「志賀原子力発電所１号機の臨界に係る事故についての報告」の訂正等について
平成19年4月20日
北陸電力株式会社

平成19年4月6日、当社が経済産業大臣に提出いたしました「志賀原子力発電所１号機の臨界に係る事故についての報告」（以下、報告書）におきまして、数値の転記等の誤りがありました。
深くお詫びいたしますとともに、別紙１のとおり訂正いたします。
また、炉心挙動の解析に関して、燃料の健全性の評価を補足するための解析をいたしましたので、その結果を別紙２のとおり追記いたします。
以上の内容につきましては、本日、経済産業大臣に提出いたしました。
なお、当社ホームページに掲載しました報告書の添付資料９−１のうち、２ページに誤りがありました。
重ねてお詫びいたしますとともに、別紙３のとおり訂正いたします。
以（別紙１）「志賀原子力発電所１号機の臨界に係る事故についての報告（平成19年4月6日）」
の訂正内容
（別紙２）
「志賀原子力発電所１号機の臨界に係る事故についての報告（平成19年4月6日）」の炉心挙動の解析に関する追記内容（別紙３）「志賀原子力発電所１号機の臨界に係る事故についての報告（平成19年4月6日）」の添付資料９−１の訂正内容

上

別紙１

「志賀原子力発電所１号機の臨界に係る事故についての報告（平成 19 年 4 月 6 日）」の訂正内容（１／６）
現在の記載内容（誤り）正しい記載の把握を行い、適切に発電課長に連絡していたが、現場の重点パトロールは行っていなかった。
また、技術課担当は、原子炉の詳細なパラメータから、臨界状態となったことを確認していた。

の把握を行い、適切に発電課長に連絡していたが、現場の重点パトロールは行っていなかった。
また、技術課担当は、原子炉の詳細なパラメータから、臨界状態となったことを確認していた。

３．３．２ 事故発生直後の影響調査
事故発生直後、運転員及び安全管理課員は、エリア放射線モニタの指示値の変化、作業者の被ばく評価、放射性物質の環境への放出量を評価する必要があった。
調査の結果、運転員及び安全管理課員は、事故直後に、エリア放射線モニタ等の指示値に有意な変化がないことを確認した。安全管理課員は、通常の管理業務の中で、作業者に異常な被ばくがないことを確認していたが、中性子による被ばくの評価は行っていなかった。また、環境への放射性物質の放出については、事故直後に安全管理課副課長が通常の管理でよいと判断した上で、通常の管理業務において異常な放出がないことを確認していた。

３．３．２ 事故発生後の影響調査
事故発生後、運転員及び安全管理課員は、エリア放射線モニタの指示値の変化、作業者の被ばく評価、放射性物質の環境への放出量を評価する必要があった。
調査の結果、運転員は事故直後に、安全管理課副課長は緊急時対策所での会議後に、エリア放射線モニタ等の指示値に有意な変化がないことを確認した。安全管理課員は、通常の管理業務の中で、作業者に異常な被ばくがないことを確認していたが、中性子による被ばくの評価は行っていなかった。また、環境への放射性物質の放出について
は、炉水の分析結果を踏まえ安全管理課副課長が通常の管理でよいと判断した上で、通常の管理業務において異常な放出がないことを確認していた。

３．３．３ 設備健全性評価（１）燃料の健全性
事故後、燃料の健全性を確認し、継続使用の可否を判断する必要があり、このためには、出力変化や燃料エンタルピ等の評価、炉水分析による燃料破損の有無の確認を行うとともに、必要により、燃料集合体の外観検査を行うべきであった。
調査の結果、技術課長の指示もあり、技術課担当は、IRM 挙動から算出した炉周期から反応度を求め、安全解析結果と対比して燃料エンタルピを評価し、燃料の健全性に問題はないと結論付けて技術課長に報告していた。ただし、計算を誤り、過小評価を行っていた。
また、安全管理課副課長は、炉水の分析により、短半減期核種のマンガン 56が検出されたことで臨界になったことを確信したが、核分裂生成物の濃度に異常がないことから燃料に破損がないと判断していた。

３．３．３ 設備健全性評価（１）燃料の健全性
事故発生後、燃料の健全性を確認し、継続使用の可否を判断する必要があり、このためには、出力変化や燃料エンタルピ等の評価、炉水分析による燃料破損の有無の確認を行うとともに、必要により、燃料集合体の外観検査を行うべきであった。
調査の結果、技術課長の指示もあり、技術課担当は、IRM 挙動から算出した炉周期から反応度を求め、安全解析結果と対比して燃料エンタルピを評価し、燃料の健全性に問題はないと結論付けて技術課長に報告していた。ただし、計算を誤り、過小評価を行っていた。
また、安全管理課副課長は、炉水の分析により、短半減期核種のマンガン 56が検出されたことで臨界になったことを確信したが、核分裂生成物の濃度に異常がないことから燃料に破損がないと判断していた。

（２）制御棒、制御棒駆動機構、HCU の健全性
事故発生後、制御棒、制御棒駆動機構、HCU について、機能試験により機能上問題がないことを確認するとともに、必要に応じて、分解点検等の詳細点検を実施し、故障等がないことを確認する必要があった。
調査の結果、制御棒の外観点検や各機器の分解点検までは実施していないものの、再試験時又は通常の定期検査時の試験として、単体スクラム試験、常駆動試験、ストールフロー試験等を実施し、制御棒が正常に動作することを確認していた。
なお、制御棒の外観点検や各機器の分解点検については、第６回定期検査以降行われている。

（２）制御棒、制御棒駆動機構、HCU の健全性
事故発生後、制御棒、制御棒駆動機構、HCU について、機能試験により機能上問題がないことを確認するとともに、必要に応じて、分解点検等の詳細点検を実施し、故障等がないことを確認する必要があった。
調査の結果、制御棒の外観点検や各機器の分解点検までは実施していないものの、再試験時又は通常の定期検査時の試験として、単体スクラム試験、常駆動試験、ストールフロー試験等を実施し、制御棒が正常に動作することを確認していた。
なお、制御棒の外観点検や各機器の分解点検については、第６回定期検査以降行われている。

１２

１２

（２／６）
現在の記載内容（誤り）正しい記載

４．３．３ 一般公衆に係る調査（３）直接線・スカイシャイン線に係る確認

４．３．３ 一般公衆に係る調査（３）直接線・スカイシャイン線に係る確認

その結果、直接線・スカイシャイン線による線量は、以下のとおり十分小さな値となっており、線量目標値
その結果、直接線・スカイシャイン線による線量は、以下のとおり十分小さな値となっており、線量目標値（年間 50 μSv）と比べても無視できるものである。
（年間 50 μSv）と比べても無視できるものである。
直接線による線量
1.7×10−６ μSv
スカイシャイン線による線量
4.9×10−７ μSv
線量目標値 ※
年間 50 μSv※：
「発電用軽水型原子炉施設周辺の線量目標値に関する指針（原子力安全委員会）」に定める原子炉施設の通常運転時における周辺の公衆の受ける線量についての目標値。

直接線による線量
1.3×10−５ μSv
スカイシャイン線による線量
3.7×10−６ μSv
線量目標値 ※
年間 50 μSv※：
「発電用軽水型原子炉施設周辺の線量目標値に関する指針（原子力安全委員会）」に定める原子炉施設の通常運転時における周辺の公衆の受ける線量についての目標値。

関連する添付資料には誤りなし
添付資料４−２３（1/2）
線量部分のみ抜粋
直接線・スカイシャイン線の評価
１．直接線による一般公衆の被ばく線量（単位：mSv/h）

原子炉格納容器外側

中性子線による線量率

γ線による線量率

7.1×10−７

6.6×10−５

合計

6.7×10−５

距離補正：×（12.32m／450m）２
敷地境界

線

量

5.3×10−１０

5.0×10−８

5.0×10−８

5.0×10−８mSv/h ×0.25 h ＝ 1.3×10−８ ｍSv （1.3×10−５ μSv）

２．スカイシャイン線による一般公衆の被ばく線量（単位：mSv/h）

原子炉建屋４階線

量中性子線による線量率

γ線による線量率

5.6×10−２６

1.5×10−８

合計

1.5×10−８

1.5×10−８mSv/h ×0.25 h ＝ 3.7×10−９ ｍSv （3.7×10−６ μSv）

現場重点パトロール

握△：事故後の対応としての意識を持っていない。

×：未実施

放射線業務従事者の評価線 安全管理課員は，毎月の業務として，放射線業務従事者の評価線量（熱 ・ フィルムバッジ測定算定
量の確認
中性子は測定）に異常がないことを確認した。
（△）
記録

管理区域立入者の日線量の 安全管理課員は，毎日の業務として，管理区域立入者に計画線量超過
確認者がいないことを確認した。
（△）（計画線量を超過した場合は，作業
計画線量当量超過者リストが放射線管理計算機から出力されるが，当日の分は超過がなく出力されていない。）○：事故後の対応として意識を持って実施した。

査

関係者からの聞き取り
アラームタイパのコピー
ナトラス出力のコピー
当直員は，エリア放射線モニタ，燃料取替エリア排気モニタ，原子炉 ・ 関係者からの聞き取り
棟・タービン建屋換気空調系原子炉棟排気モニタの指示値に有意な変化がないことを確認した。（○）
安全管理課副課長は，エリアモニタにより，異常のないことを確認した。（○）

技術課担当は，ＡＮＮタイパー及びナトラス出力を確認し，臨界だと ・考えた。（○）
・・

役職者は，緊急時対策室で詳細な状況を示す情報を見たという記憶が ・ 関係者からの聞き取りない。（×）

当直は，日常パトロールのみで重点パトロールを実施していない。 ・ 関係者からの聞き取り（×）

当直長は，現場電気保修課員へ作業中止，復旧措置の即時実施を指示 ・ 関係者からの聞き取りした。（○）
保修課員は，当直に当日の作業内容を説明した。（○）

作業者の被 管理区域内の放射線環境の 安全管理課員は，毎日の業務として，エリア放射線モニタの指示値に ・ エリアモニタ日報
ばく評価
確認
有意な変化がないことを確認した。
（△）

エリア放射 放射線モニタ指示値変化
線の上昇

ＩＲＭ，モニタリングポ
スト，放射線モニタ指示等による確認

緊急時対策 状況の把握
室

作業状況確認添付資料３−２１ (1/4)

響
調

×：未実施

項
目
具体的確認事項
エビデンス
原子炉スクラム後の操作確 当直員は，原子炉スクラム警報の確認，ＩＲＭレンジ切替及び指示値 ・ 関係者からの聞き取り
認確認，放射線モニタ確認を行った。
（○）
また，出力低下をＩＲＭ，ＳＲＭの指示値が低下することで確認した。
（○）
当直長は，事故状況について発電課長に連絡した。（○）

状
況
把

中央制御室

平成１１年臨界事故発生後の確認事項△：事故後の対応としての意識を持っていない。

放射線業務従事者の評価線 安全管理課員は，毎月の業務として，放射線業務従事者の評価線量（熱 ・ フィルムバッジ測定算定
量の確認
中性子は測定）に異常がないことを確認した。
（△）
記録

管理区域立入者の日線量の 安全管理課員は，毎日の業務として，管理区域立入者に計画線量超過
確認者がいないことを確認した。
（△）（計画線量を超過した場合は，作業
計画線量当量超過者リストが放射線管理計算機から出力されるが，当日の分は超過がなく出力されていない。）

現在の記載内容（誤り）影関係者からの聞き取り
アラームタイパのコピー
ナトラス出力のコピー

当直員は，エリア放射線モニタ，燃料取替エリア排気モニタ，原子炉 ・ 関係者からの聞き取り
棟・タービン建屋換気空調系原子炉棟排気モニタの指示値に有意な変化がないことを確認した。（○）
安全管理課副課長は，エリアモニタにより，異常のないことを確認した。（○）

技術課担当は，ＡＮＮタイパー及びナトラス出力を確認し，臨界だと ・考えた。（○）
・・

役職者は，緊急時対策室で詳細な状況を示す情報を見たという記憶が ・ 関係者からの聞き取りない。（○）

当直は，日常パトロールのみで重点パトロールを実施していない。 ・ 関係者からの聞き取り（×）

当直長は，現場電気保修課員へ作業中止，復旧措置の即時実施を指示 ・ 関係者からの聞き取りした。（○）
保修課員は，当直に当日の作業内容を説明した。（○）

作業者の被 管理区域内の放射線環境の 安全管理課員は，毎日の業務として，エリア放射線モニタの指示値に ・ エリアモニタ日報
ばく評価
確認
有意な変化がないことを確認した。
（△）

エリア放射 放射線モニタ指示値変化
線の上昇

ＩＲＭ，モニタリングポ
スト，放射線モニタ指示等による確認○：事故後の対応として意識を持って実施した。

査

響
調

影

現場重点パトロール

握緊急時対策 状況の把握
室

作業状況確認

状
況
把

中央制御室

項
目
具体的確認事項
エビデンス
原子炉スクラム後の操作確 当直員は，原子炉スクラム警報の確認，ＩＲＭレンジ切替及び指示値 ・ 関係者からの聞き取り
認確認，放射線モニタ確認を行った。
（○）
また，出力低下をＩＲＭ，ＳＲＭの指示値が低下することで確認した。
（○）
当直長は，事故状況について発電課長に連絡した。（○）

平成１１年臨界事故発生後の確認事項

（３／６）

正しい記載
添付資料３−２１ (1/4)

（４／６）

現在の記載内容（誤り）正しい記載
添付資料６−１ (2/1)

臨界事故に係る背後要因関連図（1/2）
(問題点)

ＡＮＤ要因

ＯＲ要因

(背後要因)
通常、１０１弁から閉めることになっている

ＣＲＤ引き抜き側に圧力がかかった ※

問題点

推定要因

根本原因

臨界事故に係る背後要因関連図（1/2）

対策

(問題点)

「原子炉・ＣＲＤ冷却水
差圧高／低」警報が発生しないようになっていた「原子炉・ＣＲＤ冷却水
差圧高／低」警報が頻発対策
7.2.1(1)b.
7.2.2(1)a.

[原子炉・CRD冷却水差
圧高／低]警報が高・低同一となっている

ＯＲ要因

CRが引抜けた

ＣＲＤ引き抜き側に圧力がかかった ※

確定要因

問題点

推定要因

根本原因

通常、１０１弁から閉めることになっている

１０２弁を先に閉めるとスクラムが発生した際にＣＲＤが壊れる可能性がある

１０１弁を先に閉めてＨ
ＣＵを隔離した「原子炉・ＣＲＤ冷却水
差圧高／低」警報が発生しないようになっていた「原子炉・ＣＲＤ冷却水
差圧高／低」警報が頻発対策
7.2.1(2)b.
7.2.2(1)a.

[原子炉・CRD冷却水差
圧高／低]警報が高・低同一となっている※ 1.0MPa以上の圧力がかかった状態で101弁を閉すると引き抜ける

問題点⑤
１０１弁を先に閉めてＨ
ＣＵを隔離した

ＡＮＤ要因(背後要因)

１０２弁を先に閉めるとスクラムが発生した際にＣＲＤが壊れる可能性がある※ 1.0MPa以上の圧力がかかった状態で101弁を閉すると引き抜ける

CRが引抜けた

確定要因

添付資料６−１ (2/1)

問題点⑤

根本原因(2)a．

対策
7.2.1(1)b.
7.2.2(1)a.

系統圧力が冷却水ヘッダ差圧1.0MPa以上となる状態だったＣＲＤポンプを運転していた

定検作業で原子炉臨界が発生した。

根本原因(2)a．

対策
7.2.1(1)b.
7.2.2(1)a.

ＡＲＩ試験ではＣＲＤをスクラムさせる必要があった

対策
7.2.1(1)a.c.

問題点③
ノンリターン運転だった

ＡＲＩ試験要領書ではノンリターン運転で試験を行うこととなっていた

問題点②
引抜ける条件が、3本ほぼ同時に発生した4名が同時並行で操作していた作業を効率的に行いたかった

定検作業で原子炉臨界が発生した。

問題点②

根本原因(1)g．

アキュムレータ全数ブ
ロー済みであり、
101,102弁の操作のみであった

引抜けたCRは3本だった

引抜ける条件が、3本ほぼ同時に発生した

設備別運転操作要領の意図を十分に理解していなかった

作業量の割りに作業員が少なかった

疲れていた

試験を早く終了したかった

夜間作業であった対策
7.2.1(1)a.

根本原因(1)e．
リターン運転が好ましい
が、社内要領ではリター
ン運転すべきと明記していない

作業を効率的に行いた
かった

ＨＣＵの配置がそうなっていた

根本原因(1)f．
弁閉操作も終盤となり、作業員が未完了箇所に集まってきた対策
7.2.1(1)a.

ＨＣＵの配置順に4人が近くで同時に、１０１弁、
１０２弁閉作業を連続して行った

弁閉操作も終盤となり、作業員が未完了箇所に集まってきた(対策)(対策)

7.2.1(1) 操作手順の改善
a. HCU隔離手順が臨界防止措置を考慮したものでなかったことに関する改善
b. HCU隔離操作中の監視不足に対する改善
c. HCU隔離手順にリターン運転等関連手順が織り込まれていないことに関する改善

7.2.1(1) 操作手順の改善
a. HCU隔離手順が臨界防止措置を考慮したものでなかったことに関する改善
b. HCU隔離操作中の監視不足に対する改善
c. HCU隔離手順にリターン運転等関連手順が織り込まれていないことに関する改善

7.2.1(2) 作業管理面の改善
a. 手順書の承認及び適用に関する改善
b. 監視上必要な警報、監視計器の除外に対する改善
ｃ. 試験における役割分担の明確化に対する改善
d. 臨界防止に関する教育の充実
ｅ. 「作業管理システム」を活用した継続的作業管理の改善( ｆ. 作業票に当該工事要領書を添付するルールに関する改善 )7.2.1(2) 作業管理面の改善
a. 手順書の承認及び適用に関する改善
b. 監視上必要な警報、監視計器の除外に対する改善
ｃ. 試験における役割分担の明確化に対する改善
d. 臨界防止に関する教育の充実
ｅ. 「作業管理システム」を活用した継続的作業管理の改善( ｆ. 作業票に当該工事要領書を添付するルールに関する改善 )7.2.2(1) 運転監視機能の強化
a. 運転員への情報提供の明確化

7.2.2(1) 運転監視機能の強化
a. 運転員への情報提供の明確化

7.3.1(1) 隠さない仕組みの構築
d. 原子炉主任技術者の地位と権限の強化

7.3.1(1) 隠さない仕組みの構築
d. 原子炉主任技術者の地位と権限の強化

7.3.2(1) 経営トップからの安全最優先の強力な意志表明

7.3.2(1) 経営トップからの安全最優先の強力な意志表明

7.3.2(3) 原子力を支える体制づくり
b. 発電所内の組織強化、増員

7.3.2(3) 原子力を支える体制づくり
b. 発電所内の組織強化、増員

7.3.2(4) 安全・品質管理の強化
a. 品質管理部設置による品質管理の徹底
c. 外部組織による評価の活用

7.3.2(4) 安全・品質管理の強化
a. 品質管理部設置による品質管理の徹底
c. 外部組織による評価の活用※１

根本原因(1)f．

1体毎に隔離する必要性を意識していなかった。

対策
7.2.1(1)a

根本原因(1)f．
ＨＣＵの配置順に4人が近くで同時に、１０１弁、
１０２弁閉作業を連続して行った4名が同時並行で操作していた対策7.2.1(2)d.

引抜けの可能性があると思わなかった対策
7.2.1(1)a.c.
ＡＲＩ試験要領書ではノンリターン運転で試験を行うこととなっていた

駆動水流量調整弁を「開」のままHCU隔離操
作が進められた※１

簡単な操作と思った

ＡＲＩ試験ではＣＲＤをスクラムさせる必要があった

問題点③
ノンリターン運転だった

落下した３体が近傍だった

ＨＣＵの配置がそうなっていた

ＣＲＤポンプを運転していた

根本原因(1)f．

1体毎に隔離する必要性を意識していなかった。

対策
7.2.1(1)a

落下した３体が近傍だった

系統圧力が冷却水ヘッダ差圧1.0MPa以上となる状態だった根本原因(1)f．
リターン運転が好ましい
が、社内要領ではリター
ン運転すべきと明記していない

駆動水流量調整弁を「開」のままHCU隔離操
作が進められた

引抜けたCRは3本だっ
た

対策

簡単な操作と思った

根本原因(1)f．

アキュムレータ全数ブ
ロー済みであり、
101,102弁の操作のみであった

対策7.2.1(2)d.

引抜けの可能性があると思わなかった

設備別運転操作要領の意図を十分に理解していなかった

作業量の割りに作業員が少なかった

疲れていた

試験を早く終了したかった

夜間作業であった（５／６）

現在の記載内容（誤り）正しい記載
添付資料６−１ (2/2)

臨界事故に係る背後要因関連図(2/2)

ＡＮＤ要因

ＯＲ要因

確定要因

問題点

推定要因

(背後要因)

根本原因(1)i．
アイソレ作業票に記載がなかった担当者が記載しなかった

ＡＲＩ試験要領書とのチェックが漏れた対策
7.2.1(1)c.(2)d.

ＡＮＤ要因

アイソレ作業票に記載がなかった担当者が記載しなかった

ＡＲＩ試験要領書とのチェックが漏れた

停止時運用管理要領を確認しないで作成した根本原因(1)a．

※１

根本原因(1)g．

忙しかったため十分な検討ができなかった

根本原因(1)h．

根本原因(1)g．
作業票の処理数が多く、チェック漏れした

要員不足

根本原因(1)ｉ．

工程遵守が最優先との意識が強かった※１

系統流量｢0｣が必要との意識が不足していた

系統流量｢0｣の記載のない複合手順メモが存在したシリーズの試験を効率良くやりたかった

根本原因(1)f．

問題点④

対策
7.2.1(1)a.

問題点⑦
作業員は、簡単な作業であり、要領書によるチェックまで必要ないと思った

根本原因(1)c．

手順の一部省略など、軽易な変更は改訂なし
で行われていた対策
7.2.1(2)c.

根本原因(1)b．

対策7.3.2(1)(3)b.(4)a.c.
作業者は、ルールを遵守するという安全最優
先の意識が低かった

簡単な作業でも要領書によるチェックを確実に行うという意識が低かった

根本原因(1)k．
安全最優先の企業風土が醸成されていなかった

対策
7.2.1(2)a.

問題点⑦
系統流量「0｣の操作完了後に実施すべき101
弁、102弁閉操作を同時並行作業とした

101、102弁閉操作前に系統流量「0」の手順があることを失念した

作業員は、簡単な作業であり、要領書によるチェックまで必要ないと思った

対策
7.2.1(2)d.
操作の順序の重要性の意識が低かった

各操作の目的を認識していなかった

試験関係者間の意思疎通が不足していた

指揮者の指示があいま
いで、不正確だった

試験体制、役割が不明
確だった

ＡＲＩ試験要領書をよくみなかった

操作の順序の重要性の意識が低かった

各操作の目的を認識していなかった

試験関係者間の意思疎通が不足していた

指揮者の指示があいま
いで、不正確だった

試験体制、役割が不明
確だった

※2

根本原因(1)j．
安全最優先の企業風土が醸成されていなかっ
た

※2

対策
7.2.1(2)e.

問題点⑥

問題点⑥
当直長は担当課実施
で、指揮、監視が必要との認識が低かった

担当課実施であり、当直長の指揮下で操作しなければならないが、実際は指揮及び機器監視していなかった※2

対策7.3.2(1)(3)b.(4)a.c.
作業者は、ルールを遵守するという安全最優
先の意識が低かった

根本原因(1)d．

対策
7.2.1(2)c.

根本原因(1)d．

根本原因(1)b．
簡単な作業でも要領書によるチェックを確実に行うという意識が低かった

根本原因(1)d．

メーカにまかせていた

手順の一部省略など、軽易な変更は改訂なし
で行われていた対策
7.2.1(2)d.

ＡＲＩ試験要領書をよくみなかった

検査関係者に試験要領書による手順が周知、浸透されていなかった

工程遵守が最優先との意識が強かった

試験要領書改定は、上覧、承認に時間がかかり、煩雑だった。

試験要領書の改訂を行
わなかった

対策
7.2.1(2)d.

根本原因(1)c．

対策7.3.2(1)(3)b.

ＡＲＩ試験要領書のとおり実施すると、重複作業が発生するため、試験を早く終わらせたかった

問題点④

工事経験、知識が不足していた

試験要領書改定は、上覧、承認に時間がかかり、煩雑だった。

対策
7.2.1(2)a.

必要な系統流量｢0｣の操作が実施されていないことを誰も疑問に思わなかった

根本原因(1)f．

根本原因(1)a．

対策7.3.2(1)(3)b.

ＡＲＩ試験要領書のとおり実施すると、重複作業が発生するため、試験を早く終わらせたかった

試験要領書の改訂を行わなかった

101、102弁閉操作前に系統流量「0」の手順があることを失念した

要員不足

対策
7.2.1(2)e.

対策
7.2.1(2)d.

系統流量「0｣の操作完了後に実施すべき101
弁、102弁閉操作を同時並行作業とした対策7.3.2(1)(3)b.

対策7.2.1(2)f.
根本原因(1)h． 対策7.3.2(1)(3)b.

作業票の処理数が多く、チェック漏れしたシリーズの試験を効率良くやりたかった

工事経験、知識が不足
していた

対策

保守作業手続要領では、「作業の重要度に応じて」となっており、添付が必要
かあいまいだった

ARI試験手順が添付されていなかった

要員不足

根本原因(1)ｉ．
系統流量｢0｣の記載のない複合手順メモが存
在した

根本原因

原子炉停止時の臨界防止対策の知識・経験が不足していた※3

問題点①
上覧、当直検討でチェッ
クできなかった対策
7.2.1(2)e.

系統流量｢0｣が必要との意識が不足していた

問題点

推定要因

忙しかったため、十分な検討ができなかった対策
7.2.1(2)d.

根本原因(1)g．

対策7.2.1(2)f.
根本原因(1)i． 対策7.3.2(1)(3)b.
忙しかったため十分な検討ができなかった

確定要因

根本原因(1)h．

要員不足

保守作業手続要領では、「作業の重要度に応じて」となっており、添付が必要
かあいまいだった

ARI試験手順が添付されていなかった

ＯＲ要因(背後要因)

原子炉停止時の臨界防止対策の知識・経験が不足していた※3

問題点①
上覧、当直検討でチェッ
クできなかった

臨界事故に係る背後要因関連図(2/2)

対策7.3.2(1)(3)b.

忙しかったため、十分な検討ができなかった

停止時運用管理要領を確認しないで作成した

根本原因

対策

添付資料６−１ (2/2)

対策
7.2.1(2)c.

対策
7.2.1(2)d.

前直で発行したARI試験
作業票が運転員（作業手続代行者）に引継がれたが引継ぎが十分でなかった

ARI試験作業票に試験手順が添付されておらず、試験内容が確実に伝わらなかった※3

必要な系統流量｢0｣の操作が実施されていないことを誰も疑問に思わなかった

根本原因(1)e．

根本原因(1)e．

当直間で引継ぎすべき項目及び引継者が明確になっていなかった関係者の事前打合せ、調整が不十分であり、当日の試験手順の相互確認が不足していた

検査関係者に試験要領書による手順が周知、浸透されていなかった

対策
7.2.1(2)c.

根本原因(1)g．
主管課が設備、試験に慣れていなかった対策
7.2.1(2)c.

根本原因(1)d．
電気保修課では初めて行う試験だった

当直長は担当課実施
で、指揮、監視が必要との認識が低かった

担当課実施であり、当直長の指揮下で操作しなければならないが、実際は指揮及び機器監視していなかった

メーカにまかせていた※2

対策
7.2.1(2)e.

対策
7.2.1(2)d.

ARI試験作業票に試験手順が添付されておらず、試験内容が確実に伝わらなかった

根本原因(1)d．

根本原因(1)d．

当直間で引継ぎすべき項目及び引継者が明確になっていなかった関係者の事前打合せ、調整が不十分であり、当日の試験手順の相互確認が不足していた対策
7.2.1(1)b.

根本原因(1)f．
主管課が設備、試験に慣れていなかった対策
7.2.1(2)e.
メーカ改造工事の検証
だった

前直で発行したARI試験
作業票が運転員（作業手続代行者）に引継がれたが引継ぎが十分でなかった

メーカ改造工事の検証だった

電気保修課では初めて行う試験だった※3

(2)設備上の原因

a.CRD単体スクラム試験を実施する場合には、原子炉・CRD
冷却水ヘッダ間差圧低の警報が発報するため、アイソレー
ションしていたが、警報は高/低が同一のものとなっている
ため、高の警報も出なかったこと。

間
接 i.工程遵守が最優先との意識が強かったため、早く試験を的 終わらせたいと思ったこと。
要因j.安全最優先の企業風土が醸成されていなかったこと。

h.要員不足のため、定期検査時の検討・審査に十分な時間をかけられなかったこと。

g.定期検査中は、作業票の処理数が多く、検討、審査に十分な時間をかけられなかったこと。

f.原子炉停止中の臨界防止に関する知識・経験が不足して
いたこと。

7.2.1
(2)作業管理面の改善(2)設備上の原因

a.CRD単体スクラム試験を実施する場合には、原子炉・CRD
冷却水ヘッダ間差圧低の警報が発報するため、アイソレー
ションしていたが、警報は高/低が同一のものとなっている
ため、高の警報も出なかったこと。

間
接 i.工程遵守が最優先との意識が強かったため、早く試験を的 終わらせたいと思ったこと。
要因j.安全最優先の企業風土が醸成されていなかったこと。

h.要員不足のため、定期検査時の検討・審査に十分な時間をかけられなかったこと。

g.定期検査中は、作業票の処理数が多く、検討、審査に十分な時間をかけられなかったこと。

f.原子炉停止中の臨界防止に関する知識・経験が不足して
いたこと。

7.2.1
(2)作業管理面の改善
e.「作業管理システム」を活用した継続的作業管理の改善
f. 作業票に当該工事要領書の添付に関する改善
現状で問題なし
a. 運転員への情報提供の 7.2.2
7.2.2
明確化
(1)運転監視機
設備対策
能の強化
d. 原子炉主任技術者の地 7.3.1
7.3.1
位と権限の強化(1)隠さない仕 隠さない企業
組みの構築
風土づくり
7.3.2
(1)経営トップからの安全最優先の強力な意
志表明
b. 発電所内の組織強化、 7.3.2
7.3.2
増員(3)原子力を支 安全文化の構える体制づくり 築
a. 品質管理部設置による 7.3.2
品質管理の徹底(4)安全・品質
c. 外部組織による評価の 管理の強化
活用

d. 教育面の改善（臨界防止に関する教育の充実）

c. 試験における役割分担の明確化に対する改善

7.2.1
操作手順に係る改善策

添付資料 ７−２⑦ 電気保修課員は、承認されたARI
試験要領書の通り、メーカー作業員に試験を実施させるべきであった
が、実際はメーカー作業員は手順を守らなかったこと。（系統流量を0とした後、CRD隔離弁を閉とする）⑥ 保守作業手続要領に基づき、当直
長は、電気保修課員を指揮し、CRDの隔離弁（101、102弁）を閉操作させるべきだったが、実際は指揮していなかったこと。

(1)現場
作業管理
上の原因

b. 監視上必要な警報、監視計器の除外に関する改善

c. HCU隔離手順にリターン
運転等関連手順が織り込まれていないことに関する改善
a. 手順書の承認および適用に関する改善b. HCU隔離操作中の監視不足に関する改善
7.2.1(1)操作手順の改善

再 発 防 止 対 策
a. HCU隔離手順が臨界防止措置を考慮したものでなかったことに関する改善

現在の記載内容（誤り）⑤ 原子炉停止時運用管理要領に基づ
き、ARI試験の実施前に、「原子炉・CRD冷却水ヘッダ間差圧高/低」警報のリフトを解除し、差圧を監視できるようにすべきだったこと。

④ 承認された試験要領書を変更する
場合は、その都度試験要領書を改訂し、承認を受けるべきだったこと。

接 d.当社担当者にメーカー依存意識もあり、当日の試験体制、役割が不明確なまま、試験が進められたこと。また、当直間で引継すべき項目や引継ぎ者が明確になっていな的 かったこと、及び関係者の事前打ち合わせ、調整が不十分だったこと等、試験関係者間の引継ぎ、調整が不適切だったこと。
要 e.HCU隔離時の措置については、原子炉停止時運用管理要領
や設備別運転操作要領（原子炉編）等に定められているが、リターン運転、１体毎の隔離等が明確となっていな
因 かったため、電気保修課員は臨界防止に関する検討が不十分となったこと。

c.試験要領書の手順の一部省略など、軽易な変更は改訂な
直 しで行われていたこと。

b.現場の電気保修課員およびメーカ作業員は、簡単な作業でも試験要領書をチェックするという意識が低かったこと。

② 電気保修課員は、臨界防止に関する検討が十分でなかったため、HCUを１本毎隔離することの重要性を認識していなかったこと。
③ 原子炉・CRD冷却水ヘッダ間差圧
が、警報値に達する可能性のある操作であり、リターン運転の方が好ましかったが、実際はノンリターン運
転としたこと。

根本
原
因a.電気保修課員は、保守作業手続要領に基づき作業票に試験手順を添付すべきであったが、要領では「作業の重要性に応じて」となっており、添付が必要かあいまいだったこ
と。

問
題
点
① 保守作業手続要領に基づき、電気保修課員は、作業票にARI試験の手順を添付すべきであったが、実際は添付していなかったこと。

7.2.1
操作手順に係る改善策

e.「作業管理システム」を活用した継続的作業管理の改善
f. 作業票に当該工事要領書の添付に関する改善
現状で問題なし
a. 運転員への情報提供の 7.2.2
7.2.2
明確化
(1)運転監視機
設備対策
能の強化
d. 原子炉主任技術者の地 7.3.1
7.3.1
位と権限の強化(1)隠さない仕 隠さない企業
組みの構築
風土づくり
7.3.2
(1)経営トップからの安全最優先の強力な意
志表明
b. 発電所内の組織強化、 7.3.2
7.3.2
増員(3)原子力を支 安全文化の構える体制づくり 築
a. 品質管理部設置による 7.3.2
品質管理の徹底(4)安全・品質
c. 外部組織による評価の 管理の強化
活用

d. 教育面の改善（臨界防止に関する教育の充実）

c. 試験における役割分担の明確化に対する改善

b. 監視上必要な警報、監視計器の除外に関する改善

c. HCU隔離手順にリターン
運転等関連手順が織り込まれていないことに関する改善
a. 手順書の承認および適用に関する改善b. HCU隔離操作中の監視不足に関する改善
7.2.1(1)操作手順の改善

再 発 防 止 対 策
a. HCU隔離手順が臨界防止措置を考慮したものでなかったことに関する改善

志賀原子力発電所１号機で定期検査中に発生した臨界事故に関する問題点、根本原因および再発防止対策⑦ 電気保修課員は、承認されたARI
試験要領書の通り、メーカー作業員に試験を実施させるべきであった
が、実際はメーカー作業員は手順を守らなかったこと。（系統流量を0とした後、CRD隔離弁を閉とする）⑥ 保守作業手続要領に基づき、当直
長は、電気保修課員を指揮し、CRDの隔離弁（101、102弁）を閉操作させるべきだったが、実際は指揮していなかったこと。

⑤ 原子炉停止時運用管理要領に基づ
き、ARI試験の実施前に、「原子炉・CRD冷却水ヘッダ間差圧高/低」警報のリフトを解除し、差圧を監視できるようにすべきだったこと。

(1)現場
作業管理
上の原因

c.試験要領書の手順の一部省略など、軽易な変更は改訂な
直 しで行われていたこと。

③ 原子炉・CRD冷却水ヘッダ間差圧
が、警報値に達する可能性のある操作であり、リターン運転の方が好ましかったが、実際はノンリターン運
転としたこと。
④ 承認された試験要領書を変更する
場合は、その都度試験要領書を改訂し、承認を受けるべきだったこと。

b.現場の電気保修課員およびメーカ作業員は、簡単な作業でも試験要領書をチェックするという意識が低かったこと。

② 電気保修課員は、臨界防止に関する検討が十分でなかったため、HCUを１本毎隔離することの重要性を認識していなかったこと。

接 d.当社担当者にメーカー依存意識もあり、当日の試験体制、役割が不明確なまま、試験が進められたこと。また、当直間で引継すべき項目や引継ぎ者が明確になっていな的 かったこと、及び関係者の事前打ち合わせ、調整が不十分だったこと等、試験関係者間の引継ぎ、調整が不適切だったこと。
要 e.HCU隔離時の措置については、原子炉停止時運用管理要領
や設備別運転操作要領（原子炉編）等に定められているが、リターン運転、１体毎の隔離等が明確となっていな
因 かったため、電気保修課員は臨界防止に関する検討が不十分となったこと。

根本
原
因a.電気保修課員は、保守作業手続要領に基づき作業票に試験手順を添付すべきであったが、要領では「作業の重要性に応じて」となっており、添付が必要かあいまいだったこ
と。

問
題
点
① 保守作業手続要領に基づき、電気保修課員は、作業票にARI試験の手順を添付すべきであったが、実際は添付していなかったこと。

志賀原子力発電所１号機で定期検査中に発生した臨界事故に関する問題点、根本原因および再発防止対策

（６／６）

正しい記載
添付資料 ７−２

別紙２「志賀原子力発電所１号機の臨界に係る事故についての報告（平成 19 年 4 月 6 日）」の炉心挙動の解析に関する補足内容（１／６）
現在の記載内容

以上ａ．及びｂ．の解析結果と事故当時使用していた高燃焼度８×８燃料の採用に係る原子炉設置変更許可申請書での安全解析結果との比較を次表に示す。

安全解析結果の比較（許認可解析コードによる解析結果）
ピーク出力部
燃料エンタルピの燃料エンタルピの
最大値
投入制御棒
制御棒
増分の最大値
反応度
引き抜け速度 ［kJ/kgＵＯ２］［kJ/kgＵＯ２］([cal/ｇＵＯ２])[％Δｋ][mm/ｓ]([cal/ｇＵＯ２])
解析値 判断基準 解析値 判断基準
約 93
ａ
約0.5
−
今回の事故
（約 22）
47
−
−
の解析
約171
約 52
ｂ
約0.789（約 41）（約 13）
起動時の制御
安
約126
385＊１
−＊２
約0.5
91
棒の異常な引全（約 30） (92)＊１
(a)＊３
き抜き
解
約830
963
析 制御棒落下
1.5
950
−＊２
−
（約198） (230)＊１：ペレット燃焼度 40GWd/t 未満＊２：「発電用軽水型原子炉施設の反応度投入事象における燃焼の進んだ燃料の取扱いについて」
は、燃料集合体最高燃焼度 55,000ＭＷｄ/ｔを目標とした高燃焼度燃料の安全審査以降に適用＊３：(ａ)；ペレット燃焼度 25GWd/t 未満の場合：460(110)、
ペレット燃焼度 25GWd/t 以上 40GWd/t 未満の場合：355(85)

安全解析のうち「運転時の異常な過渡変化」の解析の一つである「起動時の制御棒の異常な引き抜き」では、最大制御棒価値の制御棒が最大引き抜き速度で１本引き抜かれるとしている。今回の事故は３本の引き抜けであったが、中間位置で停止したこと、最大価値の制御棒ではなかったこと、引き抜け速度も小さかったことから、超過
反応度の設定によっては燃料エンタルピが起動時の制御棒の異常な引き抜きの解析
結果を超えたものの、過渡変化の判断基準を満足していた。
さらに、安全解析では「事故」の解析の一つとして「制御棒落下」の解析を行っているが、今回の事故は制御棒落下の解析結果および判断基準も満足していた。

４．２．３ 燃料集合体外観点検（１）方法
当該燃料集合体（高燃焼度８×８燃料）は、事故発生後、第１０回定期検査までの各定期検査時に原子炉から順次取り出され、現在は、全て使用済燃料貯蔵プールに貯蔵している。

