3. 運転中の原子炉における重大事故
3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）
3.1.1 格納容器破損モードの特徴，格納容器破損防止対策(1) 格納容器破損モード内のプラント損傷状態
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」に至る可能性のあるプラント損傷状態は，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，TQUV，TQUX，LOCA，長期 TB，TBU，TBP及び TBD である。

(2) 格納容器破損モードの特徴及び格納容器破損防止対策の基本的考え方
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」では，発電用原子炉の運転中に運転時の異常な過渡変化，原子炉冷却材喪失事故（LOCA）又は全交流動力電源喪失が発生するとともに，非常用炉心冷却系等の安全機能の喪失が重畳する。このため，緩和措置がとられない場合には，原子炉格納容器内へ流出した高温の原子炉冷却材や溶融炉心の崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気，ジルコニウム－水反応等によって発生した非凝縮性ガス等の蓄積によって，原子炉格納容器内の雰囲気圧力・温度が徐々に上昇し，原子炉格納容器の過圧・過温により原子炉格納容器の破損に至る。
したがって，本格納容器破損モードでは，損傷炉心の冷却のための低圧代
替注水系（常設）による原子炉注水，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却，また，代替循環冷却系又は格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱によって原子炉格納容器の破損及び放射性物
質の異常な水準での敷地外への放出を防止する。
本格納容器破損モードは，原子炉格納容器バウンダリに対する過圧・過温
3.1.1-1

の観点で厳しい事象であり，代替循環冷却系の使用可否により，格納容器圧力・温度等の挙動が異なることが想定されるため，代替循環冷却系を使用する場合と使用しない場合の両者について，格納容器破損防止対策の有効性評価を行う。代替循環冷却系が使用できる場合には，格納容器圧力逃がし装置
よりも優先して使用する。
なお，本格納容器破損モードの評価では重大事故等対処設備による原子炉
注水機能に期待しており，原子炉圧力容器破損に至ることはないが，重大事故等対処設備による原子炉注水機能に期待せず原子炉圧力容器破損に至る場
合については，「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」,「3.3 原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」及び「3.5 溶融炉心・コンクリ
ート相互作用」にて確認する。

3.1.1-2

3.1.2 代替循環冷却系を使用する場合
3.1.2.1 格納容器破損防止対策
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」で想定される事故シーケンスに対して，原子炉格納容器の破損を防止し，かつ，放射性物質が異常な水準で敷地外へ放出されることを防止するため，初期の対策として低圧代替注水系（常設）による原子炉注水手段を整備する。また，安定状態に向けた対策として代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却手段及び代替循環冷却系による原子炉格
納容器除熱手段を整備する。
本格納容器破損モードの重大事故等対策の概略系統図を第 3.1.2.1 図から第3.1.2.4 図に，対応手順の概要を第 3.1.2.5 図に示すとともに，重大事故等対策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策における設備と手順の関係を
第 3.1.2.1 表に示す。
本格納容器破損モードにおける評価事故シーケンスにおいて，事象発生 10時間までの 6 号及び 7 号炉同時の重大事故等対策に必要な要員は，中央制御室の運転員及び緊急時対策要員で構成され，合計 28 名※1 である。その内訳は次のとおりである。中央制御室の運転員は，当直長 1 名（6 号及び 7 号炉兼任），
当直副長 2 名，運転操作対応を行う運転員 12 名である。発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等を行う緊急時対策本部要員は 5 名，緊急時対策要員（現場）は 8 名※1 である。
また，事象発生 10 時間以降に追加で必要な要員は，代替原子炉補機冷却系作業等を行うための参集要員 36 名である。必要な要員と作業項目について第3.1.2.6 図に示す。
なお，評価事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目を評価事故シーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，28 名で対処可
3.1.2-1

能である。
※1 有効性評価で考慮しない作業（原子炉ウェル注水）に必要な要員 4 名を含めると，緊急時対策要員（現場）が 12 名，合計が 32 名になる。

a. 原子炉スクラム確認及び非常用炉心冷却系機能喪失確認

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

b. 全交流動力電源喪失及び早期の電源回復不能判断並びに対応準備

外部電源が喪失するとともに，全ての非常用ディーゼル発電機が機能喪失する。これにより所内高圧系統（6.9kV）の母線が使用不能となり，全交流動力電源喪失に至る。
中央制御室からの操作により外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動ができず，非常用高圧母線（6.9kV）の電源回復ができない場合，早期の電源回復不可と判断する。これにより，常設代替交流電源設備，代替原子炉補機冷却系及び低圧代替注水系（常設）の準備を開始する。

3.1.2-2

c. 炉心損傷確認

大破断 LOCA 時に非常用炉心冷却系の機能及び全交流動力電源が喪失する
ため，原子炉水位は急激に低下し，炉心が露出することで炉心損傷に至る。
炉心損傷の判断は，ドライウェル又はサプレッション・チェンバ内のガン
マ線線量率が設計基準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えた場合とする。
炉心損傷を確認するために必要な計装設備は，格納容器内雰囲気放射線
レベルである。
（添付資料 3.1.3.1）
また，炉心損傷判断後は，原子炉格納容器内の pH 制御のため薬品注入の準備を行う。サプレッション・チェンバのプール水の pH を 7 以上に制御することで，分子状無機よう素の生成が抑制され，その結果，有機よう素の生成についても抑制される。これにより，環境中への有機よう素の放出量を低減させることができる。なお，有効性評価においては，pH 制御には期待しない。

d. 水素濃度監視

炉心損傷が発生すれば，ジルコニウム－水反応等により水素ガスが発生することから，原子炉格納容器内の水素濃度を確認する。
原子炉格納容器内の水素濃度を確認するために必要な計装設備は，格納容器内水素濃度(SA)である。

e. 常設代替交流電源設備による交流電源供給及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水
常設代替交流電源設備による交流電源供給を開始し，低圧代替注水系
3.1.2-3

（常設）による原子炉注水を開始する。これにより，原子炉圧力容器破損に至ることなく，原子炉水位が回復し，炉心は冠水する。
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を確認するために必要な計装設備は，復水補給水系流量（RHR B 系代替注水流量）等である。
なお，大破断 LOCA により格納容器温度が上昇し，ドライウェル雰囲気温度計の指示が原子炉圧力の飽和温度を超えている場合は，水位不明と判断する。
水位不明判断に必要な計装設備は，原子炉圧力及びドライウェル雰囲気温度である。
水位不明と判断した場合，原子炉水位は，崩壊熱及び原子炉注水流量か
ら推定して把握することができる。具体的には，直前まで把握していた原子炉水位を起点とし，原子炉注水流量と崩壊熱除去に必要な水量の差を算出し，その差分を原子炉圧力容器水量レベル換算から原子炉水位変化量を求めることにより，推定することができる。

f. 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却

原子炉格納容器内に崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気等が放出されるため，格納容器圧力及び温度が徐々に上昇する。崩壊熱及び原子炉注水流量による原子炉水位推定により炉心の冠水を確認した後，ドライウェル
雰囲気温度計を用いて格納容器温度が 190℃超過を確認した場合又は格納
容器内圧力を用いて格納容器圧力が 0.465MPa[gage]到達を確認した場合は，中央制御室からの遠隔操作により復水移送ポンプ 2 台を使用した代替格納容器スプレイ冷却系（常設）により原子炉格納容器冷却を実施する。また，
格納容器圧力 0.465MPa[gage]到達によって開始した場合は格納容器圧力が0.39MPa[gage]以下となった時点で停止する。
3.1.2-4

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却を確認するために必要な計装設備は，格納容器内圧力，復水補給水系流量（RHR B
系代替注水流量）等である。
また，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却と同時に原子炉格納容器内の pH 制御のため薬品注入を実施する。
炉心を冠水維持できる範囲（原子炉水位低（レベル 1）から破断口高さ）
を，崩壊熱及び原子炉注水流量からの推定手段により確認し，原子炉注水と格納容器スプレイの切替えを繰り返し行う。

g. 代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱

代替原子炉補機冷却系の準備が完了した後，代替循環冷却系の運転準備のため，低圧代替注水系（常設）の最大流量にて原子炉注水を実施し水位を回復する。崩壊熱及び原子炉注水流量からの原子炉水位推定により破断
口高さまで水位回復後，格納容器スプレイに切り替え，最大流量にてスプレイを行うことで原子炉格納容器冷却を実施する。
崩壊熱及び原子炉注水流量からの原子炉水位推定により原子炉水位低（レベル 1）に到達した時点で，復水移送ポンプを停止し，代替循環冷却系の運転準備を実施する。復水移送ポンプを停止している期間は可搬型代
替注水ポンプ（A-2 級）による原子炉への注水を実施し，水位の回復を図る。
代替循環冷却系の運転準備が完了した後，可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による原子炉注水を停止し，代替原子炉補機冷却系を用いた代替循環
冷却系による原子炉格納容器除熱を開始する。代替循環冷却系の循環流量
は，復水補給水系流量計（RHR A 系代替注水流量）及び復水補給水系流量計（RHR B 系代替注水流量）を用いて，原子炉注入弁と格納容器スプレイ
3.1.2-5

弁を中央制御室からの遠隔操作により原子炉注水と格納容器スプレイに分配し，それぞれ連続で原子炉注水及び格納容器スプレイを実施する。
代替循環冷却系による原子炉注水を確認するために必要な計装設備は，復水補給水系流量（RHR A 系代替注水流量）等であり，原子炉格納容器除熱を確認するために必要な計装設備は，復水補給水系流量（RHR B 系代替注水流量），格納容器内圧力，サプレッション・チェンバ・プール水温度
等である。
また，水の放射線分解により水素ガス及び酸素ガスが発生することから，
原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度を確認する。
原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度を確認するために必要な計装設備は，格納容器内酸素濃度等である。

3.1.2.2 格納容器破損防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法
本格納容器破損モードを評価する上で選定した評価事故シーケンスは，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，過圧及び過温への対策の有効性を総合的に評価する観点から，プラント損傷状態を LOCA に全交流動力電源喪失事象を加えた状態とし，中小破断 LOCA に比べて破断口径が大きいことから事象進展が早く，格納容器圧力及び温度上昇の観点で厳しい
大破断 LOCA を起因とする，「大破断 LOCA＋ECCS 注水機能喪失+全交流動力電源喪失」である。
本評価事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化，
気液分離（水位変化）・対向流，原子炉圧力容器における ECCS 注水（給水系・代替注水設備含む），炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション，
3.1.2-6

構造材との熱伝達，原子炉圧力容器内 FP 挙動，原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，サプレッション・プール冷却，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達，スプレイ冷却並びに炉心損傷後の原子炉格
納容器における原子炉格納容器内 FP 挙動が重要現象となる。
よって，これらの現象を適切に評価することが可能であり，原子炉圧力容器内及び原子炉格納容器内の熱水力モデルを備え，かつ，炉心損傷後のシビ
アアクシデント特有の溶融炉心挙動に関するモデルを有するシビアアクシデ
ント総合解析コード MAAP により原子炉水位，燃料最高温度，格納容器圧力，
格納容器温度等の過渡応答を求める。
また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，本評
価事故シーケンスにおける運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。

(2) 有効性評価の条件
本評 価 事故シーケンス に 対する初期条件も含めた 主要な解析条件 を第3.1.2.2表に示す。また，主要な解析条件について，本評価事故シーケンス特有の解析条件を以下に示す。

ａ．事故条件(a) 起因事象
起因事象として，大破断LOCAが発生するものとする。破断箇所は，
原子炉圧力容器内の保有水量を厳しく評価するため，残留熱除去系の吸込配管とする。
（添付資料 1.5.2）(b) 安全機能の喪失に対する仮定
3.1.2-7

全ての非常用ディーゼル発電機の機能喪失を想定し，全交流動力電源が喪失するものとする。さらに非常用炉心冷却系が機能喪失するものとする。
(c) 外部電源
外部電源は使用できないものと仮定する。
送電系統又は所内主発電設備の故障等によって，外部電源が喪失するとともに，全ての非常用ディーゼル発電機の機能喪失を想定する。
(d) 水素ガスの発生
水素ガスの発生については，ジルコニウム－水反応を考慮するものとする。なお，解析コードMAAPの評価結果では水の放射線分解等による水素ガス発生は考慮していないため，「(4) 有効性評価の結果」にてその影響を評価する。

ｂ．重大事故等対策に関連する機器条件(a) 原子炉スクラム信号
原子炉スクラムは，事象の発生と同時に発生するものとする。
(b) 低圧代替注水系（常設）による原子炉注水
最大300m3/hにて原子炉注水し，その後は炉心を冠水維持するように注水する。なお，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水は，格納容器スプレイと同じ復水移送ポンプを用いて弁の切替えにて実施する。
(c) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却
格納容器圧力及び温度上昇の抑制に必要なスプレイ流量を考慮し，140m3/h にて原子炉格納容器内にスプレイする。なお，格納容器スプレ
イは，原子炉注水と同じ復水移送ポンプを用いて弁の切替えにて実施する。
3.1.2-8

(d) 可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による原子炉注水
代替循環冷却系の運転準備において復水移送ポンプを停止する期間に，90m3/h の流量で原子炉注水を行う。
(e) 代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱
代替循環冷却系の循環流量は，全体で約 190m3/h とし，原子炉注水へ
約 90m3/h，格納容器スプレイへ約 100m3/h にて流量分配し，それぞれ連続注水及び連続スプレイを実施する。

ｃ．重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件として，「1.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。
(a) 交流電源は，常設代替交流電源設備によって供給を開始し，低圧代替
注水系（常設）による原子炉注水操作は，事象発生70分後から開始する。
なお，原子炉注水は，代替循環冷却系の運転準備時に停止する。
(b) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作
は，原子炉水位が破断口高さまで水位回復後，格納容器温度が190℃に到達した場合に開始する。なお，格納容器スプレイは，代替循環冷却系の運転準備時に停止する。
(c) 代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱操作は，代替原子炉補機冷却系の準備時間等を考慮し，事象発生約22.5時間後から開始する。なお，
代替原子炉補機冷却系の運転操作は事象発生20時間後から開始する。

(3)有効性評価（Cs-137 の放出量評価）の条件(a) 事象発生直前まで，定格出力の 100%で長時間にわたって運転されていたものとする。その運転時間は，燃料を約 1/4 ずつ取り替えていく
3.1.2-9場合の平衡炉心を考え，最高 50,000 時間とする。
(b) 代替循環冷却系を用いた場合の環境中への総放出量の評価においては，原子炉内に内蔵されている核分裂生成物が事象進展に応じた割合
で，原子炉格納容器内に放出※2 されるものとする。
※2 セシウムの原子炉格納容器内への放出割合については，本評価
事故シーケンスにおいては解析コード MAAP の評価結果の方がNUREG-1465 より大きく算出する。
(c) 原子炉格納容器内に放出された Cs-137 については，格納容器スプレ
イやサプレッション・チェンバのプール水でのスクラビングによる除去効果を考慮する。
(d)原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えいについて考慮する。漏えい量の評価条件は以下のとおりとする。
a)原子炉格納容器からの漏えい量は，格納容器圧力に応じた設計漏
えい率をもとに評価する。
b)原子炉建屋から大気中に漏えいする放射性物質を保守的に見積もるため，非常用ガス処理系により原子炉建屋の設計負圧が達成されるまでの期間は，原子炉建屋内の放射性物質の保持機能に期待しないものとする。非常用ガス処理系により設計負圧を達成した
後は設計換気率 0.5 回/日相当を考慮する。
非常用ガス処理系は，事象発生 30 分後から，常設代替交流電源
設備からの交流電源の供給を受け自動起動し，起動後 10 分間で設
計負圧が達成されることを想定する。
c)原子炉建屋内での放射能の時間減衰は考慮せず，また，原子炉建
屋内での粒子状物質の除去効果は保守的に考慮しない。
(添付資料 3.1.2.5，3.1.2.6)
3.1.2-10

(4) 有効性評価の結果
本評価事故シーケンスにおける原子炉水位（シュラウド内外水位），注水流
量及び原子炉圧力容器内の保有水量の推移を第3.1.2.7図から第3.1.2.9図に，
燃料最高温度の推移を第3.1.2.10図に，格納容器圧力，格納容器温度，サプ
レッション・チェンバ・プール水位及び水温の推移を第3.1.2.11図から第3.1.2.14図に示す。

a. 事象進展大破断 LOCA 時に非常用炉心冷却系の機能及び全交流動力電源が喪失するため，原子炉水位は急速に低下する。水位低下により炉心は露出し，事象発生から約 0.3 時間後に燃料被覆管の最高温度は 1,000K（約 727℃）に到達し，炉心損傷が開始する。燃料被覆管の最高温度は事象発生から約 0.4 時間後に
1,200℃に到達し，また，事象発生から約 0.7 時間後に燃料温度は 2,500K（約2,227℃）に到達する。事象発生から 70 分後，常設代替交流電源設備による交
流電源の供給を開始し，復水移送ポンプ 2 台を用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を開始することによって，原子炉圧力容器破損に至ることなく，原子炉水位は回復し，炉心は再冠水する。
原子炉格納容器内に崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気等が放出されるため，格納容器圧力及び温度は徐々に上昇する。そのため，格納容器スプレ
イを間欠的に実施することによって，格納容器圧力及び温度の上昇を抑制する。
事象発生から約 22.5 時間経過した時点で，代替循環冷却系による原子炉格
納容器除熱を開始する。代替循環冷却系により，原子炉圧力容器は破断口より原子炉冷却材が流出することで溢水状態となり，原子炉格納容器は除熱効
果により格納容器圧力及び温度の上昇が抑制され，その後，徐々に低下する。
3.1.2-11

（添付資料 3.1.2.1,3.1.2.2）
b. 評価項目等
格納容器圧力は，第 3.1.2.11 図に示すとおり，原子炉格納容器内に崩壊熱
等の熱によって発生した水蒸気等が放出されるため徐々に上昇するが，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却及び代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱を行うことによって,圧力上昇は抑制される。
その結果，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力の最大値は約0.60MPa[gage]となり，原子炉格納容器の限界圧力 0.62MPa[gage]を超えない。
なお，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力が最大となる事象発生約 12 時
間後において，水の放射線分解によって発生する水素ガス及び酸素ガスは，原子炉格納容器内の非凝縮ガスに占める割合の 1%以下※3 であるため，その影
響は無視し得る程度である。
※3 格納容器圧力が最大値の約 0.60MPa[gage]を示す事象発生から約 12 時間後の原子炉格納容器内の非凝縮性ガス（水素ガス，酸素ガス及び窒素ガス）の物質量は約 8×105mol であり，水の放射線分解によって発生する水素ガス及び酸素ガスの物質量の和は約 8×103mol 以下である。これが仮にドライウェルよりも体積の小さいサプレッション・チェンバの気相部に集中するものと して も，そのサプレ ッシ ョン・チェンバ での 分圧は0.01MPa[abs]未満であることから，水の放射線分解によって発生する水素ガス及び酸素ガスが格納容器圧力に与える影響は無視し得る程度と考えられる。
格納容器温度は，第 3.1.2.12 図に示すとおり，原子炉格納容器内に崩壊熱
等の熱によって発生した水蒸気等が放出されるため徐々に上昇し，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却及び代替循環冷却系
による原子炉格納容器除熱を行うことによって，温度上昇は抑制される。そ
3.1.2-12

の結果，原子炉格納容器バウンダリにかかる温度（壁面温度）の最高値は約165℃となり,原子炉格納容器の限界温度 200℃を超えない。なお，事象開始直後，破断口から流出する過熱蒸気により一時的に格納容器温度は約 207℃となるが，この時の原子炉格納容器バウンダリにかかる温度（壁面温度）は約144℃であり，原子炉格納容器の限界温度 200℃を超えない。
（添付資料 3.1.2.1）
第 3.1.2.7 図に示すとおり，低圧代替注水系（常設）による注水継続により炉心が冠水し，炉心の冷却が維持される。その後は，第 3.1.2.11 図及び第3.1.2.12 図に示すとおり，約 22.5 時間後に開始する代替循環冷却系の運転により，原子炉格納容器除熱に成功し，格納容器圧力及び温度の上昇を抑制することで安定状態が確立し，また，安定状態を維持できる。事象を通じて原
子炉格納容器の限界圧力に到達せず，格納容器圧力逃がし装置を使用することなく，原子炉格納容器が過圧・過温破損に至らないことを確認した。
本評価では，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)，(2)及び(7)の評価項目について，対策の有効性を確認した。(7)の評価
項目のうち，可燃性ガスの蓄積については，ジルコニウム－水反応等によって発生した可燃性ガスの蓄積を考慮しても，原子炉格納容器が過圧・過温破損に至らないことをもって，その影響について確認した。
また，(7)の評価項目のうち，可燃性ガスの燃焼については，「3.4 水素燃焼」において，酸素濃度が可燃限界に至らないことをもって，可燃性ガスの燃焼が生じないことを確認している。
（添付資料 3.1.2.3,3.1.2.4,3.1.3.2）
なお，原子炉格納容器が健全であるため，原子炉格納容器から原子炉建屋への放射性物質の漏えい量は制限され，また，大気中へはほとんど放出されないものと考えられる。これは，原子炉建屋内に漏えいした放射性物質は，3.1.2-13

原子炉建屋内で時間減衰し，また，粒子状放射性物質は，原子炉建屋内での重力沈降や水蒸気の凝縮に伴い，原子炉建屋内に沈着すると考えられるためである。原子炉建屋内での放射性物質の時間減衰及び粒子状放射性物質の除去効果等を保守的に考慮せず，原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えいを想定した場合，漏えい量は約 15TBq（7 日間）となり，100TBq を下回る。
事象発生からの 7 日間以降，Cs-137 の漏えいが継続した場合の影響評価を行ったところ，約 15TBq(30 日間)及び約 15TBq(100 日間)であり，100TBq を下回る。
（添付資料 3.1.2.5，3.1.2.6）
3.1.2.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操
作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価するものとする。
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」（代替循環冷却系を使用する場合）では，原子炉格納容器内へ流出した高温の原子炉冷却材や溶融炉心の崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気，ジルコニウム－水反応等によって発生した非凝縮性ガス等が蓄積することが特徴である。
また，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，事象発生から 12 時間程
度までの短時間に期待する操作及び事象進展に有意な影響を与えると考えられる操作として，常設代替交流電源設備からの受電操作，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作，代替原子炉補機冷却系運転操作及び代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱操作とする。

3.1.2-14

(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
本格納容器破損モードにおいて不確かさの影響評価を行う重要現象とは，「1.7 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すとおりであり，それらの不確かさの影響評価は以下のとおりである。

ａ．運転員等操作時間に与える影響
炉心における燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管変形の不確かさとして，炉心ヒートアップに関するモデ
ルは，TMI 事故についての再現性及び CORA 実験についての再現性を確認している。炉心ヒートアップの感度解析（ジルコニウム－水反応速度の係数についての感度解析）では，炉心溶融時間に与える影響は小さいことを確認している。原子炉注水操作については，非常用炉心冷却系による原子炉への注水機能が喪失したと判断した場合，速やかに低圧代替注
水系（常設）による原子炉注水（電源の確保含む）を行う手順となって
おり，燃料被覆管温度等を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。また，格納容器ス
プレイ操作については，炉心ヒートアップの感度解析では，格納容器圧
力及び温度への影響は小さいことを確認していることから，運転員等操
作時間に与える影響は小さい。
炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）・対向流の不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）は，原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コード SAFER の評
価結果との比較により水位低下幅は解析コード MAAP の評価結果の方が保守的であり，注水操作による有効燃料棒頂部までの水位回復時刻は解析
コード SAFER の評価結果との差異は小さいことを確認している。原子炉注3.1.2-15

水操作については，非常用炉心冷却系による原子炉への注水機能が喪失したと判断した場合，速やかに低圧代替注水系（常設）による原子炉注
水（電源の確保含む）を行う手順となっており，原子炉水位を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）は HDR 実験解析では区画によって格納容器温度を十数℃程度，格納容器圧力を１割程度高めに評価する傾向を確認しているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認された不確かさは小さくなるものと推定される。しかし，全体としては格納容器圧力及び温度の傾向を適切に再現できていることから，格納容器圧力及び温度を操
作開始の起点としている代替格納容器スプレイ冷却系（常設）に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，CSTF 実験解析
により格納容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致す
ることを確認しており，その差異は小さいことから，格納容器圧力及び温度を操作開始の起点としている代替格納容器スプレイ冷却系（常設）に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材との熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性を確認している。本評価事故シーケンスでは，炉心の損傷状態を起点に操作開始する運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
3.1.2-16

炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器内 FP 挙動の不確かさとして，核分裂生成物（FP）挙動モデルは PHEBUS-FP 実験解析により原子炉圧力容器内への FP 放出の開始時間を適切に再現できることを確認している。PHEBUS-FP 実験解析では，燃料被覆管破裂後の FP 放出について実験結果より急激な放出を示す結果が確認されたが，小規模体系の模擬性が原因と推測され，実機の大規模な体系においてこの種の不確かさは小さくなると推定される。本評価事故シーケンスでは，炉心損傷後の原子炉圧力容器内 FP 放出を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
炉心損傷後の原子炉格納容器における原子炉格納容器内 FP 挙動の不確かさとして，核分裂生成物（FP）挙動モデルは ABCOVE 実験解析により原
子炉格納容器内のエアロゾル沈着挙動を適正に評価できることを確認している。本評価事故シーケンスでは，炉心損傷後の原子炉格納容器内 FP挙動を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員
等操作時間に与える影響はない。
（添付資料 3.1.2.7）
ｂ．評価項目となるパラメータに与える影響
炉心における燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管変形の不確かさとして，炉心ヒートアップに関するモデ
ルは，TMI 事故についての再現性及び CORA 実験についての再現性を確認している。炉心ヒートアップの感度解析（ジルコニウム－水反応速度の係数についての感度解析）では，格納容器圧力及び温度への影響は小さいことを確認していることから，評価項目となるパラメータに与える影
響は小さい。
炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）・対向流の
3.1.2-17

不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）は，原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コード SAFER の評
価結果との比較により水位低下幅は解析コード MAAP の評価結果の方が保守的であり，注水操作による有効燃料棒頂部までの水位回復時刻は解析
コード SAFER の評価結果との差異は小さいことを確認していることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）は HDR 実験解析では区画によって格納容器温度を十数℃程度，格納容器圧力を１割程度高めに評価する傾向を確認しているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認された不確かさは小さくなるものと推定される。しかし，全体としては格納容器圧力及び温度の傾向を適切に再現できていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，CSTF 実験解析により格納容
器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認しており，その差異は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材との熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性を確認している。また，炉心ノード崩壊のパラメータを低下させた
感度解析により炉心溶融時間に与える影響は小さいことを確認しており，事象進展はほぼ変わらないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
3.1.2-18

炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器内 FP 挙動の不確かさとして，核分裂生成物（FP）挙動モデルは PHEBUS-FP 実験解析により原子炉圧力容器内への FP 放出の開始時間を適切に再現できることを確認している。PHEBUS-FP 実験解析では，燃料被覆管破裂後の FP 放出について実験結果より急激な放出を示す結果が確認されたが，小規模体系の模擬性が原因と推測され，実機の大規模な体系においてこの種の不確かさは小さくなると推定される。
炉心損傷後の原子炉格納容器における原子炉格納容器内 FP 挙動の不確かさとして，核分裂生成物（FP）挙動モデルは ABCOVE 実験解析により原
子炉格納容器内のエアロゾル沈着挙動を適正に評価できることを確認している。本評価事故シーケンスでは，代替循環冷却系の運転により格納
容器ベントを回避できることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
（添付資料 3.1.2.7）(2) 解析条件の不確かさの影響評価
ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は， 第3.1.2.2表に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件とした場合の影響を評価する。また，解析条件の設定に当たっては，評
価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなるような設定があることから，その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられる項目に関する影響評価の結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度33GWd/tに対応したものとしており，その最確条件は平均的燃焼度約30GWd/tであり，3.1.2-19解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなり，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなることから，格納容器圧力及び温度の上昇が遅くなるが，操作手順（原子炉水位が破断口高さまで水位回復後に原子炉注水から格納容器スプレイへ切り替えること）に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積（ウェットウェル）の空間部及び液相部，サプレッション・チェンバ・プ
ール水位，格納容器圧力及び格納容器温度は，解析条件の不確かさとして，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，事象進展に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
事故条件の起因事象は，解析条件の不確かさとして，Excessive LOCAを考慮した場合，原子炉冷却材の流出量が増加することにより炉心損傷開始等が早くなるが，操作手順（速やかに注水手段を準備すること）に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
機器条件の低圧代替注水系（常設）は，解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原
子炉水位の回復は早くなる。冠水後の操作として冠水維持可能な注水量に制御するが，注水後の流量調整操作であることから,運転員等操作時間に与える影響はない。
機器条件の可搬型代替注水ポンプ（A-2級）は，解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復は早くなるが，操作手順に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
3.1.2-20

機器条件の代替循環冷却系は，解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），格納容器
圧力及び温度上昇の抑制効果は大きくなるが, 操作手順に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
（添付資料3.1.2.7，3.1.2.8）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度33GWd/tに対応したものとしており，その最確条件は平均的燃焼度約30GWd/tであり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉水位の低下は緩和され，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなることから，格納容器圧力及び温度の上昇が遅くなるが，格納容器圧力及び温度の上昇は格納容器スプレイ及び代替循環冷却により抑制されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積（ウェットウェル）の空間部及び液相部，サプレッション・チェンバ・プ
ール水位，格納容器圧力及び格納容器温度は，解析条件の不確かさとして，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，事象進展に与える影響は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影
響は小さい。
事故条件の起因事象は，解析条件の不確かさとして，Excessive LOCAを考慮した場合，原子炉冷却材の流出量が増加することにより炉心損傷開始等が早くなるが，原子炉格納容器へ放出されるエネルギは大破
断LOCAの場合と同程度であり，第3.1.2.15図及び第3.1.2.16図に示す
3.1.2-21

とおり，格納容器圧力は0.62MPa[gage]を下回っていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
機器条件の低圧代替注水系（常設）は，解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原
子炉水位の回復は早くなり，格納容器圧力及び温度上昇の抑制効果は大きくなるが，格納容器圧力及び温度の上昇に有意な影響を与えない
ことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
機器条件の可搬型代替注水ポンプ（A-2級）は，解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復は早くなり，格納容器圧力及び温度上昇の抑制効果は大きくなるが，格納容器圧力及び温度の上昇に有意な影響を与えないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
機器条件の代替循環冷却系は，解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合，原子炉水位の回復は早くなり，格納容器
圧力及び温度上昇の抑制効果は大きくなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
（添付資料3.1.2.7，3.1.2.8）

ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作の不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の6要因に分類し，これらの要因が運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転員等操作時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価し，評価結果を以下に示す。

3.1.2-22

(a) 運転員等操作時間に与える影響
操作条件の常設代替交流電源設備からの受電及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作は，解析上の操作開始時間として事象発生から70分後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，常設代替交流電源設備からの受電操作について実態の運転操作時間に基づき解析上の想定時間を設定していることから，運転員等操作時間に与える影響はない。なお，有効性評価では2系列の非常用高圧母線の電源回復を想定しているが，低圧代替注水系(常設)は非常用高圧
母線D系の電源回復後に実施可能であり，この場合も原子炉注水の開始
時間が早くなる可能性があることから，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作については，復水移送ポンプの起動操作が常設代替交流電源設備からの受電操作の影響を受けるが，低圧代替注水系(常設)は非常用高圧母線D系の電源回復後に実施可能であり，この場合も原子炉注水の開始時間が早くなる可能性があることから，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。
操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作は，解析上の操作開始時間として原子炉水位が破断口高さまで水位回復後，格納容器温度が190℃超過を確認した時点を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，解析結果は原子炉水位が破断口高さまで水位回復前に既に格納容器温度は190℃を超えており，実態の操作も原子炉水位が破断口高さまで水位回復後に低圧代替
注水系（常設）から代替格納容器スプレイへ切り替えることとしており，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であるため，操作開始時間に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える
3.1.2-23

影響も小さい。当該操作は，解析コード及び解析条件（操作条件を除く）の不確かさにより操作開始時間は遅れる可能性があるが，中央制御室で行う操作であり，他の操作との重複もないことから，他の操作に与える影響はない。代替格納容器スプレイへの切り替え後，原子炉水位が原子炉水位低（レベル1）まで低下した場合，低圧代替注水系(常設)へ切り替えを行う。当該操作開始時間は，解析上の設定とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響も小さい。また，中央制御室で行う操作であり，他の操作との重複もないことから，他の操作に与える影響はない。
操作条件の代替原子炉補機冷却系運転操作は，解析上の操作開始時
間として事象発生から20時間後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，代替原子炉補機冷却系の準備は，緊急時対策要員の参集に10時間，その後の作業に10時間の合計20時間を想定しているが，準備操作が想定より短い時間で完了する可能性があるため，操作開始時間が早まる可能性があることから，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。
操作条件の代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱操作は，解析上の操作開始時間として事象発生から22.5時間後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，代替循環冷却系の運転は事象発
生約22.5時間後に開始することとしているが，時間余裕を含めて設定されているため操作の不確かさが操作開始時間に与える影響は小さい
ことから，運転員等操作時間に与える影響も小さい。また，本操作の操作開始時間は，代替原子炉補機冷却系の準備期間を考慮して設定したものであり，代替原子炉補機冷却系の操作開始時間が早まれば，本操作の操作開始時間も早まる可能性があり，代替循環冷却系の運転開3.1.2-24始時間も早まることから，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。
（添付資料3.1.2.7）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の常設代替交流電源設備からの受電及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作は，運転員等操作時間に与える影響として，常設代替交流電源設備からの受電操作について，解析上の原子
炉注水開始時間(70分後)は準備操作に時間余裕を含めて設定されており，原子炉水位の回復は早くなる可能性があるが，ジルコニウム－水
反応量により発熱量が増加する等の影響があるため，格納容器圧力及び温度の上昇に大きな差異はない。また，原子炉注水操作は，代替格
納容器スプレイとの切替え操作であり，事象進展はほぼ変わらないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作は，運転員等操作時間に与える影響として，代替格納容器スプレイの操作開始は原子炉水位が破断口高さまで水位回復後，格納容器温度が190℃に到達時となり，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
操作条件の代替原子炉補機冷却系運転操作は，運転員等操作時間に与える影響として，準備操作が想定より短い時間で完了する可能性があり，格納容器圧力及び温度を早期に低下させる可能性があることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
操作条件の代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱操作は，運転員等操作時間に与える影響として，代替原子炉補機冷却系の操作開始
3.1.2-25

時間が早まった場合には，本操作も早まる可能性があり，格納容器圧
力及び温度を早期に低下させる可能性があることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
（添付資料3.1.2.7）(3) 操作時間余裕の把握
操作開始時間の遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認し，その結果を以下に示す。
操作条件の常設代替交流電源設備からの受電操作及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作については，第3.1.3.14図から第3.1.3.16
図に示すとおり，事象発生から90分後（操作開始時間20分程度の遅れ）までに常設代替交流電源設備からの受電操作を行い低圧代替注水系（常設）による原子炉注水が開始できれば，損傷炉心は炉心位置に保持され，評価項目を満足する結果となることから，時間余裕がある。
操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器
冷却操作については，事象発生から90分後（操作開始時間20分程度の遅れ）に低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を開始した場合の解析では，
格納容器スプレイ開始のタイミングは約2.3時間後であるため，現行の2時間に対して約20分程度の準備時間を確保できることから，時間余裕がある。
操作条件の代替原子炉補機冷却系運転操作及び代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱操作については，代替原子炉補機冷却系運転開始までの時間は，事象発生から20時間あり，準備時間が確保できるため，時間余裕がある。なお，本操作が大幅に遅れるような事態になった場合でも，原子炉格納容器の限界圧力に到達しないよう継続して低圧代替注水系（常設）
3.1.2-26

による原子炉注水及び代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器スプレイを行うこととなる。代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器スプレイは，ベントラインの水没防止のために，格納容器ベントに伴うサプレッション・チェンバ・プール水位の上昇を考慮しても，サプレッション・チェンバ・プール水位がベントライン-1mを超えないように
格納容器スプレイを停止する。原子炉格納容器の限界圧力0.62MPa［gage］に至るまでの時間は，事象発生から約38時間あり，約15時間以上の余裕があることから，時間余裕がある。
（添付資料3.1.2.7，3.1.3.7）(4) まとめ
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作
時間余裕を確認した。その結果，解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。このほか，評価項目となるパラメー
タに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間には時間余裕がある。

3.1.2.4 必要な要員及び資源の評価(1) 必要な要員の評価
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損)」において，6号及び7号炉同時の重大事故等対策時における事象発
生10時間までの必要な要員は，「3.1.2.1格納容器破損防止対策」に示すとおり28名である。「6.2 重大事故等対策時に必要な要員の評価結果」で説明している運転員及び緊急時対策要員等の72名で対処可能である。有効性評価で3.1.2-27

考慮しない作業（原子炉ウェル注水）に必要な要員を4名含めた場合でも対処可能である。
また，事象発生 10 時間以降に必要な参集要員は 36 名であり，発電所構外から 10 時間以内に参集可能な要員の 106 名で確保可能である。

(2) 必要な資源の評価
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」において，必要な水源，燃料及び電源は，「6.1(2)資源の評価条件」の条件にて評価を行い，その結果を以下に示す。

ａ．水源
低圧代替注水系（常設）又は可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による原子炉
注水及び代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器スプレイは，7日間の対応を考慮すると，号炉あたり約2,900m3の水が必要となる。6号及び7号炉の同時被災を考慮すると，合計約5,800m3の水が必要である。水源として，各号炉の復水貯蔵槽に約1,700m3及び淡水貯水池に約18,000m3 の水を保有している。これにより，6号及び7号炉の同時被災を考慮しても，必要な水源は確保可能である。また，事象発生12時間以降に淡水貯水池の水を，可搬型代替
注水ポンプ（A-2級）により復水貯蔵槽へ給水することで，復水貯蔵槽を枯渇させることなく復水貯蔵槽を水源とした7日間の注水継続実施が可能である。
ここで，復水貯蔵槽への補給の開始を事象発生12時間後としているが，これは，可搬型設備を事象発生から12時間以内に使用できなかった場合においても，その他の設備にて重大事故等に対応できるよう設定しているものである。
（添付資料 3.1.2.9）
ｂ．燃料
3.1.2-28

常設代替交流電源設備による電源供給については，保守的に事象発生直後からの運転を想定すると，7日間の運転継続に6号及び7号炉において合計約
504kLの軽油が必要となる。可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による復水貯蔵槽への給水については，保守的に事象発生直後からの可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の運転を想定すると，7日間の運転継続に号炉あたり約15kLの軽油が必要となる。代替原子炉補機冷却系用の電源車については，保守的に事象発生直後からの運転を想定すると，7日間の運転継続に号炉あたり約37kLの軽油が必要となる。代替原子炉補機冷却系用の大容量送水車（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日間の運転継続に号炉あたり約11kLの軽油が必要となる。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，事象発生直後からの運転を想定すると，7日間の運転継続に合計約13kLの軽油が必要となる。（6号及び7号炉合計約643kL）
6 号及び 7 号炉の各軽油タンク（約 1,020kL）及びガスタービン発電機用燃料タンク（約 100kL）にて合計約 2,140kL の軽油を保有しており，これらの使用が可能であることから，常設代替交流電源設備による電源供給，可搬型代
替注水ポンプ（A-2 級）による復水貯蔵槽への給水，代替原子炉補機冷却系の運転，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・ポスト用発電機による電源供給について，7 日間の継続が可能である。
（添付資料 3.1.2.10）
ｃ．電源
常設代替交流電源設備の電源負荷については，重大事故対策等に必要な負荷として，6号炉で約1,104kW，7号炉で約1,071kW必要となるが，常設代替交
3.1.2-29

流電源設備は連続定格容量が1台あたり2,950kWであり，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
また，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・ポスト用発電機についても，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
（添付資料 3.1.2.11）
3.1.2.5 結論
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」では，原子炉格納容器内へ流出した高温の原子炉冷却材や溶融
炉心の崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気，ジルコニウム－水反応等によって発生した非凝縮性ガス等が蓄積することによって，格納容器内雰囲気圧
力・温度が徐々に上昇し，原子炉格納容器の過圧・過温により原子炉格納容器の破損に至ることが特徴である。格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」に対する格納容器破損防止対策としては，初期の対策として低圧代替注水系（常設）による原子炉注水手段，
安定状態に向けた対策として代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原
子炉格納容器冷却手段及び代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱手段等を整備している。
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の評価事故シーケンス「大破断LOCA＋ECCS注水機能喪失+全交流
動力電源喪失」について，代替循環冷却系を使用する場合の有効性評価を行った。
上記の場合においても，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却，代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱を実施することにより，原子炉格納容器冷却及び除熱が可能である。
3.1.2-30

その結果，格納容器圧力逃がし装置を使用せず，事象を通じて原子炉格納容器の限界圧力に到達することはなく，ジルコニウム－水反応等により可燃性ガスの蓄積が生じた場合においても原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，評価項目を満足している。また，安定状態を維持できる。
解析コード及び解析条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操作時間に与える影響及び評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
重大事故等対策時に必要な要員は，運転員及び緊急時対策要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
以上のことから，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却，代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱等の格納容器破損防止対策は，選定した評価事故シー
ケンスに対して有効であることが確認でき，格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」に対して有効である。

3.1.2-31

外部電源

非常用ガス処理系排風機

原子炉建屋

非常用ディーゼル
発電機

原子炉区域
運転階から

Gen

主
排
気
筒

原子炉格納容器※2

格納容器スプレイ・ヘッダ
逃がし安全弁主タービン系へ

給水系
より常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）

※1

破断箇所

復水貯蔵槽

低圧代替注水系（常設）

原子炉圧力容器

Ｂ(Ｃ)
復水移送ポンプＣ※1
ＢＡ

高圧炉心注水系ポンプ
残留熱除去系ポンプ

残留熱除去系ポンプ※2

原子炉隔離時冷却系ポンプ

第 3.1.2.1 図「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の重大事故等対策の概略系統図（代替循環冷却系を使用する場合）（1/4）（原子炉注水）外部電源

非常用ディーゼル
発電機

Gen

タンクローリ（4kL,16kL）
軽油タンク

原子炉建屋

原子炉格納容器

淡水貯水池
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）
格納容器スプレイ・ヘッダ

逃がし安全弁主タービン系へ

低圧代替注水系（常設）
可搬型代替
注水ポンプ

復水貯蔵槽

（A-2級）

復水移送ポンプ
原子炉圧力容器
Ｂ(Ｃ)

残留熱除去系
ポンプ

Ｂ

常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）※低圧代替注水系（常設）と代替格納容器スプレイ冷却系（常設）は，同じ復水移送ポンプを用いて弁の切替えにより実施する。

第 3.1.2.2 図「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の重大事故等対策の概略系統図（代替循環冷却系を使用する場合）（2/4）（原子炉注水及び原子炉格納容器冷却）3.1.2-32

非常用ディーゼル
発電機

外部電源

Gen
原子炉建屋

淡水貯水池
原子炉格納容器
格納容器スプレイ・ヘッダ

可搬型代替注水ポンプ

逃がし安全弁主タービン系へ（A-2級）

低圧代替注水系（可搬型）

原子炉圧力容器

タンクローリ（4kL）

Ｂ

残留熱除去系
ポンプ

第 3.1.2.3 図

軽油タンク「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の重大事故等対策の概略系統図（代替循環冷却系を使用する場合）（3/4）（原子炉注水）

非常用ディーゼル発電機※3 7号炉のみ※4 6号炉のみ

原子炉格納容器

外部電源

Gen

格納容器スプレイ・ヘッダ
逃がし安全弁主タービン系へ
給水系より

サプレッション・チェンバ・プールへ※2

ＳＰＨタイラインへ

※2

※1

※3
※4
可搬型代替交流
電源設備（電源車）

原子炉圧力容器
代替循環冷却系
復水貯蔵槽
残留熱除去
系ポンプ

Ｂ

A

残留熱除去
系ポンプ

熱交換器
ユニット

大容量送水車（熱交換器ユニット用）

海水

取水ポンプ
復水移送ポンプ

タンクローリ（4kL,16kL）

B(C)

軽油タンク
常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）

サプレッションプール
浄化用ポンプ※1Ｂ
高圧炉心注水系ポンプ

第 3.1.2.4 図「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の重大事故等対策の概略系統図（代替循環冷却系を使用する場合）（4/4）（原子炉格納容器除熱）

3.1.2-33

（解析上の時間）（約0分）

原子炉冷却材喪失（大破断LOCA）
発生

対応操作は，原子炉水位・格納容器圧力等の徴候に応じて対応を行うため，今回想定している
破断規模・破断位置が異なる場合及び破断位置が特定できない場合においても，対応する操作
手順に変更はない【有効性評価の対象とはしていないが，ほかに取り得る手段】
Ⅰ
常設代替交流電源設備が使用できない場合は第二代替交流電源設備により電源を供給する
常設代替交流電源設備が使用できない場合は可搬型代替交流電源設備による荒浜側緊急用高圧母線を受電する（電源容量により使用できる設備が限られる）
大湊側緊急用高圧母線及び荒浜側緊急用高圧母線が使用できない場合は可搬型代替交流電源設備による非常用低圧母線を受電する（電源容量により使用できる設備が限られる）

格納容器圧力高13.7kPa[gage]
到達※1
高圧給水機能喪失を確認

原子炉スクラム，タービン・トリップを確認※2

高圧注水機能喪失を確認※2低圧注水機能喪失を確認※2
Ⅱ
消火系を代替原子炉注水として使用する場合があるため消火ポンプ運転状態について確認する
恒設設備による原子炉注水が実施できない場合，低圧代替注水系（可搬型）による注水を実施する※3Ⅲ

全交流動力電源喪失発生

防火水槽を用いた復水貯蔵槽への補給の場合は，「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は淡水貯水池からろ過水タンクへの補給もあわせて実施する
Ⅳ

原子炉への注水機能喪失を確認※4

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる
純水補給水系から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプ（A-2級）と同時に補給することも可能である
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の水源は「淡水貯水池」以外に「海水」も可能である

回復は解析上
考慮せず

Ⅴ
代替循環冷却系運転以外に徐熱機能が回復しないことを確認し代替循環冷却系運転を開始する※5（約10分後）早期の電源回復不能と判断

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

（約0.3時間後）

常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）の準備

常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）による非常用電源回復操作

炉心損傷開始Ⅰ※6Ⅱ

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備

淡水貯水池から
復水貯蔵槽への補給準備（可搬型代替注水ポンプ（A-2級）
による復水貯蔵槽への補給）

復水移送ポンプ以外による原子炉注水・消火ポンプによる代替注水・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による代替注水

常設代替交流電源設備以外による非常用電源供給
・第二代替交流電源設備による電源供給
・可搬型代替交流電源設備による荒浜側緊急用高圧母線受電・可搬型代替交流電源設備による非常用低圧母線受電※7Ⅳ（約12時間後）淡水タンクから防火水槽への補給

復水移送ポンプによる代替原子炉注水と同等の流量確保または注水開始不可

タンクローリ（4kL,16kL）
による給油準備完了

可搬型代替交流電源設備は常設代替交流
電源設備と同等の電源供給開始不可

炉心損傷確認※8（適宜実施）

フィルタ装置排水ポンプ水張り

EOP

燃料供給準備（タンクローリ（4kL,16kL）
給油準備）

可搬設備への燃料補給（約12時間後）格納容器薬品注入準備（約0.4時間後）※9

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の準備が完了燃料被覆管温度1200℃到達

Ⅲ

非常用ガス処理系運転確認
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給※10（約0.7時間後）

燃料温度
2500K(約2227℃)到達

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備が完了（適宜実施）※11（70分後）

高圧／低圧注水機能
回復操作

回復は解析上考慮せず回復は解析上考慮せず

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）
による復水貯蔵槽への補給

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水開始（崩壊熱と注水流量から原子炉水位の上昇率を求める）※12

破断口までの水位回復確認（約2時間後）非常用ディーゼル発電機
または外部電源による
交流電源回復操作を実施

中央制御室 陽圧操作
中央制御室待避室準備操作（破断口からの流出をサプレッション・チェンバ・プール水位上昇傾向変化により確認）
または（原子炉水位の上昇率からレベル1以上に回復していることを推定する）

※13
※14

損傷炉心冷却成功確認
原子炉圧力容器健全確認※1

重大事故等発生を通信連絡設備により確認した現場作業員は退避を実施する※2 中央制御室盤にて機器ランプ表示，機器故障警報，流量指示計等にて機能喪失を確認する※16※15

格納容器温度190℃超過確認※3 外部電源が喪失し，かつ全ての非常用ディーゼル発電機からの受電に失敗することにより，全ての所内高圧母線（6.9kV）が使用不能となった場合
格納容器上部雰囲気温度
171℃超過確認No

原子炉注水とドライウェル
スプレイの並行操作不可能※4 非常用炉心冷却系の機能喪失及び，全交流動力電源喪失により原子炉への注水機能が喪失する※5 中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動が実施出来ず非常用高圧母線（6.9kV）の電源回復ができない場合に早期の電源回復不能と判断する

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の準備（格納容器頂部注水系準備）※6 復電時に不要な負荷が起動するのを防止するための負荷切り離しを含む※7Yes

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の準備が完了低圧代替注水系（常設）による原子炉注水（残留熱除去系(A)使用）
及び代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によるドライウェルスプレイ（残留熱除去系(B)使用）

防火水槽を用いた可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による復水貯蔵槽への補給も可能である※8 格納容器内雰囲気放射線レベル計指示とSOP導入条件判断図により炉心損傷を確認する。例えば原子炉停止30分後の場合，格納容器内雰囲気放射線レベル計指示が「ドライウェ
ル：6.0E+00Sv/h」または「サプレッション・チェンバ：7.0E+00Sv/h」を超えた場合，炉心損傷発生と判断する。なお，解析においては1000K(727℃)到達を炉心損傷開始としている。格納容器内雰囲気放射線レベル計による炉心損傷発生の判断ができない場合は，原子炉圧力容器表面温度により判断する
炉心損傷による格納容器内水素濃度の上昇を確認する

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）
による格納容器頂部注水※9 炉心損傷確認後，格納容器pH制御のため薬品（水酸化ナトリウム）注入準備を実施する※10 原子炉注水及び格納容器スプレイに必要な弁が動作可能であることを確認する。復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する（約2時間後）低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を停止し，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によるドライウェルスプレイを開始する※11 低圧代替注水量から「崩壊熱除去に必要な注水量」を引いて，圧力容器の単位容量から原子炉水位の上昇率を求める。例えば，低圧代替注水流量が300m3 /h，原子炉停止1時間
後の必要注水量が60m3 /hであるため，圧力容器単位容量29.34m3 /mより8.1m/hの上昇率になる※12 原子炉水位有効燃料棒底部（BAF）を起点とした場合，レベル1までは4310mm。約30分でレベル1に到達すると推定される

原子炉注水停止後の水位低下量を崩壊熱より計算し高圧炉心注水ノズルを起点としレベル1までの時間を推定する※17

ドライウェル側
格納容器薬品注入実施※13 原子炉水位が有効燃料棒頂部（TAF）以上（水位計監視不能時は崩壊熱除去に必要な流量以上）及び，原子炉圧力容器下鏡部温300℃未満により損傷炉心冷却成功と判断する※18※14 原子炉圧力容器健全確認は，圧力容器破損判断パラメータにより判断する（補足1）※15 格納容器温度計にて確認する

レベル1までの推定した時間経過後，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によるドライウェルスプレイから低圧代替注水系（常設）による原子炉注水へ切り替える※16 格納容器スプレイにより格納容器温度は低下するが，格納容器頂部の冷却を促進させるため可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による格納容器頂部への注水を実施する※17 高圧炉心注水ノズル（10312mm（圧力容器基準点より））と，原子炉水位レベル1（9362mm（圧力容器基準点より））の差から容量を求め，その時の必要注水量から原子炉水位（レベル1）に到達する時間を求める。例えば，原子炉停止4時間後の必要注水量が40m3 /hであった場合，ノズルからレベル1の容量が約28m3 であるため約42分でレベル1に到達すると推定する
なお，原子炉停止時冷却系出口ノズル（10921mm（圧力容器基準点より））の場合，約1時間8分でレベル1に到達すると推定される解析上考慮していないが，推定手段により損傷炉心の冠水が維持されていることを，原子炉圧力容器表面温度により圧力容器内が過熱状態に至っていないことにより確認する※19
レベル1を起点とした破断口到達まで
注入実施後，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によるサプレッション・チェンバスプレイに切り替える※20

サプレッション・チェンバ側
格納容器薬品注入実施

レベル1までの推定した時間経過後，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によるサプレッション・チェンバスプレイから低圧代替注水系（常設）による原子炉注水へ切り替える

レベル1を起点とした破断口到達まで
注入実施後，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によるドライウェルスプレイに切り替える

代替原子炉補機冷却系準備（20時間後）No

代替原子炉補機冷却系
準備が完了

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

Yes

代替循環冷却系運転準備（系統構成1）

格納容器内水素・酸素濃度計（CAMS）再起動

低圧代替注水系（可搬型）準備※21

Ⅴ

代替循環冷却系運転による除熱実施判断※18 復水移送ポンプによるドライウェルスプレイにあわせて，復水移送ポンプ吸込み配管に薬品を注入することにより，ドライウェル側格納容器薬品注入を実施する※19 サプレッション・チェンバ・プールへの薬品注入のためにサプレッション・チェンバスプレイを実施する※22
代替循環冷却系運転準備（復水移送ポンプ停止）

復水貯蔵槽への補給
停止

代替循環冷却系運転準備（系統構成2）低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水※20 復水移送ポンプによるサプレッション・チェンバスプレイにあわせて，復水移送ポンプ吸込み配管に薬品を注入することにより，サプレッション・チェンバ側格納容器
薬品注入を実施する※21（約22.5時間後）※21 可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による代替注水機能を確保し，切替えに伴う復水移送ポンプ停止時に注水を実施する※22 復水移送ポンプを停止しないと実施できない系統構成があるため一時復水移送ポンプを停止する

代替循環冷却系運転開始（復水移送ポンプ起動）

代替循環冷却系運転により格納容器圧力下降

No
補足１
事故の起因事象判定（LOCA事象or過渡起因事象）［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
かつ［上部ドライウェル圧力が「0.15MPａ[gage]以上」］

Yes

代替循環冷却系運転運転継続

3.1.2-34

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

No

Yes
可搬型代替注水系（A-2級）
による注水

代替循環冷却系運転継続

格納容器内圧力0.62MPa[gage]
到達時間予測格納容器内圧力0.62MPa[gage]
到達時間予測代替循環冷却系運転により格納容器内圧力下降

パラメータの継続監視（水素，酸素濃度等）

使用済燃料プール冷却開始【圧力容器破損判断パラメータ】
・ 「過渡起因事象」時
原子炉圧力の「急激な低下」
上部ドライウェル圧力の「急激な上昇」
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
・「LOCA①」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な低下」
サプレッション・チェンバ・プール水温度の「急激な上昇」
・「LOCA②」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
上部ドライウェル水素濃度の「上昇」【圧力容器破損徴候パラメータ】
・「過渡起因事象」，「LOCA①，②」時
原子炉水位下降（水位が確認されていた場合）
制御棒位置の指示値喪失数増加
原子炉圧力容器下鏡部温度の指示値喪失数増加【圧力容器破損判断後の再確認パラメータ】
・「過渡起因事象」時［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
かつ［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」］
・「LOCA①，②」時［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」
かつサプレッション・チェンバ・プール水温5℃以上上昇]
または［下部ドライウェルガス温度が300℃以上］

代替循環冷却系運転による格納容器スプレイ停止

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

格納容器内酸素濃度
可燃限界濃度到達
可能性なし

No

凡例

格納容器圧力逃がし装置等による格納容器ベント操作

Yes

代替循環冷却系運転による原子炉格納容器冷却により格納容器内圧力が105kPa[gage]（FCS運転時の制限圧力）以下になったことを確認後，可燃性ガス濃度制御系（FCS）を起動し水素濃度を制御する

第 3.1.2.5 図：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）の
みの作業

：判断

：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業：解析上考慮しない操作・判断結果「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の対応手順の概要（代替循環冷却系を使用する場合）

雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）

経過時間（分）
10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

120

130

140

150

160

170

180

190

200

210

220

230

240

250

260

270

280

290

300

310

320

備考

事象発生

実施箇所・必要人員数

原子炉スクラム
プラント状況判断

1人

中央監視
緊急時対策本部連絡

当直副長
当直副長

1人
1人

各号炉運転操作指揮

緊急時対策本部要員

5人

責任者
操作項目

指揮者
通報連絡者

当直長
6号
7号

運転員
（中央制御室）6号
7号

約0.4時間燃料被覆管温度1200℃到達
約0.7時間

6号

7号

中央制御室連絡
発電所外部連絡緊急時対策要員
（現場）
6号
7号

－

－

－

運転員
（現場）

約0.3時間 炉心損傷開始

操作の内容
約25分

燃料温度約2500K(約2227℃)到達

常設代替交流電源設備による給電開始
約30分

非常用ガス処理系

運転開始
70分 原子炉注水開始

・給水流量の全喪失確認

状況判断

2人

2人

A,B

a.b

－

状況判断後も事故対応に必要なパラ

10分

・全交流動力電源喪失確認

メータを適宜監視する

・原子炉スクラム，タービン・トリップ確認

交流電源回復操作（解析上考慮せず）

高圧／低圧注水機能喪失調査，復旧操作（解析上考慮せず）
原子炉格納容器内水素濃度監視
常設代替交流電源設備準備操作（第一ガスタービン発電機）
常設代替交流電源設備運転（第一ガスタービン発電機）

－

－

－

－

－

－

・非常用ディーゼル発電機

－

－

－

－

－

－

・外部電源

－

－

－

－

－

－

・給水系，原子炉隔離時冷却系，高圧炉心注水系，残留熱除去
系 機能回復

（1人）

（1人）

A

a

－

－

－

－

・原子炉格納容器内水素濃度監視

－

－

－

－

・第一ガスタービン発電機

起動

10分

－

－

－

－

・第一ガスタービン発電機

給電

5分

－

－

－

－

・非常用高圧母線－－

・放射線防護装備準備／装備

－

－

・現場移動
・ 非 常 用 高 圧 母 線 D系
（電源盤受電準備）

受電前準備

15分

－

－

・現場移動
・ 非 常 用 高 圧 母 線 D系 受 電 前 準 備（コントロール建屋負荷抑制）

15分

－

－

・非常用高圧母線

D系

受電確認

5分

－

－

・非常用高圧母線

D系

受電

5分

－

－

・非常用高圧母線

C系

受電前準備（中央制御室）

－

－

・現場移動
・非常用高圧母線

C系

受電前準備

（1人）
A

（1人）
a

（1人）

（1人）

B

b

－

－

－

－

常設代替交流電源設備からの非常用高圧母線 D系 受電準備操作

常設代替交流電源設備からの非常用高圧母線 D系 受電操作

常設代替交流電源設備からの非常用高圧母線 C系 受電準備操作

常設代替交流電源設備からの非常用高圧母線 C系 受電操作

－

－

（1人）
B

（1人）
b

－

－

（1人）
B

（1人）
b

運転確認

低圧代替注水系（常設）

低圧代替注水系（常設）

（2人）

（2人）

C,D

c,d

（2人）

（2人）

E,F

e,f

－

－

（2人）

（2人）

C,D

c,d

－

－

（2人）

（2人）

E,F

e,f

注水操作

中央制御室照明確保（解析上考慮せず）
中央制御室 圧力調整
（中央制御室可搬型陽圧化空調機ブ
ロアユニット起動）（解析上考慮せず）
中央制御室待避室の準備操作（解析上考慮せず）

D系

（1人）
b

－

－

－

－

・非常用高圧母線

C系

受電確認

－

（2人）
E,F

（2人）
e,f

－

－

・非常用高圧母線

C系

受電

－

－

－

－

・非常用ガス処理系排風機

－

－

－

－

・原子炉建屋差圧監視
・原子炉建屋差圧調整

－

－

－

－

・ 復 水 移 送 ポ ン プ （ B， C） 起 動 ／ 運 転 確 認
・低圧代替注水系（常設）系統構成

（1人）

A

a

（1人）

（1人）

A

a

運転確認

（2人）
e,f

－

－

・現場移動
・低圧代替注水系（常設） 現場系統構成※復水貯蔵槽吸込ライン切替え

－

－

（2人）
E,F

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・残留熱除去系

注入弁操作

（1人）

（1人）

A

a

－

－

－

－

・残留熱除去系

スプレイ弁操作

（1人）

（1人）

B

b

－

－

－

－

（1人）

（1人）

B

b

－

－

－

－

（2人）
C,D

（2人）
c,d

－

－

・蓄電池内蔵照明の点灯確認
・可搬型照明の設置，点灯－－

・ MCR系

15分－－

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

10分

25分

5分

5分

5分

適宜実施

全交流動力電源回復前から通信手段確

15分

保等の作業を実施する

30分

破断口まで水位回復後，原子炉注水と格納容器スプレイ切替え

原子炉注水と格納容器スプレイ切替え

15分

・蓄電池内蔵照明の点灯確認は対応操作中に確認可能要員を確保して対応する

・可搬型照明の設置，点灯作業は適宜実施する

30分

隔離弁操作

交流電源回復により遠隔操作可能な場合は遠隔にて隔離操作を実施する
要員を確保して対応する

－

－

－

－

（2人）
c,d

－

－

・現場移動
・中央制御室待避室陽圧化装置空気供給元弁開

－

（2人）
E,F

（2人）
e,f

－

－

・格納容器スプレイにあわせた薬品注入

第 3.1.2.6 図

適宜実施

10分

（1人）
B

（1人）

対応可能な要員により対応する

受電前準備（中央制御室）

－

準備操作

代替格納容器スプレイ冷却系（常設） 操作

格納容器薬品注入操作（解析上考慮せず）

4人
c,d
e,f

対応可能な要員により対応する

回復

－

－

非常用ガス処理系

4人
C,D
E,F

対応可能な要員により対応する

機能回復

30分

10分

要員を確保して対応する

30分

格納容器スプレイにあわせて実施

要員を確保して対応する要員を確保して対応する「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の作業と所要時間（代替循環冷却系を使用する場合）（1/2）

3.1.2-35

雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）

経過時間（時間）

24

約0.3時間低圧代替注水系（常設）

注水操作

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）操作
非常用ガス処理系による原子炉建屋負圧操作

運転員（中央制御室）
6号
7号
（1人）
（1人）
A
a
（1人）
（1人）
A
a
（1人）
（1人）
A
a
（1人）
（1人）
A
a

8

10

12

14

－

－

運転員
（現場）

操作の内容

6号

7号

緊急時対策要員
（現場）
6号
7号

－

－

－

－

・残留熱除去系

注入弁操作

－

－

－

－

・残留熱除去系

スプレイ弁操作

－

－

－

－

・原子炉建屋差圧監視
・原子炉建屋差圧調整

－

－

－

－

・ 可 搬 型 代 替 注 水 ポ ン プ （ A-2級 ） に よ る 原 子 炉 ウ ェ ル 注 水

2人

2人

－

－
（2人）

炉心損傷開始

約2時間

（2人）

－

－

給油準備

－

－

－

－

※1

・ 軽 油 タ ン ク か ら タ ン ク ロ ー リ （ 16kL） へ の 補 給

給油作業

－

－

－

－

（2人）

・第一ガスタービン発電機用燃料タンクへの給油

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

－

－

－

－

（2人）

（2人）

（2人）
E,F

（2人）
e,f

－

－

－

13人
（参集）

13人
（参集）

・放射線防護装備準備／装備

－

※2，※3

・現場移動
・資機材配置及びホース敷設，起動及び系統水張り

－

－

※2，※3

10分
要員を確保して対応する
120分

適宜実施

360分

適宜実施

・ 可 搬 型 代 替 注 水 ポ ン プ （ A-2級 ） に よ る 復 水 貯 蔵 槽 へ の 補 給120分

タンクローリ（16kL）残量に応じて適宜軽油タンクから補給
適宜実施

・格納容器ベント準備

・代替循環冷却系が不調の場合に備えて格納容器ベント準備操作を実施する

・フィルタ装置水位調整準備（排水ポンプ水張り）

・代替循環冷却系が不調の場合に備えて格納容器ベント準備操作を実施する

30分

要員を確保して対応する

60分

要員を確保して対応する

300分

現場系統構成
10分

10時間

－

－

－

－

※2

・ 軽 油 タ ン ク か ら タ ン ク ロ ー リ （ 4kL） へ の 補 給

給油作業

－

－

－

－

（2人）

・電源車への給油・大容量送水車（熱交換器ユニット用）への給油

適宜実施

－

－

－

－

・代替原子炉補機冷却系

適宜実施

運転

原子炉格納容器内水素・酸素濃度計（CAMS）再起動（1人）
B

低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水 準備操作－

低圧代替注水系（可搬型）による原子炉への注水

代替循環冷却系

運転開始

代替循環冷却系

運転状態監視

使用済燃料プール冷却（解析上考慮せず）

再開

※3
（3人）

140分

運転状態監視－－－－・ 原 子 炉 格 納 容 器 内 水 素 ・ 酸 素 濃 度 計 （ CAMS） 起 動 操 作

－

－

－

－

・原子炉格納容器内水素・酸素濃度監視

（2人）
C,D

（2人）
c,d

－

－

－

－

－

適宜実施
低圧代替注水停止までに現場操作を行う（操作時間30分）

・現場移動
・ 可 搬 型 代 替 注 水 ポ ン プ （ A-2級 ） に よ る 原 子 炉 へ の 注 水 準 備
・放射線防護装備準備／装備

10人
（参集）

（1人）
B

（1人）
b

－

－

－

－

・代替循環冷却系

－

－

(4人)
C,D
E,F

(4人)
c,d
e,f

－

－

・現場移動
・代替循環冷却系 現場系統構成（低圧代替注水に影響のない部分）

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

－

－

（2人）
E,F

（2人）
e,f

－

－

（2人）
c,d

－

－

－

－

－

－

（2人）
C,D

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

－

－

（2人）
A,B
（1人）
A

（2人）
a,b
（1人）
a

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

（1人）
B

（1人）
b

－

－

（1人）
B

（1人）
b

－

－

－

－

－

－

（10人）

必要人員数

合計

－

－

－

－

2人
A,B

2人
a,b

4人
C,D,E,F

4人
c,d,e,f

この時間内に実施

この時間内に実施

120分

120分

・復水移送ポンプ停止
・代替循環冷却系 中央制御室系統構成

30分

・現場移動
・代替循環冷却系 現場系統構成（復水貯蔵槽吸込弁）
・現場移動
・代替循環冷却系 現場系統構成（残留熱除去系高圧炉心注水系第一止め弁，第二止め弁）

20.1h：格納容器最大スプレイ
22h：復水移送ポンプ全停
22.5h：代替循環冷却系 運転開始

30分

30分

・低圧注水系 注入弁操作
・原子炉注水状態確認

30分

・復水移送ポンプ起動
・低圧注水系注入弁，格納容器スプレイ弁操作－

・代替循環冷却系による原子炉圧力容器，原子炉格納容器の状態監視－

20h：原子炉最大注水

・原子炉注水／格納容器スプレイ弁切替え

－

－

－

中央制御室系統構成

360分

30分

・ 可 搬 型 代 替 注 水 ポ ン プ （ A-2級 ） に よ る 原 子 炉 へ の 注 水

（6人）
－

10分

・ 可 搬 型 代 替 注 水 ポ ン プ （ A-2級 ） に よ る 原 子 炉 へ の 注 水 準 備（ ホ ー ス 敷 設 （ 可 搬 型 代 替 注 水 ポ ン プ （ A-2級 ） か ら 接 続 口 ） ， ホ ー ス 接 続 ）

2人
給油作業

CAMS起動操作後，代替循環冷却系準備操作を実施し，適宜原子炉格納容器内可燃性ガ
ス濃度を確認する

30分

操作時間の50分間は，可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の起動等に30分間，原子炉へ50分の注水を20分間とする
5分

適宜実施

・ 可 搬 型 代 替 注 水 ポ ン プ （ A-2級 ） に よ る 使 用 済 燃 料 プ ー ル へ の 補 給・再起動準備として使用済燃料プールへの補給を実施する

120分

・燃料プール冷却浄化系

系統構成

・再起動準備としてろ過脱塩器の隔離を実施する

30分

再起動

・燃料プール冷却浄化ポンプを再起動し使用済燃料プールの冷却を再開する
・必要に応じて使用済燃料プールへの補給を依頼する

・燃料プール冷却浄化系

・放射線防護装備準備／装備

給油準備

タンクローリ（4kL）残量に応じて適宜軽油タンクから補給（1人）
b

代替循環冷却系 準備操作
（系統構成1）

代替循環冷却系 準備操作
（系統構成2）

※3
（3人）

備考

32

上部ドライウェル内雰囲気温度低下を確認
蒸発による水位低下を考慮して定期的に注水

給油準備

代替原子炉補機冷却系

30

10分

－

準備操作

28

適宜原子炉注水と格納容器スプレイの切り替えを繰り返し実施

・ 可 搬 型 代 替 注 水 ポ ン プ （ A-2級 ） に よ る 原 子 炉 ウ ェ ル へ の 注 水・現場移動・代替原子炉補機冷却系

26

約22.5時間
代替循環冷却系 運転開始

破断口まで水位回復確認

・ 可 搬 型 代 替 注 水 ポ ン プ （ A-2級 ） に よ る 原 子 炉 ウ ェ ル へ の 注 水 準 備（ 可 搬 型 代 替 注 水 ポ ン プ （ A-2級 ） 移 動 ， ホ ー ス 敷 設 （ 可 搬 型 代 替 注 水 ポ ン プ （ A-2級 ） か ら 接 続口），ホース接続）－(4人),※1

24

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

・現場移動
・ 可 搬 型 代 替 注 水 ポ ン プ （ A-2級 ） に よ る 復 水 貯 蔵 槽 へ の 注 水 準 備（ 可 搬 型 代 替 注 水 ポ ン プ （ A-2級 ） 移 動 ， ホ ー ス 敷 設 （ 淡 水 貯 水 池 か ら 可 搬 型 代 替 注 水 ポ ン プ （ A-2
級 ） ， 可 搬 型 代 替 注 水 ポ ン プ （ A-2級 ） か ら 接 続 口 ） ， ホ ー ス 接 続 ， ホ ー ス 水 張 り ）

6人

22

適宜実施

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による淡水貯水池から復水貯蔵槽への補給

代替原子炉補機冷却系

20

約70分 原子炉注水開始

・放射線防護装備準備格納容器ベント準備操作（解析上考慮せず）

18

20時間
代替原子炉補機冷却系 運転開始
代替循環冷却系 切替開始

・放射線防護装備準備／装備

原子炉ウェル注水（解析上考慮せず）

16

事象発生

実施箇所・必要人員数
操作項目

6・ 軽 油 タ ン ク か ら タ ン ク ロ ー リ （ 4kL） へ の 補 給・ 可 搬 型 代 替 注 水 ポ ン プ （ A-2級 ） へ の 給 油

原子炉格納容器状態監視には水素・酸素濃度の継続監視を含む

燃料プール水温「77℃」以下維持要員を確保して対応する

30分

10分
140分

タンクローリ（4kL）残量に応じて適宜軽油タンクから補給
適宜実施

8人 ※
（参集要員36人）※

有効性評価で考慮しない作業を含めると要員は「12人」となる（）内の数字は他の作業終了後，移動して対応する人員数。

第 3.1.2.6 図「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の作業と所要時間（代替循環冷却系を使用する場合）（2/2）

3.1.2-36代替循環冷却系による原子炉注水（90m3/h）開始によってシュラウド内水位が上昇

原
子
炉
水
位
（
シ
ュ
ラ
ウ
ド
内
外
水
位
）

シュラウド内水位
破断口高さ

シュラウド外水位

レベル 1
有効燃料棒頂部

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

低圧代替注水系（常設）による原子炉
注水により水位回復（m）

事故後の時間（h）

第 3.1.2.7 図

原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移

300
300

原子炉注水開始（低圧代替注水系（常設）の最大流量）
250
250

注水流量(t/h)

ドライウェルスプレイ
格納容器スプレイ

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

200
200

注
水
流
量

原子炉注水
原子炉注水

3

循環冷却(炉内注水)
循環冷却(原子炉注水)

スプレイ

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

150
150

スプレイ

レベル 1 に到達 10 分後，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による注水(90m3/h)を 20 分間実施
格納容器スプレイ約 100m3/h

100
100
（t/h）

原子炉注水約 90m3/h

代替循環冷却系による，
格納容器スプレイ及び原子炉注水

5050

0
0

24

48

72

96

事故後の時間(h)
事故後の時間（h）

第 3.1.2.8 図

注水流量の推移

3.1.2-37

120

144

168

JOB No.MA404K-7AE--PFA8003

原
子
炉
圧
力
容
器
内
の
保
有
水
量

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

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

第 3.1.2.9 図

原子炉圧力容器内の保有水量の推移

原子炉水位が有効燃料棒底部まで低下し燃料温度が上昇

燃
料
最
高
温
度

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

事故後の時間（h）

第 3.1.2.10 図

燃料最高温度の推移

3.1.2-38

残留熱除去系配管破断による原子炉内からの蒸気の流入により，格納容器圧力が上昇
最大圧力 約 0.60MPa[gage]（約 12 時間後）

格
納
容
器
圧
力
(MPa[gage])

原子炉格納容器の限界圧力 0.62MPa[gage]

20 時間後，代替循環冷却系への切替えに伴い，
30 分間格納容器スプレイを停止するため格納容器圧力が上昇するものの，代替循環冷却開始後は格納容器スプレイを連続運転に切り替えるため，格納容器圧力が低下
再冠水後，格納容器スプレイの間欠運転を開始(事象初期は破断口から原子炉格納容器内に移行するエネルギが大きいため，格納容器スプレイを実施しても格納容器圧力は上昇を継続する)

第 3.1.2.11 図

格納容器圧力の推移

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

格
納
容
器
気
相
部
温
度
(℃)

再冠水後，格納容器スプレイの間欠運転を開始し，温度低下

原子炉格納容器の限界温度 200℃

20 時間後，代替循環冷却系への切替えに伴い，30 分間格納
容器スプレイを停止するため格納容器温度が上昇するものの，代替循環冷却開始後は格納容器スプレイを連続運転に切り替えるため，格納容器温度が低下
残留熱除去系配管破断による原子炉内からの蒸気の流入により，格納容器温度が上昇

第 3.1.2.12 図

格納容器気相部温度の推移

3.1.2-39

ベントライン（約 17m）
サ
プ
レ
ッ
シ
ョ
ン
・
チ
ェ
ン
バ
・
プ
ー
ル
水
位

真空破壊装置（約 14m）

格納容器スプレイ間欠運転により水位増減を繰り返す

代替格納容器スプレイ開始により水位が上昇（m）

第 3.1.2.13 図

サ
プ
レ
ッ
シ
ョ
ン
・
チ
ェ
ン
バ
・
プ
ー
ル
水
温

（℃）

サプレッション・チェンバ・プール水位の推移

格納容器スプレイ開始

約 22.5 時間後，代替循環冷却系の運転開始により，熱交換器通水による格納容器スプレイで緩やかに水温上昇
残留熱除去系配管破断により原子炉内から流出する蒸気による水温上昇

第 3.1.2.14 図

サプレッション・チェンバ・プール水温の推移

3.1.2-40

0.8
Excessive LOCA 発生による原子炉内蒸気の流入により圧力が上昇

ドライウェルPRB(2)
サプレッション
PRB(4)
・チェンバ

2Pd

格
納
容
器
圧
力

格納容器内圧力(ＭＰａ[gage])

最大圧力約 0.58MPa[gage]（約 31 時間後）

0.6

原子炉格納容器の限界圧力 0.62MPa[gage]

0.4(MPa[gage])

約 20.5 時間後，代替循環冷却系による格納容器スプレイ（連続運転）に切り替えるため，圧力が低下

0.2

0
0

24

72

48

120

96

事故後の時間（ｈ）
事故後の時間（ｈ）

144

168

JOB No.MA404K-7AE--JH5P000

第 3.1.2.15 図 格納容器圧力の推移（Excessive LOCA の発生を考慮した場合）

300
最高温度約 193℃（約 1.6 時間後）
壁面温度約 172℃（約 6 時間後）

格納容器内温度(℃)

格
納
容
器
気
相
部
温
度

（℃）

ドライウェルTGRB(2)
サプレッションTGRB(4)・チェンバ

約 20.5 時間後，代替循環冷却系による格納容器スプレイ（連続運転）に切り替えるため，温度が低下

限界温度

200
原子炉格納容器の限界温度 200℃

100

Excessive LOCA 発生による原子炉内蒸気の流入により温度が上昇

0
0

24

48

72

96

事故後の時間（ｈ）
事故後の時間（ｈ）

第 3.1.2.16 図

120

144

168

JOB No.MA404K-7AE--JH5P000

格納容器気相部温度の推移（Excessive LOCA の発生を考慮した場合）

3.1.2-41

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

全交流動力電源喪失及び早期の電源回復不能判断並び

3.1.2-42に対応準備

炉心損傷確認

常設代替交流電源設備による交流電源供給及び低圧代
替注水系（常設）による原
子炉注水

手順

有効性評価上期待する事故対処設備
常設設備

可搬型設備

計装設備

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

－－

平均出力領域モニタ
起動領域モニタ

非常用炉心冷却系等の安全機能の喪失を確認する。

－－【原子炉隔離時冷却系系統流量】【高圧炉心注水系系統流量】【残留熱除去系系統流量】

外部電源が喪失するとともに，全ての非常用ディーゼル発電機が機能喪失する。これにより所内高圧系統（6.9kV）の母線が使用不能となり，全交流動力電源喪失に至る。
中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動ができず，非常用高圧母線（6.9kV）の電源回復ができない場合，早期の電源回復不可と判断する。これにより，常設
代替交流電源設備，代替原子炉補機冷却系，低圧代替注水系（常設）の準備を開始する。

所内蓄電式直流電源設備―

大破断 LOCA 時に非常用炉心冷却系の機能及び全交流動力電源が喪失するため，原子炉水位は急激に低下し炉心が露出することで炉心損傷に至ることを格納容器内雰囲気放射線モニタにより確認する。
炉心損傷が発生すれば，ジルコニウム－水反応により水素ガスが発生することから，原子炉格納容器内の水素濃度の状況を確認する。

－－

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

常設代替交流電源設備
復水移送ポンプ
復水貯蔵槽
軽油タンク

可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)
タンクローリ（4kL,16kL）―

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

原子炉圧力(SA）
原子炉圧力
復水補給水系流量（RHR B 系代替注水流量）
復水貯蔵槽水位(SA）ドライウェル雰囲気温度【 】：重大事故等対処設備（設計基準拡張）

第 3.1.2.1 表 「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の重大事故等対策について（代替循環冷却系を使用する場合）（2/2）
判断及び操作代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格
納容器冷却3.1.2-43
代替循環冷却系による原子炉注水，原子炉格納容器除熱

手順

格納容器温度が 190℃に到達した場合，推定手段により原子炉水位が破断口高さまで水位回復を確認後，代替格納容器スプレイ冷
却系（常設）による原子炉格納容器冷却を実施する。推定手段により炉心を冠水維持できる範囲で，原子炉注水と代替格納容器ス
プレイを交互に実施する。
代替原子炉補機冷却系の準備が完了した後，代替循環冷却系の運転準備のため，低圧代替注水系（常設）の最大流量にて原子炉注水を実施し水位を回復する。崩壊熱及び原子炉注水流量からの原
子炉水位推定により破断口高さまで水位回復後，格納容器スプレ
イに切り替え，最大流量にてスプレイを行うことで原子炉格納容器冷却を実施する。
崩壊熱及び原子炉注水流量からの原子炉水位推定により原子炉水位低（レベル 1）に到達した時点で，復水移送ポンプを停止し，代替循環冷却系の運転準備を実施する。復水移送ポンプを停止している期間は可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による原子炉への注水を実施し，水位の回復を図る。
代替循環冷却系の運転準備が完了した後，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による原子炉注水を停止し，代替原子炉補機冷却系を用いた代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱を開始する。代替循環冷却系の循環流量は，原子炉注入弁と格納容器スプレイ弁を中央制御室からの遠隔操作により原子炉注水と格納容器スプレ
イに分配し，それぞれ連続で原子炉注水及び格納容器スプレイを実施する。
また，水の放射線分解により水素ガス及び酸素ガスが発生することから，原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度を確認する。

有効性評価上期待する事故対処設備
常設設備

可搬型設備

常設代替交流電源設備
復水移送ポンプ
復水貯蔵槽
軽油タンク

可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)
タンクローリ（4kL,16kL）

常設代替交流電源設備

代替原子炉補機冷却系

復水移送ポンプ

可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)

軽油タンク

タンクローリ（4kL, 16kL）

計装設備

ドライウェル雰囲気温度
格納容器内圧力(D/W）
格納容器内圧力(S/C）
復水補給水系流量（RHR B 系代替注水流量）
復水貯蔵槽水位(SA）

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

第 3.1.2.2 表

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

項目
解析コード

3.1.2-44

初期条
件

主要解析条件

条件設定の考え方

MAAP－

原子炉熱出力3,926MWt

定格原子炉熱出力として設定

原子炉圧力

7.07MPa[gage]

定格原子炉圧力として設定

原子炉水位

通常運転水位（セパレータスカート
下端から+119cm）

通常運転時の原子炉水位として設定

炉心流量52,200t/h

定格流量として設定

燃料

9×9 燃料（A 型）－

原子炉停止後の崩壊熱

ANSI/ANS-5.1-1979
燃焼度 33GWd/t

サイクル末期の燃焼度のばらつきを考慮し，10％の保守性を考慮して設定

格納容器容積（ドライウェル）

7,350m3

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

格納容器容積（ウェットウェル）

空間部：5,960m3
液相部：3,580m3

ウェットウェル内体積の設計値（内部機器及び構造物の体積を除いた値）

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

真空破壊装置の設定値

サプレッション・チェンバ・プール水位

7.05m（通常運転水位）

サプレッション・チェンバ・プール水温

35℃

格納容器圧力5.2kPa[gage]

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

格納容器温度57℃

通常運転時の格納容器温度として設定

外部水源の温度50℃（事象開始 12 時間以降は 45℃，
事象開始 24 時間以降は 40℃）

復水移送ポンプ吐出温度を参考に設定

第 3.1.2.2 表

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

項目
起因事象

主要解析条件

条件設定の考え方

大破断 LOCA

原子炉圧力容器内の保有水量が厳しい箇所として残留熱除去系の吸込配管の破断

設定
全ての非常用ディーゼル発電機の機能喪失を想定

安全機能の喪失に対する仮定

全交流動力電源喪失
高圧注水機能及び低圧注水機能喪失

3.1.2-45

事
故
条
件

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

外部電源

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

水素ガスの発生

ジルコニウム－水反応を考慮

は，格納容器圧力及び温度に与える影響が軽微であることから考慮していない

第 3.1.2.2 表

主要解析条件（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））（代替循環冷却系を使用する場合）（3/4）

項目
原子炉スクラム信号

主要解析条件事象発生と同時に原子炉スクラム

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

低圧代替注水系（常設）

最大 300m3/h で注水，その後は炉心を冠水維持可能な注水量に制御

0.8

原子炉圧力（MPa[dif]）

3.1.2-46

重
大
事
故
等
対
策
に
関
連
す
る
機
器
条
件

復水移送ポンプ
2 台による注水特性

0.6

0.4

0.2

0.0
0

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）

可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）

50

100

150
200
注水流量（m3/h）

250

300

350

140m3/h にて原子炉格納容器内へスプ

格納容器温度及び圧力抑制に必要なスプレイ流量

レイを考慮し，設定

90m3/h で注水

可搬型代替注水ポンプ(A-2級)による注水を想定
設備の設計を踏まえて設定

循環流量は，全体で約 190m3/h とし，代替循環冷却系

原子炉注水へ約 90m3/h，格納容器スプ 代替循環冷却系の設計値として設定
レイへ約 100m3/h に流量を分配

第 3.1.2.2 表

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

項目

主要解析条件

常設代替交流電源設備からの受電及び3.1.2-47

重
大
事
故
等
対
策
に
関
連
す
る
操
作
条
件

低圧代替注水系（常設）による原子炉 事象発生 70 分後
注水操作

条件設定の考え方
全交流動力電源喪失時の訓練実績を踏まえて設定

代替格納容器スプレイ冷却系（常設） 原子炉水位が破断口高さまで水位回復

原子炉格納容器の限界温度到達防止を踏まえてによる原子炉格納容器冷却操作

後，格納容器温度が 190℃到達時

設定

代替原子炉補機冷却系運転操作

事象発生 20 時間後

代替循環冷却系による原子炉格納容器
除熱操作

事象発生約 22.5 時間後

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

3.1.3 代替循環冷却系を使用しない場合
3.1.3.1 格納容器破損防止対策
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」で想定される事故シーケンスに対して，代替循環冷却系を使用しない場合を想定し，代替循環冷却系以外の設備による格納容器破損防止対策の有効性を評価する。
本格納容器破損モードの重大事故等対策の概略系統図を第 3.1.3.1 図から第3.1.3.3 図に，対応手順の概要を第 3.1.3.4 図に示すとともに，重大事故等対策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策における設備と手順の関係を
第 3.1.3.1 表に示す。
本格納容器破損モードにおける評価事故シーケンスにおいて，事象発生 10時間までの 6 号及び 7 号炉同時の重大事故等対策に必要な要員は，中央制御室の運転員及び緊急時対策要員で構成され，合計 28 名※1 である。その内訳は次のとおりである。中央制御室の運転員は，当直長 1 名（6 号及び 7 号炉兼任），
当直副長 2 名，運転操作対応を行う運転員 12 名である。発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等を行う緊急時対策本部要員は 5 名，緊急時対策要員（現場）は 8 名※1 である。
また，事象発生 10 時間以降に追加で必要な要員は，フィルタ装置薬液補給作業を行うための参集要員 20 名である。必要な要員と作業項目について第3.1.3.5 図に示す。
なお，評価事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目を評価事故シーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，28 名で対処可能である。
※1 有効性評価で考慮しない作業（原子炉ウェル注水）に必要な要員 4 名
を含めると，緊急時対策要員（現場）が 12 名，合計が 32 名になる。
3.1.3-1

a. 原子炉スクラム確認及び非常用炉心冷却系機能喪失確認

原子炉スクラム確認及び非常用炉心冷却系機能喪失確認については，「3.1.2.1 a. 原子炉スクラム確認及び非常用炉心冷却系機能喪失確認」と同じ。

b. 全交流動力電源喪失及び早期の電源回復不能判断並びに対応準備

全交流動力電源喪失及び早期の電源回復不能判断並びに対応準備については，「3.1.2.1 b. 全交流動力電源喪失及び早期の電源回復不能判断並びに対応準備」と同じ。

c. 炉心損傷確認

炉心損傷確認については，「3.1.2.1 c. 炉心損傷確認」と同じ。

d. 水素濃度監視

水素濃度監視については，「3.1.2.1 d. 水素濃度監視」と同じ。

e. 常設代替交流電源設備による交流電源供給及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水
常設代替交流電源設備による交流電源供給及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水については，「3.1.2.1 e. 常設代替交流電源設備による交流電源供給及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水」と同じ。

f. 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却につい
3.1.3-2

ては，「3.1.2.1 f. 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格
納容器冷却」と同じ。
格納容器スプレイを継続することによりサプレッション・チェンバ・プ
ール水位が上昇するため，格納容器ベントに伴うサプレッション・チェン
バ・プール水位の上昇を考慮（約 2m）し，サプレッション・チェンバ・プ
ール水位がベントライン-1m を超えないように格納容器スプレイを停止する。
格納容器スプレイの停止を確認するために必要な計装設備は，サプレッ
ション・チェンバ・プール水位である。

g. 格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱

格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱の準備として，原子炉格納容器二次隔離弁を中央制御室からの遠隔操作により開する。
格納容器圧力が原子炉格納容器の限界圧力 0.62MPa[gage]に接近した場
合又はサプレッション・チェンバ・プール水位が格納容器真空破壊弁高さに到達した場合，原子炉格納容器一次隔離弁を原子炉建屋内の原子炉区域
外からの人力操作によって全開することで，格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱を実施する。
格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱を確認するために必要な計装設備は，格納容器内圧力等である。
サプレッション・チェンバ側からの格納容器圧力逃がし装置のベントラ
インが水没しないことを確認するために必要な計装設備は，サプレッショ
ン・チェンバ・プール水位等である。
以降，損傷炉心の冷却は，低圧代替注水系（常設）による注水により継続的に行い，また，原子炉格納容器除熱は，格納容器圧力逃がし装置によ
3.1.3-3

り継続的に行う。

3.1.3.2 格納容器破損防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法
本格納容器破損モードを評価する上で選定した評価事故シーケンスは，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，過圧及び過温への対策の有効性を総合的に評価する観点から，プラント損傷状態を LOCA に全交流動力電源喪失事象を加えた状態とし，中小破断 LOCA に比べて破断口径が大きいことから事象進展が早く，格納容器圧力及び温度上昇の観点で厳しい
大破断 LOCA を起因とする，「大破断 LOCA＋ECCS 注水機能喪失+全交流動力電源喪失」である。
本評価事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化，
気液分離（水位変化）・対向流，原子炉圧力容器における ECCS 注水（給水系・代替注水設備含む），炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション，
構造材との熱伝達，原子炉圧力容器内 FP 挙動，原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達，スプレイ冷却，格納容器ベント並びに炉心損傷後の原子炉格納容器における原子炉格納容器内 FP 挙動が重要現象となる。
よって，これらの現象を適切に評価することが可能であり，原子炉圧力容器内及び原子炉格納容器内の熱水力モデルを備え，かつ，炉心損傷後のシビ
アアクシデント特有の溶融炉心挙動に関するモデルを有するシビアアクシデ
ント総合解析コード MAAP により原子炉水位，燃料最高温度，格納容器圧力，
格納容器温度等の過渡応答を求める。
また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，本評価
3.1.3-4

事故シーケンスにおける運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。

(2) 有効性評価の条件
本評価事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な解析条件を 第3.1.3.2表に示す。また，主要な解析条件について，本評価事故シーケンス特有の解析条件を以下に示す。
ａ．事故条件(a) 起因事象
起因事象として，大破断 LOCA が発生するものとする。破断箇所は，原
子炉圧力容器内の保有水量を厳しく評価するため，残留熱除去系の吸込配管とする。
（添付資料 1.5.2）(b) 安全機能の喪失に対する仮定
全ての非常用ディーゼル発電機の機能喪失を想定し，全交流動力電源が喪失するものとする。さらに非常用炉心冷却系が機能喪失するものとする。なお，代替循環冷却系は使用しないものとする。
(c) 外部電源
外部電源は使用できないものと仮定する。
送電系統又は所内主発電設備の故障等によって，外部電源が喪失するとともに，全ての非常用ディーゼル発電機の機能喪失を想定する。
(d) 水素ガスの発生
水素ガスの発生については，ジルコニウム－水反応を考慮するものとする。なお，解析コード MAAP の評価結果では水の放射線分解等による水素ガス発生は考慮していないため，「(4)有効性評価の結果」にてその影
3.1.3-5

響を評価する。

ｂ．重大事故等対策に関連する機器条件(a) 原子炉スクラム信号
原子炉スクラムは，事象の発生と同時に発生するものとする。
(b) 低圧代替注水系（常設）による原子炉注水
最大 300m3/h にて原子炉注水し，その後は炉心を冠水維持するように注水する。なお，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水は，格納容器
スプレイと同じ復水移送ポンプを用いて弁の切替えにて実施する。
(c) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却
格納容器圧力及び温度上昇の抑制に必要なスプレイ流量を考慮し，140m3/h にて原子炉格納容器内にスプレイする。なお，格納容器スプレイ
は，原子炉注水と同じ復水移送ポンプを用いて弁の切替えにて実施する。
(d) 格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱
格納容器圧力 0.62MPa[gage]における最大排出流量 31.6kg/s に対して，
原子炉格納容器二次隔離弁の中央制御室からの遠隔操作による中間開操
作（流路面積 50%開）にて原子炉格納容器除熱を実施する。

ｃ．重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件として，「1.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。
(a) 交流電源は，常設代替交流電源設備によって供給を開始し，低圧代替

注水系（常設）による原子炉注水操作は，事象発生70分後から開始する。
(b) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作

3.1.3-6

は，原子炉水位が破断口高さまで水位回復後，格納容器温度が190℃に到達した場合に開始する。なお，格納容器ベントに伴うサプレッショ
ン・チェンバ・プール水位の上昇（約2m）を考慮し，サプレッショ
ン・チェンバ・プール水位がベントライン-1mを超えないように格納容器スプレイを停止する。
(c) 格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱操作は，格納容器

圧力が0.62MPa[gage]に接近した場合に実施する。

(3) 有効性評価（Cs-137 の放出量評価）の条件
a.

事象発生直前まで，定格出力の 100%で長時間にわたって運転されていたものとする。その運転時間は，燃料を約 1/4 ずつ取り替えていく場合の平衡炉心を考え，最高 50,000 時間とする。

b.

格納容器圧力逃がし装置を用いた場合の環境中への総放出量の評価においては，原子炉内に内蔵されている核分裂生成物が事象進展に応じた割合で，原子炉格納容器内に放出※2 され，サプレッション・
チェンバ又はドライウェルのベントラインを通じて格納容器圧力逃がし装置に至るものとする。
格納容器圧力逃がし装置に到達した核分裂生成物は，格納容器圧
力逃がし装置内のフィルタによって除去された後，格納容器圧力逃がし装置排気管から放出される。
※2 セシウムの原子炉格納容器内への放出割合については，本評
価事故シーケンスにおいては解析コード MAAP の評価結果の方が NUREG-1465 より大きく算出する。

c.

格納容器圧力逃がし装置を用いた場合の Cs-137 放出量は，以下の式
で計算される。
3.1.3-7

Cs-137 の放出量（Bq） = f_Cs × Bq_Cs-137 ×（1/DF）
f_Cs = f_CsOH + （M_I / M_Cs） × （W_Cs / W_I） × （f_CsI - f_CsOH）

f_Cs：原子炉格納容器からのセシウムの放出割合
f_CsI：原子炉格納容器からの CsI の放出割合（MAAP コードでの評価値）
f_CsOH：原子炉格納容器からの CsOH の放出割合（MAAP コードでの評価値）
M_I：よう素の初期重量（kg）
M_Cs：セシウムの初期重量（kg）
W_I：よう素の分子量（kg/kmol）
W_Cs：セシウムの分子量（kg/kmol）
Bq_Cs-137：Cs-137 の炉内内蔵量（Bq）
DF：格納容器圧力逃がし装置の除染係数
d. 原子炉格納容器内に放出された Cs-137 については，格納容器スプレ
イやサプレッション・チェンバのプール水でのスクラビングによる除去効果を考慮する。
e.

格納容器圧力逃がし装置による粒子状放射性物質に対する除染係数
は 1,000 とする。

f.

原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えいについても考慮する。
漏えい量の評価条件は以下のとおりとする。
(a) 原子炉格納容器からの漏えい量は，格納容器圧力に応じた設計
漏えい率をもとに評価する。
(b) 原子炉建屋から大気中に漏えいする放射性物質を保守的に見積3.1.3-8

もるため，非常用ガス処理系により原子炉建屋の設計負圧が達成されるまでの期間は，原子炉建屋内の放射性物質の保持機能に期待しないものとする。非常用ガス処理系により設計負圧を達成した後は設計換気率 0.5 回/日相当を考慮する。
非常用ガス処理系は，事象発生 30 分後から，常設代替交流電源
設備からの交流電源の供給を受け自動起動し，起動後 10 分間で設
計負圧が達成されることを想定する。
(c) 原子炉建屋内での放射能の時間減衰は考慮せず，また，原子炉
建屋内での粒子状物質の除去効果は保守的に考慮しない。
（添付資料 3.1.3.3，3.1.3.4）(4) 有効性評価の結果
本評価事故シーケンスにおける原子炉水位（シュラウド内外水位），注水流
量及び原子炉圧力容器内の保有水量の推移を第3.1.3.6図から第3.1.3.8図に，
燃料最高温度の推移を第3.1.3.9図に，格納容器圧力，格納容器温度，サプレ
ッ シ ョン ・チ ェ ンバ ・ プ ール 水位 及 び水温 の 推移 を 第 3.1.3.10 図 から 第3.1.3.13図に示す。

a. 事象進展大破断 LOCA 時に非常用炉心冷却系の機能及び全交流動力電源が喪失するため，原子炉水位は急速に低下する。水位低下により炉心は露出し，事象発生から約 0.3 時間後に燃料被覆管の最高温度は 1,000K（約 727℃）に到達し，炉心損傷が開始する。燃料被覆管の最高温度は事象発生から約 0.4 時間後に
1,200℃に到達し，また，事象発生から約 0.7 時間後に燃料温度は 2,500K（約2,227℃）に到達する。事象発生から 70 分後，常設代替交流電源設備による交
流電源の供給を開始し，復水移送ポンプ 2 台を用いた低圧代替注水系（常設）
3.1.3-9

による原子炉注水を開始することによって，原子炉圧力容器破損に至ることなく，原子炉水位は回復し，炉心は再冠水する。
原子炉格納容器内に崩壊熱が蒸気として放出されるため，格納容器圧力及び温度は徐々に上昇する。そのため，格納容器スプレイを間欠的に実施することによって，格納容器圧力及び温度の上昇を抑制する。
ベントラインの水没防止のために，格納容器ベントに伴うサプレッショ
ン・チェンバ・プール水位の上昇（約 2m）を考慮し，サプレッション・チェ
ンバ・プール水位がベントライン-1m を超えないように格納容器スプレイを停止することから，格納容器圧力は上昇し，事象発生から約 38 時間経過した時
点で原子炉格納容器の限界圧力に接近する。原子炉格納容器の限界圧力接近
時点で，格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱を実施し，格納
容器圧力及び温度を低下させる。格納容器温度は，格納容器ベントによる格
納容器温度低下後，溶融炉心からの放熱によって数時間は上昇傾向となるが，崩壊熱の減少に伴い低下傾向に転じて，その後は徐々に低下する。格納容器
圧力については格納容器ベントによる格納容器圧力低下後，徐々に低下する。
（添付資料 3.1.2.1,3.1.2.2）
b. 評価項目等
格納容器圧力は，第 3.1.3.10 図に示すとおり，原子炉格納容器内に崩壊熱が蒸気として放出されるため徐々に上昇するが，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却及び原子炉格納容器の限界圧力に接近した場合に格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱を行うことによって,原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力の最大値は，原子炉格納容器の限界圧力 0.62MPa[gage]を超えない。なお，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力が最大となる事象開始約 38 時間後において，水の放射線分解によって発生する水素ガス及び酸素ガスは，原子炉格納容器内の非凝縮ガスに占め
3.1.3-10

る割合の 2%以下であるため，その影響は無視し得る程度である。
格納容器温度は，第 3.1.3.11 図に示すとおり，原子炉格納容器内に崩壊熱が蒸気として放出されるため徐々に上昇するが，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却及び格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱を行うことによって，原子炉格納容器バウンダリにかかる温度（壁面温度）の最高値は約 165℃となり,原子炉格納容器の限界温度 200℃を超えない。なお，事象開始直後，破断口から流出する過熱蒸気により一時的に格納容器温度は約 207℃となるが，この時の原子炉格納容器バウンダリにかかる温度（壁面温度）は約 144℃であり，原子炉格納容器の限界温度 200℃を超えない。
サプレッション・チェンバのベントラインを経由した場合の格納容器圧力逃がし装置による大気中への Cs-137 の総放出量は約 1.4×10-3TBq（7 日間）であり，100TBq を下回る。
ドライウェルのベントラインを経由した場合の格納容器圧力逃がし装置による大気中への Cs-137 の総放出量は約 2.0TBq（7 日間）であり，100TBq を下回る。
なお，原子炉格納容器が健全であるため，原子炉格納容器から原子炉建屋への放射性物質の漏えい量は制限され，また，大気中へはほとんど放出されないものと考えられる。これは，原子炉建屋内に漏えいした放射性物質は，
原子炉建屋内で時間減衰し，また，粒子状放射性物質は，原子炉建屋内での重力沈降や水蒸気の凝縮に伴い，原子炉建屋内に沈着すると考えられるためである。原子炉建屋内での放射性物質の時間減衰及び粒子状放射性物質の除去効果等を保守的に考慮せず，原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えいを想定した場合，漏えい量は約 14TBq（7 日間）となる。原子炉建屋から大気中への Cs-137 の漏えい量に，ドライウェルのベントラインを経由した格納
3.1.3-11

容器圧力逃がし装置による Cs-137 の放出量を加えた場合でも，約 16TBq（7 日間）であり，100TBq を下回る。
事象発生からの 7 日間以降，Cs-137 の放出が継続した場合の影響評価を行ったところ，サプレッション・チェンバのベントラインを経由した格納容器
圧力逃がし装置による総放出量は，約 4.0×10-3TBq(30 日間)及び約 8.5×103

TBq(100 日間)である。ドライウェルのベントラインを経由した場合には，約3.1TBq(30 日間)及び約 3.2TBq(100 日間)である。原子炉建屋から大気中へのCs-137 の漏えい量にドライウェルのベントラインを経由した格納容器圧力逃がし装置による Cs-137 の放出量を加えた場合でも，約 18TBq（30 日間）及び約 18TBq（100 日間）であり，100TBq を下回る。
（添付資料 3.1.3.3，3.1.3.4）

第 3.1.3.6 図に示すとおり，低圧代替注水系（常設）による注水継続により炉心が冠水し，炉心の冷却が維持される。その後は，第 3.1.3.10 図に示すとおり，原子炉格納容器の限界圧力接近時点で，約 38 時間後に格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱を開始することで安定状態が確立し，また，安定状態を維持できる。
本評価では，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)，(2)及び(3)の評価項目について，対策の有効性を確認した。
（添付資料 3.1.3.5）

3.1.3.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操
作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価するものとする。
3.1.3-12

格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」（代替循環冷却系を使用しない場合）では，原子炉格納容器内へ流出した高温の原子炉冷却材や溶融炉心の崩壊熱等の熱によって発生した
水蒸気，ジルコニウム－水反応等によって発生した非凝縮性ガス等が蓄積することが特徴である。
また，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，事象発生から 12 時間程
度までの短時間に期待する操作及び事象進展に有意な影響を与えると考えられる操作として，常設代替交流電源設備からの受電操作，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作及び格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱操作とする。

(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
本格納容器破損モードにおいて不確かさの影響評価を行う重要現象とは，「1.7 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すとおりであり，それらの不確かさの影響評価は以下のとおりである。
ａ．運転員等操作時間に与える影響
炉心における燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管変形の不確かさとして，炉心ヒートアップに関するモデ
ルは，TMI 事故についての再現性及び CORA 実験についての再現性を確認している。炉心ヒートアップの感度解析（ジルコニウム－水反応速度の係数についての感度解析）では，炉心溶融時間に与える影響は小さいことを確認している。原子炉注水操作については，非常用炉心冷却系による原子炉への注水機能が喪失したと判断した場合，速やかに低圧代替注
水系（常設）による原子炉注水（電源の確保含む）を行う手順となって
3.1.3-13

おり，燃料被覆管温度等を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。また，格納容器ス
プレイ操作については，炉心ヒートアップの感度解析では，格納容器圧
力及び温度への影響は小さいことを確認していることから，運転員等操
作時間に与える影響は小さい。
炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）・対向流の不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）は，原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コード SAFER の評
価結果との比較により水位低下幅は解析コード MAAP の評価結果の方が保守的であり，注水操作による有効燃料棒頂部までの水位回復時刻は解析
コード SAFER の評価結果との差異は小さいことを確認している。原子炉注
水操作については，非常用炉心冷却系による原子炉への注水機能が喪失したと判断した場合，速やかに低圧代替注水系（常設）による原子炉注
水（電源の確保含む）を行う手順となっており，原子炉水位を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）は HDR 実験解析では区画によって格納容器温度を十数℃程度，格納容器圧力を１割程度高めに評価する傾向を確認しているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認された不確かさは小さくなるものと推定される。しかし，全体としては格納容器圧力及び温度の傾向を適切に再現できていることから，格納容器圧力及び温度を操
作開始の起点としている代替格納容器スプレイ冷却系（常設）及び格納
3.1.3-14

容器圧力逃がし装置に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，CSTF 実験解析により格納容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認しており，その差異は小さいことから，格納容器圧力及び温度を操作開始の起点としている代替格
納容器スプレイ冷却系（常設）及び格納容器圧力逃がし装置に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材との熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性を確認している。本評価事故シーケンスでは，炉心の損傷状態を起点に操作開始する運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器内 FP 挙動の不確かさとして，核分裂生成物（FP）挙動モデルは PHEBUS-FP 実験解析により原子炉圧力容器内への FP 放出の開始時間を適切に再現できることを確認している。PHEBUS-FP 実験解析では，燃料被覆管破裂後の FP 放出について実験結果より急激な放出を示す結果が確認されたが，小規模体系の模擬性が原因と推測され，実機の大規模な体系においてこの種の不確かさは小さくなると推定される。本評価事故シーケンスでは，炉心損傷後の原子炉圧力容器内 FP 放出を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。炉心損傷後の原子炉格納容器における原子炉格納容器内 FP 挙動の不確かさとして，核分裂生成物（FP）挙動モデルは ABCOVE 実験解析により原子炉格納容器内のエアロゾル沈着挙動を適正に評価できることを確認している。本評価事故
シーケンスでは，炉心損傷後の原子炉格納容器内 FP 挙動を操作開始の起
3.1.3-15

点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
（添付資料 3.1.3.6）
ｂ．評価項目となるパラメータに与える影響
炉心における燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管変形の不確かさとして，炉心ヒートアップに関するモデ
ルは，TMI 事故についての再現性及び CORA 実験についての再現性を確認している。炉心ヒートアップの感度解析（ジルコニウム－水反応速度の係数についての感度解析）では，格納容器圧力及び温度への影響は小さいことを確認していることから，評価項目となるパラメータに与える影
響は小さい。
炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）・対向流の不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）は，原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コード SAFER の評
価結果との比較により水位低下幅は解析コード MAAP の評価結果の方が保守的であり，注水操作による有効燃料棒頂部までの水位回復時刻は解析
コード SAFER の評価結果との差異は小さいことを確認していることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）は HDR 実験解析では区画によって格納容器温度を十数℃程度，格納容器圧力を１割程度高めに評価する傾向を確認しているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認された不確かさは小さくなるものと推定される。しかし，全体としては格納容器圧力及び温3.1.3-16度の傾向を適切に再現できていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，CSTF 実験解析により格納容
器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認しており，その差異は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材との熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性を確認している。また，炉心ノード崩壊のパラメータを低下させた
感度解析により炉心溶融時間に与える影響は小さいことを確認しており，事象進展はほぼ変わらないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器内 FP 挙動の不確かさとして，核分裂生成物（FP）挙動モデルは PHEBUS-FP 実験解析により原子炉圧力容器内への FP 放出の開始時間を適切に再現できることを確認している。PHEBUS-FP 実験解析では，燃料被覆管破裂後の FP 放出について実験結果より急激な放出を示す結果が確認されたが，小規模体系の模擬性が原因と推測され，実機の大規模な体系においてこの種の不確かさは小さくなると推定される。炉心損傷後の原子炉格納容器における原子炉格納容器内 FP 挙動の不確かさとして，核分裂生成物（FP）挙動モデル
は ABCOVE 実験解析により原子炉格納容器内のエアロゾル沈着挙動を適正に評価できることを確認している。したがって，大気中への Cs-137 の総放出量の観点で評価項目となるパラメータに与える影響はない。なお，
本評価事故シーケンスにおける格納容器圧力逃がし装置による大気中への Cs-137 の総放出量は，評価項目（100TBq を下回っていること）に対し
3.1.3-17

て，サプレッシ ョン ・チェンバの ベ ント ラインを経由し た場 合は約1.4×10-3TBq（7 日間），ドライウェルのベントラインを経由した場合は
約 2.0TBq（7 日間）であり，評価項目に対して余裕がある。
（添付資料 3.1.3.6）(2) 解析条件の不確かさの影響評価
ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は， 第3.1.3.2表に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件とした場合の影響を評価する。また，解析条件の設定に当たっては，評
価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなるような設定があることから，その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられる項目に関する影響評価の結果を以下に示す。

(a) 運転員等操作時間に与える影響
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度33GWd/tに対応したものとしており，その最確条件は平均的燃焼度約30GWd/tであり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなり，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなることから，格納容器圧力及び温度の上昇が遅くなるが，操作手順(原子炉水位が破断口高さまで
水位回復後に原子炉注水から格納容器スプレイへ切り替えること及び格納容器圧力に応じて格納容器ベントを実施すること)に変わりはない
ことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積（ウェットウェル）の空間部及び液相部，サプレッション・チェンバ・プ
3.1.3-18

ール水位，格納容器圧力及び格納容器温度は，解析条件の不確かさとして，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，事象進展に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
事故条件の起因事象は，解析条件の不確かさとして，Excessive LOCAを考慮した場合，原子炉冷却材の流出量が増加することにより炉心損傷開始等が早くなるが，操作手順（速やかに注水手段を準備すること）に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
機器条件の低圧代替注水系（常設）は，解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原
子炉水位の回復は早くなる。冠水後の操作として冠水維持可能な注水量に制御するが，注水後の流量調整操作であることから，運転員等操
作時間に与える影響はない。
機器条件の格納容器圧力逃がし装置は，解析条件の不確かさとして，実際の流量が解析より多い場合，格納容器圧力及び温度上昇の抑制効
果は大きくなるが，操作手順に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
（添付資料3.1.3.6，3.1.2.8）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度33GWd/tに対応したものとしており，その最確条件は平均的燃焼度約30GWd/tであり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉水位の低下は緩和され，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなることから，格納容器圧力及び温度の上昇が遅くなるが，格納容3.1.3-19

器圧力及び温度の上昇は格納容器スプレイ及び格納容器ベントにより抑制されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積（ウェットウェル）の空間部及び液相部，サプレッション・チェンバ・プ
ール水位，格納容器圧力及び格納容器温度は，解析条件の不確かさとして，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，事象進展に与える影響は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影
響は小さい。
事故条件の起因事象は，解析条件の不確かさとして，Excessive LOCAを考慮した場合，原子炉冷却材の流出量が増加することにより炉心損傷開始等が早くなるが，原子炉格納容器へ放出されるエネルギは大破
断LOCAの場合と同程度であり，第3.1.2.15図及び第3.1.2.16図に示すとおり，格納容器圧力は0.62MPa[gage]を下回っていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
機器条件の低圧代替注水系（常設）は，解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原
子炉水位の回復は早くなり，格納容器圧力及び温度上昇の抑制効果は大きくなるが，格納容器圧力及び温度の上昇に有意な影響を与えない
ことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
機器条件の格納容器圧力逃がし装置は，解析条件の不確かさとして，実際の流量が解析より多い場合，格納容器圧力及び温度上昇の抑制効
果は大きくなるが，格納容器圧力の最大値は格納容器ベント時のピー
ク圧力であり，ベント後の格納容器圧力挙動への影響はほとんどないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
3.1.3-20

（添付資料3.1.3.6，3.1.2.8）
ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作の不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の6要因に分類し，これらの要因が運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転員等操作時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価し，評価結果を以下に示す。

(a) 運転員等操作時間に与える影響
操作条件の常設代替交流電源設備からの受電及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作は，解析上の操作開始時間として事象発生から70分後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，常設代替交流電源設備からの受電操作について，実態の運転操作
時間に基づき解析上の想定時間を設定していることから，運転員等操
作時間に与える影響はない。なお，有効性評価では2系列の非常用高圧
母線の電源回復を想定しているが，低圧代替注水系(常設)は非常用高圧母線D系の電源回復後に実施可能であり，この場合も原子炉注水の開始時間が早くなる可能性があることから，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作については，復水移送ポンプの起動操作が常設代替交流電源設備からの受電操作の影響を受けるが，低圧代替注水系(常設)は非常用高圧母線D系の電源回復後に実施可能であり，この場合も原子炉注水の開始時間が早くなる可能性があることから，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。
操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納3.1.3-21

容器冷却操作は，解析上の操作開始時間として原子炉水位が破断口高さまで水位回復後，格納容器温度が190℃超過を確認した時点を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，解析結果は原子炉水位が破断口高さまで水位回復前に既に格納容器温度は190℃を超えており，実態の操作も原子炉水位が破断口高さまで水位回復後に低圧代替
注水系（常設）から代替格納容器スプレイへ切り替えることとしており，実態の操作開始時間は，解析上の設定とほぼ同等であるため，操作開始時間に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響も小さい。当該操作は，解析コード及び解析条件（操作条件を除く）の不確かさにより操作開始時間は遅れる可能性があるが，中央制御室で行う操作であり，他の操作との重複もないことから，他の操作に与える影響はない。代替格納容器スプレイへの切替え後，原子炉水位が原子炉水位低（レベル1）まで低下した場合，低圧代替注水系(常設)へ切り替えを行う。当該操作開始時間は，解析上の想定とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響も小さい。また，中央制御室で行う操作であり，他の操作との重複もないことから，他の操作に与える影響はない。
操作条件の格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱操作
は，解析上の操作開始時間として格納容器圧力0.62MPa[gage]接近時を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，格納容器圧力が0.62MPa[gage]に接近するのは，事象発生から約38時間後である。また，格納容器ベントの準備操作は格納容器圧力の上昇傾向を監視しながらあらかじめ操作が可能であり，格納容器ベント操作の操作所要時
間は時間余裕を含めて設定されていることから，実態の操作開始時間
は解析上の設定とほぼ同等であり，格納容器圧力0.62MPa[gage]に至る
3.1.3-22

までに確実に原子炉格納容器除熱操作をすることが可能であるため，操作開始時間に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響も小さい。当該操作は，解析コード及び解析条件（操作条件を除く）の不確かさにより操作開始時間は遅れる可能性があるが，中央制御室の運転員とは別に現場操作を行う運転員（現場）を配置しており，他の操作との重複もないことから，他の操作に与える影響はない。
（添付資料3.1.3.6）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の常設代替交流電源設備からの受電及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作は，運転員等操作時間に与える影響として，常設代替交流電源設備からの受電操作について，解析上の原子
炉注水開始時間(70分後)は準備操作に時間余裕を含めて設定されており，原子炉水位の回復は早くなる可能性があるが，ジルコニウム－水
反応量により発熱量が増加する等の影響があるため，格納容器圧力及び温度の上昇に大きな差異はない。また，原子炉注水操作は，代替格
納容器スプレイとの切替え操作であり，事象進展はほぼ変わらないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作は，運転員等操作時間に与える影響として，代替格納容器スプレイの操作開始は原子炉水位が破断口高さまで水位回復後，格納容器温度が190℃に到達時となり，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影
響は小さい。
操作条件の格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱操作
3.1.3-23

は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
（添付資料3.1.3.6）(3) 操作時間余裕の把握
操作開始時間の遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認し，その結果を以下に示す。
操作条件の常設代替交流電源設備からの受電操作及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作については，第3.1.3.14図から第3.1.3.16
図に示すとおり，事象発生から90分後（操作開始時間20分程度の遅れ）までに常設代替交流電源設備からの受電操作を行い低圧代替注水系（常設）による原子炉注水が開始できれば，損傷炉心は炉心位置に保持され，評価項目を満足する結果となることから，時間余裕がある。なお，格納容器ベ
ント時におけるCs放出量は炉心損傷の程度の影響を受けるが，格納容器ベ
ント開始時間はほぼ同等であることから，放出量に与える影響は小さい。
操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器
冷却操作については，事象発生から90分後（操作開始時間20分程度の遅れ）に低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を開始した場合の解析では，
格納容器スプレイ開始のタイミングは約2.3時間後であるため，現行の2時間に対して約20分程度の準備時間を確保できることから，時間余裕がある。
操作条件の格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱操作については，格納容器ベント開始までの時間は事象発生から約38時間後の操作であり，準備時間が確保できるため，時間余裕がある。
3.1.3-24

（添付資料3.1.3.6，3.1.3.7）(4) まとめ
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作
時間余裕を確認した。その結果，解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。このほか，評価項目となるパラメー
タに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間には時間余裕がある。

3.1.3.4 必要な要員及び資源の評価(1) 必要な要員の評価
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」において，6号及び7号炉同時の重大事故等対策時における事象
発生10時間までに必要な要員は，「3.1.3.1格納容器破損防止対策」に示すと
おり28名である。「6.2 重大事故等対策時に必要な要員の評価結果」で説明している運転員及び緊急時対策要員等の72名で対処可能である。有効性評価
で考慮しない作業（原子炉ウェル注水）に必要な要員を4名含めた場合でも対処可能である。
また，事象発生10時間以降に必要な参集要員は20名であり，発電所構外から10時間以内に参集可能な要員の106名で確保可能である。

(2) 必要な資源の評価
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・3.1.3-25

過温破損）」において，必要な水源，燃料及び電源は，「6.1(2)資源の評価条件」の条件にて評価を行い，その結果を以下に示す。

ａ．水源
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水及び代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器スプレイは，7日間の対応を考慮すると，号炉あたり約7,400m3の水が必要となる。6号及び7号炉の同時被災を考慮すると，合計
約14,800m3の水が必要である。水源として，各号炉の復水貯蔵槽に約1,700m3
及び淡水貯水池に約18,000m3の水を保有している。これにより，6号及び7号炉の同時被災を考慮しても，必要な水源は確保可能である。また，事象発生12時間以降に淡水貯水池の水を，可搬型代替注水ポンプ（A-2級）により復水貯蔵槽へ給水することで，復水貯蔵槽を枯渇させることなく復水貯蔵槽を水源とした7日間の注水継続実施が可能である。ここで，復水貯蔵槽への補給の開始を事象発生12時間後としているが，これは，可搬型設備を事象発生から12時間以内に使用できなかった場合においても，その他の設備にて重大事故等に対応できるよう設定しているものである。
（添付資料 3.1.3.8）

ｂ．燃料
常設代替交流電源設備による電源供給については，保守的に事象発生直後からの運転を想定すると，7日間の運転継続に6号及び7号炉において合計約
504kLの軽油が必要となる。可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による復水貯蔵槽への給水については，保守的に事象発生直後からの可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の運転を想定すると，7日間の運転継続に号炉あたり約15kLの軽油が必要となる。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
3.1.3-26

リング・ポスト用発電機による電源供給については，事象発生直後からの運転を想定すると，7日間の運転継続に合計約13kLの軽油が必要となる。（6号及び7号炉合計約547kL）
6 号及び 7 号炉の各軽油タンク（約 1,020kL）及びガスタービン発電機用燃料タンク（約 100kL）にて合計約 2,140kL の軽油を保有しており，これらの使用が可能であることから，常設代替交流電源設備による電源供給，可搬型代
替注水ポンプ（A-2 級）による復水貯蔵槽への給水，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・ポスト用発電機による電源供給について，7 日間の継続が可能である。
（添付資料 3.1.3.9）
ｃ．電源
常設代替交流電源設備の電源負荷については，重大事故等対策に必要な負荷として，6号炉で約1,104kW，7号炉で約1,071kW必要となるが，常設代替交
流電源設備は連続定格容量が1台あたり2,950kWであり，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
また，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・ポスト用発電機についても，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
（添付資料 3.1.3.10）
3.1.3.5 結論
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」では，原子炉格納容器内へ流出した高温の原子炉冷却材や溶融
炉心の崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気，ジルコニウム－水反応等によって発生した非凝縮性ガス等が蓄積することによって，格納容器内雰囲気圧
力・温度が徐々に上昇し，原子炉格納容器の過圧・過温により原子炉格納容器の破損に至ることが特徴である。格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度
3.1.3-27

による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」に対する格納容器破損防止対策としては，初期の対策として低圧代替注水系（常設）による原子炉注水手段，
安定状態に向けた対策として代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原
子炉格納容器冷却手段及び格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱手段を整備している。
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の評価事故シーケンス「大破断LOCA＋ECCS注水機能喪失+全交流
動力電源喪失」について，代替循環冷却系を使用しない場合を想定し，格納容器圧力逃がし装置を使用する場合の有効性評価を行った。
上記の場合においても，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却，格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱を実施することにより，原子炉格納容器雰囲気の冷却及び除熱が可能である。
その結果，ジルコニウム－水反応等により可燃性ガスの蓄積が生じた場合においても原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度，放射性物質の総放出量は，評価項目を満足している。また，安定状態を維持できる。
解析コード及び解析条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操作時間に与える影響及び評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
重大事故等対策時に必要な要員は，運転員及び緊急時対策要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
以上のことから，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却，格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱等の格納容器破損防止対策は，選定した評価
3.1.3-28

事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」に対して有効である。

3.1.3-29

非常用ガス処理系排風機

原子炉建屋
外部電源

非常用ディーゼル
発電機

原子炉区域
運転階から

原子炉格納容器

Gen

主
排
気
筒

格納容器スプレイ・ヘッダ※2

逃がし安全弁主タービン系へ
給水系
より

※1
破断箇所

常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）

原子炉圧力容器

低圧代替注水系
（常設）

復水貯蔵槽

Ｂ(Ｃ)
Ｃ

復水移送ポンプ※1
ＢＡ

高圧炉心注水系ポンプ
残留熱除去系ポンプ

残留熱除去系ポンプ※2

原子炉隔離時冷却系ポンプ

第 3.1.3.1 図「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の重大事故等対策の概略系統図（代替循環冷却系を使用しない場合）（1/3）（原子炉注水）原子炉格納容器※2

外部電源

非常用ディーゼル
発電機

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）
格納容器スプレイ・ヘッダ

Gen

逃がし安全弁主タービン系へ
給水系
より

低圧代替注水系（常設）
※1

淡水貯水池

破断箇所

常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機） 可搬型代替
注水ポンプ(A-2級)

原子炉圧力容器

復水貯蔵槽

復水移送ポンプ

Ｂ(Ｃ)
Ｃ

※1

Ａ

タンクローリ（4kL,16kL）

Ｂ
高圧炉心注水系ポンプ

残留熱除去系ポンプ

残留熱除去系ポンプ

軽油タンク

※2

原子炉隔離時冷却系ポンプ※低圧代替注水系（常設）と代替格納容器スプレイ冷却系（常設）は，同じ復水移送ポンプを用いて弁の切替えにより実施する。

第 3.1.3.2 図「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の重大事故等対策の概略系統図（代替循環冷却系を使用しない場合）（2/3）（原子炉注水及び原子炉格納容器冷却）3.1.3-30

外部電源

タンクローリ（4kL,16kL）

原子炉建屋
非常用ディーゼル
発電機

原子炉格納容器Gen

軽油タンク
格納容器スプレイ・ヘッダ
逃がし安全弁

淡水貯水池
主タービン系へ

低圧代替注水系（常設）

復水移送
ポンプ

復水貯蔵槽

可搬型代替
注水ポンプ

(A-2級)

原子炉圧力容器

可搬型
薬液注入装置Ｂ(Ｃ)

残留熱除去系
ポンプ

Ｂ
常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）

格納容器圧力逃がし装置
ドレン移送ポンプ

第 3.1.3.3 図「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の重大事故等対策の概略系統図（代替循環冷却系を使用しない場合）（3/3）（原子炉注水及び原子炉格納容器除熱）

3.1.3-31

（解析上の時間）（約0分）

原子炉冷却材喪失（大破断LOCA）
発生

対応操作は，原子炉水位・格納容器圧力等の徴候に応じて対応を行うため，今回想定している
破断規模・破断位置が異なる場合及び破断位置が特定できない場合においても，対応する操作
手順に変更はない【有効性評価の対象とはしていないが，ほかに取り得る手段】
Ⅰ
常設代替交流電源設備が使用できない場合は第二代替交流電源設備により電源を供給する
常設代替交流電源設備が使用できない場合は可搬型代替交流電源設備による荒浜側緊急用高圧母線を受電する（電源容量により使用できる設備が限られる）
大湊側緊急用高圧母線及び荒浜側緊急用高圧母線が使用できない場合は可搬型代替交流電源設備による非常用低圧母線を受電する（電源容量により使用できる設備が限られる）

格納容器圧力高13.7kPa[gage]
到達※1
原子炉スクラム，タービン・トリップを確認

高圧給水機能喪失を確認※2

高圧注水機能喪失を確認※2※2

低圧注水機能喪失を確認

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

全交流動力電源喪失発生

防火水槽を用いた復水貯蔵槽への補給の場合は，「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は淡水貯水池からろ過水タンクへの補給もあわせて実施す

※3

る
Ⅳ

※4

原子炉への注水機能喪失を確認

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる。
純水補給水系から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプ（A-2級）と同時に補給することも可能である。
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の水源は「淡水貯水池」以外に「海水」も可能である

回復は解析上
考慮せず

Ⅴ
代替循環冷却系運転以外に除熱機能が回復しないことを確認し代替循環冷却系運転を開始する（約10分後）※5

早期の電源回復不能と判断

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

常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）の準備

Ⅱ

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備

復水移送ポンプ以外による原子炉注水・消火ポンプによる代替注水・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による代替注水

常設代替交流電源設備以外による非常用電源供給
・第二代替交流電源設備による電源供給
・可搬型代替交流電源設備による荒浜側緊急用高圧母線受電・可搬型代替交流電源設備による非常用低圧母線受電

常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）による非常用電源回復操作

炉心損傷開始Ⅰ※6

燃料供給準備（タンクローリ（4kL,16kL）
給油準備）
フィルタ装置排水ポンプ水張り（約12時間後）タンクローリ（4kL,16kL）
による給油準備完了

復水移送ポンプによる代替原子炉注水と同等の流量確保または注水開始不可
可搬型代替交流電源設備は常設代替交流
電源設備と同等の電源供給開始不可※7

炉心損傷確認（適宜実施）
可搬設備への燃料補給※8

淡水貯水池から
復水貯蔵槽への補給準備（可搬型代替注水ポンプ（A-2級）
による復水貯蔵槽への補給）

格納容器薬品注入準備（約0.4時間後）

燃料被覆管温度1200℃到達
非常用ガス処理系運転確認（約0.7時間後）※9Ⅲ

淡水タンクから防火水槽への補給
非常用ディーゼル発電機
または外部電源による
交流電源回復操作を実施

※10

燃料温度
2500K(約2227℃)到達

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備が完了（約12時間後）可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の準備が完了（70分後）※11
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水開始（崩壊熱と注水流量から原子炉水位の上昇率を求める）

高圧／低圧注水機能
回復操作

回復は解析上考慮せず

Ⅳ

回復は解析上考慮せず

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給
代替原子炉補機冷却系準備（適宜実施）
解析上考慮せず

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）
による復水貯蔵槽への補給※12

破断口までの水位回復確認（約2時間後）中央制御室 陽圧操作
中央制御室待避室準備操作

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

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

※13
※14

損傷炉心冷却成功確認
原子炉圧力容器健全確認※15

格納容器温度190℃超過確認

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）
による格納容器頂部注水

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を停止し，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によるドライウェルスプレイを開始する

外部電源が喪失し，かつ全ての非常用ディーゼル発電機からの受電に失敗することにより，全ての所内高圧母線（6.9kV）が使用不能となった場合※4

非常用炉心冷却系の機能喪失及び，全交流動力電源喪失により原子炉への注水機能が喪失する※5

中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動が実施出来ず非常用高圧母線（6.9kV）の電源回復ができない場合に早期の電源回復不能と判断する※6

復電時に不要な負荷が起動するのを防止するための負荷切り離しを含む
格納容器内雰囲気放射線レベル計指示とSOP導入条件判断図により炉心損傷を確認する。例えば原子炉停止30分後の場合，格納容器内雰囲気放射線レベル計指示が「ドライウェル：
6.0E+00Sv/h」または「サプレッション・チェンバ：7.0E+00Sv/h」を超えた場合，炉心損傷発生と判断する。なお，解析においては1000K(727℃)到達を炉心損傷開始としている。格納容器内雰囲気放射線レベル計による炉心損傷発生の判断ができない場合は，原子炉圧力容器表面温度により判断する
炉心損傷による格納容器内水素濃度の上昇を確認する※8

炉心損傷確認後，格納容器pH制御のため薬品（水酸化ナトリウム）注入準備を実施する※9

防火水槽を用いた可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による復水貯蔵槽への補給も可能である※10

原子炉注水及び格納容器スプレイに必要な弁が動作可能であることを確認する
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する※11 低圧代替注水量から崩壊熱除去に必要な注水量を引いて，圧力容器の単位容量から原子炉水位の上昇率を求める。例えば，低圧代替注水流量が300m3 /h，原子炉停止１時間後の必要注水量が60m3 /hであるため，圧力容器単位容量29.34m3 /mより8.1m/hの上昇率になる※17

ドライウェル側
格納容器薬品注入実施※18

レベル1までの推定した時間経過後，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によるドライウェルスプレイから低圧代替注水系（常設）による原子炉注水へ切り替える※12

原子炉水位有効燃料棒底部（BAF）を起点とした場合，レベル1までは4310mm。約30分でレベル1に到達すると推定される※13

原子炉水位が有効燃料棒頂部（TAF）以上（水位計監視不能時は崩壊熱除去に必要な流量以上）及び，原子炉圧力容器下鏡部温度300℃未満により損傷炉心冷却成功と判断する※14

原子炉圧力容器健全確認は，圧力容器破損判断パラメータにより判断する（補足1）※15

格納容器温度計にて確認する※16 格納容器スプレイにより格納容器温度は低下するが，格納容器頂部の冷却を促進させるため可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による格納容器頂部への注水を実施する※17 高圧炉心注水ノズル（10312mm（圧力容器基準点より））と，原子炉水位レベル1（9362mm（圧力容器基準点より））の差から容量を求め，その時の必要注水量から原子炉水位（レベル1）に到達する時間を求める。例えば，原子炉停止4時間後の必要注水量が40m3 /hであった場合，ノズルからレベル1の容量が約28m3 であるため約42分でレベル1に到達すると推定する
なお，原子炉停止時冷却系出口ノズル10921mm（圧力容器基準点より）の場合，約1時間8分でレベル1に到達すると推定される解析上考慮していないが，推定手段により損傷炉心の冠水が維持されていることを，原子炉圧力容器表面温度により圧力容器内が過熱状態に至っていないことにより確認する※19
レベル1を起点とした破断口到達まで
注入実施後，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によるサプレッション・チェンバスプレイに切り替える

サプレッション・チェンバ側
格納容器薬品注入実施

※20

※18

復水移送ポンプによるドライウェルスプレイにあわせて，復水移送ポンプ吸込み配管に薬品を注入することにより，ドライウェル側格納容器薬品注入を実施する※19

サプレッション・チェンバ・プールへの薬品注入のためにサプレッション・チェンバスプレイを実施する※20 復水移送ポンプによるサプレッション・チェンバスプレイにあわせて，復水移送ポンプ吸込み配管に薬品を注入することにより，サプレッション・チェンバ側格納容器薬品注入を実施する

レベル1までの推定した時間経過後，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によるサプレッション・チェンバスプレイから低圧代替注水系（常設）による原子炉注水へ切り替える※21

解析上は，格納容器内圧力計指示0.62MPa[gage]接近（原子炉格納容器の限界圧力到達前）に，格納容器ベント操作を開始する※22

格納容器ベント実施を見据えて，サプレッション・チェンバベント管が水没しないように外部水源からの格納容器スプレイを停止する※23 格納容器ベント実施時に，残留熱除去系等による格納容器の除熱が可能であること及び可燃性ガス濃度制御が可能であることが確認された場合は，格納容器ベントを停止する。格納容器ベント停止後は，格納容器圧力逃がし装置の窒素ガスパージを実施する

レベル１を起点とした破断口到達まで
注入実施後，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）
ドライウェルスプレイに切り替える※24 格納容器圧力逃がし装置のフィルタ装置には，原子炉格納容器からの蒸気が凝縮することにより水位が上昇することが考えられる。フィルタ装置の水位を監視し，上限水位に到達した場合にサプレッション・チェンバ・プールへのドレン移送によりフィルタ装置水位を制御する。また，フィルタ装置への薬品注入を適宜実施する

No

代替循環冷却系運転不可能

Ⅴ

代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱

Yes（約38時間後）

中央制御室盤にて機器ランプ表示，機器故障警報，流量指示計等にて機能喪失を確認する※3

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の準備が完了低圧代替注水系（常設）による原子炉注水（残留熱除去系(A)使用）
及び代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によるドライウェルスプレイ（残留熱除去系(B)使用）

原子炉注水停止後の水位低下量を崩壊熱より計算し高圧炉心注水ノズルを起点としレベル1までの時間を推定する（約38時間後）

重大事故等発生を通信連絡設備により確認した現場作業員は退避を実施する

※2

※7

Yes

（約32時間後）※16

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の準備（格納容器頂部注水系準備）No

原子炉注水とドライウェル
スプレイの並行操作不可能（約2時間後）

格納容器上部雰囲気温度
171℃超過確認※1

サプレッション・チェンバ・プール水位が格納容器真空破壊弁高さ到達により格納容器ベント判断※21

サプレッション・チェンバ・プール水位外部水源注水制限にて代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によるドライウェルスプレイ停止※22

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

格納容器内圧力0.62MPa[gage]
接近※21

中央制御室待避室陽圧化操作「格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」

No

Yes

「格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」

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

3.1.3-32【圧力容器破損判断パラメータ】
・ 「過渡起因事象」時
原子炉圧力の「急激な低下」
上部ドライウェル圧力の「急激な上昇」
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
・「LOCA①」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な低下」
サプレッション・チェンバ・プール水温度の「急激な上昇」
・「LOCA②」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
上部ドライウェル水素濃度の「上昇」【圧力容器破損徴候パラメータ】
・「過渡起因事象」，「LOCA①，②」時
原子炉水位下降（水位が確認されていた場合）
制御棒位置の指示値喪失数増加
原子炉圧力容器下鏡部温度の指示値喪失数増加【圧力容器破損判断後の再確認パラメータ】
・「過渡起因事象」時［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
かつ［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」］
・「LOCA①，②」時［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」
かつサプレッション・チェンバ・プール水温5℃以上上昇]
または［下部ドライウェルガス温度が300℃以上］※23
No

格納容器ベント
停止条件不成立

Yes

格納容器ベント停止※24

フィルタ装置排水操作
フィルタ装置薬品注入操作

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

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

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

雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）

経過時間（分）
10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

120

130

140

150

160

170

180

190

200

210

220

230

240

250

260

270

280

290

300

310

320

備考

事象発生

実施箇所・必要人員数

原子炉スクラム
プラント状況判断

責任者
操作項目

指揮者
通報連絡者

当直長
6号
7号

1人

当直副長
当直副長

1人
1人

緊急時対策本部要員

5人

運転員（中央制御室）6号
7号

中央監視
緊急時対策本部連絡各号炉運転操作指揮

運転員
（現場）
6号

約0.3時間 炉心損傷開始

7号

約0.4時間操作の内容

燃料被覆管温度1200℃到達
約0.7時間

中央制御室連絡
発電所外部連絡緊急時対策要員
（現場）
6号
7号

約25分

燃料温度約2500K(約2227℃)到達

常設代替交流電源設備による給電開始
約30分

非常用ガス処理系

運転開始
70分 原子炉注水開始

・給水流量の全喪失確認

状況判断

2人

2人

A,B

a.b

－

－

－

－

状況判断後も事故対応に必要なパラ

10分

・全交流動力電源喪失確認

メータを適宜監視する

・原子炉スクラム，タービン・トリップ確認

交流電源回復操作（解析上考慮せず）

高圧／低圧注水機能喪失調査，復旧操作（解析上考慮せず）
原子炉格納容器内水素濃度監視
常設代替交流電源設備準備操作（第一ガスタービン発電機）
常設代替交流電源設備運転（第一ガスタービン発電機）

－

－

－

－

－

－

・非常用ディーゼル発電機

－

－

－

－

－

－

・外部電源

－

－

－

－

－

－

・給水系，原子炉隔離時冷却系，高圧炉心注水系，残留熱除去
系 機能回復

（1人）

（1人）

A

a

－

－

－

－

・原子炉格納容器内水素濃度監視

－

－

－

－

・第一ガスタービン発電機

起動

10分

－

－

－

－

・第一ガスタービン発電機

給電

5分

－

－

－

－

・非常用高圧母線－－

・放射線防護装備準備／装備

－

－

・現場移動
・ 非 常 用 高 圧 母 線 D系
（電源盤受電準備）

受電前準備

15分

－

－

・現場移動
・ 非 常 用 高 圧 母 線 D系 受 電 前 準 備（コントロール建屋負荷抑制）

15分

（1人）
A

（1人）
a

常設代替交流電源設備からの非常用高圧母線 C系 受電準備操作

常設代替交流電源設備からの非常用高圧母線 C系 受電操作

非常用ガス処理系

運転確認

低圧代替注水系（常設）

低圧代替注水系（常設）

b

－

－

－

－

－

－

（1人）
B

（1人）
b

－

－

－

－

・非常用高圧母線

D系

受電確認

5分

－

－

（2人）
C,D

（2人）
c,d

－

－

・非常用高圧母線

D系

受電

5分

（1人）
B

（1人）
b

－

－

・非常用高圧母線

C系

受電前準備（中央制御室）

－

－

・現場移動
・非常用高圧母線

C系

受電前準備

－

－

（1人）

（1人）

B

b

－

－

（1人）
A

（1人）
a

4人
c,d
e,f

（2人）

（2人）

C,D

c,d

（2人）

（2人）

E,F

e,f

－

－

（2人）

（2人）

E,F

e,f

10分

－

－

－

・非常用高圧母線

C系

受電確認

5分

（2人）
e,f

－

－

・非常用高圧母線

C系

受電

5分

－

－

－

－

・非常用ガス処理系排風機

－

－

－

－

・原子炉建屋差圧監視
・原子炉建屋差圧調整

運転確認

－

－

・ 復 水 移 送 ポ ン プ （ B， C） 起 動 ／ 運 転 確 認
・低圧代替注水系（常設）系統構成

－

－

（2人）
E,F

（2人）
e,f

－

－

・現場移動
・低圧代替注水系（常設） 現場系統構成※復水貯蔵槽吸込ライン切替え

（1人）

（1人）

－

－

－

－

・残留熱除去系

注入弁操作

－

－

－

－

・残留熱除去系

スプレイ弁操作－－

・蓄電池内蔵照明の点灯確認
・可搬型照明の設置，点灯－－

・ MCR系－－

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

－

－

・現場移動
・中央制御室待避室陽圧化装置空気供給元弁開－－・格納容器スプレイにあわせた薬品注入Aa

中央制御室照明確保（解析上考慮せず）

（1人）
B

（1人）
b

－

－

－

－

（1人）
B

（1人）
b

－

－

25分

－

－

a

10分

（2人）
E,F

－

（1人）

15分

受電前準備（中央制御室）

（1人）
a

A

格納容器薬品注入操作（解析上考慮せず）

4人
C,D
E,F

D系

（1人）
A

（1人）

中央制御室待避室の準備操作（解析上考慮せず）

適宜実施

（1人）

代替格納容器スプレイ冷却系（常設） 操作

中央制御室 圧力調整
（中央制御室可搬型陽圧化空調機ブ
ロアユニット起動）（解析上考慮せず）対応可能な要員により対応する

B

準備操作

注水操作

対応可能な要員により対応する

回復

（1人）

常設代替交流電源設備からの非常用高圧母線 D系 受電準備操作

常設代替交流電源設備からの非常用高圧母線 D系 受電操作

対応可能な要員により対応する

機能回復

－

－

（2人）
C,D

（2人）
c,d

－

－

－

－

（2人）
E,F

－
（2人）
c,d
（2人）
e,f

第 3.1.3.5 図

5分

適宜実施

全交流動力電源回復前から通信手段確保等の作業を実施する

15分

30分

破断口まで水位回復後，原子炉注水と格納容器スプレイ切替え

原子炉注水と格納容器スプレイ切替え

15分

・蓄電池内蔵照明の点灯確認は対応操作中に確認可能
・可搬型照明の設置，点灯作業は適宜実施する要員を確保して対応する

30分

隔離弁操作

交流電源回復により遠隔操作可能な場合は遠隔にて隔離操作を実施する
要員を確保して対応する
30分

10分

要員を確保して対応する

30分

格納容器スプレイにあわせて実施

要員を確保して対応する要員を確保して対応する「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の作業と所要時間（代替循環冷却系を使用しない場合）（1/2）

3.1.3-33

雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）

経過時間（時間）

運転員（中央制御室）7号
6号
注水操作

低圧代替注水系（常設）

代替格納容器スプレイ冷却系（常設） 操
作
非常用ガス処理系による原子炉建屋負圧操
作

（1人）
A

（1人）
a

（1人）
A
（1人）
A

（1人）
a
（1人）
a

（1人）
A

（1人）
a

約0.3時間

6号

7号

－

－

－

－

・残留熱除去系

注入弁操作

－

－

－

－

・残留熱除去系

スプレイ弁操作

－

－

－

－

・原子炉建屋差圧監視
・原子炉建屋差圧調整

－

－

－

2人

2人

原子炉ウェル注水（解析上考慮せず）
－

－

－

（2人）
E,F
代替原子炉補機冷却系
考慮せず）

準備操作（解析上

代替原子炉補機冷却系
せず）

運転（解析上考慮

使用済燃料プール冷却（解析上考慮せず）

再開

－

－

（2人）
e,f

－
－

－

操作の内容

緊急時対策要員
（現場）
7号
6号

運転員
（現場）

－

（2人）

（2人）

－

－
13人
（参集）

13人
（参集）

－

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

適宜原子炉注水と格納容器スプレイの切り替えを繰り返し実施

蒸発による水位低下を考慮して定期的に注水・放射線防護装備準備／装備

10分

・ 可 搬 型 代 替 注 水 ポ ン プ （ A-2級 ） に よ る 原 子 炉 ウ ェ ル へ の 注 水 準 備（ 可 搬 型 代 替 注 水 ポ ン プ （ A-2級 ） 移 動 ， ホ ー ス 敷 設 （ 可 搬 型 代 替 注 水 ポ ン プ （ A-2級 ） か ら 接続口），ホース接続）

120分

要員を確保して対応する要員を確保して対応する

10分

・現場移動
・資機材配置及びホース敷設，起動及び系統水張り

10時間

要員を確保して対応する

（3人）

（3人）

・代替原子炉補機冷却系

・ 可 搬 型 代 替 注 水 ポ ン プ （ A-2級 ） に よ る 使 用 済 燃 料 プ ー ル へ の 補 給・再起動準備として使用済燃料プールへの補給を実施する

120分

・再起動準備としてろ過脱塩器の隔離を実施する

30分

－

－

（2人）

（2人）

－

－

－

－

・燃料プール冷却浄化系系統構成

（1人）
B

（1人）
b

－

－

－

－

・燃料プール冷却浄化系再起動

・燃料プール冷却浄化ポンプを再起動し使用済燃料プールの冷却を再開する(4人),※1

給油準備

－

－

－

－

給油作業

－

－

－

－

中央制御室待避室の陽圧化（解析上考慮せず）

－

－

－

（2人）
c,d

－

中央制御室待避室の陽圧化維持

－

－

－

（2人）
c,d

－

（1人）
B

（1人）
b

－

－

－

格納容器ベント準備操作

（2人）
E,F

－

－

－

（1人）
B

（1人）
b

－

－

－

－

（2人）
E,F

（2人）
e,f

格納容器ベント操作
（1人）
B

（1人）
b

－

－

－

－

－

－

－

－

2人
（参集）
↓
※2

2人
（参集）
↓
※3

－

－

要員を確保して対応する

一
時
待
避

待避解除は作業エリアの放射線量測定後となる適宜実施

格納容器ベント前にガスタービン発電機用燃料タンクが枯渇しないように給油する格納容器ベント実施の30分前または格納容器ベント操作に運転員が現場への移動を開始し・中央制御室待避室陽圧化装置空気供給弁開・中央制御室待避室陽圧調整

5分た場合に実施する
中央制御室待避室陽圧化操作完了後，格納容器ベント操作要員以外は待避室へ移動する

・中央制御室待避室陽圧状態確認
・中央制御室待避室陽圧調整

適宜実施

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

60分

10分

・放射線防護装備準備／装備
・格納容器ベント準備（バウンダリ構成）

60分

・フィルタ装置水位調整準備（排水ポンプ水張り）

60分

一
時
待
避

格納容器ベント前に待避準備及び待避を実施する

適宜実施

60分

・格納容器ベント操作（格納容器一次隔離弁操作）

8人,※3
（参集）

格納容器ベント前に待避準備及び待避を実施する

タンクローリ（16kL）残量に応じて適宜軽油タンクから補給

・格納容器ベント状態監視

8人,※2
（参集）

現場確認中断（一時待避中）120分

・格納容器ベント準備（格納容器二次隔離弁操作，バウンダリ構成，非常用ガス処理系停止）

（2人）
e,f

－

－

燃料プール水温「77℃」以下維持

適宜実施

・第一ガスタービン発電機用燃料タンクへの給油－要員を確保して対応する

360分

・ 軽 油 タ ン ク か ら タ ン ク ロ ー リ （ 16kL） へ の 補 給（2人）（一時待避中）10分

・ 可 搬 型 代 替 注 水 ポ ン プ （ A-2級 ） に よ る 復 水 貯 蔵 槽 へ の 補 給※1

現場確認中断30分

・必要に応じて使用済燃料プールへの補給を依頼する

・現場移動・ 可 搬 型 代 替 注 水 ポ ン プ （ A-2級 ） に よ る 復 水 貯 蔵 槽 へ の 注 水 準 備（ 可 搬 型 代 替 注 水 ポ ン プ （ A-2級 ） 移 動 ， ホ ー ス 敷 設 （ 淡 水 貯 水 池 か ら 可 搬 型 代 替 注 水 ポ ン プ（ A-2級 ） ， 可 搬 型 代 替 注 水 ポ ン プ （ A-2級 ） か ら 接 続 口 ） ， ホ ー ス 接 続 ， ホ ー ス 水 張 り ）

－

一
一
時
時
待
待
避
避

適宜実施

運転状態監視－現場確認中断（一時待避中）300分

現場系統構成・放射線防護装備準備／装備

（1人）
b

一
時
待
避

適宜実施

・ 可 搬 型 代 替 注 水 ポ ン プ （ A-2級 ） に よ る 原 子 炉 ウ ェ ル へ の 注 水

－

6人

給油準備

格納容器ベント準備操作として非常用ガス処理系を停止する
上部ドライウェル内雰囲気温度低下を確認－－

限界圧力接近

適宜実施

－

－

約38時間
格納容器圧力破断口まで水位回復確認

・ 可 搬 型 代 替 注 水 ポ ン プ （ A-2級 ） に よ る 原 子 炉 ウ ェ ル 注 水・現場移動・代替原子炉補機冷却系

備考

44

40

36

約32時間
サプレッション・チェンバ・プール水位
格納容器真空破壊弁高さ到達

－

－

32

28

24

炉心損傷開始

約2時間

（1人）
B

－

20

約70分 原子炉注水開始

・放射線防護装備準備

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による淡水貯水池から復水貯蔵槽への補給

16

12

8

事象発生

実施箇所・必要人員数
操作項目

6

4

2

格納容器ベント操作後待避室へ待避する

・フィルタ装置水位調整・ フ ィ ル タ 装 置 pH測 定・フィルタ装置薬液補給
・ドレン移送ライン窒素パージ

適宜実施

・放射線防護装備準備／装備

10分

・ 軽 油 タ ン ク か ら タ ン ク ロ ー リ （ 4kL） へ の 補 給140分

待避室へ待避し格納容器ベント状態を監視する

中央制御室からの連絡を受けて現場操作を実施する

タンクローリ（4kL）残量に応じて適宜軽油タンクから補給

2人
給油作業

必要人員数

合計

－

－

－

－

2人
A,B

2人
a,b

4人
C,D,E,F

4人
c,d,e,f

第 3.1.3.5 図

・ 可 搬 型 代 替 注 水 ポ ン プ （ A-2級 ） へ の 給 油

適宜実施

一
時
待
避

作業中断
（一時待避中）

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

8人 ※（ 参 集 要 員 20人 ）※有効性評価で考慮しない作業を含めると要員は「12人(参集要員46人）」となる（）内の数字は他の作業終了後，移動して対応する人員数。

「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の作業と所要時間（代替循環冷却系を使用しない場合）（2/2）

3.1.3-34

20

原子炉水位(ｍ)

原
子
炉
水
位
（
シ
ュ
ラ
ウ
ド
内
外
水
位
）

格納容器ベントにより原子炉減圧が生じシュラウド内水位が上昇
15

シュラウド内水位
シュラウド外水位

破断口高さ

10

レベル 1
有効燃料棒頂部

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

5（m）

低圧代替注水系（常設）による原
子炉内への注水により水位回復

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

0
0

12

24

36

48

60

72

84

96

108

120

132

144

156

168

事故後の時間(ｈ)JOB No.MA404K-7AE--AF86002

第 3.1.3.6 図

原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移

300

原子炉注水開始（低圧代替注水系（常設）最大流量）

注水流量(ｔ/ｈ)

250

注
水
流
量

（t/h）

200

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

格納容器ベント後は,崩壊熱除去に必要な注水量を原子炉へ注水

100

50

25m3/h20m3/h15m3/h

0
0

12

24

36

48

60

72

84

96

108

事故後の時間(ｈ)第 3.1.3.7 図

注水流量の推移

3.1.3-35

120

132

144

156

168

JOB No.MA404K-7AE--AF86002

400

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

原子炉保有水量(ｔ)

原
子
炉
圧
力
容
器
内
の
保
有
水
量

（t）

200

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

低圧代替注水系（常設）による原子炉内への注水により増加
0
0

12

24

36

48

60

72

84

96

108

120

132

144

事故後の時間(ｈ)第 3.1.3.8 図

156

168

JOB No.MA404K-7AE--AF86002

原子炉圧力容器内の保有水量の推移

4000

原子炉水位が有効燃料棒底部まで低下し燃料温度が上昇

燃
料
最
高
温
度

燃料最高温度(℃)

3000

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

（℃）

1000

0
0

12

24

36

48

60

72

84

96

108

120

事故後の時間(ｈ)第 3.1.3.9 図

燃料最高温度の推移

3.1.3-36

132

144

156

168

JOB No.MA404K-7AE--AF86002

0.8

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

格
格
納
納
容
容
器
器
内
圧
力
圧
力

0.6

ドライウェルサプレッション・チェンバ

原子炉格納容器の限界圧力 0.62MPa[gage]

0.4

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

0.2

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

残留熱除去系配管破断により原子炉内から流出する蒸気による格納容器圧力上昇

0.0
0

12

24

36

48

96

84

72

60

第 3.1.3.10 図

156

144

132

120

108

事故後の時間(ｈ)

格納容器圧力の推移

300

最高温度 約 207℃（壁面温度 約 144℃）（約 41 分後）
壁面最高温度 165℃（約 12 時間後）
ドライウェル

格
納
格
容
納
器
容
気
器
相
部
内
温
温
度
度
(℃)

サプレッション・チェンバ

格納容器スプレイ作動により温度上昇が抑制

原子炉格納容器の限界温度 200℃

200

100

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

0
0

12

24

36

48

60

72

84

事故後の時間(ｈ)第 3.1.3.11 図

96

108

120

132

144

156

168

JOB No.MA404K-7AE--AF86002

格納容器気相部温度の推移

3.1.3-37

168

JOB No.MA404K-7AE--AF86002

20

ベントライン（約 17m）

サプレッション・チェンバ水位(ｍ)

サ
プ
レ
ッ
シ
ョ
ン
・
チ
ェ
ン
バ
・
プ
ー
ル
水
位

（m）

15

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

10

格納容器スプレイ間欠運転により水位増減を繰り返す
5

代替格納容器スプレイ開始により水位が上昇

0
0

12

24

36

48

60

72

84

96

108

120

132

144

156

事故後の時間(ｈ)第 3.1.3.12 図

168

JOB No.MA404K-7AE--AF86002

サプレッション・チェンバ・プール水位の推移

サプレッション・プール水温(℃)

300

サ
プ
レ
ッ
シ
ョ
ン
・
チ
ェ
ン
バ
・
プ
ー
ル
水
温

200

格納容器スプレイ注水開始
格納容器ベントによる温度低下

100

残留熱除去系配管破断により原子炉内から流出する蒸気による水温上昇

（℃）

0
0

12

24

36

48

60

72

84

96

108

120

132

144

事故後の時間(ｈ)第 3.1.3.13 図

サプレッション・チェンバ・プール水温の推移

3.1.3-38

156

168

JOB No.MA404K-7AE--AF86002

格納容器ベントにより原子炉減圧が生じシュラウド内水位が上昇
原
子
炉
水
位
（
シ
ュ
ラ
ウ
ド
内
外
水
位
）

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

事象発生後から 90 分後に低圧代替注水系（常設）による原子炉内への注水により水位回復
損傷炉心は炉心位置に保持（溶融炉心の下部プレナムへの移行は発生しない）（m）

第 3.1.3.14 図

操作開始時間 20 分遅れのケースにおける原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移

格納容器ベント（約 38 時間）による圧力低下
最大圧力約 0.62MPa[gage]
原子炉格納容器の限界圧力 0.62MPa[gage]

格
納
容
器
圧
力

（MPa[gage]）

格納容器スプレイ作動に伴う圧力変化，格納容器スプ
レイは原子炉注水（レベル 1～破断口にて制御）以外
で実施

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

格納容器スプレイ（約 2.3 時間後）
残留熱除去系配管破断により原子炉内から流出する蒸気による格納容器圧力上昇

第 3.1.3.15 図

操作開始時間 20 分遅れのケースにおける格納容器圧力の推移

3.1.3-39

最高温度約 207℃（壁面温度約 144℃（約 41 分後）
壁面最高温度 170℃（約 1.7 時間後）格納容器スプレイ作動により温度上昇が抑制

原子炉格納容器の限界温度 200℃

格
納
容
器
気
相
部
温
度

（℃）

格納容器ベント（約 38 時間）
による温度低下

残留熱除去系配管破断により原子炉内から流出する蒸気による温度上昇

第 3.1.3.16 図

操作開始時間 20 分遅れのケースにおける格納容器気相部温度の推移

3.1.3-40

第 3.1.3.1 表「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の重大事故等対策について（代替循環冷却系を使用しない場合）（1/2）

判断及び操作

有効性評価上期待する事故対処設備

手順
常設設備

原子炉スクラム確認

非常用炉心冷却系機能喪失確認

運転時の異常な過渡変化，原子炉冷却材喪失又は全交流動力

可搬型設備

計装設備

－

－

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

所内蓄電式直流電源設備

―

－

－

電源喪失が発生して原子炉がスクラムしたことを確認する。
非常用炉心冷却系等の安全機能の喪失を確認する。
外部電源が喪失するとともに，全ての非常用ディーゼル発電機が機能喪失する。これにより所内高圧系統（6.9kV）の母線

3.1.3-41

全交流動力電源喪失及び早期の電源回復不能判断並びに対応準備が使用不能となり，全交流動力電源喪失に至る。
中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動ができず，非常用高圧母線（6.9kV）の電源回復ができな―い場合，早期の電源回復不可と判断する。これにより，常設
代替交流電源設備，代替原子炉補機冷却系，低圧代替注水系（常設）の準備を開始する。
大破断 LOCA 時に非常用炉心冷却系の機能及び全交流動力電源が喪失するため，原子炉水位は急激に低下し炉心が露出することで炉心損傷に至ることを格納容器内雰囲気放射線モニタ

炉心損傷確認により確認する。
炉心損傷が発生すれば，ジルコニウム－水反応により水素ガ

格納容器内雰囲気放射線レベル（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル（S/C）
格納容器内水素濃度(SA)スが発生することから，原子炉格納容器内の水素濃度の状況を確認する。

常設代替交流電源設備による交

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

流電源供給及び低圧代替注水系

ドライウェル雰囲気温度が原子炉圧力の飽和温度を超えた場（常設）による原子炉注水

合水位不明と判断し，崩壊熱及び原子炉注水量から推定して把握する。

常設代替交流電源設備
復水移送ポンプ

可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）

復水貯蔵槽

タンクローリ（4kL,16kL）

軽油タンク

原子炉圧力（SA）
原子炉圧力
復水補給水系流量（RHR B 系代替注水流量）
復水貯蔵槽水位（SA）
ドライウェル雰囲気温度【 】：重大事故等対処設備（設計基準拡張）

第 3.1.3.1 表

判断及び操作「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の重大事故等対策について（代替循環冷却系を使用しない場合）（2/2）
有効性評価上期待する事故対処設備

手順
常設設備

可搬型設備

計装設備

格納容器温度が 190℃に到達した場合，推定手段により原子炉水位が破断口高さまで水位回復を確認後，代替格納容器スプレイ
冷却系（常設）により原子炉格納容器冷却を実施する。

3.1.3-42

代替格納容器スプレイ冷却系

推定手段により炉心を冠水維持できる範囲で，原子炉注水と代（常設）による原子炉格納容器

替格納容器スプレイを交互に実施する。

冷却格納容器ベントに伴うサプレッション・チェンバ・プール水位上昇を考慮しても，サプレッション・チェンバ・プール水位が常設代替交流電源設備
復水移送ポンプ

可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）

復水貯蔵槽

タンクローリ（4kL,16kL）

軽油タンク

ドライウェル雰囲気温度
格納容器内圧力（D/W）
格納容器内圧力（S/C）
復水補給水系流量（RHR B 系代替注水流量）
復水貯蔵槽水位（SA）
サプレッション・チェンバ・プール水位

