉建屋の一部に流入し，原子炉補機冷却水系の１系統及び高圧炉心スプレイ補機冷却水系の機能喪失が確認された。同冷却水系の喪失によって非常用ディーゼル発電機１系統及び高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機の自動停止が確認された。さらに，常用系の高圧電源盤火災の影響により，非常用ディーゼル発電機が起動していない状態でしゃ断器投入が発生し，非常用ディーゼル発電機界磁回路
損傷が確認されたものの，地震による直接的な異常は確認されなかった。
施設に影響した地震規模及び原子力発電所に対する影響について表 8 に
示す。

(5)

東海第二発電所に対する影響
地震時に運転中であった東海第二発電所は，地震に伴い自動停止。発電所敷地内で観測した地震データを解析した結果，観測された地震データによる原子炉建屋の最大応答加速度は，設計時に用いた最大応答加速度及び新耐震指針に基づく耐震安全性評価で設定した基準地震動Ｓ Ｓ の最大応答加速度以下であった。また，観測された地震データによる原子炉建屋の床
応答スペクトルが一部の周期帯において発電所設計時に用いた床応答スペ
クトルを上回っていたが，主要な周期帯で観測地震記録が下回っていることが確認されている。安全上重要な設備への影響については，津波対策工
事が完了していなかった一部の海水ポンプ室に海水が浸水し 3 台ある非常用ディーゼル発電機用海水ポンプのうち 1 台が停止したこと，並びに，125V
蓄電池２Ｂ室のドレンファンネルからの逆流によって床面に 3cm の深さで溢水が確認されたものの，地震による直接的な異常は確認されなかった。
添付 3.2.1.1−5−7

施設に影響した地震規模及び原子力発電所に対する影響について表 9 に示す。

添付 3.2.1.1−5−8表12005 年 8 月に発生した宮城県沖地震による女川原子力発電所に対する影響確認項目①施設に影響した地震規模（地震観測記録と基準地震動の関係）②−1 安全上重要な設備への影
響（波及影響も含む）②−2 既存のＡＭ設備への影響（波及影響も含む）③−1 外部電源への影響③−2Ｄ／Ｇへの影響③−3 補機冷却系への影響③−4 電源融通の可能性③−5 復旧操作へのアクセス性④その他（安全機能には影響しないもの，留意しておく必要の
ある事項）

確認結果
女川原子力発電所１号機，２号機，３号機は，定格
熱出力運転中のところ平成 17 年 8 月 16 日に発生した宮城沖を震源とす るマグニチ ュード 7.2（ 震源深さ72km，震央距離 73km，震源距離 84km）の地震の影響によって，11 時 46 分に１号機，２号機，３号機は地震
加速度大信号によって原子炉自動停止した。なお，観測された保安確認用地震動は，最大で 251.2Gal であった。
１号機，２号機，３号機の原子炉建屋で観測された地震動から求めた加速度応答スペクトル（周期ごとの加速度の最大値）は，機器が設置されていない屋上を除き，全ての周期において基準地震動Ｓ ２ による応答
スペクトルを下回っていることを確認した。また，岩盤上で観測された地震データから上部地盤の影響を取り除いたデータを解析したところ，一部周期において基準地震動Ｓ ２ を超えている部分があることを確認した。この地震で，一部の周期において基準地震動の応答スペクトルを超えることとなった要因分析及び評価を行った結果，宮城県沖近海のプレート境界に発生する地震の地域的な特性によるものと考えられるとの結論が得られた。
無し
今回観測された地震データを用いて，安全上重要な設備（建屋及び機器）の耐震安全性の評価を実施し，耐震安全性が確保されていることを確認した。
無し
無し
無し
無し
可能
重大な影響は無し。ただし，構内道路アスファルト
亀裂，波うち及び段差が発生した。
無し

添付 3.2.1.1−5−9表22007 年 3 月に発生した能登半島地震による志賀原子力発電所に対する影響確認項目①施設に影響した地震規模（地震観測記録と基準地震動の関係）②−1 安全上重要な設備への影
響（波及影響も含む）②−2 既存のＡＭ設備への影響（波及影響も含む）③−1 外部電源への影響③−2Ｄ／Ｇへの影響③−3 補機冷却系への影響③−4 電源融通の可能性③−5 復旧操作へのアクセス性④その他（安全機能には影響しないもの，留意しておく必要の
ある事項）

確認結果
【志賀１号機，２号機】
敷地地盤や１号機，２号機原子炉建屋において観測された地震記録を分析した結果，観測した地震動の応答スペクトルが基準地震動Ｓ ２ を長周期側の一部の周期帯において超えている部分があったが，この周期帯に関して，安全上重要な施設に影響がないことを確認した。
また，１号機，２号機の原子炉建屋で観測された地
震記録に基づいて原子炉建屋及び同建屋内の安全上重要な機器について検討した結果，各施設とも弾性範囲内に収まっており，施設の健全性が確保されていることを確認した。
タービン建屋内及び海水熱交換器建屋内の安全上重要な機器及び配管，並びに排気筒について，敷地地盤で観測された地震記録に基づいて検討した結果，各施設とも弾性範囲内に収まっており，施設の健全性が確保されていることを確認した。
さらに，今回の地震において長周期側の一部の周期帯で基準地震動Ｓ ２ を上回ったことから，長周期側で今回の地震動を上回る地震動（検討に用いた地震動）を想定し，長周期側の主要施設であるタービン建屋基
礎版上の原子炉補機冷却水系配管及び排気筒の耐震安全性について確認した結果，耐震安全余裕を有していることを確認した。
以上，安全上重要な施設や長周期側の主要施設に関する一連の耐震安全性確認結果から，能登半島地震を踏まえても耐震安全性は確保されていることが確認できたと考えられる。
【志賀１，２号機】無し【志賀１，２号機】無し【志賀１，２号機】
供用中の 3 回線すべてが喪失し外部電源喪失となったが，事象発生の 6 分後に復旧した。
【志賀１，２号機】無し【志賀１，２号機】無し【志賀１，２号機】可能【志賀１，２号機】影響は無し■水銀灯の落下１号機タービン建屋運転階の水銀灯が 7 個，また２号機原子炉建屋運転階の水銀灯が 2 個落下した。
また，２号機で落下した水銀灯の破片は，約 97％を
運転階床上から回収したが，残りの破片については使
用済燃料貯蔵プールなどへ落下した可能性があったた
め，これらの箇所での点検及び清掃を行った。

添付 3.2.1.1−5−10確認項目④その他（安全機能には影響しないもの，留意しておく必要のある事項）（つづき）

確認結果■２号機低圧タービン組み立て中のタービンロータの
位置ずれ
組み立て中の低圧タービンロータを仮止めしていた治具が変形し，わずかな位置ずれが生じた。低圧ター
ビンを開放し点検を実施したところ，動翼に微小な接触痕が複数確認された。
■１号機使用済燃料貯蔵プールからの水飛散
使用済燃料貯蔵プールの水約 45 リットル（放射能量
約 750 万ベクレル）が使用済燃料貯蔵プール周辺に飛散した。そのうち，養生シート外には約 8 リットル（放射能量約 130 万ベクレル）の水が飛散した。飛散した水については速やかに拭き取った。外部への放射能の影響は無し。

添付 3.2.1.1−5−11表 32007 年 7 月に発生した中越沖地震による柏崎刈羽原子力発電所に対する影響確認項目①施設に影響した地震規模（地震観測記録と基準地震動の関係）②−1 安全上重要な設備への影
響（波及影響も含む）②−2 既存のＡＭ設備への影響（波及影響も含む）③−1 外部電源への影響③−2Ｄ／Ｇへの影響③−3 補機冷却系への影響③−4 電源融通の可能性③−5 復旧操作へのアクセス性確認結果【柏崎刈羽１〜７号機】
新潟県中越沖においてマグニチュード 6.8 の地震が発生，震央距離 16km，震源距離 23km に位置している柏崎刈羽においては，全号機（１〜７号機）にて基準地震動を超える加速度を確認，原子炉建屋基礎版上での最大加速度のものは，１号機での 680Gal（設計時の最大加速度応答値 273Gal）であった。各号機で原子炉建屋基
礎版上での最大加速度（観測値，設計時応答値）は下表
の通り。
南北
東西
上下
観測値
観測 設計 観測 設計 観測 設計 ※１号機 最下階 311
274 680 273 408 (235)
２号機 最下階 304
167 606 167 282 (235)
３号機 最下階 308
192 384 193 311 (235)
４号機 最下階 310
193 492 194 337 (235)
５号機 最下階 277
249 442 254 205 (235)
６号機 最下階 271
263 322 263 488 (235)
７号機 最下階 267
263 356 263 355 (235)※上下方向については，（ ）内の値を静的設計で使用
１〜７号機で観測された地震観測記録に基づき，設計時の解放基盤表面と原子炉建屋基礎版上の関係を参照
し，解放基盤表面における地震動を推定したところ，基準地震動Ｓ ２ （450Gal）に対して１〜４号機で約 2.3〜
3.8 倍，５〜７号機で 1.2〜1.7 倍の結果であった。
設備点検の結果，地震の影響による構造強度や機能維持に影響を与えると考えられる異常が確認されてはいるが，機器の重大な損傷をもたらしたものではなく，原子炉の安全性を阻害する可能性のない軽微な事象であった。
安全上重要な設備については，１号機において異常が数例確認されているが，点検，仮置き中だったために転倒，損傷に至ったこと，地震に伴う消火系配管の建屋接続部の損傷に伴う浸水によって機能喪失に至ったことが原因であり，地震による直接的な異常は確認されていない。
【柏崎刈羽１〜７号機】無し【柏崎刈羽１〜７号機】無し【柏崎刈羽１〜７号機】
4 回線中，2 回線が機能喪失【柏崎刈羽１〜７号機】無し【柏崎刈羽１〜７号機】無し【柏崎刈羽１〜７号機】無し
土捨て場北側斜面の一部が崩落（復旧操作のためのア
クセス性への影響は無し）

添付 3.2.1.1−5−12確認項目④その他（安全機能には影響しないもの，留意しておく必要の
ある事項）

確認結果
■３号機
原子炉建屋地下 2 階にあるＳＬＣ系注入ライン配管（格納容器外側貫通部）の近傍に置いてあったＩＳＩ用ＲＰＶ模擬ノズルが地震によって移動し，配管の板金保温材に衝突したと思われるへこみを確認。配管及びサポートには損傷は無かったものの，安全上重要な設備に影響が及ぶ可能性があったことを踏まえ，室内にて床に固定されていない重量物を固定及び固縛する対策を講じた。
なお，所内変圧器のダクトの基礎が不等沈下したことによって火災が発生した。
■１号機
不等沈下によって消火配管が破断し，漏水及び消火系の機能喪失に至ったものと推定。
地震による建屋周辺の地盤沈下などのため，消火系配管が破断（消火系の機能喪失）。
さらに，原子炉複合建屋とモニタ建屋（屋外）間のト
レンチの沈下によって生じた接続部の隙間及びトレン
チ本体のひび割れ損傷部を通じ，消火系から漏れた水が原子炉複合建屋内に流入。
その結果，機能要求は無かったものの主蒸気放射線モ
ニタ検出器が浸水によって損傷するとともに，復水補給
水ポンプ（ＡＭ設備）についても浸水による被害を受けた。

添付 3.2.1.1−5−13表 42009 年 8 月に発生した駿河湾の地震による浜岡原子力発電所に対する影響確認項目①施設に影響した地震規模（地震観測記録と基準地震動の関係）②−1 安全上重要な設備への影
響（波及影響も含む）②−2 既存のＡＭ設備への影響（波及影響も含む）③−1 外部電源への影響③−2Ｄ／Ｇへの影響③−3 補機冷却系への影響③−4 電源融通の可能性③−5 復旧操作へのアクセス性④その他（安全機能には影響しないもの，留意しておく必要の
ある事項）

確認結果
【浜岡３号機，４号機】
地震観測記録と基準地震動Ｓ １ による応答を比較した結果，地震観測記録は基準地震動Ｓ １ による応答を十分下回っており，地震時に耐震設計上重要な設備が弾性状態にあったことから，設備の健全性が確保されていることを確認した。
【浜岡５号機】
耐震設計上重要な設備について，地震観測記録と基準地震動Ｓ １ による応答を比較し，原子炉建屋の一部の階において地震観測記録における最大加速度が基準
地震動Ｓ １ による最大応答加速度をわずかに上回っている以外は，地震観測記録における最大加速度が基準
地震動Ｓ １ による最大応答加速度を下回っていることを確認した。
原子炉建屋の地震観測記録の床応答スペクトルは，
一部の周期帯において基準地震動Ｓ １ の床応答スペク
トルを上回っているが，主な耐震設計上重要な機器及び配管系の固有周期では下回っており，地震時に弾性状態にあったことから，これらの機器及び配管系の健全性が確保されていることを確認した。
５号機については，主要な設備は弾性状態にあり，健全性は確保されていることを確認していたが，一部の観測記録で基準地震動Ｓ １ による応答加速度を超えたことから，地震観測記録を入力とした地震応答解析を行い，設備の健全性評価の結果は，全ての設備が弾性状態にあったことから，設備の健全性が確保されていることを確認した。
【浜岡３〜５号機】無し【浜岡３〜５号機】無し【浜岡３〜５号機】
３，４号機：3 ルート 6 回線すべてが健全
５号機：2 ルート 4 回線すべてが健全【浜岡３〜５号機】無し【浜岡３〜５号機】無し【浜岡３〜５号機】可能【浜岡５号機】
タービン建屋の東側屋外エリアの地盤沈下（15m×15m，10cm 程度）を確認した。
■５号機 補助変圧器過電流トリップ （常用系）：
地震の振動でトリップ接点の接触による保護継電器の誤動作（リレーチャター発生）⇒より強い耐震性を有する保護継電器への取替を検討した結果，水平3G，上下 1G 程度の実力のある保護継電器に取替え。

添付 3.2.1.1−5−14確認項目④その他（安全機能には影響しないもの，留意しておく必要のある事項）（つづき）

確認結果■５号機制御棒駆動機構モータ制御ユニットの故障警報点灯：５号機 補助変圧器過電流トリップ （常用系）との従属性。
■原子炉建屋管理区域区分の変更，原子炉建屋５階（放射線管理区域内）燃料交換エリア換気放射線モニタ
指示の一時的な上昇：地震の揺れによって，燃料集合体表面の放射性物質を含んだ鉄錆びなどが，プール水に遊離し，プール表面からの放射線線量率が上昇したものと推定。
■主タービンスラスト軸受摩耗トリップ警報点灯及びタービン開放点検：各種接触痕，変形，ネジ損傷などが見られた。

添付 3.2.1.1−5−15表 52011 年 3 月に発生した東北地方太平洋沖地震による福島第一原子力発電所に対する影響確認項目①施設に影響した地震規模（地震観測記録と基準地震動の関係）②−1 安全上重要な設備への影
響（波及影響も含む）②−2 既存のＡＭ設備への影響（波及影響も含む）

確認結果【福島第一１〜６号機】
平成 23 年 3 月 11 日，東北地方太平洋沖地震が発生，
福島第一原子力発電所１〜６号機の原子炉建屋基礎版
上において観測された最大加速度と基準地震動Ｓ Ｓ から求めた基礎版上の最大応答加速度を比較した結果，２号機，３号機，５号機の東西方向の観測記録が，基準地震動Ｓ Ｓ による最大応答加速度を上回っていた。
各号機で原子炉建屋基礎版上での最大加速度（観測値，設計時応答値）は下表の通り。
南北
東西
上下
観測値
観測 設計 観測 設計 観測 設計
１号機 460※
487
447
489
258
412
２号機 348※
441
550
438
302
420
※
３号機 322
449
507
441
231
429
４号機 281※
447
319
445
200
422
※
５号機 311
452
548
452
258
427
※
６号機 288
445
444
448
244
415
※記録開始から 130 秒〜150 秒程度で記録は中断
原子炉建屋及び原子炉建屋に設置される安全上重要な機能及び配管系（主蒸気系配管，原子炉格納容器，
残留熱除去系配管，炉心支持構造物及び制御棒（挿入性）など）に加え，１号機については非常用復水器系
配管，原子炉再循環系配管などについて，地震観測記録を用いた応答解析と基準地震動を用いた応答解析で得られた地震荷重を比較した結果，ほとんどの機器及び配管系において基準地震動Ｓ Ｓ による地震荷重の方が大きく，それらについては地震直後に安全機能は保持可能な状態であったと評価されている。
一部，地震観測記録を用いた応答解析による地震荷重の方が大きかった機器及び配管系についても，適切な応答値を評価するため実物の構造を考慮するなどの解析モデルの見直しを行った結果，基準地震動を用いた応答解析による地震荷重の方が大きく評価された。
加えて，現場確認が可能な５号機については，目視によって，可能な範囲で損傷の有無など，現場状況の確認を実施し，主要な弁，ポンプなどの機器及びその周辺の配管などに有意な損傷などは認められなかったことから，地震時及び地震直後においても安全機能を保持可能な状態にあったものと評価されている。
【福島第一１〜６号機】
無し（推定）【福島第一１〜６号機】
不明（消火系配管に損傷が確認されているが，津波（漂流物含む）による影響と考えられる。）

添付 3.2.1.1−5−16

確認項目③−1 外部電源への影響③−2Ｄ／Ｇへの影響③−3 補機冷却系への影響③−4 電源融通の可能性③−5 復旧操作へのアクセス性④その他（安全機能には影響しないもの，留意しておく必要の
ある事項）

確認結果
【福島第一１〜６号機】
全 6 回線中，5 回線機能喪失※1 回線は，工事のため受電停止中【福島第一１〜６号機】
影響は無し（津波によって喪失。ただし，一部空冷式Ｄ／Ｇについては，津波襲来後も機能維持）【福島第一１〜６号機】
影響無し（津波によって喪失）【福島第一１〜６号機】
・影響は無し（津波によって喪失）・５−６号機間については，仮設ケーブル敷設によって電源融通実施
・道路に割れ，段差など有り。
・防災道路ではないが斜面崩落による道路閉鎖箇所有り。
【福島第一 1〜6 号機】
詳細確認不可添付 3.2.1.1−5−17表 62011 年 3 月に発生した東北地方太平洋沖地震による福島第二原子力発電所に対する影響確認項目①施設に影響した地震規模（地震観測記録と基準地震動の関係）②−1 安全上重要な設備への影
響（波及影響も含む）②−2 既存のＡＭ設備への影響（波及影響も含む）③−1 外部電源への影響③−2Ｄ／Ｇへの影響③−3 補機冷却系への影響確認結果【福島第二１〜４号機】
平成 23 年 3 月 11 日，東北地方太平洋沖地震が発生，
福島第二原子力発電所１〜４号機の原子炉建屋基礎版
上において観測された最大加速度と基準地震動Ｓ Ｓ から求めた原子炉建基礎版上の最大応答加速度は下表の通り。全号機，原子炉基礎版上（最地下階）で得られた最大加速度は，基準地震動Ｓ Ｓ に対する最大応答加速度を下回っていることが確認されている。
南北
東西
上下
観測値
観測
設計
観測
設計
観測
設計
※
※
１号機
254
434
230
434
305
512
※
※
２号機
243
428
196
429
232
504
３号機 277※
428
216※
430
208※
504
※
※
※
４号機 210
415
205
415
288
504
※記録開始から 130 秒〜150 秒程度で記録は中断
原子炉建屋及び原子炉建屋に設置される安全上重要な機能及び配管系（主蒸気系配管，原子炉格納容器，残留熱除去系配管，炉心支持構造物及び制御棒（挿入性）など）について地震観測記録を用いた応答解析と基準地
震動Ｓ Ｓ を用いた応答解析で得られた地震荷重を比較した結果，一部の機器及び配管系を除き基準地震動Ｓ Ｓ
による地震荷重の方が大きく，それらについては地震後に安全機能は保持可能な状態であったと評価されている。一部，地震観測記録を用いた応答解析による地震荷重の方が大きかった機器及び配管系についても，適切な応答値を評価するため実物の構造を考慮するなどの解析モデルの見直しを行った結果，基準地震動を用いた応
答解析による地震荷重の方が大きいことが確認されており，地震後に安全機能は保持可能な状態であったと評価されている。
【福島第二１〜４号機】無し【福島第二１〜４号機】
影響は無し（消火系配管に損傷が確認されているが，津波（漂流物含む）による影響と考えられる。）【福島第二１〜４号機】
4 回線中，1 回線機能停止※1 回線は停止点検中。さらに 1 回線は，避雷器の損傷が確認されたため，被害拡大防止を目的として受電停止の上，復旧作業を実施。
【福島第二１〜４号機】
影響は無し（３号機を除き，津波によって機能喪失）【福島第二１〜４号機】
影響は無し（３号機を除き，津波によって機能喪失）

添付 3.2.1.1−5−18

確認項目③−4 電源融通の可能性③−5 復旧操作へのアクセス性④その他（安全機能には影響しないもの，留意しておく必要の
ある事項）

確認結果
【福島第二１〜４号機】
影響は無し（津波によって喪失）
道路に割れ，段差など生じるも影響無し。
【福島第二１〜４号機】
特に影響は無し

添付 3.2.1.1−5−19表 72011 年 3 月に発生した東北地方太平洋沖地震による東通原子力発電所に
対する影響

確認項目
①施設に影響した地震規模（地震観測記録と基準地震動の関係）②−1 安全上重要な設備への影
響（波及影響も含む）②−2 既存のＡＭ設備への影響（波及影響も含む）③−1 外部電源への影響③−2Ｄ／Ｇへの影響③−3 補機冷却系への影響③−4 電源融通の可能性③−5 復旧操作へのアクセス性④その他（安全機能には影響しないもの，留意しておく必要の
ある事項）

確認結果
発電所において観測した地震加速度は 17Gal であり，設備への影響はなかった。
無し
無し
むつ幹線（2 回線），東北白糠線の停止に伴い，外部電源が喪失した。
同日 23 時 59 分に東北白糠線が復旧した。
外部電源喪失に伴い，非常用ディーゼル発電機が自動起動した。
無し
可能
無し■8 台あるモニタリングポストのうち 4 台がバッテリ切れによって停止した。

添付 3.2.1.1−5−20表 82011 年 3 月に発生した東北地方太平洋沖地震による女川原子力発電所に
対する影響

確認項目
①施設に影響した地震規模（地震観測記録と基準地震動の
関係）

確認結果
女川原子力発電所は，１号機及び３号機が定格熱出力
一定運転中，また，２号機が原子炉起動中のところ，３
月 11 日 14 時 46 分に発生した東北地方太平洋沖地震によって全号機において原子炉が自動停止した。観測された地震加速度は 567.5Gal（保安確認用地震計：１号機
原子炉建屋地下２階）であり，全号機とも，原子炉保護
系が設計どおり作動したことによって自動停止した。
最大応答加速度について基準地震動と観測記録の関係は次の通り。

②−1 安全上重要な設備への影
響（波及影響も含む）【女川１号】●タービン建屋地下１階高圧電源盤火災
タービン建屋地下１階において高圧電源盤 6-1A からの発煙が発生した。また，高圧電源盤 6-1A の火災の影
響によって，Ｓ／Ｐ水冷却のために手動起動したＲＨＲ
ポンプ（Ａ）及び（Ｃ）号機が自動停止した。
無し②−2 既存のＡＭ設備への影響（波及影響も含む）

添付 3.2.1.1−5−21

確認項目③−1 外部電源への影響③−2Ｄ／Ｇへの影響③−3 補機冷却系への影響③−4 電源融通の可能性③−5 復旧操作へのアクセス性確認結果
5 回線中 4 回線が機能喪失
女川原子力発電所には，外部電源として 5 回線（牡鹿幹線１，２号線（275kV 系），松島幹線１，２号線（275kV系），塚浜支線（66kV 系））が接続されている。地震直後は，当社管内の送電線事故に伴う系統保護回路の動作によって，松島幹線２号 1 回線のみとなったが，3 月
12 日 20 時 12 分に牡鹿幹線１号，同日 20 時 15 分に牡鹿幹線２号，3 月 17 日 10 時 47 分に松島幹線１号，3 月
26 日 15 時 41 分に塚浜支線がそれぞれ復旧している。
【牡鹿１，２号線避雷器の損傷】
地震の揺れによると思われる影響によって，避雷器内部に部分放電が発生した。（地震に伴う牡鹿幹線１，２
号線停止の原因は，避雷器の損傷によるものと考えられる。）【女川１号】●非常用ＤＧ（Ａ）界磁回路の損傷
ＤＧ（Ａ）の同期検定器が動作せず，しゃ断器を手動で投入することができなかった。また，ＤＧ（Ａ）が起動していない状態でＤＧ（Ａ）のしゃ断器が自動投入される事象が発生した。
⇒メタクラ 6−1A で発生した火災の影響によって制御ケーブルに溶損などが生じ，地絡が発生した。
【女川２号】●浸水によるＤＧ（Ｂ）及びＤＧ（Ｈ）の停止
海水ポンプ室の取水路側から流入した海水が地下ト
レンチを通じて原子炉建屋内の一部に浸水し，ＲＣＷ（Ｂ）系及びＨＰＣＷの２系統が機能喪失したことによって，ＤＧ（Ｂ），並びにＤＧ（Ｈ）が自動停止となった。（ＤＧ（Ａ）は健全）【女川２号】●浸水によるＤＧ（Ｂ）及びＤＧ（Ｈ）の停止
海水ポンプ室の取水路側から流入した海水が地下ト
レンチを通じて原子炉建屋内の一部に浸水し，ＲＣＷ（Ｂ）系及びＨＰＣＷの２系統が機能喪失した。
女川 1 号にて，地震又は火災の影響によって一部しゃ
断器に不具合が生じた。
無し

添付 3.2.1.1−5−22確認項目④その他（安全機能には影響しないもの，留意しておく必要の
ある事項）

確認結果
【女川１号】●高圧電源盤しゃ断器の投入不可
主に定検時に使用する高圧電源盤（１号機所内電源を２号機から受電する際に使用）において，電源盤内に設置しているしゃ断器が地震の振動によって傾き，投入ス
イッチを入切するためのインターロックローラーが正常位置から外れた。
●母連しゃ断器制御電源喪失
火災が発生した高圧電源盤の制御電源回路の溶損による地絡や短絡の影響によって，制御電源回路が接続されているしゃ断器用制御電源回路の電圧が変動し， 制御電源喪失 警報が発生した。
●125V 直流主母線盤の地絡（計 2 件）
高圧電源盤の火災によって，配線に地絡が発生し，地絡警報が発生した。
【女川２号】
特に無し【女川３号】●使用済燃料プールゲート押さえ脱落
使用済燃料プールと原子炉ウェル間の通路部に設置している使用済燃料プールゲート（No.1 及び No.2）を固定しているゲート押さえ金具計 4 個のうち 3 個のスイ
ングボルトが外れていた。
●ＨＰＣＳ圧力抑制室吸込弁自動での全開動作不能
4 月 7 日の余震の揺れによる影響と推定される圧力抑制室の水位変動時に，本来全開するはずのＨＰＣＳ圧力
抑制室吸込弁が，地震による弁の開閉指示を行うスイッ
チなどの誤動作（推定）によって，全開にならなかった。
（手動での全開は可能）【各号機共通】●制御棒駆動系ハウジング支持金具サポートバーのずれ
制御棒駆動機構ハウジングのハウジング支持金具（グリッド）が，１号機で 1 カ所，２号機で 2 カ所，３号機
で 1 カ所ずれていることを確認した。これによる制御棒
駆動機構ハウジングの落下防止機能への影響はなかった。

添付 3.2.1.1−5−23表 92011 年 3 月に発生した東北地方太平洋沖地震による東海第二発電所に対
する影響

確認項目
①施設に影響した地震規模（地震観測記録と基準地震動の関係）②−1 安全上重要な設備への影
響（波及影響も含む）②−2 既存のＡＭ設備への影響（波及影響も含む）③−1 外部電源への影響③−2Ｄ／Ｇへの影響③−3 補機冷却系への影響③−4 電源融通の可能性③−5 復旧操作へのアクセス性④その他（安全機能には影響しないもの，留意しておく必要の
ある事項）

確認結果
観測記録に基づく各階の最大応答加速度は，建設時の当初設計時に用いた最大応答加速度及び新耐震設計審
査指針に基づく耐震安全性評価で設定した基準地震動
Ｓ Ｓ の最大応答加速度以下であることを確認した。
原子炉建屋の地震観測記録による床応答スペクトルは，一部の周期帯（約 0.65 秒から約 0.90 秒）で建設時の設計に用いた床応答スペクトルを上回っているが，耐震設計上重要な機器及び配管系のうち主要な設備の固有周期では，地震観測記録が工認設計波による床応答ス
ペクトル以下であることを確認した。
地震による影響は無し
地震による影響は無し
3 回線中 3 回線が機能喪失（13 日 12:32 154kV 系東海原子力線復旧）
地震による影響は無し（津波によってＤＧＳＷ−２Ｃが水没したため，ＤＧ−２Ｃは手動停止）
地震による影響は無し
可能（ＨＰＣＳ−ＤＧから 6.9kV の交流電源融通，予備充電器を介して直流電源融通）
地震による影響は無し
タービン設備などの一部で，耐震クラスＢ，Ｃクラスの設備が損傷を受けた。
【蒸気タービン】
低圧タービン及び高圧タービンの動翼と隔板の一部に接触による摺動痕
高圧タービンと低圧タービンの中間軸受け基礎グラ
ウト部の割れ，基礎ボルトの緩み（10 本中 3 本）
【主発電機関係】
主発電機軸受及び励磁機及び副励磁機廻りに接触痕，間隙拡大などの損傷

添付 3.2.1.1−5−24

3. 海外のＰＲＡ関連文献調査
海外文献についての調査結果をまとめたものを表 10 に示す。海外の地震Ｐ
ＲＡ関連文献を調査した結果，他にモデル化すべき起因事象は存在しなかった。
海外文献では原子炉冷却材喪失（ＬＯＣＡ）についてサイズや場所を分類した評価を例示している文献があったが，今回の評価ではＬＯＣＡを 1 つの起因事象として選定した。これは次の 2 つの理由による。1 つは，同一の地震動による複数の配管損傷の相関性を考慮すると，事故シナリオを詳細に分析すること（緩和系にどの程度期待できるか判断すること）が困難で，破断の規模による分類が厳密には難しいこと，もう 1 つは，相関を持つ配管を同定し，損傷の相関係数を全ての配管に対して適切に算定することは現状の評価
技術では困難が伴うことである。このため，地震ＰＳＡ学会標準に許容されている取り扱いとして，これらの事象はより厳しい条件となる起因事象に包含させ，この起因事象は格納容器内にある一次系配管の大規模な破断によりＥＣＣＳ性能を上回る大規模な原子炉冷却材喪失（Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ ＬＯ
ＣＡ）が発生するものと想定し，緩和系によって事象の進展を抑制することができずに炉心損傷に至る可能性があるため，保守的に直接炉心損傷に至る起因事象で代表させた。
地震随伴溢水については，今回の評価では評価技術の成熟度から随伴事象の影響評価は困難であると判断し，評価対象外としている。

添付 3.2.1.1−5−25

表 10
文献名
ＡＳＭＥ標準（i（239 ページ）

海外文献調査結果（1／2）

添付 3.2.1.1−5−26

記載内容
確認結果
地震ＰＲＡで考慮される起因事象は例えば以下を含める。
左記の例は，すべて評価
1（a） ＲＰＶやその他の大型機器（steam generator, recirculation pump,上考慮していることをpressurizer）の損傷確認した※１。
（b） 様々なサイズと場所でのＬＯＣＡ（c） トランジェント（ＬＯＰＡは特に重要）
ＰＣＳやヒートシンクが地震要因で使用できない場合（例えば，ＬＯＰＡ）と使用できる場合の両方のトランジェントを考慮すべきである。
また，他のトランジェントの例として，service water のような重要なサポート系の喪失や直流電源の喪失がある。
2 ＩＡＥＡ Safety Guide
特に，以下のタイプのシナリオに至る起因事象はモデル化すべきである。
左記の例は，すべて評価（SSG-3）（ii
上考慮していることを（a） 大型機器の損傷（例：reactor pressure vessel, steam generators,（108 ページ）
pressurizer）
確認した※１。
（b） 様々なサイズと場所のＬＯＣＡ。極小ＬＯＣＡも考慮すべき。
（c） ＬＯＰＡ（d） 様々なサポートシステムの喪失を含むトランジェント（ＰＣＳが失敗するシ
ナリオと失敗しないシナリオ）
3 ＥＰＲＩ 地震ＰＲＡ
initiator は例えば以下を含める。
左記の例は，すべて評価（a） ＲＰＶやその他の大型機器（steam generator, recirculation pump,
実上考慮していることを施ガイド（iii
pressurizer 等）の損傷確認した※１。
（5〜7 ページ）（b） 様々なサイズと場所のＬＯＣＡ（c） サポートシステム故障（service water や直流電源）（d） トランジェント（ＬＯＰＡは特に重要）
ＰＣＳやヒートシンクが地震要因で使用できない場合（例えば，ＬＯＰＡ）と使用できる場合の両方のトランジェントを考慮すべきである。外電が使用可能だが他の地震要因損傷があるシーケンスも考慮しなければならない。（なぜなら，ＬＥＲ
Ｆを考えた場合，外電やＩＡが必ず喪失すると仮定することが，必ず保守的とは限らないからである。例えば格納容器隔離弁が外電喪失やＩＡ喪失で安全側に閉動作となる。）
Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ ＬＯＣＡやリレーチャタリングも考慮しなければならない。
※1 様々なサイズと場所のＬＯＣＡ（極小ＬＯＣＡを含む）については，本評価においては完全相関を仮定しているため，保守的に極大Ｌ

ＯＣＡとしてまとめて評価している。

表 10
4

文献名
スイス連邦原子力安全検査局（ＥＮＳＩ）
ＰＳＡガイド（iv（25 ページ）

海外文献調査結果（2／2）

記載内容
確認結果
以下のように起因事象を定義しなければいけない。
左記の起因事象数を，評・最小のＨＣＬＰＦ値とスクリーニング値の間の地震加速度範囲に，少なくとも 7
価において満足していることを確認した。まつの起因事象が含まれないといけない。
・スクリーニング値を超える地震加速度で，1 つの起因事象を定義しないといけない。 た，スクリーニング値を超える地震加速度では，起因事象「原子炉建屋損
傷」「格納容器損傷」が支配的である。

添付 3.2.1.1−5−27

＜調査対象文献一覧＞（ ⅰ

ASME/ANSStandard

RA-Sa-2009,
forAddendaLevel1/Large

Probabilistic

Risk

Applications,anAssessment

AmericantoASME/ANSRA-S-2008:

Early

ReleaseFrequencyfor

National

NuclearPowerStandard.

Plant

AmericanSociety of Mechanical Engineers, New York, NY. 2009.
（ ⅱ IAEA Safety Guide SSG-3,

Development and Application of

Level 1 Probabilistic Safety Assessment for Nuclear Power
Plants.

International Atomic Energy Agency, Vienna, Austria,

2010.
（ ⅲ Seismic Probabilistic Risk Assessment Implementation Guide.
EPRI, Palo Alto, CA:2003. 1002989.
（ ⅳ Probabilistic Safety Assessment （ PSA） : Quality and Scope,
Guideline for Swiss Nuclear Installations. Swiss Federal
Nuclear Safety Inspectorate （ ENSI ） , Brugg, Switzerland:
2009.ENSI-A05/e.

添付 3.2.1.1−5−28

添付資料 3.2.1.3−3−1
機器フラジリティの設定における「規格値に含まれる余裕」の考え方について

1.

はじめに
機器フラジリティ評価における強度係数Ｆ Ｓ は，「規格値に含まれる余裕」を考慮して限界応力の中央値を算出している。この「規格値に含まれる余裕」の考え方を以下に示す。

2.

規格値に含まれる余裕の考え方
地震ＰＳＡ学会標準の解説 80「機器材料の限界強度データに基づく現実的耐力の中央値の設定例」に以下の記載がある。

機器フラジリティ評価においては，ステンレス鋼及び高ニッケル合金の場合 1.13，それ以外の材料の場合 1.17 を，「規格値に含まれる余裕」と
添付 3.2.1.3-3−1−1

している。
審査資料の中で，機器フラジリティ評価の例として取り上げた設備の規格値に含まれる余裕は下記のとおりである。

大型機器（原子炉圧力容器）

SUSF304：1.13

静的機器（残留熱除去系熱交換器）SCM435 ：1.17
配管（残留熱除去系海水系配管）

STPT42 ：1.17

添付 3.2.1.3-3−1−2

添付資料 3.2.1.3−3−2
機器フラジリティ評価に用いる比率補正の考え方について

1.

はじめに
機器フラジリティ評価における強度係数Ｆ Ｓ の評価において，耐震バックチェックの耐震評価結果を一様ハザードスペクトルの耐震評価結果に補正するために，比率補正を行っている。比率の算出方法及び比率補正の適用の考え方を以下に示す。

2.

比率の算出方法(1)

応答解析
一様ハザードスペクトル及び耐震バックチェック評価用地震動を用いて原子炉建屋応答解析又は大型機器連成解析を行い，震度，荷重，応答加速度，相対変位を算出する。

(2)

比率の算出
原子炉建屋応答解析又は大型機器連成解析毎の比率の算出方法を以下に示す。

ａ．原子炉建屋応答解析による比率算出方法
原子炉建屋応答解析により求めた震度，応答加速度に対して以下の計算式より比率を算出する。
一様ハザードスペクトルによる原子炉建屋応答解析により求めた
震度，応答加速度比率 ＝

耐震バックチェック評価用地震動による原子炉建屋応答解析により求めた
震度，応答加速度

添付 3.2.1.3-3−2−1

b．大型機器連成解析による比率算出方法
大型機器連成解析により求めた震度，荷重，応答加速度，相対変位に対して以下の計算式より比率を算出する。
一様ハザードスペクトルによる大型機器連成解析により求めた
震度，荷重，応答加速度，相対変位
比率 ＝

3.

耐震バックチェック評価用地震動による大型機器連成解析により求めた
震度，荷重，応答加速度，相対変位比率補正の適用の考え方
比率補正に用いる比率には，個別比率と代表比率があり，それぞれについて適用の考え方を以下に示す。

(1)

個別比率
2.(2)で求めた質点毎の震度，荷重，応答加速度，相対変位の比率の算出
結果を，個別機器に特化した評価に適用できるように，機器の設置レベル，
固有周期等を特定した比率を個別比率として算出する。
個別比率は，代表比率を用いてフラジリティ評価を行った結果を用いて，事故シーケンス評価を行った際に，ＦＶ重要度が高く，過度に保守性を含むような場合に，より現実的な評価となるようにフラジリティの向上を図る目的で使用する。フラジリティ評価において，個別比率を適用した設備
を表 1 に示す。

(2)

代表比率
2.(2)で求めた質点毎の震度，荷重，応答加速度，相対変位の比率の算出
結果から，フラジリティ評価の結果が最も厳しくなる比率を各々選定し，添付 3.2.1.3-3−2−2

代表比率とする。代表比率は，同じ応答（評価手法）を用いて評価する設
備の比率補正に対して，一律適用できる値であり，炉心損傷頻度への寄与が小さい設備に対してフラジリティ評価を効率良く実施することができる。
代表比率の算出結果を表 2 に示す。
なお，ケーブルトレイについては全 炉 心 損 傷 頻 度 へ の 寄 与 が 高 い 設
備 で あ る が ， ケーブルトレイのフラジリティは，ケーブルトレイを支持しているサポートの集合体として，最も耐震裕度の小さいサポートを代表箇所として選定して評価している。ケーブルトレイのサポートは，原子炉建屋の各階層に設置されており，幅広い固有周期を有していることから，機器の設置レベルや固有周期を特定した個別比率ではなく，代表比率での評価が適している。

添付 3.2.1.3-3−2−3表1

個別比率でフラジリティ評価した設備（1／2）

起因事象／
影響緩和機能

設

備

個別比率

解析モデル

格納容器損傷格納容器

1.83

大型機器連成解析

格納容器損傷格納容器スタビライザ

1.83

大型機器連成解析

原子炉圧力容器損傷

原子炉遮へい壁1.75

大型機器連成解析

原子炉圧力容器損傷

原子炉圧力容器スタビライザ

1.52

大型機器連成解析

格納容器バイパス

主蒸気隔離弁0.93

大型機器連成解析

格納容器バイパス

主蒸気系配管0.72

大型機器連成解析

格納容器バイパス

主蒸気ドレン弁（内側）0.49

大型機器連成解析

格納容器バイパス

主蒸気ドレン配管（内側）0.49

大型機器連成解析

格納容器バイパス

原子炉隔離時冷却系蒸気隔離弁

1.25

大型機器連成解析

格納容器バイパス

原子炉隔離時冷却系配管

1.59

原子炉建屋応答解析

格納容器バイパス

原子炉冷却材浄化系隔離弁

1.78

原子炉建屋応答解析

格納容器バイパス

原子炉冷却材浄化系配管

1.51

大型機器連成解析

格納容器バイパス

給水系逆止弁1.47

大型機器連成解析

格納容器バイパス

給水系配管

0.97

大型機器連成解析

再循環系配管1.01

大型機器連成解析

原子炉冷却材浄化系配管

1.51

大型機器連成解析

Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ
ＬＯＣＡ

主蒸気系配管0.72

大型機器連成解析

Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ
ＬＯＣＡ

給水系配管

0.97

大型機器連成解析

Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ
ＬＯＣＡ

原子炉隔離時冷却系配管

1.59

原子炉建屋応答解析

Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ
ＬＯＣＡ

主蒸気ドレン配管（内側）0.49

大型機器連成解析

Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ
ＬＯＣＡ

逃がし安全弁0.93

大型機器連成解析

Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ
ＬＯＣＡ
Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ
ＬＯＣＡ

添付 3.2.1.3-3−2−4表1

個別比率でフラジリティ評価した設備（2／2）

起因事象／
影響緩和機能

設

備

個別比率

解析モデル

スクラム系

制御棒駆動水圧系配管

0.63

大型機器連成解析

スクラム系

制御棒駆動機構ハウジング

1.71

大型機器連成解析

ＨＰＣＳ

高圧炉心スプレイ系逆止弁0.85

大型機器連成解析

ＨＰＣＳ

高圧炉心スプレイ系配管

1.63

原子炉建屋応答解析

ＲＣＩＣ

原子炉隔離時冷却系配管

1.59

原子炉建屋応答解析

ＬＰＣＳ

低圧炉心スプレイ系配管

1.00

原子炉建屋応答解析

残留熱除去系逆止弁0.97

大型機器連成解析

残留熱除去系熱交換器

1.47

原子炉建屋応答解析

残留熱除去系配管

1.00

原子炉建屋応答解析

ＬＰＣＩ
ＲＨＲ
ＬＰＣＩ
ＲＨＲ
ＬＰＣＩ
ＲＨＲ

表2

代表比率の算出結果

算出条件
原子炉建屋応答解析

震度

代表比率

備考

1.77

原子炉建屋内設備の震度で評価する設備の代表比率として設定

大型機器連成解析

震度1.84

炉内構造物の震度で評価する設備の代表比率として設定

大型機器連成解析

せん断力，

荷重

モーメント，

3.24

炉内構造物の荷重で評価する設備の代表比率として設定

軸力
ばね反力

1.83

炉内構造物の荷重で評価する設備の代表比率として設定

グリット反力1.61

炉内構造物の荷重で評価する設備の代表比率として設定

原子炉建屋応答解析，大型機器連成解
析

3.15

応答加速度

大型機器連成解析 相対変位

床応答スペクトルにて計算する設備の代表比率として設定

1.72

燃料集合体のみ使用

添付 3.2.1.3-3−2−5

添付資料 3.2.1.3−3−3
機能損傷に対するフラジリティ評価で片方向の評価を採用する理由について

1.

はじめに
地震ＰＳＡ学会標準の解説 68「機器の損傷モードの例」において，「上下地震動によって損傷する可能性のある設備については，水平地震動と同様に
上下地震動による損傷にも注意して損傷モードを選定する必要がある。」と記載されている。
一方，「第 3.2.1.1−3 表

建屋・機器リストとフラジリティデータ」には，水平方向と鉛直方向の評価結果うち片方の評価結果を記載していることから，
本理由について以下に示す。

2.

水平方向と鉛直方向のうち，片方の評価結果を採用する理由
機能損傷に対するフラジリティ評価は，地震ＰＳＡ学会標準の記載に従い，
水平方向及び鉛直方向の耐震評価結果のうち，裕度の小さい方向の評価結果を用いて評価を行っている。事故シーケンス評価において機器をモデル化する際には，機器に対して１つのフラジリティの値を入力するため，水平方向及び鉛直方向の厳しい方向のフラジリティを選定して建屋・機器リストに記載している。
なお，「第 3.2.1.1−3 表

建屋・機器リストとフラジリティデータ」において，機能損傷を評価している機器に対しては，評価した方向を識別できるように，評価部位の列に「水平方向評価」と「鉛直方向評価」を記載した。

添付 3.2.1.3-3−3−1

添付資料 3.2.1.4−1
高圧炉心スプレイ系の相関の取扱いについて

1.

はじめに
高圧炉心スプレイ系の関連設備のうち，ケーブルトレイ（区分Ⅲ）及び高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系については，区分Ⅰ／Ⅱの同種設
備と完全相関を仮定している。この考え方を以下に示す。

2.

ケーブルトレイケーブルトレイ（電線管含む）のフラジリティは，ケーブルトレイを支えているサポート部を代表部位として評価している。ケーブルトレイのサポー
トは，区分Ⅰ／Ⅱ／Ⅲに関わらず構造がほぼ同じであり，フラジリティ評価
における機器の耐力がほぼ同じであること，また，ケーブルトレイは原子炉
建屋内の広範囲に渡り張り巡らされており，同一フロア（建屋応答が同じフロア（図 1））内に区分Ⅰ／Ⅱ／Ⅲのケーブルトレイが設置されていることから，設置場所の応答が同じであることを踏まえ，完全相関を仮定した。

3.

高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系
ＤＧＳＷ関連機器とＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ関連機器は，ポンプや電動機の構造がほぼ同じであり，フラジリティ評価における機器の耐力がほぼ同じであること，また，設置場所も海水ポンプ室の同一高さに設置されており設置床面の応答が同じであることから，完全相関を仮定した。逆止弁やストレーナ，
配管についても同様の考えを適用している。海水ポンプ室内におけるポンプの配置を図 2 及び図 3 に示す。

添付 3.2.1.4−1−1

添付 3.2.1.4−1−2：ケーブルトレイ（区分Ⅰ）：ケーブルトレイ（区分Ⅱ）：ケーブルトレイ（区分Ⅲ）

ケーブルトレイの端部は上下階層に接続されている。
ケーブルトレイ（区分Ⅲ）はケ
ーブルトレイ（区分Ⅰ及びⅡ）の上部に設置されている。

原子炉建屋
EL.＋13.7m
ケーブル処理室

原子炉建屋
EL.＋13.7m
ケーブル処理室

図1

直流電源系ケーブルトレイ配置図

図2

海水ポンプ室平面図

ＤＧＳＷポンプ−Ｂ

ＡＳＷポンプ−Ａ

ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷポンプ
ＡＳＷポンプ−Ｂ

図3

ＡＳＷポンプ−Ｃ
ＤＧＳＷポンプ−Ａ

海水ポンプ室断面図（Ａ−Ａ矢視）添付 3.2.1.4−1−3

3.2.2

津波ＰＲＡ

津波ＰＲＡは，一般社団法人日本原子力学会が発行した「原子力発電所に対する津波を起因とした確率論的リスク評価に関する実施基準：2011」（以下「津波ＰＲＡ学会標準」という。）を参考に評価を実施し，各実施項目については「ＰＲＡの説明における参照事項」（原子力規制庁 平成 25 年 9 月）の記
載事項への適合性を確認した。津波ＰＲＡの評価フローを第 3.2.2－1 図に示す。
なお，今回の津波ＰＲＡでは，津波単独の影響のみを評価しており，地震と津波等の重畳事象は対象としていない。

3.2.2.1(1)

対象プラントと事故シナリオ対象とするプラントの説明
ａ．機器・系統の配置及び形状・設備容量
津波ＰＲＡの実施に当たり，内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡにおいて収集した設計，運転・保守管理の情報に加え，耐津波設計やプラン
ト配置の特徴等を踏まえて，津波固有に考慮すべき関連情報を配置関連
設計図書等により収集・分析した。津波ＰＲＡで収集した情報及び情報源を第 3.2.2.1－1 表に示す。
収集したプラント情報に基づき，津波ＰＲＡの評価対象設備として，
内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡの評価対象とした設備のほか，耐津波設計としての設計基準対象施設である津波防護施設及び浸水防止設備を選定した。
プラントの設備配置の概略図を第 3.2.2.1－1 図に示す。また，津波防護施設及び浸水防止設備の概要を以下に示す。

3.2.2－1

(a)基準津波による遡上波が設計基準対象施設の設置された敷地に到達及び流入することを防止するために，発電所を取り囲む形で高さT.P.＋20m ※ １ （敷地前面東側）～T.P.＋18m（敷地側面北側・南側）の防潮堤を設置(b)

海と連接する取水路及び放水路等の経路並びに海水ポンプ室及び原子炉建屋への浸水の可能性がある経路（扉，開口部，貫通口等）
からの津波の流入を防止するため，浸水対策を実施

ｂ．プラントウォークダウン(a)プラントウォークダウンの実施手順
津波ＰＲＡでは，上記ａ．において第 3.2.2.1－1 表に示した情報をもとにシナリオを想定しているが，机上検討では確認が難しいプラン
ト情報の取得及び検討した事故シナリオの妥当性を確認するため，以下に示す観点からプラントウォークダウン実施要領書及びチェックシー ト を 作 成 し ， プ ラ ン ト ウ ォ ー ク ダ ウ ン を 実 施 し た 。（ 添 付 資 料
3.2.2.1－1）

(b)

ⅰ)

津波影響の確認ⅱ)

間接的被害の可能性の確認

プラントウォークダウン対象機器の選定
プラントウォークダウンの実施に当たっては，上記(a)に示した観点を考慮して，プラントウォークダウン対象機器の選定フローを作成し，以下に示す機器を調査対象として選定した。プラントウォークダウン※１

本資料中の T.P.と EL.の記載について
T.P.は Tokyo Peil の略で東京湾中等潮位（平均潮位）を示すもので，EL.は Elevation の略で地盤の標高を示すものである。EL.は T.P.±0m を基準としているため T.P.＝EL.となる。これらの資料中における記載は，原則，津波の水位等に関する数値には T.P.を使用し，地盤高さ等に関する数値には EL.を使用している。ただし，防潮堤高さなど津波の水位と比較する場合には，T.P.
で記載している。

3.2.2－2

対象機器の選定フローを第 3.2.2.1－2 図に示す。
ⅰ)

津波影響の確認
・津波が原子炉建屋の 1 階床面高さである EL.＋8.2m に到達した
場合，建屋内浸水が生じ，建屋内の機器が没水，被水により機能喪失するものと仮定している。このため，後述(2)ｃ．に示す
建屋・機器リスト（事故シナリオの明確化及び起因事象の分析
結果に基づき抽出した，津波防護施設，浸水防止設備，起因事
象を引き起こす設備及び起因事象を緩和する設備のリスト）に記載されているもののうち，原子炉建屋外の機器，原子炉建屋
外壁の貫通部等を調査対象とした。
・原子炉建屋内の機器を津波の影響から防護するため，建屋外壁（地下トレンチ取り合い部及び隣接する建屋境界含む。）は建屋
バウンダリとしての機能が要求される。このため，原子炉建屋の 1 階床面高さである EL.＋8.2m 以下の範囲に存在する建屋外
壁の貫通部等を調査対象とした。

ⅱ)

間接的被害の可能性の確認
・津波襲来時に屋外に設置されている機器の津波の波力による離脱，移動等に起因して生じる干渉及び衝突等の間接的な被害の影響を確認するため，漂流物となる可能性のある機器等を調査対象とした。

(c)

プラントウォークダウン結果
プラントウォークダウン用チェックシートに基づき，上記(b)で選定した機器を対象に調査を実施した。調査結果の例として，残留熱除去
系海水系ポンプを対象としたチェックシートを第 3.2.2.1－3 図に示す。また，プラントウォークダウン結果を第 3.2.2.1－2 表に示す。第3.2.2－3

3.2.2.1－2 表に示したとおり，プラントウォークダウンによって，津波ＰＲＡの評価上特に問題となる箇所は見当たらなかった。

ｃ．今回実施した津波ＰＲＡの前提条件等について
今回実施した津波ＰＲＡについて，主に留意すべき点について以下に示す。（添付資料 3.2.2.1－2）(a)

原子炉は，津波襲来前に地震により自動停止する可能性が高く，自動停止しない場合においても，地震発生から津波襲来までの時間余
裕の間に原子炉を手動停止することから，津波襲来時には原子炉は停止しているものとする。（添付資料 3.2.2.1－3）(b)

地震が安全上重要な設備に及ぼす影響は考慮せず，津波による影響のみを評価する。

(c)

起因事象に対する対応は，設計基準事故対象設備による対応を基本とし，これまでに整備したＡＭ策及び緊急安全対策並びに重大事故等対処設備については，期待しないものとする。

(d)

原子炉建屋の 1 階床面高さである EL.＋8.2m に津波が到達した場合
は，津波が建屋内に浸水し，建屋内の機器が没水，被水により機能喪失するものと仮定した。

(2)

津波により炉心損傷に至る事故シナリオと分析
ａ．事故シナリオの広範な分析・選定及び事故シナリオのスクリーニング
津波特有の事故シナリオを広範に分析・選定するため，津波ＰＲＡ学会標準を参考に，考慮すべき影響として以下に示す直接的影響及び間接的影響を抽出した。
(a)

直接的影響
3.2.2－4

(b)ⅰ)

浸水による設備の没水，被水

ⅱ)

津波波力，流体力，浮力

ⅲ)

海底砂移動

ⅳ)

引き波による水位低下

間接的影響
ⅰ)

洗掘

ⅱ)

漂流物の衝突ⅲ)

津波による高ストレスⅳ)

作業環境の悪化

その上で，直接的影響又は間接的影響ごとに，影響を受ける可能性のある設備と，考えられる事故シナリオを抽出した。津波による事故シナ
リオの抽出結果を第 3.2.2.1－3 表に示す。
なお，直接的影響のうち，海底砂移動及び引き波による水位低下，間接的影響のうち，津波による高ストレス及び作業環境の悪化については，
以下の理由から事故シナリオの対象外とした。
・海底砂移動海底砂移動に関して事故シナリオを検討するためには，取水口が閉塞する津波高さの評価結果が必要となるが，現状では定量的な評価をする手法が整備されていないことから，津波ＰＲＡ学会標準 ※２
に従い，今回の津波ＰＲＡにおいては評価の対象外とした。なお，
基準津波に伴う砂移動については評価を行っており，取水口の開口高さに比べて取水口前面における砂の堆積厚が小さいこと，最大堆※２「 炉心損傷に至るまでの事故進展が不明確，あるいは評価技術が十分でないと判断される事故シナ
リオについては，定量的なスクリーニングに比重をおいて判断せざるを得ないことに留意する。
スクリーニングで除外されない事故シナリオを，事故シーケンス評価の対象とするか，又は，留意事項として報告書等に記載する等，評価技術の成熟度を考慮した取扱いとする。」（津波ＰＲＡ
学会標準 6.2 項より抜粋）

3.2.2－5積量分布から取水口前面の砂の堆積は局所的であることから，閉塞することはないことを確認している。（添付資料 3.2.2.1－4）・引き波による水位低下
海水の潮位が低下して，海水を水源とするポンプ（非常用海水ポ
ンプ ※３ 及び常用海水ポンプ ※４ ）の取水障害が発生し，キャビテーシ
ョンでポンプが機能喪失することとなる。その後の事象進展は，押し波により非常用海水ポンプ又は常用海水ポンプが損傷して発生するシナリオと同じであり，新たな事故シーケンスを発生させるものではないため，対象外とした。（添付資料 3.2.2.1－5）
・津波による高ストレス緩和設備の操作失敗に係る人的過誤確率の評価において考慮する
ため対象外とした。
・作業環境の悪化
事象発生後の作業環境悪化を考慮しなければならない設備（可搬型設備等）には期待していないため，対象外とした。

ｂ．事故シナリオの明確化及び起因事象の分析
上記ａ．における事故シナリオの抽出結果に基づき，津波特有の原因
によって炉心損傷に至る事故シナリオを明確化するとともに，明確化した事故シナリオを対象に津波を起因として炉心損傷に至る起因事象を分析した。事故シナリオの明確化及び起因事象の分析結果を第 3.2.2.1－4
表及び第 3.2.2.1－4 図に示す。
また，抽出した起因事象のスクリーニングの過程を以下に示す。

※３ 残留熱除去系海水系ポンプ（ＲＨＲＳポンプ），非常用ディーゼル発電機用海水ポンプ（ＤＧＳＷポンプ），高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水ポンプ（ＨＰＣＳ－ＤＧＳＷポンプ）※４ 循環水ポンプ，補機冷却系海水系ポンプ

3.2.2－6

○津波の遡上高さ：～EL.＋8.2m
津波の敷地内浸水の影響等により海水ポンプ室への浸水が生じ，以下の事象が発生する。
循環水ポンプの機能喪失による「①復水器真空度喪失」
非常用海水ポンプの機能喪失による「②最終ヒートシンク喪失」
補機冷却系海水系ポンプの機能喪失による「⑤タービン・サポ
ート系故障」
これらの事象は，海水ポンプ室への浸水に伴い同時に発生するが，津波襲来前に原子炉は既に停止しており，津波ＰＲＡの評価では①，⑤の事象に伴い機能喪失する給・復水系に期待していないことから，緩和設備の機能喪失の要因となる「最終ヒートシンク喪失」を想定して評価する。
○津波の遡上高さ： EL.＋8.2m～
敷地内へ浸水した津波が EL.＋8.2m 以上の高さに到達した場合，上記の事象に加え，以下の事象が発生する。
変圧器機能喪失による外部電源喪失及び最終ヒートシンク喪失の重畳による「③全交流動力電源喪失」「④ 復水貯蔵タンクの機能喪失，燃料移送系機能喪失」
タービン建屋内機器機能喪失による「⑤タービン・サポート系
故障」「⑥原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失（最終ヒート
シンク喪失）」
これらの事象は，津波が EL.＋8.2m 以上の敷地高さまで到達する
ような場合に発生するが，津波ＰＲＡの評価では，原子炉建屋内浸水に伴う原子炉建屋内機器が機能喪失し，全交流動力電源喪失及び3.2.2－7

全緩和設備の機能喪失により直接的に炉心損傷に至る「原子炉建屋
内浸水による複数の緩和機能喪失（最終ヒートシンク喪失）」を想定して評価する。
なお，防潮堤が損傷する場合，上記事象に加え，以下の事象が発生する。
・「⑦防潮堤損傷」
この事象は，津波による防潮堤の損傷により敷地内に多量の津波が流入することで，屋内外の施設が広範囲にわたり浸水し機能喪失する事象である。しかし，屋内外の津波による影響の程度の不確かさが大きく，どの程度の緩和設備に期待できるか厳密に特定することが困難であることから，他の事象と区別して「防潮堤損傷」を想定して評価する。
この結果，スクリーニングで除外されずに残った事故シナリオによる起因事象としては，「最終ヒートシンク喪失」，「原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失（最終ヒートシンク喪失）」及び「防潮堤損傷」の 3
事象が選定された。
また，「原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失（最終ヒートシンク喪失）」は，津波が原子炉建屋１階床面の高さである EL.＋8.2m に達した場合に建屋内浸水が生じるものとしている。
選定された起因事象の説明を以下に示す。
(a)

最終ヒートシンク喪失

ⅰ）

津波の敷地内浸水の影響（防潮堤越流），津波波力の影響（防潮堤及び防潮扉の損傷，放水路止水機能喪失，取水路止水機能喪失等）により，海水ポンプ室浸水が生じ，非常用海水ポンプの機能喪失による最終ヒートシンク喪失に至る。
3.2.2－8

(b)原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失（最終ヒートシンク喪
失）ⅰ）

津波の敷地内浸水の影響（防潮堤越流），津波波力の影響（防潮堤及び防潮扉の損傷，放水路止水機能喪失，取水路止水機能喪失
並びに取水路止水機能喪失に引き続く原子炉建屋外壁部止水機能喪失）により，原子炉建屋内浸水が生じ，複数の緩和機能喪失
に至る。

ⅱ）

津波波力の影響，漂流物の衝突の影響（原子炉建屋損傷，排気筒損傷に引き続く原子炉建屋損傷）により，原子炉建屋内浸水が生じ，複数の緩和機能喪失に至る。

(c)

防潮堤損傷

ⅰ）

津波波力の影響（防潮堤及び防潮扉の損傷）により，防潮堤が大規模に損傷し，防潮堤損傷に至る。

ｃ．建屋・機器リストの作成
上記ｂ．における起因事象の分析結果に基づき，津波ＰＲＡの評価対象として，津波防護施設，浸水防止設備，起因事象を引き起こす設備及び起因事象を緩和する設備を選定して，建屋・機器リストを作成した。
建屋・機器リストを第 3.2.2.1－5 表に示す。
（添付資料 3.2.2.1－6，添付資料 3.2.2.1－7）

3.2.2.2(1)

確率論的津波ハザード

確率論的津波ハザード評価の方法
基準津波の年超過確率の算出に用いた確率論的津波ハザード評価については，津波ＰＲＡ学会標準，土木学会（2009，2011，2016），原子力安全基
3.2.2－9

盤機構（2014）（以下「ＪＮＥＳ（2014）」という。），地震調査研究推進本部（2012，2014）等を踏まえて実施した。また，2011 年東北地方太平洋沖地震の発生に伴い，当該地震の発生領域に蓄積していたひずみはほぼ解消
し，今後数百年オーダーの期間に，プレート境界部で 2011 年東北地方太平洋沖地震と同程度の規模のすべりの発生が起こる可能性は小さいことも考
慮した。

(2)

確率論的津波ハザード評価に当たっての主要な仮定
評価対象とする津波発生領域は，敷地に与える津波の影響が大きい日本
海溝沿いの海域とした。津波発生領域は，津波ＰＲＡ学会標準，土木学会（2009）等に示される領域を参考に，以下のように設定した。なお，三陸沖北部から房総沖の領域については，2011 年東北地方太平洋沖地震から得られた知見を踏まえ，プレート間地震と津波地震の連動型地震も考慮した。
ａ．プレート間地震と津波地震の連動型地震(茨城県沖～房総沖)
ｂ．津波地震(ＪＴＴ)ｃ．海洋プレート内の正断層地震(ＪＴＮＲ)
なお，上記ａ．～ｃ．以外の領域については，土木学会(2016)に示されるスクリーニング式により，年超過確率に与える影響が微小であることを確認したため，ロジックツリーに含めないこととした。
津波発生領域を第 3.2.2.2－1 図に，ロジックツリーを第 3.2.2.2－2 図，
第 3.2.2.2－3 図に示す。

(3)

確率論的津波ハザード評価結果
防潮堤前面における波源別のハザード曲線及びフラクタイルハザード曲
線をそれぞれ第 3.2.2.2－4 図，第 3.2.2.2－5 図に示す。
3.2.2－10

なお，津波ＰＲＡの設置高さや事故シナリオを検討した結果，防潮堤を越流する津波によって発生する起因事象のみを評価対象とすることから，評価位置として防潮堤前面でのハザードを選定した。
3.2.2.3(1)

建屋・機器フラジリティ

評価対象と損傷モードの設定
3.2.2.1(2)ｂ．における起因事象の分析結果（第 3.2.2.1－4 図）及び
3.2.2.1(2)ｃ．で作成した建屋・機器リスト（第 3.2.2.1－4 表）に基づき，評価対象設備の考慮すべき影響（損傷モード）ごとにフラジリティを検討した。なお，事故シナリオのスクリーニングにおいて対象外とした，海底
砂移動及び引き波による水位低下については除外している。建屋・機器のフラジリティ評価結果を第 3.2.2.3－1 表に示す。（添付資料 3.2.2.3－1，
添付資料 3.2.2.3－2，添付資料 3.2.2.3－3）
評価対象設備のフラジリティ検討の結果，津波防護施設及び浸水防止設
備については波力を，また，起因事象を引き起こす設備及び起因事象を緩和する設備については没水，被水を津波による支配的な損傷モードとして
抽出した。

(2)

フラジリティ評価結果抽出した評価対象設備に対する波力，没水，被水の損傷モードについて
は，津波が評価対象設備を損傷又は評価対象設備に到達する津波高さに達した時点で，当該設備が確率 1.0 で損傷すると仮定し，フラジリティ曲線
は，第 3.2.2.3－1 図に示すステップ状とした。
上記を踏まえた建屋・機器のフラジリティ評価結果について，津波高さの区分ごとに整理した。

3.2.2－11

ａ．非常用海水ポンプは，津波高さが防潮堤高さである T.P.＋20m を超えた時点で没水，被水により機能喪失する。
ｂ．原子炉建屋内機器は，津波高さが T.P.＋22m を超えた時点で原子炉建屋内浸水が生じ，没水，被水により機能喪失する。
（添付資料 3.2.2.3－4）ｃ．防潮堤は，津波高さが T.P.＋24m を超えた時点で損傷する。
（添付資料
3.2.2.3－2）

3.2.2.4(1)

事故シーケンス

起因事象
ａ．津波高さごとのシナリオ分類
津波高さに応じたプラントへの影響を識別するため，津波高さと敷地内浸水深の関係及び建屋・機器フラジリティを考慮し，プラントへの影
響が同等となる津波高さを分類した。分類した津波区分において発生する起因事象及び事故シナリオについて，第 3.2.2.4－1 表及び第 3.2.2.4－1 図に示す。また，以下に各区分の特徴を示す。
なお，津波高さ T.P.＋20m 以下の津波については，プラントへの影響がないため，津波を起因として炉心損傷に至る事故シーケンスはない。
(a)

津波区分１（津波高さ T.P.＋20m～T.P.＋22m）
防潮堤位置における津波高さが T.P.+20m を超過する場合，津波が防潮堤を越流し，敷地内浸水が発生する。本津波区分では，ＲＨＲＳポンプ，ＤＧＳＷポンプ及びＨＰＣＳ－ＤＧＳＷポンプが没水，被水して，起因事象「最終ヒートシンク喪失」が発生する。

(b)

津波区分２（津波高さ T.P.＋22m～T.P.＋24m）
防潮堤位置における津波高さが T.P.＋22m を超過する場合，防潮堤
3.2.2－12

を越流して敷地内の浸水した津波が原子炉建屋 1 階床面高さである EL.
＋8.2m まで到達し，原子炉建屋内への浸水が発生する。本津波区分では，防潮堤の健全性は維持されるものの，起因事象「原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失（最終ヒートシンク喪失）」が発生し，直接炉心損傷に至る。
(c)

津波区分３（津波高さ T.P.＋24m～）
防潮堤位置における津波高さが T.P.＋24m を超過する場合，防潮堤の損傷に伴い多量の海水が敷地内及び原子炉建屋内に浸水する。防潮堤の損傷の有無によりプラントの状況は大きく変化すると考えられることから，本津波区分では，防潮堤耐力を超える津波高さを対象としており，起因事象「防潮堤損傷」の発生により，直接炉心損傷に至る。

ｂ．階層イベントツリーについて選定した起因事象及び津波区分をもとに，津波により発生する起因事
象の影響の大きさを考慮することで階層イベントツリーを作成し，評価を行った。
津波ＰＲＡの階層イベントツリーを第 3.2.2.4－2 図に示す。階層イベ
ントツリーの各ヘディング及び分岐構造に関する考え方は以下のとおり
である。
(a)

防潮堤損傷
津波波力による防潮堤損傷の有無を分岐として設定した。津波波力により防潮堤が損傷し，多量の津波が敷地内に浸水することで，屋内外の施設が広範囲にわたり機能喪失する。防潮堤が損傷した場合，津波の影響の程度を特定することが困難であるため，防潮堤の損傷の有無で事故シーケンスを分類することとした。本事象の発生により，屋
3.2.2－13

内外の施設が広範囲にわたり喪失するため，イベントツリー上では防潮堤損傷後のヘディングの分岐は設けず，直接炉心損傷に至るものとした。
(b)

原子炉建屋内浸水
防潮堤が健全な場合における，防潮堤を越流した津波による原子炉
建屋への浸水の有無を分岐として設定した。津波ＰＲＡでは，原子炉建屋外壁扉及び建屋内の止水対策に期待していないため，津波が原子
炉建屋 1 階床面高さである EL.＋8.2m に到達した時点で建屋内への浸水が発生し，建屋内の複数の緩和機能が喪失すると仮定している。このため，イベントツリー上では原子炉建屋内浸水後のヘディングの分岐は設けず，直接炉心損傷に至るものとした。

(c)

最終ヒートシンク喪失
防潮堤を越流した津波による非常用海水ポンプの機能喪失の有無を分岐として設定した。

(2)

成功基準
炉心損傷防止の成功基準は，内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡと津波

ＰＲＡで相違ないため，内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡで設定した成功基準を用いることができる。ただし，津波襲来までに原子炉は停止していることから，原子炉停止機能については評価対象とはせず考慮しない。
使命時間については，内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡと同様に 24時間とし，機器や外部電源の復旧には期待していない。

(3)

事故シーケンス
津波により発生する起因事象「最終ヒートシンク喪失」のイベントツリ
3.2.2－14

ーを第 3.2.2.4－3 図に示す。「最終ヒートシンク喪失」については，いずれのシーケンスも炉心損傷に至るが，高圧炉心冷却系であるＲＣＩＣの成否により事故シーケンスが異なるため，圧力バウンダリ健全性（逃がし安全弁再閉鎖）及び高圧炉心冷却をヘディングとしてイベントツリーを展開している。なお，圧力バウンダリ健全性（逃がし安全弁再閉鎖）のヘディ
ングについては，逃がし安全弁再閉鎖失敗によりＲＣＩＣの駆動蒸気が喪失し，ＲＣＩＣが機能喪失することを考慮して設定したものである。

(4)システム信頼性解析
システムの非信頼度は，内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡと同様の評価を用いた。

(5)

人的過誤
ａ．起因事象発生前の人的過誤
事象発生前における設備の試験・保守作業終了後の復旧忘れ等であり，津波による影響を考慮する必要がないため，内部事象出力運転時レベル
１ＰＲＡと同様の評価を用いた。

ｂ．起因事象発生後の人的過誤
事象発生後における対応操作に対する過誤であり，内部事象出力運転
時レベル１ＰＲＡと同様の対応操作の過誤を想定している。ただし，過誤確率の評価においては，津波襲来後に対応する作業であることを考慮
し，内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡと比較して高いストレスレベルを仮定した。起因事象発生後の人的過誤確率を第 3.2.2.4－2 表に示す。

3.2.2－15

(6)炉心損傷頻度
ａ．炉心損傷頻度の算出に用いた方法
津波ＰＲＡでは，計算コード RiskSpectrum PSA を用いて，フォールト
ツリー結合法により事故シーケンスを定量化し，炉心損傷頻度を算出した。

ｂ．炉心損傷頻度評価結果
上記のとおりの手順で定量化を行った結果，津波の影響による全炉心損
傷頻度（点推定値）は 4.3E-06／炉年となった。津波区分ごとの評価結果
及び全炉心損傷頻度に対する寄与割合を第 3.2.2.4－3 表及び第 3.2.2.4－4 図に示す。津波区分別の結果では，津波区分 1（津波高さ T.P.＋20m～T.P.＋22m）の炉心損傷頻度が最も高く約 75％を占め，次いで津波区分２（津波高さ T.P.＋22m～T.P.＋24m）が約 18％，津波区分３（津波高さ T.P.＋24m～）が約 8％となった。
また，事故シーケンスごとの炉心損傷頻度及び全炉心損傷頻度に対する寄与割合を第 3.2.2.4－4 表及び第 3.2.2.4－5 図に示す。事故シーケ
ンスごとの炉心損傷頻度は「最終ヒートシンク喪失（蓄電池枯渇後ＲＣ
ＩＣ停止）」の寄与割合が約 74％と最も大きく，次いで「原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失（最終ヒートシンク喪失）」の寄与割合が約 18％，「防潮堤損傷」の寄与割合が約 8％となった。

ｃ．重要度解析，不確実さ解析，感度解析
(a)

重要度解析
津波ＰＲＡの重要度解析については，評価対象となる津波高さ以上（T.P.＋20m～）では，必ず炉心損傷に至るため，重要度解析を実施し3.2.2－16

ても有用な情報は得られないと判断し，実施していない。
(b)

不確実さ解析
確率論的津波ハザードの不確かさを考慮し，不確実さ解析を実施した。不確実さ解析の結果を第 3.2.2.4－6 図に示す。全炉心損傷頻度の平均値は 4.3E-06／炉年となり，点推定値と同値となった。また，T.P.
＋20m を超える津波高さでは，確率論的津波ハザードの不確かさが非常に大きいものとなっている。

(c)

感度解析
ベースケースでは地震による直接的影響がないものとして評価しているが，大規模な地震時には地震耐力の小さい外部電源設備が損傷している可能性があることから，津波襲来前に地震により外部電源が喪失すると仮定した感度解析を実施した。（添付資料 3.2.2.4－1）
感度解析結果を第 3.2.2.4－5 表及び第 3.2.2.4－7 図に示す。評価対象となる津波高さ（T.P.＋20m～）では「最終ヒートシンク喪失」が発生
し，崩壊熱除去機能喪失により必ず炉心損傷に至るため，全炉心損傷
頻度は変わらない。一方，事故シーケンスごとの評価結果については，
地震による外部電源喪失を仮定したことにより津波区分１（津波高さ
T.P.＋20m～T.P.＋22m）の範囲における，「外部電源喪失＋最終ヒート
シンク喪失（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）」の事故シーケンスが全炉心損傷頻度の約 74％を占め,支配的となった。

ｄ．まとめ
東海第二発電所の津波ＰＲＡを実施した結果，全炉心損傷頻度の点推定値は，4.3E-06／炉年となった。事故シーケンスとしては，「最終ヒートシンク喪失」が発生し，崩壊熱除去機能喪失により炉心損傷に至るシ
3.2.2－17

ーケンス「最終ヒートシンク喪失（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）」が最も寄与割合が多く，次いで津波が原子炉建屋内に浸水し，「原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失（最終ヒートシンク喪失）」により炉心損傷に至るシーケンスの寄与割合が大きくなった。
また，感度解析として地震により外部電源が喪失していると仮定した場合の評価を行った。その結果，外部電源の有無の違いはあるものの，各事故シーケンスの炉心損傷頻度及び全炉心損傷頻度は変わらないことを確認した。
なお，海底砂移動による海水取水機能障害の影響については，事故シナリオの検討で現時点では評価技術が十分でないことから評価対象外としているが，リスク要因となり得ることに留意する必要がある。

3.2.2－18

第 3.2.2.1－ 1 表
項目

3.2.2－19※

ＰＲＡ評価作業

津波ＰＲＡで収集した情報及び主な情報源
収集すべき情報

主な情報源

１

対象プラントと事故シナリオ

・津 波 Ｐ Ｒ Ａ の 実 施 に 当 た り 必 要 と さ れ る
設計・運転管理に関する基本的な情報・内部事象出力運転時レベル１ＰＲ
Ａで収集した図書（原子炉設置許可申請書，工事計画認可申請書，保安規定等）
・津波固有に考慮すべき関連図書（配管施工図，据付図，外形図，
配 置 図 ，原 子 炉 建 屋 一 般 配 置 図 等 ）・プラントウォークダウン報告書

２

確率論的津波ハザード

・評 価 対 象 サ イ ト に 影 響 を 与 え 得 る 津 波 を発生させる地震発生様式に関する情報

・下記の参考文献※

３

建屋・機器フラジリティ

・プラント固有の建屋・機器の耐力評価及び応答評価に関する情報
・浸水解析結果

・上記項目１の情報源

４

事故シー
ケンス

a) 事 故 シ ナ リ オ 及 び 起 因 事
象の分析・津 波 時 に 想 定 さ れ る プ ラ ン ト 状 態 で の 必
要な情報・上記項目１の情報源

b)事 故 シ ー ケ ン ス の 分 析
・成功基準の設定
・イベントツリーの作成

・安全系等のシステム使用条件
・システムの現実的な性能
・運転員による緩和操作

・上記項目１の情報源
・既往のＰＲＡ情報

c)シ ス テ ム の モ デ ル 化

・評 価 対 象 プ ラ ン ト に 即 し た 機 器 故 障 モ ード，運転状態d)事 故 シ ー ケ ン ス の 定 量 化

・評価結果の妥当性を確認できる情報

・ 土 木 学 会 原 子 力 土 木 委 員 会 津 波 評 価 部 会 (2 002 ）： 原 子 力 発 電 所 の 津 波 評 価 技 術
・ 土 木 学 会 原 子 力 土 木 委 員 会 津 波 評 価 部 会 (2 009) ： 確 率 論 的 津 波 ハ ザ ー ド 解 析 の 方 法 （ 案 ）・ 土 木 学 会 原 子 力 土 木 委 員 会 津 波 評 価 部 会 (2 011) ： 確 率 論 的 津 波 ハ ザ ー ド 解 析 の 方 法・ 原 子 力 安 全 基 盤 機 構 (2 014) ： 確 率 論 的 手 法 に 基 づ く 基 準 津 波 策 定 手 引 き・ 地 震 調 査 研 究 推 進 本 部 地 震 調 査 委 員 会 ( 2012 ）： 三 陸 沖 か ら 房 総 沖 に か け て の 地 震 活 動 の 長 期 評 価 （ 第 二 版 ） に つ い て・ 地 震 調 査 研 究 推 進 本 部 地 震 調 査 委 員 会 ( 2014 ）： 全 国 地 震 動 予 測 地 図 2 014 年 版 ～ 全 国 の 地 震 動 ハ ザ ー ド を 概 観 し て ～ 付 録 １

第 3.2.2.1－ 2 表プラントウォークダウン結果
間接的な被害の可能性の確認

津波影響の確認

機器名称等※１No.

１

対象機器の図面（配置図・構造図等）との相違※２
図 面 か ら想 定 し
対 象 建 屋 貫 通 部
た 設 置 高 さ（ フ ロが，図面等から想ア ）と 相 違 無 い か定した状況（貫通損 傷 部 位の 高 さ
孔の有無，水密化
よ り 低 い位 置 に処理の有無，設置
損 傷 要 因と な る高さ）と相違無い部位は無いかか

残留熱除去系海水系※３

屋外の構築物，機器の波力に対する耐力の低減要因の確認（周辺環境含む）※２
基 礎 ボ ル ト（ 又 は 設
海水ポンプ室開口
置 面 溶 接 部 ）及 び 支
対象 機器 周辺 の配部・貫通部及び原持 構 造 物 に 外 観 上
管に 外観 上の 異常
子炉建屋貫通部のの 異 常（ 腐 食 ・ 亀 裂（ 腐 食 ・ 亀 裂 等 ）は開口部・貫通部の等 ）は な い か（ ボ ル
無いか
止水状態に外観上
ト の 場 合 は 締 め 付の異常はないかけについても確認）

津波襲来時に建物外部にある設備の津波による離脱，
移動等に起因して生じる干渉及び衝突の間接的な被害の可能性はないか

総合評価

Ｙ

Ｎ／Ａ

Ｙ

Ｙ

Ｎ／Ａ

Ｎ／Ａ※６

問題なし

Ｙ

Ｎ／Ａ

Ｙ

Ｙ

Ｎ／Ａ

Ｎ／Ａ※６

問題なし

Ｙ

Ｎ／Ａ

Ｙ

Ｙ

Ｎ／Ａ

Ｎ／Ａ※６

問題なし

Ｙ

Ｎ／Ａ

Ｙ

Ｙ

Ｎ／Ａ

Ｎ／Ａ※６

問題なし

Ｎ／Ａ

Ｎ／Ａ

※ ６

問題なし

※ ７

問題なし

非 常用 デ ィ ー ゼ ル発 電 機用
２海水系※２高 圧炉 心 ス プ レ イ系 デ ィー

３

3.2.2－20４５６ゼル発電機用海水系※３
循環水ポンプ
補機冷却系海水系ポンプ

Ｙ

海水ポンプ室開口部・貫通部

Ｎ／Ａ

Ｙ

Ｙ

Ｎ／Ａ

Ｙ

Ｎ／Ａ

Ｎ／Ａ

Ｙ

Ｎ／Ａ

Ｎ／Ａ

Ｙ

Ｎ／Ａ

Ｎ／Ａ

Ｙ

Ｎ／Ａ※７

問題なし

原 子 炉 建 屋 外 壁 貫 通 部（ 原 子
７

炉建屋，タービン建屋）※４８起動変圧器，予備変圧器

Ｙ

Ｎ／Ａ

Ｎ／Ａ※５

Ｎ／Ａ※５

Ｎ／Ａ

Ｎ／Ａ※８

問題なし

９

復水貯蔵タンク

Ｙ

Ｎ／Ａ

Ｎ／Ａ※５

Ｎ／Ａ※５

Ｎ／Ａ

Ｎ／Ａ※８

問題なし

Ｎ／Ａ

Ｎ／Ａ

※ ５

Ｎ／Ａ

※ ５

Ｎ／Ａ

Ｎ／Ａ

※ ８

問題なし

Ｎ／Ａ

※ ５

Ｎ／Ａ

※ ５

Ｎ／Ａ

※ ８

問題なし

10
11

燃料移送系

Ｙ

排気筒

【凡例】Ｙ：ＹＥＳ
※1
※2
※3
※4
※5
※6
※7
※8

Ｙ
Ｎ：ＮＯ

Ｕ：調査不可Ｎ／Ａ

Ｎ／Ａ

Ｎ／Ａ：対象外第 3.2.2.1－ 2 図 の プ ラ ン ト ウ ォ ー ク ダ ウ ン 対 象 機 器 の 選 定 フ ロ ー に よ り 抽 出 さ れ る 新 規 設 置 設 備（ 防 潮 堤 ，防 潮 扉 及 び 放 水 路 止 水 対 策 ）は ，プ ラ ン ト ウ ォ ー ク ダ
ウンの対象外とする。
津 波 が ， 原 子 炉 建 屋 １ 階 床 面 高 さ で あ る EL.＋ 8.2m に 到 達 し た 時 点 で ， 原 子 炉 建 屋 内 浸 水 が 生 じ ， 建 屋 内 の 機 器 が 没 水 ， 被 水 に よ り 機 能 喪 失 す る と 仮 定 し て い る
た め ， 高 さ EL.＋ 8.2m ま で の 範 囲 に つ い て 確 認 し た 。
海水ポンプ及び海水ポンプ室内の関連機器を含む。
地下トレンチ取り合い部及び隣接する建屋境界含む。
津 波 が ， EL.＋ 8.2m に 到 達 し た 時 点 で ， 原 子 炉 建 屋 内 浸 水 が 生 じ ， 建 屋 内 の 機 器 が 没 水 ， 被 水 に よ り 機 能 喪 失 す る た め 調 査 対 象 外 と し た 。
漂流物の衝突等による間接的な被害が生じる前に，没水，被水により当該機器は機能喪失するため調査対象外とした。
漂流物の衝突等による間接的な被害が生じる可能性がないため，調査対象外とした。
漂流物の衝突等による間接的な被害が生じる前に，原子炉建屋内浸水が生じ，建屋内機器の没水，被水により機能喪失するため，調査対象外とした。

第 3.2.2.1－ 3 表
津波の
影響
直接的

影響の
種類
1. 浸 水 に
よ る 設
備 の 没
水 ， 被
水

建屋・構築物，機器・配管系への影響
設備の動的機能喪失
電気設備の発電／送電機能喪失

津 波 に よ る 事 故 シ ナ リ オ の 抽 出 結 果 （ 1／ 5）

影響を受ける可能性のある設備(1)循 環 水 ポ ン プ(2) 補 機 冷 却 系 海
水系ポンプ(3) 非 常 用 海 水 系※１

3.2.2－21(4) 起 動 変 圧 器 ，
予備変圧器(5) 燃 料 移 送 ポ ンプ(6) タ ー ビ ン 建 屋
内機器

2. 津 波 波
力 ， 流
体 力 ，
浮力

建 屋 ・ 構 築 物 ，機 器 ・配管系の構造的損傷(7) 原 子 炉 建 屋 内
機器(8) 防 潮 堤 及 び 防
潮扉(9) 放 水 路 止 水 対策（構内排水路止水対策含む）※1

考えられるシナリオ① 津 波 の 防 潮 堤 越 流 に よ り 海 水 ポ ン プ 室 浸 水 が 生 じ ，循 環 水 ポ ン
プの機能喪失による復水器真空度喪失が発生する。
① 津 波 の 防 潮 堤 越 流 に よ り 海 水 ポ ン プ 室 浸 水 が 生 じ ，補 機 冷 却 系
海 水 系 ポ ン プ の 機 能 喪 失 に よ る タ ー ビ ン・サ ポ ー ト 系 故 障 が 発生する。
① 津 波 の 防 潮 堤 越 流 に よ り 海 水 ポ ン プ 室 浸 水 が 生 じ ，非 常 用 海 水
ポンプの機能喪失による最終ヒートシンク喪失が発生する。
① 津 波 の 防 潮 堤 越 流 に よ り 敷 地 内 浸 水 が 生 じ ，起 動 変 圧 器 及 び 予
備変圧器の機能喪失による外部電源喪失が発生する。
① 津 波 の 防 潮 堤 越 流 に よ り 敷 地 内 浸 水 が 生 じ ，燃 料 移 送 ポ ン プ の機能喪失による燃料移送系機能喪失が発生する。
① 津 波 の 防 潮 堤 越 流 に よ り タ ー ビ ン 建 屋 内 浸 水 が 生 じ ，タ ー ビ ン
建 屋 内 機 器 の 機 能 喪 失 に よ る タ ー ビ ン・サ ポ ー ト 系 故 障 が 発 生する。
① 津 波 の 防 潮 堤 越 流 に よ り 原 子 炉 建 屋 内 浸 水 が 生 じ ，複 数 の 緩 和系機器の機能喪失が発生する。
①津波波力により防潮堤及び防潮扉が損傷する。
② ① に よ り 海 水 ポ ン プ 室 浸 水 ，タ ー ビ ン 建 屋 内 浸 水 及 び 原 子 炉 建
屋 内 浸 水 が 生 じ る 。そ の 後 の シ ナ リ オ は ，１ ．浸 水 に よ る 設 備の没水，被水と同じ。
③ 津 波 波 力 に よ り 防 潮 堤 が 損 傷 し ，敷 地 内 に 多 量 の 津 波 が 流 入 す
る こ と で ，屋 外 内 の 施 設 が 広 範 囲 に わ た り 浸 水 し 機 能 喪 失 す る
防潮堤損傷が発生する。
①津波波力により放水路止水機能が喪失する。
② ① に よ り 海 水 ポ ン プ 室 浸 水 ，敷 地 浸 水 ，タ ー ビ ン 建 屋 内 浸 水 及
び 原 子 炉 建 屋 内 浸 水 が 生 じ る 。そ の 後 の シ ナ リ オ は ，１ ．浸 水による設備の没水，被水と同じ。

非 常 用 海 水 系 と は ， 残 留 熱 除 去 系 海 水 系 ポ ン プ （ Ｒ Ｈ Ｒ Ｓ ポ ン プ ）， 非 常 用 デ ィ ー ゼ ル 発 電 機 用 海 水 ポ ン プ （ Ｄ Ｇ Ｓ Ｗ ポ ン プ ）， 高 圧 炉
心スプレイ系ディーゼル発電機用海水ポンプ（ＨＰＣＳ－ＤＧＳＷポンプ）及び海水ポンプ室内の関連機器を含む。以下，同じ。

第 3.2.2.1－ 3 表
津波の
影響
直接的

影響の
建屋・構築物，機器
種類
・配管系への影響
2. 津 波 波 建 屋 ・ 構 築 物 ， 機 器 ・力 ， 流 配管系の構造的損傷
体 力 ， （つづき）
浮力
（つづき）

津 波 に よ る 事 故 シ ナ リ オ の 抽 出 結 果 （ 2／ 5）

影響を受ける可能性のある設備(10) 取 水 路 止 水
対 策（ 海 水 取
水 ピ ッ ト 止
水対策含む）(11) 原 子 炉 建 屋
外 壁 部 止 水対策

3.2.2－22(12)起 動 変 圧 器 ，
予備変圧器(13) 復 水 貯 蔵 タ
ンク(14)燃 料 移 送 系※２(15) タ ー ビ ン 建屋(16)原 子 炉 建 屋※2考えられるシナリオ①津波波力により取水路止水機能が喪失する。
② ① に よ り 海 水 ポ ン プ 室 浸 水 ，敷 地 浸 水 ，タ ー ビ ン 建 屋 内 浸 水 及
び 原 子 炉 建 屋 内 浸 水 が 生 じ る 。そ の 後 の シ ナ リ オ は ，１ ．浸 水による設備の没水，被水と同じ。
① 津 波 波 力 に よ り 取 水 路 止 水 機 能 が 喪 失 し ，引 き 続 き 原 子 炉 建 屋
外壁部止水対策の機能が喪失する。
② ① に よ り 原 子 炉 建 屋 内 浸 水 が 生 じ る 。そ の 後 の シ ナ リ オ は ，１ ．
浸 水 に よ る 設 備 の 没 水 ， 被 水 の (7) 原 子 炉 建 屋 内 機 器 と 同 じ 。
①津波波力により起動変圧器及び予備変圧器が損傷する。
②①により，変圧器機能喪失が生じ，外部電源喪失が発生する。
①津波波力により復水貯蔵タンクが損傷する。
② ① に よ り ，復 水 貯 蔵 タ ン ク 機 能 喪 失 が 生 じ ，こ れ を 水 源 と す る
機器の機能喪失が発生する。
①津波波力により燃料移送ポンプが損傷する。
② ① に よ り ，燃 料 移 送 系 機 能 喪 失 が 生 じ ，非 常 用 デ ィ ー ゼ ル 発 電機の機能喪失が発生する。
①津波波力によりタービン建屋が損傷する。
②①によりタービン建屋内浸水が生じる。その後のシナリオは，
１ ． 浸 水 に よ る 設 備 の 没 水 ， 被 水 の (6 )タ ー ビ ン 建 屋 内 機 器 と同じ。
①津波波力により原子炉建屋が損傷する。
② ① に よ り 原 子 炉 建 屋 内 浸 水 が 生 じ る 。そ の 後 の シ ナ リ オ は ，１ ．
浸 水 に よ る 設 備 の 没 水 ， 被 水 の (7) 原 子 炉 建 屋 内 機 器 と 同 じ 。

燃料移送系とは，燃料移送ポンプ及び関連設備を含む。以下，同じ。

第 3.2.2.1－ 3 表
津波の
影響
直接的

津 波 に よ る 事 故 シ ナ リ オ の 抽 出 結 果 （ 3／ 5）

影響を受ける可能性のある設備(17)排 気 筒

3. 海 底 砂移動※３

海水取水設備の機能喪失

4. 引 き 波
に よ る
水 位 低
下※４

海水取水設備の機能喪失(18) 循 環 水 ポ ンプ(19) 補 機 冷 却 系
海 水 系 ポ ンプ(20) 非 常 用 海 水ポンプ(21) 循 環 水 ポ ンプ(22) 補 機 冷 却 系
海 水 系 ポ ンプ(23) 非 常 用 海 水
ポンプ

3.2.2－23

影響の建屋・構築物，機器
種類
・配管系への影響
2. 津 波 波 建 屋 ・ 構 築 物 ， 機 器 ・力 ， 流 配管系の構造的損傷
体 力 ，
（つづき）
浮力
（つづき）

考えられるシナリオ①津波波力により排気筒が損傷する。
②①によりタービン建屋が損傷し，タービン建屋内浸水が生じる 。そ の 後 の シ ナ リ オ は ，１ ．浸 水 に よ る 設 備 の 没 水 ，被 水 の(6)タ ー ビ ン 建 屋 内 機 器 と 同 じ 。
③ ① に よ り 原 子 炉 建 屋 が 損 傷 し ，原 子 炉 建 屋 内 浸 水 が 生 じ る 。その 後 の シ ナ リ オ は ， １ ． 浸 水 に よ る 設 備 の 没 水 ， 被 水 の (7) 原子炉建屋内機器と同じ。
① 海 底 砂 移 動 に よ り 海 水 取 水 機 能 障 害 が 生 じ ，循 環 水 ポ ン プ の 機
能喪失による復水器真空度喪失が発生する。
① 海 底 砂 移 動 に よ り 海 水 取 水 機 能 障 害 が 生 じ ，補 機 冷 却 系 海 水 系
ポンプの機能喪失によるタービン・サポート系故障が発生する。
① 海 底 砂 移 動 に よ る 海 水 取 水 機 能 障 害 が 生 じ ，非 常 用 海 水 ポ ン プの機能喪失による最終ヒートシンク喪失が発生する。
① 引 き 波 に よ る 水 位 低 下 に よ り 海 水 取 水 機 能 障 害 が 生 じ ，循 環 水
ポンプの機能喪失による復水器真空度喪失が発生する。
① 引 き 波 に よ る 水 位 低 下 に よ り 海 水 取 水 機 能 障 害 が 生 じ ，補 機 冷却 系 海 水 系 ポ ン プ の 機 能 喪 失 に よ る タ ー ビ ン・サ ポ ー ト 系 故 障が発生する。
① 引 き 波 に よ る 水 位 低 下 に よ り 海 水 取 水 機 能 障 害 が 生 じ ，非 常 用
海水ポンプの機能喪失による最終ヒートシンク喪失が発生する。

※3

海底砂移動は，現時点では評価技術が十分でないため，津波ＰＲＡ学会標準に従い，今回の津波ＰＲＡにおいては評価の対象外とした。

※4

引 き 波 に よ る 水 位 低 下 は ，押 し 波 に よ り 非 常 用 海 水 ポ ン プ 又 は 常 用 海 水 ポ ン プ が 損 傷 し て 発 生 す る シ ナ リ オ と 同 じ で あ り ，新 た な 事 故 シーケンスを発生させるものではないため，対象外とした。

第 3.2.2.1－ 3 表
津波の
影響
間接的

津 波 に よ る 事 故 シ ナ リ オ の 抽 出 結 果 （ 4／ 5）

影響の
種類
5.洗 掘

建屋・構築物，機器・配管系への影響
建 屋 ・ 構 築 物 ，機 器 ・配管系の構造的損傷

影響を受ける可能性のある設備(24) 防 潮 堤 及 び
防潮扉

6. 漂 流 物の衝突

建 屋 ・ 構 築 物 ，機 器 ・配管系の構造的損傷(25)防 潮 堤 ・ 防 潮
扉

3.2.2－24(26)起 動 変 圧 器 ，
予備変圧器(27) 復 水 貯 蔵 タ
ンク(28)燃 料 移 送 系※２(29) タ ー ビ ン 建屋(30)原 子 炉 建 屋考えられるシナリオ①洗掘により防潮堤・防潮扉が損傷する。
② ① に よ り 海 水 ポ ン プ 室 浸 水 ，タ ー ビ ン 建 屋 内 浸 水 及 び 原 子 炉 建
屋 内 浸 水 が 生 じ る 。そ の 後 の シ ナ リ オ は ，１ ．浸 水 に よ る 設 備の没水，被水と同じ。
③ 洗 掘 に よ り 防 潮 堤 が 損 傷 し ，敷 地 内 に 多 量 の 津 波 が 流 入 す る こと で ，屋 外 内 の 施 設 が 広 範 囲 に わ た り 浸 水 し 機 能 喪 失 す る 防 潮
堤損傷が発生する。
①漂流物の衝突により防潮堤・防潮扉が損傷する。
② ① に よ り 海 水 ポ ン プ 室 浸 水 ，タ ー ビ ン 建 屋 内 浸 水 及 び 原 子 炉 建
屋 内 浸 水 が 生 じ る 。そ の 後 の シ ナ リ オ は ，１ ．浸 水 に よ る 設 備の没水，被水と同じ。
③ 漂 流 物 の 衝 突 に よ り 防 潮 堤 が 損 傷 し ，敷 地 内 に 多 量 の 津 波 が 流
入 す る こ と で ，屋 外 内 の 施 設 が 広 範 囲 に わ た り 浸 水 し 機 能 喪 失する防潮堤損傷が発生する。
①漂流物の衝突により起動変圧器及び予備変圧器が損傷する。
②①により，変圧器機能喪失が生じ，外部電源喪失が発生する。
①津波波力により復水貯蔵タンクが損傷する。
② ① に よ り ，復 水 貯 蔵 タ ン ク 機 能 喪 失 が 生 じ ，こ れ を 水 源 と す る
機器の機能喪失が発生する。
①漂流物の衝突により燃料移送ポンプが損傷する。
② ① に よ り ，燃 料 移 送 系 機 能 喪 失 が 生 じ ，非 常 用 デ ィ ー ゼ ル 発 電機の機能喪失が発生する。
①漂流物の衝突によりタービン建屋が損傷する。
②①によりタービン建屋内浸水が生じる。その後のシナリオは，
１ ． 浸 水 に よ る 設 備 の 没 水 ， 被 水 の (6 )タ ー ビ ン 建 屋 内 機 器 と同じ。
①漂流物の衝突により原子炉建屋が損傷する。
② ① に よ り 原 子 炉 建 屋 内 浸 水 が 生 じ る 。そ の 後 の シ ナ リ オ は ，１ ．
浸 水 に よ る 設 備 の 没 水 ， 被 水 の (7) 原 子 炉 建 屋 内 機 器 と 同 じ 。

第 3.2.2.1－ 3 表
津波の
影響
間接的

影響の
建屋・構築物，機器
種類
・配管系への影響
6. 漂 流 物 建 屋 ・ 構 築 物 ， 機 器 ・の衝突
配管系の構造的損傷（つづき） （つづき）

3.2.2－25

7. 津 波 に
よ る 高
ス ト レ
ス
8. 作 業 環
境 の 悪化

津 波 に よ る 事 故 シ ナ リ オ の 抽 出 結 果 （ 5／ 5）

影響を受ける可能性のある設備(31)排 気 筒

運転員等の操作失敗－

運転員等の回復操作
失敗－考えられるシナリオ①漂流物の衝突により排気筒が損傷する。
②①によりタービン建屋が損傷し，タービン建屋内浸水が生じる 。そ の 後 の シ ナ リ オ は ，１ ．浸 水 に よ る 設 備 の 没 水 ，被 水 の(6)タ ー ビ ン 建 屋 内 機 器 と 同 じ 。
③ ① に よ り 原 子 炉 建 屋 が 損 傷 し ，原 子 炉 建 屋 内 浸 水 が 生 じ る 。その 後 の シ ナ リ オ は ， １ ． 浸 水 に よ る 設 備 の 没 水 ， 被 水 の (7) 原子炉建屋内機器と同じ。
① 津 波 に よ る 高 ス ト レ ス は ，緩 和 設 備 の 操 作 失 敗 に 係 る 人 的 過 誤確率の評価において考慮するため，シナリオから除外する。

① 事 象 発 生 後 の 作 業 環 境 悪 化 を 考 慮 し な け れ ば な ら な い 設 備（ 可
搬 型 設 備 等 ）に つ い て は 期 待 し て い な い た め ，シ ナ リ オ か ら 除外する。

第 3.2.2.1－ 4 表
津波の遡上高さ

津波による影響を受ける建屋・機器及び発生する起因事象

循環水ポンプ～ EL.＋ 8.2m

起因事象※

津波による影響を受ける建屋・機器

非常用海水ポンプ（ Ｒ Ｈ Ｒ Ｓ ，Ｄ Ｇ Ｓ Ｗ ，Ｈ Ｐ Ｃ Ｓ － Ｄ Ｇ Ｓ Ｗ ）補機冷却系海水系ポンプ（① 復水器真空度喪失）② 最終ヒートシンク喪失（⑤ タービン・サポート系喪失）（① 復水器真空度喪失）（② 最終ヒートシンク喪失）

3.2.2－26（⑤ タービン・サポート系喪失）

EL.＋ 8.2m～

起動変圧器，予備変圧器（③ 全交流動力電源喪失）

燃料移送系（外部電源喪失＋最終ヒートシンク喪失）

復水貯蔵タンク（④ －）

タービン建屋（燃料移送系，復水貯蔵タンク損傷に伴う原子炉建屋

緩和設備の機能喪失）⑥ 原子炉建屋内浸水による複数の緩和機
能喪失（最終ヒートシンク喪失）⑦ 防潮堤損傷※

下線の起因事象は，津波の遡上高さが高くなることにより新たに発生する起因事象となる。
ま た ，（ ） 内 の 起 因 事 象 は ， 同 時 に 発 生 す る 可 能 性 が あ る が ， 他 の 起 因 事 象 で 発 生 す る 影 響 に 包 含 さ れる起因事象となる。

第 3.2.2.1－ 5 表
区

分

No.
1
2

津波防護施
設及び浸水
防止設備

3

4
5
6

7
起因事象を
引き起こす
設備

フロントライン系
起因事象
を緩和す
る設備

建 屋 ・ 機 器 リ ス ト （ 1／ 2）
設置場所※１

設置場所の高さ※１（ EL. ）

－

屋外

－

－

屋外

－

－

海水ポンプ室
及び屋外

－

－

原子炉建屋
及び屋外

－

ポンプ

海水ポンプ室＋ 0.8mポンプ

海水ポンプ室＋ 0.8mポンプ

海水ポンプ室＋ 0.8m

建屋・機器（系統）名称
防潮堤及び防潮扉
放水路止水対策（構内排水路止水対策含む）
取 水 路 止 水 対 策（ 海 水 引 込 み 管 ，
緊急用海水取水管止水対策含む）
原子炉建屋外壁部（地下部分）
止水対策（隣接する建屋境界部含む）
残留熱除去系海水系（海水ポンプ及び関連機器含む）
非常用ディーゼル発電機用海水系（海水ポンプ及び関連機器含
む）
高圧炉心スプレイ系ディーゼル
発電機用海水系（海水ポンプ及び関連機器含む）

サポート系

8

循環水ポンプポンプ

海水ポンプ室＋ 0.8m9

補機冷却系海水系ポンプ

ポンプ

海水ポンプ室＋ 0.8m10起動変圧器，予備変圧器

変圧器

屋外

＋ 8.2m

11

原子炉建屋

１階床面

－

＋ 8.2m12

タービン建屋

１階床面－＋ 8.2m

13

排気筒

排気筒

屋外

＋ 8.5m14

高圧炉心スプレイ系

原子炉建屋（地下２階）－ 4.0m15

原子炉隔離時冷却系

原子炉建屋（地下２階）－ 4.0m16

低圧炉心スプレイ系

原子炉建屋（地下２階）－ 4.0m17低圧注水系（残留熱除去系）

原子炉建屋（地下２階）－ 4.0m

18

自動減圧系

制御盤

原子炉建屋
（２階）

＋ 18.0 m

19

復水貯蔵タンクタンク

屋外＋ 3.0m20

燃料移送系

タ ン ク ，ポンプ

屋外

＋ 8.3m

21

直流電源系

分電盤

原子炉建屋
（地下２階）－ 4.0m22

非常用交流電源系

ディーゼ
ル発電設
備

原子炉建屋
（地下２階）－ 4.0m

3.2.2－27

ポ ン プ ，電動 弁 ，空 調
機
ポンプ，
タービン，
電 動 弁 ，器
具 ，分 電 盤
ポ ン プ ，電動 弁 ，空 調機
ポ ン プ ，電動 弁 ，空 調機第 3.2.2.1－ 5 表
区

分

No.

建 屋 ・ 機 器 リ ス ト （ 2／ 2）

建屋・機器（系統）名称

設置場所※１

設置場所の高さ※１（ EL. ）

残留熱除去系海水系（海水ポンポンプ
海水ポンプ室＋ 0.8mプ及び関連機器含む）
残留熱除去系海水系（原子炉建
原子炉建屋
24
熱交換器
－ 4.0m
屋内設置機器）（地下２階）
非常用ディーゼル発電機用海水25系（海水ポンプ及び関連機器含ポンプ
海水ポンプ室＋ 0.8m
む）
起因事象
非常用ディーゼル発電機用海水
原子炉建屋
を緩和す
26
系（原子炉建屋付属棟内設置機
熱交換器－ 4.0m（地下２階）る設備器）
高圧炉心スプレイ系ディーゼル
27
発電機用海水系（海水ポンプ及ポンプ
海水ポンプ室＋ 0.8mび関連機器含む）
高圧炉心スプレイ系ディーゼル
原子炉建屋
28
発電機用海水系（原子炉建屋内－ 4.0m熱交換器（地下２階）
設置機器）※ 1 設 置 場 所 の 高 さ は ，工 事 計 画 認 可 申 請 書 ，配 管 施 工 図 ，配 置 図 ，据 付 図 等 を
23

サポート系

元 に 調 査 し ，没 水 ，被 水 に よ る 機 能 喪 失 に 着 目 し て ，当 該 機 器 の 設 置 床 面 の
高 さ を 記 載 し て い る 。（ 添 付 資 料 3.2.2 .1－ 7）
な お ，複 数 の 機 器 が 異 な る 高 さ に 設 置 さ れ て い る 場 合 は ，今 回 の 津 波 Ｐ Ｒ Ａの評価の前提条件を踏まえ，以下の方針で記載している。
＜海水ポンプ室＞
防 潮 堤 越 流 に よ り ，海 水 ポ ン プ 室 内 の 機 器 が 没 水 ，被 水 す る た め ，複 数 の機 器 が 異 な る 高 さ に 設 置 さ れ て い る 場 合 は ，最 も 低 い 位 置 に 設 置 さ れ て いる設備の設置床面の高さを記載している。
＜原子炉建屋＞
原 子 炉 建 屋 の １ 階 床 面 高 さ で あ る EL.＋ 8.2m に 津 波 が 到 達 し た 場 合 は ，津波 が 建 屋 内 に 浸 水 し ，建 屋 内 の 機 器 が 没 水 ，被 水 に よ り 機 能 喪 失 す る も のと 仮 定 し て い る こ と か ら ，複 数 の 機 器 が 異 な る 高 さ に 設 置 さ れ て い る 場 合
は ，最 も 低 い 位 置 に 設 置 さ れ て い る 設 備 の 設 置 床 面 の 高 さ を 記 載 し て い る 。
＜建屋本体＞
原 子 炉 建 屋 及 び タ ー ビ ン 建 屋 に つ い て は ，地 上 １ 階 の 床 面 高 さ と し て い る 。

3.2.2－28

第 3.2.2.3－ 1 表
区分

No.

設備名称

津波防護施
設及び浸水
防止設備

1

防潮堤及び
防潮扉

3.2.2－29※1

建 屋 ・ 機 器 フ ラ ジ リ テ ィ 評 価 結 果 （ 1／ 11）

津波損傷モード

建屋・機器フラジリティ

備考

津 波 の 敷 地 内 浸 水 を 防 止 す る も の で あ り ，没 水 ，被 水 で は 機 能 喪 失しないため，評価対象外とした。
防 潮 堤 に つ い て は ，防 潮 堤 位 置 に お け る 津 波 高 さ T. P.＋ 24m ま で の耐 力 を 確 保 す る 設 計 と し て い る た め ，原 子 炉 建 屋 が 浸 水 す る 津 波 高
波力，流体
○
※1
さ T.P. ＋ 22 m に 対 し て も 健 全 性 を 確 保 で き る 。な お ，本 損 傷 モ ー ド力，浮力の 発 生 前 に 津 波 の 防 潮 堤 越 流 に よ る 没 水 ，被 水 に よ り ，起 因 事 象 を引き起こす設備及び起因事象を緩和する設備が機能喪失する。
機 能 喪 失 要 因 と な る 可 能 性 が あ る が ，洗 掘 防 止 対 策 を 講 じ る 設 計 と洗掘（○）
しているため，支配的な損傷モードとならない。
機 能 喪 失 要 因 と な る 可 能 性 が あ る が ，漂 流 物 の 衝 突 を 考 慮 し た 設 計
漂流物
（○）
※1
としているため，支配的な損傷モードとならない。
2
放水路止水
津 波 の 敷 地 内 浸 水 を 防 止 す る も の で あ り ，没 水 ，被 水 で は 機 能 喪 失
没水，被水－
対 策（ 構 内 排しないため，評価対象外とした。
水路止水対
機 能 喪 失 要 因 と な る 可 能 性 が あ る が ，防 潮 堤 耐 力 を 超 え る 津 波 を 考
策含む）
波力，流体
慮 し た 設 計 と し て い る 。な お ，本 損 傷 モ ー ド の 発 生 前 に 津 波 の 防 潮
（○）
※1
力，浮力
堤 越 流 に よ る 没 水 ，被 水 に よ り ，起 因 事 象 を 引 き 起 こ す 設 備 及 び 起因事象を緩和する設備が機能喪失する。
放 水 ピ ッ ト 及 び 構 内 排 水 路 に は ，洗 掘 は 生 じ な い た め ，評 価 対 象 外
洗掘
－
とした。
放 水 ピ ッ ト 及 び 構 内 排 水 路 に は ，漂 流 物 は 衝 突 し な い た め ，評 価 対
漂流物－
象外とした。
添 付 資 料 3. 2.2. 3－ 1「 防 潮 堤 に 対 す る 漂 流 物 の 衝 突 影 響 評 価 に 用 い る 漂 流 物 の 選 定 に つ い て 」及 び 添 付 資 料 3.2. 2.3 － 2「 防潮堤及び津波流入経路止水対策の耐力について」参照。
没水，被水

－

第 3.2.2.3－ 1 表
区分

No.

設備名称

津波防護施
設及び浸水
防止設備
（つづき）

3

取水路止水
対策（海水
取水ピット
止水対策含
む）

3.2.2－30

4

起因事象を
引き起こす
設備

5

原子炉建屋
外壁部（地
下部分）止
水対策（隣
接する建屋
境 界 部 含む）
残留熱除去
系 海 水 系
（海水ポン
プ及び海水
ポンプ室内
関連機器含
む）

建 屋 ・ 機 器 フ ラ ジ リ テ ィ 評 価 結 果 （ 2／ 11）

津波損傷モード
没水，被水

－

波力，流体
力，浮力

（○）

洗掘

－

漂流物

－

没水，被水

－

波力，流体
力，浮力

（○）

建屋・機器フラジリティ
津波の海水ポンプ室及び敷地内浸水を防止するものであり，没水，被水では機能喪失しないため，評価対象外とした。
機 能 喪 失 要 因 と な る 可 能 性 が あ る が ，防 潮 堤 耐 力 を 超 え る 津 波 を
考 慮 し た 設 計 と し て い る 。な お ，本 損 傷 モ ー ド の 発 生 前 に 津 波 の防 潮 堤 越 流 に よ る 没 水 ，被 水 に よ り ，起 因 事 象 を 引 き 起 こ す 設 備
及び起因事象を緩和する設備が機能喪失する。
海 水 ポ ン プ 室 及 び 海 水 取 水 ピ ッ ト に は ，洗 掘 は 生 じ な い た め ，評
価対象外とした。
海水ポンプ室及び海水取水ピットには，漂流物は衝突しないた
め，評価対象外とした。
津 波 の 原 子 炉 建 屋 内 浸 水 を 防 止 す る も の で あ り ，没 水 ，被 水 で は機能喪失しないため，評価対象外とした。
機 能 喪 失 要 因 と な る 可 能 性 が あ る が ，取 水 路 止 水 対 策 が 損 傷 し た
場合に生じるものであるため，可能性は小さいと想定した。
原 子 炉 建 屋 地 下 部 で あ り ，洗 掘 の 影 響 は 生 じ な い た め ，評 価 対 象
外とした。
原子炉建屋地下トレンチ取り合い部及び隣接建屋境界に対する止水対策であり，漂流物は衝突しないため，評価対象外とした。
防 潮 堤 高 さ T.P. ＋ 20m を 超 え る 津 波 の 越 流 に よ り ，海 水 ポ ン プ 室
浸水が生じ，機能喪失する。
本 損 傷 モ ー ド の 発 生 前 に 没 水 ，被 水 に よ り 残 留 熱 除 去 系 海 水 系 は機能喪失するため，評価対象外とした。

洗掘

－

漂流物

－

没水，被水

○

波力，流体
力，浮力

－

洗掘

－

海 水 ポ ン プ 室 内 で あ り ，洗 掘 は 生 じ な い た め ，評 価 対 象 外 と し た 。

漂流物－

海 水 ポ ン プ 室 内 で あ り ，漂 流 物 は 衝 突 し な い た め ，評 価 対 象 外 と
した。

備考

※1

第 3.2.2.3－ 1 表
区分

No.

設備名称

起因事象を
引き起こす
設備
（つづき）

6

非常用ディ
ーゼル発電
機用海水系
（海水ポン
プ及び海水
ポンプ室内
関連機器含
む）

3.2.2－31

7

8

高圧炉心ス
プレイ系デ
ィーゼル発
電機用海水
系（海水ポ
ンプ及び海
水ポンプ室
内関連機器
含む）
循環水ポン
プ

建 屋 ・ 機 器 フ ラ ジ リ テ ィ 評 価 結 果 （ 3／ 11）

津波損傷モード

建屋・機器フラジリティ
防 潮 堤 高 さ T.P. ＋ 20m を 超 え る 津 波 の 越 流 に よ り ，海 水 ポ ン プ 室
浸水が生じ，機能喪失する。
本 損 傷 モ ー ド の 発 生 前 に 没 水 ，被 水 に よ り 非 常 用 デ ィ ー ゼ ル 発 電
機用海水系は機能喪失するため，評価対象外とした。

没水，被水

○

波力，流体
力，浮力

－

洗掘

－

海 水 ポ ン プ 室 内 で あ り ，洗 掘 は 生 じ な い た め ，評 価 対 象 外 と し た 。

漂流物－

海 水 ポ ン プ 室 内 で あ り ，漂 流 物 は 衝 突 し な い た め ，評 価 対 象 外 と
した。

没水，被水

○

防 潮 堤 高 さ T.P. ＋ 20m を 超 え る 津 波 の 越 流 に よ り ，海 水 ポ ン プ 室
浸水が生じ，機能喪失する。

波力，流体
力，浮力

－

本 損 傷 モ ー ド の 発 生 前 に 没 水 ，被 水 に よ り 高 圧 炉 心 ス プ レ イ 系 デ
ィーゼル発電機用海水系は機能喪失するため，評価対象外とし
た。

洗掘

－

海 水 ポ ン プ 室 内 で あ り ，洗 掘 は 生 じ な い た め ，評 価 対 象 外 と し た 。

漂流物－

海 水 ポ ン プ 室 内 で あ り ，漂 流 物 は 衝 突 し な い た め ，評 価 対 象 外 と
した。

没水，被水

○

波力，流体
力，浮力

－

洗掘

－

海 水 ポ ン プ 室 内 で あ り ，洗 掘 は 生 じ な い た め ，評 価 対 象 外 と し た 。

漂流物－

海 水 ポ ン プ 室 内 で あ り ，漂 流 物 は 衝 突 し な い た め ，評 価 対 象 外 とした。

防 潮 堤 高 さ T.P. ＋ 20m を 超 え る 津 波 の 越 流 に よ り ，海 水 ポ ン プ 室
浸水が生じ，機能喪失する。
本 損 傷 モ ー ド の 発 生 前 に 没 水 ，被 水 に よ り 循 環 水 ポ ン プ は 機 能 喪失するため，評価対象外とした。

備考

第 3.2.2.3－ 1 表
区分

No.

設備名称

起因事象を
引き起こす
設備
（つづき）

9

補機冷却系
海水系ポン
プ

3.2.2－32

10起 動 変 圧器，予備変圧器

建 屋 ・ 機 器 フ ラ ジ リ テ ィ 評 価 結 果 （ 4／ 11）

津波損傷モード
没水，被水

○

波力，流体
力，浮力

－

洗掘

－

漂流物

－

建屋・機器フラジリティ
防 潮 堤 高 さ T.P. ＋ 20m を 超 え る 津 波 の 越 流 に よ り ，海 水 ポ ン プ 室
浸水が生じ，機能喪失する。
本 損 傷 モ ー ド の 発 生 前 に 没 水 ，被 水 に よ り 補 機 冷 却 系 海 水 系 ポ ン
プは機能喪失するため，評価対象外とした。
海 水 ポ ン プ 室 内 で あ り ，洗 掘 は 生 じ な い た め ，評 価 対 象 外 と し た 。
海 水 ポ ン プ 室 内 で あ り ，漂 流 物 は 衝 突 し な い た め ，評 価 対 象 外 とした。
機 能 喪 失 要 因 と な る 可 能 性 が あ る が ，本 損 傷 モ ー ド が 発 生 す る 津
波 高 さ で 没 水 ，被 水 に よ り 原 子 炉 建 屋 内 浸 水 が 生 じ ，原 子 炉 建 屋
内機器が機能喪失する。
機 能 喪 失 要 因 と な る 可 能 性 が あ る が ，本 損 傷 モ ー ド の 発 生 前 に 没
水 ，被 水 に よ り 原 子 炉 建 屋 内 浸 水 が 生 じ ，原 子 炉 建 屋 内 機 器 が 機能喪失する。

没水，被水

（○）

波力，流体
力，浮力

（○）

洗掘

（○）

同上

漂流物

（○）

同上

備考

第 3.2.2.3－ 1 表
区分

No.

設備名称

起因事象を
引き起こす
設備
（つづき）

11

原子炉建屋

3.2.2－33※2

建 屋 ・ 機 器 フ ラ ジ リ テ ィ 評 価 結 果 （ 5／ 11）

津波損傷モード

建屋・機器フラジリティ

防 潮 堤 位 置 に お け る 津 波 高 さ T.P. ＋ 22 m を 超 え る 津 波 に よ り ，原子 炉 建 屋 １ 階 床 面 高 さ で あ る EL. ＋ 8 .2m ま で 津 波 が 到 達 し た 場○
合 ，原 子 炉 建 屋 内 浸 水 が 生 じ ，原 子 炉 建 屋 内 機 器 の 機 能 喪 失 が 発生する。
機 能 喪 失 要 因 と な る 可 能 性 が あ る が ，本 損 傷 モ ー ド の 発 生 前 に 没
波 力 ，流 体（ ○ ） 水 ，被 水 に よ り 原 子 炉 建 屋 内 浸 水 が 生 じ ，原 子 炉 建 屋 内 機 器 が 機力，浮力能喪失する。
原 子 炉 建 屋 は 岩 盤 上 に 設 置 さ れ て い る た め ，支 配 的 な 損 傷 モ ー ド
洗掘－とならない。
機能喪失要因となる可能性があるが，本損傷モード発生前に没漂流物（○）
水，被水により機能喪失が発生する。
12
タービン建
機 能 喪 失 要 因 と な る 可 能 性 が あ る が ，本 損 傷 モ ー ド が 発 生 す る 津
没 水 ，被 水屋（ ○ ） 波 高 さ で 没 水 ，被 水 に よ り 原 子 炉 建 屋 内 浸 水 が 生 じ ，原 子 炉 建 屋（浸水）
内機器が機能喪失する。
機 能 喪 失 要 因 と な る 可 能 性 が あ る が ，本 損 傷 モ ー ド の 発 生 前 に 没
波 力 ，流 体（ ○ ） 水 ，被 水 に よ り 原 子 炉 建 屋 内 浸 水 が 生 じ ，原 子 炉 建 屋 内 機 器 が 機力，浮力能喪失する。
タ ー ビ ン 建 屋 は 岩 盤 上 に 設 置 さ れ て い る た め ，支 配 的 な 損 傷 モ ー
洗掘－
ドとならない。
機能喪失要因となる可能性があるが，本損傷モード発生前に没漂流物（○）
水，被水により機能喪失が発生する。
添 付 資 料 3. 2.2. 3－ 3「 津 波 に よ る 敷 地 内 浸 水 解 析 に つ い て 」 参 照 。 以 下 ， 同 じ 。
没 水 ，被 水
（浸水）

備考

※2

※2

第 3.2.2.3－ 1 表
区分

No.

起因事象を
引き起こす
設備
（つづき）

13

3.2.2－34

起因事
象を緩
和する
設備

フ
ロ
ン
ト
ラ
イ
ン
系

14

15

設備名称
排気筒

高圧炉心ス
プレイ系

原子炉隔離
時冷却系

建 屋 ・ 機 器 フ ラ ジ リ テ ィ 評 価 結 果 （ 6／ 11）

津波損傷モード

建屋・機器フラジリティ

備考

鋼 製 部 材 よ り 構 成 さ れ る も の で あ り ，没 水 ，被 水 で は 機 能 喪 失 しないため，評価対象外とした。
機能喪失要因となる可能性があるが，本損傷モード発生前に没
水 ，被 水 に よ り 原 子 炉 建 屋 内 浸 水 が 生 じ ，原 子 炉 建 屋 内 機 器 が 機能喪失する。

没 水 ，被 水－

波 力 ，流 体
力，浮力

（○）

洗掘

（○）

同上

漂流物

（○）

同上

没 水 ，被 水○防 潮 堤 位 置 に お け る 津 波 高 さ T.P. ＋ 22 m を 超 え る 津 波 に よ り ，原子 炉 建 屋 １ 階 床 面 高 さ で あ る EL. ＋ 8.2 m ま で 津 波 が 到 達 す る と ，
建屋内浸水により機能喪失する。

波 力 ，流 体
力，浮力－

原子炉建屋内に設置されているため，評価対象外とした。

洗掘

－

同上

漂流物

－

同上

没 水 ，被 水○防 潮 堤 位 置 に お け る 津 波 高 さ T.P. ＋ 22 m を 超 え る 津 波 に よ り ，原子 炉 建 屋 １ 階 床 面 高 さ で あ る EL. ＋ 8.2 m ま で 津 波 が 到 達 す る と ，
建屋内浸水により機能喪失する。

波 力 ，流 体
力，浮力－

原子炉建屋内に設置されているため，評価対象外とした。

洗掘

－

同上

漂流物

－

同上

※2

※2

第 3.2.2.3－ 1 表
区分
起因事
象を緩
和する
設備
（つづ
き）

フ
ロ
ン
ト
ラ
イ
ン
系

No.

設備名称

16

低圧炉心ス
プレイ系

3.2.2－35

17

18

低圧注水系
（残留熱除
去系）

建 屋 ・ 機 器 フ ラ ジ リ テ ィ 評 価 結 果 （ 7／ 11）

津波損傷モード

建屋・機器フラジリティ

備考

※2

没水，被水

○

防 潮 堤 位 置 に お け る 津 波 高 さ T.P. ＋ 22 m を 超 え る 津 波 に よ り ，原子 炉 建 屋 １ 階 床 面 高 さ で あ る EL. ＋ 8.2 m ま で 津 波 が 到 達 す る と ，
建屋内浸水により機能喪失する。

波力，流体
力，浮力

－

原子炉建屋内に設置されているため，評価対象外とした。

洗掘

－

同上

漂流物

－

同上

没水，被水

○

防 潮 堤 位 置 に お け る 津 波 高 さ T.P. ＋ 22 m を 超 え る 津 波 に よ り ，原子 炉 建 屋 １ 階 床 面 高 さ で あ る EL. ＋ 8.2 m ま で 津 波 が 到 達 す る と ，
建屋内浸水により機能喪失する。

波力，流体
力，浮力

－

原子炉建屋内に設置されているため，評価対象外とした。

洗掘

－

同上

漂流物

－

同上

没水，被水

○

防 潮 堤 位 置 に お け る 津 波 高 さ T.P. ＋ 22 m を 超 え る 津 波 に よ り ，原子 炉 建 屋 １ 階 床 面 高 さ で あ る EL. ＋ 8.2 m ま で 津 波 が 到 達 す る と ，
建屋内浸水により機能喪失する。

波力，流体
力，浮力

－

原子炉建屋内に設置されているため，評価対象外とした。

洗掘

－

同上

漂流物

－

同上

自動減圧系

※2

※2

第 3.2.2.3－ 1 表
区分

サポート系

起因事
象を緩
和する
設備
（つづ
き）

No.

設備名称

19

復水貯蔵タ
ンク

3.2.2－36

20

建 屋 ・ 機 器 フ ラ ジ リ テ ィ 評 価 結 果 （ 8／ 11）

津波損傷モード

建屋・機器フラジリティ

没水，被水

（○）

機 能 喪 失 要 因 と な る 可 能 性 が あ る が ，本 損 傷 モ ー ド の 発 生 前 に 没
水 ，被 水 に よ り 原 子 炉 建 屋 内 浸 水 が 生 じ ，原 子 炉 建 屋 内 機 器 が 機能喪失する。

波力，流体
力，浮力

（○）

同上

洗掘

（○）

同上

漂流物

（○）

同上

没水，被水

（○）

機 能 喪 失 要 因 と な る 可 能 性 が あ る が ，本 損 傷 モ ー ド の 発 生 前 に 没
水 ，被 水 に よ り 原 子 炉 建 屋 内 浸 水 が 生 じ ，原 子 炉 建 屋 内 機 器 が 機能喪失する。

波力，流体
力，浮力

（○）

同上

洗掘

（○）

同上

漂流物

（○）

同上

燃料移送系

備考

第 3.2.2.3－ 1 表
区分

サポート系

起因事
象を緩
和する
設備
（つづ
き）

No.

設備名称

21

直流電源系

3.2.2－37

22

23

非常用交流
電源系

残留熱除去
系（海水ポ
ンプ及び海
水ポンプ室
内関連機器
含む）

建 屋 ・ 機 器 フ ラ ジ リ テ ィ 評 価 結 果 （ 9／ 11）

津波損傷モード

建屋・機器フラジリティ

備考

※2

没水，被水

○

防 潮 堤 位 置 に お け る 津 波 高 さ T.P. ＋ 22 m を 超 え る 津 波 に よ り ，原子 炉 建 屋 １ 階 床 面 高 さ で あ る EL. ＋ 8.2 m ま で 津 波 が 到 達 す る と ，
建屋内浸水により機能喪失する。

波力，流体
力，浮力

－

原子炉建屋内に設置されているため，評価対象外とした。

洗掘

－

同上

漂流物

－

同上

没水，被水

○

防 潮 堤 位 置 に お け る 津 波 高 さ T.P. ＋ 22 m を 超 え る 津 波 に よ り ，原子 炉 建 屋 １ 階 床 面 高 さ で あ る EL. ＋ 8.2 m ま で 津 波 が 到 達 す る と ，
建屋内浸水により機能喪失する。

波力，流体
力，浮力

－

原子炉建屋内に設置されているため，評価対象外とした。

洗掘

－

同上

漂流物

－

同上

没水，被水

○

波力，流体
力，浮力

－

洗掘

－

海 水 ポ ン プ 室 内 で あ り ，洗 掘 は 生 じ な い た め ，評 価 対 象 外 と し た 。

漂流物－

海 水 ポ ン プ 室 内 で あ り ，漂 流 物 は 衝 突 し な い た め ，評 価 対 象 外 とした。

防 潮 堤 高 さ T.P. ＋ 20m を 超 え る 津 波 の 越 流 に よ り ，海 水 ポ ン プ 室
浸水が生じ，機能喪失する。
本 損 傷 モ ー ド の 発 生 前 に 没 水 ，被 水 に よ り 残 留 熱 除 去 系 は 機 能 喪失するため，評価対象外とした。

※2

第 3.2.2.3－ 1 表
区分

サポート系

起因事
象を緩
和する
設備
（つづ
き）

No.

設備名称

24

残留熱除去
系（原子炉
建 屋 内 機器）

3.2.2－38

25

26

非常用ディ
ーゼル発電
機用海水系
（海水ポン
プ及び海水
ポンプ室内
関連機器含
む）
非常用ディ
ーゼル発電
機用海水系
（原子炉建
屋付属棟内
機器）

建 屋 ・ 機 器 フ ラ ジ リ テ ィ 評 価 結 果 （ 10／ 11）

津波損傷モード

建屋・機器フラジリティ

備考

※2

没水，被水

○

防 潮 堤 位 置 に お け る 津 波 高 さ T.P. ＋ 22 m を 超 え る 津 波 に よ り ，原子 炉 建 屋 １ 階 床 面 高 さ で あ る EL. ＋ 8.2 m ま で 津 波 が 到 達 す る と ，
建屋内浸水により機能喪失する。

波力，流体
力，浮力

－

原子炉建屋内に設置されているため，評価対象外とした。

洗掘

－

同上

漂流物

－

同上

没水，被水

○

波力，流体
力，浮力

－

洗掘

－

漂流物

－

没水，被水

○

波力，流体
力，浮力

－

原子炉建屋内に設置されているため，評価対象外とした。

洗掘

－

同上

漂流物

－

同上

防 潮 堤 高 さ T.P. ＋ 20m を 超 え る 津 波 の 越 流 に よ り ，海 水 ポ ン プ 室
浸水が生じ，機能喪失する。
本 損 傷 モ ー ド の 発 生 前 に 没 水 ，被 水 に よ り 非 常 用 デ ィ ー ゼ ル 発 電
機用海水系は機能喪失するため，評価対象外とした。
海 水 ポ ン プ 室 内 で あ り ，洗 掘 は 生 じ な い た め ，評 価 対 象 外 と し た 。
海 水 ポ ン プ 室 内 で あ り ，漂 流 物 は 衝 突 し な い た め ，評 価 対 象 外 とした。
防 潮 堤 位 置 に お け る 津 波 高 さ T.P. ＋ 22 m を 超 え る 津 波 に よ り ，原子 炉 建 屋 １ 階 床 面 高 さ で あ る EL. ＋ 8.2 m ま で 津 波 が 到 達 す る と ，
建屋内浸水により機能喪失する。

※2

第 3.2.2.3－ 1 表
区分

サポート系

起因事
象を緩
和する
設備
（つづ
き）

3.2.2－39

No.

設備名称

27

高圧炉心ス
プレイ系デ
ィーゼル発
電機用海水
系（海水ポ
ンプ及び海
水ポンプ室
内関連機器
含む）

28

高圧炉心ス
プレイ系デ
ィーゼル発
電機用海水
系（原子炉
建 屋 内 機器）

建 屋 ・ 機 器 フ ラ ジ リ テ ィ 評 価 結 果 （ 11／ 11）

津波損傷モード

建屋・機器フラジリティ

没水，被水

○

防 潮 堤 高 さ T.P. ＋ 20m を 超 え る 津 波 の 越 流 に よ り ，海 水 ポ ン プ 室
浸水が生じ，機能喪失する。

波力，流体
力，浮力

－

本 損 傷 モ ー ド の 発 生 前 に 没 水 ，被 水 に よ り 機 能 喪 失 す る た め ，評
価対象外とした。

洗掘－

海 水 ポ ン プ 室 内 で あ り ，洗 掘 は 生 じ な い た め ，評 価 対 象 外 と し た 。

漂流物－

海 水 ポ ン プ 室 内 で あ り ，漂 流 物 は 衝 突 し な い た め ，評 価 対 象 外 と
した。

没水，被水

○

防 潮 堤 位 置 に お け る 津 波 高 さ T.P. ＋ 22 m を 超 え る 津 波 に よ り ，原子 炉 建 屋 １ 階 床 面 高 さ で あ る EL. ＋ 8.2 m ま で 津 波 が 到 達 す る と ，
建屋内浸水により機能喪失する。

波力，流体
力，浮力

－

原子炉建屋内に設置されているため，評価対象外とした。

洗掘

－

同上

漂流物

－

同上

備考

※2

＜津波損傷モードにおける記号凡例＞○

当該損傷モードが機器の機能喪失の支配的な要因になる。

（○） 当該損傷モードは機器の機能喪失要因となる可能性があるが，当該損傷モード発生前に他の損傷モードにより機能喪失
する又は支配的な損傷モードとならないあるいは可能性が小さい。
－

当該損傷モードにより機器は機能喪失しない又は対象外。

第 3.2.2.4－1 表
津波区分

津波高さ

津波区分１

T.P.＋20m～T.P.＋22m

津波高さによるシナリオ分類
津波による影響を受ける建屋・機器・非常用海水ポンプ機能喪失
・非常用海水ポンプ機能喪失

津波区分２

T.P.＋22m～T.P.＋24m

・起動変圧器，予備変圧器機能喪失
・原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失（最終ヒートシンク喪失）

起因事象
・最終ヒートシンク喪失
・原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失（最終ヒートシンク喪失）

・非常用海水ポンプ機能喪失
・起動変圧器，予備変圧器機能喪失

3.2.2－40

津波区分３T.P.＋24m～

・原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失（最 ・防潮堤損傷
終ヒートシンク喪失）
・防潮堤損傷第 3.2.2.4－2 表

起因事象発生後の人的過誤

認知

操作

過誤確率
(平均値)
[／ｄ]

ストレスファクタ※起因事象発生後の人的過誤

余裕時間

エラー
ファクタ

原子炉水位制御操作失敗

30 分

5

5

6.6E-03

6.4

水源切替操作失敗

30 分

5

5

6.6E-03

6.4

注水不能認知失敗

30 分

5

-

2.6E-0313.8

高圧注水系起動操作失敗

-

-

5

6.2E-033.0

起動信号共通原因故障時
3.2.2－41※ 内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡと比較して 1 段階高いストレスレベルのストレスファクタを設定。

第 3.2.2.4－3 表

津波区分ごとの炉心損傷頻度

津波区分

津波高さ

津波発生頻度（／年）

炉心損傷頻度
（／炉年）

寄与割合

津波区分１

T.P.＋20m～T.P.＋22m

3.2E-06

3.2E-06

74.6％

津波区分２

T.P.＋22m～T.P.＋24m

7.6E-07

7.6E-07

17.7％

津波区分３

T.P.＋24m～

3.3E-07

3.3E-07

7.7％

4.3E-06

100.0％

全炉心損傷頻度
3.2.2－42

第 3.2.2.4－4 表

事故シーケンスごとの炉心損傷頻度
津波区分

炉心損傷頻度（／炉年）

寄与割合

最終ヒートシンク喪失（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）

津波区分１

3.2E-06

73.9％

最終ヒートシンク喪失＋高圧炉心冷却失敗

津波区分１

1.1E-08

0.3％

最終ヒートシンク喪失＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

津波区分１

1.7E-080.4％

原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失（最終ヒートシンク
喪失）

津波区分２

7.6E-07

17.7％

防潮堤損傷

津波区分３

3.3E-07

7.7％

4.3E-06

100.0％

事故シーケンス

全炉心損傷頻度

第 3.2.2.4－5 表

感度解析結果3.2.2－43

事故シーケンス

津波区分

炉心損傷頻度（／炉年）

寄与割合

外部電源喪失＋最終ヒートシンク喪失（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停
止）

津波区分１

3.2E-0673.9％

外部電源喪失＋最終ヒートシンク喪失＋高圧炉心冷却失敗

津波区分１

1.1E-080.3％

外部電源喪失＋最終ヒートシンク喪失＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

津波区分１

1.7E-080.4％

原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失（最終ヒートシンク
喪失）

津波区分２

7.6E-07

17.7％

防潮堤損傷

津波区分３

3.3E-07

7.7％

4.3E-06

100.0％

全炉心損傷頻度

１．評価対象プラントと事故シナリオ(1) 対 象 と す る プ ラ ン ト の 説 明(2) 炉 心 損 傷 に 至 る 事 故 シ ナ リ オ と 分 析◆プラント関連情報の収集・分析
津 波 Ｐ Ｒ Ａ に 必 要 な 設 計 ，運 転・保 守 管 理
情 報 ，津 波 固 有 に 考 慮 す べ き 関 連 情 報 を 収
集 し ，対 象 設 備 の 設 計 及 び 津 波 に よ る 影 響を把握する。
◆プラントウォークダウンの実施
上記では確認が難しいプラント情報の取得及び事故シナリオの妥当性確認のため，
プラントウォークダウンを実施する。

◆ 事 故 シ ナ リ オ の 広 範 な 分 析・選 定 及 び 事 故 シ ナ リ オ の ス ク リ ー ニング
津 波 の 直 接 的・間 接 的 影 響 を 受 け る 設 備 と 考 え ら れ る 事 故 シ ナ リ
オの抽出及び事故シナリオのスクリーニングを実施する。
◆事故シナリオの明確化及び起因事象の分析
津波特有の原因による事故シナリオの明確化及び起因事象の分析を実施する。
◆建屋・機器リストの作成
起因事象の分析結果に基づき建屋・機器リストを作成する。

３．建屋・機器フラジリティ評価

４．事故シーケンス評価
フォールトツリー

1.0
機能喪失確率

年超過頻度

3.2.2－44

２．確率論的津波ハザード評価

イベントツリー
機器等の
許容津波
高さ

0

津 波 高 さ （ m）

津 波 高 さ （ m）

将来襲来すると想定される任意の津波高さ及びその高さを超過する
頻度の関係（確率論的津波ハザー
ド）を評価する。

建屋・機器リストに記載の機器等に
つ い て ，津 波 に よ る 損 傷 モ ー ド を 分
析してフラジリティを評価する。

第 3.2.2－ 1 図

津波ＰＲＡの評価フロー

津波高さごとに事故シナリオを明確化して，イベントツリーを作成
し ，炉 心 損 傷 頻 度 を 算 出 す る と と もに，主要結果に対する分析を行う。

3.2.2－45
第 3.2.2.1－ 1 図プラントの設備配置の概略図

間接的被害の確認

津波影響の確認

津波ＰＲＡ評価対象（建屋・機器リスト）

漂流物となる可能性のある
屋外設置機器等

原子炉建屋外の機器

Ａ

3.2.2－46

ＮＯ

原子炉建屋外壁の
貫通部※

ＹＥＳ

Ａ
ＮＯ

ＹＥＳ

Ａ

プラントウォークダウン対象

プラントウォークダウン対象外※ 原 子 炉 建 屋 １ 階 床 面 高 さ EL. ＋ 8 .2m 以 下 の 範 囲

第 3.2.2.1－ 2 図

プラントウォークダウン対象機器の選定フロー現地調査表（調査日 2014/8/25）【東海第二発電所】屋外

No.1

ウォークダウン対象機器名称

残留熱除去系海水系ポンプ A

調査対象の設置場所

海水ポンプ室

PP：内・外3.2.2－47
No
１

確認内容

評価
問題なし

・設置位置は防潮堤設置予定位置に隣接している。ポ

屋外の構築物・機器については，その周辺環境も含め，潜在的に波力問題なし

ンプの上部は大気開放状態であるため，防潮堤を越流した海水が流れ込むと考えられる。

a.基礎ボルト（又は設置面溶接部），及び支持構造物に概観上の異常・基礎ボルトの状態に問題はなく，津波による機器の（腐食・亀裂等）は無いか（ボルトの場合は締め付けについても確認）

離脱及び移動の可能性は低い。

b.対象機器周辺の配管に概観上の異常（腐食・亀裂等）は無いか

３

考察

対象機器の図面（配置図・構造図等）と相違点は無いかに対する耐力を大きく低減させるような問題点は無いか。

２

備考

津波襲来時に建物外部にある設備の津波による離脱，移動等に起因し問題なし

・間接的な影響を及ぼす対象物はなし。

て生じる干渉及び衝突の間接的な被害の可能性はないか。

評価

第 3.2.2.1－ 3 図

問題なし

備考

プラントウォークダウン用チェックシート（残留熱除去系海水系ポンプの例）

3.2.2－48
第 3.2.2.1－ 4 図

事故シナリオの明確化及び起因事象の分析結果

東海第二発電所

茨城県沖～房総沖
北米プレートとフィリピン海プレートとの境界

第 3.2.2.2－1 図(1)

津波発生領域(茨城県沖～房総沖)

JTT

東海第二発電所

第 3.2.2.2－1 図(2)

津波発生領域（ＪＴＴ）

3.2.2－49

JTNR
東海第二発電所

第 3.2.2.2－1 図(3)

津波発生領域（ＪＴＮＲ）

3.2.2－50

津波発生領域

応力降下量範囲

発生パターン

波源モデル
Mw8.5クラスの
津波の発生

破壊する
領域

※1

波源領域
の南限

※2

発生領域

w=0.50w=1/3 津波地震領域を含まない

津波だけが発生する

w=0.90

北米プレートとフィリピン海プレートの
境界まで

w=1/3

津波地震領域を含む
津波だけが発生する

w=1/3

w=0.50

両方のタイプの津波が発生するあり

1.14～2.17MPa(MC=8.1，BM =0.3相当)

w=0.500.82～3.00MPa(MC=8.3，BM =0.5相当)

w=0.50w=0.10茨城・房総沖

房総沖まで

w=1/3

津波地震領域を含む
津波だけが発生する

w=1/3

w=0.50※5

両方のタイプの津波が発生する

160年

1.14～2.17MPa(MC =8.3，BM =0.3相当)

0.82～3.00MPa
w=0.50(MC=8.1，BM =0.5相当)[0.5](MC=8.3，BM =0.5相当)[0.5]w=0.50w=0.50

津波だけが発生する

不均質すべりモデル

平均発生間隔0.82～3.00MPa(MC=8.1，BM =0.5相当)

w=0.50w=1/3 津波地震領域を含まない

三陸沖北部～
房総沖※4※31.14～2.17MPa(MC=8.1，BM =0.3相当)[0.5](MC=8.3，BM =0.3相当)[0.5]w=0.501.14～2.17MPa(MC=8.4，BM =0.3相当)

w=0.500.82～3.00MPa(MC=8.5，BM =0.5相当)

w=0.50※6（Ａ）

0.82～3.00MPa(MC=8.4，BM =0.5相当)

ＪＴＴ

210年

1.14～2.17MPa(MC=8.5，BM =0.3相当)

w=0.500.82～3.00MPa(MC=8.4，BM =0.5相当)[0.5](MC=8.5，BM =0.5相当)[0.5]w=0.501.14～2.17MPa(MC=8.4，BM =0.3相当)[0.5](MC=8.5，BM =0.3相当)[0.5]

なし

ＪＴＴ

※1 過去に発生したという知見はないが，今後起きることを考慮して分岐及び重みを設定※2 2011年東北地方太平洋沖地震の特徴と関連する知見を考慮して設定※3 貞観地震は2011年東北地方太平洋沖地震と同様に津波地震領域が連動しているという考え方と連動していないという考え方があるため，分岐として設定※4 土木学会（2016）等を参考に分岐及び重みを設定※5 Gutenberg-Richter式を参考に，分岐及び重みを設定※6 津波推定値のばらつきに関するロジックツリー（偶然的不確実さの考慮）

第 3.2.2.2－2 図(1)津波発生モデルのロジックツリー(プレート間地震と津波地震の連動型地震)

津波発生領域波源モデル※1

発生パターン
1611年の津波の地震発生模式

マグニチュード範囲※3

プレート内地震と津波地震の連動サイクル

※2

発生領域

w=1/3
w=0.35w=0.90w=0.703.11地震の応力解放範囲以外ではどこでも津波地震が発生する

津波地震
w=0.10

活動域内のどこでも津波地震が発生する

毎回連動する（＝600年）

MC=8.3, BM=0.5

w=0.15MC=8.3, BM=0.3

w=0.25MC=8.2, BM=0.5

w=0.10w=0.15w=0.2564年

w=0.50120年

w=0.25290年

w=0.2559年

w=0.50110年

MC=8.2, BM=0.3

w=0.25

220年

MC=8.1, BM=0.5

w=0.2559年

w=0.50110年

w=0.25210年

w=1/3 3回に1回連動する（＝1,800年）

w=1/3 5回に1回連動する（＝3,000年）
JTT※4

平均発生間隔

※1

一様すべり
矩形モデル
1896型（三陸） [0.5]1677型（房総） [0.5]

※5

（Ｂ）

w=1/3
w=0.35w=0.90w=0.30

海洋プレート内の正断層地震
w=0.103.11地震の応力解放範囲以外ではどこでも津波地震が発生する活動域内のどこでも津波地震が発生する

毎回連動する（＝600年）

MC=8.3, BM=0.5

w=0.15MC=8.3, BM=0.3

w=0.25MC=8.2, BM=0.5

w=0.10w=0.15w=0.2579年

w=0.50180年

w=0.25600年

w=0.2572年

w=0.50150年

MC=8.2, BM=0.3

w=0.25360年

MC=8.1, BM=0.5

w=0.2571年

w=0.50140年

w=0.25

330年

w=1/3 3回に1回連動する（＝1,800年）

w=1/3 5回に1回連動する（＝3,000年）※1 土木学会（2016）等を参考に分岐及び重みを設定※2 2011年東北地方太平洋沖地震の応力解放範囲で津波地震が発生する可能性については，2011年東北地方太平洋沖地震の発生により，同地震で活動した領域に蓄積していた歪みはほぼ解消したため，発電所の供用期間には同領域で巨大地震は発生しないと考えられる。しかしながら，津波地震については，単独で活動する際に必要な歪みは相対的に小さいことを踏まえ，分岐及び重みを設定※3 土木学会（2009）等を参考に分岐及び重みを設定※4 津波地震の平均発生間隔については，土木学会（2011）を参考に，プレート間地震と津波地震の連動型地震である東北地方太平洋沖型の地震のうち津波地震領域を含む地震の発生間隔を除いて分岐及び重みを設定※5 津波推定値のばらつきに関するロジックツリー（偶然的不確実さの考慮）

第 3.2.2.2－2 図(2)津波発生モデルのロジックツリー（ＪＴＴ）
3.2.2－51

ＪＴＮＲ

津波発生領域

波源モデル

マグニチュード範囲

発生パターン
1611年の津波の地震発生模式※1

発生領域

これまでに発生したことがw=0.05
知られている領域のみで正断層地震が発生する

w=0.70w=0.05

津波地震

南部では発生せず，
北部ではどこでも正断層地震が発生する

w=0.25MC=8.4, BM=0.5

w=0.25MC=8.4, BM=0.3

JTNR

一様すべり
矩形モデル
1933型

MC=8.3, BM=0.5

w=0.50w=0.10MC=8.3, BM=0.3

w=0.25w=0.10MC=8.2, BM=0.5

w=0.30MC=8.4, BM=0.5

w=0.20MC=8.4, BM=0.3

w=0.30w=0.10w=0.25

2400年

w=0.25

120年

MC=8.2, BM=0.5
MC=8.4, BM=0.5

410年

MC=8.3, BM=0.3

w=0.25

2400年

w=0.10MC=8.2, BM=0.5

w=0.30w=0.10w=0.30w=0.10w=0.35w=0.20
活動域内のどこでも
正断層地震が発生する

410年

MC=8.3, BM=0.3

w=0.10w=0.10w=0.90MC=8.3, BM=0.5

w=0.50w=0.20w=0.05120年

w=0.50MC=8.3, BM=0.5

w=0.30

海洋プレート内の
正断層地震

610年

MC=8.4, BM=0.3

w=0.10w=0.30w=0.25410年

w=0.25w=0.25南部では発生せず，
北部ではどこでも正断層地震が発生する

※3

280年

w=0.20w=0.25

これまでに発生したことがw=0.05
知られている領域のみで正断層地震が発生する

w=0.25w=0.30w=0.35

活動域内のどこでも
正断層地震が発生する

平均発生間隔※1

w=0.10w=0.90※2

w=0.25w=0.10w=0.10※4（Ｂ）

MC=8.4, B M=0.5
w=0.25240年

MC=8.3, B M=0.5

w=0.50320年

MC=8.3, B M=0.3

w=0.25

430年

MC=8.4, B M=0.3

MC=8.2, B M=0.5
MC=8.4, BM=0.5
w=0.2589年

MC=8.3, BM=0.5

w=0.50210年

MC=8.3, BM=0.3

w=0.25580年

MC=8.4, BM=0.3

MC=8.2, BM=0.5
MC=8.4, BM=0.5
w=0.2589年

MC=8.3, BM=0.5

w=0.50210年

MC=8.3, BM=0.3

w=0.25580年

MC=8.4, BM=0.3

MC=8.2, BM=0.5※1 土木学会（2016）等を参考に分岐及び重みを設定※2 土木学会（2009）等を参考に分岐及び重みを設定※3 土木学会（2011）を参考に分岐及び重みを設定※4 津波推定値のばらつきに関するロジックツリー（偶然的不確実さの考慮）

第 3.2.2.2－2 図(3)津波発生モデルのロジックツリー（ＪＴＮＲ）

3.2.2－52※

w=0.30w=0.40w=0.10土木学会(2011)※※

誤差の対数標準偏差（β）

Β，σに関する知見

w=0.25w=0.05= 0.223( = 1.25)= 0.300( = 1.35)= 0.372( = 1.45)= 0.438( = 1.55)

対数正規分布の打ち切り範囲（σ）

w=0.75w=0.25

中央値 2.3β
中央値 10β（A）

w=0.90

JNES(2014)等

w=0.25= 0.20( = 1.22)

w=0.50= 0.25( = 1.28)

w=0.25= 0.30( = 1.35)

中央値 2.3β※ 土木学会（2011），原子力安全基盤機構（2014）等を参考に分岐及び重みを設定

第 3.2.2.2－3 図(1)津波推定値のばらつきに関するロジックツリー(不均質すべりモデル)※

数値計算方法Β，σに関する知見

w=0.10（Ｂ）

w=1.00土木学会(2011)

方法２
パラメータ変動の影響はに含まれていない（基本断層モデル＋パラメータの変動により評価）= 0.223( = 1.25)

w=0.35= 0.300( = 1.35)

w=0.75w=0.20= 0.372( = 1.45)= 0.438( = 1.55)

w=0.25w=0.25JNES(2014)等

対数正規分布の打ち切り範囲（σ）

w=0.40w=0.05w=0.90※※誤差の対数標準偏差（β）

w=0.50w=0.25= 0.20( = 1.22)= 0.25( = 1.28)

中央値 2.3β
中央値 10β

中央値 2.3β= 0.30( = 1.35)※ 土木学会（2011），原子力安全基盤機構（2014）等を参考に分岐及び重みを設定

第 3.2.2.2－3 図(2)津波推定値のばらつきに関するロジックツリー(一様すべり矩形モデル)

3.2.2－53

年超過確率

10

0

10

-1

10

-2

10

-3

10

-4

10

-5

10

-6

10

-7

防潮堤前面
算術平均
全体
プレート間地震と津波地震の連動型地震
津波地震
海洋プレート内の
正断層地震

0

10

年超過確率

第 3.2.2.2－4 図

10

0

10

-1

10

-2

10

-3

10

-4

10

-5

10

-6

10

-7

20
30
津波高さ (T.P. m)

4050

波源別のハザード曲線(上昇側，防潮堤前面)

防潮堤前面
算術平均
0.95
0.84
0.50
0.16
0.05

0

第 3.2.2.2－5 図

10

20
30
津波高さ (T.P. m)

40

50

フラクタイルハザード曲線(上昇側，防潮堤前面)

3.2.2－54

1.0
機
能
喪
失
確
率

機器等の許容津波高さ

0
津波高さ（m）

第 3.2.2.3－1 図

機器等のフラジリティ曲線（波力，没水，被水）

3.2.2－55

3.2.2－56
第 3.2.2.4－1 図

評価対象となる事故シナリオと起因事象

津波（ 津波 高さ ）防 潮堤 損傷（T.P.＋ 24m～）

原 子炉 建屋 内浸水（T.P.＋ 22m～24m）

最終 ヒー トシ ンク 喪失（ T.P.＋20m～22m）

発 生す る起因 事象

事故 シーケ ンス

－

－

発生 なし
発生 なし
発 生な し発生
発生

最終 ヒー トシン ク喪 失（T.P.＋ 20m～ 22m）－

原子炉 建屋 内浸 水に よる複 数の 緩和 機能 喪失（最終 ヒー トシ ンク 喪失） ※ （ T.P.＋22m～24m）

原子 炉建 屋内浸水に よる 複数 の緩和 機能 喪失（最終ヒー トシ ンク 喪失）

※

発生

※

防潮 堤損 傷（ T.P.＋24m～）

防 潮堤損 傷

炉 心損 傷直結 のた めイ ベン トツリ ーは 展開 しな い。

第 3.2.2.4－2 図
3.2.2－57

最終ヒートシンク喪失

圧力バウンダリ健全性

階層イベントツリー

高圧炉心冷却

成功

事故シーケンス

最終ヒートシンク喪失（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）

成功
失敗

失敗

最終ヒートシンク喪失＋高圧炉心冷却失敗

最終ヒートシンク喪失＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

第 3.2.2.4－3 図

最終ヒートシンク喪失のイベントツリー

津波区分３
7.7％

津波区分２
17.7％

津波区分１
74.6％

第 3.2.2.4－ 4 図

津波区分ごとの炉心損傷頻度への寄与割合
防潮堤損傷
7.7％

原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失（最終ヒートシンク喪失）
17.7％

最終ヒートシンク喪失＋逃がし安全弁再閉鎖失敗
0.4％

最終ヒートシンク喪失＋高圧炉心冷却失敗
0.3％

第 3.2.2.4－ 5 図

最終ヒートシンク喪失（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）
73.9％

事故シーケンスごとの炉心損傷頻度への寄与割合

3.2.2－58

1.0E-03

炉心損傷頻度（／炉年）

95％上限値
平均値

1.0E-04

3.1E-05
1.0E-05
4.3E-06
1.0E-06

1.0E-07

1.0E-08

第 3.2.2.4－ 6 図

不確実さ解析結果

防潮堤損傷
7.7％
原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失（最終ヒートシンク喪失）
17.7％

外部電源喪失＋最終ヒートシンク喪失＋逃がし安全弁再閉鎖失敗
0.4％
外部電源喪失＋最終ヒートシンク喪失＋高圧炉心冷却失敗
0.3％

外部電源喪失＋最終ヒートシンク喪失（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）
73.9％

第 3.2.2.4－ 7 図

感度解析（事故シーケンスごとの全炉心損傷頻度への寄与割合）

3.2.2－59

添 付 資 料 3.2.2.1－ 1
プラントウォークダウンのチェックの観点について

1.

はじめに
津波ＰＲＡにおけるプラントウォークダウンで確認すべきチェッ

ク項目の具体的内容について，以下に示す。これらの項目をチェックシートに整理し，プラントウォークダウンを実施した。

調査対象機器2.

プラントウォークダウンの調査対象機器は，以下の種類に分類されることから，これらの種類毎にチェックの観点を整理した。
・津波の影響を受ける可能性のある屋外設置機器
・建屋外壁開口部・貫通部（海水ポンプ室含む）

3.

チェックの観点

3.1

津波の影響を受ける可能性のある屋外設置機器(1)

対象機器の図面（配置図・構造図等）と相違点は無いか
対 象 機 器 が ，図 面 等 か ら 想 定 し た 設 置 高 さ（ フ ロ ア ）と 相 違 無
い か チ ェ ッ ク を 行 い ，相 違 無 け れ ば チ ェ ッ ク シ ー ト に チ ェ ッ ク
す る 。合 わ せ て ，対 象 機 器 の 損 傷 部 位 の 高 さ（ 浸 水 口 高 さ ）より低い位置に損傷要因となる部位は無いかをチェックする。
必 要 に 応 じ て ，対 象 機 器 や 当 該 部 位 の 写 真 を 撮 影 し ，エ ビ デ ン
スを残す。

(2)

屋外の構築物・機器については，その周辺環境も含め，潜在的に波力に対する耐力を大きく低減させるような問題点はないか。
添付 3.2.2.1－1－1

ａ．基礎ボルト（又は設置面溶接部），及び支持構造物に外観上の異常（腐食・亀裂等）は無いか（ボルトの場合は締め付けについても確認）
以 下 の 点 に 合 致 し て い る こ と が 目 視 に て 確 認 で き れ ば ，ボ ル
ト の 締 め 付 け は 妥 当 で あ る と 判 断 し ，チ ェ ッ ク シ ー ト に チ ェックする。
－ボルトに引かれている合いマークがずれていない－ボルトに塗られているペンキに割れや剥がれがない－スプリングワッシャーやダブルナットによるゆるみ止めがされている－ボルトを緩ませるような振動が発生する機器ではない
海 水 ポ ン プ の よ う に ，海 水 に 浸 水 し て い る 箇 所 が あ る 設 備 に
つ い て ，防 潮 堤 を 越 流 す る 前 に 海 水 ポ ン プ の 基 礎 ボ ル ト に 緩
み が あ っ た 場 合 ，海 水 ポ ン プ の フ ラ ン ジ 部 か ら の 漏 え い に より ，海 水 ポ ン プ の 没 水・被 水 が 発 生 す る 可 能 性 が あ る こ と から，基礎ボルトの外観上を確認する。
起 動 変 圧 器 ，予 備 変 圧 器 ，復 水 貯 蔵 タ ン ク ，燃 料 移 送 系 ，排気 筒 の よ う に 敷 地 に 設 置 さ れ て い る 設 備 に 関 し て は ，設 置 高
さ に 津 波 高 さ が 到 達 し た 場 合 に は 没 水・被 水 す る こ と と し ていることから基礎ボルトの外観上の確認は対象外とする。
必 要 に 応 じ て ，基 礎 ボ ル ト（ 又 は 設 置 面 溶 接 部 ），及 び 支 持
構 造 物（ ボ ル ト の 締 め 付 け 含 む ）が 確 認 で き る 写 真 を 撮 影 し ，
エビデンスとして残す。

添付 3.2.2.1－1－2

ｂ．対象機器周辺の配管に外観上の異常（腐食・亀裂等）は無い
か
海 水 ポ ン プ 周 辺 の 海 水 配 管 に お い て ，外 観 上 の 異 常（ フ ラ ン
ジ 部 か ら の 漏 え い ，配 管 本 体 の 腐 食 ，亀 裂 等 ）が あ っ た 場 合に は ，想 定 さ れ る 津 波 高 さ 以 下 で 対 象 設 備 の 没 水・被 水 が 発
生 す る た め ，外 観 上 の 異 常 の 有 無 を 確 認 し ，チ ェ ッ ク シ ー トにチェックする。
起 動 変 圧 器 ，予 備 変 圧 器 ，復 水 貯 蔵 タ ン ク ，燃 料 移 送 系 ，排気 筒 の よ う に 敷 地 に 設 置 さ れ て い る 設 備 に 関 し て は ，設 置 高
さ に 津 波 高 さ が 到 達 し た 場 合 に は 没 水・被 水 す る こ と と し ていることから配管の外観上の確認は対象外とする。
必 要 に 応 じ て ，当 該 配 管 の 写 真 を 撮 影 し ，エ ビ デ ン ス と し て
残す。

(3)

津波襲来時に建物外部にある設備の津波による離脱，移動等に起因して生じる干渉及び衝突の間接的な被害の可能性はないか。
プ ラ ン ト ウ ォ ー ク ダ ウ ン の 対 象 と し た 機 器 は ，漂 流 物 の 衝 突 等に よ る 間 接 的 な 被 害 が 生 じ る 前 に ，没 水 ，被 水 に よ り 当 該 機 器
以 外 の 機 器 が 機 能 喪 失 す る か ，建 屋 内 機 器 で 漂 流 物 に よ る 被 害が 生 じ る 可 能 性 が な い 機 器 で あ る た め ，本 観 点 か ら の 調 査 は 対
象 外 と す る 。な お ，防 潮 堤 の 機 能 に 関 わ る 漂 流 物 に 関 し て は 別途検討する。

3.2

建屋外壁開口部・貫通部（海水ポンプ室含む）(1)

対象建屋貫通部の図面（配置図等）に対し，貫通孔の有無，水添付 3.2.2.1－1－3

密処理の有無，高さをチェックする。
対象建屋貫通部が，図面等から想定した状況（貫通孔の有無，
水 密 処 理 の 有 無 ，設 置 高 さ ）と 相 違 無 い か チ ェ ッ ク を 行 い ，相違無ければチェックシートにチェックする。
必 要 に 応 じ て ，対 象 の 建 屋 貫 通 部 ，写 真 を 撮 影 し ，エ ビ デ ン ス
として残す。

(2)

対象建屋貫通部の止水状態に外観上の異常は無いか(1)に お い て ， 水 密 処 理 の 有 無 を 確 認 し て い る が ， 経 年 劣 化 を考慮したときの止水状態に外観上の異常は無いかを確認する。

添付 3.2.2.1－1－4

添付資料 3.2.2.1－2
今回実施した津波ＰＲＡの前提条件について

1.

はじめに
東海第二発電所の津波ＰＲＡでは，敷地に遡上する津波を想定して評価を行っている。この前提に基づいた，東海第二発電所の津波ＰＲＡのモデル化の方法について，以下に詳細を記載する。

2.

津波ＰＲＡの前提条件
今回の津波ＰＲＡにおける前提条件については，以下の前提条件に基づき実施している。この前提条件については，審査資料「3.2.2.1 (1)ｃ．今回実施した津波ＰＲＡの前提条件について」に記載しているものである。

(a)

原子炉は，津波襲来前に地震により自動停止する可能性が高く，自動停止しない場合においても，地震発生から津波襲来までの時間余裕の間に原子炉を手動停止することから，津波襲来時には原子炉は停止しているものとする。

(b)

地震が安全上重要な設備に及ぼす影響は考慮せず，津波による影響のみを評価する。

(c)

起因事象に対する対応は，設計基準事故対処設備による対応を基本とし，これまでに整備したＡＭ策及び緊急安全対策並びに重大事故等対処設備については，期待しないものとする。

(d)

原子炉建屋の 1 階床面高さである EL.＋8.2m に津波が到達した場合は，津波が建屋内に浸水し，建屋内の機器が没水，被水により機能喪失するものと仮定した。

添付 3.2.2.1－2－1

上述の前提条件のうち，(c)と(d)の条件について，次項で説明を補足する。

3.

前提条件の補足説明(1)

津波ＰＲＡにおいて期待する設備
津波ＰＲＡの実施に当たっては，「ＰＲＡの説明における参照事項」（原子力規制庁

平成 25 年 9 月）を参照し，設計基準事故対処設備による対応を基本とした条件で実施している。津波ＰＲＡで期待する設備については，「第3.2.2.1－5 表

建屋・機器リスト」に整理している。

東海第二発電所の津波ＰＲＡにおいて特徴的な設計基準事故対処設備として，津波防護施設及び浸水防止設備（防潮堤やその他敷地内への流入経路に対する止水対策）があり，防潮堤前面位置で T.P.＋20m の津波に対して浸水を防護できる条件としている。このため，防潮堤前面位置での津波高さが T.P.
＋20m を超えるまでは，津波を起因とした炉心損傷は発生しない。

(2)

原子炉建屋の水密化の扱い
原子炉建屋外壁の水密化については，緊急安全対策として EL.＋15m までの水密化対策を実施しているものの，設計基準事故対処設備としては位置付けていないため，今回の津波ＰＲＡでは期待していない。このため，敷地を遡上し原子炉建屋の１階床面 EL.＋8.2m を超える津波に対しては，原子炉建屋
内浸水が生じる。敷地内浸水解析の結果，防潮堤前面位置での津波高さが T.P.
＋22m～＋23m の津波により，原子炉建屋内への浸水が生じることを確認しており，本評価では，T.P.＋22m で建屋内浸水が生じるものとしている。
東海第二発電所の敷地配置図と津波高さの関係を図 1 に，防潮堤前面位置
で T.P.＋22m 及び T.P.＋23m の津波による敷地内浸水解析の結果を，図 2 に示す。
添付 3.2.2.1－2－2

◆津波高さ区分
津波ＰＲＡでは，防潮堤を超える領域ににおける炉心損傷頻度を評価
津波区分１（EL.＋8m 以下の敷地浸水， 津波高さ T.P.＋20m～T.P.＋22m）
本区分では，ＲＨＲＳポンプ，ＤＧＳ Ｗポンプ及びＨＰＣＳ－ＤＧＳＷポンプが没水，被水して，起因事象「最終ヒーートシンク喪失」が発生
津波区分２（EL.＋8m 以上の敷地浸水， 津波高さ T.P.＋22m～T.P.＋24m）
原子炉建屋１階床面高さまで津波が到到達し，原子炉建屋内への浸水が発生することにより，起因事象「原子炉建屋内浸浸水による複数の緩和機能喪失（最終ヒート
シンク喪失）」が発生
また，本区分では変圧器の機能喪失ににより全交流電源喪失も発生
津波区分３（防潮堤損傷，津波高さ T.P.＋24m～）
添付 3.2.2.1－2－3

防潮堤の損傷に伴い多量の海水が敷地
地内及び原子炉建屋内に浸水することにより，起因事象「防潮堤損傷」が発生
津波区分３（防潮堤損傷）
津波区分２（原子炉建屋内浸水による複数の 緩和機能喪失（最終ヒートシンク喪失））

T.P.＋24m
T.P.＋22m
T.P.＋20m
津波区分１（最終ヒートシンク喪失）

T.P.＋0m

図1

東海第第二発電所の敷地配置図と津波高さの関係

/űĿŝĜĠ£ħÎ¢ŉţ]ÅnªŠOkSe

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4.

