東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（必要な要員及び資源の評価）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

7.5 必要な要員及び資源の評価

6. 必要な要員及び資源の評価

7.5.1 必要な要員及び資源の評価条件

6.1 必要な要員及び資源の評価条件(1) 要員の評価条件(1) 要員の評価条件

備考a. 各事故シーケンスにおける要員については，保守的に 6 号及び 7 号炉同時の重大事故等対策時において対応可能であるか評価を行う。
b. 参集要員に期待しない事故シーケンスにおいては，中央制御室の当直長，当直副長，運転員及び発電所構内に常駐している緊急時対策要員により，必要な作業対応が可能であることを評価する。

ａ．参集要員に期待しない事故シーケンスにおいては，中央制御室の当直発電長，当直副発電長，当直運転員及び発電所構内に常駐している災害対策要員により，必要な作業対応が可能であることを評価する。

また，参集要員に期待する事故シーケンスにおいて，事象発生 10 時間まで

また，参集要員に期待する事故シーケンスにおいては，事象発生 2 時間まで

は，中央制御室の運転員及び発電所構内に常駐している緊急時対策要員のみには，中央制御室の運転員及び発電所構内に常駐している災害対策要員のみによより必要な作業対応が可能であること，さらに事象発生 10 時間以降は発電所

り必要な作業対応が可能であること，さらに事象発生 2 時間以降は発電所構外

構外から召集される参集要員についても考慮して，必要な作業対応が可能であから招集される参集要員についても考慮して，必要な作業対応が可能であるこることを評価する。なお，発電所構外から召集される参集要員については，実とを評価する。なお，発電所構外から招集される参集要員については，実際の際の運用では集まり次第，作業対応が可能であるが，評価上は事象発生 10 時

運用では集まり次第，作業対応が可能であるが，評価上は事象発生 2 時間以前

間以前の参集要員による作業対応は見込まないものとする。
c. 可搬型設備操作において，可搬型設備を事象発生から 12 時間までは機能に期待しないと仮定するため，その使用開始を 12 時間後として要員を評価する。

の参集要員による作業対応は見込まないものとする。
ｂ．可搬型設備操作において，災害対策要員が発電所構内に常駐していることを考慮し，2 時間以内に活動を開始することとして要員を評価する。

ただし，要員の確保等速やかに対応可能な体制が整備されている場合を除く。
(2) 資源の評価条件(2) 資源の評価条件

a. 全般

ａ．全般

(a) 重大事故等対策の有効性評価において，通常系統からの給水及び給電が不(a) 重大事故等対策の有効性評価において，通常系統からの給水及び給電が不可能となる事象についての水源，燃料及び電源に関する評価を実施する。ま

可能となる事象についての水源，燃料及び電源に関する評価を実施する。また，前提として，有効性評価の条件（各重要事故シーケンス等特有の解析条

た，前提として，有効性評価の条件（各重要事故シーケンス等特有の解析条

件又は評価条件）を考慮する。

件又は評価条件）を考慮する。

(b) 水源，燃料及び電源に関する評価において，淡水貯水池，ガスタービン発
電機用燃料タンク及び常設代替交流電源設備は，6 号及び 7 号炉で共用していることから，その合計の消費量を評価する。
b. 水源

ｂ．水 源

(a) 原子炉及び原子炉格納容器への注水において，水源となる復水貯蔵槽の保有水量（約 1,700m3：有効水量）が，淡水貯水池から可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）を用いた水の移送を開始するまでに枯渇しないことを評価する。

(a) 原子炉及び格納容器への注水において，水源となる代替淡水貯槽の保有水量（約 4,300m３：有効水量）又は西側淡水貯水設備の保有水量（約 4,300m３：
有効水量）が，他の淡水源から可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注
水大型ポンプを用いた水の移送を開始するまでに枯渇しないことを評価する。

(b) 復水貯蔵槽については，淡水貯水池からの水の移送について，可搬型代替(b) 代替淡水貯槽については，西側淡水貯水設備からの水の移送について，可

注水ポンプ（A-2 級）を用いて必要注水量以上が補給可能であることを評価

搬型代替注水中型ポンプを用いて必要注水量以上が補給可能であることを

する。

評価する。
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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉(c) 使用済燃料プールへの注水において，水源となる淡水貯水池の保有水量（約 18,000m3）が枯渇しないことを評価する。

東海第二発電所

考(c) 使用済燃料プールへの注水において，水源となる西側淡水貯水設備の保有
水量（約 4,300m３）が枯渇しないことを評価する。

(d) 水源の評価については，事象進展が早い重要事故シーケンス等が水源（必(d) 水源の評価については，必要注水量が多い重要事故シーケンス等が水源と要水量）として，厳しい評価となることから，重要事故シーケンス等を評価して厳しい評価となることから，重要事故シーケンス等を評価し成立性を確し成立性を確認することで，他の事故シーケンスグループ等も包絡されるこ認することで，他の事故シーケンスグループ等も包絡されることを確認すとを確認する。

備

る。

c. 燃料
(a) 常設代替交流電源設備，代替原子炉補機冷却系専用の電源車，代替原子炉

ｃ．燃 料(a) 常設代替交流電源設備，可搬型代替注水中型ポンプ，可搬型代替注水大型

補機冷却系用の大容量送水車（熱交換器ユニット用），復水貯蔵槽給水用可

ポンプ,可搬型窒素供給装置，非常用ディーゼル発電機等及び緊急時対策所

搬型代替注水ポンプ（A-2 級），使用済燃料プール注水用可搬型代替注水ポ

用発電機のうち，事故シーケンスグループ等における事故収束に必要な設備

ンプ（A-2 級），非常用ディーゼル発電機，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所を考慮し消費する燃料（軽油）が備蓄している軽油量にて 7 日間の運転継続用可搬型電源設備及びモニタリング・ポスト用発電機のうち，事故シーケンが可能であることを評価する。

スグループ等における事故収束に必要な設備を考慮して消費する燃料（軽油）が備蓄している軽油量にて 7 日間の運転継続が可能であることを評価する。
(b) 全交流動力電源喪失の発生又は重畳を想定しない事故シーケンスについ(b) 全交流動力電源喪失の発生又は重畳を想定しない事故シーケンスについては，非常用ディーゼル発電機からの給電による燃料消費量の評価を行う。

ては，非常用ディーゼル発電機等からの給電による燃料消費量の評価を行

また，外部電源喪失を想定しない場合においても，仮に外部電源が喪失し非う。また，外部電源喪失を想定しない場合においても，仮に外部電源が喪失

常用ディーゼル発電機から給電することを想定し，燃料消費量の確認を行し非常用ディーゼル発電機等から給電することを想定し，燃料消費量の確認う。

を行う。常設代替交流電源設備からの給電を想定する事故シーケンスグルー
プ等においては，常設代替交流電源設備からの給電による燃料消費量の評価を行う。

この場合，燃料（軽油）の備蓄量として，軽油タンク（約 1,020kL，2 基（6 号及び 7 号炉それぞれ 1 基））の容量を考慮する。

この場合，燃料（軽油）の備蓄量として，軽油貯蔵タンク（約 800kL）の容量を考慮する。

(c) 全交流動力電源喪失の発生又は重畳を想定する事故シーケンスについて(c) 全交流動力電源喪失の発生又は重畳を想定する事故シーケンスについて

は，常設代替交流電源設備からの給電による燃料消費量の評価を行う。このは，常設代替交流電源設備からの給電による燃料消費量の評価を行う。この場合，燃料（軽油）の備蓄量として，軽油タンク（約 1,020kL，2 基（6 号場合，燃料（軽油）の備蓄量として，軽油貯蔵タンク（約 800kL）の容量を及び 7 号炉それぞれ 1 基））とガスタービン発電機用燃料タンク（約 100kL）考慮する。

の合計容量約 2,140kL を考慮する。
(d) 常設代替交流電源設備は，2 台で 6 号及び 7 号炉の事故収束に必要な負荷への給電が可能であるが，保守的に 3 台分の燃料消費量で評価を行う。
(d) 可搬型代替注水中型ポンプ，可搬型代替注水大型ポンプ又は可搬型窒素供
給装置の使用を想定する事故シーケンスグループ等については，可搬型代替
注水中型ポンプ，可搬型代替注水大型ポンプ又は可搬型窒素供給装置の燃料消費量の評価を行う。
この場合，燃料（軽油）の備蓄量として，可搬型設備用軽油タンク（約 210kL）の容量を考慮する。
(e) 緊急時対策所用発電機の使用を想定する事故シーケンスグループ等につ2／7

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備

考いては，緊急時対策所用発電機の燃料消費量の評価を行う。
この場合，燃料（軽油）の備蓄量として，緊急時対策所用発電機燃料油貯蔵タンク（約 75kL）の容量を考慮する。
(e) 燃料消費量の計算においては，電源設備等が保守的に事象発生直後から燃料を消費することを想定し算出する。

(f) 燃料消費量の計算においては，電源設備等が保守的に事象発生直後から燃料を消費することを想定し算出する。

d. 電源

ｄ．電 源

(a) 全交流動力電源喪失の発生又は重畳を想定する事故シーケンスにおいては常設代替交流電源設備により，有効性評価において考慮する設備に電源供(a) 全交流動力電源喪失の発生又は重畳を想定する事故シーケンスにおいては，常設代替交流電源設備により，有効性評価で考慮する設備に電源供給を給を行い，その最大負荷が常設代替交流電源設備の連続定格容量（約行い，その最大負荷が常設代替交流電源設備 5 台の連続定格容量（約2,950kW）未満となることを評価する。

5,520kW）未満となることを評価する。

(b) 全交流動力電源喪失の発生又は重畳を想定しない事故シーケンスにおい(b) 全交流動力電源喪失の発生又は重畳を想定しない事故シーケンスにおいては，非常用ディーゼル発電機からの給電を考慮し，また，外部電源喪失をては，非常用ディーゼル発電機等からの給電を考慮し，また，外部電源喪失

想定しない事故シーケンスにおいても，保守的に外部電源が喪失するものとを想定しない事故シーケンスにおいても，保守的に外部電源が喪失するもの

して，非常用ディーゼル発電機から給電するものとして評価する。

として，非常用ディーゼル発電機等から給電するものとして評価する。
外部電源が喪失するものとした場合，常設代替交流電源設備により，有効性評価で考慮する設備に電源供給を行う事故シーケンスグループ等については，その最大負荷が，常設代替交流電源設備 2 台の連続定格容量（約2,208kW）未満となることを評価する。

(c) 各事故シーケンスにおける対策に必要な設備は，重要事故シーケンス等の(c) 各事故シーケンスにおける対策に必要な設備は，重要事故シーケンス等の対策設備に包絡されるため，重要事故シーケンス等を評価し成立性を確認す対策設備に包絡されるため，重要事故シーケンス等を評価し成立性を確認することで，事故シーケンスグループ等も包絡されることを確認する。

ることで，他の事故シーケンスグループ等も包絡されることを確認する。
（添付資料6.3.2）

7.5.2 重大事故等対策時に必要な要員の評価結果

6.2 重大事故等対策時に必要な要員の評価結果(1) 必要な要員の評価結果(1) 必要な要員の評価結果

各事故シーケンスグループにおいて，6 号及び 7 号炉同時の重大事故等対策時に必要な操作項目，必要な要員数及び移動時間を含めた各操作の所要時間につい各事故シーケンスグループ等において，重大事故等対策時に必要な操作項目，
必要な要員数及び移動時間を含めた各操作の所要時間について確認した。

て確認した。
6 号及び 7 号炉の両号炉において，原子炉運転中を想定する。原子炉運転中に原子炉運転中に必要な要員数が最も多い事故シーケンスグループ等は，「2.3.1

必要な要員数が最も多い事故シーケンスグループ等は，「7.1.3.4 全交流動力電

全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）」，「2.3.2 全交流動力電源喪失（ＴＢＤ，ＴＢ

源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋SRV 再閉失敗」であり，事象発生後 10 時間に必要な要員は 32 名である。必要な作業対応は，中央制御室の運転員 18 名，発電Ｕ）」，
「2.3.3 全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）」及び「2.8 津波浸水による最終
ヒートシンク喪失」であり，事象発生後 2 時間に必要な要員は 24 名である。必所構内に常駐している緊急時対策要員 44 名及び自衛消防隊 10 名の初動体制の要

要な作業対応は，中央制御室の運転員 7 名及び発電所構内に常駐している災害対員 72 名で対処可能である。これらの要員数を夜間及び休日(平日の勤務時間帯以策要員 32 名の初動体制の要員 39 名で対処可能である。これらの要員数を夜間及外)においても確保可能である。また，事象発生 10 時間以降に追加で必要な要員

び休日（平日の勤務時間帯以外）においても確保可能である。また，事象発生 2

数は 46 名であり，参集要員（106 名）により確保可能である。

時間以降に追加で必要な要員数は 6 名であり，参集要員（72 名）により確保可能である。

また，6 号及び 7 号炉の両号炉において，原子炉運転停止中を想定する。原子

また，原子炉運転停止中に必要な要員数が最も多い事故シーケンスグループ等
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東海第二発電所

炉運転停止中に必要な要員数が最も多い事故シーケンスグループ等は，「7.4.2

は，「5.2 全交流動力電源喪失」の事象であり，必要な要員は 19 名である。必全交流動力電源喪失」の事象であり，事象発生後 10 時間に必要な要員は 16 名で要な作業対応は，中央制御室の運転員 5 名，発電所構内に常駐している災害対策ある。必要な作業対応は，中央制御室の運転員 10 名，発電所構内に常駐してい要員 32 名の初動体制の要員 37 名で対処可能である。これらの要員数を夜間及びる緊急時対策要員 44 名及び自衛消防隊 10 名の初動体制の要員 64 名で対処可能

休日（平日の勤務時間帯以外）においても確保可能である。

備考である。これらの要員数を夜間及び休日(平日の勤務時間帯以外)においても確保可能である。なお，事象発生 10 時間以降に追加で必要な要員数は 26 名であり，参集要員（106 名）により確保可能である。
また，使用済燃料プールに燃料が取り出されている期間において，必要な要員

また，使用済燃料プールに燃料が取り出されている期間において，必要な要員が最も多い事故シーケンスグループ等は，｢7.3.2 想定事故 2｣であり，必要な要が最も多い事故シーケンスグループ等は，「4.1 想定事故１」及び「4.2 想定

員は 22 名である。必要な作業対応は，中央制御室の運転員 10 名，発電所構内に事故２」であり，事象発生 2 時間までに必要な要員は 17 名である。必要な作業常駐している緊急時対策要員 44 名及び自衛消防隊 10 名の初動体制の要員 64 名

対応は，中央制御室の運転員 5 名，発電所構内に常駐している災害対策要員 32で対処可能である。これらの要員数を夜間及び休日(平日の勤務時間帯以外)にお名の初動体制の要員 37 名で対処可能である。これらの要員数を夜間及び休日（平いても確保可能である。

日の勤務時間帯以外）においても確保可能である。また，事象発生 2 時間以降に追加で必要な要員数は 2 名であり，参集要員（72 名）により確保可能である。
（添付資料6.1.1，6.2.1，6.2.2）

なお，各事故シーケンスグループにおいては 6 号及び 7 号炉が共に原子炉運転
中，又は原子炉運転停止中を想定しているが，片号炉において原子炉運転中，もう片号炉において原子炉運転停止中の場合を想定した場合について示す。片号炉
で原子炉運転中の必要な要員数が最も多い「7.1.3.4 全交流動力電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋SRV 再閉失敗」を，もう他号炉で原子炉運転停止中の必要な要員数が最も多い｢7.3.2 想定事故 2｣を想定すると，事象発生後 10 時間に必要な要員は 27 名である。必要な作業対応は，中央制御室の運転員 13 名，発電所構内に常駐している緊急時対策要員 44 名及び自衛消防隊 10 名の初動体制の要員
67 名で対処可能である。これらの要員数を夜間及び休日(平日の勤務時間帯以外)においても確保可能である。また，事象発生 10 時間以降に追加で必要な要員数は 23 名であり，参集要員（106 名）により確保可能である。
7.5.3 重大事故等対策時に必要な水源，燃料及び電源の評価結果
事象発生後 7 日間は，外部からの支援がない場合においても，必要量以上の水源，燃料及び電源の供給が可能である。
(1) 水源の評価結果
a. 原子炉及び原子炉格納容器への注水

6.3 重大事故等対策時に必要な水源，燃料及び電源の評価結果
事象発生後 7 日間は，外部からの支援がない場合においても，必要量以上の水源，燃料及び電源の供給が可能である。
(1) 水源の評価結果
ａ．原子炉及び格納容器への注水

原子炉及び原子炉格納容器への注水における水源評価において，最も厳しく原子炉及び格納容器への注水における水源評価において，最も厳しくなる事なる事故シーケンスグループ等は，「7.2.1.3 代替循環冷却系を使用しない場

故シーケンスグループ等は，「3.1.3 代替循環冷却系を使用できない場合」で合」である。

ある。

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水及び代替格納容器スプレイ冷却系

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水及び代替格納容器スプレイ冷却系

による代替格納容器スプレイにおいて，6 号及び 7 号炉それぞれで約 7,400m3（常設）による代替格納容器スプレイにおいて，合計約 5,490m３の水が必要と
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3の水が必要であり，6 号及び 7 号炉の同時被災を考慮すると合計約 14,800m の

備

考

なる。

水が必要となる。
水源として，各号炉の復水貯蔵槽に約 1,700m3 及び淡水貯水池に約 18,000m3の水を保有しており，事象発生 12 時間以降に淡水貯水池から復水貯蔵槽へ水水源として，代替淡水貯槽に約 4,300m３及び西側淡水貯水設備に約 4,300m３の水を保有しており，事象発生 43 時間以降に西側淡水貯水設備から代替淡水の移送を行うことで，復水貯蔵槽を枯渇させることなく，復水貯蔵槽を水源と貯槽へ水の移送を行うことで，代替淡水貯槽を枯渇させることなく，代替淡水した 7 日間の注水継続が可能である。
b. 使用済燃料プールへの注水
使用済燃料プールへの注水における水源評価において，最も厳しくなる事故
シーケンスグループ等は，「7.3.2 想定事故 2」である。
可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による使用済燃料プール注水において，6

貯槽を水源とした 7 日間の注水継続が可能である。
ｂ．使用済燃料プールへの注水
使用済燃料プールへの注水における水源評価において，最も厳しくなる事故
シーケンスグループ等は，「4.1 想定事故１」及び「4.2 想定事故２」である。

号及び 7 号炉のそれぞれで約 3,300m3 の水が必要であり，6 号及び 7 号炉の同
3時被災を考慮すると合計約 6,600m の水が必要となる。
水源として，淡水貯水池に約 18,000m3 の水を保有しており，水源を枯渇させることなく 7 日間の注水継続が可能である。

可搬型代替注水中型ポンプによる使用済燃料プール注水において，
約 2,120m
３の水が必要となる。
水源として，西側淡水貯水設備に約 4,300m３の水を保有しており，水源を枯渇させることなく 7 日間の注水継続が可能である。
（添付資料 6.3.1）(2) 燃料の評価結果
a. 全交流動力電源喪失の発生又は重畳を考慮しない場合(2) 燃料の評価結果
ａ．全交流動力電源喪失の発生又は重畳を考慮しない場合

全交流動力電源喪失の発生又は重畳を考慮しない場合の燃料評価において，全交流動力電源喪失の発生又は重畳を考慮しない場合の燃料評価において，

最も燃料の消費量が厳しくなる事故シーケンスグループ等は，「7.2.2 高圧溶

最も燃料の消費量が厳しくなる事故シーケンスグループ等は，「4.1 想定事

融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」，「7.2.3 原子炉圧力容器外の溶融燃料－

故１」及び「4.2 想定事故２」である。

冷却材相互作用」，「7.2.5 溶融炉心・コンクリート相互作用」である。

非常用ディーゼル発電機等及び常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装

非常用ディーゼル発電機による電源供給については，保守的に事象発生直後

置 2 台）による電源供給については，保守的に事象発生直後から最大負荷でこから最大負荷で 6 台（6 号及び 7 号炉それぞれ 3 台）の運転を想定すると，7

れらの運転を想定すると，
7 日間の運転継続に約 755.5kL の軽油が必要となる。

日間の運転継続に約 1,506kL（号炉あたり約 753kL）の軽油が必要となる。復可搬型代替注水中型ポンプ（2 台）による代替燃料プール注水系による使用済

水貯蔵槽給水用可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）又は使用済燃料プール注水用

燃料プールへの注水については，保守的に事象発生直後からの可搬型代替注水

可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）については，保守的に事象発生直後から 8 台

中型ポンプ（2 台）の運転を想定すると，7 日間の運転継続に約 12.0kL の軽油（6 号及び 7 号炉それぞれ 4 台）の運転を想定すると，7 日間の運転継続に約が必要となる。

30kL（号炉あたり約 15kL）の軽油が必要となる。代替原子炉補機冷却系専用の電源車については，保守的に事象発生直後から 4 台（6 号及び 7 号炉それぞれ 2 台）の運転を想定すると，7 日間の運転継続に約 74kL（号炉あたり約 37kL）の軽油が必要となる。代替原子炉補機冷却系用の大容量送水車（熱交換器ユニット用）については，保守的に事象発生直後からの大容量送水車（熱交換器ユニット用）の運転を想定すると，７日間の運転継続に約 22kL（号炉あたり約11kL）の軽油が必要となる。
7 日間の運転継続に必要な軽油は，これらを合計して 6 号及び 7 号炉それぞれで約 816kL となり，同時被災を考慮すると合計約 1,632kL の軽油が必要となる。
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さらに，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備及びモニタリン
グ・ポスト用発電機による電源供給については，事象発生直後から 7 日間の運東海第二発電所

備

考さらに，緊急時対策所用発電機による電源供給については，事象発生直後か
ら 7 日間の運転継続に約 70.0kL の軽油が必要となる。

転継続に約 13kL の軽油が必要となる。
よって，6 号及び 7 号炉の事故対応に必要な軽油は，合計約 1,645kL となる。

よって，事故対応に必要な軽油は，軽油貯蔵タンクにて約 800kL，可搬型設

6 号及び 7 号炉のそれぞれの軽油タンクにて備蓄している軽油量の合計は約

備用軽油タンクにて約 210kL，緊急時対策所用発電機燃料油貯蔵タンクにて約

2,040kL（号炉あたり約 1,020kL）であり，必要量の軽油を供給可能である。

75kL を備蓄しているため，必要量の軽油を供給可能である。

b. 全交流動力電源喪失の発生又は重畳を考慮した場合
全交流動力電源喪失の発生又は重畳を考慮した場合の燃料評価において，最ｂ．全交流動力電源喪失の発生又は重畳を考慮した場合
全交流動力電源喪失の発生又は重畳を考慮した場合の燃料評価において，最も燃料の消費量が厳しくなる事故シーケンスグループ等は，「7.1.3.4 全交流

も燃料の消費量が厳しくなる事故シーケンスグループ等は，「3.1.2 代替循環

動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗」である。

冷却系を使用する場合」，「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」，「3.3 原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」，「3.4 水素燃焼」及
び「3.5 溶融炉心・コンクリート相互作用」である。

常設代替交流電源設備による電源供給については，保守的に事象発生直後か

常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 5 台）による電源供給についら 3 台の運転を想定すると，7 日間の運転継続に 6 号及び 7 号炉において合計ては，保守的に事象発生直後からの運転を想定すると，7 日間の運転継続に約

約 504kL の軽油が必要となる。可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による原子炉

352.8kL の軽油が必要となる。可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素

注水及び格納容器スプレイについては，保守的に事象発生直後から 8 台（6 号

注入については，保守的に事象発生直後からの可搬型窒素供給装置の運転を想及び 7 号炉それぞれ 4 台）の運転を想定すると，7 日間の運転継続に約 42kL

定すると，7 日間の運転継続に約 18.5kL の軽油が必要となる。

（号炉あたり約 21kL）の軽油が必要となる。また，代替原子炉補機冷却系専用の電源車については，保守的に事象発生直後から 4 台（6 号及び 7 号炉それぞれ 2 台）の運転を想定すると，7 日間の運転継続に約 74kL（号炉あたり約37kL）の軽油が必要となる。代替原子炉補機冷却系用の大容量送水車（熱交換器ユニット用）については，保守的に事象発生直後からの大容量送水車（熱交換器ユニット用）の運転を想定すると，７日間の運転継続に約 22kL（号炉あたり約 11kL）の軽油が必要となる。
7 日間の運転継続に必要な軽油は，これらを合計して 6 号及び 7 号炉において約 642kL となる。
さらに，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備による電源供給及びモニタリング・ポスト用発電機については，事象発生直後から 7 日間の運さらに，緊急時対策所用発電機による電源供給については，事象発生直後か
ら 7 日間の運転継続に約 70.0kL の軽油が必要となる。

転継続に約 13kL の軽油が必要となる。
よって，6 号及び 7 号炉の事故対応に必要な軽油は，合計約 655kL となる。

よって，事故対応に必要な軽油は，軽油貯蔵タンクにて約 800kL，可搬型設

6 号及び 7 号炉それぞれの軽油タンク並びにガスタービン発電機用燃料タン
クにて備蓄している軽油量の合計は約 2,140kL であり，必要量の軽油を供給可

備用軽油タンクにて約 210kL，緊急時対策所用発電機燃料油貯蔵タンクにて約75kL を備蓄しているため，必要量の軽油を供給可能である。

能である。
(3) 電源の評価結果（添付資料 6.3.1）(3) 電源の評価結果

全交流動力電源喪失の発生又は重畳を考慮する場合に評価上，最も負荷が厳し

全交流動力電源喪失の発生又は重畳を考慮する場合に評価上，最も負荷が厳しくなる事故シーケンスグループ等は，「7.1.4.1 取水機能が喪失した場合」であくなる事故シーケンスグループ等は，「2.3.1 全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）」，る。常設代替交流電源設備の電源負荷については，重大事故等対策時に必要な負「2.3.2 全交流動力電源喪失（ＴＢＤ，ＴＢＵ）」及び「2.3.3 全交流動力電
6／7

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（必要な要員及び資源の評価）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

備荷として，6 号炉で約 1,649kW，7 号炉で約 1,615kW が必要となるが，常設代替

源喪失（ＴＢＰ）」である。常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 5 台）

交流電源設備の 1 台あたりの連続定格容量である 2,950kW 未満であることから，の電源負荷については，重大事故等対策時に必要な負荷として，約 4,510kW が必必要負荷に対しての電源供給が可能である。

要となるが，常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 5 台）の連続定格容考量である 5,520kW 未満であることから，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
なお，全交流動力電源喪失の発生又は重畳を考慮しない場合は，非常用ディー

なお，全交流動力電源喪失の発生又は重畳を考慮しない場合は，非常用ディー

ゼル発電機による電源供給を想定しているが，6 号及び 7 号炉において重大事故等対策に必要な負荷は，各号炉の非常用ディーゼル発電機負荷に含まれているこゼル発電機等による電源供給を想定しているが，重大事故等対策に必要な負荷は，非常用ディーゼル発電機等の負荷に含まれていることから，非常用ディーゼとから，非常用ディーゼル発電機による電源供給が可能である。

ル発電機等による電源供給が可能である。

また，直流電源については外部電源喪失時においても，非常用ディーゼル発電

また，直流電源については外部電源喪失時においても，非常用ディーゼル発電機又は常設代替交流電源設備により交流電源を充電器盤に供給することで継続機等又は常設代替交流電源設備により交流電源を充電器盤に供給することで継的な直流電源の供給が可能である。なお，事故シーケンスグループ「7.1.3 全交

続的な直流電源の供給が可能である。なお，事故シーケンスグループ「2.3.1 全流動力電源喪失」においては，交流電源が事象発生後 24 時間復旧しない場合を交流動力電源喪失（長期ＴＢ）」，「2.3.2 全交流動力電源喪失（ＴＢＤ,ＴＢＵ）」，

想定しており，この場合でも直流電源負荷の制限及び常設代替直流電源設備への「2.3.3 全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）」及び「2.8 津波浸水による最終ヒー

切替えの実施により，事象発生後 24 時間の連続した直流電源の供給が可能であトシンク喪失」においては，交流電源が 24 時間復旧しない場合を想定しており，る。

この場合でも直流電源負荷の制限により，事象発生後 24 時間の連続した直流電源の供給が可能である。
（添付資料 6.3.1）

7／7

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（シーケンス選定 1 章）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉
はじめに

東海第二発電所

備

考

はじめに

「実用発電用原子炉及びその附属施設の位置，構造及び設備の基準に関する規則の「実用発電用原子炉及びその附属施設の位置、構造及び設備の基準に関する規則の解解釈」（平成25 年6 月19 日）（以下「解釈」という。）に基づき，重大事故対策の釈」（平成 25 年 6 月 19 日）（以下「解釈」という。
）に基づき，重大事故対策の有効性

有効性評価に係る事故シーケンスグループ等の選定に際しては，個別プラントの確率評価に係る事故シーケンスグループ等の選定に際しては，個別プラントの確率論的リス

論的リスク評価（以下「PRA」という。）を活用している。

ク評価（以下「ＰＲＡ」という。
）を活用している。

当社は従来から定期安全レビュー等の機会に内部事象レベル1PRA（出力運転時，停当社は従来から定期安全レビュー等の機会に内部事象レベル１ＰＲＡ（出力運転時，止時），レベル1.5PRA（出力運転時）を実施してきており，これらのPRA 手法を今回も適用した。また，外部事象としては，現段階でPRA 手法を適用可能な事象として，

停止時），レベル１．５ＰＲＡ（出力運転時）を実施してきており，これらのＰＲＡ手法を今回も適用した。また，外部事象としては，現段階でＰＲＡ手法を適用可能な事象

日本原子力学会において実施基準が標準化され，試評価等の実績を有する地震レベル

として，日本原子力学会において実施基準が標準化され，試評価等の実績を有する地震

1PRA 及び津波レベル1PRA を対象とし，これらの外部事象PRA から抽出される建屋・レベル１ＰＲＡ及び津波レベル１ＰＲＡを対象とし，これらの外部事象ＰＲＡから抽出