ベントライン-1m を超えないように格納容器スプレイを停止する。

格納容器圧力逃がし装置による格納容器圧力が 0.62MPa[gage]に接近した場合，格納容器圧力逃

原子炉格納容器除熱がし装置による原子炉格納容器除熱を実施する。

格納容器圧力逃がし装置－

格納容器内圧力（D/W）
格納容器内圧力（S/C）
サプレッション・チェンバ・プール水位
フィルタ装置水位
フィルタ装置入口圧力
フィルタ装置出口放射線モニタ
フィルタ装置金属フィルタ差圧【 】：重大事故等対処設備（設計基準拡張）

第 3.1.3.2 表

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

項目
解析コード

3.1.3-43
初期条
件

主要解析条件

条件設定の考え方

MAAP－

原子炉熱出力3,926MWt

定格原子炉熱出力として設定

原子炉圧力

7.07MPa[gage]

定格原子炉圧力として設定

原子炉水位

通常運転水位（セパレータスカート下端から+119cm）

通常運転時の原子炉水位として設定

炉心流量52,200t/h

定格流量として設定

燃料

9×9 燃料（A 型）－

原子炉停止後の崩壊熱

ANSI/ANS-5.1-1979
燃焼度 33GWd/t

格納容器容積（ドライウェル）

7,350m3

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

格納容器容積（ウェットウェル）
真空破壊装置

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

真空破壊装置の設定値
通常運転時のサプレッション・チェンバ・プール水位として設定通常運転時のサプレッション・チェンバ・プール水
温の上限値として設定

サプレッション・チェンバ・プール水位

7.05m（通常運転水位）

サプレッション・チェンバ・プール水温

35℃

格納容器圧力5.2kPa[gage]

通常運転時の格納容器圧力として設定

格納容器温度57℃

通常運転時の格納容器温度として設定

外部水源の温度50℃（事象開始 12 時間以降は 45℃，
事象開始 24 時間以降は 40℃）

復水移送ポンプ吐出温度を参考に設定

第 3.1.3.2 表

主要解析条件（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））（代替循環冷却系を使用しない場合）（2/4）

項目
起因事象

主要解析条件

条件設定の考え方

大破断 LOCA

原子炉圧力容器内の保有水量が厳しい箇所として残留熱除去系の吸込配管の破断

設定
全ての非常用ディーゼル発電機の機能喪失を想定

3.1.3-44

安全機能の喪失に対する仮定

全交流動力電源喪失
高圧注水機能及び低圧注水機能喪失

事
故
条
件

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

外部電源

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

水素ガスの発生

ジルコニウム－水反応を考慮

は，格納容器圧力及び温度に与える影響が軽微であることから考慮していない

第 3.1.3.2 表

主要解析条件（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））（代替循環冷却系を使用しない場合）（3/4）

項目
原子炉スクラム信号

主要解析条件事象発生と同時に原子炉スクラム

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

低圧代替注水系（常設）

最大 300m3/h で注水，その後は炉心を冠水維持可能な注水量に制御

0.8

原子炉圧力（MPa[dif]）

3.1.3-45

重
大
事
故
等
対
策
に
関
連
す
る
機
器
条
件

復水移送ポンプ
2 台による注水特性

0.6

0.4

0.2

0.0
0

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）

50

100

150
200
注水流量（m3/h）

250

300

350

140m3/h にて原子炉格納容器内へスプ

格納容器温度及び圧力抑制に必要なスプレイ流量

レイを考慮し，設定

格納容器圧力が 0.62MPa[gage]におけ

格納容器圧力逃がし装置

る最大排出流量 31.6kg/s に対して，

格納容器圧力逃がし装置の設計値を考慮して，格

原子炉格納容器二次隔離弁の中間開操

納容器圧力及び温度を低下させる排出流量を確保

作（流路面積 50%開）にて原子炉格納可能な弁開度として設定

容器除熱

第 3.1.3.2 表

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

項目

3.1.3-46

重
大
事
故
等
対
策
に
関
連
す
る
操
作
条
件

主要解析条件

常設代替交流電源設備からの受電及び低圧代替注水系（常設）による原子炉 事象発生 70 分後
注水操作

条件設定の考え方
全交流動力電源喪失時の訓練実績を踏まえて設定

代替格納容器スプレイ冷却系（常設） 原子炉水位が破断口高さまで水位回復

原子炉格納容器の限界温度到達防止を踏まえてによる原子炉格納容器冷却操作

設定

格納容器圧力逃がし装置による原子炉
格納容器除熱操作

後，格納容器温度が 190℃到達時

格納容器圧力が 0.62MPa[gage]接近時

原子炉格納容器の限界圧力到達防止を踏まえて設定

添付資料 3.1.2.1
格納容器気相部温度が原子炉格納容器の健全性に与える影響について（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
1.はじめに有効性評価の「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」において，
格納容器気相部温度は，一時的に格納容器限界温度の 200℃を超える評価となっている。こ
こでは，これが原子炉格納容器の健全性に与える影響について考察する。
2.原子炉格納容器の健全性に与える影響について「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損（代替循環冷却系を使用する場合））」における，原子炉格納容器の気相部温度と壁面温度の推移を図 1 に示す。
事象開始後，破断口から流出する蒸気により，格納容器気相部温度が上昇し，格納容器ス
プレイの間欠的な実施により，温度上昇は抑制されるものの，一時的に 200℃以上に到達する評価となる。
格納容器温度によって健全性への影響を受ける部位としては，フランジ部等に用いられているシール材であると考えられる。シール材は格納容器壁面温度に近い雰囲気に曝されるため，図 1 に示すとおり，気相部温度が一時的に 200℃を超えたとしてもシール材温度が200℃に到達することはない。シール材については「付録 2 原子炉格納容器限界温度・限界
圧力に関する評価結果」において，原子炉格納容器内を 200℃，0.62MPa[gage]に模擬した
シール材性能試験にて 7 日間の格納容器の閉じ込め機能を評価しているため問題はない。
3.まとめ
格納容器気相部温度は 200℃を若干超えるものの，壁面温度は格納容器限界温度の 200℃
以上には到達しない。このため，原子炉格納容器の健全性に問題はない。

添 3.1.2.1-1

気相部最高温度 約 207℃

温度

壁面最高温度 約 165℃（℃）

気相部最高温度時における壁面温度 約 144℃

事故後の時間（h）

図 1 原子炉格納容器の気相部温度と壁面温度の推移

添 3.1.2.1-2

添付資料 3.1.2.2
雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）における炉心の損傷状態及び損傷炉心の位置について
1.はじめに有効性評価の「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の評価事
故シーケンスでは，事象発生約 0.3 時間後に燃料被覆管の最高温度は 1,000K（約 727℃）に到達し，炉心損傷が開始する。燃料被覆管の最高温度は事象発生から約 0.4 時間後に 1,200℃に到達し，また，事象発生から約 0.7 時間後に燃料温度は 2,500K（約 2,227℃）に到達する。事象発生 70 分後からの低圧代替注水系（常設）による原子炉注水により，炉心は再冠水される。上記により，炉心は下部プレナム部に移行することなく，原子炉圧力容器内に保持される。ここでは，本事象における炉心の損傷状態，損傷炉心の位置及びシュラウドへの熱影響について評価結果を示す。
2.評価結果(1) 炉心の損傷状態
図 1 に事象発生後 70 分，事象発生後約 230 分(最大状態)及び終状態（事象開始後 7日）の炉心損傷状態を示す。終状態以降には炉心損傷は拡大しない。
(2) 損傷炉心の位置
図 2 に各部（炉心位置，下部プレナム）における炉心重量の時間変化の推移を示す。図 2に示すとおり，炉心は炉心位置に保持される。
(3) シュラウドへの熱影響
終状態においても，溶融プールは炉心の外周部に至っておらず，シュラウドへの熱影響は
ない。
3.まとめ
有効性評価の「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の評価事
故シーケンスにおいて，炉心損傷に至るものの，再冠水により炉心は下部プレナム部に移行することなく，原子炉圧力容器内に保持される。

添 3.1.2.2-1

軸
方
向

1

2

径方向
3

4

5

1

2

径方向
3

4

5

1

2

径方向
3

4

5

13

0

0

0

0

1

13

0

0

0

0

0

13

0

0

0

0

0

12

0

0

0

0

1

12

0

0

0

0

0

12

0

0

0

0

0

11

0

0

0

0

1

11

0

0

0

0

0

11

0

0

0

0

0

10

0

0

0

0

1

10

0

0

0

0

0

10

0

0

0

0

0

9

0

0

0

0

1

9

0

0

0

0

4

9

0

0

0

0

4

8

0

0

0

0

1

8

0

0

0

0

4

8

0

0

0

0

4

7

4

4

4

4

1

7

4

4

4

4

4

7

4

4

4

4

4

6

4

4

4

4

1

6

5

5

5

5

4

6

4

4

4

4

4

5

4

4

4

4

4

5

5

5

5

5

4

5

5

5

5

5

4

4

4

4

4

4

4

4

5

5

5

4

4

4

5

5

4

4

4

3

4

4

4

4

1

3

4

4

4

4

1

3

4

4

4

4

1

2

1

1

1

1

1

2

1

1

1

1

1

2

1

1

1

1

1

下部タイプレート部

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

炉心支持板部

事象発生後 70 分

軸
方
向

軸
方
向

事象発生後約 230 分(最大状態)

上部タイプレート部
径方向

軸方向

終状態

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

図 1 炉心の損傷状態

炉
心
重
量
（t）

事故後の時間（h）

図 2 各部（炉心位置，下部プレナム）における炉心重量の時間変化

添 3.1.2.2-2

添付資料 3.1.2.3
安定状態について（代替循環冷却系を使用する場合）
雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）時において代替循環冷却系を使用する場合における安定状態については以下のとおり。
原子炉安定停止状態：事象発生後，重大事故等対処設備を用いた損傷炉心冷却により，損傷
炉心の冠水が維持でき，また，冷却のための設備がその後も機能維持できると判断され，かつ，必要な要員の不足や資源の枯渇等のあらかじめ想定される事象悪化のおそれがない場合，安定停止状態が確立されたものとする。
原子炉格納容器安定状態：損傷炉心を冠水させた後に，重大事故等対処設備を用いた原子炉
格納容器除熱機能（格納容器圧力逃がし装置又は代替循環冷却系）により，格納容器圧力及び温度が安定又は低下傾向に転じ，また，除熱のための設備がその後も機能維持できると判断され，かつ，必要な要員の不足や資源の枯渇等のあらかじめ想定される事象悪化のおそれがない場合，安定状態が確立されたものとする。
【安定状態の確立について】
原子炉安定停止状態の確立について
低圧代替注水系（常設）による注水継続により損傷炉心が冠水し，損傷炉心の冷却が維持され，原子炉安定停止状態が確立される。
原子炉格納容器安定状態の確立について
炉心冷却を継続し，事象発生から約 22.5 時間後に代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱を開始することで，格納容器圧力及び温度は安定又は低下傾向になり，格納容器温度は150℃を下回り，原子炉格納容器安定状態が確立される。
また，重大事故等対策時に必要な要員は確保可能であり，また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
【安定状態の維持について】
上記の格納容器破損防止対策により安定状態を維持できる。
代替循環冷却系を用いて又は残留熱除去系を復旧させ，除熱を行うことにより，安定状態の更なる除熱機能の確保及び維持が可能となる。安定状態の維持に関する具体的な要件は以下のとおり。
① 原子炉格納容器除熱機能として代替循環冷却系の使用又は残留熱除去系の復旧による冷却への移行② 原子炉格納容器内の水素・酸素濃度の制御を目的とした可燃性ガス濃度制御系の復旧及び原子炉格納容器内への窒素ガス封入（パージ）③ 上記の安全機能の維持に必要な電源（外部電源），冷却水系等の復旧④ 長期的に維持される原子炉格納容器の状態（温度・圧力）に対し，適切な地震力に対する原子炉格納容器の頑健性の確保（添付資料 2.1.1 別紙 1 参照）

添 3.1.2.3-1

添付資料 3.1.2.4
原子炉格納容器内に存在する亜鉛及びアルミニウムの反応により発生する水素ガスの影響について
1．はじめに
BWR において事故時に可燃性ガスが発生する事象として主にジルコニウム－水反応があるが，他事象によっても可燃性ガスの発生が想定される。
平成 23 年 3 月 11 日の東北地方太平洋沖地震後，福島第二原子力発電所 1,2,4 号炉の原
子炉格納容器内の水素濃度の上昇が確認されており，これは原子炉格納容器内のグレーチ
ングに塗布しているローバル（常温亜鉛めっき）が水蒸気と反応し発生した水素ガスの影響によるものと推定されている。また，重大事故時，炉心から原子炉格納容器に放出されるよう素の環境への放出低減を目的に，原子炉格納容器内の水をアルカリ性に維持するため，水
酸化ナトリウムを注入するが，これにより，炉内構造物の金属腐食（亜鉛及びアルミニウム）
による水素ガスの発生も考えられる。
ここでは，柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉において，上記事象により水素ガスが発生した場合の影響評価を実施する。
2．影響評価2.1 亜鉛の反応による水素ガスの発生について
原子炉格納容器内のグレーチングの亜鉛めっきの反応により，水素ガスが発生する可能性がある。前述のよう素の環境への放出低減のための水酸化ナトリウム注入によりサプレッション・プールの pH は約 12.7 程度となると考えられるが，金属腐食反応は pH 依存性があることから，保守的にグレーチングの亜鉛めっきが全て反応することを想定して，水素ガ
ス発生総量を概略評価した。
a. 亜鉛量の計算条件
・上部ドライウェル グレーチング表面積：3,200m2
・サプレッション・チェンバ・プール グレーチング表面積：1,100m2
・亜鉛めっき膜厚：80μm（JIS H8641-2007記載の溶解亜鉛めっき厚判定基準値（最大値）76μmより設定, 柏崎
刈羽原子力発電所6号及び7号炉においても本JISに基づき亜鉛めっきを実施）
・亜鉛密度：7.2g/cm3（JIS H8641-2007 記載値）
b.評価結果<亜鉛量>

添 3.1.2.4-1

原子炉格納容器内のグレーチングに用いられる亜鉛量は，約2,500kgとなる。
・上部ドライウェル部：1,843kg（＝3,200m2×80μm×7.2g/cm3）
・サプレッション・チェンバ・プール部：634kg（＝1,100m2×80μm×7.2g/cm3）<水素ガス発生量>
亜鉛は，以下の化学反応によって水素ガスを発生する可能性がある。
・Zn + H2O → ZnO + H2↑ （亜鉛-水蒸気反応）
・Zn + NaOH + H2O → NaHZnO2 + H2↑(金属腐食反応)

亜鉛-水蒸気反応及び亜鉛の金属腐食反応のいずれにおいても，亜鉛 1mol より水素ガス
が 1mol 発生するため，発生する水素ガス量は約 77kg（≒56.8+19.5），水素ガス体積（標準状態）は約 850Nm3（≒631+217）となる。
・ドライウェル部：
56.8kg （=1,843,000g／65.4g/mol×2.016g/mol）
631Nm3（=1,843,000g／65.4g/mol×0.0224Nm3/mol）
・サプレッション・チェンバ・プール部：
19.5kg （=634,000g／65.4g/mol×2.016g/mol）
217Nm3（=634,000g／65.4g/mol×0.0224Nm3/mol）
2.2 アルミニウムの反応による水素ガスの発生について
原子炉格納容器内の主なアルミニウムの使用箇所は，保温材の外装材やドライウェルクーラー（DWC）のアルミフィンである。前述のよう素の環境への放出低減のための水酸化ナトリウム注入によりサプレッション・プールの pH は約 12.7 程度となると考えられるが，金属腐食反応は pH 依存性があることから，保守的にアルミニウムの全量が全て反応することを想定して，水素ガス発生総量を概略評価した。
a.アルミニウム量の計算条件
・保温材に含まれるアルミニウムの体積：約 0.4m3
・アルミニウム密度：2.7g/cm3

・DWC に含まれるアルミニウムの質量 ：約 360kg
b.評価結果<アルミニウム量>
原子炉格納容器内に存在するアルミニウムの量は，約 1,440kg となる。
・保温材：約 1,080kg(=0.4m3×2,700kg/m3)
・DWC：約 360kg

添 3.1.2.4-2<水素ガス発生量>
アルミニウムは，以下の化学反応によって水素ガスを発生する。
・Al + NaOH + H2O → NaAlO2 + 3/2H2↑ （金属腐食反応）
アルミニウム 1mol より水素ガスが 3/2mol 発生するため，以下のとおり，発生する水素
ガス量は約 162kg，水素ガス体積(標準状態)は約 1,800Nm3 となる。
161.3kg （≒1,440,000g／27g/mol×2.016g/mol×3/2）
1792Nm3（≒1,440,000g／27g/mol×0.0224Nm3/mol×3/2）
なお，格納容器過圧・過温破損シナリオにて発生する水素ガス量は約 600kg であり，これと比較すると，原子炉格納容器内に存在する亜鉛及びアルミニウムにより発生する水素
ガス量の合計約 239kg は 3 割程度の値である。
2.3 亜鉛及びアルミニウムによる水素ガス発生による影響について(1) 格納容器圧力への影響について
格納容器圧力への影響評価にあたり，全交流動力電源喪失シナリオを例として評価を実施する。表 1 に全交流動力電源喪失シナリオにおける格納容器ベント前における格納容器
気相部のモル分率を示す。
格納容器気相部のモル分率から考えると，格納容器ベント実施時（0.31MPa）には，窒素
ガス 約 0.02MPa，蒸気 約 0.29MPa を示す。亜鉛の反応により生じる水素ガス約 77kg 及びアルミニウムの発生により発生する水素ガス約 162kg の合計約 239kg を考慮した場合は，窒素ガス 約 0.02MPa，蒸気 約 0.28MPa，水素ガス 約 0.01MPa となる。これより，全交流動
力電源喪失シナリオにおいて，格納容器圧力は窒素ガス及び原子炉内で崩壊熱により発生
し原子炉格納容器内に流入する蒸気の影響が大きいと考えられ，亜鉛及びアルミニウムの反応で発生する水素ガスはほぼ影響を及ぼさない。
表 1：格納容器気相部のモル分率

モル
分率

窒素ガス

水蒸気

水素ガス

約 0.08

約 0.920

約 0.07

約 0.89

約 0.03

水素ガスの
追加発生を
考慮しない
水素ガスの
追加発生を
考慮する

(2)水素燃焼への影響について
水素ガス及び酸素ガスの可燃限界は，水素濃度 4vol%以上かつ酸素濃度 5vol%以上である。
BWR の原子炉格納容器内は窒素ガスにより不活性化されており，本反応では酸素ガスの発生

添 3.1.2.4-3

はないことから，本反応単独での水素ガスの燃焼は発生しないものと考える。
3．まとめ
原子炉格納容器内のグレーチングの亜鉛めっきに含まれる亜鉛が全て反応することを想定すると約 77kg の水素ガス，アルミニウムが全て反応することを想定すると約 162kg の水素ガス（合計約 239kg の水素ガス）が発生する可能性がある。しかし，BWR の事故時における格納容器圧力は，ほぼ窒素ガスと崩壊熱により発生する蒸気の影響に左右されるため，亜鉛及びアルミニウムの反応により発生する水素ガスは，格納容器圧力に対して有意な影響はないと考えられる。
また，水素燃焼の観点においても，BWR の原子炉格納容器内は窒素ガスにより不活性化されており，本反応では酸素ガスの発生はないことから有意な影響はないと考えられる。
なお，文献[1]においても，金属腐食反応による水素ガス発生はジルコニウム－水反応
等による水素ガス発生に比べ反応速度が遅く，水素ガス発生量も小さいことが述べられており，本反応による水素ガス発生が有意な影響を与えることはないと考えられる。

[1]日本原子力研究所「炉心損傷に関する研究の現状と課題」JAERI-M 82-039，1982 年 5 月

添 3.1.2.4-4

添付資料 3.1.2.5
原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えい量について
格納容器破損モードの重大事故等対策の有効性評価では，厳しい事象を想定した場合でも，原子炉格納容器が破損することなく安定状態に至る結果が得られている。この評価結果に照らして原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えい量を考える。
格納容器破損防止対策の有効性評価では，通常運転時に用いている原子炉区域・タービン
区域換気空調系が全交流動力電源喪失により停止し，交流電源が回復した後に非常用ガス処理系が起動する状況を想定している。ここで，原子炉区域・タービン区域換気空調系の停止から非常用ガス処理系が起動するまでの時間遅れを考慮し，非常用ガス処理系によって原子炉建屋の設計負圧が達成されるまで事象発生から 40 分かかると想定している。
格納容器破損モードの重大事故等対策の有効性評価では原子炉格納容器は健全であると評価していることから，原子炉格納容器から漏えいした水蒸気は原子炉建屋内で凝縮され原子炉建屋空間部が加圧されることはないと考えられる。また，原子炉建屋内の換気空調系は停止しているため，原子炉建屋内空間部と外気との圧力差が生じにくく，原子炉建屋内外
での空気のやりとりは殆どないものと考えられる。さらに，原子炉格納容器内から原子炉建屋に漏えいした粒子状放射性物質は，原子炉建屋内での重力沈降や水蒸気の凝縮に伴い，原子炉建屋内に沈着するものと考えられる。
これらのことから，原子炉格納容器の健全性が維持されており，原子炉区域・タービン区
域換気空調系が停止している場合は，原子炉格納容器から原子炉建屋内に漏えいした放射性物質は，原子炉建屋内で時間減衰し，また，原子炉建屋内で除去されるため，大気中へは殆ど放出されないものと考えられる。
本評価では，上述の状況に係わらず，非常用ガス処理系が起動し，原子炉建屋の設計負圧が達成されるまでの間，原子炉格納容器から原子炉建屋に漏えいした放射性物質は，保守的に全量原子炉建屋から大気中へ漏えいすることを想定した場合の放出量を示す。
1.評価条件(1) 格納容器破損モードの評価事故シーケンスである「大破断 LOCA＋ECCS 注水機能喪失＋
全交流動力電源喪失」に対し，代替循環冷却系によって原子炉格納容器除熱を実施する
場合について評価する。
(2) 原子炉格納容器からの漏えい量は，MAAP 解析上で原子炉格納容器内圧力に応じて漏えい率が変化するものとし，開口面積は以下のとおり設定する。
（添付資料 3.1.2.6 参照）
・1Pd 以下 ：0.9Pd で 0.4%/日 相当
・1～2Pd ：2.0Pd で 1.3%/日 相当
なお，エアロゾル粒子は原子炉格納容器外に放出される前に貫通部内で捕集されることが実験的に確認されていることから原子炉格納容器の漏えい孔におけるエアロゾルの捕集の効果に期待できるが，本評価では保守的に考慮しないこととする。
(3) 原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えいについては，非常用ガス処理系により負圧が達成される事象発生 40 分後までは原子炉建屋内の放射性物質の保持機能に期待しないこととし（換気率無限），非常用ガス処理系により設計負圧を達成した後は設計換

添 3.1.2.5-1

気率 0.5 回/日相当を考慮する。
(4) 非常用ガス処理系はフィルタを通して原子炉区域内の空気を外気に放出するためフィルタの放射性物質の除去性能に期待できるが，本評価では保守的に期待しないこととする（DF=1）。
(5) 原子炉建屋内での放射能量の時間減衰は考慮せず，また，原子炉建屋内での粒子状物質の除去効果は保守的に考慮しない。
2.評価結果
原子炉建屋から大気中へ漏えいする Cs-137 の評価結果を表１に示す。
原子炉建屋から大気中へ漏えいする Cs-137 は 7 日間で約 15TBq であり，基準の 100TBq を下回っている。
なお，事象発生７日間以降の影響を確認するため，事象発生 30 日間，100 日間における環境への Cs-137 の放出量を確認している。
事象発生後 30 日間及び 100 日間での放出量においても 100TBq を下回る。
表１ 原子炉建屋から大気中への放射性物質(Cs-137)の漏えい量（単位：TBq）
漏えい量（７日間） 漏えい量（30 日間） 漏えい量（100 日間）
大破断 LOCA(代替循環
冷却系を使用する場合)

約 15

約 15

添 3.1.2.5-2

約 15添付資料 3.1.2.6
原子炉格納容器漏えい率の設定について
中央制御室の居住性に係わる被ばく評価及び有効性評価の環境への Cs-137 漏えい評価
において，原子炉格納容器からの放射性物質等の漏えいは，MAAP 内で模擬した漏えい孔の等価漏えい面積及び原子炉格納容器の圧力に応じて漏えい流量を評価している。
模擬する漏えい孔の等価漏えい面積は以下に示す格納容器圧力が最高使用圧力以下の場合と最高使用圧力を超過した後の場合の２種類を設定する。
１．格納容器圧力が最高使用圧力以下の場合
格納容器圧力が最高使用圧力以下の場合，設計漏えい率（0.9Pd で 0.4%/日）をもとに算出した等価漏えい面積（ドライウェル及びウェットウェルの総面積は約 3×10-6m2）を設定し，MAAP 内で圧力に応じた漏えい量を評価している。
２．格納容器圧力が最高使用圧力を超過した場合
格納容器圧力が最高使用圧力を超過した場合，0.62MPa[gage]で 1.3%/日となる等価漏えい面積（ドライウェル及びウェットウェルの総面積は約 1×10-5m2）を設定し，１．と同様に MAAP 内で圧力に応じた漏えい量を評価している。
0.62MPa[gage]での 1.3%/日の設定は以下の AEC の評価式及び GE の評価式によって評価した漏えい率の結果をもとにさらに保守的な値を設定した。
◯AEC の評価式※1(𝑃𝑡 − 𝑃𝑎) × 𝑅𝑡 × 𝑇𝑡
L = L0√(𝑃𝑑 − 𝑃𝑎) × 𝑅𝑑 × 𝑇𝑑

=1.024 %/日

L ： 事故時の格納容器漏えい率
L0 ： 設計漏えい率（圧力 Pd に対して（ここでは 0.9Pd））【0.4%/日】

Pt ： 事故時の格納容器内圧力【721kPa[abs]】

Pd ： 設計圧力【380kPa[abs]】

Pa ： 格納容器外の圧力【101.325kPa[abs]】

Rt ： 事故時の気体定数 ※2【523.7J/Kg･K】

Rd ： 空気の気体定数【287J/Kg･K】

Tt ： 事故時の格納容器内温度【473.15K】

Td ： 設計格納容器内温度漏えい試験時の温度(20℃)

【293.15K】

添 3.1.2.6-1

◯GE の評価式（General Electric 社の漏えいモデル式）
𝑃𝑎 2
1−( )
𝑃𝑡
L = L0√
𝑃𝑎 2
1−( )
𝑃𝑑

=0.42 %/日

L ： 事故時の格納容器漏えい率
L0 ： 設計漏えい率（圧力 Pd に対して（ここでは 0.9Pd）） 【0.4%/日】

Pt ： 事故時の格納容器内圧力【721kPa[abs]】

Pd ： 設計圧力【380kPa[abs]】

Pa ： 格納容器外の圧力【101.325kPa[abs]】※1 United States Atomic Energy Commission report "reactor containment leakage
testing and surveillance report USAEC technical safety guide Dec. 1996"※2 事故時の気体定数は水素ガス(2.016)：窒素ガス(28.01)：水蒸気(18.02)のガス組成
34％：33％：33％より計算している。AEC の評価式が事故時の気体定数に依存し，水素ガス
等のように気体定数が小さい気体の割合が大きい場合に漏えい率が高くなるため，燃料有効部被覆管が全てジルコニウム－水反応した場合の水素ガス量発生(約 1,600kg)を考慮して設定している。

添 3.1.2.6-2

添付資料 3.1.2.7
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損（代替循環冷却系を使用する場合）））
表 1 解析コードにおける重要現象の不確かさが運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損（代替循環冷却系を使用する場合）））（1/2）
【MAAP】
分類

重要現象
崩壊熱

解析モデル

燃料被覆管酸化「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響」にて確認。

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

炉心モデル（炉心熱水力モデル）
溶融炉心の挙動モデル（炉心ヒートアップ）

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

炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現性及び CORA 実験についての再現性を確認している。炉心ヒートアップの感度解析（ジルコニウム－水反応速度の係数についての感度解析）では，炉心溶融時間に与える影響は小さいことを確認している。
炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現性及び原子炉注水操作については，非常用炉心冷却系による原子炉への注水機能が喪失したと判 CORA 実験についての再現性を確認している。炉心ヒートアップの感断した場合，速やかに低圧代替注水系（常設）による原子炉注水（電源の確保含む）を行う 度解析（ジルコニウム－水反応速度の係数についての感度解析）で手順となっており，燃料被覆管温度等を操作開始の起点としている運転員等操作はないこ は，格納容器圧力及び温度への影響は小さいことを確認していることから，運転員等操作時間に与える影響はない。また，格納容器スプレイ操作については， とから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
炉心ヒートアップの感度解析では，格納容器圧力及び温度への影響は小さいことを確認していることから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

炉心モデル（炉心水位計算モデル）

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

原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コード SAFER の評価
結果との比較により水位低下幅は解析コード MAAP の評価結果の方が保守的であり，注水操 原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である解作による有効燃料棒頂部までの水位回復時刻は解析コード SAFER の評価結果との差異は小 析コード SAFER の評価結果との比較により水位低下幅は解析コード
さいことを確認している。
MAAP の評価結果の方が保守的であり，注水操作による有効燃料棒頂
原子炉注水操作については，非常用炉心冷却系による原子炉への注水機能が喪失したと判 部までの水位回復時刻は解析コード SAFER の評価結果との差異は小断した場合，速やかに低圧代替注水系（常設）による原子炉注水（電源の確保含む）を行う さいことを確認していることから，評価項目となるパラメータに与手順となっており，原子炉水位を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから， える影響は小さい。
運転員等操作時間に与える影響はない。

安全系モデル（非常用炉心冷却系）
安全系モデル（代替注水設備）

入力値に含まれる。

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

燃料被覆管変形

沸騰・ボイド率変化

気液分離（水位変化）・対向流

ECCS 注水（給水系・代替注水設備含む）

評価項目となるパラメータに与える影響

入力値に含まれる。

炉
心

原
子
炉
圧
力
容
器

運転員等操作時間に与える影響

炉心モデル（原
子炉出力及び崩壊熱）

燃料棒内温度変化

燃料棒表面熱
伝達不確かさ

添 3.1.2.7-1「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響」にて確認。

表 1 解析コードにおける重要現象の不確かさが運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損（代替循環冷却系を使用する場合）））（2/2）
【MAAP】
分類

重要現象

解析モデル

不確かさ

運転員等操作時間に与える影響

評価項目となるパラメータに与える影響

格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）

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

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

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

スプレイ冷却

安全系モデル（格納容器スプレイ）
安全系モデル（代替注
水設備）

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

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

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

サプレッショ
ン・プール冷却

安全系モデル（非常用炉心冷却系）

入力値に含まれる。

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

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

溶融炉心の挙動モデル(リロケーション)・TMI 事故解析における炉心領域での溶融進展状態について，TMI 事故分析結果と一致することを確認した。
・リロケーションの進展が早まることを想定し，炉心ノード崩壊のパラメータを低下させた感度解析により影響を確認した。
・TQUV，大破断 LOCA シーケンスともに，
炉心溶融時刻，原子炉圧力容器破損時
刻への影響が小さいことを確認した。

溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性を確認している。
溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性を確認している。本評価事故シ また，炉心ノード崩壊のパラメータを低下させた感度解析により炉ーケンスでは，炉心の損傷状態を起点に操作開始する運転員等操作はないことから， 心溶融時間に与える影響は小さいことを確認しており，事象進展は運転員等操作時間に与える影響はない。
ほぼ変わらないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

原子炉圧力容器内 FP 挙動

核分裂生成物（FP）挙動モデル

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

核分裂生成物（FP）挙動モデルは PHEBUS-FP 実験解析により原子炉圧力容器内へのFP 放出の開始時間を適切に再現できることを確認している。PHEBUS-FP 実験解析では，燃料被覆管破裂後の FP 放出について実験結果より急激な放出を示す結果が確認 本評価事故シーケンスでは，代替循環冷却系の運転により格納容器
されたが，小規模体系の模擬性が原因と推測され，実機の大規模な体系においてこ ベントを回避できることから，評価項目となるパラメータに与えるの種の不確かさは小さくなると推定される。
影響はない。
本評価事故シーケンスでは，炉心損傷後の原子炉圧力容器内 FP 放出を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

原子炉格納容器内 FP 挙動

核分裂生成物（FP）挙動モデル

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

核分裂生成物（FP）挙動モデルは ABCOVE 実験解析により格納容器内のエアロゾル沈
本評価事故シーケンスでは，代替循環冷却系の運転により格納容器
着挙動を適正に評価できることを確認している。
ベントを回避できることから，評価項目となるパラメータに与える
本評価事故シーケンスでは，炉心損傷後の原子炉格納容器内 FP 挙動を操作開始の起影響はない。
点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

格納容器各領
域間の流動

原
子
炉
格
納
容
器

構造材との熱伝達及び内部
熱伝導

気液界面の熱伝達

リロケーショ
ン

（原
炉子
心炉
損圧
傷力
後容
）器

（原
炉子
心炉
損格
傷納
後容
）器

構造材との熱伝達

添 3.1.2.7-2

表2

初
期
条
件

解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損（代替循環冷却系を使用する場合）））（1/3）
解析条件（初期条件，事故条件及び機器条件）の不確かさ
項目
条件設定の考え方
運転員等操作時間に与える影響
評価項目となるパラメータに与える影響
解析条件
最確条件
定格原子炉熱出力として設定最確条件とした場合は，原子炉停止後の崩壊熱が緩和される。最確条 最確条件とした場合は，原子炉停止後の崩壊熱が緩和される。最確条
3,925MWt 以下
原子炉熱出力3,926MWt
原子炉熱出力のゆらぎを考慮し 件とした場合の運転員等操作時間への影響は，原子炉停止後の崩壊 件とした場合の評価項目となるパラメータに与える影響は，原子炉停（実績値）
た最確条件を包絡できる条件
熱にて説明する。
止後の崩壊熱にて説明する。
最確条件とした場合は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え 最確条件とした場合は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得
約 7.05 MPa[gage]～
得るが，大破断 LOCA に伴い原子炉は急速に減圧されるため事象進展 るが，大破断 LOCA に伴い原子炉は急速に減圧されるため事象進展に与原子炉圧力
7.07MPa[gage]
約 7.12MPa[gage]
定格原子炉圧力として設定に与える影響はないことから，運転員等操作時間に与える影響はな える影響はないことから，評価項目となるパラメータに与える影響は
（実測値）
い。
ない。
最確条件とした場合は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え 最確条件とした場合は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得
通常運転水位得るが，ゆらぎの幅は事象発生後の水位低下量に対して非常に小さ るが，ゆらぎの幅は事象発生後の水位低下量に対して非常に小さい。
通常運転水位（セパレータスカート
い。例えば，原子炉スクラム 10 分後までの崩壊熱による原子炉水位 例えば，原子炉スクラム 10 分後までの崩壊熱による原子炉水位の低下
通常運転時の原子炉水位として
原子炉水位（セパレータスカー 下 端 か ら 約 +116cm ～ 約の低下量は，高圧が維持された状態でも通常運転水位約-4m であるの 量は，高圧が維持された状態でも通常運転水位約-4m であるのに対し設定
ト下端から+119cm）+119cm）
に対してゆらぎによる水位低下量は約-30mm であり非常に小さい。し てゆらぎによる水位低下量は約-30mm であり非常に小さい。したがっ（実測値）
たがって，事象進展に与える影響は小さいことから，運転員等操作時 て，事象進展に与える影響は小さいことから，評価項目となるパラメ間に与える影響は小さい。
ータに与える影響は小さい 。
定格流量の約 91%～
炉心の反応度補償のため初期値は変化するが，事象発生後早期に原 炉心の反応度補償のため初期値は変化するが，事象発生後早期に原子52,200t/h
炉心流量
約 110%
定格流量として設定
子炉はスクラムするため，初期炉心流量が事象進展に与える影響は 炉はスクラムするため，初期炉心流量が事象進展に与える影響は小さ（定格流量（100%））（実測値）
小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
いことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
9×9 燃料（A 型）と 9×9 燃料（B型）は，熱水的な特性はほぼ同等 最確条件とした場合は，9×9 燃料の A 型又は B 型の炉心となるか， 最確条件とした場合は，9×9 燃料の A 型又は B 型の炉心となるか，そであり，燃料棒最大線出力密度 それらの混在炉心となるが，いずれの型式も燃料の熱水力特性はほ れらの混在炉心となるが，いずれの型式も燃料の熱水力特性はほぼ同
燃料
9×9 燃料（A 型）
装荷炉心ごとの 保 守 性 に 包 絡 さ れ る こ と か ぼ同等であり，事象進展に与える影響は小さいことから，運転員等操 等であり，事象進展に与える影響は小さいことから，評価項目となる
ら，代表的に 9×9 燃料（A 型） 作時間に与える影響は小さい。
パラメータに与える影響は小さい。
を設定最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱よりも小さ 最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱よりも小さく
サイクル末期の燃焼度のばらつ くなるため，発生する蒸気量は少なくなり，それに伴う原子炉冷却材 なるため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉水位の低下は緩和さ
ANSI/ANS-5.1-1979
原子炉停止後の崩 ANSI/ANS-5.1-1979
きを考慮し，10％の保守性を考 の放出も少なくなることから，格納容器圧力及び温度の上昇が遅く れ，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなることから，格納容器
平均的燃焼度約 30GWd/t
壊熱
燃焼度 33GWd/t
慮して設定
なるが，操作手順（原子炉水位が破断口高さまで水位回復後に原子炉 圧力及び温度の上昇が遅くなるが，格納容器圧力及び温度の上昇は格（実績値）
最確条件を包絡できる条件
注水から格納容器スプレイへ切り替えること）に変わりはないこと 納容器スプレイ及び代替循環冷却により抑制されることから，評価項から，運転員等操作時間に与える影響はない。
目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
ド
ラ
イ
ウ
ェ
ル
内
体
積
の
設
計
値
格納容器容積（ド7,350m3
解析条件と最確条件は同様であり，事象進展に与える影響はないこ 解析条件と最確条件は同様であり，事象進展に与える影響はないこと
7,350m3（全体積から内部機器及び構造
ライウェル）（設計値）とから，運転員等操作時間に与える影響はない。
から，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
物の体積を除いた値）
最確条件とした場合は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え 最確条件とした場合は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得
空間部：
得るが，ゆらぎによる格納容器容積（ウェットウェル）の液相部（空 るが，ゆらぎによる格納容器容積（ウェットウェル）の液相部（空間33
約5,980m～約5,945mウェットウェル内体積の設計値
間部）の変化分は通常時に対して非常に小さい。例えば，通常時の液 部）の変化分は通常時に対して非常に小さい。例えば，通常時の液相
格納容器容積（ウ 空間部：5,960m3
液相部：（内部機器及び構造物の体積を相部の熱容量は約 3,600m3 相当分であるのに対して，ゆらぎによる容 部の熱容量は約 3,600m3 相当分であるのに対して，ゆらぎによる容積ェットウェル）
液相部：3,580m3
約 3,560m3～約 3,595m3
除いた値）
積減少分の熱容量は約 20m3 相当分であり，その減少割合は通常時の 減少分の熱容量は約 20m3 相当分であり，その減少割合は通常時の約（実測値）
約 0.6%程度と非常に小さい。したがって，事象進展に与える影響は 0.6%程度と非常に小さい。したがって，事象進展に与える影響は小さ
小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
いことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

サプレッション・
チェンバ・プール水位

サプレッション・
チェンバ・プール
水温7.05m（通常運転水位）

約 7.01m～約 7.08m（実測値）

通常運転時のサプレッション・
チェンバ・プール水位として設定最確条件とした場合は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え 最確条件とした場合は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得得るが，ゆらぎによるサプレッション・チェンバ・プール水位低下分 るが，ゆらぎによるサプレッション・チェンバ・プール水位低下分のの熱容量は通常水位時に対して非常に小さい。例えば，通常水位時 熱容量は通常水位時に対して非常に小さい。例えば，通常水位時（7.05m）の熱容量は約 3600m3 相当分であるのに対して，ゆらぎによ （7.05m）の熱容量は約 3600m3 相当分であるのに対して，ゆらぎによる水位低下分（通常水位-0.04m 分）の熱容量は約 20m3 相当分であり， る水位低下分（通常水位-0.04m 分）の熱容量は約 20m3 相当分であり，その低下割合は通常水位時の約 0.6%程度と非常に小さい。したがっ その低下割合は通常水位時の約 0.6%程度と非常に小さい。したがって，事象進展に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与 て，事象進展に与える影響は小さいことから，評価項目となるパラメ
える影響は小さい。
ータに与える影響は小さい。

35℃

約 30℃～約 35℃（実測値）

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

最確条件とした場合は，解析条件で設定している水温よりも低くなるため，格納容器圧力上昇が遅くなり，格納容器スプレイの操作の開始が遅くなるが，その影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

添 3.1.2.7-3

最確条件とした場合は，解析条件で設定している水温よりも低くなる
ため，格納容器の熱容量は大きくなり，格納容器内温度の上昇は遅く
なるが，その影響は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

表2
項目

解析条件（初期条件，事故条件及び機器条件）の
不確かさ
解析条件
最確条件

条件設定の考え方

運転員等操作時間に与える影響

評価項目となるパラメータに与える影響

5.2kPa[gage]

約 3kPa[gage]～約 7kPa[gage]（実測値）

通常運転時の格納容器圧力として設定最確条件とした場合は，ゆらぎにより解析条件に対して変最確条件とした場合は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，動を与え得るが，ゆらぎによる格納容器圧力の上昇に与えゆらぎによる格納容器圧力の上昇に与える影響は小さい。例えば，事象発る影響は小さい。例えば，事象発生から格納容器圧力が初生から格納容器圧力が初期ピーク値に達するまでの圧力上昇率（平均）は期ピーク値に達するまでの圧力上昇率（平均）は 1 時間あ
1 時間あたり約 50kPa（約 10.3 時間で約 0.56MPa）であるのに対して，ゆたり約 50kPa（約 10.3 時間で約 0.56MPa）であるのに対しらぎによる圧力上昇量は約 2kPa であり非常に小さい。したがって，事象進て，ゆらぎによる圧力上昇量は約 2kPa であり非常に小さ展に与える影響は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影い。したがって，事象進展に与える影響は小さいことから，
響は小さい。
運転員等操作時間に与える影響は小さい。

格納容器温度57℃

約 43℃～約 62℃（実測値）

通常運転時の格納容器温度として設定最確条件とした場合は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，格納容器温度は格納容器スプレイにより飽和温度となり，初期温度が事象進展に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

最確条件とした場合は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，格納容器温度は格納容器スプレイにより飽和温度となり，初期温度が事象進展に与える影響は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

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

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

真空破壊装置の設定値

解析条件と最確条件は同様であり，事象進展に与える影響はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

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

格納容器圧力初期
条件

解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損（代替循環冷却系を使用する場合）
））
（2/3）

外部水源の温度

外部水源の容量

燃料の容量

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

約 35℃～約 50℃（実測値）

復水移送ポンプ吐出温度を参考に設定
最確条件を包絡できる条件

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

約 21,400m3

21,400m3 以上（淡水貯水池水量 +復水
貯蔵槽水量）

淡水貯水池及び通常運転中の復水貯蔵槽の水量を参考に設定最確条件とした場合は，解析条件よりも水源容量の余裕は大きくなる。また，事象発生 12 時間後からの可搬型代替注
水ポンプ（A-2 級）による補給により復水貯蔵槽は枯渇しないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

－

約 2,140kL

2,140kL 以上（軽油タンク容量 +ガスタービン発電機用燃料タ
ンク容量）

通常時の軽油タンク及びガスタービン発電機用燃料タンクの運用値を参考に設定最確条件とした場合は，解析条件よりも燃料容量の余裕は大きくなる。また，事象発生直後から最大負荷運転を想定しても燃料は枯渇しないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

－

添 3.1.2.7-4

表2

項目

起因事象

事
故
条
件

機
器
条
件

安全機能の喪失に対する仮定

解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損（代替循環冷却系を使用する場合）））（3/3）
解析条件（初期条件，事故条件及び機器条件）の
不確かさ
解析条件
最確条件

大破断 LOCA
残留熱除去系の吸込配管の破断

全交流動力電源喪失
非常用炉心冷却系機能喪失

条件設定の考え方

運転員等操作時間に与える影響

評価項目となるパラメータに与える影響－

原子炉圧力容器内の保有水量が厳しい箇所として設定

Excessive LOCA を考慮した場合，原子炉冷却材の流出量が増加することにより炉心損傷開始等が早くなるが，操作手順（速やかに注水手段を準備すること）に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
（添付資料 3.1.2.8）

Excessive LOCA を考慮した場合，原子炉冷却材の流出量が増加することにより炉心損傷開始等が早くなるが，原子炉格納容器へ放出されるエネルギは大破断 LOCA の場合と同程度であり，原子炉格納容器圧力は 0.62MPa[gage]を下回っていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
（添付資料 3.1.2.8）－

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

－

－

－

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

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

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

外部電源

外部電源なし水素ガスの発生

ジルコニウム－水反応を考慮

ジルコニウム－水反応を考慮

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

解析条件と最確条件は同様であり，事象進展に与える影響はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

解析条件と最確条件は同様であり，事象進展に与える影響はないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

原子炉スクラム信号

事象発生と同時に原子炉ス
クラム

事象発生と同時に原子炉ス
クラム

事象発生と同時に原子炉スクラムするものとして設定解析条件と最確条件は同様であり，事象進展に与える影響はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

解析条件と最確条件は同様であり，事象進展に与える影響はないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

低圧代替注水系（常設）

最大 300m3/h で注水，その後は炉心を冠水維持可能な注水量に制御

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

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

代替格納容器
スプレイ冷却
系（常設）140m3/h にて原子炉格納容器内へスプレイ

140m3/h 以上で原子炉格納容器内へスプレイ

格納容器温度及び圧力抑制に必要なスプレイ流量を考慮し，設定

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

可搬型代替注
水ポンプ（A-2級）

90m3/h で注水

90m3/h 以上で注水

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

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

代替循環冷却系

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

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

代替循環冷却系の設計値として設定

実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），格納容器圧力及び温度上昇の抑制効果は大きくなるが,操作手順に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

添 3.1.2.7-5

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

項目

操
作
条
件

常設代替
交流電源
設備から
の受電及
び低圧代
替注水系
（常設）
による原
子炉注水

表 3 運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））（代替循環冷却系を使用する場合）（1/5）
解析条件（操作条件）の
評価項目と
不確かさ
運転員等操作時間
なるパラメ
操作の不確かさ要因
操作時間余裕に与える影響ータに与え解析上の操 条件設定の
る影響
作開始時間
考え方
【認知】
中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機による非常用高圧母線の電源回復ができない場合，早期の電源回復不可と 常設代替交流電源
判断し，これにより常設代替交流電源設備及び低圧代替注水系（常設）の準備を開始する手順としている。この認知に係る時間として 設備からの受電操
10 分間を想定しているため，認知遅れ等により操作開始時間に与える影響はなし。
作について実態の 常 設 代 替 交【要員配置】
運転操作時間に基 流 電 源 設 備
常設代替交流電源設備からの受電操作のために，中央制御室にて常設代替交流電源設備の起動操作及び受電準備を行う運転員と，現 づき解析上の想定 か ら の 受 電場にて常設代替交流電源設備からの受電準備及び受電操作を行う運転員(現場)が配置されている。常設代替交流電源設備の起動操作 時間を設定してい 操 作 に つ い
及び受電準備を行っている期間，他の操作を担っていない。このため，要員配置が操作開始時間に与える影響はなし。また，低圧代替 ることから，運転 て，解析上の注水系（常設）による原子炉注水操作については，中央制御室での操作のみであり，運転員は中央制御室に常駐していることから，操 員等操作時間に与 原 子 炉 注 水
作開始時間に与える影響はなし。
える影響はない。 開始時間(70【移動】
なお，有効性評価 分後)は準備
常設代替交流電源設備からの受電準備を行う運転員(現場)は，中央制御室から操作現場である原子炉建屋地下 1 階及びコントロール では 2 系列の非常 操 作 に 時 間
建屋地下 1 階までそれぞれ 5 分間程度で移動可能であるため，移動が操作開始時間に与える影響はない。また，低圧代替注水系（常 用高圧母線の電源 余 裕 を 含 め設）による原子炉注水操作については中央制御室内での操作のみであり，操作開始時間に与える影響はなし。
回復を想定してい て 設 定 さ れ 事象発生から【操作所要時間】
るが，低圧代替注 ており，原子 90 分後（操作常設代替交流電源設備の起動操作等を行う運転員，常設代替交流電源設備からの受電準備を行う運転員及び運転員(現場)，非常用高 水系(常設)は非常 炉 水 位 の 回 開 始 時 間 20
圧母線の受電操作を行う運転員(現場)の操作内容及び操作所要時間は以下のとおり。これらの作業は並行して行うため，操作所要時 用高圧母線 D 系の 復 は 早 く な 分 程 度 の 遅間は最長で 50 分間となる。
電源回復後に実施 る 可 能 性 が れ）までに常［起動操作等を行う運転員：操作所要時間；合計 15 分間］
可能であり，この あるが，ジル 設代替交流電
 中央制御室における常設代替交流電源設備の起動前準備及び起動操作の所要時間に 10 分間を想定
場合も原子炉注水 コ ニ ウ ム － 源設備からの 常設代替交流電源設備側の遮断器操作の所要時間に 5 分間を想定の開始時間が早く 水 反 応 量 に 受電操作を行
全交流動力［非常用高圧母線 D 系の受電準備を行う運転員(現場)：操作所要時間；合計 15 分間］
なる可能性がある よ り 発 熱 量 い低圧代替注
電源喪失時
事象発生
 常設代替交流電源設備からの受電前準備として，負荷抑制のための切り離し操作を行う。操作の所要時間は 15 分間を想定
ことから，運転員 が 増 加 す る 水系（常設）
の訓練実績
70 分後
［非常用高圧母線 D 系の受電準備を行う運転員（中央制御室）：操作所要時間；合計 15 分間］
等操作時間に対す 等 の 影 響 が による原子炉を踏まえて
 常設代替交流電源設備からの受電前準備として，負荷抑制のための切り離し及び操作スイッチの切保持等の所要時間に 15 分間 る余裕は大きくな あるため，格 注水が開始で設定を想定る。低圧代替注水 納 容 器 圧 力 きれば，損傷［非常用高圧母線 D 系の受電操作を行う運転員(現場)：操作所要時間；合計 5 分間］
系（常設）による原 及 び 温 度 の 炉心は炉心位
 常設代替交流電源設備の起動及び緊急用交流高圧母線の遮断器の投入後の非常用高圧母線の受電操作の所要時間に 5 分間を想定 子炉注水操作につ 上 昇 に 大 き 置 に 保 持 さ［非常用高圧母線 C 系の受電準備を行う運転員(現場)：操作所要時間；合計 25 分間］
いては，復水移送 な 差 異 は な れ，評価項目
 常設代替交流電源設備からの受電前準備として，負荷抑制のための切り離し操作を行う。操作の所要時間は 25 分間を想定
ポンプの起動操作 い。また，原 を満足する結［非常用高圧母線 C 系の受電準備を行う運転員（中央制御室）：操作所要時間；合計 10 分間］
が常設代替交流電 子 炉 注 水 操 果となること
 常設代替交流電源設備からの受電前準備として，負荷抑制のための切り離し及び操作スイッチの切保持等の所要時間に 10 分間 源設備からの受電 作は，代替格 から，時間余を想定操作の影響を受け 納 容 器 ス プ 裕がある。
［非常用高圧母線 C 系の受電操作を行う運転員(現場)：操作所要時間；合計 5 分間］
るが，低圧代替注 レ イ と の 切
 常設代替交流電源設備の起動及び緊急用交流高圧母線の遮断器の投入後の非常用高圧母線の受電操作の所要時間に 5 分間を想定 水系(常設)は非常 替 え 操 作 で低圧代替注水系（常設）による原子炉注水準備の操作は，復水補給水系の隔離弁（1 弁）の閉操作による系統構成，低圧代替注水系（常 用高圧母線 D 系の あり，事象進設）の追加起動であり，いずれも中央制御室における制御盤の操作スイッチによる操作のため，1 操作に 1 分間を想定し，合計 2 分間 電源回復後に実施 展 は ほ ぼ 変であり，それに時間余裕を含めて操作時間 5 分を想定。
可能であり，この わ ら な い こ【他の並列操作有無】
場合も原子炉注水 とから，評価
常設代替交流電源設備の起動操作等を行う運転員と受電準備を行う運転員の並列操作はあるが，それを加味して操作の所要時間を算 の開始時間が早く 項 目 と な る定しているため，操作開始時間に与える影響はない。また，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作は，常設代替交流電源設備 なる可能性がある パ ラ メ ー タからの受電操作における非常用高圧母線への受電操作と同時に実施する。
ことから，運転員 に 与 え る 影【操作の確実さ】
等操作時間に対す 響はない。
現場操作は，操作の信頼性の向上や要員の安全のため 2 人 1 組で実施することとしており，誤操作は起こりにくく，誤操作等により る余裕は大きくな
操作時間が長くなる可能性は低い。また，中央制御室内の制御盤操作は，操作スイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起こりにく る。
く，そのため誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。

添 3.1.2.7-6

訓練実績等

常設代替交流電源
設備からの受電操
作は，訓練実績等
より，運転員による常設代替交流電
源設備の起動操
作，並びに現場及び中央制御室の運転員による受電前
準備及び受電操作を並行して実施
し，約 50 分で常設
代替交流電源設備
からの受電が実施可能であることを確認した。
低圧代替注水系（常設）の操作は，訓練実績等より，
復水移送ポンプを起動し，低圧代替
注水系（常設）の原
子炉注水のための系統構成を約 2 分で操作可能である
見込みを得た。
非常用高圧母線 D
系の電源回復後に実施することで事
象発生後約 45 分に原子炉注水操作の開始が実施可能なことを確認した。
想定で意図している運転操作が実施
可能なことを確認
した。

操
作
条
件

表 3 運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））（代替循環冷却系を使用する場合）（2/5）
解析条件（操作条件）の不確かさ
運転員等操作時間に与え評価項目となるパラメー
項目
操作の不確かさ要因
操作時間余裕
解析上の操作開始時
条件設定の考える影響
タに与える影響間方
解析結果は原子炉水位が破断口高さまで水位回復前に既に格納容器温度は190℃を超えており，実態の操作も原子炉水位が破
断口高さまで水位回復後に低圧代替注水系（常設）から代替格納容器スプレ
イへ切り替えることとしており，実態の操作開始
時間は解析上の設定とほ【認知】ぼ同等であるため，操作格納容器スプレイの操作実施基準（炉心冠水後かつ格納容器温度 190℃）に到達する
開始時間に与える影響はのは事象発生約 2 時間後であり，それまでに格納容器圧力の上昇を十分に認知でき小さいことから，運転員
る時間があるため，認知遅れにより操作開始時間に与える影響はなし。
等操作時間に与える影響
事象発生から 90 分後【要員配置】
も小さい。当該操作は，解（操作開始時間 20 分程
中央制御室内での操作のみであり，運転員は中央制御室に常駐していることから，操代替格納容器スプレイの析コード及び解析条件度の遅れ）に低圧代替注
作開始時間に与える影響はなし。
操作開始は原子炉水位が代替格納（操作条件を除く）の不水系（常設）による原子【移動】
破断口高さまで水位回復
容器スプ
確かさにより操作開始時
炉注水を開始した場合
原子炉格納容器 中央制御室内での操作のみであり，操作開始時間に与える影響はなし。
後，格納容器温度が 190℃
レ イ 冷 却 破 断 口 ま で 水位 回 復間は遅れる可能性があるの解析では，格納容器スの限界温度到達 【操作所要時間】に到達時となり，実態の系（常設） 後 ， 格 納 容 器 温 度が，中央制御室で行う操プレイ開始のタイミン防止を踏まえて 低圧代替注水系（常設）から代替格納容器スプレイ冷却系（常設）への切替えは制御
操作開始時間は解析上のに よ る 格 190℃到達時作であり，他の操作とのグは約 2.3 時間後であ設定
盤の操作スイッチによる操作のため，簡易な操作である。操作時間は特に設定してい設定とほぼ同等であるこ
納容器冷
重複もないことから，他るため，現行の 2 時間にないが，格納容器の緩やかな圧力上昇に対して操作開始時間は十分に短い。
とから，評価項目となる
却操作の操作に与える影響はな
対して約 20 分程度の準【他の並列操作有無】
パラメータに与える影響
い。代替格納容器スプレ
備時間を確保できるこ
原子炉への注水が優先であり，原子炉水位が破断口高さ到達後に，低圧代替注水系はない。
イへの切替え後，原子炉とから，時間余裕があ（常設）から代替格納容器スプレイ冷却系（常設）へ切り替えることとしており，原水位が原子炉水位低（レる。
子炉注水の状況により，代替格納容器スプレイの操作開始時間は変動しうる。
ベル 1）まで低下した場【操作の確実さ】
合，低圧代替注水系 (常中央制御室内の制御盤の操作スイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起こりに設)へ切替えを行う。当該
くく，そのため誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。
操作開始時間は，解析上の設定とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響も小さい。また，中央制御室で行う操作であり，他の操作との重複もないことから，他の操作に与える影響はない。

添 3.1.2.7-7

訓練実績等

訓練実績等より，復水移送ポ
ンプの起動を確認し，代替格
納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却のための系統構成に約 2 分で操作可能である
見込みを得た。
想定で意図している運転操作が実施可能なことを確認
した。

項目

操
作
条
件

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

復水貯蔵
槽への補
給

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

－

－

－

各機器へ
の給油
（可搬型
代替注水
ポンプ（A2 級），電
源車，大容
量送水車
（熱交換
器ユニッ
ト用）及び
常設代替
交流電源
設備）

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

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

－

－

－

添 3.1.2.7-8

復水貯蔵槽への補給は，淡水貯水池から可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）を用いて実施する。可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）の配置，
淡水貯水池から復水貯蔵槽への補給のホース敷設等の注水準備は，所要時間 360 分想定のところ，訓練実績等により約 345 分であり，想定で意図している作業が実施可能なことを確認した。
有効性評価では，復水貯蔵槽への補給用の可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）（6 号及び 7
号炉：各 4 台），代替原子炉補機冷却系用の電源車（6 号及び 7 号炉：各 2 台）及び大容量送水車（熱交換器ユニット用）（6 号及び7 号炉：各 1 台），及び常設代替交流電源設
備（6 号及び 7 号炉：各 1 台）への給油を期待している。
各機器への給油準備作業について，可搬型代
替注水ポンプ（A-2 級），電源車及び大容量送水車（熱交換器ユニット用）への給油準備（現場移動開始からタンクローリ（4kL,16kL）への補給完了まで）は，所要時
間 140 分のところ訓練実績等では約 98 分，
常設代替交流電源設備への給油準備は，所要時間 120 分のところ訓練実績等では約 111 分
で実施可能なことを確認した。
また，各機器への給油作業は，各機器の燃料が枯渇しない時間間隔（許容時間）以内で実施することとしている。
可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）への給油作業は，許容時間 180 分のところ訓練実績等では約 98 分，電源車及び大容量送水車（熱交換器ユニット用）への給油作業は，許容時間 120分のところ訓練実績等では約 108 分，常設代
替交流電源設備への給油作業は，許容時間 16
時間のところ訓練実績等では約 262 分であり，許容時間内で意図している作業が実施可
能であることを確認した。

表 3 運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））（代替循環冷却系を使用する場合）（4/5）
解析条件（操作条件）の不確かさ
項目

操
作
条
件

代替原子
炉補機冷
却系運転
操作

解析上の操作開始時間

事象発生 20 時
間後

条件設定の考え方

代替原子炉補機冷却系の準備期間を考慮して設定

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

添 3.1.2.7-9

運転員等操作時間に与える影響

代替原子炉補機冷却系の準備は，緊急時対策要員の参集に 10
時間，その後の作業に 10 時間の合計 20時間を想定しているが，準備操作が想定より短い時間で完了する可能性があるた
め，操作開始時間が早まる可能性がある
ことから，運転員等
操作時間に対する余裕は大きくなる。

評価項目となるパラ
メータに与える影響

操作時間余裕訓練実績等

準備操作が想定より短い時間で完了する可能性があり，格納
容器圧力及び温度を早期に低下させる可能性があることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

代替原子炉補機冷却系運
転開始までの時間は，事象発生から 20 時間あり，準備時間が確保できるため，時間余裕がある。なお，本操作が大幅に遅れるような事態になった場合でも，原子炉格納容器の限界圧力に到達しないよう継続
して低圧代替注水系（常設）による原子炉注水及び代替格納容器スプレイ冷
却系（常設）による格納容器スプレイを行うこととなる。代替格納容器スプレ
イ冷却系（常設）による格
納容器スプレイは，ベント
ラインの水没防止のために，格納容器ベントに伴うサプレッション・チェン
バ・プール水位の上昇を考慮しても，サプレッショ
ン・チェンバ・プール水位がベントライン-1m を超えないように格納容器ス
プレイを停止する。原子炉
格納容器の限界圧力
0.62MPa［gage］に至るま
での時間は，事象発生から
約 38 時間あり，約 15 時間
以上の余裕があることから，時間余裕がある。

訓練実績等より，運転員(現場)の行う現場系統構成は，想定より早い約 2 時間で実施可能であることを確認した。また，
代替原子炉補機冷却系の移動・配置，フランジ接続，及び電源車のケーブル接続
等を含め，想定より早い約 9 時間で代替
原子炉補機冷却系が運転開始可能であることを確認した。
想定で意図している
運転操作が実施可能なことを確認した。

項目

操
作
条
件

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

代替循環
冷却系に
よる格納
容器除熱
操作

事象発生約 22.5 時間
後

代替原子炉補機
冷却系の準備期間を考慮して設
定【認知】
残留熱除去系による格納容器除熱機能喪失を確認した後，故障原因調査・機能回復操作を実施するが，機能回復が遅れることを想定し，これらの対応と並行して代替循環冷却系の運転準備を判断するため，認知遅れにより操作開始時間に与える影響はなし。
【要員配置】
代替循環冷却系準備操作は，中央制御室における操作と現場における操作が必要であるが，現場にて代替循環冷却系の系統構成を行う運転員(現場)と，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）の移動，敷設を行う専任の緊急時対策要員（事故後 10 時間以降の参集要員）を配置しており，操作開始時間に与える影響はなし。
【移動】
運転員(現場)による現場移動は，照明喪失・資機材の転倒等によりアクセスに支障が出る場
合があるが，事象発生 20 時間超の時間余裕があるためあらかじめ移動しておくことも可能であり，操作開始時間に与える影響はなし。
【操作所要時間】中央制御室における操作は，事前準備としての系統構成操作，代替循環冷却系運転開始直前
操作（代替循環冷却系運転準備操作の系統構成のうち，事象発生 22 時間後以降の復水移送ポンプの全停に係る操作）及び代替循環冷却系運転開始操作の 3 操作がある。事前準備としての系統構成操作は事象発生 22 時間後迄にあらかじめ行うもので操作時間に余裕を確保している。代替循環冷却系運転開始直前操作は，復水移送ポンプ 2 台の停止操作に約 2 分を想定しており，電動弁 7 弁の操作に約 7 分を想定し，30 分間の操作時間に余裕を確保している。運転開始操作は 1 弁の操作に約 1 分を想定し，復水移送ポンプの起動後速やかに 2 弁による原子炉への注水操作及び格納容器スプレイ操作を約 4 分と想定しており，5 分間の操作
時間を確保している。
運転員(現場)による現場操作は，事前準備としての系統構成操作と代替循環冷却系運転開始直前操作の 2 操作がある。事前準備としての系統構成（操作対象弁数は約 10 弁を想定）に必要な所要時間を約 2 時間と想定しており，20 時間後までの時間余裕を確保している。
また，事象発生 20 時間後以降の 2 時間に行う現場の系統構成は，復水貯蔵槽出口弁 2 弁の閉操作に約 30 分，復水移送ポンプ最小流量バイパス弁 3 弁閉操作に約 3 分を想定しており，事象発生 22 時間後まで移動時間，時間余裕を含め操作時間を確保している。代替循環
冷却系運転開始直前操作は復水貯蔵槽出口弁 1 弁の閉操作に約 15 分，退避時間に約 10 分を想定しておりこれに時間余裕を含め 30 分間の操作時間を確保している。
また，代替循環冷却系運転開始直前操作にて復水移送ポンプを停止している 30 分間に緊急時対策要員により可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）を用いて原子炉への注水を行う。復水移送ポンプ停止前にホース敷設等の準備をしておき，復水移送ポンプ停止の約 20 分前から系
統構成を行い，その後約 20 分間の注水を行う。
【他の並列操作有無】
運転員による現場操作は，代替原子炉補機冷却系の系統構成と並列操作する可能性があるが，本操作に 18 時間の余裕があるため操作開始時間に与える影響はなし。緊急時対策要員には他の並列操作はなく，操作開始時間に与える影響はなし。また，本操作の操作開始時間
は，代替原子炉補機冷却系の準備期間を考慮して設定したものであり，代替原子炉補機冷却系の操作開始時間が早まれば，本操作の開始時間も早まる可能性がある。
【操作の確実さ】
中央制御室における操作は，制御盤の操作スイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起こりにくく，そのため誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。また，現場操作は，操作の信頼性向上や要員の安全のため 2 人 1 組で実施することとしており，誤操作は起こりにくく，誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。

添 3.1.2.7-10

代替循環冷却系の運転は事象発生約 22.5
時間後に開始することとしているが，時間余裕を含めて設定されているため操作の不確かさが操作開始時間に与える影響
は小さいことから，
運転員等操作時間に与える影響も小さい。また，本操作の操作開始時間は，代替原子炉補機冷却系の準備期間を考慮して設定したものであり，代替原子炉補機
冷却系の操作開始時
間が早まれば，本操
作の操作開始時間も早まる可能性があり，代替循環冷却系の運転開始時間も早まることから，運転
員等操作時間に対する余裕は大きくなる。

代 替 原 子 炉 補機 冷 却
系 の 操 作 開 始時 間 が早まった場合には，本操 作 も 早 ま る可 能 性があり，格納容器圧力及 び 温 度 を 早期 に 低
下 さ せ る 可 能性 が あることから，評価項目と な る パ ラ メー タ に対 す る 余 裕 は大 き くなる。

代替原子炉補機冷却系
運転開始までの時間は，事象発生から 20 時間あり，代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱操作開始までの時間は事象発生から約 22.5 時間あり，準備時間が確保できるため，時間余裕がある。なお，本操作が大幅に遅れるような事態になった場合でも，原子炉格納容器の限界圧力に到達しないよう継続
して低圧代替注水系（常設）による原子炉注水及び代替格納容器スプレ
イ冷却系（常設）による格納容器スプレイを行うこととなる。代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器スプ
レイは，ベントラインの水没防止のために，格納容器ベントに伴うサプ
レッション・チェンバ・
プール水位の上昇を考慮しても，サプレッショ
ン・チェンバ・プール水
位 が ベ ン ト ラ イ ン -1m
を超えないように格納
容器スプレイを停止する。原子炉格納容器の限界圧力 0.62MPa［gage］に至るまでの時間は，事象発生から約 38 時間あり，約 15 時間以上の余裕があることから，時間余裕がある。

訓練実績等

訓練実績等より，
代替循環冷却系による格納容器除熱操作の中で操作時
間の時間的制約が厳しい代替循環冷却系運転開始直前
操作の所要時間は，復水貯蔵槽出口弁 1 弁の閉操作
及び操作終了後の現場運転員の退避時間を合わせて約21 分。他の操作は事象発生 20 時間後までにあらかじめ
準備が可能である。
想定で意図している運転操作が実施
可能なことを確認した。

添付資料 3.1.2.8
大破断 LOCA を上回る規模の LOCA に対する格納容器破損防止対策の有効性について地震により大破断 LOCA を上回る規模の LOCA（以下「Excessive LOCA」という。）が発生した場合には，原子炉冷却材の流出による原子炉水位の低下が早く，かつ，非常用炉心冷却系が使用できない場合は，早期に炉心損傷に至ることとなり，炉心損傷防止対策を講じることは困難である。
Excessive LOCA は，一次冷却材圧力バウンダリとなる複数の配管が同時に破断する場合を想定するが，破断箇所により事象進展は大きく変わる。
炉心や原子炉格納容器への影響の観点から，破断箇所は，大きく以下の２通りに分類できる。
・注水系配管破断の有無（注水可否）
非常用炉心冷却系や代替低圧注水系等による原子炉への注水が不可能となるため，原子炉水位低下による炉心損傷後は，原子炉圧力容器破損に至ることとなる。
・TAF 下配管破断の有無
TAF より下に設置している配管が破断した場合，液相配管破断であることから原子炉
冷却材の流出量が多く，原子炉水位の低下が早くなる。また，炉心の冠水を維持するためのバウンダリが喪失することから，原子炉注水に成功した場合でも破断面積や注水流量によっては炉心冠水を維持できない可能性がある。
上記をふまえ，事故の想定にあたり破断配管の選定を表１のとおり整理した。

添 3.1.2.8-1

表１ 配管破断の選定
TAF 下配管破断
無有

炉心の冠水を維持するためのバウンダ
リは喪失しないため Excessive LOCA

無 発生後の原子炉への注水が行われる
注
水
配
管
破
断

と，
大破断 LOCA と同等程度の事象進展になると考えられる。

炉心の冠水を維持するためのバウンダリは喪失するが，Excessive LOCA 発生後の原子炉への注水を考慮すると，冠水するまでに要する時間は左記に比べて長くなるものの，大破断 LOCA と同等程度の事象進展になると考えられる。

原子炉水位の低下は早まるが，「過渡有事象＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗＋損傷炉心冷却失敗」と同等程度の事象進展になると考えられる。

表１より，破断箇所は包絡的な条件である注水系配管及び TAF 下配管の両方が同時に破断した場合を想定した評価を実施することとする。
以上のように，破断箇所が異なることで事象進展は変わると考えられるものの，原子炉圧力容器から格納容器内へ放出されるエネルギは同じであり，長期的な挙動は大破断 LOCA と同等と考えられるため，「大破断 LOCA＋ECCS 注水機能喪失＋全交流動力電源喪失」時と同様の格納容器破損防止対策が有効に機能することで，原子炉格納容器の閉じ込め機能を維持できるものと考えられる。
ここでは，「Excessive LOCA＋ECCS 注入機能喪失＋全交流動力電源喪失＋損傷炉心冷却失敗」について，格納容器破損防止対策が有効に機能することを確認するため，保守的に以下の配管が同時に破断することを想定した解析を実施する。
＜破断想定箇所＞
主蒸気配管
注水配管（TAF 上配管）

給水配管
RHR（SHC）吸込配管
LPFL 注入配管
HPCF 注入配管

TAF 下配管

ドレン配管
計装配管

なお，本評価にて扱う Excessive LOCA は，注水系配管の破断による注水系の機能喪失のみを仮定しており，それ以外の重大事故等対処設備（代替格納容器スプレイ系（常設）等）

添 3.1.2.8-2

は使用できるとの前提としている。
一方で，大規模損壊事象として整理した「格納容器・圧力容器損傷」及び「原子炉建屋損
傷」は，建屋・構造物の損壊により Excessive LOCA が発生することを考慮しており，大破
断 LOCA で講じる対策に期待できず，原子炉格納容器の閉じ込め機能を維持できない場合においても，事象の程度や組合せに応じて炉心損傷防止対策や格納容器破損防止対策を柔軟に活用するとともに，建屋全体が崩壊するような深刻な事故の場合にも可搬型のポンプ・電源，放水砲等を駆使した大規模損壊対策により影響緩和を図ることとしている。
１．解析結果について
Excessive LOCA 発生後，原子炉水位は急速に低下する。水位低下により炉心は露出し，事象発生から約 4 分後に燃料被覆管の最高温度は 1,000K（約 727℃）に到達し，炉心損傷が開始する。また，事象発生から約 0.4 時間後に燃料温度は約 2,500K（約 2,227℃）に到達する。事象発生から 70 分後，原子炉注水を開始するが，原子炉圧力容器へは入らず破断口から原子炉格納容器へ漏えいするため，原子炉水位は回復することなく，約 1.6 時間
後には炉心支持板破損と同時に原子炉圧力容器が破損する。原子炉圧力容器の破損後は，原子炉注水を停止して原子炉格納容器下部への注水に切り替え，格納容器圧力及び温度上昇を抑制するための代替格納容器スプレイを実施する。事象発生から 20.5 時間後には代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱を開始し，格納容器圧力及び温度の上昇が抑制される。格納容器圧力，格納容器温度並びに溶融炉心・コンクリート相互作用による原子炉格納容器下部床面及び壁面のコンクリート侵食量の推移を図 1 から図 3 に示す。
原子炉格納容器内に崩壊熱が蒸気として放出されるため，格納容器圧力及び温度は徐々に上昇するが，格納容器スプレイによる原子炉格納容器冷却及び代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱により，格納容器圧力及び温度の上昇は抑制される。その結果，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力は，限界圧力 0.62MPa[gage]を超えることはない。また，原子炉格納容器バウンダリにかかる温度（壁面温度）の最高値は約 172℃となり，限界温度 200℃を超えない。
原子炉水位の低下が早いことから事象進展が早くなり，約 1.6 時間後に炉心支持板破損と原子炉圧力容器破損が同時に発生している。このため，原子炉格納容器下部の初期水張りは実施できず，溶融炉心落下時に格納容器圧力の上昇は見られるが，その影響は小さ
く，原子炉格納容器の健全性に影響を与えるものではない。
原子炉格納容器下部に落下した溶融炉心は，原子炉格納容器下部の初期水張りは実施
していないが，溶融炉心落下後の原子炉格納容器下部への注水により溶融炉心は冷却され，原子炉格納容器下部壁面及び床面に有意な侵食は発生しない。
したがって，Excessive LOCA 発生時にも原子炉格納容器の健全性は確保できる。

添 3.1.2.8-3２．水素燃焼に関する考察
大破断 LOCA と Excessive LOCA の双方で，ブローダウン過程で原子炉圧力容器内の水が短時間で流出する点で変わりはない。Excessive LOCA を想定した場合，炉心損傷が早まり，露出炉心への水蒸気供給が減少するため，原子炉圧力容器内の水素ガス生成量は少なくなることが考えられるものの，炉心損傷に伴う水素ガス生成挙動にも大きな差は生じないと考えられる。
水素燃焼に係る有効性評価では，ジルコニウム－水反応によって水素濃度は 13vol%を大きく上回るため，原子炉格納容器の破損を防止する上では，酸素濃度が可燃限界に到達しな
い，又は到達することを防止することが重要となる。水の放射線分解によって長期的に発生する酸素ガスは，その発生量は崩壊熱に依存することから「過渡事象＋高圧注水失敗＋低圧
注水失敗＋損傷炉心冷却失敗」に示した発生量と同程度となると考える。なお，「水素燃焼」と同様に，G 値の不確かさにより，仮に水の放射線分解による酸素ガスの発生が増加した場合であっても，格納容器圧力逃がし装置又は耐圧強化ベント系（ウェットウェルベント）を使用し，原子炉格納容器内のガスを排出することが可能である。
以上から，Excessive LOCA の場合においても原子炉格納容器の健全性を確保できる。
３．まとめ
感度解析結果から，格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」，「原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」及び「溶融炉心・コン
クリート相互作用」において，Excessive LOCA 発生時にも原子炉格納容器の健全性が確保できることを確認した。また，「水素燃焼」についても，大破断 LOCA と Excessive LOCA で有意な差はないことから，原子炉格納容器の健全性が確保できる。

添 3.1.2.8-4

0.8
Excessive LOCA 発生による原子炉内蒸気の流入により圧力が上昇

ドライウェルPRB(2)
サプレッション
PRB(4)
・チェンバ

2Pd

格
納
容
器
圧
力

格納容器内圧力(ＭＰａ[gage])

最大圧力約 0.58MPa[gage]（約 31 時間後）

0.6

格納容器限界圧力 0.62MPa

0.4(MPa[gage])

約 20.5 時間後，代替循環冷却系による格納容器スプレイ（連続運転）に切り替えるため，圧力が低下

0.2

0
0

24

48

72

96

事故後の時間（ｈ）
事故後の時間（ｈ）

120

144

168

JOB No.MA404K-7AE--JH5P000

図 1 格納容器圧力の推移

300

格
納
容
器
気
相
部
温
度

格納容器内温度(℃)

最高温度約 193℃（約 1.6 時間後）
壁面温度約 172℃（約 6 時間後）

ドライウェルTGRB(2)
サプレッションTGRB(4)・チェンバ

約 20.5 時間後，代替循環冷却系による格納容器スプレイ（連続運転）に切り替えるため，温度が低下

200

限界温度

格納容器限界温度 200℃（℃） 100

Excessive LOCA 発生による原子炉内蒸気の流入により温度が上昇

0
0

24

48

72

96

事故後の時間（ｈ）
事故後の時間（ｈ）120

図 2 格納容器気相部温度の推移

添 3.1.2.8-5

144

JOB No.MA404K-7AE--JH5P000

168

1.0
原子炉格納容器下部床面
XCNDB(1)
原子炉格納容器下部壁面

0.9
0.8

XCNSB(1)0.7

侵食量(ｍ)

溶
融
炉
心
に
よ
る
コ
ン
ク
リ
ー
ト
侵
食
量

（m）

0.6
溶融炉心がコンクリートを取り込み，溶融炉心とコンクリートの混合物の温度がコンクリートの融点を下回り，コア・コンクリート反応が停止する。

0.5
0.4
0.3

原子炉格納容器下部床面及び壁面の侵食量（約 0.09m）

0.2
0.1
0.0
0

24

48

72

96

事故後の時間（ｈ）
事故後の時間（ｈ）

120

144

JOB No.MA404K-7AE--JH5P000

図 3 原子炉格納容器下部床面及び壁面のコンクリート侵食量の推移

添 3.1.2.8-6168

7 日間における水源の対応について（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）：代替循環冷却系を使用する場合）○水源
復水貯蔵槽水量：約 1,700m3
淡水貯水池：約 18,000m3
水量[m3]○水使用パターン①低圧代替注水系（常設）による原子炉注水
事象発生 70 分後から低圧代替注水系（常設）により注水する。
冠水後は，破断口～原子炉水位低（レベル 1）の範囲で注水する（約 90m3/h）。
②代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器スプレイ
原子炉水位が破断口～原子炉水位低（レベル 1）の範囲で，格納容器スプレイを実施（140m3/h）。
③淡水貯水池から復水貯蔵槽への移送
事象発生 12 時間後から可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）4 台を用いて 130m3/h で淡水貯水池の水を復水貯蔵槽へ給水する。
④代替循環冷却系準備（MUWC 全停）の影響緩和のための措置
事象発生 20 時間後から，低圧代替注水系（常設）において，原子炉圧力容器内へ注水（最大 300m3/h）を 0.1 時間行う。その後，代替格
納容器スプレイ冷却系（常設）に切替えを行い，最大流量（160m3/h）で 1.9 時間，格納容器スプレイを実施する。なお，MUWC 全停後は，事象発生約 22.2 時間～約 22.5 時間まで，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）により 90m3/h で原子炉注水を行う。
○時間評価（右上図）
事象発生 12 時間後までは復水貯蔵槽を水源として原子炉注水及び格納容器スプレイを実施するため，復水貯蔵槽水量は減少する。事象発生 12 時間後から復水貯蔵槽への補給を開始するため，水量の減少割合は低下する。事象発生後約 22.5 時間後から，代替循環冷却系の運転を開始し，以降は原子炉圧力容器内及び原子炉格納容器内を除熱により安定して冷却することが可能である。
○水源評価結果
時間評価の結果から復水貯蔵槽が枯渇することはない。また，7 日間の対応を考慮すると，6 号及び 7 号炉のそれぞれで約 2,900m3 必要となる。6 号及び 7 号炉の同時被災を考慮すると，約 5,800m3 必要とされる。各号炉の復水貯蔵槽に約 1,700m3 及び淡水貯水池に約 18,000m3の水を保有することから，6 号及び 7 号炉の同時被災を考慮した場合も必要水量を確保可能であり，安定して冷却を継続することが可能である。

添 3.1.2.9-1

添付資料 3.1.2.9

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

時系列

合計

判定

7 日間の
軽油消費量
約 630kL

6 号及び 7 号炉軽油タ
ンク
各約 1,020kL（※3）及びガスタービン発電機
用燃料タンク
約 100kL の容量（合計）は約 2,140kL であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

1 号炉軽油タンク容量
は約 632kL（※3）であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

2 号炉軽油タンク容量
は約 632kL（※3）であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

3 号炉軽油タンク容量
は約 632kL（※3）であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

4 号炉軽油タンク容量
は約 632kL（※3）であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

5 号炉軽油タンク容量
は約 632kL（※3）であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 13kL

1～7 号炉軽油タンク
及びガスタービン発電
機用燃料タンクの残容量（合計）は
約 1,497kL であり，
7 日間対応可能。

事象発生直後～事象発生後 7 日間
7
号
炉

6
号
炉

1
号
炉

添 3.1.2.10-1

2
号
炉
3
号
炉
4
号
炉
5
号
炉

復水貯蔵槽給水用 可搬型代替注水ポンプ（A-2 級） 4 台起動。
21L/h×24h×7 日×4 台＝14,112L
常設代替交流電源設備 3 台起動。※1
1,000L/h×24h×7 日×3 台＝504,000L

代替原子炉補機冷却系専用の電源車
2 台起動。
(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
110L/h×24h×7 日×2 台＝36,960L

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） 1 台起動。
65L/h×24h×7 日×1 台＝10,920L

代替原子炉補機冷却系専用の電源車
2 台起動。
(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
110L/h×24h×7 日×2 台＝36,960L

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） 1 台起動。
65L/h×24h×7 日×1 台＝10,920L

事象発生直後～事象発生後 7 日間
復水貯蔵槽給水用 可搬型代替注水ポンプ（A-2 級） 4 台起動。
21L/h×24h×7 日×4 台＝14,112L

事象発生直後～事象発生後 7 日間
非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L
事象発生直後～事象発生後 7 日間
非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L
事象発生直後～事象発生後 7 日間
非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L
事象発生直後～事象発生後 7 日間
非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L
事象発生直後～事象発生後 7 日間
非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L
事象発生直後～事象発生後 7 日間
5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備 1 台起動。(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
45L/h×24h×7 日＝7,560L
モニタリング・ポスト用発電機 3 台起動。(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
9L/h×24h×7 日×3 台＝4,536L※1 事故収束に必要な常設代替交流電源設備は 2 台であるが，保守的に常設代替交流電源設備 3 台を起動させて評価した。
※2 事故収束に必要な非常用ディーゼル発電機は 1 台であるが，保守的に非常用ディーゼル発電機 2 台を起動させて評価した。
※3 保安規定に基づく容量。

添付資料 3.1.2.10

その他

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

負荷容量(kW)

4000

6 号炉

添 3.1.2.11-1

直流 125V 充電器盤 A
直流 125V 充電器盤 A-2
AM 用直流 125V 充電器盤
直流 125V 充電器盤 B
交流 120V 中央制御室計測用分電
盤 A,B
非常用照明
中央制御室可搬型陽圧化空調機
復水移送ポンプ
復水移送ポンプ
燃料プール冷却浄化ポンプ(起動時)
非常用ガス処理系排風機等※
その他必要な設備
その他不要な設備
合計（連続最大容量）（最大容量）

約 94kW
約 56kW
約 41kW
約 98kW
約 12kW
約 100kW
3kW
55kW
55kW
90kW
（181kW）
約 37kW
約 98kW
約 366kW
約 1104kW（約 1195kW）

ガスタービン発電機1台の最大容量3,600kW

3500

ガスタービン発電機1台の連続定格容量2,950kW

3000

2500
以下の負荷を順次起動
・充電器
・交流120V中央制御室計測用分電盤
・中央制御室可搬型陽圧化空調機
・復水移送ポンプ（2台）
・非常用照明・非常用ガス処理系排風機等
・その他

2000

1500

約1,195kW
約1,104kW

約1,081kW
約1,014kW

1000
約746kW
低圧代替注水系起動500

燃料プール冷却浄化ポンプ起動

約506kW
非常用ガス処理系起動
経過時間(h)0024※非常用ガス処理系湿分除去装置，及び非常用ガス処理系フィルタ装置を含む。

6

8

10

12

14

16

18

20

22

24

26

28

30

負荷積算イメージ

添付資料 3.1.2.11

常設代替交流電源設備の負荷（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損） ：代替循環冷却系を使用する場合）<7 号炉>
負荷容量(kW)4000

添 3.1.2.11-2

直流 125V 充電器盤 A
直流 125V 充電器盤 A-2
AM 用直流 125V 充電器盤
直流 125V 充電器盤 B
交流 120V 中央制御室計測用分電盤 A,B
非常用照明
中央制御室可搬型陽圧化空調機
復水移送ポンプ
復水移送ポンプ
燃料プール冷却浄化ポンプ(起動時)
非常用ガス処理系排風機等※
その他必要な設備
その他不要な設備
合計（連続最大容量）（最大容量）

7 号炉
約 94kW
約 56kW
約 41kW
約 98kW
約 6kW

ガスタービン発電機1台の最大容量3,600kW

3500

ガスタービン発電機1台の連続定格容量2,950kW

3000

2500

約 100kW
3kW
55kW
55kW
110kW
（192kW）
約 20kW
約 113kW約 321kW
約 1071kW（約 1153kW）

以下の負荷を順次起動
・充電器
・交流120V中央制御室計測用分電盤
・中央制御室可搬型陽圧化空調機
・復水移送ポンプ（2台）
・非常用照明・非常用ガス処理系排風機等
・その他

2000

1500

約1,153kW

約1,046kW

約1,071kW

約961kW1000
約710kW

燃料プール冷却浄化ポンプ起動

低圧代替注水系起動500
約367kW

非常用ガス処理系起動
経過時間(h)

0
0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

22

24

26

28

30

負荷積算イメージ※非常用ガス処理系湿分除去装置，及び非常用ガス処理系フィルタ装置を含む。

添付資料 3.1.2.11

添付資料 3.1.3.1
炉心損傷の判断基準及び炉心損傷判断前後の運転操作の差異について
1．炉心損傷の判断基準
1．1 炉心損傷の判断基準について
炉心損傷に至るケースとしては，注水機能喪失により原子炉水位が有効燃料棒頂部（TAF）
以上に維持できない場合において，原子炉水位が低下し，炉心が露出し冷却不全となる場合が考えられる。
事故時運転操作手順書（徴候ベース）では，原子炉への注水系統を十分に確保できず原子炉水位が TAF 未満となった際に，格納容器内雰囲気放射線レベル計（CAMS）を用いて，ドラ
イウェル内又はサプレッション・チェンバ内のガンマ線線量率の状況を確認し，図 1 に示す
設計基準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えた場合を，炉心損傷開始の判断としている。
炉心損傷等により燃料被覆管から原子炉内に放出される希ガス等の核分裂生成物が，逃がし安全弁等を介して原子炉格納容器内に流入する事象進展をふまえて，原子炉格納容器
内のガンマ線線量率の値の上昇を，運転操作における炉心損傷の判断及び炉心損傷の進展割合の推定に用いているものである。
また，福島第一原子力発電所の事故時に原子炉水位計，格納容器内雰囲気放射線レベル計等の計装設備が使用不能となり，炉心損傷を迅速に判断できなかったことに鑑み，格納容器
内雰囲気放射線レベル計に頼らない炉心損傷の判断基準について検討しており，その結果，格納容器内雰囲気放射線レベル計の使用不能の場合は，「原子炉圧力容器表面温度：300℃以上」を炉心損傷の判断基準として手順に追加する方針である。
原子炉圧力容器表面温度は，炉心が冠水している場合には，逃がし安全弁の動作圧力（安全弁機能の最大 8.20MPa［gage］）における飽和温度約 298℃を超えることはなく，300℃以上にはならない。一方，原子炉水位の低下により炉心が露出した場合には過熱蒸気雰囲気となり，温度は飽和温度を超えて上昇するため，300℃以上になると考えられる。上記より，
炉心損傷の判断基準を 300℃以上としている。
なお，炉心損傷判断は格納容器内雰囲気放射線レベル計が使用可能な場合は，当該の計装設備にて判断を行う。

添 3.1.3.1-1

（1）ドライウェルのガンマ線線量率（2）サプレッション・チェンバのガンマ線線量率
図 1 重大事故導入条件判断図
枠囲みの内容は商業機密又は防護上の観点から公開できません。
添 3.1.3.1-2

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

添 3.1.3.1-3

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

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

原子炉停止後の経過時間が，

CAMS※

無

CAMS※

有

0.1 時間後から 100 時間後の値
炉心損傷の判断目安（設計基準事故の 10 倍）

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

格納容器
ベント
0.31MPa[gage]
到達0.62MPa[gage]
接近時

添 3.1.3.1-4

敷地境界での実効線量を評価し，周辺審査ガイドによる制限の公衆に対して著しい放射線被ばくの－リスクを与えないこと－－（発生事故あたりおおむね 5mSv 以下）
CAMS 使用不能時の炉心損傷判断の基準「大破断 LOCA＋ECCS 注水機能喪失＋全交流
動力電源喪失」のシーケンスにおける最大
放射線量率（早期に炉心損傷した方が核分裂生成物の減衰が少なく放射線量率は高くなる傾向にあり，重大事故の中でも早期に炉心損傷する例）

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

RPV 表面温度

有

CAMS※

有

0.62MPa[gage]
接近時

0.62MPa[gage]
接近時

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

添 3.1.3.1-5

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

添 3.1.3.1-6

格
納
容
器
ス
プ
レ
イ

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

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

格
納
容
器
ベ
ン
ト

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

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

3．MAAP 解析における炉心損傷の開始と運転操作における炉心損傷判断基準について
有効性評価のうち，シビアアクシデント総合解析コード MAAP を用いた解析においては，
炉心損傷の開始を，1,000K（約 727℃）に到達した時点としており，有効性評価の評価項目（「実用発電用原子炉に係る炉心損傷防止対策及び格納容器破損防止対策の有効性評価に関する審査ガイド」を踏まえた要件）の 1,200℃（約 1,473K）よりも低い温度としている。
この 1,000K は，PHEBUS-FPT0 実験で，燃料被覆管温度が約 1,000K に達したときに核分裂生成物（FP）の放出開始が観察されたことを踏まえ，被覆管温度が 1,000K に到達すると，被覆管の破裂により FP が放出され，物理現象モデルにより FP 挙動の計算が開始される温度である。なお，燃料温度上昇によるヒートアップ・熱水力モデルの内部処理切替え等の特段の処置は行われるわけではない。
一方，実際の運転操作においては，炉心損傷の状況を直接的に監視可能な計装設備は原子炉内に設置されておらず，このため，燃料の損傷により放出される希ガス等のガンマ線線量率の上昇を，格納容器内雰囲気放射線レベル計によって監視し，運転操作における炉心損傷の判断に用いている。
よって，解析において炉心損傷の開始を 1,000K（約 727℃）に到達した時点としていることは，運転操作の炉心損傷の判断に影響を与えるものではない。

添 3.1.3.1-7

（補足）炉心損傷の判定時間に係る解析結果について「大破断 LOCA＋ECCS 注水機能喪失＋全交流動力電源喪失」における事象発生後の燃料被覆管温度推移の解析結果を表 3 に示す。
MAAP 解析において，約 727℃（MAAP 解析における炉心損傷判定温度）から 1,200℃（審査
ガイドにおける炉心の著しい損傷の評価項目における要件）に上昇するまでの時間は 7 分程度であり，炉心損傷判断の時間に有意な差異が生じることはない。
また，MAAP 解析による炉心損傷の判定時間は約 0.3 時間であるが，これは SAFER 解析の結果と比較しても，炉心損傷の判定時間として早期すぎる結果とはなっていない。
表 3 炉心損傷の判定時間に係る解析結果
事象発生後の時間

燃料
被覆管
温度

MAAP 解析

SAFER 解析

約 727℃(1,000K)

約 0.3h(約 17 分)

約 0.15h(約 9 分)MAAP 解析における炉心損傷判定温度（PHEBUS-FPT0 実験にて核分裂生成物が放出された温度）－

約 0.3～0.4h(参考)

約 0.15～0.2h(参考)手順書上の炉心損傷判断(CAMS のガンマ線線量率が設計基準事故相当の 10 倍を超えた場合)

1,200℃

約 0.4h
(約 24 分)

約 0.2h(約 12 分)審査ガイドにおける炉心の著しい損傷の評価項目における要件

約 2,227℃(2,500K)

約 0.7h(約 41 分)

－※

備考

炉心溶融

※高出力燃料集合体において，燃料被覆管温度が 1,200℃を大きく超過するため，SAFER では計算ができない。

添 3.1.3.1-8

添付資料 3.1.3.2
非凝縮性ガスの影響について
1．はじめに格納容器過圧・過温破損を防止するための対策の確認においては，MAAP コードを使用して「大破断 LOCA＋ECCS 注水機能喪失＋全交流動力電源喪失」を仮定したシナリオにて評価を実施している。MAAP コードの水素ガス発生量に関する妥当性については，TMI 及び PHEBUS
試験により確認しており，当該解析に MAAP コードを用いることは妥当である[1]。
ただし，MELCOR コードのように，流路閉塞が発生しにくい（水素ガスが発生しやすい）と仮定した場合においても，評価に有意な影響がないことを確認するため，感度解析を実施した。
2．解析条件・流体が流路減少部分を通過できなくなるとするノードの空隙率（ポロシティ）：0.0（申請解析ではポロシティ：0.1 以下）
図 1 に示すように，炉心内でデブリの移行が発生し，それが冷却材流路に堆積して流路が減少した場合，MAAP 解析では流路減少を起こしたノードの空隙率（ポロシティ）が 0.1以下になるとそのノードは閉塞したものとみなされ，それ以降は流体が閉塞部分を通過することができなくなる。一方 MELCOR 解析の場合，流路減少を起こしたノードの空隙率の最小値は 0.05 に設定されており，閉塞は発生しない。
したがって，炉心で発生する非凝縮性ガスは MAAP の方が少なくなる傾向にある。このため，上記の条件にて，水素ガス発生量を多めに見積もる感度解析を行うこととする。なお，
ポロシティの設定以外については申請解析と同様とした。
3．解析結果図 2 から図 6 に評価結果を示す。図 2 より，申請解析でのジルコニウム－水反応による水素ガス発生量が約 592kg に対して感度解析では約 670kg と水素ガス発生量は約 12%増加しているが，図 3 に示すとおり格納容器圧力の制御は可能であり，保守的な条件として非凝縮性ガスが増加するような場合においても，評価結果に対する当該操作に大きな影響はない。
[1] 重大事故等対策の有効性評価に係るシビアアクシデント解析コードについて（第 5 部
MAAP）
以上

添 3.1.3.2-1

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

添 3.1.3.2-2

1,000
900
800
MH2CR

700

水素発生量(ｋｇ)

水
素
発
生
量

600
500
400

（kg）
300
200
100
0
0

24

48

72

96

事故後の時間(hr)
事故後の時間（h）

120

144

168

JOB No.MA404K-7AE--AF86002

大破断 LOCA（申請解析：空隙率
0.1 以下で完全閉塞）
図 トレンドグラフ
1000
900
800
MH2CR

700

水素発生量(ｋｇ)

水
素
発
生
量

600
500
400

（kg）
300
200
100
0
0

24

48

72

96

事故後の時間(hr)
事故後の時間（h）
事故後の時間（h）

120

大破断 LOCA（感度解析：空隙率
図 トレンドグラフ 0.0 で完全閉塞）
図 2 水素ガス発生量比較

添 3.1.3.2-3

144

JOB No.MA404K-7AE--KF8G002

168

0.8

ドライウェルPRB(2)

格納容器内圧力(ＭＰａ[gage])

サプレッション・チェンバ

格
納
容
器
圧
力

0.6

PRB(4)

0.4（MPa [gage]）
0.2

0.0
0

24

48

72

96

事故後の時間(hr)
事故後の時間（h）

120

144

168

JOB No.MA404K-7AE--AF86002

大破断 LOCA（申請解析：空隙率 0.1 以下で完全閉塞）
0.8

ドライウェルPRB(2)

サプレッション・チェンバ

格納容器圧力(ＭＰａ[gage])

0.6

格
納
容
器
圧
力

PRB(4)

0.4（MPa [gage]）
0.2

0.0
0

24

48

72

96

事故後の時間(hr)
事故後の時間（h）

120

JOB No.MA404K-7AE--KF8G002

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

添 3.1.3.2-4

144

168

300

ドライウェル TGRB(2)サプレッション・チェンバ
TGRB(4)

格納容器内温度(℃)

200

格
納
容
器
気
相
部
温 100
度

（℃）

0
0

24

48

72

96

事故後の時間(hr)
事故後の時間（h）

120

144

168

JOB No.MA404K-7AE--AF86002

大破断 LOCA（申請解析：空隙率 0.1 以下で完全閉塞）
300

ドライウェル TGRB(2)サプレッション・チェンバ
TGRB(4)

200

温度(℃)

格
納
容
器
気
相
部
温
度 100
（℃）

0
0

24

48

72

96

事故後の時間(hr)
事故後の時間（h）120

図 トレンドグラフ
大破断 LOCA（感度解析：空隙率
0.0 で完全閉塞）

図 4 格納容器気相部温度の比較

添 3.1.3.2-5

144

JOB No.MA404K-7AE--KF8G002

168

1.0
0.9
0.8

D/Wモル分率(－)

ド
ラ
イ
ウ
ェ
ル
モ
ル
分
率

（－）

0.7

水蒸気

NFSTRB(2)

0.6

水素ガス

NFH2RB(2)

0.5

窒素ガス

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

0.4
0.3
0.2
0.1
0.0
0

24

48

72

96

事故後の時間(hr)
事故後の時間（h）

120

144

168

JOB No.MA404K-7AE--AF86002

大破断 LOCA（申請解析：空隙率
0.1 以下で完全閉塞）
図 トレンドグラフ
1.0
0.9
0.8

DWモル分率(－)

ド
ラ
イ
ウ
ェ
ル
モ
ル
分
率

水蒸気

0.7

NFSTRB(2)0.6

NFH2RB(2)

水素ガス

0.5

窒素ガス

NFN2RB(2)LOCA に伴い炉心から生じる水蒸気によりドライウェル内の気体がサプレッション・チェンバに押し込まれる0.4（－） 0.3
0.2
0.1
0.0
0

24

48

72

96

事故後の時間(hr)
事故後の時間（h）

120

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

添 3.1.3.2-6

144

JOB No.MA404K-7AE--KF8G002

168

1.0
0.9
0.8

ウ
ェ
ッ
ト
ウ
ェ
ル
気
相
モ
ル
分
率

W/W気相モル分率(－)

0.7

0.6

水蒸気
水蒸気
水素ガス
NFH2RB(4)水素ガス
NFSTRB(4)

0.5
0.4

窒素ガス
窒素ガス

NFN2RB(4)

0.3

（－）

0.2
0.1
0.0
0

24

48

72

96

事故後の時間(hr)
事故後の時間（h）

120

144

168

JOB No.MA404K-7AE--AF86002

図 トレンドグラフ

大破断 LOCA（申請解析：空隙率 0.1 以下で完全閉塞）
1.0
0.9
0.8

WWモル分率(－)

ウ
ェ
ッ
ト
ウ
ェ
ル
気
相
モ
ル
分
率

0.7

水蒸気
水蒸気

NFSTRB(4)

0.6

水素ガス
水素ガス

NFH2RB(4)

0.5

窒素ガス
窒素ガス

NFN2RB(4)0.4
0.3（－）0.2
0.1
0.0

0

24

48

72

96

事故後の時間（h）
事故後の時間(hr)120

JOB No.MA404K-7AE--KF8G002

図 トレンドグラフ
大破断 LOCA（感度解析：空隙率
0.0 で完全閉塞）

図 6 ウェットウェル気相濃度の比較

添 3.1.3.2-7

144

168

添付資料 3.1.3.3
雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）時において代替循環冷却系を使用しない場合における格納容器圧力逃がし装置からの Cs-137 放出量評価について
雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）時において代替循環冷却系を使用しない場合における Cs-137 の放出量は以下のとおりとなる。
なお，Cs-137 の炉内内蔵量の評価の前提条件を表 1 に示す。
(1) Cs-137 の放出量（TBq）の算出
Cs-137 の放出量は，以下の式により算出する。
大気中への Cs-137 の放出量（Bq） = f_Cs × Bq_Cs-137 ×（1/DF） ・・・・ （1）一方，原子炉格納容器からのセシウムの放出割合（f_Cs）は，CsI 及び CsOH の放出割合
より，以下の式により算出する。なお，Cs-137 の炉内内蔵量は ORIGEN コード，原子炉格納容器からの CsI 及び CsOH の放出割合は MAAP コードにて算出している。
f_Cs= （M_CsI + M_CsOH ） / M_Cs

M_CsI = W_Cs × （M_I / W_I） × f_CsI
M_CsOH = （M_Cs - W_Cs×（M_I / W_I）
） × f_CsOH・・・・ （2）・・・・ （3）・・・・（4）（2）～（4）式より
f_Cs = f_CsOH + （M_I / M_Cs） × （W_Cs / W_I） × （f_CsI - f_CsOH） ・・（5）f_Cs：原子炉格納容器からのセシウムの放出割合
f_CsI：原子炉格納容器からの CsI の放出割合 ※f_CsOH：原子炉格納容器からの CsOH の放出割合 ※M_CsI：CsI に含まれる Cs 量
M_CsOH：CsOH に含まれる Cs 量
M_I：よう素の初期重量 = 29.1 kg
M_Cs：セシウムの初期重量 = 382.9 kg
W_I：よう素の分子量 = 131 （kg/kmol）
W_Cs：セシウムの分子量 = 133 （kg/kmol）
Bq_Cs-137：Cs-137 の原子炉圧力容器内内蔵量（Bq） = 5.2×1017
DF：格納容器圧力逃がし装置の除染係数 = 1,000※原子炉格納容器内のエアロゾル状の放射性物質の低減効果（サプレッション・チェンバのスクラビングによる除染係数等）を考慮した MAAP コードでの評価値（別紙参照）

添 3.1.3.3-1

(2) 計算結果
サプレッション・チェンバのラインを経由し，格納容器圧力逃がし装置を用いた場合の7日間のCs-137の放出量は（1），（5）式より以下のとおりとなる。
f_Cs = f_CsOH + （M_I / M_Cs） × （W_Cs / W_I） × （f_CsI - f_CsOH）
f_Cs = 2.706×10-6+ （29.1 / 382.9）×（133 / 131）×（1.308×10-6 - 2.706×10-6）= 2.60×10-6
Cs-137 の放出量（Bq） = f_Cs × Bq_Cs-137 × （1/DF）= 2.60×10-6× 5.2×1017 × （1/1,000）= 約 1.4×10-3 TBq（7 日間）
ドライウェルのラインを経由し，格納容器圧力逃がし装置を用いた場合の7日間のCs-137の放出量は（1），（5）式より以下のとおりとなる。
f_Cs = f_CsOH + （M_I / M_Cs） × （W_Cs / W_I） × （f_CsI - f_CsOH）
f_Cs = 3.908×10-3+ （29.1 / 382.9）×（133 / 131）×（2.503×10-3 - 3.908×10-3）= 3.80×10-3
Cs-137 の放出量（Bq） = f_Cs × Bq_Cs-137 × （1/DF）= 3.80×10-3× 5.2×1017 × （1/1,000）= 約2.0TBq（7日間）
同様に，30 日間及び 100 日間の Cs-137 の放出量は（1），（5）式より以下のとおりとな
る。
サプレッション・チェンバのラインを経由し，格納容器圧力逃がし装置を用いた場合
Cs-137 の放出量（Bq）= 約4.0×10-3TBq（30日間）
Cs-137 の放出量（Bq）= 約8.5×10-3TBq（100日間）
ドライウェルのラインを経由し，格納容器圧力逃がし装置を用いた場合
Cs-137 の放出量（Bq）= 約3.1TBq（30日間）
Cs-137 の放出量（Bq）= 約3.2TBq（100日間）

添 3.1.3.3-2

表 1 Cs-137 の炉内内蔵量の評価の前提条件
項目

値

設定根拠

1 サイクル：10,000h（416 日）

運転時間（h）

2 サイクル：20,000h

1 サイクル 13 ヶ月（395 日）3 サイクル：30,000hを考慮して，燃料の最高取

4 サイクル：40,000h

出燃焼度に余裕を持たせ5 サイクル：50,000h

長めに設定（平均燃焼度：約30GWd/t）

取替炉心の燃料装荷割合

1 サイクル：0.229 （200 体）

取替え炉心の燃料装荷割

2 サイクル：0.229 （200 体）合に基づく

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

炉心内蔵量を計算し，熱出

5 サイクル：0.084 （72 体）

力 3,926MW で規格化する。
）

添 3.1.3.3-3

添付資料 3.1.3.3（別紙）
大破断 LOCA 時における放射性物質の原子炉格納容器内への放出割合について
大破断 LOCA 時における環境中へのセシウムの放出量の評価では，原子炉格納容器内へのセシウムの放出割合として MAAP 解析結果を適用している。
原子炉格納容器内への放射性物質の放出割合は米国の代表的なソースタームである
NUREG-1465※1 においても整理されており，NUREG-1465 で整理された値を使用することでも環境中へのセシウムの放出量を評価することができると考えられる。
以下では，原子炉格納容器内へのセシウムの放出割合について MAAP 解析結果と NUREG1465 を比較し，MAAP 解析結果の適用性を検討した。
※1

NUREG-1465 では，NUREG-1150（米国の代表プラントの PRA）で検討された全ての事故
シーケンスについてレビューを行い，更にいくつかのシーケンスに対するソースター
ムコードパッケージ（STCP）や MELCOR コードによる追加解析が行われて，ソースター
ムが検討されている（表 1 参照）。検討された事故シーケンスは，本評価で対象としている「大破断 LOCA＋ECCS 注水機能喪失＋全交流動力電源喪失」シナリオと同様，炉心が溶融し原子炉圧力容器が低圧で破損する事故シーケンスである。
また，NUREG-1465 では，当該文書中に示された原子炉格納容器への放出割合は，保守的に選ばれた損傷燃料からの放射性物質の初期放出を除いて，低圧での炉心溶融事
故に関する保守的又は限界的な値を意図しているものではなく，代表的又は典型的な値を意図しているものとしている。
表 1 NUREG-1465 で検討された事故シーケンス（BWR）

添 3.1.3.3-4

(1)NUREG-1465 との比較
放射性物質の原子炉格納容器内への放出割合について，NUREG-1465 に示された値（BWR プ
ラント，Gap Release と Early In-Vessel の和）と，「大破断 LOCA＋ECCS 注水機能喪失＋全交流動力電源喪失」シナリオの MAAP 解析結果※2 を図 1 に示す。
※2 放射性物質の原子炉格納容器内への放出割合は，代替循環冷却系を用いて事象収束に成功する場合と格納容器ベントを実施する場合とでほとんど同じ MAAP 解析結果となる。
図 1 では，代替循環冷却系を用いて事象収束に成功する場合の MAAP 解析結果を代表として示した。
図 1 より，セシウム及びよう素の原子炉格納容器内への放出割合については，MAAP 解析と
NUREG-1465 ともに数割程度となっており，MAAP 解析結果の方が大きくなっている。また，
希ガスについては両者に差はあまりなく，NUREG-1465 では全量，MAAP 解析結果においてもほぼ全量となっている。
仮にセシウムの原子炉格納容器内への放出割合として NUREG-1465 の値を参照した場合，セシウムの放出量として代表的又は典型的な値が評価されると考えられるが，本評価では，評価対象とする事故シナリオ「大破断 LOCA＋ECCS 注水機能喪失＋全交流動力電源喪失」シ
ナリオの MAAP 解析結果が得られており，また，その値が NUREG-1465 と比べて大きいことから，MAAP 解析結果を参照することは適切であると考えられる。

1
NUREG-1465

0.9
原
子
炉
格
納
容
器
へ
の
放
出
割
合
（－）

MAAP解析（大破断LOCA）

0.8
0.7
0.6
0.5
0.4
0.3
0.2
0.1
0
希ガス

I

Cs

図 1 原子炉格納容器内への放出割合の比較（MAAP 解析結果は
代替循環冷却系を用いて事象収束に成功する場合のものを参照）

添 3.1.3.3-5

添付資料 3.1.3.4
原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えい量について
格納容器破損モードの重大事故等対策の有効性評価では，厳しい事象を想定した場合でも，原子炉格納容器が破損することなく安定状態に至る結果が得られている。この評価結果に照らして原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えい量を考える。
格納容器破損防止対策の有効性評価では，通常運転時に用いている原子炉区域・タービン
区域換気空調系が全交流動力電源喪失により停止し，交流電源が回復した後に非常用ガス処理系が起動する状況を想定している。ここで，原子炉区域・タービン区域換気空調系の停止から非常用ガス処理系が起動するまでの時間遅れを考慮し，非常用ガス処理系によって原子炉建屋の設計負圧が達成されるまで事象発生から 40 分かかると想定している。
格納容器破損モードの重大事故等対策の有効性評価では原子炉格納容器は健全であると評価していることから，原子炉格納容器から漏えいした水蒸気は原子炉建屋内で凝縮され原子炉建屋空間部が加圧されることはないと考えられる。また，原子炉建屋内の換気空調系は停止しているため，原子炉建屋内空間部と外気との圧力差が生じにくく，原子炉建屋内外
での空気のやりとりはほとんどないものと考えられる。さらに，原子炉格納容器内から原子炉建屋に漏えいした粒子状放射性物質は，原子炉建屋内での重力沈降や水蒸気の凝縮に伴い，原子炉建屋内に沈着するものと考えられる。
これらのことから，原子炉格納容器の健全性が維持されており，原子炉区域・タービン区
域換気空調系が停止している場合は，原子炉格納容器から原子炉建屋内に漏えいした放射性物質は，原子炉建屋内で時間減衰し，また，原子炉建屋内で除去されるため，大気中へはほとんど放出されないものと考えられる。
本評価では，上述の状況に係わらず，非常用ガス処理系が起動し，原子炉建屋の設計負圧が達成されるまでの間，原子炉格納容器から原子炉建屋に漏えいした放射性物質は保守的に全量原子炉建屋から大気中へ漏えいすることを想定した場合の放出量を示す。
１．評価条件(1) 格納容器破損モードの評価事故シーケンスである「大破断 LOCA＋ECCS 注水機能喪失＋
全交流動力電源喪失」に対し，格納容器ベントによって原子炉格納容器除熱を実施する
場合について評価する。
(2) 原子炉格納容器からの漏えい量は，MAAP 解析上で原子炉格納容器内圧力に応じて漏えい率が変化するものとし，開口面積は以下のとおり設定する。
（添付資料 3.1.2.6 参照）
・1Pd 以下 ：0.9Pd で 0.4%/日 相当
・1～2Pd ：2.0Pd で 1.3%/日 相当
なお，エアロゾル粒子は原子炉格納容器外に放出される前に貫通部内で捕集されることが実験的に確認されていることから，原子炉格納容器の漏えい孔におけるエアロゾルの捕集の効果に期待できるが，本評価では保守的に考慮しないこととする。
(3) 原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えいについては，非常用ガス処理系により負圧が達成される事象発生 40 分後までは原子炉建屋内の放射性物質の保持機能に期待し添 3.1.3.4-1

ないこととし（換気率無限），非常用ガス処理系により設計負圧を達成した後は設計換
気率 0.5 回/日相当を考慮する。
(4) 非常用ガス処理系はフィルタを通して原子炉区域内の空気を外気に放出するためフィルタの放射性物質の除去性能に期待できるが，本評価では保守的に期待しないこととする（DF=1）。
(5) 原子炉建屋内での放射能量の時間減衰は考慮せず，また，原子炉建屋内での粒子状物質の除去効果は保守的に考慮しない。
２．評価結果
原子炉建屋から大気中へ漏えいする Cs-137 の評価結果を表１に示す。
原子炉建屋から大気中へ漏えいする Cs-137 は 7 日間で約 14TBq であり，格納容器圧力逃がし装置によって大気中へ放出される Cs-137 の 7 日間の最大約 2TBq（ドライウェルのライン経由）とあわせても約 16TBq と基準の 100TBq を下回っている。
なお，事象発生７日間以降の影響を確認するため，事象発生後 30 日間，100 日間における大気への Cs-137 の放出量を確認している。原子炉建屋から大気中への Cs-137 の漏えい
量に格納容器圧力逃がし装置（ドライウェルのライン経由）から大気中へ放出する Cs-137の放出量を加えた場合でも，約 18TBq（30 日間）及び約 18TBq（100 日間）であり，放出量
も 100TBq を下回る。
表１ 原子炉建屋から大気中への放射性物質(Cs-137)の漏えい量（単位：TBq）
漏えい量（7 日間） 漏えい量（30 日間） 漏えい量（100 日間）
大破断 LOCA(代替循環冷却系を使用しない場合)

約 14

約 15

添 3.1.3.4-2

約 15添付資料 3.1.3.5
安定状態について（代替循環冷却系を使用しない場合）
雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）時において代替循環冷却系を使用しない場合における安定状態については以下のとおり。
原子炉安定停止状態：事象発生後，重大事故等対処設備を用いた損傷炉心冷却により，損傷炉
心の冠水が維持でき，また，冷却のための設備がその後も機能維持できると判断され，かつ，必要な要員の不足や資源の枯渇等のあらかじめ想
定される事象悪化のおそれがない場合，安定停止状態が確立されたものとする。
原子炉格納容器安定状態：損傷炉心を冠水させた後に，重大事故等対処設備を用いた原子炉格
納容器除熱機能（格納容器圧力逃がし装置又は代替循環冷却系）により，格納容器圧力及び温度が安定又は低下傾向に転じ，また，除熱のための設備がその後も機能維持できると判断され，かつ，必要な要員の不足や資源の枯渇等のあらかじめ想定される事象悪化のおそれがない場合，安定状態が確立されたものとする。
【安定状態の確立について】
原子炉安定停止状態の確立について
低圧代替注水系（常設）による注水継続により損傷炉心が冠水し，損傷炉心の冷却が維持され，原子炉安定停止状態が確立される。
原子炉格納容器安定状態の確立について
炉心冷却を継続し，格納容器圧力 0.62MPa[gage]到達までに格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱を開始することで，格納容器圧力及び温度は安定又は低下傾向になり，格納容器温度は 150℃を下回り，原子炉格納容器安定状態が確立される。
また，重大事故等対策時に必要な要員は確保可能であり，また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
【安定状態の維持について】
上記の格納容器破損防止対策により安定状態を維持できる。
代替循環冷却系又は残留熱除去系機能を復旧して除熱を行い，原子炉格納容器を隔離することによって，安定状態の更なる除熱機能の確保及び維持が可能となる。安定状態の維持に関する
具体的な要件は以下のとおり。
① 原子炉格納容器除熱機能として代替循環冷却系又は残留熱除去系の復旧による冷却への移行② 原子炉格納容器内の水素・酸素濃度の制御を目的とした可燃性ガス濃度制御系の復旧及び原子炉格納容器内への窒素ガス封入（パージ）③ 上記の安全機能の維持に必要な電源（外部電源），冷却水系等の復旧④ 長期的に維持される原子炉格納容器の状態（温度・圧力）に対し，適切な地震力に対する原
子炉格納容器の頑健性の確保（添付資料 2.1.1 別紙 1 参照）

添 3.1.3.5-1

添付資料 3.1.3.6
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損（代替循環冷却系を使用しない場合）））
表 1 解析コードにおける重要現象の不確かさが運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損（代替循環冷却系を使用しない場合）））（1/2）
【MAAP】
分類

重要現象
崩壊熱

解析モデル

燃料被覆管酸化

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

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

炉心モデル（炉心熱水力モデル）
溶融炉心の挙動モデル（炉心ヒートアップ）

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

炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現性及び CORA 実験についての再現性を確認している。炉心ヒートアップの感度解析（ジルコニウム－水反応速度の係数についての感度解析）では，炉心溶融時間に与える影響は小さいことを確認している。原子炉注水操作については，非常用炉心冷却系による原子炉への注水機能が喪失したと判断した場合，速やかに低圧代替注水系（常設）による原子炉注水（電源の確保含む）を行う手順となっており，燃料被覆管温度等を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。また，格納容器スプレイ操作については，炉心ヒートアップの感度解析では，格納容器圧力及び温度への影響は小さいことを確認していることから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現性及びCORA 実験についての再現性を確認している。炉心ヒートアップの感度解析（ジルコニウム－水反応速度の係数についての感度解析）では，格納容器圧力及び温度への影響は小さいことを確認していることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

炉心モデル（炉心水位計算モデル）

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

原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コード SAFER の評価
結果との比較により水位低下幅は解析コード MAAP の評価結果の方が保守的であり，注水操
作による有効燃料棒頂部までの水位回復時刻は解析コード SAFER の評価結果との差異は小さいことを確認している。原子炉注水操作については，非常用炉心冷却系による原子炉への注水機能が喪失したと判断した場合，速やかに低圧代替注水系（常設）による原子炉注水（電源の確保含む）を行う手順となっており，原子炉水位を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コード SAFER の評価結果との比較により水位低下幅は解析コード
MAAP の評価結果の方が保守的であり，注水操作による有効燃料棒頂部までの水位回復時刻は解析コード SAFER の評価結果との差異は小さいことを確認していることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

安全系モデル（非常用炉心冷却系）
安全系モデル（代替注水設備）

入力値に含まれる。

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

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

沸騰・ボイド率変化

気液分離（水位変化）・対向流

ECCS 注水（給水系・代替注水設備含む）

評価項目となるパラメータに与える影響

入力値に含まれる。

燃料被覆管変
形

原
子
炉
圧
力
容
器

運転員等操作時間に与える影響

炉心モデル（原
子炉出力及び崩壊熱）

燃料棒内温度変化

燃料棒表面熱
伝達不確かさ

添 3.1.3.6-1

表 1 解析コードにおける重要現象の不確かさが運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損（代替循環冷却系を使用しない場合）））（2/2）
【MAAP】
分類

重要現象

運転員等操作時間に与える影響

評価項目となるパラメータに与える影響

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

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

スプレイ冷却

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

格納容器ベント

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

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

格納容器各領域間の流動構造材との熱伝達及び内部
熱伝導

原
子
炉
格
納
容
器

気液界面の熱伝達解析モデル

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

溶融炉心の挙動モデル(リロケーション)

・TMI 事故解析における炉心領域での溶融進展状態について，TMI 事故分析結果と一致することを確認した。
・リロケーションの進展が早まることを想定
し，炉心ノード崩壊のパラメータを低下させた感度解析により影響を確認した。
・TQUV，大破断 LOCA シーケンスともに，炉心溶
融時刻，原子炉圧力容器破損時刻への影響が小さいことを確認した。

溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性を確認している。本評価事
故シーケンスでは，炉心の損傷状態を起点に操作開始する運転員等操作はない
ことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性を確認している。
また，炉心ノード崩壊のパラメータを低下させた感度解析により炉
心溶融時間に与える影響は小さいことを確認しており，事象進展はほぼ変わらないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

核分裂生成物（FP）挙動モデル

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

核分裂生成物（FP）挙動モデルは PHEBUS-FP 実験解析により原子炉圧力容器内
への FP 放出の開始時間を適切に再現できることを確認している。PHEBUS-FP 実
験解析では，燃料被覆管破裂後の FP 放出について実験結果より急激な放出を示す結果が確認されたが，小規模体系の模擬性が原因と推測され，実機の大規模な体系においてこの種の不確かさは小さくなると推定される。本評価事故シーケンスでは，炉心損傷後の原子炉圧力容器内 FP 放出を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

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

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

核分裂生成物（FP）挙動モデルは ABCOVE 実験解析により原子炉格納容器内のエアロゾル沈着挙動を適正に評価できることを確認している。したがって，大気中への Cs-137 の総放出量の観点で評価項目となるパラメータに与える影響はない。なお，本評価事故シーケンスにおける格納容器圧力逃がし装置による大気中への Cs-137 の総放
出量は，評価項目（100TBq を下回っていること）に対して，サプレッション・チェンバのベントラインを経由した場合は約 1.4×10-3TBq（7 日間），ドライウェルのベントラインを経由した場合は約 2.0TBq（7 日間）であり，評価項目に対して余裕がある。

リロケーショ
ン

（原
炉子
心炉
損圧
傷力
後容
）器

構造材との熱伝達

原子炉圧力容器内 FP 挙動

（原
炉子
心炉
損格
傷納
後容
）器

原子炉格納容器内 FP 挙動

不確かさ

核分裂生成物（FP）挙動モデル

添 3.1.3.6-2

表2

初
期
条
件

解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損（代替循環冷却系を使用しない場合）））（1/3）
解析条件（初期条件，事故条件及び機器条件）の不確かさ
項目
条件設定の考え方
運転員等操作時間に与える影響
評価項目となるパラメータに与える影響
解析条件
最確条件
定格原子炉熱出力として設定最確条件とした場合は，原子炉停止後の崩壊熱が緩和される。最 最確条件とした場合は，原子炉停止後の崩壊熱が緩和される。最確3,925MWt 以下
原子炉熱出力3,926MWt
原子炉熱出力のゆらぎを考慮し 確条件とした場合の運転員等操作時間への影響は，原子炉停止後 条件とした場合の評価項目となるパラメータに与える影響は，原子（実績値）
た最確条件を包絡できる条件の崩壊熱にて説明する。
炉停止後の崩壊熱にて説明する。
最確条件とした場合は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与 最確条件とした場合は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え
約 7.05MPa[gage]
え得るが，大破断 LOCA に伴い原子炉は急速に減圧されるため事 得るが，大破断 LOCA に伴い原子炉は急速に減圧されるため事象進
原子炉圧力7.07MPa[gage]～約 7.12MPa[gage]
定格原子炉圧力として設定
象進展に与える影響はないことから，運転員等操作時間に与える 展に与える影響はないことから，評価項目となるパラメータに与え（実測値）影響はない。
る影響はない。
最確条件とした場合は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与 最確条件とした場合は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与ええ得るが，ゆらぎの幅は事象発生後の水位低下量に対して非常に 得るが，ゆらぎの幅は事象発生後の水位低下量に対して非常に小さ
通常運転水位通常運転水位小さい。例えば，原子炉スクラム 10 分後までの崩壊熱による原 い。例えば，原子炉スクラム 10 分後までの崩壊熱による原子炉水（セパレータスカート下端 通常運転時の原子炉水位として
原子炉水位（セパレータスカート下
子炉水位の低下量は，高圧が維持された状態でも通常運転水位約 位の低下量は，高圧が維持された状態でも通常運転水位約－4m でから約+116cm～約+119cm） 設定
端から+119cm）－4m であるのに対してゆらぎによる水位低下量は約－30mm であ あるのに対してゆらぎによる水位低下量は約－30mm であり非常に（実測値）
り非常に小さい。したがって，事象進展に与える影響は小さいこ 小さい。したがって，事象進展に与える影響は小さいことから，評とから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
価項目となるパラメータに与える影響は小さい 。
炉心の反応度補償のため初期値は変化するが，事象発生後早期に原炉心の反応度補償のため初期値は変化するが，事象発生後早期に52,200t/h
定格流量の約 91%～約 110%
子炉はスクラムするため，初期炉心流量が事象進展に与える影響は
炉心流量
定格流量として設定
原子炉はスクラムするため，初期炉心流量が事象進展に与える影（定格流量（100%））（実測値）
小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さ
響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
い。
9×9 燃料（A 型）と 9×9 燃料（B
最確条件とした場合は，9×9 燃料の A 型又は B 型の炉心となる 最確条件とした場合は，9×9 燃料の A 型又は B 型の炉心となるか，型）は，熱水的な特性はほぼ同等
か，それらの混在炉心となるが，いずれの型式も燃料の熱水力特 それらの混在炉心となるが，いずれの型式も燃料の熱水力特性はほ燃料
9×9 燃料（A 型）
装荷炉心ごとであり，燃料棒最大線出力密度の性はほぼ同等であり，事象進展に与える影響は小さいことから， ぼ同等であり，事象進展に与える影響は小さいことから，評価項目
保守性に包絡されることから，代運転員等操作時間に与える影響は小さい。
となるパラメータに与える影響は小さい。
表的に 9×9 燃料（A 型）を設定
最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱よりも小最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱よりも小ささくなるため，発生する蒸気量は少なくなり，それに伴う原子炉サイクル末期の燃焼度のばらつ
くなるため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉水位の低下は緩ANSI/ANS-5.1-1979
冷却材の放出も少なくなることから，格納容器圧力及び温度の上
原 子 炉 停 止 後 ANSI/ANS-5.1-1979
きを考慮し，10％の保守性を考慮
和され，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなることから，格平均的燃焼度約 30GWd/t
昇が遅くなるが，操作手順(原子炉水位が破断口高さまで水位回の崩壊熱
燃焼度 33GWd/t
して設定
納容器圧力及び温度の上昇が遅くなるが，格納容器圧力及び温度の（実績値）
復後に原子炉注水から格納容器スプレイへ切り替えること及び最確条件を包絡できる条件
上昇は格納容器スプレイ及び格納容器ベントにより抑制されるこ
格納容器圧力に応じて格納容器ベントを実施すること)に変わりとから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
格納容器容積ドライウェル内体積の設計値（全7,350m3
解析条件と最確条件は同様であり，事象進展に与える影響はない 解析条件と最確条件は同様であり，事象進展に与える影響はないこ（ ド ラ イ ウ ェ 7,350m3
体積から内部機器及び構造物の（設計値）ことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
とから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
ル）
体積を除いた値）
最確条件とした場合は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与 最確条件とした場合は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与ええ得るが，ゆらぎによる格納容器容積（ウェットウェル）の液相 得るが，ゆらぎによる格納容器容積（ウェットウェル）の液相部（空空間部：
部（空間部）の変化分は通常時に対して非常に小さい。例えば， 間部）の変化分は通常時に対して非常に小さい。例えば，通常時の3
3
格納容器容積約 5,980m ～約 5,945m
ウェットウェル内体積の設計値
空間部：5,960m3
通常時の液相部の熱容量は約 3,600m3 相当分であるのに対して， 液相部の熱容量は約 3,600m3 相当分であるのに対して，ゆらぎによ（ウェットウ
液相部：（内部機器及び構造物の体積を3
液相部：3,580m
ゆらぎによる容積減少分の熱容量は約 20m3 相当分であり，その る容積減少分の熱容量は約 20m3 相当分であり，その減少割合は通ェル）
約 3,560m3～約 3,595m3
除いた値）
減少割合は通常時の約 0.6%程度と非常に小さい。したがって，事 常時の約 0.6%程度と非常に小さい。したがって，事象進展に与え（実測値）
象進展に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与え る影響は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響
る影響は小さい。
は小さい。
最確条件とした場合は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与 最確条件とした場合は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与ええ得るが，ゆらぎによるサプレッション・チェンバ・プール水位 得るが，ゆらぎによるサプレッション・チェンバ・プール水位低下
低下分の熱容量は通常水位時に対して非常に小さい。例えば，通 分の熱容量は通常水位時に対して非常に小さい。例えば，通常水位
サプレッショ
約 7.01m～約 7.08m
通常運転時のサプレッション・チ 常水位時（7.05m）の熱容量は約 3,600m3 相当分であるのに対し 時（7.05m）の熱容量は約 3,600m3 相当分であるのに対して，ゆらン・チェンバ・ 7.05m（通常運転水位）（実測値）
ェンバ・プール水位として設定て，ゆらぎによる水位低下分（通常水位-0.04m 分）の熱容量は約 ぎによる水位低下分（通常水位-0.04m 分）の熱容量は約 20m3 相当
プール水位
20m3 相当分であり，その低下割合は通常水位時の約 0.6%程度と 分であり，その低下割合は通常水位時の約 0.6%程度と非常に小さ
非常に小さい。したがって，事象進展に与える影響は小さいこと い。したがって，事象進展に与える影響は小さいことから，評価項から，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
目となるパラメータに与える影響は小さい。
通常運転時のサプレッション・チ 最確条件とした場合は，解析条件で設定している水温よりも若干 最確条件とした場合は，解析条件で設定している水温よりも若干低
サプレッショ
約 30℃～約 35℃
ェンバ・プール水温の上限値とし 低くなるため，格納容器圧力上昇が遅くなり，格納容器スプレイ くなるため，格納容器の熱容量は若干大きくなり格納容器ベントにン・チェンバ・ 35℃
（実測値）
て設定
及び格納容器ベント操作の開始が遅くなるが，その影響は小さい 至るまでの時間が長くなるが，その影響は小さいことから，評価項
プール水温
最確条件を包絡できる条件
ことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
目となるパラメータに与える影響は小さい。

添 3.1.3.6-3

表2

項目

解析条件（初期条件，事故条件及び機器条件）の
不確かさ
解析条件
最確条件

条件設定の考え方

運転員等操作時間に与える影響

評価項目となるパラメータに与える影響

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

5.2kPa[gage]

約 3kPa[gage]～約 7kPa[gage]（実測値）

通常運転時の格納容器圧力として設定最確条件とした場合は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，ゆらぎによる格納容器圧力の上昇量が格
納容器ベント時間に与える影響は小さい。例えば，事象発生から格納容器圧力が初期ピーク値に達するまでの圧力上昇率（平均）は 1 時間あたり約 50kPa（約 10.3 時間で約0.56MPa）であるのに対して，ゆらぎによる圧力上昇量は約2kPa であり非常に小さい。したがって，事象進展に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

格納容器温度57℃

約 43℃～約 62℃（実測値）

通常運転時の格納容器温度
として設定最確条件とした場合は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，格納容器温度は格納容器スプレイにより飽和温度となり，初期温度が事象進展に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

最確条件とした場合は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，格納容器温度は格納容器スプレイにより飽和温度となり，初期温度が事象進展に与える影響は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

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

3.43kPa（ドライウェル－サプレッ
ション・チェンバ間差圧）（設計値）

真空破壊装置の設定値

解析条件と最確条件は同様であり，事象進展に与える影響はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

解析条件と最確条件は同様であり，事象進展に与える影響はないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

約 35℃～約 50℃（実測値）

復水移送ポンプ吐出温度を参考に設定
最確条件を包絡できる条件

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

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

21,400m3 以上（淡水貯水池水量+復水貯
蔵槽水量）淡水貯水池及び通常運転中の復水貯蔵槽の水量を参考に設定

最確条件とした場合には，解析条件よりも水源容量の余裕は大きくなる。また，事象発生 12 時間後からの可搬型代替
注水ポンプ（A-2 級）による補給により復水貯蔵槽は枯渇しないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

－

2,140kL 以上（軽油タンク容量+ガスタ
ービン発電機用燃料タンク容量）

通常時の軽油タンク及びガ
スタービン発電機用燃料タンクの運用値を参考に設定最確条件とした場合には，解析条件よりも燃料容量の余裕は大きくなる。また，事象発生直後から最大負荷運転を想定しても燃料は枯渇しないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

－

格納容器圧力初期
条件

解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損（代替循環冷却系を使用しない場合）
））
（2/3）

外部水源の温度

外部水源の容量

燃料の容量

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

約 21,400m

約 2,140kL

3

添 3.1.3.6-4

表2
項目

起因事象

事
故
条
件

機
器
条
件

安全機能の喪失に対する仮定

解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損（代替循環冷却系を使用しない場合）））（3/3）
解析条件（初期条件，事故条件及び機器条件）の
不確かさ
解析条件
最確条件
大破断 LOCA（残留熱除去系の吸込配
管の破断）

全交流動力電源喪失
非常用炉心冷却系機能喪失条件設定の考え方

運転員等操作時間に与える影響

評価項目となるパラメータに与える影響－

原子炉圧力容器内の保有水量が厳しい箇所として設定

Excessive LOCA を考慮した場合，原子炉冷却材の流出量が増加することにより炉心損傷開始等が早くなるが，操作手
順（速やかに注水手段を準備すること）に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
（添付資料 3.1.2.8）

Excessive LOCA を考慮した場合，原子炉冷却材の流出量が増加することにより炉心損傷開始等が早くなるが，原子炉格納容器へ放出されるエネルギ
は 大 破 断 LOCA の 場 合 と 同 程 度 で あ り ， 原 子 炉 格 納 容 器 圧 力 は0.62MPa[gage]を下回っていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
（添付資料 3.1.2.8）－

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

解析条件と最確条件は同様であり，事象進展に与える影響はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

解析条件と最確条件は同様であり，事象進展に与える影響はないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

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

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

解析条件と最確条件は同様であり，事象進展に与える影響はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

解析条件と最確条件は同様であり，事象進展に与える影響はないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

解析条件と最確条件は同様であり，事象進展に与える影響はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

解析条件と最確条件は同様であり，事象進展に与える影響はないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

外部電源

外部電源なし－水素ガスの発生

ジルコニウム－水反応を考慮

ジルコニウム－水反応を考慮

原子炉スクラム信号

事象発生と同時に原子炉スクラム

事象発生と同時に原子炉
スクラム

低圧代替注水系（常設）

最大 300m3/h で注水，その後は炉心を冠水維持可能な注水量に制御

最大 300m3/h で注水，その後は炉心を冠水維持可能な注水量に制御

代替格納容器
スプレイ冷却
系（常設）140m3/h にて原子炉格納容器内へスプレイ

140m3/h 以上で原子炉格
納容器内へスプレイ

格納容器圧力逃がし装置

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

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

過圧及び過温への対策の有効性を総合的に判断する観点から，プラント損傷状態である
LOCA に全交流動力電源喪失を重畳することから，外部電源が喪失するものとして設定
水の放射線分解等による水素ガス発生については，格納容器
圧力及び温度に与える影響が軽微であることから考慮していない事象発生と同時に原子炉スク
ラムするものとして設定

実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復は早くなる。冠水後の操作と設計値に注入配管の流路圧損
して冠水維持可能な注水量に制御するが，注水後の流量調を考慮した値として設定
整操作であることから,運転員等操作時間に与える影響はない。
スプレイ流量は運転員による調整が行われ，その増減によ
格納容器温度及び圧力抑制にり圧力及び温度上昇の抑制効果に影響を受けるが，操作手必要なスプレイ流量を考慮し，順に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影設定
響はない。
格納容器圧力逃がし装置の設計値を考慮して，格納容器圧力及び温度を低下させる排出流量を確保可能な弁開度として設定

実際の流量が解析より多い場合，格納容器圧力及び温度上昇の抑制効果は大きくなるが，操作手順に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

添 3.1.3.6-5

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

実際の流量が解析より多い場合，格納容器圧力及び温度上昇の抑制効果は大きくなるが，格納容器圧力の最大値は格納容器ベント時のピーク圧力であり，ベント後の格納容器圧力挙動への影響はほとんどないことから，評価項目となるパラメータに対して与える影響はない。

表 3 運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））（代替循環冷却系を使用しない場合）
（1/4）

項目

操
作
条
件

常設代替
交流電源
設備から
の受電及
び低圧代
替注水系
（常設）
による原
子炉注水

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

事象発生
70 分後

全交流動力
電源喪失時
の訓練実績
を踏まえて
設定

運転員等操作時間に与える影響

操作の不確かさ要因【認知】中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機による非常用高圧母線の電源回復ができない場合，早期の電源回復不可と判断し，これにより常設代替交流電源設備及び低圧代替注水系（常設）の準備を開始する手順としている。この認知に係る時間として 10 分間を想定しているため，認知遅れ等により操作開始時間に与える影響はなし。
【要員配置】
常設代替交流電源
常設代替交流電源設備からの受電操作のために，中央制御室にて常設代替交流電源設備の起動操作及び受電準備を行う運 設備からの受電操転員と，現場にて常設代替交流電源設備からの受電準備及び受電操作を行う運転員(現場)が配置されている。常設代替交 作について，実態の流電源設備の起動操作及び受電準備を行っている期間，他の操作を担っていない。このため，要員配置が操作開始時間に 運転操作時間に基与える影響はなし。また，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作については，中央制御室での操作のみであり， づき解析上の想定
運転員は中央制御室に常駐していることから，操作開始時間に与える影響はなし。
時間を設定してい【移動】
ることから，運転員
常設代替交流電源設備からの受電準備を行う運転員(現場)は，中央制御室から操作現場である原子炉建屋地下 1 階及びコ 等操作時間に与えントロール建屋地下 1 階までそれぞれ 5 分間程度で移動可能であるため，移動が操作開始時間に与える影響はない。ま る影響はない。
た，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作については中央制御室内での操作のみであり，操作開始時間に与える なお，有効性評価で影響はなし。
は 2 系列の非常用【操作所要時間】高圧母線の電源回
常設代替交流電源設備の起動操作等を行う運転員，常設代替交流電源設備からの受電準備を行う運転員及び運転員(現 復を想定している場)，非常用高圧母線の受電操作を行う運転員(現場)の操作内容及び操作所要時間は以下のとおり。これらの作業は並行 が，低圧代替注水系
して行うため，操作所要時間は最長で 50 分間となる。
(常設)は非常用高［起動操作等を行う運転員：操作所要時間；合計 15 分間］
圧母線 D 系の電源
 中央制御室における常設代替交流電源設備の起動前準備及び起動操作の所要時間に 10 分間を想定
回復後に実施可能
 常設代替交流電源設備側の遮断器操作の所要時間に 5 分間を想定
であり，この場合も［非常用高圧母線 D 系の受電準備を行う運転員(現場)：操作所要時間；合計 15 分間］
原子炉注水の開始
 常設代替交流電源設備からの受電前準備として，負荷抑制のための切り離し操作を行う。操作の所要時間は 15 分間 時間が早くなる可を想定能性があることか［非常用高圧母線 D 系の受電準備を行う運転員（中央制御室）：操作所要時間；合計 15 分間］
ら，運転員等操作時
 常設代替交流電源設備からの受電前準備として，負荷抑制のための切り離し及び操作スイッチの切保持等の所要時 間に対する余裕は間に 15 分間を想定
大きくなる。
［非常用高圧母線 D 系の受電操作を行う運転員(現場)：操作所要時間；合計 5 分間］
低圧代替注水系（常 常設代替交流電源設備の起動及び緊急用交流高圧母線の遮断器の投入後の非常用高圧母線の受電操作の所要時間に 設）による原子炉注
5 分間を想定
水操作については，［非常用高圧母線 C 系の受電準備を行う運転員(現場)：操作所要時間；合計 25 分間］
復水移送ポンプの 常設代替交流電源設備からの受電前準備として，負荷抑制のための切り離し操作を行う。操作の所要時間は 25 分間 起動操作が常設代を想定
替交流電源設備か［非常用高圧母線 C 系の受電準備を行う運転員（中央制御室）：操作所要時間；合計 10 分間］
らの受電操作の影
 常設代替交流電源設備からの受電前準備として，負荷抑制のための切り離し及び操作スイッチの切保持等の所要時 響を受けるが，低圧間に 10 分間を想定
代替注水系(常設)［非常用高圧母線 C 系の受電操作を行う運転員(現場)：操作所要時間；合計 5 分間］
は非常用高圧母線 D 常設代替交流電源設備の起動及び緊急用交流高圧母線の遮断器の投入後の非常用高圧母線の受電操作の所要時間に 系の電源回復後に5 分間を想定実施可能であり，こ低圧代替注水系（常設）による原子炉注水準備の操作は，復水補給水系の隔離弁（1 弁）の閉操作による系統構成，低圧 の場合も原子炉注代替注水系（常設）の追加起動であり，いずれも中央制御室における制御盤の操作スイッチによる操作のため，1 操作に 水の開始時間が早
1 分間を想定し，合計 2 分間であり，それに時間余裕を含めて操作時間 5 分を想定。
くなる可能性があ【他の並列操作有無】
ることから，運転員
常設代替交流電源設備の起動操作等を行う運転員と受電準備を行う運転員の並列操作はあるが，それを加味して操作の所 等操作時間に対す
要時間を算定しているため，操作開始時間に与える影響はない。また，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作は， る余裕は大きくな
常設代替交流電源設備からの受電操作における非常用高圧母線への受電操作と同時に実施する。
る。
【操作の確実さ】
現場操作は，操作の信頼性の向上や要員の安全のため 2 人 1 組で実施することとしており，誤操作は起こりにくく，誤操
作等により操作時間が長くなる可能性は低い。また，中央制御室内の制御盤操作は，操作スイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起こりにくく，そのため誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。

添 3.1.3.6-6

評価項目となるパラメータに与える
影響

操作時間余裕訓練実績等

常設代替交流電源設備からの受電操作は，訓練実
績等より，運転員
事 象 発 生 か ら による常設代替
90 分後（操作 交流電源設備の開始時間の 20 起動操作，並びに分程度の遅れ） 現場及び中央制
常設代替交流電源
ま で に 常 設 代 御室の運転員に設備からの受電操
替 交 流 電 源 設 よる受電前準備作について，解析上備 か ら の 受 電 及び受電操作をの原子炉注水開始
操 作 を 行 い 低 並行して実施し，時間(70 分後)は準
圧 代 替 注 水 系 約 50 分で常設代
備操作に時間余裕（常設）による 替交流電源設備を含めて設定され
原 子 炉 注 水 が からの受電が実ており，原子炉水位開始できれば， 施可能であるこの回復は早くなる損 傷 炉 心 は 炉 とを確認した。
可能性があるが，ジ
心 位 置 に 保 持 低圧代替注水系
ルコニウム－水反され，評価項目 （常設）の操作は応量により発熱量を 満 足 す る 結 訓練実績等より，が増加する等の影
果 と な る こ と 復水移送ポンプ
響があるため，格納から，時間余裕 を起動し，低圧代
容器圧力及び温度がある。なお， 替注水系（常設）の上昇に大きな差格 納 容 器 ベ ン の原子炉注水の異はない。また，原ト 時 に お け る ための系統構成
子炉注水操作は，代Cs 放出量は炉 を約 2 分で操作
替格納容器スプレ
心 損 傷 の 程 度 可能である見込
イとの切替え操作の 影 響 を 受 け みを得た。
であり，事象進展はるが，格納容器 非常用高圧母線
ほぼ変わらないこ
ベ ン ト 開 始 時 D 系の電源回復とから，評価項目と間 は ほ ぼ 同 等 後に実施するこなるパラメータにで あ る こ と か とで事象発生後与える影響はない。
ら，放出量に与 約 45 分に原子炉
え る 影 響 は 小 注水操作の開始
さい。（添付資 が実施可能なこ
料 3.1.3.7）とを確認した。
想定で意図している運転操作が実施可能なことを確認した。

操
作
条件

表 3 運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））（代替循環冷却系を使用しない場合）（2/4）
解析条件（操作条件）の不確かさ
評価項目となるパ
項目
操作の不確かさ要因
運転員等操作時間に与える影響
ラメータに与える
操作時間余裕
訓練実績等
解析上の
条件設定
影響
操作開始
の考え方
時間
解析結果は原子炉水位が破断口高さまで水位回復前に既に格納容器温度は190℃を超えており，実態の操作も原子【認知】
炉水位が破断口高さまで水位回復後に格納容器スプレイの操作実施基準（炉心冠水後かつ格納容器温度 190℃）に到達する
低圧代替注水系（常設）から代替格納容のは事象発生約 2 時間後であり，それまでに格納容器圧力の上昇を十分に認知でき器スプレイへ切り替えることとしておる時間があるため，認知遅れにより操作開始時間に与える影響はなし。
り，実態の操作開始時間は，解析上の設 代替格納容器スプ【要員配置】
訓練実績等より，
定とほぼ同等であるため，操作開始時間 レイの操作開始は
中央制御室内での操作のみであり，運転員は中央制御室に常駐していることから，事象発生から 90 分後（操作開 復水移送ポンプのに与える影響は小さいことから，運転員 原子炉水位が破断
操作開始時間に与える影響はなし。
始時間の 20 分程度遅れ）に低 起動を確認し，代等操作時間に与える影響も小さい。
口高さまで水位回
代替格納【移動】
圧代替注水系（常設）による 替格納容器スプレ
破 断 口 ま 原子炉格
当該操作は，解析コード及び解析条件 復後，格納容器温容器スプ中央制御室内での操作のみであり，操作開始時間に与える影響はなし。
原子炉注水を開始した場合 イ冷却系（常設）にで 水 位 回 納容器の（操作条件を除く）の不確かさにより操 度が 190℃に到達
レイ冷却【操作所要時間】の解析では，格納容器スプレ よる格納容器冷却
復後，格納 限 界 温 度
作開始時間は遅れる可能性があるが，中 時となり，実態の系（常設）低圧代替注水系（常設）から代替格納容器スプレイ冷却系（常設）への切替えは制御
イ開始のタイミングは約 2.3 のための系統構成
容 器 温 度 到達防止央制御室で行う操作であり，他の操作と 操作開始時間は解による格盤の操作スイッチによる操作のため，簡易な操作である。操作時間は特に設定して時間後であるため，現行の 2 に約 2 分で操作可
190℃ 到 達 を 踏 ま えの重複もないことから，他の操作に与え 析上の想定とほぼ
納容器冷いないが，格納容器の緩やかな圧力上昇に対して操作開始時間は十分に短い。
時間に対して約 20 分程度の 能である見込みを時て設定
る影響はない。
同等であることか
却操作【他の並列操作有無】
準備時間を確保できること 得た。想定で意図
また，代替格納容器スプレイへの切替え ら，評価項目とな
原子炉への注水が優先であり，原子炉水位が破断口高さ到達後に，低圧代替注水系
から，時間余裕がある。
している運転操作
後，原子炉水位が原子炉水位低（レベル るパラメータに与（常設）から代替格納容器スプレイ冷却系（常設）へ切り替えることとしており，原（添付資料 3.1.3.7）が実施可能なこと
1）まで低下した場合，低圧代替注水系 え る 影 響 は 小 さ
子炉注水の状況により，代替格納容器スプレイの操作開始時間は変動しうる。
を確認した。
(常設)へ切替えを行う。当該操作開始時 い。
【操作の確実さ】
間は，解析上の想定とほぼ同等であり，中央制御室内の制御盤の操作スイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起こりに
操作開始時間に与える影響は小さいこ
くく，そのため誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。
とから，運転員等操作時間に与える影響も小さい。また，中央制御室で行う操作であり，他の操作との重複もないことから，他の操作に与える影響はない。

添 3.1.3.6-7

項目

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

復水貯蔵槽
への補給

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

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

－

－

－

復水貯蔵槽への補給は，淡水貯水池から可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）を用いて実施する。可搬型代替注水ポンプ（A2 級）の配置，淡水貯水池から復水貯蔵
槽への補給のホース敷設等の注水準備
は，所要時間 360 分想定のところ，訓練実績等により約 345 分であり，想定で意図している作業が実施可能なことを確認した。

－

有効性評価では，復水貯蔵槽への補給用の可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）（6 号及び 7 号炉：各 4 台）及び常設
代替交流電源設備（6 号及び 7 号炉：
各 1 台）への給油を期待している。
各機器への給油準備作業について，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）への給油準備（現場移動開始からタンクロー
リー（4kL,16kL）への補給完了まで）
は，所要時間 140 分のところ訓練実績
等では約 98 分，常設代替交流電源設備
への給油準備は，所要時間 120 分のところ訓練実績等では約 111 分で実施可
能なことを確認した。
また，各機器への給油作業は，各機器の燃料が枯渇しない時間間隔（許容時間）以内で実施することとしている。
可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）への給油作業は，許容時間 180 分のところ訓練実績等では約 98 分，常設代替交流電源
設備への給油作業は，許容時間 16 時間のところ訓練実績等では約 262 分であり，許容時間内で意図している作業が実施可能であることを確認した。

操
作
条
件

各機器への
給油
（可搬型代
替注水ポン
プ（A-2 級）
及び常設代
替交流電源
設備）

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

添 3.1.3.6-8

－

－

項目

操
作
条
件

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

格納容器圧
力逃がし装
置による格
納容器除熱
操作

格納容器圧力
0.62MPa[gage]
到達前※1

格納容器限界圧力到達防止を踏まえて設定【認知】格 納 容 器 圧 力 が
炉心損傷後の格納容器ベントの操作実施基準（格納容器圧力 0.62MPa[gage]）に到達するのは， 0.62MPa[gage]に接近す
事象発生の約 38 時間後であり，それまでに格納容器圧力の上昇を十分に認知できる時間がある るのは，事象発生から約ため，認知遅れにより操作開始時間に与える影響はなし。
38 時間後である。また，【要員配置】
格納容器ベントの準備
格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントは，中央制御室における操作と現場における操 操作は格納容器圧力の作が必要であるが，現場の操作は中央制御室で行う操作とは別の運転員(現場)及び緊急時対策 上昇傾向を監視しなが要員を配置している。当該の運転員(現場)及び緊急時対策要員は，他の作業を兼任しているが， らあらかじめ操作が可
それらの作業は事象発生の約 38 時間後までに行う作業であり，格納容器ベントの操作開始時間 能であり，格納容器ベンに与える影響はなし。
ト操作の操作所要時間【移動】は時間余裕を含めて設運転員(現場)は，中央制御室から操作現場である二次格納施設外までのアクセスルートは，通 定されていることから，
常 10 分程度で移動可能であるが，それに時間余裕を加えて操作所要時間を想定している。緊急 実態の操作開始時間は実態の操作開時対策要員は，緊急時対策本部から操作現場へ徒歩にて移動することを想定している。仮に地 解析上の設定とほぼ同
始時間は解析
震等の外部事象が起因事象の場合に，アクセスルートの被害があっても可搬設備を使用しない 等であり，格納容器圧力上の設定とほため徒歩によるアクセスは可能であり，操作開始時間に与える影響はなし。
0.62MPa[gage]に至るまぼ同等である【操作所要時間】でに確実に原子炉格納ことから，評価
緊急時対策要員の格納容器ベント準備操作（格納容器圧力逃がし装置のフィルタ装置水位調整 容器除熱操作をするこ項目となるパ準備）は，現場での手動弁 4 個の操作に移動時間を含めて 60 分間を想定している。また，中央 とが可能であるため，操
ラメータに与制御室における格納容器ベント準備操作は，他系統との隔離操作及び隔離確認と 1 弁の遠隔開 作開始時間に与える影える影響は小
操作に，時間余裕を含め 60 分間の操作時間を想定している。いずれも準備操作としてあらかじ 響は小さいことから，運さい。
め行うため，操作開始時間に与える影響はなし。
転員等操作時間に与え運転員(現場)による格納容器ベント操作は，伸縮継手を用いた 1 弁の手動操作であり，移動時 る影響も小さい。
間及び時間余裕を含め 60 分間を想定している。本操作は，格納容器圧力の上昇傾向を監視した 当該操作は，解析コード
上で，格納容器圧力が 0.62MPa[gage]に到達する予定時刻の 60 分以上前から実施する。よって， 及び解析条件（操作条件
操作開始時間に与える影響はなし。
を除く）の不確かさによ【他の並列操作有無】
り操作開始時間は遅れ
格納容器ベントの操作時に，当該操作に対応する運転員，緊急時対策要員に他の並列操作はな る可能性があるが，中央
く，操作開始時間に与える影響はなし。
制御室の運転員とは別【操作の確実さ】に現場操作を行う運転中央制御室における操作は，制御盤の操作スイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起こり 員（現場）を配置しておにくく，そのため誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。また，現場操作は，操作 り，他の操作との重複もの信頼性向上や要員の安全のため 2 人 1 組で実施することとしており，誤操作は起こりにくく， ないことから，他の操作誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。
に与える影響はない。

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

訓練実績等より，中央
制 御 室 に お ける 格 納
容 器 ベ ン ト 準備 操 作
は 操 作 ス イ ッチ に よる 1 弁の操作に約 9 分の操作時間を要した。
運転員（現場）の伸縮
継 手 を 用 い た原 子 炉
格 納 容 器 二 次隔 離 弁の 手 動 操 作 は移 動 時
間を含め約 12 分の操
作 時 間 で 完 了す る 見込みを得た。格納容器
圧 力 逃 が し 装置 の フ
ィ ル タ 装 置 水位 調 整
準備は，設備設置中のため，同様の弁の手動操作時間を考慮して，移動時間を含めて 60
分 の 操 作 時 間で 完 了する見込みを得た。また，格納容器ベント操
作は，伸縮継手を用いた 原 子 炉 格 納容 器 一
次 隔 離 弁 の 手動 操 作
で あ り 移 動 時間 含 め
約 30 分の操作時間で完 了 す る 見 込み を 得た。
想 定 で 意 図 して い る
運 転 操 作 が 実施 可 能
なことを確認した。

※1 外部水源によりサプレッション・チェンバ・プール水位が上昇する事象の場合は，「真空破壊弁高さ」到達により格納容器ベント実施を判断するが，その時間は事象発生の約 32 時間後である。
解析で想定している時間よりも「約 6 時間」早まるが，サプレッション・チェンバ・プール水位の傾向は監視可能であり，準備操作の開始時間に影響を与えるものではない。

添 3.1.3.6-9

添付資料 3.1.3.7
注水操作が遅れる場合の影響について
1．はじめに
評価事故シーケンス「大破断 LOCA＋ECCS 注水機能喪失＋全交流動力電源喪失」では，大破断 LOCA 時に非常用炉心冷却系の機能及び全交流動力電源が喪失するため，原子炉水位は急速に低下する。原子炉水位低下により炉心は露出し，事象発生約 0.3 時間後に燃料被覆管の最高温度は 1,000K（約 727℃）に到達し，炉心損傷が開始する。有効性評価では，事象発生から 70 分経過した時点で，常設代替交流電源設備による電源供給を開始し，低圧代替注
水系（常設）による原子炉注水を開始することによって，原子炉圧力容器破損に至ることな
く，原子炉水位は回復し，炉心は再冠水する評価結果となっている。
本事象進展について，運転員による原子炉注水操作が有効性評価よりも遅れた場合の評
価項目への影響について評価した。
2．評価項目への影響
操作遅れを想定し，注水開始時間を有効性評価における設定よりも 20 分遅延（事象発生
90 分後に原子炉注水を開始）した場合について，原子炉圧力容器の健全性及び格納容器破損防止対策の有効性に係る感度解析を行った。
（1）原子炉圧力容器の健全性への影響
原子炉圧力容器の健全性の観点から，炉心内でのデブリの移行（リロケーション）※の発生有無を評価した。表 1 に感度解析の評価結果を示す。また，操作 20 分遅れのケースの原子炉水位及び注水流量の推移を図 1，2 に示す。
操作 20 分遅れの場合においても，損傷炉心は炉心位置に保持され，リロケーションは発生しないことから，原子炉圧力容器の健全性は確保される。
※ここで言うリロケーションとは，炉心損傷後，溶融炉心が炉心下部プレナムに移行した状態を指す。

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

添 3.1.3.7-1

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

損傷炉心の位置有効性評価のケース

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

操作 20 分遅れのケース

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

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

格納容器スプレイ開始時間の到達時間（格納容器ベント開始時間）

有効性評価のケース（事象発生 70 分後に

約 38 時間後
約 2.0 時間後

（格納容器圧力が原子炉注水開始）

0.62MPa[gage]に到達）

操作 20 分遅れのケース

約 38 時間後（事象発生 90 分後に

約 2.3 時間後

原子炉注水開始）（格納容器圧力が0.62MPa[gage]に到達）

添 3.1.3.7-2

原
子
炉
水
位
（ｍ）

事故後の時間（h）

図 1．操作 20 分遅れのケースにおける原子炉水位の推移

注
水
流
量
（t/h）

事故後の時間（h）

図 2．操作 20 分遅れのケースにおける注水流量の推移

添 3.1.3.7-3

格
納
容
器
圧
力
（MPa[gage]）

事故後の時間（h）

図 3．操作 20 分遅れのケースにおける格納容器圧力の推移

格
納
容
器
気
相
部
温
度
（℃）

事故後の時間（h）

図 4．操作 20 分遅れのケースにおける格納容器気相部温度の推移

添 3.1.3.7-4

7 日間における水源の対応について（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損） ：代替循環冷却系を使用しない場合）○水源
復水貯蔵槽水量：約 1,700m3
淡水貯水池：約 18,000m3○水使用パターン
事象発生 70 分後から低圧代替注水系（常設）により注水する。
冠水後は，破断口～原子炉水位低（レベル 1）の範囲で注水す

水量[m3]①低圧代替注水系（常設）による原子炉注水る（約 90m3/h）。
②代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器スプレイ