20

補足した記載以上ａ．及びｂ．の解析結果と事故当時使用していた高燃焼度８×８燃料の採用に係る原子炉設置変更許可申請書での安全解析結果との比較を次表に示す。
安全解析結果の比較（許認可解析コードによる解析結果）
ピーク出力部
燃料エンタルピの燃料エンタルピの
最大値
投入制御棒
制御棒
増分の最大値
反応度
引き抜け速度 ［kJ/kgＵＯ２］［kJ/kgＵＯ２］([cal/ｇＵＯ２])[％Δｋ][mm/ｓ]([cal/ｇＵＯ２])
解析値 判断基準 解析値 判断基準
約 93
ａ
約0.5
−
今回の事故
（約 22）
47
−
−
の解析
約171
約 52
ｂ
約0.789（約 41）（約 13）
起動時の制御安
約126385＊１
棒の異常な引約0.5
91−＊２（約 30） (92)＊１
(a)＊３
全
き抜き
解
約830
963
析 制御棒落下
1.5
950
−＊２
−
（約198） (230)＊１：ペレット燃焼度 40GWd/t 未満＊２：「発電用軽水型原子炉施設の反応度投入事象における燃焼の進んだ燃料の取扱いについて」
は、燃料集合体最高燃焼度 55,000ＭＷｄ/ｔを目標とした高燃焼度燃料の安全審査以降に適用＊３：(ａ)；ペレット燃焼度 25GWd/t 未満の場合：460(110)、
ペレット燃焼度 25GWd/t 以上 40GWd/t 未満の場合：355(85)

安全解析のうち「運転時の異常な過渡変化」の解析の一つである「起動時の制御棒の異常な引き抜き」では、最大制御棒価値の制御棒が最大引き抜き速度で１本引き抜かれるとしている。今回の事故は３本の引き抜けであったが、中間位置で停止したこと、最大価値の制御棒ではなかったこと、引き抜け速度も小さかったことから、超過
反応度の設定によっては燃料エンタルピが起動時の制御棒の異常な引き抜きの解析
結果を超えたものの、過渡変化の判断基準を満足していた。
さらに、安全解析では「事故」の解析の一つとして「制御棒落下」の解析を行っているが、今回の事故は制御棒落下の解析結果および判断基準も満足していた。
なお、参考として、冷温臨界試験の結果から超過反応度を求める場合の誤差を考慮した感度解析及び関連して想定しうる より厳しい条件下での結果の確認も行い、問題のないことを確認した。（添付資料４−９）
４．２．３ 燃料集合体外観点検（１）方法
当該燃料集合体（高燃焼度８×８燃料）は、事故発生後、第１０回定期検査までの各定期検査時に原子炉から順次取り出され、現在は、全て使用済燃料貯蔵プールに貯
蔵している

20

（２／６）
現在の記載内容

補足した記載添付資料リスト

添付資料リスト

第１章関連資料−

第１章関連資料−

第２章関連資料−

第２章関連資料−：原子炉停止機能強化工事について：ＣＲＤ単体スクラム試験について：原子炉停止機能強化工事 機能確認試験要領書：水圧制御ユニット：制御棒駆動機構系統構成概要：複合手順メモ 単体スクラム試験及びＡＲＩ機能試験手順：試験要領書関係の図解：臨界事故当日における「ARI 試験要領書」の使われ方：操作員配置図：制御棒引抜動作開始時の状態（概要図）：臨界事故発生時の作業状況：ＡＲＩ機能確認試験時の隔離操作実施順序（推定）：炉内中性子束モニタ関係チャート：放射線モニタ関係チャート：アラームタイパー印字記録：ＡＲＩ試験及びＣＲＤ単体スクラム試験の流れ図：臨界事故発生当日の推定時系列：手順書と運転操作の比較：志賀１号機非常用ディ−ゼル発電設備クランク軸のひび割れ：当直長引継日誌：平成 11 年臨界事故発生後の確認事項

第３章関連資料
添付資料３−１
−２
−３
−４
−５
−６
−７
−８
−９
−10
−11
−12
−13
−14
−15
−16
−17
−18
−19
−20
−21

：原子炉停止機能強化工事について：ＣＲＤ単体スクラム試験について：原子炉停止機能強化工事 機能確認試験要領書：水圧制御ユニット：制御棒駆動機構系統構成概要：複合手順メモ 単体スクラム試験及びＡＲＩ機能試験手順：試験要領書関係の図解：臨界事故当日における「ARI 試験要領書」の使われ方：操作員配置図：制御棒引抜動作開始時の状態（概要図）：臨界事故発生時の作業状況：ＡＲＩ機能確認試験時の隔離操作実施順序（推定）：炉内中性子束モニタ関係チャート：放射線モニタ関係チャート：アラームタイパー印字記録：ＡＲＩ試験及びＣＲＤ単体スクラム試験の流れ図：臨界事故発生当日の推定時系列：手順書と運転操作の比較：志賀１号機非常用ディ−ゼル発電設備クランク軸のひび割れ：当直長引継日誌：平成 11 年臨界事故発生後の確認事項：制御棒駆動機構隔離数と冷却水ヘッダ差圧の関係：制御棒が引き抜けたメカニズム：モックアップ試験概略試験構成図：モックアップ試験結果：解析に使用したコードについて：解析条件：反応度の推移：燃料エンタルピ及び炉心平均中性子束の推移：安全解析結果との比較

第４章関連資料
添付資料４−１
−２
−３
−４
−５
−６
−７
−８
−９

：制御棒駆動機構隔離数と冷却水ヘッダ差圧の関係：制御棒が引き抜けたメカニズム：モックアップ試験概略試験構成図：モックアップ試験結果：解析に使用したコードについて：解析条件：反応度の推移：解析結果：参考解析結果

第３章関連資料
添付資料３−１
−２
−３
−４
−５
−６
−７
−８
−９
−10
−11
−12
−13
−14
−15
−16
−17
−18
−19
−20
−21
第４章関連資料
添付資料４−１
−２
−３
−４
−５
−６
−７
−８
−９

49

49

（３／６）
現在の記載内容

補足した記載添付資料４−８

添付資料４−８（1/2）

解析結果
燃料エンタルピ及び炉心平均中性子束の推移
燃料エンタルピ及び炉心平均中性子束の推移
30

500

30

500

47mm/sの値

47mm/sの値
25400

燃料エンタルピ100

炉心平均中性子束
0
‑5

0

5

10

15

20

30

燃料エンタルピ100

炉心平均中性子束
0‑5

燃料エンタルピ

炉心平均中性子束
0
‑5

0

5

10

15

20

炉
心
20 平
均
中
15 性
子
束
10
定
格
5 値
に
対
0 す
る
25
割
合
％

︶

20

30
25

400
燃
料
300
エ
ン
タ
200
ル
ピ
(kJ／kgUO2)

燃料エンタルピ100
炉心平均中性子束
0
‑5

0

5

10

炉
心
20 平
均
中
15 性
子
束
10
定
格
5 値
に
対
0 す
る
25
割
合
％

15

20

原子炉スクラム信号発信からの時間 (s)（０．７８９％Δｋの場合）︶

原子炉スクラム信号発信からの時間 (s)（０．７８９％Δｋの場合）

15

︵

100

10

47mm/sの値

︵

燃
料
300
エ
ン
タ
200
ル
ピ
(kJ／kgUO2)

5

原子炉スクラム信号発信からの時間 (s)（０．５％Δｋの場合）

25

400

0

500

47mm/sの値

炉
心
20 平
均
中
15 性
子
束
10
定
格
5 値
に
対
0 す
る
25
割
合
％

︶

500

燃
料
300
エ
ン
タ
200
ル
ピ
(kJ／kgUO2)︶

原子炉スクラム信号発信からの時間 (s)（０．５％Δｋの場合）

25

400

︵

︵

燃
料
300
エ
ン
タ
200
ル
ピ
(kJ／kgUO2)

炉
心
20 平
均
中
15 性
子
束
10
定
格
5 値
に
対
0 す
る
25
割
合
％

（４／６）
現在の記載内容

補足した記載添付資料４−８(2/2)

（５／６）
現在の記載内容

補足した記載添付資料４−９（1/2）
参考解析結果１．感度解析
４．２．２（３）ｂ．に示した結果は、超過反応度として0.789％Δｋを用いた結果であるが、志賀１号機の冷温臨界試験の結果である解析値と実測値の差の標準偏差（１σ）は、第１サイクルから第11サイクルまでの51ケース全体で0.154％Δｋであることから、約２σ＝0.3％Δｋの誤差がどの程度解析結果に影響を与えるかを把握するため感度解析を実施した。ただし、感度解析においては、当時の炉心内の想定炉
水温度を考慮し、超過反応度は0.777％Δｋとして実施した。
また、制御棒引き抜け速度の解析結果への影響を把握するため、引き抜け速度を40mm/ｓとした場合の解析を合わせて実施した。
解析結果を下表に示す。
ケース番号
制御棒引き抜け速度(mm/ｓ)
超過反応度（％Δｋ）
炉心平均中性子束最大値(％)
燃料エンタルピ最大値(kJ/kg)
ピーク出力部燃料エンタルピ増分の最大値（kJ/kg）

１

３

４

0.777
約15
約166

２
47
1.077
約21
約219

0.777
約12
約165

５
40
1.077
約17
約216

0.477
約 1
約72

約51

約56

−

６
0.477
約 1
約72

約49

約44

−

この結果、超過反応度を高くする方向に冷温臨界試験の誤差を考慮しても、燃料の破損が生じないことが分かった。また、超過反応度を低くする方向に誤差を考慮する
場合には、解析結果が極端に穏やかになることが分かった。
なお、４．２．２（３）ａ．に示したように整定出力から超過反応度を求めた場合には0.5％Δｋとなることから、実際の超過反応度は、0.777％Δｋよりも低かった可能性が高いと推察される。
２．今回の事故に関連して想定しうる より厳しい条件下での結果の確認
志賀１号の臨界事故については、保守的な解析を行った場合においても燃料の破損に至っていないことが４．２．２の解析により確認されたが、この事故がより厳しい状況で発生した場合に燃料の破損が生じるかについても確認した。
解析は、主として次の前提で行った。
○ 制御棒の引き抜けは、制御棒を隔離していく作業の中で実際に引き抜けた３本の他、隔離予定だった残り２本も加えた合計５本の101弁を５人の作業員（当時の作業員は４人）が同時に閉止した場合を想定する。
○ スクラム信号発信後、制御棒は１ノッチ（約15ｃｍ）更に引き抜けて停止するものとする。
○ 制御棒引き抜け速度は47mm/ｓであるとする。
（続く）

（６／６）
現在の記載内容

補足した記載(続き)

添付資料４−９（2/2）

以 上 の 条 件 の 下 実 施 し た 解 析 の 結 果 、 燃 料 エ ン タ ル ピ の 最 大 値 は 約 221
ｋＪ/kgＵＯ２、ピーク出力部燃料エンタルピの増分は約85ｋＪ/kgＵＯ２であり、燃料被覆管破損条件を下回っていることから、想定しうる より厳しい条件下でも燃料の健全性が保たれることが確認できた。
このように、想定しうる より厳しい条件下でも燃料の健全性が保たれることが確認できたが、この時点で仮に燃料が破損した場合には周辺の方々にどの程度の影響を与えたのかを確認するため、燃料棒が仮に1000本（燃料集合体約16体相当）破損したものと仮定して、今回の事故が原子炉停止50日後であったことも踏まえて被ばく評価を行った。この結果は約５×10−４ｍSvとなり、安全審査の判断基準５ｍSvの約１万分の１であり、参考に線量目標値0.05ｍSv/ｙと比較してもその約100分の１となることが確認された。

別紙３「志賀原子力発電所１号機の臨界に係る事故についての報告（平成 19 年 4 月 6 日）」の添付資料９−１の訂正内容（１／２）
現在の記載内容（誤り）正しい記載

（２／２）
現在の記載内容（誤り）正しい記載

添付資料９−１（9/12）

添付資料９−１（9/12）

別紙３；作業管理上の総点検フロー

別紙３；作業管理上の総点検フロー｢根本原因の究明｣および「技術的再発防止策」 「志賀原子力発電所１号機の臨界に｢根本原因の究明｣および「技術的再発防止策」 「志賀原子力発電所１号機の臨界に係る事故についての報告」より

係る事故についての報告」より

品質管理要領の点検・改善

品質管理要領の点検・改善

工事主管課実施改善された要領類と手順書等の照合（改善の要否）

改善要

工事主管課実施
チェックシートによる確認（改善の要否）

改善要

問題なし

改善否
「別紙４」

安全確認チェックシート

手順書等の改善実施

作成（工事主管課確認）（工事主管課）

発電課および担当主任技術者の確認（改善の要否）

改善要手順書等の改善実施（工事主管課）

問題なし

ＮＯ

発電課および担当主任技術者の確認（改善の要否）
改善否

臨界防止に係る設備の手順書等か

改善要
ＹＥＳ

原子力発電保安運営委員会での審議
問題なし

手順書等の制定
手順書等の制定

改善要志賀原子力発電所１号機の臨界に係る事故についての報告

平成１９年４月６日
北陸電力株式会社

目次

１．はじめに ････････････････････････････････････････････････

１

２．調査・検討体制及び調査方法 ･･････････････････････････････
２．１ 調査・検討体制 ･･･････････････････････････････････
２．２ 調査方法 ･････････････････････････････････････････

２
２
４

３．事実関係の把握 ･･････････････････････････････････････････
３．１ 事故発生に至る経緯 ･･･････････････････････････････
３．２ 意思決定の過程 ･･･････････････････････････････････
３．３ 事故後の措置 ･････････････････････････････････････

５
５
１０
１１

４．事故事象の解明 ･･････････････････････････････････････････
４．１ 制御棒引き抜け挙動の解明 ･････････････････････････
４．２ 炉心挙動の解析 ･･･････････････････････････････････
４．３ 被ばく線量の評価 ･････････････････････････････････

１４
１４
１６
２１

５．事故発生当時の品質保証体制等の状況 ･･････････････････････

２５

６．根本原因の究明 ･･････････････････････････････････････････
６．１ 臨界事故発生の原因 ･･･････････････････････････････
６．２ 事故を隠し実施すべきことをしなかった原因 ･････････

２８
２８
２９

７．再発防止対策の策定 ･･････････････････････････････････････
７．１ 定期検査中の臨界防止に関する状態管理 ･････････････
７．２「臨界事故発生の原因」に対する技術的再発防止対策 ･･･
７．３「事故を隠し実施すべきことをしなかった原因」に対する再発防止対策 ･････････････････････････････････････

３１
３１
３２

８．再発防止対策の実施及びフォロー････････････････････････････

４４

９．安全対策の総点検への取組み････････････････････････････････

４５

10．まとめ ･･････････････････････････････････････････････････

４７〔隠さない風土と安全文化の構築に向けた決意〕･･･････････････

４８･･･････････････････････････････････････････････

４９

添付資料リスト

３５

１．はじめに
当社は、平成 11 年 6 月の志賀原子力発電所１号機の定期検査中に、原子炉において臨界に係る事故を起こすとともに、必要な記録を残すことなく、国および自治体に報告しておりませんでした。
今回の事故により、立地地域の皆さまをはじめ広く社会の皆さまからの信頼を当社
自らが失墜させてしまいました。原子力行政への影響も懸念されるような重大な事態を発生させ、かつ報告していなかったことは誠に申し訳なく、深く反省し、お詫び申し上げます。
事故の事実は、経済産業省原子力安全・保安院長の「発電設備に係る点検について」（平成 18 年 11 月 30 日）の指示による当社の点検、調査の中で判明いたしました。
当社は、平成 19 年 3 月 15 日、経済産業大臣より、今回の臨界事故に対して厳重注意を受けるとともに、本事故の事実関係及びその根本的な原因の究明、早急に実施することができる技術的な再発防止対策の策定、さらには本事故の根本的な原因を踏まえた抜本的な再発防止対策について報告すること、との指示を受けました。
当社では、このたびの指示を真摯に受け止め、志賀原子力発電所 1 号機を停止し、安全の総点検を進めるとともに、二度とこのような事態を惹起しないという決意のもと、平成 19 年 3 月 16 日に「志賀１号機事故調査対策委員会」を設置いたしました。
本委員会では、社長を委員長に、社外の原子力安全及び法律の専門家の方々にも加わっていただきながら、鋭意、調査・検討を進めてまいりました。
その結果、去る 3 月 30 日には、本事故の事実関係、その根本原因及び早急に実施することができる技術的な再発防止対策について取り纏め、経済産業大臣にご報告させていただきました。
本報告書では、既にご提出いたしました上記内容に加え、根本的な原因を踏まえて策定された抜本的な再発防止対策を盛り込み、ご報告申し上げるものであります。

１２．調査・検討体制及び調査方法
２．１ 調査・検討体制
当社は、経済産業大臣からの指示を受け、「志賀１号機事故調査対策委員会（以下、「本委員会」という。）」を設置するとともに、本委員会の下に３つの部会を設置した。
また、弁護士 3 名による社外調査団を編成することとした。
２．１．１ 志賀１号機事故調査対策委員会の設置
平成 19 年 3 月 16 日、本委員会を設置し、事実関係・原因の調査、究明を行うとともに、技術的な再発防止対策の策定、原子力の品質保証体制の再構築などの抜本的な再発防止対策及び設備の安全点検計画について、審議・検討を行うこととした。
本委員会は、永原社長を委員長とし、髙田副社長を委員長代理とした。その他、副社長、２常務、原子力推進本部部長及び経営管理部長が委員として参加している。
また、審議・検討の客観性・透明性を確保するため、社外からシステム量子工学、法律を専門とする大学教授２名に委員としてご就任いただき、調査の方法や評価等に対して幅広くご意見をいただいた。
２．１．２ 部会の設置
本委員会における審議・検討の実効性を高め、詳細な調査や具体的な対策の検討などを行うため、３つの部会を設置した。
「事実関係・原因究明部会」では、事実関係・根本原因の解明及び技術的再発防止対策の検討・立案を行い、「再発防止対策部会」では、根本原因を踏まえた抜本的再発防止対策の検討・立案を行うこととした。また、「設備安全対策総点検部会」では、設備の安全点検計画の策定等を行うこととした。
なお、各部会は本委員会の指示・指導の下、それぞれの課題について検討を進めるとともに、相互に緊密な連携をとりながら活動を推進した。
２．１．３ 社外調査団の編成
本委員会における審議・検討には正確な事実関係の徹底究明が不可欠であるとの観点から、弁護士３名による社外調査団を編成し、今回の臨界事故が直ちに報告されなかったことについて、中立的・専門的立場から、調査に対して助言・指導をいただくとともに、重要人に対する直接調査を踏まえて、本委員会にその内容を報告いただくこととした。
なお、社外調査団のメンバーは、元大阪高検検事長である杉原弘泰弁護士を団長とし、元検事である辻嶋彰弁護士及び原子力訴訟の代理人を務めるなど原子力関係に詳しい八木宏弁護士にご参加いただいた。

２

以上の調査・検討体制を下図に示す。
社外調査団

志賀１号機事故調査対策委員会

メンバー：

委

杉原弘泰 弁護士

委 員 長 代 理： 髙田憲一 副社長

辻嶋

彰 弁護士

八木

宏 弁護士

依頼

員

委

長： 永原 功 社長

員： 大橋弘忠 東京大学教授（システム量子工学）
中島史雄 金沢大学名誉教授 高岡法科大学教授 弁護士【役割】

濱田昌一 副社長

・社内調査に対する

清原邦彦 常務取締役

指導助言・重要人に対する
直接調査

報告、

松長 賢 常務取締役

指導
助言

荒井行雄 原子力推進本部部長

・調査報告書の作成

村田幸平 経営管理部長
事

務局： 塩谷敏文 経営企画部長
報告

指示

事実関係・原因究明部会

再発防止対策部会

設備安全対策総点検部会

部会長：松長 賢 常務取締役

部会長：濱田昌一 副社長

部会長：松長 賢 常務取締役

【課題】

【課題】

【課題】

・事実関係・根本原因の・根本原因を踏まえた抜本

・設備の安全点検計画の解明
・技術的再発防止対策の連携的再発防止対策の検討･

連携

立案

検討・立案

志賀 1 号機事故 調査・対策体制

３策定
・設備安全点検の実施

２．２ 調査方法
今回の調査は以下の方法で事実の確認を行った。
２．２．１ 聞き取り及び文書類の調査「事実関係・原因究明部会」を中心に、志賀原子力発電所及び本店原子力部等の関係者に加え、当時、関わりのあったＯＢ・メーカー関係者から、幅広く聞き取り調査を行った。
また、弁護士から構成される社外調査団により、経営層を含む重要な関係者に対する聞き取り調査を行い、中立的・専門的な立場から事実の認定に努めた。
（聞き取り調査総数）
実施主体
事実関係・原因究明部会
再発防止対策部会
社外調査団
計

対象者
期 間
社員、OB、ﾒｰｶｰ
3 月 16 日〜25 日
社員、OB
役員、社員
3 月 23 日〜25 日

延べ人数
147 名
59 名
24 名
230 名

本店原子力部内及び志賀原子力発電所内等に保管されている資料やデータを記した記録紙等の文書類を調査し、その内容を精査・検討した。
（調査した社内資料）
・引継日誌（当直長、運転員）（平成 11 年 6 月 18 日）
・警報等の印字記録
・テレビ会議回線の接続記録
・キングファイル（5cm）で約 900 冊相当 等
２．２．２ 事故事象の解明
想定外に制御棒３本が引き抜け、原子炉が臨界状態となったことを重視し、事故に至ったメカニズムの解明や安全性評価等を行うため、制御棒引き抜け挙動解明、炉心挙動解析、被ばく線量評価について、日本原子力技術協会等の協力を得て調査を実施した。
２．２．３ 根本原因分析
事実確認調査に基づき、事故発生に至る作業項目を時系列的に整理した。また、作業が適切に行われていれば事故発生を防止できたと考えられる作業項目に着目し、なぜ適切に行われなかったかを問題点として洗い出した。
当該事故に関して報告しなかった問題も含め、洗い出した問題点について、その根本的な原因まで踏み込んだ調査・分析を日本原子力技術協会の協力を得て行った。

４

３．事実関係の把握
３．１ 事故発生に至る経緯
３．１．１ 定期検査時の作業管理
定期検査時に実施される各種設備の点検や試運転、試験の際には、工事担当課と関係各課間における作業の通知、予定連絡、及び作業開始、終了時の確認等、様々な事項を管理する必要があるが、志賀原子力発電所では「作業票」によりこれらを行っている。
特に、感電や水漏れ等のトラブルを防止するため、電源の「切」や弁の「閉」といった安全処置を行う必要があり、これらを一般的に「アイソレーション」と呼んでいる。アイソレーションは作業毎に発効する作業票の中にリストアップされ、さらにア
イソレーション毎にタグ管理（各機器に状態を記載した札を取り付ける管理）を行っている。また、アイソレーションには、作業に伴う操作スイッチの操作許可や試験条件作成なども含まれる。
工事担当課は作業を実施するにあたり、作業計画を立て、作業内容及びアイソレー
ションを十分に検討のうえ作業票を発効する。また、作業の重要度に応じて、作業管
理体制、作業手順を定めた「作業計画書」を添付する必要がある。
工事担当課が作成した作業票は発電課に送付され、当直長は、作業票に基づき必要な操作計画を立てるとともに、関係各課と打ち合わせを行い、作業内容に係るアイソ
レーションを改めて検討後実施する。なお、アイソレーションの内容が変わる場合には、その都度、作業票による手続きを行い、発電課がアイソレーションを変更した後に次のステップに進むこととなっている。また、当直長は作業期間中の作業票について作業状況を把握する必要がある。
なお、アイソレーションには作業の実態にあわせて以下の３つの区分が存在する。
① 発電課による実施：発電課がアイソレーションを実施② 工事担当課実施：技術的、物理的理由で工事担当課にアイソレーションを依頼する方が望ましい場合に、当直の監督下において工事担当課が操作を実施③ 特別承認：他系統への影響がなく、安全が損なわれない範囲で、工事担当課が操作を実施（当直の監督下にない状態での操作）
３．１．２ 臨界事故の直接原因となった試験
今回の臨界事故の直接原因となった試験は、電気保修課が担当した「原子炉停止機
能強化工事機能確認試験」（以下、「ARI 試験」という。）である。原子炉停止機能強化
工事は、アクシデントマネジメント（AM）対策工事の一環として第５回定期検査の期間に実施された特殊な改良工事であり、志賀１号機では初めて実施する試験であった。
本試験を実施するためには、試験の対象となる１本の制御棒を除き残り８８体の制御棒駆動系水圧制御ユニット（以下、「HCU」という。）を隔離する必要があることか５

ら、電気保修課は作業票を発行し、HCU の隔離弁等について「工事担当課実施」によりアイソレーションすることとした。作業票は電気保修課での検討後に発電課に送付され、発電課でのアイソレーションの検討が行われたが、この際作業票に試験要領書は添付されていなかった。
（問題点①：「６．根本原因の究明」における問題点に対応。
以下、同じ。）
一方、ARI 試験の直前には機械保修課が担当する「制御棒駆動系機能検査（原子炉起動前）」のうちの「単体スクラム試験」が計画されていた。単体スクラム試験は、制御棒を１本ずつスクラムさせ、制御棒の挿入速度を測定する試験であり、中央制御室での単体スクラム操作と現場での HCU のアキュムレータの充填操作を、「特別承認」
扱いとし工事担当課員の指示のもとメーカーが実施していた。
なお、制御棒の引き抜き操作についても、原子炉停止中であり燃料取替インターロ
ックで１本しか引き抜けないようになっていることから、安全上の問題がないため工事担当課員やメーカーの担当者に実施させていた。
３．１．３ 試験に用いられた要領書と試験実施前の調整
ARI 試験を実施するためにメーカーから電気保修課に「第５回定期検査 AM 対策工事の内 原子炉停止機能強化工事 機能確認試験要領書（以下、「ARI 試験要領書」という。）」が提出された。ここでは、「(1)試験対象を除いた制御棒(88 本)のアキュムレー
タ充填水をブローし」、「(2)試験対象の制御棒を全引き抜きした後に制御棒駆動系駆
動水流量を「０」とし」、「(3) 試験対象を除いた制御棒(88 本)の挿入元弁（101 弁）、引抜元弁（102 弁）及び充填水元弁（113 弁）を全閉する」となっており、HCU の隔離弁の操作を１体ずつ行う手順ではなかった。また、原子炉への戻りラインを使う運転（以下、「リターン運転」という。）ではなく制御棒駆動系駆動水流量を「０」とする運転（以下、「ノンリターン運転」という。）としており、制御棒駆動系冷却水ヘッダの圧力が高くなると制御棒の誤引き抜けが発生する可能性があることの注意喚起についても記載されていなかった。（問題点②、③）
一方、「単体スクラム試験」は第１回定期検査より定期検査毎に実施していたもので、この試験要領については平成８年時点で「制御棒駆動機構機能試験標準要領書」（以下、「CRD 試験要領書」という。）として標準化され確立していた。ここでは、「(1)
試験対象の制御棒を全引き抜きし」、「(2)試験対象の制御棒の単体スクラムを行い」、「(3)スクラムした制御棒のアキュムレータを充填する」ことを全８９本の制御棒について繰り返す手順としていた。
前述のとおり、「単体スクラム試験」と「ARI 試験」は連続して行われることとなっていたことから、二つの試験を効率的に進めるための調整が行われた。なお、この調整において２つの試験の手順をまとめた「複合手順メモ」も作成されていたが、実際には用いられず、連続で実施するための考え方を ARI 試験に取り入れた形に止まった。
調整は具体的には以下のように行われた。

６

a.メーカーから提出された「ARI 試験要領書」及び「CRD 試験要領書」について、工事担当課担当者が内容を確認後、副課長が審査し、課長が承認した。
b.その後、メーカーは二つの試験を効率的に進めるため「複合手順メモ」を電気保修課担当者に提案した。電気保修課担当者は、「複合手順メモ」を全面的には使わなかったが、発電課定検班、機械保修課へ配布するとともに、その考え方を一部取り入れ、次のように調整した。
c.まず、機械保修課が ARI 試験の直前に実施する単体スクラム試験において、「ア
キュムレータに水をチャージする」操作をしないこととし、「１ノッチ引抜・挿入操作」は ARI 試験側で実施することにした。
d.それにより、電気保修課が使う「ARI 試験要領書」における「(2)試験対象 CRD を除いた制御棒(88 本)のアキュムレータ充填水をブローする」というステップは事
実上「ブロー後の圧力を確認する」ということだけになった。また、これにより当該試験における現場での最初の実操作は「試験対象を除いた制御棒（88 本）の挿入元弁（101 弁）、引抜元弁（102 弁）及び充填水元弁（113 弁）を全閉する」という内容になった。これらの操作については、特に手順書等を作成せず行われており、機械保修課、電気保修課ともこれらの手順内容の変更について承認行為を行っていなかった。（問題点④）e.なお、この「複合手順メモ」を通じた調整でも制御棒の誤引き抜けを防止する観点での注意喚起が行われた形跡は認められなかった。
３．１．４ 試験要領書どおりの操作を行わなかったことによる臨界事故の発生
これまで調査した記録及び関係者の聞き取り調査結果等から、臨界事故は以下のように発生したものと推定される。
平成 11 年 6 月 15 日、CRD 単体スクラム試験の作業票が発電課により発効された。
この際、単体スクラム試験時に圧力が変動して「原子炉・CRD 冷却水ヘッダ間差圧高/低」警報が頻発することを避けるため、警報を除外するアイソレーション（「リフト」と呼ばれる）が実施され、これ以降、冷却水ヘッダの圧力が上昇しても警報が発生しない状態となった。「リフト」は本来ならば単体スクラム試験の終了時に復旧されるべきだが、臨界事故の翌日まで復旧されなかった。二つの試験が連続で実施されたことから「ARI 試験」で必要な警報が無い状態となったものであるが、ARI 試験要領にも試験の際にこの警報を必要とする記載はなかった。（問題点⑤）
平成 11 年 6 月 17 日、ARI 試験の作業票が発電課により発効された。この作業において、当直長は自らの指揮のもとで工事監理員にアイソレーションを実施させるため、アイソレーションが必要な時にタグを渡すべきであったが、試験に係る「担当課実施」のタグはこの時点で既に電気保修課に渡されていた。（問題点⑥）
平成 11 年 6 月 17 日、20 時 43 分から単体スクラム試験が開始された。当時、原子炉は原子炉圧力容器上蓋及び原子炉格納容器上蓋が取り外されており、原子炉ウェルを満水とした状態であった。また、中性子束モニタについては、中性子源領域モニタ７及び中間出力領域モニタが計測中であったが、平均出力領域モニタについては点検中であった。
翌 18 日の 1 時 34 分、全 89 本の単体スクラム試験が終了し、1 時 57 分頃から、最も挿入速度の遅い２本の制御棒について、アキュムレータ圧力を最低圧力の約 11MPaとした状態での単体スクラム試験を実施し、2 時 8 分頃、単体スクラム試験が全て終了した。
一方、ARI 試験の関係者は、単体スクラム試験が終了するのを待っていたが、単体
スクラム試験の終了が近づいた 1 時 44 分〜50 分の間に管理区域内に入域した。2 時 8分頃の単体スクラム試験の終了後、中央制御室において、運転員は電気保修課員に単体スクラム試験が終了したので、ARI 試験を実施して良いと伝えた。聞き取り調査の結果では、ARI 試験の関係者と当該の運転員は事前に打合せを行っておらず、作業票にも試験要領書が添付されていなかったことから、運転員は電気保修課が行おうとしている具体的な操作内容を把握していなかった。（問題点⑥）
運転員の了解を受け、中央制御室の電気保修課員が試験対象の制御棒[14‑31]を全引き抜きするための準備をしていたところ、現場の電気保修課員とメーカー作業員が現場における最初の実操作、すなわち、試験対象を除く 88 本の制御棒駆動機構の隔離弁（101 弁、102 弁）の全閉操作を開始してしまった。この操作は、「ARI 試験要領書」では、試験対象の制御棒[14‑31]を全引き抜きとし、駆動水流量調節弁を閉操作することにより制御棒駆動系駆動水流量を「０」とした後に行う必要があった。（問題点⑦）
101 弁、102 弁の全閉操作は４名で同時に行い、まず南側の HCU を隔離し、引き続き北側の HCU の隔離を開始した。隔離操作が始まった後の 2 時 11 分頃、中央制御室
では[14‑31]を全引き抜きする前の１ノッチ引抜・挿入操作が行われていたが、この時点で冷却水ヘッダ圧力の上昇が始まっていたため、制御棒の駆動は正常に行われなかった。
現場での隔離が進むにつれ、冷却水ヘッダ圧力の上昇は継続し、流水音が大きくなるとともに、現場での弁操作が重くなり両手で操作しないと動かなくなっていたが、操作した電気保修課員とメーカーの作業員は制御棒の引き抜けについての知識がなく異常と判断しなかった。
当直長以下の運転員はこの時点で HCU の隔離操作が行われていることを認識しておらず、従って制御棒駆動系の駆動水流量や冷却水ヘッダ圧力の監視等は実施していなかった。また前述のとおり、「原子炉・CRD 冷却水ヘッダ間差圧高/低」警報が発生しないようになっていたため、制御棒の誤引き抜けの発生する可能性がある圧力まで上昇していたにも拘らず、だれも認識することができなかった。
2 時 17 分に最初の制御棒の引き抜けが始まり、最終的に３本の制御棒（[30‑39]、[26‑39]、[34‑35]）が引き抜け、2 時 18 分に原子炉が臨界となり、同時刻に中間領域
モニタ高高信号により原子炉の自動スクラム信号が発生した。

８

３．１．５ 臨界時の対応
運転員はスクラム警報が発生した時点で初めて異常に気付き、当直長は運転員に制御棒の状況、中性子束、及び、放射線モニタ等の関係パラメータを確認させた。本来なら制御棒が緊急挿入されるところ、ARI 試験の途中だったためにアキュムレータが充填されておらず、また挿入元弁（101 弁）が閉められていたため、制御棒は緊急挿入されなかった。当直長は、電気保修課が実施していた操作の内容を確認し、それまで実施していた HCU の隔離操作が原因と判断し、2 時 25 分、現場の電気保修課員に弁の復旧を指示した。
現場では、当直長の指示により、全制御棒の挿入元弁（101 弁）引抜元弁（102 弁）の開操作を実施し、引き抜けた 3 本の制御棒の 101 弁、102 弁が開いたことにより、制御棒駆動水系の圧力が制御棒駆動機構に加わり、制御棒の挿入が始まった。
最終的には原子炉の自動スクラム信号が発生した 15 分後に制御棒が挿入され原子炉は未臨界状態となった。
事象発生時の記録計チャート、関係者が個人的に保管していたプロセス計算機の記録及び過渡現象記録装置出力帳票から確認された時系列は以下のとおりであった。
平成 11 年 6 月 18 日
・2 時 17 分 27 秒
制御棒が引き抜け始めた。
・2 時 18 分 41〜43 秒「SRM 炉周期」が 11 秒と短くなり、更に計測範囲を逸脱し、かつ「SRM 高」が発生し、原子炉が臨界に達した。
・2 時 18 分 44 秒
「IRM 高高／動作不能」「原子炉自動スクラム」により原子炉緊急停止条件が成立し、「原子炉スクラム」信号が発生した。
・2 時 18 分 45 秒
IRM の各チャンネルが表示範囲を逸脱した。
・2 時 18 分 53〜54 秒
制 御 棒 [30‑39] が 20 ポ ジ シ ョ ン 位 置 、 制 御 棒[26‑39]が 16 ポジション位置、制御棒[34‑35]が 08
ポジション位置にあることを確認した。
・2 時 18 分 53〜57 秒「SRM 炉周期」が正常復帰し、20 秒以上になり、中性子束の上昇が緩やかになった。
・2 時 24 分 28 秒
IRM の各チャンネルが順次正常復帰していること〜26 分 48 秒 から、IRM のレンジを上げて可視範囲とし、運転員が中性子束を確認したと考えられる。また、「IRM
高高／動作不能」が「正常復帰」し、原子炉緊急
停止信号発生レベルより低下した。
・2 時 32 分 19 秒
「SRM 炉周期」がレンジ逸脱し、「SRM レベル」が9.90×104cps に低下したことから、制御棒の挿入に伴い未臨界状態に向けて中性子束が低下し始めた。また、同時期に IRM レベルも低下している。
・2 時 33 分 00 秒
引き抜けた制御棒３本が全挿入した。

９

３．２ 意思決定の過程
３．２．１ 事故発生に関する発電所関係者への第一報
スクラム警報が発生し、初めて異常に気付いたとき、中央制御室には、当直長以下４人の運転員がいた。事故発生から、現場状況及び電気保修課が実施していた操作内容等を確認し、制御棒を挿入するまで、約 15 分を要した。
当直長は、一連の初期対応を終えた後、発電課長に連絡した。発電課長は所長以下関係者に連絡し、関係者が発電所の緊急時対策所に集合したが、既にその時点で事故発生から、外部への第一報の目安である 30 分を大幅に経過していたと思われる。
（問
題点⑧）
緊急時対策所に集まった者として特定されたのは、所長以下 14 名であった。なお、その他にも出席者がいたという証言がある。
３．２．２ 緊急時対策所での協議内容
緊急時対策所において、発電課長から以下の状況説明及び事実確認が行われた。
・原子炉停止機能強化工事の機能確認試験の準備として、制御棒関連の弁を操作していたところ、想定外に制御棒が数本引き抜け中性子束（IRM）高高で、スクラ
ム信号が発信された。
・制御棒全挿入までにかなり時間を要した。
・現在、制御棒が全挿入され原子炉は安定に停止している。
３．２．３ 事故に対する関係者の認識
出席者は各自の専門知識の違いもあり、この事象に対する理解は様々であった。全員が「臨界」が起きたとの認識ではなかった。
しかし、原子炉停止中に制御棒が落ち、中性子束が上昇するという大変な事が起きたとの認識が多くの関係者にあった。
（問題点⑨）
３．２．４ 対応策の検討と意思決定
事実確認の後、対応策の検討に入ったが、多くの出席者は、この件を報告した場合の重大さを十分認識していたと思われる。
すなわち、志賀 2 号機がおよそ 2 ヶ月後の平成 11 年 9 月に着工を控えており、今回の事故が外部公表となれば着工が延期されることは容易に予想された。
また、事故発生 4 日前の平成 11 年 6 月 14 日、非常用ディーゼル発電設備のクラン
ク軸にひびが発見され、この事象の対策に追われていた真最中であり、1 号機立ち上げの目処が全く立っていない状況にあった。
こうしたなかで、「ノイズの可能性があるのでは」との発言(発言者不明)がある一
方、技術課担当からは、「臨界ではないか」との発言もあった。（問題点⑩）
最終的には、「この事象が外部に出ると２号の工程に遅れがでる」との意見もあり、所長は、社外に報告しないことを決断した。（問題点⑪）
なお、次長(炉主任)は、所長に「報告すべき」という意見具申する役割を果たさず、

１０公表しないことに反対しなかった。
その後、発電所と本店原子力部、東京支社、石川支店間でテレビ会議が行われた。
テレビ会議では、発電所の考えとして、「制御棒が過挿入により、位置不明の表示となったこと」「何らかのノイズにより IRM に信号が入ったこと」「実際に出力が上がっていないことから、連絡対象でないこと」が説明され、誤信号であったとの結論が報告された。
発電所からの上記報告に対し、異論が特に出されることはなく、テレビ会議は終了した。（問題点⑩）
このことから、発電所の意思決定に対する本店の関与は認められなかった。
また、当時の経営層については、本人からの聞き取り調査の結果、本事実についての認識はなく、また他の証言からも関与は認められなかった。
３．２．５ 事故記録の改ざん
発電課長は、発電所中央制御室に行き、当直長らに対し、本事故は誤信号であるから、当直長及び運転員の引継日誌に本事故に関する記述をしないように指示した。その結果、当直長及び担当運転員は、引継日誌に本事故に関する事項を記載しなかった。
また、本事故を隠すため、炉心中性子束モニタ（SRM、IRM）の記録計チャートには「点検」と記載しているが、その記載時期及び関与者は不明である。
緊急時対策所での協議の際に、中央制御室から切り取られてきた警報等印字記録（アラームタイパー）は、本来保管されるべきものにもかかわらず、そのコピーが個人的に保管されていたのみであり、その原本は所在不明となっている。その関与者については不明である。
３．３ 事故後の措置
事故発生後、事故状況の把握、原因調査及び再発防止対策等の検討、措置が必要である。これらの必要な検討、対応に対し、何が行われていたかを、当時の状況を知っていると思われる社員 22 名に対し、当時取った措置について聞き取り調査を行うとともに、記録の有無の確認を行った。
その結果、事故の解明、原因調査、再発防止対策等の必要な検討・措置に関し、個々人が自ら成し得る範囲において個別に検討・対応を実施していたものの、組織立った対応は行われなかった。（問題点⑫）また、事故の原因となった試験については、手順を改訂の上、３日後に実施していた。
３．３．１ 状況把握
事故発生直後、運転員は、原子炉スクラム後の操作確認、作業状況の確認、現場の重点パトロールを行う必要がある。また、事故発生の連絡を受け、緊急時対策所に参集した関係者は、運転員への助言や社内外への連絡等のため、事故状況を正確に把握する必要があった。
調査の結果、運転員は、原子炉周りの状況把握を行うとともに、速やかに作業状況