原子炉建屋の水密化対策に期待した場合の評価
緊急安全対策で実施した原子炉建屋水密化対策（T.P.＋15m）に期待した場合の感度解析を実施した。津波区分ごとの炉心損傷頻度の比較を表 1 に示す。
設計基準対処設備のみに期待した津波ＰＲＡでは，防潮堤高さを超える津波においては非常用海水ポンプが喪失し，炉心損傷防止ができないことから，原子炉建屋水密化対策に期待した場合においても，全炉心損傷頻度はベースケースと変わらない。
なお，本評価では重大事故等対処設備に期待していないが，これに期待した場
合は津波区分１（T.P.＋20m～T.P.＋22m）及び津波区分２（T.P.＋22m～T.P.＋
24m）の炉心損傷頻度が低減することにより，全炉心損傷頻度も低減する。

添付 3.2.2.1－2－5

表 1

緊急安全対策で実施した原子炉建屋水密化対策に期待した場合の津波区分ごとの炉心損傷頻度
ベースケース（水密化に期待しない）

津波区分

炉心損傷頻度

感度解析ケース（水密化に期待する）
全炉心損傷頻度に

津波区分

事故シーケンス（津波高さ）（／炉年）

対する寄与割合（％）

3.2E-0673.9（津波高さ）

最終ヒートシンク喪失

添付 3.2.2.1－2－6（／炉年）

対する寄与割合（％）

3.2E-06

73.9

1.1E-08

0.3

1.7E-080.4

7.5E-0717.6

2.6E-09＜0.1

3.9E-09＜0.1

3.3E-077.7（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）

最終ヒートシンク喪失
1.1E-08（T.P.＋20～＋22m）

全炉心損傷頻度に最終ヒートシンク喪失（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）
津波区分１

炉心損傷頻度事故シーケンス

津波区分１

最終ヒートシンク喪失（T.P.＋20～＋22m）＋高圧炉心冷却失敗

0.3＋高圧炉心冷却失敗
最終ヒートシンク喪失

最終ヒートシンク喪失
1.7E-08

0.4＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗
最終ヒートシンク喪失（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）

原子炉建屋内浸水による
津波区分２
複数の緩和機能喪失

7.6E-07

津波区分２

最終ヒートシンク喪失（T.P.＋22～＋24m）＋高圧炉心冷却失敗

17.7（T.P.＋22～＋24m）（最終ヒートシンク喪失）

最終ヒートシンク喪失＋逃がし
安全弁再閉鎖失敗

津波区分３

津波区分３
防潮堤損傷

3.3E-07（T.P.＋24m～）

7.7

防潮堤損傷
（T.P.＋24m～）

合計

4.3E-06

合計

4.3E-06

添 付 資 料 3.2.2.1－ 3
津波襲来時の原子炉停止手順について

東海第二発電所近傍で大きな地震が発生した場合，当該地震を検知して原子炉は自動スクラムする。また，地震により外部電源が喪失した場合，原子炉は自動スクラムする。そのため，震源が近い地震により津波が発生するような場合は，津波襲来時までに原子炉は既に停止していると考えられる。
また，震源が遠い地震の場合等，地震によって原子炉が自動停止に至らずに津波が襲来する場合を想定し，以下の手順を整備する。
・大津波警報が発表された場合は，原則として原子炉停止操作を開始 す る 注 ）。
・津波警報又は津波注意報が発表された場合は，取水ピット水位計
や津波監視カメラ等により津波監視を強化する。
・引き波により海水取水ピット水位が循環水ポンプの取水可能下限
水 位 （ T.P.－ 1.59m： 設 計 値 ） ま で 低 下 し た 場 合 等 ， 原 子 炉 の 運 転継続に支障がある場合に，原子炉を手動停止する。
注）大津波警報が誤報であった場合，及び震源が遠い地震に伴う津波であって到達津波が到達するまでの間に大津波警報が解除又は見直された場合を除く

上記手順に則った津波襲来時の原子炉停止手順のフローを図 1 に示す。

添付 3.2.2.1－3－1

地震発生

地震による
原子炉スクラム
信号発信

No

Yes
地震による
外部電源喪失No

Yes

添付 3.2.2.1－3－2

大津波警報
発表

No

Yes
津波警報
津波注意報
発表
Yes

原子炉自動停止

原子炉自動停止

図 1

原子炉運転継続

原子炉運転継続（ 津 波 監 視 強 化 ※２）

原 子 炉 停 止 操 作 ※１※２

※１：大津波警報が誤報であった場合及び震源が遠い地震に伴う津波であって，到達津波が到達するまでの間
大津波警報が解除又は見直された場合を除く

No※２：取水ピット水位が循環水ポンプの取水可能下限水位（ T.P.-1.59m（ 設 計 値 ） ） ま で 低 下 し た 場 合 等 ， 原
子炉の運転継続に支障がある場合は，原子炉を手動停止する

津波襲来時の原子炉停止手順のフロー

添 付 資 料 3.2.2.1－ 4
基準津波に伴う砂移動について
第439回審査会合
資料２－１ 再掲

資料２－１

東海第二発電所
津波評価について（基準津波に対する安全性評価）

平成29年2月3日
日本原子力発電株式会社

1

目

次

第439回審査会合
資料２－１ 再掲

1. 基準津波に対する安全性評価
1.1 評価概要

・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・

1.2 砂移動評価（地形変化）

・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・

1.3 砂移動評価（海水ポンプ室における砂の堆積厚さ）
2. 参考文献

3
5・・・・・・・・・・・・・・・・・

28

・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・

35

補足説明資料
1. 高橋他（1999）の手法に関する補足資料

・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・

37

2. 高橋他（1999）の手法における浮遊砂濃度の影響評価
2.1 評価概要

・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・

2.2 砂移動評価（地形変化）

・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・

2.3 砂移動評価（海水ポンプ室における砂の堆積厚さ）
3. 参考文献

40
42

・・・・・・・・・・・・・・・・・

54

・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・

57
2

添付 3.2.2.1－4－1

目

次

第439回審査会合
資料２－１ 再掲

1. 基準津波に対する安全性評価
1.1 評価概要
1.2 砂移動評価（地形変化）
1.3 砂移動評価（海水ポンプ室における砂の堆積厚さ）
2. 参考文献

補足説明資料
1. 高橋他（1999）の手法に関する補足資料
2. 高橋他（1999）の手法における浮遊砂濃度の影響評価
2.1 評価概要
2.2 砂移動評価（地形変化）
2.3 砂移動評価（海水ポンプ室における砂の堆積厚さ）
3. 参考文献
3

1. 基準津波に対する安全性評価

第439回審査会合
資料２－１ 再掲

1.1 評価概要• 基準津波に対する安全性の評価に関して，以下を確認する。
基準津波に伴う砂移動（地形変化）について評価を実施し，取水口が閉塞しないことを確認する。
海水ポンプ室（取水ピット）における砂の堆積厚さを評価し，非常用海水ポンプの取水に影響がないことを確認する。

N
防潮堤

放水口
北防波堤

取水口

南防波堤

海水ポンプ
海水ポンプ

敷地平面図
取水口
前面
取水ピット

概念図

4

添付 3.2.2.1－4－2

目

次

第439回審査会合
資料２－１ 再掲

1. 基準津波に対する安全性評価
1.1 評価概要
1.2 砂移動評価（地形変化）
1.3 砂移動評価（海水ポンプ室における砂の堆積厚さ）
2. 参考文献

補足説明資料
1. 高橋他（1999）の手法に関する補足資料
2. 高橋他（1999）の手法における浮遊砂濃度の影響評価
2.1 評価概要
2.2 砂移動評価（地形変化）
2.3 砂移動評価（海水ポンプ室における砂の堆積厚さ）
3. 参考文献
5

1. 基準津波に対する安全性評価 1.2 砂移動評価（地形変化）

第439回審査会合
資料２－１ 再掲

解析概要
• 基準津波に伴う砂移動について評価を実施し，取水口が閉塞しないことを確認する。
• 藤井他（1998）及び高橋他（1999）の手法に基づき砂移動の数値シミュレーションを実施した。

【数値シミュレーションのフロー】

藤井ほか(1998)の手法
藤井他（1998）の手法
地盤高の初期条件（水位・流速・初期地形）

Z
t

Q
x

C
t

UC
x

連続式
計算開始

T=0

浮遊砂濃
度連続式

流体の連続式

E S
1
E

S
D

高橋ほか(1999)の手法
高橋他（1999）の手法

00

小林ほか(1996)の実験式
小林他（1996）の実験式

1
1

Q
x

Cs D
t

MC s
x

Z
t

流体の計算

Q
巻き上げ

摩擦速度・シールズ数の計算
摩擦速度・シールズ数の計算

T=T+Δt

量の算定
式

掃流砂量式

沈降量の
掃流層・浮遊層間の交換砂量式
砂移動の計算浮遊層の流砂連続式

算定式
摩擦速度
の計算式

掃流層の流砂連続式

E

1.5

80 *
1

sgd 3
Qw

2

Uk z 1 exp

S

E S

0

0

高橋ほか(1999)の実験式
高橋他（1999）の実験式

流砂量式
流体の運動方程式

E S

1.5

Q

21 *

sgd 3

E

0.012 *

2

1
wD
kz

wC b

log-wake 則（u */U=κ/{ln(h/Z0)-1}に wake 関数を付加した式）を鉛直方向に積分した式より算出

S

sgd

wC s

マニング則より算出

u*gn 2U U / D 1 / 3

水深の変更

NO

計算終了※
計算終了
YES
結果の出力

津波による地形変化（堆砂・侵食分布）※計算終了は浮遊砂濃度の変動が収束するまでとする。

6

添付 3.2.2.1－4－3

1. 基準津波に対する安全性評価 1.2 砂移動評価（地形変化）

第439回審査会合
資料２－１ 再掲

解析条件
主な解析条件

設定値

備考

砂移動モデル・藤井他(1998)によるモデル
・高橋他(1999)によるモデル

空間格子間隔沖合4320m→2160m→720m→沿岸域240m→
敷地周辺80m→40m→20m→10m→5mへ順次細分化

計算時間間隔0.05秒

マニングの粗度係数0.03 m-1/3･s

浮遊砂上限濃度・藤井他(1998)の手法 1%，5%・高橋他(1999)の手法 1%

砂の粒径0.15mm

底質調査より設定

砂粒の密度2.72 g/cm3

底質調査より設定

空隙率0.4

高橋他(1992)

海水の密度1.03 g/cm3

理科年表より設定

潮位条件※

水位上昇側：T.P.+0.81m
水位下降側：T.P.-0.61m

計算時間

地震発生後240分間（4時間）

初期砂層厚

無限

土木学会(2002)※ 2011年東北地方太平洋沖地震に伴う地殻変動量を考慮

71. 基準津波に対する安全性評価 1.2 砂移動評価（地形変化）

第439回審査会合
資料２－１ 再掲

解析条件（浮遊砂上限濃度）• 高橋他（1999）の浮遊砂上限濃度について，砂移動評価に関する論文を整理した。
• 検証の結果，浮遊砂上限濃度5％は過大評価となっている。
• 検証の結果，浮遊砂上限濃度1％は再現性が良好である。

高橋他（1999）の検証事例

実規模検証

文献

計算使用
砂粒径

計算格子
間隔

浮遊砂上限濃度

浮遊砂上限濃度に関する評価

気仙沼湾（1960年チリ地震津波）

玉田他（2009）

0.001～1mm

25m，5m1％，5％• 計算格子間隔5mの場合，浮遊砂上限濃度5％では実績値より
侵食深を過大に評価

八戸港（1960年チリ地震津波）

藤田他（2010）

0.26mm10.3m

1％，2％，5％

宮古港（2011年東北地方太平洋沖
地震津波）

近藤他
（2012）

0.08mm

10m

1％

気仙沼湾
（2011年東北地方太平洋沖
地震津波）

森下他
（2014）• 土砂移動の全体的な傾向は良く一致• 防波堤堤頭部の最大洗掘深や断面地形も定量的に概ね良く
一致

1％
0.3mm

10m
C sat αＵ2 Ｖ2Csat : 飽和浮遊砂濃度• 浮遊砂上限濃度5％は過大に評価• 浮遊砂上限濃度1～2％の場合の再現性が良好• 砂移動評価に影響を及ぼす因子として，無次元掃流力，流砂量式係数，飽和浮遊砂濃度の３つを抽出• 上記の３つの因子を同時に変えたモデルにより，再現性が向上する可能性を示唆• 飽和浮遊砂濃度については，摩擦速度の関数とすることで再現性向上につながることを示唆

Ｕ，Ｖ：断面平均流速分布 α：係数（0.01）• 以上より，高橋他（1999）の浮遊砂上限濃度を1％に設定する。
8

添付 3.2.2.1－4－4

1. 基準津波に対する安全性評価 1.2 砂移動評価（地形変化）

第439回審査会合
資料２－１ 再掲

解析条件（粒径，密度）• 砂の諸元については，茨城県（2005）を参考に設定した。
• 中央粒径については，全26地点の平均値で0.18mmとなり，本解析で用いる中央粒径の設定値
は保守的に0.15mmとした。
• 密度については，全26地点の平均値である2.72g/cm3を設定値とした。

●：常陸那珂港調査（2002年2月）■：日立港調査（1998年1月）▼：東海港調査（2002年1-2月）（T10は最新の調査(2004年10月)
を採用）

日立港沖防波堤（200m設置）

日
立
港

常
陸
那
珂
港

久
慈
川

東
海
港

新川

2001年3月の水深コンター

調査位置

試料採取位置密度（g/cm3）

中央粒径（mm）

H17

2.69

0.48

N1

2.76

0.11

N2

2.76

0.12

N3

2.76

0.13

N4

2.82

0.14

N5

2.81

0.13

N6

2.73

0.12

N7

2.79

0.13

N8

2.75

0.11

N9

2.73

0.14

N10

2.70

0.16

N11

2.68

0.11

N12

2.70

0.11

N（2）

2.76

0.13

N（4）

2.66

0.89

N（6）

2.58

0.01

T1

2.72

0.15

T2

2.73

0.16

T3

2.70

0.15

T4

2.68

0.18

T5

2.69

0.17

T6

2.69

0.14

T7

2.70

0.13

T8

2.67

0.31

T9

2.68

0.16

T10

2.67

0.18

平均値

2.72

0.18

設定値

2.72

0.15

9

1. 基準津波に対する安全性評価 1.2 砂移動評価（地形変化）

第439回審査会合
資料２－１ 再掲

評価結果
• 取水口前面における砂の堆積厚さは，最大で0.4m程度であり，取水口は閉塞しない。
• 以上から，非常用海水ポンプの取水への影響はないことを確認した。
評価結果
基準津波

砂移動モデル

浮遊砂上限濃度

取水口前面における砂の堆積厚さ1％

0.01 m5％0.01 m1％0.33 m1％0.01 m5％0.01 m1％0.19 m藤井他（1998）
水位上昇側
高橋他（1999）

藤井他（1998）
水位下降側
高橋他（1999）

海水ポンプ
海水ポンプ

取水口
前面
取水口敷高：T.P.－6.04m

取水ピット

海底面：T.P.－6.89m

取水口概念図10

添付 3.2.2.1－4－5

1. 基準津波に対する安全性評価 1.2 砂移動評価（地形変化）

第439回審査会合
資料２－１ 再掲

解析結果（藤井他（1998），浮遊砂上限濃度：1％，水位上昇側）■地形変化量分布（地震発生4時間後），最大堆積量分布
取水口前面における砂の堆積厚さ0.01 m

(m)
3.50
3.00
2.50
2.00
1.50
1.00
0.50
0.25
0.00
-0.25
-0.50
-1.00
-1.50
-2.00
-2.50
-3.00
-3.50

(m)
3.50
3.00
2.50
2.00
1.50
1.00
0.50
0.25

取水口（0.01m）

取水口（0.01m）

最大堆積量分布

地形変化量分布（地震発生4時間後）

12

1. 基準津波に対する安全性評価 1.2 砂移動評価（地形変化）

第439回審査会合
資料２－１ 再掲

解析結果（藤井他（1998），浮遊砂上限濃度：5％，水位上昇側）■地形変化量分布（地震発生4時間後），最大堆積量分布
取水口前面における砂の堆積厚さ0.01 m

(m)
3.50
3.00
2.50
2.00
1.50
1.00
0.50
0.25
0.00
-0.25
-0.50
-1.00
-1.50
-2.00
-2.50
-3.00
-3.50

取水口（0.01m）

地形変化量分布（地震発生4時間後）

(m)
3.50
3.00
2.50
2.00
1.50
1.00
0.50
0.25

取水口（0.01m）

最大堆積量分布14

添付 3.2.2.1－4－6

1. 基準津波に対する安全性評価 1.2 砂移動評価（地形変化）

第439回審査会合
資料２－１ 再掲

解析結果（高橋他（1999），浮遊砂上限濃度：1％，水位上昇側）■地形変化量分布（地震発生4時間後），最大堆積量分布，最大シールズ数分布
取水口前面における砂の堆積厚さ0.33 m

(m)
3.50
3.00
2.50
2.00
1.50
1.00
0.50
0.25
0.00
-0.25
-0.50
-1.00
-1.50
-2.00
-2.50
-3.00
-3.50

ｼｰﾙｽﾞ数

(m)
3.50
3.00
2.50
2.00
1.50
1.00
0.50
0.25

取水口（0.33m）

取水口（0.33m）

取水口

最大堆積量分布

地形変化量分布（地震発生4時間後）最大シールズ数分布

161. 基準津波に対する安全性評価 1.2 砂移動評価（地形変化）

第439回審査会合
資料２－１ 再掲

解析結果（藤井他（1998），浮遊砂上限濃度：1％，水位下降側）■地形変化量分布（地震発生4時間後），最大堆積量分布
取水口前面における砂の堆積厚さ0.01 m

(m)
3.50
3.00
2.50
2.00
1.50
1.00
0.50
0.25
0.00
-0.25
-0.50
-1.00
-1.50
-2.00
-2.50
-3.00
-3.50

取水口（0.01m）

地形変化量分布（地震発生4時間後）

(m)
3.50
3.00
2.50
2.00
1.50
1.00
0.50
0.25

取水口（0.01m）

最大堆積量分布20

添付 3.2.2.1－4－7

1. 基準津波に対する安全性評価 1.2 砂移動評価（地形変化）

第439回審査会合
資料２－１ 再掲

解析結果（藤井他（1998），浮遊砂上限濃度：5％，水位下降側）■地形変化量分布（地震発生4時間後），最大堆積量分布
取水口前面における砂の堆積厚さ0.01 m

(m)
3.50
3.00
2.50
2.00
1.50
1.00
0.50
0.25
0.00
-0.25
-0.50
-1.00
-1.50
-2.00
-2.50
-3.00
-3.50

(m)
3.50
3.00
2.50
2.00
1.50
1.00
0.50
0.25

取水口（0.01m）

取水口（0.01m）

最大堆積量分布

地形変化量分布（地震発生4時間後）

22

1. 基準津波に対する安全性評価 1.2 砂移動評価（地形変化）

第439回審査会合
資料２－１ 再掲

解析結果（高橋他（1999），浮遊砂上限濃度：1％，水位下降側）■地形変化量分布（地震発生4時間後），最大堆積量分布，最大シールズ数分布
取水口前面における砂の堆積厚さ
0.19 m

(m)
3.50
3.00
2.50
2.00
1.50
1.00
0.50
0.25
0.00
-0.25
-0.50
-1.00
-1.50
-2.00
-2.50
-3.00
-3.50

取水口（0.19m）

地形変化量分布（地震発生4時間後）

ｼｰﾙｽﾞ数

(m)
3.50
3.00
2.50
2.00
1.50
1.00
0.50
0.25

取水口（0.19m）

最大堆積量分布取水口

最大シールズ数分布24

添付 3.2.2.1－4－8

目

次

第439回審査会合
資料２－１ 再掲

1. 基準津波に対する安全性評価
1.1 評価概要
1.2 砂移動評価（地形変化）
1.3 砂移動評価（海水ポンプ室における砂の堆積厚さ）
2. 参考文献

補足説明資料
1. 高橋他（1999）の手法に関する補足資料
2. 高橋他（1999）の手法における浮遊砂濃度の影響評価
2.1 評価概要
2.2 砂移動評価（地形変化）
2.3 砂移動評価（海水ポンプ室における砂の堆積厚さ）
3. 参考文献28

1. 基準津波に対する安全性評価 1.3 砂移動評価（海水ポンプ室における砂の堆積厚さ）

第439回審査会合
資料２－１ 再掲

解析概要

• 海水ポンプ室（取水ピット）における砂の堆積厚さを評価し，非常用海水ポンプの取水に影響がないことを確認する。
• 取水設備を一次元でモデル化し，地形変化の評価から得られる取水口前面の浮遊砂濃度を境界条件として，取水設備内の浮遊砂濃度を算定し，非常用海水ポンプ位置における砂の堆積厚さを算定した。
• 取水路及び海水ポンプ室内の流量及び流速は，当該解析モデルで計算される管路解析結果を使用した。
• 水路内の砂移動評価については ，地形変化の検討において取水口前面における砂の堆積厚さが最も大きくなるケースを対象に，高橋他（1999）の手法に基づき数値シミュレーションを実施した。

評価結果（地形変化）
基準津波

砂移動モデル

浮遊砂上限濃度

取水口前面における砂の堆積厚さ1％

0.01 m5％0.01 m1％0.33 m1％0.01 m

備考

藤井他（1998）
水位上昇側
高橋他（1999）

検討ケース

藤井他（1998）
水位下降側
高橋他（1999）

5％0.01 m1％0.19 m

検討ケース

1.0
0.8
0.6
0.4
0.2
0.0

0.94％

0

30

60

90

120
時間（分）

150

180

210

240

浮遊砂体積濃度
砂濃度 （%）（%）

浮遊砂体積濃度
砂濃度 （%）（%）■取水口前面における浮遊砂体積濃度の時刻歴波形（高橋他（1999），浮遊砂上限濃度：1％）
1.0
0.8
0.6
0.4
0.2
0.0

0.86％

0

30

水位上昇側

60

90

120
時間（分）

150

180

210

240

水位下降側

29

添付 3.2.2.1－4－9

1. 基準津波に対する安全性評価 1.3 砂移動評価（海水ポンプ室における砂の堆積厚さ）

第439回審査会合
資料２－１ 再掲

解析条件（設定項目）
設定内容

項目
計算領域

取水口～取水路～取水ピット

基礎方程式

非定常開水路流及び管路流の連続式・運動方程式※1

非常用海水ポンプ
取水条件

流量：2,549.4 (m3/hr)
・残留熱除去系海水ポンプ：885.7 (m3/hr/台) ×2 台
・非常用ディーゼル発電機用海水ポンプ：272.6 (m3/hr/台) ×2 台・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水ポンプ：232.8 (m3/hr/台)×1 台

マニングの粗度係数

n=0.020m－1/3･s

貝の付着代

貝代10cmを考慮

局所損失係数

電力土木技術協会(1995)：火力･原子力発電所土木構造物の設計－増補改訂版－
千秋信一(1967)：発電水力演習
土木学会(1999)：水理公式集［平成11年版］

入射条件

基準津波：水位上昇側，水位下降側

計算時間間隔⊿t=0.01秒

計算時間

地震発生後240分間（4時間）

潮位条件※2

水位上昇側：T.P.+0.81m
水位下降側：T.P.-0.61m※1 基礎方程式＜開水路＞a)運動方程式 Q
b)連続式

t

Q2
x A

A
t

Q
x

H
gA
x

gA

n2 | v | v
R4/3

＜管路＞
a)運動方程式

vv
1
f
x 2g

0

Q
t

gA

Q
x

0

b)連続式

0

H
x

gA

n2 | v | v
R4/3

vv
1
f
x 2g

0

ここに, ｔ ：時間 Ｑ ：流量 v ：流速 ｘ ：管底に沿った座標 Ａ ：流水断面積 Ｈ ：圧力水頭＋位置水頭（管路の場合）/位置水頭（開水路の場合）
ｚ ：管底高 ｇ ：重力加速度 ｎ ：マニングの粗度係数 Ｒ ：径深 ⊿x ：管路の流れ方向の長さ ｆ ：局所損失係数※2 2011年東北地方太平洋沖地震に伴う地殻変動量を考慮

30

1. 基準津波に対する安全性評価 1.3 砂移動評価（海水ポンプ室における砂の堆積厚さ）

解析条件（取水設備の水理特性を考慮した水変動解析結果：基準津波（水位上昇側））

第439回審査会合
資料２－１ 再掲

• 基準津波（水位上昇側）による取水口前面の水位時刻歴波形を用いて算定した海水ポンプ室の水位時刻歴波形を以下に示す。

海水ポンプ室
海水ポンプ室
20.0

5.0
0.0
-5.0

T.P.-4.5m

-10.0
0

30

60

T.P.14.2m

15.0

10.0

10.0

水位(T.P.m)

水位(T.P.m)

15.0

取水口前面
取水口前面

20.0

T.P.15.9m

90

120

5.0
0.0
-5.0

T.P.-4.4m

-10.0
150

180

210

240

0

30

60

時間（分）

90

120

150

180

210

240

時間（分）

水位の時刻歴波形（水位上昇側）

海水ポンプ
海水ポンプ

取水口
前面
取水ピット

取水口概念図32

添付 3.2.2.1－4－10

1. 基準津波に対する安全性評価 1.3 砂移動評価（海水ポンプ室における砂の堆積厚さ）

解析条件（取水設備の水理特性を考慮した水変動解析結果：基準津波（水位下降側））

第439回審査会合
資料２－１ 再掲

• 基準津波（水位下降側）による取水口前面の水位時刻歴波形を用いて算定した海水ポンプ室の水位時刻歴波形を以下に示す。

海水ポンプ室
補機冷却海水ピット

15.0

取水口前面
取水口前面

15.0

T.P.9.8m

10.0

10.0

5.0

5.0

水位(T.P.m)

水位(T.P.m)

T.P.9.9m

0.0
-5.0

0.0
-5.0

T.P.-4.9m

T.P.-5.0m
-10.0

-10.0
0

30

60

90

120

150

180

210

0

240

30

60

90

時間（分）

120

150

180

210

240

時間（分）

水位の時刻歴波形（水位下降側）

海水ポンプ
海水ポンプ

取水口
前面
取水ピット

取水口概念図33

1. 基準津波に対する安全性評価 1.3 砂移動評価（海水ポンプ室における砂の堆積厚さ）

第439回審査会合
資料２－１ 再掲

評価結果

• 海水ポンプ室（取水ピット）における砂の堆積厚さは最大で0.01m程度であり，非常用海水ポンプの高さを上回らない。
• 以上から，非常用海水ポンプの取水への影響はないことを確認した。

評価結果
基準津波

砂移動モデル

浮遊砂上限濃度

海水ポンプ室における砂の堆積厚さ水位上昇側

高橋他（1999）

1％

0.01 m

水位下降側

高橋他（1999）

1％

0.01 m

海水ポンプ
海水ポンプ

非常用海水ポンプ※の高さ：T.P.－6.53m

取水口
前面

取水ピット底面：T.P.－7.85m

取水ピット※ 非常用ディーゼル発電機用海水ポンプ
高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水ポンプ

取水口概念図34

添付 3.2.2.1－4－11

目

次

第439回審査会合
資料２－１ 再掲

1. 基準津波に対する安全性評価
1.1 評価概要
1.2 砂移動評価（地形変化）
1.3 砂移動評価（海水ポンプ室における砂の堆積厚さ）
2. 参考文献

補足説明資料
1. 高橋他（1999）の手法に関する補足資料
2. 高橋他（1999）の手法における浮遊砂濃度の影響評価
2.1 評価概要
2.2 砂移動評価（地形変化）
2.3 砂移動評価（海水ポンプ室における砂の堆積厚さ）
3. 参考文献35

2. 参考文献

第439回審査会合
資料２－１ 再掲

• 藤井直樹・大森政則・高尾誠・金山進・大谷英夫（1998）：津波による海底地形変化に関する研究，海岸工学論文集, 第45巻，pp.376-380• 高橋智幸・首藤伸夫・今村文彦・浅井大輔（1999）：掃流砂層・浮遊砂層間の交換砂量を考慮した津波移動床モデルの開発，海岸工学論文集，第46巻，pp.606-610• 小林昭男・織田幸伸・東江隆夫・高尾 誠・藤井直樹（1996）：津波による砂移動に関する研究，海岸工学論文集，第43巻，pp.691-695• 土木学会原子力土木委員会津波評価部会（2002）：原子力発電所の津波評価技術• 高橋智幸・今村文彦・首藤伸夫（1992）：土砂移動を伴う津波計算法の開発，海岸工学論文集, 第39巻，pp.231-235• 玉田崇・田村保・高橋智幸・佐々木元（2009）：河川での津波防災検討における津波移動床モデルの適用性に関する研究，土木学会論文集B2（海岸工学），Vol.B2-65，No.1，pp.301-305• 藤田尚毅・稲垣和男・藤井直樹・高尾誠・金戸俊道（2010）：津波による海底地形変化評価モデルの現地適用性に関する研究，海洋開発論文集，
第26巻，pp.213-216• 近藤武司・森本徹・藤本典子・殿最浩司・志方建仁（2012）：港湾での津波による土砂移動計算の再現性評価，土木学会論文集B2（海岸工学），
Vol.68，No.2，Ⅰ_396-Ⅰ_400• 森下祐・高橋智幸（2014）：2011年東北地方太平洋沖地震津波襲来時の気仙沼湾を対象とした津波移動床モデルの再現性向上，土木学会論文集
B2（海岸工学），Vol.70，No.2，Ⅰ_491-Ⅰ_495• 茨城県東海地区海岸保全対策研究会（2005）：茨城県東海地区海岸の保全に関する技術検討資料• 電力土木技術協会(1995)：火力･原子力発電所土木構造物の設計－増補改訂版－，pp826-833• 千秋信一(1967)：発電水力演習，pp76-89• 土木学会(1999)：水理公式集［平成11年版］，pp373-377• 高橋智幸・黒川貴博・藤田将孝・島田広昭（2011）：津波による土砂移動の粒径依存性に関する水理実験，土木学会論文集B2（海岸工学），Ｖｏｌ.67，
No.2，Ⅰ_231-Ⅰ_23536

添付 3.2.2.1－4－12

添 付 資 料 3.2.2.1－ 5
事故シナリオの分析で引き波を除外する考え方について

1.

目的「実用発電用原子炉及びその附属施設の位置、構造及び設備の基準に関する規則」第５条（津波による損傷の防止）の解釈別記３において，水位変動に伴う取水性低下による重要な安全機能への影響を防止するため，非常用海水冷却系については，基準津波による水位の低下に対して海水ポンプが機能保持でき，かつ，冷却に必要な海水が確保できる設計であることを要求している。
本規制要求を満足させるため，東海第二発電所では，引き波時にお い て も 非 常 用 海 水 ポ ン プ ※ 1の 運 転 が 継 続 可 能 な よ う に ， 設 計 基 準事故対処設備として，取水口前面の海中に貯留堰を設置する計画としている。貯留堰の概略構造を図 1 に示す。貯留堰については，天端 高 さ を T.P.－ 4.9m と す る こ と で ，引 き 波 時 に お い て も 非 常 用 海 水
ポ ン プ 全 台 が 30 分 間 程 度 の 運 転 が 継 続 可 能 な よ う に ，有 効 貯 留 量 とし て 約 2,370m ３ の 海 水 が 貯 留 で き る 容 量 を 有 す る 設 計 と し て い る 。
このため，設計基準の引き波に対する非常用海水ポンプの健全性
は 維 持 さ れ る も の と 言 え る 。以 下 で は ，津 波 Ｐ Ｒ Ａ の 評 価 に お い て ，
設計基準の引き波を下回る津波を想定した場合に対しても，貯留堰の設計を踏まえて，非常用海水ポンプの取水性が確保できる設計であることを確認することにより，事故シナリオの分析で引き波を除外可能であることを示す。

※1

非 常 用 海 水 ポ ン プ ： 残 留 熱 除 去 系 海 水 系 ポ ン プ ，非 常 用 デ ィ ー ゼ ル 発 電 機 用 海 水 ポ
ンプ及び高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水ポンプ

添付 3.2.2.1－5－1

【基本仕様】
・寸法： 約 6 5m×2 4m （ 鋼 管 矢 板 中 心 距 離 ）・ 天 端 高 さ： T.P. － 4 .9m
・ 有 効 貯 留 量： 約 2 ,37 0m ３・耐震重要度：Ｓクラス

図 1

2.

貯留堰の概略構造

引き波時の最低水位と低下時間一般に想定する津波の高さを高くするほど引き波の水位も低くなることから，本評価では，基準津波高さを上回る津波として，添付
資 料 3.2.2.3-2 に お い て 防 潮 堤 の 耐 力 を 確 保 す る こ と と し て い る
T.P.＋ 24m 津 波 の 水 位 挙 動 に 着 目 し て 評 価 を 行 う 。T.P.＋ 2 4m 津 波 は ，
防 潮 堤 前 面 高 さ T.P.＋＋ 20m を 上 回 る こ と か ら ， そ も そ も 押 し 波 が 防潮堤を越流して非常用海水ポンプが没水，被水して機能喪失することになるものの，ここでは保守性を確保した評価として，取水継続性を検討することとする。
T.P. ＋ 24m 津 波 の 防 潮 堤 取 水 口 前 面 に お け る 水 位 の 時 刻 歴 波 形 を
図 2 に 示 す 。図 2 に お い て 引 き 波 の 最 低 水 位 は T.P.－ 6.8 m と な っ て
4）を下
お り ， 最 低 水 位 の 近 傍 で 水 位 が 貯 留 堰 天 端 高 さ （ T.P. － 4.9m
添付 3.2.2.1－5－2

回 る 時 間 は 約 7.5 分 間 と な っ て い る 。
T.P.（m）

30
20
10
0
-10
0

30

60

90

120
時間（分）

150

180

210

10m
約 7.5 分 間0m
T.P.－ 6.8m

-10m

図 2

T.P.＋ 24m 津 波 の 水 位 の 時 刻 歴 波 形 と 最 低 水 位 時 拡 大 図（取水口前面）

3.

貯留堰による非常用海水ポンプの運転継続可能時間の評価(1)

評価内容及び方法
取 水 ピ ッ ト は ，非 常 用 海 水 ポ ン プ と 常 用 海 水 ポ ン プ ※ 2 で 共 用 し ている。このため，引き波により取水ピットの水位が停止警報設定値に達した場合には，常用系の循環水ポンプ及び補機冷却系海水ポンプを停止する運用としているが，ここでは，非常用海水ポン
プ全台が運転状態の場合の運転継続可能時間とともに，常用海水ポンプの停止に失敗したことを想定した状態，つまり，非常用及び常用海水ポンプ全台が運転状態の場合における非常用海水ポン
プの運転継続可能時間を評価した。
※ 2： 常 用 海 水 ポ ン プ ： 循 環 水 ポ ン プ 及 び 補 機 冷 却 系 海 水 ポ ン プ

添付 3.2.2.1－5－3

240

(2)

評価条件
非常用海水ポンプの運転継続可能時間の評価に当たり，非常用

海水ポンプ及び常用海水ポンプの取水量は，各々のポンプの定格
容 量 と し た 。非 常 用 海 水 ポ ン プ 及 び 常 用 海 水 ポ ン プ の 取 水 量 を 表 1に示す。
また，安全側の評価となるよう常用海水ポンプは，ポンプ呑口
下端まで取水可能とし，水位がポンプ呑口下端を下回った時点で停止するものとした。海水ポンプの取水可能水位を表 2 に示す。

表 1

非常用海水ポンプ及び常用海水ポンプの取水量
取 水 量 （ m ３ ／ h）
区分

海水ポンプ

4

残留熱除去系海水系ポンプ
非常用ディーゼル発電機用
海水ポンプ

台数

（2 系統）
非常用

2（2 系統）

高圧炉心スプレイ系ディー

1

ゼル発電機用海水ポンプ（1 系統）
3

循環水ポンプ
常用
補機冷却系海水ポンプ（3 系統）
3※ 3（3 系統）

1台
当たり

合計

886

3,544

273

546

233

233

74,200222,600

2,838

5,676

※ 3： 1 台 は 予 備 機 。 こ の た め ， 取 水 量 の 合 計 は 2 台 分 の 値 と し て い る 。

添付 3.2.2.1－5－4

表 2海水ポンプの取水可能水位

海水ポンプ

区分

取水可能水位（呑口部水位）
T.P.－ 5.42m ※ 4

残留熱除去系海水系ポンプ
T.P.－ 5.66m ※ 5
非常用
非常用ディーゼル発電機用海水ポンプ

T.P.－ 6.08m ※ 4

高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用
海水ポンプ

T.P.－ 6.08m ※ 4

循環水ポンプ
常用
補機冷却系海水ポンプ

T.P.－ 1.59m（ T.P.－ 5.20m）
T.P.－ 5.08m ※ 4（ T.P.－ 6.51m）※ 4 ： 日 本 機 械 学 会 標 準 「 ポ ン プ の 吸 込 水 槽 の 模 型 試 験 法 」（ J S M E S 0 0 4 - 1 9 8 4 ）
吸込水槽の標準形状に対する最小没水深さによる値※ 5： 実 機 ポ ン プ を 用 い た 水 理 実 験 結 果 に 基 づ く 値

(3)

評価結果
評価の結果，非常用海水ポンプは，常用海水ポンプが停止かつ非 常 用 海 水 ポ ン プ 全 台 が 運 転 状 態 の 場 合 で 約 30 分 間 ， 非 常 用 及 び
常用海水ポンプ全台が運転状態の場合で約 8 分間，運転継続可能であることを確認した。これらの時間は，いずれも引き波の水位が 貯 留 堰 の 天 端 高 さ （ T.P.－ 4.9m） を 下 回 る 時 間 で あ る 約 7.5 分
間を上回っている。
ａ．常用海水ポンプ停止条件での評価① 貯 留 堰 内 に 貯 留 さ れ る 有 効 貯 留 量 ： 約 2,370m ３② 非 常 用 海 水 ポ ン プ 全 台 の 取 水 量 ： 4,323m ３ ／ h③ 非 常 用 海 水 ポ ン プ の 運 転 継 続 時 間 ： 約 30 分
・ 約 2,370m ３ （ ① ） ／ 4,323m ３ ／ h（ ② ） ＝ 32.8 分

添付 3.2.2.1－5－5

ｂ．常用海水ポンプ運転継続条件での評価①循環水ポンプ停止までに取水される貯留堰内の水量： 約 940m ３②非常用及び常用海水ポンプ全台の合計取水量： 232,599m ３ ／ h③ 循 環 水 ポ ン プ 停 止 ま で の 時 間 ： 0 分 13 秒
・ 約 940m ３ （ ① ） ／ 232,599m ３ ／ h（ ② ） ＝ 0 分 13 秒
④循環ポンプ停止後に貯留堰に貯留されている有効貯留量： 1,430m ３⑤非常用及び常用海水ポンプ（循環水ポンプ除く）全台の取 水 量 ： 9,999m ３ ／ h⑥非常用海水ポンプの運転継続時間：約 8 分
・ 1,430m ３ （ ④ ） ／ 9,999m ３ ／ h（ ⑤ ） ＝ 約 8.58 分

3.

事故シナリオの分析で引き波を除外する考え方
上述の検討により，敷地内浸水解析により原子炉建屋に到達すると 評 価 し た T.P.＋ 24m 津 波 の 引 き 波 の 水 位 が 貯 留 堰 の 天 端 高 さ（ T.P.
－ 4.9m） を 下 回 る 約 7.5 分 間 に 対 し ， 非 常 用 海 水 ポ ン プ の 取 水 継 続
時間が十分長いことから，基準津波高さを上回る津波の引き波に対しても非常用海水ポンプの取水性が確保できることを確認した。
ま た ， 押 し 波 が T.P.＋ 20m を 超 え た 時 点 で ， 防 潮 堤 を 越 流 し ， 非
常用海水ポンプが機能喪失することから，引き波により非常用海水ポンプが機能喪失する事故シナリオは，押し波による事故シナリオに包含されると考えられるため考慮は不要である。
以上を踏まえ，事故シナリオの分析において引き波を除外した。
添付 3.2.2.1－5－6

添付資料
料 3.2.2.1－6
建屋・機器
器リストの抽出の考え方について

1.

津波ＰＲＡ学会標準の 規定
津波ＰＲＡ学会標準にはは，建屋・機器リストの作成に関する以下下の規定があり，東海第二発電所の建建屋・機器リストについても，当該規定にに基づき作成を行っている。
（津波ＰＲＡ学会標準 6.5 項抜粋部）
6.5

ストの作成
建屋・機器リス6.3 事故シナリオのの明確化と 6.4 起因事象の分析に基づき，9.事故シーケンス評価に必要なな建屋・機器リストを作成する。このリスストは，図6.5-1 に示す津波ＰＲ
ＲＡの一連の作業の中で調整・利用されるる。建屋・機器リストの作成に関関連する作業項目には，5.プラント構成・特性及びサイト状況の調査，66.事故シナリオの同定，8.建屋・機器フララジリティ
評価，9.事故シーケン
ンス評価がある。

添付 3.2.2.1－6－1

2.

建屋・機器リストの作成手順「6.1 事故シナリオの広範な分
津波ＰＲＡ学会標準の評価の流れに従い，析・選定」及び「6.2 広範な事故シナリオのスクリーニング」を行い，「6.3
事故シナリオの明確化」及び「6.4 起因事象の分析」の結果に基づき，津波ＰＲＡの評価対象として，津波防護施設，浸水防止設備，起因事象を引き起こす設備及び起因事象を緩和する設備を選定して，「6.5 建屋・機器リストの作成」を行った。各設備区分に該当する設備の抽出の考え方を以下
に示す。
(1)

津波防護施設及び浸水防止設備
設計基準事故対処設備である，防潮堤，防潮扉，放水路止水対策，取水路止水対策及び原子炉建屋外壁部止水対策（EL.＋8.2m 以下 ※3）を抽出した。
(2)

起因事象を引き起こす設備
事故シナリオの明確化及び起因事象の分析結果（図 1）に基づき，起因事象を引き起こす設備を抽出した。
(3)

起因事象を緩和する設備
設計基準事故対処設備である緩和設備を抽出対象とし，内部事象出力運

転時レベル１ＰＲＡにおいて考慮する緩和設備（表 1）を抽出した。ただし，津波到達前に原子炉が停止していることから，緩和設備のうちスクラム系は対象外とした。

3.

建屋・機器リスト※3

原子炉建屋外壁部止水対策のうち，EL.＋8.2m 以下の地下部については，屋外タンク破損や降雨等による水の原子炉建屋内への流入を防止するため，設計基準事故対処設備
として止水対策を行っている。なお，EL.＋8.2m 以上の地上部については，緊急安全対策で設置した止水対策であり，設計基準事故対処設備として位置付けていない。

添付 3.2.2.1－6－2

2.の作成手順に基づき作成した建屋・機器リストを表 2 に示す。

4.

プラントウォークダウンへの活用
津波ＰＲＡ学会標準には，建屋・機器リストのプラントウォークダウン

への利用に関して以下の規定があり，東海第二発電所のプラントウォーク
ダウン対象機器の選定の際にも活用している。
（津波ＰＲＡ学会標準 6.5 項抜粋部）
作成した建屋・機器リストは，8.建屋・機器フラジリティ評価，9.事故
シーケンス評価に利用する他，5.プラント構成・特性及びサイト状況の調査のサイト・プラントウォークダウンへの利用も有用であり，評価手順に拘らず，一連の作業の中で相互に調整し利用すべきものであることに留意し，必要に応じてフィードバックを行う。

添付 3.2.2.1－6－3

添付 3.2.2.1－6－4
図 1（第 3.2.2.1-4 図）

事故シナリオの明確化及び起因事象の分析結果

表 1 内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡで考慮する代表的な緩和設備
機能及び系統名

系統の概要

炉心冷却機能高圧炉心スプレイ系（ＨＰＣＳ）
原子炉隔離時冷却系（ＲＣＩＣ）
低圧炉心スプレイ系（ＬＰＣＳ）
低圧注水系（ＬＰＣＩ）（残留熱除去系（ＲＨＲ））

添付 3.2.2.1－6－5

自動減圧系（逃がし安全弁）（ＡＤＳ）

原子炉水位異常低下（レベル２）又はドライウェル圧力高の信号で自動起動し，電動駆動のポンプにより，復水貯蔵タンク又はサプレッション・チェンバを水源にして高圧～低圧状態の原子炉に注水する。
原子炉水位異常低下（レベル２）の信号で自動起動し，蒸気タービン駆動のポンプにより，復水貯蔵タンク又はサプレッション・チェンバを水源にして原子炉に注水する。
原子炉水位異常低下（レベル１）又はドライウェル圧力高の信号で自動起動し，電動駆動のポンプにより，サプ
レッション・チェンバを水源にして低圧状態の原子炉に注水する。
ＬＰＣＩはＲＨＲの機能の１つであり，原子炉水位異常低下（Ｌ１）又はドライウェル圧力高の信号で自動起動
し，電動駆動のポンプにより，サプレッション・チェンバを水源にして低圧状態の原子炉に注水する。
原子炉水位異常低下（Ｌ１）及びドライウェル圧力高の信号により，ＡＤＳ機能を有する逃がし安全弁を自動開放して原子炉圧力を低下させる。

格納容器除熱機能
格納容器スプレイ冷却モードはＲＨＲの機能の１つであり，サプレッション・プール水をＲＨＲの熱交換器で冷却し，ドライウェル内及びサプレッション・チェンバ内にスプレイすることで格納容器内の温度，圧力を低減さ
残留熱除去系（ＲＨＲ）（格納容器スプレイ冷却系／サプレッ せる。
ション・プール冷却系）
サプレッション・プール冷却モードはＲＨＲの機能の１つであり，サプレッション・プール水をＲＨＲの熱交換器で冷却し，再びサプレッション・チェンバへ戻すことによりサプレッション・プールの温度を低減させる。
安全機能のサポート機能
残留熱除去系海水系（ＲＨＲＳ）
直接海水を供給することで，各々の補機を冷却する。
非常用ディーゼル発電機海水系（ＤＧ
ＲＨＲＳ：ＬＰＣＳ，ＲＨＲ 等
ＳＷ）
ＤＧＳＷ：ＤＧ－２Ｃ／２Ｄ
高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機
ＨＰＣＳ－ＤＧＳＷ：ＨＰＣＳ，ＨＰＣＳ－ＤＧ
海水系（ＨＰＣＳ－ＤＧＳＷ）[交流電源]
非常用ディーゼル発電機（ＤＧ）
高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機 外部電源の喪失等を受けて自動起動し，非常用機器に給電する。
（ＨＰＣＳ－ＤＧ）
燃料移送系
直流電源（ＤＣ）ＲＣＩＣやディーゼル発電機の起動，逃がし安全弁の電磁弁や遮断器の開閉等の非常用機器の制御に用いる。

表 2 （ 第 3.2 .2. 1－ 5 表 ）
区

分

No.
1
2

津波防護施
設及び浸水
防止設備

3

4
5
6

7
起因事象を
引き起こす
設備

フロントライン系

起因事象
を緩和す
る設備

建 屋 ・ 機 器 リ ス ト （ 1／ 2）
設置場所※１

設置場所の高さ※１（ EL. ）

－

屋外

－

－

屋外

－

－

海水ポンプ室
及び屋外

－

－

原子炉建屋
及び屋外

－

ポンプ

海水ポンプ室＋ 0.8mポンプ

海水ポンプ室＋ 0.8mポンプ

海水ポンプ室＋ 0.8m

建屋・機器（系統）名称
防潮堤及び防潮扉
放水路止水対策（構内排水路止水対策含む）
取 水 路 止 水 対 策（ 海 水 引 込 み 管 ，
緊急用海水取水管止水対策含む）
原子炉建屋外壁部（地下部分）
止水対策（隣接する建屋境界部含む）
残留熱除去系海水系（海水ポンプ及び関連機器含む）
非常用ディーゼル発電機用海水系（海水ポンプ及び関連機器含
む）
高圧炉心スプレイ系ディーゼル
発電機用海水系（海水ポンプ及び関連機器含む）

8

循環水ポンプポンプ

海水ポンプ室＋ 0.8m9

補機冷却系海水ポンプ

ポンプ

海水ポンプ室＋ 0.8m10起動変圧器，予備変圧器

変圧器

屋外

＋ 8.2m

11

原子炉建屋

１階床面

－

＋ 8.2m12

タービン建屋

１階床面－＋ 8.2m

13

排気筒

排気筒

屋外

＋ 8.5m

原子炉建屋（地下２階）－ 4.0m

原子炉建屋（地下２階）－ 4.0m

原子炉建屋（地下２階）－ 4.0m

原子炉建屋（地下２階）－ 4.0mポ ン プ ，電動 弁 ，空 調
機
ポンプ，
タービン，
電動弁，器
具，分電盤
ポ ン プ ，電動 弁 ，空 調機
ポ ン プ ，電動 弁 ，空 調
機

サポート

14

高圧炉心スプレイ系

15

原子炉隔離時冷却系

16

低圧炉心スプレイ系

17

低圧注水系（残留熱除去系）

18

自動減圧系

制御盤

原子炉建屋
（２階）

＋ 18.0 m

19

復水貯蔵タンクタンク

屋外＋ 3.0m屋外＋ 8.3m20

燃料移送系

タ ン ク ，ポ
ンプ

21

直流電源系

分電盤

22

非常用交流電源系

ディーゼル
発電設備

添付 3.2.2.1－6－6

原子炉建屋（地下２階）
原子炉建屋（地下２階）－ 4.0m
－ 4.0m表 2 （ 第 3.2 .2. 1－ 5 表 ）
区

分

No.

建 屋 ・ 機 器 リ ス ト （ 2／ 2）

建屋・機器（系統）名称

設置場所※１

設置場所の高さ※１（ EL. ）

残留熱除去系海水系（海水ポンポンプ
海水ポンプ室＋ 0.8mプ及び関連機器含む）
残留熱除去系海水系（原子炉建
原子炉建屋
24
熱交換器
－ 4.0m
屋内設置機器）（地下２階）
非常用ディーゼル発電機用海水25系（海水ポンプ及び関連機器含ポンプ
海水ポンプ室＋ 0.8m
む）
起因事象
非常用ディーゼル発電機用海水
原子炉建屋
を緩和す
26
系（原子炉建屋付属棟内設置機
熱交換器－ 4.0m（地下２階）る設備器）
高圧炉心スプレイ系ディーゼル
27
発電機用海水系（海水ポンプ及ポンプ
海水ポンプ室＋ 0.8mび関連機器含む）
高圧炉心スプレイ系ディーゼル
原子炉建屋
28
発電機用海水系（原子炉建屋内
熱交換器－ 4.0m（地下２階）
設置機器）※ 1： 設 置 場 所 の 高 さ は ， 工 事 計 画 認 可 申 請 書 ， 配 管 施 工 図 ， 配 置 図 ， 据 付 図 等 を
23

サポート系

元に調査し，没水，被水による機能喪失に着目して，当該機器の設置床面の高 さ を 記 載 し て い る 。（ 添 付 資 料 3.2.2 .1－ 7）
な お ，複 数 の 機 器 が 異 な る 高 さ に 設 置 さ れ て い る 場 合 は ，今 回 の 津 波 Ｐ Ｒ Ａの評価の前提条件を踏まえ，以下の方針で記載している。
＜海水ポンプ室＞
防潮堤越流により，海水ポンプ室内の機器が没水，被水するため，複数の機器が異なる高さに設置されている場合は，最も低い位置に設置されている設備の設置床面の高さを記載している。
＜原子炉建屋＞
原 子 炉 建 屋 の １ 階 床 面 高 さ で あ る EL .＋ 8. 2 m に 津 波 が 到 達 し た 場 合 は ， 津
波が建屋内に浸水し，建屋内の機器が没水，被水により機能喪失するものと仮定していることから，複数の機器が異なる高さに設置されている場合
は ，最 も 低 い 位 置 に 設 置 さ れ て い る 設 備 の 設 置 床 面 の 高 さ を 記 載 し て い る 。
＜建屋本体＞
原 子 炉 建 屋 及 び タ ー ビ ン 建 屋 に つ い て は ，地 上 １ 階 の 床 面 高 さ と し て い る 。

添付 3.2.2.1－6－7

添 付 資 料 3.2.2.1－ 7
建屋・機器リストの設備の設置高さの根拠について

1.

はじめに
建屋・機器リストに記載している設置場所の高さの設定の考え方に つ い て ， 原 子 炉 隔 離 時 冷 却 系 （ 以 下 「 Ｒ Ｃ Ｉ Ｃ 」 と い う 。） を 例 に
以下で説明する。

2.

設置場所の高さの設定方法(1)

ＲＣＩＣ関連機器の抽出
基本系統図及び電気計装図を元に，ＲＣＩＣの機能維持に必要な機器を抽出しリスト化する。ＲＣＩＣの機器リストを表 1 に示す。

(2)

各機器の設置場所の高さの調査
工事計画認可申請書，配管施工図，据付図，外形図，配置図，

原子炉建屋一般配置図等を用いて，各機器が設置されている原子炉建屋の階層を特定し，当該階層の床面高さを設置場所の高さとする。各機器の設置場所の高さを表 1 に，ＲＣＩＣポンプ／ター
ビンの設置高さを示した機器配置図を図 1 に示す。

(3)

ＲＣＩＣの設置場所の高さの特定ＲＣＩＣは複数の階層に設置されていることから，最も低い階

層 で あ る 原 子 炉 建 屋 地 下 ２ 階 の 床 面 高 さ EL.－ 4.0m を ， Ｒ Ｃ Ｉ Ｃの設置場所の高さと設定する。

添付 3.2.2.1－7－1

表1
総称名

ＲＣＩＣ関連機器リスト

機器名称

設置場所

設置場所の
高 さ (EL. )ポンプ

ＲＣＩＣポンプ

原子炉棟地下２階－ 4. 0m

タービン

ＲＣＩＣタービン

原子炉棟地下２階－ 4. 0m

弁

ＲＣＩＣ原子炉注入弁

原子炉棟４階＋ 29 .0m

ＲＣＩＣ外側隔離弁

原子炉棟３階＋ 20 .3m

ＲＣＩＣタービン排気弁

原子炉棟地下１階＋ 2. 0m

ＲＣＩＣ蒸気供給弁

原子炉棟地下２階－ 4. 0m：：：

Ｒ Ｃ Ｉ Ｃ DI V- Ⅰ 計 装 ラ ッ ク

原子炉棟地下１階＋ 2. 0m

原子炉棟地下２階－ 4. 0m

電気室上部３階＋ 23 .0m：：

直 流 125 V M CC 2A- 2

原子炉棟４階＋ 29 .0m

直 流 125 V M CC 2A- 1

原子炉棟地下１階＋ 2. 0m

蓄電池

直 流 125 V 蓄 電 池 ( 2A )電気室１階

＋ 8. 2m

充電器盤

直 流 125 V 充 電 器 盤 ( 2A)

電気室１階＋ 8. 2m

直流母線盤

直 流 125 V 直 流 母 線 盤 (2A)

電気室１階

＋ 8. 2m

分電盤

直 流 125 V 分 電 盤 ( 2A -1)

電気室１階＋ 8. 2m

直 流 125 V 分 電 盤 ( 2A -2-1 )電気室地下２階－ 4. 0m器具

Ｒ Ｃ Ｉ Ｃ PU MP DIS CH ARGE
FLOW (伝 送 器 )Ｒ Ｃ Ｉ Ｃ TU RBI NE CO NTRO L
BOX
：
直流ＭＣＣ

添付 3.2.2.1－7－2

図 1

ＲＣＩＣポンプ／タービンの機器配置図

添付 3.2.2.1－7－3

添 付 資 料 3.2.2.3－ 1
防潮堤に対する漂流物の衝突影響評価に用いる漂流物の選定について

1.

はじめに
起因事象の分析結果に基づく機器フラジリティ評価に当たり，防潮堤の漂流物の衝突による影響を評価するため，考慮すべき漂流物を選定する必要がある。このため，発電所敷地内及び発電所敷地外を対象に，漂流物となる可能性のある施設・設備（発電所港湾施設に 接 岸 す る 船 舶 含 む 。 以 下 同 じ 。） に つ い て 広 範 な 調 査 を 実 施 し ， 漂
流物の衝突による影響評価において考慮する漂流物を選定した。
なお，漂流物に関する調査結果は，以下の審査資料に詳細を記載
していることから，本資料においては，当該資料の要点を記載することとする。
・「東海第二発電所

津波による損傷の防止

2.5.2(4)基 準 津 波に伴う津波防護施設等の健全性確保及び取水口付近の漂流物に対する取水性確保」
・「 東 海 第 二 発 電 所

重大事故等対処設備について別 添 資 料 -1

基準津波を超え敷地に遡上する津波に対する津波防護方針について2.

2.5.2［ 漂 流 物 の 影 響 ］」

漂流物調査範囲の設定
防潮堤外側の漂流物評価については，設置許可基準規則第５条に「設計基準対象施設は，基準津波に対して安全機能が損なわれるおそ れ が な い も の で な け れ ば な ら な い 。」 と 規 定 さ れ て い る こ と か ら ，
基準津波に伴う防潮堤外側の漂流物を漂流物評価フローに基づき適切に評価し，防潮堤に対する漂流物の衝突影響がないことを確認し添付 3.2.2.3－1－1

ている。
基 準 津 波 （ 津 波 高 さ T.P. ＋ 17.7m （ 防 波 堤 な し ）） に よ る 漂 流 物 調
査 範 囲 に つ い て は ，東 海 第 二 発 電 所 の 取 水 口 か ら 半 径 5kmの 範 囲 と しており，基準津波による敷地前面海域の流向及び流速を考慮し，想定 す る 漂 流 物 の 最 大 移 動 量 の 算 出 結 果 が 約 3.6km で あ る こ と を 設 定
根 拠 と し て い る 。 こ の 漂 流 物 調 査 範 囲 は ，最 大 約 3.6kmの 移 動 量 に 保
守 性 を 考 慮 し た 半 径 5km の 範 囲 を 漂 流 物 調 査 範 囲 と 設 定 し て い る こと か ら ，津 波 Ｐ Ｒ Ａ で 想 定 す る 津 波 高 さ T.P.＋ 24mに 対 し て も 適 用 できるものと考える。
基準津波による漂流物調査範囲の設定については「東海第二発電所

3.

津 波 に よ る 損 傷 の 防 止 2.5.2(4)ｂ .漂 流 物 調 査 範 囲 の 設 定 」参 照 。

漂流物となる可能性のある施設・設備の抽出
漂流物となる可能性のある施設・設備を漂流物評価フローに基づき抽出する。図 1 に防潮堤外側における漂流物評価フローを示す。

添付 3.2.2.3－1－2

T.P.＋ 24m 津 波 の 流 速 ，
流向，及び敷地内浸水域の確認

漂流物調査範囲の設定

漂流物となる可能性のある施設・設備の抽出（防潮堤又は防潮扉の外側）
漂流物となる可能性のある施設・設備の評価

漂流物とはならない。
（分類：Ａ）

No※１

津波防護施設等に対する漂流物とはならない。
（分類：Ｂ）

漂流物となるか。

重量，設置状況，緊
急退避の実効性を考慮して評価する。

No

※１

Yes
漂流物となる可能性が否定できない
施設・設備

津波防護施設等に到達する漂流物と
なるか。

※2

Yes
※２

津波の流向及び地形を考慮して評価する。

津波防護施設等に対する漂流物となる可能性が否定できない施設・設備

漂流物の設定津波防護施設等：津波防護施設，浸水防止設備，津波監視設備を示す。

図 1

防潮堤外側における漂流物評価フロー

添付 3.2.2.3－1－3

4.

漂流物となる可能性のある施設・設備の抽出結果
防潮堤外側における抽出結果については，「東海第二発電所

事故等対処設備について別 添 資 料 -1

重大基準津波を超え敷地に遡上する津波に対する津波防護方針について

2.5.2 ［ 漂 流 物 の 影 響 ］

ｄ．漂流物となる可能性のある施設・設備の抽出結果」参照。主な抽出結果を以下に示す。
・ 発 電 所 敷 地 内 （ 防 潮 堤 外 側 ）：コンクリート片，外装板，車両等
・発電所敷地外：5t 級 漁 船 ，コ ン ク リ ー ト 片 ，外 装 板 ，プ ラ ン ト 設 備 の 一 部 ，
防砂林等

5.

漂流物の衝突影響において考慮する漂流物の選定
防潮堤の漂流物衝突影響評価の際に用いる漂流物として，上述の

抽 出 結 果 の う ち 最 も 重 量 の 大 き い 総 ト ン 数 5t（ 排 水 ト ン 数 15t） の漁船を対象漂流物とし，漂流物衝突荷重の設定において考慮する。

添付 3.2.2.3－1－4

添付資料 3.2.2.3－2津波防護対策の設計耐力について

1.

防潮堤の耐力(1)

防潮堤の概要
防潮堤は，基準津波による遡上波が設計基準対象施設の津波防護対象設備の設置された敷地に到達・流入することを防止するため，敷地を取り囲む形で設置する津波防護施設であり，天端高さは敷地前面東側で T.P.
＋20m，敷地側面北側及び南側で T.P.＋18m である。
海水ポンプエリアの防潮堤は，鉄筋コンクリート造の地中連続壁を基礎構造とし，上部工は鋼製防護壁及び鉄筋コンクリート防潮壁に大別される。また，敷地周辺エリアについては，鋼管杭を基礎構造とし，上部工は鋼管杭鉄筋コンクリート壁の構造である。
防潮堤の配置図を図 1 に示す。

(2)

防潮堤の設計耐力
防潮堤の設計耐力については，敷地に遡上する津波（防潮堤位置における津波高さ T.P.＋24.0m の津波）に対して耐力を確保する設計とする。
なお，防潮堤の設計においては，以下のとおり，常時荷重，地震荷重，
敷地に遡上する津波荷重及び余震荷重，漂流物衝突荷重を適切に組み合
わせた条件で評価を行う。
・常時荷重＋地震荷重
・常時荷重＋敷地に遡上する津波荷重
・常時荷重＋敷地に遡上する津波荷重＋余震荷重
・常時荷重＋敷地に遡上する津波荷重＋漂流物衝突荷重

添付資料 3.2.2.3－2－1

図1

2.
(1)

防潮堤配置図防潮堤以外の津波防護 対策の耐力
防潮堤以外の津波防 護対策の概要
防護対象設備の設置置された敷地への津波の流入経路に対してて，津波の流入を防止するため， 津波防護対策を実施する。表 1 に各津波
波防護対策の設備分類と設置目的 を,図 2 に敷地の特性に応じた津波防護の
の概要を示
す。

添付資料 3.2.2.3－2－2

(2)防潮堤以外の津波防護対策の設計耐力
津波防護対策の設計耐力に際しては，防潮堤の設計耐力に合わせて，敷地に遡上する津波（防潮堤位置における津波高さ T.P.＋24.0m の津波）に対して耐力を確保する設計とする。なお，防潮堤以外の津波防護対策の設計においては，以下のとおり，常時荷重，地震荷重，敷地に遡上す
る津波荷重及び余震荷重を適切に組み合わせた条件で評価を行う。
・常時荷重＋地震荷重
・常時荷重＋敷地に遡上する津波荷重
・常時荷重＋敷地に遡上する津波荷重＋余震荷重

添付資料 3.2.2.3－2－3

表1

各津波防護対策の設備分類と設置目的（1／2）

津波防護対策

設備
分類

設置目的

津波
防護
施設

・基準津波による遡上波が設計基準対象施設の津波防護対象設備の設置された敷地に到達・流入することを防止する。
・放水路からの流入津波が放水路ゲート及び放水ピットの点検用開口部（上流側），放水ピット並びに放水ピット及び放水路に接続される配管貫通部を経由し，設計基準対象施設の津波防護対象設備の設置された敷地に流入することを防止する。
・構内排水路からの流入津波が集水枡及び排水管を経由し，設計基準対象施設の津波防護対象設備の設置された敷地に流入することを防止する。
・引き波時において，非常用海水ポンプによる補機冷却に必要な海水を確保し，非常用海水ポンプの機能を保持する。

防潮堤及び防潮扉

放水路ゲート

構内排水路逆流防止設備

貯留堰

取水路

・取水路からの流入津波が取水路の点検用開口部を経由し，海水ポンプ室側壁外側に流入することを防止することにより，隣接する海水ポンプ室への浸水を防止する。

取水路点検用開口部浸水防止蓋

海水ポンプグランドドレン排出口逆止弁
海水ポン
プ室

海水ポンプ室ケーブル
点検口浸水防止蓋
貫通部止水処置

循環水ポ
ンプ室

取水ピット空気抜き配
管逆止弁

放水路

放水路ゲート点検用開口部浸水防止蓋

ＳＡ用海
水ピット

ＳＡ用海水ピット開口部浸水防止蓋

緊急用海
水ポンプ
室

緊急用海水ポンプピット点検用開口部浸水防止蓋
緊急用海水ポンプグラ
ンドドレン排出口逆止弁
緊急用海水ポンプ室床
ドレン排出口逆止弁

浸水
防止
設備

・取水路からの流入津波が海水ポンプグランドドレン
排出口を経由し，海水ポンプ室に流入することを防止する。
・地震による非常用海水系配管（戻り管）の損傷及び屋外タンクからの溢水がケーブル点検口を経由し，海水ポンプ室に流入することを防止する。
・地震による循環水ポンプ内の循環水系等配管の損傷に伴う溢水が，貫通部を経由して隣接する海水ポン
プ室に流入することを防止する。
・取水路からの流入津波が取水ピット空気抜き配管を経由し，循環水ポンプ室に流入することを防止することにより，隣接する海水ポンプ室への浸水を防止する。
・放水路からの流入津波が放水路ゲートの点検用開口部（下流側）を経由し，設計基準対象施設の津波防護対象設備の設置された敷地に流入することを防止する。
・海水取水路からの流入津波がＳＡ用海水ピット開口部を経由し，設計基準対象施設の津波防護対象設備の設置された敷地に流入することを防止する。

・緊急用海水取水管及び海水取水路からの流入津波が
緊急用海水ポンプのグランドドレン排出口，緊急用
海水ポンプ室の床ドレン排出口，点検用開口部を経由し，設計基準対象施設の津波防護対象設備の設置された敷地に流入することを防止する。

添付資料 3.2.2.3－2－4

表1

各津波防護対策の設備分類と設置目的（2／2）

津波防護対策
防潮堤，防潮
扉

原子炉
建屋境界

設備分類

設置目的

貫通部止水処置・防潮堤及び防潮扉を取り付けるコンクリート躯体下部 の貫通 部か ら設計 基準対象 施設の 津波 防護対 象
設 備の設 置さ れた敷 地に津波 が流入 する ことを 防止する。

貫通部止水処置

・地震によるタービン建屋内及び非常用海水系配管カ
ルバート等の循環水系等機器・配管の損傷に伴う溢水が，浸水防護重点化範囲に流入することを防止する。

常設代替高圧電源装置用カルバート原子炉建屋
常設代替高圧 側水密扉
電源装置用カ
ルバート

浸水防止
設備

・地震による非常用海水系配管（戻り管）の損傷及び屋外タンクからの溢水並びに津波が，浸水防護重点化範囲に流入することを防止する。

貫通部止水処置

津波・構内監視カメラ
取水ピット水位計
潮位計

津波監視
設備

・地震発生後，津波が発生した場合に，その影響を俯
瞰的に把握する。

添付資料 3.2.2.3－2－5

【凡例】
T.P.＋ 3.0m～ T.P.＋ 8.0m
T.P.＋ 8.0m～ T.P.＋ 11.0m
T.P.＋ 11.0m 以 上

図 2

津波防護施設
浸水防止設備津波監視設備設計基準対象施設の津波防護対象設備を内包する
建屋及び区画

敷 地 の 特 性 に 応 じ た 津 波 防 護 の 概 要 （ 1／ 4）

添付 3.2.2.3－2－6

【凡例】
津波防護施設
浸水防止設備津波監視設備設計基準対象施設の津波防護対象設備を内包する
建屋及び区画

放水路ゲート点検用開口部浸水防止蓋
T.P.＋3.5m
防潮堤
放水口

放水路

放水路ゲート
T.P.＋3.5m

図（放水口周辺拡大図）

図（海水ポンプエリア周辺拡大図）

緊急用海水ポンプ
ピット点検用開口部浸水防止蓋

T.P.＋0.8m
緊急用海水ポンプ室
床ドレン
排出口逆止弁

緊急用海水ポンプ
グランドドレン排出口逆止弁図

図 2（緊急用海水ポンプエリア周辺拡大図）

敷 地 の 特 性 に 応 じ た 津 波 防 護 の 概 要 （ 2／ 4）

添付 3.2.2.3－2－7

【凡例】
設計基準対象施設の津波防護対象設備を内包する
建屋及び区画（常設代替高圧電源装置用カルバート（トンネル部）拡大図）

図（常設代替高圧電源装置置場拡大図）（ 常 設 代 替 高 圧 電 源 装 置 置 場 及 び 常 設 代 替 高 圧 電 源 装 置 用 カ ル バ ー ト 拡 大 図 ） 1/2

図 2

敷 地 の 特 性 に 応 じ た 津 波 防 護 の 概 要 （ 3／ 4）

添付 3.2.2.3－2－8

【凡例】
浸水防止設備設計基準対象施設の津波防護対象設備を内包する
建屋及び区画（ B-B 断 面 ）（常設代替高圧電源装置用カルバート（立坑部及びカルバート部）拡大図）
図（ 常 設 代 替 高 圧 電 源 装 置 置 場 及 び 常 設 代 替 高 圧 電 源 装 置 用 カ ル バ ー ト 拡 大 図 ） 2/2

図 2

敷 地 の 特 性 に 応 じ た 津 波 防 護 の 概 要 （ 4／ 4）

添付 3.2.2.3－2－9

添 付 資 料 3.2.2.3－ 3
津波による敷地内浸水解析について

1.

はじめに
基準津波による遡上波の敷地内への到達又は流入を防止するため，

津波防護施設として敷地を取り囲む形で防潮堤を設置する計画である。また，海と連接する取水路，放水路等からの津波の浸水を防止するため，津波防護施設として放水ピット開口部に放水ピット逆流防止設備を設置するとともに，浸水防止設備として海水ポンプエリ
ア等，敷地への津波の流入の可能性のある経路を特定して，貫通部等に対して止水措置等を講じることとしている。
このため，基準津波が地上部又は地下部から敷地内に到達又は流入 す る こ と は な い が ，防 潮 堤 高 さ を 超 え る 津 波 が 襲 来 し た 場 合 に は ，敷地内への浸水が生じることから，基準津波を超える津波の襲来を想定した敷地内浸水解析を実施した。

2.
(1)

浸水解析条件
防潮堤高さ
基準津波による防潮堤位置における最高水位は，海水ポンプエ
リ ア 近 傍 で T.P.＋ 17.1m で あ る 。 こ の た め ， 防 潮 堤 高 さ は ， 海 岸
側 防 潮 堤 で T.P.＋ 20m，敷 地 側 面 及 び 背 面 で T.P.＋ 18m と し て い る 。

(2)

敷地内浸水想定
上 記 (1)の と お り ，海 岸 側 の 防 潮 堤 高 さ は T.P.＋ 20m で あ る た め ，津 波 の 遡 上 波 を 含 む 津 波 高 さ が T.P.＋ 20m ま で は ， 敷 地 内 に 津 波が流入することはない。
添付 3.2.2.3－3－1

し か し ， 防 潮 堤 高 さ T.P.＋ 20m を 超 え る 津 波 の 襲 来 を 想 定 す ると，津波は防潮堤を越流し始め，まず，海水ポンプ室内に津波が流入し，非常用海水ポンプの機能喪失を引き起こす。さらに，津波 高 さ が 高 く な る と ， 原 子 炉 建 屋 が 設 置 さ れ て い る EL.＋ 8m 盤 の敷 地 ま で 津 波 が 到 達 し ，原 子 炉 建 屋 地 上 １ 階 の 床 面 高 さ EL.＋ 8.2mを超えると原子炉建屋内への流入が生じる。
原 子 炉 建 屋 地 上 1 階 の 床 面 高 さ EL.＋ 8.2m に 到 達 す る 津 波 高 さを 確 認 す る た め ，T.P.＋ 23m 及 び T.P.＋ 22m の 津 波 の 襲 来 を 想 定 した場合の敷地内の浸水解析を実施した。
な お ， 防 潮 堤 は 添 付 資 料 3.2.2.3-2 に 示 す と お り T.P.＋ 24m 津波に対する耐力を有している。また，海と連接する取水路，放水路 等 か ら の 津 波 の 浸 水 対 策 に つ い て は ，T.P.＋ 24m の 津 波 に 対 し ても，機能保持できる設計とするため，取水路，放水路等からの津波の浸水は生じない。

(3)

入力津波の作成
日 本 海 溝 沿 い の プ レ ー ト 間 地 震 （ Mw8.7 ） に よ る 津 波 の 波 源 を ，防 潮 堤 位 置 に お い て T.P.＋ 23m 程 度 と な る よ う に ， 津 波 波 源 モ デル の す べ り 量（ 1.415 倍 ）を 調 整 さ せ た も の を T.P.＋ 23m 津 波 と した。防潮堤位置の最高水位地点を図 1 に，防潮堤位置の最高水位
地点の時刻歴波形を図 2 に示す。
ま た ， T.P. ＋ 2 2 m 津 波 に 対 し て も ， 同 様 の 手 順 に よ り 作 成 し た 。

添付 3.2.2.3－3－2

水位（T.P.m）

図 1

防潮堤位置の最高水位地点

30
20
10

敷地高さ

0
0

30

図 2

60

90

120
時間（分）

150

180

210

防潮堤位置の最高水位地点の時刻歴波形

添付 3.2.2.3－3－3

240

(4)

敷地内浸水の検討
上 記 (3) で 作 成 し た T.P.＋ 23m 津 波 及 び T.P.＋ 22m 津 波 を 用 いて，敷地内への浸水解析を実施した。
敷地内浸水解析に当たっては，敷地内に存在する建物・構築物

等 を モ デ ル 化 し ， 原 子 炉 建 屋 が 設 置 さ れ て い る EL.＋ 8m 盤 の 敷 地
における津波の最大浸水深を求めた。なお，最大浸水深の算定に当たっては，安全側の評価となるように防潮堤を越流した津波は全量敷地内に留まるものとし，排出施設等からの排出は考慮しないこととした。

3.

敷地内浸水解析結果(1)

T.P.＋ 23m 津 波 に よ る 敷 地 内 浸 水 解 析 結 果
T.P.＋ 23m 津 波 の 襲 来 を 想 定 し ，敷 地 内 浸 水 解 析 を 実 施 し た 。T.P.

＋ 23m 津 波 に よ る 敷 地 内 に お け る 最 大 浸 水 深 分 布 を 図 3 に 示 す 。
解 析 の 結 果 ， 原 子 炉 建 屋 周 辺 の 津 波 の 遡 上 高 さ は T.P. ＋ 8.25mと な っ た 。 こ れ に 対 し ， 原 子 炉 建 屋 地 上 １ 階 の 床 面 高 さ は EL. ＋8.2m で あ る た め ， T.P.＋ 23m 津 波 の 襲 来 を 想 定 し た 場 合 に は ， 原子炉建屋の入口扉から建屋内への津波の流入が生じ，建屋内の設
備の機能喪失が生じる。
なお，原子炉建屋周辺への津波の浸水は，防潮堤前面東側で最高水位となる位置からの越流によるものではなく，敷地側面南側からの越流が支配的である。これは，敷地前面東側の防潮堤高さ
が T.P.＋ 20m に 対 し ， 敷 地 側 面 南 側 の 防 潮 堤 高 さ が T.P.＋ 18m であることに加え，津波の波源が敷地の南東側に位置しているため，南側からの越流が発生しやすい状況にあるためと考えられる。
添付 3.2.2.3－3－4

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＋ 22m 津 波 に よ り 原 子 炉 建 屋 へ の 流 入 が 生 じ ， 建 屋 内 の 設 備 が 機 能喪失するものとして，津波区分を設定することとした。

添付 3.2.2.3－3－7

添 付 資 料 3.2.2.3－ 4
建屋内浸水評価について

津波ＰＲＡの評価では，原子炉建屋外壁扉及び建屋内の止水対策等に期待しない条件で評価を行っている。そのため，津波が防潮堤を越流 し ， 原 子 炉 建 屋 １ 階 床 面 高 さ で あ る EL.＋ 8.2m に 到 達 す る と ， 原 子
炉 建 屋 内 へ の 浸 水 が 生 じ ，「 原 子 炉 建 屋 内 浸 水 に よ る 複 数 の 緩 和 機 能 喪失」により直接炉心損傷に至るものとして評価している。
以下に，直接炉心損傷に至るものとして評価した事象について，建屋内浸水を考慮した場合のシナリオを分析した結果を示す。

1.

建屋内浸水評価対象設備の選定
敷地内浸水により，建屋内浸水前に下記の設備及びこれらをサポート系として用いる設備が機能喪失しているため，「最終ヒートシン
ク喪失」及び「全交流動力電源喪失」状態となっていることから，
建屋内浸水評価の対象は原子炉隔離時冷却系（以下「ＲＣＩＣ」とい う 。） の み と な る 。
＜建屋内浸水前に津波により機能喪失している設備等＞
・非 常 用 海 水 ポ ン プ（ 残 留 熱 除 去 系 海 水 系 ポ ン プ ，非 常 用 デ ィ ー
ゼル発電機用海水ポンプ及び高圧炉心スプレイ系ディーゼル
発電機用海水ポンプ）
・起動変圧器，予備変圧器
こ の た め ，評 価 対 象 機 器 を Ｒ Ｃ Ｉ Ｃ の 機 能 維 持 に 必 要 な 設 備 と し ，機 能 維 持 に 必 要 な 設 備 と そ の 設 置 場 所 を 表 1に 示 す 。
これらの評価対象設備が設置されている区画のうち，津波浸水を考慮する箇所は，原子炉棟の地下１階共通エリア，地下２階ＲＣＩ
添付 3.2.2.3－4－1

Ｃポンプ室，電気室の１階，地下１階，地下２階となるため，この区画に着目して評価を実施する。

表1

ＲＣＩＣ系機能維持に必要な設備の配置

設置場所

主な設備

ＲＣＩＣ原子炉注入弁
原子炉棟 ４階

EL. ＋ 29. 0m

直 流 125 V M CC （ 2A -2 ）：原子炉棟 ３階EL. ＋ 20. 3m

ＲＣＩＣ外側隔離弁
ＲＣＩＣタービン排気弁
Ｒ Ｃ Ｉ Ｃ DIV -Ⅰ 計 装 ラ ッ ク

原子炉棟 地下１階
共通エリア

EL. ＋ 2.0 m
直 流 125 V M CC （ 2A -1 ）：ＲＣＩＣポンプ
ＲＣＩＣタービン
原子炉棟 地下２階
ＲＣＩＣポンプ室

EL. － 4.0 m

ＲＣＩＣ蒸気供給弁
Ｒ Ｃ Ｉ Ｃ PUM P D ISC H ARGE FLO W ( 伝 送 器 )：

電気室上部 ３階
空調機械室

EL. ＋ 23. 0m

Ｒ Ｃ Ｉ Ｃ TUR BIN E C O NTRO L BO X
直 流 125 V 蓄 電 池 ( 2A )直 流 125 V 充 電 器 盤 ( 2A)

電気室 １階

EL. ＋ 8.2 m
直 流 125 V 直 流 母 線 盤 (2 A)
直 流 125 V 分 電 盤 ( 2A -1)

電気室 地下２階

EL. － 4.0 m

直 流 125 V 分 電 盤 ( 2A -2-1 )添付 3.2.2.3－4－2

2.

原子炉建屋への浸水経路の特定

(1)

原子炉棟
原子炉棟への浸水経路としては，直接の浸水経路として，原子炉建屋大物搬入口からの浸水を考慮する。また，隣接する建屋からの浸水として，廃棄物処理棟を経由した浸水を考慮する。廃棄物処理棟への浸水経路は，建屋外壁部からの直接浸水とタービン
建 屋 経 由 の 経 路 が あ る （ 図 1 参 照 ）。
原子炉棟へ浸水した海水は，階段やエレベータ部からの流下経路を伝い，原子炉棟の地下１階共通エリア，地下２階ＲＣＩＣポ
ンプ室へと浸水するため，当該エリアに設置されているＲＣＩＣの機能維持に必要な設備の没水・被水により，ＲＣＩＣの機能喪失 に 至 る （ 図 2 か ら 図 4 参 照 ）。

(2)

電気室
電気室への浸水経路としては，建屋外壁部からの浸水として，直 接 の 浸 水 経 路 と な る 電 気 室 機 器 搬 入 口 （ EL.＋ 9.0m） が あ る 。 また，隣接する建屋からの浸水として，サービス建屋とディーゼル
発 電 機 室 か ら 連 絡 扉 を 経 由 し た 浸 水 を 考 慮 す る （ 図 1 参 照 ）。
電気室へ浸水した海水は，階段からの流下経路を伝い，電気室の地下１階，地下２階へと浸水するため，当該エリアに設置されているＲＣＩＣの機能維持に必要な設備の没水・被水により，ＲＣ Ｉ Ｃ の 機 能 喪 失 に 至 る （ 図 2 か ら 図 4 参 照 ）。

添付 3.2.2.3－4－3

津波進行方向：評価対象設備が設置されているエリア：津波により浸水するエリア：大物搬入口，人員用扉等からの浸水経路＊原子炉建屋外壁扉及び建屋内の止水対策等は考慮しない。

図 1

東海第二発電所

原子炉建屋配置

添付 3.2.2.3－4－4

：評価対象設備が設置されているエリア：大物搬入口，人員用扉等からの浸水経路：階段・エレベータ部等からの流下経路：津波により浸水するエリア＊原子炉建屋外壁扉及び建屋内の止水対策等は考慮しない。

図 2

東海第二発電所

原 子 炉 建 屋 地 上 １ 階 (EL.＋ 8.2m)
8

添付 3.2.2.3－4－5

：評価対象設備が設置されているエリア：大物搬入口，人員用扉等からの浸水経路：階段・エレベータ部等からの流下経路：津波により浸水するエリア＊原子炉建屋外壁扉及び建屋内の止水対策等は考慮しない。

図 3

東海第二発電所

原 子 炉 建 屋 地 下 １ 階 （ EL.＋ 2.0m）
2

添付 3.2.2.3－4－6

：評価対象設備が設置されているエリア：大物搬入口，人員用扉等からの浸水経路：津波により浸水するエリア＊原子炉建屋外壁扉及び建屋内の止水対策等は考慮しない。

図 4

東海第二発電所

原 子 炉 建 屋 地 下 ２ 階 （ EL.－ 4. 0m）

添付 3.2.2.3－4－7

3.

内部溢水対策の考慮
原子炉建屋における内部溢水に対する設計基準事故対処設備として期待している水密扉の配置を，図 5 から図 7 に示す。
また，隣接する建屋からの浸水については，内部溢水対策として水密扉を設置しているが，大物搬入口からの原子炉建屋への浸水に対 し て は ，原 子 炉 建 屋 １ 階 床 面 高 さ（ EL.＋ 8.2m）が ，敷 地 高 さ（ EL.
＋ 8.0m）に 比 べ 0.2m 高 く ，建 屋 外 か ら の 流 入 を 防 止 で き る こ と か ら ，堰 等 は 設 け て い な い 。 こ の た め ， 原 子 炉 建 屋 の １ 階 床 面 高 さ （ EL.＋8.2m ） に 津 波 が 到 達 す る 場 合 ， 大 物 搬 入 口 よ り ， 原 子 炉 建 屋 内 に 海
水が浸水する。
原子炉建屋内の浸水経路については，水密扉によりＲＣＩＣポン
プ室等は防護されるが，大物搬入口から浸水した海水が，原子炉棟
地下１階の共通エリアに浸水するため，当該エリアに設置されているＲＣＩＣの機能維持に必要な設備の没水・被水により，ＲＣＩＣの機能喪失に至る。
内部溢水評価において設計基準事故対処設備としている水密扉を期待した場合の浸水範囲を，図 5 から図 7 に示す。なお，電気室につ い て は ， 津 波 が 電 気 室 機 器 搬 入 口 の 高 さ （ EL.＋ 9.0m） に 到 達 し た
時点から浸水する。

添付 3.2.2.3－4－8

：評価対象設備が設置されているエリア：大物搬入口，人員用扉等からの浸水経路：内部溢水評価で設計基準事故対処設備としている水密扉：水密扉で浸水が防止される浸水経路：階段・エレベータ部等からの流下経路：津波により浸水するエリア＊原子炉建屋外壁扉及び建屋内の止水対策等は考慮しない。

図 5

東海第二発電所

原 子 炉 建 屋 地 上 １ 階 (EL.＋ 8.2m)
8

添付 3.2.2.3－4－9

：評価対象設備が設置されているエリア：大物搬入口，人員用扉等からの浸水経路：階段・エレベータ部等からの流下経路：津波により浸水するエリア＊原子炉建屋外壁扉及び建屋内の止水対策等は考慮しない。

図 6

東海第二発電所

原 子 炉 建 屋 地 下 １ 階 （ EL.＋ 2.0m）
2

添付 3.2.2.3－4－10

：評価対象設備が設置されているエリア：大物搬入口，人員用扉等からの浸水経路：内部溢水評価で設計基準事故対処設備としている水密扉：水密扉で浸水が防止される浸水経路：津波により浸水するエリア＊原子炉建屋外壁扉及び建屋内の止水対策等は考慮しない。

図 7

東海第二発電所

原 子 炉 建 屋 地 下 ２ 階 （ EL.－ 4.0m）
4

添付 3.2.2.3－4－11

4.

建屋内浸水を考慮した場合のシナリオ
直 接 炉 心 損 傷 に 至 る も の と し て 評 価 し て い る 津 波 高 さ T.P. ＋ 23mを超過する事象について，建屋内浸水を考慮したシナリオの分析をした場合，全交流動力電源喪失時に原子炉建屋内への浸水によりＲ
ＣＩＣの機能喪失に至ることから，事故シーケンスグループとして
は ，「 Ｔ Ｂ Ｕ 」 に よ っ て 炉 心 損 傷 に 至 る も の と し て 分 類 さ れ る 。

添付 3.2.2.3－4－12

添 付 資 料 3.2.2.4－
31
外部電源の取扱いについて

東海第二発電所の外部電源系統の概要

1.

275kV 送 電 線 2 回 線 は ， 約 17km 離 れ た 東 京 電 力 パ ワ ー グ リ ッ ド 株
式 会 社 那 珂 変 電 所 （ 以 下 「 那 珂 変 電 所 」 と い う 。） に 接 続 し て い る 。
ま た ，154kV 送 電 線 1 回 線 は ，約 9km 離 れ た 東 京 電 力 パ ワ ー グ リ ッ ド
株 式 会 社 茨 城 変 電 所（ 以 下「 茨 城 変 電 所 」と い う 。）に 接 続 し て い る 。
送電系統図を図 1 に示す。
上記 2 ルート 3 回線の送電線により，万一，那珂変電所が停止した 場 合 で も ， 東 京 電 力 パ ワ ー グ リ ッ ド 株 式 会 社 154kV 原 子 力 1 号 線
を経由するルートで東海第二発電所に電力を供給することが可能である。また，茨城変電所が停止した場合には，那珂変電所を経由するルートで，東海第二発電所に電力を供給することが可能である。

図 1

2.
(1)

送電系統図

津波ＰＲＡにおける外部電源の取扱い
津波ＰＲＡ学会標準における外部電源の取扱い
添付 3.2.2.4－1－1

外部電源の取扱いについて，津波ＰＲＡ学会標準では次のように記載されている。
1.

適用範囲
（略）

軽水型原子力発電所は地震発生前には出力運転状態にあるとする。
地震によって安全上重要な機器・システム，建物の機能喪失につながる損傷はない，すなわち，地震による直接的影響はないとする 。（ 略 ） た だ し ， 外 部 電 源 に つ い て は そ の 喪 失 も 考 慮 す る 。【 解説 1.2 外 部 電 源 喪 失 の 考 慮参照】地震によって外部電源喪失以外の直接的影響がある場合の津波に起因するリスク評価について
は 適 用 範 囲 外 と す る 。（ 略 ）
解説 1
1.2

適用範囲について

外部電源喪失の考慮

大規模の地震時には，外部電源系統が損傷する可能性が小さくはない。従って，地震による直接的な影響がないことを前提として津波ＰＲＡを実施するとしても，外部電源が利用できない場合のリスクとの比較によってその影響を評価しておくことが期待されるであろう。地震に起因するリスク評価において，外部電源のフラジリテ
ィを地震パラメータに関して評価している。それを津波ＰＲＡにおいて，外部電源喪失確率として用いるべきとの意見もあろうが，津波ＰＲＡではリスク評価パラメータは津波高さであり，地震の規模と津波の規模は一対一に対応しない。従って，外部電源の地震時フ
ラジリティを津波ＰＲＡにて用いることはできない。よって，地震によって外部電源が既に喪失している条件でのリスク評価を，別途実施することを求めた。
添付 3.2.2.4－1－2

(2)東海第二発電所の津波ＰＲＡにおける外部電源の取扱い
ａ．発電所内部の外部電源設備に対する津波影響
東 海 第 二 発 電 所 の 津 波 Ｐ Ｒ Ａ で は ， 防 潮 堤 高 さ T.P.＋ 20m を超え敷地内浸水が発生する津波高さを評価対象としている。
外 部 電 源 か ら の 受 電 設 備 で あ る 起 動 変 圧 器（ 2 75kV）及 び 予 備
変 圧 器（ 154kV）は 屋 外 に 設 置 さ れ て い る 機 器 で あ る が ，防 潮 堤
位 置 で T.P.＋ 22m の 高 さ ま で の 津 波（ 以 下「 津 波 高 さ T.P.＋ 22mの 津 波 」と い う 。）で は 没 水 ・ 被 水 し な い こ と を 敷 地 内 浸 水 解 析に よ り 確 認 し て い る 。（ 添 付 資 料 3.2.2.3－ 3 参 照 ）ｂ．発電所外部の外部電源設備に対する津波影響
東海第二発電所外部の送電設備に対する津波の影響について
は ， 那 珂 変 電 所 ， 茨 城 変 電 所 は 津 波 高 さ T.P.＋ 22m の 津 波 を 考慮した場合でも影響のない高所に位置していることから，津波による影響はないものと考える。
ま た ，東 海 第 二 発 電 所 周 辺 の 送 電 ル ー ト へ の 影 響 に つ い て は ，154kV 送 電 線 1 回 線 は 津 波 に よ る 影 響 は な い と 考 え ら れ る も のの ，275kV 送 電 線 2 回 線 は 津 波 高 さ T.P.＋ 22m の 津 波 に よ り 浸 水
す る 箇 所 に 送 電 鉄 塔 が 設 置 さ れ て い る た め ，275kV 送 電 線 2 回 線
か ら の 外 部 電 源 は 喪 失 す る 可 能 性 が あ る （ 図 2）。

添付 3.2.2.4－1－3

275kV 送 電 線
154kV 送 電 線

図 2

津 波 高 さ T.P.＋ 22m の 津 波 に よ る 東 海 第 二 発 電 所 周 辺 へ の 影 響

ｃ．外部電源の有無に関する感度解析
ａ ． 及 び ｂ ． に 示 し た と お り ， 津 波 高 さ T.P.＋ 22m の 津 波 を
考 慮 し た 場 合 に お い て も ，154kV 送 電 線 及 び 予 備 変 圧 器 を 介 し た
外部電源に期待できるものと考えられることから，ベースケー
ス に お い て は ， 津 波 区 分 １ （ T.P. ＋ 20m ～ T.P. ＋ 22m） で は 外 部
電 源 に 期 待 し ， 津 波 区 分 ２ （ T.P. ＋ 22m ～ ＋ 24m ） を 超 え る 津 波
高さでは外部電源が喪失するものとして評価している。
また，津波ＰＲＡ学会標準の記載を踏まえ，津波襲来前の地震により外部電源が喪失すると仮定した場合の感度解析を実施している。その結果，外部電源の有無により事故シーケンスは添付 3.2.2.4－1－4

異 な る も の の ，評 価 対 象 と な る 津 波 高 さ（ T.P.＋ 20m～ ）で は 緩
和設備がなくなり必ず炉心損傷に至るため，全炉心損傷頻度は変わらないことを確認している。
なお，津波ＰＲＡより抽出した事故シーケンスに対する対策については，地震及び津波の影響により外部電源が喪失する可能性があることを考慮し，外部電源に依存しない対策（常設代替高圧電源装置から重大事故等対処設備への給電が可能な設計）としている。

添付 3.2.2.4－1－5

補補足説明資料
防潮堤設置ルートの変変更が敷地内浸水解析等に与える影響につ
ついて

1.

はじめに
敷地北側における防潮堤
堤設置ルートを，図1に示す通り変更する
る必要が生じたことから，津波ＰＲＡ で使用する以下の解析結果に対する影響
響について確認を行った。
・T.P.＋22m津波及びびT.P.＋23m津波の敷地内浸水解析結果
・T.P.＋24m津波の取取水口前面における水位の時刻歴波形

図1

敷地北北側における防潮堤設置ルートの変更

補足説明-12.

基準津波による解析結果への影響確認

2.1

基準津波による遡上解析結果への影響確認(1)

遡上解析結果の比較
防潮堤設置ルートの変更による影響を確認するため，防潮堤設置ルート

変更前後における基準津波の遡上解析結果の比較を行った。遡上解析結果の比較を図2に示す。

(2)

遡上解析への影響確認結果
ａ．基準津波による防潮堤前面の最高水位
基準津波による防潮堤前面の最高水位は，防潮堤設置ルートの変更前
後において，いずれもT.P.＋17.1mであり変化はなく，その最高水位を示す位置も同一である。

ｂ．基準津波による敷地側面南側～敷地前面東側の水位
図2に示す「敷地側面南側～敷地前面東側」は，防潮堤設置ルートの変更を行っていない範囲である。この範囲における津波の最高水位は，ルート変更前後でほぼ変化が見られない。

ｃ．基準津波による敷地側面北側の水位
図2に示す「敷地側面北側」は，防潮堤設置ルートの変更を行った範囲
で あ る 。 こ の 範 囲 に お け る 津 波 の 最 高 水 位 は ， ル ー ト 変 更 前 の T.P.
＋15.2mからルート変更後のT.P.＋11.8mへ低下している。

補足説明-2

【北側：防潮堤設置ルート変更あり】

側：防潮堤設置ルート変更なし】【東側～南側・水位はルート変更前に比べ低下傾向

敷地側面
北側

T ． P．＋ 17.1m

T ． P．＋ 15.4
4m

敷地 側面
南側

敷地前面東側T ． P．＋ 11.8m
防潮 堤前 面 の最 高水 位（ T.P.＋m）

防潮 堤前 面 の最 高水 位（ T.P.＋m）

T ． P．＋ 15.2m

・水位はル
ルート変更前に比べほぼ変化なし

T ． P．＋ 17.1m T ． P ．＋ 15.4m

敷地側面
北側

側
敷地前面東側

敷地側
面南側

距離 （ m ）距離 （ m ）補足説明-3（防潮堤設置ルート変更前）

図2（防潮堤設置ルート変更
更後）

基準津波 による防潮堤前面における津波水位の評価結果

2.2

基準津波による取水口前面の水位の時刻歴波形への影響確認(1)

取水口前面の水位の時刻歴波形の比較
防潮堤設置ルートの変更による影響を確認するため，防潮堤設置ルート

変更前後における基準津波による取水口前面の水位の時刻歴波形の比較を行った。取水口前面の水位の時刻歴波形の比較を図3に示す。

防潮堤設置ルート変更前

T.P.（m）

20

基準津波 時刻歴波形

10
0
-10
0

60

防潮堤設置ルート変更後

20

T.P. (m）

30

90

120
時間（分）

150

180

210

240

150

180

210

240

基準津波 時刻歴波形

10
0
-10
0

30

60

90

120
時間（分）

図3

防潮堤形状変更前後の基準津波による取水口前面の水位の時刻歴波形(2)

取水口前面の水位の時刻歴波形への影響確認結果
図 3 より，防潮堤設置ルート変更前後による取水口前面の水位の時刻歴波形を比較すると，ほぼ変化がみられない。これより，基準津波による取水口前面の水位の時刻歴波形への影響はないものと考える。

3.
3.1

津波ＰＲＡで使用する解析結果への影響確認
影響確認対象津波ＰＲＡでは，以下の解析結果を使用して評価を行っている。
①

T.P.＋22m津波及びT.P.＋23m津波の敷地内浸水解析結果
原子炉建屋１階床面への津波の到達する津波高さを決定する目的で使用している。
補足説明-4

②

T.P.＋24m津波の取水口前面における水位の時刻歴波形
引き波に対する事故シナリオをスクリーニングアウトするための根拠を整理する目的で使用している。

3.1

影響確認結果(1)

T.P.＋22m津波及びT.P.＋23m津波の敷地内浸水解析結果への影響確認
既往のT.P.＋22m津波及びT.P.＋23m津波の敷地内浸水解析の結果から，

原子炉建屋周辺への津波の浸水は，防潮堤前面東側で最高水位となる位置
からの越流によるものではなく，敷地側面南側からの越流が支配的である
ことが分かっている。これは，敷地前面東側の防潮堤高さがT.P.＋20mに対し，敷地側面南側の防潮堤高さがT.P.＋18mであることに加え，津波の波源が敷地の南東側に位置しているため，南側からの越流が発生しやすい状況にあるためと考えられる。
一方，2.1で考察したとおり，基準津波による遡上解析結果では，防潮堤設置ルートを変更していない敷地側面南側から敷地前面東側の領域では，
津波高さの値はほぼ変化がみられない。
以上の状況を踏まえると，防潮堤設置ルートの変更は，T.P.＋22m津波及
びT.P.＋23m津波の敷地内浸水解析に対して，影響の小さい領域での変更であり，当該評価結果には影響を与えるものではないと考える。

(2)

T.P.＋24m 津波による取水口前面の水位の時刻歴波形への影響確認
2.2 で考察したとおり，防潮堤設置ルートを変更しても，基準津波による取水口前面の水位の時刻歴波形には影響しないものと考える。

補足説明-5

また，基準津波と T.P.＋24m 津波の取水口前面における水位の時刻歴波
形は，図 3 に示すとおりほぼ相似形となっていることから，T.P.＋24m 津

T.P. (m）波に対する時刻歴波形についても影響の無いものと考える。

基準津波 時刻歴波形（防潮堤設置ルート変更後）

20
10
0
-10
0

90

120
時間（分）

150

180

210

240

180

210

240

10
0
-10
0

30

図3

4.

60

T.P.＋24ｍ津波 時刻歴波形（防潮堤設置ルート変更前）

20
T.P.（m）

30

60

90

120
時間（分）

150

取水口前面における水位の時刻歴波形まとめ
防潮堤設置ルートの変更による津波ＰＲＡで使用する解析結果への影響について評価するため，基準津波の遡上解析結果及び水位の時刻歴波形を比較した結果，当該評価結果への影響がないものと考えられることを確認した。

補足説明-6

4.

レベル１．５ＰＲＡ

4.1

内部事象ＰＲＡ

4.1.1

出力運転時ＰＲＡ

出力運転時レベル１．５ＰＲＡは一般社団法人日本原子力学会が発行した「原子力発電所の出力運転状態を対象とした確率論的安全評 価 に 関 す る 実 施 基 準 （ レ ベ ル 2PSA 編 ）： 2008」 に 基 づ い て 評 価 を
実 施 し た 。 評 価 フ ロ ー 図 を 第 4.1.1－ 1 図 に 示 す 。
4.1.1.1(1)

プラントの構成・特性

対象プラントに関する説明
ａ．機器・系統の配置及び形状・設備容量
格 納 容 器 の 主 要 仕 様 を 第 4.1.1.1－ 1 表 に 示 す 。
Ｍ ａ ｒ ｋ － Ⅱ 格 納 容 器 は ， 第 3.1.1.1－ 8 図 に 示 し た よ う に ，円錐フラスタム形をしたドライウェルとその下部に配置した円筒系のサプレッション・チェンバにより構成され，ドライウェ
ルとサプレッション・チェンバはダイヤフラム・フロアにて仕
切 ら れ て い る 。ま た ，ペ デ ス タ ル は ，ベ ー ス マ ッ ト コ ン ク リ ー ト
上からダイヤフラム・フロアを貫通して原子炉圧力容器を支持する構造となっている。
そ の 他 の 主 要 な 機 器 ・ 系 統 の 配 置 及 び 形 状 ・ 設 備 容 量 は 「 3.
レベル１ＰＲＡ」に示すとおりである。
ｂ．事故の緩和操作
本ＰＲＡでは，プラント運転開始時より備えている手段・設
備による事故の緩和操作として以下を考慮する。
・原子炉手動減圧・低圧炉心スプレイ系（ＬＰＣＳ）手動起動
4.1.1－1

・低圧注水系（ＬＰＣＩ）手動起動
・ 残 留 熱 除 去 系 （ Ｒ Ｈ Ｒ ）（ 格 納 容 器 ス プ レ イ 冷 却 系 ） 手 動 起
動ｃ．燃料及びデブリの移動経路
事故時の燃料及びデブリなどの熱源の移動は，水素発生，溶融 炉 心・コ ン ク リ ー ト 相 互 作 用（ Ｍ Ｃ Ｃ Ｉ ）及 び 格 納 容 器 内 の 熱
水 力 挙 動 ，核 分 裂 生 成 物（ Ｆ Ｐ ）移 行 挙 動 に 影 響 す る 。燃 料 及 び
デ ブ リ の 格 納 容 器 内 で の 挙 動 を 第 4.1.1.1− 1 図 に 示 す 。 ま た ，
燃 料 及 び デ ブ リ の 移 動 経 路 並 び に そ れ に 係 る 挙 動 を 第 4.1.1.1− 2 表 に 示 す（ 添 付 資 料 4.1.1.1− 1）。ペ デ ス タ ル（ ド ラ イ ウ ェル 部 ）床 か ら サ プ レ ッ シ ョ ン・チ ェ ン バ へ の 移 動 経 路 は ，Ｍ ａ ｒ
ｋ−Ⅱ格納容器の構造上の特徴である。

4.1.1−2

4.1.1.2

プラント損傷状態の分類及び発生頻度

内部事象レベル１ＰＲＡ（出力運転時）で得られた炉心損傷に至る全ての事故シーケンスに対して，事故の進展及び緩和操作の類似性 か ら プ ラ ン ト 損 傷 状 態（ Ｐ Ｄ Ｓ ）を 定 義 し ，Ｐ Ｄ Ｓ の 分 類 及 び 発 生
頻度の評価をする。
(1)

ＰＤＳの一覧
ａ．ＰＤＳの考え方，定義
ＢＷＲのＰＲＡにおいて用いる事故シーケンスの識別子を第4.1.1.2− 1 表 に ， レ ベ ル １ Ｐ Ｒ Ａ で 得 ら れ た 炉 心 損 傷 に 至 る 事
故 シ ー ケ ン ス を 第 4.1.1.2− 2 表 に 示 す 。Ｐ Ｄ Ｓ の 分 類 は ，レ ベ
ル１ＰＲＡで得られた炉心損傷に至る事故シーケンスを，熱水力 挙 動 の 類 似 性 及 び 事 故 後 の 緩 和 設 備・緩 和 操 作 の 類 似 性 か ら ，
以下の 4 項目に着目して実施する。
(a)

格納容器破損時期
炉心損傷後に格納容器破損が生じる場合と格納容器破損後に 炉 心 損 傷 が 生 じ る 場 合 で 分 類 す る 。こ の 前 後 関 係 に よ っ て ，事故の防止手段及び緩和手段の種類が大きく異なる。

(b)

原子炉圧力
炉心損傷後，原子炉圧力容器破損に至るまでに，原子炉圧
力容器内が高圧状態か低圧状態かで分類する（添付資料
4.1.1.2− 2）。こ の 圧 力 状 態 の 違 い に よ っ て ，原 子 炉 圧 力 容 器
破損時の格納容器雰囲気の圧力上昇の程度，デブリの飛散の程度等，原子炉圧力容器破損後の事故進展が異なる。

(c)

炉心損傷時期
炉心損傷時期が早期か後期かで分類する。この時期の違い
4.1.1−3

によって，原子炉圧力容器破損時期，格納容器雰囲気の圧力及び温度上昇の時期が大きく変化し，格納容器破損の時期が影響を受けるため，事故の緩和操作の余裕時間が大きく異なる （ 添 付 資 料 4.1.1.2− 1）。
(d)

電源確保
交流電源及び直流電源の有無により分類する。電源が確保されている場合は緩和操作に期待できる。

ｂ．レベル１ＰＲＡの事故シーケンスのＰＤＳへの分類結果
炉心損傷に至る事故シーケンスを上記ａ．の考え方に基づいて Ｐ Ｄ Ｓ と し て 分 類 し た 結 果 を 第 4.1.1.2− 1 図 に 示 す 。 な お ，
第 4.1.1.2− 1 図 の 分 類 結 果 の う ち ，次 の (a)か ら (c)の 事 故 シ ー
ケンスについては，ＰＤＳの分類方法を個別に検討した。
(a)

ＴＱＵＶとＬＯＣＡＴＱＵＶとＬＯＣＡについては，ＬＯＣＡは原子炉圧力容器破損前に破断口からの放出蒸気により格納容器の圧力・温度が上昇する等，ＴＱＵＶと事象進展が大きく異なるため，
異 な る Ｐ Ｄ Ｓ と し た 。な お ，Ｌ Ｏ Ｃ Ａ（ Ａ Ｅ ，Ｓ １ Ｅ ，Ｓ ２ Ｅ ）に つ い て は ，炉 心 損 傷 後 の プ ラ ン ト 挙 動 の 類 似 性 を 考 慮 し て ，
1 つのＰＤＳとした。

(b)

ＴＷとＴＢＷ
ＴＷとＴＢＷは電源の状態が異なるが，いずれも除熱機能が喪失して格納容器が先行破損する事故シーケンスであり，レベル１．５ＰＲＡの範囲では緩和操作に期待できず，事象進展に差異がないため，ＴＷ／ＴＢＷとして 1 つのＰＤＳとした。
4.1.1−4

(c)ＴＣとＩＳＬＯＣＡ
ＴＣとＩＳＬＯＣＡについては，ＴＣは格納容器先行破損のシーケンスであることに対して，ＩＳＬＯＣＡは格納容器
バイパス事象であることから，異なるＰＤＳとした。

(2)

ＰＤＳ別の炉心損傷頻度Ｐ Ｄ Ｓ 別 の 炉 心 損 傷 頻 度 を 整 理 し た 結 果 を 第 4.1.1.2− 3 表 に示す。ＰＤＳ別の炉心損傷頻度は，格納容器先行破損のＰＤＳで
あ る Ｔ Ｗ ／ Ｔ Ｂ Ｗ が 99.8％ と 支 配 的 で あ る 。

4.1.1−5

4.1.1.3(1)

格納容器破損モード

格納容器破損モードの一覧と各破損モードに関する説明
炉心損傷から格納容器破損に至るまでの事故シーケンスは，次章 4.1.1.4 で イ ベ ン ト ツ リ ー に よ っ て 分 析 す る が ， こ の イ ベ ン ト
ツリーの最終状態となる格納容器破損モードは，炉心損傷後の格納容器内の物理化学的挙動を分析することで抽出する。本章では格納容器破損モードを網羅的に抽出し，本ＰＲＡでイベントツリ
ーの最終状態として設定すべき格納容器破損モードを選定する。
本プラントにおけるシビアアクシデントで考えられる事故進展を 第 4.1.1.3− 1 図 に 示 す 。ま た ，事 故 進 展 に 伴 い 生 じ る 格 納 容 器の 健 全 性 に 影 響 を 与 え る 負 荷 を 抽 出 し た 結 果 を 第 4.1.1.3− 1 表に，これらの負荷を発生時期に着目し，以下に示す事故進展フェー ズ に 整 理 し た も の を 第 4.1.1.3− 2 表 に 示 す 。
・炉心損傷前
・Ｔ１：原子炉圧力容器破損前
・Ｔ２：原子炉圧力容器破損直後
・Ｔ３：事故後期
事故進展に伴い生じる格納容器の健全性に影響する負荷から整理される物理的破損事象を考慮し，選定した格納容器破損モード
は以下のとおりである。
ａ．格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）
インターフェイスシステムＬＯＣＡの発生後，原子炉冷却材の流出が継続して炉心損傷に至り，格納容器をバイパスして放射性物質等が原子炉建屋内に放出される格納容器破損モードである。
4.1.1−6

ｂ．格納容器バイパス（格納容器隔離失敗）
炉心損傷時点で，格納容器の隔離に失敗しており，隔離失敗
箇所から放射性物質等が原子炉建屋内に放出される格納容器破損モードである。
ｃ．早期過圧破損（未臨界確保失敗）
原子炉の未臨界確保に失敗した場合に，炉心で発生する大量の水蒸気により格納容器圧力が上昇し，格納容器が早期に過圧されて破損する格納容器破損モードである。
ｄ．過圧破損（崩壊熱除去失敗）
炉心冷却に成功し崩壊熱除去に失敗した場合に，崩壊熱によって炉心で発生する水蒸気により格納容器圧力が徐々に上昇し，格納容器が過圧されて破損する格納容器破損モードである。
ｅ．過圧破損（長期冷却失敗）
炉心損傷後に，デブリの崩壊熱によって発生する水蒸気，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により格納容器圧力が徐々に上昇し，格納容器が過圧されて破損する格納容器破損モードである。
ｆ．過温破損
炉心損傷後に，デブリからの崩壊熱によって格納容器雰囲気が加熱され，格納容器貫通部の取付部，又はフランジシール部などが熱的に損傷し，格納容器が破損する格納容器破損モードである。
ｇ．格納容器雰囲気直接加熱
原子炉圧力容器が高圧状態で破損した場合に，微粒子化したデブリが格納容器空間部に飛散し，格納容器雰囲気が直接加熱
4.1.1−7

されて急速な圧力上昇が生じることにより格納容器が破損する
格納容器破損モードである。
ｈ．水蒸気爆発
デブリがペデスタル（ドライウェル部）の冷却水中又はサプ
レッション・プール水中に落下した場合，若しくは格納容器内に放出されたデブリに対して注水を実施した場合に，デブリと水の接触に伴い，デブリの持つ熱エネルギが爆発的な機械エネ
ルギに変換され，格納容器への荷重が生じることで格納容器が破損する格納容器破損モードである。
ｉ．溶融炉心・コンクリート相互作用
原子炉圧力容器破損後，格納容器内に放出されたデブリにより ペ デ ス タ ル（ ド ラ イ ウ ェ ル 部 ）床 の コ ン ク リ ー ト が 侵 食 さ れ ，デブリはペデスタル（ドライウェル部）床を貫通してサプレッ
シ ョ ン・プ ー ル に 落 下 す る 。そ の 後 ，サ プ レ ッ シ ョ ン・プ ー ル における溶融炉心・コンクリート相互作用が継続し，ベースマッ
ト溶融貫通に先行してペデスタル（ドライウェル部）壁面の侵食に伴う原子炉圧力容器支持機能の喪失により格納容器が破損する格納容器破損モードである。

以上の格納容器破損モードについて，炉心損傷前の格納容器先
行破損と，炉心損傷後の格納容器破損に分類して整理したものを
第 4.1.1.3− 3 表 に 示 す 。な お ，以 下 の 格 納 容 器 破 損 モ ー ド は ，分析により除外した。
ｊ．炉内溶融燃料−冷却材相互作用
溶融炉心が下部プレナム内の残存水中に落下し，高温の溶融
4.1.1−8炉心と冷却材が接触することで水蒸気爆発が発生する。このときに発生したエネルギにより，水塊が原子炉圧力容器上部に衝突し，さらに原子炉圧力容器ヘッド部が破損し格納容器に衝突して破損する格納容器破損モードである。
ただし，これまでの炉内溶融燃料−冷却材相互作用に係る研究等の知見から，炉内溶融燃料−冷却材相互作用により格納容器が破損する可能性は十分低いため，本ＰＲＡでは格納容器破損 モ ー ド と し て 設 定 し て い な い （ 添 付 資 料 4.1.1.3− 1）。
ｋ．水素燃焼ジルコニウム−水反応，水の放射線分解等により発生した水素が格納容器雰囲気中の酸素と反応して燃焼し，熱エネルギを放出して格納容器を過圧・過熱することで格納容器が破損する
格納容器破損モードである。
ただし，ＢＷＲでは格納容器内を窒素置換により酸素濃度を低く管理しており，水素が可燃限界に至る可能性が十分低いため，本ＰＲＡでは格納容器破損モードとして設定していない。
ｌ．溶融物直接接触
原子炉圧力容器破損後にペデスタル（ドライウェル部）へ落
下 し た デ ブ リ が ，ペ デ ス タ ル（ ド ラ イ ウ ェ ル 部 ）床 か ら ド ラ イ ウ
ェル床に拡がり，ドライウェル壁に直接接触してドライウェル
壁の一部が溶融貫通することにより格納容器が破損する格納容
器破損モードである。
た だ し ，Ｍ ａ ｒ ｋ − Ⅱ 型 格 納 容 器 に お い て は ，ペ デ ス タ ル（ ドライウェル部）内に蓄積したデブリがドライウェル床には拡がらない格納容器構造となっているため，格納容器破損モードと4.1.1−9

し て 設 定 し て し な い （ 添 付 資 料 4.1.1.3− 2）。

4.1.1−10

4.1.1.4 事 故 シ ー ケ ン ス(1)

格納容器イベントツリー構築の考え方及びプロセス
シビアアクシデントでは，事故進展の各フェーズにおいて格納
容器の健全性を脅かす物理化学現象が異なるため，事故進展フェーズごとに重要な物理化学現象，緩和設備の作動状況及び運転員
操作の因果関係を分析して，これらの組合せから事故の進展を分類するために格納容器イベントツリーを構築する。
な お ，格 納 容 器 先 行 破 損 で あ る Ｐ Ｄ Ｓ（ Ｔ Ｗ ／ Ｔ Ｂ Ｗ 及 び Ｔ Ｃ ）及 び 格 納 容 器 バ イ パ ス で あ る Ｐ Ｄ Ｓ（ Ｉ Ｓ Ｌ Ｏ Ｃ Ａ ）に つ い て は ，
炉心損傷時点で既に格納容器の閉じ込め機能が喪失しているため，
格納容器イベントツリーは構築しない。

(2)

格納容器イベントツリー
ａ．格納容器イベントツリー構築に当たって検討した重要な物理化 学 現 象 ，対 処 設 備 の 作 動・不 作 動 ，運 転 員 操 作 及 び ヘ デ ィ ン
グ間の従属性(a)

重要な物理化学現象，対処設備の作動・不作動及び運転員
操作格納容器イベントツリーの構築に際し，炉心損傷から格納容器破損に至るまでの事故進展の途上で発生する重要な物理
化学現象について，その発生条件及び発生後の事故進展を第4.1.1.4− 1 表 の と お り 整 理 し た 。 ま た ， 格 納 容 器 破 損 モ ー ドに 関 す る 物 理 化 学 現 象 ，対 処 設 備 及 び 運 転 員 操 作 を 第 4.1.1.4−2 表のとおり整理した。
第 4.1.1.4− 2 表 に 示 す 検 討 結 果 に 基 づ き ，対 処 設 備 の 作 動
状態及び物理化学現象の発生状態を分析することにより，格4.1.1−11

納 容 器 イ ベ ン ト ツ リ ー の ヘ デ ィ ン グ と そ の 定 義 を 第 4.1.1.4−3 表のとおり設定した。
(b)

ヘディング間の従属性
第 4.1.1.4− 3 表 で 定 義 し た ヘ デ ィ ン グ の 状 態 が 発 生 す る
確率は，他の複数のヘディングの状態に従属して決定される場合があるため，ヘディングの順序及び分岐確率の設定に際し て ヘ デ ィ ン グ 間 の 従 属 性 を 整 理 し た 。 結 果 を 第 4.1.1.4− 4
表に示す。

ｂ．格納容器イベントツリー
選定したヘディングについてヘディング間の従属性を考慮し順序付けして，格納容器イベントツリーを作成した。作成した
格 納 容 器 イ ベ ン ト ツ リ ー を 第 4.1.1.4− 1 図 に 示 す 。 第 4.1.1.4− 1 図 の 格 納 容 器 破 損 モ ー ド は ， 4.1.1.3 (1)で 定 義 し た 格 納 容
器破損モードを「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」が指定する事故シー
ケンスグループに集約した形となっている。

4.1.1−12

4.1.1.5

事故進展解析

格納容器破損頻度を評価するための事故進展解析の目的は，以下の 2 つがある。
・緩和設備の復旧操作等のための余裕時間の評価
・物理化学現象の発生の有無と格納容器への負荷
このうち後者の物理化学現象の発生と格納容器への負荷について
は，現象の不確定性等を考慮した分岐確率を評価しているため，ここでは緩和設備の復旧操作等のための余裕時間を評価することを目的とする。したがって，緩和設備が機能しない状態で物理化学現象が発生せずに，格納容器が過圧又は過温破損に至る事故シーケンスを評価する。
(1)

解析対象とした事故シーケンスと対象事故シーケンスの説明
プラントの熱水力的挙動及び炉心損傷，原子炉圧力容器破損等の事故の発生時期，シビアアクシデント現象による格納容器負荷を解析するとともに，格納容器イベントツリーのヘディングの分
岐確率の計算に必要なデータを得ることを目的として，各ＰＤＳを代表する事故進展解析を実施する。
ａ．解析対象事故シーケンスの選定
解析対象事故シーケンスの選定に当たっては，事故進展の類
似性，緩和設備の機能喪失状態の類似性を基に選定する。
事 故 進 展 の 類 似 性 の 観 点 で は ，第 4.1.1.2− 1 図 に 示 す Ｐ Ｄ Ｓの分類の考え方において，事故進展の類似性を考慮した分類を実施している。ここで，事故進展解析において緩和設備が機能しない状態を想定すること，及び過渡事象とＬＯＣＡでは事故進展が大きく異なると考えられることを踏まえて，事故シーケ
4.1.1−13

ン ス を 分 類 し た 結 果 を 第 4.1.1.5− 1 図 に 示 す 。
ＴＱＵＸ，ＴＢＵ及びＴＢＤは，いずれも高圧注水及び減圧ができないまま炉心損傷に至るシーケンスであり，事故進展解
析上の相違は見られないと考えられることから，解析について
はＴＱＵＸで代表することとした。
ＴＱＵＶとＴＢＰはそれぞれ解析対象とした。これは，いず
れも原子炉は減圧され，高圧及び低圧注水ができないまま炉心損傷に至るシーケンスであるが，ＴＱＵＶは緩和操作としてのＡＤＳによる逃がし安全弁 7 個での減圧に対し，ＴＢＰでは事象発生初期からの逃がし安全弁 1 個の再閉鎖失敗による減圧であるため，減圧の挙動が異なり，その後の事象進展に影響を与えることを考慮したためである。
ＬＯＣＡについては，操作余裕時間の観点から事故進展が早いＡＥで代表することとした。
格納容器先行破損（レベル１ＰＲＡの評価の範囲）であるＴ
Ｃ，ＴＷ／ＴＢＷ及びＩＳＬＯＣＡについては，炉心損傷の前に格納容器が破損しているモードであり，レベル１．５ＰＲＡにおける緩和手段が存在しないことから，イベントツリーの作
成 対 象 か ら 除 外 し た 。こ れ は ，Ｔ Ｃ ，Ｔ Ｗ ／ Ｔ Ｂ Ｗ 及 び Ｉ Ｓ Ｌ Ｏ
ＣＡについては，レベル１ＰＲＡ側で格納容器破損防止対策を講じなければならないということを意味している。
以 上 の 検 討 の 結 果 ，第 4.1.1.5− 1 表 の と お り 以 下 の 事 故 シ ーケンスを解析対象として選定した。
・ＴＱＵＶ
・ＴＱＵＸ
4.1.1−14

・長期ＴＢ・ＴＢＰ
・ＡＥ
ｂ．事故進展解析の解析条件
プラント構成・特性の調査により設定した，全ての事故シーケンスに対し共通するプラント構成・特性に依存した基本解析
条 件 を 第 4.1.1.5− 2 表 に 示 す 。
また，解析対象の各事故シーケンスの事故状態及び対処設備
作 動 状 況 に 関 す る 事 故 進 展 解 析 条 件 を 第 4.1.1.5− 3 表 に 示 す 。
なお，事故進展解析には，事故シーケンスに含まれる物理化
学現象，機器・系統の動作を模擬することができるＭＡＡＰコードを使用した。
(2)

事故シーケンスの解析結果選定した各事故シーケンスについてプラントの熱水力挙動を解析 し た 結 果 を 第 4.1.1.5− 2(a) 図 〜 第 4.1.1.5− 2 (e) 図 に 示 す 。
原子炉圧力容器内及び格納容器内の熱水力挙動の事故進展を表す
主 要 事 象 発 生 時 刻 を 第 4.1.1.5− 4 表 に 示 す 。ま た ，各 事 故 シ ー ケンスの解析結果における特徴的な事故進展を以下に示す（添付資料 4.1.1.5− 1， 添 付 資 料 4.1.1.5− 2）。
ａ．ＴＱＵＶ
本事故シーケンスでは，給水喪失後，原子炉減圧には成功す
る が ，原 子 炉 注 水 機 能 が 作 動 し な い た め ，炉 心 損 傷 に 至 る 。そ の
後 ，原 子 炉 圧 力 容 器 は 低 圧 状 態 で 破 損 す る 。 デ ブ リ は 原 子 炉 圧
力 容 器 か ら ペ デ ス タ ル（ ド ラ イ ウ ェ ル 部 ）内 に 放 出 さ れ ，溶 融 炉
心・コ ン ク リ ー ト 相 互 作 用 に よ り ペ デ ス タ ル（ ド ラ イ ウ ェ ル 部 ）4.1.1−15

床 を 貫 通 す る 。格 納 容 器 は ，デ ブ リ が サ プ レ ッ シ ョ ン・プ ー ル へ
落下することにより発生する蒸気によって過圧され，過圧破損に至る。
ｂ．ＴＱＵＸ
本事故シーケンスでは，給水喪失後，ＲＣＩＣ及びＨＰＣＳによる原子炉注水に失敗し，原子炉減圧に失敗するため炉心損
傷 に 至 る 。そ の 後 ，原 子 炉 圧 力 容 器 は 高 圧 状 態 で 破 損 す る 。格 納
容器は，原子炉圧力容器が破損した際に噴出される高温のガス流によって過熱され，過温破損に至る。
ｃ．長期ＴＢ
本事故シーケンスは，外部電源喪失後，区分Ⅰ及び区分Ⅱの非常用ディーゼル発電機による給電に失敗して全交流動力電源喪失に至る。また，高圧炉心スプレイ系による原子炉注水に失敗するが，事象発生後 8 時間までは蒸気駆動のＲＣＩＣによって原子炉水位は維持される。その間，逃がし安全弁からの放出
蒸 気 に よ り ，格 納 容 器 の 温 度 ，圧 力 は 徐 々 に 上 昇 す る 。蓄 電 池 枯
渇 に よ り Ｒ Ｃ Ｉ Ｃ が 機 能 喪 失 し ，炉 心 損 傷 に 至 る 。そ の 後 ，原 子
炉圧力容器は高圧状態で破損する。格納容器は，原子炉圧力容器が破損した際に噴出される高温のガス流によって過熱され，過温破損に至る。
ｄ．ＴＢＰ
本事故シーケンスは，外部電源喪失後，区分Ⅰ及び区分Ⅱの非常用ディーゼル発電機による給電に失敗して全交流動力電源喪失に至る。また，高圧炉心スプレイ系による原子炉注水に失敗するとともに，逃がし安全弁の再閉鎖失敗により原子炉が減
4.1.1−16

圧 さ れ ，Ｒ Ｃ Ｉ Ｃ に よ る 原 子 炉 注 水 に 失 敗 し ，炉 心 損 傷 に 至 る 。
そ の 後 ，原 子 炉 圧 力 容 器 は 低 圧 状 態 で 破 損 す る 。格 納 容 器 は ，原子炉圧力容器外に放出されたデブリの崩壊熱により過熱され，過温破損に至る。
ｅ．ＡＥ
本事故シーケンスでは，大破断ＬＯＣＡ発生後，ＥＣＣＳの作動に失敗して炉心損傷に至る。その後，炉心支持板破損によって，デブリと原子炉圧力容器下部プレナムに溜まっていた冷却材が接触することで発生する過熱蒸気が破断口から放出されることによって格納容器が過熱され，過温破損に至る。

4.1.1−17

4.1.1.6(1)

格納容器破損頻度

格納容器破損頻度の評価方法
格納容器破損頻度の定量化では，内部事象出力運転時レベル１
ＰＲＡの評価に用いている計算コードと同じＳａｆｅｔｙ

Ｗａｔｃｈｅｒを使用し，炉心損傷頻度，格納容器イベントツリーのヘディングに対する分岐確率を入力条件として，ＰＤＳごとの条
件 付 き 格 納 容 器 破 損 確 率（ Ｃ Ｃ Ｆ Ｐ ）及 び 格 納 容 器 破 損 頻 度（ Ｃ Ｆ
Ｆ）を算出する。
(2)

格納容器イベントツリーヘディングの分岐確率
格納容器イベントツリーの各ヘディングの分岐確率については，
次のとおり設定した。格納容器イベントツリーのヘディングの設
定 を 第 4.1.1.6− 1 表 に 示 す 。

ａ．物理化学現象に関する分岐確率の設定
シ ビ ア ア ク シ デ ン ト 現 象 の ヘ デ ィ ン グ に お い て ，不 確 実 さ が 大
き い 現 象 に 対 し て は ，当 該 現 象 の 支 配 要 因 ，不 確 実 さ 幅 及 び 格 納
容 器 の 構 造 健 全 性 へ の 影 響 の 因 果 関 係 を 明 ら か に し ，分 解 イ ベ ン
ト ツ リ ー（ Ｄ Ｅ Ｔ ）手 法 等 を 用 い て ，分 岐 確 率 を 設 定 し た（ 添 付
資 料 4.1.1.6− 1， 添 付 資 料 4.1.1.6− 3）。
な お ，今 回 の 評 価 で 設 定 し た 物 理 化 学 現 象 の ヘ デ ィ ン グ の 分 岐
確 率 は ，評 価 の 対 象 と し た 物 理 化 学 現 象 が 不 確 実 さ の 大 き な 現 象
で あ る こ と を 認 識 し つ つ も ，現 状 有 し て い る 知 見 を も と に ，可 能
な 限 り の 評 価 を 実 施 し て 設 定 し た も の で あ り ，今 回 設 定 し た 値 には依然大きな不確実さを含んでいるものと認識している。
こ の 内 Ｉ Ｖ Ｒ は ，そ の 成 立 に よ っ て 事 象 が 緩 和 さ れ る 側 に 寄 与
す る 点 が 他 の 物 理 化 学 現 象 と 異 な る が ，今 回 の 評 価 で は ヘ デ ィ ン
4.1.1−18

グ と し て 設 定 し た 。こ れ は ，格 納 容 器 イ ベ ン ト ツ リ ー で 考 慮 す る
物 理 化 学 現 象 の 選 定 に あ た っ て は ，格 納 容 器 に 与 え る 影 響 が 厳 しい か ，あ る い は 緩 和 さ れ る か と い う 観 点 で は 無 く ，考 え ら れ る 物
理化学現象の可能性を排除しないという観点で選定したためである。
こ の た め ，今 回 の 評 価 で 設 定 し た 物 理 化 学 現 象 の ヘ デ ィ ン グ の分 岐 確 率 の 多 寡 は ，有 効 性 評 価 の 対 象 と な る 評 価 事 故 シ ー ケ ン スを選定する際には影響しない。
ｂ．緩和設備に関する分岐確率の設定
緩 和 設 備 に 関 す る 分 岐 確 率 は ，緩 和 操 作 ま で の 余 裕 時 間 を 考 慮して作成したフォールトツリーを格納容器イベントツリーにリンキングすることで設定した。
緩 和 操 作 実 施 ま で の 余 裕 時 間 の 検 討 結 果 を 第 4.1.1.6− 2 表 に示す。
また，格納容器隔離の分岐確率は過去の文献を基に設定した（ 添 付 資 料 4.1.1.6− 2）。
(3)

格納容器破損頻度の評価結果（点推定値）
格 納 容 器 破 損 頻 度 の 評 価 結 果 を 第 4.1.1.6− 3 表 ， 第 4.1.1.6−
4 表 及 び 第 4.1.1.6− 1〜 3 図 に 示 す 。 全 Ｃ Ｆ Ｆ は 6.1E-5／ 炉 年 ，
Ｃ Ｃ Ｆ Ｐ は 1.0 で あ っ た 。
Ｐ Ｄ Ｓ 別 の Ｃ Ｆ Ｆ で は ， Ｃ Ｆ Ｆ の 99.8％ が 格 納 容 器 先 行 破 損 のＰＤＳであるＴＷ／ＴＢＷであった。本ＰＲＡではアクシデント
マ ネ ジ メ ン ト（ Ａ Ｍ ）策 を 考 慮 し て い な い こ と か ら ，炉 心 損 傷 後 に低圧ＥＣＣＳによる原子炉注水に期待できるＴＱＵＸ以外のＣＣ
Ｆ Ｐ は 0.95〜 1.0 と な る 。 Ｔ Ｑ Ｕ Ｘ の Ｐ Ｄ Ｓ に つ い て は ， 炉 心 損
4.1.1−19

傷後の原子炉手動減圧に成功した場合は低圧ＥＣＣＳによる原子炉注水及びＲＨＲによるドライウェルスプレイに期待できるため，
Ｃ Ｃ Ｆ Ｐ は 0.46 と な っ た 。た だ し ，上 述 の と お り ，Ｐ Ｄ Ｓ 別 の Ｃ
ＦＦではＴＷ／ＴＢＷのＰＤＳが支配的であるため，全体のＣＣ
Ｆ Ｐ は 1.0 と な っ て い る 。
格納容器破損モード別のＣＦＦは，「 過 圧 破 損（ 崩 壊 熱 除 去 失 敗 ）」の 寄 与 が 99.8％ を 占 め る 。以 下 ，「 過 温 破 損 」，
「 早 期 過 圧 破 損（ 未臨 界 確 保 失 敗 ）」，「 格 納 容 器 雰 囲 気 直 接 加 熱 」，
「 過 圧 破 損（ 長 期 冷
却 失 敗 ）」，
「 水 蒸 気 爆 発 」，
「 格 納 容 器 隔 離 失 敗 」，
「インターフェイス シ ス テ ム Ｌ Ｏ Ｃ Ａ 」，「 溶 融 炉 心 ・ コ ン ク リ ー ト 相 互 作 用 」 が 続
き ， こ れ ら の 寄 与 は 全 て 1％ 未 満 で あ っ た 。
格納容器先行破損及び格納容器バイパスを除いた格納容器破損
モ ー ド 別 の 格 納 容 器 破 損 頻 度 を 第 4.1.1.6− 4 図 に 示 す 。格 納 容 器
先行破損及び格納容器バイパスを除いた場合，「 過 温 破 損（ 原 子 炉
圧 力 容 器 高 圧 破 損 ）」の 寄 与 割 合 が 71.3％ を 占 め 支 配 的 で あ る 。これは，レベル１ＰＲＡにおいて，格納容器先行破損を除いた場合に炉心損傷頻度に対して寄与割合が大きな長期ＴＢは，原子炉圧
力が高圧状態で維持されたまま原子炉圧力容器が破損することから，「 格 納 容 器 雰 囲 気 直 接 加 熱 」が 発 生 し な い 場 合 は 格 納 容 器 が 過
温破損に至ることによる。
(4)

重要度評価について
レベル１ＰＲＡでは格納容器先行破損の事故シーケンスグルー
プが支配的であることを考慮すると，レベル１．５ＰＲＡにおいても，レベル１ＰＲＡにおける重要度評価結果と同様，崩壊熱除去機能に係る系統である残留熱除去系，残留熱除去系海水系及び4.1.1−20非常用ディーゼル発電機の重要度が高くなることは明らかである
ことから，重要度評価は実施しないこととする。
なお，残留熱除去系の機能喪失については，代替除熱手段である耐圧強化ベント系又は格納容器圧力逃がし装置，残留熱除去系
海水系の機能喪失については緊急用海水系，非常用ディーゼル発電機の故障については常設代替高圧電源装置により，格納容器破損頻度の低減が可能である。

4.1.1−21

4.1.1.7(1)

不確実さ解析及び感度解析

不確実さ解析
格納容器破損モード別のＣＦＦの不確実さ解析結果を第4 . 1 . 1 . 7 − 1 表 及 び 第 4.1.1.7− 1 図 に 示 す 。
不 確 実 さ 解 析 の 結 果 ，全 Ｃ Ｆ Ｆ の 平 均 値 は ，6.1E-5／ 炉 年 ，エ ラ
ー フ ァ ク タ は 4.1 と な っ た 。 ま た ， 格 納 容 器 破 損 モ ー ド 別 の 点 推
定値は不確実さ分布内にあり，点推定値と不確実さ解析結果の傾向に大きな差はなく，「 過 圧 破 損（ 崩 壊 熱 除 去 失 敗 ）」が 支 配 的 で あることを確認した。

(2)

感度解析
4.1.1.6 で 説 明 し た 評 価 結 果 （ 以 下 「 ベ ー ス ケ ー ス 」 と い う 。）
では，ＡＭ策に期待していない評価としているため，全ＣＦＦに対しては格納容器先行破損のＰＤＳであるＴＷ／ＴＢＷが支配的となっている。このため，格納容器イベントツリーを展開した炉心 損 傷 後 に 格 納 容 器 破 損 に 至 る Ｐ Ｄ Ｓ の 寄 与 は 小 さ く ，上 記 (1)のとおり物理化学現象の分岐確率等の不確実さも有意な影響を与えていないが，重大事故等に対する対策を講じる上でＭａｒｋ−Ⅱ
型格納容器の特徴を把握するため，これらのＰＤＳの事故シーケ
ンスの定量化に当たってのモデル上の不確実さの要因等の影響について，以下の感度解析を実施した。
・モデル上の仮定に係る感度解析
デブリによるペデスタル（ドライウェル部）床のサンプド
レン配管破損及びサプレッション・プールへ落下したデブリによる残留熱除去系吸込ストレーナ閉塞等を考慮（添付資料
4.1.1.7− 1）
4.1.1−22

・物理化学現象による格納容器破損確率（以下「ＣＦＰ」という 。） に 係 る 感 度 解 析
他研究機関等においてＢＷＲ５，Ｍａｒｋ−Ⅱ型格納容器
プラントを対象に実施された物理化学現象によるＣＦＰ評価
結果を考慮
ａ．モデル上の仮定に係る感度解析（感度解析ケース１）
ベースケースでは，原子炉圧力容器が低圧状態で破損するシー ケ ン ス に お い て ，ペ デ ス タ ル（ ド ラ イ ウ ェ ル 部 ）床 面 に 落 下 したデブリ冷却が不十分な場合には，デブリはペデスタル（ドライウェル部）床のコンクリートを侵食しサプレッション・プー
ル に 落 下 す る と し て い る 。ま た ，サ プ レ ッ シ ョ ン・プ ー ル 落 下 時に水蒸気爆発が発生しない場合は，発生蒸気による圧力上昇を
残留熱除去系にて抑制できるとしている。
一方，Ｍａｒｋ−Ⅱ型格納容器の原子炉圧力容器外のデブリ
挙動及び格納容器破損モード等を評価したＮＵＲＥＧ／ＣＲ−
５ ６ ２ ３ ，５ ５ ２ ８ に お い て は ，ペ デ ス タ ル（ ド ラ イ ウ ェ ル 部 ）床面に落下したデブリによるペデスタル（ドライウェル部）床サンプドレン配管の破損並びにデブリがサプレッション・プー
ルに落下した場合の残留熱除去系等の吸込ストレーナ閉塞及びＮＰＳＨ喪失の可能性が指摘されている。
以上を踏まえ，原子炉圧力容器が低圧状態で破損するシーケ
ンスにおいて，以下の条件を仮定した感度解析を実施した。
・ペ デ ス タ ル（ ド ラ イ ウ ェ ル 部 ）注 水 の 有 無 に 係 ら ず ，原 子 炉 圧
力 容 器 破 損 直 後 に デ ブ リ に よ り ペ デ ス タ ル（ ド ラ イ ウ ェ ル 部 ）4.1.1−23

床サンプドレン配管が破損し，デブリがサプレッション・プ
ールに落下する。
・サプレッション・プールに落下したデブリにより残留熱除去
系は使用不能とし，水蒸気爆発又は発生蒸気による過圧による格納容器破損の可能性を考慮する。
感 度 解 析 結 果 を 第 4 . 1 . 1 . 7 − 2 表 及 び 第 4.1.1.7− 2 図 に 示 す 。
感度解析結果とベースケースを比較すると，過温破損（原子炉
圧 力 容 器 低 圧 破 損 ）に よ る Ｃ Ｆ Ｆ が 低 下 し ，溶 融 炉 心・コ ン ク リ
ー ト 相 互 作 用 ，過 圧 破 損（ 長 期 冷 却 失 敗 ）及 び 水 蒸 気 爆 発（ サ プ
レ ッ シ ョ ン・プ ー ル ）に よ る Ｃ Ｆ Ｆ が 増 加 し て い る が ，炉 心 損 傷
後の支配的な格納容器破損モードが過温破損（原子炉圧力容器
高 圧 破 損 ）で あ る こ と に 変 わ り は な く ，ま た ，全 Ｃ Ｆ Ｆ に 対 し ても有意な感度を持っていない。
しかしながら，重大事故等に対する対策を講じる上では，原
子炉圧力容器が低圧状態で破損する事故シーケンスにおいて，ペデスタル（ドライウェル部）床サンプドレン配管破損等の発生の可能性についても留意する必要がある。
ｂ．ＣＦＰに係る感度解析
ベースケースでは，物理化学現象等によるＣＦＰの不確実さ
幅を考慮した不確実さ解析を実施している。ここでは，不確実さの大きな物理化学現象に対して，他研究機関等が国内ＢＷＲ
５，Ｍａｒｋ−Ⅱ型格納容器プラントを対象として評価したＣ
ＦＰを適用した場合の感度解析を実施した。調査した他研究機
関 等 の 評 価 結 果 を 第 4.1.1.7− 3 表 に 示 す 。こ の 結 果 に 基 づ き 実
施した解析は以下のとおりである。
4.1.1−24

・格納容器雰囲気直接加熱によるＣＦＰ（感度解析ケース２）・水蒸気爆発によるＣＦＰ（感度解析ケース３）
感 度 解 析 結 果 を 第 4.1.1.7− 4 表 及 び 第 4.1.1.7− 3 図 に 示 す 。
いずれの感度解析ケースにおいても，各格納容器破損モードのＣＦＦはベースケースの不確実さの幅の中に納まっており，Ｍ
ａｒｋ−Ⅱ型格納容器の特徴を把握する上で，有意な影響がな
いことを確認した。

4.1.1−25

4.1.1.8

Ｍａｒｋ−Ⅱ型格納容器の破損モードの特徴に係る分析

4.1.1.6 及 び 4.1.1.7 の 評 価 結 果 を 踏 ま え ， 主 と し て 重 大 事 故 等
に対する対策を講じる上で考慮すべきＭａｒｋ−Ⅱ型格納容器の破損モードの特徴に係る分析を行った。なお，原子炉圧力容器が高圧状態で破損する場合と低圧状態で破損する場合では，その後の事故進展が相違するため，それぞれのシーケンスについて以下に説明す
る。
(1)

原子炉圧力容器高圧シーケンス

ａ．炉心損傷後に格納容器破損に至る事故シーケンスのＣＦＦにおい て ， 原 子 炉 圧 力 容 器 高 圧 シ ー ケ ン ス の 寄 与 は 77.7％ で あ る 。
ｂ ．原 子 炉 圧 力 容 器 高 圧 シ ー ケ ン ス で の 格 納 容 器 破 損 は ，原 子 炉 圧 力
容器高圧破損直後の高温ガス流の噴出により発生する過温破損
モードの寄与が支配的となっており，重大事故等に対する対策を講じる上で特に着目すべき破損モードである。
・過温破損モードに至る主要なＰＤＳは長期ＴＢ，ＴＢＵ及びＴＱＵＸであり，これらのＰＤＳは，全交流動力電源喪失時に直流電源が枯渇又は高圧注水機能が喪失し，炉心注水機能の全喪失から炉心損傷となる事故シーケンスである。
・したがって，重大事故等に対する対策を講じる上では，電源機能の強化及び全交流動力電源喪失時の高圧注水機能の強化
による炉心損傷防止対策，炉心損傷後の減圧機能の強化による格納容器破損防止対策がリスク低減に寄与すると考えられる。
(2)

原子炉圧力容器低圧シーケンス

ａ．炉心損傷後に格納容器破損に至る事故シーケンスのＣＦＦにお4.1.1−26

い て ， 原 子 炉 圧 力 容 器 低 圧 シ ー ケ ン ス の 寄 与 は 22.3％ で あ る 。
ｂ ．原 子 炉 圧 力 容 器 低 圧 シ ー ケ ン ス で の 格 納 容 器 破 損 は ，ペ デ ス タ ル（ドライウェル部）床破損後の水蒸気等の発生による格納容器
圧 力 の 上 昇 に よ り 発 生 す る 過 圧 破 損（ 長 期 冷 却 失 敗 ）モ ー ド の 寄与が支配的となっている。
・過圧破損モード（長期冷却失敗）に至る主要なＰＤＳはＴＢ
Ｕ及びＴＱＵＶであり，これらのＰＤＳは，全交流動力電源
喪 失 時 に は 高 圧 注 水 機 能 が 喪 失 し ，炉 心 注 水 機 能 の 全 喪 失（ 炉心 損 傷 後 に 減 圧 成 功 ），過 渡 時 炉 心 注 水 機 能 の 全 喪 失 か ら 炉 心損傷となる事故シーケンスである。
・したがって，重大事故等に対する対策を講じる上では，電源機能の強化及び全交流動力電源喪失時の高圧注水機能の強化
による炉心損傷防止対策，格納容器圧力上昇を抑制する格納容器除熱機能及び電源機能の確保による格納容器破損防止対策がリスク低減に寄与すると考えられる。
ｃ．Ｍａｒｋ−Ⅱ型格納容器は，ドライウェル下部にサプレッショ
ン・チ ェ ン バ を 配 置 す る 構 造 上 の 特 徴 か ら ，ペ デ ス タ ル（ ド ラ イ
ウェル部）床面に落下したデブリの冷却が不十分な事故シーケ
ン ス に 対 し て も ，ペ デ ス タ ル（ ド ラ イ ウ ェ ル 部 ）床 破 損 後 に ，サプ レ ッ シ ョ ン・プ ー ル 水 に よ り ，デ ブ リ を 冷 却 す る 後 備 手 段 を 有
し て い る 。こ の 構 造 上 の 特 徴 が Ｃ Ｆ Ｆ に 与 え る 影 響 を 確 認 し た 。
・上記影響を確認するため，仮想的にデブリの冷却が不十分な
事 故 シ ー ケ ン ス に つ い て は ，ペ デ ス タ ル（ ド ラ イ ウ ェ ル 部 ）床面での溶融炉心・コンクリート相互作用により，格納容器破損（原子炉圧力容器支持機能喪失）に至るとした場合の感度
4.1.1−27

解析（感度解析ケース４）を実施した。
・感 度 解 析 結 果 を 第 4.1.1.8− 1 表 及 び 第 4.1.1.8− 1 図 に 示 す 。
ベースケースと感度解析結果の原子炉圧力容器低圧シーケン
スのＣＦＦは同等であるが，ベースケースは過圧破損（長期
冷 却 失 敗 ）の 寄 与 が 大 き く ，溶 融 炉 心・コ ン ク リ ー ト 相 互 作 用（ ペ デ ス タ ル（ ド ラ イ ウ ェ ル 部 ）床 ）の 寄 与 が 小 さ い 結 果 と なっている。
・この結果は，サプレッション・プールをドライウェル下部に配置した構造が，格納容器の圧力上昇を抑制する格納容器除熱機能の強化に伴い，デブリの冷却が不十分な事故シーケンスによるＣＦＦを低減する効果を有していることを示している 。こ の 低 減 効 果 の 程 度 は ，水 蒸 気 爆 発（ サ プ レ ッ シ ョ ン・プ
ー ル ）に よ る Ｃ Ｆ Ｐ に 依 存 し て お り ，ベ ー ス ケ ー ス で は １ 桁 ，水蒸気爆発によるＣＦＰを小さく評価している感度解析ケー
ス３では 2 桁程度の低減効果となる。
ｄ ．上 記 の と お り ，Ｍ ａ ｒ ｋ − Ⅱ 型 格 納 容 器 は ，そ の 構 造 上 の 特 徴 から ，格 納 容 器 除 熱 機 能 の 強 化 に 伴 い ペ デ ス タ ル（ ド ラ イ ウ ェ ル 部 ）床面に落下したデブリの冷却が不十分な事故シーケンスによるＣＦＦを有意に低減することが可能であるが，この事故シーケ
ンスに対する重大事故等に対する対策を講じる上では，以下の観 点 か ら ，ペ デ ス タ ル（ ド ラ イ ウ ェ ル 部 ）床 上 で の デ ブ リ 冷 却 機能の確保による格納容器破損防止対策が重要と考える。
・ペ デ ス タ ル（ ド ラ イ ウ ェ ル 部 ）床 破 損 に よ る サ プ レ ッ シ ョ ン・
プールバイパスの回避
溶融炉心・コンクリート相互作用によるペデスタル（ドラ4.1.1−28イウェル部）床破損及びＮＵＲＥＧ／ＣＲ−５６２３，５５
２８において指摘されているペデスタル（ドライウェル部）
床 サ ン プ ド レ ン 配 管 破 損 は ，ド ラ イ ウ ェ ル と サ プ レ ッ シ ョ ン・
チェンバ空間部間にサプレッション・プールを介さない流路を 形 成 す る 。こ の た め ，格 納 容 器 破 損 や ウ ェ ッ ト ウ ェ ル・ベ ン
ト時の放射性物質のスクラビング機能の喪失となる。
・サプレッション・プール水源機能喪失の回避
ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−５５２８において指摘されているデブリの落下による吸込ストレーナ閉塞，ＮＰＳＨ喪失の可能性を回避し，サプレッション・プールを水源とする注水系等の機能を維持する。

4.1.1−29

第 4.1.1.1−1 表

格納容器の主要仕様

項目

仕様
圧力抑制形

型式

（Ｍａｒｋ−Ⅱ）

ドライウェル空間部（ベント管含む）

容積

約 5,700m３

サプレッション・チェンバ空間部

約 4,100m３

サプレッション・プール水量

約 3,400m３

ドライウェル

0.31MPa［gage］

サプレッション・チェンバ

0.31MPa［gage］

ドライウェル

171℃

サプレッション・チェンバ

104℃

最高使用
圧力

最高使用
温度

0.62MPa［gage］

限界圧力（最高使用圧力の 2 倍）

限界温度

200℃

4.1.1−30

第 4.1.1.1−2 表

燃料及びデブリの格納容器内での挙動

放出先

移動経路

【原子炉圧力容器破損時】

ペデスタル（ドラペデスタル

イウェル部）床重力による（ドライウェル部）内

溶融貫通

移動

【ペデスタル（ドライウェル部）床貫通後】サプレッション・チェンバ

高速ガス流
による噴出

最下区画のため移動なし【原子炉圧力容器破損時】

ペデスタル（ドラペデスタル

イウェル部）内（ドライウェル部）内開口部

4.1.1−31

移動先区画
サプレッショ
ン・チェンバなし

ドライウェル

第 4.1.1.2−1 表

事故シーケンスの識別子

識別子

内容

Ａ

大破断ＬＯＣＡ

Ｂ

工学的安全施設に対する電源の故障状態

Ｃ

原子炉緊急停止系の故障状態

Ｄ

工学的安全施設に対する直流電源の故障状態

Ｅ

ＥＣＣＳによる注水の故障状態

Ｐ

逃がし安全弁の再閉鎖失敗

Ｑ

給水系による注水の故障状態

Ｓ１

中破断ＬＯＣＡ

Ｓ２

小破断ＬＯＣＡ

Ｔ

過渡事象

Ｕ

高圧注水系による注水の故障状態

Ｖ

低圧ＥＣＣＳによる注水の故障状態

Ｗ

残留熱除去の失敗状態

Ｘ

原子炉の急速減圧の失敗状態

4.1.1−32

第 4.1.1.2−2 表炉心損傷に至る事故シーケンス（1／2）

事故シーケンス特徴
高圧系及び低圧系による炉心冷却に失敗して炉心損傷に至る事故

ＴＱＵＶ

シーケンスである。本シーケンスにおいては，原子炉は低圧状態であり，炉心損傷時期は早期に分類される。
高圧系による炉心冷却に失敗し，かつ，原子炉の減圧に失敗してＴＱＵＸ

炉心損傷に至る事故シーケンスである。本シーケンスにおいては，原子炉は高圧状態であり，炉心損傷時期は早期に分類される。
外部電源喪失後，区分Ⅰ及び区分Ⅱの非常用ディーゼル発電機による給電に失敗して全交流動力電源喪失に至る。その後，ＨＰＣ

長期ＴＢ

Ｓによる炉心冷却に失敗し，ＲＣＩＣの作動には成功するが，直流電源の枯渇によりＲＣＩＣが機能喪失し，炉心損傷に至る事故
シーケンスである。原子炉は高圧状態であり，炉心損傷時期は後期に分類される。
外部電源喪失後，区分Ⅰ及び区分Ⅱの非常用ディーゼル発電機による給電に失敗して全交流動力電源喪失に至る。ＨＰＣＳ及びＲ

ＴＢＵ

ＣＩＣによる炉心冷却に失敗し，炉心損傷に至る事故シーケンスである。原子炉は高圧状態であり，炉心損傷時期は早期に分類される。
外部電源喪失後，区分Ⅰ及び区分Ⅱの非常用ディーゼル発電機による給電に失敗して全交流動力電源喪失に至る。逃がし安全弁のＴＢＰ

再閉鎖失敗によりＲＣＩＣが機能喪失し，ＨＰＣＳによる炉心冷却に失敗して炉心損傷に至る事故シーケンスである。原子炉は低圧状態であり，炉心損傷時期は早期に分類される。
外部電源喪失後，直流電源系の故障により非常用ディーゼル発電

ＴＢＤ

機の起動に失敗し，ＨＰＣＳによる炉心冷却に失敗して炉心損傷に至る事故シーケンスである。原子炉は高圧状態であり，炉心損
傷時期は早期に分類される。
事故後，炉心冷却には成功するが，崩壊熱の除去に失敗する事故

ＴＷ

シーケンスである。崩壊熱により発生する水蒸気によって格納容器が過圧破損する。その後，炉心冷却機能が喪失して炉心損傷に至る。炉心損傷時期は後期に分類される。
外部電源喪失後，区分Ⅰ及び区分Ⅱの非常用ディーゼル発電機による給電に失敗した状態で，ＨＰＣＳによる炉心冷却は継続してＴＢＷいるが，崩壊熱の除去に失敗する事故シーケンスである。崩壊熱により発生する水蒸気によって格納容器が過圧破損する。その後，炉心冷却機能が喪失して炉心損傷に至る。炉心損傷時期は後期に分類される。
事故後，原子炉の未臨界確保に失敗する事故シーケンスである。

ＴＣ

ＴＷシーケンスと同様，崩壊熱により発生する水蒸気によって格納容器が炉心損傷前に過圧破損する。その後，炉心冷却機能が喪失して炉心損傷に至る。炉心損傷時期は早期に分類される。

4.1.1−33

第 4.1.1.2−2 表炉心損傷に至る事故シーケンス（2／2）

事故シーケンス特徴
大破断ＬＯＣＡ後，炉心冷却機能が喪失する事故シーケンスであＡＥる。原子炉冷却材圧力バウンダリが破損しているため，原子炉は低圧状態であり，炉心損傷時期は早期に分類される。
中破断ＬＯＣＡ後，炉心冷却機能が喪失する事故シーケンスであ

ＬＯＣＡ

Ｓ１Ｅ

る。原子炉冷却材圧力バウンダリが破損しているため，原子炉は低圧状態であり，炉心損傷時期は早期に分類される。
小破断ＬＯＣＡ後，炉心冷却機能が喪失する事故シーケンスであＳ２Ｅる。原子炉冷却材圧力バウンダリが破損しているため，原子炉は低圧状態であり，炉心損傷時期は早期に分類される。
原子炉冷却材圧力バウンダリと接続された系統の配管が高圧設計
部分と低圧設計部分を分離するための隔離弁の誤開等により，低ＩＳＬＯＣＡ

圧設計部分が過圧され破断し，原子炉冷却材の原子炉建屋への流出が継続し炉心損傷に至る事故シーケンスである。炉心損傷時期は早期に分類される。

4.1.1−34

第 4.1.1.2−3 表

プラント損傷状態別の炉心損傷頻度
炉心損傷頻度

寄与割合

（／炉年）

（％）

ＴＱＵＶ

3.5E-09

＜0.1

ＴＱＵＸ

2.0E-08

＜0.1

長期ＴＢ

7.7E-08

0.1

ＴＢＵ

2.1E-08＜0.1

ＴＢＰ

5.3E-10＜0.1

ＴＢＤ

6.0E-12＜0.1

ＴＷ／ＴＢＷ

6.0E-05

99.8

ＴＣ

2.5E-08

＜0.1

ＬＯＣＡ

2.2E-11＜0.1

ＩＳＬＯＣＡ

4.8E-10＜0.1

合計

6.1E-05

100.0

プラント損傷状態

4.1.1−35

第 4.1.1.3−1 表
破損状態

格納容器の健全性に影響を与える負荷の種類の抽出

破損形態

破損形態の解説
インターフェイスシステムＬＯＣＡの発生後，原格納容器

インターフェイス

子炉冷却材の流出が継続して炉心損傷に至り，格システムＬＯＣＡ

納容器をバイパスして放射性物質等が原子炉建屋内に放出される。

バイパス

炉心損傷時点で，格納容器の隔離に失敗してお格納容器隔離失敗

り，隔離失敗箇所から放射性物質等が原子炉建屋内に放出される。

早期過圧破損（未臨界確保失敗）

原子炉の未臨界達成に失敗した場合に，炉心で発生する大量の水蒸気により格納容器の圧力が上昇
し，早期に格納容器の過圧破損に至る。
炉心冷却に成功し崩壊熱除去に失敗した場合に，過圧破損

崩壊熱によって炉心で発生する水蒸気により格納（崩壊熱除去失敗）

容器圧力が徐々に上昇し，格納容器の過圧破損に至る。
炉心損傷後に，デブリの崩壊熱によって発生する

過圧破損

水蒸気，及び溶融炉心・コンクリート相互作用に（長期冷却失敗）

よって発生する非凝縮性ガスにより格納容器圧力が徐々に上昇し，格納容器の過圧破損に至る。
原子炉圧力容器破損後，デブリからの崩壊熱によ

過温破損って格納容器雰囲気が加熱され，格納容器貫通部の取付部又はフランジ部などが熱的に損傷し，格納容器破損に至る。

格納容器

原子炉圧力容器が高圧状態で破損した場合に，微破損
格納容器雰囲気直接加熱

粒子化したデブリが格納容器空間部に飛散し，格（ＤＣＨ）

納容器雰囲気が直接加熱されて急速な圧力上昇が生じることにより格納容器破損に至る。
デブリと水が接触した場合に，デブリの持つ熱エ

水蒸気爆発（ＦＣＩ）

ネルギが爆発的な機械エネルギに変換され，格納容器への荷重が生じることにより格納容器破損に至る。
原子炉圧力容器破損後，格納容器内に放出されたデブリによりペデスタル（ドライウェル部）床のコンクリートが侵食され，デブリはペデスタル

溶融炉心・コンクリート（ドライウェル部）床を貫通してサプレッショ

相互作用（ＭＣＣＩ）

ン・プールに落下する。その後，サプレッション・プールにおける溶融炉心・コンクリート相互作用が継続し，原子炉圧力容器支持機能の喪失により格納容器破損に至る。

4.1.1−36

第 4.1.1.3−2 表
プラント損傷状態

炉心損傷前

プラント損傷状態と負荷の対応
Ｔ１

格納容器隔離失敗
ＴＱＵＶ

Ｔ２

Ｔ３

格納容器雰囲気直接加熱

過圧破損（長期冷却失

（ＤＣＨ）

敗）

水蒸気爆発（ＦＣＩ）

過温破損

ＴＱＵＸ
長期ＴＢ
−

ＴＢＵ
ＴＢＰ

溶融炉心・コンクリート

ＴＢＤ

相互作用（ＭＣＣＩ）

ＬＯＣＡ

4.1.1−37

水蒸気爆発（ＦＣＩ）
ＴＷ／ＴＢＷＴＣ

ＩＳＬＯＣＡ

過圧破損（崩壊熱除去失敗）
早期過圧破損（未臨界確保失敗）
インターフェイスシステム
ＬＯＣＡ

Ｔ１ 原子炉圧力容器破損前
Ｔ２ 原子炉圧力容器破損直後
Ｔ３ 事故後期

−

−

−

−

−

−

−

−

−

第 4.1.1.3−3 表

格納容器破損モードの選定

格納容器の状態

格納容器破損モード

格納容器破損モードの概要

格納容器バイパス

インターフェイスシステム
ＬＯＣＡ

インターフェイスシステムＬＯＣＡ後の格納容器バイパ
ス

格納容器隔離失敗

格納容器隔離失敗

事故後に格納容器の隔離に失敗

早期過圧破損（未臨界確保失敗）

未臨界確保に失敗し，水蒸気発生に伴う過圧による格納容器先行破損

過圧破損（崩壊熱除去失敗）

崩壊熱除去に失敗し，水蒸気発生に伴う過圧による格納容器先行破損

過圧破損（長期冷却失敗）

水蒸気・非凝縮性ガス蓄積に伴う過圧による格納容器破損

過温破損

格納容器貫通部等が過温により破損

格納容器雰囲気直接加熱

格納容器雰囲気直接加熱による格納容器破損

水蒸気爆発

水蒸気爆発による格納容器破損

溶融炉心・コンクリート相
互作用

溶融炉心・コンクリート相互作用が継続し，原子炉圧力容器支持機能の喪失による格納容器破損

格納容器
先行破損
4.1.1−38

格納容器
物理的破損
炉心損傷後の格納容器破損

第 4.1.1.4−1 表
物理化学現象
原子炉圧力容器破損

シビアアクシデント時の物理化学現象の整理

発生条件
・炉心への注水による炉心溶融進展の停止失敗・崩壊熱による水蒸気発生

過圧破損（長期冷却失敗）

・デブリが冷却できない場合の溶融炉心・コンクリート相互作用による非凝縮性ガス
の発生

過温破損

4.1.1−39

格納容器雰囲気直接加熱（ＤＣＨ）

水蒸気爆発（ＦＣＩ）

・デブリへの注水失敗発生後の事故進展・デブリの原子炉圧力容器外への放出に至る。
・水蒸気により過圧され格納容器破損に至る。
・溶融炉心・コンクリート相互作用による非凝縮性ガスの発生が継続し，格納容器内が過圧され格納容器破損に至る。
・格納容器貫通部あるいはフランジ部が熱的に損傷し，格納容器破損に至る。
・微粒子化したデブリが格納容器空間部に飛散し，格納容器雰・高圧状態で原子炉圧力容器が破損

囲気が直接加熱されて急速に格納容器が過圧され格納容器破損に至る。

・水中へのデブリの落下
・デブリへの注水

・デブリと水の接触に伴い，デブリの持つ熱エネルギが爆発的な機械エネルギに変換され，格納容器への荷重が生じることにより格納容器破損に至る。
・格納容器内に放出されたデブリにより，ペデスタル（ドライウェル部）床面のコンクリートが侵食され，その後，ペデス

溶融炉心・コンクリート相互作用（ＭＣＣＩ）・格納容器内に放出されたデブリの冷却失敗

タル（ドライウェル部）床の溶融貫通により，デブリはサプ
レッション・プールに落下する。落下したデブリにより，溶融炉心・コンクリート相互作用が継続し，原子炉圧力容器支
持機能の喪失により格納容器破損に至る。

第 4.1.1.4−2 表
格納容器破損モード
過圧破損（長期冷却失敗）
過温破損

格納容器破損モードと物理化学現象，対処設備及び運転員操作の対応整理

物理化学現象・過圧破損
・原子炉圧力容器破損
・溶融炉心・コンクリート相互作用

対処設備
・ＲＨＲ
(格納容器スプレイ冷却)

運転員操作
・ＲＨＲ手動起動・ＥＣＣＳ・損傷炉心への注水（原子炉圧力容器の破損回避）

格納容器雰囲気直接加熱

・原子炉圧力容器破損

・逃がし安全弁・原子炉減圧（原子炉圧力容器の高圧破損回避）（ＤＣＨ）

・格納容器雰囲気直接加熱

・ＥＣＣＳ

・損傷炉心への注水（原子炉圧力容器の破損回避）

4.1.1−40

水蒸気爆発（ＦＣＩ）

・原子炉圧力容器破損
・水蒸気爆発溶融炉心・コンクリート

・原子炉圧力容器破損

相互作用（ＭＣＣＩ）

・溶融炉心・コンクリート相互作用

・ＥＣＣＳ

・ＥＣＣＳ

・損傷炉心への注水（原子炉圧力容器の破損回避）
・デブリへの注水（原子炉圧力容器の破損口経由）
・損傷炉心への注水（原子炉圧力容器の破損回避）
・デブリへの注水（原子炉圧力容器の破損口経由）

第 4.1.1.4−3 表

ヘディングの選定及び定義

ヘディング

炉心が損傷した状態での格納容器隔離が正常に実格納容器隔離施されない場合，失敗とする。
炉心損傷後，原子炉減圧ができない場合，失敗と

原子炉減圧
Ｔ１

定義

する。

原子炉圧力容器注水

低圧ＥＣＣＳによる注水ができない場合，失敗とする。
低圧ＥＣＣＳによる注水により，デブリが下部プ

原子炉圧力容器破損

レナムにて冷却できず，原子炉圧力容器内に保持できない場合，有とする。
ペデスタル（ドライウェル部）内の水プールに落ＦＣＩ下したデブリにより，水蒸気爆発が発生し，格納容器が破損する場合，有とする。

Ｔ２

原子炉圧力容器の高圧破損時にデブリが微粒子化
し，雰囲気ガスとの直接的な熱伝達及び金属成分

ＤＣＨの酸化・発熱反応が発生し，格納容器が破損する
場合，有とする。

格納容器
注水

ペデスタル（ド低圧ＥＣＣＳによる注水（原子炉圧力容器の破損

ライウェル部）口経由）ができない場合，失敗とする。

ドライウェル

格納容器冷却スプレイモードによるスプレイができない場合，失敗とする。
低圧ＥＣＣＳにより，原子炉圧力容器の破損口経
由でペデスタル（ドライウェル部）のデブリに注ＦＣＩ水した際，水蒸気爆発が発生し，格納容器が破損
ペデスタル（ドライウェル部）

Ｔ３

デブリ冷却する場合，有とする。
低圧ＥＣＣＳによる注水（原子炉圧力容器の破損
口経由）に成功するものの，デブリ冷却ができずに溶融炉心・コンクリート相互作用が継続し，ペデスタル（ドライウェル部）床が溶融貫通する場
合，失敗とする。
ペデスタル（ドライウェル部）床貫通に伴い，デブリがサプレッション・プールに落下することにＦＣＩより，水蒸気爆発が発生し，格納容器が破損する
サプレッション
・プール

デブリ冷却

場合，有とする。
ペデスタル（ドライウェル部）床貫通により落下したデブリが，サプレッション・プールで冷却できずに溶融炉心・コンクリート相互作用が継続
し，原子炉圧力容器支持機能の喪失により格納容器が破損する場合，失敗とする。

4.1.1−41

第 4.1.1.4−4 表
Ｔ１

ヘディング
（影響を与える側）

Ｔ２

Ｔ３
格納容器注水

格納容器
隔離

ヘディング
（影響を受ける側）

ヘディングの従属性

原子炉減圧

原子炉圧力容 原子炉圧力容
器注水
器破損

ＦＣＩ

ＤＣＨ

ペデスタル（ドドライウェル
ライウェル部）

ペデスタル（ドライウェル部）
ＦＣＩ

デブリ
冷却

格納容器隔離原子炉減圧

Ｔ１
原子炉圧力容器注水○ ※１

原子炉圧力容器破損

○ ※２

○ ※４
○ ※５

ＦＣＩ

○ ※５

Ｔ２
○ ※３

ＤＣＨ

4.1.1−42

格納容器
注水

Ｔ３

ペデスタル
（ドライウェル部）

サプレッション
・プール

○
※1
※2
※3
※4
※5
※6
※7
※8
※9
※10

○ ※３

ペデスタル（ドライ
ウェル部）

○ ※６

ドライウェル

○ ※６

○ ※７
○ ※６

ＦＣＩ

○ ※７

○ ※８

デブリ冷却

○ ※７

○ ※９

ＦＣＩ

○ ※７

○ ※９

○ ※１０

デブリ冷却

○ ※７

○ ※９

○ ※１０

前段のヘディングにおける緩和設備の成功／失敗状態又は物理化学現象の発生により，当該ヘディングに影響を及ぼすもの
低圧ＥＣＣＳによる原子炉圧力容器注水を実施するためには原子炉減圧が必要
原子炉圧力容器破損回避のための低圧ＥＣＣＳによる原子炉圧力容器注水を実施するためには原子炉減圧が必要
原子炉減圧に失敗し原子炉圧力容器が高圧で破損する場合，ＤＣＨの可能性あり
低圧ＥＣＣＳによる原子炉圧力容器への注水に成功した場合，原子炉圧力容器破損の回避に期待可能
低圧ＥＣＣＳによる原子炉圧力容器への注水に成功し，原子炉圧力容器が破損する場合，ＦＣＩの可能性あり
一部同じ系統であるため従属性あり
原子炉圧力容器破損時のＦＣＩ及びＤＣＨを回避できた場合に，緩和設備又は物理化学現象を考慮
ペデスタル（ドライウェル部）への注水時にＦＣＩの可能性あり
ペデスタル（ドライウェル部）への注水が成功した場合，デブリのペデスタル（ドライウェル部）床貫通の回避に期待
ペデスタル（ドライウェル部）におけるデブリ冷却に失敗した場合，サプレッション・プールにおける物理化学現象を考慮

サプレッション・プール
ＦＣＩ

デブリ
冷却

第 4.1.1.5−1 表
ＰＤＳ

事故進展解析の対象とした代表事故シーケンス
代表事故シーケンス
全給水喪失を起因事象とし，その後の高圧ＥＣＣＳの注水

ＴＱＵＶ

ＴＱＵＶ

に失敗し，自動減圧系の作動には成功するものの，低圧Ｅ
ＣＣＳの注水に失敗すると仮定する。

ＴＱＵＸ
ＴＢＵ

全給水喪失を起因事象とし，主蒸気隔離弁の閉鎖には成功
ＴＱＵＸ

ＴＢＤ

するものの，その後の高圧ＥＣＣＳの注水に失敗し，自動減圧系の作動に失敗すると仮定する。
外部電源喪失を起因事象とし，非常用ＤＧ2 台が機能喪失した状態で，主蒸気隔離弁の閉鎖には成功するものの，Ｈ

4.1.1−43

長期ＴＢ

長期ＴＢ

ＰＣＳによる注水に失敗すると仮定する。その後，直流電源蓄電池が枯渇するまでの 8 時間はＲＣＩＣによる炉心冷却が継続すると仮定する。
外部電源喪失を起因事象とし，非常用ＤＧ2 台が機能喪失した状態で，主蒸気隔離弁の閉鎖には成功するものの，Ｈ

ＴＢＰ

ＴＢＰ

ＰＣＳによる注水に失敗すると仮定する。その後，逃がし安全弁の再閉鎖に失敗し，原子炉が減圧されるため，ＲＣＩＣによる炉心冷却にも失敗すると仮定する。
再循環系配管の両端破断を想定した原子炉冷却材喪失を起

ＬＯＣＡ

ＡＥ

因事象とし，その後の高圧ＥＣＣＳ及び低圧ＥＣＣＳの注水に失敗すると仮定する。

第 4.1.1.5−2 表
項目

基本解析条件解析条件

備 考

原子炉熱出力3,293MW

定格出力

原子炉ドーム圧力

6.93MPa[gage]

定格圧力原子炉初期水位

通常運転水位

格納容器空間容積
サプレッション・プー
ル水量

ドライウェル：5,700m３
ウェットウェル：4,100m３
3,400m３

コンクリート組成

珪酸系コンクリート

崩壊熱

ANSI／ANS-5.1-1979（平均）サプレッション・プー
ル初期水位
格納容器初期圧力

融点は 1,500K

約 7.0m

通常水位

5kPa[gage]

通常運転時圧力

ドライウェル：57℃

通常運転中のドライウ
ェル内平均温度

格納容器初期温度

サプレッション・プール：32℃ 通常運転中の上限値
炉心損傷温度1,500K

炉心溶融温度2,500K

格納容器破損圧力

格納容器破損温度

0.62MPa[gage]（過圧破損条件）

格納容器の健全性が保200℃てる範囲として設定（過温破損条件）

4.1.1−44

第 4.1.1.5−3 表
事故シー
ケンス
ＴＱＵＶ

ＴＱＵＸ

起因事象
過渡事象
（全給水喪失）過渡事象（全給水喪失）スクラム

各事故シーケンスの事故進展解析条件

ＲＣＩＣ

ＨＰＣＳ

作動

不作動

不作動

作動

不作動

系

作動

原子炉

格納容器

ＬＰＣＳ

ＬＰＣＩ

作動

不作動

不作動

不作動

不作動

不作動

不作動

不作動

不作動

不作動

不作動

不作動

不作動

不作動

減圧

スプレイ

4.1.1−45

長期ＴＢ

外部電源喪失作動

ＴＢＰ

外部電源喪失

作動

不作動

不作動

不作動

不作動

不作動

不作動

作動

不作動

不作動

不作動

不作動

不作動

不作動

（8 時間後に停止）

原子炉冷却材喪失
ＡＥ（再循環系配管の両端破断）第 4.1.1.5−4 表

事故進展解析結果（主要事象発生時刻）

事故シーケンス
ＴＱＵＶ

ＴＱＵＸ

長期ＴＢ

ＴＢＰ

ＡＥ

炉心露出

0.6h

0.6h

9.5h

2.1h

0.01h

燃料被覆管破損（1,000K）

0.7h

0.9h

10.1h

2.5h

0.1h

炉心損傷（1,500K）

0.9h

1.1h

10.4h

2.7h

0.2h

炉心溶融（2,500K）

1.2h

1.3h

10.8h

3.1h

0.5h

炉心支持板破損

2.6h

2.7h

13.9h

4.9h

1.6h

原子炉圧力容器破損

5.4h

3.3h

14.4h

10.7h

4.0h

8.4h

−※

−※

14.6h

7.6h

7.7h

3.3h

13.9h

12.7h

1.6h

事象進展

4.1.1−46

ペデスタル（ドライウェル部）床貫通
格納容器最高使用圧力
到達時刻
格納容器破損

15.9h

3.3h

14.4h

14.6h

1.6h

（過圧破損）（過温破損）（過温破損）（過温破損）（過温破損）※ 24 時間以内にペデスタル（ドライウェル部）床貫通せず○ＭＡＡＰ上の判定基準について
項目

条件

備考

炉心損傷の判断

燃料被覆管の最高温度が 1,500K 到達

炉心損傷が始まる温度

炉心溶融の判断

炉心最高温度が 2,500K 到達

炉心構成物質の代表的な融点

炉心支持板破損の判断

炉心支持板ノードにおいて累積破損割合が 1となった時点炉心支持板のクリープ破損を Larson-Miller のパラメータによって判定

原子炉圧力容器破損の判断

ＣＲＤチューブ逸出判定到達

原子炉圧力容器破損モードのうち，最も早い破損形態として，ＣＲＤチューブ逸出を設定

ペデスタル（ドライウェル部）
床貫通の判断コンクリートの侵食深さが到達

ペデスタル（ドライウェル部）床面サンプ部厚さを設定

第 4.1.1.6−1 表Ｔ１

格納容器イベントツリーの分岐確率の設定

分岐

ＰＤＳ

分岐
確率

ＥＦ

分岐確率の評価方法

格納容器隔離

ＴＱＵＸ
ＴＱＵＶ
ＬＯＣＡ
ＴＢＵ
ＴＢＰ
ＴＢＤ
長期ＴＢ

5.0E-03

5.0

ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−４２２０で評価された値を設
定。

原子炉減圧

ＴＱＵＸ
ＴＢＵ

フォールトツリーにより設定

原子炉圧力容器注水

ＴＱＵＸ

フォールトツリーにより設定

原子炉圧力容器破損
（ＩＶＲ）

ＴＱＵＸ

ＦＣＩ

ＴＱＵＸ
ＬＯＣＡ

ＤＣＨ

ＴＱＵＸ
ＴＢＵ
ＴＢＤ
長期ＴＢ

Ｔ２

Ｔ３
原子炉
圧力容器
健全時

格納容器
注水
（ペデス
タル（ド
ライウェ
ル部）)
Ｔ３
原子炉
圧力容器
破損時

格納容器
注水
（ドライ
ウェル）

ＤＣＨに係る支配的なパラメータの不確かさを考慮し，ＤＣＨによる格納容器破損確率を設定。

ＴＱＵＸ

フォールトツリー
により設定

原子炉
減圧成
功時

ＴＱＵＸ

フォールトツリー
により設定

原子炉
減圧成
功時

ＴＱＵＸ
ＴＱＵＶ

フォールトツリー
により設定

ＬＯＣ
Ａ時

ＬＯＣＡ

フォールトツリーにより設定

格納容器注水

ＦＣＩ（ペデスタル（ドライウェル部））
デブリ冷却（ペデスタル（ドライウェル部））
ＦＣＩ（サプレッション・
プール）
デブリ冷却
（サプレッション・プール）

炉心支持板破損までの余裕時間における，原子炉減圧に関する人的過誤確率及び機器故障確率等をフォールトツリーにてモデル化。
炉心支持板破損までの余裕時間における，原子炉
圧力容器注水に関する人的過誤確率及び機器故障確率等をフォールトツリーにてモデル化。また，
炉心損傷後のため，ＬＯＣＡ信号による自動起動に期待する。
ＩＶＲに係る支配的なパラメータの不確かさを考慮し，ＩＶＲの失敗確率を設定（添付資料
4.1.1.6-3）。
ＦＣＩに係る支配的なパラメータの不確かさを考慮し，ＦＣＩによる格納容器破損確率を設定。なお，ＴＱＵＸ及びＬＯＣＡにおいて，原子炉圧力容器破損時にペデスタル（ドライウェル部）に水が存在している想定については，以下のとおり。
【ＴＱＵＸ】
原子炉圧力容器破損前に原子炉圧力容器注水に成功するが，ＩＶＲに失敗した場合，原子炉圧力容
器内に注水した水がデブリとともにペデスタル（ドライウェル部）に放出される可能性を想定。
【ＬＯＣＡ】
ＬＯＣＡの発生により，格納容器に流出した原子炉冷却材によってペデスタル（ドライウェル部）に水が存在する可能性を想定。

損傷炉心冷却成功のため，ＴＱＵＶ時の格納容器破損までの余裕時間での格納容器注水に関する人
的過誤確率及び機器故障確率等をフォールトツリ
ーにてモデル化。
原子炉圧力容器の低圧破損後のため，ＴＱＵＶ時の原子炉圧力容器破損までの余裕時間におけるペデスタル（ドライウェル部）への注水（原子炉圧
力容器の破損口経由）に関する人的過誤確率及び機器故障確率等をフォールトツリーにてモデル化。
原子炉圧力容器の低圧破損後のため，ＴＱＵＶ時の格納容器破損までの余裕時間における格納容器
注水に関する人的過誤確率及び機器故障確率等をフォールトツリーにてモデル化。
ＬＯＣＡ時の格納容器破損までの余裕時間における格納容器注水に関する人的過誤確率及び機器故障確率等をフォールトツリーにてモデル化。
ＦＣＩに係る支配的なパラメータの不確かさを考慮し，ＦＣＩによる格納容器破損確率を設定。

ＴＱＵＸ

ＭＣＣＩに係る支配的なパラメータの不確かさを考慮し，ＭＣＣＩによる格納容器破損確率を設定。
ＦＣＩに係る過去の試験結果を踏まえ，トリガリ
ングの発生確率をＦＣＩによる格納容器破損確率として設定。
ＭＣＣＩに係る支配的なパラメータの不確かさを考慮し，ＭＣＣＩによる格納容器破損確率を設
定。

ＴＱＵＸ
ＴＱＵＸ
ＴＱＵＶ
ＬＯＣＡ
ＴＱＵＸ
ＴＱＵＶ
ＬＯＣＡ

4.1.1−47

第 4.1.1.6−2 表
緩和操作

ヘディング

緩和操作に対する余裕時間の検討結果

タイミング

適用

事故進展解析との関連

余裕時間

シーケンス
炉心支持板破損までに原子炉減圧ができれば，原子炉圧力容器注水に原子炉減圧

事象発生から

より原子炉圧力容器破損を回避でＴＱＵＸきる可能性がある。また，原子炉圧

ＴＢＵ

力容器注水ができない場合でも，Ｄ

炉心冷却心支持板破損まで 2.6h 及び 2.7h であるため，余ＣＨを回避できる可能性がある。

注水

事象発生から

及び原子炉圧力容器注水ができれば，原子炉圧力容器破損を回避でき

2 時間

裕をとり 2h とする。

炉心支持板破損までに原子炉減圧
原子炉圧力容器

ＴＱＵＶ及びＴＱＵＸの事故進展解析により，炉ＴＱＵＸ

4.1.1−48

る可能性がある。
原子炉圧力容器の減圧成功後， 原
子炉圧力容器破損までに原子炉圧
ペデスタル（ドライウェ
ル部）注水

格納容器注水（ペデスタル（ドライウェル

力容器注水ができれば，原子炉圧力
事象発生から部））

容器破損時にデブリとともに水が落下するため，ペデスタル（ドライＴＱＵＸＴＱＵＶの事故進展解析により，原子炉圧力容器
破損は 5.4h であるため，余裕をとり 4h とする。