添 3.1.3.8-1

原子炉水位が破断口～原子炉水位低（レベル 1）の範囲で，格納容器スプレイを実施（140m3/h）。
③淡水貯水池から復水貯蔵槽への移送
事象発生 12 時間後から可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）4 台を用いて 130m3/h で淡水貯水池の水を復水貯蔵槽へ給水する。
○時間評価（右上図）
事象発生 12 時間までは復水貯蔵槽を水源として原子炉注水及び格納容器スプレイを実施するため，復水貯蔵槽水量は減少する。事象発
生 12 時間後から復水貯蔵槽への補給を開始するため，水量の減少割合は低下する。格納容器スプレイ停止後に格納容器ベントを実施し，○水源評価結果
時間評価の結果から復水貯蔵槽が枯渇することはない。また，7 日間の対応を考慮すると，6 号及び 7 号炉のそれぞれで約 7,400m3 必要となる。6 号及び 7 号炉の同時被災を考慮すると，約 14,800m3 必要とされる。各号炉の復水貯蔵槽に約 1,700m3 及び淡水貯水池に約 18,000m3の水を保有することから，6 号及び 7 号炉の同時被災を考慮した場合も必要水量を確保可能であり，安定して冷却を継続することが可能である。

添付資料 3.1.3.8

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

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

時系列

合計

判定

7 日間の
軽油消費量
約 534kL

6 号及び 7 号炉軽油タンク
各約 1,020kL（※3）及びガ
スタービン発電機用燃料タンク約 100kL の容量（合計）は約 2,140kL であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

1 号炉軽油タンク容量は約 632kL（※3）であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

2 号炉軽油タンク容量は約 632kL（※3）であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

3 号炉軽油タンク容量は約 632kL（※3）であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

4 号炉軽油タンク容量は約 632kL（※3）であり，
7 日間対応可能。

事象発生直後～事象発生後 7 日間
7 号炉
常設代替交流電源設備 3 台起動。 ※1
1,000L/h×24h×7 日×3 台＝504,000L
6 号炉

復水貯蔵槽給水用 可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）
4 台起動。
21L/h×24h×7 日×4 台＝14,112L
事象発生直後～事象発生後 7 日間
復水貯蔵槽給水用 可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）
4 台起動。
21L/h×24h×7 日×4 台＝14,112L

事象発生直後～事象発生後 7 日間
1 号炉

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

添 3.1.3.9-1

2 号炉

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

3 号炉

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

4 号炉

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

5 号炉

事象発生直後～事象発生後 7 日間
その他

5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備 1 台起動。（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
45L/h×24h×7 日＝7,560L
モニタリング・ポスト用発電機 3 台起動。（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
9L/h×24h×7 日×3 台＝4,536L※1 事故収束に必要な常設代替交流電源設備は 2 台であるが，保守的に常設代替交流電源設備 3 台を起動させて評価した。
※2 事故収束に必要な非常用ディーゼル発電機は 1 台であるが，保守的に非常用ディーゼル発電機 2 台を起動させて評価した。
※3 保安規定に基づく容量。

7 日間の
軽油消費量
約 13kL

5 号炉軽油タンク容量は約 632kL（※3）であり，
7 日間対応可能。

1～7 号炉軽油タンク
及びガスタービン発電機
用燃料タンクの残容量（合計）は
約 1,593kL であり，
7 日間対応可能。

添付資料 3.1.3.9

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

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

負荷容量(kW)4000
ガスタービン発電機1台の最大容量3,600kW

6 号炉

添 3.1.3.10-1

直流 125V 充電器盤 A
直流 125V 充電器盤 A-2
AM 用直流 125V 充電器盤
直流 125V 充電器盤 B
交流 120V 中央制御室計測用分電盤 A,B
非常用照明
中央制御室可搬型陽圧化空調機
復水移送ポンプ
復水移送ポンプ
燃料プール冷却浄化ポンプ(起動時)
非常用ガス処理系排風機等※
その他必要な設備
その他不要な設備
合計（連続最大容量）（最大容量）

約 94kW
約 56kW
約 41kW
約 98kW3500

約 12kW2500

約 100kW
3kW
55kW
55kW
90kW
（181kW）
約 37kW
約 98kW
約 366kW
約 1104kW（約 1195kW）

ガスタービン発電機1台の連続定格容量2,950kW

3000以下の負荷を順次起動
・充電器
・交流120V中央制御室計測用分電盤
・中央制御室可搬型陽圧化空調機
・復水移送ポンプ（2台）
・非常用照明・非常用ガス処理系排風機等
・その他

2000

1500

約1,195kW
約1,104kW

約1,081kW
約1,014kW

1000
約746kW
低圧代替注水系起動500

燃料プール冷却浄化ポンプ起動

約506kW
非常用ガス処理系起動
経過時間(h)0024※非常用ガス処理系湿分除去装置，及び非常用ガス処理系フィルタ装置を含む。

6

8

10

12

14

16

18

20

22

24

26

28

30

負荷積算イメージ

添付資料 3.1.3.10

常設代替交流電源設備の負荷（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損） ：代替循環冷却系を使用しない場合）<7 号炉>

負荷容量(kW)4000

添 3.1.3.10-2

直流 125V 充電器盤 A
直流 125V 充電器盤 A-2
AM 用直流 125V 充電器盤
直流 125V 充電器盤 B
交流 120V 中央制御室計測用
分電盤 A,B
非常用照明
中央制御室可搬型陽圧化空
調機
復水移送ポンプ
復水移送ポンプ
燃料プール冷却浄化ポンプ(起動時)
非常用ガス処理系排風機等※
その他必要な設備
その他不要な設備
合計（連続最大容量）（最大容量）

7 号炉
約 94kW
約 56kW
約 41kW
約 98kW
約 6kW

ガスタービン発電機1台の最大容量3,600kW

3500

ガスタービン発電機1台の連続定格容量2,950kW

3000

2500

約 100kW
3kW
55kW
55kW
110kW
（192kW）
約 20kW
約 113kW約 321kW
約 1071kW（約 1153kW）

以下の負荷を順次起動
・充電器
・交流120V中央制御室計測用分電盤
・中央制御室可搬型陽圧化空調機
・復水移送ポンプ（2台）
・非常用照明・非常用ガス処理系排風機等
・その他

2000

1500

約1,153kW

約1,046kW

約1,071kW

約961kW1000
約710kW

燃料プール冷却浄化ポンプ起動

低圧代替注水系起動500
約367kW

非常用ガス処理系起動
経過時間(h)

0
0

2

4

6

8

10

12

14

16

負荷積算イメージ※非常用ガス処理系湿分除去装置，及び非常用ガス処理系フィルタ装置を含む。

18

20

22

24

26

28

30

3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱
3.2.1 格納容器破損モードの特徴，格納容器破損防止対策(1) 格納容器破損モード内のプラント損傷状態
格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」に至る可能性のあるプラント損傷状態は，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，TQUX，長期 TB，TBU 及び TBD である。

(2) 格納容器破損モードの特徴及び格納容器破損防止対策の基本的考え方
格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」では，発電用原子炉の運転中に運転時の異常な過渡変化又は全交流動力電源喪失が発生するとともに，非常用炉心冷却系等の安全機能の喪失が重畳する。このため，緩和措置がとられない場合には，原子炉圧力が高い状況で原子炉圧力容器が損傷し，溶融炉心，水蒸気，水素ガス等が急速に放出され，原子炉格納容器雰囲
気が直接加熱されることにより，急速に格納容器圧力が上昇する等，原子炉格
納容器に熱的・機械的な負荷が発生して原子炉格納容器の破損に至る。
したがって，本格納容器破損モードでは，溶融炉心，水蒸気及び水素ガスの急速な放出に伴い原子炉格納容器に熱的・機械的な負荷が加えられることを防止するため，原子炉圧力容器破損までに逃がし安全弁の手動開操作により原子炉減圧を実施することによって，原子炉格納容器の破損を防止する。
また，原子炉圧力容器の下部から溶融炉心が落下するまでに，格納容器下部
注水系（常設）によって原子炉格納容器下部に溶融炉心の冷却に十分な水位及び水量を確保するとともに，溶融炉心が落下するまで，代替格納容器スプレイ
冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却を実施する。溶融炉心の落下後は，格納容器下部注水系（常設）によって溶融炉心を冷却するとともに，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却を実施する。その後，
3.2-1

代替循環冷却系又は格納容器圧力逃がし装置によって原子炉格納容器の圧力及び温度を低下させる。
なお，本格納容器破損モードの有効性評価を実施する上では，重大事故等対処設備による原子炉注水機能についても使用できないものと仮定し，原子炉圧
力容器破損に至るものとする。

(3) 格納容器破損防止対策
格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」で想定される事故シーケンスに対して，原子炉圧力が高い状況で原子炉圧力容器が損傷し，溶融炉心，水蒸気，水素ガス等が急速に放出され，原子炉格納容器に熱的・機械的な負荷が発生することに対して，原子炉減圧を可能とするため，逃がし
安全弁の手動開操作による原子炉減圧手段を整備する。
また，原子炉圧力容器破損前における格納容器温度の上昇を抑制し，逃がし
安全弁の環境条件を緩和する観点から代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却手段を整備し，原子炉圧力容器破損後の格納容器圧力及び温度の上昇を抑制する観点から，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却手段及び代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱手段並びに格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱手段を整備する。なお，これらの原子炉圧力容器破損以降の格納容器過圧・過温に対応する
手順及び重大事故等対策は「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器
過圧・過温破損）」と同じである。
本格納容器破損モードの防止及びそれ以降の一連の対応も含めた重大事故等対策の概要を以下の a.から j.に示すとともに，a.から j.の重大事故等対策における設備と手順の関係を第 3.2.1 表に示す。このうち，本格納容器破損モードに対する重大事故等対策は以下の a.から f.及び h.である。
3.2-2

本格納容器破損モードの防止及びそれ以降の一連の対応も含めた重大事故等対策の概略系統図を第 3.2.1 図から第 3.2.4 図に，対応手順の概要を第 3.2.5
図に示す。このうち，本格納容器破損モードの重大事故等対策の概略系統図は
第 3.2.1 図及び第 3.2.3 図である。
本格納容器破損モードにおける評価事故シーケンスにおいて，事象発生 10 時間までの 6 号及び 7 号炉同時の重大事故等対策に必要な要員は，中央制御室の運転員及び緊急時対策要員で構成され，合計 28 名である。その内訳は次のとおりである。中央制御室の運転員は，当直長 1 名（6 号及び 7 号炉兼任），当直副
長 2 名，運転操作を行う運転員 12 名である。発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等を行う緊急時対策本部要員は 5 名，緊急時対策要員（現場）は 8 名である。
また，事象発生 10 時間以降に追加で必要な要員は，代替原子炉補機冷却系作業等を行うための参集要員 26 名※1 である。必要な要員と作業項目について第3.2.6 図に示す。
なお，評価事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目を評
価事故シーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，28 名で対処可能である。
※1 本格納容器破損モードの評価事故シーケンスは取水機能の喪失を伴う
ものではないが，必要な要員の評価においては，保守的に代替原子炉補機冷却系の使用を想定。

ａ．原子炉スクラム確認
運転時の異常な過渡変化又は全交流動力電源喪失が発生して原子炉がスクラムしたことを確認する。
原子炉のスクラムを確認するために必要な計装設備は，平均出力領域モニ
3.2-3

タ等である。

ｂ．高圧・低圧注水機能喪失確認
原子炉スクラム後，原子炉水位は低下し続け，原子炉水位低で非常用炉心冷却系の自動起動信号が発生するが，全ての非常用炉心冷却系が機能喪失※2
していることを確認する。
非常用炉心冷却系の機能喪失を確認するために必要な計装設備は，各系統の流量指示等である。
※2

非常用炉心冷却系による注水が出来ない状態。高圧炉心注水系及び低圧注水系の機能喪失が重畳する場合や高圧炉心注水系及び自動減圧系の機能喪失に伴い低圧注水系による原子炉注水ができない場合を想定。

ｃ．炉心損傷確認
原子炉水位が更に低下し，炉心が露出し，炉心損傷したことを確認する。
炉心損傷の判断は，ドライウェル又はサプレッション・チェンバ内のガンマ線線量率が設計基準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えた場合とする。
炉心損傷を確認するために必要な計装設備は，格納容器内雰囲気放射線レベルである。
また，炉心損傷判断後は，原子炉格納容器内の pH 制御のため薬品注入の準備を行う。サプレッション・チェンバのプール水の pH を 7 以上に制御することで，分子状無機よう素の生成が抑制され，その結果，有機よう素の生成についても抑制される。これにより，環境中への有機よう素の放出量を低減させることができる。なお，有効性評価においては，pH 制御には期待しない。

ｄ．水素濃度監視3.2-4炉心損傷が発生すれば，ジルコニウム－水反応等により水素ガスが発生することから，原子炉格納容器内の水素濃度を確認する。
原子炉格納容器内の水素濃度を確認するために必要な計装設備は，格納容器内水素濃度(SA)である。

ｅ．逃がし安全弁による原子炉急速減圧
原子炉水位の低下が継続し，有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達した時点で，原子炉注水の手段が全くない場合でも，中央制御室からの遠隔操作によって逃がし安全弁 2 個を手動で開放し，原子炉を急速減圧する。
原子炉急速減圧を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位及び原子炉圧力である。
原子炉急速減圧後は，逃がし安全弁の開状態を保持し，原子炉圧力を低圧状態に維持する。

ｆ．代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却
原子炉圧力容器下鏡部温度 300℃到達により溶融炉心の炉心下部プレナムへの移行を確認した場合，格納容器圧力 0.465MPa[gage]到達を確認した場合
又は格納容器温度 190℃到達を確認した場合は，中央制御室からの遠隔操作により復水移送ポンプ 2 台を使用した代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却※3 を実施する。また，格納容器圧力0.465MPa[gage]到達によって開始した場合は格納容器圧力が 0.39MPa[gage]
以下となった時点で停止する。
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却を確認するために必要な計装設備は，ドライウェル雰囲気温度，復水補給水系流量
3.2-5

（RHR B 系代替注水流量）等である。
また，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却と同時に原子炉格納容器内の pH 制御のため薬品注入を実施する。
※3 原子炉格納容器内の温度を低下させ，逃がし安全弁の環境条件を緩和する目的で実施する操作。なお，本操作に期待しない場合であっても，評価上，原子炉圧力容器底部が破損に至るまでの間，逃がし安全弁は原子炉減圧機能を維持できる。
（添付資料 3.2.1）
ｇ．原子炉格納容器下部への注水
原子炉への注水手段がないため，炉心が溶融して炉心下部プレナムへ溶融
炉心が移行する。
炉心下部プレナムへの溶融炉心移行を確認するために必要な計装設備は，
原子炉圧力容器下鏡部温度である。
原子炉圧力容器下鏡部温度 300℃到達により炉心下部プレナムへの溶融炉
心移行を確認した場合，原子炉圧力容器破損に備えて中央制御室からの遠隔操作によって格納容器下部注水系（常設）による原子炉格納容器下部への注水を実施する。この場合の注水は，原子炉格納容器下部への水張りが目的であるため，原子炉格納容器下部の水位が 2m（注水量 180m3 相当）に到達していることを確認した後，原子炉格納容器下部への注水を停止する。
原子炉格納容器下部への注水を確認するために必要な計装設備は，復水補給水系流量（格納容器下部注水流量）及び格納容器下部水位である。
また，原子炉格納容器下部への注水と同時に原子炉格納容器内の pH 制御のため薬品注入を実施する。

ｈ．原子炉圧力容器破損確認

3.2-6

原子炉圧力容器破損を直接確認する計装設備はないため，複数のパラメー
タの変化傾向により判断する。
原子炉圧力容器破損の徴候として，原子炉水位の低下，制御棒位置の指示
値喪失数増加，原子炉圧力容器下鏡部温度の指示値喪失数増加といったパラ
メータの変化が生じる。また，原子炉圧力の急激な低下，ドライウェルの圧力の急激な上昇，原子炉格納容器下部の雰囲気温度の急激な上昇といったパラメータの変化によって原子炉圧力容器破損を判断する。
これらにより原子炉圧力容器破損を判断した後は，原子炉圧力とドライウ
ェルの圧力の差圧が 0.10MPa[gage]以下であること及び原子炉格納容器下部の雰囲気温度が飽和温度以上であることで原子炉圧力容器破損を再確認する。

ｉ．溶融炉心への注水
溶融炉心の冷却を維持するため，原子炉圧力容器が破損し，溶融炉心が原
子炉格納容器下部に落下した後は，格納容器下部注水系（常設）による原子炉格納容器下部への注水を崩壊熱相当の流量にて継続して行う。
格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部注水を確認するために必要な計装設備は，復水補給水系流量（格納容器下部注水流量）等である。
格納容器下部注水系（常設）により溶融炉心の冷却が継続して行われていることは，復水補給水系流量（格納容器下部注水流量）のほか，格納容器下部水位計によっても確認することができるが，原子炉圧力容器破損時の影響
により，格納容器下部水位計による監視ができない場合であっても，以下の条件の一部又は全てから総合的に溶融炉心の冷却が継続して行われていることを把握することができる。


原子炉格納容器下部の雰囲気温度が飽和温度程度で推移していること
3.2-7



ドライウェルの雰囲気温度が飽和温度程度で推移していること



原子炉格納容器内の水素濃度の上昇が停止すること

これらは，短時間ではなく数時間の推移を確認する。
溶融炉心の冷却維持は，主に格納容器下部注水系（常設）による格納容器
下部注水によって実施するが，サプレッション・チェンバ・プール水位がリ
ターンライン高さ（通常運転水位+約 1.5m）を超える場合には，リターンラ
インを通じたサプレッション・チェンバのプール水の原子炉格納容器下部への流入による溶融炉心の冷却に期待でき，サプレッション・チェンバ・プー
ル水位計によってこれを推定することができる。

ｊ．代替循環冷却系による溶融炉心冷却及び原子炉格納容器除熱※4
代替原子炉補機冷却系の準備が完了した後，復水移送ポンプを停止し，代替循環冷却系の運転の準備を実施する。代替循環冷却系の運転の準備が完了
した後，代替原子炉補機冷却系を用いた代替循環冷却系の運転による溶融炉
心冷却及び原子炉格納容器除熱を開始する。代替循環冷却系の循環流量は，
復水補給水系流量計（格納容器下部注水流量）及び復水補給水系流量計（RHR
B 系代替注水流量）を用いて格納容器下部注水弁と格納容器スプレイ弁を中央制御室から遠隔操作することで，格納容器下部注水と格納容器スプレイに分配し，それぞれ連続で格納容器下部注水及び格納容器スプレイを実施する。
代替循環冷却系による溶融炉心冷却を確認するために必要な計装設備は，復水補給水系流量（格納容器下部注水流量）等であり，原子炉格納容器除熱を確認するために必要な計装設備は，復水補給水系流量（RHR B 系代替注水流量）,格納容器内圧力，サプレッション・チェンバ・プール水温度等である。
※4 本格納容器破損モードの評価事故シーケンスは取水機能の喪失を伴うものではないが，代替循環冷却系による除熱量の評価においては，
3.2-8保守的に代替原子炉補機冷却系の設計値を用いる。

3.2.2 格納容器破損防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法
本格納容器破損モードを評価する上で選定した評価事故シーケンスは，「1.2
評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，プラント損傷状態を TQUXとし，事象進展が早く炉心損傷までの時間余裕の観点で厳しい過渡事象を起因事象とし，逃がし安全弁再閉失敗を含まず高圧状態が維持される「過渡事象＋
高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗＋炉心損傷後の原子炉減圧失敗（＋DCH 発生）」である。
本評価事故シーケンスは「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」の格
納容器破損防止対策の有効性を評価するためのシーケンスであることから，炉心損傷までは事象を進展させる前提での評価となる。このため，前提とする事故条件として，設計基準事故対処設備による原子炉注水機能（非常用炉心冷却系）のみならず，重大事故等対処設備による原子炉注水機能を含む全ての原子炉注水機能が使用できないものと仮定した。また，高圧溶融物放出／格納容器
雰囲気直接加熱の発生防止を確認する観点から，原子炉圧力容器破損に至る前提とした。
仮に炉心損傷後の原子炉注水に期待できる場合には，原子炉圧力容器が破損するまでの時間の遅れや原子炉格納容器下部への落下量の抑制等，事象進展の緩和に期待できると考えられるが，本評価の前提とする事故条件は原子炉注水による事象進展の緩和の不確かさを包絡する保守的な条件である。
なお，格納容器過圧・過温破損の観点については，「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」にて示したとおり，LOCA をプラン
ト損傷状態とする評価事故シーケンスで確認している。これは，過圧の観点で
3.2-9

は LOCA によるドライウェルへの蒸気の放出及び原子炉注水による蒸気の発生が重畳する事故シーケンスへの対応が最も厳しいためであり，過温の観点では，
事象初期に炉心が露出し過熱状態に至る事故シーケンスへの対応が最も厳しいためである。また，本格納容器破損モードを評価する上では，原子炉圧力容器が高圧の状態で破損に至る事故シーケンスを選定する必要があることから，
LOCA をプラント損傷状態とする事故シーケンスは，本格納容器破損モードの評
価事故シーケンスには適さない。
本格納容器破損モードの評価事故シーケンスに示される，炉心損傷前に原子炉減圧に失敗し，炉心損傷後に再度原子炉減圧を試みる状況としては，炉心損
傷前の段階で非常用炉心冷却系である低圧注水系のみならず，重大事故等対処設備である低圧代替注水系（常設）等を含む全ての低圧注水機能が失われることで「2.2 高圧注水・減圧機能喪失」に示した代替自動減圧ロジックが作動せず，全ての低圧注水機能が失われている場合の手順に従って原子炉減圧しない
まま炉心損傷に至る状況が考えられる。
手順上，全ての低圧注水機能が失われている状況では，原子炉水位が有効燃
料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達する時点までは原子炉を減圧しない。この原子炉減圧のタイミングは，原子炉水位が有効燃料棒頂部以下となった場合，原子炉減圧を遅らせた方が，原子炉圧力容器内の原子炉冷却材の量を多く維持できるため，原子炉圧力容器破損に至る時間を遅らせることができる一方で，ジルコニウム－水反応等が著しくなる前に原子炉を減圧することで水素ガスの発生量を抑えられることを考慮して設定したものである。また，代替自動減圧ロジックは低圧注水系の起動が作動条件の一つであるため，
低圧注水系が失われている状況では作動しない。
これを考慮し，本評価では評価事故シーケンスに加えて全ての低圧注水機能も失われている状況を想定した。
3.2-10なお，この評価事故シーケンスへの対応及び事象進展は，「3.3 原子炉圧力容
器外の溶融燃料－冷却材相互作用」及び「3.5 溶融炉心・コンクリート相互作用」の評価事故シーケンスへの対応及び事象進展と同じものとなる。
本格納容器破損モードではプラント損傷状態を TQUX とし，「3.3 原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」及び「3.5 溶融炉心・コンクリート相互作用」ではプラント損傷状態を TQUV としており，異なるプラント状態を選定している。TQUX と TQUV では喪失する設計基準事故対処設備が異なり，原子炉減圧について，TQUV では設計基準事故対処設備である逃がし安全弁の機能に期待
し，TQUX では重大事故等対処設備としての逃がし安全弁の機能に期待する点が異なる。手順に従う場合，TQUV では原子炉減圧機能は維持されているが低圧注
水機能を喪失しているため，原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達した時点で逃がし安全弁の手動開操作によって原子炉を減圧することとなる。また，TQUX は高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱に進展し得るとして選定したプラント損傷状態であるが，重大事故等対処設備としての逃がし安全弁に期待し，原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達した時点で逃がし安全弁の手動開操作によって原子炉を減圧することにより，高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱の発生防止を図る。
以上のとおり，どちらのプラント損傷状態であっても事象発生から原子炉減圧までの対応は同じとなり，運転員等操作時間やパラメータの変化も同じとなる。また，原子炉減圧以降も，溶融炉心の挙動に従って一連の流れで生じる各格納容器破損モードを，定められた一連の手順に従って防止することとなる。
このことから，格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」，「原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」及び「溶融炉心・コン
クリート相互作用」については，同様のシーケンスへの一連の対応の中で各格
3.2-11

納容器破損モードに対する格納容器破損防止対策の有効性を評価する。
本評価事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化，気液分離（水位変化）・対向流，原子炉圧力容器における冷却材放出（臨界流・差圧流），炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション，原子炉圧力容器内
FCI（溶融炉心細粒化），原子炉圧力容器内 FCI（デブリ粒子熱伝達），構造材との熱伝達，下部プレナムでの溶融炉心の熱伝達並びに原子炉圧力容器破損が重要現象となる。
よって，これらの現象を適切に評価することが可能であり，原子炉圧力容器
内及び原子炉格納容器内の熱水力モデルを備え，かつ，炉心損傷後のシビアア
クシデント特有の溶融炉心挙動に関するモデルを有するシビアアクシデント
総合解析コード MAAP により原子炉圧力等の過渡応答を求める。
また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，本評価
事故シーケンスにおける運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。

(2) 有効性評価の条件
本評価事故シーケンス対する初期条件も含めた主要な解析条件を第 3.2.2 表に示す。また，主要な解析条件について，本評価事故シーケンス特有の解析条
件を以下に示す。
ａ．事故条件(a) 起因事象
起因事象として，給水流量の全喪失が発生するものとする。
(b) 安全機能等の喪失に対する仮定
高圧注水機能として原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系の機能
3.2-12

喪失を，低圧注水機能として低圧注水系の機能喪失を想定する。さらに重大事故等対処設備による原子炉注水にも期待しない※5 ものとする。これは，炉心損傷前には原子炉を減圧できない状況を想定するためである。
※5 代替原子炉注水弁（残留熱除去系注入弁）制御不能による低圧代
替注水系機能喪失を想定。格納容器下部注水系等，復水移送ポン
プを用いた原子炉注水以外の緩和機能には期待する。
(c) 外部電源
外部電源は使用できないものと仮定する。
本評価事故シーケンスへの事故対応に用いる設備は非常用高圧母線に接続されており，非常用ディーゼル発電機からの電源供給が可能であるため，外部電源の有無は事象進展に影響を与えないが，非常用ディー
ゼル発電機に期待する場合の方が資源の観点で厳しいことを踏まえ，外部電源なしとして設定する。
(d) 高温ガスによる配管等のクリープ破損や漏えい等による影響
原子炉圧力を厳しく評価するため，高温ガスによる配管等のクリープ
破損や漏えい等は，考慮しないものとする。
(e) 水素ガス及び酸素ガスの発生
水素ガスの発生については，ジルコニウム－水反応及び溶融炉心・コンクリート相互作用を考慮するものとする。なお，解析コード MAAP の評
価結果では水の放射線分解による水素ガス及び酸素ガスの発生を考慮していない。このため，水の放射線分解による水素ガス及び酸素ガスの発生量は「3.4 水素燃焼」と同様に，解析コード MAAP で得られる崩壊熱をもとに評価するものとし「3.5 溶融炉心・コンクリート相互作用」にてその影響を確認する。

3.2-13

ｂ．重大事故等対策に関連する機器条件(a) 原子炉スクラム信号
原子炉スクラムは，事象の発生と同時に発生するものとする。
(b) 逃がし安全弁
逃がし安全弁の逃がし弁機能にて，原子炉冷却材圧力バウンダリの過度の圧力上昇を抑えるものとする。また，原子炉減圧には自動減圧機能
付き逃がし安全弁（2 個）を使用するものとし，容量として，1 個あたり定格主蒸気流量の約 5%を処理するものとする。
(c) 格納容器下部注水系（常設）
原子炉圧力容器破損前に，格納容器下部注水系（常設）により 90m3/h
で原子炉格納容器下部に注水し，水位が 2m に到達するまで水張りを実施するものとする。
原子炉圧力容器が破損して溶融炉心が原子炉格納容器下部に落下した後は，格納容器下部注水系（常設）により崩壊熱相当の注水を行うものとする。
(d) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）
原子炉圧力容器破損前に，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）により 70m3/h で原子炉格納容器内にスプレイする。原子炉圧力容器破損後は，格納容器圧力及び温度上昇の抑制に必要なスプレイ流量を考慮し，130m3/h 以上で原子炉格納容器内にスプレイする。
(e) 代替循環冷却系※6
代替循環冷却系の循環流量は，全体で約 190m3/h とし，ドライウェルへ約 140m3/h，原子炉格納容器下部へ約 50m3/h にて流量分配し，それぞれ連続スプレイ及び連続注水を実施する。
※6 本格納容器破損モードの評価事故シーケンスは原子炉補機冷却系
3.2-14

の機能喪失を伴うものではないが，代替循環冷却系による除熱量の評価においては，保守的に代替原子炉補機冷却系の設計値を用いる。

ｃ．重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件として，「1.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。
(a) 原子炉急速減圧操作は，設計基準事故対処設備による原子炉注水機能（非常用炉心冷却系）のみならず，重大事故等対処設備による原子炉
注水機能を含む全ての原子炉注水機能が喪失している場合の運転手
順に従い，原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの10%上の位置に到達した時点で開始する。
(b) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作（原子炉圧力容器破損前の原子炉格納容器冷却）は，原子炉圧力容器
下鏡部温度が300℃に到達したことを確認して開始し，原子炉圧力容器破損を確認した場合に停止する。
(c) 格納容器下部注水系（常設）による原子炉格納容器下部への注水操作（原子炉圧力容器破損前の先行水張り）は，原子炉圧力容器下鏡部温度が300℃に到達したことを確認して開始し，原子炉格納容器下部の水位が2m（注水量180m3相当）に到達したことを確認した場合に停止する。
(d) 格納容器下部注水系（常設）による原子炉格納容器下部への注水操作（原子炉圧力容器破損後の注水）は，原子炉圧力容器破損を確認した
場合に開始する。
(e) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作（原子炉圧力容器破損後の原子炉格納容器冷却）は，格納容器圧力が3.2-15

0.465MPa[gage]又は格納容器温度が190℃に到達した場合に開始する。
なお，格納容器スプレイは，代替原子炉補機冷却系の準備時間を考慮
し，事象発生から約20時間後に停止するものとする。
(f) 代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱操作※7は，代替循環冷却系への切替えの準備時間等を考慮し，格納容器スプレイ停止から0.5時
間後の，事象発生から20.5時間後から開始するものとする。
※7 本格納容器破損モードの評価事故シーケンスは原子炉補機冷却系の機能喪失を伴うものではないが，代替循環冷却系による除熱は保守的に代替原子炉補機冷却系を用いて実施するものとし，除熱操作の開始は，代替原子炉補機冷却系の準備に要する時間を設定する。

(3) 有効性評価（Cs-137 の放出量評価）の条件
a.

事象発生直前まで，定格出力の 100%で長時間にわたって運転されていたものとする。その運転時間は，燃料を約 1/4 ずつ取り替えていく場
合の平衡炉心を考え，最高 50,000 時間とする。

b.

代替循環冷却系を用いた場合の環境中への総放出量の評価においては，原子炉内に内蔵されている核分裂生成物が事象進展に応じた割合
で，原子炉格納容器内に放出※8 されるものとする。
※8 セシウムの原子炉格納容器内への放出割合については，本評価事故
シーケンスにおいては解析コード MAAP の評価結果の方が NUREG1465 より大きく算出する。

c.

原子炉格納容器内に放出された Cs-137 については，格納容器スプレ
イやサプレッション・チェンバのプール水でのスクラビングによる除去効果を考慮する。

d.

原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えいについて考慮する。漏3.2-16

えい量の評価条件は以下のとおりとする。
(a) 原子炉格納容器からの漏えい量は，格納容器圧力に応じた設計漏
えい率をもとに評価する。
(b) 非常用ガス処理系による原子炉建屋の設計負圧が維持されていることを想定し，設計換気率 0.5 回/日相当を考慮する。
(c) 原子炉建屋内での放射能の時間減衰は考慮せず，また，原子炉建
屋内での粒子状物質の除去効果は保守的に考慮しない。
（添付資料 3.2.2）(4) 有効性評価の結果
本評価事故シーケンスにおける原子炉圧力，原子炉水位（シュラウド内外水位），格納容器圧力，格納容器温度，サプレッション・チェンバ・プール水位及び注水流量の推移を第3.2.7図から第3.2.12図に示す。

ａ．事象進展事象発生後，全ての設計基準事故対処設備による原子炉注水機能（非常用炉心冷却系）が機能喪失し，重大事故等対処設備による原子炉注水機能についても使用できないものと仮定することから，原子炉水位は急速に低下する。
水位低下により炉心が露出し，事象発生から約 1.0 時間後に炉心損傷に至る。
原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達した時点（事象発生から約 1.4 時間後）で，中央制御室からの遠隔操作により逃がし安全弁 2 個を手動で開放することで，原子炉急速減圧を実施する。原
子炉減圧後の低圧代替注水系（常設）による原子炉注水は実施しないものと仮定するため，事象発生から約 7.0 時間後に原子炉圧力容器破損に至る。
事象発生から約 3.7 時間後，原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達し3.2-17

た時点で，格納容器下部注水系（常設）による原子炉圧力容器破損前の原子炉格納容器下部への水張りを開始すると同時に，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却を行うことにより格納容器温度の上昇を抑制する。格納容器下部注水系（常設）による注水流量を約 90m3/h とし，水位が 2m に到達するまで約 2 時間の注水を実施することで原子炉格納容器
下部に 2m の水位を確保し，事象発生から約 5.7 時間後に原子炉格納容器下部への水張りを停止する。
原子炉圧力容器が破損し，溶融炉心が原子炉格納容器下部の水位約 2m の水中に落下する際に，溶融炉心から原子炉冷却材への伝熱が起こり，水蒸気が発生することに伴う圧力上昇が生じる。
溶融炉心が原子炉格納容器下部に落下した後は，格納容器下部注水系（常設）により原子炉格納容器下部に崩壊熱相当の注水を継続的に行い，溶融炉
心を冷却する。
崩壊熱が原子炉格納容器内に蒸気として放出されるため，格納容器圧力は急激に上昇する。格納容器圧力が 0.465MPa[gage]に到達した時点で代替格納
容器スプレイ冷却系（常設）の流量を 130m3/h 以上にすることにより，格納容器圧力及び温度の上昇は抑制される。
事象発生から 20.5 時間が経過した時点で，代替原子炉補機冷却系による代替循環冷却系の運転を開始する。代替循環冷却系により，格納容器圧力及び温度の上昇は抑制され，その後，徐々に低下するとともに，原子炉格納容器下部の溶融炉心は安定的に冷却される。
なお，事象発生から約 7.0 時間後の原子炉圧力容器破損までは，逃がし安全弁によって原子炉圧力を 2.0MPa[gage]以下に維持することが必要となるが，炉心損傷後の原子炉圧力容器から逃がし安全弁を通ってサプレッショ
ン・チェンバへ放出される高温流体や格納容器温度等の熱的影響を考慮して
3.2-18

も，逃がし安全弁は確実に開状態を維持することが可能である。
（添付資料 3.2.1）
ｂ．評価項目等
原 子 炉 圧 力 容 器 破 損 直 前 の 原 子 炉 圧 力 は 約 0.3MPa[gage] で あ り ，
2.0MPa[gage]以下に低減されている。
本評価では，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(4)の評価項目について，原子炉圧力をパラメータとして対策の有効性を確認した。なお，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(5)及び(8)の評価項目については「3.3 原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」及び「3.5 溶融炉心・コンクリート相互作用」にて評価項目を満足することを確認している。また，原子炉格納容器下部に落下した溶融炉
心及び原子炉格納容器の安定状態維持については「3.5 溶融炉心・コンクリ
ート相互作用」にて確認している。
なお，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(3)の評価項目については「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器
過圧・過温破損）」において，選定された評価事故シーケンスに対して対策の有効性を確認しているが，溶融炉心が原子炉格納容器下部に落下した場合については，本評価において，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(3)の評価項目について対策の有効性を確認できる。
ここで，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(3)の評価項目については，原子炉格納容器が健全であるため，原子炉格納容器から原子炉建屋への放射性物質の漏えい量は制限され，また，大気中へはほとんど放出されないものと考えられる。これは，原子炉建屋内に漏えいした放射性物質は，原子炉建屋内で時間減衰し，また，粒子状放射性物質は，原子炉建屋内での重力沈降や水蒸気の凝縮に伴い，原子炉建屋内に沈着すると考3.2-19

えられるためである。原子炉建屋内での放射性物質の時間減衰及び粒子状放射性物質の除去効果等を保守的に考慮せず，原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えいを想定した場合，漏えい量は約 2.5TBq（7 日間）となり，100TBqを下回る。
事象発生からの 7 日間以降，Cs-137 の漏えいが継続した場合の影響評価を行ったところ，約 2.6TBq(30 日間)及び約 2.6TBq(100 日間) であり，100TBqを下回る。
（添付資料 3.5.1，3.2.2，3.2.3）

3.2.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価するものとする。
格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」では，設計基準事故対処設備による原子炉注水機能（非常用炉心冷却系）のみならず，
重大事故等対処設備による原子炉注水機能を含む全ての原子炉注水機能が喪失して炉心損傷に至り，原子炉圧力容器が破損する前に手動操作により原子炉減圧を行うことが特徴である。
また，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，事象発生から 12 時間程度までの短時間に期待する操作及び事象進展に有意な影響を与えると考えられる操作として，原子炉急速減圧操作及び代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作（原子炉圧力容器破損前の原子炉格納容器冷却）とする。
本評価事故シーケンスの有効性評価における現象の不確かさとしては，溶融
炉心落下流量，溶融ジェット径，溶融炉心粒子化割合，冷却材とデブリ粒子の3.2-20伝熱，炉心ヒートアップ，炉心崩壊挙動，溶融炉心と上面水プールとの伝熱，
溶融炉心と原子炉圧力容器間の熱伝達，原子炉圧力容器破損判定が挙げられる。
これらの不確かさに対して，燃料ペレットが崩壊する時間及び温度，溶融ジ
ェット径，エントレインメント係数，デブリ粒子径，ジルコニウム－水反応速度，限界熱流束に係る係数，下部プレナムギャップ除熱量に係る係数，溶接部破損時の最大ひずみを変化させた場合の本格納容器破損モードに対する影響は小さいことを確認している。
また，原子炉水位を監視し，原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に達した時点で原子炉急速減圧を行うといった，徴候を捉えた対応を図ることによって，炉心下部プレナムへの溶融炉心移行が発生する
前に速やかに 2.0MPa[gage]を十分下回る圧力まで原子炉を減圧可能であることを確認している。

(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
本格納容器破損モードにおいて不確かさの影響評価を行う重要現象とは，「1.7 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すとおりであり，それらの不確かさの影響評価は以下のとおりである。

ａ．運転員等操作時間に与える影響
炉心における燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管変形の不確かさとして，炉心ヒートアップに関するモデルは，
TMI 事故についての再現性及び CORA 実験についての再現性を確認している。炉心ヒートアップの感度解析（ジルコニウム－水反応速度の係数についての感度解析）では，炉心溶融時間及び炉心下部プレナムへの溶融炉心移行の開始時間に対する感度は数分程度であり，影響は小さいことを確認
3.2-21

している。本評価事故シーケンスでは，重大事故等対処設備を含む全ての原子炉への注水機能が喪失することを想定しており，最初に実施すべき操
作は原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達した時点の原子炉減圧操作であり，また，燃料被覆管温度等を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。また，原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達した時
点で代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作（原子炉圧力容器破損前の原子炉格納容器冷却）を実施するが，炉心下部
プレナムへの溶融炉心移行の開始時間の不確かさは小さく，炉心下部プレナムへ溶融炉心が移行した際の原子炉圧力容器下鏡部温度の上昇は急峻であることから，原子炉圧力容器下鏡部温度を操作開始の起点としている
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作（原子炉圧力容器破損前の原子炉格納容器冷却）に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。
炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）
・対向流の不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）は，原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コード SAFER の評価結果との比較により水位低下幅は解析コード MAAP の評価結果の方が保守的であることを確認している。このため，原子炉水位が有効燃料棒底部から
有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達する時間が早まる可能性があるが，数分程度の差異であることから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材との熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性を確認している。また，炉心ノード崩壊のパラメータを低下させた感
度解析により原子炉圧力容器破損時間に与える影響は小さいことを確認
3.2-22

している。リロケーションの影響を受ける可能性がある操作としては，原
子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達した時点での代替格納容器スプレ
イ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作（原子炉圧力容器破損前の原子炉格納容器冷却）があるが，炉心下部プレナムへの溶融炉心移行の開始時間の不確かさは小さく，炉心下部プレナムへ溶融炉心が移行した際の原子炉圧力容器下鏡部温度の上昇は急峻であることから，原子炉圧力容
器下鏡部温度を操作開始の起点としている代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作（原子炉圧力容器破損前の原子炉
格納容器冷却）に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器内 FCI（溶融炉心細粒化）及び原子炉圧力容器内 FCI（デブリ粒子熱伝達）の不確かさとして，下部プレナムでの溶融炉心の挙動に関する感度解析により，原子炉圧
力容器破損時の原子炉圧力に与える影響は小さいことを確認している。本
評価事故シーケンスでは，原子炉圧力容器内 FCI を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における炉心下部プレナムでの溶融炉心の熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性を確認している。また，炉心下部プレナムと溶融炉心の熱伝達に関する感度解析により原子炉圧力容器破損時間に与える影響は小さいことを確認している。炉心下部プレナムでの溶融炉心の熱伝達の不確かさの影
響を受ける可能性がある操作としては，原子炉圧力容器下鏡部温度が300℃に到達した時点での代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作（原子炉圧力容器破損前の原子炉格納容器冷却）があるが，炉心下部プレナムでの溶融炉心の熱伝達の不確かさは小さいことから，原子炉圧力容器下鏡部温度を操作開始の起点としている代替格納容器
3.2-23

スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作（原子炉圧力容器
破損前の原子炉格納容器冷却）に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器破損の不確かさ
として，制御棒駆動機構ハウジング溶接部の破損判定に用いる最大ひずみ（しきい値）に関する感度解析により最大ひずみを低下させた場合に原子炉圧力容器破損時間が早まることを確認している。本評価事故シーケンス
では，原子炉圧力容器破損を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
（添付資料 3.2.4）
ｂ．評価項目となるパラメータに与える影響
炉心における燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管変形の不確かさとして，炉心ヒートアップに関するモデルは，
TMI 事故についての再現性及び CORA 実験についての再現性を確認している。炉心ヒートアップの感度解析（ジルコニウム－水反応速度の係数についての感度解析）では，炉心溶融時間及び炉心下部プレナムへの溶融炉心移行の開始時間への感度は数分程度であり，影響は小さいことを確認している。本評価事故シーケンスでは，原子炉水位が有効燃料棒底部から有効
燃料棒の長さの 10%上の位置に到達した時点での運転員等操作による原子炉急速減圧によって速やかに原子炉圧力を 2.0MPa[gage]以下に低減し，原
子炉圧力容器破損時の原子炉圧力を 2.0MPa[gage]以下に維持しているため，運転員等操作時間に与える影響はないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）
・対向流の不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）は，原子炉水位挙動に
3.2-24

ついて原子炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コード SAFER の評価結果との比較により水位低下幅は解析コード MAAP の評価結果の方が保守的であることを確認している。このため，原子炉水位が有効燃料棒底部から
有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達する時間が早まる可能性があるが，数分程度の差異であり，原子炉急速減圧操作後に原子炉圧力は速やかに低下することから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材との熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性を確認している。また，炉心ノード崩壊のパラメータを低下させた感
度解析により炉心溶融時間に与える影響は小さいことを確認している。本
評価事故シーケンスでは，原子炉圧力容器が破損する前に，十分な時間余
裕をもって手動減圧により原子炉圧力を 2.0MPa[gage]以下に維持していることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器内 FCI（溶融炉心細粒化）及び原子炉圧力容器内 FCI（デブリ粒子熱伝達）の不確かさとして，下部プレナムでの溶融炉心の挙動に関する感度解析により，原子炉圧
力容器破損時の原子炉圧力に与える影響は小さいことを確認している。本
評価事故シーケンスでは，原子炉圧力容器が破損する前に，十分な時間余
裕をもって手動減圧により原子炉圧力を 2.0MPa[gage]以下に維持していることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における炉心下部プレナムでの溶融炉心の熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性を確認している。また，炉心下部プレナムと溶融炉心の熱伝達に関する感度解析により原子炉圧力容器破損時間に与える影響は小さいことを確認していることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さ
3.2-25い。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器破損の不確かさ
として，制御棒駆動機構ハウジング溶接部の破損判定に用いる最大ひずみ（しきい値）に関する感度解析により最大ひずみを低下させた場合に原子炉圧力容器破損が早まることを確認しているが，原子炉圧力容器破損（事象発生から約 7 時間後）に対して早まる時間はわずかであることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
（添付資料 3.2.4）(2) 解析条件の不確かさの影響評価
ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，第3.2.2
表に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件とした場合の影響を評価する。また，解析条件の設定に当たっては，評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなるような設定があることから，その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられる項目に関する影響評価の結果を以下に示す。

(a) 運転員等操作時間に与える影響
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度33GWd/tに対応したものとしており，その最確条件は平均的燃焼度約30GWd/tであり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉水位の低下は緩和されるが，操作手順（原子炉水位に応じて急速減圧を実施すること）に変わりはないことから，運転員等操作時間に与え
3.2-26

る影響はない。また，原子炉圧力容器破損に至るまでの事象進展は緩和されるが，操作手順（原子炉圧力容器下鏡部温度に応じて原子炉格納容器冷却操作（原子炉圧力容器破損前の原子炉格納容器冷却）を実施すること）に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位及び炉心流量は，解析条件の不確かさとして，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，事象進展に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
（添付資料3.2.4）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度33GWd/tに対応したものとしており，その最確条件は平均的燃焼度約30GWd/tであり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉水位の低下は緩和され，原子炉急速減圧操作の開始が遅くなるが，
原子炉圧力容器破損も遅くなり，原子炉急速減圧操作開始後に原子炉圧力は速やかに低下することから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位及び炉心流量は，解析条件の不確かさとして，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，事象進展に与える影響は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
（添付資料3.2.4）
ｂ．操作条件3.2-27

操作条件の不確かさとして，操作の不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の6要因に分類し，これらの要因が運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転員等操作時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価し，評価結果を以下に示す。

(a) 運転員等操作時間に与える影響
操作条件の原子炉急速減圧操作は，解析上の操作時間として原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの10%上の位置に到達時（事象発生から約1.4時間後）を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの10%上の位置に到達するまでに事象発生から約1.4時間の時間余裕があり，また，原子炉急速減圧操作は原子炉水位の低下傾向を監視しながらあらか
じめ準備が可能であり，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であるため，操作開始時間に与える影響は小さいことから，運転員等操
作時間に与える影響も小さい。当該操作は，解析コード及び解析条件（操作条件を除く）の不確かさにより操作開始時間は遅れる可能性があるが，中央制御室で行う作業であり，他の操作との重複もないことから，他の操作に与える影響はない。
操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作（原子炉圧力容器破損前の原子炉格納容器冷却）は，解析上の操作開始時間として原子炉圧力容器下鏡部温度が300℃に到達したことを確認しての開始を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，原子炉圧力容器下鏡部温度が300℃に到達するまでに事象発生か
ら約3.7時間の時間余裕がある。また，代替格納容器スプレイ冷却系（常3.2-28設）による原子炉格納容器冷却操作は原子炉圧力容器下鏡部温度を監視しながらあらかじめ準備が可能であり，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であるため，操作開始時間に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響も小さい。当該操作は，解析コード
及び解析条件（操作条件を除く）の不確かさにより操作開始時間は遅れる可能性があるが，中央制御室で行う作業であり，また，他の並列操作を加味して操作の所要時間を算定していることから，他の操作に与える影響はない。
（添付資料3.2.4）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の原子炉急速減圧操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作（原子炉圧力容器破損前の原子炉格納容器冷却）は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
（添付資料3.2.4）(3) 操作時間余裕の把握
操作開始時間の遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認し，その結果を以下に示す。
操作条件の原子炉急速減圧操作については，原子炉圧力容器破損までに完了
3.2-29する必要があるが，原子炉圧力容器破損までの時間は事象発生から約7.0時間
あり，準備時間が確保できることから，時間余裕がある。
操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作（原子炉圧力容器破損前の原子炉格納容器冷却）については，原子炉圧力容器下鏡部温度が300℃に到達後，速やかに実施することが望ましいが，原子炉圧力容器破損前は，本操作が実施できないと仮定しても，格納容器圧力及び温度が原子炉格納容器の限界圧力及び限界温度に到達することはなく，逃がし安全弁による原子炉減圧機能維持も可能であることから，時間余裕がある。
（添付資料3.2.4）(4) まとめ
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認した。その結果，解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。このほか，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間には時間余裕がある。

3.2.4 必要な要員及び資源の評価(1) 必要な要員の評価
格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」において，6 号及び 7 号炉同時の重大事故等対策時における事象発生 10 時間までに必要な要員は，「3.2.1(3) 格納容器破損防止対策」に示すとおり 28 名である。
「6.2
重大事故等対策時に必要な要員の評価結果」で説明している運転員及び緊急時対策要員等の 72 名で対処可能である。
3.2-30また，事象発生 10 時間以降に必要な参集要員は 26 名であり，発電所構外から 10 時間以内に参集可能な要員の 106 名で確保可能である。

(2) 必要な資源の評価
格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」において，必要な水源，燃料及び電源は，「6.1(2) 資源の評価条件」の条件にて評価している。その結果を以下に示す。
ａ．水源
低圧代替注水系（常設）による原子炉格納容器下部への注水及び代替格納
容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器スプレイは，7日間の対応を考慮
すると，号炉あたり約2,700m3の水が必要となる。6号及び7号炉の同時被災を考慮すると，合計約5,400m3の水が必要である。水源として，各号炉の復水貯蔵槽に約1,700m3及び淡水貯水池に約18,000m3の水を保有している。これにより，6号及び7号炉の同時被災を考慮しても，必要な水源は確保可能である。
また，事象発生12時間以降に淡水貯水池の水を，可搬型代替注水ポンプ（A2級）により復水貯蔵槽へ給水することで，復水貯蔵槽を枯渇させることなく
復水貯蔵槽を水源とした7日間の注水継続実施が可能となる。ここで，復水貯蔵槽への補給の開始を事象発生12時間後としているが，これは，可搬型設備を事象発生から12時間以内に使用できなかった場合においても，その他の設
備にて重大事故等に対応できるよう設定しているものである。
（添付資料 3.2.5）
ｂ．燃料
非常用ディーゼル発電機による電源供給については，事象発生後 7 日間最大負荷で運転した場合，号炉あたり約 753kL の軽油が必要となる。可搬型代
替注水ポンプ（A-2 級）による復水貯蔵槽への給水については，保守的に事
3.2-31

象発生直後からの可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）の運転を想定すると，7 日間の運転継続に号炉あたり約 15kL の軽油が必要となる。本評価事故シーケ
ンスでは取水機能の喪失は想定していないが，仮に取水機能が喪失して代替
原子炉補機冷却系による原子炉格納容器除熱を想定し，事象発生後 7 日間代替原子炉補機冷却系専用の電源車を運転した場合，号炉あたり約 37kL の軽油が必要となる。代替原子炉補機冷却系用の大容量送水車（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 日間の運転継続に号炉あたり約 11kL の軽油が必要となる。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，事象発生直後からの運転を想定すると，7 日間の運転継続に合計約 13kL の軽油が必要となる（6号及び 7 号炉合計約 1,645kL）。
6 号及び 7 号炉の各軽油タンク（約 1,020kL）にて合計約 2,040kL の軽油を保有しており，これらの使用が可能であることから，可搬型代替注水ポン
プ（A-2 級）による復水貯蔵槽への給水，非常用ディーゼル発電機による電源供給，代替原子炉補機冷却系の運転，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・ポスト用発電機による電源供給について，7 日間の継続が可能である。
（添付資料 3.2.6）

ｃ．電源
外部電源は使用できないものと仮定し，各号炉の非常用ディーゼル発電機によって給電を行うものとする。6 号及び 7 号炉において重大事故等対策時に必要な負荷は，各号炉の非常用ディーゼル発電機負荷に含まれることから，
非常用ディーゼル発電機による電源供給が可能である。
3.2-32

また，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・ポスト用発電機についても，必要負荷に対しての電源供給が可能である。

3.2.5 結論
格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」では，運転時の異常な過渡変化又は全交流動力電源喪失が発生するとともに，非常用炉
心冷却系等の安全機能の喪失が重畳する。このため，原子炉圧力容器が高い圧力の状況で損傷し，溶融炉心，水蒸気及び水素ガスが急速に放出され，原子炉格納容器に熱的・機械的な負荷が発生して原子炉格納容器の破損に至ることが特徴である。格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」
に対する格納容器破損防止対策としては，逃がし安全弁による原子炉減圧手段を整備している。
格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」の評価事
故シーケンス「過渡事象＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗＋炉心損傷後の原子炉減圧失敗（＋DCH発生）」について，有効性評価を行った。
上記の場合においても，逃がし安全弁の手動開操作による原子炉減圧により，
原子炉圧力容器破損時の原子炉圧力を 2.0MPa[gage]以下に低減することが可能である。また，安定状態を維持できる。
（添付資料 3.5.1）
解析コード及び解析条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操作時間に与える影響及び評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
重大事故等対策時に必要な要員は，運転員及び緊急時対策要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
3.2-33

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

3.2-34

外部電源
非常用ディーゼル
発電機

非常用ガス処理系排風機

原子炉建屋
原子炉区域
運転階から

Gen

主
排
気
筒

原子炉格納容器※2

格納容器スプレイ・ヘッダ
逃がし安全弁主タービン系へ

原子炉圧力容器

給水系
より

軽油タンク

※1

復水貯蔵槽

Ａ(Ｃ)
復水移送ポンプＣ
高圧炉心注水系ポンプ

※1
Ａ

Ｂ

残留熱除去系ポンプ

残留熱除去系ポンプ※2

原子炉隔離時冷却系ポンプ

第 3.2.1 図「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」の重大事故等対策の概略系統図（1/4）（原子炉減圧）

外部電源

原子炉格納容器※2

格納容器スプレイ・ヘッダ

非常用ディーゼル
発電機
軽油タンク

逃がし安全弁主タービン系へ

原子炉圧力容器

給水系
より

※1

Gen
淡水貯水池

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）

復水貯蔵槽

格納容器下部注水系（常設）

可搬型代替注水
ポンプ(A-2級)

復水移送ポンプＡ(Ｃ)Ｃ

高圧炉心注水系ポンプ

※1
Ａ

Ｂ

残留熱除去系ポンプ

残留熱除去系ポンプ※2

原子炉隔離時冷却系ポンプ

第 3.2.2 図「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」の重大事故等対策の概略系統図（2/4）（原子炉圧力容器破損前の原子炉減圧，原子炉格納容器冷却及び格納容器下部注水）3.2-35

外部電源

原子炉格納容器※2

格納容器スプレイ・ヘッダ

軽油タンク

非常用ディーゼル
発電機

逃がし安全弁

Gen

主タービン系へ

原子炉圧力容器

給水系
より

※1

淡水貯水池

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）

復水貯蔵槽

可搬型代替注水
ポンプ(A-2級)

格納容器下部注水系（常設）

復水移送ポンプＡ(Ｃ)Ｃ

高圧炉心注水系ポンプ

※1
Ａ

Ｂ

残留熱除去系ポンプ

残留熱除去系ポンプ※2

原子炉隔離時冷却系ポンプ

第 3.2.3 図「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」の重大事故等対策の概略系統図（3/4）（原子炉圧力容器破損後の原子炉減圧，原子炉格納容器冷却及び格納容器下部注水）

非常用ディーゼル発電機※3 7号炉のみ※4 6号炉のみ

原子炉格納容器

外部電源

Gen

格納容器スプレイ・ヘッダ
逃がし安全弁主タービン系へ
給水系より

サプレッション・チェンバ・プールへ※2

ＳＰＨタイラインへ

※2

※1

※3
※4
可搬型代替交流
電源設備（電源車）

原子炉圧力容器
代替循環冷却系
復水貯蔵槽
残留熱除去
系ポンプ

Ｂ

A

残留熱除去
系ポンプ

熱交換器
ユニット

大容量送水車（熱交換器ユニット用）

海水

取水ポンプ
復水移送ポンプA(C)タンクローリ（4kL）
軽油タンク

サプレッションプール
浄化用ポンプＢ※1

高圧炉心注水系ポンプ

第 3.2.4 図「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」の重大事故等対策の概略系統図（4/4）（代替循環冷却系による溶融炉心冷却，原子炉格納容器除熱）

3.2-36

（解析上の時間）
（約0分）

給水流量の
全喪失発生

主蒸気隔離弁全閉発生

主蒸気隔離弁閉
原子炉スクラム信号発生

外部電源喪失発生※1

非常用ディーゼル発電機自動起動確認
非常用高圧母線（6.9kV）復旧確認

原子炉スクラム・タービントリップを確認

非常用ディーゼル発電機運転状態確認※2

高圧注水機能喪失を確認

回復は解析上考慮せず

非常用ガス処理系運転確認※1

重大事故等発生を通信連絡設備により確認した現場作業員は退避を実施する※2

中央制御室にて機器ランプ表示，機器故障警報，流量指示計にて機能喪失を確認する※3

代替原子炉注水弁（残留熱除去系注入弁）動作不能により低圧代替注水系機能喪失を確認する※4

原子炉注水可能な系統がある場合は急速減圧操作を実施する※5

防火水槽を用いた可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による復水貯蔵槽への補給も可能である※6 格納容器内雰囲気放射線レベル計指示とSOP導入条件判断図により炉心損傷を確認する。例えば，原子炉停止1時間後の場合,格納容器内雰囲気放射線レ
ベル計指示が「ドライウェル：4.5E+00Sv/h」または「サプレッション・チェンバ：5.5E+00Sv/h」を超えた場合，炉心損傷発生と判断する。格納容器内雰
囲気放射線レベル計による炉心損傷発生の判断ができない場合は，原子炉圧力容器表面温度により判断する
炉心損傷による格納容器内水素濃度の上昇を確認する※7「原子炉水位有効燃料棒底部（BAF）から有効燃料棒長さ+10%」とは，原子炉水位計（燃料域）にて-3340mmを示す※8

原子炉水位が原子炉水位計（燃料域）にて有効燃料棒頂部（TAF）未満及び，原子炉圧力容器下鏡部温度300℃未満により損傷炉心冷却未達成と判断する※9 原子炉水位が原子炉水位計（燃料域）にて有効燃料棒頂部（TAF）未満，原子炉圧力容器下鏡部温度300℃到達（溶融炉心の炉心下部プレナムへの移行確認）及び，原子炉への注水不能により損傷炉心冷却失敗と判断する※2

低圧注水機能喪失を確認

高圧代替注水系
起動操作

回復は解析上考慮せず

高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず※3

低圧代替注水機能喪失を確認

回復は解析上考慮せず※4全ての設備による原子炉注水失敗を確認（約1時間後）Ⅰ

高圧／低圧注水機能回復操作

炉心損傷開始代替注水系起動・制御棒駆動水ポンプによる原子炉注水・消火ポンプによる代替注水・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による代替注水

回復は解析上考慮せず

淡水貯水池から
復水貯蔵槽への補給準備（可搬型代替注水ポンプ（A-2級）
による復水貯蔵槽への補給）※6

炉心損傷確認Ⅱ
淡水タンクから防火水槽への補給

代替原子炉補機冷却系
準備（約1.4時間後）※5

原子炉水位有効燃料棒底部（BAF）から
有効燃料棒長さ+10% 到達※7

燃料供給準備（タンクローリ（4kL）
給油準備）（約12時間後）可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の準備が完了復水移送ポンプ
1台追加起動・2台運転確認

Ⅲ
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給

中央制御室での逃がし安全弁2個による原子炉急速減圧

格納容器スプレイによる格納容器薬品注入（約12時間後）タンクローリ（4kL）
による給油準備完了（適宜実施）※8
損傷炉心冷却未達成と判断

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）
による復水貯蔵槽への補給（適宜実施）

Ⅳ
可搬設備への燃料補給（約3.7時間後）

ドライウェルクーラによる格納容器除熱

原子炉圧力容器下鏡温度300℃到達（溶融炉心の炉心下部プレナムへの移行確認）※10 格納容器下部注水に必要な弁が動作可能であることを確認する
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する
損傷炉心冷却失敗と判断※9※11 原子炉圧力容器下鏡部温度300℃到達（溶融炉心の炉心下部プレナムへの移行確認）により実施する格納容器スプレイに必要な弁が動作可能であることを確認する
逃がし安全弁による原子炉減圧状態を維持するために格納容器過温防止スプレイを実施する
スプレイ流量は，格納容器過温抑制スプレイ流量70m 3/hとする

Ⅴ※10
格納容器下部注水系（常設）復水移送ポンプ１台（90m3 /h）による格納容器下部注水開始※12 原子炉圧力容器健全確認は，圧力容器破損判断パラメータにより判断する（補足1）

復水移送ポンプ
1台追加起動・2台運転確認

消火系による格納容器下部注水※13 原子炉圧力容器破損以降の格納容器過圧・過温に対応する手順及び重大事故等対策は「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」と同じである※11

格納容器過温防止スプレイ実施（約5.7時間後）

格納容器下部水位2ｍ(注水量180m3 )
到達後，格納容器下部注水系停止（約7時間後）原子炉圧力容器破損

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

原子炉圧力容器破損時
原子炉圧力2.0MPa[gage]以下

Ⅱ
防火水槽を用いた復水貯蔵槽への補給の場合は，「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は淡水貯水池からろ過水タンクへの補給もあわせて実施する

溶融炉心落下Ⅲ
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる
純水補給水系から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプ（ A-2級）と同時に補給することも可能である
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプ（ A-2級）の水源は「淡水貯水池」以外に「海水」も可能である

水蒸気発生に伴う格納容器圧力上昇（溶融燃料－冷却材相互作用）Ⅳ
ドライウェルクーラ代替除熱運転を実施する
格納容器限界圧力以下

Ⅴ
消火系による格納容器下部注水も可能である。また，可搬型代替注水ポンプ（ A-2級）による格納容器下部注水も可能であり，この場合
水源は淡水以外に海水も使用することが可能である原子炉格納容器バウンダリ機能維持

原子炉圧力容器破損を判断

補足１
事故の起因事象判定（LOCA事象or過渡起因事象）［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
かつ［上部ドライウェル圧力が「0.15MPａ[gage]以上」］※12

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

Ⅴ

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

消火系による格納容器下部注水【圧力容器破損判断パラメータ】
・「過渡起因事象」時
原子炉圧力の「急激な低下」
上部ドライウェル圧力の「急激な上昇」
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
・「LOCA①」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な低下」
サプレッション・チェンバ・プール水温度の「急激な上昇」
・「LOCA②」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
上部ドライウェル水素濃度の「上昇」※13【圧力容器破損徴候パラメータ】
・「過渡起因事象」，「LOCA①，②」時
原子炉水位下降（水位が確認されていた場合）
制御棒位置の指示値喪失数増加
原子炉圧力容器下鏡部温度の指示値喪失数増加

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

代替原子炉補機冷却系
準備が完了

代替循環冷却系
運転開始

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

Yes

凡例

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

3.2-37

第 3.2.5 図「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」の対応手順の概要

高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱

経過時間（時間）
1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

備考

12

事象発生
原子炉スクラム実施箇所・必要人員数

1人

中央監視
緊急時対策本部連絡

当直副長
当直副長

1人
1人

各号炉運転操作指揮

緊急時対策本部要員

5人

中央制御室連絡
発電所外部連絡

当直長

責任者
操作項目

指揮者
通報連絡者

プラント状況判断

6号
7号

運転員
（中央制御室）
6号
7号

運転員
（現場）
6号

7号

約1時間

操作の内容

炉心損傷開始約1.4時間原子炉水位有効燃料棒底部（BAF）＋10%燃料有効長到達約3.7時間原子炉圧力容器下鏡温度300℃到達（溶融炉心の炉心下部プレナムへの移行確認）
約7時間

緊急時対策要員（現場）
6号
7号

原子炉圧力容器破損
約8時間

格納容器圧力0.465MPa[gage]到達・外部電源喪失確認
・原子炉スクラム，タービン・トリップ確認
状況判断

2人

2人

A,B

a.b

－

－

－

10分

－

・非常用ディーゼル発電機起動確認
・全ての原子炉注水機能喪失確認－

非常用ガス処理系

運転確認

原子炉注水機能喪失調査，復旧操作（解析上考慮せず）

（1人）
A

（1人）
a

－

－

（1人）
B

（1人）
b

－

－

原子炉格納容器薬品注入操作（解析上考慮せず）

原子炉格納容器下部注水系－

・非常用ガス処理系

運転確認

－

－

－

－

－

－

－

－

・原子炉隔離時冷却系，高圧炉心注水系，残留熱除去系

－

－

－

－

・復水移送ポンプ起動／運転確認

－

－

－

－

・残留熱除去系－－

・放射線防護装備準備／装備

－

－

・現場移動
・格納容器スプレイにあわせた薬品注入－

・原子炉格納容器下部への注水準備
・低圧代替注水系（常設）系統構成－－

・放射線防護装備準備／装備

－

－

10分

適宜実施

機能回復

対応可能な要員により対応する

10分

スプレイ弁操作90分
要員を確保して対応する

－

－

（1人）

（1人）

A

a

－

準備

原子炉急速減圧操作

2人

2人

E,F

e,f

－

－

－

－

－

（1人）
A

（1人）
a

（1人）

（1人）

A

a

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

2人
c,d

・現場移動
・低圧代替注水系（常設） 現場系統構成※復水貯蔵槽吸込ライン切替え
・逃がし安全弁 2個
手動開放操作

－

－

－

－

－

－

－

－

・原子炉圧力容器破損前の初期注水

－

－

－

－

・原子炉圧力容器破損後の原子炉格納容器下部注水－－・放射線防護装備準備／装備

2人
E,F

2人
e,f
－

－

・原子炉格納容器下部注水にあわせた薬品注入－－

・復水移送ポンプ起動／運転確認

10分

80分

40分

10分

30分

5分
５分
20分
原子炉格納容器下部水位2m(注水量180m3 相当）到達後停止

注水操作

格納容器薬品注入操作（解析上考慮せず）

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）

準備操作

－

（1人）
B

（1人）
b

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・残留熱除去系

スプレイ弁操作

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・残留熱除去系

スプレイ弁操作

－

－

－

－

・放射線防護装備準備／装備
・現場移動
・代替原子炉補機冷却系－－

原子炉格納容器下部に崩壊熱相当量を継続注水

10分
要員を確保して対応する－

30分
原子炉格納容器薬品注入操作において実施

30分

済みとなる

原子炉圧力容器破損確認まで継続実施

格 納 容 器 内 過 温 抑 制 ス プ レ イ 流 量 「 70m 3 /h」

操作

（2人）
C,D
－

代替原子炉補機冷却系－

・原子炉建屋差圧監視
・原子炉建屋差圧調整

2人
C,D

格納容器下部注水系

－

（2人）
c,d

－

－

－

－

－

－

－

13人
（参集）

13人
（参集）

－

－

－

－

※1

※1

準備操作

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による淡水貯水池
から復水貯蔵槽への補給

－

－

－

－

10分

300分

現場系統構成・放射線防護装備準備／装備

10分

・現場移動
・資機材配置及びホース敷設，起動及び系統水張り・放射線防護装備準備6人

0.465～0.390MPa[gage]で間欠スプレイ

600分

10分

・現場移動
・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による復水貯蔵槽への注水準備（可搬型代替注水ポンプ（A-2級）移動，ホース敷設（淡水貯水池から可搬型代替注水ポンプ（A-2級），可搬型代替注水ポンプ（A-2級）から接続口），ホース接続，ホース水張り）

360分

(6人)

・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による復水貯蔵槽への補給
※2

－

－

－

・放射線防護装備準備／装備

－

給油準備

10分

2人
－

－

－

・軽油タンクからタンクローリ（4kL）への補給

－

140分

タ ン ク ロ ー リ （ 4kL） 残 量 に 応 じ て 適 宜 軽 油
タンクから補給

※3

給油作業

－

－

－

－

第 3.2.6 図

・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）への給油「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」の作業と所要時間(1/2)

3.2-38高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱

経過時間（時間）
備考

14

16

18

20

22

24

26

28

30

32

34

36

実施箇所・必要人員数
操作項目
運転員（中央制御室）6号
7号－

代替原子炉補機冷却系

約20時間

操作の内容

－

運転員
（現場）
6号

7号

（2人）
C,D

（2人）
c,d

緊急時対策要員
（現場）
6号
7号
－

－

※1

※1

（13人）

（13人）

※4,※5

※4,※5

準備操作
－

－

－

－

代替原子炉補機冷却系準備完了

20.5時間・現場移動
・代替原子炉補機冷却系

現場系統構成代替循環冷却運転

開始

300分

・現場移動
・資機材配置及びホース敷設，起動及び系統水張り600分

タ ン ク ロ ー リ （ 4kL） 残 量 に 応

給油準備

－

－

－

－

※4

・軽油タンクからタンクローリ（4kL）への補給

給油作業

－

－

－

－

（2人）

・電源車への給油・大容量送水車（熱交換器ユニット用）への給油

適宜実施

－

－

－

－

・代替原子炉補機冷却系

適宜実施

代替原子炉補機冷却系

運転

代替循環冷却系 準備操作
（系統構成1）

原子炉格納容器下部注水系操作

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）

代替循環冷却系

操作

準備操作（系統構成2）

（1人）

（1人）

B

b

－

－

（1人）
A

※5

※5

（3人）

（3人）

－

－

・代替循環冷却系

中央制御室系統構成

30分

この時間内に実施

120分

この時間内に実施

－

－

(4人)

(4人)

C,D
E,F

c,d
e,f

－

－

・代替循環冷却系 現場系統構成（代替格納容器スプレイに影響のない部分）

（1人）
a

－

－

－

－

・原子炉圧力容器破損後の原子炉格納容器下部注水

原子炉格納容器下部に崩壊熱相当量を継続注水

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・残留熱除去系

0.465～0.390MPa[gage]で間欠スプレイ

（1人）

（1人）

A

a

－

－

－

－

－

－

（2人）

（2人）

E,F

e,f

－

－

30分

－

－

（2人）
C,D

（2人）
c,d

・代替循環冷却系 現場系統構成（復水貯蔵槽吸込弁）
・現場移動

－

－

・代替循環冷却系 現場系統構成（残留熱除去系高圧炉心注水系第一止め弁，第二止め弁）

30分

・現場移動

スプレイ弁操作・復水移送ポンプ停止
・代替循環冷却系

中央制御室系統構成

30分

・現場移動

運転開始

（2人）
A,B

（2人）
a,b

－

－

－

－

・復水移送ポンプ起動
・格納容器スプレイ弁，原子炉格納容器下部注水弁操作

代替循環冷却系

運転状態監視

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・代替循環冷却系による原子炉格納容器の状態監視

－

－

－

－

貯水池から復水貯蔵槽への補給

じて適宜軽油タンクから補給

運転状態監視代替循環冷却系

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による淡水

140分

5分

適宜実施

※2
・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による復水貯蔵槽への補給

適宜実施

・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）への給油

適宜実施

（4人）
※3

給油作業

－

－

－

－
（2人）

必要人員数

合計

2人
A,B

2人
a,b
（

4人
C,D,E,F

4人
c,d,e,f

8人（参集要員26人））内の数字は他の作業終了後，移動して対応する人員数

第 3.2.6 図「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」の作業と所要時間(2/2)

3.2-39（最大圧力 約 7.8MPa[gage]，約 3.1 秒）
逃がし安全弁の手動開操作による原子炉減圧

原
子
炉
圧
力

逃がし安全弁開閉による原
子炉圧力制御炉心下部プレナムへの溶融炉心移行による原子炉圧力上昇
約 2.6MPa[gage](約 3.4 時間後)
原子炉圧力容器破損直前(約 0.3MPa[gage])（MPa[gage]）

2.0MPa[gage]

事故後の時間（h）

第 3.2.7 図

原子炉圧力の推移

逃がし安全弁からの蒸気放出により原子炉水位が低下

原
子
炉
水
位

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

原子炉圧力容器破損により炉心下部プレナム
炉心下部プレナムの水はの全溶融炉心が原子炉蒸発しているが，落下し格納容器下部に落下た溶融炉心の堆積により，見かけ上の原子炉水 溶融炉心の状態変化に位が表示されているより見かけ上の原子炉水位が上昇している
有効燃料棒頂部（m）

有効燃料棒底部

シュラウド内水位

炉心下部プレナムへの溶融炉心移行に伴って炉心下部プレナム水が蒸発し原子炉水位が低下

シュラウド外水位
炉心下部プレナム水位

事故後の時間（h）
第 3.2.8 図

原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移

3.2-40格納容器スプレイ等による格納容器圧力抑制
代替循環冷却系（格納容器スプレイ及び格納容器下部注水）開始までの最大圧力 約 0.56MPa[gage]（約 8.4 時間後）
最大圧力 約 0.56MPa[gage]（約 28 時間後）
原子炉格納容器の限界圧力 0.62MPa[gage]
代替循環冷却系（格納容器スプレイ及び格納容器下部注水）による格納容器圧力低下

格
納
容
器
圧
力
（MPa[gage]）

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

サプレッション・チェンバの減圧
沸騰に伴う格納容器圧力上昇

原子炉圧力容器破損及び原子炉格納容器下部へのデブリ落下による格納容器圧力上昇
ドライウェルサプレッション・チェンバ

逃がし安全弁 2 個の開放により格納容器圧力上昇

事故後の時間（h）
第 3.2.9 図

格納容器圧力の推移

格納容器スプレイ等による格納容器温度抑制
代替循環冷却系の運転（格納容器スプレイ及び格納容器下部注水）開始までの最高温度 約 152℃（約 20.5 時間後）

格
納
容
器
温
度
（℃）

代替循環冷却系（格納容器スプレイ及び格納容器下部注水）による格納容器温度低下

原子炉格納容器の限界温度 200℃

最高温度 約 169℃（約 60 時間後）

代替循環冷却系（格納容器スプレ
イ及び格納容器下部注水）への系
統構成切替えに伴うスプレイ停止により格納容器温度上昇

サプレッション・チェンバの減圧沸騰に伴うドライウェルへの水蒸気の流入及び圧力上昇を受けた飽和蒸気温度の上昇
ドライウェルサプレッション･チェンバ（気相）
サプレッション･チェンバ（液相）

事故後の時間（h）
第 3.2.10 図

格納容器温度の推移

3.2-41

サ
プ
レ
ッ
シ
ョ
ン
・
チ
ェ
ン
バ
・
プ
ー
ル
水
位

ベントライン（約 17m）
真空破壊装置（約 14m）

サプレッション・チェンバの減圧沸騰に伴う水位の低下

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

代替循環冷却系（格納容器スプレイ及び格納容器下部注水）への系統構成切替えに伴い水位の上昇が停止

事故後の時間（h）
第 3.2.11 図※ サプレッション・チェンバ
床面を 0m とした。

サプレッション・チェンバ・プール水位の推移

格納容器圧力上昇抑制のための格納容器スプレイ（流量 130m3/h 以上）

格納容器スプレイ
格納容器下部注水

代替循環冷却系（格納容器スプレイ，流量約 140m3/h）

注
水
流
量
（t/h）

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

代替循環冷却系（格納容器下部注水，流量約 50m3/h）

事故後の時間（h）
第 3.2.12 図

注水流量の推移

3.2-42

リターンライン（約 8.6m）
通常運転水位（約 7.05m）

第 3.2.1 表「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」の重大事故等対策について（1/2）
有効性評価上期待する事故対処設備

判断及び操作手順
常設設備

原子炉スクラム確認

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

高圧・低圧注水機能喪失
確認※1

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

3.2-43

高圧代替注水系による
原子炉注水

高圧代替注水系を起動し原子炉水位を回復する。

炉心損傷確認
水素濃度監視原子炉水位が更に低下し，炉心が露出し，炉心損傷したことを格納
容器内雰囲気放射線モニタにより確認する。
炉心損傷が発生すれば，ジルコニウム－水反応等により水素ガスが発生することから，原子炉格納容器内の水素濃度の状況を確認する。

逃がし安全弁による原子炉急速減圧

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

代替格納容器スプレイ
冷却系（常設）による原
子炉格納容器冷却

原子炉圧力容器下鏡部温度 300℃到達により炉心下部プレナムへの溶融炉心移行を確認した場合，格納容器圧力 0.465MPa[gage]到達を確認した場合又は格納容器温度 190℃到達を確認した場合には原子炉格納容器の雰囲気を冷却するため，中央制御室からの遠隔操作により復水移送ポンプ 2 台を使用した代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却を実施する。また，格納容器圧
力 0.465MPa[gage]到達によって開始した場合は格納容器圧力が0.39MPa [gage]以下となった時点で停止する。

【非常用ディーゼル発電機】【軽油タンク】－

高圧代替注水系
復水貯蔵槽－

逃がし安全弁

復水移送ポンプ
復水貯蔵槽
軽油タンク

※1 非常用炉心冷却系による注水が出来ない状態。高圧炉心注水系及び低圧注水系の機能喪失が重畳する場合や
高圧炉心注水系及び自動減圧系の機能喪失に伴い低圧注水系による原子炉注水ができない場合。

可搬型設備

計装設備

－

平均出力領域モニタ
起動領域モニタ－

原子炉水位（SA）
原子炉水位【原子炉隔離時冷却系系統流量】【高圧炉心注水系系統流量】【残留熱除去系ポンプ吐出圧力】－

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

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

原子炉水位（SA）
原子炉水位
原子炉圧力（SA）
原子炉圧力

可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）
タンクローリ（4kL）

原子炉圧力容器温度
復水補給水系流量（RHR B 系代替注水流量）
格納容器内圧力（D/W）
格納容器内圧力（S/C）
ドライウェル雰囲気温度
復水貯蔵槽水位（SA）【】：重大事故等対処設備（設計基準拡張）
有効評価上考慮しない操作

第 3.2.1 表「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」の重大事故等対策について（2/2）
有効性評価上期待する事故対処設備

判断及び操作手順
常設設備

原子炉格納容器下部への注水

原子炉圧力容器下鏡部温度 300℃到達により炉心下部プレナムへの溶融炉心移行を確認した場合，原子炉圧力容器破損に備えて中央制御室からの遠隔操作によって格納容器下部注水系（常設）による原子炉格納容器下部への注水を実施する。この場合の注水は，原子炉格納容器下部への水張りが目的であるため，原子炉格納容器下部の水位が 2m（総注水量 180m3）に到達した後，原子炉格納容器下部への注水を停止する。

復水移送ポンプ
復水貯蔵槽

3.2-44

可搬型設備

計装設備

－

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

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

原子炉圧力容器破損確認

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

－－

溶融炉心への注水

原子炉圧力容器が破損し，溶融炉心が原子炉格納容器下部に落下した後は，格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部注水を崩壊熱相当の流量にて継続して行う※1。

復水移送ポンプ
復水貯蔵槽
軽油タンク
コリウムシールド

可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）
タンクローリ（4kL）

復水補給水系流量（格納容器下部注水流量）
復水貯蔵槽水位（SA）

代替循環冷却系による溶融炉心冷却及び原子炉格
納容器除熱※2

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

代替原子炉補機冷却系
タンクローリ（4kL）

復水補給水系流量（RHR B 系代替注水流量）
復水補給水系流量（格納容器下部注水流量）
格納容器内圧力（D/W）
格納容器内圧力（S/C）
ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ・プール水温度
サプレッション・チェンバ・プール水位

復水移送ポンプ
軽油タンク※1 原子炉圧力容器破損時の影響により，格納容器下部水位計による監視ができない場合であっても，以下の条件の一部又は全てに【ついての数時間の推移を確認することにより，総合的に溶融炉心の冷却が継続して行われていることを把握することができる。
・原子炉格納容器下部の雰囲気温度が飽和温度程度で推移していること
・ドライウェルの雰囲気温度が飽和温度程度で推移していること
・原子炉格納容器内の水素濃度の上昇が停止すること
また，サプレッション・チェンバ・プール水位がリターンライン高さ（通常運転水位+約 1.5m）を超える場合には，リターンラインを通じたサプレッション・チェンバのプール水の原子炉格納容器下部への流入による溶融炉心の冷却に期待でき，サプレッション・チェンバ・プール水位計によってこれを推定することができる。
※2 本格納容器破損モードの評価事故シーケンスは取水機能の喪失を伴うものではないが，代替循環冷却系による除熱量の評価においては，保守的に代替原子炉補機冷却系の設計値を用いた。

】：重大事故等対処設備（設計基準拡張）
有効評価上考慮しない操作

第 3.2.2 表 主要解析条件（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）（1/5）
項目
解析コード

3.2-45

初期条
件

主要解析条件

条件設定の考え方

MAAP－

原子炉熱出力3,926MWt

定格原子炉熱出力として設定

原子炉圧力

7.07MPa[gage]

定格原子炉圧力として設定

原子炉水位

通常運転水位（セパレータスカート下端から+119cm）

通常運転時の原子炉水位として設定

炉心流量52,200t/h

定格流量として設定

燃料

9×9 燃料（A 型）－

原子炉停止後の崩壊
熱
格納容器容積（ドライウェル）
格納容器容積（ウェットウェル）ANSI/ANS-5.1-1979
燃焼度 33GWd/t

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

真空破壊装置
サプレッション・チ
ェンバ・プール水位
サプレッション・チ
ェンバ・プール水温

7,350m3
空間部：5,960m3
液相部：3,580m3
3.43kPa（ドライウェル－サプレッション・チェン
バ間差圧）

真空破壊装置の設定値

7.05m（通常運転水位）

通常運転時のサプレッション・チェンバ・プール水位として設定

35℃

通常運転時のサプレッション・チェンバ・プール水温の上限値として設定

格納容器圧力5.2kPa[gage]

通常運転時の格納容器圧力として設定

格納容器温度57℃

通常運転時の格納容器温度として設定

外部水源の温度

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

復水移送ポンプ吐出温度を参考に設定

第 3.2.2 表 主要解析条件（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）（2/5）
項目

初
期
条
件

主要解析条件

条件設定の考え方

3.2-46

溶融炉心からプール水への熱流束

800kW/m2 相当（圧力依存あり）

過去の知見に基づき事前水張りの効果を考慮して設定

コンクリートの種類

玄武岩系コンクリート

使用している骨材の種類から設定

コンクリート以外の構造
材の扱い

内側鋼板，外側鋼板，リブ鋼板及びベント管は考
慮しない

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

原子炉圧力容器下部の構
造物の扱い

原子炉格納容器下部に落下する溶融物とは扱わない

発熱密度を下げないよう保守的に設定

格納容器下部床面積

6 号炉の格納容器下部床面積を設定

コリウムシールドで囲まれる部分が広く，溶融炉心の拡がり面積が狭いことにより，コンクリート侵食量の観点で厳しくなる号炉を設
定

起因事象

給水流量の全喪失

原子炉水位の低下の観点で厳しい事象を設定

安全機能等の喪失に対する仮定

高圧注水機能，低圧注水機能及び重大事故等対処設備による原子炉注水機能の喪失

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

外部電源

外部電源なし

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

高温ガスによる配管等のクリープ破損や漏えい等考慮しない

原子炉圧力を厳しく評価するものとして設定

事
故
条
件

第 3.2.2 表 主要解析条件（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）（3/5）
項目
原子炉スクラム信号

3.2-47

重
大
事
故
等
対
策
に
関
連
す
る
機
器
条
件

逃がし安全弁

主要解析条件

条件設定の考え方

事象発生と同時に原子炉スクラム

事象発生と同時に原子炉スクラムするものとして設定

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

自動減圧機能付き逃がし安全弁の 2 個を開することによる原子炉急
速減圧<原子炉圧力と逃がし安全弁 1 個あたりの蒸気量の関係>
逃がし安全弁の設計値に基づく蒸気流
量及び原子炉圧力の関係から設定

第 3.2.2 表 主要解析条件（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）（4/5）
項目

主要解析条件

条件設定の考え方

原子炉圧力容器破損前：70m3/h にて原子炉格納容器へスプレイ

格納容器温度抑制に必要なスプレイ流量を考慮して設定

原子炉圧力容器破損後：130m3/h 以上で原子炉格納容器へスプレイ

格納容器圧力及び温度抑制に必要なスプレイ流量を考慮して設定

事前水張り時：90m3/h で注水

原子炉圧力容器破損の事前の検知から破損までの時間余裕に基づき水位 2m 到達まで水張り可能な流量として設定

原子炉圧力容器破損以降：崩壊熱相当の注水量にて注水

溶融炉心冷却が継続可能な流量として設定

代替循環冷却系

総循環流量：190m3/h
格納容器スプレイ：約 140m3/h
原子炉格納容器下部：約 50m3/h

格納容器圧力及び温度抑制に必要なスプレイ流量及び原
子炉格納容器下部に落下した溶融炉心の冷却に必要な注水量を考慮して設定

コリウムシールド

コリウムシールドの設置により，落下した溶融炉
心はドライウェルサンプへ流入しない

コリウムシールドを設置した原子炉格納容器下部の状態として設定

代 替 格 納 容器 ス プ
レイ冷却系（常設）

3.2-48

重
大
事
故
等
対
策
に
関
連
す
る
機
器
条
件

格 納 容 器 下部 注 水系（常設）第 3.2.2 表 主要解析条件（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）（5/5）
項目
原子炉急速減圧操作

3.2-49

重
大
事
故
等
対
策
に
関
連
す
る
操
作
条
件

主要解析条件

条件設定の考え方

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

代替格納容器スプレイ冷却系（常原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達し設）による原子炉格納容器冷却操作たことを確認して開始し，原子炉圧力容器破（原子炉圧力容器破損前の原子炉損を確認した場合に停止する
格納容器冷却）
原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達し原子炉格納容器下部への注水操作たことを確認して開始，原子炉格納容器下部（原子炉圧力容器破損前の先行水の水位が 2m（総注水量 180m3）に到達したこと張り）を確認した場合に停止する
原子炉格納容器下部への注水操作
原子炉圧力容器破損を確認した場合（原子炉圧力容器破損後の注水）

格納容器圧力及び温度の抑制効果を踏まえて設定
炉心損傷後の原子炉圧力容器破損による溶融炉
心・コンクリート相互作用の影響緩和を考慮し設定
炉心損傷後の原子炉圧力容器破損による溶融炉
心・コンクリート相互作用の影響緩和を考慮し設定

格納容器圧力が 0.465MPa[gage]又は格納容器
代替格納容器スプレイ冷却系（常温度が 190℃に到達した場合に開始。格納容器設）による原子炉格納容器冷却操作
格納容器圧力及び温度の抑制効果を踏まえて設
圧力 0.465MPa[gage]到達によって開始した場（原子炉圧力容器破損後の原子炉
定合は格納容器圧力が 0.39MPa[gage]以下とな
格納容器冷却）った時点で停止
代替循環冷却系による原子炉格納事象発生から 20.5 時間後
容器除熱操作※代替原子炉補機冷却系の準備時間等を考慮し設
定※ 本格納容器破損モードの評価事故シーケンスは原子炉補機冷却系の機能喪失を伴うものではないが，代替循環冷却系による除熱は保守的に代替原子炉補機冷却系を用いて実施するものとし，除熱操作の開始は，代替原子炉補機冷却系の準備に要する時間を設定した。

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

添 3.2.1-1

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

添 3.2.1-2

上表 1 三次元熱流動解析での温度条件（逃がし安全弁開）
温度条件①【定常解析】

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

急激な上昇を考慮した温度条件)

RPV 内
気相平均温度

約 589℃

約 510℃→約 626℃

ドライウェル内
気相平均温度

約 111℃

約 116℃

表 2 三次元熱流動解析での評価結果（逃がし安全弁開）
温度条件①【定常解析】

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

急激な上昇を考慮した温度条件)

下部コイル
ハウジング
最高温度※

約 150℃

約 150℃

ピストン部
最高温度

約 149℃

約 147℃※ADS 機能付電磁弁設置位置

項目

表 3 SRV 本体の抵抗力に対する温度上昇の影響
温度上昇の影響

SRV スプリング閉止力

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

弁棒・アジャスタリング
摺動抵抗

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

弁棒・ネッキブッシュ摺動抵抗

バランスピストン・ブッ
シュ摺動抵抗弁体(ガイド部)・ガイド
摺動抵抗

主蒸気流路とはベローズを介しており過渡的な熱影響を受け
がたく，仮に熱影響を受けたとしても，表 1 の RPV 内気相平均温度程度であれば，元々の隙間があるため，ネッキブッシュによる弁棒拘束は発生しない。
主蒸気流路とはベローズを介しており過渡的な熱影響を受け
がたく，仮に熱影響を受けたとしても，表 1 の RPV 内気相平均温度程度であれば，元々の隙間があるため，ブッシュによる弁棒拘束は発生しない。
主蒸気温度上昇に伴い拡大するため，温度上昇に伴うガイドによる弁体拘束は発生しない。

添 3.2.1-3

ピストン部

弁体ガイド

図 1a SRV 構造図(断面図)
添 3.2.1-4

図 1b SRV 構造図(側面図詳細)

図 1c SRV 構造図(平面図詳細)
添 3.2.1-5

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

RPV 破損
温度条件①(0h～6.0h 最大値：約 589℃)

温
度
（℃）

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

SRV 開閉による圧力制御

事故後の時間(h)図 2 RPV 内気相平均温度の推移

RPV 破損

温度（℃）

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

温度条件①(0h～6.0h 最大値：約 111℃)

温度条件②(6.0h～RPV 破損直前：約 116℃)

事故後の時間(h)図 3 ドライウェル内気相平均温度の推移

添 3.2.1-6

図 4 モデル化範囲と境界条件

図 5 モデル図と断面メッシュ図
添 3.2.1-7

添 3.2.1-8
図 6 解析結果(温度条件①)

図 7 解析結果(温度条件②)

添 3.2.1-9

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

添 3.2.1 別添 1-1

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

激な上昇を考慮した温度条件)

原子炉圧力容器内
気相平均温度

約 649℃

約 532℃→約 649℃

ドライウェル内
気相平均温度

約 97℃

約 84℃

表 2 三次元熱流動解析での評価結果（逃がし安全弁開）
温度条件①
温度条件②
(事象発生から 6 時間後までの (RPV 破損直前の RPV 内の気相温度範囲を代表する温度条件)の急激な上昇を考慮した温度条件)
下部コイルハウジング
約 145℃
約 121℃
最高温度※
ピストン部最高温度

約 148℃

約 123℃※ADS 機能付電磁弁設置位置

温度条件①(RPV 破損直前：約 649℃)

温
度

RPV
破損

（℃）
SRV 開閉による
圧力制御

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

事故後の時間(h)図 1 原子炉圧力容器内気相平均温度の推移

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

温度（℃）
ドライウェルスプレイ開始に伴う温度低下

温度条件②(6 時間後から RPV 破損までの間の最高温度：約 84℃)

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

RPV破損添 3.2.1 別添 1-3
図 3 解析結果(温度条件①)

図 4 解析結果(温度条件②)

添 3.2.1 別添 1-4

添付資料 3.2.2
原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えい量について

本格納容器破損モードの重大事故等対策の有効性評価では，厳しい事象を想定した場合でも，原子炉格納容器が破損することなく安定状態に至る結果が得られている。この評価結果に照らして原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えい量を考える。
本格納容器破損防止対策の有効性評価では，非常用ディーゼル発電機からの電源供給により非常用ガス処理系が起動し，事象発生から原子炉建屋の設計負圧が維持されていることを想定している。
本格納容器破損モードの重大事故等対策の有効性評価では原子炉格納容器の閉じ込め機能は健全であると評価していることから，原子炉格納容器から多量の水蒸気が原子炉建屋に漏えいすることは無く，漏えいした水蒸気は原子炉建屋内で凝縮されることから，原子炉建屋空間部が加圧されることはないと考えられる。また，原子炉建屋内の換気空調系は停止しているため，原子炉
建屋内空間部と外気との圧力差が生じにくく，原子炉建屋内外での空気のやりとりは殆どないものと考えられる。さらに，原子炉格納容器内から原子炉建屋に漏えいした粒子状放射性物質は，
原子炉建屋内での重力沈降や水蒸気の凝縮に伴い，原子炉建屋内に沈着するものと考えられる。
これらのことから，原子炉格納容器の健全性が維持されており，原子炉区域・タービン区域換気空調系が停止している場合は，原子炉格納容器から原子炉建屋内に漏えいした放射性物質は，
原子炉建屋内で時間減衰し，また，原子炉建屋内で除去されるため，大気中へは殆ど放出されないものと考えられる。
１．評価条件(1) 本格納容器破損モードの評価事故シーケンスである「過渡事象＋高圧注水失敗＋原子炉減圧
失敗＋炉心損傷後の原子炉減圧失敗（＋DCH 発生）」について評価する。
(2) 原子炉格納容器からの漏えい量は，MAAP 解析上で原子炉格納容器内圧力に応じて漏えい率が変化するものとし，開口面積は以下のように設定する。（添付資料 3.1.2.6 参照）
・1Pd 以下：0.9Pd で 0.4%/日 相当
・1～2Pd ：2.0Pd で 1.3%/日 相当
なお，エアロゾル粒子は格納容器外に放出される前に貫通部内で捕集されることが実験的に確認されていることから格納容器の漏えい孔におけるエアロゾルの捕集の効果に期待できるが，本評価では保守的に考慮しないこととする。
(3) 非常用ガス処理系による原子炉建屋の設計負圧が維持されていることを想定し，本評価では設計換気率 0.5 回/日相当を考慮する。
(4) 非常用ガス処理系はフィルタを通して原子炉区域内の空気を外気に放出するためフィルタの
放射性物質の除去性能に期待できるが，本評価では保守的に期待しないこととする（DF=1）。
(5) 原子炉建屋内での放射能量の時間減衰は考慮せず，また，原子炉建屋内での粒子状物質の除去
効果は保守的に考慮しない。
２．評価結果
原子炉建屋から大気中へ漏えいする Cs-137 の評価結果を表１に示す。
原子炉建屋から大気中へ漏えいする Cs-137 は 7 日間で約 2.5TBq であり，基準の 100TBq を下回っている。
添 3.2.2-1

なお，事象発生７日間以降の影響を確認するため，事象発生 30 日間，100 日間における環境への Cs-137 の放出量を確認している。
事象発生後 30 日間及び 100 日間での放出量においても 100TBq を下回る。
表１ 原子炉建屋から大気中への放射性物質(Cs-137)の漏えい量（単位：TBq）
漏えい量（７日間） 漏えい量（30 日間） 漏えい量（100 日間）
高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱

約 2.5

約 2.6

添 3.2.2-2

約 2.6

添付資料 3.2.3
格納容器破損モード「DCH」,「FCI」及び「MCCI」の評価事故シーケンスの位置付け

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

以

添 3.2.3-1

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

添付資料 3.2.4

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

【MAAP】
分類

重要現象
崩壊熱

解析モデル
炉心モデル(原子炉
出力及び崩壊熱)

不確かさ
入力値に含まれる。

運転員等操作時間に与える影響

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

メータに与える影響」にて確認。

炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再燃料棒内温

現性及び CORA 実験についての再現性を確認している。

度変化

炉心ヒートアップの感度解析（ジルコニウム－水反応速度の係数についての感度解析）では，炉心溶融時間及び炉心下

燃料棒表面部プレナムへの溶融炉心移行の開始時間に対する感度は数熱伝達分程度であり，影響は小さいことを確認している。
TMI 事故解析における炉心ヒートアップ時の水素ガス発生，炉心領域

本評価事故シーケンスでは，重大事故等対処設備を含む全での溶融進展状態について，TMI 事故分析結果と一致することを確認ての原子炉への注水機能が喪失することを想定しており，した。

最初に実施すべき操作は原子炉水位が有効燃料棒底部から炉心モデル(炉心熱CORA 実験解析における，燃料被覆管，制御棒及びチャンネルボックス

有効燃料棒の長さの 10％上の位置に到達した時点の原子炉

水力モデル)の温度変化について，測定データと良く一致することを確認した。

減圧操作であり，また，燃料被覆管温度等を操作開始の起点

溶融炉心の挙動モ

炉心ヒートアップ速度の増加(被覆管酸化の促進)を想定し，仮想的なとしている運転員等操作はないことから，運転員等操作時

デル(炉心ヒートア

厳しい振り幅ではあるが，ジルコニウム－水反応速度の係数を 2 倍と間に与える影響はない。

ップ)

した感度解析により影響を確認した。

また，原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達した時点で・TQUV，大破断 LOCA シーケンスともに，炉心溶融の開始時刻への影響

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器

燃料被覆管
酸化

炉
心

は小さい

燃料被覆管

・炉心下部プレナムへの溶融炉心移行の開始時刻は，ほぼ変化しない

変形

冷却操作（原子炉圧力容器破損前の原子炉格納容器冷却）を実施するが，炉心下部プレナムへの溶融炉心移行の開始時

炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現性及び CORA 実験についての再現性を確認している。炉心ヒートアップの感度解析（ジルコニウム－水反応速度の係数についての感度解析）では，炉心溶融時間及び炉心下部プレ
ナムへの溶融炉心移行の開始時間への感度は数分程度であり，影響は小さいことを確認している。
本評価事故シーケンスでは，原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達した時点での運転員等操作による原子炉急速減圧によって速やかに原子炉圧力を 2.0MPa[gage]以下に低減し，原子炉圧力容器破損時の原子炉圧力を 2.0MPa[gage]以下に維持しているため，運転員等操作時間に与える影響はないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

間の不確かさは小さく，炉心下部プレナムへ溶融炉心が移行した際の原子炉圧力容器下鏡部温度の上昇は急峻であることから，原子炉圧力容器下鏡部温度を操作開始の起点としている代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉
格納容器冷却操作（原子炉圧力容器破損前の原子炉格納容器冷却）に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。

沸騰・ボイ

TQUX シーケンス及び中小破断 LOCA シーケンスに対して，MAAP コード

ド率変化と SAFER コードの比較を行い，以下の傾向を確認した。
炉心モデル(炉心水位計算モデル)

気 液分離

・MAAP コードでは SAFER コードで考慮している CCFL を取り扱っていないこと等から，水位変化に差異が生じたものの水位低下幅は MAAP
コードの方が保守的であり，その後の注水操作による有効燃料棒頂( 水 位 変部までの水位回復時刻は両コードで同等である

化)・対向流

原
子
炉
圧
力
容
器

冷却材放出

原子炉圧力容器モ(臨界流・差デル(破断流モデ

圧流)

ル)

原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コード SAFER の評価結果との比較により水位低下幅は解析コード MAAP の評価結果の方が保守的であることを確認している。このため，原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達する時間が早まる可能性があるが，数分程度の差違であることから，運転員
等操作時間に与える影響は小さい。

逃がし安全弁からの流量は，設計に基づいて流量が計算さ
逃がし安全弁からの流量は，設計値に基づいて計算される。

れていることから不確かさは小さい。このため，事象進展に与える影響はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

添 3.2.4-1

原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コード
SAFER の評価結果との比較により水位低下幅は解析コード MAAP の評価結果の方が保守的であることを確認している。このため，原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達する時間が早まる可能性があるが，数分程度の差違であり，原子炉急速減圧操作後に原子炉圧力は速やかに低下することから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

逃がし安全弁からの流量は，設計に基づいて計算されていることから不確かさは小さい。このため，原子炉急速減圧操作後の原子炉圧力の低下挙動に対する影響はないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

表1

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

【MAAP】
分類

重要現象

解析モデル

不確かさ

運転員等操作時間に与える影響

評価項目となるパラメータに与える影響

溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性を確認している。また，炉リロケーション

・TMI 事故解析における炉心領域での溶融進展状態について，TMI 事故分析結果と一致することを確認した
溶融炉心の挙動モ
デル(リロケーシ
ョン)

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

心ノード崩壊のパラメータを低下させた感度解析により原子炉圧力容器破損時間に与える影響は小さいことを確認している。リロケーションの影響を受ける

溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性を確認して可能性がある操作としては，原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達した時いる。また，炉心ノード崩壊のパラメータを低下させた感度解析

点での代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作（原により炉心溶融時間に与える影響は小さいことを確認している。

子炉圧力容器破損前の原子炉格納容器冷却）があるが，炉心下部プレナムへの本評価事故シーケンスでは，原子炉圧力容器が破損する前に，十溶融炉心移行の開始時間の不確かさは小さく，炉心下部プレナムへ溶融炉心が分な時間余裕をもって手動減圧により原子炉圧力を移行した際の原子炉圧力容器下鏡部温度の上昇は急峻であることから，原子炉

2.0MPa[gage]以下に維持していることから，評価項目となるパラ格納容器下鏡部温度を操作開始の起点としている代替格納容器スプレイ冷却系

メータに与える影響はない。

（常設）による原子炉格納容器冷却操作（原子炉圧力容器破損前の原子炉格納容器冷却）に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。
下部プレナムでの溶融炉心の挙動に関する感度解析により，原子原子炉圧力容器内 FCI

原子炉圧力容器内 FCI に影響する項目として溶融ジェッ（溶融炉心細粒化）

原
子
炉
圧
力
容
器

ト径，エントレインメント係数及びデブリ粒子径をパラメータとして感度解析を行い，いずれについても，原子炉圧

原子炉圧力容器内 FCI

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

下部プレナムでの溶融炉心の挙動に関する感度解析により，原子炉圧力容器破損時の原子炉圧力に与える影響は小さいことを確認している。
本評価事故シーケンスでは，原子炉圧力容器内 FCI を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

炉圧力容器破損時の原子炉圧力に与える影響は小さいことを確認している。
本評価事故シーケンスでは，原子炉圧力容器が破損する前に，十分な時間余裕をもって手動減圧により原子炉圧力を2.0MPa[gage]以下に維持していることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

(

炉
心
損
傷
後

溶融炉心の挙動モ

溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性を確認している。また，炉デル(下部プレナ

心下部プレナムと溶融炉心の熱伝達に関する感度解析により原子炉圧力容器破

ムでの溶融炉心挙)動)
下 部 プ レ ナム で の 溶

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

損時間に与える影響は小さいことを確認している。炉心下部プレナムでの溶融
炉心の熱伝達の不確かさの影響を受ける可能性がある操作としては，原子炉圧

溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性を確認して

力容器下鏡部温度が 300℃に到達した時点での代替格納容器スプレイ冷却系いる。また、炉心下部プレナムと溶融炉心の熱伝達に関する感度（常設）による原子炉格納容器冷却操作（原子炉圧力容器破損前の原子炉格納解析により原子炉圧力容器破損時間に与える影響は小さいこと

容器冷却）があるが，炉心下部プレナムでの溶融炉心の熱伝達の不確かさは小を確認していることから，評価項目となるパラメータに与える影

さいことから，原子炉圧力容器下鏡部温度を操作開始の起点としている代替格

響は小さい。

納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作（原子炉圧力容器破損前の原子炉格納容器冷却）に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。

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

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

制御棒駆動機構ハウジング溶接部の破損判定に用いる最大ひずみ(しきい値)に関する感度解析により最大ひずみを低下させた場合に原子炉圧力容器破損時間が早まることを確認している。本評価事故シーケンスでは，原子炉圧力容器破損を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

添 3.2.4-2

制御棒駆動機構ハウジング溶接部の破損判定に用いる最大ひず
み(しきい値)に関する感度解析により最大ひずみを低下させた
場合に原子炉圧力容器破損が早まることを確認しているが，原子炉圧力容器破損（事象発生から約 7 時間後）に対して早まる時間
はわずかであることから，評価項目となるパラメータに与える影
響は小さい。

表2
項目

原子炉熱出力原子炉圧力

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

解析条件(初期条件，事故条件及び機器条件)の
不確かさ
解析条件
最確条件
3,926MWt

3,925MWt 以下（実績値）

7.07MPa[gage]

約 7.05MPa[gage]～
約 7.12MPa[gage]（実測値）

通常運転水位（セパレータスカート下端から約+116cm～約+119cm）（実測値）

条件設定の考え方

運転員等操作時間に与える影響

評価項目となるパラメータに与える影響

定格原子炉熱出力として設定
原子炉熱出力のゆらぎを考慮した最確条件を包絡できる条件

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

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

定格原子炉圧力として設定最確条件とした場合は，運転中の圧力変動により解析条件
に対して変動を与え得るが，原子炉圧力は逃がし安全弁により制御されるため事象進展に及ぼす影響はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

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

最確条件とした場合は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，ゆらぎの幅は事象発生後の水位低下量に 最確条件とした場合は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得る
対して非常に小さい。例えば，原子炉スクラム 10 分後まで が，ゆらぎの幅は事象発生後の水位低下量に対して非常に小さい。例えば，の崩壊熱による原子炉水位の低下量は，高圧が維持された 原子炉スクラム 10 分後までの崩壊熱による原子炉水位の低下量は，高圧状態でも通常運転水位約-4m であるのに対してゆらぎによ が維持された状態でも通常運転水位約-4m であるのに対してゆらぎによる水位低下量は約-30mm であり非常に小さい。したがって， る水位低下量は約-30mm であり非常に小さい。したがって，事象進展に影
事象進展に及ぼす影響は小さいことから，運転員等操作時 響は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
間に与える影響は小さい。
事象発生後早期に原子炉はスクラムするため，初期炉心流 事象発生後早期に原子炉はスクラムするため，初期炉心流量が事象進展に量が事象進展に及ぼす影響は小さいことから，運転員等操 及ぼす影響は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は
作時間に与える影響は小さい。
小さい。

原子炉水位

通常運転水位（セパレータスカー
ト下端から+119cm）

炉心流量52,200t/h
定格流量の約 91%～約 110%
（定格流量（100%）） （実測値）

定格流量として設定

9×9 燃料（A 型）

9×9 燃料(A 型)と 9×9 燃料(B 型)は，
熱水的な特性はほぼ同等であり，燃料棒
最大線出力密度の保守性に包絡されることから，代表的に 9×9 燃料（A 型)を設定

最確条件とした場合は，9×9 燃料の A 型又は B 型の炉心と 最確条件とした場合は，9×9 燃料の A 型又は B 型の炉心となるか，それなるか，それらの混在炉心となるが，いずれの型式も燃料 らの混在炉心となるが，いずれの型式も燃料の熱水力特性はほぼ同等であの熱水力特性はほぼ同等であり，事象進展に及ぼす影響は り，炉心冷却性に大きな差は無いことから，評価項目となるパラメータに小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。 与える影響は小さい。

サイクル末期の燃焼度のばらつきを考慮し，10%の保守性を考慮して設定最確条件を包絡できる条件

最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉水位の低下は緩和されるが，操作手順（原子炉水位に応じて急速減圧を実施すること）に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。また，原子炉圧力容器破損に至るまでの事象進展は緩和されるが，操作手順（原子炉圧力容器下鏡部温度に応じて原子炉格納容器冷却操作（原子炉圧力容器破損前の原子炉格納容器冷却）を実施すること）に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

燃料

初
期
条
件

装荷炉心ごと通常運転時の原子炉水位として設定

原子炉停止後の崩壊
熱

ANSI/ANS-5.1-1979
燃焼度 33GWd/t

ANSI/ANS-5.1-1979
平均的燃焼度約 30GWd/t（実績値）

格納容器容積（ドライウェル）

7,350m3

7,350m3（設計値）

ドライウェル内体積の設計値(全体積から内部機器及び構造物の体積を除いた値)

格納容器容積（ウェットウェル）

空間部：5,960m3
液相部：3,580m3

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

ウェットウェル内体積の設計値(内部機器及び構造物の体積を除いた値)

サプレッション・チ
ェンバ・プール水位

7.05m （ 通 常運 転 水位）

約 7.01m～約 7.08m（実測値）

通常運転時のサプレッション・チェン
バ・プール水位として設定

サプレッション・チ
ェンバ・プール水温35℃

約 30℃～約 35℃（実測値）

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

格納容器圧力5.2kPa[gage]

約 3kPa[gage]～約 7kPa[gage]（実測値）

通常運転時の格納容器圧力として設定

格納容器温度57℃

約 43℃～約 62℃（実測値）

通常運転時の格納容器温度として設定

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

最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなる
ため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉水位の低下は緩和され，原子炉急速減圧操作の開始が遅くなるが，原子炉圧力容器破損も遅くなり，原
子炉急速減圧操作開始後に原子炉圧力は速やかに低下することから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

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

真空破壊装置の設定値

添 3.2.4-3

表2
項目

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

解析条件(初期条件，事故条件及び機器条件)の
不確かさ
解析条件

50℃（事象開始 12 時間
外部水源の温度

初期
条件

外部水源の容量

約 35℃～約 50℃

約 2,040kL

起因事象

給水流量の全喪失

21,400m3 以上（淡水貯水池水量+復水貯

評価項目となるパラメータに与える影響

最確条件とした場合は，解析条件で設定している水温よりも低くな

最確条件とした場合は，解析条件で設定している水温よりも低くなる可能る可能性があり，格納容器圧力及び温度上昇に対する格納容器スプレイによる圧力及び温度上昇の抑制効果は大きくなり，間欠スプレ性があり，炉心の再冠水までの挙動に影響する可能性はあるが，この顕熱分の影響は小さいことから，燃料被覆管温度の上昇に与える影響は小さい。

イの間隔に影響する。しかし，本解析ではスプレイ間隔は炉心冠水操作に依存していることから，運転員等操作時間に与える影響は小また，格納容器圧力及び温度上昇に対する格納容器スプレイによる圧力及び温度上昇の抑制効果は大きくなり，格納容器の圧力上昇は遅くなるが，さい。

評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

最確条件とした場合は，解析条件よりも水源容量の余裕は大きくな
淡水貯水池及び通常運転中の復水貯蔵槽の水量を参考に設定る。また，事象発生 12 時間後からの可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による補給により復水貯蔵槽は枯渇しないことから，運転員等操作

2,040kL 以上（軽油タンク容量）－

最確条件とした場合は，解析条件よりも燃料容量の余裕が大きくな
通常時の軽油タンクの運用値を参考に設定

原子炉水位の低下の観点で厳しい事象を設定る。また，事象発生直後から最大負荷運転を想定しても燃料は枯渇
しないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

－

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

る。

高圧注水機能として原子炉隔離時冷却系及び高圧

水機能及び重大事故等対処設備による原子炉－

注水機能の喪失

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

外部電源

外部電源なし

－

事
故
条
件

－

－

ゼル発電機からの電源供給が可能であるため，外部電源の有無は事象進展に影響を与えないが，非常用ディーゼル発電機に期待する場合の方が資源の観点で厳しいことを踏まえ，外部電源なしとして設定
福島第一原子力発電所の事故に対する炉心・格納容器の状態の推定の評価において，炉内核計装配管のドライチューブ，逃がし安全弁のフランジガスケット部等からの気相漏えいの可能性について言及されている。本仮定を本シナリオに対して考慮した場合，原子炉圧

高温ガスによる
配管等のクリープ破損や漏えい等考慮しない発生する可能性は否定できない

原子炉圧力を厳しく評価するものとして設定

力を減圧させることとなるため，減圧の規模によっては原子炉減圧操作をしなくとも，高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱を回避する可能性がある。
事象進展に与える影響としては，気相部漏えいは原子炉水位が TAF
を十分下回った以降の炉心ヒートアップによる影響と推定でき，本シナリオでは原子炉水位有効燃料棒底部（BAF）+10%位置にて減圧操作を実施することから考えると，事象進展に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

原子炉スクラム
信号

機
器
条
件

－

時間に与える影響はない。

高圧注水機能，低圧注安全機能等の喪失に対する仮定

復水移送ポンプ吐出温度を参考に設定最確条件を包絡できる条件

蔵槽水量）

燃料の容量

運転員等操作時間に与える影響

最確条件

以降は 45℃，事象開始（実測値）
24 時間以降は 40℃））

約 21,400m3

条件設定の考え方

事象発生と同時に原子炉スクラム事象発生と同時に原子炉
スクラム

逃がし弁機能逃がし弁機能7.51MPa[gage]～
7.86MPa[gage]

7.51MPa[gage]～
7.86MPa[gage]363t/h/個～380t/h/個

363t/h/個～380t/h/個

自動減圧機能付き逃が自動減圧機能付き逃がし

し安全弁の 2 個開による原子炉急速減圧

安全弁の 2 個開による原子炉急速減圧

代替格納容器ス
プレイ冷却系

原子炉圧力容器破損
前：70m3/h にて原子炉

原子炉圧力容器破損前：
70m3/h 以上で原子炉格納（常設）

格納容器へスプレイ

容器へスプレイ

逃がし安全弁

福島第一原子力発電所の事故に対する炉心・格納容器の状態の推定の評価において，炉内核計装配管のドライチューブ，逃がし安全弁のフランジガ
スケット部等からの気相漏えいの可能性について言及されている。本仮定を本シナリオに対して考慮した場合，原子炉圧力を減圧させることとなる
ため，減圧の規模によっては原子炉減圧操作をしなくとも，高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱を回避する可能性がある。
事象進展に与える影響としては，気相部漏えいは原子炉水位が TAF を十分下回った以降の炉心ヒートアップによる影響と推定でき，本シナリオでは
原子炉水位有効燃料棒底部（BAF）+10%位置にて減圧操作を実施することから考えると，事象進展に与える影響は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

事象発生と同時に原子炉スクラムするものとして
設定

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

逃がし安全弁の逃がし弁機能の設計値として設定

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

逃がし安全弁の設計値に基づく蒸気流量及び原子解析条件と最確条件は同様であり，事象進展に影響はないことから， 解析条件と最確条件は同様であり，事象進展に影響はないことから，評価

炉圧力の関係から設定

運転員等操作時間に与える影響はない。

項目となるパラメータに与える影響はない。

格納容器温度抑制に必要なスプレイ流量を考慮し本シナリオは原子炉圧力容器内挙動を対象としていることから，原本シナリオは原子炉圧力容器内挙動を対象としていることから，原子炉格て設定

子炉格納容器側の条件による直接的な影響はない。

納容器側の条件による直接的な影響はない。

添 3.2.4-4

表 3 運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕(高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱)(1/4)
解析条件（操作条件）の不確かさ
項目

原子炉急
速減圧操
作

解析上の操作開
始時間

原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さ の 10% 高い
位置に到達した時点で開始(事象発生から約
1.4 時間後)操作の不確かさ要因

運転員等操作時間に与える影響

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

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

炉心損傷後の原
子炉圧力容器破損による溶融炉
心・コンクリート相互作用の影
響緩和を考慮し設定【認知】
格納容器下部への注水操作は，原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達したことを確認して開始するが，損傷炉心への注水による冷却性を確認するため，原子炉圧力容器下鏡部温度は継続監視しており，認知に大幅な遅れが生じることは考えにくい。よって，認知遅れにより操作 原 子 炉 圧 力 容 器 下 鏡 部 温 度 が開始時間に与える影響はなし。
300℃に到達するまでには事象発【要員配置】
生から約 3.7 時間の時間余裕があ
格納容器下部への注水操作は，中央制御室にて操作を行う運転員と現場にて操作を行う運転員 り，また，原子炉格納容器下部水張（現場）を各々配置しており，操作開始時間に与える影響はなし。
り操作は原子炉圧力容器下鏡部温【移動】度を監視しながら溶融炉心の下部
中央制御室から操作現場である廃棄物処理建屋地下 3 階までのアクセスルートは，コントロー プレナムへの移行を判断し，水張ル建屋のみであり，通常 8 分間程度で移動可能であるが，余裕を含めて 10 分間の移動時間を想 り 操 作 を 実施 す る こと と して お定している。また，アクセスルート上にアクセスを阻害する設備はなく，よって，操作開始時 り，実態の操作開始時間は解析上間に与える影響はなし。
の設定とほぼ同等であり，操作開【操作所要時間】
始時間に与える影響は小さいこと
中央制御室内における格納容器下部への注水操作は，復水補給水系の 2 弁の開操作による注水 から，運転員等操作時間に与えるであり，制御盤のスイッチによる操作のため 1 操作に 1 分間を想定し，合計 2 分間であり，そ 影響も小さい。
れに時間余裕を含めて操作時間 5 分間を想定している。格納容器下部への注水量調整は，制御 当該操作は，解析コード及び解析
盤の操作スイッチにて弁の開度調整を行い，約 2 時間の注水で格納容器下部に水位 2m の水張り 条件（操作条件を除く）の不確かさを行うが，水張り中の操作は適宜流量及び格納容器下部水位を監視し，流量調整をするのみで により操作開始時間は遅れる可能性があるが，中央制御室の運転員あるため，操作開始時間に与える影響はなし。
と は 別 に 現場 操 作 を行 う 運転 員
【他の並列操作有無】
格納容器下部への注水操作時に，当該操作に対応する運転員に他の並列操作はなく，操作開始 (現場)及び緊急時対策要員を配置しており，他の操作との重複もな
時間に与える影響はなし。
いことから，他の操作に与える影【操作の確実さ】
中央制御室内における操作は，制御盤の操作スイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起こ 響はない。
りにくく，そのため誤操作により操作時間が長くなる可能性は低い。また，現場操作は，操作の信頼性向上や要員の安全のため 2 人 1 組で実施することとしており，誤操作は起こりにくく，
誤操作により操作時間が長くなる可能性は低い。

条件設定の
考え方

操
作
条
件

溶融炉心
落下前の
格納容器
下部注水
系（常設）
による水
張り操作

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

添 3.2.4-5

評価項目となるパラ
メータに与える影響

操作時間余裕

訓練実績等

実 態 の 操 作 開始 時 間は 解 析 上 の 設定 と ほ
ぼ 同 等 で あ るこ と から，評価項目となるパ
ラ メ ー タ に 与え る 影
響は小さい。

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

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

実 態 の 操 作 開始 時 間は 解 析 上 の 設定 と ほ
ぼ 同 等 で あ るこ と から，評価項目となるパ
ラ メ ー タ に 与え る 影
響は小さい。

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

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

表 3 運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕(高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱)(2/4)
解析条件（操作条件）の不確かさ
項目

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

解析上の操作開始時間

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

運転員等操作時間に与える影響

格納容器圧力及び温度の抑制効果を踏まえて設定【認知】代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作は，原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達したことを確認して開始するが，損傷炉心への注水による冷却性を確認するため，原子炉圧力容器下鏡部温度は継続監視しており，認知に大幅な遅れが生じることは考えにくい。よって，認知遅れにより操作開始時間に与える影響はなし。
【要員配置】
中央制御室内での操作のみであり，運転員は中央制御室に常駐していることから，操作開始時間に与える影響はなし。
【移動】
中央制御室内での操作のみであり，操作開始時間に与える影響はなし。
【操作所要時間】低圧代替注水系（常設）準備操作は，復水補給水系の隔離弁（1 弁）の閉操作による系統構成，低圧代
替注水系（常設）ポンプの追加起動であり，いずれも制御盤の操作スイッチによる操作のため，1 操作に 1 分間を想定し，合計 2 分間であり，それに時間余裕を含めて操作時間 5 分を想定。
【他の並列操作有無】
原子炉格納容器下部への注水操作（原子炉圧力容器破損前の先行水張り）を行う運転員と代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作を行う運転員の並列操作はあるが，それを加味して操作の所要時間を算定しているため，操作開始時間に与える影響はない。原子炉格納容器下部への注水操作（原子炉圧力容器破損前の先行水張り）及び代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作の操作所要時間はそれぞれ 2 分であり，合計 4 分であることから，代替格
納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作の操作所要時間の 5 分に含まれる。このため，操作開始時間に与える影響はない。
【操作の確実さ】
中央制御室における操作は，制御盤の操作スイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起こりにくく，そのため誤操作により操作時間が長くなる可能性は低い。

原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達するまでには事象発生から約 3.7 時間の時間余裕がある。また，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作は原子炉圧力容器下鏡部温度を監視しながらあらかじめ準備が可能であり，実態の操作開始時
間は解析上の設定とほぼ同等であるため，操作開始時間に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響も小さい。
当該操作は，解析コード及び解析条件（操作条件を除く）の不確かさにより操作
開始時間は遅れる可能性があるが，中央制御室で行う作業であり，また，他の並列操作を加味して操作の所要時間を算定していることから，他の操作に与える影響はない。

炉心損傷後の原
子炉圧力容器破損による溶融炉
心・コンクリート相互作用の影
響緩和を考慮し設定【認知】
原子炉圧力容器破損までに溶融炉心が格納容器下部に落下した後に格納容器下部へ崩壊熱相当の注水を行うが，溶融炉心の落下 事象発生から約 7.0 時間のは，原子炉圧力容器下鏡部温度及び格納容器圧力の監視により認知可能である。これらパラメータは 時間余裕があり，また，溶融
原子炉圧力容器破損判断のため継続監視しており，認知に大幅な遅れが生じることは考えにくい。よ 炉心落下後に格納容器下部って，認知遅れにより操作開始時間に与える影響はなし。
注水が行われなかった場合【要員配置】
でも，溶融炉心落下前に張中央制御室内での操作のみであり，運転員は中央制御室に常駐していることから，操作開始時間に与 られた水が蒸発するまでにえる影響はなし。
は約 0.8 時間の時間余裕が【移動】ある。また，溶融炉心落下後の格納容器下部への注水操中央制御室内での操作のみであり，操作開始時間に与える影響はなし。
作は原子炉圧力，格納容器【操作所要時間】中央制御室内における格納容器下部への注水操作は，復水補給水系の 2 弁の開操作による注水であり， 下部空間部温度及び格納容制御盤のスイッチによる操作のため 1 操作に 1 分間を想定し，合計 2 分間であり，それに時間余裕を 器圧力の傾向を監視しなが含めて操作時間 5 分間を想定している。格納容器下部注水系の流量調整は，復水補給水系流量系（格 ら原子炉圧力容器破損を判
納容器下部注水流量）の指示を監視しながら制御盤の操作スイッチにて弁の開度調整を行い，適宜実 断して実施することとしており，実態の操作開始時間
施する。また，事前に格納容器下部へ水張りを行っていることから，時間余裕がある。
は解析上の設定とほぼ同等【他の並列操作有無】
であることから，操作開始
当該操作時に，中央制御室の運転員に他の並列操作はなく，操作開始時間に与える影響はなし。
時間に与える影響は小さい【操作の確実さ】
ことから，運転員等操作時
中央制御室内の制御盤の操作スイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起こりにくく，そのため誤間に与える影響も小さい。
操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。

条件設定の
考え方

操
作
条
件

溶融炉心落下後の格納容器
下部への注水操作（崩壊熱相
当の注水）

原子炉圧力容器破損後（約
7.0 時間後）添 3.2.4-6

評価項目となるパラ
メータに与える影響

操作時間余裕

訓練実績等

実態の操作開始時間
は解析上の設定とほぼ同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

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

中 央 制 御 室 にお け る
操作のため，シミュレ
ー タ に お け る同 様 の代 替 格 納 容 器ス プ レ
イ冷却系（常設）による 原 子 炉 格 納容 器 冷却 操 作 に つ いて の 訓
練実績を取得。訓練では，代替格納容器スプ
レイ冷却系（常設）によ る 原 子 炉 格納 容 器
冷 却 操 作 が 必要 な 際に，速やかに代替格納
容 器 ス プ レ イ冷 却 系（常設）による原子炉格 納 容 器 冷 却操 作 を開始。想定で意図してい る 運 転 操 作が 実 施
可 能 な こ と を確 認 した。

実態の操作開始時間
は解析上の設定とほぼ同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

原子炉圧力容器破損するまでの時間は事象発生から約 7.0 時間あり，また，溶融炉心落下後に格納容器下部注水が行われなかった場合でも，溶融炉心落下前に張られた水が溶融炉心の崩
壊熱及びジルコニウム－水反応による発熱により蒸発するまでには
約 0.8 時間の時間余裕がある。

訓練実績等より，条件成立を前提として約 3分 間 で 格 納 容器 下 部
注水系（常設）による
注 水 操 作 を 開始 可 能である見込みを得た。
想 定 で 意 図 して い る
運 転 操 作 が 実施 可 能
なことを確認した。

表 3 運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕(高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱)(3/4)
解析条件（操作条件）の不
確かさ
項目

復水貯蔵槽
への補給

各機器への
給油（可搬
型代替注水
ポンプ（A-2級），電源車
※
及び大容
量送水車
（熱交換器
ユニット
用）

解析上の操作
開始時間

条件設定の
考え方

事象発生から
12 時間後

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

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

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

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

代替原子炉
補機冷却系
の準備期間
を考慮して
設定

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

操
作
条
件

代替原子炉
補機冷却系
運転操作

運転員等操作時間に与える影響

操作の不確かさ要因

事象発生 20 時
間後

－

評価項目
となるパ
ラメータ
に与える
影響

－

操作時間余裕

訓練実績等－

復水貯蔵槽への補給は，淡水貯水池から可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）を用いて実施する。可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）の配置，淡水貯水池から復水貯蔵槽への補給のホース敷設等の注水準備は，所要時間 360 分想定のところ，訓練実績等により約 345 分であり，想定で意図している作業が実施可能なことを
確認した。

－

－

－

有効性評価では，復水貯蔵槽への補給用の可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）（6 号及び 7 号炉：各 4 台），代替原子炉補機冷却系用の電源車（6 号及び 7
号炉：各 2 台）及び大容量送水車（熱交換器ユニット用）（6 号及び 7 号炉：
各 1 台）への燃料給油を期待している。
各機器への給油準備作業について，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級），電源車
及び大容量送水車（熱交換器ユニット用）への燃料給油準備（現場移動開始か
らタンクローリ（4kL）への補給完了まで）は，所要時間 140 分のところ訓練実績等では約 98 分で実施可能なことを確認した。
また，各機器への燃料給油作業は，各機器の燃料が枯渇しない時間間隔（許容時間）以内で実施することとしている。
可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）への燃料給油作業は，許容時間 180 分のところ訓練実績等では約 98 分，電源車及び大容量送水車（熱交換器ユニット用）への燃料給油作業は，許容時間 120 分のところ訓練実績等では約 108 分であり，許容時間内で意図している作業が実施可能であることを確認した。

代替原子炉補機
冷却系の準備は，緊急時対策
要員の参集に 10
時間，その後の作業に 10 時間の
合計 20 時間を想定しているが，準備操作が想定より短い時間で完了する可能性があるため，操作開始時間が早まる可能性があることから，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。

実態の操
作開始時
間は解析
上の設定
から早ま
る可能性
があり，
こ の 場
合，格納
容器の圧
力及び温
度等を早
期に低下
させる可
能性があ
ることか
ら，評価
項目とな
るパラメ
ータに対
する余裕
は大きく
なる。

代 替 原 子 炉 補機 冷 却
系 運 転 開 始 まで の 時
間は，事象発生から 20
時間あり，準備時間が確保できることから，
本 操 作 に は 時間 余 裕がある。なお，本操作が 大 幅 に 遅 れる よ う
な 事 態 に な った 場 合
でも，格納容器限界圧
力 に 到 達 し ない よ う
継 続 し て 格 納容 器 下部注水系（常設）による格納容器下部注水，
代 替 格 納 容 器ス プ レ
イ冷却系（常設）による 格 納 容 器 スプ レ イ
を行うこととなる。

訓練実績等より，運転員(現場)の行う現場系統構成は，想定より早い約 2 時間で実施可能であることを確認した。また，代替原子炉補機冷却系の移動・配置，
フランジ接続，及び電源車のケーブル接続等を含め，想定より早い約 9 時間で代替原子炉補機冷却系が運転開始可能であることを確認した。
想定で意図している運転操作が実施可能なことを確認した。

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

添 3.2.4-7

表 3 運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕(高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱)(4/4)

解析条件（操作条件）の不確かさ
項目

操
作
条
件

代替循環冷
却系による
格納容器除
熱操作

解析上の操
作開始時間

事象発生約
20.5 時間後

運転員等操作時間に与える影響

操作の不確かさ要因
条件設定の考え方

代替原子炉補機冷却系の準備期間を考慮して設定【認知】
残留熱除去系による格納容器除熱機能喪失を確認した後，故障原因調査・機能回復操作を実施するが，機能回復が遅れることを想定し，これらの対応と並行して代替循環冷却系運転の準備を判断するため，認知遅れにより操作開始時
代替循環冷却系運転間に与える影響はなし。
は事象発生約 20.5
【要員配置】
時間後に開始するこ
代替循環冷却系準備操作は，中央制御室における操作と現場における操作が必要であるが，現場にて代替循環冷却系 ととしているが，時の系統構成を行う運転員(現場)を配置しており，操作開始時間に与える影響はなし。
間余裕を含めて設定【移動】されているため操作
運転員(現場)による現場移動は，照明喪失・資機材の転倒等によりアクセスに支障が出る場合があるが，事象発生 20 の不確かさが操作開時間超の時間余裕があるためあらかじめ移動しておくことも可能であり，操作開始時間に与える影響はなし。
始時間に与える影響【操作所要時間】
は小さいことから，
中央制御室における操作は，事前準備としての系統構成操作，代替循環冷却系運転開始直前操作（代替循環冷却系運 運転員等操作時間に
転準備操作の系統構成のうち，事象発生 20 時間後以降の復水移送ポンプの全停に係る操作）及び代替循環冷却系運 与 え る 影 響 も 小 さ
転開始操作の 3 操作がある。事前準備としての系統構成操作は事象発生 20 時間後迄にあらかじめ行うもので操作時 い。また，本操作の間に余裕を確保している。代替循環冷却系運転開始直前操作は，復水移送ポンプ 2 台の停止操作に約 2 分を想定して 操作開始時間は，代おり，電動弁 7 弁の操作に約 7 分を想定し，30 分間の操作時間に余裕を確保している。運転開始操作は 1 弁の操作 替原子炉補機冷却系に約 1 分を想定し，復水移送ポンプの起動後速やかに 2 弁による格納容器下部への注水操作及び格納容器スプレイ の準備期間を考慮して設定したものであ操作を約 4 分と想定しており，5 分間の操作時間を確保している。
運転員(現場)による現場操作は，事前準備としての系統構成操作と代替循環冷却系運転開始直前操作の 2 操作があ り，代替原子炉補機る。事前準備としての系統構成（操作対象弁数は約 10 弁を想定に必要な所要時間を約 2 時間と想定しており，20 時 冷却系の操作開始時
間後までの時間余裕を確保している。代替循環冷却系運転開始直前操作は復水貯蔵槽出口弁 1 弁の閉操作に約 15 分， 間が早まれば，本操作の開始時間も早ま
退避時間に約 10 分を想定しておりこれに時間余裕を含め 30 分間の操作時間を確保している。
る可能性があり，代【他の並列操作有無】
替循環冷却系の運転
運転員による現場操作は，他の並列操作はなく，操作開始時間に与える影響はなし。また，本操作の操作開始時間は，開始時間も早まるこ
代替原子炉補機冷却系の準備期間を考慮して設定したものであり，代替原子炉補機冷却系の操作開始時間が早まれとから，運転員等操ば，本操作の開始時間も早まる可能性がある。
作時間に対する余裕【操作の確実さ】
は大きくなる。
中央制御室における操作は，制御盤の操作スイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起こりにくく，そのため誤操
作等により操作時間が長くなる可能性は低い。また，現場操作は，操作の信頼性向上や要員の安全のため 2 人 1 組で実施することとしており，誤操作は起こりにくく，誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。

添 3.2.4-8

評価項目となるパラ
メータに与える影響

操作時間余裕代替原子炉補機冷却系
運転開始までの時間は，事象発生から 20 時間あり，代替循環冷却系による格納容器除熱操作開代替原子炉補機冷却 始までの時間は事象発系の操作開始時間が 生から約 20.5 時間であ早まった場合には，るため，準備時間が確保
本操作も早まる可能
できることから，本操作性があり，この場合，には時間余裕がある。な
格納容器圧力及び温お，本操作が大幅に遅れ
度等を早期に低下さるような事態になったせる可能性があることから，評価項目と 場合でも，格納容器限界
なるパラメータに対 圧力に到達しないようする余裕は大きくな 継続して格納容器下部
注水系（常設）による格る。
納容器下部注水，代替格
納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器
スプレイを行うことと
なる。

訓練実績等

訓練実績等より，
代替循環冷却系による格納容器除熱操作の中で操作時
間の時間的制約が厳しい代替循環冷却系運転開始直前
操作の所要時間は，復水貯蔵槽出口弁 1 弁の閉操作
及び操作終了後の現場運転員の退避時間を合わせて約21 分。他の操作は事象発生 20 時間後までにあらかじめ
準備が可能である。
想定で意図している運転操作が実施
可能なことを確認した。

7 日間における水源の対応について(高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱)○水源
復水貯蔵槽水量：約 1,700m3
淡水貯水池：約 18,000m3○水使用パターン
原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達した時点で開始(90m3/h で 2 時間)

水量[m3]①格納容器下部注水

原子炉圧力容器破損後は崩壊熱相当で注水。

添 3.2.5-1②代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器スプレイ
原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達した時点で開始(70m3/h）。
原子炉圧力容器破損以降，465kPa[gage]に到達以降は130m3/h 以上で注水。
③淡水貯水池から復水貯蔵槽への移送
事象発生 12 時間後から可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）4 台を用いて 130m3/h で淡水貯水池の水を復水貯蔵槽へ給水する。
○時間評価(右上図)
事象発生 12 時間までは復水貯蔵槽を水源として格納容器下部注水及び格納容器スプレイを実施するため，復水貯蔵槽水量は減少する。事象発生 12 時
間後から復水貯蔵槽への補給を開始するため，水量の減少割合は低下する。事象発生約 20.5 時間後以降は，サプレッション・チェンバのプール水を水源とした代替循環冷却系の運転を実施することにより水量の減少は停止する。
○水源評価結果
び 7 号炉の同時被災を考慮すると，約 5,400m3 必要とされる。各号炉の復水貯蔵槽に約 1,700m3 及び淡水貯水池に約 18,000m3 の水を保有することから，6号及び 7 号炉の同時被災を考慮した場合も必要水量を確保可能であり，安定して冷却を継続することが可能である添付資料 3.2.5

時間評価の結果から復水貯蔵槽が枯渇することはない。また，7 日間の対応を考慮すると，6 号及び 7 号炉のそれぞれで約 2,700m3 必要となる。6 号及7 日間における燃料の対応について(高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱)
プラント状況：6 号及び 7 号炉運転中。1～5 号炉停止中。
事象：高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱は 6 号及び 7 号炉を想定。
なお，全プラントで外部電源喪失が発生することとし，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備等，プラントに関連しない設備も対象とする。
号
時系列
炉
事象発生直後～事象発生後 7 日間
7号 非常用ディーゼル発電機 3 台起動。※1 復水貯蔵槽給水用 可搬型代替注水ポンプ(A-2 級) 4 台起動。
炉 (燃費は保守的に最大負荷時を想定)
1,493L/h×24h×7 日×3 台＝752,472L
21L/h×24h×7 日×4 台＝14,112L
事象発生直後～事象発生後 7 日間
6号 非常用ディーゼル発電機 3 台起動。※1 復水貯蔵槽給水用 可搬型代替注水ポンプ(A-2 級) 4 台起動。
炉 (燃費は保守的に最大負荷時を想定)
1,493L/h×24h×7 日×3 台＝752,472L
21L/h×24h×7 日×4 台＝14,112L

代替原子炉補機冷却系専用の電源車
2 台起動。(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
110L/h×24h×7 日×2 台＝36,960L

合計

代替原子炉補機冷却系用の大容量送 7 日間の軽油消費量
水車（熱交換器ユニット用）
約 816kL
1 台起動。
65L/h×24h×7 日×1 台＝10,920L

代替原子炉補機冷却系専用の電源車
代替原子炉補機冷却系用の大容量送 7 日間の軽油消費量
2 台起動。(燃費は保守的に最大負荷 水車（熱交換器ユニット用）
約 816kL
1 台起動。
時を想定)
65L/h×24h×7 日×1 台＝10,920L
110L/h×24h×7 日×2 台＝36,960L

添 3.2.6-1

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

※1 事故収束に必要な非常用ディーゼル発電機は 2 台であるが，保守的に非常用ディーゼル発電機 3 台を起動させて評価した。
※2 事故収束に必要な非常用ディーゼル発電機は 1 台であるが，保守的に非常用ディーゼル発電機 2 台を起動させて評価した。
※3 保安規定に基づく容量。

7 号炉軽油タンク容量
は
約 1,020kL（※3）であり，
7 日間対応可能。
6 号炉軽油タンク容量
は
約 1,020kL（※3）であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

1 号炉軽油タンク容量
は約 632kL（※3）であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

2 号炉軽油タンク容量
は約 632kL（※3）であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

3 号炉軽油タンク容量
は約 632kL（※3）であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

4 号炉軽油タンク容量
は約 632kL（※3）であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

5 号炉軽油タンク容量
は約 632kL（※3）であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 13kL

1～7 号炉軽油タンク
及びガスタービン発
電機用燃料タンク(容量約 100kL)の残容量(合計)は
約 495kL であり，
7 日間対応可能。

添付資料 3.2.6

そ 5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備 1 台起動。(燃費は保守的に最大負荷時を想定)の 45L/h×24h×7 日＝7,560L
他 モニタリング・ポスト用発電機 3 台起動。(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
9L/h×24h×7 日×3 台＝4,536L

判定

3.3 原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用
3.3.1 格納容器破損モードの特徴，格納容器破損防止対策(1) 格納容器破損モード内のプラント損傷状態
格納容器破損モード「原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」に至る可能性のあるプラント損傷状態は，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，TQUV，TQUX，LOCA，長期 TB，TBU 及び TBP である。

(2) 格納容器破損モードの特徴及び格納容器破損防止対策の基本的考え方
格納容器破損モード「原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」では，発電用原子炉の運転中に運転時の異常な過渡変化，原子炉冷却材喪失事
故（LOCA）又は全交流動力電源喪失が発生するとともに，非常用炉心冷却系等の安全機能の喪失が重畳する。このため，緩和措置がとられない場合には，溶融炉心と原子炉圧力容器外の水が接触して一時的な格納容器圧力の急上昇が生じ，このときに発生するエネルギが大きい場合に構造物が破壊され原子炉格納容器の破損に至る。
原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用による水蒸気爆発事象については，これまでに実ウランを用いて種々の実験が行われている。水蒸気爆
発は，溶融炉心が水中に落下し，細粒化して分散する際に蒸気膜を形成し，そこに何らかの外乱が加わることによって蒸気膜が崩壊した際に，瞬時の圧力伝播を生じ，大きなエネルギを発生させる事象である。細粒化した溶融炉
心を覆う蒸気膜には安定性があり，何らかの外乱がなければ蒸気膜の崩壊は起こりにくいという知見が実験等により得られている。原子炉格納容器下部に張られた水は準静的であり，外乱が加わる要素は考えにくい。このことか
ら，実機において水蒸気爆発に至る可能性は極めて小さいと考えられる。
（添付資料 3.3.1, 3.3.2）
3.3-1

また，水蒸気爆発とは別に，溶融炉心から原子炉冷却材への伝熱によって水蒸気が発生することに伴う急激な格納容器圧力の上昇（以下「圧力スパイ
ク」という。）が発生する。
上記のとおり，現実的には水蒸気爆発が発生する可能性は極めて小さいと考えられることから，本評価では，圧力スパイクについてその影響を評価する。
したがって，本格納容器破損モードでは，原子炉格納容器を冷却及び除熱
し，溶融炉心から原子炉格納容器下部の水への伝熱による，水蒸気発生に伴う格納容器圧力の上昇を抑制することにより，原子炉格納容器の破損を防止する。
また，溶融炉心の落下後は，格納容器下部注水系（常設）によって溶融炉
心を冷却するとともに，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉
格納容器冷却を実施する。その後，代替循環冷却系又は格納容器圧力逃がし装置によって原子炉格納容器の圧力及び温度を低下させる。
なお，本格納容器破損モードの有効性評価を実施する上では，重大事故等対処設備による原子炉注水機能についても使用できないものと仮定し，原子炉圧力容器破損に至るものとする。

(3) 格納容器破損防止対策
格納容器破損モード「原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」で想定される事故シーケンスでは，原子炉格納容器下部への溶融炉心落下を想定する。この状況では，原子炉格納容器下部における「溶融炉心・コンクリ
ート相互作用」を緩和する観点から，溶融炉心落下前に格納容器下部注水系（常設）による原子炉格納容器下部への水張りを行うことから，溶融炉心落
下時には原子炉格納容器下部に水が張られた状態を想定する。なお，この水
3.3-2

張り深さは，「原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」に伴う圧力ス
パイクの発生を仮定した場合の影響を小さく抑えつつ，「溶融炉心・コンクリ
ート相互作用」の緩和効果に期待できる深さを考慮して約 2m としている。
また，その後の格納容器圧力及び温度の上昇を抑制する観点から，代替格
納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却手段及び代替循環
冷却系による原子炉格納容器除熱手段又は格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱手段を整備する。なお，これらの原子炉圧力容器破損以降の格納容器過圧・過温に対応する手順及び重大事故等対策は「3.1 雰囲気圧
力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」と同じである。
本格納容器破損モードに至るまでの事象進展への対応，本格納容器破損モードによる原子炉格納容器の破損防止及び原子炉格納容器の破損を防止した以降の対応を含めた一連の重大事故等対策の概要は，「3.2 高圧溶融物放出／
格納容器雰囲気直接加熱」の 3.2.1(3)の a.から j.に示している。このうち，
本格納容器破損モードに対する重大事故等対策は，「3.2 高圧溶融物放出／格
納容器雰囲気直接加熱」の 3.2.1(3)に示す g.及び h.である。なお，g.の原子炉格納容器下部への注水は，原子炉格納容器下部における「溶融炉心・コン
クリート相互作用」を緩和する観点から実施するものであるが，原子炉格納容器下部に溶融炉心が落下した際の「原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」への影響も考慮して原子炉格納容器下部への注水量及び原子炉格
納容器下部の水位を定めていることから，本格納容器破損モードの対策として整理した。
（添付資料 3.3.3）
本格納容器破損モードに至るまでの事象進展への対応，本格納容器破損モードによる原子炉格納容器の破損防止及び原子炉格納容器の破損を防止した以降の対応を含めた一連の重大事故等対策の概略系統図は「3.2 高圧溶融物
3.3-3放出／格納容器雰囲気直接加熱」に示す第 3.2.1 図から第 3.2.4 図である。このうち，本格納容器破損モードの重大事故等対策の概略系統図は第 3.2.2 図及び第 3.2.3 図である。本格納容器破損モードに対応する手順及び必要な要員と作業項目は「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」と同じである。

3.3.2 格納容器破損防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法
本格納容器破損モードを評価する上で選定した評価事故シーケンスは，「1.2
評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，プラント損傷状態を
TQUV とし，事象進展が早く炉心損傷までの時間余裕の観点で厳しい過渡事象
を起因事象とし，逃がし安全弁再閉失敗を含まない，「過渡事象＋高圧注水失
敗＋低圧注水失敗＋損傷炉心冷却失敗（＋FCI 発生）」である。ここで，逃がし安全弁再閉失敗を含まない事故シーケンスとした理由は，プラント損傷状
態が TQUV であるため，事故対応に及ぼす逃がし安全弁再閉の成否の影響は小さいと考え，発生頻度の観点で大きい事故シーケンスを選定したためである。
また，「1.2.2.1(3)c. 原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」に示すとおり，プラント損傷状態の選定では，水蒸気爆発に対する条件設定の厳しさを考慮し，溶融炉心の内部エネルギの観点でより厳しいと考えられる
TQUV を選定した。一方，プラント損傷状態を LOCA とする場合，事象発生直後
から原子炉冷却材が原子炉格納容器内に流出するため原子炉圧力容器破損までの時間が短くなる。この時の圧力スパイクへの影響については，解析条件のうち初期条件の不確かさとして評価する。
なお，本評価事故シーケンスは，「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」及び「3.5 溶融炉心・コンクリート相互作用」において有効性を評価したシーケンスと同様のシーケンスである。本格納容器破損モード及び
3.3-4

「3.5 溶融炉心・コンクリート相互作用」ではプラント損傷状態を TQUV とし，「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」ではプラント損傷状態を
TQUX としており，異なるプラント損傷状態を選定している。しかしながら，どちらのプラント損傷状態であっても原子炉水位が有効燃料棒底部から有効
燃料棒の長さの 10%上の位置に到達した時点で逃がし安全弁の手動開操作によって原子炉を減圧する手順であり，原子炉減圧以降も，溶融炉心の挙動に従って一連の流れで生じる各格納容器破損モードを，定められた一連の手順に従って防止することとなる。このことから，これらの格納容器破損モードについては同様のシーケンスで評価する。
本評価事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化，気液分離（水位変化）・対向流，炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケー
ション，構造材との熱伝達，原子炉圧力容器破損，原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，炉心損傷後の原子炉格納容器における原子炉圧力容器外FCI(溶融炉心細粒化)並びに原子炉圧力容器外FCI(デブリ粒子熱伝達)が重要現象となる。
よって，これらの現象を適切に評価することが可能であり，原子炉圧力容器
内及び原子炉格納容器内の熱水力モデルを備え，かつ，炉心損傷後のシビア
アクシデント特有の溶融炉心挙動に関するモデルを有するシビアアクシデン
ト総合解析コードMAAPにより格納容器圧力等の過渡応答を求める。
また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，本評
価事故シーケンスにおける運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。

(2) 有効性評価の条件
3.3-5

本評価事故シーケンスの有効性評価の条件は，「3.2 高圧溶融物放出／格
納容器雰囲気直接加熱」の条件と同じである。

(3) 有効性評価の結果
本評価事故シーケンスにおける原子炉圧力及び原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移を第3.3.1図及び第3.3.2図に，格納容器圧力，格納容器温度，
原子炉格納容器下部の水位及び注水流量の推移を第3.3.3図から第3.3.6図に示す。
ａ．事象進展事象進展は「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」と同じである。

ｂ．評価項目等
圧力スパイクによって原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力の最大値
は，約 0.51MPa[gage]に抑えられる。原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力は，原子炉格納容器の限界圧力 0.62MPa[gage]を下回るため，原子炉格納容器バウンダリの機能は維持される。
圧力スパイクによって原子炉格納容器バウンダリにかかる温度の最大値
は，約 146℃に抑えられる。原子炉格納容器バウンダリにかかる温度は，原子炉格納容器の限界温度の 200℃を下回るため，原子炉格納容器バウンダリの機能は維持される。
本評価では，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(5)の評価項目について，格納容器圧力をパラメータとして対策の有効性を確認した。なお，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(4)及び(8)の評価項目の評価結果については「3.2 高圧溶融物放出
3.3-6

／格納容器雰囲気直接加熱」及び「3.5 溶融炉心・コンクリート相互作用」
にて評価項目を満足することを確認している。また，原子炉格納容器下部に落下した溶融炉心及び原子炉格納容器の安定状態維持については「3.5
溶融炉心・コンクリート相互作用」にて確認している。
（添付資料 3.5.1）

3.3.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操
作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価するものとする。
格納容器破損モード「原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」では，重大事故等対処設備を含む全ての原子炉注水機能が喪失して炉心損傷及び原子炉圧力容器破損に至り，溶融炉心が原子炉格納容器下部の水中に落下して大きいエネルギを発生することが特徴である。
また，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，事象発生から 12 時間程
度までの短時間に期待する操作及び事象進展に有意な影響を与えると考えられる操作として，溶融炉心落下前の格納容器下部注水（常設）による水張り
操作とする。
本評価事故シーケンスの有効性評価における現象の不確かさとしては，溶融炉心落下速度，細粒化量，プール水とデブリ粒子の伝熱が挙げられる。
本評価事故シーケンスの評価では，溶融炉心落下速度，細粒化量の不確かさに対してエントレインメント係数を変化させた場合の影響評価を実施する。
なお，プール水とデブリ粒子の伝熱の不確かさに対してデブリ粒子径を変化させた場合の本格納容器破損モードに対する影響は小さいことを確認してい
る。
3.3-7

エントレインメント係数を変化させた場合の影響評価の結果，運転員等操
作時間に与える影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響は小さいことを確認している。
なお，これまでの FCI 実験の知見からは，一部の二酸化ウラン混合物を用いて実機条件よりも高い溶融物温度の条件のもとで実施された実験においてトリガなしで水蒸気爆発が発生している例が報告されているが，実機で想定される程度の溶融物の温度において実施された実験においてトリガなしで水蒸
気爆発が発生している例は確認されていないことから，実機条件においては原子炉格納容器の損傷に至る大規模な原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材
相互作用の発生の可能性は低いと推定される。

(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
本評価事故シーケンスにおいて不確かさの影響評価を行う重要現象とは，「1.7 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すとおりであり，それらの不確かさの影響評価は以下のとおりである。

ａ．運転員等操作時間に与える影響
炉心における燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管変形の不確かさとして，炉心ヒートアップに関するモデ
ルは，TMI 事故についての再現性及び CORA 実験についての再現性を確認している。炉心ヒートアップの感度解析（ジルコニウム－水反応速度の係数についての感度解析）では，炉心溶融時間及び炉心下部プレナムへの溶融炉心移行の開始時間に対する感度は数分程度であり，影響は小さいことを確認している。本評価事故シーケンスでは，原子炉圧力容器下
鏡部温度が 300℃に到達した時点で原子炉格納容器下部への初期水張り操
3.3-8

作を実施するが，炉心下部プレナムへの溶融炉心移行の開始時間の不確
かさは小さく，炉心下部プレナムへ溶融炉心が移行した際の原子炉圧力容器下鏡部温度の上昇は急峻であることから，原子炉圧力容器下鏡部温度を操作開始の起点としている原子炉格納容器下部への初期水張り操作に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。
炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）・対向流の不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）は，原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コード SAFER の評
価結果との比較により水位低下幅は解析コード MAAP の評価結果の方が保守的であるものの，その差異は小さいことを確認していることから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）は HDR 実験解析では区画によって格納容器温度を十数℃程度，格納容器圧力を 1 割程度高めに評価する
傾向を確認しているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認された
不確かさは小さくなるものと推定される。しかし，全体としては格納容器圧力及び温度の傾向を適切に再現できており，また，格納容器圧力及び温度を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材との熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性を確認している。また，炉心ノード崩壊のパラメータを低下させた
感度解析により原子炉圧力容器破損時間に与える影響は小さいことを確認している。リロケーションの影響を受ける可能性がある操作としては，
3.3-9

原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達した時点での原子炉格納容器下部への初期水張り操作があるが，炉心下部プレナムへの溶融炉心移行の開始時間の不確かさは小さく，炉心下部プレナムへ溶融炉心が移行した
際の原子炉圧力容器下鏡部温度の上昇は急峻であることから，原子炉圧
力容器下鏡部温度を操作開始の起点としている原子炉格納容器下部への初期水張り操作に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器破損の不確かさ
として，制御棒駆動機構ハウジング溶接部の破損判定に用いる最大ひずみ（しきい値）に関する感度解析により最大ひずみを低下させた場合に原子炉圧力容器破損時間が早まることを確認している。本評価事故シー
ケンスでは，原子炉圧力容器破損を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
炉心損傷後の原子炉格納容器における溶融燃料－冷却材相互作用の不確かさとして，溶融炉心の細粒化モデルにおけるエントレインメント係
数及びデブリ粒子径の感度解析により原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用による圧力スパイクに与える影響は小さいことを確認している。本評価事故シーケンスでは，原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用による圧力スパイクを起点とした運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
（添付資料 3.3.4）

ｂ．評価項目となるパラメータに与える影響
炉心における燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管変形の不確かさとして，炉心ヒートアップに関するモデ
ルは，TMI 事故についての再現性及び CORA 実験についての再現性を確認
3.3-10している。炉心ヒートアップの感度解析（ジルコニウム－水反応速度の係数についての感度解析）では，格納容器圧力挙動への影響は小さいことを確認していることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）・対向流の不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）は，原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コード SAFER の評
価結果との比較により水位低下幅は解析コード MAAP の評価結果の方が保守的であるものの，その差異は小さいことを確認していることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）は HDR 実験解析では区画によって格納容器温度を十数℃程度，格納容器圧力を 1 割程度高めに評価する
傾向を確認しているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認された
不確かさは小さくなるものと推定される。しかし，全体としては格納容器圧力及び温度の傾向を適切に再現できていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材との熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性を確認している。また，炉心ノード崩壊のパラメータを低下させた
感度解析により原子炉圧力容器破損時間に与える影響は小さいことを確認しており，原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用による格納
容器圧力上昇に与える影響はほぼないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
3.3-11

炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器破損の不確かさ
として，制御棒駆動機構ハウジング溶接部の破損判定に用いる最大ひずみ（しきい値）に関する感度解析により最大ひずみを低下させた場合に原子炉圧力容器破損時間が早まることを確認しているが，原子炉圧力容器破損（事象発生から約 7 時間後）に対して早まる時間は僅かであることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉格納容器における溶融燃料－冷却材相互作用の不確かさとして，エントレインメント係数について感度解析を行った結果，第 3.3.7 図及び第 3.3.8 図に示すとおり，エントレインメント係数を変化させた場合においても原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用による圧力スパイクに与える影響は小さいことを確認していることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
（添付資料 3.3.4，3.3.5）(2) 解析条件の不確かさの影響評価
ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は， 第3.2.2表に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件とした場合の影響を評価する。また，解析条件の設定に当たっては，評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなるような設定があることから，その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられる項目に関する影響評価の結果を以下に示す。

(a) 運転員等操作時間に与える影響
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度33GWd/tに対
3.3-12

応したものとしており，その最確条件は平均的燃焼度約30GWd/tであり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなり，
原子炉圧力容器破損に至るまでの事象進展は緩和されるが，操作手順（原子炉圧力容器下鏡部温度に応じて原子炉格納容器下部への初期水
張り操作を実施すること）に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の外部水源の温度は，解析条件の50℃（事象開始12時間以
降は45℃，事象開始24時間以降は40℃）に対して最確条件は約35℃～
約50℃であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，原子炉格納容器下部への注水温度が低くなり，原子炉圧力容器破損時の原子炉格納容器下部プール水温度が低くなるが，注水温度を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積（ウェットウェル）の空間部及び液相部，サプレッション・チェンバ・プ
ール水位，格納容器圧力及び格納容器温度は，解析条件の不確かさとして，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，事象進展に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
事故条件の起因事象は，解析条件の不確かさとして，大破断LOCAを考慮した場合，原子炉冷却材の放出量が増加することにより原子炉圧
力容器破損に至るまでの事象進展は早まるが，操作手順（原子炉圧力容器下鏡部温度に応じて原子炉格納容器下部への初期水張りを実施すること）に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響は
3.3-13

ない。
（添付資料3.3.4，3.3.6）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度33GWd/tに対応したものとしており，その最確条件は平均的燃焼度約30GWd/tであり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，溶融炉心の持つエネルギが小
さくなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
初期条件の外部水源の温度は，解析条件の50℃（事象開始12時間以
降は45℃，事象開始24時間以降は40℃）に対して最確条件は約35℃～
約50℃であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，原子炉格納容器下部への注水温度が低くなり，原子炉圧力容器破損時の原子炉格納容器下部プール水温度が低くなるが，原子炉格納容器下部プール水温度が低い場合は，顕熱によるエネルギの吸収量が多くなり，潜熱で吸収するエネルギが相対的に減少し，圧力スパイクに寄与する水蒸気発生量が低下することで格納容器圧力の上昇は緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積（ウェットウェル）の空間部及び液相部，サプレッション・チェンバ・プ
ール水位，格納容器圧力及び格納容器温度は，解析条件の不確かさとして，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，事象進展に与える影響は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影
響は小さい。
事故条件の起因事象は，原子炉圧力容器への給水はできないものと
3.3-14

して給水流量の全喪失を設定している。事故条件について，原子炉圧
力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用による圧力スパイクを評価するにあたり，溶融炉心落下時の崩壊熱の影響を確認する観点から感度解析を実施した。感度解析は，事故シーケンスを「大破断LOCA+ECCS注水機能喪失」とし，本評価事故シーケンスの解析条件と同様，電源の有無に係らず重大事故等対処設備による原子炉注水機能についても使用できないものと仮定した場合，原子炉圧力容器破損のタイミングが早くなることを考慮したものである。その結果，第3.3.9図に示すとおり，
事象発生から約6.4時間後に原子炉圧力容器破損に至り，圧力スパイクの最大値は約0.44MPa[gage]となったが，圧力スパイクの最大値は本評価の結果と同程度であり，原子炉格納容器の限界圧力0.62MPa[gage]以
下であることから，評価項目を満足する。
（添付資料3.3.4，3.3.6）

ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作の不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の6要因に分類し，これらの要因が運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転員等操作時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価し，評価結果を以下に示す。

(a) 運転員等操作時間に与える影響
操作条件の溶融炉心落下前の格納容器下部注水系（常設）による水張り操作は，解析上の操作時間として原子炉圧力容器下鏡 部温度が300℃に到達した時点を設定している。運転員等操作時間に与える影響
3.3-15

として，原子炉圧力容器下鏡部温度が300℃に到達するまでに事象発生から約3.7時間の時間余裕があり，また，原子炉格納容器下部の水張り
操作は原子炉圧力容器下鏡部温度を監視しながら溶融炉心の炉心下部
プレナムへの移行を判断し，水張り操作を実施するため，実態の操作
開始時間は解析上の設定とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影
響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響も小さい。当該
操作は，解析コード及び解析条件（操作条件を除く）の不確かさにより操作開始時間は遅れる可能性があるが，中央制御室の運転員とは別に現場操作を行う運転員（現場）を配置しており，また，他の並列操作を加味して操作の所要時間を算定していることから，他の操作に与える影響はない。
（添付資料3.3.4）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の溶融炉心落下前の格納容器下部注水系（常設）による水張り操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始
時間は解析上の設定とほぼ同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
（添付資料3.3.4）(3) 操作時間余裕の把握
操作開始時間の遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認し，その結果を以下に示す。
操作条件の溶融炉心落下前の格納容器下部注水系（常設）による水張り操
作については，原子炉圧力容器下鏡部温度が300℃に到達するまでの時間は事
3.3-16