１１

の把握を行い、適切に発電課長に連絡していたが、現場の重点パトロールは行っていなかった。
また、技術課担当は、原子炉の詳細なパラメータから、臨界状態となったことを確認していた。
３．３．２ 事故発生後の影響調査
事故発生後、運転員及び安全管理課員は、エリア放射線モニタの指示値の変化、作業者の被ばく評価、放射性物質の環境への放出量を評価する必要があった。
調査の結果、運転員は事故直後に、安全管理課副課長は緊急時対策所での会議後に、エリア放射線モニタ等の指示値に有意な変化がないことを確認した。安全管理課員は、通常の管理業務の中で、作業者に異常な被ばくがないことを確認していたが、中性子による被ばくの評価は行っていなかった。また、環境への放射性物質の放出について
は、炉水の分析結果を踏まえ安全管理課副課長が通常の管理でよいと判断した上で、通常の管理業務において異常な放出がないことを確認していた。
３．３．３ 設備健全性評価（１）燃料の健全性
事故発生後、燃料の健全性を確認し、継続使用の可否を判断する必要があり、このためには、出力変化や燃料エンタルピ等の評価、炉水分析による燃料破損の有無の確認を行うとともに、必要により、燃料集合体の外観検査を行うべきであった。
調査の結果、技術課長の指示もあり、技術課担当は、IRM 挙動から算出した炉周期から反応度を求め、安全解析結果と対比して燃料エンタルピを評価し、燃料の健全性に問題はないと結論付けて技術課長に報告していた。ただし、計算を誤り、過小評価を行っていた。
また、安全管理課副課長は、炉水の分析により、短半減期核種のマンガン 56が検出されたことで臨界になったことを確信したが、核分裂生成物の濃度に異常がないことから燃料に破損がないと判断していた。
（２）制御棒、制御棒駆動機構、HCU の健全性
事故発生後、制御棒、制御棒駆動機構、HCU について、機能試験により機能上問題がないことを確認するとともに、必要に応じて、分解点検等の詳細点検を実施し、故障等がないことを確認する必要があった。
調査の結果、制御棒の外観点検や各機器の分解点検までは実施していないものの、再試験時又は通常の定期検査時の試験として、単体スクラム試験、常駆動試験、ストールフロー試験等を実施し、制御棒が正常に動作することを確認していた。
なお、制御棒の外観点検や各機器の分解点検については、第６回定期検査以降行われている。

１２

３．３．４ 原因調査、再発防止対策、水平展開
制御棒引き抜けが発生した原因を調査し、再発防止対策を策定、実施するとともに、類似作業においても制御棒の引き抜けが生じないよう水平展開方策を策定、実施する必要があった。
調査の結果、原因を詳細に検討したという事実は確認されなかったものの、制御棒
引き抜けの再発防止のため、隔離前後の CRD 系統の流量・圧力の確認及び系統圧力流量調整弁全閉後、前後弁を閉とし、確実に流量を０とすることや HCU の隔離を 1 体毎にすることを手順に加えており、系統圧力の上昇が制御棒引き抜けの原因であると推定したものと推測される。
また、水平展開として、制御棒駆動系の隔離時には、リターンラインを構成するよう、運転指示として当直長間で引継ぎが行われていた。

１３

４． 事故事象の解明
４．１ 制御棒引き抜け挙動の解明
４．１．１ 目的
第５回定期検査の「ARI 機能検査」時に行った操作により制御棒引き抜け事象が発生したメカニズムを明確にするとともに、この事象をモックアップ試験により再現・検証する。
４．１．２ 制御棒の引き抜け事象が発生した推定メカニズム
制御棒が引き抜けたメカニズムは以下のとおりと推定される。
制御棒駆動機構の隔離前は、駆動水流量は 125ℓ／min であり、制御棒駆動系原子炉耐圧テスト止め弁（036 弁）は開けられておらず、原子炉への戻りラインは構成されていなかった。この状態で、試験を行う制御棒駆動機構以外の水圧制御ユニットにおいて、制御棒駆動系挿入配管隔離弁（101 弁）および制御棒駆動系引抜配管隔離弁（102弁）を順次閉止する隔離操作が行われたことにより、冷却水ヘッダ圧力が徐々に上昇した。
冷却水ヘッダ圧力の上昇に伴い、挿入配管側には制御棒を押し上げる方向に冷却水の水圧が加わった。また、引抜配管側についても、オリフィス付き制御棒駆動系排出水逆止弁（038A 弁、038B 弁）と制御棒駆動系常駆動切換弁（121 弁）を通過した冷却水により加圧されていった。
挿入側の押し上げ力が制御棒の重量に打ち勝つためには、原子炉と冷却水ヘッダの差圧（以下、「冷却水ヘッダ差圧」という。）約 0.5MPa 以上が必要であるが、引抜配管側からの押し下げ力も加わるので、冷却水ヘッダ差圧が約 0.7MPa 以上となった場
合に制御棒が挿入側に移動する可能性がある。また、コレットフィンガは冷却水ヘッダ差圧が約 0.7MPa でばね力に打ち勝ち移動し始め、約 1.0MPa で上端位置に保持される。
この状態で 101 弁を閉止すると、挿入配管からの冷却水圧力が無くなり、引抜配管からの冷却水が、コレットフィンガを押し上げたまま制御棒を引き抜き側に押し下げるために制御棒が引き抜ける。
以上より、制御棒の引き抜けが発生する冷却水差圧の状況を推定すると以下のようになる。
①冷却水ヘッダ差圧 約 0.7MPa 以下の場合
制御棒が過挿入とならず、またコレットフィンガも押し上げられないので、ラッチは外れず引き抜きは発生しない。
②冷却水ヘッダ差圧 約 0.7〜約 1.0MPa の場合
制御棒が過挿入となり、コレットフィンガも押し上げられラッチが外れるので、引き抜けが発生する可能性がある。なお、コレットフィンガの位置によっては再１４

ラッチする可能性もある。
③冷却水ヘッダ差圧約 1.0MPa 以上の場合
制御棒が過挿入となり、コレットフィンガも上端位置にあるので、引き抜けが発生する可能性がある。
制御棒の引き抜け動作は、引抜配管の圧力が約 0.7MPa まで下がりコレットフィン
ガが元の位置に戻りラッチされるまで継続することから、スクラム信号によりスクラム出口弁（127 弁）が開動作するか、102 弁が閉止することで圧力が下がり、コレッ
トフィンガがラッチして引き抜けが止まったと推定される。なお、引き抜けた制御棒
は、101 弁が閉止されているため、スクラム信号が発生し、制御棒駆動系スクラム入口弁（126 弁）および制御棒駆動系スクラム出口弁（127 弁）が開動作しても、水圧制御ユニットアキュムレータの圧力の有無にかかわらず当該制御棒のスクラム挿入はできない状態であった。
この状態から 101 弁、102 弁を開ければ、挿入配管からの冷却水圧力が加わり、制御棒が挿入される。
４．１．３ モックアップによる確認（１）方法
メーカーの工場において、志賀１号機と同一型式の試験用高速型制御棒駆動機構により、以下のとおり今回推定したメカニズムどおりの動作となるか、再現・検証を行う。
また、炉心挙動解析に適用する引き抜け速度評価モデルの妥当性を検証するため、冷却水ヘッダ差圧及び制御棒引き抜け速度を実測する。
① 冷却水ヘッダ差圧が高い状態を模擬し、101 弁、102 弁両弁開状態から、101 弁
のみを閉止することにより、同様に制御棒が引き抜かれる事象が発生するか確認する。
② ①の状態が確認された後、以下の２ケースにより制御棒が停止することを確認する。
ケース１：102 弁を閉止する。
ケース２：102 弁開状態で制御棒駆動系スクラム出口弁（127 弁）を開する。
③ ②の状態が確認された後、以下の２ケースにより制御棒が挿入されることを確認する。
ケース１：102 弁を開状態とした後、101 弁を開状態とする。
ケース２：102 弁開状態、制御棒駆動系スクラム出口弁（127 弁）の開状態で、101 弁を開状態とする。

１５

（２）結果モックアップ試験の結果から、今回推定した以下のメカニズムどおりの動作となり、再現性が検証できた。
また、引き抜け速度評価モデルの妥当性を検証するため、冷却水ヘッダ差圧及び制
御棒引き抜け速度を実測した。
① 冷却水ヘッダ差圧が高い状態で 101 弁を閉止すると制御棒が引き抜ける事象が発生する。
② この状態で 102 弁を閉止するか制御棒駆動系スクラム出口弁（127 弁）が開となると、制御棒の引き抜けが停止する。
③ その後、制御棒駆動系スクラム出口弁（127 弁）が開の状態で、101 弁、102 弁
を開ければ、制御棒が挿入される。

４．２ 炉心挙動の解析
４．２．１ 目的
志賀１号機第５回定期検査中の臨界事故時に引き抜けた制御棒周りに装荷していた燃料集合体（以下、４．２では「当該燃料集合体」という。）については、その後燃料漏えいはなく健全に使用を終えているが、ここで、事故当時の炉心挙動の解析を行うことにより反応度、原子炉出力等の経時変化を把握するとともに、解析の結果か
ら燃料の健全性の評価を行う。また、使用済燃料貯蔵プールで貯蔵している当該燃料集合体の外観点検を行い、実際に燃料の健全性について確認する。

４．２．２ 反応度評価並びに出力及び燃料健全性の解析・評価（１）方法
志賀１号機第５回定期検査中の臨界事故時の炉心状態を解析・評価するに当たり、
事故当時の制御棒の引き抜け速度、原子炉冷却材温度等を入力条件として設定する。
これを基に解析コード（プログラム）を用いて炉心挙動解析を実施し、制御棒の引き抜けにより投入された反応度、出力変化から、その時の燃料エンタルピ（燃料ペレッ
トの持つ熱量）を求め、燃料の健全性を評価する。
燃料の健全性については、解析結果の燃料エンタルピを「発電用軽水型原子炉施設の反応度投入事象に関する評価指針」に定める燃料の許容設計限界及び「発電用軽水型原子炉施設の反応度投入事象における燃焼の進んだ燃料の取扱いについて」に定め
るＰＣＭＩ破損しきい値のめやすと比較することによって評価する。

１６

（２）解析条件
評価は、原子炉設置許可申請書の安全解析で使用している許認可解析コードを用いて実施し、原子炉設置許可申請書の安全解析結果との比較も行う。
ａ．解析コード
使用する解析コードは以下のとおり。
解析コード名引抜き制御棒反応度算出 三次元沸騰水型原子炉模擬計算コード
事象進展の解析

反応度投入事象解析コード（ＡＰＥＸ）

燃料エンタルピの解析

単チャンネル熱水力解析コード（ＳＣＡＴ）

ｂ．主要入力条件解析で使用する、炉心燃料配置、冷却材温度等の入力データとしては、事故当時の値が明らかなものについてはその値を用いるとともに、制御棒引き抜け順番や引き抜け速度等、値が明らかでないものについては、想定できる範囲内で解析結果を厳しくする値を用いる。
解析結果に大きな影響を与える、制御棒の引き抜け順番及び引き抜け速度については、以下の考え方により設定した。
制御棒の引き抜け順番の考え方
・引き抜けた３本の制御棒の停止位置は制御棒[26‑39]が 16 ポジション、制御棒[30‑39]が 20 ポジション、制御棒[34‑35]が８ポジションであった。
・上記３本の制御棒は、スクラム直後に行った制御棒位置確認により、引き抜けが確認されたものであり、それ以外の制御棒は全挿入状態であったことから、引き抜けていた制御棒は上記３本のみである。
・１本目の制御棒が引き抜け始めたことにより、「全制御棒全挿入信号」が「ＮＯ」となった。
・この制御棒は、作業員が 102 弁を閉めたことにより引抜配管の圧力が下がり、停止したものと推定される。
・制御棒[34‑35]の停止位置（８ポジション）は他と比較すると高い位置であるため、102 弁閉によるものではなく、原子炉スクラム信号発信、スクラム弁開により系統圧力が急降下したため停止した可能性が高く、３本目に引き抜けたと仮定。
・２本目の制御棒がどの時点で引き抜け、停止したかはわからないため、解析結
果を厳しくする（臨界近傍での反応度添加率を高くする）よう制御棒[34‑35]と同様に原子炉スクラム信号により停止したものと仮定。
・制御棒[26‑39]と制御棒[30‑39]のどちらが先に引き抜けた制御棒かが不明なため、解析結果を厳しくする（臨界近傍での反応度添加率を高くする）観点から、

１７制御棒[30‑39]が最初に引き抜けたものと仮定。
以上のことから、制御棒[30‑39]が最初に引き抜けて「全制御棒全挿入信号」を「ＮＯ」とし、制御棒[26‑39]は制御棒[34‑35]と共に引き抜けて原子炉スクラム信号により停止したとして解析を行う。
引き抜け速度の考え方
・原子炉−冷却水ヘッダ間差圧から制御棒引き抜け速度を算出する評価モデルを構築した。
その評価モデルによる評価値を「４.１.３ モックアップによる確認」によって得られた実測値と比較した結果、構築した評価モデルが保守性を有することが確認された。
・事故発生時の原子炉−冷却水ヘッダ間差圧は特定困難なことから、想定される最大値である約 13ＭPa（制御棒駆動水ポンプミニマムフロー運転時のポンプ吐出圧力）を事故発生時の差圧と仮定するとともに、全制御棒の工場出荷試験時の流路抵抗実測値（平均値）を用いて、評価モデルにより制御棒引き抜け速度を計算した結果、47mm/ｓとなった。
また、引き抜けの発生した３本の制御棒について至近の定期検査時（第２回定期検査時）の流路抵抗測定結果を条件として引き抜け速度を計算した結果、それぞれ約 45mm/ｓ台[26‑39]、47mm/ｓ台[30‑39]及び約 48mm/ｓ台[34‑35]となり、その平均は約 47mm/ｓであった。
・このため、解析では、制御棒引き抜け速度として 47mm/ｓを用いることとした。
（３）結果
事故発生前、原子炉の実効増倍率は約 0.956 であった。
制御棒[30‑39]の引き抜けにより、全制御棒全挿入信号が「ＮＯ」となり、その後
102 弁閉止により制御棒[30‑39]は停止位置 20 ポジションで停止した（解析条件）。この時原子炉は未臨界であった。
その後、制御棒[26‑39]及び[34‑35]の 101 弁が順次閉止されたことにより、それぞれの制御棒の引き抜けが始まった（解析条件）。これにより原子炉の実効増倍率は臨界点である 1.0 に到達した。この時の原子炉出力は定格出力の約 10−６％程度と推定した。その後、さらに臨界点を超えて臨界超過となり、原子炉出力は増加し始めた。
IRM（レンジ１）高高の設定値を超えたため、原子炉スクラム信号が発信し、これにより制御棒[26‑39]及び[34‑35]はラッチされ制御棒の引き抜けは停止した（解析条件）。引き抜け停止時刻は、最も遅れた場合で原子炉スクラム信号発信の約 3.2 秒後である（解析条件）。

１８

ａ．事故時の整定出力を基に超過反応度を求めた場合
臨界事故発生後の整定原子炉出力を基に算出した超過反応度 0.5％Δｋを用いて許認可解析コードにより解析した結果は以下のとおり。
炉心平均中性子束は原子炉スクラム信号発信後約６秒で定格値の約２％まで上昇
し、これに伴う燃料ペレット温度の上昇によるドップラ効果の自己制御性が働き、負の反応度フィードバックが加わって降下し始めた。なお、原子炉熱出力（単位時間当たりに燃料から水に伝えられる熱量）の最大値は 0.5％未満である。
燃料エンタルピの最大値は約 93kJ/kgＵＯ２［約 22cal/ｇＵＯ２］となり、４．２．
２（１）に述べる判断基準を満足していることから、燃料が健全であることが確認された。
また、今回の臨界事故では、浸水燃料の存在を仮定しても浸水燃料の破損は生じない。
ｂ．冷温臨界試験の結果から超過反応度を求めた場合
第６サイクル初期に実施した冷温臨界試験の結果を基に算出した超過反応度0.789％Δｋを用いて許認可解析コードを用いて解析した結果は以下のとおり。
炉心平均中性子束は原子炉スクラム信号発信後約 2 秒で定格値の約 15％まで上昇
し、これに伴う燃料ペレット温度の上昇によるドップラ効果の自己制御性が働き、急激な負の反応度フィードバックが加わって即時に降下し始めた。原子炉スクラム信号
発信から約 15 秒後には炉心平均中性子束は定格値の 1％を下回り、その後も低下し整定した。なお、原子炉熱出力（単位時間当たりに燃料から水に伝えられる熱量）の最大値は１％未満である。
燃料エンタルピの最大値は約 171kJ/kgＵＯ２［約 41cal/ｇＵＯ２］、ピーク出力部燃料エンタルピの増分の最大値は約 52kJ/kgＵＯ２［約 13cal/ｇＵＯ２］となり、４．２．
２（１）に述べる判断基準を満足していることから、燃料が健全であることが確認された。
また、今回の臨界事故では、浸水燃料の存在を仮定しても浸水燃料の破損は生じない。

１９以上ａ．及びｂ．の解析結果と事故当時使用していた高燃焼度８×８燃料の採用に係る原子炉設置変更許可申請書での安全解析結果との比較を次表に示す。
安全解析結果の比較（許認可解析コードによる解析結果）
ピーク出力部
燃料エンタルピの燃料エンタルピの
最大値
投入制御棒
制御棒
増分の最大値
反応度
引き抜け速度 ［kJ/kgＵＯ２］［kJ/kgＵＯ２］([cal/ｇＵＯ２])[％Δｋ][mm/ｓ]([cal/ｇＵＯ２])
解析値 判断基準 解析値 判断基準
今回の事故
の解析

ａ

約0.5
47

ｂ

起動時の制御安棒の異常な引全
き抜き解析 制御棒落下約 93（約 22）−−

約0.789約171（約 41）

約 52（約 13）

約0.5

91

約126
385＊１
（約 30） (92)＊１

−＊２

1.5

950

約830
963
（約198） (230)

−＊２

−

(a)＊３
−

＊１：ペレット燃焼度 40GWd/t 未満＊２：「発電用軽水型原子炉施設の反応度投入事象における燃焼の進んだ燃料の取扱いについて」
は、燃料集合体最高燃焼度 55,000ＭＷｄ/ｔを目標とした高燃焼度燃料の安全審査以降に適用＊３：(ａ)；ペレット燃焼度 25GWd/t 未満の場合：460(110)、
ペレット燃焼度 25GWd/t 以上 40GWd/t 未満の場合：355(85)

安全解析のうち「運転時の異常な過渡変化」の解析の一つである「起動時の制御棒の異常な引き抜き」では、最大制御棒価値の制御棒が最大引き抜き速度で１本引き抜かれるとしている。今回の事故は３本の引き抜けであったが、中間位置で停止したこと、最大価値の制御棒ではなかったこと、引き抜け速度も小さかったことから、超過
反応度の設定によっては燃料エンタルピが起動時の制御棒の異常な引き抜きの解析
結果を超えたものの、過渡変化の判断基準を満足していた。
さらに、安全解析では「事故」の解析の一つとして「制御棒落下」の解析を行っているが、今回の事故は制御棒落下の解析結果および判断基準も満足していた。
なお、参考として、冷温臨界試験の結果から超過反応度を求める場合の誤差を考慮した感度解析及び関連して想定しうる より厳しい条件下での結果の確認も行い、問題のないことを確認した。（添付資料４−９）
４．２．３ 燃料集合体外観点検（１）方法
当該燃料集合体（高燃焼度８×８燃料）は、事故発生後、第１０回定期検査までの各定期検査時に原子炉から順次取り出され、現在は、全て使用済燃料貯蔵プールに貯蔵している。

２０

これら燃料集合体について、燃料棒表面に付着したクラッド(注)を除去し、水中テレ
ビカメラを用いて外観点検を実施する。
(注)クラッドとは、原子炉冷却中において、配管系の金属材料の腐食によって生ずる腐食
生成物のうち、水に溶けない金属酸化物の総称である。

（２）結果
事故当時相対出力の大きかったと思われる燃料集合体から順に９体、燃料集合体外観点検を行い，その結果、燃料棒及び燃料棒以外の構成要素に、著しい損傷、変形及び腐食は認められなかった。
４．３ 被ばく線量の評価
４．３．１ 目的
臨界事故発生時に管理区域内に滞在した放射線業務従事者に有意な被ばくがあったのか、また、一般公衆に対する影響があったのかを調査する。
４．３．２ 放射線業務従事者に係る調査（１）管理区域滞在者の被ばく線量の確認
ａ．管理区域滞在者の確認
放射線管理計算機に保存されている放射線業務従事者の管理区域出入実績から、臨界事故が発生した時間帯（制御棒が引き抜け始めた 2 時 17 分から全制御棒が全挿入となった 2 時 33 分まで）に管理区域に滞在していた放射線業務従事者（以下「管理区域滞在者」という。）を確認した結果、制御棒駆動機構の試験に関係する電力社員
２名とメーカー作業員２名、及びその他の作業に従事していた２名の計６名であった。
臨界事故発生時時間帯

入域

退域
入域

退域
入域

退域
退域

入域

6 月 18 日

2 時 17 分

2 時 33 分

制御棒引き抜け始め

制御棒全挿入臨界事故発生時の管理区域滞在者の例

２１

ｂ．管理区域滞在者のγ線による線量の確認
管理区域滞在者の線量のうちγ線による線量について、放射線業務従事者が管理区域に立ち入る都度携行する警報付ポケット線量計（以下「APD」という。
）の測定値により確認した結果、全員が 0.00mSv であった。
ｃ．管理区域滞在者の中性子線による線量の確認
中性子線については、100%出力運転中であっても、通常人が立ち入る場所の線量率は測定下限（0.001mSv/h）未満であり、その被ばくを考慮する必要はない。
しかし、臨界事故発生時には、原子炉圧力容器及び原子炉格納容器の上蓋が取り外されており、原子炉建屋４階原子炉ウェル周りには原子炉を直視できる位置があったこと、また、原子炉格納容器の所員用エアロック等が開放されており、原子炉格納容器内に立ち入ることが物理的に可能であったことから、原子炉建屋４階及び原子炉格
納容器内では中性子線による被ばくのおそれがあった。
そのため、管理区域滞在者６名が当該場所に立ち入ったかどうかについて、管理区
域入域時の作業件名及び聞き取りにより確認した結果、原子炉建屋４階及び原子炉格
納容器内に立ち入っていないことが分かった。
また、管理区域滞在者はフィルムバッジを着用しており、熱中性子線による線量は測定できるため、平成 11 年 6 月のフィルムバッジ測定算定記録を確認したところ、当該の６名の熱中性子による線量は全て検出限界未満（X）であった。
以上の結果より、中性子線による被ばくのおそれはないと考えられる。
警報付ポケット線量計（ＡＰＤ）

フィルムバッジ（ＦＢ）（２）中性子線による被ばくを仮定した場合の線量評価
APD はγ線による線量を測定できるが、中性子線による線量は測定できない。また、フィルムバッジも熱中性子線による線量は測定できるが、速中性子線による線量を測定できない。
そのため、管理区域滞在者が中性子線による被ばくをしていたと仮定した場合の線２２

量を以下のとおり推定した。
①管理区域滞在者のγ線による線量は、APD による測定で 0.00mSv であることから、保守的に 0.005ｍSv 未満であったとする。
（APD は、0.005ｍSv 未満は「0.00」の表示となる。）②中性子線による線量は、中性子線とγ線の線量率の比率（以下、「n/γ比」という。）をγ線による線量に乗じて算出する。なお、評価に用いる n/γ比は、運転中に原子炉施設において実際の中性子線量率を測定でき、かつ、n/γ比が高い所員用エアロック前の 20 を用いる。
（実測値を用いているため、実際の中性子エネルギーにおける比率であり、熱中
性子及び速中性子による線量を評価することになる。）
その結果、中性子線による被ばくを仮定した場合であっても線量は 0.1mSv（＝0.005mSv×20）未満となり、検出限界値（標記は「X」）であることから、中性子線による線量を含めた評価線量は「X」と推定される。（評価線量の算出にあたって「X」
は数値として加算されない）

γ線による線量（APD による測定値）「X」（0.005mSv 未満）

中性子線による線量（ｎ／γ比による計算値）「X」（0.1mSv 未満）

評価線量
「X」

４．３．３ 一般公衆に係る調査（１）放射性希ガスに係る確認
臨界事故により燃料が破損し、燃料被覆管の中から希ガスが漏えいした場合には、原子炉建屋４階から換気空調系を経由して排気筒から環境へ放出されるおそれがあるため、排気筒モニタ及び敷地境界に設置されているモニタリングポストの指示値を確認した結果、指示値に変動はなく、臨界事故に起因した希ガスによる外部への影響はなかった。
（２）放射性よう素に係る確認
臨界事故により燃料が破損した場合は、放射性よう素が排気筒から環境へ放出されるおそれがあるため、排気筒のチャコールフィルタにて１週間（臨界事故発生日を含む 6 月 16 日から 22 日）捕集した放射性よう素の測定値を確認した結果、検出限界未満であり、臨界事故に起因した放射性よう素による外部への影響はなかった。
（３）直接線・スカイシャイン線に係る確認
臨界事故により原子炉建屋から放出される直接線・スカイシャイン線による一般公衆に対する影響を以下のとおり確認した。

２３

①炉心挙動解析結果から得られた原子炉出力（ピーク値）をもとに、臨界事故時の原子炉建屋４階及び原子炉格納容器外側における線量率を評価する。
②直接線については、原子炉建屋から放出された放射線が直接評価点に到達するものであり、原子炉格納容器外側にて評価した線量率から敷地境界までの距離（最短で約 450ｍ）による減衰補正を行い、評価点での線量率を求める。
なお、保守的に原子炉建屋原子炉棟のコンクリート壁による遮へい効果は考慮しない。
③スカイシャイン線については、原子炉建屋から放出された放射線が上方の空気で散乱され評価点に到達するものであるが、評価点での線量率は保守的に原子炉建屋４階における線量率と同じと仮定する。
④線量率評価のベースとなっているピーク出力状態が、制御棒が引き抜け始めた 2
時 17 分から全挿入となった 2 時 33 分までの 15 分間継続していたと仮定して、
上記②、③にて求めた線量率から直接線・スカイシャイン線による線量を求める。
その結果、直接線・スカイシャイン線による線量は、以下のとおり十分小さな値となっており、線量目標値（年間 50 μSv）と比べても無視できるものである。
1.3×10−5 μSv
3.7×10−6 μSv
年間 50 μSv

直接線による線量
スカイシャイン線による線量
線量目標値 ※※：「発電用軽水型原子炉施設周辺の線量目標値に関する指針（原子力安全委員会）」に定める原子炉施設の通常運転時における周辺の公衆の受ける線量についての目
標値

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５．事故発生当時の品質保証体制等の状況
５．１ 目的「３．事実関係の把握」に加えて、事故発生当時の品質保証体制、権限・意思決定
ルール、コンプライアンスの状況について整理する。
５．２ 品質保証体制及び作業ルール
５．２．１ 品質保証体制の状況
当社の原子力における品質保証体制は、昭和 62 年に志賀原子力発電所１号機の建設に向け、本店原子力部を対象とした「原子力発電所 総合品質保証計画書（要則）」を制定したことに始まる。平成元年に志賀原子力発電所建設所の設置に伴い、「志賀原子力発電所建設工事品質保証計画書」（その後、組織廃止に伴い廃止）を制定するとともに、それらの上位規則である「原子力発電所 品質保証要則（規程）」を制定した。
平成 5 年の志賀原子力発電所１号機運転開始に合わせ「志賀原子力発電所 品質保証計画書」を制定した。これらの規則は、国際原子力機関（IAEA）の「原子力発電所の安全基準−品質保証−」（1988）を参考として作られた日本電気協会「原子力発電所の品質保証指針」（JEAG 4101-1993）の要求事項を反映したものであった。今回事故の発生した平成 11 年当時は、上記規則をその後の状況変化に応じて改正したものを運用していた。
（１）トップマネジメント
当時の品質保証体制では、トップマネジメントの概念（平成 16 年導入）は、まだ取り入れられていなかったが、設置者責任の概念のもと品質保証活動を総括する
ため、原子力本部に品質保証総括責任者を置き、原子力本部長がこれに当たると定めていた。
（２）現場のＰＤＣＡ(Plan-Do-Check-Act のサイクル)
当時の品質保証体制では、計画から監査に至る個々の基本事項に関しては定められていたものの、ＰＤＣＡサイクルという一連の概念はまだ取り入れられていなかった。そのため、個々の基本事項に対する管理に重きが置かれていた。
調達管理では、品質に関する要求事項を調達文書中に明示することを定め、調達業務を実施していた。
不適合管理では、重大な不適合と軽微な不適合に分けて管理していた。
是正処置では、国の検査、保守点検及び故障・トラブル等で指摘または発見された不適合に対し、その重要度に応じて対応の手順を定めていた。
予防処置では、さまざまなチャネルを通じて国内外原子力発電所のトラブル情報を収集検討し、当社設備への展開を図っていた。

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（３）内部監査
当時の品質保証体制では、原子力監査規程に基づき、原子力部門から独立した部門（社長室 原子力監査担当）が内部監査を行うこととしていた。
５．２．２ 作業ルールの状況（１）アイソレーションにおける役割分担「志賀原子力発電所 保守作業手続要領」に基づき、アイソレーションには作業の実態に合わせ、①発電課実施、②工事担当課実施、③特別承認の３つの区分があった。
（２）工事要領書・作業票
工事要領書には作業の実施内容・手順等が定められており、工事担当課が審査・承認を行うことになっていた。
作業票は、作業通知・アイソレーション・作業終了の確認などに使用しており、工事担当課から発電課等に送付されていた。
５．３ 権限・意思決定のルール
５．３．１ 事故・故障時の国、自治体への報告（１）報告の判断基準
事故・故障等対応要領では、報告対象は法令等で定める範囲とし、法令別・事象
種類別に列挙のうえ報告期限が設定されており、報告対象か否かが定かでない場合には、官庁に確認することとなっていた。
社内の慣例では、昼間は発電所の技術課長が判断し、夜間・休日は連絡当番が判断することになっていたが、判断に迷う場合には、発電所において「判定会議」を開催していた。
（２）報告手順
事故・故障等対応要領に基づき報告対象であることが明らかな場合は、実用炉規則等により国へ、安全協定により自治体へ報告を行っていた。
（３）報告までの時間
事故・故障等対応要領には、法令別・事象種類別に、「直ちに」、「速やかに」、「その他(何日以内)」という報告期限が規定されていた。また、通商産業省（当時）の原子力発電運転管理室文書「トラブル情報および運転管理情報の連絡要項」（平成10 年 8 月）では、事故情報が「夜間・休日を問わず直ちに連絡するもの」、「夜間に連絡は必要ないが、休日でも翌朝速やかに連絡するもの」、「原則通常の勤務時間内に連絡するもの」の３つに分類されていた。
これに対し、社内の慣例上、「直ちに」に該当する事象は 30 分以内に連絡することになっていた。

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５．３．２ 原子炉主任技術者の職務
原子炉主任技術者は、「核原料物質、核燃料物質及び原子炉の規制に関する法律」
及び「保安規定」に規定されている。
この保安規定には、原子炉主任技術者が、保安上必要な場合、「所長へ意見具申」、「運転従事者へ指示」、「各職位に助言・協力」すること、及び所長は「原子炉主任
技術者の意見を尊重」することが規定されていた。
５．３．３ 発電所が設置する保安運営委員会
事故の再発防止対策を審議する原子力発電保安運営委員会は、当時の保安規定に「発電所における原子炉施設の保安運営に関する具体的重要事項を審議する」と規定されていた。
保安運営委員会運営要領には、運転管理、燃料管理、放射性廃棄物管理、放射線管理、保守管理に関する具体的重要事項に加え、保安規定等の改廃の上申に関する事項も審議することが位置づけられていた。
５．３．４ 本店原子力部の役割
本店原子力部は、発電所に対して、専門的立場から方針、計画、規程等を説明し、必要であれば専門的な意見を提供していた。
５．４ コンプライアンスの状況
平成 9 年 10 月に「電気事業連合会行動指針」が制定され、当社においても平成
10 年 3 月に、社達「企業倫理の徹底について」が出されるなど、当時は、コンプラ
イアンス意識醸成に向けての取組みが緒に付いたところであった。

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６．根本原因の究明
６．１ 臨界事故発生の原因
６．１．１ 時系列に沿った事実確認と問題点の抽出
当社社員及びメーカー作業員からの聞き取り、並びに記録等により判明した事実を時系列に沿って整理し、各プロセスの流れの中で、臨界事故発生に至った問題点を抽出した。
① 保守作業手続要領に基づき、電気保修課員は、作業票に ARI 試験の手順を添付すべきであったが、実際は添付していなかったこと。
② 電気保修課員は、臨界防止に関する検討が十分でなかったため、HCU を１本毎隔離することの重要性を認識していなかったこと。
③ 原子炉・CRD 冷却水ヘッダ間差圧が、警報値に達する可能性のある操作であり、リターン運転の方が好ましかったが、実際はノンリターン運転としたこと。
④ 承認された試験要領書を変更する場合は、その都度試験要領書を改訂し、承認を受けるべきだったこと。
⑤ 原子炉停止時運用管理要領に基づき、ARI 試験の実施前に、「原子炉・CRD 冷
却水ヘッダ間差圧高/低」警報のリフトを解除し、差圧を監視できるようにすべきだったこと。
⑥ 保守作業手続要領に基づき、当直長は、電気保修課員を指揮し、CRD の隔離弁
（101、102 弁）を閉操作させるべきだったが、実際は指揮していなかったこと。
⑦ 電気保修課員は、承認された ARI 試験要領書の通り、メーカー作業員に試験を実施させるべきであったが、実際はメーカー作業員は手順を守らなかったこと。（系統流量を 0 とした後、CRD 隔離弁を閉とする）
６．１．２ 根本原因分析
今回の事象について、臨界事故が発生したことを出発点とし、その背後要因を「なぜなぜ分析」で掘り下げ、根本的な原因を究明した。
以下に、根本原因分析結果を現場作業管理上の原因と設備上の原因の２つに整理した結果を示す。
（１）現場作業管理上の原因
ａ．電気保修課員は、保守作業手続要領に基づき作業票に試験手順を添付すべきであったが、要領では「作業の重要性に応じて」となっており、添付が必要
かあいまいだったこと。
ｂ．現場の電気保修課員及びメーカー作業員は、簡単な作業でも試験要領書をチェックするという意識が低かったこと。
ｃ．試験要領書の手順の一部省略など、軽易な変更は改訂なしで行われていたこ

２８

と。
ｄ．当社担当者にメーカー依存意識もあり、当日の試験体制、役割が不明確なま
ま、試験が進められたこと。また、当直間で引継ぎすべき項目や引継ぎ者が明確になっていなかったこと、及び関係者の事前打ち合わせ、調整が不十分だったこと等、試験関係者間の引継ぎ、調整が不適切だったこと。
ｅ．HCU 隔離時の措置については、原子炉停止時運用管理要領や設備別運転操作
要領（原子炉編）等に定められているが、リターン運転、１体毎の隔離等が明確となっていなかったため、電気保修課員は臨界防止に関する検討が不十分となったこと。
ｆ．原子炉停止中の臨界防止に関する知識・経験が不足していたこと。
ｇ．定期検査中は、作業票の処理数が多く、検討、審査に十分な時間をかけられなかったこと。
ｈ．要員不足のため、定期検査時の検討・審査に十分な時間をかけられなかったこと。
ｉ．工程遵守の意識が強かったため、早く試験を終わらせたいと思ったこと。
ｊ．安全最優先の企業風土が醸成されていなかったこと。

（２）設備上の原因
ａ．CRD 単体スクラム試験を実施する場合には、原子炉・CRD 冷却水ヘッダ間差圧低の警報が発報するため、アイソレーションしていたが、警報は高/低が同一のものとなっているため、高の警報も出なかったこと。
６．２ 事故を隠し実施すべきことをしなかった原因
６．２．１ 時系列に沿った事実確認と問題点の抽出
当時の関係者からの聞き取り及び記録等により判明した事実を時系列に沿って整理し、各プロセスの流れの中で、臨界事故を報告せず、事故記録を改ざんし、その後実施すべきことをしなかったことに関する問題点を抽出した。
（１）問題点の抽出⑧ 通常の連絡ルートと異なっていたこと。
⑨ どのように対応すべきなのか良く分からなかった（見通しがなかった）こと。
⑩ 隠ぺいを制止できなかったこと。
⑪ 隠ぺいすることを指示・承認したこと。
⑫ 事故後の措置については、個別に検討・対応を実施していたものの、組織立った対応を行わなかったこと。
６．２．２ 根本原因分析
今回の臨界事故を隠したことは、立地地域をはじめ広く社会の皆さまの信頼の下に

２９

おいて活動すべき電気事業者として、大変なご迷惑をお掛けしたことを出発点とし、二度とこのようなことを起させないようにその背後要因を掘り下げた結果、以下の根本原因を究明した。
（１）経営層の責任
臨界事故隠しを防げなかったこと、その後８年間それを見つけ出すことができなかったこと。
（２）工程優先意識
経営計画の最重点課題である志賀２号機建設計画について、全社一丸となって取り組んでいる中、着工がおよそ 2 ｹ月後（平成 11 年９月）に控えている状況にあり、経営層の発言等を通じて、原子力発電所は工程遵守を必達と考え、何よりも優先させるとの意識を形成させたこと。
（３）真実究明からの逃避
対応困難な未経験の臨界事故に対して、本来、技術者に求められている「真実の究明」と原子力に求められている「透明性」に反し、本事故対応の困難さや直前のトラブル対応も相まって、炉心中性子束モニタの指示値急変に関する虚偽の理屈付けを行い、事故デ−タを改ざんしたこと。
（４）意思決定に係る閉鎖性と決定プロセスの不透明性
本事故に関する対外対応は、本来、客観性・中立性を確保した上で、決定するべきであったが、価値観や意識を共有する原子力発電所の関係者のみで協議して決定したこと。
また、意思決定に際して、ルールが不明確であり、各職位が自らの職務・責任に応じた当事者意識も低かったため、適切な決定が行われなかったこと。
（５）議論できない組織風土
本事故に関する対外対応の検討は、会議メンバーが有する多様な観点に基づき行われるべきであったが、当時は、「言いたいことを言えない」、「言っても無視される」ような組織風土があったこと。