4 時間ウェル部）注水に成功し，ペデスタ
ル（ドライウェル部）床貫通を回避できる可能性がある。

格納容器除熱格納容器注水（ＲＨＲ）(ドライウェル)格納容器破損までにドライウェル
事象発生からＴＱＵＶＴＱＵＶの事故進展解析により，格納容器破損は

ＴＱＵＸ

15.9h であるため，余裕をとり 15h とする。

15 時間

注水ができれば，格納容器破損を回避できる可能性がある。
ＬＯＣＡ

ＡＥの事故進展解析により，格納容器破損は 1.6hであるため，余裕をとり 1h とする。

1 時間

第 4.1.1.6−3 表

プラント損傷状態別の格納容器破損頻度

炉心損傷頻度寄与割合

条件付格納容器

格納容器破損頻度

寄与割合

（／炉年）

（％）

破損確率

（／炉年）

（％）

ＴＱＵＶ

3.5E-09＜0.1

9.5E-01

3.3E-09

＜0.1

ＴＱＵＸ

2.0E-08＜0.1

4.6E-01

9.3E-09

＜0.1

ＬＯＣＡ

2.2E-11＜0.1

1.0E+00

2.2E-11＜0.1

ＴＢＵ

2.1E-08＜0.1

1.0E+00

2.1E-08＜0.1

ＴＢＰ

5.3E-10＜0.1

1.0E+00

5.3E-10＜0.1

ＴＢＤ

6.0E-12＜0.1

1.0E+00

6.0E-12

＜0.1

長期ＴＢ

7.7E-080.1

1.0E+00

7.7E-08

0.1

ＴＷ／ＴＢＷ

6.0E-0599.8

1.0E+00

6.0E-05

99.8

ＴＣ

2.5E-08＜0.1

1.0E+00

2.5E-08＜0.1

ＩＳＬＯＣＡ

4.8E-10＜0.1

1.0E+00

4.8E-10＜0.1

全格納容器破損頻度

6.1E-05

100.0

1.0E+00

6.1E-05

100.0

プラント損傷状態

4.1.1−49

第 4.1.1.6−4 表

格納容器破損モード別の格納容器破損頻度
格納容器破損頻度

寄与割合

（／炉年）

（％）

インターフェイスシステムＬＯＣＡ

4.8E-10＜0.1

格納容器隔離失敗

6.1E-10＜0.1

過圧破損（未臨界確保失敗）

2.5E-08＜0.1

過圧破損（崩壊熱除去失敗）

6.0E-0599.8

過圧破損（長期冷却失敗）

2.0E-08＜0.1

過温破損（ＲＰＶ高圧破損）

7.9E-080.1

過温破損（ＲＰＶ低圧破損）

4.9E-10＜0.1

格納容器雰囲気直接加熱

8.5E-09＜0.1

2.2E-14＜0.1

水蒸気爆発（サプレッション・プール）

2.5E-09＜0.1

溶融炉心・コンクリート相互作用

1.3E-10＜0.1

全格納容器破損頻度

6.1E-05100.0

格納容器破損モード

4.1.1−50

水蒸気爆発（ペデスタル（ドライウェル部））

第 4.1.1.7−1 表

格納容器破損モード別の格納容器破損頻度（不確実さ解析）

格納容器破損モード

点推定値

平均値

（／炉年） （／炉年）

寄与割合
（％）

中央値

5％値

95％値

（／炉年） （／炉年） （／炉年）

ＥＦ

4.1.1−51

インターフェイスシステムＬＯＣＡ

4.8E-10

6.4E-10＜0.1

1.0E-10

7.3E-122.0E-0916.4

格納容器隔離失敗

6.1E-10

6.2E-10＜0.1

2.4E-10

3.3E-11

2.1E-098.0

過圧破損（未臨界確保失敗）

2.5E-08

5.6E-08＜0.1

1.5E-09

4.2E-11

6.9E-0840.5

過圧破損（崩壊熱除去失敗）

6.0E-05

6.1E-05

99.7

2.7E-05

1.0E-05

1.7E-044.1

過温破損（ＲＰＶ高圧破損）

7.9E-08

8.2E-080.1

4.5E-08

1.1E-08

2.5E-074.9

格納容器雰囲気直接加熱

8.5E-09

8.4E-09＜0.1

2.6E-09

2.7E-103.0E-0810.5

過温破損（ＲＰＶ低圧破損）

4.9E-105.0E-10＜0.1

9.9E-11

7.9E-12

1.7E-0914.6

過圧破損（長期冷却失敗）

2.0E-08

2.4E-08＜0.1

1.3E-08

2.6E-09

7.5E-085.4

水蒸気爆発（ペデスタル（ドライウェル部））

2.2E-14

1.7E-14＜0.1

5.4E-16

6.0E-18

4.1E-1482.0

水蒸気爆発（サプレッション・プール）

2.5E-09

2.9E-09＜0.1

1.0E-09

1.1E-109.8E-099.6

溶融炉心・コンクリート相互作用

1.3E-102.0E-10＜0.1

7.4E-12

1.3E-13

4.4E-1057.6

全格納容器破損頻度

6.1E-05

6.1E-05

100.0

2.7E-05

1.0E-05

1.7E-044.1

第 4.1.1.7− 2 表

モデル上の仮定に係る感度解析結果（格納容器先行破損，格納容器バイパス及び格納容器隔離失敗を除く）※
ベースケース
格納容器破損モード

点推定値
（／炉年）

寄与割合
（％）

点推定値
（／炉年）

寄与割合
（％）

8 .8 E- 0 8

79 . 08. 8E -0 8

77 . 2

過温破損（ＲＰＶ高圧破損）

7 .9 E- 0 8

71 . 3

7. 9E -0 8

69 . 7

格納容器雰囲気直接加熱

8 .5 E- 0 9

7 .7

8. 5E - 0 9

7. 5

2 .3 E- 0 8

21 . 02. 6 E- 0 8

22 . 8

過温破損（ＲＰＶ低圧破損）

4 .9 E- 1 0

0 .4

2. 1 E- 1 1＜ 0 .1

過圧破損（長期冷却失敗）

2 .0 E- 0 8

18 . 2

2. 3 E- 0 8

20 . 3

水 蒸 気 爆 発 （ ペ デ ス タ ル (ド ラ イ ウ ェ ル
部 )）2 .2 E- 1 4＜ 0 .1

2 .2 E- 1 4＜ 0 .1

水蒸気爆発（サプレッション・プール）

2 .5 E- 0 9

2 .3

2. 6 E- 0 9

2. 3

溶融炉心・コンクリート相互作用

1 .3 E- 1 0

0 .1

1. 4 E- 1 0

0. 1

1 .1 E- 0 7

10 0 .0

1 .1 E- 0 7

1 00 .0

原子炉圧力容器高圧シーケンス

4.1.1−52

原子炉圧力容器低圧シーケンス

格納容器破損頻度※

感度解析ケース 1

網掛け部はベースケースと感度解析の格納容器破損頻度が異なる箇所

第 4.1.1.7− 3 表

他研究機関等による格納容器破損確率

格納容器破損確率（平均値）
備考

格納容器破損モード
ベースケース

他研究機関

早期ＲＰＶ破損

2.3E-03 ［１］（感度解析ケース２）

後期ＲＰＶ破損

3.7E-02 ［１］（感度解析ケース２）

ＤＣＨ

4.1.1−53

ペデスタル（ドライウェル部） ※１

5.0E-01［１］サプレッション・プール

−

ＭＣＣＩ

ペデスタル
（ドライウェル部）

2.2E-03※２，［２］ＦＣＩ
サプレッション・プール

6.4E-02※２，［２］（感度解析ケース３）

ＪＮＥＳ評価では，ＭＥＬＣＯＲコードによる溶融
炉心等初期条件の設定，デブリ伝熱及び圧力抑制
プールへの輸送に係る伝熱・輸送方程式による圧力ピーク算出を実施している。

ＪＮＥＳ評価では，ペデスタル（ドライウェル部）
ＭＣＣＩは，同程度に生じ得ると判断される現象として設定している。Ｓ／Ｐ ＭＣＣＩは，ペデスタ
ル（ドライウェル部）床破損前に格納容器過圧破損に至るため設定していない。

ＪＡＥＡ評価では，ＴＨＡＬＥＳ２コード等による溶融炉心等初期条件の設定，ＪＡＳＭＩＮＥコード
による粗混合，爆発解析及びＡＵＴＯＤＹＮ―２Ｄ
コードによるペデスタル構造解析を実施している。

※１ ペデスタル（ドライウェル部）床でのＭＣＣＩ継続確率※２ トリガリング発生当たりの格納容器破損確率
参考文献［１］原子力発電技術機構，原子力安全解析書「PWR及びBWRプラントのCVイベントツリー重要度評価に関する報告書」，INS/M01-40（平成14年3月）［２］日本原子力研究開発機構，安全研究センター，熱水力安全評価研究グループ「軽水炉シビアアクシデント時の炉外水蒸気爆発による格納容器破損確率の評価」2007-072（2007年11月）

第 4.1.1.7− 4 表

物理化学現象による格納容器破損確率を変更した感度解析結果（格納容器先行破損，格納容器バイパス及び格納容器隔離失敗を除く）※
ベースケース
格納容器破損モード

感度解析ケース３
（ＦＣＩ）
点推定値
寄与割合
（／炉年）
（％）

点推定値
（／炉年）

寄与割合
（％）

8 .8 E- 0 8

79 . 08.8 E -0 8

7 9. 08. 8 E- 0 8

79 . 1

過温破損（ＲＰＶ高圧破損）

7 .9 E- 0 8

71 . 3

8. 5 E- 0 8

7 6. 4

7. 9 E- 0 8

71 . 5

格納容器雰囲気直接加熱

8 .5 E- 0 9

7 .7

2. 9 E- 0 9

2. 6

8. 5 E- 0 9

7. 7

2 .3 E- 0 8

21 . 02.3 E -0 8

2 1. 02. 3 E- 0 8

20 . 9

過温破損（ＲＰＶ低圧破損）

4 .9 E- 1 0

0 .4

4. 9E - 1 0

0. 4

5. 4 E- 1 0

0. 5

過圧破損（長期冷却失敗）

2 .0 E- 0 8

18 . 22.0 E -0 8

1 8. 2

2. 2 E- 0 8

20 . 1

水 蒸 気 爆 発 （ ペ デ ス タ ル (ド ラ イ ウ ェ ル
部 )）2 .2 E- 1 4＜ 0 .1

2 .2 E- 1 4＜ 0 .1

2. 2 E- 1 4＜ 0 .1

水蒸気爆発（サプレッション・プール）

2 .5 E- 0 9

2 .3

2. 5E - 0 9

2. 3

1. 6 E- 1 0

0. 1

溶融炉心・コンクリート相互作用

1 .3 E- 1 0

0 .1

1. 3E - 1 0

0. 1

1. 5 E- 1 0

0. 1

1 .1 E- 0 7

10 0 .0

1 .1 E- 0 7

1 00 .0

1. 1 E- 0 7

10 0 .0

原子炉圧力容器高圧シーケンス

4.1.1−54

原子炉圧力容器低圧シーケンス

格納容器破損頻度※

感度解析ケース２
（ＤＣＨ）
点推定値
寄与割合
（／炉年）
（％）

網掛け部はベースケースと感度解析の格納容器破損頻度が異なる箇所

第 4.1.1.8−1 表 Ｍａｒｋ−Ⅱ型格納容器の構造上の特徴に係る感度解析結果（格納容器先行破損，格納容器バイパス及び格納容器隔離失敗を除く）※
ベースケース
格納容器破損モード

感度解析ケース４（ＭＣＣＩ）
点推定値
寄与割合
（／炉年）
（％）

点推定値
（／炉年）

寄与割合
（％）

8.8E-0879.0

8.8E-0877.7

過温破損（ＲＰＶ高圧破損）

7.9E-08

71.3

7.9E-0870.1

格納容器雰囲気直接加熱

8.5E-097.7

8.5E-09

7.5

2.3E-08

21.0

2.5E-0822.3

過温破損（ＲＰＶ低圧破損）

4.9E-100.4

2.1E-11＜0.1

過圧破損（長期冷却失敗）

2.0E-08

18.2

2.2E-091.9

水蒸気爆発（ペデスタル(ドライウェル部)）

2.2E-14＜0.1

2.2E-14＜0.1

水蒸気爆発（サプレッション・プール）

2.5E-092.3−−

溶融炉心・コンクリート相互作用

1.3E-100.1

2.3E-08

20.4

1.1E-07100.0

1.1E-07100.0

原子炉圧力容器高圧シーケンス

原子炉圧力容器低圧シーケンス

4.1.1−55

格納容器破損頻度※ 網掛け部はベースケースと感度解析の格納容器破損頻度が異なる箇所

4.1.1−56

イベントツリーの見直し

プラント構成・特性の調査

・プラントの設計・運用管理に係る情報を収集

プラント損傷状態の分類
及び発生頻度の定量化

・レベル１ＰＲＡの結果をプラント損傷状態に分類し，プラント
損傷状態別の発生頻度を評価

格納容器破損モードの設定

・事故後の事故進展及び物理化学現象を考慮し，格納容器破損
モードを設定事故シーケンスの分析（格納容器イベントツリーの作成）

・プラント損傷状態ごとに，緩和設備の作動状況，物理化学現象の発生の有無を考慮し，事故の進展に応じて格納容器破損に至る事故シナリオを格納容器イベントツリーで展開

事故進展解析

・格納容器イベントツリーの分岐確率等を設定するための必要なデータを得るために事故進展解析を実施

格納容器破損頻度の定量化

・各プラント損傷状態の発生頻度，格納容器イベントツリーの各分岐確率を用いて，格納容器破損頻度を定量化

第 4.1.1−1 図

内部事象出力運転時レベル１．５ＰＲＡの評価フロー図

4.1.1−57
第 4.1.1.1−1 図

格納容器の形状及び溶融デブリの移動経路の概略

事故シーケンス

格納容器
破損時期

原子炉圧力

炉心損傷時期

電源の状態

後期
長期ＴＢ

4.1.1−58

炉心損傷後
ＴＱＵＶ
ＴＱＵＸ
ＴＢＵ
ＴＢＰ
ＴＢＤ
長期ＴＢ
ＡＥ
Ｓ１Ｅ
Ｓ２Ｅ
ＴＱＵＶ
ＴＱＵＸ
ＴＢＵ
ＴＢＰ
ＴＢＤ
長期ＴＢ
ＴＣ
ＴＷ
ＴＢＷ
ＡＥ
Ｓ１Ｅ
Ｓ２Ｅ
ＩＳＬＯＣＡ

高圧
ＴＱＵＸ
ＴＢＵ
ＴＢＤ
長期ＴＢ

長期ＴＢ

早期
ＴＱＵＸ
ＴＢＵ
ＴＢＤ

電源あり
ＴＱＵＸ

ＴＱＵＸ

交流電源なし，直流電源あり
ＴＢＵ

ＴＢＵ

交流電源なし，直流電源なし
ＴＢＤ

ＴＢＤ

電源あり
ＴＱＵＶ
ＡＥ
Ｓ１Ｅ
Ｓ２Ｅ

低圧
ＴＱＵＶ
ＴＢＰ
ＡＥ
Ｓ１Ｅ
Ｓ２Ｅ

炉心損傷前
ＴＣ
ＴＷ
ＴＢＷ
ＩＳＬＯＣＡ

後期
ＴＷ
ＴＢＷ

ＴＱＵＶ
ＬＯＣＡ（ＡＥ,Ｓ１Ｅ,Ｓ２Ｅ）

交流電源なし，直流電源あり
ＴＢＰ

ＴＢＰ

電源あり
ＴＷ

ＴＷ

電源なし
ＴＢＷ

ＴＢＷ

早期
ＴＣ
ＩＳＬＯＣＡ

第 4.1.1.2−1 図

プラント損傷状態

プラント損傷状態の分類

ＴＣ
ＩＳＬＯＣＡ

格納容器バイパス（格納容器隔離失敗）
ＴＱＵＶ
ＴＱＵＸ
ＴＢＵ
ＴＢＰ
ＴＢＤ
長期ＴＢ
ＬＯＣＡ

過温破損

原子炉圧力
容器下部への
溶融物落下

炉心
損傷

原子炉圧力
容器内部でのデブリ保持に成功

原子炉
圧力容器
破損

ＴＷ
ＴＢＷ

水蒸気等に
よる過圧

過圧破損
（崩壊熱除去失敗）

炉心
損傷

水蒸気に
よる過圧

過圧破損
（長期冷却失敗）

格納容器
雰囲気過温

過温破損

溶融燃料−冷却材
相互作用
（ＦＣＩ）

原子炉圧力容器外での水蒸気爆発格納容器雰囲気
直接加熱（ＤＣＨ）

格納容器雰囲気
直接加熱
（ＤＣＨ）

＜凡例＞
：プラント損傷状態：物理化学現象：格納容器破損モード

4.1.1−59

ＴＣ

ＩＳＬＯＣＡ

水蒸気等による過圧

格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）

格納容器
雰囲気過温

過温破損

水蒸気等に
よる過圧

過圧破損
（長期冷却失敗）

早期過圧破損（未臨界確保失敗）

原子炉建屋への流出継続

非凝縮性
ガス発生

炉心
損傷

溶融炉心・コンク
リート相互作用継続

サプレッション・
プールへの
デブリ落下

溶融燃料−冷却材
相互作用
（ＦＣＩ）

原子炉圧力容器外での水蒸気爆発

格納容器
雰囲気過温

過温破損

水蒸気等に
よる過圧

過圧破損
（長期冷却失敗）

非凝縮性
ガス発生

ペデスタル
（ドライウェル部）への溶融炉心落下後の状態（Ｔ３）

溶融炉心・コンク
リート相互作用継続

炉心損傷発生前（レベル1ＰＲＡ）

炉心損傷発生から 原子炉圧力容器
原子炉圧力容器破損直後の破損に至るまでの 状態（Ｔ２）
状態（Ｔ１）

第 4.1.1.3−1 図

本プラントのシビアアクシデントで考えられる事故進展

サプレッション・プール
への溶融炉心落下後の状態（Ｔ３）

過圧破損（長期冷却失敗）

プラント
損傷状態

原子炉 圧力容器
破損前

格納容器
隔離

原子炉
減圧

原子炉
圧力容器
注水

原子炉
圧力容器
破損

原子炉圧力容器
破損直 後
格納容器破損モード
格納容器
注水 ※ １

ＦＣＩ

ＤＣＨ

無

後続事象（原子炉圧力容器健全）へ

成功
無

後続事象（原子炉圧力容器破損）へ

成功
成功

有

有

原子炉圧力容器外での水蒸気爆発

失敗

過温破損

成功

4.1.1−60

無後続事象（原子炉圧力容器破損）へ

失敗
有

原子炉圧力容器外での水蒸気爆発

無
失敗
有

失敗

過温破損

格納容器雰囲気直接加熱

格納容器バイパス（格納容器隔離失敗）

ＦＣＩ 原子炉圧力容器外の溶 融燃料−冷却 材相互作用
ＤＣＨ 格納容器雰囲気直接加 熱※1 ＬＯＣＡシー ケンスは，格 納容器注水に失敗した場合，原子炉圧力容器破損前に過温破損に至るため，本 ヘディングの 成功／失敗を原子炉圧力 容器破損前に考慮する。

第 4.1.1.4−1 図

格納容器イベントツリー（1／3）

事故後期
格納容器破損モード

後続事象（原子炉圧力容器健全）

格納容器注水成功

失敗

4.1.1−61

第 4.1.1.4−1 図

原子炉圧力容器内で事故収束

過圧破損（長期冷却失敗）

格納容器イベントツリー（2／3）

事故後期

（

後続事象
原子炉圧力
容器破損

）

格納容器注水
ペデスタル

ＦＣＩ

デブリ冷却

ＦＣＩ

ペデスタル

ドライウェルサプレッション・プール

成功

格納容器内で事故収束

無

成功
無

成功

格納容器破損モード

デブリ冷却

失敗

失敗
有

格納容器内で事故収束
溶融炉心・コンクリート相互作用
原子炉圧力容器外での水蒸気爆発

有原子炉圧力容器外での水蒸気爆発

成功
成功

過圧破損（長期冷却失敗）

4.1.1−62

無成功

過圧破損（長期冷却失敗）

無
失敗

失敗

失敗
有

原子炉圧力容器外での水蒸気爆発

有原子炉圧力容器外での水蒸気爆発
成功
無

成功

失敗
有
成功
無

失敗

失敗
有

格納容器内で事故収束
溶融炉心・コンクリート相互作用
原子炉圧力容器外での水蒸気爆発

失敗

ＦＣＩ

溶融炉心・コンクリート相互作用

過圧破損（長期冷却失敗）
溶融炉心・コンクリート相互作用
原子炉圧力容器外での水蒸気爆発

原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用

第 4.1.1.4−1 図

格納容器イベントツリー（3／3）

事故シーケンス

格納容器
破損時期

原子炉圧力 炉心損傷時期

後期
長期ＴＢ

4.1.1−63

炉心損傷後
ＴＱＵＸ
ＴＱＵＶ
ＴＢＵ
ＴＢＰ
ＴＢＤ
長期ＴＢ
ＡＥ
Ｓ１Ｅ
Ｓ２Ｅ
ＴＱＵＸ
ＴＱＵＶ
ＴＢＵ
ＴＢＰ
ＴＢＤ
長期ＴＢ
ＡＥ
Ｓ１Ｅ
Ｓ２Ｅ
（ＴＣ）
（ＴＷ）
（ＴＢＷ）
（ＩＳＬＯＣＡ）

高圧
ＴＱＵＸ
ＴＢＵ
ＴＢＤ
長期ＴＢ

炉心損傷前
（ＴＣ）
（ＴＷ）
（ＴＢＷ）
（ＩＳＬＯＣＡ）

長期ＴＢ

ＴＱＵＸ
ＴＢＵ
ＴＢＤ

早期
ＴＱＵＸ
ＴＢＵ
ＴＢＤ

過渡
ＴＱＵＶ
ＴＢＰ

低圧
ＴＱＵＶ
ＴＢＰ
ＡＥ
Ｓ１Ｅ
Ｓ２Ｅ

事故シーケンス
グループ化結果

起因事象

ＬＯＣＡ
ＡＥ
Ｓ１Ｅ
Ｓ２Ｅ

ＴＱＵＶ
ＴＢＰ
ＡＥ
Ｓ１Ｅ
Ｓ２Ｅ

後期
（ＴＷ）
（ＴＢＷ）

（ＴＷ）
（ＴＢＷ）

早期
（ＴＣ）
（ＩＳＬＯＣＡ）（ＴＣ）（ＩＳＬＯＣＡ）（ ）は格納容器先行破損又は格納容器バイパスの事故シーケンスを示す

第 4.1.1.5−1 図

解析対象とする事故シーケンス分類

① ②

③

④

⑤

⑥
①炉心損傷
②炉心溶融
③炉心支持板破損④原子炉圧力容器破損⑤ペデスタル（ドライウェ
ル部）床貫通⑥格納容器破損
2Pd

① ②

③

④

⑤

⑥
①炉心損傷
②炉心溶融
③炉心支持板破損④原子炉圧力容器破損⑤ペデスタル（ドライウェ
ル部）床貫通⑥格納容器破損

200℃

第 4.1.1.5−2(a)図代表事故シーケンスの事故進展（ＴＱＵＶ）

4.1.1−64

①②

③ ④⑤
①炉心損傷
②炉心溶融
③炉心支持板破損④原子炉圧力容器破損⑤格納容器破損

2Pd

①②

③ ④⑤
①炉心損傷
②炉心溶融
③炉心支持板破損④原子炉圧力容器破損⑤格納容器破損

200℃

第 4.1.1.5−2(b)図

代表事故シーケンスの事故進展（ＴＱＵＸ）

4.1.1−65

① ②

③ ④⑤
①炉心損傷
②炉心溶融
③炉心支持板破損④原子炉圧力容器破損⑤格納容器破損

2Pd

① ②

③ ④⑤
①炉心損傷
②炉心溶融
③炉心支持板破損④原子炉圧力容器破損⑤格納容器破損

200℃

第 4.1.1.5−2(c)図

代表事故シーケンスの事故進展（長期ＴＢ）

4.1.1−66

①②

③

④

⑤⑥
①炉心損傷
②炉心溶融
③炉心支持板破損④原子炉圧力容器破損⑤ペデスタル（ドライウェ
ル部）床貫通⑥格納容器破損
2Pd

①②

③

④

⑤⑥
①炉心損傷
②炉心溶融
③炉心支持板破損④原子炉圧力容器破損⑤ペデスタル（ドライウェ
ル部）床貫通⑥格納容器破損

200℃

第 4.1.1.5−2(d)図

代表事故シーケンスの事故進展（ＴＢＰ）

4.1.1−67

①②

③④

⑤

⑥
①炉心損傷
②炉心溶融
③炉心支持板破損④格納容器破損⑤原子炉圧力容器破損⑥ペデスタル（ドライウェ
ル部）床貫通
2Pd

①②

③④

⑤

⑥
①炉心損傷
②炉心溶融
③炉心支持板破損④格納容器破損⑤原子炉圧力容器破損⑥ペデスタル（ドライウェ
ル部）床貫通200℃

第 4.1.1.5−2(e)図代表事故シーケンスの事故進展（ＡＥ）

4.1.1−68

ＴＢＵ
＜0.1％

ＴＱＵＸ
＜0.1％

ＴＱＵＶ
＜0.1％

ＴＢＰ
＜0.1％

ＴＣ
＜0.1％

ＩＳＬＯＣＡ
＜0.1％
ＬＯＣＡ
＜0.1％
ＴＢＤ
＜0.1％

長期ＴＢ
0.1％

格納容器雰囲気
直接加熱＜0.1％

格納容器バイパス
過温破損
原子炉圧力容器外での（格納容器隔離失敗）（ＲＰＶ低圧破損）＜0.1％
水蒸気爆発（サプレッ＜0.1％
ション・プール）＜0.1％

格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）
＜0.1％

過圧破損
（長期冷却失敗）＜0.1％

溶融炉心・コンク
リート相互作用＜0.1％

早期過圧破損（未臨界確保失敗）＜0.1％

原子炉圧力容器外の水蒸気爆発（ペデスタル（ドライウェル部））＜0.1％

過温破損（ＲＰＶ高圧破損）
0.1％

4.1.1−69
ＴＷ／ＴＢＷ99.8％

第 4.1.1.6−1 図

過圧破損（崩壊熱除去失敗）
99.8％

プラント損傷状態別及び格納容器破損モード別の格納容器破損頻度寄与割合

1.0E-03
1.0E-04

4.1.1−70

格納容器破損頻度（／炉年）

1.0E-05
1.0E-06
1.0E-07
1.0E-08
1.0E-09
1.0E-101.0E-11
1.0E-121.0E-13
1.0E-14

プラント損傷状態

第 4.1.1.6−2 図

プラント損傷状態別の格納容器破損頻度

1.0E-03

4.1.1−71

格納容器破損頻度（／炉年）

1.0E-04
1.0E-05
1.0E-06
1.0E-07
1.0E-08
1.0E-09
1.0E-101.0E-11
1.0E-121.0E-13
1.0E-14

格納容器破損モード

第 4.1.1.6−3 図

格納容器破損モード別の格納容器破損頻度

原子炉圧力容器外での水蒸気爆発（サプレッション・プール）
2.3％

格納容器雰囲気
直接加熱
7.7％

過温破損
（ＲＰＶ低圧破損）
0.4％

溶融炉心・コンク
リート相互作用0.1％
原子炉圧力容器外での水蒸気爆発（ペデスタル（ドライウェル部））＜0.1％

4.1.1−72

過圧破損（長期冷却失敗）
18.2％

過温破損
（ＲＰＶ高圧破損）
71.3％

第 4.1.1.6−4 図

格納容器破損モード別の格納容器破損頻度寄与割合（格納容器先行破損及び格納容器バイパス除外）

1.0E-03
1.0E-04
1.0E-05
1.0E-06
1.0E-07

格納容器破損頻度（／炉年）

1.0E-08
1.0E-09
1.0E-101.0E-11
1.0E-121.0E-134.1.1−73

1.0E-14

95％値

平均値
中央値

1.0E-155％値

1.0E-16

点推定値

1.0E-17
1.0E-18

格納容器破損モード

第 4.1.1.7−1 図

格納容器破損モード別の格納容器破損頻度（不確実さ解析）

1.0E-05

1.0E-06

1.0E-07

格納容器破損頻度（／炉年）

1.0E-08

1.0E-09

1.0E-101.0E-11

1.0E-12

95％値
平均値

4.1.1−74

1.0E-13
中央値
1.0E-14

1.0E-155％値
点推定値
感度解析ケース1（点推定値）

1.0E-16ベースケースの評価結果と差異があるもの

1.0E-17

1.0E-18

格納容器破損モード

第 4.1.1.7− 2 図 モ デ ル 上 の 仮 定 に 係 る 感 度 解 析 結 果（格納容器先行破損，格納容器バイパス及び格納容器隔離失敗を除く）

1.0E-05

1.0E-06

1.0E-07

格納容器破損頻度（／炉年）

1.0E-08

1.0E-09

1.0E-101.0E-11

1.0E-12

95％値
平均値
中央値

4.1.1−75

1.0E-135％値
点推定値

1.0E-14

感度解析ケース2（点推定値）
感度解析ケース3（点推定値）

1.0E-15ベースケースの評価結果と差異があるもの

1.0E-16

1.0E-17

1.0E-18

格納容器破損モード

第 4.1.1.7− 3 図 物 理 化 学 現 象 に よ る Ｃ Ｆ Ｐ に 係 る 感 度 解 析 結 果（格納容器先行破損，格納容器バイパス及び格納容器隔離失敗を除く）

1.0E-05

ペ デ ス タ ル（ ド ラ イ ウ ェ ル 部 ）床 でのＭＣＣＩによる格納容器破損

1.0E-06

1.0E-07

格納容器破損頻度（／炉年）

1.0E-08

1.0E-09

1.0E-101.0E-11

1.0E-121.0E-13

95％値
平均値
中央値

4.1.1−76

1.0E-145％値
1.0E-15

1.0E-16点推定値
感度解析ケース4（点推定値）
ベースケースの評価結果と差異があるもの

1.0E-17

1.0E-18

ＲＰＶ高圧シーケンス

ＲＰＶ低圧シーケンス

格納容器破損モード

第 4.1.1.8− 1 図 Ｍ ａ ｒ ｋ − Ⅱ 型 格 納 容 器 の 構 造 上 の 特 徴 に 係 る 感 度 解 析 結 果（格納容器先行破損，格納容器バイパス及び格納容器隔離失敗を除く）

添付資料 4.1.1.1−1デブリの移動経路について

原子炉圧力容器破損後にペデスタル（ドライウェル部）床面に堆
積 す る 溶 融 デ ブ リ 体 積 は 100％ 炉 心 落 下 を 想 定 し て も 約 36m 3 で あ り ，
ペデスタル（ドライウェル部）床面積は約であるため，ペデスタル（ドライウェル部）床のサンプを考慮しない場合のデブリ高
さは約

となる。

ペデスタル（ドライウェル部）床からペデスタル（ドライウェ
ル部）開口部までの高さは約あるため，ドライウェル床に溶

融デブリが広がることはない。また，ペデスタル（ドライウェル部）床のサンプを考慮するとデブリ高さはさらに低くなる。
な お ，ペ デ ス タ ル（ ド ラ イ ウ ェ ル 部 ）注 水 配 管 は ペ デ ス タ ル（ ドライウェル部）床面から約であるため，ペデスタル（ドライウェル部）注水配管までデブリが到達することはない。
①ペデスタル（ドライウェル部）床面コンクリート厚さ：約②ペデスタル（ドライウェル部）床面サンプ部コンクリート厚さ：約③ ペ デ ス タ ル（ ド ラ イ ウ ェ ル 部 ）側 壁 コ ン ク リ ー ト 厚 さ（ Ｄ ／ Ｗ 側 ）：約④ ペ デ ス タ ル（ ド ラ イ ウ ェ ル 部 ）側 壁 コ ン ク リ ー ト 厚 さ（ Ｗ ／ Ｗ 側 ）：約⑤ペデスタル（ドライウェル部）床からペデスタル（ドライウェル部）開口部 ま で の 高 さ :約

ペ デ ス タ ル（ ド ラ イ ウ ェ ル 部 ）開 口 部

拡大

③
⑤
②

①

④

図 1

ペデスタル拡大図
デブリの移動経路

添付 4.1.1.1−1−1

添付資料 4.1.1.2−1
炉心損傷時期を分類する基準について

炉心損傷時期の早期／後期の分類は，事象発生後の原子炉への注水の成功／失敗を考慮したものであり，結果として長期ＴＢ，ＴＷ及びＴＢ
Ｗ が 後 期 と し て 分 類 さ れ る （ 図 1）。
事象発生後に注水に成功する長期ＴＢ，ＴＷ及びＴＢＷ，事象発生が即ち格納容器の機能喪失（破損）となるＩＳＬＯＣＡ，事象発生後速やかに格納容器先行破損に至るＴＣを除き，他の事故シーケンスは全て注
水 に 失 敗 す る シ ー ケ ン ス で あ り ，お お む ね 1 時 間 前 後 で 炉 心 損 傷 に 至 る 。
長期ＴＢは，全交流動力電源喪失後，ＲＣＩＣの運転に成功している
事故シーケンスである。本ＰＲＡでは，蓄電池が 8 時間で枯渇することを想定しているため，その後ＲＣＩＣが機能喪失し，炉心損傷に至る。
ＴＷ及びＴＢＷは，電源の確保状態が異なるものの，いずれも原子炉への注水に成功後，格納容器からの除熱機能の喪失により格納容器が先行破損する事故シーケンスである。格納容器が過圧破損に至るのは事象
発 生 後 20 時 間 以 上 経 過 後 で あ り ， そ の 後 炉 心 損 傷 に 至 る 。
以上より，炉心損傷時期の分類に当たっては，事象発生後の原子炉注水に成功している事故シーケンスのうち，全交流動力電源喪失時のＲＣ
ＩＣ運転継続に期待できる蓄電池枯渇までの時間を参考に，事象発生後
8 時間以降に炉心損傷に至る事故シーケンスを後期とした。

添付 4.1.1.2−1−1

事故シーケンス

格納容器
破損時期

原子炉圧力

炉心損傷時期

電源の状態

後期
長期ＴＢ

炉心損傷後
ＴＱＵＶ
ＴＱＵＸ
ＴＢＵ
ＴＢＰ
ＴＢＤ
長期ＴＢ
ＡＥ
Ｓ１Ｅ
Ｓ２Ｅ
ＴＱＵＶ
ＴＱＵＸ
ＴＢＵ
ＴＢＰ
ＴＢＤ
長期ＴＢ
ＴＣ
ＴＷ
ＴＢＷ
ＡＥ
Ｓ１Ｅ
Ｓ２Ｅ
ＩＳＬＯＣＡ

高圧
ＴＱＵＸ
ＴＢＵ
ＴＢＤ
長期ＴＢ

早期
ＴＱＵＸ
ＴＢＵ
ＴＢＤ

後期
ＴＷ
ＴＢＷ

炉心損傷前
ＴＣ
ＴＷ
ＴＢＷ
ＩＳＬＯＣＡ

長期ＴＢ
電源あり
ＴＱＵＸ

ＴＱＵＸ

交流電源なし，直流電源あり
ＴＢＵ

ＴＢＵ

交流電源なし，直流電源なし
ＴＢＤ

ＴＢＤ

電源あり
ＴＱＵＶ
ＡＥ
Ｓ１Ｅ
Ｓ２Ｅ

低圧
ＴＱＵＶ
ＴＢＰ
ＡＥ
Ｓ１Ｅ
Ｓ２Ｅ

ＴＱＵＶ
ＬＯＣＡ（ＡＥ,Ｓ１Ｅ,Ｓ２Ｅ）

交流電源なし，直流電源あり
ＴＢＰ

ＴＢＰ

電源あり
ＴＷ

ＴＷ

電源なし
ＴＢＷ

ＴＢＷ

早期
ＴＣ
ＩＳＬＯＣＡ

図 1

プラント損傷状態

プラント損傷状態の分類

添付 4.1.1.2−1−2

ＴＣ
ＩＳＬＯＣＡ

添付資料 4.1.1.2−2
ＴＢＰ及びＳ２Ｅシーケンスのプラント損傷状態について

本ＰＲＡでは，炉心損傷に至る事故シーケンスのうち，ＴＢＰ（全交流動力電源喪失後の逃がし安全弁再閉鎖失敗及び高圧炉心スプレイ系失敗）及びＳ２Ｅ（小破断ＬＯＣＡ後の注水失敗）について，いず
れ も 低 圧 の 炉 心 損 傷 シ ー ケ ン ス と し て い る 。そ の 考 え 方 を 以 下 に 示 す 。

1.

高圧／低圧シーケンスの分類の考え方
格納容器イベントツリーを展開するためのプラント損傷状態の分

類 に 当 た っ て は ，格 納 容 器 雰 囲 気 直 接 加 熱 の 発 生 の 有 無 の 観 点 か ら ，原 子 炉 圧 力 容 器 破 損 時 の 原 子 炉 圧 力 （ 2MPa[gage] ） を 判 断 基 準 と して，高圧／低圧シーケンスを分類した。

2.

ＴＢＰシーケンス
緩和設備に期待できない場合のＴＢＰシーケンスについて，ＭＡ

ＡＰによる事故進展解析結果を図 1 に示す。
図 １ よ り ， 原 子 炉 圧 力 容 器 破 損 時 （ 事 故 後 約 10.7 時 間 後 ） の 原 子
炉 圧 力 は 2MPa[gage]以 下 で あ る た め ， 低 圧 シ ー ケ ン ス と し て 分 類 した。
なお，レベル１ＰＲＡのイベントツリーの展開に当たっては，高圧／低圧の分類により期待する緩和操作が異なる（原子炉圧力が約2MPa[gage] 以 下 で ， 低 圧 の 注 水 系 に よ り 注 水 可 能 ） こ と か ら ， 炉 心損傷開始時の原子炉圧力により高圧／低圧を分類し，それぞれツリーを展開している。ＴＢＰシーケンスでは，炉心損傷開始時（事故後 約 2.5 時 間 後 ） の 原 子 炉 圧 力 は 2MPa[gage]以 下 で あ る こ と か ら ，
添付 4.1.1.2−2−1

原 子 炉 圧 力 (MPa［ gage］ )低圧状態としてイベントツリーを展開している。

原子炉圧力

10 .7 (h r )2 .5 (h r )

図 1

3.

事 故 後 の 時 間 (h r )ＴＢＰシーケンスの事故進展解析結果（原子炉圧力）Ｓ２Ｅシーケンス
緩和設備に期待できない（減圧に失敗する）場合のＳ２Ｅシーケ

ンスについて，ＭＡＡＰによる事故進展解析結果を図 2 に示す。
図 2 よ り ， 原 子 炉 圧 力 容 器 破 損 時 （ 事 故 後 約 3.3 時 間 後 ） の 原 子
炉 圧 力 は 2MPa[gage]以 上 で あ り ， 高 圧 状 態 と な っ て い る 。 し か し なが ら ，図 3（「 添 付 資 料 3.1.1.4− 1

内部事象出力運転時レベル１Ｐ

Ｒ Ａ イ ベ ン ト ツ リ ー 集 」 の 図 10-1） の と お り ， 小 破 断 Ｌ Ｏ Ｃ Ａ に 対
す る イ ベ ン ト ツ リ ー に お い て ， 最 終 状 態 が Ｓ ２ Ｅ と な る No.19 及 び
20 の シ ー ケ ン ス の 炉 心 損 傷 頻 度 は 以 下 の と お り で あ り ， 低 圧 シ ー ケ
ンスの炉心損傷頻度が高圧シーケンスに対して 1 桁程度高くなっている。

添付 4.1.1.2−2−2

・原 子 炉 減 圧 に 成 功 し て 低 圧 シ ー ケ ン ス と な る No.19 シ ー ケ ン ス ：炉 心 損 傷 頻 度 は 1.4×10 - １ ３ （ ／ 炉 年 ）・原 子 炉 減 圧 に 失 敗 し て 高 圧 シ ー ケ ン ス と な る No.20 シ ー ケ ン ス ：炉 心 損 傷 頻 度 は 2.2×10 - １ ４ （ ／ 炉 年 ）このように，Ｓ２Ｅシーケンスは，炉心損傷頻度に対して低圧シーケンスが支配的であるため，低圧シーケンスとして分類した。
な お ， Ｓ ２ Ｅ シ ー ケ ン ス で は ， 炉 心 損 傷 開 始 時 （ 事 故 後 約 0.7 時
間 後 ） の 原 子 炉 圧 力 は 2MPa[gage]以 上 で あ り ， 高 圧 状 態 と な っ て い
る こ と か ら ，レ ベ ル １ Ｐ Ｒ Ａ の イ ベ ン ト ツ リ ー の 展 開 に 当 た っ て は ，
原子炉減圧系に期待し，高圧／低圧を分類している。

Ｓ２Ｅシーケンスと同様に，Ｓ１Ｅシーケンスについても，中破断ＬＯＣＡに対するイベントツリーにおいて低圧シーケンスの炉心損傷頻度が高圧シーケンスに対して数倍程度高く支配的であるため，

原 子 炉 圧 力 (MPa［ gage］ )低圧シーケンスとして分類した。

原子炉圧力

0 .7 (h r )図 2

3 .3 (h r )事 故 後 の 時 間 (hr)Ｓ２Ｅシーケンスの事故進展解析結果（原子炉圧力）
添付 4.1.1.2−2−3

小破断
LOCA
S2

メンテナンス

スクラム系

HPCS

RCIC

MN

C

UH

UR

原子炉減
圧系
X

LPCI-A

LPCS

LPCI-B

LPCI-C

RHR-A

RHR-B

VA

VS

VB

VC

WA

WB

添付 4.1.1.2−2−4
図 3

小破断ＬＯＣＡに対するイベントツリー

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22

TW
TW
TW
TW
TW
TW
S2E
S2E
-

3.0E-04
6.8E-07
4.5E-08
8.9E-072.0E-09
1.3E-10
5.7E-09
1.3E-11
6.3E-13
1.2E-11
2.8E-14
6.2E-14
2.4E-14
5.4E-17
2.5E-15
5.1E-17
1.2E-19
7.3E-15
1.4E-13
2.2E-14
3.0E-24
2.5E-09

合計値

4.5E-08添付資料 4.1.1.3−1
炉内溶融燃料−冷却材相互作用（ＦＣＩ）に関する知見の整理

溶 融 燃 料 − 冷 却 材 相 互 作 用 （ 以 下 「 Ｆ Ｃ Ｉ 」 と い う 。） は ， 高 温 の デ
ブリと水が接触して生じる水蒸気爆発によって，格納容器健全性が脅かされる現象である。ＦＣＩは原子炉圧力容器内又は原子炉圧力容器
外で発生する可能性があるが，原子炉圧力容器内における水蒸気爆発
は，ＢＷＲ体系では，下部プレナム内の冷却水は飽和状態であるととも に 多 数 の 制 御 棒 駆 動 機 構 の 構 造 物 が 存 在 す る た め ，ト リ ガ リ ン グ（ 粗混合状態から発生した膜沸騰が破壊され微粒子化，衝撃波が伝播）が制約されることで，水蒸気爆発は発生しないと考えられる。
ここでは，これまでに国内外で実施されたＦＣＩに関する試験の結果等を整理した。

1.

炉内ＦＣＩにおいて想定される現象の概要
炉 内 Ｆ Ｃ Ｉ に よ る 格 納 容 器 破 損 は α モ ー ド 破 損 と 呼 ば れ ，こ れ ま

でに多くの現象論の研究，試験が行われてきた。この現象は，溶融炉心が下部プレナム内の残存水中に落下し，高温の溶融炉心と冷却材が接触することで水蒸気爆発が発生する。このときの発生したエネルギーにより，水塊が原子炉圧力容器上部に衝突し，さらに原子炉圧力容器ヘッド部が破損し格納容器に衝突して破損に至るモードである。炉内ＦＣＩは，以下のようなメカニズムであると考えられている。
ａ．炉内の冷却材が喪失し，炉心が溶融してその溶融炉心が下部
プレナム残存水に落下する。水と接触した溶融炉心は，その界面の不安定性により，溶融炉心の一部若しくは大部分が分裂し，添付 4.1.1.3−1−1

膜 沸 騰 を 伴 う 水 と の 混 合 状 態 と な る （ 粗 混 合 ）。 さ ら に ， 自 発 的
若 し く は 外 部 か ら の 圧 力 パ ル ス に よ り ，膜 沸 騰 が 不 安 定 化 し（ トリ ガ リ ン グ ）， 二 液 が 直 接 接 触 す る 。
ｂ．下部プレナムにおける二液の直接接触により，急速な熱の移動が発生し，急速な蒸気発生・溶融炉心の微細化により，さらに 液 体 同 士 の 接 触 を 促 進 し （ 伝 播 ）， 蒸 気 発 生 を 促 進 す る 。 こ の蒸気発生により圧力波が発生する。
ｃ．発生した圧力波が通過した後の高温高圧領域（元々は粗混合領域）の膨張により運動エネルギーが発生し，上部ヘッドを破壊する。この結果，上部ヘッドはミサイルとなって格納容器に
衝突する。

2.

過去の知見の整理

ａ ． Ｆ Ａ Ｒ Ｏ 試 験 [１ ]Ｆ Ａ Ｒ Ｏ 試 験 は ， イ タ リ ア の Ｊ Ｒ Ｃ （ Joint Research Centre ）のイスプラ研究所で実施された，原子炉圧力容器内でのＦＣＩを調べることを主な目的として実施された試験である。多くの試験
は高圧・飽和水条件で実施されているが，原子炉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。
試 験 装 置 の 概 要 図 を 図 2− 1 に 示 す 。 ま た ， 試 験 条 件 及 び 結 果 の
一 覧 を 表 2− 1 に 示 す 。
試 験 は ， 酸 化 物 コ リ ウ ム （ 80wt％ Ｕ Ｏ ２ ＋ 20wt％ Ｚ ｒ Ｏ ２ ） 及 び 金
属 コ リ ウ ム（ 77wt％ Ｕ Ｏ ２ ＋ 19wt％ Ｚ ｒ Ｏ ２ ＋ 4wt％ Ｚ ｒ ）を 用 い て実施された。ＦＡＲＯ試験で得られた主な知見は以下のとおりである。
添付 4.1.1.3−1−2

・ 高 圧 ・ 飽 和 水 試 験 ，低 圧 ・ サ ブ ク ー ル 試 験 の い ず れ に お い て も水蒸気爆発は発生していない。
・高圧・飽和水の酸化物コリウム試験の場合は一部が粒子化し，一 部 は パ ン ケ ー キ 状 で プ ー ル 底 部 に 堆 積 し た 。高 圧・飽 和 水 コ
リ ウ ム に 金 属 Ｚ ｒ 成 分 を 含 ん だ 試 験 及 び 低 圧・サ ブ ク ー ル 試 験
では全てのコリウムは粒子化した。
・粒 子 の 質 量 中 央 径 は 比 較 的 大 き か っ た が ，試 験 条 件（ 初 期 圧 力 ，水深，コリウム落下速度，サブクール度）に依存していない。
ｂ ． Ｋ Ｒ Ｏ Ｔ Ｏ Ｓ 試 験 [１ ]Ｋ Ｒ Ｏ Ｔ Ｏ Ｓ 試 験 は ，Ｆ Ａ Ｒ Ｏ プ ロ グ ラ ム の 一 部 と し て イ ス プ ラ
研究所で実施された試験である。ＦＡＲＯ試験に比べて小規模ではあるが，低圧・サブクール水を主として試験を実施していることに特徴がある。
実 験 装 置 の 概 要 図 を 図 2− 2 に 示 す 。 ま た ， 試 験 条 件 及 び 結 果 の
一 覧 を 表 2− 2 に 示 す 。
試験では，模擬コリウムとしてアルミナ又はＵＯ２混合物（ 80wt％ Ｕ Ｏ ２ ＋ 20wt％ Ｚ ｒ Ｏ ２ ） を 用 い た 試 験 を 実 施 し て い る 。
また，外部トリガリング装置によりトリガリングを与えることで，水蒸気爆発を誘発させる実験も実施されている。ＫＲＯＴＯＳ試
験により得られた主な知見は以下のとおりである。
・ ア ル ミ ナ を 用 い た 試 験 で は ， 圧 力 が 0.1〜 0.37MPa の 範 囲 で サ
ブ ク ー ル 水 の 場 合 は ，外 部 ト リ ガ リ ン グ 無 し で 水 蒸 気 爆 発 が 発
生 し た 。ま た ，飽 和 水 の 場 合 に は 外 部 ト リ ガ リ ン グ 無 し で は 水
蒸 気 爆 発 は 発 生 し な か っ た が ，外 部 ト リ ガ リ ン グ を 与 え た 場 合には水蒸気爆発が発生した。
添付 4.1.1.3−1−3

・ Ｕ Ｏ ２ 混 合 物 を 用 い た 試 験 で は ， 圧 力 0.1〜 0.2MPa， サ ブ ク ー
ル 度 4〜 102K の 範 囲 で ，外 部 ト リ ガ リ ン グ 無 し で は 水 蒸 気 爆 発
は 発 生 せ ず ，外 部 ト リ ガ リ ン グ を 与 え た 場 合 で も 大 規 模 な 水 蒸
気爆発は発生しなかった。
・粗混合時において，ＵＯ２混合物はアルミナに比べて粒子径が小 さ い た め ，粒 子 化 後 の 表 面 積 が 大 き く な る こ と で プ ー ル が 高
ボイドとなり，トリガリングの伝播を阻害した可能性がある。
・ＵＯ２混合物試験の方が一般的に溶融物の過熱度が小さく，また，ブレイクアップ後の粒径も小さい。ＵＯ２混合物粒子表面が 水 と 接 触 し た 直 後 に 表 面 が 固 化 し た 可 能 性 が あ り ，こ れ が 水
蒸気爆発の発生を抑制した可能性がある。
・ＵＯ２混合物試験では，水素の発生により粗混合時の蒸気膜の崩壊による水蒸気爆発の発生を抑制した可能性がある。
ｃ ． Ｃ Ｏ Ｔ Ｅ Ｌ Ｓ 計 画 [１ ]Ｃ Ｏ Ｔ Ｅ Ｌ Ｓ 計 画 は ，（ 財 ） 原 子 力 発 電 技 術 機 構 が 実 施 し た 試 験であり，原子炉圧力容器外のデブリ冷却特性を調べることを目的として実施された試験である。
試 験 装 置 の 概 要 図 を 図 2− 3 に 示 す 。 ま た ， 試 験 条 件 及 び 結 果 の
一 覧 を 表 2− 3 に 示 す 。
試験では，シビアアクシデント時の溶融コリウム成分を模擬するため，原子炉圧力容器下部ヘッド内の構造物の成分を考慮した
模 擬 溶 融 物（ 55wt％ Ｕ Ｏ ２ ＋ 25wt％ Ｚ ｒ ＋ 5wt％ Ｚ ｒ Ｏ ２ ＋ 15wt％ Ｓ
ＵＳ）を用いている。ＣＯＴＥＬＳ計画で得られた主な知見は以下のとおりである。
・サ ブ ク ー ル 度 が 大 き い ケ ー ス も 含 め ，全 て の 試 験 で 水 蒸 気 爆 発
添付 4.1.1.3−1−4

は発生しなかった。
・落 下 直 後 の 圧 力 上 昇 は ，コ リ ウ ム 落 下 速 度 に 最 も 大 き な 影 響 を
受 け ，コ リ ウ ム 落 下 速 度 が 大 き い ほ ど 圧 力 上 昇 速 度 及 び 圧 力 上
昇 量 が 大 き い 。ま た ，プ ー ル 水 深 が 深 く な る ほ ど ，水 蒸 気 爆 発が 生 じ て い な い た め ，プ ー ル の サ ブ ク ー ル 度 が 大 き く な る ほ ど
初期圧力上昇量は小さくなる。
・ プ ー ル に 落 下 し た 溶 融 コ リ ウ ム は ， 40cm の 水 深 に お い て も ，
約 90％ 以 上 が プ ー ル 水 中 で 粒 子 化 し た 。
・粒 子 径 は ，コ リ ウ ム 落 下 速 度 の 大 き い ケ ー ス を 除 い て ，質 量 中央 径 で 6mm 程 度 で あ る 。コ リ ウ ム 落 下 速 度 の 大 き い ケ ー ス の 粒
子径は小さくなっている。
ｄ ． Ａ Ｌ Ｐ Ｈ Ａ 実 験 [１ ]ＡＬＰＨＡ実験は，旧日本原子力研究所で実施された実験であり，シビアアクシデント時の格納容器内の諸現象を明らかにし，格納容器の耐性やアクシデントマネジメント策の有効性を評価することを目的として実施された。
試 験 装 置 の 概 要 図 を 図 2− 4 に 示 す 。 ま た ， 試 験 条 件 及 び 結 果 の
一 覧 を 表 2− 4 に 示 す 。
テルミット反応により生成した酸化アルミニウムと鉄からなる
高温溶融物，又は高周波誘導加熱により生成した溶融ステンレス
鋼を，模擬格納容器内に設置した冷却水プールに落下させる実験を実施することにより，水蒸気爆発の発生及び規模に及ぼす種々のパラメータの影響を明らかにするとともに，発生圧力，微細化
粒子径，衝撃波伝播速度，エネルギー変換効率等，水蒸気爆発に関連する特性を把握することを目的としている。ＡＬＰＨＡ実験
添付 4.1.1.3−1−5

で得られた主な知見は以下のとおりである。
・高 雰 囲 気 圧 力 又 は 高 冷 却 水 温 度 の 場 合 に ，水 蒸 気 爆 発 の 発 生 が抑制される。
・溶 融 ス テ ン レ ス 鋼 を 用 い た 実 験 で は ，冷 却 水 の サ ブ ク ー ル 度 が大きい条件においても水蒸気爆発は発生しなかった。
・溶 融 物 分 散 板 を 用 い た 実 験 で は ，水 蒸 気 爆 発 の 発 生 及 び 規 模 が抑制される場合と水蒸気爆発の規模が増大する場合の両方が観測された。この結果は，溶融物と冷却水との粗混合状態が，その後の溶融炉心と冷却水の相互作用の進展に大きな影響を及ぼすことを示唆するものである。
ｅ ． Ｔ Ｒ Ｏ Ｉ 試 験 [２ ]Ｔ Ｒ Ｏ Ｉ 試 験 は ， 韓 国 原 子 力 研 究 所 （ Ｋ Ａ Ｅ Ｒ Ｉ ） で 2001 年 から 実 施 さ れ た 試 験 で あ り ，2007 年 か ら 2012 年 ま で は ，Ｋ Ｒ Ｏ Ｔ Ｏ
Ｓ試験とともに，ＯＥＣＤ／ＮＥＡのＳＥＲＥＮＡプロジェクトとして実施された試験である。
試 験 装 置 の 概 要 図 を 図 2− 5 に 示 す 。 ま た ， 試 験 条 件 及 び 結 果 の
一 覧 を 表 2− 5 に 示 す 。
ＺｒＯ２を用いた試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 試 験 が あ る 。一 方 ，Ｕ Ｏ ２ −Ｚ ｒ Ｏ ２ の 混 合 物 を 用 い た 試 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又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試験を実施し，数ケースでは水蒸気爆発が発生している。ＴＲＯＩ試験で得られた主な知見は以下のとおりである。
添付 4.1.1.3−1−6

・自 発 的 な 水 蒸 気 爆 発 が 生 じ た 試 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 試 験 で は 自 発 的 な 水 蒸 気 爆 発 は 生 じ て い な い 。な お ，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。
ｆ．知見のまとめ上記で示した実験等の結果から得られた主な知見を以下にまとめる。
・実機条件におけるＵＯ２混合物を用いた代表的なＦＣＩ実験（ 外 部 ト リ ガ リ ン グ 無 し ）で は ，水 蒸 気 爆 発 は 確 認 さ れ て い ない（ Ｆ Ａ Ｒ Ｏ 試 験 ，Ｋ Ｒ Ｏ Ｔ Ｏ Ｓ 試 験 ，Ｃ Ｏ Ｔ Ｅ Ｌ Ｓ 計 画 ，Ｔ
Ｒ Ｏ Ｉ 実 験 ）。
・高 圧 力 条 件 ，ま た は 低 サ ブ ク ー ル 水 条 件 は ，水 蒸 気 爆 発 を 抑 制
す る 傾 向 が あ る （ Ｋ Ｒ Ｏ Ｔ Ｏ Ｓ 試 験 ， Ａ Ｌ Ｐ Ｈ Ａ 実 験 ）。
・粒 子 化 割 合 は ，サ ブ ク ー ル 度 に 依 存 し ，サ ブ ク ー ル 度 が 大 き いと 粒 子 化 割 合 は 高 く な る 。金 属 成 分 が 含 ま れ て い る と 粒 子 化 が
促 進 さ れ る （ Ｆ Ａ Ｒ Ｏ 試 験 ）。
・粒 子 化 割 合 は ，デ ブ リ 落 下 速 度 に 依 存 し ，落 下 速 度 が 大 き い と粒 子 化 が 促 進 さ れ る （ Ｃ Ｏ Ｔ Ｅ Ｌ Ｓ 計 画 ）。
・ＵＯ２混合物は（融点が高いため）過熱度が小さく，水プール
落下直後に粒子化した粒子表面が固化すると考えられることが 示 唆 さ れ る （ Ｋ Ｒ Ｏ Ｔ Ｏ Ｓ 試 験 ）。
・デ ブ リ 落 下 後 の 水 プ ー ル が 高 ボ イ ド 率 状 態 に な る と ，ト リ ガ リ
ン グ の 伝 播 を 阻 害 す る 可 能 性 が あ る （ Ｋ Ｒ Ｏ Ｔ Ｏ Ｓ 試 験 ）。
・水 深 が 深 い 場 合 に は ，内 部 ト リ ガ リ ン グ に よ る 水 蒸 気 爆 発 が 発
添付 4.1.1.3−1−7

生 し て い な い （ Ｔ Ｒ Ｏ Ｉ 試 験 ）。
・ジルコニウム−水反応により発生した水素が蒸気膜に混入し，
蒸 気 膜 の 安 定 化 に 寄 与 す る と 考 え ら れ る こ と が 示 唆 さ れ る（ ＫＲ Ｏ Ｔ Ｏ Ｓ 試 験 ）。

3.

専 門 家 会 議 等 の 知 見 [３ ]αモード破損の発生確率については，これまで専門家会議（ＳＥＲＧ）等で議論がなされてきており，ＢＷＲについての議論の結果
を表 3 に示す。ＢＷＲ体系では下部プレナムに制御棒案内管等が密に存在しており，これらは大規模な水蒸気爆発の発生を制限すると考えられるため，αモード破損の発生確率は，プラント全体でみた
際に他の要因による格納容器破損頻度に比べて十分小さく無視できると結論付けられている。

4.

まとめ
これまでに実施された各種試験結果及び専門家による工学的議論

から，ＢＷＲ体系における炉内ＦＣＩの発生の可能性は十分低いと
考 え ら れ る （ 表 4）。
したがって，ＢＷＲにおける格納容器破損モードとして，炉内ＦＣＩの考慮は不要である。

5.

参考文献

[1]「 シ ビ ア ア ク シ デ ン ト 熱 流 動 現 象 評 価 」（ 社 団 法 人

日本原子力

学 会 ， 平 成 12 年 3 月 ）[2] Institute de Physique et Chimie des Mat riaux de Strasbourg
添付 4.1.1.3−1−8

Laboratorie d'Essais pour la Ma trise des Accidents Graves,
CEA Cadarache［ 3］「 シ ビ ア ア ク シ デ ン ト 対 策 評 価 の た め の 格 納 容 器 イ ベ ン ト ツ リ
ー に 関 す る 検 討 」（ 財 団 法 人 原 子 力 安 全 研 究 協 会 ， 平 成 13 年 7月）

添付 4.1.1.3−1−9

表 2− 1

ＦＡＲＯ試験条件及び試験結果

添付 4.1.1.3−1−10No.

溶融コリウム
の組成 ＊

溶融物質量
（kg）

溶融物温度
（K）

溶融物粒径
（mm）

圧力
（MPa）

水深
（m）

サブクール度（K）

水蒸気爆発の
発生の有無

L-06

A

18

2,923

100

5

0.87

0

無

L-08

A

44

3,023

100

5.8

1.00

12

無

L-11

B

151

2,823

100

5

2.00

2

無

L-14

A

125

3,123

100

5

2.05

0

無

L-19

A

157

3,073

100

5

1.10

1

無

L-20

A

96

3,173

100

2

1.97

0

無

L-24

A

177

3,023

100

0.5

2.02

0

無

L-27

A

129

3,023

100

0.5

1.47

1

無

L-28

A

175

3,052

50

0.5

1.44

1

無

L-29

A

39

3,070

50

0.2

1.48

97

無

L-31

A

92

2,990

50

0.2

1.45

104

無

L-33

A

100

3,070

50

0.4

1.60

124

無

＊A：80wt％ＵＯ ２＋20wt％ＺｒＯ ２
B：77wt％ＵＯ ２＋19wt％ＺｒＯ ２＋4wt％Ｚｒ

表 2− 2ＫＲＯＴＯＳ試験条件及び試験結果

溶融物質量 溶融物温度
圧力
（kg）
（K）
（MPa）

添付 4.1.1.3−1−11

水深（m）

サブクール度（K）

外部トリガの有無

水蒸気爆発の
発生の有無

0.10

1.11

79

無

有

3,073

0.10

1.11

83

無

有

1.430

3,073

0.10

1.11

5

無

無

アルミナ

1.539

2,465

0.10

1.11

80

無

有

43

アルミナ

1.500

2,625

0.21

1.11

100

無

有

44

アルミナ

1.500

2,673

0.10

1.11

10

有

有

49

アルミナ

1.470

2,688

0.37

1.11

120

無

有

50

アルミナ

1.700

2,473

0.10

1.11

13

無

無

51

アルミナ

1.794

2,748

0.10

1.11

5

無

無

37

コリウム ＊

3.222

3,018

0.10

1.1

77

有

無

45

コリウム ＊

3.085

3,106

0.10

1.14

4

有

無

47

コリウム ＊

5.431

3,023

0.10

1.1

82

有

無

52

コリウム ＊

2.627

3,023

0.20

1.1

102

有

有

No.

溶融物組成

38

アルミナ

1.533

2,665

40

アルミナ

1.470

41

アルミナ

42

＊：80wt％ＵＯ ２＋20wt％ＺｒＯ ２

表 2− 3

ＣＯＴＥＬＳ計画の試験条件及び試験結果

添付 4.1.1.3−1−12No.

溶融コリウム
の組成 ＊

溶融物質量
（kg）

圧力
（MPa）

水深
（m）

サブクール度（K）

水蒸気爆発の
発生の有無

A1

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％ＵＯ ２＋25wt％Ｚｒ＋5wt％ＺｒＯ ２＋15wt％ＳＵＳ

表 2− 4No.

添付 4.1.1.3−1−13

STX002
STX003
STX005
STX009STX016
STX017
STX018
STX001
STX010
STX013
STX014
STX008STX012
STX015
STX025
STX006
STX011
STX019
STX020
STX021
STX022
STX023
STX024
STX102
STX103
STX104ＡＬＰＨＡ実験の試験条件及び試験結果

溶融物組成

酸化アルミニウム＋鉄ステンレス鋼

溶融物質量
（kg）
20
20
20
20
20
20
20
10
10
10
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20

雰囲気圧力
（MPa）
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
1.6
1.6
1.0
0.5
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1

水温
（K）
289
292
300
289
295
286
283
293
297
284
372
288
290
282
280
298
290
281
281
281
286
285
280
282
373
333

水深
（m）
1.0
1.0
1.0
1.0
0.9
0.9
0.9
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
0.9
1.0
1.0
0.9
1.0
0.9
0.8
0.3
0.8
0.8
0.8
0.8

水蒸気爆発の
発生の有無
有
有
有
有
有
有
有
無
有
無
無
無
無
無
有
無
有
有
無
有
無
有
有
無
無
無

表 2− 5
No

%
K
kg
cm
K
kg

1
ZrO2/Zr
99/1
>3373
5

2
ZrO2/Zr
99/1
>3373
5.5

3
ZrO2/Zr
99/1
>3373
4.88

4
ZrO2/Zr
99/1
>3373
4.2

5
ZrO2/Zr
98.5/1.5
3373
2.9

9
UO2/ZrO2
70/30
3200
4.3

10
UO2/ZrO2
70/30
3800
8.7

11
UO2/ZrO2
70/30
>3800
9.2

12
UO2/ZrO2
70/30
3800
8.4

365
283

365
283

323
283

292
283

337
283

296
-

298
-

296
-

293
-

cm

67

67

67

67

67

90

67

67

67

MPa
m3
sec

0.1

0.1

0.1

0.1

0.1

0.1

0.117

0.111

0.11

×

×

×

×

×

×

×

×

×

Steam Explosion

-

Spike

×

×

○

DoubleExplosion

×

○

×

○

Max ＰＶ Ｐｒｅｓｓ
Ｄｙｎ Ｐｒｅｓｓ
Water height(final)

MPa
MPa

-

-

-

Material

INPUT

Melt Temp
Melt amount in FCIInitial Jet diameter
Water Temp
Water mass
Water height(initial)
initial pressure
Vessel Free Volume

添付 4.1.1.3−1−14

Trigger

OUTPUT

Ｔ Ｒ Ｏ Ｉ 試 験 条 件 及 び 試 験 結 果 （ 1／ 3）cm

表 2− 5
No
Material

INPUT

Melt Temp
Melt amount in FCIInitial Jet diameter
Water Temp
Water mass
Water height(initial)
initial pressure
Vessel Free Volume

添付 4.1.1.3−1−15

Trigger

OUTPUT

Steam Explosion
Max ＰＶ Ｐｒｅｓｓ
Ｄｙｎ Ｐｒｅｓｓ
Water height(final)Ｔ Ｒ Ｏ Ｉ 試 験 条 件 及 び 試 験 結 果 （ 2／ 3）

%
K
kg
cm
K
kg

13
UO2/ZrO2
70/30
2600
7.7

14
UO2/ZrO2
70/30
3000
6.5

292
-

cm
MPa
m3
sec
MPa
MPa
cm

17
UO2/ZrO2
70/30

18
UO2/ZrO2
78/22

23
UO2/ZrO2
78/22

34
UO2/ZrO2
70/30
〜3000
10.5

35
UO2/ZrO2
70/30
〜3000
8

285
-

341
189

334
367

67

67

67

130

0.108

0.105

×

×

×

○

○

×

9.1

29
UO2/ZrO2
50/50

32
UO2/ZrO2
87/13

11.5

0.11
×

×

×

×

○

○

×

×

×

○

○

表 2− 5No-

Ｔ Ｒ Ｏ Ｉ 試 験 条 件 及 び 試 験 結 果 （ 3／ 3）

36

37

38

39

40

49

50

51

52

UO2/ZrO2/Zr/FeUO2/ZrO2/Zr/FeUO2/ZrO2/Zr/Fe59.5/18/11.9/10.6

60.5/16.7/12.1/10.7

61/16/12/112695(3420)

2650

6.3(14.2 load)

8.6(14.1 load)-

UO2/ZrO2

UO2/ZrO2

UO2/ZrO2

UO2/ZrO2

UO2/ZrO2

UO2/ZrO2/Zr/Fe

%

70/30

78/22

78/22

78/22

70/30

62.3/15/11.7/11

Melt Temp

K

〜3000

〜3000

〜3000

〜3000

〜3000

2730
(3360)

Melt amount in FCI

kg

5.3

8.1

5.3

3.4

11.1

15.96

Initial Jet diameter
Water Temp
Water mass
Water height(initial)
initial pressure
Vessel Free Volume

cm
K
kg

305
269

313
269

288
92

285
92

287
92

10
294
367

5
285
367

cm

95

95

130

130

130

130

130

0.104

0.105

0.106

0.312

○

○

×

×

×

×

×

○

○

×

×

×

-

-

0.115
8.023
○
1.35
○
0.053
32
(SE)

0.116
8.023
○
1.67
×
0.07
11
(ET)

1.02

1.23

Material

INPUT

添付 4.1.1.3−1−16

Steam Explosion
Max ＰＶ Ｐｒｅｓｓ

MPa
m3
sec
MPa

Ｄｙｎ Ｐｒｅｓｓ

MPa

Water height(final)cm

Trigger

OUTPUT

14.46

表 3

ＢＷＲ体系における炉内ＦＣＩ現象の発生確率に関する
議論の整理

著者

会議及び文献議論

Okkonen 等（ 1993）

OECD/CSNIFCI 専 門 家 会 議(1993)BWR の 原 子 炉 圧 力 容 器 下 部 プ レ ナ
ムは，制御棒案内管で密に占められている。そして，炉心の広範囲でのコヒーレントなリロケーションは，
炉心支持板の存在により起こりにく
いと考えられる。これらの特徴は，
燃料−冷却材の粗混合のポテンシャ
ルを制限し，水蒸気爆発に起因する
水−溶融物スラグの運動エネルギーを消失させる可能性がある。したがって，スラグにより破壊された原子炉圧力容器ヘッドのミサイルに伴う格 納 容 器 破 損 は ， PWR よ り も BWR の方が起こりにくいと評価される。

Theofanous
等 （ 1994）

NUREG/CR-5960(1994)

下部プレナムには，密に詰められた制御棒案内管があるため，炉内水蒸気爆発問題の対象とならない。

Corradini（ 1996）

SERG-2 ワ ー ク シ
ョ ッ プ (1996)
NUREG-1524

物理的なジオメトリは爆発的事象の 発 生 に 寄 与 し な い た め ， BWR の α
モード格納容器破損確率は，おそら
く PWR よ り 小 さ い 。

Zuchuat 等（ 1997）

OECD/CSNIFCI 専 門 家 会 議(1997)JAERI-Conf
97-011

下部プレナム構造物の存在により，水蒸気爆発の影響を緩和する。
一 般 に ， BWR の 現 在 の 知 見 は ， 炉 内
水蒸気爆発は格納容器への脅威となら な い （ NUREG/CR-5960 を 参 考 文 献と し て い る 。）。

添付 4.1.1.3−1−17

表 4
炉 内 FCI に 影
響する因子
溶融物組成

添付 4.1.1.3−1−18

下部プレナム
水温度

下部プレナム
部構造材

ＢＷＲ実機体系を踏まえた炉内ＦＣＩの分析結果

BWR 実 機 体 系 の実験・専門家会議等による知見
炉 内 FCI へ の 影 響
条件
溶 融 落 下 物 は ， ・ 実 機 条 件 に お い て ，模 擬 溶 融 物 に UO ２ を 用 い た 代 表 的 な FCI 金 属 成 分 に よ り
金属成分を含試 験 （ FARO 試 験 ， COTELS 試 験 ， KROTOS 試 験 ， TROI 試 験 ） 粒 子 化 が 促 進 さむ UO ２ 混 合 物
で は ，ト リ ガ リ ン グ 無 し で 水 蒸 気 爆 発 は 確 認 さ れ て い な い 。 れ る 可 能 性 が ある が ，粒 子 表 面 の・ 溶融物に金属成分を含む場合は，粒子化が促進される。
固 化 ，水 蒸 気 爆 発（ FARO 試 験 ）・ UO ２ 混 合 物 で は（ 融 点 が 高 い た め ）過 熱 度 が 小 さ く ，水 プ ー の 発 生 は 抑 制 さ
ル落下直後に粒子化した粒子表面が固化することが考えら れる。
れ る 。（ KROTOS 試 験 の 考 察 ）・ ジルコニウム―水反応により発生した水素が蒸気膜に混入
し ， 蒸 気 膜 の 安 定 化 に 寄 与 す る と 考 え ら れ る 。（ KROTOS 試
験の考察）
・ 低サブクール水条件では，水蒸気爆発は抑制される可能性 低サブクール条
溶融物が下部が あ る 。（ ALPHA 試 験 ， KROTOS 試 験 ）
件 で は ，粒 子 化 をプレナムに落・ 粒 子 化 割 合 は ， サ ブ ク ー ル 度 に 依 存 し ， サ ブ ク ー ル 度 が 大 抑 制 し ，ボ イ ド 発
下する状況でき い と 粒 子 化 割 合 は 高 く な る 。（ FARO 試 験 ）生が多くなるたは ，下 部 プ レ ナ
・ 下 部 プ レ ナ ム 水 が 低 サ ブ ク ー ル 条 件 の 場 合 ， デ ブ リ 落 下 維 め ，水 蒸 気 爆 発 のム残存水は飽持のボイド発生が多くなり，トリガリングの伝播を阻害す 発生を抑制する。
和温度に近いる 可 能 性 が あ る 。（ KROTOS 試 験 の 考 察 ）・ 下部プレナム内の制御棒案内管等の多くの構造物が水蒸気 水蒸気爆発が発
下部プレナム
爆 発 の エ ネ ル ギ ー を 吸 収 す る た め ， 格 納 容 器 破 損 に 至 る よ 生 し て も ，構 造 物
部には多数のうな大規模なエネルギーは発生しない。
（専門家会議等の知 により水蒸気爆
制御棒案内管見）発のエネルギー
等の構造物が存在が制限される。

図 2−1

ＦＡＲＯ試験装置の概要

添付 4.1.1.3−1−19

図 2−2ＫＲＯＴＯＳ試験装置の概要

添付 4.1.1.3−1−20

図 2−3

ＣＯＴＥＬＳ計画の試験装置の概要

添付 4.1.1.3−1−21

図 2−4ＡＬＰＨＡ実験の試験装置の概要

添付 4.1.1.3−1−22

図 2−5

ＴＲＯＩ試験装置の概要

添付 4.1.1.3−1−23

添付資料 4.1.1.3−2
サプレッション・プールに落下した溶融物による格納容器破損モードについて

サプレッション・プール床に落下した溶融物の冷却が不十分な場合の格納容器破損モードの取扱いは，以下のとおりである。

・ Ｗ Ａ Ｓ Ｈ − １ ４ ０ ０ [１ ]， Ｎ Ｕ Ｒ Ｅ Ｇ − １ １ ５ ０ [２ ]に お い て は ， 格
納容器への溶融物の接触による格納容器破損メカニズムとして，① 「 鋼 製 ラ イ ナ ー の 溶 融 貫 通 」（ シ ェ ル ア タ ッ ク ）と ② 「 コ ン ク リートベースマット溶融貫通」の 2 種類が考慮されている。

① 「 鋼 製 ラ イ ナ ー の 溶 融 貫 通 」（ シ ェ ル ア タ ッ ク ） は ， 原 子 炉 圧 力
容器破損により放出された溶融物が直接ドライウェル鋼製ライナ
ーに接触する構造となっているＭａｒｋ−Ⅰ型格納容器に特有の現象であり，ライナーが溶融貫通するとライナーとコンクリート
間のギャップを通した大規模な放射性物質の放出経路が形成される 可 能 性 が あ る 破 損 モ ー ド で あ る（ 図 1 参 照 ）。こ の 現 象 は 原 子 炉
圧力容器破損直後に発生することから，事故後早期の破損モードに分類されている。なお，東海第二発電所のＭａｒｋ−Ⅱ型格納
容器は，ペデスタル（ドライウェル部）床面の高さが，ダイヤフ
ラムフロアより低く，溶融物が直接ドライウェル壁面に接触しない 構 造 と な っ て い る （ 図 2 参 照 ）。

②「コンクリートベースマット溶融貫通」は，大型ドライ型格納
容器のＰＷＲにおいて，ベースマット上に広がった溶融物とコン
添付 4.1.1.3−2−1クリートの相互作用によりコンクリートが侵食され貫通することで，周辺の土壌への放射性物質の放出経路を形成する破損モードである。ライナーの溶融貫通が起こった場合でも厚いベースマッ
トが存在することや，格納容器雰囲気内の放射性物質が，溶融物
及びその上層水でシールされてライナーの貫通部に移行しないため，大規模な放射性物質の放出経路とはならない。この現象はベースマット溶融貫通に相当の時間があることから，事故後後期の破損モードに分類されている。なお，東海第二発電所において，
サプレッション・プール床ライナーの溶融貫通が起こった場合でも同様に大規模な放射性物質の経路とはならない。

・ 一 方 ， Ｎ Ｕ Ｒ Ｅ Ｇ − １ １ ５ ０ ， Ｎ Ｕ Ｒ Ｅ Ｇ ／ Ｃ Ｒ − ５ ６ ２ ３ [３ ]等
においては，溶融物とコンクリートの相互作用による別の格納容
器破損モードとして，ＢＷＲの原子炉圧力容器支持構造部（ペデス タ ル 側 壁 ）の コ ン ク リ ー ト 侵 食 に よ り 原 子 炉 圧 力 容 器 が 倒 壊 し ，格納容器シェル又は貫通部が破損するモードが摘出されている。
これは大規模な放出経路となり得る格納容器破損モードである。

これらの先行ＰＲＡ研究での知見より，東海第二発電所のＰＲＡでは，サプレッション・プールへ落下したデブリの冷却が不十分な場合
は，以下の理由により，ペデスタル（ドライウェル部）壁面侵食に伴う原子炉圧力容器支持機能喪失を格納容器破損モード（溶融物・コン
クリート相互作用）として分類している。
・サプレッション・プール床ライナーの破損後に発生するペデスタ
ル（ドライウェル部）壁面侵食に伴う原子炉圧力容器支持機能喪添付 4.1.1.3−2−2

失による格納容器破損は，大規模な放射性物質の放出を伴うもの
であり，環境への放射性物質の放出カテゴリの分類を行う上で，影響の大きな破損モードとなり得ること・サプレッション・プール床ライナーは，格納容器バウンダリを形成するものであるが，仮にサプレッション・プール床ライナーの破損を格納容器破損モードとして取り扱った場合にも，新たな対策が摘出されないこと

参考文献[1]U.S. NRC,

Reactor Safety Study: AN ASSESSMENT OF ACCIDEN T

RISKS IN U.S. COMMERCIAL NUCLEAR POWER PLANTS

WASH-1400(NUREG75/014), OCTOBER 1975
[2] U.S. NRC,

Severe Accident Risks: An Assessment for five U.S.

Nuclear Power Plants[3]U.S. NRC,

NUREG-1150, December 1989

BWR MarkⅡ Ex-Vessel Corium Interaction Analysis

NUREG/CR-5623, November 1991
[4] U.S. NRC,

The Probability of Mark-I Containment Failure by

Melt-Attack of the Liner

NUREG/CR-6025, November 1993

添付 4.1.1.3−2−3

図 1

Ｍ ａ ｒ ｋ − Ⅰ 型 格 納 容 器 概 略 図 （ Ｎ Ｕ Ｒ Ｅ Ｇ ／ Ｃ Ｒ − ６ ０ ２ ５ [４ ]よ り ）添付 4.1.1.3−2−4図 2Ｍａｒｋ－Ⅱ型格納容器概略図（東海第二発電所）

添付 4.1.1.3－2－5

添付資料 4.1.1.4−1

内部事象出力運転時レベル１．５ＰＲＡ
イベントツリー集

目

次

図 1−1

ＴＱＵＶに対するイベントツリー（Ｔ１／Ｔ２）

図 1−2

ＴＱＵＶに対するイベントツリー（Ｔ３Ｄ）

図 2−1

ＴＱＵＸに対するイベントツリー（Ｔ１／Ｔ２）

図 2−2

ＴＱＵＸに対するイベントツリー（Ｔ３Ａ）

図 2−3

ＴＱＵＸに対するイベントツリー（Ｔ３Ｂ−１）

図 2−4

ＴＱＵＸに対するイベントツリー（Ｔ３Ｂ−２）

図 2−5

ＴＱＵＸに対するイベントツリー（Ｔ３Ｃ）

図 3−1

長期ＴＢに対するイベントツリー（Ｔ１／Ｔ２）

図 3−2

長期ＴＢに対するイベントツリー（Ｔ３Ｆ）

図 4−1

ＴＢＵに対するイベントツリー（Ｔ１／Ｔ２）

図 4−2

ＴＢＵに対するイベントツリー（Ｔ３Ｄ）

図 4−3

ＴＢＵに対するイベントツリー（Ｔ３Ｅ）

図 5−1

ＴＢＰに対するイベントツリー（Ｔ１／Ｔ２）

図 5−2

ＴＢＰに対するイベントツリー（Ｔ３Ｄ）

図 6−1

ＴＢＤに対するイベントツリー（Ｔ１／Ｔ２）

図 6−2

ＴＢＤに対するイベントツリー（Ｔ３Ｆ）

図 7−1

ＬＯＣＡに対するイベントツリー（Ｔ１／Ｔ２）

図 7−2

ＬＯＣＡに対するイベントツリー（Ｔ３Ｂ）

目−1

○格納容器イベントツリーの最終状態について
各格納容器イベントツリーの最終状態には，以下の格納容器破損モードのＩＤを割り付けた。なお，格納容器の健全性が維持される事故シーケンス（原子炉圧力容器内で事故収束，格納容器内で事故収束）についても格納容器破損モードのＩＤを割り付けた。

ＯＫＶ：原子炉圧力容器内で事故収束

ＯＫＰ：格納容器内で事故収束

ＦＯＰ

：過圧破損

ＦＯＴＬ ：過温破損（原子炉圧力容器低圧）
ＦＯＴＨ ：過温破損（原子炉圧力容器高圧）
ＦＰＥ：水蒸気爆発（ペデスタル側）

ＦＰＤＥ ：水蒸気爆発（サプレッション・プール側）
ＦＣＣＩ ：溶融炉心・コンクリート相互作用
ＦＤＣＨ ：格納容器雰囲気直接加熱
ＰＢＹＰ ：格納容器隔離失敗

添付 4.1.1.4−1−1

プラント
損傷状態
TQUV

T1
PCV隔離

RPV減圧

T2
低圧ECCS

図 1−1

添付 4.1.1.4−1−2

T1/T2の後続事象

RPV破損なし(IVR)

RPV破損時
水蒸気爆発なし

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

4-9
10

T3ＤのＥＴへ
PBYP−
1.8E-11

合計値

3.3E-09

DCHによる
PCV破損

ＴＱＵＶに対するイベントツリー（Ｔ１／Ｔ２）

T3D
ペデスタル注水低圧ECCS

PCV注水
RHRDW

PCV注水時
水蒸気爆発なし

図 1−2

デブリ冷却PED

ペデスタル破損時
水蒸気爆発なし

デブリ冷却SPＴＱＵＶに対するイベントツリー（Ｔ３Ｄ）

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

4
5
6
7
8
9

OKP
FCCI
FPDE
FOP
FCCI
FPDE

1.7E-10
1.2E-122.2E-11
2.9E-09
2.0E-11
3.6E-10

プラント
損傷状態
TQUX

T2

T1
PCV隔離

RPV減圧

低圧ECCS

図 2−1

RPV破損時
水蒸気爆発なし

DCHによる
PCV破損

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

3-4
5 - 2021
22 - 37
38
39
40

T3AのＥＴへ
T3B-1のＥＴへ
FPE
T3B-2のＥＴへ
T3CのETへ
FDCH
PBYP

−
−
1.5E-14−−
2.4E-11
1.0E-10

合計値

9.3E-09

ＴＱＵＸに対するイベントツリー（Ｔ１／Ｔ２）

添付 4.1.1.4−1−3

T1/T2の後続事象

図 2−2

RPV破損なし
(IVR)

T3A
PCV注水
(D/Wスプレイ)RHR

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

3
4

OKV
FOP

8.6E-09
2.0E-09

ＴＱＵＸに対するイベントツリー（Ｔ３Ａ）

T1/T2の後続事象

T3B
ペデスタル注水低圧ECCS

PCV注水
RHRDW

PCV注水時
水蒸気爆発なし

デブリ冷却PED

ペデスタル破損時
水蒸気爆発なし

デブリ冷却SP

添付 4.1.1.4−1−4
図 2−3

ＴＱＵＸに対するイベントツリー（Ｔ３Ｂ−１）

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20

OKP
OKP
FCCI
FPDE
FPE
FOP
FOP
FCCI
FPDE
FPE
OKP
FCCI
FPDE
FOP
FCCI
FPDE

6.3E-10
5.8E-10
3.9E-12
7.2E-11
6.0E-15
1.5E-10
1.4E-109.2E-13
1.7E-11
1.4E-15
1.1E-09
7.7E-12
1.4E-10
2.7E-10
1.8E-12
3.3E-11

T1/T2の後続事象

T3B
ペデスタル注水低圧ECCS

PCV注水
RHRDW

PCV注水時
水蒸気爆発なし

デブリ冷却PED

ペデスタル破損時
水蒸気爆発なし

デブリ冷却SP

添付 4.1.1.4−1−5
図 2−4

ＴＱＵＸに対するイベントツリー（Ｔ３Ｂ−２）

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37

OKP
OKP
FCCI
FPDE
FPE
FOP
FOP
FCCI
FPDE
FPE
OKP
FCCI
FPDE
FOP
FCCI
FPDE

7.9E-17
7.3E-17
4.9E-19
9.1E-18
7.6E-22
6.5E-17
5.9E-17
4.0E-19
7.4E-18
6.2E-22
4.5E-14
3.1E-16
5.7E-15
1.2E-11
8.1E-14
1.5E-12

T1/T2の後
続事象

T3C
ペデスタル注水低圧ECCS

PCV注水
RHRDW

図 2−5

PCV注水時
水蒸気爆発なし

デブリ冷却PED

ペデスタル破損時
水蒸気爆発なし

デブリ冷却SPＴＱＵＸに対するイベントツリー（Ｔ３Ｃ）

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

38

FOTH

6.3E-09

添付 4.1.1.4−1−6

プラント
損傷状態
TB

T1
PCV隔離

RPV減圧

T2
低圧ECCS

図 3−1

添付 4.1.1.4−1−7

T1/T2の後続事象

RPV破損なし(IVR)

RPV破損時
水蒸気爆発なし

DCHによる
PCV破損

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

4
5
6

T3FのETへ
FDCH
PBYP

−
8.5E-09
3.9E-10

合計値

7.7E-08

長期ＴＢに対するイベントツリー（Ｔ１／Ｔ２）

T3F
ペデスタル注水低圧ECCS

PCV注水RHRDW

PCV注水時
水蒸気爆発なし

図 3−2

デブリ冷却PED

ペデスタル破損時
水蒸気爆発なし

デブリ冷却SP

長期ＴＢに対するイベントツリー（Ｔ３Ｆ）

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

4

FOTH

6.9E-08

プラント
損傷状態
TBU

T1
PCV隔離

RPV減圧

T2
低圧ECCS

図 4−1

添付 4.1.1.4−1−8

T1/T2の後
続事象

RPV破損なし(IVR)

RPV破損時
水蒸気爆発なし

DCHによる
PCV破損

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

3-5
6
7
8

T3DのETへ
T3EのETへ
FDCH
PBYP

−
−
1.6E-11
1.0E-10

合計値

2.1E-08

ＴＢＵに対するイベントツリー（Ｔ１／Ｔ２）

T3D
ペデスタル注水低圧ECCS

PCV注水
RHRDW

PCV注水時
水蒸気爆発なし

図 4−2

デブリ冷却PED

ペデスタル破損時
水蒸気爆発なし

ＴＢＵに対するイベントツリー（Ｔ３Ｄ）

デブリ冷却SP

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

3
4
5

FOP
FCCI
FPDE

1.5E-08
9.9E-11
1.8E-09

T1/T2の後続事象

T3E
ペデスタル注水低圧ECCS

PCV注水
RHRDW

PCV注水時
水蒸気爆発なし

図 4−3

デブリ冷却PED

ペデスタル破損時
水蒸気爆発なし

デブリ冷却SPＴＢＵに対するイベントツリー（Ｔ３Ｅ）

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

6

FOTH

4.2E-09

添付 4.1.1.4−1−9

プラント
損傷状態
TBP

T1
PCV隔離

RPV減圧

T2
低圧ECCS

図 5−1

添付 4.1.1.4−1−10

T1/T2の後続
事象

RPV破損なし(IVR)

RPV破損時
水蒸気爆発なし

DCHによる
PCV破損

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

5-6
7

T3DのETへ
PBYP−
2.6E-12

合計値

5.3E-10

ＴＢＰに対するイベントツリー（Ｔ１／Ｔ２）

T3D
ペデスタル注水低圧ECCS

PCV注水
RHRDW

図 5−2

PCV注水時水
蒸気爆発なしデブリ冷却PED

ペデスタル破損時
水蒸気爆発なし

ＴＢＰに対するイベントツリー（Ｔ３Ｄ）

デブリ冷却SP

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

5
6

FOTL
FPDE

4.7E-10
5.8E-11

プラント
損傷状態
TBD

T1
PCV隔離

RPV減圧

T2
低圧ECCS

図 6−1

添付 4.1.1.4−1−11

T1/T2の後続事象

RPV破損なし(IVR)

RPV破損時
水蒸気爆発なし

DCHによる
PCV破損

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

3
4
5

T3FのＥＴへ
FDCH
PBYP

−
2.2E-14
3.0E-14

合計値

6.0E-12

ＴＢＤに対するイベントツリー（Ｔ１／Ｔ２）

T3F
ペデスタル注水低圧ECCS

PCV注水
RHRDW

PCV注水時
水蒸気爆発なし

図 6−2

デブリ冷却PED

ペデスタル破損時
水蒸気爆発なし

デブリ冷却SPＴＢＤに対するイベントツリー（Ｔ３Ｆ）

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

3

FOTH

5.9E-12

プラント
損傷状態
LOCA

T1
PCV隔離

RPV減圧

T2

低圧ECCS

図 7−1

添付 4.1.1.4−1−12

T1/T2の後続事象

ペデスタル注水低圧ECCS

PCV注水
RHRDW

PCV注水
RHRDW

RPV破損なし(IVR)

RPV破損時
水蒸気爆発なし

DCHによる
PCV破損

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

6-8
9
10
11

T3BのETへ
FPE
FOTL
PBYP

−
2.8E-20
2.1E-11
1.1E-13

合計値

2.2E-11

ＬＯＣＡに対するイベントツリー（Ｔ１／Ｔ２）

T3B
PCV注水時デブリ冷却PED
水蒸気爆発なし

図 7−2

ペデスタル破損時
水蒸気爆発なし

デブリ冷却SPＬＯＣＡに対するイベントツリー（Ｔ３Ｂ）

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

6
7
8

OKP
FCCI
FPDE

5.2E-15
3.5E-17
6.5E-16

添付資料 4.1.1.5−1
原子炉圧力容器破損等のＭＡＡＰ上の判定条件

ＭＡＡＰコードによる事故進展解析において，炉心損傷，炉心溶融，炉心支持板破損，原子炉圧力容器破損，ペデスタル（ドライウェル部）
床貫通の判定条件については，表 1 に示す条件を満足する場合に破損したと判断している。
各項目の判断の根拠については，以下に示すとおりである。

1.

炉心損傷の判断
炉 心 損 傷 に 至 る と 評 価 さ れ て い る ，燃 料 被 覆 管 の 最 高 温 度 が 1,500Kに到達した時点を炉心損傷開始と判断している。

2.

炉心溶融の判断
炉 心 構 成 物 質 の 代 表 的 な 共 晶 温 度 と し て ，炉 心 最 高 温 度 が 2,500K に到達した時点を溶融開始と判断している。

3.

炉心支持板破損の判断
下部プレナムへのリロケーションの発生を炉心支持板の破損と定義している。リロケーションの発生は，以下の判断のうちいずれか早い方で判断している。
炉心支持板ノードに溶融物が存在する場合
Larson-Miller の パ ラ メ ー タ に よ り 炉 心 支 持 板 の ク リ ー プ 破 損 と判断された場合4.

原子炉圧力容器破損の判断
貫通部への浸入による貫通部過熱，溶接部過熱による貫通部逸出，
添付 4.1.1.5−1−1

金属層による過熱，ジェットによる侵食，クリープ破損のうち，最も早い破損モードを原子炉圧力容器破損と定義している。

5.

ペデスタル（ドライウェル部）床貫通の判断
ＭＣＣＩによるコンクリ―ト侵食量が，ペデスタル（ドライウェル部 ）床 面 サ ン プ 部 厚 さ に 到 達 し た 時 点 を ペ デ ス タ ル（ ド ラ イ ウ ェ ル 部 ）床貫通と判断している。

表 1
項目

事故進展解析における各項目の判定条件
条件

備考

炉心損傷の判断

燃料被覆管の最高炉心損傷が始まる温度
温 度 が 1,500K 到 達

炉心溶融の判断

炉 心 最 高 温 度 が
炉心構成物質の代表的な融点
2,500K 到 達

リロケーション発生の判断と下部プレナムへの炉心支持板破損のして，より早い炉心支持板ノ
リロケーション発
判断
ードに溶融物が存在する場合
生時を設定
原子炉圧力容器破損モードの
原 子 炉 圧 力 容 器 破 Ｃ Ｒ Ｄ チ ュ ー ブ 逸 うち，最も早い破損形態とし
損の判断
出判定到達
て，ＣＲＤチューブ逸出を設
定
ペデスタル（ドラコ ン ク リ ー ト の 侵 ペ デ ス タ ル（ ド ラ イ ウ ェ ル 部 ）イウェル部）床貫
食深さが到達 床サンプ部厚さを設定
通の判断

添付 4.1.1.5−1−2

添付資料 4.1.1.5−2
福島第一原子力発電所事故の知見を踏まえた
格納容器破損の判定条件について

1． は じ め に
格納容器破損頻度を評価するレベル１．５ＰＲＡでは，格納容器
破 損 の 判 定 条 件 と し て ，格 納 容 器 雰 囲 気 の 限 界 温 度 を 200℃ ，格 納 容
器 雰 囲 気 の 限 界 圧 力 を 格 納 容 器 最 高 使 用 圧 力 の 2 倍（ 2Pd）と 設 定 している。
この判定条件の適用に当たっては，福島第一原子力発電所事故の知見を考慮しており，以下に知見の内容，その知見を踏まえた影響
確認方法及び結果について記載する。

2． 格 納 容 器 破 損 に 係 る 福 島 第 一 原 子 力 発 電 所 事 故 の 知 見
東京電力福島第一原子力発電所の事故の調査状況は，未解明問題に 係 る 進 捗 報 告 [ １ ] 〜 [ ４ ]（ 以 下「 報 告 書 」と い う 。）に 取 り ま と め ら れている。ここでは，格納容器破損に係る情報として，漏えい経路，
格納容器圧力挙動及び格納容器温度挙動に着目し，以下のとおり知見を整理した。
(1) 漏 え い 経 路
原 子 炉 建 屋 で の 水 素 爆 発 が 発 生 し て お ら ず ，原 子 炉 建 屋 オ ペ レ
ー テ ィ ン グ フ ロ ア の 形 状 が 維 持 さ れ て い る た め ，他 号 機 に 比 べ て格納容器からの漏えい経路が推定しやすい２号機を対象とする。
２ 号 機 で は 以 下 が 確 認 さ れ て お り ，ト ッ プ ヘ ッ ド フ ラ ン ジ 等 の 格
納容器気相部より漏えいした可能性があると考えられる。
・ 格 納 容 器 圧 力 の 低 下 が 確 認 さ れ た 3 月 15 日 の 朝 方 に ， ブ ロ
添付 4.1.1.5−2−1

ー ア ウ ト パ ネ ル か ら 蒸 気 が 放 出 さ れ て お り ，格 納 容 器 の オ ペ
フロに繋がる格納容器の比較的高い箇所からの漏えいが推定されること・シールドプラグの隙間から蒸気が放出されていること・オ ペ フ ロ に お け る 空 間 線 量 率 の 調 査 の 結 果 ，シ ー ル ド プ ラ グの近傍における線量率が他の測定点に比べて高いこと(2) 格 納 容 器 圧 力 挙 動
１ 号 機 で は ，3 月 12 日 2 時 30 分 頃 か ら 14 時 30 分 頃 の ベ ン ト
操作による圧力減少まで，ドライウェル圧力の測定値は0.7MPa[abs]〜 0.8MPa[abs]程 度 で 推 移 し て い る 。こ の 間 ，注 水 によ る 蒸 気 発 生 ，格 納 容 器 温 度 の 上 昇 ，溶 融 炉 心・コ ン ク リ ー ト 相互 作 用 に よ る 非 凝 縮 性 ガ ス の 発 生 等 に よ り ，格 納 容 器 圧 力 は 上 昇
傾 向 に な る と 考 え ら れ る が ，測 定 値 で は 上 昇 傾 向 を 示 し て い な いことから，格納容器の気相部からの漏えいが示唆されている。
２ 号 機 で は ，原 子 炉 隔 離 時 冷 却 系（ Ｒ Ｃ Ｉ Ｃ ）運 転 期 間 中 に 格
納 容 器 圧 力 が 徐 々 に 上 昇 し ，Ｒ Ｃ Ｉ Ｃ 停 止 後 は 炉 心 損 傷 に 伴 う 水
素 発 生 や 逃 が し 安 全 弁 （ Ｓ Ｒ Ｖ ） の 開 放 等 に よ り ， 3 月 14 日 23
時 頃 の 測 定 で は 約 0.75MPa[abs]程 度 ま で 上 昇 し ， そ の 後 3 月 15
日 7 時 20 分 頃 ま で ほ ぼ 一 定 の 圧 力 で 推 移 し て い る 。そ の た め ，3
月 14 日 23 時 頃 か ら 3 月 15 日 の 7 時 20 分 頃 ま で の 間 に ，漏 え いが発生した可能性がある。
３ 号 機 で は ，3 月 13 日 9 時 24 分 に 格 納 容 器 ベ ン ト が 実 施 さ れた 後 ，原 子 炉 注 水 や ベ ン ト 操 作 等 に 応 じ て ド ラ イ ウ ェ ル 圧 力 の 増
加 ・ 減 少 を 繰 り 返 し ， 3 月 21 日 に 一 時 的 に 上 昇 し た 後 ， ほ ぼ 大
気 圧 で 変 動 を 示 さ な く な っ た 。Ｍ Ａ Ａ Ｐ の 解 析 に お い て は 格 納 容
添付 4.1.1.5−2−2

器 の 漏 え い は 仮 定 し て い な い が ，３ 号 機 の 原 子 炉 建 屋 で 水 素 爆 発が 発 生 し た こ と や ，原 子 炉 建 屋 上 部 の 原 子 炉 ウ ェ ル 周 辺 で 蒸 気 放
出 が 観 察 さ れ て い た こ と ， 3 月 21 日 以 降 の ド ラ イ ウ ェ ル 圧 力 は
大 気 圧 で 変 動 が な い こ と な ど か ら ，格 納 容 器 か ら の 気 相 漏 え い が発生しているものと考えられる。
(3) 格 納 容 器 温 度 挙 動
炉心損傷後の格納容器温度の測定データは得られていないが，
１ 号 機 の Ｍ Ａ Ａ Ｐ 解 析 結 果 で は ，地 震 発 生 か ら 3 月 12 日 12 時 頃の ド ラ イ ウ ェ ル 温 度 は 約 300℃ 以 上 と な っ て い る 。過 去 の 研 究 [ ５ ]に よ れ ば ，こ の よ う な 過 温 条 件 で は ガ ス ケ ッ ト が 損 傷 す る 可 能 性が あ る こ と か ら ，過 温 に よ る ガ ス ケ ッ ト 損 傷 に よ り 格 納 容 器 か らの漏えいが発生した可能性がある。
２ 号 機 の Ｍ Ａ Ａ Ｐ 解 析 結 果 で は ，格 納 容 器 か ら の 漏 え い を 仮 定
し た 3 月 15 日 7 時 20 分 頃 の ド ラ イ ウ ェ ル 温 度 は 170℃ 程 度 と 評
価 さ れ て い る が ， 過 温 破 損 の 可 能 性 に は 言 及 さ れ て い な い 。 (1)に 示 し た 漏 え い 経 路 と な っ て い る 可 能 性 が あ る 格 納 容 器 で は ，溶
融炉心により過熱された原子炉圧力容器の熱が格納容器内の気体 に 伝 え ら れ ，そ の 気 体 の 対 流 に よ り 過 熱 さ れ る 可 能 性 や ，過 熱
さ れ た 原 子 炉 圧 力 容 器 か ら の 熱 伝 導・輻 射 に よ り 過 熱 さ れ る 可 能
性 が あ る と 考 え ら れ る 。ま た ，Ｍ ａ ｒ ｋ − Ⅰ 格 納 容 器 の 上 部 円 筒
部 は 熱 が こ も り や す い 構 造 で あ り ，溶 融 炉 心 に よ り 過 熱 さ れ た 原
子炉圧力容器の熱が格納容器頂部の温度を上昇させた可能性もある。
３ 号 機 に つ い て は ，格 納 容 器 温 度 の 挙 動 や 過 温 破 損 の 可 能 性 は
報 告 書 で は 言 及 さ れ て い な い 。Ｍ Ａ Ａ Ｐ 解 析 結 果 に よ れ ば ，格 納添付 4.1.1.5−2−3

容器スプレイを実施している間並びに淡水及び海水を注入して
い る 間 は 格 納 容 器 温 度 が 比 較 的 低 く 推 移 し て い る が ， 3 月 14 日
11 時 頃 に 発 生 し た ３ 号 機 の 水 素 爆 発 直 後 か ら 急 激 に 上 昇 し て お
り ，3 月 15 日 朝 方 の 海 水 注 入 再 開 時 点 で は 格 納 容 器 温 度 は 300℃
程 度 ま で 上 昇 し て い る 。そ の た め ，解 析 の 不 確 か さ は あ る も の の ，ガスケット損傷により格納容器からの漏えいが発生した可能性がある。
(4) ま と め
格納容器破損に係る福島第一原子力発電所事故の知見を以下にまとめる。
・漏 え い 経 路 に 係 る 調 査 結 果 ，及 び Ｍ Ａ Ａ Ｐ 解 析 に よ る 格 納 容
器 圧 力・温 度 の 挙 動 か ら ，格 納 容 器 ト ッ プ ヘ ッ ド フ ラ ン ジ 等のシール部から漏えいが発生した可能性がある。
・格 納 容 器 温 度 は 局 所 的 に 高 く な る こ と が 考 え ら れ ，溶 融 炉 心により加熱された原子炉圧力容器の熱が格納容器頂部の温度を上昇させたことにより格納容器頂部の過温破損の可能性がある。
・ 特 に ，２ 号 機 で は ，格 納 容 器 の 過 温 破 損 の 可 能 性 に は 言 及 さ
れ て い な い も の の ，Ｍ Ａ Ａ Ｐ 解 析 で は 格 納 容 器 温 度 170℃ にて漏えい開始を仮定している。

3． 福 島 第 一 原 子 力 発 電 所 事 故 の 知 見 を 踏 ま え た 影 響 確 認 方 法
上述のとおり，福島第一原子力発電所事故では，特に，２号機のＭ Ａ Ａ Ｐ 解 析 に お い て 格 納 容 器 温 度 170 ℃ に て 気 相 部 か ら の 漏 え い
開始を仮定している等，局所的な格納容器頂部の温度上昇による過添付 4.1.1.5−2−4

温破損の可能性が考えられる。しかしながら，２号機のＭＡＡＰ解析 で 仮 定 し た 格 納 容 器 温 度 170℃ で の 気 相 部 漏 え い に つ い て は ，次 の
2 点 か ら 分 か る よ う に 直 接 的 な 証 拠 は 得 ら れ て い な い 。 [２ ]・実際の格納容器圧力の計測値に合わせるための解析上の仮定であること・実際に格納容器気相部から漏えいがあったのか，計測器の問題
により格納容器圧力が正しく表示されなかったのかは，現時点では不明であること
そこで，ここでは局所的な格納容器頂部の温度上昇が本ＰＲＡに与える影響を確認するために，感度解析を実施することとした。具体的には，ＭＡＡＰコードを用いたレベル１．５ＰＲＡの事故進展解析において，ベースケースでは 1 ノードでドライウェルを模擬しているところ，局所的な格納容器頂部の温度上昇を考慮するため，
ド ラ イ ウ ェ ル を 3 ノ ー ド（ 格 納 容 器 頂 部 ヘ ッ ド ，ド ラ イ ウ ェ ル 空 間 ，アニュラス部）で扱うモデル（図 1 参照）にて解析を実施し，ＰＲ
Ａへの影響を確認した。
ここで，格納容器破損は，本来，格納容器本体（構造材）の温度
が 限 界 温 度 と し て 設 定 し た 200℃ に 到 達 し た 場 合 で あ る た め ，感 度 解析では上記を格納容器破損条件として設定したが，ベースケースでは 保 守 的 に「 ド ラ イ ウ ェ ル の 気 相 部 が 200℃ に 到 達 し た 場 合 」を 格 納
容器破損条件として設定している。
なお，今後，２号機の格納容器挙動が明らかになった場合は，その知見を踏まえ必要に応じＰＲＡへ反映する予定である。

添付 4.1.1.5−2−5

4． 福 島 第 一 原 子 力 発 電 所 事 故 の 知 見 を 踏 ま え た 影 響 確 認 結 果
原子炉圧力容器が高圧状態で破損するＴＱＵＸシーケンス及び低圧状態で破損するＴＱＵＶシーケンスの 3 ノードモデルによる事故
進 展 解 析 結 果 を ，1 ノ ー ド モ デ ル に お け る ド ラ イ ウ ェ ル 気 相 部 温 度 と比較して図 2 及び図 3 に示す。
図 2 より，ＴＱＵＸシーケンスでは局所的な格納容器頂部フラン
ジ部の温度よりも 1 ノードによるドライウェル気相部温度の方が200℃ に 到 達 す る タ イ ミ ン グ が 早 い こ と が 分 か る 。一 方 ，図 3 の Ｔ Ｑ
ＵＶシーケンスでは，局所的な格納容器頂部フランジ部の温度の方が 200℃ に 到 達 す る タ イ ミ ン グ が 早 く な っ て い る 。
このドライウェルの 3 ノードモデルによる解析結果を踏まえ，レベル１．５ＰＲＡの感度解析を実施した。表 1 に，代表的なシーケ
ン ス の 格 納 容 器 破 損 時 刻 及 び 破 損 モ ー ド を 示 す 。結 果 は 表 2 及 び 図 4のとおりであり，原子炉圧力容器が低圧状態で破損するＴＱＵＶ等のシーケンスが過圧破損から過温破損モードに変更になったため，
過圧破損（長期冷却失敗）のＣＦＦが減少し，過温破損（ＲＰＶ低圧破損）のＣＦＦが増加している。しかし，全ＣＦＦは両ケースとも に 6.1E-5／ 炉 年 で あ り ， 全 Ｃ Ｆ Ｆ に 対 す る 過 温 破 損 （ Ｒ Ｐ Ｖ 低 圧破損）及び過圧破損（長期冷却失敗）モードの寄与割合は，両ケー
ス と も に 0.1％ 未 満 で あ る 。
以上のように，福島第一原子力発電事故の知見を踏まえ，局所的な格納容器頂部の温度上昇を考慮した結果，東海第二発電所のレベ
ル１．５ＰＲＡへの影響はほとんど無いことを確認した。

添付 4.1.1.5−2−6参考文献：[1] 「 福 島 第 一 原 子 力 発 電 所 1〜 3 号 機 の 炉 心・格 納 容 器 の 状 態 の 推 定と未解明問題に関する検討

第 1 回進捗報告」（ 平 成 25 年 12 月 13

日，東京電力株式会社）[2] 「 福 島 第 一 原 子 力 発 電 所 1〜 3 号 機 の 炉 心・格 納 容 器 の 状 態 の 推 定と未解明問題に関する検討

第 2 回 進 捗 報 告 」（ 平 成 26 年 8 月 6日，東京電力株式会社）[3] 「 福 島 第 一 原 子 力 発 電 所 1〜 3 号 機 の 炉 心・格 納 容 器 の 状 態 の 推 定と未解明問題に関する検討

第 3 回 進 捗 報 告 」（ 平 成 27 年 5 月 20

日，東京電力株式会社）[4] 「 福 島 第 一 原 子 力 発 電 所 1〜 3 号 機 の 炉 心・格 納 容 器 の 状 態 の 推 定と未解明問題に関する検討

第 4 回進捗報告」（ 平 成 27 年 12 月 17

日，東京電力株式会社）[5] K. Hirao, T. Zama, M. Goto et al.,High-temperatureleak-characteristics of PCV hatch flange gasket,
Engineering and Design, Vol.145, 375-386, 1993.

添付 4.1.1.5−2−7

Nuclear表 1
事故シーケンス

代表的なシーケンスの格納容器破損モード及び破損時刻
ベースケース

感度解析ケース

高圧
低圧

添付 4.1.1.5−2−8

格納容器破損時刻

格納容器破損モード

格納容器破損時刻

格納容器破損モード

ＴＱＵＸ

3.3h

過温破損

3.6 h

過温破損

長期ＴＢ

14.4h

過温破損

14. 4h

過温破損

ＴＱＵＶ

15.9h

過圧破損

13. 5h

過温破損

ＡＥ

1.6h

過温破損

5.6 h

過温破損

表 2
格納容器破損モード
インターフェイスシステムＬＯＣＡ
格納容器隔離失敗
早期過圧破損（未臨界確保失敗）
過圧破損（崩壊熱除去失敗）
過圧破損（長期冷却失敗）
過温破損（ＰＲＶ高圧破損）
過温破損（ＰＲＶ低圧破損）
格納容器雰囲気直接加熱
水蒸気爆発（ペデスタル（ドライウェル部））
水蒸気爆発（サプレッション・プール）
溶融炉心・コンクリート相互作用
全格納容器破損頻度

格納容器破損モード別のＣＦＦ比較表①感度解析ケース
格納容器破損頻度
寄与割合
（／炉年）
（％）
4.8E-10＜0.1
6.1E-10＜0.1
2.5E-08＜0.1
6.0E-05
99.8
2.3E-09＜0.1
7.9E-080.1
1.8E-08＜0.1
8.5E-09＜0.1
2.3E-14＜0.1
2.5E-09＜0.1
1.3E-10＜0.1
6.1E-05100.0②ベースケース
格納容器破損頻度
寄与割合
（／炉年）
（％）
4.8E-10＜0.1
6.1E-10＜0.1
2.5E-08＜0.1
6.0E-05
99.8
2.0E-08＜0.1
7.9E-08
0.1
4.9E-10＜0.1
8.5E-09＜0.1
2.2E-14＜0.1
2.5E-09＜0.1
1.3E-10＜0.1
6.1E-05
100.0

①／②
割合
1.0
1.0
1.0
1.0
0.1
1.0
37.6
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0

ベースケース

感度解析ケース
原子炉ウェル

PCV ヘッド

2 PCV ヘッドRPV

3 アニュラス部

RPV

１ D/W

添付 4.1.1.5-2-9

１ D/W

Vent 管Vent 管
ペデスタル

ペデスタル

S/C

S/C

：壁面ノード：壁面ノード：Ｄ／Ｗ空間領域番号：Ｄ／Ｗ空間領域番号

図 1

格納容器ノード図（ベースケース及び感度解析ケース）

800

原子炉圧力容器破損(ベ ー ス ,感 度 )及び格 納 容 器 破 損 (ベ ー ス )

温度（℃）

600

D/W気相部
D/W壁面
D/W気相部
D/W壁面
トップヘッド気相部
トップヘッドフランジ

400

１ノードモデル３ノードモデル格 納 容 器 破 損 (感 度 )200

炉心支持板破損(ベ ー ス ,感 度 )

0
0

6

12

18

24

事 故 後 の 時 間 （ hr）

図 2

ＴＱＵＸシーケンスの事故進展解析結果

400

温度（℃）

300

ペデスタル床貫通(ベ ー ス ,感 度 )200

格納容器破損(感 度 )

D/W気相部
D/W壁面
D/W気相部
D/W壁面
トップヘッド気相部
トップヘッドフランジ

1ノードモデル3ノードモデル

格納容器破損(ベ ー ス )原子炉圧力容器破損(ベ ー ス ,感 度 )100

炉心支持板破損(ベ ー ス ,感 度 )
0
0

6

12

18

事 故 後 の 時 間 （ hr ）図 3

ＴＱＵＶシーケンスの事故進展解析結果

添付 4.1.1.5−2−10241.0E-03
1.0E-04ベースケース

1.0E-05

感度解析ケース

格納容器破損頻度（／炉年）

1.0E-06
1.0E-07
1.0E-08
1.0E-09
1.0E-101.0E-11
1.0E-121.0E-13
1.0E-14

格納容器破損モード

図 4

格納容器破損モード別のＣＦＦ比較図

添付 4.1.1.5−2−11

添付資料 4.1.1.6−1
物理化学現象に係る分岐確率の設定方法

格納容器イベントツリーにおける物理化学現象による格納容器破損確率の設定方法

1. 圧 力 容 器 内 溶 融 物 保 持 （ Ｉ Ｖ Ｒ ）2. 格 納 容 器 雰 囲 気 直 接 加 熱 （ Ｄ Ｃ Ｈ ）3. 炉 外 水 蒸 気 爆 発 （ Ｆ Ｃ Ｉ ）4. 溶 融 炉 心 ・ コ ン ク リ ー ト 相 互 作 用 （ Ｍ Ｃ Ｃ Ｉ ）添付 4.1.1.6−1−1

1. 圧 力 容 器 内 溶 融 物 保 持 （ Ｉ Ｖ Ｒ ）添付 4.1.1.6−1−2

1.1

現象の概要
圧 力 容 器 内 溶 融 物 保 持 （ 以 下 「 Ｉ Ｖ Ｒ 」 と い う 。） は ， 炉 心 損 傷 後に溶融炉心が下部プレナム部へ落下して下鏡の上に堆積したとしても，下部プレナムの残存水によって原子炉圧力容器下部が早期に破損することなく，その後の注水系復旧等により溶融炉心が原子炉圧力容器内に冷却・保持される現象である。

1.2

ＩＶＲ分岐確率の評価方法について
Ｄ Ｅ Ｔ （ Decomposition Event Tree） 上 の 不 確 か さ 評 価 に よ り ，

ＩＶＲ失敗確率の確率分布を以下のとおり評価する。ＩＶＲ現象の確 率 論 的 評 価 の 枠 組 み を 図 1− 1 に 示 す 。
(1) Ｉ Ｖ Ｒ 現 象 の 支 配 パ ラ メ ー タ に つ い て Ｄ Ｅ Ｔ ヘ デ ィ ン グ の 条 件を設定する。
(2) 支 配 パ ラ メ ー タ を 基 に Ｄ Ｅ Ｔ を 作 成 す る 。
(3) Ｉ Ｖ Ｒ 現 象 を 解 析 す る 評 価 コ ー ド を 用 い て ， Ｄ Ｅ Ｔ 上 の 各 パ スの条件でＩＶＲ解析を実施し，ＩＶＲ達成の有無を評価する。
(4) Ｄ Ｅ Ｔ 上 の 各 分 岐 に 対 し て ， 確 率 値 又 は 確 率 密 度 関 数 を 与 え ，
モ ン テ カ ル ロ サ ン プ リ ン グ に よ り ，不 確 か さ を 考 慮 し た Ｉ Ｖ Ｒ 失
敗確率の確率分布を評価する。
以上の評価により得られたＩＶＲ失敗確率の確率分布の平均値をＩＶＲ分岐確率として設定する。

添付 4.1.1.6−1−3

■支配パラメータの選定と定量化（条件）・落下コリウム量
・落下コリウム温度
・落下コリウムジェット直径・ギャップへの冷却水浸入制限の有無■ＤＥＴの作成■ＩＶＲ評価コードによる現象解析
・ＤＥＴ上の各パスの条件でのＩＶＲ解析・ＩＶＲ達成の有無の評価■不確かさを考慮したＩＶＲ失敗確率の評価
・分岐に対する確率分布の設定
・モンテカルロサンプリング
・統計処理によるＩＶＲ分岐確率の不確かさ評価

図 1− 1

1.3

ＩＶＲ現象の確率論的評価の枠組み

ＩＶＲ分岐確率の評価結果

1.3.1

支配パラメータのＤＥＴヘディングの条件設定

ＩＶＲ現象の発生に関連して，不確かさを考慮する支配パラメー
タとして，以下のパラメータを選定した。
・ 落下コリウム量・ 落下コリウム温度
・ 落下コリウムジェット直径・ ギャップへの冷却水浸入制限の有無（ 補 足 資 料 1.1）
選 定 し た 支 配 パ ラ メ ー タ に つ い て ， 表 1− 1に 示 す と お り Ｄ Ｅ Ｔ
ヘディングの条件を設定した。

添付 4.1.1.6−1−4

表 1− 1

支配パラメータのＤＥＴヘディングの条件設定

ＤＥＴヘディ
ングの条件
落 下 コ リ ウ ム 以下の 2 条件を量設定
・ 7 0％ 炉 心
・ 1 00 ％ 炉 心

支配パラメータ

落下コリウム
温度

落下コリウムジェット直径ギャップへの冷却水浸入制限の有無

1.3.2

設定の考え方コリウム量は，ＭＡＡＰで評価した結果（ 70％ 炉 心 ）及 び 不 確 か さ を 考 慮 し て 保 守
的 に 大 量 落 下 し た 場 合 （ 100 ％ 炉 心 ） を 設
定（ 補 足 資 料 1.2）
以下の 2 条件を 炉心構 成物質 の共 晶 反応に より溶 融温 度に は 幅 が あ る と 考 え ，Ｍ Ａ Ａ Ｐ の 事 故 進 展
設定
解 析 に お け る 炉 心 溶 融 判 定 温 度 （ 2,500K ）・ 2 ,500K
及び酸化物系の共晶温度に相当する温度
・ 2 ,800K（ 2,800K） を 設 定
以 下 の 3 条 件 を ・ 溶 融 コ リ ウ ム は ，Ｃ Ｒ チ ュ ー ブ 間（ 最 大
お よ そ 0.15m） を 液 柱 状 で 落 下 す る こ と を設定
想定・ 直 径 0. 05m・ジ ェ ッ ト 直 径 は 最 小 値 0.01m か ら 最 大 値
・ 直 径 0. 10m
0.15m の 範 囲 で 分 布 し ， か つ ， Ｍ Ａ Ａ Ｐ の・ 直 径 0. 15m
デ フ ォ ル ト 値 0.10m の 確 率 密 度 が 最 も 高い（ 最 尤 値 ）も の と し て 仮 定 し た 三 角 分 布から，代表的な 3 点を設定
以 下 の 2 条 件 を ギ ャ ッ プ へ の 冷 却 水 浸 入 に 関 し て ，ギ ャ ッ
設定
プ位置にかかわらず常に冷却水がギャッ
・浸 入 制 限 無 し プ に 浸 入 す る 場 合（ 浸 入 制 限 無 し ）及 び ギ
・浸 入 制 限 有 り ャ ッ プ へ の 水 の 浸 入 が 水 蒸 気 の 上 昇 流 によ っ て 制 限 さ れ る 場 合（ 浸 入 制 限 有 り ）を想定

ＤＥＴの作成選 定 し た 支 配 パ ラ メ ー タ に 分 岐 を 設 定 し た Ｄ Ｅ Ｔ を 図 1− 2に 示 すとおり作成した。

図 1− 2

ＩＶＲ評価のＤＥＴ構造の一部
添付 4.1.1.6−1−5

1.3.3

ＩＶＲ現象を解析する評価コードによる現象解析

ＩＶＲ現象を解析する評価コードを用いて，ＤＥＴ上の各パスの条件でＩＶＲ解析を実施し，ＩＶＲ達成の有無を評価した。
（ 補 足 資 料 1.3）
対象とするシナリオは，低圧シーケンス（ＴＱＵＶ）において，溶融炉心の落下開始と同時（＝炉心支持板破損と同時）に復水補給
水 系 （ 以 下 「 Ｍ Ｕ Ｗ Ｃ 」 と い う 。） に よ る 復 旧 注 水 （ 140m ３ ／ h） を 実施する場合を想定した。
初期条件は，ＭＡＡＰコードによる炉心支持板破損時点の結果を用いて，溶融炉心の落下開始から計算を開始し，ＤＥＴ上の各パスについて現象解析を実施した。
評 価 対 象 シ ー ケ ン ス の 初 期 条 件 を 表 1− 2に ， Ｉ Ｖ Ｒ 現 象 を 解 析 す
る 評 価 コ ー ド に よ る 現 象 解 析 結 果 を 表 1− 3に ， そ れ ぞ れ 示 す 。
（ 補 足 資 料 1.4）

表 1− 2

評価対象シーケンスの初期条件
低圧シーケンス（ＴＱＵＶ）

項

目
注水遅延後ＭＵＷＣ復旧注水

解析開始時刻事 象 発 生 後 1.5h

初期圧力

0.46MPa

初期水量

93t

注水流量

140m ３ ／ h

添付 4.1.1.6−1−6表 1− 3
落下コリ
ウム量

1.3.4

ＩＶＲ現象を解析する評価コードによる現象解析結果

落下コ
落下コリウ
リウム
ムジェット
温度（K） 直径（m）

ギャップへの冷却水浸入制
限の有無

下部プレ
ナムドラ
イアウト

下部ヘッド
破損時刻
（h）

下部ヘッド破損形態

不確かさを考慮したＩＶＲ分岐確率の評価

ＤＥＴヘディング上の各分岐に対して，確率値又は確率密度関数
を 表 1− 4 に 示 す と お り 与 え ，モ ン テ カ ル ロ サ ン プ リ ン グ に よ り 統 計
処理を行うことで，不確かさを考慮したＩＶＲ失敗確率の確率分布
を 評 価 し ，そ の 平 均 値 を Ｉ Ｖ Ｒ 分 岐 確 率 と し て 表 1− 5 に 示 す と お り設定した。

添付 4.1.1.6−1−7

表 1− 4

ＤＥＴ分岐に与えた確率値又は確率密度関数

ＤＥＴ分岐

確率値又は確率密度関数

設定の考え方落下コリウ
ム温度

2,5 00K の 分 岐 に 対 し て 以 下の 確 率 密 度 関 数 を 設 定 し ，残り の 確 率 値 ( 1-p )を 2800K の分岐に対して設定
分布形：三角分布
最 小 値 ： 0 .0
最 尤 値 ： 0 .5
最 大 値 ： 1 .0

確 率 0.5 を 最 尤 値 と し ，0.0 か ら
1.0 の 範 囲 で 三 角 分 布 を 設 定

落下コリウ
ムジェット
直径

3 つの分岐に対してそれぞれ以下の確率値を設定
直 径
確率値
0.0 5m
0.15
0.1 0m0.50
0.1 5m0.35

先に述べたジェット直径の確率
分 布 （ 最 小 値 0.01m ， 最 尤 値
0.10m，最 大 値 0.15m の 三 角 分 布 ）上における 3 つの代表点の確率値（ 補 足 資 料 1.5 ）

ギャップへ
の冷却水浸
入制限の有
無

ＩＶＲ達成
の判定

浸入制限無しの分岐に対して以下の確率密度関数を設
定 し ， 残 り の 確 率 値 (1-p) を浸入制限有りの分岐に対して設定
分布形：三角分布
最 小 値 ： 0 .0
最 尤 値 ： 0 .5
最 大 値 ： 1 .0
（ a） Ｉ Ｖ Ｒ 評 価 結 果 が 「 成功」の場合，成功の分
岐 に 対 し て 1.0 を 設
定，失敗の分岐に対して 0 .0 を 設 定（ b） Ｉ Ｖ Ｒ 評 価 結 果 が 「 失敗」の場合，成功の分
岐 に 対 し て 0.0 を 設
定，失敗の分岐に対して 1 .0 を 設 定

実炉スケールの大量デブリ堆積の場合，下鏡底部のギャップまで冷却水が浸入するか否かは不
確 か さ が 大 き い と 考 え ，0.5 の 確
率 密 度 が 最 も 高 い も の と し ，0 .0
か ら 1.0 の 範 囲 で 三 角 分 布 を 設
定

ＩＶＲ現象を解析する評価コードによる現象解析結果の反映

添付 4.1.1.6−1−8

表 1− 5

ＩＶＲ分岐確率ＩＶＲ分岐確率（ＩＶＲ失敗確率の確率分布の平均値）

添付 4.1.1.6−1−9

補 足 資 料 1.1

ＤＥＴにより不確かさを考慮する
支配パラメータの選定について（ＩＶＲ）

ＩＶＲ現象は，炉心損傷後に溶融炉心が下部プレナム部へ落下して下鏡の上に堆積したとしても，下部プレナムの残存水によって原子炉
圧力容器下部が早期に破損することなく，その後の注水により溶融炉
心が原子炉圧力容器内で冷却・保持される現象である。

これまでの知見より，ＩＶＲ現象の主要過程は以下のように分けられる。
・ 下部プレナムへの溶融物移行（リロケーション）
・ 水中での落下溶融物の分散及び冷却・ 落下・堆積デブリと貫通部との熱的相互作用
・ 堆積デブリ上面からのプール水による冷却・ 連続デブリ層表面でのクラスト形成と溶融プール内自然対流熱
伝達・ 連続デブリ層と下鏡との狭隘ギャップ形成及びギャップ沸騰冷
却・ 原子炉圧力容器下鏡破損

これらの各過程に対する現状の知見及びＩＶＲ現象に支配的なパラメータについて，以下に整理する。

添付 4.1.1.6−1−10

a. 下 部 プ レ ナ ム へ の 溶 融 物 移 行 （ リ ロ ケ ー シ ョ ン ）炉心溶融進展に伴う下部プレナムへのコリウムリロケーション
量（流量と落下総量）は，下部プレナム残存水との相互作用の結果，下部プレナムに堆積するデブリの性状，すなわち後述する粒子状デブリベッドと連続デブリ層との存在割合に大きく影響を与える。
一般に，後期炉心溶融過程については不確かさが大きいが，事故シナリオ（低圧炉心損傷か高圧炉心損傷か，あるいは原子炉圧
力容器内部注水の条件）によって，下部プレナムへのコリウム落
下挙動は異なると考えられる。また，落下コリウムの温度は，下部プレナム残存水との相互作用による冷却水インベントリ減少の
速 さ や 下 鏡 の 熱 負 荷 の 大 き さ に 影 響 す る が ，炉 心 構 成 物 質（ Ｕ Ｏ ２ ，
Ｚ ｒ ，Ｚ ｒ Ｏ ２ 及 び ス テ ン レ ス ス テ ィ ー ル ）に よ っ て 不 確 か さ 幅 を有すると考えられる。
b. 水 中 で の 落 下 溶 融 物 の 分 散 及 び 冷 却
下部プレナムへ炉心溶融物が落下を開始する時点では下部プレナムに残存水があり，水中に溶融物が落下する場合には，ジェッ
トブレークアップにより一部が粒子化することが，実験的に確認
さ れ て い る （ Ｆ Ａ Ｒ Ｏ 実 験 や Ｃ Ｏ Ｔ Ｅ Ｌ Ｓ 実 験 ）。 粒 子 化 す る 割 合が大きいほどデブリは冷却されやすく，ＩＶＲ達成の可能性が大きくなると考えられる。一方，粒子化によってデブリ冷却が促進されるほど，下部プレナム残存水の減少は速く，注水系の復旧タ
イミングや注水流量が重要となる。
落下コリウムの粒子化割合は，ＭＡＡＰコードにも組み込まれて い る Ricou-Spalding の 相 関 式 を コ リ ウ ム の ジ ェ ッ ト ブ レ ー ク ア
添付 4.1.1.6−1−11

ップに応用することによって，下図のように評価が可能である。

図 補 足 1.1− 1

水中での落下溶融物の分散及び冷却

こ の 粒 子 化 割 合 Φ ｅ ｎ ｔ は ，初 期 ジ ェ ッ ト 直 径 ｄ ｄ ｊ ， ０ と プ ー ル 水
深ΔＨｐｏ ｏｌに大きく影響される。ここで，プール水深（プール水量）は事故シナリオに依存するが，初期ジェット直径については
不 確 か さ が 大 き い と 考 え ら れ る 。ま た ，Ｅ ０ は エ ン ト レ イ ン メ ン ト係数と呼ばれる定数項であり，電共研の実験からＣＲＤガイドチ
ュ ー ブ の 存 在 に よ っ て 空 間 的 に 拘 束 が あ る 場 合 に は 0.045 で あ る
ことが確認されている。
c. 落 下 ・ 堆 積 デ ブ リ と 貫 通 部 と の 熱 的 相 互 作 用
ＩＶＲ成立のためには，堆積デブリによって貫通配管部が損傷し な い こ と（ 早 期 の 原 子 炉 圧 力 容 器 破 損 無 し ）が 必 要 条 件 で あ る 。
添付 4.1.1.6−1−12これまでの実験的知見として，某社ＰＷＲの計装配管（二重管）を模擬したＥＰＲＩ／ＦＡＩ実験によれば，溶融物（アルミナ）がペネ部に浸入しても凝固し，圧力バウンダリとしての破損は生じなかったことが報告されている。また，ＣＯＲＶＩＳ実験（スイスＰＳＩ）でも同様に，ドライ条件でＢＷＲドレン配管に溶融物（アルミナ）が浸入しても凝固し，健全性を維持したことが報告されている。これらの実験的知見から，落下・堆積デブリと貫通部との熱的相互作用によって，コリウム落下直後に貫通部の早期破損が生じる可能性は小さいと考えられる。
d. 堆 積 デ ブ リ 上 面 か ら の プ ー ル 水 に よ る 冷 却
水中での落下溶融物の分散によって生じた粒子が堆積して粒子状デブリベッドが生じることは，ＦＡＲＯ実験（ＪＲＣ

ＩＳＰＲＡ）やＣＯＴＥＬＳ実験（ＮＵＰＥＣ）において確認されている。粒子状デブリベッドの下部プレナム残存水による冷却性につい て は ， 既 往 研 究 に 基 づ き Lipinski の ド ラ イ ア ウ ト ヒ ー ト フ ラ ッ
ク ス モ デ ル に よ っ て 除 熱 量 が 評 価 可 能 で あ る 。本 モ デ ル（ 相 関 式 ）による除熱量は主としてデブリ粒子径に依存するが，水中で分散した粒子径については幾つかの相関式やＴＭＩ−２事故分析から
お お む ね 1〜 5mm と 考 え ら れ ， こ の 粒 子 範 囲 で は 粒 子 状 デ ブ リ ベ ッドの崩壊熱を十分に除去可能と評価される。
また，粒子化せず連続層として堆積したデブリからの除熱は，
平 板 で の Kutateladze タ イ プ の 限 界 熱 流 束 相 関 式 （ 最 大 除 熱 量 ）や膜沸騰熱伝達相関式による評価が可能であり，連続デブリ層の崩壊熱が除去可能か否かは連続デブリ層の堆積量（厚さ）に依存する。
添付 4.1.1.6−1−13

e. 連 続 デ ブ リ 層 表 面 の ク ラ ス ト 形 成 と 溶 融 プ ー ル 内 自 然 対 流 熱 伝
達連続デブリ層の表面は，下部プレナム残存水や下鏡との接触により凝固点以下となってクラストを形成し，内部は発熱を伴う自然対流が生じると考えられる。内部発熱を伴う自然対流熱伝達については，方位角に依存した実験相関式により評価が可能である。
f. 連 続 デ ブ リ 層 と 下 鏡 の 狭 隘 ギ ャ ッ プ 形 成 及 び ギ ャ ッ プ 沸 騰 冷 却
下部ヘッドに堆積した連続デブリ層は，下鏡を加熱するものの完全には固着せずにギャップを形成し，下鏡のクリープ変形によるギャップ拡大によって冷却水が浸入したことが，ＴＭＩ−２事
故での下部ヘッド急冷メカニズムと考えられている。ギャップ形
成と容器壁の冷却はＩＶＣ実験（ＦＡＩ社）及びＡＬＰＨＡ実験（ＪＡＥＲＩ）によって確認されている。また，狭隘ギャップでの沸騰除熱特性については，傾斜角度の効果を考慮した電共研実
験相関式より評価が可能である。
た だ し ， 実 炉 ス ケ ー ル で の 堆 積 デ ブ リ 量 は ， 炉 心 全 量 落 下 （ 110
万 kWe 級 プ ラ ン ト ） 条 件 で は 200t 以 上 に も な り ， Ｔ Ｍ Ｉ − ２ 事 故に お け る 20t に 比 べ て 著 し く 大 き い 場 合 が 想 定 さ れ る 。 現 時 点 では，大量の連続デブリ層が堆積した場合にも下部プレナム底部のギャップまで冷却水が浸入するか否かは不確かさが大きいと考えられる。
g. 原 子 炉 圧 力 容 器 下 鏡 破 損
原子炉圧力容器下鏡破損のメカニズムとしては，堆積デブリによって下鏡が加熱された結果，ＣＲＤチューブや計装管を接続する溶接部分の健全性が失われてチューブが逸出するいわゆる添付 4.1.1.6−1−14チューブイジェクション

あるいはれる。 チューブイジェクション

下鏡クリープ破断が想定さは，溶接部でのせん断応力と温度上昇による強度低下から評価することができる。また， 下鏡ク
リープ破断

については，過渡的な下鏡応力及び下鏡温度を評価することによって判定することができる。

添付 4.1.1.6−1−15

補 足 資 料 1.2

落下コリウム量のＭＡＡＰ解析について

図 補 足 1.2− 1 に Ｍ Ａ Ａ Ｐ に よ る 低 圧 シ ー ケ ン ス（ Ｔ Ｑ Ｕ Ｖ ）の 解 析
結果を示す。
解 析 の 結 果 ，70％ 炉 心 が 落 下 す る 結 果 と な る（ relocation#1）。な お ，relocation#2 は ，100％ 炉 心 が 落 下 す る 場 合 を 想 定 し た Ｕ Ｏ ２ 落 下 割 合の時間変化である。

図 補 足 1.2− 1

下部プレナムへのＵＯ２落下割合

添付 4.1.1.6−1−16

補 足 資 料 1.3
ＩＶＲ現象を解析する評価コードについて

Ｉ Ｖ Ｒ 現 象 を 解 析 す る 評 価 コ ー ド の 全 体 モ デ ル 概 要 を 図 補 足 1.3− 1に示す。
本コードは，解析体系を１ボリュームで表し，その底部にコリウムが落下する下部プレナム領域を想定し，原子炉圧力容器下鏡と内部構
造物（ＣＲＤ）をモデル化している。境界条件には，落下コリウム条件（コリウム温度，落下流量，落下継続時間）及び注水条件（注水方法：ＣＲＤ注水又は炉内注水，注水流量等）を設定し，これらの様々な条件でのＩＶＲ評価を行う。
考慮される現象は，水中での溶融コリウム落下挙動から，コリウム堆積後のプール水及び原子炉圧力容器下鏡／内部構造物との熱的相互作用に関わるもので，次のような要素モデルである。
（ 1） プ ー ル 水 中 落 下 時 の 溶 融 物 の 分 散 冷 却
a. 水 中 で の 落 下 溶 融 物 の 分 散 ・ 冷 却 モ デ ル
・ 粒 子 化 割 合 算 出 に Ricou-Spalding の 相 関 式 を 応 用・ 粒 子 径 は Henry 他 の 相 関 式 に よ る
b. 分 散 粒 子 の Ｚ ｒ − 水 反 応 モ デ ル
・ 水 中 で の 粒 子 滞 留 時 間 を 考 慮 し ， Baker-Just の 実 験 デ ー タ に基づくＺｒ酸化割合を入力（ 2） 堆 積 コ リ ウ ム か ら の 熱 移 行
c. 粒 子 状 コ リ ウ ム ベ ッ ド の 冷 却 モ デ ル
・ Lipinski の ド ラ イ ア ウ ト 熱 流 束 相 関 式
d. 連 続 コ リ ウ ム 層 表 面 で の ク ラ ス ト 形 成 と 溶 融 プ ー ル 内 自 然 対
添付 4.1.1.6−1−17流熱伝達モデル・準定常を仮定したクラストエネルギバランス
・ Jahn-Reineke の 発 熱 を 伴 う 自 然 対 流 相 関 式
e. 連 続 コ リ ウ ム 層 上 面 で の 冷 却 モ デ ル
・ プ ー ル 沸 騰 曲 線 に 依 存 し た 熱 伝 達 相 関 式 （ 核 沸 騰 ： Rohsenow，
膜 沸 騰 ： Berenson）
・あるいは，限界熱流束相関式
f. 原 子 炉 圧 力 容 器 下 鏡 と の 間 で の ギ ャ ッ プ 沸 騰 冷 却 モ デ ル・狭 隘 ギ ャ ッ プ の 最 大 熱 流 束 相 関 式 を 用 い る Suh 他 の 評 価 モ デ ル
g. Ｃ Ｒ Ｄ 冷 却 水 に よ る 冷 却 モ デ ル・沸騰曲線に依存したプール沸騰熱伝達相関式（ 3） 原 子 炉 圧 力 容 器 下 鏡 挙 動
h. 原 子 炉 圧 力 容 器 下 鏡 の ク リ ー プ 変 形 モ デ ル
・ラ ー ソ ン ミ ラ パ ラ メ ー タ 相 関 式 を 用 い ，ク リ ー プ 破 断 モ デ ル を
適 用 し た Suh 他 の 評 価 モ デ ル
i. 原 子 炉 圧 力 容 器 外 部 冷 却 モ デ ル・沸騰曲線に依存したプール沸騰熱伝達相関式

添付 4.1.1.6−1−18

（ a） 評 価 コ ー ド の 要 素 モ デ ル

図 補 足 1.3− 1

評価コードの全体モデル概要

添付 4.1.1.6−1−19

補 足 資 料 1.4

ＩＶＲ失敗の判断基準について

ＩＶＲ失敗の判断基準は，ＩＶＲ現象を解析する評価コードによる現象解析に基づき，下鏡貫通配管（ＣＲＤチューブ）の逸出あるいは下鏡のクリープ破断に至った場合とする。
下鏡貫通配管の逸出は，下鏡との溶接部が過温状態となって健全性が失われ，チューブが逸出する「チューブイジェクション」を想定したものである。

下鏡のクリープ破断については，）及びから，破断時間ｔｒを求め，評価する。

過渡計算では，が変化

す る た め ，破 断 時 間 ｔ ｒ も 変 化 す る 。こ の た め ，
添付 4.1.1.6−1−20

のクリープ変形による義し，を定において，評価開始からのを求め，リープ破断と判定する。

添付 4.1.1.6−1−21となる時点でク

補 足 資 料 1.5

落下コリウムジェット直径のＤＥＴ分岐確率の設定の与え方について

落 下 コ リ ウ ム ジ ェ ッ ト 直 径 の 確 率 分 布 図 を 図 補 足 1.5− 1に 示 す 。 Ｄ
Ｅ Ｔ 分 岐 と し て 設 定 し た 3点 （ 0.05m， 0.10m， 0.15m） の 確 率 の 与 え 方は以下のとおり。
（ 1） ジ ェ ッ ト 直 径 が 0.05mの と き
累 積 確 率 は 0.15で あ り ， 確 率 は 0.15と な る 。
（ 2） ジ ェ ッ ト 直 径 が 0.10mの と き
累 積 確 率 は 0.65で あ り ， 確 率 は 0.65− 0.15＝ 0.50と な る 。
（ 3） ジ ェ ッ ト 直 径 が 0.15mの と き
累 積 確 率 は 1.00で あ り ， 確 率 は 1.00− 0.65＝ 0.35と な る 。

図 補 足 1.5− 1

落下コリウムジェット直径の確率分布
添付 4.1.1.6−1−22

2. 格 納 容 器 雰 囲 気 直 接 加 熱 （ Ｄ Ｃ Ｈ ）添付 4.1.1.6−1−23

2.1

現象の概要
格 納 容 器 雰 囲 気 直 接 加 熱 （ 以 下 「 Ｄ Ｃ Ｈ 」 と い う 。） は ， 原 子 炉 圧

力容器が高圧状態で破損することにより，破損口から高速のガス流によって微粒子化したデブリがドライウェル空間部へ移行し，デブリの保有熱及び金属成分と水との反応熱によりドライウェル雰囲気を直接加熱する現象である。ＤＣＨが発生した場合，ドライウェル
雰囲気の直接加熱による非凝縮性ガスの膨張等により格納容器圧力が急激に上昇し，格納容器過圧破損に至る可能性がある。

2.2

ＤＣＨによる格納容器破損の分岐確率の評価方法について

ＲＯＡＡＭ手法により，ＤＣＨによる格納容器破損確率の確率分布
を 以 下 の と お り 評 価 す る 。 Ｒ Ｏ Ａ Ａ Ｍ 手 法 に よ る 評 価 の 流 れ を 図 2− 1に示す。
(1) Ｄ Ｃ Ｈ 現 象 の 支 配 パ ラ メ ー タ に つ い て 確 率 密 度 関 数（ pdf）を 設定する。
(2) 支 配 パ ラ メ ー タ と 格 納 容 器 ピ ー ク 圧 力 と の 因 果 関 係 （ CR） を 評価する。
(3) 格 納 容 器 圧 力 に 対 す る 格 納 容 器 フ ラ ジ リ テ ィ カ ー ブ を 設 定 す る 。
(4) 支 配 パ ラ メ ー タ と 格 納 容 器 ピ ー ク 圧 力 と の 因 果 関 係 及 び 格 納 容器フラジリティカーブを基にモンテカルロサンプリングにより，格納容器破損確率の確率分布を評価する。
以上の評価により得られた格納容器破損確率の確率分布の平均値をＤＣＨによる格納容器破損の分岐確率として設定する。

添付 4.1.1.6−1−24

：不確かさ要因

溶融物条件

炉内での
Ｚｒ酸化割合下部プレナム内
溶融炉心割合pd f

pd f

原子炉圧力容器破損条件

原子炉圧力容器
破損面積
pd f

粒子化デブリのドライウェルへの移行割合
pd f

粒子化デブリの移行条件

支配パラメータと格納容器ピーク圧力との因果関係CR

格納容器ピーク圧力p df
格納容器圧力と格納容器破損確率との因果関係（格納容器フラジリ
ティカーブ）

格納容器破損条件

CR

ＤＣＨによる
格納容器破損確率
p df

図 2−1

ＤＣＨによる格納容器破損確率の評価フロー

添付 4.1.1.6−1−25

2.3

ＤＣＨによる格納容器破損の分岐確率の評価結果

2.3.1

支配パラメータの確率密度関数の設定
ＤＣＨ現象の発生に関連して不確かさを考慮する支配パラメー

タとして以下のパラメータを選定した。
・炉内でのジルコニウム酸化割合
・下部プレナム内溶融炉心割合
・原子炉圧力容器破損面積
・粒子化デブリのドライウェルへの移行割合（ 補 足 資 料 2.1）
選 定 し た 支 配 パ ラ メ ー タ に つ い て ， 表 2− 1 に 示 す と お り 確 率 密度関数を設定した。

添付 4.1.1.6−1−26

表 2− 1
支配パラメータ

炉内でのＺｒ酸化割合支配パラメータの確率密度関数の設定
確率密度関数設定の考え方分布形：三角分布

先行ＰＲＡ［２−１］における複数の専門

最 小 値 ： 0.01

家による確率密度関数の評価の平均値

最 尤 値 ： 0.24を基に設定

最 大 値 ： 0.53

た だ し ，最 小 値 は Ｄ Ｂ Ａ

ＬＯＣＡの上

限値に設定
分布形：三角分布

最 小 値 は ，溶 融 物 落 下 の 早 期 に 下 部 ヘ ッ

最 小 値 ： 0.1

ド が 破 損 し た と し て 10 ％ 炉 心 量 を 設 定

下部プレナム内

最尤値：

最 尤 値 は ，Ｍ Ａ Ａ Ｐ 解 析 に 基 づ き 6 0 ％

溶融炉心割合最 大 値 ： 1.0

炉心量を設定最 大 値 は ，全 量 の 溶 融 物 が 落 下 す る と して 100 ％ 炉 心 量 を 設 定

分布形：三角分布
原子炉圧力容器
破損面積

最 小 値 ： 0.002 m

２

最尤値：

最 小 値 は ，下 部 ヘ ッ ド に 接 続 さ れ て い る
中で最も細い計装配管相当として設定
最 尤 値 は ，Ｃ Ｒ Ｄ 貫 通 部 １ 本 の 破 損 相 当

最 大 値 ： 2.0 m

２

として設定
最大値はクリープ破断相当として設定

以下の評価式に基づ

ドライウェルへ移行する粒子化デブリ

きパラメータサンプの 割 合 （ Fｆ ｒ ａ ｇ ） は ， ペ デ ス タ ル 床 上

リング計算により確の溶融コリウムがガス流によりエント率密度関数を設定

レ イ ン さ れ る 割 合（ F ｅ ｎ ｔ ），エ ン ト レ イ
ンされた粒子がペデスタルから開口部

Fｆ ｒ ａ ｇ ＝ Fｅ ｎ ｔ ×Fｐ

へ 流 出 す る 割 合 （ Fｐ ｄ − ｏ ｕ ｔ ） 及 び ペ デｄ − ｏ ｕ ｔ ×Fｎ ｏ − ｉ ｍ ｐ

ス タ ル 開 口 部 で 付 着 し な い 割 合 （ Fｎ ｏ −ａｃｔｉｍｐａｃｔ粒子化デブリの・ Fｅ ｎ ｔ ＝ 1

ータのサンプリング計算により以下のドライウェルへの・ Fｐ ｄ − ｏ ｕ ｔ

式で確率密度関数を設定

移行割合）を 考 慮 し ，そ れ ぞ れ の パ ラ メ

分布形：一様分布

Fｆ ｒ ａ ｇ ＝ Fｅ ｎ ｔ ×Fｐ ｄ − ｏ ｕ ｔ ×Fｎ ｏ − ｉ ｍ

最小値：

ｐａｃｔ

最大値：

Fｅ ｎ ｔ は ， 保 守 的 に 全 量 が エ ン ト レ イ ン

・ Fｎ ｏ − ｉ ｍ ｐ ａ ｃ ｔ

されるとして 1 を設定

分布形：一様分布

Fｐ ｄ − ｏ ｕ ｔ は ， ペ デ ス タ ル 内 粒 子 移 行 解

最 小 値 ： 0.8

析 結 果 に よ り 0〜 0.007 の 範 囲 で 一 様 分

最 大 値 ： 1.0

布を設定
Fｎ ｏ − ｉ ｍ ｐ ａ ｃ ｔ は ， 粒 子 移 行 解 析 結 果 に
よ り 0.8〜 1.0 の 範 囲 で 一 様 分 布 を 設 定

2.3.2

支配パラメータと格納容器ピーク圧力との因果関係評価

支配パラメータと格納容器ピーク圧力との因果関係を評価するため，それぞれの支配パラメータを最大値と最小値との間で変化させた組合

添付 4.1.1.6−1−27

せをインプットパラメータとしたＭＡＡＰ解析を実施し，それぞれの組 み 合 わ せ の と き の 原 子 炉 圧 力 容 器 破 損 前 の 格 納 容 器 圧 力 （ P０ ） 及 び
Ｄ Ｃ Ｈ 発 生 時 の 格 納 容 器 圧 力 の 上 昇 幅 （ Δ P） を 評 価 し ， 表 2− 2 に 示
すように整理した。
その結果，それぞれの支配パラメータと原子炉圧力容器破損前の格
納容器圧力及びＤＣＨ発生時の格納容器圧力の上昇幅には，以下の因果関係があると分析した。
・ 炉 内 で の Ｚ ｒ 酸 化 割 合 （ X） は ， 図 2− 2 に 示 す と お り ， 原 子 炉 圧
力容器破損前の格納容器圧力に対して線形の関係がある。また，評価範囲ではＤＣＨ発生時の格納容器圧力の上昇幅にはほとんど感度がない。
・ 原 子 炉 圧 力 容 器 の 破 損 面 積 （ A） は ， 図 2− 3 に 示 す と お り ， Ｄ Ｃ
Ｈ発生時の格納容器圧力の上昇幅に対してほぼ指数関数近似が可能である。
・下部プレナム内溶融炉心割合に粒子化デブリのドライウェルへの移行割合を乗じた，全炉心量に対するドライウェルへのデブリ移
行 割 合 （ Ｆ ） は ， 図 2− 3 に 示 す と お り ， Ｄ Ｃ Ｈ 発 生 時 の 格 納 容 器
圧力上昇幅に対してほぼ指数関数近似が可能である。
以上により，支配パラメータと格納容器ピーク圧力との因果関係は以下の関数として示すことができる。また，定数ｃ１〜ｃ５は，最小二 乗 法 に よ る フ ィ ッ テ ィ ン グ 計 算 に よ り ， 表 2− 3 の と お り と な る 。

添付 4.1.1.6−1−28

c1,c2,c3,c4,c5： 定 数

表 2− 2

ＤＣＨ時の格納容器圧力評価結果例

表 2− 3
対象シーケンスｃ１

定数の評価結果
ｃ２

ｃ３

ＴＱＵＸ
長期ＴＢ

添付 4.1.1.6−1−29ｃ４ｃ５図 2− 2

最小二乗法によるフィッティング計算の例

図 2− 3

最小二乗法によるフィッティング計算の例

添付 4.1.1.6−1−30

2.3.3

格納容器フラジリティカーブの設定

格納容器圧力と格納容器破損確率の相関（格納容器フラジリティ
カ ー ブ ） を 図 2− 4に 示 す 。 格 納 容 器 フ ラ ジ リ テ ィ カ ー ブ は ， 代 表 的Mark-Ⅱ 型 格 納 容 器 耐 性 評 価 線 図 （ 図 2− 5） に お い てと仮定し，不確かさを考慮して，とした。

格 納 容 器 破 損 確 率 ［ -］（ 補 足 資 料 2.2）

格 納 容 器 圧 力 ［MPa （ab s）］

図 2− 4

格納容器フラジリティ

添付 4.1.1.6−1−31

図 2− 52.3.4

代 表 的 Mark-Ⅱ 型 格 納 容 器 耐 性 評 価 線 図 [ 2 - 2 ]ＤＣＨによる格納容器破損の分岐確率の評価

支配パラメータと格納容器ピーク圧力との因果関係及び格納容器フラジリティカーブに基づき，モンテカルロサンプリングにより格納容器破損確率の確率分布を評価し，その平均値をＤＣＨによる格納容器
破損の分岐確率として設定した。

添付 4.1.1.6−1−32

表 2− 4

ＤＣＨによる格納容器破損の分岐確率
早期ＲＰＶ破損シナリオ

後期ＲＰＶ破損シナリオ（ＴＱＵＸシーケンス）（長期ＴＢシーケンス）

ＤＣＨによる
格納容器破損確率

図 2− 6

格 納 容 器 破 損 確 率 の 確 率 分 布 評 価 結 果（ Ｔ Ｑ Ｕ Ｘ シ ー ケ ン ス ）図 2− 7格 納 容 器 破 損 確 率 の 確 率 分 布 評 価 結 果（ 長 期 Ｔ Ｂ シ ー ケ ン ス ）添付 4.1.1.6−1−33

2.4

参考文献

[2-1] E.D.Gorham.et.al., "Severe Accident Risk:Methodology fortheContainment Source Term,Concequence,and Risk

Integration Analyses",NUREG/CR-4551,1993[2-2] M.Goto, et al., "Study for Ultimate Capacity of Typical BWR
Containment Vessel in Japan",ICONE-3,1995[2-3] L.G.Greimann, et al., "Reliability Analysis of SteelContainment Strength", NUREG/CR-2442, 1982

添付 4.1.1.6−1−34

補 足 資 料 2.1

ＲＯＡＡＭ手法で不確かさを考慮する支配パラメータの選定について（ＤＣＨ）

ＤＣＨは，シビアアクシデント時において，炉心溶融物が高圧状態
で原子炉圧力容器から噴出した際に，高速のガス流により微粒子化した炉心溶融物がドライウェル空間に流出し，溶融物の保有熱や溶融物中のＺｒと水蒸気との化学反応による発熱により，格納容器雰囲気が直接加熱されることで格納容器圧力の急激な上昇を引き起こす現象である。また，Ｚｒと水蒸気との化学反応に伴い発生する水素ガスによっ て も 格 納 容 器 の 加 圧 が 促 進 さ れ る 。 Ｄ Ｃ Ｈ 現 象 の 概 要 を 図 補 足 2.1−1 に示す。
これまでの知見により，ＤＣＨ現象の主要過程は下記 3 つに分けられる。
(1) 原 子 炉 圧 力 容 器 か ら の 炉 心 溶 融 物 放 出 及 び ガ ス ブ ロ ー ダ ウ ン 過程(2) ペ デ ス タ ル （ ド ラ イ ウ ェ ル 部 ） か ら の 溶 融 物 の 分 散 と 移 行 過 程(3) 格 納 容 器 雰 囲 気 中 で の 粒 子 化 デ ブ リ の 熱 伝 達 及 び 酸 化 反 応 過 程
これらの過程において影響を与えるパラメータ及びそれらのパラメータのうちＲＯＡＡＭ手法による評価において不確かさを考慮する支配パラメータの選定の考え方について，以下に説明する。

(1) 原 子 炉 圧 力 容 器 か ら の 炉 心 溶 融 物 放 出 及 び ガ ス ブ ロ ー ダ ウ ン 過 程①下部プレナム内溶融炉心割合（原子炉圧力容器破損時）
添付 4.1.1.6−1−35

支配パラメータとして不確かさを考慮する。原子炉圧力容器破損時に下部プレナムに存在する溶融炉心がペデスタル（ドライウ
ェル部）床面に落下し，ブローダウンガスによりエントレインされドライウェルに流出することで，格納容器加温及び加圧に影響する支配パラメータとして不確かさを考慮する。
②原子炉圧力容器破損面積
支配パラメータとして不確かさを考慮する。原子炉圧力容器の破損面積は，ブローダウンガス流量及びその継続時間並びに原子炉圧力容器内に蓄積したガスによる格納容器加圧に影響する。ブローダウンガス流量及びその継続時間については，デブリの粒子化割合及び粒子化デブリのドライウェルへの移行割合に影響するが，デブリ粒子化割合については，保守的にペデスタル（ドライウェル部）床面に落下したデブリ全量が粒子化するものとし，粒子化デブリのドライウェルへの移行割合については，当該パラメータの中で不確かさを考慮する。よって，原子炉圧力容器破損面
積は，原子炉圧力容器内に蓄積したガスによる格納容器加圧に影響する支配パラメータとして不確かさを考慮する。
③原子炉圧力容器破損時の 1 次系圧力
支配パラメータとして不確かさを考慮しない。原子炉圧力容器
破損時の 1 次系圧力は，ブローダウンガス流量に影響するが，ブローダウンガス流量は粒子化デブリのドライウェルへの移行割合の中で不確かさを考慮する。
④溶融物放出量とガスブローダウン流量
支配パラメータとして不確かさを考慮しない。溶融物放出量は，保守的に下部プレナム内の溶融炉心の全量が放出するとし，ガス添付 4.1.1.6−1−36

ブローダウン流量は粒子化デブリのドライウェルへの移行割合に影響するが，当該パラメータの中で不確かさを考慮する。
(2) ペ デ ス タ ル か ら の 溶 融 物 の 分 散 と 移 行 過 程⑤デブリの粒子化割合
支配パラメータとして不確かさを考慮しない。保守的にペデスタル（ドライウェル部）に落下したデブリ全量が粒子化するものとして設定する。
⑥粒子化デブリのドライウェルへの移行割合
支配パラメータとして不確かさを考慮する。粒子化デブリのドライウェル（ドライウェル部）床面への移行割合は，格納容器雰
囲気を直接加熱することにより格納容器加温及び加圧に影響するとともに，Ｚｒと水蒸気との反応による反応熱及び水素発生により格納容器加温及び加圧に影響する支配パラメータとして不確かさを考慮する。
(3) 格 納 容 器 雰 囲 気 中 で の 粒 子 化 デ ブ リ の 熱 伝 達 及 び 酸 化 反 応 過 程⑦デブリ粒子径
支配パラメータとして不確かさを考慮しない。デブリ粒子径によりデブリの表面積が決定する。デブリ表面積は，粒子化デブリと格納容器雰囲気との熱伝達及び粒子化デブリと水蒸気との反応に影響するが，保守的にドライウェルに流出した粒子化デブリの保有熱は全て格納容器雰囲気に移行することとし，未酸化Ｚｒは
全て水蒸気と反応するものとする。
⑧炉内でのＺｒ酸化割合
支配パラメータとして不確かさを考慮する。炉内でのＺｒ酸化割合，下部プレナム内溶融炉心割合及び粒子化デブリのドライウ
添付 4.1.1.6−1−37

ェルへの移行割合により，ドライウェルに移行する未酸化Ｚｒ量が決定される。ドライウェルに移行する未酸化Ｚｒ量は，Ｚｒと水蒸気との反応による反応熱及び水素発生により格納容器加温及び加圧に影響する支配パラメータとして不確かさを考慮する。

図 補 足 2.1− 1

ＤＣＨ現象の概要

添付 4.1.1.6−1−38補 足 資 料 2.2

格納容器イベントツリーにおけるＤＣＨの取扱いについて

ＤＣＨに対する格納容器フラジリティは，格納容器圧力に対して設定する。
Ｍａｒｋ−Ⅱ格納容器に対するＤＣＨが発生した場合の，格納容器の圧力，雰囲気温度及び構造材の温度の挙動評価の例について図補足
2.2− 1 に 示 す 。 こ れ に よ る と ， Ｄ Ｃ Ｈ に よ る 格 納 容 器 の 負 荷 と し て は
以下のものが考えられる。
①ドライウェルに拡散した粒子化デブリによるドライウェル雰囲気の急激な加温及び加圧（格納容器過圧破損）②ドライウェル雰囲気からの熱伝達によるドライウェル構造材の比較的緩やかな加温（格納容器過温破損）
ま た ，Ｍ Ａ Ａ Ｐ に よ る 事 故 進 展 解 析（ 第 4.1.1.5− 4 表 参 照 ）の 結 果によれば，Ｍａｒｋ−Ⅱ格納容器では，原子炉圧力容器が高圧で破損した際にＤＣＨが発生しなかった場合においても，原子炉圧力容器が破損した際に噴出される高温のガス流によって加熱され，過温破損に至る。
Ｄ Ｃ Ｈ は 数 分 以 内 の 短 時 間 の 現 象 で あ り ，格 納 容 器 の 負 荷 と し て は
圧 力 が 重 要 で あ る 。よ っ て ，今 回 の Ｐ Ｒ Ａ に お い て は ，Ｄ Ｃ Ｈ に 関 して 図 補 足 2.2− 2 の よ う な イ ベ ン ト ツ リ ー を 設 定 し ， 短 期 間 で 過 圧 破
損 が 発 生 し な い 場 合 は ，必 ず 過 温 破 損 に 至 る と し た（ Ｄ Ｃ Ｈ に よ る 過
圧 破 損 が 発 生 し な か っ た 場 合 の 過 温 破 損 の 確 率 を 1 と し た ）。

添付 4.1.1.6−1−39

ＤＣＨによる格納容器過温破損については，不確かさは存在するものの，イベントツリーにおいてＤＣＨにより過圧破損に至らなかった
場合は必ず過温破損に至ると設定することで，評価結果に与える影響はないと考える。

添付 4.1.1.6−1−40

・ Ｂ Ｗ Ｒ − ５ ／ Ｍ ａ ｒ ｋ − Ⅱ （ 3,293MW） の Ｔ Ｂ シ ー ケ ン ス に 対 する解析・ ド ラ イ ウ ェ ル 空 間 体 積 5400m ３
・ デ ブ リ 初 期 温 度 1,600K
・ デ ブ リ 主 要 組 成 Ｕ Ｏ ２ ； 1.5×10 ５ kg， Ｚ ｒ ； 8.8×10 ４ kg，
Ｚ ｒ Ｏ ２ ； 3.0×10 ４ kg
・ ド ラ イ ウ ェ ル 初 期 圧 力 0.47MPa・ ド ラ イ ウ ェ ル 初 期 温 度 400K
図 補 足 2.2− 1

ＤＣＨ発生時の格納容器挙動（ 出 典 ； Analysis of Direct Containment Heating in a BWR Mark-Ⅱ
Containment, JAERI-memo 05-139）
添付 4.1.1.6−1−41

減圧

ＤＣＨ
Ｔ Ｑ Ｕ Ｖ

過温破損
過圧破損
ＤＣＨによる過圧破損分岐確率

図 補 足 2.2− 2

ＤＣＨのイベントツリー

添付 4.1.1.6−1−423. 炉 外 水 蒸 気 爆 発 （ Ｆ Ｃ Ｉ ）添付 4.1.1.6−1−43

3.1

現象の概要
炉 外 水 蒸 気 爆 発 （ 以 下 「 Ｆ Ｃ Ｉ 」 と い う 。） は ， 原 子 炉 圧 力 容 器 破損後に溶融炉心が放出された際に，高温の溶融炉心が原子炉圧力容器下部の冷却材に落下すること等により水蒸気爆発が発生し，溶融
炉心の持つ熱エネルギが機械エネルギに変換される現象である。な
お ,水 蒸 気 爆 発 と は ，蒸 発 速 度 が 大 き く 蒸 気 圧 力 の 増 加 速 度 が 周 囲 の
液体中での圧力緩和速度より大きい場合に起きる爆発的な反応である。ＦＣＩが発生した場合，爆発による衝撃波等が格納容器の構造物にかかり，格納容器破損に至る可能性がある。

3.2

ペ デ ス タ ル（ ド ラ イ ウ ェ ル 部 ）内 で の Ｆ Ｃ Ｉ に よ る 格 納 容 器 破 損の分岐確率の評価方法について
ＲＯＡＡＭ手法により，ペデスタル（ドライウェル部）内でのＦ

ＣＩによる格納容器破損確率の確率分布を以下のとおり評価する。
Ｒ Ｏ Ａ Ａ Ｍ 手 法 に よ る 評 価 の 流 れ を 図 3− 1 に 示 す 。
(1)

Ｆ Ｃ Ｉ 現 象 の 支 配 パ ラ メ ー タ に つ い て 確 率 密 度 関 数 （ pdf） を 設
定する。

(2)

Ｆ Ｃ Ｉ 発 生 エ ネ ル ギ と 格 納 容 器 破 損 確 率 の 因 果 関 係（ ペ デ ス タ ル
フ ラ ジ リ テ ィ ）（ CR） を 設 定 す る 。

(3)

支 配 パ ラ メ ー タ の モ ン テ カ ル ロ サ ン プ リ ン グ を 実 施 し ，Ｆ Ｃ Ｉ 時に発生する機械エネルギからペデスタル破損確率の確率分布を
設 定 す る 。ま た ，ペ デ ス タ ル 破 損 は 格 納 容 器 破 損 と 仮 定 し て ，格
納容器破損確率の確率分布を評価する。

添付 4.1.1.6−1−44

以上の評価により得られた格納容器破損確率の確率分布の平均値
を，ペデスタル（ドライウェル部）内でのＦＣＩによる格納容器破損の分岐確率として設定する。

：不確かさ要因
炉心溶融量とその相関
pdf
溶融物条件

ＦＣＩに寄与する炉心溶融量
pdf
溶融炉心の粗混合量

溶融炉心の内部エネルギ
pdf

ＦＣＩエネルギ条件

水蒸気爆発に寄与する

機械的エネルギ変換効率

溶融炉心の熱エネルギ

pdf

トリガリング発生有無とＦＣＩエネルギのＦＣＩ発生条件

因果関係
トリガリング発生有：ＦＣＩエネルギ使用
トリガリング発生無：ＦＣＩエネルギ＝０
pdf

ＦＣＩ発生エネルギと格納容器破機械的エネルギ

損確率の因果関係（ペデスタルフラジリティ）
CR

格納容器破損条件

ペデスタル（ドライウェル部）でのＦＣＩによる格納容器破損確率pdf

図 3−1 ペデスタル（ドライウェル部）内でのＦＣＩによる格納容器破損確率の評価フロー
添付 4.1.1.6−1−45

3.3

ペデスタル内でのＦＣＩによる格納容器破損の分岐確率の評価
結果

3.3.1

支配パラメータの確率密度関数の設定

ペデスタル（ドライウェル部）内でのＦＣＩ現象の発生に関連して不確かさを考慮する支配パラメータとして以下のパラメータを選定した。
・ Ｆ Ｃ Ｉ に 寄 与 す る 炉 心 溶 融 量 （ 以 下 「 粗 混 合 量 」 と い う 。）
・溶融炉心の内部エネルギ
・機械的エネルギ変換効率・トリガリング発生確率（ 補 足 資 料 3.1）
選 定 し た 支 配 パ ラ メ ー タ に つ い て ，表 3− 1 に 示 す と お り 確 率 密 度関数を設定した。

添付 4.1.1.6−1−46

表 3− 1
支配パラメータ

支配パラメータの確率密度関数の設定
確率密度関数設定の考え方
代 表 的 な 8 つ の シ ー ケ ン ス の Ｂ Ｗ Ｒ ５ ，Ｍ・炉心溶融量に以下の

Ｍ Ａ Ａ Ｐ 解 析 結 果 に 基 づ き ，炉 心 溶 融 量 の

分布を設定

粗混合量

ａｒｋ−Ⅱ型格納容器プラントにおける分布形：三角分布

分布及び炉心溶融量と粗混合量の因果関

最小値：

係を設定

最尤値：

炉 心 溶 融 量 の 分 布 の 最 大 値 ，最 尤 値 は ，

最大値：
を設定

・上記の分布と，炉心溶融量と粗混合量と炉心溶融量の分布の最小値は，の因果関係から設定
ＭＡＡＰ解析結果に基づく溶融炉心の組
分布形：三角分布

成 ，先 行 研 究 で 設 定 し て い る 溶 融 炉 心 の 融

溶融炉心の内部

最 小 値 ： 1.3 MJ／ kg

点 及 び 過 熱 度 に よ り ，保 有 熱 エ ネ ル ギ に 対エネルギ

最 尤 値 ： 1.4 MJ／ kg

する累積確率を評価した結果に基づき設

最 大 値 ： 1.5 MJ／ kg

定

分布形：三角分布

Ｋ Ｒ Ｏ Ｔ Ｏ Ｓ 試 験 ［ ３ -１ ,２ ,３ ］ の 知 見 （ 変

機械的エネルギ

最 小 値 ： 0.002

換効率は，アルミナ試験では

変換効率

最 尤 値 ： 0.01

（ 補 足 資 料 3.2）），コ リ ウ ム 試 験 で は 極 め て 小 さ い（最 大 値 ： 0.03）を参考に設定
実機の炉心溶融物に組成が近いＵ−Ｚｒ−ＳＵＳ混合物から成る溶融物を用いた，

トリガリング

発 生 確 率 0.1 の 二 項 分

水蒸気爆発が発生しやすいと考えられる

発生確率

布

低 圧 ，高 サ ブ ク ー ル 条 件 で の Ｆ Ｃ Ｉ 試 験 結
果 [３ − ４ 〜 ８ ]（ 10 回 の う ち 1 回 Ｆ Ｃ Ｉ が 発生）から設定添付 4.1.1.6−1−47

3.3.2と粗混合量との因果関係評価と粗混合量の因果関係は，以下のように評価した。

① Ｔ Ｅ Ｘ Ａ Ｓ コ ー ド の 実 機 解 析 [３ − ９ ]で は ， 水 蒸 気 爆 発 に よ る 発 生
エネルギが最大となるタイミングが原子炉圧力容器破損後秒後であることを踏まえ，代表的なシーケンスのＭＡＡＰ解析結果（ 図 3− 2）か ら ，最 初 の

秒間にペデスタルに落下したを 粗 混 合 量 と し て 評 価 （ 表 3− 2）。
（ 補 足 資 料 3.3）
② 表 3− 2 のと粗混合量の関係をプロットし，近似曲線を 導 出 （ 図 3− 3）。

表 3− 2

代表的なシーケンスにおける添付 4.1.1.6−1−48と粗混合量

コリ ウム 流 量 ［ kg/s］

ベ ッセル 破 損 後 の 時 間 ［ s］

代表的なシーケンスにおけるコリウム流量の変化

粗 混 合 量 ［kg］

図 3− 2［to n］

図 3− 3と粗混合量の因果関係

添付 4.1.1.6−1−49

3.3.3Ｆ Ｃ Ｉ 発 生 エ ネ ル ギ と ペ デ ス タ ル 破 損 確 率 の 因 果 関 係（ ペ デ ス
タルフラジリティ）について

ＦＣＩ発生エネルギ（機械エネルギ）とペデスタル破損確率の因
果関係（ペデスタルフラジリティ）は，以下のように設定した。
（ 補 足 資 料 3.4）
① ＦＣＩ発生時の機械エネルギによる鉄筋に発生する塑性ひずみ[３ − １ ０ ]をにより解析。

② 鉄筋の最大引張強さ相当の塑性ひずみが発生する場合のペデス
タル破損確率を，鉄筋に塑性ひずみが発生しない場合はペデスタル破損確率をと仮定。

③ ペデスタル破損確率がの場合の機械エネルギを算出し，の 最 尤 値 と 仮 定 。ま た ，ペ デ ス タ ル 破 損 確 率 が場 合 の 機 械 エ ネ ル ギ を ，そ れ ぞ れ，のの 最 大 値 ，最 小 値 と 仮定。
④ ③にて仮定したにより累積のペデスタル破損確率分布

ペデス タル 破 損 確 率 ［-］を 求 め ， ペ デ ス タ ル フ ラ ジ リ テ ィ を 設 定 （ 図 3− 4）。

機 械 エネルギ ［MJ］

図 3− 4

ペデスタルフラジリティ
添付 4.1.1.6−1−50

3.3.4

ペ デ ス タ ル（ ド ラ イ ウ ェ ル 部 ）内 で の Ｆ Ｃ Ｉ に よ る 格 納 容 器 破損の分岐確率の評価

支配パラメータのモンテカルロサンプリングを実施することにより評価したＦＣＩ時に発生する機械エネルギと，ペデスタルフラジ
リ テ ィ に よ り ，ペ デ ス タ ル 破 損 確 率 の 確 率 分 布 を 評 価 し た（ 図 3− 5）。
その平均値として，ペデスタル（ドライウェル部）内でのＦＣＩに
よ る 格 納 容 器 破 損 確 率 の 分 岐 確 率 を 表 3− 3 に 示 す と お り 評 価 し た 。

表 3−3

ペデスタル（ドライウェル部）内でのＦＣＩによる格納容器破損の分岐確率
ペデスタル
ＦＣＩによる
格納容器破損確率

図 3− 5

格納容器破損確率の確率分布評価結果

添付 4.1.1.6−1−51

3.4

サ プ レ ッ シ ョ ン・プ ー ル で の Ｆ Ｃ Ｉ に よ る 格 納 容 器 破 損 の 分 岐 確率について
サプレッション・プールでのＦＣＩによる格納容器破損の分岐確率については，実機の炉心溶融物に組成が近いで の Ｆ Ｃ Ｉ 試 験 [ ３ − ４ 〜 ８ ，１ １ ]から成る溶融物を用いたにおけるトリガリング発生確率（を

考 慮 し て 設 定 し た（ 表 3− 4）。溶 融 炉 心 は サ プ レ ッ シ ョ ン・プ ー ル に大量に落下すると考えられ，ＦＣＩにより発生する荷重とペデスタ
ル（ドライウェル部）床面が破損した状態におけるペデスタル（ドライウェル部）壁面強度の関係について不確かさが大きいと考えら
れ る こ と か ら ，確 率 値 と し て は ト リ ガ リ ン グ 発 生 確 率 の み を 用 い た 。
な お ， 表 3− 1 の と お り ， ペ デ ス タ ル （ ド ラ イ ウ ェ ル 部 ） で の ト リ
ガリング発生確率は，でのＦＣＩ試験結果から設定している。一方，サプレッション・プールでのＦＣＩによる格納容器破損の分岐確率設定に当たっては，溶融炉心落下時にサプレッション・プールが飽和状態になっていることも考えられることから，

でのＦＣＩ試験も考慮して設定した。

表 3− 4

サプレッション・プールでのＦＣＩによる格納容器破損の分岐確率
サプレッション・プール
ＦＣＩによる

格納容器破損確率

添付 4.1.1.6−1−52

3.5

参考文献

[3-1] I. Huhtiniemi, et al., "Results of recent KROTOS FCI tests:
alumina versus corium melts," Nucl. Eng. Des. 189 379-389,
1999．
[3-2] D. Magallon, "Characteristics of corium debris bed generated
in large-scale fuel-coolant interaction experiments," Nucl .
Eng. Des. 236 1998-2009, 2006．
[3-3] H. S. Park, et al., "Vapor Explosions in One-Dimensional
Large Scale Geometry with Simulant Melts", NUREG/CR-6623,
1999[3-4] D.F.Fletcher, "A Review of the Available Information on the
Triggering Stage of a Steam Explosion",Nuclear
Safety.Vol.35,No.1,1994.
[3-5] H.S.Park et al., "Vapor Explosions in a One-Dimensional Large
Scale Geometry With Simulant Melts",NUREG/CR-6623,1999.
[3-6] M.F.Young et al., "Hydrogen Generation During Fuel/Coolant
Interactions",Nucl.Sci.Eng.,Vol.98,1989.
[3-7] I.Huhtiniemi et al., "Results of Recent KROTOS FCI Tests :Alumina vs. Corium Melts",JAERI-Conf 97-011,1997.
[3-8] M.Kato et al., "COTELS Project(2) : Fuel Coolant Interaction
Tests under Ex-Vessel Conditions",OECD Workshop on
Ex-Vessel Debris Coolability.Karlsuhe.Nov.1999.
[3-9] Nishiura. H. et al. "Assessment of Ex-Vessel Steam Explosion
Energy Using TEXAS-V". Proc. Second Japan-Korea Symposium
on Nuclear Thermal Hydraulics and Safety, Fukuoka, Octorver
添付 4.1.1.6−1−53

15-18, 2000.