構築物等の大規模な損傷から発生する事象についても事故シーケンスグループ等の選される建屋・構築物等の大規模な損傷から発生する事象についても事故シーケンスグル

定に係る検討対象範囲とした。

ープ等の選定に係る検討対象範囲とした。
また，ＰＲＡが適用可能でないと判断した外部事象については，事故シーケンスの定性的な分析を行い，事故シーケンスグループ等の選定に係る検討を実施した。

今回実施するPRA の目的が重大事故等対処設備の有効性評価を行う事故シーケンス

今回実施するＰＲＡの目的が重大事故等対策の有効性評価を行う事故シーケンスグ

グループ等の選定への活用にあることを考慮し，これまで整備してきたアクシデント

ループ等の選定への活用にあることを考慮し，これまで整備してきたアクシデントマネ

マネジメント策（以下「AM 策」という。）や福島第一原子力発電所事故以降に実施しジメント策（以下「ＡＭ策」という。
）や福島第一原子力発電所事故以降に実施した各た各種対策等を含めず，プラント運転開始時から備えている手段・設備に期待する仮種対策等を含めず，設計基準事故対処設備の機能にのみ期待する仮想的なプラント状態

想的なプラント状態を評価対象としてPRA モデルを構築した。

を評価対象としてＰＲＡモデルを構築した。

なお，今回のPRA の実施に際しては，原子力規制庁配布資料「PRA の説明における参照事項（平成25 年9 月）」を参照した。

なお，今回のＰＲＡの実施に際しては，原子力規制庁配布資料「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月）
」を参照した。

1／56

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（シーケンス選定 1 章）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

備

考＜今回のＰＲＡの評価対象＞
対象設備
設計基準事故対処設備
ＡＭ要請（H4）以前から整備しているＡＭ策の設備
・代替注水手段（給水系，制御棒駆動水圧系，補給水系及び消火系による原子炉への注水手段）

今回のＰＲＡで
の取扱い
考慮する
考慮しない

ＡＭ要請（H4）以降に整備したＡＭ策の設備
・代替反応度制御（ＡＴＷＳ緩和設備（代替再循環系ポンプト
リップ機能）及びＡＴＷＳ緩和設備（代替制御棒挿入機能））
・代替注水手段（補給水系，消火系による原子炉・格納容器への注水手段）
考慮しない
・原子炉減圧の自動化
・格納容器からの除熱手段（耐圧強化ベント）
・電源の融通（高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機による非常用所内電気設備への給電）
緊急安全対策設備
・電源車
・消防車，消防ポンプ
・非常用発電機代替設備
考慮しない
・代替海水ポンプ
・代替注水車・建屋の水密扉の強化
・海水ポンプモータ予備品
重大事故等対処設備
考慮しない
なお，「ＥＣＣＳ手動起動」，「原子炉手動減圧」，「残留熱除去系の手動起動」，「高圧
炉心スプレイ系及び原子炉隔離時冷却系の水源切替」等の「設計基準事故対処設備の機能を作動させるための手動操作」は考慮する。
今回実施したＰＲＡの詳細については，「別添 東海第二発電所確率論的リスク評価（ＰＲＡ）について」に示す。

2／56

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

備

考

1 炉心損傷防止対策の有効性評価の事故シーケンスグループ抽出及び重要事故シーケ 1. 炉心損傷防止対策の有効性評価の事故シーケンスグループ抽出及び重要事故シーンス選定についてケンス選定について
炉心損傷防止対策の有効性評価において想定する事故シーケンスグループ抽出及炉心損傷防止対策の有効性評価において想定する事故シーケンスグループ抽出及び重要事故シーケンス選定の全体プロセスを第 1-1 図に示す。本プロセスに従い，各び重要事故シーケンス選定の全体プロセスを第 1－1 図に示す。本プロセスに従い，

検討ステップにおける実施内容を整理した。

各検討ステップにおける実施内容を整理した。

【概要】

【概
要】
① 内部事象 PRA，外部事象 PRA(適用可能なものとして地震，津波を選定)及び PRA を適 ① 内部事象ＰＲＡ，外部事象ＰＲＡ（適用可能なものとして地震，津波を選定）及び用できない外部事象等についての定性的検討から事故シーケンスグループの抽出を
ＰＲＡを適用できない外部事象等についての定性的検討から事故シーケンスの抽実施した。
出を実施した。
② 抽出した事故シーケンスグループと必ず想定する事故シーケンスグループとの比較 ② 抽出した事故シーケンスと必ず想定する事故シーケンスグループとの比較を行い，を行い，必ず想定する事故シーケンスグループ以外に抽出された外部事象特有の事必ず想定する事故シーケンスグループに対応しない外部事象特有の事故シーケン
故シーケンスグループについて，頻度，影響等を確認し，事故シーケンスグループとスについて，頻度，影響等を確認し，事故シーケンスグループとしての追加要否をしての追加は不要とした。
検討した。
③ 抽出した事故シーケンスグループ内の事故シーケンスについて，国内外の先進的な ③ 抽出した事故シーケンスグループ内の事故シーケンスについて，国内外の先進的な対策を講じても炉心損傷防止が困難なものは，格納容器破損防止対策の有効性評価
対策を講じても炉心損傷防止が困難なものは，格納容器破損防止対策の有効性評価
にて取り扱うこととした。
にて取り扱うこととした。
④ 炉心損傷防止対策の有効性評価において想定する事故シーケンスグループごとに， ④ 炉心損傷防止対策の有効性評価において想定する事故シーケンスグループごとに，「実用発電用原子炉に係る炉心損傷防止対策及び格納容器破損防止対策の有効性評「実用発電用原子炉に係る炉心損傷防止対策及び格納容器破損防止対策の有効性
価に関する審査ガイド」（以下「審査ガイド」という。
）に記載の観点(共通原因故障評価に関する審査ガイド」（以下「審査ガイド」という。
）に記載の観点（共通原因
又は系統間の機能の依存性，余裕時間，設備容量，代表性)に基づき，有効性評価の

故障又は系統間の機能の依存性，余裕時間，設備容量，代表性）に基づき，有効性対象とする重要事故シーケンスを選定した。

評価の対象とする重要事故シーケンスを選定した。

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉
1.1 事故シーケンスグループの分析について
解釈には，炉心損傷防止対策の有効性評価に係わる事故シーケンスグループの，個別プラント評価による抽出に関して以下のとおりに示されている。

東海第二発電所
解釈には，炉心損傷防止対策の有効性評価に係る事故シーケンスグループの，個別プラント評価による抽出に関して以下のとおりに示されている。
１－１(a) 必ず想定する事故シーケンスグループ(a) 必ず想定する事故シーケンスグループ①ＢＷＲ

・高圧・低圧注水機能喪失

・高圧・低圧注水機能喪失

・高圧注水・減圧機能喪失

・高圧注水・減圧機能喪失

・全交流動力電源喪失

・全交流動力電源喪失

・崩壊熱除去機能喪失

・崩壊熱除去機能喪失

・原子炉停止機能喪失

・原子炉停止機能喪失

・LOCA 時注水機能喪失

・ＬＯＣＡ時注水機能喪失

・格納容器バイパス(インターフェイスシステム LOCA)(b) 個別プラント評価により抽出した事故シーケンスグループ

考

1.1 事故シーケンスグループの分析について

１－１
① BWR

備

・格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）(b) 個別プラント評価により抽出した事故シーケンスグループ①個別プラントの内部事象に関する確率論的リスク評価(PRA)及び外部事象に①個別プラントの内部事象に関する確率論的リスク評価（ＰＲＡ）及び外部事象

関する PRA(適用可能なもの)又はそれに代わる方法で評価を実施すること。

に関するＰＲＡ（適用可能なもの）又はそれに代わる方法で評価を実施するこ② その結果，上記１－１(a)の事故シーケンスグループに含まれない有意な頻度又は影響をもたらす事故シーケンスグループが抽出された場合には，想定②その結果、上記１－１(a)の事故シーケンスグループに含まれない有意な頻度又は影響をもたらす事故シーケンスグループが抽出された場合には、想定する事する事故シーケンスグループとして追加すること。なお，「有意な頻度又は

故シーケンスグループとして追加すること。なお、「有意な頻度又は影響をもた

影響をもたらす事故シーケンスグループ」については，上記１－１(a)の事

らす事故シーケンスグループ」については、上記１－１(a)の事故シーケンスグ

故シーケンスグループと炉心損傷頻度又は影響度の観点から同程度であるか等から総合的に判断するものとする。

ループと炉心損傷頻度又は影響度の観点から同程度であるか等から総合的に判

上記１－１(b)①に関して，PRA の適用可能な外部事象については日本原子力学会

上記１－１(b)①に関して，ＰＲＡの適用可能な外部事象については日本原子力学における PRA 実施基準の標準化の状況，試評価実績の有無等を考慮し，地震及び津波会におけるＰＲＡ実施基準の標準化の状況，試評価実績の有無等を考慮し，地震及びとした。したがって，内部事象レベル 1PRA，地震レベル 1PRA 及び津波レベル 1PRA を津波とした。したがって，出力運転時の内部事象レベル１ＰＲＡ，地震レベル１ＰＲ

実施し，事故シーケンスグループを評価した。

Ａ及び津波レベル１ＰＲＡを実施し，事故シーケンスグループを評価した。

と。

また，PRA の適用が困難と判断した地震，津波以外の外部事象については定性的な検討により発生する事故シーケンスの分析を行った。
実施した事故シーケンスグループに係る分析結果を 1.1.1 に示す。

断するものとする。

また，ＰＲＡの適用が困難と判断した地震，津波以外の外部事象については定性的な検討により発生する事故シーケンスの分析を行った。
実施した事故シーケンスグループに係る分析結果を 1.1.1 に示す。

1.1.1 炉心損傷に至る事故シーケンスの抽出，整理

1.1.1 炉心損傷に至る事故シーケンスの抽出，整理(1) PRA に基づく整理(1) ＰＲＡに基づく整理

内部事象レベル 1PRA では，各起因事象の発生後，炉心損傷を防止するための緩和

内部事象レベル１ＰＲＡでは，各起因事象の発生後，炉心損傷を防止するための手段等の組み合わせを評価し，第 1-2 図のイベントツリーを用いて分析することで炉緩和手段等の組合せを評価し，第 1－2 図のイベントツリーを用いて分析すること

心損傷に至る事故シーケンスを抽出している。PRA の対象とした柏崎刈羽原子力発電で炉心損傷に至る事故シーケンスを抽出している。

所 6 号及び 7 号炉の主な設備系統を第 1-1 表に示す。また，選定した起因事象及びその発生頻度を第 1-2 表に示す。
4／56

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（シーケンス選定 1 章）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

外部事象に関しては，PRA が適用可能な事象として地震レベル 1PRA 及び津波レベ

外部事象に関しては，ＰＲＡが適用可能な事象として地震レベル１ＰＲＡ及び津ル 1PRA を実施し，内部事象と同様にイベントツリー分析を行い，炉心損傷に至る事

波レベル１ＰＲＡを実施し，内部事象と同様にイベントツリー分析を行い，炉心損

故シーケンスを抽出した。第 1-3 図に地震 PRA の階層イベントツリーを，第 1-4 図

傷に至る事故シーケンスを抽出した。第 1－3 図に地震ＰＲＡの階層イベントツリに地震 PRA のイベントツリーを，第 1-5 図に津波 PRA の津波高さ別イベントツリー

ーを，第 1－4 図に地震ＰＲＡのイベントツリーを，第 1－5 図に津波ＰＲＡの階層を，第 1-6 図に津波 PRA のイベントツリーを示す。地震によって生じる起因事象及イベントツリーを，第 1－6 図に津波ＰＲＡのイベントツリーを示す。

備

考

びその発生頻度を第 1-3 表に，津波高さと発生するシナリオの観点から整理した津波
高さ別の発生頻度を第 1-4 表に示す。
地震や津波の場合，各安全機能の喪失に至るプロセスは異なるものの，起因事象が地震や津波の場合，各安全機能の喪失に至るプロセスは異なるものの，起因事象

内部事象と同じであれば，炉心損傷を防止するための緩和手段も同じであるため，事が内部事象と同じであれば，炉心損傷を防止するための緩和手段も同じであるた

故シーケンスも内部事象と同様である。また，地震レベル 1PRA 及び津波レベル 1PRA

め，事故シーケンスも内部事象と同様である。また，地震レベル１ＰＲＡ及び津波

では，内部事象レベル 1PRA では想定していない複数の安全機能や緩和機能を有するレベル１ＰＲＡでは，内部事象レベル１ＰＲＡでは想定していない複数の安全機能機器が同時に損傷する事象や，建屋・構築物等の大規模な損傷の発生により直接的にや緩和機能を有する機器が同時に損傷する事象や，建屋・構築物等の大規模な損傷

炉心損傷に至る事故シーケンスも扱っている。

の発生により直接的に炉心損傷に至る事故シーケンスも扱っている。

各 PRA により抽出した事故シーケンスを第 1-5 表に，評価結果を第 1-7 図及び第1-8 図に示す。
(2) PRA に代わる検討に基づく整理

各ＰＲＡより抽出した事故シーケンスを第 1－1 表に，評価結果を第 1－7 図及び第 1－8 図に示す。
(2) ＰＲＡに代わる検討に基づく整理

PRA の適用が困難な地震，津波以外の外部事象(以下「その他の外部事象」という。)

ＰＲＡの適用が困難な地震，津波以外の外部事象（以下「その他の外部事象」とについては，その他の外部事象により誘発される起因事象について検討した。内部溢いう。
）については，その他の外部事象により誘発される起因事象について検討し水及び内部火災では，外部電源喪失や全給水喪失等の起因事象の発生が想定される。

た。内部溢水及び内部火災では，外部電源喪失や全給水喪失等の起因事象の発生がまた，洪水，風(台風)，竜巻，凍結，降水，積雪，落雷，地滑り，火山の影響，生物想定される。また，洪水，風（台風），竜巻，凍結，降水，積雪，落雷，地滑り，火学的事象，森林火災，人為事象等において想定される事象は，いずれも内部事象レベ

山の影響，生物学的事象，森林火災，人為事象等において想定される事象は，いずル 1PRA で想定する起因事象に包絡されるため，その他の外部事象を考慮しても新たれも内部事象レベル１ＰＲＡ，地震レベル１ＰＲＡ又は津波レベル１ＰＲＡのいずな事故シーケンスグループは抽出されないと推定した。(別紙 1)

れかで想定する起因事象に包絡されるため，その他の外部事象を考慮しても新たな事故シーケンスグループは抽出されないと推定した（別紙 1）。

1.1.2 抽出した事故シーケンスの整理

1.1.2 抽出した事故シーケンスの整理

今回実施したレベル 1PRA により抽出した各事故シーケンス(第 1-5 表参照)を，炉

今回実施したレベル１ＰＲＡにより抽出した各事故シーケンス（第 1－1 表参照）

心損傷防止のための緩和機能の喪失状況，プラントの状態及び炉心損傷に至る主要因

を，炉心損傷防止のための緩和機能の喪失状況，プラントの状態及び炉心損傷に至るの観点で分類した結果と，解釈の１－１(a)に示されている必ず想定する事故シーケ

主要因の観点で分類した結果と，解釈１－１(a)に示されている必ず想定する事故シンスグループとの関係及び解釈の１－２に示されている要件との関係等を第 1-6 表ーケンスグループとの関係及び解釈１－２に示されている要件との関係等を第 1－2に整理した。また，整理の内容を 1.1.2.1～1.1.2.3 に示す。

表に整理した。また，整理の内容を 1.1.2.1～1.1.2.3 に示す。

1.1.2.1 必ず想定する事故シーケンスグループとの対応

1.1.2.1 必ず想定する事故シーケンスグループとの対応

今回実施したレベル 1PRA により抽出した各事故シーケンス(第 1-5 表参照)につい

今回実施したレベル１ＰＲＡにより抽出した各事故シーケンス（第 1－1 表参照）て，炉心損傷防止のための緩和機能の喪失状況，プラントの状態及び炉心損傷に至るについて，炉心損傷防止のための緩和機能の喪失状況，プラントの状態及び炉心損傷

主要因の観点で分類した。具体的には次の(a)～(g)及びこれ以外のシーケンスに分類に至る主要因の観点で分類した。具体的には次の(1)～(7)及びこれ以外の事故シーケした。緩和機能の喪失状況，プラントの状態の観点で，(a)～(g)は，解釈１－１(a)のンスに分類した。緩和機能の喪失状況，プラントの状態の観点で，(1)～(7)は，解釈必ず想定する事故シーケンスグループに対応するものとして整理した。

１－１(a)の必ず想定する事故シーケンスグループに対応するものとして整理した。
5／56

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（シーケンス選定 1 章）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉(a) 高圧・低圧注水機能喪失(TQUV)

東海第二発電所
運転時の異常な過渡変化等の発生後，高圧注水機能を喪失し，原子炉の減圧には功するが，低圧注水機能が喪失して，炉心の著しい損傷に至るシーケンスを，事故シ成功するが，低圧注水機能が喪失して，炉心の著しい損傷に至る事故シーケンスを，ーケンスグループ「高圧・低圧注水機能喪失」に分類する。

事故シーケンスグループ「高圧・低圧注水機能喪失」に分類する。
(2) 高圧注水・減圧機能喪失（ＴＱＵＸ）

運転時の異常な過渡変化等の発生後，高圧注水機能及び原子炉減圧機能を喪失し，運転時の異常な過渡変化等の発生後，高圧注水機能及び原子炉減圧機能を喪失

炉心の著しい損傷に至るシーケンスを，事故シーケンスグループ「高圧注水・減圧機能喪失」に分類する。

し，炉心の著しい損傷に至る事故シーケンスを，事故シーケンスグループ「高圧注水・減圧機能喪失」に分類する。

(c) 全交流動力電源喪失(長期 TB, TBD, TBP, TBU)

(3) 全交流動力電源喪失（長期ＴＢ，ＴＢＤ，ＴＢＰ，ＴＢＵ）

外部電源喪失の発生時に非常用交流電源の確保に失敗する等，全交流動力電源喪失

外部電源喪失の発生時に区分Ⅰ及び区分Ⅱの非常用交流電源の確保に失敗するの発生後に，安全機能を有する系統及び機器が機能喪失することによって，炉心の著とともに，区分Ⅲの高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機による高圧炉心スプレイ

しい損傷に至るシーケンスを，事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」に分系専用の交流電源の確保に失敗することにより全交流動力電源喪失が発生し，安全

類する。

考

(1) 高圧・低圧注水機能喪失（ＴＱＵＶ）

運転時の異常な過渡変化等の発生後，高圧注水機能を喪失し，原子炉の減圧には成(b) 高圧注水・減圧機能喪失(TQUX)

備

機能を有する系統及び機器が機能喪失することによって，炉心の著しい損傷に至る
事故シーケンスを，事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」に分類する。

なお，PRA では電源喪失のシーケンスを長期 TB，TBD，TBP 及び TBU に詳細化して抽なお，ＰＲＡでは電源喪失の事故シーケンスを長期ＴＢ，ＴＢＤ，ＴＢＰ及びＴ

出しているが，いずれも全交流動力電源喪失を伴う事故シーケンスグループであるた

ＢＵに詳細化して抽出しているが，いずれも全交流動力電源喪失を伴う事故シーケ

め，解釈１－１(a)に記載の事故シーケンスグループでは「全交流動力電源喪失」に該ンスであるため，解釈１－１(a)に記載の事故シーケンスグループでは「全交流動力電源喪失」に該当するものとして整理する。また，高圧炉心スプレイ系ディーゼ

当するものとして整理した。

ル発電機による交流電源確保失敗は高圧炉心スプレイ系のシステムモデルに含めてモデル化していることから，区分Ⅰ及び区分Ⅱの非常用交流電源の確保に失敗
し，かつ，高圧炉心スプレイ系による炉心冷却に失敗する事故シーケンスを本事故
シーケンスグループに分類することとする。
(d) 崩壊熱除去機能喪失(TW)(4) 崩壊熱除去機能喪失（ＴＷ，ＴＢＷ）

運転時の異常な過渡変化等の発生後，原子炉圧力容器への注水等の炉心の冷却に成運転時の異常な過渡変化等の発生後，原子炉圧力容器への注水等の炉心の冷却に功するものの，原子炉格納容器からの崩壊熱除去機能が喪失し，炉心損傷前に原子炉成功するものの，格納容器からの崩壊熱除去機能が喪失し，炉心損傷前に格納容器

格納容器が過圧により破損，その後，炉心の著しい損傷に至るおそれのあるシーケンが過圧により破損，その後，炉心の著しい損傷に至るおそれのある事故シーケンス

スを，事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」として分類する。
(e) 原子炉停止機能喪失(TC)を，事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」として分類する。
(5) 原子炉停止機能喪失（ＴＣ）

運転時の異常な過渡変化の発生後，原子炉停止機能を喪失し，炉心の著しい損傷に運転時の異常な過渡変化等の発生後，原子炉停止機能を喪失し，炉心の著しい損至るシーケンスを，事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」として分類する。

傷に至る事故シーケンスを，事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」とし(f) LOCA 時注水機能喪失(AE, S1E, S2E)て分類する。
(6) ＬＯＣＡ時注水機能喪失（ＡＥ，Ｓ１Ｅ，Ｓ２Ｅ）

大破断 LOCA の発生後の高圧注水機能及び低圧注水機能の喪失，又は，中小破断 LOCA

大破断ＬＯＣＡの発生後の高圧注水機能及び低圧注水機能の喪失，又は，中小破の発生後の「高圧注水機能及び低圧注水機能」又は「高圧注水機能及び原子炉減圧機

断ＬＯＣＡの発生後の「高圧注水機能及び低圧注水機能」又は「高圧注水機能及び能」の喪失により，炉心の著しい損傷に至るシーケンスを，事故シーケンスグループ

原子炉減圧機能」の喪失により，炉心の著しい損傷に至る事故シーケンスを，事故「LOCA 時注水機能喪失」として分類する。

シーケンスグループ「ＬＯＣＡ時注水機能喪失」として分類する。

なお，
PRA では LOCA 時の注水機能喪失シーケンスを，
破断口の大きさに応じて AE(大なお，ＰＲＡではＬＯＣＡ時の注水機能喪失シーケンスを，破断口の大きさに応破断 LOCA を起因とする事故シーケンス)，S1E(中破断 LOCA を起因とする事故シーケ

じてＡＥ（大破断ＬＯＣＡを起因とする事故シーケンス），Ｓ１Ｅ（中破断ＬＯＣ
6／56

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（シーケンス選定 1 章）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所ンス)及び S2E(小破断 LOCA を起因とする事故シーケンス)に詳細化して抽出しているＡを起因とする事故シーケンス）及びＳ２Ｅ（小破断ＬＯＣＡを起因とする事故シが，いずれも LOCA 時の注水機能喪失を伴う事故シーケンスグループであるため，解ーケンス）に詳細化して抽出しているが，いずれもＬＯＣＡ時の注水機能喪失を伴釈１－１(a)に記載の事故シーケンスグループでは「LOCA 時注水機能喪失」に該当す

う事故シーケンスであるため，解釈１－１(a)に記載の事故シーケンスグループでは「ＬＯＣＡ時注水機能喪失」に該当するものとして整理する。

るものとして整理した。
(g) 格納容器バイパス(インターフェイスシステム LOCA)(ISLOCA)
インターフェイスシステム LOCA の発生後，破断箇所の隔離に失敗し，非常用炉心

インターフェイスシステムＬＯＣＡの発生後，破断箇所の隔離に失敗し，非常用
炉心冷却系（以下「ＥＣＣＳ」という。
）等による原子炉水位の確保に失敗することで炉心の著しい損傷に至る事故シーケンスを，事故シーケンスグループ「格納容ェイスシステム LOCA)」に分類する。

器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）」に分類する。
1.1.2.2 追加すべき事故シーケンスグループの検討

今回実施したレベル 1PRA により抽出した各事故シーケンス(第 1-5 表参照)のう

今回実施したレベル１ＰＲＡにより抽出した各事故シーケンス（第 1－1 表参照）

ち，炉心損傷防止のための緩和機能の喪失状況，プラントの状態及び炉心損傷に至るのうち，炉心損傷防止のための緩和機能の喪失状況，プラントの状態及び炉心損傷

主要因の観点で解釈１－１(a)の必ず想定する事故シーケンスグループに対応しないに至る主要因の観点で解釈１－１(a)の必ず想定する事故シーケンスグループに対事故シーケンスとしては，地震に伴い発生する地震特有の事象として以下の事故シー

応しない事故シーケンス又は事故シーケンスグループとしては，地震・津波特有のケンスグループを抽出した。
(1) Excessive LOCA

事象として以下の事故シーケンス又は事故シーケンスグループを抽出した。
(1) Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ ＬＯＣＡ

大規模な地震では，原子炉格納容器内の原子炉冷却材圧力バウンダリにおいて，大大規模な地震では，格納容器内の原子炉冷却材圧力バウンダリにおいて，大破断

破断 LOCA を超える規模の損傷に伴う冷却材喪失(Excessive LOCA)が発生する可能性

ＬＯＣＡを超える規模の損傷に伴う冷却材喪失（Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ ＬＯＣＡ）がある。具体的には，逃がし安全弁(以下「SRV」という。)の開放失敗による原子炉圧が発生する可能性がある。具体的には，逃がし安全弁の開放失敗による原子炉圧力

力上昇又は地震による直接的な荷重により，原子炉格納容器内の原子炉冷却材圧力バ上昇又は地震による直接的な荷重により，格納容器内の原子炉冷却材圧力バウンダ

ウンダリ配管が損傷に至るシナリオを想定している。大規模な地震において LOCA がリ配管が損傷に至るシナリオを想定している。大規模な地震においてＬＯＣＡが発発生した場合であっても，破断の規模や使用可能な緩和設備の状況によっては炉心損

生した場合であっても，破断の規模や使用可能な緩和設備の状況によっては炉心損傷を防止できる可能性も考えられるが，一方で，ECCS の注水機能の全喪失や，使用可傷を防止できる可能性も考えられるが，一方で，ＥＣＣＳの注水機能の全喪失や，能な ECCS の注水能力を上回る量の原子炉冷却材の漏えいが発生することにより炉心使用可能なＥＣＣＳの注水能力を上回る量の原子炉冷却材の漏えいが発生するこ損傷に至る可能性も考えられる。

とにより炉心損傷に至る可能性も考えられる。

さらに，使用可能な緩和設備の状況によっては原子炉格納容器の除熱に失敗する等の原因により，原子炉格納容器の破損に至る可能性も考えられる。

さらに，使用可能な緩和設備の状況によっては格納容器の除熱に失敗する等の原因により，格納容器の破損に至る可能性も考えられる。

このように，大規模な地震発生後の原子炉冷却材圧力バウンダリの損傷の規模や緩このように，大規模な地震発生後の原子炉冷却材圧力バウンダリの損傷の規模や和機能の状態には不確かさが大きく，原子炉冷却材圧力バウンダリの損傷の規模や緩緩和機能の状態には不確かさが大きく，原子炉冷却材圧力バウンダリの損傷の規模

和機能の状態に応じて個別に事象収束の評価を実施することは困難であるため，保守的に Excessive LOCA 相当の LOCA が発生するものとし，炉心損傷に直結する事象とや緩和機能の状態に応じて個別に事象収束の評価を実施することは困難であるため，保守的にＥｘｃｅｓｓｉｖｅ ＬＯＣＡ相当のＬＯＣＡが発生するものとし，して抽出した。

炉心損傷に直結する事象として抽出した。

なお，後述するシーケンス選定の結果，大破断 LOCA については国内外の先進的な

なお，後述する事故シーケンス選定の結果，大破断ＬＯＣＡについては国内外の対策を考慮しても炉心損傷防止対策を講じることが困難なシーケンスとして原子炉

先進的な対策を考慮しても炉心損傷防止対策を講じることが困難な事故シーケン

格納容器の機能に期待している。破断の規模や使用可能な緩和設備の状況によってはスとして格納容器の機能に期待している。破断の規模や使用可能な緩和設備の状況

原子炉格納容器の機能に期待できる場合も考えられる。
(2) 計測・制御系喪失

考(7) 格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）（ＩＳＬＯＣＡ）

冷却系(以下「ECCS」という。)による原子炉水位の確保に失敗することで炉心の著しい損傷に至るシーケンスを，事故シーケンスグループ「格納容器バイパス(インターフ

1.1.2.2 追加すべき事故シーケンスグループの検討

備によっては格納容器の機能に期待できる場合も考えられる。
(2) 計装・制御系喪失
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東海第二発電所

大規模な地震の発生により，計測・制御機能が喪失することで，プラントの監視及大規模な地震の発生により，計装・制御機能が喪失することで，プラントの監視

び制御が不能な状態に陥る可能性がある。計測・制御機能を喪失した場合であっても，及び制御が不能な状態に陥る可能性がある。計装・制御機能を喪失した場合であっ喪失の規模や使用可能な緩和設備の状況によっては炉心損傷を防止できる可能性もても，喪失の規模や使用可能な緩和設備の状況によっては炉心損傷を防止できる可考えられるが，一方で，ECCS が起動不能になること等が原因で炉心損傷に至る可能能性も考えられるが，一方で，ＥＣＣＳが起動不能になること等が原因で炉心損傷性も考えられる。さらに，残留熱除去系が起動不能になること等の原因により，原子に至る可能性も考えられる。さらに，残留熱除去系が起動不能になること等の原因

炉格納容器の破損に至る可能性も考えられる。

により，格納容器の破損に至る可能性も考えられる。

このように，大規模な地震による計測・制御系の喪失の規模には不確かさが大きく，
計測・制御機能が喪失した際のプラントへの影響を特定することは困難であることか

このように，大規模な地震による計装・制御系の喪失の規模には不確かさが大きく，計装・制御機能が喪失した際のプラントへの影響を特定することは困難である

ら，保守的に炉心損傷に直結する事象として抽出した。
(3) 格納容器バイパス考ことから，保守的に炉心損傷に直結する事象として抽出した。
(3) 格納容器バイパス

大規模な地震では，原子炉格納容器外で配管破断等が発生し，原子炉格納容器をバ

大規模な地震では，格納容器外で配管破断等が発生し，格納容器をバイパスした

イパスした原子炉冷却材の流出が発生する可能性がある。格納容器バイパス事象はイ

原子炉冷却材の流出が発生する可能性がある。格納容器バイパス事象はインターフ

ンターフェイスシステム LOCA とバイパス破断に細分化され，バイパス破断は通常開ェイスシステムＬＯＣＡとバイパス破断に細分化され，バイパス破断は通常開等の等の隔離弁に接続している配管が原子炉格納容器外で破損すると同時に隔離弁が閉隔離弁に接続している配管が格納容器外で破損すると同時に隔離弁が閉失敗する