象発生から約3.7時間あり，原子炉格納容器下部への注水操作は原子炉圧力容
器下鏡部温度の上昇傾向を監視しながらあらかじめ準備が可能である。また，
原子炉圧力容器下鏡部温度300℃到達時点での中央制御室における原子炉格納容器下部への注水操作の操作時間は約5分間である。溶融炉心落下前の格納容器下部注水系（常設）による水張りは約2時間で完了することから，水張りを事象発生から約3.7時間後に開始すると，事象発生から約5.7時間後に水張りが完了する。事象発生から約5.7時間後の水張りの完了から，事象発生から約7.0時間後の原子炉圧力容器破損までの時間を考慮すると，原子炉格納容器下部への注水操作は操作遅れに対して1時間程度の時間余裕がある。
（添付資料3.3.4）(4) まとめ
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操
作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認した。その結果，解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。このほか，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間には時間余裕がある。

3.3.4 必要な要員及び資源の評価
本評価事故シーケンスは，「3.2高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」と同じであることから，必要な要員及び資源の評価は「3.2.4 必要な要員及び資源の評価」と同じである。

3.3.5 結論
3.3-17

格納容器破損モード「原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」では，運転時の異常な過渡変化，原子炉冷却材喪失事故（LOCA）又は全交流動
力電源喪失が発生するとともに，非常用炉心冷却系等の安全機能の喪失が重畳する。このため，溶融炉心と原子炉圧力容器外の水が接触して一時的な圧力の急上昇が生じ，このときに発生するエネルギが大きい場合に構造物が破壊され原子炉格納容器の破損に至ることが特徴である。格納容器破損モード「原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」に対する格納容器破損防止対策としては，格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部注水により原子炉圧力容器破損前に原子炉格納容器下部へ約2mの水張りを実施する手段を整備している。
格納容器破損モード「原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」の評価事故シーケンス「過渡事象＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗＋損傷炉心冷却失敗（＋FCI発生）」について，有効性評価を行った。
上記の場合には，水蒸気発生によって圧力スパイクが発生するが，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力は，原子炉格納容器の限界圧力
0.62MPa[gage]を下回るため，原子炉格納容器バウンダリの機能は維持できる。
また，安定状態を維持できる。
（添付資料3.5.1）
解析コード及び解析条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操作時間に与える影響及び評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
重大事故等対策時に必要な要員は，運転員及び緊急時対策要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
以上のことから，格納容器下部注水系（常設）による原子炉格納容器下部
3.3-18

への注水等の格納容器破損防止対策は，選定した評価事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，格納容器破損モード「原子炉圧力容器外の溶
融燃料－冷却材相互作用」に対して有効である。

3.3-19（最大圧力：約 7.8MPa[gage]，約 3.1 秒）
逃がし安全弁の手動開操作による原子炉減圧

原
子
炉
圧
力

逃がし安全弁開閉による原
子炉圧力制御炉心下部プレナムへの溶融炉心移行による原子炉圧力上昇
約 2.6MPa[gage](約 3.4 時間後)
原子炉圧力容器破損直前(約 0.3MPa[gage])（MPa[gage]）
2.0MPa[gage]

事故後の時間（h）

第 3.3.1 図

原子炉圧力の推移

逃がし安全弁からの蒸気放出により原子炉水位が低下

原
子
炉
水
位

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

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

原子炉圧力容器破損により炉心下部プレナムの全溶融炉心が原子炉
格納容器下部に落下
溶融炉心の状態変化により見かけ上の原子炉水位が上昇している

有効燃料棒頂部（m）
有効燃料棒底部

シュラウド内水位
シュラウド外水位

炉心下部プレナム水が蒸発し原子炉水位が低下

炉心下部プレナム水位

事故後の時間（h）

第 3.3.2 図

原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移

3.3-20ドライウェル
サプレッション・チェンバ
原子炉格納容器の限界圧力 0.62MPa[gage]

原子炉圧力容器破損及び原子炉格納容器下部への溶融炉心落下による格納容器圧力上昇
最大圧力 約 0.51MPa[gage]（約 7.0 時間後）

格
納
容
器
圧
力
（MPa[gage]）

炉心下部プレナムへの溶融炉心移行
逃がし安全弁 2 個の開放により格納容器圧力上昇

事故後の時間（h）

第 3.3.3 図

格
納
容
器

温
度

格納容器圧力の推移

ドライウェルサプレッション・チェンバ（気相）
サプレッション・チェンバ（液相）※ 圧力スパイク発生後は，格納容器圧力が0.465MPa[gage]以上で格納容器スプレイを実施し，格納容器スプレイによって格
納容器圧力の準静的な上昇を抑制する。

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

原子炉格納容器の限界温度 200℃

逃がし安全弁 2 個の開放により格納容器
温度上昇

原子炉圧力容器破損及び原子炉格納容器下部への溶融炉心落下による格納容器温度上昇
最大温度 約 146℃（約 7.0 時間後）（℃）

炉心下部プレナムへの溶融炉心移行

ドライウェルへの格納容器スプレイ開始に伴う格納容器温度低下

事故後の時間（h）

第 3.3.4 図

格納容器温度の推移

3.3-21

格
納
容
器
下
部
水
位
（m）

原子炉格納容器下部水位
2m で注水停止

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

原子炉圧力
容器破損

原子炉格納容器下部への水張り開始

事故後の時間（h）

第 3.3.5 図

格納容器下部水位の推移

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

格納容器スプレイ
格納容器下部注水

注
水
流
量
（t/h）

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

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

事故後の時間（h）

第 3.3.6 図

注水流量の推移

3.3-22

0.8

ドライウェルサプレッション・チェンバ

原子炉格納容器の限界圧力 0.62MPa[gage]
0.6

格
納
容
器
圧
力

原子炉圧力容器破損及び原子炉格納容器下部への溶融炉心落下による格納容器圧力上昇
約 0.37MPa[gage]（約 7.0 時間後）

0.4

炉心下部プレナムへの溶融炉心移行（MPa[gage]）

逃がし安全弁 2 個の開放により格納容器圧力上昇

0.2

0
0

1

2

3

4

事故後の時間（h）

第 3.3.7 図

5

6

7

8

※ 圧力スパイク発生後は，格納容器圧力が0.465MPa[gage]以上で格納容器スプレイを実施し，格納容器スプレイによって格
納容器圧力の準静的な上昇を抑制する。

格納容器圧力の推移（感度解析ケース（エントレインメント係数最小値））

0.8

ドライウェルサプレッション・チェンバ

原子炉格納容器の限界圧力 0.62MPa[gage]
0.6

格
納
容
器
圧
力

原子炉圧力容器破損及び原子炉格納容器下部への溶融炉心落下による格納容器圧力上昇
約 0.56MPa[gage]（約 7.0 時間後）

0.4

炉心下部プレナムへの溶融炉心移行（MPa[gage]）
0.2

逃がし安全弁 2 個の開放により格納容器圧力上昇

0

0

1

2

3

4

事故後の時間（h）

568※ 圧力スパイク発生後は，格納容器圧力が0.465MPa[gage]以上で格納容器スプレイを実施し，格納容器スプレイによって格
納容器圧力の準静的な上昇を抑制する。

第 3.3.8 図 格納容器圧力の推移（感度解析ケース（エントレインメント係数最大値））

3.3-237

0.8

ドライウェルサプレッション・チェンバ
原子炉格納容器の限界圧力 0.62MPa[gage]

格
納
容
器
圧
力

0.6

原子炉圧力容器破損及び原子炉格納容器下部への溶融炉心落下による格納容器圧力上昇
0.44MPa[gage]（約 6.4 時間後）
炉心下部プレナムへの溶融炉心移行0.4

格納容器スプレイ（70m3/h）開始

格納容器温度上昇抑制のための格納容器スプレイ開始に伴う格納容器圧力の低下（MPa[gage]）
0.2

0
0

1

2

3

4

5

事故後の時間（h）

第 3.3.9 図

67

格納容器圧力の推移（大破断 LOCA+ECCS 注水機能喪失）

3.3-248※ 圧力スパイク発生後は，格納容器圧力が0.465MPa[gage]以上で格納容器スプレイを実施し，格納容器スプレイによって格
納容器圧力の準静的な上昇を抑制する。

添付資料 3.3.1
原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用に関する知見の整理
1. 原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用の概要
炉心損傷後，溶融燃料と冷却材が接触すると，一時的な圧力の急上昇が生じる可能性がある。このときに発生するエネルギが大きいと構造物が破壊され原子炉格納容器が破損する場合がある。溶融炉心と冷却材との接触及びそれに伴って引き起こされる現象のことを「溶融燃料－冷却材相互作用（FCI）」と呼ぶ。また，FCI のうち，溶融炉心が水中に落下した際に溶融炉心の周囲に形成される蒸気膜が，何らかの外乱によって崩壊した際に瞬時の圧力伝播を生じ，大きなエネルギを発生させる事象を「水蒸気爆発」と呼び，溶融炉心から原子炉冷却材への伝熱によって水蒸気が発生することに伴う急激な格納容器圧力の上昇を「圧力スパイク」と呼ぶ。
原子炉圧力容器底部から溶融炉心が流出し，原子炉格納容器下部で冷却材と接触することで発生する FCI を「原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用（炉外 FCI）」と呼ぶ。
これまでの研究では，炉外 FCI における水蒸気爆発現象を以下のような段階的な過程によって説明するモデルが提唱されている。
① 原子炉圧力容器から落下する溶融炉心（デブリジェット）が冷却材中に落下する。冷却材と接触した溶融炉心は，その界面の不安定性により細粒化して冷却材中に分散する（エントレイン）。細粒化した溶融炉心（以下「デブリ粒子」と称す。）は，蒸気膜に覆われた状態で膜沸騰を伴う冷却材との混合状態となる（粗混合）。
② さらに，自発的もしくは外部からの圧力パルス等の外乱により，膜沸騰が不安定化し（トリガリング），デブリ粒子と冷却材が直接接触する。
③ デブリ粒子と冷却材の直接接触により，急速な熱の移動が発生し，急速な蒸気発生・
溶融炉心の微細化により，さらにデブリ粒子と冷却材の接触を促進し（伝播），蒸気発生を促進する。この蒸気発生により圧力波が発生する。
④ 発生した圧力波が通過した後の高温高圧領域（元々は粗混合領域）の膨張により運動
エネルギが発生し，構造材を破壊する要因となる。
水蒸気爆発が発生するためには，トリガリングが働く必要があり，さらにデブリ粒子と冷却材の接触が瞬時に粗混合領域全体に伝播する必要がある。水蒸気爆発に至らない場合
でも，急速な蒸気発生による圧力上昇（圧力スパイク）が発生する。
2. 水蒸気爆発が発生する可能性について
これまでの代表的な FCI の実験として，JRC イスプラ研究所で実施された FARO 実験，
KROTOS 実験，（旧）原子力発電技術機構で実施された COTELS 実験，韓国原子力研究所で実施された TROI 実験等がある。これらの実験では UO2 混合物と模擬溶融物としてアルミナ等を用いている。
添 3.3.1-1

これまでの代表的な FCI の実験から得られた知見については，付録３「重大事故等対策の有効性評価に係るシビアアクシデント解析コードについて」第 5 部 MAAP の添付 2「溶融炉心と冷却材の相互作用について」に示した。これまでの UO2 混合物を用いた実験では，
KROTOS 実験及び TROI 実験の一部の実験ケースにおいて，水蒸気爆発の発生が報告されている。
このうち，KROTOS 実験は，溶融炉心が水中に落下している時に容器の底から圧縮ガスを供給し，膜沸騰を強制的に不安定化させて（外部トリガを与えて）いるため，実機で起こるとは考えられない条件で実験した結果であるが，機械的エネルギへの変換効率は最大でも 0.05%程度であり大規模な水蒸気爆発に至っていない。また，外部トリガを与えた場合でも水蒸気爆発に至らなかったケースが複数確認されている。
TROI 実験については，No.10，12，13 及び 14 実験において，外部トリガがない条件で水蒸気爆発が観測されている。しかしながら，TROI 実験で用いた溶融物の過熱度が実機条件の過熱度（300K 程度）に比べてかなり高いことが水蒸気爆発の発生に至った理由と考えられ，実機条件に近い溶融物温度では水蒸気爆発の発生可能性は小さいと考えられる。また，
自発的に水蒸気爆発が発生したとされる No.13 のエネルギ変換効率は 0.4%であり，KROTOS
実験の例よりは大きくなるが，1%を下回る小さいものである。なお，溶融物の温度を含め，実機を模擬した溶融物を用いた実験の中で水蒸気爆発が観測された例は，いずれも外部トリガがある条件で実施されたものである。
上述のとおり，溶融物の温度を含め，実機を模擬した溶融物を用いた FCI 実験において水蒸気爆発が発生したケースでは，水蒸気爆発のトリガを発生させるための装置を用いている。水蒸気爆発のトリガは粗混合粒子の周囲に形成される蒸気膜の崩壊に起因すると考えられており，上述の実験で用いられたトリガ装置は蒸気膜を不安定化させる効果があると考えられるが，一方，実機条件ではこのようなトリガ装置で発生させているような圧力
外乱となる要因は考えられない。
以上のことから，実機において大規模な水蒸気爆発が発生する可能性は極めて小さいと考えられ，原子炉格納容器健全性に与える影響はないと考える。
以

添 3.3.1-2

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

1. 評価の目的
水蒸気爆発現象は，粗混合，トリガリング，拡大伝播といった段階的な過程によって説明するモデルが提唱されており，これらを全て満たさなければ大規模な水蒸気爆発は発生しないと考えられている。
溶融炉心が原子炉圧力容器の破損口から落下した際に水蒸気爆発が発生する可能性は，
これまでの知見からも極めて低いと考えられるが，水蒸気爆発が発生した場合についても考慮し，原子炉格納容器の健全性に対する影響を確認しておくことは，原子炉格納容器下部への水張り等の格納容器破損防止対策の適切性を確認する上でも有益な参考情報になると考える。このため，ここでは溶融炉心落下時の水蒸気爆発の発生を仮定し，水蒸気爆発が生じた際の原子炉格納容器の健全性を評価した。
2. 評価に用いた解析コード等
水蒸気爆発の影響を評価するにあたっては，溶融燃料－冷却材相互作用によって発生するエネルギ，発生エネルギによる圧力伝播挙動及び構造応答が重要な現象となる。よって，
これらの現象を適切に評価することが可能である水蒸気爆発解析コード JASMINE，構造応答
解析コード AUTODYN-2D により圧力伝播挙動及び構造応答，格納容器圧力等の過渡応答を求める。これらの解析コードに対して構築した評価モデル及び入力の詳細は添付資料 1.5.1の(3)に示している。溶融炉心の物性値は JASMINE コードに付属している溶融コリウム模擬のライブラリから，デブリ物性値が実機条件に近いと考えられるライブラリを用いた。また，これらの解析コードへの入力条件の一部は，シビアアクシデント総合解析コード MAAPを用いて評価した，「3.3 原子炉圧力容器外の溶融燃料-冷却材相互作用」の評価結果を用いた。
（添付資料 1.5.1）
3. 評価条件
主要解析条件を表 1 に示す。MAAP による解析の結果から溶融炉心は原子炉圧力容器底部の中央から落下するものとし，溶融炉心が原子炉圧力容器の破損口から落下する際には，溶融炉心・コンクリート相互作用の緩和策として，原子炉格納容器下部に水位 2m の水張りが実施されているものとした。なお，応力評価の対象としている内側及び外側鋼板（厚さ30mm）の降伏応力は約 490MPa である。
4. 評価結果
水蒸気爆発に伴うエネルギ，原子炉格納容器下部内側及び外側鋼板の応力の推移を図 1，

添 3.3.2-1

図 2 及び図 3 に示す。また，参考として，内側鋼板の周方向及び軸方向応力の推移を図 4に示す。外側鋼板の周方向及び軸方向応力の推移を図 5 に示す。
水蒸気爆発の発生を想定した場合に原子炉格納容器下部ドライウェルの水に伝達される運動エネルギの最大値は，約 7MJ である。このエネルギを入力とし，原子炉格納容器下部
内側及び外側鋼板にかかる応力を解析した結果，原子炉格納容器下部の内側鋼板にかかる応力は約 32MPa，外側鋼板にかかる応力は約 25MPa となった。これは内側及び外側鋼板の降伏応力を大きく下回る値であり，かつ，弾性範囲内にあることから，原子炉圧力容器の支持に支障が生じるものではない。なお，構造上，原子炉格納容器下部の内側鋼板にかかる応力の方が外側鋼板にかかる応力よりも大きくなる傾向があるが，原子炉圧力容器の支持機能については原子炉格納容器下部の外側鋼板のみで維持可能である。
以上の結果から，水蒸気爆発の発生を想定した場合であっても，原子炉圧力容器の支持機能は維持され格納容器の健全性に支障がないことから，原子炉格納容器バウンダリの機能を維持できることを確認した。
以

添 3.3.2-2

上最大運動エネルギ（約 7MJ）

運
動
エ
ネ
ル
ギ

この結果を用い，AUTODYN-2D で応力を解析（MJ）

時間（ms）
図 1 水蒸気爆発によるエネルギの推移※15045（降伏応力は 490MPa）40

最大応力（約 32MPa）

ミーゼス相当応力

35

応
力

30
25
20

（MPa）

15
10
5
0
0

10

20

30

40

50

60

時間（ms）
図 2 原子炉格納容器下部内側鋼板の応力の推移※15045（降伏応力は 490MPa）40

最大応力（約 25MPa）

ミーゼス相当応力

35

応
力

30
25

（MPa）20
15
10
5
0
0

10

20

30

40

時間（ms）
図 3 原子炉格納容器下部外側鋼板の応力の推移※1

添 3.3.2-3

50

60

応
力
（MPa）

時間（ms）
図 4 内側鋼板の周方向及び軸方向応力の推移※1

応
力
（MPa）

時間（ms）
図 5 外側鋼板の周方向及び軸方向応力の推移※1※1 JASMINE によって評価した水蒸気爆発による運動エネルギ(図 1)の最大値を AUTODYN への時刻 0 での入力とし，格納容器下部鋼板の応力の推移(図 2～5)を評価している。このため，図 1 と図 2～5 の時刻歴は一致しない。

添 3.3.2-4

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

項目
原子炉圧力容器の破損径

主要解析条件0.2m

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

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

原子炉格納容器下部への水

50℃

外部水源の水温として設定

粗混合粒子径4mm

FARO 試験結果におけるデブリ粒径分布をもとに設定

爆発計算時の微粒子径

50μm

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

添 3.3.2-5

JASMINE

AUTODYN-2D

溶融燃料－冷却材相互作用による発生エネルギ

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

－

添付資料 3.3.3
原子炉格納容器下部への水張り実施の適切性

炉心の溶融が進展し，溶融炉心が原子炉圧力容器底部から流出するような場合には，原子炉格
納容器内で発生する種々の現象の発生を防止あるいは影響を緩和することで，格納容器の破損を防止することが重要なマネジメントとなる。原子炉圧力容器の外において発生する現象のうち，
溶融炉心・コンクリート相互作用（以下｢MCCI｣という。）に対してはその影響緩和の手段として，格納容器下部ドライウェルへの溶融炉心落下前の水張り（以下｢初期水張り｣という。）が有効な対策となる。一方，初期水張りによって，原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用（以下｢FCI｣という。）による急激な水蒸気発生に伴う格納容器内圧力の急激な上昇（以下｢圧力スパイ
ク｣という。）が生じるほか，実機条件における大規模な水蒸気爆発の発生の可能性は低いと推定されるものの，水蒸気爆発が発生する可能性も考慮に入れる必要がある。初期水張りの水深によって想定される影響の程度は変化すると考えられることから，初期水張りを実施する場合には，両者の影響を考慮して水位を決定する必要がある。以下に初期水張りにおける水位設定の考え方を示す。
1. 格納容器下部ドライウェルへの水張りの FCI に対する影響
FCI として生じる主な現象は，圧力スパイクである。
圧力スパイクは，水深が深い場合，顕熱によるエネルギの吸収量が多くなり，潜熱で吸収する
エネルギが相対的に減少し，水蒸気発生量が低下することで，ピークが低くなる可能性がある一方，溶融炉心の粗混合量が多くなり，細粒化した粒子から水への伝熱量が多くなることで，ピー
クが高くなる可能性もある。
なお，FCI として生じる現象としては水蒸気爆発も挙げられるが，水蒸気爆発については，UO2主体の溶融物が水中に落下した場合に水蒸気爆発が発生した実験例は僅かであること及び，水蒸気爆発が発生した実験は，外部トリガを意図的に与えた場合，または溶融物の温度が溶融炉心の温度を上回る程の極端に大きな過熱度で実験した場合に限られることを確認している。[1- 4] また，
水深 1.3m 以上の条件下での水蒸気爆発の発生は報告されておらず，実機条件に近い多くの溶融物
量を落下させた実験でも水蒸気爆発の発生は報告されていない。[2, 5, 6] これらを考慮すると，実機で水蒸気爆発が生じる可能性は小さいと考える。しかしながら，仮に水蒸気爆発が発生した場合を想定すると，水深が深い方が粗混合が促進され，発生するエネルギが大きくなることから，構造壁への衝撃荷重が大きくなると考えられる。
2. 格納容器下部ドライウェルへの水張りの MCCI に対する影響
格納容器下部ドライウェルへの初期水張りに失敗し，溶融炉心落下後に注水を開始した場合，
これまでの知見[7- 16]からは，溶融炉心上部にクラストが形成され，溶融炉心の冷却が阻害される可能性が考えられる。
添 3.3.3-1

一方，初期水張りを実施することで，溶融物落下時に溶融炉心が粒子化されるため，クラストの形成によるデブリ内部への熱の閉じ込めを抑制することができ，デブリ上面からの除熱と落下時の溶融炉心の急速な冷却（デブリクエンチ）に期待できる。[5, 6, 17]
3. 初期水張りの水位について（1） 水位の設定
1.及び 2.に示したとおり，初期水張りの水位は，FCI の水蒸気爆発による格納容器への影響の観点では低い方が良く，MCCI による格納容器への影響の観点では高い方が良い。ABWR においては，
従来の炉型に比較して格納容器下部ドライウェルの床面積が広いため，溶融炉心が拡がった際に溶融炉心上面からの除熱に寄与する面積が大きく，また，溶融炉心が格納容器下部に落下した際の堆積高さが低いため，MCCI が緩和され易いという特徴がある。
以上を踏まえ，6 号及び 7 号炉においては，FCI の圧力スパイクを考慮しても原子炉格納容器バ
ウンダリの機能が維持され，MCCI 緩和のための溶融炉心の粒子化の効果に期待でき，さらに FCIの水蒸気爆発が発生した場合の影響を小さく抑えることができる水位として，初期水張り水位を2m に設定している。初期水張り水位 2m における FCI, MCCI の影響や，水張りの実施可能性ついては，FCI, MCCI 各事象の有効性評価で示したとおり，問題がないものと考える。
（2） 水位の設定根拠
a. FCI の影響の観点
1. に示したとおり，実機では水蒸気爆発が発生する可能性は小さい。しかしながら，仮にFCI による水蒸気爆発の発生を前提とした場合，格納容器下部ドライウェルの水位について，水位が高い方が溶融炉心の細粒化割合が大きくなる傾向がある。この場合，細粒化した粒子から水への伝熱量が多くなるので，水蒸気爆発に伴い格納容器下部ドライウェルに与えられる荷重は大きくなる。このことから，格納容器下部ドライウェルの水深が 2m より深い場合の影響を評価し，問題がないことを確認している。この詳細は 4. に示す。
b. MCCI の影響の観点
初期水張りの水深に応じて溶融炉心の一部が水中で粒子化し，急速冷却されることを考慮した上で，粒子化しなかった溶融炉心によって形成される連続層の高さを評価し，この連続層の冷却性の観点から，初期水張りの水深の妥当性を確認した。評価条件を以下に示す。なお，本評価はコリウムシールド設置前の格納容器下部床面積（約 88m2）に基づき評価を行っている。
・溶融炉心の水中での粒子化割合の評価には，MAAP コードにも用いられている RicouSpalding 相関式[18]を用いた。
・原子炉圧力容器の破損形態は制御棒駆動機構ハウジング 1 本の逸出を想定し，溶融物流出に伴う破損口の拡大を考慮した溶融炉心流出質量速度とした。
・粒子化した溶融炉心が連続層の上部に堆積した状態である，粒子状ベッドの冷却性については，Lipinski 0-D モデルを使用して評価している。粒子状ベッドのドライアウト熱流束
添 3.3.3-2

と堆積したコリウムが床に均一に拡がったと仮定した場合の崩壊熱除去に必要な熱流束（図 1 参照）を比較すると，粒子状ベッドのドライアウト熱流束（0.8MW/m2 以上）は崩壊
熱除去に必要な熱流束（全炉心落下で約 0.36MW/m2）よりも十分に大きく，粒子状ベッドの冷却可能性は極めて高いことから，連続層から水への崩壊熱除去を妨げないものとした。
・落下した溶融炉心は格納容器下部床上を拡がると考えられるが，これまでの実験データを元にした解析[19]によると，有効性評価で想定している制御棒駆動機構ハウジングの逸出を想定すると，ABWR（ペデスタル半径約 5.3m）で床上に水がある場合でも，床全面に溶融物が拡がることが示されていることから，溶融炉心の拡がり面積を格納容器下部床全面とした。
また，初期水張りの水位を決定する上での設定目安は以下のとおりとした。
・連続層が安定クラストとなり，水が連続層内に浸入せず，連続層の熱伝導が除熱の律速条
件になると仮定して評価したところ，連続層厚さ 15cm までは，連続層が安定クラスト化していても連続層上面からの除熱によってコンクリートを分解温度以下に維持できる（MCCIの進展を防止可能）という結果（図 2 参照）が得られたため，連続層厚さが 15cm となる水
深を初期水張りの設定目安とした。
上記の評価条件を元に，水張り水深と溶融炉心落下量をパラメータとして，連続層堆積高さを評価した。評価結果を図 3 に示す。
評価結果を上記の初期水張りの水位の設定目安に照らすと，初期水張りの水位が 2m 程度の場
合，溶融炉心落下量が全炉心の 70%であれば連続層の高さを 15cm 以下にすることができ，初期
水張りの水位が 3m 程度の場合，溶融炉心落下量が全炉心の 100%の場合でも連続層の高さが 15cm以下になることを確認した。
以上の結果を考慮し，手順上，初期水張りの水位は 2m としている。コリウムシールドの設置により格納容器下部の面積が小さくなっていること及び有効性評価では，溶融炉心が全量落下するものとして評価していることにより上記の評価結果より厳しくなる可能性があるものの，落下割合には不確かさがあることや溶融炉心落下後には崩壊熱相当の注水を実施する手順としていること及び実機スケールではクラストへの水の浸入に期待できるという知見を踏まえ，初期水張りの水位を 2m としている。また，2m の初期水張りは，事象発生から溶融炉心落下までの時間余裕の中で十分に対応可能な操作である。
また，柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉について，「3.5 溶融炉心・コンクリート相互作用」に示すとおり，コリウムシールド設置後の格納容器下部の面積がより小さくなる 6 号炉の設計をもとにした格納容器下部の床面積において MCCI による侵食量の評価を行っている。また，
MCCI に対して保守的な評価条件を設定した上で，初期水張りの有効性を感度解析によって確認している。初期水張りの水位を 2m とした場合について，溶融炉心は全量落下するものとし，上面熱流束を格納容器圧力への依存性を考慮しない 800kW/m2 一定とした場合であっても，MCCI による侵食量は数 cm（床面約 9cm，壁面約 8cm）であり，初期水張りが遅れた場合を想定し，初添 3.3.3-3

期水張りの水位を 1m とした場合であっても MCCI による侵食量は数 cm（床面約 12cm，壁面約11cm）に留まることを確認していることから，現状の初期水張りの水位の設定に問題はないものと考える。感度解析の結果を図 4 に示す。
c. まとめFCI については，これまでの試験結果から，実機において格納容器の破損に至るような大規模な原子炉圧力容器外での水蒸気爆発の発生の可能性は小さいと考える。また，FCI の発生を前提とした評価においても，格納容器下部ドライウェルの構造損傷に伴う格納容器の破損には至らず，また，十分な余裕があることを確認しており，格納容器下部への初期水張りの有無及びその水位が，格納容器の健全性に影響を与えるものではないと判断している。
上記を踏まえ，格納容器下部ドライウェルに溶融炉心が落下する状況に対しては，格納容器
下部ドライウェルに 2m の初期水張りまで注水を実施する運用としている。
4. 格納容器下部の水位上昇の影響
事故対応の中で格納容器スプレイを実施すると，リターンラインを通じたサプレッション・チ
ェンバ・プールからの流入やベント管を通じた流入によって冷却材が格納容器下部ドライウェルに流れ込み，下部ドライウェル水位を上昇させる場合がある。ここでは，FCI の有効性評価で設定した原子炉圧力容器破損に至るシナリオにおいて，格納容器下部ドライウェルへの初期水張りの水位が上昇していた場合を想定し，その際の FCI への影響を評価した。
a．溶融炉心落下前の下部ドライウェル水位上昇の可能性
溶融炉心落下前の格納容器下部ドライウェルへの初期水張りの他に格納容器下部ドライウェルの水位を増加させる要因としては，格納容器スプレイによる冷却材が格納容器下部ドライウェル
壁面の連通孔とベント管の間から流入する場合が考えられる。連通孔とベント管は，その間に隙間があるものの，上下に連続して設置されているため，格納容器スプレイによる冷却材は，基本的には連通孔からベント管に流れ落ちると考えられるが，仮に格納容器スプレイの水が全て格納
容器下部ドライウェルに流入したとしても，今回の申請において示した解析ケースにおいて，格納容器下部ドライウェルに形成される水位は 4m 以下である。ただし，初期水張り操作による注水と格納容器スプレイの水の流入を合わせて形成される格納容器下部水位が 2m に到達した時点で格納容器下部ドライウェルへの初期水張り操作を停止するものとした。
また，LOCA を伴う場合には，破断口から流出した冷却材が格納容器下部ドライウェルに流入する可能性，及び，格納容器スプレイによる冷却材の流入の可能性が考えられるが，LOCA によって
原子炉圧力容器から流出する冷却材は飽和蒸気であり，サブクール度が小さい。このため，LOCA
によって流出した冷却材によって水位が形成された格納容器下部ドライウェルでの水蒸気爆発の発生を仮定しても，発生する運動エネルギは小さいものと考えられる。
b．評価条件
溶融炉心が格納容器下部ドライウェルに落下する前に，格納容器下部にリターンラインまでの添 3.3.3-4

高さ（7m）の水位が形成されているものとした。この水位は上記「a．溶融炉心落下前の下部ドラ
イウェル水位上昇の可能性」に照らして十分に高いと考える。
その他の解析条件は，添付資料 3.3.2
において設定した評価条件と同様とした。
c．評価結果圧力スパイクに加え，水蒸気爆発による影響についても評価を実施した。以下にその結果を示す。
（1）圧力スパイク
格納容器圧力の評価結果を図 9 に示す。原子炉圧力容器が破損して，溶融炉心が格納容器
下部ドライウェルの水中に落下する際に圧力スパイクが生じているが，圧力スパイクのピー
ク圧力は約 0.26MPa であり，水位 2m の場合の約 0.51MPa よりも低くなっている。
この理由としては，初期水張り水位の上昇によって格納容器下部ドライウェルの水量が多くなり，溶融炉心の粗混合量が増加し，水への伝熱量が増加したものの，落下した溶融炉心の周囲のサブクール状態の水量が増加したことによる効果が，溶融炉心落下時の水温上昇とそれに伴う蒸気発生を緩和する側に作用し，ピーク圧力が抑制された可能性が考えられる。
（2）水蒸気爆発
水蒸気爆発によって格納容器下部の水に伝達される運動エネルギの評価結果を図 5 に示す。
最大値は約 16MJ であり，水位 2m の場合（約 7MJ）と比べて約 2 倍に増加している。
このエネルギを入力とした応力の解析結果を図 6 及び図 7 に示す。格納容器下部ドライウ
ェルの内側鋼板の最大応力は約 278MPa であり，水位 2m の場合の約 32MPa と比べて約 9 倍に増加している。また，格納容器下部ドライウェルの外側鋼板の最大応力は約 168MPa であり，水位 2m の場合の約 25MPa と比べて約 7 倍に増加している。格納容器下部ドライウェルの内側鋼板の降伏応力（490MPa）を十分に下回っており，格納容器破損に至るおそれはないと考える。
また，初期水張りの水位が上昇すると，水面から原子炉圧力容器の底部までの距離が短くなる。格納容器下部ドライウェルで水蒸気爆発が発生した場合には，発生した水蒸気によって水塊がピストン状に押し上げられ，水塊が原子炉圧力容器の底部に衝突する可能性が考えられるが，水面と原子炉圧力容器の底部の距離が短くなることにより，衝突の可能性が高くなることが懸念される。
水塊による水位上昇は，主にペデスタルの径，D と初期水位，H0 のアスペクト比（H0/D）に
よって整理できる。[20] 初期水張り水位 2m の場合，アスペクト比が約 0.19 となることから，水塊の上昇を含む最大水位は約 2m となる。また，初期水張り水位 7m の場合，アスペクト比が約 0.66 となることから，水塊の上昇を含む最大水位は約 11.2m となる。水位 7m の場合，水塊は格納容器下部ドライウェル床面から約 11.2m まで上昇する可能性があるが，この高さは格納容器下部ドライウェル床面から原子炉圧力容器の底部までの高さである約 11.5m よりも低いことから，水塊が原子炉圧力容器の底部に衝突することはなく，水塊による衝撃によ添 3.3.3-5

り，原子炉格納容器の支持機能の健全性に与える影響はない。
水蒸気爆発が発生した際の気相部の挙動については，JASMINE コードを用い，添付資料
3.3.2 の評価条件（初期水張り水位 2m）における，原子炉格納容器下部の空間部での格納容器圧力を評価した。評価結果を図 8 に示す。水蒸気爆発時の粗混合粒子の細粒化と伝熱により，爆発源の膨張に伴う圧力波が伝播する。圧力波は減衰するため，原子炉圧力容器底部に到達する時点では 0.30MPa[abs]以下となる。0.30MPa 程度の圧力波によって原子炉圧力容器が損傷に至ることは想定し難いことから，圧力波による原子炉圧力容器への影響は無視できる程度と考える。原子炉格納容器への影響については，原子炉格納容器の構造上，原子炉格
納容器下部において発生した圧力波が減衰されないまま原子炉格納容器上部に到達することは考えにくいが，仮に 0.30MPa 程度の圧力波が原子炉圧力容器上部の壁面に到達しても，原子炉格納容器の限界圧力（0.62MPa[gage]）未満であることから，原子炉格納容器が破損に至ることはない。
以上の結果から，格納容器下部ドライウェルの水位を現状の初期水張りの水位である 2m 以上に上昇させた場合であっても，FCI によって格納容器が破損に至るおそれはないと考える。このことから事故対応におけるドライウェルスプレイ等の運転操作に対して，FCI の観点からの制約は
生じない。
5. 結論
柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉においては，FCI が発生した場合の影響を低減しつつ，溶融炉心の粒子化の効果等による MCCI の影響緩和を期待できる水位として，初期水張り水位を2m に設定している。また，事故対応におけるドライウェルスプレイ等の運転操作により，格納容器下部ドライウェルの水位が上昇した場合であっても格納容器が破損に至るおそれはない。
以

添 3.3.3-6

上参考文献[1] V. Tyrpekl, Material effect in the nuclear fuel - coolant interaction : structuralcharacterization of the steam explosion debris and solidification mechanism, 2012[2] J.H.Kim, et al, The Influence of Variations in the Water Depth and Melt Composition on a
Spontaneous Steam Explosion in the TROI Experiments, Proceedings of ICAPP’04[3] J.H. Song, Fuel Coolant Interaction Experiments in TROI using a UO2/ZrO2 mixture, Nucl.
Eng.Design. 222, 1-15, 2003
[4] J.H. Kim, Results of the Triggered Steam Explosions from the TROI Experiment, Nucl. Tech.,
Vol.158 378-395, 2007
[5] D.Magallon, “Characteristics of corium debris bed generated in large-scale fuel-coolant
interaction experiments,”Nucl. Eng.Design, 236 1998-2009, 2006
[6] M. Kato, H. Nagasaka, “COTELS Fuel Coolant Interaction Tests under Ex-Vessel Conditions,”
JAERI-Conf 2000-015, 2000
[7] （財）原子力発電技術機構（NUPEC）,「重要構造物安全評価（原子炉格納容器信頼性実証事業）
に関する総括報告書」2003[8] B.R.Sehgal, et al., “ACE Project Phase C&D : ACE/MCCI and MACE Tests”, NUREG/CP-0119,
Vol.2, 1991
[9] R.E.Blose, et al., “SWISS: Sustained Heated Metallic Melt/Concrete Interactions With
Overlying Water Pools,”NUREG/CR-4727, 1987
[10] R.E.Blose, et al., “Core-Concrete Interactions with Overlying Water Pools - The WETCOR-1
Test,”NUREG/CR-5907, 1993[11] M.T.Farmer, et al., "Status of Large Scale MACE Core Coolability Experiments", Proc. OECD
Workshop on Ex-Vessel Debris Coolability, Karlsruhe, Germany, 1999[12] M.T.Farmer, et al., “Corium Coolability under Ex-Vessel Accident Conditions for LWRs,”
Nuc. Eng. and Technol., 41, 5, 2009[13] M.T.Farmer, et al., “OECD MCCI Project 2-D Core Concrete Interaction (CCI) Tests : Final
Report,”OECD/MCCI-2005-TR05, 2006[14] M.T.Farmer, et al., “OECD MCCI Project Final Report,”OECD/MCCI-2005-TR06, 2006[15] M.T.Farmer, et al., “OECD MCCI-2 Project Final Report,”OECD/MCCI-2010-TR07, 2010[16] H.Nagasaka, et al., “COTELS Project (3): Ex-vessel Debris Cooling Tests,”OECD Workshop
on Ex-Vessel Debris Coolability, Karlsruhe, Germany, 1999[17] A. Karbojian, et al.,” A scoping study of debris bed formation in the DEFOR test facility,”
Nucl. Eng. Design 239 1653- 1659, 2009[18] F.B.Ricou, D.B.Spalding, “Measurements of Entrainment by Axisymmetrical Turbulent
Jets,”Journal of Fluid Mechanics, Vol.11, pp.21-32, 1961
[19] 中島 他，SAMPSON コードによる ABWR 格納容器ペデスタル上の炉心デブリの 3 次元拡がり評価，
日本原子力学会「2013 年秋の大会」H12, 2013 年 9 月

添 3.3.3-7

[20] 稲坂 他「軽水炉のシビアアクシデント時における気泡急成長による水撃力の研究」，海上技
術安全研究報告書 第 4 巻 第 3 号，p.323-343, 2004.

添 3.3.3-8

連
続
層
堆
積
高
さ

発
熱
量
(MW/m2)(m)

溶融炉心落下量(全炉心に対する割合%)

図 1 格納容器下部ドライウェルへの溶融炉心落下割合に対する連続層堆積高さと単位面積当たりの発熱量

コ
ン
ク
リ
ー
ト
侵
食
距
離

※1 溶融炉心の堆積により生じた連続層厚さ。図中の他の評価結果に付記されている値についても同じ。
※2 クラスト表面は沸騰曲線による熱伝達を仮定，クラスト内は熱伝導による温度勾配を考慮

※1

(m)

時間(s)

図 2 ハードクラスト形成時のコンクリート侵食評価例※2※ 本評価では，RPV 下部の貫通口で最大の径である CRD ハウジング 1 本をデブリジェット径として想定しているが，実際には溶融炉心落下量が少ない場合は破断口径が小さく，デ
ブリジェット径が小さくなる傾向を示すと考えられる。また，
Ricou-Spalding の式ではデブリジ
ェット径が小さいほど粒子化割合が大きくなる。溶融炉心落下量と，破断口径のとの相関を現実的に考えると，本評価では保守的に CRD ハウジング 1 本としているが，溶融炉心落下量が少ない場合には破断口径が小さくなり，より多くの割合が粒子化し，連続層堆積厚さが低下する傾向となるものと考えられる。

連
続
層
堆
積
高
さ
(m)

水張り水深(m)

図 3 水張り水深と連続層堆積高さの関係※
添 3.3.3-9原子炉格納容器下部床面
原子炉格納容器下部壁面

溶
融
炉
心
に
よ
る
侵
食
量

溶融炉心がコンクリートを取り込み，溶融炉心とコンクリートの混合物の温度がコンクリートの融点を下回り，コア・コンクリート反応が停止する

原子炉格納容器下部
壁面の侵食量：8 cm

原子炉格納容器下部
床面の侵食量：9 cm(m)

原子炉圧力容器破損後からの時間(h)(a) 初期水張り水位 2 m の場合（溶融炉心の崩壊熱：事象発生から6 時間後，上面熱流束：800kW/m2 相当（圧力依存なし））

原子炉格納容器下部床面
原子炉格納容器下部壁面

溶
融
炉
心
に
よ
る
侵
食
量

溶融炉心がコンクリートを取り込み，溶融炉心とコンクリートの混合物の温度がコンクリートの融点を下回り，コア・コンクリート反応が停止する
原子炉格納容器下部
壁面の侵食量：11 cm

原子炉格納容器下部
床面の侵食量：12 cm(m)

原子炉圧力容器破損後からの時間(h)(b) 初期水張り水位 1 m の場合（溶融炉心の崩壊熱：事象発生から6 時間後，上面熱流束：800kW/m2 相当（圧力依存なし））
図 4 格納容器下部壁面及び床面の侵食量の推移
添 3.3.3-10

最大値(約 16MJ)

運
動
エ
ネ
ル
ギ
(MJ)

時間(ms)

図 5 水蒸気爆発によるエネルギの変化（初期水張り水位 7m）※1

応
力
(MPa)

時間(ms)

図 6 水蒸気爆発による格納容器下部内側鋼板の応力の変化（初期水張り水位 7m）※1

応
力
(MPa)

時間(ms)

図 7 水蒸気爆発による格納容器下部外側鋼板の応力の変化（初期水張り水位 7m）※1※1 JASMINE によって評価した水蒸気爆発による運動エネルギ(図 5)の最大値を AUTODYN への時刻 0 での入力とし，格納容器下部鋼板の応力の推移(図 6, 7)を評価している。このため，図 5 と図 6, 7 の時刻歴は一致しない。

添 3.3.3-11

t = 0.004 (sec)

添 3.3.3-12

原
子
炉
格
納
容
器
下
部
床
面
か
ら
の
高
さ

t = 0.008 (sec)t = 0.012 (sec)t = 0.016 (sec)t = 0.018 (sec)

圧力[MPa(abs)]
0.60

0.24

(m)
原子炉格納容器下部中心からの距離 (m)

図 8 水蒸気爆発が発生した際の格納容器圧力図 8 原子炉格納容器下部の空間部の格納容器圧力の変化（初期水張り水位 2m）

ドライウェル
格納容器限界圧力

格
納
容
器
圧
力
(MPa[gage])

サプレッション・チェンバ

0.62MPa[gage]

原子炉圧力容器破損及び下部 D/W へのデブリ落下による圧力上昇(ピーク圧力：約 0.26MPa[gage])
逃がし安全弁 2 個の開放により格納
容器圧力上昇炉心下部プレナムへの溶融炉心移行

時間(h)

図9

※ 圧力スパイク発生後は，格納容器圧力が 0.465MPa 以上で格納容
格納容器圧力の推移（初期水張り水位 7m） 器スプレイを実施し，格納容器
スプレイによって格納容器圧力の準静的な上昇を抑制する。

添 3.3.3-13

添付資料 3.3.4

解析コード及び解析条件の不確かさの影響について（原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用）
表１

解析コードにおける重要現象の不確かさが運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用）【MAAP】
分類

重要現象
崩壊熱

解析モデル

運転員等操作時間に与える影響

評価項目となるパラメータに与える影響

入力値に含まれる。

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

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

炉心モデル（炉心熱水力モデル）
溶融炉心の挙動モデル（炉心ヒートアップ）

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

炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現性及び CORA 実
験についての再現性が確認されている。炉心ヒートアップの感度解析（ジルコニウム－水反応速度の係数についての感度解析）では，炉心溶融時間及び炉心下部プレナムへの溶融炉心移行の開始時間に対する感度は数分程度であり，影響は小さいことを確認している。
本評価事故シーケンスでは，原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達した
時点で原子炉格納容器下部への初期水張りを実施するが，炉心下部プレナムへの溶融炉心移行の開始時間の不確かさは小さく，炉心下部プレナムへ溶融
炉心が移行した際の原子炉圧力容器下鏡部温度の上昇は急峻であることから，原子炉圧力容器下鏡部温度を操作開始の起点としている原子炉格納容器下部への初期水張り操作に係る運転員等操作時間に与える影響はない。

炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現性及び CORA 実験についての再現性を確認している。炉心ヒートアップの感度解析（ジルコニウム－
水反応速度の係数についての感度解析）では，格納容器圧力挙動への影響は小さいことを確認していることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

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

原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コード
SAFER の評価結果との比較により水位低下幅は解析コード MAAP の評価結果の方が保守的であるものの，その差異は小さいことを確認していることから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コード
SAFER の評価結果との比較により水位低下幅は解析コード MAAP の評価結果の方が保守的であるものの，その差異は小さいことを確認していることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）

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

HDR 実験解析では区画によって格納容器温度を十数℃程度，格納容器圧力を 1割程度高めに評価する傾向を確認しているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認された不確かさは小さくなるものと推定される。しかし，全体としては格納容器圧力及び温度の傾向を適切に再現できており，格納容器圧力及び温度を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

HDR 実験解析では区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃程度，格納容器圧力を 1 割程度高めに評価する傾向を確認しているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認された不確かさは小さくなるものと推定される。しかし，全体としては格納
容器圧力及び温度の傾向を適切に再現できていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

溶融炉心の挙動モデル（リロケーション）

・ TMI 事故解析における炉心領域での溶融進展状態について，TMI 事故分
析結果と一致することを確認した
・ リロケーションの進展が早まることを想定し，炉心ノード崩壊のパラメータを低下させた感度解析により影響を確認した
・ TQUV，大破断 LOCA シーケンスともに，炉心溶融時刻，原子炉圧力容器
破損時刻への影響が小さいことを確認した

溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性を確認している。また，
炉心ノード崩壊のパラメータを低下させた感度解析により原子炉圧力容器破損時間に与える影響は小さいことを確認している。リロケーションの影響を受ける操作としては，原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達した時点での原子炉格納容器下部への初期水張り操作があるが，炉心下部プレナムへの溶融炉心移行の開始時間の不確かさは小さく，炉心下部プレナムへ溶融炉心が移行した際の原子炉圧力容器下鏡部温度の上昇は急峻であることから，原
子炉圧力容器下鏡部温度を操作開始の起点としている原子炉格納容器下部への初期水張り操作に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。

溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性を確認している。また，炉心ノード崩壊のパラメータを低下させた感度解析により原子炉圧力容器破損時間に与える影響は小さいことを確認しており，原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用による格納容器圧力上昇に与える影響はほぼないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

溶融炉心の挙動モデル（原子炉圧力容器破損
モデル）

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

制御棒駆動機構ハウジング溶接部の破損判定に用いる最大ひずみ（しきい値）に関する感度解析により最大ひずみを低下させた場合に原子炉圧力容器破損
時間が早まることを確認している。
本評価事故シーケンスでは，原子炉圧力容器破損を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

制御棒駆動機構ハウジング溶接部の破損判定に用いる最大ひずみ（しきい値）に関する感度解析により最大ひずみを低下させた場合に原子炉圧力容器破損が早まることを確認しているが，原子炉圧力容器破損（事象発生から約 7 時間後）に対して早まる時間はわずかであることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

本評価事故シーケンスでは，原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用
による圧力スパイクを起点とした運転員等操作はないことから，運転員等操
作時間に与える影響はない。

溶融炉心の細粒化モデルにおけるエントレインメント係数及びデブリ粒子径の感度解析により BWR においては原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用による圧力スパイクに与える影響は小さいことを確認している。このうち，ABWR
においては，最も感度のあるエントレインメント係数について感度解析を行った
結果，エントレインメント係数を変化させた場合においても原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用による圧力スパイクに与える影響は小さいことを確認していることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
（添付資料 3.3.5）

炉心モデル（原子炉出力及び崩壊熱）

燃料棒内温度変化

燃料棒表面熱伝達

炉心

燃料被覆管酸化燃料被覆管変形

沸騰・ボイド率変化

気液分離（水位変化）・対
向流

原
子
炉
格
納
容
器

格納容器各領域間の流動

リロケーション

（ 原
炉 子
心 炉
損 圧
傷 力
後 容
） 器

構造材との熱伝達

原子炉圧力容器破損

（ 原
炉 子
心 炉
損 格
傷 納
後 容
） 器

不確かさ

原子炉圧力容器外 FCI（溶融炉心細粒化）

原子炉圧力容器外 FCI（デブリ粒子熱伝達）

溶融炉心の挙動モデル（格納容器下部での溶融炉心挙動）

原子炉圧力容器外 FCI 現象に関する項目としてエントレインメント係数
及びデブリ粒子径をパラメータとして感度解析を行い，原子炉圧力容器
外 FCI によって生じる圧力スパイクへの感度が小さいことを確認した。

添 3.3.4-1

表２

解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用）（1/3）

解析条件（初期条件，事故条件及び機器条件）
の不確かさ

項目
解析条件
原子炉熱出力原子炉圧力

条件設定の考え方

運転員等操作時間に与える影響

評価項目となるパラメータに与える影響

定格原子炉熱出力として設定最確条件とした場合は，原子炉停止後の崩壊熱が緩和される。最確条件と最確条件とした場合は，原子炉停止後の崩壊熱が緩和される。最確条件とした場

原子炉熱出力のゆらぎを考慮した最確

した場合の運転員等操作時間への影響は，原子炉停止後の崩壊熱にて説明

合の評価項目となるパラメータに与える影響は，原子炉停止後の崩壊熱にて説明

条件を包絡できる条件

する。

する。

最確条件とした場合は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得る

最確条件とした場合は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，原子が，原子炉圧力は逃がし安全弁により制御されるため事象進展に与える影

炉圧力は逃がし安全弁により制御されるため事象進展に与える影響はないこと

響はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

から，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

最確条件とした場合は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得る

最確条件とした場合は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，ゆら

最確条件
3,925MWt 以下

3,926MWt（実績値）
約 7.05MPa[gage]～約 7.12MPa[gage]

7.07MPa[gage]

定格原子炉圧力として設定（実測値）

通常運転水位
原子炉水位（セパレータスカー
ト下端から+119cm）

通常運転水位（セパレータスカート下
端 か ら 約 +116cm ～ 約+119cm）

が，ゆらぎの幅は事象発生後の水位低下量に対して非常に小さい。例えば， ぎの幅は事象発生後の水位低下量に対して非常に小さい。例えば，原子炉スクラ
通常運転時の原子炉水位として設定

（実測値）

炉心流量

52,200t/h（定格流量（100%））

定 格 流 量 の 約 91% ～ 約110%

定格流量として設定（実測値）
9×9 燃料（A 型）と 9×9 燃料（B 型）は，
熱水的な特性はほぼ同等であり，燃料棒

燃料

9×9 燃料（A 型）

装荷炉心ごと最大線出力密度の保守性に包絡されることから，代表的に 9×9 燃料（A 型）を設定

原子炉スクラム 10 分後までの崩壊熱による原子炉水位の低下量は，高圧

ム 10 分後までの崩壊熱による原子炉水位の低下量は，高圧が維持された状態でが維持された状態でも通常運転水位約-4m であるのに対してゆらぎによるも通常運転水位約-4m であるのに対してゆらぎによる水位低下量は約-30mm であ

水位低下量は約-30mm であり非常に小さい。したがって，事象進展に与えり非常に小さい。したがって，事象進展に与える影響は小さいことから，評価項

る影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

目となるパラメータに与える影響は小さい。

事象発生後早期に原子炉はスクラムするため，初期炉心流量が事象進展に事象発生後早期に原子炉はスクラムするため，初期炉心流量が事象進展与える影

与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。 響は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
最確条件とした場合は，9×9 燃料の A 型または B 型の炉心となるか，そ

最確条件とした場合は，9×9 燃料の A 型または B 型の炉心となるか，それらのれらの混在炉心となるが，いずれの型式も燃料の熱水力特性はほぼ同等で混在炉心となるが，いずれの型式も燃料の熱水力特性はほぼ同等であり，炉心冷あり，事象進展に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与え却性に大きな差はないことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さる影響は小さい。

い。

最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなる

初
期
条
件

原子炉停止後ANSI/ANS-5.1-1979の崩壊熱

燃焼度 33GWd/t

ANSI/ANS-5.1-1979
平均的燃焼度約 30GWd/t

サイクル末期の燃焼度のばらつきを考ため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉圧力容器破損に至るまでの事

最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，

慮し，10%の保守性を考慮して設定

象進展は緩和されるが，操作手順（原子炉圧力容器下鏡部温度に応じて原

溶融炉心の持つエネルギが小さくなることから，評価項目となるパラメータに対（実績値）

最確条件を包絡できる条件

子炉格納容器下部への初期水張り操作を実施すること）に変わりはないこ

する余裕は大きくなる。

とから，運転員等操作時間に与える影響はない。
格納容器容積（ドライウェ

7,350m

7,350m3

3

（設計値）

ル）

ドライウェル内体積の設計値（全体積から内部機器及び構造物の体積を除いた値）

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響はな

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響はなく，評価

く，運転員等操作時間に与える影響はない。

項目となるパラメータに与える影響はない。

最確条件とした場合は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得る
格納容器容積（ウェットウェル）

空間部：5,960m

3

液相部：3,580m

3

空間部：
約 5,980m3～約 5,945m3
液相部：
約 3,560m3～約 3,595m3

が，ゆらぎによる格納容器容積（ウェットウェル）の液相部（空間部）のウェットウェル内体積の設計値（内部機器及び構造物の体積を除いた値）（実測値）

変化分は通常時に対して非常に小さい。例えば，通常時の液相部の熱容量は約 3,600m3 相当分であるのに対して，ゆらぎによる容積減少分の熱容量
は約 20m3 相当分であり，その減少割合は通常時の約 0.6%程度と非常に小さい。したがって，事象進展に与える影響は小さいことから，運転員等操
作時間に与える影響は小さい。

サプレッショ
ン・チェンバ・
プール水位

7.05m（通常運転水

約 7.01m～約 7.08m

通常運転時のサプレッション・チェン

位）

（実測値）

バ・プール水位として設定

サプレッショ
ン・チェンバ・ 35℃
プール水温

約 30℃～約 35℃（実測値）

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

最確条件とした場合は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，ゆらぎによる格納容器容積（ウェットウェル）の液相部（空間部）の変化分は通常時に対して非常に小さい。例えば，通常時の液相部の熱容量は約 3,600m3 相当分であるのに対して，ゆらぎによる容積減少分の熱容量は約 20m3 相当分であり，その減少割合は通常時の約 0.6%程度と非常に小さい。したがって，事象進展に与える影響は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

最確条件とした場合は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得る

最確条件とした場合は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，ゆらが，ゆらぎによるサプレッション・チェンバ・プール水位低下分の熱容量

ぎによるサプレッション・チェンバ・プール水位低下分の熱容量は通常水位時には通常水位時に対して非常に小さい。例えば，通常水位時（7.05m）の熱対して非常に小さい。例えば，通常水位時（7.05m）の熱容量は約 3600m3 相当分

3

容量は約 3600m 相当分であるのに対して，ゆらぎによる水位低下分（通であるのに対して，ゆらぎによる水位低下分（通常水位-0.04m 分）の熱容量は3

常水位-0.04m 分）の熱容量は約 20m 相当分であり，その低下割合は通常

約 20m3 相当分であり，その低下割合は通常水位時の約 0.6%程度と非常に小さい。

水位時の約 0.6%程度と非常に小さい。したがって，事象進展に与える影

したがって，事象進展に与える影響は小さいことから，評価項目となるパラメー

響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

タに与える影響は小さい。

運転員等操作としては原子炉圧力容器下鏡部の温度上昇を起点とする補給水ポンプによる格納容器下部への注水操作の開始となるが，本パラメー
タによる影響を受けることはなく，運転員等操作時間に与える影響はない。

添 3.3.4-2

最確条件とした場合は，解析条件で設定している水温よりも低くなるため，圧力スパイクへの影響としては，発生する蒸気量の低下が考えられるが，評価項目となるパラメータに対する影響は小さい。

表２ 解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用）（2/3）
解析条件（初期条件，事故条件及び機器条件）
の不確かさ

項目
解析条件

条件設定の考え方

運転員等操作時間に与える影響

最確条件
最確条件とした場合は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え格納容器圧力5.2kPa[gage]

約 3kPa[gage]～約 7kPa[gage]（実測値）

得るが，ゆらぎによる格納容器圧力の上昇に与える影響は小さい。
通常運転時の格納容器圧力

例えば，事象発生から圧力容器破損までの圧力上昇率（平均）は約として設定

7 時間で約 0.50MPa であるのに対して，ゆらぎによる圧力上昇量は
約 2kPa であり非常に小さい。したがって，事象進展に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
運転員等操作としては原子炉圧力容器下鏡部の温度上昇を起点とす

格納容器温度57℃

約 43℃～約 62℃

通常運転時の格納容器温度

る補給水ポンプによる格納容器下部への注水操作の開始となること

（実測値）

として設定

から本パラメータによる影響を受けることはなく，運転員等操作時間に与える影響はない。

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

評価項目となるパラメータに与える影響

最確条件とした場合は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，ゆらぎによる格納容器圧力の上昇に与える影響は小さい。例えば，事象発生から圧力容器破損までの圧力上昇率（平均）は約 7 時間で約 0.50MPa であるのに対して，ゆらぎによる圧力上昇量は約 2kPa であり非常に小さい。したがって，事象進展に与える影
響は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
最確条件とした場合は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，ゆらぎによる格納容器温度の上昇に与える影響は小さい。例えば，事象発生から圧力容器破損までの温度上昇率は約 7 時間で約 89℃であるのに対して，ゆらぎによる温度上
昇量は約 5℃であり非常に小さい。したがって，事象進展に与える影響は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

3.43kPa（ドライウェ
ル－サプレッショ
ン・チェンバ間差圧）

真空破壊装置の設定値

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響はなく，評価項

はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。

目となるパラメータに与える影響はない。

（設計値）

初
期
条
件

最確条件とした場合は，原子炉格納容器下部への注水温度が低くなり，原子炉圧力容器破損時の原子炉格納容器下部プール水温度が低くなるが，原子炉格納容器下部
50℃（事象開始 12 時
外部水源の温度間以降は 45℃，事象開始 24 時 間 以 降 は

約 35℃～約 50℃
（実測値）

40℃）

復水移送ポンプ吐出温度を参考に設定
最確条件を包絡できる条件

最確条件とした場合は，原子炉格納容器下部への注水温度が低くな
り，原子炉圧力容器破損時の原子炉格納容器下部プール水温度が低くなるが，注水温度を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

プール水温度が低い場合は，顕熱によるエネルギの吸収量が多くなり，潜熱で吸収するエネルギが相対的に減少し，圧力スパイクに寄与する水蒸気の発生量が低下することで格納容器圧力の上昇は緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する影響は小さい。
一方，トリガリングの発生を前提とした水蒸気爆発の観点では，低い水温は厳しめの評価を与えるが，水温の変化に対する水蒸気爆発のエネルギの感度は小さいことから，評価項目となるパラメータに対する影響は小さい。

外部水源の容量

燃料の容量

約 21,400m3

約 2,040kL

21,400m3 以上

淡水貯水池及び通常運転中（ 淡 水 貯 水 池水 量 ＋の復水貯蔵槽の水量を参考

復水貯蔵槽水量）に設定

2,040kL 以上

通常時の軽油タンクの運用（軽油タンク容量）値を参考に設定最確条件とした場合は，解析条件よりも水源容量の余裕が大きくなる。また，事象発生 12 時間後からの可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による補給により復水貯蔵槽は枯渇しないことから，運転員等操作－時間に与える影響はない。
最確条件とした場合は，解析条件よりも燃料容量の余裕が大きくなる。また，事象発生直後から最大負荷運転を想定しても燃料は枯渇
しないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

添 3.3.4-3－

表２

解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用）（3/3）

解析条件（初期条件，事故条件及び機器条件）
の不確かさ

項目
解析条件

条件設定の考え方

運転員等操作時間に与える影響

評価項目となるパラメータに与える影響

最確条件
溶融炉心落下時の崩壊熱の影響を確認する観点から感度解析を実施した。

起因事象

給水流量の全喪失－

原子炉水位の低下の観点で厳しい事象を設定

事故条件の起因事象は，解析条件の不確かさとして，大破感度解析は，事故シーケンスを「大破断 LOCA＋ECCS 注水機能喪失」とし，

断 LOCA を考慮した場合，原子炉冷却材の放出量が増加す

本評価事故シーケンスの解析条件と同様，電源の有無にかかわらず重大事ることにより原子炉圧力容器破損に至るまでの事象進展

故等対処設備による原子炉注水機能についても使用できないものと仮定しは早まるが，操作手順（原子炉圧力容器下鏡部温度に応じた場合，原子炉圧力容器破損のタイミングが早くなることを考慮したものて原子炉格納容器下部への初期水張りを実施すること）にである。その結果，事象発生から約 6.4 時間後に原子炉圧力容器破損に至変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はり，圧力スパイクの最大値は約 0.49MPa[gage]となったが，圧力スパイクのない。

最大値は本評価の結果と同程度であり，原子炉格納容器の限界圧力の（添付資料 3.3.6）

0.62MPa[gage]以下であることから，評価項目を満足する。
（添付資料 3.3.6）

事
故
条
件

安全機能等の喪失に対する仮定

高圧注水機能，低圧注

高圧注水機能として原子炉隔離時冷却系及び高圧炉

水 機 能 及 び重 大 事 故－等 対 処 設 備に よ る 原子炉注水機能の喪失

心注水系の機能喪失を，低圧注水機能として低圧注水系の機能喪失を設定するとともに，重大事故等対処設
備による原子炉注水機能の喪失を設定

本評価事故シーケンスへの事故対応に用いる設備は－－解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響はなく，非常用高圧母線に接続されており，非常用ディーゼル
外部電源

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

機
器
条
件

原子炉スクラ事 象 発 生 と同 時 に 原

事象発生と同時に原事象発生と同時に原子炉スクラムするものとして設解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与ム信号

子炉スクラム子炉スクラム定える影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。 評価項目となるパラメータに与える影響はない。

逃がし弁機能7.51～7.86MPa[gage]

逃がし弁機能7.51～7.86MPa[gage]

逃がし安全弁の逃がし弁機能の設計値として設定

363～380t/h/個

363～380t/h/個

自 動 減 圧 機能 付 き 逃

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

よる原子炉急速減圧

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

逃がし安全弁

代替格納容器原 子 炉 圧 力容 器 破 損

スプレイ冷却

前：70m3/h にて原子炉系（常設）格納容器へスプレイ

格納容器下部

事前水張り時：90m3/h

注水系（常設） で注水逃がし安全弁の設計値に基づく蒸気流量及び原子炉解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与圧力の関係から設定

える影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。 評価項目となるパラメータに与える影響はない。

原子炉圧力容器破損
3

スプレイ流量は運転員による調整が行われ，その増減によ

前：70m /h 以上で原子格納容器温度抑制に必要なスプレイ流量を考慮してり圧力及び温度上昇の抑制効果に影響を受けるが，操作手

炉格納容器へスプレ

設定順に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影イ
事前水張り時：90m3/h
で注水

響はない。
原子炉圧力容器破損の事前の検知から破損までの時
間余裕に基づき水位 2m 到達まで水張り可能な流量として設定

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響はなく，スプレイ流量は運転員による調整が行われ，その増減により圧力及び温度上昇の抑制効果に影響を受けるものの，格納容器内に蓄積される崩壊熱量に変わりはないため，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響はなく，える影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。 評価項目となるパラメータに与える影響はない。

添 3.3.4-4

表３
項目

操
作
条
件

溶融炉心
落下前の
格納容器
下部注水
系（常設）
による水
張り操作

運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕（原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用）

解析条件（操作条件）の不確かさ
解析上の操作
条件設定の考え方
開始時間

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

炉心損傷後の原子
炉圧力容器破損による溶融炉心・コ
ンクリート相互作
用の影響緩和を考慮し設定操作の不確かさ要因

運転員等操作時間に与える影響【認知】
格納容器下部への注水操作は，原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達したことを確認して開始するが，損傷炉心への注水による冷却性を確認するため，原子炉圧力容器下鏡部
温度は継続監視しており，認知に大幅な遅れが生じることは考えにくい。よって，認知遅原子炉圧力容器下鏡部温度がれにより操作開始時間に与える影響はなし。
300℃に到達するまでに事象発生【要員配置】
から約 3.7 時間の時間余裕があ
格納容器下部への注水操作は，中央制御室にて操作を行う運転員と現場にて操作を行う運り，また，格納容器下部への注水転員（現場）を各々配置しており，操作開始時間に与える影響はなし。
操作は原子炉圧力容器下鏡部温【移動】度を監視しながら溶融炉心の炉
中央制御室から操作現場である廃棄物処理建屋地下 3 階までのアクセスルートは，コント
心下部プレナムへの移行を判断
ロール建屋のみであり，通常 8 分間程度で移動可能であるが，余裕を含めて 10 分間の移し，水張り操作を実施することと動時間を想定している。また，アクセスルート上にアクセスを阻害する設備はなく，よっしており，実態の操作開始時間はて，操作開始時間に与える影響はなし。
解析上の設定とほぼ同等であり，【操作所要時間】
操作開始時間に与える影響は小中央制御室内における格納容器下部への注水操作は，復水補給水系の 2 弁の開操作によるさいことから，運転員等操作時間
注水であり，制御盤のスイッチによる操作のため 1 操作に 1 分間を想定し，合計 2 分間でに与える影響も小さい。
あり，それに時間余裕を含めて操作時間 5 分間を想定している。格納容器下部への注水量
当該操作は，解析コード及び解析
調整は，制御盤の操作スイッチにて弁の開度調整を行い，約 2 時間の注水で格納容器下部
条件（操作条件を除く）の不確かに水位 2m の水張りを行うが，水張り中の操作は適宜流量及び格納容器下部水位を監視し，さにより操作開始時間は遅れる
流量調整をするのみであるため，操作開始時間に与える影響はなし。
可能性があるが，中央制御室の運【他の並列操作有無】
転員とは別に現場操作を行う運格納容器下部への注水操作時に，当該操作に対応する運転員に他の並列操作はなく，操作転員（現場）を配置しており，他
開始時間に与える影響はなし。
の操作との重複もないことから，【操作の確実さ】
他の操作に与える影響はない。
中央制御室内における操作は，制御盤の操作スイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起こりにくく，そのため誤操作により操作時間が長くなる可能性は低い。また，現場操作
は，操作の信頼性向上や要員の安全のため 2 人 1 組で実施することとしており，誤操作は起こりにくく，誤操作により操作時間が長くなる可能性は低い。

添 3.3.4-5

評価項目となるパラ
メータに与える影響

操作時間余裕

訓練実績等

実 態 の 操 作開 始 時 間は 解 析 上 の設 定 と ほ
ぼ 同 等 で ある こ と から，評価項目となるパ
ラ メ ー タ に与 え る 影
響は小さい。

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

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

添付資料 3.3.5
エントレインメント係数の圧力スパイクに対する影響

柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉（ABWR, RCCV 型格納容器）について，原子炉圧力容器外の溶融燃料-冷却材相互作用における圧力スパイクに対して不確かさを有すると考えられるパラメータのうち，エントレインメント係数を変化させた場合※の影響を確認した。確認結果を以下に示す。
※「重大事故等対策の有効性評価に係るシビアアクシデント解析コードについて 第 5 部 MAAP 添付 2 溶
融炉心と冷却材の相互作用について」では，BWR，MARK-I 改良型格納容器について，デブリ粒子径を変化させた場合の圧力スパイクに対する感度を評価しているが，その結果，デブリ粒子径を変化させても圧力スパイクはほぼ変わらないことを確認しているため，RCCV 型格納容器に対するデブリ
粒子径に関する感度の評価は不要と判断した。

(1) 評価条件
・エントレインメント係数を除き，今回の申請において示した解析ケース（以下「ベースケース」という。）と同じ評価条件とした。
・表 1 に感度解析の条件を示す。エントレインメント係数は，ベースケースでは MAAP
推奨範囲(

～

)のうちおよそ中間となるを設定しているが，感度解析

ケースでは，MAAP の当該係数の推奨範囲のうち最大値()と，最小値()を設定した。
(2) 評価結果
表 2 及び図 1～3 にベースケース及びエントレインメント係数についての感度解析の結果を示す。感度解析の結果，事象発生約 7 時間後に原子炉圧力容器破損が発生した
直後の格納容器圧力は，感度解析ケース(最大値)の方が僅かに大きい結果となったが，格納容器限界圧力(0.62MPa[gage])は下回る結果となった。
(3) 結論
エントレインメント係数を変動させた場合であっても，圧力スパイクのピークが限界圧力(0.62MPa[gage])を下回ることを確認した。
また，ABWR, RCCV 型格納容器の場合についても，エントレインメント係数の圧力ス
パイクに対する感度は小さく，その不確かさが有効性評価の結果に与える影響は小さいことを確認した。
以添 3.3.5-1

上表 1 解析条件のまとめ
条件

ベースケース

感度解析ケース

エントレインメント係数
設定根拠

MAAP 推奨値のノミナル値

MAAP 推奨範囲の最小値

MAAP 推奨範囲の最大値

表 2 解析結果のまとめ
事象

ベースケース

感度解析ケース(最小値)

感度解析ケース
(最大値)

炉心損傷

約57分

約57分

約57分

炉心支持板破損

約 3.3 時間

約 3.3 時間

約 3.3 時間

RPV 破損

約7時間

約 7 時間約 7 時間溶融炉心落下による PCV ピーク圧力

約 0.51MPa[gage]

約 0.37MPa[gage]

約 0.56MPa[gage]添 3.3.5-2

ドライウェル
サプレッション・チェンバ
格納容器限界圧力 0.62MPa[gage]

格
納
容
器
圧
力

炉心下部プレナムへの溶融炉心移行
逃がし安全弁 2 個の開放により格納
容器圧力上昇（MPa[gage]）

原子炉圧力容器破損及び下部 D/W へのデブリ落下による圧力上昇(ピーク圧力：約 0.51MPa[gage])

事故後の時間（h）

図 1 格納容器圧力の時間的変化（ベースケース）※ 圧力スパイク発生後は，格納容器圧力が 0.465MPa 以上で格納容器スプレイを実施し，格納容器
スプレイによって格納容器圧力の準静的な上昇を抑制する。

ドライウェルサプレッション・チェンバ
格納容器限界圧力 0.62MPa[gage]

格
納
容
器
圧
力

炉心下部プレナムへの溶融炉心移行

原子炉圧力容器破損及び下部 D/W へのデブリ落下による圧力上昇(ピーク圧力：約 0.37MPa[gage])

逃がし安全弁 2 個の開放により格納
容器圧力上昇（MPa[gage]）

事故後の時間（h）

図2※ 圧力スパイク発生後は，格納容器圧力が 0.465MPa 以上で格納容
格納容器圧力の時間的変化（感度解析ケース（最小値）） 器スプレイを実施し，格納容器
スプレイによって格納容器圧力の準静的な上昇を抑制する。

ドライウェルサプレッション・チェンバ

格納容器限界圧力 0.62MPa[gage]

格
格
納
納
容
容
器
器
圧
圧
力
力

原子炉圧力容器破損及び下部 D/W へのデブリ落下による圧力上昇(ピーク圧力：約 0.56MPa[gage])
炉心下部プレナムへの溶融炉心移行（MPa[gage]）

逃がし安全弁 2 個の開放により格納
容器圧力上昇※ 圧力スパイク発生後は，格納容器圧力が 0.465MPa 以上で格納容器スプレイを実施し，格納容器
格納容器圧力の時間的変化（感度解析ケース（最大値）） スプレイによって格納容器圧力の準静的な上昇を抑制する。

事故後の時間（h）

図3

添 3.3.5-3

添付資料 3.3.6
プラント損傷状態を LOCA とした場合の圧力スパイクへの影響

1. 評価の目的
今回の申請において示した解析ケース（以下「ベースケース」という。）では，格納容器破損モード「原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」の評価事故シーケンスのプラント損傷状態として，水蒸気爆発に対する条件設定の厳しさを考慮し，溶融炉心の内部エネルギの観点でより厳しいと考えられる TQUV を選定しており，起因事象としては原子
炉水位の低下の観点で最も厳しい給水流量の全喪失を設定している。
一方，起因事象として大破断 LOCA を仮定した場合，原子炉冷却材圧力バウンダリからの原子炉冷却材の放出によって格納容器圧力が上昇することに加え，原子炉圧力容器破損のタイミングが早くなり，圧力スパイクの最大値がベースケースに比べて高い値となる可能性が考えられる。
このため，解析条件のうち初期条件の不確かさとして，起因事象が大破断 LOCA の場合の圧力スパイクへの影響を確認する。
2. 評価条件
ベースケースの評価条件に対する変更点は以下のとおり。この他の評価条件は，ベースケ
ースの評価条件と同等である。
・起因事象を大破断LOCAとし，事故シーケンスを「大破断LOCA+ECCS注水機能喪失+全交流
動力電源喪失」とした。
・格納容器温度制御の観点で評価上の必要が生じたため，格納容器温度が190℃に到達した場合には流量70m3/hでのドライウェルスプレイを実施し，格納容器温度が171℃に到達した時点でドライウェルスプレイを停止するものとした。
3. 評価結果
格納容器圧力の評価結果を図 1，格納容器温度の評価結果を図 2 に示す。
事象発生から約6.4時間後に原子炉圧力容器破損に至り，圧力スパイクのピーク値は約0.44MPa[gage]であり，圧力スパイクのピーク値はベースケースの結果と同程度であり，格納容器限界圧力の0.62MPa[gage]を下回るため，原子炉格納容器バウンダリの機能は維持されることを確認した。
以

添 3.3.6-1

上ドライウェル
サプレッション・チェンバ
格納容器限界圧力 0.62MPa[gage]

格
納
容
器
圧
力
（MPa[gage]）

原子炉圧力容器破損及び原子炉格納容器下部への溶融炉心落下による格納容器圧力上昇
0.44MPa[gage]（約 6.4 時間後）
炉心下部プレナムへの溶融炉心移行
格納容器スプレイ（70m3/h）開始

格納容器温度上昇抑制のための格納容器スプレイ開始に伴う格納容器圧力の低下※ 圧力スパイク発生後は，格納容器圧力が 0.465MPa 以上で格納容器スプレイを実施し，格納容器
スプレイによって格納容器圧力の準静的な上昇を抑制する。

事故後の時間（h）
図 1 格納容器圧力の推移

格
納
容
器
温
度

原子炉圧力容器破損及び原子炉格納容器下部への溶融炉心落下による格納容器温度上昇
最高温度 約 215℃（壁面温度 約 195℃）（約 6.4 時間後）
格納容器限界温度 200℃（℃）
ドライウェルサプレッション・チェンバ（気相）
サプレッション・チェンバ（液相）

事故後の時間（h）
図 2 格納容器気相部温度の推移

添 3.3.6-2

3.4 水素燃焼
3.4.1 格納容器破損モードの特徴，格納容器破損防止対策(1) 格納容器破損モード内のプラント損傷状態
格納容器破損モード「水素燃焼」に至る可能性のあるプラント損傷状態は，確率論的リスク評価の結果からは抽出されない。このため，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，「水素燃焼」の観点で評価することが適切と考えられる評価事故シーケンスを選定する。

(2) 格納容器破損モードの特徴及び格納容器破損防止対策の基本的考え方
格納容器破損モード「水素燃焼」では，ジルコニウム－水反応，水の放射線分解，金属腐食，溶融炉心・コンクリート相互作用等によって発生する水
素ガスによって原子炉格納容器内の水素濃度が上昇し，水の放射線分解によって発生する酸素ガスによって原子炉格納容器内の酸素濃度が上昇する。このため，緩和措置がとられない場合には，ジルコニウム－水反応等によって発生する水素ガスと原子炉格納容器内の酸素ガスが反応することによって激しい燃焼が生じ，原子炉格納容器の破損に至る。
したがって，本格納容器破損モードは，窒素ガス置換による原子炉格納容
器内雰囲気の不活性化によって，原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度が可燃領域に至ることを防止することにより，原子炉格納容器の破損を防止する。また，溶融炉心・コンクリート相互作用による水素ガス発生に対して
は「3.5 溶融炉心・コンクリート相互作用」のとおり，格納容器下部注水によって水素ガス発生を抑制する。
なお，6 号及び 7 号炉において重大事故が発生した場合，ジルコニウム－水反応によって水素濃度は 13vol%※1 を大きく上回る。このため，本格納容器破損モードによる原子炉格納容器の破損を防止する上では，酸素濃度が可燃領
3.4-1

域に至ることを防止することが重要であり，水の放射線分解，金属腐食，溶融炉心・コンクリート相互作用等による水素ガス発生の影響は小さい。
※1

原子炉格納容器内の水素濃度がドライ条件に換算して 13vol%以下又は酸素濃度が 5vol%以下であれば爆轟を防止できると判断される。

(3) 格納容器破損防止対策
格納容器破損モード「水素燃焼」で想定される事故シーケンスに対して，窒素ガス置換による原子炉格納容器内雰囲気の不活性化により，水素燃焼による原子炉格納容器の破損を防止する。
「3.4.2 格納容器破損防止対策の有効性評価」に示すとおり，格納容器破損モード「水素燃焼」において評価対象とした事故シーケンスは，「3.1 雰囲
気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」のうち，「3.1.2
代替循環冷却系を使用する場合」と同じであることから，格納容器破損防止
対策は「3.1.2.1 格納容器破損防止対策」と同じである。

3.4.2 格納容器破損防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法
本格納容器破損モードを評価する上で選定した評価事故シーケンスは，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，酸素濃度が他のプラント損傷状態よりも相対的に高くなる可能性が考えられ，炉心損傷を防止できない事故シーケンスとして抽出されている「大破断 LOCA＋ECCS 注水機
能喪失+全交流動力電源喪失」である。
この事故シーケンスは，「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器
過圧・過温破損）」の評価事故シーケンスと同じであることから，本格納容器
破損モードの評価事故シーケンスは，「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷
3.4-2

（格納容器過圧・過温破損）」のうち，「3.1.2 代替循環冷却系を使用する場
合」と同じ評価事故シーケンスとした。また，評価事故シーケンスを「3.1.3
代替循環冷却系を使用しない場合」の評価事故シーケンスとしない理由は，「3.1.3 代替循環冷却系を使用しない場合」では格納容器圧力逃がし装置に期待することで，原子炉格納容器内の気体が排出され，水素ガス及び酸素ガスの絶対量が減少するとともに，サプレッション・チェンバのプール水等の減圧沸騰で発生する水蒸気により水素濃度及び酸素濃度が低下することで，原子炉格納容器内での水素燃焼の可能性が無視できる状態となるためである。
（添付資料 3.4.1）
本評価事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化，
気液分離（水位変化）・対向流，原子炉圧力容器における ECCS 注水（給水系・代替注水設備含む），炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション，
構造材との熱伝達，放射線水分解等による水素ガス・酸素ガス発生，原子炉
圧力容器内 FP 挙動，原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，サプ
レッション・プール冷却，スプレイ冷却，放射線水分解等による水素ガス・
酸素ガス発生並びに炉心損傷後の原子炉格納容器における原子炉格納容器内
FP 挙動が重要現象となる。よって，これらの現象を適切に評価することが可能であり，原子炉圧力容器内及び原子炉格納容器内の熱水力モデルを備え，かつ，炉心損傷後のシビアアクシデント特有の溶融炉心挙動に関するモデルを有するシビアアクシデント総合解析コード MAAP により格納容器圧力，格納容器温度，原子炉格納容器内の気相濃度等の過渡応答を求める。
また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，本評
価事故シーケンスにおける運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。
3.4-3

(2) 有効性評価の条件
本評価事故シーケンスは，「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容
器過圧・過温破損）」のうち，「3.1.2 代替循環冷却系を使用する場合」と同じであることから，有効性評価の条件は「3.1.2.2(2) 有効性評価の条件」と同じである。このほかに，本評価事故シーケンスを評価する上で着目すべき主要な解析条件を第 3.4.1 表に示す。また，主要な解析条件について，本評価事
故シーケンス特有の解析条件を以下に示す。

ａ．初期条件(a) 酸素濃度
原子炉格納容器の初期酸素濃度並びに水の放射線分解によって発生する水素ガス及び酸素ガスを考慮することとする。原子炉格納容器の初期
酸素濃度は，運転上許容される上限の 3.5vol%とする。

ｂ．事故条件(a) 炉心内のジルコニウム－水反応による水素ガス発生量
炉心内のジルコニウム－水反応による水素ガス発生量は，解析コード
MAAP の評価結果から得られた値を用いた。これは，窒素ガス置換による原子炉格納容器内雰囲気の不活性化によって運転中の原子炉格納容器内の酸素濃度が低く管理されていること及び解析コード MAAP の評価結果で水素濃度が 13vol%を超えることを考慮すると，酸素濃度の上昇の観点から厳しいシーケンスとすることが適切と考えたためである。仮に全炉心内のジルコニウム量の 75%が水と反応し，水素ガスが発生した場合，原子炉格納容器内の水素濃度が増加するため，相対的に水の放射線分解で発3.4-4

生する酸素ガスの濃度は低下する。
(b) 水の放射線分解による水素ガス及び酸素ガスの発生割合
水の放射線分解によって発生する水素ガス及び酸素ガスの発生量は，
解析コード MAAP で得られる崩壊熱をもとに評価する。ここで，水素ガス
及び酸素ガスの発生割合（G 値（100eV あたりの分子発生量），以下「G 値」という。）は，それぞれ 0.06，0.03 とする。また，原子炉冷却材による放射線エネルギの吸収割合は，原子炉圧力容器内については，ベータ線，
ガンマ線ともに 0.1，原子炉圧力容器外の核分裂生成物については，ベータ線，ガンマ線ともに 1 とする。
（添付資料 3.4.2）(c) 金属腐食等による水素ガス発生量
原子炉格納容器内の亜鉛の反応や炉内構造物の金属腐食によって発生する水素ガスの発生量は，ジルコニウム－水反応による水素ガス発生量に比べて少なく，また，水素ガスの発生は，原子炉格納容器内の水素濃度を上昇させ，酸素濃度を低下させると考えられることから，金属腐食等による水素ガス発生量は考慮しない。
（添付資料 3.1.2.4, 3.4.5）(3) 有効性評価の結果
本評価事故シーケンスは，「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容
器過圧・過温破損）」のうち，「3.1.2 代替循環冷却系を使用する場合」と同じであることから，有効性評価の結果は「3.1.2.2 (4) 有効性評価の結果」と同じである。このほかに，本評価事故シーケンスを評価する上で着目すべき評
価結果として，格納容器圧力，格納容器温度，ドライウェル及びサプレッション・チェンバの気相濃度（ウェット条件，ドライ条件）の推移を第 3.4.1 図
3.4-5

から第 3.4.6 図に，事象発生から 7 日後（168 時間後）の酸素濃度を第 3.4.2
表に示す。

ａ．事象進展事象進展は 3.1.2.2 (4) a と同じである。
上記の事象進展に伴い，主に炉心の露出から炉心再冠水までの間に，全炉心内のジルコニウム量の約 16.6%が水と反応して水素ガスが発生する。また，炉心再冠水に伴い，事象発生から約 2.5 時間後にジルコニウム－水反応は停止する。発生した水素ガスは原子炉圧力容器内で発生する蒸気とともに，破断口から上部ドライウェルに流入する。また，原子炉圧力容器内及びサプレッション・チェンバ内における核分裂生成物による水の放射線分解により水素ガス及び酸素ガスが発生する。代替循環冷却系による原子炉
格納容器除熱の開始後は，サプレッション・チェンバ内で蒸気の凝縮が進むことに伴い，原子炉格納容器内の酸素濃度が相対的に上昇する。

ｂ．評価項目等
原子炉格納容器内の水素濃度は，ウェット条件においても事象発生直後から 13vol%を上回るが，ウェット条件における酸素濃度は，事象発生から 7日後までの間，原子炉格納容器の初期酸素濃度である 3.5vol%を上回ることはなく，酸素ガスの蓄積が最も進む事象発生から 7 日後においても約
3.4vol%であり，可燃限界を下回る。
ドライ条件では，事象発生の約 5 時間後から約 18 時間後までの間，ドラ
イウェルにおける酸素濃度が可燃限界である 5vol%を上回る。この間，ウェット条件では，LOCA 後のブローダウンによって，ドライウェルに存在する
非凝縮性ガスが水蒸気とともにサプレッション・チェンバに送り込まれ，
3.4-6破断口から供給される水蒸気でドライウェル内が満たされるため，ドライ
ウェル内のほぼ 100%が水蒸気となっている。そのため，この間のドライ条
件でのドライウェル内の気体組成は，ほぼ水の放射線分解によって生じる
水素ガス及び酸素ガスの割合となり，そのウェット条件での濃度は 1vol%未満（約 0.2vol%）である。また，ドライウェル内の非凝縮性ガス(水素ガス，
酸素ガス及び窒素ガス)の分圧の和は大気圧よりも低く，0.02MPa [abs]未満(水素及び酸素の分圧の和は 0.01MPa[abs]未満)である。この間のサプレッ
ション・チェンバ内のウェット条件での水蒸気の濃度は約 5vol%であり，サプレッション・チェンバ内の全圧が 0.50MPa[abs]以上であることから，非凝縮性ガス(水素ガス，酸素ガス及び窒素ガス)の分圧は少なくとも0.47MPa[abs]以上である。このため，仮にドライウェル内の水蒸気が凝縮してドライウェル内の圧力が低下し，相対的に水素濃度及び酸素濃度が上昇しても，ドライウェル内の水素濃度及び酸素濃度が可燃限界を上回る前に，サプレッション・チェンバから酸素濃度が 5.0vol%未満の気体が流入する。このため，この間においてドライウェルの酸素濃度が現実に可燃限界である 5vol%を上回ることはない。事象発生の約 18 時間後以降は，ドライ
条件を仮定しても酸素濃度は 5.0vol%未満で推移し，事象発生から 7 日後の酸素濃度は，ドライウェルにおいて約 3.7vol%，サプレッション・チェンバにおいて約 3.9vol%である。したがって，格納容器スプレイの誤動作等により水蒸気量が低下しても，可燃限界である 5vol%に達することはない。
その後も水素濃度及び酸素濃度を監視し，原子炉格納容器内の水素及び酸素濃度が可燃領域に至る場合については，格納容器ベントによって，その水素濃度及び酸素濃度を低減することで，安定状態を維持できる。
また，原子炉格納容器内は，原子炉冷却材の蒸発によって発生する水蒸
気で満たされるため，原子炉格納容器内がドライ条件となることは考えに
3.4-7

くい。なお，事象発生の 168 時間後における崩壊熱は約 11.6MW であるが，これに相当する水蒸気発生量は約 2.3×104Nm3/h である。このため，水素燃
焼の可能性の有無は，ウェット条件における気相濃度において判断することが妥当であると考える。
本評価では，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(6)の評価項目について，酸素濃度をパラメータとして対策の有効性を確認した。また，(7)の評価項目について，可燃性ガスの燃焼が生じないことを確認した。(7)の評価項目のうち，可燃性ガスの蓄積による(1)の評価項
目への影響については，「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容
器過圧・過温破損）」のうち，「3.1.2 代替循環冷却系を使用する場合」にて評価項目を満足することを確認している。
なお，本評価は選定された評価事故シーケンスに対する，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(6)の評価項目について対策の有効性を評価するものであり，原子炉格納容器下部に溶融炉心が落下しない場合の評価であるが，溶融炉心が原子炉格納容器下部に落下した場合の溶融炉心・コンクリート相互作用による水素ガス発生の影響については，「3.5 溶融炉心・コンクリート相互作用」において，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(6)及び(7)の評価項目について対策の有効性を確認できる。
（添付資料 3.4.3）

3.4.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
本評価事故シーケンスは，「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」のうち，「3.1.2 代替循環冷却系を使用する場合」と同じであることから，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価は3.4-8

「3.1.2.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価」と同様である。
よって以下では，格納容器破損モード「水素燃焼」を評価する上で着目すべ
き不確かさの影響評価結果を示す。

(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
本評価事故シーケンスにおける，解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価は，「3.1.2.3(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価」と同様である。

(2) 解析条件の不確かさの影響評価
ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初 期 条件 ，事 故 条件及 び 重大 事故 等 対策に 関 連す る機 器 条件は ，「3.1.2.3(2)ａ. 初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件」と同様であるが，本評価事故シーケンスを評価する上で，事象進展に有意な影響を与えると考えられる項目に関する影響評価の結果を以下に示す。

(a) 運転員等操作時間に与える影響
初期条件の酸素濃度は，解析条件の3.5vol%に対して最確条件は約3vol%以下であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，初期酸素濃度が低くなるため，本評価事故シーケンスにおける原子炉格納容器内の酸素濃度推移が低く抑えられるが，本評価事故シーケンスにおいては原子炉格納容器内の酸素濃度を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はな
い。
3.4-9

事故条件の炉心内のジルコニウム－水反応による水素ガス発生量は，解析条件の全炉心内のジルコニウム量の約16.6%が水と反応して発生する水素ガス量に対して，最確条件は事象進展に依存するものであり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，水素ガス発生量が変動する可能性があるが，本評価事故シーケンスにおいては水素ガ
ス発生量を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
金属腐食等による水素ガス発生量は，最確条件とした場合は，水素ガス発生量が増加するため，本評価事故シーケンスにおける原子炉格
納容器内の酸素濃度推移が低く抑えられるが，本評価事故シーケンスにおいては原子炉格納容器内の酸素濃度を操作開始の起点としている
運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
事故条件の水の放射線分解によるG値は，解析条件の水素ガス：0.06，
酸素ガス：0.03に対して最確条件は同じであるが，G値の不確かさにより水の放射線分解による酸素ガス発生量が大幅に増加する場合，原子炉格納容器内の酸素濃度が可燃領域又は爆轟領域となる可能性がある。
その場合には，格納容器圧力逃がし装置又は耐圧強化ベント系（ウェットウェルベント）を使用し，原子炉格納容器内の気体を排出する必要がある。なお，格納容器圧力逃がし装置に係る運転員等の操作については，「3.1.3 代替循環冷却系を使用しない場合」において，成立性を確認している。また，耐圧強化ベント系（ウェットウェルベント）
を用いる場合は，あらかじめ不活性ガスによる大気開放ラインのパージを実施するほかはおおむね同様の対応となる。
（添付資料3.4.4）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
3.4-10初期条件の酸素濃度は，解析条件の3.5vol%に対して最確条件は約3vol%以下であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，初期酸素濃度が低くなるため，本評価事故シーケンスにおける原子炉格納容器内の酸素濃度推移が低く抑えられることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
事故条件の炉心内のジルコニウム－水反応による水素ガス発生量は，解析条件の全炉心内のジルコニウム量の約16.6%が水と反応して発生する水素ガス量に対して最確条件は事象進展に依存するものであり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，水素ガス発生量が変動する可能性がある。炉心内のジルコニウム－水反応による水素ガ
ス発生量は，運転員等操作である低圧代替注水系（常設）による原子炉注水の操作開始時間に依存して変動するが，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水の操作開始時間については，「3.1.2.3(2)ｂ. 操作
条件」にて解析上の操作開始時間と実態の操作開始時間はほぼ同等と評価しており，炉心内のジルコニウム－水反応による水素ガス発生量に与える影響は小さい。仮に低圧代替注水系（常設）による原子炉注
水の操作開始が大幅に早まった場合，第3.4.7図及び第3.4.8図に示すとおり，全炉心内のジルコニウム量の約18.2%が水と反応し，炉心内のジルコニウム－水反応による水素ガス発生量は1割程度増加するが，ウェット条件における酸素濃度は，酸素ガスの蓄積が最も進む事象発生から7日後においても約3.6vol%であり，可燃限界を下回る。また，本評価における酸素濃度と同等の値であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，仮に低圧代替注水系（常設）による原子炉注水の操作開始が遅れた場合，第3.4.9図及び第3.4.10図に示すとおり，全炉心内のジルコニウム量の約17.1%が水と反応し，炉3.4-11

心内のジルコニウム－水反応による水素ガス発生量は3％程度増加する
が，ウェット条件における酸素濃度は，酸素ガスの蓄積が最も進む事
象発生から7日後においても約3.9vol%であり，可燃限界を下回る。また，本評価における酸素濃度と同等の値であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
金属腐食等による水素ガス発生量は，最確条件とした場合は，水素ガス発生量が増加するため，本評価事故シーケンスにおける原子炉格
納容器内の酸素濃度推移が低く抑えられることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
事故条件の水の放射線分解によるG値は，解析条件の水素ガス：0.06，
酸素ガス：0.03に対して最確条件は同じであるが，G値の不確かさにより水の放射線分解による酸素ガス発生量が大幅に増加する場合，原子炉格納容器内の酸素濃度が可燃領域又は爆轟領域となる可能性がある。
その場合には，格納容器圧力逃がし装置又は耐圧強化ベント系（ウェットウェルベント）を使用し，原子炉格納容器内の気体を排出することが可能であるため，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
G値の不確かさにより水の放射線分解による酸素ガス発生量が大幅に増加する場合について，設計基準事故対処設備である可燃性ガス濃度制御系の性能評価に用いているG値（水素ガス：0.4，酸素ガス：0.2）を使用した感度解析を実施した。第3.4.11図から第3.4.15図に示すとおり，原子炉格納容器内の酸素濃度は，ウェット条件において事象発生から約51時間で5vol%に到達するが，格納容器圧力逃がし装置又は耐圧強化ベント系（ウェットウェルベント）を用いた原子炉格納容器内の気体の排出操作には十分な時間余裕がある。5vol%到達時点で原子炉格納容器内の気体の排出操作を実施すると，水蒸気とともに非凝縮性
3.4-12

ガスが原子炉格納容器外に押し出され，また，原子炉格納容器内は，減圧沸騰による原子炉冷却材の蒸発によって発生する水蒸気で満たされるため，原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度はほぼ0vol%まで低下する。また，ドライ条件では，ドライウェルの酸素濃度が5vol%を超えるが，これはドライウェルの大部分が継続的に水蒸気で占められるためであり，実際の状況下でドライ条件となり，水素燃焼が発生す
ることはない。
ドライ条件とならないことを確認するため，水蒸気の凝縮が過剰に進む場合として，格納容器圧力が最も低下する事象発生から 7日後（168時間後）において，残留熱除去系による格納容器スプレイをドラ
イウェルに連続で実施した場合を評価し，原子炉格納容器内の気相濃度の推移を確認した。第3.4.16図から第3.4.18図に示すとおり，格納容器スプレイによる水蒸気の凝縮を考慮しても，格納容器スプレイ開始後約4時間（原子炉格納容器内が負圧となる時間）までは，原子炉格
納容器内の水素濃度及び酸素濃度が可燃限界に至ることはない。なお，
ベント弁を開放している状況下で格納容器スプレイを実施する手順とはしておらず，格納容器スプレイにインターロックによる自動起動はないことから誤動作のおそれはない。運転員の誤操作によって格納容器スプレイを連続で実施しても，原子炉格納容器内が負圧に至るまで
は格納容器スプレイ開始から約4時間の時間余裕がある。また，格納容器スプレイの停止操作は中央制御室での簡易な操作であることから，
約4時間の時間余裕の間での運転員による格納容器スプレイの停止に期待できる。このため，現実として原子炉格納容器内が負圧になることはなく，したがって原子炉格納容器内がドライ条件になることはない。
格納容器圧力逃がし装置等による対応が生じる場合，その対応フロ
3.4-13

ーは「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」のうち，「3.1.3 代替循環冷却系を使用しない場合」と同じであり，格納容器圧力逃がし装置等の操作が必要となる時間は，「3.1.3
代替循環冷却系を使用しない場合」よりも，本感度解析による評価結果の方が遅いことから，水素燃焼を防止する観点での事故対応は十分に可能となる。大気中へのCs-137の総放出量の観点でも，本感度解析
による評価結果の方が，事象発生から原子炉格納容器内の気体の排出操作までの時間が長いことから，「3.1.3 代替循環冷却系を使用しない場合」の評価結果である約2.0TBqを超えることはなく，評価項目である100TBqを十分に下回る。
（添付資料3.4.1，3.4.4, 3.4.5）

ｂ．操作条件
本評価事故シーケンスにおける操作条件は，「3.1.2.3(2)ｂ. 操作条件」と同様である。

(3) 操作時間余裕の把握
本評価事故シーケンスにおける操作時間余裕の把握は「3.1.2.3(3) 操作時
間余裕の把握」と同様である。

(4) まとめ
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操
作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認した。その結果，解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメ
3.4-14

ータに与える影響は小さい。このほか，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間には時間余裕がある。

3.4.4 必要な要員及び資源の評価
本評価事故シーケンスは，「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」のうち，「3.1.2 代替循環冷却系を使用する場合」と同じであることから，必要な要員及び資源の評価は「3.1.2.4 必要な要員及び資源の評価」と同じである。

3.4.5 結論
格納容器破損モード「水素燃焼」では，ジルコニウム－水反応等によって発生した水素ガスと，水の放射線分解によって発生した酸素ガスが原子炉格
納容器内で反応することによって激しい燃焼が生じ，原子炉格納容器の破損に至ることが特徴である。格納容器破損モード「水素燃焼」に対する格納容器破損防止対策としては，窒素ガス置換による原子炉格納容器内雰囲気の不活性化を実施している。
格納容器破損モード「水素燃焼」では，酸素濃度が他のプラント損傷状態
よりも相対的に高くなる可能性が考えられ，炉心損傷を防止できない事故シーケンスとして抽出されている評価事故シーケンス「大破断LOCA＋ECCS注水
機能喪失+全交流動力電源喪失」について，有効性評価を行った。
上記の場合においても，窒素ガス置換による原子炉格納容器内雰囲気の不活性化により，酸素濃度が可燃限界である5vol%以下となることから，水素燃
焼に至ることはなく，評価項目を満足している。また，安定状態を維持できる。
解析コード及び解析条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操作
3.4-15時間に与える影響及び評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
重大事故等対策時に必要な要員は，運転員及び緊急時対策要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
以上のことから，窒素ガス置換による原子炉格納容器内雰囲気の不活性化等の格納容器破損防止対策は，選定した評価事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，格納容器破損モード「水素燃焼」に対して有効である。

3.4-16

残留熱除去系配管破断による原子炉内からの蒸気の流入により，格納容器圧力が上昇

ドライウェルサプレッション・チェンバ

最大圧力 約 0.60MPa[gage]（約 12 時間後）

格
納
容
器
圧
力
（MPa[gage]）

原子炉格納容器の限界圧力 0.62MPa[gage]

20 時間後，代替循環冷却系への切替えに伴い，
30 分間格納容器スプレイを停止するため格納容器圧力が上昇するものの，代替循環冷却開始後は格納容器スプレイを連続運転に切り替えるため，格納容器圧力が低下
再冠水後，格納容器スプレイの間欠運転を開始(事象初期は破断口から原子炉格納容器内に移行するエネルギが大きいため，格納容器スプレイを実施しても格納容器圧力は上昇を継続する)

事故後の時間（h）

第 3.4.1 図

格納容器圧力の推移

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

格
納
容
器
気
相
部
温
度
（℃）

再冠水後，格納容器スプレイの間欠運転を開始し，温度低下

ドライウェルサプレッション・チェンバ（気相部）

原子炉格納容器の限界温度 200℃

20 時間後，代替循環冷却系への切替えに伴い，30 分間格納
容器スプレイを停止するため格納容器温度が上昇するものの，代替循環冷却開始後は格納容器スプレイを連続運転に切り替えるため，格納容器温度が低下
残留熱除去系配管破断による原子炉内からの蒸気の流入により，格納容器温度が上昇

事故後の時間（h）

第 3.4.2 図

格納容器気相部温度の推移

3.4-17

格納容器スプレイによってドライウェルの圧力が低下し，この時点でサプレッション・チェンバとの間の真空破壊装置が開放されるため，サプレッション・チェンバの気体がドライ
ウェルに流入し，非凝縮性ガスの濃度が上昇し始める。

ド
ラ
イ
ウ
ェ
ル
の
気
相
濃
度

水素ガス
酸素ガス
窒素ガス
水蒸気
可燃限界

水蒸気

窒素ガス

（vol%）

水素ガス
約 2.3vol%酸素ガス

酸素可燃限界（5vol%）

事故後の時間（h）

第 3.4.3 図

サ
プ
レ
ッ
シ
ョ
ン
・
チ
ェ
ン
バ
の
気
相
濃
度

窒素ガス

ドライウェルの気相濃度の推移（ウェット条件）

LOCA 後のブローダウンによって，ドライウェルに存在する非凝縮性ガスが水蒸気とともにサプレッション・チェンバに送り込まれ，水蒸気がスクラビングによって凝縮されることにより，サプレッション・チェンバ内は非凝縮性ガスの濃度が高い状態となる。また，
ドライウェルが原子炉圧力容器からの水蒸気の放出によって加圧され，サプレッション・チェンバよりも圧力が高い間は非凝縮性ガスがサプレッション・チェンバに集中することとなる。

水素ガス
酸素ガス
窒素ガス
水蒸気
可燃限界

水素ガス

酸素ガス

水蒸気

代替循環冷却系による格納容器圧力の低下と，代替循環
冷却系の除熱量を崩壊熱が上回っていることによる，サプレッション・チェンバのプール水の温度上昇が重畳して減圧沸騰が発生し，水蒸気の割合が上昇する。

（vol%）

酸素可燃限界（5vol%）約 3.4vol%

事故後の時間（h）

第 3.4.4 図

サプレッション・チェンバの気相濃度の推移（ウェット条件）

3.4-18

格納容器スプレイによってドライウェルの圧力が低下し，この時点
でサプレッション・チェンバとの間の真空破壊装置が開放されるため，サプレッション・チェンバの気体がドライウェルに流入することでドライウェルの気体組成がサプレッション・チェンバの気体組成とほぼ同じになる。

ド
ラ
イ
ウ
ェ
ル
の
気
相
濃
度

水素ガス
酸素ガス
窒素ガス
可燃限界

窒素ガス

水素ガス
LOCA 後のブローダウンによって，ドライウェルに存在する非凝縮性ガスが水蒸気とともにサプ
レッション・チェンバに送り込まれるため，事象発生から数時間後のドライウェルの気体濃度はほぼ 100%が水蒸気となる。このため，この時のドライ条件での気体組成はほぼ水の放射線分解によって生じる水素ガス及び酸素ガスの割合となるが，そのウェット条件での濃度は 1vol%未満（約 0.2vol%）であり，ドライウェルの圧力が低下すればサプレッション・チェンバから気体が流入することから，この時点でのドライ条件が成立することは現実には起こり得ない。

（vol%）

酸素ガス

約 3.7vol%酸素可燃限界（5vol%）

事故後の時間（h）

第 3.4.5 図

サ
プ
レ
ッ
シ
ョ
ン
・
チ
ェ
ン
バ
の
気
相
濃
度

ドライウェルの気相濃度の推移（ドライ条件）

水素ガス
酸素ガス
窒素ガス
窒素ガス

可燃限界

水素ガス

酸素可燃限界（5vol%）約 3.9vol%酸素ガス（vol%）

事故後の時間（h）

第 3.4.6 図

サプレッション・チェンバの気相濃度の推移（ドライ条件）

3.4-19

格納容器スプレイによってドライウェルの圧力が低下し，この時点でサプレッション・チェンバとの間の真空破壊装置が開放されるため，サプレッション・チェンバの気体がドライウェルに流入し，非凝縮性ガスの濃度が上昇し始め
る。

ド
ラ
イ
ウ
ェ
ル
の
気
相
濃
度

酸素ガス
窒素ガス
水蒸気
可燃限界

水蒸気

水素ガス

水素ガス

窒素ガス

（vol%）
約 2.2vol%酸素可燃限界(5vol%)(5vol%)

酸素ガス

事故後の時間（h）

第 3.4.7 図

事象発生から 30 分後に注水を開始した場合のドライウェルの気相濃度の推移（ウェット条件）

窒素ガス

サ
プ
レ
ッ
シ
ョ
ン
・
チ
ェ
ン
バ
の
気
相
濃
度

水素ガス

LOCA 後のブローダウンによって，ドライウェルに存在する非凝縮性ガスが水蒸気とともにサプレッション・チェンバに送り込まれ，水蒸気がスクラビン
グによって凝縮されることにより，サプレッション・チェンバ内は非凝縮性ガスの濃度が高い状態となる。また，ドライウェルが原子炉圧力容器からの水蒸気の放出によって加圧され，サプレッション・チェンバよりも圧力が高い間は非凝縮性ガスがサプレッション・チェンバに集中することとなる。

酸素ガス
窒素ガス
水蒸気
可燃限界

水素ガス

代替循環冷却系による格納容器圧力の低下と，代替循
環冷却系の除熱量を崩壊熱が上回っていることによる，サプレッション・チェンバのプール水の温度上昇が重畳して減圧沸騰が発生し，水蒸気の割合が上昇する。

水蒸気(5vol%)
酸素可燃限界(5vol%)酸素ガス

約 3.6vol%（vol%）

事故後の時間（h）

第 3.4.8 図

事象発生から 30 分後に注水を開始した場合のサプレッション・
チェンバの気相濃度の推移（ウェット条件）
3.4-20格納容器スプレイによってドライウェルの圧力が低下し，この時点でサプレッション・チェンバとの間の真空破壊装置が開放されるため，サプレッション・チェンバの気体がドライウェルに流入し，非凝縮性ガスの濃度が上昇し始め
る。

ド
ラ
イ
ウ
ェ
ル
の
気
相
濃
度

水素ガス
酸素ガス
窒素ガス

水蒸気

水蒸気
可燃限界

窒素ガス

（vol%）
水素ガス
酸素ガス(5vol%)
酸素可燃限界(5vol%)

事故後の時間（h）

第 3.4.9 図

サ
プ
レ
ッ
シ
ョ
ン
・
チ
ェ
ン
バ
の
気
相
濃
度

事象発生から 90 分後に注水を開始した場合のドライウェルの気相濃度の推移（ウェット条件）

窒素ガス
LOCA 後のブローダウンによって，ドライウェルに存在する非凝縮性ガスが水蒸気とともにサプレッション・チェンバに送り込まれ，水蒸気がスクラビン
グによって凝縮されることにより，サプレッション・チェンバ内は非凝縮性ガスの濃度が高い状態となる。また，ドライウェルが原子炉圧力容器からの水蒸気の放出によって加圧され，サプレッション・チェンバよりも圧力が高い間は非凝縮性ガスがサプレッション・チェンバに集中することとなる。

水素ガス
酸素ガス
窒素ガス
水蒸気
可燃限界

水素ガス

水蒸気

（vol%）

代替循環冷却系による格納容器圧力の低下と，代替循環冷却系の除熱量を崩
壊熱が上回っていることによる，サプレッション・チェンバのプール水の温度上昇が重畳して減圧沸騰が発生し，水蒸気の割合が上昇する。
(5vol%)
酸素可燃限界(5vol%)酸素ガス

事故後の時間（h）

第 3.4.10 図

事象発生から 90 分後に注水を開始した場合のサプレッショ
ン・チェンバの気相濃度の推移（ウェット条件）
3.4-21

残留熱除去系配管破断による原子炉内からの蒸気の流入により，格納容器圧力が上昇
最大圧力 約 0.61MPa[gage]

格
納
容
器
圧
力

ドライウェルサプレッション・チェンバ
原子炉格納容器の限界圧力 0.62MPa[gage]

20 時間後，代替循環冷却系への切替えに伴い，
30 分間格納容器スプレイを停止するため格納容器圧力が上昇するものの，代替循環冷却開始後は格納容器スプレイを連続運転に切り替えるため，格納容器圧力が低下(MPa[gage])

約 51 時間後，サプレッション・チェンバ気相部の酸素濃度が5vol%に到達するためウェットウェルベントを実施。これに伴い格納容器圧力が低下

再冠水後，代替格納容器スプレイ
間欠運転を開始

事故後の時間（h）

第 3.4.11 図

G 値を設計基準事故ベースとした場合の格納容器圧力の推移※※ 本評価では事象初期の崩壊熱をより詳細に評価し，水の放射線分解による水素ガス及び酸素ガス発生量に反映している。このため，事故後約 51 時間後までの格納容器圧力の推移は，「3.1.2 代替循
環冷却系を使用する場合」の第 3.1.2.11 図及び第 3.4.1 図に示す格納容器圧力の推移とおおむね同じであるものの，完全には一致しない。

3.4-22

水素ガス
格納容器スプレイによってドライウェルの圧力が低下し，この時点でサプレッション・チ
ェンバとの間の真空破壊装置が開放されるため，サプレッション・チェンバの気体がドラ
イウェルに流入し，非凝縮性ガスの濃度が上昇し始める。

ド
ラ
イ
ウ
ェ
ル
の
気
相
濃
度
(vol%)

酸素ガス
窒素ガス
水蒸気
可燃限界

水蒸気
約 51 時間後，サプレッション・チェンバ気相部の酸素濃度が 5vol%に到達するためウェットウェルベントライ
ンを開放。これに伴い原子炉格納容器内の気体が原子
炉格納容器外に排出され ，非凝縮性 ガスの濃度が低下，開放後も原子炉格納容器内で発生し続ける水蒸気の濃度が上昇する。

水素ガス
窒素ガス

酸素ガス

(5vol%)
酸素可燃限界(5vol%)

事故後の時間（h）

第 3.4.12 図

G 値を設計基準事故ベースとした場合のドライウェルの気相濃度の推移（ウェット条件）

窒素ガス

サ
プ
レ
ッ
シ
ョ
ン
・
チ
ェ
ン
バ
の
気
相
濃
度

LOCA 後のブローダウンによって，ドライウェルに存在する非凝縮性ガスが水蒸気とともにサプレッション・
チェンバに送り込まれ，水蒸気がスクラビングによって凝縮されることにより，サプレッション・チェンバ内は非凝縮性ガスの濃度が高い状態となる。また，ドライウェルが原子炉圧力容器からの水蒸気の放出によって加圧され，サプレッション・チェンバよりも圧力が高い間は非凝縮性ガスがサプレッション・チェンバに集中することとなる。

水素ガス
酸素ガス
窒素ガス
水蒸気
可燃限界

約 51 時間後，サプレッション・チェンバ気相部の酸素濃度が 5vol%に到達するためウェットウェルベントラインを開放。これに伴い原子炉格納容器内の気体が原子炉格納容器
外に排出され，非凝縮性ガスの濃度が低下，開放後も原子炉格納容器内で発生し続ける水蒸気の濃度が上昇する。

水素ガス(vol%)
酸素ガス

水蒸気(5vol%)
酸素可燃限界(5vol%)

事故後の時間（h）

第 3.4.13 図

G 値を設計基準事故ベースとした場合のサプレッション・チェ
ンバの気相濃度の推移（ウェット条件）

3.4-23

ド
ラ
イ
ウ
ェ
ル
の
気
相
濃
度

実際には原子炉格納容器内の気相濃度のほぼ 100%が水蒸気で占められているため，酸素濃度は 5vol%を下回る。窒素ガスはブローダウンによって既にサプレッ
ション・チェンバに移送されているため，ここでドライ条件を仮定すると，原子炉格納容器内の非凝縮性ガスは水の放射線分解による水素ガス及び酸素ガスのみとなり，原子炉格納容器内の気相濃度は水素：酸素=2：1 の存在割合となる。

(vol%)

水素ガス
酸素ガス
窒素ガス
可燃限界

約 51 時間後，サプレッション・チェンバ気相部の酸素濃度が 5vol%に到達するためウェットウェルベントラインを開放。これに伴い原子炉格納容器内の気体が原子炉格納容器外に排出される。開放後，現実的には原
子炉格納容器内で発生し続ける水蒸気が原子炉格納容器内の気相濃度のほぼ 100%を占め続けるが，ここでドライ条件を仮定すると，原子炉格納容器内の非凝縮性ガスは水の放射線分解による水素ガス及び酸素ガスのみとなるため，原子炉格納容器内の気相濃度は水素：酸素=2：1 の存在割合となる。
ウェット条件では原子炉格納容器内の気相濃度の 60%以上が水蒸気で占められているため，酸素濃度は 5vol%を下回る。ドライ条件を仮定すると，酸素濃度は 5vol%を上回るが，22.5 時間以降は，代替原子炉補機冷却系接続に伴い酸素濃度を確認しながらの運転操作が可能であることから，実際にはウェット
条件での酸素濃度を超えることはない。
酸素可燃限界（5vol%）

事故後の時間（h）

第 3.4.14 図

サ
プ
レ
ッ
シ
ョ
ン
・
チ
ェ
ン
バ
の
気
相
濃
度

G 値を設計基準事故ベースとした場合のドライウェルの気相濃度の推移（ドライ条件）

ドライ条件を仮定すると，酸素濃度は 5vol%を僅かに上回るが，22.5 時間以降は，代替原子炉補機冷却系接続に伴い酸素濃度を確認しながらの運転操作が可能であることから，実際にはウェット条件での酸素濃度を超えることはない。

水素ガス
酸素ガス
窒素ガス
可燃限界

約 51 時間後，サプレッション・チェンバ気相部の酸素濃度が 5vol%に到達するためウェットウェルベントラインを開放。これに伴い原子炉格納容器内の気体が原子炉格納容器外に排出される。開放後，現実的には原
子炉格納容器内で発生し続ける水蒸気が原子炉格納容器内の気相濃度のほぼ 100%を占め続けるが，ここでドライ条件を仮定すると，原子炉格納容器内の非凝縮性ガスは水の放射線分解による水素ガス及び酸素ガスのみとなるため，原子炉格納容器内の気相濃度は水素：酸素=2：1 の存在割合となる。

(vol%)
酸素可燃限界(5vol%)

事故後の時間（h）

第 3.4.15 図

G 値を設計基準事故ベースとした場合のサプレッション・チェ
ンバの気相濃度の推移（ドライ条件）

3.4-24

ドライウェル

残留熱除去系配管破断による原子炉内からの蒸気の流入により，格納容器圧力が上昇

サプレッション・チェンバ

最大圧力 約 0.61MPa[gage]

格
納
容
器
圧
力

原子炉格納容器の限界圧力 0.62MPa[gage]

20 時間後，代替循環冷却系への切替えに伴い，
30 分間格納容器スプレイを停止するため格納容器圧力が上昇するものの，代替循環冷却開始後は格納容器スプレイを連続運転に切替えるため，格納容器圧力が低下
約 51 時間後，サプレッション・チェンバ気相部の酸素濃度が 5vol%に到達するためウェットウェルベントを実施。これに伴い格納容器圧力が低下（MPa[gage]）

残留熱除去系による格納容器
スプレイ開始再冠水後，代替格納容器スプレイ
間欠運転を開始172

事故後の時間（h）

第 3.4.16 図

G 値を設計基準事故ベースとした場合の格納容器圧力の推移（事象発生から 168 時間後に残留熱除去系によるドライウェル
スプレイ（954m3/h）を連続で実施）※※本評価では事象初期の崩壊熱をより詳細に評価し，水の放射線分解による水素ガス及び酸素ガス発生量に反映している。このため，事故後約 51 時間後までの格納容器圧力の推移は，「3.1.2 代替循環冷却系を使用する場合」の第 3.1.2.11 図及び第 3.4.1 図に示す格納容器圧力の推移とおおむね同じであるものの，完全には一致しない。

3.4-25

格納容器スプレイによってドライウェルの圧力が低下
し，この時点でサプレッション・チェンバとの間の真空破壊装置が開放されるため，サプレッション・チェ
ンバの気体がドライウェルに流入し，非凝縮性ガスの濃度が上昇し始める。

ド
ラ
イ
ウ
ェ
ル
の
気
相
濃
度

約 51 時間後，サプレッション・チェンバ気相部の酸素濃度が 5vol%に到達するためウェットウェルベントラインを開放。これに伴い原子炉格納容器内の気体が原子炉格納容器外に排出され，非凝縮性ガスの濃度が低下，開放後も原子炉格納容器内で発生し続ける水蒸気の濃度が上昇する。

水蒸気

窒素ガス

(vol%)

168 時間後に残留熱除去系による格納容器スプレイを開始しているが，原子炉格納容器内が負圧となる約 172 時間後までの，酸素濃度の上昇は僅かであり，1%未満である。

水素ガス

酸素ガス
(5vol%)
172

事故後の時間（h）

第 3.4.17 図

G 値を設計基準事故ベースとした場合のドライウェルの気相濃度の推移（ウェット条件）（事象発生から 168 時間後に残留熱除去系によるドライウェルスプレイ（954m3/h）を連続で実施）

サ
プ
レ
ッ
シ
ョ
ン
・
チ
ェ
ン
バ
の
気
相
濃
度

窒素ガス

水素ガス

LOCA 後のブローダウンによって，ドライウェルに存在する非凝縮性ガスが水蒸気とともにサプレッション・チェンバに送り込まれ，水蒸気がスクラビングに
よって凝縮されることにより，サプレッション・チェンバ内は非凝縮性ガスの濃度が高い状態となる。また，ドライウェルが原子炉圧力容器からの水蒸気の放出によって加圧され，サプレッション・チェンバよりも圧力が高い間は非凝縮性ガスがサプレッション・チェンバに集中することとなる。
約 51 時間後，サプレッション・チェンバ気相部の酸素濃度が5vol%に到達するためウェットウェルベントラインを開放。これに伴い原子炉格納容器内の気体が原子炉格納容器外に排出され，非凝縮性ガスの濃度が低下，開放後も原子炉格納容器内で発生し続ける水蒸気の濃度が上昇する。
168 時間後に残留熱除去系による格納容器スプレ
イを開始しているが，原子炉格納容器内が負圧となる約 172 時間後まで，酸素濃度に有意な上昇は見られず，1%未満である。

水蒸気(vol%)

酸素ガス(5vol%)

172

事故後の時間（h）

第 3.4.18 図

G 値を設計基準事故ベースとした場合のサプレッション・チェ
ンバの気相濃度の推移（ウェット条件）（事象発生から 168 時
間後に残留熱除去系によるドライウェルスプレイ（954m3/h）を連続で実施）
3.4-26

第 3.4.1 表
項目

初
期
条
件

3.4-27事
故条
件

主要解析条件（水素燃焼）

主要解析条件

条件設定の考え方

酸素濃度3.5vol%

炉心内のジルコニウム－水反

全炉心内のジルコニウム量の約 16.6%

応による水素ガス発生量が水と反応して発生する水素ガス量

金属腐食等による水素ガス発
生量

保安規定をもとに設定（運転上許容されている値の上限）

考慮しない

酸素濃度を厳しく評価するものとして設定

水の放射線分解による水素ガ

水素ガス：0.06 分子/100eVス及び酸素ガスの発生割合

酸素ガス：0.03 分子/100eV

第 3.4.2 表

解析コード MAAP による評価結果

重大事故時における原子炉格納容器内の条件を考慮して設定

事象発生から 7 日後（168 時間後）の酸素濃度※
ウェット条件（vol%）ドライ条件（vol%）ドライウェル

約 2.3

約 3.7

サプレッション・チェンバ

約 3.4

約 3.9
※ 全炉心内のジルコニウム量の約 16.6%が反応した場合

添付資料 3.4.1
G 値を設計基準事故ベースとした場合の評価結果への影響
1. はじめに
今回の評価では，電力共同研究[1] [2]の結果を踏まえ，水の放射線分解における水素ガス及び酸素ガスのG値をG(H2) = 0.06, G(O2) = 0.03としている。今回の評価で用いたG値は過去の複数回の実験によって測定した値であり，重大事故環境下での水の放射線分解の評価に適した値と考えるが，実験においてもG値にはばらつきが確認されたこと及び事故時の原子炉格納容器内の環境には不確かさがあることを考慮すると，G値については不確かさを考慮した取り扱いが特に重要となる。
実際の事故対応において，何らかの要因によって酸素濃度が今回の評価よりも早く上昇する場合，事象発生から7日が経過する前に酸素濃度が5vol%を上回る可能性が考えられる。
ここでは何らかの要因によって酸素濃度が今回の評価よりも早く上昇する場合を想定し，酸素濃度の上昇速度の変化が評価結果及び事故対応に与える影響を確認した。
なお，基本的に，炉心損傷を伴う事故シーケンスでは，原子炉水位の低下や損傷炉心への注水により多量の水蒸気が発生するため，原子炉格納容器内がドライ条件となることは考えにくい。このため，水素燃焼の可能性の有無は，ウェット条件における気相濃度によって判断した。
2. 評価条件
今回の申請において示した解析ケース（以下「ベースケース」という。）の評価条件に対する変更点は以下のとおり。この他の評価条件は，ベースケースと同等である。
・水の放射線分解における水素ガス及び酸素ガスのG値をG(H2) = 0.4, G(O2) = 0.2とした。この値は設計基準事故対処設備である可燃性ガス濃度制御系の性能を評価する際に用いている値であり，設計基準事故環境下に対しても一定の保守性を有する値である。設計基準事故環境下に比べ，重大事故環境下ではG値が低下する傾向にあることから，重大事故環境下におけるG値の不確かさとして考慮するには十分に保守的な値である。
・事象発生から7日が経過する前に，水素濃度及び酸素濃度がともに可燃限界を上回る場
合には，格納容器圧力逃がし装置又は耐圧強化ベント系（ウェットウェルベント）（以下「格納容器圧力逃がし装置等」という。）によって原子炉格納容器内の気体を環境中に排出し，原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度を低減する。
3. 評価結果
評価結果を図1から図6に示す。また，評価結果のまとめを表1及び表2に示す。
ウェット条件において，酸素濃度は事象発生から約51時間後に5vol%に到達した。このため，本評価では酸素濃度が5vol%に到達した約51時間時点でウェットウェルベントを実施し

添 3.4.1-1

た。その結果，原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度は大幅に低下し，水素濃度及び酸素濃度は可燃限界未満に抑制された。
なお，ドライ条件では，図5及び図6に示すとおり，事象進展を通じて酸素濃度が5vol%を上回る時間帯があるが，図3及び図4に示すとおり，その時間帯には格納容器内の大部分が水蒸気で占められているため，ドライ条件では放射線分解に伴って発生する水素ガス及び酸素ガスの体積割合が高くなり，酸素濃度が5vol%を超える結果となっているものであり，
実際の状況下で水素燃焼が発生することはない(5. に確認結果を示す。)。また，代替原子炉
補機冷却系の運転開始以降は酸素濃度を監視しながらの対応が可能となるため，酸素濃度をウェット条件で5vol%未満に抑制しながらの運転操作が可能である。
以上を踏まえると，実際の格納容器内の酸素濃度がウェット条件で仮定した時間よりも早く可燃限界に至ることは考えにくい。
4. まとめ何らかの要因によって酸素濃度が今回の評価よりも早く上昇する場合の評価結果への影響を確認した結果，評価項目となる酸素濃度は，事象発生から7日が経過する前に5vol%に到達するが，格納容器圧力逃がし装置等による環境中への原子炉格納容器内の気体の排出によって水素濃度及び酸素濃度を可燃限界未満に抑制できることを確認した。
今回の感度解析に用いたG値は十分に保守的と考えられる値を用いたことから，仮に事故に至った場合でも，水の放射線分解に伴う酸素濃度の上昇速度は今回の感度解析の結果を十分下回るものと考えられるが，仮に酸素濃度の上昇速度が今回の感度解析の結果のとおりであっても，格納容器圧力逃がし装置等による環境中への原子炉格納容器内の気体の排出までに約51時間の時間余裕があることを確認した。
約51時間後の時点で、仮にサプレッション・チェンバのベントラインを経由し耐圧強化ベント系による排出を実施した場合であっても，Cs-137の総放出量は，本評価と同じ「大破断LOCA+ECCS注水機能喪失+全交流動力電源喪失」を評価事故シーケンスとしている「3.1雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧・過温破損)」の「3.1.3 代替循環冷却系を使用しない場合」において示した値を下回る※。
※「3.1.3 代替循環冷却系を使用しない場合」では，事象発生から約38時間後のベントを想定し，サプ
レッション・チェンバのベントラインを経由した場合の格納容器圧力逃がし装置による大気中へのCs137の7日間(事象発生から168時間後まで)の総放出量を1.4×10-3 TBqと評価している。ここで仮に格
納容器圧力逃がし装置を使用しないものとし，その除染係数1,000を見込まない場合，Cs-137の7日間(事象発生から168時間後まで)の総放出量は1.4 TBqとなる。本評価で仮定した格納容器内の気体を排出する時間は事象発生から約51時間後であり，「3.1.3 代替循環冷却系を使用しない場合」において想定したベントの時間である約38時間後よりも遅く，時間経過に伴いCs-137の格納容器内壁面等への沈着やサプレッション・チェンバ・プール水への取り込みが進むことから，本評価におけるCs-137の7日間(事象発生から168時間後まで)の総放出量は1.4 TBqよりも小さな値となる。

また，排出開始後数時間で酸素濃度は1vol%以下に低下することから，その時点で排出操作を停止することにより，Cs-137の総放出量を更に低減することができる。
格納容器圧力逃がし装置等による対応が生じる場合，その対応フローは大破断LOCA後に

添 3.4.1-2

格納容器圧力逃がし装置等を使用するケースと同じであり，前述のケースよりも格納容器
圧力逃がし装置等による環境中への原子炉格納容器内の気体の排出までの時間余裕が確保されることから，水素燃焼を防止する観点での事故対応は十分に可能と考える。環境中に放出される核分裂生成物(Cs-137)の観点でも，大破断LOCA後により短い時間(事象発生から約38時間)で格納容器圧力逃がし装置等による排出を実施する場合について評価し，評価項目である100 TBqを十分に下回ることを確認していることから，格納容器圧力逃がし装置等による対応は可能と考える。
5. ドライ条件とならないことの確認
原子炉格納容器内がドライ条件とならないことを確認するため，水蒸気の凝縮が過剰に進む場合として，上記の評価結果において格納容器圧力が最も低下する事象発生から7日後(168時間後)において，残留熱除去系による格納容器スプレイ(流量954m3/h)をドライウェルに連続で実施した場合を評価し，格納容器内の気相濃度の推移を確認した。図7から図10に示すとおり，格納容器スプレイによる水蒸気の凝縮を考慮しても，格納容器スプレイ開始後
約4時間(原子炉格納容器内が負圧となる時間)までは，格納容器内の水素ガス及び酸素ガスが可燃限界に至ることはない。なお，ベント弁を開放している状況下で格納容器スプレイを実施する手順とはしておらず，格納容器スプレイにインターロックによる自動起動はない
ことから誤動作の恐れはない。運転員の誤操作によって格納容器スプレイを連続で実施しても，格納容器内が負圧に至るまでは格納容器スプレイ開始から約4時間の時間余裕がある。
また，格納容器スプレイの停止操作は中央制御室での簡易な操作であることから，約4時間の時間余裕の間での運転員による格納容器スプレイの停止に期待できると考えられる。このため，現実として格納容器内が負圧になることはなく，従って原子炉格納容器内がドライ条件になることはない。
6. 参考文献[1]「シビアアクシデントにおける可燃性ガスの挙動に関する研究」BWR 電力共同研究
平成 12 年 3 月[2]「事故時放射線分解に関する研究」BWR 電力共同研究 昭和 63 年 3 月

以上

添 3.4.1-3

表1

G値の変更に伴う評価項目への影響(ウェット条件)
感度解析(G(H2) = 0.4, G(O2) = 0.2)

ベースケース(G(H2) = 0.06, G(O2) = 0.03)

評価項目

事象発生から約 51 時間後にサ
約 2.3vol%プレッション・チェンバにおいて 5vol%に到達するが，約 51 (事象発生から 168 時間後)
時間時点でのウェットウェル
ベントラインの開放によって，ドライウェル及びサプレッシ
酸素濃度
約 3.4vol%(サプレッション・チェンバ) ョン・チェンバともに 5vol%未 (事象発生から 168 時間後)満に低減。

5vol%以下項目

酸素濃度(ドライウェル)表2

G値の変更に伴う評価項目への影響(ドライ条件)
ベースケース(G(H2) = 0.06, G(O2) = 0.03)

評価項目

ウェット条件での酸素濃度
5vol%到達に伴いウェットウェルベントラインを開放する
酸素濃度
約 3.7vol%ため，格納容器内の非凝縮性ガ (事象発生から 168 時間後)
(ドライウェル)スは水の放射線分解による水素ガス及び酸素ガスのみとなり，ドライ条件での格納容器内の気相濃度は水素ガス：酸素ガ
ス=2：1 の存在割合となるが，酸素濃度
約 3.9vol%現実的には原子炉格納容器内(サプレッション・チェンバ) で発生し続ける水蒸気が格納 (事象発生から 168 時間後)
容器内の気相濃度のほぼ 100%を占め続ける。

5vol%以下項目

感度解析(G(H2) = 0.4, G(O2) = 0.2)

添 3.4.1-4

残留熱除去系配管破断による炉内蒸気の流入により，格納容器圧力が上昇

ドライウェルサプレッション・チェンバ

格納容器限界圧力 0.62 MPa
約 20 時間後，代替循環冷却系への切り替えに伴い，約 30 分間格納容器スプレイを停止するため圧力が上昇するものの，代替循環冷却開始後は格納容器
スプレイを連続運転に切り替えるため，圧力が低下

格
納
容
器
圧
力
(MPa[gage])

約 51 時間後，S/C 気相部の酸素濃度が 5vol%に到達するためウェットウェルベントを実施。これに伴い格納容器圧力が低下

再冠水後，代替格納容器
スプレイ間欠運転を開始

事故後の時間(h)図 1 格納容器圧力の推移

再冠水後，代替格納容器スプレイの間欠運転を開始することで温度が低下

格
納
容
器
気
相
部
温
度

ドライウェルサプレッション・チェンバ約 20 時間後，代替循環冷却系への切り替えに伴い，約 30 分間格納容器スプレイを停止するため温度が上昇するものの，代替循環冷却開始後は格納容器
スプレイを連続運転に切り替えるため，温度が低下

格納容器限界温度 200 ℃

約 51 時間後，S/C 気相部の酸素濃度が 5vol%に到達するためウェットウェルベントを実施。これに伴い格納容器内温度が低下(℃)
残留熱除去系配管破断による炉内蒸気流入により，格納容器気相部温度が上昇

事故後の時間(h)図 2 格納容器気相部温度の推移

添 3.4.1-5

ドライウェル(D/W)スプレイによってD/W の圧力が低下し，この時点でサプ
レッション・チェンバ(S/C)との間の真空破壊弁が開放されるため，S/C の気
体が D/W に流入し，非凝縮性ガスの濃度が上昇し始める。

ド
ラ
イ
ウ
ェ
ル
の
気
相
濃
度

酸素ガス
窒素ガス

約 51 時間後，S/C 気相部の酸素濃度が 5vol%に到達するためウェットウェルベントラインを開放。これに伴い原子炉格納容器内の気体が原子炉格納容器外に排出され，非凝縮性ガスの濃度が低下，開放後も原子炉格納容器内で発生し続ける水蒸気の濃度が上
昇する。

窒素ガス

水素ガス

(vol%)

水素ガス(5vol%)
酸素ガス

事故後の時間(h)図 3 ドライウェルの気相濃度の推移(ウェット条件)

水素ガス

サ
プ
レ
ッ
シ
ョ
ン
・
チ
ェ
ン
バ
の
気
相
濃
度
(vol%)

窒素ガス

水素ガス

LOCA 後のブローダウンによって，D/Wに存在する非凝縮性ガスが水蒸気とともに S/C に送り込まれ，水蒸気がスク
ラビングによって凝縮されることにより，S/C 内は非凝縮性ガスの濃度が高い状態となる。また，D/W が RPV からの水
蒸気の放出によって加圧され，S/C よりも圧力が高い間は非凝縮性ガスが S/Cに集中することとなる。

酸素ガス
窒素ガス

約 51 時間後，S/C 気相部の酸素濃度が 5vol%に到達するた
めウェットウェルベントラインを開放。これに伴い原子炉格納容器内の気体が原子炉格納容器外に排出され，非凝縮性ガスの濃度が低下，開放後も原子炉格納容器内で発生し続ける水蒸気の濃度が上昇する。

(5vol%)

酸素ガス

事故後の時間(h)図 4 サプレッション・チェンバの気相濃度の推移(ウェット条件)

添 3.4.1-6

ド
ラ
イ
ウ
ェ
ル
の
気
相
濃
度

実際には格納容器内の気相濃度のほぼ 100%が水蒸気で占められているため，酸素濃度は 5vol%を下回る。窒素ガスはブローダウンによって既にサプレッション・チェンバに移送されているため，ここでドライ条件を仮定すると，格納容器内の非凝縮性ガスは水の放射線分解による水素ガス及び酸素ガスのみとなり，格納容器内の気相濃度は水素ガス：酸素ガス=2：1 の存在割合となる。

水素ガス
酸素ガス
窒素ガス

水素ガス
窒素ガス

(vol%)
酸素ガス

約 51 時間後，S/C 気相部の酸素濃度が 5vol%に到達するためウェット
ウェルベントラインを開放。これに伴い原子炉格納容器内の気体が原
子炉格納容器外に排出される。開放後，現実的には原子炉格納容器内で発生し続ける水蒸気が格納容器内の気相濃度のほぼ 100%を占め続
けるが，ここでドライ条件を仮定すると，格納容器内の非凝縮性ガス
は水の放射線分解による水素ガス及び酸素ガスのみとなるため，格納容器内の気相濃度は水素ガス：酸素ガス=2：1 の存在割合となる。
ウェット条件では格納容器内の気相濃度の 60%以上が水蒸気で占められているため，酸素濃度は 5vol%を下回る。ドライ条件を仮定すると，酸素濃度は 5vol%を上回るが，22.5 時間以降は，代替原子炉補機冷却系接続に伴い酸素濃度を確認しながらの運転操作が可能であることから，実際にはウェット条件での酸素濃度を超えることはない。
酸素可燃限界(5vol%)

事故後の時間(h)図 5 ドライウェルの気相濃度の推移(ドライ条件)

水素ガス

サ
プ
レ
ッ
シ
ョ
ン
・
チ
ェ
ン
バ
の
気
相
濃
度

ドライ条件を仮定すると，酸素濃度は 5vol%を僅かに上回るが，22.5 時間以降は，代替原子炉補機冷却系接続に伴い酸素濃度を確認しながらの運転操作が可能であることから，実際にはウェット条件での酸素濃度を超えることはない。

酸素ガス
窒素ガス

窒素ガス

水素ガス

約 51 時間後，S/C 気相部の酸素濃度が 5vol%に到達するためウェット
ウェルベントラインを開放。これに伴い原子炉格納容器内の気体が原
子炉格納容器外に排出される。開放後，現実的には原子炉格納容器内で発生し続ける水蒸気が格納容器内の気相濃度のほぼ 100%を占め続
けるが，ここでドライ条件を仮定すると，格納容器内の非凝縮性ガス
は水の放射線分解による水素ガス及び酸素ガスのみとなるため，格納容器内の気相濃度は水素ガス：酸素ガス=2：1 の存在割合となる。

酸素ガス(vol%)

酸素可燃限界(5vol%)

事故後の時間(h)図 6 サプレッション・チェンバの気相濃度の推移(ドライ条件)

添 3.4.1-7

ドライウェル
サプレッション・チェンバ

格
納
容
器
圧
力

格納容器限界圧力 0.62MPa
ベント弁開放(MPa[gage])
残留熱除去系による格納
容器スプレイ開始

172

事故後の時間(h)図 7 格納容器圧力の推移(事象発生から 168 時間後に残留熱除去系によるドライウェルスプレイ(954m3/h)を連続で実施)

ドライウェルサプレッション・チェンバ(気相部)

格
納
容
器
気
相
部
温
度

サプレッション・チェンバ(液相部)

ベント弁開放格納容器限界温度 200℃

残留熱除去系による格納
容器スプレイ開始(℃)

172

事故後の時間(h)図 8 格納容器気相部温度の推移(事象発生から 168 時間後に残留熱除去系によるドライウェルスプレイ(954m3/h)を連続で実施)

添 3.4.1-8

水素ガス

格納容器スプレイによってドライウェルの圧力が低下し，この時点でサプレッション・チェ
ンバとの間の真空破壊装置が開放されるため，サプレッション・チェンバの気体がドライ
ウェルに流入し，非凝縮性ガスの濃度が上昇
し始める。

ド
ラ
イ
ウ
ェ
ル
の
気
相
濃
度

酸素ガス
窒素ガス

約 51 時間後，サプレッション・チェンバ気相部の酸素濃度が 5vol%に到達するためウェットウェルベントラインを開放。これに伴い原子炉格納容器内の気体が原子炉格納容器外に排出され，非凝縮性ガスの濃度が低下，開放後も原子炉格納容器内で発生し続ける
水蒸気の濃度が上昇する。
窒素ガス

168 時間後に残留熱除去系による格納容器スプレイを開始しているが，格納容器内が負圧となる約 172 時間後までの，酸素濃度の上昇は僅かであり，1%未満である。

水素ガス(vol%)
酸素ガス(5vol%)

172

事故後の時間(h)図 9 ドライウェルの気相濃度の推移(ウェット条件)(事象発生から 168 時間後に残留熱除去系によるドライウェルスプレイ(954m3/h)を連続で実施)

水素ガス

サ
プ
レ
ッ
シ
ョ
ン
・
チ
ェ
ン
バ
の
気
相
濃
度

酸素ガス
窒素ガス

窒素ガス

水素ガス

LOCA 後のブローダウンによって，ドライウェルに存在する非凝縮性ガスが水蒸気とともにサプレッション・チェンバに送り込まれ，水蒸気がスクラビン
グによって凝縮されることにより，サプレッション・チェンバ内は非凝縮性ガスの濃度が高い状態となる。また，ドライウェルが原子炉圧力容器からの水蒸気の放出によって加圧され，サプレッション・チェンバよりも圧力が高い間は非凝縮性ガスがサプレッション・チェンバに集中することとなる。
約 51 時間後，サプレッション・チェンバ気相部の酸素濃度が 5vol%に到達するためウェットウェルベントラインを開放。これに伴い原子炉格納容器内の気体が原子炉格納容器外に排出され，非凝縮性ガスの濃度が低下，開放後も原子炉格納容器内で発生し続ける
水蒸気の濃度が上昇する。

168 時間後に残留熱除去系による格納容器ス
プレイを開始しているが，格納容器内が負圧となる約 172 時間後まで，酸素濃度に有意な上昇は見られず，1%未満である。
酸素ガス(5vol%)(vol%)
172

事故後の時間(h)図 10 サプレッション・チェンバの気相濃度の推移(ウェット条件)(事象発生から 168 時間後に残留熱除去系によるドライウェルスプレイ(954m3/h)を連続で実施)

添 3.4.1-9

添付資料 3.4.2
水の放射線分解の評価について
1．水の放射線分解の考慮
水が γ 線等の放射線エネルギを吸収すると非常に短時間の間に水の放射線分解が起こり，H(水素原子)，OH ラジカル，eaq-(水和電子)，HO2 ラジカル，H+(水素イオン)及び分子生成物の H2，H2O2(過酸化水素)を生じる。また，これら反応と並行して以下の化学反応が生じ，
H2 が OH ラジカルと反応して水に戻る等の再結合反応が起こる。なお，酸素ガスは過酸化
水素の分解によって生成される。

H 2  OH  H  H 2 O

式①H  H 2O2  OH  H 2O

式②

H  OH  H2O

式③

格納容器破損モード「水素燃焼」における重大事故等対策の有効性評価では，水の放射線分解による水素ガス及び酸素ガスの生成をモデル化している。
柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉は，運転中，格納容器内が窒素ガスで置換されている。炉心損傷に至った場合及びその後の圧力容器破損後には，ジルコニウム－水反応やコ
ア・コンクリート反応等，水素ガスについては多量に放出されるメカニズムが考えられるものの，酸素ガスに関しては水の放射線分解が支配的な生成プロセスである。水素ガスに関しては上記の反応によって比較的短時間で可燃限界の濃度を超えることから，格納容器内の気体の濃度を可燃限界以下に維持する観点では酸素濃度を低く維持することが重要となる。
以下では，この酸素ガスの支配的な生成プロセスである水の放射線分解について，本評価で用いた考え方を示す。
2．水の放射線分解による水素ガス及び酸素ガス量の計算
水の放射線分解による水素ガス及び酸素ガスの生成量は以下の式(1)で算出している。

n  Qdecay 

E
G
1


 t
19
100 6.02 1023
1.60 10式(1)のパラメータは以下のとおり。
Δn：水の放射線分解による水素(酸素) ガス発生量 [mol]Qdecay ：崩壊熱 [W]E：放射線吸収割合 [-]－炉内： β 線，γ 線ともに 0.1－炉外の FP ： β 線，γ 線ともに 1G：実効 G 値 [分子／100eV]－水素： G(H2) = 0.06

添 3.4.2-1

(1)

－酸素
Δt

： G(O2) = 0.03

：タイムステップ [sec]

放射線吸収割合について，炉内については，炉心から放出される放射線が水に吸収される割合を解析によって評価した結果，約 1%となったことから，これを保守的に考慮して 10%とした。また，炉外の FP については水中に分散していることを考慮し，保守的に放射線のエネルギの 100%が水の放射線分解に寄与するものとした。[1]
今回は β 線及び γ 線を考慮の対象とし，α 線については考慮の対象としていない。α 線については飛程が短いため，大部分が溶融炉心等に吸収されるものと考え，α 線による水の放射線分解への寄与は無視できるものとした。また，本評価では電力共同研究(以下「電共研」という。)において求めた G 値を用いているが，これは γ 線源による照射によって得られた実験結果である。β 線は γ 線に比べて飛程が短いことから溶融炉心等に吸収され易く，γ 線
源による実験結果の G 値を β 線に対して適用することは，放射線分解に伴う水素及び酸素濃度を多く見積もる点で保守的な取り扱いと考えられる。
放射線の吸収エネルギ 100eV 当りに生成する原子・分子数を G 値と呼ぶ。G 値には水の放射線による分解作用のみを考慮した初期 G 値と，これに加えて放射線分解による生成物が再結合して水分子等に戻る等の化学反応の効果を考慮した実効 G 値がある。
照射が始まり，放射線分解による生成物が増加すると，その生成物の濃度に応じて生成物が再結合して水に戻る等の化学反応も増加するため，水素分子及び酸素分子の生成割合は照射初期から徐々に低下する。水素濃度や酸素濃度と水の吸収線量との関係の傾向は，一時的に水素濃度や酸素濃度の上昇ピークが現れるのではなく，水素濃度や酸素濃度の上昇が徐々に抑制されていく形の曲線となる。格納容器内の濃度上昇というマクロな現象を評価する観点では再結合等の化学反応の効果を含めた実効 G 値を用いることが適切と考えられるため，本評価では実効 G 値を用いる。また，実効 G 値には電共研の実験結果[2]に基づく値を用いた。これについては次項に示す。
3．実効 G 値の設定について
3．1 実効 G 値の設定根拠とした電共研の実験結果[2]
本評価における実効 G 値の設定根拠とした電共研「事故時放射線分解に関する研究」[2]の実験結果を図 1 に示す。電共研の実験では，重大事故の際の格納容器内の環境を想定した。図 1 は，非沸騰条件において，よう素イオン濃度を炉心インベントリの 50%に相当する濃度とし，ジルコニウム－水反応割合は 5.5%とした場合の吸収線量と酸素濃度の相関を示している。
実効 G 値は吸収線量が 10×103 Gy での傾きから求めた。この吸収線量は事象発生から約 1.4 時間後までのサプレッション・プールでの吸収線量に相当する。実効 G 値は吸収線量の増加とともに傾きが小さくなる傾向にあることから，事象発生から約 1.4 時間後の実効

添 3.4.2-2

G 値を本評価で用いることは保守的であり妥当と考える。
3．2 実効 G 値に影響を及ぼす因子
水の放射線分解によって生成した水素ガスや過酸化水素は，OH ラジカルを介した再結合反応によって水に戻るが，このとき OH ラジカルと反応し易い物質の存在や，沸騰等による生成物の気相への移行があると，再結合反応が阻害され，水素分子及び酸素分子が生成される。このため，実効 G 値はこれらの因子によって変化する。
実効 G 値に影響を及ぼす因子としては，よう素等の不純物濃度，液相中の水素分子の濃度といった化学的因子の他に，ガスの気液移行速度(沸騰，非沸騰の違い)といった物理的因子がある。
本評価における実効 G 値の設定根拠とした電共研の実験結果に対して上記の因子の影響を考慮する際に参照した電共研の実験結果を次に示す。また，電共研の実験結果と本評価における各因子の相違と影響をまとめた結果を表 1 に示す。
(1) よう素の影響
体系中によう素等の不純物が存在すると，以下の化学反応が生じ，OH ラジカルが OH－となるため，OH ラジカルを介した式①の再結合反応を阻害し，水素分子の増加と同時に水素原子の生成が減少する。水素原子の減少により式②の反応が減少することで過酸化水素の加水分解が促進され，酸素ガスの生成量が増大するものと考えられる。

I -  OH  I  OH -式④

水中のよう素濃度を変化させた場合の酸素ガスの発生割合を図 2 に示す。液相単相条件
下において，よう素イオン濃度は炉心インベントリの 0～100%に相当する濃度とした。図2 のとおり，水中のよう素イオン濃度が高いほど，吸収線量に対する酸素ガスの発生割合が高い。
よう素以外の不純物として，ほう素，鉄，銅を添加した場合の酸素ガスの発生割合を図 3に示す。図 3 のとおり，不純物の添加による酸素ガスの発生割合への影響は見られない。
以上の結果から，よう素濃度に関して本評価における条件とほぼ同等の実験の結果から求めた実効 G 値を用いることは妥当と考える。
(2) 溶存水素濃度の影響
液相中の水素濃度が増加すると，OH ラジカルを介した再結合反応が進み，その結果，水素ガスと酸素ガスの生成量が減少すると考えられる。
水中の水素濃度を変化させた場合の酸素ガスの発生割合を図 4 に示す。液相単相条件下において，初期水素濃度はジルコニウム－水反応割合が 0～50%で生成した場合の水素濃度に相当する気相中濃度の気液平衡濃度とした。図 4 のとおり，水中の水素濃度が高いほど，吸収線量に対する酸素ガスの発生割合が低い。

添 3.4.2-3

したがって，水の放射線分解が進行し，液相中の水素濃度が上昇すると実効 G 値は徐々に減少すると考えられる。また，ジルコニウム－水反応によって発生する水素ガスが液相中に溶解し，液相中の水素濃度が上昇する場合にも実効 G 値は減少すると考えられる。
よって，炉心損傷事故の状況としては比較的少ないと考えられるジルコニウム－水反応
割合 5.5%に相当する溶存水素濃度の実験結果から求めた実効 G 値を用いることは妥当と考える。
(3) 初期酸素濃度の影響
初期酸素濃度を変化させた場合の酸素ガスの発生割合を図 3 に示す。図 3 からは，初期酸素濃度が酸素ガスの実効 G 値に与える影響は確認できない。このことから，初期酸素濃度は少なくとも数 vol%程度では，初期酸素濃度は酸素ガスの実効 G 値に影響を及ぼすものではないと考える。
(4) 沸騰，非沸騰状態の影響
非沸騰の場合には，水素ガス及び酸素ガスが比較的長期間液相に滞在できるため，再結合反応が起こりやすく，水素ガスと酸素ガスの生成量が減少すると考えられる。一方，液相が沸騰している場合には，生成された水素ガス及び酸素ガスがボイドに移行し短期間で気相に放出されるため，再結合反応が非沸騰状態に比べ起こりにくく，水素ガスと酸素ガスの生成量が増加すると考えられる。
沸騰状態における酸素濃度の変化を図 5 に示す。よう素イオン濃度を炉心インベントリの 50%に相当する濃度とし，初期水素濃度はジルコニウム－水反応割合が 5.0%で生成した場合の水素濃度に相当する気相中濃度の気液平衡濃度とした。図 5 のとおり，沸騰状態であっても，吸収線量に対する酸素ガスの発生割合は極めて低い。
上記の結果に加え，本評価条件では，大部分の領域・期間が非沸騰状態であると考えられることから，非沸騰状態の実効 G 値を採用することは妥当と考える。
(5) 温度の影響
温度を室温(25°C)から 45°C まで変化させた場合の酸素濃度の変化を図 6 に示す。図 6 のとおり，温度が高くなるほど再結合反応が促進されるため，実効 G 値は小さくなる傾向となっている。また，オークリッジ国立研究所(ORNL)による照射試験[2]でも，図 7 のとおり，
温度依存性について同様の傾向が示されている
本評価条件では，温度は室温を上回るため，室温での電共研の実験結果に基づく実効 G
値を用いることは保守的であり妥当と考える。
(6) pH の影響
pH を 4, 6.5, 10 とした場合の酸素濃度の変化を図 8 に示す。図 8 からは，中性環境下で添 3.4.2-4

酸素ガスの実効 G 値は僅かに小さい傾向を示していることが分かる。[2] しかしながら，その傾きの違いは僅かであることから，中性条件下の試験で求めた実効 G 値を用いることに問題はないと考える。
3．3 実効 G 値への不純物の影響についての電共研の追加実験結果[1]電共研「シビアアクシデントにおける可燃性ガスの挙動に関する研究」[1]では，電線被覆材等に起因する有機物の影響について追加実験を行っており，有機物をエタノールで模擬して液相中に添加し，酸素濃度の変化を測定している。実験結果は図 9, 10 のとおり，実効G 値を低減する効果があることが確認されている。これは，エタノールは放射線場では OH
ラジカルと反応してエタノールラジカルとなり，還元剤として働いて酸素ガスを消費する反応に寄与するためである。

CH 3 CH 2 OH  OH  CH 3 CHOH  H 2 O

式⑤CH 3 CHOH  O 2  CH 3 COH  HO 2

式⑥

その他の不純物と合わせて影響をまとめた結果を表 2 に示す。なお，通常の想定濃度範
囲では，OH ラジカルの反応速度の観点から，実効 G 値への影響はヨウ素イオンが支配的となることから，ヨウ素イオンで不純物を代表させている。
4．格納容器内の酸素・水素濃度の評価方法
放射線分解を考慮した格納容器内の酸素・水素濃度の評価方法は次のとおり。また，格納容器内の酸素・水素濃度の評価の流れを図 11 に示す。
・MAAP 解析から得られる各コンパートメントの窒素ガスモル数から，格納容器の初期
酸素濃度を 3.5vol%としたときの酸素ガスモル数と窒素ガスモル数を計算する。
・各コンパートメントにおける崩壊熱から，水の放射線分解による酸素ガス発生量と水素ガス発生量を計算する。
・上記を重ね合わせることにより，格納容器内の気相濃度を計算する。
5. 参考文献[1]「シビアアクシデントにおける可燃性ガスの挙動に関する研究」BWR 電力共同研究
平成 12 年 3 月[2]「事故時放射線分解に関する研究」BWR 電力共同研究 昭和 63 年 3 月[3] Zittel, H.E., “Boiling water reactor accident radiolysis studies”, ORNL-TM- 2412
Part Ⅷ (1970).
[4] Parczewski, K.I., et.al., “Generation of hydrogen and oxygen by radiolytic
decomposition of water in some BWR’s”, U.S. NRC Joint ANS/ASME Conference,
Aug. (1984).
以

添 3.4.2-5

上表 1 各種パラメータが酸素ガスの実効 G 値に与える影響
パラメータ
吸収線量

電共研の

今回申請に

実験

おける評価

～1×104 Gy

酸素ガスの実効 G 値への影響と保守性

サ プ レ ッ シ ョ 水素ガスの実効 G 値は吸収線量が多いほど小さくな
ン・プールでの る傾向があり [2] [3] ， 酸素ガスの実効 G 値について
吸収線量は事象 も同様の傾向であることを確認している。[2] 酸素濃発 生 か ら 約 1.4 度の長期(7 日間)の推移を見る観点では，事象進展を時間後に 1×104 考えた上で事象発生から約 1.4 時間後の吸収線量に
Gy を超える。

相当する(1×104Gy)で求めた実効 G 値を用いることは，保守的であり妥当と考える。(図 1 参照)

よう素放出割 50%
合

約 84%

水素ガスの実効 G 値はよう素濃度が高いほど大きく(立地審査指なる傾向があり [2] [4] ， 酸素ガスの実効 G 値につい針におけるても同様の傾向であることを確認している。[2] しか仮想事故条

しながら，図 2 を参照すると，左記の程度の割合の相件を設定)

違であれば，G 値(測定データの傾き)に大きな違いは表れないと考えられることから，今回申請における評価において，電共研の実験結果に基づく実効 G 値を用いることは妥当と考える。

ジルコニウム 5.5%

約 16.6%

水素ガスの実効 G 値は溶存水素濃度が高いほど小さ－水反応割合くなる傾向があり [2] [4]，酸素ガスの実効 G 値につい(溶存水素濃ても同様の傾向であることを確認している。[2]このこ度)とから，ジルコニウム－水反応割合が小さい電共研の実験結果に基づく実効 G 値を用いることは妥当と考える。(図 4 参照)

初期酸素濃度

1.5vol%3.5vol%

少なくとも初期酸素濃度数 vol%程度では，初期酸素濃度は酸素ガスの実効 G 値に影響を及ぼすものではないと考える。(図 3 参照) [2]

沸騰・非沸騰

非沸騰状態

炉内：沸騰状態

沸騰状態では酸素の実効 G 値はほぼ 0 となる傾向が

サ プ レ ッ シ ョ ある。このことから，非沸騰状態での電共研の実験結ン・プール：非沸 果に基づく実効 G 値を用いることは妥当と考える。
温度

室温

騰状態

(図 5 参照)[2]

室温以上

温度が高いほど，再結合反応が促進されるため実効 G
値は小さくなる傾向がある。事故時には温度は室温を上回るため，室温での電共研の実験結果に基づく
実効 G 値を用いることは保守的であり妥当と考える。(図 6, 7 参照)[2] [3]pH

中性

事故対応の中で 中性環境下では酸素の実効 G 値は僅かに小さい傾向
変動する可能性 を示すが，その差は小さい。このため，中性条件下のがある試験で求めた電共研の実験結果に基づく実効 G 値を用いることに問題はないと考える。(図 8 参照)[2]

添 3.4.2-6

表 2 よう素以外の不純物が酸素の実効 G 値に与える影響
物質

発生原因

金属イオン等

炉内構造物 等

(Fe, Cu, B)

シビアアクシデント環
境下における発生量

酸素ガスの実効 G 値への影響

0 ～ 2 ppm

よう素存在条件下において，金属イオ(TMI-2 事故時の冷却材

ン等(Fe, Cu, B)が添加された場合の結中不純物濃度や BWR

果からは，実効 G 値へ影響は見られな

プラント通常運転時にい。[2] (図 3 参照)

おける金属濃度等の評価を参考に設定)
ホウ酸

制御棒材の酸約 1×10-3 mol/L

水のpHに影響するが，pHの違いによ化，MCCI 時の(格納容器内での想定発

る実効G値への影響は小さい。[2]化学反応

生量と S/C 液相体積から概算)

コンクリート主成分のSiO2,

安定な酸化物でエアロ

安定な酸化物でエアロゾルとして挙動

CaO, Al2O3,

ゾルとして挙動し ， 水

し，水にはほとんど溶けないので，放MgOなどがにはほとんど溶けない

射線分解への影響は小さい。また ，MCCI時に放出

MCCI時にCO2が発生し水のpHに影響するが，pHの変化によるG値への影響は小さい。[1,2]有機物

電線被覆材など

約1.1×10-6 mol/L

酸素ガスを消費する反応に寄与し，実の熱分解や放射(格納容器内での想定発

効G値を低減する。[1]線分解

生 量と S/C液 相体積 か(図9,10参照)

ら概算)

添 3.4.2-7

気相中及び液相中のG(O2) = 0.03
O2 濃度の和酸
素
濃度

気相中の O2 濃度(液相換算)(×10-4 mol/L)
液相中の O2 濃度
試験条件
初期水素濃度：ジルコニウム－水
反応割合 5.5%相当
初期酸素濃度
：1.5vol%(気相中)初期よう素濃度 ：50%放出相当
温度：室温

吸収線量(×103 Gy)
図 1 本評価における実効 G 値の設定根拠とした電共研の実験結果[I－]0 = 1×10-4 M

酸
素
濃
度
変
化
量

1.5×10-5 M
6×10-6 M

1.8×10-6 M(×10-5 mol/L)