[3-11] M.Kato et al., "Fuel Coolant Interaction Tests using UO2Corium under Ex-Vessel Conditions",JAERI-Conf 99-005,1999.

添付 4.1.1.6−1−54

補 足 資 料 3.1

ＲＯＡＡＭ手法で不確かさを考慮する支配パラメータの選定について（ＦＣＩ）

ＦＣＩは，原子炉圧力容器破損後に溶融炉心が放出された際に，高温の溶融炉心が原子炉圧力容器下部の冷却材に落下すること等により，溶融炉心の持つ熱エネルギが爆発的な機械エネルギに変換され，水蒸気爆発が発生する現象である。
これまでの知見により，ＦＣＩ現象は以下に示すような過程を経て進行していくものと提唱されている。
①高温高沸点液体（溶融金属）と低温低沸点液体（水等）の接触②粗混合：溶融金属の固まりが水中で細かくなり分散③膜沸騰：細かく分散した金属液滴の周りを蒸気の膜が覆う④蒸気膜の一部が崩壊⑤金属と水の直接接触⑥高温液滴の細粒化⑦急激な熱移動⑧圧力波の発生⑨圧力波の伝播⑩大規模な水蒸気爆発
特に，機械的エネルギへの変換効率が発生する条件としては，下記の 4 過程が必要であると考えられている。
(1) 粗 混 合 状 態 （ 適 度 な 大 き さ に 細 粒 化 し た 高 温 融 体 と 水 と が 蒸 気膜を介して粗混合）添付 4.1.1.6−1−55

(2) ト リ ガ リ ン グ （ 蒸 気 膜 が 崩 壊 し て 高 温 融 体 と 水 と の 直 接 接 触 を引き起こす）(3) 伝 播 及 び 膨 張 （ 直 接 接 触 と 高 温 伝 播 ・ 沸 騰 ， 高 温 融 体 の 微 粒 化が高速に進み，体系全体へ機械的エネルギを放出）
これらの過程における影響を与えるパラメータ及びそれらのパラメータのうちＲＯＡＡＭ手法による評価において不確かさを考慮する支配パラメータについて選定した。この選定の考え方について，以下に説明する。

(1) 粗 混 合 状 態①炉心溶融量（原子炉圧力容器破損前に下部プレナムに落下する溶融デブリ量）
粗混合量に直接影響するため，不確かさを考慮する。ただし，粗混合状態の過程における支配パラメータである粗混合量の中で炉心溶融量の不確かさを考慮する。
②原子炉圧力容器から放出されるコリウムの特性（流量，組成）
支配パラメータとして不確かさを考慮しない。原子炉圧力容器から放出されるコリウムの特性（流量，組成）は，原子炉圧力容器破損モード・原子炉圧力容器破損時の原子炉圧力により決まり，
溶融炉心の細粒化量に影響する。溶融炉心の細粒化量は粗混合量に影響するため，粗混合量の中で不確かさを考慮する。なお，原
子炉圧力容器の破断口の拡がりについては，粗混合量を評価する
ＭＡＡＰ解析において考慮されている。
③ペデスタル水中における粗混合領域

添付 4.1.1.6−1−56

支配パラメータとして不確かさを考慮しない。ペデスタル（ドライウェル部）水中における粗混合領域は，落下した溶融炉心のジェットからの離脱の態様と水中の落下挙動により決まり，ジェットから離脱した場合，熱伝達によって固化することで，粗混合量は減少する。したがって，本パラメータは粗混合量に影響するため，粗混合量の中で不確かさを考慮する。
④粗混合量
支 配 パ ラ メ ー タ と し て 不 確 か さ を 考 慮 す る 。 粗 混 合 量 は ，「 炉 心
溶融量（原子炉圧力容器破損前に下部プレナムに落下する溶融デ
ブ リ 量 ）」，
「 原 子 炉 圧 力 容 器 か ら 放 出 さ れ る コ リ ウ ム の 特 性（ 流 量 ，組 成 ）」 及 び 「 ペ デ ス タ ル （ ド ラ イ ウ ェ ル 部 ） 水 中 に お け る 粗 混 合領域」等により異なり，ＦＣＩにより発生する機械エネルギに直接影響するため，支配パラメータとして不確かさを考慮する。
(2) ト リ ガ リ ン グ⑤溶融炉心の過熱度
支配パラメータとして不確かさを考慮しない。溶融炉心の過熱度が小さい場合，溶融炉心周りの蒸気膜崩壊時に接触界面温度が固化温度以下に低下してトリガリングが起きないと考えられており，トリガリング発生の有無に対して影響するため，トリガリン
グ発生の有無の中で不確かさを考慮する。
⑥ペデスタルの水温支配パラメータとして不確かさを考慮しない。飽和水に溶融物が落下する場合には，サブクール度によって自発的トリガリングの発生に影響するため，トリガリング発生の有無の中で不確かさを考慮する。
添付 4.1.1.6−1−57

⑦トリガリング発生の有無
支配パラメータとして不確かさを考慮する。トリガリング発生の 有 無 は ，「 溶 融 炉 心 の 過 熱 度 」，「 ペ デ ス タ ル の 水 温 」 等 に よ り 影
響を受け，機械エネルギを発生するかどうかが決まる。したがって，支配パラメータとして不確かさを考慮する。
(3) 伝 播 及 び 膨 張⑧トリガリングのタイミング
支配パラメータとして不確かさを考慮しない。トリガリングのタイミングが早い場合，粗混合状態を形成して水蒸気爆発に寄与する溶融炉心の量が少ないために発生エネルギは低下し，一方でタイミングが遅い場合は，細粒化した溶融炉心の固化が進む上，冷却材ボイド率が高まり発生エネルギは低下するため，本パラメ
ータはＦＣＩにより発生する機械エネルギに影響する。ただし，本 評 価 で は ， 補 足 資 料 3.3 に 記 載 の と お り ， Ｔ Ｅ Ｘ Ａ Ｓ コ ー ド での実機解析の知見を踏まえて，トリガリングタイミングは最も発
生エネルギが高いと考えられるをトリガリングタイミングとしており，支配パラメータとして選定しない。
⑨溶融炉心の内部エネルギ
支配パラメータとして不確かさを考慮する。溶融炉心の内部エ
ネルギは溶融炉心の金属（特にＺｒ）の酸化割合，溶融炉心の融点及び溶融炉心の過熱度により決まり，ＦＣＩにより発生する機
械エネルギに直接影響するため，支配パラメータとして不確かさを考慮する。
⑩粗混合領域のボイド率
添付 4.1.1.6−1−58

支配パラメータとして不確かさを考慮しない。粗混合領域のボイド率が高いと，水の運動エネルギが蒸気相に吸収されてしまう
ため，機械的エネルギ変換効率が低下する。したがって，本パラ
メータは機械的エネルギ変換効率に影響するため，機械的エネル
ギ変換効率の中で不確かさを考慮する。
⑪機械的エネルギ変換効率
支配パラメータとして不確かさを考慮する。機械的エネルギ変
換効率は粗混合領域のボイド率等により異なり，ＦＣＩにより発生する機械エネルギに直接影響するため，支配パラメータとして不確かさを考慮する。

添付 4.1.1.6−1−59補 足 資 料 3.2

溶融炉心の単位質量当たりの保有熱エネルギの評価について

溶 融 物 の 持 つ 単 位 質 量 当 た り の 保 有 熱 エ ネ ル ギ E ｔ（ J／ kg）（ 以 下「 単位 質 量 保 有 熱 エ ネ ル ギ 」と い う 。）は ，次 式 で 定 義 さ れ る 。E ｔ に 機 械 的
エネルギの変換効率を掛けることにより，水蒸気爆発による発生エネ
ルギが評価できる。

表 補 足 3.2− 1 に ，溶 融 物 の 物 性 値 を ま と め て 示 す 。本 表 よ り ，Ｚ ｒ
Ｏ２の液体状態での比熱及び溶融潜熱が比較的大きいことが分かる。
そ こ で ，Ｍ Ａ Ａ Ｐ 解 析 [ １ ] に 基 づ き ，表 補 足 3.2− 2 の と お り Ｚ ｒ Ｏ ２の質量割合の異なる 2 ケースの組成を設定し，さらにコリウム温度に係 る 文 献 [ ２ ， ３ ] を 参 考 に 以 下 の と お り コ リ ウ ム の 融 点 ，相 互 作 用 後 の コ
リウム温度及び溶融炉心の過熱度を仮定し，保有熱エネルギに対する
累 積 確 率 を 評 価 し た 。 そ の 結 果 を 図 補 足 3.2− 1 に 示 す 。

添付 4.1.1.6−1−60図 補 足 3.2− 1 か ら 分 か る よ う に ， Ｚ ｒ Ｏ ２ の 質 量 割 合 が 大 き い 組 成
1 の ケ ー ス の 保 有 熱 エ ネ ル ギ が 高 い こ と か ら ，組 成 1 に お け る 保 有 熱 エ
ネルギに対する累積確率がの場合の単位質量保有熱エネル

ギであるを ，そ れ ぞ れ 最 小値，最尤値，最大値とし，分布は

表 補 足 3.2− 1と仮定した。

物性値のまとめ［２］

ＵＯ２
ＺｒＯ２

固体の比熱
332 J／ kgK
604 J／ kgK

液体の比熱
503J／ kgK
815J／ kgK

溶融潜熱
274J／ kgK
706J／ kgKＺｒ
Stainless S tee l

356 J／ kgK
558 J／ kgK

356J／ kgK
558J／ kgK

225J／ kgK
280J／ kgK

表 補 足 3.2− 2

溶融炉心の組成
組成 2

エネル ギに 対 する 累 積 確 率 ［-］組成 1

溶 融 物 の 単 位 質 量 当 たり の保 有 熱 エネ ルギ ［MJ／ kg］

図 補 足 3.2− 1

溶融物の保有熱エネルギに対する累積確率評価結果
添付 4.1.1.6−1−61

参考文献[1] 「 溶 接 部 等 熱 影 響 部 信 頼 性 実 証 試 験 （ 原 子 炉 格 納 容 器 ） に 関 す
る 報 告 書 」 財 団 法 人 原 子 力 発 電 技 術 機 構 平 成 10 年 度[2] D.T.Hargman, "SCDAP/RELAP5/MOD3.1 Code Manual, MATPRO A
Library of Materials Properties for Light-Water-Reactor
Accident Analysis",NUREG/CR-6150,1995.
[3] O.Zuchuat,et al.,"Steam Explosions-Induced Containment
Filure Studies for SWISS Nuclear Power Plants",OECD/CSNISpecialist Meeting,JAERI,Japan,May 1997.

添付 4.1.1.6−1−62補 足 資 料 3.3

ＴＥＸＡＳコードでの実機解析について

ＴＥＸＡＳコードでの実機解析では，トリガリングのタイミングに対する発生エネルギにはピークがある結果となっている。これは，トリガリングが早いと水中の溶融物量が少ないこと，トリガリングが遅いと粒子が固化したりボイド率が増大して爆発に寄与する溶融物量が少なくなるためである。
したがって，ＴＥＸＡＳコードでの実機解析の知見を踏まえて，本評価におけるトリガリングの最適条件をと し ，そ れ ま で に 落 下 し た 溶 融 物 落 下 量 を 粗 混 合 量 と す る こ と と し た 。

添付 4.1.1.6−1−63補 足 資 料 3.4

ＦＣＩにおけるペデスタルフラジリティ評価方法について

Ｆ Ｃ Ｉ に お け る ペ デ ス タ ル フ ラ ジ リ テ ィ は ，「 3.3.3

ＦＣＩ発生エネルギと格納容器破損確率の因果関係（ペデスタルフラジリティ）について」に記載のとおり，

コードによりＦＣＩ発生時の機械エネルギによる鉄筋に発生する塑性ひずみを評価し，塑性ひず
みの評価結果からペデスタル破損確率に変換し，を仮定する

ことでペデスタルフラジリティを設定している。
以下では，コードの概要，コードによる解析条件及び結果並びにペデスタル破損確率の評価方法について
記載する。
1.

コードの概要コードは，コードで，時間とともに接触条件や構造物形状が変化するような非線形解析が可能である。
2.

コードによる解析条件及び結果(1) 解 析 条 件
コ ー ド を 用 い た 評 価 モ デ ル 概 念 図 を 図 補 足 3.4− 1に示す。体系はＢＷＲ５，Ｍａｒｋ−Ⅱ型格納容器プラントを対象としており，解析範囲は圧力波の伝播による構造物への影響を考慮
して，
その間の

及び
とした。

添付 4.1.1.6−1−64

解析では，下部ドライウェル冷却材中での水蒸気爆発による圧力波が冷却材あるいは蒸気層部を伝播した結果，構造物に生じる荷重・変形の評価を行う。
(2) 解 析 結 果
機械エネルギに対するペデスタル鉄筋に発生する塑性ひずみの評
価 結 果 の 一 例 を ， 図 補 足 3.4− 2 に 示 す 。
解析では，ペデスタル（ドライウェル部）内表面から外側表面に向かって評価点を複数設定しているが，ペデスタル破損確率を評価
す る 際 は 、最 も 塑 性 ひ ず み が 大 き く な っ て い る ペデスタル（ ド ラ イ ウ
ェ ル 部 ） 内 表面から厚み方向に3.

の位置の解析結果を使用している。

ペデスタル破損確率の評価方法① ペ デ ス タ ル が 破 損 す る 塑 性 ひ ず み は ，鉄 筋 の 最 大 引 張 強 さ 時 の 塑
性ひずみ
みに不確定要素）を考慮した塑性ひずとする。すなわち，鉄筋の塑性ひずみ

生させるのに必要な機械エネルギはを発で あ り （ 図 補 足 3.4− 3）， こ の 場 合 ペ デ ス タ ル が 破 損 す る と し て 破 損 確 率 を 100％ と仮定。
② 機械エネルギ

により鉄筋に発生する塑性ひずみはで あ り（ 図 補 足 3.4− 3），以 下 の 式 よ り ペ デ ス タ ル 破 損 確 率 はと 評 価 さ れ る こ と か ら ，機 械 エ ネ ル ギ

を 破 損 確 率 50％ と 設定。

③ 機械エネルギがすることから，を越えた領域で鉄筋に塑性ひずみが発生
は ペ デ ス タ ル 破 損 確 率 を 0％ と 仮 定 。
添付 4.1.1.6−1−65

④ 機械エネルギの最大値，最尤値，最小値を、それぞれとし，分布はを仮定し，累積のペデスタル

破損確率分布を求め，ペデスタルフラジリティを設定。

図 補 足 3.4− 1，

コードを用いた評価モデル概念図（ＢＷＲ５，Ｍａｒｋ−Ⅱ型格納容器プラント）

添付 4.1.1.6−1−66塑 性 ひずみ ［-］図 補 足 3.4− 2

ペデスタル鉄筋に発生する塑性ひずみの評価結果

塑 性 ひ ずみ ［-］（機械エネルギ機 械 エネルギ ［MJ］

図 補 足 3.4− 3

機械エネルギと鉄筋に発生する塑性ひずみの関係

添付 4.1.1.6−1−67

4. 溶 融 炉 心 ・ コ ン ク リ ー ト 相 互 作 用 （ Ｍ Ｃ Ｃ Ｉ ）添付 4.1.1.6−1−68

4.1 現 象 の 概 要
溶 融 炉 心・コ ン ク リ ー ト 相 互 作 用（ 以 下「 Ｍ Ｃ Ｃ Ｉ 」と い う 。）は ，炉心が溶融し原子炉圧力容器下部ヘッドを溶融貫通してペデスタル（ドライウェル部）床面に落下した場合に発生し，ペデスタル内に堆積した高温の溶融炉心によってコンクリートが熱せられ，熱分解し侵食される現象である。
コンクリートの分解により発生する水蒸気及び二酸化炭素が溶融
炉心内を通過する際，未酸化金属成分と反応して水素や一酸化炭素
等の非凝縮性の可燃性ガスが発生する。これらのガス発生による格
納容器内の加圧が格納容器の閉じ込め機能維持に悪影響を与える可能性がある。
また，堆積溶融物の冷却が不十分で侵食が継続した場合，ペデスタル（ドライウェル部）床が貫通し，溶融炉心がサプレッション・
プールに落下する可能性がある。さらに，サプレッション・プールに落下し堆積した溶融物の冷却が不十分であり，コンクリートの侵食が発生し継続した場合には，放射性物質の地中放出が起きる可能性や，原子炉圧力容器支持構造の強度が低下し，格納容器破損に至る可能性がある。

4.2 Ｍ Ｃ Ｃ Ｉ に よ る 格 納 容 器 破 損 の 分 岐 確 率 の 評 価 方 法 に つ い て
ＲＯＡＡＭ手法により，ＭＣＣＩによる格納容器破損確率の確率分布を以下のとおり評価する。ＲＯＡＡＭ手法による評価の流れを
図 4− 1， 図 4− 2 に 示 す 。
(1)

Ｍ Ｃ Ｃ Ｉ 現 象 の 支 配 パ ラ メ ー タ に つ い て ，確 率 密 度 関 数（ pdf）
を設定する。
添付 4.1.1.6−1−69

(2)支 配 パ ラ メ ー タ を 基 に ，デ ブ リ か ら の 除 熱 量 の 確 率 分 布 を 評 価
する。

(3)

デ ブ リ か ら の 除 熱 量 と Ｍ Ｃ Ｃ Ｉ 継 続 確 率 の 因 果 関 係（ CR）を 評
価する。

(4)

デ ブ リ か ら の 除 熱 量 と Ｍ Ｃ Ｃ Ｉ 継 続 確 率 の 因 果 関 係 （ CR）， 及
び支配パラメータを基に，モンテカルロサンプリングにより，
ＭＣＣＩ継続による格納容器破損確率の確率分布を評価する。

以上の評価により得られた格納容器破損確率の確率分布の平均値
を，ＭＣＣＩによる格納容器破損の分岐確率として設定する。

添付 4.1.1.6−1−70

：不確かさ要因

ペデスタル（ドライウェル部）へ溶融炉心落下
堆積デブリ性状

溶融炉心の拡がり面積
水プールへのpdf

ドライアウト熱流束
水プールへの熱流束

pdf

水プールへの熱伝達量
pdf

溶融炉心落下割合
pdf
除熱量
ＶＳ

溶融炉心の冷却性

ＭＣＣＩ継続確率CR

ＭＣＣＩによるペデスタル（ドライウェル部）床貫通確率

図 4− 1ＭＣＣＩによる格納容器破損確率の評価フロー（ペデスタル（ドライウェル部）床貫通確率評価まで）

添付 4.1.1.6−1−71

：不確かさ要因

サプレッション・プール
へデブリ落下堆 積デブリ性状

溶融炉心の拡がり面積
水プールへのpdf

ドライアウト熱流束
水プールへの熱流束

pdf

水プールへの熱 伝達量pdf

溶融炉心落下割合
pdf
除熱量

溶融炉心の冷却性ＶＳ

ＭＣＣＩ継続確率CR

ＭＣＣＩによる格納容器破損確率

図 4− 2ＭＣＣＩによる格納容器破損確率の評価フロー（サプレッション・プールへデブリ落下後）

添付 4.1.1.6−1−72

4.3

ＭＣＣＩによる格納容器破損の分岐確率の評価結果

4.3.1

支配パラメータの確率密度関数の設定

ＭＣＣＩ現象の発生に関連して不確かさを考慮する支配パラメータとして以下のパラメータを選定した。
・溶融炉心落下割合
・溶融炉心の広がり面積
・水プールへのドライアウト熱流束（ 補 足 資 料 4.1）
選 定 し た パ ラ メ ー タ に つ い て ，表 4− 1，表 4− 2 に 示 す と お り 確 率
密度関数を設定した。

表 4− 1

支配パラメータの確率密度関数の設定（ペデスタル）

支配パラメータ

確率密度関数
分布形：一様分布

溶融炉心落下

上限値：

割合

下限値：

設定の考え方・ＭＡＡＰ解析結果によると全炉心のがペデスタル（ドライウェル部）に落下するが，落下まで想定し設定

溶融炉心の広がり面積

分布形：三角分布・ドライ条件での広がり面積として設定

最小値：ペデスタル（ドラ・最小値は，ペデスタル（ドライウェル

イ ウ ェ ル 部 ） 面 積 の 90％部）床面面積の大部分に広がるものと

最尤値：ペデスタル（ドライウェル部）面積
最大値：ペデスタル（ドラ部）床面全面に広がる可能性が高いこ

イウェル部）面積とを考慮し設定

分布形：三角分布

水プールへのドライアウト
熱流束して工学的判断に基づき設定・最尤値は，ペデスタル（ドライウェル

・ＳＳＷＩＣＳ試験を参考に設定

最小値：

MW／ m２・最小値は，クラスト浸水時のドライア

最尤値：

MW／ m

２

ウト熱流束を想定し，ハードクラスト

MW／ m

２

において水が浸入しない場合の熱流束

最大値：

としても

MW／ m２ 程 度 の 熱 流 束 となることから，浸水による改善を考慮し設定（ 補 足 資 料 4.2）

添付 4.1.1.6−1−73

表 4− 2

支配パラメータの確率密度関数の設定（サプレッション・プール）

支配パラメータ
溶融炉心落下割合

確率密度関数
分布形：一様分布

り面積

レッション・プールに落下すると想定

下限値：

して設定。
ッション・プール水により溶融炉心のプ ー ル 床 面 積 ※ の 50％

広がりが阻害されること，セルフレべ

最尤値：サプレッション・

リング効果による広がりを考慮し，工プ ー ル 床 面 積 の 80％

学的判断に基づき設定

プール床面積ライアウト熱流束・最小値及び最尤値については，サプレ

最小値：サプレッション・

最大値：サプレッション・

水プールへのド・ペデスタル内の全ての溶融炉心がサプ

上限値：
分布形：三角分布

溶融炉心の広が設定の考え方※サプレッション・プール床面積はペデスタル部に相当する面積（粒子径の分布）・プール水中で大部分が粒子化されるた

分布形：三角分布

め ， Lipinski モ デ ル に よ り ， 粒 子 径 ，

最小値：

ポロシティからドライアウト熱流束を

m

最尤値：
最大値：

m

設定

m

（ 補 足 資 料 4.2）

（ポロシティの分布）
分布形：三角分布最小値：（ 補 足 資 料 4.3）・粒子径の確率分布は，ＣＯＴＥＬＳ試
験を参考に設定

最尤値：・ポロシティの確率分布は，種々の粒子最大値：

堆積状態を考慮して設定

4.3.2 デ ブ リ か ら の 除 熱 量 と Ｍ Ｃ Ｃ Ｉ 継 続 確 率 と の 因 果 関 係
単位時間当たりのデブリからの除熱量が与えられた場合のＭＣＣＩ
継続確率を次のような考え方で設定し，デブリからの除熱量とＭＣＣ
Ｉ 継 続 確 率 と の 関 係 式 と す る （ 図 4− 3 及 び 図 4− 4）。
図 4− 5 の Ｍ Ａ Ａ Ｐ 解 析 に 基 づ き ， 溶 融 炉 心 か ら の 除 熱 量 が 崩 壊 熱を除去できれば，その時点でＭＣＣＩが停止する。
溶 融 炉 心 か ら の 除 熱 量 が ， 表 4− 3 に 示 す ペ デ ス タ ル （ ド ラ イ ウ ェル 部 ）床 面 又 は サ プ レ ッ シ ョ ン・プ ー ル へ 溶 融 炉 心 が 落 下 し た 直 後の 崩 壊 熱 Q１ 以 上 で あ る 場 合 ， Ｍ Ｃ Ｃ Ｉ は 進 行 し な い と 想 定 さ れ る
ため，ＭＣＣＩ継続確率としてを設定。

添付 4.1.1.6−1−74

溶 融 炉 心 か ら の 除 熱 量 が ， 表 4− 3 に 示 す コ ン ク リ ー ト 侵 食 が 許 容
限 界 ま で 進 行 し た 時 点 の 崩 壊 熱 Q２ 以 下 で あ る 場 合 ， 許 容 限 界 以 上に 侵 食 さ れ る と 想 定 さ れ る た め ，Ｍ Ｃ Ｃ Ｉ 継 続 確 率 と し てを設定。
（ 補 足 資 料 4.4）
溶 融 炉 心 か ら の 除 熱 量 が ， Q１ と Q２ の 中 間 で あ る 場 合 は ， 許 容 範 囲
内 で あ る 程 度 コ ン ク リ ー ト 侵 食 が 継 続 し た 後 ，Ｍ Ｃ Ｃ Ｉ が 停 止 す ると想定されるため，除熱量で直線内挿してＭＣＣＩ継続率を設定。

表 4− 3

ペデスタル
（ドライウ
ェル部）

デブリからの除熱量の想定

Q1
定 格 出 力 の 1％
×0.8 ※
×溶 融 炉 心 落 下 割 合

Q２
定 格 出 力 の 0.66％×0.8×溶 融 炉 心 落 下 割 合（溶融炉心がペデスタル（
ドライウェル部）へ落下すると想定される事故後 3 時間の崩壊熱を想定）
定 格 出 力 の 0.8％×0.8×溶 融 炉 心 落 下 割 合（コンクリート侵食が，許容限界となると想定される
事 故 後 15 時 間 の 崩 壊 熱 を 想定）
定 格 出 力 の 0.61％×0.8×溶 融 炉 心 落 下 割 合

サプレッシ
ョ ン・プ ー ル※

（溶融炉心がサプレッショ（コンクリート侵食が許容
ン・プールへ落下すると想限界となると想定される事定される事故後 8 時間の崩
故 後 20 時 間 の 崩 壊 熱 を 想
壊熱を想定）
定）
燃 料 損 傷 時 に 高 揮 発 性 核 種（ 希 ガ ス ，ヨ ウ 素 ，セ シ ウ ム 等 ）が 燃 料 外 へ
放 出 さ れ ， 発 熱 に 係 る 核 分 裂 生 成 物 が 80％ に 減 衰 す る 。

添付 4.1.1.6−1−75

MCCI継 続確率 （ − ）図 4− 3デブリからの除熱量とＭＣＣＩ継続確率の関係，ペデスタル）

MCCI継 続確率 （ − ）（図 4− 4（デブリからの除熱量とＭＣＣＩ継続確率の関係，サプレッション・プール）

添付 4.1.1.6−1−76

図 4− 5

ＭＡＡＰ解析結果

4.4.3 Ｍ Ｃ Ｃ Ｉ に よ る 格 納 容 器 破 損 の 分 岐 確 率 の 評 価
支配パラメータのモンテカルロサンプリング結果として得られたデブリからの除熱量の確率分布とＭＣＣＩ継続確率との因果関係により，
ＭＣＣＩ継続による格納容器破損確率の確率分布を評価し，その平均値をＭＣＣＩ継続による格納容器破損の分岐確率として設定した。
格 納 容 器 破 損 確 率 の 確 率 分 布 を 図 4− 6 に ， 分 岐 確 率 を 表 4− 4 に 示す。

表 4− 4ＭＣＣＩによる格納容器破損の分岐確率
ペデスタル(ペ デ ス タ ル（ ド ラ イ
ウェル部）床貫通)

ＭＣＣＩによる格納容器破損確率

添付 4.1.1.6−1−77

サプレッション・プール（格納容器破損）ａ ） ペ デ ス タ ル （ ド ラ イ ウ ェ ル 部 ）（ 床 貫 通 ）ｂ）サプレッション・プール（格納容器破損）
図 4− 6

格納容器破損確率の確率分布

添付 4.1.1.6−1−78

補 足 資 料 4.1
ＭＣＣＩ現象の支配パラメータの選定について

ＭＣＣＩは，炉心損傷進展が抑制されない場合，溶融炉心が格納容
器下部ヘッドを溶融貫通してペデスタルに落下し，落下した溶融炉心が 十 分 に 冷 却 さ れ な い 場 合 に ，高 温 の 溶 融 炉 心 か ら の 熱 の 移 行 に よ り ，
コンクリートが熱分解し侵食される事象である。また，コンクリート
侵食が継続すると，ペデスタル（ドライウェル部）床を貫通してサプ
レッション・プールに落下する。さらに，サプレッション・プールで
ＭＣＣＩが発生し継続した場合，ベースマット貫通による放射性物質の地中放出や原子炉圧力容器支持構造の強度低下による格納容器破損に至る可能性がある。
これまでの知見により，ＭＣＣＩの主要過程は下記２つに分けられる。
(1) 溶 融 炉 心 落 下(2) 溶 融 炉 心 か ら 水 プ ー ル へ の 熱 伝 達
これらの過程における影響を与えるパラメータ及びそれらのパラメータのうちＲＯＡＡＭ手法による評価において不確かさを考慮する支配パラメータについて選定した。この選定の考え方について，以下に説明する。

(1) 溶 融 炉 心 の 落 下①

溶融炉心落下割合
支 配 パ ラ メ ー タ と し て 不 確 か さ を 考 慮 す る 。溶 融 炉 心 落 下 割 合に よ り ，床 上 の 溶 融 炉 心 堆 積 高 さ が 異 な る た め ，溶 融 炉 心 落 下 割
添付 4.1.1.6−1−79

合は堆積溶融炉心の冷却性に直接影響する支配パラメータとして不確かさを考慮する。
②

溶融炉心の広がり支 配 パ ラ メ ー タ と し て 不 確 か さ を 考 慮 す る 。溶 融 炉 心 の 広 が り
面 積 が 小 さ い 場 合 ，堆 積 高 さ は 増 え ，冷 却 性 を 悪 く す る た め ，溶融炉心の広がりは堆積溶融炉心の冷却性に直接影響する支配パラメータとして不確かさを考慮する。

③

溶融炉心落下時の水深
支 配 パ ラ メ ー タ と し て 不 確 か さ を 考 慮 し な い 。水 張 り の 有 無 は ，

溶融炉心の広がり及び水プールへのドライアウト熱流束の設定に 影 響 が あ る た め ，こ れ ら の 支 配 パ ラ メ ー タ に お い て 不 確 か さ を考慮する。
④

粒子化割合（水張り有）支 配 パ ラ メ ー タ と し て 不 確 か さ を 考 慮 し な い 。 Lipinski モ デル に お い て 粒 子 状 コ リ ウ ム ベ ッ ド 高 さ が 考 慮 さ れ て お り ，粒 子 化
割 合 は 粒 子 状 コ リ ウ ム ベ ッ ド 高 さ に 影 響 を 与 え る が ，本 事 象 と して取り得る値の範囲においては熱流束への感度が無いことから，
不確かさを考慮しない。
⑤

塊状溶融炉心高さ（水張り無）支 配 パ ラ メ ー タ と し て 不 確 か さ を 考 慮 し な い 。塊 状 溶 融 炉 心 への 浸 水 に よ り 十 分 な 熱 流 束 が 得 ら れ る と の 知 見 か ら ，水 プ ー ル へのドライアウト熱流束の中で不確かさを考慮する。
(2) 溶 融 炉 心 か ら 水 プ ー ル へ の 熱 伝 達①

水プールへのドライアウト熱流束（水張り無し）
支 配 パ ラ メ ー タ と し て 不 確 か さ を 考 慮 す る 。事 前 水 張 り 無 し 時
添付 4.1.1.6−1−80

の 水 プ ー ル へ の ド ラ イ ア ウ ト 熱 流 束 は ，溶 融 炉 心 落 下 後 の 注 水 におけるクラスト浸水時のドライアウト熱流束として設定する。
②

粒子径（水張り有）
支 配 パ ラ メ ー タ と し て 不 確 か さ を 考 慮 す る 。水 プ ー ル へ デ ブ リ

が 落 下 し た 場 合 ， 水 プ ー ル へ の ド ラ イ ア ウ ト 熱 流 束 は Lipinski
モ デ ル に よ り 計 算 さ れ る た め ， Lipinski モ デ ル の パ ラ メ ー タ である粒子径を考慮する。
③

ポロシティ（水張り有）支 配 パ ラ メ ー タ と し て 不 確 か さ を 考 慮 す る 。水 プ ー ル へ デ ブ リ

が 落 下 し た 場 合 ， 水 プ ー ル へ の ド ラ イ ア ウ ト 熱 流 束 は Lipinski
モ デ ル に よ り 計 算 さ れ る た め ， Lipinski モ デ ル の パ ラ メ ー タ であるポロシティを考慮する。

添付 4.1.1.6−1−81補 足 資 料 4.2
プール水へのドライアウト熱流束の確率分布の設定方法について（１）ペデスタル（ドライウェル部）
事 前 水 張 り 無 し を 想 定 し ，溶 融 炉 心 落 下 後 に 注 水 す る 条 件 に て設定。
最 小 値 は ，ク ラ ス ト 浸 水 時 の 除 熱 量 と し て 設 定 し ，Ｓ Ｓ Ｗ Ｉ Ｃ
Ｓ 試 験 ［ １ ］ に お い て ，ハ ー ド ク ラ ス ト が 生 成 し た 場 合 に お け る 熱流 束 と し て 0.15MW／ m ２ が 与 え ら れ て い る 。 実 際 に は ， ク ラ ス ト
へ の 浸 水 に よ り 熱 流 束 は 更 に 高 く な る と 考 え ら れ る た め ， 0.2MW／ m２ を 設 定 。
最 尤 値 及 び 最 大 値 に つ い て は ，コ ン ク リ ー ト 取 り 込 み 時 の ド ラ
イ ア ウ ト 熱 流 束 （ 図 補 足 4.2− 1） を 基 に 設 定 。

図 補 足 4.2− 1

コンクリート取り込み時のドライアウト熱流束

最 尤 値 は ，玄 武 岩 系（ Ｓ Ｉ Ｌ ）の う ち ，比 較 的 コ ン ク リ ー ト
含 有 量 が 少 な い 領 域 （ 5％ 付 近 ） の 代 表 値 か ら 0.3MW／ m ２ と 設定。
添付 4.1.1.6−1−82

最 大 値 は ， コ ン ク リ ー ト 含 有 率 0％ の 値 に ， 圧 力 上 昇 に よ る
熱 伝 達 促 進 を 加 味 し て 0.5MW／ m ２ と 設 定 。

（２）サプレッション・プール
ａ．粒子径
Ｃ Ｏ Ｔ Ｅ Ｌ Ｓ 試 験 ［ ２ ］ に お い て ，水 中 に 溶 融 炉 心 を 落 下 さ せ た
場 合 の 粒 子 径 （ 図 補 足 4.2− 2） を 基 に 設 定 。

図 補 足 4.2− 2 質 量 平 均 粒 径
図 補 足 4.2− 2 で は ， 粒 径 の 平 均 値 は 約 5mm で あ る こ と か ら ，
最 尤 値 と し て 0.005m を 設 定 。
最 小 値 及 び 最 大 値 に つ い て は ，粒 子 径 が 桁 の 範 囲 で ば ら つ く こと（ 図 補 足 4.2− 3）を 考 慮 し ，そ れ ぞ れ 0.0005m，0.05m を 設 定 。

添付 4.1.1.6−1−83

図 補 足 4.2− 3

粒径と累積保持質量割合ｂ．ポロシティ
最小値は，面心立方格子で最稠密で堆積し，その隙間に小径粒
子 が 入 る こ と を 考 慮 し て 工 学 的 判 断 に お い て 0.2 を 設 定 。
最 大 値 が ， 単 一 粒 径 の 単 純 立 方 格 子 相 当 と し て 0.5 を 設 定 。
最 尤 値 は ， 粒 子 状 ベ ッ ド の ポ ロ シ テ ィ 測 定 値 （ 表 補 足 4.2− 1）を基に設定。
表 補 足 4.2− 1

Miyazaki 他 の 混 合 粒 子 径 ［ ３ ］

添付 4.1.1.6−1−84参考文献[1]Farmer ,M.T., Lomperski ,S. (ANL) and Basu ,S. (NRC),

Statusof the Melt Coolability and Concrete Interaction (MCCI) Programat Argonne National Laboratoryy, Paper 5644, Proc. of
ICAPP

05,Seoul, Korea, May 15-19, 2005

[2]Kato,M. et al.

COTELS Project (2): Fuel Coolant Interaction

Tests under Ex-Vessel Conditions. OECD Workshop on Ex-Vessel

Debris Coolability, Karlsruhe Germany, November 1999.
[3]Miyazaki. Et al.

Dryout Heat Flux for Core Debris Bed,(Ⅱ )Effects of Particle size Mixing and Coolant Flow

. Journal of

Nuclear Science and technology, 23[9],pp.769-778,Sep.1986.

添付 4.1.1.6−1−85

補 足 資 料 4.3
Lipinski モ デ ル に つ い て
コリウム粒子が堆積して形成される粒子状コリウムベッドの冷却につ い て は 次 式 で 与 え ら れ る Lipinski モ デ ル を 用 い て 除 熱 量 を 評 価 し ている。

添付 4.1.1.6−1−86補 足 資 料 4.4
ＭＣＣＩによる侵食量の許容限界について

ＭＣＣＩによる侵食量の許容限界について，格納容器破損形態を考慮し，ペデスタル（ドライウェル部）及びサプレッション・プールについて，それぞれ以下のとおり設定する。
（１）ペデスタル（ドライウェル部）
ペ デ ス タ ル（ ド ラ イ ウ ェ ル 部 ）に お い て Ｍ Ｃ Ｃ Ｉ が 発 生 し た 場
合 ，壁 面 及 び 床 面 の コ ン ク リ ー ト が 侵 食 さ れ る 。壁 面 が 侵 食 さ れた 場 合 に は ，原 子 炉 圧 力 容 器 支 持 構 造 の 強 度 が 低 下 し ，原 子 炉 圧
力 容 器 の 転 倒 に よ る 格 納 容 器 破 損 等 が 考 え ら れ る 。床 面 が 侵 食 さ
れ た 場 合 に は ，ペ デ ス タ ル 床（ ド ラ イ ウ ェ ル 部 ）を 貫 通 し ，溶 融
炉 心 が サ プ レ ッ シ ョ ン・プ ー ル に 落 下 し 堆 積 す る こ と が 考 え ら れる。
代 表 Ｍ ａ ｒ ｋ − Ⅱ 型 格 納 容 器 プ ラ ン ト で は ，床 面 の 厚 さ は 最 も薄いサンプ部で約m で あ り ，壁 面 の 厚 さ は 約m であることから，床面の貫通が先行して発生するものと考えられる。
以 上 か ら ，ペ デ ス タ ル（ ド ラ イ ウ ェ ル 部 ）に お け る Ｍ Ｃ Ｃ Ｉ については，直接格納容器破損には至らず，床面がm 侵食された 場 合 に ペ デ ス タ ル 床 を 貫 通 し ，溶 融 炉 心 が サ プ レ ッ シ ョ ン・プ
ールに落下し堆積することとする。

（２）サプレッション・プール
サ プ レ ッ シ ョ ン・プ ー ル に お い て Ｍ Ｃ Ｃ Ｉ が 発 生 し た 場 合 ，ペデ ス タ ル（ ド ラ イ ウ ェ ル 部 ）と 同 様 に 壁 面 及 び 床 面（ ベ ー ス マ ッ添付 4.1.1.6−1−87ト）のコンクリートが侵食される。壁面が侵食された場合には，
原 子 炉 圧 力 容 器 支 持 構 造 の 強 度 が 低 下 し ，原 子 炉 圧 力 容 器 の 転 倒に よ る 格 納 容 器 破 損 等 が 考 え ら れ る 。ま た ，ベ ー ス マ ッ ト が 侵 食さ れ た 場 合 に は ，ベ ー ス マ ッ ト を 溶 融 貫 通 し ，放 射 性 物 質 の 地 中
放 出 が 起 き る 可 能 性 が あ る 。た だ し ，ベ ー ス マ ッ ト 溶 融 貫 通 ま での 過 程 で ，壁 面 の 侵 食 に よ り 原 子 炉 圧 力 容 器 支 持 機 能 が 喪 失 し 格
納容器が破損すると考えられる。
以 上 か ら ，サ プ レ ッ シ ョ ン・プ ー ル に お け る Ｍ Ｃ Ｃ Ｉ に つ い ては，壁面がm 侵食された場合に原子炉圧力容器支持構造の強度 が 低 下 し ，原 子 炉 圧 力 容 器 の 転 倒 等 に よ り 格 納 容 器 が 破 損 す る
ものとする。
な お ，サ プ レ ッ シ ョ ン・プ ー ル 側 面 の 侵 食 量 に つ い て は 原 子 炉
圧 力 容 器 支 持 構 造 の 強 度 に 影 響 を 与 え る 量 で は な い が ，保 守 的 な
設 定 と し て ，ペ デ ス タ ル 床 貫 通 相 当 の 侵 食 量 に お い て ，原 子 炉 圧
力容器支持構造の強度が低下し格納容器破損に至るものとして設定している。

以 上 か ら ，ペ デ ス タ ル（ ド ラ イ ウ ェ ル 部 ），サ プ レ ッ シ ョ ン ・ プ ー ル
ともに，ＭＣＣＩによる侵食量の許容限界として，添付 4.1.1.6−1−88m を設定する。

添付資料 4.1.1.6−2
格納容器隔離の分岐確率の妥当性について

1.

格 納 容 器 隔 離 の 参 考 文 献 （ Ｎ Ｕ Ｒ Ｅ Ｇ /Ｃ Ｒ − ４ ２ ２ ０ [ １ ] ）内部事象レベル１．５ＰＲＡにおける格納容器隔離失敗の分岐確率

は，格納容器隔離失敗による大規模な漏えいを想定しており，ＮＵＲ
Ｅ Ｇ /Ｃ Ｒ − ４ ２ ２ ０ を 基 に 5.0E-3／ d と し て 設 定 し て い る 。Ｎ Ｕ Ｒ Ｅ
Ｇ /Ｃ Ｒ − ４ ２ ２ ０ で は ，米 国 の Ｌ Ｅ Ｒ（ Licensee Event Reports）（ 1965年 〜 1984 年 ）を 分 析 し ，表 1 に 示 す と お り 大 規 模 漏 え い 事 象 4 件 を 抽
出 ， 発 生 件 数 4 件 を 運 転 炉 年 （ 740 炉 年 ） で 除 す こ と に よ り ， 格 納 容
器隔離失敗の発生頻度を算出している。
な お ，抽 出 さ れ た 4 件 以 外 に も エ ア ロ ッ ク 開 放 に 関 す る 事 象 が 75 件発生しているが，これらの事象は数時間以内の短時間であり，大規模な漏えい事象には至っていない。

表 1

大規模漏えいとして抽出された事象

Reactor

Year

Event

Oconee 1

1973

Isolation Valves OpenSan Onofre 1

1977

Holes in Containment

Palisades

1979

By-pass Valves Open

Surry 1

1980

Holes in Containment

なお，上記の大規模漏えい事象はいずれもＰＷＲで発生した事象であり，ＢＷＲにおいては，出力運転中は格納容器内を窒素置換し管理しているため，格納容器からの漏えいが存在する場合は，格納容器圧

添付 4.1.1.6−2−1

力の低下等により速やかに検知できる可能性が高いと考えられる。

2.

東海第二発電所で想定される格納容器隔離失敗の経路
東海第二発電所で想定される格納容器隔離失敗は，機械的破損及び人的過誤による隔離機能喪失であり，以下に示すとおりである。
(1)

機械的破損による隔離機能喪失

ａ．格納容器貫通部からの漏えい
格納容器の電気配線貫通部のシール材の劣化や配管貫通部の管台の割れ等がある場合には，格納容器内雰囲気が漏えいする可能性がある。
ｂ．格納容器アクセス部からの漏えい
ドライウェル主フランジ，機器搬入用ハッチ，所員用エアロッ
ク等のアクセス部のシール部又は溶接部が破損している場合には，格納容器内雰囲気が漏えいする可能性がある。
ｃ．格納容器バウンダリからの漏えい
格納容器スプレイ配管，不活性ガス系，可燃性ガス濃度制御系
等は格納容器雰囲気と連通しており，これらのバウンダリが破損し て い る 場 合 に は ，格 納 容 器 内 雰 囲 気 が 漏 え い す る 可 能 性 が あ る 。
(2)

人的過誤による隔離機能喪失

ａ．漏えい試験配管からの漏えい
定期点検時の格納容器漏えい試験の後に，試験配管隔離弁の復旧忘れ等がある場合には、格納容器内雰囲気が漏えいする可能性がある。

添付 4.1.1.6−2−2

3.

最近の米国の格納容器隔離失敗実績に関する参考文献
レ ベ ル １ ．５ Ｐ Ｒ Ａ で は ，1984 年 ま で の デ ー タ を 用 い た Ｎ Ｕ Ｒ Ｅ Ｇ／ＣＲ−４２２０を基に格納容器隔離失敗の分岐確率を設定している。
最 近 の 格 納 容 器 隔 離 失 敗 に 関 す る 報 告 と し て は ，Ｅ Ｐ Ｒ Ｉ 報 告 書 [ ２ ] があ る 。Ｅ Ｐ Ｒ Ｉ 報 告 書 で は ，米 国 に お け る 2007 年 時 点 ま で の 総 合 漏 え
い 率 試 験 （ Ｉ Ｌ Ｒ Ｔ ： Integrated Leak Rate Test） の 実 績 が 整 理 さ れて お り ，大 規 模 漏 え い に 至 る 事 象 と し て は 設 計 漏 え い 率 の 35 倍 を 基 準としているが，発生実績は 0 件となっている。
大 規 模 漏 え い に 至 る 事 象 実 績 0 件 （ 計 算 上 0.5 件 と し て い る ） を Ｉ
Ｌ Ｒ Ｔ 試 験 数 217 件 で 除 し て 隔 離 機 能 喪 失 を 以 下 の と お り 算 出 し た 。
0.5／ 217 ＝ 2.3E-3
大規模漏えいに至る事象実績※： 0.5件ＩＬＲＴ試験数： 217件※

発 生 経 験 が な い た め ， 発 生 実 績 を 0.5件 と 仮 定 。

この値は，ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−４２２０で評価された格納容器隔離
失 敗 確 率 の 5.0E-3／ d よ り も 小 さ い 値 と な っ て お り ， Ｅ Ｐ Ｒ Ｉ 報 告 書の結果を考慮してもＮＵＲＥＧ／ＣＲ−４２２０の評価結果を適用す
ることは妥当であると考えられる。

4.

参考文献

[1] NUREG/CR-4220,Reliability Analysis of Containment Isolation
Systems， U.S.NRC,[2]Risk Impact Assessment of Extended Integrated Leak Rate Testing
Intervals, Revision 2-A of 1009325, Final Report ， EPRI,
October 2008
添付 4.1.1.6−2−3

添付資料 4.1.1.6−3
原子炉圧力容器内溶融物保持（ＩＶＲ）の取扱いについて

1.

はじめに
原 子 炉 圧 力 容 器 内 溶 融 物 保 持（ Ｉ Ｖ Ｒ：In-Vessel Retention）は ，

炉心支持板が破損した後に，溶融炉心が原子炉圧力容器下部プレナ
ム部において冷却されることにより，原子炉圧力容器内に保持される現象である。
本 Ｐ Ｒ Ａ で は ， 1979 年 に 発 生 し た 米 国 ス リ ー マ イ ル ア イ ラ ン ド 原
子力発電所２号機の事故においてＩＶＲが達成されたことやＩＶＲに関する実験結果を勘案し，イベントツリーにＩＶＲのヘディングを設け，その達成に分岐確率を与えている。補足資料１にＩＶＲに関する知見を整理する。
シビアアクシデント時においてＩＶＲが達成された場合，溶融炉
心が原子炉圧力容器内に保持されることから，原子炉圧力容器外で発生する物理化学現象（溶融炉心‐冷却材相互作用，格納容器雰囲
気直接加熱，溶融炉心・コンクリート相互作用等）の発生を回避することができ，格納容器破損に至る脅威を大幅に低減することができる。このため，ＩＶＲ現象は，シビアアクシデント時の事故進展に大きな影響があるため，本ＰＲＡにおけるＩＶＲの取扱いについて以下に述べる。

2.

本ＰＲＡにおけるＩＶＲの取扱いについて
ＴＱＵＸの事故進展解析において，事象発生から 2 時間後に原子炉注水を実施した場合に，炉心支持板の破損を回避できることをＭ
Ａ Ａ Ｐ コ ー ド に よ り 確 認 し て い る（ 図 １ ）が ，本 Ｐ Ｒ Ａ に お い て は ，
添付 4.1.1.6−3−1

炉心支持板が破損するものと仮定し，下部プレナム部でのＩＶＲの成否）を考慮している。

しかしながら，下部プレナム部でのＩＶＲ現象には大きな不確かさがあることを踏まえ，炉心支持板が破損する仮定に加え，下部プ
レナムでのＩＶＲにも必ず失敗すると仮定した感度解析を実施した。

3.

感度解析
Ｉ Ｖ Ｒ に 必 ず 失 敗 す る と し た 場 合 （ 分 岐 確 率 1） の 感 度 解 析 を 実 施

し，その影響を評価した。感度解析の結果を図 2 及び表１に示す。
これらの結果よりＩＶＲに必ず失敗するとした場合には，過圧破損（長期冷却失敗）が僅かに減少し，水蒸気爆発（ペデスタル（ドライウェル部）及びサプレッション・プール）及び溶融炉心・コン
クリート相互作用が僅かに増加するが，全格納容器破損頻度に対しては，有意な感度がないことがわかる。以上により，ＩＶＲ現象考
慮の有り／無しによる支配的な格納容器破損モードに対して影響はないことを確認した。

添付 4.1.1.6−3−2

表１

ＩＶＲを考慮しない場合の感度解析結果

格納容器破損モード

格納容器破損頻度（／炉年）
ベースケース
感度解析ケース

インターフェイス
シ ス テ ム LOCA

4.8E-10

4.8E-10

格納容器隔離失敗

6.1E-10

6.1E-10

2.5E-08

2.5E-08

6.0E-05

6.0E-05

2.0E-082.0E-08

過 温 破 損 （ R PV 高 圧 破 損 ）7.9E-08

7.9E-08

過 温 破 損 （ R PV 低 圧 破 損 ）4.9E-10

4.9E-10

8.5E-09

8.5E-09

2.2E-14

9.8E-14

2.5E-09

3.4E-09

1.3E-10

1.8E-10

6.1E-05

6.1E-05

過圧破損（未臨界確保失敗）
過圧破損（崩壊熱除去失敗）
過圧破損（長期冷却失敗）

格納容器雰囲気
直接加熱
水蒸気爆発（ ペ デ ス タ ル（ ド ラ イ ウ ェル 部 ））
水蒸気爆発（ サ プ レ ッ シ ョ ン・プ ー ル ）溶融炉心・コンクリート
相互作用
全格納容器破損頻度

添付 4.1.1.6−3−3

上部ガスプレナム
上部タイプレート

燃料部

下部ガスプレナム
下部タイプレート

炉心支持板

図 1

事象発生から 2 時間で原子炉注水した場合の炉心状態

添付 4.1.1.6-3-4

1.0E-03
1.0E-04
感度解析
1.0E-05
ベースケース
格納容器破損頻度（／炉年）

1.0E-06
1.0E-07
1.0E-08
1.0E-09
1.0E-101.0E-11
1.0E-121.0E-13
1.0E-14

格納容器破損モード

図 2

ＩＶＲを考慮しない場合の感度解析結果

添付 4.1.1.6−3−5

補足資料１
原子炉圧力容器内溶融物保持（ＩＶＲ）に関する知見の整理

1． は じ め に
ここでは，ＩＶＲ現象並びにＴＭＩ−２事故及びこれまでに国内外で実施されたＩＶＲに関する試験の結果等の知見を整理した。

2． Ｉ Ｖ Ｒ 現 象 の 概 要 [ １ ](1)

原子炉圧力容器下部ヘッドの破損挙動
原子炉圧力容器下部ヘッドの破損モードとその概要を図 1 に示す。下部ヘッドの破損モードとして，貫通部過温破損，貫通部溶融逸出，下部ヘッド全体破損及び下部ヘッド局所破損が想定される。これらの破損は，下部ヘッド及び制御棒駆動機構案内管などの貫通部における溶融炉心による加熱に伴う温度上昇や原子炉圧力容器の内圧上昇時における下部ヘッドの弾塑性挙動やクリープ
挙動によって支配される。また，下部ヘッド構造材と溶融炉心との材料的な相互作用も下部ヘッドの健全性に影響を与える。
(2)

原子炉圧力容器下部プレナム部での炉心溶融物の挙動
原子炉圧力容器下部プレナム部での溶融炉心の挙動を図 2 に示す。原子炉圧力容器下部プレナム部での溶融炉心の挙動は，炉心溶融物落下時の過程と溶融プール形成時の伝熱流動（成層化）の過程に分けられる。
原子炉圧力容器下部プレナム部での溶融物の挙動は，冷却水の有無に大きく影響される。すなわち，溶融物落下時に下部プレナ
ム部に冷却水が存在する場合は，粒子状デブリの生成，溶融物の添付 4.1.1.6−3−6下部クラストと原子炉圧力容器壁間の間隙（ギャップ）や溶融物中の亀裂（クラック）の生成の促進が期待できる。また，溶融物
落下以降における冷却水注水が存在する場合は，粒子状デブリ層，溶融プール層及び金属層の除熱が促進され，下部ヘッド過熱の抑制が期待できる。

3． 知 見 の 整 理 [ １ ] 〜 [ ３ ](1)

ＴＭＩ−２事故
1979 年 に 発 生 し た 米 国 Ｔ Ｍ Ｉ − ２ の 事 故 で は ， 炉 心 冷 却 機 能 が

喪 失 し た こ と に よ り ，炉 心 の 一 部 が 溶 融 し た が ，事 象 発 生 か ら 約 3
時間半後に運転員が高圧ＥＣＣＳを起動し，その後炉心は再冠水
し た 。Ｔ Ｍ Ｉ − ２ 事 故 で は ，約 19 ト ン の 溶 融 炉 心（ 全 炉 心 の 約 16％ ）が原子炉圧力容器下部に落下したが，下部ヘッドの顕著な破損はなく，溶融炉心が原子炉圧力容器内部に保持された。ＴＭＩ−２の 事 故 後 の 炉 心 状 態 [２ ]を 図 3 に 示 す 。
(2)

ＡＬＰＨＡ実験
ａ．実験の概要
日 本 原 子 力 研 究 所 で は ，事 故 時 格 納 容 器 挙 動 試 験（ Ａ Ｌ Ｐ Ｈ Ａ ）計画において，原子炉圧力容器下部プレナム内における溶融炉心の冷却性に関する実験が実施された。
実験では，テルミット反応により生成したアルミナを模擬溶融
炉心として用い，実験ごとに投入アルミナ重量を変えて，冷却水が存在する下部ヘッド実験容器に落下させている。
なお，自発的な水蒸気爆発の発生を抑制するために，実験設備
を 設 置 し た Ａ Ｌ Ｐ Ｈ Ａ 装 置 の 模 擬 格 納 容 器 内 を 約 1.3MPa ま で 加 圧
添付 4.1.1.6−3−7

している。
ｂ．実験装置の概要
実験装置の概念と下部ヘッド実験容器の構造を図 4 及び図 5 に示す。
ｃ．実験の結果
実験の結果，アルミナと容器壁とが密着せず両者の境界に隙間が 形 成 さ れ ， 固 化 し た ア ル ミ ナ と 容 器 壁 と の 境 界 に 幅 1mm〜 2mm 程度の隙間を確認した。また，隙間への冷却水侵入が，下部プレナ
ム内における溶融炉心の冷却に関与するかの確認のため，溶融炉
心の自然対流により生じる固化体外壁における熱流束と狭隘流路内の限界熱流束を比較評価した。その評価結果を図 6 に示す。図
中 の 曲 線 の 交 点 に 対 応 す る 下 部 プ レ ナ ム 内 溶 融 炉 心 深 さ が ,そ の隙間幅で冷却できる最大深さに相当する。よって，下部プレナムに 形 成 さ れ る 溶 融 炉 心 深 さ が 0.5m 程 度 （ Ｔ Ｍ Ｉ − ２ 事 故 程 度 ） で
あ り ， 1mm〜 2mm の 隙 間 が 形 成 さ れ れ ば 冷 却 可 能 で あ る が ， 大 量 の溶融炉心が下部プレナム移行する状況では，隙間への冷却水侵入だけでは不十分である可能性が高いことが判明した。
(3)

ＬＡＶＡ実験
ａ．実験の概要
韓国原子力研究所（ＫＡＥＲＩ）において，ＬＡＶＡ実験が実施された。実験では，テルミット反応により生成した溶融ア
ルミナのみ又は溶融アルミナと溶融鉄の両方を模擬溶融炉心として用い，冷却水を満たした下部ヘッド模擬実験容器に落下させている。
ｂ．実験装置の概要
添付 4.1.1.6−3−8

実験装置の概要を図 7 に示す。実験容器は炭素鋼製の半球部と 円 筒 部 で あ り ， 半 径 0.25m 及 び 肉 厚 0.025m と な っ て い る 。
ｃ．実験の結果
実験の結果，熱膨張による容器の膨張とともに，大きさの異なる永久歪みが残っていることが示された。また，アルミナのみを模擬溶融炉心として用いた場合，ＡＬＰＨＡ実験と同様に
容器壁温度の急激な低下が観測された。この現象は，実験容器
壁と固化溶融物との境界における隙間形成と隙間内への冷却水の侵入が関連し，冷却水の沸騰で発生する水蒸気が多孔質のア
ルミナ固化体内部を通過して排出されるため，冷却水の侵入が容易になるとの考察がされている。また，アルミナと鉄の混合
溶融物の場合は，アルミナのみに比べて実験容器壁の温度低下
速度が小さくなる結果となっている。
(4)

ＦＯＲＥＶＥＲ実験
ａ．実験の概要
スウェーデン王立工科大学（ＲＩＴ）において実施されているＦＯＲＥＶＥＲ実験は，下部プレナム内における溶融炉心の自然対流，下部ヘッドのクリープ変形及び溶融炉心と下部ヘッ
ド境界におけるギャップ形成とギャップ冷却に関連する実験である。
なお，溶融物の自然対流による容器への熱負荷及び容器のク
リープ変形に関する知見を得ることを目的としているため，冷却水を用いていない。
ｂ．実験装置の概要
実 験 装 置 の 概 要 を 図 8 に 示 す 。 実 験 容 器 は ， 実 炉 の 1／ 10 規
添付 4.1.1.6−3−9

模（ 直 径 0.4m 及 び 肉 厚 0.015m）の 炭 素 鋼 製 の 下 部 ヘ ッ ド 模 擬 容器となっている。
ｃ．実験の結果
実験の結果，初期に熱膨張が見られ，容器を加圧した後にクリープによる容器の変形（膨張）が生じた。クリープ歪み速度は 0.125％ ／ hr 程 度 で あ る 。 変 位 計 測 の 結 果 か ら ， 径 方 向 で はなく軸方向の変位が生じていることが示された。溶融物から容器 へ の 局 所 熱 流 束 の 分 布 を 図 9 に 示 す 。 容 器 中 心 軸 か ら 約 70 度の位置において最大熱流束を示した。この傾向は，これまでに多くの研究機関等で実施された内部発熱を伴う自然対流実験の結果と定性的に一致するものであった。
(5)

米国ＦＡＩにおける実験
ａ．実験の概要
米 国 の Ｆ Ａ Ｉ 社 （ Fauske and Associates ， Inc. ） に お い て ，
ＮＲＣ，ＥＰＲＩ，日本産業界等の出資による国際的な協力プ
ログラムとして炉心溶融物冷却試験が実施された。
また，ＴＭＩ−２炉容器調査計画（ＶＩＰ）では，下部ヘッ
ド の 温 度 が 約 1,100℃ ま で 上 昇 し ， そ の 後 冷 却 さ れ る こ と が わ
かったが，冷却に至るメカニズムは特定できなかったため，原
子炉圧力容器の内壁が高温にさらされた状態において，酸化物
溶融物と密着しないことにより冷却される点に着目して実験が実施されている。
実 験 は ， 2 つ の フ ェ ー ズ か ら な り ， い ず れ も 内 径 30cm の 模 擬
原子炉圧力容器下部ヘッドに，高温の模擬溶融物質を落下させている。フェーズ 1 では，模擬下部ヘッドの中に，テルミット
添付 4.1.1.6−3−10

反応により溶融させた溶融二酸化アルミニウムと溶融鉄との混合 物 約 40kg を 流 入 さ せ る 。フ ェ ー ズ 2 で は ，テ ル ミ ッ ト 反 応 に
よって溶融させた溶融二酸化アルミニウムと溶融鉄の混合物か
ら 二 酸 化 ア ル ミ ニ ウ ム の み 約 20kg を 分 離 し て 模 擬 下 部 ヘ ッ ドに落下させている。
ｂ．実験装置の概要
実 験 装 置 の 概 要 を 図 10 に 示 す 。
ｃ．実験の結果
実験の結果，模擬下部ヘッド内に水が存在する場合に，溶融
鉄と溶融二酸化アルミニウムの混合物の場合及び溶融二酸化ア
ルミニウム単独でも，溶融物は容器に密着することなく容器壁
は，浸食されないことを確認した。また，フェーズ 2 では貫通部を設置したが，この溶接部にも，溶融物は密着しなかった。
溶融物の表面に形成されたクラストと模擬圧力容器の内壁面にギャップが確認され，それは容器下端で最も大きいことがわかった。また，このギャップと容器壁の間において，二相流による冷却現象が確認された。
溶融物の上面の水が存在することで，下部ヘッドの冷却が促進されるデータが得られたが，冷却率はギャップへの水の侵入に依存すると考えられている。
実 験 で は ， 約 1MPa 以 上 の 条 件 で 実 施 し た が ， 水 蒸 気 爆 発 は 発生しなかった。
(6)

ＭＡＳＣＡ計画
ａ．試験の概要
ＭＡＳＣＡ試験は，経済協力開発機構国際協力プロジェクト
添付 4.1.1.6−3−11において実施され，ＩＶＲに関する実コリウムを用いた試験である。
ＭＡＳＣＡ計画はスウェーデンのＲＩＴの試験において，成層化により原子炉圧力容器への熱流束が 3 倍程度変化することが確認され，さらに，核分裂生成物及び崩壊熱の発生分布も非均質に分布する可能性がわかったことから，実コリウムの化学的 挙 動 を 把 握 す る こ と を 目 的 に ，フ ェ ー ズ 1，フ ェ ー ズ 2 が 実 施され，逆成層化（金属層が酸化物層の下に成層化する現象）等の新たな知見が得られた。
ｂ．試験装置の概要
試 験 装 置 の 概 要 を 図 11 に 示 す 。
ｃ．試験の結果
フェーズ 1 試験の結果は，炭素のデブリの成層化への影響が定量的に把握された。さらに，デブリに鉄が含まれると，鉄にウラン金属が移行して密度が高くなり，酸化物層の下に成層化
する逆成層化が確認された。既存のシビアアクシデント解析コードで想定されていた原子炉圧力容器下部ヘッド内の成層化とＭ Ａ Ｓ Ｃ Ａ 計 画 の 結 果 を 図 12 及 び 図 13 に 示 す 。 図 13 に 示 す ように，金属層にＵやＺｒが移行して密度が高くなり酸化物の下に成層化し，遅れて落下してくるスチールが上部に残る可能性
が 示 さ れ た 。ま た ，制 御 材 の Ｂ ４ Ｃ が 成 層 化 に 影 響 す る こ と が わかった。
フ ェ ー ズ 2 試 験 で は ， 鉄 割 合 30wt％ ま で 含 む コ リ ウ ム の 成 層
化 状 態 を 把 握 す る 実 験 が 実 施 さ れ ，Ｂ ４ Ｃ の 成 層 化 は 鉄 割 合 が 高
く な る と Ｂ ４ Ｃ の 影 響 が ほ と ん ど な く な る こ と が わ か っ た 。ま た ，
添付 4.1.1.6−3−12酸化雰囲気における試験では，逆成層化した鉄を含む未飽和酸
化コリウムを高温のまま酸化雰囲気にすると，ＵやＺｒの酸化が進み，金属層の密度が低下し，酸化物層の下に成層化する結果が得られた。
(7)

ＭＡ試験及びＢ４Ｃ試験
ＭＡＳＣＡ試験で最も重要な成果となったスチールを含むデブ リ の 逆 成 層 化 に 関 す る 試 験 の 概 要 及 び 結 果（ Ｍ Ａ 試 験 及 び Ｂ ４
Ｃ試験）を以下に説明する。
ａ．ＭＡ試験
Ｍ Ａ 試 験 は ， 約 2kg の コ リ ウ ム を 溶 融 ・ 保 持 す る も の で ， Ｍ
ＡＳＣＡ計画で中規模試験として位置づけられている。試験装置にコールドルーシブル手法を用いることで，チューブと溶融物との相互作用を防止し，スーパーヒート状態の酸化物と金属の混合溶融物を保持することができる。
Ｍ Ａ Ｓ Ｃ Ａ 計 画 で は ， Ｍ Ａ 試 験 を 6 ケ ー ス （ Ｍ Ａ − 1〜 Ｍ Ａ −6） 実 施 し て い る 。
分析の結果，装填時にＵＯ２，ＺｒＯ２，Ｚｒ及びＦｅの混合物 で あ っ た も の が 溶 融 す る と ，Ｕ Ｏ ２ が Ｚ ｒ に よ っ て 還 元 さ れ Ｕ金属となり，このＵと残りのＺｒがＦｅとともに金属層を形成していることが示された。Ｕ金属の密度が高いことにより金属層の密度が高くなり，酸化物層の下に成層化したことがわかる。
一方，酸化度の高いコリウム及びスチール割合の高いケースでは，金属層が上部に残る形となった。これは，酸化割合が高いと還元されて金属層への移行するＵが少なくなり，スチール割合が高いと金属層中のＵの割合が減少し，金属層の密度が低く
添付 4.1.1.6−3−13なるためであることわかった。
ｂ．Ｂ４Ｃ試験
Ｂ４Ｃ試験は，制御材のＢ４Ｃによる影響を把握する目的で実施 さ れ ， 約 300g の コ リ ウ ム を 溶 融 で き る 試 験 装 置 を 用 い ，
0.5wt％ の Ｂ ４ Ｃ を 含 む Ｃ − 34 コ リ ウ ム を 溶 融 し た 後 ， 約 2wt％のＦｅを投入し，生成されたインゴットの分析を実施している。
分 析 の 結 果 ，Ｆ ｅ 割 合 が 小 さ い 場 合 に Ｂ ４ Ｃ の 添 加 に よ る 金 属
相 割 合 が 大 き く 増 加 し ，Ｆ ｅ 割 合 が 大 き く な る と Ｂ ４ Ｃ の 影 響 は小さくなることがわかった。これは，溶融したＢやＣが金属層に 含 ま れ る こ と か ら ，Ｆ ｅ 割 合 が 増 加 す る と Ｂ ４ Ｃ が 希 釈 さ れ るためであることわかった。

参考文献：
[１ ]

シ ビ ア ア ク シ デ ン ト 熱 流 動 現 象 評 価（ 平 成 13 年 3 月 ，社 団 法 人
日本原子力学会）[２ ]J. M. Broughton, et al.: A Scenario of the Three Mile Island
Unit 2 Accident, Nuclear Technology, Vol.87, No.1, p.35, 1989

[３ ]平 成 21 年 度 原 子 炉 施 設 の ア ク シ デ ン ト マ ネ ー ジ メ ン ト に 係 る 知
識 ベ ー ス の 整 備 に 関 す る 報 告 書 ＝ 環 境 へ の 影 響 緩 和 ＝（ 平 成 22 年
10 月 ， 独 立 行 政 法 人 原 子 力 安 全 基 盤 機 構 ）添付 4.1.1.6−3−14

添付 4.1.1.6−3−15
図 1

原 子 炉 圧 力 容 器 下 部 ヘ ッ ド の 破 損 モ ー ド と そ の 概 要 [１ ]添付 4.1.1.6−3−16
図 2

原 子 炉 圧 力 容 器 下 部 プ レ ナ ム 部 で の 溶 融 炉 心 の 挙 動 [１ ]

図 3

Ｔ Ｍ Ｉ − ２ の 事 故 後 の 炉 心 状 態 [２ ]添付 4.1.1.6−3−17

図 4

Ａ Ｌ Ｐ Ｈ Ａ 実 験 装 置 の 概 念 [１ ]図 5

下 部 ヘ ッ ド 実 験 容 器 の 構 造 [１ ]添付 4.1.1.6−3−18

図 6

実 験 規 模 に お け る （ 半 径 2m） 隙 間 内 冷 却 水 侵 入 の 効 果 [ １ ]図 7

Ｌ Ａ Ｖ Ａ 実 験 装 置 の 概 要 [１ ]添付 4.1.1.6−3−19

図 8

図 9

Ｆ Ｏ Ｒ Ｅ Ｖ Ｅ Ｒ 実 験 装 置 の 概 要 [１ ]Ｆ Ｏ Ｒ Ｅ Ｖ Ｅ Ｒ ／ Ｃ 1 実 験 に お け る 局 所 熱 流 束 の 分 布 [１ ]添付 4.1.1.6−3−20

図 10

図 11

Ｆ Ａ Ｉ 試 験 装 置 の 概 要 [１ ]Ｍ Ａ Ｓ Ｃ Ａ 試 験 装 置 の 概 要 [３ ]添付 4.1.1.6−3−21図 12

既存シビアアクシデント解析コードで想定されていた
原 子 炉 圧 力 容 器 下 部 ヘ ッ ド 内 の 成 層 化 [３ ]図 13ＭＡＳＣＡ試験で得られた原子炉圧力容器下部ヘッド内の成 層 化 状 況 [３ ]添付 4.1.1.6−3−22

添付資料 4.1.1.7−1
ペデスタル内サンプ及びサンプドレン配管図について

以下に東海第二発電所ペデスタル内サンプ配置図及びサンプドレン
配管図を示す。

添付 4.1.1.7−1−1

目

次

はじめに

1.

炉心損傷防止対策の有効性評価の事故シーケンスグループ抽出及び重要事故シーケンス選定について
1.1

事故シーケンスグループの分析について

1.1.1

炉心損傷に至る事故シーケンスの抽出，整理

1.1.2

抽出した事故シーケンスの整理

1.1.2.1

必ず想定する事故シーケンスグループとの対応

1.1.2.2

追加すべき事故シーケンスグループの検討

1.1.2.3

炉心損傷後の格納容器の機能への期待可否に基づく整
理

2.

1.2

有効性評価の対象となる事故シーケンスについて

1.3

重要事故シーケンスの選定について

1.3.1

重要事故シーケンス選定の考え方

1.3.2

重要事故シーケンスの選定結果

格納容器破損防止対策の有効性評価の格納容器破損モード抽出及び評価事故シーケンスの選定について
2.1

格納容器破損モードの分析について

2.1.1

格納容器破損モードの抽出，整理

2.1.2

抽出した格納容器破損モードの整理

2.1.2.1

必ず想定する格納容器破損モードとの対応
i2.1.2.2
2.2

追加すべき格納容器破損モードの検討

評価事故シーケンスの選定について

2.2.1

評価対象とするＰＤＳの選定

2.2.2

評価事故シーケンスの選定の考え方

2.2.3

評価事故シーケンスの選定結果

2.2.4

炉心損傷防止が困難な事故シーケンス等における格納容器破損防止対策の有効性

2.2.5

3.

直接的に炉心損傷に至る事故シーケンスに対する対策

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の運転停止中事故シーケンスグループ抽出及び重要事故シーケンスの選定について
3.1

運転停止中事故シーケンスグループの分析について

3.1.1

燃料損傷に至る運転停止中事故シーケンスグループの抽
出，整理

3.1.2

3.2

4.

抽出した事故シーケンスの整理

3.1.2.1

必ず想定する事故シーケンスグループとの対応

3.1.2.2

追加すべき事故シーケンスグループの検討

重要事故シーケンスの選定について

3.2.1

重要事故シーケンス選定の考え方

3.2.2

重要事故シーケンスの選定結果

事故シーケンスグループ及び重要事故シーケンス等の選定に活用したＰＲＡの実施プロセスについてii

表第 1－ 1表 イ ベ ン ト ツ リ ー に よ り 抽 出 し た 事 故 シ ー ケ ン ス
第 1－ 2表 Ｐ Ｒ Ａ の 結 果 に 基 づ く 新 た な 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ の 検
討第 1－ 3表 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ の 主 要 な 炉 心 損 傷 防 止 対 策 及 び 炉
心損傷頻度
第 1－ 4表 重 要 事 故 シ ー ケ ン ス 等 の 選 定
第 2－ 1表 格 納 容 器 破 損 モ ー ド 別 格 納 容 器 破 損 頻 度
第 2－ 2表 プ ラ ン ト 損 傷 状 態 （ Ｐ Ｄ Ｓ ） の 定 義
第 2－ 3表 評 価 対 象 と す る プ ラ ン ト 損 傷 状 態 （ Ｐ Ｄ Ｓ ） の 選 定
第 2－ 4表 格 納 容 器 破 損 防 止 対 策 の 評 価 事 故 シ ー ケ ン ス の 選 定
第 3－ 1表 運 転 停 止 中 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ 別 炉 心 損 傷 頻 度
第 3－ 2表 燃 料 損 傷 ま で の 余 裕 時 間
第 3－ 3表 重 要 事 故 シ ー ケ ン ス （ 運 転 停 止 中 ） の 選 定

図第 1－ 1図 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ 抽 出 及 び 重 要 事 故 シ ー ケ ン ス 選 定の全体プロセス
第 1－ 2図 内 部 事 象 レ ベ ル １ Ｐ Ｒ Ａ に お け る イ ベ ン ト ツ リ ー
第 1－ 3図 地 震 レ ベ ル １ Ｐ Ｒ Ａ に お け る 階 層 イ ベ ン ト ツ リ ー
第 1－ 4図 地 震 レ ベ ル １ Ｐ Ｒ Ａ に お け る イ ベ ン ト ツ リ ー
第 1－ 5図 津 波 レ ベ ル １ Ｐ Ｒ Ａ に お け る 階 層 イ ベ ン ト ツ リ ー
第 1－ 6図 津 波 レ ベ ル １ Ｐ Ｒ Ａ に お け る イ ベ ン ト ツ リ ー
第 1－ 7図 プ ラ ン ト 全 体 の 炉 心 損 傷 頻 度
第 1－ 8図 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ ご と の 寄 与 割 合iii

第 2－ 1図 格 納 容 器 破 損 モ ー ド 抽 出 及 び 評 価 事 故 シ ー ケ ン ス 選 定 の 全体プロセス
第 2－ 2図 シ ビ ア ア ク シ デ ン ト で 想 定 さ れ る 事 象 進 展 と 格 納 容 器 破 損
モード
第 2－ 3図 内 部 事 象 レ ベ ル １ ． ５ Ｐ Ｒ Ａ に お け る イ ベ ン ト ツ リ ー
第 2－ 4図 格 納 容 器 破 損 モ ー ド ご と の 寄 与 割 合
第 3－ 1図 運 転 停 止 中 原 子 炉 に お け る 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ 抽 出 及び重要事故シーケンス選定の全体プロセス
第 3－ 2図 施 設 定 期 検 査 時 の プ ラ ン ト 状 態 と 主 要 パ ラ メ ー タ の 推 移第 3－ 3図 停 止 時 Ｐ Ｒ Ａ に お け る プ ラ ン ト 状 態 の 分 類 及 び 施 設 定 期 検
査工程
第 3－ 4図 停 止 時 Ｐ Ｒ Ａ に お け る イ ベ ン ト ツ リ ー
第 3－ 5図 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ ご と の 寄 与 割 合

別紙1.

有効性評価の事故シーケンスグループ等の選定に際しての外部事
象の考慮について

2.

外部事象に特有の事故シーケンスについて

3.

諸外国における炉心損傷防止対策の調査結果について

4.

ＴＢＷシーケンスの炉心損傷防止対策及び着眼点に基づく評価を踏まえた重要事故シーケンスの選定について

5.

重大事故等対処設備の津波からの防護について

6.

内部事象ＰＲＡにおける主要なカットセット及びＦＶ重要度に照らした重大事故等防止対策の有効性について

7.

地震ＰＲＡ，津波ＰＲＡにおける主要な事故シーケンスの対策に
iv

ついて
8.

格納容器破損モード「溶融炉心・コンクリート相互作用」の想定
及びその対策について9.

格納容器直接接触（シェルアタック）を格納容器破損モードの評
価対象から除外する理由について

10. 格 納 容 器 隔 離 失 敗 の 分 岐 確 率 の 根 拠 と 格 納 容 器 隔 離 失 敗 事 象 へ の対応について11. 「 Ｐ Ｒ Ａ の 説 明 に お け る 参 照 事 項 （ 平 成 25 年 9 月

原子力規制庁）」への東海第二発電所のＰＲＡの対応状況について
12. 東 海 第 二 発 電 所

ＰＲＡピアレビュー実施結果及び今後の対応方

針について
別添
東海第二発電所

確率論的リスク評価（ＰＲＡ）について

v

はじめに
「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 」 （ 平 成 25 年 6 月 19 日 ） （ 以 下 「 解 釈 」 と いう。）に基づき，重大事故対策の有効性評価に係る事故シーケンスグ
ループ等の選定に際しては，個別プラントの確率論的リスク評価（以下「ＰＲＡ」という。）を活用している。
当社は従来から定期安全レビュー等の機会に内部事象レベル１ＰＲ
Ａ（出力運転時，停止時），レベル１．５ＰＲＡ（出力運転時）を実施してきており，これらのＰＲＡ手法を今回も適用した。また，外部事象としては，現段階でＰＲＡ手法を適用可能な事象として，日本原子力学会において実施基準が標準化され，試評価等の実績を有する地
震レベル１ＰＲＡ及び津波レベル１ＰＲＡを対象とし，これらの外部事象ＰＲＡから抽出される建屋・構築物等の大規模な損傷から発生する事象についても事故シーケンスグループ等の選定に係る検討対象範
囲とした。
また，ＰＲＡが適用可能でないと判断した外部事象については，事
故シーケンスの定性的な分析を行い，事故シーケンスグループ等の選定に係る検討を実施した。
今回実施するＰＲＡの目的が重大事故等対策の有効性評価を行う事
故シーケンスグループ等の選定への活用にあることを考慮し，これまで整備してきたアクシデントマネジメント策（以下「ＡＭ策」という。）や福島第一原子力発電所事故以降に実施した各種対策等を含めず，設計基準事故対処設備の機能にのみ期待する仮想的なプラント状態を評価対象としてＰＲＡモデルを構築した。
なお，今回のＰＲＡの実施に際しては，原子力規制庁配布資料「Ｐ1

Ｒ Ａ の 説 明 に お け る 参 照 事 項 （ 平 成 25 年 9 月 ） 」 を 参 照 し た 。
＜今回のＰＲＡの評価対象＞
今回のＰＲＡ
での取扱い

対象設備
設計基準事故対処設備考慮する

Ａ Ｍ 要 請 （ H4） 以 前 か ら 整 備 し て い る Ａ Ｍ 策 の 設 備・代替注水手段（給水系，制御棒駆動水圧系，補給水系及び消火系による原子炉への注水手段）
Ａ Ｍ 要 請 （ H4） 以 降 に 整 備 し た Ａ Ｍ 策 の 設 備・代替反応度制御（ＡＴＷＳ緩和設備（代替再循環系ポンプトリップ機能）及びＡＴＷＳ緩和設
備（代替制御棒挿入機能））・代替注水手段（補給水系，消火系による原子炉・格納容器への注水手段）
・原子炉減圧の自動化
・格納容器からの除熱手段（耐圧強化ベント）
・電源の融通（高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機による非常用所内電気設備への給電）

考慮しない

考慮しない

緊急安全対策設備
・電源車
・消防車，消防ポンプ
・非常用発電機代替設備
・代替海水ポンプ
・代替注水車・建屋の水密扉の強化
・海水ポンプモータ予備品

考慮しない

重大事故等対処設備考慮しない

なお，「ＥＣＣＳ手動起動」，「原子炉手動減圧」，「残留熱除去
系の手動起動」，「高圧炉心スプレイ系及び原子炉隔離時冷却系の水源切替」等の「設計基準事故対処設備の機能を作動させるための手動操作」は考慮する。
今回実施したＰＲＡの詳細については，「別添率論的リスク評価（ＰＲＡ）について」に示す。

2

東海第二発電所確

1.

炉心損傷防止対策の有効性評価の事故シーケンスグループ抽出及び重要事故シーケンス選定について
炉心損傷防止対策の有効性評価において想定する事故シーケンス

グ ル ー プ 抽 出 及 び 重 要 事 故 シ ー ケ ン ス 選 定 の 全 体 プ ロ セ ス を 第 1－ 1
図に示す。本プロセスに従い，各検討ステップにおける実施内容を
整理した。
【概
①

要】
内部事象ＰＲＡ，外部事象ＰＲＡ（適用可能なものとして地震，津波を選定）及びＰＲＡを適用できない外部事象等についての定性的検討から事故シーケンスの抽出を実施した。

②

抽出した事故シーケンスと必ず想定する事故シーケンスグループとの比較を行い，必ず想定する事故シーケンスグループに対応しない外部事象特有の事故シーケンスについて，頻度，影響等を確認し，事故シーケンスグループとしての追加要否を検討した。

③

抽出した事故シーケンスグループ内の事故シーケンスについて，国内外の先進的な対策を講じても炉心損傷防止が困難なものは，
格納容器破損防止対策の有効性評価にて取り扱うこととした。

④

炉心損傷防止対策の有効性評価において想定する事故シーケンス
グループごとに，「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」（以下「審査ガイド」という。）に記載の観点（共通原因故障又は系統間の機能の依存性，余裕時間，設備容量，代表性）に基づき，有効性評価の対象とする重要事故シーケンスを選定した。

3

1.1

事故シーケンスグループの分析について
解釈には，炉心損傷防止対策の有効性評価に係る事故シーケンス

グループの，個別プラント評価による抽出に関して以下のとおりに示されている。
１－１(a) 必 ず 想 定 す る 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ①ＢＷＲ
・高圧・低圧注水機能喪失
・高圧注水・減圧機能喪失
・全交流動力電源喪失
・崩壊熱除去機能喪失
・原子炉停止機能喪失
・ＬＯＣＡ時注水機能喪失
・格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）(b) 個 別 プ ラ ン ト 評 価 に よ り 抽 出 し た 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ①個別プラントの内部事象に関する確率論的リスク評価（ＰＲＡ）及び外部事象に関するＰＲＡ（適用可能なもの）又はそれに代わる方法で評価を実施すること。
② そ の 結 果 、 上 記 １ － １ (a)の 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ に 含 ま れ な
い有意な頻度又は影響をもたらす事故シーケンスグループが抽出された場合には、想定する事故シーケンスグループとして追加すること。なお、「有意な頻度又は影響をもたらす事故シーケ ン ス グ ル ー プ 」 に つ い て は 、 上 記 １ － １ (a)の 事 故 シ ー ケ ン ス
グループと炉心損傷頻度又は影響度の観点から同程度であるか

4

等から総合的に判断するものとする。
上 記 １ － １ (b)① に 関 し て ， Ｐ Ｒ Ａ の 適 用 可 能 な 外 部 事 象 に つ いては日本原子力学会におけるＰＲＡ実施基準の標準化の状況，試評
価実績の有無等を考慮し，地震及び津波とした。したがって，出力運転時の内部事象レベル１ＰＲＡ，地震レベル１ＰＲＡ及び津波レ
ベル１ＰＲＡを実施し，事故シーケンスグループを評価した。
また，ＰＲＡの適用が困難と判断した地震，津波以外の外部事象については定性的な検討により発生する事故シーケンスの分析を行った。
実 施 し た 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ に 係 る 分 析 結 果 を 1.1.1 に 示 す 。

1.1.1

炉心損傷に至る事故シーケンスの抽出，整理(1)

ＰＲＡに基づく整理
内部事象レベル１ＰＲＡでは，各起因事象の発生後，炉心損傷
を 防 止 す る た め の 緩 和 手 段 等 の 組 合 せ を 評 価 し ， 第 1－ 2 図 の イ
ベントツリーを用いて分析することで炉心損傷に至る事故シーケ
ンスを抽出している。
外部事象に関しては，ＰＲＡが適用可能な事象として地震レベ
ル１ＰＲＡ及び津波レベル１ＰＲＡを実施し，内部事象と同様に
イベントツリー分析を行い，炉心損傷に至る事故シーケンスを抽出 し た 。 第 1－ 3 図 に 地 震 Ｐ Ｒ Ａ の 階 層 イ ベ ン ト ツ リ ー を ， 第 1－4 図 に 地 震 Ｐ Ｒ Ａ の イ ベ ン ト ツ リ ー を ， 第 1－ 5 図 に 津 波 Ｐ Ｒ Ａ の階 層 イ ベ ン ト ツ リ ー を ， 第 1－ 6 図 に 津 波 Ｐ Ｒ Ａ の イ ベ ン ト ツ リーを示す。
地震や津波の場合，各安全機能の喪失に至るプロセスは異なる
5

ものの，起因事象が内部事象と同じであれば，炉心損傷を防止す
るための緩和手段も同じであるため，事故シーケンスも内部事象と同様である。また，地震レベル１ＰＲＡ及び津波レベル１ＰＲ
Ａでは，内部事象レベル１ＰＲＡでは想定していない複数の安全機能や緩和機能を有する機器が同時に損傷する事象や，建屋・構
築物等の大規模な損傷の発生により直接的に炉心損傷に至る事故
シーケンスも扱っている。
各 Ｐ Ｒ Ａ よ り 抽 出 し た 事 故 シ ー ケ ン ス を 第 1－ 1 表 に ， 評 価 結
果 を 第 1－ 7 図 及 び 第 1－ 8 図 に 示 す 。
(2)

ＰＲＡに代わる検討に基づく整理
ＰＲＡの適用が困難な地震，津波以外の外部事象（以下「その他の外部事象」という。）については，その他の外部事象により誘発される起因事象について検討した。内部溢水及び内部火災では，外部電源喪失や全給水喪失等の起因事象の発生が想定される。
また，洪水，風（台風），竜巻，凍結，降水，積雪，落雷，地滑り，火山の影響，生物学的事象，森林火災，人為事象等において想定される事象は，いずれも内部事象レベル１ＰＲＡ，地震レベ
ル１ＰＲＡ又は津波レベル１ＰＲＡのいずれかで想定する起因事
象に包絡されるため，その他の外部事象を考慮しても新たな事故
シ ー ケ ン ス グ ル ー プ は 抽 出 さ れ な い と 推 定 し た （ 別 紙 1） 。

1.1.2

抽出した事故シーケンスの整理

今回実施したレベル１ＰＲＡにより抽出した各事故シーケンス（ 第 1－ 1 表 参 照 ） を ， 炉 心 損 傷 防 止 の た め の 緩 和 機 能 の 喪 失 状 況 ，プラントの状態及び炉心損傷に至る主要因の観点で分類した結果と，
6

解 釈 １ － １ (a) に 示 さ れ て い る 必 ず 想 定 す る 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー
プ と の 関 係 及 び 解 釈 １ － ２ に 示 さ れ て い る 要 件 と の 関 係 等 を 第 1－2 表 に 整 理 し た 。 ま た ， 整 理 の 内 容 を 1.1.2.1～ 1.1.2.3 に 示 す 。

1.1.2.1

必ず想定する事故シーケンスグループとの対応

今回実施したレベル１ＰＲＡにより抽出した各事故シーケンス（ 第 1－ 1 表 参 照 ） に つ い て ， 炉 心 損 傷 防 止 の た め の 緩 和 機 能 の 喪失状況，プラントの状態及び炉心損傷に至る主要因の観点で分類した 。 具 体 的 に は 次 の (1)～ (7)及 び こ れ 以 外 の 事 故 シ ー ケ ン ス に 分 類
し た 。 緩 和 機 能 の 喪 失 状 況 ， プ ラ ン ト の 状 態 の 観 点 で ， (1)～ (7)は ，
解 釈 １ － １ (a) の 必 ず 想 定 す る 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ に 対 応 す るものとして整理した。
(1)

高圧・低圧注水機能喪失（ＴＱＵＶ）
運転時の異常な過渡変化等の発生後，高圧注水機能を喪失し，原子炉の減圧には成功するが，低圧注水機能が喪失して，炉心の著しい損傷に至る事故シーケンスを，事故シーケンスグループ「高圧・低圧注水機能喪失」に分類する。

(2)

高圧注水・減圧機能喪失（ＴＱＵＸ）
運転時の異常な過渡変化等の発生後，高圧注水機能及び原子炉減圧機能を喪失し，炉心の著しい損傷に至る事故シーケンスを，事故シーケンスグループ「高圧注水・減圧機能喪失」に分類する。

(3)

全交流動力電源喪失（長期ＴＢ，ＴＢＤ，ＴＢＰ，ＴＢＵ）
外部電源喪失の発生時に区分Ⅰ及び区分Ⅱの非常用交流電源の確保に失敗するとともに，区分Ⅲの高圧炉心スプレイ系ディーゼ
ル発電機による高圧炉心スプレイ系専用の交流電源の確保に失敗
7

することにより全交流動力電源喪失が発生し，安全機能を有する
系統及び機器が機能喪失することによって，炉心の著しい損傷に至る事故シーケンスを，事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」に分類する。
なお，ＰＲＡでは電源喪失の事故シーケンスを長期ＴＢ，ＴＢ
Ｄ，ＴＢＰ及びＴＢＵに細分化して抽出しているが，いずれも全交流動力電源喪失を伴う事故シーケンスであるため，解釈１－１(a) に 記 載 の 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ で は 「 全 交 流 動 力 電 源 喪 失 」に該当するものとして整理する。また，高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機による交流電源確保失敗は高圧炉心スプレイ系のシ
ステムモデルに含めてモデル化していることから，区分Ⅰ及び区分Ⅱの非常用交流電源の確保に失敗し，かつ，高圧炉心スプレイ
系による炉心冷却に失敗する事故シーケンスを本事故シーケンス
グループに分類することとする。
(4)

崩壊熱除去機能喪失（ＴＷ，ＴＢＷ）
運転時の異常な過渡変化等の発生後，原子炉圧力容器への注水
等の炉心の冷却に成功するものの，格納容器からの崩壊熱除去機能が喪失し，炉心損傷前に格納容器が過圧により破損，その後，炉心の著しい損傷に至るおそれのある事故シーケンスを，事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」として分類する。

(5)

原子炉停止機能喪失（ＴＣ）
運転時の異常な過渡変化等の発生後，原子炉停止機能を喪失し，炉心の著しい損傷に至る事故シーケンスを，事故シーケンスグル
ープ「原子炉停止機能喪失」として分類する。

(6)

ＬＯＣＡ時注水機能喪失（ＡＥ，Ｓ１Ｅ，Ｓ２Ｅ）
8

大破断ＬＯＣＡの発生後の高圧注水機能及び低圧注水機能の喪
失，又は，中小破断ＬＯＣＡの発生後の「高圧注水機能及び低圧
注水機能」又は「高圧注水機能及び原子炉減圧機能」の喪失により，炉心の著しい損傷に至る事故シーケンスを，事故シーケンス
グループ「ＬＯＣＡ時注水機能喪失」として分類する。
なお，ＰＲＡではＬＯＣＡ時の注水機能喪失シーケンスを，破断口の大きさに応じてＡＥ（大破断ＬＯＣＡを起因とする事故シーケンス），Ｓ１Ｅ（中破断ＬＯＣＡを起因とする事故シーケン
ス）及びＳ２Ｅ（小破断ＬＯＣＡを起因とする事故シーケンス）に細分化して抽出しているが，いずれもＬＯＣＡ時の注水機能喪失 を 伴 う 事 故 シ ー ケ ン ス で あ る た め ， 解 釈 １ － １ (a) に 記 載 の 事
故シーケンスグループでは「ＬＯＣＡ時注水機能喪失」に該当するものとして整理する。
(7)

格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）（ＩＳＬＯＣＡ）
インターフェイスシステムＬＯＣＡの発生後，破断箇所の隔離に失敗し，非常用炉心冷却系（以下「ＥＣＣＳ」という。）等による原子炉水位の確保に失敗することで炉心の著しい損傷に至る
事故シーケンスを，事故シーケンスグループ「格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）」に分類する。

1.1.2.2

追加すべき事故シーケンスグループの検討

今回実施したレベル１ＰＲＡにより抽出した各事故シーケンス（ 第 1－ 1 表 参 照 ） の う ち ， 炉 心 損 傷 防 止 の た め の 緩 和 機 能 の 喪失状況，プラントの状態及び炉心損傷に至る主要因の観点で解釈9

１ － １ (a) の 必 ず 想 定 す る 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ に 対 応 し な い
事故シーケンス又は事故シーケンスグループとしては，地震・津波特有の事象として以下の事故シーケンス又は事故シーケンスグ
ループを抽出した。
(1)

Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ

ＬＯＣＡ

大規模な地震では，格納容器内の原子炉冷却材圧力バウンダリ
において，大破断ＬＯＣＡを超える規模の損傷に伴う冷却材喪失（ＥｘｃｅｓｓｉｖｅＬＯＣＡ）が発生する可能性がある。具体的には，逃がし安全弁の開放失敗による原子炉圧力上昇又は地震による直接的な荷重により，格納容器内の原子炉冷却材圧力バ
ウンダリ配管が損傷に至るシナリオを想定している。大規模な地震においてＬＯＣＡが発生した場合であっても，破断の規模や使用可能な緩和設備の状況によっては炉心損傷を防止できる可能性も考えられるが，一方で，ＥＣＣＳの注水機能の全喪失や，使用可能なＥＣＣＳの注水能力を上回る量の原子炉冷却材の漏えいが発生することにより炉心損傷に至る可能性も考えられる。
さらに，使用可能な緩和設備の状況によっては格納容器の除熱に失敗する等の原因により，格納容器の破損に至る可能性も考えられる。
このように，大規模な地震発生後の原子炉冷却材圧力バウンダ
リの損傷の規模や緩和機能の状態には不確かさが大きく，原子炉
冷却材圧力バウンダリの損傷の規模や緩和機能の状態に応じて個別に事象収束の評価を実施することは困難であるため，保守的にＥｘｃｅｓｓｉｖｅ

ＬＯＣＡ相当のＬＯＣＡが発生するものとし，炉心損傷に直結する事象として抽出した。
10

なお，後述する事故シーケンス選定の結果，大破断ＬＯＣＡについては国内外の先進的な対策を考慮しても炉心損傷防止対策を講じることが困難な事故シーケンスとして格納容器の機能に期待している。破断の規模や使用可能な緩和設備の状況によっては格納容器の機能に期待できる場合も考えられる。
(2)

計装・制御系喪失
大規模な地震の発生により，計装・制御機能が喪失することで，プラントの監視及び制御が不能な状態に陥る可能性がある。計装・制御機能を喪失した場合であっても，喪失の規模や使用可能な緩和設備の状況によっては炉心損傷を防止できる可能性も考えられるが，一方で，ＥＣＣＳが起動不能になること等が原因で炉心損傷に至る可能性も考えられる。さらに，残留熱除去系が起動不能になること等の原因により，格納容器の破損に至る可能性も考えられる。
このように，大規模な地震による計装・制御系の喪失の規模には不確かさが大きく，計装・制御機能が喪失した際のプラントへの影響を特定することは困難であることから，保守的に炉心損傷に直結する事象として抽出した。

(3)

格納容器バイパス
大規模な地震では，格納容器外で配管破断等が発生し，格納容器をバイパスした原子炉冷却材の流出が発生する可能性がある。
格納容器バイパス事象はインターフェイスシステムＬＯＣＡとバ
イパス破断に細分化され，バイパス破断は通常開等の隔離弁に接続している配管が格納容器外で破損すると同時に隔離弁が閉失敗することで原子炉冷却材が流出する事象である。原子炉冷却材の11流出や使用可能な緩和設備の状況によっては炉心損傷を防止できる可能性も考えられるが，一方で，破断箇所の隔離に失敗したことで原子炉建屋内の機器に悪影響が及び炉心損傷に至る可能性も考えられる。
このように，大規模な地震発生後の格納容器バイパス事象の影
響には不確かさが大きく，配管破断の程度や破断箇所の特定，影響緩和措置の成立性等に応じた網羅的な事象進展の評価が困難なことから，保守的に炉心損傷に直結する事象として抽出した。
(4)

原子炉圧力容器損傷
大規模な地震では，原子炉圧力容器の損傷が発生する可能性がある。この場合，原子炉圧力容器の損傷により，原子炉停止や炉心冷却が困難となる可能性が考えられる。大規模な地震において
原子炉圧力容器の損傷が発生した場合であっても，損傷の規模や使用可能な緩和設備の状況によっては炉心損傷を防止できる可能性も考えられるが，一方で，原子炉圧力容器の損傷に伴いＥＣＣ
Ｓの注水配管が破断し，炉心冷却が困難になる等の理由により，炉心損傷に至る可能性も考えられる。また，原子炉圧力容器の損傷後に使用可能な緩和設備の状況によっては格納容器の除熱に失敗する等の原因により，格納容器の破損に至る可能性も考えられる。
このように，大規模な地震発生後の原子炉圧力容器の損傷の規模や緩和機能の状態には不確かさが大きく，損傷の規模や緩和機能の状態による事象収束可能性の評価が困難なことから，保守的に炉心損傷に直結する事象として抽出した。

(5)

格納容器損傷12大規模な地震では，格納容器の損傷が発生する可能性がある。
この場合，格納容器の損傷により，原子炉の停止や炉心冷却が困難となる可能性が考えられる。大規模な地震において格納容器の損傷が発生した場合であっても，損傷の規模や使用可能な緩和設備の状況によっては炉心損傷を防止できる可能性も考えられるが，一方で，格納容器の損傷に伴いＥＣＣＳの注水配管が破断し，炉心冷却が困難になる等の理由により，炉心損傷に至る可能性も考えられる。
このように，大規模な地震発生後の格納容器の損傷の規模や緩和機能の状態には不確かさが大きく，損傷の規模や緩和機能の状態による事象収束可能性の評価が困難なことから，保守的に炉心損傷に直結する事象として抽出した。
(6)

原子炉建屋損傷
大規模な地震では，原子炉建屋又は原子炉建屋を支持している
基礎地盤が損傷することで，建屋内の格納容器，原子炉圧力容器等の機器及び構造物が大規模な損傷を受ける可能性がある。
大規模な地震において原子炉建屋又は原子炉建屋を支持している基礎地盤の損傷が発生した場合であっても，損傷の規模や使用可能な緩和設備の状況によっては炉心損傷を防止できる可能性も考えられるが，一方で，原子炉停止や炉心冷却が困難となり，炉心損傷に至る可能性も考えられる。
このように，大規模な地震発生後の原子炉建屋又は原子炉建屋を支持している基礎地盤の損傷の規模や緩和機能の状態には不確
かさが大きく，損傷の規模や緩和機能の状態による事象収束可能性の評価が困難なことから，保守的に炉心損傷に直結する事象と13

して抽出した。
(7)

津波浸水による最終ヒートシンク喪失
防潮堤を越流した津波により非常用海水ポンプが被水・没水す
ることにより最終ヒートシンクが喪失し，ＥＣＣＳによる炉心冷却機能が喪失するとともに，崩壊熱除去機能が喪失することで，炉心損傷に至る。
本事故シーケンスグループには，襲来する津波の高さに応じて次の 4 つの事故シーケンスが含まれるが，いずれも防潮堤の健全性が維持される事故シーケンスであり，津波による影響の程度が特定できること，及び炉心損傷頻度が有意であることを考慮し，必ず想定する事故シーケンスグループに対応しない事故シーケン
スグループとして抽出した。
・原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失（最終ヒートシ
ンク喪失）
・最終ヒートシンク喪失（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）
・最終ヒートシンク喪失＋高圧炉心冷却失敗
・最終ヒートシンク喪失＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

(8)

防潮堤損傷
津波波力により防潮堤が損傷し，多量の津波が敷地内に浸水することで，非常用海水ポンプが被水・没水して最終ヒートシンクが喪失するとともに，屋内外の施設が広範囲にわたり機能喪失して炉心損傷に至る事故シーケンスである。
この事故シーケンスは，防潮堤の損傷による津波の影響の程度を特定することが困難であるため，必ず想定する事故シーケンス
グループに対応しない，炉心損傷に直結する事象として抽出した。
14

上記の事故シーケンス又は事故シーケンスグループについて，解釈に従い，有効性評価における想定の要否を炉心損傷頻度又は影響度等の観点から分析した。
津 波 特 有 の 事 象 で あ る 「 (7)津波浸水による最終ヒートシン

ク喪失」の事故シーケンスグループについては，炉心損傷頻度が4.0 × 10 － ６ ／ 炉 年 と 有 意 な 値 で あ り ， ま た ， 本 事 故 シ ー ケ ン ス グ
ループは敷地内への津波浸水によりプラントへの影響が他の事故
シーケンスとは異なり，炉心損傷防止のために必要な対応が異なることから，新たに追加する事故シーケンスグループとして抽出した。
ま た ， 地 震 ・ 津 波 特 有 の 事 象 で あ る (1) ～ (6) 及 び (8) の 各 事 故シーケンスについては，以下に示すとおり解釈に基づき想定する
事故シーケンスグループと比較して頻度及び影響の観点から検討した結果，新たに追加する必要はないと総合的に判断した。
① 炉心損傷頻度の観点(1)～ (6)の 各 事 故 シ ー ケ ン ス の 炉 心 損 傷 頻 度 に は ， 必 ず し も 炉
心損傷に直結するほどの損傷に至らない場合も含んでいる。
別紙 2 のとおり，これらの事故シーケンスは評価方法にかなりの保守性を有している。また，地震動に応じた詳細な損傷の程度や影響を評価することは困難なことから，現状，対象とする建屋や機器等の損傷をもって炉心損傷直結事象として整理しているが，実際には地震の程度に応じ，機能を維持した設計基準事故対処設備等が残る場合も想定される。機能を維持した設計基準事故対処
設備等がある場合，それを用いた対応に期待することにより，炉15

心損傷を防止できる可能性もあると考える。これらを整理すると
以下のようになる。
a)

炉心損傷直結と整理している事象が発生したが，損傷の程度が軽微であったり，機能喪失を免れた緩和機能によって炉心損傷を回避できる場合。

b)

炉心損傷直結と整理している事象が発生したが，緩和機能による炉心損傷の防止が可能な程度の損傷であり，機能喪失を免れた緩和機能があったものの，それらのランダム故障によって炉心損傷に至る場合。

c)

緩和機能の有無に関わらず炉心損傷を防止できない規模の炉
心損傷直結事象が発生し，炉心損傷に至る場合。
a)～ c)の 整 理 の と お り ， a)の 場 合 は 炉 心 損 傷 を 防 止 で き る と 考

え ら れ る た め ， 評 価 を 詳 細 化 す る こ と で (1)～ (6)の 各 事 故 シ ー ケ
ンスの炉心損傷頻度は現在の値よりも更に小さい値になると推定される。また，機能を維持した設計基準事故対処設備等に期待した上で，そのランダム故障により炉心損傷に至る場合の事故シー
ケンスは，内部事象レベル１ＰＲＡの結果から抽出された既存の事故シーケンスグループに包絡されるものと考える。これらの事
故シーケンスに対して，炉心損傷頻度の観点では，地震ＰＲＡの精度を上げることが望ましいと考える。
ま た ， (8) の 事 故 シ ー ケ ン ス に つ い て は ， 津 波 Ｐ Ｒ Ａ か ら 抽 出
さ れ る 事 故 シ ー ケ ン ス で あ る が ， 炉 心 損 傷 頻 度 は 3.3×10 － ７ ／ 炉
年 で あ り ， 全 炉 心 損 傷 頻 度 に 対 し て 0.4％ 程 度 と 小 さ い 寄 与 と なっ て い る が ， こ の 炉 心 損 傷 頻 度 は 防 潮 堤 前 面 で の 津 波 高 さ が T.P.
＋ 24m を 超 え る 津 波 の 発 生 頻 度 と 同 じ と し て お り ， T.P.＋ 24m の16

津波に対する防潮堤の損傷確率を保守的に 1 として評価している
ため，防潮堤の損傷確率を詳細に評価すること等によりこの事故
シーケンスの炉心損傷頻度は更に小さい値になると推定される。
② 影 響 度 (事 象 の 厳 し さ )の 観 点(1)～ (6)の 各 事 故 シ ー ケ ン ス が 発 生 し た 際 の 事 象 の 厳 し さ に ついて，建屋や機器の損傷の程度や組合せによって事象の厳しさに幅が生じると考えられ，定量的に分析することは難しいと考える
ものの，地震と同時に炉心が損傷する状況は考え難い。現状，対象とする建屋や機器等の損傷をもって炉心損傷直結事象として整理しているが，実際には機能を維持した設計基準事故対処設備や重大事故等対処設備，可搬型の機器等で炉心損傷防止を試みるものと考える。このように，事象の厳しさの観点では，高圧・低圧
注水機能喪失や全交流動力電源喪失等と同等となる場合もあると考える。また，損傷の程度が大きく，設計基準事故対処設備や重大事故等対処設備に期待できない場合には，大規模損壊対策を含め，使用可能な設備によって臨機応変に影響緩和を試みる。
ま た ， (8) の 事 故 シ ー ケ ン ス が 発 生 し た 際 の 事 象 の 厳 し さ に ついて，防潮堤の損傷の程度によって事象の厳しさには幅が生じると考えられ，定量的に分析することは難しいと考えるものの，実際には機能を維持した設計基準事故対処設備や重大事故等対処設
備，可搬型の機器等で炉心損傷を試みるものと考える。このように，事象の厳しさの観点では，全交流動力電源喪失等と同等となる場合もあると考える。また，損傷の程度が大きく，設計基準事
故対処設備や重大事故等対処設備に期待できない場合には，大規模損壊対策を含め，使用可能な設備によって臨機応変に影響緩和
17を試みる。
③ 炉心損傷防止対策の観点
現状，対象とする建屋や機器等の損傷をもって炉心損傷直結とし て 整 理 し て い る ( 1)～ (6)の 各 事 故 シ ー ケ ン ス に つ い て ， 炉 心 損
傷直結としていることの保守性を踏まえて定性的に考察すると，① 及 び ② で 述 べ た と お り ， (1)～ (6)の 事 象 が 発 生 す る も の の ， 機能を維持した設計基準事故対処設備等が残る場合も考えられる。
この場合，炉心損傷に至るか否かは地震によって機能を喪失した
設備及び機能を維持した設計基準事故対処設備等のランダム故障によるため，内部事象運転時レベル１ＰＲＡの結果から抽出された既存の事故シーケンスグループに包絡されると考えられる。
また，炉心損傷を防止できる場合も考えられるため，炉心損傷
頻度は現在の値よりも低下するものと考えられる。
損傷の程度が大きく，設計基準事故対処設備や重大事故等対処
設備に期待できない場合には，大規模損壊対策を含め，建屋以外に分散配置した設備や可搬型の機器を駆使し，臨機応変に対応することによって，炉心損傷や格納容器破損を防止することになる。
上 記 の よ う に ， (1)～ (6)の 各 事 故 シ ー ケ ン ス は ， 実 際 の と こ ろ
プラントへの影響に不確かさが大きく，具体的な事故シーケンスを特定することが困難である。このため，外部事象に特有の事故
シーケンスについては，炉心損傷防止対策の有効性評価の事故シーケンスグループとして事故シーケンスを特定して評価するのではなく，発生する事象の程度や組合せに応じて炉心損傷防止対策や格納容器破損防止対策を柔軟に活用するとともに，建屋全体が崩壊し内部の安全系機器・配管の全てが機能を喪失するような深18

刻な損傷の場合には可搬型のポンプ，電源，放水設備等々を駆使した大規模損壊対策による影響緩和を図ることで対応するべきものと考える。
ま た ， (8) の 事 故 シ ー ケ ン ス に つ い て も ， 防 潮 堤 の 損 傷 の 程 度
によっては機能を維持した設計基準事故対処設備や重大事故等対処設備による対応に期待できる場合も考えられ，損傷の程度が大きく設計基準事故対処設備や重大事故等対処設備に期待できない
場合には，大規模損壊対策を含め，使用可能な設備によって臨機応変に影響緩和を試みる。

以 上 の 検 討 を 踏 ま え ， (1) ～ (6) 及 び (8) の 各 事 故 シ ー ケ ン ス は ，
一定の安全機能喪失時の対策の有効性を評価するシナリオとしては適当でない事象であり，新たに追加するシーケンスとはしない
こ と を 確 認 し た 。 ま た ， (1) ～ (6) 及 び (8) の 各 事 故 シ ー ケ ン ス を
炉心損傷頻度及び影響度の観点から総合的に判断した結果，解釈に基づき必ず想定する事故シーケンスグループと比較して有意な頻度又は影響をもたらす事故シーケンスグループとして，新たに追加するシーケンスには該当しないと判断した。
また，上記の検討及び別紙 2 のとおり，大規模な地震を受けた場合であっても，炉心損傷に直結するほどの損傷が生じることは考えにくく，大規模な地震を受けた場合の大部分は使用可能な緩和機能によって炉心損傷防止を試みることが可能であるものと考える。津波による防潮堤損傷についても，防潮堤の機能が全て喪失するほどの損傷が生じることは考えにくく，敷地内に多量の津波が流入した場合でも，使用可能な津波防護対象設備によって19

炉心損傷防止を試みることが可能であるものと考える。

1.1.2.3

炉心損傷後の格納容器の機能への期待可否に基づく整理

内部事象レベル１ＰＲＡ，ＰＲＡが適用可能な外部事象として
地震及び津波レベル１ＰＲＡを実施し，地震，津波以外の外部事
象についてはＰＲＡに代わる方法で概略評価を実施した結果，追加すべき新たな事故シーケンスグループとして「津波浸水による
最終ヒートシンク喪失」を抽出した。
したがって，東海第二発電所の有効性評価で想定する事故シー
ケ ン ス グ ル ー プ は ， 解 釈 １ － １ (a) の 必 ず 想 定 す る 事 故 シ ー ケ ン
スグループ及び新たに追加した「津波浸水による最終ヒートシン
ク喪失」となる。これについて，以下に示す解釈１－２及び１－
４の要件に基づいて整理し，各事故シーケンスグループの対策の有効性の確認における要件を整理した。
１－２

第１項に規定する「炉心の著しい損傷を防止するために必要な措置を講じたもの」とは、以下に掲げる要件を満たすものであること。

(a) 想 定 す る 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ の う ち 炉 心 の 著 し い 損 傷後の原子炉格納容器の機能に期待できるものにあっては、炉心の著しい損傷を防止するための十分な対策が計画されており、かつ、その対策が想定する範囲内で有効性があることを確認する。
(b) 想 定 す る 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ の う ち 炉 心 の 著 し い 損 傷後の原子炉格納容器の機能に期待することが困難なもの

20

（格納容器先行破損シーケンス、格納容器バイパス等）にあっては、炉心の著しい損傷を防止する対策に有効性があることを確認する。

１－４

上 記 １ － ２ (a) の 「 十 分 な 対 策 が 計 画 さ れ て お り 」 とは、国内外の先進的な対策と同等のものが講じられていることをいう。

整理の結果は以下のとおり。
○ 解 釈 １ － ２ (a)に 分 類 さ れ る 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ
・高圧・低圧注水機能喪失
・高圧注水・減圧機能喪失
・全交流動力電源喪失
・ＬＯＣＡ時注水機能喪失
・津波浸水による最終ヒートシンク喪失○ 解 釈 １ － ２ (b)に 分 類 さ れ る 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ
・崩壊熱除去機能喪失
・原子炉停止機能喪失
・格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）

21

1.2

有効性評価の対象となる事故シーケンスについて
事故シーケンスグループ別に事故シーケンス及び炉心損傷防止対策 に つ い て 整 理 し た 結 果 を 第 1－ 3 表 に 示 す 。
解 釈 １ － ２ (a) の 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ に 含 ま れ る 事 故 シ ー ケ
ンスに対しては，炉心の著しい損傷を防止するための対策として，国内外の先進的な対策と同等のものを講じることが要求されている。
一方で，事故シーケンスの中には，国内外の先進的な対策を考慮しても，炉心損傷防止対策を講じることが困難な事故シーケンスが存在する。具体的には以下の 3 つの事故シーケンスが該当する。なお，国内外の先進的な対策と東海第二発電所の対策の比較を別紙 3に示す。
①大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗②直流電源喪失＋原子炉停止失敗③交流電源喪失＋原子炉停止失敗①の事故シーケンスは，原子炉圧力容器から多量の冷却材が短時間で失われていく事象であり，大破断ＬＯＣＡ後は数分以内に多量の注水を開始しなければ炉心損傷を防止することができない。今回の調査では，事象発生から極めて短時間に多量の注水が可能な対策（インターロックの追設等）は確認できなかったことから，この事
故シーケンスを国内外の先進的な対策を考慮しても，炉心損傷防止対策を講じることが困難な事故シーケンスとして整理した。
以上より，①の事故シーケンスについては，格納容器破損防止対策の有効性評価の対象とすることとし，炉心損傷防止対策の有効性
評価の対象とする事故シーケンスから除外した（重要事故シーケンス選定の対象とする事故シーケンスから除外する）。
22

①の事故シーケンスについても，炉心損傷後の原子炉への注水や格納容器スプレイ等の実施により，事象の緩和に期待できる。また，
今回整備した格納容器破損防止対策により格納容器の閉じ込め機能に 期 待 で き る こ と を 確 認 し て い る （ 「 2.3.3

炉心損傷防止が困難な事故シーケンス等に対する格納容器破損防止対策の有効性」参照）。
②及び③の事故シーケンスは，原子炉スクラムの失敗と直流電源喪失又は全交流動力電源の喪失が重畳する事故シーケンスである。
制御棒による原子炉停止に期待できない場合の代替の原子炉停止手段としてはほう酸水注入系を設けているが，直流電源の喪失又は全交流動力電源の喪失によってほう酸水注入系が機能喪失に至ること
から，炉心損傷を防止することができない。今回の調査では，原子炉停止機能について，ほう酸水注入系に期待できない場合のバック
アップとなる対策は確認できなかったことから，この事故シーケン
スを，国内外の先進的な対策を考慮しても，炉心損傷防止対策を講じることが困難な事故シーケンスとして整理した。
②及び③の事故シーケンスはいずれも地震レベル１ＰＲＡから抽出された事故シーケンスである。原子炉スクラムの失敗の支配的な理 由 と し て ， カ ッ ト セ ッ ト の 分 析 結 果 （ 別 紙 7） か ら は ， 地 震 に よる炉内構造物の損傷等が抽出されている。今回の地震レベル１ＰＲ
Ａでは，事象発生と同時に最大の地震加速度を受けるものとして評価しているが，事象発生と同時にどの程度の地震加速度が加えられるかについて，実際には不確かさが大きい。炉内構造物の低い損傷
確 率 （ 5 ％ 損 傷 確 率 ） で あ る こ と が 高 い 信 頼 度 （ 95 ％ 信 頼 度 ） で 推定できる地震加速度（以下「ＨＣＬＰＦ」という。）は「地震加速23

度大」のスクラム信号が発信される地震加速度よりも大幅に高い値であり，実際に大規模な地震が発生した場合には，地震による炉内構造物の損傷等が生じる前にスクラム信号が発信されると考えられる 。 ま た ， 地 震 レ ベ ル 1Ｐ Ｒ Ａ で は 機 器 の 損 傷 を 完 全 相 関 と し て いることから，例えば 1 本のみの制御棒挿入に失敗する場合であってもスクラム失敗により炉心損傷するものとして評価している。評価の詳細は別紙 2 に示す。
以上のとおり，②及び③の事故シーケンスの炉心損傷頻度は保守的な設定のもとに評価したものであるが，現実的に想定すると，本
事故シーケンスによって炉心損傷に至る頻度は十分に小さいと判断したことから，本事故シーケンスは，炉心の著しい損傷を防止する対策の有効性を確認する事故シーケンスに該当しないと判断した。
な お ， 第 1－ 3 表 に 示 す と お り ， こ れ ら の 事 故 シ ー ケ ン ス の 全 炉
心 損 傷 頻 度 へ の 寄 与 割 合 は 小 さ く ， 全 炉 心 損 傷 頻 度 の 約 99.0％ 以 上の事故シーケンスが炉心損傷防止対策の有効性評価の対象範囲に含まれることを確認している。

24

1.3

重要事故シーケンスの選定について

1.3.1

重要事故シーケンス選定の考え方(1)

重要事故シーケンス選定の着眼点に基づく整理
設置変更許可申請における炉心損傷防止対策の有効性評価の実施に際しては，事故シーケンスグループごとに重要事故シーケンスを選定している。重要事故シーケンスの選定に当たっては，審査ガイドに記載の 4 つの着眼点を考慮している。今回の重要事故シーケンスの選定に係る具体的な考え方は以下のとおりである。また，事故
シーケンスグループごとに，事故シーケンスと各着眼点との関係を整理し，関係が強いと考えられるものから「高」，「中」，「低」と分類して整理した。
【審査ガイドに記載されている重要事故シーケンス選定の着眼点】
ａ．共通原因故障又は系統間の機能の依存性によって複数の設備が機能喪失し、炉心の著しい損傷に至る。
ｂ．炉心損傷防止対策の実施に対する余裕時間が短い。
ｃ．炉心損傷防止に必要な設備容量（流量又は逃がし弁容量等）が大きい。
ｄ．事故シーケンスグループ内のシーケンスの特徴を代表している。
ａ．共通原因故障，系統間の機能の依存性の観点
本ＰＲＡでは，多重化された機器の共通原因故障を考慮しており，システム信頼性評価におけるフォールトツリーの中でモデル化している。
このため，原子炉建屋損傷等の炉心損傷直結事象を除き，緩和機能の喪失によって炉心損傷に至る事故シーケンスでは，共通原25

因故障が炉心損傷の原因の 1 つとして抽出され得ることから，これらのシーケンスについては炉心損傷頻度への寄与が大きい場合，共通原因故障の影響があると考えられるものの，炉心損傷頻度は着眼点ｄで考慮することから，ここでは，起因事象に着目し，系統間の依存性を有するサポート系の故障により起因事象が発生した場合を系統間の依存性ありと判断する。
【 例 1： 高 圧 ・ 低 圧 注 水 機 能 喪 失 】
サポート系喪失を起因とするシーケンスは，系統間機能依存性によって多重性を有する機能の片区分の設備が機能喪失することから「中」とした。
【 例 2： 全 交 流 動 力 電 源 喪 失 】
いずれのシーケンスでも全交流動力電源喪失に至り，電源を必要とする多くの設備が機能喪失することから「高」とした。
ｂ．余裕時間の観点
炉心損傷防止対策の対応操作に係る余裕時間を厳しくするため，事象が早く進展し，炉心損傷に至る時間が短い事故シーケンスを選定する。
【 例 1： Ｌ Ｏ Ｃ Ａ 時 注 水 機 能 喪 失 】
中破断ＬＯＣＡを起因とする事故シーケンスは，破断面積が大きいことより流出流量が多く，事象進展が早いことから「高」とした。また，小破断ＬＯＣＡを起因とする事故シーケンスについては，中破断ＬＯＣＡに比べて破断面積が小さいため「低」とした。
【 例 2： 高 圧 ・ 低 圧 注 水 機 能 喪 失 】
過渡事象（給水流量の全喪失）又はサポート系喪失（自動停止）
26

を起因とする事故シーケンスは，事象進展が早いことから「高」とした。また，原子炉を通常停止させる手動停止／サポート系喪失（手動停止）については「低」とした。
ｃ．設備容量の観点
炉心損傷防止に際して炉心の冷却に必要となる注水量等，設備容量への要求が大きくなる事故シーケンスを選定する。
【例：ＬＯＣＡ時注水機能喪失】
中破断ＬＯＣＡ及び小破断ＬＯＣＡ発生後の緩和措置として
は原子炉減圧及び低圧注水があるが，原子炉減圧に用いる逃がし安全弁は十分な台数が設置されている一方，低圧注水の代替となる注水設備の容量は低圧ＥＣＣＳより少ない。このため，
低圧炉心冷却失敗を含む事故シーケンスを「高」とし，原子炉減圧失敗を含む事故シーケンスを「低」とした。
ｄ．事故シーケンスグループ内の代表性の観点
当該事故シーケンスグループの代表的な事故シーケンスとして，
炉心損傷頻度が高く，事象進展が事故シーケンスグループの特徴を有しているものを選定する。ただし，「高」，「中」，「低」の分類については炉心損傷頻度のみに着目して整理した。
【例：高圧・低圧注水機能喪失】
事故シーケンスグループの中で最も炉心損傷頻度の高いドミ
ナントシーケンスを「高」，事故シーケンスグループ別炉心損
傷 頻 度 に 対 し て 1％ 以 上 の 寄 与 を 持 つ シ ー ケ ン ス を 「 中 」 ，1％ 未 満 の シ ー ケ ン ス を 「 低 」 と し た 。

今回の内部事象レベル１ＰＲＡ，地震レベル１ＰＲＡ及び津波
27

レベル１ＰＲＡの結果のうち，事故シーケンスを選定するに当たって同一に整理できると考えられるものについては，炉心損傷頻度を足し合わせて上記の分類を実施した。本来，各ＰＲＡは扱う
事象が異なるため，結果の不確かさや評価の精度が異なるものであり，結果を足し合わせて用いることの可否（比較可能性）については，ＰＲＡの結果を活用する際の目的に照らして十分留意する必要がある。今回は重要事故シーケンスの選定の考え方を以下のとおりとしていることから，結果の不確かさやＰＲＡ間の評価の精度の違いを考慮しても，炉心損傷頻度を足し合わせて用いることによる問題は生じないものと考えた。
○ 今 回 抽 出 さ れ た 事 故 シ ー ケ ン ス に つ い て は ， 第 1－ 4 表 に 示 すとおり，結果的に，事故シーケンスグループ内において選定対象とした全ての事故シーケンスに対して，おおむね同じ重大事
故等対処設備で対応できるものと考えている。このため，重要事故シーケンスの選定に当たっては，その対応の厳しさに重きをおいて選定することが適切と考え，主に着眼点ｂ及びｃによって重要事故シーケンスを選定している。これは，決定論的な評価である有効性評価においては，対応が厳しい事故シーケンスを評価することで，選定対象とした全ての事故シーケンスに対しても重大事故等対策の有効性を確認できると考えたためである。
○着眼点ｄについては，対応の厳しさ等の選定理由が同等とみなせる場合にのみ重要事故シーケンスの選定の基準として用いており，結果的に崩壊熱除去機能喪失の事故シーケンスグループにおいてのみ，重要事故シーケンス選定の理由としている。な28

お，崩壊熱除去機能喪失で選定した重要事故シーケンスは内部
事 象 レ ベ ル 1Ｐ Ｒ Ａ 及 び 地 震 レ ベ ル 1Ｐ Ｒ Ａ か ら 抽 出 さ れ た シ
ー ケ ン ス で あ っ た が ， 第 1－ 3 表 に 示 す と お り ， い ず れ の Ｐ Ｒ
Ａにおいても，事故シーケンスグループ内で最も高い炉心損傷頻度となった事故シーケンスである。
(2)

同一のシーケンスグループ内で対策が異なる場合の整理事故シーケンスグループは，基本的に喪失した機能あるいはその組合せによって決定されるものであり，起因事象や機能喪失の原因には依存しない。しかしながら，事故シーケンスへの対策の観点では，同じ事故シーケンスグループに分類される事故シーケンスでも，喪失した機能の喪失原因が異なる場合，有効な対策が異なることがある。
具体的には，全交流動力電源喪失がこれに該当するが，同じ炉心損傷防止対策で対応可能な事故シーケンスを 1 つの事故シーケンス
グループとし，細分化した各事故シーケンスグループからそれぞれ
重要事故シーケンスを選定した。
各々の事故シーケンスグループに対して考慮した内容の詳細は次の 1.3.2 項 に 示 す 。

1.3.2

重要事故シーケンスの選定結果

1.3.1 項 の 選 定 の 着 眼 点 を 踏 ま え ， 同 じ 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プに複数の事故シーケンスが含まれる場合には，事象進展が早いもの
等，より厳しい事故シーケンスを重要事故シーケンスとして以下のと お り に 選 定 し て い る 。 ま た ， 「 (3) 全 交 流 動 力 電 源 喪 失 」 で は 機
能喪失の状況が異なる事故シーケンスが抽出されたが，原子炉圧力，29

余裕時間及び対応する炉心損傷防止対策の類似性を考慮し，3 つの事故シーケンスを重要事故シーケンスとして選定した。選定理由及び 選 定 結 果 の 詳 細 に つ い て は 第 1－ 4 表 及 び 以 下 に 示 す 。
(1)ⅰ)

高圧・低圧注水機能喪失
事故シーケンス①過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗②過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋
低圧炉心冷却失敗③手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋高圧炉心冷却失
敗＋低圧炉心冷却失敗④手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋逃がし安全弁再
閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗⑤サポート系喪失（自動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉
心冷却失敗⑥サポート系喪失（自動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋
高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

ⅱ)

事故シーケンスグループの特徴
本事故シーケンスグループに含まれる事故シーケンスは，運
転時の異常な過渡変化又は設計基準事故（ＬＯＣＡを除く。）の発生後，高圧注水機能が喪失し，原子炉減圧には成功するが，低圧注水機能が喪失し，炉心損傷に至る事故シーケンスである。
本事故シーケンスグループへの対策としては，代替注水手段による原子炉注水等が考えられる。

ⅲ)

有効性を確認する主な炉心損傷防止対策
・手動減圧
30

・低圧代替注水系（常設）・代替格納容器スプレイ冷却系（常設）・格納容器圧力逃がし装置又は耐圧強化ベント
・常設代替交流電源設備
・常設代替直流電源設備
ⅳ)

選定した重要事故シーケンス①過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

ⅴ)

選定理由
過渡事象（給水流量の全喪失）を起因とする事故シーケンス
は，事象進展が早いため，余裕時間の観点で厳しい。また，逃がし安全弁の再閉鎖に成功する事故シーケンスは，低圧の代替
注水機能に期待する場合には，逃がし安全弁の再閉鎖に失敗する事故シーケンスに比べて，逃がし安全弁の設備容量の観点で厳しい。さらに，代表性の観点からは①の事故シーケンスの炉
心損傷頻度が最も高い。
以上より，①の事故シーケンスを重要事故シーケンスとして選定した。
なお，本事故シーケンス含まれる各事故シーケンスに対して有効と考えられる対策に差異がないため，起因事象発生後の事
象進展が早いと考えられる過渡事象を起因とし，原子炉減圧時に必要な減圧幅の観点で厳しいと考えられる，逃がし安全弁再閉鎖失敗を含まない①の事故シーケンスは，②～⑥の事故シーケンスに対して包絡性を有しているものと考える。

(2)ⅰ)

高圧注水・減圧機能喪失
事故シーケンス31

①過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗②手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋高圧炉心冷却失
敗＋原子炉減圧失敗③サポート系喪失（自動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉
減圧失敗
ⅱ)

事故シーケンスグループの特徴
本事故シーケンスグループに含まれる事故シーケンスは，運
転時の異常な過渡変化又は設計基準事故（ＬＯＣＡを除く。）の発生後，高圧注水機能が喪失し，かつ，原子炉減圧機能（自動減圧機能）が喪失し，炉心損傷に至る事故シーケンスである。
本事故シーケンスグループに対する対策としては，代替減圧手段により原子炉を減圧し，低圧ＥＣＣＳによる原子炉冷却等が考えられる。

ⅲ)

有効性を確認する主な炉心損傷防止対策
・低圧炉心スプレイ系
・過渡時自動減圧機能・残留熱除去系

ⅳ)

選定した重要事故シーケンス①過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗

ⅴ)

選定理由
過渡事象（給水流量の全喪失）を起因とする事故シーケンス
は，事象進展が早いため，余裕時間の観点及び原子炉減圧に必
要な設備容量の観点で厳しい。また，代表性の観点からは①の事故シーケンスの炉心損傷頻度が最も高い。
以上より，①の事故シーケンスを重要事故シーケンスとして32選定した。
なお，本事故シーケンスグループに含まれる各事故シーケンスに対して有効と考えられる対策に差異がないため，起因事象
発生後の事象進展が早いと考えられる過渡事象を起因とした①の事故シーケンスは，②及び③の事故シーケンスに対して包絡性を有しているものと考える。
(3)

全交流動力電源喪失
本事故シーケンスグループからは，機能喪失の状況が異なる 4
つの事故シーケンスが抽出されたが，原子炉圧力，余裕時間及び対応する主な炉心損傷防止対策の類似性に着目して事故シーケン
スグループを以下の 3 つに細分化した。
①長期ＴＢ②ＴＢＤ，ＴＢＵ③ＴＢＰ
なお，ＴＢＵは，外部電源喪失の発生後，非常用ディーゼル発電機等の故障により全交流動力電源喪失が発生し，原子炉隔離時
冷却系による炉心冷却にも失敗する事故シーケンスである。また，ＴＢＤは，外部電源喪失の発生後，区分Ｉ及び区分Ⅱの直流電源の喪失により非常用ディーゼル発電機が機能喪失し，高圧炉心ス
プレイ系にも失敗することで全交流動力電源喪失に至る事故シー
ケンスである。ＴＢＵにおいては直流電源が健全であるため，設計基準事故対処設備及び重大事故等対処設備の計装設備は健全である。一方，ＴＢＤにおいては区分Ｉ及び区分Ⅱの直流電源の喪失により設計基準事故対処設備の計装設備が機能喪失するが，直流電源は重大事故等対処設備の常設代替直流電源設備が健全であ33

り，重大事故等対処設備の計装設備は緊急用直流母線から給電されるため，直流電源及び計装設備の機能は維持される。また，Ｔ
ＢＤ，ＴＢＵはいずれも事象発生初期に高圧注水機能が喪失する
事故シーケンスであること，及び主な炉心損傷防止対策はいずれも高圧代替注水系であることから，1 つの事故シーケンスグルー
プとした。
(3－ 1) 長 期 Ｔ Ｂ
ⅰ)

事故シーケンス①外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋ＨＰＣＳ失敗（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）②サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ
失敗＋ＨＰＣＳ失敗（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）

ⅱ)

事故シーケンスグループの特徴
本事故シーケンスグループに含まれる事故シーケンスは，外部電源喪失の発生後，非常用ディーゼル発電機等の故障により全交流動力電源喪失が発生し，原子炉隔離時冷却系により炉心を冷却するが，蓄電池の直流電源供給能力が枯渇すると原子炉隔離時冷却系が停止することで炉心の冷却が維持できなくなり，原子炉が高圧状態で炉心損傷に至る事故シーケンスである。本
事故シーケンスグループに対する対策としては，交流電源に依存しない代替注水手段による原子炉注水等が考えられる。

ⅲ)

有効性を確認する主な炉心損傷防止対策
・原子炉隔離時冷却系
・手動減圧・低圧代替注水系（可搬型）34

・代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）・残留熱除去系
・常設代替交流電源設備
・常設代替直流電源設備
ⅳ)

選定した重要事故シーケンス①外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋ＨＰＣＳ失敗（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）

ⅴ)

選定理由
いずれの事故シーケンスも，蓄電池枯渇による原子炉隔離時
冷却系停止後の炉心損傷防止対策の実施に対する余裕時間に有意な差はない。このため，事象発生初期の炉心損傷防止対策の実施に対する余裕時間に着目する。外部電源喪失を起因とする
事故シーケンスについては，起因事象の発生により給復水系が停止するため原子炉水位の低下が早いことから，余裕時間及び設備容量の観点で厳しい。また，代表性の観点からは①の事故
シーケンスの炉心損傷頻度が最も高い。
以上より，①の事故シーケンスを重要事故シーケンスとして選定した。
なお，本事故シーケンスグループに含まれる各事故シーケンスに対して有効と考えられる主な対策に差異がないため，①の事故シーケンスは，②の事故シーケンスに対して包絡性を有しているものと考える。

(3－ 2) Ｔ Ｂ Ｄ ， Ｔ Ｂ Ｕ
ⅰ)

事故シーケンス③外部電源喪失＋直流電源失敗＋高圧炉心冷却失敗（ＴＢＤ）
35

④外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋高圧炉心冷却失敗（ＴＢＵ）⑤サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ
失敗＋高圧炉心冷却失敗（ＴＢＵ）
ⅱ)

事故シーケンスグループの特徴
本事故シーケンスグループに含まれる事故シーケンスは，外部電源喪失の発生後，直流電源又は非常用ディーゼル発電機等の故障により全交流動力電源喪失が発生し，原子炉隔離時冷却系による炉心冷却も失敗することにより，原子炉が高圧状態で炉心損傷に至る事故シーケンスである。本事故シーケンスグループに対する対策としては，代替直流電源供給手段による代替
高圧代替注水手段又は原子炉減圧後の代替低圧代替注水手段による原子炉注水等が考えられる。

ⅲ)

有効性を確認する主な炉心損傷防止対策
・高圧代替注水系
・手動減圧
・低圧代替注水系（可搬型）・代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）・残留熱除去系
・常設代替交流電源設備
・常設代替直流電源設備

ⅳ)

選定した重要事故シーケンス③外部電源喪失＋直流電源失敗＋高圧炉心冷却失敗（ＴＢＤ）

ⅴ)

選定理由
いずれの事故シーケンスも全交流動力電源が喪失しているため，共通原因故障・系統間機能依存性の観点では差異がない。
36

また，余裕時間及び設備容量の観点からは，いずれの事故シー
ケンスも事象進展の早さには差異はないものの，直流電源が喪失する事故シーケンスは代替注水設備の起動に必要な直流電源
を 緊 急 用 125V 系 蓄 電 池 か ら 給 電 す る た め の 直 流 電 源 の 切 替 操
作が必要となり，代替直流電源の必要容量も大きくなるため，直流電源が喪失する事故シーケンスの方が厳しい。さらに，代表性の観点からは，③の事故シーケンスの炉心損傷頻度が最も高い。
以上より，③の事故シーケンスを重要事故シーケンスとして選定した。有効性評価においては，④及び⑤の事故シーケンスを包含する条件として，原子炉隔離時冷却系及び非常用ディー
ゼル発電機の本体故障を想定する。
なお，本事故シーケンスグループに含まれる各事故シーケンスに対して有効と考えられる主な対策に差異はなく，③の事故
シ ー ケ ン ス は 緊 急 用 125V 系 蓄 電 池 へ の 直 流 電 源 の 切 替 操 作 が必要となることから，④及び⑤の事故シーケンスに対して包絡性を有しているものと考える。
(3－ 3)Ｔ Ｂ Ｐ
ⅰ)

事故シーケンス⑥外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰ
ＣＳ失敗⑦サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ
失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ失敗

ⅱ)

事故シーケンスグループの特徴
本事故シーケンスグループに含まれる事故シーケンスは，外37

部電源喪失の発生後，非常用ディーゼル発電機等の故障により全交流動力電源喪失が発生し，原子炉隔離時冷却系は作動する
ものの，逃がし安全弁再閉鎖失敗により原子炉圧力が徐々に低下することで，原子炉隔離時冷却系も機能喪失し，原子炉が低圧状態で炉心損傷に至る事故シーケンスである。本事故シーケ
ンスグループへの対策としては，交流電源に依存しない代替注
水手段による原子炉注水等が考えられる。
ⅲ)

有効性を確認する主な炉心損傷防止対策
・原子炉隔離時冷却系（動作可能な範囲に原子炉圧力が保た
れる間）
・手動減圧
・低圧代替注水系（可搬型）・代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）・残留熱除去系
・常設代替交流電源設備
・常設代替直流電源設備

ⅳ)

選定した重要事故シーケンス⑥外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰ
ＣＳ失敗

ⅴ)

選定理由
いずれの事故シーケンスも，原子炉圧力の低下による原子炉
隔離時冷却系停止後の炉心損傷防止対策の実施に対する余裕時間に有意な差はない。このため，事象発生初期の炉心損傷防止対策の実施に対する余裕時間に着目する。外部電源喪失を起因とする事故シーケンスについては，起因事象の発生により給復38

水系が停止するため原子炉水位の低下が早いことから，余裕時間及び設備容量の観点で厳しい。また，代表性の観点からは⑥の事故シーケンスの炉心損傷頻度が最も高い。
以上より，⑥の事故シーケンスを重要事故シーケンスとして選定した。
なお，本事故シーケンスに含まれる各事故シーケンスに対して有効と考えられる主な対策に差異がないため，⑥の事故シー
ケンスは，⑦の事故シーケンスに対して包絡性を有しているものと考える。
(4)ⅰ)

崩壊熱除去機能喪失
事故シーケンス①過渡事象＋ＲＨＲ失敗②過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗③外部電源喪失＋ＤＧ失敗（ＨＰＣＳ成功）④外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗（ＨＰＣＳ成功）⑤外部電源喪失＋直流電源失敗（ＨＰＣＳ成功）⑥手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋ＲＨＲ失敗⑦手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋逃がし安全弁再
閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗⑧サポート系喪失（自動停止）＋ＲＨＲ失敗⑨サポート系喪失（自動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋
ＲＨＲ失敗⑩サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ
失敗（ＨＰＣＳ成功）
39

⑪サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ
失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗（ＨＰＣＳ成功）⑫小破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗⑬中破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗⑭大破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗
ⅱ)

事故シーケンスグループの特徴
本事故シーケンスグループに含まれる事故シーケンスは，運
転時の異常な過渡変化等の発生後，炉心冷却には成功するが，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で，炉心損傷前に格納容器が破損し，その後，炉心損傷に至る事故
シーケンスである。本事故シーケンスグループに対する対策としては，代替除熱手段による格納容器除熱等が考えられる。

ⅲ)

有効性を確認する主な炉心損傷防止対策
機能喪失した崩壊熱除去機能に対する代替除熱手段として，
ＲＨＲ故障時及び取水機能喪失時の状況を想定し，それぞれ以下の炉心損傷防止対策の有効性を確認する。
【ＲＨＲ故障時】
・原子炉隔離時冷却系
・高圧炉心スプレイ系
・手動減圧
・低圧代替注水系（常設）・代替格納容器スプレイ冷却系（常設）・格納容器圧力逃がし装置又は耐圧強化ベント
・常設代替交流電源設備
・常設代替直流電源設備
40【取水機能喪失時】
・原子炉隔離時冷却系
・手動減圧・低圧代替注水系（常設）
・残留熱除去系
・緊急用海水系・常設代替交流電源設備
・常設代替直流電源設備
ⅳ)

選定した重要事故シーケンス①過渡事象＋ＲＨＲ失敗（炉心損傷防止対策の有効性を確認する際の残留熱除去系の機能喪失の理由については，残留熱除去系の機能喪失又は残留熱除去系海水系の機能喪失を
考慮）

ⅴ)

選定理由
いずれの事故シーケンスも代替除熱手段に係る炉心損傷防止対策の実施に対する余裕時間に有意な差異はない。このため，炉心冷却に成功する事故シーケンスグループではあるものの，事象発生初期の炉心損傷防止対策の実施に対する余裕時間に着目する。原子炉水位の低下が早い過渡事象（給水流量の全喪失），サポート系喪失（自動停止）又はＬＯＣＡを起因とする
事故シーケンスは，余裕時間の観点で厳しい。また，事象初期の事象進展が早く余裕時間が短い場合，崩壊熱が高く原子炉注
水に必要な設備容量が大きくなる。さらに，低圧の代替注水手段に期待する場合，逃がし安全弁の再閉鎖に失敗する事故シー
ケンスは，注水の開始時点で原子炉が一定程度減圧されている
41

ため，逃がし安全弁の設備容量は再閉鎖成功時の方が厳しくなる。代表性の観点からは①の事故シーケンスの炉心損傷頻度が最も高い。
以上より，①の事故シーケンスを重要事故シーケンスとして選定した。
なお，ＬＯＣＡを起因とする事故シーケンスについては，Ｌ
ＯＣＡ時注水機能喪失及び雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）において，代替除熱手段に係る重大事故等対策の有効性を含めて確認する。また，本事故シーケ
ンスグループには非常用交流電源の喪失により崩壊熱除去機能が喪失している事故シーケンスが含まれるものの，主要な炉心損傷防止対策の電源を代替電源とする場合，有効と考えられる対策に差異がないため，過渡事象を起因とした①の事故シーケ
ンスは，②～⑭の事故シーケンスに対して包絡性を有しているも の と 考 え る （ 別 紙 4） 。
(5)ⅰ)

原子炉停止機能喪失
事故シーケンス①過渡事象＋原子炉停止失敗②サポート系喪失（自動停止）＋原子炉停止失敗③小破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗④中破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗⑤大破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗

ⅱ)

事故シーケンスグループの特徴
本事故シーケンスグループに含まれる事故シーケンスは，運
転時の異常な過渡変化等の発生後，原子炉停止機能を喪失し，
42

炉心損傷に至る事故シーケンスである。本事故シーケンスグループへの対策としては，代替原子炉停止手段による原子炉停止等が考えられる。
ⅲ)

有効性を確認する主な炉心損傷防止対策
・ＡＴＷＳ緩和設備（代替再循環系ポンプトリップ機能）・ほう酸水注入系
・原子炉隔離時冷却系
・高圧炉心スプレイ系
・残留熱除去系

ⅳ)

選定した重要事故シーケンス①過渡事象＋原子炉停止失敗

ⅴ)

選定理由
過渡事象（主蒸気隔離弁の誤閉止）に起因する事故シーケン
スは，原子炉圧力の上昇が早く，反応度印加の観点で厳しい事
象であり，事象進展が早く余裕時間が短く，反応度印加の観点で厳しく出力抑制に必要な設備容量が大きくなる。代表性の観点から，①の事故シーケンスの炉心損傷頻度が最も高い。
以上より，①の事故シーケンスを重要事故シーケンスとして選定した。
なお，本事故シーケンスグループでは，過渡事象を起因とする事故シーケンスとＬＯＣＡを起因とする事故シーケンスが抽出されている。本事故シーケンスグループに対しては，重大事故等対処設備として代替制御棒挿入機能が整備されており，これに期待する場合，ＬＯＣＡを起因とする事故シーケンスの事
象進展はＬＯＣＡ時注水機能喪失の事故シーケンスグループに43

包絡される。
また，ＬＯＣＡを起因とする場合，水位低下の観点では厳しいものの，水位低下及びＬＯＣＡに伴う減圧によってボイド率が上昇し，負の反応度が投入されると考えられることから，事象発生後の反応度印加に伴う出力抑制の観点では過渡事象を起因とする事故シーケンスの方が厳しいと考えられる。さらに，
ＬＯＣＡを起因として原子炉停止に失敗する事故シーケンスの
炉 心 損 傷 頻 度 は 1 ×10 － １ ０ ／ 炉 年 未 満 で あ り 極 め て 小 さ い 。 そのため，反応度制御の観点で厳しい過渡事象を起因とする①の事故シーケンスは，本事故シーケンスグループにおいて代表性を有しているものと考える。
(6)ⅰ)

ＬＯＣＡ時注水機能喪失
事故シーケンス①小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗②小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗③中破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗④中破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗

ⅱ)

事故シーケンスグループの特徴
本事故シーケンスグループに含まれる事故シーケンスは，小破断ＬＯＣＡ又は中破断ＬＯＣＡの発生後，高圧注水機能の喪失に加え，低圧注水機能又は原子炉減圧機能を喪失し，炉心損
傷に至る事故シーケンスである。本事故シーケンスグループへの対策としては，代替注水手段による原子炉注水等が考えられる。

ⅲ)

有効性を確認する主な炉心損傷防止対策
44

・手動減圧・低圧代替注水系（常設）・代替格納容器スプレイ冷却系（常設）・格納容器圧力逃がし装置又は耐圧強化ベント
・常設代替交流電源設備
・常設代替直流電源設備
ⅳ)

選定した重要事故シーケンス③中破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

ⅴ)

選定理由
中破断ＬＯＣＡを起因とする事故シーケンスは，小破断ＬＯ
ＣＡに比べて破断面積が大きいことにより流出流量が多く，事象進展が早いため，余裕時間の観点で厳しい。また，設備容量の観点では，原子炉減圧に用いる逃がし安全弁は十分な台数が設置されているが，低圧の代替注水設備の設備容量は低圧ＥＣ
ＣＳより少ないため，低圧炉心冷却に失敗する事故シーケンスの方が厳しい。代表性の観点からは，③の事故シーケンスの炉
心損傷頻度が高い。
以上より，③の事故シーケンスを重要事故シーケンスとして選定した。
なお，本事故シーケンスグループに含まれる事故シーケンスに対して有効と考えられる主な対策に差異がないため，重要事
故シーケンスとして選定した③の事故シーケンスは，①，②，④の事故シーケンスに対しても包絡性を有しているものと考える。
また，「崩壊熱除去機能喪失」の事故シーケンスグループに45

おいてもＬＯＣＡを起因とする事故シーケンスが抽出されている。これについて，重要事故シーケンスによる包絡性を考えると，低圧炉心冷却失敗の事故シーケンスを重要事故シーケンスとして選定することにより，崩壊熱除去機能喪失に関する重大事故等対策の有効性についても評価することとなる。このことから，選定した重要事故シーケンスは「崩壊熱除去機能喪失」の事故シーケンスグループにおけるＬＯＣＡを起因とする事故
シーケンスに対しても包絡性を有しているものと考える。
(7)ⅰ)

格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）
事故シーケンス①インターフェイスシステムＬＯＣＡ

ⅱ)

事故シーケンスグループの特徴
本事故シーケンスグループに含まれる事故シーケンスは，イ
ンターフェイスシステムＬＯＣＡの発生後，破損箇所の隔離に失敗し，格納容器貫通配管からの漏えいが防止できずに炉心損
傷に至る事故シーケンスである。本事故シーケンスグループに対する対策としては，破損系統の隔離及び破損系統を除くＥＣ
ＣＳによる原子炉注水等が考えられる。

ⅲ)

有効性を確認する主な炉心損傷防止対策
・手動減圧・破損系統を除く原子炉注水機能・破損系統の隔離・常設代替交流電源設備
・常設代替直流電源設備

ⅳ)

選定した重要事故シーケンス46

①インターフェイスシステムＬＯＣＡⅴ)

選定理由
抽出した事故シーケンスが 1 つであることから，①を重要事
故シーケンスとして選定した。

(8)ⅰ)

津波浸水による最終ヒートシンク喪失
事故シーケンス①原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失（最終ヒート
シンク喪失）②最終ヒートシンク喪失（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）③最終ヒートシンク喪失＋高圧炉心冷却失敗④最終ヒートシンク喪失＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

ⅱ)

事故シーケンスグループの特徴
本事故シーケンスグループに含まれる事故シーケンスは，防潮堤を越流した津波により非常用海水ポンプが被水・没水し，
最終ヒートシンクが喪失することにより，炉心損傷に至る事故
シーケンスである。本事故シーケンスグループに対する対策としては，津波防護対策等が考えられる。

ⅲ)

有効性を確認する主な炉心損傷防止対策
・津波防護対策
・原子炉隔離時冷却系
・手動減圧・低圧代替注水系（常設）
・残留熱除去系
・緊急用海水系・常設代替交流電源設備
47

・常設代替直流電源設備
ⅳ)

選定した重要事故シーケンス①原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失（最終ヒート
シンク喪失）

ⅴ)

選定理由
共通原因故障・系統間機能依存性の観点では，原子炉建屋内浸水を起因とする①の事故シーケンスが厳しい。余裕時間の観点では，事象発生初期に原子炉への注水に失敗する事故シーケ
ンスが厳しい。設備容量の観点では，原子炉建屋内浸水を起因とする①の事故シーケンスは津波防護対策が広範囲に要求される。代表性の観点からは②の事故シーケンスの炉心損傷頻度が最も高い。
以上より，①の事故シーケンスを重要事故シーケンスとして選定した。
なお，有効と考えられる主な対策に差異がないため，①の事
故シーケンスは②～④の事故シーケンスに対して包絡性を有しているものと考える。

なお，各事故シーケンスグループに含まれる内部事象を起因とする事故シーケンスについて，炉心損傷に至る要因をカットセットレ
ベルまで展開し，炉心損傷頻度に対する寄与割合の観点で分析した結果，主要なカットセットに対して炉心損傷防止対策がおおむね有効 で あ る こ と を 確 認 し た （ 別 紙 6） 。
また，各事故シーケンスグループにおける地震又は津波を起因とする事故シーケンスについても，地震又は津波により直接炉心損傷
48

に至る事故シーケンスを除いて，炉心損傷に至る要因をカットセッ
トレベルまで展開し，主要なカットセットに対して炉心損傷防止対策 が お お む ね 有 効 で あ る こ と を 確 認 し た （ 別 紙 7） 。

49

第 1－1 表 イベントツリーにより抽出した事故シーケンス
高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

○

○

－

シーケンス
No.
(1)

逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

○

○

－

(2)

高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗

○

○

－

(3)

ＲＨＲ失敗

○

○

－

(4)

逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗

○

○

－

(5)

原子炉停止失敗

○

○

－

(6)

ＤＧ失敗＋ＨＰＣＳ失敗（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）

○

○

－

(7)

ＤＧ失敗＋高圧炉心冷却失敗

○

○

－

(8)

ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ失敗

○

○

－

(9)

直流電源失敗＋ＨＰＣＳ失敗

○

○

－

(10)

ＤＧ失敗（ＨＰＣＳ成功）

○

○

－

(11)

ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗（ＨＰＣＳ成功）

○

○

－

(12)

直流電源失敗（ＨＰＣＳ成功）

○

○

－

(13)

直流電源喪失＋原子炉停止失敗

－

○

－

(14)

交流電源喪失＋原子炉停止失敗

－

○

－

(15)

高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

○

－

－

(16)

逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

○

－

－

(17)

高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗

○

－

－

(18)

ＲＨＲ失敗

○

－

－

(19)

逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗

○

－

－

(20)

高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

○

－

－

(21)

逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

○

－

－

(22)

高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗

○

－

－

(23)

ＲＨＲ失敗

○

－

－

(24)

逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗

○

－

－

(25)

原子炉停止失敗

○

－

－

(26)

（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗＋ＨＰＣＳ失敗（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）

○

－

－

(27)

（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗＋高圧炉心冷却失敗

○

－

－

(28)

○

－

－

(29)

○

－

－

(30)

（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗（ＨＰＣＳ成功）

○

－

－

(31)

高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

○

－

－

(32)

高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗

○

－

－

(33)

ＲＨＲ失敗

○

－

－

(34)

原子炉停止失敗

○

－

－

(35)

高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

○

－

－

(32)

高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗

○

－

－

(33)

ＲＨＲ失敗

○

－

－

(34)

原子炉停止失敗

○

－

－

(35)

高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

○

－

－

(36)

ＲＨＲ失敗

○

－

－

(37)

起因事象

過渡事象

外部電源喪失手動停止／
サポート系喪失（手動停止）

サポート系喪失（自動停止）

事故シーケンス

サポート系喪失（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ失敗（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗（ＨＰＣＳ成功）

小破断ＬＯＣＡ

中破断ＬＯＣＡ

大破断ＬＯＣＡ

内部 地震 津波

原子炉停止失敗

○

－

－

(38)

インターフェイス
インターフェイスシステムＬＯＣＡ
システムＬＯＣＡ

○

－

－

(39)

原子炉建屋損傷

－

○

－

(40)

格納容器損傷

－

○

－

(41)

原子炉圧力容器損傷

－

○

－

(42)

格納容器バイパス

－

○

－

(43)

地震に伴う損傷

Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ

津波に伴う損傷

－

○

－

(44)

計装・制御系喪失

ＬＯＣＡ

－

○

－

(45)

防潮堤損傷

－

－

○

(46)

原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失（最終ヒートシンク喪失）

－

－

○

(47)

最終ヒートシンク喪失（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）

－

－

○

(48)

最終ヒートシンク喪失＋ＲＣＩＣ失敗

－

－

○

(49)

最終ヒートシンク喪失＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

－

－

○

(50)

50

第 1－2 表

ＰＲＡの結果に基づく新たな事故シーケンスグループの検討

事故シ－ケンス

事故シ－ケンス別ＣＤＦ（／炉年）
シ－ケン
スNo.
地震
津波
合計
内部事象

全ＣＤＦに
対する割合
（％）

過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
サポート系喪失（自動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
サポート系喪失（自動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗
手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗
サポート系喪失（自動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗
外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋ＨＰＣＳ失敗（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）
サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗＋ＨＰＣＳ失敗（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）
外部電源喪失＋直流電源失敗＋ＨＰＣＳ失敗
外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ失敗
サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ失敗
外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋高圧炉心冷却失敗
サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗＋高圧炉心冷却失敗
過渡事象＋ＲＨＲ失敗
過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗
外部電源喪失＋ＤＧ失敗（ＨＰＣＳ成功）
外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗（ＨＰＣＳ成功）
外部電源喪失＋直流電源失敗（ＨＰＣＳ成功）
手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋ＲＨＲ失敗
手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗
サポート系喪失（自動停止）＋ＲＨＲ失敗
サポート系喪失（自動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗
サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗（ＨＰＣＳ成功）
サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗（ＨＰＣＳ成功）
小破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗
中破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗
大破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗
過渡事象＋原子炉停止失敗
サポート系喪失（自動停止）＋原子炉停止失敗
小破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗
中破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗
大破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗
直流電源喪失＋原子炉停止失敗
交流電源喪失＋原子炉停止失敗
小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗
中破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
中破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗
大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
原子炉冷却材圧力バウンダリ喪失（Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ ＬＯＣＡ）

(1)
(2)
(16)
(17)
(21)
(22)
(3)
(18)
(23)
(7)
(27)
(10)
(9)
(29)
(8)
(28)
(4)
(5)
(19)
(20)
(24)
(25)
(33)
(37)
(11)
(12)
(13)
(31)
(31)
(30)
(6)
(26)
(38)
(38)
(34)
(14)
(15)
(35)
(36)
(35)
(36)
(32)
(44)

3.2E-102.0E-10
4.2E-10
4.3E-11
2.5E-09
3.0E-11
9.4E-09
2.6E-09
8.3E-09
5.7E-082.0E-08
6.0E-123.0E-10
2.3E-102.0E-10
2.1E-08
4.4E-05
3.8E-07
6.9E-07
3.6E-09
6.9E-109.9E-06
5.2E-08
1.7E-06
8.9E-09
4.1E-06
2.1E-08
4.5E-083.0E-083.0E-09
2.5E-08
3.8E-11
3.2E-11
2.2E-11
2.2E-12－－
1.4E-13
2.2E-14
1.5E-11
4.6E-12
1.4E-12－

4.6E-07
2.5E-09－－－－
1.3E-06－－
5.6E-09－
2.1E-06
2.4E-09－
4.4E-07－
5.4E-06
2.9E-08
6.4E-08
3.3E-10
1.2E-11
－
－
－
－
－
－
－
－
－
7.9E-08－－－－
2.6E-08
1.4E-08－－－－－3.0E-10

－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－

4.6E-07
2.7E-09
4.2E-10
4.3E-11
2.5E-09
3.0E-11
1.3E-06
2.6E-09
8.3E-09
6.3E-082.0E-08
2.1E-06
2.7E-09
2.3E-10
4.5E-07
2.1E-08
4.9E-05
4.1E-07
7.5E-07
3.9E-09
7.0E-109.9E-06
5.2E-08
1.7E-06
8.9E-09
4.1E-06
2.1E-08
4.5E-083.0E-083.0E-09
1.0E-07
3.8E-11
3.2E-11
2.2E-11
2.2E-12
2.6E-08
1.4E-08
1.4E-13
2.2E-14
1.5E-11
4.6E-12
1.4E-123.0E-10

0.6
＜0.1
＜0.1
＜0.1
＜0.1
＜0.1
1.7
＜0.1
＜0.1
＜0.1
＜0.1
2.8
＜0.1
＜0.1
0.6
＜0.1
65.1
0.5
1.0
＜0.1
＜0.1
13.2
＜0.1
2.3
＜0.1
5.4
＜0.1
＜0.1
＜0.1
＜0.1
0.1
＜0.1
＜0.1
＜0.1
＜0.1
＜0.1
＜0.1
＜0.1
＜0.1
＜0.1
＜0.1
＜0.1
＜0.1

インターフェイスシステムＬＯＣＡ(39)

4.8E-10－－

4.8E-10

＜0.1

解釈1－1
との対応

1－1(a)の事故
シーケンス

事故シ－ケンスグル－プ

グル－プ別 全ＣＤＦに
ＣＤＦ
対する割合
（／炉年）
（％）

解釈1－2
との対応

高圧・低圧注水機能喪失

4.7E-07

0.6

1－2(a)

高圧注水・減圧機能喪失

1.3E-06

1.8

1－2(a)

全交流動力電源喪失

2.7E-06

3.6

1－2(a)

崩壊熱除去機能喪失

6.6E-05

87.6

1－2(b)

原子炉停止機能喪失

1.4E-070.2

1－2(b)

3.2E-10＜0.1

1－2(a)

4.8E-10＜0.1

1－2(b)

4.0E-06

5.3

1-2(a)

1.5E-07
4.1E-09
2.2E-07
3.2E-08
3.7E-10
3.3E-07
7.5E-05

0.2
＜0.1
0.3
＜0.1
＜0.1
0.4
100.0

ＬＯＣＡ時注水機能喪失－
格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）

原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失（最終ヒートシンク喪失）(47)－－
7.6E-07
7.6E-07
1.0
最終ヒートシンク喪失（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）(48)－－
3.2E-06
3.2E-06
4.2
津波浸水による最終ヒートシンク喪失
最終ヒートシンク喪失＋高圧炉心冷却失敗(49)－－
1.1E-08
1.1E-08＜0.1
最終ヒートシンク喪失＋逃がし安全弁再閉鎖失敗(50)－－
1.7E-08
1.7E-08＜0.1
1－1(a)
原子炉建屋損傷(40)－
1.5E-07－
1.5E-070.2以外の事故
格納容器損傷(41)－
4.1E-09－
4.1E-09＜0.1
シーケンス
原子炉圧力容器損傷(42)－
2.2E-07－
2.2E-070.3－
格納容器バイパス(43)－
3.2E-08－
3.2E-08＜0.1
計装・制御系喪失(45)－
3.7E-10－
3.7E-10
＜0.1
防潮堤損傷
(46)
－
－
3.3E-07
3.3E-070.4
6.1E-05
1.0E-05
4.3E-06
7.5E-05
100.0
－
－
合計
ハッチング：解釈に基づき想定する事故シ－ケンスグル－プと直接対応せず，全炉心損傷頻度への寄与及び影響度の観点から他の事故シ－ケンスグル－プと比較し，新たな事故シ－ケンスグル－プとしての追加は不要と判断したもの。

－

－

1
5

第 1－3 表

事故シーケンスグループの主要な炉心損傷防止対策及び炉心損傷頻度
事故シ－ケンス別ＣＤＦ（／炉年）

事故シーケンスグループ

事故シーケンス

対応する主要な炉心損傷防止対策

過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
高圧・低圧注水機能喪失

手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
サポート系喪失自動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

サポート系喪失自動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗
高圧注水・減圧機能喪失 手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗
サポート系喪失自動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗

外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋ＨＰＣＳ失敗（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）
長期ＴＢ
サポート系喪失
全交流動力
電源喪失

ＴＢＤ
ＴＢＵ

直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗＋ＨＰＣＳ失敗（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）

・手動減圧
・低圧代替注水系（常設）・代替格納容器スプレイ冷却系（常設）・格納容器圧力逃がし装置又は耐圧強化ベント
・常設代替交流電源設備
・常設代替直流電源設備
・低圧炉心スプレイ系
・過渡時自動減圧機能・残留熱除去系
・原子炉隔離時冷却系
・手動減圧・低圧代替注水系（可搬型）・代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）・残留熱除去系
・常設代替交流電源設備
・常設代替直流電源設備

外部電源喪失＋直流電源失敗＋高圧炉心冷却失敗
外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋高圧炉心冷却失敗
サポート系喪失

直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗＋高圧炉心冷却失敗

外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ失敗
ＴＢＰ
サポート系喪失

・高圧代替注水系
・上記の点線枠内の対策

直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ失敗

・原子炉隔離時冷却系
・上記の点線枠内の対策

過渡事象＋ＲＨＲ失敗
過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗
外部電源喪失＋ＤＧ失敗（ＨＰＣＳ成功）
外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗（ＨＰＣＳ成功）
外部電源喪失＋直流電源失敗

ＨＰＣＳ成功）手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋ＲＨＲ失敗
崩壊熱除去
機能喪失

手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗
サポート系喪失自動停止）＋ＲＨＲ失敗

サポート系喪失自動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗

サポート系喪失

直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗（ＨＰＣＳ成功）

サポート系喪失

直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗（ＨＰＣＳ成功）

2
5

小破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗
中破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗[ＲＨＲ故障時]
・原子炉隔離時冷却系
・高圧炉心スプレイ系
・手動減圧
・低圧代替注水系（常設）・代替格納容器スプレイ冷却系（常設）・格納容器圧力逃がし装置又は耐圧強化ベント
・常設代替交流電源設備
・常設代替直流電源設備[取水機能喪失時]
・原子炉隔離時冷却系
・手動減圧・低圧代替注水系（常設）
・残留熱除去系
・緊急用海水系・常設代替交流電源設備
・常設代替直流電源設備

大破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗
過渡事象＋原子炉停止失敗
サポート系喪失自動停止）＋原子炉停止失敗

小破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗
原子炉停止機能喪失

中破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗
大破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗
直流電源喪失＋原子炉停止失敗

・ＡＴＷＳ緩和設備（代替制御棒挿入機能）
・ＡＴＷＳ緩和設備（代替再循環系ポンプトリッ
プ機能）
・ほう酸水注入系
・原子炉隔離時冷却系
・高圧炉心スプレイ系
・残留熱除去系※２

交流電源喪失＋原子炉停止失敗 ※２－

小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗
ＬＯＣＡ時注水機能喪失

中破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗 ※３・手動減圧
・低圧代替注水系（常設）・代替格納容器スプレイ冷却系（常設）・格納容器圧力逃がし装置又は耐圧強化ベント
・常設代替交流電源設備
・常設代替直流電源設備

中破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗 ※３
大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗 ※４

格納容器バイパス

インターフェイスシステムＬＯＣＡ

原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失（最終ヒートシンク喪失）

津波浸水による最終ヒートシンク喪失

最終ヒートシンク喪失（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）
最終ヒートシンク喪失＋高圧炉心冷却失敗
最終ヒートシンク喪失＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

※1
※2
※3
※4

－
・手動減圧
・破損系統を除く原子炉注水機能・破損系統の隔離・常設代替交流電源設備
・常設代替直流電源設備
・津波防護対策
・原子炉隔離時冷却系
・手動減圧・低圧代替注水系（可搬型）・残留熱除去系
・緊急用海水系・常設代替交流電源設備
・常設代替直流電源設備

全ＣＤＦ ※１
に対する割合
（％）

内部事象

地震

津波

合計

3.2E-10

4.6E-07－

4.6E-070.6

2.0E-10

2.5E-09－

2.7E-09＜0.1

4.2E-10－－

4.2E-10＜0.1

4.3E-11－－

4.3E-11＜0.1

2.5E-09－－

2.5E-09＜0.1＜0.1

3.0E-11－－

3.0E-11

9.4E-09

1.3E-06－

1.3E-06

1.7

2.6E-09－－

2.6E-09＜0.1

8.3E-09－－

8.3E-09＜0.1

5.7E-08

5.6E-09－

6.3E-08＜0.1

2.0E-08－－2.0E-08＜0.1

6.0E-12

2.1E-06－

2.1E-06

2.8

2.0E-10

4.4E-07－

4.5E-070.6

2.1E-08－－

2.1E-08＜0.1

3.0E-10

2.4E-09－

2.7E-09＜0.1

2.3E-10－－

2.3E-10＜0.1

4.4E-05

5.4E-06－

4.9E-05

65.1

3.8E-07

2.9E-08－

4.1E-07

6.9E-07

6.4E-08－

7.5E-071.0

3.6E-09

3.3E-10－

3.9E-09＜0.1

6.9E-10

1.2E-11－

7.0E-10＜0.1

9.9E-06－－

9.9E-06

13.2

5.2E-08－－

5.2E-08＜0.1

1.7E-06－－

1.7E-06

2.3

8.9E-09－－

8.9E-09＜0.1

4.1E-06－－

4.1E-06

5.4

2.1E-08－－

2.1E-08＜0.1

4.5E-08－－

4.5E-08＜0.1

3.0E-08－－3.0E-08＜0.1

3.0E-09－－

3.0E-09＜0.1

2.5E-08

7.9E-08－

1.0E-070.1

3.8E-11－－

3.8E-11＜0.1

3.2E-11－－

3.2E-11＜0.1

2.2E-11－－

2.2E-11＜0.1

2.2E-12－－2.2E-12＜0.1－

2.6E-08－

2.6E-08

グル－プ別
ＣＤＦ
（／炉年）

全ＣＤＦ ※１
対する割合（％）

4.7E-070.6

1.3E-06

1.8

2.7E-06

3.6

6.6E-05

87.6

備考

0.5

全炉心損傷
頻度の約
99％を炉心損傷防止対策でカバー

1.4E-070.2

2.2E-11＜0.1

4.8E-10＜0.1

4.0E-06

5.3

＜0.1

－

1.4E-08－

1.4E-08＜0.1

1.4E-13－－

1.4E-13＜0.1

2.2E-14－－

2.2E-14＜0.1

1.5E-11－－

1.5E-11＜0.1

4.6E-12－－

4.6E-12＜0.1

1.4E-12－－

1.4E-12＜0.1

4.8E-10－－

4.8E-10

＜0.1

－

－

7.6E-07

7.6E-071.0－－

3.2E-06

3.2E-06

4.2－－

1.1E-08

1.1E-08

＜0.1

－

－

1.7E-08

1.7E-08＜0.1

合計
6.1E-05
1.0E-05
4.0E-06
7.5E-05
99.0
7.5E-05
99.0－
全ＣＤＦは第1-2表で新たな事故シーケンスグループとしての追加は不要と判断した事故シーケンスの炉心損傷頻度を含む。
地震発生と同時に最大の地震加速度を受けるものとして評価している地震レベル１ＰＲＡの設定上抽出された事故シーケンスであるが，地震時の挙動を現実的に想定すると，基準地震動よりも十分小さな加速度でスクラム信号「地震加速度大」が発信し，炉内構造物が損傷する加速度に到達する前に制御棒の挿入が完了すると考えられることから，現実的には発生しがたいと考え，炉心損傷防止対策の有効性を確認する対象としては取り扱わないと判断した事故シーケンス。
ＬＯＣＡの破断規模が大きい場合は，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困難な事故シーケンス。
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困難な事故シーケンス。

第 1－4 表
事故シーケンスグループ

事故シーケンス

重要事故シーケンス等の選定（1／2）
着眼点との関係と重要事故シーケンスの選定の考え方

対応する主要な炉心損傷防止対策
a

b

c

d

◎ ①過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

低

高

高

高

②過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低－
圧炉心冷却失敗

低

高

中

低

低

低

低

⑤サポート系喪失（自動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心
－
冷却失敗

中

高

高

⑥サポート系喪失（自動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

中

高

中

a. サポート系喪失を起因とする事故シーケンスは，系統間機能依存性によって片区分の複数の設備が機能喪失することから「中」とした。
b. 過渡事象（給水流量の全喪失）又はサポート系喪失（自動停止）を起因とする事故シーケ
ンスは，事象進展が早いことから「高」とした。また，原子炉を通常停止させる手動停止／サポート系喪失（手動停止）は「低」とした。
c. 事象進展が早く余裕時間が短い場合，崩壊熱が高く原子炉注水に必要な設備容量が大きく低なる。また，逃がし安全弁の再閉鎖に失敗する事故シーケンスは，代替注水の開始時点で原子炉が一定程度減圧されているため，逃がし安全弁の設備容量は再閉鎖成功時の方が厳しくなる。以上より，過渡事象（給水流量の全喪失）又はサポート系喪失（自動停止）を起因として逃がし安全弁の再閉鎖に成功している事故シーケンスを「高」，過渡事象（給低水流量の全喪失）又はサポート系喪失（自動停止）を起因として逃がし安全弁の再閉鎖に失敗している事故シーケンスを「中」，手動停止／サポート系喪失（手動停止）を起因とする事故シーケンスを「低」とした。
低d. 事故シーケンスグループの中で最もＣＤＦの高いドミナントシーケンスを「高」，事故
シーケンスグループ別ＣＤＦに対して1％以上の事故シーケンスを「中」，1％未満の事故
シーケンスを「低」とした。
低

低

高

高

高

・手動減圧
③手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋高圧炉心冷却失敗 ・低圧代替注水系（常設）中＋低圧炉心冷却失敗
・代替格納容器スプレイ冷却系（常設）・格納容器圧力逃がし装置又は耐圧強化
ベント④手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋逃がし安全弁再閉－
中・常設代替交流電源設備
鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
・常設代替直流電源設備－

高圧・低圧注水
機能喪失－◎ ①過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗

高圧注水・減圧
機能喪失

3
5
長期ＴＢ

ＴＢＤ
ＴＢＵ

・低圧炉心スプレイ系②手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋高圧炉心冷却失敗
・過渡時自動減圧機能＋原子炉減圧失敗
・残留熱除去系

中

低

低

低

－

③サポート系喪失（自動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減
圧失敗

中

高

高

低

①外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋ＨＰＣＳ失敗（蓄電池枯渇後ＲＣ◎
ＩＣ停止）
・原子炉隔離時冷却系
・手動減圧・低圧代替注水系（可搬型）・代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）
・残留熱除去系
・常設代替交流電源設備②サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失 ・常設代替直流電源設備－
敗＋ＨＰＣＳ失敗（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）－ ④外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋高圧炉心冷却失敗（ＴＢＵ）

－

ＴＢＰ

低

－

◎ ③外部電源喪失＋直流電源失敗＋高圧炉心冷却失敗（ＴＢＤ）

全交流動力
電源喪失

備考（a：共通原因故障・系統間機能依存性，b：余裕時間，c：設備容量，d：代表性）

・高圧代替注水系
・手動減圧
・低圧代替注水系（可搬型）・代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）
・残留熱除去系
・常設代替交流電源設備
・常設代替直流電源設備⑤サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失
敗＋高圧炉心冷却失敗（ＴＢＵ）⑥外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣ◎
Ｓ失敗
・原子炉隔離時冷却系
・手動減圧・低圧代替注水系（可搬型）・代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）
・残留熱除去系
・常設代替交流電源設備⑦サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失 ・常設代替直流電源設備－
敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ失敗◎

重要事故シーケンスとして選定した事故シーケンス

高

高

高

高

高

低

低

中

高

高

高

高

高

中

中

中

高

中

中

低

a. サポート系喪失を起因とする事故シーケンスは，系統間機能依存性によって当該区分の複数の設備が機能喪失することから「中」とした。
b. 過渡事象（給水流量の全喪失）又はサポート系喪失（自動停止）を起因とする事故シーケ
ンスは，事象進展が早いことから「高」とした。また，原子炉を通常停止させる手動停止／サポート系喪失（手動停止）は「低」とした。
c. 事象進展が早く余裕時間が短い場合，崩壊熱が高く原子炉減圧に必要な設備容量が大きくなることから，着眼点b.と同様に，過渡事象（給水流量の全喪失）又はサポート系喪失（自動停止）を起因とする事故シーケンスを「高」，手動停止／サポート系喪失（手動停止）を起因とする事故シーケンスを「低」とした。
d. 事故シーケンスグループの中で最もＣＤＦの高いドミナントシーケンスを「高」，事故
シーケンスグループ別ＣＤＦに対して1％以上の事故シーケンスを「中」，1％未満の事故
シーケンスを「低」とした。

a. いずれの事故シーケンスも全交流動力電源喪失に至り，電源を必要とする多くの設備が機能喪失することから「高」とした。
b. いずれの事故シーケンスも，蓄電池枯渇による原子炉隔離時冷却系停止後の炉心損傷防止対策の実施に対する余裕時間に有意な差はない。このため，事象発生初期の炉心損傷防止対策の実施に対する余裕時間に着目する。外部電源喪失を起因とする事故シーケンスは，起因事象の発生により給復水系が停止するため原子炉水位の低下が早いことから「高」，サポート系喪失（直流電源故障）を起因とする事故シーケンスは，起因事象の発生後も外部電源喪失に至るまでは給復水系により原子炉水位が維持されることから「低」とした。
c. いずれの事故シーケンスも，蓄電池枯渇による原子炉隔離時冷却系停止後の原子炉注水に必要な設備容量に有意な差異はない。このため，事象発生初期の炉心損傷防止対策の設備容量に着目する。事象初期の余裕時間が短い場合，崩壊熱が高く原子炉注水に必要な設備
容量が大きくなる。このため，外部電源喪失を起因とする事故シーケンスを「高」，サポート系喪失（直流電源故障）を起因とする事故シーケンスを「低」とした。
d. 長期ＴＢの中で最もＣＤＦの高いドミナントシーケンスを「高」，1％以上の事故シーケ
ンスを「中」，1％未満の事故シーケンスを「低」とした。
a. いずれの事故シーケンスも全交流動力電源喪失に至り，電源を必要とする多くの設備が機能喪失することから「高」とした。
b. いずれの事故シーケンスも事象初期から原子炉への注水に失敗しており，事象進展の早さに差異はないものの，直流電源が喪失する事故シーケンスは代替注水設備の起動に必要な直流電源を緊急用125V系蓄電池から給電するための直流電源の切替操作が必要となることから，直流電源が喪失する事故シーケンスを「高」，それ以外の事故シーケンスを「中」とした。
c. いずれの事故シーケンスも事象初期から原子炉への注水に失敗しており，崩壊熱が高く原子炉注水に必要な設備容量に差異はないものの，代替直流電源の必要容量は直流電源が喪失する事故シーケンスの方が多くなることから，直流電源が喪失する事故シーケンスを「高」，それ以外の事故シーケンスを「中」とした。
d. ＴＢＤ及びＴＢＵの中で最もＣＤＦの高いドミナントシーケンスを「高」，1％以上の事
故シーケンスを「中」，1％未満の事故シーケンスを「低」とした。

a. いずれの事故シーケンスも全交流動力電源喪失に至り，電源を必要とする多くの設備が機能喪失することから「高」とした。
b. いずれの事故シーケンスも，原子炉圧力の低下による原子炉隔離時冷却系停止後の炉心損傷防止対策の実施に対する余裕時間に有意な差はない。このため，事象発生初期の炉心損
高 高 高 高傷防止対策の実施に対する余裕時間に着目する。外部電源喪失を起因とする事故シーケン
スは，起因事象の発生により給復水系が停止するため原子炉水位の低下が早いことから「高」，サポート系喪失（直流電源故障）を起因とする事故シーケンスは，起因事象の発生後も外部電源喪失に至るまでは給復水系により原子炉水位が維持されることから「低」とした。
c. いずれの事故シーケンスも，原子炉圧力の低下による原子炉隔離時冷却系停止後の原子炉注水に必要な設備容量に有意な差異はない。このため，事象発生初期の炉心損傷防止対策の設備容量に着目する。事象初期の余裕時間が短い場合，崩壊熱が高く原子炉注水に必要
高 低 低 中な設備容量が大きくなる。このため，外部電源喪失を起因とする事故シーケンスを「高」，サポート系喪失（直流電源故障）を起因とする事故シーケンスを「低」とした。
d. ＴＢＰの中で最もＣＤＦの高いドミナントシーケンスを「高」，1％以上の事故シーケン
スを「中」，1％未満の事故シーケンスを「低」とした。
審査ガイドの着眼点a～dに対する影響度の観点から，厳しい順に「高」，「中」，「低」とした。

選定した重要事故
シーケンスと選定理由

a.の着眼点について，③～⑥はサポート系１区分の喪失を起因としている
が，他の区分は健全であるため，対応手段が著しく制限される状態ではない。
b.の着眼点について「高」と考えた事故シーケンスとして①，②，⑤，⑥を抽出した。
c.の着眼点について「高」と考えた事故シーケンスとして①，⑤を抽出した。
d.頻度の観点では①が支配的となった。
以上より，①を重要事故シーケンスとして選定した。
なお，有効と考えられる主な対策に差異がないため，起因事象発生後の事象進展が早いと考えられる過渡事象を起因とした①の事故シーケンスは，②～⑥の事故シーケンスに対して包絡性を有しているものと考える。

a.の着眼点について，②，③はサポート系１区分の喪失を起因としている
が，他の区分は健全であるため，対応手段が著しく制限される状態ではない。
b.の着眼点について「高」と考えた事故シーケンスとして①，③を抽出した。
c.の着眼点について「高」と考えた事故シーケンスとして①，③を抽出した。
d.頻度の観点では①が支配的となった。
以上より，①を重要事故シーケンスとして選定した。
なお，有効と考えられる主な対策に差異がないため，起因事象発生後の事象進展が早いと考えられる過渡事象を起因とした①の事故シーケンスは，②～③の事故シーケンスに対して包絡性を有しているものと考える。

a.の着眼点について，全事故シーケンスに共通であるため，選定理由から除外した。
b.c.の着眼点について「高」と考えた事故シーケンスとして①を抽出した。
d.頻度の観点では①が支配的となった。
以上より，①を重要事故シーケンスとして選定した。
なお，有効と考えられる主な対策に差異がないため，①の事故シーケンス
は，②の事故シーケンスに対して包絡性を有しているものと考える。

a.の着眼点について，全事故シーケンスに共通であるため，選定理由から除外した。
b.c.の着眼点について「高」と考えた事故シーケンスとして③を抽出した。
d.頻度の観点では③が支配的となった。
以上より③を重要事故シーケンスとして選定した。加えて，有効性評価においては，原子炉隔離時冷却系及び非常用ディーゼル発電機の本体故障を想定する。
なお，有効と考えられる主な対策に差異はなく，③の事故シーケンスは緊急用125V系蓄電池への直流電源の切替操作が必要となることから，④，⑤の事
故シーケンスに対して包絡性を有しているものと考える。

a.の着眼点について，全事故シーケンスに共通であるため，選定理由から除外した。
b.c.の着眼点について「高」と考えた事故シーケンスとして⑥を抽出した。
d.の頻度の観点では⑥が支配的となった。
以上より，⑥を重要事故シーケンスとして選定した。
なお，有効と考えられる主な対策に差異がないため，⑥の事故シーケンス
は，⑦の事故シーケンスに対して包絡性を有しているものと考える。

第 1－4 表
事故シーケンスグループ

事故シーケンスcd◎ ①過渡事象＋ＲＨＲ失敗

低

高

高

高

－ ②過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗

低

高

中

低

－ ③外部電源喪失＋ＤＧ失敗（ＨＰＣＳ成功）

高

中

高

中

－

高

中

中

低

高

中

高

低

中

低

低

中

中

低

低

低

中

高

高

中

中

高

中

低

高

高

高

中

高

高

中

低

低

高

高

低

－ ⑬中破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗

低

高

高

低

－ ⑭大破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗

低

高

高

低

◎ ①過渡事象＋原子炉停止失敗

低

高

高

高

中

中

低

中

中

低

－ ④中破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗

・ＡＴＷＳ緩和設備（代替制御棒挿入機 中能）・ＡＴＷＳ緩和設備（代替原子炉再循環系ポンプトリップ機能）低・ほう酸水注入系
・原子炉隔離時冷却系
・高圧炉心スプレイ系
低・残留熱除去系

中中

低－ ⑤大破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗

低

低

低

低

低

低

高

低

低

低

低

高

高

高

低

高

低

中

－

－

－

－

高

高

高

中

低

中

中

高

中

中

中

中

中 a. 原子炉建屋内浸水を起因とする事故シーケンスでは，建屋内の多くの設備が機能喪失することから「高」とした。最終ヒートシンク喪失を起因とする事故シーケンスは，除熱を必要とする設備が機能喪失することから「中」とした。
b. 事象初期から原子炉への注水に失敗している事故シーケンスは「高」，原子炉隔離時冷却系による原子炉注水に成功している事故シーケンスは「低」とした。逃がし安全弁再閉鎖
高失敗により原子炉隔離時冷却系が機能喪失する事故シーケンスは，原子炉隔離時冷却系が動作できない範囲に原子炉圧力が低下するまで炉心への注水が継続されるため，事象初期から注水に失敗している事故シーケンスと比較して事象進展が遅いことから「中」とした。
低 c. 原子炉建屋内浸水を起因とする事故シーケンスは，津波防護対策に要求される防護高さも高くなることから「高」とし，最終ヒートシンク喪失を起因とする事故シーケンスは「中」とした。
d. 最もＣＤＦの高いドミナントシーケンスを「高」，事故シーケンスグループ別ＣＤＦに対して1％以上の事故シーケンスを「中」，1％未満の事故シーケンスを「低」とした。
低

－
－
－
－
－
－

[ＲＨＲ故障時]④外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗（ＨＰＣ ・原子炉隔離時冷却系
Ｓ成功）
・高圧炉心スプレイ系
・手動減圧⑤外部電源喪失＋直流電源失敗（ＨＰＣＳ成功）
・低圧代替注水系（常設）・代替格納容器スプレイ冷却系（常設）⑥手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋ＲＨＲ失敗
・格納容器圧力逃がし装置又は耐圧強化
ベント⑦手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋逃がし安全弁再閉
・常設代替交流電源設備
鎖失敗＋ＲＨＲ失敗
・常設代替直流電源設備⑧サポート系喪失（自動停止）＋ＲＨＲ失敗[取水機能喪失時] ※⑨サポート系喪失（自動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋Ｒ ・原子炉隔離時冷却系
ＨＲ失敗
・手動減圧
⑩サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失 ・低圧代替注水系（常設）
敗（ＨＰＣＳ成功）
・残留熱除去系⑪サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失 ・緊急用海水系
敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗（ＨＰＣＳ成功）
・常設代替交流電源設備
・常設代替直流電源設備⑫小破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗－ ②サポート系喪失（自動停止）＋原子炉停止失敗－ ③小破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗

45－ ①小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗－ ②小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗
ＬＯＣＡ時注水
機能喪失◎ ③中破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

・手動減圧
低・低圧代替注水系（常設）・代替格納容器スプレイ冷却系（常設）・格納容器圧力逃がし装置又は耐圧強化
ベント
・常設代替交流電源設備
低・常設代替直流電源設備－ ④中破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗

格納容器バイパス◎ ①インターフェイスシステムＬＯＣＡ◎①原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失（最終ヒートシ
ンク喪失）－ ②最終ヒートシンク喪失（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）
津波浸水による最終ヒートシンク喪失－ ③最終ヒートシンク喪失＋高圧炉心冷却失敗－ ④最終ヒートシンク喪失＋逃がし安全弁再閉鎖失敗
◎
※

・手動減圧
・破損系統を除く原子炉注水機能・破損系統の隔離・常設代替交流電源設備
・常設代替直流電源設備

・津波防護対策
・原子炉隔離時冷却系
・手動減圧・低圧代替注水系（可搬型）・残留熱除去系
・緊急用海水系・常設代替交流電源設備
・常設代替直流電源設備

選定した重要事故
シーケンスと選定理由

備考（a：共通原因故障・系統間機能依存性，b：余裕時間，c：設備容量，d：代表性）

b

－

原子炉停止
機能喪失

着眼点との関係と重要事故シーケンスの選定の考え方

対応する主要な炉心損傷防止対策
a

－

崩壊熱除去
機能喪失

重要事故シーケンス等の選定（2／2）
a. 区分Ⅰ及び区分Ⅱの交流電源が喪失している事故シーケンスは，電源を必要とする多くの設備が機能喪失することから「高」とした。また，区分Ⅰ又は区分Ⅱの交流電源が喪失している事故シーケンスは，系統間機能依存性によって同区分の複数の設備が機能喪失することから「中」とした。
b. いずれの事故シーケンスも代替除熱手段に係る炉心損傷防止対策の実施に対する余裕時間に有意な差はない。このため，炉心冷却に成功する事故シーケンスグループではあるものの，事象発生初期の炉心損傷防止対策の実施に対する余裕時間に着目し，原子炉水位の低下が早い過渡事象（給水流量の全喪失），サポート系喪失（自動停止），サポート系喪失（直流電源故障）又はＬＯＣＡを起因とする事故シーケンスを「高」，手動停止／サポー
ト系喪失（手動停止）を起因とする事故シーケンスを「低」，上記以外の事故シーケンス
を「中」とした。
c. いずれの事故シーケンスも崩壊熱除去に必要な設備容量の観点からは有意な差異はない。
このため，炉心冷却に成功する事故シーケンスグループではあるものの，事象発生初期の炉心損傷防止対策の設備容量に着目する。事象初期の事象進展が早く余裕時間が短い場
合，崩壊熱が高く原子炉注水に必要な設備容量が大きくなる。また，低圧の代替注水手段に期待する場合，逃がし安全弁の再閉鎖に失敗する事故シーケンスは，注水の開始時点で原子炉が一定程度減圧されているため，逃がし安全弁の設備容量は再閉鎖成功時の方が厳しくなる。以上より，過渡事象（給水流量の全喪失），サポート系喪失（自動停止）又はサポート系喪失（直流電源故障）を起因として逃がし安全弁の再閉鎖に成功している事故
シーケンス並びにＬＯＣＡを起因とする事故シーケンスを「高」，過渡事象（給水流量の全喪失），サポート系喪失（自動停止）又はサポート系喪失（直流電源故障）を起因として逃がし安全弁の再閉鎖に失敗している事故シーケンスを「中」，手動停止／サポート系
喪失（手動停止）を起因とする事故シーケンスを「低」とした。
d. 事故シーケンスグループの中で最もＣＤＦの高いドミナントシーケンスを「高」，事故
シーケンスグループ別ＣＤＦに対して1％以上の事故シーケンスを「中」，1％未満の事故
シーケンスを「低」とした。

a. サポート系喪失を起因とする事故シーケンスは，系統間機能依存性によって片区分の複数の設備が機能喪失することから「中」とした。
b. 過渡事象（主蒸気隔離弁の誤閉止）に起因する事故シーケンスは，原子炉圧力の上昇が早く，反応度印加の観点で厳しい事象であり，事象進展が早いことから「高」とした。また，サポート系喪失（自動停止）は，過渡事象（主蒸気隔離弁の誤閉止）に比べて事象進展が緩やかであることから「中」とした。さらに，大破断ＬＯＣＡを起因とする事故シー
ケンスは原子炉の減圧に伴い反応度が抑制されることから「低」とし，中破断ＬＯＣＡ又は小破断ＬＯＣＡを起因とする事故シーケンスは「中」とした。
c. 事象進展が早く余裕時間が短い場合，反応度印加の観点で厳しく出力抑制に必要な設備容量が大きくなることから，着眼点b.と同様に，過渡事象（主蒸気隔離弁の誤閉止）を起因とする事故シーケンスを「高」，サポート系喪失（自動停止）を起因とする事故シーケン
スを「中」，大破断ＬＯＣＡを起因とする事故シーケンスを「低」，中破断ＬＯＣＡ又は小破断ＬＯＣＡを起因とする事故シーケンスを「中」とした。
d. 事故シーケンスグループの中で最もＣＤＦの高いドミナントシーケンスを「高」，事故
シーケンスグループ別ＣＤＦに対して1％以上の事故シーケンスを「中」，1％未満の事故
シーケンスを「低」とした。

a. 中破断ＬＯＣＡ又は小破断ＬＯＣＡを起因とする事故シーケンスは，系統間機能依存性がないことから，全て「低」とした。
b. 中破断ＬＯＣＡを起因とする事故シーケンスは，破断面積が大きいことより流出流量が多く，事象進展が早いことから「高」とした。また，小破断ＬＯＣＡを起因とする事故シー
ケンスは，中破断ＬＯＣＡに比べて破断面積が小さいため「低」とした。
c. 原子炉減圧に用いる逃がし安全弁は十分な台数が設置されているが，低圧の代替注水設備の設備容量は低圧ＥＣＣＳより少ない。このため，低圧炉心冷却失敗を含む事故シーケン
スを「高」とし，原子炉減圧失敗を含む事故シーケンスを「低」とした。
d. 事故シーケンスグループの中で最もＣＤＦの高いドミナントシーケンスを「高」，事故
シーケンスグループ別ＣＤＦに対して1％以上の事故シーケンスを「中」，1％未満の事故
シーケンスを「低」とした。

a.の着眼点について，⑥～⑪はサポート系１区分の喪失を起因としている
が，他の区分は健全であるため，対応手段が著しく制限される状態ではない。また，③，④，⑤，⑩，⑪は電源の喪失により崩壊熱除去機能が喪失しているものの，代替電源により崩壊熱除去機能の回復が可能であることから，対応手段が著しく制限される状態ではない。
b.の着眼点について，「高」と考えた事故シーケンスとして①，②，⑧～⑭を抽出した。
c.の着眼点について，「高」と考えた事故シーケンスとして，①，③，⑤，⑧，⑩，⑫，⑬，⑭を抽出した。
d.頻度の観点では①が支配的となった。
以上より，①を重要事故シーケンスとして選定した。
なお，ＬＯＣＡを起因とする事故シーケンスについては，ＬＯＣＡ時注水機能喪失及び雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）において，代替除熱手段に係る重大事故等対策の有効性を含めて確認する。
また，交流電源の喪失により崩壊熱除去機能が喪失している事故シーケンスが含まれるものの，主要な炉心損傷防止対策の電源を代替電源とする場合，有効と考えられる主な対策に差異がないため，過渡事象を起因とした①の事
故シーケンスは，②～⑭の事故シーケンスに対して包絡性を有しているものと考える。

a.の着眼点について，②はサポート系１区分の喪失を起因としているが，他の区分は健全であるため，対応手段が著しく制限される状態ではない。
b.c.の着眼点について，「高」と考えた事故シーケンスとして①を抽出した。
d.頻度の観点では①が支配的となった。なお，②～⑤のＣＤＦはいずれも1
×10 -10／炉年未満であり，極めて小さい。
以上より，①を重要事故シーケンスとして選定した。
なお，ＬＯＣＡを起因とする場合，ほう酸水注入系が有効に機能しないことも考えられるが，ＡＴＷＳ緩和設備（代替制御棒挿入機能）に期待することにより対応可能であり，そのＣＤＦは極めて小さい。そのため，反応度制御の観点で厳しい過渡事象を起因とする①の事故シーケンスは，本事故シーケ
ンスグループにおいて代表性を有しているものと考える。

a.の着眼点について，全事故シーケンスに共通であるため，選定理由から除外した。
b.の着眼点について，「高」と考えた事故シーケンスとして③，④を抽出した。
c.の着眼点について，「高」と考えた事故シーケンスとして①，③を抽出した。
d.頻度の観点では③が支配的となった。
以上より，③を重要事故シーケンスとして選定した。
なお，有効と考えられる主な対策に差異がないため③の事故シーケンスは，①，②，④の事故シーケンスに対して包絡性を有しているものと考える。

抽出された事故シーケンスが1つであることから着眼点に照らした整理は行わず，全ての着眼①を重要事故シーケンスとして選定した。
点について「－」とした。

a.の着眼点について，「高」と考えた事故シーケンスとして，津波浸水により建屋内の多くの設備が機能喪失する①を抽出した。
b.の着眼点について，「高」と考えた事故シーケンスとして①，③を抽出した。
c.の着眼点について，「高」と考えた事故シーケンスとして①を抽出した。
d.頻度の観点では②が支配的となった。
以上より，①を重要事故シーケンスとして選定した。
なお，②は頻度の観点では支配的となるが，津波防護対策に要求される防護
高さは津波高さが高くなる①に包絡される。
また，有効と考えられる主な対策に差異がないため，①の事故シーケンスは②～④の事故シーケンスに対して包絡性を有しているものと考える。

審査ガイドの着眼点a～dに対する影響度の観点から，厳しい順に「高」，「中」，「低」とした。
重要事故シーケンスとして選定した事故シーケンス
取水機能喪失時（ＲＨＲＳ喪失時）は低圧ＥＣＣＳが従属的に機能喪失する。そのため，高圧注水系に成功している場合は崩壊熱除去機能喪失の事故シーケンスグループで取り扱うが，高圧注水系に失敗した場合は他の事故シーケンスグループ等（①，②，⑥～⑨：高圧・低圧注水機能喪失，③～⑤，⑩，⑪：全交流動力電源喪失，⑫，⑬ＬＯＣＡ時注水機能喪失，⑭雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））で重大事故対策の有効性を確認する。

過渡事象

原子炉停止

圧力バウンダリ
健全性

高圧炉心冷却

原子炉減圧

低圧炉心冷却

成功
成功
失敗
成功

成功
成功
成功
失敗

成功

失敗
失敗

失敗
成功
成功
失敗
失敗
成功
成功
失敗
失敗
失敗

失敗

事故シーケンス
グループ

No.