失敗することで原子炉冷却材が流出する事象である。原子炉冷却材の流出や使用可能

ことで原子炉冷却材が流出する事象である。原子炉冷却材の流出や使用可能な緩和な緩和設備の状況によっては炉心損傷を防止できる可能性も考えられるが，一方で，設備の状況によっては炉心損傷を防止できる可能性も考えられるが，一方で，破断破断箇所の隔離に失敗したことで原子炉建屋内の機器に悪影響が及び炉心損傷に至箇所の隔離に失敗したことで原子炉建屋内の機器に悪影響が及び炉心損傷に至るる可能性も考えられる。

可能性も考えられる。

このように，大規模な地震発生後の格納容器バイパス事象の影響には不確かさが大このように，大規模な地震発生後の格納容器バイパス事象の影響には不確かさがきく，配管破断の程度や破断箇所の特定，影響緩和措置の成立性等に応じた網羅的な

大きく，配管破断の程度や破断箇所の特定，影響緩和措置の成立性等に応じた網羅事象進展の評価が困難なことから，保守的に炉心損傷に直結する事象として抽出し的な事象進展の評価が困難なことから，保守的に炉心損傷に直結する事象として抽

た。

出した。

(4) 原子炉圧力容器・原子炉格納容器損傷

備(4) 原子炉圧力容器損傷

大規模な地震では，原子炉圧力容器及び原子炉格納容器のいずれか又は両方の損傷

大規模な地震では，原子炉圧力容器の損傷が発生する可能性がある。この場合，が発生する可能性がある。この場合，原子炉圧力容器及び原子炉格納容器のいずれか

原子炉圧力容器の損傷により，原子炉停止や炉心冷却が困難となる可能性が考えら又は両方の損傷により，原子炉停止や炉心冷却が困難となる可能性が考えられる。大れる。大規模な地震において原子炉圧力容器の損傷が発生した場合であっても，損規模な地震において原子炉圧力容器及び原子炉格納容器のいずれか又は両方の損傷

傷の規模や使用可能な緩和設備の状況によっては炉心損傷を防止できる可能性もが発生した場合であっても，損傷の規模や使用可能な緩和設備の状況によっては炉心考えられるが，一方で，原子炉圧力容器の損傷に伴いＥＣＣＳの注水配管が破断し，損傷を防止できる可能性も考えられるが，一方で，原子炉圧力容器及び原子炉格納容

炉心冷却が困難になる等の理由により，炉心損傷に至る可能性も考えられる。また，

器のいずれか又は両方の損傷に伴い ECCS の注水配管が破断し，炉心冷却が困難にな

原子炉圧力容器の損傷後に使用可能な緩和設備の状況によっては格納容器の除熱る等の理由により，炉心損傷に至る可能性も考えられる。また，原子炉圧力容器の損傷後に使用可能な緩和設備の状況によっては原子炉格納容器の除熱に失敗する等のに失敗する等の原因により，格納容器の破損に至る可能性も考えられる。
このように，大規模な地震発生後の原子炉圧力容器の損傷の規模や緩和機能の状原因により，原子炉格納容器の破損に至る可能性も考えられるほか，大規模な地震に態には不確かさが大きく，損傷の規模や緩和機能の状態による事象収束可能性の評

より原子炉格納容器の損傷が発生する可能性がある。

価が困難なことから，保守的に炉心損傷に直結する事象として抽出した。

このように，大規模な地震発生後の原子炉圧力容器及び原子炉格納容器のいずれか
又は両方の損傷の規模や緩和機能の状態には不確かさが大きく，損傷の規模や緩和機能の状態による事象収束可能性の評価が困難なことから，保守的に炉心損傷に直結する事象として抽出した。
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備

考【以下，比較のため，(4)の記載を再掲】(4) 原子炉圧力容器・原子炉格納容器損傷(5) 格納容器損傷

大規模な地震では，原子炉圧力容器及び原子炉格納容器のいずれか又は両方の損傷

大規模な地震では，格納容器の損傷が発生する可能性がある。この場合，格納容が発生する可能性がある。この場合，原子炉圧力容器及び原子炉格納容器のいずれか器の損傷により，原子炉の停止や炉心冷却が困難となる可能性が考えられる。大規

又は両方の損傷により，原子炉停止や炉心冷却が困難となる可能性が考えられる。大模な地震において格納容器の損傷が発生した場合であっても，損傷の規模や使用可

規模な地震において原子炉圧力容器及び原子炉格納容器のいずれか又は両方の損傷

能な緩和設備の状況によっては炉心損傷を防止できる可能性も考えられるが，一方が発生した場合であっても，損傷の規模や使用可能な緩和設備の状況によっては炉心損傷を防止できる可能性も考えられるが，一方で，原子炉圧力容器及び原子炉格納容

で，格納容器の損傷に伴いＥＣＣＳの注水配管が破断し，炉心冷却が困難になる等の理由により，炉心損傷に至る可能性も考えられる。

「また，大規模な地震により格納容器

器のいずれか又は両方の損傷に伴い ECCS の注水配管が破断し，炉心冷却が困難になの損傷が発生する可能性がある。」

る等の理由により，炉心損傷に至る可能性も考えられる。また，原子炉圧力容器の損を削除（内容重複のため）。

傷後に使用可能な緩和設備の状況によっては原子炉格納容器の除熱に失敗する等の原因により，原子炉格納容器の破損に至る可能性も考えられるほか，大規模な地震により原子炉格納容器の損傷が発生する可能性がある。
このように，大規模な地震発生後の原子炉圧力容器及び原子炉格納容器のいずれか

このように，大規模な地震発生後の格納容器の損傷の規模や緩和機能の状態には又は両方の損傷の規模や緩和機能の状態には不確かさが大きく，損傷の規模や緩和機

不確かさが大きく，損傷の規模や緩和機能の状態による事象収束可能性の評価が困能の状態による事象収束可能性の評価が困難なことから，保守的に炉心損傷に直結す

難なことから，保守的に炉心損傷に直結する事象として抽出した。

る事象として抽出した。

【再掲はここまで】(5) 原子炉建屋損傷(6) 原子炉建屋損傷

大規模な地震では，原子炉建屋又は原子炉建屋を支持している基礎地盤が損傷する

大規模な地震では，原子炉建屋又は原子炉建屋を支持している基礎地盤が損傷すことで，建屋内の原子炉格納容器，原子炉圧力容器等の機器及び構造物が大規模な損ることで，建屋内の格納容器，原子炉圧力容器等の機器及び構造物が大規模な損傷傷を受ける可能性がある。

を受ける可能性がある。

大規模な地震において原子炉建屋又は原子炉建屋を支持している基礎地盤の損傷

大規模な地震において原子炉建屋又は原子炉建屋を支持している基礎地盤の損が発生した場合であっても，損傷の規模や使用可能な緩和設備の状況によっては炉心傷が発生した場合であっても，損傷の規模や使用可能な緩和設備の状況によっては損傷を防止できる可能性も考えられるが，一方で，原子炉停止や炉心冷却が困難とな

炉心損傷を防止できる可能性も考えられるが，一方で，原子炉停止や炉心冷却が困り，炉心損傷に至る可能性も考えられる。

難となり，炉心損傷に至る可能性も考えられる。

このように，大規模な地震発生後の原子炉建屋又は原子炉建屋を支持している基礎

このように，大規模な地震発生後の原子炉建屋又は原子炉建屋を支持している基地盤の損傷の規模や緩和機能の状態には不確かさが大きく，損傷の規模や緩和機能の礎地盤の損傷の規模や緩和機能の状態には不確かさが大きく，損傷の規模や緩和機

状態による事象収束可能性の評価が困難なことから，保守的に炉心損傷に直結する事能の状態による事象収束可能性の評価が困難なことから，保守的に炉心損傷に直結

象として抽出した。

する事象として抽出した。
(7) 津波浸水による最終ヒートシンク喪失
防潮堤を越流した津波により非常用海水ポンプが被水・没水することにより最終
ヒートシンクが喪失し，ＥＣＣＳによる炉心冷却機能が喪失するとともに，崩壊熱除去機能が喪失することで，炉心損傷に至る。
本事故シーケンスグループには，襲来する津波の高さに応じて次の 4 つの事故シーケンスが含まれるが，いずれも防潮堤の健全性が維持される事故シーケンスであり，津波による影響の程度が特定できること，及び炉心損傷頻度が有意であること
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備

考を考慮し，必ず想定する事故シーケンスグループに対応しない事故シーケンスグル
ープとして抽出した。
・原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失（最終ヒートシンク喪失）
・最終ヒートシンク喪失（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）
・最終ヒートシンク喪失＋高圧炉心冷却失敗
・最終ヒートシンク喪失＋逃がし安全弁再閉鎖失敗(8) 防潮堤損傷
津波波力により防潮堤が損傷し，多量の津波が敷地内に浸水することで，非常用海水ポンプが被水・没水して最終ヒートシンクが喪失するとともに，屋内外の施設が広範囲にわたり機能喪失して炉心損傷に至る事故シーケンスである。
この事故シーケンスは，防潮堤の損傷による津波の影響の程度を特定することが困難であるため，必ず想定する事故シーケンスグループに対応しない，炉心損傷に直結する事象として抽出した。
上記の事故シーケンスグループについて，解釈に従い，有効性評価における想定の要否を炉心損傷頻度又は影響度等の観点から分析した。

上記の事故シーケンス又は事故シーケンスグループについて，解釈に従い，有効性評価における想定の要否を炉心損傷頻度又は影響度等の観点から分析した。
津波特有の事象である「(7) 津波浸水による最終ヒートシンク喪失」の事故シーケンスグループについては，炉心損傷頻度が 4.0×10－６／炉年と有意な値であり，また，本事故シーケンスグループは敷地内への津波浸水によりプラントへの影
響が他の事故シーケンスとは異なり，炉心損傷防止のために必要な対応が異なることから，新たに追加する事故シーケンスグループとして抽出した。
また，地震・津波特有の事象である(1)～(6)及び(8)の各事故シーケンスについては，以下に示すとおり解釈に基づき想定する事故シーケンスグループと比較して頻度及び影響の観点から検討した結果，新たに追加する必要はないと総合的に判断した。

① 炉心損傷頻度の観点(1)～(5)の各事故シーケンスグループの炉心損傷頻度には，必ずしも炉心損傷に直結する程の損傷に至らない場合も含んでいる。

① 炉心損傷頻度の観点(1)～(6)の各事故シーケンスの炉心損傷頻度には，必ずしも炉心損傷に直結するほどの損傷に至らない場合も含んでいる。

別紙 2 のとおり，これらの事故シーケンスグループは評価方法にかなりの保守性を

別紙 2 のとおり，これらの事故シーケンスは評価方法にかなりの保守性を有して有している。また，地震動に応じた詳細な損傷の程度や影響を評価することは困難ないる。また，地震動に応じた詳細な損傷の程度や影響を評価することは困難なことことから，現状，対象とする建屋や機器等の損傷を以て炉心損傷直結事象として整理しているが，実際には地震の程度に応じ，機能を維持した設計基準事故対処設備等がから，現状，対象とする建屋や機器等の損傷をもって炉心損傷直結事象として整理しているが，実際には地震の程度に応じ，機能を維持した設計基準事故対処設備等残る場合も想定される。機能を維持した設計基準事故対処設備等がある場合，それをが残る場合も想定される。機能を維持した設計基準事故対処設備等がある場合，そ用いた対応に期待することにより，炉心損傷を防止できる可能性もあると考える。これを用いた対応に期待することにより，炉心損傷を防止できる可能性もあると考え

れらを整理すると以下のようになる。

る。これらを整理すると以下のようになる。

a) 炉心損傷直結と整理している事象が発生したが，損傷の程度が軽微であったり，機能喪失を免れた緩和機能によって炉心損傷を回避できる場合。
b) 炉心損傷直結と整理している事象が発生したが，緩和機能による炉心損傷の防a) 炉心損傷直結と整理している事象が発生したが，損傷の程度が軽微であったり，機能喪失を免れた緩和機能によって炉心損傷を回避できる場合。
b) 炉心損傷直結と整理している事象が発生したが，緩和機能による炉心損傷の防
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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉
止が可能な程度の損傷であり，機能喪失を免れた緩和機能があったものの，それらのランダム故障によって炉心損傷に至る場合。
c) 緩和機能の有無に関わらず炉心損傷を防止できない規模の炉心損傷直結事象が発生し，炉心損傷に至る場合。

東海第二発電所備

考止が可能な程度の損傷であり，機能喪失を免れた緩和機能があったものの，それらのランダム故障によって炉心損傷に至る場合。
c) 緩和機能の有無に関わらず炉心損傷を防止できない規模の炉心損傷直結事象が発生し，炉心損傷に至る場合。

a)～c)の整理のとおり，a)の場合は炉心損傷を防止できると考えられるため，評価a)～c)の整理のとおり，a)の場合は炉心損傷を防止できると考えられるため，評を詳細化することで(1)～(5)の各事故シーケンスグループの炉心損傷頻度は現在の価を詳細化することで(1)～(6)の各事故シーケンスの炉心損傷頻度は現在の値よ値よりも更に小さい値になると推定される。また，機能を維持した設計基準事故対処
設備等に期待した上で，そのランダム故障により炉心損傷に至る場合のシーケンス

りも更に小さい値になると推定される。また，機能を維持した設計基準事故対処設備等に期待した上で，そのランダム故障により炉心損傷に至る場合の事故シーケンは，内部事象運転時レベル 1PRA の結果から抽出された既存の事故シーケンスグルー

スは，内部事象レベル１ＰＲＡの結果から抽出された既存の事故シーケンスグルー

プに包絡されるものと考える。これらの事故シーケンスグループに対して，炉心損傷

プに包絡されるものと考える。これらの事故シーケンスに対して，炉心損傷頻度の頻度の観点では，地震 PRA の精度を上げることが望ましいと考える。

観点では，地震ＰＲＡの精度を上げることが望ましいと考える。
また，(8)の事故シーケンスについては，津波ＰＲＡから抽出される事故シーケンスであるが，炉心損傷頻度は 3.3×10－７／炉年であり，全炉心損傷頻度に対して0.4％程度と小さい寄与となっているが，この炉心損傷頻度は防潮堤前面での津波
高さが T.P.＋24m を超える津波の発生頻度と同じとしており，T.P.＋24m の津波に対する防潮堤の損傷確率を保守的に 1 として評価しているため，防潮堤の損傷確率を詳細に評価すること等によりこの事故シーケンスの炉心損傷頻度は更に小さい
値になると推定される。

② 影響度(事象の厳しさ)の観点② 影響度(事象の厳しさ)の観点(1)～(5)の各事故シーケンスグループが発生した際の事象の厳しさについて，建屋(1)～(6)の各事故シーケンスが発生した際の事象の厳しさについて，建屋や機器や機器の損傷の程度や組み合わせによって事象の厳しさに幅が生じると考えられ，定の損傷の程度や組合せによって事象の厳しさに幅が生じると考えられ，定量的に分量的に分析することは難しいと考えるものの，地震と同時に炉心が損傷する状況は考析することは難しいと考えるものの，地震と同時に炉心が損傷する状況は考え難え難い。現状，対象とする建屋や機器等の損傷を以て炉心損傷直結事象として整理しい。現状，対象とする建屋や機器等の損傷をもって炉心損傷直結事象として整理しているが，実際には機能を維持した設計基準事故対処設備や重大事故等対処設備，可ているが，実際には機能を維持した設計基準事故対処設備や重大事故等対処設備，搬型の機器等で炉心損傷防止を試みるものと考える。このように，事象の厳しさの観可搬型の機器等で炉心損傷防止を試みるものと考える。このように，事象の厳しさ

点では，高圧・低圧注水機能喪失や全交流動力電源喪失等と同等となる場合もあるとの観点では，高圧・低圧注水機能喪失や全交流動力電源喪失等と同等となる場合も考える。また，損傷の程度が大きく，設計基準事故対処設備や重大事故等対処設備にあると考える。また，損傷の程度が大きく，設計基準事故対処設備や重大事故等対期待できない場合には，大規模損壊対策を含め，使用可能な設備によって臨機応変に処設備に期待できない場合には，大規模損壊対策を含め，使用可能な設備によって影響緩和を試みる。

臨機応変に影響緩和を試みる。
また，(8)の事故シーケンスが発生した際の事象の厳しさについて，防潮堤の損傷の程度によって事象の厳しさには幅が生じると考えられ，定量的に分析することは難しいと考えるものの，実際には機能を維持した設計基準事故対処設備や重大事
故等対処設備，可搬型の機器等で炉心損傷を試みるものと考える。このように，事象の厳しさの観点では，全交流動力電源喪失等と同等となる場合もあると考える。
また，損傷の程度が大きく，設計基準事故対処設備や重大事故等対処設備に期待できない場合には，大規模損壊対策を含め，使用可能な設備によって臨機応変に影響緩和を試みる。

③ 炉心損傷防止対策の観点③ 炉心損傷防止対策の観点
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現状，対象とする建屋や機器等の損傷を以て炉心損傷直結として整理している(1)

現状，対象とする建屋や機器等の損傷をもって炉心損傷直結として整理している～(5)の各事故シーケンスグループについて，炉心損傷直結としていることの保守性(1)～(6)の各事故シーケンスについて，炉心損傷直結としていることの保守性を踏を踏まえて定性的に考察すると，①及び②で述べたとおり，(1)～(5)の事象が発生す

まえて定性的に考察すると，①及び②で述べたとおり，(1)～(6)の事象が発生する

るものの，機能を維持した設計基準事故対処設備等が残る場合も考えられる。この場

ものの，機能を維持した設計基準事故対処設備等が残る場合も考えられる。この場

合，炉心損傷に至るか否かは地震によって機能を喪失した設備及び機能を維持した設合，炉心損傷に至るか否かは地震によって機能を喪失した設備及び機能を維持した計基準事故対処設備等のランダム故障によるため，内部事象運転時レベル 1PRA の結設計基準事故対処設備等のランダム故障によるため，内部事象運転時レベル１ＰＲ

果から抽出された既存の事故シーケンスグループに包絡されると考えられる。

Ａの結果から抽出された既存の事故シーケンスグループに包絡されると考えられる。

また，炉心損傷を防止できる場合も考えられるため，炉心損傷頻度は現在の値よりも低下するものと考えられる。

備考

また，炉心損傷を防止できる場合も考えられるため，炉心損傷頻度は現在の値よりも低下するものと考えられる。

損傷の程度が大きく，設計基準事故対処設備や重大事故等対処設備に期待できない

損傷の程度が大きく，設計基準事故対処設備や重大事故等対処設備に期待できな場合には，大規模損壊対策を含め，建屋以外に分散配置した設備や可搬型の機器を駆い場合には，大規模損壊対策を含め，建屋以外に分散配置した設備や可搬型の機器

使し，臨機応変に対応することによって，炉心損傷や格納容器破損を防止することにを駆使し，臨機応変に対応することによって，炉心損傷や格納容器破損を防止するなる。

ことになる。

上記のように，(1)～(5)の各事故シーケンスグループは，実際のところプラントへ

上記のように，(1)～(6)の各事故シーケンスは，実際のところプラントへの影響の影響に不確かさが大きく，具体的なシーケンスを特定することが困難である。このに不確かさが大きく，具体的な事故シーケンスを特定することが困難である。このため，外部事象に特有の事故シーケンスグループについては，炉心損傷防止対策の有ため，外部事象に特有の事故シーケンスについては，炉心損傷防止対策の有効性評

効性評価の事故シーケンスグループとしてシーケンスを特定して評価するのではな

価の事故シーケンスグループとして事故シーケンスを特定して評価するのではな

く，発生する事象の程度や組合せに応じて炉心損傷防止対策や格納容器破損防止対策

く，発生する事象の程度や組合せに応じて炉心損傷防止対策や格納容器破損防止対を柔軟に活用するとともに，建屋全体が崩壊し内部の安全系機器・配管の全てが機能策を柔軟に活用するとともに，建屋全体が崩壊し内部の安全系機器・配管の全てがを喪失するような深刻な損傷の場合には可搬型のポンプ，電源，放水設備等等を駆使機能を喪失するような深刻な損傷の場合には可搬型のポンプ，電源，放水設備等々した大規模損壊対策による影響緩和を図ることで対応するべきものと考える。

を駆使した大規模損壊対策による影響緩和を図ることで対応するべきものと考える。
また，(8)の事故シーケンスについても，防潮堤の損傷の程度によっては機能を維持した設計基準事故対処設備や重大事故等対処設備による対応に期待できる場
合も考えられ，損傷の程度が大きく設計基準事故対処設備や重大事故等対処設備に期待できない場合には，大規模損壊対策を含め，使用可能な設備によって臨機応変に影響緩和を試みる。

以上の検討を踏まえ，(1)～(5)の各事故シーケンスグループは，一定の安全機能喪以上の検討を踏まえ，(1)～(6)及び(8)の各事故シーケンスは，一定の安全機能

失時の対策の有効性を評価するシナリオとしては適当でない事象であり，新たに追加するシーケンスとはしないことを確認した。また，(1)～(5)の各事故シーケンスグル

喪失時の対策の有効性を評価するシナリオとしては適当でない事象であり，新たに追加するシーケンスとはしないことを確認した。また，(1)～(6)及び(8)の各事故

ープを炉心損傷頻度及び影響度の観点から総合的に判断した結果，解釈に基づき想定

シーケンスを炉心損傷頻度及び影響度の観点から総合的に判断した結果，解釈に基する事故シーケンスグループと比較して有意な頻度又は影響をもたらす事故シーケ

づき必ず想定する事故シーケンスグループと比較して有意な頻度又は影響をもた

ンスグループとして，新たに追加するシーケンスには該当しないと判断した。

らす事故シーケンスグループとして，新たに追加するシーケンスには該当しないと判断した。

また，上記の検討及び別紙 2 のとおり，大規模な地震を受けた場合であっても，炉また，上記の検討及び別紙 2 のとおり，大規模な地震を受けた場合であっても，心損傷に直結するほどの損傷が生じることは考えにくく，大規模な地震を受けた場合

炉心損傷に直結するほどの損傷が生じることは考えにくく，大規模な地震を受けた
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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（シーケンス選定 1 章）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所の大部分は使用可能な緩和機能によって炉心損傷防止を試みることが可能であるも場合の大部分は使用可能な緩和機能によって炉心損傷防止を試みることが可能でのと考える。

あるものと考える。津波による防潮堤損傷についても，防潮堤の機能が全て喪失す

備考るほどの損傷が生じることは考えにくく，敷地内に多量の津波が流入した場合でも，使用可能な津波防護対象設備によって炉心損傷防止を試みることが可能である
ものと考える。
1.1.2.3 炉心損傷後の原子炉格納容器の機能への期待可否に基づく整理
1.1.2.3 炉心損傷後の格納容器の機能への期待可否に基づく整理
内部事象レベル 1PRA，PRA が適用可能な外部事象として地震及び津波レベル 1PRA
内部事象レベル１ＰＲＡ，ＰＲＡが適用可能な外部事象として地震及び津波レベを実施し，地震，津波以外の外部事象については PRA に代わる方法で概略評価を実施
ル１ＰＲＡを実施し，地震，津波以外の外部事象についてはＰＲＡに代わる方法でした結果，追加すべき新たな事故シーケンスグループはないことを確認した。

概略評価を実施した結果，追加すべき新たな事故シーケンスグループとして「津波浸水による最終ヒートシンク喪失」を抽出した。

したがって，柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉の有効性評価で想定する事故

したがって，東海第二発電所の有効性評価で想定する事故シーケンスグループ

シーケンスグループは，解釈１－１(a)の必ず想定する事故シーケンスグループのみ

は，解釈１－１(a)の必ず想定する事故シーケンスグループ及び新たに追加した「津となる。これについて，以下に示す解釈１－２及び１－４の要件に基づいて整理し，

波浸水による最終ヒートシンク喪失」となる。これについて，以下に示す解釈１－

各事故シーケンスグループの対策の有効性の確認における要件を整理した。

２及び１－４の要件に基づいて整理し，各事故シーケンスグループの対策の有効性の確認における要件を整理した。

１－２ 第１項に規定する「炉心の著しい損傷を防止するために必要な措置を講じたもの」とは，以下に掲げる要件を満たすものであること。

１－２ 第１項に規定する「炉心の著しい損傷を防止するために必要な措置を講(a) 想定する事故シーケンスグループのうち炉心の著しい損傷後の原子炉格納じたもの」とは、以下に掲げる要件を満たすものであること。
(a) 想定する事故シーケンスグループのうち炉心の著しい損傷後の原子炉格納容器の機能に期待できるものにあっては，炉心の著しい損傷を防止するた容器の機能に期待できるものにあっては、炉心の著しい損傷を防止するための十分な対策が計画されており，かつ，その対策が想定する範囲内で有めの十分な対策が計画されており、かつ、その対策が想定する範囲内で有効性があることを確認する。
(b) 想定する事故シーケンスグループのうち炉心の著しい損傷後の原子炉格納(b) 想定する事故シーケンスグループのうち炉心の著しい損傷後の原子炉格納容器の機能に期待することが困難なもの(格納容器先行破損シーケンス，格容器の機能に期待することが困難なもの（格納容器先行破損シーケンス、

納容器バイパス等)にあっては，炉心の著しい損傷を防止する対策に有効性

格納容器バイパス等）にあっては、炉心の著しい損傷を防止する対策に有があることを確認する。

効性があることを確認する。

１－４ 上記１－２(a)の「十分な対策が計画されており」とは，国内外の先進的な対策と同等のものが講じられていることをいう。
整理の結果は以下のとおり。
○解釈１－２(a)に分類される事故シーケンスグループ

効性があることを確認する。

１－４ 上記１－２(a)の「十分な対策が計画されており」とは、国内外の先進的な対策と同等のものが講じられていることをいう。
整理の結果は以下のとおり。
○解釈１－２(a)に分類される事故シーケンスグループ

・高圧・低圧注水機能喪失

・高圧・低圧注水機能喪失

・高圧注水・減圧機能喪失

・高圧注水・減圧機能喪失

・全交流動力電源喪失

・全交流動力電源喪失

・LOCA 時注水機能喪失

・ＬＯＣＡ時注水機能喪失
・津波浸水による最終ヒートシンク喪失○解釈１－２(b)に分類される事故シーケンスグループ
・崩壊熱除去機能喪失○解釈１－２(b)に分類される事故シーケンスグループ
・崩壊熱除去機能喪失
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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（シーケンス選定 1 章）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

・原子炉停止機能喪失

・原子炉停止機能喪失

・格納容器バイパス(インターフェイスシステム LOCA)

・格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）

1.2 有効性評価の対象となる事故シーケンスについて
事故シーケンスグループ別に事故シーケンス，炉心損傷防止対策について整理した

考

1.2 有効性評価の対象となる事故シーケンスについて
事故シーケンスグループ別に事故シーケンス及び炉心損傷防止対策について整理

結果を第 1-7 表に示す。

した結果を第 1－3 表に示す。

解釈１－２(a)の事故シーケンスグループに含まれる事故シーケンスに対しては，炉心の著しい損傷を防止するための対策として，国内外の先進的な対策と同等のもの

解釈１－２(a)の事故シーケンスグループに含まれる事故シーケンスに対しては，炉心の著しい損傷を防止するための対策として，国内外の先進的な対策と同等のものを講じることが要求されている。

を講じることが要求されている。

一方で，事故シーケンスの中には，国内外の先進的な対策を考慮しても，炉心損傷

一方で，事故シーケンスの中には，国内外の先進的な対策を考慮しても，炉心損傷防止対策を講じることが困難なシーケンスが存在する。具体的には以下の 2 つの事故防止対策を講じることが困難な事故シーケンスが存在する。具体的には以下の 3 つのシーケンスが該当する。なお，国内外の先進的な対策と柏崎刈羽原子力発電所 6 号及事故シーケンスが該当する。なお，国内外の先進的な対策と東海第二発電所の対策のび 7 号炉の対策の比較を別紙 3 に示す。

比較を別紙 3 に示す。
①大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗① 大破断 LOCA＋HPCF 注水失敗＋低圧 ECCS 注水失敗

備

②直流電源喪失＋原子炉停止失敗② 全交流動力電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋原子炉停止失敗③交流電源喪失＋原子炉停止失敗①の事故シーケンスは，原子炉圧力容器から多量の冷却材が短時間で失われていく①の事故シーケンスは，原子炉圧力容器から多量の冷却材が短時間で失われていく事象であり，大破断 LOCA 後は数分以内に多量の注水を開始しなければ炉心損傷を防事象であり，大破断ＬＯＣＡ後は数分以内に多量の注水を開始しなければ炉心損傷を止することができない。今回の調査では，事象発生から極めて短時間に多量の注入が防止することができない。今回の調査では，事象発生から極めて短時間に多量の注水可能な対策(インターロックの追設等)は確認できなかったことから，このシーケンスが可能な対策（インターロックの追設等）は確認できなかったことから，この事故シを国内外の先進的な対策を考慮しても，炉心損傷防止対策を講じることが困難なシーーケンスを国内外の先進的な対策を考慮しても，炉心損傷防止対策を講じることが困ケンスとして整理した。

難な事故シーケンスとして整理した。

以上より，①の事故シーケンスについては，格納容器破損防止対策の有効性評価の以上より，①の事故シーケンスについては，格納容器破損防止対策の有効性評価の対象とすることとし，炉心損傷防止対策の有効性評価の対象とする事故シーケンスか対象とすることとし，炉心損傷防止対策の有効性評価の対象とする事故シーケンスから除外した(重要事故シーケンス選定の対象とする事故シーケンスから除外する)。