6×10-7 M

0 M(純水)1 M = 1 mol/L

試験条件
初期酸素濃度
：3.5vol%(気相中)初期よう素濃度 ：0～100%(0～4.1×10-5 mol/L)放出相当
温度：室温

吸収線量(×103 Gy)
図 2 溶存酸素濃度と吸収線量の関係(よう素濃度を変化させた場合)

添 3.4.2-8

気相中の O2 濃度(括弧内は液相中の濃度を示す。1 M = 1 mol/L)
初期酸素濃度：2.0vol%(2.7×10-5 mol/L)
Fe, Cu, B を 1 ppm 添加

酸
素
生
成
量

初期酸素濃度：3.0vol%(3.9×10-5 mol/L)
Fe, Cu, B を 2 ppm 添加(×10-4 mol/L)

初期酸素濃度：0.5vol%(0.6×10-5 mol/L)
Fe, Cu, B 添加なし

試験条件
初期水素濃度
初期酸素濃度初期よう素濃度温度：ジルコニウム－水反応割合 0%相当
：0.5～3.0vol%(0.6～3.9×10-5 mol/L)相当：50%放出相当：室温

吸収線量(×103 Gy)
図 3 溶存酸素濃度及び不純物(Fe, Cu, B)の有無と吸収線量の関係(酸素濃度及び不純物(Fe, Cu, B)の添加量を変化させた場合)[H2]0 = 0 M
6.2×10-5 M

酸
素
濃
度
変
化
量

1.5×10-4 M

2.8×10-4 M
3.9×10-4 M

1 M = 1 mol/L(×10-5 mol/L)
試験条件
初期水素濃度：ジルコニウム－水反応割合0～50%(0～6.7×10-4 mol/L)相当
初期酸素濃度
：3.5vol%(気相中)初期よう素濃度 ：50%放出相当
温度：室温

吸収線量(×103 Gy)
図 4 溶存酸素濃度と吸収線量の関係(溶存水素濃度を変化させた場合)

添 3.4.2-9

G(O2) ≒ 0

気相中及び液相中の O2 濃度の和

酸
素
濃
度

試験条件
初期水素濃度(×10-4 mol/L)

気相中の O2 濃度(液相換算)：ジルコニウム－水
反応割合 5.0%相当
初期酸素濃度
：2.0vol%(気相中)初期よう素濃度 ：50%放出相当

液相中の O2 濃度

吸収線量(×103 Gy)
図 5 溶存酸素濃度と吸収線量の関係(沸騰状態)

試験条件
初期水素濃度：ジルコニウム－水
反応割合 0.73%相当
初期酸素濃度
：3.5vol%(気相中)初期よう素濃度 ：50%放出相当
温度：25℃～45℃

酸素
濃度(×10-5 mol/L)

吸収線量(×103 Gy)
図 6 溶存酸素濃度と吸収線量の関係(温度を変化させた場合)

添 3.4.2-10

図 7 水素ガス発生量と吸収線量の関係(温度を変化させた場合) - ORNL による試験

試験条件
初期水素濃度

酸素
濃度(×10-4 mol/L)：ジルコニウム－水
反応割合 0%相当
初期酸素濃度
：0.5vol%(気相中)初期よう素濃度 ：50%放出相当
温度：室温(25℃)

pH = 10
pH = 6.5

pH = 4吸収線量(×103 Gy)
図 8 溶存酸素濃度と吸収線量の関係(pH を変化させた場合)

添 3.4.2-11

図 9 溶存酸素濃度と吸収線量の関係(エタノール添加なし)

図 10 溶存酸素濃度と吸収線量の関係(エタノール添加あり)

添 3.4.2-12

図 11 水素・酸素濃度の評価フロー図

添 3.4.2-13

添付資料 3.4.3
安定状態について
水素燃焼時の安定状態については以下のとおり。
原子炉格納容器安定状態：本評価では，事象発生から約 20 時間で代替原子炉補機冷却系を接続し，代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱を実施する。これにより，7 日後まで格納容器ベントを実施しない状態
で原子炉格納容器の機能を維持可能な事象進展となっている。
【安定状態の維持について】
本評価における格納容器ベントを実施しない状態を 7 日後以降も継続する場合，酸素濃度は事象発生から約 14 日後にサプレッション・チェンバにおいて可燃限界に到達する。
このため，事象発生から 7 日間が経過した以降も水素濃度及び酸素濃度を監視するとともに，状況に応じて酸素濃度の低減（可燃性ガス濃度制御系の運転等）を行い，原子炉
格納容器内が可燃限界の濃度に到達することを防止する。また，重大事故等対処設備以外の設備の機能の復旧等も考慮し，格納容器圧力及び温度の低下操作や原子炉格納容器内の窒素ガス置換を試みる。これらの対応が困難であり，原子炉格納容器内の水素及び酸素濃度が可燃限界に到達する場合については，格納容器ベントにより，その水素及び酸素濃度を低減することにより安定状態を維持できる。

添 3.4.3-1

添付資料 3.4.4

解析コード及び解析条件の不確かさの影響について（水素燃焼）
表１ 解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（水素燃焼）
解析条件（初期条件，事故条件）の不確かさ
項目
解析条件

最確条件

条件設定の
考え方

運転員等操作時間に与える影響

評価項目となるパラメータに与える影響

最確条件とした場合は，初期酸素濃度が低くなるた

初
期
条
件

保安規定をも酸素濃度

3.5vol%約 3vol%以下とに設定（運転上許容されている値の上限）め，本評価事故シーケンスにおける原子炉格納容器
内の酸素濃度推移が低く抑えられるが，本評価事故 最確条件とした場合は，初期酸素濃度が低くなるため，本評価事故シシーケンスにおいては原子炉格納容器内の酸素濃 ーケンスにおける原子炉格納容器内の酸素濃度推移が低く抑えられ度を操作開始の起点としている運転員等操作はな ることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
いことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
最確条件とした場合は，水素ガス発生量が変動する可能性がある。炉
最確条件とした場合は，水素ガス発生量が変動する 心内のジルコニウム－水反応による水素ガス発生量は，運転員等操作

炉心内のジル 全炉心内のジルコニウ
コニウム－水 ム量の約 16.6%が水と反応による水 反応して発生する水素
素ガス発生量解 析 コ ー ド 可能性があるが，本評価事故シーケンスにおいては である低圧代替注水系（常設）による原子炉注水の操作開始時間に依事象進展による

MAAP による評 水素ガス発生量を操作開始の起点としている運転
価結果

ガス量

存して変動するが，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水の操作

員等操作はないことから，運転員等操作時間に与え 開始時間については，「3.1.2.3(2)b. 操作条件」にて解析上の操作
る影響はない。

開始時間と実態の操作開始時間はほぼ同等と評価しており，炉心内のジルコニウム－水反応による水素ガス発生量に与える影響は小さい。

最確条件とした場合は，水素ガス発生量が増加する

事
故
条
件

酸素濃度を厳金属腐食等による水素ガス 考慮しない

考慮する

発生量

しく評価するものとして設定ため，本評価事故シーケンスにおける原子炉格納容
器内の酸素濃度推移が低く抑えられるが，本評価事
故シーケンスにおいては原子炉格納容器内の酸素濃度を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はな

最確条件とした場合は，水素ガス発生量が増加するため，本評価事故
シーケンスにおける原子炉格納容器内の酸素濃度推移が低く抑えられることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

い。

水の放射線分解による水素
ガス及び酸素ガスの発生割合

水素：
0.06 分子/100eV
酸素：
0.03 分子/100eV

水素：
0.06 分子/100eV
酸素：
0.03 分子/100eV

重大事故時における原子炉格納容器内の条件を考慮して設定

G 値の不確かさにより水の放射線分解による酸素ガ
ス発生量が大幅に増加する場合，原子炉格納容器内の酸素濃度が可燃領域又は爆轟領域となる可能性がある。その場合には，格納容器圧力逃がし装置又は耐圧強化ベント系（ウェットウェルベント）を使用し，格納容器内の気体を排出する必要がある。

添 3.4.4-1

G 値の不確かさにより水の放射線分解による酸素ガス発生量が大幅に増加する場合，原子炉格納容器内の酸素濃度が可燃領域又は爆轟領域となる可能性がある。その場合には，格納容器圧力逃がし装置又は耐圧強化ベント系（ウェットウェルベント）を使用し，原子炉格納容
器内の気体を排出することが可能であるため，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
（添付資料 3.4.1）

添付資料 3.4.5
原子炉注水開始時間の評価結果への影響
1. はじめに
今回の評価では，運転操作手順書等を踏まえ，原子炉圧力容器への注水開始時刻を事象発
生から70分後としている。実際の事故対応においては原子炉圧力容器への注水開始時刻が早まる又は遅れる可能性も想定される。水素燃焼のリスクの観点では，ジルコニウム－水反
応による水素ガス発生量が抑制され，相対的に酸素濃度が高くなることで水素濃度及び酸素濃度がともに可燃領域に至る可能性が考えられる。一方で，注水時点の炉心の状態によっては，ジルコニウム－水反応が促進され，水素ガス発生量が増加する場合も考えられる。この場合には，増加した水素ガスによって相対的に酸素濃度が低下すると考えられる。
ここでは原子炉圧力容器への注水開始時刻が早まる又は遅れる場合を想定し，原子炉圧
力容器への注水開始時刻が評価結果に与える影響を確認した。
2. 評価条件
今回の申請において示した解析ケース（以下「ベースケース」という。）の評価条件に対する変更点は以下のとおり。この他の評価条件は，ベースケースと同等である。
(1) 感度解析1（注水開始時刻が早まる場合）
・原子炉圧力容器への注水開始時刻を事象発生から30分後とした。30分は今後の更なる事
故対応能力の改善を見据えて設定した値である。
・格納容器圧力制御の観点で評価上の必要が生じたため，格納容器スプレイの流量を155
m3/hとした。格納容器スプレイの流量をベースケースの140 m3/hよりも増加させること
で，水蒸気の凝縮及びサプレッション・チェンバ気相部容積の低下が考えられるが，酸素濃度の評価の観点では保守的な結果を与えると考えられる。
(2) 感度解析2（注水開始時刻が遅れる場合）
・原子炉圧力容器への注水開始時刻をベースケースから20分遅延することとし,事象発生から90分後とした。20分は，原子炉圧力容器への注水が遅れたとしても，溶融炉心が炉
心プレナム下部に移行しない時間であることを確認し，設定した値である。
3. 評価結果
評価結果を図1から図8に示す。また，評価結果のまとめを表1に示す。各パラメータの推移はベースケースとほぼ同等となり，事象発生から7日後の酸素濃度も5vol%未満となった。
4. まとめ原子炉圧力容器への注水開始時刻が早まる又は遅れることによる評価結果への影響を確認した結果，評価項目となるパラメータである酸素濃度は，ベースケースと同等となった。
このことから，実際の事故対応においては原子炉圧力容器への注水開始時刻が早まった又添 3.4.5-1

は遅れる場合においても水素燃焼のリスクの観点での事故対応への影響はない。
以

添 3.4.5-2

上表1 原子炉圧力容器への注水開始時刻の変更に伴う評価項目への影響
原子炉圧力容器への注水開始時刻
項目

全炉心内のジル
コニウム量に対する酸化割合ジルコニウム－
水反応による
水素ガス発生量

感度解析1(事象発生から30分
後)

感度解析2
(事象発生から90分
後)ベースケース(事象発生から70分
後)

約 18.2%

約 17.1%

約 16.6%

評価
項目－
約 625kg

約 2.2vol%酸素濃度(事象発生から 168 時(ドライウェル)間後)
酸素濃度
約 3.6vol%(サプレッショ (事象発生から 168 時
ン・チェンバ)間後)約 587kg
約 2.6vol%(事象発生から
168 時間後)約 3.9vol%(事象発生から
168 時間後)添 3.4.5-3

約 570kg
約 2.3vol%(事象発生から 168 時
間後)
5vol%
以下
約 3.4vol%(事象発生から 168 時
間後)ドライウェル

残留熱除去系配管破断による炉内蒸気の流入により，格納容器圧力が上昇

サプレッション・チェンバ
格納容器限界圧力 0.62MPa

格
納
容
器
圧
力
(MPa[gage])

20 時間後，代替循環冷却系による格納容器スプレイ(連続運転)に切り替えることで圧力が低下

再冠水後，代替格納容器
スプレイ間欠運転を開始

事故後の時間(h)図 1 格納容器圧力の推移（感度解析１）

ドライウェルサプレッション・チェンバ(気相部)

再冠水後，代替格納容器スプレイの間欠運転を開始することで温度が低下

格
納
容
器
気
相
部
温
度

20 時間後，代替循環冷却系による格納容器スプレイ(連続運転)に切り替えることで温度が低下(℃)
残留熱除去系配管破断による炉内蒸気流入により，格納容器温度が上昇

事故後の時間(h)図 2 格納容器気相部温度の推移（感度解析１）

添 3.4.5-4

格納容器限界温度 200℃

ドライウェル(D/W)スプレイによって D/W の圧力が低下し，この時点でサプレッション・チェンバ(S/C)との間の真空破壊弁が開放されるため，S/C の気体が D/W に流入し，非凝縮性ガスの濃度が上昇し始める。

ド
ラ
イ
ウ
ェ
ル
の
気
相
濃
度
水素ガス

(vol%)

水素ガス
酸素ガス
窒素ガス

窒素ガス

(5vol%)

酸素ガス

事故後の時間(h)図 3 ドライウェルの気相濃度の推移(ウェット条件)（感度解析１）

窒素ガス

サ
プ
レ
ッ
シ
ョ
ン
・
チ
ェ
ン
バ
の
気
相
濃
度

LOCA 後のブローダウンによって，D/W に存在する非凝縮性ガスが水蒸気とともに S/C に送り込まれ，水蒸気がスクラビングによって凝縮されることにより，S/C 内は非凝縮性ガスの濃度が高い状態となる。また，D/W が RPV からの水蒸気の放出によって加圧され，S/C よりも圧力が高い間は非凝縮性ガスが S/C に集中することとなる。

水素ガス
酸素ガス
窒素ガス
水蒸気

水素ガス

代替循環冷却系による除熱に伴い S/C 圧力が低下
し，S/C 液相部が沸騰(vol%)(5vol%)
酸素ガス

事故後の時間(h)図 4 サプレッション・チェンバの気相濃度の推移(ウェット条件)（感度解析１）

添 3.4.5-5

残留熱除去系配管破断による炉内蒸気の流入により，格納容器圧力が上昇

ドライウェルサプレッション・チェンバ
格納容器限界圧力 0.62MPa

格
納
容
器
圧
力

20 時間後，代替循環冷却系による格納容器スプレイ(連続運転)に切り替えることで圧力が低下(MPa[gage])
再冠水後，代替格納容器
スプレイ間欠運転を開始

事故後の時間(h)図 5 格納容器圧力の推移（感度解析 2）

ドライウェル

再冠水後，代替格納容器スプレイの間欠運転を開始することで温度が低下

格
納
容
器
気
相
部
温
度

サプレッション・チェンバ

20 時間後，代替循環冷却系による格納容器スプレイ(連続運転)に切り替えることで温度が低下(℃)
残留熱除去系配管破断による炉内蒸気流入により，格納容器温度が上昇

事故後の時間(h)図 6 格納容器気相部温度の推移（感度解析 2）

添 3.4.5-6

格納容器限界温度 200 ℃

ドライウェル(D/W)スプレイによって D/W の圧力が低下し，この時点でサプレッション・チェンバ(S/C)との間の真空破壊弁が開放されるため，S/C の気体が D/W に流入し，非凝縮性ガスの濃度が上昇し始める。

ド
ラ
イ
ウ
ェ
ル
の
気
相
濃
度

水素ガス
酸素ガス
窒素ガス

窒素ガス

(vol%)
水素ガス
酸素ガス(5vol%)

事故後の時間(h)図 7 ドライウェルの気相濃度の推移(ウェット条件)（感度解析 2）

サ
プ
レ
ッ
シ
ョ
ン
・
チ
ェ
ン
バ
の
気
相
濃
度

窒素ガス

LOCA 後のブローダウンによって，D/W に存在する非凝縮性ガスが水蒸気とともに S/C に送り込まれ，水蒸気がスクラビングによって凝縮されることにより，S/C 内は非凝縮性ガスの濃度が高い状態となる。また，D/W が RPV からの水蒸気の放出によって加圧され，S/C よりも圧力が高い間は非凝縮性ガスが S/C に集中することとなる。

水素ガス
酸素ガス
窒素ガス

水素ガス

代替循環冷却系による除熱に伴い S/C 圧力が低下し，S/C 液相部が沸騰(5vol%)(vol%)

酸素ガス

事故後の時間(h)図 8 サプレッション・チェンバの気相度の推移(ウェット条件)（感度解析 2）

添 3.4.5-7

3.5 溶融炉心・コンクリート相互作用
3.5.1 格納容器破損モードの特徴，格納容器破損防止対策(1) 格納容器破損モード内のプラント損傷状態
格納容器破損モード「溶融炉心・コンクリート相互作用」に至る可能性のあるプラント損傷状態は，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，TQUV，TQUX，LOCA，長期 TB，TBU 及び TBP である。

(2) 格納容器破損モードの特徴及び格納容器破損防止対策の基本的考え方
格納容器破損モード「溶融炉心・コンクリート相互作用」では，発電用原子炉の運転中に運転時の異常な過渡変化，原子炉冷却材喪失事故（LOCA）又は全交流動力電源喪失が発生するとともに，非常用炉心冷却系等の安全機能の喪失が重畳する。このため，緩和措置がとられない場合には，原子炉圧力容器内の溶融炉心が原子炉格納容器内へ流れ出し，溶融炉心からの崩壊熱や化学反応によって，原子炉格納容器下部のコンクリートが侵食され，原子炉
格納容器の構造材の支持機能を喪失し，原子炉格納容器の破損に至る。
したがって，本格納容器破損モードでは，原子炉圧力容器の下部から溶融炉心が落下する時点で，原子炉格納容器下部に溶融炉心の冷却に十分な水位及び水量を確保し，かつ，溶融炉心の落下後は，格納容器下部注水系（常設）
によって溶融炉心を冷却することにより，原子炉格納容器の破損を防止するとともに，溶融炉心・コンクリート相互作用による水素ガス発生を抑制する。
また，溶融炉心の落下後は，格納容器下部注水系（常設）によって溶融炉
心を冷却するとともに，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉
格納容器冷却を実施する。その後，代替循環冷却系又は格納容器圧力逃がし装置によって原子炉格納容器の圧力及び温度を低下させる。
なお，本格納容器破損モードの有効性評価を実施する上では，重大事故等
3.5-1

対処設備による原子炉注水機能についても使用できないものと仮定し，原子炉圧力容器破損に至るものとする。

(3) 格納容器破損防止対策
格納容器破損モード「溶融炉心・コンクリート相互作用」で想定される事
故シーケンスに対して，原子炉格納容器下部のコンクリートの侵食による原子炉圧力容器の支持機能喪失を防止するため，格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部注水手段を整備する。また，ドライウェル高電導度廃液
サンプ及びドライウェル低電導度廃液サンプ（以下「ドライウェルサンプ」という。）への溶融炉心の流入を抑制し，かつ格納容器下部注水系（常設）と合わせて，ドライウェルサンプ底面のコンクリートの侵食を抑制し，溶融炉
心が原子炉格納容器バウンダリに接触することを防止するために，原子炉格
納容器下部にコリウムシールドを設置する。
また，その後の格納容器圧力及び温度の上昇を抑制する観点から，代替格
納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却手段及び代替循環
冷却系による原子炉格納容器除熱手段又は格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱手段を整備する。なお，これらの原子炉圧力容器破損以降の格納容器過圧・過温に対応する手順及び重大事故等対策は「3.1 雰囲気圧
力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」と同じである。
本格納容器破損モードに至るまでの事象進展への対応，本格納容器破損モードによる原子炉格納容器の破損防止及び原子炉格納容器の破損を防止した以降の対応を含めた一連の重大事故等対策の概要は，「3.2 高圧溶融物放出／
格納容器雰囲気直接加熱」の 3.2.1(3)の a.から j.に示している。このうち，
本格納容器破損モードに対する重大事故等対策は，「3.2 高圧溶融物放出／格
納容器雰囲気直接加熱」の 3.2.1.(3)に示す g.から j.である。
3.5-2

本格納容器破損モードに至るまでの事象進展への対応，本格納容器破損モードによる原子炉格納容器の破損防止及び原子炉格納容器の破損を防止した以降の対応を含めた一連の重大事故等対策の概略系統図は「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」に示す第 3.2.1 図から第 3.2.4 図である。このうち，本格納容器破損モードの重大事故等対策の概略系統図は第 3.2.2 図及び第 3.2.3 図である。本格納容器破損モードに対応する手順及び必要な要員と作業項目は「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」と同じである。

3.5.2 格納容器破損防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法
本格納容器破損モードを評価する上で選定した評価事故シーケンスは，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，プラント損傷状
態を TQUV とし，事象進展が早く炉心損傷までの時間余裕の観点で厳しい過渡
事象を起因事象とし，逃がし安全弁再閉失敗を含まない「過渡事象＋高圧注
水失敗＋低圧注水失敗＋損傷炉心冷却失敗（＋デブリ冷却失敗）」である。ここで，逃がし安全弁再閉失敗を含まない事故シーケンスとした理由は，プラント損傷状態が TQUV であるため，事故対応に及ぼす逃がし安全弁再閉の成否の影響は小さいと考え，発生頻度の観点で大きい事故シーケンスを選定したためである。
また，「1.2.2.1(3)e. 溶融炉心・コンクリート相互作用」に示すとおり，
プラント損傷状態の選定では，LOCA と TQUV を比較し，LOCA の場合は原子炉格
納容器下部に原子炉冷却材が流入することで溶融炉心・コンクリート相互作用が緩和される可能性等を考慮し，より厳しいと考えられる TQUV を選定した。
なお，本評価事故シーケンスは，「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」及び「3.3 原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」において
3.5-3

有効性を評価したシーケンスと同様のシーケンスである。本格納容器破損モード及び「3.3 原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」ではプラント損傷状態を TQUV とし，「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」ではプラント損傷状態を TQUX としており，異なるプラント損傷状態を選定している。しかしながら，どちらのプラント損傷状態であっても原子炉水位が有効
燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達した時点で逃がし安全弁の手動開操作によって原子炉減圧する手順であり，原子炉減圧以降も，溶融炉心の挙動に従って一連の流れで生じる各格納容器破損モードを，定められた一連の手順に従って防止することとなる。このことから，これらの格納
容器破損モードについては同様のシーケンスで評価する。
本評価事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化，
気液分離（水位変化）・対向流，炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション，構造材との熱伝達，下部プレナムでの溶融炉心の熱伝達，原子炉
圧力容器破損，原子炉圧力容器内 FP 挙動，炉心損傷後の原子炉格納容器における原子炉格納容器下部床面での溶融炉心の拡がり，原子炉圧力容器外 FCI（溶融炉心細粒化），原子炉圧力容器外 FCI（デブリ粒子熱伝達），溶融炉心と原子炉格納容器下部プール水との伝熱，溶融炉心とコンクリートの伝熱並びにコンクリート分解及び非凝縮性ガス発生が重要現象となる。
よって，これらの現象を適切に評価することが可能であり，原子炉圧力容器内及び原子炉格納容器内の熱水力モデルを備え，かつ，炉心損傷後のシビ
アアクシデント特有の溶融炉心挙動に関するモデルを有するシビアアクシデ
ント総合解析コード MAAP により原子炉格納容器下部の床面及び壁面のコンク
リート侵食量等の過渡応答を求める。
また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，本評
3.5-4

価事故シーケンスにおける運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。

(2) 有効性評価の条件
本評価事故シーケンスの有効性評価の条件は，「3.2 高圧溶融物放出／格
納容器雰囲気直接加熱」の条件と同じである。原子炉格納容器下部の侵食量評価に対しては，コリウムシールドの外側の面積が小さい6号炉の床面積を用いた。また，初期条件の初期酸素濃度並びに事故条件の水素ガス及び酸素ガスの発生については，「3.4 水素燃焼」と同じである。

(3) 有効性評価の結果
本評価事故シーケンスにおける原子炉圧力及び原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移を第3.5.1及び第3.5.2図に，格納容器圧力，格納容器温度，
ドライウェル及びサプレッション・チェンバの気相濃度（ウェット条件，ドライ条件），サプレッション・チェンバ・プール水位，格納容器下部水位並
びに溶融炉心・コンクリート相互作用による原子炉格納容器下部床面及び壁面のコンクリート侵食量の推移を第3.5.3図から第3.5.11図に示す。
ａ．事象進展事象進展は「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」と同じである。

ｂ．評価項目等
溶融炉心落下前の原子炉格納容器下部への水張り及び溶融炉心落下後の原子炉格納容器下部への注水の継続によって，コンクリート侵食量は原子炉格納容器下部の床面で約 1cm，壁面で約 1cm に抑えられ，原子炉格納容器
3.5-5

下部の溶融炉心は適切に冷却される。
原子炉格納容器下部壁面のコンクリート侵食に対しては，コンクリート
侵食が内側鋼板及び厚さ約 1.64m のコンクリート部を貫通して外側鋼板まで到達しない限り，原子炉圧力容器の支持機能を維持できる。評価の結果，原子炉格納容器下部壁面のコンクリート侵食量は約 1cm に抑えられ，原子炉
圧力容器の支持機能を維持できる。
原子炉格納容器下部床面のコンクリート侵食に対しては，原子炉格納容器下部の床面以下のコンクリート厚さが約 7.1m であり，原子炉格納容器下部床面のコンクリート侵食量が約 1cm であるため，原子炉圧力容器の支持機能を維持できる。
また，溶融炉心・コンクリート相互作用による可燃性ガスの発生は，原子炉格納容器下部についてはコンクリートの侵食量が約 1cm であるため，約4kg の可燃性ガス及びその他の非凝縮性ガスが発生するが，ジルコニウム－
水反応によって約 1,400kg の水素ガスが発生することを考慮すると，溶融炉
心・コンクリート相互作用による可燃性ガス及びその他の非凝縮性ガスの発生が格納容器圧力に与える影響は小さい。このため，溶融炉心・コンク
リート相互作用による可燃性ガスの発生が格納容器圧力に与える影響は小さい。なお，原子炉格納容器下部への溶融炉心落下後の本評価における水素濃度は，ドライウェルにおいて最低値を示すが，ウェット条件で 12vol%
以上，ドライ条件で 34vol%以上となり，ドライ条件においては 13vol%を上回る。一方，酸素濃度は水の放射線分解によって徐々に上昇するものの，事象発生から 7 日後（168 時間後）においても酸素濃度はウェット条件で約2.1vol%，ドライ条件で約 2.6vol%であり，可燃限界である 5vol%を下回る。
溶融炉心・コンクリート相互作用によって，可燃性ガス及びその他の非凝縮性ガスが発生するが，ジルコニウム－水反応によって発生する水素ガス
3.5-6も考慮すると，原子炉格納容器内に存在する可燃性ガスとしては水素ガスが支配的であり，一酸化炭素の影響は無視できる。溶融炉心・コンクリー
ト相互作用では酸素ガスは発生しないため，溶融炉心・コンクリート相互作用により発生する可燃性ガス及びその他の非凝縮性ガスを考慮すること
は原子炉格納容器内の酸素濃度を下げる要因となり，上記の酸素濃度（ウェット条件で 2.1vol%，ドライ条件で 2.6vol%）以下になるものと考えられる。このため，原子炉格納容器内での可燃性ガスの燃焼が発生するおそれはない。
その後は，原子炉格納容器下部に崩壊熱相当の流量での格納容器下部注
水を継続して行うことで，安定状態を維持できる。
（添付資料 3.5.1）

本評価では，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(8)の評価項目について，原子炉格納容器下部床面及び壁面のコンクリート
侵食量※1 をパラメータとして対策の有効性を確認した。なお，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(4)及び(5)の評価項目の評
価結果については「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」及び「3.3 原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」にて評価項目を満足することを確認している。
※1 溶融炉心が適切に冷却されることについても，原子炉格納容器の構
造部材の支持機能が維持される範囲で原子炉格納容器下部床面及び壁面のコンクリートの侵食が停止することで確認した。
なお，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(6)の評価項目については「3.4 水素燃焼」において，(7)の評価項目については「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」に
3.5-7

おいて，それぞれ選定された評価事故シーケンスに対して対策の有効性を確認しているが，溶融炉心が原子炉格納容器下部に落下した場合について
は，本評価において，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(6)及び(7)の評価項目について対策の有効性を確認できる。

3.5.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操
作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価するものとする。
格納容器破損モード「溶融炉心・コンクリート相互作用」では，重大事故等対処設備を含む全ての原子炉注水機能が喪失して炉心損傷及び原子炉圧力容器の破損に至り，溶融炉心が原子炉格納容器下部へ落下してコンクリート
を侵食することが特徴である。
また，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，事象発生から 12 時間程
度までの短時間に期待する操作及び事象進展に有意な影響を与えると考えられる操作として，溶融炉心落下前の格納容器下部注水系（常設）による水張り操作及び溶融炉心落下後の原子炉格納容器下部への注水操作とする。
本評価事故シーケンスの有効性評価における現象の不確かさとしては，溶
融炉心の粒子化，溶融炉心の拡がり，デブリから水への熱伝達，コンクリー
ト種類が挙げられる。
本評価事故シーケンスの評価では，水による拡がり抑制に対して溶融炉心の拡がりを抑制した場合，及び，デブリ上面の性状に対して上面熱流束を変化させた場合の影響評価を実施する。なお，溶融炉心の粒子化の不確かさに対してエントレインメント係数を変化させた場合，コンクリート種類に対して壁方向と床方向の熱分配を変化させた場合の本格納容器破損モードに対す
3.5-8

る影響は小さいことを確認している。これらの影響評価に加え，溶融物がドライウェルサンプに流入した場合の影響を確認する観点で，溶融物の落下量
及び溶融物のポロシティを保守的に考慮した場合，及び，溶融炉心落下時の崩壊熱の影響を確認する観点から崩壊熱を変化させた場合の影響評価を実施する。
これらの影響評価の結果，運転員等操作時間に与える影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響として，原子炉圧力容器の支持機能を維持できることを確認している。
また，原子炉圧力容器下鏡部温度を監視し，300℃に到達した時点（事象発生から約 3.7 時間後）で原子炉格納容器下部への初期水張りを行い，原子炉格
納容器下部への溶融炉心の落下に対しては，原子炉格納容器下部の雰囲気温度，格納容器圧力等を監視することによって，原子炉圧力容器破損を認知し，原子炉格納容器下部への注水を行うといった徴候を捉えた対応によって，溶融炉心を確実に冷却できることを確認している。

(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
本評価事故シーケンスにおいて不確かさの影響評価を行う重要現象とは，「1.7 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すとおりであり，それらの不確かさの影響評価は以下のとおりである。

ａ．運転員等操作時間に与える影響
炉心における燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管変形の不確かさとして，炉心ヒートアップに関するモデ
ルは，TMI 事故についての再現性及び CORA 実験についての再現性を確認している。炉心ヒートアップの感度解析（ジルコニウム－水反応速度の3.5-9

係数についての感度解析）では，炉心溶融時間及び炉心下部プレナムへの溶融炉心移行の開始時間に対する感度は数分程度であり，影響は小さいことを確認している。本評価事故シーケンスでは，原子炉圧力容器下
鏡部温度が 300℃に到達した時点で原子炉格納容器下部への初期水張り操作，原子炉圧力容器破損時点で原子炉格納容器下部への注水操作を実施するが，炉心下部プレナムへの溶融炉心移行の開始時間の不確かさは小さく，炉心下部プレナムへ溶融炉心が移行した際の原子炉圧力容器下鏡部温度の上昇及び原子炉圧力容器破損時の格納容器圧力上昇は急峻であることから，原子炉圧力容器下鏡部温度及び原子炉圧力容器破損を操作開始の起点としている原子炉格納容器下部への初期水張り操作及び原子炉圧力容器破損時の原子炉格納容器下部への注水操作に係る運転員等操
作時間に与える影響は小さい。
炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）・対向流の不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）は，原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コード SAFER の評
価結果との比較により水位低下幅は解析コード MAAP の評価結果の方が保守的であるものの，その差異は小さいことを確認していることから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材との熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性を確認している。また，炉心ノード崩壊のパラメータを低下させた
感度解析により原子炉圧力容器破損時間に与える影響は小さいことを確認している。リロケーションの影響を受ける可能性がある操作としては，
原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達した時点での原子炉格納容器下部への初期水張り操作があるが，炉心下部プレナムへの溶融炉心移行の3.5-10開始時間の不確かさは小さく，炉心下部プレナムへ溶融炉心が移行した
際の原子炉圧力容器下鏡部温度の上昇は急峻であることから，原子炉圧
力容器下鏡部温度を操作開始の起点としている原子炉格納容器下部への初期水張り操作に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。原子炉
圧力容器の破損の影響を受ける可能性がある操作としては，溶融炉心落
下後の原子炉格納容器下部への注水操作があるが，原子炉圧力容器破損
時間の不確かさは小さいことから，原子炉圧力容器の破損を起点としている原子炉格納容器下部への注水操作に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における炉心下部プレナムでの溶融炉心の熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性を確認している。また，炉心下部プレナムと溶融炉心の熱伝達に関する感度解析により原子炉圧力容器破損時間に与える影響は小さいことを確認している。炉心下部プレナムでの溶融炉心の熱伝達の不確かさの影響を受ける可能性がある操作としては，原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達した時点での原子炉格納容器下部への初期水張り操作があるが，炉心下部プレナムでの溶融炉心の熱伝達の不確かさは小さいことから，原子炉圧力容器下鏡部温度を操作開始の起点としている原子炉格
納容器下部への初期水張り操作に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。原子炉圧力容器破損の影響を受ける可能性がある操作としては，
溶融炉心落下後の原子炉格納容器下部への注水操作があるが，原子炉圧
力容器破損時間の不確かさは小さいことから，原子炉圧力容器の破損を起点としている原子炉格納容器下部への注水操作に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器破損の不確かさ
3.5-11

として，制御棒駆動機構ハウジング溶接部の破損判定に用いる最大ひずみ（しきい値）に関する感度解析により最大ひずみを低下させた場合に原子炉圧力容器破損時間が早まることを確認しているが，原子炉圧力容器破損（事象発生から約 7 時間後）に対して，十数分早まる程度であり，原子炉格納容器下部への注水は中央制御室から速やかに実施可能な操作であることから，原子炉圧力容器破損を操作開始の起点としている原子炉格納容器下部への注水操作に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器内 FP 挙動の不確かさとして，核分裂生成物（FP）挙動モデルは PHEBUS-FP 実験解析により原子炉圧力容器内への FP 放出の開始時間を適切に再現できることを確認している。PHEBUS-FP 実験解析では，燃料被覆管破裂後の FP 放出について実験結果より急激な放出を示す結果が確認されたが，小規模体系の模擬性が原因と推測され，実機の大規模な体系においてこの種の不確かさは小さくなると推定される。本評価事故シーケンスでは，炉心損傷後の原子炉圧力容器内 FP 放出を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作に与える影響はない。
炉心損傷後の原子炉格納容器における溶融燃料－冷却材相互作用の不確かさとして，溶融炉心の細粒化モデルにおけるエントレインメント係
数，デブリ粒子径の感度解析により，原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用による圧力スパイクに与える影響は小さいことを確認している。本評価事故シーケンスでは，原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用による圧力スパイクを起点とした運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
炉心損傷後の原子炉格納容器における原子炉格納容器下部床面での溶
3.5-12

融炉心の拡がり及び溶融炉心と原子炉格納容器下部のプール水の伝熱の不確かさとして，エントレインメント係数，溶融炉心からのプール水への熱流束及び溶融プール－クラスト間の熱伝達係数がコンクリート侵食量に影響を与えることを確認している。本評価事故シーケンスでは，コンクリート侵食を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
炉心損傷後の原子炉格納容器における溶融炉心とコンクリート伝熱，コンクリート分解及び非凝縮性ガス発生の不確かさとして，実験解析によりコンクリート侵食量を適切に評価できることを確認している。本評
価事故シーケンスでは，コンクリート侵食を操作開始の起点としている
運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
（添付資料 3.5.2）

ｂ．評価項目となるパラメータに与える影響
炉心における燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管変形の不確かさとして，炉心ヒートアップに関するモデ
ルは，TMI 事故についての再現性及び CORA 実験についての再現性を確認している。炉心ヒートアップの感度解析（ジルコニウム－水反応速度の係数についての感度解析）では，炉心溶融時間及び炉心下部プレナムへの溶融炉心移行の開始時間に対する感度は数分程度であり，影響は小さいことを確認している。本評価事故シーケンスでは，原子炉圧力容器破損時点で原子炉格納容器下部に初期水張りが実施されていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）・対向流の不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）は，原子炉水位挙3.5-13

動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コード SAFER の評
価結果との比較により，水位低下幅は解析コード MAAP の評価結果の方が保守的であるものの，その差異は小さいことを確認している。また，原子炉圧力容器破損時点で原子炉格納容器下部に初期水張りが実施されていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材との熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性を確認している。また，炉心ノード崩壊のパラメータを低下させた
感度解析により，原子炉圧力容器破損時間に与える影響は小さいことを確認している。本評価事故シーケンスでは，原子炉圧力容器破損時点で原子炉格納容器下部に初期水張りが実施されていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における炉心下部プレナムでの溶融炉心の熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性を確認している。また，炉心下部プレナムと溶融炉心の熱伝達に関する感度解析により原子炉圧力容器破損時間に与える影響は小さいことを確認している。本評価事故シーケンスでは，原子炉圧力容器破損時
点で原子炉格納容器下部に初期水張りが実施されていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器破損の不確かさ
として，制御棒駆動機構ハウジング溶接部の破損判定に用いる最大ひずみ（しきい値）に関する感度解析により最大ひずみを低下させた場合に原子炉圧力容器破損時間が早まることを確認しているが，原子炉圧力容器破損（事象発生から約 7 時間後）に対して，早まる時間はわずかであり，破損時間がわずかに早まった場合においても，原子炉格納容器下部に初3.5-14

期水張りが実施されていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器内 FP 挙動の不確かさとして，原子炉圧力容器内 FP 挙動と溶融炉心・コンクリート相互作
用による侵食量に関連はないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
炉心損傷後の原子炉格納容器における溶融燃料－冷却材相互作用の不確かさとして，エントレインメント係数の感度解析により溶融炉心の細粒化割合がコンクリート侵食に与える感度は小さいことを確認していることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉格納容器における原子炉格納容器下部床面での溶融炉心の拡がりについて，溶融炉心の拡がりを抑制した場合を想定した
感度解析を実施した。評価の体系として，水中に落下した溶融炉心が初期水張り水深と同じ高さの円柱を形成し，円柱の上面から水によって除熱されるものとした。ただし，円柱の側面部分も水に接していることを想定し，上面からの除熱量は円柱上面の面積に側面の面積を加えた値とした。感度解析の結果，第 3.5.12 図に示すとおり，コンクリート侵食量
は原子炉格納容器下部の床面で約 1cm に抑えられ，原子炉圧力容器の支持機能を維持できる。また，溶融炉心と原子炉格納容器下部のプール水の伝熱の不確かさとして，エントレインメント係数，溶融炉心からのプー
ル水への熱流束及び溶融プール－クラスト間の熱伝達係数の感度解析を踏まえ，コンクリート侵食量について支配的な溶融炉心からのプール水への熱流束についての感度解析を実施した。感度解析の結果，第 3.5.13
図に示すとおり，コンクリート侵食量は原子炉格納容器下部の床面で約8cm，壁面で約 7cm に抑えられ，原子炉圧力容器の支持機能を維持できる。
3.5-15なお，本感度解析では，原子炉格納容器下部での溶融炉心・コンクリー
ト相互作用によって約 118kg の可燃性ガス及びその他の非凝縮性ガスが発生するが，本評価においてもジルコニウム－水反応によって約 1,400kg の水素ガスが発生することを考慮すると，溶融炉心・コンクリート相互作
用による可燃性ガス及びその他の非凝縮性ガスの発生が格納容器圧力に与える影響は小さい。溶融炉心・コンクリート相互作用による可燃性ガスの発生が，可燃性ガスの燃焼の可能性に及ぼす影響について，本評価における原子炉格納容器下部への溶融炉心落下後の原子炉格納容器内の水素濃度は，ドライウェルにおいて最低値を示すが，ウェット条件で12vol%以上，ドライ条件で 34vol%以上となり，ドライ条件においては13vol%を上回る。このことから，本感度解析において評価した，溶融炉
心・コンクリート相互作用に伴って発生する可燃性ガスの発生量を，本評価の結果に加えて気相濃度を評価しても，原子炉格納容器内での可燃性ガスの燃焼の可能性には影響しない。
なお，溶融炉心・コンクリート相互作用によって生じる約 118kg の気体の内訳は，可燃性ガスである水素ガスが約 93kg，一酸化炭素が約 25kg，
その他の非凝縮性ガスである二酸化炭素が 1kg 未満である。ジルコニウム－水反応によって発生する水素ガスも考慮すると，原子炉格納容器内に存在する可燃性ガスとしては水素ガスが支配的であり，一酸化炭素の影
響は無視できる。
一方，原子炉格納容器内の酸素濃度については，溶融炉心・コンクリ
ート相互作用では酸素ガスは発生しないため，溶融炉心・コンクリート
相互作用により発生する可燃性ガス及びその他の非凝縮性ガスを考慮す
ることは原子炉格納容器内の酸素濃度を下げる要因となる。このため，
本感度解析ケースの溶融炉心・コンクリート相互作用に伴って発生する
3.5-16

可燃性ガス及びその他の非凝縮性ガスの発生量を本評価の結果に加えて気相濃度を評価する場合，原子炉格納容器内の酸素濃度は「3.5.2(3)b.
評価項目等」にて示した酸素濃度（ウェット条件で 2.1vol%，ドライ条件
で 2.6vol%）以下になるものと考えられる。このため，原子炉格納容器内での可燃性ガスの燃焼が発生するおそれはない。
（添付資料 3.5.2，3.5.3）(2) 解析条件の不確かさの影響評価
ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は， 第3.2.2表に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件とした場合の影響を評価する。また，解析条件の設定に当たっては，評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなるような設定があることから，その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられる項目に関する影響評価の結果を以下に示す。

(a) 運転員等操作時間に与える影響
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度33GWd/tに対応したものとしており，その最確条件は平均的燃焼度約30GWd/tであり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなり，
原子炉圧力容器の破損に至るまでの事象進展は緩和されるが，操作手
順（原子炉圧力容器下鏡部温度に応じて原子炉格納容器下部への初期
水張り操作を実施すること及び溶融炉心落下後に原子炉格納容器下部への注水操作を開始すること）に変わりはないことから，運転員等操3.5-17

作時間に与える影響はない。
初期条件の溶融炉心からプールへの熱流束は，解析条件の800kW/m2相
当（圧力依存あり）に対して最確条件は800kW/m2相当（圧力依存あり）
であり，最確条件とした場合は，解析条件と同様であるため，事象進展に与える影響はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件のコンクリート以外の素材の扱いは，解析条件の内側鋼板，
外側鋼板，リブ鋼板及びベント管は考慮しないことに対して，最確条
件はコンクリート以外の素材を考慮することであり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，コンクリートより融点が高い内側鋼板，外側鋼板，リブ鋼板の耐熱の効果及びベント管の管内の水による除熱の効果により，溶融炉心・コンクリート相互作用によるコンクリート侵食が抑制されるが，コンクリート侵食量を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉圧力容器下部の構造物の扱いは，解析条件の原子炉格納容器下部に落下する溶融物とは扱わないことに対して，最確条
件は部分的な溶融が生じ，原子炉格納容器下部に落下する可能性があり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，溶融物の発熱密度が下がるため，溶融炉心・コンクリート相互作用によるコンク
リート侵食は抑制されるが，コンクリート侵食量を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉格納容器下部床面積は，解析条件の6号炉の原子炉格納容器下部の床面積に対して最確条件は各号炉の設計に応じた設定
3.5-18

であり，本解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，原子炉格納容器下部の床面積が広くなることで溶融炉心が冷却されやすくなるため，溶融炉心・コンクリート相互作用によるコンクリート侵食が抑制されるが，コンクリート侵食量を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積（ウェットウェル）の空間部及び液相部，サプレッション・チェンバ・プ
ール水位，格納容器圧力及び格納容器温度は，解析条件の不確かさとして，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，事象進展に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
事故条件の起因事象は，原子炉圧力容器への給水はできないものとして給水流量の全喪失を設定しているが，起因事象の違いによって操作手順（原子炉圧力容器下鏡部温度に応じて原子炉格納容器下部への初期水張り操作を実施すること及び原子炉圧力容器破損後に原子炉格
納容器下部への注水操作を開始すること）に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
（添付資料3.5.2）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度33GWd/tに対応したものとしており，その最確条件は平均的燃焼度約30GWd/tであり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，溶融炉心の持つエネルギが小
さくなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
3.5-19初期条件の溶融炉心からのプール水への熱流束は，解析条件の800kW/m2相当（圧力依存あり）に対して最確条件は800kW/m2相当（圧力依存あり）であり，最確条件とした場合は，解析条件と同様であるた
め，事象進展に影響はないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。コンクリート侵食量に対しては，実験で確認されている侵食面における侵食の不均一性等の影響を確認する観点から，コンクリート侵食量への影響が最も大きい溶融炉心からプール水への熱流束について，感度解析を実施した。感度解析の結果，第3.5.13図に示すとおり，コンクリート侵食量は原子炉格納容器下部の床面で約8cm，壁面で約7cmに抑えられることから，原子炉圧力容器の支持機能を維持できる。なお，本感度解析では，原子炉格納容器下部での溶融炉心・コンクリート相互作用によって約118kgの可燃性ガス及びその他の非凝縮性ガスが発生するが，本評価においてもジルコニウム－水反応によって約1,400kgの水素ガスが発生することを考慮すると，溶融炉心・コンクリート相互作用による可燃性ガス及びその他の非凝縮性ガスの発生が格納容器圧力に与える影響は小さい。
溶融炉心・コンクリート相互作用による可燃性ガスの発生が，可燃性ガスの燃焼の可能性に及ぼす影響について，本評価における原子炉
格納容器下部への溶融炉心落下後の原子炉格納容器内の水素濃度は，ドライウェルにおいて最低値を示すが，ウェット条件で12vol%以上，
ドライ条件で34vol%以上となり，ドライ条件においては13vol%を上回る。このことから，溶融炉心・コンクリート相互作用によって発生する可燃性ガスの発生量について，感度解析の結果を本評価の結果に加えて原子炉格納容器内の気相濃度を評価しても，原子炉格納容器内での可燃性ガスの燃焼の可能性には影響しない。なお，溶融炉心・コン
3.5-20クリート相互作用によって生じる約118kgの気体の内訳は，可燃性ガスである水素ガスが約93kg，一酸化炭素が約25kg，その他の非凝縮性ガスである二酸化炭素が1kg未満である。ジルコニウム－水反応によって発生する水素ガスも考慮すると，原子炉格納容器内に存在する可燃性ガスとしては水素ガスが支配的であり，一酸化炭素の影響は無視できる。
一方，原子炉格納容器内の酸素濃度については，溶融炉心・コンク
リート相互作用では酸素ガスは発生しないため，溶融炉心・コンクリ
ート相互作用により発生する可燃性ガス及びその他の非凝縮性ガスを考慮することは原子炉格納容器内の酸素濃度を下げる要因となる。このため，本感度解析の溶融炉心・コンクリート相互作用によって発生する可燃性ガス及びその他の非凝縮性ガスの発生量を，本評価の結果に加えて気相濃度を評価する場合，原子炉格納容器内の酸素濃度は「3.5.2(3)b. 評価項目等」にて示した酸素濃度（ ウェット条件で2.1vol%，ドライ条件で2.6vol%）以下となる。このため，原子炉格納容器内での可燃性ガスの燃焼が発生するおそれはない。
初期条件のコンクリート以外の素材の扱いは，解析条件の内側鋼板，
外側鋼板，リブ鋼板及びベント管は考慮しないことに対して最確条件
はコンクリート以外の素材を考慮することであり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，コンクリートより融点が高い内側
鋼板，外側鋼板，リブ鋼板の耐熱の効果及びベント管の管内の水による除熱の効果により，溶融炉心・コンクリート相互作用によるコンク
リート侵食が抑制されることから，評価項目となるパラメータに対す
る余裕は大きくなる。
初期条件の原子炉圧力容器下部の構造物の扱いは，解析条件の原子3.5-21

炉格納容器下部に落下する溶融物とは扱わないことに対して最確条件
は部分的な溶融が生じ，原子炉格納容器下部に落下する可能性があり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，溶融物の発熱密度が下がるため，溶融炉心・コンクリート相互作用によるコンクリー
ト侵食が抑制されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。コンクリート侵食量に対しては，溶融物のコリウムシールド内側への流入を考慮し，ドライウェルサンプに流入した場合の影響を確認する観点で，溶融物の落下量及び溶融物のポロシティを保守的に考慮した場合についての感度解析を実施した。その結果，第3.5.14図に示すとおり，ドライウェルサンプのコンクリート侵食量は，床面で約9cm，壁面で約9cmに抑えられることから，原子炉圧力容器の支持機能及び原子炉格納容器バウンダリ機能を維持できることを確認した。
初期条件の原子炉格納容器下部床面積は，解析条件の6号炉の原子炉格納容器下部の床面積に対して最確条件は各号炉の設計に応じた設定であり，本解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，原子炉格納容器下部の床面積が広くなることで溶融炉心・コンクリート相
互作用によるコンクリート侵食が抑制されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積（ウェットウェル）の空間部及び液相部，サプレッション・チェンバ・プ
ール水位，格納容器圧力及び格納容器温度は，解析条件の不確かさとして，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，事象進展に与える影響は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影
響は小さい。
3.5-22

事故条件について，溶融炉心・コンクリート相互作用によるコンク
リート侵食量を評価するにあたり，溶融炉心落下時の崩壊熱の影響を確認する観点から感度解析を実施した。感度解析は，起因事象の不確
かさを保守的に考慮するため，溶融炉心の崩壊熱をベースケースから変更し，事象発生から6時間後の値とした。これは，事故シーケンスを「大破断LOCA+ECCS注水機能喪失」とし，本評価事故シーケンスの解析
条件と同様，電源の有無に係らず重大事故等対処設備による原子炉注
水機能についても使用できないものと仮定する場合，原子炉水位の低下が早く，原子炉圧力容器破損までの時間が約6.4時間となることを考慮し保守的に設定した値である。
その結果，第3.5.15図に示すとおり，コンクリート侵食量は床面で約3cm，壁面では約3cmに抑えられ，原子炉圧力容器の支持機能を維持できる。また，コンクリート侵食量が僅かであることから，本評価における溶融炉心・コンクリート相互作用による可燃性ガスの発生量は原子炉格納容器内の気相濃度に影響を与えない。このため，溶融炉
心・コンクリート相互作用による可燃性ガスの蓄積及び燃焼による格
納容器圧力への影響は無く，原子炉格納容器内の気体組成の推移は「3.5.2(3)b 評価項目等」と同じとなる。なお，本評価における原子炉格納容器下部への溶融炉心落下後の水素濃度は，ドライウェルにおい て 最 低 値 を 示 す が ， ウ ェ ッ ト 条 件 で 12vol% 以 上 ， ド ラ イ 条 件 で34vol%以上となり，ドライ条件においては13vol%を上回る。一方，酸素濃度はウェット条件で2.1vol%以下，ドライ条件で2.6vol%以下であり，可燃限界である5vol%を下回ることから，原子炉格納容器内での可燃性ガスの燃焼が発生するおそれはない。
（添付資料3.5.2，3.5.3）
3.5-23

ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作の不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の6要因に分類し，これらの要因が運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転員等操作時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価し，評価結果を以下に示す。

(a) 運転員等操作時間に与える影響
操作条件の溶融炉心落下前の格納容器下部注水系（常設）による水張り操作は，解析上の操作時間として原子炉圧力容器下鏡 部温度が300℃に到達した時点を設定している。運転員等操作時間に与える影響
として，原子炉圧力容器下鏡部温度が300℃に到達するまでに事象発生から約3.7時間の時間余裕があり，また，原子炉格納容器下部の水張り
操作は原子炉圧力容器下鏡部温度を監視しながら溶融炉心の炉心下部
プレナムへの移行を判断し，水張り操作を実施するため，実態の操作
開始時間は解析上の設定とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影
響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響も小さい。当該
操作は，解析コード及び解析条件（操作条件を除く）の不確かさにより操作開始時間は遅れる可能性があるが，中央制御室の運転員とは別に現場操作を行う運転員（現場）を配置しており，また，他の並列操作を加味して操作の所要時間を算定していることから，他の操作に与える影響はない。
操作条件の格納容器下部注水系（常設）による溶融炉心落下後の原子炉格納容器下部への注水操作は，解析上の操作時間として原子炉圧
3.5-24

力容器破損後（事象発生から約7時間後）を設定している。運転員等操
作時間に与える影響として，原子炉圧力容器破損までに事象発生から約7.0時間の時間余裕があり，また，溶融炉心落下後に格納容器下部注水が行われなかった場合でも，溶融炉心落下前に張られた水が蒸発するまでには約0.8時間の時間余裕がある。溶融炉心落下後の原子炉格納容器下部への注水操作は原子炉圧力，格納容器下部空間部温度及び格
納容器圧力の傾向を監視しながら原子炉圧力容器破損を判断して実施することとしており，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であるため，操作開始時間に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響も小さい。
（添付資料3.5.2）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の溶融炉心落下前の格納容器下部注水系（常設）による水張り操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始
時間は解析上の設定とほぼ同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
操作条件の溶融炉心落下後の原子炉格納容器下部への格納容器下部
注水系（常設）による注水操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
（添付資料3.5.2）(3) 操作時間余裕の把握
操作開始時間の遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目とな
3.5-25

るパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認し，その結果を以下に示す。
操作条件の溶融炉心落下前の格納容器下部注水系（常設）による水張り操
作については，原子炉圧力容器下鏡部温度が300℃に到達するまでの時間は事象発生から約3.7時間あり，原子炉格納容器下部への注水操作は原子炉圧力容
器下鏡部温度の上昇傾向を監視しながらあらかじめ準備が可能である。また，
原子炉圧力容器下鏡部温度300℃到達時点での中央制御室における原子炉格納容器下部への注水操作の操作時間は約5分間である。溶融炉心落下前の格納容器下部注水系（常設）による水張りは約2時間で完了することから，水張りを事象発生から約3.7時間後に開始すると，事象発生から約5.7時間後に水張りが完了する。事象発生から約5.7時間後の水張りの完了から，事象発生から約7.0時間後の原子炉圧力容器破損までの時間を考慮すると，原子炉格納容器下部への注水操作は操作遅れに対して1時間程度の時間余裕がある。
操作条件の溶融炉心落下後の原子炉格納容器下部への格納容器下部注水系（常設）による注水操作については，原子炉圧力容器破損までの時間は事象発生から約7.0時間あり，また，溶融炉心落下後に格納容器下部注水が行われなかった場合でも，溶融炉心落下前に張られた水が溶融炉心の崩壊熱及びジ
ルコニウム－水反応による発熱により蒸発するまでには約0.8時間の時間余裕がある。
（添付資料3.5.2）(4) まとめ
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操
作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認した。その結果，解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等
3.5-26

操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。このほか，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間には時間余裕がある。

3.5.4 必要な要員及び資源の評価
本評価事故シーケンスは，「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」と同じであることから，必要な要員及び資源の評価は「3.2.4 必要な要員及び資源の評価」と同じである。

3.5.5 結論
格納容器破損モード「溶融炉心・コンクリート相互作用」では，運転時の異常な過渡変化，原子炉冷却材喪失事故（LOCA）又は全交流動力電源喪失が発生するとともに，非常用炉心冷却系等の安全機能の喪失が重畳する。このため，原子炉圧力容器内の溶融炉心が原子炉格納容器内へ流れ出し，溶融炉
心からの崩壊熱や化学反応によって，原子炉格納容器下部のコンクリートが侵食され，原子炉格納容器の構造部材の支持機能を喪失し，原子炉格納容器の破損に至ることが特徴である。格納容器破損モード「溶融炉心・コンクリ
ート相互作用」に対する格納容器破損防止対策としては，格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部注水手段を整備している。また，原子炉格納容器下部にコリウムシールドを設置している。
格納容器破損モード「溶融炉心・コンクリート相互作用」の評価事故シーケンス「過渡事象＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗＋損傷炉心冷却失敗（＋デブリ冷却失敗）」について，有効性評価を行った。
上記の場合においても，格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部注水を実施することにより，溶融炉心の冷却が可能である。その結果，溶融3.5-27

炉心・コンクリート相互作用によってコンクリート侵食量は原子炉格納容器
下部の床面で約1cm，壁面で約1cmに抑えられ，原子炉圧力容器の支持機能を維持できる。また，安定状態を維持できる。
（添付資料3.5.1）
解析コード及び解析条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操作時間に与える影響及び評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
重大事故等対策時に必要な要員は，運転員及び緊急時対策要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
以上のことから，格納容器下部注水系（常設）による原子炉格納容器下部への注水等の格納容器破損防止対策は，選定した評価事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，格納容器破損モード「溶融炉心・コンクリー
ト相互作用」に対して有効である。

3.5-28

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

原
子
炉
圧
力

逃がし安全弁開閉による原
子炉圧力制御炉心下部プレナムへの溶融炉心移行による原子炉圧力上昇
約 2.6MPa[gage]（約 3.4 時間後）
原子炉圧力容器破損直前（約 0.3MPa[gage]）（MPa[gage]）
2.0MPa[gage]

事故後の時間（h）

第 3.5.1 図

原子炉圧力の推移

逃がし安全弁からの蒸気放出により原子炉水位が低下

原
子
炉
水
位

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

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

原子炉圧力容器破損により炉心下部プレナムの全溶融炉心が原子炉格納容器下部に落下
溶融炉心の状態変化により見かけ上の原子炉水位が上昇している
有効燃料棒頂部（m）

有効燃料棒底部

シュラウド内水位

炉心下部プレナムへの溶融炉心移行に伴って炉心下部プレナム水が蒸発し原子炉水位が低下

シュラウド外水位
炉心下部プレナム水位

事故後の時間（h）

第 3.5.2 図

原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移

3.5-29

格納容器スプレイ等による格納容器圧力抑制
代替循環冷却系（格納容器スプレイ及び格納容器下部注水）開始までの最大圧力 約 0.56MPa[gage]（約 8.4 時間後）
原子炉格納容器の限界圧力 0.62MPa[gage]
最大圧力 約 0.56MPa[gage]（約 28 時間後）

格
納
容
器
圧
力
（MPa[gage]）

代替循環冷却系（格納容器スプレイ及び格納容器下部注水）による格納容器圧力低下

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

サプレッション・チェンバの減圧
沸騰に伴う格納容器圧力の上昇

原子炉圧力容器破損及び原子炉格納容器下部へのデブリ落下による格納容器圧力上昇

ドライウェル

逃がし安全弁 2 個の開放により格納容器圧力上昇

サプレッション・チェンバ

事故後の時間（h）

第 3.5.3 図

格納容器圧力の推移

格納容器スプレイ等による格納容器温度抑制

格
納
容
器
温
度
（℃）

代替循環冷却系（格納容器スプレイ及び格納容器下部注水）開始までの最高温度 約 152℃（約 20.5 時間後）
代替循環冷却系（格納容器スプレイ及び格納容器下部注水）による格納容器温度低下
原子炉格納容器の限界温度 200℃
最高温度 約 169℃（約 60 時間後）

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

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

事故後の時間（h）

第 3.5.4 図

格納容器温度の推移

3.5-30

ド
ラ
イ
ウ
ェ
ル
の
気
相
濃
度

原子炉圧力容器破損及び原子炉格納容器下部への溶融炉心の落下に伴い生じる水蒸気によって水蒸気の濃度が上昇

窒素ガス

酸素
酸素ガス
窒素
窒素ガス
水蒸気 水蒸気

炉心損傷により水素ガスが原子炉圧力容器からサプ
レッション・チェンバに流れ込み，真空破壊装置を介してドライウェル内に流入し，水素濃度が上昇

二酸化炭素
二酸化炭素
一酸化炭素
一酸化炭素
可燃限界

水素ガス

水蒸気

原子炉格納容器下部への溶融炉心落下後の水素濃度の最低値約 12vol%（約 8.4 時間後）
酸素ガス

（vol%）

酸素可燃限界（5vol%）

事故後の時間（h）

第 3.5.5 図

サ
プ
レ
ッ
シ
ョ
ン
・
チ
ェ
ン
バ
の
気
相
濃
度

水素
水素ガス

窒素ガス

二酸化炭素，一酸化炭素※※ 溶融炉心・コンクリート
相互作用による発生を考慮。

ドライウェルの気相濃度の推移（ウェット条件）

炉心損傷により水素ガスが原子炉圧力容器からサプレッション・チェンバに流れ込むため，水素濃度が上昇

水素
水素ガス
酸素
酸素ガス
窒素
窒素ガス

原子炉圧力容器破損及び原子炉格納容器下部への溶融炉心の落下に伴い生じる水蒸気によって水蒸気の濃度が上昇
水素ガス

水蒸気
水蒸気
二酸化炭素
二酸化炭素
一酸化炭素
一酸化炭素
可燃限界

水蒸気

酸素ガス

酸素可燃限界（5vol%）二酸化炭素，一酸化炭素※（vol%）
事故後の時間（h）

第 3.5.6 図※ 溶融炉心・コンクリート
相互作用による発生を考慮。

サプレッション・チェンバの気相濃度の推移（ウェット条件）

3.5-31

水素ガス
水素

ド
ラ
イ
ウ
ェ
ル
の
気
相
濃
度

酸素ガス
酸素
窒素ガス
窒素

窒素ガス

二酸化炭素
二酸化炭素
一酸化炭素
一酸化炭素
可燃限界

水素ガス

原子炉格納容器下部への溶融炉心落下後の水素濃度の最低値約 34vol%（約 7 時間後）
酸素ガス

（vol%）

酸素可燃限界（5vol%）

事故後の時間（h）

第 3.5.7 図

サ
プ
レ
ッ
シ
ョ
ン
・
チ
ェ
ン
バ
の
気
相
濃
度

二酸化炭素，一酸化炭素※※ 溶融炉心・コンクリート
相互作用による発生を考慮。

ドライウェルの気相濃度の推移（ドライ条件）

水素ガス

水素ガス水素
酸素ガス酸素
窒素ガス窒素
二酸化炭素
二酸化炭素

窒素ガス

一酸化炭素
一酸化炭素
可燃限界

酸素ガス

酸素可燃限界（5vol%）二酸化炭素，一酸化炭素※（vol%）
事故後の時間（h）

第 3.5.8 図※ 溶融炉心・コンクリート
相互作用による発生を考慮。

サプレッション・チェンバの気相濃度の推移（ドライ条件）

3.5-32

サ
プ
レ
ッ
シ
ョ
ン
・
チ
ェ
ン
バ
・
プ
ー
ル
水
位

ベントライン（約 17m）

真空破壊装置（約 14m）

サプレッション・チェンバの減圧沸騰に伴う水位の低下

代替循環冷却系（格納容器スプレイ及び格納容器下部注水）への系統構成切替に伴い水位の上昇が停止

原子炉圧力容器からの蒸気の流入及び格納容器スプレ
イによる原子炉冷却材の流入による水位の上昇

リターンライン（約 8.6m）
通常運転水位（約 7.05m）※（m）

事故後の時間（h）

第 3.5.9 図

格
納
容
器
下
部
水
位
※
（m）

※ サプレッション・チェンバ
床面を 0m とした。

サプレッション・チェンバ・プール水位の推移

格納容器下部水位2m で注水停止
格納容器スプレイ等による格納容器
圧力抑制に伴う水位変動

原子炉圧力
容器破損

ドライウェル及びサプレッション・チェ
ンバの差圧が縮小し，サプレッション・
チェンバ・プール水位と格納容器下部水位がほぼ等しくなる

代替循環冷却系（格納容器スプレイ及び格納容器
下部注水）開始に伴いドライウェル及びサプレッ
ション・チェンバの差圧が拡がり，リターンライ
ンからサプレッション・チェンバに原子炉冷却材が流入

事故後の時間（h）

第 3.5.10 図※ 格納容器下部床面を 0m とした。
格納容器下部床面はサプレッション・
チェンバ床面より約 1.6m 高い

格納容器下部水位の推移

3.5-33

溶
融
炉
心
に
よ
る
コ
ン
ク
リ
ー
ト

侵
食
量

原子炉格納容器下部床面
原子炉格納容器下部壁面

原子炉格納容器下部床面及び壁面の侵食量（0.01m）（m）
原子炉圧力容器破損後からの時間（h）

第 3.5.11 図

溶
融
炉
心
に
よ
る
コ
ン
ク
リ
ー
ト

侵
食
量

原子炉格納容器下部床面及び壁面のコンクリート侵食量の推移

原子炉格納容器下部床面
原子炉格納容器下部壁面

溶融炉心がコンクリートを取り込み，溶融炉心とコンクリートの混合物の温度がコンクリートの融点を下回り，溶融炉心・コンクリート相互作用が停止する。

原子炉格納容器下部床面及び壁面の侵食量（約 0.01m）（m）
原子炉圧力容器破損後からの時間（h）

第 3.5.12 図

原子炉格納容器下部床面及び壁面のコンクリート侵食量の推移（溶融炉心の拡がりを抑制した場合）

3.5-34

溶
融
炉
心
に
よ
る
コ
ン
ク
リ
ー
ト

侵
食
量
（m）

原子炉格納容器下部床面
原子炉格納容器下部壁面

溶融炉心がコンクリートを取り込み，溶融炉心とコンクリートの混合物の温度がコンクリートの融点を下回り，溶融炉心・コンクリート相互作用によるコンクリートの侵食が停止する。
原子炉格納容器下部床面の侵食量（約 0.08m）

原子炉格納容器下部壁面の侵食量（約 0.07m）

原子炉圧力容器破損後からの時間（h）

第 3.5.13 図

溶
融
炉
心
に
よ
る
量コ
ン
ク
リ
ー
ト
侵
食
（m）

原子炉格納容器下部床面及び壁面のコンクリート侵食量の推移（溶融炉心からプール水への熱流束を保守的に考慮する場合）

ドライウェルサンプ床面
ドライウェルサンプ壁面

溶融炉心がコンクリートを取り込み，溶融炉心とコンクリートの混合物の温度がコンクリートの融点を下回り，溶融炉心・コンクリート相互作用によるコンクリートの侵食が停止する。
ドライウェルサンプ床面及び壁面の侵食量（約 0.09m）

原子炉圧力容器破損後からの時間（h）
第3.5.14図

原子炉格納容器下部床面及び壁面のコンクリート侵食量の推移（溶融物の落下量及び溶融物のポロシティを保守的に考慮する
場合）

3.5-35

溶
融
炉
心
に
よ
る
コ
ン
ク
リ
ー
ト

侵
食
量

原子炉格納容器下部床面
原子炉格納容器下部壁面

溶融炉心がコンクリートを取り込み，溶融炉心とコンクリートの混合物の温度がコンクリートの融点を下回り，溶融炉心・コンクリート相互作用によるコンクリートの侵食が停止する。
原子炉格納容器下部床面及び壁面の侵食量（約 0.03m）（m）

原子炉圧力容器破損後からの時間（h）

第 3.5.15 図

原子炉格納容器下部床面及び壁面のコンクリート侵食量の推移（溶融炉心の崩壊熱を保守的に考慮する場合）

3.5-36

添付資料 3.5.1
安定状態について
溶融炉心・コンクリート相互作用時の安定状態については以下のとおり。
原子炉格納容器安定状態：溶融炉心・コンクリート相互作用による原子炉格納容器下部床面及び壁面の侵食が停止し，侵食の停止を継続するための設備がその後も機能維持できると判断され，かつ，必要な要員の不
足や資源の枯渇等のあらかじめ想定される事象悪化のおそれがない場合，安定状態が確立されたものとする。
【安定状態の確立について】
原子炉格納容器安定状態の確立について
格納容器下部注水系（常設）による原子炉格納容器下部への崩壊熱相当量の注水を継続することにより，溶融炉心・コンクリート相互作用による原子炉格納容器下部床面及び壁面の侵食の停止を維持でき，原子炉格納容器安定状態が確立される。
また，重大事故等対策時に必要な要員は確保可能であり，また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
【安定状態の維持について】
代替循環冷却系を用いて又は残留熱除去系機能を復旧して除熱を行うことにより，安定状態後の更なる除熱が可能となる。
安定状態後の措置に関する具体的な要件は以下のとおり。
① 原子炉格納容器除熱機能として代替循環冷却系の使用又は残留熱除去系の復旧による冷却への移行② 原子炉格納容器内の水素・酸素濃度の制御を目的とした可燃性ガス濃度制御系の復旧
及び原子炉格納容器内への窒素ガス封入（パージ）③ 上記の安全機能の維持に必要な電源（外部電源），冷却水系等の復旧④ 長期的に維持される原子炉格納容器の状態（温度・圧力）に対し，適切な地震力に対する原子炉格納容器の頑健性の確保（添付資料 2.1.1 別紙 1）

添 3.5.1-1

解析コード及び解析条件の不確かさの影響について（溶融炉心・コンクリート相互作用）表1

添付資料 3.5.2

解析コードにおける重要現象の不確かさが運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（溶融炉心・コンクリート相互作用）（1/3）

【MAAP】
分類

重要現象

崩壊熱

解析モデル
炉心モデル（原子炉出力及び崩壊熱）

不確かさ

入力値に含まれる。

運転員等操作時間に与える影響

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

評価項目となるパラメータに与える影響」にて確認。

TMI 事故解析における炉心ヒートアップ時の水素ガス
燃料棒内温度変化

燃料棒表面熱伝達

燃料被覆管酸化発生，炉心領域での溶融進展状態について，TMI 事故

炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現性及び CORA 実験につい分析結果と一致することを確認した。

ての再現性を確認している。炉心ヒートアップの感度解析（ジルコニウム－水反応速

CORA 実験解析における，燃料被覆管，制御棒及びチャ度の係数についての感度解析）では，炉心溶融時間及び炉心下部プレナムへの溶融炉

ンネルボックスの温度変化について，測定データと良心移行の開始時間に対する感度は数分程度であり，影響は小さいことを確認している。

炉心モデル（炉心熱水力

く一致することを確認した。

本評価事故シーケンスでは，原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達した時点で原モデル）

炉心ヒートアップ速度の増加（被覆管酸化の促進）を

子炉格納容器下部への初期水張り操作，原子炉圧力容器破損時点で原子炉格納容器下

溶融炉心の挙動モデル

想定し，仮想的な厳しい振り幅ではあるが，ジルコニ

部への注水操作を実施するが，炉心下部プレナムへの溶融炉心移行の開始時間の不確（炉心ヒートアップ）

ウム-水反応速度の係数を 2 倍とした感度解析によりかさは小さく，炉心下部プレナムへ溶融炉心が移行した際の原子炉圧力容器下鏡部温影響を確認した。

度の上昇及び原子炉圧力容器破損時の原子炉格納容器圧力上昇は急峻であることか・TQUV，大破断 LOCA シーケンスともに，炉心溶融の開ら，原子炉圧力容器下鏡部温度及び原子炉圧力容器破損を操作開始の起点としている

炉
心始時刻への影響は小さい。
・炉心下部プレナムへの溶融炉心移行の開始時刻は，燃料被覆管変形

原子炉格納容器下部への初期水張り操作及び原子炉圧力容器破損時の原子炉格納容器

炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現性及び CORA 実験についての再現性を確認している。
炉心ヒートアップの感度解析（ジルコニウム－水反応速度の係数についての感度解析）では，炉心溶融時間及び炉心下部プレナムへの溶融炉心移行の開始時間に対する感度は数分程度であり，影響は小さいことを確認している。
本評価事故シーケンスでは，原子炉圧力容器破損時点で原子炉格納容器下部に初期水張りが実施されていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

下部への注水操作に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。

ほぼ変化しない。

TQUX シーケンス及び中小破断 LOCA シーケンスに対し炉心モデル（炉心水位計
算モデル）
気液分離（水位変化）・対向流原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻て，MAAP コードと SAFER コードの比較を行い，以下の沸騰・ボイド率変化

傾向を確認した。

原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コード SAFER の・MAAP コードでは SAFER コードで考慮している CCFL

評価結果との比較により水位低下幅は解析コード MAAP の評価結果の方が保守的であを取り扱っていないこと等から，水位変化に差異がるものの，その差異は小さいことを確認していることから，運転員等操作時間に与え生じたものの水位低下幅は MAAP コードの方が保守る影響は小さい。

的であり，その後の注水操作による有効燃料棒頂部である解析コード SAFER の評価結果との比較により水位低下幅は解析コード MAAP の評価結果の方が保守的であるものの，その差異は小さいことを確認している。また，原子炉圧力容器破損時点で原子炉格納容器下部に初期水張りが実施されていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

までの水位回復時刻は両コードで同等である。

添 3.5.2-1

表1

解析コードにおける重要現象の不確かさが運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（溶融炉心・コンクリート相互作用）（2/3）

【MAAP】
分類

重要現象

解析モデル

不確かさ

運転員等操作時間に与える影響

評価項目となるパラメータに与える影響

溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性を確認している。また，炉心ノード崩壊のパラメータを低下させた感度解析により原子炉圧力容器破損時間に与える影響は小さいことを確認している。
リロケーション

・TMI 事故解析における炉心領域での溶融進展状態に リロケーションの影響を受ける可能性がある操作としては，原子炉圧力容器下鏡
ついて，TMI 事故分析結果と一致することを確認した 部温度が 300℃に到達した時点での原子炉格納容器下部への初期水張り操作があ・リロケーションの進展が早まることを想定し，炉心 るが，炉心下部プレナムへの溶融炉心移行の開始時間の不確かさは小さく，炉心
溶融炉心の挙動モデル

ノード崩壊のパラメータを低下させた感度解析によ 下部プレナムへ溶融炉心が移行した際の原子炉圧力容器下鏡部温度の上昇は急峻（リロケーション）

り影響を確認した。

であることから，原子炉圧力容器下鏡部温度を操作開始の起点としている原子炉

・TQUV，大破断 LOCA シーケンスともに，炉心溶融時刻， 格納容器下部への初期水張り操作に係る運転員等操作時間に与える影響は小さ
原子炉圧力容器破損時刻への影響が小さいことを確 い。
構造材との熱伝達

認した。

原子炉圧力容器破損の影響を受ける可能性がある操作としては，溶融炉心落下後

溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性を確認している。また，炉心ノード崩壊のパラメータを低下させた感度解析により原子炉圧力容器破損時間に与える影響は小さいことを確認している。
本評価事故シーケンスでは，原子炉圧力容器破損時点で原子炉格納容器下部に初期水張りが実施されていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

の原子炉格納容器下部への注水操作があるが，原子炉圧力容器破損時間の不確かさは小さいことから，原子炉圧力容器破損を起点としている原子炉格納容器下部への注水操作に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。
溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性を確認している。また，炉心下部プレナムと溶融炉心の熱伝達に関する感度解析により原子炉圧力容器破損時

原
子
炉
圧
力
容
器
（
炉
心
損
傷
後
）

間に与える影響は小さいことを確認している。
・TMI 事故解析における下部プレナムの温度挙動につ 炉心下部プレナムでの溶融炉心の熱伝達の不確かさの影響を受ける可能性がある 溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性を確認していいて，TMI 事故分析結果と一致することを確認した。 操作としては，原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達した時点での原子炉格 る。また，炉心下部プレナムと溶融炉心の熱伝達に関する感度解析
下部プレナムでの溶
融炉心の熱伝達

溶融炉心の挙動モデル

・下部プレナム内の溶融炉心と上面水プールとの間の 納容器下部への初期水張り操作があるが，炉心下部プレナムでの溶融炉心の熱伝 により原子炉圧力容器破損時間に与える影響は小さいことを確認（下部プレナムでの溶融

限界熱流束，下部プレナムギャップ除熱量に係る係 達の不確かさは小さいことから，原子炉圧力容器下鏡部温度を操作開始の起点と している。

炉心挙動）数に対する感度解析を行い，原子炉圧力容器破損時 している原子炉格納容器下部への初期水張り操作に係る運転員等操作時間に与え 本評価事故シーケンスでは，原子炉圧力容器破損時点で原子炉格納刻等の事象進展に対する影響が小さいことを確認し る影響は小さい。
た。

容器下部に初期水張りが実施されていることから，評価項目となる

原子炉圧力容器破損の影響を受ける可能性がある操作としては，溶融炉心落下後 パラメータに与える影響は小さい。
の原子炉格納容器下部への注水操作があるが，原子炉圧力容器破損時間の不確かさは小さいことから，原子炉圧力容器破損を起点としている原子炉格納容器下部への注水操作に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。

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

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

制御棒駆動機構ハウジング溶接部の破損判定に用いる最大ひずみ（しきい値）に 制御棒駆動機構ハウジング溶接部の破損判定に用いる最大ひずみ
関する感度解析により最大ひずみを低下させた場合に原子炉圧力容器破損時間が （しきい値）に関する感度解析により最大ひずみを低下させた場合早まることを確認しているが，原子炉圧力容器破損（事象発生から約 7 時間後） に原子炉圧力容器破損時間が早まることを確認しているが，原子炉に対して，十数分早まる程度であり，原子炉格納容器下部への注水は中央制御室 圧力容器破損（事象発生から約 7 時間後）に対して，早まる時間はから速やかに実施可能な操作であることから，原子炉圧力容器破損を操作開始の わずかであり，破損時間がわずかに早まった場合においても，原子起点としている原子炉格納容器下部への注水操作に係る運転員等操作時間に与え 炉格納容器下部に初期水張りが実施されていることから，評価項目
る影響は小さい。

となるパラメータに与える影響は小さい。

PHEBUS-FP 実験解析により，FP 放出の開始時間を良く再現できているものの，燃料被覆管温度を高めに評価
原子炉圧力容器内 FP 核分裂生成物（FP）挙動することにより，急激な FP 放出を示す結果となった。

挙動

ただし，この原因は実験の小規模な炉心体系の模擬にモデルよるものであり，実機の大規模な体系においてこの種

本評価事故シーケンスでは，炉心損傷後の原子炉圧力容器内 FP 放出を操作開始の 原子炉圧力容器内 FP 挙動と溶融炉心・コンクリート相互作用によ起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響は る侵食量に関連はないことから，評価項目となるパラメータに与えない。

る影響はない。

の不確かさは小さくなると考えられる。

添 3.5.2-2

表1

解析コードにおける重要現象の不確かさが運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（溶融炉心・コンクリート相互作用）（3/3）

【MAAP】
分類

重要現象

解析モデル

原子炉圧力容器外 FCI（デブリ粒子熱伝達）

溶融炉心の拡がり実験や評価に関する知見に基づき，落下した溶融
炉心は床上全体に均一に拡がると想定される。ただし，堆積形状の不確かさが想定されるため，個別プラントのペデスタルの形状や事
前水張りの深さを踏まえて，拡がりを抑制した感度解析等の取扱いを行うことが適切と考えられる。

格納容器下部床面での溶融炉心の拡がり

溶融炉心の挙動モデル（格納容器下部での溶融炉心挙動）
溶融炉心と格納容器下部プール水の伝熱

溶融炉心とコンクリー
トの伝熱

コンクリート分解及び非凝縮性ガス発生

運転員等操作時間に与える影響

評価項目となるパラメータに与える影響

本評価事故シーケンスでは，原子原子炉圧力容器外 FCI 現象に関する項目としてエントレインメン 炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材
エントレインメント係数の感度解析により溶融炉心の細粒化割合がコト係数及びデブリ粒子径をパラメータとして感度解析を行い，原子 相互作用による圧力スパイクを起ンクリート侵食に与える感度は小さいことを確認していることから，評
炉圧力容器外 FCI によって生じる圧力スパイクへの感度が小さい 点とした運転員等操作はないこと
価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
ことを確認した。
から，運転員等操作時間に与える影響はない。

原子炉圧力容器外 FCI（溶融炉心細粒化）

原
子
炉
格
納
容
器
（
炉
心
損
傷
後
）

不確かさ

溶融炉心・コンクリート相互作用への影響の観点で，エントレイン
メント係数，溶融炉心からプール水への熱流束及び溶融プールからクラストへの熱伝達係数をパラメータとした感度解析を行った。評価の結果，コンクリート浸食量に対して溶融炉心からプール水への熱流束の感度が支配的であることを確認した。また，溶融炉心からプール水への熱流束を下限値とした場合でも，コンクリート侵食量が 22.5cm 程度に収まることを確認した。
上記の感度解析は，想定される範囲で厳しい条件を与えて感度を確認したものであり，不確かさを考慮しても実機でのコンクリート侵
食量は感度解析よりも厳しくなることはないと考えられる。
ACE 実験解析及び SURC-4 実験解析より，溶融炉心堆積状態が既知である場合の溶融炉心とコンクリートの伝熱及びそれに伴うコンクリート侵食挙動について妥当に評価できることを確認した。
実験で確認されている侵食の不均一性については，実験における侵食のばらつきが MAAP コードの予測侵食量の 20%の範囲内に収まっていることから，溶融炉心からプール水への熱流束の感度に比べて影響が小さいことを確認した。

添 3.5.2-3

溶融炉心の拡がりを抑制した場合を想定した感度解析を実施した。感度解析の結果，コンクリート侵食量は原子炉格納容器下部の床面で 1cm に抑えられ，原子炉圧力容器の支持機能を維持できる。
（添付資料 3.5.3 参照）

本評価事故シーケンスでは，コンクリート侵食を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

エントレインメント係数，溶融炉心からプール水への熱流束及び溶融プール－クラスト間の熱伝達係数の感度解析を踏まえ，コンクリート侵食量について支配的な溶融炉心からプール水への熱流束についての感度解析を実施した。コンクリート侵食量は原子炉格納容器下部の床面で約8cm，壁面で約 7cm に抑えられ，原子炉圧力容器の支持機能を維持できる。なお，本感度解析では，原子炉格納容器下部での溶融炉心・コンク
リート相互作用によって約 118kg の可燃性ガス及びその他の非凝縮性ガスが発生するが，本評価においてもジルコニウム－水反応によって約1,400kg の水素ガスが発生することを考慮すると，溶融炉心・コンクリ
ート相互作用による可燃性ガス及びその他の非凝縮性ガスの発生が格
納容器圧力に与える影響は小さい。
（添付資料 3.5.3 参照）

表 2 解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（溶融炉心・コンクリート相互作用）（1/3）
項目

解析条件（初期条件，事故条件及び機器条件）の
不確かさ
解析条件

運転員等操作時間に与える影響

評価項目となるパラメータに与える影響

原子炉熱出力3,926MWt

3,925MWt 以下（実績値）

定格原子炉熱出力として設定
原子炉熱出力のゆらぎを考慮した最確条件を包絡できる条件

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

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

原子炉圧力

7.07MPa[gage]

約 7.05MPa[gage]～
約 7.12MPa[gage]（実測値）

定格原子炉圧力として設定最確条件とした場合は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得る
が，原子炉圧力は逃がし安全弁により制御されるため事象進展に及ぼす影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。

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

原子炉水位

通常運転水位（セパレータスカート
下端から+119cm）

通常運転水位（セパレータスカート
下端から約+116cm～約+119cm）（実測値）

通常運転時の原子炉水位として設定最確条件とした場合は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得る 最確条件とした場合は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得が，ゆらぎの幅は事象発生後の水位低下量に対して非常に小さい。例え るが，ゆらぎの幅は事象発生後の水位低下量に対して非常に小さい。
ば，原子炉スクラム 10 分後までの崩壊熱による原子炉水位の低下量は， 例えば，原子炉スクラム 10 分後までの崩壊熱による原子炉水位の低下
高圧が維持された状態でも通常運転水位約-4m であるのに対してゆらぎ 量は，高圧が維持された状態でも通常運転水位約-4m であるのに対しによる水位低下量は約-30mm であり非常に小さい。したがって，事象進 てゆらぎによる水位低下量は約-30mm であり非常に小さい。したがっ展に及ぼす影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小 て，事象進展に与える影響は小さいことから，評価項目となるパラメ
さい。
ータに与える影響は小さい。

炉心流量52,200t/h（定格流量（100%））

定格流量の約 91%～
約 110%（実測値）

定格流量として設定

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

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

9×9 燃料（A 型）

装荷炉心ごと9×9 燃料（A 型）と 9×9 燃料（B 型）
最確条件とした場合は，9×9 燃料の A 型又は B 型の炉心となるか，それは，熱水的な特性はほぼ同等であり，燃らの混在炉心となるが，いずれの型式も燃料の熱水力特性はほぼ同等で
料棒最大線出力密度の保守性に包絡さあり，事象進展に及ぼす影響は小さいことから，運転員等操作時間に与れることから，代表的に 9×9 燃料（A 型） える影響は小さい。
を設定最確条件とした場合は，9×9 燃料の A 型又は B 型の炉心となるか，それらの混在炉心となるが，いずれの型式も燃料の熱水力特性はほぼ同等であり，炉心冷却性に大きな差は無いことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

原子炉停止後の崩壊熱

ANSI/ANS-5.1-1979
燃焼度 33GWd/t

ANSI/ANS-5.1-1979
平均的燃焼度約 30GWd/t（実績値）

サイクル末期の燃焼度のばらつきを考慮し，10％の保守性を考慮して設定最確条件を包絡できる条件

最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなることから，原子炉圧力容器破損に至るまでの事象進展は緩和されるが，操作手順（原子炉圧力容器下鏡部
温度に応じて原子炉格納容器下部への初期水張り操作を実施すること
及び溶融炉心落下後に原子炉格納容器下部への注水操作を開始すること）に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，溶融炉心の持つエネルギが小さくなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

格納容器容積（ドライウェル）

7,350m3

7,350m3（設計値）

ドライウェル内体積の設計値（全体積から内部機器及び構造物の体積を除いた値）

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響はな
く，運転員等操作時間に与える影響はない。

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

空間部：5,960m3
液相部：3,580m3

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

ウェットウェル内体積の設計値（内部機器及び構造物の体積を除いた値）

最確条件とした場合は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得る
が，ゆらぎによる格納容器容積（ウェットウェル）の液相部（空間部）の変化分は通常時に対して非常に小さい。例えば，通常時の液相部の熱容量は約 3,600m3 相当分であるのに対して，ゆらぎによる容積減少分の熱容量は約 20m3 相当分であり，その減少割合は通常時の約 0.6%程度と非常に小さい。したがって，事象進展に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

最確条件とした場合は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，ゆらぎによる格納容器容積（ウェットウェル）の液相部（空間部）の変化分は通常時に対して非常に小さい。例えば，通常時の液相部の熱容量は約 3,600m3 相当分であるのに対して，ゆらぎによる容積減少分の熱容量は約 20m3 相当分であり，その減少割合は通常時の約0.6%程度と非常に小さい。したがって，事象進展に与える影響は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
最確条件とした場合は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，ゆらぎによるサプレッション・チェンバ・プール水位低下分の熱容量は通常水位時に対して非常に小さい。例えば，通常水位時（7.05m）の熱容量は約 3600m3 相当分であるのに対して，ゆらぎによる水位低下分（通常水位-0.04m 分）の熱容量は約 20m3 相当分であり，その低下割合は通常水位時の約 0.6%程度と非常に小さい。したがって，事象進展に与える影響はないことから，評価項目となるパラメー
タに与える影響は小さい。
溶融炉心・コンクリート相互作用による侵食量という観点では，直接的な影響はないことから，評価項目となるパラメータに与える影響は
ない。

燃料

初
期
条
件

条件設定の考え方

最確条件

格納容器容積（ウェットウェル）サプレッション・
チェンバ・プール水位

サプレッション・
チェンバ・プール
水温7.05m（通常運転水位）

約 7.01m～約 7.08m（実測値）

通常運転時のサプレッション・チェン
バ・プール水位として設定最確条件とした場合は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得る
が，ゆらぎによるサプレッション・チェンバ・プール水位低下分の熱容
量は通常水位時に対して非常に小さい。例えば，通常水位時（7.05m）の熱容量は約 3600m3 相当分であるのに対して，ゆらぎによる水位低下分（通常水位-0.04m 分）の熱容量は約 20m3 相当分であり，その低下割合
は通常水位時の約 0.6%程度と非常に小さい。したがって，事象進展に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

35℃

約 30℃～約 35℃（実測値）

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

運転員等操作としては原子炉圧力容器下鏡部の温度上昇を起点とする
補給水ポンプによる格納容器下部への注水操作の開始となるが，本パラメータによる影響を受けることはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

添 3.5.2-4

表 2 解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（溶融炉心・コンクリート相互作用）（2/3）
項目

解析条件（初期条件，事故条件及び機器条件）の
不確かさ
解析条件

格納容器圧力初期
条
件

5.2kPa[gage]

条件設定の考え方

運転員等操作時間に与える影響

評価項目となるパラメータに与える影響

通常運転時の格納容器圧力として設定

最確条件とした場合は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，ゆらぎによる格納容器圧力の上昇に与える影響は小さい。
例えば，事象発生から圧力容器破損までの圧力上昇率（平均）は約7 時間で約 0.50MPa であるのに対して，ゆらぎによる圧力上昇量は
約 2kPa であり非常に小さい。したがって，事象進展に与える影響
は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

最確条件とした場合は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，ゆらぎによる格納容器圧力の上昇に与える影響は小さい。例えば，事象発生から
圧力容器破損までの圧力上昇率（平均）は約 7 時間で約 0.50MPa であるのに対して，ゆらぎによる圧力上昇量は約 2kPa であり非常に小さい。したがって，事象進展に与える影響は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影
響は小さい。
最確条件とした場合は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，ゆらぎによる格納容器温度の上昇に与える影響は小さい。例えば，事象発生から
圧力容器破損までの温度上昇率は約 7 時間で約 89℃であるのに対して，ゆらぎ
による温度上昇量は約 5℃であり非常に小さい。したがって，事象進展に与える影響は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

最確条件

約 3kPa[gage]～
約 7kPa[gage]（実測値）

格納容器温度57℃

約 43℃～約 62℃（実測値）

通常運転時の格納容器温度として設定

運転員等操作としては原子炉圧力容器下鏡部の温度上昇を起点とする補給水ポンプによる格納容器下部への注水操作の開始となることから本パラメータによる影響を受けることはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

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

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

真空破壊装置の設定値

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響
はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

外部水源の温度

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

約 35℃～約 50℃（実測値）

復水移送ポンプ吐出温度を参考に
設定
最確条件を包絡できる条件

運転員等操作としては原子炉圧力容器下鏡部の温度上昇を起点とする補給水ポンプによる格納容器下部への注水操作の開始となることから本パラメータによる影響を受けることはなく，運転員等操
作時間に与える影響はない。

外部水源の温度が低い場合，溶融炉心・コンクリート相互作用による侵食量という観点では溶融炉心からの除熱が促進されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

21,400m3 以上（淡水貯水池水量＋復水
貯蔵槽水量）

淡水貯水池及び通常運転中の復水
貯蔵槽の水量を参考に設定最確条件とした場合は，解析条件よりも水源容量の余裕は大きくなる。また，事象発生 12 時間後からの可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による補給により復水貯蔵槽は枯渇しないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

－

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

－

3

外部水源の容量

約 21,400m

燃料の容量

約 2,040kL

2,040kL 以上（軽油タンク容量）

通常時の軽油タンクの運用値を参考に設定

溶融炉心からプー
ル水への熱流束

800kW/m2 相当（圧力依存あり）

800kW/m2 相当（圧力依存あり）

過去の知見に基づき事前水張りの効果を考慮して設定

コンクリートの種
類

玄武岩系コンクリ―ト

玄武岩系コンクリ―ト

使用している骨材の種類から設定

コンクリート以外の素材を考慮する

内側鋼板，外側鋼板，リブ鋼板についてはコンクリートよりも融点が高いことから保守的に考慮しない
ベント管を考慮する場合，管内の水 に よ る 除熱 効 果 が考 え られ るが，保守的にこれを考慮しない

コンクリート以外の構造材の扱い

原子炉圧力容器下部の構造物の扱い

格納容器下部床面
積

内側鋼板，外側鋼板，リブ
鋼板及びベント管は考慮
しない

原子炉格納容器下部に落下する溶融物とは扱わな
い

6 号炉の格納容器下部床面積を設定

部分的な溶融が生じ，格納容器下部に落下する可
能性がある

各号炉の設計に応じた設
定

発熱密度を下げないように保守的に設定

コリウムシールドで囲まれる部分
が広く，溶融炉心の拡がり面積が狭いことにより，コンクリート侵
食量の観点で厳しくなる号炉を設定最確条件とした場合は，解析条件と同様であるため，事象進展に与える影響はないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
コンクリート侵食量に対しては，実験で確認されている侵食面における侵食の最確条件とした場合は，解析条件と同様であるため，事象進展に与 不均一性等の影響を確認する観点から，コンクリート侵食量への影響が最も大える影響はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。 きい溶融炉心からプール水への熱流束について，感度解析を実施した。感度解析の結果，コンクリート侵食量は格納容器下部の床面で約 8cm，壁面で約 7cm に抑えられることから，原子炉圧力容器の支持機能を維持できる。
（添付資料 3.5.3 参照）
最確条件とした場合は，コンクリートより融点が高い内側鋼板，外側鋼板，リブ鋼板の耐熱の効果及びベント管の管内の水による除熱の効果により，溶融炉心・コンクリート相互作用によるコンクリー
ト侵食が抑制されるが，コンクリート侵食量を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

最確条件とした場合は，コンクリートより融点が高い内側鋼板，外側鋼板，リブ鋼板の耐熱の効果及びベント管の管内の水による除熱の効果により，溶融炉
心・コンクリート相互作用によるコンクリート侵食が抑制されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

最確条件とした場合は，溶融物の発熱密度が下がるため，溶融炉心・コンクリ
ート相互作用によるコンクリート侵食が抑制されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
最確条件とした場合は，溶融物の発熱密度が下がるため，溶融炉心・ コンクリート侵食量に対しては，溶融物のコリウムシールド内側への流入を考コンクリート相互作用によるコンクリート侵食は抑制されるが，コ 慮し，ドライウェルサンプに流入した場合の影響を確認する観点で，溶融物のンクリート侵食量を操作開始の起点としている運転員等操作はな 落下量及び溶融物のポロシティを保守的に考慮した場合についての感度解析をいことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
実施した。その結果，ドライウェルサンプのコンクリート侵食量は，床面で約9cm，壁面で約 9cm に抑えられることから，原子炉圧力容器の支持機能及び原子炉格納容器バウンダリ機能を維持できることを確認した。
（添付 3.5.3 参照）
最確条件とした場合は，原子炉格納容器下部の床面積が広くなることで溶融炉心が冷却されやすくなるため，溶融炉心・コンクリート
相互作用によるコンクリート侵食が抑制されるが，コンクリート侵
食量を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

添 3.5.2-5

最確条件とした場合は，原子炉格納容器下部の床面積が広くなることで溶融炉
心・コンクリート相互作用によるコンクリート侵食が抑制されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

表 2 解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（溶融炉心・コンクリート相互作用）（3/3）
項目

解析条件（初期条件，事故条件及び機器条件）の不確かさ
解析条件

事
故
条
件

起因事象

給水流量の全喪失

安全機能等
の喪失に対
する仮定

高圧注水機能，低圧注水
機能及び重大事故等対処
設備による原子炉注水機
能の喪失

運転員等操作時間に与える影響

評価項目となるパラメータに与える影響

起因事象の違いによって操作手順（原子炉
圧力容器下鏡部温度に応じて原子炉格納容器下部への初期水張り操作を実施すること
及び原子炉圧力容器破損後に原子炉格納容器下部への注水操作を開始すること）に変
わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響を与えることはない。

溶融炉心落下時の崩壊熱の影響を確認する観点から感度解析を実施した。感度解析は，起因事象の不確かさを保守的に考慮するため，溶融炉心の崩壊熱をベースケースから変更し，事象発生から 6 時間後の値とした。その結果，コンクリート侵食量は床面で約 3cm，壁面では約 3cm に抑えられ，原子炉圧力容器の支持機能を維持できる。
また，コンクリート侵食量が僅かであることから，本評価における溶融炉心・コンクリ
ート相互作用による可燃性ガスの発生量は格納容器内の気相濃度に影響を与えない。
（添付資料 3.5.3 参照）－

原子炉水位の低下の観点で厳しい事象を設定－

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

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

－

－

外部電源

外部電源なし原子炉スク
ラム信号

事象発生と同時に原子炉スクラム

事象発生と同時に原子炉スクラム

事象発生と同時に原子炉スクラムするものとして設定

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

逃がし弁機能7.51MPa[gage]～
7.86MPa[gage]363～380t/h/個

逃がし弁機能7.51MPa[gage]～
7.86MPa[gage]363～380t/h/個逃がし安全弁の逃がし弁機能の設計値を設定

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

自動減圧機能付き逃がし
安全弁の 2 個開による原子炉急速減圧

自動減圧機能付き逃がし
安全弁の 2 個開による原子炉急速減圧

逃がし安全弁の設計値に基づく蒸気流量及び原子炉
圧力の関係から設定

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

原子炉圧力容器破損前：
70m3/h にて原子炉格納容器へスプレイ

原子炉圧力容器破損前：
70m3/h 以上で原子炉格納容器へスプレイ

格納容器温度抑制に必要なスプレイ流量を考慮して設定

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

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

事前水張り時：90m3/h で
注水

事前水張り時：90m3/h で注水

原子炉圧力容器破損の事前の検知から破損までの時
間余裕に基づき水位 2m 到達まで水張り可能な流量として設定

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

原子炉圧力容器破損以
降：崩壊熱相当の注水量
にて注水

原子炉圧力容器破損以
降：崩壊熱相当の注水量
にて注水

溶融炉心冷却が継続可能な流量として設定

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

コリウムシールドの設置により，落下した溶融炉
心はドライウェルサンプ
へ流入しないコリウムシールドの設置により，落下した溶融炉
心はドライウェルサンプ
へ流入しないコリウムシールドを設置した格納容器下部の状態として設定

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響はなく，運転員
等操作時間に与える影響はない。

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

逃がし安全
弁

機
器
条
件

条件設定の考え方

最確条件

代替格納容
器スプレイ
冷却系（常
設）

格納容器下
部注水系（常
設）

コリウムシ
ールド

添 3.5.2-6

表3

運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕（溶融炉心・コンクリート相互作用）

解析条件（操作条件）の不確かさ
項目

解析上の操作開始時間

原子炉圧力容器
下鏡部温度が溶融炉心300℃ に 到 達 し落下前のた時点で開始。
格納容器
90m3/h で 2 時間
下部注水
注水し，格納容系（常設）
器下部に水位 2m
による水の水張りを行う
張り操作（事象発生から
約 3.7 時間後）

原子炉圧力容器
破損後（約 7.0 時
間後）運転員等操作時間に与える影響【認知】
格納容器下部への注水操作は，原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達したことを確認して開始するが，損傷炉心への注水による冷却性を確認するため，原子炉圧力容器下鏡部温度は継続監視しており，認知に大幅な遅れが生じることは考えにくい。よって，認知遅れにより操作開始時間に与える影響はなし。
【要員配置】
格納容器下部への注水操作は，中央制御室にて操作を行う運転員と現場にて操作を行う運転員（現場）を各々配置しており，操作開始時間に与える影響はなし。
【移動】
中央制御室から操作現場である廃棄物処理建屋地下 3 階までのアクセスルートは，コントロール建屋のみであり，通常 8 分間程度で移動可能であるが，余裕を含めて 10 分間の移動時間を想定している。また，アクセスルート上にアクセスを阻害する設備はなく，よって，操作開始時間に与える影響はなし。
【操作所要時間】中央制御室内における格納容器下部への注水操作は，復水補給水系の 2 弁の開操作による注水であり，制御
盤のスイッチによる操作のため 1 操作に 1 分間を想定し，合計 2 分間であり，それに時間余裕を含めて操作
時間 5 分間を想定している。格納容器下部への注水量調整は，制御盤の操作スイッチにて弁の開度調整を行い，約 2 時間の注水で格納容器下部に水位 2m の水張りを行うが，水張り中の操作は適宜流量及び格納容器
下部水位を監視し，流量調整をするのみであるため，操作開始時間に与える影響はなし。
【他の並列操作有無】
格納容器下部への注水操作時に，当該操作に対応する運転員に他の並列操作はなく，操作開始時間に与える影響はなし。
【操作の確実さ】
中央制御室内における操作は，制御盤の操作スイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起こりにくく，そのため誤操作により操作時間が長くなる可能性は低い。また，現場操作は，操作の信頼性向上や要員の安全のため 2 人 1 組で実施することとしており，誤操作は起こりにくく，誤操作により操作時間が長くなる可能
性は低い。
【認知】
溶融炉心が格納容器下部に落下した後に格納容器下部へ崩壊熱相当の注水を行うが，溶融炉心の落下は，原子炉圧力容器下鏡部温度及び格納容器圧力の監視により認知可能である。これらパラメータは原子炉圧力容器破損判断のため継続監視しており，認知に大幅な遅れが生じることは考えにくい。よって，認知遅れにより操作開始時間に与える影響はなし。
【要員配置】
中央制御室内での操作のみであり，運転員は中央制御室に常駐していることから，操作開始時間に与える影
響はなし。
【移動】
中央制御室内での操作のみであり，操作開始時間に与える影響はなし。
【操作所要時間】中央制御室内における格納容器下部への注水操作は，復水補給水系の 2 弁の開操作による注水であり，制御
盤のスイッチによる操作のため 1 操作に 1 分間を想定し，合計 2 分間であり，それに時間余裕を含めて操作
時間 5 分間を想定している。格納容器下部注水系の流量調整は，復水補給水系流量系（格納容器下部注水流量）の指示を監視しながら制御盤の操作スイッチにて弁の開度調整を行い，適宜実施する。また，事前に格納容器下部へ水張りを行っていることから，時間余裕がある。
【他の並列操作有無】
当該操作時に，中央制御室の運転員に他の並列操作はなく，操作開始時間に与える影響はなし。
【操作の確実さ】
中央制御室内の制御盤の操作スイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起こりにくく，そのため誤操作等
により操作時間が長くなる可能性は低い。

原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達するまでに事象発生から約 3.7 時間の時間余裕があり，また，格納容器下部への注水操作は原子炉
圧力容器下鏡部温度を監視しながら溶融炉心の 炉心下部プレナムへの移行を判断し，水張り操作を実施することとしており，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響も小さい。
当該操作は，解析コード及び解析条件（操作条件を除く）の不確かさにより操作開始
時間は遅れる可能性がある
が，中央制御室の運転員とは別に現場操作を行う運転員（現場）を配置しており，他の操作との重複もないことから，他の操作に与える影響はない。
原子炉圧力容器破損までに事象発生から約 7.0 時間の時
間余裕があり，また，溶融炉
心落下後に格納容器下部注水が行われなかった場合でも，溶融炉心落下前に張られた水が蒸発するまでには約0.8 時間の時間余裕がある。
溶融炉心落下後の格納容器
下部への注水操作は原子炉
圧力，格納容器下部空間部温度及び格納容器圧力の傾向を監視しながら原子炉圧力容器破損を判断して実施することとしており，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であることから，操作開始時間に与える影響
は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響も小さい。

条件設定の考え方

炉心損傷後の原子
炉圧力容器破損による溶融炉心・コ
ンクリート相互作
用の影響緩和を考
慮し設定

操
作
条
件

溶融炉心
落下後の
格納容器
下部への
注水操作
（崩壊熱
相当の注
水）

操作の不確かさ要因

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

添 3.5.2-7

評価項目となるパラ
メータに与える影響

操作時間余裕

訓練実績等

実態の操作開始時間
は解析上の設定とほぼ同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

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

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

原子炉圧力容器が破損するまでの時間は事象発生から約 7.0 時
間あり，また，溶融炉心落下後に格納容器下部注水が行われなかった場合でも，溶融炉心落下前に張られた水が溶融炉心の崩壊熱
及びジルコニウム－水反応によ
る発熱により蒸発するまでには
約 0.8 時間の時間余裕がある。

中央制御室における操作のため，シミュレ
ータにて訓練実績を取得。訓練では，条件成立を前提として約 3 分間で格納容器下部
注水系（常設）による注水操作を開始。想定で意図している運転操作が実施可能なことを確認した。

実態の操作開始時間
は解析上の設定とほぼ同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

添付資料 3.5.3
溶融炉心の崩壊熱及び溶融炉心からプール水への熱流束を保守的に考慮する場合，格納容器下部床面での溶融炉心の拡がりを抑制した場合
及びコリウムシールド内側への越流を考慮した場合のコンクリート侵食量
及び溶融炉心・コンクリート相互作用によって発生する非凝縮性ガスの影響評価
1. 評価の目的
今回の申請において示した解析ケース（以下「ベースケース」という。）では，プラント損傷状
態を TQUV としており，溶融炉心から原子炉格納容器下部のプール水への熱流束は，その格納容器
圧力への依存性を考慮している。これは，より厳しいプラント損傷状態を設定した上で，より現
実的に溶融炉心からの除熱量を評価する観点で設定したものである。
ベースケースの条件設定に対し，崩壊熱又は溶融炉心からプール水への熱流束（以下「上面熱流束」という。）についてコンクリート侵食量に対する感度を確認した。崩壊熱についての感度を確認した理由は，プラント損傷状態を LOCA とする場合，TQUV の場合よりも早く原子炉圧力容器が破損に至ることを確認したためである。上面熱流束についての感度を確認した理由は，「重大事故等対策の有効性評価に係るシビアアクシデント解析コードについて」の添付 3「溶融炉心・コンクリート相互作用について」において，解析モデルの不確かさを整理し，感度解析対象として抽出し，その感度を確認したエントレインメント係数，上面熱流束及び溶融プール－クラスト間の熱伝達係数のうち，上面熱流束がコンクリート侵食量に対して影響の大きいパラメータであることを確認したためである。
また，原子炉格納容器下部に落下した溶融炉心について，ベースケースでは床面に一様に拡がる評価モデルとして扱っているが，その挙動には不確かさがあると考えられる。この溶融炉心が均一に拡がらない場合の影響を確認するため，溶融炉心の拡がりが抑制された場合の評価モデルを作成し，コンクリート侵食量を評価した。
原子炉格納容器下部に落下した溶融炉心はコリウムシールドによってせき止められるため，多量にドライウェル高電導度廃液サンプ及びドライウェル低電導度廃液サンプ（以下「ドライウェ
ルサンプ」という。
）に流入することは無いと考える。細粒化された溶融炉心が水中に浮遊することにより，僅かな量がコリウムシールドの内側に移行することは考えられるが，細粒化された溶融炉心は周囲の水によって十分に冷却されていると考えられることから，仮に僅かな量の細粒化
された溶融炉心がドライウェルサンプに移行しても，ドライウェルサンプ床面を有意に侵食する
ものではないと考える。ただし，溶融炉心に対してポロシティを考慮する場合，溶融炉心の一部がコリウムシールドを越えて，ドライウェルサンプに流入することが考えられるため，ポロシテ
ィをパラメータとしてドライウェルサンプ床面及び壁面の侵食量を評価した。また，コリウムシ
ールドは溶融物の落下量を保守的に考慮して設計しているが，併せてポロシティを考慮すると，溶融物の一部はドライウェルサンプの内側に流入すると考えられる。このため，溶融物の落下量に対するドライウェルサンプ床面の侵食量の感度を確認する観点から，溶融物の落下量を保守的に考慮し，ポロシティを考慮した場合のドライウェルサンプ床面及び壁面の侵食量を評価した。
添 3.5.3-1

2. 評価条件
ベースケースの評価条件に対する変更点は以下のとおり。この他の評価条件は，ベースケースと同等である。
(1) 格納容器下部の評価において溶融炉心の崩壊熱を保守的に考慮する場合
・起因事象の不確かさを保守的に考慮するため，溶融炉心の崩壊熱をベースケースから変更
し，事象発生から6時間後の値とした。これは，事故シーケンスを「大破断LOCA+ECCS注水機能喪失」とし，本評価事故シーケンスの評価条件と同様，電源の有無にかかわらず重大事故等対処設備による原子炉注水機能についても使用できないものと仮定する場合，原子炉水位の低下が早く，原子炉圧力容器破損までの時間が約6.4時間となることを考慮し保守的に設定した値である。
(2) 格納容器下部の評価において上面熱流束を保守的に考慮する場合
・原子炉格納容器下部に落下した後の上面熱流束をベースケースから変更し，800kW/m2一定とした。これは，Kutateladze型の水平平板限界熱流束相関式において大気圧状態を想定した場合，上面熱流束が800kW/m2程度であることを考慮し，保守的に設定した値である。なお，
ベースケースでは上面熱流束を800kW/m2相当（圧力依存有り）としている。ベースケースにおける圧力容器破損後の格納容器圧力は，約0.4MPa[abs]以上で制御されていることから，
ベースケースにおける上面熱流束は，約1,400kW/m2（格納容器圧力約0.4MPa[abs]において）以上となる。
(3) 格納容器下部の評価において溶融炉心の拡がりを抑制する場合
・溶融炉心が拡がらないことを想定した最も極端なケースとして，水中に落下した溶融炉心は水中で拡がらず，初期水張り水深と同じ高さの円柱になるものとした。
・評価体系(円柱)の高さは 2m(初期水張り高さ)，底面積は約 22m2(原子炉格納容器下部床面積の約 1/4)とし，評価体系(円柱)の上面から水によって除熱されるものとした。ただし，円柱の側面部分も水に接していることを想定し，上面からの除熱量は円柱上面の面積に側面の面積を加えた値とした。
・崩壊熱はベースケースにおける溶融炉心落下時刻(事象発生から約 7 時間後)の値とし,上面
熱流束は,格納容器圧力への依存性を考慮した。
(4) 溶融炉心の一部がコリウムシールドを越えてドライウェルサンプに流入する場合
・MAAP コードでは，ドライウェルサンプのような直方体の形状を模擬できないため，床面積をドライウェルサンプの床面積に合わせた円柱で模擬した。
・ドライウェルサンプへの流入量を考慮する上で必要となる格納容器下部のモデル(コリウムシールド設置位置，コリウムシールド高さ，ドライウェルサンプの形状)は，6 号炉と 7号炉を比較して，ドライウェルサンプ越流時の流入量が多く，ドライウェルサンプの床面積が小さく上面から水への除熱量が少なくなる 7 号炉で代表させた。
・ポロシティの評価範囲は 0.26(面心立方格子，最稠密)，0.32(体心立方格子)，0.4(MAAP 標準値)，0.48(単純立方格子)の範囲とした。ポロシティについては，おおむね 0.3 以上と報添 3.5.3-2

告されているが，ポロシティに対する侵食量の感度を確認する観点から，ポロシティの最小値について，本評価では仮想的に 0.26 を設定した。
・崩熱熱は事象発生から 7 時間後，上面熱流束はポロシティ及び格納容器圧力への依存性を考慮した値とした。
・下部ドライウェルでの溶融炉心の堆積高さ(コリウムシールドに囲まれた床面積を除いた場合)は表 1 のとおりとした。これを踏まえ，各ポロシティを用いた場合のドライウェルサ
ンプ内への溶融炉心の流入量を以下のとおりに考慮し，表 1 のとおりにドライウェルサン
プ内での溶融炉心の堆積高さを設定した。
(i) コリウムシールドの高さ以上に堆積し，コリウムシールドの内側に流入するものと見なす溶融炉心の量がドライウェルサンプの体積未満の場合
ポロシティが 0.26 のケースでは，コリウムシールドの高さ以上に堆積する溶融炉心の量がドライウェルサンプ 2 つ分の容量(ドライウェルサンプの床面積の小さい 7 号炉で代表)未満であることから，二つのドライウェルサンプに均一に溶融炉心が流入すると想定し，堆積厚さを約 0.7m とした。
(ii)コリウムシールドの高さ以上に堆積し，コリウムシールドの内側に流入するものと見なす溶融炉心の量がドライウェルサンプの体積以上の場合
ポロシティが 0.32，0.4 及び 0.48 のケースでは，溶融炉心の流入量がドライウェルサ
ンプ 2 つ分(ドライウェルサンプの床面積の小さい 7 号炉で代表)の容量を上回る。溶融
炉心がコリウムシールドの内側のドライウェルサンプの外の領域にも堆積するため，ドライウェルサンプ及びコリウムシールドの内側のドライウェルサンプの外の領域に堆積した場合の堆積高さを用いてドライウェルサンプ床面の侵食量評価行った。
(5) 溶融物の落下量を保守的に考慮する場合
・MAAP コードでは，ドライウェルサンプのような直方体の形状を模擬できないため，床面積をドライウェルサンプの床面積に合わせた円柱で模擬した。
・ドライウェルサンプへの流入量を考慮する上で必要となる格納容器下部のモデル(コリウムシールド設置位置，コリウムシールド高さ，ドライウェルサンプの形状)は，6 号炉と 7号炉を比較して，7 号炉のコンクリート侵食量の方が多いことを確認し，7 号炉で代表させた。
・ポロシティは概ね 0.3 以上と報告されていることを踏まえ，現実的に厳しめの値として，保守的に 0.32(体心立方格子の値)とした。
・崩熱熱は事象発生から 7 時間後，上面熱流束はポロシティ及び格納容器圧力への依存性を考慮した値とした。
・下部ドライウェルでの溶融炉心の堆積高さ(コリウムシールドに囲まれた床面積を除いた場合)はポロシティ及び落下物量の想定から，溶融炉心がコリウムシールド内を埋め，更に格納容器下部全体に堆積する高さ(格納容器下部床面から約 0.66m(ドライウェルサンプ床面から約 2.06m))とした。

添 3.5.3-3

3. 評価結果(1) 格納容器下部の評価において溶融炉心の崩壊熱を保守的に考慮する場合
評価結果を図1に示す。評価の結果，コンクリート侵食量は床面で約3cm，壁面で約3cmに抑えられることから，原子炉圧力容器の支持機能を維持できることを確認した。コンクリート
侵食量が僅かであることから，本評価における溶融炉心・コンクリート相互作用による可燃性ガスの発生量は格納容器内の気相濃度に影響を与えない。このため，溶融炉心・コンクリ
ート相互作用に伴う可燃性ガスの発生による格納容器圧力への影響は無く，格納容器内の気体組成の推移はベースケース（3.5.2 (3) b 参照）と同じとなる。なお，ベースケースにおける原子炉格納容器下部への溶融炉心落下後の水素濃度は，ドライウェルにおいて最低値を示すが，ウェット条件で12vol%以上，ドライ条件で34vol%以上※となり，ドライ条件において13vol%を上回る。一方，酸素濃度はウェット条件で2.1vol%以下，ドライ条件で2.6vol%以下であり，5vol%を下回ることから，原子炉格納容器内での可燃性ガスの燃焼が発生するおそれは無い。
(2) 格納容器下部の評価において上面熱流束を保守的に考慮する場合
評価結果を図2に示す。評価の結果，コンクリート侵食量は床面で約8cm，壁面で約7cmに抑えられ，原子炉圧力容器の支持機能を維持できることを確認した。本感度解析ケースでは，
溶融炉心・コンクリート相互作用によって約118kgの可燃性ガス及びその他の非凝縮性ガスが発生するが，ベースケースでもジルコニウム－水反応によって約1400kgの水素ガスが発生することを考慮すると，溶融炉心・コンクリート相互作用による可燃性ガス及びその他の非凝縮性ガスの発生が格納容器圧力に与える影響は小さい。
溶融炉心・コンクリート相互作用による可燃性ガスの発生が，可燃性ガスの燃焼の可能性に及ぼす影響について，原子炉格納容器下部への溶融炉心落下後の原子炉格納容器内の水素濃度は，ベースケースにおいても，ウェット条件で12vol%以上，ドライ条件で34vol%以上※となり，ドライ条件において13vol%を上回る。このことから，本感度解析ケースの溶融炉心・コンクリート相互作用に伴って発生する可燃性ガスをベースケースの結果に加えたとしても，原子炉格納容器内での可燃性ガスの燃焼の可能性には影響しない。なお，溶融炉心・コンク
リート相互作用によって生じる約118kgの気体の内訳は，可燃性ガスである水素ガスが約93kg，
一酸化炭素が約25kg，その他の非凝縮性ガスである二酸化炭素が1kg未満である。ジルコニウ
ム－水反応によって発生する水素ガスも考慮すると，原子炉格納容器内に存在する可燃性ガ
スとしては水素ガスが支配的であり，一酸化炭素の影響は無視できる。
一方，原子炉格納容器内の酸素濃度については，溶融炉心・コンクリート相互作用では酸素ガスは発生しないため，溶融炉心・コンクリート相互作用により発生する可燃性ガス及びその他の非凝縮性ガスを考慮することは原子炉格納容器内の酸素濃度を下げる要因となる。
このため，本感度解析ケースの溶融炉心・コンクリート相互作用に伴って発生する可燃性ガ
ス及びその他の非凝縮性ガスをベースケースの結果に加える場合，原子炉格納容器内の酸素濃度はベースケース（3.5.2 (3) b 参照）にて示した酸素濃度（ウェット条件で2.1vol%，ドライ条件で2.6vol%）以下になるものと考えられる。このため，原子炉格納容器内での可燃性ガスの燃焼が発生するおそれは無い。
添 3.5.3-4

※ 原子炉格納容器下部への溶融炉心落下後の水素濃度は，サプレッション・チェンバよりもドライウェルの方がおおむね低く推移する。最も低い値は，ウェット条件では事象発生から約8.4時間後のドライウェルにおいて約12vol%，ドライ条件では事象発生の約7時
間後のドライウェルにおいて約34vol%であり，最も低い値であっても13vol%を上回ることから，水素燃焼を防止するための事故対応の観点では酸素濃度を5vol%未満に維持することが重要となる。なお，事象発生から20.5時間後に開始する，代替原子炉補機冷却系による代替循環冷却開始以降，原子炉格納容器内の気相濃度の変化が緩やかになる。サ
プレッション・チェンバと比較して水素濃度がおおむね低く推移するドライウェルの水素濃度は，ウェット条件では約30vol%から徐々に上昇して168時間後に約43vol%となり，
ドライ条件では約53vol%で安定する。気相濃度の推移の詳細は第3.5.5図から第3.5.8図参照。
(3) 格納容器下部の評価において溶融炉心の拡がりを抑制する場合
評価結果を図3に示す。評価の結果，コンクリート侵食量は床面で約1cmに抑えられることから，原子炉圧力容器の支持機能を維持できることを確認した。コンクリート侵食量が僅かであることから，本評価における溶融炉心・コンクリート相互作用による可燃性ガスの発生量は格納容器内の気相濃度に影響を与えない。このため，溶融炉心・コンクリート相互作用に伴う可燃性ガスの発生による格納容器圧力への影響は無く，格納容器内の気体組成の推移
はベースケース（3.5.2 (3) b 参照）と同じとなる。なお，ベースケースにおける原子炉格
納容器下部への溶融炉心落下後の水素濃度は，ドライウェルにおいて最低値を示すが，ウェット条件で12vol%以上，ドライ条件で34vol%以上※となり，ドライ条件において13vol%を上回る。一方，酸素濃度はウェット条件で2.1vol%以下，ドライ条件で2.6vol%以下であり，5vol%を下回ることから，原子炉格納容器内での可燃性ガスの燃焼が発生するおそれは無い。
(4) 溶融炉心の一部がコリウムシールドを越えてドライウェルサンプに流入する場合
評価結果を表2に示す。ドライウェルサンプ床面の侵食量は最大約5cmであり，鋼製ライナの損傷には至ることは無く，ドライウェルサンプ壁面の侵食量は最大約5cmであり，外側鋼板の損傷に至ることは無いことを確認した。コンクリート侵食量が僅かであることから，本評価における溶融炉心・コンクリート相互作用による可燃性ガスの発生量は格納容器内の気相濃度に影響を与えない。このため，溶融炉心・コンクリート相互作用に伴う可燃性ガスの発生による格納容器圧力への影響は無く，格納容器内の気体組成の推移はベースケース（3.5.2(3) b 参照）と同じとなる。なお，ベースケースにおける原子炉格納容器下部への溶融炉心落下後の水素ガス濃度は，ドライウェルにおいて最低値を示すが，ウェット条件で12vol%以
上，ドライ条件で34vol%以上※となり，ドライ条件において13vol%を上回る。一方，酸素ガス
濃度はウェット条件で2.1vol%以下，ドライ条件で2.6vol%以下であり，5vol%を下回ることから，原子炉格納容器内での可燃性ガスの燃焼が発生するおそれは無い。
(5) 溶融物の落下量を保守的に考慮する場合
評価結果を図4に示す。ドライウェルサンプ床面の侵食量は約9cmであり，鋼製ライナの損傷に至ることは無く，ドライウェルサンプ壁面の侵食量は約9cmであり，外側鋼板の損傷に至ることは無いことを確認した。本評価における侵食量は(2)と同等であることから，可燃性ガ
添 3.5.3-5

スの発生量についても同程度と考えられ，本評価における溶融炉心・コンクリート相互作用
による可燃性ガスの影響は(2)と同様に整理できるものと考えられる。このため，溶融炉心・コンクリート相互作用による可燃性ガス及びその他の非凝縮性ガスの発生が格納容器圧力に与える影響は小さく，原子炉格納容器内での可燃性ガスの燃焼が発生するおそれは無い。

4. まとめ
溶融炉心の落下時刻の不確かさや解析モデルの不確かさの影響によって原子炉格納容器下部のコンクリート侵食量が増大する場合の保守的な条件設定が評価結果に与える影響を確認した結果，
評価項目となるコンクリート侵食量は，最もコンクリート侵食量が多い結果となった溶融物の落下量を保守的に考慮した場合であってもドライウェルサンプ床面で約9cm及び壁面で約9cmであり，
原子炉圧力容器の支持機能を維持できることを確認した。
また，溶融炉心・コンクリート相互作用による可燃性ガスの発生を考慮しても格納容器圧力に与える影響は小さく，可燃性ガスの燃焼の観点でも燃焼のリスクを高めるものではないことを確認した。
以添 3.5.3-6

上

溶
融
炉
心
に
よ
る
コ
ン
ク
リ
ー
ト
侵
食
量

原子炉格納容器下部床面
原子炉格納容器下部壁面

溶融炉心がコンクリートを取り込み，溶融炉心とコンクリートの混合物の温度がコンクリートの融点を下回り，溶融炉心・コンク]
リート相互作用によるコンクリートの侵食が停止する。
原子炉格納容器下部床面及び壁面の侵食量（約 0.03m）（m）

原子炉圧力容器破損後からの時間（h）
図 1 原子炉格納容器下部床面及び壁面のコンクリート侵食量の推移（溶融炉心の崩壊熱を保守的に考慮する場合）

溶
融
炉
心
に
よ
る
コ
ン
ク
リ
ー
ト
侵
食
量
（m）

原子炉格納容器下部床面
原子炉格納容器下部壁面

溶融炉心がコンクリートを取り込み，溶融炉心とコンクリートの混合物の温度がコンクリートの融点を下回り，溶融炉心・コンク
リート相互作用によるコンクリートの侵食が停止する。
原子炉格納容器下部床面の侵食量（約 0.08m）

原子炉格納容器下部壁面の侵食量（約 0.07m）

原子炉圧力容器破損後からの時間（h）
図2 原子炉格納容器下部床面及び壁面のコンクリート侵食量の推移（上面熱流束を保守的に考慮する場合）

添 3.5.3-7

溶
融
炉
心
に
よ
る
コ
ン
ク
リ
ー
ト
侵
食
量

原子炉格納容器下部床面
原子炉格納容器下部壁面

溶融炉心がコンクリートを取り込み，溶融炉心とコンクリートの混合物の温度がコンクリートの融点を下回り，コア・コンクリート反応が停止する。

原子炉格納容器下部床面及び壁面の侵食量（約 0.01m）（m）

原子炉圧力容器破損後からの時間（h）
図 3 原子炉格納容器下部床面及び壁面のコンクリート侵食量の推移（溶融炉心の拡がりを抑制した場合）

溶
融
炉
心
に
よ
る
コ
ン
ク
リ
ー
ト
侵
食
量

ドライウェルサンプ床面
ドライウェルサンプ壁面

溶融炉心がコンクリートを取り込み，溶融炉心とコンクリートの混合物の温度がコンクリートの融点を下回り，溶融炉心・コンク
リート相互作用によるコンクリートの侵食が停止する。
ドライウェルサンプ床面及び壁面の侵食量（約 0.09m）（m）

原子炉圧力容器破損後からの時間（h）

図4※ ポロシティ概ね 0.3 以上と報告されていることを踏まえ，現実的
原子炉格納容器下部床面及び壁面のコンクリート侵食量の推移 に 厳 し め の 値 と し て保守的に 0.32（体心立（溶融物の落下量を保守的に考慮※する場合）
方格子の値）とした。

添 3.5.3-8

表 1 ポロシティを考慮した溶融炉心の堆積高さ
ポロシティ

0.26

0.32

0.40

0.48

下部ドライウェル※での溶融炉心の堆積高さ(m)約 0.68

約 0.73

約 0.80

約 0.89越流する溶融炉心の体積(m3)

約 2.6

約 5.8

約 11

約 18

ドライウェルサンプ床面からの堆積高さ(m)

約 0.7

約 1.4

約 1.8

約 2.1

※ コリウムシールドに囲まれた床面積を除き，コリウムシールドの内側への流入を考慮しない場合の堆積高さ

表 2 溶融炉心がドライウェルサンプに流入する場合の侵食量評価結果
ポロシティ

0.26

0.32

0.40

0.48

ドライウェルサンプ床面侵食量(m)約 0.05

約 0.03

約 0.010

ドライウェルサンプ壁面侵食量(m)約 0.05

約 0.03

約 0.010

添 3.5.3-9

4. 使用済燃料プールにおける重大事故に至るおそれがある事故
4.1 想定事故 1
4.1.1 想定事故 1 の特徴，燃料損傷防止対策(1) 想定する事故「使用済燃料プールにおける重大事故に至るおそれがある事故」において，使用済燃料プールにおける燃料損傷防止対策の有効性を確認するために想定する事故の一つには，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，想定事故 1 として「使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能が喪失することにより，使用済燃料プール内の水の温度が上昇し，蒸発により水位が低下する事故」がある。

(2) 想定事故 1 の特徴及び燃料損傷防止対策の基本的考え方
想定事故 1 では，使用済燃料プールの冷却機能及び注水機能が喪失することを想定する。このため，使用済燃料プール水温が徐々に上昇し，やがて沸騰して蒸発することによって使用済燃料プール水位が緩慢に低下することから，緩和措置がとられない場合には，使用済燃料プール水位の低下により燃料が露出し，燃料損傷に至る。
本想定事故は，使用済燃料プールの冷却機能及び注水機能を喪失したことによって燃料損傷に至る事故を想定するものである。このため,重大事故等対策の有効性評価には，使用済燃料プールの注水機能に対する重大事故等対処
設備に期待することが考えられる。
したがって，想定事故 1 では，燃料プール代替注水系により使用済燃料プールへ注水することによって，燃料損傷の防止を図る。また，燃料プール代替
注水系により使用済燃料プール水位を維持する。

4.1-1

(3) 燃料損傷防止対策
想定事故 1 における機能喪失に対して，使用済燃料プール内の燃料が著しい損傷に至ることなく，かつ，十分な冷却を可能とするため，燃料プール代替
注水系※1 による使用済燃料プールへの注水手段を整備する。これらの対策の概略系統図を第 4.1.1 図に，手順の概要を第 4.1.2 図に示すとともに，重大事故等対策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策における設備と操作手順の関係を第 4.1.1 表に示す。
想定事故1において，6号及び7号炉同時の重大事故等対策に必要な要員は，中央制御室の運転員及び緊急時対策要員で構成され，合計18名である。その内訳は次のとおりである。中央制御室の運転員は，当直長1名（6号及び7号炉
兼任），当直副長2名，運転操作対応を行う運転員2名である。発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等を行う緊急時対策本部要員は5名，緊急時対策要員（現場）は8名である。必要な要員と作業項目について第4.1.3図に示す。
※1 燃料プール代替注水系として, 燃料プール代替注水系（常設スプレイヘッダ）を想定する。なお，燃料プール代替注水系（常設スプレイヘッダ）の注水手段が使用できない場合においては燃料プール代替注水系（可搬型スプレイヘッダ）による対応が可能である。

a. 使用済燃料プールの冷却機能喪失確認
使用済燃料プールを冷却している系統が機能喪失することにより，使用済燃料プール水の温度が上昇する。中央制御室からの遠隔操作による使用済燃料プールの冷却系の再起動操作が困難な場合，使用済燃料プールの冷却機能喪失であることを確認する。
使用済燃料プールの冷却機能喪失を確認するために必要な計装設備は，
4.1-2

使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA）等である。

b. 使用済燃料プールの注水機能喪失確認
使用済燃料プールの冷却機能喪失の確認後，使用済燃料プール水の温度上昇による蒸発により使用済燃料プール水位が低下することが想定されるため，補給水系による使用済燃料プールへの注水準備を行う。中央制御室からの遠隔操作により使用済燃料プールへの注水準備が困難な場合，使用済燃料プールの注水機能喪失であることを確認する。
使用済燃料プールの注水機能喪失を確認するために必要な計装設備は，使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA）等である。

c. 燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水
燃料プール代替注水系の準備は冷却機能喪失による異常の認知を起点として開始する。準備が完了したところで，燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水を開始し，使用済燃料プール水位は回復する。その後，使用済燃料プールの冷却機能を復旧するとともに，燃料プール代替
注水系の間欠運転又は流量調整により蒸発量に応じた注水を行うことで，必要な遮蔽※2 を確保できる使用済燃料プール水位より高く維持する。
燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水を確認するために必要な計装設備は，使用済燃料貯蔵プール水位・温度等である。
※2 必要な遮蔽の目安とした線量率は10mSv/hとする。想定事故１における原子炉建屋オペレーティングフロアでの作業時間及び作業員の退避は1時間以内であり，作業員の被ばく量は最大でも10mSvとなるため，緊急作業時における被ばく限度の100 mSvに対して余裕がある。
原子炉建屋オペレーティングフロアでの作業は，燃料プール代替注水
4.1-3

系（可搬型スプレイヘッダ）を使用する場合，可搬型スプレイヘッダ及びホースの設置が想定される。
必要な遮蔽の目安とした線量率10mSv/hは，定期検査作業時での原子炉建屋オペレーティングフロアにおける線量率を考慮した値である。
この線量率となる使用済燃料プール水位は通常水位から約2.1m下の位置である。
（添付資料4.1.1，4.1.2）

4.1.2 燃料損傷防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法
想定事故 1 で想定する事故は，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，「使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能が喪失することにより，使用済燃料プール内の水の温度が上昇し，蒸発により水位が低下する事故」である。
想定事故 1 では，使用済燃料プールの冷却機能喪失及び注水機能喪失に伴い使用済燃料プール水温が徐々に上昇し，やがて沸騰して蒸発することによって使用済燃料プール水位が緩慢に低下するが，使用済燃料プールへの注水により，使用済燃料プール水位が放射線の遮蔽が維持される水位を確保できることを評価する。なお，使用済燃料プール水位が放射線の遮蔽が維持される
水位を確保できることで，有効燃料棒頂部は冠水が維持される。
未臨界については，燃料がボロン添加ステンレス鋼製ラックセルに貯蔵されており，必要な燃料間距離をとる等の設計により水密度の状態によらず臨界未満となるため，維持される。
また，評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，想定事故 1 における運
転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び
4.1-4操作時間余裕を評価する。
（添付資料 4.1.1，4.1.2）(2) 有効性評価の条件
想定事故1に対する初期条件も含めた主要な評価条件を第4.1.2表に示す。
また，主要な評価条件について，想定事故1特有の評価条件を以下に示す。
なお,本評価では崩壊熱及び運転員の人数の観点から厳しい条件である，原子炉運転停止中の使用済燃料プールを前提とする。原子炉運転中の使用済燃料プールは，崩壊熱が原子炉運転停止中の使用済燃料プールに比べて小さく
事象進展が緩やかになること，また，より多くの運転員による対応が可能であることから本評価に包絡される。
（添付資料4.1.1）

a. 初期条件(a) 使用済燃料プールの初期水位及び初期水温
使用済燃料プールの初期水位は通常水位とし，保有水量を厳しく見積もるため，使用済燃料プールと隣接する原子炉ウェルの間に設置されているプールゲートは閉を仮定する。また，使用済燃料プールの初期水温は，運転上許容される上限の 65℃とする。
(b) 崩壊熱
使用済燃料プールには貯蔵燃料の他に，原子炉停止後に最短時間（原子炉停止後 10 日）で取り出された全炉心分の燃料が一時保管されていることを想定して，使用済燃料プールの崩壊熱は約 11MW を用いるものとする。
なお，崩壊熱に相当する保有水の蒸発量は約 19m3/h である。
4.1-5

b．事故条件(a) 安全機能の喪失に対する仮定
使用済燃料プールの冷却機能及び注水機能として燃料プール冷却浄化
系，残留熱除去系，復水補給水系等の機能を喪失するものとする。
(b) 外部電源
外部電源は使用できないものと仮定する。
外部電源が使用できない場合においても，燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水は可能であり，外部電源がある場合と事象進展は同等となるが，資源の評価の観点から厳しい評価条件となる外部電源が使用できない場合を想定する。

c．重大事故等対策に関連する機器条件(a) 燃料プール代替注水系
使用済燃料プールへの注水は，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）4 台を使用するものとし，崩壊熱による使用済燃料プール水の蒸発量を上回る
45m3/h※3 にて注水する。
※3 燃料プール代替注水系（常設スプレイヘッダ），燃料プール代替注水系（可搬型スプレイヘッダ）の注水容量はともに45m3/h以上(4台)である。

d．重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件として，「1.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。
(a) 燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水は，緊急時対4.1-6

策要員の移動，注水準備に必要な時間等を考慮して，事象発生12時間後から開始する。

(3) 有効性評価の結果
想定事故1における使用済燃料プール水位の推移を第4.1.4図に，使用済燃料プール水位と線量率の関係を第4.1.5図に示す。
a. 事象進展使用済燃料プールの冷却機能が喪失した後，使用済燃料プール水温は約5℃/h で上昇し，事象発生から約 7 時間後に 100℃に到達する。その後，蒸発により使用済燃料プール水位は低下し始めるが，事象発生から 12 時間経過した時点で燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水を開始すると，使用済燃料プール水位が回復する。
その後は，使用済燃料プールの冷却機能を復旧するとともに，燃料プール代替注水系により，蒸発量に応じた量を使用済燃料プールに注水することで，使用済燃料プール水位を維持する。

b. 評価項目等
使用済燃料プール水位は，第 4.1.4 図に示すとおり，通常水位から約 0.4m下まで低下するに留まり，有効燃料棒頂部は冠水維持される。使用済燃料
プール水温は事象発生約 7 時間で沸騰し，その後 100℃付近で維持される。
また，第 4.1.5 図に示すとおり，使用済燃料プール水位が通常水位から約0.4m 下の水位になった場合の線量率は，約 1.0×10-3mSv/h 以下であり，必要な遮蔽の目安とした 10mSv/h※2 と比べて低いことから，この水位において放射線の遮蔽は維持されている。なお，線量率の評価点は原子炉建屋オペ
レーティングフロアの床付近としている。
4.1-7

使用済燃料プールでは燃料がボロン添加ステンレス鋼製ラックセルに貯蔵されており，必要な燃料間距離をとる等の設計により水密度の状態によらず臨界未満となるため，本事象においても未臨界は維持される。
事象発生 12 時間後から燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水を行うことで使用済燃料プール水位は回復し，その後に蒸発量に応じた使用済燃料プールへの注水を継続することで安定状態を維持できる。
本評価では，「1.2.3.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(3)の評価項目について，対策の有効性を確認した。
（添付資料4.1.3，4.1.4）

4.1.3 評価条件の不確かさの影響評価
評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する
ものとする。
想定事故1では，使用済燃料プールの冷却機能及び注水機能が喪失することが特徴である。また，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水操作とする。

(1) 評価条件の不確かさの影響評価
ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，第4.1.2表に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件とした場合の影響を評価する。また，評価条件の設定に当たっては，7号炉を代表として，評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなるような設定があることから，その中で事象進展に有意な影響を与えると考えら
4.1-8

れる項目に関する影響評価の結果を以下に示す。

(a)運転員等操作時間へ与える影響
初期条件の燃料の崩壊熱は，評価条件の約11MWに対して最確条件は約10MW以下であり，評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件で設定している燃料の崩壊熱より小さくなるため，使用済燃料
プール水温の上昇及び使用済燃料プール水位の低下は緩和されるが，注水操作は燃料の崩壊熱に応じた対応をとるものではなく，冷却機能喪失による異常の認知を起点とするものであることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の使用済燃料プール水温は，評価条件の65℃に対して最確条
件は約27℃～約45℃であり，評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件で設定している使用済燃料プールの初期水温より低
くなり，沸騰開始時間は遅くなるため，時間余裕が長くなるが，注水操
作は使用済燃料プール水の初期水温に応じた対応をとるものではなく，冷却機能喪失による異常の認知を起点とするものであることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の使用済燃料プール水位は，評価条件の通常水位に対して最確条件は通常水位付近であり，評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件での初期水位は通常水位を設定しているため，通常水位より低い水位の変動を考慮した場合，使用済燃料プール水位が有
効燃料棒頂部まで低下する時間及び使用済燃料プール水位の低下による異常の認知の時間は短くなる。条件によっては想定する冷却機能喪失による異常認知より早くなり，それにより操作開始が早くなるが,注水操
作は冷却機能喪失による異常の認知を起点として操作を開始するため，
4.1-9

その起点より操作開始が遅くなることはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期に地震起因のスロッシングが発生した場合，使用済燃料プール水
位の低下により原子炉建屋オペレーティングフロアの線量率が上昇する
ことから，その現場における長時間の作業は困難となる。ただし，燃料プール代替注水系（常設スプレイヘッダ）による使用済燃料プールへの注水操作は，屋外から実施できるため線量の影響が小さいことから, 運
転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件のプールゲートの状態は，評価条件のプールゲート閉に対して最確条件はプールゲート開であり，評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，保有水量がプールゲート閉時と比べ2倍程度となり，使用済燃料プール水温の上昇及び蒸発による使用済燃料プール水位の低下は緩和されるが，注水操作はプールゲートの状態に応じた対応をとる
ものではなく，冷却機能喪失による異常の認知を起点とするものである
ことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

(b)評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の燃料の崩壊熱は，評価条件の約11MWに対して最確条件は約10MW以下であり，評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件で設定している燃料の崩壊熱より小さくなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
初期条件の使用済燃料プール水温は，評価条件の65℃に対して最確条
件は約27℃～約45℃であり，評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件で設定している使用済燃料プール水温より低くなる
ため，沸騰開始時間は遅くなり，使用済燃料プール水位の低下は緩和さ
4.1-10れることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
また，自然蒸発,使用済燃料プール水温及び温度の上昇の非一様性により,評価で想定している沸騰による使用済燃料プール水位低下開始時間
より早く使用済燃料プール水位の低下が始まることも考えられる。しかし，自然蒸発による影響は沸騰による水位の低下と比べて僅かであり，
気化熱により使用済燃料プール水は冷却される。さらに，使用済燃料プール水温の非一様性も沸騰開始後の気泡上昇を駆動力とした対流により影響が小さくなることが考えられる。仮に，事象発生直後から沸騰による使用済燃料プール水位の低下が開始すると想定した場合であっても，使用済燃料プール水位が放射線の遮蔽が維持される最低水位に到達するまでの時間は事象発生から1日以上（10mSv/h ※2 の場合

6号及び7号炉

約1.1日），使用済燃料プール水位が有効燃料棒頂部まで低下する時間
は事象発生から3日以上（6号及び7号炉 約3.5日）あり，事象発生から12時間後までに燃料プール代替注水系による注水が可能であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
初期条件の使用済燃料プール水位は，評価条件の通常水位に対して最確条件は通常水位付近であり，評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件での初期水位は通常水位を設定しているため，その変動を考慮した場合，使用済燃料プールが通常水位から有効燃料棒頂部まで低下する時間は短くなるが，仮に初期水位を水位低警報レベル（通常水位から約0.3m下※4）とした場合であっても，放射線の遮蔽が維持される最低水位に到達するまでの時間は事象発生から1日以上（10mSv/h※2 の場合

6号及び7号炉 約1.2日），使用済燃料プール水位が有効燃料棒頂部まで低下する時間は事象発生から3日以上（6号及び7号炉 約3.7日）あり，事象発生から12時間後までに燃料プール代替注水
4.1-11

系による注水が可能であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
初期に地震起因のスロッシングが発生した場合，使用済燃料プール水
位の低下により原子炉建屋オペレーティングフロアの線量率が上昇する
ことから，その現場における長時間の作業は困難となる。ただし，燃料プール代替注水系（常設スプレイヘッダ）による使用済燃料プールへの注水操作は屋外での操作であるため，現場操作に必要な遮蔽は維持される。事象発生12時間後から燃料プール代替注水系（常設スプレイヘッダ）による使用済燃料プールへの注水を実施することにより，6号及び7号炉の使用済燃料プール水位が原子炉建屋オペレーティングフロアの放射線の遮蔽維持に必要な最低水位まで回復する時間は事象発生から約1.1日
後（10mSv/h ※2の場合，6号炉では約1.0日後，7号炉では約1.1日後），
通常水位まで回復する時間は事象発生から約1.9日後（6号炉では約1.8
日後，7号炉では約1.9日後）となる。また，使用済燃料プール水位が通常水位から有効燃料棒頂部まで低下する時間は事象発生から2日以上（6号及び7号炉 約2.2日）あり，事象発生から12時間後までに燃料プール
代替注水系による注水が可能であることから，評価項目となるパラメー
タに与える影響は小さい。
初期条件のプールゲートの状態は，評価条件のプールゲート閉に対して最確条件はプールゲート開であり，評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，保有水量がプールゲート閉時と比べ2倍程度となり，使用済燃料プール水温の上昇及び蒸発による使用済燃料プール水位の低下は緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
※4 使用済燃料貯蔵プール水位・温度計（SA広域）の水位低の警報設
4.1-12

定値：6号炉通常水位-225mm，7号炉通常水位-267mm

ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作の不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の6要因に分類し，これらの要因が運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転員等操作時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価し，評価結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
操作条件の燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水操作は，評価上の操作開始時間として事象発生から12時間後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，当該操作は他の操作との重複はなく，使用済燃料プールの冷却機能喪失による異常を認知した時点で注水準備に着手可能であり，その準備操作にかかる時間は360分を想定していることから，実態の操作開始時間は想定している事
象発生から12時間後より早まる可能性があり，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。
(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水
操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間が早まり，使用済燃料プール水位の回復を早める可能性があることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
（添付資料4.1.5）(2) 操作時間余裕の把握
4.1-13

操作開始時間の遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認し，その結果を以下に示す。
操作条件の燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水操作については，放射線の遮蔽が維持される最低水位に到達するまでの時間が事象発
生から1日以上（10mSv/h※2の場合

6号及び7号炉 約1.4日），使用済燃料プー

ル水位が有効燃料棒頂部まで低下する時間が事象発生から3日以上（6号及び7号炉 約3.8日）であり，事故を検知して注水を開始するまでの時間は事象発生から約12時間後と設定しているため，準備時間が確保できることから，時間余裕がある。
（添付資料4.1.5）(3) まとめ
評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認した。
その結果，評価条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。この
他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間には時間余裕がある。

4.1.4 必要な要員及び資源の評価(1) 必要な要員の評価
想定事故1において，6号及び7号炉同時の重大事故等対策時における必要な要員は，「4.1.1(3)燃料損傷防止対策」に示すとおり18名である。「6.2 重大事故等対策時に必要な要員の評価結果」で説明している運転員，緊急時対4.1-14

策要員等の64名で対処可能である。
なお，今回評価した原子炉の運転停止中ではなく，原子炉運転中を想定した場合，事象によっては，原子炉における重大事故又は重大事故に至るおそれのある事故の対応と，想定事故1の対応が重畳することも考えられる。しかし，原子炉運転中を想定した場合，使用済燃料プールに貯蔵されている燃料の崩壊熱が低いため，操作時間余裕が十分長くあり（原子炉運転開始直後を考慮しても使用済燃料プール水が100℃に到達するまで最低でも1日以上），
原子炉における重大事故又は重大事故に至るおそれのある事故の対応が収束に向かっている状態での対応となるため，緊急時対策要員や参集要員により対応可能である。

(2) 必要な資源の評価
想定事故1において，必要な水源，燃料及び電源は，「6.1(2)資源の評価条件」の条件にて評価している。その結果を以下に示す。

ａ．水源
燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水については，7日間の対応を考慮すると，号炉あたり約3,100m3の水が必要となる。6号及び7号炉の同時被災を考慮すると，合計約6,200m3の水が必要である。水源として，淡水貯水池に約18,000m3の水を保有しており，水源を枯渇させることな
く7日間の注水継続実施が可能である。
（添付資料4.1.6）
ｂ．燃料
非常用ディーゼル発電機による電源供給については，事象発生後7日間最大負荷で運転した場合，号炉あたり約753kLの軽油が必要となる。燃料プー
4.1-15

ル代替注水系による使用済燃料プールへの注水については，保守的に事象発生直後からの可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の運転を想定すると，7日間の運転継続に号炉あたり約15kLの軽油が必要となる。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，事象発生直後からの運転を想定すると，7日間の運転継続に合計約13kLの軽油が必要となる（6号及び7号炉合計約1,549kL）。
6 号及び 7 号炉の各軽油タンクにて約 1,020kL（6 号及び 7 号炉合計約2,040kL）の軽油を保有しており，これらの使用が可能であることから，非常用ディーゼル発電機による電源供給，燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水，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・ポスト用発電機による電源供給について，7 日間の継続が可能である。
（添付資料4.1.7）
ｃ．電源
外部電源は使用できないものと仮定し，非常用ディーゼル発電機によって給電を行うものとする。6 号及び 7 号炉において重大事故等対策時に必要な負荷は，各号炉の非常用ディーゼル発電機負荷に含まれることから，非常用ディーゼル発電機による電源供給が可能である。
また，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・ポスト用発電機についても，必要負荷に対しての電源供給が可能である。

4.1.5 結論
想定事故1では，使用済燃料プールの冷却系が機能喪失し，使用済燃料プー
ル水温が上昇し，やがて沸騰して蒸発することによって使用済燃料プール水
4.1-16

位が緩慢に低下することから，緩和措置がとられない場合には，使用済燃料
プール水位の低下により燃料が露出し，燃料損傷に至ることが特徴である。
想定事故1に対する燃料損傷防止対策としては，燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水手段を整備している。
想定事故1について有効性評価を実施した。
上記の場合においても，燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水により，使用済燃料プール水位を回復し維持することができることから，放射線の遮蔽が維持され，かつ，燃料損傷することはない。
また，使用済燃料プールでは燃料がボロン添加ステンレス鋼製ラックセルに貯蔵されており，必要な燃料間距離をとる等の設計により水密度の状態によらず臨界未満となるため，未臨界は維持される。
その結果，有効燃料棒頂部の冠水，放射線の遮蔽が維持される水位の確保
及び未臨界を維持できることから，評価項目を満足している。また，安定状態を維持できる。
評価条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操作時間に与える影響及び評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
重大事故等対策時に必要な要員は，運転員及び緊急時対策要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
以上のことから，燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水
等の燃料損傷防止対策は，想定事故1に対して有効である。

4.1-17

①燃料プール代替注水系（常設スプレイヘッダ）（常設のスプレイヘッダ及び常設のスプレイ配管を用いる手段）

原子炉建屋
接続口

淡水貯水池
②燃料プール代替注水系（可搬型スプレイヘッダ）（可搬の注水口及び可搬ホースを用いる手段）

可搬型代替注水ポンプ(A-2級)

スプレイヘッダ

スプレイノズル

スキマせき

通常水位
（T.M.S.L.約31.4m）

復水補給水系より
スキマサージタンク

4.1-18有効燃料棒頂部（T.M.S.L.約24m）
ディフューザ

可搬型代替注水ポンプ(A-2級)

使用済燃料

原子炉建屋大物搬入扉
または
外部接続口

燃料プール冷却浄化系
熱交換器

タンクローリ(4kL)

ろ過脱塩装置
燃料プール冷却浄化系ポンプ

軽油タンク
原子炉補機冷却系
残留熱除去系
熱交換器
残留熱除去系ポンプ

圧力抑制プール水
浄化系より

原子炉補機冷却系

復水補給水系より

第 4.1.1 図

外部電源
非常用ディーゼル
発電機

Gen「想定事故 1」の重大事故等対策の概略系統図（使用済燃料プールへの注水）

常設の箇所
可搬の箇所

プラント前提条件
・プラント停止後10日目
・全燃料取出し＆プールゲート「閉」
・非常用ディーゼル発電機（B）点検中
・残留熱除去系（A）燃料プール冷却モード運転中・残留熱除去系（B）点検中
・残留熱除去系（C）原子炉停止時冷却モード待機中（原子炉圧力容器水抜き準備）
・燃料プール冷却浄化系運転中（評価上の時刻）（0分）

凡例：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）の
みの作業

：判断

：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業※1
残留熱除去系（A）燃料プール冷却モード再起動，残留熱除去系（C）燃料プール冷却モード起動及び燃料プール冷却浄化系再起動操作を実施する※2
復水移送ポンプ(A)起動確認または起動操作

外部電源喪失発生： 評価上考慮しない操作・判断結果

残留熱除去系停止及び燃料プール冷却浄化系停止確認（機器作動状況，系統流量による確認）※3
中央制御室にて使用済燃料プール水位・温度，機器ランプ表示，機器故障警報，系統流量指示計，系統圧力指示計
等にて機能喪失を確認する

非常用ディーゼル発電機（A，C）自動起動確認
非常用高圧母線（6.9kV）C，E復旧確認※4
重大事故等発生を通信連絡設備により確認した現場作業員は退避を実施する

非常用ディーゼル発電機運転状態確認※5
使用済燃料プール水温度計にて確認する※2（約10分後）※1

冷却機能復旧操作※3※4（約60分後）※6
使用済燃料プールへの注水は「使用済燃料プールスプレイヘッダ」を使用する
常設スプレイ設備が使用できない場合，可搬型スプレイ設備による使用済燃料プールへの注水を実施する

注水機能復旧操作

冷却機能喪失確認（機器作動状況，系統流量による確認）

回復は評価上
考慮せず

外部電源喪失により電動駆動ポンプが停止する
ため通常状態への復旧を実施するが，評価上は
考慮しない

※7
防火水槽を用いた可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による使用済燃料プールへの注水も可能である
なお，可搬型代替注水ポンプ（A-1級）を使用することもできる※8
事象発生12時間後の使用済燃料プール水位は通常水位から約-0.4ｍとなる※2
Ⅰ

注水機能復旧操作※3

注水機能喪失確認（機器作動状況，系統圧力による確認）※9
使用済燃料プール水位計にて確認する

復水移送ポンプ以外による使用済燃料プール注水
・サプレッションプール浄化系による注水・消火ポンプによる代替注水回復は評価上考慮せず

復水移送ポンプによる使用済燃料プール注水と同等の流量確保または注水開始不可※6（約7時間後）※7

淡水貯水池から使用済燃料プールへの注水準備（燃料プール代替注水系による使用済燃料プール注水）※5
使用済燃料プール水温
100℃到達燃料供給準備（タンクローリ（4kL）
給油準備）

Ⅱ

淡水タンクから防火水槽への補給（約12時間後）（約12時間後）

燃料プール代替注水系の準備完了
Ⅲ

タンクローリ（4kL）
による給油準備完了

スプレイヘッダ以外による使用済燃料プール注水・復水補給水ラインを使用した注水（適宜実施）※8（12時間後）燃料プール代替注水系による使用済燃料プール注水開始

可搬設備への燃料補給<注水が実施出来なかった場合>【有効性評価の対象とはしていないが，ほかに取り得る手段】
使用済燃料プール水位維持の為
注水継続

Ⅰ（約1.4日後）※9

使用済燃料プール水位
約2.1ｍ低下（10mSv/h）
燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水を継続し，機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後は，注
水系統によりスキマサージタンクへの補給を確保し使用済燃
料プール冷却系による冷却を実施する

サプレッションプール浄化系により使用済燃料プールへの注水も実施できる。水源は復水貯蔵槽またはサプレッションプールになる
消火系を燃料プール代替注水系として使用する場合があるため消火ポンプ運転状態について確認する
消火系は復水補給水系を経由して使用済燃料プールへ注水することも可能である
Ⅱ
防火水槽を用いた使用済燃料プールへの注水の場合は，「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は淡水貯水池からろ過水タンクへの補給もあわせて実施する
Ⅲ
燃料プール代替注水系による使用済燃料プール注水は「使用済燃料プールスプレイヘッダ」以外に，復水補給水系を経由して使用済燃料プールへ注水することも可能である
燃料プール代替注水系の水源は「淡水貯水池」以外に「海水」も可能である

第 4.1.2 図「想定事故 1」の対応手順の概要

4.1-19

想定事故1
経過時間（時間）
備考

1
実施箇所・必要人員数
当直長

責任者
指揮者
操作項目

通報連絡
者

1人

6号

当直副長

1人

7号

当直副長

1人

緊急時対策本部要員

5人

6

7

8

9

10

11

12

13

14

使用済燃料プール水温100℃到達

各号炉運転操作指揮
操作の内容

中央制御室連絡
発電所外部連絡運転員

緊急時対策要員
（現場）

7号

5

約7時間

（現場）

6号

4

中央監視
緊急時対策本部連絡

運転員

7号

3

事象発生

（中央制御室）

6号

2

6号

12時間
使用済燃料プール注水開始

プラント状況確認

約60分

冷却機能喪失確認
注水機能喪失確認

7号
・外部電源喪失確認

1人
A

状況判断

1人
a

－

－

－

－

・使用済燃料プール冷却系停止確認（燃料プール冷却浄化系ポンプ，残留熱除去系ポンプ）
・非常用ディーゼル発電機

10分

自動起動確認

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・使用済燃料プール水位，温度監視

使用済燃料プール冷却系復旧作業（評価上考慮せず）

－

－

－

－

－

－

・使用済燃料プール冷却系 機能回復
（燃料プール冷却浄化系ポンプ，残留熱除去系ポンプ）

対応可能な要員により対応する

使用済燃料プール注水系復旧作業（評価上考慮せず）

－

－

－

－

－

－

・使用済燃料プール注水系（復水補給水系）

対応可能な要員により対応する

適宜実施

機能回復

・放射線防護装備準備・現場移動・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）を用いた使用済燃料プール注水準備

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による淡水貯水池から使用済燃料プールへの注水（常設
スプレイヘッダ使用）

10分

－

－

－

－

6人

（可搬型代替注水ポンプ（A-2級）移動，ホース敷設（淡水貯水池から可搬型代替注水ポンプ（A-2級），可搬型代替注水ポンプ（A-2級）から接続口），ホース接続，ホー

360分

ス水張り）

・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）を用いた使用済燃料プール注水

適宜実施

・現場移動

－

－

－

－

・現場移動
・可搬型代替注水ポンプを用いた使用済燃料プール注水準備（建屋内ホース接続）

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による淡水貯水池から使用済燃料プールへの注水（可搬型スプレイヘッダ使用）（評価上考慮せず）

・可搬型代替注水ポンプを用いた使用済燃料プール注水準備（建屋内ホース敷設，可搬型スプレイノズル設置）

－

・現場移動
・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）を用いた使用済燃料プール注水準備（可搬型代替注水ポンプ（A-2級）移動，ホース敷設（淡水貯水池から可搬型代替注水

－
－

－

－

－

常設スプレイヘッダ使用不可の場合要員を確保して対応するポンプ（A-2級），可搬型代替注水ポンプ（A-2級）から建屋内ホース），ホース接続，ホース水張り）・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）を用いた使用済燃料プール注水・放射線防護装備準備

－

給油準備

－

－

2人
給油作業

必要人員数

合計

－

－

－

－

1人
A

1人
a

0人

0人

（

10分

－
・軽油タンクからタンクローリ（4kL）への補給

・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）への給油

タンクローリ（4kL）残量に応じて適宜
軽油タンクから補給

140分

適宜実施

8人

）内の数字は他の作業終了後，移動して対応する人員数。

原子炉運転中における使用済燃料プールでの事故を想定した場合，事象によっては，原子炉における重大事故の対応と使用済燃料プールにおける重大事故に至るおそれのある事故の対応が重畳することも考えられる。しかし，使用済燃料プールに貯蔵されている燃料の崩壊熱が低いことから時間余裕が十分長く（運転開始直後を考慮しても使用済燃料プールの保有水が100℃に到達するまで 1日以上），原子炉側の事故対応が収束に向かっている状態での対応となるため，緊急時対策要員や参集要員により対応可能である。

第 4.1.3 図「想定事故 1」の作業と所要時間

4.1-20

有
効
燃
料
棒
頂
部
か
ら
の
水
位

使用済燃料プール水温
100℃到達（約 7 時間後）
燃料プール代替注水系による注水開始（事象発生 12 時間後 通常水位から約-0.4m）
事象発生約 16 時間後に通常水位まで回復