炉心損傷なし－崩壊熱除去機能喪失(4)

炉心損傷なし－崩壊熱除去機能喪失(4)

過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

高圧・低圧注水機能喪失(1)

過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗

高圧注水・減圧機能喪失(3)

炉心損傷なし－崩壊熱除去機能喪失(5)

炉心損傷なし－崩壊熱除去機能喪失(5)高圧・低圧注水機能喪失(2)

原子炉停止機能喪失

(6)

崩壊熱除去

事故シーケンス

炉心損傷なし過渡事象＋ＲＨＲ失敗
炉心損傷なし過渡事象＋ＲＨＲ失敗

炉心損傷なし過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗
炉心損傷なし過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗
過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷
却失敗
過渡事象＋原子炉停止失敗

第 1－2 図内部事象レベル１ＰＲＡにおけるイベントツリー（1／7）

65外部電源喪失

原子炉停止

直流電源

交流電源

高圧炉心冷却

圧力バウンダリ
健全性

No.

過渡事象へ

－

外部電源喪失＋ＤＧ失敗（ＨＰＣＳ成功）

崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）(11)

外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋ＨＰＣＳ失敗（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）

全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）(7)

外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋高圧炉心冷却失敗

全交流動力電源喪失（ＴＢＵ）(8)

外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗（ＨＰＣＳ成功）

崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）(12)

外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ失敗

全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）(9)

外部電源喪失＋直流電源失敗（ＨＰＣＳ成功）

崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）(13)

外部電源喪失＋直流電源失敗＋ＨＰＣＳ失敗

全交流動力電源喪失（ＴＢＤ）(10)

原子炉停止機能喪失

(6)

ＲＣＩＣ

成功

過渡事象へ
成功

成功

事故シーケンスグループ

事故シーケンス
ＨＰＣＳ

成功
成功
失敗
失敗
失敗

成功

成功
失敗
失敗
成功
失敗
失敗

失敗

過渡事象＋原子炉停止失敗

第 1－2 図内部事象レベル１ＰＲＡにおけるイベントツリー（2／7）

75手動停止／
サポート系喪失（手動停止）

圧力バウンダリ
健全性

高圧炉心冷却

原子炉減圧

低圧炉心冷却

崩壊熱除去

成功
成功
失敗
成功

成功
成功
成功
失敗

失敗
失敗

失敗
成功
成功
失敗
失敗

成功
成功
失敗
失敗
失敗

事故シーケンス

炉心損傷なし手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋ＲＨＲ失敗
炉心損傷なしNo.

炉心損傷なし－崩壊熱除去機能喪失(19)

炉心損傷なし－崩壊熱除去機能喪失(19)

手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉
心冷却失敗

高圧・低圧注水機能喪失(16)

手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉
減圧失敗

高圧注水・減圧機能喪失(18)

炉心損傷なし－崩壊熱除去機能喪失(20)

炉心損傷なし－手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋
ＲＨＲ失敗

崩壊熱除去機能喪失(20)

手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋
高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

高圧・低圧注水機能喪失(17)

手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋ＲＨＲ失敗

炉心損傷なし手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋
ＲＨＲ失敗
炉心損傷なし8
5
第 1－2 図事故シーケンス
グループ

内部事象レベル１ＰＲＡにおけるイベントツリー（3／7）

サポート系喪失※（自動停止 ）

原子炉停止

圧力バウンダリ
健全性

高圧炉心冷却

原子炉減圧

低圧炉心冷却

成功
成功
失敗
成功

成功
成功
成功
失敗

成功

失敗
失敗

失敗
成功
成功
失敗
失敗
成功
成功
失敗
失敗
失敗

9
5
※

失敗

事故シーケンス
グループ

No.

炉心損傷なし－崩壊熱除去機能喪失(24)

炉心損傷なし－崩壊熱除去機能喪失(24)

サポート系喪失（自動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

高圧・低圧注水機能喪失(21)

サポート系喪失（自動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗

高圧注水・減圧機能喪失(23)

炉心損傷なし－崩壊熱除去機能喪失(25)

炉心損傷なし－サポート系喪失（自動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗

崩壊熱除去機能喪失(25)

サポート系喪失（自動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷
却失敗＋低圧炉心冷却失敗

高圧・低圧注水機能喪失(22)

原子炉停止機能喪失

(26)

崩壊熱除去

事故シーケンス

炉心損傷なしサポート系喪失（自動停止）＋ＲＨＲ失敗
炉心損傷なしサポート系喪失（自動停止）＋ＲＨＲ失敗

炉心損傷なしサポート系喪失（自動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗
炉心損傷なしサポート系喪失（自動停止）＋原子炉停止失敗

サポート系喪失において，原子炉自動停止に至る事象のうち，直流電源故障については別途評価。

第 1－2 図内部事象レベル１ＰＲＡにおけるイベントツリー（4／7）

サポート系喪失（直流電源故障）

原子炉停止

交流電源

高圧炉心冷却

事故シーケンス
グループ

No.

サポート系喪失（自動停止）へ

サポート系喪失（自動停止）へ－

サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗（ＨＰＣＳ成功）

崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）

(30)

成功

サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗＋ＨＰ
ＣＳ失敗（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）

全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）

(27)

失敗

サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗＋高圧
炉心冷却失敗全交流動力電源喪失（ＴＢＵ）

(28)

成功

サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗（ＨＰＣＳ成功）

崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）

(31)

失敗

サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ失敗

全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）(29)

原子炉停止機能喪失(26)

圧力バウンダリ
健全性

事故シーケンス
ＨＰＣＳ

ＲＣＩＣ

成功
成功
成功
成功

失敗

失敗

失敗

失敗

サポート系喪失（自動停止）＋原子炉停止失敗

第 1－2 図内部事象レベル１ＰＲＡにおけるイベントツリー（5／7）

0
6

大破断
ＬＯＣＡ

原子炉停止

高圧炉心冷却

低圧炉心冷却成功

炉心損傷なし－崩壊熱除去機能喪失(37)

炉心損傷なし－崩壊熱除去機能喪失(37)

ＬＯＣＡ時注水機能喪失(36)

原子炉停止機能喪失(38)

事故シーケンス
グループ

No.

炉心損傷なし－崩壊熱除去機能喪失(34)

炉心損傷なし－崩壊熱除去機能喪失(34)

中破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

ＬＯＣＡ時注水機能喪失(32)

中破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗
小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗

ＬＯＣＡ時注水機能喪失(33)

原子炉停止機能喪失(35)

炉心損傷なし失敗

大破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗

成功
成功

炉心損傷なし

成功
失敗

失敗

大破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗

失敗

大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

失敗

原子炉停止

No.

事故シーケンス

成功

中破断ＬＯＣＡ
小破断ＬＯＣＡ

事故シーケンス
グループ

崩壊熱除去

大破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗

高圧炉心冷却

原子炉減圧

低圧炉心冷却

崩壊熱除去

1
6

成功
成功
失敗
成功

成功
成功
成功
失敗

失敗
失敗

失敗
失敗

事故シーケンス

炉心損傷なし中破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗
小破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗
炉心損傷なし中破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗
小破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗

中破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗
小破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗

第 1－2 図内部事象レベル１ＰＲＡにおけるイベントツリー（6／7）

インターフェイスシステムＬＯＣＡ

事故シーケンス

インターフェイスシステムＬＯＣＡ

第 1－2 図内部事象レベル１ＰＲＡにおけるイベントツリー（7／7）

事故シーケンス
グループ

No.

格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）

(39)

2
6

地震

地 震加速度 大原子炉建 屋

格納容器

原子炉
圧力容器

格納容器
バイパス

Ｅｘ ｃｅｓｓ ｉｖｅ
ＬＯＣＡ

計装・制 御

直流電源

交流電源

外部電源

発生なし
健全
健全
健全
健全
発生な し
発生な し
健全
健全
健全
発生

喪失
喪失

喪失
喪失

発生
発生

損傷
損傷

損傷

第 1－3 図地震レベル１ＰＲＡにおける階層イベントツリー発生する 起因事象

No.

－

－

過渡事 象

－

外部電源 喪失－

交流電源 喪失－

直流電源 喪失－

計 装・制御 系喪失(46)

Ｅｘｃｅｓｓｉ ｖｅ

Ｌ ＯＣＡ

(44)

格 納容器バ イパス(43)

原 子炉圧力容 器損傷(42)

格納容器 損傷(41)

原子炉建屋 損傷

(40)

3
6

過渡事象

原子炉停止

逃がし安全弁開放

圧力バウンダリ
健全性

高圧炉心冷却

原子炉減圧

低圧炉心冷却

崩壊熱除去

成功
成功
失敗
成功

成功
成功
成功
失敗

成功

失敗
失敗

失敗
成功
成功
失敗

成功
失敗

成功
成功
失敗

失敗
失敗

失敗

事故シーケンス

炉心損傷なし過渡事象＋ＲＨＲ失敗

炉心損傷なし－崩壊熱除去機能喪失(4)

炉心損傷なし－(4)

過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

高圧・低圧注水機能喪失(1)

過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗

高圧注水・減圧機能喪失(3)

炉心損傷なし－崩壊熱除去機能喪失(5)

過渡事象＋ＲＨＲ失敗

炉心損傷なし過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗
炉心損傷なし過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗
過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷
却失敗
ＬＯＣＡ

過渡事象＋原子炉停止失敗

46
第 1－4 図No.

崩壊熱除去機能喪失

炉心損傷なしＥｘｃｅｓｓｉｖｅ

失敗

事故シーケンスグループ

地震レベル１ＰＲＡにおけるイベントツリー（1／3）

炉心損傷なし－崩壊熱除去機能喪失(5)高圧・低圧注水機能喪失

(2)

－

(42)

原子炉停止機能喪失(6)外部電源 喪失

原子炉 停止逃がし 安全弁
開放

直流 電源

交 流電源

高圧炉心冷 却圧力 バウンダリ
健 全性

成功
成功
失敗
失敗

失敗

成功

成功
失敗
失敗
成功
失敗
失敗

失敗

過 渡事象へ

－外部 電源喪失 ＋ＤＧ失 敗（ＨＰ ＣＳ成功）

崩 壊熱除去機 能喪失（ ＴＢＷ）

(11)

外部 電源喪失 ＋ＤＧ失 敗＋ＨＰ ＣＳ失敗（ 蓄電池枯 渇後ＲＣ ＩＣ停止）

全交 流動力電 源喪失（ 長期ＴＢ ）(7)

外部 電源喪失 ＋ＤＧ失 敗＋高圧 炉心冷却失 敗

全 交流動力電 源喪失（ ＴＢＵ）

(8)

外部 電源喪失 ＋ＤＧ失 敗＋逃が し安全弁再 閉鎖失敗 （ＨＰＣ Ｓ成功）

崩 壊熱除去機 能喪失（ ＴＢＷ）

(12)

外部 電源喪失 ＋ＤＧ失 敗＋逃が し安全弁再 閉鎖失敗 ＋ＨＰＣ Ｓ失敗

全 交流動力電 源喪失（ ＴＢＰ）

(9)

外部 電源喪失 ＋直流電 源失敗（ ＨＰＣＳ成 功）

崩 壊熱除去機 能喪失（ ＴＢＷ）

(13)

外部 電源喪失 ＋直流電 源失敗＋ ＨＰＣＳ失 敗

全 交流動力電 源喪失（ ＴＢＤ）

(10)

－

(42)

原子炉 停止機能 喪失(5)

過渡 事象へ
成功

成功

No.

ＲＣＩＣ

成功

成功

事故 シーケン スグルー プ

事故シ ーケンス
Ｈ ＰＣＳ

Ｅｘ ｃｅｓｓ ｉｖｅ

失敗

ＬＯＣＡ

過渡 事象＋原 子炉停止 失敗

第 1－4 図地震レベル１ＰＲＡにおけるイベントツリー（2／3）

56交流電源喪失

逃がし安全弁開放

原子炉停止

高圧炉心冷却

圧力バウンダリ
健全性

ＨＰＣＳ
成功

成功
成功
失敗
失敗
成功
成功
成功

失敗
失敗
失敗

No.

外部電源喪失＋ＤＧ失敗（ＨＰＣＳ成功）

崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）(11)

外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋ＨＰＣＳ失敗（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）

全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）(7)

外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋高圧炉心冷却失敗

全交流動力電源喪失（ＴＢＵ）(8)

外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗（ＨＰＣＳ成功）

崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）(12)

外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ失敗

全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）

(9)

－

(42)

交流電源喪失＋原子炉停止失敗(45)

Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ失敗

直流電源喪失事故シーケンスグループ

事故シーケンス

ＲＣＩＣ

ＬＯＣＡ

交流電源喪失＋原子炉停止失敗

原子炉停止

高圧炉心冷却

逃がし安全弁
開放

成功

6
6

成功
成功

事故シーケンスグループ

No.

外部電源喪失＋直流電源失敗（ＨＰＣＳ成功）

崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）(13)

外部電源喪失＋直流電源失敗＋ＨＰＣＳ失敗

全交流動力電源喪失（ＴＢＤ）

(10)

－

(42)

直流電源喪失＋原子炉停止失敗(45)

事故シーケンス
ＨＰＣＳ

失敗
失敗

ＲＣＩＣ

Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ

失敗

ＬＯＣＡ

直流電源喪失＋原子炉停止失敗

第 1－4 図地震レベル１ＰＲＡにおけるイベントツリー（3／3）

津波（津波高さ）

防潮堤損傷（T.P.＋24m～）

原子炉建屋内浸水（T.P.＋22m～24m）

最終ヒートシンク喪失（T.P.＋20m～22m）

発生する起因事象

No.

－

－

最終ヒートシンク喪失（T.P.＋20m～22m）－

原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失※（最終ヒートシンク喪失） （T.P.＋22m～24m）

(47)

発生なし
発生なし
発生なし

発生
発生

※

発生

※

防潮堤損傷
（T.P.＋24m～）(46)

炉心損傷直結のためイベントツリーは展開しない。

第 1－5 図津波レベル１ＰＲＡにおける階層イベントツリー

7
6
最終ヒートシンク喪失

圧力バウンダリ健全性

高圧炉心冷却

成功

事故シーケンス

事故シーケンスグループ

No.

最終ヒートシンク喪失（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）

津波浸水による最終ヒートシンク喪失(48)

最終ヒートシンク喪失＋高圧炉心冷却失敗

津波浸水による最終ヒートシンク喪失(49)

最終ヒートシンク喪失＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

津波浸水による最終ヒートシンク喪失

(50)

成功
失敗

失敗

第 1－6 図津波レベル１ＰＲＡにおけるイベントツリー

2.

格納容器破損防止対策の有効性評価における格納容器破損モード
及び評価事故シーケンスの選定について
格納容器破損防止対策の有効性評価の格納容器破損モード及び評
価 事 故 シ ー ケ ン ス 選 定 の 全 体 プ ロ セ ス を 第 2－ 1図 に 示 す 。 ま た ， 以
下に各検討ステップにおける実施内容を整理した。

【概要】①

内部事象レベル１．５ＰＲＡ及びＰＲＡを適用できない外部事
象に係る定性的検討から格納容器破損モードを抽出し，解釈の記載との比較検討・分類を実施した。

②

抽出された格納容器破損モードのうち，炉心損傷発生時点で格納容器の機能に期待できない格納容器バイパス，格納容器先行
破 損 に 該 当 す る も の は ， 解 釈 １ － ２ ( b) に 基 づ き 炉 心 損 傷 防 止 対策の有効性評価の対象とした。

③

国内外で得られている知見や実プラントでの運用等も踏まえた検討を行い，新たに追加すべき格納容器破損モードの要否を検討した。

④

格納容器破損モードごとに格納容器破損モード発生の観点で厳し い プ ラ ン ト 損 傷 状 態 （ 以 下 「 Ｐ Ｄ Ｓ 」 と い う 。） を 選 定 し ， その中で厳しい事故シーケンスを検討し，格納容器破損防止対策の有効性評価の評価事故シーケンスとして選定した。

69

2.1

格納容器破損モードの分析について
解釈には，格納容器破損防止対策の有効性評価に係る格納容器破損モードの個別プラント評価による抽出に関し，以下のとおりに示されている。
２－１(a) 必 ず 想 定 す 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）
・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
・水素燃焼
・格納容器直接接触（シェルアタック）・溶融炉心・コンクリート相互作用(b) 個 別 プ ラ ン ト 評 価 に よ り 抽 出 し た 格 納 容 器 破 損 モ ー ド①個別プラントの内部事象に関するＰＲＡ及び外部事象に関するＰＲＡ（適用可能なもの）又はそれに代わる方法で評価を実施すること。
② そ の 結 果 、 上 記 ２ － １ (a)の 格 納 容 器 破 損 モ ー ド に 含 ま れ な い
有意な頻度又は影響をもたらす格納容器破損モードが抽出された場合には、想定する格納容器破損モードとして追加すること。
上 記 ２ － １ (b)① に 基 づ き ， 内 部 事 象 レ ベ ル １ ． ５ Ｐ Ｒ Ａ を 実 施
し，格納容器破損モードを評価した。外部事象について，地震レベ
ル１．５ＰＲＡは原子炉建屋，格納容器等の損傷から格納容器の閉じ込め機能喪失に至る過程の不確かさが大きく，定量評価結果の活70

用に際しては損傷箇所，損傷モード等の精緻化の検討が必要な段階であるため，現段階では事故シーケンス選定の検討に適用しないこととした。
また，ＰＲＡの適用が困難と判断した外部事象については定性的な検討により発生する格納容器破損モードの分析を行った。
実施した格納容器破損モード抽出に係る分析結果を以下に示す。

2.1.1 格 納 容 器 破 損 モ ー ド の 抽 出 ， 整 理(1)

ＰＲＡに基づく整理
内部事象レベル１．５ＰＲＡを実施し，事故の進展に伴い生じる格納容器の健全性に影響を与える負荷の分析から，以下のａ．
～ｉ．に示す格納容器破損モードの抽出を行った。
具 体 的 に は 第 2 － 2図 の と お り ， 炉 心 損 傷 前 ， 原 子 炉 圧 力 容 器 破
損前，原子炉圧力容器破損直後，原子炉圧力容器破損以降の各プラント状態に分類し，それぞれの状態で発生する負荷を抽出している。また，事故進展中に実施される緩和手段等を考慮し，第2－ 3図 に 示 す イ ベ ン ト ツ リ ー を 作 成 し ， 格 納 容 器 の 破 損 に 至 る 格
納容器破損モードを整理している。内部事象レベル１．５ＰＲＡか ら 抽 出 さ れ た 格 納 容 器 破 損 モ ー ド 及 び 定 量 化 結 果 を 第 2－ 1表 に示す。また，格納容器破損モードごとの格納容器破損頻度への寄与 割 合 を 第 2－ 4図 に 示 す 。
ａ．早期過圧破損（未臨界確保失敗）
原子炉停止失敗時に，炉心で発生した大量の水蒸気が格納容器へ放出され，格納容器圧力が早期に上昇して，格納容器が過圧破損に至る格納容器破損モードである。
71

ｂ．過圧破損（崩壊熱除去失敗）
炉心の冷却が達成される中で，水蒸気の蓄積による準静的加圧で格納容器が炉心損傷前に破損する格納容器破損モードである。
ｃ．格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）
インターフェイスシステムＬＯＣＡの発生により，格納容器をバイパスして原子炉冷却材が原子炉建屋内に放出される格納容器破損モードである。
ｄ．格納容器バイパス（格納容器隔離失敗）
炉心が損傷した時点で，格納容器の隔離に失敗しており，格納容器の閉じ込め機能を喪失している格納容器破損モードである。
ｅ．過圧破損（長期冷却失敗）
炉心損傷後に溶融炉心の冷却が達成される中で，崩壊熱によって発生する水蒸気によって格納容器が過圧され，破損に至る
格納容器破損モード，又は，溶融炉心が冷却されない場合に，溶融炉心・コンクリート相互作用による非凝縮性ガスの発生が継続し，格納容器内が過圧されて格納容器の破損に至る格納容
器破損モードである。
ｆ．過温破損
炉心損傷後に，溶融炉心が冷却できない状態が継続した場合に，溶融炉心からの輻射及び対流によって格納容器の雰囲気が加熱され，格納容器の貫通部等が熱的に損傷し，格納容器の破損に至る格納容器破損モードである。
ｇ．格納容器雰囲気直接加熱
72高圧状態で原子炉圧力容器が破損した場合に，溶融炉心が格納容器の雰囲気中を飛散する過程で微粒子化し，雰囲気ガスとの直接的な熱伝達等による急激な加熱・加圧の結果，格納容器
圧力が上昇し格納容器の破損に至る格納容器破損モードである。
ｈ．原子炉圧力容器外での水蒸気爆発
高温の溶融炉心がペデスタル（ドライウェル部）の水中又はサプレッション・プール水中に落下した場合，若しくは格納容
器内に放出されたデブリに対して注水を実施した場合に，水蒸気爆発又は水蒸気による圧力スパイクが発生する可能性がある。
このときに格納容器に付加される機械的エネルギによって格納容器の破損に至る格納容器破損モードである。
ｉ．溶融炉心・コンクリート相互作用
原子炉圧力容器の破損後，格納容器内に放出された溶融炉心が十分に冷却できない状態が継続した場合に，ペデスタル（ドライウェル部）床のコンクリートが侵食され，溶融炉心はペデ
スタル（ドライウェル部）床を貫通してサプレッション・プー
ルに落下する。その後，サプレッション・プールにおける溶融
炉心・コンクリート相互作用が継続し，ベースマット溶融貫通に先行してペデスタル壁面の侵食に伴う原子炉圧力容器支持機能の喪失により格納容器の破損に至る格納容器破損モードである。
なお，以下の格納容器破損モードは，今回実施した内部事象レベ
ル１．５ＰＲＡでは分析により除外した。
ｊ．原子炉圧力容器内での水蒸気爆発
高温の溶融炉心が下部プレナムの水中に落下して水蒸気爆発
73が発生し，その際の発生エネルギによって原子炉圧力容器の蓋がミサイルとなって格納容器に衝突し，格納容器破損に至る格
納容器破損モードである。
ただし，これまでの炉内溶融燃料－冷却材相互作用に係る研究等の知見から，炉内溶融燃料－冷却材相互作用により格納容器が破損する可能性は十分低いため，内部事象レベル１．５Ｐ
ＲＡでは格納容器破損モードとして設定していない。
ｋ．水素燃焼格納容器内に酸素等の反応性のガスが混在していた場合にジルコニウム－水反応等によって発生した水素と反応して激しい燃焼が生じ，格納容器の破損に至る格納容器破損モードである。
ただし，東海第二発電所では，窒素置換による格納容器内雰
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ため，水素濃度及び酸素濃度が可燃限界に至る
可能性がは十分低い。このため，内部事象レベル１．５ＰＲＡ
では格納容器破損モードとして設定していない。
ｌ．溶融物直接接触
原子炉圧力容器破損後に格納容器下部へ落下した溶融炉心が格納容器下部の床からその外側のドライウェルの床に拡がり，高温の溶融炉心がドライウェルの壁（バウンダリ）に接触してドライウェル壁の一部が溶融貫通し，格納容器の破損に至る格
納容器破損モードである。
ただし，東海第二発電所のＭａｒｋ－Ⅱ型格納容器においては，ペデスタル（ドライウェル部）内に蓄積したデブリがドラ
イウェル床には拡がらない格納容器構造となっているため，内74

部事象レベル１．５ＰＲＡでは格納容器破損モードとして設定してしない。
(2)

ＰＲＡに代わる検討に基づく整理
地震，津波及びその他の外部事象等に対する格納容器破損モードについて，内部事象運転時レベル１．５ＰＲＡの知見等を活用して検討した結果，地震，津波及びその他の外部事象等についても，炉心損傷後の格納容器内の事象進展は内部事象と同等であると考えられることから，格納容器破損モードは内部事象と同等であり，今回，内部事象ＰＲＡから抽出された格納容器破損モードに 追 加 す べ き も の は な い も の と 判 断 し た （ 別 紙 1）。

2.1.2

抽出した格納容器破損モードの整理

2.1.2.1

必ず想定する格納容器破損モードとの対応

第 2 － 1 表 に 示 す 格 納 容 器 破 損 モ ー ド に つ い て ， 2.1.1 項 に 示 す レ
ベル１．５ＰＲＡから抽出された格納容器破損モードと解釈２－１(a) に 示 さ れ て い る 必 ず 想 定 す る 以 下 の 格 納 容 器 破 損 モ ー ド と の 対応について検討を行った。
２－１(a) 必 ず 想 定 す 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）
・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
・水素燃焼

75

・格納容器直接接触（シェルアタック）・溶融炉心・コンクリート相互作用
なお，レベル１．５ＰＲＡより抽出した溶融物がサプレッション・プールへ落下した後に発生する格納容器破損モードについては，
ペデスタル（ドライウェル部）床における溶融炉心・コンクリート
相互作用に引き続いて発生する格納容器破損モードであること，及び当該格納容器破損モードの防止のためにはペデスタル（ドライウ
ェル部）床における溶融炉心・コンクリート相互作用を防止することが有効であることを考慮し，解釈に基づき必ず想定する格納容器
破損モード「溶融炉心・コンクリート相互作用」として整理した。
また，当該破損モードの有効性評価では，ペデスタル床（ドライウ
ェル部）における溶融炉心・コンクリート相互作用に対する対策の有効性を確認し，溶融炉心がペデスタル（ドライウェル部）内に保持 可 能 で あ る こ と を 確 認 す る （ 別 紙 8）。
必ず想定する格納容器破損モードのうち，格納容器直接接触（シェルアタック）は，格納容器下部の床面とその外側のドライウェルの床面とが同じ高さに設計されているＢＷＲ Ｍａｒｋ－Ⅰ型の格
納容器に特有の破損モードであり，東海第二発電所のＭａｒｋ－Ⅱ
型格納容器では，溶融炉心が格納容器バウンダリに直接接触することはない構造であることから，格納容器破損モードとして考慮しな
い （ 別 紙 9）。
また，必ず想定する格納容器破損モードのうち，水素燃焼に関しては，東海第二発電所では，窒素置換による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ため，水素濃度及び酸素濃度が可燃限界に至る可能性は十分低い。
76このため，本破損モードはレベル１．５ＰＲＡの定量化において想定する格納容器破損モードからは除外した。一方，可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素封入が水素燃焼の格納容器破損防止対策であることを踏まえ，対策の有効性として炉心の著しい損傷が起こるような重大事故時においても，長期にわたって格納容器の雰
囲気が水素の可燃限界以下（水素濃度がドライ条件に換算して4vol ％ 以 下 又 は 酸 素 濃 度 5vol ％ 以 下 ） に 維 持 で き る こ と を 確 認 す る
必要があると考える。よって，水素燃焼については，有効性評価の評価対象とする格納容器破損モードとした。

2.1.2.2

追加すべき格納容器破損モードの検討

抽出した格納容器破損モードについて，必ず想定する格納容器破損 モ ー ド に 対 応 し な い 以 下 の (1) ～ (4) の 破 損 モ ー ド が 抽 出 さ れ た ため，これらを新たな格納容器破損モードとして追加することの要否について検討を実施した。
(1)

格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ，格納容器隔離失敗）これらの破損モードは，事象の発生と同時に格納容器の隔離機能を喪失している事象であり，解釈の要求事項における「炉心の著しい損傷後の原子炉格納容器の機能に期待することが困難なもの（格納容器先行破損シーケンス，格納容器バイパス等）にあっては，炉心の著しい損傷を防止する対策に有効性があることを確
認 す る 。」 に 該 当 す る 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ で あ る 。
このため，講じるべき対策は炉心損傷防止であり，これらの破損モードを個別プラント評価により抽出された格納容器破損モー77

ドとして追加する必要はないと判断した。
以下に，インターフェイスシステムＬＯＣＡ及び格納容器隔離失敗で想定した事象及び格納容器破損モードとして追加する必要はないと判断した理由を示す。
ａ．インターフェイスシステムＬＯＣＡ
本破損モードは，発生と同時に格納容器の隔離機能は喪失しているものの，炉心損傷までには時間余裕のある事象である。
対策としては炉心損傷の防止又は炉心損傷までに格納容器の隔離機能を復旧することが挙げられる。炉心損傷防止の観点では
内部事象運転時レベル１ＰＲＡの結果から重要事故シーケンスとして抽出し，有効性評価の対象としている。
格納容器の隔離機能を復旧したものの，炉心損傷を防止できなかった場合，その後の事象進展は原子炉圧力容器内の状況に応じて，評価対象とした評価事故シーケンスに包絡されるものと考える。
したがって，当該破損モードを個別プラント評価により抽出された格納容器破損モードとして追加する必要はないと判断した 。 な お ， 当 該 破 損 モ ー ド の 格 納 容 器 破 損 頻 度 （ 4.8 × 10 － １ ０／ 炉 年 ） の 全 格 納 容 器 破 損 頻 度 に 対 す る 寄 与 割 合 は 0.1 ％ 未 満である。
ｂ．格納容器隔離失敗
本破損モードは，炉心が損傷した時点で格納容器の隔離に失敗している事象を想定したものである。
格納容器隔離失敗は炉心損傷の発生に伴う物理的な現象に由来するものではなく，炉心損傷時点で格納容器が隔離機能を喪78

失している事象を示している。隔離機能喪失の原因として，ランダム要因による貫通部の機器の破損や人的過誤を考慮している。
現状の運転管理として格納容器内の圧力を日常的に監視して
い る ほ か ， 格 納 容 器 圧 力 に つ い て 1日 1回 記 録 を 採 取 し て い る ことから，格納容器隔離失敗に伴う大規模な漏えいが生じた場合，
速 や か に 検 知 で き る 可 能 性 が 高 い と 考 え る （ 別 紙 10）。
今回実施したレベル１．５ＰＲＡでは，国内ＢＷＲプラントの格納容器隔離失敗の実績がないことから，ＮＵＲＥＧ／ＣＲ－ 4220 に 記 載 さ れ た 米 国 に お け る 通 常 運 転 時 の 長 期 間 の 格 納 容
器隔離失敗実績に基づき，当該破損モードの格納容器破損頻度（ 6.1 × 10 － １ ０ ／ 炉 年 ， 全 格 納 容 器 破 損 頻 度 に 対 す る 寄 与 割 合
0.1 ％ 未 満 ） を 定 量 化 し た 。 国 内 の 運 転 管 理 実 績 を 考 慮 す れ ば ，
当該破損モードの格納容器破損頻度はさらに小さくなると推定
さ れ る （ 別 紙 10）。
以上，本事象は発生と同時に格納容器が隔離機能を喪失している事象であり，格納容器内で発生する物理化学現象を重大事
故等対処設備を用いて抑制し，格納容器の機能喪失を防止する
対策とはならない。通常の運転管理において格納容器の状態を確認する運用とすることが対策であり，本破損モードにより格
納容器隔離機能が喪失する頻度は十分に低く，本格納容器破損
モードに至る前に炉心損傷を防止することが重要と考えることから，格納容器隔離失敗を個別プラント評価により抽出された
格納容器破損モードとして追加する必要はないと判断した。
また，格納容器隔離失敗については地震レベル１ＰＲＡにお79

いても抽出されており，地震レベル１ＰＲＡでは，地震によって格納容器を貫通する高圧及び低圧設計の配管が格納容器外で破断する事象を想定している。
破断箇所や破断の程度の組合せを特定することは困難であり，本破損モードについては，有効性評価の対象とすべき格納容器
破損モードとして単独で定義するものではなく，発生する事象の程度や組合せに応じて対応していくべきものと考える。また，
地震レベル１ＰＲＡの評価から，本破損モードにより格納容器
隔離機能が喪失する頻度は十分に低いことを確認している。
この観点から，地震レベル１ＰＲＡで抽出された格納容器隔
離失敗についても，個別プラント評価により抽出された格納容
器破損モードとして追加する必要はないと判断した。
(2)

早期過圧破損（未臨界確保失敗）
本破損モードはレベル１．５ＰＲＡ上の破損モードとして抽出されたが，解釈の要求事項に「炉心の著しい損傷後の原子炉格納容器の機能に期待することが困難なもの（格納容器先行破損シー
ケンス，格納容器バイパス等）にあっては，炉心の著しい損傷を防 止 す る 対 策 に 有 効 性 が あ る こ と を 確 認 す る 。」 と 記 載 さ れ て おり，炉心損傷防止対策の事故シーケンスグループ「原子炉停止機
能喪失」にて有効性評価の対象としている。なお，当該破損モード の 格 納 容 器 破 損 頻 度 （ 2.5 × 10 － ８ ／ 炉 年 ） の 全 格 納 容 器 破 損 頻
度 に 対 す る 寄 与 割 合 は 0.1％ 未 満 で あ る 。
したがって，当該破損モードを個別プラント評価により抽出された格納容器破損モードとして追加する必要はないと判断した。

(3)

過圧破損（崩壊熱除去失敗）
80

本破損モードはレベル１．５ＰＲＡ上の破損モードとして抽出されたが，解釈の要求事項に「炉心の著しい損傷後の原子炉格納容器の機能に期待することが困難なもの（格納容器先行破損シー
ケンス，格納容器バイパス等）にあっては，炉心の著しい損傷を防 止 す る 対 策 に 有 効 性 が あ る こ と を 確 認 す る 。」 と 記 載 さ れ て おり，炉心損傷防止対策の事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」にて有効性評価の対象としている。なお，当該破損モード の 格 納 容 器 破 損 頻 度 （ 6.0 × 10 － ５ ／ 炉 年 ） の 全 格 納 容 器 破 損 頻
度 に 対 す る 寄 与 割 合 は 約 99.8％ で あ る 。
したがって，当該破損モードを個別プラント評価により抽出された格納容器破損モードとして追加する必要はないと判断した。
以上から，ＰＲＡの知見等を踏まえて，格納容器破損防止対策の有効性評価において，追加すべき新たな格納容器破損モードはないことを確認した。

2.2

評価事故シーケンスの選定について
設置変更許可申請における格納容器破損防止対策の有効性評価の実施に際しては，格納容器破損モードごとに評価事故シーケンスを選定している。
評 価 事 故 シ ー ケ ン ス 選 定 に 当 た っ て は ， 審 査 ガ イ ド 「 3.2.3

格

納容器破損モードの主要解析条件等」の各破損モードの主要解析条
件に示されている，当該破損モードの観点で厳しい事故シーケンスの選定を考慮している。
(1)

雰囲気圧力・温度による静的負荷
ＰＲＡに基づく事故シーケンスの中から，過圧及び過温の観点
81

で厳しい事故シーケンスを選定する。また，炉心損傷防止対策における「想定する事故シーケンスグループのうち炉心の著しい損
傷後の格納容器の機能に期待できるもの」を包絡するものとする。
(2)

高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱
ＰＲＡに基づく事故シーケンスの中から，原子炉圧力が高く維持され，原子炉圧力容器破損までの余裕時間の観点で厳しい事故
シーケンスを選定する。

(3)

原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用
ＰＲＡに基づく事故シーケンスの中から，原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用の観点で厳しい事故シーケンスを選定
する。

(4)

水素燃焼
水素燃焼の観点で厳しい事故シーケンスを選定する。東海第二発電所では，運転中，格納容器内を窒素で置換し，酸素濃度を低く管理しているため，水素濃度が可燃限界に至る可能性が十分小さいことから，本破損モードはレベル１．５ＰＲＡの定量化において想定する格納容器破損モードから除外しているが，評価事故
シーケンスとしては炉心損傷後の格納容器内の酸素濃度上昇の観点で厳しい事故シーケンスを選定する。

(5)

溶融炉心・コンクリート相互作用
Ｐ Ｒ Ａ に 基 づ く 事 故 シ ー ケ ン ス の 中 か ら ， ペ デ ス タ ル (ド ラ イ
ウ ェ ル 部 )に お け る 溶 融 炉 心 ・ コ ン ク リ ー ト 相 互 作 用 の 観 点 か ら
厳しいシーケンスを選定する。

上記に基づき，レベル１．５ＰＲＡの知見を活用した格納容器破82

損防止対策に係る評価事故シーケンスの選定では，先ず格納容器破損モードごとに格納容器の破損の際の結果が厳しくなると判断されるＰＤＳを選定し，その後，選定したＰＤＳを含む事故シーケンスの中から余裕時間，設備容量及び代表性の観点より評価事故シーケ
ンスを選定することとした。この選定プロセスにより，有効性評価に適した，厳しい事故シーケンスが選定されるものと考える。

2.2.1

評価対象とするＰＤＳの選定

レベル１．５ＰＲＡでは，レベル１ＰＲＡで炉心損傷に至る可能性があるものとして抽出された事故シーケンスから，さらに事象が進展して格納容器の破損に至る事故シーケンスを定量化している。
その際，格納容器内の事故進展の特徴を把握するために「格納容器
破 損 時 期 」，「 原 子 炉 圧 力 」，「 炉 心 損 傷 時 期 」 及 び 「 電 源 の 状 態 」 の
4つ の 属 性 に 着 目 し て レ ベ ル １ Ｐ Ｒ Ａ か ら 抽 出 さ れ た 事 故 シ ー ケ ン
スグループを分類し，ＰＤＳとして定義している。ＰＤＳの分類結果 を 第 2－ 2表 に 示 す 。
ここで，ＡＥ，Ｓ１Ｅ，Ｓ２Ｅは，炉心損傷後の事象進展の類似性 を 考 慮 し ， 4つ の 属 性 に 着 目 し て Ｌ Ｏ Ｃ Ａ と し て 1つ の Ｐ Ｄ Ｓ と した。
このＰＤＳの定義に従い，格納容器破損モードごとに格納容器破損頻度，当該破損モードに至る可能性のある全てのＰＤＳを整理した。また，余裕時間，設備容量及び格納容器破損モードの発生の観点で事象進展が最も厳しくなると考えられるＰＤＳを検討し，評価
対 象 と す る Ｐ Ｄ Ｓ を 選 定 し た 。 選 定 結 果 を 第 2－ 3表 に 示 す 。
なお，原子炉圧力容器外溶融燃料－冷却材相互作用のＰＤＳ選定
83

については，溶融炉心・コンクリート相互作用の対策であるペデス
タル（ドライウェル部）への事前水張りが与える影響を考慮し，全てのＰＤＳを対象に評価対象とするＰＤＳを選定した。また，雰囲
気圧力・温度による静的負荷（過圧・過温）のＰＤＳ選定について
は，過圧・過温の各々において，各事故シーケンスの対策は損傷炉心への注水（損傷炉心冷却）の点で同じとなることから，有効性評
価では過圧・過温を同じＰＤＳで評価している。
ま た ， 第 2－ 2表 に お い て ， 格 納 容 器 破 損 時 期 が 炉 心 損 傷 前 と 分 類されているＴＷ，ＴＢＷ，ＴＣ及びＩＳＬＯＣＡについては，格納容器先行破損又は格納容器バイパスに該当するＰＤＳであることか
ら，解釈の要求事項を踏まえ，事故シーケンスグループ「崩壊熱除去 機 能 喪 失 」，「 原 子 炉 停 止 機 能 喪 失 」 及 び 「 格 納 容 器 バ イ パ ス （ イン タ ー フ ェ イ ス シ ス テ ム Ｌ Ｏ Ｃ Ａ ）」 に て 炉 心 損 傷 防 止 対 策 の 有 効性評価の対象としている。
し た が っ て ， こ れ ら の Ｐ Ｄ Ｓ は ， 第 2－ 3表 に 示 す 評 価 対 象 と す る
ＰＤＳの選定では考慮していない。

2.2.2

評価事故シーケンスの選定の考え方

2.2.1 項 で 格 納 容 器 破 損 モ ー ド ご と に 選 定 し た Ｐ Ｄ Ｓ に 属 す る 事
故シーケンスを比較し，余裕時間，設備容量及び事象の厳しさの観点から評価事故シーケンスを選定した。
選 定 結 果 を 第 2－ 4表 に 示 す 。
なお，重大事故等対処設備により，炉心損傷後の原子炉圧力容器
底 部 の 損 傷 及 び ペ デ ス タ ル (ド ラ イ ウ ェ ル 部 )へ の 溶 融 炉 心 の 落 下 を防止できるため，原子炉圧力容器の損傷が前提となる「高圧溶融物
84

放 出 ／ 格 納 容 器 雰 囲 気 直 接 加 熱 」，「 原 子 炉 圧 力 容 器 外 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 」 の 有 効 性 評 価
では，物理現象及びその対策の有効性を確認する観点から，一部の重大事故等対処設備に期待せず，炉心損傷後の原子炉圧力容器底部の 損 傷 及 び ペ デ ス タ ル (ド ラ イ ウ ェ ル 部 )へ の 溶 融 炉 心 の 落 下 に 至 る
状況を仮定している。
また，各格納容器破損モードについて，格納容器破損頻度が支配的となるＰＤＳと主要なカットセットの整理を実施し，格納容器破損頻度の観点で支配的となるカットセットに対して今回整備した格納 容 器 破 損 防 止 対 策 が 有 効 で あ る こ と を 確 認 し た （ 別 紙 6）。

2.2.3

評価事故シーケンスの選定結果(1)

雰囲気圧力・温度による静的負荷
本格納容器破損モードに至る可能性のあるＰＤＳのうち，ＬＯ
ＣＡは原子炉冷却材の流出を伴うことから水位低下が早く，事象進展の観点で厳しい。また，格納容器圧力が高く推移すること等，
環境に放出される放射性物質量の観点でも厳しい事故シーケンスとなると考えられる。対策の観点では，過圧破損に対しては格納容器の除熱が，過温破損に対しては損傷炉心への注水が必要となる。
以上の観点を総合的に考慮し，本格納容器破損モードを代表す
るＰＤＳとしてＬＯＣＡを選定する。また，このＰＤＳに全交流
動力電源喪失を重畳させることで，電源の復旧，注水機能の確保
等の格納容器破損防止対策を講じるための対応時間が厳しいシナリオとする。
85

ａ．事故シーケンス①大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗②中破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗③中破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗④小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗⑤小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗
ｂ．有効性を確認する主な格納容器破損防止対策
・ 低 圧 代 替 注 水 系 (常 設 )・ 代 替 格 納 容 器 ス プ レ イ 冷 却 系 (常 設 )・代替循環冷却系
・格納容器圧力逃がし装置
ｃ．選定した評価事故シーケンス①大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗※※

全交流動力電源喪失の重畳を考慮

ｄ．選定理由ａ．の事故シーケンスのうち，中破断ＬＯＣＡ及び小破断ＬＯ
ＣＡに比べて破断口径が大きいことから事象進展が早く，格納容器圧力及び格納容器雰囲気温度上昇の観点で厳しい大破断ＬＯＣ
Ａを起因とし，炉心損傷防止が困難な事故シーケンスとして「 1.3.2

重要事故シーケンスの選定結果」にて挙げた事故シーケンスとの包絡関係や，格納容器破損防止対策を講じるための対応時間の厳しさの観点を踏まえて評価事故シーケンスを選定した。
(2)

高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱
本格納容器破損モードに至る可能性のあるＰＤＳのうち，長期
ＴＢは炉心損傷に至る前にＲＣＩＣによる一時的な冷却に成功し86

ており，起因事象発生から原子炉減圧までの時間余裕の観点ではＴＱＵＸ，ＴＢＤ，ＴＢＵが厳しいＰＤＳとなる。高圧状態で炉心損傷に至る点ではＴＱＵＸ，ＴＢＤ，ＴＢＵにＰＤＳ選定上の有意な違いはないことから，これらのうち，本格納容器破損モードを代表するＰＤＳとして，ＴＱＵＸを選定する。また，このＰ
ＤＳに全交流動力電源喪失を重畳させることで，電源の復旧，注
水機能の確保等の格納容器破損防止対策を講じるための対応時間が厳しいシナリオとする。
ａ．事故シーケンス①過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗＋炉心損傷後の原子炉減圧失敗（＋ＤＣＨ）②手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋高圧炉心冷却失
敗＋原子炉減圧失敗＋炉心損傷後の原子炉減圧失敗（＋Ｄ
ＣＨ）③サポート系喪失（自動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉
減圧失敗＋炉心損傷後の原子炉減圧失敗（＋ＤＣＨ）
ｂ．有効性を確認する主な格納容器破損防止対策
・手動減圧
ｃ．選定した事故シーケンス①過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗＋炉心損傷後の原子炉減圧失敗（＋ＤＣＨ）※※

全交流動力電源喪失の重畳を考慮

ｄ．選定理由ＴＱＵＸに属する事故シーケンスのうち，事象進展が早く，原子炉圧力容器破損までの時間の観点で厳しい過渡事象（給水流量87

の全喪失）を起因とする事故シーケンスを評価事故シーケンスとして選定した。
(3)

原子炉圧力容器外溶融燃料－冷却材相互作用
本格納容器破損モードに至る可能性のあるＰＤＳのうち，原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用（ＦＣＩ）の観点からは，ペデスタル（ドライウェル部）へ落下する溶融炉心の割合が多く，原子炉圧力容器破損時の溶融炉心の保有エネルギが大きい
シーケンスが厳しくなる。原子炉圧力容器が高圧で破損に至る場
合，格納容器に放出される溶融炉心が分散され易いと考えると，原子炉圧力容器が低圧で破損に至る場合の方が，ペデスタル（ドライウェル部）へ一体となって落下する溶融炉心の割合が多くなると考えられる。
また，本格納容器破損モードに対する事象の厳しさを考慮する
上では，溶融炉心・コンクリート相互作用の緩和対策である，ペデスタル（ドライウェル部）への水張りが実施された状態を想定しているが，その一方で，原子炉圧力容器破損が想定される状況
では，高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱の発生を防止するため，原子炉圧力容器の減圧が実施される。これらの状況も考慮し，原子炉圧力容器が低圧状態で破損するＰＤＳを選定するものとし，高圧状態で破損するＴＱＵＸ，ＴＢＵ及び長期ＴＢは選定対象から除外する。ＬＯＣＡは，蒸気が急速に格納容器に流出するため，ジルコニウムの酸化割合が他の低圧破損シーケンスより小さくなることでデブリの内部エネルギが小さくなると考えられる。
よって，本格納容器破損モードを代表するＰＤＳとして，原子88

炉の水位低下が早く，原子炉圧力容器破損までの時間が短いＴＱ
ＵＶを選定する。また，このＰＤＳに全交流動力電源喪失を重畳させることで，電源の復旧，注水機能の確保等の格納容器破損防止対策を講じるための対応時間が厳しいシナリオとする。
ａ．事故シーケンス①過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗＋損傷炉
心 冷 却 失 敗 （ ＋ Ｆ Ｃ Ｉ （ ペ デ ス タ ル ））②過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋
低圧炉心冷却失敗＋損傷炉心冷却失敗（＋ＦＣＩ（ペデスタ ル ））③手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋高圧炉心冷却失
敗＋低圧炉心冷却失敗＋損傷炉心冷却失敗（＋ＦＣＩ（ペデ ス タ ル ））④手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋逃がし安全弁再
閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗＋損傷炉
心 冷 却 失 敗 （ ＋ Ｆ Ｃ Ｉ （ ペ デ ス タ ル ））⑤サポート系喪失（自動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉
心 冷 却 失 敗 ＋ 損 傷 炉 心 冷 却 失 敗 （ ＋ Ｆ Ｃ Ｉ （ ペ デ ス タ ル ））⑥サポート系喪失（自動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋
高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗＋損傷炉心冷却失敗（ ＋ Ｆ Ｃ Ｉ （ ペ デ ス タ ル ））ｂ．有効性を確認する主な格納容器破損防止対策―
ｃ．選定した評価事故シーケンス①過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗＋損傷炉89

心 冷 却 失 敗 ＋ （ Ｆ Ｃ Ｉ （ ペ デ ス タ ル ）） ※※全交流動力電源喪失の重畳を考慮

ｄ．選定理由ＴＱＵＶに属する事故シーケンスのうち，事象進展が早い過渡
事象（給水流量の全喪失）を起因とし，発生頻度の観点で大きいと考えられる逃がし安全弁再閉鎖失敗を含まない事故シーケンスを評価事故シーケンスとして選定した。
(4)

水素燃焼
東海第二発電所では，通常運転時から格納容器内が窒素置換され，初期酸素濃度が低く保たれている。炉心損傷に伴い，水素濃
度 は 容 易 に 13vol ％ を 超 え る こ と か ら ， 水 素 燃 焼 防 止 の 観 点 か ら
は酸素濃度が重要となるため，炉心損傷により放出される核分裂生成物による水の放射線分解に伴う酸素濃度の上昇に着目する。
本格納容器破損モードはＰＲＡから抽出されたものではないが，評価のためにＰＤＳを格納容器先行破損の事故シーケンス以外のＰＤＳから選定する。酸素は水の放射線分解で発生するが，酸素濃度は他の気体の存在量の影響を受けるため，炉心損傷後の格納
容器内の気体組成を考える上で影響が大きいと考えられるジルコ
ニウム－水反応による水素発生に着目する。原子炉注水に期待しない場合のジルコニウム－水反応の挙動は事象発生時の原子炉圧
力容器外への冷却材の放出経路から，ＬＯＣＡとその他のＰＤＳに大別できる。ＬＯＣＡでは事象発生と同時に原子炉圧力容器が大きく減圧され，冷却材が多量に原子炉圧力容器外に排出されることから，ジルコニウム－水反応に寄与する冷却材の量が少なくな り ， 水 素 濃 度 は 1 3vol ％ を 上 回 る も の の ， そ の 他 の Ｐ Ｄ Ｓ に 比90

べて水素発生量が少なくなると考えられる。
このため，水の放射線分解によって増加する酸素濃度が他のＰＤＳよりも相対的に高くなる可能性が考えられるＬＯＣＡを選定
す る 。 こ れ に 加 え ，「 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 シ ー ケ ン ス で は ， 対 応 の 厳 し さ の 観
点で全交流動力電源喪失を重畳させていることを考慮し，ＬＯＣ
Ａに全交流動力電源喪失の重畳を考慮するものとする。
ａ．事故シーケンス－
ｂ．有効性を確認する主な格納容器破損防止対策
・可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入
ｃ．選定した評価事故シーケンス
・大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗※※

全交流動力電源喪失の重畳を考慮

ｄ．選定理由「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 破 損 防 止 対 策 を 講 じ る た め の 対 応 時 間の厳しさの観点を踏まえて選定した評価事故シーケンスを本格納
容器破損モードの評価事故シーケンスとして選定した。
(5)

溶融炉心・コンクリート相互作用
本格納容器破損モードに至る可能性のあるＰＤＳのうち，溶融炉心・コンクリート相互作用（ＭＣＣＩ）の観点からは，ペデスタル（ドライウェル部）に落下する溶融炉心の割合が多いシーケ
ンスが厳しくなる。原子炉圧力容器が高圧で破損に至る場合，格納容器に放出される溶融炉心が分散され易く，また，落下速度が91

大きくなることで，ペデスタル（ドライウェル部）に落下した際の粒子化割合が高くなり，落下した溶融炉心が冷却されやすいことを考えると，原子炉圧力容器が低圧で破損に至る場合の方が，ペデスタル（ドライウェル部）へ一体となって落下する溶融炉心の割合が多くなると考えられる。また，原子炉圧力容器破損が想定される状況では，高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱の発生を防止するため，原子炉圧力容器の減圧が実施されている。
これらの状況も考慮し，原子炉圧力容器が低圧状態で破損する
ＰＤＳを選定するものとし，高圧状態で破損するＴＱＵＸ，ＴＢ
Ｕ及び長期ＴＢは選定対象から除外する。ＬＯＣＡは原子炉圧力容器破損のタイミングが過渡事象より早いため，溶融炉心の崩壊
熱は過渡事象に比べて高いが，有効性評価における本格納容器破損モードに対しては，原子炉圧力容器破損までの原子炉注水に期待していない評価としていること，原子炉圧力容器破損までの時
間 余 裕 は 事 象 発 生 か ら 3時 間 以 上 で あ る こ と か ら ， 事 象 緩 和 の ための対応操作の観点でＴＱＵＶと大きな差異はない。また，ＬＯ
ＣＡは，対策を考慮しない場合，ペデスタル（ドライウェル部）に冷却材が流入する可能性があり，ＭＣＣＩの観点で厳しい事象とはならないと考えられる。
以上より，ＭＣＣＩの観点で厳しいＴＱＵＶを評価対象ＰＤＳとして選定する。また，このＰＤＳに全交流動力電源喪失の重畳を考慮することで，電源の復旧，注水機能の確保等の格納容器破損防止対策を講じるための対応時間が厳しいシナリオとする。
ａ．事故シーケンス①過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗＋損傷炉92

心 冷 却 失 敗 （ ＋ デ ブ リ 冷 却 失 敗 （ ペ デ ス タ ル ））②過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋
低圧炉心冷却失敗＋損傷炉心冷却失敗（＋デブリ冷却失敗（ ペ デ ス タ ル ））③手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋高圧炉心冷却失
敗＋低圧炉心冷却失敗＋損傷炉心冷却失敗（＋デブリ冷却
失 敗 （ ペ デ ス タ ル ））④手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋逃がし安全弁再
閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗＋損傷炉
心 冷 却 失 敗 （ ＋ デ ブ リ 冷 却 失 敗 （ ペ デ ス タ ル ））⑤サポート系喪失（自動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉
心冷却失敗＋損傷炉心冷却失敗（＋デブリ冷却失敗（ペデス タ ル ））
⑥サポート系喪失（自動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋
高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗＋損傷炉心冷却失敗（ ＋ デ ブ リ 冷 却 失 敗 （ ペ デ ス タ ル ））ｂ．有効性を確認する主な格納容器破損防止対策
・格納容器下部注水系（常設）ｃ．選定した評価事故シーケンス①過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗＋損傷炉
心冷却失敗＋デブリ冷却失敗（ペデスタル）※※

全交流動力電源喪失の重畳を考慮

ｄ．選定理由ＴＱＵＶに属する事故シーケンスのうち，事象進展が早い過渡
事象（給水流量の全喪失）を起因とし，発生頻度の観点で大きい
93

と考えられる逃がし安全弁の再閉失敗を含まない事故シーケンスを評価事故シーケンスとして選定した。

2.2.4

炉心損傷防止が困難な事故シーケンス等における格納容器破損防止対策の有効性

国内外の先進的な対策を考慮しても炉心損傷防止対策を講ずることが困難な事故シーケンスグループのうち，格納容器破損防止対策に期待できるものについては，今回整備した格納容器破損防止対策
により格納容器の閉じ込め機能に期待できることを確認している。
国内外の先進的な対策を考慮しても炉心損傷防止対策を講ずること が 困 難 な 事 故 シ ー ケ ン ス の う ち ， 以 下 の 事 故 シ ー ケ ン ス は ，「 炉心の著しい損傷後の原子炉格納容器の機能に期待できる」事故シーケ ン ス で あ る （ 1.2項 参 照 ）。
①大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
格納容器破損防止対策の有効性評価における評価シーケンスの選定では，上記の事故シーケンスを含めて格納容器破損モードごとに選定している。したがって，炉心損傷防止が困難な事故シーケンス等についても，今回整備した格納容器破損防止対策により，格納容器の閉じ込め機能に期待できることを確認している。

2.2.5

直接的に炉心損傷に至る事故シーケンスに対する対策

1.1.2.2 項 に お い て ， 炉 心 損 傷 防 止 に 係 る 有 効 性 評 価 に お い て 想定する事故シーケンスグループとして新たに追加する必要がないと判断した事故シーケンスグループについては，炉心損傷後の格納容器の閉じ込め機能に期待することが困難な場合が考えられる。一方
94

で，プラントの損傷規模によっては，設計基準事故対処設備や今回整備した重大事故等対処設備により格納容器の破損の防止が可能な場合も考えられる。
格納容器の閉じ込め機能が喪失するような大規模損傷が生じた場
合は，可搬型のポンプ・電源，放水砲等を駆使した大規模損壊対策
による対応も含め，敷地外への放射性物質の拡散抑制等を行い，事故の影響緩和を図る。

95

第2－3表
解釈で想定する格納容器破損モード

雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧破損）

雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過温破損）

高圧溶融物／格納容器雰囲気直接加熱（ＤＣＨ） ※１

原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用（ＦＣＩ） ※１

格納容器破損頻度（／炉年）

2.2E-09

7.9E-08

ＴＱＵＶ
ＴＱＵＸ
長期ＴＢ
ＴＢＵ
ＴＢＰ
ＴＢＤ
ＬＯＣＡ
ＴＱＵＸ
長期ＴＢ
ＴＢＵ
ＴＢＤ
ＬＯＣＡ

寄与割合
（％） ※２
－
100.0
－
－
－
－
－
8.0
86.7
5.3
＜0.1
＜0.1

ＴＱＵＸ

2.4E-110.3

長期ＴＢ

8.5E-09

99.5

ＴＢＵ

1.6E-110.2

評価対象とするＰＤＳの選定の考え方【事象進展（過圧・過温）緩和の余裕時間及び設備容量の厳しさ】
・ 本格納容器破損モードに至る可能性のあるＰＤＳのうち，ＬＯＣＡは原子炉冷却材の流出を伴うことから水位低下が早く，事象進展の観点で厳しい。
・ また，ＬＯＣＡは格納容器圧力が高く推移すること等，環境に放出される放射性物質量の観点でも厳しい事故シーケンスとなると考えられる。
・ 対策の観点では，過圧破損に対しては格納容器の除熱が，過温破損に対しては損傷炉心への注水が必要となる。

2.2E-14

2.1E-08

評価対象
ＰＤＳ

ＬＯＣＡ

以上の観点を総合的に考慮し，本格納容器破損モードを代表するＰＤＳとしてＬＯＣＡを選定する。
これに全交流動力電源喪失を重畳させることで，電源の復旧，注水機能の確保等の格納容器破損防止対策を講じるための対応時間が厳しいシナリオとする。
なお，いずれのＰＤＳを選定しても必要な監視機能は維持可能である。
【事象進展緩和（減圧）の余裕時間の厳しさ】
・ 本格納容器破損モードに至る可能性のあるＰＤＳのうち，長期ＴＢは炉心損傷に至る前にＲＣＩＣによる一時的な炉心冷却に成功しており，起因事象発生から原子炉減圧までの余
裕時間の観点ではＴＱＵＸ，ＴＢＤ，ＴＢＵの方が厳しい。
・ 高圧状態で原子炉圧力容器破損に至る点ではＴＱＵＸ，ＴＢＤ，ＴＢＵにＰＤＳ選定上の有意な違いはない。
ＴＱＵＸ

8.5E-0998
溶融炉心・コンクリート相互作用（ＭＣＣＩ） ※１

評価対象とするプラント損傷状態（ＰＤＳ）の選定

格納容器破損頻度（／炉年） ※２－
2.2E-09－－－－－
6.3E-09
6.9E-08
4.2E-09
5.9E-12
2.1E-11

ＰＤＳ ※２ＴＢＤ

2.2E-14

＜0.1

ＴＱＵＶ

－

－

ＴＱＵＸ

2.2E-14

100.0

長期ＴＢ

－

－

ＴＢＵ

－

－

ＴＢＰ

－

－

ＴＢＤ

－

－

ＬＯＣＡ

2.8E-20

＜0.1

ＴＱＵＶ

3.3E-09

15.7

ＴＱＵＸ

7.0E-10

3.3

長期ＴＢ

－

－

ＴＢＵ

1.7E-08

78.5

ＴＢＰ

5.2E-10

2.5

ＴＢＤ

－

－

ＬＯＣＡ

6.8E-16＜0.1

以上より，本格納容器破損モードを代表するＰＤＳとしてＴＱＵＸをＰＤＳ選定する。
また，このＰＤＳに全交流動力電源喪失を重畳させることで，電源の復旧，注水機能の確保等の格納容器破損防止対策を講じるための対応時間が厳しいシナリオとする。
なお，いずれのＰＤＳを選定しても必要な監視機能は維持可能である。
【事象（ＦＣＩにおける発生エネルギの大きさ）の厳しさ】
・ 本格納容器破損モードに含まれるＰＤＳのうち，原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用（ＦＣＩ）の観点からは，ペデスタル（ドライウェル部）へ落下する溶融炉心の割合が多く，原子炉圧力容器破損時の溶融炉心の保有エネルギが大きいシーケンスが厳しくなる。
・ 原子炉圧力容器が高圧で破損に至る場合，格納容器に放出される溶融炉心が分散されやすいと考えると，原子炉圧力容器が低圧で破損に至る場合の方が，ペデスタル（ドライウェ
ル部）へ一体となって落下する溶融炉心の割合が多くなると考えられる。
・ また，本格納容器破損モードに対する事象の厳しさを考慮する上では，溶融炉心・コンクリート相互作用の緩和対策である，ペデスタル（ドライウェル部）への水張りが実施された状態を想定しているが，その一方で，原子炉圧力容器破損が想定される状況では，高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱の発生を防止するため，原子炉圧力容器の減圧が実施されている。
・ これらの状況も考慮し，原子炉圧力容器が低圧状態で破損するＰＤＳを選定するものとし，高圧状態で破損するＴＱＵＸ，ＴＢＵ及び長期ＴＢは選定対象から除外する。
・ ＬＯＣＡは，上記が急速に格納容器に流出するため，ジルコニウムの酸化割合が他の低圧破損シーケンスより小さくなり，酸化ジルコニウム質量割合が他の低圧破損シーケンスより小さくなることでデブリの内部エネルギが小さくなると考えられる。

ＴＱＵＶ

以上より，本格納容器破損モードにおいて厳しいＰＤＳとして，原子炉の水位低下が早く，原子炉圧力容器破損までの時間が短いＴＱＵＶを選定する。
また，このＰＤＳに全交流動力電源喪失を重畳させることで，電源の復旧，注水機能の確保等の格納容器破損防止対策を講じるための対応時間が厳しいシナリオとする。
なお，いずれのＰＤＳを選定しても必要な監視機能は維持可能である。
【事象（ＭＣＣＩに寄与する溶融炉心のエネルギの大きさ）及び事象緩和のための対応の厳しさ】
・ 本格納容器破損モードに含まれるＰＤＳのうち，溶融炉心・コンクリート相互作用の観点からは，ペデスタル（ドライウェル部）に落下する溶融炉心の割合が多いシーケンスが厳しくなる。
・ 原子炉圧力容器が高圧で破損する場合，格納容器に放出される溶融炉心が分散され易く，また，落下速度が大きくなることで，ペデスタル（ドライウェル部）に落下した際の粒子割合が高くなり，落下した溶融炉心が冷却され易いと考えると，原子炉圧力容器が低圧で破損に至る場合の方が，ペデスタル（ドライウェル部）へ一体となって落下する溶融炉心の割合が多くなると考えられる。
・ また，原子炉圧力容器破損が想定される状況では，高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱の発生を防止するため，原子炉圧力容器の減圧が実施される。
・ これらの状況も考慮し，原子炉圧力容器が低圧状態で破損するＰＤＳを選定するものとし，高圧状態で破損するＴＱＵＸ，ＴＢＵ及び長期ＴＢは選定対象から除外する。
・ ＬＯＣＡはペデスタル（ドライウェル部）への冷却材の流入の可能性があり，溶融炉心・コンクリート相互作用の観点で厳しい事象とはならないと考えられるため，選定対象から
除外する。

ＴＱＵＶ

以上より，本格納容器破損モードにおいて最も厳しいＰＤＳとして，原子炉水位低下が早く，対策実施までの時間余裕の観点から厳しいＴＱＵＶを選定する。
また，このＰＤＳに全交流動力電源喪失を重畳させることで，電源の復旧，注水機能の確保等の格納容器破損防止対策を講じるための対応時間が厳しいシナリオとする。
なお，いずれのＰＤＳを選定しても必要な監視機能は維持可能である。
【有効性評価に関する審査ガイドの選定基準等との整合】・ 審査ガイドでは「ＰＲＡに基づく格納容器破損シーケンスの中から水素燃焼の観点から厳しいシーケンスを選定する。」と記載されているが，東海第二発電所では格納容器内を窒素で置換しているため，レベル１．５ＰＲＡでは水素燃焼により格納容器が破損する事故シーケンスは考慮していない。このため，東海第二発電所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するものとする。
【評価において着目するパラメータ】
・ 東海第二発電所では，通常運転時から格納容器内が窒素置換され，初期酸素濃度が低く保たれている。炉心損傷に伴い，水素濃度は容易に13vol％を超えることから，水素燃焼防止の観点からは酸素濃度が重要となるため，炉心損傷により放出される核分裂生成物による水の放射線分解に伴う酸素濃度の上昇に着目する。

水素燃焼

－

－

－

－

【東海第二発電所において評価する事故シーケンス】
・ 本格納容器破損モードはＰＲＡから抽出されたものではないが，評価のためにＰＤＳを格納容器先行破損の事故シーケンス以外のＰＤＳから選定する。酸素は水の放射線分解で発生するが，酸素濃度は他の気体の存在量の影響を受けるため，炉心損傷後の格納容器内の気体組成を考える上で影響が大きいと考えられるジルコニウム－水反応による水素の発生に着目する。原子炉注水に期待しない場合のジルコニウム－水反応の挙動は事象発生時の原子炉圧力容器外への原子炉冷却材の放出経路から，ＬＯＣＡとその他のＰＤＳに大別できる。ＬＯＣＡでは事象発生と同時に原子炉圧力容器が大きく減圧され，冷却材が多量に原子炉圧力容器外に排出されることから，ジルコニウム－水反応に寄与する冷却材の量が少なくなり，水素濃度は13vol％を上回るものの，その他のＰＤＳに比べて水素発生量が少なくなると考えられる。

ＬＯＣＡ・ このため，水の放射線分解によって増加する酸素濃度が他のＰＤＳよりも相対的に高くなる可能性が考えられるＬＯＣＡを評価対象ＰＤＳとして選定する。これに加え，「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，対応の厳しさの観点で全交流動力電源喪失を重畳させていることを考慮し，ＬＯＣＡに全交
流動力電源喪失を重畳するものとする。
※1

ＤＣＨ，ＦＣＩ，ＭＣＣＩにおいて選定した評価事故シーケンスについては，重大事故等対処施設による対応により原子炉圧力容器内での事象収束が可能だが，原子炉圧力容器破損が前提となる各破損モードにおける物理現象及びその対策の有効性を確認する観点から仮想的に一部の重大事故等対処設備による対応に期待せず，原子炉圧力容器破損まで事象が進展することを仮定して評価することとする。

※2

ＰＤＳには，今回のレベル１．５ＰＲＡの結果に基づくＰＤＳに加え，電源復旧等の対策を考慮した場合に各格納容器破損モードに至る可能性のあるＰＤＳ（格納容器破損頻度及び寄与割合は“－”と記載）を記載している。なお，ＰＲＡに基づく格納容器破損モードの整理においては，Ｍａｒｋ－Ⅱ型格
納容器の特徴を考慮し，溶融物がペデスタル（ドライウェル部）床面を貫通してサプレッション・プールへ落下した後に発生する過圧破損，過温破損及びＦＣＩをＭＣＣＩに分類している。この扱いは，今回のレベル１．５ＰＲＡの結果に基づくＰＤＳの整理においても同様である。

第2－4表格納容器破損モード

評価対象と
したＰＤＳ
◎
－

雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧破損）

－
－
－
ＬＯＣＡ
◎
－

雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過温破損）

－
－
－
◎

高圧溶融物放出／格納容器雰囲気
直接加熱（ＤＣＨ） ※１

ＴＱＵＸ

格納容器破損防止対策の評価事故シーケンスの選定

該当する事故シーケンス ※２－

格納容器破損防止対策

評価対象事故シーケンスの選定の考え方【余裕時間の厳しさ】① 大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗 ＋損傷炉心冷却失敗＋（デブリ冷却成功）＋ 格納・ 中破断ＬＯＣＡ及び小破断ＬＯＣＡと比較し，大破断ＬＯＣＡは原子炉水位の低下が早いため，対応時の余裕時間の観点で厳しい。
容器注水（ドライウェル）失敗 ※３【設備容量の厳しさ】② 中破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗 ＋損傷炉心冷却失敗＋（デブリ冷却成功）＋ 格納※３・ 中破断ＬＯＣＡ及び小破断ＬＯＣＡと比較し，大破断ＬＯＣＡは原子炉水位回復に必要な流量が大きいため，必要な設備容量の観点で
容器注水（ドライウェル）失敗
厳しい。
③ 中破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗 ＋損傷炉心冷却失敗＋（デブリ冷却成功）＋格 納容
左記のとおり，過圧・過器注水（ドライウェル）失敗 ※３以上より，①を評価事故シーケンスとして選定。
温の各々において損傷炉④ 小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗 ＋損傷炉心冷却失敗＋（デブリ冷却成功）＋ 格納※３
心冷却失敗までは同じ事
容器注水（ドライウェル）失敗
故シーケンスとなり，各⑤ 小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗 ＋損傷炉心冷却失敗＋（デブリ冷却成功）＋格 納容 ・ 低圧代替注水系(常設)
事故シーケンスの対策は・ 代替格納容器スプレイ冷却系(常設)
器注水（ドライウェル）失敗 ※３
損傷炉心への注水（損傷【余裕時間の厳しさ】① 大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗 ＋損傷炉心冷却失敗＋格納容器注水（ドライ ウェ ・ 代替循環冷却系
炉心冷却）の点で同じと・ 格納容器圧力逃がし装置ル）失敗
・ 中破断ＬＯＣＡ及び小破断ＬＯＣＡと比較し，大破断ＬＯＣＡは原子炉水位の低下が早いため，対応時の余裕時間の観点で厳しい。 なることから，有効性評【設備容量の厳しさ】② 中破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗 ＋損傷炉心冷却失敗＋格納容器注水（ドライ ウェ
価では過圧・過温を同じル）失敗
・ 中破断ＬＯＣＡ及び小破断ＬＯＣＡと比較し，大破断ＬＯＣＡは原子炉水位回復に必要な流量が大きいため，必要な設備容量の観点で 事故シーケンスで評価し
厳しい。
ている。
③ 中破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心 冷却 失敗 ＋原 子炉 減圧 失敗 ＋ 損 傷炉 心冷 却失 敗＋ 格納 容器 注水 （ド ライ ウェル）失敗
以上より，①を評価事故シーケンスとして選定。
④ 小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗 ＋損傷炉心冷却失敗＋格納容器注水（ドライ ウェル）失敗⑤ 小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心 冷却 失敗 ＋原 子炉 減圧 失敗 ＋ 損 傷炉 心冷 却失 敗＋ 格納 容器 注水 （ド ライ ウェ
ル）失敗【余裕時間の厳しさ】① 過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗 ＋炉心損傷後の原子炉減圧失敗＋ＤＣＨ
・ 原子炉が自動停止する過渡事象（給水流量の全喪失）及びサポート系喪失（自動停止）を起因とする事故シーケンスは，通常停止させる事故シーケンスと比較して事象進展が早い。このため，対応時の余裕時間の観点で厳しい。
② 手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗 ＋炉心損傷後の原子炉減圧
・ 手動減圧
失敗＋ＤＣＨ③ サポート系喪失（自動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗 ＋炉心損傷後の原子炉減圧失敗＋ＤＣ－
Ｈ【設備容量の厳しさ】
・ 原子炉が自動停止する過渡事象（給水流量の全喪失）及びサポート系喪失（自動停止）を起因とする事故シーケンスは，通常停止させる事故シーケンスと比較して事象進展が早い。このため，対応時の減圧に必要な設備容量の観点で厳しい。
以上より，①を評価事故シーケンスとして選定。

【余裕時間の厳しさ】
・ 原子炉が自動停止する過渡事象（給水流量の全喪失）及びサポート系喪失（自動停止）を起因とする事故シーケンスは，通常停止させる事故シーケンスと比較して事象進展が早い。このため，対応時の余裕時間の観点で厳しい。
② 過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗 ＋損傷炉心冷却失敗＋Ｆ ＣＩ－（ペデスタル） ※４【設備容量の厳しさ】
・ 格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）への事前水張は，デブリ落下前に実施するため，必要となる設備容量は事故シーケンス間で差③ 手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗 ＋損傷炉心冷却失敗 ＋Ｆ－
異がない。
ＣＩ（ペデスタル） ※４・ ペデスタル（ドライウェル部）の水
位を約1ｍに維持する手段④ 手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷 却失【事象（ＦＣＩ発生時）の厳しさ】－
・ いずれの事故シーケンスも原子炉圧力が低圧状態で原子炉容器破損に至ることから，定性的に各事故シーケンスでＦＣＩが発生した際の事象の厳しさを比較する
敗 ＋損傷炉心冷却失敗＋ＦＣＩ（ペデスタル） ※４
ことは困難である。
⑤ サポート系喪失（自動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗 ＋損傷炉心冷却失敗＋ＦＣＩ（ ペデ－スタル） ※４以上より，①を評価事故シーケンスとして選定。
⑥ サポート系喪失（自動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗 ＋損 傷炉－※４
心冷却失敗＋ＦＣＩ（ペデスタル）【余裕時間の厳しさ】◎ ① 過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗 ＋損傷炉心冷却失敗＋デブリ冷却失敗（ペデスタル）
・ 原子炉が自動停止する過渡事象（給水流量の全喪失）及びサポート系喪失（自動停止）を起因とする事故シーケンスは，通常停止させる事故シーケンスと比較して事象進展が早い。このため，対応時の余裕時間の観点で厳しい。
② 過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗 ＋損傷炉心冷却失敗＋デ ブリ－
冷却失敗（ペデスタル）【設備容量の厳しさ】
・ 格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）への事前水張は，デブリ落下前に実施するため，必要となる設備容量は事故シーケンス間で差③ 手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗 ＋損傷炉心冷却失敗 ＋デ－異がない。
ブリ冷却失敗（ペデスタル）・ 格納容器下部注水系（常設）【事象（ＭＣＣＩ発生時）の厳しさ】④ 手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷 却失－
敗 ＋損傷炉心冷却失敗＋デブリ冷却失敗（ペデスタル）・ いずれの事故シーケンスも原子炉圧力が低圧状態で原子炉容器破損に至ることから，定性的に各事故シーケンスでＭＣＣＩが発生した際の事象の厳しさを比較することは困難である。
⑤ サポート系喪失（自動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗 ＋損傷炉心冷却失敗＋デブリ冷 却失－
敗（ペデスタル）
以上より，①を評価事故シーケンスとして選定。
⑥ サポート系喪失（自動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗 ＋損 傷炉－
心冷却失敗＋デブリ冷却失敗（ペデスタル）◎ ① 過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗 ＋損傷炉心冷却失敗＋ＦＣＩ（ペデスタル） ※４

ＴＱＵＶ

溶融炉心・コンクリート相互作用（ＭＣＣＩ） ※1

ＴＱＵＶ

99

原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用（ＦＣＩ） ※１

水素燃焼

◎
※1
※2
※3
※4

ＬＯＣＡ

－

【事象（酸素濃度上昇）の厳しさ】
・ ジルコニウム・水反応による水素の過剰な発生を抑制する観点から，炉心損傷後に交流電源を復旧して原子炉注水を実施し，その後の事象進展に対応するシナリ
オを評価するものとする。
・ 可搬型窒素供給装置により格納容器 ・ 格納容器ベントを実施する場合，格納容器内の水素及び酸素が大気中に放出され．格納容器内の水素及び酸素濃度が大きく低下することから，格納容器ベントを実施しないシナリオを評価するものとする。
内への窒素封入・ 重大事故等対処設備によって炉心損傷を防止できるＰＤＳについても，事象発生後の格納容器内の気体の流れ等，酸素濃度の上昇の観点でＬＯＣＡと大きく異なるＰＤＳについては，有効性評価において適宜その感度を確認するものとする。

選定した評価事故シーケンス
ＤＣＨ，ＦＣＩ，ＭＣＣＩにおいて選定した評価事故シーケンスについては，重大事故等対処施設による対応により原子炉圧力容器内での事象収束が可能だが，原子炉圧力容器破損が前提となる各破損モードにおける物理現象及びその対策の有効性を確認する観点から仮想的に一部の重大事故等対処設備による対応に期待せず，原子炉圧力容器破損まで事象が進展することを仮定して評価することとする。
各シーケンスの斜体で示した部分は炉心損傷に至る事故シーケンス，それ以外の部分は炉心損傷後の事故シーケンスを示す。
ＰＤＳがＬＯＣＡに該当する事故シーケンスでは，炉心及びペデスタル（ドライウェル部）への注水機能が喪失し，デブリ冷却に必ず失敗するため過圧破損に至る事故シーケンスは抽出されないが，過温破損の対策となる重大事故等対処設備による圧力容器（損傷炉心）への注水（デブリ冷却）を考慮して評価事故シーケンスを選定する。
ＰＤＳがＴＱＵＶに該当する事故シーケンスでは，ペデスタル（ドライウェル部）への注水機能が喪失するためＦＣＩが発生する事故シーケンスは抽出されないが，ＭＣＣＩ対策である事前水張りによりＦＣＩが発生する可能性を考慮して評価事故シーケンスを選定する。

100
第2－1図

格納容器破損モード抽出及び評価事故シーケンス選定の全体プロセス

プラント
損傷状態

原子炉圧力容器
破損前

格納容器
隔離

原子炉
減圧

原子炉
圧力容器
破損

原子炉
圧力容器
注水

原子炉圧力容器
破損直後
格納容器破損モード
格納容器
注水 ※ １

ＦＣＩ

ＤＣＨ

無

後続事象（原子炉圧力容器健全）へ

成功
無

後続事象（原子炉圧力容器破損）へ

成功
成功

有

有

原子炉圧力容器外での水蒸気爆発（ペデスタル）

失敗

過温破損（サプレッション・プールへの溶融物落下なし）

成功
無

後続事象（原子炉圧力容器破損）へ

失敗
有

原子炉圧力容器外での水蒸気爆発（ペデスタル）

無

102

失敗
有

失敗

過温破損（サプレッション・プールへの溶融物落下なし）

格納容器雰囲気直接加熱

格納容器バイパス（格納容器隔離失敗）

ＦＣＩ：原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用
ＤＣＨ：格納容器雰囲気直接加熱※1 ＬＯＣＡシーケンスは，格納容器注水に失敗した場合，原子炉圧力容器破損前に過温破損に至るため，本ヘディングの成功／失敗を原子炉圧力容器破損前に考慮した。

第2－3図

内部事象レベル１．５ＰＲＡにおけるイベントツリー（1／3）

事故後期
格納容器破損モード

後続事象〔 原子炉圧力容器健全 〕

格納容器注水

成功

失敗

第2－3図

原子炉圧力容器内で事故収束

過圧破損（長期冷却失敗）（サプレッション・プールへの溶融物落下なし）内部事象レベル１．５ＰＲＡにおけるイベントツリー（2／3）

103

事故後期
後続事象
原子炉圧力
容器破損

格納容器注水
ペデスタル

ＦＣＩ

デブリ冷却

ＦＣＩ

ペデスタル

ドライウェル

デブリ冷却

成功

格納容器内で事故収束

無

成功
無

成功

格納容器破損モード

サプレッション・プール

失敗

失敗
有

格納容器内で事故収束
溶融炉心・コンクリート相互作用
原子炉圧力容器外での水蒸気爆発（サプレッション・プール）

有

原子炉圧力容器外での水蒸気爆発（ペデスタル）

成功
成功

過圧破損（長期冷却失敗）（サプレッション・プールへの溶融物落下なし）

無成功

過圧破損（長期冷却失敗）（サプレッション・プールへの溶融物落下あり）

無
失敗

失敗

失敗
有

溶融炉心・コンクリート相互作用
原子炉圧力容器外での水蒸気爆発（サプレッション・プール）

104

有

原子炉圧力容器外での水蒸気爆発（ペデスタル）
成功
無

成功

失敗
有
成功
無
失敗
有

溶融炉心・コンクリート相互作用
原子炉圧力容器外での水蒸気爆発（サプレッション・プール）

失敗

失敗

格納容器内で事故収束

過圧破損（長期冷却失敗）（サプレッション・プールへの溶融物落下あり）
溶融炉心・コンクリート相互作用
原子炉圧力容器外での水蒸気爆発（サプレッション・プール）

ＦＣＩ：原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用

第2－3図

内部事象レベル１．５ＰＲＡにおけるイベントツリー（3／3）

3.

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の運転
停止中事故シーケンスグループ抽出及び重要事故シーケンスの選定について
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の事故
シーケンスグループ及び重要事故シーケンス選定の全体プロセスは
第 3－ 1図 に 示 す と お り で あ り ， 本 プ ロ セ ス に よ り 各 検 討 ス テ ッ プ における実施内容を整理した。

【概要】①

内部事象ＰＲＡ及びＰＲＡを適用できない外部事象等についての定性的検討から事故シーケンスの抽出を実施した。

②

抽出した事故シーケンスと必ず想定する事故シーケンスグルー
プとの比較を行い，必ず想定する事故シーケンスグループに対応しない外部事象特有の事故シーケンスについて，頻度，影響等を確認し，事故シーケンスグループとしての追加要否を検討した。

③

有効性評価において想定する事故シーケンスグループごとに，審査ガイドに記載の観点（余裕時間，設備容量，代表性）に基づき，有効性評価の対象とする重要事故シーケンスを選定した。

106

3.1

運転停止中事故シーケンスグループの分析について解釈において，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係る運転停止中事故シーケンスグループの個別プラント評価による抽出に関し，以下のとおり記載されている。
４－１(a) 必 ず 想 定 す る 運 転 停 止 中 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ
・崩壊熱除去機能喪失（ＲＨＲの故障による停止時冷却機能喪失）
・全交流動力電源喪失
・原子炉冷却材の流出
・反応度の誤投入(b) 個 別 プ ラ ン ト 評 価 に よ り 抽 出 し た 運 転 停 止 中 事 故 シ ー ケ ン ス
グループ①個別プラントの停止時に関するＰＲＡ（適用可能なもの）又はそれに代わる方法で評価を実施すること。
② そ の 結 果 、 上 記 ４ － １ (a) の 運 転 停 止 中 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ープに含まれない有意な頻度又は影響をもたらす運転停止中事
故シーケンスグループが抽出された場合には、想定する運転
停止中事故シーケンスグループとして追加すること。
上 記 ４ － １ (b) を 踏 ま え て ， 内 部 事 象 停 止 時 レ ベ ル １ Ｐ Ｒ Ａ 評 価を実施し，事故シーケンスグループの検討を行った。
なお，事故シーケンスグループの選定は，炉心損傷防止対策に係る事故シーケンスグループの分析と同様，従来の設置許可取得時の設計で考慮していた設備のみ期待できる条件※ で評価した停止時Ｐ
ＲＡの結果を用いた。
107

※

従来から整備してきたＡＭ策や福島第一原子力発電所事故以降に実施した各種対策，新規制基準に基づき配備する重大事故等
対処設備等を含めない条件

3.1.1 燃 料 損 傷 に 至 る 運 転 停 止 中 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ の 抽 出 ， 整
理
施設定期検査中はプラントの状態が大きく変化することから，停止時レベル１ＰＲＡにおいては，施設定期検査における評価対象期間を設定し，原子炉の水位，温度，圧力等のプラントパラメータの類似性，保守点検状況等に応じた緩和設備の使用可能性，起因事象，
成功基準に関する類似性によって，評価対象期間を幾つかのプラン
ト 状 態 （ 以 下 「 Ｐ Ｏ Ｓ 」 と い う 。） に 分 類 し 評 価 を 行 う 。 分 類 し た
Ｐ Ｏ Ｓ を ， 状 態 ご と の プ ラ ン ト の 主 要 な パ ラ メ ー タ と と も に 第 3－ 2
図に示す。また，ＰＯＳごとの期間及び系統の待機状態を示した工程 表 を 第 3－ 3図 に 示 す 。
停止時ＰＲＡにおいては，原子炉停止後の運転停止中の各ＰＯＳにおいて燃料損傷へ波及する可能性のある起因事象について，マス
ターロジックダイヤグラム，過去の国内プラントのトラブル事例等から選定し，ここから燃料損傷に至ることを防止するための緩和手
段 の 組 合 せ 等 を 第 3－ 4図 の イ ベ ン ト ツ リ ー で 分 析 し ， 燃 料 損 傷 に 至る各事故シーケンスを抽出している。
抽出された事故シーケンス別の炉心損傷頻度を整理し，審査ガイドの「必ず想定する運転停止中事故シーケンスグループ」に含まれるか，それ以外の事故シーケンスグループであるかを確認するとともに，燃料損傷状態を分類した。事故シーケンスグループ別の炉心108

損 傷 頻 度 を 第 3－ 1 表 に 示 す 。
事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ 別 の 炉 心 損 傷 頻 度 へ の 寄 与 割 合 を 第 3－ 5
図に示す。

3.1.2

抽出した事故シーケンスの整理

3.1.2.1

必ず想定する事故シーケンスグループとの対応

第 3－ 1 表 に 示 す 停 止 時 Ｐ Ｒ Ａ に よ り 抽 出 し た 各 事 故 シ ー ケ ン ス
について，緩和機能の喪失状況，プラントの状態及び燃料損傷に至る要因の観点で必ず想定する事故シーケンスグループに対応する(1)か ら (3)の 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ と し て 整 理 し た 。
(1)

崩壊熱除去機能喪失
運転中の残留熱除去系の故障が発生した後，崩壊熱除去・炉心
冷 却 に 失 敗 し ， 燃 料 損 傷 に 至 る 事 故 シ ー ケ ン ス を 解 釈 ４ － １ (a)に記載の「崩壊熱除去機能喪失」に分類する。

(2)

全交流動力電源喪失
外部電源喪失の発生時に非常用交流電源の電源確保に失敗する
等，全交流動力電源喪失の発生後に，崩壊熱除去・炉心冷却の失敗 に よ り ， 燃 料 損 傷 に 至 る 事 故 シ ー ケ ン ス を 解 釈 ４ － １ (a) に 記
載の「全交流動力電源喪失」に分類する。

(3)

原子炉冷却材の流出
原子炉冷却材圧力バウンダリに接続された系統の誤操作等により原子炉冷却材が系外に流出後，崩壊熱除去・炉心冷却に失敗し，
燃 料 損 傷 に 至 る 事 故 シ ー ケ ン ス を 解 釈 ４ － １ (a) に 記 載 の 「 原 子
炉冷却材の流出」に分類する。

109なお，必ず想定する事故シーケンスグループのうち「反応度の誤投入」については，プラント停止時には原則として全制御棒が挿入されており，複数の人的過誤や機器故障が重畳しない限り反応度事
故に至る可能性はないこと，万一反応度事故が起こり臨界に至った
場合でも，局所的な事象で収束し，燃料の著しい損傷に至ることは考え難いことから，今回の停止時ＰＲＡでは考慮していない。
ただし，万一上記のような反応度事故が起こった場合においても，実際に局所的な事象で収束し，燃料の著しい損傷に至らないことを
確 認 す る た め ，「 反 応 度 の 誤 投 入 」 に つ い て は ， 有 効 性 評 価 の 評 価対象とする事故シーケンスグループとした。

3.1.2.2

追加すべき事故シーケンスグループの検討

今回実施したＰＲＡでは，緩和機能の喪失状況，プラントの状態
及 び 燃 料 損 傷 に 至 る 要 因 の 観 点 で 解 釈 ４ － １ (a) に 示 さ れ て い る 必ず想定する事故シーケンスグループに対応しない事故シーケンスは抽出されなかった。そのため，解釈に基づき想定する事故シーケン
スグループに追加すべき新たな事故シーケンスグループはないと判
断した。

110

3.2

重要事故シーケンスの選定について

3.2.1

重要事故シーケンス選定の考え方

重要事故シーケンスの選定に当たっては，以下に示す審査ガイドに記載の着眼点に沿って実施しており，具体的な検討内容を以下に示 す (第 3-3表 )。
【審査ガイドに記載の着眼点】
ａ．燃料損傷防止対策の実施に対する余裕時間が短い。
ｂ．燃料損傷回避に必要な設備容量（流量等）が大きい。
ｃ．運転停止中事故シーケンスグループ内のシーケンスの特徴を代表している。
ａ．余裕時間
余裕時間については，事故シーケンスグループ内での燃料損
傷 に 至 る ま で の 余 裕 時 間 の 長 さ に 応 じ て 「 高 」，「 中 」，「 低 」 と3つ に 分 類 し た 。 燃 料 損 傷 ま で の 余 裕 時 間 を 第 3－ 2表 に 示 す 。
なお，反応度の誤投入については，事象発生後も崩壊熱除去や注水機能は喪失しないため，それらの緩和措置実施までの余裕
時 間 の 考 慮 は 不 要 で あ る （ 第 3-2表 ， 第 3-3表 ）。
ｂ．設備容量
設備容量については，事故シーケンスグループ内での必要な設 備 容 量 の 大 き さ に 応 じ て 「 高 」，「 中 」，「 低 」 と 3 つ に 分 類 した。なお，反応度の誤投入については，事象発生後も崩壊熱除去や注水機能は喪失しないため，それらの緩和措置実施までの
余 裕 時 間 の 考 慮 は 不 要 で あ る （ 第 3-2表 ， 第 3-3表 ）。
ｃ．代表性
第 3 － 1表 の 事 故 シ ー ケ ン ス ご と の 炉 心 損 傷 頻 度 を 比 較 し ， 事111故シーケンスグループの中で最も炉心損傷頻度の高いドミナン
ト シ ー ケ ン ス を 「 高 」， 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ 別 炉 心 損 傷 頻
度 に 対 し て 1 ％ 以 上 の 事 故 シ ー ケ ン ス を 「 中 」， 1 ％ 未 満 の 事 故シーケンスを「低」とした。

3.2.2

重要事故シーケンスの選定結果

3.2.1 の 選 定 の 着 眼 点 を 踏 ま え ， 同 じ 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ に
複数の事故シーケンスが含まれる場合には，事象進展が早いもの等，より厳しい事故シーケンスを重要事故シーケンスとして選定した。
各事故シーケンスグループに対する重要事故シーケンスの選定理由
及 び 選 定 結 果 に つ い て ， 第 3－ 3表 及 び 以 下 に 示 す 。
(1)ⅰ)

崩壊熱除去機能喪失
事故シーケンス①残留熱除去系の故障（ＲＨＲ喪失）＋崩壊熱除去・炉心冷
却失敗②残留熱除去系の故障（ＲＨＲＳ喪失）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗③外部電源喪失＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

ⅱ)

事故シーケンスグループの特徴
本事故シーケンスグループに含まれる事故シーケンスは，運転中の残留熱除去系に故障等が発生した後，崩壊熱除去・炉心冷却に失敗し，燃料損傷に至る事故シーケンスである。

ⅲ)

有効性を確認する主な燃料損傷防止対策
・待機中の残留熱除去系（低圧注水系）

ⅳ)

重要事故シーケンス112

①残留熱除去系の故障（ＲＨＲ喪失）＋崩壊熱除去・炉心冷
却失敗
ⅴ)

選定理由
余裕時間については事故シーケンス間で差異がなく，燃料損傷防止対策の実施に必要な時間を保守的に見積もった時間（約2 時間）に比べて十分な余裕時間がある。また，原子炉への注水に必要な設備容量についても事故シーケンス間で差異がなく，
ＥＣＣＳ・低圧代替注水系（常設）の設備容量に比べて十分小さい。代表性の観点からは①の事故シーケンスの炉心損傷頻度が最も高い。
以上より，①の事故シーケンスを重要事故シーケンスとして選定した。
なお，残留熱除去系海水系の喪失により崩壊熱除去機能が喪失 し た 場 合 に つ い て は ，「 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。

(2)ⅰ)

全交流動力電源喪失
事故シーケンス①外部電源喪失＋交流電源失敗＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗②外部電源喪失＋直流電源失敗＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

ⅱ)

事故シーケンスグループの特徴
本事故シーケンスグループに含まれる事故シーケンスは，外部電源喪失の発生時に非常用交流電源の電源確保に失敗して全交流動力電源喪失に至り，その後，崩壊熱除去・炉心冷却の失敗によって，燃料損傷に至る事故シーケンスである。

ⅲ)

有効性を確認する主な燃料損傷防止対策
113

・常設代替交流電源設備
・常設代替直流電源設備
・低圧代替注水系（常設）・緊急用海水系を用いた残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）
ⅳ)

重要事故シーケンス①外部電源喪失＋交流電源失敗＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

ⅴ)

選定理由
余裕時間については事故シーケンス間で差異がなく，燃料損傷防止対策の実施に必要な時間を保守的に見積もった時間（約2 時間）に比べて十分な余裕時間がある。また，原子炉への注水に必要な設備容量についても事故シーケンス間で差異がなく，
低圧代替注水系（常設）の設備容量に比べて十分小さい。代表
性の観点からは①の事故シーケンスの炉心損傷頻度が最も高い。
以上より，①の事故シーケンスを重要事故シーケンスとして選定した。
なお，直流電源が喪失する②の事故シーケンスについては，
炉心損傷頻度が低く，ⅲ）に示した対策により①の事故シーケ
ンスと同様に燃料損傷防止が可能であり，さらに可搬型代替直流電源設備による非常用ディーゼル発電機の起動による対応にも期待できることから選定しない。

(3)

原子炉冷却材の流出
ⅰ)

事故シーケンス①原子炉冷却材の流出（ＲＨＲ系統切替時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗②原子炉冷却材の流出（ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ）＋崩壊
114

熱除去・炉心冷却失敗③原子炉冷却材の流出（ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗④原子炉冷却材の流出（ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ）＋崩壊
熱除去・炉心冷却失敗
ⅱ)

事故シーケンスグループの特徴
本事故シーケンスグループに含まれる事故シーケンスは，原子炉冷却材圧力バウンダリに接続された系統の誤操作等により原子炉冷却材が系外に流出後，崩壊熱除去・炉心冷却の失敗によって，燃料損傷に至る事故シーケンスである。

ⅲ)

有効性を確認する主な燃料損傷防止対策
・待機中の残留熱除去系（低圧注水系）

ⅳ)

選定した重要事故シーケンス①原子炉冷却材の流出（ＲＨＲ系統切替時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

ⅴ)

選定理由
余裕時間の観点からは，①，②の事故シーケンスが厳しく，
設備容量の観点からは，流出流量の大きい③，④の事故シーケ
ンスが厳しい。また，代表性の観点からは①の事故シーケンスの炉心損傷頻度が最も高い。
②の事故シーケンスについては，原子炉水位を低下させる操作であるため，原子炉水位は適宜監視されており，中央制御室の運転員の他にＲ／Ｗの運転員も廃液収集タンク等の水位高により認知することができるため，認知が容易であることから選定しないこととする。
115

また，③，④の事故シーケンスについては，流出流量と比較して燃料損傷防止対策となる待機中のＥＣＣＳ・低圧代替注水系（常設）の設備容量が十分大きいこと，作業・操作場所と漏えい発生箇所が同一であるため認知が容易であることから選定
しないこととする。
以上より，①の事故シーケンスを重要事故シーケンスとして
選定した。
(4)

反応度の誤投入ⅰ)

事故シーケンスグループの特徴
反応度事故により，燃料損傷に至る事故シーケンスである。

ⅱ)

有効性を確認する主な燃料損傷防止対策
・ 起 動 領 域 モ ニ タ ペ リ オ ド 短 （ 10 秒 ） に よ る 原 子 炉 ス ク ラ ム

ⅲ)

選定理由
代表性の観点から，停止中に実施される検査等により，最大
反 応 度 価 値 を 有 す る 制 御 棒 1本 が 全 引 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，異常な反応度の投入を認知できずに燃料の損傷に至る事故を想定する。
なお，各事故シーケンスグループに分類される事故シーケンスについて，燃料損傷に至る要因をカットセットレベルまで展
開し，事故シーケンスの炉心損傷頻度に対する寄与割合の観点で分析した結果，主要なカットセットに対して重大事故等対策
が お お む ね 有 効 で あ る こ と を 確 認 し て い る （ 別 紙 6）。

116

第3－1表事故シーケンス
グループ

対応する主要な燃料損傷防止対策（下線は有効性を確認する主な対策）

事故シーケンス

燃料損傷防止に必要な機能①残留熱除去系の故障（ＲＨＲ喪失）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

崩壊熱除去
機能喪失

運転停止中事故シーケンスグループ別炉心損傷頻度

崩壊熱除去機能※１

原子炉への注水機能・ 待機中のＥＣＣＳ（残留熱除去系（低圧注水系）※２ ）・ 低圧代替注水系（常設）・ 低圧代替注水系（可搬型）・ 消火系，補給水系※ ３②残留熱除去系の故障（ＲＨＲＳ喪失）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗③外部電源喪失＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗①外部電源喪失＋交流電源失敗＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗
全交流動力
電源喪失
②外部電源喪失＋直流電源失敗＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

燃料損傷防止対策・ 緊急用海水系（ＲＨＲＳ喪失時）

電源の復旧

・ 常設代替交流電源設備
・ 常設代替直流電源設備
・ 可搬型代替直流電源設備（DG起動に使用）（直流電源失敗時）

崩壊熱除去機能※１・ 緊急用海水系

原子炉への注水機能・ 低圧代替注水系（常設）（交流電源復旧後）
・ 常設代替注水系（可搬型）・ 消火系※３117①原子炉冷却材の流出（ＲＨＲ系統切替時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

原子炉冷却材の流出②原子炉冷却材の流出（ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗
原子炉への注水機能③原子炉冷却材の流出（ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

・ 待機中のＥＣＣＳ（残留熱除去系（低圧注水系））
・ 低圧代替注水系（常設）・ 低圧代替注水系（可搬型）・ 消火系，補給水系※ ３④原子炉冷却材の流出（ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗
合計
※1
※2
※3

－

シーケンス
別ＣＤＦ
（／施設定期検査）

全ＣＤＦに
対する
寄与割合
（％）

グループ別
ＣＤＦに対する寄与割合（％）

9.9E-07

20.0

69.5

1.2E-07

2.5

8.7

3.1E-07

6.3

21.8

3.5E-06

71.1

100.0

1.3E-10

＜0.1

＜0.1

8.3E-11

＜0.1

44.6

5.8E-11

＜0.1

31.2

4.5E-11

＜0.1

24.2

9.8E-14

＜0.1

＜0.1

5.0E-06

100.0－

停止時においては崩壊熱除去機能が喪失した場合であっても，原子炉注水を実施することで燃料損傷を防止できる。
（原子炉建屋（原子炉開放時）又は格納容器（原子炉未開放時）へ崩壊熱を逃すことで燃料損傷を防止し，その後長期的な安定状態の確保のために残留熱除去系等を復旧する。）
停止時ＰＲＡの評価上，残留熱除去系の喪失も考えられるが，その場合の事象進展及び対策は「全交流動力電源喪失」と同様になるため，ガイド等を参照し，対策に追加した。
重大事故等対処設備ではないが，シーケンスによって使用できる可能性のある緩和設備である。

事故シーケンス
グループ別
ＣＤＦ（／施設定期検査）

全ＣＤＦ
に対する
寄与割合
（％）

1.4E-06

28.8

3.5E-06

71.1

1.9E-10＜0.1

5.0E-06100.0

第3－2表燃料損傷までの余裕時間（1／2）（a）「崩壊熱除去機能喪失」，「全交流動力電源喪失」の場合
ＰＯＳ

プラント状態の推移

Ｓ

原子炉冷温停止への移行状態

Ａ

ＰＣＶ／ＰＲＶ開放への移行状態

燃料損傷までの余裕時間（h） ※ １

通常水位

3.9
5.7

Ｂ１

53.8

Ｂ２

90.9

Ｂ３

原子炉ウェル満水状態

Ｂ４

原子炉ウェル満水

107.6
155.2

118

Ｂ５

174.5

Ｂ６

199.7

Ｃ１
Ｃ２

ＰＣＶ／ＰＲＶ閉鎖への移行状態

Ｄ
※1

原子炉水位

35.8
通常水位

起動準備状態

38.3
40.8

原子炉ウェル満水状態における余裕時間の評価は，燃料の取出状態に関 わらず，以下のとおり保守的な仮定を基に評価。
崩壊熱：炉心及び使用済燃料プール内の燃料の崩壊熱を考慮

保有水量 ：原子炉側のみの水量を考慮（使用済燃料プールの保有水量を含めない。）

第3－3表

着眼点との関係と重要事故シーケンスの選定の考え方

対応する主要な燃料損傷防止対策

事故シーケンスグループ

事故シーケンス
燃料損傷防止に必要な機能◎①残留熱除去系の故障（ＲＨＲ喪失）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗
原子炉への注水機能

崩壊熱除去
機能喪失

重要事故シーケンス（運転停止中）の選定－②残留熱除去系の故障（ＲＨＲＳ喪失）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗－③外部電源喪失＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗◎①外部電源喪失＋交流電源失敗＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

崩壊熱除去機能※１

全交流動力
電源喪失
②外部電源喪失＋直流電源失敗＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗◎①原子炉冷却材の流出（ＲＨＲ系統切替時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

a

b

c

低

低

高

低

低

中

低

低

中

低

低

高

低

低

低

高

低

高

高

低

中

・ 待機中のＥＣＣＳ（残留熱除去系（低圧注水系）※１）

・ 残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）※２

電源の復旧

・ 常設代替交流電源設備
・ 常設代替直流電源設備
・ 可搬型代替直流電源設備（DG起動に使用）（直流電源失敗時）

原子炉への注水機能・ 低圧代替注水系（常設）（交流電源復旧後）

崩壊熱除去機能※１・ 緊急用海水系を用いた残留熱除去系（原子炉停止
時冷却系）※２120－

燃料損傷防止対策

原子炉への注水機能－・ 待機中のＥＣＣＳ（残留熱除去系（低圧注水系））②原子炉冷却材の流出（ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

原子炉冷却材の流出－③原子炉冷却材の流出（ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗
崩壊熱除去機能※１

－

反応度の
誤投入

◎ 制御棒の誤引き抜き※３

◎

※1
※2
※3

原子炉緊急停止機能

・ 原子炉緊急停止系（起動領域計装の原子炉出力ペリオド短（10秒）
信号による原子炉スクラム）

選定した重要事故
シーケンスと選定理由

a. 余裕時間については，事故シーケンス間で差異がなく，異常の認知及び待機中のＥ
ＣＣＳ・低圧代替注水系（常設）の起動といった緩和措置の実施にかかる時間を保 a.b.の着眼点について，全シーケンスに共通であるため，守的に見積もった時間（約2時間）に比べて十分な余裕時間がある（最も短いＰＯＳ 選定理由から除外した。
－Ｓにおいても約3.9時間であり，その他のＰＯＳではさらに余裕時間が見込める） c.頻度の観点では，①が支配的となった。
ことから，全ての事故シーケンスにおいて「低」とした。
b. 原子炉への注水に必要な設備容量については，事故シーケンス間で差がなく，待機 以上より，①を重要事故シーケンスとして選定した。
中のＥＣＣＳ・低圧代替注水系（常設）の設備容量（残留熱除去系：1,605m３ ／h，
低圧代替注水系（常設）：378m３／h）に比べて十分小さい（最も崩壊熱の大きなＰ 残留熱除去系海水系の喪失により崩壊熱除去機能が喪失す
る②の事故シーケンスについては，「全交流動力電源喪ＯＳ－Ｓにおいても約50m３ ／h）ことから，全ての事故シーケンスにおいて「低」失」にて残留熱除去系海水系の代替手段である緊急用海水とした。
系の有効性を確認するため，選定しない。
c.
事故シーケンスグループの中で最もＣＤＦの高いドミナントシーケンスを「高」，また，外部電源喪失を起因とする③の事故シーケンスは，
事故シーケンスグループ別ＣＤＦに対して1％以上の事故シーケンスを「中」，1％
非常用ディーゼル発電機に期待できるため，「全交流動力未満の事故シーケンスを「低」とした。
電源喪失」で考慮している事故シーケンスと比較して事象進展や対策が厳しくないことから選定しない。

a. 余裕時間については，事故シーケンス間で差異がなく，常設代替直流電源設備，常設代替交流電源設備による給電，低圧代替注水系（常設）による注水といった緩和 a.b.の着眼点について，全シーケンスに共通であるため，措置の実施にかかる時間（約25分）に比べて十分な余裕時間がある 最も短いＰＯ 選定理由から除外した。
Ｓ－Ｓにおいても3.9時間であり，その他のＰＯＳではさらに余裕時間が見込める） c.頻度の観点では，①が支配的となった。
ことから，全ての事故シーケンスにおいて「低」とした。
b. 原子炉への注水に必要な設備容量については，事故シーケンス間で差がなく，待機 以上より，①を重要事故シーケンスとして選定した。
中のＥＣＣＳ・低圧代替注水系（常設）の設備容量（残留熱除去系：1,605m３ ／h，
低圧代替注水系（常設）：378m３／h）に比べて十分小さい（最も崩壊熱の大きなＰ なお，直流電源喪失となる②の事故シーケンスは，炉心損
ＯＳ－Ｓにおいても約50m３ ／h）ことから，全ての事故シーケンスにおいて「低」 傷頻度が低く，有効性を確認する左記の対策により①の事
故シーケンスと同様に燃料損傷防止が可能であり，さらにとした。
c. 事故シーケンスグループの中で最もＣＤＦの高いドミナントシーケンスを「高」， 可搬型代替直流電源設備による非常用ディーゼル発電機の事故シーケンスグループ別ＣＤＦに対して1％以上の事故シーケンスを「中」，1％ 起動による対応にも期待できることから選定しない。
未満の事故シーケンスを「低」とした。

a. 燃料損傷までの余裕時間が最も短い事故シーケンス ①ＲＨＲ系統切替時，②ＣＵ
Ｗブロー時：3.5時間）を「高」，最も長い事故シーケンス（④ＬＰＲＭ点検時：
12.1時間）を「低」，それ以外の事故シーケンス（③ＣＲＤ点検時：5.5時間）を「中」とした。
b. 流出流量が多いほど，燃料損傷回避のために必要な注水設備の容量が大きくなることを考慮し，冷却材流出流量が最も多い事故シーケンスを「高」，最も少ない事故
シーケンスを「低」，それ以外の事故シーケンスを「中」とした。
c. 事故シーケンスグループの中で最もＣＤＦの高いドミナントシーケンスを「高」，事故シーケンスグループ別ＣＤＦに対して1％以上の事故シーケンスを「中」，1％未満の事故シーケンスを「低」とした。

a.の着眼点について，「高」と考えた事故シーケンスとして①，②を抽出した。
b.の着眼点について，③，④は流出流量が比較的多くなるが，燃料損傷防止対策である待機中のＥＣＣＳ・低圧代替
注水系（常設）の設備容量は，③，④における流出流量と比較して十分大きい。
c.頻度の観点では，①が支配的となった。
以上より，①を重要事故シーケンスとして選定した。
なお，②の事故シーケンスについては，原子炉水位を低下させる操作であるため，原子炉水位は適宜監視されており，中央制御室の運転員の他にＲ／Ｗの運転員も廃液収集タンク等の水位高を認知することができるため，認知が容易であることから選定しない。
また，流出流量の大きい③，④の事故シーケンスについては，ＣＲＤ点検時，ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡによる流出流量と比較して，燃料損傷防止対策となる待機中のＥＣＣ
Ｓ・低圧代替注水系（常設）の設備容量（残留熱除去系：
1,605 m３ /h，低圧代替注水系（常設）：378 m３ /h）が十分大きいこと，作業・操作場所と漏えい発生箇所が同一であるため，認知が容易であることから選定しない。

中

高

中

低

中

低

－

－

代表性の観点から以下の事故を想定する。
－ ・停止中に実施される検査等により，最大反応度価値を有する制御棒1本が全引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，異常な反応度の投入を認知できずに燃料の損傷に至る事故。

・ 残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）※２④原子炉冷却材の流出（ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

備考（a：余裕時間，b：設備容量，c：代表性）：重要事故シーケンスとして選定した事故シーケンス

停止時ＰＲＡの評価上，残留熱除去系の喪失も考えられるが，その場合の事象進展及び対策は「全交流動力電源喪失」と同様になるため，ガイド等を参照し，対策に追加。
停止時においては崩壊熱除去機能が喪失した場合であっても，原子炉注水を実施することで燃料損傷を防止。
（安定状態の確立のために残留熱除去系 原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱を実施する。）
発生の可能性が低く，発生を仮定してもその影響が限定的であるため，リスク評価上重要性が低いと判断し，ＰＲＡの評価対象から除外したもの。

出力

ＰＲＡの評価対象

1500

運転時

300

冷却材温度

原子炉圧力

原子炉内インベントリ

1000

10

出力

停 止 時

運転時
：原子炉水位：原子炉圧力：冷却材温度(約280℃)
原子炉ウェル満水(約6.9MPa)(約280℃)

ＲＰＶ漏えい試験(約6.9MPa)(約6.9MPa)

200

5
[MPa]

ＲＰＶ満水

122

[℃]
100

500

通常水位
(約50℃)

[m3]
0

0

(大気圧)

0

プラント状態(ＰＯＳ)

－

発電機解列
復水器真空破壊

第 3－2 図

Ｓ Ａ

ＲＰＶ開放

Ｂ

Ｃ

ＲＰＶ閉鎖

Ｄ

起動準備

施設定期検査時のプラント状態と主要パラメータの推移

ＣＲ引抜開始

－

発電機
併列

ＰＯＳ

Ｓ

Ａ

Ｂ１

Ｂ２

Ｂ３

Ｂ４

Ｂ５

Ｂ６

Ｃ１

Ｃ２

Ｄ

日数

1

2

5

3

14

8

12

13

8

9

7

代表水位

通常水位

原子炉ウェル満水

通常水位

ＣＲＤ点検
ＬＰＲＭ点検
ＲＨＲ－Ａ
除熱系

※２

ＲＨＲ－Ｂ
※１

ＣＳＴ－Ａ
ＣＳＴ－Ｂ
ＨＰＣＳ
注水系

ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ－Ａ※２

123

ＬＰＣＩ－Ｂ
ＬＰＣＩ－ＣＲＨＲＳ－Ａ
補機冷却系
ＲＨＲＳ－Ｂ
ＤＧ－２Ｃ
電源系

ＤＧ－２Ｄ
ＨＰＣＳ－ＤＧ
※３

※1
※2
※3

ＲＨＲ蒸気凝縮配管撤去のため，ＲＨＲ－Ｂ待機除外
ＲＨＲ－Ａ系統圧力上昇による点検のため，ＲＨＲ－Ａ待機除外
ＨＰＣＳ―ＤＧの潤滑油プライミングポンプの点検のため，ＨＰＣＳ―ＤＧ待機除外：運転第 3－3 図

：待機

：待機除外

停止時ＰＲＡにおけるプラント状態の分類及び施設定期検査工程

残留熱除去系の故障

事故シーケンス

崩壊熱除去・炉心冷却
成功

－

失敗

外部電源
喪失

直流電源

交流電源

残留熱除去系の故障（ＲＨＲ喪失）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗
残留熱除去系の故障（ＲＨＲＳ喪失）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

崩壊熱除去・
炉心冷却事故シーケンス

成功

－

成功
失敗

外部電源喪失＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

事故シーケンスグループ
燃料損傷なし崩壊熱除去機能喪失

事故シーケンスグループ
燃料損傷なし崩壊熱除去機能喪失

成功
成功

－

失敗
失敗

外部電源喪失＋交流電源喪失
全交流動力電源喪失＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

成功

－

失敗
失敗

原子炉冷却材の流出

外部電源喪失＋直流電源喪失＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

崩壊熱除去・炉心冷却事故シーケンス

成功
失敗

第3－4図

燃料損傷なし－燃料損傷なし全交流動力電源喪失

事故シーケンスグループ
燃料損傷なし原子炉冷却材の流出（ＲＨＲ系統切替時のＬＯＣＡ） 原子炉冷却材の流出＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗
原子炉冷却材の流出（ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗
原子炉冷却材の流出（ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗
原子炉冷却材の流出（ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

停止時ＰＲＡにおけるイベントツリー

124

4.

事故シーケンスグループ及び重要事故シーケンス等の選定に活用したＰＲＡの実施プロセスについて
事故シーケンスグループ及び重要事故シーケンス等の選定に際して適用可能としたＰＲＡは，一般社団法人

日本原子力学会において標準化された実施基準を参考に実施した。
これらのＰＲＡについて，ＰＲＡの実施プロセスの確認及び更なる品質向上を目的とし，一般社団法人

日本原子力学会の実施基準への対応状況及びＰＲＡの手法の妥当性について，海外のレビュア
ーを含む専門家によるピアレビューを実施した。なお，本ピアレビ
ューでは，第三者機関から発行されている「ＰＳＡピアレビューガ
イ ド ラ イ ン 」（ 平 成 21 年 6 月

一般社団法人 日本原子力技術協会）

を参考にした。ピアレビューの結果，実施したＰＲＡにおいて，事
故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ 及び重要事故シーケンス等の選定結果に影響を及ぼすような技術的な問題点がないことを確認した。
また，各実施項目について「ＰＲＡの説明における参照事項」（ 平 成 25 年 9 月

原子力規制庁）において参照すべき事項として挙げ ら れ て い る レ ベ ル １ Ｐ Ｒ Ａ （ 内 部 事 象 ， 内 部 事 象 （ 停 止 時 ）， 外部 事 象 （ 地 震 及 び 津 波 ））， レ ベ ル １ ． ５ Ｐ Ｒ Ａ （ 内 部 事 象 ， 外 部 事
象 （ 地 震 ）） の 対 応 状 況 を 確 認 し た 。

126

別紙 1
有効性評価の事故シーケンスグループ等の選定に際しての外部事象の考慮について

重大事故の有効性評価に係る個別プラントでの事故シーケンスグループの選定に際しては，「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。）に ，「 個 別 プ ラ ン ト の 内 部 事 象 に 関 す る 確 率 論 的 リ ス ク 評 価（ Ｐ Ｒ Ａ ）及び外部事象に関するＰＲＡ（適用可能なもの）又はそれに代わる方法で評価を実施すること。」と記載されている。
今回の申請に当たって，外部事象に関しては手法が適用可能な段階にあると判断した地震，津波を対象に出力運転時レベル１ＰＲＡを実施した。
内部溢水，内部火災及びその他外部事象に関するレベル１ＰＲＡ及び外部事象レベル１．５ＰＲＡ並びに停止時レベル１ＰＲＡについて
は，ＰＲＡ手法の確立に向けた検討が進められている段階又は現実的な定量評価の実施に向けて必要なデータ整備を進めていく段階である
こ と か ら ，現 段 階 で は「 適 用 可 能 な も の 」に 含 ま れ な い と 判 断 し ，「 それに代わる方法」として，これら外部事象の影響を考慮した場合の事
故シーケンスグループ選定への影響について以下のとおり整理した。

1.

炉心損傷防止対策の事故シーケンスグループ抽出に係る検討

1.1

内部溢水，内部火災の影響
今回はＰＲＡの適用を見合わせたが，内部溢水，内部火災についてはレベル１ＰＲＡの手法確立・個別プラントへの展開に係る検討作業がある程度進んでいる。このことを踏まえ，ＰＲＡを念別紙 1－1

頭にして，内部溢水，内部火災の発生によって誘発される可能性がある起因事象を，定性的な分析によって抽出した。抽出結果を表 1に 示 す 。
表 1に 示 す 起 因 事 象 が 発 生 し た 場 合 ， 屋 内 に 設 置 さ れ て い る 安 全
機器の機能喪失を経て炉心損傷に至る可能性があるが，これらに起因する事故シーケンスは，同機器のランダム故障・誤操作を想定する内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡにおいて評価対象とした起因事象に含まれている。
また，設計基準対象施設によって，内部溢水，内部火災の影響拡大防止が図られることで，異なる区画等，広範囲における重畳的な安全機器の同時機能喪失発生を防止できると考える。
したがって，内部溢水・内部火災に起因した炉心損傷頻度の定量化には上記の課題が残るものの，定性的な起因事象の抽出結果から想定される事故シーケンスは，内部事象出力運転時レベル１
ＰＲＡの検討から得られる事故シーケンスの一部として分類できるため，新たに追加が必要となる事故シーケンスグループが発生する可能性は低いと考える。

1.2

その他の外部事象の影響
その他の外部事象としては，解釈第６条第２項に自然現象及び第８項に発電用原子炉施設の安全性を損なわせる原因となるおそれ が あ る 事 象 で あ っ て 人 為 に よ る も の（ 故 意 に よ る も の を 除 く 。）
（以下「外部人為事象」という。）として，具体的に以下が記載されている。

別紙 1－2

第６条（外部からの衝撃による損傷の防止）（中略）
２ 第１項に規定する「想定される自然現象」とは、敷地の自然 環 境 を 基 に 、洪 水 、風（ 台 風 ）、竜 巻 、凍 結 、降 水 、積 雪 、
落 雷 、地 滑 り 、火 山 の 影 響 、生 物 学 的 事 象 又 は 森 林 火 災 等 から適用されるものをいう。
（中略）
８ 第３項に規定する「発電用原子炉施設の安全性を損なわせる 原 因 と な る お そ れ が あ る 事 象 で あ っ て 人 為 に よ る も の（ 故意 に よ る も の を 除 く 。）」と は 、敷 地 及 び 敷 地 周 辺 の 状 況 をも と に 選 択 さ れ る も の で あ り 、飛 来 物（ 航 空 機 落 下 等 ）、ダ
ム の 崩 壊 、爆 発 、近 隣 工 場 等 の 火 災 、有 毒 ガ ス 、船 舶 の 衝 突
又は電磁的障害等をいう。
こ れ ら の 地 震 ，津 波 を 除 く 各 種 自 然 現 象 及 び 外 部 人 為 事 象 が プ ラントに与え得る影響について，設計基準及びそれを超える場合，
現 象 等 の 重 畳 を 含 め て 定 性 的 に 分 析 し た 結 果 を 添 付 1に 示 す 。
地 震 ，津 波 以 外 の 自 然 現 象 及 び 外 部 人 為 事 象 に つ い て ，起 因 事 象
発生の可能性を検討した結果，出力運転時を対象として実施した
内部事象，地震及び津波レベル１ＰＲＡにて抽出した起因事象を誘発する要因による事故シーケンスグループ以外に新たに追加が必要となる事故シーケンスグループはないものと判断した。

別紙 1－3

2.

格納容器破損防止対策の格納容器破損モードの抽出に係る検討
外部事象レベル１．５ＰＲＡについては，地震ＰＲＡのみ学会標準に一部関連する記載があるものの，その他の事象については標準的なＰＲＡ手法が確立されておらず，定量評価を実施できる状況ではないことから，以下のとおり定性的な検討を実施した。

2.1

地震の影響
地震がプラントに与え得る特有の影響について，新たに有効性

評価の対象として追加すべき格納容器破損モードの観点で定性的に 分 析 し た 結 果 を 添 付 2に 示 す 。
また，出力運転時を対象として実施した地震時レベル１ＰＲＡの結果からは，地震特有の事象として原子炉建屋損傷や格納容器損傷等の炉心損傷直結事象が抽出されている。これらの事象については，深刻な事故の場合には格納容器も破損に至るが，この場合の格納容器破損は事象進展によって格納容器に負荷が加えられて破損に至るものではなく，地震による直接的な格納容器の閉じ込め機能喪失である。これらについては，耐震補強等による事象の発生防止を図ること，あるいは大規模損壊対策として可搬型のポンプ・電源，放水砲等を駆使した対応により影響緩和を試みる
ことで対応していく事象であり，有効性評価において取り扱う事
象としては適切でないと考える。
したがって，有効性評価の対象とすべき格納容器破損モードとして，内部事象出力運転時レベル１．５ＰＲＡにて抽出した格納容器破損モード以外に新たに追加が必要となる格納容器破損モー
ドはないものと判断した。
別紙 1－4

2.2

津波の影響
津波がプラントに与え得る特有の影響について，建物外部の設備が機能喪失することは想定されるものの，格納容器が津波による物理的負荷（波力・漂流物の衝撃力）によって直接損傷することは想定し難い。また，炉心損傷後の格納容器内の物理化学現象についても内部事象出力運転時レベル１．５ＰＲＡで想定するものと同等と考えられる。
したがって，有効性評価の対象とすべき格納容器破損モードとして，内部事象出力運転時レベル１．５ＰＲＡにて抽出した格納容器破損モード以外に新たに追加が必要となる格納容器破損モー
ドはないものと判断した。

2.3

内部溢水，内部火災の影響
1.1に 示 し た 起 因 事 象 の 検 討 か ら も ， 炉 心 損 傷 に 至 る 事 故 シ ー ケ

ンスグループとしては内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡで用いた事象以外に追加すべきものは発生しないと推定しており，格納容器が直接破損することは想定し難い。また，炉心損傷後の格納容器内の物理化学現象についても内部事象出力運転時レベル１．
５ＰＲＡで想定するものと同等と考えられる。
したがって，有効性評価の対象とすべき格納容器破損モードとして，内部事象出力運転時レベル１．５ＰＲＡにて抽出した格納容器破損モード以外に新たに追加が必要となる格納容器破損モー
ドはないものと判断した。

別紙 1－5

2.4

その他の外部事象の影響
1.2に 示 し た プ ラ ン ト に 与 え 得 る 影 響 の 検 討 か ら は ， 屋 外 施 設 の損傷によるサポート系の機能喪失が想定されるものの，炉心損傷に至る事故シーケンスグループとしては，内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡにて抽出された事故シーケンスグループに追加すべ
きものは発生しないものと推定している。また，炉心損傷後の格納容器内の物理化学現象についても内部事象出力運転時レベル１．
５ＰＲＡで想定するものと同等と考えられる。
したがって，有効性評価の対象とすべき格納容器破損モードとして，内部事象出力運転時レベル１．５ＰＲＡにて抽出した格納容器破損モード以外に新たに追加が必要となる格納容器破損モー
ドはないものと判断した。

3.

停止時原子炉における燃料損傷防止対策の事故シーケンスグルー
プ抽出に係る検討
停止時レベル１ＰＲＡについては，地震，津波，内部溢水，内部

火災及びその他外部事象に関するレベル１ＰＲＡの標準的なＰＲＡ手法が確立されておらず，定量評価を実施できる状況にない。このため，出力運転時の地震・津波レベル１ＰＲＡの評価結果，内部溢
水・ 内 部 火 災 及 び そ の 他 の 外 部 事 象 に 関 す る 整 理 ，図 1に 示 す 内 部 事
象停止時レベル１ＰＲＡのマスターロジックダイヤグラムを参考に，
地震，津波，内部溢水，内部火災及びその他の外部事象により発生
す る 起 因 事 象 を 以 下 の と お り 定 性 的 に 分 析 し ， 表 2に ま と め た 。
さらに，抽出した起因事象を基に，内部事象停止時レベル１ＰＲ
Ａにて抽出した事故シーケンスグループ以外に新たに追加が必要と別紙 1－6

なる事故シーケンスグループの有無を確認した。

3.1

出力運転時と停止時のプラント状態等の差異
停止時における燃料損傷防止対策の事故シーケンスグループの抽出においては，出力運転時を対象に実施した整理を参考に評価を行ったが，評価に当たってはその前提として，出力運転時と停止時のプラント状態等の差異を把握することが重要と考え，その整理を行った。整理に当たり，一般的な出力運転時と停止時の違いとして以下の観点に着目し，それぞれについて事故シーケンス
グループの抽出において，考慮が必要であるか確認した。
・崩壊熱，原子炉冷却材の温度・圧力
停 止 時 の 崩 壊 熱 ，原 子 炉 冷 却 材 の 温 度・圧 力 は 出 力 運 転 時 と 比
べ 小 さ く な る た め ，事 象 進 展 は 緩 や か に な る が ，事 故 シ ー ケ ン ス
グループの抽出においては影響しない。
・燃料損傷防止に必要となる機能
停 止 時 の 燃 料 損 傷 防 止 に 必 要 と な る 機 能 は ，出 力 運 転 時 と 異 な
り ，原 子 炉 停 止 機 能 ，高 圧 注 水 機 能 が 不 要 と な る 。そ の た め ，事
故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ の 抽 出 に お い て は ，こ れ ら の 差 異 に つ い て考慮する必要がある。
・原子炉水位，原子炉圧力容器・格納容器の状態
原 子 炉 水 位 の 変 化 は 時 間 余 裕 へ 影 響 す る も の の ，事 故 シ ー ケ ン
スグループ抽出には影響しない。
停止時は原子炉圧力容器・格納容器が開放されている状態も考えられるが，これらの状態に依らず，停止時の必要な機能は変化しないため，事故シーケンスグループの抽出において考慮不要で
別紙 1－7

ある。
・緩和設備・サポート系設備の状態
停 止 時 に お い て ，一 部 の 緩 和 設 備 及 び サ ポ ー ト 系 設 備 の 点 検 又は 試 験 に よ り そ の 機 能 に 期 待 で き な い 状 態 も 推 定 さ れ る 。た だ し ，期 待 で き る 設 備 は 少 な く な る も の の ，必 要 な 機 能 は 原 子 炉 施 設 保
安 規 定 に よ り 担 保 さ れ る も の で あ り ，ま た 既 に 内 部 事 象 停 止 時 レ
ベル１ＰＲＡでこれらの設備の点検又は試験により期待できな
い こ と は 考 慮 さ れ て い る 。そ の た め ，本 観 点 は 事 故 シ ー ケ ン ス グ
ループの抽出において考慮不要である。
・停止時特有の作業の影響
停 止 時 に お い て ，出 力 運 転 時 と は 異 な り ，点 検 作 業 等 に 伴 う 開
口 箇 所 の 発 生 な ど 現 場 の 状 態 が 異 な る こ と が 考 え ら れ る 。そ の た
め ，事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ の 抽 出 に お い て は ，こ れ ら の 差 異 について考慮する必要がある。

以上より，停止時における燃料損傷防止対策の事故シーケンス
グループの抽出においては，出力運転時を対象に実施した整理を参考にする際は，「燃料損傷防止に必要となる機能」，「停止時特有の作業の影響」について考慮する必要がある。

3.2

地震の影響
地震により個々の機器が損傷する可能性は出力運転時と停止時で異なるものではないが，各系統の機能喪失がプラントに与える影響の観点では出力運転時と停止時で異なり，停止時は燃料の崩壊熱除去に関連する系統が重要となる。
別紙 1－8

停止時に燃料の崩壊熱を除去している系統は，残留熱除去系及びそのサポート系である残留熱除去系海水系，外部電源から給電される所内電源設備である。
地震により残留熱除去系又は残留熱除去系海水系が機能喪失すると「残留熱除去系の故障」の起因事象が発生し，碍子又は所内電源設備等の送受電設備が損傷すると「外部電源喪失」の起因事
象が発生する。これらの起因事象が発生した場合，屋内に設置されている安全機能を有する系統が機能喪失した場合は燃料損傷に至るが，この事故シーケンスは，同じ系統がランダム故障等で発生することを想定している内部事象停止時レベル１ＰＲＡにて抽出される事故シーケンスと同じである。
地震特有の事象として，原子炉建屋損傷，格納容器損傷，原子炉圧力容器損傷，格納容器バイパス，原子炉冷却材圧力バウンダ
リ喪失（ＥｘｃｅｓｓｉｖｅＬＯＣＡ），計装・制御系喪失が発生すると，直接炉心損傷に至る事象が発生するが，これらについては出力運転時を対象とした炉心損傷に至る事故シーケンスの抽出における考え方と同様，損傷の規模に応じて，機能を維持した設計基準事故対処設備や重大事故等対処設備，可搬型の機器等
で燃料損傷防止を試みるものと考える。一方，損傷の程度が大き
く，設計基準事故対処設備及び重大事故等対処設備に期待できな
い場合には，大規模損壊対策を含め，原子炉建屋以外に分散配置した設備や可搬型の機器を駆使し，影響緩和を図ることで対応するべきものと考える。
したがって，停止時の地震の発生を考慮しても，内部事象停止
時レベル１ＰＲＡにて抽出した事故シーケンスグループ以外に新別紙 1－9

たに追加が必要となる事故シーケンスグループはないものと判断
した。

3.3

津波の影響
停止時においては，点検作業等に伴い，出力運転時にはない開口（大物搬入口の水密扉等の建屋開口部，防潮堤貫通部の止水防止対策の点検に伴う一時的な開口部）が発生することが考えられ，
事故シーケンス選定においては，この差異について考慮する必要がある。
大物搬入口の水密扉等については，出力運転時の津波レベル１
ＰＲＡにおいて期待しておらず，防潮堤を超え敷地に遡上する津波 が 原 子 炉 建 屋 1階 床 面 に 到 達 す る と 「 原 子 炉 建 屋 内 浸 水 に よ る 複数の緩和機能喪失」の事故シーケンスとして取り扱っている。停止時においてもこの考え方を適用すると，大物搬入口の水密扉等の建屋開口部の有無による事故シーケンス選定への影響はない。
一方，防潮堤については，出力運転時の津波レベル１ＰＲＡにおいて期待しているが，停止時における防潮堤貫通部の止水対策の点検作業に伴い，一時的に開口部が生じている間に防潮堤高さ未満の津波が発生した場合は，津波が開口部から敷地内に浸水することが考えられる。この場合でも，敷地内に浸水する津波の量が限定的であり，非常用海水ポンプの健全性は維持されると考えられるものの，非常用海水ポンプが没水，被水により機能喪失した場合は「最終ヒートシンク喪失」の起因事象が発生する。ただし，これを起因とする事故シーケンスに対しては，内部事象停止
時レベル１ＰＲＡから抽出される「全交流動力電源喪失」の事故
別紙 1－10

シーケンスグループと同様，常設代替高圧電源装置，低圧代替注
水系（常設）等により燃料損傷を防止できる。
また，防潮堤高さを超える津波に対しては，防潮堤貫通部の止水対策の点検作業の有無に関わらず，非常用海水ポンプが没水，被水により機能喪失し「最終ヒートシンク喪失」の起因事象が発生する。ただし，この場合においても，内部事象停止時レベル１
ＰＲＡから抽出される「全交流動力電源喪失」の事故シーケンス
グ ル ー プ と 同 様 ，常 設 代 替 高 圧 電 源 装 置 ，低 圧 代 替 注 水 系（ 常 設 ）等により燃料損傷を防止できる。
以上より，停止時の津波の発生を考慮しても，内部事象停止時
レベル１ＰＲＡにて抽出した事故シーケンスグループ以外に新たに追加が必要となる事故シーケンスグループはないものと判断した。
なお，停止時は，常設代替高圧電源装置等の重大事故等対処設
備が点検に伴い待機除外となる場合もあるものの，燃料損傷防止
対策が全て喪失するような複数の同時点検は実施しない運用とするとともに，その対策の機能維持に必要な浸水防止設備を維持す
る運用とする。

3.4

内部溢水，内部火災の影響
内部溢水，内部火災により個々の機器が損傷する可能性は出力運転時と停止時で異なるものではないが，各系統の機能喪失がプラントに与える影響の観点では出力運転時と停止時で異なり，停止時は燃料の崩壊熱除去に関連する系統が重要となる。
停止時に燃料の崩壊熱を除去している系統は，残留熱除去系及別紙 1－11

びそのサポート系である残留熱除去系海水系，外部電源から給電される所内電源設備である。
内部溢水，内部火災により運転中の残留熱除去系又は残留熱除去系海水系が機能喪失すると「残留熱除去系の故障」の起因事象が発生し，所内電源設備が機能喪失すると「外部電源喪失」の起因事象が発生するが，これらを起因とする事故シーケンスは，同系統の機器のランダム故障による機能喪失を想定する内部事象停止時レベル１ＰＲＡで考慮している起因事象に含まれている。
したがって，停止時の内部溢水，内部火災による起因事象の発生を考慮しても，内部事象停止時レベル１ＰＲＡにて抽出した事
故シーケンスグループ以外に新たに追加が必要となる事故シーケ
ンスグループはないものと判断した。
なお，停止時においても，燃料損傷防止に必要な機能を全て喪失することのないよう，必要な内部溢水，内部火災の影響拡大防止対策を維持する運用とする。

3.5

その他の外部事象の影響
地震，津波以外の自然現象及び外部人為事象について，出力運

転時を対象とした整理を参考に，停止時に起因事象が発生し得るかを確認した。その結果，その他の外部事象の発生に伴う起因事
象は，内部事象停止時レベル１ＰＲＡにおいて抽出した起因事象に包含されるため，内部事象停止時レベル１ＰＲＡにて抽出した
事故シーケンスグループ以外に新たに追加が必要となる事故シー
ケンスグループはないものと判断した。

別紙 1－12

4.

まとめ
今回の事故シーケンスグループ等の選定に際して，現段階でＰＲＡを適用可能と判断した出力運転時地震レベル１ＰＲＡ，出力運転
時津波レベル１ＰＲＡ以外の外部事象について，定性的な分析・推定から新たに追加すべき事故シーケンスグループ及び格納容器破損
モードはないものと評価した。
なお，今回定性的な分析とした各ＰＲＡや地震発生時に想定される地震随伴津波，地震随伴火災及び地震随伴溢水を対象としたＰＲＡについては，手法整備の研究及び実機プラントへの適用の検討を順次進めていく予定である。

別紙 1－13

別紙 1－14

内部溢水及び内部火災による常用母線等の機能喪失等
内部溢水及び内部火災による原子炉冷却材流量制御系の誤作動
内部溢水及び内部火災による工学的安全施設制御系の誤作動等
内部溢水及び内部火災による主蒸気隔離弁の誤閉止等
内部溢水及び内部火災による給水流量の全喪失等
内部火災による逃がし安全弁作動回路の誤作動等
内部溢水及び内部火災による安全機能への影響の可能性に伴う計
画外停止

非隔離事象

隔離事象

全給水喪失

逃がし安全弁誤開放

手動停止

起因事象を誘発する要因の例

内部溢水及び内部火災により誘発される起因事象

外部電源喪失起因事象

表 1

別紙 1－15

地震

津波

内部火災・内部溢水

その他の外部事象

停止時原子炉における各外部事象で発生する起因事象の抽出結果
主な燃料損傷防止対策

－

－※

※

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

・出 力 運 転 時 を 対 象 と し た 地
震レベル１ＰＲＡ結果に
基 づ き ，直 接 炉 心 損 傷 に 至る起因事象を抽出している が ，補 足 1 に 示 す と お り ，
評価方法にはかなりの保守 性 を 有 し ，か つ ，大 き な
不 確 か さ を 有 す る 。出 力 運
転 時 の 取 り 扱 い と 同 様 ，機能維持した設計基準事故
対処設備及び重大事故等対処設備を柔軟に活用し影響緩和を図ることで対応すべきものと考える。

・送 受 電 設 備 の 機 能 ・ 送 受 電 設 備 の 機 能 喪 失 ・送 受 電 設 備 の 機 能 喪
喪失
失（凍結，積雪，火山 ，竜 巻 ，森 林 火 災 ，落雷）

原子炉冷却材圧力バウンダリ喪失は直接炉心損傷に至る事象として整理する。

・原子炉建屋損傷
・格納容器損傷
・原子炉圧力容器損傷
・格納容器バイパス
・原 子 炉 冷 却 材 圧 力 バ ウ
直接炉心損傷にン ダ リ 喪 失（ Ｅ ｘ ｃ ｅ
至る事象
ｓｓｉｖｅ ＬＯＣ
Ａ）
・計測・制御系喪失

反応度投入
事象

原子炉冷却材の流出

外部電源喪失・送受電設備の損傷・残留熱除去系の損傷
・残 留 熱 除 去 系 海 水 ・ 残 留 熱 除 去 系 ポ ン プ の ・残 留 熱 除 去 系 海 水 系 ・ 常 設 代 替 高 圧 電 源 装 置・残 留 熱 除 去 系 海 水 系 の系の機能喪失停止の機能喪失（竜巻， ・低圧代替注水系（常設，可搬
残留熱除去系の・原 子 炉 建 屋 内 浸 水 ・ 残 留 熱 除 去 系 海 水 系 ポ
損傷
型）
落雷）
故障
・緊急用海水系による残留熱除
ンプの停止
等
・津波防護対策
去系の機能喪失

外部事象
起因事象

表 2

別紙 1－16

図 1

内部事象停止時レベル１ＰＲＡのマスターロジックダイヤグラム

添付資料
添付 1

有効性評価の事故シーケンスグループの選定に際しての地
震，津波以外の外部事象の考慮について

添付 2

地震レベル１．５ＰＲＡについて

別紙 1-17

添付 1
有効性評価の事故シーケンスグループの選定に際しての地震，津波以外の外部事象の考慮について「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（ 原 規 技 発 第 1306 1 93号（ 平 成 ２ ５ 年 ６ 月 １ ９ 日 原子 力 規 制 委 員 会 決 定 ））第 37条 第 1 -1項 で は ，運 転 時 の 異 常 な 過 渡 変 化
及び設計基準事故に対して原子炉の安全性を損なうことがないよう設計することを求められる構築物，系統及び機器がその安全機能を喪失した場合であって，炉心の著しい損傷に至る可能性があると想定する
事故シーケンスグループを抽出するため，個別プラントのＰＲＡ又はそれに代わる方法で評価を実施することが求められている。
外部事象のうち，日本原子力学会標準として実施基準が定められて
おりＰＲＡの適用実績がある地震及び津波については，それぞれＰＲＡを実施し事故シーケンスグループの抽出を実施している。
また，地震，津波以外の自然現象については現段階でのＰＲＡ評価
は実施困難であるため，「それに代わる方法」として以下に示す方法
にて定性的に事故シーケンスグループの抽出を行い，重大事故等対策の有効性評価において新たに追加が必要となる事故シーケンスグルー
プの有無について確認を行った。
さらに外部人為事象についても定性的に事故シーケンスグループの抽出を行い，重大事故等対策の有効性評価において新たに追加が必要となる事故シーケンスグループの有無について確認を行った。
また，自然現象，外部人為事象が重畳することによる影響について
も，定性的な評価を行い，重大事故等対策の有効性評価において新たに追加が必要となる事故シーケンスグループの有無について確認を行
別紙 1－18

った。

1.

前提条件

(1)

評価対象事象設計基準を設定する自然現象（以下「設計基準設定事象」という。）の設定は，一般的な事象に加え，国内外の規格基準から収集した様々な自然現象に対し，そもそも東海第二発電所において発生する可能性があるか，プラントの安全性が損なわれる可能性があるか，影響度の大きさから代表事象による評価が可能かといった観点でスクリーニングを実施している。
したがって，設計基準設定事象以外のものについては，そもそもプラントの安全性が損なわれる可能性がないか，有意な頻度では発生しないか，若しくは影響度の大きさから他の自然現象に包絡されるものであるため，事故シーケンスの有無の確認は，設計
基 準 設 定 事 象 で あ る 以 下 の 11 事 象 を 対 象 に 実 施 す る も の と す る 。
・洪水
・風（台風）
・竜巻
・凍結
・降水
・積雪
・落雷
・火山の影響・生物学的事象
・森林火災
別紙 1－19

・高潮
なお，設計基準設定事象以外については，上述のとおり，基本的には事故シーケンスに至ることはないか，有意な頻度では発生しないか，若しくは影響度の大きさから他の自然現象に包絡されるものであると判断しているものの，各自然現象により想定される発電所への影響（損傷・機能喪失モード）を踏まえ，考え得る
起 因 事 象 に つ い て 整 理 し て お り ， そ の 結 果 か ら も 上 記 11 事 象 に 加え詳細評価が必要な事象は無いことを確認している。なお，このう ち 5事 象 に つ い て は ， 他 事 象 に 包 絡 さ れ る （ 洪 水 ， 風 （ 台 風 ） ，降水，高潮）か，起因事象の発生はない（生物学的事象）ことを
確 認 し て い る 。 （ 補 足 1）
ま た ，各 外 部 人 為 事 象 に よ り 想 定 さ れ る 発 電 所 へ の 影 響（ 損 傷 ・機能喪失モード）を踏まえ，考え得る起因事象についても整理しており，その結果から新たな起因事象がないこと，事象の影響として設計基準設定事象に包絡されることを確認している。
（ 補 足 2）

(2)

想定範囲
上記設計基準設定事象については，それぞれ考慮すべき最も過酷と考えられる条件を設定している。具体的には，設計基準設定を超えた規模を仮定する。

2.

評価方法

2.1
(1)

起因事象の特定構築物，系統及び機器（以下「設備等」という。）の損傷・
別紙 1－20

機能喪失モードの抽出
1.に て 示 し た 風 ，積 雪 等 の 自 然 現 象 が 設 計 基 準 を 超 え る 規 模 で
発 生 し た 場 合 に ，発 電 所 に 与 え る 影 響 は 地 震 ，津 波 ほ ど 十 分 な 知
見 が な い 。そ こ で ，こ こ で は 国 外 の 評 価 事 例 ，国 内 の ト ラ ブ ル 事
例 及 び 規 格・基 準 に て 示 さ れ て い る 発 電 所 の 影 響 を 収 集 し ，対 象とする自然現象が発生した場合に設備等へどのような影響を与えるか（設備等への損傷・機能喪失モード）の抽出を行う。

(2)

評価対象設備の選定(1 )で 抽 出 し た 損 傷 ・ 機 能 喪 失 モ ー ド に 対 し ， 影 響 を 受 け る 可

能 性 が あ る 設 備 等 の う ち ，プ ラ ン ト の 運 転 継 続 や 安 全 性 に 影 響 を及ぼす可能性のある設備等を評価対象設備として選定する。

(3)

起因事象となり得るシナリオの選定(1)で 抽 出 し た 損 傷・機 能 喪 失 モ ー ド に 対 し て ，( 2)で 選 定 し た

評 価 対 象 設 備 へ の 影 響 を 検 討 の 上 ，発 生 可 能 性 の あ る シ ナ リ オ を選定する。
シ ナ リ オ の 選 定 に 当 た っ て は ，事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ 抽 出 に当たって考慮すべき起因事象となり得るシナリオを選定する。
な お ，起 因 事 象 の 選 定 は ，日 本 原 子 力 学 会 標 準「 原 子 力 発 電 所の出力運転状態を対象とした確率論的安全評価に関する実施基
準 ： 200 8（ レ ベ ル １ Ｐ Ｓ Ａ 編 ） 」 （ 以 下 「 学 会 標 準 」 と い う 。 ）に示される考え方などを参考に行う。

別紙 1－21

(4)起因事象の特定(3) で 選 定 し た 各 シ ナ リ オ に つ い て 発 生 可 能 性 を 評 価 し ， 事 故シーケンスグループ抽出に当たって考慮すべき起因事象の特定を行う。
な お ，過 去 の 観 測 実 績 等 を も と に 発 生 可 能 性 を 評 価 可 能 な も のに つ い て は ，影 響 の あ る 事 故 シ ー ケ ン ス の 要 因 と な る 可 能 性 に ついて考察を行う。

2.2

事故シーケンスの特定
2.1 (4) に て 特 定 し た 起 因 事 象 に つ い て ， 内 部 事 象 レ ベ ル １ Ｐ Ｒ

Ａや地震，津波レベル１ＰＲＡにて考慮しておらず，重大事故の有効性評価において追加すべき新たな事故シーケンスにつながる
可能性のあるものの有無について確認を行う。
また，新たな事故シーケンスにつながる可能性のある起因事象が確認された場合，事故シーケンスに至る可能性について評価の上，有意な影響のある事故シーケンスとなり得るかについて確認を行う。
事故シーケンスに至る可能性の評価については，旧原子力安
全・保安院指示に基づき実施したストレステストでの評価方法などを参考に実施するものとする。

3.

個別事象評価のまとめ
1. に て 示 し た 各 評 価 対 象 事 象 に つ い て ， 事 故 シ ー ケ ン ス に 至 る 可

能 性 の あ る 起 因 事 象 に つ い て 特 定 し た 結 果 （ 補 足 1-1 ～ 6 参 照 ） ， 内
部事象や地震，津波レベル１ＰＲＡで考慮している起因事象に包含
別紙 1－22

されることを確認した。また，各評価対象事象によって機能喪失する可能性のある緩和設備について確認し，起因事象が発生した場合であっても，緩和設備が機能維持すること等により，必要な機能を確 保 す る こ と は 可 能 で あ る こ と を 確 認 し た（ 補 足 1- 7）。し た が っ て ，
内部事象や地震，津波レベル１ＰＲＡにて抽出した事故シーケンスに対して新たに追加すべき事故シーケンスは発生しないものと判断した。

4.

設計基準を超える自然現象の重畳の考慮について(1)

自然現象の重畳影響
自然現象の重畳評価については，損傷・機能喪失モードの相違に応じて，以下に示す影響を考慮する。
Ⅰ．各自然現象から同じ影響がそれぞれ作用し，重ね合わさって増長するケース（例：積雪と降下火砕物による堆積荷重の増加）Ⅱ．ある自然現象の防護施設が他の自然現象によって機能喪失す
ることにより影響が増長するケース（例：地震により浸水防止機能が喪失して浸水量が増加）
Ⅲ -1 ． 他 の 自 然 現 象 の 作 用 に よ り 前 提 条 件 が 変 化 し ， 影 響 が 増 長するケース（例：降水による降下火砕物密度の増加）
Ⅲ -2 ． 他 の 自 然 現 象 の 作 用 に よ り 影 響 が 及 ぶ よ う に な る ケ ー ス（例：斜面に降下火砕物が堆積した後に大量の降水により滑り，プラント周辺まで降下火砕物を含んだ水が押し寄せる状態。単独事象としては想定していない。）

別紙 1－23

(2)自然現象の重畳によるシナリオの選定
基本的には一般的な事象に加え，国内外の規格基準から収集した 自 然 現 象 に つ い て ( 1) Ⅰ ～ Ⅲ - 2 に 示 し た 重 畳 影 響 の 確 認 を 実 施した。
ただし，以下の観点から明らかに事故シーケンスにはつながらないと考えられるものについては重畳影響を考慮不要と判断し確認対象から除外した。

○東海第二発電所及びその周辺では発生しない（若しくは，発生が 極 め て 稀 ） と 判 断 し た 事 象 （ No. は 補 足 1 参 照 ）No.2： 隕 石 ， No.9： 土 壌 の 収 縮 又 は 膨 張 ， No. 1 4： 雪 崩 ， N o . 2 4 ：草 原 火 災 ， No .28 ： ハ リ ケ ー ン ， No .31 ： 氷 壁 ， N o.3 2： 土 砂 崩 れ（ 山 崩 れ ，が け 崩 れ ），No .42：地 滑 り ，No.43：カ ル ス ト ，No. 44 ：地 下 水 に よ る 浸 食 ，N o.4 7：地 下 水 に よ る 地 滑 り ，N o.53：土 石 流 ，No.54 ： 水 蒸 気○単独事象での評価において設備等への影響がない（若しくは，非常に小さい）と判断した事象で，他の事象との重畳を考慮して も 明 ら か に 設 備 等 へ の 影 響 が 無 い と 判 断 し た 事 象 （ No. は 補 足
1参 照 ）
No.4 ： 河 川 の 迂 回 ， No .16 ： 海 岸 浸 食 ， No .17 ： 干 ば つ ， N o.2 1：
濃 霧 ， No.2 3 ： 霜 ・ 白 霜 ， No. 26 ： 極 高 温 ， No. 34 ： 湖 又 は 河 川 の
水 位 低 下 ，No .36：陥 没・地 盤 沈 下・地 割 れ ，No. 38：も や ，N o.39 ：塩 害 ・ 塩 雲 ， No. 40 ： 地 面 の 隆 起 ， N o. 51： 低 温 水 （ 海 水 温 低 ） ，No.52 ： 泥 湧 出 （ 液 状 化 ）
確 認 し た 結 果 と し て は ， 重 畳 影 響 Ⅰ ～ Ⅲ -1に つ い て は ， 以 下 に
別紙 1－24

示す理由から，単独事象での評価において抽出されたシナリオ以外 の シ ナ リ オ が 生 じ る こ と は な く ， 重 畳 影 響 Ⅲ -2に つ い て も ， 他
事象にて抽出したシナリオであり，新たなものが確認されなかった 。 個 別 自 然 現 象 の 重 畳 影 響 の 確 認 結 果 を 補 足 3に 示 す 。 ま た ， 外部 人 為 事 象 と の 重 畳 影 響 に つ い て は ， 補 足 4に 示 す と お り 自 然 現 象の重畳影響に包絡されると判断した。
Ⅰ．各自然現象から同じ影響がそれぞれ作用し，重ね合わさって増長するケース
重 畳 に よ り 影 響 度 合 い が 大 き く な る の み で あ り ，単 独 で 設 計 基
準を超える事象に対してシナリオの抽出を行っていることを踏まえると，新たなシナリオは生じない。
Ⅱ．ある自然現象の防護施設が他の自然現象によって機能喪失す
ることにより，影響が増長するケース
単 独 の 自 然 現 象 に 対 す る シ ナ リ オ の 選 定 に お い て ，設 計 基 準 を
超 え る 事 象 を 評 価 対 象 と し て い る と い う こ と は ，つ ま り 設 備 耐 力や 防 護 対 策 に 期 待 し て い な い と い う こ と で あ り ，単 独 事 象 の 評 価において抽出された以外の新たなシナリオは生じない。
Ⅲ -1 ． 他 の 自 然 現 象 の 作 用 に よ り 前 提 条 件 が 変 化 し ， 影 響 が 増 長するケース
一方の自然現象の前提条件が，他方の自然現象により変化し，
元 の 自 然 現 象 の 影 響 度 が 大 き く な っ た と し て も ，Ⅰ ．と 同 様 ，単独で設計基準を超える事象に対してシナリオ抽出を行っている
ため，新たなシナリオは生じない。
Ⅲ -2 ． 他 の 自 然 現 象 の 作 用 に よ り 影 響 が 及 ぶ よ う に な る ケ ー ス
単 独 事 象 で は 影 響 が 及 ば な い 評 価 で あ っ た の に 対 し ，事 象 が 重
別紙 1－25

畳 す る こ と に よ り 影 響 が 及 ぶ よ う に な る も の は ，降 下 火 砕 物 と 降
水 の 組 合 せ の み で あ っ た が ，屋 外 設 備（ 外 部 電 源 系 ，海 水 ポ ン プ
等 ）の 損 傷 を 想 定 し て も ，起 因 事 象 と し て は 外 部 電 源 喪 失 ，全 交流 動 力 電 源 喪 失 及 び 最 終 ヒ ー ト シ ン ク 喪 失 で あ り ，新 し い シ ナ リ
オは生じない。

(3)

重畳影響評価まとめ
事故シーケンスの抽出という観点においては，上述のとおり，自然現象が重畳することにより，単独事象の評価で特定されたシ
ナリオに対し新たなものが生じることはなく，自然現象の重畳により新たに追加すべき事故シーケンスは発生しないものと判断し
た。

5.