ら除外した（重要事故シーケンス選定の対象とする事故シーケンスから除外する）。

①の事故シーケンスについても，炉心損傷後の原子炉への注水や格納容器スプレイ①の事故シーケンスについても，炉心損傷後の原子炉への注水や格納容器スプレイ等の実施により，事象の緩和に期待できる。また，今回整備した格納容器破損防止対等の実施により，事象の緩和に期待できる。また，今回整備した格納容器破損防止対策により原子炉格納容器の閉じ込め機能に期待できることを確認している(「2.2.3

策により格納容器の閉じ込め機能に期待できることを確認している（「2.3.3 炉心損傷防止が困難な事故シーケンス等に対する格納容器破損防止対策の有効性」参照）。

炉心損傷防止が困難な事故シーケンス等に対する格納容器破損防止対策の有効性」参
照)。
②の事故シーケンスは，原子炉スクラムの失敗と全交流動力電源の喪失が重畳する
事故シーケンスである。制御棒による原子炉停止に期待できない場合の代替の原子炉②及び③の事故シーケンスは，原子炉スクラムの失敗と直流電源喪失又は全交流動
力電源の喪失が重畳する事故シーケンスである。制御棒による原子炉停止に期待でき停止手段としてはほう酸水注入系を設けているが，全交流動力電源の喪失によってほない場合の代替の原子炉停止手段としてはほう酸水注入系を設けているが，直流電源

う酸水注入系が機能喪失に至ることから，炉心損傷を防ぐことができない。今回の調の喪失又は全交流動力電源の喪失によってほう酸水注入系が機能喪失に至ることか

査では，原子炉停止機能について，ほう酸水注入系に期待できない場合のバックアッら，炉心損傷を防止することができない。今回の調査では，原子炉停止機能について，

プとなる対策は確認できなかったことから，このシーケンスを，国内外の先進的な対ほう酸水注入系に期待できない場合のバックアップとなる対策は確認できなかった策を考慮しても，炉心損傷防止対策を講じることが困難なシーケンスとして整理しことから，この事故シーケンスを，国内外の先進的な対策を考慮しても，炉心損傷防た。

止対策を講じることが困難な事故シーケンスとして整理した。
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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（シーケンス選定 1 章）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所②の事故シーケンスは地震レベル 1PRA から抽出された事故シーケンスである。原

②及び③の事故シーケンスはいずれも地震レベル１ＰＲＡから抽出された事故シ

子炉スクラムの失敗の支配的な理由として，カットセットの分析結果(別紙 5)からは，ーケンスである。原子炉スクラムの失敗の支配的な理由として，カットセットの分析

地震による炉内構造物の損傷等が抽出されている。今回の地震レベル 1PRA では，事結果（別紙 7）からは，地震による炉内構造物の損傷等が抽出されている。今回の地

象発生と同時に最大の地震加速度を受けるものとして評価しているが，事象発生と同

震レベル１ＰＲＡでは，事象発生と同時に最大の地震加速度を受けるものとして評価

時にどの程度の地震加速度が加えられるかについて，実際には不確かさが大きい。炉しているが，事象発生と同時にどの程度の地震加速度が加えられるかについて，実際

内構造物の低い損傷確率(5%損傷確率)であることが高い信頼度(95%信頼度)で推定でには不確かさが大きい。炉内構造物の低い損傷確率（5％損傷確率）であることが高い

きる地震加速度（以下「HCLPF」という。
）は「地震加速度大」のスクラム信号が発信される地震加速度よりも大幅に高い値であり，実際に大規模な地震が発生した場合に信頼度（95％信頼度）で推定できる地震加速度（以下「ＨＣＬＰＦ」という。
）は「地震加速度大」のスクラム信号が発信される地震加速度よりも大幅に高い値であり，実は，地震による炉内構造物の損傷等が生じる前にスクラム信号が発信されると考えら際に大規模な地震が発生した場合には，地震による炉内構造物の損傷等が生じる前にれる。また，地震レベル 1PRA では機器の損傷を完全相関としていることから，例え

スクラム信号が発信されると考えられる。また，地震レベル 1ＰＲＡでは機器の損傷

ば 1 本のみの制御棒挿入に失敗する場合であってもスクラム失敗により炉心損傷すを完全相関としていることから，例えば 1 本のみの制御棒挿入に失敗する場合であっるものとして評価している。評価の詳細は別紙 2 に示す。

てもスクラム失敗により炉心損傷するものとして評価している。評価の詳細は別紙 2

備

考

に示す。
以上のとおり，②の事故シーケンスの炉心損傷頻度は保守的な設定のもとに評価し以上のとおり，②及び③の事故シーケンスの炉心損傷頻度は保守的な設定のもとにたものであるが，現実的に想定すると，本事故シーケンスによって炉心損傷に至る頻評価したものであるが，現実的に想定すると，本事故シーケンスによって炉心損傷に度は十分に小さいと判断したことから，本事故シーケンスは，炉心の著しい損傷を防至る頻度は十分に小さいと判断したことから，本事故シーケンスは，炉心の著しい損止する対策の有効性を確認するシーケンスに該当しないと判断した。

傷を防止する対策の有効性を確認する事故シーケンスに該当しないと判断した。

なお，第 1-7 表に示すとおり，これらの事故シーケンスの全炉心損傷頻度への寄与

なお，第 1－3 表に示すとおり，これらの事故シーケンスの全炉心損傷頻度への寄割合は小さく，全炉心損傷頻度の約 96.5%以上の事故シーケンスが炉心損傷防止対策

与割合は小さく，全炉心損傷頻度の約 99.0％以上の事故シーケンスが炉心損傷防止の有効性評価の対象範囲に含まれることを確認している。

対策の有効性評価の対象範囲に含まれることを確認している。

1.3 重要事故シーケンスの選定について

1.3 重要事故シーケンスの選定について

1.3.1 重要事故シーケンス選定の考え方

1.3.1 重要事故シーケンス選定の考え方(1) 重要事故シーケンス選定の着眼点にもとづく整理(1) 重要事故シーケンス選定の着眼点に基づく整理

設置変更許可申請における炉心損傷防止対策の有効性評価の実施に際しては，事故

設置変更許可申請における炉心損傷防止対策の有効性評価の実施に際しては，事故

シーケンスグループごとに重要事故シーケンスを選定している。重要事故シーケンス

シーケンスグループごとに重要事故シーケンスを選定している。重要事故シーケンスの選定に当たっては，審査ガイドに記載の 4 つの着眼点を考慮している。今回の重要の選定に当たっては，審査ガイドに記載の 4 つの着眼点を考慮している。今回の重要

事故シーケンスの選定に係る具体的な考え方は以下のとおりである。また，シーケン

事故シーケンスの選定に係る具体的な考え方は以下のとおりである。また，事故シー

スグループごとに，シーケンスと各着眼点との関係を整理し，関係が強いと考えられケンスグループごとに，事故シーケンスと各着眼点との関係を整理し，関係が強いとるものから「高」，「中」，「低」と分類して整理した。

考えられるものから「高」，「中」，「低」と分類して整理した。

【審査ガイドに記載されている重要事故シーケンス選定の着眼点】
a. 共通原因故障又は系統間の機能の依存性によって複数の設備が機能喪失し，炉心の著しい損傷に至る。

【審査ガイドに記載されている重要事故シーケンス選定の着眼点】
ａ．共通原因故障又は系統間の機能の依存性によって複数の設備が機能喪失し、炉心の著しい損傷に至る。

b. 炉心損傷防止対策の実施に対する余裕時間が短い。

ｂ．炉心損傷防止対策の実施に対する余裕時間が短い。

c. 炉心損傷防止に必要な設備容量(流量又は逃がし弁容量等)が大きい。

ｃ．炉心損傷防止に必要な設備容量（流量又は逃がし弁容量等）が大きい。

d. 事故シーケンスグループ内のシーケンスの特徴を代表している。
a. 共通原因故障，系統間の機能の依存性の観点
本 PRA では，多重化された機器の共通原因故障を考慮しており，システム信頼性評

ｄ．事故シーケンスグループ内のシーケンスの特徴を代表している。
ａ．共通原因故障，系統間の機能の依存性の観点
本ＰＲＡでは，多重化された機器の共通原因故障を考慮しており，システム信頼
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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（シーケンス選定 1 章）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉
価におけるフォールトツリーの中でモデル化している。

東海第二発電所
このため，原子炉建屋損傷等の炉心損傷直結事象を除き，緩和機能の喪失によっ

炉心損傷に至るシーケンスでは，共通原因故障が炉心損傷の原因の 1 つとして抽出さて炉心損傷に至る事故シーケンスでは，共通原因故障が炉心損傷の原因の 1 つとしれ得ることから，これらのシーケンスについては，炉心損傷頻度への寄与が大きい場て抽出され得ることから，これらのシーケンスについては炉心損傷頻度への寄与が合，共通原因故障の影響ありと判断する。

大きい場合，共通原因故障の影響があると考えられるものの，炉心損傷頻度は着眼

系統間の機能依存性については，ある安全機能の機能喪失によって必然的に別の系

点ｄで考慮することから，ここでは，起因事象に着目し，系統間の依存性を有する

統も機能喪失に至る場合を系統間の機能依存性ありと判断する。例えば，2 つのフロ
ントライン系(原子炉圧力容器への注水等，事故時の基本的な安全機能を直接果たす

サポート系の故障により起因事象が発生した場合を系統間の依存性ありと判断する。

系統)に共通のサポート系(電源等，フロントライン系の機能維持をサポートする系【例 1：高圧・低圧注水機能喪失】

断する。

考

性評価におけるフォールトツリーの中でモデル化している。

このため，原子炉建屋損傷等の炉心損傷直結事象を除き，緩和機能の喪失によって統)が機能喪失し，それが炉心損傷頻度に大きく寄与する場合は機能依存性ありと判

備

サポート系喪失を起因とするシーケンスは，系統間機能依存性によって多重性を有する機能の片区分の設備が機能喪失することから「中」とした。
【例 2：全交流動力電源喪失】
いずれのシーケンスでも全交流動力電源喪失に至り，電源を必要とする多くの設備が機能喪失することから「高」とした。

b. 余裕時間の観点
炉心損傷防止対策の対応操作に係る余裕時間を厳しくするため，事象が早く進展し，炉心損傷に至る時間が短い事故シーケンスを選定する。
【例 1：LOCA 時注水機能喪失】
破断口径が大きい方が，原子炉冷却材の系外への流出量が多くなるため，炉心損傷防止対策の対応操作のための余裕時間が短くなる。

ｂ．余裕時間の観点
炉心損傷防止対策の対応操作に係る余裕時間を厳しくするため，事象が早く進展し，炉心損傷に至る時間が短い事故シーケンスを選定する。
【例 1：ＬＯＣＡ時注水機能喪失】
中破断ＬＯＣＡを起因とする事故シーケンスは，破断面積が大きいことより流出流量が多く，事象進展が早いことから「高」とした。また，小破断ＬＯＣＡを起因とする事故シーケンスについては，中破断ＬＯＣＡに比べて破断面積が小さいため「低」とした。

【例 2：高圧・低圧注水機能喪失】【例 2：高圧・低圧注水機能喪失】

過渡事象(全給水喪失事象)は原子炉水位低(L3)が事象進展の起点となるため，通常過渡事象（給水流量の全喪失）又はサポート系喪失（自動停止）を起因とする事

水位から原子炉停止に至る手動停止，サポート系喪失と比較して事象進展が早い。こ故シーケンスは，事象進展が早いことから「高」とした。また，原子炉を通常停止のため過渡事象を起因とするシーケンスの余裕時間が短い。
c. 設備容量の観点
炉心損傷防止に際して炉心の冷却に必要となる注水量等，設備容量への要求が大きくなる事故シーケンスを選定する。
【例：LOCA 時注水機能喪失(中小破断 LOCA)】させる手動停止／サポート系喪失（手動停止）については「低」とした。
ｃ．設備容量の観点
炉心損傷防止に際して炉心の冷却に必要となる注水量等，設備容量への要求が大きくなる事故シーケンスを選定する。
【例：ＬＯＣＡ時注水機能喪失】

中小破断 LOCA 後の緩和措置としては原子炉減圧及び低圧注水があるが，減圧に用いる SRV は十分な台数が備えられている一方，低圧注水の代替となる注水設備の容量

中破断ＬＯＣＡ及び小破断ＬＯＣＡ発生後の緩和措置としては原子炉減圧及び低圧注水があるが，原子炉減圧に用いる逃がし安全弁は十分な台数が設置されは低圧 ECCS より少ない。このため代替となる設備容量の観点で低圧 ECCS 失敗を含ている一方，低圧注水の代替となる注水設備の容量は低圧ＥＣＣＳより少ない。

むシーケンスが厳しいと考える。

このため，低圧炉心冷却失敗を含む事故シーケンスを「高」とし，原子炉減圧失
敗を含む事故シーケンスを「低」とした。

d. 事故シーケンスグループ内の代表性の観点

ｄ．事故シーケンスグループ内の代表性の観点

当該事故シーケンスグループの代表的な事故シーケンスとして，炉心損傷頻度が大

当該事故シーケンスグループの代表的な事故シーケンスとして，炉心損傷頻度がきく，事故進展が事故シーケンスグループの特徴を有しているものを選定する。ただ高く，事象進展が事故シーケンスグループの特徴を有しているものを選定する。た
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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（シーケンス選定 1 章）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉
し，
「高」
，
「中」
，
「低」の分類については炉心損傷頻度のみに着目して整理した。

東海第二発電所

備

考

だし，
「高」
，
「中」
，
「低」の分類については炉心損傷頻度のみに着目して整理した。
【例：高圧・低圧注水機能喪失】
事故シーケンスグループの中で最も炉心損傷頻度の高いドミナントシーケン
スを「高」，事故シーケンスグループ別炉心損傷頻度に対して 1％以上の寄与を持つシーケンスを「中」，1％未満のシーケンスを「低」とした。

今回の内部事象レベル 1PRA，地震レベル 1PRA 及び津波レベル 1PRA の結果のうち，シーケンスを選定するに当たって同一に整理できると考えられるものについては，炉今回の内部事象レベル１ＰＲＡ，地震レベル１ＰＲＡ及び津波レベル１ＰＲＡの結果のうち，事故シーケンスを選定するに当たって同一に整理できると考えられる

心損傷頻度を足し合わせて上記の分類を実施した。本来，各 PRA は扱う事象が異なる

ものについては，炉心損傷頻度を足し合わせて上記の分類を実施した。本来，各Ｐため，結果の不確かさや評価の精度が異なるものであり，結果を足し合わせて用いる

ＲＡは扱う事象が異なるため，結果の不確かさや評価の精度が異なるものであり，ことの可否(比較可能性)については，PRA の結果を活用する際の目的に照らして十分

結果を足し合わせて用いることの可否（比較可能性）については，ＰＲＡの結果を留意する必要がある。今回は重要事故シーケンスの選定の考え方を以下のとおりとし活用する際の目的に照らして十分留意する必要がある。今回は重要事故シーケンスていることから，結果の不確かさや PRA 間の評価の精度の違いを考慮しても，炉心損の選定の考え方を以下のとおりとしていることから，結果の不確かさやＰＲＡ間の傷頻度を足し合わせて用いることによる問題は生じないものと考えた。

評価の精度の違いを考慮しても，炉心損傷頻度を足し合わせて用いることによる問題は生じないものと考えた。

○ 今回抽出された事故シーケンスについては，第 1-8 表に示すとおり，結果的に，事○今回抽出された事故シーケンスについては，第 1－4 表に示すとおり，結果的に，

故シーケンスグループ内において選定対象とした全ての事故シーケンス対して，概事故シーケンスグループ内において選定対象とした全ての事故シーケンスに対

ね同じ重大事故等対処設備で対応できるものと考えている。このため，重要事故シして，おおむね同じ重大事故等対処設備で対応できるものと考えている。このたーケンスの選定に当たっては，その対応の厳しさに重きを置いて選定することが適め，重要事故シーケンスの選定に当たっては，その対応の厳しさに重きをおいて切と考え，主に着眼点 b 及び c によって重要事故シーケンスを選定している。これ選定することが適切と考え，主に着眼点ｂ及びｃによって重要事故シーケンスをは，決定論的な評価である有効性評価においては，対応が厳しい事故シーケンスを選定している。これは，決定論的な評価である有効性評価においては，対応が厳評価することで，選定対象とした全ての事故シーケンス対しても重大事故等対処設しい事故シーケンスを評価することで，選定対象とした全ての事故シーケンスに備の有効性を確認できると考えたためである。

対しても重大事故等対策の有効性を確認できると考えたためである。

○ 着眼点 d については，対応の厳しさ等の選定理由が同等とみなせる場合にのみ重要○着眼点ｄについては，対応の厳しさ等の選定理由が同等とみなせる場合にのみ重事故シーケンスの選定の基準として用いており，結果的に崩壊熱除去機能喪失の事

要事故シーケンスの選定の基準として用いており，結果的に崩壊熱除去機能喪失

故シーケンスグループにおいてのみ，重要事故シーケンスの選定の理由としている。

の事故シーケンスグループにおいてのみ，重要事故シーケンス選定の理由として

なお，崩壊熱除去機能喪失で選定した重要事故シーケンスは内部事象レベル 1PRA 及いる。なお，崩壊熱除去機能喪失で選定した重要事故シーケンスは内部事象レベ

び地震レベル 1PRA から抽出されたシーケンスであったが，第 1-7 表に示すとおり，

ル 1ＰＲＡ及び地震レベル 1ＰＲＡから抽出されたシーケンスであったが，第 1

いずれの PRA においても，事故シーケンスグループ内で最も高い炉心損傷頻度とな－3 表に示すとおり，いずれのＰＲＡにおいても，事故シーケンスグループ内でったシーケンスである。

最も高い炉心損傷頻度となった事故シーケンスである。

(2) 同一のシーケンスグループ内で対策が異なる場合の整理事故シーケンスグループは，基本的に喪失した機能あるいはその組み合わせによっ(2) 同一のシーケンスグループ内で対策が異なる場合の整理事故シーケンスグループは，基本的に喪失した機能あるいはその組合せによって決て決定されるものであり，起因事象や機能喪失の原因には依存しない。しかしながら，定されるものであり，起因事象や機能喪失の原因には依存しない。しかしながら，事事故シーケンスへの対策の観点では，同じ事故シーケンスグループに分類される事故

故シーケンスへの対策の観点では，同じ事故シーケンスグループに分類される事故シシーケンスでも，喪失した機能の機能喪失の原因が異なる場合，有効な対策が異なるーケンスでも，喪失した機能の喪失原因が異なる場合，有効な対策が異なることがあことがある。

る。

具体的には，高圧・低圧注水機能喪失及び全交流動力電源喪失がこれに該当すると考える。これらについては，内部事象又は地震を原因として各機能の喪失が生じる場

具体的には，全交流動力電源喪失がこれに該当するが，同じ炉心損傷防止対策で対応可能な事故シーケンスを 1 つの事故シーケンスグループとし，詳細化した各事故シ
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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（シーケンス選定 1 章）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉
合と，津波による浸水によって各機能の喪失が生じる場合がある。内部事象及び地震を原因とする場合は，重大事故等対処設備により，喪失した機能を代替することが有効と考えられる。

東海第二発電所

備

考ーケンスグループからそれぞれ重要事故シーケンスを選定した。
各々の事故シーケンスグループに対して考慮した内容の詳細は次の 1.3.2 項に示す。

一方，津波を原因とする場合について，今回評価対象としたプラント状態においては，地下開口部からの浸水によって注水機能等が喪失し炉心損傷に至ることを考慮す
ると，浸水防止対策が最も有効であり，これにより機能喪失の原因自体を取り除くことができる。
これらの対策の観点での相違も踏まえ，今回は重大事故等対処設備の有効性を評価するに当たって適切と考えられるシーケンスを選定した。
各々の事故シーケンスグループに対して考慮した内容の詳細は次の 1.3.2 項に示す。
1.3.2 重要事故シーケンスの選定結果

1.3.2 重要事故シーケンスの選定結果

1.3.1 項の選定の着眼点を踏まえ，同じ事故シーケンスグループに複数の事故シー

1.3.1 項の選定の着眼点を踏まえ，同じ事故シーケンスグループに複数の事故シーケンスが含まれる場合には，事故進展が早いもの等，より厳しいシーケンスを重要事

ケンスが含まれる場合には，事象進展が早いもの等，より厳しい事故シーケンスを重故シーケンスとして以下のとおりに選定している。また，「(3)全交流動力電源喪失」

要事故シーケンスとして以下のとおりに選定している。また，「(3)全交流動力電源喪

では機能喪失の状況が異なるシーケンスが抽出されたため，4 つの事故シーケンスを失」では機能喪失の状況が異なる事故シーケンスが抽出されたが，原子炉圧力，余裕

重要事故シーケンスとして選定した。選定理由及び選定結果の詳細については第 1-8

時間及び対応する炉心損傷防止対策の類似性を考慮し，3 つの事故シーケンスを重要表に示す。

事故シーケンスとして選定した。選定理由及び選定結果の詳細については第 1－4 表
及び以下に示す。

(1) 高圧・低圧注水機能喪失(1) 高圧・低圧注水機能喪失ⅰ) 事故シーケンス①過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗②過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗③手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗④手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉
心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗⑤サポート系喪失（自動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗⑥サポート系喪失（自動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
ⅱ) 事故シーケンスグループの特徴
本事故シーケンスグループに含まれる事故シーケンスは，運転時の異常な過渡変化又は設計基準事故（ＬＯＣＡを除く。
）の発生後，高圧注水機能が喪失し，原子炉減圧には成功するが，低圧注水機能が喪失し，炉心損傷に至る事故シーケンスである。本事故シーケンスグループへの対策としては，代替注水手段による
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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

備考

原子炉注水等が考えられる。
② 炉心損傷防止対策(有効性評価で主に考慮)

ⅲ) 有効性を確認する主な炉心損傷防止対策
・手動減圧・低圧代替注水系(常設)(復水補給水系)

・低圧代替注水系（常設）・代替格納容器スプレイ冷却系（常設）・格納容器圧力逃がし装置又は耐圧強化ベント
・常設代替交流電源設備
・常設代替直流電源設備① 重要事故シーケンス「過渡事象＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗」③ 選定理由ⅳ) 選定した重要事故シーケンス①過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗ⅴ) 選定理由

本事故シーケンスグループには津波に伴って生じる事故シーケンス(第 1-8 表の本

過渡事象（給水流量の全喪失）を起因とする事故シーケンスは，事象進展が早事故シーケンスグループの⑦～⑩)が含まれている。いずれも炉心損傷頻度への寄与

いため，余裕時間の観点で厳しい。また，逃がし安全弁の再閉鎖に成功する事故

割合が高く，着眼点 d では「高」又は「中」に分類されるが，今回評価対象としたプ

シーケンスは，低圧の代替注水機能に期待する場合には，逃がし安全弁の再閉鎖

ラント状態においては，地下開口部からの浸水によって注水機能等が喪失し炉心損傷に失敗する事故シーケンスに比べて，逃がし安全弁の設備容量の観点で厳しい。

に至ることを考慮すると，その対策は建屋内止水等の止水対策であり，事象進展に応さらに，代表性の観点からは①の事故シーケンスの炉心損傷頻度が最も高い。

じた重大事故等対処設備の有効性の確認には適さないと判断したため，これらの事故

以上より，①の事故シーケンスを重要事故シーケンスとして選定した。

シーケンスは重要事故シーケンスとして選定していない。

なお，本事故シーケンス含まれる各事故シーケンスに対して有効と考えられる

このため，ランダム故障又は地震に伴って生じる事故シーケンス(第 1-8 表の本事対策に差異がないため，起因事象発生後の事象進展が早いと考えられる過渡事象

故シーケンスグループの①～⑥)から，着眼点「高」が多く，「高」の数が同じ場合はを起因とし，原子炉減圧時に必要な減圧幅の観点で厳しいと考えられる，逃がし「中」の数が多いシーケンス(第 1-8 表の本事故シーケンスグループの①)を選定し安全弁再閉鎖失敗を含まない①の事故シーケンスは，②～⑥の事故シーケンスにた。

対して包絡性を有しているものと考える。

なお，ランダム故障又は地震に伴って生じる事故シーケンス(第 1-8 表の本事故シーケンスグループの①～⑥)は有効と考えられる対策に差異がない。このため，起因事
象発生後の事象進展が早いと考えられる過渡事象を起因とし，減圧時に必要な減圧幅の観点で厳しいと考えられる，SRV 再閉失敗を含まない事故シーケンス(第 1-8 表の本事故シーケンスグループの①)は，ランダム故障又は地震に伴って生じる事故シー
ケンス(第 1-8 表の本事故シーケンスグループの②～⑥)に対して包絡性を有しているものと考える。
(2) 高圧注水・減圧機能喪失(2) 高圧注水・減圧機能喪失
ⅰ) 事故シーケンス①過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗②手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失
敗③サポート系喪失（自動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗ⅱ) 事故シーケンスグループの特徴
本事故シーケンスグループに含まれる事故シーケンスは，運転時の異常な過渡19／56

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備

考変化又は設計基準事故（ＬＯＣＡを除く。
）の発生後，高圧注水機能が喪失し，かつ，原子炉減圧機能（自動減圧機能）が喪失し，炉心損傷に至る事故シーケンスである。本事故シーケンスグループに対する対策としては，代替減圧手段により原子炉を減圧し，低圧ＥＣＣＳによる原子炉冷却等が考えられる。
② 炉心損傷防止対策(有効性評価で主に考慮)

ⅲ) 有効性を確認する主な炉心損傷防止対策
・低圧炉心スプレイ系

・代替自動減圧ロジック

・過渡時自動減圧機能・残留熱除去系① 重要事故シーケンスⅳ) 選定した重要事故シーケンス「過渡事象＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗」③ 選定理由着眼点「高」が多く，「高」の数が同じ場合は「中」の数が多いシーケンス(第 1-8
表の本事故シーケンスグループの①)を選定した。

①過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗ⅴ) 選定理由
過渡事象（給水流量の全喪失）を起因とする事故シーケンスは，事象進展が早いため，余裕時間の観点及び原子炉減圧に必要な設備容量の観点で厳しい。また，
代表性の観点からは①の事故シーケンスの炉心損傷頻度が最も高い。
以上より，①の事故シーケンスを重要事故シーケンスとして選定した。

なお，本事故シーケンスグループは，各事故シーケンスに対して有効と考えられる

なお，本事故シーケンスグループに含まれる各事故シーケンスに対して有効と対策に差異がない。このため，起因事象発生後の事象進展が早いと考えられる過渡事考えられる対策に差異がないため，起因事象発生後の事象進展が早いと考えられ象を起因とし，減圧時に必要な減圧幅の観点で厳しいと考えられる，SRV 再閉失敗をる過渡事象を起因とした①の事故シーケンスは，②及び③の事故シーケンスに対含まない事故シーケンス(第 1-8 表の本事故シーケンスグループの①)は，本事故シーして包絡性を有しているものと考える。

ケンスグループのほかの事故シーケンスに対して(第 1-8 表の本事故シーケンスグル
ープの②～⑥)に対して包絡性を有しているものと考える。
(3) 全交流動力電源喪失(3) 全交流動力電源喪失

本事故シーケンスグループからは，機能喪失の状況が異なるシーケンスが抽出され本事故シーケンスグループからは，機能喪失の状況が異なる 4 つの事故シーケンたため，4 つの事故シーケンスを重要事故シーケンスとして選定した。4 つの事故シスが抽出されたが，原子炉圧力，余裕時間及び対応する主な炉心損傷防止対策の類
似性に着目して事故シーケンスグループを以下の 3 つに詳細化した。

ーケンスは，PRA から抽出された電源喪失の事故シーケンスである，長期 TB，TBD，
TBP 及び TBU と一致することから，この名称で事故シーケンスグループを詳細化し

①長期ＴＢ

た。

②ＴＢＤ，ＴＢＵ

また，第 1-4 図に示すとおり，各重要事故シーケンスに対し，地震 PRA からは，全③ＴＢＰ

交流動力電源喪失と最終ヒートシンク喪失の重畳を伴う事故シーケンスも抽出され

なお，ＴＢＵは，外部電源喪失の発生後，非常用ディーゼル発電機等の故障によるが，全交流動力電源喪失時には，最終ヒートシンクの機能を有する設備も電源喪失
によって機能喪失に至るため，地震による損傷の有無に関わらず最終ヒートシンクのり全交流動力電源喪失が発生し，原子炉隔離時冷却系による炉心冷却にも失敗する
事故シーケンスである。また，ＴＢＤは，外部電源喪失の発生後，区分Ｉ及び区分喪失が生じる。交流電源の復旧後については，電源供給に伴う最終ヒートシンクの復Ⅱの直流電源の喪失により非常用ディーゼル発電機が機能喪失し，高圧炉心スプレ

旧可否の観点で対応に違いが現れると考えられ，設備損傷によって最終ヒートシンク

イ系にも失敗することで全交流動力電源喪失に至る事故シーケンスである。ＴＢＵの機能喪失が生じている場合の方が緩和手段が少なくなる。ただし，設備損傷によっにおいては直流電源が健全であるため，設計基準事故対処設備及び重大事故等対処て最終ヒートシンクの喪失が生じている場合においても格納容器圧力逃がし装置に設備の計装設備は健全である。一方，ＴＢＤにおいては区分Ｉ及び区分Ⅱの直流電よる除熱が可能であり，交流電源の復旧によって最終ヒートシンクの機能を復旧可能源の喪失により設計基準事故対処設備の計装設備が機能喪失するが，直流電源は重な場合には，これに加えて代替原子炉補機冷却系の有効性を確認することができる。

大事故等対処設備の常設代替直流電源設備が健全であり，重大事故等対処設備の計
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これを考慮し，重要事故シーケンスには，設備損傷による最終ヒートシンクの喪失を装設備は緊急用直流母線から給電されるため，直流電源及び計装設備の機能は維持