３０７．再発防止対策の策定「臨界事故発生の原因」及び「事故を隠し実施すべきことをしなかった原因」を踏
まえ、以下のとおり、再発防止対策を策定した。なお、根本原因が事故発生時のものであることから、現状の実態を踏まえて再発防止対策を策定した。
７．１ 定期検査中の臨界防止に関する状態管理「臨界事故発生の原因」に対する再発防止対策を検討するにあたり、現状の定期検査中の臨界防止に関する状態管理について、以下のとおり確認を行った。
定期検査時に実施する燃料移動作業や原子炉停止余裕検査、制御棒駆動系機能検査等の際には、臨界防止措置として、HCU の隔離を必要に応じて実施している。
HCU の隔離に関する基本的な考え方は以下のとおりである。
・制御棒が隔離されていない状態では、スクラム回路とアキュムレータ機能が必要である。
・制御棒が隔離されている状態では、スクラム回路とアキュムレータ機能は不要である。
また、HCU 等の臨界防止に関する機器の状態を、工程にあわせて以下のように管理している。
① 原子炉停止〜RPV 開放
通常運転中と同じ状態で管理する。
② 燃料取出中
燃料取り出しにあたり事前に HCU の隔離操作を行う。この際、制御棒駆動系
は、原子炉への戻りラインを使う運転とする。なお、制御棒の引き抜きは、１本ずつ、当該セル（燃料集合体４体と制御棒１本が収まる１つの格子）の燃料集合体が全て取り出された状態であることを確認し、HCU の隔離を解除して操作を行い、全引抜状態となった時点で HCU を再び隔離する。
③ 全燃料が取り出された期間
志賀１号機においては、定期検査時、燃料を全て取り出しており、制御棒は全引抜状態で隔離している。この期間に制御棒の操作はないので、制御棒駆動
系はリターン運転とする必要はなく、系統流量は流さない。
④ 燃料装荷中
燃料装荷にあたり制御棒は全引抜状態で隔離されている。隔離された制御棒を順次挿入する必要があるため、制御棒駆動系はリターン運転とする。なお、
制御棒の挿入は、１本ずつ、当該セルの燃料集合体が全て取り出された状態であることを確認し、HCU の隔離を解除して操作を行い、全挿入状態となった時点で HCU を再び隔離する。
⑤ 原子炉停止余裕検査、制御棒駆動系機能検査
燃料装荷の終了後には、原子炉停止余裕検査、制御棒駆動系機能検査のため
全ての HCU の隔離を解除し、制御棒駆動系は、原子炉への戻りラインを使わな

３１

い運転とする。
なお、停止余裕試験や制御棒駆動系機能検査については、原子炉圧力容器上
蓋開放状態にて行うことから、炉心を直視できる区域への人の立入りを禁止す
る措置をとる。
⑥ 原子炉格納容器全体漏えい率検査と原子炉保護系インターロック検査時
検査時の安全措置として、検査中は HCU の隔離を行う。なお、隔離操作を行う際は制御棒駆動系をリターン運転として行う。
⑦ 起動前試験
通常運転中と同じ状態で管理する。
７．２ 「臨界事故発生の原因」に対する技術的再発防止対策
７．２．１ 操作手順に係る改善策
６．１「臨界事故発生の原因」及び５．２．２「作業ルールの状況」で抽出された原因に基づき、上記の臨界防止に関する状態管理及び現状の操作がそれぞれの問題に対し再発防止できる仕組みとなっているかを検証した。
検証の結果、抽出された原因に対して現状の運転操作要領及び関連管理要領類に定める事項は次の点について改善が図られている。
・HCU 隔離操作は HCU１体毎に実施するよう手順を定めるとともに、系統圧力上昇
による制御棒引き抜けの可能性を追記して注意喚起し、臨界防止面での改善が図られている。
・HCU 隔離操作は全て発電課が実施し、操作・監視が確実に行われるようになっている。
・HCU 隔離操作前にリターン運転とする手順を定め、系統圧力上昇による制御棒引
き抜け防止を行っている。
・工事要領書は、工事担当課が審査・承認するとともに、必要なものは作業票に添付され、発電課にてダブルチェックすることとなっている。
・試験時の電力−メーカー間の役割分担を管理要領類にて明確にしている。 等
以上、現状は臨界事故の再発防止を十分図っていると考えるが、更に確実な対応を図るため、以下の改善策を実施するとともに、保安規定中の制御棒駆動機構に係る規定の改善についても検討を行っていく。
（１）操作手順の改善
ａ．隔離手順が臨界防止措置を考慮したものでなかったことに関する改善
・隣接した制御棒が同時に引き抜けることがないよう、HCU を隔離する際の全体的な手順等について、制御棒の引き抜け防止に効果的な管理方法を検討する。
【平成 19 年 4 月中迄に実施】

３２

・HCU 隔離時においては、リターンラインを構成するものとし、制御棒駆動系挿入配管隔離弁（101 弁）及び制御棒駆動系引抜配管隔離弁（102 弁）を閉止した
後、アキュムレータの降圧を行うこと、また１体隔離実施毎に中央制御室に連絡をとりながら実施することを HCU 隔離に関する手順に明記した。
〔原子炉停止時運用管理要領〕【平成 19 年 3 月 30 日改訂、平成 19 年 4 月 4 日施行】
〔設備別運転操作要領(原子炉関係) 〕(１号機)〕【平成 19 年 4 月 4 日改訂、平成 19 年 4 月 6 日施行】
・HCU 隔離弁（101 弁、102 弁）の管理を厳重にするため、施錠措置を行った。また、HCU 隔離弁の操作に関する注意表示を HCU 現場に掲示した。
【平成 19 年 4 月 3 日完了】
・臨界防止に係る設備について明確化を図り、これらの設備に関する工事要領書
は、臨界防止に関する措置を遵守するための具体的内容を記載することとし、その工事要領書は、保安運営委員会で審議を経て制定するとともに、作業票に必ず添付することを規定した。
〔原子炉停止時運用管理要領、原子力発電保安運営委員会運営要領、保守作業
手続要領、保守業務管理要領、調達管理要領、調達文書作成要領、機器定期点検管理要領（機械品、電気・計装品編）、現地試験・検査管理要領（機械品、電気・計装品編）〕【平成 19 年 3 月 30 日改訂、平成 19 年 4 月 4 日施行】
ｂ．HCU 隔離操作中の監視不足に関する改善・ HCU 隔離操作中の監視項目の明確化を図るため、HCU 隔離操作中は以下の項目
を連続監視することを明記した。
- 原子炉・CRD 冷却水ヘッダ間差圧- SRM 指示- IRM 指示- 制御棒位置〔設備別運転操作要領(原子炉関係)(１号機、２号機)〕【平成 19 年 4 月 4 日改訂、平成 19 年 4 月 6 日施行】
ｃ．HCU 隔離手順にリターン運転等関連手順が織り込まれていないことに関する改善・リターン運転、ノンリターン運転及び HCU 隔離・復旧手順を順序立てて構成し直すとともに、関連性を明確に記載した。
〔設備別運転操作要領(原子炉関係)(１号機)〕【平成 19 年 4 月 4 日改訂、平成 19 年 4 月 6 日施行】

３３

（２）作業管理面の改善
ａ．手順書の承認及び適用に関する改善・承認された試験要領書の手順に従わなかったこと、試験手順を途中で変更したが試験要領書の改訂手続きを取らずに実施したことに対し、作業手順が確実に遵守されているか、工事監理、立会検査において作業チェックシートにて確認
するとともに、各種パトロールで随時確認する。また、作業手順の遵守や要領
書改訂の承認手続きについて、所員およびメーカー作業員等へ継続的に周知徹底していく。
【平成 19 年 4 月中旬迄に実施】
ｂ．監視上必要な警報、監視計器の除外に関する改善・監視に必要な計器及び警報（「原子炉・CRD 冷却水ヘッダー間差圧高」、「制御棒
ドリフト」など）が供用状態にあることを隔離前に確認することを手順に明記した。
〔保守作業手続要領、運転管理業務要領〕【平成 19 年 3 月 30 日改訂、平成 19 年 4 月 4 日施行】
〔設備別運転操作要領(原子炉関係)(１号機、２号機)〕【平成 19 年 4 月 4 日改訂、平成 19 年 4 月 6 日施行】
ｃ．試験における役割分担の明確化に対する改善・試験時における電力内での具体的な役割分担を事前に明確化することを規定した。
〔保守作業手続要領、保守業務管理要領、機器定期点検管理要領（機械品、電気・計装品編）、現地試験・検査管理要領（機械品、電気・計装品編）〕【平成 19 年 3 月 30 日改訂、平成 19 年 4 月 4 日施行】
ｄ．教育面の改善（臨界防止に関する教育の充実）
・事故当時、臨界に関しては、臨界状態の説明等概要的な内容のみ教育していたが、ＪＣＯ臨界事故を契機に、定期的に受講する保安教育の１科目となり、燃料集合体の取扱い時や原子炉起動時の制御棒操作等における留意点を含めた内
容で、全所員（事務系等一部所員を除く）を対象に教育を実施している。
今後は、本事故を事例として追加する等、原子炉停止中の臨界管理に係る内容を充実させ、すみやかに全所員を対象として教育を実施する。
ｅ．「作業管理システム」を活用した継続的作業管理の改善
・事故当時を含め、従来は作業に伴う作業票の授受管理や操作禁止札の重複（アイソレーションの干渉）照合は手作業で行われていた。このため、定期検査時など作業が輻輳し大量に操作禁止札を発効する場合においては、その管理に多くの時間を要していた。
そこで、正確な作業状況を把握し、安全措置を漏れなく確実に実施できるよう

３４

支援するとともに、作業情報の共有などにより効率的な作業管理を支援することを目的として、平成 18 年 12 月に「作業管理システム」を導入した。
この結果、作業票発効の効率化、リアルタイムでの作業進捗状況・操作禁止札の状況把握が可能となった。更に、作業時のアイソレーション分析による作業ミスの防止など、安全面・効率面において現場作業管理が高度化した。
本システムは、運用開始間もないため、今後の定期検査での実運用状況を把握し、運転員及び工事担当者の負担の軽減に資するよう、継続的なシステムの改善を行う。
７．２．２ 設備対策
３．１「事故発生に至る経緯」に示すとおり、今回の臨界事故は、原子炉・CRD 冷
却水ヘッダ間差圧の上昇により発生したと推定されることから、以下の観点での設備対策を実施するとともに、更なる対策について検討を深めていく。
（１）運転監視機能の強化
ａ．運転員への情報提供の明確化
現状、原子炉・CRD 冷却水ヘッダ差圧については、差圧高、低の双方の場合に同一警報が発報するが、当該警報を差圧高側と低側に分離・識別し、運転員への情報提供の明確化を図る。
【平成 19 年７月迄目途】
７．３ 「事故を隠し実施すべきことをしなかった原因」に対する再発防止対策
７．３．１ 隠さない企業風土づくり
事故当時のコンプライアンスの取組み状況については、平成 10 年 3 月に社達「企業倫理の徹底について」が出されるなど、コンプライアンス意識醸成に向けての取組
みが緒についたところであった。しかし、コンプライアンスに関する社内規程も未整備であり、コンプライアンス教育についても、内容・対象者数が限定的で、十分には実施されていない状況であった。
その後、平成 14 年 9 月に、社長を委員長とするコンプライアンス推進委員会を設置するとともに、「行動規範」を制定し、すべての役員・従業員に配布・周知した。
この「行動規範」には、遵守すべき法令・ルールの内容、判断基準・心構え及びその重要性について記載されている。また、平成 15 年 2 月には、企業倫理情報窓口（ホイッスル北電）を設置するなど、隠さない企業風土の醸成に向けた仕組みが構築されている。
さらに、企業の社会的責任を果たすため、平成 17 年度からは、社内に CSR 推進チームを設置するとともに、コンプライアンスの徹底と環境保全への積極的な取組みを基盤とした「北陸電力グループ CSR 行動計画」を策定し、取組みの強化を図っている。
また、「北陸電力グループ CSR 報告書」を発行し、当社グループの CSR に関する考え
方や取組みについて、広く社会に情報発信するとともに、双方向コミュニケーションを図っている。

３５

これらの取組みを通じて、社員のコンプライアンス意識は確実に向上しているが、今回の臨界事故を隠した事実を契機として、仕組みと意識の両面から実効ある施策を推進することにより「隠さない企業風土」の醸成を図る。
（１）隠さない仕組みの構築「安全最優先の企業風土が醸成されていなかったこと」＜根本原因（ｊ）＞「真実究明からの逃避」＜根本原因(３)＞、「意思決定に係る閉鎖性と決定プロセスの不透明性」＜根本原因(４)＞に対して、隠さない仕組みの構築による再発防止対策を策定した。
ａ．迅速かつ確実な対外通報・報告体制の整備
発電所における事故・トラブル時の通報について、当時は、事故・トラブル等の発生時に、その事象が法令や地元との安全協定等の報告対象事項に該当するかどうかを判定後、該当事象のみ対外通報・報告することとなっていた。今回の事象では、この判定に係る会議において事故を通報しないことを決定したものである。
現在は「地元県・町への連絡基準に係る覚書」(平成 15 年 7 月締結)に基づき、法令や安全協定上の報告対象に該当しない軽微な事象についても、通報・報告を行うな
ど、情報開示を積極的に進めてきているが、通報は連絡区分の判定後に行っている。
今後は、通報前の判定余地をなくし、より迅速かつ確実に対外通報を行うため、原則として全ての異常事象（平常時と異なる事象）を通報対象とし、連絡区分判定前にまず第一報を国の保安検査官に通報する（不明な点は「調査中」と記載し迅速に通報）。
また、連絡区分の判定は､第一報通報後に行うこととし､判定者及び判定理由を記録に残す。なお、連絡区分判定のための会議（後述 b.「トラブル対策会議」）を行った
場合はその議事録を残す。 ＜根本原因（３）、（４）＞ｂ．「トラブル対策会議」運営ルールの明確化
今回の事故時には、所長以下の関係者が緊急時対策所に集まり、非公式の対応会議を実施したが、対外報告しないとの最終決定に至ったプロセスが不明確であり、議事録も作成されなかった。
現在でも、事故・トラブル時の対外通報において、連絡区分の判定に迷う場合は、関係者で打合せをしているが、依然として決定プロセスが明確でなく、議事録も残されていない。
今後は、第一報通報後の連絡区分の判定やトラブル対応策の検討を行う「トラブル対策会議」の運営ルールを定め、決定主体及びプロセスの明確化を図るとともに、議事録作成や、重要案件についてボイスレコーダーの使用を徹底する。
＜根本原因（３）、（４）＞ｃ．発電所情報の国及び経営層・原子力本部への伝送
事故当時から現在に至るまで、発電所の電気出力、発電所周辺の環境放射線のデー
タはリアルタイムで県・町に伝送しており、周辺市町庁舎及びインターネット上でも３６見ることができる。
今後は、より透明性を高めるため、発電所の状況を確認できる情報を配信することにより、隠せない・隠さない仕組みを構築する。具体的には、IT を活用して常時オンラインで国及び経営層・原子力本部へ伝送し、見える化を図る。
＜根本原因（３）、（４）＞ｄ．原子炉主任技術者（炉主任）の地位と権限の強化
事故当時は、次長が炉主任を兼務しており、緊急時対策所での会議では、対外報告しないとの結論に反対しなかった。平成 16 年 5 月の保安規定改正により、炉主任が所長に先立ち確認する事項や、各職位からの報告内容等の具体的事項の記載が追加され、炉主任の職務の明確化が図られたが、炉主任の任務以外のライン職務を兼ねている。〔(正)1 号機:技術部長、2 号機:炉心燃料課長 (副)1、2 号機ともに技術課長〕
今後は、炉主任が原子炉等規制法に定める責任を忠実に果たせるよう、炉主任の地
位及び権限を強化する。具体的には、炉主任としての職務に専念できるよう、ライン
業務を持たない「原子炉主任技術者」の職位を発令するとともに、発電所内での発言力を高めるべく、経営幹部の地位に位置づける。また、原子炉施設の保安運営に関する事項を審議する「保安運営委員会」における炉主任の権限・責任を明確化する。
（炉主任の出席必須化、意見表明義務等の「保安運営委員会運営要領」への明記）＜根本原因（ｊ）、（３）、(４)＞ｅ．企業倫理情報窓口（ホイッスル北電）の強化
平成 15 年２月、法令･ルール、企業倫理に違反する行為及び違反する恐れのある行
為に対して、社内外からの通報を受け付け、これに対し適切な対処を行うことを目的に、ホイッスル北電を設置した。しかし、これは、通報を社内窓口のみで受け付ける
仕組みとなっている。
今後は、より通報しやすい制度とし、隠せない・隠さない仕組みを強化するため、通報窓口を現行の社内窓口に加え、新たに第三者（弁護士）宛の窓口を追加する。また、制度の概要（通報･相談の受付、通報･相談への対処、不利益取扱いの禁止 など）について、社内報等で再周知するとともに、入力画面をよりわかりやすくするなど、利用しやすい環境を整える。 ＜根本原因(３)＞（２）企業倫理最重視への意識改革「真実究明からの逃避」＜根本原因(３)＞、「議論できない組織風土」＜根本原因(５)＞に対して、企業倫理最重視への意識改革による再発防止対策を策定した。
a．コンプライアンスマインド変革研修
事故当時のコンプライアンス教育は、内容・対象者数が限定的であり、従業員全体のコンプライアンス意識を高める取組みは弱かった。現在は、新入社員教育・ステッ
プアップ研修(大卒入社 3 年目、高卒入社 5 年目)、新任管理監督者研修、新任特別管理職研修においてコンプライアンス教育を実施し、さらに、行動規範の職場巡回研修

３７

やｅ−ラーニングを実施している。これにより、コンプライアンス意識は当時より向上しているが、未だ十分とは言えない状況である。
全社的なコンプライアンス意識の底上げを図るため、今年度、全従業員を対象に、コンプライアンスの根底となるマインドのあり方についての研修を集中的に実施する。 ＜根本原因(３)＞b．経営幹部及び管理職全員に対する集中教育
事故当時から現在まで、経営幹部に対して、コンプライアンスに関する体系的な教育はなかった。組織全体のコンプライアンス意識を向上させるには、その指導的役割を果たす経営幹部及び職場の長である管理職の意識の持ち方が非常に重要である。このため、今回の事故を受け、今年度、経営幹部及び管理職全員を対象とするコンプラ
イアンスに関する研修を集中的に実施するとともに、フォロー研修を着実に実施し、組織風土の改革を図る。 ＜根本原因(３)＞c．発電所の職場単位での集団討議
事故当時、職場単位での集団討議は特に行われていなかった。その後、ＪＣＯの事故を契機に平成 12 年より、自らが参加する実践的な教育として、職場毎に安全文化やモラルに関し、具体的な法令違反の事例やケーススタディをもとに、小グループでの集団討議を実施している。今後も継続的に実施し、コンプライアンス意識の更なる浸透を図る。 ＜根本原因(３)＞d．コンプライアンスに関する誓約書の署名
事故当時は、コンプライアンス意識の浸透を目的とした誓約書に署名するような取組みは行われていなかった。平成 17 年度以降、経営幹部・従業員一人ひとりが企業
倫理意識の向上に向けて、行動規範の遵守に関する誓約書に署名し、毎年社長に提出している。今後も引き続き、コンプライアンス意識の徹底を図るために、コンプライ
アンス誓約書への署名を毎年、実施する。 ＜根本原因(３)＞e．コンプライアンスメールマガジンの発信
これまでコンプライアンスに関する情報は、社内の電子掲示板等を通じ提供してきた。今後は全従業員に確実に情報を伝えるため、また、行動規範の違反事例をわかりやすく補完する意味も含めて、定期的にコンプライアンスに関する最新情報等を、社
内メールを用いて直接配信し、コンプライアンスの向上・定着を図る。
＜根本原因（３）＞ｆ．発電所業務単位の行動規範の策定
事故当時、コンプライアンスの徹底の取組みは全社的に始まったばかりの段階であった。
平成 14 年に、全社的な取組みとして、法令の遵守を中心に行ってはならない行為
や守るべき事項のうち全社共通的なものについて記載した「行動規範」を制定し、全３８

社への周知、浸透活動を行っている。
原子力部門においては、ＪＣＯ事故の教訓を踏まえ、安全文化の醸成を図るため、平成 12 年に「原子力部門行動宣言」を制定している。その後、他電力の自主点検記録改ざん問題を契機として、企業倫理の浸透を図る観点から、「原子力部門行動宣言」の改定を行っているが、業務レベルにまで落とし込んだものにはなっておらず、実務との関連がわかりにくい。
今後、原子力発電所における更なるコンプライアンス意識の向上を図るために、実際に行なっている業務とコンプライアンスとの関連性をより明確に意識しつつ、業務を遂行することが必要である。そのため、発電所の業務種別毎の実態に合わせて、各々の実務を行う上でより分かり易い具体的な内容の行動規範を策定・明示し、理解の浸透を図る。 ＜根本原因(３)＞ｇ．原子力部門と他部門との人事交流の活発化
これまで原子力部門においては、技術的専門性が高いこと等から、発電所の総務部
門や土木保守部門を除き、他部門との人事交流は少なかった。今回の事故を隠した根本原因のひとつに「議論できない組織風土」が上げられているが、１サイト体制のもと固定的な上下関係が長期化することによる、組織の閉鎖性、いわゆる一家体質がその背景にあった。
今後は、他部門から、これまでとは異なる経験を持つ人を配置することで、部門内の風通しを良くするため、順次、他部門との人事交流の活発化を図る。
＜根本原因(５)＞７．３．２ 安全文化の構築
これまでの事実関係の把握、根本原因の究明から、事故当時、安全最優先の考えを軽視し、工程を優先していたことが浮き彫りになった。
その後当社は、平成 12 年 6 月に「北陸電力原子力部門行動宣言」を定め、明確に安全文化の醸成に取り組むこととした。さらに、平成 16 年 5 月には、
「原子力施設の安全確保のための品質マネジメント」の導入にあわせて、志賀原子力発電所の品質保証担当及び保安担当を、独立した部門として安全・品質保証室に改組し、品質保証体
制の充実を図っている。
現状、発電所では所員を対象とした研修や職場討議を定期的に実施することで、安全文化の浸透に一定の成果が見られるが、今回の事故を契機に、経営トップから「安全最優先」の考えを強力に発信するとともに、そのための仕組みを構築することで、「安全文化の構築」を図る。
（１）経営トップからの「安全最優先」の強力な意志表明
安全文化を組織に浸透させるには、経営トップの強力なリーダーシップ発揮のもと、「安全最優先」の経営トップの意志を強力に発信していく必要がある。
このため、安全確保の徹底が経営の最優先事項であるという「安全最優先」の方針
を、経営方針や経営計画等において社内に示し、また対外的にも決意を表明すること

３９

で、安全最優先意識の浸透と定着を図る。
原子力の定期点検については、定検計画の中で、安全を最優先とする工程設定の考え方を具体的に記載する。また、無理のない標準工程から計画外の事象が発生した場合、対応に必要な期間を評価し、躊躇せず定検工程延長の措置を行うことについてルール化し、その着実な実施をコミットする。
なお、現場での対話活動においても、経営トップの意志として工程優先ではなく、
安全最優先のメッセージを発信する。 ＜根本原因（ｈ）
、
（ｉ）
、
（ｊ）
、(１)、(２)＞（２）地域と一体となった事業運営を目指した原子力本部の設置「経営層の責任」＜根本原因(１)＞に対して、地域と一体となった事業運営を目指した再発防止対策を策定した。
事故当時は、本店に原子力部及び原子力土木部を傘下とする原子力本部を設置するとともに、志賀町には、原子力発電所及び２号機建設準備事務所、志賀送電立地事務所を束ねる志賀原子力総合事務所を設置し、２号機の建設を強力に推進していた。
２号機の土木工事の進捗に伴い、平成 14 年に原子力土木部及び原子力本部を廃止
し、平成 18 年の志賀２号機運転開始後は、志賀原子力総合事務所を発電所所属の志賀原子力事務所に改組した。
今後は、経営層自らが、石川県、志賀町など地元自治体及び地域と一体となり、本店の経営トップと連携をとりながら、原子力に関する諸計画、運転･保守、広報などの原子力業務全般について、より的確かつ直接的に管理できる体制を確立する必要がある。
このため、本店の原子力部及び原子力安全推進室を、石川県に移転し、原子力本部を設置する。本部長は本部に常駐し、発電所、原子力部等の下部組織をより直接的に指揮統括する。
また、現在の志賀原子力事務所は、発電所所属の組織として、原子力を含むエネルギー広報･広聴対話活動や、企業ＰＲ及び地域活性化方策に関する業務等を担当している。
今後は、原子力本部直属の「志賀地域事務所（仮称）」に改組し、本店および原子力本部と連携をとり、広く地域の声を吸い上げ事業運営に反映させるなど、信頼回復に向けた取組みを推進する。
本店、本部、発電所、志賀地域事務所間での意思疎通を図るため、ＩＴを活用する。
＜根本原因(１)＞（３）原子力を支える体制づくり「要員不足のため、定期検査時の検討・審査に十分な時間がかけられなかったこと」＜根本原因（ｈ）＞、「工程遵守の意識が強かったため、早く試験を終わらせたいと思ったこと」＜根本原因（ｉ）＞、「経営層の責任」＜根本原因(１)＞、「工程優先意識」＜根本原因(２)＞に対して、原子力を支える体制づくりによる再発防止対策を策
定した。

４０

ａ．経営トップと原子力部門とのフランクな対話の実施
事故当時の経営トップの現場訪問の目的は、業務の激励や経営方針の説明など、一方向的なものが多く、役職以上を対象に少人数で行われるなど、発電所との相互理解の観点においては、十分なものではなかった。
今後は、相互尊重、相互理解の観点から、より率直な意見交換の機会が必要であり、経営トップと原子力本部及び発電所との間での、フランクな意見交換の機会を定期的に設定し、「安全最優先」のテーマをはじめ、経営に関わる問題から、身近な業務、職場の問題まで、毎回テーマを設定し、相互の意思疎通を図るため双方向の議論を行うことで、経営トップの姿勢を十分伝えるとともに、原子力部門の生の声を経営に反映させる。 ＜根本原因(１)＞ｂ．発電所内の組織強化・増員
事故当時は、品質保証担当は数人いたが、平成 16 年に「安全・品質保証室」を設置し、組織上の位置づけを明確にするとともに人員を増強した。また、工事実施担当
課から独立し、検査の実施や品質に関する指導等を実施している。
今後、品質管理の強化に加え、安全確保についても一層のチェック機能の充実が必要である。具体的には、発電課のチェック機能の強化として、発電課に定検担当課長を置き、定検班を指揮するほか、手順書の審査業務を実施する。また、電気保修課及び機械保修課で行う作業のチェック機能の強化として、保修部に電気､機械各一名の審査担当課長を置き、作業及び作業間連携の適切性を専門に審査するほか、副課長及び担当者を増員する。さらに、「安全･品質保証室」の人員を増強し、品質保証の強化
及び原子炉主任技術者の補佐機能の充実を図る。
＜根本原因（ｈ）、（ｉ）、（１）、(２)＞ｃ．事故・トラブル時の応援体制の整備
事故当時は、事故･トラブル時において、他部門からの応援は行っていなかった。
現在では、必要に応じてその都度他部門へ依頼し、応援を得ているが、その応援体制
はあらかじめ整備されていない。
今後、事故・トラブル発生時の業務量増加に対し、フレキシブルに対応できる応援体制を整備し、適切な人員の確保を図る。具体的には、他部門のタービン・電気・ボイラー等の技術保有者等の応援可能な要員について把握し、事故・トラブル別の応援体制（移動手段、宿泊施設確保、人事面の対応等）の整備を図る。
＜根本原因（ｈ）、（ｉ）、（１）、(２)＞（４）安全・品質管理の強化「安全最優先の企業風土が醸成されていなかったこと」＜根本原因（ｊ）＞、「経営層の責任」＜根本原因（１）＞、「真実究明からの逃避」＜根本原因(３)＞、「議論
できない組織風土」＜根本原因（５）＞に対して、安全・品質管理の強化による再発防止対策を策定した。

４１

ａ．社長直属の｢品質管理部｣設置による原子力品質管理の徹底
事故当時は社長室に、各部門の品質管理に対するチェック機能として「原子力監査担当専門職」を配置するのみであったが、平成 15 年に経営管理部に原子力監査室として組織化し、内部監査の強化を図ってきた。
今後は、今回の事象を踏まえ、品質管理を専門とする部門を独立させ、再発防止対策の徹底を図っていく必要がある。具体的には、原子力部門の再発防止対策の徹底を図るとともに、発電所における問題解決を支援するため、社長直属の「品質管理部」を設置する。内部機構として､「品質管理推進室」、「原子力監査室」及び「考査室」を置く。
「品質管理推進室」は、再発防止対策の実施状況及び実効性について確認・評価を行う。また、施工時に実施する検査強化への取組みについて、専門的立場で指導する。 ＜根本原因（ｊ）、(１)＞
ｂ．失敗事例に学ぶ仕組みの充実
従来、国の検査、点検保守および故障・トラブルなどで指摘または発見された不適合に対しては、その程度に応じて対応の手順を定め、是正処置を実施している。また、さまざまなチャネルを通じて、国内外原子力発電所のトラブル情報を収集検討し、事例の水平展開を図っている。これらに加え、ヒヤリハット事例の分析・教育を実施してきたが、重大事故につながる重要事例が、確実に全て報告されてきたかどうか不明
である。
今後は、失敗情報を重要視する価値観を発電所行動規範に明記し、積極的に情報を公表・共有化するための職場風土作りを行う。具体的な手段として、業務改善提案制
度を見直し、従来の「改善事例」「アイデア提案」に加え、「失敗事例」も業務改善データベースの登録対象とし、登録者に奨励ポイントを付与する。また、顕著な改善事
例等は、全社発表会で紹介し表彰する。
この他、日本原子力技術協会との連携を強化し電力各社のトラブル情報や対策の一層の共有を進める。 ＜根本原因（３）、（５）＞ｃ．外部組織による評価の活用
安全運転の確保については、電力業界あげて精力的に取り組んでいるが、当社においても、専門的な立場から多くの知見を有する日本原子力技術協会及び電力中央研究所の協力・支援を仰ぎながら、安全運転に資する活動を行ってきた。
今後、当社では、全国的な知見を有する外部専門組織により、当社の実情を踏まえた問題点を指摘・評価いただき、改善につなげていくことで、安全文化の構築を図る。
具体的には、日本原子力技術協会等による安全文化に係る職場風土評価の活用、安全
文化普及活動への積極的な参画、安全文化醸成に係る教育の活用等を積極的に推進する。 ＜根本原因（ｊ）、（３）＞d．マイプラント意識向上のための施策の推進
平成 16 年より、設備保全･技術力向上に向けた取組みとして、「マイプラント意識向上」の施策が実施されている。

４２

今後も、直面する課題に責任を持って自発的に取組むことで、「自分たちが働く発電所は自分たちが支えている」という「マイプラント意識」を高揚するため、見える化活動等、TPM 活動を継続的に実施していく。具体的には、これまでの現場見える化の効果を検証し、さらに見える化を展開するエリアを決定、日常点検における点検方法の最適化を図っていく。＜根本原因（３）＞４３８．再発防止対策の実施及びフォロー
８．１ 基本的な考え方
このたびの臨界に係る事故に関して、当社は８年間もの間この事実を隠してきたことを重く受け止め、二度とこのような事故を起こさないため、技術的な再発防止対策はもとより、企業風土にまで踏み込んで改める等の抜本的な再発防止対策を策定した
ところである。
しかしながら、確実に再発防止を図るためには、これらの再発防止対策を全社あげて着実に実施していくとともに、実施状況やその効果・定着度を定期的に評価し、状況を踏まえて見直し・改善する必要がある。
このため、これらの再発防止対策については、全て当社の経営計画に反映し、具体的な目標、担当箇所、スケジュール等を明確にして着実に実施し、確実にフォローできるよう体制・仕組みを構築する。
８．２ 再発防止対策アクションプラン
今回の再発防止対策については、再発防止対策アクションプラン（添付資料８−１）に基づき、着実に推進していく。
８．３ 確実にフォローしていく体制づくり
当社は、今回の再発防止対策の実施状況等を確実にフォローするため、外部有識者
を含む「再発防止対策検証委員会（仮称）」を新たに設置する。
同委員会は、再発防止対策の進捗状況やその効果を指標等に基づき検証・評価し、不十分な対策について改善を指示する。
上記を受けて、原子力発電所をはじめとする実施担当箇所は、計画の内容見直しを行い、更なる改善に結び付けていく。
委員会による検証は、再発防止対策が確実に機能することを確認するまで継続する。
なお、上記取組みの内容については、関係自治体や地域に対して、随時情報の提供を行う。
＜再発防止対策検証委員会（仮称）＞・当社役員、社外の有識者で構成 （事務局：品質管理部）
・定期的に開催し、指標等をもとに施策の進捗状況をチェック（指標例：安全意識等の従業員アンケート結果、トップとの意見交換回数 等）
・委員会はＰＤＣＡが回っていることを確認し、不足な場合に改善を指示

４４

９．安全対策の総点検への取組み
当社は、平成 19 年 3 月 15 日に、原子力安全・保安院より、原子炉を早急に停止して安全対策の総点検を行うよう、指示を受けた。
この指示を受け、当社は次のとおり安全対策の総点検を実施する。
９．１ 安全対策の総点検の内容
安全対策の総点検として、「志賀原子力発電所１号機の臨界に係る事故についての報告(H19 年 3 月 30 日提出)」における「技術的な再発防止策」と「抜本的な再発防止策」を踏まえ、１号機及び２号機についても作業管理に係る品質管理要領の点検･改善を行い、臨界防止に係る設備の工事要領書、定期事業者検査要領書および作業票（以下「手順書等」という。）が適切かどうかを確認する。
また、１号機の臨界事故で直接影響を受けた可能性のある制御棒、制御棒駆動機構、水圧制御ユニット設備について分解点検等を行って健全性を確認するとともに、燃料については外観点検し健全性を確認する。
９．２ 総点検の実施状況（１）作業管理上の総点検（１号機・２号機共通）
志賀原子力発電所の文書体系の中で調達段階から保守作業の実施、試験・検査に係る品質管理要領を全て抽出した。
そのうえで、「志賀原子力発電所１号機の臨界に係る事故についての報告」で明らかになった①臨界防止措置の考慮、②作業手順や役割分担の明確化、③監視に必
要な計器並びに警報の確認の問題について操作手順および運用管理面の改善（１１要領）を実施した。
（２）手順書等の点検・改善（１号機・２号機共通）臨界防止に係る設備のうち、制御棒駆動系に係る工事要領書１５件について、安
全確認チェックシートにより確認を実施した結果、現状で臨界事故の発生防止が十分図られていることを確認した。
引き続き、制御棒駆動系以外の臨界防止に係る設備について手順書等の点検・改善を実施していく。
（３）臨界事故で直接影響を受けた可能性のある設備の点検
今回、1 号機で発生した臨界事故により直接影響を受けた可能性のある制御棒、制御棒駆動機構、水圧制御ユニット設備について、今後分解点検等により健全性が確保されていることを確認する。
引き抜けた制御棒の周囲の燃料１２体のうち９体について、外観点検を実施し健全であることを確認した。残り３体については、今後、外観点検を実施する。

４５

９．３ 安全対策の総点検を踏まえた設備点検（１号機・２号機共通）
上記の安全対策の総点検の結果を踏まえ、臨界防止に係らないその他の安全機能を有する設備の手順書等についても確認を行うとともに、それらの改善された手順書等
に従い設備の点検を実施し健全性を確認する。

４６

１０．まとめ
本報告書では、去る 3 月 30 日にご提出いたしました本事故の事実関係、その根本原因及び早急に実施することができる技術的な再発防止対策に加え、根本的な原因を踏まえて策定された再発防止対策を盛り込み、ご報告申し上げました。
今後、当社は、「隠さない風土と安全文化の構築」に向けて、これら再発防止対策
を確実に実施してまいる所存であります。
今回の事故を改めて深く反省し、皆さまの信頼回復に向けて、全社を挙げて最大限の努力を傾注してまいる所存でございますので、何卒、ご理解を賜りますようお願い申し上げます。

４７

隠さない風土と安全文化の構築に向けた決意−原点からの再出発を−
私は、今回の志賀１号機事故調査対策委員会における調査・検討を通じて、工程を優先するあまりに、最も重要視すべき安全最優先
やコンプライアンスの意識が希薄になるなど、当社の企業風土に根差す問題があることを痛感いたしました。
今後、安全最優先の意識とコンプライアンスの浸透に向け、企業風土を改革していくには、私が積極的なリーダーシップを発揮し、自律的、継続的な改善を着実に推進していく必要があることを認識いたしました。
今回の報告書では、技術的な再発防止対策に加えて、「隠さない企業風土づくり」と「安全文化の構築」を柱に、組織・運用面での実効性ある再発防止対策を策定いたしました。
今後は、北陸電力の原子力に対する信頼回復に向け、強い信念と不断の努力を持って、これらの対策を確実に実行するとともに、社外の視点を含めて、継続的に進捗状況の確認を行いながら、着実にレベルを向上させる覚悟であります。
私は、これらの再発防止対策を実行し、安全最優先とコンプライ
アンスの企業文化を根付かせることが、当社全体の信頼回復につながるものと信じております。そして、「隠さない風土と安全文化の構築」を経営の原点に、全社一丸となって、新しい北陸電力を創り上げてまいる決意であります。
平成 19 年 4 月 6 日

北陸電力株式会社
取締役社長
永 原
功
４８

添付資料リスト
第１章関連資料−

第２章関連資料−

第３章関連資料
添付資料３−１
−２
−３
−４
−５
−６
−７
−８
−９
−10
−11
−12
−13
−14
−15
−16
−17
−18
−19
−20
−21
第４章関連資料
添付資料４−１
−２
−３
−４
−５
−６
−７
−８
−９

：原子炉停止機能強化工事について：ＣＲＤ単体スクラム試験について：原子炉停止機能強化工事 機能確認試験要領書：水圧制御ユニット：制御棒駆動機構系統構成概要：複合手順メモ 単体スクラム試験及びＡＲＩ機能試験手順：試験要領書関係の図解：臨界事故当日における「ARI 試験要領書」の使われ方：操作員配置図：制御棒引抜動作開始時の状態（概要図）：臨界事故発生時の作業状況：ＡＲＩ機能確認試験時の隔離操作実施順序（推定）：炉内中性子束モニタ関係チャート：放射線モニタ関係チャート：アラームタイパー印字記録：ＡＲＩ試験及びＣＲＤ単体スクラム試験の流れ図：臨界事故発生当日の推定時系列：手順書と運転操作の比較：志賀１号機非常用ディ−ゼル発電設備クランク軸のひび割れ：当直長引継日誌：平成 11 年臨界事故発生後の確認事項：制御棒駆動機構隔離数と冷却水ヘッダ差圧の関係：制御棒が引き抜けたメカニズム：モックアップ試験概略試験構成図：モックアップ試験結果：解析に使用したコードについて：解析条件：反応度の推移：解析結果：参考解析結果

４９

第４章関連資料
添付資料４−10
−11
−12
−13
−14
−15
−16
−17
−18
−19
−20
−21
−22
−23
第５章関連資料：燃料集合体の構造図（高燃焼度８×８燃料）：燃料集合体外観点検結果：燃料集合体外観：管理区域出入実績（臨界事故発生時の管理区域滞在者）：100％出力運転中における線量率測定結果：臨界事故発生時の状況：フィルムバッジ測定算定記録（管理区域滞在者を含む分）：所員用エアロックにおける線量率測定結果：放射線業務従事者の被ばく評価結果：放射性物質の環境への放出経路：排気筒モニタ及びモニタリングポストチャート：よう素および粒子状物質管理週報：炉心挙動解析結果に基づく放射線環境評価：直接線・スカイシャイン線の評価−

第６章関連資料
添付資料６−１ ：臨界事故に係る背後要因関連図−２ ：事故を隠し実施すべきことをしなかった背後要因関連図
第７章関連資料
添付資料７−１ ：志賀１号機における定期検査中の臨界防止に関する機器の状態
管理表−２ ：志賀原子力発電所１号機で定期検査中に発生した臨界事故に関する問題点、根本原因および再発防止対策−３ ：志賀原子力発電所１号機で定期検査中に発生した臨界事故に関する操作手順および運用面における対策−４ ：設備対策概要−５ ：事故を隠し実施すべきことをしなかった根本原因と再発防止対策
第８章関連資料
添付資料８−１ ：再発防止対策アクションプラン
第９章関連資料
添付資料９−１ ：志賀原子力発電所 安全対策の総点検について
添付資料：志賀原子力発電所 1 号機事故に関する調査報告書