使用済燃料プール水位回復後，蒸発量に応じた注水により水位維持（m）

事故後の時間（h）
第 4.1.4 図

使用済燃料プール水位の推移（想定事故 1）

使用済燃料を線源とした線量率が支配的な水位
使用済制御棒の露出開始使用済制御棒を線源とした線量率が支配的な水位想定事故 1 での水位の低下（通常水位か
ら約-0.4m）

通常水位

有効燃料棒頂部からの水位（m）

第 4.1.5 図

使用済燃料プール水位と線量率（想定事故 1）

4.1-21

第 4.1.1 表「想定事故 1」の重大事故等対策について
有効性評価上期待する事故対処設備

判断及び操作

手順
常設設備

可搬型設備

【残留熱除去系ポンプ吐出圧力】

使用済燃料プールを冷却している系統が機能喪失すること
使用済燃料プールの冷却機能喪失確認により，使用済燃料プール水の温度が上昇する。中央制御室からの遠隔操作により使用済燃料プール冷却系の再起動操作が困難な場合，使用済燃料プールの冷却機能喪失であ

計装設備【残留熱除去系系統流量】【非常用ディーゼル発電機】【軽油タンク】－

使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA）
使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA 広域）
使用済燃料貯蔵プール監視カメラ（使用済燃ることを確認する。

料貯蔵プール監視カメラ用空冷装置を含む）【残留熱除去系ポンプ吐出圧力】【残留熱除去系系統流量】

使用済燃料プールの冷却機能喪失の確認後，使用済燃料プ

復水移送ポンプ吐出圧力

ール水温度上昇による蒸発により使用済燃料プール水位が使用済燃料プールの注水機能低下することが想定されるため，補給水系による使用済燃

喪失確認料プールへの注水準備を行う。中央制御室からの遠隔操作

使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA）－－

使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA 広域）

4.1-22

使用済燃料貯蔵プール放射線モニタ（高レンにより使用済燃料プールへの注水準備が困難な場合，使用

ジ・低レンジ）

済燃料プールの注水機能喪失であることを確認する。

使用済燃料貯蔵プール監視カメラ（使用済燃料貯蔵プール監視カメラ用空冷装置を含む）

使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA）

燃料プール代替注水系の準備が完了したところで，燃料プ
燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水

ール代替注水系による使用済燃料プール注水により，使用済燃料プール水位を回復する。その後は，使用済燃料プールの冷却系を復旧しつつ，蒸発量に応じた水量を注水する

使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA 広域）
常設スプレイヘッダ

可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)

使用済燃料貯蔵プール放射線モニタ（高レン

軽油タンク

タンクローリ（4kL）

ジ・低レンジ）
使用済燃料貯蔵プール監視カメラ（使用済燃ことで，使用済燃料プール水位を維持する。

料貯蔵プール監視カメラ用空冷装置を含む）

常設スプレイヘッダが使用できない場合，可搬型スプレイ
燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水（可搬型スプレイ設備）

使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA）

ヘッダを用いた燃料プール代替注水系による使用済燃料プール注水により使用済燃料プールの水位を回復する。その後は，使用済燃料プールの冷却系を復旧しつつ，蒸発量に応じた水量を注水することで，使用済燃料プール水位を維持する。

可搬型スプレイヘッダ
軽油タンク

可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)
タンクローリ（4kL）

使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA 広域）
使用済燃料貯蔵プール放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）
使用済燃料貯蔵プール監視カメラ（使用済燃料貯蔵プール監視カメラ用空冷装置を含む）【】：重大事故等対処設備（設計基準拡張）
有効性評価上考慮しない操作

第 4.1.2 表
項目

初
期
条
件

4.1-23
事
故条
件

主要評価条件（想定事故 1）（1/2）
主要評価条件※1

条件設定の考え方
保有水量を厳しく見積もるためにプールゲート閉の状況を想定

使用済燃料プール保有水量

約 2,093m3

使用済燃料プール水位

通常水位

通常水位を設定

使用済燃料プール水温65℃

保安規定の運転上の制限値

燃料の崩壊熱約 11MW【使用済燃料】
取出時平均燃焼度：・貯蔵燃料 50 GWd/t
・炉心燃料 33 GWd/t

原子炉停止後に最短時間（原子炉停止後 10 日※2）で取り出された全炉心分の燃料が，過去に取り出された貯蔵燃料と併せて使用済燃料ラックに最大数保管されていることを想定し，ORIGEN2 を用いて算出

安全機能の喪失に対する仮定

使用済燃料プールの冷却機能及び注水機能喪失

使用済燃料プールの冷却機能及び注水機能として
燃料プール冷却浄化系，残留熱除去系，復水補給
水系等の機能喪失を設定

外部電源

外部電源なし外部電源の有無は事象進展に影響しないことか
ら，資源の観点で厳しい外部電源なしを設定※1 記載の値は 7 号炉の値である。6 号炉の使用済燃料プールの保有水量は 7 号炉とほぼ同様であるため，評価は 7 号炉の値を使用する。
※2 柏崎刈羽原子力発電所 1 号炉から 7 号炉までの定期検査における実績を確認し,解列後の全制御棒全挿入から原子炉開放までの最短時間である約 3 日及び全燃料取り出しの最短時間約 7 日を考慮して原子炉停止後 10 日を設定。原子炉停止後 10 日とは全制御棒全挿入からの時間を示している。通常停止操作において原子炉の出力は
全制御棒全挿入完了及び発電機解列以前から徐々に低下させるが，崩壊熱評価はスクラムのような瞬時に出力を低下させる保守的な計算条件となっている。

第 4.1.2 表
項目

4.1-24

関重
連大
す事
る故
機等
器対
条策
件に

燃料プール代替注水系

関重
連大
す事
る故
操等
作対
条策
件に

燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水

主要評価条件（想定事故 1）（2/2）
主要評価条件

条件設定の考え方

燃料プール代替注水系による注水を想定
345m /h（4 台）※1で注水設備の設計を踏まえて設定

事象発生から 12 時間後

可搬型設備に関して，事象発生から 12 時間後まで
は，その機能に期待しないと仮定※1 燃料プール代替注水系（常設スプレイヘッダ），燃料プール代替注水系（可搬型スプレイヘッダ）の注水容量はともに 45m3/h 以上(4 台)である。

添付資料 4.1.1
使用済燃料プールの水位低下と遮蔽水位に関する評価について
1. 使用済燃料プールの概要
図1に使用済燃料プール等の平面図を示す。
定期検査時において，多くの場合はプールゲートが開放され，使用済燃料プールは原子炉ウェル，D/Sピット及びキャスクピットと繋がっているが，有効性評価においては，プールゲートを閉鎖している場合を想定し，原子炉ウェル，D/Sピット及びキャスクピットの保有水量は考慮しない。
プールゲート
設置箇所

Ｄ／Ｓピットキャスク
ピット

原子炉ウェル

D/Sピット

使用済燃料

約14m

使用済
制御棒

使用済燃料
使用済燃料
プール
貯蔵プール

約18m

図1 使用済燃料プール等の平面図
2. 放射線の遮蔽の維持に必要な使用済燃料プールの遮蔽水位について
図2に放射線の遮蔽の維持に必要な使用済燃料プールの遮蔽水位について示す。
放射線の遮蔽の維持に必要な使用済燃料プールの遮蔽水位は，その状況（必要となる現場及び操作する時間）によって異なる。重大事故等であることを考慮し，例えば10mSv/hの場合は，通常水位から約2.1m※下の位置より高い遮蔽水位が必要である。
※放射線の遮蔽の維持に必要な使用済燃料プール水位の算出方法については添付資料4.1.2に示
す。

通常水位
約2.1m

約3.4m

約4.3m

使用済
制御棒

約3.8m

放射線の遮蔽が維持される
最低水位（10mSv/hの場合）

約7.0m

有効燃料棒頂部
使用済燃料

約4.5m

図2 放射線の遮蔽に必要な使用済燃料プールの遮蔽水位

添 4.1.1-1

3.使用済燃料プールの構造高さ，断面積及び保有水の容積について
図3に使用済燃料プールの構造高さを，表1に使用済燃料プールの断面積及び保有水の容積を示
す。

通常水位

約6.9m
使用済
制御棒

①

約4.8m

②

放射線の遮蔽が維持される
最低水位（10mSv/hの場合）
有効燃料棒頂部冠水部※

使用済燃料

約3.8m

図3

約2.1m

約4.6m

③

※ 有効性評価では保守的に燃料ハンドル上部（使用済燃料貯蔵ラック上端より 0.1m 程
度高い位置）を有効燃料棒頂部冠水部とする

6号及び7号炉の使用済燃料プールの構造高さ

表1 使用済燃料プールの断面積及び保有水の容積
6 号炉
領域

7 号炉

断面積[m2]

保有水の容積[m3]

断面積[m2]

保有水の容積[m3]

①

約 232

約 487

約 233

約 489

②

約 232

約 1,110

約 233

約 1,115

③

約 104

約 488

約 105

約 489

合計

約 2,085

約 2,093

図3に示す各領域①,②及び③の保有水の容積は，使用済燃料プール容積から使用済燃料プール
内の機器の容積を差し引くことで算出し,使用済燃料プールの領域①，②及び③の各断面積については,求めた各領域の容積から高さを差し引いて求めた。なお，使用済燃料プールの断面積については各領域での平均的な値を示しているが,使用済燃料プール内に設置されている機器は領域②
又は領域③のプール下部であるため,保有水量に対する水位の低下という観点で保守的な評価となっている。

添 4.1.1-2

4.想定事故1における時間余裕
使用済燃料プールの冷却機能喪失に伴う崩壊熱による使用済燃料プール水位の低下について，
以下の式を用いて評価を行った。事象を厳しく評価するため，使用済燃料プールの初期水温は，運転上許容される最高水温の65℃とする。また，発生する崩壊熱は全て使用済燃料プールの水温上昇及び蒸発に寄与するものとし，使用済燃料プールの水面，壁面等からの放熱は考慮しない。
さらに,注水時においては顕熱を考慮せず注水流量から崩壊熱相当の蒸発量を差し引いた分の水が注水されることを想定した。
○評価方法及び評価条件①冷却機能喪失から沸騰までの時間
沸騰までの時間[h]＝（100[℃]-65[℃]）×使用済燃料プール保有水の比熱[kJ/kg/℃]※1×使用済燃料プールの保有水の容積[m3]×使用済燃料プールの保有水密度[kg/m3]※2
使用済燃料の崩壊熱[MW]×103×3600②沸騰による蒸発量と沸騰開始から有効燃料棒頂部冠水部まで水位が低下するまでの時間
1 時間あたりの沸騰による蒸発量[m3/h]＝

使用済燃料の崩壊熱[MW]×103×3600
使用済燃料プール保有水密度[kg/m3]※2×蒸発潜熱[kJ/kg]※3

水位低下時間[h]＝使用済燃料プールの水位が通常水位から有効燃料棒頂部冠水部に至るまでの保有水の容積[m3]×使用済燃料プール保有水密度[kg/m3]※2×蒸発潜熱[kJ/kg]※3
使用済燃料の崩壊熱[MW]×103×3600③沸騰による使用済燃料プール水位の低下平均速度
使用済燃料プールの水位が通常水位から有効燃料棒頂部冠水部に至るまでの高低差[m]
水位低下速度[m/h]＝

使用済燃料プールの水位が通常水位から有効燃料棒頂部冠水部に至るまで水位が低下するまでの時間[h]使用済燃料プールの下部は機器等が設置されており保有水が少ないため，使用済燃料プールの下部では水位低下速度は早く，使用済燃料プールの上部では水位低下速度は遅い。有効燃料棒頂部に水位が到達するまでの時間評価では，保守的に一律の水位低下速度を想定する。

添 4.1.1-3

表2 評価に使用する値
使用済燃料プール保有水の比熱[kJ/kg/℃]※1

使用済燃料プールの保有水の容積[m3]

使用済燃料プールの保有水密度[kg/m3]※2

使用済燃料の崩壊熱[MW]4.185

6号炉：約2,085
7号炉：約2,093

958

10.899蒸発潜熱[kJ/kg]※3

通常水位から有効燃料棒
頂部冠水部までの保有水の容積[m3]※4

通常水位から
有効燃料棒頂部冠水部までの高低差[m]

通常水位から2.1m下までの保有水量[m3]

2256.47

6号炉：約1,597
7号炉：約1,604

6号炉：6.975
7号炉：7.017

6号炉：487
7号炉：489※1 65℃から100℃までの飽和水の比熱のうち，最小となる65℃の値を採用。（1999 年蒸気表より）※2 65℃から100℃までの飽和水の密度のうち，最小となる100℃の値を採用。（1999 年蒸気表より）※3 100℃の飽和水のエンタルピと100℃の飽和蒸気のエンタルピの差より算出。（1999 年蒸気表より）※4 保有水量の算出では有効燃料棒頂部冠水部として燃料ハンドル上部（使用済燃料貯蔵ラック上端より0.1m程
度高い位置）を設定。
なお，①～③の式による算出については以下の保守的な仮定及び非保守的な仮定に基づく評価であるが，総合的に使用済燃料プールの水面や壁面からの放熱を考慮していないことの影響が大きく，保守的な評価となっていると考えられる。
＜保守的な仮定＞・使用済燃料プール水温の温度変化に対する比熱及び密度の評価にて，もっとも厳しくなる値を想定している。
・使用済燃料プールの水面,壁面等からの放熱を考慮していない。
＜非保守的な仮定＞
・簡易的な評価とするために使用済燃料プール水温を全て均一の温度とし，プール全体が100℃に到達した時間を沸騰開始としている。
なお,注水等の操作時間余裕は十分に大きいことからこれらの評価の仮定による影響は無視できる程度だと考える。

表3 評価結果
項目

6 号炉

7 号炉

使用済燃料プール水温が 100℃に到達するまでの時間[h]約7約7

使用済燃料の崩壊熱による使用済燃料プールの保有水の蒸発量[m3/h]

約 19

約 19

使用済燃料プール水位が通常水位から約 2.1m 低下するまでの時間[day ]

約 1.4

約 1.4

有効燃料棒頂部冠水部まで使用済燃料プール水位が低下するまでの時間[day ]

約 3.8

約 3.8

使用済燃料プール水位の低下速度[m/h]約 0.08

約 0.086号及び7号炉の使用済燃料プールの冷却機能が喪失した場合，使用済燃料の崩壊熱により使用済燃料プール水温が上昇し，事象発生から約7時間後に沸騰が開始され，蒸発により使用済燃料プ
ールの水位低下が始まる。この時の蒸発量は，約19m3/hである。
よって，使用済燃料プール水位が放射線の遮蔽に必要な通常水位から約2.1m（10mSv/hの場合）
下の位置まで低下するまでの時間は，6号及び7号炉の各号炉ともに事象発生から約1.4日後であり，
重大事故等対策として期待する可搬型代替注水ポンプ（A-2級）を用いた燃料プール代替注水系による注水操作の時間余裕は十分にある。

添 4.1.1-4

＜参考＞
有効性評価では崩壊熱が厳しい定期検査中に全炉心燃料が使用済燃料プールに取り出される想定であり，通常運転中の想定は以下のとおりとなる。
使用済燃料プールの冷却機能が喪失した場合，使用済燃料の崩壊熱により使用済燃料プール水
温が上昇し，約1.3日後に沸騰が開始され，その後使用済燃料プール水位が放射線の遮蔽に必要な
通常水位から約2.1m（10mSv/hの場合）下の位置まで低下するまでの時間は，事象発生から約6.0
日後となる。このように原子炉運転中の使用済燃料プールは，原子炉停止中の使用済燃料プールに比べてさらに長い時間余裕がある。
表4 通常運転中の想定※
項目

6 号炉

7 号炉

約 2.6

約 2.6

約 1.3

約 1.3

崩壊熱による使用済燃料プールの保有水の蒸発量[m /h]

約 4.3

約 4.3

使用済燃料プール水位が通常水位から約 2.1m 低下するまでの時間[day]

約 6.0

約 6.0

使用済燃料プール水位が有効燃料棒頂部冠水部まで低下するまでの時間[day]約 16.9

約 16.9

使用済燃料プール水位の低下速度[m/h]約 0.02

約 0.02

使用済燃料の崩壊熱[MW]
使用済燃料プール水温が 100℃に到達するまでの時間[day]3※使用済燃料プールの初期水温は保守的に有効性評価での想定と同様の 65℃とした。

添 4.1.1-5

5. 燃料取出スキーム

取出燃料
5 サイクル
冷却済燃料
4 サイクル
冷却済燃料
添 4.1.1-6

3 サイクル
冷却済燃料
2 サイクル
冷却済燃料
1 サイクル
冷却済燃料
定期検査時
取出燃料
小計
崩壊熱合計

表 5 燃料取出スキーム
柏崎刈羽 7 号炉から発生分
取出平均
崩壊熱
冷却期間
燃料数[体]
燃焼度[MW][GWd/t]柏崎刈羽 1,3,5 号炉から発生分
取出平均
燃料数
冷却期間
燃焼度
[体]
[GWd/t]

崩壊熱
[MW]

－

－

－

－

2×(14 ヶ月＋70 日)＋35 ヶ月

476

50

0.198

4×(14 ヶ月＋70 日)＋10
日

208

50

0.088

－

－

－

－

－

－

－

－

1×(14 ヶ月＋70 日)＋35 ヶ月

528

50

0.277

3×(14 ヶ月＋70 日)＋10
日

208

50

0.112

－

－

－

－

－

－

－

－

35 ヶ月

528

50

0.404

208

50

0.167

－

－

－

－

208

50

0.312

－

－

－

－

872

33

9.341

－

－

－

－

2×(14 ヶ月＋70 日)＋10
日
1×(14 ヶ月＋70 日)＋10
日
10 日
－

10.020
崩壊熱:10.899 MW（貯蔵体数

－

0.879

3,236 体）注 1：評価では，使用済燃料の貯蔵体数が 6 号炉と比較して多い，7 号炉の使用済燃料の崩壊熱を使用する。
（使用済燃料プールの保管容量は，6 号炉が 3,410 体，7 号炉が3,444 体。評価では，1 取替え炉心分（208 体）の新燃料のスペースを考慮した 7 号炉の貯蔵体数 3,236 体を使用する。
）
注 2：1,3,5 号炉からの崩壊熱は号炉間の燃料輸送を想定した設定とする。
注 3：炉心燃料の取り出しにかかる期間（冷却期間）は過去の実績より最も短い原子炉停止後 10 日を採用する。原子炉停止後 10 日とは全制御棒全挿入からの時間を示している。通常停止操作において原子炉の出力は全制御棒全挿入完了及び発電機解列以前から徐々に低下させるが、崩壊熱評価はスクラムのような瞬時に出力を低下させる保守的な評価条件となっている。

添付資料 4.1.2｢水遮蔽厚に対する貯蔵中の使用済燃料からの線量率｣の評価について
1. 使用済燃料の評価条件
使用済燃料プール内のラックに燃料が全て満たされた状態を仮定し，その時の使用済燃料を線源とする。
評価条件を以下に示す。
○線源形状：使用済燃料プール内のラックに使用済燃料が全て満たされた状態○線源材質：使用済燃料及び水を考慮（密度g/cm3）○ガンマ線エネルギ：評価に使用するガンマ線は，エネルギ 18 群（ORIGEN 群構造）
○線源強度は，以下の条件で ORIGEN2 コードを使用して算出
・燃料照射期間：1915 日（燃焼度 50GWd/t 相当の値）
・燃料組成：STEPⅢ 9×9A 型 （低 Gd）
・濃縮度：
（wt%）
・U 重量：燃料一体あたり（kg）
・停止後の期間※：10 日（実績を考慮した値を設定）※ 原子炉停止後 10 日とは全制御棒全挿入からの時間を示している。通常停止操作において原子炉の出力は全制御棒
全挿入完了及び発電機解列以前から徐々に低下させるが、線源強度評価は崩壊熱評価と同様にスクラムのような瞬時に出力を低下させる保守的な評価条件となっている。

○評価モデル：直方体線源
線量率評価は QAD-CGGP2R コードを用いており，その評価モデルを図 1 に示す。また，評価により求めた線源強度を表 1 に示す。

図 1 使用済燃料の線量率評価モデル

添 4.1.2-1

表 1 使用済燃料の線源強度

5.40×1010

添 4.1.2-2

2. 使用済制御棒の評価条件
使用済燃料プール内の使用済制御棒を線源とする評価条件を以下に示す。
○線源形状：使用済燃料プール内の使用済制御棒貯蔵ハンガの全てに使用済制御棒が満たされた状態○線源材質：水（密度 958kg/m3※）※

65℃から 100℃までの飽和水の密度のうち，最小となる 100℃の値を採用○ガンマ線エネルギ：評価に使用するガンマ線はエネルギ 18 群（ORIGEN 群構造）とする。
○線源強度：使用済制御棒を高さ方向に 3 領域に分割し，使用済制御棒上部は上部ローラを，使用済制御棒中間部はアブソーバ管やタイロッド等を，使用済制御棒下部は下部ローラを代表としてモデル化している。使用済制御棒中間部は制御棒を挿入時（照射期間 426 日）にのみ，使用済制御棒上部は挿入時と引き抜き時（照射期間 1278 日）の間，炉心下部の出力ピーキングに応じた中性子が照射されるものとする。また，使用済制御棒下部は使用済制御棒上部と同じ線源強度とする。
また，使用済燃料プールには，タイプ別でかつ，冷却期間の異なる使用済
制御棒が混在して貯蔵されていることを想定し，貯蔵使用済制御棒全体の放射能を保存して平均した線源強度を式(1)により算出した。
 制御棒タイプ・冷却期 間別の線源強度  制御棒タイプ・冷却期 間別の保管本数 ・・ (1)
平均線源強度 
全貯蔵本数

制御棒のタイプは Hf 及び B4C の 2 タイプ，冷却期間は 0～10 サイクルの11 種類，全貯蔵本数は 204 本とした。
使用済制御棒の内訳は表 2 に示すとおり，現在（2014 年 9 月時点）貯蔵されている使用済制御棒から貯蔵数が最大になるように毎サイクル B4C 型と Hf型制御棒がそれぞれ取り出されることを想定した。なお，取り出す制御棒は，
今後 B4C 型制御棒の使用を計画していること，同一照射条件における B4C 型
および Hf 型制御棒の主要核種の放射能量は取り出し後の時間が短い場合において Hf 型制御棒の方が僅かに大きくなること，過去に Hf 型制御棒の使用実績があること等を踏まえ，B4C 型制御棒だけでなく，Hf 型制御棒についても想定した。
○評価モデル：直方体線源
線量率評価は QAD-CGGP2R コードを用いておりその評価モデルを図 2 に示す。また，評価により求めた線源強度を表 3 に示す。

添 4.1.2-3

表 2 制御棒のタイプ別，冷却期間別の貯蔵本数

添 4.1.2-4

約 18.1 -T

評価点（原子炉建屋オペレーティングフロアでの操作の可能性がある作業箇所を想定した点）

パラメータ
（Ｔ）

真空

（密度：958kg/m3）

約 4.3

T.M.S.L.約 28.0

約 1.7×約 5.7×約 4.3
×2 列（密度：958kg/m3）
T.M.S.L.約 23.7
約 5.7

図 2 使用済制御棒の線量率評価モデル

添 4.1.2-5※T：遮蔽水位の高さを示す（単位:m）

表 3 使用済制御棒の線源強度

添 4.1.2-6

○使用済制御棒の冠水時及び露出時の線量率評価モデルについて使用済制御棒は次に示すようにステンレスの使用済制御棒ハンガにハンドル部を通して格納されている。評価ではこの構造材を含めた使用済制御棒設置箇所を直方体の線源としてモデル化している。
遮蔽評価をする際，線源材料にも密度を設定することで自己遮蔽等の評価を行う。本評
価ではこちらの設定を使用済制御棒が冠水時（①），一部露出時（②），露出時（③）のいずれにおいても遮蔽性能の低い水として評価している。
こちらは露出時（③）において, 使用済制御棒間等は気中であるが，使用済制御棒は水より密度の大きいステンレスや炭化ホウ素（またはハフニウム）等で構成されていること，
線源以外にも使用済制御棒ハンガのような構造材があることから十分保守的なモデルとなっている。
冠水時（①），一部露出時（②）の状態においては使用済制御棒等の遮蔽効果に加えて,
制御棒間の隙間等の気中であった箇所に水が入る為，遮蔽効果はさらに高まるが,評価においては露出時（③）と同様, 水と設定して評価をすることでさらに保守的なモデルとなっている。
評価結果において，水位低下により使用済制御棒の露出が開始した際の現場の線量率と,完全に露出した後の現場の線量率にあまり差異がないことは，評価で上記に示すとおり冠水時（①）と露出時（③）を等しく,線源を水として評価しているためである。
＜参考＞
一例として Co60 を線源とした時のガンマ線の実効線量透過率の 1/10 価層は水であると約 70cm であるのに対して,鉄（密度：7.86kg/cm3）であると約 9cm となり，これらの遮蔽性
能が水と比べて大きいことが分かる。
参考文献：アイソトープ手帳 11 版 公益社団法人日本アイソトープ協会
評価点
事故時に操作の可能性がある作業箇所と線源との最短距離と等しい距離を線
源の真上に置いたもの

使用済燃料プール
水位の低下

使用済
制御棒
使用済燃料

水位低下時での使用済制御棒の線源モデルについて以降に詳細に示す

添 4.1.2-7

①冠水時
平面図

評価点
制御棒上部
（ハンドル等）ハンガ部

遮蔽の効果は水などの媒
質の通過距離等を,散乱線は媒質の材質によるビル
ドアップ係数でその影響
を考慮する

ハンガ部

・・・・
制御棒中間部（ブレード）

モデル化

・線源モデルの形状：
直方体
・自己遮蔽等の遮蔽評価に用いる密度：
水と同等（密度: 958kg/m3）

制御棒下部（下部ブレード等）

使用済制御棒の側面図

制御棒の線源モデル（冠水時）②一部露出時評価点

制御棒上部（ハンドル等）ハンガ部

・・・・
制御棒中間部（ブレード）

モデル化

・線源モデルの形状：
直方体
・自己遮蔽等の遮蔽評価に用いる密度：
水と同等（密度: 958kg/m3）

制御棒下部（下部ブレード等）

制御棒の線源モデル（一部露出時）使用済制御棒の側面図

評価点

③露出時
制御棒上部
（ハンドル等）ハンガ部

・・・・
制御棒中間部（ブレード）

モデル化

・線源モデルの形状：
直方体
・自己遮蔽等の遮蔽評価に用いる密度：
水と同等（密度: 958kg/m3）

制御棒下部（下部ブレード等）

使用済制御棒の側面図

添 4.1.2-8

制御棒の線源モデル（露出時）3. 線量率の評価
線量率は，QAD-CGGP2R コードを用いて評価している。
一般的に点減衰核積分法では，線源領域を細分化し点線源で近似を行い，各点線源から評価点までの媒質の通過距離から非散乱ガンマ線束を求める。これにビルドアップ係数を掛け，線源領域全空間で積分した後，線量率換算係数を掛けることで評価点での線量率を求める。
QAD-CGGP2R コードでは，式(2)を用い，線量率を評価している。図 3 に QAD-CGGP2R コードの評価体系を示す。
(   μ jk t k )Sijk
D j   Fj e
 B・・・・・・・(2)ij
24 π Rii
j ：エネルギ群番号（18 群）
i ：線源点番号
k ：領域番号（遮蔽領域）
Fj ：線量率換算係数
Sij ：i 番目の線源点で代表される領域の体積で重みづけされたエネルギ j 群の点線源強度
Ri ：i 番目の線源点と評価点の距離
Bij ：ビルドアップ係数
μjk ：領域 k におけるエネルギ j 群のガンマ線に対する線吸収係数
tk ：領域 k をガンマ線が透過する距離
これにより求まったエネルギ第 j 群の線量率 Dj から，全ての線源エネルギ群について加えることによって全線量率を評価している。

図 3 QAD-CGGP2R コードの評価体系

図 3 QAD-CGGP2R コードの評価体系
4. 線量率を求める際の評価点と放射線遮蔽が維持される水位について(1) 線量率を求める際の評価点
線源からの線量率を求める際に設定する評価点は，使用済燃料プールの近接にある燃料プール冷却浄化系の手動弁の設置箇所（想定事故1では操作しない）を考慮して，原子炉建屋オ
ペレーティングフロアの床付近とした。なお，評価では図1及び図2の線量率評価モデルに示すようにプール躯体による遮蔽は考慮せず，線源から評価点までの距離を入力として評価している。

添 4.1.2-9

(2) 放射線の遮蔽が維持される水位想定事故1,2及び停止中の各有効性評価において，原子炉建屋オペレーティングフロアでの作業時間及び作業員の退避は1時間以内であり，必要な放射線の遮蔽の目安を10mSv/hとすると作業員の被ばく量は最大でも10mSvとなるため，緊急作業時における被ばく限度の100mSvに対して余裕のある値である。目安とした線量率は後述する定期検査作業時での原子炉建屋オ
ペレーティングフロアにおける現場線量率の実績値についても考慮した値である。
（詳細については「＜補足＞必要な遮蔽の目安とした10mSv/hの設定について」を参照）。
想定事故1,2での必要な遮蔽水位は図4より柏崎刈羽原子力発電所6号及び7号炉において約4.9mとなり，開始水位から約2.1mが低下した水位である。
なお，通常時であっても作業によって現場線量率が上昇することが考えられる。原子炉建屋オペレーティングフロアにおける作業の例として，蒸気乾燥器の取り付け又は取り外し作業において，平成23年10月の柏崎刈羽原子力発電所7号炉での実績は，約1mSv/h（設置する遮蔽体の遮蔽効果に期待した場合の値を示す，設置する遮蔽体の遮蔽効果に期待しない場合は約11mSv/hとなる）であった。
前述のように,設置する遮蔽体の遮蔽効果に期待しない場合の線量率は必要な遮蔽の目安（10mSv/h）を超える場合もあるが，通常作業に対する作業員の放射線影響は，線源との離隔距離を確保する，作業時間を短くする，遮蔽を実施するなど，過度な被ばくをしないように運用面も含んだ対策が可能である（詳細については「＜補足＞必要な遮蔽の目安とした
10mSv/hの設定について」を参照）。

添 4.1.2-10

使用済制御棒の自己遮蔽のモデルは露出後も露出前と同様の水として評価をしているため,ほぼ同等の値となっている（露出前の評価は大きな保守性を持っている）

約 4.9m

通常水位

約 2.1m

有効燃料棒頂部からの水位（m）

図 4 放射線の遮蔽が維持される水位

添 4.1.2-11

＜補足＞必要な遮蔽の目安とした 10mSv/h の設定について①緊急作業時における被ばく限度（100mSv）と現場での作業時間を踏まえた遮蔽
水位の目安について＜原子炉建屋オペレーティングフロアでの作業時間＞
・有効性評価（使用済燃料プール及び停止中）において，基本的には原子炉建屋オペ
レーティングフロアでのアクセス又は現場操作に期待しておらず，また，作業を想定する場合※においても１時間を超えるものはない
・事象発生時に原子炉建屋オペレーティングフロアにいる一般作業員の退避について
は１時間以内で実施可能である※想定事故１，２において燃料プール代替注水系（可搬型スプレイヘッダ）を使用する場合の可搬型スプレイヘッダ及びホースの設置作業においても，同様に現場へのアクセス及び現場操作を含めて 1 時間以内で実施可能である。
また，想定事故２でサイフォンブレーク孔に期待せず，運転員の原子炉建屋２階での隔離操作が期待出来ない場合においては原子炉建屋オペレーティングフロアにある弁を操作することとなるが，その際でも現場へのアクセス及び現場操作を含めて１時間以内で実施可能である。

以上より，原子炉建屋オペレーティングフロアでの作業時間及び作業員の退避は 1
時間以内であり，必要な放射線の遮蔽の目安を 10mSv/h とすると作業員の被ばく量は最大でも 10mSv となるため，緊急作業時における被ばく限度の 100 mSv に対して余裕のある値である。
②定期検査作業時での原子炉建屋オペレーティングフロアにおける現場線量率の実績値
通常時であっても作業によって現場線量率が上昇することが考えられる。原子炉
建屋オペレーティングフロアにおける作業の例として，蒸気乾燥器の取り付け又は取り外し作業では，平成 23 年 10 月の柏崎刈羽原子力発電所 7 号炉の実績で約 11mSv/h（設置する遮蔽体の遮蔽効果に期待しない場合の測定点）及び約 1mSv/h（設置する遮蔽体の遮蔽効果に期待する場合の測定点）であった。なお，蒸気乾燥器の移動範
囲及び作業場所による線量率の測定点は図 5 に示す。
遮蔽に期待できない測定点での線量率は必要な遮蔽の目安（10mSv/h）を超えるものであるが，通常作業に対する作業員の放射線影響は，線源との離隔距離を確保す
る，作業時間を短くする，遮蔽を実施するなど，過度な被ばくをしないように運用面も含んだ対策が可能である。

添 4.1.2-12

③蒸気乾燥器移動時に重大事故等が発生した場合の蒸気乾燥器からの影響について
蒸気乾燥器移動時の事故発生を想定した際，原子炉ウェル又は D/S ピット廻りの空間線量率は，②の遮蔽に期待できない測定点で示すように事象初期から遮蔽の目
安（10mSv/h）を超える場合もある。ただし，有効性評価での重大事故等対策において，移動中の蒸気乾燥器近傍での作業はなく，重大事故等対策を実施する現場操作
場所での空間線量率が必要な遮蔽の目安（10mSv/h）を超えることはない。
なお，作業員の退避についても同様である。
可搬型スプレイヘッダ設置箇所及びサイフォン現象による漏えい箇所の隔離操作の可能性のある弁の設置箇所※

蒸気乾燥器の移動範囲※

Ｄ／Ｓピット
D/Sピット原子炉ウェル

キャスク
ピット

使用済燃料

使用済燃料
使用済燃料
プール
貯蔵プール

約18m

※は遮蔽と測定点を示す（a）蒸気乾燥器の移動範囲設置する遮蔽体の遮蔽効果に期待しない場合の測定点
手摺り設置する遮蔽体の遮蔽効果に期待する場合の測定点
遮蔽体

原子炉ウェル又はD/S ピット側

原子炉建屋オペレーティングフロアの床（ｂ）遮蔽と測定点の位置（（a）の図の中で※で示す箇所の断面）

図5

蒸気乾燥器の移動範囲及び作業場所による線量率の測定点

添 4.1.2-13

約14m

使用済
制御棒

添付資料 4.1.3
安定状態について想定事故 1（使用済燃料プールの冷却機能喪失及び注水機能喪失）の安定状態については以下のとおり。
使用済燃料プール安定状態：事象発生後，設計基準事故対処設備及び重大事故等対処設備を用いた使用済燃料プールへの注水により，使用済燃料プー
ル水位を回復・維持することで，燃料の冠水，放射線遮蔽及び未臨界が維持され，使用済燃料プールの保有水の水温が安定し，かつ，必要な要員の不足や資源の枯渇等のあらかじめ想定される事象悪化のおそれがない場合，安定状態が確立されたものとする。
【安定状態の確立について】
使用済燃料プールの安定状態の確立について
燃料プール代替注水系を用いた使用済燃料プールへの注水を実施することで，使用済
燃料プール水位が回復，維持され，使用済燃料プールの安定状態が確立される。
また，重大事故等対策時に必要な要員が確保可能であり，また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
【安定状態の維持について】
上記の燃料損傷防止対策により安定状態を維持できる。
また，燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水を継続し，残留熱除去系
又は燃料プール冷却浄化系を復旧し，復旧後は復水補給水系等によりスキマサージタン
クへの補給を実施する。使用済燃料プールの保有水を残留熱除去系等により冷却することによって，安定状態後の状態維持のための冷却が可能となる。
（添付資料 2.1.1 別紙 1 参照）

添 4.1.3-1

添付資料
4.1.4
添付資料
4.1.3
柏崎刈羽 6 号及び 7 号炉使用済燃料プール水沸騰・喪失時の未臨界性評価
柏崎刈羽 6 号及び 7 号炉の使用済燃料プールでは，ボロン添加ステンレス鋼製ラックセ
ルに燃料が貯蔵されている。使用済燃料プールには，通常は限られた体数の新燃料と使用済燃料が貯蔵されるが，臨界設計については新燃料及びいかなる燃焼度の燃料を貯蔵しても十分安全側の評価を得るように，炉心装荷時の無限増倍率として 1.30 を仮定している。また，プール水温，ラック製造公差，ボロン添加率及びラックセル内燃料配置それぞれについて最も結果が厳しくなる状態で評価している。
仮に使用済燃料プール水が沸騰や喪失した状態及び燃料プール代替注水系によるスプレイが作動する状態を想定し，使用済燃料プールの水密度が減少した場合を考えると，ラックセル内で中性子を減速する効果が減少し，実効増倍率を低下させる効果がある。一方，ラックセル間では水及びラックセルによる中性子を吸収する効果が減少するため，隣接ラックへの中性子の流れ込みが強くなり，実効増倍率を増加させる効果が生じる。
低水密度状態を想定した場合の使用済燃料プールの実効増倍率は上記の 2 つの効果のバ
ランスにより決定されるため，ラックの材質・ピッチの組み合わせによっては通常の冠水状態と比較して臨界評価結果が厳しくなる可能性がある。
そこで，柏崎刈羽 6 号及び 7 号炉の使用済燃料プールにおいて水密度を 1.0～0.0g/cm3 と変化させて実効増倍率を評価したところ，中性子の強吸収体であるラックセル中のボロンの効果により，実効増倍率を増加させる効果である隣接ラックへの中性子の流れ込みが抑制されることから，水密度の減少に伴い実効増倍率は単調に減少する結果が得られた。このため，水密度が減少する事象が生じた場合でも未臨界は維持されることを確認した。
なお，解析には米国オークリッジ国立研究所（ORNL）により米国原子力規制委員会（NRC）の原子力関連許認可評価用に作成された 3 次元多群輸送評価コードであり，米国内及び日本国内の臨界安全評価に広く使用されている SCALE システムを用いた。

添 4.1.4-1

柏崎刈羽 6 号炉 角管型ラックの評価体系

柏崎刈羽 6 号炉 格子型ラックの評価体系

添 4.1.4-2

柏崎刈羽 7 号炉 角管型ラックの評価体系

添 4.1.4-3

実効増倍率の水密度依存性（6 号炉）

実効増倍率の水密度依存性（7 号炉）

添 4.1.4-4

評価条件の不確かさの影響評価について（想定事故 1）
表 1 評価条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（想定事故 1）
（1/3）
項目

評価条件（初期，事故及び機器条件）の不確かさ
評価条件
最確条件

使用済燃
料プール
保有水量

約 2,093m3

燃料の崩壊熱

約 11MW【使用済燃料】
取出時平均燃焼度：・貯蔵燃料
50 GWd/t
・炉心燃料
33 GWd/t

添 4.1.5-1

初
期
条
件

使用済燃
料プール
水温

65℃

約 2,093m3

約 10MW 以下（実績値）

約 27℃～約
45℃（実測値）

条件設定の考え方

運転員等操作時間に与える影響

保有水を厳しく見積もるためにプールゲート閉の状況を想定

使用済燃料プール水位及びプール
ゲートの状態に含まれる。

使用済燃料プール水位及びプールゲートの状態に含まれる。

原子炉停止後に最短時間（原子炉停止後 10 日）で取り出された全炉心分の燃料が，過去に取り出された貯蔵燃料と併せて使用済燃料ラックに最大数保管されていることを想定し，
ORIGEN2 を用いて算出して設定最確条件を包絡できる条件

最確条件とした場合は，評価条件で設定している燃料の崩壊熱より小さくなるため，使用済燃料プール水
温の上昇及び使用済燃料プール水
位の低下は緩和されるが，注水操作
は燃料の崩壊熱に応じた対応をとるものではなく，冷却機能喪失による異常の認知を起点とするものであることから，運転員等操作時間に与える影響はない。

最確条件とした場合は，評価条件で設定している燃料の崩壊熱より小さくなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

最確条件とした場合は，評価条件で設定している使用済燃料プールの
初期水温より低くなり，沸騰開始時
間は遅くなるため，時間余裕が長くなるが，注水操作は使用済燃料プー
ル水の初期水温に応じた対応をとるものではなく，冷却機能喪失による異常の認知を起点とするものであることから，運転員等操作時間に与える影響はない。

最確条件とした場合は，評価条件で設定している使用済燃料プール水温より低くなるため，沸騰開始時間は遅くなり，使用済燃料プール水位の低下は緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。また，自然蒸発,使用済燃料プール水温及び温度の上昇の非一様性により,評価で想定している沸騰による使用済燃料プール水位低下開始時
間より早く使用済燃料プール水位の低下が始まることも考えられる。しかし，自然蒸発による影響は沸騰による水位の低下と比べて僅かであり，気化熱により使用済燃料プール水は冷却される。さらに，使用済燃料プール水温の非一様性も沸騰開始後の気泡上昇を駆動力とした対流により影響が小さくなることが考えられる。仮に，事象発生直後から沸騰による使用済燃料プール水位の低下が開始すると想定した場合であっても，使用済燃料プール水位が放射線の遮蔽が維持される最低水位に到達するまでの時間は事象発生から 1 日以上（10mSv/hの場合 6 号及び 7 号炉 約 1.1 日），使用済燃料プール水位が有効燃料棒頂部まで低下する
時間は事象発生から 3 日以上（6 号及び 7 号炉 約 3.5 日）あり，事象発生から 12 時間後までに燃料プール代替注水系による注水が可能であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

保安規定の運転上の制限値
最確条件を包絡できる条件

評価項目となるパラメータに与える影響

添付資料 4.1.5

表 1 評価条件を最確条件とした場合の運転員操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（想定事故 1）
（2/3）
項目

評価条件（初期，事故及び機器条件）の不確かさ評価条件
最確条件

添 4.1.5-2

使用済燃料プール水位

通常水位

プールゲートの状態

プールゲート
閉（原子炉ウェ
ル及び D/S ピ
ット，キャスク
ピットの保有水量を考慮しない）

条件設定の考え方

運転員等操作時間に与える影響

評価項目となるパラメータに与える影響
最確条件とした場合は，評価条件での初期水位は通常水位を設定しているため，その変動を考慮した場合，使用済燃料プールが通常水位から有効燃料棒頂部まで低下する時間は短くなるが，仮に初期水位を水位低警報レベル（通常水位から約 0.3ｍ下）とした場合であっても，放射線の遮蔽が維持される最低水位に到達するまでの時間は事象発生から 1 日以上（10mSv/h の場合 6 号及び7 号炉 約 1.2 日），使用済燃料プール水位が有効燃料棒頂部まで低下する時間
は事象発生から 3 日以上（6 号及び 7 号炉 約 3.7 日）あり，事象発生 12 時間
後までに燃料プール代替注水系による注水が可能であることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
初期に地震起因のスロッシングが発生した場合，最大で約 3m の水位低下が発生する（スロッシング量：6 号炉 690m3, 7 号炉 710m3※1）。この場合，原子炉建屋オペレーティングフロアの線量率が上昇する（1.0×103mSv/h 程度※2）ことから，その現場における長時間の作業は困難である。ただし，燃料プール代替注
水系（常設スプレイヘッダ）による使用済燃料プールへの注水操作は屋外での操作であるため，現場操作に必要な遮蔽は維持される。事象発生 12 時間後から燃料プール代替注水系（常設スプレイヘッダ）による使用済燃料プールへの注水を実施することにより，6 号及び 7 号炉の使用済燃料プール水位が原子炉
建屋オペレーティングフロアの放射線の遮蔽維持に必要な最低水位まで回復
する時間は事象発生から約 1.1 日後（10mSv/h の場合，6 号炉では約 1.0 日後，7 号炉では約 1.1 日後），通常水位まで回復する時間は事象発生から約 1.9 日後（6 号炉では約 1.8 日後，7 号炉では約 1.9 日後）となる。また，使用済燃料
プール水位が通常水位から有効燃料棒頂部まで低下する時間は事象発生から 2日以上（6 号及び 7 号炉 約 2.2 日）あり，事象発生から 12 時間後までに燃料プール代替注水系による注水が可能であることから，評価項目となるパラメー
タに与える影響は小さい。

通常水位付近通常水位を設定最確条件とした場合は，評価条件での初期水
位は通常水位を設定しているため，通常水位より低い水位の変動を考慮した場合，使用済
燃料プール水位が有効燃料棒頂部まで低下する時間及び使用済燃料プール水位の低下による異常の認知の時間は短くなる。条件によっては想定する冷却機能喪失による異常認知より早くなり，それにより操作開始が早くなるが,注水操作は冷却機能喪失による異常の認知を起点として操作を開始するため，
その起点より操作開始が遅くなることはな
いことから,運転員等操作時間に与える影響はない。
初期に地震起因のスロッシングが発生した
場合，最大で約 3m の水位低下が発生する（スロッシング量：6 号炉 690m3, 7 号炉 710m3※1）。
この場合，原子炉建屋オペレーティングフロ
アの線量率が上昇する（1.0×103mSv/h 程度※2）ことから，その現場における長時間の作業は困難である。ただし，燃料プール代替注
水系（常設スプレイヘッダ）による使用済燃料プールへの注水操作は屋外から実施できるため線量の影響が小さいことから, 運転
員等操作時間に与える影響はない。

プールゲート開（原子炉ウェ ル及
び D/S ピット，キャスクピットの 保有
水量を考慮）

全炉心燃料取出直後においてプールゲートは開放されていることが想定されるが，保守的に原子炉ウェル，D/S ピット及びキャスクピットの保有水量を考慮しない状態を想定最確条件とした場合は，保有水量がプールゲート閉と比べ 2 倍程度となり，使用済燃料プール水温の上昇及び蒸発による使用済燃料
プール水位の低下は緩和されるが，注水操作
はプールゲートの状態に応じた対応をとる
ものではなく，冷却機能喪失による異常の認知を起点とするものであることから，運転員
等操作時間に与える影響はない。

初
期
条
件

最確条件とした場合は，保有水量がプールゲート閉と比べ 2 倍程度となり，使用済燃料プール水温の上昇及び蒸発による使用済燃料プール水位の低下は緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

最確条件とした場合には，評価条件よりも水源容量の余裕は大きくなることから，運転員
等操作時間に与える影響はない。
最確条件とした場合には，評価条件よりも燃料容量の余裕は大きくなる。また，事象発生
2,040kL 以上
通常時の軽油タンクの燃料の容量
約 2,040kL
直後から最大負荷運転を想定しても燃料は（軽油タンク容量） 運用値を参考に設定
枯渇しないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
※1 本評価値は，使用済燃料プールへの戻り水の影響を考慮していない保守的なものであり，これらを考慮するとスロッシング量が小さくなる。
※2 本評価値は，遮蔽の影響を考慮していない保守的なものであり，使用済燃料プールの躯体等が遮蔽となる場所では，線量率が小さくなる。
外部水源の容量

約 18,000m3

18,000m3 以上（淡水貯水池水量）

淡水貯水池の通常時の水量を参考に設定－－

表 1 評価条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（想定事故 1）
（3/3）
項目

事
故
条
件

添 4.1.5-3

機器
条
件

評価条件（初期，事故及び機器条件）
の不確かさ
評価条件
最確条件

安全機能の喪失に対する仮定

使用済燃料プールの冷却機能喪失及び注
水機能喪失

外部電源

外部電源なし燃料プール代
替注水系

最大 45m3/h で注水―

事故ごとに変化3

45m /h 以上※1で注水

条件設定の考え方
使用済燃料プールの冷却機能及び注水機能として
燃料プール冷却浄化系，残留熱除去系，復水補給水系等の機能喪失を設定
外部電源の有無は事象進展に影響しないことから，資源の観点で厳しい外部電源なしを設定
燃料プール代替注水系による注水を想定
設備の設計を踏まえて設
定

運転員等操作時間に与える影響

評価項目となるパラメータに与える影響――

外部電源がない場合と外部電源がある場
合では，事象進展は同じであることから，運転員等操作時間に与える影響はない。

外部電源がない場合と外部電源がある場合では，事象進展は同じであることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

燃料プール代替注水系による注水操作は，
注水流量を起点に開始する操作ではない
ことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

評価条件で設定している燃料プール代替注水系による注水流量は，燃料の崩壊熱に相当する保有水の蒸発速度（最大 19m3/h）より大きく，注水操作開始
以降の流量であることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

※1 燃料プール代替注水系（常設スプレイヘッダ），燃料プール代替注水系（可搬型スプレイヘッダ）の注水容量はともに 45m3/h 以上(4 台)である。

表 2 運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕(想定事故１)（1/2）
評価条件（操作条件）の不確かさ
項目

添 4.1.5-4

操作
条件

燃料プール代
替注水系による使用済燃料
プールへの注
水操作

評価上の操
作開始時間

事象発生か
ら 12 時間後

条件設定の考え方

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

操作の不確かさ要因【認知】
燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水操作の開始は事象発生から 12 時間後であり，
それまでに冷却機能喪失による異常を認知できる時間がある。よって，認知遅れにより操作開始時間に与える影響はなし。
【要員配置】
当該操作は専任の緊急時対策要員が配置されており，操作開始時間に与える影響はない。
【移動】燃料プール代替注水系に用いる可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）は，事象発生後に作業現場へ移動することを想定している。仮に地震等の外部事象が起因事象の場合に，アクセスルートの被害があっても，ホイールローダ等にて必要なアクセスルートを仮復旧できる宿直の体制としており，操作開始時間に与える影響はない。
【操作所要時間】
燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水準備は，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）の配置，ホース敷設，ポンプ起動及びホース接続口の弁の開操作である。
移動時間を含め，これら準備操作に 360 分を想定している。評価上の操作開始時間を 12 時間後と設定しているが，他の操作はないため，冷却機能喪失による異常を認知した時点で準備が可能である。なお，その場合は実際の操作開始時間は早くなる場合が考えられる。
【他の並列操作有無】
燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水操作時に，他の並列操作はなく，操作時間に与える影響はない。
【操作の確実さ】
現場操作は，操作の信頼性向上や要員の安全のため
2 人 1 組で実施することとしており，誤操作は起こりにくく，誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。

運転員等操作時間に与える影響

当該操作は他の操作との重複はなく，使用済燃料プールの冷却機能喪失による異常を認知した時点で注
水準備に着手可能であり，その準備操作にかかる時間は 360 分を想定していることから，実態の操作開始
時間は想定している事象発生から 12 時間
後より早まる可能性があり，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。

評価項目となるパラ
メータに与える影響

操作時間余裕

訓練実績等

実態の操作開始時間が早まり，使用済燃料プール水位の回復を早める可能性があることから，評価項目となるパラメータ
に対する余裕は大きくなる。

放射線の遮蔽 が維持される最低 水位に到達するま での時間が事象発 生から 1 日 以 上
（ 10mSv/h の 場 合
6 号及び 7 号炉 約
1.4 日），使用済燃料プール水位 が有
効燃料棒頂部 まで低下する時間 が事象発生から 3 日以
上（6 号及び 7 号炉
約 3.8 日）であり，事故を検知し て注水を開始する までの時間は事象 発生から約 12 時間後と設定しているため，準備時間が確 保できることから，時間余裕がある。

訓練実績等より，
燃 料プ ー ル 代替
注 水系 に よ る使
用 済燃 料 プ ール
への注水準備は，
想 定よ り 早 い約
345 分 で あ る ことを確認した。想定 で意 図 し てい
る 作業 が 実 施可
能 なこ と を 確認した。

表 2 運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕(想定事故１)（2/2）
評価条件（操作条件）の不確かさ
項目

操
作
条
件

各機器への
給油
（可搬型代
替注水ポン
プ（A-2 級））

評価上の操
作開始時間

事象発生か
ら 12 時間後以降，適宜

条件設定の考え方

各機器への給油は，評
価条件ではないが，評価で想定している操作の成立や継続に必要な操作・作業各機器の使用開始時間を踏まえて設定

操作の不確かさ要因

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

運転員等操作時間に与える影響－

評価項目となるパラ
メータに与える影響－

添 4.1.5-5

操作時間余裕

訓練実績等－

有効性評価では，可搬型代替注水ポン
プ（A-2 級）（6 号及び 7 号炉：各 4 台）への給油を期待している。
各機器への給油準備作業について，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）への給油準備（現場移動開始からタンクローリ（4kL）への補給完了まで）は，所要時
間 140 分のところ訓練実績等では約 98分で実施可能なことを確認した。
また，各機器への給油作業は，各機器の燃料が枯渇しない時間間隔（許容時間）以内で実施することとしている。
可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）への給油作業は，許容時間 180 分のところ訓練実績等では約 98 分であり，許容時間内で意図している作業が実施可能であることを確認した。

7 日間における水源の対応について（想定事故 1）○水源
淡水貯水池：約 18,000m3○水使用パターン①可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による使用済燃料プールへの注水
事象発生 12 時間後から最大流量 45m3/h で注水する。
使用済燃料プール水位が通常水位に回復した後，水位を維持出来るよう崩壊熱相当の流量（約 19m3/h）で注水を実施する。

添 4.1.6 -1○水源評価結果
事象発生 12 時間後から使用済燃料プール水位が通常水位に回復する約 15.7 時間後までは 45m3/h で注水を行い，その後崩壊熱相当の流量（19m3/h）で注水を実施するため，7 日間では合計約 3,100m3 の水量が必要となり，十分に水量を確保しているため対応可能である。
（45m3/h×（15.7h-12.0h）+19m3/h×（168h-15.7h）≒3,100m3）

添付資料 4.1.6

7 日間における燃料の対応について（想定事故 1）
プラント状況：1～7 号炉停止中。
事象：想定事故 1 は 6 号炉及び 7 号炉を想定。保守的に全ての設備が，事象発生直後から燃料を消費するものとして評価する。
なお，全プラントで外部電源喪失が発生することとし，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備等，プラントに関連しない設備も対象とする。
号炉

時系列

合計

判定

7 日間の
軽油消費量
約 768kL

7 号炉軽油タンク容量は
約 1,020kL（※3）であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 768kL

6 号炉軽油タンク容量は
約 1,020kL（※3）であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

1 号炉軽油タンク容量は約 632kL（※3）であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

2 号炉軽油タンク容量は約 632kL（※3）であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

3 号炉軽油タンク容量は約 632kL（※3）であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

4 号炉軽油タンク容量は約 632kL（※3）であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

5 号炉軽油タンク容量は約 632kL（※3）であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 13kL

1～7 号炉軽油タンク
及びガスタービン発電機用燃料タンク（容量約 100kL）の残容量（合計）は
約 591kL であり，
7 日間対応可能。

事象発生直後から事象発生後 7 日間
7 号炉

非常用ディーゼル発電機 3 台起動。 ※1（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,493L/h×24h×7 日×3 台＝752,472L

使用済燃料プール注水用 可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）
4 台起動。
21L/h×24h×7 日×4 台＝14,112L

事象発生直後から事象発生後 7 日間
6 号炉

非常用ディーゼル発電機 3 台起動。 ※1（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,493L/h×24h×7 日×3 台＝752,472L

使用済燃料プール注水用 可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）
4 台起動。
21L/h×24h×7 日×4 台＝14,112L

事象発生直後から事象発生後 7 日間
1 号炉

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

添 4.1.7 -1

2 号炉

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

3 号炉

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

4 号炉

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

5 号炉

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L
事象発生直後から事象発生後 7 日間
5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備 1 台起動（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
45L/h×24h×7 日＝7,560L
モニタリング・ポスト用発電機 3 台起動（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
9L/h×24h×7 日×3 台＝4,536L※1 事故収束に必要な非常用ディーゼル発電機は 2 台であるが，保守的に非常用ディーゼル発電機 3 台を起動させて評価した。
※2 事故収束に必要な非常用ディーゼル発電機は 1 台であるが，保守的に非常用ディーゼル発電機 2 台を起動させて評価した。
※3 保安規定に基づく容量。

添付資料 4.1.7

その他

4.2 想定事故 2
4.2.1 想定事故 2 の特徴，燃料損傷防止対策(1) 想定する事故「使用済燃料プールにおける重大事故に至るおそれがある事故」において，使用済燃料プールにおける燃料損傷防止対策の有効性を確認するために想定する事故の一つには，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，想定事故 2 として「サイフォン現象等により使用済燃料プール内の水の小規模な喪失が発生し，使用済燃料プールの水位が低下する事故」がある。

(2) 想定事故 2 の特徴及び燃料損傷防止対策の基本的考え方
想定事故 2 では，使用済燃料プールの冷却系の配管損傷によるサイフォン現象等により使用済燃料プール内の水の小規模な漏えいが発生するとともに，使用済燃料プール注水機能が喪失することを想定する。このため，使用済燃料プール水位が低下することから，緩和措置がとられない場合には，燃料は露出し，燃料損傷に至る。
本想定事故は，使用済燃料プール水の漏えいによって燃料損傷に至る事故を想定するものである。このため,重大事故等対策の有効性評価には，使用済
燃料プール水の漏えいの停止手段及び使用済燃料プールの注水機能に対する重大事故等対処設備に期待することが考えられる。
したがって，想定事故 2 では，使用済燃料プール水の漏えいの停止及び燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水によって，燃料損傷の防止を図る。また，燃料プール代替注水系により使用済燃料プール水位を維持する。

(3) 燃料損傷防止対策
4.2-1

想定事故2における機能喪失に対して，使用済燃料プール内の燃料が著しい損傷に至ることなく，かつ，十分な冷却を可能とするため，運転員による使用済燃料プールからのサイフォン現象による漏えい停止手段，サイフォンブ
レーク孔による漏えい停止機能及び燃料プール代替注水系※1による使用済燃料
プールへの注水手段を整備する。これらの対策の概略系統図を第4.2.1図に，手順の概要を第4.2.2図に示すとともに，重大事故等対策の概要を以下に示す。
また，重大事故等対策における設備と操作手順の関係を第4.2.1表に示す。
想定事故2において，6号及び7号炉同時の重大事故等対策に必要な要員は，中央制御室の運転員及び緊急時対策要員で構成され，合計22名である。その内訳は次のとおりである。中央制御室の運転員は，当直長1名（6号及び7号炉
兼任），当直副長2名，運転操作対応を行う運転員6名である。発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等を行う緊急時対策本部要員は5名，緊急時対策要員（現場）は8名である。
必要な要員と作業項目について第 4.2.3 図に示す。
※1 燃料プール代替注水系として，燃料プール代替注水系（常設スプレイヘッダ）を想定する。なお，燃料プール代替注水系（常設スプレイヘッダ）の注水手段が使用できない場合においては燃料プール代替注水系（可搬型スプレイヘッダ）による対応が可能である。

a. 使用済燃料プール水位低下確認
使用済燃料プールを冷却している系統が停止すると同時に，使用済燃料
プールの冷却系の配管損傷によるサイフォン現象等により使用済燃料プー
ル内の水の小規模な漏えいが発生し，使用済燃料プール水位が低下することを確認する。
使用済燃料プールの水位低下を確認するために必要な計装設備は，使用
4.2-2

済燃料貯蔵プール水位・温度（SA）等である。

b. 使用済燃料プールの注水機能喪失確認
使用済燃料プールの喪失した保有水を注水するため，補給水系による使用済燃料プールへの注水準備を行う。中央制御室からの遠隔操作により使用済燃料プールへの注水準備が困難な場合，使用済燃料プールへの注水機
能喪失であることを確認する。
使用済燃料プールの注水機能喪失を確認するために必要な計装設備は，使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA）等である。

c. 使用済燃料プール漏えい箇所の隔離
使用済燃料プールの水位低下に伴い発生する警報等により，使用済燃料プールからの漏えいを認知し，原因調査を開始する。原因調査の結果，サイフォン現象による漏えいであることを判断し，使用済燃料プールの冷却系配管の手動弁を閉止することで，使用済燃料プールからの漏えい箇所の隔離が完了する。

d. 燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水
燃料プール代替注水系の準備は水位低下に伴う異常の認知を起点として冷却機能喪失又は注水機能喪失を確認し, 開始する。準備が完了したとこ
ろで，燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水を開始し，使用済燃料プール水位を回復する。その後は，使用済燃料プールの冷却系を復旧するとともに，燃料プール代替注水系の間欠運転又は流量調整によ
り蒸発量に応じた注水を行うことで，必要な遮蔽※2 を確保できる使用済燃料プール水位より高く維持する。
4.2-3

燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水を確認するために必要な設備は，使用済燃料貯蔵プール水位・温度等である。
※2 必要な遮蔽の目安とした線量率は10mSv/hとする。想定事故２における原子炉建屋オペレーティングフロアでの作業時間及び作業員の退避は1時間以内であり，作業員の被ばく量は最大でも10mSvとなるため，緊急作業時における被ばく限度の100mSvに対して余裕がある。
原子炉建屋オペレーティングフロアでの作業は，燃料プール代替注
水系（可搬型スプレイヘッダ）を使用する場合における可搬型スプレイ
ヘッダ及びホースの設置，及びサイフォン現象による使用済燃料プール
水流出を原子炉建屋オペレーティングフロアで隔離する場合における弁の手動隔離が想定される。
必要な遮蔽の目安とした線量率10mSv/hは，定期検査作業時での原子炉建屋オペレーティングフロアにおける線量率を考慮した値である。
この線量率となる使用済燃料プール水位は通常水位から約2.1m下の位置である。
（添付資料4.1.2）

4.2.2 燃料損傷防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法
想定事故 2 で想定する事故は，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，「サイフォン現象等により使用済燃料プール水の小規模な喪失が発生し，使用済燃料プールの水位が低下する事故」である。
なお，使用済燃料プールの保有水の漏えいを防止するため，使用済燃料プ
ールには排水口を設けない設計としており，また，燃料プール冷却浄化系はスキマせきを越えてスキマサージタンクに流出する水を循環させる設計とす
4.2-4るとともに，使用済燃料プールに入る配管には逆止弁を設け，配管からの漏えいがあってもサイフォン現象による使用済燃料プール水の流出を防止する設計としている。使用済燃料プールに入る配管の逆止弁は動力を必要としない設計であり，信頼性は十分高いと考えられるが，本想定事故では固着を想定する。
想定事故 2 では，残留熱除去系配管の貫通クラックによる損傷発生後，サイフォン現象による使用済燃料プール水の漏えい及び崩壊熱による使用済燃料
プール水温の上昇，沸騰及び蒸発によって使用済燃料プール水位は低下する。
漏えいの隔離及び使用済燃料プールへの注水により，使用済燃料プール水位が放射線の遮蔽が維持される水位を確保できることを評価する。なお，使用済燃料プール水位が放射線の遮蔽が維持される水位を確保できることで，有効燃料棒頂部は冠水が維持される。未臨界については，燃料がボロン添加ス
テンレス鋼製ラックセルに貯蔵されており，必要な燃料間距離をとる等の設計により水密度の状態によらず臨界未満となるため，維持される。
また，評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，想定事故 2 における運
転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。
（添付資料 4.1.4，4.2.1）(2) 有効性評価の条件
想定事故 2 に対する初期条件も含めた主要な評価条件を第 4.2.2 表に示す。
また，主要な評価条件について，想定事故 2 特有の評価条件を以下に示す。
なお,本評価では崩壊熱及び運転員の人数の観点から厳しい条件である，原子炉運転停止中の使用済燃料プールを前提とする。原子炉運転中の使用済燃料プールは，崩壊熱が原子炉運転停止中の使用済燃料プールに比べて小さく
事象進展が緩やかになること，また，より多くの運転員による対応が可能で4.2-5

あることから本評価に包絡される。
（添付資料4.1.1）

ａ．初期条件(a) 使用済燃料プールの初期水位及び初期水温
使用済燃料プールの初期水位は通常水位とし，保有水量を厳しく見積もるため，使用済燃料プールと隣接する原子炉ウェルの間に設置されているプールゲートは閉を仮定する。また，使用済燃料プールの初期水温は，運転上許容される上限の 65℃とする。
(b) 崩壊熱
使用済燃料プールには貯蔵燃料の他に，原子炉停止後に最短時間（原子炉停止後 10 日）で取り出された全炉心分の燃料が一時保管されていることを想定して，使用済燃料プールの崩壊熱は約 11MW を用いるものとする。
なお，崩壊熱に相当する保有水の蒸発量は約 19m3/h である。

b．事故条件(a) 安全機能の喪失に対する仮定
使用済燃料プールの冷却機能及び注水機能として燃料プール冷却浄化系，残留熱除去系，復水補給水系等の機能を喪失するものとする。
(b) 配管損傷の想定
使用済燃料プール水位が最も低下する可能性のあるサイフォン現象
による漏えいとして，原子炉建屋地下階の残留熱除去系配管※3 の貫通
クラックによる損傷を想定する。当該配管は低圧設計の配管であることから，配管内径の 1/2 の長さと配管肉厚の 1/2 の幅を有する貫通ク4.2-6

ラックによる損傷を想定する。
※3 使用済燃料プールに入る配管でサイフォン現象による漏えい発生の可能性のあるものは，燃料プール冷却浄化系のディフュー
ザ配管以外になく，よって当該配管に接続される系統のうち，配管内径及び損傷時の高さ等の漏えい発生時の影響を考慮して設定。
(c) サイフォン現象による漏えい量
燃料プール冷却浄化系及び残留熱除去系配管に設置されている逆止弁については，燃料プール冷却浄化系の配管で想定される異物の弁への噛み込みにより固着し，逆止弁の機能が十分に働かない状態を仮定する。このときの使用済燃料プールからのサイフォン現象による漏えい量は約 70m3/h となる。
なお,評価においてはディフューザ配管のサイフォンブレーク孔による漏えい停止効果には期待しないものとする。
（添付資料 4.2.2,4.2.3）(d) 外部電源
外部電源は使用できないものと仮定する。
外部電源が使用できない場合においても，燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水は可能であり，外部電源がある場合と事象進展は同等となるが，資源の評価の観点から厳しい評価条件となる外部電源が使用できない場合を想定する。

c．重大事故等対策に関連する機器条件(a) 燃料プール代替注水系
使用済燃料プールへの注水は，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）4 台
4.2-7

を使用するものとし，崩壊熱による使用済燃料プール水の蒸発量を上回る 45m3/h※4 にて注水する。
※4 燃料プール代替注水系（常設スプレイヘッダ），燃料プール代替注
水系（可搬型スプレイヘッダ）の注水容量はともに45m3/h以上(4台)である。

d．重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件として，「1.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。
(a) 使用済燃料プール漏えい箇所の隔離は，事象発生から150分後に完了する。
(b) 燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水は，緊急時対策要員の移動，注水準備に必要な時間等を考慮して，事象発生12時
間後から開始する。
なお，サイフォンブレーク孔の効果に期待する場合，事象発生から約100分後に漏えいが停止するため,運転員による漏えい停止操作での対応に比べ,その後の事象進展や評価項目となるパラメータが緩和されることから本評
価では運転員による使用済燃料プールの漏えい箇所の隔離操作による対応を示す。

(3) 有効性評価の結果
想定事故 2 における使用済燃料プール水位の推移を第 4.2.4 図に，使用済燃料プール水位と線量率の関係を第 4.2.5 図に示す。
a. 事象進展残留熱除去系配管の貫通クラックによる損傷発生後，サイフォン現象に4.2-8よって，使用済燃料プール水は漏えいし，使用済燃料プール水位は低下する。スキマせきを越える水がなくなるためスキマサージタンクの水位低下
又は使用済燃料プールの水位低下に伴い発生する警報により異常を認知する。原子炉建屋 2 階にある燃料プール冷却浄化系配管の手動弁を閉止することにより，事象発生から 150 分後に漏えい箇所を隔離し，サイフォン現象による漏えいを停止する。一方，使用済燃料プールの喪失した保有水を注水するため，補給水系による水の注水準備を行うが補給水系が使用不可能な場合，燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水準備を行う。
使用済燃料プールへの冷却機能が喪失した後，使用済燃料プール水温は
約 5℃/h で上昇し，事象発生から約 7 時間後に 100℃に達する。その後，蒸発により使用済燃料プール水位は低下し始めるが，事象発生から 12 時間経過した時点で燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水を開始すると，使用済燃料プール水位は回復する。
その後は，使用済燃料プールの冷却機能を復旧するとともに，燃料プール代替注水系により，蒸発量に応じた量を使用済燃料プールに注水することで，使用済燃料プール水位を維持する。

b. 評価項目等
使用済燃料プール水位は，第 4.2.4 図に示すとおり，通常水位から約 1.2m下まで低下するに留まり，有効燃料棒頂部は冠水維持される。使用済燃料
プール水温については約 7 時間で沸騰し，その後 100℃付近で維持される。
また，第 4.2.5 図に示すとおり，使用済燃料プール水位が通常水位から約 1.2m 下の水位となった場合の線量率は約 1.0×10-1mSv/h 以下であり，必要な遮蔽の目安と考える 10mSv/h※2 と比べて低いことから，この水位において放射線の遮蔽は維持される。なお，線量率の評価点は原子炉建屋オ
4.2-9ペレーティングフロアの床付近としている。
使用済燃料プールでは燃料がボロン添加ステンレス鋼製ラックセルに貯蔵されており，必要な燃料間距離をとる等の設計により水密度の状態によらず臨界未満となるため，本事象においても未臨界は維持される。
事象発生 12 時間後から燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水を行うことで使用済燃料プール水位は回復し，その後に蒸発量に応じた使用済燃料プールへの注水を継続することで安定状態を維持できる。
本評価では，「1.2.3.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(3)の評価項目について，対策の有効性を確認した。
（添付資料 4.1.2，4.2.4）

4.2.3 評価条件の不確かさの影響評価
評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する
ものとする。
想定事故2では，サイフォン現象等により使用済燃料プール内の水の小規模な喪失が発生し，使用済燃料プールの水位が低下することが特徴である。また，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水操作及び漏えい箇所の隔離とする。

(1) 評価条件の不確かさの影響評価
ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，第4.2.2表に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件とした場合の影響を評価する。また，評価条件の設定に当たっては，7号炉
4.2-10を代表として原則，評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなる
ような設定があることから,その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられる項目に関する影響評価の結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
初期条件の燃料の崩壊熱は，評価条件の約11MWに対して最確条件は約10MW以下であり，評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件で設定している燃料の崩壊熱より小さくなるため，使用済燃料
プール水温の上昇及び水位の低下は緩和されるが，燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水操作及び漏えい箇所の隔離操作は燃料の崩壊熱に応じた対応をとるものではなく，注水操作は使用済燃料プール水位の低下に伴う異常の認知を起点とした冷却機能喪失又は注水機能喪失の確認を，漏えい箇所の隔離操作は使用済燃料プール水位の低下に伴う異常の認知を起点とするものであることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の使用済燃料プール水温は，評価条件の65℃に対して最確条
件は約27℃～約45℃であり，評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件で設定している使用済燃料プールの初期水温より低
くなり，沸騰開始時間は遅くなるため，時間余裕が長くなるが，燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水操作及び漏えい箇所の隔離操作は使用済燃料プール水の初期水温に応じた対応をとるものではなく，注水操作は使用済燃料プール水位の低下に伴う異常の認知を起点とした冷却機能喪失又は注水機能喪失の確認を，漏えい箇所の隔離操作
は使用済燃料プール水位の低下に伴う異常の認知を起点とするものであることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の使用済燃料プール水位は，評価条件の通常水位に対して最4.2-11

確条件は通常水位付近であり，評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件での初期水位は通常水位を設定しているため，通常水位より低い水位の変動を考慮した場合，使用済燃料プール水位が有
効燃料棒頂部まで低下する時間及び使用済燃料プール水位の低下による異常の認知の時間は短くなるが，燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水操作及び漏えい箇所の隔離操作は初期水位に応じた対応をとるものではなく，注水操作は使用済燃料プール水位の低下に伴う異常の認知を起点とした冷却機能喪失又は注水機能喪失の確認を，漏えい箇所の隔離操作は使用済燃料プール水位の低下に伴う異常の認知を起点とするものであることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期に地震起因のスロッシングが発生した場合，使用済燃料プール水
位の低下により原子炉建屋オペレーティングフロアの線量率が上昇する
ことから，その現場における長時間の作業は困難となる。ただし，燃料プール代替注水系（常設スプレイヘッダ）による使用済燃料プールへの注水操作は，屋外から実施できるため線量の影響が小さいことから, 運
転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件のプールゲートの状態は，評価条件のプールゲート閉に対して最確条件はプールゲート開であり，評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，保有水量がプールゲート閉時と比べ2倍程度となり，使用済燃料プール水温の上昇及び蒸発による使用済燃料プール水位の低下は緩和されるが，燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水操作及び漏えい箇所の隔離操作はプールゲートの状態に応じた対応をとるものではなく，注水操作は使用済燃料プール水位の低下に伴う異常の認知を起点とした冷却機能喪失又は注水機能喪失の確認を,漏えい箇所の隔離操作は使用済燃料プール水位の低下に伴う異常の認知を起点
4.2-12

とするものであることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
配管損傷の想定及びサイフォン現象による漏えい量は，損傷面積及び弁の開口面積が評価条件より大きな場合，使用済燃料プールの保有水の漏えい量が多くなり，通常水位から有効燃料棒頂部まで水位が低下する
時間は短くなるが，燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水操作及び漏えい箇所の隔離操作は漏えい量に応じた対応をとるもの
ではなく，注水操作は水位低下に伴う異常の認知を起点とした冷却機能喪失又は注水機能喪失の確認を,漏えい箇所の隔離操作は水位低下に伴う異常の認知を起点とするものであるため，運転員等操作時間に与える影響はない。

(b)評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の燃料の崩壊熱は，評価条件の約11MWに対して最確条件は約10MW以下であり，評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件で設定している燃料の崩壊熱より小さくなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
初期条件の使用済燃料プール水温は，評価条件の65℃に対して最確条
件は約27℃～約45℃であり，評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件で設定している使用済燃料プール水温より低くなる
ため，沸騰開始時間は遅くなり，使用済燃料プール水位の低下は緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
また，自然蒸発,使用済燃料プールの水温及び温度上昇の非一様性により，評価で想定している沸騰による使用済燃料プール水位の低下開始
時間より早く使用済燃料プール水位の低下が始まることも考えられる。
しかし，自然蒸発による影響は沸騰による水位の低下と比べて僅かであ
4.2-13

り，気化熱により使用済燃料プール水は冷却される。さらに，使用済燃料プール水温の非一様性も沸騰開始後の気泡上昇を駆動力とした対流により影響が小さくなることが考えられる。仮に，事象発生直後から沸騰による使用済燃料プール水位の低下が開始すると想定した場合であっても，使用済燃料プール水位が放射線の遮蔽が維持される最低水位に到達するまでの時間は事象発生から16時間以上（10mSv/h※2の場合，6号及び7号炉は約16時間），使用済燃料プール水位が有効燃料棒頂部まで低下する時間は事象発生から3日以上（6号及び7号炉は約3.1日）あり，事象発生から12時間後までに燃料プール代替注水系による注水が可能である
ことから, 評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
初期条件の使用済燃料プール水位は，評価条件の通常水位に対して最確条件は通常水位付近であり，評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件での初期水位は通常水位を設定しているため，その変動を考慮した場合，使用済燃料プール水位が通常水位から有効燃料
棒頂部まで低下する時間は短くなるが，仮に初期水位を水位低警報レベ
ル（通常水位から約0.3m下）※5とした場合であっても，放射線の遮蔽が維持される最低水位に到達するまでの時間は事象発生から約20時間（10mSv/h※2 の場合，6号及び7号炉は約20時間），使用済燃料プール水
位が有効燃料棒頂部まで低下する時間は事象発生から約3日以上（6号及び7号炉は約3.3日）あり，事象発生12時間後までに燃料プール代替注水
系による注水が可能であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
初期に地震起因のスロッシングが発生した場合，使用済燃料プール水
位の低下により原子炉建屋オペレーティングフロアの線量率が上昇する
ことから，その現場における長時間の作業は困難である。ただし,この4.2-14

ような使用済燃料プール水位の低下に対してもサイフォンブレーク孔による使用済燃料プール水の漏えいの停止，原子炉建屋オペレーティング
フロア以外での漏えいの隔離操作及び屋外から燃料プール代替注水系（常設スプレイヘッダ）による使用済燃料プールへの注水操作が実施可能であることから，現場操作に必要な遮蔽は維持される。事象発生12時間後から燃料プール代替注水系（常設スプレイヘッダ）による使用済燃料プールへの注水を実施することにより，6号及び7号炉の使用済燃料プール水位が原子炉建屋オペレーティングフロアの放射線の遮蔽維持に必要な最低水位まで回復する時間は事象発生から約1.1日後（10mSv/h※2の場合，6号炉では約1.0日後，7号炉では約1.1日後），通常水位まで回復
する時間は事象発生から約1.9日後（6号炉では約1.8日後，7号炉では約1.9日後）となる。また，使用済燃料プール水位が通常水位から有効燃
料棒頂部まで低下する時間は事象発生から2日以上（6号及び7号炉は約2.2日）あり，事象発生から12時間後までに燃料プール代替注水系による注水が可能であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
初期条件のプールゲートの状態は，評価条件のプールゲート閉に対して最確条件はプールゲート開であり，評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，保有水量がプールゲート閉時と比べ2倍程度となり，使用済燃料プール水温の上昇及び蒸発による使用済燃料プール水位の低下は緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
配管損傷の想定及びサイフォン現象による漏えい量は，損傷面積及び弁の開口面積が評価条件より大きな場合，使用済燃料プールの保有水の漏えい量が多くなり，通常水位から有効燃料棒頂部まで水位が低下する
4.2-15

時間は短くなる。配管の全周破断及び逆止弁の全開固着が発生して漏え
いが継続する場合，使用済燃料プールの水位が有効燃料棒頂部に到達するまでの時間は約2時間の時間余裕となり，漏えい箇所の隔離までの150分より短くなる。ただし，サイフォンブレーク孔による漏えい停止を考慮した場合は事象進展に影響はなく，漏えい量が少なくなることから評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
※5 使用済燃料貯蔵プール水位・温度計（SA広域）の水位低の警報設定
値：6号炉通常水位-225mm，7号炉通常水位-267mm（添付資料4.2.2，4.2.5）
ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作の不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の6要因に分類し，これらの要因が運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転員等操作時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価し，評価結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
操作条件の漏えい箇所の隔離操作は，評価上の操作完了時間として，事象発生から 150 分後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，評価上の燃料プール水位低警報の確認後の注水機能喪失確認
までに余裕を含め 1 時間を考慮し，その後使用済燃料プール水位の低下
要因調査及び漏えいの隔離操作を実施する設定としているが，実態の操作開始時間，燃料プール水位低を認知した時点で使用済燃料プール
水位低下要因調査及び漏えいの隔離操作に着手可能であり，注水機能喪失確認と同時に実施できるため，評価上の操作完了時間に対し，実態の操作完了時間が早くなる可能性があることから，運転員等操作時
4.2-16

間に対する余裕は大きくなる。当該操作は，評価条件（操作条件を除く）の不確かさにより操作完了時間は早まる可能性があるが，他の操作との重複はないことから，他の操作に与える影響はない。
操作条件の燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水操作は，評価上の操作開始時間として，事象発生から12時間後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，当該操作は他の操作との重複はなく，使用済燃料プールの冷却機能喪失による異常を認知した時点で注水準備に着手可能であり，その準備操作にかかる時間は360分を想定していることから，実態の操作開始時間は想定している事象発生から12時間後より早まる可能性があり，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。

(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の漏えい箇所の隔離操作及び燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水操作は，運転員等操作時間に与える影響として，評価上の操作完了時間に対して，実際に見込まれる操作完了時間が早くなる可能性がある。この場合，放射線の遮蔽が維持される最低水位に到達するまでの時間 余裕は ， 漏えい箇所の隔離操作に対して 約7時間
（10mSv/h※2の場合，6号及び7号炉は約7時間），注水操作に対して約23時間（10mSv/h ※2 の場合，6号及び7号炉は約23時間）と操作に対して十分な時間余裕があることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
（添付資料4.2.5）(2) 操作時間余裕の把握
4.2-17

操作開始時間の遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認し，その結果を以下に示す。
操作条件の漏えい箇所の隔離操作は，放射線の遮蔽が維持される最低水位に到達するまでの時間は約7時間（10mSv/h ※2 の場合，6号及び7号炉は約7時間），使用済燃料プール水位が有効燃料棒頂部まで低下する時間は約23時間（6号炉では約23時間, 7号炉では約24時間）であり，事故を検知して漏えい箇
所の隔離操作の実施が完了するまでの時間は事象発生から約150分であること
から，時間余裕がある。
操作条件の燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水操作は，
放 射 線 の 遮 蔽 が 維 持 さ れ る 最 低 水 位 に 到 達 す る ま で の 時 間 が 約 23 時 間（10mSv/h※2の場合，6号及び7号炉は約23時間），使用済燃料プール水位が有
効燃料棒頂部まで低下する時間が3日以上（6号及び7号炉は約3.4日）であり，事故を検知して注水を開始するまでの時間は事象発生から約12時間後と設定していることから，時間余裕がある。
（添付資料4.2.5）(3) まとめ
評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認した。
その結果，評価条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。この
他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間には時間余裕がある。

4.2-18

4.2.4 必要な要員及び資源の評価(1) 必要な要員の評価
想定事故2において，6号及び7号炉同時の重大事故等対策時における必要な要員は，「4.2.1(3)燃料損傷防止対策」に示すとおり22名である。「6.2 重大事故等対策時に必要な要員の評価結果」で説明している運転員，緊急時対策要員等の64名で対処可能である。
なお，今回評価した原子炉運転停止中ではなく，原子炉運転中を想定した場合，事象によっては，原子炉における重大事故又は重大事故に至るおそれのある事故の対応と，想定事故2の対応が重畳することも考えられる。しかし，原子炉運転中を想定した場合，使用済燃料プールに貯蔵されている燃料の崩壊熱が低いため，操作時間余裕が十分長くあり（原子炉運転開始直後を考慮しても使用済燃料プール水が100℃に到達するまで最低でも1日以上），原子炉における重大事故又は重大事故に至るおそれのある事故の対応が収束に向かっている状態での対応となるため，緊急時対策要員や参集要員により対応可能である。

(2) 必要な資源の評価
想定事故2において，必要な水源，燃料及び電源は，「6.1(2)資源の評価条件」の条件にて評価している。その結果を以下に示す。

ａ．水源
燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水については，7日間の対応を考慮すると，号炉あたり約3,300m3の水が必要となる。6号及び7号炉の同時被災を考慮すると，合計約6,600m3の水が必要である。水源として，淡水貯水池に約18,000m3の水量を保有しており，水源を枯渇させること
4.2-19なく7日間の注水継続実施が可能である。
（添付資料4.2.6）
ｂ．燃料
非常用ディーゼル発電機による電源供給については，事象発生後7日間最大負荷で運転した場合，号炉あたり約753kLの軽油が必要となる。燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水については，保守的に事象発生直後からの可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の運転を想定すると，7日間の運転継続に号炉あたり約15kLの軽油が必要となる。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，事象発生直後からの運転を想定すると，7日間の運転継続に合計約13kLの軽油が必要となる（6号及び7号炉合計約1,549kL）。
6 号 及 び 7 号 炉 の 各 軽 油 タ ン ク に て 約 1,020kL （ 6 号 及 び 7 号 炉 合 計 約
2,040kL）の軽油を保有しており，これらの使用が可能であることから，非常用ディーゼル発電機による電源供給，燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水，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・ポスト用発電機による電源供給について，7日間の継続が可能である。
（添付資料4.2.7）
ｃ．電源
外部電源は使用できないものと仮定し，非常用ディーゼル発電機によって給電を行うものとする。6号及び7号炉において重大事故等対策時に必要な負荷は，各号炉の非常用ディーゼル発電機負荷に含まれることか
ら，非常用ディーゼル発電機による電源供給が可能である。
また，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・ポスト用発電機についても，必要負荷に対しての電源供給が可能
4.2-20である。

4.2.5 結論
想定事故 2 では，使用済燃料プールに入る配管からの漏えいが発生した際に逆止弁の機能が十分に働かず，サイフォン現象等による使用済燃料プール水の小規模な喪失が発生し，かつ，使用済燃料プールへの水の注水にも失敗して使用済燃料プール水位が低下することで，やがて燃料が露出し燃料損傷に至ることが特徴である。想定事故 2 に対する燃料損傷防止対策としては，燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水手段を整備している。
想定事故2について有効性評価を実施した。
上記の場合においても，燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水により，使用済燃料プール水位を回復し維持することができることから，放射線の遮蔽が維持され，かつ，燃料損傷することはない。
また，使用済燃料プールでは燃料がボロン添加ステンレス鋼製ラックセルに貯蔵されており，必要な燃料間距離をとる等の設計により水密度の状態によらず臨界未満となるため，未臨界は維持される。
その結果，有効燃料棒頂部の冠水，放射線の遮蔽が維持される水位の確保
及び未臨界を維持できることから，評価項目を満足している。また，安定状態を維持できる。
評価条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操作時間に与える影響及び評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
重大事故等対策時に必要な要員は，運転員及び緊急時対策要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
4.2-21

以上のことから，燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水
等の燃料損傷防止対策は，想定事故2に対して有効である。

4.2-22

①燃料プール代替注水系（常設スプレイヘッダ）（常設のスプレイヘッダ及び常設のスプレイ配管を用いる手段）

原子炉建屋
接続口

淡水貯水池

②燃料プール代替注水系（可搬型スプレイヘッダ）（可搬の注水口及び可搬ホースを用いる手段）

固着を想定
する逆止弁

可搬型代替注水ポンプ(A-2級)

スプレイヘッダ

スプレイノズル
通常水位（T.M.S.L.約31.4m）

スキマせき
復水補給水系より

サイフォンブレーク孔位置(T.M.S.L.約31m)

スキマサージタンク

有効燃料棒頂部（T.M.S.L.約24m）
ディフューザ

可搬型代替注水ポンプ(A-2級)

使用済燃料

4.2-23

原子炉建屋大物搬入扉
または
外部接続口

隔離操作を想定する弁
7号炉：T.M.S.L.約18.7m（代表値）
6号炉：T.M.S.L.約21.0m

燃料プール冷却浄化系
熱交換器

常設の箇所
燃料プール冷却浄化系ポンプ

可搬の箇所
タンクローリ(4kL)

ろ過脱塩装置破断箇所(T.M.S.L.約-5.7m)

軽油タンク

原子炉補機冷却系
残留熱除去系
熱交換器
残留熱除去系ポンプ
圧力抑制プール水
浄化系より

固着を想定
する逆止弁

原子炉補機冷却系

外部電源
非常用ディーゼル
発電機

Gen

復水補給水系より

第 4.2.1 図「想定事故 2」の重大事故等対策の概略系統図（使用済燃料プールへの注水）※1
実際は，使用済燃料プール側の水頭圧により漏えい量が抑制されることも考えられる

プラント前提条件
・プラント停止後10日目
・全燃料取出し＆プールゲート「閉」
・非常用ディーゼル発電機（B）点検中
・残留熱除去系（A）燃料プール冷却モード運転中・残留熱除去系（B）点検中
・残留熱除去系（C）原子炉停止時冷却モード待機中（原子炉圧力容器水抜き準備）
・燃料プール冷却浄化系運転中【有効性評価の対象とはしていないが，ほかに取り得る手段】※2
復水移送ポンプ(A)起動確認または起動操作
評価上，残留熱除去系ポンプの機能喪失を想定しているため，残留熱除去系ポンプを用いた使用済燃料プールへの補給も機能喪失を想定

Ⅰ
消火系を燃料プール代替注水系として使用する場合があるため消火ポンプ運転状態について確認する
消火系は復水補給水系を経由して使用済燃料プールへ注水することも可能である
Ⅱ「床漏えい検出器」により漏えいエリアを特定できる場合もある※3
重大事故等発生を通信連絡設備により確認した現場作業員は退避を実施する（評価上の時刻）（約0分）

外部電源喪失発生

残留熱除去系停止及び燃料プール冷却浄化系停止確認（機器作動状況，系統流量による確認）

非常用ディーゼル発電機（A，C）自動起動確認
非常用高圧母線（6.9kV）C，E復旧確認

非常用ディーゼル発電機運転状態確認

使用済燃料プール水の漏えい発生（漏えい想定箇所：残留熱除去系配管）

Ⅲ
防火水槽を用いた使用済燃料プールへの注水の場合は，「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は淡水貯水池からろ過水タンクへの補給もあわせて実施する※4
下記により要因調査を実施する
・「燃料プールライナドレン漏えい大」警報発生有無＊現場のライナードレン目視箱も確認する
・「FPCゲート／RPV・PCV間漏えい大」警報発生有無＊現場の流量指示計及びファンネルへの流入も確認する
・燃料プール冷却浄化系まわりの確認

Ⅳ
燃料プール代替注水系による使用済燃料プール注水は「使用済燃料プールスプレイヘッダ」以外に，復水補給水系を経由して使用済燃料プールへ注水することも可能である
可搬型燃料プール代替注水系の水源は「淡水貯水池」以外に「海水」も可能である

凡例※5
中央制御室にて使用済燃料プール水位・温度，機器ランプ表示，機器故障警報，系統圧力指示計等にて機能喪失を確認する：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）の
みの作業

：判断

：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業※1
漏えい開始によりスキマサージタンク水位低下開始

漏えい開始により使用済燃料プール水位低下開始：評価上考慮しない操作・判断結果

Ⅰ※2

注水機能復旧操作（約50分後）：操作・確認（運転員のみの作業）

燃料プール水位低警報発生
復水移送ポンプ以外による使用済燃料プール注水・消火ポンプによる代替注水※3（約60分後）復水移送ポンプによる使用済燃料プール
注水と同等の流量確保不可

使用済燃料プール水位低下継続確認
Ⅱ

※4

※5
注水機能喪失確認（機器作動状況，系統圧力による確認）

回復は評価上考慮せず

冷却機能喪失確認※6（注水機能喪失により確認）

回復は評価上
考慮せず

使用済燃料プール水位低下要因調査（約100分後）サイフォンブレーク孔露出 ※7（サイフォンブレーク孔によりサイフォン現象が停止する場合）
※9
※10
※8
使用済燃料プール水位がサイフォンブレーク孔位置付近にて安定確認

使用済燃料プール廻り漏えいなし確認

使用済燃料プール廻り漏えいなし確認

燃料供給準備（タンクローリ（4kL）
給油準備）

淡水貯水池から使用済燃料プールへの注水準備（燃料プール代替注水系による使用済燃料プール注水）Ⅲ

淡水タンクから防火水槽への補給（約12時間後）サイフォン現象による
使用済燃料プール水漏えい判断※11

タンクローリ（4kL）
による給油準備完了※12

サイフォン現象による
使用済燃料プール水漏えい判断（約12時間後）

燃料プール代替注水系
の準備完了

※13
弁閉止による隔離準備

可搬設備への燃料補給

弁閉止による隔離準備
Ａ（150分後）（サイフォン現象を停止できない場合）

弁閉止による隔離操作（適宜実施）Ⅳ

スプレイヘッダ以外による使用済燃料プール注水・復水補給水ラインを使用した注水※6
注水機能喪失により冷却機能は水源がないため機能喪失と判断する

サイフォン現象漏えい箇所
弁閉止による隔離操作※7
サイフォンブレーク孔は通常水位から約0.5m下に位置している※14（約7時間後）使用済燃料プール水温
100℃到達※14（約7時間後）※15

使用済燃料プール水位
約2.1ｍ低下（10mSv/h）

Ａ（約23時間後）※15

燃料プール代替注水系による使用済燃料プール注水開始

有効燃料棒頂部まで低下（約7ｍ低下）※9
使用済燃料プールへの注水は「使用済燃料プールスプレイヘッダ」を使用する
常設スプレイ設備が使用できない場合，可搬型スプレイ設備による使用済燃料プールへの注水を実施する※10
防火水槽を用いた可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による使用済燃料プールへの注水も可能である
なお，可搬型代替注水ポンプ（A-1級）を使用することもできる

Ａ
※17

※16
（12時間後）※8
サイフォンブレーク孔によりサイフォン現象の漏えいは停止し，使用済燃料プール水位はサイフォンブレーク孔の露出水位付近で安定する

使用済燃料プール水温
100℃到達燃料プール代替注水系による使用済燃料プール注水開始（使用済燃料プールへの注水ができない場合）（約1.0日後）※15

使用済燃料プール水位
約2.1ｍ低下（10mSv/h）
使用済燃料プール水位維持の為注水継続

使用済燃料プール水位維持の為
注水継続（約3.5日後）

燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水を継続し，機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後は，注水系統
によりスキマサージタンクへの補給を確保し漏えい箇所隔離状
態で運転可能な系統により冷却を実施する

燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水を継続し，機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後は，注水系統によりスキマサージタンクへの補給を確保し漏えい箇所隔離状態で運転可能な系統により冷却を実施する※11
使用済燃料プール及び燃料プール冷却浄化系からの漏えいが無いことにより，サイフォン現象により使用済燃料プール水が漏えいしていると判断する（実際は，要因調査の際に「燃料プール冷却モード」で運転していた残留熱除去系も確認するため，その時点でサイフォン現象による漏えいと判断できる）※12
使用済燃料プール及び燃料プール冷却浄化系からの漏えいの形跡が無いこと，サイフォンブレーク孔の露出水位付近で使用済燃料プール水位が安定していることから，サイフォン現象により使用済燃料プール水が漏えいしていたと判断する（実際は，要因調査の際に「燃料プール冷却モード」で運転していた残留熱除去系も確認するため，その時点でサイフォン現象による漏えいと判断できる）※15

有効燃料棒頂部まで低下（約7ｍ低下）※13
サイフォンブレーク孔により使用済燃料プールからの漏えいは停止しているが，破断箇所を系統から隔離するため弁により隔離操作を実施する※14
使用済燃料貯蔵プール水温度計にて確認する※15
使用済燃料貯蔵プール水位計にて確認する※16
事象発生12時間後の使用済燃料プール水位は通常水位から約-1.2ｍとなる※17
事象発生12時間後の使用済燃料プール水位は通常水位から約-1.0ｍとなる

第 4.2.2 図 「想定事故 2」の対応手順の概要

4.2-24

想定事故２

経過時間（分）

30

当直長

1人

6号

当直副長

1人

7号

当直副長

1人

指揮者

操作項目

通報連絡者

緊急時対策本部要員

運転員（中央制御室）6号

各号炉運転操作指揮

操作の内容

中央制御室連絡
発電所外部連絡5人

6号

経過時間（時間）

／

120

150

3

4

5

6

7

8

9

10

11

備考

12

13

12時間

使用済燃料プール注水開始

約7時間 使用済燃料プール水温100℃到達

プラント状況判断

中央監視
緊急時対策本部連絡

運転員
（現場）

7号

90

事象発生

実施箇所・必要人員数
責任者

60

約50分

「燃料プール水位低」警報発生

約60分

注水機能喪失確認
冷却機能喪失確認
150分

サイフォン現象による漏えい停止

緊急時対策要員
（現場）

7号

6号

7号
・外部電源喪失確認
・使用済燃料プール冷却系停止確認（燃料プール冷却浄化系ポンプ，残留熱除去系ポンプ）

1人
A

1人
a

－

－

－

－

10分

・非常用ディーゼル発電機自動起動確認

状況判断・スキマサージタンク水位低下確認

・使用済燃料プール水位低下確認（1人）
A
使用済燃料プール注水系復旧作業（評価上考慮せず）

（1人）
a

－

－

－

・使用済燃料プール水位，温度監視

－

－

－

－

－

－

・使用済燃料プール注水系（復水補給水系）

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・警報確認による要因調査

－

－

2人
C,D

2人
c,d

－

－

使用済燃料プール水位低下要因調査（1人）
A

使用済燃料プール漏えい箇所の隔離

－

－

適宜実施

機能回復

対応可能な要員により対応する

30分

10分

・放射線防護装備準備
・現場移動
・現場確認

60分

（1人）
a

－

－

－

－

・電動弁の隔離

－

（2人）
C,D

（2人）
c,d

－

－

・原子炉建屋原子炉区域2階10分

弁室での弁操作30分

10分

・放射線防護装備準備・現場移動
可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による淡水貯水池
から使用済燃料プールへの注水（常設スプレイヘッ
ダ使用）

－

－

－

－

・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）を用いた使用済燃料プール注水準備（可搬型代替注水ポンプ（A-2級）移動，ホース敷設（淡水貯水池から可搬型代替注
水ポンプ（A-2級），可搬型代替注水ポンプ（A-2級）から接続口），ホース接続，
ホース水張り）

6人

360分

・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）を用いた使用済燃料プール注水

適宜実施

・現場移動
・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）を用いた使用済燃料プール注水準備（建屋内ホー
ス敷設，可搬型スプレイノズル設置）

－

－

－

－
・現場移動
・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）を用いた使用済燃料プール注水準備（建屋内ホー

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による淡水貯水池
から使用済燃料プールへの注水（可搬型スプレイ
ヘッダ使用）（評価上考慮せず）

ス接続）

－

－

常設スプレイヘッダ使用不可の場合要員を確保して対応する

・現場移動・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）を用いた使用済燃料プール注水準備（可搬型代替

－

－

－

－

注水ポンプ（A-2級）移動，ホース敷設（淡水貯水池から可搬型代替注水ポンプ（A-2級），可搬型代替注水ポンプ（A-2級）から建屋内ホース），ホース接続，ホース水張り）

・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）を用いた使用済燃料プール注水

10分

・放射線防護装備準備

－

給油準備

－

－

－
2人

給油作業

必要人員数

合計

－

－

－

－

1人
A

1人
a

2人
C,D

2人
c,d

（

タンクローリ（4kL）残量に応じて140分

・軽油タンクからタンクローリ（4kL）への補給

・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）への給油

適宜軽油タンクから補給
適宜実施

8人

）内の数字は他の作業終了後，移動して対応する人員数。

原子炉運転中における使用済燃料プールでの事故を想定した場合，事象によっては，原子炉における重大事故の対応と使用済燃料プールにおける重大事故に至るおそれのある事故の対応が重畳することも考えられる。しかし，使用済燃料プールに貯蔵されている燃料の崩壊熱が低いことから時間余裕が十分長く（運転開始直後を考慮しても使用済燃料プールの保有水が100℃に到達するまで1日以上），原子炉側の事故対応が収束に向かっている状態での対応となるため，緊急時対策要員や参集要員により対応可能である。

第 4.2.3 図「想定事故 2」の作業と所要時間

4.2-25

有
効
燃
料
棒
頂
部
か
ら
の
水
位

弁閉止による損傷箇所の隔離操作実施(事象発生 150 分後
水位 通常水位から約-0.8m）

燃料プール代替注水系による注水開始（事象発生 12 時間後
通常水位から約-1.2m）

事象発生約 23 時間後に
通常水位まで回復
使用済燃料プール水位回
復後，蒸発量に応じた注
水により水位維持

使用済燃料プール水温 100℃
到達（事象発生約 7 時間後）（m）

事故後の時間（h）

第 4.2.4 図

使用済燃料プール水位の推移（想定事故 2）

使用済燃料を線源とした線量率が支配的な水位
使用済制御棒の露出開始想定事故 2 での水位の低下（通常水位から
約-1.2m）
使用済制御棒を線源とした線量率が支配的な水位

通常水位

0

2

4

6

8

有効燃料棒頂部からの水位（m）

第 4.2.5 図

使用済燃料プール水位と線量率（想定事故 2）

4.2-26

第 4.2.1 表 「想定事故 2」の重大事故等対策について判断及び操作手順

有効性評価上期待する事故対処設備
常設設備

可搬型設備

使用済燃料プールを冷却している系統が機能喪失すると同時

計装設備
使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA）

使用済燃料プール水位低に，使用済燃料プールの冷却系の配管損傷によるサイフォン現【非常用ディーゼル発電機】

下確認

象等により使用済燃料プール内の水の小規模な漏えいが発生【軽油タンク】－

し，使用済燃料プール水位が低下することを確認する。

使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA 広域）
使用済燃料貯蔵プール監視カメラ（使用済燃料貯蔵プール監視カメラ用空冷装置を含む）【残留熱除去系ポンプ吐出圧力】【残留熱除去系系統流量】

使用済燃料プールの水位低下分を注水するため，補給水系によ使用済燃料プールの注水

る使用済燃料プールへの注水準備を行う。中央制御室からの遠機能喪失確認

隔操作により使用済燃料プールへの注水準備が困難な場合，使復水移送ポンプ吐出圧力－－

使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA）
使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA 広域）

4.2-27

用済燃料プールへの注水機能喪失であることを確認する。

使用済燃料貯蔵プール監視カメラ（使用済燃料貯蔵プール監視カメラ用空冷装置を含む）

使用済燃料プール又はスキマサージタンク水位低下に伴い発生使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA）

する警報により漏えいを認知し，原因調査を開始する。原因調

使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA 広域）

使用済燃料プール漏えい

査の結果，使用済燃料プール本体からの漏えいではないことか箇所の隔離

ら，サイフォン現象による漏えいであることを判断し，使用済－－

使用済燃料貯蔵プール監視カメラ（使用済燃料貯所の隔離が完了する。

蔵プール監視カメラ用空冷装置を含む）

燃料プール代替注水系に

代替注水系による使用済燃料プールへの注水により使用済燃料

よる使用済燃料プールへ

プールの水位を回復する。その後は，使用済燃料プールの冷却の注水系を復旧しつつ，蒸発量に応じた水量を注水することで，使用使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA）
使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA 広域）
常設スプレイヘッダ

可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)

使用済燃料貯蔵プール放射線モニタ（高レンジ・

軽油タンク

タンクローリ（4kL）

低レンジ）
使用済燃料貯蔵プール監視カメラ（使用済燃料貯済燃料プール水位を維持する。

よる使用済燃料プールへの注水（可搬型スプレイ
設備）

低レンジ）

燃料プールの冷却系の配管の手動弁を閉止することで漏えい箇

燃料プール代替注水系の準備が完了したところで，燃料プール

燃料プール代替注水系に使用済燃料貯蔵プール放射線モニタ（高レンジ・

蔵プール監視カメラ用空冷装置を含む）
使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA）

常設スプレイヘッダが使用できない場合，可搬型スプレイ設備を用いた燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注
水により使用済燃料プールの水位を回復する。その後は，使用済燃料プールの冷却系を復旧しつつ，蒸発量に応じた水量を注水することで，使用済燃料プール水位を維持する。

可搬型スプレイ設備
軽油タンク

可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)
タンクローリ（4kL）

使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA 広域）
使用済燃料貯蔵プール放射線モニタ（高レンジ・
低レンジ）
使用済燃料貯蔵プール監視カメラ（使用済燃料貯蔵プール監視カメラ用空冷装置を含む）【】：重大事故等対処設備（設計基準拡張）
有効性評価上考慮しない操作

第 4.2.2 表
項目主要評価条件（想定事故 2）（1/2）

主要評価条件

使用済燃料プールの保有水量

約 2,093m3

使用済燃料プール水位

通常水位

通常水位を設定

使用済燃料プール水温65℃

保安規定の運転上の制限値

4.2-28

初
期
条
件

※1

条件設定の考え方
保有水量を厳しく見積もるためにプールゲート閉の状況を想定

約 11MW
原子炉停止後に最短時間（原子炉停止後 10 日※2）で取り出され【使用済燃料】
た全炉心分の燃料が，過去に取り出された貯蔵燃料と併せて使燃料の崩壊熱

取出時平均燃焼度：
用済燃料ラックに最大数保管されていることを想定し，ORIGEN2
・貯蔵燃料 50 GWd/tを用いて算出・炉心燃料 33 GWd/t※1 記載の値は 7 号炉の値である。6 号炉の使用済燃料プールの保有水量は 7 号炉とほぼ同様であるため，評価は 7 号炉の値を使用する。
※2 柏崎刈羽原子力発電所 1 号炉から 7 号炉までの定期検査における実績を確認し,解列後の全制御棒全挿入から原子炉開放までの最短時間である
約 3 日及び全燃料取り出しの最短時間約 7 日を考慮して原子炉停止後 10 日を設定。原子炉停止後 10 日とは全制御棒全挿入からの時間を示している。通常停止操作において原子炉の出力は全制御棒全挿入完了及び発電機解列以前から徐々に低下させるが，崩壊熱評価はスクラムのような瞬時に出力を低下させる保守的な計算条件となっている。

第 4.2.2 表
項目

事
故
条
件

4.2-29
策重
機に大
器関事
条連故
件す等
る対
関重
連大
す事
る故
操等
作対
条策
件に

主要評価条件（想定事故 2）（2/2）
主要評価条件

条件設定の考え方

安全機能の喪失に対する仮定

使用済燃料プールの冷却機能及び注水機能喪失使用済燃料プールの冷却機能及び注水機能として燃料プール冷却浄化系，残留熱除去系，復水補給水系等の機能喪失を設定

配管損傷の想定

残留熱除去系の配管内径の 1/2 の低圧配管であるため，全周破断の発生は考えづらいと考え貫通
長さと配管肉厚の 1/2 の幅を有す
クラックによる損傷を想定
る貫通クラックによる損傷

サイフォン現象による漏えい量

約 70m3/h

想定される異物の弁への噛み込みにより逆止弁が固着し，その機能が十分に働かない状態を想定。なお，サイフォン現象による漏えいを停止させる配管の孔（サイフォンブレーク孔）によるサイフォンブレークには期待しない

外部電源

外部電源なし外部電源の有無は事象進展に影響しないことから，資源の観点で厳しい外部電源なしを設定

燃料プール代替注水系

45m3/h（4 台）※1 で注水

燃料プール代替注水系による注水を想定
設備の設計を踏まえて設定

使用済燃料プール漏えい隔離

事象発生から 150 分後認知，現場調査，漏えい箇所隔離までの操作の作業想定時間に余裕を含めて設定（水位低下認知及び注水機能及び崩壊熱除去機能喪失確認に余裕を踏まえ 1 時間，水位低下要因調査及び現場隔離操作箇所への移動に１時間，隔離操作実施に 30 分の合計 150 分）

燃料プール代替注水系による使用済
燃料プールへの注水

事象発生から 12 時間後

可搬型設備に関して，事象発生から 12 時間後までは，その機能に期待しないと仮定※1 燃料プール代替注水系（常設スプレイヘッダ），燃料プール代替注水系（可搬型スプレイヘッダ）の注水容量は，ともに 45m3/h 以上(4 台)である。

添付資料 4.2.1
使用済燃料プールの水位低下と遮蔽水位に関する評価について
1.使用済燃料プールの概要
添付資料4.1.1と同様である。
2.放射線の遮蔽の維持に必要な使用済燃料プールの遮蔽水位について
添付資料4.1.1と同様である。
3.想定事故2における時間余裕
固着を想定
する逆止弁Ａ

図1に示すように2個の逆止弁の異物噛み混みによる固着と配管の貫通クラックによる損傷を想定すると表1の条件より使用済
燃料プールの保有水の漏えいの流出流量は 約68m3/hとなる。
なお，想定する異物として燃料プール冷却浄化系のろ過脱塩器の使用済燃料

出口ストレーナのエレメント24×110メッシュ（通過粒子径約25μm）より十分大きな粒子径2.5mmを想定し，それが最も大きな開口面積となる噛み混みを想定した。また，水位の低下に伴い水頭残留熱除去系熱交換器想定する 残留熱除去ポンプ
配管破損
想定する
箇所
配管破損

圧が低下し流出流量が小さくなることが考えられるが，漏えいが箇所継続している間は損傷直後の流出流量が一定のまま続くことを想固着を想定する逆止弁Ｂ

図1 想定事故2の想定定した。

表1 使用済燃料プールの保有水の漏えいの流出流量算出条件
固着を想定
する逆止弁
逆止弁A
逆止弁B

逆止弁の
開口面積※142.3cm2
15.6cm2※1: 逆止弁Aの弁開度：, 逆止弁B の弁開度：※2:1/4Dt（D：配管内径，t:配管肉厚）を想定

貫通クラックの開口面積※2
12.3cm2を想定

配管損傷が発生し，サイフォン現象により使用済燃料プールの保有水が漏えいした場合，漏えい箇所を隔離するまでの150分間に使用済燃料プールの保有水が約170m3漏えいする。崩壊熱除去
機能の喪失に伴い，6号及び7号炉では事象発生から約7時間後に沸騰が開始し，使用済燃料プール
水位が低下する。
使用済燃料プール水位が通常水位から放射線の遮蔽が維持される最低水位（通常水位から約2.1m下）まで低下する時間は， 6号及び7号炉で事象発生から約23時間であり，重大事故等対策として期待している可搬型代替注水ポンプ（A-2級）を用いた燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水操作の時間余裕は十分ある（評価結果は表2の通り）。

添 4.2.1-1

表2 崩壊熱除去機能喪失及びサイフォン現象発生時の評価結果
項

目

6 号炉

7 号炉

使用済燃料プール水温が 100℃に到達するまでの時間[h]約7約7サイフォン現象による使用済燃料プールの保有水の流出流量[m3/h]

約 68

約 68

漏えい箇所隔離までに漏えいする使用済燃料プール水量[m3]

約 170

約 170

崩壊熱による使用済燃料プールの保有水の蒸発量[m /h]

約 19

約 19

使用済燃料プール水位が通常水位から 2.1m 低下するまでの時間[h]

約 23

約 23

3

添 4.2.1-2

添付資料 4.2.2
想定事故 2 において開固着及び貫通クラックによる損傷を想定している理由

想定事故 2 の「サイフォン現象等により使用済燃料プール内の水の小規模な喪失」として，燃料プール冷却浄化系（FPC 系），残留熱除去系（RHR 系）のサイフォン現象等の発生防止用に設置している逆止弁の異物噛み混みによる開固着と使用済燃料プールの冷却に用いている RHR 系の配管の貫通クラックによる損傷を想定している。
想定の根拠は以下の通りである。
◯ 逆止弁の閉失敗について
FPC 系の逆止弁は，通常はポンプからの使用済燃料プールへの注水が停止し，サイフォン現象による逆流が発生すると閉止する。このときに開状態で固着が発生し，使用済燃料プールの通常水位より低い位置で配管の損傷等が発生することで使用済燃料プールの保有水の漏えいが発生する。
逆止弁は逆流による機械的な力でパッシブに作動する機器であるため十分に信頼性の高
いものである。逆止弁の閉失敗の国内一般故障率（21 カ年データ）は 2.2×10-5（デマンド）である。過去に「1997 年 03 月 柏崎刈羽発電所 2 号 残留熱除去系（B）逆止弁不具合に伴う原子炉手動停止について」において保全不良によりこの事象が発生しているが，アクチ
ュエータを持つ当該設備特有の事象であり，FPC 系の逆止弁では同様の事象は起こらない。
以上のように逆止弁は十分に信頼性のあるものであるため，異物の噛み混みによる固着を想定した。
◯ 配管の損傷について
FPC 系は低圧設計の配管（最高圧力 1.57MPa）であり，また取り扱う系統水の温度や放射線量が高い環境ではないため，全周破断のような大きな損傷は想定しにくい。
そこで有効性評価の想定事故 2 では，貫通クラックによる損傷を想定した。
以上のように逆止弁の全開固着や配管の全周破断は発生する可能性が非常に小さいと考えられることから，逆止弁の開固着及び配管の貫通クラックによる損傷を想定した。

添 4.2.2-1

添付資料 4.2.3
6 号及び 7 号炉 使用済燃料プールサイフォンブレーカについて
１．サイフォンブレーカの概要
使用済燃料プールは，図１のように燃料プール冷却浄化系により冷却及び水質管理されている。使用済燃料プールの保有水がサイフォン現象により漏えいする場合は，ディフューザ配管に設置された逆止弁により使用済燃料プールの保有水の漏えいを防止する設計となっている。仮に逆止弁が機能喪失し使用済燃料プールの保有水が漏えいした場合においても，ディフューザ配管のサイフォンブレーク孔のレベルまで水位が低下した時
点で，サイフォンブレーク孔から空気を吸入することでサイフォン現象による使用済燃料プールの保有水の漏えいを停止することが可能な設計となっている。
復水補給水系
残留熱除去系

サイ フォ ン ブ レーク孔

スキマせき

スキマサージタン ク
MOディフューザ配管
ディフューザ及びデフューザ
使用済燃料プ ール

復水補給水系
残留熱除去系

燃料プ ール冷却
浄化系熱交換器

燃料プ ール冷却浄化ポン プ

ろ過脱塩装置AO

AO
燃料プ ール
ろ過脱塩器

原子炉補機冷却系
燃料プ ールAO

AO

AO

原子炉補機冷却系

ろ過脱塩器
AO

AO

サプ レッショ ン
プ ール浄化系

サプ レッショ ン
プ ール浄化系

図 1 燃料プール冷却浄化系 系統概略図

添 4.2.3-1

２．サイフォンブレーク孔の機器仕様（１）サイフォンブレーク孔の寸法
サイフォンブレーク孔は，２本のディフューザ配管（200A）それぞれに 15mmφの開口としている。
（２）サイフォンブレーク孔の設置レベル
サイフォンブレーク孔の設置レベル及び使用済燃料プール内のレベルを図２に示す。
サイフォンブレーク孔は通常水位より下方（6 号炉：412mm，7 号炉：500mm）に設置されており，使用済燃料プールの保有水がサイフォン現象で流出した場合においても，水位低下をサイフォンブレーク孔のレベルまでで留めることが可能である。

オペレーティングフロア床面
スキマせき

燃料プール
冷却浄化系
熱交換器

7号炉：500mm
6号炉：412mm

スキマサージタンク

7号炉：7017mm
6号炉：6975mm

7号炉：3370mm
6号炉：3395mm

通常水位

サイフォンブレーク孔
ディフューザ管
ディフューザ配管

制御棒貯蔵ラック
制御棒貯蔵貯蔵ラック

使用済燃料プール
ディフューザー
ディフューザ
使用済燃料ラック
燃料プール
冷却浄化系
ポンプ

図２ 使用済燃料プール内のレベル相関図（３）サイフォン現象発生時の想定流出量
サイフォン現象が発生し，サイフォンブレーク孔まで水位が低下すると，サイフォン
ブレーク孔から空気を吸込み，配管頂部に空気が溜まり両側の配管内の水に力が伝わらなくなりサイフォン現象を止めることができる。
（図３参照）
サイフォンブレーク孔の寸法を保守的に最大ブレーク孔径 20mmφ，サイフォン現
象が破れるまでの時間をサイフォンブレーク孔から吸込んだ空気が頂部を満たすまでとし，想定する配管損傷を燃料プール冷却浄化系に接続する最大の残留熱除去系配管の全周破断とした場合，６号炉及び７号炉でのサイフォン現象発生時の想定流出量は
表１の通りとなる。

添 4.2.3-2

ディフューザ配管

サイフォンブレーク孔
空気流出

図３ サイフォン現象発生時の概念図
表１ サイフォン現象発生時の想定流出量
流出量

ブレークまでの時間

ブレーク時の水位

6 号炉

797.7m /h

12.47sec

通常水位－423mm

7 号炉

765.6m3/h

3.32sec

通常水位－503mm

3

添 4.2.3-3

（４）想定被ばく線量率
使用済燃料プールの保有水が流出した場合の，原子炉建屋オペレーティングフロアの被ばく線量評価結果を図４に示す。図４より，使用済燃料プールの保有水が通常水位より約１m 低下した場合においても原子炉建屋オペレーティングフロアの雰囲気線量率は0.01mSv/h 程度となることから，使用済燃料プールはサイフォン現象が発生した場合においても十分な遮へい水位を確保することが可能である。

通常水位

有効燃料棒頂部からの水位（m）

図４ 原子炉建屋オペレーティングフロアでの被ばく線量率

添 4.2.3-4

通常水位

３．サイフォンブレーク孔の健全性について（１）配管強度への影響について
ディフューザ配管は，設計・建設規格，JSME S NC1-2005 におけるクラス３配管に該当する。クラス３配管への穴補強の不要条件は PPD-3422 より，「(１)平板以外の管に設ける穴であって，穴の径が 61mm 以下で，かつ，管の内径の４分の１以下の穴を設ける
場合」に該当することから，穴の補強が不要と規定されており，設計上サイフォンブレーク孔設置がディフューザ配管強度へ与える影響はない。
また，当該配管は耐震 S クラスで設計されていることから，十分な耐震性を有している。
（２）人的要因による機能阻害について
サイフォンブレーク孔は，操作や作動機構を有さない開口部のみであることから，誤操作や故障により機能喪失することはない。そのため，使用済燃料プールの保有水のサイフォン現象による漏えいが発生した場合においても，操作や作業を実施することなく，サイフォンブレーク孔レベルまで水位低下することで自動的にサイフォン現象を止めることが可能である。
（３）異物による閉塞について
使用済燃料プールは燃料プール冷却浄化系の「スキマサージタンク」及び「ろ過脱塩器」により，下記の不純物を除去し水質基準を満足する設計となっており，不純物によるサイフォンブレーク孔の閉塞を防止することが可能である。
・使用済燃料プール水面上の空気中からの混入物
・使用済燃料プールに貯蔵される燃料及び機器表面に付着した異物
・燃料交換時に炉心から出る腐食生成物と核分裂生成物
・燃料交換作業，その他の作業の際の混入物
・使用済燃料プール洗浄後の残留化学洗浄液またはフラッシング水a．スキマサージタンクによる異物除去について
スキマサージタンクには，約 30mm×100mm の異物混入防止ストレーナが設置されており，使用済燃料プール水面に浮かぶ塵等の比較的大きな異物を除去することが可能である。
b．ろ過脱塩器による異物除去について
ろ過脱塩器は，カチオン樹脂とアニオン樹脂及びイオン交換樹脂により使用済燃料プールの保有水を浄化する設備である。
このろ過脱塩器のエレメントは約 25μm 程度であり，サイフォンブレーク孔の寸法 15mmφを閉塞させるような異物の除去が可能である。

添 4.2.3-5

ｃ．使用済燃料プールの巡視について
使用済燃料プールは，当直員により，１回／１日の巡視をすることとなっており，
サイフォンブレーク孔を閉塞させる可能性がある浮遊物等がないことを確認することができる。このような巡視で浮遊物等を発見・除去することにより，異物による閉塞を防止することが可能である。
ｄ．地震等発生時における異物による閉塞の防止について
使用済燃料プールの近傍は異物混入防止エリアとして設定して,原則シート養生を実施しない運用としている（プール脇の手すり等についても同様）。ただし，定期検査時の汚染拡大防止及び作業エリア内での作業を避けることができず，プール内への異物混入防止のために養生が必要となる場合などの理由があるときには，必要箇所の養生を行うため，これらの養生シートがスロッシング等によりプール内に流れ込む懸念はある。
地震発生後は，運転員の巡視により浮遊物等を発見し，適切な除去が行われる。仮にサイフォン現象による漏えいが発生している状況で原子炉建屋オペレーティング
フロアの線量率が上昇してプール内に流れ込んだ浮遊物等を除去できず，かつ浮遊物等によるサイフォンブレーク孔の閉塞が発生した場合は漏えいが継続することとなる。
ただし，スロッシングによりサイフォンブレーク孔が露出している場合においては浮遊物等によるサイフォンブレーク孔の閉塞は発生しないと考えられる。また，サイフォンブレーク孔が閉塞した場合であっても原子炉建屋オペレーティングフロア
以外の現場弁等の閉操作を実施することで，ほとんどの箇所での漏えいの停止が可能である。
（４）落下物干渉による変形
サイフォンブレーク孔は図５に示す通り，配管鉛直部に設けられており，落下物が直接干渉することはなく，サイフォンブレーク孔が変形して閉塞することは考えにくい。
４．サイフォンブレーク孔の健全性確認方法について
サイフォンブレーク孔については，定期的なパトロール（１回／週）を実施し，目視により穴の閉塞がないことを確認する。

添 4.2.3-6

サイフォンブレーク孔

図５ サイフォンブレーク孔の設置状況
以上

添 4.2.3-7

添付資料 4.2.4
安定状態について想定事故 2（サイフォン現象等による使用済燃料プール内の水の小規模な喪失）の安定状態については以下のとおり。
使用済燃料プール安定状態：設計基準事故対処設備及び重大事故等対処設備を用いた使用済燃料プールへの注水及び使用済燃料プールの保有水の漏えい箇所の隔離により使用済燃料プール水位を回復・維持することで，燃料の冠水，放射線遮蔽及び未臨界が維持され，使用済燃料プールの保有水の温度が安定し，かつ，必要な要員の不足，資源の枯渇等のあらかじめ想定される事象悪化のおそれがない場合，安定状態が確立されたものとする。
【安定状態の確立について】
使用済燃料プールの安定状態の確立について
弁閉止による漏えい箇所の隔離，燃料プール代替注水系を用いた使用済燃料プールへの注水を実施することで，使用済燃料プール水位が回復，維持され，使用済燃料プールの安定状態が確立される。
重大事故等対策時に必要な要員は確保可能であり，また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
【安定状態の維持について】
上記の燃料損傷防止対策により安定状態を維持できる。
また，燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水を継続し，残留熱除去系又は燃料プール冷却浄化系を復旧し，復旧後は復水補給水系等によりスキマサージタンクへの補給を実施する。使用済燃料プールの保有水を残留熱除去系等により冷却することによって，安定状態後の状態維持のための冷却が可能となる。
（添付資料 2.1.1 別紙 1 参照）

添 4.2.4-1

評価条件の不確かさの影響評価について（想定事故 2）
表 1 評価条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（想定事故 2）（1/4）
評価条件（初期，事故及機器条件）の不確かさ

項目

評価条件

最確条件

約 2,093m3

約 2,093m3

条件設定の考え方

運転員等操作時間に与える影響

評価項目となるパラメータに与える影響

使用済燃
料プール
の保有水

保有水を厳しく見積もるためにプールゲート閉の状況を想定

使用済燃料プール水位及びプールゲートの状態の不確かさに含まれる。

使用済燃料プール水位及びプールゲートの状態の不確かさに含まれる。

原子炉停止後に最短時間（原子炉停止後 10 日）で取り出された全炉心分の燃料が，過去に取り出された貯蔵燃料と併せて使用済燃料ラックに最大数保管されていることを想定し，ORIGEN2 を用いて算出して設定最確条件を包絡できる条件

最確条件とした場合は，評価条件で設定している
燃料の崩壊熱より小さくなるため，使用済燃料プール水温の上昇及び水位の低下は緩和されるが，燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水操作及び漏えい箇所の隔離操作は燃料の崩壊熱に応じた対応をとるものではなく，注水操作は使用済燃料プール水位の低下に伴う異常の認知を起点とした冷却機能喪失又は注水機能喪失の確認を,漏えい箇所の隔離操作は使用済燃料プール水位の低下に伴う異常の認知を起点とするものであることから，運転員等操作時間に与える影響はない。

最確条件とした場合は，評価条件で設定している燃料の崩壊熱より小さくなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

量

燃料の崩
壊熱

初

約 11MW【使用済燃料】
取出時平均燃焼度：・貯蔵燃料
50 GWd/t
・炉心燃料

約 10MW 以下（実績値）

33 GWd/t

添 4.2.5-1

期
条
件

使用済燃
料プール
水温

65℃

約 27℃～約45℃（実測値）

保安規定の運転上の制限値
最確条件を包絡できる条件

最確条件とした場合は，評価条件で設定している使用済燃料プール水温より低くなるため，沸騰開始時間は遅くなり，使用済燃料プール水位の低下は緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
また，自然蒸発,使用済燃料プール水温及び温度の上昇の非一様性により,評価で想定している沸騰による使用済燃料プール水位低下開始時間より早く使用済燃料プール水位の低下が始まることも考えられる。しかし，自然蒸発による影響は沸騰による水位低下と比べて僅かであり，気化熱により使用済燃料プール水は冷却される。さらに，使用済燃料プール水温の非一様性も沸騰開始後の気泡上昇を駆動力とした対流により影響が小さくなることが考えられる。仮に，事象発生直後から沸騰による使用済燃料プール水位の低下が開始すると想定した場合であっても，使用済燃料プール水位が放射線の遮蔽が維持される最低水位に到達するまでの時間は事象発生から 16 時間以上（10mSv/h の場合，
6 号及び 7 号炉は約 16 時間），使用済燃料プール水位が有効燃料棒頂部まで低下する時
間は事象発生から 3 日以上（6 号及び 7 号炉は約 3.1 日）あり，事象発生から 12 時間後までに燃料プール代替注水系による注水が可能であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

添付資料 4.2.5

最確条件とした場合は，評価条件で設定している
使用済燃料プールの初期水温より低くなり，沸騰
開始時間は遅くなるため，時間余裕が長くなる
が，燃料プール代替注水系による使用済燃料プー
ルへの注水操作及び漏えい箇所の隔離操作は使用済燃料プール水の初期水温に応じた対応をとるものではなく，注水操作は使用済燃料プール水
位の低下に伴う異常の認知を起点とした冷却機能喪失又は注水機能喪失の確認を,漏えい箇所の隔離操作は使用済燃料プール水位の低下に伴う異常の認知を起点とするものであることから，運転員等操作時間に与える影響はない。

表 1 評価条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（想定事故 2）
（2/4）
項目

評価条件（初期，事故及び機器条件）の不確かさ
評価条件

条件設定の考え方

添 4.2.5-2

運転員等操作時間に与える影響

評価項目となるパラメータに与える影響
最確条件とした場合は，評価条件での初期水位は通常水位を設定しているため，その変動を考慮した場合，使用済燃料プール水位が通常水位から有効燃料棒頂部まで低下する
時間は短くなるが，仮に初期水位を水位低警報レベル（通常水位から約 0.3m 下）とした
場合であっても，放射線の遮蔽が維持される最低水位に到達するまでの時間は事象発生から約 20 時間（10mSv/h の場合，6 号及び 7 号炉は約 20 時間），使用済燃料プール水位が有効燃料棒頂部まで低下する時間は事象発生から約 3 日以上（6 号及び 7 号炉 約 3.3日）あり，事象発生 12 時間後までに燃料プール代替注水系による注水が可能であることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
初期に地震起因のスロッシングが発生した場合，最大で約3mの水位低下が発生する（スロッシング量：6号炉は690m3,7号炉は710m3※1）。この場合，原子炉建屋オペレーティング
フロアの線量率が上昇する（1.0×103mSv/h程度※2）ことから，その現場における長時間の作業は困難である。ただし,このような使用済燃料プール水位の低下に対してもサイフォンブレーク孔による使用済燃料プール水の漏えいの停止，原子炉建屋オペレーティ
ングフロア以外での漏えいの隔離操作及び屋外から燃料プール代替注水系（常設スプレ
イヘッダ）による使用済燃料プールへの注水操作が実施可能であることから,現場操作に必要な遮蔽は維持される。事象発生12時間後から燃料プール代替注水系（常設スプレ
イヘッダ）による使用済燃料プールへの注水を実施することにより，6号及び7号炉の使用済燃料プール水位が原子炉建屋オペレーティングフロアの放射線の遮蔽維持に必要な最低水位まで回復する時間は事象発生から約1.1日後（10mSv/hの場合，6号炉では約1.0日後，7号炉では約1.1日後），通常水位まで回復する時間は事象発生から約1.9日後（6号炉では約1.8日後，7号炉では約1.9日後）となる。また，使用済燃料プール水位が通常水位から有効燃料棒頂部まで低下する時間は事象発生から2日以上（6号及び7号炉
約2.2日）あり，事象発生から12時間後までに燃料プール代替注水系による注水が可能であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

最確条件

使用済燃
料プール
水位

通常水位

通常水位付近通常水位を設定最確条件とした場合は，評価条件での初期水位は通常水位を設定しているため，通常水位より低い水位の変動を考慮した場合，使用済燃料プール水位が有効燃料棒頂部まで低下する
時間及び使用済燃料プール水位の低下による異常の認知の時間は短くなるが，燃料プール代替注水系による使用済燃料
プールへの注水操作及び漏えい箇所の隔離操作は初期水位に応じた対応をとるものではなく，注水操作は使用済燃料プール水位の低下に伴う異常の認知を起点とした冷却機能喪
失又は注水機能喪失の確認を,漏えい箇所の隔離操作は使用済燃料プール水位の低下に伴う異常の認知を起点とするものであることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期に地震起因のスロッシングが発生した場合，最大で約3m の水位低下が発生する（スロッシング量：6 号炉 690m3, 7号炉 710m3）。この場合，原子炉建屋オペレーティングフロアの線量率が上昇する（1.0×103mSv/h 程度※2）ことから，その現場における長時間の作業は困難である。ただし，燃料プール代替注水系（常設スプレイヘッダ）による使用済燃料プー
ルへの注水操作は屋外から実施できるため線量の影響が小さいことから, 運転員等操作時間に与える影響はない。

プールゲ
ートの状
態

プールゲート
閉（原子炉ウェ
ル及び D/S ピ
ット，キャスク
ピットの保有水量を考慮しない）

プールゲート
開（原子炉ウェ
ル及び D/S ピ
ット，キャスク
ピットの保有水量を考慮）

全炉心燃料取出直後
においてプールゲー
トは開放されていることが想定されるが，保守的に原子炉ウェ
ル及び D/S ピット，キャスクピットの保有水量を考慮しない状態を想定

最確条件とした場合は，保有水量がプールゲート閉と比べ 2倍程度となり，使用済燃料プール水温の上昇及び蒸発による使用済燃料プール水位の低下は緩和されるが，燃料プール代
替注水系による使用済燃料プールへの注水操作及び漏えい箇所の隔離操作はプールゲートの状態に応じた対応をとる
ものではなく，注水操作は使用済燃料プール水位の低下に伴う異常の認知を起点とした冷却機能喪失又は注水機能喪失の確認を,漏えい箇所の隔離操作は使用済燃料プール水位の低下に伴う異常の認知を起点とするものであることから，運転員等操作時間に与える影響はない。

最確条件とした場合は，保有水量がプールゲート閉時と比べ 2 倍程度となり，使用済燃料プール水温の上昇及び蒸発による使用済燃料プール水位の低下は緩和されることか
ら，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

外部水源
の容量

約 18,000m3

18,000m3 以上（淡水貯水池水量）

淡水貯水池の水量を参考に設定

最確条件とした場合には，評価条件よりも水源容量の余裕が大きくなることから，運転員等操作時間与える影響はない。

－

初
期
条
件

最確条件とした場合には，評価条件よりも燃料容量の余裕が大きくなる。また，事象発生直後から最大負荷運転を想定しても燃料は枯渇しないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
※1 本評価値は，保守的な使用済燃料プールへの戻り水の影響を考慮していないものであり，これらを考慮するとスロッシング量が小さくなる。
※2 本評価値は，保守的な遮蔽の影響を考慮していないものであり，使用済燃料プールの躯体等が遮蔽となる場所では，線量率が小さくなる。
燃料の容量

約 2,040kL

2,040kL 以上（軽油タンク容量）

通常時の軽油タンクの運用値を参考に設定－

表 1 評価条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（想定事故 2）（3/4）
評価条件（初期，事故及び機項目器条件）の不確かさ
評価条件
最確条件

条件設定の考え方

運転員等操作時間に与える影響

残留熱除去系

損傷面積が評価条件より大きな場合，使用済燃料プールの保有水の配管内径のの漏えい量が多くなり，通常水位から有効燃料棒頂部まで水位が1/2 の 長 さ と低下する時間は短くなるが，燃料プール代替注水系による使用済

配管損傷の

配管肉厚の

事故ごとに

想定

1/2 の 幅 を 有

変化

低圧配管であるため，全周破断の発生は考えづらいと考え貫通クラックによる損傷を想定燃料プールへの注水操作及び漏えい箇所の隔離操作は漏えい量に応じた対応をとるものではなく，注水操作は水位低下に伴う異する貫通クラ

常の認知を起点とした冷却機能喪失又は注水機能喪失の確認を,ックによる損

漏えい箇所の隔離操作は水位低下に伴う異常の認知を起点とす

傷るものであるため，運転員等操作時間に与える影響はない。

弁の開口面積が評価条件より大きな場合，使用済燃料プールの保
サイフォン
事
故
条
件

添 4.2.5-3現象による

約 70m3/h（損傷

漏えい量（逆を想定した箇

流防止用の所までの逆止逆止弁の状

弁の微開固着）約70m3/h

（事故ごと
に変化）

態）

想定される異物の弁への噛み込みにより逆止弁が固着し，その機能が十分に働かない状態を想定
なお，サイフォン現象による漏えいを停止させる配管の孔（サイフォンブレーク孔）によるサイフォンブレークには期待しない。

有水の漏えい量が多くなり，通常水位から有効燃料棒頂部まで水位が低下する時間は短くなるが，燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水操作及び漏えい箇所の隔離操作は漏えい量に応じた対応をとるものではなく，注水操作は水位低下に伴う異常の認知を起点とした冷却機能喪失又は注水機能喪失の確認を,漏えい箇所の隔離操作は水位低下に伴う異常の認知を起点とするものであるため，運転員等操作時間に与える影響はない。

現象の継続
イフォンブ
レーク孔の
考慮

損傷面積が評価条件より大きな場合，使用済燃料プールの保有水の漏えい量が多くなり，通常水位から有効燃料棒頂部まで水位が低下する時間は短くなる。配管の全周破断及び逆止弁の全開固着が発生して漏えいが継続する場合，使用済燃料プールの水位が有
効燃料棒頂部に到達するまでの時間は約 2 時間の時間余裕となり，漏えい箇所の隔離までの 150 分より短くなる。ただし，サイフォンブレーク孔による漏えい停止を考慮した場合は事象進展に影響はなく，漏えい量が少なくなることから評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
（添付資料 4.2.2）
弁の開口面積が評価条件より大きな場合，使用済燃料プールの保
有水の漏えい量が多くなり，通常水位から有効燃料棒頂部まで水位が低下する時間は短くなる。配管の全周破断及び逆止弁の全開固着が発生して漏えいが継続した場合，使用済燃料プールの水位が有効燃料棒頂部に到達するまでの時間は約 2 時間の時間余裕となり，漏えい箇所の隔離までの 150 分より短くなる。ただし，
サイフォンブレーク孔による漏えい停止を考慮した場合は事象進展に影響はなく，漏えい量が少なくなることから評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
（添付資料 4.2.2）

サイフォンブレーク孔を考慮した場合は使用済燃料プールの保
有水の漏えい箇所の隔離操作の完了より前に漏えいが停止する。

サイフォン
防止用のサ

評価項目となるパラメータに与える影響

逆止弁によるサイフォン現象の発生の
考慮しない

考慮する

防止を設計として考えていたため，考慮しないと設定

ただし，燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水

サイフォンブレーク孔を考慮した場合は使用済燃料プールの保操作は漏えいの停止時間等に応じた対応をとるものではなく，注

有水の漏えい箇所の隔離操作の完了より前に漏えいが停止する

水操作は水位低下に伴う異常の認知を起点とした冷却機能喪失ため，使用済燃料プールの保有水の漏えい量が少なくなることか

又は注水機能喪失の確認を,漏えい箇所の隔離操作は水位低下に

ら評価項目となるパラメータに与える余裕は大きくなる。

伴う異常の認知を起点とするものであるため，運転員等操作時間に与える影響はない。

表 1 評価条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（想定事故 2）（4/4）
評価条件（初期，事故及び機器条
項目

安全機能の
喪失に対す
事
故
条
件

る仮定

条件設定の考え方件）の不確かさ
評価条件
最確条件

―

能及び注水機

ル冷却浄化系，残留熱除去系，―復水補給水系等の機能喪失を

能喪失

設定

事故ごとに変化

影響しないことから，資源の観点で厳しい外部電源なしを設
定

機
器
条
件

―

及び注水機能として燃料プーールの冷却機

外部電源なし評価項目となるパラメータに与える影響

使用済燃料プールの冷却機能

使用済燃料プ

外部電源の有無は事象進展に
外部電源

運転員等操作時間に与える影響

燃料プール

最大 45m3/h で45m3/h 以上 ※1 で

代替注水系

注水

注水

外部電源がない場合と外部電源がある場合では，事象進展は同じであることから，運転員等操作時間に与える影響はない。

燃料プール代替注水系による燃料プール代替注水系による注水操作や漏えい箇所の隔離

注水を想定

操作は，注水流量を起点に開始する操作ではないことから，設備の設計を踏まえて設定

運転員等操作時間に与える影響はない。

添 4.2.5-4※1 燃料プール代替注水系（常設スプレイヘッダ），燃料プール代替注水系（可搬型スプレイヘッダ）の注水容量はともに 45m3/h 以上(4 台)である。

外部電源がない場合と外部電源がある場合では，事象進展は同じである
ことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

評価条件で設定している燃料プール代替注水系による注水流量は，燃料の崩壊熱に相当する使用済燃料プールの保有水の蒸発速度（最大19m3/h）より大きく，注水操作開始以降の流量であることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

表 2 運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕(想定事故 2)（1/3）
評価条件（操作条件）の不確かさ
項目

添 4.2.5-5

操作
条件

漏えい箇所の
隔離操作

※1

評価上の操
作開始時間

事象発生か
ら 150 分後
（操作完了
時間）

条件設定の考え方

認知，現場調査，漏えい箇所隔離までの操作の作業想定時間に余裕を含めて設定
漏えい箇所の隔離操作についての作業時間は
中央制御室からの遠隔操作ではなく，現場弁での手動閉操作を想定

操作の不確かさ要因

運転員等操作時間に与える影響

評価項目となるパラメータに与える影響

操作時間余裕訓練実績等【認知】想定している約 70m3/h の漏えい量であれば，事象発生か
ら約 50 分後に「燃料プール水位低」警報が発生するが，評価上はこの警報確認の開始時間を，余裕を含めて 1 時間後と設定している。よって，評価上の警報確認の時間に対し，実態の警報確認の時間が早くなる場合が考えられる。
【要員配置】
使用済燃料プール水位低下要因調査及び漏えいの隔離操
作は運転員(現場)が実施する。運転員(現場)は，中央制御室に常駐していることから，操作時間に与える影響はな
し。
【移動】
アクセスルート上に溢水による滞留があった場合は，堰高さ以下の水位であればアクセス可能と考える。また，原子炉建屋管理区域の現場までのルートとしては，通路及び階段室を通り，必要に応じて個々の区画へアクセスすることとなるが，通路はハッチ等の開口から排水されるため，滞留水位としては堰高さ程度に抑えられ，アクセスは可能であることから操作開始時間に与える影響はない。
【操作所要時間】
使用済燃料プール水位低下要因調査は，現場確認のための移動及び漏えい箇所の特定に 1 時間を想定している。また，漏えいの隔離操作に 30 分を操作時間として想定している。評価上は，残留熱除去系配管損傷を想定しているが，隔離操作は口径 250A の配管に設置されている手動弁 1 個の閉操作であり，時間余裕を含め 30 分で隔離可能である。
【他の並列操作有無】
使用済燃料プール水位低下要因調査時及び漏えい箇所の隔離操作時に，当該操作に対応する運転員(現場)に他の並列操作はなく，操作時間に与える影響はない。
【操作の確実さ】
漏えい隔離操作等の現場操作は，操作の信頼性向上や要員の安全のため 2 人 1 組で実施することとしており，誤操作
は起こりにくく，誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。

評価上の燃料プール
水位低警報の確認後の注水機能喪失確認
までに余裕を含め 1
時間を考慮し，その後使用済燃料プール水位の低下要因調査及び漏えいの隔離操作を実施する設定としているが，実態の操作開始時間，燃料プール
水位低を認知した時点で使用済燃料プー
ル水位低下要因調査
及び漏えいの隔離操作に着手可能であり，注水機能喪失確認と同時に実施できるため，評価上の操作完了時間に対し，実態の操作完了時間が早くなる可能性があることから，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。当該操作は，評価条件（操作条件を除く）の不確かさにより操作完了時間は早まる可能性があるが，他の操作との重複はないことから，他の操作に与える影響はない。

評価上の操作完
了時間に対して，実際に見込まれる操作完了時間が早くなる可能性がある。この場
合，放射線の遮蔽が維持される最低水位に到達す
るまでの時間余裕は，漏えい箇所の隔離操作に対して約 7 時間
（ 10mSv/h の 場
合，6 号及び 7 号
炉は約 7 時間），と操作に対して十分な時間余裕があることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

放射線の遮蔽が維持される最低水位に到達するまでの時間は約 7 時
間（10mSv/h の場合，6 号
及び 7 号炉は約 7 時間），
使用済燃料プール水位が有効燃料棒頂部まで低下する時間は約 23 時
間（6 号炉では約 23 時
間, 7 号炉では約 24 時間）であり，事故を検知して漏えい箇所の隔離操作の実施が完了するまでの時間は事象発生から約 150 分であることから，時間余裕がある。

訓練実績等より，漏えい箇所の隔離操作は，想定より早い約 15 分※1 で実施可能なことを確認した。
想定で意図している運転操作が実施可能なことを確認した。

本有効性評価で想定する箇所での漏えいが発生した場合における隔離する対象弁での時間を記載。想定する操作弁より高い位置で損傷がおきた場合でも使用済燃料プール側の別の弁を約 25 分で隔離できるため，想定する所要時間 30 分以内に実施可能である。

表 2 運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕(想定事故 2)（2/3）
評価条件（操作条件）の不確かさ
項目

添 4.2.5-6

操
作
条
件

燃料プール
代替注水系
による使用
済燃料プー
ルへの注水
操作

評価上の操
作開始時間

事象発生か
ら 12 時間後

条件設定の考え方

可搬型設備に関して，事象発生から 12 時間までは，その機能に期待しないと仮定操作の不確かさ要因

運転員等操作時間に与える影響

評価項目となるパラ
メータに与える影響

操作時間余裕訓練実績等【認知】燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水操作の開始は事象発生から 12 時間後であり，それまでに外部電源喪失等による使用済燃料
プールの水位低下による異常を認知し，冷却機能喪失又は注水機能喪失を確認する時間がある。よって，認知遅れにより操作開始時間に与える影響はなし。
【要員配置】
当該操作は専任の緊急時対策要員が配置されており，操作開始時間に与える影響はない。
【移動】燃料プール代替注水系に用いる可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）は，事象発生後に作業現場へ移動することを想定している。仮に地震等の外部事象が起因事象の場合に，アクセスルートの被害があっても，ホイールローダ等にて必要なアクセスルー
トを仮復旧できる宿直の体制としており，操作開
始時間に与える影響はない。
【操作所要時間】
燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水準備は，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）の配置，ホース敷設，ポンプ起動及びホース接続口の弁の開操作である。
移動時間を含め，これら準備操作に 360 分を想定している。評価上の操作開始時間を 12 時間後と設定しているが，他の操作はないため，使用済燃料プ
ールの水位低下による異常を認知した時点で準備が可能である。なお，その場合は実態の操作開始時
間は早くなる場合が考えられる。
【他の並列操作有無】
燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水操作時に，他の並列操作はなく，操作時間に与える影響はない。
【操作の確実さ】
現場操作は，操作の信頼性向上や要員の安全のため 2 人 1 組で実施することとしており，誤操作は起こりにくく，誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。

当該操作は他の操作との重複はなく，使用済
燃料プールの冷却機能喪失による異常を認知した時点で注水準備に着手可能であり，その準備操作にかかる時間
は 360 分を想定していることから，実態の操作開始時間は想定している事象発生から 12
時間後より早まる可能性があり，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。

評価上の操作完了時間に対して，実際に見込まれる操作完了
時間が早くなる可能性がある。この場合，
放射線の遮蔽が維持される最低水位に到達するまでの時間余裕は，注水操作に対し て 約 23 時 間（10mSv/h の場合，6号及び 7 号炉は約 23時間）と操作に対して十分な時間余裕があることから，評価項目となるパラメー
タに対する余裕は大きくなる。

放射線の遮蔽が維持される最低水位に到達するまで の 時 間 が 約 23 時 間（10mSv/h の場合，6 号及び 7 号炉は約 23 時間後），
使用済燃料プール水位が有効燃料棒頂部まで低下する時間が 3 日以上（6 号及び 7 号炉は約 3.4 日）であり，事故を検知して注水を開始するまでの時間は事象発生から約 12 時間後と設定していることから，時間余裕がある。

燃料プール代替注水系による使用済燃料プールへの注水準備は，想定より早い約 345 分であることを確認した。想定で意図している作業が実施可能なことを確認した。

表 2 運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕(想定事故 2)（3/3）
評価条件（操作条件）の不確かさ
項目

操
作
条
件

各機器への給油（可搬型注水ポンプ（A-2 級））

評価上の
操作開始
時間

事象発生
から 12 時
間後以降，適宜

条件設定の考え方

各機器への給油は，評価条件
ではないが，評価で想定している操作の成立や継続に必要な操作・作業
各機器の使用開始時間を踏まえて設定

操作の不確かさ要因

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

運 転員 等 操 作時
間に与える影響－評価項目となるパラ
メータに与える影響－

添 4.2.5-7

操作時
間余裕

訓練実績等

－

有効性評価では，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）（6 号及び 7 号炉：各 4 台）への給油を期待している。
各機器への給油準備作業について，可搬型代替注
水ポンプ（A-2 級）への給油準備（現場移動開始
からタンクローリ（4kL）への補給完了まで）は，
所要時間 140 分のところ訓練実績等では約 98 分
で実施可能なことを確認した。
また，各機器への給油作業は，各機器の燃料が枯渇しない時間間隔（許容時間）以内で実施することとしている。
可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）への給油作業は，許容時間 180 分のところ訓練実績等では約 98 分であり，許容時間内で意図している作業が実施可
能であることを確認した。

7 日間における水源の対応について（想定事故 2）○水源
淡水貯水池：約 18,000m3○水使用パターン①可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による使用済燃料プールへの注水
事象発生 12 時間後から最大流量 45m3/h で注水する。
使用済燃料プール水位が通常水位に回復した後，水位を維持出来るよう崩壊熱相当の流量（約 19m3/h）で注水を実施する。

添 4.2.6-1○水源評価結果
事象発生 12 時間後から使用済燃料プール水位が通常水位に回復する 23.2 時間後までは 45m3/h で注水を行い，その後崩壊熱相当の流量（19m3/h）で注水を実施するため，7 日間では合計約 3,300m3 の水量が必要となり，十分に水量を確保しているため対応可能である。
（45m3/h×（23.2h-12h）+19m3/h×（168h-23.2h）≒3,300m3）

添付資料 4.2.6

7 日間における燃料の対応（想定事故 2）
プラント状況：1～7 号炉停止中。
事象：想定事故 2 は 6 号及び 7 号炉を想定。保守的に全ての設備が，事象発生直後から燃料を消費するものとして評価する。
なお，全プラントで外部電源喪失が発生することとし，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備等，プラントに関連しない設備も対象とする。
号炉

時系列
事象発生直後から事象発生後 7 日間

7 号炉

非常用ディーゼル発電機 3 台起動。 ※1（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,493L/h×24h×7 日×3 台＝752,472L

使用済燃料プール注水用 可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）
4 台起動。
21L/h×24h×7 日×4 台＝14,112L

事象発生直後から事象発生後 7 日間
6 号炉

非常用ディーゼル発電機 3 台起動。 ※1（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,493L/h×24h×7 日×3 台＝752,472L

使用済燃料プール注水用 可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）
4 台起動。
21L/h×24h×7 日×4 台＝14,112L

合計

判定

7 日間の
軽油消費量
約 768kL

7 号炉軽油タンク容量は
約 1,020kL（※3）であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 768kL

6 号炉軽油タンク容量は
約 1,020kL（※3）であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

1 号炉軽油タンク容量は約 632kL（※3）であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

2 号炉軽油タンク容量は約 632kL（※3）であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

3 号炉軽油タンク容量は約 632kL（※3）であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

4 号炉軽油タンク容量は約 632kL（※3）であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

5 号炉軽油タンク容量は約 632kL（※3）であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 13kL

1～7 号炉軽油タンク
及びガスタービン発電機
用燃料タンク（容量約100kL）の残容量（合計）は
約 591kL であり，
7 日間対応可能。

事象発生直後から事象発生後 7 日間
1 号炉

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

添 4.2.7-1

2 号炉

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

3 号炉

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

4 号炉

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

5 号炉

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L
事象発生直後から事象発生後 7 日間
5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備 1 台起動（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
45L/h×24h×7 日＝7,560L
モニタリング・ポスト用発電機 3 台起動（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
9L/h×24h×7 日×3 台＝4,536L※1 事故収束に必要な非常用ディーゼル発電機は 2 台であるが，保守的に非常用ディーゼル発電機 3 台を起動させて評価した。
※2 事故収束に必要な非常用ディーゼル発電機は 1 台であるが，保守的に非常用ディーゼル発電機 2 台を起動させて評価した。
※3 保安規定に基づく容量。

添付資料 4.2.7

その他

5. 運転停止中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故
5.1 崩壊熱除去機能喪失
5.1.1 事故シーケンスグループの特徴，燃料損傷防止対策(1)事故シーケンスグループ内の事故シーケンス
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障による停止時冷却機能喪失）」に含まれる事故シーケンスは，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，①「崩壊熱除去機能喪失（RHR
機能喪失[フロントライン]）＋崩壊熱除去・注水系失敗」,②「崩壊熱除去
機能喪失（代替除熱機能喪失[フロントライン] ※1）＋崩壊熱除去・注水系
失敗」,③「崩壊熱除去機能喪失（補機冷却系機能喪失）＋崩壊熱除去・注
水系失敗」及び④「外部電源喪失＋崩壊熱除去・注水系失敗」である。
※1

原子炉冷却材浄化系等の残留熱除去系以外の崩壊熱除去機能の喪失(2) 事故シーケンスグループの特徴及び燃料損傷防止対策の基本的考え方
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障による停止時冷却機能喪失）」では，原子炉の運転停止中に残留熱除去系の故障により，崩壊熱除去機能が喪失することを想定する。このため，燃料の崩壊熱により原子炉冷却材が蒸発することから，緩和措置がとられない場
合には，原子炉水位の低下により燃料が露出し燃料損傷に至る。
本事故シーケンスグループは，崩壊熱除去機能を喪失したことによって燃料損傷に至る事故シーケンスグループである。このため，運転停止中の原子炉における燃料損傷防止対策の有効性評価には，崩壊熱除去機能に対する重大事故等対処設備に期待することが考えられる。
したがって，本事故シーケンスグループでは，運転員が異常を認知して，待機中の残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水を行うことに
5.1-1よって，燃料損傷の防止を図る。また，残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）運転による最終的な熱の逃がし場へ熱の輸送を行うことにより，原子炉を除熱する。

(3) 燃料損傷防止対策
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障による停止時冷却機能喪失）」における機能喪失に対して，燃料が著しい損傷に至ることなく，かつ，十分な冷却を可能とするため，待機中の残留熱除去系（低圧注水モード及び原子炉停止時冷却モード）による原子炉注水手段及び除熱手段を整備する。また，原子炉補機冷却機能喪失により残留熱除去機能が喪失した場合については「5.2 全交流動力電源喪失」にて燃料損傷防止対策の有効性を確認する。これらの対策の概略系統図を第 5.1.1 図及び第 5.1.2 図に，手順の概要を第 5.1.3 図に示すとともに，重大事故等対策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策における設備と操作手順の関係を第 5.1.1 表に示す。
本事故シーケンスグループにおける重要事故シーケンスにおいて，6 号及び 7 号炉同時の重大事故等対策に必要な要員は，中央制御室の運転員及び緊急時対策要員で構成され，合計 14 名である。その内訳は次のとおりである。中央制御室の運転員は，当直長 1 名（6 号及び 7 号炉兼任），当直副長 2
名，運転操作対応を行う運転員 6 名である。発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等を行う緊急時対策本部要員は 5 名である。必要な要員と作業項目について第 5.1.4 図に示す。
なお，重要事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目
を重要事故シーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，14 名で対処可能である。
5.1-2

ａ．残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）の故障に伴う崩壊熱除去機
能喪失確認
原子炉の運転停止中に残留熱除去系の故障により，崩壊熱除去機能が喪失する。これにより，原子炉水温が上昇し 100℃に到達する。運転員は原
子炉水温の上昇等を確認し，崩壊熱除去機能喪失を確認する。
残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）の故障に伴う崩壊熱除去機能喪失を確認するために必要な計装設備は，残留熱除去系熱交換器出口温度等である。

ｂ．逃がし安全弁による原子炉の低圧状態維持
崩壊熱除去機能喪失により原子炉水温が 100℃に到達し，原子炉圧力が上昇することから，原子炉を低圧状態に維持するため，中央制御室からの遠隔操作により逃がし安全弁 1 個を開操作する。
逃がし安全弁による原子炉の低圧状態維持を確認するために必要な計装設備は，原子炉圧力等である。

ｃ．残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水
崩壊熱除去機能喪失により原子炉冷却材が蒸発し，原子炉水位が低下するため，中央制御室からの遠隔操作により待機していた残留熱除去系（低圧注水モード）運転による原子炉注水を開始し，原子炉水位を回復する。
残留熱除去系（低圧注水モード）運転による原子炉注水を確認するために必要な計装設備は，残留熱除去系系統流量等である。

5.1-3

ｄ．残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）運転による崩壊熱除去機能
回復
残留熱除去系（低圧注水モード）運転による原子炉水位回復後，中央制御室にて残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）へ切替えを行い，崩壊
熱除去機能を回復する。
残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）運転による崩壊熱除去機能回復を確認するために必要な計装設備は，残留熱除去系熱交換器入口温度等である。
崩壊熱除去機能回復後，逃がし安全弁を全閉とし，原子炉低圧状態の維持を停止する。

5.1.2 燃料損傷防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法
本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケンス
は，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，「崩壊熱除去機能喪失（RHR 機能喪失[フロントライン]）＋崩壊熱除去・注水系失敗」である。
本重要事故シーケンスにおいて想定するプラント状態は，崩壊熱，原子炉冷却材の保有水量及び注水手段の多様性の観点から，「POS A

PCV/RPV 開

放及び原子炉ウェル満水への移行状態」が有効燃料棒頂部の冠水，放射線の遮蔽が維持される水位の確保及び未臨界の確保に対して，最も厳しい想定である。したがって，当該プラント状態を基本とし，他のプラント状態も考慮した想定において評価項目を満足することを確認することにより，運転停止中の他のプラント状態においても，評価項目を満足できる。
また，評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，本重要事故シーケ
5.1-4

ンスにおける運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。
（添付資料 5.1.1，5.1.2）(2) 有効性評価の条件
本重要事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な評価条件を第5.1.2表に示す。また，主要な評価条件について，本重要事故シーケンス特有の評価条件を以下に示す。

ａ．初期条件(a) 原子炉圧力容器の状態
原子炉圧力容器の未開放時について評価する。原子炉圧力容器の開放時については，燃料の崩壊熱及び保有水量の観点から，未開放時の評価に包絡される。
(b) 崩壊熱
原子炉停止後の崩壊熱は，ANSI/ANS-5.1-1979 の式に基づくものとし，また，崩壊熱を厳しく見積もるために，原子炉停止 1 日後の崩壊熱を用いる。このときの崩壊熱は約 22MW である。
なお，崩壊熱に相当する原子炉冷却材の蒸発量は約 37m3/h である。
（添付資料 5.1.3）(c) 原子炉初期水位及び原子炉初期水温
事象発生前の原子炉水位は通常運転水位とし，また，原子炉初期水温は 52℃とする。
(d) 原子炉圧力原子炉の初期圧力は大気圧が維持されているものとする。また，事象発生後において，水位低下量を厳しく見積もるために，原子炉圧力は大5.1-5気圧に維持されているものとする※2。
※2

実操作では低圧注水系の注水準備が完了した後で原子炉減圧を実施す
ることとなり，残留熱除去系の注水特性に応じて大気圧より高い圧力で注水が開始されることとなる。大気圧より高い圧力下での原子炉冷却材の蒸発量は大気圧下と比べ小さくなるため，原子炉圧力が大気圧に維持されているとした評価は保守的な条件となる。

ｂ．事故条件(a) 起因事象
起因事象として，運転中の残留熱除去系の故障によって，崩壊熱除去機能を喪失するものとする。
(b) 安全機能喪失に対する仮定
起因事象の想定により，運転中の残留熱除去系の機能が喪失するものとする。
(c) 外部電源
外部電源は使用できないものと仮定する。
外部電源が使用できない場合においても，非常用ディーゼル発電機にて残留熱除去系による原子炉注水が可能であり，外部電源がある場合と事象進展は同等となるが，資源の評価の観点で厳しい評価条件となる外部電源が使用できない場合を想定する。

ｃ．重大事故等対策に関連する機器条件(a) 残留熱除去系（低圧注水モード）
残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水流量は954m3/hと
する。
5.1-6

(b) 残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）
伝熱容量は，熱交換器 1 基あたり約 8MW（原子炉冷却材温度 52℃，海水温度 30℃において）とする。

ｄ．重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件として，「1.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。
(a)残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水は，残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）故障に伴う崩壊熱除去機能喪失確認を考慮
し，事象発生から2時間後に実施するものとする。

(3) 有効性評価の結果
本重要事故シーケンスにおける原子炉水位の推移を第5.1.5図に，原子炉水位と線量率の関係を第5.1.6図に示す。
a. 事象進展
事象発生後，残留熱除去系の故障に伴い崩壊熱除去機能が喪失すること
により原子炉水温が上昇し，約 1 時間後に沸騰，蒸発することにより原子炉水位は低下し始める。残留熱除去系の機能喪失に伴う原子炉水温の上昇により異常を認知し，事象発生から約 2 時間後に待機中の残留熱除去系ポンプを起動し，残留熱除去系（低圧注水モード）による注水を行う。
原子炉水位回復から約 90 分後，残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）へ切り替え，除熱を開始することによって，原子炉水温は低下する※3。
※3