設定していない。

される。また，ＴＢＤ，ＴＢＵはいずれも事象発生初期に高圧注水機能が喪失する
事故シーケンスであること，及び主な炉心損傷防止対策はいずれも高圧代替注水系

備考であることから，1 つの事故シーケンスグループとした。
a) 長期 TB

(3－1) 長期ＴＢ
ⅰ) 事故シーケンス①外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋ＨＰＣＳ失敗（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）②サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗＋ＨＰＣＳ失敗（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）ⅱ) 事故シーケンスグループの特徴
本事故シーケンスグループに含まれる事故シーケンスは，外部電源喪失の発生後，非常用ディーゼル発電機等の故障により全交流動力電源喪失が発生し，原子炉隔離時冷却系により炉心を冷却するが，蓄電池の直流電源供給能力が枯渇すると原子炉隔離時冷却系が停止することで炉心の冷却が維持できなくなり，原子炉が高圧状態で炉心損傷に至る事故シーケンスである。本事故シーケンスグループ
に対する対策としては，交流電源に依存しない代替注水手段による原子炉注水等が考えられる。

② 主な炉心損傷防止対策(有効性評価で主に考慮)

ⅲ) 有効性を確認する主な炉心損傷防止対策

・原子炉隔離時冷却系(所内蓄電式直流電源設備の 24 時間確保)

・原子炉隔離時冷却系

・格納容器圧力逃がし装置

・手動減圧・低圧代替注水系（可搬型）・代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）・残留熱除去系
・常設代替交流電源設備
・常設代替直流電源設備① 重要事故シーケンス「全交流動力電源喪失(外部電源喪失＋非常用ディーゼル発電機喪失)(蓄電池枯渇
後 RCIC 停止)」
③ 選定理由シーケンスとしては 1 種類のみ(第 1-8 表の本事故シーケンスグループの①)抽出されたことからこれを選定した。

ⅳ) 選定した重要事故シーケンス①外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋ＨＰＣＳ失敗（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）ⅴ) 選定理由
いずれの事故シーケンスも，蓄電池枯渇による原子炉隔離時冷却系停止後の炉心損傷防止対策の実施に対する余裕時間に有意な差はない。このため，事象発生
初期の炉心損傷防止対策の実施に対する余裕時間に着目する。外部電源喪失を起因とする事故シーケンスについては，起因事象の発生により給復水系が停止する
ため原子炉水位の低下が早いことから，余裕時間及び設備容量の観点で厳しい。
また，代表性の観点からは①の事故シーケンスの炉心損傷頻度が最も高い。
以上より，①の事故シーケンスを重要事故シーケンスとして選定した。
なお，本事故シーケンスグループに含まれる各事故シーケンスに対して有効と考えられる主な対策に差異がないため，①の事故シーケンスは，②の事故シーケ
ンスに対して包絡性を有しているものと考える。
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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（シーケンス選定 1 章）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉b) TBU② 主な炉心損傷防止対策(有効性評価で主に考慮)

東海第二発電所ⅰ) 事故シーケンス③外部電源喪失＋直流電源失敗＋高圧炉心冷却失敗（ＴＢＤ）

・格納容器圧力逃がし装置④外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋高圧炉心冷却失敗（ＴＢＵ）「全交流動力電源喪失(外部電源喪失＋非常用ディーゼル発電機喪失)＋RCIC 失敗(RCIC 本体の機能喪失)」③ 選定理由シーケンスとしては 1 種類のみ(第 1-8 表の本事故シーケンスグループの①)抽出されたことからこれを選定した。

考(3－2) ＴＢＤ，ＴＢＵ

・高圧代替注水系(常設代替直流電源設備)① 重要事故シーケンス

備⑤サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗＋高圧炉心冷却失敗（ＴＢＵ）
ⅱ) 事故シーケンスグループの特徴
本事故シーケンスグループに含まれる事故シーケンスは，外部電源喪失の発生
後，直流電源又は非常用ディーゼル発電機等の故障により全交流動力電源喪失が発生し，原子炉隔離時冷却系による炉心冷却も失敗することにより，原子炉が高圧状態で炉心損傷に至る事故シーケンスである。本事故シーケンスグループに対d) TBD
② 炉心損傷防止対策
・高圧代替注水系(常設代替直流電源設備)
・格納容器圧力逃がし装置① 重要事故シーケンス「全交流動力電源喪失(外部電源喪失＋非常用ディーゼル発電機喪失)＋直流電源喪失」③ 選定理由本事故シーケンスグループには 2 つの事故シーケンス(第 1-8 表の本事故シーケン
スグループの①, ②)が含まれている。
しかしながら，浸水による電源設備の機能喪失を含む事故シーケンス(第 1-8 表の本事故シーケンスグループの②)は津波 PRA から抽出されたシーケンスであり，頻度の観点で支配的であるものの，今回評価対象としたプラント状態においては，地下開する対策としては，代替直流電源供給手段による代替高圧代替注水手段又は原子炉減圧後の代替低圧代替注水手段による原子炉注水等が考えられる。
ⅲ) 有効性を確認する主な炉心損傷防止対策
・高圧代替注水系
・手動減圧
・低圧代替注水系（可搬型）・代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）・残留熱除去系
・常設代替交流電源設備
・常設代替直流電源設備ⅳ) 選定した重要事故シーケンス③外部電源喪失＋直流電源失敗＋高圧炉心冷却失敗（ＴＢＤ）
ⅴ) 選定理由

口部からの浸水によって注水機能等が喪失し炉心損傷に至ることを考慮すると，そのいずれの事故シーケンスも全交流動力電源が喪失しているため，共通原因故

対策は建屋内止水等の止水対策であり，事象進展に応じた重大事故等対処設備の有効障・系統間機能依存性の観点では差異がない。また，余裕時間及び設備容量の観性の確認には適さないと判断した。

点からは，いずれの事故シーケンスも事象進展の早さには差異はないものの，直以上より，「全交流動力電源喪失(外部電源喪失＋非常用ディーゼル発電機喪失)＋
直流電源喪失」を重要事故シーケンスとして選定した。

流電源が喪失する事故シーケンスは代替注水設備の起動に必要な直流電源を緊急用 125V 系蓄電池から給電するための直流電源の切替操作が必要となり，代替
直流電源の必要容量も大きくなるため，直流電源が喪失する事故シーケンスの方が厳しい。さらに，代表性の観点からは，③の事故シーケンスの炉心損傷頻度が最も高い。
以上より，③の事故シーケンスを重要事故シーケンスとして選定した。有効性評価においては，④及び⑤の事故シーケンスを包含する条件として，原子炉隔離
時冷却系及び非常用ディーゼル発電機の本体故障を想定する。
なお，本事故シーケンスグループに含まれる各事故シーケンスに対して有効と考えられる主な対策に差異はなく，③の事故シーケンスは緊急用 125V 系蓄電池
への直流電源の切替操作が必要となることから，④及び⑤の事故シーケンスに対
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東海第二発電所備考して包絡性を有しているものと考える。
c) TBP(3－3)ＴＢＰ
ⅰ) 事故シーケンス⑥外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ失敗⑦サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁
再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ失敗ⅱ) 事故シーケンスグループの特徴
本事故シーケンスグループに含まれる事故シーケンスは，外部電源喪失の発生後，非常用ディーゼル発電機等の故障により全交流動力電源喪失が発生し，原子炉隔離時冷却系は作動するものの，逃がし安全弁再閉鎖失敗により原子炉圧力が徐々に低下することで，原子炉隔離時冷却系も機能喪失し，原子炉が低圧状態で炉心損傷に至る事故シーケンスである。本事故シーケンスグループへの対策としては，交流電源に依存しない代替注水手段による原子炉注水等が考えられる。

② 主な炉心損傷防止対策(有効性評価で主に考慮)・原子炉隔離時冷却系(動作可能な範囲に原子炉圧力が保たれる間)ⅲ) 有効性を確認する主な炉心損傷防止対策
・原子炉隔離時冷却系（動作可能な範囲に原子炉圧力が保たれる間）
・手動減圧

・低圧代替注水系(可搬型)・低圧代替注水系（可搬型）・格納容器圧力逃がし装置

・代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）・残留熱除去系
・常設代替交流電源設備
・常設代替直流電源設備① 重要事故シーケンス「全交流動力電源喪失(外部電源喪失＋非常用ディーゼル発電機喪失)＋SRV 再閉
失敗」③ 選定理由シーケンスとしては 1 種類のみ(第 1-8 表の本事故シーケンスグループの①)抽出されたことからこれを選定した。

ⅳ) 選定した重要事故シーケンス⑥外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ失敗ⅴ) 選定理由
いずれの事故シーケンスも，原子炉圧力の低下による原子炉隔離時冷却系停止
後の炉心損傷防止対策の実施に対する余裕時間に有意な差はない。このため，事象発生初期の炉心損傷防止対策の実施に対する余裕時間に着目する。外部電源喪失を起因とする事故シーケンスについては，起因事象の発生により給復水系が停止するため原子炉水位の低下が早いことから，余裕時間及び設備容量の観点で厳しい。また，代表性の観点からは⑥の事故シーケンスの炉心損傷頻度が最も高い。
以上より，⑥の事故シーケンスを重要事故シーケンスとして選定した。
なお，本事故シーケンスに含まれる各事故シーケンスに対して有効と考えられる主な対策に差異がないため，⑥の事故シーケンスは，⑦の事故シーケンスに対して包絡性を有しているものと考える。

(4) 崩壊熱除去機能喪失(4) 崩壊熱除去機能喪失ⅰ) 事故シーケンス①過渡事象＋ＲＨＲ失敗②過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗
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考③外部電源喪失＋ＤＧ失敗（ＨＰＣＳ成功）④外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗（ＨＰＣＳ成功）⑤外部電源喪失＋直流電源失敗（ＨＰＣＳ成功）⑥手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋ＲＨＲ失敗⑦手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ
失敗⑧サポート系喪失（自動停止）＋ＲＨＲ失敗⑨サポート系喪失（自動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗⑩サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗（ＨＰＣＳ成功）⑪サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁
再閉鎖失敗（ＨＰＣＳ成功）⑫小破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗⑬中破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗⑭大破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗
ⅱ) 事故シーケンスグループの特徴
本事故シーケンスグループに含まれる事故シーケンスは，運転時の異常な過渡変化等の発生後，炉心冷却には成功するが，残留熱除去系の故障により崩壊熱除去機能が喪失することで，炉心損傷前に格納容器が破損し，その後，炉心損傷に至る事故シーケンスである。本事故シーケンスグループに対する対策としては，
代替除熱手段による格納容器除熱等が考えられる。
② 炉心損傷防止対策(有効性評価で主に考慮)

ⅲ) 有効性を確認する主な炉心損傷防止対策
機能喪失した崩壊熱除去機能に対する代替除熱手段として，ＲＨＲ故障時及び取水機能喪失時の状況を想定し，それぞれ以下の炉心損傷防止対策の有効性を確

a. 残留熱除去系の機能喪失を考慮する場合認する。
【ＲＨＲ故障時】
・原子炉隔離時冷却系
・高圧炉心スプレイ系
・手動減圧
・低圧代替注水系（常設）・格納容器圧力逃がし装置

・代替格納容器スプレイ冷却系（常設）・格納容器圧力逃がし装置又は耐圧強化ベント
・常設代替交流電源設備
・常設代替直流電源設備

b. 原子炉補機冷却水系の機能喪失を考慮する場合【取水機能喪失時】
・原子炉隔離時冷却系
・手動減圧・低圧代替注水系（常設）24／56

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備

考・残留熱除去系
・代替原子炉補機冷却系

・緊急用海水系・常設代替交流電源設備
・常設代替直流電源設備① 重要事故シーケンスⅳ) 選定した重要事故シーケンス「過渡事象＋崩壊熱除去失敗」(炉心損傷防止対策の有効性を確認する際の残留熱①過渡事象＋ＲＨＲ失敗（炉心損傷防止対策の有効性を確認する際の残留熱除除去系の機能喪失の理由については残留熱除去系の機能喪失又は原子炉補機冷却水系の機能喪失を考慮)

去系の機能喪失の理由については，残留熱除去系の機能喪失又は残留熱除去
系海水系の機能喪失を考慮）③ 選定理由ⅴ) 選定理由

本事故シーケンスグループには LOCA に伴う事故シーケンス(第 1-8 表の本事故シ

いずれの事故シーケンスも代替除熱手段に係る炉心損傷防止対策の実施に対ーケンスグループの⑦～⑨)が含まれており，いずれも格納容器圧力の上昇が早く，圧する余裕時間に有意な差異はない。このため，炉心冷却に成功する事故シーケン

力上昇の抑制に必要な設備容量の観点でも厳しいことから，
着眼点 b 及び c では「高」

スグループではあるものの，事象発生初期の炉心損傷防止対策の実施に対する余に分類されるが，これらは LOCA から派生したシーケンスである。LOCA を起因とする

裕時間に着目する。原子炉水位の低下が早い過渡事象（給水流量の全喪失），サ

シーケンスについては，崩壊熱除去機能の代替手段の有効性も含めてほかのシーケン

ポート系喪失（自動停止）又はＬＯＣＡを起因とする事故シーケンスは，余裕時スグループで評価することから，これらの事故シーケンスは重要事故シーケンスの選間の観点で厳しい。また，事象初期の事象進展が早く余裕時間が短い場合，崩壊定対象から除外した。

熱が高く原子炉注水に必要な設備容量が大きくなる。さらに，低圧の代替注水手段に期待する場合，逃がし安全弁の再閉鎖に失敗する事故シーケンスは，注水の開始時点で原子炉が一定程度減圧されているため，逃がし安全弁の設備容量は再
閉鎖成功時の方が厳しくなる。代表性の観点からは①の事故シーケンスの炉心損
傷頻度が最も高い。

このため，このほかの事故シーケンスから，着眼点「高」が多く，「高」の数が同じ場合は「中」の数が多いシーケンス(第 1-8 表の本事故シーケンスグループの①)を選定した。
なお，LOCA を起因としない事故シーケンス(第 1-8 表の本事故シーケンスグループ

以上より，①の事故シーケンスを重要事故シーケンスとして選定した。
なお，ＬＯＣＡを起因とする事故シーケンスについては，ＬＯＣＡ時注水機能喪失及び雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）において，の①～⑥)は有効と考えられる対策に差異がない。このため，起因事象発生後の事象進

代替除熱手段に係る重大事故等対策の有効性を含めて確認する。また，本事故シーケンスグループには非常用交流電源の喪失により崩壊熱除去機能が喪失して展が早いと考えられる過渡事象を起因とし，減圧時に必要な減圧幅の観点で厳しいといる事故シーケンスが含まれるものの，主要な炉心損傷防止対策の電源を代替電考えられる，SRV 再閉失敗を含まない事故シーケンス(第 1-8 表の本事故シーケンス

源とする場合，有効と考えられる対策に差異がないため，過渡事象を起因としたグループの①)は，LOCA を起因としない事故シーケンス(第 1-8 表の本事故シーケン①の事故シーケンスは，②～⑭の事故シーケンスに対して包絡性を有しているもスグループの①～⑥)に対して包絡性を有しているものと考える。

のと考える（別紙 4）。

(5) 原子炉停止機能喪失(5) 原子炉停止機能喪失ⅰ) 事故シーケンス①過渡事象＋原子炉停止失敗②サポート系喪失（自動停止）＋原子炉停止失敗③小破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗④中破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗⑤大破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗
ⅱ) 事故シーケンスグループの特徴
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備

考

本事故シーケンスグループに含まれる事故シーケンスは，運転時の異常な過渡変化等の発生後，原子炉停止機能を喪失し，炉心損傷に至る事故シーケンスである。本事故シーケンスグループへの対策としては，代替原子炉停止手段による原子炉停止等が考えられる。
② 炉心損傷防止対策(有効性評価で主に考慮)

ⅲ) 有効性を確認する主な炉心損傷防止対策

・代替冷却材再循環ポンプ・トリップ機能

・ＡＴＷＳ緩和設備（代替再循環系ポンプトリップ機能）・ほう酸水注入系

・ほう酸水注入系
・原子炉隔離時冷却系
・高圧炉心スプレイ系
・残留熱除去系① 重要事故シーケンス「過渡事象＋原子炉停止失敗」③ 選定理由ⅳ) 選定した重要事故シーケンス①過渡事象＋原子炉停止失敗ⅴ) 選定理由
過渡事象（主蒸気隔離弁の誤閉止）に起因する事故シーケンスは，原子炉圧力の上昇が早く，反応度投入の観点で厳しい事象であり，事象進展が早く余裕時間が短く，反応度印加の観点で厳しく出力抑制に必要な設備容量が大きくなる。代
表性の観点から，①の事故シーケンスの炉心損傷頻度が最も高い。

着眼点「高」の数が最も多いシーケンス(第 1-8 表の本事故シーケンスグループの以上より，①の事故シーケンスを重要事故シーケンスとして選定した。

①)を選定した。
なお，本事故シーケンスグループでは，過渡事象を起因とする事故シーケンスとなお，本事故シーケンスグループでは，過渡事象を起因とする事故シーケンス

LOCA を起因とする事故シーケンスが抽出されている。本事故シーケンスグループにとＬＯＣＡを起因とする事故シーケンスが抽出されている。本事故シーケンスグ

対しては，重大事故等対処設備として代替制御棒挿入機能が整備されており，これにループに対しては，重大事故等対処設備として代替制御棒挿入機能が整備されて期待する場合，LOCA を起因とする事故シーケンス(第 1-8 表の本事故シーケンスグ

おり，これに期待する場合，ＬＯＣＡを起因とする事故シーケンスの事象進展は

ループの②～④)の事象進展は LOCA 時注水機能喪失の事故シーケンスグループに包ＬＯＣＡ時注水機能喪失の事故シーケンスグループに包絡される。

絡される。また，LOCA を起因とする場合，水位低下の観点では厳しいものの，水位低
下及び LOCA に伴う減圧によってボイド率が上昇し，負の反応度が投入されると考えられることから，事象発生直後の反応度投入に伴う出力抑制の観点では過渡事象を起因とする事故シーケンス(第 1-8 表の本事故シーケンスグループの①)が厳しいと考えられる。
また，本事故シーケンスグループでは，ECCS が確保されているシーケンスが抽出

また，ＬＯＣＡを起因とする場合，水位低下の観点では厳しいものの，水位低されていることから，水位低下に対しては一定の対応が可能と考えられるため，反応度制御の観点で厳しい事故シーケンスを選定することが妥当であると考える。更に，LOCA と原子炉停止機能喪失が重畳する事故シーケンスの炉心損傷頻度は 1×10-13/炉下及びＬＯＣＡに伴う減圧によってボイド率が上昇し，負の反応度が投入されると考えられることから，事象発生後の反応度投入に伴う出力抑制の観点では過渡事象を起因とする事故シーケンスの方が厳しいと考えられる。さらに，ＬＯＣＡ

年未満であり，ほかの事故シーケンスグループの事故シーケンスの炉心損傷頻度と比を起因として原子炉停止に失敗する事故シーケンスの炉心損傷頻度は 1×10－１０

較しても極めて小さい。これらを踏まえると，反応度制御の観点で厳しい，過渡事象／炉年未満であり極めて小さい。そのため，反応度制御の観点で厳しい過渡事象を起因とする事故シーケンス(第 1-8 表の本事故シーケンスグループの①)は，本事故を起因とする①の事故シーケンスは，本事故シーケンスグループにおいて代表性

シーケンスグループにおいて代表性を有しているものと考える。

を有しているものと考える。

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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（シーケンス選定 1 章）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉(6) LOCA 時注水機能喪失

東海第二発電所

備考(6) ＬＯＣＡ時注水機能喪失ⅰ) 事故シーケンス①小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗②小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗③中破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗④中破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗ⅱ) 事故シーケンスグループの特徴
本事故シーケンスグループに含まれる事故シーケンスは，小破断ＬＯＣＡ又は
中破断ＬＯＣＡの発生後，高圧注水機能の喪失に加え，低圧注水機能又は原子炉
減圧機能を喪失し，炉心損傷に至る事故シーケンスである。本事故シーケンスグ
ループへの対策としては，代替注水手段による原子炉注水等が考えられる。

② 炉心損傷防止対策(有効性評価で主に考慮)

ⅲ) 有効性を確認する主な炉心損傷防止対策

・手動減圧

・手動減圧

・低圧代替注水系(常設)(復水補給水系)

・低圧代替注水系（常設）・代替格納容器スプレイ冷却系（常設）・格納容器圧力逃がし装置又は耐圧強化ベント
・常設代替交流電源設備
・常設代替直流電源設備① 重要事故シーケンス「中破断 LOCA＋HPCF 注水失敗＋低圧 ECCS 注水失敗」③ 選定理由着眼点「高」の数が最も多いシーケンス(第 1-8 表の本事故シーケンスグループの③)を選定した。

ⅳ) 選定した重要事故シーケンス③中破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗ⅴ) 選定理由
中破断ＬＯＣＡを起因とする事故シーケンスは，小破断ＬＯＣＡに比べて破断面積が大きいことにより流出流量が多く，事象進展が早いため，余裕時間の観点

なお，LOCA に伴って生じる事故シーケンス(第 1-8 表の本事故シーケンスグループ

で厳しい。また，設備容量の観点では，原子炉減圧に用いる逃がし安全弁は十分の①～④)は，配管破断規模の大きさ及び重畳する機能喪失が原子炉減圧機能喪失又な台数が設置されているが，低圧の代替注水設備の設備容量は低圧ＥＣＣＳよりは低圧注水機能喪失である点で異なっている。配管破断規模の大きさの観点では，中少ないため，低圧炉心冷却に失敗する事故シーケンスの方が厳しい。代表性の観

破断 LOCA の方が水位の低下が早く，厳しい事象と考えられる。重畳する機能喪失の点からは，③の事故シーケンスの炉心損傷頻度が高い。

観点では，原子炉減圧に用いる SRV は十分な台数が備えられている一方，低圧注水の以上より，③の事故シーケンスを重要事故シーケンスとして選定した。

代替となる注水設備の容量は低圧 ECCS より少ない。このため代替となる設備容量のなお，本事故シーケンスグループに含まれる事故シーケンスに対して有効と考観点で低圧注水機能喪失を含むシーケンスが厳しいと考える。これらのことから，配えられる主な対策に差異がないため，重要事故シーケンスとして選定した③の事

管破断規模が大きく，低圧注水機能喪失を含むシーケンス(第 1-8 表の本事故シーケ
ンスグループの③)は，本事故シーケンスグループのほかの事故シーケンスに対して

故シーケンスは，①，②，④の事故シーケンスに対しても包絡性を有しているものと考える。

も包絡性を有しているものと考える。
また，(4)の崩壊熱除去機能喪失においても LOCA を含む事故シーケンス(第 1-8 表

また，「崩壊熱除去機能喪失」の事故シーケンスグループにおいてもＬＯＣＡの事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」の⑦～⑨)が抽出されている。これを起因とする事故シーケンスが抽出されている。これについて，重要事故シーケについて，重要事故シーケンスによる包絡性を考えると，重要事故シーケンスに低圧

ンスによる包絡性を考えると，低圧炉心冷却失敗の事故シーケンスを重要事故シ

ECCS 注水失敗が含まれており，低圧 ECCS の機能喪失は残留熱除去系による原子炉格ーケンスとして選定することにより，崩壊熱除去機能喪失に関する重大事故等対納容器からの除熱にも期待できないこととほぼ同義であることから，本重要事故シー策の有効性についても評価することとなる。このことから，選定した重要事故シ
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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（シーケンス選定 1 章）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

ケンスでは，原子炉格納容器除熱機能に関する重大事故等対処設備の有効性についてーケンスは「崩壊熱除去機能喪失」の事故シーケンスグループにおけるＬＯＣＡも評価することとなる。このことから，本重要事故シーケンスは，事故シーケンスグを起因とする事故シーケンスに対しても包絡性を有しているものと考える。

備考

ループ「崩壊熱除去機能喪失」の LOCA を起因とする事故シーケンスに対しても包絡性を有しているものと考える。
(7) 格納容器バイパス(インターフェイスシステム LOCA)(7) 格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）
ⅰ) 事故シーケンス①インターフェイスシステムＬＯＣＡⅱ) 事故シーケンスグループの特徴
本事故シーケンスグループに含まれる事故シーケンスは，インターフェイスシ
ステムＬＯＣＡの発生後，破損箇所の隔離に失敗し，格納容器貫通配管からの漏えいが防止できずに炉心損傷に至る事故シーケンスである。本事故シーケンスグ
ループに対する対策としては，破損系統の隔離及び破損系統を除くＥＣＣＳによる原子炉注水等が考えられる。

② 炉心損傷防止対策(有効性評価で主に考慮)

ⅲ) 有効性を確認する主な炉心損傷防止対策
・手動減圧・高圧炉心注水系

・破損系統を除く原子炉注水機能・破損系統の隔離・常設代替交流電源設備
・常設代替直流電源設備① 重要事故シーケンス「ISLOCA」③ 選定理由シーケンスとしては 1 種類のみ(第 1-8 表の本事故シーケンスグループの①)抽出されたことからこれを選定した。

ⅳ) 選定した重要事故シーケンス①インターフェイスシステムＬＯＣＡⅴ) 選定理由
抽出した事故シーケンスが 1 つであることから，①を重要事故シーケンスとして選定した。
(8) 津波浸水による最終ヒートシンク喪失
ⅰ) 事故シーケンス①原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失（最終ヒートシンク喪失）②最終ヒートシンク喪失（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）③最終ヒートシンク喪失＋高圧炉心冷却失敗④最終ヒートシンク喪失＋逃がし安全弁再閉鎖失敗
ⅱ) 事故シーケンスグループの特徴
本事故シーケンスグループに含まれる事故シーケンスは，防潮堤を越流した津波により非常用海水ポンプが被水・没水し，最終ヒートシンクが喪失することにより，炉心損傷に至る事故シーケンスである。本事故シーケンスグループに対する対策としては，津波防護対策等が考えられる。
ⅲ) 有効性を確認する主な炉心損傷防止対策
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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（シーケンス選定 1 章）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所備

考・津波防護対策
・原子炉隔離時冷却系
・手動減圧・低圧代替注水系（常設）
・残留熱除去系
・緊急用海水系・常設代替交流電源設備
・常設代替直流電源設備ⅳ) 選定した重要事故シーケンス①原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失（最終ヒートシンク喪失）ⅴ) 選定理由
共通原因故障・系統間機能依存性の観点では，原子炉建屋内浸水を起因とする①の事故シーケンスが厳しい。余裕時間の観点では，事象発生初期に原子炉への注水に失敗する事故シーケンスが厳しい。設備容量の観点では，原子炉建屋内浸水を起因とする①の事故シーケンスは津波防護対策が広範囲に要求される。代表性の観点からは②の事故シーケンスの炉心損傷頻度が最も高い。
以上より，①の事故シーケンスを重要事故シーケンスとして選定した。
なお，有効と考えられる主な対策に差異がないため，①の事故シーケンスは②～④の事故シーケンスに対して包絡性を有しているものと考える。
なお，各事故シーケンスグループに含まれる事故シーケンスについて，炉心損傷になお，各事故シーケンスグループに含まれる内部事象を起因とする事故シーケンス

至る要因をカットセットレベルまで展開し，炉心損傷頻度の事故シーケンスに占めるについて，炉心損傷に至る要因をカットセットレベルまで展開し，炉心損傷頻度に対割合の観点で主要なカットセットに対する炉心損傷防止対策の整備状況等を確認しする寄与割合の観点で分析した結果，主要なカットセットに対して炉心損傷防止対策た。(別紙 4)がおおむね有効であることを確認した（別紙 6）。

また，地震又は津波レベル 1PRA から抽出される事故シーケンスは，地震又は津波

また，各事故シーケンスグループにおける地震又は津波を起因とする事故シーケンによって起因事象が引き起こされるものの，起因事象の後のシーケンスは緩和系の成スについても，地震又は津波により直接炉心損傷に至る事故シーケンスを除いて，炉功・失敗(地震又は津波によって起因事象発生と同じタイミングで機能喪失している

心損傷に至る要因をカットセットレベルまで展開し，主要なカットセットに対して炉場合を含む)の分岐によって決定されることから，整理される事故シーケンスグルー

心損傷防止対策がおおむね有効であることを確認した（別紙 7）。

プは内部事象 PRA で抽出される事故シーケンスグループと同等となる。内部事象では喪失時の炉心損傷頻度への影響の大きな機器・系統等の信頼性向上や系統機能を代替する設備の設置が対策となるが，外部事象では内部事象の対策に加えて外部事象への対策(津波に対する止水対策等)も挙げられる。外部事象自体による損傷(起因事象)の発生防止対策を実施することによっても当該事故シーケンスの発生頻度は低下する
こと，及び，地震又は津波によって起因事象が発生した場合であってもその後の対応
は内部事象による事故シーケンスに対する有効性評価で代表できることから，地震又は津波レベル 1PRA から抽出された事故シーケンスを重要事故シーケンスとして選定していない。(別紙 5)

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

備

考・東海第二は，ＰＲＡの審査資料（第3.1.1.1-2 表）に同等の内容を記載（先行ＰＷＲには当該表なし）
。

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

備

考・東海第二は，ＰＲＡの審査資料（第3.1.1.2-4 表）に同等の内容を記載（先行ＰＷＲには当該表なし）
。

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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（シーケンス選定 1 章）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

備

考・東海第二は，ＰＲＡの審査資料（第3.2.1.4-1 表）に同等の内容を記載（先行ＰＷＲには当該表なし）。

・東海第二は，ＰＲＡの審査資料（第3.2.2.4-1 表，第 3.2.2.4-3 表）に同等の内容を記載（先行ＰＷＲには
当該表なし）。

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備

考

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備

考

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備

考

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考

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備

考

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備

考

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備

考・全交流動力電源喪失の事故シーケン
スグループの選定の比較のため，東海第二の第 1－4 表（1／2）を再掲。

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備

考

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備

考

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考

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備

考・東海第二の外部電源喪失のイベント
ツリーとの比較のため，柏崎刈羽の第 1－2 図を再掲。

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備

考

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備

考・東海第二のイベントツリーとの比較のため，柏崎刈羽のイベントツリー
を再掲。

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備

考・東海第二のイベントツリーとの比較のため，柏崎刈羽のイベントツリー
を再掲。

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備

考

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備

考・東海第二のイベントツリーとの比較のため，柏崎刈羽のイベントツリー
を再掲。

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備

考

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考

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備

考・東海第二のイベントツリーとの比較のため，柏崎刈羽のイベントツリー
を再掲。

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備

考

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考

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備

考・津波ＰＲＡのイベントツリーの比較のため，東海第二のイベントツリー
を再掲。

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備

考

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備

考・内部事象レベル 1ＰＲＡ，地震レベ
ル 1ＰＲＡ及び津波レベル 1ＰＲＡの評価結果の比較のため，東海第二のグラフを再掲。

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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（シーケンス選定 2 章）
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考