５０添付資料３−１

原子炉停止機能強化工事について
目的：原子炉緊急停止の信頼性の向上を目的とし，原子炉を緊急停止する系統に新たな信号回路等を追設。

スクラム弁（空気作動弁）
常時空気加圧して閉状態。
空気圧の低下に伴い弁が開し、アキュムレータ内の圧力により制御棒を緊急
挿入する。

空気排気弁
原子炉緊急停止信号により弁を切替えて空気
を抜く

制御棒

・

原子炉圧力高 信号
原子炉水位低 信号

計装用空気

・

アキュムレータ

原子炉緊急
停止信号

弁切替時に排気

他の空気排気弁へ

弁切替時に排気【第５回定期検査時に追設】
原子炉緊急停止信号計器とは別の計器からの信号により弁を切替えて空気を抜く添付資料３−２

ＣＲＤ単体スクラム試験について
目的：ＣＲＤ全数に対して一体ずつのスクラム試験＊を行い，ＣＲＤの健全性を確認。
＊：試験信号によりスクラム入口弁（126 弁）を開け，制御棒が正しく緊急挿入されることを確認する試験。

制御棒

制御棒駆動水
ポンプより

アキュムレータ

スクラム
入口弁
126

充填水
元弁
113

計装用空気

アキュムレータ充填・

試験信号

弁切替時に排気◆ 制御棒全数（８９体）について，一体ずつ実施する。
◆ 試験によりアキュムレータ圧力が降下するため，試験後には，充填水元弁（113 弁）を開けてアキュムレータに水を再充填する。

添付資料３－３ (1/5)

添付資料３－３ (2/5)

添付資料３－３ (3/5)

添付資料３－３ (4/5)

添付資料３－３ (5/5)

アキュムレータ

102

制御棒

102

制御棒駆動水ポンプ

水圧制御ユニット

水圧制御ユニット
アキュムレータ

101
制御棒駆動
機構

101

添付資料３－４

Ｍ

制御棒
駆動機構

駆動水加熱器

サクションフィルタ

ＣＳＴ

復水器スピルオーバラインより

原子炉圧力容器

原子炉
格納容器

107

ＣＲＤポンプ

104

PLR,CUW
ﾎﾟﾝﾌﾟｼｰﾙ水

F011B

F011A

流量調節弁

各HCUへ

103
105

121(挿入開)Ｓ122(引抜開)Ｓ

駆動水ヘッダ常駆動切換弁

120(引抜開)Ｓ123(挿入開)Ｓ

水圧制御ユニット（ＨＣＵ）

系統流量計

充填水ヘッダ駆動水フィルタ

各HCUへ

113

126
スクラム
入口弁

アキュムレータ

LCWへ

101

102

ＣＲＤポンプミニマムフローライン

挿入ライン

引抜ライン

制御棒

制御棒駆動機構系統構成概要

流量安定化弁

Ｓ

Ｓ

112

F036

原子炉へ
（リターンライン）
原子炉・CRD冷却
水ヘッダ間差圧F038(オリフィス孔付)

排出水ヘッダ

スクラム排出ヘッダーへ

各HCUより原子炉圧力DP

冷却水ヘッダ駆動水圧力調節弁

Ｍ

各HCUへ

127
スクラム出口弁添付資料３−５

添付資料３−６ (1/4)
複合手順メモ

添付資料３−６ (2/4)

添付資料３−６ (3/4)

添付資料３−６ (4/4)
複合手順メモの検討依頼

添付資料３−７
試験要領書関係の図解
試験前打ち合わせ
メーカー

現場作業員Ｄ作成

現場作業員Ｄ作成「原子炉停止機能強化工事「単体スクラム試験及び機能確認試験要領書」と呼称

以下、「ARI 試験要領書」
提案

ＡＲＩ機能試験手順」
以下、「複合手順メモ」

承認

電気保修課

課長

作成・提案

副課長Ｆ

作業票（「試験要領書」添付なし？）

発電課

当直

と呼称

担当Ｅ

担当 G

連絡・配布

定検班

連絡・配布

機械保修課

担当？

・結局「複合手順メモ」は使わなかった。
・実際の操作では「ＡＲＩ試験要領書」を用いたが、直前に行われる単体スクラム試験において、「アキュムレータに水をチャージする」操作をしないこと，及び「１ノッチ引抜・挿入操作」
を後から実施するとい言う点で、「複合手順メモ」の考え方を取り入れた。
・「ARI 試験要領書」における、「アキュムレータ充填水をブローする」というステップは、事実上「ブロー後の圧力が下がっていることを確認する」という内容だけになり、現場における事
実上の最初の操作は、｢試験対象を除いた CRD(88 本)の挿入元弁(V101)引抜元弁(V102)およびV113 を全閉する｣になった。

当日の試験
中央制御室

連絡
電気保修課担当 E

メーカーＡorＢ

ＡＲＩ試験要領書を参照している

操作？
制御盤

連絡

現場

連絡

メーカーＤ
指示

試験要領書に基づき実施しているが、中央制御室の操作「試験対象 CRD を全引抜位置まで引抜く，その後 CRD 系統流量を０とする」の前に現場で｢試験対象を除いた CRD(88 本)の挿入元弁(V101)引抜元弁(V102)および V113 を全閉する｣
操作を開始した。

メーカーＣ 電気保修課副課長Ｆ 電気保修課担当Ｇ

電気保修課の試験の直前に実施

機械保修課実施の「単体スクラム試験要領書」（制御棒駆動機構機能試験要領書）より

左 側 (12) を 右 側 (3)の前に実施することになった

左側(11)をしないこと
により，右側(2)は事実上③のみとなった

現場操作

制御棒引き抜けの原因になった中 央 制 御 室 で (3)を完了する前に，
現 場 は (4) を 開 始した

事実上、弁の実操作は無くなった

中央制御室操作

現場操作

電気保修課実施の「ＡＲＩ試験要領書」（原子炉停止機能強化工事機能確認試験要領書）より臨界事故当日における「ＡＲＩ試験要領書」の使われ方

添付資料３−８

添 付 資 料 ３ − ９ (1/2)

CRD 単 体 ス ク ラ ム 試 験 時 操 作 員 配 置 図 (作 業 担 当 課 ： 機 械 保 修 課 )配置は聞き取りによるﾒｰ ｶ Bﾒｰ ｶ C

保修員Ⅰ

副 盤 （タービン・発 電 機 系 ）

運転員Ⅲ
補助盤

当直長

主盤

ﾒｰ ｶ A
運転員Ⅱ

運転員Ⅰ

副 盤 （原 子 炉 系 ）中央制御室

水 圧 制 御 ユニ ッ ト （ 北 側 ）ﾒｰ ｶ D： 6/17 2 0:26〜 23: 50
6/1 8 0:52〜 3:03
（管理区域入域時間）
原子炉
格納容器

原子炉
圧力容器

水 圧 制 御 ユニ ッ ト （ 南 側 ）原子炉建屋１階

時間：管理区域入域時間

添 付 資 料 ３ − ９ (2/2)

ARI 機 能 確 認 試 験 時 操 作 員 配 置 図 （ 作 業 担 当 課 ： 電 気 保 修 課 ）配置は聞き取りによる

副 盤 （タービン・発 電 機 系 ）運転員Ⅲ

ﾒｰ ｶ B

運転員Ⅰ
補助盤

当直長

主盤

ﾒｰ ｶ C

運転員Ⅱ
保修員Ⅱ
副 盤 （原 子 炉 系 ）中央制御室

水 圧 制 御 ユニ ッ ト （ 北 側 ）保 修 員 Ⅲ :6/1 8 1:44〜 2:31

保 修 員 Ⅳ : 6/ 18 1:44〜 2:31
ﾒｰ ｶ E： 6/18 1 :50〜 3:03
ﾒｰ ｶ D： 6/18 0 :52〜 3:03
原子炉
格納容器

原子炉
圧力容器

時間：管理区域入域時間
水 圧 制 御 ユニ ッ ト （ 南 側 ）原子炉建屋１階

添付資料３−１０

制御棒引抜動作開始時の状態（概要図）

原子炉建屋

定期検査のため，原子炉
格納容器，原子炉圧力容であった。

原子炉圧力容器

器の上蓋を外した状態

原子炉格納容器

炉心
制御棒
８９本

制御棒駆動機構
サプレッション・プール

制御棒
ｽｸﾗﾑ弁

スクラム
排出容器へ

102
他水圧制御
ユニットへ

ｵﾘﾌｨｽ
流量調節弁

引抜

101

ｽｸﾗﾑ弁

制御棒駆動機構
水圧制御ユニット
アキュムレータ（充填圧力なし）

制御棒駆動水ポンプ

原子炉戻り
ラインへ

・流量調節弁を閉めず、また、原子炉戻りラインの弁を開けずに 101 弁を閉としたことから、矢印の圧力がかかり、制御棒が想定外に引き抜かれた。
・原子炉が臨界状態となり、原子炉自動停止信号が発生したが、101 弁が閉であったこと及び水圧制御ユニットアキュ
ムレータに圧力が充てんされていなかったことから、直ちに制御棒が挿入されなかった。

添付資料 3-11（1/2）

臨界事故発生時の作業状況
１．作業目的
原子炉停止機能強化工事機能確認試験（ARI 試験）における、制御棒１本の緊急挿入試験を実施するための準備。
２．作業概要
試験対象制御棒１本以外の制御棒８８本について、緊急挿入信号で動かない（既に全挿入状態であり、さらに緊急挿入の力が加わらない）よう、以下の措置を実施。
・ 水圧制御ユニットアキュムレータのブロー(圧力低下措置)
・ 制御棒駆動機構の隔離
３．臨界事故発生時の操作状況（１）弁操作前の当該制御棒駆動機構の状態
多数の制御棒駆動系の弁操作(101、102弁閉）を実施し、残り数本の状態で、制御棒が動作する程度の大きな水圧が制御棒駆動機構に加わっていた。

制御棒

ｽｸﾗﾑ弁

スクラム
排出容器へ

102
他水圧制御
ユニットへ

101

ｵﾘﾌｨｽ

ｽｸﾗﾑ弁

制御棒駆動水ポンプ

制御棒駆動機構
水圧制御ユニット
アキュムレータ（充填圧力なし）

原子炉戻り
ラインへ

（２）制御棒引き抜け開始時の当該制御棒駆動機構の状態
挿入側隔離弁(101弁)を手動操作にて「開」→「閉」
制御棒の引き抜け開始

制御棒

ｽｸﾗﾑ弁
102
開→閉
他水圧制御
ユニットへ
引抜
開始

101

制御棒駆動機構
水圧制御ユニット
アキュムレータ（充填圧力なし）

ｽｸﾗﾑ弁

スクラム
排出容器へ

ｵﾘﾌｨｽ

制御棒駆動水ポンプ

原子炉戻り
ラインへ

添付資料 3-11（2/2）（３）原子炉自動停止信号発信時の当該制御棒駆動機構の状態

制御棒

スクラム弁「閉」→「開」自動動作

ｽｸﾗﾑ弁

スクラム
排出容器へ
閉→開
引抜き側の圧力
がなくなる

102
制御棒の
引抜停止
と推定

他水圧制御
ユニットへ

101

ｵﾘﾌｨｽ

ｽｸﾗﾑ弁

制御棒駆動水ポンプ

制御棒駆動機構
閉→開
水圧制御
ユニットアキュムレータ
（充填圧力なし）

原子炉戻り
ラインへ

（４）挿入側隔離弁（101 弁）開操作時の当該制御棒駆動機構の状態
挿入側隔離弁(101弁)を手動操作にて「閉」→「開」
制御棒の挿入開始

制御棒

ｽｸﾗﾑ弁
102
閉→開
他水圧制御
ユニットへ
挿入
開始

101

制御棒駆動機構
水圧制御ユニット
アキュムレータ（充填圧力なし）

ｽｸﾗﾑ弁

スクラム
排出容器へ

ｵﾘﾌｨｽ

制御棒駆動水ポンプ

原子炉戻り
ラインへ

以

上

06-27

06-23

06-19

10-15

10-11

14-07

02-27

02-23

02-19

06-15

06-11

10-07

18-03

18-11

18-15

14-19

14-23

22-03

22-11

22-19

18-19

18-23

18-27

22-27

22-35

18-39

02

06

有線通話装置にて03
連絡をもらい操作を
始める。

07

11

15

19

23

27

31

35

39

43

10

Ａ

14

◎

18

22

26

◎

30

南側終了後，北側へ移動

D

B

C

34

38

42

引抜事象の発生した制御棒座標

SRM(中性子源領域モニタ検出器)(A〜Dはチャンネルを示す。)

ARI機能確認試験対象座標(単体スクラム試験結果より，最も挿入速度の遅い座標の制御棒を選定)

電気保修課２人，メーカー２人の４人で移動しながら，１０１弁，１０２弁を順次実施
１列に２人が入り操作したところもあるので，ＨＣＵの順は不明。（聞取りによる）

18-07

14-11

14-15

10-19

10-23

14-27

18-31

14-31
◎

10-31

06-31

10-27

18-35

14-35

10-35

06-35

14-39

10-39

22-43

18-43

ＨＣＵ配置(南側)

ARI機能確認試験対象制御棒（14-31)を除く88本の制御棒のHCUの隔離操作実施

：操作床

22-07

26-11

26-15

30-19

30-23

30-27

26-31

30-35

22-39

26-07

30-11

30-15

34-19

34-23

34-27

30-31

34-35

26-39

30-07

34-11

34-15

38-19

38-23

38-27

34-31

38-35

30-39

34-07

38-11

38-15

42-19

42-23

42-27

38-31

34-39

南側終了後，北側へ移動し，同様に作業実施

26-03

22-15

26-19

22-23

26-23

26-27

22-31

26-35

26-43

ＨＣＵ配置(北側)

ＡＲＩ機能確認試験時の隔離操作（１０１，１０２弁操作）実施順序(推定）添付資料３−１２

添付資料３－１３ (1/3)

炉内中性子束モニタ関係チャート［平成１１年６月１８日 ０：００～６：００］

中性子源領域モニタ(A)(B)
6:00
赤:SRM(A)
緑:SRM(B)
5:00

4:00

3:00

2:00

1:00

0:00
106

105

104

103

102

10

1 cps 10-1

添付資料３－１３ (2/3)

炉内中性子束モニタ関係チャート［平成１１年６月１８日 ０：００～６：００］

中間領域モニタ(B)

中間領域モニタ(A)/(E)
6:00

6:00
赤:IRM(B)
緑:APRM(B)

赤:IRM(A)
緑:IRM(E)
5:00

5:00

4:00

4:00

3:00

3:00

2:00

2:00

1:00

1:00

0:00
40
125

30
100

IRM 計測レンジ

0:00

20

0

40

30

%0

125

100

75
50
APRM 計測レンジ

10

%
25

IRM 計測レンジ
2075
50
APRM 計測レンジ

10

%
25

0

%0

添付資料３－１３ (3/3)

炉内中性子束モニタ関係チャート［平成１１年６月１８日 ０：００～６：００］

中間領域モニタ(D)/(F)

中間領域モニタ(C)
6:00

6:00

赤:IRM(D)
緑:IRM(F)赤:APRM(C)
緑:IRM(C)
5:00

5:00

4:00

4:00

3:00

3:00

2:00

2:00

1:00

1:00

0:00

0:00

IRM 計測レンジ

40

30

125

100

20
75
50
APRM 計測レンジ

10

40

30

%0

125

100

%
25

IRM 計測レンジ

0

20
75
50
APRM 計測レンジ

10

%
25

0

%0

添付資料３−１４ (1/5)

放射線モニタ関係チャート［平成１１年６月１８日 ０：００〜６：００］

排気筒モニタ(A)/(B) (SCIN)
H11.6.18
6:00

赤:排気筒(A) (SCIN)
青:排気筒(B) (SCIN)

5:00

4:00

3:00
事象発生
2:00

1:00

0:00

10-1

1

102

10

103

104

105

106 cps

排気筒モニタ(A)/(B) (電離箱)
H11.6.18
6:00

赤:排気筒(A) (電離箱)
青:排気筒(B) (電離箱)

5:00

4:00

3:00
事象発生
2:00

1:00

0:00

10-12

10-11

10-10

10-9

10-8

10-7

10-6

A

添付資料３−１４ (2/5)

放射線モニタ関係チャート［平成１１年６月１８日 ０：００〜６：００］

燃料取替エリア排気モニタ(A)(C)/(B)(D)
H11.6.18
6:00
赤:燃料取替エリア排気(A)(C)
青:燃料取替エリア排気(B)(D)
5:00

4:00

3:00
事象発生
2:00

1:00

0:00

1

10

102

103

cps

原子炉棟・タービン建屋換気空調系 原子炉棟排気モニタ(A)(C)/(B)(D)
H11.6.18
6:00
赤:R/B･T/B 換気空調系原子炉棟排気(A)(C)
青:R/B･T/B 換気空調系原子炉棟排気(B)(D)

5:00

4:00

3:00
事象発生
2:00

1:00

0:00

10-1

1

10

102

cps

添付資料３−１４ (3/5)

放射線モニタ関係チャート［平成１１年６月１８日 ０：００〜６：００］

エリア放射線モニタ(CH.1〜CH.22)
H11.6.18
No.1 ●紫:CRD ポンプ室
No.2 ●赤:RHR ポンプ(A)室No.3 ○黒:RHR ポンプ(B)室No.4 ○緑:CUW ポンプ室
No.5 ＋青:サプレッションチェンバ室
No.6 ＋茶:R/B 地下 1 階西側通路
No.7 Ｙ紫:CUW F/D 制御盤エリア
No.8 Ｙ赤:TIP 駆動装置室
No.9 ●黒:R/B 1 階東側通路
No.10 ●緑:CUW エレメント除染エリア
No.11 ○青:CRD HCU(A)エリア
No.12 ○茶:CRD HCU(B)エリア
No.13 ＋紫:PCV 機器搬入用ハッチ(B)エリア
No.14 ＋赤:CRD 補修室
No.15 Ｙ黒:R/B PCV 所員用エアロック室
No.16 Ｙ緑:中央制御室
No.17 ●青:MSIV,SRV 補修室
No.18 ●茶:原子炉水試料ラック室
No.19 ○紫:R/B 大物搬入口
No.20 ○赤:燃料取替エリア(高レンジ)
No.21 ＋黒:燃料取替エリア(低レンジ)
No.22 ＋緑:R/B 4 階ハッチエリア

事象発生

①
10-4

10-3

10-2

10-1

1

mSv/h

②
10-3

10-2

10-1

1

10

mSv/h

③
10-2

10-1

1

10

102

mSv/h

④
1

10

102

103

104

mSv/h

①：No.1,6,7,8,9,13,16,19,21,22②：No.2,3,10,11,12,14,17,18③：No.4,5,15④：No.20

添付資料３−１４ (4/5)

放射線モニタ関係チャート［平成１１年６月１８日 ０：００〜６：００］

空間ガンマ線線量率(低レンジモニタ)Nal(Tℓ)シンチレーション
H11.6.18
No.1
No.2
No.3
No.4
No.5
No.6
No.7

10-2

10-1

1

10

●紫:MP1○赤:MP2＋黒:MP3
Ｙ緑:MP4●青:MP5○茶:MP6＋紫:MP7102μGy/h添付資料３−１４ (5/5)

放射線モニタ関係チャート［平成１１年６月１８日 ０：００〜６：００］

空間ガンマ線線量率(高レンジモニタ)電離箱
H11.6.18
No.1
No.2
No.3
No.4
No.5
No.6
No.7

10-2

10-1

1

10

102

103

●紫:MP1○赤:MP2＋黒:MP3
Ｙ緑:MP4●青:MP5○茶:MP6＋紫:MP7

104

105

μGy/h

添付資料３－１５ (1/3)

アラームタイパー印字記録

添付資料３−１５ (2/3)

アラームタイパー印字記録（時系列）

引抜操作
挿入操作
制御棒が動き始めた

原子炉自動スクラム（Ｂ）

原子炉自動スクラム（Ａ）
原子炉スクラム
制御棒 30-39
制御棒 26-39

20 ポジション
16 ポジション

制御棒 34-35

08 ポジション

手動で
表示要求
同上

制御棒位置

制御棒全挿入2:11:29
2:11:30
2:11:32
2:11:32
2:11:32
2:11:38
2:11:52
2:11:54
2:11:54
2:12:01
2:17:27
2:17:27
2:18:41
2:18:43
2:18:43
2:18:44
2:18:44
2:18:44
2:18:44
2:18:44
2:18:44
2:18:44
2:18:45
2:18:45
2:18:45
2:18:45
2:18:45
2:18:45
2:18:45
2:18:45
2:18:46
2:18:46
2:18:46
2:18:46
2:18:46
2:18:46
2:18:47
2:18:53
2:18:53
2:18:53
2:18:54
2:18:54
2:18:54
2:18:54
2:18:54
2:18:54
2:18:55
2:18:56
2:18:56
2:18:57
2:18:57
2:19:45
2:19:59
2:19:59
2:19:59
2:19:59
2:20:10
2:20:18
2:21:50
2:21:50
2:21:52
2:23:26
2:23:36
2:24:28
2:24:43
2:24:46
2:25:36
2:25:36
2:25:37
2:26:45
2:26:48
2:26:48
2:26:48
2:26:48
2:32:19
2:32:19
2:32:24
2:32:44
2:33:00
2:33:00
2:33:01
2:33:14
2:33:52
2:34:33

時刻

原子炉スクラム
からの時間 *

制御棒座標1431 99 TO 00 操作 ????

解

中性子束レベルの上昇がゆるやかになったことにより計測範囲内に復帰

オーバーフロー正常復帰10.5 ＜ 20.0 SEC
オーバーフロー正常復帰10.9 ＜ 20.0 SEC
オーバーフロー正常復帰27.5 ℃
正常復帰
26.7 ＜ 27.0 ℃
オーバーフロー正常復帰
オーバーフロー正常復帰
全閉以外
オーバーフロー正常復帰
正常正常復帰
オーバーフロー正常復帰
オーバーフロー正常復帰
正常
正常復帰
OFF
正常復帰
正常
正常復帰
オーバーフロー正常復帰
アラーム
レンジ逸脱
レンジ逸脱
9.90+4 CPS
正常復帰
ＹＥＳ
ＹＥＳ
レンジ逸脱
正常
正常復帰
9.90+4 CPS
正常復帰
9.90+4 CPS
正常復帰

制御棒全挿入による中性子束のレベル低下により、中性子源領域モニターの警報設定値(1×105）を下回った

制御棒全挿入による中性子束のレベル低下により、炉周期の計測範囲を逸脱した
中間領域モニターの低警報の正常復帰

全制御棒全挿入(引き抜けた制御棒３本が全挿入)

制御棒挿入による中性子束のレベル低下により、中性子源領域モニターの警報設定値(1×105）を下回った

制御棒挿入による中性子束のレベル低下により、炉周期の計測範囲を逸脱した

中間領域モニターの測定レンジ変更により中間領域モニターの高警報の正常復帰
中間領域モニターの測定レンジ変更によりトリップ信号の正常復帰
中間領域モニターの測定レンジ変更によりB系トリップ信号の正常復帰
中間領域モニターの測定レンジ変更によりトレンド表示範囲内への正常復帰
制御棒挿入による中性子束のレベル低下により中間領域モニターの低警報の発生

中間領域モニターの測定レンジ変更によりトレンド表示範囲内への正常復帰

第4抽気管(A)ドレン弁全閉以外 (原子炉緊急停止に関連しないと考えられるが現在調査中)
中間領域モニターの測定レンジ変更によりトレンド表示範囲内への正常復帰
中間領域モニターの測定レンジ変更によりA系トリップ信号の正常復帰

中間領域モニターの測定レンジ変更によりトレンド表示範囲内への正常復帰

手動で制御棒位置指示の表示を要求

手動で制御棒位置指示の表示を要求

定期点検期間中のタービン潤滑油温度の低下 (原子炉緊急停止に関連しないと考えられるが現在調査中)

スクラム弁開による排水によりスクラム排出容器の水位上昇
制御棒30-39 20ポジション(引き抜け) (00ポジション=全挿入、48ポジション=全引抜)
制御棒26-39 16ポジション(引き抜け) (00ポジション=全挿入、48ポジション=全引抜)
制御棒34-35 08ポジション(引き抜け) (00ポジション=全挿入、48ポジション=全引抜)

スクラム弁開による排水によりスクラム排出容器(B)の水位上昇

スクラム排出容器水位高による制御棒引抜阻止信号の発生

スクラム弁開による排水によりスクラム排出容器(A)の水位上昇

中性子束レベルの上昇がゆるやかになったことによる警報の正常復帰

中性子束レベルの上昇がゆるやかになったことにより計測範囲内に復帰

中性子束レベルの上昇がゆるやかになったことによる警報の正常復帰

制御棒34-35 08ポジション（引き抜け） (00ポジション=全挿入、48ポジション=全引抜)

制御棒30-39 20ポジション(引き抜け) (00ポジション=全挿入、48ポジション=全引抜)
中性子束レベルの上昇がゆるやかになったことにより計測範囲内に復帰
制御棒26-39 16ポジション(引き抜け) (00ポジション=全挿入、48ポジション=全引抜)

炉周期の計測範囲を逸脱した

中性子束レベルの上昇により中性子源領域モニターの指示が警報設定値(1×105）を超えている
中性子束レベルの上昇により中間領域モニターのトレンド表示の範囲を逸脱した中性子源モニターCh.Bの正常復帰

中性子束レベルの上昇により中間領域モニターのトレンド表示の範囲を逸脱した

中性子束レベルの上昇により中性子源領域モニターCh.Bの動作不能

中性子束レベルの上昇により中性子源領域モニターの指示が警報設定値(1×105）を超えている

反応度投入により炉周期が短くなった（炉周期が20秒以下:20秒は警報設定値)
さらに炉周期が短くなり炉周期の計測範囲を逸脱した
中性子束レベルが高くなり中性子源領域モニタの警報設定値(1×105）に到達した
中性子束レベルが高くなり中間領域モニター（レンジ１：1×10-５〜4×10-４%）の警報設定値（3.4×10-4%)に到達した
中性子レベル上昇により中間領域モニター（レンジ１：1×10 -５〜4×10 -４%）のトリップ設定値（レンジ１：3.8×10 -4 %)に到達した
緊急停止信号B系が発生
中性子束レベルが上昇により中間領域モニターCh.B（レンジ１：1×10-５〜4×10-４%）のトリップ設定値（レンジ１：3.8×10-4%)に到達した
緊急停止信号A系が発生
原子炉緊急停止が発生
中性子束レベルが上昇により中間領域モニターCh.A（レンジ１：1×10-５〜4×10-４%）のトリップ設定値（レンジ１：3.8×10-4%)に到達した
中性子束レベルの上昇により中性子源領域モニターの指示が警報設定値(1×105）を超えている
中性子束レベルの上昇により中性子束レベルの上昇により中間領域モニターのトレンド表示の範囲を逸脱した

全制御棒全挿入でなくなった（制御棒が動き始めたと推定）

挿入操作を行った（制御棒は動いていない）

引抜操作を行った（制御棒は動いていない）

オーバーフロー正常復帰20.9 SEC
正常復帰
20.8 SEC
正常復帰
16.8 ＜ 20.0 SEC
24.4 SEC
正常復帰23.2 SEC
正常復帰
アラーム
アラーム
アラーム
アラーム
アラーム
アラーム
ON

説

制御棒14-31ドリフト(位置不明)から00ポジションまで操作 (アラームタイパーのコピーには下半分しか残っておらず、印字内容を推定したもの)

アラームタイパー印字記録の解説
ＹＥＳ
ＹＥＳ
NO
NO
NO
NO
ＹＥＳ
ＹＥＳ
ＹＥＳ
NO
NO
NO
11.0 ＜ 20.0 SEC
オーバーフロー
アラーム
アラーム
ＯＮ
スクラム
アラーム
スクラム
ＯＮ
アラーム
2.89+5 > 1.00+5 CPS
オーバーフロー1.06+5 > 1.00+5 CPS
1.28+5 > 1.00+5 CPS
アラーム
オーバーフロー
オーバーフロー
オーバーフロー
オーバーフロー
1.86+5 > 1.00+5 CPS
オーバーフロー
正常正常復帰
オーバーフロー
オーバーフロー
オーバーフローアラームタイパー印字記録-05分58秒-07分15秒 制御棒選択駆動中-05分57秒-07分14秒 制御棒引抜中-05分55秒-07分12秒 制御棒引抜中-05分55秒-07分12秒 全制御棒全挿入ＣＨ．Ａ-05分55秒-07分12秒 全制御棒全挿入ＣＨ．Ｂ-05分49秒-07分06秒 制御棒選択駆動中-05分35秒-06分52秒 制御棒選択駆動中-05分33秒-06分50秒 全制御棒全挿入ＣＨ．Ａ-05分33秒-06分50秒 全制御棒全挿入ＣＨ．Ｂ-05分26秒-06分43秒 制御棒選択駆動中
00分00秒-01分17秒 全制御棒全挿入ＣＨ．Ａ
00分00秒-01分17秒 全制御棒全挿入ＣＨ．Ｂ
01分14秒-00分03秒 ＳＲＭ炉周期（Ｂ）
01分16秒-00分01秒 ＳＲＭ炉周期（Ｂ）
01分16秒-00分01秒 ＳＲＭ高01分17秒
00分00秒 Ｉ
ＲＭ高
01分17秒
00分00秒 中性子束高／計装動作不能トリップ
01分17秒
00分00秒 原子炉自動スクラム（Ｂ）
01分17秒
00分00秒 Ｉ
ＲＭ（Ｂ）高高／動作不能
01分17秒
00分00秒 原子炉自動スクラム（Ａ）
01分17秒
00分00秒 原子炉スクラム
01分17秒
00分00秒 Ｉ
ＲＭ(Ａ)高高／動作不能
01分18秒
00分01秒 ＳＲＭレベル（Ｂ）
01分18秒
00分01秒 Ｉ
ＲＭレベル（Ｂ）トレンド表示
01分18秒
00分01秒 ＳＲＭレベル（Ａ）
01分18秒
00分01秒 ＳＲＭレベル（Ｃ）
01分18秒
00分01秒 ＳＲＭ ＣＨ．Ｂ動作不能
01分18秒
00分01秒 Ｉ
ＲＭレベル（Ｄ）トレンド表示
01分18秒
00分01秒 Ｉ
ＲＭレベル（Ａ）トレンド表示
01分18秒
00分01秒 Ｉ
ＲＭレベル（Ｃ）トレンド表示
01分19秒
00分02秒 Ｉ
ＲＭレベル（Ｆ）トレンド表示
01分19秒
00分02秒 ＳＲＭレベル（Ｄ）
01分19秒
00分02秒 Ｉ
ＲＭレベル（Ｅ）トレンド表示
01分19秒
00分02秒 ＳＲＭ ＣＨ．Ｂ動作不能
01分19秒
00分02秒 ＳＲＭ炉周期（Ｃ）
01分19秒
00分02秒 ＳＲＭ炉周期（Ａ）
01分20秒
00分03秒 ＳＲＭ炉周期（Ｄ）
01分26秒
00分09秒 制御棒座標 3039 ドリフト DATA=/02540BDF
01分26秒
00分09秒 ＳＲＭ炉周期（Ｂ）
01分26秒
00分09秒 制御棒座標 2639 ドリフト DATA=/02550BE9
01分27秒
00分10秒 ＳＲＭ炉周期（Ｃ）
01分27秒
00分10秒 ＳＲＭ炉周期（Ｃ）
01分27秒
00分10秒 ＳＲＭ炉周期（Ｄ）
01分27秒
00分10秒 ＳＲＭ炉周期（Ｄ）
01分27秒
00分10秒 ＳＲＭ炉周期（Ａ）
01分27秒
00分10秒 制御棒座標 3435 ドリフト DATA=/02730BF7
01分28秒
00分11秒 ＳＲＭ炉周期(Ｄ)01分29秒
00分12秒 ＳＲＭ炉周期(Ｂ)
01分29秒
00分12秒 ＳＲＭ炉周期(Ａ)01分30秒
00分13秒 ＳＲＭ炉周期(Ｃ)01分30秒
00分13秒 ＳＲＭ炉周期(Ａ)02分18秒
01分01秒 ＣＲＤスクラム排出容器（Ａ）水位高
02分32秒
01分15秒 スクラム排出容器（Ａ）水位高
02分32秒
01分15秒 燃料取替モード制御棒引抜阻止
02分32秒
01分15秒 制御棒引抜阻止
02分32秒
01分15秒 ＣＲＤスクラム排出容器（Ｂ）水位高
02分43秒
01分26秒 スクラム排出容器（Ｂ）水位高
02分51秒
01分34秒 スクラム排出容器水位高トリップ
04分23秒
03分06秒 制御棒座標 3039 ドリフト DATA=/02540BDF
04分23秒
03分06秒 制御棒座標 2639 ドリフト DATA=/02550BE9
04分25秒
03分08秒 制御棒座標 3435 ドリフト DATA=/02730BF7
05分59秒
04分42秒 油冷却器出口油温度
06分09秒
04分52秒 油冷却器出口油温度
07分01秒
05分44秒 Ｉ
ＲＭレベル（Ｅ）トレンド表示
07分16秒
05分59秒 Ｉ
ＲＭレベル（Ｆ）トレンド表示
07分19秒
06分02秒 第4抽気管（A)ドレン弁全閉
08分09秒
06分52秒 Ｉ
ＲＭレベル（Ｃ）トレンド表示
08分09秒
06分52秒 Ｉ
ＲＭ(Ａ)高高／動作不能
08分10秒
06分53秒 Ｉ
ＲＭレベル（Ａ）トレンド表示
09分18秒
08分01秒 Ｉ
ＲＭレベル（Ｂ）トレンド表示
09分21秒
08分04秒 Ｉ
ＲＭ高
09分21秒
08分04秒 中性子束高／計装動作不能トリップ
09分21秒
08分04秒 Ｉ
ＲＭ(B)高高／動作不能
09分21秒
08分04秒 Ｉ
ＲＭレベル（D）トレンド表示
14分52秒
13分35秒 Ｉ
ＲＭ低
14分52秒
13分35秒 ＳＲＭ炉周期（Ｄ）
14分57秒
13分40秒 ＳＲＭ炉周期（Ａ）
15分17秒
14分00秒 ＳＲＭレベル（Ｄ）
15分33秒
14分16秒 全制御棒全挿入ＣＨ．Ａ
15分33秒
14分16秒 全制御棒全挿入ＣＨ．Ｂ
14分20秒
14分17秒 ＳＲＭ炉周期（Ｃ）
14分31秒
14分29秒 Ｉ
ＲＭ低
15分09秒
15分07秒 ＳＲＭレベル（Ａ）
15分49秒
15分48秒 ＳＲＭレベル（Ｃ）＊アラームタイパーの時刻から計算で求めた

引き抜け始めてからの時間 *

添付資料３−１５ (3/3)

添付資料３−１６

ARI試験及びCRD単体スクラム試験の流れ図
ARI試験関連
日時

設備状態

メーカー

CRD単体スクラム試験関連
電力
発電課

電気保修課

ARI試験要領書作成
H11.5.13
H11.6.17（訂2）

メーカー

機械保修課
要領書発行

要領書発行

ARI試験要領書承認

CRD試験要領書（単体
スクラム試験含む）作成
H8.9（標準要領書）
H11.4.12（当該回要領
書）

要領書承認

ARI試験作業票作成
作業票発行

CRD試験（単体スクラム
作業票発行 試験を含む）作業票作
成（H11.6.3）
作業票を検討（H11.6.5）

H11.6.15
20:00

作業票を検討
原子炉・冷却水ヘッダ
差圧警報をリフト状態

アイソレーション実施[20:00]アイソレーション完了

作業票発効[20:00]
作業票受領

H11.6.17
16:00

作業票発効

複合手順メモ作成※担当課実施のため、発電課による具体的
アイソレーションなし[16:00]
作業票受領

16:10
提案

[16:00]アイソレーション完了[16:10]
電気保修課が複合手順
メモを発電課定検班，
機械保修課に配布

操作依頼

配布[16:10]⑥
複合手順メモを受領
20:43〜

複合手順メモを受領
CRD系統流量：125"/min
駆動水差圧：
18.3kg/cm2設定

操作完了[6/17 20:43〜6/18 1:34]
単体スクラム試験（89本実施）⑧

H11.6.18
1:44
1:50

2:00

HCUアキュムレータ充填水圧力:
約84kg/cm2[2:00]
CRD系統流量：7.4t/h（=123"/min）
制御棒位置：
14-31:02ポジション
その他:全挿入14-31全挿入位置（単体スクラム試験を実施したためドリフト
した後全挿入となっ
た）

2:08
2:11

[1:50]
ﾒｰ ｶｰ １名が管理区域に入域
単体スクラム試験を担当していた１名と合わせて管理区域内には計２
名[2:17]
3本の制御棒（3039，26-39，34-35）が引抜かれ始める

2:18[2:18]
原子炉臨界中央制御室には１名
連絡

中央制御室には２名

単体スクラム試験が終了したため，電気保修課にARI試験ができることを連絡

14-31及び18-27について１ノッチ引抜・挿入操作及びアキュムレータ最低使用圧力(110kg/cm2）での単体スクラム試験を実施(1:57頃〜2:06頃と推定）

連絡

発電課から連絡を受けたため、試験を開始
操作依頼

指示
CRDの隔離弁（101弁，102弁）を順次全閉[2:08]
制御棒位置：全挿入

2:17[1:44]
電気保修課２名が管理区域に入域

冷却水ヘッダ圧力の上昇が影響したものと推定[2:11]
何れかの制御棒を１ノッ
チ引抜・挿入操作実施（01までは引抜きされていない）※試験対象は14-31であり，当該座標の連続引抜き操作前の１ノッチ引抜・挿入操作を実施したものと推定※聴取調査では実施者不明

弁操作を継続[2:18]
原子炉自動停止信号発生[2:18]
スクラム排出容器水位高[2:18]
制御棒位置・30-39:20ポジション
・26-39:16ポジション
・34-35:08ポジション
2:20

2:21

2:25

[2:20？]
CRD系統流量：125"/minを0"/minに操作[2:21]
制御棒位置・30-39:20ポジション
・26-39:16ポジション
・34-35:08ポジション

指示

指示[2:25]CRDの隔離弁（101弁，
102弁）を全開
2:30
2:31
2:33
2:36

2:45頃

3:03

[2:25]
電気保修課がﾒｰ ｶｰ に対して操作した弁を元に戻すよう指示し，中央制
御室へ向かう機械出力，チャートによる確認結果
人が作成した記録による確認結果[2:31]
電気保修課２名が管理区域から退域[2:33]
制御棒全挿入[2:25]
当直長が電気保修課に対して操作した弁を元に戻すよう指示

現場から中央制御室に戻る[2:30]
発電課１名が管理区域に入域[2:36]
発電課１名が管理区域から退域

出力が元の状態に戻る[3:03]
ﾒｰ ｶｰ ２名が管理区域から退域

事象収束の確認
当直長が発電課長に事象を報告聴き取りによる確認結果

推定される操作

推定時系列

事実

Ｃ
Ｒ
８
９
本
の
単
体
ス
ク
ラ
ム
終
了

54
0 30

55
0 30

57
0 30

59
0 30

0

0

30

0

1
0

30

最遅CR2本(1番目)14-31(2番目)18-27

単体スクラム試験

30

0

4
30

0

5
30

0

6
30

0

［Ｂ］

［Ｄ］

18-27単体スクラム 14-31単体スクラム

14-31全引抜操作

・CR14-31ｱｷｭﾑﾚｰﾀﾁｬｰｼﾞ
・CR14-31 V101・102開・CR14-31 1ノッチ挿入・引抜・CR14-31全引抜き
・CR14-31ｱｷｭﾑﾚｰﾀ降圧
・スクラムテスト盤
電磁オシロ接続・CR14-31単体スクラム・確認及びリセット

14-31 1ノッチ挿入

・CR18-27ｱｷｭﾑﾚｰﾀﾁｬｰｼﾞ
・CR18-27 V101・102開・CR18-27 1ノッチ挿入・引抜・CR18-27全引抜き
・CR18-27ｱｷｭﾑﾚｰﾀ降圧
・スクラムテスト盤
電磁オシロ接続・CR18-27単体スクラム・確認及びリセット