全体まとめ
地震，津波以外の自然現象，外部人為事象について，事故シーケ

ンスに至る可能性のある起因事象について特定した結果，内部事象
や地震，津波レベル１ＰＲＡにて抽出した事故シーケンスに対して新たに追加すべき事故シーケンスは発生しないものと判断した。
また，地震，津波を含む，各自然現象の重畳影響についても確認を実施した結果，単独事象での評価と同様に，内部事象や地震，津波レベル１ＰＲＡにて抽出した事故シーケンスに対して新たに追加すべき事故シーケンスは発生しないものと判断した。

別紙 1－26

補足資料
補足 1 過酷な自然現象により考え得る起因事象等
補 足 1- 1 凍 結 事 象 に 対 す る 事 故 シ ー ケ ン ス 抽 出
補 足 1- 2 積 雪 事 象 に 対 す る 事 故 シ ー ケ ン ス 抽 出
補 足 1- 3 火 山 の 影 響 に 対 す る 事 故 シ ー ケ ン ス 抽 出
補 足 1- 4 竜 巻 事 象 に 対 す る 事 故 シ ー ケ ン ス 抽 出
補 足 1- 5 森 林 火 災 事 象 に 対 す る 事 故 シ ー ケ ン ス 抽 出
補 足 1- 6 落 雷 事 象 に 対 す る 事 故 シ ー ケ ン ス 抽 出
補 足 1- 7 起 因 事 象 の 発 生 が 考 え ら れ る そ の 他 の 自 然 現 象 と 起 因 事
象発生時の対応
補足 2 過酷な外部人為事象により考え得る起因事象等
補足 3 自然現象の重畳確認結果
補足 4 外部人為事象に関わる重畳の影響について

別紙 1－27別紙 1－37

自然現象

もや

塩害・塩雲

地面の隆起

動物

地滑り

カルスト

地下水による浸食

海水面低

海水面高

地下水による地滑り

水中の有機物

太陽フレア，磁気嵐

高温水（海水温高）

低温水（海水温低）

泥湧出（液状化）

土石流

水蒸気

毒性ガス

39

40

41

42

43

44

45

46

47

48

49

50

51

52

53

54

55

（気圧高低）

極限的な圧力計基準設定事象）（色塗り部は 6 条の設

38

37

No

荷重（気圧差）竜巻（No.20）の評価に包絡される。

想定される起因事象等

ケーブル類の損傷

生物学的事象（No.15）の評価に包絡される。

海水面の上昇による設備の浸水

海水面の低下による海水の枯渇
津波（No.11）の評価に包絡される。

津波（No.11）の評価に包絡される。

取水口，海水ストレーナ等の閉塞
高温水

磁気嵐による誘導電流

高温水により海水系に影響するため，生物学的事象（No.15）の評価に包絡される。

磁気嵐に伴う送電線に誘導電流が発生し，その影響は，落雷（No.33）の評価に包絡される。

生物学的事象（No.15）の評価に包絡される。

閉塞（吸気等）毒性ガスの吸込みによる吸気口等の閉塞

森林火災（No.22）の評価に包絡される。

周辺での水蒸気の発生は考え難く，設備の損傷・機能喪失が発生するシナリオは考え難い。

東海第二発電所周辺には土石流が発生する地形，地質はないため，設備の損傷・機能喪失が発生するシナリオは考え難い。

するシナリオは考え難い。

安全上重要な施設の基礎地盤は岩盤又は液状化対策（地盤改良）済みの地盤であり，液状化に伴う地盤変状の影響を受けないため，設備の損傷・機能喪失が発生

低温水により設備の損傷・機能喪失が発生するシナリオは考え難い。

温度

電気的影響

閉塞（海水系）

地内における地滑りによる設備の損傷・機能喪失が発生するシナリオは考え難い。

地すべり地形分布図及び土砂災害危険箇所図によると，東海第二発電所の敷地及びその近傍には地滑りを起こすような地形は存在しないため，東海第二発電所敷浸水

渇水

流れは発生しないため，設備の損傷・機能喪失が発生するシナリオは考え難い。

東海第二発電所敷地には地盤を浸食する地下水脈は認められず，また，東海第二発電所敷地内の地下水位分布は海に向かって勾配を示しており，浸食をもたらするシナリオは考え難い。

東海第二発電所の敷地及び敷地周辺にカルスト地形は認められず，東海第二発電所の地質もカルストを形成する要因はないため，設備の損傷・機能喪失が発生す

地内における地滑りによる設備の損傷・機能喪失が発生するシナリオは考え難い。

地すべり地形分布図及び土砂災害危険箇所図によると，東海第二発電所の敷地及びその近傍には地滑りを起こすような地形は存在しないため，東海第二発電所敷

物理的損傷ないため，設備の損傷・機能喪失が発生するシナリオは考え難い。

東海第二発電所の敷地及びその近傍に活断層は分布していないことから，地震に伴う地殻変動によって安全施設の機能に影響を及ぼすような地盤の隆起は発生し事象の進展が遅く，設備等への影響の緩和又は排除が可能である。

もやにより設備の損傷・機能喪失が発生するシナリオは考え難い。

荷重

設備等の損傷・機能喪失モードの抽出

設計基準を超える事象の発生を想定した場合の評価

過酷な自然現象により考え得る起因事象等

補足 1-1
凍結事象に対する事故シーケンス抽出

1.
(1)

起因事象の特定構築物，系統及び機器（以下「設備等」という。）の損傷・機能喪失モードの抽出
低温事象により設備等に発生する可能性のある影響について，国外の評
価事例や国内で発生したトラブル事例も参照し，以下のとおり，損傷・機能喪失モードを抽出した。

(2)①

屋外タンク及び配管内流体の凍結②

ヒートシンク（海水）の凍結③

着氷による送電線の相間短絡

評価対象設備の選定(1)で抽出した損傷・機能喪失モードに対し，影響を受ける可能性のある設備等のうち，プラントの運転継続や安全性に影響を及ぼす可能性のある設備等を評価対象設備として選定する。
具体的には，以下に示す屋外設置の設備等を評価対象設備として選定した。
①

屋外タンク及び配管内流体の凍結・軽油貯蔵タンク及び非常用ディーゼル発電機等の燃料移送系（以下「軽油貯蔵タンク等」という。）
・復水貯蔵タンク及び付属配管（以下「復水貯蔵タンク等」という。）②

ヒートシンク（海水）の凍結
・取水設備（海水）別紙 1－38③

着氷による送電線の相間短絡
・送電線

(3)

起因事象になり得るシナリオの選定(1)で抽出した各損傷・機能喪失モードに対して，(2)で選定した評価対象設備への影響を検討の上，発生可能性のあるシナリオを選定した。
①

屋外タンク及び配管内流体の凍結・軽油貯蔵タンク等の凍結
低温によって軽油貯蔵タンク等の軽油が凍結するとともに，以下③に示す外部電源喪失が発生している状況下においては，非常用ディーゼル発電機等のデイタンクの燃料枯渇により「全交流動力電源喪失」に至るシナリオ
・復水貯蔵タンク等の凍結
低温によって復水貯蔵タンク等の保有水が凍結した場合，補給水系の喪失により「計画外停止」に至るシナリオ②

ヒートシンク（海水）の凍結
低温によって東海第二発電所周辺の海水が凍結することは起こり得ないと考えられるため，この損傷・機能喪失モードについては考慮しない。

③着氷による送電線の相間短絡
・送電線の地絡，短絡
送電線や碍子へ着氷することによって相間短絡を起こし，「 外部電源喪失」に至るシナリオ
別紙 1－39

(4)起因事象の特定(3)で選定した各シナリオについて，想定を超える低温（凍結）事象に対しての裕度評価（起因事象発生可能性評価）を実施し，事故シーケンス
グループ抽出に当たって考慮すべき起因事象の特定を行った。
①

屋外タンク及び配管内流体の凍結・軽油貯蔵タンク等の凍結
燃料移送系が凍結するような低温事象は，事前に予測が可能であり，燃料移送系の循環運転等による凍結防止対策が可能であることから，燃料移送系が凍結する可能性は非常に稀であり，有意な頻度
又は影響のある事故シーケンスの要因にはなり得ないと考えられるため，考慮すべき起因事象としては特定不要であると判断した。
・復水貯蔵タンク等の凍結
復水貯蔵タンク等の保有水が凍結するような低温事象は，事前に予測が可能であり，復水貯蔵タンク等の循環運転等による凍結防止対策が可能であることから，保有水が凍結する可能性は非常に稀であり，有意な頻度又は影響のある事故シーケンスの要因にはなり得ないと考えられるため，考慮すべき起因事象としては特定不要であると判断した。

②

ヒートシンク（海水）の凍結(3)②のとおり，この損傷・機能喪失モードは考慮しないため，起因事象として特定しない。

③

着氷による送電線の相間短絡
・送電線の地絡，短絡
別紙 1－40

着氷に対して設計上の配慮はなされているものの，設計基準を超える低温事象に対しては発生を否定できず，送電線の損傷に伴う外部電源喪失に至るシナリオは考えられるため，起因事象として特定する。

2.

事故シーケンスの特定
1.にて設計基準を超える低温事象に対し発生可能性のある起因事象として
外部電源喪失を特定したが，運転時の内部事象や地震，津波レベル１ＰＲＡにて考慮していることから，追加すべき新しい事故シーケンスではない。
よって，凍結を起因とする有意な頻度又は影響のある事故シーケンスは新たに生じないと判断した。

別紙 1－41

補足 1-2
積雪事象に対する事故シーケンス抽出1．起因事象の特定(1)

構築物，系統及び機器（以下「設備等」という。）の損傷・機能喪失モードの抽出
積雪事象により設備等に発生する可能性のある影響について，国外の評
価事例や国内で発生したトラブル事例も参照し，以下のとおり，損傷・機能喪失モードを抽出した。

(2)①

建屋天井や屋外設備に対する積雪荷重②

着雪による送電線の相間短絡③

給気口等の閉塞評価対象設備の選定(1)で抽出した損傷・機能喪失モードに対し，影響を受ける可能性のある設備等のうち，プラントの運転継続や安全性に影響を及ぼす可能性のある設備等を評価対象設備として選定する。
具体的には，以下に示す建屋及び屋外設置（屋外に面した設備含む。）の設備等を評価対象設備として選定した。
①

建屋天井や屋外設備に対する積雪荷重＜建屋＞
・原子炉建屋（原子炉棟，付属棟）
・タービン建屋＜屋外設備＞
・外部電源系（超高圧開閉所，特別高圧開閉所，変圧器）
・非常用ディーゼル発電機等の付属機器（排気ファン，吸気口等）
別紙 1－42

・復水貯蔵タンク
・残留熱除去系海水系
・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水系
・非常用ディーゼル発電機用海水系
・補機冷却系海水系
・循環水系②

着雪による送電線の相間短絡・送電線③

給気口等の閉塞・非常用ディーゼル発電機等の付属機器（給気口，吸気口）
・中央制御室換気系（給気口）
・残留熱除去系海水系（モータ）・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水系（モータ）・非常用ディーゼル発電機用海水系（モータ）・補機冷却系海水系（モータ）・循環水系（モータ）(3)

起因事象になり得るシナリオの選定(1)で抽出した各損傷・機能喪失モードに対して，(2)で選定した評価
対象設備への影響を検討の上，発生可能性のあるシナリオを選定した。
①

建屋天井や屋外設備に対する積雪荷重＜建屋＞
・原子炉建屋
別紙 1－43

原子炉建屋原子炉棟屋上が積雪荷重により崩落した場合に，建屋最上階に設置している原子炉補機冷却系サージタンクが損傷し，原子炉補機冷却系の機能喪失による「隔離事象」に至るシナリオ
原子炉建屋付属棟屋上が積雪荷重により崩落した場合に，建屋最上階に設置している中央制御室換気系の機能喪失による「計画外停止」に至るシナリオ
原子炉建屋付属棟屋上が積雪荷重により崩落した場合に，建屋最上階に設置 している 原子炉建屋 給気隔 離弁の機能喪 失による
「計画外停止」に至るシナリオ
原子炉建屋付属棟（廃棄物処理棟）屋上が積雪荷重により崩落した場合に，建屋最上階に設置している気体廃棄物処理施設の機能喪失による「隔離事象」に至るシナリオ
原子炉建屋付属棟（廃棄物処理棟）屋上が積雪荷重により崩落した場合に，建屋最上階に設置している原子炉建屋排気隔離弁の機能喪失による「計画外停止」に至るシナリオ
・タービン建屋
タービン建屋屋上が積雪荷重により崩落した場合に，建屋最上階に設置しているタービンや発電機に影響が及び「非隔離事象」に至るシナリオ
タービン建屋屋上が積雪荷重により崩落した場合に，建屋最上階に設置しているタービン補機冷却系サージタンクに影響が及び，「タービン・サポート系故障」に至るシナリオ＜屋外設備＞
・外部電源系（超高圧開閉所，特別高圧開閉所，変圧器）
超高圧開閉所屋上，特別高圧開閉所，変圧器が積雪荷重により別紙 1－44崩落し，外部電源系に影響が及び，「外部電源喪失」に至るシナリ
オ・復水貯蔵タンク
復水貯蔵タンク天板が積雪荷重により崩落し，保有水が喪失した場合，補給水系の喪失により「計画外停止」に至るシナリオ
・非常用ディーゼル発電機等の付属機器
積雪荷重により非常用ディーゼル発電機等の付属機器が損傷した場合，非常用ディーゼル発電機等の機能喪失，仮に②の外部電源喪失の同時発生を想定した場合，「全交流動力電源喪失」に至る
シナリオ
・残留熱除去系海水系
積雪荷重により残留熱除去系海水系ポンプが損傷した場合，残留熱除去系海水系の機能喪失による「最終ヒートシンク喪失」に至るシナリオ
・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水系
積雪荷重により高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水ポ
ンプが損傷した場合，高圧炉心スプレイ系の機能喪失による「計画外停止」に至るシナリオ
・非常用ディーゼル発電機用海水系
積雪荷重により非常用ディーゼル発電機用海水ポンプが損傷した場合，非常用ディーゼル発電機の機能喪失，仮に高圧炉心スプ
レイ系ディーゼル発電機用海水系の機能喪失及び②の外部電源喪失の同時発生を想定した場合，「全交流動力電源喪失」に至るシナ
リオ
・補機冷却系海水系
別紙 1－45

積雪荷重により補機冷却系海水系ポンプが損傷した場合，タービン補機冷却系喪失による「タービン・サポート系故障」に至る
シナリオ
・循環水系
積雪荷重により循環水ポンプが損傷した場合，復水器真空度喪失による「隔離事象」に至るシナリオ②

着雪による送電線の相間短絡
送電線や碍子へ着雪することによって相間短絡を起こし，「 外部電源喪失」に至るシナリオ③

給気口等の閉塞・非常用ディーゼル発電機等の付属機器の閉塞
積雪により非常用ディーゼル発電機等の給気口，吸気口が閉塞した場合，非常用ディーゼル発電機等の機能喪失，仮に②の外部電源喪失の同時発生を想定した場合，「全交流動力電源喪失」に至るシナリオ
・中央制御室換気系給気口の閉塞
中央制御室換気系の給気口は，地面より約 5.9m，約 19m の 2 箇所に設置されており，堆積物による閉塞は考え難いため，シナリ
オの選定は不要である。
・海水ポンプモータ空気冷却器給気口の閉塞
積雪により残留熱除去系海水系ポンプモータの空気冷却器給気口が閉塞した場合，残留熱除去系海水系の機能喪失による「最終ヒートシンク喪失」に至るシナリオ
別紙 1－46

高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水ポンプモータの空気冷却器給気口が閉塞した場合，高圧炉心スプレイ系の機能喪失による「計画外停止」に至るシナリオ
非常用ディーゼル発電機用海水ポンプモータの空気冷却器給気口が閉塞した場合，非常用ディーゼル発電機の機能喪失，仮に高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水系の機能喪失及び②の外部電源喪失の同時発生を想定した場合，「全交流動力電源喪失」に至るシナリオ
補機冷却系海水系ポンプモータの空気冷却器給気口が閉塞した
場合，タービン補機冷却系喪失による「タービン・サポート系故障」に至るシナリオ
循環水ポンプモータの空気冷却器給気口が閉塞した場合，復水器真空度喪失による「隔離事象」に至るシナリオ(4)

起因事象の特定(3)で選定した各シナリオについて，想定を超える積雪事象に対しての裕度評価（起因事象発生可能性評価）を実施し，事故シーケンスグルー
プ抽出に当たって考慮すべき起因事象の特定を行った。
①

建屋天井や屋外設備に対する積雪荷重
積雪事象が各建屋天井や屋外設備の許容荷重を上回った場合には，(3)にて選定した各シナリオが発生する可能性はあるが，各建屋天井の崩落や屋外設備が損傷するような積雪事象は，積雪事象の進展速度を踏まえると除雪管理が可能であることから，発生可能性は非常に稀であり，有意な頻度又は影響のある事故シーケンスの要因にはなり得ないと考えられるため，考慮すべき起因事象としては選定不別紙 1－47

要であると判断した。
②

着雪による送電線の相間短絡
着雪に対して設計上の配慮はなされているものの，設計基準を超える積雪事象に対しては発生を否定できず，送電線の着雪による短絡を想定した場合，外部電源喪失に至るシナリオは考えられるため，起因事象として選定する。

③

給気口等の閉塞
積雪事象により非常用ディーゼル発電機等の給気口，吸気口が閉塞した場合には，(3)にて選定したシナリオが発生する可能性がある
が，非常用ディーゼル発電機等の給気口，吸気口が閉塞するような積雪事象は，積雪事象の進展速度を踏まえると除雪管理が可能であることから，発生可能性は非常に稀であり，有意な頻度又は影響のある事故シーケンスの要因にはなり得ないと考えられるため，考慮すべき起因事象としては選定不要であると判断した。
また，モータ空気冷却器給気口が閉塞した場合には，(3)で選定したシナリオが発生する可能性があるが，モータ空気冷却器給気口が閉塞するような積雪事象は，積雪事象の進展速度を踏まえると除雪管理が可能であることから，発生可能性は非常に稀であり，有意な頻度又は影響のある事故シーケンスの要因にはなり得ないと考えられるため，考慮すべき起因事象としては選定不要であると判断した。

2.

事故シーケンスの特定
1.にて設計基準を超える積雪事象に対し発生可能性のある起因事象として
外部電源喪失を特定したが，運転時の内部事象や地震，津波レベル１ＰＲＡ
別紙 1－48

にて考慮していることから，追加すべき新しい事故シーケンスではない。
よって，積雪を起因とする有意な頻度又は影響のある事故シーケンスは新たに生じないと判断した。

別紙 1－49

補足 1-3
火山の影響に対する事故シーケンス抽出

1.

起因事象の特定(1)

構築物，系統及び機器（以下「設備等」という。）の損傷・機能喪失モードの抽出
火山事象のうち，火山性土石流といった原子力発電所の火山影響評価ガイド（制定

平成 25 年 6 月 19 日

原規技発第 13061910 号

原子力規制委員会

決定）（以下「影響評価ガイド」という。）において設計対応不可とされている事象については，影響評価に基づく立地評価にて原子力発電所の運用期間
中に影響を及ぼす可能性がないと判断されている。よって，個々の火山事象への設計対応及び運転対応の妥当性について評価を行うため抽出した降下火砕物を対象に原子力発電所への影響を検討するものとする。
降下火砕物により設備等に発生する可能性のある影響について，影響評価
ガイドも参照し，以下のとおり，損傷・機能喪失モードを抽出した。

(2)①

建屋天井や屋外設備に対する降下火砕物の堆積荷重②

降下火砕物による海水ストレーナ等の閉塞③

降下火砕物による給気口等の閉塞④

降下火砕物に付着している腐食成分による化学的影響⑤

降下火砕物の付着による送電線の相間短絡

評価対象設備の選定(1)で抽出した損傷・機能喪失モードに対し，影響を受ける可能性のある設備等のうち，プラントの運転継続や安全性に影響を及ぼす可能性のある設備等を評価対象設備として選定する。
具体的には，以下に示す建屋及び屋外設置（屋外に面した設備含む）の設
別紙 1－50

備等を評価対象設備として選定した。
①

建屋天井や屋外設備に対する降下火砕物の堆積荷重＜建屋＞
・原子炉建屋（原子炉棟，付属棟）
・タービン建屋＜屋外設備＞
・外部電源系（超高圧開閉所，特別高圧開閉所，変圧器）
・非常用ディーゼル発電機等の付属機器（排気ファン，吸気口等）
・復水貯蔵タンク・残留熱除去系海水系
・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水系
・非常用ディーゼル発電機用海水系
・補機冷却系海水系
・循環水系②

降下火砕物による海水ストレーナ等の閉塞・残留熱除去系海水系
・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水系
・非常用ディーゼル発電機用海水系
・補機冷却系海水系
・循環水系③

降下火砕物による給気口等の閉塞
・非常用ディーゼル発電機等の付属機器（給気口，吸気口）
・中央制御室換気系（給気口）
別紙 1－51

・残留熱除去系海水系（モータ）・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水系（モータ）・非常用ディーゼル発電機用海水系（モータ）・補機冷却系海水系（モータ）・循環水系（モータ）④

降下火砕物に付着している腐食成分による化学的影響
・屋外設備全般⑤

降下火砕物の付着による送電線の相間短絡
・送電線

(3)

起因事象になり得るシナリオの選定(1)で抽出した各損傷・機能喪失モードに対して，(2)で選定した評価対象
設備への影響を検討の上，発生可能性のあるシナリオを選定した。
①

建屋天井や屋外設備に対する降下火砕物の堆積荷重＜建屋＞
・原子炉建屋
原子炉建屋原子炉棟屋上が降下火砕物による堆積荷重により崩落した場合に，建屋最上階に設置している原子炉補機冷却系サージタン
クが機能喪失することによる「隔離事象」に至るシナリオ
原子炉建屋付属棟屋上が降下火砕物による堆積荷重により崩落した場合に，建屋最上階に設置している中央制御室換気系が機能喪失す
ることによる「計画外停止」に至るシナリオ
原子炉建屋付属棟屋上が降下火砕物による堆積荷重により崩落し別紙 1－52

た場合に，建屋最上階に設置している原子炉建屋給気隔離弁が機能喪失することによる「計画外停止」に至るシナリオ
原子炉建屋付属棟（廃棄物処理棟）屋上が降下火砕物による堆積荷重により崩落した場合に，建屋最上階に設置している気体廃棄物処理施設が機能喪失することによる「隔離事象」に至るシナリオ
原子炉建屋付属棟（廃棄物処理棟）屋上が降下火砕物による堆積荷重により崩落した場合に，建屋最上階に設置している原子炉建屋排気隔離弁が機能喪失することによる「隔離事象」に至るシナリオ
・タービン建屋
タービン建屋屋上が降下火砕物による堆積荷重により崩落した場
合に，建屋最上階に設置しているタービンや発電機に影響が及び，「非隔離事象」に至るシナリオ
また，タービン補機冷却系サージタンクに影響が及び，「タービン・
サポート系故障」に至るシナリオ＜屋外設備＞
・外部電源系（超高圧開閉所，特別高圧開閉所，変圧器）
超高圧開閉所屋上，特別高圧開閉所，変圧器が降下火砕物による堆積荷重により崩落し，外部電源系に影響が及び，「外部電源喪失」に至るシナリオ・復水貯蔵タンク
復水貯蔵タンク天板が降下火砕物による堆積荷重により崩落し，保有水が喪失した場合，補給水系の喪失により「計画外停止」に至るシ
ナリオ
・非常用ディーゼル発電機等の付属機器
降下火砕物による堆積荷重により非常用ディーゼル発電機等の付
別紙 1－53

属機器が損傷した場合，非常用ディーゼル発電機等の機能喪失，仮に⑤の外部電源喪失の同時発生を想定した場合，「 全交流動力電源喪失」に至るシナリオ・残留熱除去系海水系
降下火砕物による堆積荷重により残留熱除去系海水系ポンプが損傷した場合，残留熱除去系海水系の機能喪失による「最終ヒートシン
ク喪失」に至るシナリオ
・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水系
降下火砕物による堆積荷重により高圧炉心スプレイ系ディーゼル
発電機用海水ポンプが損傷した場合，高圧炉心スプレイ系の機能喪失による「計画外停止」に至るシナリオ
・非常用ディーゼル発電機用海水系
降下火砕物による堆積荷重により非常用ディーゼル発電機用海水ポンプが損傷した場合，非常用ディーゼル発電機の機能喪失，仮に高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水系の機能喪失及び⑤の外部電源喪失の同時発生を想定した場合，「全交流動力電源喪失」に至るシナリオ
・補機冷却系海水系
降下火砕物による堆積荷重により補機冷却系海水系ポンプが損傷した場合，タービン補機冷却系喪失による「タービン・サポート系故障」に至るシナリオ
・循環水系
降下火砕物による堆積荷重により循環水ポンプが損傷した場合，復水器真空度喪失による「隔離事象」に至るシナリオ

別紙 1－54

②

降下火砕物による海水ストレーナ等の閉塞
海水ストレーナや熱交換器の目開きは，降下火砕物の粒径より大きい
ことから閉塞し難いため，シナリオの選定は不要である。
海水中への降下火砕物によって海水ポンプ軸受が異常摩耗した場合，残留熱除去系海水系の機能喪失による「最終ヒートシンク喪失」，高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水系の機能喪失による「計画外停止」に至るシナリオ
非常用ディーゼル発電機用海水系の機能喪失による非常用ディーゼ
ル発電機の機能喪失，仮に高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水系の機能喪失及び⑤の外部電源喪失の同時発生を想定した場合，「全交流動力電源喪失」に至るシナリオ
補機冷却系海水系の機能喪失による「タービン・サポート系故障」，
循環水系の機能喪失に伴う復水器真空度喪失による「隔離事象」に至る
シナリオ③

降下火砕物による給気口等の閉塞
・非常用ディーゼル発電機付属機器の閉塞
降下火砕物の吸込み又は給気口への堆積により非常用ディーゼル
発電機等の給気口，吸気口が閉塞した場合，非常用ディーゼル発電機
等の機能喪失，仮に⑤の外部電源喪失の同時発生を想定した場合，「全交流動力電源喪失」に至るシナリオ
・中央制御室換気系給気口の閉塞
中央制御室換気系の給気口は，地面より約 5.9m，約 19m の 2 箇所に設置されており，堆積物による閉塞は考え難いためシナリオの選定は不要である。また，吸気口へ降下火砕物の吸込みにより吸気口が閉
別紙 1－55

塞した場合でも，フィルタの取替え及び清掃が可能であることからシナリオの選定は不要である。
・海水ポンプモータ空気冷却器給気口の閉塞
降下火砕物の吸込み又は給気口への堆積により残留熱除去系海水系ポンプモータの空気冷却器給気口が閉塞した場合，残留熱除去系海水系の機能喪失による「最終ヒートシンク喪失」に至るシナリオ
高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水ポンプモータの空気
冷却器給気口が閉塞した場合，高圧炉心スプレイ系の機能喪失による「計画外停止」に至るシナリオ
非常用ディーゼル発電機用海水ポンプモータの空気冷却器給気口が閉塞した場合，非常用ディーゼル発電機の機能喪失，仮に高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水系の機能喪失及び⑤の外部電源喪失の同時発生を想定した場合，「全交流動力電源喪失」に至るシナ
リオ
補機冷却系海水系ポンプの空気冷却器給気口が閉塞した場合，タービン補機冷却系喪失による「タービン・サポート系故障」に至るシナリオ
循環水ポンプの空気冷却器給気口が閉塞した場合，復水器真空度喪失による「隔離事象」に至るシナリオ④

降下火砕物に付着している腐食成分による化学的影響
降下火砕物が屋外設備に付着することによる腐食については，屋外設
備表面には耐食性の塗装（エポキシ樹脂系等）が施されており腐食の抑制効果が考えられること，腐食の進展速度の遅さを考慮し，適切な保全管理が可能と判断したため，この損傷・機能喪失モードについては考慮
別紙 1－56

しない。

⑤

降下火砕物の付着による送電線の相間短絡
降下火砕物が送電線や碍子へ付着し，水分を吸収することによって，相間短絡を起こし「外部電源喪失」に至るシナリオ(4)

起因事象の特定(3)で選定した各シナリオについて，想定を超える降下火砕物に対しての裕度評価（起因事象発生可能性評価）を実施し，事故シーケンスグループ抽出に当たって考慮すべき起因事象の特定を行った。
①

建屋天井や屋外設備に対する降下火砕物の堆積荷重
降下火砕物の堆積が各建屋天井や屋外設備の許容荷重を上回った場合には，(3)①にて選定した各シナリオが発生する可能性はあるが，各建屋天井の崩落や屋外設備が損傷するような火山事象は，火山事象の進展速度を踏まえると除灰管理が可能であることから，発生可能性は非常に稀であり，有意な頻度又は影響のある事故シーケンスの要因にはなり得な
いと考えられるため，考慮すべき起因事象としては特定不要であると判断した。

②

降下火砕物による海水ストレーナ等の閉塞
海水ポンプ軸受の異常摩耗については，降下火砕物の硬度を考慮すると，海水中の降下火砕物によって異常摩耗は進展しにくく，機能喪失す
ることは考えにくいため，考慮すべき起因事象としては特定不要であると判断した。

別紙 1－57

③

降下火砕物による給気口等の閉塞
降下火砕物の吸込み又は給気口への堆積により非常用ディーゼル発電
機等の給気口，吸気口が閉塞した場合には，(3)③にて選定したシナリオが発生する可能性があるが，非常用ディーゼル発電機等の給気口，吸気口が閉塞するような火山事象は，火山事象の進展速度を踏まえると除灰管理又はフィルタの取替えが可能であることから，発生可能性は非常に稀であり，有意な頻度又は影響のある事故シーケンスの要因にはなり得ないと考えられるため，考慮すべき起因事象としては特定不要であると判断した。
また，モータ空気冷却器給気口が閉塞した場合には，(3)③にて選定したシナリオが発生する可能性があるが，モータ空気冷却器給気口が閉塞するような火山事象は，火山事象の進展速度を踏まえると除灰管理が可能であることから，発生可能性は非常に稀であり，有意な頻度又は影響のある事故シーケンスの要因にはなり得ないと考えられるため，考慮すべき起因事象としては選定不要であると判断した。

④

降下火砕物に付着している腐食成分による化学的影響
降下火砕物が屋外設備に付着することによる腐食については，(3)④のとおり，この損傷・機能喪失モードは考慮しないため，起因事象として特定しない。

⑤

降下火砕物の付着による送電線の相間短絡
降下火砕物の影響を受ける可能性がある送電線は，発電所内外の広範囲に渡り，全域における管理が困難なことを踏まえると設備等の不具合による外部電源喪失に至るシナリオは考えられるため，起因事象として
別紙 1－58特定する。

2.

事故シーケンスの特定
1.にて設計基準を超える火山事象に対し発生可能性のある起因事象として外部電源喪失を特定したが，運転時の内部事象や地震，津波レベル１ＰＲＡにて考慮していることから，追加すべき新しい事故シーケンスではない。
よって，火山の影響を起因とする有意な頻度又は影響のある事故シーケンスは新たに生じないと判断した。

別紙 1－59

補足 1-4
竜巻事象に対する事故シーケンス抽出

1.
(1)

起因事象の特定構築物，系統及び機器（以下「設備等」という。）の損傷・機能喪失モードの抽出
竜巻事象により設備等に発生する可能性のある影響について，国外の評
価事例，国内で発生したトラブル事例も参照し，以下のとおり，損傷・機能喪失モードを抽出した。
①

風荷重及び気圧差荷重による建屋や設備等の損傷②

飛来物の衝撃荷重による建屋や設備等の損傷③

風荷重，気圧差荷重及び飛来物の衝撃荷重を組み合わせた荷重による建屋や設備等の損傷④(2)

竜巻により取水口周辺の海に飛散した資機材等による取水口閉塞

評価対象設備の選定(1)で抽出した損傷・機能喪失モードに対し，影響を受ける可能性のある設備等のうち，プラントの運転継続や安全性に影響を及ぼす可能性のある設備等を評価対象設備として選定する。
具体的には，以下に示す建屋，屋外及び屋内設置の設備等を評価対象設
備として選定した。ただし，屋内設備については，飛来物の建屋外壁貫通を考慮すると屋内設備に影響が及ぶ可能性が考えられるため，飛来物が直接衝突する壁は損傷し，そのひとつ内側の壁との間に設置されている設備等を対象とする。

①

風荷重及び気圧差荷重による建屋や設備等の損傷
別紙 1－60

＜建屋＞・原子炉建屋（原子炉棟，付属棟）
・タービン建屋＜屋外設備＞
・外部電源系（超高圧開閉所，特別高圧開閉所，変圧器，送電線）
・主排気筒
・非常用ガス処理系
・復水貯蔵タンク・非常用ディーゼル発電機等の付属設備（排気ファン，吸気口等）
・残留熱除去系海水系
・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水系
・非常用ディーゼル発電機用海水系
・補機冷却系海水系
・循環水系＜屋内設備＞
・中央制御室換気系②

飛来物の衝撃荷重による建屋や設備等の損傷＜建屋＞
・原子炉建屋（原子炉棟，付属棟）
・タービン建屋＜屋外設備＞
・外部電源系（超高圧開閉所，特別高圧開閉所，変圧器，送電線）
・主排気筒
・非常用ガス処理系
別紙 1－61

・復水貯蔵タンク・非常用ディーゼル発電機等の付属設備（排気ファン，吸気口等）
・残留熱除去系海水系
・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水系
・非常用ディーゼル発電機用海水系
・補機冷却系海水系
・循環水系＜屋内設備＞
・原子炉補機冷却系サージタンク
・原子炉建屋ガス処理系
・ほう酸水注入系
・可燃性ガス濃度制御系
・中央制御室換気系
・原子炉建屋給排気隔離弁
・気体廃棄物処理施設
・タービン補機冷却系サージタンク
・タービン及び発電機
・原子炉補機冷却系及びタービン補機冷却系熱交換器，ポンプ・主蒸気管（主蒸気隔離弁以降の配管）③

風荷重，気圧差荷重及び飛来物の衝撃荷重を組み合わせた荷重による建屋や設備等の損傷
・①及び②にて選定した設備等④

竜巻により取水口周辺の海に飛散した資機材等による取水口閉塞
別紙 1－62

・取水口

(3)

起因事象になり得るシナリオの選定(1)で抽出した各損傷・機能喪失モードに対して，(2)で選定した評価対象設備への影響を検討の上，発生可能性のあるシナリオを選定した。
①

風荷重及び気圧差荷重による建屋や設備等の損傷＜建屋＞
・原子炉建屋
原子炉建屋（原子炉棟，付属棟）は十分な厚さを有した鉄筋コン
クリート造であり，風荷重よりも大きい地震荷重に対して設計されていることから，極めて発生することが稀な設計基準を超える風荷重を想定しても建屋の頑健性は維持されると考えるため，シナリオの選定は不要である。
また，風荷重に加えて気圧差荷重が作用した場合であっても，風
荷重と気圧差荷重を組み合わせた荷重は，原子炉建屋設計時の地震荷重よりも小さく，建屋の頑健性は維持されると考えるため，シナリオの選定は不要である。
ただし，原子炉建屋外側ブローアウトパネルは建屋内外の差圧による開放に至る場合に「計画外停止」に至るシナリオを選定する。
・タービン建屋
タービン建屋については，建屋上層部は鉄骨造である。万が一，
風荷重及び気圧差荷重による破損に至るような場合に，建屋最上階に設置しているタービンや発電機に影響が及び，「非隔離事象」に至るシナリオ
また，タービン補機冷却系サージタンクに影響が及び，「タービ別紙 1－63

ン・サポート系故障」に至るシナリオ＜屋外設備＞
・外部電源系（超高圧開閉所，特別高圧開閉所，変圧器，送電線）
風荷重及び気圧差荷重により超高圧開閉所，特別高圧開閉所，変圧器又は送電線に影響が及び「外部電源喪失」に至るシナリオ
・主排気筒
主排気筒は風荷重に対して裕度を持った設計がなされていることから，発生することが極めて稀な設計基準を超える風荷重を想定しても主排気筒の頑健性は維持されると考えるため，シナリオの選定は不要である。
・非常用ガス処理系
非常用ガス処理系排気筒及び配管は風荷重に対して裕度を持った設計がなされていることから，発生することが極めて稀な設計基準を超える風荷重を想定しても非常用ガス処理系排気筒及び配管の頑健性は維持されると考えるため，シナリオの選定は不要である。
・復水貯蔵タンク
風荷重及び気圧差荷重により復水貯蔵タンクが損傷した場合，補給水系の喪失により「計画外停止」に至るシナリオ
・非常用ディーゼル発電機等の付属機器
風荷重により非常用ディーゼル発電機等の付属機器が損傷した場
合，非常用ディーゼル発電機等の機能喪失，仮に外部電源喪失の同時発生を想定した場合，「全交流動力電源喪失」に至るシナリオ
・残留熱除去系海水系
風荷重により残留熱除去系海水系が損傷した場合，残留熱除去系
海水系の機能喪失による「最終ヒートシンク喪失」に至るシナリオ
別紙 1－64

・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水系
風荷重により高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水系が損傷した場合，高圧炉心スプレイ系の機能喪失による「計画外停止」に至るシナリオ・非常用ディーゼル発電機用海水系
風荷重により非常用ディーゼル発電機用海水系が損傷した場合，
非常用ディーゼル発電機の機能喪失，仮に外部電源喪失及び高圧炉
心スプレイ系ディーゼル発電機用海水系の機能喪失の同時発生を想定した場合，「全交流動力電源喪失」に至るシナリオ
・補機冷却系海水系
風荷重により補機冷却系海水系が損傷した場合，タービン補機冷却系喪失による「タービン・サポート系故障」に至るシナリオ
・循環水系
風荷重により循環水系が損傷した場合，復水器真空度喪失による「隔離事象」に至るシナリオ＜屋内設備＞
中央制御室換気系は，原子炉建屋付属棟内に設置されており風荷重の影響を受けないが，気圧差荷重によりダクト，ファン，ダンパ等の損傷が考えられる。中央制御室換気系が損傷した場合，中央制御室換
気系が機能喪失し，「計画外停止」に至るシナリオ
なお，それらの設備の損傷により中央制御室の換気が困難になった
場合，中央制御室の温度が上昇するが，即，中央制御室の機器へ影響が及ぶことはなく，また，竜巻の影響は瞬時であり，竜巻襲来後の対応は十分可能であるため計測・制御系喪失により制御不能に至るシナリオの選定は不要である。
別紙 1－65

②

飛来物の衝撃荷重による建屋や設備等の損傷
建屋及び屋内外設備に対する飛来物の衝撃荷重により発生可能性のあるシナリオは以下のとおり。

＜建屋＞
飛来物が建屋外壁を貫通することにより，屋内設備に波及的影響を及ぼすことが考えられるが，発生可能性のあるシナリオについては，＜屋内設備＞で選定する。
＜屋外設備＞
・外部電源系（超高圧開閉所，特別高圧開閉所，変圧器，送電線）
風荷重により発生可能性のあるシナリオと同様
・主排気筒
飛来物の衝撃荷重により主排気筒が損傷した場合，「隔離事象」に至るシナリオ・非常用ガス処理系
飛来物の衝撃荷重により非常用ガス処理系排気筒及び配管が損傷した場合，「計画外停止」に至るシナリオ
・復水貯蔵タンク
風荷重により発生可能性のあるシナリオと同様
・非常用ディーゼル発電機等の付属機器
風荷重により発生可能性のあるシナリオと同様
・残留熱除去系海水系
風荷重により発生可能性のあるシナリオと同様
・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水系
風荷重により発生可能性のあるシナリオと同様
・非常用ディーゼル発電機用海水系
別紙 1－66風荷重により発生可能性のあるシナリオと同様
・補機冷却系海水系
風荷重により発生可能性のあるシナリオと同様
・循環水系
風荷重により発生可能性のあるシナリオと同様＜屋内設備＞
原子炉建屋原子炉棟に設置している原子炉補機冷却系サージタン
クに建屋外壁を貫通した飛来物が衝突して機能喪失した場合，「 隔離事象」に至るシナリオ，原子炉建屋ガス処理系に建屋外壁を貫通した飛来物が衝突して機能喪失した場合，「計画外停止」に至るシナリ
オ，ほう酸水注入系に建屋外壁を貫通した飛来物が衝突して機能喪失した場合，「計画外停止」に至るシナリオ，可燃性ガス濃度制御系に建屋外壁を貫通した飛来物が衝突して機能喪失した場合，「 計画外停止」に至るシナリオ
原子炉建屋付属棟に設置している中央制御室換気系に建屋外壁を貫通した飛来物が衝突して機能喪失した場合，「計画外停止」に至る
シナリオ，原子炉建屋給気隔離弁に建屋外壁を貫通した飛来物が衝突して機能喪失した場合，「計画外停止」に至るシナリオ
原子炉建屋付属棟（廃棄物処理棟）に設置している気体廃棄物処理施設に建屋外壁を貫通した飛来物が衝突して機能喪失した場合，「隔離事象」に至るシナリオ，原子炉建屋排気隔離弁に建屋外壁を貫通した飛来物が衝突して機能喪失した場合，「隔離事象」に至るシ
ナリオ
タービン建屋に設置しているタービンや発電機に建屋外壁を貫通した飛来物が衝突して機能喪失した場合，「非隔離事象」に至るシナ
別紙 1－67

リオ，タービン補機冷却系サージタンクに建屋外壁を貫通した飛来物が衝突して機能喪失した場合，「タービン・サポート系故障」に至るシナリオ，原子炉補機冷却系熱交換器又はポンプに建屋外壁を貫通した飛来物が衝突した場合，「隔離事象」に至るシナリオ，タービ
ン補機冷却系熱交換器又はポンプに建屋外壁を貫通した飛来物が衝突した場合，「タービン・サポート系故障」に至るシナリオ，主蒸気
管に建屋外壁を貫通した飛来物が衝突した場合，「隔離事象」に至る
シナリオ③

風荷重，気圧差荷重及び飛来物の衝撃荷重を組み合わせた荷重による建屋や設備等の損傷
建屋及び屋内外設備に対する組合せ荷重により発生可能性のあるシ
ナリオについては，①，②に包絡される。

④

竜巻により取水口周辺の海に飛散した資機材等による取水口閉塞
竜巻により飛散した資機材，車両等が取水口周辺の海に入り取水口を閉塞させる可能性があるが，取水口は呑み口が広く，閉塞させるほどの資機材や車両等の飛散は考えられないことから考慮不要とする。

(4)

起因事象の特定(3)で選定した各シナリオについて，想定を超える風荷重，気圧差荷重及び飛来物の衝撃荷重に対しての裕度評価（起因事象発生可能性評価）を実施し，事故シーケンスグループ抽出に当たって考慮すべき起因事象の特定を行った。
①

風荷重及び気圧差荷重による建屋や設備等の損傷
別紙 1－68

＜建屋＞
建屋内外差圧の発生に伴う原子炉建屋外側ブローアウトパネルの開放による計画外停止に至るシナリオは考えられるため，起因事象として特定する。
タービン建屋上層部は鉄骨造であり，風荷重に対して設計上の配慮はなされているものの，想定を超える風荷重が建屋に作用した場合，建屋が損傷してタービン，発電機及びタービン補機冷却系サージタンクに影響を及ぼす可能性は否定できず，タービン建屋損傷に伴う非隔離事象，タービン・サポート系故障に至るシナリオは考えられるため，起因事象として特定する。
＜屋外設備＞
外部電源系が損傷した場合，風荷重に対して設計上の配慮はなされているものの，想定を超える風荷重に対しては発生を否定できず，外部電源系の損傷に伴う外部電源喪失に至るシナリオは考えられるため，起因事象として特定する。
復水貯蔵タンクが損傷した場合，補給水系が喪失し，計画外停止に至るシナリオは考えられるため，起因事象として特定する。
非常用ディーゼル発電機等の付属機器が損傷した場合，非常用ディーゼル発電機等の機能喪失，また，外部電源喪失の同時発生による全交流動力電源喪失に至るシナリオは考えられるため，起因事象として特定する。
残留熱除去系海水系が損傷した場合，残留熱除去系の機能喪失による最終ヒートシンク喪失に至るシナリオは考えられるため，起因事象として特定する。
高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水系が損傷した場合，高別紙 1－69

圧炉心スプレイ系の機能喪失による計画外停止に至るシナリオは考えられるため，起因事象として特定する。
非常用ディーゼル発電機用海水系が損傷した場合，非常用ディーゼ
ル発電機の機能喪失，また，外部電源喪失及び高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水系の機能喪失の同時発生による全交流動力電源喪失に至るシナリオは考えられるため，起因事象として特定する。
補機冷却系海水系が損傷した場合，タービン補機冷却系喪失によるタービン・サポート系故障に至るシナリオは考えられるため，起因事
象として特定する。
循環水系が損傷した場合，復水器真空度喪失に伴う隔離事象に至る
シナリオは考えられるため，起因事象として特定する。
＜屋内設備＞
中央制御室換気系が損傷した場合，中央制御室換気系が機能喪失し，計画外停止に至るシナリオは考えられるため，起因事象として特定する。

②

飛来物の衝撃荷重による建屋や設備等の損傷＜建屋＞
原子炉建屋，タービン建屋は，飛来物が建屋を貫通することにより，屋内設備に波及的影響を及ぼすが，＜屋内設備＞として起因事象を特定する。
＜屋外設備＞
外部電源系が飛来物により損傷した場合，(4)①と同様に外部電源系の損傷に伴う外部電源喪失に至るシナリオは考えられるため，起因事
象として特定する。
別紙 1－70

主排気筒が飛来物により損傷した場合，気体廃棄物処理系の機能喪失に伴う隔離事象に至るシナリオは考えられるため，起因事象として特定する。
非常用ガス処理系排気筒及び配管が飛来物により損傷した場合，非常用ガス処理系の機能喪失による計画外停止に至るシナリオは考えられるため，起因事象として特定する。
復水貯蔵タンクが飛来物により損傷した場合，(4)①と同様に補給水系が喪失し，計画外停止に至るシナリオは考えられるため，起因事象として特定する。
非常用ディーゼル発電機等の付属機器が飛来物により損傷した場合，(4)①と同様に非常用ディーゼル発電機等の機能喪失，また，外部電源喪失の同時発生による全交流動力電源喪失に至るシナリオは考えられるため，起因事象として特定する。
残留熱除去系海水系が飛来物により損傷した場合，(4)①と同様に残留熱除去系の機能喪失による最終ヒートシンク喪失に至るシナリオは考えられるため，起因事象として特定する。
高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水系が飛来物により損傷した場合，(4)①と同様に高圧炉心スプレイ系の機能喪失による計画外停止に至るシナリオは考えられるため，起因事象として特定する。
非常用ディーゼル発電機用海水系が飛来物により損傷した場合，(4)①と同様に非常用ディーゼル発電機の機能喪失，また，外部電源喪失
及び高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水系の機能喪失の同時発生による全交流動力電源喪失に至るシナリオは考えられるため，起因事象として特定する。
補機冷却系海水系が飛来物により損傷した場合，(4)①と同様にター
別紙 1－71

ビン補機冷却系喪失によるタービン・サポート系故障に至るシナリオ
は考えられるため，起因事象として特定する。
循環水系が飛来物により損傷した場合，(4)①と同様に復水器真空度喪失に伴う隔離事象に至るシナリオは考えられるため，起因事象として特定する。
＜屋内設備＞
飛来物が原子炉建屋へ衝突し，貫通した場合，屋内設備の損傷の可能性を否定できないことから，原子炉補機冷却系の機能喪失に伴う隔離事象，原子炉建屋ガス処理系の機能喪失に伴う計画外停止，ほう酸
水注入系の機能喪失に伴う計画外停止，可燃性ガス濃度制御系の機能喪失に伴う計画外停止，中央制御室換気系の機能喪失に伴う計画外停止，原子炉建屋給排気隔離弁の機能喪失に伴う計画外停止，気体廃棄物処理系の機能喪失に伴う隔離事象に至るシナリオは考えられるため，起因事象として特定する。
飛来物がタービン建屋へ衝突，貫通した場合，(4)①と同様にタービ
ン，発電機の損傷に伴う非隔離事象，タービン補機冷却系の損傷に伴うタービン・サポート系故障，原子炉補機冷却系の損傷に伴う隔離事
象，主蒸気管の損傷に伴う隔離事象に至るシナリオは考えられるため，起因事象として特定する。

③

風荷重，気圧差荷重及び飛来物の衝撃荷重を組み合わせた荷重による建屋や設備等の損傷(3)③のとおり，建屋及び屋内外設備に対する組合せ荷重により発生可能性のあるシナリオについては，①，②に包絡されるため，起因事
象として特定不要であると判断した。
別紙 1－72

④

竜巻により取水口周辺の海に飛散した資機材等による取水口閉塞(3)④のとおり，この損傷・機能喪失モードは考慮しないため，起因事象として特定しない。

2.

事故シーケンスの特定
1.にて設計基準を超える竜巻事象に対し発生可能性のある起因事象として以下を選定した。
・原子炉建屋外側ブローアウトパネルの開放に伴う計画外停止
・原子炉補機冷却系の損傷に伴う隔離事象
・原子炉建屋ガス処理系の損傷に伴う計画外停止
・ほう酸水注入系の損傷に伴う計画外停止
・可燃性ガス濃度制御系の損傷に伴う計画外停止
・中央制御室換気系の機能喪失に伴う計画外停止
・原子炉建屋給排気隔離弁の機能喪失に伴う計画外停止
・気体廃棄物処理系の機能喪失に伴う隔離事象
・タービン，発電機の損傷に伴う非隔離事象
・タービン補機冷却系の損傷に伴うタービン・サポート系故障
・主蒸気系の損傷に伴う隔離事象
・送電線の損傷に伴う外部電源喪失
・主排気筒の損傷に伴う隔離事象
・復水貯蔵タンクの損傷に伴う計画外停止
・非常用ディーゼル発電機等の付属機器の損傷，かつ外部電源喪失の同時発生に伴う全交流動力電源喪失
・残留熱除去系海水系の損傷に伴う最終ヒートシンク喪失
・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水系の損傷に伴う計画外停止
別紙 1－73

・非常用ディーゼル発電機用海水系の損傷，かつ外部電源喪失及び高圧炉
心スプレイ系ディーゼル発電機用海水系の損傷の同時発生に伴う全交流
動力電源喪失・補機冷却系海水系の損傷に伴うタービン・サポート系故障
・循環水系の損傷に伴う隔離事象
上記起因事象については，いずれも運転時の内部事象や地震，津波レベル
１ＰＲＡにて考慮していることから，追加すべき新しい事故シーケンスではない。
よって，竜巻を起因とする有意な頻度又は影響のある事故シーケンスは新たに生じないと判断した。

別紙 1－74

補足 1-5
森林火災事象に対する事故シーケンス抽出

1.
(1)

起因事象の特定構築物，系統及び機器（以下「設備等」という。）の損傷・機能喪失モードの抽出
森林火災により設備等に発生する可能性のある影響について，国外の評
価事例，国内で発生したトラブル事例も参照し，以下のとおり，損傷・機能喪失モードを抽出した。

(2)①

輻射熱による建屋や設備等への損傷②

ばい煙による設備等の閉塞

評価対象設備の選定(1)で抽出した損傷・機能喪失モードに対し，影響を受ける可能性のある設備等のうち，プラントの運転継続や安全性に影響を及ぼす可能性のある設備等を評価対象設備として選定する。
具体的には，以下に示す建屋及び屋外設置の設備等を評価対象設備として選定した。
①

輻射熱による建屋や設備等への損傷＜建屋＞
・原子炉建屋（原子炉棟，付属棟）
・タービン建屋＜屋外設備＞
・外部電源系（超高圧開閉所，特別高圧開閉所，変圧器，送電線）
・復水貯蔵タンク・非常用ディーゼル発電機の付属設備（排気ファン，吸気口等）
別紙 1－75

・主排気筒・非常用ガス処理系
・残留熱除去系海水系
・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水系
・非常用ディーゼル発電機用海水系
・補機冷却系海水系
・循環水系②

ばい煙による設備等の閉塞・非常用ディーゼル発電機等の付属設備（吸気口等）
・中央制御室換気系
・残留熱除去系海水系（モータ）・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水系（モータ）・非常用ディーゼル発電機用海水系（モータ）・補機冷却系海水系（モータ）・循環水系（モータ）・中央制御室換気系(3)

起因事象になり得るシナリオの選定(1)で抽出した各損傷・機能喪失モードに対して，(2)で選定した評価対象設備への影響を検討の上，発生可能性のあるシナリオを選定した。
①

輻射熱による建屋や設備等への損傷＜建屋＞
森林火災の輻射熱による建屋への影響については，想定し得る最大の火災影響評価において，防火帯外縁（火炎側）から十分な離隔距離
別紙 1－76

があることを考慮すると，建屋の許容温度を下回り，建屋が損傷することはない。また，森林火災の輻射熱による建屋影響について，24 時
間駐在している自衛消防隊による早期の消火活動も可能であり，森林火災に対する影響緩和策を講じることができることから，シナリオの選定は不要である。
＜屋外設備＞
・外部電源系（超高圧開閉所，特別高圧開閉所，変圧器，送電線）
森林火災の輻射熱により外部電源系が損傷した場合，「 外部電源喪失」に至るシナリオ
なお，外部電源系への影響については，想定し得る最大の火災影
響評価において，防火帯外縁（火炎側）から十分な離隔距離があることを考慮すると，敷地内の外部電源系が損傷することはない。また，森林火災の輻射熱による影響について，24 時間駐在している自衛消防隊による早期の消火活動も可能であり，森林火災に対する影響緩和策を講じることができる。
・復水貯蔵タンク
森林火災の輻射熱による復水貯蔵タンクへの影響については，想定し得る最大の火災影響評価において，防火帯外縁（火炎側）から十分な離隔距離があることを考慮すると，復水貯蔵タンク水の最高
使用温度を下回り，タンクが損傷することはない。また，森林火災の輻射熱による影響について，24 時間駐在している自衛消防隊による早期の消火活動も可能であり，森林火災に対する影響緩和策を講じることができることから，シナリオの選定は不要である。
・非常用ディーゼル発電機等の付属設備（排気ファン，吸気口等）
森林火災の輻射熱による非常用ディーゼル発電機等の付属設備へ
別紙 1－77

の影響については，想定し得る最大の火災影響評価において，防火帯外縁（火炎側）から十分な離隔距離があることを考慮すると，非常用ディーゼル発電機等の付属設備が受ける輻射強度は低いため，
非常用ディーゼル発電機等の付属設備が損傷することはない。また，
森林火災の輻射熱による影響について，24 時間駐在している自衛消防隊による早期の消火活動も可能であり，森林火災に対する影響緩
和策を講じることができることから，シナリオの選定は不要である。
・主排気筒
森林火災の輻射熱による主排気筒への影響については，想定し得る最大の火災影響評価において，防火帯外縁（火炎側）から十分な離隔距離があることを考慮すると，主排気筒が受ける輻射強度は低
いため，主排気筒が損傷することはない。また，森林火災の輻射熱による影響について，24 時間駐在している自衛消防隊による早期の消火活動も可能であり，森林火災に対する影響緩和策を講じることができることから，シナリオの選定は不要である。
・非常用ガス処理系
森林火災の輻射熱による非常用ガス処理系排気筒及び配管への影
響については，想定し得る最大の火災影響評価において，防火帯外縁（火炎側）から十分な離隔距離があることを考慮すると，非常用ガス処理系排気筒及び配管が受ける輻射強度は低いため，非常用ガ
ス処理系排気筒及び配管が損傷することはない。また，森林火災の輻射熱による影響について，24 時間駐在している自衛消防隊による早期の消火活動も可能であり，森林火災に対する影響緩和策を講じることができることからシナリオの選定は不要である。
・残留熱除去系海水系／高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水別紙 1－78

系／非常用ディーゼル発電機用海水系／補機冷却系海水系／循環水系（以下「海水系」という。）
森林火災の輻射熱による海水系への影響については，想定し得る最大の火災影響評価において，防火帯外縁（火炎側）から十分な離隔距離があることを考慮すると，海水系が受ける輻射強度は低いため，海水系が損傷することはない。また，森林火災の輻射熱による影響について，24 時間駐在している自衛消防隊による早期の消火活動も可能であり，森林火災に対する影響緩和策を講じることができることから，シナリオの選定は不要である。

②

ばい煙による設備等の閉塞・非常用ディーゼル発電機等の付属設備（吸気口等）の閉塞
森林火災で発生するばい煙の非常用ディーゼル発電機等の吸気口への吸込みにより吸気口が閉塞した場合でも，フィルタの取替え及び清掃が可能であることからシナリオの選定は不要である。
・海水系ポンプモータ空気冷却器給気口の閉塞
海水系ポンプモータは外気を取込まない構造であり，また，空冷モータの冷却流路の口径は，ばい煙の粒径より広いことから閉塞し難いため，シナリオの選定は不要である。
・中央制御室換気系の閉塞
森林火災で発生するばい煙の中央制御室換気系給気口への吸込みにより給気口が閉塞した場合でも，フィルタの取替え及び清掃が可能であることからシナリオの選定は不要である。

(4)

起因事象の特定別紙 1－79

(3)で選定した各シナリオについて，森林火災に対しての裕度評価（起因事象発生可能性評価）を実施し，事故シーケンスグループ抽出に当たって考慮すべき起因事象の特定を行った。
①

輻射熱による建屋や設備等への損傷＜建屋＞
森林火災の輻射熱による各建屋の損傷については，(3)①のとおり，考慮すべき起因事象としては特定不要であると判断した。
＜屋外設備＞
森林火災の輻射熱により送電線が損傷する可能性が否定できず，送電線の損傷に伴う外部電源喪失に至るシナリオは考えられるため，起因事象として特定する。その他の屋外設備についての損傷のシナリオ
については，(3)①及び(3)②のとおり，考慮すべき起因事象としては特定不要であると判断した。

②

ばい煙等による設備等の閉塞
森林火災のばい煙等による設備等の閉塞については，(3)②のとおり，考慮すべき起因事象としては特定不要であると判断した。

2.

事故シーケンスの特定
1.にて森林火災に対し発生可能性のある起因事象として外部電源喪失を特定したが，運転時の内部事象や地震，津波レベル１ＰＲＡにて考慮している
ことから，追加すべき新しい事故シーケンスではない。
よって，森林火災を起因とする有意な頻度又は影響のある事故シーケンスは新たに生じないと判断した。

別紙 1－80

補足 1-6
落雷事象に対する事故シーケンス抽出1．起因事象の特定(1)

構築物，系統及び機器（以下「設備等」という。）の損傷・機能喪失モードの抽出
落雷事象により設備等に発生する可能性のある影響について，国外の評
価事例，国内で発生したトラブル事例も参照し，以下のとおり，損傷・機能喪失モードを抽出した。

(2)①

屋内外計測制御設備に発生するノイズ②

直撃雷による設備損傷③

誘導雷サージによる電気盤内の回路損傷評価対象設備の選定(1)で抽出した損傷・機能喪失モードに対し，影響を受ける可能性のある設備等のうち，プラントの運転継続や安全性に影響を及ぼす可能性のある設備等を評価対象設備として選定する。
具体的には，以下に示す屋内設置の設備等及び屋外設置の設備等を評価
対象設備として選定した。
①

屋内外計測制御設備に発生するノイズ・計測制御系②

直撃雷による設備損傷
・外部電源系・残留熱除去系海水系
・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水系
別紙 1－81

・非常用ディーゼル発電機用海水系
・補機冷却系海水系
・循環水系③

誘導雷サージによる電気盤内の回路損傷・計測制御系(3)

起因事象になり得るシナリオの選定(1)で抽出した各損傷・機能喪失モードに対して，(2)で選定した評価対象設備への影響を検討の上，発生可能性のあるシナリオを選定した。
①

屋内外計測制御系設備に発生するノイズ・計測制御系
ノイズにより安全保護回路が誤作動した場合，「 隔離事象」又は「原子炉緊急停止系誤作動」に至るシナリオ
ノイズにより安全保護回路以外の計測制御系が誤作動した場合，「非隔離事象」，「全給水喪失」又は「水位低下事象」に至るシナリオ②

直撃雷による設備損傷
・外部電源系
直撃雷により外部電源系が損傷した場合，外部電源系の機能喪失による「外部電源喪失」に至るシナリオ
・残留熱除去系海水系
直撃雷により残留熱除去系海水系が損傷した場合，残留熱除去系
海水系の機能喪失による「最終ヒートシンク喪失」に至るシナリオ
別紙 1－82

・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水系
直撃雷により高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水系が損傷した場合，高圧炉心スプレイ系の機能喪失による「計画外停止」に至るシナリオ・非常用ディーゼル発電機用海水系
直撃雷により非常用ディーゼル発電機用海水系が損傷した場合，
非常用ディーゼル発電機の機能喪失，外部電源喪失及び高圧炉心ス
プレイ系ディーゼル発電機用海水系喪失の同時発生を想定した場合，「全交流動力電源喪失」に至るシナリオ
・補機冷却系海水系
直撃雷により補機冷却系海水系が損傷した場合，タービン補機冷却系喪失による「タービン・サポート系故障」に至るシナリオ
・循環水系
直撃雷により循環水系が損傷した場合，復水器真空度喪失による「隔離事象」に至るシナリオ③

誘導雷サージによる電気盤内の回路損傷・計測制御系
誘導雷サージにより計測制御系が損傷した場合，計測・制御系喪失により制御不能に至るシナリオ(4)

起因事象の特定(3)で選定した各シナリオについて，想定を上回る落雷に対する起因事象
発生可能性評価を実施し，事故シーケンスグループ抽出に当たって考慮す
べき起因事象の特定を行った。
別紙 1－83

①

屋内外計測制御設備に発生するノイズ
落雷によって安全保護回路に発生するノイズの影響により誤作動する可能性を否定できず，隔離事象又は原子炉緊急停止系誤作動に至る
シナリオは考えられるため，起因事象として特定する。
また，落雷によって安全保護回路以外の計測制御系に発生するノイズの影響により誤作動する可能性を否定できず，非隔離事象，全給水
喪失又は水位低下事象に至るシナリオは考えられるため，起因事象として特定する。
なお，上記事象以外の誤作動（ポンプの誤起動等）については，設備の機能喪失には至らず，かつ復旧についても容易であることから，起因事象としては特定しない。

②

直撃雷による設備損傷
外部電源系に過渡な電流が発生した場合，機器には雷サージの影響を緩和するため保安器が設置されているが，落雷が発生した場合，外部電源喪失に至るシナリオは考えられるため，起因事象として特定する。
残留熱除去系海水系は，避雷設備の効果を期待できるが，海水ポン
プモータ部に関しては落雷によって機能喪失する可能性を否定できな
い。また，区分分離が実施された複数の系統に期待できるが，同時に機能喪失することを保守的に考慮し，最終ヒートシンク喪失に至るシ
ナリオは考えられるため起因事象として特定する。
高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水系は，避雷設備の効果を期待できるが，海水ポンプモータ部に関しては落雷によって機能喪
別紙 1－84

失する可能性を否定できないことから，計画外停止に至るシナリオは考えられるため起因事象として特定する。
非常用ディーゼル発電機用海水系は，避雷設備の効果を期待できるが，海水ポンプモータ部に関しては落雷によって機能喪失する可能性を否定できない。また，区分分離が実施された複数の系統に期待できるが，同時に機能喪失することを保守的に考慮し，全交流動力電源喪
失に至るシナリオは考えられるため起因事象として特定する。
補機冷却系海水系は，避雷設備の効果を期待できるが，海水ポンプ
モータ部に関しては落雷によって機能喪失する可能性を否定できない。
また，区分分離が実施された複数の系統に期待できるが，同時に機能喪失することを保守的に考慮し，タービン・サポート系故障に至るシ
ナリオは考えられるため起因事象として特定する。
循環水ポンプモータ部に関しては落雷によって機能喪失する可能性を否定できないため，隔離事象に至るシナリオは考えられるため起因事象として特定する。

③

誘導雷サージによる電気盤内の回路損傷
落雷による誘導雷サージを接地網に効果的に導くことができない場
合には，電気盤内の絶縁耐力が低い回路が損傷し，発電用原子炉施設の安全保護系機能が喪失する。しかし，安全保護回路はシールド付き
ケーブルを使用し，屋内に設置されているため，損傷に至る有意なサージの侵入はないものと判断されることから，考慮すべき起因事象としては特定不要であると判断した。
なお，安全保護回路以外の計測制御系は，誘導雷サージの影響により損傷し，安全保護回路以外の計測・制御系喪失により制御不能に至別紙 1－85

る可能性を否定できない。制御不能となった場合は，非隔離事象，全給水喪失又は水位低下事象に至る可能性は考えられるため，起因事象として特定する。

2.

事故シーケンスの特定
1.にて設計基準を超える落雷事象に対し発生可能性のある起因事象として以下を特定した。
・安全保護回路に発生するノイズの影響に伴う隔離事象又は原子炉緊急停
止系誤作動
・安全保護回路以外の計測制御系に発生するノイズの影響に伴う非隔離事
象，全給水喪失又は水位低下事象
・外部電源系の損傷に伴う外部電源喪失
・残留熱除去系海水系の損傷に伴う最終ヒートシンク喪失
・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水系の損傷に伴う計画外停止
・非常用ディーゼル発電機用海水系の損傷，かつ外部電源喪失の同時発生
による全交流動力電源喪失
・補機冷却系海水系の損傷に伴うタービン・サポート系故障
・循環水系の損傷に伴う隔離事象
・安全保護回路以外の計測制御系の損傷に伴う非隔離事象，全給水喪失又は水位低下事象
上記起因事象については，いずれも運転時の内部事象や地震，津波レベル
１ＰＲＡにて考慮していることから，追加すべき新しい事故シーケンスではない。
よって，落雷を起因とする有意な頻度又は影響のある事故シーケンスは新たに生じないと判断される。
別紙 1－86外部電源喪失

火 山 の 影響

竜巻

別紙 1－87

最終ヒートシンク喪失

全交流動力電
源喪失

外部電源喪失隔離事象

タービン・サポート系故障

非隔離事象

計画外停止

外部電源喪失積雪凍結

考慮対象とした起因事象
外部電源喪失自然現象

気圧差荷重や，飛来物の衝突による原子炉
建屋外側ブローアウトパネルの開放や，非常用ガス処理系等の損傷に伴う計画外停止
風 荷 重 や ，飛 来 物 の 衝 突 に よ る タ ー ビ ン や発電機の損傷に伴う非隔離事象
風 荷 重 や ，飛 来 物 の 衝 突 に よ る タ ー ビ ン 補機 冷 却 系 の 損 傷 に 伴 う タ ービ ン・サ ポ ー ト系故障
風 荷 重 や ，飛 来 物 の 衝 突 に よ る 循 環 水 ポ ン
プ等の損傷に伴う隔離事象
風 荷 重 や ，飛 来 物 の 衝 突 に よ る 外 部 電 源 系の損傷に伴う外部電源喪失
風 荷 重 や ，飛 来 物 の 衝 突 に よ る 非 常 用 デ ィーゼル発電機等の機能喪失及び外部電源喪失の同時発生による全交流動力電源喪失
風 荷 重 や ，飛 来 物 の 衝 突 に よ る 残 留 熱 除 去系海水系の損傷による最終ヒートシンク
喪失

送 電 線 や 碍 子 へ 降 下 火 砕 物 が 付 着 し ，水 分を吸収することによって相間短絡を起こすことによる外部電源喪失

送電線や碍子へ着雪することによって相間短絡を起こすことによる外部電源喪失

送電線や碍子へ着氷することによって相間短絡を起こすことによる外部電源喪失

起因事象の発生シナリオ

建 屋 内 の 機 器 の う ち ，飛 来 物 が 直 接 衝 突する十分な厚さを有した外壁とひとつ
内側の頑健性のある壁との間に設置されている機器以外には影響ないものと考えられる。
建屋外の機器には風荷重や飛来物の衝突による影響が生じる可能性が考えられる。

建屋内の機器には影響しないものと考えられる。
建屋外の機器には降下火砕物の堆積による影響が生じる可能性が考えられる。

建屋内の機器には影響しないものと考えられる。
建屋外の機器には積雪による影響が生じる可能性が考えられる。

建屋内の機器には影響しないものと考えられる。
建屋外の機器には低温による影響が生じる可能性が考えられる。

想定される他の緩和系設備への影響

緩和系設備の機能喪失への対応
建屋内の機器には影響しないものと考え
ら れ る こ と か ら ，必 要 な 緩 和 機 能 は 維 持 できるものと考えられる。
建 屋 外 の 機 器 に 対 し て も ，凍 結 防 止 対 策 により機能を維持できるものと考えられる。
建屋内の機器には影響しないものと考え
ら れ る こ と か ら ，必 要 な 緩 和 機 能 は 維 持 できるものと考えられる。
建 屋 外 の 機 器 に 対 し て も ，除 雪 等 の 対 応 により機能を維持できるものと考えられる。
建屋内の機器には影響しないものと考え
ら れ る こ と か ら ，必 要 な 緩 和 機 能 は 維 持 できるものと考えられる。
建 屋 外 の 機 器 に 対 し て も ，除 灰 等 の 対 応 により機能を維持できるものと考えられる。
建 屋 内 の 機 器 の う ち ，飛 来 物 が 直 接 衝 突 す
る十分な厚さを有した壁とひとつ内側の頑健性のある壁との間に設置されている機器以外には影響ないものと考えられる
こ と か ら ，必 要 な 緩 和 機 能 は 維 持 で き る ものと考えられる。
建 屋 外 の 機 器 に 対 し て も ，竜 巻 の 局 所 性 を考慮して位置的分散を図ること及び竜巻防護設備を設置することにより建屋外の機器に期待できるものと考えられる。

起因事象の発生が考えられるその他の自然現象と起因事象発生時の対応

補足 1-7

別紙 1－88

タービン・サポート系故障全交流動力電源喪失

最終ヒートシンク喪失
計画外停止

外部電源喪失水位低下事象

全給水喪失

原子炉緊急停止系誤作動等
非隔離事象

隔離事象

落雷

森林火災

考慮対象とした起因事象
外部電源喪失自然現象

安全保護回路に発生するノイズの影響や直撃雷による循環水系の損傷に伴う隔離事象
安全保護回路に発生するノイズの影響に伴う原子炉緊急停止系誤作動
安全保護回路以外の計測制御系に発生するノイズの影響に伴う非隔離事象
安全保護回路以外の計測制御系に発生するノイズの影響に伴う全給水喪失
安全保護回路以外の計測制御系に発生するノイズの影響に伴う水位低下事象
直撃雷による外部電源系の損傷に伴う外部電源喪失
直撃雷による残留熱除去系海水系の損傷に伴う最終ヒートシンク喪失
直撃雷による高圧炉心スプレイ系発電機
用海水系の損傷に伴う計画外停止
直撃雷による非常用ディーゼル発電機等の 機 能 喪 失 ，及 び 外 部 電 源 喪 失 の 同 時 発 生による全交流動力電源喪失
直撃雷による補機冷却系海水系の損傷に伴うタービン・サポート系故障

送電線の輻射熱による損傷に伴う外部電源喪失

起因事象の発生シナリオ

建屋内の機器には影響しないものと考えられる。
建屋外の機器には直撃雷による影響が生じる可能性が考えられる。

建屋内の機器には影響しないものと考えられる。
建屋外の機器には輻射熱による影響が生じる可能性が考えられる。

想定される他の緩和系設備への影響

緩和系設備の機能喪失への対応
建屋内の機器には影響しないものと考え
ら れ る こ と か ら ，必 要 な 緩 和 機 能 は 維 持 できるものと考えられる。
建 屋 外 の 機 器 に 対 し て も ，森 林 火 災 が 拡 大されるまでの時間的余裕が十分にあること か ら ，あ ら か じ め 散 水 す る 等 の 必 要 な 安
全措置を講ずることにより機能を維持できるものと考えられる。
建屋内の機器には影響しないものと考え
ら れ る こ と か ら ，必 要 な 緩 和 機 能 は 維 持 できるものと考えられる。
建 屋 外 の 機 器 に 対 し て も ，落 雷 の 局 所 性 を考慮して位置的分散を図ること及び避雷設備を設置することにより建屋外の機器に期待できるものと考えられる。

起因事象の発生が考えられるその他の自然現象と起因事象発生時の対応

波浪・高波

雪崩

生物学的事象

海岸浸食

干ばつ

洪水

風（台風）

竜巻

濃霧

森林火災

霜・白霜

草原火災

ひょう・あられ

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

24

25

積雪

8

火山の影響

地震活動

7

12

静振

6

津波

砂嵐

5

11

河川の迂回

4

高潮

降水

3

10

隕石

2

土壌の収縮又は膨張

凍結

1

9

自然現象

No

閉塞（吸気等）

別紙 1－92

降下火砕物の付着による送電線の相
間短絡

電気的影響

荷重

－

－

荷重（衝突）

給気口等の閉塞

閉塞（吸気等）

－

－

－

－

輻射熱

－

－

荷重 風）

荷重（気圧差）－荷重（衝突）

荷重（衝突）

Ⅲ-1

－

－

－

－

－

荷重 風）

洪水による設備の浸水

げっ歯類（ネズミ等）によるケーブル
類の損傷

取水口，海水ストレーナ等の閉塞

温度

－

荷重

荷重

浸水

－

－

電気的影響

閉塞 海水系）－

波浪・高波による設備の浸水－

腐食成分による化学的影響

腐食

浸水

－

給気口等の閉塞

閉塞（吸気等）－閉塞 海水系）－

荷重 堆積）

海水系ストレーナ等の閉塞

荷重

－
－

津波による設備の浸水

漂流物による取水口，海水ストレーナ
等の閉塞

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

温度

閉塞 海水系）

荷重（衝突）

備考

設備の損傷・機能喪失モード

浸水

高潮による設備の浸水

浸水

給気口等の閉塞荷重－

着雪による送電線の相間短絡

荷重 堆積）

荷重

電気的影響

荷重 地震）

静振による海水の枯渇

渇水

荷重

砂塵，大陸からの黄砂による吸気口の閉塞

静振による設備の浸水

閉塞（吸気等）

降水による設備の浸水

着氷による送電線の相間短絡

ヒートシンク 海水）の凍結

屋外タンク及び配管内部流体の凍結

浸水

－

浸水

－

電気的影響

温度

設備の損傷・機能喪失モード

重畳事象

主事象

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

Ⅰ

－

－

－

－

－

－

－

－

－

Ⅰ

－

－

－

－

－

－

電気的影響

凍結

発生しない

隕石

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

Ⅰ

－

－

－

－

－

－

Ⅰ

－

Ⅰ

－

－

Ⅱ

Ⅱ

－

Ⅰ

－

－

－

－

浸水

降水

影響が小さい

河川の迂回

砂嵐

－

Ⅰ

－

－

－

Ⅲ-1

－

Ⅲ-1

－

－

－

－

－

－

Ⅰ

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

閉塞
（吸気等）

－

－

－

－

－

－

－

－

Ⅰ

－

－

Ⅰ

－

－

－

－

－

－

Ⅰ

－

Ⅰ

－

－

－

－

－

Ⅰ

－

－

－

浸水

自然現象の重畳確認結果【凡例】
斜線：以下の理由により，重畳影響考慮不要○東海第二発電所及びその周辺では発生しない（若しくは，発生が極めて稀）と判断した事象○単独事象での評価において設備等への影響がない（若しくは，非常に小さい）事象で，他の事象との重畳を考慮しても明らかに設備等への影響が無いと判断した事象－：各自然現象が重畳した場合でも単独事象同士の影響評価より増長しない，若しくは同時には起こりえない。
Ⅰ：各自然現象から同じ影響がそれぞれ作用し，重ね合わさって増長するケース
Ⅱ：ある自然現象の防護施設が他の自然現象によって機能喪失することにより，影響が増長するケース
Ⅲ-1：他の自然現象の作用により前提条件が変化し，影響が増長するケース
Ⅲ-2：他の自然現象の作用により影響が及ぶようになるケース
静振

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

Ⅰ

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

Ⅱ

－

－

－

－

－

渇水

Ⅰ

－

－

－

Ⅰ

Ⅰ

Ⅰ

Ⅰ

－

－

－

－

－

－

－

－

－

Ⅲ-1

Ⅱ

Ⅱ

－

－

－

Ⅲ-1

－

－

－

－

－

－

－

荷重
地震）

地震活動

－

－

－

Ⅰ

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

Ⅰ

－

－

Ⅲ-1

－

Ⅲ-1

－

－

－

－

－

－

－

荷重
堆積）

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

Ⅰ

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

Ⅰ

－

－

電気的影響

積雪

－

Ⅰ

－

－

－

Ⅲ-1

－

Ⅲ-1

－

－

－

－

－

－

Ⅰ

－

－

－

－

－

－

－

－

－

Ⅰ

－

－

－

－

閉塞
（吸気等）
発生しない

土壌の収縮
又は膨張
高潮

－

－

－

－

－

－

－

－

Ⅰ

－

－

Ⅰ

－

－

－

－

－

－

Ⅰ

－

－

－

－

Ⅱ

－

Ⅰ

－

Ⅰ

－

－

－

浸水

Ⅰ

－

－

－

Ⅰ

Ⅰ

Ⅰ

Ⅰ

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

Ⅲ-1

Ⅰ

－

－

－

－

－

－

－

荷重
（衝突）

津波

－

－

－

－

－

－

－

－

Ⅰ

－

－

Ⅰ

－

－

－

－

－

Ⅰ

－

－

－

Ⅱ

－

Ⅰ

－

Ⅰ

－

－

－

浸水

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

Ⅰ

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

Ⅲ-1

－

－

－

－

－

－

－

閉塞
海水系）

補足 3

別紙 1－93

－

－

氷晶

氷壁

土砂崩れ
（山崩れ，がけ崩れ）

落雷

湖又は河川の水位低下

30

31

32

33

34

水中の有機物

太陽フレア，磁気嵐

高温水 海水温高）

低温水 海水温低）

泥湧出（液状化）

土石流

水蒸気

毒性ガス

49

50

51

52

53

54

55

地下水による地滑り

47

48

海水面高

46

42

海水面低

地滑り

41

カルスト

動物

40

地下水による浸食

地面の隆起

39

45

塩害・塩雲

38

44

もや

37

43

荷重

極限的な圧力（気圧高低）

36

閉塞（吸気等）

－

－

－

－

温度

電気的影響

閉塞 海水系）

－

浸水

渇水

－

－

－

物理的損傷

－

－

－

－

湖又は河川の水位上昇

陥没，地盤沈下，地割れ

35

浸水

－

電気的影響

電気的影響

電気的影響

－

氷結

浸水

満潮

ハリケーン

29

毒性ガスの吸込みによる給気口等の閉塞

高温水

磁気嵐による誘導電流

取水口，海水ストレーナ等の閉塞

海水面の上昇による設備の浸水

海水面の低下による海水の枯渇

ケーブル類の損傷

荷重（気圧差）湖又は河川の水位上昇による設備の
浸水

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

誘導雷サージによる電気盤内の
回路損傷

－

Ⅲ-1

Ⅲ-1

－

温度

－

備考

設備の損傷・機能
喪失モード

直撃雷

屋内外計測制御設備に発生する
ノイズ

着氷

着氷

満潮による設備の浸水

設備の損傷・機能喪失モード

－

28

極高温

26

27

自然現象

No

重畳事象

主事象

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

Ⅰ

Ⅰ

－

電気的影響

凍結

発生しない

隕石

－

－

－

－

Ⅰ

－

－

－

Ⅰ

－

－

－

－

－

Ⅰ

浸水

降水

影響が小さい

河川の迂回

Ⅰ

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

閉塞
（吸気等）

砂嵐

－

－

－

－

Ⅰ

－

－

－

Ⅰ

－

－

－

－

－

Ⅰ

浸水

自然現象の重畳確認結果【凡例】
斜線：以下の理由により，重畳影響考慮不要○東海第二発電所及びその周辺では発生しない（若しくは，発生が極めて稀）と判断した事象○単独事象での評価において設備等への影響がない（若しくは，非常に小さい）事象で，他の事象との重畳を考慮しても明らかに設備等への影響が無いと判断した事象－：各自然現象が重畳した場合でも単独事象同士の影響評価より増長しない，若しくは同時には起こりえない。
Ⅰ：各自然現象から同じ影響がそれぞれ作用し，重ね合わさって増長するケース
Ⅱ：ある自然現象の防護施設が他の自然現象によって機能喪失することにより，影響が増長するケース
Ⅲ-1：他の自然現象の作用により前提条件が変化し，影響が増長するケース
Ⅲ-2：他の自然現象の作用により影響が及ぶようになるケース
静振

－

Ⅰ

－

－

－

Ⅰ

－

－

－

－

－

－

－

－

－

渇水

－

－

－

－

－

－

－

Ⅰ

－

－

Ⅱ

－

－

－

－

荷重
地震）

地震活動

－

－

－

－

－

－

－

Ⅰ

－

－

－

－

－

－

－

荷重
堆積）

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

Ⅰ

Ⅰ

－

電気的影響

積雪

Ⅰ

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

閉塞
（吸気等）
発生しない

土壌の収縮
又は膨張

－

－

－

－

Ⅰ

－

－

Ⅲ-1

Ⅰ

－

－

－

－

－

Ⅰ

浸水

高潮

－

－

－

－

－

－

－

Ⅰ

－

－

Ⅱ

－

－

－

－

荷重
（衝突）

－

－

－

－

Ⅰ

－

－

－

Ⅰ

－

－

－

－

－

Ⅰ

浸水

津波

－

－

－

Ⅰ

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

閉塞
海水系）

別紙 1－94

土壌の収縮又は膨張

高潮

津波

火山の影響

波浪・高波

雪崩

生物学的事象

海岸浸食

干ばつ

洪水

風（台風）

竜巻

濃霧

森林火災

霜・白霜

草原火災

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

24

積雪

砂嵐

5

8

河川の迂回

4

静振

降水

3

地震活動

隕石

2

7

凍結

1

6

自然現象

No

主事象

－

腐食成分による化学的影響

降下火砕物の付着による送電線の相
間短絡

腐食

電気的影響

－

－

給気口等の閉塞

閉塞
（吸気等）

－

－

Ⅰ

輻射熱

－

－

荷重 風）

荷重（気圧差）－荷重（衝突）

荷重（衝突）－

Ⅲ-1，Ⅲ-2
（衝突）

－

－

－

荷重 風）

洪水による設備の浸水

げっ歯類（ネズミ等）によるケーブル
類の損傷

取水口，海水ストレーナ等の閉塞

温度

－

荷重

荷重

浸水

－

－

電気的影響

閉塞 海水系）－

波浪・高波による設備の浸水

給気口等の閉塞

閉塞
（吸気等）

浸水

－

海水系ストレーナ等の閉塞

閉塞 海水系）

－

－

－

－

－

－

－

－

－

Ⅰ

－

Ⅰ

－

－

－

Ⅲ-1

－

Ⅲ-1

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

Ⅰ

－

－

－

－

－

－

Ⅰ

－

荷重 堆積）

－

－

－

荷重

Ⅰ

－

－

－

－

－

漂流物による取水口，海水ストレーナ等の閉塞－

閉塞 海水系）

Ⅰ

－

－

－

Ⅱ

－

Ⅰ

－

Ⅰ

－

－

－

浸水

波浪・高波

－

－

－

Ⅰ

－

－

－

－

－

Ⅲ-1

Ⅰ

－

－

電気的影響

津波による設備の浸水影響が小さい腐食

荷重（衝突）

－

Ⅰ

－

－

－

－

－

Ⅰ

－

－

－

－

閉塞
（吸気系）

火山の影響

高潮による設備の浸水

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

閉塞
（海水等）

浸水

－

－

－

Ⅰ

Ⅰ

－

－

－

Ⅲ-1，Ⅲ-2
（衝突）

－

－

－

荷重
（堆積）

浸水

給気口等の閉塞

着雪による送電線の相間短絡

備考

設備の損傷・機能喪
失モード

荷重

－

閉塞
（吸気等）

電気的影響

荷重 地震）

静振による海水の枯渇

荷重 堆積）

渇水

荷重

静振による設備の浸水

浸水

荷重

砂塵，大陸からの黄砂による吸気口の閉塞

降水による設備の浸水

着氷による送電線の相間短絡

ヒートシンク 海水）の凍結

屋外タンク及び配管内部流体の凍結

閉塞
（吸気等）

－

浸水

－

電気的影響

温度

設備の損傷・機能喪失モード

重畳事象
発生しない

雪崩

自然現象の重畳確認結果【凡例】
斜線：以下の理由により，重畳影響考慮不要○東海第二発電所及びその周辺では発生しない（若しくは，発生が極めて稀）と判断した事象○単独事象での評価において設備等への影響がない（若しくは，非常に小さい）事象で，他の事象との重畳を考慮しても明らかに設備等への影響が無いと判断した事象－：各自然現象が重畳した場合でも単独事象同士の影響評価より増長しない，若しくは同時には起こりえない。
Ⅰ：各自然現象から同じ影響がそれぞれ作用し，重ね合わさって増長するケース
Ⅱ：ある自然現象の防護施設が他の自然現象によって機能喪失することにより，影響が増長するケース
Ⅲ-1：他の自然現象の作用により前提条件が変化し，影響が増長するケース
Ⅲ-2：他の自然現象の作用により影響が及ぶようになるケース

－

－

－

Ⅰ

－

Ⅰ

－

－

－

－

－

－

Ⅰ

－

Ⅰ

－

－

－

－

－

－

Ⅱ

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

電気的影響

生物学的事象閉塞
海水系）
影響が小さい海岸浸食

影響が小さい

干ばつ

－

－

－

－

－

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Ⅰ

－

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－

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Ⅰ

－

Ⅰ

－

－

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Ⅱ

－

Ⅰ

－

Ⅰ

－

－

－

浸水

洪水

－

－

Ⅰ

Ⅰ

Ⅰ

－

－

－

－

－

－

－

－

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Ⅰ

－

－

－

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Ⅰ

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Ⅲ-1

－

－

－

－

－

－

Ⅰ

Ⅰ

Ⅰ

－

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Ⅰ

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－

－

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Ⅰ

－

－

－

－

Ⅰ

－

－

－

－

－

－

－

荷重
（衝突）

風（台風）
荷重
風）

Ⅲ-1

Ⅲ-1

－

Ⅰ

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

Ⅱ

Ⅰ

－

－

－

－

Ⅰ

－

－

Ⅲ-1

－

－

－

－

荷重
風）

－

－

Ⅰ

Ⅰ

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

Ⅱ

Ⅰ

－

－

－

－

Ⅰ

－

－

－

－

－

－

－

荷重
（衝突）

竜巻

－

－

－

－

－

－

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－

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Ⅰ

－

－

－

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Ⅰ

－

－

－

－

－

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－

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－

－

荷重
（気圧差）
影響が小さい濃霧別紙 1－95

高温水 海水温高）

低温水 海水温低）

泥湧出（液状化）

土石流

水蒸気

毒性ガス

52

53

54

55

地滑り

42

太陽フレア，磁気嵐

動物

41

51

地面の隆起

40

50

塩害・塩雲

39

49

もや

38

水中の有機物

極限的な圧力（気圧高低）

37

48

陥没，地盤沈下，地割れ

36

地下水による地滑り

湖又は河川の水位上昇

3547

湖又は河川の水位低下

34

海水面高

落雷

33

海水面低

土砂崩れ
（山崩れ，がけ崩れ）

32

46

氷壁

31

45

荷重

氷晶

30

カルスト

－

氷結

29

地下水による浸食

－

ハリケーン

28

44

－

満潮

27

43

電気的影響

極高温

26

主事象

－

閉塞
（吸気等）

－

－

－

－

温度

電気的影響

閉塞 海水系）

－

浸水

渇水

－

－

－

物理的損傷

－

－

－

浸水

－

電気的影響

電気的影響

－

浸水

毒性ガスの吸込みによる給気口等の閉塞

高温水

磁気嵐による誘導電流

取水口，海水ストレーナ等の閉塞

海水面の上昇による設備の浸水

海水面の低下による海水の枯渇

ケーブル類の損傷

荷重（気圧差）湖又は河川の水位上昇による設備の
浸水

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

誘導雷サージによる電気盤内の回路
損傷

－

－

－

－

－

荷重
（堆積）

－

備考

設備の損傷・機能喪
失モード

直撃雷

屋内外計測制御設備に発生するノイ
ズ

着氷

着氷

満潮による設備の浸水

荷重（衝突）

設備の損傷・機能喪失モード

25

荷重

自然現象

ひょう・あられ

No

重畳事象

－

－

－

Ⅰ

－

－

－

Ⅰ

－

－

－

－

－

－

－

－

－

閉塞
（海水等）

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

閉塞
（吸気系）

火山の影響

影響が小さい

腐食

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

Ⅰ

Ⅰ

－

－

電気的影響

－

－

－

－

－

Ⅰ

－

－

Ⅰ

－

－

－

－

－

Ⅰ

－

浸水

波浪・高波

発生しない

雪崩

自然現象の重畳確認結果【凡例】
斜線：以下の理由により，重畳影響考慮不要○東海第二発電所及びその周辺では発生しない（若しくは，発生が極めて稀）と判断した事象○単独事象での評価において設備等への影響がない（若しくは，非常に小さい）事象で，他の事象との重畳を考慮しても明らかに設備等への影響が無いと判断した事象－：各自然現象が重畳した場合でも単独事象同士の影響評価より増長しない，若しくは同時には起こりえない。
Ⅰ：各自然現象から同じ影響がそれぞれ作用し，重ね合わさって増長するケース
Ⅱ：ある自然現象の防護施設が他の自然現象によって機能喪失することにより，影響が増長するケース
Ⅲ-1：他の自然現象の作用により前提条件が変化し，影響が増長するケース
Ⅲ-2：他の自然現象の作用により影響が及ぶようになるケース

－

－

－

Ⅰ

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

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－

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－

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－

－

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－

電気的影響

生物学的事象閉塞
海水系）
影響が小さい海岸浸食

影響が小さい

干ばつ

－

－

－

－

－

Ⅰ

－

－

－

Ⅰ

－

－

－

－

－

Ⅰ

－

浸水

洪水

Ⅲ-1

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

Ⅰ

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

Ⅰ

荷重
（衝突）

風（台風）
荷重
風）

Ⅲ-1

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

Ⅱ

－

－

－

－

Ⅰ

荷重
風）

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

Ⅱ

－

－

－

－

Ⅰ

荷重
（衝突）

竜巻

Ⅲ-1

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

荷重
（気圧差）
影響が小さい濃霧別紙 1－96

津波

火山の影響

波浪・高波

雪崩

生物学的事象

海岸浸食

干ばつ

洪水

風（台風）

竜巻

濃霧

森林火災

霜・白霜

草原火災

ひょう・あられ

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

24

25

7

11

静振

地震活動

6

高潮

砂嵐

5

10

河川の迂回

4

土壌の収縮又は膨張

降水

3

9

隕石

2

積雪

凍結

1

8

自然現象

No

給気口等の閉塞－－

漂流物による取水口，海水ストレーナ
等の閉塞

荷重 堆積）

海水系ストレーナ等の閉塞

給気口等の閉塞

腐食成分による化学的影響

降下火砕物の付着による送電線の相間短絡

閉塞 海水系）

荷重

閉塞 海水系）

閉塞
（吸気等）

腐食

電気的影響

荷重

－

－

荷重（衝突）

輻射熱

給気口等の閉塞－－

荷重（気圧差）

温度

－

－
Ⅲ-1

荷重（衝突）荷重 風）

荷重（衝突）

Ⅲ-1

－

－

－

－

－

－

－

荷重 風）

洪水による設備の浸水

げっ歯類（ネズミ等）によるケーブル
類の損傷

取水口，海水ストレーナ等の閉塞

閉塞
（吸気等）

－

荷重

荷重

浸水

－

－

電気的影響

閉塞 海水系）－

波浪・高波による設備の浸水－

津波による設備の浸水

浸水

浸水

－

荷重（衝突）－

高潮による設備の浸水

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

温度

浸水

備考

設備の損傷・機能喪失
モード

荷重

－

着雪による送電線の相間短絡

閉塞
（吸気等）

荷重 堆積）

荷重

電気的影響

荷重 地震）

静振による海水の枯渇

渇水

荷重

静振による設備の浸水

閉塞
（吸気等）

浸水

降水による設備の浸水

着氷による送電線の相間短絡

ヒートシンク 海水）の凍結

屋外タンク及び配管内部流体の凍結

砂塵，大陸からの黄砂による吸気口の
閉塞

－

浸水

－

電気的影響

温度

設備の損傷・機能喪失モード

重畳事象

主事象

－

－

－

Ⅲ-1

－

Ⅲ-1

－

－

－

－

－

－

Ⅰ

－

－

－

－

－

－

Ⅰ

－

－

－

－

－

Ⅰ

－

－

－

－

閉塞
（吸気等）

森林火災

影響が小さい 発生しない

霜・白霜 草原火災

－

－

－

Ⅰ

Ⅰ

Ⅰ

Ⅰ

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

Ⅰ

－

－

－

－

Ⅰ

－

－

－

－

－

－

－

荷重
（衝突）

ひょう
・あられ

影響が小さい

極高温

－

－

－

－

－

－

－

－

Ⅰ

－

－

Ⅰ

－

－

－

－

－

－

Ⅰ

－

Ⅰ

－

－

－

Ⅱ

－

Ⅰ

－

Ⅰ

－

－

－

浸水

満潮

自然現象の重畳確認結果【凡例】
斜線：以下の理由により，重畳影響考慮不要○東海第二発電所及びその周辺では発生しない（若しくは，発生が極めて稀）と判断した事象○単独事象での評価において設備等への影響がない（若しくは，非常に小さい）事象で，他の事象との重畳を考慮しても明らかに設備等への影響が無いと判断した事象－：各自然現象が重畳した場合でも単独事象同士の影響評価より増長しない，若しくは同時には起こりえない。
Ⅰ：各自然現象から同じ影響がそれぞれ作用し，重ね合わさって増長するケース
Ⅱ：ある自然現象の防護施設が他の自然現象によって機能喪失することにより，影響が増長するケース
Ⅲ-1：他の自然現象の作用により前提条件が変化し，影響が増長するケース
Ⅲ-2：他の自然現象の作用により影響が及ぶようになるケース

発生しない

ハリケーン

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

Ⅰ

－

－

－

－

－

－

－

－

－

電気的影響

氷結

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

Ⅰ

－

－

－

－

－

－

－

－

－

電気的影響

氷晶

発生しない

氷壁

発生しない

土砂崩れ
（山崩れ，が
け崩れ）

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

電気的影響
（ノイズ）

－

－

－

－

Ⅱ

Ⅱ

Ⅱ

Ⅱ

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

Ⅱ

－

－

－

－

Ⅱ

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

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－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

電気的影響 電気的影響（直撃雷） （雷サージ）

落雷

影響が小さい

－

－

－

－

－

－

－

－

Ⅰ

－

－

Ⅰ

－

－

－

－

－

－

Ⅰ

－

Ⅰ

－

－

－

Ⅱ

－

Ⅰ

－

Ⅰ

－

－

－

浸水
影響が小さい

－

－

－

Ⅰ

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

Ⅲ-1

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

荷重
(気圧差)

湖又は河川の 湖又は河川 陥没，地盤沈 極限的な圧力
水位低下 の水位上昇 下，地割れ （気圧高低）

別紙 1－97

電気的影響

－

－

満潮

ハリケーン

氷結

氷晶

氷壁

土砂崩れ
（山崩れ，がけ崩れ）

落雷

27

28

29

30

31

32

33

－

荷重

湖又は河川の水位上昇

陥没，地盤沈下，地割れ

極限的な圧力（気圧高低）

もや

塩害・塩雲

地面の隆起

動物

地滑り

35

36

37

38

39

40

41

42

－

閉塞
（吸気等）

海水面低

海水面高

地下水による地滑り

水中の有機物

太陽フレア，磁気嵐

高温水 海水温高）

低温水 海水温低）

泥湧出（液状化）

土石流

水蒸気

毒性ガス

45

46

47

48

49

50

51

52

53

54

55

－

44

－

－

－

温度

電気的影響

閉塞 海水系）

－

浸水

渇水

－

カルスト

地下水による浸食

43

－

物理的損傷

－

－

－

浸水

湖又は河川の水位低下

34

－

電気的影響

電気的影響

－

浸水

－

極高温

26

重畳事象

設備の損傷・機能喪失
モード

毒性ガスの吸込みによる給気口等の閉塞

高温水

磁気嵐による誘導電流

取水口，海水ストレーナ等の閉塞

海水面の上昇による設備の浸水

海水面の低下による海水の枯渇

ケーブル類の損傷

荷重（気圧差）湖又は河川の水位上昇による設備の
浸水

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

誘導雷サージによる電気盤内の回路
損傷

－

－

－

－

温度

－

備考

直撃雷

屋内外計測制御設備に発生するノイ
ズ

着氷

着氷

満潮による設備の浸水

設備の損傷・機能喪失モード

自然現象

No

主事象

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

閉塞
（吸気等）

森林火災

影響が小さい 発生しない

霜・白霜 草原火災

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

荷重
（衝突）

ひょう
・あられ

影響が小さい

極高温

－

－

－

－

Ⅰ

－

－

Ⅲ-1

Ⅰ

－

－

－

－

－

浸水

満潮

自然現象の重畳確認結果【凡例】
斜線：以下の理由により，重畳影響考慮不要○東海第二発電所及びその周辺では発生しない（若しくは，発生が極めて稀）と判断した事象○単独事象での評価において設備等への影響がない（若しくは，非常に小さい）事象で，他の事象との重畳を考慮しても明らかに設備等への影響が無いと判断した事象－：各自然現象が重畳した場合でも単独事象同士の影響評価より増長しない，若しくは同時には起こりえない。
Ⅰ：各自然現象から同じ影響がそれぞれ作用し，重ね合わさって増長するケース
Ⅱ：ある自然現象の防護施設が他の自然現象によって機能喪失することにより，影響が増長するケース
Ⅲ-1：他の自然現象の作用により前提条件が変化し，影響が増長するケース
Ⅲ-2：他の自然現象の作用により影響が及ぶようになるケース

発生しない

ハリケーン

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

Ⅰ

－

電気的影響

氷結

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

Ⅰ

－

電気的影響

氷晶

発生しない

氷壁

発生しない

土砂崩れ
（山崩れ，が
け崩れ）

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

電気的影響
（ノイズ）

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

電気的影響 電気的影響（直撃雷） （雷サージ）

落雷

影響が小さい

－

－

－

Ⅰ

－

－

Ⅲ-1

－

－

－

－

－

Ⅰ

浸水
影響が小さい

－

－

－

Ⅲ-1

－

－

－

－

－

－

－

－

Ⅲ-1

荷重
(気圧差)

湖又は河川の 湖又は河川 陥没，地盤沈 極限的な圧力
水位低下 の水位上昇 下，地割れ （気圧高低）

別紙 1－98

波浪・高波

雪崩

生物学的事象

海岸浸食

干ばつ

洪水

風（台風）

竜巻

濃霧

森林火災

霜・白霜

草原火災

ひょう・あられ

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

24

25

積雪

8

火山の影響

地震活動

7

12

静振

6

津波

砂嵐

5

11

河川の迂回

4

高潮

降水

3

10

隕石

2

土壌の収縮又は膨張

凍結

1

9

自然現象

No

－
－

荷重 堆積）

海水系ストレーナ等の閉塞

給気口等の閉塞

腐食成分による化学的影響

降下火砕物の付着による送電線の相間短絡

荷重

閉塞 海水系）

閉塞
（吸気等）

腐食

電気的影響

荷重

－

荷重（衝突）

給気口等の閉塞

閉塞
（吸気等）

－

輻射熱

－

－

－

－

－

荷重 風）

－

－

荷重（衝突）

荷重（気圧差）－荷重（衝突）

－

荷重 風）

－

－

－

－

－

－

洪水による設備の浸水

げっ歯類（ネズミ等）によるケーブル
類の損傷

取水口，海水ストレーナ等の閉塞

温度

－

荷重

荷重

浸水

－

－

電気的影響

閉塞 海水系）－

波浪・高波による設備の浸水－

漂流物による取水口，海水ストレーナ等の閉塞

閉塞 海水系）

浸水－－

津波による設備の浸水

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

物理的損傷

動物

浸水

影響が小さい地面の隆起

荷重（衝突）

影響が小さい塩害・塩雲

高潮による設備の浸水影響が小さいもや

浸水

給気口等の閉塞

備考

設備の損傷・機能喪失
モード

荷重

－

閉塞
（吸気等）

着雪による送電線の相間短絡

荷重 堆積）

荷重

電気的影響

荷重 地震）

静振による海水の枯渇

渇水

荷重

砂塵，大陸からの黄砂による吸気口の閉塞

静振による設備の浸水

閉塞
（吸気等）

降水による設備の浸水

着氷による送電線の相間短絡

ヒートシンク 海水）の凍結

屋外タンク及び配管内部流体の凍結

浸水

－

浸水

－

電気的影響

温度

設備の損傷・機能喪失モード

重畳事象

主事象

発生しない

地滑り

発生しない

カルスト

発生しない

地下水による
浸食

自然現象の重畳確認結果【凡例】
斜線：以下の理由により，重畳影響考慮不要○東海第二発電所及びその周辺では発生しない（若しくは，発生が極めて稀）と判断した事象○単独事象での評価において設備等への影響がない（若しくは，非常に小さい）事象で，他の事象との重畳を考慮しても明らかに設備等への影響が無いと判断した事象－：各自然現象が重畳した場合でも単独事象同士の影響評価より増長しない，若しくは同時には起こりえない。
Ⅰ：各自然現象から同じ影響がそれぞれ作用し，重ね合わさって増長するケース
Ⅱ：ある自然現象の防護施設が他の自然現象によって機能喪失することにより，影響が増長するケース
Ⅲ-1：他の自然現象の作用により前提条件が変化し，影響が増長するケース
Ⅲ-2：他の自然現象の作用により影響が及ぶようになるケース

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

Ⅲ-1

－

－

－

－

－

－

Ⅲ-1

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

渇水

海水面低

－

－

－

－

－

－

－

－

Ⅰ

－

－

Ⅰ

－

－

－

－

－

－

Ⅰ

－

Ⅰ

－

－

－

－

－

Ⅰ

－

Ⅰ

－

－

－

浸水

海水面高

発生しない

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

Ⅰ

－

－

－

－

Ⅰ

－

Ⅰ

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

閉塞
(海水系)

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

電気的影響

地下水による太陽フレア
水中の有機物
地滑り
，磁気嵐

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

Ⅰ

－

－

－

－

－

温度

高温水
海水温高）

影響が小さい影響が小さい低温水
泥湧出
海水温低） （液状化）

発生しない

土石流

発生しない

水蒸気

－

Ⅰ

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

Ⅰ

－

－

－

－

－

－

－

－

－

閉塞
(吸気等)

毒性ガス

別紙 1－99

－

－

氷晶

氷壁

土砂崩れ
（山崩れ，がけ崩れ）

落雷

湖又は河川の水位低下

30

31

32

33

34

海水面高

地下水による地滑り

水中の有機物

太陽フレア，磁気嵐

高温水 海水温高）

低温水 海水温低）

泥湧出（液状化）

土石流

水蒸気

毒性ガス

46

47

48

49

50

51

52

53

54

55

地滑り

42

海水面低

動物

41

カルスト

地面の隆起

40

地下水による浸食

塩害・塩雲

39

45

もや

38

44

極限的な圧力（気圧高低）

37

43

荷重

陥没，地盤沈下，地割れ

36

閉塞
（吸気等）

－

－

－

－

温度

電気的影響

閉塞 海水系）

－

浸水

渇水

－

－

－

物理的損傷

－

－

－

－

湖又は河川の水位上昇

35

浸水

－

電気的影響

電気的影響

電気的影響

－

氷結

浸水

満潮

ハリケーン

29

影響が小さい

－

－

－

－

物理的損傷

動物

毒性ガスの吸込みによる給気口等の閉塞

高温水

磁気嵐による誘導電流

取水口，海水ストレーナ等の閉塞

海水面の上昇による設備の浸水

海水面の低下による海水の枯渇

ケーブル類の損傷

荷重（気圧差）湖又は河川の水位上昇による設備の
浸水

－

－

－

－

－

－

－

－

－

影響が小さい地面の隆起

誘導雷サージによる電気盤内の回路損傷影響が小さい

塩害・塩雲

－

備考

設備の損傷・機能喪失
モード

もや

直撃雷

屋内外計測制御設備に発生するノイ
ズ

着氷

着氷

満潮による設備の浸水

設備の損傷・機能喪失モード

－

28

極高温

26

27

自然現象

No

重畳事象

主事象

発生しない

地滑り

発生しない

カルスト

発生しない

地下水による
浸食

自然現象の重畳確認結果【凡例】
斜線：以下の理由により，重畳影響考慮不要○東海第二発電所及びその周辺では発生しない（若しくは，発生が極めて稀）と判断した事象○単独事象での評価において設備等への影響がない（若しくは，非常に小さい）事象で，他の事象との重畳を考慮しても明らかに設備等への影響が無いと判断した事象－：各自然現象が重畳した場合でも単独事象同士の影響評価より増長しない，若しくは同時には起こりえない。
Ⅰ：各自然現象から同じ影響がそれぞれ作用し，重ね合わさって増長するケース
Ⅱ：ある自然現象の防護施設が他の自然現象によって機能喪失することにより，影響が増長するケース
Ⅲ-1：他の自然現象の作用により前提条件が変化し，影響が増長するケース
Ⅲ-2：他の自然現象の作用により影響が及ぶようになるケース

－

－

－

Ⅲ-1

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

渇水

海水面低

－

－

－

－

－

－

Ⅲ-1

Ⅰ

－

－

－

－

－

Ⅰ

浸水

海水面高

発生しない

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

閉塞
(海水系)

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

電気的影響

地下水による太陽フレア
水中の有機物
地滑り
，磁気嵐

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

温度

高温水
海水温高）

影響が小さい影響が小さい低温水
泥湧出
海水温低） （液状化）

発生しない

土石流

発生しない

水蒸気

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

閉塞
(吸気等)

毒性ガス

補足 4
外部人為事象に関わる重畳の影響について

外部事象のうち，自然現象同士が重畳することによる影響については，補足
3 に示すように組合せを考慮し，単独事象とは異なる新たな影響が発生しないことを確認した。一方，外部人為事象については，以下に示す理由から個々の組合せについて確認する必要はなく，自然現象の重畳影響評価に包絡されると考える。

【理由】自然現象と比べて外部人為事象は影響範囲が限定的（狭い）である。
自然現象の影響は，原子力施設全体に対して同時に作用する点が特徴である。一方，外部人為事象の場合は，人工物の事故等により引き起こされるものであり，影響範囲は当該人工物の大きさや内包する危険物量等により決まる。したがって，外部人為事象の場合，低頻度事象を仮定しようとしても，実際に設置されている設備や立地状況等により制限され，際限なく事象影響範囲が拡がるということはない。
以上より，各外部人為事象により生じる影響の特徴を踏まえ，それぞれの影響を包絡する自然現象について重畳影響を確認しておくことで，外部人為
事象についても重畳影響を確認したことと同等になる（表 1 参照）。

別紙 1－100表1
自然現象

自然現象に包絡される外部人為事象

特徴

包絡される外部人為事象

発電用 原子炉 施設 全体にNo.16 掘削工事

対して外力が作用し，複数の機器 が同時 に機 能喪失
地震する場合がある。敷地の変動等に より屋 外設 備の基
礎や地 中設備 を損 傷させる可能性がある。

津波

発電用 原子炉 施設 への浸

No.8

船舶の衝突

水により，複数の機器が同No.10 船舶から放出される固体・液体不純物

時に機 能喪失 する 場合がNo.11 水中の化学物質ある。波力により海水系機

No.13 プラント外での化学物質の流出

器を損 傷させ る可 能性がNo.22 内部溢水ある。
発電用 原子炉 施設 への落
落雷

雷により，広範な範囲で計測系，制御系を損傷させる可能性がある。
移動し ながら 広範 囲にわ

竜巻

No.20 電磁的障害

No.2

パイプライン事故（ガスなど），パイプ

たって風圧，飛来物による影響を与える。特に飛来物

No.7

ライン事故によるサイト内爆発等
工業施設又は軍事施設事故については，屋外設備だけ

No.9

自動車又は船舶の爆発ではなく，建屋内の設備を No.12 爆発
損傷させる可能性がある。

なお，表 1 のとおり自然現象に包絡される外部人為事象以外の“その他の事
象”については，以下のとおりである。

別紙 1－101

【その他の事象】(1)

外部人為事象の影響の方が大きい場合火災による熱影響については，自然現象では「森林火災」，外部人為事
象では「No.2 パイプライン事故（ガスなど），パイプライン事故による
サイト内爆発等」，「No.3 交通事故（化学物質の流出含む）」，「No.6 飛来物（航空機落下）」，「No.7 工業施設又は軍事施設事故」，「No.9 自動車又は船舶の爆発」及び「No.23 近隣工場等の火災」で想定されるが，このうち，発電用原子炉施設に対して最も厳しい熱影響がある事象は，「No.6
飛来物（航空機落下）」である。航空機落下と発電用原子炉施設周辺で発生し得る重畳事象としては，「森林火災」と「No.23 近隣工場等の火災」の溶融炉灯油タンク火災が挙げられるものの，「森林火災」の熱影響は，
溶融炉灯油タンク火災の影響に包絡できる。
偶発的に落下する航空機による火災と，溶融炉灯油タンク火災が組み合わされる重畳事象については，10－７ ／年程度の低頻度事象であるものの外部火災評価の中で許容値以下の熱影響に止まることを確認済みであることを踏まえると，事象の重畳による新たな起因事象の追加はない。
爆風圧による影響については，「No.2 パイプライン事故（ガスなど），
パイプライン事故によるサイト内爆発等」，「 No.7 工業施設又は軍事施設
事故」，「No.9 自動車又は船舶の爆発」及び「No.12 爆発」で想定されるが，それぞれの事象の特徴を踏まえれば，個別の重畳影響評価をするまでもなく，自然現象同士の重畳影響を評価することで影響が包絡される。
・「No.2 パイプライン事故（ガスなど），パイプライン事故によるサイト内爆発等」については，爆風圧の影響が発電用原子炉施設へ影響のある範囲にないため単独事象として影響がないと判断・「No.7 工業施設又は軍事施設事故」については，軍事施設は発電所
別紙 1－102近傍にないこと，工業施設の爆発を想定した場合であっても，爆風圧の影響が発電用原子炉施設へ及ばないことを確認済みであることを踏まえ，単独事象として影響がないと判断・「No.9 自動車又は船舶の爆発」については，交通事故による自動車の爆発や発電所港湾内に侵入し得る最大規模の高圧ガス輸送船舶の爆発事故を想定した場合であっても，爆風圧の影響が発電用原子炉
施設へ及ばないことを確認済みであることを踏まえ，単独事象として影響がないと判断・「No.12 爆発」については，発電所周辺の社会環境からみて，爆風圧の影響が発電所へ及ばないことを確認済みであることを踏まえ，単独事象として影響がないと判断

別紙 1－103

(2)

外部人為事象の影響について考慮が不要な場合
以下にあげる外部人為事象については，重畳影響を考慮するまでもな
く，単独事象として発電用原子炉施設への影響を考慮する必要がないものとして整理している。
○単独事象として発生頻度が稀な事象（10 －７ /年以下）
No.1

衛星の落下

No.5

タービンミサイル

No.6

飛来物（航空機落下）No.15 軍事施設からのミサイル○発生源となる施設が発電所へ影響の及ぶ範囲にない事象
No.18 他のユニットからのミサイル
No.19 他のユニットからの内部溢水
No.21 ダムの崩壊○発生しても影響が軽微な事象，影響を遮断できる事象
No.4

有毒ガス

No.14 サイト貯蔵の化学物質の流出
No.17 他のユニットからの火災

事象毎の状況を表 2 にまとめる。

別紙 1－104

表2
No.
1

各外部人為事象が包絡される自然現象等

外部人為事象
衛星の落下
パイプライン事故（ガスなど），パイプライン事故によるサイト内爆発等
交通事故（化学物質の流出含む）

包絡される自然現象等【 ― 】 低頻度事象（その他の事象(2)のとおり）
飛来物による影響【竜巻】 熱影響，爆風圧の影響はその他の事象(1)の
とおり

4

有毒ガス

【 ― 】

5

タービンミサイル

6

飛来物（航空機落下）

7

工業施設又は軍事施設事故

8

船舶の衝突

9

自動車又は船舶の爆発

2
3

11

船舶から放出される固体・
液体不純物
水中の化学物質

12

爆発

10

15

プラント外での化学物質の流出
サイト貯蔵の化学物質の流出
軍事施設からのミサイル

16

掘削工事

17

他のユニットからの火災

13
14

20

他のユニットからのミサイル
他のユニットからの内部溢
水
電磁的障害

21

ダムの崩壊

22
23

内部溢水
近隣工場等の火災

18
19

凡例

【

【 ― 】 熱影響はその他の事象(1)のとおり
影 響 を 緩和 可 能（ そ の他 の事 象 (2)の と おり）【 ― 】 低頻度事象（その他の事象(2)のとおり）
熱影響はその他の事象(1)のとおり【 ― 】 落下は低頻度事象（その他の事象(2)のとおり）
飛来物による影響【竜巻】 熱影響，爆風圧の影響はその他の事象(1)のとおり【津波】 海水系機器の性能低下
飛来物による影響【竜巻】 熱影響，爆風圧の影響はその他の事象(1)のとおり【津波】 海水系機器の性能低下【津波】 海水系機器の性能低下
飛来物による影響【竜巻】 熱影響，爆風圧の影響はその他の事象(1)のとおり【津波】 海水系機器の性能低下
影 響 を 緩和 可 能（ そ の他 の事 象 (2)の と おり）【 ― 】 低頻度事象（その他の事象(2)のとおり）
敷地の変動等による屋外設備の基礎や地中
【地震】
設備の損傷
影 響 を 緩和 可 能（ そ の他 の事 象 (2)の と お【 ― 】り）
影響の及ぶ範囲に発生源となる施設なし【 ― 】（その他の事象(2)のとおり）影響の及ぶ範囲に発生源となる施設なし【 ― 】（その他の事象(2)のとおり）【落雷】 計測系，制御系へのノイズ影響等影響の及ぶ範囲に発生源となる施設なし【 ― 】（その他の事象(2)のとおり）【津波】 広範囲の機器等の同時浸水【 ― 】 影響確認済み（その他の事象(1)のとおり）【 ― 】】包絡される自然事象

別紙 1－105

添付 2
地震レベル１．５ＰＲＡについて

1.

はじめに
実用発電用原子炉及びその附属施設の位置，構造及び設備の基準に関する
規則第三十七条（重大事故等の拡大の防止等）にて要求されている格納容器の破損の防止に関する有効性評価に関し，必ず想定すべき格納容器破損モー
ド以外の破損モードの有無について，内部事象については内部事象レベル１．
５ＰＲＡにより確認を実施済みであるが，地震事象特有の影響について以下
にて確認を実施した。

2.

地震事象特有の格納容器破損モードについて
炉心損傷後の格納容器の健全性に影響を与える物理現象による事象進展に関し内部事象と地震事象の差はなく，地震事象特有の影響としては，地震動により直接的に格納容器本体が損傷する場合，格納容器の隔離機能又は圧力抑制機能に係る設備が損傷することで格納容器破損に至る場合が考えられる。

(1)

格納容器本体の損傷
地震動による原子炉建屋の損傷影響により格納容器が破損に至る又は格納容器が直接的に破損に至るケースは，地震事象特有の格納容器破損モードであり，（社）日本原子力学会標準「原子力発電所の地震を起因とした確率論的安全評価実施基準：２００７」では，原子炉建屋破損のχモードとして分類されている。
このケースの場合，炉心損傷時に格納容器の放射性物質閉じ込め機能は既に喪失しており，内部事象レベル１．５ＰＲＡでは格納容器隔離失敗として考慮している。

別紙 1－106

(2)格納容器隔離機能喪失
地震動により格納容器隔離弁が閉鎖できなくなることで，炉心損傷により発生した放射性物質が格納容器外へ直接放出される可能性がある。このケースについては，格納容器本体の損傷と同様に炉心損傷時には格納容器の放射性物質閉じ込め機能は喪失している状態であり，内部事象レベル１．
５ＰＲＡでは格納容器隔離失敗として考慮している。

(3)

格納容器圧力抑制機能喪失
地震動により残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード），格納容器ベント管又は圧力抑制室の損傷により格納容器圧力を抑制出来なくなり，格納容器が過圧破損に至る可能性がある。このケースについては，内部事象
レベル１．５ＰＲＡにおいて，水蒸気（崩壊熱）の蓄積等による過圧によって格納容器が破損に至る過圧破損モードとして考慮している。

3.

格納容器破損防止対策に係る有効性評価事故シーケンスについて
上述のとおり，地震事象特有の影響として格納容器や隔離機能等の地震動による損傷が考えられるものの，重大事故の事象進展により格納容器へ圧力荷重，熱荷重といった物理的な負荷が加わった結果として放射性物質閉じ込め機能が喪失に至るものではない。そのため，格納容器破損防止対策の有効性評価の判断基準に照らすと，重大事故対策の有効性評価の観点としてではなく，対象設備の耐震性の観点から評価がなされるべきものと判断される。
加えて格納容器本体の損傷については，内部事象レベル１．５ＰＲＡでも想定していない機器の損傷モードであるが，格納容器が損傷に至るような大規模地震を想定した場合，その損傷の程度や緩和系設備使用可否の評価，事故シナリオを特定することは非常に困難である。したがって，そのような状
別紙 1－107況下においては，地震によるプラントの損傷の程度や事象進展に応じて，様々な格納容器破損防止対策を臨機応変に組み合わせて影響緩和を図るとともに，大規模損壊対策として放水砲等の影響緩和措置を講じられるようにしておくことが重要と考えられる。

4.

地震レベル１．５ＰＲＡについて
内部事象ＰＲＡでは，レベル１ＰＲＡの結果抽出された炉心損傷に至る事
故シーケンスグループをレベル１．５ＰＲＡ評価の起点となるようプラント
損傷状態を定義した上で，炉心損傷に至るまでのプラント状態などの観点か
ら格納容器の健全性に影響を与える事象（過温破損，水蒸気爆発等）を抽出しているが，地震レベル１．５ＰＲＡでは，地震事象特有の影響として原子
炉建屋，格納容器等の損傷から格納容器の閉じ込め機能喪失に至るシナリオを考慮する必要がある。
具体的には，地震レベル１ＰＲＡにおいて緩和系に期待することができず，炉心損傷直結事象として整理している原子炉建屋損傷やＥｘｃｅｓｓｉｖｅ
ＬＯＣＡといった事故シナリオが対象となるものの，現段階では，それら事故の起因となる設備の損傷の規模や範囲の特定には困難かつ不確実さが大きく，これらの事故シナリオが発生した場合の事象進展（炉心損傷までの時間余裕や緩和系の健全性等）を定量化することが困難な状況にある。
そのため，今後，対象設備の損傷影響評価などの精緻化を進めるとともに，実機適用へ向けた検討を進めていくところである。

別紙 1－108

別紙 2
外部事象に特有の事故シーケンスについて

1.

はじめに
外部事象のうち，地震・津波ＰＲＡを実施した結果，内部事象Ｐ
Ｒ Ａ で は 抽 出 さ れ て い な い 以 下 の (1) か ら (9) の 事 故 シ ー ケ ン ス が 抽出された。
(1) 原 子 炉 建 屋 損 傷(2) 格 納 容 器 損 傷(3) 原 子 炉 圧 力 容 器 損 傷(4) 原 子 炉 冷 却 材 圧 力 バ ウ ン ダ リ 喪 失 （ Ｅ ｘ ｃ ｅ ｓ ｓ ｉ ｖ ｅ

ＬＯＣＡ）(5) 計 装 ・ 制 御 系 喪 失(6) 格 納 容 器 バ イ パ ス(7) 直 流 電 源 喪 失 ＋ 原 子 炉 停 止 失 敗(8) 交 流 電 源 喪 失 ＋ 原 子 炉 停 止 失 敗(9) 防 潮 堤 損 傷
以下では，これら地震事象に特有の各事故シーケンスについて，
地震・津波ＰＲＡ評価におけるフラジリティ評価や事故シーケンス
評価における条件設定の妥当性等について再整理し，炉心損傷防止対策の有効性評価の対象とする事故シーケンスグループとして取り扱うべきかの検討を実施した。

2.

炉心損傷に直結する事故シーケンスグループ
上 記 の (1) か ら (9) の 事 故 シ ー ケ ン ス に つ い て は ， そ れ ぞ れ の 発 生
別紙 2－1頻度は低く，これら事故シーケンスを除く事故シーケンスにより全炉 心 損 傷 頻 度 の 約 99％ は 炉 心 損 傷 防 止 対 策 で カ バ ー さ れ る も の で ある が ， (1) か ら (9) の 事 故 シ ー ケ ン ス の そ れ ぞ れ に つ い て ， 地 震 ・ 津
波ＰＲＡにおけるフラジリティ評価や事故シーケンス評価における条件設定の妥当性等について改めて確認した。

2.1

原子炉建屋損傷(1)

想定事故シナリオ
原子炉建屋が損傷することで，建屋内の格納容器，原子炉圧力容器等の構造物及び機器が広範囲にわたり損傷し，原子炉注水を行った場合においても炉心損傷を回避できないことを想定した事
故シーケンスである。
実際には地震による原子炉建屋の損傷程度により発生する事象の厳しさは以下のとおりの範囲を有している。
＜小規模な損傷の場合＞
地震による原子炉建屋損傷として建屋全損壊ではなく一部
フ ロ ア 程 度 の 損 傷 を 想 定 す る 場 合 に は ，大 規 模 な Ｌ Ｏ Ｃ Ａ（ Ｅ
ｘｃｅｓｓｉｖｅ

Ｌ Ｏ Ｃ Ａ ）に は 至 ら な い 可 能 性 が あ り ，外部 電 源 喪 失 等 の 過 渡 事 象 が 発 生 し た 場 合 に お い て も ，原 子 炉 注
水機能等が健全な場合は炉心損傷に至ることはない。
＜大規模な損傷の場合＞
建 屋 損 傷 時 に ，緩 和 で き な い 大 規 模 な Ｌ Ｏ Ｃ Ａ（ Ｅ ｘ ｃ ｅ ｓｓｉｖｅ

Ｌ Ｏ Ｃ Ａ ）が 発 生 す る と 同 時 に ，建 屋 内 の 原 子 炉 注

水 系 配 管 が 構 造 損 傷 し て 原 子 炉 注 水 機 能 も 喪 失 す る た め ，炉 心損 傷 に 至 る 。建 屋 損 傷 の 二 次 的 被 害 に よ り ，格 納 容 器 や 格 納 容
別紙 2－2

器 の 貫 通 配 管 が 損 傷 し て お り ，閉 じ 込 め 機 能 に も 期 待 す る こ とはできない。
このように損傷の発生程度に応じて影響程度が変化する事故シーケンスであるものの，地震による建屋損傷状態及び機能喪失する機器を特定することが困難であることから，これらの様々な損傷の程度・組合せを含む事故シーケンス全体を炉心損傷防止が困難な事故シーケンスとして整理した。
【 炉 心 損 傷 頻 度 】 1.5×10 － ７ ／ 炉 年 （ 点 推 定 値 ）【 全 炉 心 損 傷 頻 度 へ の 寄 与 割 合 】 約 0.2％
(2)

フラジリティ評価の保守性
ａ．評価対象機器／評価部位
原 子 炉 建 屋 の 支 配 的 な 損 傷 モ ー ド 及 び 部 位 と し て は ，建 屋 の 崩
壊 シ ー ケ ン ス を 踏 ま え て ，層 崩 壊 を 伴 う 耐 震 壁 の せ ん 断 破 壊 を 選定した。
ｂ．評価方法原 子 炉 建 屋 は ，「 現 実 的 耐 力 と 現 実 的 応 答 に よ る 方 法（ 応 答 解析 に 基 づ く 方 法 ）」に よ り フ ラ ジ リ テ ィ を 評 価 し た 。評 価 手 法 は
地震ＰＳＡ学会標準に準拠した手法としている。
ｃ．フラジリティ曲線の保守性等
原 子 炉 建 屋 の フ ラ ジ リ テ ィ 曲 線 は ，原 子 炉 建 屋 の 最 弱 部 位 の 損
傷 を 模 擬 し た フ ラ ジ リ テ ィ で あ り ，建 屋 全 体 の 損 壊 を 模 擬 し た もの で は な い た め ，建 屋 全 体 崩 壊 に 至 る ま で は 余 裕 が あ る と 考 え ら
れる。

(3)

有効性評価における事故シーケンスグループとしての取り扱い
本事故シーケンスの発生頻度は小規模な損傷の影響も含めた評
別紙 2－3

価 で も 1.5×10 － ７ ／ 炉 年 で あ り ，全 炉 心 損 傷 頻 度（ 7.5×10 － ５ ／ 炉
年 ） に 対 し て 約 0.2％ と 小 さ い 。
さらに，損傷の程度によっては，非常用炉心冷却系等による原子炉冷却，格納容器スプレイ冷却系等による格納容器冷却により，影響を緩和できる可能性があること及びフラジリティ評価が持つ保守性を考慮すると，原子炉建屋の損傷を有意な頻度又は影響をもたらす事故シーケンスグループとして新たに追加することは不要と判断した。

2.2

格納容器損傷(1)

想定事故シナリオ
格納容器が損傷することで，格納容器内の原子炉圧力容器等の構造物及び機器が広範囲にわたり損傷し，原子炉注水を行った場
合においても炉心損傷を回避できないことを想定した事故シーケンスである。
実際には地震による格納容器の損傷程度により発生する事象の厳しさは以下のとおりの範囲を有している。
＜小規模な損傷の場合＞
地 震 に よ る 格 納 容 器 損 傷 と し て ，一 部 の み の 損 傷 を 想 定 す る
場 合 に は ，原 子 炉 冷 却 材 圧 力 バ ウ ン ダ リ が 健 全 で 大 規 模 な Ｌ Ｏ
Ｃ Ａ（ Ｅ ｘ ｃ ｅ ｓ ｓ ｉ ｖ ｅ

Ｌ Ｏ Ｃ Ａ ）が 発 生 し な い 可 能 性 があり，外部電源喪失等の過渡事象が発生した場合においても，
原子炉注水機能等が健全な場合は炉心損傷に至ることはない。
＜大規模な損傷の場合＞
格納容器内の配管及びＥＣＣＳ注入配管が同時に構造損傷
別紙 2－4

し て ，大 規 模 な Ｌ Ｏ Ｃ Ａ（ Ｅ ｘ ｃ ｅ ｓ ｓ ｉ ｖ ｅ

Ｌ Ｏ Ｃ Ａ ）が発 生 す る と 同 時 に ，原 子 炉 注 水 機 能 も 喪 失 す る た め ，炉 心 損 傷に 至 る 。な お ，こ の 場 合 ，格 納 容 器 が 損 傷 し て お り ，閉 じ 込 め
機能にも期待することはできない。
このように損傷の発生程度に応じて影響程度が変化する事故シーケンスであるものの，地震による格納容器損傷状態及び機能喪失する機器を特定することは困難であることから，これらの様々な損傷の程度・組合せを含む事故シーケンス全体を炉心損傷防止が困難な事故シーケンスとして整理した。
【 炉 心 損 傷 頻 度 】 4.1×10 － ９ ／ 炉 年 （ 点 推 定 値 ）【 全 炉 心 損 傷 頻 度 へ の 寄 与 割 合 】 0.1％ 未 満(2)

フラジリティ評価の保守性
ａ．評価対象機器／評価部位
格納容器の損傷により炉心損傷に至る事故シナリオに対して，
支 配 的 な 機 器 と し て ，格 納 容 器 ス タ ビ ラ イ ザ 及 び 格 納 容 器 下 部 シ
ア ラ グ を 選 定 し て い る 。こ れ ら の 構 造 物 の 位 置 関 係 を 第 1 図 に 示す。
格 納 容 器 ス タ ビ ラ イ ザ は ，原 子 炉 遮 へ い 壁 か ら の 水 平 方 向 の 地
震 荷 重 を 原 子 炉 建 屋 に 伝 達 す る た め に ，原 子 炉 遮 へ い 壁 と 格 納 容
器 上 部 シ ア ラ グ を 結 ぶ 構 造 物 で あ り ，原 子 炉 遮 へ い 壁 の 最 頂 部 にトラス状に設置されている。
ま た ，格 納 容 器 下 部 シ ア ラ グ は ，格 納 容 器 円 錐 部 下 部 付 近 に 設
置 さ れ て お り ，格 納 容 器 の 水 平 方 向 の 地 震 荷 重 及 び ダ イ ア フ ラ ム
フロアを介して伝達される原子炉圧力容器ペデスタルからの水
平方向の地震荷重を原子炉建屋に伝達する構造となっている。
別紙 2－5

ｂ．評価方法
今 回 の フ ラ ジ リ テ ィ 評 価 で は ，決 定 論 に よ る 耐 震 評 価 結 果 に 基
づ き ，耐 力 係 数 と 応 答 係 数 を 用 い た 安 全 係 数 法 に よ り フ ラ ジ リ ティを評価した。
ｃ．フラジリティ曲線の保守性等
格納容器スタビライザ及び格納容器下部シアラグの構造強度
評 価 は ，地 震 応 答 解 析 に よ り 算 出 し た 時 刻 歴 荷 重 デ ー タ の う ち 当
該 部 位 に 負 荷 さ れ る 最 大 荷 重 を 用 い て ，そ の 地 震 荷 重（ 最 大 荷 重 ）を 交 番 荷 重 で は な く ，静 的 に 負 荷 さ れ 続 け て い る 状 態 を 想 定 し て評価を行っており，保守的な評価となっている。
さ ら に ，格 納 容 器 は 複 数 の 格 納 容 器 ス タ ビ ラ イ ザ 及 び 格 納 容 器
下 部 シ ア ラ グ に よ り 支 持 さ れ て い る が ，最 大 地 震 荷 重 を 受 け る もの が 損 傷 し た 時 点 で ，格 納 容 器 損 傷 に 至 る と し て い る 点 に も 保 守
性がある。
(3)

有効性評価における事故シーケンスグループとしての取り扱い
本事故シーケンスの発生頻度は小規模な損傷の影響も含めた評

価 で も 4.1×10 － ９ ／ 炉 年 で あ り ，全 炉 心 損 傷 頻 度（ 7.5×10 － ５ ／ 炉
年 ） に 対 し て 0.1％ 未 満 と 小 さ い 。
最大地震荷重を受ける格納容器スタビライザが損傷した場合でも，荷重の再配分により残りの格納容器スタビライザ及び原子炉
圧力容器ペデスタルで原子炉遮へい壁の地震荷重を受けることができることから，直ちに原子炉遮へい壁が転倒するには至らず，
原子炉冷却材圧力バウンダリ配管の一部損傷若しくは破損に留まるものと考えられる。この場合は既存のＬＯＣＡシナリオと同様の進展になることが想定される。
別紙 2－6

また，最大地震荷重を受ける格納容器下部シアラグが損傷した
場合でも，荷重の再配分により残りの格納容器下部シアラグ及び
ダイアフラムフロアで原子炉圧力容器ペデスタルの地震荷重を受けることができることから，直ちに原子炉圧力容器ペデスタルが転倒するには至らず，原子炉冷却材圧力バウンダリ配管の一部損
傷若しくは破損に留まるものと考えられる。この場合は既存のＬ
ＯＣＡシナリオと同様の進展になることが想定される。
以上を総合的に勘案した上で，本事象については，有意な頻度又は影響をもたらす事故シーケンスグループとして新たに追加することは不要と判断した。

2.3

原子炉圧力容器損傷(1)

想定事故シナリオ
原子炉圧力容器の支持機能喪失等により，原子炉圧力容器に接続されている原子炉冷却材圧力バウンダリ配管の損傷や，原子炉
冷却材の流路閉塞が発生することにより，原子炉注水を行った場
合においても炉心損傷を回避できないことを想定した事故シーケンスである。
実際には地震による原子炉圧力容器の損傷程度により発生する事象の厳しさは以下のとおりの範囲を有している。
＜小規模な損傷の場合＞
地 震 に よ る 原 子 炉 圧 力 容 器 損 傷 と し て ，原 子 炉 圧 力 容 器 の 一
部 の み の 損 傷 を 想 定 す る 場 合 に は ，原 子 炉 冷 却 材 圧 力 バ ウ ン ダ
リ 配 管 の 全 周 破 断 に 至 ら ず 冷 却 材 の 注 入 が 可 能 な 場 合 や ，炉 内構造物の一部変形のみで原子炉冷却材の流路の完全な閉塞に
別紙 2－7

至 ら な い 可 能 性 が あ り ，原 子 炉 注 水 機 能 等 が 健 全 な ら ば 炉 心 損
傷を防止できる。
＜大規模な損傷の場合＞
原 子 炉 圧 力 容 器 の 損 傷 に よ り ，原 子 炉 冷 却 材 圧 力 バ ウ ン ダ リ
配 管 の 全 周 破 断 に よ る 原 子 炉 注 水 機 能 の 喪 失 や ，炉 内 構 造 物 の
大 規 模 破 損 に よ る 冷 却 材 流 路 の 閉 塞 に よ り ，炉 心 の 除 熱 が 困 難となり炉心損傷に至る。
このように損傷の程度に応じて影響が変化する事故シーケンスであるものの，地震による原子炉圧力容器損傷状態を特定することは困難であることから，これらの様々な損傷の程度・組合せを含む事故シーケンス全体を炉心損傷防止が困難な事故シーケンスとして整理した。
【 炉 心 損 傷 頻 度 】 2.2×10 － ７ ／ 炉 年 （ 点 推 定 値 ）【 全 炉 心 損 傷 頻 度 へ の 寄 与 割 合 】 約 0.3％
(2)

フラジリティ評価の保守性
ａ．評価対象機器／評価部位
原子炉圧力容器の損傷により炉心損傷に至る事故シナリオに対 し て ，比 較 的 大 き な 影 響 を 及 ぼ す 機 器 は ，第 1 表 に 示 す Ｆ Ｖ 重
要 度 か ら ，原 子 炉 圧 力 容 器 の 蒸 気 乾 燥 器 支 持 ブ ラ ケ ッ ト 及 び 原 子
炉 圧 力 容 器 ス タ ビ ラ イ ザ で あ る 。こ れ ら の 構 造 物 の 位 置 関 係 を 第2 図に示す。
ｂ．評価方法
今 回 の フ ラ ジ リ テ ィ 評 価 で は ，決 定 論 に よ る 耐 震 評 価 結 果 に 基
づ き ，耐 力 係 数 と 応 答 係 数 を 用 い た 安 全 係 数 法 に よ り フ ラ ジ リ ティを評価した。
別紙 2－8

ｃ．フラジリティ曲線の保守性等
蒸気乾燥器支持ブラケット及び原子炉圧力容器スタビライザの 構 造 強 度 評 価 は ，原 子 炉 圧 力 容 器 の 地 震 応 答 解 析 に よ り 算 出 した 最 大 荷 重 を 用 い て ，そ の 地 震 荷 重（ 最 大 荷 重 ）を 交 番 荷 重 で はな く ，静 的 に 負 荷 さ れ 続 け て い る 状 態 を 想 定 し て 評 価 を 行 っ て お
り，保守的な評価となっている。
(3)

有効性評価における事故シーケンスグループとしての取り扱い
本事故シーケンスの発生頻度は小規模な損傷の影響も含めた評

価 で も 2.2×10 － ７ ／ 炉 年 で あ り ，全 炉 心 損 傷 頻 度（ 7.5×10 － ５ ／ 炉
年 ） に 対 し て 約 0.3％ と 小 さ い 。
また，原子炉圧力容器等の損傷による炉心損傷に至る事故シナ
リオに対して，蒸気乾燥器支持ブラケットの支持機能が喪失したとしても，炉心との間には気水分離器が設置されており直接炉心に接触することはなく，また，原子炉圧力容器スタビライザの支持機能が喪失したとしても，原子炉圧力容器の周囲を囲む原子炉
遮へい壁等の存在により原子炉圧力容器が大きく傾くことはなく，その影響は原子炉圧力容器に接続されている配管の一部破損に留まるものと考えられる。この場合は既存のＬＯＣＡシナリオと同様の進展になることが想定される。
以上を総合的に勘案した上で，本事象については，有意な頻度又は影響をもたらす事故シーケンスグループとして新たに追加することは不要と判断した。

2.4

原 子 炉 冷 却 材 圧 力 バ ウ ン ダ リ 喪 失（ Ｅ ｘ ｃ ｅ ｓ ｓ ｉ ｖ ｅＡ）
別紙 2－9ＬＯＣ

(1)想定事故シナリオ
原子炉冷却材圧力バウンダリ喪失については，地震によるスク

ラム後，逃がし安全弁の開放失敗による原子炉圧力上昇又は地震による直接的な荷重により原子炉格納容器内の原子炉冷却材圧力バウンダリ配管が損傷に至るシナリオを想定している。いずれの場合も原子炉冷却材圧力バウンダリの損傷の規模や影響緩和系による事象収束可能性の評価が困難なため，保守的にＥｘｃｅｓｓ
ｉｖｅ

ＬＯＣＡ相当とし，炉心損傷に至る事故シナリオとして整理している。
【 炉 心 損 傷 頻 度 】 3.0×10 － １ ０ ／ 炉 年 （ 点 推 定 値 ）【 全 炉 心 損 傷 頻 度 へ の 寄 与 割 合 】 0.1％ 未 満①

逃がし安全弁開失敗シナリオ① － (1)

フラジリティ評価の保守性

ａ．評価対象機器／評価部位
事 故 シ ー ケ ン ス と し て は ，過 渡 事 象 や 外 部 電 源 喪 失 ，交 流 電
源 喪 失 ，直 流 電 源 喪 失 の 発 生 時 を 想 定 し て い る が ，い ず れ の ケ
ー ス に お い て も ，逃 が し 安 全 弁 の 機 能 損 傷（ 開 失 敗 ）を 想 定 している。
ｂ．評価方法
今 回 の フ ラ ジ リ テ ィ 評 価 で は ，決 定 論 に よ る 耐 震 評 価 結 果 に
基 づ き ，耐 力 係 数 と 応 答 係 数 を 用 い た 安 全 係 数 法 に よ り フ ラ ジ
リティを評価した。
ｃ．フラジリティ曲線の保守性等
逃 が し 安 全 弁 に つ い て は ，合 計 18 台 設 置 さ れ て い る も の の ，
フ ラ ジ リ テ ィ 評 価 上 は ，機 器 の 完 全 相 関 を 仮 定 し て お り ，単 一
別紙 2－10

機 器 の 評 価 ＝ 全 体 の 評 価 と し て い る 。共 通 原 因 故 障 と し て 単 一
機器の機能喪失を全台機能喪失と仮定すること自体は保守的な 取 り 扱 い で は あ る が ，実 際 に は 機 器 配 置 の 差 な ど ，応 答 に 差があることを踏まえると，さらに余裕があると言える。
① － (2)

有効性評価における事故シーケンスグループとしての取扱い

本事故シーケンスの発生頻度は小規模な損傷の影響も含めた評 価 で も 3.0×10 － １ ０ ／ 炉 年 で あ り ， 全 炉 心 損 傷 頻 度 （ 7 .5×10 －５／ 炉 年 ） に 対 し て 0.1％ 未 満 と 小 さ い 。
逃 が し 安 全 弁 開 失 敗 に よ る Ｌ Ｏ Ｃ Ａ シ ナ リ オ と し て ，逃 が し 安

全弁全数破損により原子炉圧力が過剰に上昇し原子炉冷却材圧
力 バ ウ ン ダ リ が 広 範 囲 に 破 損 に 至 る こ と を 想 定 し ，影 響 緩 和 系 に期 待 で き ず 炉 心 損 傷 が 回 避 不 可 と な る ケ ー ス を 考 え ，炉 心 損 傷 直
結としている。
た だ し ， ① － (1)の と お り ， 要 因 と な っ て い る 逃 が し 安 全 弁 の
現 状 の フ ラ ジ リ テ ィ 評 価 に 保 守 的 な 仮 定 を お い て お り ，現 実 的 な
事 故 シ ナ リ オ と し て は ， 合 計 18 台 あ る 逃 が し 安 全 弁 が 同 時 損 傷
す る 可 能 性 は 極 め て 低 い こ と か ら ，Ｅ ｘ ｃ ｅ ｓ ｓ ｉ ｖ ｅ

ＬＯＣ

Ａ に は 至 る こ と な く 影 響 緩 和 系 に よ る 事 象 収 束 が 期 待 で き る 。その た め ，炉 心 損 傷 に 至 る 確 率 が 十 分 小 さ い と 判 断 し ，有 効 性 評 価の事故シーケンスグループとしては取り扱わないこととした。
②

格納容器内配管損傷シナリオ② － (1)

フラジリティ評価の保守性

ａ．評価対象機器／評価部位
本 評 価 で は ，格 納 容 器 内 を 通 る 配 管 に つ い て ，系 統 ご と に 地
別紙 2－11震 荷 重 に 対 し て 裕 度 が 小 さ い 部 位 を ，評 価 部 位 と し て 選 定 し た 。
ｂ．評価方法
今 回 の フ ラ ジ リ テ ィ 評 価 で は ，決 定 論 に よ る 耐 震 評 価 結 果 に
基 づ き ，耐 力 係 数 と 応 答 係 数 を 用 い た 安 全 係 数 法 に よ り フ ラ ジ
リティを評価した。
ｃ．フラジリティ曲線の保守性等
配 管 本 体 に つ い て は ，設 計 に 比 べ て 大 き な 耐 震 裕 度 を 有 し て
お り ，既 往 研 究 結 果 等 か ら も 設 計 想 定 レ ベ ル を 上 回 る 地 震 力 に
対 し て 健 全 性 を 維 持 す る こ と が 確 認 さ れ て い る 。「 配 管 系 終 局
強 度 試 験 」（ 平 成 1 0 年 度

平 成 15 年 度 ） [ 1 ] に お い て は ， 許 容

応 力 度（ 3Sm）の 10 倍 の 応 力 強 さ に お い て も 塑 性 崩 壊 又 は 疲 労による破損は生じないことなどが確認されている。
上記のような現実的な損傷に対して現実的な評価を行うとす れ ば ，配 管 お よ び 配 管 サ ポ ー ト を 一 体 で モ デ ル 化 し た 応 答 解析 を 行 う 詳 細 法 が 考 え ら れ る が ，今 回 の 評 価 と し て は 保 守 的 な
決定論的評価に基づいた安全係数法により評価しているため，
配 管 系 が 損 傷 に 至 る 地 震 動 の 大 き さ は ，耐 震 評 価 か ら 得 ら れ た
地震動の大きさよりも十分に大きいと考えられる。
格納容器内配管が地震により疲労損傷した場合においても，
大 径 配 管 が 疲 労 に よ り 全 周 破 損 に 至 る 可 能 性 は 小 さ く ，そ の 場
合 ，原 子 炉 冷 却 材 の 流 出 量 は ，Ｌ Ｏ Ｃ Ａ で 想 定 し て い る 流 出 量を大きく下回る。
② － (2)

有効性評価における事故シーケンスグループとしての取扱い

本事故シーケンスの発生頻度は小規模な損傷の影響も含めた
別紙 2－12

評 価 で も 3.0×10 － １ ０ ／ 炉 年 で あ り ， 全 炉 心 損 傷 頻 度 （ 7 .5×10 －５／ 炉 年 ） に 対 し て 0.1％ 未 満 と 小 さ い 。
格 納 容 器 内 配 管 損 傷 に よ る Ｌ Ｏ Ｃ Ａ シ ナ リ オ と し て ，損 傷 程 度（ 規 模 ， 範 囲 ） を 想 定 す る こ と は 困 難 で あ る も の の ， ② － (1)のと お り ，フ ラ ジ リ テ ィ 評 価 に 保 守 的 な 仮 定 を 置 い て お り ，現 実 的
な 事 故 シ ナ リ オ と し て は ，Ｅ ｘ ｃ ｅ ｓ ｓ ｉ ｖ ｅ

ＬＯＣＡには至ることなく影響緩和系による事象収束が期待できると考えられ
る た め ，炉 心 損 傷 に 至 る 確 率 が 十 分 小 さ い と 判 断 し ，有 効 性 評 価の事故シーケンスグループとしては取り扱わないこととした。

2.5計装・制御系喪失(1)

想定事故シナリオ
地震により計装・制御系が損傷した場合，プラントの監視及び制御ができなくなる可能性があること，発生時のプラント挙動に対する影響が現在の知見では明確でないことから，保守的に直接
炉心損傷に至る事故として整理している。
【 炉 心 損 傷 頻 度 】 3.7×10 － １ ０ ／ 炉 年 （ 点 推 定 値 ）【 全 炉 心 損 傷 頻 度 へ の 寄 与 割 合 】 0.1％ 未 満(2)

フラジリティ評価の保守性
ａ．評価対象機器／評価部位
計 測・制 御 系 喪 失 に お い て 評 価 対 象 と な る 電 気 計 装 機 器 は ，制
御 盤 及 び 計 装 ラ ッ ク で あ り ，こ れ ら の 機 能 損 傷 に つ い て 評 価 し ている。
ｂ．評価方法
今 回 の フ ラ ジ リ テ ィ 評 価 で は ，決 定 論 に よ る 耐 震 評 価 結 果 に 基
別紙 2－13

づ き ，耐 力 係 数 と 応 答 係 数 を 用 い た 安 全 係 数 法 に よ り フ ラ ジ リ ティを評価した。
ｃ．フラジリティ曲線の保守性等
今 回 の 耐 力 評 価 に 使 用 し て い る 機 能 確 認 済 加 速 度 は ，誤 動 作 を
起 こ す ま で の 試 験 結 果 で あ る 場 合 が 多 く ，電 気 計 装 機 器 の 実 際 の機能損傷レベルに対して余裕のある機能確認済加速度値を採用している。
こ の た め ，機 能 維 持 確 認 済 加 速 度 値 は ，制 御 盤 ，計 装 ラ ッ ク 及
び こ れ ら に 内 蔵 さ れ る 器 具 が 再 使 用 困 難 な 状 態（ 構 造 損 傷 ）と な
る ま で を 検 証 し た 結 果 で は な い こ と か ら ，仮 に 地 震 動 が 機 能 確 認
済加速度値を超過した場合においても一時的な機能喪失にとどま る 可 能 性 が 高 く ，地 震 収 束 後 に 再 起 動 操 作 等 を 適 切 に 実 施 す る
ことにより機能回復が可能と考える。
(3)

有効性評価における事故シーケンスグループとしての取り扱い
本事故シーケンスの発生頻度は復旧可能な機能喪失の影響も含め た 評 価 で も 3.7×10 － １ ０ ／ 炉 年 で あ り ，全 炉 心 損 傷 頻 度（ 7.5×10－５／ 炉 年 ） に 対 し て 0.1％ 未 満 と 小 さ い 。

現実的な事故シナリオとしては，一時的な機能喪失にとどまる機器が多く，地震収束後に再起動操作を適切に実施することで影響緩和系による事象収束が期待できるため，炉心損傷に至る確率
が十分小さいと判断し，有効性評価の事故シーケンスグループとしては取り扱わないこととした。

2.6

格納容器バイパス(1)

想定事故シナリオ
別紙 2－14

格納容器バイパス事象は，常時開の隔離弁に接続している配管
が格納容器外で破損すると同時に隔離弁が閉失敗することで，原
子炉冷却材が流出する事象である。高温・高圧の原子炉冷却材が隔離不能な状態で格納容器外（原子炉建屋）へ流出し，原子炉建
屋内の広範な影響緩和系に係る機器（電気品，計装品等）が機能喪失し，損傷の規模や影響緩和系による事象収束可能性の評価が困難なため，保守的に直接炉心損傷に至る事故シナリオとして整理している。
【 炉 心 損 傷 頻 度 】 3.2×10 － ８ ／ 炉 年 （ 点 推 定 値 ）【 全 炉 心 損 傷 頻 度 へ の 寄 与 割 合 】 0.1％ 未 満(2)

フラジリティ評価の保守性
ａ．評価対象機器／評価部位
本 事 故 シ ー ケ ン ス に 関 連 す る 機 器 の う ち ，本 事 故 シ ナ リ オ に 対
し て ，比 較 的 大 き な 影 響 を 及 ぼ す 事 象 は ，第 1 表 に 示 す Ｆ Ｖ 重 要
度から，主蒸気ドレン弁（外側）の下流側配管（耐震Ｂクラス）の 地 震 に よ る 損 傷 と ，通 常 開 状 態 で あ る 主 蒸 気 隔 離 弁 及 び 主 蒸 気
ドレン弁（外側）の同時損傷による隔離失敗に至る事象であり，本事象に関連する機器に対する保守性について整理する。
ｂ．評価方法
今 回 の フ ラ ジ リ テ ィ 評 価 で は ，決 定 論 に よ る 耐 震 評 価 結 果 に 基
づ き ，耐 力 係 数 と 応 答 係 数 を 用 い た 安 全 係 数 法 に よ り フ ラ ジ リ ティを評価した。

ｃ．フラジリティ曲線の保守性等
主 蒸 気 ド レ ン 弁（ 外 側 ）の 下 流 側 配 管 に つ い て は ，耐 震 Ｂ ク ラ
ス で あ る た め ，地 震 動 の 大 き さ に 限 ら ず ，地 震 発 生 時 の 損 傷 確 率
別紙 2－15

を 1.0 と し て い る が ，実 際 に は ，当 該 配 管 に つ い て も 一 定 の 裕 度を 有 し て い る こ と を 踏 ま え る と ，保 守 性 が 確 保 さ れ て い る も の と判断できる。
主蒸気隔離弁及び主蒸気ドレン弁（外側）のフラジリティは，
既往加振試験で得られた加速度の上限値を機能維持限界としてい る が ，加 振 試 験 で 機 能 損 傷 が 確 認 さ れ て い な い た め ，実 際 に 機能損傷に至るには余裕があるものと考えられる。
(3)

有効性評価における事故シーケンスグループとしての取り扱い
本 事 故 シ ー ケ ン ス の 発 生 頻 度 は （ 2） フ ラ ジ リ テ ィ の 保 守 性 も 含

め た 評 価 で も 3.2×10 － ８ ／ 炉 年 で あ り ， 全 炉 心 損 傷 頻 度 （ 7.5×10－５／ 炉 年 ） に 対 し て 0.1％ 未 満 と 小 さ い 。

た だ し ，(2)の と お り ，主 蒸 気 ド レ ン 弁（ 外 側 ）の 下 流 側 配 管（ 耐震 Ｂ ク ラ ス ） に つ い て ， 地 震 動 の 大 き さ に 限 ら ず 損 傷 確 率 を 1.0
としており，実際には一定の裕度が確保されていること，主蒸気隔離弁及び主蒸気ドレン弁について，評価に用いている機能維持
加速度に一定の裕度が確保されているものと考えられることから，
実際には本事故シーケンスの発生頻度は更に低くなると判断できる。
以上を総合的に勘案した上で，本事象については，有意な頻度又は影響をもたらす事故シーケンスグループとして新たに追加することは不要と判断した。

2.7

直 流 電 源 喪 失 ＋ 原 子 炉 停 止 失 敗 ，交 流 電 源 喪 失 ＋ 原 子 炉 停 止 失 敗(1)

想定事故シナリオ「 直 流 電 源 喪 失 ＋ 原 子 炉 停 止 失 敗 」，「 交 流 電 源 喪 失 ＋ 原 子 炉 停
別紙 2－16

止失敗」は，地震による直流電源喪失又は交流電源喪失と原子炉スクラムの失敗が重畳するシナリオである。ただし，本シナリオについては炉心損傷直結事象に分類されるものではない。
ＰＲＡ評価ではヘディング「原子炉停止」において，以下の設
備の地震要因損傷により，制御棒の挿入に失敗するものとして評価している。
・炉内支持構造物
・ＣＲＤ
・燃料集合体（過度の相対変位による制御棒挿入失敗を想定）【炉心損傷頻度】
直 流 電 源 喪 失 ＋ 原 子 炉 停 止 失 敗：2.6×10 － 8 ／ 炉 年（ 点 推 定 値 ）交 流 電 源 喪 失 ＋ 原 子 炉 停 止 失 敗：1.4×10 － 8 ／ 炉 年（ 点 推 定 値 ）【 全 炉 心 損 傷 頻 度 へ の 寄 与 割 合 】 ＜ 0.1％
(2)

フラジリティ評価の保守性－(3)

有効性評価における事故シーケンスグループとしての取り扱い
原子炉停止機能喪失は内部事象において既に抽出された事故シーケンスグループではあるものの，地震ＰＲＡにおいては全交流
動力電源喪失＋原子炉停止失敗といったシナリオも評価上抽出される。
た だ し ， (1)で 挙 げ た 設 備 （ 炉 内 支 持 構 造 物 ， Ｃ Ｒ Ｄ ， 燃 料 集 合体）については地震要因による損傷は否定できないものの，地震発生から損傷に至るまでには時間差があると考えらえる。そのため ，そ の 間 に 地 震 加 速 度 大（ 水 平 250Gal，鉛 直 120Gal；EL.－ 4.0mの 地 震 加 速 度 計 の 設 定 値 ， 水 平 300Gal； EL.＋ 14.0m の 地 震 加 速 度
別紙 2－17

計 の 設 定 値 ） に よ る ス ク ラ ム 信 号 発 信 及 び 制 御 棒 挿 入 （ 90 ％ 挿 入で 平 均 2.4 秒 （ 平 成 22 年 制 御 棒 駆 動 水 圧 系 機 能 検 査 ）） は 余 裕 を持って完了している可能性が高い。
また，制御棒が部分的に挿入失敗するようなケースでは，必ずしも臨界とはならないが，地震によるＣＲＤの損傷は同種系統間で 完 全 相 関 を 想 定 し て い る た め ，1 本 の 制 御 棒 で も 挿 入 失 敗 し た 場合は保守的にスクラム失敗により炉心損傷するものとして評価している。
以上より，現実的には本事故シーケンスにより炉心損傷に至る
確率が十分に小さいと判断し，地震ＰＲＡとしては改めて有効性評価の事故シーケンスグループとして取扱う必要はないものとし
た。

2.8

防潮堤損傷

(1)

想定事故シナリオ
津波波力により防潮堤が損傷し，多量の津波が敷地内に浸水することで，非常用海水ポンプが被水・没水して最終ヒートシンクが喪失するとともに，屋内外の施設が広範囲にわたり機能喪失して炉心損傷に至る事故シーケンスである。実際には津波波力による防潮堤の損傷の程度により，発生する事象の厳しさは以下のとおりの範囲を有している。
＜小規模な損傷の場合＞
T.P. ＋ 24m を 超 え る 津 波 に よ り 防 潮 堤 の 一 部 が 損 傷 し た 場 合
は ，原 子 炉 建 屋 へ の 浸 水 箇 所 や 浸 水 量 の 程 度 に よ っ て は ，原 子 炉
隔離時冷却系による原子炉注水に期待できる場合がある。
別紙 2－18

＜大規模な損傷の場合＞
T.P.＋ 24m を 超 え る 津 波 に よ り 防 潮 堤 が 倒 壊 す る 等 ，大 規 模 な損傷が発生した場合は，敷地内に多量の津波が浸水することで，屋内外の施設が広範囲にわたり機能喪失して炉心損傷に至る。
【 炉 心 損 傷 頻 度 】 3.3×10 － ７ ／ 炉 年 （ 点 推 定 値 ）【 全 炉 心 損 傷 頻 度 へ の 寄 与 割 合 】 0.4％
(2)

フラジリティ評価の保守性
今回のフラジリティ評価では，津波高さが防潮堤耐力を確認して い る T.P.＋ 24.0m を 超 え た 時 点 で 防 潮 堤 の 損 傷 確 率 を 1.0 と 仮
定 し て い る が ， 実 際 に は T.P.＋ 24.0m を 超 え る 津 波 に 対 し て も ある一定程度は防潮堤が健全であると考えられるため，保守性を有していると考えられる。
(3)

有効性評価における事故シーケンスグループとしての取扱い
本 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ の 炉 心 損 傷 頻 度 は 3.3×10 － ７ ／ 炉 年

で あ り ， 全 炉 心 損 傷 頻 度 （ 7.5×10 － ５ ／ 炉 年 ） に 占 め る 割 合 が 1％未満と小さい。また，防潮堤損傷時は敷地内に多量の津波が流入することにより，屋内外の施設が広範囲にわたり機能喪失することが考えられるが，津波による影響の程度を特定することが難し
く，不確かさが大きいため，新たな事故シーケンスグループとして追加する必要はないと判断した。

3.

まとめ
地震・津波ＰＲＡ特有の事故シーケンスについては，本来は，Ｐ

ＲＡ評価においても，損傷の程度に応じて影響緩和系による事象収束可否を詳細に評価することが望ましいが，現段階では損傷の規模
別紙 2－19

や範囲の特定は困難かつ不確実さが大きく，これら事故シーケンスが発生した場合の事象進展，対策の成立性などについて評価を行う
ことが現実的ではないことから，保守的に炉心損傷に直結するものとして取り扱うこととしている。
これらの事故シーケンスについては，保守的に実施した今回の地
震・津波ＰＲＡにおいても，発生頻度や全炉心損傷頻度に対する寄与割合は小さく，さらに，現実的な耐力や事故シナリオを考慮する
ことにより，その多くの場合は，炉心損傷に至らないか，すでに想定されている事故シーケンスグループに包含されるものと考えられる。
また，各事故シーケンスが発生した際の影響については，炉心損傷に至らない小規模な事象から，地震により建屋全体が崩壊し内部の安全系機器・配管の全てが機能を喪失するような深刻な事故や，津波により屋内外の施設が広範囲にわたり機能喪失する事故まで，事象発生時にプラントに及ぼす影響は大きな幅を有する。したがって，これらの地震・津波ＰＲＡ特有の事故シーケンスは，炉心損傷防止対策の有効性評価の事故シーケンスグループとして単独で定義するものではなく，発生する事象の程度や組合せに応じて対応していくべきものである。具体的には，炉心損傷に至らない小規模な事
象の場合には，使用可能な炉心損傷防止対策や格納容器破損防止対策を柔軟に活用することが可能であると考えられる。また，建屋全体が崩壊し内部の安全系機器・配管の全てが機能喪失するような深刻な事故の場合には，可搬型のポンプ・電源，放水砲等を駆使した大規模損壊対策による対応も含め，臨機応変に影響緩和対策を試みることで対応していくことが可能と考えられる。
別紙 2－20

以上のとおり頻度及び影響の観点から検討した結果，これらの事
故シーケンスについては，設置許可基準規則の解釈に基づき想定す
る事故シーケンスグループと比較して，新たに追加する必要はないと総合的に判断した。
以上【参考文献】[1] (財 )原 子 力 発 電 技 術 機 構 “ 原 子 力 発 電 施 設 耐 震 信 頼 性 実 証 に 関 す
る 報 告 書 ， 配 管 系 終 局 強 度 ” ， 平 成 10 年 度 ～ 平 成 15 年 度

別紙 2－21

第 1表
事故シーケンス

原子炉圧力容器損傷

起因事象／

設備

損傷モード

原子炉圧力容器

構造損傷

影響緩和機能原子炉圧力容器損傷

ＦＶ重要度

原子炉圧力容器スタビ

ＦＶ重要度

1.29

1.0E-0 2

1.59

9.2E-0 4

原子炉遮へい壁

構造損傷

開口集中部

1.81

1.8E-0 4

主蒸気ドレン弁（外側）

機能損傷

―

1.15

9.9E-0 5

構造損傷

配管本体

2.63

2.0E-0 5―1.47（鉛直方向評価）（ 2.32 ※ ）管

別紙 2－22

給水逆止弁

機能損傷

主蒸気隔離弁

機能損傷

―

2.99

1.9E-0 6

構造損傷

配管本体

3.58

5.4E-0 7

主蒸気系配管

構造損傷

配管本体

3.75

3.3E-0 7

給水配管

構造損傷

配管本体

5.47

3.4E-1 0

主蒸気ドレン弁（内側）

機能損傷

―

5.35

2.6E-1 0―3.96（鉛直方向評価）（ 6.25 ※ ）

機能損傷

―

6.81

＜ 1.0E -16

構造損傷

配管本体

7.00

＜ 1.0E -16

原子炉冷却材浄化系配管

原子炉隔離時冷却系蒸
気隔離弁
原子炉冷却材浄化系隔離弁
主蒸気ドレン配管（内側）※

ブラケット付根部

（ G）

ロッド

原子炉隔離時冷却系配格納容器バイパス

蒸気乾燥器支持

ＨＣＬＰＦ

構造損傷

ライザ

格納容器バイパス

評価部位

鉛直方向のフラジリティを水平方向に換算した値

機能損傷

1.4E-0 5＜ 1.0E -16

別紙 3
諸外国における炉心損傷防止対策の調査結果について

1.

調査方法
諸外国（米国及び欧州）の既設プラントにおいて整備している先進的な炉心損傷防止対策について，以下の書類等から調査を実施した。
・原子力規制機関（米国ＮＲＣ，ドイツＢＭＵ等）の規制要求文書
・米国における最終安全解析書（ＦＳＡＲ）等の事業者文書
・欧州におけるストレステスト報告書
また，原子力規制関係の調査委託会社の提携先である国外コンサル
ティング機関から得られる情報，国外原子力関係者を招いたセミナー
での情報，国外原子力プラントの視察情報等についても調査を実施した （ 図 1 参 照 ）。

2.