原子炉冷却材の温度が 100℃の場合における残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）1 台での除熱能力は，燃料の崩壊熱を上回るため，残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）への切替えを実施することで原
5.1-7

子炉水温は低下する。

実操作では低圧注水系の準備が完了した後で原子炉減圧を実施することとなり，残留熱除去系の注水特性に応じて大気圧より高い圧力で注水が開始されることとなる。そのため，原子炉圧力が大気圧で維持されているとした評価は保守的な条件となる。

b．評価項目等
原子炉水位は，第 5.1.5 図に示すとおり，有効燃料棒頂部の約 3.3m 上まで低下するに留まり，燃料は冠水維持される。
原子炉圧力容器は未開放であり，第 5.1.6 図に示すとおり，必要な遮蔽※4が維持される水位である有効燃料棒頂部の約 2.0m 上を下回ることがな

いため，放射線の遮蔽は維持される。なお，線量率の評価点は原子炉建屋
オペレーティングフロアの床付近としている。また，全制御棒全挿入状態が維持されているため，未臨界は確保されている。
原子炉水位回復後，残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）による除熱を継続することで，長期的に安定状態を維持できる。
本評価では，「1.2.4.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(3)の評価項目について，対策の有効性を確認した。
※4 必要な遮蔽の目安とした線量率は10mSv/hとする。崩壊熱除去機能喪失における原子炉建屋オペレーティングフロアでの作業時間及び作業員の退避は1時間以内であり，作業員の被ばく量は最大でも10mSvとなるため，緊急作業時における被ばく限度の100mSvに対して余裕がある。
本事故に応じた燃料損傷防止対策において原子炉建屋オペレーティ
ングフロアでの操作を必ず必要な作業としていないが，燃料プール代
5.1-8

替注水系（可搬型スプレイヘッダ）を使用した使用済燃料プールへの注水について仮に考慮し，可搬型スプレイヘッダ及びホースの設置にかかる作業時間を想定した。
必要な遮蔽の目安とした線量率10mSv/hは，定期検査作業時での原子炉建屋オペレーティングフロアにおける線量率を考慮した値である。
この線量率となる水位は有効燃料棒頂部の約2.0m上（通常水位から約2.4m下）の位置である。
（添付資料 4.1.2, 5.1.4, 5.1.5, 5.1.6）

5.1.3 評価条件の不確かさの影響評価
評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する
ものとする。
本重要事故シーケンスは，原子炉の運転停止中に残留熱除去系の故障により，崩壊熱除去機能を喪失することが特徴である。また，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，待機中の残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水操作とする。

(1) 評価条件の不確かさの影響評価
ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は ，第5.1.2表に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件とした場合の影響を評価する。また，評価条件の設定に当たっては，評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなるような設定があることから,
その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられる項目に関する影響評
5.1-9

価の結果を以下に示す。
（a）運転員等操作時間に与える影響
初期条件の燃料の崩壊熱は，評価条件の約 22.4MW に対して最確条件
は約 22MW 以下であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件で設定している燃料の崩壊熱より小さくなるため，原
子炉水温の上昇及び原子炉水位の低下は緩和されるが，注水操作は崩壊熱に応じた対応をとるものではなく，崩壊熱除去機能喪失による異常の認知を起点とするものであることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉水温は，評価条件の 52℃に対して最確条件は約
40℃～約 53℃であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした
場合は，事故事象ごとに異なる。原子炉水温が 100℃かつ原子炉停止から 12 時間後の燃料の崩壊熱を用いて原子炉注水までの時間余裕を評価
す る と ， 必 要な 遮 蔽が 維 持 さ れ る水 位 （必 要 な 遮 蔽 の目 安 とし た
10mSv/h※4 が維持される水位）である有効燃料棒頂部の約 2.0m 上の高さに到達するまでの時間は約 2 時間となることから，評価条件である原子炉水温が 52℃，原子炉停止から 1 日後の燃料の崩壊熱の場合の評価より
時間余裕は短くなるが，注水操作は原子炉水温に応じた対応をとるもの
ではなく，崩壊熱除去機能喪失による異常の認知を起点とするものであることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉水位は，評価条件の通常運転水位に対して最確条件
は通常運転水位以上であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件で設定している原子炉水位より高くなるため，原子炉水位が有効燃料棒頂部まで低下する時間は長くなるが，注水操作は
原子炉水位に応じた対応をとるものではなく，崩壊熱除去機能喪失によ5.1-10る異常の認知を起点とするものであることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉圧力は，評価条件の大気圧に対して最確条件も大気圧であり，評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件と同様であるため，事象進展に与える影響はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。仮に，原子炉圧力が大気圧より高い場合
は，沸騰開始時間は遅くなり，原子炉水位の低下は緩和されるが，注水
操作は原子炉圧力に応じた対応をとるものではなく，崩壊熱除去機能喪失による異常の認知を起点とするものであることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉圧力容器の状態は，評価条件の原子炉圧力容器の未開放に対して最確条件は事故事象ごとに異なるものであり，本評価条件の不確かさとして，原子炉圧力容器の未開放時は，評価条件と同様であるため，事象進展に与える影響はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。原子炉圧力容器の開放時は，原子炉減圧操作が不要となるが，事象進展に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

（b）評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の燃料の崩壊熱は，評価条件の約22.4MWに対して最確条件は
約22MW以下であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件で設定している燃料の崩壊熱より小さくなるため，原子炉
水温の上昇及び原子炉水位の低下は緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。仮に，原子炉停止後の時間が短く，燃料の崩壊熱が大きい場合は，注水までの時間余裕が短くなるこ
5.1-11

とから，評価項目に対する余裕は小さくなる。原子炉停止から12時間後の燃料の崩壊熱を用いて原子炉注水までの時間余裕を評価すると，必要な遮蔽が維持される水位（必要な遮蔽の目安とした10mSv/h※4が維持される水位）である有効燃料棒頂部の約2.0m上の高さに到達するまでの時
間は約2時間，有効燃料棒頂部到達まで約3時間となることから，評価条件である原子炉停止1日後の評価より時間余裕は短くなる。ただし，必要な放射線の遮蔽は維持され，原子炉注水までの時間余裕も十分な時間が確保されていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
初期条件の原子炉水温は，評価条件の52℃に対して最確条件は約40℃～約53℃であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，
事故事象ごとに異なる。原子炉水温が100℃かつ原子炉停止から12時間
後の燃料の崩壊熱を用いて原子炉注水までの時間余裕を評価すると，必要な遮蔽が維持される水位（必要な遮蔽の目安とした10mSv/h※4が維持される水位）である有効燃料棒頂部の約2.0m上の高さに到達するまでの時間は約2時間となることから，評価条件である原子炉水温が52℃かつ原子炉停止から1日後の燃料の崩壊熱の場合の評価より時間余裕は短くなる。ただし，必要な放射線の遮蔽は維持され，原子炉注水までの時間
余裕も十分な時間が確保されていることから，評価項目となるパラメー
タに与える影響は小さい。
初期条件の原子炉水位は，評価条件の通常運転水位に対して最確条件
は通常運転水位以上であり，評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件で設定している原子炉水位より高くなるため，原子炉水位が有効燃料棒頂部まで水位が低下する時間は長くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
5.1-12

初期条件の原子炉圧力は，評価条件の大気圧に対して最確条件も大気圧であり，評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件と同様であるため，事象進展に与える影響はないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。仮に，原子炉圧力が大気圧より高い場合は，沸騰開始時間が遅くなり，原子炉水位の低下は緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる※5。
初期条件の原子炉圧力容器の状態は，評価条件の原子炉圧力容器の未開放に対して最確条件は事故事象ごとに異なるものであり，本評価条件の不確かさとして，原子炉圧力容器の未開放時は，評価条件と同様であるため，事象進展に与える影響はないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。原子炉圧力容器の開放時は，原子炉減圧操作が不要となるが，事象進展に与える影響は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
※5 原子炉圧力上昇による原子炉冷却材蒸発の抑制効果を考慮した評価。

ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作の不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の6要因に分類し，これらの要因が運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転員等操作時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価し，評価結果を以下に示す。

(a) 運転員等操作時間に与える影響
操作条件の待機中の残留熱除去系（低圧注水モード）の注水操作は，評価上の操作開始時間として，事象発生から2時間後を設定している。
5.1-13

運転員等操作時間に与える影響として，崩壊熱除去機能喪失による異常の認知により原子炉注水の必要性を確認し操作を実施することは容易であり，評価では事象発生から2時間後の注水操作開始を設定しているが，実態の注水操作開始時間は早くなる可能性があることから，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。

(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の待機中の残留熱除去系（低圧注水モード）の注水操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間が早まり，原子炉水位の低下を緩和する可能性があることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
（添付資料5.1.1, 5.1.6, 5.1.7）(2) 操作時間余裕の把握
操作開始時間の遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認し，その結果を以下に示す。
操作条件の待機中の残留熱除去系（低圧注水モード）の注水操作について，通常運転水位から放射線の遮蔽が維持される最低水位に到達するまでの時間は約3時間，原子炉水位が有効燃料棒頂部まで低下する時間が約5時間であり，事故を認知して注水を開始するまでの時間は2時間であるため，準備時間が確保できることから，時間余裕がある。
（添付資料5.1.1, 5.1.6, 5.1.7）(3) まとめ
5.1-14

評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認した。その結果，評価条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間には時間余裕がある。

5.1.4 必要な要員及び資源の評価(1) 必要な要員の評価
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障による停止時冷却機能喪失）」において，6号及び7号炉同時の重大事故等対策時における必要な要員は，「5.1.1(3)燃料損傷防止対策」に示すとおり14名である。「6.2 重大事故等対策時に必要な要員の評価結果」で説明している運転員，緊急時対策要員等の64名で対処可能である。

(2) 必要な資源の評価
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障による停止時冷却機能喪失）」において，水源，燃料及び電源の資源は，「6.1(2)資源の評価条件」の条件にて評価している。その結果を以下に示す。

ａ．水源
残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水については，必要な5.1-15

注水量が少なく，また，サプレッション・チェンバのプール水を水源とすることから，水源が枯渇することはないため，7日間の継続実施が可能で
ある。

ｂ．燃料
非常用ディーゼル発電機による電源供給については，事象発生後7日間最大負荷で運転した場合，号炉あたり約753kLの軽油が必要となる。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，事象発生直後からの運転を想定すると，7日間の運転継続に合計約13kLの軽油が必要となる（6号及び7号炉合計約
1,519kL）。
6 号及び 7 号炉の各軽油タンクにて約 1,020kL（6 号及び 7 号炉合計約2,040kL）の軽油を保有しており，これらの使用が可能であることから，
非常用ディーゼル発電機による電源供給，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・ポスト用発電機による電源供給について，7 日間の継続が可能である。
（添付資料 5.1.8）
ｃ．電源
外部電源は使用できないものと仮定し，非常用ディーゼル発電機によって給電を行うものとする。6 号及び 7 号炉において重大事故等対策時に必要な負荷は，各号炉の非常用ディーゼル発電機負荷に含まれることから，
非常用ディーゼル発電機による電源供給が可能である。
また，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・ポスト用発電機についても，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
5.1-16

5.1.5 結論
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障による停止時冷却機能喪失）」では，原子炉の運転停止中に残留熱除去系の故障により，崩壊熱除去機能を喪失することが特徴である。事故シーケンスグル
ープ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障による停止時冷却機能喪失）」に対する燃料損傷防止対策としては，残留熱除去系による原子炉注水
手段及び除熱手段を整備している。
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障による停止時冷却機能喪失）」の重要事故シーケンス「崩壊熱除去機能喪失（RHR
機能喪失[フロントライン]）＋崩壊熱除去・注水系失敗」について有効性評
価を行った。
上記の場合においても，残留熱除去系による原子炉注水及び原子炉除熱を実施することにより，燃料損傷することはない。
その結果，有効燃料棒頂部の冠水，放射線遮蔽の維持及び未臨界の確保ができることから，評価項目を満足している。また，安定状態を維持できる。
評価条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操作時間に与える影響及び評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
重大事故等対策時に必要な要員は，運転員及び緊急時対策要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
以上のことから，残留熱除去系による原子炉注水，原子炉除熱等の燃料損傷防止対策は，選定した重要事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障
5.1-17

による停止時冷却機能喪失）」に対して有効である。

5.1-18

外部電源

原子炉格納容器
格納容器スプレイ・ヘッダ

逃がし安全弁主タービン系へ
給水系より非常用ディーゼル
発電機

Gen（Ａ，Ｃのみ）

故障想定

軽油タンク
原子炉圧力容器ＣＡ

残留熱除去系ポンプ

残留熱除去系ポンプ

第 5.1.1 図「崩壊熱除去機能喪失」の重大事故等対策の概略系統図（1/2）（原子炉停止時冷却失敗，原子炉減圧及び原子炉注水）

外部電源

原子炉格納容器
格納容器スプレイ・ヘッダ
逃がし安全弁主タービン系へ
給水系より非常用ディーゼル
発電機

Gen（Ａ，Ｃのみ）

故障想定

軽油タンク
原子炉圧力容器ＣＡ

残留熱除去系ポンプ

残留熱除去系ポンプ

第 5.1.2 図「崩壊熱除去機能喪失」の重大事故等対策の概略系統図（2/2）（原子炉停止時冷却）5.1-19

プラント前提条件
・プラント停止後1日目
・原子炉圧力容器閉鎖中
・原子炉格納容器開放中・主蒸気隔離弁全閉・非常用ディーゼル発電機（B）点検中
・残留熱除去系（A）原子炉停止時冷却モード運転中・残留熱除去系（B）停止中
・残留熱除去系（C）低圧注水モード待機中
・原子炉水位通常運転水位（通常，原子炉停止時冷却モード運転時は＋1550mm以上）

凡例：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）の
みの作業

：判断

：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業：評価上考慮しない操作・判断結果

外部電源喪失発生

残留熱除去系停止確認（機器作動状況，系統流量による確認）

非常用ディーゼル発電機（A，C）自動起動確認
非常用高圧母線（6.9kV）C，E復旧確認※2
約1時間後に原子炉冷却材温度が100℃に到達する※1
非常用ディーゼル発電機運転状態確認（評価上の時刻）（0分）

残留熱除去系原子炉停止時冷却モード
再起動操作

※3
1時間ごとの中央制御室監視により原子炉冷却材温度の上昇，及び崩壊熱除去機能喪失を認知する

原子炉停止時冷却モード再起動時のプラント状態確認にて「崩壊熱除去機能喪失」を確認（約60分後）※4
重大事故等発生を通信連絡設備により確認した現場作業員は 退避を実施する
評価上，人的過誤等の認知を約60分後としているため，建屋内への放射性物質の放出が想定されることから退避を指示する

評価上考慮せず※5
評価上，原子炉圧力容器を大気圧状態に維持するため逃がし安全弁を「開」する

原子炉冷却材温度100℃到達 ※2※6
注水前の原子炉最低水位は有効燃料棒頂部（TAF）＋3.3ｍ（レベル3－約500mm）となる※3※4

運転中の残留熱除去系故障確認※5
運転していた残留熱除去系
復旧操作

中央制御室での逃がし安全弁
1個による原子炉減圧回復は評価上考慮せず※7
原子炉水位計（広帯域）にて原子炉水位の回復を確認する
低圧注水モードにより原子炉水位は通常運転水位まで回復する
なお，原子炉停止時冷却モードを運転する際は通常運転水位よりも高く維持する※8
低圧注水モードで注水後，原子炉停止時冷却モードへ切り替える※6（2時間後）※1
崩壊熱除去機能喪失を模擬するため「熱交換器出口弁開操作忘れ」及び「熱交換器出口弁開操作不能」を評価条件とする。実際は，原子炉停止時冷却モード停止時の原子炉冷却材最高温度を確認する。再起動後から原子炉冷却材温度を継続監視するため，早期に崩壊熱除去機能喪失は確認することができる

待機していた残留熱除去系を用いた
低圧注水モードでの注水

原子炉水位回復確認※7

待機していた残留熱除去系を用いた原子炉停止時冷却モードにより崩壊熱除去機能復旧※8

逃がし安全弁「全閉」

原子炉停止時冷却モードにより冷却を継続し，機能喪失している設備の復旧に努める

使用済燃料プール冷却開始

原子炉の状態が静定後使用済燃料プール冷却を再開する

第 5.1.3 図「崩壊熱除去機能喪失」の対応手順の概要

5.1-20崩壊熱除去機能喪失
経過時間（時間）
備考

0
実施箇所・必要人員数
当直長

責任者

1人

6号

当直副長

1人

7号

当直副長

1人

指揮者

0.5

1

1.5

2

3

2.5

3.5

4

4.5

5

5.5

事象発生
中央監視
緊急時対策本部連絡プラント状況確認（残留熱除去系故障認知）
各号炉運転操作指揮

操作項目

緊急時対策本部要員

通報連絡者

操作の内容
中央制御室連絡5人
運転員

緊急時対策要員

（現場）

（現場）

6号

7号

1人
A

1人
a

6号

7号

約60分

発電所外部連絡運転員（中央制御室）6号

原子炉冷却材温度100℃到達

2時間

原子炉注水開始

7号
・外部電源喪失確認

5.1-21

状況判断

－

－

－

－

・非常用ディーゼル発電機起動確認
・残留熱除去系（運転側）（1人）
A
残留熱除去系復旧操作

原子炉停止時冷却モード

停止確認

再起動操作

（1人）
a

－

－

－

－

・残留熱除去系（運転側）
原子炉停止時冷却モード

－

－

－

－

・残留熱除去系

機能回復

・逃がし安全弁

1個－－

原子炉減圧操作

（1人）
A

（1人）
a

原子炉水位回復作業

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・残留熱除去系（待機側）
低圧注水モード 起動／停止操作

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・残留熱除去系（待機側）
原子炉停止時冷却モード

－

－

2人
C,D

2人
c,d

－

－

・放射線防護装備準備

－

・現場移動
・残留熱除去系

・残留熱除去系（待機側）
原子炉停止時冷却モード

残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）運転

使用済燃料プール冷却（評価上考慮せず）

－

－

－

－

－

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

（1人）
A

（1人）
a

－

－

1人
A

1人
a

2人
C,D

2人
c,d

再開

必要人員数

－

合計

（

－

－

－

残留熱除去系ポンプ（A）

残留熱除去系ポンプ（A）

対応可能な要員により対応する

5分

手動開放操作

通常運転水位まで回復後停止

残留熱除去系ポンプ（C）

90分

残留熱除去系ポンプ（C）

系統構成
10分

30分

電動弁隔離

残留熱除去系ポンプ（C）

5分

起動操作

残留熱除去系ポンプ（C）

・原子炉停止時冷却モード運転による原子炉状

適宜実施

態監視
・スキマサージタンク水位調整

・再起動準備としてろ過脱塩器の隔離及びスキマサージタンクへの補給を実施す

・燃料プール冷却浄化系

る

系統構成

・燃料プール冷却浄化系再起動

30分

・燃料プール冷却浄化ポンプを再起動し使用済燃料プールの冷却を再開する
・必要に応じてスキマサージタンクへの補給を実施する

0人）内の数字は他の作業終了後，移動して対応する人員数

第 5.1.4 図

残留熱除去系ポンプ（C）「崩壊熱除去機能喪失」の作業と所要時間

燃料プール水温「77℃」以下維持要員を確保して対応する
30分

有
効
燃
料
棒
頂
部

原子炉水温 100℃到達（事象発生約 1 時間後）

か
ら
の

水

水位回復後は崩壊熱相当の注水を実施し，その後残留熱除去系（停止時冷却モード）による崩壊熱除去を実施（注水により水位はただちに通常運転水位まで回復）

位

レベル 8

（m）

レベル 3

残留熱除去系（低圧注水モード）による注水開始（事象発生 2 時間後 水位 有効燃料棒頂部から約 3.3m 上）

レベル 2
レベル 1.5
レベル 1

事故後の時間（h）

第 5.1.5 図

原子炉水位の推移

5.1-22

燃料を線源とした線量率が支配的な水位

上部格子板を線源とした線量率が支配的な水位

蒸気乾燥器及び気水分離器を線源とした線量率が支配的な水位

水位の低下(有効燃料棒頂部から約 3.3m）

有効燃料棒頂部からの水位(m）

第 5.1.6 図

原子炉水位と線量率

5.1-23

第 5.1.1 表「崩壊熱除去機能喪失」の重大事故等対策について
有効性評価上期待する事故対処設備

判断及び操作手順
常設設備

残留熱除去系(原子炉停止時冷却モード)の故障に伴う崩壊熱除去機能喪失
確認

逃がし安全弁による原子炉の低圧状態維持

5.1-24

残留熱除去系(低圧注水モード)運転による原子炉注水

原子炉の運転停止中に残留熱除去系の故障により，崩壊熱除去機能が喪失する。これにより，原子炉水温が上昇し 100℃に到達する。

可搬型設備【非常用ディーゼル発電機】【残留熱除去系系統流量】－【残留熱除去系熱交換器出口温度】【軽油タンク】【残留熱除去系熱交換器入口温度】
原子炉圧力（SA）

崩壊熱除去機能喪失により原子炉水温が 100℃に到達し原子炉圧力が上昇することから，原子炉圧力を低圧状態に維持するため，中央制御室からの原子炉圧力
逃がし安全弁―【残留熱除去系熱交換器出口温度】

遠隔操作により逃がし安全弁 1 個を開操作する。

崩壊熱除去機能喪失により，原子炉冷却材が蒸発し原子炉水位が低下する
ため，中央制御室からの遠隔操作により待機していた残留熱除去系（低圧注水モード）運転による原子炉注水を開始し，原子炉水位を回復する。

【残留熱除去系熱交換器入口温度】【残留熱除去系（低圧注水
モード）】

原子炉水位（SA）
原子炉水位－【残留熱除去系系統流量】

残留熱除去系（低圧注水モード）運転による原子炉水位回復後，中央制御
残留熱除去系(原子炉停止時冷却モード)運転による崩壊熱除去機能回復

室にて残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）へ切替えを行い，崩壊熱除去機能を回復する。
崩壊熱除去機能回復後，逃がし安全弁を全閉とし，原子炉低圧状態の維持

計装設備

原子炉水位（SA）【残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）
】

原子炉水位
－

【残留熱除去系系統流量】【残留熱除去系熱交換器入口温度】

を停止する。

【】：重大事故等対処設備（設計基準拡張）

第 5.1.2 表

主要評価条件（崩壊熱除去機能喪失）（1/2）

項目

初
期
条
件

主要評価条件

条件設定の考え方

5.1-25

原子炉圧力容器の状態

原子炉圧力容器の未開放

燃料の崩壊熱及び保有水量の観点から設定

燃料の崩壊熱約 22.4MW（9×9 燃料（A 型），原子炉停止※1
1 日後 ）

平衡炉心燃料の平均燃焼度 33GWd/t※2 を基に
ANSI/ANS-5.1-1979 にて算出した値

原子炉水位

通常運転水位（セパレータスカート下端
から+119cm）

原子炉停止 1 日後の水位から保守性を持たせた値

原子炉水温

52℃

原子炉停止 1 日後の実績を踏まえ，原子炉は残留熱除去系の原子炉停止時冷却モードにて冷却されているため，その設計温度である 52℃を設定

原子炉圧力

大気圧

原子炉停止 1 日後の実績を考慮して設定

残留熱除去系機能喪失

運転中の残留熱除去系の故障を想定

外部電源なし外部電源の有無は事象進展に影響しないことから，資源の観点で厳しい外部電源なしを設定

起因事象，安全機能の喪失に対す

事
故
条
件

る仮定

外部電源

※1 原子炉停止 1 日後とは全制御棒全挿入からの時間を示している。通常停止操作において原子炉の出力は全制御棒全挿入完了及び発電機解列以前から徐々に低下させるが，崩壊熱評価はスクラムのような瞬時に出力を低下させる保守的な計算条件となっている。
※2 サイクル末期の燃焼度のばらつきを考慮し，10％の保守性を考慮。

第 5.1.2 表
項目

5.1-26

重
大
事
故
機等
器対
条策
件に
関
連
す
る
関重
連大
す事
る故
操等
作対
条策
件に

主要評価条件（崩壊熱除去機能喪失）（2/2）
主要評価条件

条件設定の考え方

954m3/h で注水

低圧注水系の設計値として設定

残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）

熱交換器 1 基あたり約 8MW（原子炉冷却材温度 52℃，海水温度 30℃において）残留熱除去系の設計値として設定（原子炉水位回復後は崩壊熱相当の注水を実施す
ることで水位を維持するが，残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）を実施することで原子炉内の崩壊熱を除去できるため，注水が不要となる）

残留熱除去系（低圧注水モード）
による原子炉注水

事象発生から 2 時間後

残留熱除去系の機能喪失に伴う異常の認知及び現場操作の実績等を基に，さらに余裕を考慮して設
定

残留熱除去系（低圧注水モード）

添付資料5.1.1
運転停止中の崩壊熱除去機能喪失及び全交流動力電源喪失における有効燃料棒頂部又は放射線の遮蔽が維持される目安の水位到達までの時間余裕と必要な注水量の計算方法について
運転停止中の崩壊熱除去機能喪失及び全交流動力電源喪失により，有効燃料棒頂部又は放射線の遮蔽が維持される目安の水位到達までの時間余裕と必要な注水量について，以下の式を用いて計算を行った。なお，事象を厳しく評価するため，発生する崩壊熱は全て原子炉
水温の上昇及び蒸発に寄与するものとし，原子炉圧力容器や水面からの放熱は考慮しない。
なお，5.1.2及び5.2.2の「燃料損傷防止対策の有効性評価」おいて,「１．原子炉圧力上昇による原子炉冷却材蒸発の抑制効果を考慮しない計算」を用いて評価を行っており，
添付資料5.1.7及び添付資料5.2.2の「評価条件の不確かさの影響評価について」の一部においては,未開放状態の被ばく影響をより現実に近い想定として評価するため，「２．原子炉圧力上昇による原子炉冷却材蒸発の抑制効果を考慮した計算」を用いた。
１．原子炉圧力上昇による原子炉冷却材蒸発の抑制効果を考慮しない計算
原子炉未開放状態において，原子炉圧力上昇に伴う原子炉冷却材の比エンタルピの上昇により，大気圧下と比べて原子炉冷却材の蒸発量は抑制されるが，ここでは原子炉圧力容器の状態によらず，保守的かつ簡易的な評価として大気圧下の原子炉冷却材の蒸発量を求めた。
(1) 100℃に至るまでの時間
100℃に至るまでの時間は，運転停止中の崩壊熱除去機能喪失時，全交流動力電源喪失
時ともに約1時間である。計算は次の式で行った。
t1 ＝ ( h100 － h52 ) × Vc × ρ52 ／ ( Q × 3600 )t1：100℃に至るまでの時間[h]h100 ：100℃の飽和水の比エンタルピ[kJ/kg]＝419.10
h52 ：52℃の飽和水の比エンタルピ[kJ/kg]＝217.70
Vc：保有水の体積[m ] ＝3

ρ52 ：52℃の水密度[kg/m ] ＝ 987
3Q：崩壊熱[kW] = 2.24×104(2) 有効燃料棒頂部または放射線の遮蔽が維持される目安の水位に至るまでの時間
有効燃料棒頂部又は放射線の遮蔽が維持される目安の水位に至るまでの時間は，運転停

添 5.1.1-1

止中の崩壊熱除去機能喪失時，全交流動力電源喪失時で，それぞれ約5時間と約3時間である。計算は次の式で行った。
t = t1 + t2
t2 ＝ ( hs － h100 ) × Vu × ρ52 ／ ( Q × 3600 )t：有効燃料棒頂部又は放射線の遮蔽が維持される目安の水位に至るまでの時間[h]t2：100℃到達から有効燃料棒頂部又は放射線の遮蔽が維持される目安の水位に至るまでの時間[h]h100 ：100℃の飽和水の比エンタルピ[kJ/kg]＝419.10hs：飽和蒸気の比エンタルピ[kJ/kg] ＝ 2675.57

Vu：保有水の体積[m ]3（有効燃料棒頂部までの保有水の体積 ）＝（放射線の遮蔽が維持される目安の水位までの保有水の体積）＝
ρ52 ：52℃の水密度[kg/m ] ＝ 987
3：崩壊熱[kW] ＝ 2.24×104

Q

また，注水前の蒸発量は，運転停止中の崩壊熱除去機能喪失時，全交流動力電源喪失時
ともに37[m /h]である。計算は次の式で行った。
3（注水前の蒸発量） = ( Q × 3600 ) ／( hs － h100 ) ／ ρ100
ρ100 ：100℃の水密度[kg/m ] ＝ 958
3(3) 必要な注水量
崩壊熱によって喪失する原子炉冷却材を補うために必要な注水量は，運転停止中の崩壊
熱除去機能喪失時において約32[m /h]，全交流動力電源喪失時において約33[m /h]である。
3

3

計算は次の式で行った。
f ＝ ( Q × 3600 ) ／ (( hs － hf ) × ρf)
f ：必要な注水量[m /h]3

ρf ：注水（飽和水）の密度[kg/m ]3（崩壊熱除去機能喪失時）＝ 994（水温35℃）（全交流動力電源喪失時）＝ 988（水温50℃）
hs ：飽和蒸気の比エンタルピ[kJ/kg] ＝ 2675.57
hf ：注水（飽和水）の比エンタルピ[kJ/kg]（崩壊熱除去機能喪失時）＝ 146.64（水温 35℃）
（全交流動力電源喪失時）＝ 209.34（水温 50℃）
Q ：崩壊熱[kW] ＝ 2.24×104

添 5.1.1-2

(4) 注水中の蒸発量
注水中の蒸発量は，運転停止中の崩壊熱除去機能喪失時は0[m /h]，運転停止中の全交流
3動力電源喪失時は約22[m /h]である。注入された水を100℃に上昇させる熱を崩壊熱から差3

し引いた熱が蒸発に使われることから，計算は次の式で行った。
Q × 3600 ＝ F × ρf × ( h100 － hf ) ＋ S × ρf × ( hs － h100 )S ＝ ( Q × 3600 － F × ρf × ( h100 － hf )) ／ ( ρf × ( hs － h100 ))F ：注水量[m /h]
3（崩壊熱除去機能喪失時）= 954（残留熱除去系定格流量）（全交流動力電源喪失時）= 150（低圧代替注水系（常設）設計値に注入配管の流路圧損を考慮した値として設定）
S ：注水中の蒸発量[m3/h] （ただし，S≧0）ρf：注水（飽和水）の密度[kg/m ]3（崩壊熱除去機能喪失時）＝ 994（水温35℃）（全交流動力電源喪失時）＝ 988（水温50℃）
hs ：飽和蒸気の比エンタルピ[kJ/kg] ＝ 2675.57
h100：100℃の飽和水の比エンタルピ[kJ/kg]＝419.10
hf ：注水（飽和水）の比エンタルピ[kJ/kg]（崩壊熱除去機能喪失時）＝ 146.64（水温 35℃）
（全交流動力電源喪失時）＝ 209.34（水温 50℃）
Q ：崩壊熱[kW] ＝ 2.24×104
２．原子炉圧力上昇による原子炉冷却材蒸発の抑制効果を考慮した計算（原子炉圧力容器が閉鎖状態での評価）（１）主蒸気逃がし安全弁(SRV)の逃がし弁機能が作動する最低圧力に到達する時間等
5.1.2及び5.2.2の「燃料損傷防止対策の有効性評価」おいては原子炉圧力容器未開放であるが，原子炉の大気圧状態が維持される想定にて計算を実施している。ただし，
実操作において崩壊熱除去機能が喪失した際のSRVによる減圧操作は原子炉の注水機能が確保された後となるため，原子炉圧力上昇による原子炉冷却材蒸発の抑制効果に期待でき，原子炉冷却材の蒸発量は小さくなる。
閉鎖状態における原子炉の圧力上昇と水位の関係は下の式で計算できる。ここで主蒸気逃がし安全弁(SRV)の逃がし弁機能が作動する最低圧力(7.51MPa[gage])に到達する
時間等を求めた。
Ms / ρs ＋ Ml / ρl ＝ Vall
Ms ＋ Ml ＝ Mall
Δ（hs×Vs×ρs＋hl×Vl×ρl）＝QΔt

添 5.1.1-3

※初期状態の各変数は[0], SRV作動圧力到達時の各変数は[1]で表す

Ms

，Ml

：気相部の蒸気量，液相部の水量[kg]

初期（大気圧，原子炉水温52℃）：
Ms0＝ 約kg (飽和蒸気圧)，Ml0＝ 約kg

Mall：原子炉圧力容器内の蒸気及び原子炉冷却材の総量[kg]＝約
ρs ，ρlkg

3：飽和蒸気の密度，水の密度[kg/m ]初期（大気圧，原子炉水温 52℃）
：ρs0 ＝0.09121 kg/m3，ρl0＝987 kg/m3
SRV 作動圧力到達時（7.51MPa[gage]，原子炉水温 291.6℃）：
ρs1 ＝40 kg/m3 ，ρl1＝728.9 kg/m3
Vs，Vl：気相部の体積，液相部の体積[m3]

初期（大気圧，原子炉水温52℃）：Vs 0＝約
Vall：原子炉圧力容器の体積[m3] ＝ 約

hs

，hl

m3 ，Vl0＝ 約m3m3：飽和蒸気，水のエンタルピ[kJ/kg]

初期（大気圧，原子炉水温52℃）：
hs0 ＝約2594.8 kJ/kg ，hl0＝約217.7 kJ/kg
SRV作動圧力到達時（7.51MPa[gage]，原子炉水温291.6℃）：
hs1＝約2764.3kJ/kg ，hl1＝約1298.2kJ/kg
Q：崩壊熱量[kJ/s] ＝約 2.24×104 kJ/s(原子炉停止１日後)

Δt ：事象発生後の時間[s]上記式より
SRV作動圧力到達時（7.51MPa[gage]，原子炉水温291.6℃）の液相部の水量[kg]Ml1＝約 4.04×105 kg
SRV作動圧力到達時（7.51MPa[gage]，原子炉水温291.6℃）の液相部の体積[m3]
Vl1＝約

m3

事象発生後の時間[s]Δt ＝約1.9×104 [s]

→

5時間以上

となり，事象発生約5時間後までに約3tの原子炉冷却材が蒸発する。ただし，熱膨張により原子炉冷却材の体積は約140 m3増加し，原子炉水位は有効燃料棒頂部より約8m
上(通常運転水位より約4m高い位置)となる。SRV作動圧力到達時（7.51MPa[gage]）においては遮蔽評価に用いている100℃の時の水の密度と比べて水の密度が約0.76倍と減少しているため，同等の遮蔽厚さに換算した場合，有効燃料棒頂部より約6m上(通常運転水位より約2m高い位置)となり，事象発生前と同様原子炉冷却材による放射線の遮蔽は維持される。
以上より，原子炉圧力容器が閉鎖状態において崩壊熱除去機能が喪失した後も，主蒸気逃がし安全弁の作動等により原子炉内の保有水量が減少するまでの間（5時間以上），原子炉冷却材による放射線の遮蔽は維持される。

添 5.1.1-4

なお，原子炉停止12時間後を想定した際，上記の原子炉停止１日後と同様の評価式を用いて算出すると，SRV作動圧力到達時（7.51MPa[gage]）までの時間は3時間以上となる。

添 5.1.1-5

添付資料 5.1.2
重要事故シーケンスの選定結果を踏まえた有効性評価の条件設定
1. 「崩壊熱除去機能喪失」の重要事故シーケンスの選定
運転停止中原子炉における燃料損傷防止対策の有効性評価，「崩壊熱除去機能喪失」の重要事故シーケンスの選定にあたっては，他の殆どの重要事故シーケンス等の選定と同様に，PRA の結果から抽出された事故シーケンスグループからガイドに示された着眼点を考慮し，重要事故シーケンスを選定している。
崩壊熱除去機能喪失の重要事故シーケンスとしては，ガイドに示された着眼点に加えて事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」における評価内容との差別化を図ることを考慮し，次の事故シーケンスを選定した。
・崩壊熱除去機能喪失（RHR 機能喪失[フロントライン]）＋崩壊熱除去・注水系失敗
2. 重要事故シーケンスに対する燃料損傷防止対策の選定
有効性評価では，設計基準相当の設備の機能喪失を受けて燃料損傷に至る重要事故シー
ケンスに対し，重大事故等対処設備を用いて燃料損傷を防止できることを確認している。
この観点では，全ての崩壊熱除去機能及び注水機能の喪失を受け，重大事故等対処設備を用いて燃料損傷を防止するという評価も考えられるが，この場合，事故シーケンスグルー
プ「全交流動力電源喪失」で選定される重要事故シーケンスと同じ評価を実施することとなる。このため，「崩壊熱除去機能喪失」の重要事故シーケンスの有効性評価では，「実用発電用原子炉に係る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関する審査ガイド」の対策例を参照し，待機中の残留熱除去系によって崩壊熱除去機能を確保し，燃料損傷を防止可能であることを確認している。

3. プラント状態（POS）の選定
重要事故シーケンスの選定プロセスでは，POS については選定していないため，有効性評価の評価条件を設定する際に決定している。崩壊熱除去機能の喪失事象が発生した場
合，代替の崩壊熱除去機能や炉心への注水機能を用いて燃料損傷を防止することとなる。
このため，POS を選定する上では崩壊熱が高く，原子炉圧力容器内の保有水量が少ないた
め，事象発生から燃料損傷までの時間余裕が厳しい POS を選定することが適切と考える。
停止時レベル 1PRA における POS の分類及び定期検査工程を図 1 に，POS の選定方法及び原
子炉圧力容器の開閉状態を表 1 に示す。崩壊熱の観点で最も厳しい POS は「S 原子炉冷温停止への移行状態」であり，次に「A PCV/RPV 開放及び原子炉ウェル満水への移行状
態」，その次が「B 原子炉ウェル満水状態」という順となる。保有水の観点では原子炉水位が通常運転水位付近の可能性がある POS「S」，「A」，「C PCV/RPV 閉鎖及び起動準備への移行状態」，「D 起動準備状態」が厳しい。
次に崩壊熱除去・注水機能を持つ設備の事故時の使用可否について考えると，POS「S」

添 5.1.2-1

及び「D」の原子炉停止直後・起動準備状態において，給水系を除く緩和設備が原子炉運転中と同様に待機状態又は早期復旧により使用可能な状態である※。そのため，緩和設備については POS「S」及び「D」以外の POS「A」～「C」が厳しい条件となる。
なお，原子炉圧力容器蓋閉時は原子炉圧力の上昇が考えられるが，トップベントから原子炉の減圧ができること，急激に原子炉圧力が上昇するようなものではないこと，原子炉圧力が上昇しても逃がし安全弁で減圧できることから低圧注水系が使用できるとしている。また，原子炉格納容器閉鎖時においても同様の考え方である。
このため，本評価においては，POS「S」の次に崩壊熱が高く，原子炉圧力容器内の保有水量が少ないことに加え，使用可能な緩和設備が原子炉運転中より少なくなる POS「A」を選定している。
※ 一例として後述する「添付資料 5.1.6 6.原子炉隔離時冷却系による注水について」
で示すに， POS「S」及び「D」において原子炉圧力容器が閉鎖状態であるため，原子炉圧力が上昇した後に原子炉隔離時冷却系の注水も使用可能となる。
4. 他の燃料損傷防止対策を想定した場合の影響
本評価で確認している，待機中の残留熱除去系による崩壊熱除去機能確保とは別の燃料損傷防止対策としては，復水補給水系による原子炉注水が考えられるが，これについては「全交流動力電源喪失」で選定される重要事故シーケンスにおいて，本評価と同じ POS「A」でその有効性を確認している。

添 5.1.2-2

プラントの状態（ＰＯＳ ：（）内は日数）崩壊熱の大きさ

原子炉冷温
停止への移
行状態

ＰＣＶ／ＲＰＶ開放及び原子炉ウェル満水への移行状態

Ｓ（１）Ａ（４）

Ｂ１（１２）

Ｂ２（１１）

高

ＰＲＡ上考慮が必要なイ
ベント

ＰＣＶ／ＲＰＶ閉鎖及び起動準備への移行状態

原子炉ウェル満水状態
Ｂ３（１２）

Ｂ４（１３）

Ｃ１（５）

中
全燃料取出

起動準備状態

Ｃ２（１０）D（１２）低

CRD，LPRM，RIP点 炉内点検
検CUW全台停止MUWC全台停止
ＲＨＲ切り替え

全燃料装荷

Ｂ系

Ａ系 及び Ｃ系

取水路
D/G
非常用交流電源母線

ー

原子炉水位

通常水位

プールゲートー

開放

閉鎖

評価する除熱対象

原子炉

原子炉＋燃料プール

燃料プール

CUWブロー

ウェル満水

ＲＨＲ切り替え

ＲＨＲ切り替えー
通常水位

添 5.1.2-3

開放
原子炉＋燃料
プール

ー
原子炉

RHR-A
RHR-B
崩壊
RHR-C
熱除
CUW-A
去
CUW-B
FPC2台
HPCF-BHPCF-C補給
MUWC-A
水注
MUWC-B水MUWC-C
FP
崩壊熱除去に用いている設備
機能を期待出来る設備

図 1 停止時レベル 1PRA における POS の分類及び定期検査工程

表 1 各プラント状態における評価項目に対する影響（崩壊熱除去機能喪失及び全交流動力電源喪失）
プラント状態（POS）

包絡事象

重大事故等対処設備等

原子炉冷温停止への移行
状態

POS Aを想定した有効性
・非常用炉心冷却系（LPFL，ＨＰＣＦ）
評価の条件に包絡・低圧代替注水系（常設）（崩壊熱や保有水量を・低圧代替注水系（可搬型）
POS S と同等のものを・常設代替交流電源設備
使用している為）PCV／RPVの開放及び原子A
炉ウェル満水への移行状態

・非常用炉心冷却系（LPFL，ＨＰＣＦ）
・低圧代替注水系（常設）・低圧代替注水系（可搬型）・常設代替交流電源設備

S-

原子炉圧力容器
蓋
の開閉状態

閉鎖

閉鎖→開放

・非常用炉心冷却系（LPFL，ＨＰＣＦ）
・低圧代替注水系（常設）・低圧代替注水系（可搬型）「全交流動力電源喪失 ・常設代替交流電源設備(POS A)」，及び「使用済 ・燃料プール代替注水系（常設）
燃料プール 想定事故 ・燃料プール代替注水系（可搬）１」に包絡※

B1

添 5.1.2-4

・非常用炉心冷却系（LPFL）
原子炉ウェル満水状態（原 ※ＰＯＳ Ｂ３においては・低圧代替注水系（可搬型）
B2 子炉ウェル水抜き開始まで） RHRが待機していないた
・常設代替交流電源設備
め,「残留熱除去機能喪 ・燃料プール代替注水系（可搬）
失(POS A)」には包絡されないが，「全交流動力
・非常用炉心冷却系（ＲＨＲ）
電源喪失(POS A)」の評
B3
・低圧代替注水系（常設）価に代表される。
・低圧代替注水系（可搬型）・常設代替交流電源設備
・燃料プール代替注水系（常設）B4
・燃料プール代替注水系（可搬）開放・非常用炉心冷却系（LPFL，ＨＰＣＦ）「全交流動力電源喪失
・低圧代替注水系（常設）(POS A)」の評価に包絡・低圧代替注水系（可搬型）
される・常設代替交流電源設備

C1
PCV／RPVの閉鎖及び起動準備への移行状態

開放→閉鎖
・非常用炉心冷却系（LPFL，ＨＰＣＦ）
・低圧代替注水系（常設）・低圧代替注水系（可搬型）・常設代替交流電源設備

C2

・非常用炉心冷却系（LPFL，ＨＰＣＦ）
・低圧代替注水系（常設）・低圧代替注水系（可搬型）・常設代替交流電源設備

有効燃料棒頂部の冠水

放射線の遮蔽が維持できる水位の確保

未臨界の確保原子炉が未開放であり，原子炉圧力容器蓋，蒸気乾有効性評価においてPOS S と同等の崩壊熱及び保有水量を考慮し
燥器及び気水分離器の遮蔽にも期待できることからており、POS Aに比べ期待できる緩和設備が多いことからPOS Aをプラント状態POS Aに同じ必要な遮蔽は確保される
想定した有効性評価の条件に包絡される(添付資料5.1.6)

有効性評価にて評価項目を満足することを確認している

有効性評価にて評価項目を満足することを確認している
有効性評価にて評価項目を満足する（原子炉を開放中であり，原子炉圧力容器蓋，蒸気乾 ことを確認している燥器及び気水分離器の遮蔽にも期待できる，又は十 制御棒引き抜きに係わる試験は「反分な遮蔽水位が確保されていることから必要な遮蔽 応度誤投入」に包絡は確保される(添付資料5.1.6)）

POS Sに比べ，崩壊熱が小さく，また保有水量が多いことから余裕時間が長いものの，点検等により緩和系が少なくなることが考えら 水位低下の速いシナリオである「原子炉冷却材の流れる出」にて評価し，評価項目を満足することを確認してい プラント状態POS Aに同じ
ただし，常設代替交流電源設備、低圧代替注水系（常設）及び燃料 る
燃料の取出・装荷に係わる作業はプール代替注水系（可搬）を用いることで炉心損傷を回避できること ※使用済燃料プールにおける放射線の遮蔽確保は 「反応度誤投入」に包絡から崩壊熱の観点から厳しい「全交流動力電源喪失(POS A)」，及 「使用済燃料プール 想定事故１」に包絡されるび「使用済燃料プール 想定事故１」に包絡される

POS Sに比べ，「崩壊熱」が小さく，「保有水量」に差がない。また，「余裕時間」が長いものの，「緩和系」も少ないことから，「崩壊熱除去機能喪失（POS A）」には包絡されない。しかしながら，「崩壊熱」
及び「緩和系」の観点からより厳しい「全交流動力電源喪失（POS
原子炉を閉鎖中であり，原子炉圧力容器蓋，蒸気乾A）」に包絡される
燥器及び気水分離器の遮蔽にも期待できる，又は十分な遮蔽水位が確保されていることから必要な遮蔽は確保される(添付資料5.1.6)
プラント状態POS Aに同じ
POS Aに比べ，「崩壊熱」が小さい，「緩和系」に差がない，「保有水量」に差がない，「余裕時間」が長いことから，燃焼損傷防止対策の有効性評価はPOS Aに包絡される

POS Aに包絡される

D 起動準備状態

運転停止中の評価項目

閉鎖

原子炉が未開放であり，原子炉圧力容器蓋，蒸気乾燥器及び気水分離器の遮蔽にも期待できることから必要な遮蔽は確保される(添付資料5.1.6)

添付資料 5.1.3
崩壊熱除去機能喪失及び全交流動力電源喪失評価における崩壊熱設定の考え方

1. 本評価における崩壊熱の設定
運転停止中の原子炉における燃料損傷防止対策の有効性評価，「崩壊熱除去機能喪失」
及び「全交流動力電源喪失」の重要事故シーケンスの有効性評価では，原子炉スクラムによる原子炉停止から 1 日後※の崩壊熱を用いて原子炉水温の上昇及び蒸発による原子炉水位の低下を評価している。
一般に定期検査期間が数十日であることを考慮すると，原子炉停止から 1 日（24 時間）
後の崩壊熱を用いることは定期検査期間から見ると保守的な設定であると考えるが，仮に原子炉停止からの時間がより短い時点での崩壊熱を用いれば，より厳しい評価条件となる。
※ 原子炉停止から 1 日（24 時間）後とは全制御棒全挿入からの時間を示している。通常

停止操作において原子炉の出力は全制御棒全挿入完了及び発電機解列以前から徐々に低下させるが、崩壊熱評価はスクラムのような瞬時に出力を低下させる保守的な計算条件となっている。具体的には制御棒の挿入開始及び発電機解列の実績は，全制御棒
全挿入完了を基準とするとそれぞれ 10 時間程度前，2 時間程度前となっており，実際の崩壊熱は評価値より小さくなる。
2. より厳しい崩壊熱を設定した場合の時間余裕への影響
プラント停止時を復水器真空破壊からと考えると，通常，復水器真空破壊のタイミング
は通常のプラント停止操作における全制御棒挿入完了から 12 時間以上後である。仮に，原子炉停止から 12 時間後の崩壊熱によって原子炉注水までの時間余裕を評価すると，有効燃料棒頂部到達まで約 3.7 時間となる。原子炉停止から 1 日（24 時間）後の原子炉注水までの時間余裕が約 5.4 時間であることから，時間余裕の観点では約 2 時間短くなるが，
本重要事故シーケンスにおける「崩壊熱除去機能喪失」及び「全交流動力電源喪失」の事
象発生から原子炉注水開始までの対応は約 2 時間であることから十分対応可能な範囲である。
また，必要な遮蔽の確保の観点においても，現場作業員の退避までの時間余裕が原子炉停止から 1 日（24 時間）後の場合では約 3.4 時間に対して，12 時間後の場合では約 2.0
時間と短くなるものの，十分退避可能な範囲である（添付資料 5.1.6）。
この様に，崩壊熱の設定によっては原子炉注水及び現場作業員の退避の時間余裕に変動が生じるが，原子炉スクラムによる原子炉停止とし，13 ヶ月運転に対して燃焼度を 10%増加させた場合の崩壊熱を用いていること及び原子炉注水までの時間余裕の評価では崩壊熱の減衰を考慮していないこと等，様々な保守性を含めた評価としていることから，本重要

添 5.1.3-1

事故シーケンスにおいて，原子炉注水が間に合わず燃料損傷に至る状況，現場作業員が過度な被ばくを受ける状況は想定し難いものと考える。
以

添 5.1.3-2

上添付資料 5.1.4
安定状態について運転停止中の崩壊熱除去機能喪失時の安定状態については以下のとおり。
原子炉安定停止状態：事象発生後，設計基準事故対処設備及び重大事故等対処設備を用いた炉心冷却により，炉心冠水が維持でき，また，冷却のための設備がその後も機能維持できると判断され，かつ，必要な要員の不足や資源の枯渇等のあらかじめ想定される事象悪化のおそれがない場
合，原子炉安定停止状態が確立されたものとする。
【安定状態の確立について】
原子炉安定停止状態の確立について
崩壊熱除去機能喪失により原子炉水温が上昇し，沸騰開始による原子炉水位の低下が始まるが，待機していた残留熱除去系（低圧注水モード）による注水継続により原子炉水位は回復し，炉心の冷却が維持される。
その後，残留熱除去系を原子炉停止時冷却モードに切り替え，原子炉除熱を開始することで冷温停止状態に移行し，原子炉安定停止状態が確立される。
重大事故等対策時に必要な要員は確保可能であり，また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
【安定状態の維持について】
上記の燃料損傷防止対策により原子炉安定停止状態を維持できる。
また，残留熱除去系機能を維持し，除熱を行うことにより，安定停止状態後の安定停止
状態の維持が可能となる。

添 5.1.4-1

添付資料 5.1.5
原子炉停止中における崩壊熱除去機能喪失及び全交流動力電源喪失時の格納容器の影響について
運転停止中の有効性評価は，審査ガイドの評価項目※に基づき原子炉への注水を行うことで燃料の冠水が維持されていることをもって，燃料の冷却が維持され燃料損傷が防止できていることを確認している。
※＜審査ガイドの評価項目＞(a)燃料有効長頂部が冠水していること。
(b)放射線の遮蔽が維持される水位を確保すること。
(c)未臨界を確保すること（ただし，通常の運転操作における臨界，又は燃料の健全性に影響を与えない一時的かつ僅かな出力上昇を伴う臨界は除く。
）
この際，格納容器内圧力及び温度の挙動は評価対象とはしていないが，代替原子炉補機冷却系又は格納容器ベントによる原子炉格納容器除熱により対応することとなる。
１．プラント停止中における崩壊熱除去機能喪失時の格納容器の影響
プラント停止中の有効性評価において，崩壊熱除去機能を喪失している期間は「崩壊熱除去機能喪失」の事象発生約 2 時間後まで，「全交流動力電源喪失」の事象発生から代替原子炉補機冷却系等による崩壊熱除去機能復旧の事象発生約 20 時間後までである。
ここでは，代表として「全交流動力電源喪失」を前提に考察する。
崩壊熱除去機能が喪失すると原子炉水温は上昇し，冷却機能喪失後 1 時間程度で沸騰を開始した後，水位が低下する。原子炉注水により燃料の冷却は維持されるが，原子炉内の圧力が徐々に上昇するため,原子炉の減圧が必要となる。減圧により原子炉内の熱量がサプレッション・チェンバへと移行し，格納容
器内の温度上昇や圧力上昇に至る。格納容器内の圧力上昇が炉心損傷前ベントの基準となる
0.31MPa[gage]に到達する時間は約 32 時間であり，代替原子炉補機冷却系による崩壊熱除去機能復旧の時間余裕は十分確保される。
また，仮に代替原子炉補機冷却系等による崩壊熱除去機能の復旧ができない場合は格納容器ベントによる除熱を実施することとなるが，追加放出においては，既に原子炉停止後の減圧操作により原子炉内へ放出されて気体廃棄物処理系で処理されるため，格納容器内の放射性物質の量は，運転中の事故時と比べて非常に小さく，考慮不要である。
なお，原子炉圧力容器が閉鎖状態かつ格納容器開放状態で，全交流動力電源喪失が発生する頻度は大きなものではないが，これらについても考察する。
パーソナルエアロック等の開放により格納容器が開放されている場合，パーソナルエアロック等を速やかに閉止することで，上記と同様の対応となる。
原子炉格納容器の上部蓋を取り外している場合は，状況により速やかに格納容器を閉鎖することが困難となり原子炉内から蒸気とともに熱量が格納容器を経由して原子炉建屋内に放出されることも考えられる。ただし，原子炉建屋壁面への吸熱及びブローアウトパネル開放等による環境への放熱により，原子炉建屋内の環境条件は必要な設備が機能喪失するほど悪化することはなく，代替原子炉補機冷却系等を用いた原子炉又は格納容器冷却の開始により徐々に改善される。また，現場作業員の退避時及び公衆への放射線影響について，原子炉冷却材中に含まれるよう素は微少であり，かつ，時間減衰による低減効果

添 5.1.5-1

もあるため，有意なものとはならない。
原子炉圧力容器を開放している場合は，原子炉内から放出された熱量は蒸気に伴い原子炉建屋内に放出され，原子炉建屋壁面への吸熱，または環境へ放熱されるが，この場合は崩壊熱量がさらに低下していること，原子炉ウェルが水張りされているなど原子炉冷却材の量が増加していることから事象進展はより緩慢となる。

添 5.1.5-2

＜参考＞
運転停止中における全交流動力電源喪失が発生した際の原子炉格納容器の圧力を MAAP コードにより求めた。解析条件は表 1,解析結果は表 2 及び表 3 となる。格納容器スプレイに期待するケース及び期待しないケースの 2 ケースの評価を実施し，その結果，期待しない場合であってもベントまでの時間は事象開始から約 32 時間となった。
表 1 解析条件（停止時ベントタイミングの確認）
分類

項目

解析条件

崩壊熱

原子炉停止1日後

原子炉圧力容器の想定

未開放
約55℃（残留熱除去系（原子炉停止

原子炉初期水温

時冷却モード）の設計温度 52℃を包絡する値）※

事故発生時のプラント状態

原子炉の初期圧力大気圧相当

原子炉格納容器の想定

未開放
サプレッション・チェンバのプール
水温：約35℃

原子炉格納容器内の初期温度

気相部：約67℃（通常運転時の温度57℃を包絡する値）※

原子炉格納容器内の初期圧力

大気圧相当

復水貯蔵槽の水温

50℃
・全交流動力電源喪失発生

事象開始・水位低下に伴う非常用炉心冷却系の起動は期待しない
・常設代替交流電源設備による電源供給開始

事象発生145分後・逃がし安全弁による減圧・低圧代替注水系（常設）による注
水開始

事象進展

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水
格納容器スプレイ

125m3/h（設計値1台）

実施に期待しない, 又は復水移送ポンプ 1 台による D/W ス
プレイ実施(100m3/h)
格納容器圧力0.31MPa[gage]到達，

ベントタイミング又はサプレッション・チェンバ・
プール水位上限到達※：有効性評価で想定する原子炉停止１日後の状態を MAAP にて評価するため，詳細な設定が困難なパラメータは有効性評価で想定する設定値等より保守的な値となるようにした。

添 5.1.5-3

表 2 解析結果（停止時ベントタイミングの確認）
分類
格納容器スプレイに期待するケース

格納容器スプレイに期待しないケース

ベントタイミング

備考

事象発生後

サプレッション・チェンバ・プール

約46時間

水位上限到達

事象発生後
約32時間

格納容器圧力 0.31MPa[gage]到達

表 3 解析結果（格納容器圧力及び温度※）
事象発生 20 時間後

ベントタイミング時

サプレッション・

サプレッション・

サプレッション・

サプレッション・

チェンバ圧力

チェンバ温度

チェンバ圧力

チェンバ温度(MPa[gage])(℃)(MPa[gage])

(℃)

0.19

127

(事象発生

(事象発生

るケース

約 46 時間後)

約 46 時間後)格納容器スプ

0.31

144

(事象発生

(事象発生

約 32 時間後)

約 32 時間後)

分類

格納容器スプレイに期待すレイに期待し

0.07

0.08

94

103

ないケース

※格納容器圧力及び温度はドライウェルより値が大きいサプレッション・チェンバの結果を記載
以

添 5.1.5-4

上添付資料 5.1.6
原子炉停止中 崩壊熱除去機能喪失及び全交流動力電源喪失時における放射線の遮蔽維持について
運転停止中の「崩壊熱除去機能喪失」及び「全交流動力電源喪失」における放射線の遮蔽維持について評価を行い，事故時の作業員の退避も考慮すると，退避までの間，放射線の遮蔽維持に必要な水位（目安と考える10mSv/h※）が維持されることを確認したため，その結果を以下に示す。
なお，事故対応に関わる操作は，原子炉建屋オペレーティングフロアの様に現場の線量率が大きく上昇する場所では実施しないため，作業員の現場退避を評価の代表とした。
また，放射線の遮蔽を検討する際，原子炉圧力容器開放作業の流れ，原子炉圧力容器等構造物及び原子
炉水位が重要となるため，それらを考慮した評価とした。
※ 必要な遮蔽の目安とする線量率は，「崩壊熱除去機能喪失」及び「全交流動力電源喪失」における原子炉建屋オペレーティングフロアでの作業時間及び作業員の退避は1時間以内であり，作業員の被ばく量は最大でも10mSvとなるため，緊急作業時における被ばく限度の100mSvに対して余裕がある
10mSv/hとした。
1. 原子炉圧力容器開放作業の流れ①原子炉圧力容器開放作業の開始前，コンクリートハッチ取り外し，原子炉格納容器蓋取り外し（図 1 中の 1,2,3 及び 4）
原子炉を停止後，残留熱除去系の原子炉停止時冷却モードで除熱可能な圧力に減圧されるまでは，
原子炉は主蒸気系を介して，復水器によって除熱される。残留熱除去系の原子炉停止時冷却モードによる除熱を開始した後，復水器真空破壊を経て，復水器による除熱を停止する。
これらの原子炉の冷温停止状態に向けた操作と並行して,コンクリートハッチ及び原子炉格納容器
蓋の取り外し作業を実施する。
②原子炉圧力容器蓋取り外し（図 1 中の 5）原子炉が冷温停止状態になった後，原子炉の水位を徐々に上昇させ，原子炉圧力容器保温材及び原子炉圧力容器蓋を開放する（原子炉圧力容器開放時の水位はフランジ下 0.3m 程度）。
③蒸気乾燥器取り外し（図 1 中の 6）水位を徐々に上昇させながら，蒸気乾燥器を蒸気乾燥器・気水分離器（D/S）ピットへと移動する（蒸気乾燥器は気中移動）。
④気水分離器取り外し（図 1 中の 7）
気水分離器を蒸気乾燥器・気水分離器（D/S）ピットへと移動する（気水分離器は水中移動）。

添 5.1.6-1

なお，原子炉起動に向けて実施する原子炉圧力容器閉鎖作業においては開放作業の逆の流れで実施される。この状況においては原子炉圧力容器開放作業時に比べ，原子炉停止後の冷却時間が長く燃料の崩
壊熱及び線源強度が小さくなる。そのため，放射線の遮蔽維持における影響は原子炉圧力容器開放作業時に包絡される（添付資料 5.1.2）。

原子炉圧力容器蓋の取り外し作業に向けて
フランジ部付近まで原子炉水位を上昇

柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉では気中移動吊り器具を水没させないように蒸気乾燥器の吊上げに併せて原子炉水位を上昇させる

図 1 原子炉圧力容器開放作業の流れ※

http://www.tepco.co.jp/nu/f2-np/handouts/j140528a-j.pdf

公開されている沸騰水型原子炉の開放作業の流れとして「福島第二原子力発電所１号炉業の完了について」より参照

添 5.1.6-2

原子炉開放作

2.原子炉圧力容器等構造物
評価点（燃料交換機床（後述するコンクリートハッチ及び原子炉格納容器蓋が取り外された状態の作業現場を想定））
コンクリートハッチ
使用済燃料プールの通常水位(厚さ約m のコンクリート)

原子炉格納容器蓋(厚さ約mm の鋼材)

原子炉圧力容器蓋(厚さ約mm の鋼材)

原子炉圧力容器フランジ
蒸気乾燥器
約 17.4m

約 8.7m
気水分離器

約 4.4m
上部格子板

燃料

図 2 原子炉圧力容器等構造物の概要

添 5.1.6-3

通常運転水位3.各状態における遮蔽維持について
原子炉圧力容器開放作業時の各状態における現場の放射線遮蔽について以下に示す。
①-1 原子炉圧力容器開放作業の開始前（図１中の 1）
原子炉運転中，原子炉停止直後等はコンクリートハッチ，原子炉格納容器蓋及び原子炉圧力容器蓋が閉鎖されており，また蒸気乾燥器，気水分離器等も炉内に存在するため， 炉心燃料等の線源からの放射線の多くはこれらに遮られ，原子炉建屋オペレーティングフロアでの線量率は十分小さくなる。そのため,原子炉圧力容器開放作業の開始前において，原子炉水位低下に伴う放射線の遮蔽の評価は不要である。
※ 一例として Co60 を線源とした時の 10cm の鉄の実効線量透過率は約 8.2×10-2，155cm のコンクリートの実効線量透過率は約 4.1×10-7 と非常に小さくなる（参考：放射線施設の遮蔽計算実務（放射線）データ集 2012 公益財団法人 原子力安全技術センタ－）①-2 コンクリートハッチ取り外し，原子炉格納容器蓋取り外し（図１中の 2,3 及び 4）
コンクリートハッチ及び原子炉格納容器蓋の取り外し後は，これらの遮蔽効果には期待できなくなるが, 原子炉圧力容器蓋, 蒸気乾燥器及び気水分離器の遮蔽効果に期待できる。さらに原子炉圧力容器蓋の取り外し作業に向けて原子炉の水位の上昇操作を実施するため，定検毎に高さは異なる
が原子炉の水位は徐々に上昇することになる。この状態で原子炉建屋オペレーティングフロアにて
原子炉圧力容器開放に向けた作業を実施していることも考えるため,コンクリートハッチ及び原子炉格納容器蓋の遮蔽に期待しない場合の現場線量率の評価が必要である。
② 原子炉圧力容器蓋取り外し（図１中の 5）
原子炉圧力容器蓋開放時はフランジ下 0.3m 程度まで原子炉の水位を上昇させた後，開放作業を実施する。この際，原子炉の水位上昇により炉心燃料及び上部格子板からの放射線の影響は非常に小さくなる。また,原子炉の保有水量が多くなるため，100℃に至るまでの時間はさらに長くなる（約 1.4
時間）。
仮に原子炉圧力容器蓋を取り外し中に全交流動力電源喪失事象等が発生した際を考えても，原子炉
圧力容器蓋を完全に移動させていなければ，その遮蔽に期待できる。
また、原子炉圧力容器蓋を取り外した後の状態にて後述する全交流動力電源喪失事象の水位低下（フランジ付近から約 1.5m 低下）を仮定した場合も，原子炉水位がフランジよりさらに高い水位である可能性があること，炉心燃料及び上部格子板からの放射線影響は後述する原子炉冷却材の流出の
原子炉水位と線量率の関係（5.3 原子炉冷却材の流出 第 5.3.6 図）に包絡できることから，必要な遮蔽の目安とした 10mSv/h を超えることはない。
なお，蒸気乾燥器及び気水分離器からの放射線影響においても線源強度が大きくないこと，約 1.5mの水位低下により露出する蒸気乾燥器は通常作業でも気中移動させる設備であることから，これらを考慮しても必要な遮蔽は維持される。
以上より，原子炉水位低下に伴う放射線の遮蔽の評価は不要である（上記の①-2 での評価に包絡）。

添 5.1.6-4

③ 蒸気乾燥器取り外し（図１中の 6）及び④水分離器取り外し（図１中の 7）
蒸気乾燥器の取り出しに併せ,水位を上昇させていく状態であり，崩壊熱除去機能喪失及び全交流
動力電源喪失事象が発生した場合においても,沸騰開始及び水位低下まで十分に時間余裕があるため，原子炉水位低下に伴う放射線の遮蔽の評価は不要である。
4.放射線の遮蔽維持に必要な水位
放射線の遮蔽維持に必要な水位（目安と考える 10mSv/h）は, 3．の検討を踏まえ，「①-2 コンクリ
ートハッチ取り外し，原子炉格納容器蓋取り外し（図１中の 2，3・4）」の状態を想定して評価を行った。
線量率の算出は，「添付資料 4.1.2｢水遮蔽厚に対する貯蔵中の使用済燃料からの線量率｣の算出について」と同様に QAD-CGGP2R コードを用いて計算し, 評価条件は以下に示すものを用いた。
なお，評価点は燃料交換機床※とした。
※原子炉停止中の崩壊熱除去機能喪失及び全交流動力電源喪失時の事故対応で原子炉建屋オペレー
ティングフロア等の現場作業は不要であるため，作業員の退避を想定して評価点を設定した。コン
クリートハッチ取り外し及び原子炉格納容器蓋取り外し作業時において作業員は天井クレーン操作室等にいることが考えられるため，より線源に近い燃料交換機床（原子炉建屋オペレーティング
フロアの床付近）を代表としている。なお，停止作業中においては作業員が原子炉格納容器内（D/W含む）に入って作業することも考えられるが，これらの作業は停止直後に実施しないこと，炉心燃料からの放射線は遮蔽物（原子炉圧力容器，シュラウド，生体遮蔽（原子炉遮蔽壁）等）により減衰されること，原子炉建屋オペレーティングフロアと同様に事故後に作業員が退避することから，作業員の退避に関する被ばく影響は本評価に包絡される。
（１） 炉心燃料・炉内構造物の評価モデルと線源強度
放射線源として燃料,上部格子板,気水分離器及び蒸気乾燥器をモデル化した。
a.炉心燃料
評価条件を以下に示す。
○ 線源形状：円柱線源（炉心の全てに燃料がある状態）○ 燃料有効長（mm）：○

ガンマ線エネルギ:評価に使用するガンマ線は，エネルギ 18 群(ORIGEN 群構造)

○ 線源材質:燃料及び水 (密度○g/cm3)

線源強度は，以下の条件で ORIGEN2 コードを使用して算出
・燃料照射期間：1264 日(燃焼度 33GWd/t 相当の値)
・燃料組成：STEPⅢ 9×9A 型(低 Gd)
・濃縮度：

(wt%)

・U 重量：燃料一体あたり

(kg)

※

・停止後の期間 ：停止後 12 時間(原子炉未開放状態での実績を考慮して設定した値を設定)※

停止後の期間は全制御棒全挿入からの時間を示している。通常停止操作において原子炉の出力は全制御棒全挿入完了及び発電機解列以前から徐々に低下させるが、線源強度評価は

添 5.1.6-5

崩壊熱評価と同様にスクラムのような瞬時に出力を低下させる保守的な評価条件となっている。
線量率評価モデルを図 3 に示す。また，評価により求めた線源強度を表 1 に示す。

添 5.1.6-6

評価点（燃料交換機床）
T.M.S.L.約
33.7
TMSL33705.0

×
Void
真空

T.M.S.L.約
26.0
TMSL26013.5
mm）

約19.7 -T
19705.5-Ｔ

原子炉圧力容器蓋（φ 約 7.5m ×ＲＰＶ鋼板(φ7478mm×95ｔ)

T.M.S.L.約
22.4
TMSL22426.0
蒸気乾燥器（φ 約 6.6m ×
ドライヤフードカバー(φ6630mm×8ｔ)mm）

気水分離器（φ 約 6.2m ×シュラウドヘッド厚さ(φ6223mm×50ｔ)

mm）

T.M.S.L.約
19.5
TMSL19476.0

水3（密度：0.958g/cm（密度：958kg/m3） ）

パラメータ
(Ｔ)

T.M.S.L.約
14.0
TMSL13999.5

線源（円柱）

約
3.7
3708

φ5252.5mm×3708mm
φ約 5.3m×約 3.7m

燃料及び水
（密度：

g/cm 3 ）T.M.S.L.約
10.3
TMSL10291.5

φ5252.5
φ約 5.3

注： 寸法は公称値を示す（単位：m (遮蔽厚さは mm)）
図 3 燃料の線量率評価モデル

添 5.1.6-7

表 1 燃料の線源強度
ガンマ線
群

エネルギ
(MeV)

燃料線源強度(cm-3 ・s-1)

11.00×10-2

1.26×1012

2

2.50×10-2

1.73×1011

3

3.75×10-2

1.96×1011

4

5.75×10-2

1.29×1011

5

8.50×10-2

2.40×1011

6

1.25×10-1

5.78×1011

7

2.25×10-1

4.81×1011

8

3.75×10-1

1.30×1011

9

5.75×10-1

4.35×1011

10

8.50×10-1

3.63×1011

11

1.25×100

7.10×1010

12

1.75×100

8.87×1010

13

2.25×100

6.36×10914

2.75×100

3.09×10915

3.50×100

6.70×10716

5.00×100

3.02×10617

7.00×100

4.07×10018

9.50×100

4.68×10-1

合計

4.15×1012

添 5.1.6-8

b. 上部格子板
評価条件を以下に示す。
○ 線源形状：円柱線源としてモデル化○ 線源の高さ（mm）：○ ガンマ線エネルギ：評価に使用するガンマ線は，主要核種 60Co を想定して 1.5MeV○ 線源材質： 水と同等(密度 958kg/m3※)※ 65℃から 100℃までの飽和水の密度のうち，最小となる 100℃の値を採用
Sv/h）より 2.1×109(Bq/cm3)と算出○ 線源強度は，機器表面の実測値（
線量率評価モデルを図４に示す。

T.M.S.L.約
33.7
TMSL33705.0

×
評価点（燃料交換機床）

Void
真空

T.M.S.L.約
26.0
TMSL26013.5
mm）

18425.8-Ｔ
約 18.4 -T

原子炉圧力容器蓋（φ 約 7.5m ×ＲＰＶ鋼板(φ7478mm×95ｔ)

T.M.S.L.約
22.4
TMSL22426.0
蒸気乾燥器（φ 約 6.6m ×
ドライヤフードカバー(φ6630mm×8ｔ)mm）

気水分離器（φ 約 6.2m ×シュラウドヘッド厚さ(φ6223mm×50ｔ)

mm）

T.M.S.L.約
19.5
TMSL19476.0

パラメータ
(Ｔ)

水
3
（密度：0.958g/cm
3（密度：958kg/m） ）T.M.S.L.約
15.3
TMSL15279.2

約978.01.0

線源（円柱）
φ6223mm×978mm
φ約 6.2m×約 1.0m

上部格子板
3
（密度：0.958g/cm（密度：958kg/m3））

T.M.S.L.約
14.3
TMSL14301.2

注： 寸法は公称値を示す
図４ 上部格子板の線量率評価モデル

添 5.1.6-9（単位：m (遮蔽厚さは mm)）c. 気水分離器
評価条件を以下に示す。
○ 線源形状：円柱線源としてモデル化○ 線源の高さ（mm）：○ ガンマ線エネルギ：評価に使用するガンマ線は，主要核種 60Co を想定して 1.5MeV○ 線源材質： 水と同等(密度 958kg/m3※)※ 65℃から 100℃までの飽和水の密度のうち，最小となる 100℃の値を採用○ 線源強度は，機器表面の実測値（

Sv/h）より 5.2×105(Bq/cm3)と算出

線量率評価モデルを図５に示す。

×

評価点（燃料交換機床）

T.M.S.L.約
33.7
TMSL33705.0

約14.2 -T
14229-Ｔ

Void
真空

T.M.S.L.約
26.0
TMSL26013.5
原子炉圧力容器蓋（φ 約 7.5m ×ＲＰＶ鋼板(φ7478mm×95ｔ)

mm）

T.M.S.L.約
22.4
TMSL22426.0
蒸気乾燥器（φ 約 6.6m ×
ドライヤフードカバー(φ6630mm×8ｔ)

mm）

T.M.S.L.約
19.5
TMSL19476.0
パラメータ
(Ｔ)

水
3

約
4.2
4209.6（密度：0.958g/cm
3（密度：958kg/m））

線源（円柱）
φ6223mm×4209.6mm

気水分離器

φ約 6.2m×約 4.2m3
（密度：0.958g/cm（密度：958kg/m3） ）T.M.S.L.約
15.3
TMSL15266.4

注： 寸法は公称値を示す（単位：m (遮蔽厚さは mm)）
図５ 気水分離器の線量率評価モデル

添 5.1.6-10

d. 蒸気乾燥器
評価条件を以下に示す。
○ 線源形状：円柱線源としてモデル化○ 線源の高さ（mm）：○ ガンマ線エネルギ：評価に使用するガンマ線は，主要核種 60Co を想定して 1.5MeV○ 線源材質： 水と同等(密度 958kg/m3※)※ 65℃から 100℃までの飽和水の密度のうち，最小となる 100℃の値を採用
Sv/h）より 2.3×105(Bq/cm3)と算出○ 線源強度は，機器表面の実測値（
線量率評価モデルを図６に示す。

×

評価点（燃料交換機床）

T.M.S.L.約
33.7
TMSL33705.0

約11.3 -T11279-Ｔ

Void
真空

T.M.S.L.約
26.0
TMSL26013.5
原子炉圧力容器蓋（φ 約 7.5m ×ＲＰＶ鋼板(φ7478mm×95ｔ)

mm）

T.M.S.L.約
22.4
TMSL22426.0

線源（円柱）
φ6630mm×5234mm

φ約 6.6m×約 5.2m

パラメータ
(Ｔ)

約5234
5.2

蒸気乾燥器
3

3
（密度：0.958g/cm（密度：958kg/m））

水（密度：958kg/m3）3 ）（密度：0.958g/cm

T.M.S.L.約
17.2
TMSL17192.0

注： 寸法は公称値を示す（単位：m (遮蔽厚さは mm)）

図６ 蒸気乾燥器の線量率評価モデル

添 5.1.6-11

（２） 遮蔽物の評価モデル
原子炉圧力容器内の原子炉冷却材以外に放射線を遮蔽する構造物として，原子炉圧力容器蓋，蒸気乾燥器，気水分離器をモデル化した。なお，蒸気乾燥器及び気水分離器は構造が複雑であり，放射線の遮蔽物を平均化したモデルとするとストリーミング（放射線漏れ）の影響により非保守的な評価となるため，線源を覆うような構造物のみ遮蔽物として考慮した。
a. 原子炉圧力容器蓋
評価条件を以下に示す。
○ 遮蔽物形状：円柱線源としてモデル化○ 遮蔽物の厚さ（mm）：○ 線源材質：※圧力容器鋼板（圧力容器蓋の最薄部厚さ）
平板(密度g/cm3) ※の密度は，同等である

で代表した線量率評価モデル(遮蔽)を図 3～7 に示す。

図 7 原子炉圧力容器蓋の線量率評価モデル（遮蔽）b. 蒸気乾燥器
評価条件を以下に示す。
○ 遮蔽物形状：円柱線源としてモデル化○ 遮蔽物の厚さ（mm）： （フード部の最薄部厚さ）○ 線源材質：※蒸気乾燥器の材質

平板(密度g/cm3) ※の密度は，同等である

で代表した線量率評価モデル(遮蔽)を図 3～5 及び 8 に示す。

図 8 蒸気乾燥器の線量率評価モデル（遮蔽）添 5.1.6-12

c. 気水分離器
評価条件を以下に示す。
○ 遮蔽物形状：円柱線源としてモデル化○ 遮蔽物の厚さ（mm）：○ 線源材質：※気水分離器の材質（シュラウドヘッドの厚さ（ベーンスワラによる遮蔽も考慮））
平板(密度g/cm3) ※の密度は，同等である

で代表した線量率評価モデル(遮蔽)を図 3,4 及び 9 に示す。

図 9 気水分離器の線量率評価モデル（遮蔽）添 5.1.6-13

（３） 現場の線量率の評価結果（１），（２）の条件を用いて評価した原子炉水位と現場の線量率の関係を図 10 に示す。
グラフより必要な遮蔽を確保できる水位（目安と考える 10mSv/h※）は以下の仮定のもとで「有効燃料棒頂部の約 2.0m 上」と求めた。
※必要な遮蔽の目安は緊急作業時の被ばく限度(100mSv)と比べ，十分余裕のある値（10mSv/h）とする。

線量

必要な遮蔽を確保できる水位(10mSv/h)率

有効燃料棒頂部の約 2.0m 上(mSv/h）

有効燃料棒頂部からの水位(m）

図 10 原子炉水位と炉心燃料及び上部格子板からの線量率

添 5.1.6-14

（４） 必要な遮蔽を確保できる最低水位到達までの時間余裕
崩壊熱除去機能喪失及び全交流動力電源喪失時の事故発生時から放射線の遮蔽維持に必要な水位到達までの時間を, 「添付資料 5.1.1」の 1. 原子炉圧力上昇による原子炉冷却材蒸発の抑制効果を考慮しない計算を用いて求めた。
計算は後述する「添付資料 5.1.7」の評価条件の不確かさを踏まえ，原子炉停止後 12 時間後と 1 日後の２ケースを実施した。
評価条件及び評価結果を表２に示す。
評価結果より，原子炉停止 1 日後においては崩壊熱除去機能喪失時の注水までの想定時間 2 時間，全交流動力電源喪失時の注水までの想定時間約 2.5 時間（145 分）に対して十分であることが確認された。
また，原子炉停止後 12 時間後においては，上述の保守的な計算方法を用いた場合，現場の線量率が目安と考える 10mSv/h を約 2.0 時間後に超えることが確認された。
表２ 必要な遮蔽を確保できる最低水位到達までの時間余裕の評価条件と結果
原子炉停止

原子炉

崩壊熱

必要な遮蔽を

有効燃料棒頂残留熱除去機

全交流動力

後の時間

初期水

(kW)

確保できる水部到達までの能喪失時の注

電源喪失時

位到達までの時間余裕

水までの想定

の注水まで

時間

の想定時間

温(℃)

時間余裕※1
12 時間
（不確かさ
で確認する

100

2.67×104

約 2.0 時間

約 3.7 時間

2 時間以内※252

2.24×104

約 3.4 時間

約 5.4 時間

2 時間

約 2.5 時間（145 分）

ケース）
24 時間
（有効性評
価で確認す

約 2.5 時間（145 分）るケース）※1 「添付資料 5.1.1」の「２. 原子炉圧力上昇による原子炉冷却材蒸発の抑制効果を考慮した計算」に示すように，原子炉の減圧操作実施までは，発生した崩壊熱の多くが飽和水の顕熱として吸収されるため，必要な遮蔽を確保できる水位到達までの時間余裕はさらに長くなる（原子炉停止 12
時間後でも 3 時間以上の時間余裕がある）。
※2 水位低下の発生が早まるため，運転員の事象認知が早まる。
5.事故時の退避について
事故発生時の原子炉建屋オペレーティングフロア又は原子炉格納容器内にいる現場作業員の退避について確認した。
事象発生時，当直長のページングによる退避指示，又は現場の状況変化により，作業員は異常状態を認知し，1 時間以内に原子炉建屋オペレーティングフロア又は原子炉格納容器内より退避する。全交流動力電
源喪失により現場の照明設備が消灯することも考えられるが，作業員はヘッドライト等のバッテリー式の照明を保有しており，線量が上昇する前（4．より最短約 2 時間）の退避が十分可能である。

添 5.1.6-15

なお，作業者の避難が必要な場合は，避難指示及び立ち入り制限が実施されるため, 作業者は緊急作業を除き現場の安全性が確認される前に再入域することはない。
復旧に際しては放射能汚染等を確認し、現場の安全性が確認された後実施する。
6.原子炉隔離時冷却系による注水について
原子炉隔離時冷却系の設計として，作動には 1.03MPa[gage]以上の原子炉圧力を必要としており，原子炉停止時の初期圧力は大気圧程度まで低下しているため,評価において原子炉隔離時冷却系による注水に期待していない。ただし，有効性評価で想定しているような原子炉未開放状態において事象進展とともに原子炉の圧力が上昇し，原子炉隔離時冷却系による注水が可能となることが考えられる。なお，原子炉隔離時冷却系の点検の準備として弁の電源等に隔離操作（アイソレーション）を実施していることも考えられるが，これらの事故時に原子炉隔離時冷却系での注水を必要とした際は運転員がただちに復旧を実施することが可能であるため，原子炉隔離時冷却系の使用の問題とならない。
7.まとめ
崩壊熱除去機能喪失及び全交流動力電源喪失時で想定する原子炉停止１日後において，必要な遮蔽を確保できる水位を下回ることはない。
また，評価条件の不確かさを考慮して原子炉停止 12 時間後の状態を想定した場合でも，現場の作業員の退避を考慮すると 4.で評価した必要な遮蔽を確保できる水位到達までの時間余裕である２時間に比べ十分時間がある。さらに，これらの時間余裕は「添付資料 5.1.1 ２．原子炉圧力上昇による原子炉
冷却材蒸発の抑制効果を考慮した計算」のとおり，原子炉圧力上昇による原子炉冷却材蒸発の抑制効果を考慮することでさらに長くなる。
以上より，運転員及び作業員が現場にいる間，放射線の遮蔽は維持される。

添 5.1.6-16

評価条件の不確かさの影響評価について（運転停止中 崩壊熱除去機能喪失）

表 1 評価条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（運転停止中
項目

燃料の
崩壊熱

評価条件（初期，事故及び機器条件）の不確かさ評価条件
最確条件

約 22.4MW（9×9 燃料（A 型），
原子炉停止 1 日後）

約 22MW 以下（実績値）

添 5.1.7-1
初
期
条
件
原子炉
水温

52℃

約 40℃～約
53℃※1
（実績値）

原子炉
水位

通常運転水位（セパ
レータスカート下端から+119cm）

通常運転水
位以上

大気圧

※2

大気圧

平衡炉心燃料の平均燃
焼度 33GWd/t（サイクル末期の燃焼度のばらつきを考慮し，10％の保守性を考慮）を基に
ANSI/ANS-5.1-1979 にて算出した値
停止後の時間について
は，停止後の時間を短くとり，崩壊熱が厳しくなるように 1 日後の状態
を想定

停止後 1 日の実績を踏
まえ，原子炉は残留熱除去系の原子炉停止時冷却モードにて冷却されているため，その設計温度である 52℃を設定

原子炉停止 1 日後の水位から保守性を持たせた値

原子炉停止 1 日後の実績を考慮して設定

運転員等操作時間に与える影響

最確条件とした場合は，評価条件で設定している燃料の崩壊熱よ
り小さくなるため，原子炉水温の上昇及び原子炉水位の低下は緩和されるが，注水操作は崩壊熱に応じた対応をとるものではな
く，崩壊熱除去機能喪失による異常の認知を起点とするものであることから，運転員等操作時間に与える影響はない。

最確条件とした場合は，事故条件ごとに異なる。原子炉水温が100℃かつ原子炉停止から 12 時間後の燃料の崩壊熱を用いて原子炉注水までの時間余裕を評価すると，必要な遮蔽が維持される水位（必要な遮蔽の目安とした 10mSv/h が維持される水位）である
有効燃料棒頂部の約 2.0m 上の高さに到達するまでの時間は約 2時間となることから，評価条件である原子炉水温が 52℃かつ原子炉停止から 1 日後の燃料の崩壊熱の場合の評価より時間余裕は短くなるが，注水操作は原子炉水温に応じた対応をとるものではな
く，崩壊熱除去機能喪失による異常の認知を起点とするものであることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
最確条件とした場合は，評価条件で設定している原子炉水位より高くなるため，原子炉水位が有効燃料棒頂部まで低下する時間は長くなるが，注水操作は原子炉水位に応じた対応をとるものではなく，崩壊熱除去機能喪失による異常の認知を起点とするものであることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
最確条件とした場合は，評価条件と同様であるため，事象進展に与える影響はないことから，運転員等操作時間に与える影響はな
い。仮に，原子炉圧力が大気圧より高い場合は，沸騰開始時間は遅くなり，原子炉水位の低下は緩和されるが，注水操作は原子炉
圧力に応じた対応をとるものではなく，崩壊熱除去機能喪失による異常の認知を起点とするものであることから，運転員等操作時間に与える影響はない。

評価項目となるパラメータに与える影響
最確条件とした場合は，評価条件で設定している燃料の崩壊熱より小さくなるため，原子炉水温の上昇及び原子炉水位の低下は緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕が大きくなる。仮に，原子炉停止後の時間が短く，燃料の崩壊熱が大きい場合は，注水までの時間余裕が短くなることから，評価項目に対する余裕は小さくなる。原子炉停止から 12 時間後の燃料の崩壊熱を用いて原子炉注水までの時間余裕を評価すると，必要な遮蔽が維持される水位（必要な遮蔽の目安とした 10mSv/h が維持される水位）である有効燃料棒頂部の約 2.0m 上の高さに到達するまでの時間は約 2 時間，有効燃料棒頂部到達まで約 3 時間となることから評価条件である原子炉停止 1 日後の評価より時間余裕は短くなる。ただし，必要な放射線の遮蔽は維持され，原子炉注水までの時間余裕も十分な時間が確保されていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，これらの時間余裕は原子炉圧力上昇による原子炉冷却材蒸発の抑制効果を考慮することでさらに長くなる※3。原子炉隔離時冷却系が復旧可能な場合は，さらに原子炉水位の低下は抑制される。
（添付資料 5.1.1，
5.1.6）
このため,評価条件での放射線遮蔽維持の時間余裕である約 3 時間,有効燃料棒頂部到達までの時間余裕である約 5 時間より短くなるが，評価項目の不確かさを考慮しても必要な放射線の遮蔽は維持され，注水操作（事象開始から約 2 時間後）に対して十分な時間が確保されているため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
最確条件とした場合は，事故条件ごとに異なる。原子炉水温が 100℃
かつ原子炉停止から 12 時間後の燃料の崩壊熱を用いて原子炉注水までの時間余裕を評価すると，必要な遮蔽が維持される水位（必要な遮蔽の目安とした 10mSv/h が維持される水位）である有効燃料棒頂部の約 2.0m 上の高さに到達するまでの時間は約 2 時間となることから，評価条件である原子炉水温が 52℃かつ原子炉停止から 1 日後の燃料の崩壊熱の場合の評価より時間余裕は短くなる。ただし，必要な放射線の遮蔽は維持され，原子炉注水までの時間余裕も十分な時間が確保されていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
最確条件とした場合は，評価条件で設定している原子炉水位より高くなるため，原子炉水位が有効燃料棒頂部まで低下する時間は長くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

最確条件とした場合は，評価条件と同様であるため，事象進展に与える影響はないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はな
い。仮に，原子炉圧力が大気圧より高い場合は，沸騰開始時間が遅くなり，原子炉水位の低下は緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

※1 原子炉停止直後,サイクル末期の停止時冷温臨界試験に向けた高温維持（80℃程度）などの特殊な場合を除く（ただし, 原子炉初期水温が 80℃の場合であっても, 必要な遮蔽を確保
できる水位までには約 2 時間以上の時間余裕があり注水操作に対して十分な時間が確保されているため，影響はない）※2 原子炉停止直後,原子炉圧力容器耐圧試験などの特殊な場合を除く※3 添付資料 5.1.1 原子炉圧力上昇による原子炉冷却材蒸発の抑制効果を考慮した計算（原子炉圧力容器が閉鎖状態）による評価を参照

添付資料 5.1.7

原子炉
圧力

条件設定の考え方

崩壊熱除去機能喪失）（1/2）

表 1 評価条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（運転停止中項目

評価条件（初期，事故及び機器条件）の不確かさ
評価条件

条件設定の考え方

最確条件

崩壊熱除去機能喪失）（2/2）

運転員等操作時間に与える影響

評価項目となるパラメータに与える影響
原子炉圧力容器の未開放時は，評価条件

初

原子炉圧力

原 子炉 圧 力 容 器の 未

容器の状態

開放

事故ごとに変化

原子炉圧力容器の未開放時は，評価条件と同様であと同様であるため，事象進展に与える影るため，事象進展に与える影響はないことから，運響はないことから，評価項目となるパラ燃料の崩壊熱及び保有水量の観点か

転員等操作時間に与える影響はない。

メータに与える影響はない。原子炉圧力

ら設定

原子炉圧力容器の開放時は，原子炉減圧操作が不要

容器の開放時は，原子炉減圧操作が不要となるが，事象進展に与える影響は小さいことかとなるが，事象進展に与える影響は小さら，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

いことから，評価項目となるパラメータ期
条に与える影響は小さい。

件
最確条件とした場合は，評価条件よりも燃料容量の添 5.1.7-2

燃料の容量

約 2,040kL

2,040kL 以上

通常時の軽油タンクの運用値を参考

余裕は大きくなる。また，事象発生直後から最大負（軽油タンク容量）に設定

荷運転を想定しても燃料は枯渇しないことから，運－転員等操作時間に与える影響はない。

起因事象，安事
故全機能の喪

残 留熱 除 去 系 の機 能

失に対する

喪失

－

運転中の残留熱除去系の故障を想定

仮定

評価条件と最確条件が同様であることから，事象進

評価条件と最確条件が同様であることか

展に影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はら，事象進展に影響はなく，評価項目となない。

るパラメータに与える影響はない。

条
件
外部電源

外部電源なし事故毎に変化

外部電源の有無は事象進展に影響し外部電源がない場合と外部電源がある場合では，事ないことから，資源の観点で厳しい外象進展は同じであることから，運転員等操作時間に部電源なしを設定

与える影響はない。

残留熱除去系（低圧注水954m3/h で注水

954m3/h 以上で注水

低圧注水系の設計値として設定

モード）
機

件

合では，事象進展は同じであることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

評価条件と最確条件が同様であることから，事象進

評価条件と最確条件が同様であることか

展に影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はら，事象進展に影響はなく，評価項目となない。

るパラメータに与える影響はない。

残留熱除去系の設計値として設定器
条

外部電源がない場合と外部電源がある場

残留熱除去

熱交換器 1 基あたり約系（原子炉停8MW（原子炉冷却材温止時冷却モ

度 52℃，海水温度 30℃

ード）

において）

（原子炉水位回復後は崩壊熱相当の熱交換器 1 基あたり約 8MW

注水を実施することで水位を維持す

評価条件と最確条件が同様であることから，事象進

評価条件と最確条件が同様であることか（原子炉冷却材温度 52℃，

るが，残留熱除去系（原子炉停止時冷展に影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はら，事象進展に影響はなく，評価項目とな

海水温度 30℃において）却モード）を実施することで原子炉内ない。

るパラメータに与える影響はない。

の崩壊熱を除去できるため，注水が不要となる）

表 2 運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕（運転停止中評価条件（操作条件）の不確かさ
項目

評価上の
操作開始時間操作の不確かさ要因

条件設定の考え方

運転員等操作時間に与える影響

崩壊熱除去機能喪失）（1/2）

評価項目となるパラメータに与える

操作時間余裕

訓練実績等

影響

【認知】
評価では残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）の故障発生から残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注
水操作の開始まで，逃がし安全弁の手動減圧操作等を含め2 時間を設定しているが，原子炉注水の必要性を認知する
ことは容易である。よって，評価上の注水操作開始時間に対し，実際の注水操作開始時間が早くなる場合が考えられる。

添 5.1.7-3【要員配置】
中央制御室内での操作のみであり，運転員は中央制御室に

操
作
条
件

残留熱除去系 の機

待機中の残留熱除去系（低圧注水モード）の注水操作

能喪失に伴う 異常
事象発生から

の認知及び現 場操

2 時間後作の実績等を基に，さらに余裕を 考慮
して設定

常駐していることから，操作開始時間に与える影響なし。
【移動】
中央制御室内での操作のみであり，操作開始時間に与える影響なし。
【操作所要時間】
残留熱除去系のポンプ起動操作及び注入弁の開操作は，制御盤の操作スイッチによる操作のため，簡易な操作である。操作時間は特に設定していないが，原子炉水位の低下に対して操作に要する時間は短い。
【他の並列操作有無】
当該操作を実施する運転員は，残留熱除去系（低圧注水モード）の原子炉注水操作時に他の並列操作はなく，操作開
始時間に与える影響はなし。
【操作の確実さ】
中央制御室における操作は，制御盤の操作スイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起こりにくく，そのため誤操
作等により操作時間が長くなる可能性は低い。

通常運転水位から崩壊熱除去機能喪失

放射線の遮蔽が維による異常の認知に持される最低水位

より原子炉注水の必要性を確認し操作を

実態の操作開始時

実施することは容易

間が早まり，原子であり，評価では事象

炉水位の低下を緩発生から 2 時間後の和する可能性があ

注水操作開始を設定ることから，評価しているが，実態の注項目となるパラメ

水操作開始時間は早ータに対する余裕

くなる可能性があるは大きくなる。

ことから，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。

に到達するまでの時間は約 3 時間，原
子炉水位が有効燃
料棒頂部まで低下する時間が約 5 時間であり，事故を認知して注水を開始するまでの時間は2 時間であるため，準備時間が確保できることから，時間余裕がある。

訓練実績等より，残留熱除去系（低圧注
水モード）による原子炉注水の系 統構
成に必要な弁 の操
作は約 2 分で操作可能である見 込みを得た。
想定で意図し てい
る運転操作が 実施
可能なことを 確認した。

表 2 運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕（運転停止中評価条件（操作条件）の不確かさ
項目

評価上の
操作開始時間操作の不確かさ要因

条件設定の考え方

運転員等操作時間に与評価項目となるパラえる影響

メータに与える影響

崩壊熱除去機能喪失）（2/2）
操作時間余裕訓練実績等

プラント停止時の実績か
ら，配管の暖気運転を含め

待機中の残
操
作
条
件

留熱除去系
（原子炉停
止時冷却モ
ード）による
崩壊熱除去
機能復旧

約 60 分で操作開始できるこ

残留熱除去系の低圧注水モードにより事象発生から

運転手順書等を踏ま

3.5 時間後

えて設定とを確認した。また，系統構

原子炉への注水を実施していることから，原子炉停止時冷却モードによる崩壊熱除去機能復旧には時間余裕が あ
る。

－

－

－

成及びポンプの起動のみであれば，約 10 分で操作可能であることを確認した。
想定で意図している運転操

添 5.1.7-4

作が実施可能なことを確認した。

7 日間における燃料の対応について（運転停止中 崩壊熱除去機能喪失）
プラント状況：1～7 号炉停止中。
事象：崩壊熱除去機能喪失は 6 号及び 7 号炉を想定。保守的に全ての設備が，事象発生直後から燃料を消費するものとして評価する。
なお，全プラントで外部電源喪失が発生することとし，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備等，プラントに関連しない設備も対象とする。
号炉

時系列
事象発生直後から事象発生後 7 日間

7 号炉

非常用ディーゼル発電機 3 台起動。 ※1（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,493L/h×24h×7 日×3 台＝752,472L
事象発生直後から事象発生後 7 日間

6 号炉

非常用ディーゼル発電機 3 台起動。 ※1（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,493L/h×24h×7 日×3 台＝752,472L
事象発生直後から事象発生後 7 日間

1 号炉

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

2 号炉

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

添 5.1.8-1

3 号炉

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

4 号炉

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

5 号炉

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

合計

7 号炉軽油タンク容量は
約 1,020kL（※3）であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 753kL

6 号炉軽油タンク容量は
約 1,020kL（※3）であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

1 号炉軽油タンク容量は約 632kL（※3）であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

2 号炉軽油タンク容量は約 632kL（※3）であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

3 号炉軽油タンク容量は約 632kL（※3）であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

4 号炉軽油タンク容量は約 632kL（※3）であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

5 号炉軽油タンク容量は約 632kL（※3）であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 13kL

1～7 号炉軽油タンク及びガスタービン発電機用燃料タンク（容量約 100kL）の残容量（合計）は
約 621kL であり，
7 日間対応可能。

5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備 1 台起動。（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
45L/h×24h×7 日＝7,560L
モニタリング・ポスト用発電機 3 台起動。（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
9L/h×24h×7 日×3 台＝4,536L※1 事故収束に必要な非常用ディーゼル発電機は 2 台であるが，保守的に非常用ディーゼル発電機 3 台を起動させて評価した。
※2 事故収束に必要な非常用ディーゼル発電機は 1 台であるが，保守的に非常用ディーゼル発電機 2 台を起動させて評価した。
※3 保安規定に基づく容量。

添付資料 5.1.8

7 日間の
軽油消費量
約 753kL

事象発生直後から事象発生後 7 日間
その他

判定

5.2 全交流動力電源喪失
5.2.1 事故シーケンスグループの特徴，燃料損傷防止対策(1) 事故シーケンスグループ内の事故シーケンス
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」に含まれる事故シーケ
ンスは，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，①「外部電源喪失＋直流電源喪失＋崩壊熱除去・注水系失敗」及び②「外部電源喪失＋交流電源喪失＋崩壊熱除去・注水系失敗」である。

(2) 事故シーケンスグループの特徴及び燃料損傷防止対策の基本的考え方
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」では，原子炉の運転停止中に全交流動力電源が喪失することにより，原子炉の注水機能及び除熱機能が喪失することを想定する。このため，燃料の崩壊熱により原子炉冷却材が蒸発することから，緩和措置がとられない場合には，原子炉水位の低下により燃料が露出し，燃料損傷に至る。
本事故シーケンスグループは，全交流動力電源が喪失したことによって燃料損傷に至る事故シーケンスグループである。このため，運転停止中の原子炉における燃料損傷防止対策の有効性評価には，全交流動力電源に対する重大事故等対処設備に期待することが考えられる。
したがって，本事故シーケンスグループでは，運転員が異常を認知して，常設代替交流電源設備による電源供給，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を行うことによって，燃料損傷の防止を図る。また，代替原子炉
補機冷却系を介した残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）による最終的な熱の逃がし場へ熱の輸送を行うことにより，原子炉を除熱する。

5.2-1

(3) 燃料損傷防止対策
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」における機能喪失に対して，燃料が著しい損傷に至ることなく，かつ，十分な冷却を可能とする
ため，初期の対策として常設代替交流電源設備による給電手段，低圧代替
注水系（常設）による原子炉注水手段を整備する。また，安定状態に向けた対策として代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系による原子炉除熱手段を整備する。これらの対策の概略系統図を第 5.2.1 図及び第 5.2.2 図に，手順の概要を第 5.2.3 図に示すとともに，重大事故等対策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策における設備と操作手順の関係を第 5.2.1
表に示す。
本事故シーケンスグループにおける重要事故シーケンスにおいて，事象
発生 10 時間までの 6 号及び 7 号炉同時の重大事故等対策に必要な要員は，中央制御室の運転員及び緊急時対策要員で構成され，合計 16 名である。その内訳は次のとおりである。中央制御室の運転員は，当直長 1 名（6 号及び7 号炉兼任），当直副長 2 名，運転操作対応を行う運転員 6 名である。発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等を行う緊急時対策本部要員
は 5 名，緊急時対策要員（現場）は 2 名である。
また，事象発生 10 時間以降に追加で必要な要員は代替原子炉補機冷却系作業を行うための参集要員 26 名である。必要な要員と作業項目について第5.2.4 図に示す。
なお，重要事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目
を重要事故シーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，16 名で対処可能である。

5.2-2

ａ．全交流動力電源喪失による残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）
停止確認
原子炉の運転停止中に全交流動力電源が喪失し，残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）運転停止による崩壊熱除去機能が喪失する。
残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）運転停止による崩壊熱除去機
能喪失を確認するために必要な計装設備は，残留熱除去系系統流量である。

ｂ．早期の電源回復不能判断及び対応準備
中央制御室からの操作により外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動ができず，非常用高圧母線（6.9kV）の電源回復ができない場合，早期の電源回復不能と判断する。これにより，常設代替交流電源設備，代替原子炉補機冷却系，低圧代替注水系（常設）の準備を開始する。

ｃ．逃がし安全弁による原子炉の低圧状態維持
残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）運転停止により原子炉水温が100℃に到達し，原子炉圧力が上昇することから，原子炉圧力を低圧状態に維持するため，中央制御室からの遠隔操作により逃がし安全弁 1 個を開操作する。
残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）運転停止による原子炉水温の上昇を確認するために必要な計装設備は，原子炉圧力容器温度である。
逃がし安全弁による原子炉の低圧状態維持を確認するために必要な計装設備は，原子炉圧力等である。

ｄ．低圧代替注水系（常設）による原子炉注水
常設代替交流電源設備による交流電源供給を確認後，中央制御室からの5.2-3

遠隔操作により復水移送ポンプ 1 台を手動起動し，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を開始する。これにより，原子炉水位が回復する。
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位及び復水補給水系流量（RHR B 系代替注水流量）等である。

ｅ．残留熱除去系(原子炉停止時冷却モード)運転による崩壊熱除去機能回復代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系の準備が完了後，中央制御室からの遠隔操作により残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）運転を再開する。
残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）運転の再開を確認するために必要な計装設備は，残留熱除去系熱交換器入口温度等である。
崩壊熱除去機能回復後，逃がし安全弁を全閉とし，原子炉低圧状態の維持を停止する。

5.2.2 燃料損傷防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法
本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケンス
は，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，「外部電源喪失＋交流電源喪失＋崩壊熱除去・注水系失敗」である。
なお，5.1「崩壊熱除去機能喪失」で考慮している事故シーケンス（「崩壊熱除去機能喪失（補機冷却系機能喪失[フロントライン]）＋崩壊熱除
去・注水系失敗」及び「崩壊熱除去機能喪失（代替除熱機能喪失[フロントライン]）＋崩壊熱除去・注水系失敗」）は，事象進展が同様なので併せて
5.2-4

本重要事故シーケンスにおいて燃料損傷防止対策の有効性を確認する。
本評価で想定するプラント状態においては，崩壊熱，原子炉冷却材及び注水手段の多様性の観点から，「POS A

PCV/RPV 開放及び原子炉ウェル満水への移行状態」が有効燃料棒頂部の冠水，放射線の遮蔽が維持される水位の確保及び未臨界の確保に対して，最も厳しい想定である。したがって，
当該プラント状態を基本とし，他のプラント状態も考慮した想定において評価項目を満足することを確認することにより，運転停止中の他のプラン
ト状態においても，評価項目を満足できる。
また，評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，本重要事故シーケ
ンスにおける運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。
（添付資料 5.1.1,5.1.2）(2) 有効性評価の条件
本重要事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な評価条件を第5.2.2 表に示す。また，主要な評価条件について，本重要事故シーケンス特有の評価条件を以下に示す。

ａ．初期条件(a) 原子炉圧力容器の状態
原子炉圧力容器の未開放時について評価する。原子炉圧力容器の開放時については，燃料の崩壊熱及び保有水量の観点から，未開放時の評価に包絡される。
(b) 崩壊熱
原子炉停止後の崩壊熱は，ANSI/ANS-5.1-1979 の式に基づくものとし，
5.2-5

また，崩壊熱を厳しく見積もるために，原子炉停止 1 日後の崩壊熱を用いる。このときの崩壊熱は約 22MW である。
なお，崩壊熱に相当する原子炉冷却材の蒸発量は約 37m3/h である。
（添付資料 5.1.3）(c) 原子炉初期水位及び原子炉初期水温
事象発生前の原子炉水位は通常運転水位とし，また，原子炉初期水温は 52℃とする。
(d) 原子炉圧力原子炉の初期圧力は大気圧が維持されているものとする。また，事象発生後において，水位低下量を厳しく見積もるために，原子炉圧力は大気圧に維持されているものとする※1。
※1

実操作では低圧注水系の注水準備が完了した後で原子炉減圧を実施することとなり，低圧代替注水系（常設）の注水特性に応じて大気圧より高い圧力で注水が開始されることとなる。大気圧より高い圧力下での原子炉冷却材の蒸発量は大気圧下と比べ小さくなるため，
原子炉圧力が大気圧に維持されているとした評価は保守的な条件となる。

b．事故条件(a) 起因事象
起因事象として，送電系統又は所内主発電設備の故障等によって，外部電源を喪失するものとする。
(b) 安全機能の喪失に対する仮定
全ての非常用ディーゼル発電機の機能喪失を想定し，全交流動力電源を喪失するものとする。
5.2-6

(c) 外部電源
外部電源は使用できないものと仮定する。起因事象として，外部電源を喪失するものとしている。

ｃ．重大事故等対策に関連する機器条件(a) 低圧代替注水系（常設）
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水流量は 150m3/h とする。
(b) 代替原子炉補機冷却系
伝熱容量は約 23MW（原子炉冷却材温度 100℃，海水温度 30℃において）とする。
(c) 残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）
伝熱容量は，熱交換器 1 基あたり約 8MW（原子炉冷却材温度 52℃，海水温度 30℃において）とする。

ｄ．重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件として，「1.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。
(a)事象発生145分までに常設代替交流電源設備によって交流電源の供給を開始する。
(b)低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作は，事象発生145分後から開始する。
(c)残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）は軸受等の冷却が必要となるため，代替原子炉補機冷却系の準備が完了する事象発生20時間後から
開始する。

5.2-7

(3) 有効性評価の結果
本重要事故シーケンスにおける原子炉水位の推移を第5.2.5図に，原子炉水位と線量率の関係を第5.2.6図に示す。
a. 事象進展
事象発生後，全交流動力電源喪失に伴い崩壊熱除去機能が喪失すること
により原子炉水温が上昇し，約 1 時間後に沸騰，蒸発することにより原子炉水位は低下し始める。常設代替交流電源設備による交流電源の供給を開始し，事象発生から 145 分経過した時点で，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を行うことによって，原子炉水位は有効燃料棒頂部の約 2.9m
上まで低下するにとどまる。原子炉水位回復後は，蒸発量に応じた注水を実施することによって，原子炉水位を適切に維持することができる。
事象発生から 20 時間経過した時点で，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系による原子炉除熱を開始することによって，原子炉水温は低下する。

b．評価項目等
原子炉水位は，第 5.2.5 図に示すとおり，有効燃料棒頂部の約 2.9m 上まで低下するに留まり，燃料は冠水を維持する。
原子炉圧力容器は未開放であり，第 5.2.6 図に示すとおり，必要な遮蔽※2を確保できる水位である有効燃料棒頂部の約 2.0m 上を下回ることがな

いため，放射線の遮蔽は維持される。なお，線量率の評価点は原子炉建屋
オペレーティングフロアの床付近としている。また，全制御棒全挿入状態が維持されているため，未臨界は確保されている。
なお，事象発生前に現場にいた作業員の退避における放射線影響については現場環境が悪化する前に退避が可能であるため，影響はない。
5.2-8

事象発生 145 分後から，常設代替交流電源設備により電源を供給された
低圧代替注水系（常設）の安定した原子炉注水を継続することから，長期的に原子炉圧力容器及び原子炉格納容器の安定状態を継続できる。
本評価では，「1.2.4.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(3)の評価項目について，対策の有効性を確認した。
※2 必要な遮蔽の目安とした線量率は10mSv/hとする。全交流動力電源喪失における原子炉建屋オペレーティングフロアでの作業時間及び作業員の退避は1時間以内であり，作業員の被ばく量は最大でも10mSvとなるため，緊急作業時における被ばく限度の100mSvに対して余裕がある。
本事故に応じた燃料損傷防止対策において原子炉建屋オペレーティングフロアでの操作を必要な作業としていないが，燃料プール代
替注水系（可搬型スプレイヘッダ）を使用した使用済燃料プールへの注水について仮に考慮し，可搬型スプレイヘッダ及びホースの設置にかかる作業時間を想定した。
必要な遮蔽の目安とした線量率10mSv/hは，定期検査作業時での原子炉建屋オペレーティングフロアにおける線量率を考慮した値である。
この線量率となる水位は有効燃料棒頂部の約2.0m上（通常水位から約2.4m下）の位置である。
（添付資料 4.1.2, 5.1.5, 5.1.6, 5.2.1）

5.2.3 評価条件の不確かさの影響評価
評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する
5.2-9

ものとする。
本重要事故シーケンスは，原子炉の運転停止中に全交流動力電源が喪失し，残留熱除去系等による崩壊熱除去機能を喪失することが特徴である。また，
不確かさの影響を確認する運転員等操作は，常設代替交流電源設備による受電及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作とする。

(1) 評価条件の不確かさの影響評価
ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，第5.2.2表に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件とした場合の影響を評価する。また，評価条件の設定に当たっては，評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなるような設定があることから,その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられる項目に関する影響評価の結果を以下に示す。

(a)運転員等操作時間に与える影響
初期条件の燃料の崩壊熱は，評価条件の約22.4MWに対して最確条
件は約22MW以下であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件で設定している燃料の崩壊熱より小さくなる
ため，原子炉水温の上昇及び原子炉水位の低下は緩和されるが，注水操作や給電操作は崩壊熱に応じた対応をとるものではなく，全交
流動力電源の喪失による異常の認知を起点とするものであることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉水温は，評価条件の52℃に対して最確条件は約
40℃～約53℃であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とし
5.2-10

た場合は，事故事象ごとに異なる。原子炉水温が100℃かつ原子炉停止から12時間後の燃料の崩壊熱を用いて原子炉注水までの時間余裕を評価すると，必要な遮蔽が維持される水位（必要な遮蔽の目安とした10mSv/h※2が維持される水位）である有効燃料棒頂部の約2.0m上の高さに到達するまでの時間は約2時間となることから，評価条件である原子炉水温が52℃，原子炉停止から1日後の燃料の崩壊熱の場合の評価より時間余裕は短くなるが，注水操作や給電操作は原子炉水温に応じた対応をとるものではなく，全交流動力電源の喪失による異常の認知を起点とするものであることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉水位は，評価条件の通常運転水位に対して最確
条件は通常運転水位以上であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件で設定している原子炉水位より高くなるため，原子炉水位が有効燃料棒頂部まで低下する時間は長くなるが，注水操作や給電操作は原子炉水位に応じた対応をとるものではなく，全交流動力電源の喪失による異常の認知を起点とする操作であることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉圧力は，評価条件の大気圧に対して最確条件も大気圧であり，評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件と同様であるため，事象進展に与える影響はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。仮に，原子炉圧力が大気圧より高い場合は，沸騰開始時間は遅くなり，原子炉水位の低下は緩和されるが，注水操作や給電操作は原子炉圧力に応じた対応をとる
ものではなく，全交流動力電源の喪失による異常の認知を起点とする操作ものであることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
5.2-11

初期条件の原子炉圧力容器の状態は，評価条件の原子炉圧力容器の未開放に対して最確条件は事故事象ごとに異なるものであり，評価条件の不確かさとして，原子炉圧力容器の未開放時は，評価条件と同様であるため，事象進展に与える影響はないことから，運転員
等操作時間に与える影響はない。原子炉圧力容器の開放時は，原子炉減圧操作が不要となるが，事象進展に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

(b)評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の燃料の崩壊熱は，評価条件の約22.4MWに対して最確条件
は約22MW以下であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件で設定している燃料の崩壊熱より小さくなるため，
原子炉水温の上昇及び原子炉水位の低下は緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。仮に，原子炉停止
後の時間が短く，燃料の崩壊熱が大きい場合は，注水までの時間余裕が短くなることから，評価項目に対する余裕は小さくなる。原子炉停止から12時間後の燃料の崩壊熱を用いて原子炉注水までの時間余裕を評価すると，必要な遮蔽を確保できる水位（必要な遮蔽の目安とした
10mSv/h※2が確保される水位）である有効燃料棒頂部の約2.0m上の高さに到達するまでの時間は約2時間，有効燃料棒頂部到達まで約3時間となることから，評価条件である原子炉停止1日後の評価より時間余裕は短くなる。ただし，本時間に対して作業員が現場から退避するまでの時間及び原子炉注水までの時間は確保されているため放射線の遮蔽は維持され，原子炉水位が有効燃料棒頂部を下回ることはないことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
5.2-12

初期条件の原子炉水温は，評価条件の52℃に対して最確条件は約
40℃～約53℃であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした
場合は，事故事象ごとに異なる。原子炉水温が100℃かつ原子炉停止から12時間後の燃料の崩壊熱を用いて原子炉注水までの時間余裕を評価
すると，必要な遮蔽が維持される水位（必要な遮蔽の目安とした
10mSv/h※2が維持される水位）である有効燃料棒頂部の約2.0m上の高さに到達するまでの時間は約2時間となることから，評価条件である原子炉水温が52℃かつ原子炉停止から1日後の燃料の崩壊熱の場合の評価よ
り時間余裕は短くなる。
ただし，必要な放射線の遮蔽は維持され，原子炉注水までの時間余
裕も十分な時間が確保されていることから，評価項目となるパラメー
タに与える影響は小さい。
初期条件の原子炉水位は，評価条件の通常運転水位に対して最確条
件は通常運転水位以上であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件で設定している原子炉水位より高くなるため，原子炉水位が有効燃料棒頂部まで低下する時間は長くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
初期条件の原子炉圧力は，評価条件の大気圧に対して最確条件も大気圧であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件と同様であるため，事象進展に与える影響はないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。仮に，原子炉圧力が大気圧より高い場合は，沸騰開始時間は遅くなり，原子炉水位の低下は緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる※3。
初期条件の原子炉圧力容器の状態は，評価条件の原子炉圧力容器の5.2-13

未開放に対して最確条件は事故事象ごとに異なるものであり，本評価
条件の不確かさとして，原子炉圧力容器の未開放時は，評価条件と同様であるため，事象進展に与える影響はないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。原子炉圧力容器の開放時は，原子炉減圧操作が不要となるが，事象進展に与える影響は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
※3 原子炉圧力上昇による原子炉冷却材蒸発の抑制効果を考慮した評価。

ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作の不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の6要因に分類し，これらの要因が運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転員等操作時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価し，評価結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
操作条件の常設代替交流電源設備からの受電及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作は，評価上の操作開始時間として，事象発生から145分後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，常設代替交流電源設備からの受電操作については2系列の非常用高圧母線の電源回復を想定しているが，低圧代替注水系(常設)は非常用高圧母線D系の電源回復後に運転可能であり，原子炉注水操作開始の時間が早まり，原子炉水位の回復が早まる可能性があることから，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作は，復水移送ポンプの起動操作が常設代替交流電源設備からの受電操作の影響を受けるが，低5.2-14

圧代替注水系（常設）は非常用高圧母線D系の電源回復後に運転可能であり，原子炉注水操作開始の時間が早まり，原子炉水位の回復が早まる
可能性があることから，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。
操作条件の代替原子炉補機冷却系の運転操作は，評価上の操作開始時間として，事象発生から20時間後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，代替原子炉補機冷却系の準備は，緊急時対策要員の参集に10時間，その後の作業に10時間の合計20時間を想定しているが，準備操作が想定より短い時間で完了することで操作開始時間が早まる可能性があることから，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。

(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の常設代替交流電源設備からの受電及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間が早まり，原子炉水位の低下を緩和する可能性があることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
操作条件の代替原子炉補機冷却系の運転操作は，運転員等操作時間に与える影響として，操作開始時間は評価上の想定より早まる可能性があるが，原子炉への注水をすでに実施していることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
（添付資料5.1.1, 5.1.6, 5.2.2）(2) 操作時間余裕の把握
操作開始時間の遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認し，その結果を以下に示す。
操作条件の常設代替交流電源設備からの受電及び低圧代替注水系（常設）
5.2-15

による原子炉注水操作は，通常運転水位から放射線の遮蔽が維持される最低水位に到達するまでの時間は事象発生から約3時間，原子炉水位が有効
燃料棒頂部まで低下する時間は約5時間であり，事故を認知して注水を開始するまでの時間が145分であるため，準備時間が確保できることから，時間余裕がある。
操作条件の代替原子炉補機冷却系運転操作は，事象発生約20時間後の操作であるため，準備時間が確保できることから，時間余裕がある。仮に，操作が遅れる場合は，低圧代替注水系（常設）による原子炉への注水は継続する。
（添付資料5.1.1, 5.1.6, 5.2.2）(3) まとめ
評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認した。その結果，評価条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間には時間余裕がある。

5.2.4 必要な要員及び資源の評価(1) 必要な要員の評価
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」において，6号及び7号
炉同時の重大事故等対策時における事象発生10時間までの必要な要員は，「5.2.1(3)燃料損傷防止対策」に示すとおり16名である。「6.2 重大事故等対策時に必要な要員の評価結果」で説明している運転員，緊急時対策要
5.2-16

員等の64名で対処可能である。
また，事象発生10時間以降に必要な参集要員は26名であり，発電所構外から10時間以内に参集可能な要員の106名で確保可能である。

(2) 必要な資源の評価
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」において，水源，燃料及び電源は，「6.1(2)資源の評価条件」の条件にて評価している。その結果を以下に示す。

ａ．水源
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水については，7日間の対応を考慮すると，号炉あたり約700m3の水が必要となる。6号及び7号炉の同時被災を考慮すると，合計約1,400m3の水が必要である。水源として，各号
炉の復水貯蔵槽に約1,700m3及び淡水貯水池に約18,000m3の水量を保有している。これにより，6号及び7号炉の同時被災を考慮しても，注水によって復水貯蔵槽を枯渇させることなく，必要な水量が確保可能であり，7日間の継続実施が可能である。
（添付資料 5.2.3）
ｂ．燃料
常設代替交流電源設備による電源供給については，保守的に事象発生直後からの運転を想定すると，7日間の運転継続に6号及び7号炉において合計約504kLの軽油が必要となる。代替原子炉補機冷却系専用の電源車については，保守的に事象発生直後からの運転を想定すると，7日間の運転継続に号炉あたり約37kLの軽油が必要となる。代替原子炉補機冷却系用の大容量送水車（熱交換器ユニット用）については，保守的に事象発生
5.2-17

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日間の運転継続に号炉あたり約11kLの軽油が必要となる。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，事象発生直後からの運転を想定すると，7日間の運転継続に合計約13kLの軽油が必要となる。（6号及び7号炉合計約613kL)
6 号及び 7 号炉の各軽油タンク（約 1,020kL）及びガスタービン発電機
用燃料タンク（約 100kL）にて合計約 2,140kL の軽油を保有しており，これらの使用が可能であることから，常設代替交流電源設備による電源供給，代替原子炉補機冷却系の運転，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・ポスト用発電機による電源供給について，7 日間の継続が可能である。
（添付資料 5.2.4）
ｃ．電源
常設代替交流電源設備の電源負荷については，重大事故対策等に必要な負荷として，6 号炉で約 1,594kW，7 号炉で約 1,560kW 必要となるが，常設代替交流電源設備は連続定格容量が 1 台あたり 2,950kW であり，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
また，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・ポスト用発電機についても，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
蓄電池の容量については，交流電源が復旧しない場合を想定しても，不要な直流負荷の切り離し等を行うことにより，24時間の直流電源供給が可能である。
（添付資料5.2.5）
5.2-18

5.2.5 結論
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」では，原子炉の運転停止
中に全交流動力電源が喪失し，残留熱除去系等による崩壊熱除去機能を喪失することが特徴である。事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」に対する燃料損傷防止対策としては，初期の対策として，常設代替交流電源設
備による交流電源供給手段，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水手段，
安定状態に向けた対策として，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系
による原子炉除熱手段を整備している。
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」の重要事故シーケンス「外部電源喪失＋交流電源喪失＋崩壊熱除去・注水系失敗」について有効性評価を行った。
上記の場合においても，常設代替交流電源設備による交流電源供給，低圧
代替注水系（常設）による原子炉注水及び代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系による原子炉除熱を実施することにより，燃料損傷することはな
い。
その結果，有効燃料棒頂部の冠水，放射線遮蔽の維持及び未臨界の確保ができることから，評価項目を満足している。また，安定状態を維持できる。
評価条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
重大事故等対策時に必要な要員は，運転員及び緊急時対策要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
以上のことから，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水及び代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系による原子炉除熱等の燃料損傷防止対策
5.2-19

は，選定した重要事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，事故
シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」に対して有効である。

5.2-20非常用ディーゼル
発電機

タンクローリ（16kL）

原子炉格納容器
格納容器スプレイ・ヘッダ

Gen

外部電源

軽油タンク

逃がし安全弁主タービン系
へ

給水系
より

低圧代替注水系（常設）

常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）

原子炉圧力容器

復水移送
ポンプ

復水貯蔵槽

Ｂ

第 5.2.1 図Ａ

Ｂ

残留熱除去系ポンプ

残留熱除去系ポンプ「全交流動力電源喪失」の重大事故等対策の概略系統図（1/2）（原子炉減圧及び原子炉注水）

非常用ディーゼル
発電機

原子炉格納容器
格納容器スプレイ・ヘッダ

タンクローリ（4kL,16kL）

Gen

逃がし安全弁

軽油タンク

外部電源

主タービン系へ

給水系
より

低圧代替注水系（常設）
可搬型代替交流電源設備（電源車）

原子炉圧力容器

復水移送
ポンプ

海水

大容量送水車（熱交換器ユニット用）

取水ポンプ

第 5.2.2 図

復水貯蔵槽

Ｂ

残留熱除去系ポンプ

Ｂ
熱交換器ユニット

Ａ

残留熱除去系ポンプ

常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）「全交流動力電源喪失」の重大事故等対策の概略系統図（2/2）（原子炉停止時冷却及び原子炉注水）

5.2-21

プラント前提条件
・プラント停止後1日目
・原子炉圧力容器閉鎖中
・原子炉格納容器開放中・主蒸気隔離弁全閉・非常用ディーゼル発電機（B）点検中
・残留熱除去系（A）原子炉停止時冷却モード運転中・残留熱除去系（B）停止中
・残留熱除去系（C）低圧注水モード待機中
・原子炉水位通常運転水位（通常，原子炉停止時冷却モード運転時は＋1550mm以上）（評価上の時刻）（0分）

全交流動力電源喪失発生

凡例
凡例：操作・確認：操作・確認（運転員のみの作業）（運転員のみの作業）：操作及び判断：操作及び判断：プラント状態：プラント状態：緊急時対策要員（現場）の：緊急時対策要員（現場）の
みの作業
みの作業

：判断
：判断

：運転員と緊急時対策要員：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業(現場）の共同作業：評価上考慮しない操作・判断結果：評価上考慮しない操作・判断結果

※1
※2
※3

（約10分後）【有効性評価の対象とはしていないが，ほかに取り得る手段】【有効性評価の対象とはしていないが，ほかに取り得る手段】
Ⅰ
Ⅰ
消火系を代替原子炉注水として使用する場合があるため運転状態について確認する
消火系を代替原子炉注水として使用する場合があるため運転状態について確認する
常設設備による原子炉注水が実施できない場合，低圧代替注水系（可搬型）による注水を実施する
常設設備による原子炉注水が実施できない場合，低圧代替注水系（可搬型）による注水を実施する
Ⅱ
Ⅱ
常設代替交流電源設備が使用できない場合は第二代替交流電源設備により電源を供給する
常設代替交流電源設備が使用できない場合は第二代替交流電源設備により電源を供給する
常設代替交流電源設備が使用できない場合は可搬型代替交流電源設備による荒浜側緊急用高圧母線を受電する
常設代替交流電源設備が使用できない場合は可搬型代替交流電源設備による荒浜側緊急用高圧母線を受電する（電源容量により使用できる設備が限られる）（電源容量により使用できる設備が限られる）
大湊側緊急用高圧母線及び荒浜側緊急用高圧母線が使用できない場合は可搬型代替交流電源設備による非常用
大湊側緊急用高圧母線及び荒浜側緊急用高圧母線が使用できない場合は可搬型代替交流電源設備による非常用
低圧母線を受電する
低圧母線を受電する（電源容量により使用できる設備が限られる）（電源容量により使用できる設備が限られる）回復は評価上考慮せず

早期の電源回復不能と判断

非常用ディーゼル発電機または外部電源による交流動力電源回復操作を実施※4
常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）の準備

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備

代替原子炉補機冷却系
準備Ⅱ

燃料供給準備（タンクローリ（4kL,16kL）給油準備）

Ⅰ（約60分後）原子炉水温100℃到達

復水移送ポンプ以外による原子炉注水・消火ポンプによる代替注水・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による代替注水※5

復水移送ポンプによる代替原子炉注水と同等の流量確保または注水開始不可※6中央制御室での逃がし安全弁
1個による原子炉減圧

常設代替交流電源設備以外による非常用電源供給
・第二代替交流電源設備による電源供給
・可搬型代替交流電源設備による荒浜側緊急用高圧母線受電・可搬型代替交流電源設備による非常用低圧母線受電

常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）による非常用電源回復操作

可搬型代替交流電源設備は常設代替交流電源設備と同等の電源供給開始不可

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備が完了※7（145分後）復水移送ポンプ1台を用いた
低圧代替注水（常設）による
原子炉注水

原子炉水位回復（20時間後）※8（約20時間後）タンクローリ（4kL,16kL）
による給油準備完了

代替原子炉補機冷却系
準備が完了
原子炉水位回復後は蒸発量に応じた原子炉注水を実施（適宜実施）
残留熱除去系準備

可搬設備への燃料補給※1
外部電源が喪失し，かつ全ての非常用ディーゼル発電機からの受電に失敗することにより，全ての所内高圧母線（6.9kV）が使用不能となった場合（20時間後）※2
中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動が実施できず，非常用高圧母線（6.9kV）の電源回復ができない場合，早期の電源回復不可と判断する

残留熱除去系による崩壊熱除去機能回復※3
重大事故等発生を通信連絡設備により確認した現場作業員は退避を実施する
逃がし安全弁「全閉」※4
復電時に不要な負荷が起動するのを防止するための負荷切り離しを含む※5
約1時間後に原子炉水温が100℃に到達する

代替原子炉補機冷却系を使用した原子炉停止時冷却モードにより冷却を継続し，機能喪失している設備の復旧に努める

使用済燃料プール冷却開始

原子炉の状態が静定後使用済燃料プール冷却を再開する※6
評価上原子炉圧力容器を大気圧状態に維持するため逃がし安全弁を「開」する※7
原子炉注水に必要な弁が動作可能であることを確認する
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する
注水前の原子炉最低水位は有効燃料棒頂部（TAF）+2.9ｍ（レベル2+約300mm）となる※8
原子炉水位計（広帯域）にて水位回復を確認する

第 5.2.3 図 「全交流動力電源喪失」の対応手順の概要

5.2-22

全交流動力電源喪失

経過時間（分）備考
10

実施箇所・必要人員数

責任者

操作項目

指揮者
通報連絡者

当直長
当直副長

1人

7号

当直副長

1人

緊急時対策本部要員

5人

運転員（中央制御室）

状況判断

1人

6号

運転員
（現場）

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

120

130

140

150

160

170

180

145分

原子炉注水開始

190

200

210

プラント状況確認

各号炉運転操作指揮

操作の内容

中央制御室連絡
発電所外部連絡約60分

原子炉冷却材温度100℃到達

約60分

常設代替交流電源設備による給電開始

緊急時対策要員
（現場）

6号

7号

6号

7号

6号

7号

1人
A

1人
a

－

－

－

－

・全交流動力電源喪失確認

－

－

－

－

－

－

・非常用ディーゼル発電機

－

－

－

－

－

－

・外部電源

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・逃がし安全弁 1個による手動減圧操作

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・非常用高圧母線D系

－

－

2人
C,D

2人
c,d

－

－

・放射線防護装備準備

－

－

(2人)
C,D

(2人)
c,d

－

－

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・第一ガスタービン発電機

起動

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・第一ガスタービン発電機

給電

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・非常用高圧母線D系

受電確認

10分

－

－

(2人)
C,D

(2人)
c,d

－

－

・非常用高圧母線D系

受電

10分

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・非常用高圧母線C系

受電前準備（中央制御室）

－

－

(2人)
C,D

(2人)
c,d

－

－

・現場移動
・非常用高圧母線C系

受電前準備

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・非常用高圧母線C系

受電確認

10分

－

－

(2人)
C,D

(2人)
c,d

－

－

・非常用高圧母線C系

受電

10分

（1人）
a

－

－

－

－

（1人）
a

－

－

－

－

10分

機能回復
対応可能な要員により対応する

原子炉減圧操作

常設代替交流電源設備からの非常用高圧母線D系 受電準備操作

常設代替交流電源設備準備操作（第一ガスタービン発電機）
常設代替交流電源設備運転（第一ガスタービン発電機）

常設代替交流電源設備からの非常用高圧母線D系 受電操作

常設代替交流電源設備からの受電準備操作

常設代替交流電源設備からの非常用高圧母線C系

230

事象発生
中央監視
緊急時対策本部連絡

交流電源回復操作（評価上考慮せず）

非常用高圧母線C系

220

受電操作

低圧代替注水系（常設）

準備操作

（1人）
A

低圧代替注水系（常設）

注水操作

（1人）
A

回復

受電前準備（中央制御室）

20分

10分

・現場移動
・非常用高圧母線D系

非常用高圧母線受電確認と並行して実施する

5分

受電前準備

50分

20分

10分

20分

50分

・復水移送ポンプ起動／運転確認
・低圧代替注水系（常設）
・残留熱除去系

15分

系統構成

注入弁操作

第 5.2.4 図

原子炉水位回復後，蒸発量に応じた注水「全交流動力電源喪失」の作業と所要時間(1/2)

5.2-23

全交流動力電源喪失

経過時間（時間）
備考
9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

24

実施箇所・必要人員数
操作項目

低圧代替注水系（常設）運転員（中央制御室）

注水操作

運転員
（現場）

6号

7号

6号

7号

6号

7号

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

20時間

操作の内容

緊急時対策要員（現場）・残留熱除去系

崩壊熱除去機能回復

原子炉水位回復後，蒸発量に応じた注水

注入弁操作

10分
10分

・放射線防護装備準備／装備

－

給油準備

－

－

－
2人

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

給油準備

－

－

－

－

給油作業

－

－

－

－

－

－

－

－

給油作業

代替原子炉補機冷却系

代替原子炉補機冷却系

－

（2人）
C,D

（2人）
c,d

適宜実施

・第一ガスタービン発電機用燃料タンクへの給油－－

・放射線防護装備準備

－

－

・現場移動
・代替原子炉補機冷却系

13人
（参集）

13人
（参集）

※1，※2

※1，※2

10分

300分

現場系統構成

準備操作

運転

残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）
起動準備

残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）
起動操作

使用済燃料プール冷却－

タンクローリ（16kL）残量に応じて適宜軽油タンクから補給

120分

・軽油タンクからタンクローリ（16kL）への補給

再開（評価上考慮せず）

必要人員数

10分

・放射線防護装備準備・現場移動
・資機材配置及びホース敷設，起動及び系統水張り・軽油タンクからタンクローリ（4kL）への補給

※1
（2人）

タンクから補給

適宜実施

・大容量送水車（熱交換器ユニット用）への給油

※2

※2

（3人）

（3人）

・代替原子炉補機冷却系

－

－

－

－

・原子炉停止時冷却モード

起動準備

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・原子炉停止時冷却モード

起動

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・原子炉停止時冷却モード運転による原子炉状態監視

－

－

（2人）
C,D

（2人）
c,d

－

－

・燃料プール冷却浄化系熱交換器冷却水側１系隔離

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

（1人）
A

（1人）
a

－

－

1人
A

1人
a

2人
C,D

2人
c,d

－

－

・スキマサージタンク水位調整
・燃料プール冷却浄化系

適宜実施

運転状態監視（1人）
a（

タンクローリ（4kL）残量に応じて適宜軽油140分・電源車への給油

（1人）
A

合計

10時間

系統構成

・燃料プール冷却浄化系再起動

20分

10分

適宜実施

・代替原子炉補機冷却系が供給していない側の燃料プール冷却浄化系熱交換器を隔離する

・再起動準備としてろ過脱塩器の隔離及びスキマサージタンクへの補給を実施する
・燃料プール冷却浄化ポンプを再起動し使用済燃料プールの冷却を再開する
・必要に応じてスキマサージタンクへの補給を実施する

60分
燃料プール水温「77℃」以下維持

30分

要員を確保して対応する
30分

2人（その他参集26人））内の数字は他の作業終了後，移動して対応する人員数。

第 5.2.4 図「全交流動力電源喪失」の作業と所要時間(2/2)

5.2-24

有
効
燃
料
棒
頂
部
か
ら
の
水
位

原子炉水温 100℃到達（事象発生約 1 時間後）
原子炉水位回復後は，原子炉圧力容器除熱機能が復旧する 20 時間後まで崩壊熱相当の注水継続（事象発生約 3 時間後に通常運転水位まで回復）
レベル 8

(m）

レベル 3

レベル 2

低圧代替注水系（常設）による注水開始（事象発生 145 分後 水位 有効燃料棒頂部から約 2.9m 上）

事故後の時間(h）第 5.2.5 図

原子炉水位の推移

5.2-25

レベル 1.5
レベル 1

燃料を線源とした線量率が支配的な水位

上部格子板を線源とした線量率が支配的な水位

蒸気乾燥器及び気水分離器を線源とした線量率が支配的な水位

水位の低下(有効燃料棒頂部
から約 2.9m）

有効燃料棒頂部からの水位(m）

第 5.2.6 図

原子炉水位と線量率

5.2-26

第 5.2.1 表「全交流動力電源喪失」の重大事故等対策について
有効性評価上期待する事故対処設備

判断及び操作手順
常設設備

全交流動力電源喪失による原子炉の運転停止中に全交流動力電源が喪失し，残留残留熱除去系（原子炉停止

熱除去系（原子炉停止時冷却モード）運転停止による時冷却モード）停止確認

崩壊熱除去機能が喪失する。

所内蓄電式直流電源設備

可搬型設備

計装設備

－

【残留熱除去系系統流量】

残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）運転停止に逃がし安全弁による原子炉

より原子炉水温が 100℃に到達することから，原子炉圧

所内蓄電式直流電源設備の低圧状態維持力を低圧状態に維持するため逃がし安全弁 1 個を開操作

逃がし安全弁

原子炉圧力（SA）
原子炉圧力－

原子炉圧力容器温度する。

5.2-27

常設代替交流電源設備による交流電源供給を確認後，常設代替交流電源設備

低圧代替注水系（常設）に中央制御室からの遠隔操作により復水移送ポンプ 1 台を復水移送ポンプ

よる原子炉注水

手動起動し，低圧代替注水系（常設）による原子炉注

復水貯蔵槽

水を開始する。

軽油タンク

代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系の準備が
残留熱除去系(原子炉停止時完了後，中央制御室からの遠隔操作により残留熱除去

冷却モード)運転による崩壊

系（原子炉停止時冷却モード）運転を再開する

熱除去機能回復

崩壊熱除去機能回復後，逃がし安全弁を全閉とし，原子炉低圧状態の維持を停止する。

常設代替交流電源設備【残留熱除去系（原子炉停止時冷
却モード）
】
軽油タンク

原子炉水位（SA）
原子炉水位
タンクローリ（16kL）

復水補給水系流量（RHR B 系代替注水流量）
復水貯蔵槽水位(SA)

代替原子炉補機冷却系【残留熱除去系系統流量】

タンクローリ

【残留熱除去系熱交換器入口温度】（4kL,16kL）【】：重大事故等対処設備（設計基準拡張）

第 5.2.2 表

主要評価条件（全交流動力電源喪失）（1/2）

項目
原子炉圧力容器の状態
燃料の崩壊熱初期条件

5.2-28
事
故
条
件

原子炉水位

主要評価条件

条件設定の考え方

原子炉圧力容器の未開放

燃料の崩壊熱及び保有水量の観点から設定

約 22.4MW

平衡炉心燃料の平均燃焼度 33GWd/t※2 を基に
ANSI/ANS-5.1-1979 にて算出した値（9×9 燃料(A 型)，原子炉停止 1 日後※1）
通常運転水位（セパレータスカート下端から+119cm）

原子炉停止 1 日後の水位から保守性を持たせた値

原子炉水温

52℃

原子炉停止 1 日後の実績を踏まえ，原子炉は残留熱除去系の原子炉停止時冷却モードにて冷却されているため，その設計温度である 52℃を設定

原子炉圧力

大気圧

原子炉停止 1 日後の実績を考慮して設定

外部水源の温度50℃

復水移送ポンプ吐出温度を参考に設定

起因事象

外部電源喪失送電系統又は所内主発電設備の故障等によって，外部電源が喪失するものとして設定

安全機能の喪失に対する仮定

全交流動力電源喪失

全ての非常用ディーゼル発電機の機能喪失を想定

外部電源

外部電源なし起因事象として，外部電源が喪失するものとして設定※1 原子炉停止 1 日後とは全制御棒全挿入からの時間を示している。通常停止操作において原子炉の出力は全制御棒全挿入完了及び発電機解列以前から徐々に低下させるが，崩壊熱評価はスクラムのような瞬時に出力を低下させる保守的な計算条件となっている。
※2 サイクル末期の燃焼度のばらつきを考慮し，10％の保守性を考慮。

第 5.2.2 表
項目

関重
連大
す事
る故
機等
器対
条策
件に

5.2-29

重
大
事
故
操等
作対
条策
件に
関
連
す
る

主要評価条件（全交流動力電源喪失）（2/2）
主要評価条件

条件設定の考え方

低圧代替注水系（常設）

150m3/h で原子炉注水

設計値に注入配管の流路圧損を考慮した値として設定

代替原子炉補機冷却系

約 23MW（原子炉冷却材温度 100℃，海水温度 30℃において）代替原子炉補機冷却系の設計値として設定

残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）

熱交換器 1 基あたり約 8MW（原子炉冷却材温度 52℃，海水温度 30℃において）残留熱除去系の設計値として設定（原子炉水位回復後は崩壊熱相当の注水を実施す
ることで水位を維持するが，残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）を実施することで原子炉内の崩壊熱を除去できるため，注水が不要となる）

常設代替交流電源設備からの受電及び低圧代替注水系（常設）起動
操作

事象発生 145 分後

全交流動力電源喪失時の訓練実績を踏まえた操作の時間及び系統構成の時間に余裕を考慮して設定

代替原子炉補機冷却系運転操作

事象発生 20 時間後

代替原子炉補機冷却系の準備期間を考慮して設定

代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系による原子炉停止時冷却モード運転事象発生 20 時間後

代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系による原子炉除熱機能回復を踏まえて設定

添付資料 5.2.1
安定状態について運転停止中の全交流動力電源喪失の安定状態については以下のとおり。
原子炉安定停止状態：事象発生後，設計基準事故対処設備及び重大事故等対処設備を用いた炉心冷却により，炉心冠水が維持でき，また，冷却のための設備がその後も機能維持できると判断され，かつ，必要な要員の不足や資源の枯渇等のあらかじめ想定される事象悪化のおそれがない場合，原子炉
安定停止状態が確立されたものとする。
【安定状態の確立について】
原子炉安定停止状態の確立について
崩壊熱除去機能喪失により原子炉水温が上昇し，沸騰開始による原子炉水位の低下が始まるが，常設代替交流電源設備による交流電源の供給を開始した後，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水により原子炉水位は回復し，炉心の冷却が維持される。
その後，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（停止時冷却モード）により原子炉除熱を開始することで冷温停止状態に移行することができ，原子炉安定停止状態が確立される。
重大事故等対策時に必要な要員は確保可能であり，また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
【安定状態の維持について】
上記の燃料損傷防止対策により原子炉安定停止状態を維持できる。
また，残留熱除去系機能を維持し，除熱を行うことにより，安定停止状態後の安定停止状態の維持が可能となる。

添 5.2.1-1

評価条件の不確かさの影響評価について（運転停止中 全交流動力電源喪失）
表 1 評価条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（運転停止中項目

評価条件(初期，事故及び機器条件)
の不確かさ
評価条件

燃料の
崩壊熱

約 22.4MW(9×9 燃料（A 型），
原子炉停止 1 日後)

条件設定の考え方

約 22MW 以下(実績値)

平衡炉心燃料の平均
燃焼度 33GWd/t（サイクル末期の燃焼度のばらつきを考慮し，10％の保守性を考慮）
を 基 に ANSI/ANS5.1-1979 にて算出した値
停止後の時間については，停止後の時間を短くとり，崩壊熱が厳しくなるように 1 日後の状態を想定

添 5.2.2-1

原子炉
水温

52℃

約 40℃～
約 53℃※1(実績値)

原子炉停止後 1 日の実績を踏まえ，原子炉は残留熱除去系の原子炉停止時冷却モードにて冷却されているため，その設計温度である 52℃を設定

原子炉水位

通常運転水位（セパ
レータスカー ト下
端から+119cm）

通常運転水
位以上

原子炉停止 1 日後の水位から保守性を持
たせた値

大気圧

運転員等操作時間に与える影響

評価項目となるパラメータに与える影響

最確条件とした場合は，評価条件で設定している燃料の崩壊熱より小さくなるため，原子炉水温の上昇及び原子炉水位の低下は緩和されるが，注水操作や給電操作は崩壊熱に応じた対応をとるものではなく，全交流動力電源の喪失による異常の認知を起点とするものであることから，運転員等操作時間に与える影響はない。

最確条件とした場合は，評価条件で設定している燃料の崩壊熱より小さくな
るため，原子炉水温の上昇及び原子炉水位の低下は緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
仮に，原子炉停止後の時間が短く，燃料の崩壊熱が大きい場合は，注水までの時間余裕が短くなることから，評価項目に対する余裕は小さくなる。原子炉停
止から 12 時間後の燃料の崩壊熱を用いて原子炉注水までの時間余裕を評価す
ると，必要な遮蔽を確保できる水位（必要な遮蔽の目安とした 10mSv/h が維
持される水位）である有効燃料棒頂部の約 2.0m 上の高さに到達するまでの時
間は約 2 時間，有効燃料棒頂部到達まで約 3 時間となることから，評価条件
である原子炉停止 1 日後の評価より時間余裕は短くなる。ただし，必要な放射線の遮蔽は維持され，原子炉注水までの時間余裕も十分な時間が確保されていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，これらの時間余裕は原子炉圧力上昇による原子炉冷却材蒸発の抑制効果を考慮することでさらに長くなる※3。原子炉隔離時冷却系が復旧可能な場合は，さらに原子炉水位の低下は抑制される。（添付資料 5.1.1，5.1.6）
このため,評価条件での放射線遮蔽維持の時間余裕である約 3 時間,有効燃料
棒頂部到達までの時間余裕である約 5 時間より短くなるが，評価項目の不確かさを考慮しても必要な放射線の遮蔽は維持され，注水操作（事象開始から約145 分後）に対して十分な時間が確保されているため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

最確条件

初
期
条
件

原子炉
圧力

全交流動力電源喪失）(1/2)

大気圧

※2

原子炉停止 1 日後の実績を考慮して設定最確条件とした場合は，事故条件ごとに異なる。原子炉水温が 100℃
かつ原子炉停止から 12 時間後の燃料の崩壊熱を用いて原子炉注水までの時間余裕を評価すると，必要な遮蔽が維持される水位（必要な遮蔽の目安とした 10mSv/h が維持される水位）である有効燃料棒頂部の約 2.0m 上の高さに到達するまでの時間は約 2 時間となることから，評価条件である原子炉水温が 52℃かつ原子炉停止から 1 日後の燃料の崩壊熱の場合の評価より時間余裕は短くなるが，注水操作や給電操
作は原子炉水温に応じた対応をとるものではなく，全交流動力電源の喪失による異常の認知を起点とするものであることから，運転員等操
作時間に与える影響はない。
最確条件とした場合は，評価条件で設定している原子炉水位より高くなるため，原子炉水位が有効燃料棒頂部まで低下する時間は長くなるが，注水操作や給電操作は原子炉水位に応じた対応をとるものではな
く，全交流動力電源の喪失による異常の認知を起点とするものである
ことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
最確条件とした場合は，評価条件と同様であるため，事象進展に与える影響はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。仮に，
原子炉圧力が大気圧より高い場合は，沸騰開始時間は遅くなり，原子炉水位の低下は緩和されるが，注水操作や給電操作は原子炉圧力に応じた対応をとるものではなく，全交流動力電源の喪失による異常の認知を起点とする操作であることから，運転員等操作時間に与える影響はない。

最確条件とした場合は，事故条件ごとに異なる。原子炉水温が 100℃かつ原子炉停止から 12 時間後の燃料の崩壊熱を用いて原子炉注水までの時間余裕を評価すると，必要な遮蔽が維持される水位（必要な遮蔽の目安とした 10mSv/h が維持される水位）である有効燃料棒頂部の約 2.0m 上の高さに到達するまでの時間は約 2 時間となることから，評価条件である原子炉水温が 52℃かつ原子炉停止から 1 日後の燃料の崩壊熱の場合の評価より時間余裕は短くなる。ただし，必要な放射線の遮蔽は維持され，原子炉注水までの時間余裕も十分な時間が確保されていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
最確条件とした場合は，評価条件で設定している原子炉水位より高くなるため，原子炉水位が有効燃料棒頂部まで低下する時間は長くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

最確条件とした場合は，評価条件と同様であるため，事象進展に与える影響はないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。仮に，原子炉圧力が大気圧より高い場合は，沸騰開始時間は遅くなり，原子炉水位の低下は緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

添付資料 5.2.2※1 原子炉停止直後,サイクル末期の停止時冷温臨界試験に向けた高温維持(80℃程度)などの特殊な場合を除く。
（ただし，原子炉水温が 80℃の場合であっても, 必要な遮蔽を確保できる水位までには約 2 時間以上の時間余裕があり注水操作に対して十分な時間が確保されているため，影響はない）※2 原子炉停止直後,原子炉圧力容器耐圧試験などの特殊な場合を除く。
※3 添付資料 5.1.1 原子炉圧力上昇による原子炉冷却材蒸発の抑制効果を考慮した簡易計算（原子炉圧力容器が閉鎖状態）による評価を参照。

表 1 評価条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（運転停止中項目

評価条件(初期，事故及び機器条件)の不確かさ
評価条件
最確条件

原子炉圧力容器の状態

原子炉圧力容器の未開放

事故ごとに変化

炉心の崩壊熱及び保有水量の観点から設定

外部水源の温度50℃

約 50℃以下

復水移送ポンプ吐出温度を参考に最確条件を包絡できる条件を設定。

初
期
条
件

外部水源の容量

添 5.2.2-2

事
故
条
件

機
器
条
件

条件設定の考え方

復水貯蔵槽:
約 1,700m3/ 号炉
淡水貯水池:
約 18,000m3

復水貯蔵槽:
約 460m3～
約 2,000m3/号炉(実績値)
淡水貯水池:
約 18,000m3 以上
2,140kL 以上(軽油タンク容量＋ガ
スタービン発電機用
燃料タンク容量)

全交流動力電源喪失）(2/2)

運転員等操作時間に与える影響

評価項目となるパラメータに与える影響

原子炉圧力容器の未開放時は，評価条件と同様であるた
め，事象進展に与える影響はないことから，運転員等操
作時間に与える影響はない。原子炉圧力容器の開放時は，原子炉減圧操作が不要となるが，事象進展に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
最確条件とした場合は，評価条件で設定している水温よりも低くなる可能性があるため，原子炉水位低下速度が緩やかになるが，注水操作や給電操作の開始は注水源の温度に応じた対応をとるものではなく，全交流動力電源の喪失による異常の認知を起点とする操作であるため，運転員等操作時間に与える影響はない。

原子炉圧力容器の未開放時は，評価条件と同様であるため，事象進展に与える影響はないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。原子
炉圧力容器の開放時は，原子炉減圧操作が不要となるが，事象進展に与える影響は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
最確条件とした場合は，評価条件で設定している水
温よりも低くなる可能性があるため，原子炉水位低下速度が緩やかになるが，その顕熱分の影響は小さく，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

復水貯蔵槽を水源とする注水系が待機している場合の保安規定の最低水量から復水貯蔵槽の最大水量を設定
淡水貯水池の水量を参考に設定最確条件とした場合は，評価条件とほぼ同程度であるため，事象進展に与える影響はない。また，事象発生 12 時
間後からの可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による補給により復水貯蔵槽は枯渇しないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

－

通常時の軽油タンク及びガスター
ビン発電機用燃料タンクの運用値を参考に設定最確条件とした場合には，評価条件よりも燃料容量の余裕は大きくなる。また，事象発生直後から最大負荷運転を想定しても燃料は枯渇しないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

－

送電系統又は所内主発電設備の故障等によって，外部電源が喪失するものとして設定
全ての非常用ディーゼル発電機の機能喪失を想定評価条件と最確条件が同様であることから，事象進展に影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。

評価条件と最確条件が同様であることから，事象進
展に影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

燃料の容量

約 2,140kL

起因事象

外部電源喪失－安全機能の喪失に対する仮定

全交流動力電源喪失－

外部電源

外部電源なし事故ごとに変化

起因事象として，外部電源が喪失するものとして設定

外部電源がない場合と外部電源がある場合では，事象進展は同じであることから，運転員等操作時間に与える影響はない。

低圧代替注水(常設)

150m3/h で注水

150m3/h 以上で注水

設計値に注入配管の流路抵抗等を考慮した値として設定

評価条件と最確条件が同様であることから，事象進展に影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。

代替原子炉補機冷却系

約 23ＭＷ（原子炉冷却材温度 100℃，海水温
度 30℃において）

約 23ＭＷ（原子炉冷却材温度 100℃，海水
温度 30℃において）代替原子炉補機冷却系の設計値として設定

評価条件と最確条件が同様であることから，事象進展に影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。

評価条件と最確条件が同様であることから，事象進
展に影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）

熱交換器 1 基あたり約8MW（原子炉冷却材温度 52℃，海水温度 30℃
において）熱交換器 1 基あたり
約 8MW（原子炉冷却材
温度 52℃，海水温度
30℃において）

残留熱除去系の設計値として設定（原子炉水位回復後は崩壊熱相当の注水を実施することで水位を維持するが，残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）を実施することで原子炉内の崩壊熱を除去できるため，注水が不要となる）

評価条件と最確条件が同様であることから，事象進展に影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。

評価条件と最確条件が同様であることから，事象進
展に影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

外部電源がない場合と外部電源がある場合では，事象進展は同じであることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
評価条件と最確条件が同様であることから，事象進
展に影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

表 2 運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕（運転停止中

項目

操
作
条
件

常設代替
交流電源
設備から
の受電及
び低圧代
替注水系
（常設）
による原
子炉注水

評価条件（操作条件）の
不確かさ
評価上の操
条件設定
作開始時間
の考え方

事象発生 145
分後

全交流動
力電源喪
失時の訓
練実績を
踏まえた
操作の時
間及び系
統構成の
時間に余
裕を考慮
して設定

全交流動力電源喪失）（1/3）
運転員等操作時間に与える影響

操作の不確かさ要因【認知】中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機による非常用高圧母線の電源回復ができない場合，早期の電源回復不可と判断し，これにより常設代替交流電源設備及び低圧代替注水系（常設）の準備を開始する手順としている。この認知に係る時間として 10 分間を想定しているため，認知遅れ等により操作開始時間に与える影響はない。
【要員配置】
常設代替交流電源設備からの受電操作のために，中央制御室にて常設代替交流電源設備の起動操作及び受電準備を行う運転員と，現場にて常設代替交流電源設備からの受電準備及び受電操作を行う運転員(現場)が配置されている。常設代替交流電源設備の起動操作及び受電準備を行う運転員は，常設代替交流電源設備からの受電準備ための負荷切り離し操作を行っている期間，他の操作を担っていない。このため，要員配置が操作開始時間に与える影響はなし。また，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作については，中央制御室内での操作のみであり，運転員は中央制御室に常駐していることから，操作開始時間に与える影響はない。
【移動】
常設代替交流電源設備からの受電準備を行う運転員(現場)は，中央制御室から操作現場である原子炉建屋地下 1 階及びコントロール建屋
地下 1 階までそれぞれ 5 分間程度で移動可能であるため，移動が操作開始時間に与える影響はない。また，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作については，中央制御室内での操作のみであり，操作開始時間に与える影響はない。
【操作所要時間】
常設代替交流電源設備の起動操作等を行う運転員，常設代替交流電源設備からの受電準備を行う運転員及び運転員(現場)，非常用高圧母線の受電操作を行う運転員(現場)の操作内容及び操作所要時間は以下のとおり。これらの作業は並行して行うため，操作所要時間は最長
で 120 分間となる。
［非常用高圧母線 D 系の受電準備を行う運転員（中央制御室）：操作所要時間；合計 20 分間］
 常設代替交流電源設備からの受電前準備として，負荷抑制のための切り離し及び操作スイッチの切保持等の所要時間に 20 分間を想定
［起動操作等を行う運転員：操作所要時間；合計 30 分間］
 中央制御室における常設代替交流電源設備の起動前準備及び起動操作の所要時間に 20 分間を想定
 常設代替交流電源設備側の遮断器操作の所要時間に 10 分間を想定［非常用高圧母線 D 系の受電準備を行う運転員(現場)：操作所要時間；合計 50 分間］
 常設代替交流電源設備からの受電前準備として，負荷抑制のための切り離し操作を行う。操作の所要時間は 50 分間を想定［非常用高圧母線 D 系の受電操作を行う運転員(現場)：操作所要時間；合計 10 分間］
 常設代替交流電源設備の起動及び緊急用交流高圧母線の遮断器の投入後の非常用高圧母線の受電操作の所要時間に 10 分間を想定［非常用高圧母線 C 系の受電準備を運転員（中央制御室）：操作所要時間；合計 20 分間］
 常設代替交流電源設備からの受電前準備として，負荷抑制のための切り離し及び操作スイッチの切保持等の所要時間に 20 分間を想定
［非常用高圧母線 C 系の受電準備を行う運転員(現場)：操作所要時間；合計 50 分間］
 常設代替交流電源設備からの受電前準備として，負荷抑制のための切り離し操作を行う。操作の所要時間は 50 分間を想定［非常用高圧母線 C 系の受電操作を行う運転員(現場)：操作所要時間；合計 10 分間］
 常設代替交流電源設備の起動及び緊急用交流高圧母線の遮断器の投入後の非常用高圧母線の受電操作の所要時間に 10 分間を想定
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水準備の操作は，復水補給水系の隔離弁（1 個）の閉操作による系統構成，低圧代替注水系（常設）の起動であり，何れも中央制御室における制御盤の操作スイッチによる操作のため，1 操作に 1 分間を想定し，合計 2 分間であり，それに時間余裕を含めて操作時間 15 分を想定する。
【他の並列操作有無】
常設代替交流電源設備の起動操作等を行う運転員(現場)と受電準備を行う運転員(現場)の並列操作はあるが，それを加味して操作の所要時間を算定しているため，操作開始時間に与える影響はない。また，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作は，常設代替交流電源設備からの受電操作における非常用高圧母線への受電操作後に実施する。
【操作の確実さ】
現場操作は，操作の信頼性の向上や要員の安全のため 2 人 1 組で実施することとしており，誤操作は起こりにくく，誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。また，中央制御室内の制御盤操作は，操作スイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起こりにくく，そのため誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。

添 5.2.2-3

評価項目となるパラメータに与える影響常設代替交流電源設
備からの受電操作については 2 系列の非常用高圧母線の電源回復を想定しているが，低圧代替注水系(常設)は非常用高圧
母線 D 系の電源回復
後に運転可能であり，原子炉注水操作開始の時間が早まり，原子炉水位の回復が早まる可能性が実態の操作開あることから，運転
始時間が早ま
員等操作時間に対すり，原子炉水位る余裕は大きくなの低下を緩和る。
する可能性が低圧代替注水系（常あることから，設）による原子炉注
評価項目とな
水操作は，復水移送
るパラメータ
ポンプの起動操作がに対する余裕常設代替交流電源設
は大きくなる。
備からの受電操作の影響を受けるが，低圧代替注水系（常設）は非常用高圧母線 D
系の電源回復後に運転可能であり，原子炉注水操作開始の時間が早まり，原子炉水位の回復が早まる
可能性があることから，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。

操作時間余裕

訓練実績等

通常運転水位から放射線の遮蔽が維持される最低水位に到達するまでの時間は事象発生から約 3
時間，原子炉水位が有効燃料棒頂部まで低下する時間は
約 5 時間であり，事故を認知して注水を開始するまでの
時間が 145 分であるため，準
備時間が確保できることから，時間余裕がある。