［Ａ］

0

3

7
30

0

8
30

0

9
30

0

12
30
0

13
30
0

14
30
0

0

・CR14-31ｱｷｭﾑﾚｰﾀﾁｬｰｼﾞ
・CR14-31 V101・102開・CR14-31 1ノッチ挿入・引抜

約3.7分

南側HCU隔離南側HCU隔離約5.5分

駆動水流量125 l/min

1630

ARI機能試験・CR14-31全引抜

北側HCU隔離約3.3分

北側HCU隔離約4.9分

その後引き抜こうとしていた

［Ｃ］

17
30
0

18
30
0

19
30
0

20
30
0

21
30

⑥全制御棒全挿入No(17'27")▼⑦原子炉スクラム(18'44")▼

0

4名×20秒/体，南→北移動1分

又は3名×20秒/体，南→北移動1分

3本の制御棒が全挿入でなくなった

備考①計算機タイパ記録より（
OD-7）②計算機タイパ記録より（運転記録日誌）③ＳＲＭ記録計指示より④計算機タイパ記録より（OD-7）⑤計算機タイパ記録より（アラームタイパ）⑥計算機タイパ記録より（アラームタイパ）⑦計算機タイパ記録より（アラームタイパ）［
Ｄ］：
１体あたり２０秒で隔離すると仮定し、南側４４体と北側３９体を３名又は４名で隔離した場合の作業時間を試算した。北側で残り５体となったときに全制御棒全挿入以外となったとした。なお、南側から北側への移動は１分とした。

［
Ｃ］：
手順に従い、１ノッチ引抜・挿入を実施したものと推定される。なお、手順ではその後14-31を全引抜することとなっているが、１ノッチ引抜・挿入が正常に行われなかったことから、調査していた可能性もある。この時冷却水圧力の上昇が発生していたものと思われる。

［
Ｂ］：
ＳＲＭ指示変化から制御棒の引抜と挿入が２回実施されており、手順に従い最遅制御棒２体の単体スクラムを実施したものと推定される。

［
Ａ］：
手順に従い、単体スクラムの前に１ノッチ挿入、引抜試験を実施したものと推定される。

スクラム後、駆動水流量が流れていることを運転員が確認（
証言）
▽

15
30

⑤全制御棒全挿入No( 11'32")▼⑤CR挿入操作（
11'52"-12'01"）▼⑤全制御棒全挿入YES(11'54")▼⑤CR引抜操作（
11'29"-11'38"）
▼

２時
10
11
0 30 0 30「制御棒座標14-31 99 to 00 操作」 1ノッチ操作で動かなかった
選択又はOD-7のスキャン▽
14-31 1ノッチ引抜・挿入
14-31 全引抜

③SRM指示変化▼---------------------------------------▼▼▼
SRM指示ピーク
SRM指示ピーク④CR14-31「
00」
印字
▼

30

2

▼②駆動水流量 125 l/min①CR14-31「
02」
印字
▼

58
0 30

18-27
1ノッチ引抜・挿入 14-31 1ノッチ引抜 18-27全引抜操作

１時
56
0 30

入域時間
日立指導員 1:50-3:03
電気保修課A 1:44-2:31
電気保修課B 1:44-2:31

時
53
分
秒 0 30臨界事故発生当日の推定時系列

添付資料３−１７

手順書と運転操作の比較

１

試験要領書

２

複合手順メモ３

添付資料３−１８

実際の操作

単体スクラム試験開始
1-1
ＣＲ
単体スクラム試験

2-1
ＣＲ
単体スクラム試験

3-1
ＣＲ
単体スクラム試験

凡例
中操での操作

全数繰り返し

全数繰り返しＡ：アキュムレータチャージ
Ｂ：アキュムレータ降圧
Ｃ：ＨＣＵ隔離？：推定の操作行われなかった操作

全数繰り返し① 各CRの単体スクラム試験時にHCU隔離を行
うと、単体スクラム試験中に冷却水ヘッダ圧力が上昇することから、実際には実施されなかったと推定される。

Ｃ
2-3
ＨＣＵ隔離
Ｂ
1-2
アキュムレータ降圧確認

繰り返しの試験操作操囲を示す

Ｂ
2-2
アキュムレータ降圧確認

Ｂ
3-2 ？
アキュムレータ降圧確認

Ａ
2-4
ＣＲ
アキュムレータ再チャージ

Ａ
3-3 ？
ＣＲ２本
アキュムレータ再チャージ

Ａ
1-3
アキュムレータ再チャージ

1-4
ＣＲ
１ノッチ挿入・引抜Ｃ
2-5ＣＲ
ＨＣＵ隔離解除Ｂ② 複合手順と異なり、実際には２本連続で１ノッチを行い、２本連続で最低圧力での単体スクラムを実施したものと推定される。
3-5
ＣＲ２本
１ノッチ挿入・引抜Ｂ

1-5
アキュムレータ降圧（110kg/cm2まで）

2-6
アキュムレータ降圧（110kg/cm2まで）

2-7
ＣＲ
１ノッチ挿入・引抜

２本繰り返し２本繰り返し1-6
ＣＲ
最低圧力スクラム試験

Ｂ
3-4 ？
ＣＲ
アキュムレータ降圧（110kg/cm2まで）

2-8
ＣＲ
最低圧力スクラム試験

２本繰り返し3-6
ＣＲ
最低圧力スクラム試験③ ①と同様に、実際には実施されなかったと推定される。

Ｃ
2-10
ＣＲ１本
ＨＣＵ隔離
Ａ
1-7
ＣＲ
アキュムレータ再チャージ

Ｂ
2-9
ＣＲ
アキュムレータ降圧

Ｂ
3-7 ？
ＣＲ
アキュムレータ降圧

1-8
ＣＲ
１ノッチ挿入・引抜

単体スクラム試験完了

ＡＲＩ試験開始
Ｂ
1-9
ＡＲＩ対象外ＣＲ全数
アキュムレータ降圧Ａ
2-11
ＡＲＩ対象ＣＲ
アキュムレータ再チャージ

Ａ
3-8 ？
ＡＲＩ対象ＣＲ
アキュムレータ再チャージ

1-10
ＡＲＩ対象ＣＲ
全引抜

Ｃ
3-10
ＡＲＩ対象外ＣＲ全数
ＨＣＵ隔離〔系統流量が流れている状態で実施〕

2-12
ＡＲＩ対象ＣＲ
ＨＣＵ隔離解除

2-13
ＡＲＩ対象ＣＲ
引抜挿入操作④ 現場作業員の証言によると、実際にはこの時点で隔離操作が実施されたと推定され
る。

１ノッチ

2-14
ＡＲＩ対象ＣＲ
全引抜

3-9
ＡＲＩ対象ＣＲ １ノッチ
引抜挿入操作(失敗)

3-10 ？
ＡＲＩ対象ＣＲ
全引抜〔実施されず〕

1-11
系統流量０設定Ｃ
1-12
ＡＲＩ対象外ＣＲ全数
ＨＣＵ隔離

隔離の過程で、系統
圧力が上昇

1-13
ＡＲＩ対象ＣＲ
スクラム試験

2-15
ＡＲＩ対象ＣＲ
スクラム試験

3-11
ＡＲＩ対象ＣＲ
スクラム試験

1-14
試験完了・復旧

2-16
試験完了・復旧

3-12
試験完了・復旧

2-17
全ＣＲの１ノッチ引抜挿入操作

ＡＲＩ試験終了

当該３体の隔離作
業途中で引き抜け
発生

スクラム
信号

⑤ 最後にまとめて１ノッチ引抜挿入試験を行うこととしていた。

添付資料３−１９
志賀１号機非常用ディーゼル発電設備クランク軸のひび割れ
年月

平成 11 年 6 月 13 日

経緯Ｂ号機クランク軸の浸透探傷試験により線状模様
発見

平成 11 年 6 月 14 日

超音波探傷試験により，長さ約 17cm，最大深さ約2.7cm のひび確認

平成 11 年 6 月 15 日〜

発電所における原因調査，クランク軸取出

6 月 20 日
平成 11 年 6 月 20 日〜㈱新潟鉄工所工場にて詳細調査

7月1日
平成 11 年 7 月 2 日

原因と再発防止対策を取り纏め

平成 11 年 7 月 16 日

健全性を確認した新品のクランク軸に交換完了

添付資料３−２０

当直長引継日誌の調査
当直長引継日誌について確認したと
ころ、運転状況が「原子炉停止中」との記載のみであり、原子炉が臨界状態となったことおよび原子炉スクラム信号が発生したこと等の記載がされていなかった。

関係者からの聞き取り
アラームタイパのコピー
ナトラス出力のコピー

管理区域立入者の日線量の 安全管理課員は，毎日の業務として，管理区域立入者に計画線量超過
確認者がいないことを確認した。（△）（計画線量を超過した場合は，作業
計画線量当量超過者リストが放射線管理計算機から出力されるが，当日の分は超過がなく出力されていない。）

査○：事故後の対応として意識を持って実施した。

△：事故後の対応としての意識を持っていない。

×：未実施

放射線業務従事者の評価線 安全管理課員は，毎月の業務として，放射線業務従事者の評価線量（熱 ・ フ ィ ル ム バ ッ ジ 測 定 算
量の確認
中性子は測定）に異常がないことを確認した。
（△）
定記録

作 業 者 の 被 ば く 評 管理区域内の放射線環境の 安全管理課員は，毎日の業務として，エリア放射線モニタの指示値に ・ エリアモニタ日報
価確認
有意な変化がないことを確認した。
（△）

当直員は，エリア放射線モニタ，燃料取替エリア排気モニタ，原子炉 ・ 関係者からの聞き取り
棟・タービン建屋換気空調系原子炉棟排気モニタの指示値に有意な変化がないことを確認した。（○）
安全管理課副課長は，エリアモニタにより，異常のないことを確認した。（○）

技術課担当は，ＡＮＮタイパー及びナトラス出力を確認し，臨界だと ・考えた。（○）
・・

役職者は，緊急時対策室で詳細な状況を示す情報を見たという記憶が ・ 関係者からの聞き取りない。（×）

当直は，日常パトロールのみで重点パトロールを実施していない。
（×） ・ 関係者からの聞き取り

当直長は，現場電気保修課員へ作業中止，復旧措置の即時実施を指示 ・ 関係者からの聞き取りした。（○）
保修課員は，当直に当日の作業内容を説明した。（○）

響調

影エ リ ア 放 射 線 の 上 放射線モニタ指示値変化
昇ＩＲＭ，モニタリングポ
スト，放射線モニタ指示等による確認

状況の把握

現場重点パトロール

握緊急時対策室

作業状況確認

状
況
把

中央制御室

項
目
具体的確認事項
エビデンス
原子炉スクラム後の操作確 当直員は，原子炉スクラム警報の確認，ＩＲＭレンジ切替及び指示値 ・ 関係者からの聞き取り
認確認，放射線モニタ確認を行った。
（○）
また，出力低下をＩＲＭ，ＳＲＭの指示値が低下することで確認した。
（○）
当直長は，事故状況について発電課長に連絡した。（○）

平成１１年臨界事故発生後の確認事項

添付資料３−２１ (1/4)

燃料の健全性

安全管理課副課長は，炉水から核分裂生成物に異常な値が見られなか ・ 関係者からの聞き取りったことから，通常の放出管理でよいと判断した。（○）
安全管理課員は，毎週の業務として，排気筒から放出されるよう素お ・ よ う 素 お よ び 粒 子 状 物
よび粒子状物が検出限界未満であることを確認した。（△）
質管理週報

安全管理課副課長は，炉水から核分裂生成物に異常な値が見られなか ・ 関係者からの聞き取りったことから，通常の放出管理でよいと判断した。（○）
安全管理課員は，毎日の業務として，排気筒からの希ガスの放出量， ・ 放 射 性 気 体 廃 棄 物 管 理
濃度を評価しているが，検出限界未満であることを確認した。（△）
日報

エビデンス
関係者からの聞き取り

燃料集合体外観検査（必要により実施）△：事故後の対応としての意識を持っていない。

×：未実施

実施していない。（×）
・ 関係者からの聞き取り
なお，当該制御棒周辺の燃料集合体について，炉取出しまでの間の外観検査記録はない。（×）

燃料エンタルピ解析、沸騰遷 技術課長からの指示もあり，技術課担当は，ナトラスのＩＲＭ挙動か ・ 関係者からの聞き取り
移発生の有無の評価
ら求めた炉周期から反応度を求め，メーカに燃料エンタルピーの評価， ・「事象発生時の炉心の状態」
提出依頼を行った。（○）（炉心管理担当者作成資料）
なお，メーカからの回答はなかった。
技術課担当は，反応度と安全解析の結果から，燃料エンタルピーを評
価し，燃料の健全性に問題ないと結論付け，技術課長に報告した。
（但し，計算誤りのため，過小評価であった。）（○）

原子炉の出力、出力分布及び 技術課長からの指示もあり，技術課担当は，３本同時に引き抜いた場 ・ 関係者からの聞き取り
その時間変化の解析合を想定し，制御棒の位置と実効増倍率の関係を示す反応度曲線につ ・「メーカーからの回答」
いてメーカに評価，提出依頼を行った。メーカから，反応度曲線の提出があり，臨界になるとの回答あり。（○）

放射性物質放出状況の確認

放 射 性 物 質 の 環 境 希ガス放出状況の確認
への放出量評価○：事故後の対応として意識を持って実施した。

設
備
健
全
性
評
価

影
響
調
査

項
目
具体的確認事項
作 業 者 の 被 ば く 評 中性子被ばくの評価
安全管理課員は，事象発生直後，中性子被ばくについて，評価してい ・
価（立入場所の確認，中性子線 ない。（×）
量率の推定）

平成１１年臨界事故発生後の確認事項

添付資料３−２１ (2/4)

エビデンス

×：未実施

電気保修課は，今回の事象で動いた制御棒３本，弁が閉まっておらず ・ 第５回定期点検工事報告書
隔離されていなかったと推定した別の２本及び単体スクラム試験にお第５回 AM 工事の内原子炉
いて挿入時間が最も遅い試験対象の１本について，ストールフロー試
停止機能強化工事
験にて健全性を確認した。（○）
・ 第５回定期点検工事報告書
また，機械保修課は，全制御棒駆動機構のストールフロー試験を当該
制御棒駆動機構常駆動試験
定期検査にて実施し，問題ないことを確認した。（△）

ストールフロー試験△：事故後の対応としての意識を持っていない。

電気保修課は，全制御棒について１ノッチ試験により問題ないことを ・ 第５回定期点検工事報告書確認。（○）
第５回 AM 工事の内原子炉機械保修課は，全制御棒駆動機構の常駆動試験を当該定期検査にて実停止機能強化工事
施し，問題ないことを確認した。 （△）
・ 第５回定期点検工事報告書
制御棒駆動機構常駆動試験

常駆動試験○：事故後の対応として意識を持って実施した。

機械保修課は，全制御棒の単体スクラム試験を当該定期検査にて実施 ・ 第５回定期点検工事報告書
し，問題ないことを確認した。（△）
制御棒駆動機構ｽｸﾗﾑ試験

単体スクラム試験

評価

実施していない。（×）
・関係者からの聞き取り
なお，機械保修課は，全制御棒駆動機構のフリクション試験を第６回 ・ 第６回定期点検工事報告書
定期検査にて実施した。
（△）
制御棒駆動機構ﾌﾘｸｼｮﾝ試験

実施していない。（×）
・関係者からの聞き取り
なお，機械保修課は，当該３本の制御棒駆動機構の分解検査を第９回 ・ 第９回定期点検工事報告書
制御棒駆動機構本格点検
定期検査において実施した。（△）

制 御 棒 駆 動 機 構 の 分解点検
健全性確認

フリクション試験

実施していない。（×）
・関係者からの聞き取り
なお，機械保修課は，当該３本の制御棒の外観検査を第１０回定期検 ・ 第 10 回定期点検工事報告書
査において実施した。（△）
制御棒点検工事

健
全
性

設
備

具体的確認事項

原子炉水の分析，放射能の評 安全管理課副課長は，臨界だったのではないかと疑い，念のために燃 ・ 関係者からの聞き取り
価料の破損のないことを炉水の放射能で確認しようと考えた。安全管理 （炉水の核種分析の記録な課員へ炉水採取を指示し，核種分析を実施した結果，短半減期核種で し）あるマンガン 56 を検出したのを確認した。マンガン 56 が検出されたことにより，臨界になったと確信したが，核分裂生成物に異常がなく，燃料の破損はないことを確認した。
（○）

目

制 御 棒 の 健 全 性 確 外観点検
認

燃料の健全性項

平成１１年臨界事故発生後の確認事項

添付資料３−２１ (3/4)

△：事故後の対応としての意識を持っていない。

×：未実施

・関係者からの聞き取り

制御棒隔離時は制御棒駆動系リターンラインを構成することを，運転 ・当直長運転指示事項
指示として当直長間で引き継いだ。
（○）

水平展開

実施していない。（×）

電気保修課は，6/21 再試験時の試験要領書に以下の手順を追加し改訂 ・第５回 AM 工事の内原子炉した。（○）
停止機能強化工事
・ 隔離前後のＣＲＤ系統の流量，圧力の確認手順
機能確認試験要領書(訂 2)・ 系統を加圧させない隔離措置としてＦＣＶ全閉後前後弁を閉し，流量を０とする操作手順
上記以外の具体的な再発防止対策は実施していないが，炉心管理担当 ・ 関係者からの聞き取り
者は，炉心管理の観点から万一制御棒が抜け落ちても臨界にならない
ようにするための方策について検討した。（○）
・必ず 1 本ずつバルブ操作を実施
・隣接する制御棒の操作は順番には絶対行わない。弁操作は制御棒が市松になるように行うこととし，黒白の色分けを行い，黒が全て終了した後，白を行うことにする。 など

作業手順の見直し

作業管理等に問題があったことから，これに関する水平展開

詳細に検討したという事実は確認されていないが，再試験において系 ・第５回 AM 工事の内原子炉
統圧が確実に上昇しないよう，流量調節弁の前後弁を閉する手順に改
停止機能強化工事
訂されている。このことから系統圧力上昇が原因であると推定したも機能確認試験要領書(訂 2)のと推測される。（○）

機械保修課は，常駆動試験，ストールフロー試験及び単体スクラム試
験において正常に動作したことを確認した。（△）

実施していない。（×）
・関係者からの聞き取り
なお，機械保修課は，第９回定期検査において分解点検を実施した。 ・ 第９回定期点検工事報告書（△）
制御棒駆動系定検工事(Ⅰ)のうち水圧制御ﾕﾆｯﾄ
点検

エビデンス

要因の分析，特定，検証

機能の確認

Ｈ Ｃ Ｕ の 健 全 性 確 分解点検認

目○：事故後の対応として意識を持って実施した。

展
開

水
平

再
発
防
止
対
策

原
因
調
査

設
備
健
全
性
評
価

項

平成１１年臨界事故発生後の確認事項
具体的確認事項

添付資料３−２１ (4/4)

添付資料４−１

① 通常

調節弁

DP
冷却水ライン
駆動水圧力

MO

冷却水ヘッダ差圧

原子炉圧力

101

F036

CRD隔離数

0.7MPa1.0MPa③制御棒のラッチが
外れる

101

101
101

過挿入

102

が外れる

102

①

MO

オリフィス

・・・・・・

全８９体

ラインへ

原子炉戻り

101

102

多

②制御棒に加わる力が挿入側になる

圧力低下

101

閉

102

引抜け

② 冷却水ヘッダ差圧上昇 ③ 過挿入によりラッチ ④ １０１全閉により引抜け

調節弁

駆動水流量

FCV

冷却水ヘッダ

101

101

102

102

制御棒駆動水ポンプ

：圧力上昇

制御棒駆動
機構（CRD)102102

制御棒駆動機構の隔離が進むと冷却水ヘッダ差圧が上昇する

制御棒駆動機構隔離数と冷却水ヘッダ差圧の関係

冷却水ヘッダ差圧

冷却水ライン

冷却水ライン

制御棒と接続ステップ③

冷却水ライン

F038A(B)

コレットフィンガ
ピストン

コレットフィンガ

コレットフィンガ
とのラッチ部

全挿入→過挿入

制御棒と接続ステップ④

冷却水ライン

F038A(B)

コレットフィンガ
ピストン

コレットフィンガ

コレットフィンガ
とのラッチ部

明状態となる。

差圧高」警報が発生する。

する。

差圧が 392kPa となると「原子炉・CRD 冷却水ヘッダ間 過挿入状態となると、「制御棒ドリフト」警報が発生に力が加わる。

過し、コレットフィンガのピストンを押し上げる方向 却水により押し上げられ続け、アンラッチが維持される

説

チが開放され制御棒駆動機構はアンラッチの状態とな
却水ヘッダ水がオリフィス付逆止弁のオリフィスを通 なると、コレットフィンガのピストンが引抜側からの冷御棒駆動機構内部）との圧力差が大きくなる。

ダ圧力、及び冷却水ヘッダ圧力が上昇し、原子炉内（制 棒の重量以上の駆動圧となり過挿入方向に動作し、ラッ作

ムレータの降圧を実施

圧力差約 0.04MPa 以上で常駆動切替弁(121)が開き、冷 る可能性がある。また、更に圧力が上昇し約 1.0MPa に

駆動水流量 125ℓ/min で運転中の状態

制御棒駆動機構の隔離前は、駆動水流量調節弁「自動」、 制御棒駆動機構の隔離準備で水圧制御ユニットアキュ 制御棒駆動機構の隔離本数が多くなると、駆動水ヘッ 冷却水ヘッダ間差圧が約 0.7MPa まで上昇すると、制御

全挿入

コレットフィンガ
ピストン

コレットフィンガ
ピストン

F038A(B)

コレットフィンガ

コレットフィンガ

F038A(B)

コレットフィンガ
とのラッチ部

コレットフィンガ
とのラッチ部

制御棒と接続

ステップ②

（１／２）

動

ＣＲ

図解

制御棒と接続ステップ①

制御棒が引き抜けたメカニズム

添付資料４−２ (1/2)

明

説

作

動

ＣＲ

図解

F038A(B)

冷却水ライン
冷却水ライン

F038A(B)

コレットフィンガ
とのラッチ部

全挿入

冷却水ライン

F038A(B)

コレットフィンガ
コレットフィンガ
ピストン

コレットフィンガ
ピストン

コレットフィンガ
ピストン
コレットフィンガ
とのラッチ部

コレットフィンガ
とのラッチ部
コレットフィンガ

制御棒と接続ステップ⑦

コレットフィンガ

制御棒と接続ステップ⑥

１０２が全閉となると、引抜側の圧力が低下しコレットフ

能。しかし、排出側スクラム弁(AO-127)が全開するか、する。

置でラッチする。

制御棒の誤引き抜けにより「制御棒ドリフト」警報が発生 ィンガのピストンが押下げられ、制御棒駆動機構はその位却水による引抜動作と制御棒等の自重で引抜かれる。

し、引き抜けた制御棒は全挿入となる。

が低下し、制御棒駆動機構はオリフィス付逆止弁からの冷 キュームレータ圧力の有無にかかわらずスクラム挿入は不 により④と同様の動作で制御棒駆動機構が挿入方向に動作

この状態で挿入側弁（101）が全閉されれば挿入側の圧力 引抜かれた制御棒は、挿入側弁（101）が全閉状態のためア 制御棒駆動機構の弁を復旧したことで、冷却水ヘッダ圧力

引き抜かれる

制御棒と接続ステップ⑤

制御棒が引き抜けたメカニズム（２／２）

添付資料４−２ (2/2)

ﾃｽﾄﾀﾝｸ

ＣＲＤ

P

ポンプ

充填水

101

MO

冷却水ヘッダ

各 HCU へアキュムレータ

126

スクラム入口弁モックアップ試験概略試験構成図

挿入ﾗｲﾝ

P

引抜ﾗｲﾝ

102

排出水

冷却水

オリフィス

P

各 HCU へ105

P

スクラム電磁弁

排出水ヘッダ

実機構成（試験設備では模擬しない）

121*(挿入開)（*逆圧でｼｰﾄﾘｰｸ）

104

駆動水

120(引抜開)SSS122(引抜開)
127
スクラム出口弁S

常駆動切換弁

123(挿入開)S

水圧制御ユニット（ＨＣＵ）

添付資料４−３

引抜

２０pos

有

１３．９

有

１．４１

２２．４

有
３２．８

有

３６．２

有

３９．４

有

有

１４．０

有

１．５２

有

１３．４

有

１．０２

１６pos

１１．２

有

１０．１

有

有

１３．４

有

１．０１

０８pos

101「閉」→「開」

１１．２

有

有

１３．５

有

１．０１

２０pos

流れる流量が少なくなり、速度が遅くなる。

合、冷却水ヘッダオリフィスと常駆動切替弁（121）を経由してスクラム出口弁から排出される流れが発生するため、挿入ラインに

スクラム出口弁開によるＣＲ挿入速度が、引抜側隔離弁（102）閉による挿入速度より遅くなるのは、スクラム出口弁が開の場

２２．７

有

２０pos

＊２

２１．４

有

有

１３．７

有

１．２０

２０pos

引き抜け速度評価モデルの妥当性検証用データとして、ケース１の冷却水ヘッダ差圧及び制御棒引き抜け速度を使用する。

＊２

有

１３．５

有

１．００

０８pos

「閉」→「開」「開」→「閉」

102「閉」→「開」後、101「閉」→「開」

有

１３．６

有

１．０２

１６pos

スクラム出口弁（127）

引抜側隔離弁（102）＊１挿入

CR 挿入速度（mm/sec）

CR 挿入の有無

CR 挿入方法

有１３．４

CR 引き抜け速度（mm/sec）

CR 停止の有無

有

１．０２

２０pos

CR 引き抜け事象の再現性有無

試験開始時の冷却水ヘッダ差圧（MPa）

CR 停止位置

CR 停止方法

ケース２

ケース１＊１

モックアップ試験結果

添付資料４−４

添付資料４−５（1/3）
解析に使用したコードについて
１．解析コードの概要（１）三次元沸騰水型原子炉模擬計算コード（許認可解析コード）
三次元沸騰水型原子炉模擬計算コードは、沸騰水型原子炉の炉心核熱水力特性を解析するコードで、三次元の拡散方程式により原子炉全体の出力分布や実効増倍率を計算する。さらに、その出力分布を基に熱的評価計算、燃焼計算を行う。
本コードの入力は、炉心の幾何学的条件、単位燃料集合体核計算で得られた核定数、熱水力計算に必要なデータ、制御棒パターン、炉心熱出力等の炉心状態を表わすデータであり、出力として炉心出力分布、ボイド分布、燃焼度分布、実効増倍率等が求められる。
（２）ＡＰＥＸ（許認可解析コード）
反応度投入事象解析コードＡＰＥＸは、原子炉起動時における制御棒の異常な引き抜き及び制御棒落下を解析するコードである。本コードは、熱的現象を断熱としており、炉心平均出力の過渡変化を炉心一点近似による動特性
方程式で表し、出力分布の炉心空間分布を二次元（Ｒ−Ｚ）拡散方程式で表す。炉心各部分のエンタルピの上昇は、出力分布に比例するものとし、炉心平均エンタルピがある程度上昇する間は、出力分布は一定としている。また、投入反応度としては、制御棒価値、スクラム反応度及びドップラ反応度を考慮するが、このドップラ反応度は、二次元拡散計算により出力分布を考慮して求められる。
本コードの入力は、炉心の幾何学的形状、各種中性子断面積、拡散係数、
ドップラ反応度係数、炉心動特性パラメータ等の核データ、制御棒反応度の時間変化等であり、出力として、中性子束分布、エンタルピ分布及び炉心平均出力の時間変化が求められる。
（３）ＳＣＡＴ（許認可解析コード）
単チャンネル熱水力解析コードＳＣＡＴは、「運転時の異常な過渡変化」における燃料の熱的余裕を解析するコードである。本コードは単一チャンネルを模擬し、これを軸方向一次元に多ノード分割する。各ノードについて、燃料棒には半径方向だけの熱伝導方程式を適用して冷却材への熱伝達を計算し、添付資料４−５（2/3）
チャンネル内冷却材には質量、運動量及びエネルギ保存式を適用して冷却材の熱水力学的挙動を計算する。
本コードの入力は、燃料集合体の幾何学的形状、軸方向出力分布等の炉心データ、燃料集合体出力、チャンネル入口流量等の初期条件、燃料集合体出力、チャンネル入口流量等の過渡変化のデータ等であり、出力として、沸騰遷移相関式に基づく限界出力、燃料エンタルピ等の時間変化が求められる。
ＡＰＥＸ／ＳＣＡＴの解析コードの特徴を表１に示す。

添付資料４−５（3/3）

表１

解析コードの特徴
ＡＰＥＸ／ＳＣＡＴ

核モデル

熱水力モデル

燃料挙動モデル
解析可能事象中性子拡散計算

二次元

中性子動特性計算

１点近似

中性子群数

３群

制御棒挿入量

固定

液体モデル

３保存式

チャンネル流量配分不可

ドップラ燃料温度計算

断熱計算

減速材温度フィードバック

不可

減速材ボイドフィードバック

不可

熱水力チャンネル数１

ペレット物性値
初期ギャップコンダクタンス

未照射ペレットに対する値
入力
反応度投入事象

添付資料４−６(1/13)

解析条件
解析コード

ＡＰＥＸ／ＳＣＡＴ

初期条件
・炉心状態
（実績）

高燃焼度８×８燃料平衡サイクル初期炉心（出力分布は第６サイクル初期を模擬）

・原子炉熱出力（推定※１）

定格出力の 10−６％

・冷却材温度（実績）

39 ℃

・燃料エンタルピ（解析）

９kJ/kgＵＯ２（２cal/gＵＯ２）

・炉心流量（推定※１）

定格流量の２％

・圧

力
（実績）

引き抜け制御棒による超過反応度（解析）

大気圧

0.5 ％Δｋ※２、0.789 ％Δｋ※３

制御棒引き抜け条件
・引き抜け速度としてモックアップ試験結果より推定され※１（推定 ）た 47 mm/s を採用。
・制御棒[30-39]が最初に引き抜ける。
・制御棒[26-39]、[34-35]が引き抜け、スクラム信号で停止することを想定。
ドップラ反応度係数（解析）

高燃焼度８×８燃料平衡サイクル初期炉心
低温時（20℃）の値

ボイド反応度係数
（解析）

考慮しない

※１：推定値の根拠を次頁以降に示す。
※２：事故整定の反応度評価にて求めた値。
※３：制御棒が引き抜けた際における超過反応度評価にて求めた値。

添付資料４−６（2/13）

事故発生時の原子炉熱出力
今回の事故の解析の初期条件として原子炉熱出力を定格出力の 10 –６％としている。
これは、志賀１号機第６サイクル初期に行われた冷温臨界試験の結果をもとに以下のように推定したものである。
冷温臨界試験では、事故発生時と同様、冷温時において数本（４本又は５本）の制
御棒を引き抜いて炉心を臨界にしており、臨界近傍の原子炉熱出力は今回の事故時に近いと考えられる。
冷温臨界試験では、中性子源領域モニタ（SRM）により、炉心の出力変化を監視しており、冷温臨界試験における SRM 計数率から臨界近傍での原子炉熱出力を推定する。
SRM を取り囲む４体の燃料集合体のノード出力と炉心平均出力の比（ノード平均出力ピーキング係数）と冷温臨界試験における臨界近傍での SRM 計数率との相関から炉心平均出力（ノード平均出力 1.0）に対応する SRM の計数率は 1000（s -1）程度となる。
また、検出器が置かれている燃料集合体間のギャップ位置は燃料集合体部に比べ熱中性子束が大きく、ピーキング係数は約３である。これらを基に臨界近傍での熱中性
子束を以下のとおり推定する。
①ノード平均出力 1.0 に対応する SRM 計数率 ：1000（s -1）②SRM 感度（公称値）：10 -3（s -1／(cm -2 s -1)）
③ギャップ位置の熱中性子束ピーキング係数 ：３④炉心平均熱中性子束：①÷②÷③＝3.3×10 5（cm -2 s -1）
また、定格出力時の熱中性子束は 3.5×10 13（cm -2 s -1）（原子炉設置許可申請書記載）である。したがって、事故発生時の初期出力（定格に対する相対値）は以下のとおりと考えられる。
⑤定格出力時の熱中性子束（原子炉設置許可申請書記載） ：3.5×10 13（cm -2 s -1）⑥事象発生時の初期出力（定格に対する相対値）：④÷⑤≒10 -8以上より、今回の事故発生時（臨界近傍）の原子炉熱出力は定格出力の 10 −６％となる。

添付資料４－６（3/13）
事故発生時の原子炉冷却材温度
通常運転中、原子炉冷却材温度は、原子炉冷却材再循環ポンプの入口温度で確認しているが、事故発生時のように原子炉冷却材再循環ポンプ停止中は、原子炉冷却材浄化系（ＣＵＷ）再生
熱交換器入口温度で確認することができる。
ＣＵＷ再生熱交換器入口温度のチャートで事故発生時の温度を確認すると３９℃である。
また、プロセス計算機から毎正時に印字されるＣＵＷ再生熱交換器入口温度も、事故発生直前の２時における値が３９℃であったことから、解析条件として温度３９℃を用いることとする。
H11.6.18

事故発生

50

0

図１

100

150

200

250

原子炉冷却材浄化系（ＣＵＷ）再生熱交換器入口温度のチャート［平成１１年６月１８日 ０：００～６：００］

300

℃

図２

原子炉冷却材浄化系（ＣＵＷ）再生熱交換器入口温度の運転記録日誌

添付資料４－６（4/13）

添付資料４－６（5/13）

事故発生時の炉心流量
事故発生時のプラント状態は次のとおりであった。
① 原子炉停止後 50日目
② 自然循環状態（原子炉冷却材再循環ポンプ、残留熱除去系ポンプともに停止中）③ 蒸気乾燥器、気水分離器は取り外された状態④ 原子炉冷却材温度：39℃⑤ 炉心平均燃焼度：17,130 MWd/t⑥ 原子炉水位：原子炉ウェル満水
原子炉停止後50日目の崩壊熱は、MAY－WITTの式により、炉心平均で燃料集合体
１体当たり約4.8 kW と評価される。
このとき下図に示すように崩壊熱により生じる炉心部とダウンカマ部の水頭差（ρ1ｇｈ－ρ2ｇｈ）が炉心圧損（ΔPloc＋ΔPfric）とバランスするように流量を求めると原子炉冷却材流量は定格流量の約２％（定格流量：22,900t/h）と評価される。

ρ1ｇｈ－ρ2ｇｈ＝ΔPcore＝ΔPloc＋ΔPfric
ここで、ρ1：ダウンカマ部密度：炉心部密度ρ2ｇ：重力加速度ｈ：炉心高さ
ΔPcore ：炉心部圧損
ΔPloc ：炉心部局所圧損(入口ｵﾘﾌｨｽ、下部ﾀｲﾌﾟﾚｰﾄ等の圧損)
ΔPfric ：炉心部摩擦圧損
ρ1＝約 992.75kg/m3、ρ2＝約 992.07kg/m3、ｈ＝約 4.17m、
ΔPloc＝約 19Pa、ΔPfric＝約 9Pa
図３

炉心流量の考え方

添付資料４−６（6/13）（制御棒引き抜け前）
00

00 00

00 00

00

00 00 00

00

43
39
35

00

00 00

00

00 00 00

00 00

31

00

00 00

00

00 00 00

00 00

27

00 00

00 00

00

00 00 00

00 00 00

23

00 00

00 00

00

00 00 00

00 00 00

19

00 00

00 00

00

00 00 00

00 00 00

15

00

00 00

00

00 00 00

00 00

11

00

00 00

00

00 00 00

00 00

00 00

00

00 00 00

00

00

00 00

18

22

07
03
02

06

10

14

26

30

34

00

00 00

00 00

00

00 16 20

00

38

42

（制御棒引き抜け後）
43
39
35

00

00 00

00

00 00 00

08 00

31

00

00 00

00

00 00 00

00 00

27

00 00

00 00

00

00 00 00

00 00 00

23

00 00

00 00

00

00 00 00

00 00 00

19

00 00

00 00

00

00 00 00

00 00 00

15

00

00 00

00

00 00 00

00 00

11

00

00 00

00

00 00 00

00 00

00 00

00

00 00 00

00

00

00 00

18

22

07
03
02

06

10

14

26

30

34

00：制御棒全挿入
48：制御棒全引き抜き
38

42※網掛け部分は、引き抜けた制御棒を示す。
図４

制御棒引き抜け位置

添付資料４−６（7/13）
制御棒引き抜けに伴う超過反応度
制御棒引き抜けに伴う超過反応度の評価手順、条件及び結果について以下に示す。
１．評価手順制御棒による超過反応度は以下の手順により求める。
（１）評価コードは、三次元沸騰水型原子炉模擬計算コードを使用する。
（２）第６サイクル初期での臨界点の実効増倍率は、当該サイクルの冷温臨界試験の臨界パ
ターンにおける実効増倍率の平均値とする。
（３）２．の評価条件での実効増倍率と１．（２）の臨界点の実効増倍率との差分が制御棒による超過反応度となる。
（４）冷温臨界試験は臨界パターンにより、ある程度の誤差が生じるため、別途事故整定時の反応度評価も行い、超過反応度を求める。
２．評価条件（１）燃焼度点：（２）減速材温度：（３）炉心圧力：（４）制御棒パターン：３．評価結果超過反応度：

第６サイクル初期（炉心平均燃焼度：17,130 MWd/t）
39 ℃
大気圧
図５

0.5％Δk（１．（４）より）、0.789％Δk（１．（３）より）
制御棒[26-39]
制御棒[30-39]

43

＋ ＋

39

制御棒[34-35]

＋

35
31

【引き抜け状況】

27

制御棒[26-39]

23

１６ポジション（約 1/3）

19

制御棒[30-39]

15

２０ポジション（約 2/5）

11

制御棒[34-35]
８ポジション（約 1/6）

07
03
02

06

図５

10

14

18

22

26

30

34

38

超過反応度評価時制御棒パターン

42

上記以外の制御棒は全挿入

添付資料４−６（8/13）

0.02

0.01

引 0.00き抜け制
御 -0.01
棒
に
よ
る
-0.02
超
過
反
応
度 -0.03
（Δｋ）

-0.04

-0.05
0

10

20

30

40

50

60

70

引き抜け開始からの時間（ｓ）

図６

引き抜け制御棒による超過反応度曲線（一例）

8090

添付資料４−６（9/13）

事故発生時の制御棒引き抜け速度
１．目
的モックアップ試験による確認結果を踏まえ、事故発生時の制御棒引き抜け速度を推定。
２．評価モデルの作成
101 弁を閉、102 弁を開とした状態における原子炉−冷却水ヘッダ間差圧と制御
棒引き抜け速度の関係を各部の流路抵抗や制御棒の自重から計算する評価モデルを作成。（図７）
３．評価モデルの適用性評価モデルの妥当性を検証するため、モックアップ試験装置による原子炉−冷却水ヘッダ間差圧及び制御棒引き抜け速度の関係を実測。この実測値と評価モデルによる計算結果とを比較した結果、評価モデルによる計算により、保守性を有する結果が得られることを確認。（図７、８）４．事故発生時の引き抜け速度の推定
評価モデルに、全制御棒の工場出荷試験時の流路抵抗実測値（平均値）を適用し、事故発生時の制御棒引き抜け速度を計算するとともに、制御棒駆動機構の個体差による引き抜け速度範囲を評価。なお、原子炉−冷却水ヘッダ間差圧は、事故発生時の差圧が特定困難なことから、想定される最大値約 13MPa（制御棒駆動水ポンプミ
ニマムフロー運転時のポンプ吐出圧力）を適用。（図８）
その結果、制御棒引き抜け速度は 47mm/s となった。
なお、当該制御棒３本の事故発生前の至近の点検時（第２回定期検査時）の流路
抵抗測定結果を条件として引き抜け速度を計算した結果、それぞれ約 45mm/s 台[26-39]、約 47mm/s 台[30-39]及び約 48mm/s 台[34-35]となり、その平均値は約
47mm/s であった。
以上のことから、解析における制御棒の引き抜け速度の設定値は 47mm/s とした。

添付資料４−６（10/13）

W :制御棒＋中空ﾋﾟｽﾄﾝ重量

Qi：流量

Pu:上部室圧力

ΔPi：差圧Qu:上部室ﾋﾟｽﾄﾝ駆動流量
Ps:下部室圧力
Qs:下部室ﾋﾟｽﾄﾝ駆動流量

Ri：流路抵抗
V：引抜速度i:位置を表す数値

Pr

原子炉

←Q4

←Q2
Pu

Qu↓
R4
ΔP4

原子炉⇔
冷却水ヘッダ間
差圧
ΔP(=P0-Pr)

102

Ｗ(V121)

Ps

ΔP2

Ｖ
←Q3

R2

←Qs
R3
ΔP3

制御棒
駆動機構

101

R1
冷却水ヘッダ

P0

Q0→

↑Q1
ΔP1
(逆止弁オリフィス)

R1とR2は、構造から求まる抵抗係数であり駆動機構の個性によらず一定（試験体も実機を模擬）。
R3とR4は駆動機構内部流路抵抗であり、個体差があるため実測値を基に求める。

図７

引き抜け速度評価モデル

添付資料４−６（11/13）

100
90
80

制御棒駆動速度設計値 76mm/s

制御棒引き抜け速度

70
60
50

実機の計算結果

47mm/s40（mm/s） 30
20

モックアップ装置
の計算結果

10

実機想定
最大差圧

モックアップ
実測結果

0
0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

原子炉−冷却水ヘッダ間差圧（MPa）

図８

評価モデルによる制御棒引き抜け速度

12

13

14

添付資料４−６（12/13）
通常引き抜き時の制御棒駆動機構の状態
スクラム弁

102

制御棒駆動
機構

ＡＯ
127
スクラム

101

123

122

120

121

排出容器へ

スクラム弁

ＡＯ
126

105
103
104

113
N2
他の水圧制御他の水圧制御他の水圧制御アキュムレータ

ユニットへ

他の水圧制御ユニットへ

水圧制御ユニット

ユニットより

オリフィス

ユニットへ

排出ヘッダ
充填水ライン

駆動水ライン

FCV
F011

MO
F014

駆動水流量

駆動水圧力

調節弁

調節弁

冷却水ライン

MO
F026
原子炉戻り

制御棒駆動水ポンプ

ラインへ

F036

事故発生時における引き抜け開始時の制御棒駆動機構の状態
スクラム弁

102

制御棒駆動
機構

ＡＯ
127
スクラム

101

123

122

120

121

排出容器へ

スクラム弁

ＡＯ
126

105
103
104

113

N2 水圧制御ユニット
他の水圧制御アキュムレータ

ユニットへ

他の水圧制御ユニットへ

他の水圧制御他の水圧制御ユニットへ

ユニットより

オリフィス

排出ヘッダ
充填水ライン

駆動水ライン

FCV
F011

MO
F014

駆動水流量

駆動水圧力

調節弁

調節弁

冷却水ライン

MO
F026
原子炉戻り

制御棒駆動水ポンプ

図９

制御棒駆動機構の状態

F036

ラインへ

添付資料４−６（13/13）

全挿入位置

制御棒[26-39]、[34-35]

制御棒[34-35]

0

制御棒位置

８pos.
制御棒[26-39]

16pos.
20pos.