2 格納容器破損防止対策の有効性評価における格納容器破損モード及び評価事故シー 2. 格納容器破損防止対策の有効性評価における格納容器破損モード及び評価事故シケンスの選定についてーケンスの選定について
格納容器破損防止対策の有効性評価の格納容器破損モード及び評価事故シーケン
格納容器破損防止対策の有効性評価の格納容器破損モード及び評価事故シーケンス選定の全体プロセスを第 2-1 図に示す。また，以下に各検討ステップにおける実施

ス選定の全体プロセスを第2－1図に示す。また，以下に各検討ステップにおける実施

内容を整理した。

内容を整理した。

【概要】

【概要】

① 内部事象レベル 1.5PRA 及び PRA を適用できない外部事象に係る定性的検討から
格納容器破損モードを抽出し，解釈の記載との比較検討・分類を実施した。

① 内部事象レベル１．５ＰＲＡ及びＰＲＡを適用できない外部事象に係る定性的検討から格納容器破損モードを抽出し，解釈の記載との比較検討・分類を実施した。

② 抽出された格納容器破損モードのうち，炉心損傷発生時点で原子炉格納容器の機② 抽出された格納容器破損モードのうち，炉心損傷発生時点で格納容器の機能に期能に期待できない格納容器バイパス，格納容器先行破損に該当するものは，解釈１

待できない格納容器バイパス，格納容器先行破損に該当するものは，解釈１－２－２(b)に基づき炉心損傷防止対策の有効性評価の対象とした。

(b)に基づき炉心損傷防止対策の有効性評価の対象とした。

③ 国内外で得られている知見や実プラントでの運用等も踏まえた検討を行い，新たに追加すべき格納容器破損モードはないものと判断した。
④ 格納容器破損モードごとに格納容器破損モード発生の観点で厳しいプラント損傷③ 国内外で得られている知見や実プラントでの運用等も踏まえた検討を行い，新たに追加すべき格納容器破損モードの要否を検討した。
④ 格納容器破損モードごとに格納容器破損モード発生の観点で厳しいプラント損傷状態(以下「PDS」という。)を選定し，その中で厳しい事故シーケンスを検討し，格状態（以下「ＰＤＳ」という。
）を選定し，その中で厳しい事故シーケンスを検討

納容器破損防止対策の有効性評価の評価事故シーケンスとして選定した。

し，格納容器破損防止対策の有効性評価の評価事故シーケンスとして選定した。

2.1 格納容器破損モードの分析について
解釈には，格納容器破損防止対策の有効性評価に係る格納容器破損モードの選定の個別プラント評価による抽出に関し，以下のとおりに示されている。

2.1 格納容器破損モードの分析について
解釈には，格納容器破損防止対策の有効性評価に係る格納容器破損モードの個別プ
ラント評価による抽出に関し，以下のとおりに示されている。

２－１

２－１

(a) 必ず想定する格納容器破損モード
・雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧・過温破損)(a) 必ず想定する格納容器破損モード
・雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）

・高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱

・高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱

・原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用

・原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用

・水素燃焼

・水素燃焼

・格納容器直接接触(シェルアタック)・格納容器直接接触（シェルアタック）・溶融炉心・コンクリート相互作用(b) 個別プラント評価により抽出した格納容器破損モード① 個別プラントの内部事象に関する PRA 及び外部事象に関する PRA(適用可能なもの)又はそれに代わる方法で評価を実施すること。

・溶融炉心・コンクリート相互作用(b) 個別プラント評価により抽出した格納容器破損モード①個別プラントの内部事象に関するＰＲＡ及び外部事象に関するＰＲＡ（適用可能なもの）又はそれに代わる方法で評価を実施すること。

② その結果、上記２－１(a)の格納容器破損モードに含まれない有意な頻度又は影②その結果、上記２－１(a)の格納容器破損モードに含まれない有意な頻度又は響をもたらす格納容器破損モードが抽出された場合には、想定する格納容器破損

影響をもたらす格納容器破損モードが抽出された場合には、想定する格納容モードとして追加すること。

器破損モードとして追加すること。

上記２－１(b)①に基づき，内部事象レベル 1.5PRA を実施し，格納容器破損モード

上記２－１(b)①に基づき，内部事象レベル１．５ＰＲＡを実施し，格納容器破損モを評価した。外部事象について，地震レベル 1.5PRA は原子炉建屋，原子炉格納容器ードを評価した。外部事象について，地震レベル１．５ＰＲＡは原子炉建屋，格納容等の損傷から原子炉格納容器の閉じ込め機能喪失に至る過程の不確かさが大きく，定器等の損傷から格納容器の閉じ込め機能喪失に至る過程の不確かさが大きく，定量評

量評価結果の活用に際しては損傷箇所，損傷モード等の精緻化の検討が必要な段階で価結果の活用に際しては損傷箇所，損傷モード等の精緻化の検討が必要な段階である
1／25

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（シーケンス選定 2 章）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉あるため，現段階では事故シーケンス選定の検討に適用しないこととした。
また，PRA の適用が困難と判断した外部事象については定性的な検討により発生する事故シーケンスの分析を行った。
実施した事故シーケンスグループに係る分析結果を以下に示す。

東海第二発電所
また，ＰＲＡの適用が困難と判断した外部事象については定性的な検討により発生する格納容器破損モードの分析を行った。
実施した格納容器破損モード抽出に係る分析結果を以下に示す。
2.1.1 格納容器破損モードの抽出，整理(1) PRA に基づく整理
内部事象レベル 1.5PRA を実施し，事故の進展に伴い生じる原子炉格納容器の健全(1) ＰＲＡに基づく整理
内部事象レベル１．５ＰＲＡを実施し，事故の進展に伴い生じる格納容器の健全性に影響を与える負荷の分析から，以下の①～⑫に示す格納容器破損モードの抽出を性に影響を与える負荷の分析から，以下のａ．～ｉ．に示す格納容器破損モードの行った。

抽出を行った。

具体的には第 2-2 図のとおり，炉心損傷前，原子炉圧力容器破損前，原子炉圧力容

具体的には第2－2図のとおり，炉心損傷前，原子炉圧力容器破損前，原子炉圧力器破損直後，原子炉圧力容器破損以降の各プラント状態に分類し，それぞれの状態で容器破損直後，原子炉圧力容器破損以降の各プラント状態に分類し，それぞれの状発生する負荷を抽出している。また，事故進展中に実施される緩和手段等を考慮し，態で発生する負荷を抽出している。また，事故進展中に実施される緩和手段等を考第 2-3 図に示す格納容器イベントツリーを作成し，原子炉格納容器の破損に至る格納

慮し，第2－3図に示すイベントツリーを作成し，格納容器の破損に至る格納容器破

容器破損モードを整理している。内部事象レベル 1.5PRA から抽出された格納容器破損モードを整理している。内部事象レベル１．５ＰＲＡから抽出された格納容器破損モード及び定量化結果を第 2-1 表に示す。また，格納容器破損モードごとの格納容損モード及び定量化結果を第2－1表に示す。また，格納容器破損モードごとの格納器破損頻度への寄与割合を第 2-4 図に示す。

容器破損頻度への寄与割合を第2－4図に示す。
ａ．早期過圧破損（未臨界確保失敗）

原子炉停止失敗時に，炉心で発生した大量の水蒸気が原子炉格納容器へ放出され，原子炉停止失敗時に，炉心で発生した大量の水蒸気が格納容器へ放出され，格格納容器圧力が早期に上昇して，原子炉格納容器が過圧破損に至る事象として分類す

納容器圧力が早期に上昇して，格納容器が過圧破損に至る格納容器破損モードでる。
② 水蒸気(崩壊熱)による過圧破損(炉心損傷前)
炉心の冷却が達成される中で，水蒸気の蓄積による準静的加圧で原子炉格納容器が
炉心損傷前に破損する事象として分類する。
③ インターフェイスシステム LOCA
インターフェイスシステム LOCA の発生により，原子炉格納容器をバイパスして原子炉冷却材が原子炉建屋内に放出される事象として分類する。
④ 格納容器隔離失敗
炉心が損傷した時点で，原子炉格納容器の隔離に失敗しており，原子炉格納容器の閉じ込め機能を喪失している事象として分類する。

考ため，現段階では事故シーケンス選定の検討に適用しないこととした。

2.1.1 格納容器破損モードの抽出，整理① 原子炉未臨界確保失敗時の過圧破損

備ある。
ｂ．過圧破損（崩壊熱除去失敗）
炉心の冷却が達成される中で，水蒸気の蓄積による準静的加圧で格納容器が炉心損傷前に破損する格納容器破損モードである。
ｃ．格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）
インターフェイスシステムＬＯＣＡの発生により，格納容器をバイパスして原子炉冷却材が原子炉建屋内に放出される格納容器破損モードである。
ｄ．格納容器バイパス（格納容器隔離失敗）
炉心が損傷した時点で，格納容器の隔離に失敗しており，格納容器の閉じ込め機能を喪失している格納容器破損モードである。

⑨ 水蒸気(崩壊熱)による過圧破損(炉心損傷後)
炉心損傷後に溶融炉心の冷却が達成される中で，崩壊熱によって発生する水蒸気に

ｅ．過圧破損（長期冷却失敗）
炉心損傷後に溶融炉心の冷却が達成される中で，崩壊熱によって発生する水蒸

よって原子炉格納容器が過圧され，破損に至る事象，又は，溶融炉心が冷却されない気によって格納容器が過圧され，破損に至る格納容器破損モード，又は，溶融炉場合に，溶融炉心・コンクリート相互作用による非凝縮性ガスの発生が継続し，原子心が冷却されない場合に，溶融炉心・コンクリート相互作用による非凝縮性ガス

炉格納容器内が過圧されて原子炉格納容器の破損に至る事象として分類する。

の発生が継続し，格納容器内が過圧されて格納容器の破損に至る格納容器破損モードである。

⑩ 過温破損
原子炉圧力容器破損後，原子炉格納容器内で溶融炉心が冷却できない状態が継続しｆ．過温破損
炉心損傷後に，溶融炉心が冷却できない状態が継続した場合に，溶融炉心から
2／25

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所た場合に，溶融炉心からの輻射及び対流によってが原子炉格納容器の雰囲気が加熱さの輻射及び対流によって格納容器の雰囲気が加熱され，格納容器の貫通部等が熱れ，原子炉格納容器の貫通部等が熱的に損傷し，原子炉格納容器の破損に至る事象と的に損傷し，格納容器の破損に至る格納容器破損モードである。

備考して分類する。
⑥ 格納容器雰囲気直接加熱

ｇ．格納容器雰囲気直接加熱

高圧状態で原子炉圧力容器が破損した場合に，溶融炉心が原子炉格納容器の雰囲気高圧状態で原子炉圧力容器が破損した場合に，溶融炉心が格納容器の雰囲気中中を飛散する過程で微粒子化し，雰囲気ガスとの直接的な熱伝達等による急激な加を飛散する過程で微粒子化し，雰囲気ガスとの直接的な熱伝達等による急激な加熱・加圧の結果，格納容器圧力が上昇し原子炉格納容器の破損に至る事象として分類する。

熱・加圧の結果，格納容器圧力が上昇し格納容器の破損に至る格納容器破損モードである。

⑦ 原子炉圧力容器外での水蒸気爆発

ｈ．原子炉圧力容器外での水蒸気爆発

高温の溶融炉心が原子炉格納容器下部の水中に落下し，水蒸気爆発又は水蒸気によ高温の溶融炉心がペデスタル（ドライウェル部）の水中又はサプレッション・

る圧力スパイクが発生する可能性がある。このときに原子炉格納容器に付加される機

プール水中に落下した場合，若しくは格納容器内に放出されたデブリに対して注械的エネルギーによって原子炉格納容器の破損に至る事象として分類する。

水を実施した場合に，水蒸気爆発又は水蒸気による圧力スパイクが発生する可能性がある。このときに格納容器に付加される機械的エネルギによって格納容器の破損に至る格納容器破損モードである。

⑪ 溶融炉心・コンクリート相互作用

ｉ．溶融炉心・コンクリート相互作用

原子炉圧力容器の破損後，原子炉格納容器内に放出された溶融炉心が十分に冷却で原子炉圧力容器の破損後，格納容器内に放出された溶融炉心が十分に冷却でききない状態が継続した場合に，原子炉格納容器下部の側壁のコンクリートが浸食さない状態が継続した場合に，ペデスタル（ドライウェル部）床のコンクリートがれ，原子炉圧力容器支持機能が喪失する事象又は原子炉格納容器のベースマットが溶侵食され，溶融炉心はペデスタル（ドライウェル部）床を貫通してサプレッショ

融貫通し，原子炉格納容器の破損に至る事象として分類する。

ン・プールに落下する。その後，サプレッション・プールにおける溶融炉心・コンクリート相互作用が継続し，ベースマット溶融貫通に先行してペデスタル壁面の侵食に伴う原子炉圧力容器支持機能の喪失により格納容器の破損に至る格納容器破損モードである。
なお，以下の格納容器破損モードは，今回実施した内部事象レベル１．５ＰＲＡでは分析により除外した。

⑤ 原子炉圧力容器内での水蒸気爆発

ｊ．原子炉圧力容器内での水蒸気爆発

高温の溶融炉心が下部プレナムの水中に落下して水蒸気爆発が発生し，その際の発高温の溶融炉心が下部プレナムの水中に落下して水蒸気爆発が発生し，その際

生エネルギーによって原子炉圧力容器の蓋がミサイルとなって原子炉格納容器に衝の発生エネルギによって原子炉圧力容器の蓋がミサイルとなって格納容器に衝突し，格納容器破損に至る事象として分類する。

突し，格納容器破損に至る格納容器破損モードである。
ただし，これまでの炉内溶融燃料－冷却材相互作用に係る研究等の知見から，
炉内溶融燃料－冷却材相互作用により格納容器が破損する可能性は十分低いた⑫ 水素燃焼め，内部事象レベル１．５ＰＲＡでは格納容器破損モードとして設定していない。
ｋ．水素燃焼原子炉格納容器内に酸素ガス等の反応性のガスが混在していた場合にジルコニウ

格納容器内に酸素等の反応性のガスが混在していた場合にジルコニウム－水

ム－水反応等によって発生した水素ガスと反応して激しい燃焼が生じ，原子炉格納容

反応等によって発生した水素と反応して激しい燃焼が生じ，格納容器の破損に至器の破損に至る事象として分類する。

る格納容器破損モードである。
ただし，東海第二発電所では，運転中，格納容器内を窒素置換し，酸素濃度を低く管理しているため，水素濃度及び酸素濃度が可燃限界に至る可能性は十分低い。このため，内部事象レベル１．５ＰＲＡでは格納容器破損モードとして設定
3／25

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所備考していない。
⑧ 溶融物直接接触

ｌ．溶融物直接接触

原子炉圧力容器破損後に原子炉格納容器下部へ落下した溶融炉心が原子炉格納容

原子炉圧力容器破損後に格納容器下部へ落下した溶融炉心が格納容器下部の器下部の床からその外側のドライウェルの床に広がり，高温の溶融炉心がドライウェ

床からその外側のドライウェルの床に拡がり，高温の溶融炉心がドライウェルのルの壁(バウンダリ)に接触してドライウェル壁の一部が溶融貫通し，原子炉格納容器

壁（バウンダリ）に接触してドライウェル壁の一部が溶融貫通し，格納容器の破の破損に至る事象として分類する。

損に至る格納容器破損モードである。
ただし，東海第二発電所のＭａｒｋ－Ⅱ型格納容器においては，ペデスタル（ドライウェル部）内に蓄積したデブリがドライウェル床には拡がらない格納容器構造となっているため，内部事象レベル１．５ＰＲＡでは格納容器破損モードとして設定してしない。

(2) PRA に代わる検討に基づく整理(2) ＰＲＡに代わる検討に基づく整理

地震，津波及びその他の外部事象等に対する格納容器破損モードについて，内部事

地震，津波及びその他の外部事象等に対する格納容器破損モードについて，内部

象運転時レベル 1.5PRA の知見等を活用して検討した結果，地震，津波及びその他の事象運転時レベル１．５ＰＲＡの知見等を活用して検討した結果，地震，津波及び外部事象等についても，炉心損傷後の原子炉格納容器内の事象進展は内部事象と同等

その他の外部事象等についても，炉心損傷後の格納容器内の事象進展は内部事象とであると考えられることから，格納容器破損モードは内部事象と同等であり，今回，同等であると考えられることから，格納容器破損モードは内部事象と同等であり，内部事象 PRA から選定した格納容器破損モードに追加すべきものはないものと判断

今回，内部事象ＰＲＡから抽出された格納容器破損モードに追加すべきものはない

した。(別紙 1)

ものと判断した（別紙 1）。

2.1.2 レベル 1.5PRA の定量化結果及び影響度を踏まえた格納容器破損モードの検討

2.1.2 抽出した格納容器破損モードの整理

第 2-1 表に示す格納容器破損モードについて，2.1.1 項に示すレベル 1.5PRA から

2.1.2.1 必ず想定する格納容器破損モードとの対応
第2－1表に示す格納容器破損モードについて，2.1.1項に示すレベル１．５ＰＲＡ抽出された格納容器破損モードと解釈２－１(a)に示されている必ず想定する以下のから抽出された格納容器破損モードと解釈２－１(a)に示されている必ず想定する以格納容器破損モードとの対応について検討を行った。

下の格納容器破損モードとの対応について検討を行った。
２－１(a) 必ず想定する格納容器破損モード
・雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）
・高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱
・原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用
・水素燃焼
・格納容器直接接触（シェルアタック）・溶融炉心・コンクリート相互作用

確認の結果，上記の必ず想定する格納容器破損モードに分類されない以下(1)～(4)なお，レベル１．５ＰＲＡより抽出した溶融物がサプレッション・プールへ落下しの破損モードが抽出されたため，これを新たな格納容器破損モードとして追加するこた後に発生する格納容器破損モードについては，ペデスタル（ドライウェル部）床にとの要否について検討を実施した。

おける溶融炉心・コンクリート相互作用に引き続いて発生する格納容器破損モードであること，及び当該格納容器破損モードの防止のためにはペデスタル（ドライウェル部）床における溶融炉心・コンクリート相互作用を防止することが有効であることを考慮し，解釈に基づき必ず想定する格納容器破損モード「溶融炉心・コンクリート相互作用」として整理した。また，当該破損モードの有効性評価では，ペデスタル床（ド4／25

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

備考ライウェル部）における溶融炉心・コンクリート相互作用に対する対策の有効性を確認し，溶融炉心がペデスタル（ドライウェル部）内に保持可能であることを確認する（別紙8）。
なお，必ず想定する格納容器破損モードのうち，格納容器直接接触(シェルアタッ

必ず想定する格納容器破損モードのうち，格納容器直接接触（シェルアタック）は，

ク)は，原子炉格納容器下部の床面とその外側のドライウェルの床面とが同じ高さに格納容器下部の床面とその外側のドライウェルの床面とが同じ高さに設計されてい設計されている BWR MARK-I 型の原子炉格納容器に特有の破損モードであり，柏崎刈

るＢＷＲ Ｍａｒｋ－Ⅰ型の格納容器に特有の破損モードであり，東海第二発電所の羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉の鉄筋コンクリート製原子炉格納容器(RCCV 型格納容器)では，溶融炉心が原子炉格納容器バウンダリに直接接触することはない構造でＭａｒｋ－Ⅱ型格納容器では，溶融炉心が格納容器バウンダリに直接接触することはない構造であることから，格納容器破損モードとして考慮しない（別紙9）。

あることから，格納容器破損モードとして考慮しない。(別紙 6)
また，柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉では，運転中，原子炉格納容器内をまた，必ず想定する格納容器破損モードのうち，水素燃焼に関しては，東海第二発

窒素ガスで置換し，酸素濃度を低く管理しているため，水素濃度及び酸素濃度が可燃限界に至る可能性が十分小さい。このため，本破損モードはレベル 1.5PRA の定量化

電所では，運転中，格納容器内を窒素置換し，酸素濃度を低く管理しているため，水素濃度及び酸素濃度が可燃限界に至る可能性は十分低い。このため，本破損モードはにおいて想定する格納容器破損モードからは除外した。一方，原子炉格納容器内の窒レベル１．５ＰＲＡの定量化において想定する格納容器破損モードからは除外した。

素ガス置換が水素燃焼の発生防止対策であることを踏まえ，窒素ガス置換対策の有効

一方，可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素封入が水素燃焼の格納容器破損性として炉心の著しい損傷が起こるような重大事故時においても原子炉格納容器の防止対策であることを踏まえ，対策の有効性として炉心の著しい損傷が起こるような雰囲気が水素ガスの可燃限界以下(水素濃度がドライ条件に換算して 4vol%以下又は重大事故時においても，長期にわたって格納容器の雰囲気が水素の可燃限界以下（水酸素濃度 5vol%以下)に維持できることを確認する必要があると考える。よって，水素素濃度がドライ条件に換算して4vol％以下又は酸素濃度5vol％以下）に維持できるこ

燃焼については，有効性評価の評価対象とする格納容器破損モードとした。(別紙 6)とを確認する必要があると考える。よって，水素燃焼については，有効性評価の評価対象とする格納容器破損モードとした。
2.1.2.2 追加すべき格納容器破損モードの検討
抽出した格納容器破損モードについて，必ず想定する格納容器破損モードに対応しない以下の(1)～(4)の破損モードが抽出されたため，これらを新たな格納容器破損モードとして追加することの要否について検討を実施した。

(3) 格納容器隔離失敗及びインターフェイスシステム LOCA

(1) 格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ，格納容器隔離失敗）

これらの破損モードは，事象の発生と同時に原子炉格納容器の隔離機能を喪失してこれらの破損モードは，事象の発生と同時に格納容器の隔離機能を喪失しているいる事象であり，解釈の要求事項における「炉心の著しい損傷後の原子炉格納容器の事象であり，解釈の要求事項における「炉心の著しい損傷後の原子炉格納容器の機機能に期待することが困難なもの(格納容器先行破損シーケンス，格納容器バイパス能に期待することが困難なもの（格納容器先行破損シーケンス，格納容器バイパス等)にあっては，炉心の著しい損傷を防止する対策に有効性があることを確認する。
」

等）にあっては，炉心の著しい損傷を防止する対策に有効性があることを確認すに該当する事故シーケンスグループである。

る。
」に該当する事故シーケンスグループである。

このため，講じるべき対策は炉心損傷防止であり，これらの破損モードを個別プラント評価により抽出された格納容器破損モードとして評価事故シーケンスに追加す

このため，講じるべき対策は炉心損傷防止であり，これらの破損モードを個別プ
ラント評価により抽出された格納容器破損モードとして追加する必要はないと判る必要はないと判断した。

断した。

以下に，格納容器隔離失敗及びインターフェイスシステム LOCA で想定した事象及び評価事故シーケンスに追加する必要はないと判断した理由を示す。
(3)-2 インターフェイスシステム LOCA

以下に，インターフェイスシステムＬＯＣＡ及び格納容器隔離失敗で想定した事
象及び格納容器破損モードとして追加する必要はないと判断した理由を示す。
ａ．インターフェイスシステムＬＯＣＡ

本破損モードは，発生と同時に原子炉格納容器の隔離機能は喪失しているものの，本破損モードは，発生と同時に格納容器の隔離機能は喪失しているものの，炉炉心損傷までには時間余裕のある事象である。対策としては炉心損傷の防止又は炉心心損傷までには時間余裕のある事象である。対策としては炉心損傷の防止又は炉
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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所損傷までに原子炉格納容器の隔離機能を復旧することが挙げられる。炉心損傷防止の心損傷までに格納容器の隔離機能を復旧することが挙げられる。炉心損傷防止の観点では内部事象運転時レベル 1PRA の結果から重要事故シーケンスとして抽出し，観点では内部事象運転時レベル１ＰＲＡの結果から重要事故シーケンスとして有効性評価の対象としている。

抽出し，有効性評価の対象としている。

原子炉格納容器の隔離機能を復旧したものの，炉心損傷を防止できなかった場合，格納容器の隔離機能を復旧したものの，炉心損傷を防止できなかった場合，そその後の事象進展は原子炉圧力容器内の状況に応じて，評価対象とした評価事故シーの後の事象進展は原子炉圧力容器内の状況に応じて，評価対象とした評価事故シ

ケンスに包絡されるものと考える。

ーケンスに包絡されるものと考える。

したがって，当該破損モードを個別プラント評価により抽出された格納容器破損モードとして評価事故シーケンスに追加する必要はないと判断した。なお，当該破損モ

したがって，当該破損モードを個別プラント評価により抽出された格納容器破損モードとして追加する必要はないと判断した。なお，当該破損モードの格納容器破損頻度（4.8×10－１０／炉年）の全格納容器破損頻度に対する寄与割合は0.1％ードの格納容器破損頻度(9.5×10-11 /炉年)の全格納容器破損頻度に対する寄与割合
は 0.1%未満である。
(3)-1 格納容器隔離失敗
本破損モードは炉心が損傷した時点で原子炉格納容器の隔離に失敗している事象を想定したものである。

備考未満である。
ｂ．格納容器隔離失敗
本破損モードは，炉心が損傷した時点で格納容器の隔離に失敗している事象を想定したものである。

格納容器隔離失敗は炉心損傷の発生に伴う物理的な現象に由来するものではなく，格納容器隔離失敗は炉心損傷の発生に伴う物理的な現象に由来するものでは

炉心損傷時点で原子炉格納容器が隔離機能を喪失している事象を示している。隔離機

なく，炉心損傷時点で格納容器が隔離機能を喪失している事象を示している。隔能喪失の原因として，ランダム要因による貫通部の機器の破損や人的過誤を考慮して離機能喪失の原因として，ランダム要因による貫通部の機器の破損や人的過誤をいる。

考慮している。

現状の運転管理として原子炉格納容器内の圧力を日常的に監視しているほか，格納現状の運転管理として格納容器内の圧力を日常的に監視しているほか，格納容

容器圧力について 1 日 1 回記録を採取していることから，格納容器隔離失敗に伴う器圧力について1日1回記録を採取していることから，格納容器隔離失敗に伴う大大規模な漏えいが生じた場合，速やかに検知できる可能性が高いと考える。(別紙 7)

規模な漏えいが生じた場合，速やかに検知できる可能性が高いと考える（別紙10）。

今回実施したレベル 1.5PRA では，国内 BWR プラントの格納容器隔離失敗の実績が今回実施したレベル１．５ＰＲＡでは，国内ＢＷＲプラントの格納容器隔離失ないことから，NUREG/CR-4220 で評価された隔離失敗確率を固定分岐確率として設定し当該破損モードの格納容器破損頻度(5.5×10-11 /炉年，全格納容器破損頻度に対す敗の実績がないことから，ＮＵＲＥＧ／ＣＲ－4220に記載された米国における通る寄与割合 0.1%未満)を定量化した。国内の運転管理実績を考慮すれば，当該破損モ

常運転時の長期間の格納容器隔離失敗実績に基づき，当該破損モードの格納容器破損頻度（6.1×10－１０／炉年，全格納容器破損頻度に対する寄与割合0.1％未満）

ードの格納容器破損頻度はさらに小さくなると推定される。(別紙 7)を定量化した。国内の運転管理実績を考慮すれば，当該破損モードの格納容器破損頻度はさらに小さくなると推定される（別紙10）。

以上，本事象は発生と同時に原子炉格納容器が隔離機能を喪失している事象であ以上，本事象は発生と同時に格納容器が隔離機能を喪失している事象であり，り，原子炉格納容器内で発生する物理化学現象を重大事故等対処設備を用いて抑制

格納容器内で発生する物理化学現象を重大事故等対処設備を用いて抑制し，格納し，原子炉格納容器の機能喪失を防止する対策とはならない。通常の運転管理におい容器の機能喪失を防止する対策とはならない。通常の運転管理において格納容器て原子炉格納容器の状態を確認する運用とすることが対策であり，本事象の分岐に至る前の事故シーケンスによる炉心損傷を防止することが重要と考えることから，格納の状態を確認する運用とすることが対策であり，本破損モードにより格納容器隔離機能が喪失する頻度は十分に低く，本格納容器破損モードに至る前に炉心損傷

容器隔離失敗を個別プラント評価により抽出された格納容器破損モードとして評価を防止することが重要と考えることから，格納容器隔離失敗を個別プラント評価

事故シーケンスに追加する必要はないと判断した。

により抽出された格納容器破損モードとして追加する必要はないと判断した。

また，格納容器隔離失敗については地震レベル 1PRA においても抽出されており，また，格納容器隔離失敗については地震レベル１ＰＲＡにおいても抽出されて地震レベル 1PRA では，地震によって原子炉格納容器を貫通する高圧及び低圧設計のおり，地震レベル１ＰＲＡでは，地震によって格納容器を貫通する高圧及び低圧

配管が原子炉格納容器外で破断する事象を想定している。

設計の配管が格納容器外で破断する事象を想定している。

破断箇所や破断の程度の組み合わせを特定することは困難であるため，定量的に分破断箇所や破断の程度の組合せを特定することは困難であり，本破損モードに6／25

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（シーケンス選定 2 章）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

析することは難しいが，破断箇所及び喪失した機能に応じて炉心損傷防止を試みる対

ついては，有効性評価の対象とすべき格納容器破損モードとして単独で定義する応が発生するものと考える。

ものではなく，発生する事象の程度や組合せに応じて対応していくべきものと考

炉心損傷の後に原子炉格納容器の破損に至る事象ではなく，地震により原子炉格納容器の隔離機能が先行して喪失する事象であるため，その対応は炉心損傷防止が重要となる。この観点から，地震レベル 1PRA で抽出された格納容器隔離失敗についても，評価事故シーケンスに追加する必要はないと判断した。
(1) 原子炉未臨界確保失敗時の過圧破損