調査結果
調査可能な範囲内で得られた国外既設プラントにおける炉心損傷防止 対 策 に つ い て ，東 海 第 二 発 電 所 の 対 策 と 比 較 し た 結 果 を 表 1 に 示 す 。
な お ，表 1 で は 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ ご と に 対 策 を 整 理 し て い る が ，
国外既設プラントにおける炉心損傷防止対策については，各対策のサ
ポート系等の詳細な情報が一部公開されていないため，各事故シーケ
ンスグループの条件下で使用可能か判断できない対策については使用可能と仮定して記載している。
表 1 のとおり，東海第二発電所の対策は，全ての事故シーケンスグ
ループにおいて，国外既設プラントで整備されている対策と同等であることを確認した。
なお，「 Ｌ Ｏ Ｃ Ａ 時 注 水 機 能 喪 失 」の 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ に つ いては，諸外国においても全ての破断面積に対して炉心損傷を防止できるような設備対策はとられていないことを確認した。
別紙 3－1

【原子力規制機関の規制要求文書】【事業者文書】
・米国の最終安全解析書（ＦＳＡＲ）
・米国の個別プラントの安全解析評価（ＩＰＥ）【米国】
原子力規制委員会（ＮＲＣ）
・連邦規則（１０ＣＦＲ）
・ Regulatory Guide

等
等

【ドイツ】
環境・自然保護・原子炉安全省（ＢＭＵ）

別紙 3－2

・ＢＭＵ規則指針
・原子力安全委員会（ＲＳＫ）勧告
・原子力技術基準委員会（ＫＴＡ）技術基準
等【欧州ストレステスト報告書】
・各国の規制当局によるストレステスト国別最終報告書
・ストレステスト欧州ピアレビュー報告書
・ストレステスト後のアクションプラン
等【スウェーデン】
放射線安全機関（ＳＳＭ）
・ＳＳＭ規制コード（ＳＳＭＦＳ）
等【フィンランド】
放射線防護・原子力安全センター（ＳＴＵＫ）
・ 安 全 設 計 審 査 指 針 （ Guide YVL 1.0）
等

図 1

【その他】
・国外コンサルティング会社から得られる情報
・国外関係者を招いて行ったセミナーでの情報
・国外原子力プラントの視察情報
等諸外国における炉心損傷防止対策の調査対象

表 1 諸外国における炉心損傷防止対策と東海第二発電所の対策との比較（1／6）
分類
1

事故シーケンスグループ
高圧・低圧注水
機能喪失

機能
炉心冷却

高圧注水・減圧
機能喪失

炉心損傷防止対策に係る設備又は操作
米国
ドイツ・ディーゼル駆動消火ポ ・独立非常用系の中圧注
ンプ(RHR 経由)
入ポンプ
・高圧サービス水系（RHR ・サービス水系（RHR 経経由）由）・RHRSW (RHR 経由)
・復水ポンプ（給水ポン・制御棒駆動機構ポンプ
プバイパスライン追・復水ポンプ設）
・インターナルポンプ・
シール水系ポンプ・ほう酸水注入系ポンプ
・制御棒駆動水系ポンプ
・サプレッションプール
ドレンポンプ（RHR 経
由）・1 次系満水ポンプ

スウェーデンフィンランド・火災用ポンプ，ブース
ターポンプ（専用電源有り）

・可搬型ポンプ

・可搬型消火ポンプ（サービス水系-RHR 経由）

給水源

・代替淡水貯槽・復水貯蔵タンク・西側淡水貯水設備
・ろ過水貯蔵タンク
・純水貯蔵タンク・原水タンク・海水・代替淡水貯槽への補給-西側淡水貯水設備，海水等

・防火用水タンク
・飲料水系
・復水貯蔵タンクへの補給-脱塩水貯蔵タンク，
復水器 H/W，燃料プール，他ユニット貯蔵
タンク-消火用水系，公共の消火水，水道水等

・河川水・復水貯蔵タンクへの補給-消火用水・ほう酸溶液タンクへの
補給
-消火用水

まとめ

上述の調査結果より，東海第二発電所の対策は，諸外国の既設プラントで整備されている対策と同等であることを確認した。

原子炉減圧

・過渡時自動減圧機能
・原子炉減圧機能の信頼性向上-非常用蓄電池の増強-予備の高圧窒素ガスボンベ-窒素発生装置

まとめ

上述の調査結果より，東海第二発電所の対策は，諸外国の既設プラントで整備されている対策と同等であることを確認した。

・過渡時の減圧自動化ロジック
・自動減圧機能の信頼性向上-追加直流電源-追加の窒素供給系-ケーブル性能の確保注)

・多様化炉容器減圧系（11 個の逃がし安全弁のうち 3 個に電動弁によるバイパスライ
ンを追設）

対策の概要
欧米では，既設又は追設する常設ポンプ及び可搬型ポンプによる多様な代替炉心冷却手段を整備している。
東海第二発電所においても，既設，追設する常設
ポンプ及び可搬型ポンプによる代替炉心冷却手段
を対策としている。

－

・可搬型代替注水中型ポンプ
・可搬型代替注水大型ポンプ

別紙 3－32

東海第二発電所
・常設低圧代替注水系ポンプ
・常設高圧代替注水系ポンプ
・代替循環冷却系ポンプ
・復水ポンプ・電動消火ポンプ・ディーゼル駆動消火ポンプ
・復水移送ポンプ
・制御棒駆動水圧系ポンプ
・ほう酸水注入ポンプ－
・脱塩水タンクへの補給
-脱塩水系
-消火系
・消火系への補給-純水系（重力による移送）・過渡時の減圧自動化ロジック

・可搬型ポンプ
・脱塩水タンクへの補給-消火系
・消火系への補給-原水池・減圧機能の信頼性向上-バックアップ用窒素ボンベ-消火系からの水圧による開欧米では，既設タンクへの補給手段の確保や河川水等の給水源を整備している。
東海第二発電所においては，耐震性のあるタンクの追設及びタンクへの補給手段を整備することとしている。

欧米では，過渡時自動減圧ロジックの追加や自動減圧機能の信頼性向上対策を整備している。また，
米国ではシビアアクシデント時の温度環境下において，減圧機能に必要なケーブルが機能を維持できることを評価している。
東海第二発電所においても，過渡時自動減圧機能の追加及び原子炉減圧機能の信頼性向上対策を整備することとしている。また，シビアアクシデント時の減圧機能に必要なケーブルについては，過酷な条件下で機能維持可能であるよう対応することとしている。

下線部 有効性評価において有効性を確認する対策
注 本件は，米国において NRC の要請によって実施された，内部事象に対する個別プラント評価（IPE）に関連して，NRC により出された Generic Letter 88-20 追補 1 の添付 2 より抽出したもの

表 1 諸外国における炉心損傷防止対策と東海第二発電所の対策との比較（2／6）
分類
3

事故シーケンスグループ
全交流動力電源
喪失

機能
電源設備
（交流電
源）

電源設備
（直流電
源）

東海第二発電所
・常設代替交流電源設備

炉心損傷防止対策に係る設備又は操作
米国
ドイツ
スウェーデン
・非常用ディーゼル発電 ・独立非常用系用ディー ・ガスタービン発電機
ゼル発電機
機の追加設置・ガスタービン発電機

フィンランド・非常用ディーゼル発電機の信頼性向上-起動用バッテリ追設-燃料タンクの配備-除熱系を 2 系統（海水，空冷）設置・非常用ディーゼル発電機の追加
・ガスタービン発電機

別紙 3－4・可搬型代替低圧電源車

・可搬型ディーゼル発電機

・可搬型ディーゼル発電機

・可搬型ディーゼル発電機

・可搬型発電機・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機から非常用母線への電源
融通・ユニット間の交流電源
クロスタイ・水力発電ユニット

・隣接ユニット間での交流電源の接続・第 3 の送電線（地中埋設）

・小型可搬型ディーゼル
発電機（サイト外）

・ユニット間の交流電源
クロスタイ・近隣発電所からの受電・地域電力会社からの受電

・非常用蓄電池の給電時間延長-バッテリ容量増加-負荷の切り離し・緊急用 125V 系蓄電池
・代替交流電源による非常用直流電源の確保-常設代替交流電源設備，高圧炉
心スプレイ系ディーゼル発電
機からの電源融通
・代替交流電源による緊急用直流電源の確保-エンジン発電機による給電
・可搬型代替直流電源設備（可搬型整流器及び可搬型代替低圧電源車）

・非常用バッテリの給電
時間延長-バッテリ容量増加-不要負荷の切り離し-非安全関連バッテリの設置（非常用バッ
テリの負荷軽減）

・バッテリ容量の増加
・独立非常用系バッテリ

・不要負荷の切り離しによるバッテリ容量保持・携帯型バッテリから所
内バッテリへの充電

・可搬型ディーゼル発電機からバッテリへの充電

炉 心 冷 却 ・原子炉隔離時冷却系ポンプ（ 交 流 電 ・常設高圧代替注水系ポンプ
源復旧前） ・ディーゼル駆動消火ポンプ

・可搬型代替注水中型ポンプ
・可搬型代替注水大型ポンプ

下線部 有効性評価において有効性を確認する対策－

・原子炉隔離時冷却系ポ ・原子炉隔離時冷却系ポンプ
ンプ
・ディーゼル駆動消火ポ
ンプ
・SBO の影響を受けないポンプ（（サービス水
系-給水系経由の注水）（水源：河川，湖，貯水池，海など））
・可搬型ポンプ

・可搬型消火ポンプ（サービス水系-RHR 経由）

・SA 設備への給電バッ
テリ

欧米では，常設又は可搬型の代替直流電源設備を整備しており，非常用バッテリについては，容量増加及び不要負荷の切り離しにより給電可能時間を延長させる対策を整備している。
東海第二発電所においても，常設及び可搬型の代
替直流電源設備を整備することとしており，常設の非常用蓄電池については，容量増加及び負荷の切り離しにより給電可能時間を延長させる対策を整備することとしている。また，代替の交流電源から充電器を介した直流電源の給電方法を整備することとしている。

・可搬型発電機からバッ
テリへの充電・蒸気タービン駆動の高圧注入系－

・可搬型ポンプ－対策の概要
欧米では，常設及び可搬型の代替交流電源設備並
びに隣接ユニット間の電源融通等を整備している。
東海第二発電所においても，常設及び可搬型の代
替交流電源設備を整備することとしている。また，
東海第二発電所は単独立地プラントであるため，高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機から非常用母線への電源融通を整備している。

欧米では，交流電源に依存しない常設又は可搬型ポンプによる代替炉心冷却手段を整備している。
東海第二発電所においても，交流電源に依存しない常設及び可搬型ポンプによる代替炉心冷却手段を整備することとしている。

表 1 諸外国における炉心損傷防止対策と東海第二発電所の対策との比較（3／6）
分類
3

事故シーケンスグループ
全交流動力電源喪失

機能東海第二発電所
炉 心 冷 却 ・原子炉隔離時冷却系ポンプ（ 交 流 電 ・常設高圧代替注水系ポンプ
源復旧後） ・ディーゼル駆動消火ポンプ
・残留熱除去系ポンプ
・常設低圧代替注水系ポンプ

最終ヒー
トシンク

炉心損傷防止対策に係る設備又は操作
米国
ドイツ
スウェーデン・原子炉隔離時冷却系ポ ・原子炉隔離時冷却系ポ ・蒸気タービン駆動の高
ンプ
圧注入系
ンプ
・ディーゼル駆動消火ポ ・独立非常用系の中圧注入ポンプ
ンプ
・SBO の影響を受けないポンプ（（サービス水
系-給水系経由の注水）（水源：河川，湖，貯水池，海など））

・可搬型代替注水中型ポンプ
・可搬型代替注水大型ポンプ

・可搬型ポンプ

・格納容器圧力逃がし装置（手動操作可能）
・耐圧強化ベント系（手動操作可
能）・緊急用海水系（交流電源の復旧が必要）

・耐圧強化ベント系（手動操作可能）
・ 原子炉冷 却 材浄化 系(S/P 除熱)・可搬型消火ポンプ（サービス水系-RHR 経由）
・フィルタベント系（手動操作可能）
・独立非常用系（ヒ－ト
シンク：冷却塔，地下水，河川）・必須サービス水系（ヒートシンク：河川）フィンランド・火災用ポンプ，ブース
ターポンプ（専用電源有り）

・可搬型ポンプ－・フィルタベント系（ラプチャディスクによる自動起動）

別紙 3－5・フィルタベント系（ラプチャディスク）・フィルタを経由しない
大容量圧力逃がし装置（ラプチャディス
ク）
・代替最終ヒートシンク（冷却塔及び既存ポンプの利用）－

・代替格納容器スプレイ-ディーゼル駆動消火ポンプ-常設低圧代替注水系ポンプ（交流電源の復旧が必要）-代替循環冷却系ポンプ（交流電源の復旧が必要）・代替格納容器スプレイ-可搬型代替注水中型ポンプ-可搬型代替注水大型ポンプ

欧米では，交流電源がなくても動作可能なフィル
タベント系や耐圧強化ベント系を整備しており，大気を最終ヒートシンクとする対策をとっている。また，代替交流電源により動作可能な最終ヒートシン
クを整備している。
東海第二発電所においても，交流電源がなくても動作可能な格納容器圧力逃がし装置及び耐圧強化
ベント系を整備することとしており，大気を最終ヒートシンクとする対策としている。また，緊急用海

水系及び可搬型ポンプによる海水をヒートシン
クとする対策を整備することとしている。

・可搬型代替注水大型ポンプ

格納容器
注水

対策の概要
ドイツ及びフィンランドでは，専用の電源により動作可能なポンプを整備している。
東海第二発電所においても，代替交流電源により動作可能な残留熱除去系ポンプ，常設低圧代替注水系ポンプを整備することとしている。

－

・代替格納容器スプレイ-ディーゼル駆動消火ポンプ

・代替格納容器スプレイ-可搬型ポンプ－－－

・代替格納容器スプレイ-火災防護系のディー
ゼル駆動ポンプ

・代替格納容器スプレイ-火災防護系ポンプ（専用 DG 有）・S/P への注水-可搬型消火ポンプ（サービス水系-RHR
経由）

・代替格納容器スプレイ-可搬型ポンプ

1 と同様

1 と同様

－

欧米では，交流電源に依存しない常設又は可搬型ポンプによる代替格納容器スプレイ手段を整備している。また，専用電源を持つポンプによる代替格
納容器スプレイ手段を整備している。
東海第二発電所においても，交流電源に依存しない常設及び可搬型ポンプによる代替格納容器スプレイ手段を整備することとしている。また，代替電
源から給電する低圧代替注水ポンプによる代替格
納容器スプレイ手段を対策としている。

給水源
1 と同様
まとめ

1 と同様

1 と同様

上述の調査結果より，東海第二発電所の対策は，諸外国の既設プラントで整備されている対策と同等であることを確認した。

下線部 有効性評価において有効性を確認する対策

1 と同様

表 1 諸外国における炉心損傷防止対策と東海第二発電所の対策との比較（4／6）
分類
4-1

事故シーケンスグループ
崩壊熱除去機能喪失（取水機能
喪失）

機能
最終ヒー
トシンク

東海第二発電所
・緊急用海水系
・格納容器圧力逃がし装置
・耐圧強化ベント系
・ドライウェル内ガス冷却装置

米国

炉心損傷防止対策に係る設備又は操作
ドイツ

スウェーデン

3 と同様

3 と同様

3 と同様

3 と同様

欧米では，フィルタベント系や耐圧強化ベント系を整備しており，大気を最終ヒートシンクとする対策をとっている。また，冷却塔等の代替最終ヒート
シンクを整備している。
東海第二発電所においても，格納容器圧力逃がし装置及び耐圧強化ベント系を整備することとしており，大気を最終ヒートシンクとする対策としている。また，緊急用海水系を整備することとしている。

1 と同様※

1 と同様※

1 と同様※

1 と同様※

1 と同様

・代替格納容器スプレイ-ディーゼル駆動消火
ポンプ

・D/W，W/W スプレイ-サービス水系・代替格納容器スプレイ-火災防護系のディー
ゼル駆動ポンプ

・代替格納容器スプレイ-火災防護系ポンプ（専用 DG 有）・代替格納容器スプレイ-可搬型ポンプ・S/P への注水-可搬型消火ポンプ（サービス水系-RHR
経由）

・代替格納容器スプレイ-可搬型ポンプ

欧米では，常設又は可搬型ポンプによる代替格納容器スプレイ手段を整備しており，格納容器スプレ
イ機能を多様化している。
東海第二発電所においても，常設及び可搬型ポン
プによる代替格納容器スプレイ手段を整備することとしており，格納容器スプレイ機能の多様化を対策としている。

1 と同様

1 と同様

1 と同様

・可搬型代替注水大型ポンプ

炉心冷却

別紙 3－6

格納容器
注水・常設低圧代替注水系ポンプ
・代替循環冷却系ポンプ
・常設高圧代替注水系ポンプ
・電動消火ポンプ・ディーゼル駆動消火ポンプ
・復水移送ポンプ・ほう酸水注入ポンプ
・可搬型代替注水中型ポンプ
・可搬型代替注水大型ポンプ
・代替格納容器スプレイ-常設低圧代替注水系ポンプ-代替循環冷却系ポンプ-電動消火ポンプ-ディーゼル駆動消火ポンプ-復水移送ポンプ
・代替格納容器スプレイ-可搬型代替注水中型ポンプ-可搬型代替注水大型ポンプ

対策の概要

フィンランド

－

給水源
1 と同様
まとめ

1 と同様

上述の調査結果より，東海第二発電所の対策は，諸外国の既設プラントで整備されている対策と同等であることを確認した。

下線部 有効性評価において有効性を確認する対策。
※ 取水機能の喪失により動作できないものは除く。

1 と同様

表 1 諸外国における炉心損傷防止対策と東海第二発電所の対策との比較（5／6）
分類
4-2

事故シーケンスグループ
崩壊熱除去機能喪失（RHR 機能喪
失）

機能
最終ヒー
トシンク

東海第二発電所
・格納容器圧力逃がし装置
・耐圧強化ベント系
・ドライウェル内ガス冷却装置

米国

炉心損傷防止対策に係る設備又は操作
ドイツ

スウェーデン

対策の概要

フィンランド

4-1 と同様

4-1 と同様

4-1 と同様

4-1 と同様

欧米では，フィルタベント系や耐圧強化ベント系を整備しており，大気を最終ヒートシンクとする対策をとっている。また，冷却塔等の代替最終ヒート
シンクを整備している。
東海第二発電所においても，格納容器圧力逃がし装置及び耐圧強化ベント系を整備することとしており，大気を最終ヒートシンクとする対策としてい
る。

1 と同様

1 と同様

1 と同様

1 と同様

1 と同様

1 と同様

4-1 と同様

4-1 と同様

4-1 と同様

4-1 と同様

4-1 と同様

4-1 と同様

1 と同様

1 と同様

1 と同様

1 と同様

1 と同様

1 と同様

炉心注水

格納容器
注水
給水源

5

原子炉停止機能喪失

上述の調査結果より，東海第二発電所の対策は，諸外国の既設プラントで整備されている対策と同等であることを確認した。

原子炉停
止

・ほう酸水注入系（手動）・ほう酸水注入系（自動） ・ 緊急ほ う酸水 注入系
・ＡＴＷＳ緩和設備（代替再循環 ・ほう酸水注入系のほう（手動）系ポンプトリップ機能）
酸濃度の増加・ＡＴＷＳ緩和設備（代替制御棒 ・CRD 系，原子炉冷却材
挿入機能）
浄化系によるほう酸
水注入・代替制御棒挿入回路
・ATWS 原子炉再循環ポ
ンプトリップ・MSIV 閉後 ATWS 時の炉圧高で給水ポンプト
リップロジック追加

まとめ

上述の調査結果より，東海第二発電所の対策は，諸外国の既設プラントで整備されている対策と同等であることを確認した。

別紙 3－7

まとめ

6

LOCA 時注水機能喪失

・ほう酸水注入系（手動 ・ほう酸水注入系（自動）欧米では，代替制御棒挿入回路及び原子炉再循環又は自動）ポンプトリップ回路の導入や，ほう酸水注入系を整・バックアップスクラム
備している。
回路（制御棒の電動挿
東海第二発電所においても，ＡＴＷＳ緩和設備
入，再循環ポンプ減（代替再循環系ポンプトリップ機能）及びＡＴＷＳ速）
緩和設備（代替制御棒挿入機能）を導入することとしている。また，ほう酸水注入系を整備している。

炉心冷却
1 と同様

1 と同様

1 と同様

1 と同様

1 と同様

1 と同様

原子炉減
圧

2 と同様

2 と同様

2 と同様

2 と同様

2 と同様

2 と同様

最終ヒー
トシンク

4-1 と同様

4-1 と同様

4-1 と同様

4-1 と同様

4-1 と同様

4-1 と同様

格納容器
注水

4-1 と同様

4-1 と同様

4-1 と同様

4-1 と同様

4-1 と同様

4-1 と同様

1 と同様

1 と同様

1 と同様

1 と同様

1 と同様

1 と同様

給水源
まとめ

上述の調査結果より，東海第二発電所の対策は，諸外国の既設プラントで整備されている対策と同等であることを確認した。
なお，「LOCA 時注水機能喪失」において，炉心損傷を防止するためには，LOCA の破断面積によっては大容量のポンプが自動的に動作する必要があるが，そのような対策は確認できなかったことから，諸外国においても全ての破断面積の大きさに対応できるような設備対策は取られていないことを確認した。

下線部 有効性評価において有効性を確認する対策

表 1 諸外国における炉心損傷防止対策と東海第二発電所の対策との比較（6／6）
分類
7

事故シーケンスグループ
インターフェイ
スシステム LOCA

機能
炉心冷却

東海第二発電所
・健全な原子炉注水設備で対応

炉心損傷防止対策に係る設備又は操作
米国
ドイツ
・既存設備で対応
－

格納容器
バイパス
防止等

まとめ

・破損個所の検出，隔離（既設の計装）
・原子炉減圧，水位制御・破損個所の検出，隔離（既設の計装）
・原子炉の減圧（破断口からの流出量低減）

スウェーデンフィンランド－－－－・隔離弁の自動閉止又は代替隔離弁の閉止による格納容器隔離機能の確保

上述の調査結果より，東海第二発電所の対策は，諸外国の既設プラントで整備されている対策と同等であることを確認した。

下線部 有効性評価において有効性を確認する対策

対策の概要
米国では，既存設備を用いて炉心冷却を実施することとしている。
東海第二発電所においては，健全な原子炉注水設
備（既設ポンプ，新設ポンプ）を用いて炉心冷却を実施することとしている。
米国では，既存の計装等から破損個所の検出，隔離手段と，原子炉の減圧手順を整備しており，破断個所からの流出量を低減している。ドイツにおいては，格納容器隔離手段として代替隔離弁を設置している。
東海第二発電所においては，米国と同様に，既存の計装等から破損個所の検出，隔離手段と，原子炉の減圧手順を整備することとしており，破断個所からの流出量低減を対策としている。

別紙 3－8

別紙 4
ＴＢＷシーケンスの炉心損傷防止対策及び着眼点に基づく評価を踏まえた重要事故シーケンスの選定について

ＴＢＷシーケンスは，高圧炉心スプレイ冷却系による炉心冷却に成功するが，非常用電源の喪失により崩壊熱除去機能が喪失し，炉心損傷に至るシーケンスである。東海第二発電所の出力運転時内部事象レベル１ＰＲＡでは，ＴＢＷシ
ーケンスはＴＷシーケンスの一部として整理している。
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」に分類されるＴＢＷシーケ
ンス(非常用電源の喪失による崩壊熱除去機能喪失)に対する炉心損傷防止対策，及び着眼点に基づく評価を踏まえた重要事故シーケンスの選定について以下に示す。

1.

ＴＢＷシーケンスの炉心損傷頻度
ＴＢＷシーケンスの炉心損傷頻度を表 1 に示す。表 1 に示すとおり，ＴＢ
Ｗシーケンスは事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」のドミナン
トシーケンスとはならないが，事故シーケンスグループ別炉心損傷頻度に対して約 7.9％の寄与を持っている。

表1

ＴＢＷシーケンスの炉心損傷頻度
炉心損傷頻度
（ＣＤＦ）
（／炉年）

ＴＷ

ＴＢＷ
ＴＢＷ
(ＳＲＶ再閉鎖失敗)

全ＣＤＦへの寄与割合

事故シーケンス
グループ別ＣＤＦ
への寄与割合6.0E-05

99.8％

100％

4.7E-06

7.8％

7.8％

2.5E-08

＜0.1％

＜0.1％

別紙 4－1

2.

「崩壊熱除去機能喪失」に対応する炉心損傷防止対策
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」に対応する炉心損傷防止対策については，「残留熱除去系が故障した場合」及び「取水機能が喪失した場合」を想定し，以下の炉心損傷防止対策の有効性を確認している。
「残留熱除去系が故障した場合」：
・格納容器圧力逃がし装置又は耐圧強化ベント「取水機能が喪失した場合」：
・緊急用海水系（常設代替交流電源設備による給電）

このうち，「残留熱除去系が故障した場合」を想定して有効性を確認している格納容器圧力逃がし装置については，系統構成に必要な電動弁等は常設
代替交流電源設備から緊急用母線を介して給電可能な設計としており，現場での手動開操作も可能であることから，外部電源及び非常用電源（区分Ⅰ，Ⅱ）が喪失しているＴＢＷシーケンスにおいても有効な対策である。また，耐圧強化ベントについても，常設代替交流電源設備からの電源融通による非常用母線の受電操作又は現場での手動開操作を行うことにより，同じくＴＢ
Ｗシーケンスにおいても有効な対策となる。
「取水機能が喪失した場合」を想定して有効性を確認している緊急用海水系については，常設代替交流電源設備からの電源融通による非常用母線の受電及び緊急用海水系を用いた残留熱除去系による対応の有効性を確認しており，ＴＢＷシーケンスにおいても有効な対策である。
さらに，ＴＢＷシーケンスについては，常設代替交流電源設備からの電源融通による非常用母線の受電により，緊急用海水系を用いずとも，残留熱除去系海水系を用いた残留熱除去系による対応にも期待できる。

別紙 4－2

3．審査ガイド記載の着眼点に基づく評価
ＴＢＷシーケンスの審査ガイド記載の着眼点に対する評価について，重要事故シーケンスとして選定したＴＷシーケンス（過渡事象＋ＲＨＲ失敗）と比較した結果を表 2 に示す。また，ＴＢＷシーケンスの各着眼点に対する考え方について以下に示す。

a.

共通原因故障，系統間依存性の観点
ＨＰＣＳ用電源（区分Ⅲ）は健全だが，非常用電源の喪失により電源を必要とする設備（区分Ⅰ，Ⅱ）が機能喪失することから「高」とした。

b.

余裕時間の観点
崩壊熱除去機能喪失の事故シーケンスは，代替除熱手段に係る炉心損傷防止対策の実施に対する余裕時間に有意な差がない。このため，炉心冷却に成功する事故シーケンスグループではあるものの，事象発生初期の炉心損傷防止対策の実施に対する余裕時間に着目した。ＴＢＷに至る
おそれがある事故シーケンスのうち，サポート系喪失（直流電源故障）に起因する事故シーケンスは，起因事象の発生により給水流量の全喪失に至る場合があり，余裕時間が短いことから，過渡事象（給水流量の全喪失）に起因する事故シーケンスと同様に「高」とした。

c.

設備容量の観点
崩壊熱除去機能喪失の事故シーケンスは，崩壊熱除去に必要な設備容量に有意な差異がない。このため，炉心冷却に成功する事故シーケンス
グループではあるものの，事象発生初期の炉心損傷防止対策の設備容量に着目した。事象初期の事象進展が早く余裕時間が短い場合，崩壊熱が高く原子炉注水に必要な設備容量が大きくなるため，ＴＢＷに至るおそれのある事故シーケンスのうち，サポート系喪失（直流電源故障）に起
別紙 4－3

因する事故シーケンスは，「b.

余裕時間の観点」と同様の考え方により「高」とした。
d.

代表性の観点ＴＢＷシーケンスの炉心損傷頻度は 4.8E-06／炉年程度であり，崩壊熱除去機能喪失の事故シーケンスグループの炉心損傷頻度（6.0E-05／炉
年）に対して 1％以上の寄与があるため，「中」とした。

別紙 4－4

別紙 5
重大事故等対処設備の津波からの防護について

１．はじめに
東海第二発電所では，基準津波を超え敷地に遡上する津波（以下「敷地に遡上する津波」という。）に起因する事故シーケンスが抽出される。これらの事
故シーケンスに対する重大事故等対処設備の津波からの防護について説明する。

２．防護対象とする重大事故等対処設備（１）敷地に遡上する津波への対応に関する基本方針
敷地に遡上する津波に起因する事故シーケンスに対しては，津波による可搬型重大事故等対処設備のアクセス性への影響を考慮し，常設重大事故等対処設備による対応を基本方針とする。

（２）防護対象設備の選定
敷地に遡上する津波に対する防護対象設備として，この津波に起因する事
故シーケンスへの対応に必要な安全機能を有する常設重大事故等対処設備及び可搬型重大事故等対処設備を選定する。また，重大事故等対処設備による事故対応を実施する上で必要となる機能を有する設備についても防護対象設
備として選定する。選定した防護対象設備を表1に示す。

３．敷地に遡上する津波からの防護対策（１）津波高さの設定
重大事故等対処設備の防護設計において想定する津波高さは，防潮堤の健全性が維持される津波高さである T.P.＋24m※１を設定する。なお，この津波の年超過確率は約 3.3×10－７／年に相当する。
別紙 5－1※１

津波高さ（T.P.＋24m）は，仮想的に防潮堤位置に鉛直無限壁を設定した場合の防潮堤位置の最高水位である。

（２）敷地に遡上する津波からの防護対策
防護対象設備は，津波防護を実施した施設（以下「津波防護施設」という。）内に設置するか又は高所に設置することにより，敷地に遡上する津波から防護し，必要な機能を維持する。
津波防護施設で防護する場合は，解析上の不確かさを考慮して保守的に防潮堤がない条件で実施した津波遡上解析の結果を踏まえ，津波波力及び漂流物衝突荷重に対して津波防護施設の防護機能が損なわれない設計とする。
また，高所に設置する場合は，津波遡上解析の結果を踏まえ，津波が遡上しない場所に設置する。

別紙 5－2

表1

必要な安全機能及び防護対象設備（１／２）

必要な安全機能

原子炉注水

格納容器注水／除熱

使用済燃料プール
注水／除熱

電 源

防護対象設備
常設重大事故等対処設備
・原子炉隔離時冷却系
・高圧代替注水系
・逃がし安全弁・過渡時自動減圧機能・逃がし安全弁用可搬型蓄電池（逃がし安全弁機能回復（可搬型代替直流電源供給））
・高圧窒素ボンベ（逃がし安全弁機能回復（代替窒素供給））
・低圧代替注水系（可搬型）・低圧代替注水系（常設）
・残留熱除去水系
・代替循環冷却系
・緊急用海水系
・ほう酸水注入系
・代替循環冷却系
・緊急用海水系・代替格納容器スプレイ冷却系（常設）・代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）・残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）
・残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）
・原子炉格納容器下部注水設備（常設）・原子炉格納容器下部注水設備（可搬型）・格納容器圧力逃がし装置
・耐圧強化ベント系
・静的触媒式水素再結合器
・水素濃度の監視設備
・代替燃料プール注水系
・代替燃料プール冷却系
・緊急用海水系・可搬型代替交流電源設備
・常設代替交流電源設備
・非常用所内電気設備
・所内常設直流電源設備
・常設代替直流電源設備
・可搬型代替直流電源設備
・代替所内電気設備
・燃料給油設備

別紙 5－3

表1

必要な安全機能及び防護対象設備（２／２）

必要な安全機能水 源

事故対応を実施する上で必要となる機能防護対象設備
常設重大事故等対処設備
・代替淡水貯槽・西側淡水貯水設備
・サプレッション・チェンバ
・計装設備
・監視測定設備・中央制御室及び居住性確保に必要な設備
・緊急時対策所及び居住性確保に必要な設備
・通信連絡設備

別紙 5－4

別紙 6
内部事象ＰＲＡにおける主要なカットセット及びＦＶ重要度に照らした重大事故等防止対策の有効性について

各事故シーケンスグループに分類される事故シーケンスについて，
炉心損傷又は格納容器破損に至る要因をカットセットレベルまで展開
し，炉心損傷頻度又は格納容器破損頻度への寄与割合の観点で整理し，主要なカットセットに対して重大事故等対処設備が有効であるか確認した。
また，事故シーケンスグループごとにＦＶ重要度を評価し，ＦＶ重要度が高い基事象に対する重大事故防止対策が有効であるか確認した。
以下に，内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡ，内部事象出力運転時
レベル１．５ＰＲＡ及び内部事象停止時レベル１ＰＲＡのカットセッ
トの分析結果並びに内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡ及び内部事象
停止時レベル１ＰＲＡにおいてＦＶ重要度が高い基事象に対して重大事故等対処設備が有効であるか確認した結果を示す。

別紙 6－1

1.

内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡ

1－ 1．
(1)

主要なカットセットに照らした重大事故等対処設備の有効性
選定条件

事故シーケンスの種類によっては展開されるカットセットが無数に存在するため，ここでは以下の基準を基に主要なカットセットを抽出した。
・ 炉 心 損 傷 頻 度 が 1E-7／ 炉 年 以 上
・ 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ 別 炉 心 損 傷 頻 度 へ の 寄 与 が 1％ 以 上
また，上記の条件を満たさないカットセットについても，各事
象シーケンスにおける上位 3 位までのカットセットを抽出し，重大事故等対処設備が有効であるか確認した。
確 認 結 果 を 第 1－ 1 表 ～ 第 1－ 9 表 に 示 す 。
(2)

主要なカットセットの確認結果
第 1－ 1 表 ～ 第 1－ 9 表 に 示 し た と お り ， 一 部 に 炉 心 損 傷 防 止 が困難な事故シーケンスが存在するものの，大半の事故シーケンスに対しては，主要なカットセットレベルまで展開しても，整備する炉心損傷防止対策により炉心損傷を防止できることを確認した。
一 方 ， 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ の う ち ，「 Ｌ Ｏ Ｃ Ａ 時 注 水 機 能喪失」に含まれる事故シーケンスでは，故障モード又はＬＯＣＡの破断面積の大きさによっては有効性で考慮した対策では対応できない場合があることを確認した。
(3)

カットセットを踏まえた事故シーケンスへの対策の対応性
今回の分析では，各事故シーケンスグループのうち，主要な事

故シーケンスそれぞれについて支配的なカットセットを確認し，対策の有効性を定性的に考察した。なお，支配的なカットセット
別紙 6－2

であっても，事故シーケンスグループ全体の炉心損傷頻度に対しては小さな割合となる場合もあり，今回確認したカットセットの炉心損傷頻度の合計が事故シーケンスグループの炉心損傷頻度に占める割合は事故シーケンスグループによって異なる。全炉心損
傷 頻 度 か ら 見 る と ，「 崩 壊 熱 除 去 機 能 喪 失 」 の 事 故 シ ー ケ ン ス グ
ル ー プ が 約 99.8 ％ を 占 め て お り ，「 崩 壊 熱 除 去 機 能 喪 失 」 に つ いて は ， 炉 心 損 傷 頻 度 の 約 82％ の カ ッ ト セ ッ ト を 確 認 し た こ と か ら ，
全 炉 心 損 傷 頻 度 に 対 し て も ， 約 82％ の カ ッ ト セ ッ ト を 確 認 し ， 対策の有効性を定性的に確認したものと整理できる。
ま た ，「 崩 壊 熱 除 去 機 能 喪 失 」 は 除 熱 機 能 の 喪 失 に よ っ て 格 納容器が先行破損し，炉心損傷に至ることから，対策としては除熱機能の多重化及び多様化が有効であると考えられる。除熱機能については，大気を最終ヒートシンクとする耐圧強化ベント及び格
納容器圧力逃がし装置を設置し，その機能を多様化している。耐圧強化ベント及び格納容器圧力逃がし装置は残留熱除去系等に対して独立した系統であり，共通原因による機能喪失のリスクを可能な限り低減している。このことから，全炉心損傷頻度の約99.8 ％ を 占 め る 「 崩 壊 熱 除 去 機 能 喪 失 」 に 対 し て は 炉 心 損 傷 頻 度のほとんどの割合に対して，有効性評価で考慮した対策での対応が有効なものであると考えられる。
(2) で 述 べ た 有 効 性 評 価 で 考 慮 し た 対 策 で は 対 応 で き な い 場 合について，全炉心損傷頻度から見た場合は非常に小さい寄与では
あ る が ，「 Ｌ Ｏ Ｃ Ａ 時 注 水 機 能 喪 失 」 に お い て 中 破 断 Ｌ Ｏ Ｃ Ａ を起因とするカットセットが抽出されており，ＬＯＣＡについては
破断面積の大きさが一定の範囲を超えるような場合は，炉心損傷
別紙 6－3

を防止することができないシーケンスとして整理している。これ
らの炉心損傷防止対策が有効に機能しないカットセットについて
は，格納容器破損防止対策により原子炉格納容器の閉じ込め機能に 期 待 で き る こ と を 確 認 す る こ と と し て い る 。 ま た ，「 Ｌ Ｏ Ｃ Ａ＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗」のカットセットとして抽出されている，計装系の故障及び人的過誤（注水不能認知失敗）
が重畳するカットセットについては，認知に失敗したまま長時間気づかないことは現実的には考え難く，これら認知失敗が含まれるカットセットの炉心損傷頻度は非常に小さくなっているものの，発生した場合は有効性評価で考慮した対応が困難である。
有効性評価で考慮した対策は，基本的に設計基準設備に対して多様化された，独立系統機能の追加であることから，これらの共用部分の故障を伴うカットセットが抽出されていない以上，有効性評価で考慮した対策はほとんどのシーケンスに対して有効である と 考 え ら れ る 。 ま た ， 全 炉 心 損 傷 頻 度 の 約 99.8％ を 占 め る 「 崩壊熱除去機能喪失」についても，今回考慮した除熱機能である残留熱除去系に対して，独立かつ多様化された系統である格納容器
圧力逃がし装置等を設けることから，全炉心損傷頻度のほとんどの割合に対して，有効性評価で考慮した対策が有効なものであると考えられる。

別紙 6－4

【高圧・低圧注水機能喪失】
いずれの事故シーケンスにおいても，機器故障又は保守点検のための待機除外により電源，補機冷却系等のサポート系の機能喪失が重畳し，それに伴い高圧・低圧注水機能が喪失するカットセットが上位に抽出されている。
これらのカットセットに対する炉心損傷防止対策としては，補機冷却が不要であり，また，代替電源である代替交流電源設備からの給電が可能な低圧代替注水系（常設）による原子炉注水が有効である。
また，高圧・低圧注水機能喪失における低圧代替注水系（常設）と設計基準事故対処設備の共有部分となる注入弁の故障を伴うカットセットについては，低圧代替注水系（常設）に期待が出来ないものの，事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ に 対 す る 寄 与 割 合 は 0.1 ％ 未 満 と 非 常 に 小 さい。また，低圧代替注水系（常設）の注入弁が故障した場合においては，高圧代替注水系により炉心損傷防止が可能である。

別紙 6－5

第 1－ 1 表

「高圧・低圧注水機能喪失」におけるカットセット

事故シーケンス

過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

高
圧
・
低
圧
注
水
機
能
喪
失

炉心
損傷頻度
（／炉年）

3.2E-102.0E-10

4.2E-10

4.3E-11Ｔ
Ｑ
Ｕ
Ｖ

サポート系喪失（自動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

2.5E-09

炉心
損傷頻度
（／炉年）

事故シーケンス
グループに対する寄与割合（％）①外部電源喪失＋ＨＰＣＳ－ＤＧ運転継続失敗＋ＤＧ－２Ｃ運転継続失敗＋ＲＨＲＳ－Ｂメンテナンスによる待機除外

8.2E-120.2○②外部電源喪失＋ＨＰＣＳ－ＤＧ運転継続失敗＋ＤＧ－２Ｃ起動失敗＋ＲＨＲＳ－Ｂメンテナンスによる待機除外

5.5E-120.2○②外部電源喪失＋ＨＰＣＳ－ＤＧ起動失敗＋ＤＧ－２Ｃ運転継続失敗＋ＲＨＲＳ－Ｂメンテナンスによる待機除外

5.5E-120.2○①逃がし安全弁誤開放＋ＨＰＣＳ入口逆止弁（Ｓ／Ｐ側）開失敗＋ＲＨＲＳ－Ａ／Ｂ海水トレーナ閉塞共通原因故障

5.7E-120.2○②非隔離事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ入口逆止弁（Ｓ／Ｐ側）開失敗＋ＲＨＲＳ－Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

5.1E-120.1○③逃がし安全弁誤開放＋ＨＰＣＳ－ＤＧＳＷメンテナンスによる待機除外＋ＲＨＲＳ－Ａ／Ｂ海水トレーナ閉塞共通原因故障

4.7E-120.1○①交流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ－ＤＧＳＷメンテナンスによる待機除外＋ＲＨＲＳ－Ｂメンテナンスによる待機除外

1.5E-110.4○②交流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ－ＤＧＳＷ海水ストレーナ閉塞＋ＲＨＲＳ－Ｂメンテナンスによる待機除外

7.3E-120.2○③交流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ－ＤＧＳＷポンプ起動失敗＋ＲＨＲＳ－Ｂメンテナンスによる待機除外

5.7E-120.2○①計画外停止＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ入口逆止弁（Ｓ／Ｐ側）開失敗＋ＲＨＲＳ－Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

1.3E-12＜0.1○②計画外停止＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ－ＤＧＳＷメンテナンスによる待機除外＋ＲＨＲＳ－Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

1.0E-12＜0.1○③計画外停止＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ－ＤＧＳＷ海水ストレーナ閉塞＋ＲＨＲＳ－Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

5.0E-13＜0.1○①直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ－ＤＧ運転継続失敗＋ＲＨＲＳ－Ｂメンテナンスによる待機除外

2.4E-106.8○②直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ－ＤＧ起動失敗＋ＲＨＲＳ－Ｂメンテナンスによる待機除外

1.6E-104.6○③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ－ＤＧメンテナンスによる待機除外＋ＲＨＲＳ－Ｂメンテナンスによる待機除外

1.0E-103.0

主要なカットセット※1

3.0E-11

対策の有効性○
・低圧代替注水系（常設）④直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ－ＤＧ運転継続失敗＋ＲＨＲＳ－Ｂ海水ストレーナ閉塞

8.1E-112.3○⑤直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ－ＤＧ起動失敗＋ＲＨＲＳ－Ｂ海水ストレーナ閉塞

5.5E-111.6○⑥直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ－ＤＧ運転継続失敗＋ＲＨＲＳ－Ｂ熱交入口弁開け忘れ

5.2E-111.5○⑥直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ－ＤＧ運転継続失敗＋ＲＨＲＳ－Ｂ熱交出口弁開け忘れ

5.2E-111.5○⑥直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ－ＤＧ運転継続失敗＋ＲＨＲＳ－Ｂ放出ライン隔離弁開け忘れ

5.2E-11

1.5○

5.2E-11

1.5○

4.3E-111.2○⑥直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ－ＤＧ運転継続失敗＋ＲＨＲＳ－Ｂ放出ライン排水弁開け忘れ⑩直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ－ＤＧ運転継続失敗＋ＬＰＣＩ－Ｂ／Ｃ起動信号共通原因故障＋ＬＰＣＩ－Ｂ／Ｃ起動操作失敗⑪直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ－ＤＧ起動失敗＋ＲＨＲＳ－Ｂ熱交入口弁開け忘れ

サポート系喪失（自動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

有効性を確認する主な対策

3.5E-111.0○⑪直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ－ＤＧ起動失敗＋ＲＨＲＳ－Ｂ熱交出口弁開け忘れ

3.5E-111.0○⑪直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ－ＤＧ起動失敗＋ＲＨＲＳ－Ｂ放水ライン隔離弁開け忘れ

3.5E-111.0○⑪直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ－ＤＧ起動失敗＋ＲＨＲＳ－Ｂ放水ライン排水弁開け忘れ

3.5E-111.0○⑪直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ－ＤＧ起動失敗＋ＲＨＲＳ－Ｂ海水ストレーナ閉塞

3.5E-111.0○①直流電源故障（区分Ⅰ）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ－ＤＧ運転継続失敗＋ＲＨＲＳ－Ｂメンテナンスによる待機除外

1.3E-12＜0.1○①直流電源故障（区分Ⅱ）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ－ＤＧ運転継続失敗＋ＲＨＲＳ－Ａメンテナンスによる待機除外

1.3E-12

＜0.1

○ ※１

③直流電源故障（区分Ⅰ）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ－ＤＧ起動失敗＋ＲＨＲＳ－Ｂメンテナンスによる待機除外

8.5E-13＜0.1○③直流電源故障（区分Ⅱ）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ－ＤＧ起動失敗＋ＲＨＲＳ－Ａメンテナンスによる待機除外

8.5E-13

＜0.1

○ ※１

区分Ⅱ直流電源母線喪失時には中央制御室からの低圧代替注水系（常設）注入弁の遠隔操作が不可となるが，現場での注入弁開操作により炉心損傷防止可能。

別紙 6－6

【高圧注水・減圧機能喪失】
いずれの事故シーケンスにおいても，注水不能認知失敗のヒューマ
ンエラー，原子炉減圧失敗のヒューマンエラーにより減圧機能が喪失するカットセットが上位に抽出されている。
これらのカットセットに対する炉心損傷防止対策としては，過渡時自動減圧機能による原子炉減圧が有効である。

第 1－ 2 表「高圧注水・減圧機能喪失」における主要なカットセット

事故シーケンス

過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋手動減圧失敗

高
圧
注
水
・
減
圧
機
能
喪
失

手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋手動減圧失敗

炉心
損傷頻度
（／炉年）

9.4E-09

2.6E-09

Ｔ
Ｑ
Ｕ
Ｘ

サポート系喪失（自動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋手動減圧失敗

8.3E-09

炉心
損傷頻度
（／炉年）

事故シーケンス
グループに対する寄与割合（％）①非隔離事象＋ＨＰＣＳ－ＤＧＳＷメンテナンスによる待機除外＋ＲＣＩＣポンプ起動失敗＋原子炉手動減圧失敗

1.7E-100.8○②非隔離事象＋ＨＰＣＳ－ＤＧＳＷストレーナ閉塞＋ＲＣＩＣポンプ起動失敗＋原子炉手動減圧失敗

8.1E-110.4○③非隔離事象＋ＨＰＣＳ－ＤＧＳＷメンテナンスによる待機除外＋ＲＣＩＣポンプ起動失敗＋注水不能認知失敗

6.7E-110.3○①交流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ－ＤＧＳＷメンテナンスによる待機除外＋原子炉手動減圧失敗

1.0E-100.5○②交流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ－ＤＧＳＷ海水ストレーナ閉塞＋原子炉手動減圧失敗

4.8E-110.2○③計画外停止＋ＨＰＣＳ－ＤＧＳＷメンテナンスによる待機除外＋ＲＣＩＣポンプ起動失敗＋原子炉手動減圧失敗

4.3E-110.2①直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ－ＤＧ運転継続失敗＋原子炉手動減圧失敗

1.6E-097.8○②直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ－ＤＧ起動失敗＋原子炉手動減圧失敗

1.1E-095.3○③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ－ＤＧメンテナンスによる待機除外＋原子炉手動減圧失敗

6.8E-103.4○④直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ－ＤＧ運転継続失敗＋注水不能認知失敗

6.3E-103.1○⑤直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ－ＤＧ起動失敗＋注水不能認知失敗

4.3E-102.1○⑥直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ－ＤＧメンテナンス＋注水不能認知失敗

2.7E-101.3○

主要なカットセット

別紙 6－7

有効性を確認する主な対策

・過渡時自動減圧機能

対策の
有効性

○

【 全 交 流 動 力 電 源 喪 失 （ 長 期 Ｔ Ｂ ）】いずれの事故シーケンスにおいても，非常用ディーゼル発電機及び高圧炉心スプレイ系非常用ディーゼル発電機の故障が重畳して全交流
動力電源喪失に至るカットセット並びに軽油貯蔵タンク閉塞／破損により全交流動力電源喪失に至るカットセットが上位に抽出されている。
これらのカットセットに対する炉心損傷防止対策としては，代替交
流電源や交流動力電源に依存しない代替注水手段が有効である。

第 1－ 3 表「 全 交 流 動 力 電 源 喪 失 （ 長 期 Ｔ Ｂ ）」 に お け る
主要なカットセット

事故シーケンス

外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋ＨＰＣＳ失敗（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）
全
交
流
動
力
電
源
喪
失

※1

5.7E-08

長期
ＴＢ
サポート系喪失（直流電源故障）(外部電源喪失）＋ＤＧ失敗＋ＨＰＣＳ失敗（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）

炉心
損傷頻度
（／炉年）

事故シーケンス
グループに対する寄与割合（％） ※１①外部電源喪失＋軽油貯蔵タンク閉塞

4.8E-0861.9○②外部電源喪失＋軽油貯蔵タンク破損

3.2E-094.1○③外部電源喪失＋ＤＧ－２Ｃ／２Ｄ運転継続失敗共通原因故障＋ＨＰＣＳ－ＤＧ運転継続失敗

4.6E-100.6○①直流電源故障（区分Ⅱ）＋軽油貯蔵タンク閉塞

3.2E-094.1②直流電源故障（区分Ⅱ）＋ＤＧ－２Ｃ運転継続失敗＋ＨＰＣＳ－ＤＧ運転継続失敗

1.4E-091.9○③直流電源故障（区分Ⅱ）＋ＤＧ－２Ｃ運転継続失敗＋ＨＰＣＳ－ＤＧ起動失敗

9.8E-101.3○

9.8E-10

1.3

○

炉心
損傷頻度
（／炉年）

2.0E-08

主要なカットセット③直流電源故障（区分Ⅱ）＋ＤＧ－２Ｃ起動失敗＋ＨＰＣＳ－ＤＧ運転継続失敗
全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）の炉心損傷頻度に対する寄与割合を示す

別紙 6－8

有効性を確認する主な対策

・低圧代替注水系（可搬型）

対策の
有効性

○

【 全 交 流 動 力 電 源 喪 失 （ Ｔ Ｂ Ｄ ， Ｔ Ｂ Ｕ ）】○ＴＢＤ
高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機の故障又は保守点検による待機除外と蓄電池の故障が重畳し，全交流動力電源喪失に至るカットセットが上位に抽出されている。
○ＴＢＵ
いずれの事故シーケンスにおいても，非常用ディーゼル発電機及び高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機の故障の重畳又は軽油貯蔵タン
クの閉塞／破損により全交流動力電源喪失に至り，ポンプ故障，保守点検のための待機除外，流量制御器故障，直流電源喪失等が要因となって原子炉隔離時冷却系が機能喪失するカットセットが上位に抽出されている。

これらのカットセットに対する炉心損傷防止対策としては，高圧代替注水手段による原子炉注水又は代替直流電源による原子炉減圧後の低圧代替注水手段による原子炉注水が有効である。
また，全交流動力電源喪失（ＴＢＵ）における高圧代替注水系と設計基準事故対処設備の共有部分となる注入弁や蒸気供給弁の故障を伴うカットセットについては，高圧代替注水系に期待が出来ないものの，事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ に 対 す る 寄 与 割 合 は 0.1％ 未 満 と 非 常 に 小 さい。また，これらの故障が発生した場合においても，常設代替交流電源設備により交流動力電源を回復し低圧代替注水系（常設）により原子炉注水を実施することで炉心損傷防止が可能である。

別紙 6－9

第 1－ 4 表

「 全 交 流 動 力 電 源 喪 失 （ Ｔ Ｂ Ｄ ， Ｔ Ｂ Ｕ ）」における主要なカットセット

事故シーケンス

Ｔ
Ｂ
Ｄ

外部電源喪失＋直流電源失敗＋ＨＰＣＳ失敗

外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋高圧炉心冷却失敗

全
交
流
動
力
電
源
喪
失

※1

6.0E-122.0E-10Ｔ
Ｂ
Ｕ
サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗＋高圧炉心冷却失敗

炉心
損傷頻度
（／炉年）

事故シーケンス
グループに対する寄与割合 ※１（％）①外部電源喪失＋蓄電池－Ａ／Ｂ給電失敗共通原因故障＋ＨＰＣＳ－ＤＧ運転継続失敗

1.6E-12＜0.1○②外部電源喪失＋蓄電池－Ａ／Ｂ給電失敗共通原因故障＋ＨＰＣＳ－ＤＧ起動失敗

1.1E-12＜0.1○③外部電源喪失＋蓄電池－Ａ／Ｂ給電失敗共通原因故障＋ＨＰＣＳ－ＤＧメンテナンスによる待機除外

6.8E-13＜0.1○①外部電源喪失＋軽油貯蔵タンク閉塞＋ＲＣＩＣポンプ起動失敗

7.1E-110.3○②外部電源喪失＋軽油貯蔵タンク閉塞＋ＲＣＩＣメンテナンスによる待機除外

4.6E-110.2○③外部電源喪失＋軽油貯蔵タンク閉塞＋ＲＣＩＣ流量制御器故障

7.7E-12＜0.1○①直流電源故障（区分Ⅰ）＋軽油貯蔵タンク閉塞

3.2E-0915.3○②直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ－２Ｄ運転継続失敗＋ＨＰＣＳ－ＤＧ運転継続失敗

1.4E-096.9③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ－２Ｄ運転継続失敗＋ＨＰＣＳ－ＤＧ起動失敗

9.8E-104.7○③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ－２Ｄ起動失敗＋ＨＰＣＳ－ＤＧ運転継続失敗

9.8E-104.7○⑤直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ－２Ｄ起動失敗＋ＨＰＣＳ－ＤＧ起動失敗

6.7E-103.2○⑥直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ－２Ｄメンテナンス＋ＨＰＣＳ－ＤＧ運転継続失敗

6.3E-103.0○⑥直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ－２Ｄ運転継続失敗＋ＨＰＣＳ－ＤＧメンテナンス

6.3E-103.0○⑧直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ－２Ｄメンテナンス＋ＨＰＣＳ－ＤＧ起動失敗

4.3E-102.0○⑧直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ－２Ｄ起動失敗＋ＨＰＣＳ－ＤＧメンテナンス

4.3E-102.0○⑩直流電源故障（区分Ⅰ）＋軽油貯蔵タンク破損

2.1E-10

1.0

○

炉心
損傷頻度
（／炉年）

2.1E-08

主要なカットセット

全交流動力電源喪失（ＴＢＤ，ＴＢＵ）の炉心損傷頻度に対する寄与割合を示す

別紙 6－10

有効性を確認する主な対策

・低圧代替注水系（可搬型）

対策の
有効性

○

【 全 交 流 動 力 電 源 喪 失 （ Ｔ Ｂ Ｐ ）】○ＴＢＰ
いずれの事故シーケンスにおいても，非常用ディーゼル発電機及び高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機の故障の重畳又は軽油タンクの閉塞／破損により全交流動力電源喪失に至り，逃がし安全弁の再閉鎖
失敗により原子炉隔離時冷却系が機能喪失するカットセットが上位に抽出されている。
これらのカットセットに対する炉心損傷防止対策としては，代替交
流電源や交流動力電源が不要な代替注水手段を確保することが有効である。
なお，高圧・低圧注水機能喪失における低圧代替注水系（常設）と設計基準事故対処設備の共有部分となる注入弁の故障を伴うカットセットについては，低圧代替注水系（常設）に期待が出来ないものの，事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ に 対 す る 寄 与 割 合 は 0.1％ 未 満 と 非 常 に 小 さ
くなっており，その場合においても常設代替交流電源設備により交流
動力電源を回復し，低圧代替注水系（常設）により原子炉注水を実施することで炉心損傷防止が可能である。

別紙 6－11

第 1－ 5 表

「 全 交 流 動 力 電 源 喪 失 （ Ｔ Ｂ Ｐ ）」における主要なカットセット
事故シーケンス

外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ失敗
全
交
流
動
力
電
源
喪
失

※1

炉心
損傷頻度
（／炉年）

3.0E-10Ｔ
Ｂ
Ｐ
サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ失敗

2.3E-10

炉心
損傷頻度
（／炉年）

事故シーケンス
グループに対する寄与割合 ※１（％）①外部電源喪失＋軽油貯蔵タンク閉塞＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

2.5E-1047.8○②外部電源喪失＋軽油貯蔵タンク破損＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

1.7E-113.2○③外部電源喪失＋ＤＧ－２Ｃ／２Ｄ運転継続失敗共通原因故障＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ－ＤＧ運転継続失敗

2.4E-120.5○①直流電源故障（区分Ⅰ）＋軽油貯蔵タンク閉塞＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

1.7E-113.2①直流電源故障（区分Ⅱ）＋軽油貯蔵タンク閉塞＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

1.7E-113.2○③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ－２Ｄ運転継続失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ－ＤＧ運転継続失敗

7.6E-12

1.4○

7.6E-121.4○

主要なカットセット③直流電源故障（区分Ⅱ）＋ＤＧ－２Ｃ運転継続失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ－ＤＧ運転継続失敗
全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）の炉心損傷頻度に対する寄与割合を示す

別紙 6－12

有効性を確認する主な対策

・低圧代替注水系（可搬型）

対策の
有効性

○

【崩壊熱除去機能喪失】
ＴＷについては，いずれの事故シーケンスにおいても，ポンプ故障，弁故障，ストレーナ閉塞，点検のための待機除外等の要因により，残留熱除去系又はそのサポート系である残留熱除去系海水系が機能喪失することにより崩壊熱除去機能が喪失するカットセット及び残留熱除去系操作失敗のヒューマンエラーにより崩壊熱除去機能が喪失するカットセットが上位に抽出されている。
これらのカットセットに対する炉心損傷防止対策としては，残留熱除去系海水系が機能喪失している場合（取水機能喪失時）は，緊急用
海水系及び残留熱除去系を用いた除熱又は格納容器圧力逃がし装置若しくは耐圧強化ベントによる除熱が有効である。また，残留熱除去系が機能喪失している場合（ＲＨＲ故障時）は，格納容器圧力逃がし装置又は耐圧強化ベントによる除熱が有効である。
ＴＢＷについては，いずれの事故シーケンスにおいても，外部電源喪失及び非常用ディーゼル発電機の故障が重畳する等，交流電源の喪失に伴い崩壊熱除去機能喪失に至るカットセットも抽出されている。
これらのカットセットに対する炉心損傷防止対策としては，常設代
替交流電源設備により交流動力電源を回復することが有効である。なお，残留熱除去系海水系又は残留熱除去系の故障が重畳した場合は，ＴＷと同様の対策が有効である。

別紙 6－13

第 1－6 表「崩壊熱除去機能喪失」における主要なカットセット（1／2）

事故シーケンス

炉心
損傷頻度
（／炉年）

事故シーケンス
グループに対する寄与割合（％） ※１①非隔離事象＋ＲＨＲ系操作失敗

1.9E-0530.7②原子炉緊急停止系誤動作等＋ＲＨＲ系操作失敗

6.0E-06

9.9③隔離事象＋ＲＨＲ系操作失敗

2.9E-064.9③水位低下事象＋ＲＨＲ系操作失敗

2.9E-06

4.9④非隔離事象＋ＲＨＲＳ－Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

2.9E-06

4.8[取水機能喪失時]
・緊急用海水系○

1.8[ＲＨＲ故障時]
・格納容器圧力逃がし装置
又は耐圧強化ベント○

1.6[取水機能喪失時]
・緊急用海水系○[ＲＨＲ故障時]
・格納容器圧力逃がし装置
又は耐圧強化ベント

○

炉心
損傷頻度
（／炉年）

主要なカットセット⑥全給水喪失＋ＲＨＲ系操作失敗⑦原子炉緊急停止系誤動作等＋ＲＨＲＳ－Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

過渡事象＋ＲＨＲ失敗

崩
壊
熱
除
去
機
能
喪
失

6.1E-07

1.0⑨隔離事象＋ＲＨＲＳ－Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

4.6E-070.8⑨水位低下事象＋ＲＨＲＳ－Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

4.6E-070.8⑪外部電源喪失＋ＲＨＲ系操作失敗

4.5E-07

0.7⑫非隔離事象＋ＲＨＲ－Ａ／Ｂ熱交バイパス弁閉失敗共通原因故障

3.8E-07

0.6⑬非隔離事象＋ＲＨＲＳ－Ａ／Ｂ／Ｃ／Ｄポンプ起動失敗共通原因故障

3.5E-07

0.6⑬非隔離事象＋ＲＨＲ－Ａ／Ｂポンプ起動失敗共通原因故障

3.1E-070.5⑮非隔離事象＋ＲＨＲ－Ａ／Ｂポンプ室空調ファン起動失敗共通原因故障

3.1E-070.5⑯原子炉緊急停止系誤動作等＋ＲＨＲＳ－Ａ／Ｂ流量調整弁開失敗共通原因故障

2.0E-07

0.3⑰非隔離事象＋ＲＨＲ－Ａ／Ｂポンプ運転継続失敗共通原因故障

1.7E-070.3

3.8E-07

1.7E-07

0.3⑲非隔離事象＋ＲＨＲ－Ａ／Ｂ／Ｃポンプ起動失敗共通原因故障

1.6E-07

0.3⑲非隔離事象＋ＲＨＲ－Ａ／Ｂ／Ｃポンプ室空調ファン起動失敗共通原因故障

1.6E-070.3

原子炉緊急停止系誤動作等＋ＲＨＲ－Ａ／Ｂ熱交バイパス弁閉失敗共通原因故障

1.2E-070.2

原子炉緊急停止系誤動作等＋ＲＨＲＳ－Ａ／Ｂ／Ｃ／Ｄポンプ起動失敗共通原因故障

1.1E-070.2

原子炉緊急停止系誤動作等＋ＲＨＲ－Ａ／Ｂポンプ起動失敗共通原因故障

1.0E-070.2

原子炉緊急停止系誤動作等＋ＲＨＲ－Ａ／Ｂポンプ室空調ファン起動失敗共通原因故障

1.0E-07

0.2①逃がし安全弁誤開放＋ＲＨＲ系操作失敗

1.1E-070.2②非隔離事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ系操作失敗

9.7E-08

0.2○[ＲＨＲ故障時]
・格納容器圧力逃がし装置
又は耐圧強化ベント

○

○

○

○

[ＲＨＲ故障時]
・格納容器圧力逃がし装置
又は耐圧強化ベント○○

9.9E-06

1.7E-08[ＲＨＲ故障時]
・格納容器圧力逃がし装置
又は耐圧強化ベント○○○[取水機能喪失時]
・緊急用海水系○○[ＲＨＲ故障時]
・格納容器圧力逃がし装置
又は耐圧強化ベント○○[取水機能喪失時]
・緊急用海水系[ＲＨＲ故障時]
・格納容器圧力逃がし装置
又は耐圧強化ベント[ＲＨＲ故障時]
・格納容器圧力逃がし装置
又は耐圧強化ベント

○

○

○

○

○

○

○

②計画外停止＋ＲＨＲＳ－Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

7.4E-07

1.2③残留熱除去系海水系故障（区分Ⅰ）＋ＲＨＲＳ－Ｂメンテナンスによる待機除外

2.7E-070.4③残留熱除去系海水系故障（区分Ⅱ）＋ＲＨＲＳ－Ａメンテナンスによる待機除外

2.7E-070.4

別紙 6－14○[ＲＨＲ故障時]
・格納容器圧力逃がし装置
又は耐圧強化ベント

7.8

1.5E-07○＜0.1

4.7E-06

崩壊熱除去喪失（ＴＷ，ＴＢＷ）の炉心損傷頻度に対する寄与割合を示す[取水機能喪失時]
・緊急用海水系[取水機能喪失時]
・緊急用海水系①計画外停止＋ＲＨＲ系操作失敗⑤計画外停止＋ＲＨＲＳ－Ａ／Ｂ流量調整弁開失敗共通原因故障※1○[取水機能喪失時]
・緊急用海水系⑱全給水喪失＋ＲＨＲＳ－Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障③逃がし安全弁誤開放＋ＲＨＲＳ－Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋ＲＨＲ失敗9.4E-07⑧非隔離事象＋ＲＨＲＳ－Ａ／Ｂ流量調整弁開失敗共通原因故障[ＲＨＲ故障時]
・格納容器圧力逃がし装置
又は耐圧強化ベント

対策の有効性

4.4E-05

ＴＷ

過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗1.1E-06

有効性を確認する主な対策

0.3○[取水機能喪失時]
・緊急用海水系○○[ＲＨＲ故障時]
・格納容器圧力逃がし装置
又は耐圧強化ベント○

第 1－6 表「崩壊熱除去機能喪失」における主要なカットセット（2／2）

事故シーケンス

手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗サポート系喪失（自動停止）＋ＲＨＲ失敗サポート系喪失（自動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗

炉心
損傷頻度
（／炉年）

5.2E-08

1.7E-06

8.9E-09

ＴＷ

小破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗中破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗4.5E-083.0E-08

主要なカットセット

崩
壊
熱
除
去
機
能
喪
失

外部電源喪失＋ＤＧ失敗（ＨＰＣＳ成功）

外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗（ＨＰＣＳ成功）

外部電源喪失＋直流電源失敗（ＨＰＣＳ成功）

3.0E-09

6.9E-07

3.6E-09

6.9E-10Ｔ
Ｂ
Ｗ

サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗（ＨＰＣＳ成功）サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗（ＨＰＣＳ成功）※1

事故シーケンス
グループに対する寄与割合 ※１（％）

有効性を確認する主な対策

2.5E-08＜0.1②計画外停止＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲＳ－Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

3.9E-09＜0.1○③残留熱除去系海水系故障（区分Ⅰ）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲＳ－Ｂメンテナンスによる待機除外

1.4E-09＜0.1○③残留熱除去系海水系故障（区分Ⅱ）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲＳ－Ａメンテナンスによる待機除外

1.4E-09＜0.1○①直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＲＨＲＳ－Ｂメンテナンスによる待機除外

1.0E-070.2○①直流電源故障（区分Ⅱ）＋ＲＨＲＳ－Ａメンテナンスによる待機除外

1.0E-070.2③交流電源故障（区分Ⅱ）＋ＲＨＲＳ－Ａメンテナンスによる待機除外

5.7E-08＜0.1○①直流電源故障（区分Ⅰ）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲＳ－Ｂメンテナンスによる待機除外

5.4E-10＜0.1○①直流電源故障（区分Ⅱ）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲＳ－Ａメンテナンスによる待機除外

5.4E-10＜0.1○③交流電源故障（区分Ⅱ）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲＳ－Ａメンテナンスによる待機除外

3.0E-10＜0.1①小破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ系操作失敗

3.3E-08＜0.1②小破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲＳ－Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

5.2E-09＜0.1③小破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲＳ－Ａ／Ｂ流量調整弁開失敗共通原因故障

1.1E-09[取水機能喪失時]
・緊急用海水系○○○[ＲＨＲ故障時]
・格納容器圧力逃がし装置
又は耐圧強化ベント○○[取水機能喪失時]
・緊急用海水系＜0.1①中破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ系操作失敗

2.2E-08＜0.1①中破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲＳ－Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

3.4E-09＜0.1①中破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲＳ－Ａ／Ｂ流量調整弁開失敗共通原因故障

7.2E-10②大破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲＳ－Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障[ＲＨＲ故障時]
・格納容器圧力逃がし装置
又は耐圧強化ベント対策の有効性①計画外停止＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ系操作失敗①大破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ系操作失敗
大破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗

炉心
損傷頻度
（／炉年）

○
[ＲＨＲ故障時]
・格納容器圧力逃がし装置
又は耐圧強化ベント○○[取水機能喪失時]
・緊急用海水系

2.2E-09

3.4E-10

＜0.1

○

＜0.1

[ＲＨＲ故障時]
・格納容器圧力逃がし装置
又は耐圧強化ベント○＜0.1[取水機能喪失時]
・緊急用海水系○[ＲＨＲ故障時]
・格納容器圧力逃がし装置
又は耐圧強化ベント○③大破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲＳ－Ａ／Ｂ流量調整弁開失敗共通原因故障

7.2E-11＜0.1①外部電源喪失＋ＤＧ－２Ｃ／２Ｄ運転継続失敗共通原因故障

2.0E-070.3○②外部電源喪失＋ＤＧ－２Ｃ／２Ｄ起動失敗共通原因故障

1.3E-070.2○③外部電源喪失＋ＤＧＳＷ－Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

7.2E-080.1○①外部電源喪失＋ＤＧ－２Ｃ／２Ｄ運転継続失敗共通原因故障＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

1.0E-09＜0.1○②外部電源喪失＋ＤＧ－２Ｃ／２Ｄ起動失敗共通原因故障＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

7.0E-10＜0.1○③外部電源喪失＋ＤＧＳＷ－Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

3.7E-10＜0.1○①外部電源喪失＋蓄電池－Ａ／Ｂ給電失敗共通原因故障

6.9E-10＜0.1○②外部電源喪失＋蓄電池－Ａ／Ｂ給電失敗共通原因故障＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

3.6E-12＜0.1○③外部電源喪失＋蓄電池－Ａ給電失敗＋蓄電池－Ｂ給電失敗

1.7E-12＜0.1○①直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ－２Ｄ運転継続失敗

6.3E-071.0①直流電源故障（区分Ⅱ）＋ＤＧ－２Ｃ運転継続失敗

6.3E-071.0○③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ－２Ｄ起動失敗

4.3E-070.7○③直流電源故障（区分Ⅱ）＋ＤＧ－２Ｃ起動失敗

4.3E-070.7○⑤直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ－２Ｄメンテナンスによる待機除外

2.7E-070.5○⑤直流電源故障（区分Ⅱ）＋ＤＧ－２Ｃメンテナンスによる待機除外

2.7E-070.5○①直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ－２Ｄ運転継続失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

3.3E-09＜0.1○①直流電源故障（区分Ⅱ）＋ＤＧ－２Ｃ運転継続失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

3.3E-09＜0.1○③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ－２Ｄ起動失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

2.2E-09＜0.1○

2.2E-09＜0.1○

・常設代替交流電源設備○

4.1E-06

2.1E-08③直流電源故障（区分Ⅱ）＋ＤＧ－２Ｃ起動失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗
崩壊熱除去喪失（ＴＷ，ＴＢＷ）の炉心損傷頻度に対する寄与割合を示す

別紙 6－15

【原子炉停止機能喪失】
いずれの事故シーケンスにおいても，電気的故障としてスクラムコ
ンタクタの故障を原子炉停止機能喪失の要因とするカットセットが上位に抽出されている。
これらのカットセットに対する炉心損傷防止対策としては，ＡＴＷ
Ｓ緩和設備（代替再循環系ポンプトリップ機能）及びほう酸水注入系による対応が有効である。
なお，直流電源故障（区分Ⅰ，Ⅱ）時は当該区分のＡＴＷＳ緩和設
備（代替再循環系ポンプトリップ機能）が機能しないが，これらのカットセットの寄与は全炉心損傷頻度及び事故シーケンスグループ別炉
心損傷頻度に対して非常に小さくなっており，また，その場合においても再循環系ポンプの手動停止に期待でき，ほう酸水注入系も健全であることから炉心損傷防止が可能である。
また，ＬＯＣＡ起因の原子炉停止失敗時には，原子炉冷却材の流出により，ほう酸水注入系が有効に機能しないことも考えられるが，これらのカットセットの炉心損傷頻度は非常に小さくなっており，また，
その場合においてもＡＴＷＳ緩和設備（代替制御棒挿入機能）による反応度制御により対応可能である。

別紙 6－16

第 1－ 7 表
事故シーケンス

過渡事象＋原子炉停止失敗

サポート系喪失（自動停止）＋原子炉停止失敗

原
子
炉
停
止
機
能
喪
失

Ｔ
Ｃ

小破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗

中破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗

大破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗※1※2「原子炉停止機能喪失」における主要なカットセット
炉心
損傷頻度
（／炉年）

炉心
損傷頻度
（／炉年）

事故シーケンス
グループに対する寄与割合（％）①非隔離事象＋スクラムコンタクタ－Ａ／Ｃ作動失敗共通原因故障

4.6E-09

18.0○①非隔離事象＋スクラムコンタクタ－Ｂ／Ｄ作動失敗共通原因故障

4.6E-09

18.0○①非隔離事象＋スクラムコンタクタ－Ｅ／Ｇ作動失敗共通原因故障

4.6E-09

18.0○①非隔離事象＋スクラムコンタクタ－Ｆ／Ｈ作動失敗共通原因故障

4.6E-0918.0①直流電源故障（区分Ⅰ）＋スクラムコンタクタ－Ｂ／Ｄ作動失敗共通原因故障

7.6E-12＜0.1①直流電源故障（区分Ⅰ）＋スクラムコンタクタ－Ｆ／Ｈ作動失敗共通原因故障

7.6E-12＜0.1○※１①直流電源故障（区分Ⅱ）＋スクラムコンタクタ－Ａ／Ｃ作動失敗共通原因故障

7.6E-12＜0.1○※１①直流電源故障（区分Ⅱ）＋スクラムコンタクタ－Ｅ／Ｇ作動失敗共通原因故障

7.6E-12＜0.1○※１①小破断ＬＯＣＡ＋スクラムコンタクタ－Ａ／Ｃ作動失敗共通原因故障

8.1E-12＜0.1○※２①小破断ＬＯＣＡ＋スクラムコンタクタ－Ｂ／Ｄ作動失敗共通原因故障

8.1E-12＜0.1○※２①小破断ＬＯＣＡ＋スクラムコンタクタ－Ｅ／Ｇ作動失敗共通原因故障

8.1E-12＜0.1○※２①小破断ＬＯＣＡ＋スクラムコンタクタ－Ｆ／Ｈ作動失敗共通原因故障

8.1E-12＜0.1○※２①中破断ＬＯＣＡ＋スクラムコンタクタ－Ａ／Ｃ作動失敗共通原因故障

5.4E-12＜0.1○※２①中破断ＬＯＣＡ＋スクラムコンタクタ－Ｂ／Ｄ作動失敗共通原因故障

5.4E-12＜0.1①中破断ＬＯＣＡ＋スクラムコンタクタ－Ｅ／Ｇ作動失敗共通原因故障

5.4E-12＜0.1①中破断ＬＯＣＡ＋スクラムコンタクタ－Ｆ／Ｈ作動失敗共通原因故障

5.4E-12＜0.1○※２①大破断ＬＯＣＡ＋スクラムコンタクタ－Ａ／Ｃ作動失敗共通原因故障

5.4E-13＜0.1○※２①大破断ＬＯＣＡ＋スクラムコンタクタ－Ｂ／Ｄ作動失敗共通原因故障

5.4E-13＜0.1○※２①大破断ＬＯＣＡ＋スクラムコンタクタ－Ｅ／Ｇ作動失敗共通原因故障

5.4E-13＜0.1○※２①大破断ＬＯＣＡ＋スクラムコンタクタ－Ｆ／Ｈ作動失敗共通原因故障

5.4E-13＜0.1○※２

主要なカットセット

有効性を確認する主な対策

対策の
有効性

2.5E-08

・ＡＴＷＳ緩和設備（代替再循環系ポンプトリップ機
能）・ほう酸水注入系○○※１

3.8E-11

3.2E-11

2.2E-11・ＡＴＷＳ緩和設備（代替再循環系ポンプトリップ機
能）・ＡＴＷＳ緩和設備（代替制
御棒挿入機能）○※２○※２

2.2E-12直流電源故障（区分Ⅰ，Ⅱ）時は当該区分の代替再循環ポンプトリップ回路が機能しないが，代替再循環ポンプの手動停止に期待することが可能であり，ほう酸水注入系も健全であることから炉心損傷防止可能
ＬＯＣＡ時は原子炉冷却材の流出によりほう酸水注入系が有効に機能しないことも考えられるが，代替制御棒挿入機能による反応度制御に期待することで炉心損傷を防止可能

別紙 6－17

【ＬＯＣＡ時注水機能喪失】○中破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗，小破断Ｌ
ＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
高圧注水機能のうち，高圧炉心スプレイ系が喪失する主要な要因として高圧炉心スプレイ系の弁の故障及び高圧炉心スプレイ系ディーゼ
ル発電機海水系のメンテナンス／ストレーナ閉塞が，原子炉隔離時冷却系※が喪失する主要な要因として復水貯蔵タンクからサプレッショ
ン・チェンバへの切替操作失敗及び原子炉隔離時冷却系ポンプ起動失
敗が抽出されている。また，低圧注水機能が喪失する要因としてサポート系である残留熱除去系海水系のストレーナ閉塞がカットセット上位に抽出されている。
※

小破断ＬＯＣＡ時のみ抽出される（中破断ＬＯＣＡ時は原子炉隔離時冷却系に期待していない）

これらのカットセットに対する炉心損傷防止対策としては，低圧代替注水系（常設）の注水容量の及ぶ範囲の破断面積までであれば，原
子炉手動減圧後の低圧代替注水系（常設）による注水が有効である。
なお，低圧代替注水系（常設）と設計基準設備の共有部分となる注入弁の故障を伴うカットセットについては，低圧代替注水系（常設）に期待が出来ないものの，事故シーケンスグループに対する寄与割合
は 0.1 ％ 未 満 と 非 常 に 小 さ い 。 ま た ， 注 入 弁 の 故 障 が 重 畳 し た 場 合 は ，
炉心損傷防止が困難である。

○中破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗，小破断ＬＯ
ＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗
高圧注水機能が喪失する主要な要因として高圧炉心スプレイ系の弁別紙 6－18

の故障及び高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系のメンテナンス／ストレーナ閉塞が，減圧機能及び原子炉隔離時冷却系※が喪失する要因として水位トランスミッタの故障と認知失敗の重畳がカットセット上位に抽出されている。
※

小破断ＬＯＣＡ時のみ抽出される（中破断ＬＯＣＡ時は原子炉隔離時冷却系に期待していない）

中破断ＬＯＣＡ及び小破断ＬＯＣＡ時における減圧操作に対する認知失敗については，発生した場合は炉心損傷を防止することができな
いが，ＬＯＣＡが発生しているにもかかわらず，認知に失敗したまま
長時間気づかないことは現実的には考え難く，これら認知失敗が含まれるカットセットの炉心損傷頻度は非常に小さくなっている。また，上位のカットセットには含まれていないが自動減圧回路の機能喪失要因が格納容器圧力高信号を発信する機器の故障等であれば，過渡時自動減圧回路による原子炉減圧にも期待できる。
なお，中破断ＬＯＣＡ時のいずれのカットセットにおいても，ＬＯ
ＣＡの破断面積の大きさが一定の範囲を超えるような場合は，炉心損傷を防止することができないが，これらの炉心損傷防止対策が有効に機能しないカットセットについては，格納容器破損防止対策により原子炉格納容器の閉じ込め機能に期待できることを確認することとしている。

別紙 6－19

第 1－ 8 表

「ＬＯＣＡ時注水機能喪失」における主要なカットセット

事故シーケンス

小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

炉心
損傷頻度
（／炉年）

1.4E-13

Ｓ
２
Ｅ

小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗

Ｌ
Ｏ
Ｃ
Ａ
時
注
水
機
能
喪
失

中破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

2.2E-14ＡＥ※1

大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

事故シーケンス
グループに対する寄与割合（％）①小破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ入口逆止弁（Ｓ／Ｐ側）開失敗＋ＲＣＩＣ水源切替操作失敗＋ＲＨＲＳ－Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

4.3E-15＜0.1○②小破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ－ＤＧＳＷメンテナンスによる待機除外＋ＲＣＩＣ水源切替操作失敗＋ＲＨＲＳ－Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

3.5E-15＜0.1○③小破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ入口逆止弁（Ｓ／Ｐ側）開失敗＋ＲＣＩＣポンプ起動失敗＋ＲＨＲＳ－Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

2.5E-15＜0.1○①小破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ入口逆止弁（Ｓ／Ｐ側）開失敗＋原子炉水位トランスミッタ（Ｌ－１）－Ａ／Ｂ／Ｃ／Ｄ作動失敗
共通原因故障＋注水不能認知失敗

4.8E-16＜0.1○②小破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ－ＤＧＳＷメンテナンスによる待機除外＋原子炉水位トランスミッタ（Ｌ－１）－Ａ／Ｂ／Ｃ／Ｄ作動失敗
共通原因故障＋注水不能認知失敗

3.9E-16＜0.1○③小破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ入口逆止弁（Ｓ／Ｐ側）開失敗＋原子炉水位トランスミッタ（Ｌ－１）－Ａ／Ｂ／Ｃ／Ｄ作動失敗
共通原因故障＋ＲＣＩＣ起動操作失敗＋原子炉手動減圧失敗

2.3E-16＜0.1○①中破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ入口逆止弁（Ｓ／Ｐ側）開失敗＋ＲＨＲＳ－Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

1.1E-125.3△※１②中破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ－ＤＧＳＷメンテナンスによる待機除外＋ＲＨＲＳ－Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

9.3E-13

4.3△※１③中破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ－ＤＧＳＷ海水ストレーナ閉塞＋ＲＨＲＳ－Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

4.5E-13

2.1△※１④中破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ－ＤＧＳＷポンプ起動失敗＋ＲＨＲＳ－Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通要因故障

3.5E-13

1.6△※１⑤中破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳメンテナンス＋ＲＨＲＳ－Ａ／Ｂ海水
ストレーナ閉塞共通要因故障

3.4E-13

1.6△※１⑥中破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ－ＤＧ軽油ストレーナ閉塞＋ＲＨＲＳ－Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通要因故障

2.9E-13

1.3△※１⑦中破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳクーラ入口弁開け忘れ＋ＲＨＲＳ－Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通要因故障

2.9E-13

1.3△※１⑦中破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳメカシールクーラ入口弁開け忘れ＋Ｒ
ＨＲＳ－Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通要因故障

2.9E-13

1.3△※１⑦中破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳクーラ出口弁開け忘れ＋ＲＨＲＳ－Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通要因故障

2.9E-13

1.3△※１⑦中破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳポンプ室空調１冷却水入口弁開け忘れ＋ＲＨＲＳ－Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通要因故障

2.9E-13

1.3△※１⑦中破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳポンプ室空調１冷却水出口弁開け忘れ＋ＲＨＲＳ－Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通要因故障

2.9E-13

1.3⑦中破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳポンプ室空調２冷却水入口弁開け忘れ＋ＲＨＲＳ－Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通要因故障

2.9E-13

1.3△※１⑦中破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳポンプ室空調２冷却水出口弁開け忘れ＋ＲＨＲＳ－Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通要因故障

2.9E-13

1.3△※１⑦中破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳポンプ室空調クーラ元弁開け忘れ＋Ｒ
ＨＲＳ－Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通要因故障

2.9E-13

1.3△※１⑦中破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ－ＤＧＳＷポンプ出口弁開け忘れ＋Ｒ
ＨＲＳ－Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通要因故障

2.9E-13

1.3△※１⑦中破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ－ＤＧＳＷ放出ライン隔離弁開け忘れ＋ＲＨＲＳ－Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通要因故障

2.9E-13

1.3△※１⑦中破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ－ＤＧＳＷ放出ライン排水弁１開け忘れ＋ＲＨＲＳ－Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通要因故障

2.9E-13

1.3△※１⑦中破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ－ＤＧＳＷ放出ライン排水弁２開け忘れ＋ＲＨＲＳ－Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通要因故障

2.9E-13

1.3△※１⑦中破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ－ＤＧＳＷエンジンエアクーラ入口弁
開け忘れ＋ＲＨＲＳ－Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通要因故障

2.9E-13

1.3△※１⑦中破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ－ＤＧＳＷエンジンエアクーラ入口弁
開け忘れ＋ＲＨＲＳ－Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通要因故障

2.9E-13

1.3△※１⑦中破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ－ＤＧＳＷ系統出口隔離弁開け忘れ＋
ＲＨＲＳ－Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通要因故障

2.9E-13

1.3△※１

中破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ入口逆止弁（Ｓ／Ｐ側）開失敗＋ＲＨ
ＲＳ－流量調整弁開失敗共通要因故障

2.4E-13

1.1△※１

中破断ＬＯＣＡ＋復水貯蔵タンクＡ真空逃がし弁作動失敗＋ＨＰ
ＣＳ水源切替操作失敗＋ＲＨＲＳ－Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通
要因故障

2.3E-13

1.1△※１

中破断ＬＯＣＡ＋復水貯蔵タンクＢ真空逃がし弁作動失敗＋ＨＰ
ＣＳ水源切替操作失敗＋ＲＨＲＳ－Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通
要因故障

2.3E-13

1.1△※１①中破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ入口逆止弁（Ｓ／Ｐ側）開失敗＋原子炉水位トランスミッタ（Ｌ－１）－Ａ／Ｂ／Ｃ／Ｄ作動失敗
共通原因故障＋注水不能認知失敗

1.3E-130.6△※１

1.3E-130.6△※１

1.0E-130.5△※１1.1E-130.5－

9.3E-140.4－

4.5E-140.2－

有効性を確認する主な対策

対策の
有効性

△※１
・低圧代替注水系（常設）

1.5E-11Ｓ
１
Ｅ

中破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗

炉心
損傷頻度
（／炉年）

主要なカットセット

4.6E-12

1.4E-12②中破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ入口逆止弁（Ｓ／Ｐ側）開失敗＋原子炉水位トランスミッタ（Ｌ－３）－Ａ／Ｂ作動失敗共通原因
故障＋注水不能認知失敗③中破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ－ＤＧＳＷメンテナンスによる待機除外＋原子炉水位トランスミッタ（Ｌ－１）－Ａ／Ｂ／Ｃ／Ｄ作動失敗
共通原因故障＋注水不能認知失敗①大破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ入口逆止弁（Ｓ／Ｐ側）開失敗＋ＲＨＲＳ－Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障②大破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ－ＤＧＳＷメンテナンスによる待機除外＋ＲＨＲＳ－Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障③大破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ－ＤＧＳＷ海水ストレーナ閉塞＋ＲＨＲＳ－Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障
ＬＯＣＡの破断面積が低圧代替注水系（常設）の注水容量を超える場合は炉心損傷を防止できない

別紙 6－20

【 格 納 容 器 バ イ パ ス （ イ ン タ ー フ ェ イ ス シ ス テ ム Ｌ Ｏ Ｃ Ａ ）】いずれの事故シーケンスにおいても，原子炉冷却材圧力バウンダリ
における複数の隔離弁が，施設定期検査時の通常状態への復旧失敗や機械的故障が重畳することで同時に機能喪失し，低圧設計配管が過圧され破断するカットセットが上位に抽出されている。
これらのカットセットに対する炉心損傷防止対策としては，格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）が発生した系統以外の高圧注水機能又は低圧注水機能（原子炉を減圧した後に使用）を用いた原子炉注水が有効である。その後は，隔離弁の再閉操作等，破断箇所の隔離を試みるとともに，使用可能な緩和設備による水位維持，除熱を行うことで，炉心を安定状態とすることが可能である。

別紙 6－21

第 1－ 9 表
事故シーケンス

格
納
容
器
バ
イ
パ
ス

Ｉ
Ｓ
Ｌ
Ｏ
Ｃ
Ａ

インターフェイスシステムＬＯＣＡ「格納容器バイパス」における主要なカットセット
炉心
損傷頻度
（／炉年）

炉心
損傷頻度
（／炉年）

事故シーケンス
グループに対する寄与割合（％）①ＲＨＲ－Ａテスタブル逆止弁定期試験＋ＲＨＲ－Ａ注入弁定期試験時の通常状態への復旧失敗＋ＲＨＲ－Ａテスタブル逆止弁閉失敗＋ＲＨＲ－Ａ吐出配管破断

1.5E-1030.4○①ＲＨＲ－Ｂテスタブル逆止弁定期試験＋ＲＨＲ－Ｂ注入弁定期試験時の通常状態への復旧失敗＋ＲＨＲ－Ｂテスタブル逆止弁閉失敗＋ＲＨＲ－Ｂ吐出配管破断

1.5E-1030.4○③ＲＨＲ－Ｃテスタブル逆止弁定期試験＋ＲＨＲ－Ｃ注入弁定期試験時の通常状態への復旧失敗＋ＲＨＲ－Ｃテスタブル逆止弁閉失敗＋ＲＨＲ－Ｃ吐出配管破断

5.9E-1112.1○④ＲＨＲ停止時冷却ライン（吸込）格納容器外隔離弁内部リーク＋ＲＨＲ停止時冷却ライン（吸込）格納容器内隔離弁内部リーク＋ＲＨＲ低圧配管破断

1.7E-11

3.6○④ＲＨＲ停止時冷却ライン（吸込）格納容器内隔離弁内部リーク＋ＲＨＲ停止時冷却ライン（吸込）格納容器外隔離弁内部リーク＋ＲＨＲ低圧配管破断

1.7E-11

3.6○⑥ＲＨＲ停止時冷却ライン（吸込）格納容器外隔離弁誤開＋ＲＨＲ停止時冷却ライン（吸込）格納容器内隔離弁内部リーク＋ＲＨＲ低圧配管破断

1.1E-112.2○⑥ＲＨＲ停止時冷却ライン（吸込）格納容器内隔離弁誤開＋ＲＨＲ停止時冷却ライン（吸込）格納容器外隔離弁内部リーク＋ＲＨＲ低圧配管破断

1.1E-112.2○⑥ＲＨＲ停止時冷却ライン（吸込）格納容器外隔離弁内部リーク＋ＲＨＲ停止時冷却ライン（吸込）格納容器内隔離弁誤開＋ＲＨＲ低圧配管破断

1.1E-112.2⑥ＲＨＲ停止時冷却ライン（吸込）格納容器内隔離弁内部リーク＋ＲＨＲ停止時冷却ライン（吸込）格納容器外隔離弁誤開＋ＲＨＲ低圧配管破断

1.1E-11

2.2○⑩ＨＰＣＳテスタブル逆止弁定期試験＋ＨＰＣＳ注入弁内部リーク＋ＨＰＣＳポンプ出口逆止弁内部リーク＋ＨＰＣＳ低圧配管破断

8.6E-121.8○⑪ＲＨＲ－Ａテスタブル逆止弁定期試験＋ＲＨＲ－Ａ注入弁定期試験時の通常状態への復旧失敗＋ＲＨＲ－Ａ逆止弁操作スイッチ開失敗＋ＲＨＲ－Ａ吐出配管破断

8.2E-12

1.7○⑪ＲＨＲ－Ｂテスタブル逆止弁定期試験＋ＲＨＲ－Ｂ注入弁定期試験時の通常状態への復旧失敗＋ＲＨＲ－Ｂ逆止弁操作スイッチ開失敗＋ＲＨＲ－Ｂ吐出配管破断

8.2E-121.7○⑬ＲＨＲ停止時冷却ライン（吸込）格納容器外隔離弁誤開＋ＲＨＲ停止時冷却ライン（吸込）格納容器内隔離弁誤開＋ＲＨＲ低圧配管破断

6.5E-121.3○⑬ＲＨＲ停止時冷却ライン（吸込）格納容器内隔離弁誤開＋ＲＨＲ停止時冷却ライン（吸込）格納容器外隔離弁誤開＋ＲＨＲ低圧配管破断

6.5E-12

1.3○⑮ＲＨＲ－Ａテスタブル逆止弁定期試験＋ＲＨＲ－Ａ注入弁定期試験時の通常状態への復旧失敗＋ＲＨＲ－Ａ逆止弁閉失敗＋ＲＨＲ－Ａ熱交換器破損

4.9E-121.0○⑮ＲＨＲ－Ｂテスタブル逆止弁定期試験＋ＲＨＲ－Ｂ注入弁定期試験時の通常状態への復旧失敗＋ＲＨＲ－Ｂ逆止弁閉失敗＋ＲＨＲ－Ｂ熱交換器破損

4.9E-121.0○

主要なカットセット

対策の
有効性

○
・破損系統を除く原子炉注水
機能・破損系統の隔離

4.8E-10

別紙 6－22有効性を確認する主な対策

1－ 2．
(1)

ＦＶ重要度に照らした重大事故等対処設備の有効性
実施内容
ＦＶ重要度の高い基事象に対し，その基事象の発生に伴って生じる系統機能の喪失に重大事故等防止対策が有効であるか定性的に分析した。
なお，今回の整理は定量的に評価したＦＶ重要度に対し対策の有効性の観点で定性的な考察を加えたものであり，あくまで定性的な分析である。対策の有効性を定量的に把握する観点では，新たに講じた対策をモデル化した上でＰＲＡを実施し，その結果を比較することが望ましいが，今回はプラント運転時の内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡのＦＶ重要度を定量的な検討材料として分析することとし，この確認を実施した。
(2)

選定条件
事故シーケンスグループ別にＦＶ重要度を分析し，その値が1E-3 を 超 え る 基 事 象 に つ い て ， 重 大 事 故 等 防 止 対 策 が 有 効 で あ るか確認することとした。ＦＶ重要度が小さい基事象は，重大事故等防止対策による対応が可能であったとしてでも，炉心損傷頻度の低減効果が小さいことから，事故シーケンスグループの支配的な リ ス ク 要 因 を 網 羅 的 に 確 認 す る 範 囲 と し て ， 1E-3 を 基 準 と す る
こ と と し ， 1E-3 未 満 の 基 事 象 に つ い て は 確 認 対 象 外 と し た 。

(3)

確認結果
Ｆ Ｖ 重 要 度 が 1E-3 を 超 え る 基 事 象 を 確 認 し た と こ ろ ，「 高 圧 ・
低 圧 注 水 機 能 喪 失 」，「 高 圧 注 水 ・ 減 圧 機 能 喪 失 」，「 全 交 流 動 力 電
源 喪 失 」，「 崩 壊 熱 除 去 機 能 喪 失 」，「 原 子 炉 停 止 機 能 喪 失 」 及 び「インターフェイスシステムＬＯＣＡ」については，抽出された
別紙 6－23

全ての基事象に対して，定性的には何らかの重大事故等防止対策
が 有 効 で あ る こ と を 確 認 し た 。 ま た ，「 Ｌ Ｏ Ｃ Ａ 時 注 水 機 能 喪失」については，ＬＯＣＡの破断面積が大きい場合には，抽出された一部の基事象に対して，定性的には有効な重大事故等対策が確認されなかった。
今 回 の 内 部 事 象 出 力 運 転 時 レ ベ ル １ Ｐ Ｒ Ａ で は ，「 崩 壊 熱 除 去
機 能 喪 失 」 が 炉 心 損 傷 頻 度 の ほ ぼ 100％ を 占 め て お り ，「 崩 壊 熱 除
去 機 能 喪 失 」 に 対 し て は Ｆ Ｖ 重 要 度 が 1E-3 を 超 え る 全 て の 基 事
象に重大事故等対処設備（具体的には格納容器圧力逃がし装置等による除熱機能の代替）が有効であることを確認した。このことから，重大事故等対処設備によって，プラント運転開始時の内部
事 象 レ ベ ル １ Ｐ Ｒ Ａ の 全 炉 心 損 傷 頻 度 は 1E-3 程 度 低 減 さ れ る ものと考えられる。また，重大事故等対処設備による内部事象を起因 し た 炉 心 損 傷 リ ス ク へ の 対 策 の 網 羅 性 は 99％ 以 上 と 整 理 で き る 。
事故シーケンスグループ別の確認結果については以下に示すとおり。

【高圧・低圧注水機能喪失】
Ｆ Ｖ 重 要 度 が 1E-3 を 超 え る 全 て の 基 事 象 に 何 ら か の 重 大 事 故 等 防止対策が有効であることを確認した。
支配的な基事象として，高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機及び残留熱除去系海水系の故障並びに点検のための待機除外等が抽出されたが，これらに対しては低圧代替注水系（常設）による原子炉注水によって対応することが可能である。

別紙 6－24

【高圧注水・減圧機能喪失】
Ｆ Ｖ 重 要 度 が 1E-3 を 超 え る 全 て の 基 事 象 に 何 ら か の 重 大 事 故 等 防止対策が有効であることを確認した。
支配的な基事象として，原子炉手動減圧失敗，注水不能認知失敗等のヒューマンエラーが抽出されたが，これらに対しては過渡時自動減圧機能による原子炉減圧が有効であり，その後の低圧炉心冷却によって対応することが可能である。
【 全 交 流 動 力 電 源 喪 失 （ 長 期 Ｔ Ｂ ， Ｔ Ｂ Ｕ ， Ｔ Ｂ Ｐ ， Ｔ Ｂ Ｄ ）】Ｆ Ｖ 重 要 度 が 1E-3 を 超 え る 全 て の 基 事 象 に 何 ら か の 重 大 事 故 等 防止対策が有効であることを確認した。
支配的な基事象として，非常用ディーゼル発電機，非常用蓄電池の故障等が抽出されたが，これらに対しては常設代替直流電源設備及び常設代替交流電源設備による電源復旧によって対応することが可能である。また，長期ＴＢの場合については，原子炉隔離時冷却系の運転継続中に電源が不要となる低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注
水を確保することによって対応することも可能である。
【崩壊熱除去機能喪失】
Ｆ Ｖ 重 要 度 が 1E-3 を 超 え る 全 て の 基 事 象 に 何 ら か の 重 大 事 故 等 防止対策が有効であることを確認した。
支配的な基事象として，残留熱除去系操作失敗のヒューマンエラー
及び残留熱除去系，残留熱除去系海水系の故障等が抽出されたが，これらに対しては耐圧強化ベント又は格納容器圧力逃がし装置によって対応することが可能である。また，残留熱除去系海水系が故障した場合については，緊急用海水系によって対応することも可能である。

別紙 6－25

【原子炉停止機能喪失】
Ｆ Ｖ 重 要 度 が 1E-3 を 超 え る 全 て の 基 事 象 に 何 ら か の 重 大 事 故 等 防止対策が有効であることを確認した。
支配的な基事象として，スクラムコンタクタの故障が抽出されているが，これらに対してはＡＴＷＳ緩和設備（代替再循環系ポンプトリ
ップ機能）及びほう酸水注入系によって対応することが可能である。
【ＬＯＣＡ時注水機能喪失】
ＬＯＣＡ時注水機能喪失については，ＬＯＣＡの破断面積が大きい
場合には炉心損傷防止が困難となるが，破断面積が一定の範囲内であれば，何らかの重大事故等防止対策が有効であることを確認した。
支配的な基事象として，残留熱除去系海水系，高圧炉心スプレイ系の故障等が抽出されたが，これらに対しては低圧代替注水系（常設）による原子炉注水によって対応することが可能である。また，この他に支配的な基事象として，注水不能認知失敗，原子炉手動減圧失敗等のヒューマンエラーが抽出されたが，これらに対しては低圧ＥＣＣＳが健全な状況であれば，過渡時自動減圧回路による減圧によって対応することも可能である。
【 格 納 容 器 バ イ パ ス （ イ ン タ ー フ ェ イ ス シ ス テ ム Ｌ Ｏ Ｃ Ａ ）】Ｆ Ｖ 重 要 度 が 1E-3 を 超 え る 全 て の 基 事 象 に 何 ら か の 重 大 事 故 等 防止対策が有効であることを確認した。
支配的な基事象として，インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生の起因となる配管破損及び隔離弁の閉め忘れ，故障等が抽出されたが，これらに対しては減圧による漏えい低減や発生個所の隔離によって対応することが可能である。

別紙 6－26

2.

内部事象運転時レベル１．５ＰＲＡ

2－ 1．
(1)

主要なカットセットに照らした重大事故等対処設備の有効性
選定条件

事故シーケンスの種類によっては展開されるカットセットが無数に存在するため，ここでは，各事象シーケンスについて以下の基準を基に主要なカットセットを抽出した。なお，格納容器先行
破損シーケンスについては，炉心損傷防止対策の有効性を確認しているため，カットセットの分析対象から除外した。
・格納容器破損モードの各ＰＤＳの中で上位 3 位までのカット
セット
各事故シーケンスにおける主要なカットセット及び格納容器破損 防 止 対 策 の 確 認 結 果 を 第 2－ 1 表 ～ 第 2－ 4 表 に 示 す 。

(2)

主要なカットセットの確認結果
第 2－ 1 表 ～ 第 2－ 4 表 に 示 し た と お り ， 主 要 な カ ッ ト セ ッ ト レ

ベルまで展開しても，格納容器破損防止対策により格納容器破損を防止できることを確認した。

別紙 6－27

【 雰 囲 気 圧 力 ・ 温 度 に よ る 静 的 負 荷 （ 過 圧 破 損 ）】最も支配的な事故シーケンスは，ＴＱＵＸによって炉心損傷に至った後に過圧破損に至るシーケンスとなる。本事故シーケンスにおける主要なカットセットとしては，直流電源（区分Ⅰ）が故障し，ＨＰＣ
Ｓ－ＤＧの運転継続，原子炉減圧及びＲＨＲスプレイに失敗すること
により過圧破損に至る事象が抽出されている。
本破損モードに対する格納容器破損防止対策としては，常設代替交
流電源設備及び常設代替直流電源設備による電源供給の対策に加え，
低圧代替注水系（常設）による損傷炉心への注水，代替格納容器スプ
レイ冷却系（常設）による格納容器冷却及び格納容器圧力逃がし装置
による除熱が有効である。

【 雰 囲 気 圧 力 ・ 温 度 に よ る 静 的 負 荷 （ 過 温 破 損 ）】最も支配的な事故シーケンスは，長期ＴＢによって炉心損傷に至った後に過温破損に至るシーケンスとなる。本事故シーケンスにおける主要なカットセットとしては，外部電源喪失が発生し，軽油貯蔵タン
ク閉塞／破損やＤＧ及びＨＰＣＳ－ＤＧの故障の重畳によって全交流
動力電源喪失に至ることにより，過温破損に至る事象が抽出されている。
本破損モードに対する格納容器破損防止対策としては，常設代替交
流電源設備による電源供給の対策に加え，低圧代替注水系（常設）による損傷炉心への注水，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による
格納容器冷却，代替循環冷却系及び格納容器圧力逃がし装置による除熱が有効である。

別紙 6－28

第 2－ 1 表

「雰囲気圧力温度による静的負荷」における主要なカットセット

格納容器破損モード

雰囲気圧力温度による静的負荷（過圧破損）

プラント
損傷状態
（ＰＤＳ）

ＴＱＵＸ

ＴＱＵＸ

長期ＴＢ

雰囲気圧力温度による静的負荷（過温破損）

ＴＢＵ

ＴＢＤ

ＬＯＣＡ

ＣＦＦ
（/炉年）

2.2E-09

6.3E-09

6.9E-08

主要なカットセット

事故シーケンス
ＣＦＦに対する寄与割
（／炉年）
合（％）

主な対策

対策
有効性

①直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ－ＤＧ運転継続失敗＋原子炉手動減圧失敗＋ＲＨＲによる格納容器スプレイ操
作失敗

1.8E-108.4○②直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ－ＤＧ起動失敗＋原子炉手動減圧失敗＋ＲＨＲによる格納容器スプレイ操作失敗

1.3E-105.7○③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ－ＤＧ運転継続失敗＋注水不能認知失敗＋ＲＨＲによる格納容器スプレイ操作
失敗

8.0E-113.7○①直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ－ＤＧ運転継続失敗＋注水不能認知失敗＋損傷炉心の冷却認知失敗

3.1E-105.0○①直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ－ＤＧ運転継続失敗＋原子炉手動減圧失敗＋炉心損傷後の原子炉手動減圧失敗

3.1E-105.0○③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ－ＤＧ起動失敗＋原子炉手動減圧失敗＋炉心損傷後の原子炉手動減圧失敗

2.1E-103.4○①外部電源喪失＋軽油貯蔵タンク閉塞

4.3E-0862.2○②外部電源喪失＋軽油貯蔵タンク破損

2.8E-094.1○③外部電源喪失＋ＤＧ－２Ｃ，２Ｄ運転継続失敗共通要因
故障＋ＨＰＣＳ－ＤＧ運転継続失敗

4.1E-100.6①直流電源故障（区分Ⅰ）＋軽油貯蔵タンク閉塞＋原子炉
手動減圧失敗6.4E-1015.2②直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ－２Ｄ運転継続失敗＋Ｈ
ＰＣＳ－ＤＧ運転継続失敗＋原子炉手動減圧失敗

2.9E-106.9③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ－２Ｄ起動失敗＋ＨＰＣ
Ｓ－ＤＧ運転継続失敗＋原子炉手動減圧失敗

2.0E-104.7○③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ－２Ｄ運転継続失敗＋Ｈ
ＰＣＳ－ＤＧ起動失敗＋原子炉手動減圧失敗

2.0E-104.7○①外部電源喪失＋蓄電池－Ａ／Ｂ給電失敗共通要因故障＋
ＨＰＣＳ－ＤＧ運転継続失敗

1.6E-1226.6○②外部電源喪失＋蓄電池－Ａ／Ｂ給電失敗共通要因故障＋
ＨＰＣＳ－ＤＧ起動失敗

1.1E-1218.1○③外部電源喪失＋蓄電池－Ａ／Ｂ給電失敗共通要因故障＋
ＨＰＣＳ－ＤＧメンテナンス

6.8E-13

11.5○①中破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ入口逆止弁（Ｓ／Ｐ側）開失
敗＋ＲＨＲＳ－Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通要因故障

1.1E-12

5.3○②中破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ－ＤＧＳＷメンテナンス＋Ｒ
ＨＲＳ－Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通要因故障

9.3E-13

4.3○③中破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ－ＤＧＳＷ海水ストレーナ閉
塞＋ＲＨＲＳ－Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通要因故障

4.5E-132.1○

・常設代替交流電源設備
・常設代替直流電源設備
・低圧代替注水系（常設）・代替格納容器スプレイ冷却系（常設）・代替循環冷却系又は格納容器圧力逃がし
装置

○

○

○

4.2E-09

5.9E-12

2.1E-11

別紙 6－29

【高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱】
最も支配的な事故シーケンスは，長期ＴＢによって炉心損傷に至った後に格納容器雰囲気直接加熱に至るシーケンスとなる。本事故シー
ケンスにおける主要なカットセットとしては，外部電源喪失が発生し，軽油貯蔵タンク閉塞／破損やＤＧ及びＨＰＣＳ－ＤＧの故障の重畳によって全交流動力電源喪失に至ることにより，原子炉圧力容器が高圧状態で破損し，格納容器雰囲気直接加熱により格納容器破損に至る事
象が抽出されている。
本破損モードについては，交流電源が喪失しても原子炉圧力容器の減圧操作は可能であることから，格納容器破損を防止することが可能である。
なお，ヒューマンエラーによる原子炉の減圧失敗については，発生した場合は格納容器破損を防止することができないが，認知に失敗したまま長時間気づかない場合や，操作に失敗したにもかかわらずその後の対応をとらないことは現実的には考え難く，これらのカットセッ
トの炉心損傷頻度は非常に小さくなっている。

別紙 6－30

第 2－ 2 表

「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」における主要なカットセット

格納容器破損モード

プラント
損傷状態
（ＰＤＳ）

ＴＱＵＸ

長期ＴＢ

ＣＦＦ
（/炉年）

2.4E-11

8.5E-09

高圧溶融物放出／
格納容器雰囲気直接加熱

ＴＢＵ

ＴＢＤ

1.6E-11

2.2E-14主要なカットセット

事故シーケンス
ＣＦＦに対する寄与割
（／炉年）
合（％）

主な対策

対策
有効性

①直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ－ＤＧ運転継続失敗＋原子炉手動減圧失敗＋炉心損傷後の原子炉手動減圧失敗＋ＤＣＨによるＰＣＶ破損

1.2E-125.0－①直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ－ＤＧ運転継続失敗＋注水不能認知失敗＋損傷炉心の冷却認知失敗＋ＤＣＨによるＰＣＶ破損

1.2E-125.0－③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ－ＤＧ起動失敗＋原子炉手動減圧失敗＋炉心損傷後の原子炉手動減圧失敗＋Ｄ
ＣＨによるＰＣＶ破損

7.9E-133.4－①外部電源喪失＋燃料貯蔵タンク閉塞＋ＤＣＨによるＰＣ
Ｖ破損

5.3E-0962.2○②外部電源喪失＋燃料貯蔵タンク破損＋ＤＣＨによるＰＣ
Ｖ破損

3.5E-104.1○③外部電源喪失＋ＤＧ－２Ｃ，２Ｄ運転継続失敗共通要因
故障＋ＨＰＣＳ－ＤＧ運転継続失敗＋ＤＣＨによるＰＣＶ
破損

5.0E-110.6○・原子炉圧力容器破損までに逃がし安全弁
による手動減圧①直流電源故障（区分Ⅰ）＋軽油貯蔵タンク閉塞＋原子炉
手動減圧失敗＋ＤＣＨによるＰＣＶ破損

2.4E-1215.2②直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ－２Ｄ運転継続失敗＋Ｈ
ＰＣＳ－ＤＧ運転継続失敗＋原子炉手動減圧失敗＋ＤＣＨ
によるＰＣＶ破損

1.1E-126.9－③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ－２Ｄ起動失敗＋ＨＰＣ
Ｓ－ＤＧ運転継続失敗＋原子炉手動減圧失敗＋ＤＣＨによるＰＣＶ破損7.3E-134.7－③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ－２Ｄ運転継続失敗＋Ｈ
ＰＣＳ－ＤＧ起動失敗＋原子炉手動減圧失敗＋ＤＣＨによるＰＣＶ破損7.3E-134.7－①外部電源喪失＋蓄電池－Ａ／Ｂ給電失敗共通要因故障＋
ＨＰＣＳ－ＤＧ運転継続失敗＋ＤＣＨによるＰＣＶ破損

5.8E-1526.6○②外部電源喪失＋蓄電池－Ａ／Ｂ給電失敗共通要因故障＋
ＨＰＣＳ－ＤＧ起動失敗＋ＤＣＨによるＰＣＶ破損

4.0E-1518.1○③外部電源喪失＋蓄電池－Ａ／Ｂ給電失敗共通要因故障＋
ＨＰＣＳ－ＤＧメンテナンス＋ＤＣＨによるＰＣＶ破損

2.5E-15

11.5○

別紙 6－31－

【原子炉圧力容器外溶融燃料－冷却材相互作用】
最も支配的な事故シーケンスは，ＴＱＵＸによって炉心損傷に至った後に原子炉圧力容器が損傷し，ペデスタル（ドライウェル部）に落下した溶融物と水との接触に伴い，溶融物の持つ熱エネルギが爆発的な機械エネルギに変換され，格納容器への荷重が生じることで格納容器が破損するシーケンスとなる。本事故シーケンスにおける主要なカ
ットセットとしては，直流電源（区分Ⅰ）が故障した後，ＨＰＣＳ－
ＤＧの運転及び原子炉減圧に失敗することにより，ペデスタル（ドライウェル部）に落下した溶融物と冷却材との相互作用によって格納容器破損に至る事象が抽出されている。
本破損モードに対しては，仮に発生した場合においても格納容器圧
力バウンダリの機能喪失に至らないことを確認しており，対策は講じていない。

第 2－ 3 表「原子炉圧力容器外溶融燃料－冷却材相互作用」における主要なカットセット

格納容器破損モード

プラント
損傷状態
（ＰＤＳ）

ＴＱＵＸ

ＣＦＦ
（/炉年）

2.2E-14

原子炉圧力容器外
溶融燃料－冷却材相互作用

ＬＯＣＡ

2.8E-20

主要なカットセット

事故シーケンス
ＣＦＦに対する寄与割
（／炉年）
合（％）

主な対策

対策
有効性

①直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ－ＤＧ運転継続失敗＋原子炉手動減圧失敗＋ＩＶＲ失敗＋水蒸気爆発（ペデスタル）

1.4E-156.1○②直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ－ＤＧ起動失敗＋原子炉手動減圧失敗＋ＩＶＲ失敗＋水蒸気爆発（ペデスタル）

9.2E-164.1○③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ－ＤＧメンテナンス＋原子炉手動減圧失敗＋ＩＶＲ失敗＋水蒸気爆発（ペデスタル）

5.9E-16

2.6①中破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ入口逆止弁（Ｓ／Ｐ側）開失
敗＋ＲＨＲＳ－Ａメンテナンス＋ＬＰＣＩ－Ｂ／Ｃ注入弁
開失敗共通要因故障＋水蒸気爆発（ペデスタル）

2.1E-220.8②中破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ－ＤＧＳＷメンテナンス＋Ｒ
ＨＲＳ－Ａメンテナンス＋ＬＰＣＩ－Ｂ／Ｃ注入弁開失敗
共通要因故障＋水蒸気爆発（ペデスタル）

1.7E-220.6○③中破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ入口逆止弁（Ｓ／Ｐ側）開失
敗＋ＲＨＲＳ－Ａメンテナンス＋ＬＰＣＩ－Ｂ／Ｃ注入弁
開失敗共通要因故障＋水蒸気爆発（ペデスタル）

1.2E-220.4○

別紙 6－32○
なし（原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用が発生しても格納容器圧力バウンダリの機能喪失に至らないことを確認する）○

【溶融炉心・コンクリート相互作用】
最も支配的な事故シーケンスは，ＴＢＵによって炉心損傷に至った
後に原子炉圧力容器が損傷し，ペデスタル（ドライウェル部）床面での溶融炉心・コンクリート相互作用が継続するシーケンスとなる。本
事故シーケンスにおける主要なカットセットとしては，直流電源（区分Ⅰ）が故障し，軽油貯蔵タンク閉塞／破損やＤＧ及びＨＰＣＳ－Ｄ
Ｇの故障の重畳によって全交流動力電源喪失に至ることにより，ペデスタル（ドライウェル部）床面での溶融炉心・コンクリート相互作用が継続して格納容器破損に至る事象が抽出されている。
本破損モード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）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水が有効である。

別紙 6－33

第 2－ 4 表

「溶融炉心・コンクリート相互作用」における主要なカットセット

格納容器破損モード

プラント
損傷状態
（ＰＤＳ）

ＴＱＵＶ

ＴＱＵＸ

ＴＢＵ

ＣＦＦ
（/炉年）

3.3E-09

7.0E-10

ＬＯＣＡ

事故シーケンス
ＣＦＦに対する寄与割（／炉年）
合（％）

5.2E-10

6.8E-16

主な対策

対策
有効性

①直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ－ＤＧ運転継続失敗＋ＲＨＲＳ－Ｂメンテナンス

2.1E-106.4○②直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ－ＤＧ起動失敗＋Ｒ
ＨＲＳ－Ｂメンテナンス

1.4E-104.3○③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ－ＤＧメンテナンス＋ＲＨＲＳ－Ｂメンテナンス

9.2E-112.8○①直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ－ＤＧ運転継続失敗＋原子炉手動減圧失敗＋ＩＶＲ失敗＋ペデスタル注水失敗＋ＲＨＲによる格納容器スプレイ操作失敗

2.4E-113.5○②直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ－ＤＧ起動失敗＋原子炉手動減圧失敗＋ＩＶＲ失敗＋ペデスタル注水失敗＋Ｒ
ＨＲによる格納容器スプレイ操作失敗

1.7E-112.4○③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ－ＤＧメンテナンス＋原子炉手動減圧失敗＋ＩＶＲ失敗＋ペデスタル注水失敗＋ＲＨＲによる格納容器スプレイ操作失敗

1.1E-111.5○①直流電源故障（区分Ⅰ）＋軽油貯蔵タンク閉塞

2.3E-0913.7○②直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ－２Ｄ運転継続失敗＋Ｈ
ＰＣＳ－ＤＧ運転継続失敗

1.0E-09

6.2

1.7E-08

溶融炉心・コンクリート相互作用

ＴＢＰ

主要なカットセット○・常設代替交流電源設備
・常設代替直流電源設備
・格納容器下部注水系（常設）③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ－2Ｄ運転継続失敗＋Ｈ
ＰＣＳ－ＤＧ起動失敗

7.0E-104.2③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ－２Ｄ起動失敗＋ＨＰＣ
Ｓ－ＤＧ運転継続失敗

7.0E-104.2○①外部電源喪失＋軽油貯蔵タンク閉塞＋ＳＲＶ再閉鎖失敗

2.2E-1042.5○②外部電源喪失＋軽油貯蔵タンク破損＋ＳＲＶ再閉鎖失敗

1.5E-112.8○③外部電源喪失＋ＤＧ－2Ｃ，２Ｄ運転継続失敗共通要因
故障＋ＳＲＶ再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ－ＤＧ運転継続失敗

2.1E-120.4○①中破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ入口逆止弁（Ｓ／Ｐ側）開失
敗＋ＲＨＲＳ－Ａメンテナンス＋ＬＰＣＩ－Ｂ／Ｃ注入弁
開失敗共通要因故障＋ペデスタル（ドライウェル部）での水蒸気爆発なし

4.9E-18

0.7○②中破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ－ＤＧＳＷメンテナンス＋Ｒ
ＨＲＳ－Ａメンテナンス＋ＬＰＣＩ－Ｂ／Ｃ注入弁開失敗
共通要因故障＋ペデスタル（ドライウェル部）での水蒸気爆発なし

4.0E-18

0.6○③中破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ入口逆止弁（Ｓ／Ｐ側）開失
敗＋ＲＨＲＳ－Ａメンテナンス＋ＬＰＣＩ－Ａ／Ｂ／Ｃ注
入弁開失敗共通要因故障＋ペデスタル（ドライウェル部）
での水蒸気爆発なし

2.8E-18

0.4○

別紙 6－34○

3.

内部事象停止時レベル１ＰＲＡ

3－ 1．
(1)

主要なカットセットに照らした重大事故等対処設備の有効性
選定条件
事故シーケンスの種類によっては展開されるカットセットが無数 に 存 在 す る も の が あ る た め ,こ こ で は ,各 事 故 シ ー ケ ン ス に つ いて以下の判断基準を基に主要なカットセットを抽出した。
・ 炉 心 損 傷 頻 度 が 1E-7／ 炉 年 以 上 の カ ッ ト セ ッ ト
・ 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ 別 炉 心 損 傷 頻 度 へ の 寄 与 が 1％ 以 上
また，上記の条件を満たさないカットセットについても，各事
故シーケンスにおける上位 3 位までのカットセットを抽出し，重大事故等対処設備が有効であるか確認した。
確 認 結 果 を 第 3－ 1 表 ～ 第 3－ 3 表 に 示 す 。 ま た ， 主 要 な カ ッ ト
セットのうち，各事故シーケンスグループの炉心損傷頻度が最上位 で あ る シ ー ケ ン ス を 第 3－ 1 図 ～ 第 3－ 3 図 に 示 す 。
(2)

主要なカットセットの確認結果
第 3－ 1 表 ～ 第 3－ 3 表 に 示 し た と お り ， 全 て の 事 故 シ ー ケ ン ス
に対しては，主要なカットセットまで展開した場合においても，整備する燃料損傷防止対策により燃料損傷を防止できることを確認した。

別紙 6－35

【崩壊熱除去機能喪失】○崩壊熱除去機能喪失＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗
ＰＯＳ－Ｂ１～Ｂ３においては，使用可能である除熱・注水設備が残留熱除去系 1 系統及び復水移送系 1 系統のみとなる。そのため，当該ＰＯＳにおいて，残留熱除去系の故障の発生後，復水移送系の水源である復水貯蔵タンクの真空逃がし弁作動失敗により，崩壊熱除去機
能喪失に至るカットセットが上位に抽出されている。
○外部電源喪失＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗
ＰＯＳ－Ｂ１～Ｂ３においては，使用可能である除熱・注水設備が残留熱除去系 1 系統及び復水移送系 1 系統のみとなる。そのため，当該ＰＯＳにおいて，外部電源喪失の発生により復水移送系が機能喪失
し，残留熱除去系のポンプや弁の手動操作失敗により崩壊熱除去機能喪失に至るカットセットが上位に抽出されている。

これらのカットセットに対する燃料損傷防止対策としては，注水設
備 の 多 様 化 （ 低 圧 代 替 注 水 系 （ 常 設 ）， 低 圧 代 替 注 水 系 （ 可 搬 型 ）， 消火系等）による対応が有効である。

別紙 6－36

第 3－ 1 表事故シーケンス

残留熱除去系の故障（ＲＨＲ喪失）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗「崩壊熱除去機能喪失」における主要なカットセット
炉心損傷頻度
（／施設定期検査）

9.9E-07

崩
壊
熱
除
去
機
能
喪
失
残留熱除去系の故障（ＲＨＲＳ喪失）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

外部電源喪失＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

主要なカットセット

ＰＯＳ

炉心
損傷頻度
（／ＰＯＳ）

事故シーケンス
グループに対する寄与割合（％）①ＲＨＲ喪失＋復水貯蔵タンクＡ真空逃がし弁作動
失敗

Ｂ３

3.0E-07

20.8○①ＲＨＲ喪失＋復水貯蔵タンクＢ真空逃がし弁作動
失敗

Ｂ３

3.0E-07

20.8○③ＲＨＲ喪失＋復水貯蔵タンクＡ真空逃がし弁作動
失敗

Ｂ１

1.1E-07

7.4○③ＲＨＲ喪失＋復水貯蔵タンクＢ真空逃がし弁作動
失敗

Ｂ１

1.1E-07

7.4○⑤ＲＨＲ喪失＋復水貯蔵タンクＡ真空逃がし弁作動
失敗

Ｂ２

6.4E-08

4.5○⑤ＲＨＲ喪失＋復水貯蔵タンクＢ真空逃がし弁作動
失敗

Ｂ２

6.4E-08

4.5

○

主な対策

対策の
有効性

⑦ＲＨＲ喪失＋ＣＳＴ－Ｂポンプ運転継続失敗

Ｂ３

2.1E-08

1.5①ＲＨＲＳ喪失＋復水貯蔵タンクＡ真空逃がし弁作
動失敗

Ｂ３

3.7E-08

2.6①ＲＨＲＳ喪失＋復水貯蔵タンクＢ真空逃がし弁作
動失敗

Ｂ３

3.7E-08

2.6○③ＲＨＲＳ喪失＋復水貯蔵タンクＡ真空逃がし弁作
動失敗

Ｂ１

1.3E-08

0.9○③ＲＨＲＳ喪失＋復水貯蔵タンクＢ真空逃がし弁作
動失敗

Ｂ１

1.3E-080.9○①外部電源喪失＋ＲＨＲ－Ｂポンプ手動操作失敗

Ｂ２

8.4E-085.9○①外部電源喪失＋ＬＰＣＩ－Ｂ注入弁手動操作失敗

Ｂ２

8.4E-085.9○①外部電源喪失＋ＲＨＲ－Ｂポンプ入口弁（S/P側）
手動操作失敗Ｂ２

8.4E-085.9○

・ 注水設備の多様化（低圧代替注水系（常設)，
低圧代替注水系（可搬型），
消火系等）

○

○

1.2E-07

3.1E-07

別紙 6－37

×

プラント状態や起因事象との関係により期待できない設備

別紙 6－38

第 3－ 1 図「崩壊熱除去機能喪失」における主要なシーケンス（ＰＯＳ－Ｂ３

残 留 熱 除 去 系 の 故 障 （ Ｒ Ｈ Ｒ 喪 失 ））

【全交流動力電源喪失】○外部電源喪失＋交流電源喪失＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗
ＰＯＳ－Ｂ１～Ｂ３においては，待機状態の非常用ＤＧが 1 台のみとなる。そのため，当該ＰＯＳにおいて，外部電源喪失の発生後，待機状態の非常用ＤＧの起動失敗や運転継続失敗により全交流動力電源喪失に至るカットセットが上位に抽出されている。
○外部電源喪失＋直流電源喪失＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗
外部電源喪失後の蓄電池の共通原因故障により，全交流動力電源喪
失に至るカットセットが上位に抽出されている。

これらのカットセットに対する燃料損傷防止対策としては，常設代
替直流電源設備及び常設代替交流電源設備による電源復旧，注水設備の 多 様 化 （ 低 圧 代 替 注 水 系 （ 常 設 ）， 低 圧 代 替 注 水 系 （ 可 搬 型 ）， 消 火系等）による対応が有効である。

別紙 6－39

第 3－ 2 表
事故シーケンス

全
交
流
動
力
電
源
喪
失

外部電源喪失＋交流電源失敗＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

外部電源喪失＋直流電源失敗＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗「全交流動力電源喪失」における主要なカットセット
炉心損傷頻度
（／施設定期検査）

ＰＯＳ

炉心
損傷頻度
（／ＰＯＳ）

事故シーケンス
グループに対する寄与割合（％）①外部電源喪失＋ＤＧ－２Ｄ運転継続失敗

Ｂ３

8.2E-0723.3○②外部電源喪失＋ＤＧ－２Ｄ起動失敗

Ｂ３

5.6E-0715.8○③外部電源喪失＋ＤＧ－２Ｃ運転継続失敗

Ｂ１

3.0E-078.4○④外部電源喪失＋ＤＧ－２Ｃ起動失敗

Ｂ１

2.0E-075.7○⑤外部電源喪失＋ＤＧ－２Ｄ運転継続失敗

Ｂ２

1.8E-075.0○⑥外部電源喪失＋ＤＧ－２Ｄ起動失敗

Ｂ２

1.2E-073.4

主要なカットセット

主な対策

対策の
有効性

3.5E-06

1.3E-10⑦外部電源喪失＋ＤＧ－２Ｄ関連信号故障

Ｂ３

7.9E-08

2.2○
・ 常設代替直流電源設備
・ 常設交流代替電源設備
・ 注水設備の多様化○⑧外部電源喪失＋ＤＧ－２Ｄ遮断器開失敗

Ｂ３

7.6E-082.1○⑨外部電源喪失＋ＤＧＳＷ－２Ｄ海水ストレーナ閉
塞

Ｂ３

4.7E-081.3○⑩外部電源喪失＋ＤＧＳＷ－２Ｄポンプ起動失敗

Ｂ３

3.6E-081.0○①外部電源喪失＋蓄電池－Ａ／Ｂ給電失敗共通要因
故障

Ｂ３

6.0E-11＜0.1○②外部電源喪失＋蓄電池－Ａ／Ｂ給電失敗共通要因
故障

Ｃ２

3.8E-11＜0.1○③外部電源喪失＋蓄電池－Ａ／Ｂ給電失敗共通要因
故障

Ｂ１

2.2E-11＜0.1○

別紙 6－40

別紙 6－41×

プラント状態や起因事象との関係により期待できない設備

第 3－ 2 図「全交流動力電源喪失」における主要なシーケンス（ＰＯＳ－Ｂ３

外部電源喪失）【原子炉冷却材の流出】○原子炉冷却材の流出（ＲＨＲ系統切替時／ＣＵＷブロー時のＬＯＣ
Ａ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗
ＲＨＲ系統切替時又はＣＵＷブロー時における原子炉冷却材流出の発生後，運転員によるＬＯＣＡの認知失敗により，燃料損傷に至るカットセットが上位に抽出されている。
○原子炉冷却材の流出（ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗
ＣＲＤ点検時における大規模な原子炉冷却材流出の発生後，隔離操作に失敗し，残留熱除去系のポンプ，弁等の手動操作失敗により燃料損傷に至るカットセットが上位に抽出されている。
○原子炉冷却材の流出（ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗
ＬＰＲＭ点検時における原子炉冷却材流出の発生後，隔離操作に失敗し，残留熱除去系のポンプ，弁等の手動操作失敗及び復水貯蔵タン
クの真空逃がし弁作動失敗が重畳することにより，燃料損傷に至るカットセットが上位に抽出されている。

これらのカットセットに対する燃料損傷防止対策としては，運転員等がＬＯＣＡの発生を速やかに認知することに加えて，注水設備の多様 化 （ 低 圧 代 替 注 水 系 （ 常 設 ）， 低 圧 代 替 注 水 系 （ 可 搬 型 ）， 消 火 系
等）による対応が有効である。
運転員によるＬＯＣＡの認知失敗に関しては，認知に成功しないことには燃料損傷を防止することができないが，ＬＯＣＡの発生の可能性がある作業では，以下のとおり対策をとった上で実施しており，Ｌ
別紙 6－42ＯＣＡが発生しているにもかかわらず，複数の運転員が認知に失敗したまま長時間気づかないことは現実的には考え難い。

（ＲＨＲ系統切替時のＬＯＣＡ）
・ＲＨＲ系統切替時における弁の開閉状態については，中央制御室のランプで確認可能であり，運転手順書には作業時に確認することと明記されている。
・仮にＬＯＣＡが発生した場合でも，定期的に実施される中央制
御室の運転員による原子炉水位，サプレッション・プール水位等の監視により，異常の認知が可能である。
（ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ）
・ＣＵＷブロー時における弁の開閉状態については，中央制御室のランプで確認可能であり，運転手順書には作業時に確認することと明記されている。
・ＣＵＷブローダウン流量は管理されており，燃料損傷までの余
裕時間の間に中央制御室の運転員によるＣＵＷブローダウン流量，原子炉水位等の監視により異常の認知が可能である。
・中央制御室の運転員の他に，排水先であるＲ／Ｗの運転員による異常の認知にも期待できる。

また，今後もＬＯＣＡの発生の可能性がある作業を実施する場合には，作業開始前に注意喚起を実施し，ＬＯＣＡの発生防止を努めるとともに，ＬＯＣＡが発生した場合の対応手順をあらかじめ確認することにより，今後も継続的にリスク低減に努めていく。

別紙 6－43

第 3－ 3 表
事故シーケンス

原子炉冷却材の流出（ＲＨＲ系統切替時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

原
子
炉
冷
却
材
の
流
出

原子炉冷却材の流出（ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

原子炉冷却材の流出（ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

原子炉冷却材の流出（ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗「原子炉冷却材の流出」における主要なカットセット
炉心損傷頻度
（／施設定期検査）

主要なカットセット

ＰＯＳ

炉心
損傷頻度
（／ＰＯＳ）

事故シーケンス
グループに対する寄与割合（％）①ＲＨＲ系統切替時のＬＯＣＡ＋運転員の認知失敗

Ｃ２

4.1E-1122.2－①ＲＨＲ系統切替時のＬＯＣＡ＋運転員の認知失敗

Ｄ

4.1E-1122.2－③ＲＨＲ系統切替時のＬＯＣＡ＋隔離失敗＋ＲＨＲ－Ｂポンプ入口弁（Ｓ／Ｐ側）手動操作失敗＋復水貯蔵タンクＡ真空逃がし弁作動失敗

Ｂ２

5.1E-14＜0.1○③ＲＨＲ系統切替時のＬＯＣＡ＋隔離失敗＋ＲＨＲ－Ｂポンプ入口弁（Ｓ／Ｐ側）手動操作失敗＋復水貯蔵タンクＢ真空逃がし弁作動失敗

Ｂ２

5.1E-14＜0.1○③ＲＨＲ系統切替時のＬＯＣＡ＋隔離失敗＋ＲＨＲ－Ｂポンプ入口弁（ＳＤＣ側）手動操作失敗＋復水貯蔵タンクＡ真空逃がし弁作動失敗

Ｂ２

5.1E-14＜0.1○③ＲＨＲ系統切替時のＬＯＣＡ＋隔離失敗＋ＲＨＲ－Ｂポンプ入口弁（ＳＤＣ側）手動操作失敗＋復水貯蔵タンクＢ真空逃がし弁作動失敗

Ｂ２

5.1E-14＜0.1○③ＲＨＲ系統切替時のＬＯＣＡ＋隔離失敗＋ＲＨＲ－Ｂポンプ手動操作失敗＋復水貯蔵タンクＡ真空逃がし弁作動失敗

Ｂ２

5.1E-14＜0.1○③ＲＨＲ系統切替時のＬＯＣＡ＋隔離失敗＋ＲＨＲ－Ｂポンプ手動操作失敗＋復水貯蔵タンクＢ真空逃がし弁作動失敗

Ｂ２

5.1E-14＜0.1○①ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ＋運転員の認知失敗

Ｃ１

2.9E-11

15.6－①ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ＋運転員の認知失敗

Ｄ

2.9E-11

15.6

主な対策

対策の
有効性

8.3E-11

5.8E-11

4.5E-11－・ 運転員への注意喚起
・ 注水設備の多様化（低圧代替注水系（常設)，
低圧代替注水系（可搬型），消火系等）③ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ＋隔離失敗＋軽油貯蔵
タンク閉塞＋外部電源喪失

Ｃ１

1.5E-17＜0.1③ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ＋隔離失敗＋軽油貯蔵
タンク閉塞＋外部電源喪失

Ｄ

1.5E-17＜0.1○①ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡ（大規模流出）＋隔離失
敗＋ＲＨＲ－Ｂポンプ入口弁（Ｓ／Ｐ側）手動操作
失敗

Ｂ２

1.1E-11

6.0○①ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡ（大規模流出）＋隔離失
敗＋ＲＨＲ－Ｂポンプ入口弁（ＳＤＣ側）手動操作
失敗

Ｂ２

1.1E-11

6.0○①ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡ（大規模流出）＋隔離失
敗＋ＲＨＲ－Ｂポンプ手動操作失敗

Ｂ２

1.1E-11

6.0○①ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ＋隔離失敗＋ＲＨＲ－
Ｂポンプ入口弁（Ｓ／Ｐ側）手動操作失敗＋復水貯蔵タンクＡ真空逃がし弁作動失敗

Ｂ２

1.2E-14＜0.1○①ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ＋隔離失敗＋ＲＨＲ－
Ｂポンプ入口弁（Ｓ／Ｐ側）手動操作失敗＋復水貯
蔵タンクＢ真空逃がし弁作動失敗

Ｂ２

1.2E-14＜0.1○①ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ＋隔離失敗＋ＲＨＲ－
Ｂポンプ入口弁（ＳＤＣ側）手動操作失敗＋復水貯蔵タンクＡ真空逃がし弁作動失敗

Ｂ２

1.2E-14＜0.1○①ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ＋隔離失敗＋ＲＨＲ－
Ｂポンプ入口弁（ＳＤＣ側）注入弁手動操作失敗＋
復水貯蔵タンクＢ真空逃がし弁作動失敗

Ｂ２

1.2E-14＜0.1○①ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ＋隔離失敗＋ＲＨＲ－
Ｂポンプ手動操作失敗＋復水貯蔵タンクＡ真空逃がし弁作動失敗Ｂ２

1.2E-14＜0.1○①ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ＋隔離失敗＋ＲＨＲ－
Ｂポンプ手動操作失敗＋復水貯蔵タンクＢ真空逃がし弁作動失敗Ｂ２

1.2E-14

＜0.1

○

○

9.8E-14

別紙 6－44

別紙 6－45

第 3－ 3 図「原子炉冷却材流出」における主要なシーケンス（ＰＯＳ－Ｃ２，ＰＯＳ－Ｄ

ＲＨＲ系統切替時の冷却材流出）

3－ 2．

ＦＶ重要度に照らした重大事故等対処設備の有効性
停止時におけるＦＶ重要度は，個々の事故シーケンスの事象進展や対策に大きな差異がないことから，全炉心損傷頻度に対する分析を実施することとした。その際，全炉心損傷頻度に対する個々の事故シーケンスグループの寄与割合も考慮し，出力運転時
レ ベ ル １ Ｐ Ｒ Ａ よ り 1 桁 小 さ い 1E-4 を 基 準 と し て そ れ を 超 え る
基事象を抽出し，重大事故等防止対策が有効か否か定性的に考察した。
そ の 結 果 ， Ｆ Ｖ 重 要 度 が 1E-4 を 超 え る 基 事 象 と し て 抽 出 さ れた全ての基事象（ディーゼル発電機の故障，復水貯蔵タンクの真空逃がし安全弁の故障等）に対して，重大事故等対処設備（常設
代替直流電源設備及び常設代替交流電源設備による電源復旧，注
水 設 備 の 多 様 化 （ 低 圧 代 替 注 水 系 （ 常 設 ）， 低 圧 代 替 注 水 系 （ 可搬 型 ）， 消 火 系 等 ） に よ る 対 応 が 有 効 で あ る こ と を 確 認 し た 。

別紙 6－46

別紙 7
地震ＰＲＡ，津波ＰＲＡにおける主要な事故シーケンスの対策について地震ＰＲＡ，津波ＰＲＡにおける主要な事故シーケンスについて，
炉心損傷又は格納容器破損に至る要因をカットセットレベルまで展開
し，主要なカットセットに対して重大事故等対処設備が有効であるか
確認した。

1.
(1)

地震レベル１ＰＲＡ
選定条件
事故シーケンスの種類によっては展開されるカットセットが無数に存在するため，ここでは，各事故シーケンスグループについて以下の基準を基に主要なカットセットを抽出し，整備する炉心損傷防止対策で対応可能であるかを確認した。
・ 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ 別 炉 心 損 傷 頻 度 へ の 寄 与 が 1％ 以 上
確 認 結 果 を 第 1－ 1 表 ～ 第 1－ 9 表 に 示 す 。

(2)

主要なカットセットの確認結果
第 1 － 1 表 ～ 第 1 － 9 表 に 示 し た と お り ，「 原 子 炉 停 止 機 能 喪失」に含まれるカットセットの一部に炉心損傷防止が困難なカットセットが存在するものの，主要なカットセットレベルまで展開
しても，大半のカットセットについては整備された重大事故等対処設備により炉心損傷を防止できることを確認した。なお，地震により重大事故等対処設備の機能が失われる可能性もあるが，その場合は機能喪失を免れた設備等を用いて事象の緩和に努めることとなる。
別紙 7－1

炉 心 損 傷 防 止 が 困 難 な カ ッ ト セ ッ ト と し て ，「 原 子 炉 停 止 機 能喪失」における，原子炉スクラムの失敗（シュラウドサポート損
傷）と交流電源又は直流電源の喪失が重畳するカットセットが抽出された。これらのカットセットに対しては，交流電源又は直流電源の喪失により，ほう酸水注入系が機能喪失に至ることから，
炉心損傷を防止することができない。
ただし，これらの事故シーケンスは，地震発生と同時に最大加速度を受けるものとして評価している地震ＰＲＡから抽出されたものであるが，基準地震動ＳＳよりも十分小さな加速度でスクラ
ム信号「地震加速度大」が発信し，シュラウドサポート等の炉内構造物が損傷する前に制御棒の挿入が完了すると考えられる。このため，現実的にはこれらの事故シーケンスは発生し難いと考えら れ る （ 別 紙 2）。 こ の た め ， 現 実 的 に 想 定 す る と こ れ ら の カ ッ ト
セットによって炉心損傷に至る頻度は十分に小さいものと考えられる。

別紙 7－2

【 高 圧 ・ 低 圧 注 水 機 能 喪 失 （ Ｔ Ｑ Ｕ Ｖ ）】地震による残留熱除去系（ＲＨＲ）又は残留熱除去系海水系（ＲＨ
ＲＳ）の損傷に伴い低圧注水機能が喪失する事象が上位に抽出されている。なお，高圧注水機能である高圧炉心スプレイ系及び原子炉隔離
時 冷 却 系 に つ い て は ， 地 震 Ｐ Ｒ Ａ の 評 価 上 の 仮 定 と し て ， 0.7 Ｇ を 超えるような地震動では水源切替操作に失敗し，期待できないものとしている。この仮定は，他の事故シーケンスグループにおいても同様の扱いである。
これらのカットセットに対する炉心損傷防止対策としては，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水が有効である。

別紙 7－3

第 1－ 1 表

「高圧・低圧注水機能喪失」における主要なカットセット
炉心
損傷頻度
(／炉年)

事故シーケンスグ
ループに対する寄与割合（％）

3.4E-08

7.2○

3.4E-08

7.2○

1.3～1.4

2.5E-08

5.4○

4

1.3～1.4

2.4E-08

5.1○

4

1.0～1.1

2.4E-085.1○

6

1.1～1.2

2.3E-08

4.9○

7

1.2～1.3

2.2E-08

4.7○

8

1.6～1.7

2.1E-08

4.5○

9

1.4～1.5

1.8E-08

3.9

○

10

0.9～1.0

1.5E-08

3.2

○

10

1.2～1.3

1.5E-08

3.2

○

12

1.5～1.6

1.3E-08

2.8

No.

加速度区分
（Ｇ）

1

1.5～1.62

1.4～1.53

13

1.7～1.8

14

1.3～1.4

15

1.1～1.2

16

0.8～0.917

1.1～1.2

18

1.6～1.7

19

1.4～1.520

1.2～1.3

21

1.5～1.6

22

1.8～1.923

1.0～1.1

主要なカットセット①地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋地震によるＲＨＲＳポン
プ損傷＋水源切替操作失敗②地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋地震によるＲＨＲＳ配管
損傷＋水源切替操作失敗①地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋地震によるＲＨＲＳポン
プ損傷＋水源切替操作失敗②地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋地震によるＲＨＲＳ配管
損傷＋水源切替操作失敗①地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋地震によるＲＨＲＳポン
プ損傷＋水源切替操作失敗②地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋地震によるＲＨＲＳ配管
損傷＋水源切替操作失敗①地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋地震によるＲＨＲＳポン
プ損傷＋水源切替操作失敗③地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋地震によるＲＨＲ熱交換器損傷＋水源切替操作失敗①地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋地震によるＲＨＲＳポン
プ損傷＋水源切替操作失敗②地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋地震によるＲＨＲＳ配管
損傷＋水源切替操作失敗③地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋地震によるＲＨＲ熱交換器損傷＋水源切替操作失敗②地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋地震によるＲＨＲＳ配管
損傷＋水源切替操作失敗③地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋地震によるＲＨＲ熱交換器損傷＋水源切替操作失敗①地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋地震によるＲＨＲＳポン
プ損傷＋水源切替操作失敗③地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋地震によるＲＨＲ熱交換器損傷＋水源切替操作失敗

別紙 7－4

有効性を確認する主な 対策の対策
有効性

・低圧代替注水系（常○設）
1.2E-08

2.6○

8.5E-091.8○

8.1E-091.7○

8.0E-09

1.7○

7.8E-09

1.7○

7.7E-09

1.6○

7.6E-09

1.6○

6.9E-09

1.5○

5.7E-09

1.2○

5.5E-09

1.2○

4.8E-091.0○

【 高 圧 注 水 ・ 減 圧 機 能 喪 失 （ Ｔ Ｑ Ｕ Ｘ ）】ヒューマンエラーにより減圧機能が喪失する事象が上位に抽出されている。
これらのカットセットに対する炉心損傷防止対策としては，過渡時自動減圧機能による原子炉減圧が有効である。

別紙 7－5

第 1－ 2 表
No.

加速度区分
（Ｇ）

1

0.7～0.82

0.8～0.9

3

0.7～0.8

4

0.7～0.8

4

0.9～1.06

0.8～0.97

0.7～0.88

0.8～0.99

1.0～1.1

10

0.9～1.011

1.1～1.212「高圧注水・減圧機能喪失」における主要なカットセット
炉心
損傷頻度
(／炉年)

事故シーケンスグ
ループに対する寄与割合（％）

2.7E-0720.2○

1.7E-0712.7○

1.6E-0712.4○

1.0E-078.0○

1.0E-07

7.6○

6.5E-08

5.0○②水源切替操作失敗＋注水不能認知失敗

6.4E-08

4.9○④水源切替操作失敗＋手動減圧操作失敗

6.3E-08

4.8

主要なカットセット①地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋水源切替操作失敗＋手動減圧操作失敗②水源切替操作失敗＋手動減圧操作失敗③地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋水源切替操作失敗＋注水
不能認知失敗①地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋水源切替操作失敗＋手動減圧操作失敗③地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋水源切替操作失敗＋注水
不能認知失敗有効性を確認する主な 対策の対策
有効性

・過渡時自動減圧機能○①地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋水源切替操作失敗＋手動減圧操作失敗③地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋水源切替操作失敗＋注水
不能認知失敗①地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋水源切替操作失敗＋手動減圧操作失敗5.8E-08

4.5○

3.9E-08

3.0○

3.3E-08

2.5○

0.8～0.9②水源切替操作失敗＋注水不能認知失敗

2.5E-08

1.9

○

13

0.9～1.0④水源切替操作失敗＋手動減圧操作失敗

2.4E-08

1.8

○

14

1.0～1.1

2.3E-08

1.8

○

15

1.2～1.3

1.7E-081.3○③地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋水源切替操作失敗＋注水
不能認知失敗①地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋水源切替操作失敗＋手動減圧操作失敗別紙 7－6

【 全 交 流 動 力 電 源 喪 失 （ 長 期 Ｔ Ｂ ）】
非常用ディーゼル発電機及び高圧炉心スプレイ系非常用ディーゼル
発電機の故障が重畳して全交流動力電源喪失に至るカットセット及び軽油貯蔵タンク閉塞／破損により全交流動力電源喪失に至るカットセットが上位に抽出されている。これらのカットセットが含まれる事故
シーケンスは，全交流動力電源喪失後，蓄電池枯渇により原子炉隔離時冷却系による炉心の冷却が十分に行われず炉心損傷に至る事象となる。
これらのカットセットに対する炉心損傷防止対策としては，早期の電源復旧に期待しない場合，原子炉隔離時冷却系の運転が継続している 間 に 電 源 が 不 要 と な る 代 替 注 水 手 段 （ 低 圧 代 替 注 水 系 （ 可 搬 型 ））を確保することが有効となる。

第 1－ 3 表「 全 交 流 動 力 電 源 喪 失 （ 長 期 Ｔ Ｂ ）」 に お け る
主要なカットセット
炉心
損傷頻度
(／炉年)

事故シーケンスグ
ループに対する寄与割合（％）

0.4～0.5

1.1E-09

19.1

○

2

0.3～0.4

9.7E-10

17.1

○

3

0.5～0.6

9.6E-10

16.9

○

○

No.

加速度区分
（Ｇ）

1

主要なカットセット

有効性を確認する主な 対策の対策
有効性①地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋軽油貯蔵タンク閉塞
40.6～0.7

6.9E-1012.2

50.2～0.3

5.7E-1010.0

60.16～0.2

1.0E-101.8○

7

0.4～0.5

7.2E-111.3○

80.3～0.4

6.5E-111.1○

90.5～0.6

6.4E-111.1○②地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋軽油貯蔵タンク破損

別紙 7－7・低圧代替注水系（可搬型）○【 全 交 流 動 力 電 源 喪 失 （ Ｔ Ｂ Ｄ ， Ｔ Ｂ Ｕ ）】ＴＢＤでは，地震によるケーブルトレイの損傷により全交流動力電
源喪失に至るカットセットが上位に抽出されている。
また，ＴＢＵでは，地震による交流電源設備（ＤＧＳＷポンプ，非常用パワーセンタ）の損傷により全交流動力電源喪失に至るカットセットが上位に抽出されている。
これらのカットセットに対する炉心損傷防止対策としては，早期の電源復旧に期待しない場合，高圧代替注水系を起動し，運転が継続している間に電源が不要となる代替注水手段（低圧代替注水系（可搬型 ）） を 確 保 す る こ と が 有 効 と な る （ Ｔ Ｂ Ｄ の カ ッ ト セ ッ ト に 含 ま れる地震によるケーブルトレイ損傷についても，非常用直流母線，非常用交流母線とは独立した緊急用母線を通じて，常設代替直流電源設備
及 び 常 設 代 替 交 流 電 源 設 備 か ら の 給 電 に よ る 対 応 が 有 効 で あ る ）。

別紙 7－8

第 1－ 4 表

「 全 交 流 動 力 電 源 喪 失 （ Ｔ Ｂ Ｄ ）」 に お け る
主要なカットセット
炉心
損傷頻度
(／炉年)

事故シーケンスグ
ループに対する寄与割合（％）

1.1～1.2

3.0E-07

14.0

○

2

1.0～1.1

2.9E-07

13.6

○

3

1.2～1.3

2.5E-07

11.6

○

3

0.9～1.0

2.5E-07

11.6

○

5

1.3～1.4

2.3E-07

10.5

○

6

0.8～0.9

2.1E-07

9.9

No.

加速度区分
（Ｇ）

1

主要なカットセット

有効性を確認する主な 対策の
対策
有効性

○
・低圧代替注水系（可搬型）①地震によるケーブルトレイ損傷
7

1.4～1.5

1.6E-077.6○

8

1.5～1.6

1.2E-075.7○

9

0.7～0.8

9.5E-08

4.4

○

10

1.6～1.7

7.3E-08

3.4

○

11

0.6～0.7

4.9E-08

2.3

○

12

1.7～1.8

3.8E-08

1.8○

別紙 7－9

第 1－ 5 表

「 全 交 流 動 力 電 源 喪 失 （ Ｔ Ｂ Ｕ ）」 に お け る
主要なカットセット

No.

加速度区分
（Ｇ）

1

1.5～1.6

主要なカットセット

炉心
損傷頻度
(／炉年)

事故シーケンスグ
ループに対する寄与割合（％）

3.7E-08

8.3○

3.6E-08

8.0○

3.2E-08

7.2○

3.1E-08

7.0○

3.1E-08

6.9○

3.0E-08

6.6○

2.9E-08

6.4○

2.9E-08

6.4○○

有効性を確認する主な 対策の対策
有効性①地震によるＤＧＳＷポンプ損傷
2

1.4～1.53

1.3～1.4②地震による非常用パワーセンタ損傷

41.2～1.3

4

1.3～1.4

6

1.0～1.1

7

1.4～1.57

1.1～1.2

9

1.6～1.7①地震によるＤＧＳＷポンプ損傷

2.8E-08

6.4

10

1.5～1.6②地震による非常用パワーセンタ損傷

2.1E-084.7①地震によるＤＧＳＷポンプ損傷②地震による非常用パワーセンタ損傷

・低圧代替注水系（可搬

○

型）
11

1.7～1.8

1.8E-084.0○①地震によるＤＧＳＷポンプ損傷
11

1.2～1.3

1.8E-08

3.9

○

13

0.9～1.0

1.4E-08

3.2

○

13

1.6～1.7

1.4E-08

3.1

○

15

0.8～0.9

1.2E-08

2.7

○

16

1.8～1.9

1.1E-08

2.4

○

17

1.1～1.2

9.0E-09

2.0

○

18

1.7～1.8②地震による非常用パワーセンタ損傷

7.8E-09

1.8

○

19

1.9～2.0①地震によるＤＧＳＷポンプ損傷

5.4E-091.2○②地震による非常用パワーセンタ損傷①地震によるＤＧＳＷポンプ損傷

別紙 7－10

【 全 交 流 動 力 電 源 喪 失 （ Ｔ Ｂ Ｐ ）】ＴＢＰでは，地震による交流電源設備（ＤＧＳＷポンプ，非常用パワーセンタ）の損傷により全交流動力電源喪失に至るカットセットが上位に抽出されている。
これらのカットセットが含まれる事故シーケンスは，全交流動力電源喪失後，駆動蒸気の喪失により原子炉隔離時冷却系による炉心の冷却が十分に行われず炉心損傷に至る事象となる。
これらのカットセットに対する炉心損傷防止対策としては，早期の電源復旧に期待しない場合，原子炉隔離時冷却系の運転が継続している 間 に 電 源 が 不 要 と な る 代 替 注 水 手 段 （ 低 圧 代 替 注 水 系 （ 可 搬 型 ））を確保することが有効となる。

別紙 7－11

第 1－ 6 表

「 全 交 流 動 力 電 源 喪 失 （ Ｔ Ｂ Ｐ ）」 に お け る
主要なカットセット

No.

加速度区分
（Ｇ）

1

1.5～1.6

主要なカットセット

炉心
損傷頻度
(／炉年)

事故シーケンスグ
ループに対する寄与割合（％）

1.9E-108.2○

1.9E-107.9○

1.7E-10

7.1○

1.6E-107.0○

1.6E-106.8○

1.5E-10

6.6○

1.5E-10

6.4○

1.5E-106.4○○

有効性を確認する主な 対策の対策
有効性①逃がし安全弁再閉鎖失敗＋地震によるＤＧＳＷポンプ損傷1

1.4～1.53

1.3～1.4②逃がし安全弁再閉鎖失敗＋地震による非常用
パワーセンタ損傷

4

1.2～1.3

4

1.3～1.4

6

1.0～1.1

6

1.4～1.5

6

1.1～1.2

6

1.6～1.7①逃がし安全弁再閉鎖失敗＋地震によるＤＧＳＷポンプ損傷1.5E-106.3

10

1.5～1.6②逃がし安全弁再閉鎖失敗＋地震による非常用
パワーセンタ損傷

1.1E-104.7

11

1.7～1.8

9.4E-11

4.0○①逃がし安全弁再閉鎖失敗＋地震によるＤＧＳＷポンプ損傷②逃がし安全弁再閉鎖失敗＋地震による非常用
パワーセンタ損傷

・低圧代替注水系（可搬型）○①逃がし安全弁再閉鎖失敗＋地震によるＤＧＳＷポンプ損傷12

1.2～1.3

9.2E-11

3.9

○

13

0.9～1.0

7.4E-11

3.1

○

14

1.6～1.7

7.2E-11

3.0

○

15

0.8～0.9

6.3E-11

2.7

○

16

1.8～1.9

5.6E-11

2.4○

4.7E-112.0○②逃がし安全弁再閉鎖失敗＋地震による非常用
パワーセンタ損傷①逃がし安全弁再閉鎖失敗＋地震によるＤＧＳＷポンプ損傷17

1.1～1.2

18

1.7～1.8②逃がし安全弁再閉鎖失敗＋地震による非常用
パワーセンタ損傷

4.1E-11

1.7

○

19

1.9～2.0①逃がし安全弁再閉鎖失敗＋地震によるＤＧＳＷポンプ損傷2.8E-11

1.2○

別紙 7－12

【 崩 壊 熱 除 去 機 能 喪 失 （ Ｔ Ｗ ， Ｔ Ｂ Ｗ ）】Ｔ Ｗ に つ い て は ， 低 加 速 度 領 域 （ ～ 0.5 Ｇ ） に お け る 主 要 な カ ッ ト
セットとして，ヒューマンエラー及び残留熱除去系海水系のランダム
故障（弁，ストレーナ閉塞等）により崩壊熱除去機能が喪失するカット セ ッ ト が 上 位 に 抽 出 さ れ て い る 。 ま た ， 高 加 速 度 領 域 （ 1.0 Ｇ ～ ）における主要なカットセットとして，地震による残留熱除去系のゲー
ト弁の損傷により崩壊熱除去機能が喪失するカットセットが上位に抽出されている。
これらのカットセットに対する炉心損傷防止対策として，残留熱除去系海水系が機能喪失している場合（取水機能喪失時）は，緊急用海水系及び残留熱除去系を用いた除熱や，格納容器圧力逃がし装置又は耐圧強化ベントによる除熱が有効である。また，残留熱除去系が機能喪失している場合（ＲＨＲ故障時）は，格納容器圧力逃がし装置又は耐圧強化ベントによる除熱が有効である。
ＴＢＷについては，いずれの事故シーケンスにおいても，外部電源喪失及び非常用ディーゼル発電機の故障が重畳する等，交流電源の喪失に伴い崩壊熱除去機能喪失に至るカットセットも抽出されている。
これらのカットセットに対する炉心損傷防止対策としては，常設代
替交流電源設備により交流動力電源を回復することが有効である。なお，残留熱除去系海水系又は残留熱除去系の故障が重畳した場合は，ＴＷと同様の対策が有効である。

別紙 7－13

第 1－ 7 表

「 崩 壊 熱 除 去 機 能 喪 失 （ Ｔ Ｗ ）」 におけ る主 要 な カッ トセ ット
炉心
損傷頻度
(／炉年)

事故シーケンスグ
ループに対する寄与割合（％）

0.16～0.2

1.7E-0630.6

2

0.2～0.3

1.1E-06

19.1

3

0.3～0.4

3.0E-075.5

4

0.4～0.5

1.1E-072.1

50.16～0.2

1.0E-07

1.9

6.5E-08

1.2

No.

加速度区分
（Ｇ）

1

主要なカットセット①ＲＨＲ系操作失敗②ＲＨＲＳ－Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障
60.2～0.3

別紙 7－14

有効性を確認する主な 対策の対策
有効性○[ＲＨＲ故障時]
・格納容器圧力逃がし装置又は耐圧強化ベ
ント

○

○

○

○
[取水機能喪失時]
・緊急用海水系○

第 1－8 表
No.

加速度区分
（Ｇ）

1

0.4～0.52

0.3～0.4

2

0.5～0.6

4

0.4～0.55

0.6～0.7

6

0.3～0.4

6

0.5～0.6

8

0.2～0.3

9

0.6～0.7

10

0.4～0.5

10

0.2～0.3

12

0.3～0.4

12

0.5～0.6

14

0.6～0.7

15

0.6～0.7

16

0.2～0.3「崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）」における主要なカットセット
主要なカットセット①地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋ＤＧ－２Ｃ／２Ｄ運転継続失敗
共通原因故障②地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋ＤＧ－２Ｃ／２Ｄ起動失敗共通
原因故障①地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋ＤＧ－２Ｃ／２Ｄ運転継続失敗
共通原因故障②地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋ＤＧ－２Ｃ／２Ｄ起動失敗共通
原因故障①地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋非常用ディーゼル発電機－２Ｃ／２Ｄ運転継続失敗共通原因故障②地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋非常用ディーゼル発電機－２Ｃ／２Ｄ起動失敗共通原因故障③地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋ＤＧＳＷ－２Ａ／２Ｂストレー
ナ閉塞共通原因故障②地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋非常用ディーゼル発電機－２Ｃ／２Ｄ起動失敗共通原因故障③地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋ＤＧＳＷ－２Ａ／２Ｂストレー
ナ閉塞共通原因故障④地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋非常用パワーセンタ損傷③地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋ＤＧＳＷ－２Ａ／２Ｂストレー
ナ閉塞共通原因故障

別紙 7－15

炉心
損傷頻度
(／炉年)

事故シーケンスグ
ループに対する寄与割合（％）

4.5E-09

7.0○

4.0E-09

6.2○

4.0E-09

6.1○

3.0E-09

4.7○

2.9E-09

4.4○

2.7E-09

4.2○

2.7E-09

4.2○

2.3E-09

3.6

1.9E-093.0

1.6E-09

2.5○

1.6E-092.5○

1.4E-092.2○

1.4E-092.2○

1.1E-091.6○

1.0E-09

1.6○

8.4E-101.3○

有効性を確認する主な 対策の対策
有効性・常設代替交流電源設
備○○

【 原 子 炉 停 止 機 能 喪 失 （ Ｔ Ｃ ）】地震によるスクラム系（シュラウドサポート）の損傷を要因とする
カットセットが上位に抽出されている。
これらのカットセットに対する炉心損傷防止対策としては，代替原
子炉再循環ポンプトリップ回路及びほう酸水注入系による対応が有効である。ただし，地震によりケーブルトレイ又はＤＧＳＷが損傷する
カットセットを含む場合は，交流電源の喪失又は直流電源の喪失により代替の原子炉停止手段であるほう酸水注入系が機能喪失すること，及び高圧炉心スプレイ系の機能喪失により原子炉水位の確保が困難であることから，炉心損傷を防ぐことができない。

別紙 7－16

第 1－ 9 表

「原子炉停止機能喪失」における主要なカットセット
炉心
損傷頻度
(／炉年)

事故シーケンスグ
ループに対する寄与割合（％）

1.4～1.5

1.3E-08

11.0

○

2

1.3～1.4

1.2E-08

10.3

○

3

1.5～1.6

1.1E-08

9.3○

4

1.2～1.3

8.5E-097.1

5

1.6～1.7

8.0E-096.7○

6

1.1～1.2

5.7E-09

4.8○

7

1.7～1.8

4.4E-09

3.7○

8

1.6～1.7

4.0E-093.3－

9

1.5～1.6

3.9E-09

3.3

10

1.7～1.8

3.4E-092.8

11

1.0～1.1

12

1.4～1.5

No.