制御棒[30-39]
制御棒[34-35](pos.)

制御棒[26-39]
制御棒[30-39]

各制御棒の引き抜け
速度は 47mm/s とする

全引抜位置 480

制御棒引き抜け開始からの時間 (s)6/18 2 時 17 分 27 秒
制御棒が引き抜けはじめる

7780

6/18 2 時 18 分 44 秒
原子炉スクラム信号

注）制御棒[26-39]及び[34-35]の引き抜けは、原子炉スクラム信号時に停止とするが、解析では完全に引き抜け動作が停止するまでに約 3.2 秒※かかると仮定。
※ラッチ機構間の距離は 152.4mm であり、制御棒引き抜け速度を 47mm/s とすると原子炉スクラム信号発生による制御棒引き抜け停止動作開始から実際の停止までには最長で約 3.2 秒かかる。

図１０

制御棒引き抜け条件

添付資料４−７
反応度の推移0.010
47mm/sの値
0.005
制御棒反応度反
応 0.000度

全反応度（Δｋ／ｋ）-0.005-0.010-0.010-2 -1

ドップラ反応度

01

2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15
原子炉スクラム信号発信からの時間 (s)（０．５％Δｋの場合）

0.010
47mm/sの値
制御棒反応度0.005

反応 0.000度

全反応度（Δｋ／ｋ）-0.005

ドップラ反応度-0.010-0.010-4 -3 -2 -1 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15
原子炉スクラム信号発信からの時間 (s)（０．７８９％Δｋの場合）

添付資料４−８（1/2）

解析結果
燃料エンタルピ及び炉心平均中性子束の推移
500

3047mm/sの値
25

400

︵

燃
料
300
エ
ン
タ
200
ル
ピ
(kJ／kgUO2)

炉
心
20 平
均
中
15 性
子
束
10
定
格
5 値
に
対
0 す
る
25
割
合
％

燃料エンタルピ100

炉心平均中性子束
0
‑5

0

5

10

15

20

500

︶

原子炉スクラム信号発信からの時間 (s)（０．５％Δｋの場合）

30
47mm/sの値
25

400

︵

燃
料
300
エ
ン
タ
200
ル
ピ
(kJ／kgUO2)

燃料エンタルピ100
炉心平均中性子束
0
‑5

0

5

10

炉
心
20 平
均
中
15 性
子
束
10
定
格
5 値
に
対
0 す
る
25
割
合
％

15

20

︶

原子炉スクラム信号発信からの時間 (s)（０．７８９％Δｋの場合）

添付資料４−８（2/2）

1000
事故解析の判断基準
900
800
700
600
燃
料
500
エ
ン
タ
400
ル
ピ
(kJ/kgUO2)300

過渡解析の判断基準（ペレット燃焼度40,000MWd/t未満）

200
100

（0.5％Δk） （0.789％Δk）

安全解析結果との比較

制御棒落下

今回の事故

今回の事故

原子炉起動時における制御棒の異常な引き抜き0添付資料４−９(1/2)
参考解析結果１．感度解析
４．２．２（３）ｂ．に示した結果は、超過反応度として0.789％Δｋを用いた結果であるが、志賀１号機の冷温臨界試験の結果である解析値と実測値の差の標準偏差（１σ）は、第１サイクルから第11サイクルまでの51ケース全体で0.154％Δｋであることから、約２σ＝0.3％Δｋの誤差がどの程度解析結果に影響を与えるかを把握するため感度解析を実施した。ただし、感度解析においては、当時の炉心内の想定炉
水温度を考慮し、超過反応度は0.777％Δｋとして実施した。
また、制御棒引き抜け速度の解析結果への影響を把握するため、引き抜け速度を40mm/ｓとした場合の解析を合わせて実施した。
解析結果を下表に示す。
ケース番号

１

制御棒引き抜け速度(mm/ｓ)

２

３

４

47

５

６

40

超過反応度（％Δｋ）

0.777

1.077

0.477

0.777

1.077

0.477

炉心平均中性子束最大値(％)

約15

約21

約 1

約12

約17

約 1

燃料エンタルピ最大値(kJ/kg)

約166

約219

約72

約165

約216

約72

ピーク出力部燃料エンタルピ増分の最大値（kJ/kg）

約51

約56

−

約49

約44

−

この結果、超過反応度を高くする方向に冷温臨界試験の誤差を考慮しても、燃料の破損が生じないことが分かった。また、超過反応度を低くする方向に誤差を考慮する
場合には、解析結果が極端に穏やかになることが分かった。
なお、４．２．２（３）ａ．に示したように整定出力から超過反応度を求めた場合には 0.5％Δｋとなることから、実際の超過反応度は、0.777％Δｋよりも低かった可能性が高いと推察される。
２．今回の事故に関連して想定しうる より厳しい条件下での結果の確認
志賀１号の臨界事故については、保守的な解析を行った場合においても燃料の破損に至っていないことが４．２．２の解析により確認されたが、この事故がより厳しい状況で発生した場合に燃料の破損が生じるかについても確認した。
解析は、主として次の前提で行った。
○ 制御棒の引き抜けは、制御棒を隔離していく作業の中で実際に引き抜けた３本の他、隔離予定だった残り２本も加えた合計５本の101弁を５人の作業員（当時の作業員は４人）が同時に閉止した場合を想定する。
○ スクラム信号発信後、制御棒は１ノッチ（約15ｃｍ）更に引き抜けて停止するものとする。
○ 制御棒引き抜け速度は47mm/ｓであるとする。

添付資料４−９(2/2)
以 上 の 条 件 の 下 実 施 し た 解 析 の 結 果 、 燃 料 エ ン タ ル ピ の 最 大 値 は 約 221
ｋＪ/kgＵＯ２、ピーク出力部燃料エンタルピの増分は約85ｋＪ/kgＵＯ２であり、燃料被覆管破損条件を下回っていることから、想定しうる より厳しい条件下でも燃料の健全性が保たれることが確認できた。
このように、想定しうる より厳しい条件下でも燃料の健全性が保たれることが確認できたが、この時点で仮に燃料が破損した場合には周辺の方々にどの程度の影響を与えたのかを確認するため、燃料棒が仮に1000本（燃料集合体約16体相当）破損したものと仮定して、今回の事故が原子炉停止50日後であったことも踏まえて被ばく評価を行った。この結果は約５×10−４ｍSvとなり、安全審査の判断基準５ｍSvの約１万分の１であり、参考に線量目標値0.05ｍSv/ｙと比較してもその約100分の１となることが確認された。

添付資料４−１０

燃料集合体の構造図（高燃焼度８×８燃料）

添付資料４−１１

燃料集合体外観点検結果
制御棒
座標

26-39

30-39

34-35

番号

事故発生時
炉内位置

燃料番号

事故発生時燃焼度(MWd/t)

取出時燃焼度(MWd/t)

点検結果

①

25-38

SK1D002

12,87839,454

異常なし

②

25-40

SK1E062

043,665

異常なし

③

27-38

SK1E058

040,802

異常なし

④

27-40

SK1B042

23,74937,878

異常なし

⑤

29-38

SK1B038

21,25037,379

異常なし

⑥

29-40

SK1D022

13,42841,058

異常なし

⑦

31-38

SK1D030

12,80540,296

異常なし

⑧

31-40

SK1A068

31,59338,462

異常なし

⑨

33-34

SK1E006

043,412

−

⑩

33-36

SK1B046

21,51442,446

異常なし

⑪

35-34

SK1C081

21,15642,188

−

⑫

35-36

SK1E0020

39,387−44＋：引き抜けた制御棒

4240② ④ ⑥ ⑧38

① ③ ⑤ ⑦①〜⑫：引き抜けた制御棒周りに装荷していた燃料集合体

36

⑩ ⑫

34

⑨ ⑪

（上表の番号に対応）

32
30
28
26
24
22
20
18
16
14
12
10
8
6
4
2
1

3

5

7

9

11

13

15

17

19

21

23

25

27

29

31

33

35

37

39

41

43

引き抜けた制御棒と外観点検を実施した燃料集合体の位置関係

添付資料４－１２(1/3)

Ａ面

Ｂ面

Ｃ面

燃料集合体外観 （ ＳＫ１Ｅ０５８ ）Ｄ面

添付資料４−１２(2/3)

Ａ面

Ｂ面

Ｃ面

燃料集合体外観 （ ＳＫ１Ｄ０２２ ）Ｄ面

添付資料４－１２(3/3)

Ａ面

Ｂ面

Ｃ面

燃料集合体外観 （ ＳＫ１Ｂ０４６ ）Ｄ面

1999/6/18

1999/6/18

1999/6/18

1999/6/18

1999/6/18

1999/6/18

Ａ

Ｂ

Ｃ

Ｄ

Ｅ

Ｆ

2:30

1:50

1:44

1:44

0:52

0:37

入域年月日時分

1999/6/18

1999/6/18

1999/6/18

1999/6/18

1999/6/18

1999/6/18

2:36

3:03

2:31

2:31

3:03

7:44

退域年月日時分

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

定検時パトロール

ＡＴＷＳ対策設備設置工事

ＡＴＷＳ対策設備設置工事

Ｒ／Ｂ計装品点検

ＣＲＤ機能検査

廃棄物処理設備運転（定検時）

作業件名

１号機 原子炉建屋地下１階
マスターコントロールエリア※

１号機 原子炉建屋１階
ＨＣＵ（水圧制御ユニット）エリア

１号機 原子炉建屋１階
ＨＣＵ（水圧制御ユニット）エリア

１号機 原子炉建屋１階
ＨＣＵ（水圧制御ユニット）エリア

１号機 原子炉建屋１階
ＨＣＵ（水圧制御ユニット）エリア

１号機 廃棄物処理建屋２階
廃棄物処理系制御室

滞在場所（聞き取り結果より）※：制御棒駆動系の流量，圧力などを調整する弁や配管が配置されたエリア

実効線量（ｍSv）

管理区域出入実績（臨界事故発生時の管理区域滞在者）

添付資料４−１３

添付資料４－１４
１００％出力運転中における線量率測定結果

①

②

③

④

①
②
③
④

原子炉ウェル上MSIV・SRV 用機器ハッチ前
所員用エアロック室前
機器搬入用ハッチ前（単位：ｍＳｖ／ｈ）
中性子線による線量率
γ線による線量率＜０．００１
０．０００２＜０．００１
０．０００３＜０．００１
０．００２２＜０．００１
０．０００１（測定日：平成 5 年 7 月 17 日）

添付資料４−１５臨界事故発生時の状況

原子炉建屋
γ線，中性子線
４階

原子炉
ウェル

・

・ 原子炉格納容器，原子した状態
・ 原子炉ウェルが満水の原子炉格納容器は，所員用エアロック等から
入れる状態

炉心
臨界

γ線︐中性子線状態

原子炉圧力容器

炉圧力容器の上蓋を外原子炉格納容器

制御棒駆動機構
サプレッション・プール

PN

N

管理区域

１号機

原子炉建屋中２階

所員用エアロックにおける線量率測定結果

矢視図

添付資料４－１７

添付資料４−１８
放射線業務従事者の被ばく評価結果（中性子線による被ばくのおそれがある場合）

被

γ
線
に
よ
る
被
ば
く

ば

く

評

価

APDの線量が0.00ｍSvか？

NO

YES

中
性
子
線
に
よ
る
被
ば
く

中性子線による被ばくのおそれのある場所に立ち入っていないか？

NO

YES

フィルムバッジの熱中性
子線による線量は「X」
か？

NO

YES

γ線・中性子線による被ばくのおそれはない

中性子線による被ばくを仮定（実測値によるn／γ比にて評価）
評

NO価

評価結果が０．１ｍSv未
満か？

滞在場所の確認 及び放射線環境評価に基づく被ばく評価（中性子線による被ばくを含む）

YES
中性子線による被ばくを仮定しても有意な被ばくはなかった

凡例：

↓

評価の流れ

添付資料４−１９放射性物質の環境への放出経路（臨界事故発生時の状態で燃料破損があった場合）

排 気 筒

換気空調系

粒子フィルタチャコールフィルタ
希ガスモニタ

原子炉建屋

原子炉圧力容器

原子炉格納容器

炉心
制御棒

制御棒駆動機構
サプレッション・プール

添付資料４－２０
排気筒モニタ及びモニタリングポストチャート（平成 11 年 6 月 18 日

0:00～6:00）

排気筒モニタ（低レンジ）

H11.6.18
6:00

赤:排気筒(A) (SCIN)
青:排気筒(B) (SCIN)

5:00

4:00

3:00
臨界事故発生
2:00

1:00

0:00

10-1

1

10

102

103

104

105

106 cps

H11.6.18
モニタリングポスト（低レンジ）

6:00

No.1
No.2
No.3
No.4
No.5
No.6
No.7

5:00

●紫:MP1○赤:MP2＋黒:MP3
Ｙ緑:MP4●青:MP5○茶:MP6＋紫:MP74:00

3:00

臨界事故発生
2:00

1:00

0:00

10-2

10-1

1

10

102

μGy/h

よう素および粒子状物質管理週報

添付資料４－２１

添付資料４−２２(1/3)
炉心挙動解析結果に基づく放射線環境評価
１．評価の概要
核分裂発生に伴う放射線環境の評価は，以下の放射線（中性子線，即発ガンマ線及び中性子と物質が反応して生成する二次ガンマ線［捕獲ガンマ線，非弾性散乱ガンマ線］）について行うことになる。
また，それに加えて，炉内にある使用済燃料に内包される核分裂生成物からのγ線も考慮する必要があるため，中性子発生数及び核分裂生成物からのγ線を入力条件として，DORT コード（２次元円筒体系）で評価を行う。

核分裂

核分裂生成物

中性子

ガンマ線

（散乱）

熱中性子

（捕獲）
即発ガンマ線崩壊ガンマ線非弾性散乱ガンマ線

捕獲ガンマ線

熱中性子

高・中速中性子
２．評価条件(1) 線源強度
ａ．中性子発生数

核分裂により発生する中性子
・１核分裂当たりの平均中性子発生数 2.5
・1W・1 秒当たりの核分裂数は 3.1×1010 fission

×

炉心評価により求められた原子炉出力（最大値）
238.95 MW

中性子の単位時間当たりの発生数
2.5 （個／fission）× 3.1×10１０（fission／(W・s)）× 238.95 ×10６（W）＝ 1.85×1019（個／s）

添付資料４−２２(2/3)
ｂ．使用済燃料に内包される核分裂生成物
燃料の照射時間は実際には 4〜5 サイクルであるが，REACTOR HANDBOOK に掲載されている照射時間ごとの線源強度のうち最長時間である 106 時間（約 115 年）の場合の線源強度をもとに，その 50 日減衰値である以下の値を，核分裂生成物による線源として用いる。
ガンマ線エネルギ
（MeV）
1.0
2.0
3.0
4.0

線源強度
（MeV／(W・s)）
3.5×10９
2.8×10８2.1×10７
5.4×10５(2) 評価モデル
評価は，可能な限り実形状をモデルしたものを用いる。

原子炉建屋４階における線量率最大点

水面

原子炉格納容器外側における線量率
最大点

①

③

②

代表的な評価点

添付資料４−２２(3/3)
３．評価コードＤＯＲＴの概要
米国オークリッジ国立研究所で開発された原子炉周りの中性子及びガンマ線線量率を計算するコードであり，二次元形状にて中性子及びガンマ線の線束を計算することができる。
国内外のおいて，放射線取扱施設の遮へい設計によく使用されており，国内では，高速増殖炉「もんじゅ」，新型転換炉「ふげん」，使用済燃料キャスク輸送船「六栄丸」等で幅広い適用実績がある。

炉心線源

評価モデル
組成データ

計算用
中性子断面積ＤＯＲＴ（原子炉周り放射線輸送計算コード）

中性子・ガンマ線
線束

×

線

量

率

線量率換算係数添付資料４−２３（1/2）

直接線・スカイシャイン線の評価
１．直接線による一般公衆の被ばく線量・ 炉心挙動解析結果から得られた原子炉出力（ピーク値）をもとに、臨界事故時の原子炉格納容器外側（炉心から 12.32ｍの位置）の線量率を評価し、その結果から敷地境界までの距離（450m）による減衰補正を行い、敷地境界における直接線による線量率を求める。なお、
実際には、直接線は原子炉建屋原子炉棟（二次遮へい壁）を通過するため減衰することにな
るが、保守的にその遮へい効果については考慮しない。
・ 敷地境界における直接線による線量率（ピーク出力における評価値）が、制御棒が引き抜け始めた 2 時 17 分から全挿入となった 2 時 33 分までの 15 分間継続したとして、直接線による一般公衆の被ばく線量を求めた結果は以下のとおりとなる。
（単位：mSv/h）

原子炉格納容器外側

中性子線による線量率

γ線による線量率

7.1×10−７

6.6×10−５

合計

6.7×10−５

距離補正：×（12.32m／450m）２
敷地境界

線

量

5.3×10−１０

5.0×10−８

5.0×10−８

5.0×10−８mSv/h × 0.25 h ＝ 1.3×10−８ ｍSv （1.3×10−５ μSv）

２．スカイシャイン線による一般公衆の被ばく線量・ スカイシャイン線は、炉心から原子炉建屋天井を抜けた放射線が上方の空気で散乱されて地上に向かう放射線であるが、炉心挙動解析結果に基づく原子炉建屋 4 階の線量率は以下のとおり無視し得るほど小さいものである。
・ 保守的に、敷地境界におけるスカイシャイン線による線量率が原子炉建屋 4 階における線量率と同じと仮定すると、スカイシャイン線による一般公衆の被ばく線量は以下のとおりとなる。
（単位：mSv/h）

原子炉建屋４階線

量中性子線による線量率

γ線による線量率

5.6×10−２６

1.5×10−８

合計

1.5×10−８

1.5×10−８mSv/h × 0.25 h ＝ 3.7×10−９ ｍSv （3.7×10−６ μSv）

添付資料４－２３（2/2）

直接線・スカイシャイン線の評価概要図

空気で散乱

保守的に線量率が同じと仮定する。

スカイシャイン線

水面

２次しゃへい壁

直接線

敷地境界

臨界

距離による減衰補正を行う。
保守的に２次しゃへい壁による減衰は考慮しない。

12.32m450m

添付資料６−１(1/2)

臨界事故に係る背後要因関連図（1/2）
(問題点)

ＡＮＤ要因

ＯＲ要因

(背後要因)

通常、１０１弁から閉めることになっている

ＣＲＤ引き抜き側に圧力がかかった ※

問題点

推定要因

根本原因

対策

１０２弁を先に閉めるとスクラムが発生した際にＣＲＤが壊れる可能性がある※ 1.0MPa以上の圧力がかかった状態で101弁を閉すると引き抜ける

CRが引抜けた

確定要因

問題点⑤
１０１弁を先に閉めてＨ
ＣＵを隔離した「原子炉・ＣＲＤ冷却水
差圧高／低」警報が発生しないようになっていた「原子炉・ＣＲＤ冷却水
差圧高／低」警報が頻発対策
7.2.1(2)b.
7.2.2(1)a.

[原子炉・CRD冷却水差
圧高／低]警報が高・低同一となっている根本原因(2)a．

対策
7.2.1(1)b.
7.2.2(1)a.

系統圧力が冷却水ヘッダ差圧1.0MPa以上となる状態だったＣＲＤポンプを運転していた

ＡＲＩ試験ではＣＲＤをスクラムさせる必要があった

対策
7.2.1(1)a.c.

問題点③
ノンリターン運転だった
定検作業で原子炉臨界が発生した。

ＡＲＩ試験要領書ではノンリターン運転で試験を行うこととなっていた

根本原因(1)e．
リターン運転が好ましい
が、社内要領ではリターン運転すべきと明記していない駆動水流量調整弁を「開」のままHCU隔離操
作が進められた

問題点②
引抜けたCRは3本だった

引抜ける条件が、3本ほぼ同時に発生した4名が同時並行で操作していた

根本原因(1)f．

1体毎に隔離する必要性を意識していなかった。

対策
7.2.1(1)a作業を効率的に行いた
かった

落下した３体が近傍だった

ＨＣＵの配置がそうなっていた

根本原因(1)f．

対策
7.2.1(1)a.

ＨＣＵの配置順に4人が近くで同時に、１０１弁、
１０２弁閉作業を連続して行った

弁閉操作も終盤となり、作業員が未完了箇所に集まってきた(対策)
7.2.1(1) 操作手順の改善
a. HCU隔離手順が臨界防止措置を考慮したものでなかったことに関する改善
b. HCU隔離操作中の監視不足に対する改善
c. HCU隔離手順にリターン運転等関連手順が織り込まれていないことに関する改善
7.2.1(2) 作業管理面の改善
a. 手順書の承認及び適用に関する改善
b. 監視上必要な警報、監視計器の除外に対する改善
ｃ. 試験における役割分担の明確化に対する改善
d. 臨界防止に関する教育の充実
ｅ. 「作業管理システム」を活用した継続的作業管理の改善( ｆ. 作業票に当該工事要領書を添付するルールに関する改善 )7.2.2(1) 運転監視機能の強化
a. 運転員への情報提供の明確化
7.3.1(1) 隠さない仕組みの構築
d. 原子炉主任技術者の地位と権限の強化
7.3.2(1) 経営トップからの安全最優先の強力な意志表明
7.3.2(3) 原子力を支える体制づくり
b. 発電所内の組織強化、増員
7.3.2(4) 安全・品質管理の強化
a. 品質管理部設置による品質管理の徹底
c. 外部組織による評価の活用※１

簡単な操作と思った

根本原因(1)f．

アキュムレータ全数ブ
ロー済みであり、
101,102弁の操作のみであった

対策7.2.1(2)d.

引抜けの可能性があると思わなかった

設備別運転操作要領の意図を十分に理解していなかった

作業量の割りに作業員が少なかった

疲れていた

試験を早く終了したかった

夜間作業であった

添付資料６−１(2/2)

臨界事故に係る背後要因関連図(2/2)

ＡＮＤ要因

ＯＲ要因

(背後要因)

確定要因

問題点

推定要因

根本原因

対策

根本原因(1)h． 対策7.3.2(1)(3)b.
アイソレ作業票に記載がなかった担当者が記載しなかった

ＡＲＩ試験要領書とのチェックが漏れた

忙しかったため、十分な検討ができなかった対策
7.2.1(2)d.
停止時運用管理要領を確認しないで作成した根本原因(1)f．

原子炉停止時の臨界防止対策の知識・経験が不足していた※3

問題点①
上覧、当直検討でチェッ
クできなかった

要員不足

根本原因(1)a．
保守作業手続要領では、「作業の重要度に応じて」となっており、添付が必要
かあいまいだった

ARI試験手順が添付されていなかった

対策7.2.1(2)f.
根本原因(1)h． 対策7.3.2(1)(3)b.
忙しかったため十分な検討ができなかった

要員不足

根本原因(1)g．
作業票の処理数が多く、チェック漏れした対策
7.2.1(2)e.

根本原因(1)ｉ．

※１

系統流量｢0｣が必要との意識が不足していた

系統流量｢0｣の記載のない複合手順メモが存在したシリーズの試験を効率良くやりたかった

根本原因(1)f．

工程遵守が最優先との意識が強かった

問題点④

工事経験、知識が不足していた

試験要領書改定は、上覧、承認に時間がかかり、煩雑だった。

試験要領書の改訂を行わなかった対策
7.2.1(2)d.

根本原因(1)c．

対策
7.2.1(2)c.

対策
7.2.1(2)a.

問題点⑦
系統流量「0｣の操作完了後に実施すべき101
弁、102弁閉操作を同時並行作業とした対策7.3.2(1)(3)b.

ＡＲＩ試験要領書のとおり実施すると、重複作業が発生するため、試験を早く終わらせたかった

手順の一部省略など、軽易な変更は改訂なし
で行われていた根本原因(1)b．

101、102弁閉操作前に系統流量「0」の手順があることを失念した

作業員は、簡単な作業であり、要領書によるチェックまで必要ないと思った

ＡＲＩ試験要領書をよくみなかった

操作の順序の重要性の意識が低かった

各操作の目的を認識していなかった

試験関係者間の意思疎通が不足していた

指揮者の指示があいま
いで、不正確だった

試験体制、役割が不明
確だった

対策7.3.2(1)(3)b.(4)a.c.
作業者は、ルールを遵守するという安全最優
先の意識が低かった

簡単な作業でも要領書によるチェックを確実に行うという意識が低かった

根本原因(1)j．
安全最優先の企業風土が醸成されていなかった

対策
7.2.1(2)d.

根本原因(1)d．

※2

対策
7.2.1(2)e.
問題点⑥
必要な系統流量｢0｣の操作が実施されていないことを誰も疑問に思わなかった

当直長は担当課実施
で、指揮、監視が必要との認識が低かった

担当課実施であり、当直長の指揮下で操作しなければならないが、実際は指揮及び機器監視していなかった

検査関係者に試験要領書による手順が周知、浸透されていなかった

根本原因(1)d．
メーカにまかせていた※2

対策
7.2.1(2)e.

前直で発行したARI試
験作業票が運転員（作業手続代行者）に引継がれたが引継ぎが十分でなかった

根本原因(1)d．

根本原因(1)d．

当直間で引継ぎすべき項目及び引継者が明確になっていなかった関係者の事前打合せ、調整が不十分であり、当日の試験手順の相互確認が不足していた対策
7.2.1(2)d.

ARI試験作業票に試験手順が添付されておらず、試験内容が確実に伝わらなかった対策
7.2.1(1)b.

根本原因(1)f．
主管課が設備、試験に慣れていなかった対策
7.2.1(2)e.
メーカ改造工事の検証だった

電気保修課では初めて行う試験だった※3

*（注）：隠ぺいしたため，組織立った対応を行わなかった

原子炉臨界事故を隠ぺいした問題点⑫ *(問題点)

隠ぺいを制止できな
かった

問題点⑩

発電所として隠ぺいを指示・承認した

問題点⑪(背後要因)

根本原因④

本店において制止できなかった

発電所において制止できなかった

隠ぺいを防ぐ仕組みになっていなかった

隠せると思った

事故を対外的に公表したくないと思った

原子力部から経営層へ悪い情報を報告しにくい状況にあった発電所に閉鎖性があったため発電所から原子力部へ正確に情報が伝わらなかった上の決めたことに反論できない雰囲気があった

対外的な通報連絡を行わなかった

閉鎖的で責任者が明確でない会議で決定した

コンプライアンス意識が低かった（真実を究明して公表するという意識が弱かった）

ノイズで説明できると考えた

２号機の着工を遅らせたくなかった（公表すると２号機の着工に影響すると思った）

どのように対応すべきなのか良くわからなかった（見通しがなかっ
た）

問題点⑨

事故を隠し実施すべきことをしなかった背後要因関連図
対策

経営層と原子力部との間に距離感があった

根本原因④

いわゆる「一家体質」による閉鎖性から、強い権威勾配があった

連絡当番に連絡を行わ
なわず，発電課長へ連
絡した

問題点⑧

決定に関するルールが
なかった

根本原因③

定検中にはノイズによる誤指示が経験としてあった

直前にディーゼル発電機のトラブルがあった

工程遵守が最優先だっ
た

根本原因②

２号機の着工を目前に控えていた２号機の着工は１号機の安全運転が条件との地元との約束があった

過去に経験したことのない重大な事故だった

ＡＮＤ要因 ＯＲ要因

経営層と原子力部門の日常のコミュニケーショ
ンが不足していた

根本原因①

根本原因⑤

当直長は、連絡当番には判断ができないと思っ
た

根本原因④

経営計画の重点事項
だった（トップからの指示）

根本要因の対策（工程見直し）が行われればば上位への問題へ波及しないAND要因は，それに結びつく要因のいずれか成立しない場合に問題に至らないもの。
ＯＲ要因は，それに結びつく要因のいずれか成立すれば，問題に至るもの。

添付資料６－２

7 起動前試験

VF

必要

必要
不要
必要

VF→VO
VO
VO→VF

PCV漏えい率検査とRPSインター
6
ロック検査時

不要

必要

VO

VF

燃料装荷中の全隔離

5 炉心確認，SDM，CRD機能試験等

4不要

空セル1体毎にVF→VO

不要

空セル1体毎にVF→VO

燃料装荷中の制御棒挿入

必要
不要
必要

VF→VO
VO
VO→VF

－

必要

必要

必要
不要
必要

必要

不要

不要

－

不要

必要
不要
必要

必要

HCUアキュムレー スクラム回路の
タ充填状態
確保

VF

VF:バルブフリー(通常)VO:バルブアウト(隔離)HCU隔離状態

ノンリターン運転

リターン運転CRD系停止リターン運転ノンリターン運転

リターン運転リターン運転ミニフロー又はCRD系
停止

リターン運転リターン運転リターン運転リターン運転(CR操作があるため)(CR操作があるため)(CR操作があるため)

CRDリターン運転状態

ノンリターン運転

HCUアキュムレータ充填必要，スクラム回路の確保必要
HCUアキュムレータ充填不要，スクラム回路の確保不要

VO

燃料取出中の制御棒引抜き

燃料取出前に隔離

原子炉停止～RPV開放（運転中と同じ状態）

状態

⇒
⇒

3 全燃料が取り出された期間

2

1

No.

基本的な考え方：バルブフリー(VF)：バルブアウト(VO)志賀１号機における定期検査中の臨界防止に関する機器の状態管理表

添付資料７－１

⑦ 電気保修課員は、承認されたARI
試験要領書の通り、メーカー作業員に試験を実施させるべきであった
が、実際はメーカー作業員は手順を守らなかったこと。（系統流量を0とした後、CRD隔離弁を閉とする）⑥ 保守作業手続要領に基づき、当直
長は、電気保修課員を指揮し、CRDの隔離弁（101、102弁）を閉操作させるべきだったが、実際は指揮していなかったこと。

⑤ 原子炉停止時運用管理要領に基づ
き、ARI試験の実施前に、「原子炉・CRD冷却水ヘッダ間差圧高/低」警報のリフトを解除し、差圧を監視できるようにすべきだったこと。

④ 承認された試験要領書を変更する
場合は、その都度試験要領書を改訂し、承認を受けるべきだったこと。

(2)設備上の原因

a.CRD単体スクラム試験を実施する場合には、原子炉・CRD
冷却水ヘッダ間差圧低の警報が発報するため、アイソレー
ションしていたが、警報は高/低が同一のものとなっている
ため、高の警報も出なかったこと。

間
接 i.工程遵守が最優先との意識が強かったため、早く試験を的 終わらせたいと思ったこと。
要因j.安全最優先の企業風土が醸成されていなかったこと。

h.要員不足のため、定期検査時の検討・審査に十分な時間をかけられなかったこと。

g.定期検査中は、作業票の処理数が多く、検討、審査に十分な時間をかけられなかったこと。

f.原子炉停止中の臨界防止に関する知識・経験が不足していたこと。

接 d.当社担当者にメーカー依存意識もあり、当日の試験体制、役割が不明確なまま、試験が進められたこと。また、当直間で引継すべき項目や引継ぎ者が明確になっていな的 かったこと、及び関係者の事前打ち合わせ、調整が不十分だったこと等、試験関係者間の引継ぎ、調整が不適切だったこと。
要 e.HCU隔離時の措置については、原子炉停止時運用管理要領(1)現場や設備別運転操作要領（原子炉編）等に定められている
作業管理
が、リターン運転、１体毎の隔離等が明確となっていな因上の原因かったため、電気保修課員は臨界防止に関する検討が不十分となったこと。

c.試験要領書の手順の一部省略など、軽易な変更は改訂な
直 しで行われていたこと。

b.現場の電気保修課員およびメーカ作業員は、簡単な作業でも試験要領書をチェックするという意識が低かったこと。

② 電気保修課員は、臨界防止に関する検討が十分でなかったため、HCUを１本毎隔離することの重要性を認識していなかったこと。

③ 原子炉・CRD冷却水ヘッダ間差圧
が、警報値に達する可能性のある操作であり、リターン運転の方が好ましかったが、実際はノンリターン運
転としたこと。

根本
原
因a.電気保修課員は、保守作業手続要領に基づき作業票に試験手順を添付すべきであったが、要領では「作業の重要性に応じて」となっており、添付が必要かあいまいだったこ
と。

問
題
点
① 保守作業手続要領に基づき、電気保修課員は、作業票にARI試験の手順を添付すべきであったが、実際は添付していなかったこと。

7.2.1
操作手順に係る改善策

e.「作業管理システム」を活用した継続的作業管理の改善
f. 作業票に当該工事要領書の添付に関する改善
現状で問題なし
a. 運転員への情報提供の 7.2.2
7.2.2
明確化
(1)運転監視機
設備対策
能の強化
d. 原子炉主任技術者の地 7.3.1
7.3.1
位と権限の強化(1)隠さない仕 隠さない企業
組みの構築
風土づくり
7.3.2
(1)経営トップからの安全最優先の強力な意
志表明
b. 発電所内の組織強化、 7.3.2
7.3.2
増員(3)原子力を支 安全文化の構える体制づくり 築
a. 品質管理部設置による
7.3.2
品質管理の徹底(4)安全・品質
c. 外部組織による評価の
管理の強化
活用

7.2.1
d. 教育面の改善（臨界防 (2)作業管理面
止に関する教育の充実） の改善

c. 試験における役割分担の明確化に対する改善

b. 監視上必要な警報、監視計器の除外に関する改善

c. HCU隔離手順にリターン
運転等関連手順が織り込まれていないことに関する改善
a. 手順書の承認および適用に関する改善b. HCU隔離操作中の監視不足に関する改善
7.2.1(1)操作手順の改善

再 発 防 止 対 策
a. HCU隔離手順が臨界防止措置を考慮したものでなかったことに関する改善

志賀原子力発電所１号機で定期検査中に発生した臨界事故に関する問題点、根本原因および再発防止対策

添付資料 ７−２

現状

更なる改善策

「保守作業手続の補足に関する細則」改訂により，同細則の PTW 検討・ 現状で問題なし
実施チェックシートに従い，試験手順が必要な場合は作業票に手順
作業管理に関するルールの重要性について,あらゆる機会を通して所員（保守作業手続要領に基づき,電気保修課員は,作業票に ARI 試験の手順書を添付するとともに，発電課－工事担当課間での事前打ち合わせ へ継続的に周知徹底していく。
を添付すべきであったが,実際は添付していなかったこと。
）
で確認するようにしている。

g.作業票に当該工事要領書の添付に関する改善

以下のとおり，試験における役割分担が規定されている。
【更なる改善】
・試験時の電力とメーカ間の役割分担については，「工事要領書審査
試験時における電力内での具体的な役割分担を事前に明確化することを（電気保修課員は,承認された ARI 試験要領書の通り,メーカー作業員にの細則」により責任分担を明確にしている。
規定する。
（「担当課実施」の運用に関し,当直長が確実に指揮できるよう明試験を実施させるべきであったが,実際はメーカー作業員は手順を守 ・また，「保守作業手続の補足に関する細則」の判定フローにより，「発 確化することを含む）らなかったこと。）
電課実施」「担当課実施」「特別承認」の具体的な適用範囲が判定で〔保守作業手続要領〕（アイソレーションには「発電課実施」「担当課実施」「特別承認」の区きる仕組みとなっている。
分があるが，具体的な適用範囲が不明確であったこと。
）

f.試験における役割分担の明確化に対する改善

a.HCU 隔離手順が臨界防止措置を考慮したものでなかったことに関する 以下のとおり臨界防止措置を考慮した内容となっている。
【更なる改善】
改善・「設備別運転操作要領(原子炉関係)」改訂により，HCU 隔離操作は 1 ・隣接した制御棒が同時に抜けることがないよう,HCU 隔離の順序を規定す
体毎に実施する記載順序となっている。
る等の対策について検討する。 〔設備別運転操作要領（原子炉関係）〕（電気保修課員は,臨界防止に関する検討が十分でなかったため,HCU ・同要領に「系統圧力上昇による制御棒引き抜けの可能性」について ・HCU 隔離は 1 体隔離実施毎に中央制御室と連絡をとりながら実施することを１本毎隔離することの重要性を認識していなかったこと。）
追記し，操作において注意喚起をしている。
を明記する。
〔設備別運転操作要領（原子炉関係）〕
・HCU 隔離弁（101 弁,102 弁）の管理を厳重にするため,施錠措置を行う。
また,HCU 隔離弁の操作に関する注意表示を HCU 現場に掲示する。
・臨界防止に係る設備に関する工事要領書は，保安運営委員会で審議を経て制定することを規定する。
〔保安運営委員会運営要領、保守作業手続要領〕
b.HCU 隔離操作中の監視不足に対する改善
以下のとおり，発電課により運転操作・監視を実施している。
【更なる改善】
・HCU 隔離操作は全て発電課が実施しており，操作中は中央制御室運 ・HCU 隔離操作中の監視項目の明確化を図るため， HCU 隔離操作中は，以下（保守作業手続要領に基づき,当直長は,電気保修課員を指揮し,CRD の転員－現場運転員間の連携により，操作・監視が行われている。
の項目を連続監視することを明記する。
隔離弁（101,102 弁）を閉操作させるべきだったが,実際は指揮してい ・安全上のバウンダリの隔離操作は発電課が実施することを「保守作-原子炉・CRD 冷却水ヘッダー間差圧
なかったこと。
）
業手続の補足に関する細則」で規定しており，HCU 隔離操作もこれ-SRMに該当する。
-制御棒位置・また、発電課内での引継ぎについては、「定検時運転業務要領」及〔設備別運転操作要領（原子炉関係）〕
び「定期点検時の発電課業務手引」に引継方法・項目を明記し、確実に作業状況を申し送れるようにしている。
c.隔離手順にリターン運転等関連手順が織り込まれていないことに関 「設備別運転操作要領（原子炉関係）」改訂により，HCU 隔離前にリタ 【更なる改善】
する改善
ーン運転に切り替える手順及び HCU 隔離・復旧手順を定めている。
・リターン運転,ノンリターン運転及び HCU 隔離・復旧手順を順序立てて構成し直すとともに,関連性をより明確に記載する。
（原子炉・CRD 冷却水ヘッダ間差圧が,警報値に達する可能性のある操〔設備別運転操作要領（原子炉関係）〕作であり,リターン運転の方が好ましかったが,実際はノンリターン運
転としたこと。
）
d.手順書の承認及び適用に関する改善
以下により，承認及び適用に関するルールは確立されている。
【更なる改善】
・作業の実施内容・手順等を定めた工事要領書は,工事担当課が審査・ ・作業手順が確実に遵守されているか、工事監理、立会検査において作業チ（承認された試験要領書を変更する場合は,その都度試験要領書を改訂承認し，作業票検討・実施チェックシートの定めに従い,必要なもェックシートにて確認するとともに、各種パトロールで随時確認する。
し,承認を受けるべきだったこと。
）のは添付され発電課にてダブルチェックしている。
・作業手順の遵守や要領書改訂時の承認の重要性について、あらゆる機会を・「保守作業手続の補足に関する細則」で，作業手順を検討し，各課通して所員およびメーカー作業員等へ継続的に周知徹底していく。
間で調整を行うことを規定している。
e.監視上必要な警報，監視計器の除外(アイソレーション)に対する改善 作業・試験に伴うアイソレーションは，工事担当課及び発電課でダブ 【更なる改善】
ルチェックすることとしているが,監視に必要な計器及び警報（「原子監視に必要な計器及び警報（「原子炉・CRD 冷却水ヘッダー間差圧高」,「制（原子炉停止時運用管理要領に基づき,ARI 試験の実施前に,「原子炉・ 炉・CRD 冷却水ヘッダー間差圧高」，「制御棒ドリフト」など）の隔離 御棒ドリフト」など）が供用状態にあることを隔離前に確認することを手順
CRD 冷却水ヘッダ間差圧高/低」警報のリフトを解除し,差圧を監視で に対する考え方は，明確に規定していない。
に明記する。
きるようにすべきだったこと。
）〔保守作業手続要領,設備別運転操作要領（原子炉関係）〕摘出された改善策