機能が喪失する頻度は十分に低いことを確認している。
この観点から，地震レベル１ＰＲＡで抽出された格納容器隔離失敗についても，個別プラント評価により抽出された格納容器破損モードとして追加する必要はないと判断した。
(2) 早期過圧破損（未臨界確保失敗）

本破損モードはレベル 1.5PRA 上の破損モードとして抽出されたが，解釈の要求事

本破損モードはレベル１．５ＰＲＡ上の破損モードとして抽出されたが，解釈の要求事項に「炉心の著しい損傷後の原子炉格納容器の機能に期待することが困難な

納容器先行破損シーケンス，格納容器バイパス等)にあっては，炉心の著しい損傷を防もの（格納容器先行破損シーケンス，格納容器バイパス等）にあっては，炉心の著止する対策に有効性があることを確認する。
」と記載されており，炉心損傷防止対策のしい損傷を防止する対策に有効性があることを確認する。
」と記載されており，炉事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」にて有効性評価の対象としている。
なお，当該破損モードの格納容器破損頻度(5.1×10-12 /炉年)の全格納容器破損頻度

心損傷防止対策の事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」にて有効性評価の対象としている。なお，当該破損モードの格納容器破損頻度（2.5×10－８／炉年）

に対する寄与割合は 0.1%未満である。

の全格納容器破損頻度に対する寄与割合は0.1％未満である。

ードとして評価事故シーケンスに追加する必要はないと判断した。
(2) 過圧破損(炉心損傷前)したがって，当該破損モードを個別プラント評価により抽出された格納容器破損
モードとして追加する必要はないと判断した。
(3) 過圧破損（崩壊熱除去失敗）

本破損モードはレベル 1.5PRA 上の破損モードとして抽出されたが，解釈の要求事

本破損モードはレベル１．５ＰＲＡ上の破損モードとして抽出されたが，解釈の項に「炉心の著しい損傷後の原子炉格納容器の機能に期待することが困難なもの(格要求事項に「炉心の著しい損傷後の原子炉格納容器の機能に期待することが困難な

納容器先行破損シーケンス，格納容器バイパス等)にあっては，炉心の著しい損傷を防もの（格納容器先行破損シーケンス，格納容器バイパス等）にあっては，炉心の著止する対策に有効性があることを確認する。
」と記載されており，炉心損傷防止対策のしい損傷を防止する対策に有効性があることを確認する。
」と記載されており，炉事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」にて有効性評価の対象としている。
なお，当該破損モードの格納容器破損頻度(8.7×10-6 /炉年)の全格納容器破損頻度に

心損傷防止対策の事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」にて有効性評価の対象としている。なお，当該破損モードの格納容器破損頻度（6.0×10－５／炉年）

対する寄与割合は約 99.9%である。

の全格納容器破損頻度に対する寄与割合は約99.8％である。

したがって，当該破損モードを個別プラント評価により抽出された格納容器破損モードとして評価事故シーケンスに追加する必要はないと判断した。
(4) 原子炉圧力容器内での水蒸気爆発
本破損モードについては各種研究により得られた知見から原子炉格納容器の破損

考える。また，地震レベル１ＰＲＡの評価から，本破損モードにより格納容器隔離

項に「炉心の著しい損傷後の原子炉格納容器の機能に期待することが困難なもの(格したがって，当該破損モードを個別プラント評価により抽出された格納容器破損モ

備

したがって，当該破損モードを個別プラント評価により抽出された格納容器破損
モードとして追加する必要はないと判断した。
以上から，ＰＲＡの知見等を踏まえて，格納容器破損防止対策の有効性評価において，追加すべき新たな格納容器破損モードはないことを確認した。

に至る可能性は極めて低いと評価されており，国内においてもリスクの観点からは大きな影響がないものと認識されている。(別紙 8)
したがって，当該破損モードを個別プラント評価により抽出された格納容器破損モードとして評価事故シーケンスに追加する必要はないと判断した。
以上から，PRA の知見等を踏まえて，格納容器破損防止対策の有効性評価において，追加すべき新たな格納容器破損モードはないことを確認した。
2.2 評価事故シーケンスの選定について
設置変更許可申請における格納容器破損防止対策の有効性評価の実施に際しては，

2.2 評価事故シーケンスの選定について
設置変更許可申請における格納容器破損防止対策の有効性評価の実施に際しては，
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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（シーケンス選定 2 章）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉
格納容器破損モードごとに評価事故シーケンスを選定している。

東海第二発電所
評価事故シーケンス選定に当たっては，審査ガイド「3.2.3 格納容器破損モード

主要解析条件等」の各破損モードの主要解析条件に示されている，当該破損モードのの主要解析条件等」の各破損モードの主要解析条件に示されている，当該破損モード

観点で厳しいシーケンスの選定を考慮している。

の観点で厳しい事故シーケンスの選定を考慮している。
(1) 雰囲気圧力・温度による静的負荷

PRA に基づく格納容器破損シーケンスの中から，過圧及び過温の観点で厳しいシー

ＰＲＡに基づく事故シーケンスの中から，過圧及び過温の観点で厳しい事故シーケンスを選定する。また，炉心損傷防止対策における「想定する事故シーケンスグル
ープのうち炉心の著しい損傷後の原子炉格納容器の機能に期待できるもの」を包絡す

ケンスを選定する。また，炉心損傷防止対策における「想定する事故シーケンスグ
ループのうち炉心の著しい損傷後の格納容器の機能に期待できるもの」を包絡するるものとする。
(2) 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱
PRA に基づく格納容器破損シーケンスの中から，原子炉圧力が高く維持され，減圧の観点で厳しいシーケンスを選定する。
(3) 原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用
PRA に基づく格納容器破損シーケンスの中から，原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用の観点で厳しいシーケンスを選定する。
(4) 水素燃焼ものとする。
(2) 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱
ＰＲＡに基づく事故シーケンスの中から，原子炉圧力が高く維持され，原子炉圧
力容器破損までの余裕時間の観点で厳しい事故シーケンスを選定する。
(3) 原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用
ＰＲＡに基づく事故シーケンスの中から，原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材
相互作用の観点で厳しい事故シーケンスを選定する。
(4) 水素燃焼

水素燃焼の観点で厳しいシーケンスを選定する。柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7

水素燃焼の観点で厳しい事故シーケンスを選定する。東海第二発電所では，運転号炉では，運転中，原子炉格納容器内を窒素ガスで置換し，酸素濃度を低く管理して中，格納容器内を窒素で置換し，酸素濃度を低く管理しているため，水素濃度が可いるため，水素濃度が可燃限界に至る可能性が十分小さいことから，本破損モードは燃限界に至る可能性が十分小さいことから，本破損モードはレベル１．５ＰＲＡのレベル 1.5PRA の定量化において想定する格納容器破損モードから除外しているが，定量化において想定する格納容器破損モードから除外しているが，評価事故シーケ

評価事故シーケンスとしては炉心損傷後の原子炉格納容器内の酸素濃度上昇の観点ンスとしては炉心損傷後の格納容器内の酸素濃度上昇の観点で厳しい事故シーケ

で厳しいシーケンスを選定する。

ンスを選定する。

(5) 溶融炉心・コンクリート相互作用
PRA に基づく格納容器破損シーケンスの中から，溶融炉心・コンクリート相互作用の観点から厳しいシーケンスを選定する。

(5) 溶融炉心・コンクリート相互作用
ＰＲＡに基づく事故シーケンスの中から，ペデスタル(ドライウェル部)における溶融炉心・コンクリート相互作用の観点から厳しいシーケンスを選定する。

上記に基づき，レベル 1.5PRA の知見を活用した格納容器破損防止対策に係る評価

上記に基づき，レベル１．５ＰＲＡの知見を活用した格納容器破損防止対策に係る事故シーケンスの選定では，先ず格納容器破損モードごとに原子炉格納容器の破損の評価事故シーケンスの選定では，先ず格納容器破損モードごとに格納容器の破損の際際の結果が厳しくなると判断される PDS を選定し，その後，選定した PDS を含むシの結果が厳しくなると判断されるＰＤＳを選定し，その後，選定したＰＤＳを含む事

ーケンスの中から結果が厳しくなると判断されるシーケンスを評価事故シーケンス

故シーケンスの中から余裕時間，設備容量及び代表性の観点より評価事故シーケンスとして選定することとした。この選定プロセスにより，有効性評価に適した，厳しいシーケンスが選定されるものと考える。

を選定することとした。この選定プロセスにより，有効性評価に適した，厳しい事故
シーケンスが選定されるものと考える。

2.2.1 評価対象とする PDS の選定

考

格納容器破損モードごとに評価事故シーケンスを選定している。

評価事故シーケンス選定に当たっては，審査ガイド「3.2.3 格納容器破損モードの(1) 雰囲気圧力・温度による静的負荷

備

2.2.1 評価対象とするＰＤＳの選定

レベル 1.5PRA では，レベル 1PRA で炉心損傷に至る可能性があるものとして抽出

レベル１．５ＰＲＡでは，レベル１ＰＲＡで炉心損傷に至る可能性があるものとしされた事故シーケンスから，さらに事象が進展して原子炉格納容器の破損に至る事故て抽出された事故シーケンスから，さらに事象が進展して格納容器の破損に至る事故

シーケンスを定量化している。その際，原子炉格納容器内の事故進展の特徴を把握す

シーケンスを定量化している。その際，格納容器内の事故進展の特徴を把握するためるために「格納容器破損時期」，「原子炉圧力容器圧力」，「炉心損傷時期」及び「電源に「格納容器破損時期」，「原子炉圧力」，「炉心損傷時期」及び「電源の状態」の4つの8／25

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所有無」の 4 つの属性に着目してレベル 1PRA から抽出された事故シーケンスグループ

属性に着目してレベル１ＰＲＡから抽出された事故シーケンスグループを分類し，Ｐを分類し，PDS として定義している。PDS の分類結果を第 2-2 表に示す。

ＤＳとして定義している。ＰＤＳの分類結果を第2－2表に示す。

ここで，AE，S1E，S2E は LOCA として 1 つの PDS とした。これは事故進展解析の結果，原子炉冷却材の流出口の大きさが炉心損傷後の事象の進展速度に大きな影響を備

考

ここで，ＡＥ，Ｓ１Ｅ，Ｓ２Ｅは，炉心損傷後の事象進展の類似性を考慮し，4つの属性に着目してＬＯＣＡとして1つのＰＤＳとした。

及ぼすものではないと考えたためである。
この PDS の定義に従い，格納容器破損モードごとに格納容器破損頻度，当該破損モ

このＰＤＳの定義に従い，格納容器破損モードごとに格納容器破損頻度，当該破損

ードに至る可能性のある全ての PDS を整理した。また，各格納容器破損モードの発生の観点で事象進展が最も厳しくなると考えられる PDS を検討し，評価対象とする PDS

モードに至る可能性のある全てのＰＤＳを整理した。また，余裕時間，設備容量及び格納容器破損モードの発生の観点で事象進展が最も厳しくなると考えられるＰＤＳを選定した。選定結果を第 2-3 表に示す。

を検討し，評価対象とするＰＤＳを選定した。選定結果を第2－3表に示す。
なお，原子炉圧力容器外溶融燃料－冷却材相互作用のＰＤＳ選定については，溶融
炉心・コンクリート相互作用の対策であるペデスタル（ドライウェル部）への事前水張りが与える影響を考慮し，全てのＰＤＳを対象に評価対象とするＰＤＳを選定した。また，雰囲気圧力・温度による静的負荷（過圧・過温）のＰＤＳ選定については，
過圧・過温の各々において，各事故シーケンスの対策は損傷炉心への注水（損傷炉心冷却）の点で同じとなることから，有効性評価では過圧・過温を同じＰＤＳで評価しなお，第 2-2 表において，格納容器破損時期が炉心損傷前と分類されている TW，ている。
また，第2－2表において，格納容器破損時期が炉心損傷前と分類されているＴＷ，

TC，ISLOCA については，格納容器先行破損の事故シーケンスであることから，解釈のＴＢＷ，ＴＣ及びＩＳＬＯＣＡについては，格納容器先行破損又は格納容器バイパス要求事項を踏まえ，事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」，「原子炉停止機に該当するＰＤＳであることから，解釈の要求事項を踏まえ，事故シーケンスグルー

能喪失」，「格納容器バイパス(インターフェイスシステム LOCA)」にて炉心損傷防止対プ「崩壊熱除去機能喪失」，「原子炉停止機能喪失」及び「格納容器バイパス（インタ

策の有効性評価の対象としている。

ーフェイスシステムＬＯＣＡ）」にて炉心損傷防止対策の有効性評価の対象としている。

したがって，これらの PDS は，第 2-3 表に示す評価対象とする PDS の選定では考慮していない。
2.2.2 評価事故シーケンスの選定の考え方及び選定結果

したがって，これらのＰＤＳは，第2－3表に示す評価対象とするＰＤＳの選定では考慮していない。
2.2.2 評価事故シーケンスの選定の考え方

2.2.1 項で格納容器破損モードごとに選定した PDS に属する事故シーケンスを比2.2.1項で格納容器破損モードごとに選定したＰＤＳに属する事故シーケンスを比較し，格納容器破損モードの発生の観点で事象進展が最も厳しくなると考えられる事較し，余裕時間，設備容量及び事象の厳しさの観点から評価事故シーケンスを選定し故シーケンスを検討し，評価事故シーケンスを選定した。

た。

選定結果を第 2-4 表に示す。

選定結果を第2－4表に示す。

なお，重大事故等対処設備により，炉心損傷後の原子炉圧力容器底部の損傷及び原
子炉格納容器下部への溶融炉心の落下を防止できるため，有効性評価では重大事故等

なお，重大事故等対処設備により，炉心損傷後の原子炉圧力容器底部の損傷及びペデスタル(ドライウェル部)への溶融炉心の落下を防止できるため，原子炉圧力容器の対処設備に期待せず，炉心損傷後の原子炉圧力容器底部の損傷及び原子炉格納容器下損傷が前提となる「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」，「原子炉圧力容器外部への溶融炉心の落下に至る状況を仮定している。

溶融燃料－冷却材相互作用」，「溶融炉心・コンクリート相互作用」の有効性評価では，
物理現象及びその対策の有効性を確認する観点から，一部の重大事故等対処設備に期待せず，炉心損傷後の原子炉圧力容器底部の損傷及びペデスタル(ドライウェル部)への溶融炉心の落下に至る状況を仮定している。

また，各格納容器破損モードについて，格納容器破損頻度が支配的となる PDS と主また，各格納容器破損モードについて，格納容器破損頻度が支配的となるＰＤＳと
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東海第二発電所

要なカットセットの整理を実施し，格納容器破損頻度の観点で支配的となるカットセ

主要なカットセットの整理を実施し，格納容器破損頻度の観点で支配的となるカット

ットに対して今回整備した格納容器破損防止対策が有効であることを確認した。(別セットに対して今回整備した格納容器破損防止対策が有効であることを確認した（別

紙 4)

紙6）
。

備

考

2.2.3 評価事故シーケンスの選定結果(1) 雰囲気圧力・温度による静的負荷
本格納容器破損モードに至る可能性のあるＰＤＳのうち，ＬＯＣＡは原子炉冷却材の流出を伴うことから水位低下が早く，事象進展の観点で厳しい。また，格納容
器圧力が高く推移すること等，環境に放出される放射性物質量の観点でも厳しい事
故シーケンスとなると考えられる。対策の観点では，過圧破損に対しては格納容器の除熱が，過温破損に対しては損傷炉心への注水が必要となる。
以上の観点を総合的に考慮し，本格納容器破損モードを代表するＰＤＳとしてＬ
ＯＣＡを選定する。また，このＰＤＳに全交流動力電源喪失を重畳させることで，電源の復旧，注水機能の確保等の格納容器破損防止対策を講じるための対応時間が厳しいシナリオとする。
ａ．事故シーケンス①大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗②中破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗③中破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗④小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗⑤小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗
ｂ．有効性を確認する主な格納容器破損防止対策
・低圧代替注水系(常設)・代替格納容器スプレイ冷却系(常設)・代替循環冷却系
・格納容器圧力逃がし装置
ｃ．選定した評価事故シーケンス①大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗（全交流動力電源喪
失の重畳を考慮）
ｄ．選定理由ａ．の事故シーケンスのうち，中破断ＬＯＣＡ及び小破断ＬＯＣＡに比べて破断口径が大きいことから事象進展が早く，格納容器圧力及び格納容器雰囲気温度上昇の観点で厳しい大破断ＬＯＣＡを起因とし，炉心損傷防止が困難な事故シーケンス
として「1.3.2 重要事故シーケンスの選定結果」にて挙げた事故シーケンスとの包絡関係や，格納容器破損防止対策を講じるための対応時間の厳しさの観点を踏まえて評価事故シーケンスを選定した。
(2) 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱
本格納容器破損モードに至る可能性のあるＰＤＳのうち，長期ＴＢは炉心損傷に
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備考至る前にＲＣＩＣによる一時的な冷却に成功しており，起因事象発生から原子炉減圧までの時間余裕の観点ではＴＱＵＸ，ＴＢＤ，ＴＢＵが厳しいＰＤＳとなる。高圧状態で炉心損傷に至る点ではＴＱＵＸ，ＴＢＤ，ＴＢＵにＰＤＳ選定上の有意な違いはないことから，これらのうち，本格納容器破損モードを代表するＰＤＳとして，ＴＱＵＸを選定する。また，このＰＤＳに全交流動力電源喪失を重畳させることで，電源の復旧，注水機能の確保等の格納容器破損防止対策を講じるための対応
時間が厳しいシナリオとする。
ａ．事故シーケンス①過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗＋炉心損傷後の原子炉減圧
失敗（＋ＤＣＨ）②手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失
敗＋炉心損傷後の原子炉減圧失敗（＋ＤＣＨ）③サポート系喪失（自動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗＋炉心損
傷後の原子炉減圧失敗（＋ＤＣＨ）
ｂ．有効性を確認する主な格納容器破損防止対策
・手動減圧
ｃ．選定した事故シーケンス①過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗＋炉心損傷後の原子炉減圧
失敗（＋ＤＣＨ）（全交流動力電源喪失の重畳を考慮）
ｄ．選定理由ＴＱＵＸに属する事故シーケンスのうち，事象進展が早く，原子炉圧力容器破損までの時間の観点で厳しい過渡事象（給水流量の全喪失）を起因とする事故シーケ
ンスを評価事故シーケンスとして選定した。
(3) 原子炉圧力容器外溶融燃料－冷却材相互作用
本格納容器破損モードに至る可能性のあるＰＤＳのうち，原子炉圧力容器外の溶
融燃料－冷却材相互作用（ＦＣＩ）の観点からは，ペデスタル（ドライウェル部）
へ落下する溶融炉心の割合が多く，原子炉圧力容器破損時の溶融炉心の保有エネルギが大きいシーケンスが厳しくなる。原子炉圧力容器が高圧で破損に至る場合，格納容器に放出される溶融炉心が分散され易いと考えると，原子炉圧力容器が低圧で破損に至る場合の方が，ペデスタル（ドライウェル部）へ一体となって落下する溶融炉心の割合が多くなると考えられる。
また，本格納容器破損モードに対する事象の厳しさを考慮する上では，溶融炉心・コンクリート相互作用の緩和対策である，ペデスタル（ドライウェル部）への水張りが実施された状態を想定しているが，その一方で，原子炉圧力容器破損が想定される状況では，高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱の発生を防止するため，
原子炉圧力容器の減圧が実施される。これらの状況も考慮し，原子炉圧力容器が低圧状態で破損するＰＤＳを選定するものとし，高圧状態で破損するＴＱＵＸ，ＴＢ
Ｕ及び長期ＴＢは選定対象から除外する。ＬＯＣＡは，蒸気が急速に格納容器に流
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備

考出するため，ジルコニウムの酸化割合が他の低圧破損シーケンスより小さくなることでデブリの内部エネルギが小さくなると考えられる。
よって，本格納容器破損モードを代表するＰＤＳとして，原子炉の水位低下が早く，原子炉圧力容器破損までの時間が短いＴＱＵＶを選定する。また，このＰＤＳに全交流動力電源喪失を重畳させることで，電源の復旧，注水機能の確保等の格納
容器破損防止対策を講じるための対応時間が厳しいシナリオとする。
ａ．事故シーケンス①過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗＋損傷炉心冷却失敗（＋Ｆ
ＣＩ（ペデスタル））②過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失
敗＋損傷炉心冷却失敗（＋ＦＣＩ（ペデスタル））③手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗＋損傷炉心冷却失敗（＋ＦＣＩ（ペデスタル））④手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉
心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗＋損傷炉心冷却失敗（＋ＦＣＩ（ペデスタル））⑤サポート系喪失（自動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗＋損傷
炉心冷却失敗（＋ＦＣＩ（ペデスタル））⑥サポート系喪失（自動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗＋損傷炉心冷却失敗（＋ＦＣＩ（ペデスタル））
ｂ．有効性を確認する主な格納容器破損防止対策―
ｃ．選定した評価事故シーケンス①過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗＋損傷炉心冷却失敗＋（ＦＣＩ（ペデスタル））（全交流動力電源喪失の重畳を考慮）
ｄ．選定理由ＴＱＵＶに属する事故シーケンスのうち，事象進展が早い過渡事象（給水流量の全喪失）を起因とし，発生頻度の観点で大きいと考えられる逃がし安全弁再閉鎖失敗を含まない事故シーケンスを評価事故シーケンスとして選定した。
(4) 水素燃焼
東海第二発電所では，通常運転時から格納容器内が窒素置換され，初期酸素濃度が低く保たれている。炉心損傷に伴い，水素濃度は容易に13vol％を超えることから，水素燃焼防止の観点からは酸素濃度が重要となるため，炉心損傷により放出される核分裂生成物による水の放射線分解に伴う酸素濃度の上昇に着目する。
本格納容器破損モードはＰＲＡから抽出されたものではないが，評価のためにＰ
ＤＳを格納容器先行破損の事故シーケンス以外のＰＤＳから選定する。酸素は水の放射線分解で発生するが，酸素濃度は他の気体の存在量の影響を受けるため，炉心損傷後の格納容器内の気体組成を考える上で影響が大きいと考えられるジルコニ
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備考

ウム－水反応による水素発生に着目する。原子炉注水に期待しない場合のジルコニ
ウム－水反応の挙動は事象発生時の原子炉圧力容器外への冷却材の放出経路から，
ＬＯＣＡとその他のＰＤＳに大別できる。ＬＯＣＡでは事象発生と同時に原子炉圧力容器が大きく減圧され，冷却材が多量に原子炉圧力容器外に排出されることから，ジルコニウム－水反応に寄与する冷却材の量が少なくなり，水素濃度は13vol％を上回るものの，その他のＰＤＳに比べて水素発生量が少なくなると考えられる。
このため，水の放射線分解によって増加する酸素濃度が他のＰＤＳよりも相対的に高くなる可能性が考えられるＬＯＣＡを選定する。これに加え，「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の評価シーケンスでは，対応の厳しさの観点で全交流動力電源喪失を重畳させていることを考慮し，ＬＯＣＡに全交流
動力電源喪失の重畳を考慮するものとする。
ａ．事故シーケンス－
ｂ．有効性を確認する主な格納容器破損防止対策
・可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入
ｃ．選定した評価事故シーケンス
・大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗（全交流動力電源喪
失の重畳を考慮）
ｄ．選定理由「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」において，格納容器破損防止対策を講じるための対応時間の厳しさの観点を踏まえて選定した評
価事故シーケンスを本格納容器破損モードの評価事故シーケンスとして選定した。
(5) 溶融炉心・コンクリート相互作用
本格納容器破損モードに至る可能性のあるＰＤＳのうち，溶融炉心・コンクリー
ト相互作用（ＭＣＣＩ）の観点からは，ペデスタル（ドライウェル部）に落下する
溶融炉心の割合が多いシーケンスが厳しくなる。原子炉圧力容器が高圧で破損に至る場合，格納容器に放出される溶融炉心が分散され易く，また，落下速度が大きくなることで，ペデスタル（ドライウェル部）に落下した際の粒子化割合が高くなり，落下した溶融炉心が冷却されやすいことを考えると，原子炉圧力容器が低圧で破損に至る場合の方が，ペデスタル（ドライウェル部）へ一体となって落下する溶融炉
心の割合が多くなると考えられる。また，原子炉圧力容器破損が想定される状況では，高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱の発生を防止するため，原子炉圧力容器の減圧が実施されている。
これらの状況も考慮し，原子炉圧力容器が低圧状態で破損するＰＤＳを選定するものとし，高圧状態で破損するＴＱＵＸ，ＴＢＵ及び長期ＴＢは選定対象から除外する。ＬＯＣＡは原子炉圧力容器破損のタイミングが過渡事象より早いため，溶融炉心の崩壊熱は過渡事象に比べて高いが，有効性評価における本格納容器破損モードに対しては，原子炉圧力容器破損までの原子炉注水に期待していない評価として
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備考いること，原子炉圧力容器破損までの時間余裕は事象発生から3時間以上であることから，事象緩和のための対応操作の観点でＴＱＵＶと大きな差異はない。また，
ＬＯＣＡは，対策を考慮しない場合，ペデスタル（ドライウェル部）に冷却材が流入する可能性があり，ＭＣＣＩの観点で厳しい事象とはならないと考えられる。
以上より，ＭＣＣＩの観点で厳しいＴＱＵＶを評価対象ＰＤＳとして選定する。
また，このＰＤＳに全交流動力電源喪失の重畳を考慮することで，電源の復旧，注
水機能の確保等の格納容器破損防止対策を講じるための対応時間が厳しいシナリ
オとする。
ａ．事故シーケンス①過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗＋損傷炉心冷却失敗（＋デブリ冷却失敗（ペデスタル））②過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失
敗＋損傷炉心冷却失敗（＋デブリ冷却失敗（ペデスタル））③手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗＋損傷炉心冷却失敗（＋デブリ冷却失敗（ペデスタル））④手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉
心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗＋損傷炉心冷却失敗（＋デブリ冷却失敗（ペデスタル））⑤サポート系喪失（自動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗＋損傷
炉心冷却失敗（＋デブリ冷却失敗（ペデスタル））⑥サポート系喪失（自動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗＋損傷炉心冷却失敗（＋デブリ冷却失敗（ペデスタル））
ｂ．有効性を確認する主な格納容器破損防止対策
・格納容器下部注水系（常設）ｃ．選定した評価事故シーケンス①過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗＋損傷炉心冷却失敗＋デ
ブリ冷却失敗（ペデスタル）（全交流動力電源喪失の重畳を考慮）
ｄ．選定理由ＴＱＵＶに属する事故シーケンスのうち，事象進展が早い過渡事象（給水流量の全喪失）を起因とし，発生頻度の観点で大きいと考えられる逃がし安全弁の再閉失敗を含まない事故シーケンスを評価事故シーケンスとして選定した。
2.2.3 炉心損傷防止が困難な事故シーケンス等に対する格納容器破損防止対策の有効 2.2.4 炉心損傷防止が困難な事故シーケンス等における格納容器破損防止対策の有効性
性
国内外の先進的な対策を考慮しても炉心損傷防止対策を講ずることが困難な事故

国内外の先進的な対策を考慮しても炉心損傷防止対策を講ずることが困難な事故

シーケンスグループのうち，格納容器破損防止対策に期待できるものについては，今シーケンスグループのうち，格納容器破損防止対策に期待できるものについては，今回整備した格納容器破損防止対策により原子炉格納容器の閉じ込め機能に期待でき回整備した格納容器破損防止対策により格納容器の閉じ込め機能に期待できること

ることを確認している。

を確認している。
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国内外の先進的な対策を考慮しても炉心損傷防止対策を講ずることが困難な事故

国内外の先進的な対策を考慮しても炉心損傷防止対策を講ずることが困難な事故

シーケンス及び該当する PDS は以下のとおり。以下の事故シーケンスは，「炉心の著

シーケンスのうち，以下の事故シーケンスは，「炉心の著しい損傷後の原子炉格納容

しい損傷後の原子炉格納容器の機能に期待できる」事故シーケンスである。(1.2 項器の機能に期待できる」事故シーケンスである（1.2項参照）
。

備

考

参照)
・大破断 LOCA＋HPCF 注水失敗＋低圧 ECCS 注水失敗
2.2.1 項の PDS 選定では，上記の PDS を含めて格納容器破損モードごとに厳しい①大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
格納容器破損防止対策の有効性評価における評価シーケンスの選定では，上記の事

PDS を選定している。したがって，炉心損傷防止が困難な事故シーケンス等についても，今回整備した格納容器破損防止対策により，原子炉格納容器の閉じ込め機能に期

故シーケンスを含めて格納容器破損モードごとに選定している。したがって，炉心損傷防止が困難な事故シーケンス等についても，今回整備した格納容器破損防止対策に待できることを確認している。

より，格納容器の閉じ込め機能に期待できることを確認している。

2.2.4 直接的に炉心損傷に至る事故シーケンスに対する対策

2.2.5 直接的に炉心損傷に至る事故シーケンスに対する対策

1.1.2.2 項において，炉心損傷防止に係る有効性評価において想定する事故シーケ

1.1.2.2項において，炉心損傷防止に係る有効性評価において想定する事故シーケ

ンスグループとして新たに追加する必要がないと判断した事故シーケンスグループ

ンスグループとして新たに追加する必要がないと判断した事故シーケンスグループ

については，炉心損傷後の原子炉格納容器の閉じ込め機能に期待することが困難な場については，炉心損傷後の格納容器の閉じ込め機能に期待することが困難な場合が考合が考えられる。一方で，プラントの損傷規模によっては，設計基準事故対処設備やえられる。一方で，プラントの損傷規模によっては，設計基準事故対処設備や今回整今回整備した重大事故等対処設備により原子炉格納容器の破損の防止が可能な場合備した重大事故等対処設備により格納容器の破損の防止が可能な場合も考えられる。