加速度区分
（Ｇ）

1

主要なカットセット①地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋地震によるシュラウドサポート
損傷②地震によるケーブルトレイ損傷＋地震によるシュラウドサポート損傷①地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋地震によるシュラウドサポート
損傷

3.3E-09

2.8

2.7E-09

2.3

2.7E-092.2②地震によるケーブルトレイ損傷＋地震によるシュラウドサポート損傷
12

1.8～1.914

1.8～1.914

1.9～2.016

2.0～3.017①地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋地震によるシュラウドサポート
損傷

有効性を確認する主な 対策の対策
有効性

・ＡＴＷＳ緩和設備（代替再循環系ポンプト
リップ機能）
・ほう酸水注入系

－

○

－

－
・ＡＴＷＳ緩和設備（代替再循環系ポンプト
リップ機能）
・ほう酸水注入系○－－－
・ＡＴＷＳ緩和設備（代替再循環系ポンプト
リップ機能）
・ほう酸水注入系○

2.1E-091.8

2.1E-091.8－

2.0E-091.7－

1.3～1.4

1.9E-09

1.6

－

18

1.7～1.8

1.6E-09

1.3

－

18

1.6～1.7

1.6E-09

1.3

－

20

1.8～1.9

1.4E-091.2－②地震によるケーブルトレイ損傷＋地震によるシュラウドサポート損傷－

210.9～1.0③地震によるＤＧＳＷポンプ損傷＋地震によるシュラウドサポート損傷①地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋地震によるシュラウドサポート
損傷

別紙 7－17

1.2E-09

1.0

・ＡＴＷＳ緩和Ｓ津日（代替再循環系ポン
プトリップ機能）・ほう酸水注入系

○

2.
(1)

津波レベル１ＰＲＡ
選定条件
事故シーケンスの種類によっては展開されるカットセットが無数に存在するため，ここでは，各事象シーケンスについて以下の基準を基に主要なカットセットを抽出した。
・事故シーケンスグル―プのうち，最も炉心損傷頻度の大きな事故シーケンスについて，上位 3 位まで各事故シーケンスにおける主要なカットセットの抽出結果及び主要なカットセットに対して，整備する炉心損傷防止対策で対応
可 能 で あ る か を 確 認 し た 。 確 認 結 果 を 第 2－ 1 表 に 示 す 。

(2)

主要なカットセットの確認結果
津波ＰＲＡより抽出されるシーケンスについては，津波に起因する事故シーケンスへの対応に必要な安全機能を有する常設重大事故等対処設備及び可搬型重大事故等対処設備に対して津波防護
対 策 を 施 す こ と に よ り ， 第 2－ 1 表 に 示 し た と お り 主 要 な カ ッ ト
セットレベルまで展開しても，整備する炉心損傷防止対策により同様に炉心損傷を防止することが可能である。

別紙 7－18

表 2－1

津波 ＰＲ Ａ におけ る事 故シ ーケ ンスご との 主要 なカ ットセ ット

事故シーケンス

最終ヒートシンク喪失（ＲＣＩＣ成功）

最終ヒートシンク喪失＋高圧炉心冷却失敗

主要なカットセット

炉心損傷 事故シーケンスグ
ループに対する寄頻度
与割合（％）（／炉年）

有効性を確認する主な対策 ※２

対策の
有効性

①最終ヒートシンク喪失

3.2E-06

80.1○①最終ヒートシンク喪失失＋ＲＣＩＣ
ポンプ起動失敗

4.7E-09

0.1○

T.P.＋20m～T.P.＋22m ②最終ヒートシンク喪失＋ＲＣＩＣメ
ンテナンス

3.0E-09＜0.1%○
・津波防護対策・緊急用海水系③最終ヒートシンク喪失＋ＲＣＩＣ流量制御器故障5.4E-10＜0.1%○①最終ヒートシンク喪失＋逃がし安全
弁再閉鎖失敗1.7E-080.4○

原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失（最終ヒート
シンク喪失）

T.P.＋22m ①原子炉建屋内浸水による複数の緩和～T.P.＋24m
機能喪失

7.6E-07

19.2

○

防潮堤損傷

T.P.＋24m～ ①防潮堤損傷

3.3E-07

100.0

津波による
最終ヒートシンク喪失
最終ヒートシンク喪失＋逃がし安全弁再閉鎖失敗※1※2

津波区分 ※１

防潮堤前面位置における津波高さ
有効性を確認する主な対策等に対して必要な浸水防護対策を施すことにより炉心損傷防止が可能

別紙 7－19

－

－

別紙 8
格納容器破損モード「溶融炉心・コンクリート相互作用」の想定及びその対策について

１．サプレッション・プールへの溶融物落下後に発生する格納容器破損モードに対する対策について
重大事故等対処設備を考慮しないレベル１．５ＰＲＡに基づく格納 容 器 破 損 モ ー ド の 抽 出 で は ， 図 1， 図 2に 示 す と お り ペ デ ス タ ル における溶融炉心・コンクリート相互作用の継続により溶融物がサプ
レッション・プールへ落下した後に発生するＭａｒｋ－Ⅱ型格納容器特有の負荷，物理現象についても分析し，格納容器破損モードを抽出している。
一方，重大事故等における格納容器破損防止対策の有効性を確認
す る 観 点 で は ，溶 融 物 が サ プ レ ッ シ ョ ン・プ ー ル 中 に 落 下 す る こ と は ，溶融物冷却の観点ではサプレッション・プールは大量の水を保有しているため有効であるが，以下に示すように悪影響も考えられるため ，原 子 炉 圧 力 容 器 が 破 損 す る よ う な 状 況 で は ，ペ デ ス タ ル 床 上 で 溶
融物を冷却保持することが有効と考える。
サ プ レ ッ シ ョ ン・プ ー ル 水 を 取 り 込 む 系 統（ 残 留 熱 除 去 系 ，代
替循環冷却系 等）が機能喪失する恐れがある。
ベ ン ト を 実 施 す る 場 合 ，サ プ レ ッ シ ョ ン・プ ー ル に お け る ス ク
ラビング効果に期待できない。
サ プ レ ッ シ ョ ン・プ ー ル に お け る 溶 融 物 に よ る ラ イ ナ ー ア タ ッ
ク に よ り ，格 納 容 器 の 閉 じ 込 め 機 能 の 健 全 性 が 脅 か さ れ る 恐 れがある。

別紙 8－1

２ ．格 納 容 器 破 損 モ ー ド「 溶 融 炉 心・コ ン ク リ ー ト 相 互 作 用 」に つ い て
解 釈 に 基 づ き 必 ず 想 定 す る 破 損 モ ー ド「 溶 融 炉 心・コ ン ク リ ー ト 相互 作 用 」は ，溶 融 炉 心・コ ン ク リ ー ト 相 互 作 用 に よ り 格 納 容 器 の 構 造
部材の支持機能が喪失する破損モードとして想定されているものと考える。
た だ し ，サ プ レ ッ シ ョ ン・プ ー ル へ の 溶 融 物 落 下 後 に 発 生 す る Ｍ ａ
ｒｋ－Ⅱ型格納容器特有の破損モードについても，以下に示す観点を 考 慮 し て ，格 納 容 器 破 損 モ ー ド「 溶 融 炉 心・コ ン ク リ ー ト 相 互 作 用 」と し て 整 理 し ，ペ デ ス タ ル 床 に お け る 溶 融 炉 心・コ ン ク リ ー ト 相 互 作
用に対する防護対策の有効性を確認することが適切であると考える。
ペ デ ス タ ル 床 に お け る 溶 融 炉 心・コ ン ク リ ー ト 相 互 作 用 に 引 き
続いて発生する破損モードであること。
サ プ レ ッ シ ョ ン・プ ー ル へ の 溶 融 物 落 下 後 の 格 納 容 器 破 損 モ ー
ド の 発 生 防 止 の た め に は ，ペ デ ス タ ル 床 に お け る 溶 融 炉 心・コンクリート相互作用を防止することが有効であること。

３．まとめ
レ ベ ル １ ．５ Ｐ Ｒ Ａ よ り 抽 出 し た 溶 融 物 が サ プ レ ッ シ ョ ン・プ ー ルへ落下した後に発生する格納容器破損モードについては，ペデスタ
ル（ ド ラ イ ウ ェ ル 部 ）床 に お け る 溶 融 炉 心・コ ン ク リ ー ト 相 互 作 用 に引き続いて発生する格納容器破損モードであること，及び当該格納
容 器 破 損 モ ー ド の 防 止 の た め に は ペ デ ス タ ル（ ド ラ イ ウ ェ ル 部 ）床 における溶融炉心・コンクリート相互作用を防止することが有効である こ と を 考 慮 し ，解 釈 に 基 づ き 必 ず 想 定 す る 格 納 容 器 破 損 モ ー ド「 溶融炉心・コンクリート相互作用」として整理する。
別紙 8－2

ま た ，格 納 容 器 破 損 モ ー ド「 溶 融 炉 心・コ ン ク リ ー ト 相 互 作 用 」の有 効 性 評 価 で は ，ペ デ ス タ ル 床（ ド ラ イ ウ ェ ル 部 ）に お け る 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の有効性を確認 し ，原 子 炉 圧 力 容 器 が 破 損 す る よ う な 状 況 に お い て も ，溶 融 物 が ペデスタル（ドライウェル部）内に保持可能であることを確認する。

別紙 8－3

別紙 8－5

図2Ｍａｒｋ－Ⅱ格納容器の形状及び溶融デブリの移動経路の概略

別紙 9
格納容器直接接触（シェルアタック）を格納容器破損モードの評価対象から除外する理由について

必 ず 想 定 す る 格 納 容 器 破 損 モ ー ド の う ち ,格 納 容 器 直 接 接 触（ シ ェ ル
ア タ ッ ク ）に つ い て は ,「 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」に次のように記載されている。
3.2.3

格納容器破損モードの主要解析条件等

5) 格 納 容 器 直 接 接 触 （ シ ェ ル ア タ ッ ク ）a. 現 象 の 概 要
原子炉圧力容器内の溶融炉心が原子炉格納容器内の床上へ流れ 出 す 時 に ,溶 融 炉 心 が 床 面 で 拡 が り 原 子 炉 格 納 容 器 の 壁 に 接
触 す る こ と に よ っ て ,原 子 炉 格 納 容 器 が 破 損 す る 場 合 が あ る 。

１．格納容器直接接触（シェルアタック）シ ェ ル ア タ ッ ク に つ い て は ，Ｎ Ｕ Ｒ Ｅ Ｇ ／ Ｃ Ｒ － ６ ０ ２ ５［ １ ］に お
い て ，Ｂ Ｗ Ｒ Ｍ ａ ｒ ｋ － Ⅰ 型 格 納 容 器 に 対 す る 検 討 が 実 施 さ れ て い
る 。Ｂ Ｗ Ｒ Ｍ ａ ｒ ｋ － Ⅰ 型 格 納 容 器 に お け る 格 納 容 器 直 接 接 触（ シェルアタック）のメカニズムは次のとおり。
炉心損傷後，原子炉圧力容器底部から流出した溶融炉心はペデス
タ ル 部 に 切 れ 込 み（ 図 1）が あ る た め ，溶 融 炉 心 が ペ デ ス タ ル 床 面 に広がった場合，溶融炉心が切れ込みからペデスタル部の外側に流出
し て 格 納 容 器 の 壁 面（ 金 属 製 ラ イ ナ ー 部 分 ）に 接 触 す る 可 能 性（ 図 2）がある。

別紙 9－1２．格納容器直接接触（シェルアタック）の除外理由
シ ェ ル ア タ ッ ク は ，Ｂ Ｗ Ｒ Ｍ ａ ｒ ｋ － Ⅰ 型 格 納 容 器 に 特 有 の 事 象であり，ＢＷＲ Ｍａｒｋ－Ⅱ型格納容器では，格納容器の構造上，
ペ デ ス タ ル（ ド ラ イ ウ ェ ル 部 ）床 に 落 下 し た デ ブ リ が 直 接 格 納 容 器 バ
ウ ン ダ リ と 接 触 す る こ と は な い （ 図 3）。 こ の た め ， 溶 融 炉 心 が 床 面で拡がり格納容器の壁に接触する格納容器直接接触（シェルアタッ
ク）の発生の可能性はない。
よ っ て ，格 納 容 器 直 接 接 触（ シ ェ ル ア タ ッ ク ）は 必 ず 想 定 す る 格 納
容 器 破 損 モ ー ド で あ る が ，Ｂ Ｗ Ｒ Ｍ ａ ｒ ｋ － Ⅱ 型 格 納 容 器 の 構 造 上 ，発生の可能性がないため，東海第二発電所において想定する格納容
器破損モードから除外した。

３ ．Ｂ Ｗ Ｒ Ｍ ａ ｒ ｋ － Ⅱ 型 格 納 容 器 に お け る サ プ レ ッ シ ョ ン ・ プ ー ル
底部のライナープレート破損の扱いについて(1)

レベル１．５ＰＲＡにおけるライナープレート破損の考え方
レベル１．５ＰＲＡにおいては，環境へ放射性物質が大規模放出される可能性のある格納容器破損モードとして，雰囲気圧力・
温 度 に よ る 静 的 負 荷 （ 格 納 容 器 過 圧 ・ 過 温 破 損 ）， 溶 融 炉 心 ・ コ
ンクリート相互作用（ＭＣＣＩ）等を考慮している。一方，格納容器直接接触（シェルアタック）については，ＢＷＲ Ｍａｒｋ
－Ⅰ型格納容器特有の破損モードであり，ＢＷＲ Ｍａｒｋ－Ⅱ
型格納容器においては，サプレッション・プール底部のライナー
プレートが破損したとしても，ライナープレート－コンクリート
間の間隙から外部に放出されるような構造とはなっておらず，また，ベースマットのコンクリート厚さは十分な厚さを有している
別紙 9－2

ことから，工学的判断により放射性物質の大規模放出に至らないものと考える。このため，ライナープレートの破損を格納容器破損モードとして考慮していない。
(2)

有効性評価におけるライナープレート破損の考え方
有効性評価においては，ＰＲＡより抽出された事故シーケンスについては，重大事故等対処設備に期待することにより，全て原
子炉圧力容器内で事象収束が可能であり，溶融炉心は原子炉圧力容器内で保持されることを確認している。また，仮に重大事故等対処設備の一部の機能に期待せず，溶融炉心が原子炉圧力容器外に放出されることを想定した場合においても，ペデスタル（ドライウェル部）における溶融炉心・コンクリート相互作用を防止することで，ライナープレートに接触することなくペデスタル（ドライウェル部）内で溶融炉心が適切に冷却されることを確認して
いる。

(3)

まとめ
ＢＷＲ Ｍａｒｋ－Ⅱ型格納容器である東海第二発電所においては，ライナープレート－コンクリート間の間隙から外部に放出されるような構造とはなっておらず，また，コンクリート侵食に対してベースマットは十分な厚さを有していることから，工学的判断により大規模放出に至らないものと考える。このため，ライ
ナープレートの破損を格納容器破損モードとして考慮していない。
一方で，有効性評価においては，ＰＲＡより抽出された事故シー ケ ン ス に つ い て は ，重 大 事 故 等 対 処 設 備 に 期 待 す る こ と に よ り ，
全て原子炉圧力容器内で事象収束が可能であり，溶融炉心は原子
別紙 9－3

炉圧力容器内で保持されることを確認している。また，仮に重大事故等対処設備の一部の機能に期待せず，溶融炉心が原子炉圧力容器外に放出されることを想定した場合においても，ペデスタル（ドライウェル部）における溶融炉心・コンクリート相互作用を防止することで，ライナープレートに接触することなくペデスタ
ル（ドライウェル部）内で溶融炉心が適切に冷却されることを確認している。

参考文献[1] U.S. NRC, “ The Probability of Mark-I Containment
Failure by Melt-Attack of the Liner” NUREG/CR-6025,
November 1993

別紙 9－4

図 1

ＢＷＲ Ｍａｒｋ－Ⅰ型格納容器における格納容器直接接触［１］別紙 9－5

図 2

ＢＷＲ Ｍａｒｋ－Ⅰ型格納容器における格納容器直接接触の物理現象図［１］別紙 9－6

図 3

東海第二発電所（Ｍａｒｋ－Ⅱ型）の格納容器概略図

別紙 9－7

別紙 10格納容器隔離失敗の分岐確率の根拠と格納容器隔離失敗事象への対応について

1.
(1)

格納容器隔離失敗の分岐確率の根拠
格納容器隔離失敗の分岐確率の根拠
内部事象レベル１．５ＰＲＡにおける格納容器隔離失敗の分岐確率は，格納容器隔離失敗による大規模な漏えいを想定しており，
Ｎ Ｕ Ｒ Ｅ Ｇ ／ Ｃ Ｒ － ４ ２ ２ ０ ( 1 ) を 基 に 5.0E-3／ d と し て 設 定 し て い
る 。 Ｎ Ｕ Ｒ Ｅ Ｇ ／ Ｃ Ｒ － ４ ２ ２ ０ で は ， 米 国 の Ｌ Ｅ Ｒ （ Licensee
Event Reports）（ 1965 年 ～ 1984 年 ）を 分 析 し ，表 1 に 示 す と お り 大
規 模 漏 え い 事 象 4 件 を 抽 出 ， 発 生 件 数 4 件 を 運 転 炉 年 （ 740 炉 年 ）で除すことにより，格納容器隔離失敗の発生頻度を算出している。
な お ，抽 出 さ れ た 4 件 以 外 に も エ ア ロ ッ ク 開 放 に 関 す る 事 象 が 75件発生しているが，これらの事象は数時間以内と短時間であり，大規模な漏えい事象には至っていない。

表 1

大規模漏えいとして抽出された事象

Reactor

Year

Event

Oconee 1

1973

Isolation Valves OpenSan Onofre 1

1977

Holes in Containment

Palisades

1979

By-pass Valves Open

Surry 1

1980

Holes in Containment

また，上記の大規模漏えい事象はいずれもＰＷＲで発生した事象
であり，ＢＷＲにおいては，出力運転中は格納容器内を窒素置換し別紙 10－1

管理しているため，格納容器からの漏えいが存在する場合は，格納容器圧力の低下等により速やかに検知できる可能性が高いと考えら
れる。

(2)

最近の米国の格納容器隔離失敗実績に関する参考文献
レ ベ ル １ ．５ Ｐ Ｒ Ａ で は ，1984 年 ま で の プ ラ ン ト 実 績 デ ー タ を 用
いたＮＵＲＥＧ／ＣＲ－４２２０を基に格納容器隔離失敗の分岐確
率 を 設 定 し て い る 。最 近 の 格 納 容 器 隔 離 失 敗 に 関 す る 報 告 と し て は ，
Ｅ Ｐ Ｒ Ｉ 報 告 書 ( 2 ) が あ る 。Ｅ Ｐ Ｒ Ｉ 報 告 書 で は ，米 国 に お け る 2007
年 時 点 ま で の 総 合 漏 え い 率 試 験 （ Ｉ Ｌ Ｒ Ｔ ： Integrated Leak Rate
Test） の 実 績 が 整 理 さ れ て お り ， 大 規 模 漏 え い に 至 る 事 象 と し て は設 計 漏 え い 率 の 35 倍 を 基 準 と し て い る が ，発 生 実 績 は 0 件 と な っ ている。
大 規 模 漏 え い に 至 る 事 象 実 績 0 件 （ 計 算 上 0.5 件 と し て い る ） を
Ｉ Ｌ Ｒ Ｔ 試 験 数 217 件 で 除 し て 隔 離 機 能 喪 失 を 以 下 の と お り 算 出 した。
0.5／ 217 ＝ 2.3E-3
大規模漏えいに至る事象実績※： 0.5件ＩＬＲＴ試験数： 217件※

発 生 経 験 が な い た め ， 発 生 実 績 を 0.5件 と 仮 定 。

この値は，ＮＵＲＥＧ／ＣＲ－４２２０で評価された格納容器隔
離 失 敗 確 率 の 5.0E-3／ d よ り も 小 さ い 値 と な っ て お り ， Ｅ Ｐ Ｒ Ｉ 報
告書の結果を考慮してもＮＵＲＥＧ／ＣＲ－４２２０の評価結果を適用することは妥当であると考えられる。

別紙 10－2

2.
(1)

格納容器隔離失敗事象への対応
東海第二発電所で想定される格納容器隔離失敗の経路
東海第二発電所で想定される格納容器隔離失敗は，機械的破損及び人的過誤による隔離機能喪失であり，以下に示すとおりである。
ａ．機械的破損による隔離機能喪失(a)

格納容器貫通部からの漏えい
格納容器の電気配線貫通部のシール材の劣化や配管貫通部の管台の割れ等がある場合には，格納容器内雰囲気が漏えいする可能性がある。

(b)

格納容器アクセス部からの漏えい
ドライウェル主フランジ，機器搬入用ハッチ，所員用エアロ
ック等のアクセス部のシール部又は溶接部が破損している場合には，格納容器内雰囲気が漏えいする可能性がある。

(c)

格納容器バウンダリからの漏えい
格納容器スプレイ配管，不活性ガス系，可燃性ガス濃度制御
系等は格納容器雰囲気と連通しており，これらのバウンダリが破損している場合には，格納容器内雰囲気が漏えいする可能性がある。

ｂ．人的過誤による隔離機能喪失(a)漏えい試験配管からの漏えい
施設定期検査時の格納容器漏えい試験の後に，試験配管隔離
弁の復旧忘れ等がある場合には、格納容器内雰囲気が漏えいする可能性がある。

別紙 10－3

(2)格納容器隔離失敗事象への対応(1)で 挙 げ た 格 納 容 器 隔 離 失 敗 事 象 に 対 す る 対 応 と し て は ，重 大 事
故等時に，万一にも格納容器の隔離機能が喪失していることのない
よう，格納容器の漏えいに対する検知性を向上させることが有効であり，定期試験時及び原子炉起動前における格納容器隔離機能の確認や手順書に基づく確実な操作を実施している。さらに，出力運転
中は格納容器内を窒素置換し管理しているため，格納容器からの漏えいが存在する場合は，格納容器圧力の低下等により速やかに検知できる可能性が高いと考える。

参考文献(1) NUREG/CR-4220,Reliability Analysis of Containment Isolation
Systems， U.S.NRC,(2) Risk Impact Assessment of Extended Integrated Leak Rate
Testing Intervals, Revision 2-A of 1009325, Final Report ，
EPRI, October 2008

別紙 10－4

「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月
Ｐ Ｒ Ａ の 説 明 に お け る 参 照 事 項（原 子 力 規 制 庁

原子力規制庁）」への東海第二発電所のＰＲＡの対応状況について平 成 2 5 年 9 月 ）の 記 載 内 容（はじめに）
本 書 は ，｢ 実 用 発 電 用 原 子 炉 及 び そ の 付 属 設 備 の 位 置 ，構 造 及 び 設 備 に 関 する 規 則 の解 釈 」 （平 成 ２ ５ 年 ６月 １ ９日 ） （以 下 「解 釈 」 と い う 。 ） 第 ３章
第 ３ ７ 条 に 基 づ き ，原 子 炉 設 置（ 変 更 ）許 可 申 請 者 が ，確 率 論 的 リ ス ク 評 価 ( 以下 ，「 Ｐ Ｒ Ａ 」 と い う 。 ) に 関 し ， 審 査 の た め の 説 明 に 際 し ， 参 照 す べ き 事 項を示 す も の で あ る 。 な お ， 申 請 者 は ，本 書 の整 理 に よ ら な い構 成 で説 明 す る
こ と も で き る が ， そ の際 に は本 書 の整 理 と異 な る点 に つ い て合 理 的 と す る理
由 に つ い て の説 明 と と も に 各 項 目 に相 当 す る内 容 に つ い て ，申 請 者 の説 明 責
任 と し て示 す必 要 が あ る 。

別紙 11－1

１ ．新 規 制 基 準 適 合 性 の 審 査 に お い て 提 示 す べ き Ｐ Ｒ Ａ の 実 施 内 容 に 係 る 資
料 について新 規 制 基 準 では ， 「解 釈 第 ３章 第 ３ ７条 （重 大 事 故 等 の拡 大 の防 止 等 ）「 １ － １ (a)及 び(b) 」 ， 「 ２ － １ (a)及 び(b) 」及 び 「 ４ － １ (a)及 び(b) 」に お け る事 故 シー ケ ン ス グ ル ー プ等 の抽 出 にお い て Ｐ Ｒ Ａ を活 用 する こと が規 定 さ れ て お り ， そ の 実 施 状 況 を確 認 す る必 要 が あ る た め ，原 子 炉 設
置 （変 更 ）許 可 申 請 者 に お い て は ，審 査 の過 程 に お い て事 故 シ ー ケ ン ス グ
ル ー プ等 の抽 出 に お け る Ｐ Ｒ Ａ の実 施 状 況 を説 明 す る 必 要 が あ る 。
本 解 釈 に お け る(b) に は ， 「 ①個 別 プ ラ ン ト の 内 部 事 象 に関 す る確 率 論的 リ ス ク評 価 （ Ｐ Ｒ Ａ ）及 び外 部 事 象 に関 す る Ｐ Ｒ Ａ （適 用 可 能 な も の ）
又 は そ れ に 代 わ る方 法 で評 価 を実 施 す る こ と 。 」 と さ れ て お り ，外 部 事 象に関 し て は ， Ｐ Ｒ Ａ の適 用 が可 能 なも の以 外 はそ れ に 代 わる方 法 につ いて ，評 価 条 件 や評 価 方 法 ，評 価 の プ ロ セ ス に関 す る説 明 （適 切 性 の説 明 を含 む ） ，評 価 の結 果 等 評 価 結 果 を導 く た め に必 要 と考 え ら れ る事 項 を整 理
し説 明 する必 要 があ る 。
そ の た め ， こ こ で は ，日 本 原 子 力 学 会 標 準 等 を参 考 に基 本 的 に想 定 さ れ
る Ｐ Ｒ Ａ の実 施 内 容 を踏 ま え て ，説 明 に最 低 限 必 要 な項 目 を列 記 し た 。
な お ，説 明 に当 た っ て は ， 実 施 し た Ｐ Ｒ Ａ の内 容 を踏 ま え て こ こ に記 載
し て い る 項 目 に加 え て説 明 す べ き事 項 を抽 出 し ，説 明 性 の観 点 か ら再 構 成
す る な ど ，申 請 者 の説 明 責 任 と し て自 ら十 分 検 討 す べ き こ と を付 言 す る 。

東 海 第 二 発 電 所 の対 応 状 況「別 添 東 海 第 二 発 電 所 確 率 論 的 リスク評 価 （Ｐ Ｒ Ａ ）に つ い て 」に お け る対 応 状 況 を以 下 に 示 し ， そ の対 応 箇 所 の項 目 を （ ） で記 載する。

従 来 から定 期 安 全 レビ ュ ー （ Ｐ Ｓ Ｒ ）等 の機 会 に内 部 事 象 レベ ル １ Ｐ Ｒ Ａ（出 力 運 転 時 ，停 止 時 ）及 び レ ベ ル １ ． ５ Ｐ Ｒ Ａ を実 施 し て き て お り ， こ れ
ら の Ｐ Ｒ Ａ手 法 を今 回 も適 用 し た 。 ま た ，外 部 事 象 と し て は ，現 段 階 で適 用
可 能 な事 象 と し て ，日 本 原 子 力 学 会 に お い て実 施 基 準 が標 準 化 さ れ ，試 評 価
等 の実 績 を有 す る地 震 レ ベ ル １ Ｐ Ｒ Ａ及 び津 波 レ ベ ル １ Ｐ Ｒ Ａ を対 象 と し ，
こ れ ら の外 部 事 象 Ｐ Ｒ Ａ か ら抽 出 さ れ る建 屋 ・構 造 物 等 の大 規 模 な損 傷 か ら
発 生 す る事 象 に つ い て も 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ等 の 選 定 に係 る検 討 対 象 範
囲 とした。
（「 2 . 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ 等 の 選 定 に 係 る Ｐ Ｒ Ａ の 実 施 範 囲 ・ 評 価 対
象 ・ 実 施 手 法 」）
な お ， Ｐ Ｒ Ａ が適 用 可 能 では な い と判 断 した外 部 事 象 に つ い て は定 性 的 な
検 討 か ら分 析 を実 施 し た 。
（重 要 事 故 シーケ ン ス グ ル ー プ及 び重 要 事 故 シーケ ン ス等 の選 定 につい て
別 紙 1 有 効 性 評 価 の事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ選 定 に お け る 外 部 事 象 の考 慮について）

別 紙 11

「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月
Ｐ Ｒ Ａ の 説 明 に お け る 参 照 事 項（原 子 力 規 制 庁

原子力規制庁）」への東海第二発電所のＰＲＡの対応状況について平 成 2 5 年 9 月 ）の 記 載 内 容

２ ． Ｐ Ｒ Ａ の評 価 対 象
今 回 の原 子 炉 等 規 制 法 改 正 後 の初 回 設 置 （変 更 ）許 可 時 に お い て は ， こ
れ ま で の許 認 可 実 績 を踏 ま え て ，規 制 上 の担 保 が得 ら れ て い る対 策 を基 に
Ｐ Ｒ Ａ を実 施 す る も の で あ り ， Ｐ Ｒ Ａ の前 提 と な っ て い る設 備 状 況 等 に
つ い て ま ず 整 理 す る 必 要 が あ り ，評 価 対 象 を 明 示 す る こ と（ 例 ：下 図 の ( B )ま で の 設 備 に つ い て ， 既 許 可 ECCS の 機 能 を 作 動 さ せ る た め の 手 動 起 動 措 置
を評 価 対 象 と す る こ と は で き る が ，許 認 可 実 績 を踏 ま え て そ れ ぞ れ個 別 の
評 価 対 象 について の整 理 が必 要 。）。

東 海 第 二 発 電 所 の対 応 状 況
今 回 の Ｐ Ｒ Ａ の目 的 は ， 設 計 基 準 事 象 を超 え た重 大 事 故 に対 す る炉 心 損 傷
防 止 対 策 等 の有 効 性 評 価 を 行 う た め の事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ等 の抽 出 で ある こ と か ら ，設 計 基 準 事 故 対 処 設 備 によ る対 応 を基 本 と し ， こ れ ま で に整 備
し た ア ク シ デ ン ト マ ネ ジ メ ン ト策 （通 商 産 業 省 「原 子 力 発 電 所 内 に お け る ア
クシデントマネジメントの整備 について」（ 平 成 4 年 7 月 ）以 前 か ら 整 備 し て
い る ア ク シ デ ン ト マ ネ ジ メ ン ト策 を含 む ） に は期 待 しな い こ と を前 提 に評 価を 行 う こ と と し た 。 た だ し ，「 Ｅ Ｃ Ｃ Ｓ 手 動 起 動 」，「 原 子 炉 手 動 減 圧 」，「 残 留
熱 除 去 系 の 手 動 起 動 」，「 高 圧 炉 心 ス プ レ イ 系 及 び 原 子 炉 隔 離 時 冷 却 系 の 水 源
切 替 」等 の設 計 基 準 事 故 対 処 設 備 を作 動 さ せ る た め の 操 作 に つ い て は ，本 評
価 にお い て も期 待 する こ と と し た 。
（「 1 . 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ 等 の 選 定 に 係 る Ｐ Ｒ Ａ の 実 施 範 囲 と 評 価 対 象に つ い て 」）

別紙 11－2

「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月
Ｐ Ｒ Ａ の 説 明 に お け る 参 照 事 項（原 子 力 規 制 庁

原子力規制庁）」への東海第二発電所のＰＲＡの対応状況について平 成 2 5 年 9 月 ）の 記 載 内 容

３． レベル１ＰＲＡ
３ ． １ 内 部 事 象 （出 力 運 転 時 ）a.対 象 プ ラ ン ト①対 象 とす る プ ラ ン ト の説 明
● 設 計 基 準 事 故 対 処 設 備 で あ り ，重 大 事 故 等 の 対 処 に 用 い る 設 備 （ 以 下「 対 処 設 備 」と い う 。 ）等 ， Ｐ Ｒ Ａ の 中 で 考 慮 す る 設 備 の一 覧 及 び 設
備 の説 明②停 止 時 の プ ラ ン ト状 態 の 推 移 （停 止 時 Ｐ Ｒ Ａ の み ）③ プ ラ ン ト状 態 分 類 （停 止 時 Ｐ Ｒ Ａ の み ）● プ ラ ン ト状 態 分 類 の考 え 方● プ ラ ン ト状 態 の分 類 結 果

b.起 因 事 象
① 評 価 対 象 と し た起 因 事 象 のリ ス ト ，説 明 及 び発 生 頻 度●起 因 事 象 リスト，説 明 及 び発 生 頻 度

別紙 11－3● 起 因 事 象 の 抽 出 の 方 法 ，グ ル ー プ 化 し て い る 場 合 に は グ ル ー プ 化 の 考
え方 ，発 生 頻 度 の評 価 方 法●対 象 外 とし た起 因 事 象 と，対 象 外 とし た理 由

東 海 第 二 発 電 所 の対 応 状 況① Ｐ Ｒ Ａ の中 で考 慮 す る設 備 を， プ ラ ン ト仕 様 や必 要 と な る系 統 ご と に整 理した。
（「 3 . 1 . 1 . 1 対 象 プ ラ ン ト ( 1 ) 対 象 と す る プ ラ ン ト の 説 明 」）
②停 止 時 ＰＲＡで記 載③停 止 時 ＰＲＡで記 載①●国 内 の プ ラ ン ト異 常 事 象 や設 備 を網 羅 し て い る資 料 と し て原 子 炉 設 置 許 可
申 請 書 及 び 海 外 の 評 価 事 例 （ Ｅ Ｐ Ｒ Ｉ Ｎ Ｐ － ２ ２ ３ ０ ） を 分 析 し ，評 価 対
象 とし た起 因 事 象 をリ ス ト 化 した 。
（「 3 . 1 . 1 . 2 起 因 事 象 ( 1 ) 評 価 対 象 と し た 起 因 事 象 に つ い て 」）
●同 定 さ れ た起 因 事 象 にお い て,プ ラ ン ト応 答 や必 要 と な る緩 和 設 備 が同 等
で あ り ，同 一 のイ ベ ン ト ツ リ ー及 びフ ォ ー ル ト ツ リ ー で扱 え る事 象 をグ ル
ー プ化 し た 。
●起 因 事 象 発 生 頻 度 は, Ｌ Ｏ Ｃ Ａ を 除 き,国 内 Ｂ Ｗ Ｒ プ ラ ン ト の運 転 実 績 に基づ き 評 価 し , 発 生 実 績 の な い 事 象 に つ い て は 0 . 5 件 の 発 生 を 仮 定 し た 。Ｌ Ｏ
Ｃ Ａ に つ い て は,米 国 の評 価 方 法 を踏 ま え て発 生 頻 度 を評 価 し た 。
（「 3 . 1 . 1 . 2 起 因 事 象 ( 1 ) 評 価 対 象 と し た 起 因 事 象 に つ い て 」）
●同 定 さ れ た起 因 事 象 の う ち ，発 生 の可 能 性 が極 め て 低 い場 合 ，又 は発 生 を
仮 定 し て も そ の影 響 が限 定 さ れ る 場 合 に は リ ス ク評 価 上 の重 要 性 は低 い と考 え，評 価 対 象 から除 外 した 。
・出 力 運 転 時 中 の制 御 棒 引 き抜 き・原 子 炉 冷 却 材 流 量 の部 分 喪 失 及 び原 子 炉 冷 却 材 系 の停 止 ル ー プ の誤 起 動・ 放 射 性 気 体 廃 棄 物 処 理 施 設 の破 損
・燃 料 集 合 体 の落 下 事 象・制 御 棒 落 下・主 蒸 気 管 破 断・原 子 炉 圧 力 容 器 破 損 （ＤＢ Ａ超 過 ＬＯ Ｃ Ａ ）・通 常 停 止（「 3 . 1 . 1 . 2 起 因 事 象 ( 1 ) 評 価 対 象 と し た 起 因 事 象 に つ い て 」）

「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月
Ｐ Ｒ Ａ の 説 明 に お け る 参 照 事 項（原 子 力 規 制 庁

原子力規制庁）」への東海第二発電所のＰＲＡの対応状況について平 成 2 5 年 9 月 ）の 記 載 内 容

c.成 功 基 準
①成 功 基 準 の一 覧 表●炉 心 損 傷 の定 義

●起 因 事 象 ごと の成 功 基 準 の一 覧 表●対 処 設 備 作 動 ま で の余 裕 時 間 及 び使 命 時 間

別紙 11－4● 成 功 基 準 設 定 の た め に熱 水 力 解 析 等 を実 施 し た場 合 は 使 用 し た解 析
結 果 ，及 び使 用 し た解 析 コー ド の検 証 性

d.事 故 シ ー ケ ン ス①イベントツリー● イベ ン ト ツリ ー図● ヘ デ ィ ン グ ，事 故 進 展 及 び最 終 状 態 の説 明
● イ ベ ン ト ツ リ ー作 成 上 の主 要 な仮 定

東 海 第 二 発 電 所 の対 応 状 況①● 燃 料 被 覆 管 表 面 温 度 が 1200 ℃ を 超 え る と 評 価 さ れ る 状 態● 燃 料 被 覆 管 の酸 化 量 が,酸 化 反 応 が著 し く な る 前 の 被 覆 管 厚 さ の 15 ％ を 超
え る と評 価 され る状 態（「 3 . 1 . 1 . 3 成 功 基 準 ( 1 ) 成 功 基 準 に つ い て 」）
●成 功 基 準 の検 討 に当 た っ て は ， Ｓ Ａ Ｆ Ｅ Ｒ コ ー ド に よ る成 功 基 準 解 析 結 果を用 い て起 因 事 象 ごと に整 理 した 。
（「 3 . 1 . 1 . 3 成 功 基 準 ( 1 ) 成 功 基 準 に つ い て 」 及 び 「 添 付 資 料 3 . 1 . 1 . 3 - 1 成
功 基 準 解 析 及 び 事 故 進 展 解 析 に つ い て 」）
●運 転 員 によ る緩 和 操 作 を対 象 として ， そ れ ら を遂 行 す る ま で の余 裕 時 間 を
Ｍ Ａ Ａ Ｐ コ ー ド に よ る事 故 進 展 解 析 結 果 等 に基 づ き設 定 し た 。 ま た ，緩 和
設 備 が要 求 さ れ る安 全 機 能 を果 た す た め に必 要 な運 転 時 間 で あ る使 命 時 間に つ い て は ， 機 能 喪 失 し た 設 備 の復 旧 や追 加 の運 転 員 操 作 に期 待 で き る時
間 と し て ，24 時 間 を適 用 し た 。
（「 3 . 1 . 1 . 3 成 功 基 準 ( 1 ) 成 功 基 準 に つ い て 」）
●成 功 基 準 解 析 に使 用 した Ｓ Ａ Ｆ Ｅ Ｒ コ ー ド は,許 認 可 解 析 で十 分 な実 績 を有 し て お り,十 分 な検 証 が 行 わ れ て い る 。 ま た,事 故 進 展 解 析 に使 用 し た Ｍ
Ａ Ａ Ｐ コ ー ド の検 証 性 に つ い て は,重 大 事 故 等 防 止 対 策 の有 効 性 評 価 の内容 説 明 と合 わ せ て提 示 す る 。
（「 3 . 1 . 1 . 3 成 功 基 準 ( 1 ) 成 功 基 準 に つ い て 」）①
●選 定 し た起 因 事 象 に対 し て ，炉 心 損 傷 を防 止 す る た め に必 要 な緩 和 設 備 や
緩 和 操 作 を検 討 し ，炉 心 損 傷 に至 る事 故 シ ー ケ ン ス を イ ベ ン ト ツ リ ー と して展 開 した。
●選 定 し た各 起 因 事 象 の特 徴 を踏 ま え ， ヘ デ ィ ン グ及 び事 故 進 展 の説 明 と イ
ベ ン ト ツ リ ー作 成 上 の主 要 な仮 定 を示 し た 。
●展 開 し た事 故 シ ー ケ ン ス の最 終 状 態 を炉 心 損 傷 状 態 又 は成 功 状 態 の い ず れ
か に 分 類 し た 。炉 心 損 傷 状 態 に つ い て は ，「 原 子 炉 停 止 機 能 」，
「炉 心 冷 却 機
能 」，「 格 納 容 器 か ら の 除 熱 機 能 」 の 各 安 全 機 能 に 着 目 し ， 起 因 事 象 及 び 緩
和 設 備 の成 否 等 に よ っ て分 類 した 。
（「 3 . 1 . 1 . 4 事 故 シ ー ケ ン ス ( 1 ) イ ベ ン ト ツ リ ー 」）

「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月
Ｐ Ｒ Ａ の 説 明 に お け る 参 照 事 項（原 子 力 規 制 庁

原子力規制庁）」への東海第二発電所のＰＲＡの対応状況について平 成 2 5 年 9 月 ）の 記 載 内 容

e. シ ス テ ム 信 頼 性①評 価 対 象 とし た シ ス テ ム と そ の説 明
●評 価 対 象 システム一 覧● シ ス テ ム の 概 要 ，機 能 ， 系 統 図 ，必 要 と す る サ ポ ー ト 系 ， 試 験 ， シ ス
テ ム信 頼 性 評 価 上 の主 要 な仮 定
② シス テ ム信 頼 性 評 価 手 法③ シ ス テ ム信 頼 性 評 価 の結 果
●起 因 事 象 ごとのシ ス テム 信 頼 性評 価 結果
●主 要 な ミ ニ マ ル カ ッ ト セ ッ ト （FT を用 い た場 合 ）④ シ ス テ ム信 頼 性 評 価 を実 施 せ ず に設 定 し た非 信 頼 度 と そ の根 拠

別紙 11－5
f. 信 頼 性 パ ラ メ ー タ①非 信 頼 度 を構 成 す る要 素 と評 価 式②機 器 故 障 率 パラメー タの 一 覧● 機 器 故 障 率 パ ラ メ ー タ の 設 定 方 法 （ 機 器 の 分 類 ，機 器 の 境 界 ，故 障 モー ドの分 類 等 ）●機 器 故 障 率 パ ラ メ ー タ の 一 覧 （故 障 モ ー ド ，故 障 率 等 ）●機 器 故 障 率 パ ラ メ ー タ の 不 確 実 さ幅

東 海 第 二 発 電 所 の対 応 状 況①評 価 対 象 と し た シ ス テ ム に つ い て は一 覧 表 を作 成 し， そ れ ぞ れ の シ ス テ ム
ご と に概 要 ，機 能 ，系 統 図 ，必 要 と す る サ ポ ー ト系 ， 試 験 及 びシ ス テ ム信
頼 性 評 価 上 の主 要 な仮 定 を 整 理 し た 。
（「 3 . 1 . 1 . 5 シ ス テ ム 信 頼 性 ( 1 ) 評 価 対 象 と し た シ ス テ ム と そ の 説 明 」）
② シ ス テ ム信 頼 性 解 析 で は , シ ス テ ム が機 能 喪 失 に至 る要 因 の組 合 せ を網 羅
的 に展 開 で き ， シ ス テ ム の ア ン ア ベ イ ラ ビ リ テ ィ の定 量 化 が可 能 で あ る手
法 とし て ， フ ォ ー ル ト ツ リ ー法 を用 いた 。 ま た ， フ ロ ン ト ラ イ ン系 とそ の
サ ポ ー ト系 につ い て フ ォ ー ル ト ツ リ ー を作 成 した 。
（「 3 . 1 . 1 . 5 シ ス テ ム 信 頼 性 ( 2 ) シ ス テ ム 信 頼 性 評 価 手 法 」 及 び 「 添 付 資 料
3 . 1 . 1 . 5 - 1 サ ポ ー ト 系 が 一 部 故 障 し て い る 場 合 の 評 価 に つ い て 」）
③ シ ス テ ム信 頼 性 解 析 の結 果 につ い て ，起 因 事 象 ご と に結 果 が異 な る も の は
起 因 事 象 ご と に評 価 し ，主 要 なミ ニ マ ル カ ッ ト セ ッ ト の評 価 も実 施 し た 。
（「 3 . 1 . 1 . 5 シ ス テ ム 信 頼 性 ( 3 ) シ ス テ ム 信 頼 性 評 価 の 結 果 」）
④制 御 棒 挿 入 失 敗 確 率 及 び 逃 が し安 全 弁 に よ る圧 力 制 御 の失 敗 確 率 に つ い ては ， シ ス テ ム 信 頼 性 評 価 を 実 施 せ ず に非 信 頼 度 を設 定 し て お り ， そ の根 拠を明 確 にした。
（「 3 . 1 . 1 . 5 シ ス テ ム 信 頼 性 ( 4 ) シ ス テ ム 信 頼 性 評 価 を 実 施 せ ず に 設 定 し た
非 信 頼 度 と そ の 根 拠 」）

①系 統 の非 信 頼 度 を評 価 す る フ ォ ー ル ト ツ リ ー の基 事 象 （要 素 ） と し て は ，
機 器 故 障 ，共 通 要 因 故 障 ， 試 験 に よ る 待 機 除 外 ,保 守 作 業 に よ る 待 機 除 外 ,
人 的 過 誤 等 が あ り ， そ れ ぞ れ の評 価 式 に基 づ き非 信 頼 度 を評 価 し た 。
（「 3 . 1 . 1 . 6 信 頼 性 パ ラ メ ー タ ( 1 ) 非 信 頼 度 を 構 成 す る 要 素 と 評 価 式 」）
② Ｎ Ｕ Ｃ Ｉ Ａ で 公 開 さ れ て い る 国 内 プ ラ ン ト の 故 障 実 績 （ 1982年 度 ～2002年
度 21 ヵ年 49基 デ ー タ ） を 基 に し た 「 故 障 件 数 の不 確 実 さ を 考 慮 し た 国 内 一
般 機 器 故 障 率 の 推 定（ 平 成 2 1 年 5 月 公 表 ）」（ 以 下「 2 1 ヵ 年 デ ー タ 」と い う 。）に記 載 されて い る デ ー タ を 使 用 した。 ま た ， Ｎ Ｕ Ｃ Ｉ Ａ で公 開 され て い る
国 内 プ ラ ン ト の故 障 実 績 は ， 「原 子 力 発 電 所 に関 す る 確 率 論 的 安 全 評 価 用の 機 器 故 障 率 の 算 出 （ 1982 年 度 ～ 1997年 度 16 ヵ 年 49基 デ ー タ 改 訂 版 ） （ 平成 1 3 年 2 月 ） ， 電 中 研 報 告 P 0 0 0 0 1 ，（ 財 ）電 力 中 央 研 究 所 」 で 定 義 し た 機 器
バ ウ ン ダ リ に従 っ た 。
な お ，21 ヵ年 デ ー タ に記 載 の な い機 器 の故 障 率 に つ い て は ，類 似 性 を考
慮 し た工 学 的 判 断 に基 づ き ，21 ヵ年 デ ー タ に記 載 され た他 の機 器 の故 障 率を使 用 した（「 3 . 1 . 1 . 6 信 頼 性 パ ラ メ ー タ ( 2 ) 機 器 故 障 確 率 」）

「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月
Ｐ Ｒ Ａ の 説 明 に お け る 参 照 事 項（原 子 力 規 制 庁

原子力規制庁）」への東海第二発電所のＰＲＡの対応状況について平 成 2 5 年 9 月 ）の 記 載 内 容③機 器 復 帰 の取 扱 い方 法 及 び機 器 復 帰 失 敗 確 率④待 機 除 外 確 率⑤共 通 要 因 故 障 の評 価 方 法 と共 通 要 因 故 障 パ ラ メ ー タ

g. 人 的 過 誤① 評 価 対 象 と し た人 的 過 誤 及 び評 価 結 果●人 的 過 誤 の評 価 に用 い た 手 法

別紙 11－6● 人 的 過 誤 の分 類 ，人 的 操 作 に対 す る許 容 時 間 ，過 誤 回 復 の取 扱 い●人 的 過 誤 評 価 結 果● 人 的 過 誤 評 価 に用 い た主 要 な仮 定

h. 炉 心 損 傷 頻 度①炉 心 損 傷 頻 度 の算 出 に用 い た方 法

東 海 第 二 発 電 所 の対 応 状 況③故 障 し た機 器 や外 部 電 源 の使 命 時 間 中 の復 旧 に は期 待 し て い な い 。
（「 3 . 1 . 1 . 6 信 頼 性 パ ラ メ ー タ ( 3 ) 機 器 復 帰 の 取 扱 い 方 法 及 び 機 器 復 帰 失 敗
確 率 」）④待 機 除 外 確 率 は保 守 点 検 作 業 に よ る待 機 除 外 を考 慮 し て お り ，機 器 の平 均
修 復 時 間 と機 器 故 障 率 デ ー タ を用 い て待 機 除 外 確 率 を算 出 し た 。
（「 3 . 1 . 1 . 6 信 頼 性 パ ラ メ ー タ ( 4 ) 待 機 除 外 確 率 」）
⑤冗 長 機 能 を有 す る機 器 を対 象 に,動 的 機 器 の動 的 故 障 モ ー ド及 び一 部 の静的 機 器 に つ い て共 通 要 因 故 障 を考 慮 し た 。 ま た ，共 通 要 因 故 障 パ ラ メ ー タに つ い て は ，米 国 で公 開 され て い る文 献 に記 載 のデ ー タ を使 用 し ，共 通 原
因 故 障 のモ デ ル化 に は Ｍ Ｇ Ｌ法 を用 い た 。
（「 3 . 1 . 1 . 6 信 頼 性 パ ラ メ ー タ ( 5 ) 共 通 要 因 故 障 の 評 価 方 法 と 共 通 要 因 故 障
パ ラ メ ー タ 」）①
●人 的 過 誤 の発 生 確 率 の分 析 にお い て は ヒ ュ ー マ ン エ ラ ー ハ ン ド ブ ッ ク （ ＮＵ Ｒ Ｅ Ｇ ／ Ｃ Ｒ － １ ２ ７ ８ ） の Ｔ Ｈ Ｅ Ｒ Ｐ手 法 を用 い て人 的 過 誤 確 率 を評価 した。
●人 的 過 誤 は起 因 事 象 発 生 前 と起 因 事 象 発 生 後 に分 類 し た 。 そ れ ぞ れ に対 して ， プ ラ ン ト の運 転 ，保 守 ，点 検 等 ，炉 心 損 傷 頻 度 に 有 意 な影 響 を及 ぼ し
得 る人 間 の タ ス ク を分 析 し ， タ ス ク を遂 行 す る過 程 で 起 こ り得 る人 的 過 誤を 同 定 し ，人 的 過 誤 評 価 結 果 を 示 し た 。起 因 事 象 発 生 前 の 人 的 過 誤 と し て ，試 験 ・保 守 作 業 の終 了 後 の 通 常 状 態 へ の復 旧 忘 れ （手 動 弁 の開 閉 忘 れ等 ）を考 慮 し た 。起 因 事 象 発 生 後 と し て ，認 知 失 敗 及 び操 作 失 敗 を考 慮 し た 。
● 認 知 失 敗 確 率 の 評 価 で は ，成 功 基 準 解 析 及 び 事 故 進 展 解 析 の 結 果 を 踏 ま え ，人 的 操 作 に対 す る許 容 時 間 を考 慮 し ， Ｔ Ｈ Ｅ Ｒ Ｐ の標 準 診 断 曲 線 を参 照 して失 敗 確 率 を設 定 し た 。 ま た ，過 誤 回 復 に つ い て は各 人 的 過 誤 の特 徴 を考
慮 し ，過 誤 回 復 に期 待 で き る か否 か を判 断 の上 ，設 定 し た 。
●起 因 事 象 発 生 前 及 び起 因 事 象 発 生 後 の人 的 過 誤 確 率 の評 価 結 果 を一 覧 表 で整理 した。
●各 人 的 過 誤 の評 価 に お い て評 価 上 の仮 定 を整 理 し た 。
（「 3 . 1 . 1 . 7 人 的 過 誤 」）

①本 評 価 では小 イベ ン ト ツ リ ー ／大 フォ ー ル ト ツ リ ー の モ デ ル を作 成 し，計算 コ ー ド に は Safety Watcher を用 い て , フ ォ ー ル ト ツ リ ー 結 合 法 に よ る 炉
心 損 傷 頻 度 の定 量 化 を行 っ た 。
（「 3 . 1 . 1 . 8 炉 心 損 傷 頻 度 ( 1 ) 炉 心 損 傷 頻 度 の 算 出 に 用 い た 方 法 」）

「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月
Ｐ Ｒ Ａ の 説 明 に お け る 参 照 事 項（原 子 力 規 制 庁

原子力規制庁）」への東海第二発電所のＰＲＡの対応状況について平 成 2 5 年 9 月 ）の 記 載 内 容②炉 心 損 傷 頻 度●全 炉 心 損 傷 頻 度 及 び主 要 な事 故 シ ー ケ ン ス と分 析
●起 因 事 象 別 の炉 心 損 傷 頻 度 及 び主 要 な事 故 シ ー ケ ン ス と分 析
● プ ラ ン ト 損 傷 状 態 別 炉 心 損 傷 頻 度 及 び主 要 な事 故 シ ー ケ ン ス の 分 析③重 要 度 解 析 ，不 確 実 さ解 析 及 び感 度 解 析

東 海 第 二 発 電 所 の対 応 状 況②全 炉 心 損 傷 頻 度 ，起 因 事 象 別 及 び プ ラ ン ト状 態 別 の 炉 心 損 傷 頻 度 及 び主 要
な事 故 シ ー ケ ン ス を整 理 し ，結 果 の分 析 を行 っ た（「 3 . 1 . 1 . 8 炉 心 損 傷 頻 度 ( 2 ) 炉 心 損 傷 頻 度 （ 点 推 定 値 ）」）③炉 心 損 傷 頻 度 に至 る支 配 的 な要 因 を確 認 す る観 点 で ，重 要 度 解 析 を実 施 した 。ま た ，炉 心 損 傷 頻 度 の 不 確 か さ の 幅 を 評 価 す る た め , 不 確 実 さ 解 析 を 実
施 し た 。感 度 解 析 は , 給 復 水 系 を 考 慮 し た 場 合 や 個 別 プ ラ ン ト の 起 因 事 象 発
生 頻 度 及 び機 器 故 障 率 デー タ を用 い た場 合 の炉 心 損 傷 頻 度 を評 価 し,事 故
シ ー ケ ン ス グ ル ー プ ご と の 炉 心 損 傷 頻 度 等 への影 響 を検 討 した 。
（「 3 . 1 . 1 . 8 炉 心 損 傷 頻 度 ( 3 ) 重 要 度 解 析 , 不 確 実 さ 解 析 及 び 感 度 解 析 」）

別紙 11－7

「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月
Ｐ Ｒ Ａ の 説 明 に お け る 参 照 事 項（原 子 力 規 制 庁

原子力規制庁）」への東海第二発電所のＰＲＡの対応状況について平 成 2 5 年 9 月 ）の 記 載 内 容

３． レベル１ＰＲＡ
３ ． １ 内 部 事 象 （停 止 時 ）a.対 象 プ ラ ン ト①対 象 とす る プ ラ ン ト の説 明
● 設 計 基 準 事 故 対 処 設 備 で あ り ，重 大 事 故 等 の 対 処 に 用 い る 設 備 （ 以 下「 対 処 設 備 」と い う 。 ）等 ， Ｐ Ｒ Ａ の 中 で 考 慮 す る 設 備 の一 覧 及 び 設
備 の説 明②停 止 時 の プ ラ ン ト状 態 の 推 移 （停 止 時 Ｐ Ｒ Ａ の み ）③ プ ラ ン ト状 態 分 類 （停 止 時 Ｐ Ｒ Ａ の み ）● プ ラ ン ト状 態 分 類 の考 え 方● プ ラ ン ト状 態 の分 類 結 果

別紙 11－8b.起 因 事 象
① 評 価 対 象 と し た起 因 事 象 のリ ス ト ，説 明 及 び発 生 頻 度●起 因 事 象 リスト，説 明 及 び発 生 頻 度● 起 因 事 象 の 抽 出 の 方 法 ，グ ル ー プ 化 し て い る 場 合 に は グ ル ー プ 化 の 考
え方 ，発 生 頻 度 の評 価 方 法

東 海 第 二 発 電 所 の対 応 状 況① Ｐ Ｒ Ａ の中 で考 慮 す る設 備 を， プ ラ ン ト仕 様 や必 要 と な る系 統 ご と に整 理した。
（「 3 . 1 . 2 . 1 対 象 プ ラ ン ト ( 1 ) 対 象 と す る プ ラ ン ト の 説 明 」）
② 停 止 時 の プ ラ ン ト 状 態 の 推 移 を プ ラ ン ト 状 態 （ 以 下 「 Ｐ Ｏ Ｓ 」 と い う 。） ごと に整 理 した 。
（「 3 . 1 . 2 . 1 対 象 プ ラ ン ト ( 2 ) 停 止 時 の プ ラ ン ト 状 態 の 推 移 」）
③ プ ラ ン ト 停 止 中 は , プ ラ ン ト の 状 態 の 変 化 に 伴 っ て ，崩 壊 熱 除 去 等 に 対 す る
成 功 基 準 ,余 裕 時 間 ,及 び 使 用 可 能 な設 備 の 組 み 合 わ せ が 変 化 す る た め , プ
ラ ン ト 状 態 （ Ｐ Ｏ Ｓ ）を 分 類 し た 。ま た ,定 期 検 査 工 程 の進 捗 に伴 う使 用 可
能 な緩 和 設 備 の組 み合 わ せ の変 化 を考 慮 し, Ｐ Ｏ Ｓ － Ｂ及 び Ｐ Ｏ Ｓ － Ｃ を ,そ れぞ れ Ｐ ＯＳ － Ｂ １ ～Ｂ ６及 びＰＯ Ｓ－ Ｃ １ ， Ｃ２ に細 分 化 した。
（「 3 . 1 . 2 . 1 対 象 プ ラ ン ト ( 3 ) プ ラ ン ト 状 態 分 類 」）①
●評 価 対 象 期 間 に お い て発 生 し得 る異 常 事 象 の う ち ， 人 的 過 誤 に よ る事 象 を
含 め て炉 心 損 傷 に至 る可 能 性 の あ る異 常 事 象 を分 析 し ， Ｐ Ｏ Ｓ ご と に起 因事 象 を同 定 し た 。同 定 し た 炉 心 損 傷 に至 る可 能 性 の あ る起 因 事 象 の う ち除
外 で き な い事 象 を評 価 す る 起 因 事 象 と し て選 定 し た 。
（「 3 . 1 . 2 . 2 起 因 事 象 ( 1 ) 起 因 事 象 の 選 定 」）
● 適 用 す る起 因 事 象 に つ い て ,以 下 の手 法 に よ り ，検 討 し選 定 し た 。
・ マ ス タ ー ロ ジ ッ ク ダ イ ア グ ラ ム に基 づく分 析・国 内 外 で の既 往 の Ｐ Ｒ Ａ に よ る知 見 の活 用・国 内 の プ ラ ン ト運 転 経 験 等 （原 子 力 施 設 運 転 管 理 年 報 等 を も と に調 査 した トラ ブ ル情 報 ）のレ ビュ ー
●起 因 事 象 発 生 頻 度 は,国 内 Ｂ Ｗ Ｒ プ ラ ン ト の運 転 実 績 や イ ベ ン ト ツ リ ー及び フ ォ ー ル ト ツ リ ー を用 いて評 価 した。 な お ，起 因 事 象 のグ ル ー プ化 は実施 していない。
（「 3 . 1 . 2 . 2 起 因 事 象 ( 1 ) 起 因 事 象 の 選 定 及 び ( 3 ) 起 因 事 象 の グ ル ー プ 化 」）

「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月
Ｐ Ｒ Ａ の 説 明 に お け る 参 照 事 項（原 子 力 規 制 庁

原子力規制庁）」への東海第二発電所のＰＲＡの対応状況について平 成 2 5 年 9 月 ）の 記 載 内 容●対 象 外 とし た起 因 事 象 と，対 象 外 とし た理 由

c.成 功 基 準
①成 功 基 準 の一 覧 表●炉 心 損 傷 の定 義
●起 因 事 象 ごと の成 功 基 準 の一 覧 表

別紙 11－9●対 処 設 備 作 動 ま で の余 裕 時 間 及 び使 命 時 間● 成 功 基 準 設 定 の た め に熱 水 力 解 析 等 を実 施 し た場 合 は 使 用 し た解 析
結 果 ，及 び使 用 し た解 析 コー ド の検 証 性

東 海 第 二 発 電 所 の対 応 状 況●同 定 さ れ た起 因 事 象 の う ち ，発 生 の可 能 性 が極 め て 低 い場 合 ，又 は発 生 を
仮 定 し て も そ の影 響 が限 定 さ れ る 場 合 に は リ ス ク評 価 上 の重 要 性 は低 い と考 え，評 価 対 象 から除 外 した 。
・インターフェイスシステムＬＯＣＡ
・配 管 破 断 ＬＯＣＡ
・燃 料 集 合 体 の落 下 事 象・反 応 度 投 入 事 象
・ ＲＨ Ｒ運 転 中 のＬＯ ＣＡ（「 3 . 1 . 2 . 2 起 因 事 象 ( 2 ) 評 価 対 象 外 と し た 起 因 事 象 」）①
●炉 心 燃 料 の有 効 燃 料 長 頂 部 （ Ｔ Ａ Ｆ ） が露 出 し た状 態 と（「 3 . 1 . 2 . 3 成 功 基 準 ( 1 ) 炉 心 損 傷 判 定 条 件 」）
●炉 心 損 傷 を防 止 す る た め に必 要 な安 全 機 能 を同 定 し，当 該 機 能 と し て期 待
で き る緩 和 設 備 に対 し て ， 各 起 因 事 象 に お け る成 功 基 準 を設 定 し ，一 覧 表に整 理 した。
（「 3 . 1 . 2 . 3 成 功 基 準 ( 2 ) 起 因 事 象 ご と の 成 功 基 準 の 一 覧 表 」）
●余 裕 時 間 に つ い て は,崩 壊 熱 除 去 機 能 喪 失 に係 る起 因 事 象 及 び原 子 炉 水 位が ウ ェ ル満 水 時 に発 生 す る 可 能 性 の あ る冷 却 材 流 出 に 係 る起 因 事 象 に対 して は ， Ｔ Ａ Ｆ 露 出 ま で の 時 間 が 長 い こ と を 考 慮 し ，設 定 し て い な い 。 ま た ，原 子 炉 冷 却 材 の流 出 に係 る 起 因 事 象 に対 し て は ，原 子 炉 水 位 が通 常 水 位 の場 合 に発 生 す る可 能 性 の あ る事 象 に つ い て Ｔ Ａ Ｆ露 出 ま で の 時 間 を考 慮 した 。 ま た ，緩 和 設 備 が要 求 さ れ る 安 全 機 能 を果 た す た め に必 要 な運 転 時 間で あ る使 命 時 間 に つ い て は ，喪 失 し た設 備 の復 旧 や追 加 の運 転 員 操 作 が期
待 で き る時 間 と し て ，24 時 間 を適 用 し た（「 3 . 1 . 2 . 3 成 功 基 準 ( 3 ) 対 処 設 備 作 動 ま で の 余 裕 時 間 及 び 使 命 時 間 」）
●本 評 価 に お い て ，熱 水 力 解 析 を実 施 し て い な い 。
（「 3 . 1 . 2 . 3 成 功 基 準 ( 4 ) 熱 水 力 解 析 等 の 解 析 結 果 及 び 解 析 コ ー ド の 検 証
性 」）

「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月
Ｐ Ｒ Ａ の 説 明 に お け る 参 照 事 項（原 子 力 規 制 庁

原子力規制庁）」への東海第二発電所のＰＲＡの対応状況について平 成 2 5 年 9 月 ）の 記 載 内 容

d.事 故 シ ー ケ ン ス①イベントツリー● イベ ン ト ツリ ー図● ヘ デ ィ ン グ ，事 故 進 展 及 び最 終 状 態 の説 明
● イ ベ ン ト ツ リ ー作 成 上 の主 要 な仮 定

別紙 11－10

e. シ ス テ ム 信 頼 性①評 価 対 象 とし た シ ス テ ム と そ の説 明
●評 価 対 象 システム一 覧● シ ス テ ム の 概 要 ，機 能 ， 系 統 図 ，必 要 と す る サ ポ ー ト 系 ， 試 験 ， シ ス
テ ム信 頼 性 評 価 上 の主 要 な仮 定
② シス テ ム信 頼 性 評 価 手 法③ シ ス テ ム信 頼 性 評 価 の結 果
●起 因 事 象 ごとのシ ス テム 信 頼 性評 価 結果
●主 要 な ミ ニ マ ル カ ッ ト セ ッ ト （FT を用 い た場 合 ）④ シ ス テ ム信 頼 性 評 価 を実 施 せ ず に設 定 し た非 信 頼 度 と そ の根 拠

f. 信 頼 性 パ ラ メ ー タ①非 信 頼 度 を構 成 す る要 素 と評 価 式

東 海 第 二 発 電 所 の対 応 状 況①●各 起 因 事 象 に対 し て ，炉 心 損 傷 を防 止 す る た め に必 要 な緩 和 設 備 又 は緩 和
操 作 を検 討 し ，炉 心 損 傷 に 至 る事 故 シ ー ケ ン ス を 展 開 し た 。
●展 開 し た事 故 シ ー ケ ン ス の最 終 状 態 を炉 心 損 傷 状 態 又 は成 功 状 態 の い ず れか に分 類 し た 。事 故 シ ー ケ ン ス の最 終 状 態 に つ い て は ，炉 心 損 傷 に至 る主な要 因 の観 点 か ら区 別 す る た め ，「 崩 壊 熱 除 去 機 能 喪 失 」，
「全 交 流 動 力 電 源
喪 失 」，「 原 子 炉 冷 却 材 の 流 出 」 に 分 類 し た 。
●選 定 し た各 起 因 事 象 の特 徴 を踏 ま え ， ヘ デ ィ ン グ及 び事 故 進 展 の説 明 と イ
ベ ン ト ツ リ ー作 成 上 の主 要 な仮 定 を示 し た（「 3 . 1 . 2 . 4 事 故 シ ー ケ ン ス ( 1 ) イ ベ ン ト ツ リ ー ， ( 2 ) 事 故 シ ー ケ ン ス の 分
類 」）①評 価 対 象 と し た シ ス テ ム に つ い て は一 覧 表 を作 成 し， そ れ ぞ れ の シ ス テ ム
ご と に概 要 ，機 能 ，系 統 図 ，必 要 と す る サ ポ ー ト系 ， 試 験 ，シ ス テ ム信 頼
性 評 価 上 の主 要 な仮 定 を整 理 した 。
（「 3 . 1 . 2 . 5 シ ス テ ム 信 頼 性 ( 1 ) 評 価 対 象 と し た シ ス テ ム と そ の 説 明 」）
② シ ス テ ム信 頼 性 解 析 では， フ ロ ン ト ラ イ ン系 とサポ ー ト系 につ い て フ ォ ール ト ツ リ ー を作 成 し ，信 頼 性 評 価 を行 っ た 。
フ ォ ー ル ト ツ リ ー の作 成 に 当 た っ て は ，対 象 範 囲 を示 す系 統 図 を作 成 す ると と も に ， そ の範 囲 内 に あ る機 器 で モ デ ル化 す べ き故 障 モー ド を基 事 象 リ
ス ト の形 で整 理 し た 。 ま た ， こ れ ら の情 報 に基 づ き緩 和 設 備 につ い て フ ォー ル ト ツ リ ー を作 成 し ，定 量 化 を実 施 し た 。
（「 3 . 1 . 2 . 5 シ ス テ ム 信 頼 性 ( 2 ) シ ス テ ム 信 頼 性 評 価 手 法 」）
③ シ ス テ ム信 頼 性 解 析 の結 果 につ い て ，起 因 事 象 ご と に結 果 が異 な る も の は
起 因 事 象 ご と に評 価 し ，主 要 なミ ニ マ ル カ ッ ト セ ッ ト の評 価 も実 施 し た 。
（「 3 . 1 . 2 . 5 シ ス テ ム 信 頼 性 ( 3 ) シ ス テ ム 信 頼 性 評 価 の 結 果 」）
④ シ ス テ ム信 頼 性 評 価 を実 施 せ ず に設 定 し た非 信 頼 度 は な い 。
（「 3 . 1 . 2 . 5 シ ス テ ム 信 頼 性 」）

①系 統 の非 信 頼 度 を評 価 す る フ ォ ー ル ト ツ リ ー の基 事 象 （要 素 ） と し て ，機器 故 障 ，共 通 要 因 故 障 ，人 的 過 誤 等 が あ り ， そ れ ぞ れ の評 価 式 に基 づ き非
信 頼 度 を評 価 し た 。
（「 3 . 1 . 2 . 6 信 頼 性 パ ラ メ ー タ ( 1 ) 非 信 頼 度 を 構 成 す る 要 素 と 評 価 式 」）

「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月
Ｐ Ｒ Ａ の 説 明 に お け る 参 照 事 項（原 子 力 規 制 庁

原子力規制庁）」への東海第二発電所のＰＲＡの対応状況について平 成 2 5 年 9 月 ）の 記 載 内 容②機 器 故 障 率 パラメー タの 一 覧● 機 器 故 障 率 パ ラ メ ー タ の 設 定 方 法 （ 機 器 の 分 類 ，機 器 の 境 界 ，故 障 モー ドの分 類 等 ）●機 器 故 障 率 パ ラ メ ー タ の 一 覧 （故 障 モ ー ド ，故 障 率 等 ）●機 器 故 障 率 パ ラ メ ー タ の 不 確 実 さ幅

③機 器 復 帰 の取 扱 い方 法 及 び機 器 復 帰 失 敗 確 率④待 機 除 外 確 率⑤共 通 要 因 故 障 の評 価 方 法 と共 通 要 因 故 障 パ ラ メ ー タ

東 海 第 二 発 電 所 の対 応 状 況

別紙 11－11②機 器 故 障 率 は，原 則 と し て ， Ｎ Ｕ Ｃ Ｉ Ａ で公 開 さ れ て い る国 内 プ ラ ン ト の故 障 実 績 （ 1982年 度 ～ 2002年 度 21 ヵ 年 49基 デ ー タ ） を 基 に し た 「 故 障 件 数の 不 確 実 さ を 考 慮 し た 国 内 一 般 機 器 故 障 率 の 推 定（ 平 成 2 1 年 5 月 公 表 ）」（以
下 「21 ヵ年 デ ー タ 」 と い う 。） に記 載 さ れ て い る デ ー タ を使 用 し た 。ま た ，
Ｎ Ｕ Ｃ Ｉ Ａ で公 開 されて い る国 内 プラン ト の故 障 実 績 は ， 「原 子 力 発 電 所に 関 す る 確 率 論 的 安 全 評 価 用 の機 器 故 障 率 の算 出 （ 1982年 度 ～ 1997年 度 16
ヵ 年 49基 デ ー タ 改 訂 版 ）（ 平 成 13年 2月 ） ，電 中 研 報 告 P00001 ，（ 財 ）電 力
中 央 研 究 所 」で定 義 した機 器 バウ ン ダ リ に従 っ た 。
（「 3 . 1 . 2 . 6 信 頼 性 パ ラ メ ー タ ( 2 ) 機 器 故 障 率 」）
③故 障 し た機 器 や外 部 電 源 の使 命 時 間 中 の復 旧 に は期 待 し て い な い 。
（「 3 . 1 . 2 . 6 信 頼 性 パ ラ メ ー タ ( 3 ) 機 器 復 帰 の 取 り 扱 い 方 法 及 び 機 器 復 帰 失
敗 確 率 」）
④機 器 の待 機 状 態 は Ｐ Ｏ Ｓ 分 類 の中 で直 接 考 慮 し て い る た め ，待 機 除 外 確 率は使 用 していな い 。
（「 3 . 1 . 2 . 6 信 頼 性 パ ラ メ ー タ ( 4 ) 待 機 除 外 確 率 」）
⑤冗 長 機 能 を有 す る機 器 を対 象 に,動 的 機 器 の動 的 故 障 モ ー ド及 び一 部 の静的 機 器 に つ い て共 通 要 因 故 障 を考 慮 し た 。 ま た ，共 通 要 因 故 障 パ ラ メ ー タに つ い て は ，米 国 で公 開 さ れ て い る文 献 に記 載 の デ ー タ を使 用 し た 。
（「 3 . 1 . 2 . 6 信 頼 性 パ ラ メ ー タ ( 5 ) 共 通 要 因 故 障 の 評 価 方 法 と 共 通 要 因 故 障
パ ラ メ ー タ 」）

「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月
Ｐ Ｒ Ａ の 説 明 に お け る 参 照 事 項（原 子 力 規 制 庁

原子力規制庁）」への東海第二発電所のＰＲＡの対応状況について平 成 2 5 年 9 月 ）の 記 載 内 容

g. 人 的 過 誤① 評 価 対 象 と し た人 的 過 誤 及 び評 価 結 果●人 的 過 誤 の評 価 に用 い た 手 法● 人 的 過 誤 の分 類 ，人 的 操 作 に対 す る許 容 時 間 ，過 誤 回 復 の取 扱 い●人 的 過 誤 評 価 結 果

別紙 11－12●人 的 過 誤 評 価 用 いた主 要 な仮 定①炉 心 損 傷 頻 度 の算 出 に用 い た方 法

②炉 心 損 傷 頻 度●全 炉 心 損 傷 頻 度 及 び主 要 な事 故 シ ー ケ ン ス と分 析
●起 因 事 象 別 の炉 心 損 傷 頻 度 及 び主 要 な事 故 シ ー ケ ン ス と分 析
● プ ラ ン ト 損 傷 状 態 別 炉 心 損 傷 頻 度 及 び主 要 な事 故 シ ー ケ ン ス の 分 析③重 要 度 解 析 ，不 確 実 さ解 析 及 び感 度 解 析

東 海 第 二 発 電 所 の対 応 状 況①●人 的 過 誤 の発 生 確 率 の分 析 にお い て は ヒ ュ ー マ ン エ ラ ー ハ ン ド ブ ッ ク （ ＮＵ Ｒ Ｅ Ｇ ／ Ｃ Ｒ － １ ２ ７ ８ ） の Ｔ Ｈ Ｅ Ｒ Ｐ手 法 を用 い て人 的 過 誤 確 率 を評価 した。
●人 的 過 誤 は起 因 事 象 発 生 前 と起 因 事 象 発 生 後 に分 類 し た 。 そ れ ぞ れ に対 して ， プ ラ ン ト の運 転 ，保 守 ，点 検 等 ，炉 心 損 傷 頻 度 に 有 意 な影 響 を及 ぼ し
得 る人 間 の タ ス ク を分 析 し ， タ ス ク を遂 行 す る過 程 で 起 こ り得 る人 的 過 誤を 同 定 し ，人 的 過 誤 評 価 結 果 を 示 し た 。起 因 事 象 発 生 前 の 人 的 過 誤 と し て ，試 験 ・保 守 作 業 の終 了 後 の 通 常 状 態 へ の復 旧 忘 れ （手 動 弁 の開 閉 忘 れ等 ）を考 慮 し た 。起 因 事 象 発 生 後 と し て ，認 知 失 敗 及 び操 作 失 敗 を考 慮 し た 。
● 認 知 失 敗 確 率 の 評 価 で は ，成 功 基 準 解 析 及 び 事 故 進 展 解 析 の 結 果 を 踏 ま え ，人 的 操 作 に対 す る許 容 時 間 を考 慮 し ， Ｔ Ｈ Ｅ Ｒ Ｐ の標 準 診 断 曲 線 を参 照 して失 敗 確 率 を設 定 し た 。 ま た ，過 誤 回 復 に ゆ い て は各 人 的 過 誤 の特 徴 を考
慮 し ，過 誤 回 復 に期 待 で き る か否 か を判 断 の上 ，設 定 し た 。
●起 因 事 象 発 生 前 及 び起 因 事 象 発 生 後 の人 的 過 誤 確 率 の評 価 結 果 を一 覧 表 で整理 した。
●各 人 的 過 誤 の評 価 に お い て評 価 上 の仮 定 を整 理 し た 。
（「 3 . 1 . 2 . 7 人 的 過 誤 ）①本 評 価 では小 イベ ン ト ツ リ ー ／大 フォ ー ル ト ツ リ ー の モ デ ル を作 成 し，計算 コ ー ド に は Safety Watcher を用 い て , フ ォ ー ル ト ツ リ ー 結 合 法 に よ る 炉
心 損 傷 頻 度 の定 量 化 を行 っ た 。
（「 3 . 1 . 2 . 8 炉 心 損 傷 頻 度 ( 1 ) 炉 心 損 傷 頻 度 の 算 出 に 用 い た 方 法 」）
②全 炉 心 損 傷 頻 度 ，起 因 事 象 及 び Ｐ Ｏ Ｓ別 の炉 心 損 傷 頻 度 及 び主 要 な事 故 シ
ー ケ ン ス を整 理 し ，結 果 の 分 析 を行 っ た 。
な お ，停 止 時 にお い て は ， レ ベ ル １ ． ５ Ｐ Ｒ Ａ は実 施 しな い た め ， プ ラ ン
ト 損 傷 状 態 別 の炉 心 損 傷 頻 度 の評 価 は実 施 し て い な い 。
（「 3 . 1 . 2 . 8 炉 心 損 傷 頻 度 ( 2 ) 炉 心 損 傷 頻 度 （ 点 推 定 値 ）」）③炉 心 損 傷 頻 度 に至 る支 配 的 な要 因 を確 認 す る観 点 で ，重 要 度 解 析 を実 施 した 。 ま た ，炉 心 損 傷 頻 度 の不 確 実 さの幅 を評 価 す る た め ，不 確 実 さ解 析 を
実 施 した。感 度 解 析 は，現 行 保 安 規 定 におけ る運 用 管 理 のリ ス ク へ の影 響
を把 握 す る た め の評 価 を実 施 した 。
（「 3 . 1 . 2 . 8 炉 心 損 傷 頻 度 ( 2 ) 重 要 度 解 析 ， 不 確 実 さ 解 析 及 び 感 度 解 析 」）

「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月
Ｐ Ｒ Ａ の 説 明 に お け る 参 照 事 項（原 子 力 規 制 庁

原子力規制庁）」への東海第二発電所のＰＲＡの対応状況について平 成 2 5 年 9 月 ）の 記 載 内 容３ ． ２ 外 部 事 象 （地 震 ）a. 対 象 プ ラ ン ト と 事 故 シ ナ リ オ①対 象 とす る プ ラ ン ト の説 明
●地 震 Ｐ Ｒ Ａ の中 で考 慮 す る設 備 の一 覧 及 び設 備 の 説 明● ウ ォ ー ク ダ ウ ン実 施 の有 無 と ウ ォ ー ク ダ ウ ン の結 果

②地 震 に よ り炉 心 損 傷 に至 る事 故 シ ナ リ オ と分 析
●事 故 シ ナ リ オ の分 析 ・選 定 と ス ク リ ー ニ ン グ の説 明●事 故 シナリオ と起 因 事 象 の分 析 結 果●建 物 ・機 器 リ ス ト の作 成 結 果

東 海 第 二 発 電 所 の対 応 状 況

別紙 11－13①内 部 事 象 出 力 運 転 時 レベ ル １ Ｐ Ｒ Ａ に お い て収 集 した プ ラ ン ト構 成 ・特 性
等 に関 す る情 報 の他 ，配 置 関 連 設 計 図 書 等 に よ り地 震 Ｐ Ｒ Ａ に必 要 な情 報を収 集 ・整 理 し た 。 ま た ， 机 上 検 討 では確 認 が難 し い プ ラ ン ト情 報 を取 得
す る た め ，及 び検 討 し た シ ナ リ オ の妥 当 性 を確 認 す る た め に ，東 海 第 二 発
電 所 にお い て プ ラ ン ト ウ ォ ー ク ダ ウ ン を実 施 し ，以 下 の点 に つ い て問 題 がな いこ と を確 認 した。
・耐 震 安 全 性 の確 認
・二 次 的 影 響 の確 認（「 3 . 2 . 1 . 1 対 象 プ ラ ン ト と 事 故 シ ナ リ オ ( 1 ) 対 象 と す る プ ラ ン ト の 説 明 」）
②地 震 に よ り炉 心 損 傷 に至 る事 故 シ ナ リ オ を抽 出 し ， ス ク リ ー ニ ン グ で除 外
す る シ ナ リ オ に つ い て は そ の内 容 を明 記 し た 。除 外 され ず に残 っ た事 故 シ
ナ リ オ を分 析 し ，以 下 の起 因 事 象 を選 定 し た 。
・原 子 炉 建 屋 損 傷
・格 納 容 器 損 傷・原 子 炉 圧 力 容 器 損 傷
・格 納 容 器 バイパス・原 子 炉 冷 却 材 圧 力 バウ ンダ リ喪 失 （ＥＬ Ｏ ＣＡ ）・計 装 ・制 御 系 喪 失・直 流 電 源 喪 失・交 流 電 源 喪 失・外 部 電 源 喪 失・過 渡 事 象（「 3 . 2 . 1 . 1 対 象 プ ラ ン ト と 事 故 シ ナ リ オ ( 2 ) 地 震 に よ り 炉 心 損 傷 に 至 る 事
故 シ ナ リ オ と 分 析 」）

「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月
Ｐ Ｒ Ａ の 説 明 に お け る 参 照 事 項（原 子 力 規 制 庁

原子力規制庁）」への東海第二発電所のＰＲＡの対応状況について平 成 2 5 年 9 月 ）の 記 載 内 容

b. 地 震 ，津 波 ハ ザ ー ド①地 震 ハ ザ ー ド評 価 の方 法
● 新 規 制 基 準 （ 地 震 ）に て 策 定 さ れ た 基 準 地 震 動 の 超 過 確 率 の 算 出 に 用い た地 震 ハ ザ ー ド及 び津 波 ハ ザ ー ド評 価 に用 い た手 法 の説 明
②地 震 ハ ザ ー ド評 価 に当 た っ て の主 要 な仮 定
● 震 源 モ デ ル ，地 震 動 伝 播 モ デ ル の 設 定 と 各 モ デ ル の 設 定 根 拠 及 び 不 確
実 さ要 因 の分 析 結 果 の説 明
●不 確 実 さ要 因 の分 析 結 果 に基 づ い て作 成 し た ロ ジ ッ ク ツ リ ー の明 示と ロ ジ ッ ク ツ リ ー の 各 分 岐 に お い て 設 定 し た重 み の根 拠 の説 明

別紙 11－14③地 震 ハザード評 価 結 果● 作 成 し た ロ ジ ッ ク ツ リ ー を 用 い た 地 震 ハ ザ ー ド 曲 線 群 の 算 出 と ，各 ハ
ザ ー ド曲 線 群 か ら求 め た信 頼 度 別 ハ ザ ー ド曲 線 や平 均 ハ ザ ー ド曲 線の説 明
●地 震 ハ ザ ー ド評 価 結 果 に基 づ く フ ラ ジ リ テ ィ評 価 用 地 震 動 の作 成 方
法 の説 明東 海 第 二 発 電 所 の対 応 状 況①日 本 原 子 力 学 会 標 準 「原 子 力 発 電 所 の地 震 を起 因 と し た確 率 論 的 安 全 評 価
実 施 基 準 ：2007 」 の 方 法 に 基 づ き 評 価 し た 。
（「 3 . 2 . 1 . 2 確 率 論 的 地 震 ハ ザ ー ド ( 1 ) 確 率 論 的 地 震 ハ ザ ー ド 評 価 の 方 法 」）
②震 源 モデル は ，特 定 震 源 モ デ ル と領 域 震 源 モデルを 設 定 した。 そ れ ぞ れ の震 源 モ デ ル に お い て ，当 社 の調 査 結 果 等 に基 づ き設 定 し た震 源 モ デ ル （以下 ， モ デ ル Ａ と い う ） の他 ，地 震 調 査 研 究 推 進 本 部 の 知 見 に基 づ き設 定 した震 源 モデル（以 下 ，モデル Ｂと い う ）を ロ ジ ッ クツ リ ーで考 慮 した。
特 定 震 源 モ デ ル の う ち 内 陸 地 殻 内 地 震 の評 価 に お い て ， モ デ ル Ａ に つ い ては 敷 地 周 辺 の耐 震 設 計 上 考 慮 す る 活 断 層 等 の 他 ， 活 断 層 研 究 会 編 （1991 ）に掲 載 されて い る活 断 層 に基 づい て評 価 した 。 モ デル Ｂ に つ い て は地 震 調
査 研 究 推 進 本 部 （ 2 0 0 9 a ）で 考 慮 さ れ て い る 活 断 層 を 評 価 対 象 と し た 。特 定
震 源 モ デ ル の う ち 海 溝 型 地 震 の評 価 に お い て ， モ デ ル Ａ で は 関 東 地 震 を ，
モ デ ル Ｂ で は 関 東 地 震 及 び 茨 城 県 沖 で発 生 す る地 震 を 特 定 震 源 と し て扱 った。
領 域 震 源 モ デ ル に つ い て は ，内 陸 地 殻 内 地 震 及 び海 溝 型 地 震 を考 慮 し ，敷地 か ら 1 5 0 k m 程 度 を 評 価 対 象 と し た 。 モ デ ル Ａ に つ い て は ，垣 見 他 （ 2 0 0 3 ）を参 照 し て領 域 区 分 し ，各 領 域 の最 大 マ グ ニ チ ュ ー ド を領 域 内 の過 去 の地
震 の最 大 値 を基 に設 定 し た 。 モ デ ル Ｂ に つ い て は ，地 震 調 査 研 究 推 進 本 部（ 2 0 0 9 a ）に 基 づ い て 領 域 区 分 し ，各 領 域 の 最 大 マ グ ニ チ ュ ー ド を 地 震 調 査
研 究 推 進 本 部 （2012 ） に 基 づ き 設 定 し た 。
地 震 動 伝 播 モ デ ル は Noda et al(2012) に よ る 距 離 減 衰 式 を用 い た 。
ロ ジ ッ ク ツ リ ー は ，震 源 モ デ ル及 び地 震 動 伝 播 モ デ ル の設 定 に お い て ，地震 ハ ザ ー ド評 価 に大 き な影 響 を及 ぼ す要 因 に基 づ い て 作 成 し た 。震 源 モ デル につ い て は， モ デ ル Ａと モ デル Ｂ を ロジ ッ ク ツ リー で考 慮 した。
（「 3 . 2 . 1 . 2 確 率 論 的 地 震 ハ ザ ー ド ( 2 ) 確 率 論 的 地 震 ハ ザ ー ド 評 価 に 当 た って の 主 要 な 仮 定 」）
③上 記 を踏 ま え平 均 地 震 ハザ ー ド曲 線 及 び フ ラ ク タ イ ル地 震 ハ ザ ー ド曲 線 を
作 成 し た 。ま た ，基 準 地 震 動 Ｓ Ｓ の 応 答 ス ペ ク ト ル と 年 超 過 確 率 ご と の 一 様
ハ ザー ド ス ペク ト ル を比 較 し た。
フ ラ ジ リ テ ィ 評 価 用 地 震 動 は 年 超 過 確 率 10－ ５ の一 様 ハ ザ ー ド ス ペ ク ト ルに 適 合 す る 模 擬 波 と し ， 経 時 特 性 を基 準 地 震 動 ＳＳ の 策 定 と同 様 に Noda eta l .（ 2 0 0 2 ） に 基 づ き 地 震 規 模 Ｍ ＝ 7 . 6 ，等 価 震 源 距 離 X e q ＝ 2 5 . 7 k m と し た 。
（「 3 . 2 . 1 . 2 確 率 論 的 地 震 ハ ザ ー ド ( 3 ) 確 率 論 的 地 震 ハ ザ ー ド 評 価 結 果 」）

「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月
Ｐ Ｒ Ａ の 説 明 に お け る 参 照 事 項（原 子 力 規 制 庁

原子力規制庁）」への東海第二発電所のＰＲＡの対応状況について平 成 2 5 年 9 月 ）の 記 載 内 容

c. 建 屋 ・機 器 の フ ラ ジ リ テ ィ①評 価 対 象 と損 傷 モ ー ド の 設 定② フラ ジ リ ティ の評 価 方 法 の選 択
③ フ ラ ジ リ テ ィ 評 価 上 の主 要 な仮 定 （不 確 実 さ の設 定 ， 応 答 係 数 等 ）④ フラ ジ リ ティ評 価 における耐 力 情 報●評 価 部 位 ，損 傷 モ ー ド及 び そ の耐 力 値 と確 率 分 布●評 価 部 位 の材 料 と温 度 【 構 造 損 傷 の場 合 】●機 能 限 界 値 の諸 元 【機 能 損 傷 の場 合 】⑤ フラ ジ リ ティ評 価 における応 答 情 報●評 価 部 位 ，損 傷 モ ー ド及 び そ の応 答 値 と確 率 分 布●基 準 地 震 動 に よ る地 震 力 で発 生 す る評 価 部 位 の応 答 と そ の他 の荷 重
条 件 に よ る評 価 部 位 の応 答 の内 訳 【構 造 損 傷 の場 合 】●基 準 地 震 動 に よ る地 震 力 で発 生 す る評 価 部 位 の応 答 【機 能 損 傷 の場
合】
⑥建 物 ・機 器 の フ ラ ジ リ テ ィ評 価 結 果

東 海 第 二 発 電 所 の対 応 状 況①～⑥
以 下 の手 順 で フ ラ ジ リ テ ィ評 価 を実 施 し た 。
(1)評 価 対 象 と損 傷 モ ー ド の 設 定(2)評 価 方 法 の選 択
(3)評 価 上 の不 確 か さ ， 応 答 係 数 等 の設 定
(4)現 実 的 耐 力 の評 価
(5)現 実 的 応 答 の評 価
(6) フ ラ ジ リ テ ィ の 評 価
建 屋 フラジ リ テ ィ及 び屋 外 重 要 土 木 構 造 物 のフラジ リ テ ィ は 「現 実 的 耐 力と 現 実 的 応 答 に よ る 方 法（ 応 答 解 析 に 基 づ く 方 法 ）」，機 器 フ ラ ジ リ テ ィ は「 耐力 係 数 と 応 答 係 数 に よ る 方 法 （ 安 全 係 数 法 ）」 を 評 価 方 法 と し て 採 用 し た 。
ま た ，各 機 器 に対 す る耐 震 評 価 結 果 ，加 振 試 験 結 果 ，文 献 値 等 を基 に ，現
実 的 耐 力 と現 実 的 応 答 を評 価 し て フ ラ ジ リ テ ィ を算 出 し た 。 な お ， 構 造 損 傷
モ ー ド に つ い て は ，機 器 の 損 傷 に 支 配 的 と な る 部 位 に 着 目 し て 評 価 を 行 っ た 。

別紙 11－15（「 3 . 2 . 1 . 3 - 1 建 屋 の フ ラ ジ リ テ ィ 」，
「 3.2.1.3-2 屋 外 重 要 土 木 構 造 物 の フ ラ
ジ リ テ ィ 」，「 3 . 2 . 1 . 3 - 3 機 器 の フ ラ ジ リ テ ィ 」）

d. 事 故 シ ー ケ ン ス(1) 起 因 事 象①評 価 対 象 と し た起 因 事 象 の リ ス ト ，説 明 及 び発 生 頻 度●地 震 に よ り誘 発 さ れ る起 因 事 象 の選 定 方 法 と そ の結 果
● グ ル ー プ 化 し て い る 場 合 に は グ ル ー プ 化 の 考 え 方 ，発 生 頻 度 の 評 価 方法●対 象 外 とし た起 因 事 象 と，対 象 外 とし た理 由
●地 震 固 有 の事 象 と そ の取 扱 い②階 層 イベント ツ リ ー とそ の説 明
●起 因 事 象 の階 層 化 の考 え 方 ， イ ベ ン ト ツ リ ー と そ の 説 明①事 故 シ ナ リ オ の分 析 を踏 ま え ，地 震 Ｐ Ｒ Ａ に お け る 起 因 事 象 は以 下 を評 価
対象 とした。
・原 子 炉 建 屋 損 傷
・格 納 容 器 損 傷・原 子 炉 圧 力 容 器 損 傷
・格 納 容 器 バイパス・原 子 炉 冷 却 材 圧 力 バウ ンダ リ喪 失 （Ｅｘ ｃ ｅｓ ｓ ｉｖ ｅ － ＬＯ Ｃ Ａ ）・計 装 ・制 御 系 喪 失・直 流 電 源 喪 失・交 流 電 源 喪 失・外 部 電 源 喪 失・過 渡 事 象②階 層 イ ベ ン ト ツ リ ー は ， 起 因 事 象 が発 生 し た時 の炉 心 損 傷 へ の影 響 が大 き
い順 に並 べ ， こ れ ら を ヘ デ ィ ン グ と し た 。
「 3.2.1.4 事 故 シ ー ケ ン ス (1)起 因 事 象 」

「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月
Ｐ Ｒ Ａ の 説 明 に お け る 参 照 事 項（原 子 力 規 制 庁

原子力規制庁）」への東海第二発電所のＰＲＡの対応状況について平 成 2 5 年 9 月 ）の 記 載 内 容(2) 成 功 基 準①成 功 基 準 の一 覧●起 因 事 象 ごと の成 功 基 準●炉 心 損 傷 の定 義
●対 処 設 備 作 動 ま で の余 裕 時 間 及 び使 命 時 間● 成 功 基 準 設 定 の た め に熱 水 力 解 析 等 を実 施 し た場 合 は 使 用 し た解 析
結 果 ，及 び使 用 し た解 析 コー ド の検 証 性

東 海 第 二 発 電 所 の対 応 状 況①炉 心 損 傷 の定 義 ，炉 心 損 傷 を防 止 す る た め の緩 和 系 の成 功 基 準 並 び に余 裕
時 間 は内 部 事 象 出 力 運 転 時 レ ベ ル １ Ｐ Ｒ Ａ と相 違 が な い 。 ま た ，緩 和 手 段の な い起 因 事 象 に つ い て は 成 功 基 準 を設 定 し て い な い 。使 命 時 間 に つ い ては 内 部 事 象 出 力 運 転 時 レ ベ ル １ Ｐ Ｒ Ａ と 同 様 に 2 4 時 間 と し ，機 器 や 外 部 電
源 の復 旧 に は期 待 し て い な い 。
「 3.2.1.4 事 故 シ ー ケ ン ス (2)成 功 基 準 」(3) 事 故 シ ー ケ ン ス①イベントツリー● イベ ン ト ツリ ー図● ヘデ ィ ン グ，事 故 進 展 及 び最 終 状 態● イ ベ ン ト ツ リ ー作 成 上 の主 要 な仮 定

別紙 11－16(4) シ ス テ ム 信 頼 性①評 価 対 象 とし た シ ス テ ム と そ の説 明
●評 価 対 象 システム一 覧● 系 統 図 ，必 要 と す る サ ポ ー ト 系 ，試 験 ， シ ス テ ム 信 頼 性 評 価 上 の 主 要
な仮 定●B 及 び C クラ ス機 器 の取 扱 い②機 器 損 傷 に関 す る機 器 間 の相 関 の取 扱 い③ シス テ ム信 頼 性 評 価 結 果●起 因 事 象 ごとのシ ス テム信 頼 性 評 価 結果
●主 要 な ミ ニ マ ル カ ッ ト セ ッ ト （FT を用 い た場 合 ）④ シ ス テ ム信 頼 性 評 価 を実 施 せ ず に設 定 し た非 信 頼 度 と そ の根 拠
(5) 人 的 過 誤① 評 価 対 象 と し た人 的 過 誤 及 び評 価 結 果●人 的 過 誤 の評 価 に用 い た 手 法● 人 的 過 誤 の分 類 ，人 的 操 作 に対 す る許 容 時 間 ，過 誤 回 復 の取 扱 い●人 的 過 誤 評 価 用 いた主 要 な仮 定
●人 的 過 誤 評 価 結 果①起 因 事 象 の階 層 イ ベ ン ト ツ リ ー と炉 心 損 傷 直 結 事 象 以 外 の起 因 事 象 に対 して ，緩 和 系 の状 態 を表 す イ ベ ン ト ツ リ ー を作 成 し た 。 イ ベ ン ト ツ リ ー の展
開 方 法 に は小 イ ベ ン ト ツ リ ー ／大 フ ォ ー ル ト ツ リ ー法 を用 い た 。
「 3.2.1.4 事 故 シ ー ケ ン ス (3)事 故 シ ー ケ ン ス 」①内 部 事 象 出 力 運 転 時 レ ベ ル １ Ｐ Ｒ Ａ に お け る検 討 内 容 及 び事 故 シ ナ リ オ の分 析 を 踏 ま え て 作 成 し た 建 屋 ・機 器 リ ス ト を 使 っ て 対 象 範 囲 を 明 確 に し た 。
各 系 統 の情 報 や依 存 性 に つ い て は 内 部 事 象 出 力 運 転 時 レ ベ ル １ Ｐ Ｒ Ａ と 同様 である。
な お ，耐 震 重 要 度 B 及 び C ク ラ ス機 器 に つ い て は ，地 震 の影 響 を考 慮 し ，そ の機 能 は期 待 し な い 。 た だ し ， 安 全 設 備 の使 命 時 間 内 の機 能 維 持 に必 要と な る 燃 料 移 送 系 設 備 は評 価 対 象 と し た 。
②冗 長 設 備 は基 本 的 に同 一 の耐 震 設 計 が な さ れ た上 で 同 一 フ ロ ア に設 置 さ れ
る た め ，同 様 の系 統 及 び機 器 に対 す る機 能 喪 失 は ，系 統 間 及 び機 器 間 で完
全 相 関 （完 全 従 属 ） す る も の と し た 。 そ れ以 外 の系 統 間 及 び機 器 間 の相 関は完 全 独 立 を想 定 し た 。
③内 部 事 象 出 力 運 転 時 レベル １ Ｐ Ｒ Ａ と同 様 に， イベ ン ト ツ リ ー の ヘ デ ィ ン
グ に対 応 する フ ロ ン ト ラ イ ン系 と そ の サ ポ ー ト系 につ い て ， フ ォ ー ル ト ツ
リ ー を作 成 し ，信 頼 性 を評 価 した 。
④内 部 出 力 運 転 時 事 象 レベル １ Ｐ Ｒ Ａ で設 定 した項 目 を除 き ， シ ス テ ム信 頼
性 評 価 を実 施 せ ず に設 定 し た非 信 頼 度 は な い 。
「 3.2.1.4 事 故 シ ー ケ ン ス (4) シ ス テ ム 信 頼 性 」①地 震 Ｐ Ｒ Ａ で は以 下 に示 す よ う に ，内 部 事 象 出 力 運 転 時 レベ ル １ Ｐ Ｒ Ａ での検 討 に基 づ い た人 的 過 誤 確 率 を使 用 し た 。起 因 事 象 発 生 前 の人 的 過 誤 に
つ い て は地 震 に よ る影 響 を考 慮 する必 要 が な い た め ， 内 部 事 象 レベ ル １ Ｐ
Ｒ Ａ で の検 討 結 果 を用 い た 。起 因 事 象 発 生 後 の人 的 過 誤 は地 震 後 に対 応 する作 業 である こ と を考 慮 し，内 部 事 象 出 力 運 転 時 レベル １ Ｐ Ｒ Ａ と比 較 して高 い ス ト レ ス レ ベ ル を仮 定 した 。
「 3.2.1.4 事 故 シ ー ケ ン ス (5)人 的 過 誤 」

「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月

Ｐ Ｒ Ａ の 説 明 に お け る 参 照 事 項（原 子 力 規 制 庁

原子力規制庁）」への東海第二発電所のＰＲＡの対応状況について平 成 2 5 年 9 月 ）の 記 載 内 容(6) 炉 心 損 傷 頻 度①炉 心 損 傷 頻 度 の算 出 に用 い た方 法
②炉 心 損 傷 頻 度 結 果●全 炉 心 損 傷 頻 度 及 び主 要 な事 故 シ ー ケ ン ス と分 析
●起 因 事 象 別 の炉 心 損 傷 頻 度 及 び主 要 な事 故 シ ー ケ ン ス と分 析
● プ ラ ン ト 損 傷 状 態 別 炉 心 損 傷 頻 度 及 び主 要 な事 故 シ ー ケ ン ス と 分 析● 地 震 加 速 度 と炉 心 損 傷 頻 度 の関 係 と そ の分 析
③重 要 度 解 析 ，不 確 実 さ解 析 及 び感 度 解 析

東 海 第 二 発 電 所 の対 応 状 況① 本 評 価 で は ， フ ォ ー ル ト ツ リ ー 結 合 法 を 用 い た 計 算 コ ー ド
RiskSpectrum PSA に よ り 炉 心 損 傷 頻 度 を評 価 し た 。
②上 記 の と お り の評 価 手 法 に よ り定 量 化 し ，事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ別 の炉
心 損 傷 頻 度 ，地 震 加 速 度 区 分 別 炉 心 損 傷 頻 度 を算 出 し ，主 要 な事 故 シ ー ケ
ン スを確 認 した。
なお，地 震 レベ ル １ ． ５ Ｐ Ｒ Ａ は今 回 実 施 しないた め ， プ ラ ン ト損 傷 状 態
別 の分 析 評 価 は行 っ て い な い 。

別紙 11－17③事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ 等 の選 定 に係 る炉 心 損 傷 頻 度 の相 対 的 な割 合 の確認 に際 し て の参 考 と し て ， 不 確 実 さ解 析 を行 っ た 。
ま た ，炉 心 損 傷 に至 る支 配 的 な要 因 を確 認 す る観 点 で ，重 要 度 解 析 を実 施した。
ま た ，対 象 項 目 と し て評 価 結 果 に影 響 を及 ぼ す可 能 性 の あ る仮 定 ， デ ー タ
等 を選 定 し ，感 度 解 析 を実 施 し た 。
「 3.2.1.4 事 故 シ ー ケ ン ス (6)炉 心 損 傷 頻 度 」

「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月
Ｐ Ｒ Ａ の 説 明 に お け る 参 照 事 項（原 子 力 規 制 庁

原子力規制庁）」への東海第二発電所のＰＲＡの対応状況について平 成 2 5 年 9 月 ）の 記 載 内 容３ ． ２ 外 部 事 象 （津 波 ）a. 対 象 プ ラ ン ト と 事 故 シ ナ リ オ①対 象 とす る プ ラ ン ト の説 明
●津 波 Ｐ Ｒ Ａ の中 で考 慮 す る設 備 の一 覧 及 び設 備 の 説 明● ウ ォ ー ク ダ ウ ン実 施 の有 無 と ウ ォ ー ク ダ ウ ン の結 果

②津 波 に よ り炉 心 損 傷 に至 る事 故 シ ナ リ オ と分 析
●事 故 シ ナ リ オ の分 析 ・選 定 と ス ク リ ー ニ ン グ の説 明●事 故 シナリオ と起 因 事 象 の分 析 結 果●建 物 ・機 器 リ ス ト の作 成 結 果

別紙 11－18
b. 津 波 ハ ザ ー ド①津 波 ハ ザ ー ド評 価 の方 法
● 新 規 制 基 準 （ 津 波 ）に て 策 定 さ れ た 基 準 地 震 動 及 び 基 準 津 波 の 超 過 確
率 の算 出 に用 い た津 波 ハ ザ ー ド評 価 に用 い た手 法 の説 明

東 海 第 二 発 電 所 の対 応 状 況①内 部 事 象 出 力 運 転 時 レベ ル １ Ｐ Ｒ Ａ に お い て収 集 した プ ラ ン ト構 成 ・特 性
等 に関 す る情 報 の他 ，配 置 関 連 設 計 図 書 等 に よ り津 波 Ｐ Ｒ Ａ に必 要 な情 報を収 集 ・整 理 し た 。 ま た ， 机 上 検 討 では確 認 が難 し い プ ラ ン ト情 報 を取 得
す る た め ，及 び検 討 し た シ ナ リ オ の妥 当 性 を確 認 す る た め に ，東 海 第 二 発
電 所 にお い て プ ラ ン ト ウ ォ ー ク ダ ウ ン を実 施 し ，以 下 の点 に つ い て問 題 がな いこ と を確 認 した。
・津 波 の影 響・間 接 的 被 害 の可 能 性（「 3 . 2 . 2 . 1 対 象 プ ラ ン と 事 故 シ ナ リ オ ( 1 ) 対 象 と す る プ ラ ン ト の 説 明 」）
②津 波 に よ り炉 心 損 傷 に至 る事 故 シ ナ リ オ を抽 出 し ， ス ク リ ー ニ ン グ で除 外
す る シ ナ リ オ に つ い て は そ の内 容 を明 記 し た 。除 外 され ず に残 っ た事 故 シ
ナ リ オ を分 析 し ，以 下 の起 因 事 象 を選 定 し た 。
・最 終 ヒー ト シ ン ク喪 失・原 子 炉 建 屋 内 浸 水 によ る複 数 の緩 和 機 能 喪 失
ま た ，津 波 Ｐ Ｒ Ａ の評 価 対 象 設 備 を以 下 の よ う に分 類 し ，建 屋 ・機 器 リ ス
ト を作 成 した 。
・ 津 波 防 護 施 設 及 び浸 水 防 止 設 備・起 因 事 象 を引 き起 こ す設 備・起 因 事 象 を緩 和 す る 設 備（「 3 . 2 . 2 . 1 対 象 プ ラ ン と 事 故 シ ナ リ オ ( 2 ) 津 波 に よ り 炉 心 損 傷 に 至 る 事 故
シ ナ リ オ と 分 析 」）

①基 本 津 波 の超 過 確 率 の算 出 に用 い た確 率 論 的 津 波 ハ ザ ー ド は ，日 本 原 子 力
学 会 標 準 「原 子 力 発 電 所 に 対 す る津 波 を起 因 と し た確 率 論 的 リ ス ク評 価 に
関 す る 実 施 基 準 ： 2 0 1 1 」,「 確 率 論 的 津 波 ハ ザ ー ド 解 析 の 方 法 」（ 平 成 2 3 年
9 月 社 団 法 人 土 木 学 会 原 子 力 土 木 委 員 会 津 波 評 価 部 会 ），2 0 1 1 年 東 北 地
方 太 平 洋 沖 地 震 か ら得 ら れ た知 見 等 を踏 ま え実 施 し た 。
（「 3 . 2 . 2 . 2 確 率 論 的 津 波 ハ ザ ー ド ( 1 ) 確 率 論 的 津 波 ハ ザ ー ド 評 価 の 方 法 」）

「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月
Ｐ Ｒ Ａ の 説 明 に お け る 参 照 事 項（原 子 力 規 制 庁

原子力規制庁）」への東海第二発電所のＰＲＡの対応状況について平 成 2 5 年 9 月 ）の 記 載 内 容②津 波 ハ ザ ー ド評 価 に当 た っ て の主 要 な仮 定
● 津 波 発 生 モ デ ル ，津 波 伝 播 モ デ ル の 設 定 と 各 モ デ ル の 設 定 根 拠 及 び 不
確 実 さ要 因 の分 析 結 果 の説 明
●不 確 実 さ要 因 の分 析 結 果 に基 づ い て作 成 し た ロ ジ ッ ク ツ リ ー の明 示と ロ ジ ッ ク ツ リ ー の 各 分 岐 に お い て 設 定 し た重 み の根 拠 の説 明

③津 波 ハザード評 価 結 果● 作 成 し た ロ ジ ッ ク ツ リ ー を 用 い た 津 波 ハ ザ ー ド 曲 線 群 の 算 出 と ，各 ハ
ザ ー ド曲 線 群 か ら求 め た信 頼 度 別 ハ ザ ー ド曲 線 や平 均 ハ ザ ー ド曲 線の説 明
●津 波 ハ ザ ー ド評 価 結 果 に基 づ く フ ラ ジ リ テ ィ評 価 用 地 震 動 及 び津 波
水 位 変 動 の作 成 方 法 の説 明

別紙 11－19

c. 建 屋 ・機 器 の フ ラ ジ リ テ ィ①評 価 対 象 と損 傷 モ ー ド の 設 定② フラ ジ リ ティ の評 価 方 法 の選 択
③ フ ラ ジ リ テ ィ 評 価 上 の主 要 な仮 定 （不 確 実 さ の設 定 ， 応 答 係 数 等 ）④ フラ ジ リ ティ評 価 における耐 力 情 報●評 価 部 位 ，損 傷 モ ー ド及 び そ の耐 力 値 と確 率 分 布●評 価 部 位 の材 料 と温 度 【 構 造 損 傷 の場 合 】●機 能 限 界 値 の諸 元 【機 能 損 傷 の場 合 】⑤ フラ ジ リ ティ評 価 における応 答 情 報●評 価 部 位 ，損 傷 モ ー ド及 び そ の応 答 値 と確 率 分 布●基 準 津 波 に よ る波 力 等 で発 生 す る評 価 部 位 の応 答 とそ の他 の荷 重 条
件 に よ る評 価 部 位 の応 答 の内 訳 【構 造 損 傷 の場 合 】● 基 準 津 波 に よ る 津 波 水 位 変 動 で 被 水 ・没 水 す る 評 価 部 位 の 状 況 【 機 能
損 傷 の場 合 】⑥建 物 ・機 器 の フ ラ ジ リ テ ィ評 価 結 果

東 海 第 二 発 電 所 の対 応 状 況• ②認 識 論 的 不 確 実 さ と し て ，津 波 発 生 領 域 ，波 源 モ デ ル ，発 生 パ タ ー ン ，
地 震 規 模 ，平 均 発 生 間 隔 等 を考 慮 し た 。偶 然 的 不 確 実 さ と し て ，津 波 水 位の ば ら つ き の分 布 を対 数 正 規 分 布 とし て考 慮 し た 。 ロ ジ ッ ク ツ リ ー の作 成に 当 た っ て は ，日 本 原 子 力 学 会 標 準（ 2 0 1 1 ），土 木 学 会（ 2 0 0 2 ，2 0 0 9 ，2 0 1 1 ），原 子 力 安 全 基 盤 機 構 （ 2 0 1 4 ）， 地 震 調 査 研 究 推 進 本 部 （ 2 0 1 2 a ，2 0 1 2 b ） を 参
考 と し ，2011 年 東 北 地 方 太 平 洋 沖 地 震 の知 見 を踏 ま え て 分 岐 及 び重 み を 設定 した。
（「 3 . 2 . 2 . 2 確 率 論 的 津 波 ハ ザ ー ド ( 2 ) 確 率 論 的 津 波 ハ ザ ー ド 評 価 に 当 た って の 主 要 な 仮 定 」）
③ ロ ジ ッ ク ツ リ ー を 基 に ハ ザ ー ド 曲 線 を算 定 し た 。最 高 水 位 及 び最 低 水 位 の
年 超 過 確 率 は 10－ ４ 程 度 及 び 10－ ３ 程 度 で あ る 。
（「 3 . 2 . 2 . 2 確 率 論 的 津 波 ハ ザ ー ド ( 3 ) 確 率 論 的 津 波 ハ ザ ー ド 評 価 結 果 」）①～⑥
建 屋 ・ 機 器 リ ス ト に 基 づ き ，評 価 対 象 設 備 の 考 慮 す べ き 影 響 （ 損 傷 モ ー ド ）ご と に フ ラ ジ リ テ ィ を検 討 し た 。 そ の結 果 ，津 波 防 護 施 設 及 び浸 水 防 止 設
備 に つ い て は波 力 を ， ま た ，起 因 事 象 を引 き起 こ す設 備 及 び起 因 事 象 を緩和 する設 備 に つ い て は没 水 ，被 水 を津 波 に よ る支 配 的 な損 傷 モ ー ド と し て抽出 した。
抽 出 し た 評 価 対 象 設 備 に 対 す る 波 力 ，没 水 ，被 水 の 損 傷 モ ー ド に つ い て は ，津 波 が評 価 対 象 設 備 を損 傷 又 は評 価 対 象 設 備 に到 達 す る津 波 高 さ に達 し た
時 点 で ， 当 該 設 備 が確 率 1.0 で損 傷 す る と 仮 定 し た 。
（「 3 . 2 . 2 . 3 建 屋 ・ 機 器 フ ラ ジ リ テ ィ 」）

「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月
Ｐ Ｒ Ａ の 説 明 に お け る 参 照 事 項（原 子 力 規 制 庁

原子力規制庁）」への東海第二発電所のＰＲＡの対応状況について平 成 2 5 年 9 月 ）の 記 載 内 容

d. 事 故 シ ー ケ ン ス(1) 起 因 事 象①評 価 対 象 と し た起 因 事 象 の リ ス ト ，説 明 及 び発 生 頻 度●津 波 に よ り誘 発 さ れ る起 因 事 象 の選 定 方 法 と そ の結 果
● グ ル ー プ 化 し て い る 場 合 に は グ ル ー プ 化 の 考 え 方 ，発 生 頻 度 の 評 価 方法●対 象 外 とし た起 因 事 象 と，対 象 外 とし た理 由
●津 波 固 有 の事 象 と そ の取 扱 い②階 層 イベント ツ リ ー とそ の説 明
●起 因 事 象 の階 層 化 の考 え 方 ， イ ベ ン ト ツ リ ー と そ の 説 明

別紙 11－20(2) 成 功 基 準①成 功 基 準 の一 覧●起 因 事 象 ごと の成 功 基 準●炉 心 損 傷 の定 義
●対 処 設 備 作 動 ま で の余 裕 時 間 及 び使 命 時 間● 成 功 基 準 設 定 の た め に熱 水 力 解 析 等 を実 施 し た場 合 は 使 用 し た解 析
結 果 ，及 び使 用 し た解 析 コー ド の検 証 性(3) 事 故 シ ー ケ ン ス①イベントツリー● イベ ン ト ツリ ー図● ヘデ ィ ン グ，事 故 進 展 及 び最 終 状 態● イ ベ ン ト ツ リ ー作 成 上 の主 要 な仮 定(4) シ ス テ ム 信 頼 性①評 価 対 象 とし た シ ス テ ム と そ の説 明
●評 価 対 象 システム一 覧● 系 統 図 ，必 要 と す る サ ポ ー ト 系 ，試 験 ， シ ス テ ム 信 頼 性 評 価 上 の 主 要
な仮 定●B 及 び C クラ ス機 器 の取 扱 い②機 器 損 傷 に関 す る機 器 間 の相 関 の取 扱 い③ シス テ ム信 頼 性 評 価 結 果●起 因 事 象 ごとのシ ス テム 信 頼 性評 価 結果
●主 要 な ミ ニ マ ル カ ッ ト セ ッ ト （FT を用 い た場 合 ）④ シ ス テ ム信 頼 性 評 価 を実 施 せ ず に設 定 し た非 信 頼 度 と そ の根 拠

東 海 第 二 発 電 所 の対 応 状 況①津 波 Ｐ Ｒ Ａ で は以 下 の起 因 事 象 を抽 出 し た 。
・ 最 終 ヒ ー ト シ ン ク 喪 失 （T.P.+20m ～ T.P.+22m ）・原 子 炉 建 屋 内 浸 水 に よ る 複 数 の 緩 和 機 能 喪 失 （ 最 終 ヒ ー ト シ ン ク 喪 失 ）（ T.P.+22m ～T.P.+24m ）・ 防 潮 堤 損 傷 （T.P.+24m ～ ）②階 層 イ ベ ン ト ツ リ ー は ， 起 因 事 象 が発 生 し た時 の炉 心 損 傷 へ の影 響 が大 き
い順 に並 べ ， こ れ ら を ヘ デ ィ ン グ と し た 。
（「 3 . 2 . 2 . 4 事 故 シ ー ケ ン ス ( 1 ) 起 因 事 象 」）
①炉 心 損 傷 防 止 の成 功 基 準 は ，内 部 事 象 出 力 運 転 時 レ ベ ル １ Ｐ Ｒ Ａ と津 波 Ｐ
Ａ で は相 違 がな い た め ，内 部 事 象 出 力 運 転 時 レベル１ Ｐ Ｒ Ａ で設 定 した成功 基 準 を 用 い た 。た だ し ，津 波 襲 来 ま で に 原 子 炉 は 停 止 し て い る こ と か ら ，原 子 炉 停 止 機 能 につい て は ，評 価 対 象 とはせ ず考 慮 して い な い 。使 命 時 間に つ い て は 内 部 事 象 出 力 運 転 時 レ ベ ル １ Ｐ Ｒ Ａ と 同 様 に 2 4 時 間 と し ，機 器や外 部 電 源 の復 旧 に は期 待 し て い な い 。
（「 3 . 2 . 2 . 4 事 故 シ ー ケ ン ス ( 2 ) 成 功 基 準 」）
①起 因 事 象 「最 終 ヒ ー ト シ ン ク喪 失 」 に つ い て は ， い ず れ の シ ー ケ ン ス も炉心 損 傷 に至 る が ，圧 力 バ ウ ン ダ リ の健 全 性 及 び高 圧 炉 心 冷 却 系 で あ る原 子
炉 隔 離 時 冷 却 系 の成 否 に よ り事 故 シ ー ケ ン ス が異 な る た め ， イ ベ ン ト ツ リ
ー を展 開 して評 価 した 。
（「 3 . 2 . 2 . 4 事 故 シ ー ケ ン ス ( 3 ) 事 故 シ ー ケ ン ス 」）
① シ ス テ ム の非 信 頼 度 は ， 内 部 事 象 出 力 運 転 時 レベ ル １ Ｐ Ｒ Ａ と同 様 の評 価を用 いた。

② 系 統 間 の 従 属 性 の 取 扱 い は 内 部 事 象 レ ベ ル 1 P R A と 同 様 と し た 。ま た ，津 波の影 響 に つ い て は ，建 屋 内 に浸 水 し た場 合 ， フ ロ ア全 体 が一 様 な深 さ で浸水 し当 該 フ ロ ア の 機 器 は全 て 機 能 喪 失 す る と し た 。
③起 因 事 象 を緩 和 す る設 備 の シ ス テ ム信 頼 性 は ，内 部 事 象 出 力 運 転 時 レベ ル
１ Ｐ Ｒ Ａ と同 じ で あ る 。津 波 の影 響 を受 け る可 能 性 の あ る設 備 は ，建 屋 ・
機 器 フ ラ ジ リ テ ィ 評 価 の結 果 及 び人 的 過 誤 を考 慮 し て 設 備 の信 頼 性 評 価 を実施 した。
④内 部 出 力 運 転 時 事 象 レベル １ Ｐ Ｒ Ａ で設 定 した項 目 を除 き ， シ ス テ ム信 頼
性 評 価 を実 施 せ ず に設 定 し た非 信 頼 度 は な い 。
（「 3 . 2 . 2 . 4 事 故 シ ー ケ ン ス ( 4 ) シ ス テ ム 信 頼 性 」）

「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月
Ｐ Ｒ Ａ の 説 明 に お け る 参 照 事 項（原 子 力 規 制 庁

原子力規制庁）」への東海第二発電所のＰＲＡの対応状況について平 成 2 5 年 9 月 ）の 記 載 内 容(5) 人 的 過 誤① 評 価 対 象 と し た人 的 過 誤 及 び評 価 結 果●人 的 過 誤 の評 価 に用 い た 手 法● 人 的 過 誤 の分 類 ，人 的 操 作 に対 す る許 容 時 間 ，過 誤 回 復 の取 扱 い●人 的 過 誤 評 価 用 いた主 要 な仮 定
●人 的 過 誤 評 価 結 果(6) 炉 心 損 傷 頻 度①炉 心 損 傷 頻 度 の算 出 に用 い た方 法

別紙 11－21②炉 心 損 傷 頻 度 結 果●全 炉 心 損 傷 頻 度 及 び主 要 な事 故 シ ー ケ ン ス と分 析
●起 因 事 象 別 の炉 心 損 傷 頻 度 及 び主 要 な事 故 シ ー ケ ン ス と分 析
● プ ラ ン ト 損 傷 状 態 別 炉 心 損 傷 頻 度 及 び主 要 な事 故 シ ー ケ ン ス と 分 析● 地 震 加 速 度 と炉 心 損 傷 頻 度 の関 係 と そ の分 析
③重 要 度 解 析 ，不 確 実 さ解 析 及 び感 度 解 析

東 海 第 二 発 電 所 の対 応 状 況①起 因 事 象 発 生 前 の人 的 過 誤 に つ い て は津 波 に よ る影 響 を考 慮 す る必 要 が な
い た め ，内 部 事 象 レ ベ ル １ Ｐ Ｒ Ａ で の検 討 結 果 を用 い た 。起 因 事 象 発 生 後
人 的 過 誤 は津 波 襲 来 後 に対 応 す る作 業 で あ る こ と を考 慮 し ，内 部 事 象 出 力
運 転 時 レ ベ ル １ Ｐ Ｒ Ａ で の 検 討 結 果 と比 較 し て高 い ス ト レ ス レ ベ ル を仮 定した。
（「 3 . 2 . 2 . 4 事 故 シ ー ケ ン ス ( 5 ) 人 的 過 誤 」）
① 計 算 コ ー ド RiskSpectrum@PSA を用 い て フ ォ ー ル ト ツ リ ー 結 合 法 に よ り 炉
心 損 傷 頻 度 を評 価 し た 。
②上 述 し た手 順 で モ デ ル を 定 量 化 し，津 波 高 さ別 及 びプ ラ ン ト損 傷 状 態 別 の
炉 心 損 傷 頻 度 を評 価 し た 。 ま た ， 全 炉 心 損 傷 頻 度 へ の 寄 与 割 合 か ら主 要 な事 故 シ ー ケ ン ス を抽 出 し ， そ の内 容 を分 析 し た 。

③津 波 ハ ザ ー ド や ラ ン ダ ム 故 障 確 率 に含 ま れ る不 確 実 さ が炉 心 損 傷 頻 度 の分
布 に与 え る影 響 を評 価 す る た め ， 不 確 実 さ解 析 を行 っ た 。重 要 度 解 析 に つ
い て は ， 津 波 Ｐ Ｒ Ａ の 評 価 対 象 と な る 高 さ T.P. ＋20m 以 上 の津 波 で は 必 ず
炉 心 損 傷 に至 る こ と か ら ， 有 益 な結 果 が得 ら れ な い た め実 施 し て い な い 。
ま た ，感 度 解 析 と し て ，津 波 襲 来 前 に地 震 に よ り外 部 電 源 が喪 失 す る と仮定 し た評 価 を実 施 し た 。
（「 3 . 2 . 2 . 4 事 故 シ ー ケ ン ス ( 6 ) 炉 心 損 傷 頻 度 」）

「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月
Ｐ Ｒ Ａ の 説 明 に お け る 参 照 事 項（原 子 力 規 制 庁

原子力規制庁）」への東海第二発電所のＰＲＡの対応状況について平 成 2 5 年 9 月 ）の 記 載 内 容

４．レベル１．５ＰＲＡ
４．１ 内部事象
a. プ ラ ン ト の 構 成 ・特 性
①対 象 プラ ン ト に関 す る説 明
● 機 器 ・ 系 統 配 置 ，形 状 ・ 設 備 容 量 ，事 故 へ の 対 処 操 作 ，燃 料 及 び デ ブ
リ の移 動 経 路 など

b. プ ラ ン ト 損 傷 状 態 の分 類 及 び発 生 頻 度① プ ラ ン ト損 傷 状 態 の一 覧
● プ ラ ン ト損 傷 状 態 の考 え 方● プ ラ ン ト損 傷 状 態 の一 覧
● レ ベ ル １ の事 故 シ ー ケ ン ス に対 す る プ ラ ン ト 損 傷 状 態 の分 類 結 果● レ ベ ル １結 果 と の関 係 （ レ ベ ル １ の最 終 状 態 と分 類 が異 な る場 合 ）② プラ ン ト損 傷 状 態 ごとの発 生 頻度
● プラ ン ト損 傷 状 態 ごとの発 生 頻度

別紙 11－22

c. 格 納 容 器 破 損 モ ー ド① 格 納 容 器 破 損 モ ー ド の一 覧 と各 破 損 モ ー ド に 関 す る 説 明●格 納 容 器 破 損 モ ー ド分 類 の考 え方●格 納 容 器 破 損 モー ド の一 覧

●各 破 損 モー ド に関 す る説 明

d. 事 故 シ ー ケ ン ス①格 納 容 器 イ ベ ン ト ツ リ ー 構 築 の考 え方 及 び プ ロ セ ス●格 納 容 器 イ ベ ン ト ツ リ ー 構 築 の考 え方●格 納 容 器 イベント ツ リー 構 築 のプロセス の説 明

東 海 第 二 発 電 所 の対 応 状 況①対 象 プ ラ ン ト の機 器 ・系 統 配 置 ，形 状 ・設 備 容 量 ， 事 故 の緩 和 操 作 ，燃 料
及 びデ ブ リ の移 動 経 路 等 を整 理 した 。
（「 4 . 1 . 1 . 1 プ ラ ン ト の 構 成 ・ 特 性 ( 1 ) 対 象 プ ラ ン ト に 関 す る 説 明 」）

①内 部 事 象 出 力 運 転 時 レ ベ ル １ Ｐ Ｒ Ａ で 得 ら れ た炉 心 損 傷 状 態 に至 る す べ ての事 故 シ ー ケ ン ス に対 し て ，事 故 の進 展 及 び緩 和 操 作 の類 似 性 から プ ラ ン
ト損 傷 状 態 （ Ｐ Ｄ Ｓ ） に分 類 し，一 覧 表 で示 し た 。
（「 4 . 1 . 1 . 2 プ ラ ン ト 損 傷 状 態 の 分 類 及 び 発 生 頻 度 ( 1 ) Ｐ Ｄ Ｓ の 一 覧 」）
② プ ラ ン ト損 傷 状 態 ご と の 発 生 頻 度 を表 に整 理 し た 。
（「 4 . 1 . 1 . 2 プ ラ ン ト 損 傷 状 態 の 分 類 及 び 発 生 頻 度 ( 2 ) Ｐ Ｄ Ｓ 別 の 炉 心 損 傷
頻 度 」）①●事 故 の進 展 を考 慮 し て ， 格 納 容 器 の健 全 性 に影 響 を 与 え る負 荷 を分 析 し て
格 納 容 器 破 損 モードを分 類 し た。
●炉 心 損 傷 後 の格 納 容 器 内 の物 理 化 学 的 挙 動 を網 羅 的 に考 慮 し ，事 故 進 展 に
応 じ て想 定 さ れ る ，格 納 容 器 の健 全 性 に影 響 を与 え る 負 荷 を ，発 生 時 期 に
沿 って示 し た 。
●抽 出 し た負 荷 ，負 荷 の概 要 及 び格 納 容 器 破 損 モ ー ド の説 明 を示 し た 。
（「 4 . 1 . 1 . 3 格 納 容 器 破 損 モ ー ド ( 1 ) 格 納 容 器 破 損 モ ー ド の 一 覧 と 各 破 損 モ
ー ド に 関 す る 説 明 」）

① イ ベ ン ト ツ リ ー は ，炉 心 損 傷 後 の事 象 進 展 を考 慮 し ， Ｒ Ｐ Ｖ破 損 前 ， Ｒ Ｐ
Ｖ破 損 直 後 及 び事 故 進 展 後 長 期 の各 フ ェ ー ズ に お け る緩 和 設 備 の作 動 状
況 ，発 生 す る可 能 性 の あ る 各 格 納 容 器 破 損 モ ー ド を踏 ま え て 展 開 し た 。
（「 4 . 1 . 1 . 4 事 故 シ ー ケ ン ス ( 1 ) 格 納 容 器 イ ベ ン ト ツ リ ー 構 築 の 考 え 方 及 び
プ ロ セ ス 」）

「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月
Ｐ Ｒ Ａ の 説 明 に お け る 参 照 事 項（原 子 力 規 制 庁

原子力規制庁）」への東海第二発電所のＰＲＡの対応状況について平 成 2 5 年 9 月 ）の 記 載 内 容②格 納 容 器 イベント ツ リー
● 格 納 容 器 イ ベ ン ト ツ リ ー を 構 築 す る に 当 た っ て 検 討 し た ，重 要 な 物 理
化 学 現 象 ，対 処 設 備 の作 動 ・不 作 動 ，運 転 員 操 作 （ レ ベ ル1 と の整 合性 を含 む ） ， ヘ デ ィ ン グ間 の 従 属 性●格 納 容 器 イベント ツ リー
●格 納 容 器 イ ベ ン ト ツ リ ー の最 終 状 態 へ の健 全 な場 合 も含 め た格 納 容
器 破 損 モ ー ド の割 り付 け結 果

別紙 11－23

e. 事 故 進 展 解 析①解 析 対 象 とし た事 故 シーケ ン ス と対 象 事 故 シー ケ ン ス の説 明●事 故 シ ー ケ ン ス選 定 の考 え方●事 故 進 展 解 析 の解 析 条 件●解 析 対 象 とし た事 故 シーケ ン ス一 覧
●対 象 事 故 シー ケ ン ス の説 明
●有 効 性 評 価 の対 象 シ ー ケ ン ス と し て選 定 し た場 合 はそ の選 定 理 由②事 故 シーケン ス の解 析 結 果

f. 格 納 容 器 破 損 頻 度①格 納 容 器 破 損 頻 度 の評 価 方 法②格 納 容 器 イベ ン ト ツ リ ー ヘ デ ィ ン グ の分 岐 確 率●分 岐 確 率 の算 出 方 法●格 納 容 器 イベ ン ト ツ リ ー ヘ デ ィ ン グ の分 岐 確 率

東 海 第 二 発 電 所 の対 応 状 況②事 故 進 展 後 の各 フ ェ ー ズ に お け る緩 和 手 段 の作 動 状 況 及 び物 理 化 学 現 象に 基 づ き 設 定 し た ヘ デ ィ ン グ に 対 し て ，ヘ デ ィ ン グ 間 の 従 属 性 を 整 理 し た 。
ま た ，格 納 容 器 イ ベ ン ト ツ リ ー の 構 築 に当 た っ て は ， 最 終 状 態 が健 全 な場
合 も含 め て格 納 容 器 破 損 モ ー ド を 割 り付 け た 。
（「 4 . 1 . 1 . 4 事 故 シ ー ケ ン ス ( 2 ) 格 納 容 器 イ ベ ン ト ツ リ ー 」）

①事 故 進 展 解 析 の対 象 と し た事 故 シ ー ケ ン ス は ，事 故 進 展 の類 似 性 ，緩 和 設
備 の機 能 喪 失 状 態 の類 似 性 を考 慮 し て選 定 し た 。選 定 し た事 故 シ ー ケ ン ス
は ，選 定 理 由 と と も に一 覧 表 に整 理 し た 。 ま た ，事 故 進 展 解 析 の主 要 な解
析 条 件 を一 覧 表 に ま と め た 。
（「 4 . 1 . 1 . 5 事 故 進 展 解 析 ( 1 ) 解 析 対 象 と し た 事 故 シ ー ケ ン ス と 対 象 事 故 シ
ー ケ ン ス の 説 明 」）
②選 定 し た各 事 故 シ ー ケ ン ス に つ い て プ ラ ン ト の熱 水 力 挙 動 を解 析 し た結 果
及 び原 子 炉 圧 力 容 器 内 及 び 各 事 故 シ ー ケ ン ス の解 析 結 果 に お け る特 徴 的 な事 故 進 展 を記 載 し た 。
（「 4 . 1 . 1 . 5 事 故 進 展 解 析 ( 2 ) 事 故 シ ー ケ ン ス の 解 析 結 果 」）

①格 納 容 器 破 損 頻 度 の定 量 化 で は ，内 部 事 象 出 力 運 転 時 レ ベ ル １ Ｐ Ｒ Ａ の 評
価 に用 い て い る 計 算 コ ー ド と 同 じ Safety Watcher を 使 用 し ，格 納 容 器 イ ベ
ン ト ツ リ ー の ヘ デ ィ ン グ に 対 する分 岐 確 率 を入 力 条 件 と し て ， Ｐ Ｄ Ｓ ご との 条 件 付 き 格 納 容 器 破 損 確 率 （ Ｃ Ｃ Ｆ Ｐ ）及 び 格 納 容 器 破 損 頻 度 （ Ｃ Ｆ Ｆ ）を算 出 した。
（「 4 . 1 . 1 . 6 格 納 容 器 破 損 頻 度 ( 1 ) 格 納 容 器 破 損 頻 度 の 評 価 方 法 」）
②物 理 化 学 現 象 のヘ デ ィ ン グ に お い て ，不 確 実 さ が大 き い現 象 に対 し て は ，
当 該 現 象 の支 配 要 因 ，不 確 実 さ幅 及 び格 納 容 器 の構 造 健 全 性 へ の影 響 の因果 関 係 を明 ら か に し ，分 解 イ ベ ン ト ツ リ ー手 法 等 を用 い て ， 分 岐 確 率 を設定 した 。事 故 の緩 和 手 段 に関 する ヘ デ ィ ン グ に つ い て は ， レ ベ ル １ Ｐ Ｒ Ａのフォ ールト ツリ ーをも と に，フ ォール トツ リーを作 成 することにより ，
緩 和 手 段 の非 信 頼 度 （分 岐 確 率 ） を モ デ ル化 し た 。
（「 4 . 1 . 1 . 6 格 納 容 器 破 損 頻 度 ( 2 ) 格 納 容 器 イ ベ ン ト リ ツ リ ー ヘ デ ィ ン グ の分 岐 確 率 」）

「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月
Ｐ Ｒ Ａ の 説 明 に お け る 参 照 事 項（原 子 力 規 制 庁

原子力規制庁）」への東海第二発電所のＰＲＡの対応状況について平 成 2 5 年 9 月 ）の 記 載 内 容③格 納 容 器 破 損 頻 度 の評 価 結 果●全 格 納 容 器 破 損 頻 度 及 び主 要 事故 シーケン ス と分 析
●起 因 事 象 別 格 納 容 器 破 損 頻 度 及 び主 要 事 故 シ ー ケ ン ス と分 析
●破 損 モ ー ド別 格 納 容 器 破 損 頻 度 及 び主 要 事 故 シ ー ケ ン ス と分 析

g. 不 確 実 さ解 析 及 び感 度 解 析①不 確 実 解 析 結 果②感 度 解 析 結 果

東 海 第 二 発 電 所 の対 応 状 況③全 格 納 容 器 破 損 頻 度 ， Ｐ Ｄ Ｓ別 格 納 容 器 破 損 頻 度 ， 及 び破 損 モ ー ド別 格 納
容 器 破 損 頻 度 を整 理 し ，主 要 な事 故 シ ー ケ ン ス の 分 析 を 実 施 し た 。
（「 4 . 1 . 1 . 6 格 納 容 器 破 損 頻 度 ( 3 ) 格 納 容 器 破 損 頻 度 の 評 価 結 果 （ 点 推 定
値 ）」）①格 納 容 器 破 損 頻 度 の不 確 実 さ の幅 を評 価 す る た め ， 不 確 実 さ解 析 を実 施 した 。そ の 結 果 ，格 納 容 器 破 損 モ ー ド 別 の 点 推 定 値 は 不 確 実 さ 分 布 内 に あ り ，
点 推 定 値 と不 確 実 さ解 析 結 果 の傾 向 に大 き な差 が な い こ と を 確 認 し た 。
（「 4 . 1 . 1 . 7 不 確 実 さ 解 析 及 び 感 度 解 析 ( 1 ) 不 確 実 解 析 」）
② Ｍ ａ ｒ ｋ － Ⅱ型 格 納 容 器 の特 徴 を把 握 す る た め の感 度 解 析 を実 施 し ， そ の
結果 をとりまとめた。
（「 4 . 1 . 1 . 7 不 確 実 さ 解 析 及 び 感 度 解 析 ( 2 ) 感 度 解 析 」）

別紙 11－24

「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月
Ｐ Ｒ Ａ の 説 明 に お け る 参 照 事 項（原 子 力 規 制 庁

原子力規制庁）」への東海第二発電所のＰＲＡの対応状況について平 成 2 5 年 9 月 ）の 記 載 内 容４ ． ２ 外 部 事 象 （地 震 ）a. プ ラ ン ト の 構 成 ・特 性
①対 象 プラ ン ト に関 す る説 明
● 機 器 ・ 系 統 配 置 ，形 状 ・ 設 備 容 量 ，事 故 へ の 対 処 操 作 ，燃 料 及 び デ ブ
リ の移 動 経 路 など
● ウ ォ ー ク ダ ウ ン実 施 の有 無 と ウ ォ ー ク ダ ウ ン の結 果
②地 震 に よ り格 納 容 器 破 損 に至 る事 故 シ ナ リ オ● 格 納 容 器 損 傷 及 び そ の 波 及 的 影 響 の シ ナ リ オ の 分 析 ・選 定 と ス ク リ ー
ニ ング の説 明●事 故 シナリオ と起 因 事 象 の分 析 結 果●建 物 ・機 器 リ ス ト の作 成 結 果

別紙 11－25

b. 地 震 ハ ザ ー ド①地 震 ハ ザ ー ド評 価 の方 法
● 新 規 制 基 準 （ 地 震 ，津 波 ） に て 策 定 さ れ た 基 準 地 震 動 の 超 過 確 率 の 算
出 に用 い た地 震 ハ ザ ー ド評 価 に用 い た手 法②地 震 ハ ザ ー ド評 価 に当 た っ て の主 要 な仮 定
● 震 源 モ デ ル ，地 震 動 伝 播 モ デ ル の 設 定 と 各 モ デ ル の 設 定 根 拠 及 び 不 確
実 さ要 因 の分 析 結 果 の説 明
●不 確 実 さ要 因 の分 析 結 果 に基 づ い て作 成 し た ロ ジ ッ ク ツ リ ー の明 示と ロ ジ ッ ク ツ リ ー の 各 分 岐 に お い て 設 定 し た重 み の根 拠 の説 明
③地 震 ハザード評 価 結 果● 作 成 し た ロ ジ ッ ク ツ リ ー を 用 い た 地 震 ハ ザ ー ド 曲 線 群 の 算 出 と ，地 震
ハ ザ ー ド曲 線 群 か ら求 め た 信 頼 度 別 ハ ザ ー ド曲 線 や平 均 ハザ ー ド曲
線 の説 明●地 震 ハ ザ ー ド評 価 結 果 に基 づ く フ ラ ジ リ テ ィ評 価 用 地 震 動 の作 成 方
法 の説 明東 海 第 二 発 電 所 の対 応 状 況
地 震 レ ベ ル 1.5PRA に つ い て は ， 以 下 の 理 由 に よ り 実 施 は困 難 な 段 階 で ある。
・学 会 標 準 に 一 部 手 順 が 示 さ れ て い る の み で あ り ，標 準 的 な P R A 手 法 が 確
立 されていない。
・原 子 炉 格 納 容 器 や原 子 炉 建 屋 等 が地 震 動 に よ っ て直 接 損 傷 す る こ と が考え ら れ る が ， こ れ ら の損 傷 評 価 に関 し て ，現 時 点 で は 損 傷 箇 所 ，損 傷 モ
ー ド 等 を 詳 細 に評 価 す る 知 見 が な い こ と か ら ， 地 震 レ ベ ル 1.5PRA の実
施 に向 け た検 討 を始 め た と こ ろ で あ る 。
な お ，炉 心 損 傷 後 の格 納 容 器 内 の物 理 化 学 現 象 の進 展 は ，地 震 及 び津 波
等 の外 部 事 象 起 因 で あ っ て も内 部 事 象 と同 等 と考 え ら れ ，格 納 容 器 破 損 モ
ー ド は内 部 事 象 と同 等 と考 え て い る 。

同上「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月
Ｐ Ｒ Ａ の 説 明 に お け る 参 照 事 項（原 子 力 規 制 庁

原子力規制庁）」への東海第二発電所のＰＲＡの対応状況について平 成 2 5 年 9 月 ）の 記 載 内 容

別紙 11－26

c. 建 屋 ・機 器 の フ ラ ジ リ テ ィ①評 価 対 象 と損 傷 モ ー ド の 設 定② フラ ジ リ ティ の評 価 方 法 の選 択
③ フ ラ ジ リ テ ィ 評 価 上 の主 要 な仮 定 （不 確 実 さ の設 定 ， 応 答 係 数 等 ）④ フラ ジ リ ティ評 価 における耐 力 情 報●評 価 部 位 ，損 傷 モ ー ド及 び そ の耐 力 値 と確 率 分 布●評 価 部 位 の材 料 と温 度 【 構 造 損 傷 の場 合 】●機 能 限 界 値 の諸 元 【機 能 損 傷 の場 合 】⑤ フラ ジ リ ティ評 価 における応 答 情 報●評 価 部 位 ，損 傷 モ ー ド及 び そ の応 答 値 と確 率 分 布●基 準 地 震 動 に よ る地 震 力 で発 生 す る評 価 部 位 の応 答 と そ の他 の荷 重
条 件 に よ る評 価 部 位 の応 答 の内 訳 【構 造 損 傷 の場 合 】●基 準 地 震 動 に よ る地 震 力 で発 生 す る評 価 部 位 の応 答 【機 能 損 傷 の場
合】
●基 準 地 震 動 に よ る地 震 力 で発 生 す る評 価 部 位 の応 答 【機 能 損 傷 の場
合】
⑥建 物 ・機 器 の フ ラ ジ リ テ ィ評 価 結 果
d. プ ラ ン ト 損 傷 状 態 の分 類 及 び発 生 頻 度① プ ラ ン ト損 傷 状 態 の一 覧
● プ ラ ン ト損 傷 状 態 の考 え 方● プ ラ ン ト損 傷 状 態 の一 覧
● レ ベ ル １ の事 故 シ ー ケ ン ス に対 す る プ ラ ン ト 損 傷 状 態 の分 類 結 果● レ ベ ル １結 果 と の関 係 （ レ ベ ル １ の最 終 状 態 と分 類 が異 な る場 合 ）② プラ ン ト損 傷 状 態 ごとの発 生 頻度

e.格 納 容 器 破 損 モ ー ド① 格 納 容 器 破 損 モ ー ド の一 覧 と各 破 損 モ ー ド に 関 す る 説 明●格 納 容 器 破 損 モ ー ド分 類 の考 え方●格 納 容 器 破 損 モー ド の一 覧
●各 破 損 モー ド に関 す る説 明

東 海 第 二 発 電 所 の対 応 状 況
同上

同上

同上

「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月
Ｐ Ｒ Ａ の 説 明 に お け る 参 照 事 項（原 子 力 規 制 庁

原子力規制庁）」への東海第二発電所のＰＲＡの対応状況について平 成 2 5 年 9 月 ）の 記 載 内 容

f. 事 故 シ ー ケ ン ス①格 納 容 器 イ ベ ン ト ツ リ ー 構 築 の考 え方 及 び プ ロ セ ス●格 納 容 器 イ ベ ン ト ツ リ ー 構 築 の考 え方●格 納 容 器 イベント ツ リー 構 築 のプロセス の説 明
②格 納 容 器 イベント ツ リー
● 格 納 容 器 イ ベ ン ト ツ リ ー を 構 築 す る に 当 た っ て 検 討 し た ，重 要 な 物 理
化 学 現 象 ，対 処 設 備 の作 動 ・不 作 動 （ レ ベ ル １ と の整 合 性 を含 む ） ，
運 転 員 操 作 ，ヘ デ ィ ン グ間 の従 属 性●格 納 容 器 イベント ツ リー
●格 納 容 器 イ ベ ン ト ツ リ ー の最 終 状 態 へ の健 全 な場 合 も含 め た格 納 容
器 破 損 モー ド の割 り付 け

別紙 11－27

g. 事 故 進 展 解 析①解 析 対 象 とし た事 故 シーケ ン ス と対 象 事 故 シー ケ ン ス の説 明●事 故 シ ー ケ ン ス選 定 の考 え方●選 定 した事 故 シー ケ ン ス と説 明
●事 故 進 展 解 析 の解 析 条 件●有 効 性 評 価 の対 象 シ ー ケ ン ス と し て選 定 し た場 合 はそ の選 定 理 由②事 故 シーケン ス の解 析 結 果

h. 格 納 容 器 破 損 頻 度①格 納 容 器 破 損 頻 度 の評 価 方 法②格 納 容 器 イベ ン ト ツ リ ー ヘ デ ィ ン グ の分 岐 確 率●分 岐 確 率 の算 出 方 法●使 用 した分 岐 確 率③格 納 容 器 破 損 頻 度 の評 価 結 果●全 格 納 容 器 破 損 頻 度 及 び主 要 事故 シーケン ス と分 析
●起 因 事 象 別 格 納 容 器 破 損 頻 度 及 び主 要 事 故 シ ー ケ ン ス と分 析
●破 損 モ ー ド別 格 納 容 器 破 損 頻 度 及 び主 要 事 故 シ ー ケ ン ス と分 析

i. 不 確 実 さ解 析 及 び感 度 解 析①不 確 実 解 析 結 果②感 度 解 析 結 果

東 海 第 二 発 電 所 の対 応 状 況

同上

同上

同上

同上

「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月
Ｐ Ｒ Ａ の 説 明 に お け る 参 照 事 項（原 子 力 規 制 庁

原子力規制庁）」への東海第二発電所のＰＲＡの対応状況について平 成 2 5 年 9 月 ）の 記 載 内 容５ ．そ の他
a. 専 門 家 判 断①専 門 家 判 断 を用 い た事 項 と専 門 家 判 断 の結 果
②専 門 家 判 断 の導 出 の プ ロ セ ス

b. ピ ア レ ビ ュ ー① ピア レ ビ ュー チ ー ム及 びメ ンバー構 成●海 外 の専 門 家 も含 め た メ ン バ ー で あ る こ と② ピア レ ビ ュー の手 順

別紙 11－28③ ピア レ ビ ュー の結 果

④ ピ ア レ ビ ュ ー結 果 のＰ Ｒ Ａ へ の反 映 状 況c. 品 質 保 証① Ｐ Ｒ Ａ を実 施 する に当 た っ て行 っ た品 質 保 証 活 動● Ｐ Ｒ Ａ の実 施 体 制●更 新 ，記 録 管 理 体 制

東 海 第 二 発 電 所 の対 応 状 況①評 価 上 の仮 定 及 び計 算 が 適 切 か ど う か を判 断 す る場 合 ，専 門 家 判 断 を実 施した。
②関 連 す る分 野 に深 い知 識 や経 験 を有 す る も の を選 任 し ，専 門 家 判 断 を実 施した。

① レ ビ ュ ー ア の選 定 に当 た っ て は ，専 門 性 ，経 験 ，独 立 性 及 び公 正 性 の 4 つの要 素 を考 慮 し て選 定 し て い る 。
・今 回 実 施 し た レ ビ ュ ー実 施 方 法 を含 め ， Ｐ Ｒ Ａ全 般 を俯 瞰 し た視 点 から改 善 事 項 を抽 出 す る観 点 で Ｐ Ｒ Ａ の経 験 豊 富 な海 外 レ ビ ュ ー ア を招
聘 し，米 国 で の Ｐ Ｒ Ａ実 施 状 況 と の比 較 に基 づ く助 言 を得 る こ と と した。
② オ ン サ イ ト レ ビ ュ ー を効 率 的 ・効 果 的 に実 施 す る た め に ， 各 レ ビ ュ ー ア に事 前 にＰ Ｒ Ａ の概 要 資 料 を提 出 し，全 体 の内 容 把 握 及 び オ ン サ イ ト レ ビ ュー に お い て重 点 的 に内 容 を 確 認 す る項 目 の抽 出 ・整 理 す る期 間 を設 け た 。
オ ン サ イ ト レ ビ ュ ー に際 し て は ， 適 宜 Ｐ Ｒ Ａ実 施 者 と 質 疑 応 答 を行 い ，具体 的 な内 容 ・課 題 を共 有 し な が ら進 め た 。
③学 会 標 準 へ の不 適 合 や評 価 手 法 に問 題 が あ る と さ れ る 「指 摘 事 項 」 は 0 件
で あ り ，今 回 実 施 し た Ｐ Ｒ Ａ の評 価 結 果 に影 響 を及 ぼ す よ う な技 術 的 な問
題 点 がないこと が確 認 された 。
④ Ｐ Ｒ Ａ の 更 な る 品 質 向 上 に 資 す る と 考 え ら れ る「 推 奨 事 項 」と し て 1 2 件 のコ メ ン ト を受 理 し て お り ， 評 価 手 法 の見 直 し等 を含 め て今 後 の対 応 を検 討する。

①品 質 保 証 活 動 に基 づ く社 内 基 準 に従 っ て Ｐ Ｒ Ａ を実 施 し た 。
・ Ｐ Ｒ Ａ の実 施 に当 た っ て は ，必 要 な力 量 を有 す る者 を選 定 し ，品 質 保
証 上 必 要 と な る体 制 を整 備 し た上 で実 施 し た 。
・文 書 化 ，記 録 等 の管 理 体 制 及 び管 理 方 法 は社 内 基 準 に従 っ て適 切 に実施 した。

別紙 12
東海第二発電所

ＰＲＡピアレビュー実施結果及び今後の対応方針
について

1.

目

的

事故シーケンスグループ及び格納容器破損モードの選定にあたり実施したＰＲＡの妥当性確認及び品質向上を目的として，国内外のＰＲＡ専門家によるピアレビューを実施した。また，レビューにおいて指摘されたコメントについては，今後の対応方針を検討した。
2.

ピアレビューの実施内容

2.1

内部事象ＰＲＡ
今 回 実 施 し た 以 下 に 示 す 各 Ｐ Ｒ Ａ を 対 象 に ，日 本 原 子 力 学 会 標 準と の 整 合 性 ，及 び 国 内 外 の 知 見 を 踏 ま え た Ｐ Ｒ Ａ 手 法 の 妥 当 性 に つ
い て 確 認 を 行 っ た 。な お ，本 ピ ア レ ビ ュ ー で は「 Ｐ Ｓ Ａ ピ ア レ ビ ュー ガ イ ド ラ イ ン （ 平 成 21 年 6 月 一 般 社 団 法 人 日 本 原 子 力 技 術 協会 ）」 及 び 「 原 子 力 発 電 所 の 確 率 論 的 リ ス ク 評 価 の 品 質 確 保 に 関 す
る 実 施 基 準 :2013（ 2014 年 5 月

一般社団法人日 本 原 子 力 学 会 ）」（ 以 下 「 ガ イ ド ラ イ ン 等 」 と い う 。） を 参 考 に レ ビ ュ ー を 行 っ た 。
(1)

レビュー対象としたＰＲＡ

・内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡ・内部事象停止時レベル１ＰＲＡ・内部事象出力運転時レベル１．５ＰＲＡ
な お ，地 震 レ ベ ル １ Ｐ Ｒ Ａ 及 び 津 波 レ ベ ル １ Ｐ Ｒ Ａ に つ い て は ，実 施 時 期 が 異 な る た め ， 2.2 章 に 記 載 す る 。
(2)

レビュー体制レビューアの選定にあたっては，ガイドライン等に従い，専門
別紙 12－1

(3)国内レビューアのレビュー方法及び内容
ａ ． 事 前 準 備 （ 情 報 収 集 及 び 分 析 ）： 約 1 週 間
オンサイトレビューを効率的かつ効果的に実施するために，事前に当社から国内レビューアへＰＲＡの概要資料を提示し，国内レビューアが全体の内容を把握するとともに，オンサイト
レビューにおいて重点的に内容を確認する項目を抽出・整理す
る期間を設けた。
ｂ．オンサイトレビュー：約 1 週間
国内レビューアは，各ＰＲＡの実施内容について文書化された資料を基に，学会標準への適合性確認を主眼としてレビューを実施した。レビューを円滑に進めるため，ＰＲＡ実施者（当社社員，当社協力会社社員）と質疑応答の場を設け，事実関係を確認するとともに，国内レビューアとの質疑応答の内容については適宜文書化しながら進めた。
ｃ．ピアレビュー結果報告書の作成：約 1 か月
国内レビューアは，オンサイトレビューにて抽出したコメン
トを以下の項目ごとに整理し，ピアレビューの実施結果を報告書として取りまとめた。
・指摘事項
Ｐ Ｒ Ａ が 学 会 標 準 に 技 術 的 に 適 合 し な い も の ，又 は 評 価 結 果に影響を及ぼすような技術的な問題があるもの
・推奨事項
学 会 標 準 に は 適 合 し て い る も の の ，よ り 品 質 の 高 い Ｐ Ｒ Ａ の実施のために反映が推奨されるもの

別紙 12－3

・文書化における指摘事項
学会標準への適合性を示すための文書化が不足しているもの・文書化における改善提案
学会標準への適合性を示すための文書化はされているものの，ＰＲＡの説明性向上の観点から改善が望ましいもの・良好事例
良好的な事例で，今後も継続した実施が望まれるもの
2.2

外部事象ＰＲＡ
今 回 実 施 し た 以 下 に 示 す 各 Ｐ Ｒ Ａ を 対 象 に ，日 本 原 子 力 学 会 標 準と の 整 合 性 ，及 び 国 内 外 の 知 見 を 踏 ま え た Ｐ Ｒ Ａ 手 法 の 妥 当 性 に つ
い て 確 認 を 行 っ た 。な お ，本 ピ ア レ ビ ュ ー で は「 Ｐ Ｓ Ａ ピ ア レ ビ ュー ガ イ ド ラ イ ン （ 平 成 21 年 6 月 一 般 社 団 法 人 日 本 原 子 力 技 術 協会 ）」 及 び 「 原 子 力 発 電 所 の 確 率 論 的 リ ス ク 評 価 の 品 質 確 保 に 関 す
る 実 施 基 準 :2013（ 2014 年 5 月

一般社団法人日 本 原 子 力 学 会 ）」（ 以 下 「 ガ イ ド ラ イ ン 等 」 と い う 。） を 参 考 に レ ビ ュ ー を 行 っ た 。
(1)

レビュー対象としたＰＲＡ

・地震レベル１ＰＲＡ・津波レベル１ＰＲＡ(2)

レビュー体制レビューアの選定にあたっては，ガイドライン等に従い，専門
性，経験，独立性及び公正性の 4 つの要素を考慮して以下のとおり選定した。なお，レビューの実施にあたっては，多面的な視点で評価するため，各ＰＲＡはレビューチームのうち複数のメンバー（主担当，副担当）がレビューを行うこととした。また，今回別紙 12－4

る期間を設けた。
ｂ．オンサイトレビュー：約 1 週間
国内レビューアは，各ＰＲＡの実施内容について文書化された資料を基に，学会標準への適合性確認を主眼としてレビューを実施した。レビューを円滑に進めるため，ＰＲＡ実施者（当社社員，当社協力会社社員）と質疑応答の場を設け，事実関係を確認するとともに，国内レビューアとの質疑応答の内容については適宜文書化しながら進めた。
ｃ．ピアレビュー結果報告書の作成：約 1 か月
国内レビューアは，オンサイトレビューにて抽出したコメン
トを以下の項目ごとに整理し，ピアレビューの実施結果を報告書として取りまとめた。
・指摘事項
Ｐ Ｒ Ａ が 学 会 標 準 に 技 術 的 に 適 合 し な い も の ，又 は 評 価 結 果に影響を及ぼすような技術的な問題があるもの
・推奨事項
学 会 標 準 に は 適 合 し て い る も の の ，よ り 品 質 の 高 い Ｐ Ｒ Ａ の実施のために反映が推奨されるもの
・文書化における指摘事項
学会標準への適合性を示すための文書化が不足しているもの・文書化における改善提案
学会標準への適合性を示すための文書化はされているものの，ＰＲＡの説明性向上の観点から改善が望ましいもの別紙 12－6

・良好事例
良好的な事例で，今後も継続した実施が望まれるもの3.

レビュー結果の概要及び今後の対応方針(1)

国内レビューアからのコメント
国内レビューアによる東海第二発電所のＰＲＡに対するコメン
ト件数を表 1 に，コメントの分類ごとの割合を図 3 に示す。
レビューの結果，指摘事項は 0 件であり，今回実施したＰＲＡが学会標準に技術的に適合していること，及び評価結果に影響を及ぼすような技術的な問題点はないことが確認された。
ま た ， 推 奨 事 項 は 12 件 ， 文 書 化 に お け る 指 摘 事 項 は 10 件 ， 文
書 化 に お け る 改 善 提 案 は 97 件 ， 良 好 事 例 は 32 件 で あ っ た 。
国内レビューアによるレビュー結果の概要及び今後の対応方針
について以下にまとめる。

表 1

国内レビューアによるコメント件数

出力運転時
レベル１
ＰＲＡ

停止時
出力運転時
地震
津波
レベル１ レベル１．５ レベル１ レベル１
ＰＲＡ
ＰＲＡ
ＰＲＡ
ＰＲＡ

合計

指摘事項

0

0

0

0

0

0

推奨事項

7

3

0

1

1

12

指摘事項

1

7

0

2

0

10

改善提案

34

22

15

19

7

97

良好事例

14

7

5

5

1

32

合計

56

39

20

27

9

151

文書化

別紙 12－7

挙げられており，モデル化された内容が詳細に文書化されていない事例が多く挙げられた。文書化については，実施したＰＲ
Ａモデルの内容を説明するうえで重要な要素であることから，
今後文書化の際に改善を図っていく。文書化に関するコメントの一例を以下に示す。
＜文書化における指摘事項＞
・緩 和 操 作 と 緩 和 設 備 と の 従 属 性 に つ い て 追 記 す る 必 要 が あ る 。
（停止時レベル１ＰＲＡ）＜文書化における改善提案＞
・格 納 容 器 破 損 モ ー ド の 設 定 に お け る ，Ｉ Ｓ Ｌ Ｏ Ｃ Ａ の 発 生 箇
所 及 び 破 損 規 模 の 分 析 に つ い て は ，出 力 運 転 時 レ ベ ル １ Ｐ Ｒ
Ａ 説 明 資 料 に て 分 析 さ れ て い る た め ，該 当 箇 所 を 参 照 し て お
く こ と が 望 ま し い 。（ 出 力 運 転 時 レ ベ ル １ ． ５ Ｐ Ｒ Ａ ）ｄ．良好事例
今 回 の ピ ア レ ビ ュ ー で は 32 件 の 良 好 事 例 が 挙 げ ら れ た 。今 回良好事例として挙げられた項目については，今後も引き続き継続実施していくとともに，更なる品質向上に努めていく。良好事例の一例を以下に示す。
＜良好事例＞
・フォールトツリー集に，システムごとのフォールトツリーの作成内容が詳細かつ明確にまとめられている。
（出力運転時レ
ベル１ＰＲＡ）
・他 の 研 究 機 関 に お い て Ｂ Ｗ Ｒ ５ Ｍ ａ ｒ ｋ － Ⅱ 型 格 納 容 器 プ ラントを対象に実施された評価例も調査し，感度解析を実施して い る 。（ 出 力 運 転 時 レ ベ ル １ ． ５ Ｐ Ｒ Ａ ）別紙 12－9

(2)海外レビューアからのコメント
今 回 の ピ ア レ ビ ュ ー で は ，海 外 レ ビ ュ ー ア か ら 21 件 の コ メ ン トが挙げられた。海外レビューアからのコメントを表 3 に示す。今回実施したＰＲＡは学会標準に適合した手法を用いて評価を実施
しているが，海外レビューアからのコメントを踏まえ，今後，より品質の高いＰＲＡの実施に向けて反映を検討していく。

4.

ま と め
東海第二発電所のＰＲＡを対象としたピアレビューの結果，国内
レビューアからの指摘事項は無く，ＰＲＡが学会標準に技術的に適合していること，及び評価結果に影響を及ぼすような技術的な問題点はないことが確認された。しかしながら，より品質の高いＰＲＡの実施に有益なものとして推奨事項，文書化における指摘事項及び改善提案が多く挙げられた。また，海外レビューアからも，海外の事例との相違点を踏まえたコメントが得られた。これらのコメントについては，今後，より品質の高いＰＲＡの実施に向けて反映を検討していく。

別紙 12－10

表2
分類

項目

国内レビューアからのコメント内容及びそのコメントへの対応方針（1／4）

番号

コメント内容対応方針

今回のＰＲＡは設計基準ベースの評価であるた

成功基準の設定

別紙 12－11

出力運転時レベル１

1

め，許認可解析コードを用いている。しかし，今今回のＰＲＡは設計基準事故対処設備のみに期

後アクシデントマネジメント策等を考慮した評価

待 し た 評 価 で あ る が ，今 後 実 施 す る 安 全 性 向 上 評 価を行う場合には，リアリスティックな解析結果で

は ，重 大 事 故 等 対 処 設 備 等 の ア ク シ デ ン ト マ ネ ジ メ

は成功基準を満足する条件に対しても，保守的なン ト 策 に 期 待 し た 評 価 で あ る こ と か ら ，現 実 的 な 成

許認可解析コードを用いた場合には成功基準を満

功 基 準 を 設 定 す る た め ，必 要 に 応 じ て 詳 細 解 析 コ ー

足 し な い 結 果 を 与 え る お そ れ が あ る 。し た が っ て ， ド に よ る 成 功 基 準 解 析 の 実 施 を 検 討 す る こ と と すリアリスティックな解析結果を与える詳細解析コる。

ードを評価に用いることを推奨する。
今 回 の Ｐ Ｒ Ａ で は ，同 型 プ ラ ン ト の 成 功 基 準 と の比 較 は 実 施 し て い た が ，文 書 化 を 実 施 し て い な か っ
公表されている同型プラントのＰＲＡ（ＰＳＲ

2等）により，成功基準の妥当性を確認することが
望ましい。

た。
ま た ，左 記 の コ メ ン ト と 合 わ せ て ，成 功 基 準 の 妥
当性確認に関する文書化における改善提案が出されている。
こ の た め ，今 後 ，同 型 プ ラ ン ト と の 比 較 に つ い て
適切に文書化していくこととする。

表2
分類

項目

番号

国内レビューアからのコメント内容及びそのコメントへの対応方針（2／4）
コメント内容対応方針

人的過誤確率について，ＨＲＡツリーの各分岐で中央値とＥＦから平均値を算出し，それぞれの平均値を用いて人的過誤確率の平均値を評価し，

3,4

ＥＦをＴＨＥＲＰの基準により設定しているが，不確実さの伝播を適切に評価するために，モンテカ ル ロ 計 算 や NU REG /C R-12 78 の App end ix- A に 記 載

後 の 評 価 で は ，人 的 過 誤 の 不 確 実 さ の 伝 播 を よ り 適
切に評価するため，ＴＨＥＲＰ以外の手法も含め，人的過誤確率の評価方法について検討していくこととする。

（起因事象発生前，起因事象発生後）

人間信頼性解析

別紙 12－12

出力運転時レベル１

されている近似計算を実施することを推奨する。

Appe ndix -A の 手 法 を ベ ー ス ケ ー ス に 適 用 し た 。今

十 分 な 余 裕 時 間 は な い と し て ，過 誤 回 復 の 従 属 性
を中従属とした場合，人的過誤確率の平均値は約2.8 倍 と な り ， Ｉ Ｓ Ｌ Ｏ Ｃ Ａ の 起 因 事 象 発 生 頻 度 が
今回のＰＲＡでは，「ＩＳＬＯＣＡ起因事象発生
頻度評価用の弁の開け忘れ／閉め忘れ」の人的過

5

約 2. 3 倍 と な る が ，Ｉ Ｓ Ｌ Ｏ Ｃ Ａ の ド ミ ナ ン ト カ ッ
トセットは変わらないことを確認した。

誤確率において，当直長等による過誤回復につい

ま た ，App end ix- A の 手 法 を 用 い て 過 誤 回 復 の 従 属ては，事象発生前の操作であり十分な時間余裕が性を低従属及び中従属とした場合の計算を行った。

あるため，従属性を低従属として評価している。

そ の 結 果 ，人 的 過 誤 確 率 の 平 均 値 は 約 2.8 倍 と な り ，

この人的過誤があった場合，一連の作業の流れ

Ｉ Ｓ Ｌ Ｏ Ｃ Ａ の 起 因 事 象 発 生 頻 度 が 約 2.4 倍 と な るで起因事象が発生し，十分な時間余裕はないと思が ，Ｉ Ｓ Ｌ Ｏ Ｃ Ａ の ド ミ ナ ン ト カ ッ ト セ ッ ト は 変 わ

われるため，当直長等の過誤回復の取り方についらないことを確認した。

て再検討することを推奨する。

今 回 の Ｐ Ｒ Ａ の 目 的 か ら ，ベ ー ス ケ ー ス を 変 更 する 必 要 は な い と 判 断 し た が ，今 後 の 評 価 で は ，当 直長による過誤回復の取り方の見直しについて検討することとする。

表2
分類

項目

国内レビューアからのコメント内容及びそのコメントへの対応方針（3／4）

番号

コメント内容対応方針
立 し た 系 統 に よ る 海 水 直 接 冷 却 型 で あ る た め ，類 似
プ ラ ン ト の 系 統 構 成 と 異 な る こ と か ら ，類 似 プ ラ ン

6

類似プラントの評価結果との比較については，

トの評価結果との比較による妥当性確認ではなく，公開資料から可能な範囲で何らかの比較を行うこ

事故シーケンスのカットセットの分析等により妥とにより，計算結果の妥当性を確認することを推当性を確認している。

奨する。

系統構成の相違による評価結果への影響について 評 価 ・ 分 析 す る こ と は ，プ ラ ン ト の 特 徴 を 把 握 す
る う え で 有 益 で あ る た め ，今 後 の 評 価 で は ，類 似 プ
ラントの評価結果との比較を実施することとする。

感度解析

別紙 12－13

出力運転時レベル１

事故シーケンスの定量化

東 海 第 二 発 電 所 は ，補 機 冷 却 系 の 系 統 構 成 が ，独

今 回 の Ｐ Ｒ Ａ で は ，ベ イ ズ 更 新 処 理 に よ る 感 度 解
ベイズ更新処理において，更新のためのエビデ

7ンス（東海第二実績データ）は事前分布（一般故障率算出のための実績データ）と重複しない実績
データを使用することを推奨する。

析 を 目 的 と し て い る こ と か ら ，事 前 分 布 は 一 般 デ ー
タと見なして簡易的に評価している。
今 後 の 評 価 で は ，ベ ー ス ケ ー ス に お い て 個 別 プ ラ
ン ト デ ー タ を 用 い る 場 合 ，事 前 分 布 と の 重 複 に 留 意

事故シー
ケンスの
定量化

停止時レベル１

人間信頼性解析

し，ベイズ更新処理を実施することとする。

8,9（ 出 力 運 転 時 レ ベ ル １ の 番 号 3, 4 と 同 様 の 内 容 ）10（出力運転時レベル１の番号 6 と同様の内容）（ 出 力 運 転 時 レ ベ ル １ の 番 号 3, 4 と 同 様 の 対 応 方
針）（出力運転時レベル１の番号 6 と同様の対応方針）

表2
分類

項目

番号

国内レビューアからのコメント内容及びそのコメントへの対応方針（4／4）
コメント内容対応方針
今回のＰＲＡは，冗長化された系統は完全相関，

地震レベル１

事故シーケンスの定量化

本評価では，同様の系統及び機器の間の損傷を完全従属とした場合をベースケースとしたうえで，感度解析としてＦＶ重要度上位の機器についてその相関がない場合の解析を実施しているが，

11

それ以外の条件での解析は実施していない。機器の間の相関は冗長な同様の機器の間だけではな
く，特に地震時の応答は様々な機器の間に相関があることから，それが炉心損傷頻度に及ぼす影響

別紙 12－14について検討することが望ましい。

その他の系統は完全独立を仮定してモデル化してい る 。ま た ，相 関 の 不 確 か さ に つ い て は 冗 長 化 さ れた 系 統 の う ち ，Ｆ Ｖ 重 要 度 が 上 位 の も の を 対 象 に 完
全独立を仮定して評価することでその影響の程度を確認している。
安 全 性 向 上 評 価 へ 向 け た 今 後 の 評 価 で は ，相 関 の
不 確 か さ の 影 響 を 把 握 す る 観 点 か ら ，冗 長 化 さ れ た系統以外についても同種機器等の相関関係が疑われる機器については完全相関とした場合や完全独立とした場合の影響の程度を確認して評価を実施
することを検討する。

津波レベル１システムのモデル化

今 回 の Ｐ Ｒ Ａ で は ，保 安 規 定 に 基 づ き 運 転 上 許 容

12保守による待機除外の組み合わせが存在しない

されない系統の待機除外の組み合わせが含むカッケースについて，当該ミニマルカットセットを除

ト セ ッ ト を 除 外 す る た め ，イ ベ ン ト ツ リ ー に ヘ デ ィ

外する目的でイベントヘディングを設けている。

ン グ を 設 け て ，こ れ ら カ ッ ト セ ッ ト が 含 ま れ る こ と今回のＰＲＡにおいては定量的影響が非常に小さが な い よ う 評 価 し て い る 。こ れ ら の 待 機 除 外 確 率 のく問題はないが，今後のＰＲＡの活用において，組 み 合 わ せ に つ い て は ，定 量 的 影 響 が 非 常 に 小 さ い

待機除外状態を模擬した評価等を実施する場合

た め ，評 価 結 果 に 与 え る 影 響 は 無 視 で き る も の と 考に，ミニマルカットセットを除外することによっえている。

て成功分岐において過小評価とならないよう留意することが望ましい。

今 後 の 評 価 に お い て も ，本 手 法 に よ り 定 量 的 影 響が 非 常 に 小 さ く な る こ と を 確 認 し ，評 価 結 果 に 影 響を及ぼすことがないよう留意する。

表3
分類

項目

番号

海外レビューアからのコメント内容及びそのコメントへの対応方針（1／9）
コメント内容発電所に関する起因事象の網羅性を担保するために，プラント内の全ての系統（安全系及び非安1

全 系 ）に 対 し て 故 障 モ ー ド ／ 影 響 解 析（ Ｆ Ｍ Ｅ Ａ ）を実施して東海第二発電所に特有の系統故障による起因事象が存在するかどうかについて確認することを推奨する。

起因事象の選定

別紙 12－15

出力運転時レベル１

格納容器内及び格納容器外の主蒸気配管の破断（ 格 納 容 器 外 主 蒸 気 隔 離 弁（ Ｍ Ｓ Ｉ Ｖ ）の 上 流 側 ）に関連する起因事象を考慮することを推奨する。

2

今回のＰＲＡでは，ＭＳＩＶ下流側の破断は隔離事象又は格納容器バイパスとして考慮されているが，ＭＳＩＶ上流側の破断（ＰＣＶ内での蒸気流出）については考慮されていない。

対応方針
今 回 の Ｐ Ｒ Ａ で は ，従 属 性 を 有 す る 起 因 事 象 同 定の た め ，原 子 炉 設 置 許 可 申 請 書 添 付 書 類 八 に 記 載 されている設備について主要な故障モードの影響を分析しており，ＦＭＥＡを実施している。
し か し ，全 て の 系 統 に 対 し て は Ｆ Ｍ Ｅ Ａ を 実 施 で
き て い な い た め ，今 後 の 評 価 に お い て ，全 て の 系 統に対するＦＭＥＡの実施することとする。
今 回 の Ｐ Ｒ Ａ で は ，Ｍ Ｓ Ｉ Ｖ 上 流 側 の 破 断 を Ｌ Ｏ
Ｃ Ａ に 分 類 し て い る 。た だ し ，Ｌ Ｏ Ｃ Ａ に つ い て 液
相 部 の 破 断 と 気 相 部 の 破 断 を 区 別 し て い な い が ，実
際 は 影 響 が 違 う た め ，成 功 基 準 が 変 わ る こ と も 考 えられる。
今 後 の 評 価 で は ，起 因 事 象 分 類 の 詳 細 化（ 主 蒸 気
配 管 等 の 気 相 部 の 破 断 の 考 慮 ）に つ い て 検 討 す る こととする。
今 回 の Ｐ Ｒ Ａ で は ，破 断 箇 所 が 液 相 で ，か つ 配 管
径が最も大きい原子炉再循環系配管の破断を想定
し ，大 Ｌ Ｏ Ｃ Ａ の 評 価 を 実 施 す る と と も に ，Ｅ Ｃ Ｃ

感度解析において大ＬＯＣＡの発生位置が考慮3されているが，ベースケースモデルにおいても大ＬＯＣＡの発生位置を考慮することを推奨する。

Ｓ 配 管 破 断 時 を 想 定 し た 感 度 解 析 を 実 施 し ，破 断 箇所の違いによる影響を確認している。
今 回 の Ｐ Ｒ Ａ の 目 的 か ら ，ベ ー ス ケ ー ス を 変 更 する 必 要 は な い と 判 断 し た が ，今 後 の 評 価 で は ，起 因事 象 分 類 の 詳 細 化（ 破 断 箇 所 の 違 い の 考 慮 ）に つ いて検討することとする。

表3
分類

項目

海外レビューアからのコメント内容及びそのコメントへの対応方針（2／9）

番号

コメント内容対応方針
学 会 標 準 で は ，”J eff e ry Non-I nfo rmat ive P rior”

出力運転時レベル１

別紙 12－16

起因事象発生頻度の評価

4

今回実施したＰＲＡでは，サポート系故障の起法 ，フ ォ ー ル ト ツ リ ー を 用 い る 方 法 の い ず れ も 要 求

因 事 象 発 生 頻 度 の 算 出 に ” J effe ry

を 満 足 す る 手 法 と さ れ て い る 。フ ォ ー ル ト ツ リ ー をNon- Info rma tiv e Pr io r”法 を 用 い て お り ，国 内 Ｂ

用いる方法はプラントの系統構成の特徴を考慮しＷＲプラントにおいて発生実績が 0 件の事象につた 評 価 と な る 一 方 ，評 価 に 用 い る 機 器 故 障 率 に 依 存

い て は 0. 5 件 と し て 計 算 し て い る 。 系 統 ／ ト レ ン

し た 評 価 と な る 。そ の た め ，今 後 の 評 価 で は ，個 別

故障の起因事象発生頻度については，フォールト

プラントの機器故障率データの採用時にフォール

ツリーモデルを用いて評価することを推奨する。

トツリーを用いる評価方法の採用について検討す
ることとする。
今 回 の Ｐ Ｒ Ａ の 目 的 か ら ，ベ ー ス ケ ー ス を 変 更 す

5ベイズ更新処理した東海第二発電所特有の起因

る 必 要 は な い と 判 断 し た が ，東 海 第 二 発 電 所 固 有 の

事象発生頻度を用いた感度解析を実施している

起 因 事 象 発 生 頻 度 を 用 い る こ と は ，プ ラ ン ト の 特 徴が，ベースケースモデルにおいて東海第二発電所を踏まえたＰＲＡを実施するうえで重要であるた特有の起因事象発生頻度を用いることを推奨す

め ，今 後 の 評 価 で は ，ベ ー ス ケ ー ス に お い て ベ イ ズ

る。

更新処理した起因事象発生頻度を用いることとする。

人間信頼性解析

今 回 の Ｐ Ｒ Ａ で は ，認 知 に つ い て は 制 御 室 内 の 運

6

今回のＰＲＡでは，制御室内の別の運転員によ転 員 を 一 つ の グ ル ー プ と し て 扱 っ て お り ，操 作 に つる過誤回復を考慮していると説明があったが，制いては全体を指揮し操作の報告を受ける上位運転

御室内の複数の運転員はプラントの過渡変化／事員による過誤回復を考慮している。

故に対して個々の運転員がそれぞれ独立して別の

これは学会標準においても認められた手法であ対応をするのではなく，一つのグループとして対る が ，学 会 標 準 は 古 い 手 法（ Ｔ Ｈ Ｅ Ｒ Ｐ 手 法 ）を 基応するので，一つの単位／チームとして扱うことに し て い る た め ，今 後 の 評 価 で は ，学 会 標 準 の 改 訂を推奨する。

状 況 や 海 外 の 最 新 知 見 等 を 踏 ま え て ，具 体 的 な 人 的
過誤確率の評価手法を検討することとする。

表3
分類

項目

番号

海外レビューアからのコメント内容及びそのコメントへの対応方針（3／9）
コメント内容対応方針
今 回 の Ｐ Ｒ Ａ で は ，Ｎ Ｒ Ｃ の Ｃ Ｃ Ｆ に 関 す る 報 告
書 「 CC F Pa ram ete r E stim atio ns 」 の デ ー タ を 用 い

ＮＲＣのＣＣＦに関する報告書のデータを用い

7て感度解析を実施しているが，ベースケースモデ
ルにおいてこのデータを用いることを推奨する。

さ い こ と ，及 び 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ の 全 炉 心 損
傷頻度への寄与割合は同様の傾向を示していることを確認している。
今 回 の Ｐ Ｒ Ａ の 目 的 か ら ，ベ ー ス ケ ー ス を 変 更 する 必 要 は な い と 判 断 し た が ，今 後 の 安 全 性 を 評 価 す
る Ｐ Ｒ Ａ で は ，国 内 の 検 討 状 況 も 踏 ま え て ，Ｃ Ｃ Ｆの評価方法について検討することとする。

重要度解析

別紙 12－17

出力運転時レベル１

感度解析

た 感 度 解 析 を 実 施 し ，全 炉 心 損 傷 頻 度 へ の 影 響 が 小

8

重要度指標のＲＡＷについて，冗長機器が関与

今 回 の Ｐ Ｒ Ａ で は ，当 該 機 器 の 共 通 原 因 故 障 や 人する共通原因故障の重要度のＲＡＷは示さず，個的 過 誤 が 評 価 結 果 に 及 ぼ す 影 響 を 確 認 す る た め ，共

別機器のみに対して示すことを推奨する。

通原因故障や人的過誤を含めて重要度評価結果をある機器に対してＲＡＷを示すことは，その機示している。

器を待機除外にすることを表しているため，共通

今 後 の 評 価 で は ，重 要 度 評 価 の 目 的 に 応 じ て ，個

原因故障のＲＡＷを示すということは，全ての冗別機器のみを対象とした重要度評価を実施するこ

長性のある機器を待機除外にすることに等しい。

ととする。

適用範囲

停止時レベル１

今 回 の Ｐ Ｒ Ａ で は ，学 会 標 準 に 基 づ き ，移 行 期 間移行期間（最大出力運転状態から真空破壊まで

9を出力運転時に含めて評価している。

と，制御棒引き抜きから最大出力運転状態まで）た だ し ，低 出 力 状 態 特 有 の 運 転 操 作 に 係 る 人 的 過におけるリスクを明示的に評価することを推奨す

誤を起因とする事象の発生の可能性があること等る。

を 考 慮 し ，今 後 の 評 価 で は ，移 行 期 間 中 の リ ス ク 評価について検討することとする。

表3
分類

項目

番号

海外レビューアからのコメント内容及びそのコメントへの対応方針（4／9）
コメント内容対応方針
今 回 の Ｐ Ｒ Ａ で は ，学 会 標 準 に 基 づ き ，Ｒ Ｈ Ｒ 喪失については国内ＢＷＲプラントの停止時運転実
績 か ら 得 ら れ た 発 生 件 数 か ら 算 出 し て お り ，Ｒ Ｈ Ｒ
Ｓ 喪 失 に つ い て は 発 生 実 績 が な い た め ， Jeff ery

停止時レベル１

別紙 12－18

起因事象発生頻度の評価

ＲＨＲ喪失及びＲＨＲＳ喪失の起因事象発生頻10度の計算については，フォールトツリーモデルを用いて評価することを推奨する。

Non- Info rma tiv e P ri or 法 を 用 い て い る 。
フォールトツリーを用いる方法はプラントの系
統 構 成 の 特 徴 を 考 慮 し た 評 価 と な る 一 方 ，評 価 に 用いる機器故障率に依存した評価となる。そのため，
今 後 の 評 価 で は ，個 別 プ ラ ン ト の 機 器 故 障 率 デ ー タの採用時にフォールトツリーを用いる評価方法の採用について検討することとする。

ＬＯＳＰ喪失の起因事象発生頻度の計算につい11ては，日本のＢＷＲプラント向けに策定された一

今 回 の 評 価 で は ，Ｌ Ｏ Ｓ Ｐ 喪 失 の 発 生 頻 度 は ，学

般的なパラメータが使用されていた。日本の各原会 標 準 に 基 づ き ，国 内 Ｂ Ｗ Ｒ プ ラ ン ト の 停 止 時 運 転子力発電所はそれぞれ異なるＬＯＳＰ頻度を有し実績から得られた発生件数から算出している。

ていると考えられることから，ＬＯＳＰの起因事

個別プラントの特徴を踏まえた起因事象発生頻

象発生頻度は東海第二発電所特有のものとするこ

度 と す る た め ，今 後 の 評 価 で は ，ベ イ ズ 更 新 処 理 しとを推奨する（ＬＯＳＰの起因事象は，東海第二た 評 価 等 に よ り ，東 海 第 二 発 電 所 固 有 の 起 因 事 象 発

発電所の停止時リスクにとって支配的な寄与因子

生頻度を求めることとする。

で あ る こ と に 注 意 す る こ と 。）。

表3
分類

項目

海外レビューアからのコメント内容及びそのコメントへの対応方針（5／9）

番号

コメント内容ＰＯＳの設定今回の停止時レベル１ＰＲＡにおいて選択した
燃料交換停止のＰＯＳの期間と，過去の実際の燃料交換停止のＰＯＳとの間に顕著な相違がないか

12

どうかを検討すること，相違がある場合には，感度解析を実施してＰＯＳの各期間の相違によるプラントリスクへの影響を評価することを推奨する。

対応方針
今 回 の 評 価 で は ，Ｐ Ｒ Ａ の 目 的 か ら 代 表 的 な 定 期
検 査 工 程 を 評 価 対 象 と し て お り ，通 常 は 実 施 し な い
特 殊 工 程（ 大 規 模 な 工 事 や ト ラ ブ ル 等 に よ る 点 検 工程）を含まない等の観点から選定している。
左 記 の コ メ ン ト の と お り ，定 期 検 査 工 程 に よ り Ｐ
Ｏ Ｓ の 相 違 が あ り ，プ ラ ン ト 停 止 期 間 中 の リ ス ク は
そ れ ぞ れ 異 な る た め ，今 後 の 評 価 で は ，評 価 の 目 的に応じてＰＯＳの影響を評価することとする。

は，切替後のＲＨＲラインにおけるＲＰＶへの注入弁の開け忘れが原因で，ＲＨＲポンプミニフロ
ー弁が開くことでＳ／Ｐへと冷却材が流出するこ

人間信頼性解析

別紙 12－19

停止時レベル１

ＲＨＲトレン間での切替操作時のＬＯＣＡでとを想定している。

13

今 回 の Ｐ Ｒ Ａ で は ，冷 却 材 流 出 の 認 知 に 成 功 し た
場 合 に は 漏 え い 箇 所 の 隔 離 に 期 待 し て い る が ，そ の

そこで，切替後に運転中のＲＨＲをＬＰＣＩモ

隔 離 に 失 敗 し て も ，Ｒ Ｈ Ｒ 切 替 後 に 運 転 中 の Ｒ Ｈ Ｒ

ードに切り替えて注水することに期待しているのＬＰＣＩ注水操作にも期待する評価となっていが，その操作中にミニフローラインからの漏えい

る 。こ れ は ，冷 却 材 流 出 箇 所 の 特 定 に 失 敗 す る 等 しを認識し，ＬＯＣＡの収束させる措置を講じるとて 隔 離 操 作 に 失 敗 し た 場 合 で も ，注 水 操 作 を 実 施 す

考えるのがより妥当である。

ることでＬＯＣＡを収束させることが可能と判断

よって，以下の１つをモデル化することを推奨する。
・運転員によるＬＯＣＡの診断及び収束操作を考慮する。
・運転員が漏えい箇所を認識し，収束させることに失敗した場合，ＬＰＣＩを用いたＬＯＣＡの緩和に期待しない。

したためである。
た だ し ，現 実 的 な 操 作 を モ デ ル 化 す べ き と の コ メ
ン ト の 主 旨 を 踏 ま え ，今 後 の 評 価 で は よ り 現 実 的 な評価方法について検討することとする。

表3
分類

項目

海外レビューアからのコメント内容及びそのコメントへの対応方針（6／9）

人間信頼性
解析
重要度解析

停止時レベル１システムのモデル化

地震レベル１

別紙 12－20

番号

コメント内容対応方針

14（出力運転時レベル１の番号 6 と同様の内容）（出力運転時レベル１の番号 6 と同様の対応方針）

15（出力運転時レベル１の番号 8 と同様の内容）（出力運転時レベル１の番号 8 と同様の対応方針）

ＲＨＲ系統の全ての配管を最も弱い（耐震性が東海第二発電所の配管のフラジリティは他の機最も低い）配管部位で代表させて評価している。

器 と 比 較 し て 強 く ，配 管 を 区 画 で 分 け て そ れ ぞ れ を

ＲＨＲ系統のある配管部位を代表させるため

モ デ ル 化 し た と し て も ，地 震 Ｐ Ｒ Ａ 評 価 に 与 え る 影に，その最も弱い配管部位を使用する方法は保守

16

響は小さいと考えられる。

的である。しかし，最も弱い配管部位を用いて，

今 回 の Ｐ Ｒ Ａ の 目 的 か ら ，評 価 結 果 に 影 響 を 与 え

ＲＨＲ系統の全ての配管を代表させるのは非保守

る も の で は な い と 判 断 す る が ，米 国 事 例 の 手 法 を 取的である。

り 入 れ る こ と に よ り ，配 管 系 の 影 響 の 程 度 を 正 確 に

地震に起因する系統の故障へのそれぞれの寄与

把 握 す る こ と が 可 能 と な る こ と か ら ，必 要 に 応 じ て度を考慮するために，系統に含まれるすべての配モデルの高度化を行っていく必要があると考えて管について別々にモデル化することを推奨する。

いる。

表3
分類

項目

番号

フラジリティ
評価

17

海外レビューアからのコメント内容及びそのコメントへの対応方針（7／9）
コメント内容対応方針

パワーセンタ及びメタルクラッドスイッチギア

電 気・制 御 機 器 の フ ラ ジ リ テ ィ 評 価 に お い て 使 用は，リレーチャタリングにより機能喪失する可能

し て い る 機 能 維 持 確 認 済 加 速 度 は ，機 器 本 体 の 機 能性がある。リレーチャタリングに対する耐力中央

喪 失 の み で な く ，リ レ ー チ ャ タ リ ン グ に よ る 機 能 喪

値は，機器本体の電気的機能故障の中央値よりも失 を 考 慮 し た 加 速 度 で あ る た め ，今 回 の 地 震 Ｐ Ｒ Ａ

低いと思われる。リレーチャタリングの影響を考は ，リ レ ー チ ャ タ リ ン グ の 影 響 を 取 込 ん だ 評 価 と な

慮していない場合，感度解析を推奨する。

っている。このため，感度解析は不要と考える。

震 加 速 度 （ 0. 16G ～ 3. 0G ） で 同 じ 人 的 過 誤 確 率 を 用システムのモデル化

別紙 12－21

地震レベル１

今 回 の Ｐ Ｒ Ａ で は ，評 価 対 象 と し て い る 全 て の 地

米国の一部の地震ＰＲＡで用いられるＨＲＡ手
法 で は 以 下 に つ い て 考 慮 し て い る 。 (1 ) 地 震 事 象
発 生 後 の 時 間 ， (2 ) 運 転 員 操 作 の 場 所 （ 制 御 室 内
か 制 御 室 外 か ） ， (3) 最 大 加 速 度 に 基 づ く 地 震 過

18酷度。東海第二発電所の地震ＰＲＡモデルについて計算された人的過誤確率（ＨＥＰ）は，すべての地震加速度レベルに対して使用されている。高
い加速度レベルについては異なるＨＥＰを使用することを推奨する。

いて評価を行っている。高加速度領域においては，地震による機器損傷により直接炉心損傷に至るシー ケ ン ス が 支 配 的 と な る た め ，高 加 速 度 領 域 に お け
る 人 的 過 誤 確 率 の 増 加 が ，評 価 結 果 に 与 え る 影 響 は
小 さ い も の と 予 想 さ れ る 。ま た ，低 加 速 度 領 域 で は人 的 過 誤 を 含 む ラ ン ダ ム 故 障 が 支 配 的 で あ る が ，地震が人的過誤に及ぼす影響は小さいと考えられる
た め ，人 的 過 誤 確 率 を 高 め に 設 定 す る こ と に よ り 保
守 的 な 評 価 と な る と 考 え ら れ る 。な お ，今 後 ，安 全
性 向 上 評 価 へ 向 け て ，地 震 Ｐ Ｒ Ａ に お け る Ｈ Ｒ Ａ 手
法 に つ い て は ，国 内 外 の 最 新 知 見 等 を 必 要 に 応 じ て反映することを検討する。

表3
分類

項目

番号

海外レビューアからのコメント内容及びそのコメントへの対応方針（8／9）
コメント内容対応方針

不確実さ解析

地震レベル１

不 確 実 さ 解 析 に 関 し て は ，今 回 の 評 価 で は 既 往 の

19

東海第二発電所の地震起因のＣＤＦについての評価を参考にパーセンタイルハザード曲線に等し不確実さ解析では，発電所敷地に関するパーセン

い 重 み 付 け を し て 実 施 し て い る 。今 回 の Ｐ Ｒ Ａ の 目

タイルハザード曲線に等しい重み付けをしてい

的 か ら ，不 確 実 さ 解 析 を 変 更 す る 必 要 は な い と 考 える。不確実さ解析で用いるハザード曲線のフォー

る が ，安 全 性 向 上 評 価 へ 向 け た 今 後 の 評 価 で は ，左

マットは，パーセンタイル曲線ではなくグループ

記 コ メ ン ト を 踏 ま え ，不 確 実 さ 解 析 に 係 る 国 内 外 のの重み付けハザード曲線にすべきである。

最 新 知 見 等 を 収 集 し ，必 要 に 応 じ て 反 映 す る こ と を検討する。

津波レベル１

別紙 12－22

事故シナリオのスクリーニング

大 型 の 漂 流 物 に つ い て は ，海 水 取 水 設 備 を 閉 塞 さ
せ る こ と が 無 い と 判 断 し て い る が ，藻 の よ う な 小 さ
な漂流物による海水取水設備の閉塞事象ついては，
評 価 方 法 の 具 体 的 な 知 見 が な い こ と か ら ，今 後 の 課
漂流物の影響は衝突の他に取水構造物の取水ス
クリーンを詰まらせる影響も考えられる。また，

20

取水スクリーンの閉塞による影響は，より高い年間頻度で発生する可能性がある。漂流物が取水ス
クリーンを閉塞させる影響を除外できるかどうか検討することを推奨する。

題と考えている。
ま た ，防 潮 堤 を 越 流 す る と ，海 水 取 水 系 が 機 能 喪
失 す る た め ，コ メ ン ト の 内 容 は T. P.＋ 20 m 以 下 の 区
分 で の 議 論 と な る 。 津 波 Ｐ Ｒ Ａ で は ，T. P .＋ 2 0m 以
下 を 評 価 対 象 外 と し て お り ，当 該 区 分 に お け る 海 水
取 水 設 備 の 機 能 喪 失 に つ い て は ，内 部 事 象 Ｐ Ｒ Ａ において考慮している。
こ の た め ，今 回 の Ｐ Ｒ Ａ の 目 的 か ら ，海 水 取 水 設
備 へ の 漂 流 物 の 影 響 は 考 慮 不 要 と 考 え る が ，今 後 は
必要に応じてモデルの高度化を行っていく必要があると考えている。

表3
分類

項目

番号

海外レビューアからのコメント内容及びそのコメントへの対応方針（9／9）
コメント内容対応方針
今 回 の Ｐ Ｒ Ａ で は ，Ｓ Ｓ Ｃ の 損 傷 を 伴 わ な い 津 波に つ い て は ，津 波 を 起 因 と し た 事 故 シ ー ケ ン ス が 発
生 し な い た め ，津 波 Ｐ Ｒ Ａ 学 会 標 準 に 従 い 内 部 事 象
ＰＲＡの評価範囲に含まれるものとして対象外と津波レベル１

別紙 12－23

システムのモデル化している。
な お ，仮 に 人 的 過 誤 へ の 津 波 影 響 を 考 慮 し た 評 価
ＳＳＣの損傷を伴わない津波起因のシナリオに関して，事故（過渡事象）シーケンスモデルにお21いて考慮する運転員操作のＨＥＰへの津波影響を評価するため，感度解析を実施することを推奨する。

を 実 施 し た 場 合 ，内 部 事 象 Ｐ Ｒ Ａ よ り も 人 的 過 誤 確
率 を 高 め に 設 定 し て い る た め ，内 部 事 象 Ｐ Ｒ Ａ の 評
価と比較して炉心損傷頻度が増加することが予想
さ れ る 。た だ し ，そ の 結 果 と し て 新 た な 事 故 シ ー ケ
ン ス は 抽 出 さ れ る こ と は な い た め ，今 回 の Ｐ Ｒ Ａ の目的からベースケースの変更は必要ないと判断した。
な お ，今 後 の 評 価 に お い て は ，内 部 事 象 Ｐ Ｒ Ａ と比較して人的過誤確率の差異が結果に影響を及ぼす 影 響 が 大 き い と 判 断 し た 場 合 に は ，必 要 に 応 じ てモデルの高度化を行っていく必要があると考えている。