志賀原子力発電所１号機で定期検査中に発生した臨界事故に関する操作手順および運用面における対策

添付資料７－３

備

対

策

概

要

制御棒
駆動機構

ＣＳＴ

復水器スピルオーバラインより

原子炉圧力容器

制御棒

原子炉
格納容器

ＣＲＤポンプ

126
スクラム
入口弁

113

系統流量計

各HCUへ

アキュムレータ

101

ＣＲＤポンプミニムフローライン

挿入ライン

引抜ライン

102

充填水ヘッダ

104

流量調節弁

F011B

F011A

各HCUへ

103

120(引抜開)

Ｓ

105

Ｍ

各HCUへ

流量安定化弁Ｓ

Ｓ

112

原子炉・CRD冷却
水ヘッダ間差圧DP

各HCUよりスクラム排出
ヘッダーへ

F036

F038
(オリフィス孔付)

原子炉圧力

冷却水ヘッダ127
スクラム出口弁

駆動水圧力調節弁

121(挿入開)Ｓ122(引抜開)Ｓ

駆動水ヘッダ常駆動切換弁

123(挿入開)Ｓ

水圧制御ユニット（ＨＣＵ）

原子炉へ（リターンライン）

排出水ヘッダ【対策】運転員への情報提供の明確化
・警報「原子炉・ＣＲＤ冷却水ヘッダ間差圧高／低」を差圧高側と低側に分離【目的】制御棒引抜け事象発生防止のため，原子炉・ＣＲＤ冷却水ヘッダ間差圧上昇を防止するよう設備対策を実施する。

設

添付資料７－４

⑫事故後の措置については､個別に検討･対応を実施していた
ものの､組織立った対応を行わなかったこと⑪隠ぺいすることを指示･承認したこと⑩隠ぺいを制止できなかったこと⑨どのように対応すべ
きかよくわからなかった（見通しがなかった）こと⑧通常の連絡ルートと異なっていたこと問 題 点

本事故に関する対外対応の検討は、会議メンバーが有する多様な観点に基づき行われるべきであったが、当時は、「言いたいことを言えない」、「言っても無視される」ような組織風土があったこと。

（５）議論できない組織風土

本事故に関する対外対応は､本来､客観性・中立性を確保した上で､決定するべきであったが､価値観や意識を共有する原子力発電所の関係者のみで協議して決定したこと｡
また､意思決定に際して､ルールが不明確であり､各職位が自らの職務・責任に応じた当事者意識も低かった
ため､適切な決定が行われなかったこと。

（４）意思決定に係る閉鎖性と決定ﾌﾟﾛｾｽの不透明性

対応困難な未経験の臨界事故に対して、本来、技術者に求められている「真実の究明」と原子力に求められている「透明性」に反し、本事故対応の困難さや直前のトラブル対応も相まって、炉心中性子束モニタの指示
値急変に関する虚偽の理屈付けを行い、事故デ－タを改ざんしたこと。

（３）真相究明からの逃避

経営計画の最重点課題である志賀２号機建設計画について、全社一丸となって取り組んでいる中、着工がおよそ2ｹ月後（平成11年９月）に控えている状況にあり、経営層の発言等を通じて、原子力発電所は工程遵守を必達と考え、何よりも優先させるとの意識を形成させたこと。

（２）工程優先意識

臨界事故隠しを防げなかったこと、その後８年間それを見つけ出すことができなかったこと。

（１）経営層の責任

根 本 原 因7.3.2 (1)

企業倫理最重視
への意識改革7.3.1 (2)

隠さない仕組みの構築
7.3.1 (1)

仕様書等への要求事項の確実な記載【継続実施中】・ 社長直属の｢品質管理部」設置による原子力品質管理の徹底
・ 失敗事例に学ぶ仕組みの充実
・ 外部組織による評価の活用
・ マイプラント意識向上のための施策の推進【継続】・ 経営トップと原子力部門とのフランクな対話の実施
・ 発電所内の組織強化･増員・ 事故・トラブル時の応援体制の整備

安全･品質管理の強化
7.3.2 (4)原子力を支える体制づくり
7.3.2 (3)

地域と一体となった事業運営を目指した原子力本部の設置 7.3.2 (2)経営トップからの「安全最優先」の強力な意思表明

・ コンプライアンスマインド変革研修
・ 経営幹部及び管理職全員に対する集中教育
・ 発電所の職場単位での集団討議【継続】・ コンプライアンスに関する誓約書の署名【継続】・ コンプライアンスメールマガジンの発信
・ 発電所業務単位の行動規範の策定
・ 原子力部門と他部門との人事交流の活発化

・ 迅速かつ確実な対外通報・報告体制の整備
・ ｢トラブル対策会議｣運営ルールの明確化
・ 発電所情報の国及び経営層･原子力本部への伝送
・ 原子炉主任技術者（炉主任）の地位と権限の強化
・ 企業倫理情報窓口（｢ホイッスル北電｣）の強化

再 発 防 止 対 策

事故を隠し実施すべきことをしなかった根本原因と再発防止対策

7.3.2

安
全
文
化
の
構
築

7.3.1

隠
さ
な
い
企
業
風
土
づ
く
り

添付資料7-5

隠さない企業風土づくり

意識改革

への

最重視

企業倫理

構 築

仕組みの

隠さない

【基本方針】①第三者窓口の設置②社内周知、制度運用①研修内容の検討

原子炉主任技術者（炉主任）の地位と権限の強化

企業倫理情報窓口（｢ホイッスル北電｣）の強化

コンプライアンスマインド

重要

☆

重要

☆

☆

重要

②炉主任の辞令発令、運用

経営層・原子力本部への伝送☆

②最新情報の発信①業務毎の行動規範の策定②継続的な理解浸透活動①他部門との人事交流の計画策定②人事交流の順次拡大の発信

発電所業務単位の行動規範の策定

原子力部門と他部門との人事交流の活発化①ｺﾝﾌﾟﾗｲｱﾝｽ誓約書の署名、提出①情報発信の準備【継続】①集団討議の継続実施③フォロ−研修の実施②経営幹部・管理職を対象にした集中研修①研修内容の検討②全従業員を対象にした集中研修③IT を活用した情報の伝送②工事の実施①具体的な伝送情報に関する国との協議

コンプライアンスメールマガジン

誓約書の署名コンプライアンスに関する【継続】

発電所の職場単位での集団討議に対する集中教育

経営幹部及び管理職全員

変革研修①保安運営委員会における権限の明確化

発電所情報の国及び重要②ルールに基づく会議運営

の明確化

☆

②運用

①対外通報・報告体制の整備【対策内容】「トラブル対策会議」運営ルール ①「トラブル対策会議」運営ルールの整備

報告体制の整備

迅速かつ確実な対外通報･【再発防止対策】

重要

☆

重要

分類

重要度

再 発 防 止 対 策 アクションプラン

経営管理部

志賀原子力発電所

総務部

総務部

志賀原子力発電所

総務部

総務部

総務部

経営管理部

志賀原子力発電所

情報通信部

志賀原子力発電所

志賀原子力発電所

志賀原子力発電所【実施箇所】

①

①

①

①

①

①

①

①

①

①

②

上期

平成１９年度

②

①

①

②

②

②

②

②

②

②

②

下期

③

③

次年度以降

添付資料８−１ (1/3)

【基本方針】

安全文化の構築

の強化

管理体制

安全･品質

体制づくり

支える

原子力を

【再発防止対策】①経営計画の中での「安全最優先」の経営トップの意志表明【対策内容】

経営トップと原子力部門とのフランクな対話の実施

重要☆

事故･トラブル時の応援体制の

整備

重要

☆

☆

重要

原子力本部

①見える化活動、TPM（自主保全、自主管理、
志賀原子力発電所
改善活動）の推進

マイプラント意識向上のための
施策の推進
【継続】

原子力本部

志賀原子力発電所
経営管理部

経営管理部
品質管理部

経営管理部

①安全文化に係る組織風土評価の活用①社長直属の「品質管理部」の設置
・内部機構として「品質管理推進室」、「原子力監査室」を設置②「品質管理推進室」による再発防止策の実施
状況、実効性についての確認・評価①発電所行動規範に失敗情報を重要視する価値観を明記②業務改善提案（失敗事例を含む）の報告発表
制度の充実、失敗事例ライブラリの整備③電力各社のﾄﾗﾌﾞﾙ情報、対策の一層の共有化②フレキシブルな応援体制の活用①フレキシブルな応援体制の整備②新組織体制による業務運営

・「発電課」のチェック機能の強化
・「電気保修課、機械保修課」で行なう作業 経営管理部のチェック機能の強化
志賀原子力発電所
・「安全・品質保証室」の機能充実①組織強化①フランクな対話の実施計画策定②対話の実施

情報通信部

志賀地域事務所（仮称）

原子力本部
経営管理部

経営企画部

【実施箇所】

外部組織による評価の活用

失敗事例に学ぶ仕組みの充実

社長直属の「品質管理部」設置による原子力品質管理の徹底

発電所内の組織強化・増員

☆

重要

☆

地域と一体となった事業運営を目指した原子力本部の設置

重要①本店の原子力部及び原子力安全推進室を石川県に移転、原子力本部を設置②本部長による原子力部門の直接指揮統括（本部長は石川県に常駐）③志賀原子力事務所を本部所属の「志賀地域事務所（仮称）」とし、地域の声を吸い上げ、事業運営に反映④ＩＴを活用した、本店･本部･発電所･志賀地
域事務所間での意思疎通【伝達内容】無理のない標準工程から計画外事象が発生した場合の定検延長措置をコミット

最重要 経営トップからの「安全最優先」②現場での対話活動でのトップの意志の伝達★
の強力な意志表明分類

重要度

再 発 防 止 対 策 アクションプラン

①

①

①

①

①

①

①

②

下期

①

③
①

②

②

②

②

②

②③④

県・町と調整（保安規定認可後すみやかに実施）

上期

平成１９年度

次年度以降

添付資料８−１ (2/3)

信頼性確保設備の【基本方針】

分類

重要度

現場作業管理の改善【再発防止対策】【対策内容】【実施箇所】①操作手順の改善
・隔離手順が臨界防止措置を考慮したものでなかったことに関する改善・HCU 隔離操作中の監視不足に関する改善・HCU 隔離手順にリターン運転等関連手順が織り込まれていないことに関する改善②教育面の改善志賀原子力発電所
・今回の事例を臨界防止に関する保安教育に取り入れ③作業管理ｼｽﾃﾑを活用した継続的作業管理の改善④運用管理面の改善

再 発 防 止 対 策 アクションプラン

①

④

上期

平成１９年度

③

②

下期

次年度以降

添付資料８−１ (3/3)

添付資料９−１（1/12）（REV21）

志賀原子力発電所
安全対策の総点検について

平 成 １ ９ 年 ４ 月
北陸電力株式会社

添付資料９−１（2/12）
１．目的
志賀原子力発電所１号機 第５回定期検査期間中に発生した臨界に係る事故について，本事故の事実関係及びその根本的な原因の究明と早急に実施できる技術的な再発防止策(平成 19 年 3 月 30 日)並びに抜本的な再発防止策(平成 19 年 4 月 6 日)を踏まえ，安全対策の総点検を実施する。

２．実施体制
志賀１号機
事故調査対策委員会

部会長：松長常務

事実関係・原因究明部会

委 員 長：永原社長
委員長代理：高田副社長
社外委員 ：大橋東京大学教授：中島金沢大学名誉教授

部会長：濱田副社長

再発防止対策部会

部会長：松長常務

設備安全対策総点検部会① 設備の安全点検計画の策定② 設備安全点検の実施

別紙１参照（設備安全対策総点検部会体制図）

３．基本方針安全対策の総点検として，「志賀原子力発電所１号機の臨界に係る事故についての報
告(H19 年 3 月 30 日提出)」における「技術的な再発防止策」と「抜本的な再発防止策」
を踏まえ，作業管理に係る品質管理要領の点検･改善を行うとともに，１，２号機について臨界防止に係る設備※１の工事要領書，定期事業者検査要領書および作業票（以下「手順書等」という。）が適切かどうかを確認する。
また，１号機の臨界事故で直接影響を受けた可能性のある制御棒，制御棒駆動機構，
水圧制御ユニット設備については分解点検等を行って健全性を確認するとともに，燃料については外観点検により健全性を確認する。
※１：過剰反応度の印加を防止する設備，炉心形状を維持する設備，原子炉の緊急停止設備（中性子計測装置），未臨界を維持する設備および燃料を安全に取り扱う設備

添付資料９−１（3/12）
４．安全対策の総点検の対象範囲と点検方法（１）安全対策の総点検の対象範囲
点検項目

１号機

２号機

a. 作 業 管 理 上 (a)品質管理要領の点検・運用管理に係るの総点検
改善
現状の品質管理要領(b)手順書等の点検・改善
次回定期検査第１回定期検査（臨界防止に係る設備）
の手順書等
の手順書等
b. 臨 界 事 故 で (a)分解点検等による健全 制御棒，制御棒駆
直接影響を
性確認
動機構，水圧制御受けた可能ユニット設備性 の あ る 設 (b)燃料の外観点検による 引き抜けた制御棒
備の点検
健全性確認
の周囲の燃料 12 体（２）安全対策の総点検方法
ａ．作業管理上の総点検（１号機・２号機共通項目）（ａ）品質管理要領の点検・改善「志賀原子力発電所１号機の臨界に係る事故についての報告」より抽出された「６．根本原因の究明」および「７．技術的再発防止策」の中の作業の運用管理面に係る対策について，全ての点検・試験への展開を図るため，調達段階から保守作業の実施，試験・検査に係る基本的ルールを定めた保守業務管理要領や保修作業手続要領などだけでなく，具体的な操作手順や運用管理方法を定めた設備別運転操作
要領や原子炉停止時運用管理要領などの関連する全ての品質管理要領に反映し，反映後の品質管理要領に照らして作業管理の改善を実施する。
別紙２参照（発電所保安活動に関する文書体系）（ｂ）手順書等の点検・改善
改善された品質管理要領と，手順書等との照合を以下の方法により行い，不備が発見された場合は速やかに手順書等の改善を実施する。
別紙３参照（作業管理上の総点検フロー）
ア．手順書等の点検
工事主管課は，確認項目と調査方法を定めた「安全確認チェックシート（別紙４）」により手順書等の点検を行い，改善の要否を評価する。
イ．安全確認チェックシートの作成・確認
工事主管課は，手順書等が品質管理要領の記載事項が満足するかを確認し，安全確認チェックシートに改善の要否その根拠並びに改善内容について記載し，発電課長の承認を得るとともに，担当主任技術者（原子炉主任技術者，ボイラー・タービン主任技術者および電気主任技術者）の確認を得る。

添付資料９−１（4/12）
ウ．手順書等の改善
工事主管課は，点検結果から改善が必要と評価された手順書等について改訂の措置を行う。なお，改善が必要と評価された手順書等について，機器の機能・性能に影響を及ぼす可能性が否定出来ない場合は，不適合処理の手続きを実施するとともに再度検査を実施すること等により設備の確認を実施する。
エ．臨界防止に係る手順書等の更なるチェック
臨界防止に係る設備の手順書等については，安全確認チェックシートでの確認に加え，原子力発電保安運営委員会で審議のうえ制定する。
ｂ．臨界事故で直接影響を受けた可能性のある設備の点検（ａ）分解点検等による健全性確認
今回の臨界事故により直接影響を受けた設備について，分解点検等により健全性が確保されているか確認する。
対象設備：制御棒，制御棒駆動機構，水圧制御ユニット設備（ｂ）燃料の外観点検による健全性確認
引き抜けた制御棒の周囲の燃料 12 体について，外観点検を実施し健全性を確認する。
５．安全対策の総点検の実施状況
ａ．作業管理上の総点検（ａ）品質管理要領の点検・改善
志賀原子力発電所の文書体系の中で調達段階から保守作業の実施，試験・検査に係る品質管理要領を全て抽出し，「志賀原子力発電所１号機の臨界に係る事故についての報告」で明らかになった①臨界防止措置の考慮，②作業手順や役割分担の明確化，③監視に必要な計器並びに警報の確認の問題について操作手順および運用管理面の改善（１１要領）を実施した。
別紙５参照（臨界事故に対する要領類の改訂について）（ｂ）手順書等の点検・改善
臨界防止に係る設備のうち，制御棒駆動系に係る工事要領書１５件について，安
全確認チェックシートにより確認を実施した結果，現状で臨界事故の発生防止が十分図られていることを確認した。
引き続き，制御棒駆動系以外の臨界防止に係る設備について手順書等の点検・改善を実施していく。
ｂ．臨界事故で直接影響を受けた可能性のある設備の点検（ａ）分解点検等による健全性確認
今回の臨界事故により直接影響を受けた可能性のある制御棒，制御棒駆動機構，
水圧制御ユニット設備について，今後分解検査等により健全性が確保されているこ添付資料９−１（5/12）とを確認する。
（ｂ）燃料の外観点検による健全性確認
引き抜けた制御棒の周囲の燃料１２体のうち９体について，外観点検を実施し健全であることを確認した。残り３体については，今後，外観点検を実施する。
別紙６参照（臨界事故で直接影響をうけた可能性のある設備の健全性点検）
６．安全対策の総点検の結果を踏まえた設備点検
安全対策の総点検の結果を踏まえ，臨界防止に係らないその他の安全機能を有する
設備※２の手順書等についても確認を行うとともに，それらの改善された手順書等に従い設備の点検を実施し健全性を確認する。
なお，現在，第１回定期検査中の２号機については，今回の１号機臨界事故に鑑み，安全機能を有する設備のうち臨界防止に係る設備を含む安全上重要な設備の点検・試験についての作業を中断している。安全対策の総点検を実施後，改善された手順書等に従い点検作業を再開し，設備の健全性を確認する。
※２：ＰＳ−１，２，３およびＭＳ−１，２，３クラスに係る全ての設備（１）対象範囲
点検項目

１号機

２号機

a. 作 業 管 理 上 手順書等の点検・改善の総点検（臨界防止に係らないその
他の安全機能を有する設備）
b.設備の点検改善された手順書等による設備の健全性点検

次回定期検査手順書等

第１回定期検査手順書等

次回定期検査設備

第１回定期検査設備（２）点検方法
ａ．作業管理上の総点検
作業管理上の総点検は，上記の４．（２）ａ（ｂ）に同じ。
ｂ．設備の点検
１号機については第１１回定期検査，２号機については第１回定期検査にて今後実施する作業を対象に改善した手順書等により，設備の点検を行い健全性を確認する。
また，改善された手順書等により明確化された手順や役割分担，監視項目に従って作業管理が適切に実施されていることを工事監理や立会検査において作業チェ
ックシートにて確認するとともに，各種パトロールで随時確認する。
なお，設備の手順書等で不適合が確認された場合は，再度検査を実施すること等
により設備の健全性を確認する。

ｂ. 設備の点検（改善された手順書等による設備の健全性点検）

ａ. 作業管理上の総点検
手順書等の点検・改善（臨界防止に係らないその他の安全機能を有する設備）

２号機

１号機

２号機

１号機

１号機

(b)燃料の外観点検による健全性確認○安全対策の総点検を踏まえ
た設備点検

１号機

１，２号機

(b)手順書等の点検・改善(臨界防止に係る設備)

ｂ. 臨界事故で直接影響を受けた可能性のある設備の点検(a)分解点検等による健全性確認(制御棒，制御棒駆動
機構，水圧制御ﾕﾆｯﾄ設備)

１，２号機 共通

下期

平成１８年度ａ．作業管理上の総点検(a)品質管理要領の点検・改善○安全対策の総点検

７．実施工程（予定）

上期

：予定

平成１９年度
下期：実績

添付資料９−１（6/12）

発電課長

燃料炉心課長

発電部長

長：常務取締役

放射線安全課長

保修計画課長

部会長代理：発電所長

安全・品質保証室長

所長代理

会部会長代理：原子力部長

部

機械保修課長

保修部長

Ｂ・Ｔ主任技術者

電気主任技術者

原子炉主任技術者

志賀１号機事故調査対策委員会

別紙１；設備安全対策総点検部会 体制図

電気保修課長大型改良担当課長

設備安全対策総点検部会

添付資料９−１（7/12）

律

起 起
動 動
・ ・
停 停
止 止
操 操
作 作
要 要
領 領

︵

︵

︵

︵

︵

発
電
所
補
助
関
係
／
換
気
空
調
関
係

発
電
所
補
助
関
係
／
換
気
空
調
関
係

ー

︶

ー

︶

ー

︶

︵

ー

︶

︵

ー

︵

︵

ー

︵

︵

ー

ス ス ス

徴 事 事
候 象 象
ベ ベ ベ

︵

廃 廃
棄 棄
物 物
処 処
理 理
関 関
係 係

︵

事
故
時
運
転
操
作
要
領

事
故
時
運
転
操
作
要
領
燃 使
料 用
取 済
扱 燃
要 料
領 輸
送
要
領

ー

警 警 警 定 定 巡 巡 定 発 当 地 原 運 原 警 タ 原 化 事
報 報 報 例 例 視 視 検 電 直 震 子 転 子 報
子 学 故処 処 処 試 試 点 点 時 設 引 ・ 炉 記 炉 等 ビ 炉 管 時
置 置 置 験 験 検 検 運 備 継 火 停 録 起 設 ン 圧 理 運
要 要 要 操 操 要 要 転 に 日 災 止 日 動 定 運 力 要 転
領 領 領 作 作 領 領 操 関 誌 後 時 誌 ・ 値 転 容 領 操
要 要
作 す 記 の 運 記 停 管 管 器
作
フ
項 領 領
要 る 載 保 用 載 止 理 理 鋼要
ロ目
領 鍵 要 安 管 要 運 要 要 材
領別
管 領 確 理 領 用 領 領 監
記
チ
徴
理
認 要
要
視
述
候
要
要 領
領
・
方
ベ
領
領
試
式
ト
験
方
ス
要
式
領

事
故
時
運
転
操
作
要
領

炉 原 定 指 補 補 運 原
心 子 検 示 助 機 転 子
管 炉 時 文 ボ 定 管 炉
理 格 運 書 イ 期 理 停
要 納 転 運 ラ 切 一 止
領 容 業 用替 般 時
器 務 要 設 管 要 の
内 要 領 備 理 領 運
運 要
漏 領
転
転 領
え
制
管
い
限
理
監
確
要
視
認
領
要
要
領
領

設
備
別
運
転
操
作
要
領

︵

電
気
関
係
／
制
御
及
び
計
装
関
係

設
備
別
運
転
操
作
要
領

︵

電
気
関
係
／
制
御
及
び
計
装
関
係

設 設
備 備
別 別
運 運
転 転
操 操
作 作
要 要
領 領
︵

ビ
ン
及
び
発
電
機
関
係

設
備
別
運
転
操
作
要
領

要
領

異
常
事
象
発
生
時
の
放
出
放
射
能
量
等
評
価
要
領

異
常
事
象
発
生
時
の
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出
放
射
能
量
等
評
価
要
領

緊 ア ア
急 ク ク
時 シ シ
対 デ デ
策 ン ン
要 ト ト
領 マ マ
ネ ネ
ジ ジ
メ メ
ン ン
ト ト
操 操
作 作
要 要
領 領

予放 配
備射 管
品線 肉
等計 厚
管測 管
理器 理
要管 要
領理 領
要
管
領
理

工 保 保 工 １
程 全 守 具 ・
管 計 作 等 ２
理 画 業 管 号
実 運 手 理 機
接施 用 続 要続要 要 要 領 工
領 領 領事

区 放 保 環 被 放
域 射 全 境 ば 射
管 線 区 放 く 性
理 作 域 射 管 物
要 業 等 線 理 質
領 管 管 モ 要 等
理 理 ニ 領 輸
要 要 タ
送
領 領 リ
要
ン
領
グ
要
領

燃 放 放 雑料 射 射 固プ 性 性 体固 液 廃
ル 体 体 棄等 廃 ・ 物運 棄 気 充用 物 体 填要 管 廃 固領 理 棄 化
要 物 体
領 放 製
出 作
管 要
理 領
要
領

１
号
機

緊
急
時
業
務
要
領

事
故
時
運
転
操
作
要
領

事
象
ベ

︶
︵
ー

︵
徴
候
ベ

事
故
時
運
転
操
作
要
領

再
掲

再
掲

２
号
機

現
地
試
験
・
検
査
管
理
要
領

機
械
品
・
電
気
・
計
装
品
編

︵
︶

機
械
品
・
電
気
・
計
装
品
編

工
場
試
験
・
検
査
管
理
要
領

発
電
所

︵

発
電
所

機
械
品
・
電
気
・
計
装
品
編

製
品
受
入
管
理
要
領

発
電
所

︵

︶

ャー

︶

︶

︶

︶

品

測
定
機
器
及
び
試
験
装
置
管
理
要
領

定 使 溶
期 用 接
安 前 安
全 検 全
管 査 管
理 受 理
検 検 検
査 要 査
管 領 管
理
理
要
要
領
領

製 据 品 編機 土 試 現
器 木 験 地作 付 質
定 ・ ・ 試
管 管 保
期 建 検 験
理 理 証
点
築 査 ・
要 要 外
検
工 管 検
領 領 部
管
書 書 監
理 事 理 査要 施 要 管作 作 査
領 工 領 理
成 成 実
計
要
要 要 施
機 画 土 領
領 領 要
械 書 木
領
品 等 ・ 系・ 作 建 統電 成 築 試
気
要 設 験
・
領 備 編
計
編
装

定
期
検
査
受
検
要
領

発 発 発 発 発電 電 電 電 電
所 所 所 所 所

検査・試験管理要領

発 発 発 発 発 発 発電 電 電 電 電 電 電
所 所 所 所 所 所 所

調
達
管
理
要
領

︵

ー
︶

︶

ス

調
達
文
書
作
成
要
領

発
電
所

設
計
管
理
要
領

原
子
力
監
査
要
則

原子力監査規程

︵

ス

保
安
教
育
要
領

発
電
所

教
育
･
訓
練
管
理
要
領

職務権限規程

︶

タ

設
備
別
運
転
操
作
要
領

発 １ ２ １ ２
電 号 号 号 号
所 機 機 機 機

発 発 発 発 発 発 発 発電 電 電 電 電 電 電 電
所 所 所 所 所 所 所 所

保守業務管理要領

発 発 発 発 発 発電 電 電 電 電 電
所 所 所 所 所 所

放
射
線
管
理
業
務
要
領

発 発 発 発電 電 電 電所 所 所 所

放
射
性
廃
棄
物
管
理
業
務
要
領

組織規程

︵

ビ
ン
及
び
発
電
機
関
係

設
備
別
運
転
操
作
要
領

発 発
電 電
所 所

２ １ ２ １ １ ２ １ ２ １ 発 発 発 発 発 発 発 発 発 発 １ ２ １ ２ 発 発 発 発 発 発 発 発号 号 号 号 号 号 号 号 号 電 電 電 電 電 電 電 電 電 電 号 号 号 号 電 電 電 電 電 電 電 電機 機 機 機 機 機 機 機 機 所 所 所 所 所 所 所 所 所 所 機 機 機 機 所 所 所 所 所 所 所 所

燃
料
管
理
業
務
要
領

原
子
炉
施
設
保
安
規
定

ＪＥＡＣ 品質保証規程

︵

タ

設
備
別
運
転
操
作
要
領

１
号
機

保安規程

ＪＥＡＣ 保守管理規程

原子炉等規制法（実用炉規則）

︵

原 原
子 子
炉 炉
関 関
係 係

設 設
備 備
別 別
運 運
転 転
操 操
作 作
要 要
領 領

２ １ ２
号 号 号
機 機 機

運転管理業務要領

原子力防災規程

電気事業法

要 設 図
領 備 書
・ 図 管
手 書 理
引 管 セ
等 理 ン
制 要 タ
定 領
運
等
営
要
管
領
理
要
領

発 発 発
電 電 電
所 所 所

文
書
管
理
要
領

品
質
記
録
管
理
要
領

品
質
保
証
活
動
計
画
管
理
要
領

品
質
保
証
組
織
運
用
要
領

原
子
力
発
電
保
安
運
営
委
員
会
運
営
要
領

品
質
保
証
連
絡
会
運
営
要
領

主
任
技
術
者
の
職
務
等
に
関
す
る
運
用
要
領

品
質
保
証
監
査
実
施
要
領

事
故
・
故
障
等
対
応
要
領

品
質
保
証
重
要
度
分
類
管
理
要
領

発 発 発
電 電 電
所 所 所

ト
ラ
ブ
ル
情
報
検
討
要
領

発
電
所

不
適
合
管
理
要
領

実
施
要
領

定
期
安
全
レ
ビ

保
安
検
査
受
検
要
領

発
電
所

ス発
テ電
ム所
評長
価の
要品
領質
マ
ネ
ジ
メ
ン
ト
シ

：改善を実施した品質管理要領ュー

１ ２ １ ２ １ ２ １号 号 号 号 号 号 号機 機 機 機 機 機 機

社内規則

民間規格

法

別紙２；発電所保安活動に関する文書体系

添付資料９−１(8/12）

ー

︶
︶

︶
︶

ー

ー

︶

︶

︶

︶

︶

︶

︶

︶

添付資料９−１（9/12）

別紙３；作業管理上の総点検フロー｢根本原因の究明｣および「技術的再発防止策」 「志賀原子力発電所１号機の臨界に係る事故についての報告」より

品質管理要領の点検・改善

工事主管課実施
チェックシートによる確認（改善の要否）

改善要

問題なし

発電課および担当主任技術者の確認（改善の要否）

改善要手順書等の改善実施（工事主管課）問題なし

ＮＯ

臨界防止に係る設備の手順書等か
ＹＥＳ

原子力発電保安運営委員会での審議
問題なし

手順書等の制定

改善要添付資料９−１（10/12）

別紙４；安全確認チェックシート（

号機）
平成

確

認

確

認

確

認

原子炉主任

ﾎﾞｲﾗｰ･ﾀｰﾋﾞﾝ

電気主任

技術者

主任技術者

技術者

作業件名
作業期間

工事担当課
審査
作成
副課長 担当者

承認
課長

承認
課長

年

発電課
審査
副課長

ＰＴＷ
工事担当
課

作業内容
項目

調査方法

チェック
工事担当課

① 手順の確 ・手順書,工事要領書の内容を保認安規定や関係所内要領の関連記載事項と照合し,具体的な作業方法，操作手順，確認項
目及び，実施時期が，それらの要求事項を満足しているか確認する。
・臨界防止設備に関する手順書,
工事要領書は,保安運営委員
会で審議を経て制定・改訂を行っているか確認する。
② 手順書が ・「保修業務管理要領」に従って適切に承承認されていない手順の変更
認されてがないか確認する。
いるか確
認③ 複数課作 ・複数課にまたがった作業にお業の調整いて,役割が明確となってい確認
るか確認する。
④ 電力の役 ・安全に係る機器の操作や動作割・関与確状況の確認が電力所掌となっ認ているか確認する。
⑤ 隔 離 中 の ・監視に必要な計器及び警報が監視不足
供用状態であることを確認す
に関するることが記載されているか確確認認する。
⑥ 臨界防止 ・手順書,工事要領書に臨界防止に関するに関する事項が記載されてい確認(作るか確認する。
業)
・臨界防止に関する教育が実施されているか確認する。

1

発電課

月

日

作成
担当者

試運転

点検

アイソレ実施

作業票発行

工事要領書
審査／承認

発注

工事仕様作成工程

・HCU隔離手順について,臨界防止措置を考慮する。
①HCU隔離順序を規定②HCU隔離毎に中央に連絡・臨界防止に関する検討が十分でなかったため、HCUを１本毎隔離することの重要性を認識していなかったこと。

・設備別運転操作要領(原子炉関係)

・保守作業手続要領

・保安運営委員会運営要領
・保守業務管理要領
・機器定期点検管理要領（機械品、電気・計装品編）
・現地試験・検査管理要領（機械品、電気・計装品編）

・調達管理要領
・調達文書作成要領

・原子炉停止時運用管理要領

反映する要領改善事項
対策・ｱｲｿﾚは発電課が実施する
物理的，技術的に困難な場合 ・保守作業手続要領
は工事担当課に依頼し実施

点検、試運転の実施

・当直長は、電気保修課員を指揮し、CRDの隔離弁（101、102
弁）を閉操作させるべきだった
が、実際は指揮していなかったこと。

・保守業務管理要領
・保守作業手続要領
・機器定期点検管理要領（機械品、電気・計装品編）
・現地試験・検査管理要領（機械品、電気・計装品編）

反映する要領作業手順や役割分担の明確化

・ 承認されたARI試験要領書の通り、メーカー作業員に試験を実施させるべきであったが、実 ・試験については役割分担を協議し明確にする。
際はメーカー作業員は手順を守らなかったこと。（系統流量を0とした後、CRD隔離弁を閉とす
る）

問題

②

・保守作業手続要領
・運転管理業務要領
・設備別運転操作要
領（原子炉関係）反映する要領・HCU隔離中の監視項目の明確
・設備別運転操作要化
領（原子炉関係）

・発電責任者が監視に必要な計器や警報が供用状態であることを確認対策

監視に必要な計器並びに警報の確認

・ARI試験の実施前に、「原子炉・CRD冷却水ヘッダ間差圧高/低」警報のリフトを解除し、差圧を監視できるようにすべきだったこと。

問題③（工事要領書，手順書と齟齬が生じた場合は，一時中断し不適合処理，再審査実施）

・HCU隔離手順にリターン運
転,ノンリターン運転と,HCU隔 ・設備別運転操作要領
離の関連性を明記(原子炉関係)

・必要に応じて作業票に添付
但し，臨界防止に係るものについては必ず添付する・作業票にARI試験の手順を添付すべきであったが、実際は添付していなかったこと。

・ 原子炉・CRD冷却水ヘッダ
間差圧が、警報値に達する
可能性のある操作であり、リターン運転の方が好ましかったが、実際はノンリターン運
転としたこと。

・保安運営委員会にて審議を経て制定
・臨界に関する改訂は再度
保安運営委員会で審議を経て制定

・事前に発電課と協議

・仕様書にて臨界防止に係る措置を講じることを要求

・臨界防止に係る要求事項を明確化

対策

臨界防止措置の考慮

・ 承認された試験要領書を変更する場合は、その都度試験要領書を改訂し、承認を受けるべきだったこと。

・臨界防止に関する検討が十分でなかったため、HCUを１本毎隔離することの重要性を認識していなかったこと。

問題①

別紙５；臨界事故に対する要領類の改訂について

添付資料９−１（11/12）

外観検査

制御棒の健全性確認

機能の確認

水圧制御ユニット設 分解点検
備の健全性確認

ストールフロー試験

常駆動試験

単体スクラム試験

制御棒駆動機構の健 分解点検
全性確認
フリクション試験

燃料集合体外観検査

目

燃料の健全性確認項

備考

当該 3 本の制御棒周辺の燃料集合体（9 体）について，外観検査 ・ 今回の停止期間中に実施。
を実施した。
・ 残り 3 体について今後実施
全制御棒の外観検査を第 10 回定期検査において実施した。
・ 第 10 回定期点検工事報告書（制御棒点検工事）
当該 3 本の制御棒駆動機構の分解点検を第 9 回定期検査にて実施 ・ 第 9 回定期点検工事報告書した。
（制御棒駆動機構本格点検）
全制御棒駆動機構のフリクション試験を第 6 回定期検査にて実 ・ 第 6 回定期点検工事報告書施した。
（制御棒駆動機構ﾌﾘｸｼｮﾝ試験）
全制御棒の単体スクラム試験を当該定期検査にて実施し，問題な ・第 5 回定期点検工事報告書
いことを確認した。
（制御棒駆動機構ｽｸﾗﾑ試験）・第 5 回定期点検工事報告書
全制御棒について１ノッチ試験を実施。
全制御棒駆動機構の常駆動試験を当該定期検査にて実施し，問題 （第 5 回 AM 工事の内 原子炉停止機能強化工事）ないことを確認した。
・第 5 回定期点検工事報告書（制御棒駆動機構常駆動試験）
当該３本の制御棒，弁が閉まっておらず隔離されていなかったと ・第 5 回定期点検工事報告書推定した別の２本及び単体スクラム試験において挿入時間が最 （第 5 回 AM 工事の内 原子炉停止機能強化工事）も遅い試験対象の１本について，ストールフロー試験にて健全性・第 5 回定期点検工事報告書を確認した。
また，全制御棒駆動機構のストールフロー試験を当該定期検査に （制御棒駆動機構常駆動試験）て実施し，問題ないことを確認した。
第 9 回定期検査において分解点検を実施した。
・第 9 回定期点検工事報告書（制御棒駆動系定検工事(Ⅰ)のうち水圧制御ﾕﾆｯﾄ点検）
常駆動試験，ストールフロー試験及び単体スクラム試験において ・第 5 回定期点検工事報告書
正常に動作したことを当該定期検査にて実施した。
（制御棒駆動機構常駆動試験）
・第 5 回定期点検工事報告書（制御棒駆動機構ｽｸﾗﾑ試験）

具体的確認事項

別紙６；臨界事故で直接影響をうけた可能性のある設備の健全性点検添付資料 9-1（12/12）

添付資料