も考えられる。
原子炉格納容器の閉じ込め機能が喪失するような大規模損傷が生じた場合は，可搬格納容器の閉じ込め機能が喪失するような大規模損傷が生じた場合は，可搬型のポ型設備(低圧代替注水系(可搬型)，可搬型代替交流電源設備等)による対応や放射性物

ンプ・電源，放水砲等を駆使した大規模損壊対策による対応も含め，敷地外への放射質の拡散を防止する対策(大容量送水車，汚濁防止膜等)により敷地外への放射性物質

性物質の拡散抑制等を行い，事故の影響緩和を図る。

の拡散抑制等を行い，事故の影響緩和を図る。

15／25

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（シーケンス選定 2 章）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

備

考

16／25

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（シーケンス選定 2 章）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

備

考

17／25

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

比較表（シーケンス選定

2 章）
東海第二発電所

備

考

18／25

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（シーケンス選定 2 章）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

備

考

19／25

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（シーケンス選定 2 章）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

備

考

20／25

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（シーケンス選定 2 章）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

備

考

21／25

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（シーケンス選定 2 章）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

備

考

22／25

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（シーケンス選定 2 章）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

備

考・東海第二のイベントツリーとの比較のため，柏崎刈羽のイベントツリー
を再掲。

23／25

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（シーケンス選定 2 章）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

備

考

24／25

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（シーケンス選定 2 章）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

備

考

25／25

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（シーケンス選定 3 章）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

備

考

3 運転停止中原子炉における燃料損傷防止対策の有効性評価の運転停止中事故シーケ 3. 運転停止中原子炉における燃料損傷防止対策の有効性評価の運転停止中事故シー
ケンスグループ抽出及び重要事故シーケンスの選定について
ンスグループ及び重要事故シーケンスの選定について
運転停止中原子炉における燃料損傷防止対策の有効性評価の事故シーケンスグル

運転停止中原子炉における燃料損傷防止対策の有効性評価の事故シーケンスグル

ープ及び重要事故シーケンス選定の全体プロセスは第 3-1 図に示すとおりであり，ープ及び重要事故シーケンス選定の全体プロセスは第3－1図に示すとおりであり，本本プロセスにより各検討ステップにおける実施内容を整理した。

プロセスにより各検討ステップにおける実施内容を整理した。

【概要】

【概要】

① 内部事象 PRA 及び PRA を適用できない外部事象等についての定性的検討から事故シーケンスグループの抽出を実施した。

① 内部事象ＰＲＡ及びＰＲＡを適用できない外部事象等についての定性的検討から
事故シーケンスの抽出を実施した。

② 抽出した事故シーケンスグループと必ず想定する事故シーケンスグループとの比② 抽出した事故シーケンスと必ず想定する事故シーケンスグループとの比較を行較を行い，必ず想定する事故シーケンスグループ以外に抽出された外部事象特有

い，必ず想定する事故シーケンスグループに対応しない外部事象特有の事故シーの事故シーケンスグループについて，頻度，影響等を確認し，事故シーケンスグル

ケンスについて，頻度，影響等を確認し，事故シーケンスグループとしての追加要ープとしての追加は不要とした。

否を検討した。

③ 有効性評価において想定する事故シーケンスグループごとに，審査ガイドに記載③ 有効性評価において想定する事故シーケンスグループごとに，審査ガイドに記載の観点(余裕時間，設備容量，代表性)に基づき，有効性評価の対象とする重要事故の観点（余裕時間，設備容量，代表性）に基づき，有効性評価の対象とする重要事

シーケンスを選定した。

故シーケンスを選定した。

3.1 運転停止中事故シーケンスグループの分析について

3.1 運転停止中事故シーケンスグループの分析について解釈において，運転停止中原子炉における燃料損傷防止対策の有効性評価に係る運解釈において，運転停止中原子炉における燃料損傷防止対策の有効性評価に係る運転停止中事故シーケンスグループの個別プラント評価による抽出に関し，以下のとお

転停止中事故シーケンスグループの個別プラント評価による抽出に関し，以下のとおり記載されている。

り記載されている。

４－１

４－１

(a)必ず想定する運転停止中事故シーケンスグループ
・崩壊熱除去機能喪失(残留熱除去系の故障による停止時冷却機能喪失)(a) 必ず想定する運転停止中事故シーケンスグループ
・崩壊熱除去機能喪失（ＲＨＲの故障による停止時冷却機能喪失）

・全交流動力電源喪失

・全交流動力電源喪失

・原子炉冷却材の流出

・原子炉冷却材の流出

・反応度の誤投入・反応度の誤投入(b)個別プラント評価により抽出した運転停止中事故シーケンスグループ①個別プラントの停止時に関する PRA(適用可能なもの)又はそれに代わる方法で評価を実施すること。

(b) 個別プラント評価により抽出した運転停止中事故シーケンスグループ①個別プラントの停止時に関するＰＲＡ（適用可能なもの）又はそれに代わる方法で評価を実施すること。

②その結果，上記４－１(a)の運転停止中事故シーケンスグループに含まれない②その結果、上記４－１(a)の運転停止中事故シーケンスグループに含まれない

有意な頻度又は影響をもたらす運転停止中事故シーケンスグループが抽出さ有意な頻度又は影響をもたらす運転停止中事故シーケンスグループが抽出された場合には，想定する運転停止中事故シーケンスグループとして追加するこれた場合には、想定する運転停止中事故シーケンスグループとして追加すると。
上記４－１(b)を踏まえて， 6 号及び 7 号炉を対象とした内部事象停止時レベル
1PRA 評価を実施し，事故シーケンスグループの検討を行った。

こと。
上記４－１(b) を踏まえて，内部事象停止時レベル１ＰＲＡ評価を実施し，事故シーケンスグループの検討を行った。

なお，事故シーケンスグループの選定は，炉心損傷防止対策に係る事故シーケンス

なお，事故シーケンスグループの選定は，炉心損傷防止対策に係る事故シーケンス

グループの分析と同様，従来の設置許可取得時の設計で考慮していた設備のみ期待でグループの分析と同様，従来の設置許可取得時の設計で考慮していた設備のみ期待で
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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（シーケンス選定 3 章）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉
※1

きる条件

で評価した停止時 PRA の結果を用いた。

※1 従来から整備してきた AM 策や福島第一原子力発電所事故以降に実施した各種対策，新規制基準に基づき配備する重大事故等対処設備等を含めない条件
3.1.1 燃料損傷に至る運転停止中事故シーケンスグループの検討・整理

東海第二発電所

備

考※きる条件 で評価した停止時ＰＲＡの結果を用いた。
※ 従来から整備してきたＡＭ策や福島第一原子力発電所事故以降に実施した各種対策，新規制基準に基づき配備する重大事故等対処設備等を含めない条件
3.1.1 燃料損傷に至る運転停止中事故シーケンスグループの抽出，整理

定期検査中はプラントの状態が大きく変化することから，停止時レベル 1PRA にお施設定期検査中はプラントの状態が大きく変化することから，停止時レベル１ＰＲ

いては，定期検査における評価対象期間を設定し，原子炉の水位，温度，圧力等のプ
ラントパラメータの類似性，保守点検状況等に応じた緩和設備の使用可能性，起因事

Ａにおいては，施設定期検査における評価対象期間を設定し，原子炉の水位，温度，
圧力等のプラントパラメータの類似性，保守点検状況等に応じた緩和設備の使用可能

象，成功基準に関する類似性によって，評価対象期間を幾つかのプラント状態(以下性，起因事象，成功基準に関する類似性によって，評価対象期間を幾つかのプラント「POS」という。)に分類し評価を行う。分類したプラント状態を，状態ごとのプラン状態（以下「ＰＯＳ」という。
）に分類し評価を行う。分類したＰＯＳを，状態ごとのトの主要なパラメータとともに第 3-2 図に示す。また，POS ごとの期間及び系統の待プラントの主要なパラメータとともに第3－2図に示す。また，ＰＯＳごとの期間及び機状態を示した工程表を第 3-3 図に示す。

系統の待機状態を示した工程表を第3－3図に示す。

停止時 PRA においては，原子炉停止後の運転停止中の各 POS において燃料損傷へ

停止時ＰＲＡにおいては，原子炉停止後の運転停止中の各ＰＯＳにおいて燃料損傷波及する可能性のある起因事象について，マスターロジックダイヤグラム，過去の国へ波及する可能性のある起因事象について，マスターロジックダイヤグラム，過去の内プラントのトラブル事例等から選定し，ここから燃料損傷に至ることを防止するた

国内プラントのトラブル事例等から選定し，ここから燃料損傷に至ることを防止する

めの緩和手段の組み合わせ等を第 3-4 図のイベントツリーで分析し，燃料損傷に至るための緩和手段の組合せ等を第3－4図のイベントツリーで分析し，燃料損傷に至る各

各事故シーケンスを抽出している。

事故シーケンスを抽出している。

抽出した起因事象と発生頻度を第 3-1 表に示す。
抽出された事故シーケンス別の燃料損傷頻度を整理し，審査ガイドの「必ず想定す抽出された事故シーケンス別の炉心損傷頻度を整理し，審査ガイドの「必ず想定する運転停止中事故シーケンスグループ」に含まれるか，それ以外の事故シーケンスグ
ループであるかを確認すると共に，燃料損傷状態を分類した。事故シーケンスグルー

る運転停止中事故シーケンスグループ」に含まれるか，それ以外の事故シーケンスグ
ループであるかを確認するとともに，燃料損傷状態を分類した。事故シーケンスグル

プ別の燃料損傷頻度を第 3-2 表に示す。

ープ別の炉心損傷頻度を第 3－1 表に示す。

起因事象別の燃料損傷頻度への寄与割合を第 3-5 図に，事故シーケンスグループ別

事故シーケンスグループ別の炉心損傷頻度への寄与割合を第 3－5 図に示す。

の燃料損傷頻度への寄与割合を第 3-6 図に示す。
3.1.2 抽出した事故シーケンスの整理＜選定した起因事象＞

3.1.2.1 必ず想定する事故シーケンスグループとの対応
第 3－1 表に示す停止時ＰＲＡにより抽出した各事故シーケンスについて，緩和機能の喪失状況，プラントの状態及び燃料損傷に至る要因の観点で必ず想定する事故シーケンスグループに対応する(1)から(3)の事故シーケンスグループとして整理した。

a. 崩壊熱除去機能喪失(残留熱除去系機能喪失[フロントライン]，代替除熱機能喪失[フロントライン]，補機冷却系機能喪失)
運転中の除熱・代替除熱設備が弁やポンプの故障により機能喪失する事象。

(1) 崩壊熱除去機能喪失
運転中の残留熱除去系の故障が発生した後，崩壊熱除去・炉心冷却に失敗し，燃料損傷に至る事故シーケンスを解釈４－１(a)に記載の「崩壊熱除去機能喪失」に分類する。

b. 外部電源喪失(2) 全交流動力電源喪失

送電系統のトラブル等により外部電源が喪失する事象。発生した場合には，非常用

外部電源喪失の発生時に非常用交流電源の電源確保に失敗する等，全交流動力電

所内電源設備(非常用ディーゼル発電機)が起動して交流電源を供給するが，非常用デ源喪失の発生後に，崩壊熱除去・炉心冷却の失敗により，燃料損傷に至る事故シー

ィーゼル発電機の起動に失敗した場合に注水又は崩壊熱除去機能が喪失する可能性

ケンスを解釈４－１(a)に記載の「全交流動力電源喪失」に分類する。

がある。
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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（シーケンス選定 3 章）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉
c. 一次冷却材バウンダリ機能喪失(再循環ポンプ（以下「RIP」という。
）
・CRD・LPRM 点
検時及び CUW ブロー時における作業・操作誤りによる冷却材流出)配管破断や運転員の弁の誤操作，点検時の人的過誤等により原子炉冷却材が系外へ流出する事象。停止時には配管破断による原子炉冷却材の流出の可能性は低いため，

東海第二発電所

備考(3) 原子炉冷却材の流出
原子炉冷却材圧力バウンダリに接続された系統の誤操作等により原子炉冷却材が系外に流出後，崩壊熱除去・炉心冷却に失敗し，燃料損傷に至る事故シーケンスを解釈４－１(a)に記載の「原子炉冷却材の流出」に分類する。

弁の誤操作等による原子炉冷却材流出を対象とする。
なお，必ず想定する事故シーケンスグループのうち「反応度の誤投入」については，
プラント停止時には原則として全制御棒が挿入されており，複数の人的過誤や機器故障が重畳しない限り反応度事故に至る可能性はないこと，万一反応度事故が起こり臨界に至った場合でも，局所的な事象で収束し，燃料の著しい損傷に至ることは考え難いことから，今回の停止時ＰＲＡでは考慮していない。
ただし，万一上記のような反応度事故が起こった場合においても，実際に局所的な事象で収束し，燃料の著しい損傷に至らないことを確認するため，「反応度の誤投入」
については，有効性評価の評価対象とする事故シーケンスグループとした。
3.1.2.2 追加すべき事故シーケンスグループの検討
今回実施したＰＲＡでは，緩和機能の喪失状況，プラントの状態及び燃料損傷に至る要因の観点で解釈４－１(a)に示されている必ず想定する事故シーケンスグループに対応しない事故シーケンスは抽出されなかった。そのため，解釈に基づき想定する
事故シーケンスグループに追加すべき新たな事故シーケンスグループはないと判断した。
3.2 重要事故シーケンスの選定について

3.2 重要事故シーケンスの選定について

設置変更許可申請における運転停止中原子炉における燃料損傷防止対策設備の有効性評価の実施に際しては，3.1 で抽出した 3 つの運転停止中事故シーケンスグル
ープに，必ず想定する運転停止中事故シーケンスグループである「反応度の誤投入」を追加した 4 つのグループについて重要事故シーケンスの選定を実施した。

※2※2 プラント停止時には原則として全制御棒が挿入されており，複数の人的過誤や機器故障が重畳しない限り反応度事故に至る可能性はない。万一，反応度事故が起
こり臨界に至った場合でも局所的な事象で収束し，燃料の著しい破損又は大規模な炉心損傷に至ることは考え難いことから停止時 PRA の起因事象から除外した。
3.2.1 重要事故シーケンスの選定の考え方
重要事故シーケンスの選定に当たっては，以下に示す審査ガイドに記載の着眼点に沿って実施しており，具体的な検討内容を以下に示す(第 3-3 表)。
【審査ガイドに記載の着眼点】

3.2.1 重要事故シーケンス選定の考え方
重要事故シーケンスの選定に当たっては，以下に示す審査ガイドに記載の着眼点に沿って実施しており，具体的な検討内容を以下に示す(第3-3表)。
【審査ガイドに記載の着眼点】

a．燃料損傷防止対策の実施に対する余裕時間が短い。

ａ．燃料損傷防止対策の実施に対する余裕時間が短い。

b．燃料損傷回避に必要な設備容量(流量等)が大きい。

ｂ．燃料損傷回避に必要な設備容量（流量等）が大きい。

c．運転停止中事故シーケンスグループ内のシーケンスの特徴を代表している。

ｃ．運転停止中事故シーケンスグループ内のシーケンスの特徴を代表している。
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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉
a. 余裕時間

東海第二発電所

備

考

ａ．余裕時間プラントの状態や起因事象等によって燃料損傷までの余裕時間は異なるものの，い余裕時間については，事故シーケンスグループ内での燃料損傷に至るまでの余ずれも緩和措置の実施までに掛かる時間に比べて十分時間がある。反応度の誤投入に裕時間の長さに応じて「高」，「中」，「低」と3つに分類した。燃料損傷までの余裕

ついては，事象発生後も崩壊熱除去や注水機能は喪失しないため，それらの緩和措置

時間を第3－2表に示す。なお，反応度の誤投入については，事象発生後も崩壊熱実施までの余裕時間の考慮は不要である(第 3-3, 3-4 表)。

除去や注水機能は喪失しないため，それらの緩和措置実施までの余裕時間の考慮は不要である（第3-2表，第3-3表）。

b. 設備容量プラントの状態や起因事象等によって必要となる注水量は異なるものの，いずれもｂ．設備容量
設備容量については，事故シーケンスグループ内での必要な設備容量の大きさ

緩和措置の設備容量に比べて十分あり，反応度の誤投入については，事象発生後も崩に応じて「高」，「中」，「低」と3つに分類した。なお，反応度の誤投入について

壊熱除去や注水機能は喪失しないため，それらの緩和措置実施までの余裕時間の考慮

は，事象発生後も崩壊熱除去や注水機能は喪失しないため，それらの緩和措置実は不要である(第 3-3, 3-4 表)。

施までの余裕時間の考慮は不要である（第3-2表，第3-3表）。

c. 代表シーケンス
第 3-2 表の主要シーケンスごとの燃料損傷頻度を比較し，事故シーケンスグループ

ｃ．代表性
第3－1表の事故シーケンスごとの炉心損傷頻度を比較し，事故シーケンスグル

内での寄与割合が支配的なものを「高」，支配的ではないが 1%以上のものを「中」，1%ープの中で最も炉心損傷頻度の高いドミナントシーケンスを「高」，事故シーケに満たないものを「低」と 3 つに分類した。

ンスグループ別炉心損傷頻度に対して1％以上の事故シーケンスを「中」，1％未満の事故シーケンスを「低」とした。

3.2.2 重要事故シーケンスの選定結果

3.2.2 重要事故シーケンスの選定結果
3.2.1の選定の着眼点を踏まえ，同じ事故シーケンスグループに複数の事故シーケ
ンスが含まれる場合には，事象進展が早いもの等，より厳しい事故シーケンスを重要
事故シーケンスとして選定した。各事故シーケンスグループに対する重要事故シーケ
ンスの選定理由及び選定結果について，第3－3表及び以下に示す。

(1) 崩壊熱除去機能喪失(1) 崩壊熱除去機能喪失ⅰ) 事故シーケンス①残留熱除去系の故障（ＲＨＲ喪失）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗②残留熱除去系の故障（ＲＨＲＳ喪失）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗③外部電源喪失＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗ⅱ) 事故シーケンスグループの特徴
本事故シーケンスグループに含まれる事故シーケンスは，運転中の残留熱除去
系に故障等が発生した後，崩壊熱除去・炉心冷却に失敗し，燃料損傷に至る事故

燃料損傷防止対策(有効性評価で主に考慮)
・待機中の残留熱除去系[低圧注水モード]
重要事故シーケンス：崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系機能喪失[フロントライン]）＋崩壊熱除去・注水系失敗
選定理由：代表性の観点から，残留熱除去系機能喪失[フロントライン]を起因事象とす
る事故シーケンスを選定した。

シーケンスである。
ⅲ) 有効性を確認する主な燃料損傷防止対策
・待機中の残留熱除去系（低圧注水系）
ⅳ) 重要事故シーケンス①残留熱除去系の故障（ＲＨＲ喪失）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗ⅴ) 選定理由
余裕時間については事故シーケンス間で差異がなく，燃料損傷防止対策の実施
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東海第二発電所

備

考に必要な時間を保守的に見積もった時間（約 2 時間）に比べて十分な余裕時間がある。また，原子炉への注水に必要な設備容量についても事故シーケンス間で差異がなく，ＥＣＣＳ・低圧代替注水系（常設）の設備容量に比べて十分小さい。
代表性の観点からは①の事故シーケンスの炉心損傷頻度が最も高い。
以上より，①の事故シーケンスを重要事故シーケンスとして選定した。
有効性評価では外部電源喪失との重畳を考慮しており，外部電源喪失時に原
子炉補機冷却水系(海水ポンプを含む)が故障した場合については事象進展が全交流動力電源喪失と同様となるため，「補機冷却系機能喪失」及び「外部電なお，残留熱除去系海水系の喪失により崩壊熱除去機能が喪失した場合については，「全交流動力電源喪失」にて燃料損傷防止対策の有効性を確認する。

源喪失」を起因事象とする事故シーケンスの対策の有効性については全交流
動力電源喪失の事故シーケンスにて確認する。
(2)全交流動力電源喪失(2) 全交流動力電源喪失ⅰ) 事故シーケンス①外部電源喪失＋交流電源失敗＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗②外部電源喪失＋直流電源失敗＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗ⅱ) 事故シーケンスグループの特徴
本事故シーケンスグループに含まれる事故シーケンスは，外部電源喪失の発生時に非常用交流電源の電源確保に失敗して全交流動力電源喪失に至り，その後，崩壊熱除去・炉心冷却の失敗によって，燃料損傷に至る事故シーケンスである。

燃料損傷防止対策(有効性評価で主に考慮)
・常設代替交流電源設備ⅲ) 有効性を確認する主な燃料損傷防止対策
・常設代替交流電源設備
・常設代替直流電源設備

・低圧代替注水系（常設）・低圧代替注水系（常設）・代替原子炉補機冷却系

・緊急用海水系を用いた残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）

重要事故シーケンス：外部電源喪失＋交流電源喪失＋崩壊熱除去・注水系失敗ⅳ) 重要事故シーケンス

選定理由：代表性の観点から外部電源喪失とともに非常用ディーゼル発電機が機能喪失ⅴ) 選定理由①外部電源喪失＋交流電源失敗＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗
し，全交流動力電源喪失に至る事故シーケンスを選定する。

余裕時間については事故シーケンス間で差異がなく，燃料損傷防止対策の実施に必要な時間を保守的に見積もった時間（約 2 時間）に比べて十分な余裕時間がある。また，原子炉への注水に必要な設備容量についても事故シーケンス間で差異がなく，低圧代替注水系（常設）の設備容量に比べて十分小さい。代表性の観点からは①の事故シーケンスの炉心損傷頻度が最も高い。
以上より，①の事故シーケンスを重要事故シーケンスとして選定した。

「外部電源喪失＋直流電源喪失」は燃料損傷頻度が低く，常設代替交流電源

なお，直流電源が喪失する②の事故シーケンスについては，炉心損傷頻度が低設備や可搬型代替直流電源設備，常設代替直流電源設備による電源供給，隣く，ⅲ）に示した対策により①の事故シーケンスと同様に燃料損傷防止が可能で接プラントからの電源供給，低圧代替注水系(可搬型)による注水等により燃あり，さらに可搬型代替直流電源設備による非常用ディーゼル発電機の起動によ料損傷が防止できることから選定しない。

る対応にも期待できることから選定しない。
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備考(3)原子炉冷却材の流出：原子炉冷却材流出(残留熱除去系系統切替え時のミニマムフロ (3) 原子炉冷却材の流出
ー弁操作誤り)＋崩壊熱除去・注水系失敗ⅰ) 事故シーケンス①原子炉冷却材の流出（ＲＨＲ系統切替時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷
却失敗②原子炉冷却材の流出（ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却
失敗③原子炉冷却材の流出（ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失
敗④原子炉冷却材の流出（ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗ⅱ) 事故シーケンスグループの特徴
本事故シーケンスグループに含まれる事故シーケンスは，原子炉冷却材圧力バ
ウンダリに接続された系統の誤操作等により原子炉冷却材が系外に流出後，崩壊熱除去・炉心冷却の失敗によって，燃料損傷に至る事故シーケンスである。
燃料損傷防止対策(有効性評価で主に考慮)
・待機中の残留熱除去系[低圧注水モード]ⅲ) 有効性を確認する主な燃料損傷防止対策
・待機中の残留熱除去系（低圧注水系）
ⅳ) 選定した重要事故シーケンス①原子炉冷却材の流出（ＲＨＲ系統切替時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷
却失敗

選定理由：
「残留熱除去系系統切替え時のミニマムフロー弁操作誤り」は，発生してもⅴ) 選定理由

燃料の露出に至らないために PRA で起因事象の選定の際に除外した事象で余裕時間の観点からは，①，②の事故シーケンスが厳しく，設備容量の観点かあるが審査ガイドにおける有効性評価の評価項目である「放射線の遮蔽が維らは，流出流量の大きい③，④の事故シーケンスが厳しい。また，代表性の観点持される水位を確保すること」を考慮し，改めて重要事故シーケンスの選定からは①の事故シーケンスの炉心損傷頻度が最も高い。

対象として追加した。

②の事故シーケンスについては，原子炉水位を低下させる操作であるため，原「RIP 点検時の作業誤り」等の点検作業に伴う冷却材流出事象は，運転操作

子炉水位は適宜監視されており，中央制御室の運転員の他にＲ／Ｗの運転員も廃に伴う冷却材流出事象と異なり，作業・操作場所と漏洩発生箇所が同一であ液収集タンク等の水位高により認知することができるため，認知が容易であるこるため，認知が容易であること，また「残留熱除去系系統切替え時のミニマ
ムフロー弁操作誤り」は流出流量が 87m3/h とほかの漏洩事象より大きいことから選定しないこととする。

とから，事故シーケンスを重要事故シーケンスとして選定した。

対策となる待機中のＥＣＣＳ・低圧代替注水系（常設）の設備容量が十分大きい

また，③，④の事故シーケンスについては，流出流量と比較して燃料損傷防止
こと，作業・操作場所と漏えい発生箇所が同一であるため認知が容易であることから選定しないこととする。
以上より，①の事故シーケンスを重要事故シーケンスとして選定した。

(4)反応度の誤投入
重要事故シーケンス：反応度の誤投入(4) 反応度の誤投入
ⅰ) 事故シーケンスグループの特徴
反応度事故により，燃料損傷に至る事故シーケンスである。
ⅱ) 有効性を確認する主な燃料損傷防止対策
・起動領域モニタペリオド短（10 秒）による原子炉スクラム

選定理由：代表性の観点から停止余裕検査や停止時冷温臨界試験等の制御棒が 2 本以ⅲ) 選定理由6／19

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（シーケンス選定 3 章）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

上引き抜ける試験時に，制御棒 1 本が全引き抜きされている状態から，ほか

代表性の観点から，停止中に実施される検査等により，最大反応度価値を有すの 1 本の制御棒が操作量の制限を超える誤った操作によって引き抜かれ，る制御棒1本が全引き抜きされている状態から，他の1本の制御棒が操作量の制限

臨界近接を認知できずに臨界に至る事象を想定する。

を超える誤った操作によって引き抜かれ，異常な反応度の投入を認知できずに燃備

考料の損傷に至る事故を想定する。
なお，各事故シーケンスグループに分類される事故シーケンスについて，燃料損傷

なお，各事故シーケンスグループに分類される事故シーケンスについて，燃料に至る要因をカットセットレベルまで展開し，燃料損傷頻度の事故シーケンスに占め損傷に至る要因をカットセットレベルまで展開し，事故シーケンスの炉心損傷頻る割合の観点で主要なカットセットに対する重大事故等対策の整備状況等を確認している(別紙 4)。

度に対する寄与割合の観点で分析した結果，主要なカットセットに対して重大事故等対策がおおむね有効であることを確認している（別紙6）。

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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（シーケンス選定 3 章）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

備

考・東海第二は，ＰＲＡの審査資料（第3.1.2.2－2 表，第 3.1.2.2－3 表）に同等の内容を掲載

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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（シーケンス選定 3 章）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

備

考

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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（シーケンス選定 3 章）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所備

考・柏崎刈羽 7 号炉の表のため，東海第二は再掲を省略。

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

備

考

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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（シーケンス選定 3 章）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

備

考・原子炉冷却材の流出，反応度の誤投入の事故シーケンスグループの選定の比較のため，東海第二の第 3-3
表を再掲。

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

備

考

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

備

考・東海第二の余裕時間の表との比較のため，柏崎刈羽の表を再掲。

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

備

考

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

備

考

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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（シーケンス選定 3 章）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

備

考

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

備

考

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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（シーケンス選定 3 章）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

備

考・起因事象別の寄与割合について，東海第二は，ＰＲＡの審査資料（第3.1.2.8－2 図）に同等の内容を掲載

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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（シーケンス選定 4 章）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

備

考

4 事故シーケンスグループ及び重要事故シーケンス等の選定に活用した PRA の実施プ 4. 事故シーケンスグループ及び重要事故シーケンス等の選定に活用したＰＲＡの実施プロセスについて
ロセスについて事故シーケンスグループ及び重要事故シーケンス等の選定に際して適用可能とし事故シーケンスグループ及び重要事故シーケンス等の選定に際して適用可能とした PRA は，一般社団法人 日本原子力学会において標準化された実施基準を参考に実たＰＲＡは，一般社団法人 日本原子力学会において標準化された実施基準を参考に

施した。

実施した。

これらの PRA について，PRA の実施プロセスの確認及び更なる品質向上を目的とこれらのＰＲＡについて，ＰＲＡの実施プロセスの確認及び更なる品質向上を目的

し，一般社団法人 日本原子力学会の実施基準への対応状況及び PRA の手法の妥当性について，海外のレビュアーを含む専門家によるピアレビューを実施した。なお，本とし，一般社団法人 日本原子力学会の実施基準への対応状況及びＰＲＡの手法の妥
当性について，海外のレビュアーを含む専門家によるピアレビューを実施した。なお，

ピアレビューでは，第三者機関から発行されている「PSA ピアレビューガイドライン」

本ピアレビューでは，第三者機関から発行されている「ＰＳＡピアレビューガイドラ(平成 21 年 6 月 一般社団法人 日本原子力技術協会)を参考にした。ピアレビューのイン」（平成21年6月 一般社団法人 日本原子力技術協会）を参考にした。ピアレビ

結果，実施した PRA において，事故シーケンスグループ及び重要事故シーケンス等のューの結果，実施したＰＲＡにおいて，事故シーケンスグループ及び重要事故シーケ

選定結果に影響を及ぼすような技術的な問題点がないことを確認した。

ンス等の選定結果に影響を及ぼすような技術的な問題点がないことを確認した。

また，各実施項目について「PRA の説明における参照事項」(平成 25 年 9 月原子

また，各実施項目について「ＰＲＡの説明における参照事項」（平成25年9月 原子力規制庁)において参照すべき事項として挙げられているレベル１PRA（内部事象，内力規制庁）において参照すべき事項として挙げられているレベル１ＰＲＡ（内部事象，

部事象（停止時），外部事象（地震及び津波），レベル 1.5PRA（内部事象），外部事象

内部事象（停止時），外部事象（地震及び津波）），レベル１．５ＰＲＡ（内部事象，外（地震））の対応状況を確認した。

部事象（地震））の対応状況を確認した。

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