常 設 代 替 交 流電 源 設
備からの受電操作は，訓練実績等より，運転員 に よ る 常 設代 替 交流 電 源 設 備 の起 動 操
作，並びに現場及び中央 制 御 室 の 運転 員 によ る 受 電 前 準備 及 び
受 電 操 作 を 並行 し て実施し，約 60 分で常設 代 替 交 流 電源 設 備
か ら の 受 電 が実 施 可
能 で あ る こ とを 確 認した。
低 圧 代 替 注 水系 （ 常設）の操作は，訓練実
績等より，復水移送ポ
ンプを起動し，低圧代
替注水系（常設）の原子 炉 注 水 の ため の 系
統構成を約 2 分で操作
可 能 で あ る 見込 み を得た。
常 設 代 替 交 流電 源 設
備 か ら の 受 電操 作 後に 実 施 す る こと で 事
象発生後 145 分に原子炉 注 水 操 作 の開 始 が
実 施 可 能 な こと を 確認した。
想 定 で 意 図 して い る
運 転 操 作 が 実施 可 能
なことを確認した。

表 2 運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕（運転停止中
項目

操
作
条
件

代替原子
炉補機冷
却系運転
操作

評価条件（操作条件）の不確かさ
評価上の操
条件設定の考え方
作開始時間

事象発生 20
時間後

代替原子炉補機冷却系の準備期間を考慮して設定全交流動力電源喪失）（2/3）

操作の不確かさ要因

運転員等操作時間に
与える影響

【認知】
中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の非常用高圧母線の電源回復ができない場合，早期の電源回復不可と判断し，これにより代替原子炉補機冷却系の準備を開始する手順としているため，認知遅れにより操作開始時間に与える影響はない。
【要員配置】
代替原子炉補機冷却系の準備操作は，現場にて原子炉補機冷却水系の系統構成を行う運転員(現場)と，代替原子炉補機冷却系の移動，敷設を行う専任の緊急時対策要員（事故後 10 時間以降の参集要員）が配置されている。運転員(現場)は，代替原子炉補機冷却系運転のための系統構成を行っている期間，他の操作を担っていない。よって，操作開始時間に与える影響はない。
【移動】代替原子炉補機冷却系に用いる代替熱交換器車，電源車等は車両であり，牽引または自走にて作業現場へ移動することを想定している。仮に地震等の外部事象が起因事象の場合に，アクセスル
ートの被害があっても，ホイールローダ等にて必要なアクセスルートを仮復旧できる宿直の体制としており，操作開始時間に与える影響はない。
【操作所要時間】
緊急時対策要員の準備操作は，各機器の設置作業及び弁・スイッチ類の操作に移動時間を含めて
10 時間の作業時間を想定しているが，訓練実績を踏まえると，より早期に準備操作が完了する
見込みである。また，運転員(現場)の行う現場系統構成は，操作対象が 30 弁程度であり，操作
場所は原子炉建屋及びタービン建屋海水熱交換器エリア及びコントロール建屋となるが，1 弁あたりの操作時間に移動時間含めて 10 分程度を想定しており，これに 5 時間の操作時間を想定している。よって，操作開始時間に与える影響はない。
【他の並列操作有無】
緊急時対策要員による準備操作及び運転員(現場)の系統構成は並列操作可能なため，両者が干渉して操作開始時間が遅くなることはない。よって，操作開始時間に与える影響はない。
【操作の確実さ】
現場操作は，操作の信頼性向上や要員の安全のため 2 人 1 組で実施することとしており，誤操作
は起こりにくく，誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。

代替原子炉補機冷却系の準備は，緊急時対策要員の参集に 10
時間，その後の作業に 10 時間の合計 20時間を想定しているが，準備操作が想定より短い時間で完了することで操作開始
時間が早まる可能性があることから，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。

添 5.2.2-4

評価項目となるパラ
メータに与える影響

操作時間余裕

訓練実績等

操 作 開 始 時間 は 評 価
上 の 想 定 より 早 ま る
可能性があるが，原子炉 へ の 注 水を す で に実 施 し て いる こ と から，評価項目となるパ
ラ メ ー タ に与 え る 影
響はない。

代 替 原 子 炉 補機 冷 却
系運転操作は，事象発
生約 20 時間後の操作であるため，準備時間
が 確 保 で き るこ と から，時間余裕がある。
仮に，操作が遅れる場
合は，低圧代替注水系（常設）による原子炉への注水は継続する。

訓練実績等より，運転員(現場)の行う現場系統構成は，想定より早い約 4 時間で実施可能であることを確認した。また，代替原子炉
補機冷却系の移動・配置，フラン
ジ接続，及び電源車のケーブル接続等を含め，想定より早い約 9 時間で代替原子炉補機冷却系が運転開始可能であることを確認した。
想定で意図している運転操作が実施可能なことを確認した。

表 2 運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕（運転停止中
解析条件（操作条件）の不確かさ
項目
代替原子
炉補機冷
却系を介
した残留
熱除去系
（原子炉
停止時冷
却モード）
運転操作

操
作
条
件

各機器へ
の給油
（電源車，
大容量送
水車（熱交
換器ユニ
ット用）及
び常設代
替交流電
源設備）

評価上の操作開始時
間

条件設定の考え方

事象発生から 20 時間
後

代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系による原子炉除熱機能回復を踏まえて設定

事象発生から 12 時間
後以降，適宜各機器への給油は，
解析条件ではない
が，解析で想定している操作の成立や継続に必要な操作・作業
各機器の使用開始時間を踏まえて設定

運転員等操作時間に与える影響

操作の不確かさ要因

代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（原子炉停止
時冷却モード）運転操作までの時間は，事象発生から約 20
時間あり十分な時間余裕がある。

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

添 5.2.2-5－－

全交流動力電源喪失）（3/3）

評価項目となるパラ
メータに与える影響－－

操作時間余裕訓練実績等－

プラント停止時の実績から，配管の暖気運転を含め約 60 分で操作開始できることを確認した。また，系統構成及びポンプの起動のみであれば，約 10 分で操作可能であることを確認した。
想定で意図している運転操作が実施可能なことを確認した。

－

有効性評価では，代替原子炉補機冷却系用の電源車（6 号及び7 号炉：各 2 台）及び大容量送水車（熱交換器ユニット用）（6 号及び 7 号炉：各 1 台），及び常設代替交流電源設備（6号及び 7 号炉：各 1 台）への給油を期待している。
各機器への給油準備作業について，電源車及び大容量送水車（熱交換器ユニット用）への給油準備（現場移動開始からタン
クローリ（4kL,16kL）への補給完了まで）は，所要時間 140 分のところ訓練実績等では約 98 分，常設代替交流電源設備への給油準備は，所要時間 120 分のところ訓練実績等では約 111 分
で実施可能なことを確認した。
また，各機器への給油作業は，各機器の燃料が枯渇しない時間
間隔（許容時間）以内で実施することとしている。
電源車及び大容量送水車（熱交換器ユニット用）への給油作業
は，許容時間 120 分のところ訓練実績等では約 108 分，常設代
替交流電源設備への給油作業は，許容時間 16 時間のところ訓練実績等では約 262 分であり，許容時間内で意図している作業が実施可能であることを確認した。

2500

7 日間における水源の対応について(運転停止中 全交流動力電源喪失)
低圧代替注水系（常設）による注水開始

2000

○水源

※

復水貯蔵槽への補給がある場合（130m3/h）

淡水貯水池：約 18,000m3○水使用パターン

3
水量
[ton]
水量[m
]

復水貯蔵槽水量：約 1,700m3
1500
復水貯蔵槽への補給がない場合
1000

代替原子炉補機冷却系を用いた崩壊熱除去機能復旧①低圧代替注水系(常設)による原子炉注水
最大流量 150m3/h で事象発生 145 分後以降に運転する。

500

原子炉水位が通常水位まで回復後，水位を維持出来るよう

添 5.2.3-1

崩壊熱に相当する水量（最大 33m3/h）の原子炉注水を実施する。

0
0

5

10

15

20

25

30

35

40

時間[h]

○水源評価結果
事象発生 145 分後から原子炉水位が回復する事象発生約 169 分後までは 150m3/h で原子炉注水を行い，その後，約 33m3/h で原子炉注水を実施する。事象
発生約 20 時間後に代替原子炉補機冷却系を介した崩壊熱除去機能復旧により，原子炉注水が不要になるまでに合計約 700m3 の水量が必要となるが，復水貯蔵槽に十分な水量を確保しているため対応可能である。
（150m3/h ×（(169min-145min)÷60）+33m3/h×（20h-(169min÷60)）≒700m3）※ 停止直後を想定しているため,運転中と同様の管理水量を示す。
停止時においてウェル水張りなどに使用する際，運転中の管理水量より初期水位を低くすることも考えられるが，その場合であっても必要な保有添付資料 5.2.3

水以上（約 700m3）の淡水は確保するため，対応可能である。

7 日間における燃料の対応（運転停止中 全交流動力電源喪失）
プラント状況： 1～7 号炉停止中。
事象：6 号及び 7 号炉は全交流動力電源喪失を想定する。保守的に全ての設備が，事象発生直後から燃料を消費するものとして評価する。
なお，全プラントで外部電源喪失が発生することとし，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備等，プラントに関連しない設備も対象とする。
号炉

時系列

合計

判定

事象発生直後から事象発生後 7 日間
代替原子炉補機冷却系専用の電源車 2 台起動。
（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
110L/h×24h×7 日×2 台＝36,960L

7 号炉
常設代替交流電源設備 3 台起動。 ※1
1,000L/h×24h×7 日×3 台＝504,000L

事象発生直後から事象発生後 7 日間
代替原子炉補機冷却系専用の電源車 2 台起動。
（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
110L/h×24h×7 日×2 台＝36,960L

6 号炉

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） 1 台起動。
65L/h×24h×7 日×1 台＝10,920L

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

添 5.2.4-1

2 号炉

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

3 号炉

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

4 号炉

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

5 号炉

1 号炉軽油タンク容量は約 632kL（※3）であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

2 号炉軽油タンク容量は約 632kL（※3）であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

3 号炉軽油タンク容量は約 632kL（※3）であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

4 号炉軽油タンク容量は約 632kL（※3）であり，
7 日間対応可能。

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

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

5 号炉軽油タンク容量は約 632kL（※3）であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 13kL

1 号から 7 号炉軽油タン
ク及びガスタービン発電
機用燃料タンクの残容量（合計）は
約 1,527kL であり，
7 日間対応可能。

事象発生直後から事象発生後 7 日間
その他

5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備 1 台起動。（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
45L/h×24h×7 日＝7,560L
モニタリング・ポスト用発電機 3 台起動。（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
9L/h×24h×7 日×3 台＝4,536L※1 事故収束に必要な常設代替交流電源設備は 2 台であるが，保守的に常設代替交流電源設備 3 台を起動させて評価した。
※2 事故収束に必要な非常用ディーゼル発電機は 1 台であるが，保守的に非常用ディーゼル発電機 2 台を起動させて評価した。
※3 保安規定に基づく容量。

添付資料 5.2.4

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

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） 1 台起動。
65L/h×24h×7 日×1 台＝10,920L

事象発生直後から事象発生後 7 日間
1 号炉

7 日間の
軽油消費量
約 600kL

6，7 号炉軽油タンク各約
1,020kL（※3）及びガスタービン発電機用燃料タ
ンク約 100kL の容量（合計）は
約 2,140kL であり，
7 日間対応可能。

常設代替交流電源設備の負荷（運転停止中 全交流動力電源喪失）＜6 号炉＞

添 5.2.5-1

直流 125V 充電器盤 A
直流 125V 充電器盤 A-2
AM 用直流 125V 充電器盤
直流 125V 充電器盤 B
交流 120V 中央制御室計測用
分電盤 A,B
非常用照明
中央制御室可搬型陽圧化空
調機
復水移送ポンプ
残留熱除去系ポンプ(起動時)
燃料プール冷却浄化ポンプ(起動時)
非常用ガス処理系排風機等※
その他必要な設備
その他不要な設備
合計（連続最大容量）（最大容量）

6 号炉
約 94kW
約 56kW
約 41kW
約 98kW
約 12kW
約 100kW

負荷容量(kW)4000
ガスタービン発電機1台の最大容量3,600kW

3500

ガスタービン発電機1台の連続定格容量2,950kW

3000

3kW
2500

55kW
540kW
（973kW）
90kW（181kW）
約 37kW
約 103kW
約 366kW
約 1594kW（約 1937kW）

以下の負荷を順次起動
・充電器
・交流120V中央制御室計測用分電盤
・中央制御室可搬型陽圧化空調機
・復水移送ポンプ（1台）
・非常用照明・非常用ガス処理系排風機等
・その他

2000

1500

約1,937kW
約1,685kW
約1,594kW

約1,504kW

燃料プール冷却浄化ポンプ起動
約1,031kW

約964kW1000

残留熱除去系ポンプ起動

約747kW
低圧代替注水系起動500

約506kW
非常用ガス処理系起動
経過時間(h)00※非常用ガス処理系湿分除去装置，及び非常用ガス処理系フィルタ装置を含む。

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

22

24

26

28

30

負荷積算イメージ

添付資料 5.2.5

常設代替交流電源設備の負荷（運転停止中 全交流動力電源喪失）＜7 号炉＞

添 5.2.5-2

直流 125V 充電器盤 A
直流 125V 充電器盤 A-2
AM 用直流 125V 充電器盤
直流 125V 充電器盤 B
交流 120V 中央制御室計測用
分電盤 A,B
非常用照明
中央制御室可搬型陽圧化空
調機
復水移送ポンプ
残留熱除去系ポンプ(起動時)
燃料プール冷却浄化ポンプ(起動時)
非常用ガス処理系排風機等※
その他必要な設備
その他不要な設備
合計（連続最大容量）（最大容量）

7 号炉
約 94kW
約 56kW
約 41kW
約 98kW

負荷容量(kW)4000
ガスタービン発電機1台の最大容量3,600kW

3500

約 6kW
ガスタービン発電機1台の連続定格容量2,950kW

約 100kW
3kW
55kW
540kW
（1034kW）
110kW（192kW）
約 20kW
約 116kW約 321kW
約 1560kW（約 1944kW）

3000

2500
以下の負荷を順次起動
・充電器
・交流120V中央制御室計測用分電盤
・中央制御室可搬型陽圧化空調機
・復水移送ポンプ（1台）
・非常用照明・非常用ガス処理系排風機等
・その他

2000

1500

約1,944kW
約1,642kW

約1,560kW

約1,450kW

燃料プール冷却浄化ポンプ起動
約995kW1000

約910kW
残留熱除去系ポンプ起動
約710kW
低圧代替注水系起動500
約367kW

非常用ガス処理系起動
経過時間(h)

0
0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

22

24

26

28

30

負荷積算イメージ※非常用ガス処理系湿分除去装置，及び非常用ガス処理系フィルタ装置を含む。

添付資料 5.2.5

5.3 原子炉冷却材の流出
5.3.1 事故シーケンスグループの特徴，燃料損傷防止対策(1)事故シーケンスグループ内の事故シーケンス
事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」に含まれる事故シーケ
ンスは，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，①「原子炉冷却材流出（CRD 点検（交換）時の作業誤り）＋崩壊熱除去・注水系失敗」，②「原子炉冷却材流出（LPRM 点検（交換）時の作業誤り）＋崩壊熱除
去・注水系失敗」，③「原子炉冷却材流出（RIP 点検時の作業誤り）＋崩壊
熱除去・注水系失敗」，④「原子炉冷却材流出（CUW ブロー時の操作誤り）＋崩壊熱除去・注水系失敗」及び⑤「原子炉冷却材流出（RHR 系統切替え時のミニマムフロー弁操作誤り）＋崩壊熱除去・注水系失敗」である。

(2) 事故シーケンスグループの特徴及び燃料損傷防止対策の基本的考え方
事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」では，原子炉の運転停止中に原子炉冷却材圧力バウンダリに接続された系統から，運転員の誤操
作等により系外への原子炉冷却材の流出が発生し，崩壊熱除去機能が喪失することを想定する。このため，原子炉冷却材の流出及び燃料の崩壊熱による蒸発に伴い原子炉冷却材が減少することから，緩和措置がとられない
場合には，原子炉水位の低下により燃料が露出し，燃料損傷に至る。
本事故シーケンスグループは，原子炉冷却材の流出によって燃料損傷に至る事故シーケンスグループである。このため，運転停止中の原子炉における燃料損傷防止対策の有効性評価には，注水機能に対する重大事故等対処設備に期待することが考えられる。
したがって，本事故シーケンスグループでは，原子炉圧力容器からの原子炉冷却材流出の停止や，残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉
5.3-1

注水を行うことで必要量の原子炉冷却材を確保することによって，燃料損傷の防止を図る。また，残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）運転による最終的な熱の逃がし場へ熱の輸送を行うことにより，原子炉を除熱する。

(3) 燃料損傷防止対策
事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」における機能喪失に対して，燃料が著しい損傷に至ることなく，かつ，十分な冷却を可能とする
ため，運転員による原子炉冷却材流出の停止及び残留熱除去系による原子炉注水手段を整備する。これらの対策の概略系統図を第 5.3.1 図及び第5.3.2 図に，手順の概要を第 5.3.3 図に示すとともに，重大事故等対策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策における設備と操作手順の関係を
第 5.3.1 表に示す。
本事故シーケンスグループにおける重要事故シーケンスにおいて，6 号及び 7 号炉同時の重大事故等対策に必要な要員は，中央制御室の運転員及び緊急時対策要員で構成され，合計 14 名である。その内訳は次のとおりである。中央制御室の運転員は，当直長 1 名（6 号及び 7 号炉兼任），当直副長 2
名，運転操作対応を行う運転員 6 名である。発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等を行う緊急時対策本部要員は 5 名である。必要な要員と作業項目について第 5.3.4 図に示す。
なお，重要事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目
を重要事故シーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，14 名で対処可能である。

ａ．原子炉冷却材圧力バウンダリ外への原子炉冷却材流出確認
5.3-2原子炉の運転停止中に原子炉冷却材圧力バウンダリに接続された系統から，運転員の誤操作等により系外への原子炉冷却材の流出が発生する。原
子炉冷却材の流出が長時間継続した場合，原子炉水位が低下し残留熱除去
系の運転が継続できなくなることから崩壊熱除去機能喪失に至る。
原子炉冷却材圧力バウンダリ外への原子炉冷却材流出を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位である。

ｂ．原子炉冷却材圧力バウンダリ外への原子炉冷却材流出停止確認
原子炉冷却材圧力バウンダリに接続された系統から漏えいしている箇所の隔離を行うことで，原子炉冷却材流出が停止することを確認する。
隔離操作完了により，正常な原子炉停止時冷却モードの運転となる。
原子炉冷却材圧力バウンダリ外への原子炉冷却材流出停止を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位である。

ｃ．残留熱除去系（低圧注水モード）運転による原子炉注水
原子炉冷却材流出により低下した原子炉水位を回復するため，中央制
御室からの遠隔操作により残留熱除去系（低圧注水モード）運転による原子炉注水を開始し，原子炉水位を回復する。
残留熱除去系（低圧注水モード）運転による原子炉注水を確認するために必要な計装設備は，残留熱除去系系統流量等である。

5.3.2 燃料損傷防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法
本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケンス
は，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，事象認知ま
5.3-3

でに要する時間（点検作業に伴う原子炉冷却材の流出事象は検知が容易）
及び原子炉冷却材の流出量の観点から「原子炉冷却材流出（RHR 系統切替え
時のミニマムフロー弁操作誤り）＋崩壊熱除去・注水系失敗」である※1。
残留熱除去系は通常，3 系統あるうち 1 系統又は 2 系統を用いて，崩壊熱除去を実施しており，作業や点検等に伴い系統切替えを実施する場合がある。系統切替えに当たって，原子炉冷却材が系外に流出しないように系統構成を十分に確認して行うが，操作の誤り等によって原子炉冷却材が系外に流出する事象を想定している。
「RHR 系統切替え時のミニマムフロー弁操作誤り」は原子炉冷却材流出事
象発生時の検知が他の作業等よりも困難な事象であり，原子炉圧力容器の上蓋が開放されている「POS B 原子炉ウェル満水状態」が検知性及び放射線遮蔽の考慮の観点で最も厳しい想定である。なお，有効燃料棒頂部まで
原子炉水位が低下するまでの時間余裕という観点では原子炉未開放状態が厳しくなるが，その場合であっても 2 時間以上の時間余裕※2 があり，かつ，
原子炉水位計による警報発生，緩和設備の起動等に期待できるため，原子炉開放時と比べて速やかな検知と注水が可能であり，評価項目を満足できる。したがって，当該プラント状態を基本とし，他のプラント状態も考慮した想定において評価項目を満足することを確認することにより，運転停
止中の他のプラント状態においても，評価項目を満足できる。
本重要事故シーケンスでは，操作の誤り等による原子炉冷却材の系外流出により原子炉水位が低下するが，有効燃料棒頂部の冠水及び未臨界を維持できることを評価する。さらに，原子炉水位が放射線の遮蔽が維持される水位を確保できることを評価する。
また，評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，本重要事故シーケ
ンスにおける運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータ5.3-4

に与える影響及び操作時間余裕を評価する。
※1

RHR 系統切替え時のミニマムフロー弁操作誤りによる流出量は他の原

子炉冷却材流出事象と比べて流出量が大きい（付録 1 別添 柏崎刈羽原子力発電所６号及び 7 号炉確率論的リスク評価(PRA)について 添付資料
3.1.2.c-3※2

冷却材流出事象の流出量及び余裕時間の算出方法について）

流出により通常運転水位から残留熱除去系の吸込配管の高さまで水位が低下後，蒸発により水位が有効燃料棒頂部まで低下するまでの時間（停止 1 日後の崩壊熱を想定）（添付資料 5.3.1, 5.3.2）(2) 有効性評価の条件
本重要事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な評価条件を第5.3.2 表に示す。また，主要な評価条件について，本重要事故シーケンス特有の評価条件を以下に示す。
ａ．初期条件(a) 原子炉圧力容器の状態
原子炉圧力容器の開放時について評価する。原子炉未開放時においては原子炉水位計による警報発生，緩和設備の起動等に期待できる。また，残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）の吸込配管が有効燃料棒
頂部より高い位置にあるため，有効燃料棒頂部が露出する前に流出が停止する。
(b) 原子炉初期水位及び原子炉初期水温
事象発生前の原子炉の初期水位は，原子炉ウェル満水の水位とし，保有水量を厳しく見積もるため，使用済燃料プールと原子炉ウェルの間に設置されているプールゲートは閉を仮定する。また，原子炉初期水温は52℃とする。
5.3-5

ｂ．事故条件(a) 起因事象
起因事象として，残留熱除去系の系統切替え時に原子炉冷却材が流出するものとする。具体的には，ミニマムフロー弁の閉操作忘れの人的過誤による原子炉冷却材のサプレッション・チェンバへの流出を想定し，流出量は約 87m3/h とする。
(b) 崩壊熱による原子炉水温の上昇及び蒸発
本想定事象では崩壊熱除去機能喪失を仮定した場合も，事象発生から安定状態に至る時間に対して，原子炉水温が 100℃に到達するまでの時
間が事象発生から 5 時間以上と長いため，崩壊熱による原子炉水温の上昇及び蒸発については，考慮しない。
(c) 外部電源
外部電源は使用できないものと仮定し，非常用ディーゼル発電機によって給電を行うものとする。

ｃ．重大事故等対策に関連する機器条件(a) 残留熱除去系（低圧注水モード）
残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水流量は 954m3/h とする。

ｄ．重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件として，「1.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。
(a) 残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）運転中の残留熱除去系ポン
5.3-6

プミニマムフロー弁閉止及び待機中の残留熱除去系（低圧注水モード）
による原子炉注水は，原子炉水位低下確認後，原因調査を開始し，事象発生から 2 時間後に実施するものとする。
なお，本評価事象においては漏えい箇所の隔離が容易であるため，残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水操作は残留熱除去系ポンプミニマムフロー弁閉止操作完了後に実施するものとしている。ただし，両操作とも水位低下を認知して実施する操作であり, 事象によっては原子炉注水操作を残留熱除去系ポンプミニマムフロー弁
閉止操作完了前に実施することもある。
（添付資料 5.3.2）(3) 有効性評価の結果
本重要事故シーケンスにおける原子炉水位の推移を第 5.3.5 図に，原子炉水位と線量率の関係を第 5.3.6 図に示す。
a. 事象進展
事象発生後，原子炉冷却材が流出することにより，原子炉水位は低下し始めるが，原子炉水位の低下により異常事象を認知し，事象発生から2 時間経過した時点で，残留熱除去系ポンプミニマムフロー弁閉止操作完了後，待機中の残留熱除去系ポンプを起動し，残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水を行う。
その後は，残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）運転により崩壊
熱除去機能を回復する。
線量率の評価点は原子炉建屋オペレーティングフロアの床付近としており，有効燃料棒頂部の約 15m 上の水位での線量率は 1.0×10-3mSv/h 以
下であり，この水位において放射線の遮蔽は維持されている。

5.3-7

b．評価項目等
原子炉水位は，第 5.3.5 図に示すとおり，有効燃料棒頂部の約 15m 上まで低下するに留まり，燃料は冠水維持される。
第 5.3.6 図に示すとおり，必要な遮蔽※3 が維持できる水位である有効
燃料棒頂部の約 3.0m 上を下回ることがないため，放射線の遮蔽は維持される。なお，線量率の評価点は原子炉建屋オペレーティングフロアの床付近としている。
また，全制御棒全挿入状態が維持されているため，未臨界は確保されている。
原子炉水位回復後，残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水を停止し，残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）運転による原子炉圧力容器除熱を行うことで，安定状態を維持できる。
本評価では，「1.2.4.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(3)の評価項目について，対策の有効性を確認した。
※3 必要な遮蔽の目安とした線量率は 10mSv/h とする。原子炉冷却材流出における原子炉建屋オペレーティングフロアでの作業時間及び作業員の退避は 1 時間以内であり，作業員の被ばく量は最大でも 10mSv となるため，緊急作業時における被ばく限度の 100mSv に対して余裕がある。
本事故に応じた燃料損傷防止対策において原子炉建屋オペレーティ
ングフロアでの操作を必要な作業としていないが，燃料プール代替注
水系（可搬型スプレイヘッダ）を使用した使用済燃料プールへの注水について仮に考慮し，可搬型スプレイヘッダ及びホースの設置にかかる作業時間を想定した。
必要な遮蔽の目安とした線量率 10mSv/h は，定期検査作業時での原5.3-8

子炉建屋オペレーティングフロアにおける線量率を考慮した値である。
この線量率となる水位は有効燃料棒頂部の約 3.0m 上（原子炉ウェ
ル満水から約 14m 下）の位置である。
（添付資料 4.1.2, 5.1.6，5.3.3）

5.3.3 評価条件の不確かさの影響評価
評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する
ものとする。
本重要事故シーケンスは，事象進展が緩やかであり，運転員等操作である待機中の残留熱除去系（低圧注水モード）により，水位を回復させることが特徴である。また，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，待機中の残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水操作とする。

(1) 評価条件の不確かさの影響評価
ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，第5.3.2 表に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件とした場合の影響を確認する。また，評価条件の設定に当たっては，評価項目に対する余裕が小さくなるような設定があることから,その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられる項目に関する影響評価の結果を以下に示す。

（a）運転員等操作時間に与える影響
5.3-9初期条件の原子炉水温は評価条件の 52℃に対して最確条件は約 37℃～約 48℃であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件で設定している原子炉水温より低くなり，沸騰開始時間は遅くなるため，原子炉水位が有効燃料棒頂部まで低下する時間は長くなり，原子炉冷却材流出の停止及び注水操作は原子炉冷却材流出の認知を起点とするものであることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉水位は，評価条件の原子炉ウェル満水に対して最確条件とした場合は，事故事象ごとに異なり，原子炉ウェル水張り実
施中においては，評価条件よりも原子炉初期水位は低くなるが，既に原子炉注水を実施しており，また原子炉冷却材流出の停止のための隔離操作は，原子炉冷却材流出の認知を起点とする操作であることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件のプールゲートの状態は評価条件のプールゲート閉に対して最確条件はプールゲート開であり，評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件で設定している保有水量より多くなる
ため，原子炉水位が有効燃料棒頂部まで低下する時間は長くなるが，原子炉冷却材流出の停止及び注水操作は原子炉冷却材流出の認知を起点とする操作であることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉圧力容器の状態は，評価条件の原子炉圧力容器の開放に対して最確条件は事故事象ごとに異なる。原子炉圧力容器の未開放時は，原子炉水位計による警報発生，緩和設備の起動等により原
子炉冷却材流出の認知が早まるため，運転員等操作時間が早くなり，
原子炉圧力容器の開放時は，評価条件と同様となるが，原子炉冷却材
5.3-10流出の停止及び注水操作は原子炉冷却材流出の認知を起点とする操作であることから，運転員等操作時間に与える影響はない。

（b）評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の原子炉水温について，評価条件の 52℃に対して最確条件
は約 37℃～約 48℃であり，評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件で設定している原子炉初期水温より低くなり，沸騰開始時間は遅くなるため，原子炉水位が有効燃料棒頂部まで低下す
る時間は長くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
初期条件の原子炉水位及び原子炉圧力容器の状態について，評価条
件の原子炉圧力容器の開放及び原子炉ウェル満水に対して最確条件は
事故事象ごとに異なる。原子炉圧力容器の開放時は，原子炉ウェルの水張りを実施しているため初期水位が原子炉ウェル満水と高い位置となるが，原子炉圧力容器等の遮蔽に期待できず，また原子炉水位計の警報による運転員の認知に期待できないため，速やかな認知が困難である。一方，原子炉圧力容器の未開放時は,原子炉圧力容器の開放時と比べて，初期水位が低い位置であるが，原子炉圧力容器等の遮蔽に期待でき，かつ，原子炉水位計による警報発生，緩和設備の起動等により原子炉冷却材流出の認知が早まり，さらに放射線の遮蔽を維持できる有効燃料棒頂部の約 2.0m 上に到達するまでの時間（約 1 時間）は認知の時間に比べて十分長い。このため，現場作業員の退避時の被ばくを考慮した際も必要な放射線の遮蔽は維持されることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，原子炉水位が有効
燃料棒頂部まで低下する時間（停止１日後）は 2 時間以上と長く，認5.3-11

知後すぐに隔離による原子炉冷却材流出の停止操作及び原子炉注水操
作を行えるため，操作時間が十分あることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
初期条件のプールゲートの状態において評価条件のプールゲート閉に対して，最確条件はプールゲート開であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件で設定している保有水量より多くなるため，原子炉水位が有効燃料棒頂部まで低下する時間は長くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作の不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の 6 要因に分類し，これらの要因が運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転員等操作時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価し，評価結果を以下に示す。

(a) 運転員等操作時間に与える影響
操作条件の原子炉冷却材流出の停止操作は，評価上の操作開始時間として，事象発生から 2 時間後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，実態の運転操作においては，運転員の残留熱除去系系統
切替え時のプラント状態確認による早期の認知に期待できるため,評価の想定と比べ，早く事象を認知できる可能性があり，評価上の操作開始時間に対し，実態の原子炉冷却材流出の停止操作が早くなることから，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。
5.3-12

操作条件の待機中の残留熱除去系（低圧注水モード）の注水操作は，評価上の操作開始時間として，原子炉水位の低下に伴う異常の認知及び現場操作の時間を考慮し，事象発生から 2 時間後を設定している。運転
員等操作時間に与える影響として，原子炉水位低下時に原子炉注水の必要性を認知することは容易であり，評価では事象発生から 2 時間後の原
子炉注水操作開始を設定しているが，実態は運転員の残留熱除去系系統
切替え時のプラント状態確認による早期の認知に期待でき，速やかに原子炉注水操作を実施するため，その開始時間は早くなることから，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。

(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の原子炉冷却材流出の停止操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間が早まり，原子炉水位の低下を緩和する可能性があることから，評価項目となるパラメータに与える余裕は大きくなる。
操作条件の待機中の残留熱除去系（低圧注水モード）の注水操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間が早まり，原子炉水位の低下を緩和する可能性があることから，評価項目となるパラメータに与える余裕は大きくなる。
（添付資料 5.3.4）(2) 操作時間余裕の把握
操作開始時間の遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作
時間余裕を確認し，その結果を以下に示す。
5.3-13

操作条件の原子炉冷却材流出の停止操作について，必要な遮蔽が確保される最低水位に到達するまで約 13 時間であり，事故を認知して原子炉注水を開始するまでの時間は 2 時間であることから，時間余裕がある。
操作条件の待機中の残留熱除去系（低圧注水モード）の注水操作について，必要な遮蔽が確保される最低水位に到達するまで約 13 時間であり，事故を認知して原子炉注水を開始するまでの時間は 2 時間であることから，時間余裕がある。
（添付資料 5.3.4）(3) まとめ
評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認した。その結果，評価条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間には時間余裕がある。

5.3.4 必要な要員及び資源の評価(1) 必要な要員の評価
事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」において，6 号及び 7号炉同時の重大事故等対策時における必要な要員は，「5.3.1(3)燃料損傷防止対策」に示すとおり 14 名である。「6.2 重大事故等対策時に必要な要員の評価結果」で説明している運転員，緊急時対策要員等の 64 名で対処可能である。
5.3-14

(2) 必要な資源の評価
事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」において，必要な水源，燃料及び電源は，「6.1(2)資源の評価条件」の条件にて評価している。その結果を以下に示す。

ａ．水源
残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水については，必要な注水量が少なく，また，サプレッション・チェンバのプール水を水源とすることから，枯渇することはないため，7 日間の継続実施が可能で
ある。

ｂ．燃料
非常用ディーゼル発電機による電源供給については，事象発生後 7 日
間最大負荷で運転した場合，号炉あたり約 753kL の軽油が必要となる。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，事象発生直後からの運転を想定すると，7 日間の運転継続に合計約 13kL の軽油が必要となる。（6 号及び 7 号炉合計約 1,519kL）
6 号及び 7 号炉の各軽油タンクにて約 1,020kL（6 号及び 7 号炉合計約2,040kL）の軽油を保有しており，これらの使用が可能であることから，
非常用ディーゼル発電機による電源供給，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・ポスト用発電機による電源供給について，7 日間の継続が可能である。
（添付資料 5.3.5）
5.3-15

ｃ．電源
外部電源は使用できないものと仮定し，非常用ディーゼル発電機によって給電を行うものとする。6 号及び 7 号炉において重大事故等対策時に必要な負荷は，各号炉の非常用ディーゼル発電機負荷に含まれることか
ら，非常用ディーゼル発電機による電源供給が可能である。
また，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・ポスト用発電機についても，必要負荷に対しての電源供給が可能である。

5.3.5 結論
事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」では，系統切替え操作の誤り等によって原子炉冷却材が系外に流出することで原子炉圧力容器内の保有水量が減少し，燃料損傷に至ることが特徴である。事故シーケンスグルー
プ「原子炉冷却材の流出」に対する燃料損傷防止対策としては，残留熱除去
系による原子炉注水手段を整備している。
事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」の重要事故シーケンス「残留熱除去系の系統切替え時に操作の誤り等によって原子炉冷却材が系外へ流出する事故」について有効性評価を実施した。
上記の場合においても，残留熱除去系による原子炉注水を行うことにより，燃料は露出することなく有効燃料棒頂部は冠水しているため，燃料損傷することはない。
その結果，有効燃料棒頂部の冠水，放射線の遮蔽の維持及び制御棒の全挿入状態が維持されており未臨界の確保ができることから，評価項目を満足している。また，安定状態を維持できる。
評価条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操作時間に与える影
5.3-16

響及び評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
重大事故等対策時に必要な要員は，運転員及び緊急時対策要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
以上のことから，残留熱除去系による原子炉注水等の燃料損傷防止対策は，選定した重要事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，事故
シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」に対して有効である。

5.3-17

非常用ディーゼル
発電機

外部電源

Gen
原子炉ウェル（Ａ，Ｃのみ）格納容器スプレイ・ヘッダ

主タービン系へ

給水系より

原子炉格納容器
軽油タンク

原子炉圧力容器

原子炉ウェルからの
冷却材流出

Ａ

Ｃ

残留熱除去系ポンプ

第 5.3.1 図

残留熱除去系ポンプ
ミニマムフロー弁

残留熱除去系ポンプ「原子炉冷却材の流出」の重大事故等対策の概略系統図(1/2）（原子炉停止時冷却系統構成失敗）

非常用ディーゼル
発電機

外部電源

Gen
原子炉ウェル（Ａ，Ｃのみ）格納容器スプレイ・ヘッダ

主タービン系へ

給水系より

原子炉格納容器
軽油タンク

原子炉圧力容器Ａ

Ｃ

残留熱除去系ポンプ

第 5.3.2 図

残留熱除去系ポンプ

残留熱除去系ポンプ
ミニマムフロー弁「原子炉冷却材の流出」の重大事故等対策の概略系統図(2/2）（原子炉注水及び原子炉停止時冷却）5.3-18

凡例

プラント前提条件
・原子炉ウェル満水
・全燃料装荷＆プールゲート「閉」
・非常用ディーゼル発電機（B）点検中
・残留熱除去系（A）原子炉停止時冷却モード運転中・残留熱除去系（B）点検中
・残留熱除去系（C）低圧注水モード待機中：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）の
みの作業

：判断

：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業：評価上考慮しない操作・判断結果

外部電源喪失残留熱除去系停止確認（機器作動状況，系統流量による確認）

非常用ディーゼル発電機（A，C）自動起動確認
非常用高圧母線（6.9kV）C，E復旧確認

残留熱除去系原子炉停止時冷却モード
再起動操作

※1

低圧注水機能待機号機を
原子炉停止時冷却モードへ切替え準備※2

残留熱除去系ミニマムフロー弁「開」のまま電動弁電源「切」操作

非常用ディーゼル発電機運転状態確認※1
外部電源喪失により停止した側の残留熱除去系を原子炉停止時冷却モードで再起動する※3※2
作業予定等による原子炉停止時冷却モード運転号機の切替えを想定※3
人的過誤を仮定するため，全閉操作後に電源を切るミニマムフロー弁を，全開のまま電源を切ることを想定する

低圧注水機能待機号機の原子炉停止時冷却モード切替え準備完了※4
原子炉ウェルの水頭圧により原子炉冷却材流出開始

評価上考慮せず※4
原子炉停止時冷却モード切替え準備完了時に原子炉圧力容器からの水頭圧によりサプレッ
ション・チェンバ・プールへの流出は始まり，プラント状態（原子炉水位，原子炉水温等）
確認により原子炉冷却材流出が確認できるが，評価上考慮しない※5
流出量は約87m3 /h。原子炉水位低下速度は約530mm/h※4
原子炉停止時冷却モード切替え時のプラント状態確認にて「原子炉水位低下」を確認

評価上考慮せず

原子炉停止時冷却モード
運転号機切替え（評価上の時刻）（0分）

原子炉停止時冷却モード停止号機を
低圧注水モード待機へ切替え

サプレッション・チェンバ・プールへの ※5
原子炉冷却材流出による原子炉水位低下開始

原子炉停止時冷却モード切替え時のプラント状態確認にて「原子炉水位低下」を確認（約60分後）評価上考慮せず※6※7

原子炉水位の低下を確認※6
1時間ごとの中央制御室監視にて，原子炉水位(定検時水張用)により原子炉水位低下を検知する
実際は，原子炉停止時冷却モード切替え時にプラント状態（原子炉水位，原子炉水温等）を確認する。そのため，早期に原子炉冷却材流出は確認することができる
なお，原子炉水位(定検時水張用)による監視ができない場合でも，サプレッション・チェンバ・
プール水位により異常を検知することは可能である

原子炉水位低下調査開始（2時間後）

残留熱除去系ミニマムフロー弁「開」確認隔離操作※8※9
サプレッション・チェンバ・プールへの
原子炉冷却材流出停止原子炉水位低下停止

低圧注水モード待機号機を起動し原子炉注水開始（2時間後）

原子炉水位の上昇を確認※7
重大事故等発生を通信連絡設備により確認した現場作業員は 退避を実施する
実際は退避が必要な原子炉の状態には至らないが，評価上，人的過誤の認知を約 60分後としている
ため，建屋内への放射性物質の放出が想定されることから退避を指示する※8
原子炉ウェル水位低下及びサプレッション・チェンバ・プール水位上昇により，サプレッション・
チェンバとのバウンダリ喪失を判断し，隔離操作を実施する
隔離操作完了により，正常な原子炉停止時冷却モードの運転となる※9
隔離成功時の原子炉ウェル最低水位は有効燃料棒頂部（TAF）+15m（原子炉ウェルオーバーフローレ
ベル-1m）となる
なお，サプレッション・チェンバ・プールの水位上昇は約 +30cmとなる※10※10
原子炉水位(定検時水張用)により原子炉水位の上昇を確認する

ミニマムフロー弁を全閉とした
原子炉停止時冷却モード運転号機にて原子炉除熱継続

原子炉停止時冷却モードにより冷却を継続し，機能喪失している設備の復旧に努める

使用済燃料プール冷却開始

原子炉の状態が静定後使用済燃料プール冷却を再開する

5.3-19
第 5.3.3 図「原子炉冷却材の流出」の対応手順の概要

原子炉冷却材の流出
経過時間（時間）
備考

0
実施箇所・必要人員数
当直長

責任者
指揮者
操作項目

1人

6号

当直副長

1人

7号

当直副長

1人

緊急時対策本部要員

通報連絡者

運転員
（中央制御室）

6号

7号

1

1.5

2

2.5

3

3.5

4

4.5

5

事象発生

約60分 原子炉水位低下検知

中央監視
緊急時対策本部連絡各号炉運転操作指揮

2時間 サプレッション・チェンバ・プールへの原子炉冷却材流出停止
2時間 原子炉注水開始

操作の内容
中央制御室連絡

5人

発電所外部連絡

運転員
（現場）

6号

0.5

緊急時対策要員
（現場）

7号

6号

7号
・外部電源喪失確認

状況判断

1人
A

1人
a

（1人）
A

（1人）
a

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

2人
C,D

2人
c,d

（1人）
A

（1人）
a

（1人）
A

（1人）
a

－

－

（2人）
c,d

－

－

－

－

－

－

・残留熱除去系（運転側）
原子炉停止時冷却モード

10分

停止確認

残 留 熱 除 去 系 ポ ン プ （ A）

・非常用ディーゼル発電機起動確認

残留熱除去系

再起動

5.3-20

原子炉停止時冷却モード運転切替え

原子炉水位回復操作

使用済燃料プール冷却（評価上考慮せず）

再開

必要人員数

合計

－

－

－

－

－

・残留熱除去系（運転側）
原子炉停止時冷却モード

起動操作

－

－

・残留熱除去系（待機側）
原子炉停止時冷却モード

系統構成

－

－

・残留熱除去系（待機側）
原子炉停止時冷却モード

－

－

－

－

－

停止操作／低圧注水モード待機状態へ切替え

－

－

（1人）
a

－

－

－

－

・原子炉水位，温度監視

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・原子炉水位低下調査／隔離操作

－

－

－

（1人）
A

（1人）
a

－

（1人）
A

（1人）
a

（1人）
A
1人
A

・残留熱除去系（運転側）
低圧注水モード待機状態へ切替え－

・放射線防護装備準備－・原子炉水位低下調査／隔離操作

－

－

－

・残留熱除去系（停止側）
低圧注水モード 起動操作

－

－

－

－

（1人）
a

－

－

－

－

1人
a

2人
C,D

2人
c,d

（

残 留 熱 除 去 系 ポ ン プ （ C）

60分

残 留 熱 除 去 系 ポ ン プ （ A）

60分

残 留 熱 除 去 系 ポ ン プ （ A）

60分
10分

－

（2人）
c,d

残 留 熱 除 去 系 ポ ン プ （ C）

適宜実施

－

（2人）
C,D

弁「開」で電源切を想定

10分

起動操作

・残留熱除去系（運転側）（1人）
A

残 留 熱 除 去 系 ポ ン プ （ C） ミ ニ マ ム フ ロ ー

90分

現場系統構成原子炉停止時冷却モード

残 留 熱 除 去 系 ポ ン プ （ A）

90分

・残留熱除去系（待機側）

（2人）
C,D

－

10分

原子炉冷却材流出停止により正常な原子50分

炉停止時冷却モード運転が開始される

5分

原子炉水位回復後，低圧注水モード停止

・スキマサージタンク水位調整

・再起動準備としてろ過脱塩器の隔離及びスキマサージタンクへの補給を実施す

・燃料プール冷却浄化系

る

系統構成

・燃料プール冷却浄化系再起動

・燃料プール冷却浄化ポンプを再起動し使用済燃料プールの冷却を再開する
・必要に応じてスキマサージタンクへの補給を実施する

0人）内の数字は他の作業終了後，移動して対応する人員数。

第 5.3.4 図「原子炉冷却材の流出」の作業と所要時間

残 留 熱 除 去 系 ポ ン プ （ A）

30分
燃 料 プ ー ル 水 温 「 77℃ 」 以 下 維 持
要員を確保して対応する

30分

事象発生約 2.2 時間後に通常運転水位(原子炉ウェル満水)まで回復

有
効
燃
料

流出箇所隔離及び注水開始（約 2 時間後 有効燃料棒頂部から約 15m）

棒
頂
部
か
ら
の

水
位

レベル 8

（m）
レベル 3

レベル 2
レベル 1.5
レベル 1

事故後の時間(h）第 5.3.5 図

原子炉水位の推移

5.3-21

燃料を線源とした線量率が支
配的な水位

必要な遮蔽を確保できる水位(10mSv※3/h)
線

有効燃料棒頂部の約 3.0m 上

量率(mSv/h）

上部格子板を線源とした線量率が支配的な水位

水位の低下(有効燃料棒頂部
から約 15m 上）原子炉ウェル満水

有効燃料棒頂部からの水位(m）

第 5.3.6 図

原子炉水位と線量率

5.3-22

第 5.3.1 表「原子炉冷却材の流出」の重大事故等対策について
有効性評価上期待する事故対処設備

判断及び操作

手順
常設設備

可搬型設備

計装設備

5.3-23

原子炉冷却材圧力バウン
ダリ外への原子炉冷却材
流出確認

運転停止中に原子炉冷却材圧力バウンダリに接続された系統から，運転員の誤操作等により系外への原子炉冷却材の流出が発生し，崩壊熱除去機能が喪失する【非常用ディーゼル発電機】【軽油タンク】－

原子炉水位（SA）
原子炉水位
サプレッション・チェンバ・プール水位

原子炉冷却材圧力バウン
ダリ外への原子炉冷却材
流出停止確認

原子炉冷却材圧力バウンダリに接続された系統か
ら漏えいしている箇所の隔離を行うことで，原子炉冷却材流出が停止することを確認する－－

原子炉水位（SA）
原子炉水位

残留熱除去系(低圧注水モード)運転による原子炉注水

原子炉冷却材流出により低下した原子炉水位を回復するため，待機していた残留熱除去系(低圧注水モード)運転で原子炉注水を実施する【残留熱除去系（低圧注水モード）】－

原子炉水位（SA）
原子炉水位【残留熱除去系系統流量】【】：重大事故等対処設備（設計基準拡張）

第 5.3.2 表

主要評価条件（原子炉冷却材の流出）（1/2）

項目

初
期
条
件

5.3-24
事
故条
件

主要評価条件

条件設定の考え方

原子炉圧力容器の状態

原子炉圧力容器の開放

線量率の影響を確認するため，原子炉圧力容器の開放
状態を想定

原子炉水位

原子炉ウェル満水

原子炉圧力容器が開放状態での水位を想定

原子炉水温

52℃

残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）での炉水側の設定温度を想定

原子炉圧力

大気圧

原子炉圧力容器の開放を想定

プールゲートの状態

閉

保有水が少ないプールゲート閉を想定

起因事象

原子炉冷却材の流出

原子炉冷却材のサプレッション・チ
ェンバへの流出量

約 87m3/h

残留熱除去系の系統切替え時の原子炉冷却材流出を想定
ミニマムフローラインに残留熱除去系ポンプ出口圧力が掛かった場合の最大流出量

崩壊熱による原子炉水温の上昇
及び蒸発

考慮しない

原子炉水温が 100℃に到達するまでの時間が長く，事象進展に影響しないことから設定

外部電源

外部電源なし外部電源の有無は事象進展に影響しないことから，資源の観点で厳しい外部電源なしを設定

第 5.3.2 表
項目

す
る
機
器
条
件

重
大
事
故
等
対
策
に
関
連

残留熱除去系（低圧注水モード）

主要評価条件（原子炉冷却材の流出）（2/2）
主要評価条件954m3/h で注水

条件設定の考え方

低圧注水系の設計値として設定

5.3-25

原子炉水位の低下に伴う異常の認知及び現場操作

重
大
事
故
等
対
策
に
関
連
す
る
操
作
条
件

の実績等を基に，さらに時間余裕を考慮して設定
残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水（原子炉水位の低下を検知し，原因調査を開始す
事象発生から 2 時間後

る時間は事象発生から１時間後を想定。
漏えい箇所の特定（放射線防護装備準備に 10分，現場移動に 10 分，電源投入に 5 分,弁の状態確認に 1 分，計 26 分を想定）及び隔離操作（1 分を想定）については，時間余裕を考慮し原子炉冷却材流出の停止

事象発生から 2 時間後

１時間とする。
原子炉注水は隔離操作後を想定し，事象発生か
ら２時間後とする。
）

添付資料 5.3.1
原子炉冷却材の流出における運転停止中の線量率評価について

運転停止中の原子炉における燃料損傷防止対策の有効性評価では「放射線遮蔽が維持される水位を確保すること」との基準が定められている。
以下に原子炉冷却材の流出における現場線量率の評価を示す。
なお，線量率の評価において，原子炉圧力容器は原子炉未開放の場合，原子炉圧力容器等の遮蔽に期待でき，認知も容易であるため，原子炉開放を想定した。また，原子炉圧力容器の開放作業中において，基本的に原子炉冷却材の流出のおそれのある作業を実施しないこと，原子炉ウェル等に注水を実施している状態であることより，評価において気水分離器及び蒸気乾燥器のD/Sピットへの取り出しが完了し，原子炉ウェルが満水の状態を想定した。

（１） 炉心燃料・炉内構造物の線源強度
放射線源として燃料及び上部格子板をモデル化した。
a.炉心燃料
評価条件を以下に示す。
○ 線源形状：円柱線源（炉心の全てに燃料がある状態）○ 燃料有効長（mm）:○ ガンマ線エネルギ:計算に使用するガンマ線は，エネルギ18群(ORIGEN 群構造)
○ 線源材質:燃料及び水 (密度g/cm3)○ 線源強度は，以下の条件で ORIGEN2 コードを使用して算出
・燃料照射期間：1264 日(燃焼度 33GWd/t 相当の値)
・燃料組成：STEPⅢ 9×9A 型(低 Gd)
・濃縮度：(wt.%)

・U 重量：燃料一体あたり(kg)

・停止後の期間※：停止後 3 日(実績を考慮した値を設定)※

停止後の期間は全制御棒全挿入からの時間を示している。通常停止操作において原子炉の出力は全制御棒全挿入完了及び発電機解列以前から徐々に低下させるが、線源強度評
価は崩壊熱評価と同様にスクラムのような瞬時に出力を低下させる保守的な計算条件となっている。

線量率評価モデルを図 1 に示す。また，評価により求めた線源強度を表 1 に示す。

添 5.3.1-1

T.M.S.L.約 33.7

約 19.7 -T

真空（密度：958kg/m3）

T.M.S.L.約 14.0

約 3.7

φ約 5.3m×約 3.7m

T.M.S.L.約 10.3
φ約 5.3

注： 寸法は公称値を示す（単位：m）
× 評価点（燃料交換機床）図 1 燃料の線量率評価モデル

添 5.3.1-2

表 1 燃料の線源強度

b.

上部格子板

評価条件を以下に示す。
○ 線源形状：円柱線源としてモデル化○ 線源の高さ（mm）：○ ガンマ線エネルギ：計算に使用するガンマ線は，主要核種 60Coを想定して1.5MeV○ 線源材質： 水と同等(密度958kg/m3※)※ 65℃から 100℃までの飽和水の密度のうち，最小となる 100℃の値を採用○ 線源強度は，機器表面の実測値（
Sv/h）より 2.1×109(Bq/cm3)と算出
線量率評価モデルを図 2 に示す。

添 5.3.1-3

T.M.S.L.約 33.7

約 18.4 -T

真空（密度：958kg/m3）

T.M.S.L.約 15.3

約 1.0

φ約 6.2m×約 1.0m

（密度：958kg/m3）
T.M.S.L.約 14. 3
φ約 6.2

注： 寸法は公称値を示す（単位：m）
× 評価点（燃料交換機床）

図 2 上部格子板の線量率評価モデル（２） 線量率の評価
線量率は，「添付資料 4.1.2｢水遮蔽厚に対する貯蔵中の使用済燃料からの線量率｣の算出について」と同様に QAD-CGGP2R コードを用いて計算している。
評価点については保守的に燃料交換機床とした。

（３） 現場の線量率の評価結果（１），（２）の条件を用いて評価した原子炉水位と現場の線量率の関係を図 3 に示す。

添 5.3.1-4

燃料を線源とした線量率が支
配的な水位

線
量
率

必要な遮蔽を確保できる水位(10mSv/h)
有効燃料棒頂部の約 3.0m 上(mSv/h）

上部格子板を線源とした線量率が支配的な水位

水位の低下(有効燃料棒頂部
から約 15m 上）原子炉ウェル満水

有効燃料棒頂部からの水位(m）図 3 原子炉水位と線量率

添 5.3.1-5

添付資料 5.3.2
原子炉冷却材流出評価における POS 選定の考え方
1. 本評価における POS の決定
運転停止中の原子炉における燃料損傷防止対策の有効性評価，「原子炉冷却材の流出」(以下「原子炉冷却材流出」という。)の重要事故シーケンスの評価では，次節に示すとおり，定期検査中に実施する作業等を確認し，原子炉冷却材の流出が生じうる作業を抽出した後，各々の作業を比較して重要事故シー
ケンスとする作業を選定した。定期検査中に各作業等が実施される時期はおおむね決まっているため，
POS については，選び得る POS を比較して決定した。
2. 原子炉冷却材流出評価の対象とした作業等
重要事故シーケンスの選定にあたり，定期検査中に原子炉冷却材流出が想定され得るとして抽出した作業等は次の 5 つである。この 5 つの作業等から，本評価では「RHR 系統切替え時のミニマムフロー弁
操作誤り」を選定した。選定の理由は，発生時に想定される原子炉冷却材流出速度が大きいこと※，CUW
ブローは原子炉水位の変化に特に注目する作業であること，他の 3 事象は点検であり，発生時の検知の可能性が本事象よりも高いと考えられることによるものである。
・CRD 点検（交換）時の作業誤り
・LPRM 点検（交換）時の作業誤り
・RIP 点検時の作業誤り
・CUW ブロー時の操作誤り
・RHR 系統切替え時のミニマムフロー弁操作誤り※

RHR 系統切替え時のミニマムフロー弁操作誤りによる流出量は他の原子炉冷却材流出事象と比べて流出量が大きい（付録 1 別添 柏崎刈羽原子力発電所６号及び 7 号炉確率論的リスク評価(PRA)について 補足説明資料 1.1.2.c-3 冷却材流出事象の流出量及び余裕時間の算出方法について）＜RHR 系統切替え時のミニマムフロー弁操作誤り時の流出量の算出＞
流出量はより算出した添 5.3.2-1

＝約 87m3/h
3. POS を選定する上で考慮した点
定期検査中に RHR 系統切替えを実施する時期としては，RHR の運転や待機の系統を変化させる場合があり，この作業は定期検査中のほぼ全域で生じ得る。このため，POS についてはいずれの場合も選び得る。
その上で，本評価では POS の選定において以下の点を考慮した。
(1) 崩壊熱による原子炉水温の上昇及び蒸発
崩壊熱による原子炉冷却材の減少を厳しく評価する観点では，原子炉停止後の時間が短い POS の方が適切である。但し，POS「S」の崩壊熱で評価しても，流出による原子炉冷却材の減少に対して崩壊熱による原子炉冷却材の減少の速度は小さい。
(2) 原子炉圧力容器内の保有水量
原子炉圧力容器内の保有水量の観点では，原子炉ウェル満水の状態が最も余裕があり，原子炉圧力容器が通常水位(NWL)に近いほど厳しい条件となる。ただし，RHR の吸込口は有効燃料棒頂部(TAF)から約 1.7m 上にあるため，
RHR の吸込口を下回った後の水位低下は崩壊熱による減少となる。
例えば，原子炉停止から 1 日後の崩壊熱を仮定すると，約 2 時間の時間余裕があり，原子炉注水までの時間余裕を確保できる。

原子炉圧力容器
T.M.S.L. 約 18.4m(NWL 付近)

NWL付近

水位低下の停止
水位の低下
低圧給水ノズル
T.M.S.L. 約15.7m

T.M.S.L. 約15.7m*A系のみ給水配管（T.M.S.L. 約16.4m）に接続

T.M.S.L. 約14.0m

燃料有効長

RHR A～C
ＲＨＲ吸込ノズル
Ａ～Ｃ吸込ノズル（個別のノズルであるが高さは同一）（個別のノズルであるが高さは同一）

RHR
系のミニマムフロー弁操作
RHR
系の最小流量バイパス
弁の閉め忘れによる冷却材
誤りによる原子炉冷却材流出の
流出の発生
発生

T.M.S.L. 約 5.0m

図 3 RHR 吸い込み配管のノズルの高さと燃料有効長頂部の高さ(3) 発生時の検知性
発生時の検知性の観点では，原子炉圧力容器の上蓋が閉止されている場合，原子炉水位低下の警報発生や緩和設備の起動などに期待できるが，原子炉圧力容器の上蓋が開放されている場合，これ

添 5.3.2-2

らの機能には期待できない。
(4) 原子炉水位低下時の作業環境
原子炉水位低下時の作業環境への影響の観点では，原子炉圧力容器の上蓋が閉鎖されている場合，
原子炉水位が低下しても十分に遮蔽されるため作業環境には影響が生じないが，原子炉圧力容器の上蓋が開放されている場合，原子炉水位が大きく低下すると十分な遮蔽効果が期待できなくなり，作業環境への影響が現れる。
4. POS の選定結果と考察「RHR 系統切替え時のミニマムフロー弁操作誤り」は原子炉冷却材流出事象発生時の検知が他の作業等よりも困難な事象である。このため，3．(1)から(4)の点のうち，(3)の検知性の観点で厳しい POS を選定することが適切と考える。この観点では，原子炉圧力容器の上蓋が開放されている，POS「B」,「C」が選定される。POS「C」は CUW ブローによる原子炉ウェルの水位低下から始まり，途中で原子炉圧力容器の上蓋が閉鎖される POS であり，原子炉圧力容器の上蓋が開放されている状態での原子炉水位について，特に注意が払われる POS であることから，本重要事故シーケンスでは，POS「B」を代表として選定することが適切と考える。
なお，有効燃料棒頂部まで水位が低下するまでの時間余裕という観点では原子炉未開放である POS「A」，「C」，「D」の「RHR 系統切替え時のミニマムフロー弁操作誤り」が厳しくなるが，その場合であっても2 時間以上の時間余裕※があり，かつ原子炉水位計による警報発生や緩和設備の起動などに期待できるため，原子炉開放時と比べて速やかな検知と注水が可能である。
※流出により通常運転水位から残留熱除去系の吸込配管の高さまで水位が低下後，蒸発により水位が有
効燃料棒頂部まで低下するまでの時間（停止 1 日後想定）
以上

添 5.3.2-3

表 1 各プラント状態における評価項目に対する影響（原子炉冷却材の流出）
プラント状態（POS）

S

原子炉冷温停止への移行
状態

包絡事象

重大事故等対処設備等

POS Sにおいては，冷却材 ・非常用炉心冷却系（ＬＰＦL，ＨＰＣＦ）
流出事象の要因となる作業 ・低圧代替注水系（常設）や操作を実施しないため， ・低圧代替注水系（可搬型）
対象外
・常設代替交流電源設備

基本的に，冷却材流出事象の要因となる作業や操作を実施しない
例外的な作業として「残留 ・非常用炉心冷却系（ＬＰＦL，ＨＰＣＦ）
PCV/RPVの開放及び原子 熱除去系の切り替え操作」 ・低圧代替注水系（常設）A
炉ウェル満水への移行状態 の実施があるが「添付資料 ・低圧代替注水系（可搬型）
5.3.4 評価条件の不確かさ ・常設代替交流電源設備の影響評価について（運転停止中 原子炉冷却材の流出）」に包絡される

原子炉圧力容器蓋
の開閉状態

閉鎖

閉鎖→開放

運転停止中の評価項目
有効燃料棒頂部の冠水

放射線の遮蔽が維持できる水位の確保

未臨界の確保POS Sにおいては，冷却材流出事象の要因となる作業や操作を実施しないため，対象外

POS Sにおいては，冷却材流出事象の要因となる作業や操作を実施しないため，対象外

POS Sにおいては，冷却材流出事象の要因となる作業や操作を実施しな
いため，対象外有効性評価でのPOS Bの想定に比べ，原子炉未開放
有効性評価でのPOS Bの想定に比べ，原子炉未開放状態では原
状態では原子炉水位計による警報発生及び緩和設備
子炉水位計による警報発生及び緩和設備の起動等により原子炉冷プラント状態POS Ｂに同じの起動等により原子炉冷却材流出の認知が早まり，却材流出の認知が早まり，運転員等操作時間が早くなるため，「添制御棒引き抜きに係わる試験は「反運転員等操作時間が早くなるため，「添付資料5.3.4
付資料5.3.4 評価条件の不確かさの影響評価について（運転停止
応度誤投入」に包絡評価条件の不確かさの影響評価について（運転停止
中 原子炉冷却材の流出）」に包絡される
中 原子炉冷却材の流出）」に包絡される・非常用炉心冷却系（ＬＰＦL，ＨＰＣＦ）
・低圧代替注水系（常設）・低圧代替注水系（可搬型）・常設代替交流電源設備
・燃料プール代替注水系（常設）
・燃料プール代替注水系（可搬）B1

添 5.3.2-4

原子炉ウェル満水状態（原B2 子炉ウェル水抜き開始まで）-

・非常用炉心冷却系（ＬＰＦL）
・低圧代替注水系（可搬型）・常設代替交流電源設備
・燃料プール代替注水系（可搬）開放有効性評価にて評価項目を満足することを確認している（有効性評価で確認している「RHR切替え時のミニマムフロー弁操作誤り」に他の冷却材流出事象（CRD点検（交換）時の作業誤り，
LPRM点検（交換）時の作業誤り，RIP点検時の作業誤り，CUWブ
ロー時の操作誤り）は包絡される）有効性評価にて評価項目を満足することを確認している
有効性評価にて評価項目を満足する（有効性評価で確認している「RHR切替え時のミニマ
ことを確認している
ムフロー弁操作誤り」に他の冷却材流出事象（CRD点
燃料の取出・装荷に係わる作業は検（交換）時の作業誤り，LPRM点検（交換）時の作業「反応度誤投入」に包絡
誤り，RIP点検時の作業誤り，CUWブロー時の操作誤り）は包絡される）・非常用炉心冷却系（ＲＨＲ）
・低圧代替注水系（常設）・低圧代替注水系（可搬型）・常設代替交流電源設備
・燃料プール代替注水系（常設）
・燃料プール代替注水系（可搬）

B3

B4

C1
PCV/RPVの閉鎖及び起動準備への移行状態
C2

D 起動準備状態

・非常用炉心冷却系（ＬＰＦL，ＨＰＣＦ）
冷却材流出事象の要因とな ・低圧代替注水系（常設）る作業として「ＣＵＷブロー ・低圧代替注水系（可搬型）操作」及び「残留熱除去系 ・常設代替交流電源設備の切替え操作」が考えられるが，原子炉未開放状態では原子炉水位計による警報
・非常用炉心冷却系（ＬＰＦL，ＨＰＣＦ）
発生及び緩和設備の起動・低圧代替注水系（常設）
等により原子炉冷却材流出
・低圧代替注水系（可搬型）の認知が早まり，運転員等
・常設代替交流電源設備
操作時間が早くなるため，「添付資料5.3.4 評価条件の不確かさの影響評価について（運転停止中 原子炉 ・非常用炉心冷却系（ＬＰＦL，ＨＰＣＦ）
冷却材の流出）」に包絡さ ・低圧代替注水系（常設）れる・低圧代替注水系（可搬型）・常設代替交流電源設備

開放→閉鎖

閉鎖

有効性評価でのPOS Bの想定に比べ，原子炉未開放
有効性評価でのPOS Bの想定に比べ，原子炉未開放状態では原
状態では原子炉水位計による警報発生及び緩和設備
子炉水位計による警報発生及び緩和設備の起動等により原子炉冷プラント状態POS Ｂに同じの起動等により原子炉冷却材流出の認知が早まり，却材流出の認知が早まり，運転員等操作時間が早くなるため，「添制御棒引き抜きに係る試験は「反応運転員等操作時間が早くなるため，「添付資料5.3.4
付資料5.3.4 評価条件の不確かさの影響評価について（運転停止
度誤投入」に包絡評価条件の不確かさの影響評価について（運転停止
中 原子炉冷却材の流出）」に包絡される
中 原子炉冷却材の流出）」に包絡される

添付資料 5.3.3
安定状態について運転停止中の原子炉冷却材の流出の安定状態については以下のとおり。
原子炉安定停止状態：事象発生後，原子炉冷却材の流出が停止し，設計基準事故対処設備及び重大事故等対処設備を用いた炉心冷却により，炉心冠水が維持でき，また，冷却のための設備がその後も機能維持できると判断され，かつ，必要な要員の不足や資源の枯渇等のあらかじめ想定される事象悪化のおそれがない場合，原子炉安定停止状態が確立されたものとする。
【安定状態の確立について】
原子炉安定停止状態の確立について
事象発生直後から原子炉冷却材の流出により原子炉水位が低下するが，約 2 時間後に原子炉冷却材の流出を停止させ，残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水を行うことで原子炉水位が回復する。その後，残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水を停止し，残留熱除去系（停止時冷却モード）にて冷却することで，冷温停止状態に移行することができ，
原子炉安定停止状態が確立される。
重大事故等対策時に必要な要員は確保可能であり，また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
【安定状態の維持について】
上記の燃料損傷防止対策により原子炉安定停止状態を維持できる。
また，残留熱除去系機能を維持し，除熱を行うことにより，安定停止状態後の安定停止状態の維持が可能となる。

添 5.3.3-1

評価条件の不確かさの影響評価について（運転停止中 原子炉冷却材の流出）
表 1 評価条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（運転停止中 原子炉冷却材の流出）(1/2)
項目

原子炉水温

評価条件(初期，事故及び機器条件)の不確かさ
評価条件
最確条件

52℃

約 37℃～約 48℃(実績値)

添 5.3.4-1

条件設定の考え方

運転員等操作時間に与える影響

評価項目となるパラメータに与える影響

残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）での炉水側の設
定温度を想定最確条件とした場合は，評価条件で設定している原子炉水温より低くなり，沸騰
開始時間は遅くなるため，原子炉水位が有効燃料頂部まで低下する時間は長くなり，原子炉冷却材流出の停止及び注水操
作は原子炉冷却材流出の認知を起点とするものであることから，運転員等操作時間に与える影響はない。

最確条件とした場合は，評価条件で設定している原子炉初期水温より低
くなり，沸騰開始時間は遅くなるため，原子炉水位が有効燃料棒頂部まで低下する時間は長くなることから，評価項目となるパラメータに対す
る余裕は大きくなる。

最確条件とした場合は，事故事象ごとに異なり，原子炉ウェルの水張り実施中においては，評価条件よりも原子炉初期水位は低くなるが，原子炉注水が実施されているため，原子炉水位の低下は起こらず，また，通常これらの期間には残留熱除去系の系統切替え操作は実施しないことから事象進展に与える影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
原子炉圧力容器が未開放の場合,原子炉初期水位が通常運転水位付近にある場合も想定されるが，いずれの水位にあっても，残留熱除去系の吸込配管の高さは有効燃料棒頂部より高い位置にあることから，原子炉冷却材の流出はその高さに到達すると停止し，また，そこから蒸発により有効燃料棒頂部まで原子炉水位が低下するまでの時間は 2 時間以上と長い（停止 1 日後想定）ため，隔離による原子炉冷却材流出の停止操作及び原子炉注水操作を行える。
また，原子炉圧力容器が未開放の場合, 原子炉水位計による警報発生等の認知（15 分程度）,緩和設備の起動,事故後の作業員の退避（1 時間以内）に比べて,放射線の遮蔽を維持できる原子炉水位に到達するまでの時間（約 1 時間）は十分長いため,放射線の遮蔽は維持される。以上より，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

原子炉ウェル満水

事故ごとの変化

原子炉圧力容器が開放状態での水位を想
定

原子炉圧力

大気圧

大気圧

原子炉圧力容器の開放を想定

評価条件と最確条件が同様であることから，事象進展に影響はなく，運転員等操
作時間に与える影響はない。

評価条件と最確条件が同様であることから，事象進展に影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

線量率の影響の観点を確認するため，原
子炉圧力容器の開放を想定

最確条件は事故事象ことに異なる。原子
炉圧力容器の未開放時は，原子炉水位計による警報発生，緩和設備の起動等により原子炉冷却材流出の認知が早まるた
め，運転員等操作時間が早くなり，原子炉圧力容器の開放時は，評価条件と同様となるが，原子炉冷却材流出の停止及び注水操作は原子炉冷却材流出の認知を起点とする操作であることから，運転員等操作時間に与える影響はない。

原子炉圧力容器の開放時は，原子炉ウェルの水張りを実施しているため初期水位が原子炉ウェル満水と高い位置になるが，原子炉圧力容器等の遮蔽に期待できず，また原子炉水位計警報による運転員の認知に期待できないため，速やかな認知が困難である。一方，原子炉圧力容器の未開放時は，原子炉圧力容器の開放時と比べて，初期水位が低い位置であるが，原子炉圧力容器等の遮蔽に期待でき，かつ，原子炉水位計による警報発生，緩和設備の起動等により原子炉冷却材流出の認知が早まり，さらに放射線の遮蔽を維持できる有効燃料棒頂部の約 2.0m 上に到達するまでの時間（約 1 時間）は認知の時間に比べて十分長い。このため，現場作業員の退避時の被ばくを考慮した際も必要な放射線の遮蔽は維持されることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，原子炉水位が有効燃料棒頂部まで低下する時間（停止 1 日後）は 2
時間以上と長く，認知後すぐに隔離による原子炉冷却材流出の停止操作
及び原子炉注水操作を行えるため，操作時間が十分あることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

保有水が少ないプー
ルゲート閉を想定

最確条件とした場合は，評価条件で設定している保有水量より多くなるため，原子炉水位が有効燃料棒頂部まで低下する
時間は長くなるが，原子炉冷却材流出の停止及び注水操作は原子炉冷却材流出の認知を起点とする操作であることから，運転員等操作時間に与える影響はない。

最確条件とした場合は，評価条件で設定している保有水量より多くなる
ため，原子炉水位が有効燃料棒頂部まで低下する時間は長くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

初
期
条
件

原子炉圧力容器の状態

プールゲートの状
態

原子炉圧力容器の開放閉

事故ごとの変化開添付資料 5.3.4

原子炉水位

最確条件とした場合は，事故事象ごとに異なり，原子炉ウェル水張り実施中においては，評価条件よりも原子炉初期水位は低くなるが，既に原子炉注水を実施しており，また原子炉冷却材流出の停止のための隔離操作は，原子炉冷却材流出の認知を起点とする操作であることから，運転員等操作時間に与える影響はない。

表 1 評価条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（運転停止中 原子炉冷却材の流出）(2/2)
項目

初
期
条
件

事
故
条
件

添 5.3.4-2

機器
条件

評価条件(初期，事故及び機器条件)の不確かさ
評価条件
最確条件

燃料の容量

約 2,040kL

起因事象

原子炉冷却材の流出

2,040kL 以上(軽油タンク容量)

条件設定の考え方

運転員等操作時間に与える影響

評価項目となるパラメータに与える影響

通常 時 の 軽油 タ ン ク の 運 用値 を 参考に，最確条件を包絡できる条件を設定

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

－

評価条件と最確条件が同様であることから，事象進展に影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。

評価条件と最確条件が同様であることから，事象進展に影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

－
残留熱除去系の系統切替え時の原子炉
冷却材流出を想定
ミニマムフローラインに残留熱除去系
ポンプ出口圧力が掛かった場合の最大流出量

原子炉冷却材のサ
プレッション・チ
ェンバへの流出量

約 87m3/h

崩壊熱による原子炉水温の上昇及び
蒸発

考慮しない

外部電源

外部電源なし事故ごとに変化

外部電源の有無は事象進展に影響しないことから，資源の観点で厳しい外部電源なしを設定

外部電源がない場合と外部電源がある
場合では，事象進展は同じであることから，運転員等操作時間に与える影響はない。

外部電源がない場合と外部電源がある場合
では，事象進展は同じであることから，評価項目となるパラメータに与える影響はな
い。

残留熱除去系（低圧注水モード）954m3/h で注水

954m3/h 以上で注水

低圧注水系の設計値として設定

評価条件と最確条件が同様であることから，事象進展に影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。

評価条件と最確条件が同様であることから，事象進展に影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

約 87m3/h 以下－

原子炉水温が 100℃に到達するまでの時間が長く，事象進展に影響しないことから設定

表 2 運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕（運転停止中 原子炉冷却材の流出）（1/2）
評価条件（操作条件）の不確かさ
項目

評価上の操
作開始時間

操作の不確かさ要因

条件設定の考え方

運転員等操作時間に評価項目となるパラ与える影響

メータに与える影響

操作時間余裕訓練実績等【認知】評価では，1 時間ごとの中央制御室監視により，原子炉ウェル水位低下を検知することを想定している。実際は，残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）系統切替え時にプラント状態（原子炉ウェル
水位，原子炉水温等）確認により，早期に原子炉冷却材流出を認知できる可能性がある。

添 5.3.4-3

操
作
条
件

原子炉冷却
材流出の停
止操作

事象発生か
ら 2 時間後【要員配置】

実態の運転操作にお運転員による操作のみであり，運転員は中央制御室に常駐している

いては，運転員の残留ことから，操作開始時間に与える影響はない。

熱除去系系統切替え【移動】時のプラント状態確

漏えい隔離のためのミニマムフロー弁の閉操作には，原子炉建屋の認による早期の認知

実態の操作開始時間

原子炉水位の低下に伴現場において当該弁の電源を復旧する必要がある。中央制御室からに期待できるため,評が早まり，原子炉水

う異常の認知及び現場

原子炉建屋の現場までのアクセスルート上にアクセスを阻害する価の想定と比べ，早く位の低下を緩和する

操作の実績等を基に，さ設備はなく，操作開始時間に与える影響はない。

事象を認知できる可

可能性があることからに時間余裕を考慮し【操作所要時間】能性があり，評価上のら，評価項目となるて設定

原子炉ウェル水位低下調査における，漏えい箇所の特定及び隔離に

操作開始時間に対し，

パラメータに与える

1 時間を想定している。漏えい箇所の隔離は，現場におけるミニマ

実態の原子炉冷却材

余裕は大きくなる。

ムフロー弁の電源復旧と中央制御室における当該弁の遠隔閉操作

流出の停止操作が早である。1 弁のみの操作であり，操作開始時間に与える影響はない。

くなることから，運転【他の並列操作有無】

員等操作時間に対す原子炉ウェル水位低下調査における漏えい箇所の特定及び隔離操る余裕は大きくなる。

作に対応する。
運転員に他の並列操作はなく，操作時間に与える影響はない。
【操作の確実さ】
漏えい隔離操作等の現場操作は，操作の信頼性向上や要員の安全のため 2 人 1 組で実施することとしており，誤操作は起こりにくく，誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。

残留熱除去系のミニ
必要な遮蔽が確保される最低水位に到達するまで約 13 時間であり，事故を認知して原子炉注水を開始するまでの
時間は 2 時間であることから，時間余裕がある。

マムフロー弁から漏えいが発生していることを想定し，訓練を実施。訓練実績では，
当該ミニマムフロー
弁の電源復旧及び閉操作に約 5 分。
想定で意図している
運転操作が実施可能なことを確認した。

表 2 運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕（運転停止中 原子炉冷却材の流出）（2/2）
評価条件（操作条件）の不確かさ
項目

評価上の操
作開始時間

操作の不確かさ要因

条件設定の考え方

運転員等操作時間に与える影響

評価項目となるパラメータに与操作時間余裕

訓練実績等

える影響

【認知】
原子炉冷却材流出時に原子炉注水の必要性を認知することは容易であり，よって，評価上の原子炉注水操作開始時間に対し，実際の原子炉注水操作開始時間は早くなる可能性がある。
【要員配置】
中央制御室内での操作のみであり，運転員は中央制御室に常駐していることから，操作開始時間に与える影響はない。
【移動】
中央制御室内での操作のみであり，操作開始時間に与える影響はな
待機中の残

操
作
条
件

留熱除去系
（低圧注水
モード）の注水操作

事象発生か
ら 2 時間後

原子炉水位の低下に伴い。

う異常の認知及び現場【操作所要時間】

操作の実績等を基に，さ残留熱除去系のポンプ起動操作及び注入弁の開操作は，制御盤の操らに時間余裕を考慮し作スイッチによる操作のため，簡易な操作である。操作時間は特にて設定設定していないが，原子炉水位の低下に対して操作に要する時間は

添 5.3.4-4

短い。
【他の並列操作有無】
当該操作を実施する運転員は，残留熱除去系（低圧注水モード）の
原子炉注水操作時に他の並列操作はなく，操作開始時間に与える影響はない。
【操作の確実さ】
中央制御室における操作は，制御盤の操作スイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起こりにくく，そのため誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。

原子炉水位低下時に原子炉注水の必要性を認知することは容易であり，評価では事象発生から 2 時間後の原子炉注水操作開始を設定しているが，実態は運転員の残留熱除去系系統切替え
時のプラント状態確
認による早期の認知に期待でき，速やかに原子炉注水操作を実施するため，その開始
時間は早くなることから，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。

実態の操作開始
時間が早まり，

必要な遮蔽が確保される

原子炉水位の低最低水位に到達するまで下を緩和する可約 13 時間であり，事故を能性があること認知して原子炉注水を開から，評価項目

始するまでの時間は 2 時となるパラメー間であることから，時間余

タに与える余裕裕がある。

は大きくなる。

訓練実績等より，残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水の系統構成に必要な弁の操作は約2 分で操作可能である見込みを得た。想定で意図している運転操作が実施可
能なことを確認した。

7 日間における燃料の対応について(運転停止中 原子炉冷却材の流出)
プラント状況：1～7 号炉停止中。
事象：原子炉冷却材の流出は 6 号及び 7 号炉を想定。保守的に全ての設備が，事象発生直後から燃料を消費するものとして評価する。
なお，全プラントで外部電源喪失が発生することとし，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備等，プラントに関連しない設備も対象とする。
号炉
時系列
合計
事象発生直後から事象発生後 7 日間
7 日間の
7 号炉 非常用ディーゼル発電機 3 台起動。 ※1
軽油消費量(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
約 753kL
1,493L/h×24h×7 日×3 台＝752,472L
事象発生直後から事象発生後 7 日間
6 号炉

非常用ディーゼル発電機 3 台起動。 ※1(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
1,493L/h×24h×7 日×3 台＝752,472L

判定
7 号炉軽油タンク容量は
約 1,020kL（※3）であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 753kL

6 号炉軽油タンク容量は
約 1,020kL（※3）であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

1 号炉軽油タンク容量は約 632kL（※3）であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

2 号炉軽油タンク容量は約 632kL（※3）であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

3 号炉軽油タンク容量は約 632kL（※3）であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

4 号炉軽油タンク容量は約 632kL（※3）であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

5 号炉軽油タンク容量は約 632kL（※3）であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 13kL

1～7 号炉軽油タンク
及 びガス タービ ン発 電
機用燃料タンク（容量約100kL）の残容量(合計)は約 621kL であり，
7 日間対応可能。

事象発生直後から事象発生後 7 日間
1 号炉

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

2 号炉

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

添 5.3.5-1

3 号炉

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

4 号炉

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

5 号炉

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

その他

※1 事故収束に必要な非常用ディーゼル発電機は 2 台であるが，保守的に非常用ディーゼル発電機 3 台を起動させて評価した。
※2 事故収束に必要な非常用ディーゼル発電機は 1 台であるが，保守的に非常用ディーゼル発電機 2 台を起動させて評価した。
※3 保安規定に基づく容量。

添付資料 5.3.5

5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備 1 台起動。(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
45L/h×24h×7 日＝7,560L
モニタリング・ポスト用発電機 3 台起動。(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
9L/h×24h×7 日×3 台＝4,536L

5.4 反応度の誤投入
5.4.1 事故シーケンスグループの特徴，燃料損傷防止対策(1) 事故シーケンスグループ内の事故シーケンス
事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」に含まれる事故シーケンス
は，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，「反応度の誤投入」である。

(2) 事故シーケンスグループの特徴及び燃料損傷防止対策の基本的考え方
事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」では，原子炉の運転停止中に制御棒の誤引き抜き等によって，燃料に反応度が投入されることを想定する。このため，緩和措置がとられない場合には，原子炉は臨界に達し，急激な反応度投入に伴う出力上昇により燃料損傷に至る。
本事故シーケンスグループは，臨界又は臨界近傍の炉心において反応度の誤投入により，原子炉出力が上昇することによって，燃料損傷に至る事故シーケンスグループである。このため，運転停止中の原子炉における燃料損傷防止対策の有効性評価には，安全保護機能及び原子炉停止機能に対する設備に期待することが考えられる。
したがって，本事故シーケンスグループでは，異常な反応度の投入に対して制御棒引き抜きの制限及びスクラムによる負の反応度の投入により，未臨界を確保し，燃料損傷の防止を図る。
（添付資料 5.4.1）(3) 燃料損傷防止対策
事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」に対して，燃料が著しい損傷に至ることなく，かつ，十分な冷却を可能とするため，制御棒引抜阻止機能
により制御棒の引き抜きを阻止し，出力の異常上昇を未然に防止するととも
5.4-1

に，原子炉停止機能により原子炉をスクラムし，未臨界とする。手順の概要
を第 5.4.1 図に示すとともに，重大事故等対策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策における設備と操作手順の関係を第 5.4.1 表に示す。
本事故シーケンスにおいては，重大事故等対策はすべて自動で作動するため，対応に必要な要員は不要である。
なお，スクラム動作後の原子炉の状態確認において, 中央制御室の運転員１名で実施可能である。
ａ．誤操作による反応度誤投入
運転停止中に制御棒の誤引き抜き等によって，燃料に反応度が投入される。
制御棒の誤引き抜き等による反応度の誤投入を確認するために必要な計装設備は，起動領域モニタである。

ｂ．反応度誤投入後のスクラム
制御棒の誤操作による反応度の投入により，原子炉周期短（原子炉周期20 秒）による制御棒引抜阻止信号が発生し，制御棒の引き抜きは阻止される。さらに，原子炉周期短（原子炉周期 10 秒）による原子炉スクラム信号が発生し，原子炉はスクラムする。制御棒が全挿入し，原子炉は未臨界状態となる。
原子炉のスクラムを確認するために必要な計装設備は，起動領域モニタである。

5.4.2 燃料損傷防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法
本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケンス
5.4-2

は，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，「停止中に実施される試験等により，最大反応度価値を有する制御棒 1 本が全引抜されている状態から，他の 1 本の制御棒が操作量の制限を超える誤った操作によって引き抜かれ，異常な反応度の投入を認知できずに燃料の損傷に至る事故」である。
運転停止中の原子炉においては，不用意な臨界の発生を防止するため，停止余裕（最大反応度価値を有する同一水圧制御ユニットに属する 1 組又は 1 本の制御棒が引き抜かれても炉心を未臨界に維持できること）を確保できるように燃料を配置するとともに，通常は原子炉モードスイッチを燃
料取替位置として，同一水圧制御ユニットに属する 1 組又は 1 本を超える制
御棒の引き抜きを防止するインターロックを維持した状態で必要な制御棒の操作が実施される。
しかしながら，運転停止中の原子炉においても，検査等の実施に伴い原子炉モードスイッチを起動位置として複数の制御棒の引き抜きを実施する
場合がある。このような場合，制御棒の引き抜きは原則としてノッチ又はステップ操作とし，中性子束の監視を行いながら実施している。
本重要事故シーケンスでは，誤操作によって制御棒の引き抜きが行なわれることにより異常な反応度が投入されるため，炉心における核分裂出
力，出力分布変化，反応度フィードバック効果，制御棒反応度効果，燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，沸騰遷移が重要現象となる。
よって，この現象を適切に評価することが可能である反応度投入事象解
析コード APEX により炉心平均中性子束の過渡応答を求める。
また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，本
重要事故シーケンスにおける評価項目となるパラメータに与える影響を評
価する。
5.4-3

さらに，解析コード及び解析条件の不確かさのうち，評価項目となるパラメータに与える影響があるものについては，「5.4.3(3) 感度解析」において，それらの不確かさを考慮した影響評価を実施する。

(2) 有効性評価の条件
本重要事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な解析条件を第5.4.2 表に示す。また，主要な解析条件について，本重要事故シーケンス特有の解析条件を以下に示す。

ａ．初期条件(a) 炉心状態
燃料交換後における余剰反応度の大きな炉心での事象発生を想定して，評価する炉心状態は，平衡炉心のサイクル初期とする。
(b) 実効増倍率
事象発生前の炉心の実効増倍率は 1.0 とする。
(c) 原子炉出力，原子炉圧力，燃料被覆管表面温度及び原子炉冷却材温度
事 象 発 生 前 の 原 子 炉 出 力 は 定 格 値 の 10-8 ， 原 子 炉 圧 力 は0.0MPa[gage]，燃料被覆管表面温度及び原子炉冷却材の温度は 20℃とする。また，燃料エンタルピの初期値は 8kJ/kgUO2 とする。

ｂ．事故条件(a) 起因事象
起因事象として，運転停止中の原子炉において，制御棒 1 本が全引抜されている状態から，他の 1 本の制御棒が操作量の制限を超える誤った操作によって連続的に引き抜かれる事象を想定する。
5.4-4

(b) 誤引き抜きされる制御棒
誤引き抜きされる制御棒は，投入される反応度を厳しく評価するため，最大反応度価値を有する制御棒の斜め隣接の制御棒とする。誤引き抜きされる制御棒 1 本の反応度価値は約 1.04%Δk である。引抜制御棒
反応度曲線を第 5.4.2 図に示す。
なお，通常，制御棒 1 本が全引抜されている状態の未臨界度は深く，また，仮に他の 1 本の制御棒が操作量の制限を超えた場合でも，臨界近接で引き抜かれる制御棒の反応度価値が核的制限値を超えないように管理※1 している。これらを踏まえ，本評価においては，誤引き抜きされる
制御棒の反応度価値が，管理値を超える事象を想定した。
※1 臨界近接時における制御棒の最大反応度価値は 1.0%Δk 以下となる
ように管理。また，制御棒価値ミニマイザによる停止余裕試験モード
での面隣接制御棒選択時の引抜阻止のインターロック，停止時冷温臨界試験での引抜制御棒価値の管理等を実施。
(c) 外部電源
制御棒の引き抜き操作には，外部電源が必要となる。外部電源が失われた状態では反応度誤投入事象が想定できないことも踏まえ，外部電源は使用できるものとする。

ｃ．重大事故等対策に関連する機器条件(a) 制御棒の引抜速度
制御棒は，引抜速度の上限値 33mm/s にて連続で引き抜かれ※2，起動
領域モニタの原子炉周期短（原子炉周期 20 秒）による制御棒引抜阻止
信号で引き抜きを阻止されるものとする。引抜制御棒反応度曲線を第5.4.2 図に示す。なお，制御棒引抜阻止信号の発生を想定する際の起動
5.4-5領域モニタのバイパス状態は，A,B,C グループとも引抜制御棒に最も近い検出器が 1 個ずつバイパス状態にあるとする。
※2 複数の制御棒を引き抜く試験において，対象制御棒が想定以上に引き抜かれた際も未臨界を維持できる,又は臨界を超えて大きな反応度が投入されないと判断される場合にのみ，制御棒の連続引き抜きの実施が可能な手順としている。そのため，ここでは人的過誤等によって連続引き抜きされることを想定する。
(b) 原子炉スクラム信号
起動領域モニタの原子炉周期短（原子炉周期 10 秒）による原子炉ス
クラム信号は原子炉出力が中間領域に到達することで発生する。スクラ
ム反応度曲線を第 5.4.3 図に示す。なお，原子炉スクラム信号の発生を想定する際の起動領域モニタのバイパス状態は，A,B,C グループとも引
抜制御棒に最も近い検出器が 1 個ずつバイパス状態にあるとする。

ｄ．重大事故等対策に関連する操作条件
運転員操作に関する条件はない。

(3) 有効性評価の結果
本重要事故シーケンスにおける炉心平均中性子束の推移を第 5.4.4 図に示す。
a. 事象進展制御棒の引き抜き開始から約 30 秒後に起動領域モニタの原子炉周期短（原子炉周期 20 秒）による制御棒引抜阻止信号が発生し，制御棒の引き抜きが阻止される。この時，投入される反応度は約 0.55 ドル（投入反応度最大値:0.33%Δk）である。反応度投入事象には至らず，燃料エンタル
5.4-6

ピ増加に伴う燃料の破損は生じない。
また，制御棒の引き抜き開始から約 58 秒後に起動領域モニタの原子炉
周期短（原子炉周期 10 秒）による原子炉スクラム信号が発生して，原子炉がスクラムし，原子炉出力は定格値の約 1.0×10-4 まで上昇するにとどまる。
（添付資料 5.4.2, 5.4.3）
b．評価項目等
制御棒の引き抜きによる反応度の投入に伴い一時的に臨界に至るものの，原子炉スクラムにより未臨界は確保される。なお，原子炉水位に有意な変動はないため，有効燃料棒頂部は冠水を維持しており，放射線の遮蔽は維持される。
本評価では，「1.2.4.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(3)の評価項目について，対策の有効性を確認した。
（添付資料 5.4.4）

5.4.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操
作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価するものとする。
本重要事故シーケンスは，自動作動する安全保護系及び原子炉緊急停止系
により，自動的に制御棒の引き抜きを阻止し，原子炉をスクラムすることで，プラントを安定状態に導くことが特徴である。このため，運転員等操作はなく，操作時間が与える影響等は不要である。

(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
5.4-7

本重要事故シーケンスにおいて不確かさの影響評価を行う重要現象とは，「1.7 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すとおりであり，それらの不確かさの影響評価は以下のとおりである。
ａ．運転員等操作時間に与える影響
本重要事故シーケンスは，「5.4.2(2) 有効性評価の条件」に示すと
おり，運転員等操作には期待しないことから，運転員操作時間に与える影響はない。

ｂ．評価項目となるパラメータに与える影響
ドップラ反応度フィードバックの不確かさとして,実験により解析コードは 7～9%と評価されていることから，これを踏まえ解析を行う必要がある。また，臨界試験との比較により,実効遅発中性子の不確かさは
約 4%と評価されていることから，これを踏まえて解析を行う必要がある。この不確かさを考慮した感度解析を「(3) 感度解析」にて実施する。
制御棒反応度の不確かさは約 9%と評価されていることから，これを踏まえ解析を行う必要がある。また，臨界試験との比較により,実効遅発
中性子の不確かさは約 4%と評価されていることから，これを踏まえて解析を行う必要がある。この不確かさを考慮した感度解析を「(3) 感度解析」にて実施する。
（添付資料 5.4.5）(2) 解析条件の不確かさの影響評価
ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，第5.4-8

5.4.2 表に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件とした場合の影響を確認する。また，解析条件の設定に当たっては，評価項目に対する余裕が小さくなるような設定があることから,その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられる項目に関する影響の結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
本重要事故シーケンスは，「5.4.2(2) 有効性評価の条件」に示すと
おり，運転員等操作には期待しないため，運転員操作時間に与える影響はない。
(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
炉心状態においては装荷炉心ごとに制御棒反応度価値やスクラム反応度等の特性が変化するため，投入反応度が大きくなるおそれがある。そのため，評価項目に対する余裕は小さくなるが，「(5) 解析条件の不確
かさが評価項目となるパラメータに与える影響評価」にて，投入される
反応度について確認している。
実効増倍率が 0.99 の場合は，臨界到達までにかかる時間が追加で必要となり，また投入される反応度も 0.07 ドルと小さくなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
初期出力は炉心状態ごとに異なり，評価項目となるパラメータに影響を与えるため，その不確かさが与える影響を評価した。初期出力の不確かさにより評価項目に対する余裕が変化するが，「(5) 解析条件の不確
かさが評価項目となるパラメータに与える影響評価」において，初期出力の不確かさの影響を確認している。
初期燃料温度は炉心状態ごとに異なり，評価項目となるパラメータに影響を与えるため，その不確かさが与える影響を評価した。初期燃料温5.4-9

度の不確かさにより評価項目に対する余裕が変化するが，「(5) 解析条
件の不確かさが評価項目となるパラメータに与える影響評価」において，初期燃料温度の不確かさの影響を確認している。
制御棒引抜阻止及びスクラム信号について原子炉核計装トリップ選択
スイッチが初装荷の場合は計数率高信号による制御棒引抜阻止機能及び計数率高高信号によるスクラム機能に期待できる。計数率高高信号によるスクラム機能に期待した場合のスクラムまでの時間は約 57 秒後となることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
ｂ．操作条件
本重要事故シーケンスは，「5.4.2(2) 有効性評価の条件」に示すとおり，運転員等操作には期待しないため，運転員操作に関する条件はない。
（添付資料 5.4.5）(3) 感度解析
解析コードの不確かさによりドップラ反応度フィードバック効果と制御
棒反応度効果は評価項目となるパラメータに影響を与えることから本重要
事故シーケンスにおいて感度解析を行う。
ドップラ反応度又はスクラム反応度を±10%とした場合において投入される反応度は 0.55 ドルとベースケースと比べて殆ど差異がない結果である。また引抜制御棒反応度を±10%とした場合において投入される反応度は 0.56 ドル(+10%),0.53 ドル(-10%)，実効遅発中性子割合を±10%とした
場合において投入される反応度は 0.53 ドル(+10%),0.56 ドル(-10%)となる。以上より，これらの不確かさを考慮しても反応度投入事象には至らず，燃料エンタルピ増加に伴う燃料の破損は生じないことから，評価項目を満足する。
5.4-10（添付資料 5.4.5）(4) 操作時間余裕の把握
本重要事故シーケンスは，「5.4.2(2) 有効性評価の条件」に示すとおり，運転員等操作には期待しないことから，操作時間余裕に関する影響はない。

(5) 解析条件の不確かさが評価項目となるパラメータに与える影響評価
解析条件の不確かさにより投入される反応度が大きくなることも考えられ，評価項目となるパラメータに影響を与えることから，炉心状態の変動による評価項目となるパラメータに与える影響について確認した。以下の
2 つの保守的な想定をした評価においても，投入される反応度は約 0.7 ド
ル以下にとどまることから，不確かさが評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
・過渡解析「原子炉起動時における制御棒の異常な引き抜き」に示すよ
うに 3.5%Δk の価値を有する制御棒グループが引き抜かれる場合・サイクル初期及びサイクル末期の炉心状態において，９×９燃料（Ｂ型）平衡炉心の反応度印加率を包絡する引抜制御棒反応度曲線を用いた場合
初期出力は炉心状態ごとに異なり，評価項目となるパラメータに影響を与えるため，その不確かさが与える影響を評価した。定格の 10-8 の 10 倍
及び 1/10 倍とした場合の感度解析を行い，有効性評価での結果（0.55 ドル）と大きく差異がなく，0.55 ドル（10 倍）及び 0.54 ドル（1/10 倍）であることから，初期出力の不確かさが与える影響は小さい。
初期燃料温度は炉心状態ごとに異なり，評価項目となるパラメータに影響を与えるため，その不確かさが与える影響を評価した。初期燃料温度を5.4-11

60℃とした場合の感度解析を実施し，有効性評価での結果（0.55 ドル）と大きく差異がない，0.57 ドルであることから，初期燃料温度の不確かさが与える影響は小さい。
（添付資料 5.4.5, 5.4.6）(6) まとめ
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作
時間余裕を確認した。その結果，解析条件の不確かさが評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

5.4.4 必要な要員及び資源の評価(1) 必要な要員の評価
事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」において，重大事故等対策
は自動で作動するため，対応に必要な要員はいない。

(2) 必要な資源の評価
事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」において，必要な水源，燃料及び電源の評価結果は以下のとおりである。

ａ．水源
本重要事故シーケンスの評価では，原子炉注水は想定していない。

ｂ．燃料
本重要事故シーケンスの評価では，燃料の使用は想定していない。

5.4-12

ｃ．電源
本重要事故シーケンスの評価では，外部電源喪失は想定していない。

5.4.5 結論
事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」では，誤操作により過剰な制御棒の引き抜きが行われ，臨界に至る反応度が投入されることで，原子炉が臨界に達し燃料損傷に至ることが特徴である。事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」に対する燃料損傷防止対策としては，原子炉停止機能を整備している。
事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」の重要事故シーケンス「停止中に実施される試験等により，最大反応度価値を有する制御棒 1 本が全引抜されている状態から，他の 1 本の制御棒が操作量の制限を超える誤った操作によって引き抜かれ，異常な反応度の投入を認知できずに燃料の損傷に至る事故」について有効性評価を行った。
上記の場合においても，原子炉停止機能により，燃料が損傷することはな
く，未臨界を維持することが可能である。
その結果，有効燃料棒頂部の冠水，放射線遮蔽の維持及び未臨界の確保ができることから，評価項目を満足している。また，安定状態を維持できる。
解析条件の不確かさについて確認した結果，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
本事故シーケンスグループにおける 6 号及び 7 号炉同時の重大事故等対策は自動で作動するため，対応に必要な要員はいない。スクラム動作後の原子炉の状態確認において, 中央制御室の運転員１名で実施可能である。
以上のことから，原子炉停止機能の燃料損傷防止対策は，選定した重要事
故シーケンスに対して有効であることが確認でき，事故シーケンスグループ
5.4-13

「反応度の誤投入」に対して有効である。

5.4-14

プラント前提条件
・複数本の制御棒引抜操作（停止時冷温臨界試験，停止余裕検査等を考慮した想定）
・起動領域モニタ
N Mのト
S リップ選択スイッチ「通常」位置
・原子炉モードスイッチ「起動」位置

凡例

制御棒
CR-1： 最 大 反 応 度 価 値 を 有 す る 制 御 棒
CR-2：CR-1斜 め 隣 接 の 制 御 棒： 操 作 ・確 認
（ 運 転員 の みの 作 業）

： 操 作 及び 判 断： プ ラ ント 状 態： 緊 急 時対 策 要員 （ 現場 ） のみ
の作業

：判断

： 運 転 員 と 緊 急 時 対 策(現要員場 ） の 共同 作 業

複数本の制御棒引抜操作開始：解析上 考 慮 し な い 操 作 ・ 判 断 結 果※1
人 的 過 誤 と しCR-2のて連続引き抜きを想定する

CR-1「 全 引 き 抜 き 」※2
原 子 炉 周 2期
0秒 に て 発 生 す る

CR-2引 き 抜 き 操 作 開 始※3
原 子 炉 周 1期
0秒 に て 発 生 す る＊正規の操作手順（解析上の時刻）（0秒）

CR-2「 連 続 引 き 抜 き 」 ※1

（約30秒 後 ）

制御棒引抜阻止信号発生（起動領域モニ
原タ
子 炉周短
期）

CR-2「 ノ ッ チ 」 操 作 で 引 き 抜 き※4
起 動 領 域 モ ニ タ の 原 子 炉 周 期 短 （ 原 10秒
子 炉）周に期よ る 原 子 炉 ス ク ラ ム 信
号は，
原子炉出力が中間領域にす到る達ことで発生する※2＊N M ト
S リ ッ プ 選 択 ス イ ッ初
チ装
「荷
」位置
の場 合

（約58秒 後 ）※3
スクラム信号発生※4（起 動 領 域 モ ニ タ 原 子 炉 周）期 短（約57秒 後 ）

全制御棒全挿入により未臨界達成

スクラム信号発生（起動領域モニタ計数率高高）

全制御棒全挿入により未臨界達成

第 5.4.1 図「反応度の誤投入」の対応手順の概要

5.4-15

第 5.4.2 図

引抜制御棒反応度曲線

第 5.4.3 図

スクラム反応度曲線

5.4-16

原子炉スクラム（制御棒引き抜き開始から約
58 秒後にスクラム信号発生）による出力降下

反応度投入による
出力上昇継続約 1.0×10-2 %
制御棒引き抜き開
始から約 30 秒後
制御棒引抜阻止信号発生

第 5.4.4 図

炉心平均中性子束の推移

5.4-17

第 5.4.1 表

5.4-18

判断及び操作手順

誤操作による反応度誤
投入

反応度誤投入後のスク
ラム確認「反応度の誤投入」の重大事故等対策について
有効性評価上期待する事故対処設備
常設設備

可搬型設備

計装設備

運転停止中に制御棒の誤引き抜き等によって，燃料に反応度が投入されることにより，臨界に
達する。

－

－

起動領域モニタ

制御棒の誤操作による反応度の投入により，原子炉周期短（原子炉周期 20 秒）による制御棒
引抜阻止信号が発生し，制御棒の引き抜きは阻止される。さらに，原子炉出力が中間領域に到
達後，原子炉周期短（原子炉周期 10 秒）による原子炉スクラム信号が発生し，原子炉はスクラムする。制御棒が全挿入し，原子炉は未臨界状態となる。

－－

起動領域モニタ第 5.4.2 表

主要解析条件（反応度の誤投入）（1/3）

項目
解析コード

炉心状態

5.4-19初期条
件

主要解析条件

条件設定の考え方

9×9 燃料（A 型）（単一炉心）－
9×9 燃料（A 型）と 9×9 燃料（B 型）の熱
水力学的な特性はほぼ同等であることから，代表的に 9×9 燃料（A 型）を設定
燃料交換後の余剰反応度の大きな炉心を想定

APEX

平衡炉心のサイクル初期

実効増倍率

1.0

原子炉は臨界状態にあるものとして設定

原子炉出力

定格出力の 10-8

原子炉は停止状態（全制御棒全挿入状態）にあるものとして設定

原子炉圧力

大気圧

原子炉停止時の圧力を想定

燃料被覆管表面温度及び原子炉冷却
20℃
材温度

事
故
条
件

燃料エンタルピ

8kJ/kgUO2

起因事象

制御棒の誤引き抜き

原子炉冷却材温度の下限値として運用している値であり，最も水密度が高くなる値として設定
原子炉冷却材温度 20℃における燃料エンタ
ルピを想定
運転停止中の原子炉において，制御棒 1 本が全引抜されている状態から，他の 1 本の制御棒が操作量の制限を超える誤った操作によって連続的に引き抜かれる事象を想定する

第 5.4.2 表
項目

主要解析条件（反応度の誤投入）（2/3）
主要解析条件

条件設定の考え方投入される反応度を厳しく評価する観点か
ら設定
なお，通常，制御棒 1 本が全引抜されてい5.4-20事
故条件

誤引き抜きされる制御棒

最大反応度価値を有する制御棒の斜め隣接の制御棒る状態の未臨界度は深く，また，仮に他の 1本の制御棒が操作量の制限を超えた場合でも，臨界近接で引き抜かれる制御棒の反応
度価値が核的制限値を超えないよう管理※している。これらを踏まえ，本評価においては，誤引き抜きされる制御棒の反応度価値
が，管理値を超える事象を想定
制御棒価値ミニマイザによる停止余裕試験
モードでの面隣接制御棒選択時の引抜阻止のインターロックや停止時冷温臨界試験での引抜制御棒価値の管理等を考慮し，斜め隣接の制御棒とし，引き抜きされる制御棒 1本の反応度価値は約 1.04%Δk とする

外部電源

外部電源あり制御棒引き抜き操作には外部電源が必要となるため，外部電源ありを想定※：臨界近接時における制御棒の最大反応度価値は 1.0%Δk 以下であること

第 5.4.2 表
項目

制御棒の引抜速度

5.4-21

重
大
事
故
等
対
策
に
関
連
す
る
機
器
条
件

起動領域モニタのバイパス状態

制御棒引抜阻止条件

原子炉スクラム信号

主要解析条件（反応度の誤投入）（3/3）
主要解析条件

条件設定の考え方

33mm/ｓ

引抜速度の上限値として設定

A,B,C グループそれぞれ 1 個ずつ

A,B,C グループとも引抜制御棒に最も近い検出器が 1 個ずつバイパス状態にあるとする

原子炉周期短信号（原子炉周期

起動領域モニタの制御棒引抜阻止機能によ

20 秒）

り設定※1

原子炉周期短信号（原子炉周期10 秒）※2

原子炉核計装トリップ選択スイッチを「通常」とした場合の起動領域モニタの原子炉
スクラム機能により設定※※1 複数の制御棒引き抜きを伴う検査を実施する際において，当直長らが最初の制御棒引き抜き開始前に原子炉緊急停止系計装及び起動領域モニタ計装の要素が動作不能でないこと（指示値の異常有無確認，定期事業者検査安全保護系設定値確認
検査（核計測装置）等），制御棒のスクラムアキュムレータの圧力等を確認することで，必要な安全保護系が正常に動作す
ることを確認する運用となっている。
そのため，本事象においても制御棒引抜阻止条件やスクラム信号の機能に期待できる。
※2 起動領域モニタの原子炉周期短（原子炉周期 10 秒）による原子炉スクラム信号は原子炉出力が中間領域に到達することで発生する。

添付資料 5.4.1
反応度の誤投入事象の代表性について
有効性評価では反応度の誤投入事象として，「停止中に実施される試験等により，最大反応度価値を有する制御棒 1 本が全引抜されている状態から，他の 1 本の制御棒が操作量の制限を超える誤った操作によって引き抜かれ，異常な反応度の投入を認知できずに燃料の損傷に至る事故」を想定している。これは，運転停止中に実施する停止時冷温臨界試験や停止余裕検査を考慮した想定であり，その試験の制御棒誤引き抜き事象の代表性について以下に示す。
1.運転停止中において，制御棒を複数引き抜く試験
運転停止中の通常の原子炉においては，停止余裕（最大反応度価値を有する同一水圧制御ユニットに属する 1 組又は 1 本の制御棒が引き抜かれても炉心を未臨界に維持できること）を確保した燃料配置に加え，原子炉モードスイッチを「燃料交換」位置にすることで同一水圧制御ユニットに属する 1 組又は 1 本を超える制御棒の引き抜きを阻止するインターロッ
クを維持し，不用意な臨界の発生を防止している。しかし，「原子炉停止余裕検査」と「停止時冷温臨界試験」の実施時においては，原子炉モードスイッチを「起動」位置として複数の制御棒の引き抜きを実施する。そのため，これらの試験中に人的過誤が発生すると，想定を超える反応度が投入される可能性がある。
それぞれの試験の概要や対象となる制御棒等は以下のとおり。
a.停止時冷温臨界試験
試験の目的 ：臨界予測精度の維持・向上のためのデータベースの蓄積
試験内容：あらかじめ定めた制御棒操作手順に則り，順番に対象となる制御棒引き抜きを実施し，臨界状態確認後に，制御棒パターン，原子炉冷却材温度，ペリオド等のデータを採取する。なお，臨界近傍での制御棒の引き抜きに際しては，1 ノッチ又は 1 ステップ引き抜きごとに試験担当者で未臨界を確認している。
対象制御棒 ：評価ケースにより異なる。臨界状態が確認されるまで，複数本の制御棒の引き抜きを実施。臨界近傍で引き抜く制御棒の価値は小さいものを取り扱う。
事故防止対策：制御棒操作監視系による制御棒選択
b.停止余裕検査試験の目的 ：停止余裕の確認
試験内容：①最大価値を有する制御棒（CR-1）の全引抜②最大価値を有する制御棒（CR-1）と同一の水圧制御ユニットに属する
制御棒（CR-2）の全引抜③最大価値を有する制御棒（CR-1）を補正位置 N まで挿入
④最大価値を有する制御棒（CR-1）の斜め隣接の制御棒（CR-3）を補正
位置 N まで引き抜き⑤最大価値を有する制御棒（CR-1）を再度全引抜
この状態の炉心が未臨界であることを確認する。なお，制御棒の引き抜きに際しては，1 ノッチ引き抜きごとに検査担当者で未臨界を確認している。
対象制御棒 ：最大反応度価値制御棒 1 組又は 1 本
最大価値を有する制御棒の斜め隣接の制御棒 1 本
引き抜かれる制御棒は斜め隣接の制御棒のうち反応度の補正に必要な

添 5.4.1-1

価値を有していて印加反応度が大きすぎないように選択事故防止対策：ロッドワースミニマイザの制御棒選択パターン規制（又は制御棒を操作する運転員以外の運転員による監視）
なお，ロッドワースミニマイザの機能により，最大反応度価値制御棒以外の制御棒を引き抜く場合，面隣接の制御棒を選択すると制御棒引抜許
可信号がリセットされる。
2.想定する人的過誤
想定を超えた反応度が投入されるおそれのある人的過誤として下記の「燃料の誤装荷」，「制御棒の選択誤り」，「制御棒の連続引き抜き」について検討した。
2-1.単一の人的過誤
a. 燃料の誤装荷
燃料の誤装荷は誤配置や燃料・制御棒の装荷順序の誤りにより，想定以上の反応度が投入されることが考えられる。これらは燃料交換が燃料取替機（FHM）により自動で装荷位置まで移動され，かつ作業員による配置の確認及び燃料移動監視装置による確認や運転員による出力の監視も行われる。このため，本事象が発生しても適切に認知がされるた
め，反応度の連続投入及び急激な反応度の投入は考えられない。
b. 制御棒の選択誤り操作する制御棒の選択を誤るとその反応度価値は変化する。停止時冷温臨界試験や停止余裕検査の試験では事前に対象となる制御棒の価値が臨界近傍で大きくならないよう評価により対象を選定しており，その制御棒パターンは制御棒操作監視系（停止時冷温臨
界試験），ロッドワースミニマイザ（停止余裕検査），運転員及び検査員により監視されているため，これらのパターンを外れた制御棒が選択されることは考えづらい。また，選択誤りが発生した場合においても臨界付近での制御棒引き抜き操作は 1 ノッチずつである
ため，反応度の急激な投入は考えられない。
c. 制御棒の連続引き抜き
運転員及び検査員による制御棒及び起動領域モニタの確認を実施しており，人的過誤発生時も認知が容易である。しかし，これらの認知は運転員及び検査員に期待しているため，有効性評価ではこれらの認知に期待せず，制御棒が連続引き抜きされることを想定する。
2-2.人的過誤の重畳
人的過誤として抽出した「a.燃料の誤装荷」，「b.制御棒の選択誤り」，「c.制御棒の連続引き抜き」の重畳事象の発生について検討した。反応度の投入速度等の理由※から，検討するべき人的過誤の重畳は「b.制御棒の選択誤り」＋「c.制御棒の連続引き抜き」のみであると考えられる。したがって，以下に「b.制御棒の選択誤り」＋「c.制御棒の連続引き抜き」の評価を示す。
評価の結果，人的過誤の重畳は発生の可能性が低く，また発生した場合であっても必ず臨界に至るとは限らず，即発臨界に至るような事象はさらに起こりにくいと考えられることから，有効性評価では単一の人的過誤である「c.制御棒の連続引き抜き」
について検討する。
※「c.制御棒の連続引き抜き」を含まない人的過誤が重畳した場合は，反応度の投入速度が遅く，即発臨界に至らない。また，「a.燃料の誤装荷」については燃料取替交換機により機械的に自動で選択されるため，運転員等の作業時の誤りにより間違った配置になることはなく，またデータの入力についても複数のグループによる確認を多重に実施していること，及び燃料集合体炉内配置検査を実施していることから，誤装荷単一の添 5.4.1-2

過誤の発生確率でも十分低いと考えられ，他の過誤との重畳事象は考慮不要であると考えられる。
・「b.制御棒の選択誤り」＋「c.制御棒の連続引き抜き」の重畳
人的過誤の重畳を考慮すべき試験は「1 運転停止中において，制御棒を複数引き抜く試験」に示すとおり，原子炉停止余裕検査及び停止時冷温臨界試験である。通常，試験では機械的に制御棒の選択の誤りを防止している※。したがって，この機能を使用している場合は,人的過誤による制御棒の選択の誤りは発生しないため，人的過誤の重畳の考慮は不要である。これらの機能に期待しないで試験を実施することもあるため，その場合における人的過誤の重畳を検討した。なお, ロッドワースミニマイザ等の機械的な誤操作の防止機能に期待しない場合においては，操作する運転員以外の運転員が 1名以上監視にあたることで人的過誤の発生を防止しているため，これらについてもモデル化する。
図 1 に「c.制御棒の連続引き抜き」，図 2 に「b.制御棒の選択誤り」＋「c.制御棒の連続引き抜き」の重畳（人的過誤に従属性を考えた場合）における HRA ツリー及び人的過誤の確率を示す。
その結果，「c.制御棒の連続引き抜き」の単一の人的過誤に比べて「b.制御棒の選択誤り」＋「c.制御棒の連続引き抜き」の重畳を考慮した場合，発生確率が小さくなっていることが分かる。なお,ここでの評価は同じ操作者・指示者による「b.制御棒の選択誤り」と「c.制御棒の連続引き抜き」の人的過誤の従属性については，NUREG/CR-6883の SPAR-H 手法における従属性レベルの選定フロー（表 1）に基づき,高従属と設定した。
同じ操作者・指示者による「b.制御棒の選択誤り」及び「c.制御棒の連続引き抜き」の過誤の従属性は，作業内容の差異やステップごとに実施していることから独立事象として考えることもでき,その場合についても併せて評価した（図 3）。
以上のように人的過誤が発生する確率は低く，また，これらの人的過誤が重畳しても必ず臨界に至るとは限らず（対象の制御棒価値が大きくない等），即発臨界に至るような事象はさらに起こりにくいと考えられる。
※原子炉停止余裕検査時のロッドワースミニマイザによる隣接制御棒の引き抜き防止，停止時冷温臨界試験時のロッドワースミニマイザ及び制御棒操作監視系（RC＆IS）による対象制
御棒の自動選択添 5.4.1-3

F11F11
検査員の指示誤りによる検査員の指示誤りによる制御棒の連続引き抜き
制御棒の連続引き抜き
F12「誤選択の過誤回復」
F2
操作する運転員による制御棒の連続引き抜き

失敗

成功
人的過誤の内容

失敗

過誤確率値（中央値）

備考

EF

F11

検査員の指示誤りによる制御棒の連続引き抜き3.0E-03

3

NUREG/CR-1278 手順書を用いる時のオミッションエラー
[チェック表が正しく用いられている場合の長い操作（10項目以上）]
特に高いストレスとはならないため、ストレスファクタは１を設定

F12操作する運転員や監視している運転員による過誤回復

5.3E-02

3

NUREG/CR-6883(SPAR-H)の[低従属]F11の操作に対して、時間的な間隔、作業者の相違があるため、低従属とする
特に高いストレスとはならないため、ストレスファクタは１を設定

F2操作する運転員による制御棒の連続引き抜き

3.0E-03

3

NUREG/CR-1278 手順書を用いる時のオミッションエラー
[チェック表が正しく用いられている場合の長い操作（10項目以上）]
特に高いストレスとはならないため、ストレスファクタは１を設定*操作する運転員による制御棒の連続引き抜きにおける過誤回復については十分期待できるものである（数十秒程度）が投入される反応度の不確かさがあるため、期待しない
人的過誤（平均値）
人的過誤（平均値）
4.0E-03
4.0E-03

ＥＦ

図 1 「c.制御棒の連続引き抜き」の HRA ツリー及び人的過誤確率

添 5.4.1-4

EF
3

3

F11
検査員指示による制御棒の選択誤り
F12「誤選択の過誤回復」
F13
検査員指示による制御棒の連続引き抜き

F31
運転員による
制御棒の選択誤りF21
運転員による
制御棒の連続引き抜き

成功（単一の人的過誤）

F32「誤選択の過誤回復」
F33
F33
検査員の指示誤りによる検査員の指示誤りによる制御棒の連続引き抜き
制御棒の連続引き抜き
成功（人的過誤無し、または単一の人的過誤）

F41
運転員による
制御棒の連続引き抜き

成功（単一の人的過誤）

失敗（人的過誤の重畳）

失敗（人的過誤の重畳）

失敗（人的過誤の重畳）

失敗（人的過誤の重畳）

人的過誤の内容

過誤確率値（中央値）

EF

備考
NUREG/CR-1278 手順書を用いる時のオミッションエラー
[チェック表が正しく用いられている場合の長い操作（10項目以上）]
特に高いストレスとはならないため、ストレスファクタは１を設定

F11

検査員指示による制御棒の選択
誤り

3.0E-03

3

F12

操作する運転員や監視している運転員による過誤回復

5.3E-02

3

NUREG/CR-6883(SPAR-H)の[低従属]F11の操作に対して、時間的な間隔、作業者の相違があるため、低従属とする
特に高いストレスとはならないため、ストレスファクタは１を設定

F13

検査員指示による制御棒の連続
引き抜き

5.0E-01

2

NUREG/CR-6883(SPAR-H)の[高従属]F11の操作と作業内容が異なるが、操作者、操作場所は同一であるため、高従属する
特に高いストレスとはならないため、ストレスファクタは１を設定（過誤回復には期待しない）

F21

操作する運転員による制御棒の連続引き抜き5.3E-02

3

NUREG/CR-6883(SPAR-H)の[低従属]F11の操作と作業内容が異なり、操作と時間的な間隔、作業者の相違がある
ため、低従属とする
特に高いストレスとはならないため、ストレスファクタは１を設定

F31

操作する運転員による制御棒の選択誤り

3.0E-03

3

NUREG/CR-1278 手順書を用いる時のオミッションエラー
[チェック表が正しく用いられている場合の長い操作（10項目以上）]
特に高いストレスとはならないため、ストレスファクタは１を設定

F32

検査員や監視している運転員による制御棒の選択誤りに対する過誤回復

5.3E-02

3

NUREG/CR-6883(SPAR-H)の[低従属]F21の操作に対して、時間的な間隔、作業者の相違があるため、低従属とする
特に高いストレスとはならないため、ストレスファクタは１を設定

F33

検査員の指示誤りによる制御棒の連続引き抜き5.3E-02

3

NUREG/CR-6883(SPAR-H)の[低従属]F31の操作と作業内容が異なり、操作と時間的な間隔、作業者の相違がある
ため、低従属とする
特に高いストレスとはならないため、ストレスファクタは１を設定

F41

操作する運転員による制御棒の連続引き抜き2

NUREG/CR-6883(SPAR-H)の[高従属]F11の操作と作業内容が異なるが、操作者、操作場所は同一であるため、高従属する
特に高いストレスとはならないため、ストレスファクタは１を設定（過誤回復には期待しない）

5.0E-01*制御棒の連続引き抜きにおける過誤回復については十分期待できるものであるが投入される反応度の不確かさがあるため、期待しない*HRAツリー及び人的過誤の確率は複数の制御棒を引き抜き冷温臨界試験を想定して評価する
人的過誤（平均値）
2.9E-04

ＥＦ
4

図 2 「b.制御棒の選択誤り」+「c.制御棒の連続引き抜き」（人的過誤に従属性を考えた場合）の HRA ツリー及び人的過誤確率

添 5.4.1-5

F11
検査員指示による制御棒の選択誤り
F12「誤選択の過誤回復」
F13
検査員指示による制御棒の連続引き抜き
F14「連続引き抜きの過誤回復」
F31
運転員による
制御棒の選択誤りF21
運転員による
制御棒の連続引き抜き

成功（単一の人的過誤）

失敗（人的過誤の重畳）

F32「誤選択の過誤回復」
F33
F33
失敗
検査員の指示誤りによる検査員の指示誤りによる（人的過誤の重畳）
制御棒の連続引き抜き
制御棒の連続引き抜き
F34「連続引き抜きの過誤回復」

成功（人的過誤無し、または単一の人的過誤）

成功（単一の人的過誤）

F41
運転員による
制御棒の連続引き抜き

失敗（人的過誤の重畳）

失敗（人的過誤の重畳）
人的過誤の内容

過誤確率値（中央値）

EF

備考
NUREG/CR-1278 手順書を用いる時のオミッションエラー
3 [チェック表が正しく用いられている場合の長い操作（10項目以上）]
特に高いストレスとはならないため、ストレスファクタは１を設定

F11

検査員指示による制御棒の選択
誤り

3.0E-03

F12

操作する運転員や監視している運転員による過誤回復

5.3E-02

NUREG/CR-6883(SPAR-H)の[低従属]3 F11の操作に対して、時間的な間隔、作業者の相違があるため、低従属とする
特に高いストレスとはならないため、ストレスファクタは１を設定

F13

検査員指示による制御棒の連続
引き抜き

3.0E-03

NUREG/CR-1278 手順書を用いる時のオミッションエラー
[チェック表が正しく用いられている場合の長い操作（10項目以上）]
3 特に高いストレスとはならないため、ストレスファクタは１を設定＊制御棒の選択誤りとの従属性は作業内容が異なり、操作は試験要領に則りス
テップごとに実施していることから完全独立とする

F14

操作する運転員や監視している運転員による過誤回復

5.3E-02

NUREG/CR-6883(SPAR-H)の[低従属]3 F13の操作に対して、時間的な間隔、作業者の相違があるため、低従属とする
特に高いストレスとはならないため、ストレスファクタは１を設定

F21

操作する運転員による制御棒の連続引き抜き3.0E-03

NUREG/CR-1278 手順書を用いる時のオミッションエラー
[チェック表が正しく用いられている場合の長い操作（10項目以上）]
3 特に高いストレスとはならないため、ストレスファクタは１を設定＊制御棒の選択誤りとの従属性は作業内容が異なり、操作は試験要領に則りス
テップごとに実施していることから完全独立とする

F31

操作する運転員による制御棒の選択誤り

3.0E-03

NUREG/CR-1278 手順書を用いる時のオミッションエラー
3 [チェック表が正しく用いられている場合の長い操作（10項目以上）]
特に高いストレスとはならないため、ストレスファクタは１を設定

F32

検査員や監視している運転員による制御棒の選択誤りに対する過誤回復

5.3E-02

NUREG/CR-6883(SPAR-H)の[低従属]3 F31の操作に対して、時間的な間隔、作業者の相違があるため、低従属とする
特に高いストレスとはならないため、ストレスファクタは１を設定

F33

検査員の指示誤りによる制御棒の連続引き抜き3.0E-03

NUREG/CR-1278 手順書を用いる時のオミッションエラー
[チェック表が正しく用いられている場合の長い操作（10項目以上）]
3 特に高いストレスとはならないため、ストレスファクタは１を設定＊制御棒の選択誤りとの従属性は作業内容が異なり、操作は試験要領に則りス
テップごとに実施していることから完全独立とする

F34

操作する運転員や監視している運転員による過誤回復

5.3E-02

NUREG/CR-6883(SPAR-H)の[低従属]3 F31の操作に対して、時間的な間隔、作業者の相違があるため、低従属とする
特に高いストレスとはならないため、ストレスファクタは１を設定

F41

操作する運転員による制御棒の連続引き抜き3.0E-03

NUREG/CR-1278 手順書を用いる時のオミッションエラー
[チェック表が正しく用いられている場合の長い操作（10項目以上）]
3 特に高いストレスとはならないため、ストレスファクタは１を設定＊制御棒の選択誤りとの従属性は作業内容が異なり、操作は試験要領に則りス
テップごとに実施していることから完全独立とする*操作する運転員による制御棒の連続引き抜きにおける過誤回復については十分期待できるものである（数十秒程度）が投入される反応度の不確かさがあるため、期待しない*制御棒の選択誤りと連続引き抜きの従属性については、時間的な間隔(ステップごとに操作を確認)、作業内容が異なることから完全独立（従属性なし）とする*HRAツリー及び人的過誤の確率は複数の制御棒を引き抜きを実施する冷温臨界試験を想定して評価する

人的過誤（平均値）
人的過誤（平均値）
1.9E-06
1.9E-06

ＥＦ
4

EF
4

図 3 「b.制御棒の選択誤り」＋「c.制御棒の連続引き抜き」（それぞれの人的過誤を独立事象とした場合）の HRA ツリー及び人的過誤確率

添 5.4.1-6

表 1 SPAR-H 手法における従属性レベルの選定フロー（NUREG/CR-6883 から抜粋）

3 過去に発生した反応度投入事象例
過去に発生した反応度投入事象例は以下のものがある。
平成 11 年 志賀原子力発電所 1 号炉 原子炉緊急停止事故は，柏崎刈羽原子力発電所 6 号
及び 7 号炉とは制御棒駆動機構が異なり，物理的に発生の可能性がないため有効性評価で想定する反応度誤投入事象として選定不要と考える。
また，柏崎刈羽原子力発電所 6 号炉 FMCRD 試運転時 CR 引き抜き事象についても制御盤改造及び試験時特有の事象であること，下に記載の再発防止策が取られていること，仮に発生したとしても停止余裕に対して投入される反応度は大きくなく，また監視・安全系が機能しているため，過渡事象等で考慮されている状態より過酷とならないと考えられることから選定不要と考える。
・平成11年 志賀原子力発電所1号炉 原子炉緊急停止事故（北陸）
原子炉停止機能強化工事の機能確認試験時にアイソレ誤り及び弁のシートパスにより制御棒が引き抜かれ，アキュームレータに圧力が充填されていなかったことで，直ちに制御棒が挿入されず，臨界に至った。
この事象は，柏崎刈羽原子力発電所6号及び7号炉においては，制御棒駆動機構が異なる
ため，発生しない（FMCRDのHCUでは物理的に引き抜けが起こらない）。また，仮に同様の事象が起きた場合についての炉心挙動解析が実施されており，即発臨界に至る可能性はあるものの，炉心損傷はしないことが確認されている（参考文献 日本原子力学会誌
Vol.49,No.10（2007） 671-675 北陸電力（株）志賀原子力発電所1号機で発生した臨界時の炉心挙動解析）。
・平成8年 柏崎刈羽原子力発電所6号炉 FMCRD試運転時CR引き抜き事象（当社）
6号炉試運転中（建設段階）FMCRD制御盤改造及び試験の準備のため，FMCRDの安全処置（アイソレ）による隔離を実施し，シミュレータにて制御棒位置を模擬的に引き抜きする試験を実施。この時，アイソレミスにより一部の電源アイソレが実施されておらず，実際の4本の制御棒が128ステップの位置まで引き抜かれた（この間，未臨界であることは確認されている）。
制御盤改造及び試験時特有の事象であること，再発防止策（制御棒の駆動電源OFFと制御電源OFFの安全処置の多重化）が実施されていることから対策済みであると考える。また，この事象では安全保護系により監視・安全系が機能していることから炉心損傷には至らない。

添 5.4.1-7

4 重要事故シーケンスの想定
有効性評価では 1～3 章を踏まえ，停止時冷温臨界試験及び停止余裕検査の検査時に人的過誤により制御棒が連続的に引き抜かれる事象を想定した。
この時，誤引き抜きされる制御棒は，以下の点を考慮して「最大反応度価値を有する制御
棒の斜め隣接の制御棒」を反応度誤投入の代表性のあるものとして選定した。
・引き抜かれる制御棒の反応度価値が管理値※を超えるもの
・停止時冷温臨界試験や停止余裕検査での試験対象や事故防止の対策
・一般的に臨界近傍まで複数の制御棒を引き抜いていくと，1 本あたりの制御棒価値は相対的に低下していく傾向にあること・設計により挿入可能な制御棒のうち最大反応度価値制御棒 1 組又は 1 本が引き抜かれた状態であっても未臨界が維持されていること
以上より，反応度の誤投入事象として，「停止中に実施される試験等により，最大反応度
価値を有する制御棒 1 本が全引抜されている状態から，他の 1 本の制御棒が操作量の制限を超える誤った操作によって引き抜かれ，異常な反応度の投入を認知できずに燃料の損傷に至る事故」を代表性のあるシナリオとしている。
※核的制限値を超えないよう設定している管理値：臨界近接時における制御棒の最大反応度価値は 1.0%Δk 以下

添 5.4.1-8

添付資料 5.4.2
反応度の誤投入における燃料エンタルピ
ABWR では起動領域モニタの原子炉周期短（原子炉周期 20 秒）信号による制御棒引抜阻止
機能と FMCRD の遅い制御棒引き抜き速度により反応度の投入量が従来型 BWR より小さく，即発臨界に至ることはないため，燃料エンタルピの上昇も小さい。以下に反応度投入事象解
析コード APEX 及び単チャンネル熱水力解析コード SCAT（RIA 用）により炉心平均中性子束及び燃料エンタルピの過渡応答を参考に示す。
燃料エンタルピは最大で約 9.43kJ/kgUO2（約 2.25cal/g UO2），ピーク出力部燃料エンタ
ルピは最大で約 9.88kJ/kgUO2（約 2.36cal/gUO2）まで上昇するにとどまり，「反応度投入事
象に関する評価指針」で示される燃料の許容設計限界の燃料エンタルピ（燃料棒内圧上昇を考慮しても 65cal/gUO2）を超えないことから燃料の健全性は維持される。
また，制御棒の引き抜き開始から約 58 秒後に起動領域モニタの原子炉周期短（原子炉周期 10 秒）信号が発生して，原子炉はスクラムされ，原子炉出力は定格値の約 1.0×10-4 まで上昇するにとどまる。

9.43kJ/kgUO2

制御棒引き抜きによる出力上昇に伴う燃料エンタルピの増加

制御棒引き抜きによる出力上昇図 1 反応度の誤投入における燃料エンタルピ及び炉心平均中性子束の変化

添 5.4.2-1

添付資料 5.4.3
反応度の誤投入における炉心平均中性子束の推移
5.4 反応度の誤投入にて掲載している図 5.4.4 炉心平均中性子束の推移について，低い値の変化も確認できるように片対数グラフで表示したものを掲載する。

原子炉スクラム（制御棒引き抜き開始から約 58秒後に到達して原子炉周期短（原子炉周期 10 秒）による原子炉スクラム
信号が発生）
約 1.0×10-2 %

全制御棒全挿入
反応度投入による出力上昇継続

制御 棒引き抜
き開 始から約
30 秒後
制御 棒引抜阻
止信号発生

遅発中性子発生の影響が残るため，炉心平均中性子束降下の傾きは緩やかになる

図１． 「5.4 反応度の誤投入」の炉心平均中性子束の推移（片対数グラフ）

添 5.4.3-1

添付資料 5.4.4
安定状態について運転停止中の反応度の誤投入の安定状態については以下のとおり。
原子炉安定停止状態：事象発生後，設計基準事故対処設備及び重大事故等対処設備を用いた炉心冷却により，炉心冠水が維持でき，また，冷却のための設備がその後も機能維持できると判断され，かつ，必要な要員の不足や資源の枯渇等のあらかじめ想定される事象悪化のおそれがない場
合，原子炉安定停止状態が確立されたものとする。
【安定状態の確立について】
原子炉安定停止状態の確立について
運転停止中に制御棒の誤引き抜き等によって，燃料に反応度が投入されるが，原子炉周期短（原子炉周期 20 秒）信号により，制御棒の引き抜きは阻止され，さらに，原子炉周期短（原子炉周期 10 秒）信号で原子炉はスクラムし，制御棒全挿入となり，原子炉は未臨界状態となり，原子炉安定停止状態が確立される。
重大事故等対策は自動で作動するため，対応に必要な要員はいない。
【安定状態の維持について】
上記の燃料損傷防止対策により原子炉安定停止状態を維持できる。
また，残留熱除去系機能を維持し，除熱を行うことにより，安定停止状態後の安定停止
状態の維持が可能となる。

添 5.4.4-1

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について（運転停止中 反応度誤投入）
表 1 解析コードにおける重要現象の不確かさが運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（運転停止中
分類

炉心
（核）

重要現象

解析モデル

不確かさ

核分裂出力

・一点近似動特性モデル（炉出力）・出力分布は二次元拡散モデル
・核定数は三次元体系の炉心を空間効果を考慮し二次元体系に縮約考慮しない

ドップラ反応度フィードバック及び制御棒反応度効果の不確かさに含められるため、「反応度フィードバック効果」にて確認。

出力分布変化

・RZ 二次元拡散モデル
・エンタルピステップの進行に伴う相対出力分布変化を考慮考慮しない

解析では制御棒引き抜きに伴う反応度印加曲線を厳しく設定し，さらに局所出力ピーキング係数は対象領域にある燃料の燃焼寿命を考慮した最大値（燃焼度 0GWd/tでの値）を用いるといった保守的なモデルを適用していることから評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

・ドップラ反応度フィード
バック効果:7～9%・実効遅発中性子割合：4%

反応度フィードバック効果の不確かさが評価項目となるパラメータに与える影響が小さいことを確認してい
る。

反応度フィ
ードバック
効果

添 5.4.5-1

制御棒反応
度効果

炉心
（燃料）

・ドップラ反応度フィードバック効
果は出力分布依存で考慮
・熱的現象は断熱，ボイド反応度フィードバック効果は考慮しない
・三次元拡散モデル
・動特性計算では外部入力

・制御棒反応度:9%・実効遅発中性子割合：4%

燃料棒内温
度変化

・熱伝導モデル・燃料ペレット-被覆管ギャップ熱伝
達モデル

考慮しない

燃料棒表面
熱伝達

・単相強制対流：Dittus -Boelterの式
・核沸騰状態：Jens -Lottes の式
・膜沸騰状態（低温時）:NSRR の実
測データに基づいて導出された熱
伝達相関式

考慮しない

沸騰遷移

低温時：Rohsenow –Griffith の式及び Kutateladze の式

考慮しない

運転員等操作時間に与える影響

反応度誤投入）停止時の制御棒の誤引き抜きは,起動領域モニタの原子炉周期短信号の発生により，自動的に制御棒の引き抜き阻止及びスクラムされ,事象は未臨界となり収束することから，運転員の操作を介しない。
したがって,解析コードの不確かさが運転員等操作時間に与える影響はない。

評価項目となるパラメータに与える影響

制御棒反応度効果の不確かさが評価項目となるパラメータに与える影響が小さいことを確認している。
「反応度投入事象評価指針」において燃料棒内メッシュの「制御棒落下」解析結果への影響は 0%と報告されていることから,類似の事象である本事故シーケンスについても，評価項目となるパラメータに対する影響は小さい。
「反応度の誤投入」事象は挙動が緩やかであるために出力上昇も小さく,事象発生後はスクラム反応度印加により速やかに収束するため，除熱量に不確かさがあるとしても，燃料エンタルピの最大値に対する影響はほとんどない。そのため，評価項目となるパラメータに対する影響は小さい。
事象を通じての表面熱流束は限界熱流束に対して充分小さくなっていることから，沸騰遷移の判定式の不確かさが燃料エンタルピの最大値に与える影響はほとんどなく，評価項目となるパラメータに対する影響は小さい。

添付資料 5.4.5

表 2 解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（運転停止中 反応度誤投入）（1/2）
項目

添 5.4.5-2

初期
条
件

解析条件（初期，事故及び機器条件）の不確かさ
解析条件
最確条件

条件設定の考え方

炉心状態

9×9 燃料（A 型）（単一炉心）
平衡炉心のサイクル初期

装荷炉心ごと，燃焼度ごとに変化する

9×9 燃料（A 型）と 9×9 燃料（B型）の熱水力学的な特性はほぼ同等であることから，代表的に9×9 燃料（A 型）を設定
燃料交換後の余剰反応度の大きな炉心を想定実効増倍率

1.00.99（設計目標値）未満

原子炉は臨界状態にあるものとして設定

運転員等操作時間に与える影響

評価項目となるパラメータに与える影響
実炉心においては装荷炉心ごと，燃焼度ごとに制御棒反応度価値やスクラム反応度等の特性が変化する。
これらの影響については以下の 2 つの保守的な想定をした評価においても，投入される反応度は約 0.7 ドル以下にとどまることから，不確かさが評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
・過渡解析「原子炉起動時における制御棒の異常な引き抜き」に示すように 3.5%Δk の価値を有する制御棒グループが引き抜かれる場合・サイクル初期及びサイクル末期の炉心状態において，9×9 燃料（B 型）平衡炉心の反応度印加率を包絡する引抜制御棒反応度曲線を用いた場合（添付資料 5.4.6「反応度誤投入における炉心の状態等の不確かさについて」参照）

停止時の制御棒の誤引き抜
きは,起動領域モニタの原子炉周期短信号の発生により，自動的に制御棒の引き抜き阻止及びスクラムされ,事象は未臨界となり収束することから，運転員の操作を介しない。
したがって,解析条件の不確
かさが，運転員等操作時間に与える影響はない。

実効増倍率が 0.99 の場合は，臨界到達までにかかる時間が追加で必要となり，また投入される反応度も 0.07 ドルと小さくなる
ため，この評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
初期出力は炉心状態ごとに異なり，評価項目となるパラメータに影響を与えるため，その不確かさが与える影響を評価した。
定格の 10-8 の 10 倍及び 1/10 倍とした場合の感度解析を行い，有効性評価での結果（0.55 ドル）と大きく差異がない 0.55 ドル（10倍）及び 0.54 ドル（1/10 倍）であることから，初期出力の不確かさが与える影響は小さい。

原子炉出力

定格出力の 10-8定格出力の 10-8～10-7 程度

原子炉は停止状態（全制御棒全挿入状態）にあるものとして設
定

原子炉圧力

大気圧

大気圧程度

原子炉停止時の圧力を想定

解析条件と同様であることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

初期燃料温度は炉心状態ごとに異なり，評価項目となるパラメー
タに影響を与えるため，その不確かさが与える影響を評価した。
初期燃料温度を 60℃とした場合の感度解析を実施し，有効性評
価での結果（0.55 ドル）と大きく差異がない 0.57 ドルであることから，初期燃料温度の不確かさが与える影響は小さい。

燃料被覆管表面温度及び原子炉冷却材温度の不確かさに含められる。

燃料被覆管表面
温度及び原子炉
冷却材温度

20℃

20℃以上

原子炉冷却材温度の下限値として運用している値であり，最も水密度が高くなる値として設定

燃料エンタルピ

8kJ/kgUO2

8kJ/kgUO2 以上

原子炉冷却材温度 20℃における
燃料エンタルピを想定

表 2 解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（運転停止中 反応度誤投入）
（2/2）
項目

起因事象

事
故
条
件

誤引き抜きされる制御棒

解析条件（初期，事故及び機器条件）の不確かさ
解析条件
最確条件
制御棒の誤引き抜き

最大反応度価値を有す
る制御棒の斜め隣接の制御棒

運転員等操作時間に与える影響

評価項目となるパラメータに与える影響－

解析条件と同様であることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

－

投入される反応度を厳しく評価する観点から設定
なお，通常，制御棒 1 本が全引抜されている状態の未臨界度は深く，また，仮に他の 1 本の制御棒が操作量の制限を超えた場合でも，臨界近接で引き抜かれる制御棒の反応度価値
が核的制限値を超えないよう管理している。
これらを踏まえ，本評価においては，誤引き抜きされる制御棒の反応度価値が，管理値を超える事象を想定
制御棒価値ミニマイザによる停止余裕試験モードでの面隣接制御棒選択時の引き抜き阻止のインターロックや停止時冷温臨界試験での引き抜き制御棒価値の管理等を考慮し，斜め隣接の制御棒とし，引き抜きされる制御棒 1本の反応度価値は約 1.04%Δk とする（添付資料 5.4.4）－

添 5.4.5-3
機器
条件

条件設定の考え方
運転停止中の原子炉において，制御棒 1 本が全引抜されている状態から，他の 1 本の制御棒が操作量の制限を超える誤った操作によって連続的に引き抜かれる事象を想定する－

制御棒引き抜き操作には外部電源が必要となるため，外部電源ありを想定

停止時の制御棒の誤引き抜きは,起動領域モニタの原子炉周期短信号の発生により，自動的に制御棒の引き抜き阻止及びスクラムされ,事象は未臨界となり収束することから，運転員の操作を介しない。
したがって,解析条件の不確かさが，運転員等操作時間に与える影響はない。

外部電源

外部電源あり－制御棒引き抜き速度33mm/s

33mm/s 以下

引き抜き速度の上限値として設定

起動領域モニタのバイパス状態

A,B,C グループそれぞ
れ 1 個ずつ

バイパスなしA,B,C グループとも引き抜き制御棒に最も近い検出器が 1 個ずつバイパス状態にあるとする

バイパス状態がない場合は制御棒引き抜き阻止の応答が早くなり，投入反応度が低くなり，評価項目となるパラメータに対す
る余裕は大きくなる。

制御棒引抜阻止条件

原子炉周期短信号（原子炉周期 20 秒）

事故事象ごと原子炉周期短信号（原子炉周期 20 秒）

起動領域モニタの制御棒引抜阻止機能により設定

解析条件と同様であることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

解析条件と同様であることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

原子炉核計装トリップ選択スイッチが「初事故事象ごと装荷」の場合は計数率制御棒引き抜き阻止
起動領域モニタ計数率
原子炉核計装トリップ選択スイッチを「通常」
機能，計数率スクラム機能に期待できる。
高高※1
原子炉スクラム
原子炉周期短信号（原とした場合の起動領域モニタの原子炉スクラ
こちらに期待した場合の原子炉スクラム
信号
子炉周期 10 秒）
またはム機能により設定
までの時間は約 57 秒となり，この評価項
原子炉周期短信号（原子目となるパラメータに対する余裕は大き
炉周期 10 秒）
くなる。
※1 本有効性評価の解析において起動領域モニタ（原子炉核計装トリップ選択スイッチ「初装荷」）に期待する場合は原子炉周期短信号（原子炉周期 10 秒）より早く原子炉スクラム信号が投入される。

添付資料 5.4.6
反応度誤投入における炉心の状態等の不確かさについて
反応度誤投入事象の評価において炉心状態を「平衡炉心のサイクル初期」とし，「最大反応度価値制御棒及びその斜め隣接の制御棒」が引き抜かれる想定をして評価している。
実炉心においてはこれらの想定と異なり，引抜制御棒価値，引抜制御棒反応度曲線，スク
ラム反応度曲線，実効遅発中性子割合等のパラメータに不確かさがあるため,有効性評価での想定とこれらの不確かさの影響について以下にまとめた。
１．感度解析の条件
炉心状態の不確かさの影響を考慮するパラメータとして「解析コードの APEX」の重要現象の特定を参考に「引抜制御棒価値」,「引抜制御棒反応度曲線」,「スクラム反応度曲線」及び「実効遅発中性子割合」の４つについて表１に示す感度解析を実施した。
なお，原子炉初期出力及び初期燃料温度については既に「解析コードの APEX」にて感度解析を実施していること，出力分布変化は制御棒価値を厳しく設定し,さらに局所ピーキン
グ係数が燃焼寿命を通じた最大値となるようにしていることから今回対象としていない。
・引抜制御棒価値
有効性評価において核的制限値を超えないように管理している値（臨界近接時においては最大反応度価値を 1.0%Δk 以下とすること）を超える制御棒価値として最大反応度価値制御棒の斜め隣接の制御棒（平衡炉心サイクル初期）の 1.04%Δk を設定している。そのため,感度解析を実施する上のノミナルな条件としては管理値の 1.0%Δk を設定した。
なお，制御棒反応度価値の影響については過渡解析「原子炉起動時における制御棒の異常な引き抜き」に示されるように 3.5%Δk の価値を有する制御棒グループが引き抜かれた場合であっても反応度は１ドル未満（約 0.7 ドル）にとどまっていることから，今回の感度評価の影響確認の対象外とした。
・引抜制御棒反応度曲線
有効性評価において表１に示す A 型平衡炉心のサイクル初期を想定している。
ノミナル条件としてサイクル初期及びサイクル末期での引抜制御棒反応度曲線を1.0%Δk に規格したものを考慮した。
不確かさ評価としてサイクル初期及びサイクル末期の炉心状態において,１ドル位置における引抜制御棒反応度印加率が B 型の平衡炉心での印加率の変動を包絡するように設定した。
感度解析に用いたサイクル初期及びサイクル末期の引抜制御棒反応度曲線を図 1, 図

添 5.4.6-1

2 に示す。
・スクラム反応度曲線
有効性評価において表１に示すサイクル初期を想定して評価を実施しており，感度解析においてはサイクル末期の炉心状態のスクラム反応度曲線の影響についても確認した。
・実効遅発中性子割合
有効性評価において表１に示すサイクル初期を想定して評価を実施しており，感度解析においてはサイクル末期の炉心状態の実効遅発中性子割合の影響についても確認した。
２．感度解析の結果
解析結果を表２にまとめた。サイクル初期及びサイクル末期の不確かさを考慮したケースにおいても１ドルを超えるケースとはならず，最大の投入反応度は不確かさ評価（サイクル末期）の 0.6144 ドルであった。そのため，これらの不確かさを考慮しても,燃料エン
タルピの増加に伴う燃料の破損は発生せず，事象は収束して安定状態に導かれることが分かった。

添 5.4.6-2

表１. 反応度誤投入における炉心の状態等の不確かさの感度解析項目

項目
引抜制御棒価値

申請解析
1.04%Δk

ノミナルケース（サイクル初期）

不確かさ評価（サイクル初期）

1.0%Δk

1.0%Δkノミナルケース（サイクル末期）

不確かさ評価（サイクル末期）

添 5.4.6-3

1.0%Δk

1.0%Δk

サイクル末期炉心の LOGOS
解析結果（制御棒価値 1.0%
Δk に規格化）

1 ドル位置における引抜制
御棒反応度曲線の反応度印
加率がノミナルケース（サイクル末期）の 1.2 倍＊2 になるように補正する。ただし，引抜制御棒反応度が1.0%Δk を超える部分については，1.0%Δk で一定とする。

引抜制御棒反応度曲線

サイクル初期炉心の LOGOS 解析結果

申請解析の反応度曲線を制御
棒価値 1.0%Δk に規格化

1 ドル位置における引抜制御棒反応度曲線の反応度印加率がノミナルケース（サイクル初期）の 1.5 倍＊1 になるように補正する。ただし，引抜制
御棒反応度が 1.0%Δk を超える部分については，1.0%Δkで一定とする。

スクラム反応度曲線

サイクル初期炉心の LOGOS 解
析結果

変更なし

変更なし

サイクル末期炉心の LOGOS
解析結果

サイクル末期炉心の LOGOS
解析結果

実効遅発中性子割合

サイクル初期炉心に対応した
値

変更なし

変更なし

サイクル末期相当の値として 0.88 倍(0.0053/0.0060=0.8833) ＊3

サイクル末期相当の値として 0.88 倍(0.0053/0.0060=0.8833) ＊3＊1 : 制御棒落下事故解析における落下制御棒反応度曲線(サイクル初期低温時)より B 型平衡炉心の反応度印加率の変動を包絡するようにふり幅を設定。
＊2 : 制御棒落下事故解析における落下制御棒反応度曲線(サイクル末期低温時)より B 型平衡炉心の反応度印加率の変動を包絡するようにふり幅を設定。
＊3 : 実効遅発中性子割合の設置変更許可申請書記載値(ウラン炉心平衡サイクル初期 : 0.0060，ウラン炉心平衡サイクル末期：0.0053)より算出。

表 2. 反応度誤投入における炉心の状態等の不確かさの感度解析結果
不確かさ評価ケース

ノミナルケース

不確かさ評価ケース（サイクル初期）（サイクル初期）（サイクル末期）（サイクル末期）

1.04

1.00

1.00

1.00

1.00

Δk/Δn ＊10.000520.000490.000730.00060

0.00072－

0.006083

0.006083

0.006083

0.005353

0.005353%Δk0.33420.32780.35680.3186

0.3289ドル

0.54930.53880.58660.59520.6144

単位

申請解析

引抜制御棒価値%Δk

引抜制御棒反応度曲線の 1 ド
ル位置における反応度印加率
実効遅発中性子割合＊2

添 5.4.6-4

ノミナルケース

項目

最大投入反応度

注：値は保守側の切り上げ/切り下げ処理を行わず，全て四捨五入している。
＊1：制御棒を 1 ノッチ引き抜いた時の印加反応度＊2：APEX により計算される実効遅発中性子割合

図１. 引抜制御棒反応度曲線（サイクル初期）

添 5.4.6-5

図２. 引抜制御棒反応度曲線（サイクル末期）

添 5.4.6-6

6. 必要な要員及び資源の評価
6.1 必要な要員及び資源の評価条件(1) 要員の評価条件
a. 各事故シーケンスにおける要員については，保守的に 6 号及び 7 号炉
同時の重大事故等対策時において対応可能であるか評価を行う。
b. 参集要員に期待しない事故シーケンスにおいては，中央制御室の当直
長，当直副長，運転員及び発電所構内に常駐している緊急時対策要員
により，必要な作業対応が可能であることを評価する。
また，参集要員に期待する事故シーケンスにおいて，事象発生 10時間までは，中央制御室の運転員及び発電所構内に常駐している緊急時対策要員のみにより必要な作業対応が可能であること，さらに事象発生 10 時間以降は発電所構外から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，実際の運用では集まり次第，作業対応が可能であるが，評価上は事象発生 10 時間以前の参集要員による作業対応は見込まないものとする。
c. 可搬型設備操作において，可搬型設備を事象発生から 12 時間までは機能に期待しないと仮定するため，その使用開始を 12 時間後として要員を評価する。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
a. 全般(a) 重大事故等対策の有効性評価において，通常系統からの給水及び給電が不可能となる事象についての水源，燃料及び電源に関する評6-1

価を実施する。また，前提として，有効性評価の条件（各重要事故
シーケンス等特有の解析条件又は評価条件）を考慮する。
(b) 水源，燃料及び電源に関する評価において，淡水貯水池，ガスタ
ービン発電機用燃料タンク及び常設代替交流電源設備は，6 号及び 7号炉で共用していることから，その合計の消費量を評価する。

b. 水源(a) 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。
(b) 復水貯蔵槽については，淡水貯水池からの水の移送について，可搬型代替注水ポンプ（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する。
(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。
(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（必要水量）として，厳しい評価となることから，重要事故シーケンス等を評価し成立性を確認することで，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。

c. 燃料(a) 常設代替交流電源設備，代替原子炉補機冷却系専用の電源車，代替原子炉補機冷却系用の大容量送水車（熱交換器ユニット用），復水
貯蔵槽給水用可搬型代替注水ポンプ（A-2 級），使用済燃料プール注6-2

水用可搬型代替注水ポンプ（A-2 級），非常用ディーゼル発電機，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・
ポスト用発電機のうち，事故シーケンスグループ等における事故収束に必要な設備を考慮して消費する燃料（軽油）が備蓄している軽油量にて 7 日間の運転継続が可能であることを評価する。
(b) 全交流動力電源喪失の発生又は重畳を想定しない事故シーケンスについては，非常用ディーゼル発電機からの給電による燃料消費量の評価を行う。また，外部電源喪失を想定しない場合においても，
仮に外部電源が喪失し非常用ディーゼル発電機から給電することを想定し，燃料消費量の確認を行う。
この場合，燃料（軽油）の備蓄量として，軽油タンク（約1,020kL，2 基（6 号及び 7 号炉それぞれ 1 基））の容量を考慮する。
(c) 全交流動力電源喪失の発生又は重畳を想定する事故シーケンスについては，常設代替交流電源設備からの給電による燃料消費量の評価を行う。この場合，燃料（軽油）の備蓄量として，軽油タンク（約 1,020kL，2 基（6 号及び 7 号炉それぞれ 1 基））とガスタービン
発電機用燃料タンク（約 100kL）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。
(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。

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
6-3

おいては常設代替交流電源設備により，有効性評価において考慮する設備に電源供給を行い，その最大負荷が常設代替交流電源設備の連続定格容量（約 2,950kW）未満となることを評価する。
(b) 全交流動力電源喪失の発生又は重畳を想定しない事故シーケンスにおいては，非常用ディーゼル発電機からの給電を考慮し，また，
外部電源喪失を想定しない事故シーケンスにおいても，保守的に外部電源が喪失するものとして，非常用ディーゼル発電機から給電するものとして評価する。
(c) 各事故シーケンスにおける対策に必要な設備は，重要事故シーケ
ンス等の対策設備に包絡されるため，重要事故シーケンス等を評価
し成立性を確認することで，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。

6.2 重大事故等対策時に必要な要員の評価結果(1) 必要な要員の評価結果
各事故シーケンスグループにおいて，6 号及び 7 号炉同時の重大事故等対策時に必要な操作項目，必要な要員数及び移動時間を含めた各操作の所要時間について確認した。
6 号及び 7 号炉の両号炉において，原子炉運転中を想定する。原子炉運転中に必要な要員数が最も多い事故シーケンスグループ等は，「2.3.4 全交流動力電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)+SRV 再閉失敗」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，発電所構内に常駐している緊急時対策要員 44 名及び自衛消防隊 10 名の初動体制の要員 72 名で対処可能である。これらの要員数
を夜間及び休日(平日の勤務時間帯以外)においても確保可能である。ま6-4

た，事象発生 10 時間以降に追加で必要な要員数は 46 名であり，参集要員（106 名）により確保可能である。
また，6 号及び 7 号炉の両号炉において，原子炉運転停止中を想定する。原子炉運転停止中に必要な要員数が最も多い事故シーケンスグルー
プ等は，「5.2 全交流動力電源喪失」の事象であり，事象発生後 10 時間に必要な要員は 16 名である。必要な作業対応は，中央制御室の運転員 10名，発電所構内に常駐している緊急時対策要員 44 名及び自衛消防隊 10 名の初動体制の要員 64 名で対処可能である。これらの要員数を夜間及び休日(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，必要な要員が最も多い事故シーケンスグループ等は，｢4.2 想定事故 2｣であり，必要な要員は 22 名である。必要な作業対応は，中央制御室の運転員
10 名，発電所構内に常駐している緊急時対策要員 44 名及び自衛消防隊 10名の初動体制の要員 64 名で対処可能である。これらの要員数を夜間及び休日(平日の勤務時間帯以外)においても確保可能である。
なお，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「2.3.4 全交流動力電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)+SRV 再閉失敗」
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｢4.2 想定
事故 2｣を想定すると，事象発生後 10 時間に必要な要員は 27 名である。
必要な作業対応は，中央制御室の運転員 13 名，発電所構内に常駐してい6-5

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。
（添付資料 6.1.1，6.2.1，6.2.2）

6.3 重大事故等対策時に必要な水源，燃料及び電源の評価結果
事象発生後 7 日間は，外部からの支援がない場合においても，必要量以上の水源，燃料及び電源の供給が可能である。

(1) 水源の評価結果
a. 原子炉及び原子炉格納容器への注水
原子炉及び原子炉格納容器への注水における水源評価において，最も厳しくなる事故シーケンスグループ等は，「3.1.3 代替循環冷却系を使用しない場合」である。
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水及び代替格納容器スプレ
イ冷却系による代替格納容器スプレイにおいて，6 号及び 7 号炉それぞれで約 7,400m3 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 14,800m3 の水が必要となる。
水源として，各号炉の復水貯蔵槽に約 1,700m3 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の移送を行うことで，復水貯蔵槽を枯渇させることな
く，復水貯蔵槽を水源とした 7 日間の注水継続が可能である。

b. 使用済燃料プールへの注水
6-6

使用済燃料プールへの注水における水源評価において，最も厳しくなる事故シーケンスグループ等は，「4.2 想定事故 2」である。
可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による使用済燃料プール注水において，6 号及び 7 号炉のそれぞれで約 3,300m3 の水が必要であり，6 号及び7 号炉の同時被災を考慮すると合計約 6,600m3 の水が必要となる。
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。
（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
全交流動力電源喪失の発生又は重畳を考慮しない場合の燃料評価において，最も燃料の消費量が厳しくなる事故シーケンスグループ等
は，「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」，「3.3 原子炉圧
力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」，「3.5 溶融炉心・コンクリー
ト相互作用」である。
非常用ディーゼル発電機による電源供給については，保守的に事象発生直後から最大負荷で 6 台（6 号及び 7 号炉それぞれ 3 台）の運転を想定すると，7 日間の運転継続に約 1,506kL（号炉あたり約 753kL）の軽油が必要となる。復水貯蔵槽給水用可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）
又は使用済燃料プール注水用可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）について
は，保守的に事象発生直後から 8 台（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 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
6-7

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。
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。
6 号及び 7 号炉のそれぞれの軽油タンクにて備蓄している軽油量の合計は約 2,040kL（号炉あたり約 1,020kL）であり，必要量の軽油を供給可能である。

b. 全交流動力電源喪失の発生又は重畳を考慮した場合
全交流動力電源喪失の発生又は重畳を考慮した場合の燃料評価において，最も燃料の消費量が厳しくなる事故シーケンスグループ等は，「2.3.4 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗」である。
常設代替交流電源設備による電源供給については，保守的に事象発生直後から 3 台の運転を想定すると，7 日間の運転継続に 6 号及び 7 号炉において合計約 504kL の軽油が必要となる。可搬型代替注水ポンプ
6-8

（A-2 級）による原子炉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（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。
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能である。
（添付資料 6.3.1）(3) 電源の評価結果
全交流動力電源喪失の発生又は重畳を考慮する場合に評価上，最も負荷が厳しくなる事故シーケンスグループ等は，「2.4.1 取水機能が喪失し6-9た場合」である。常設代替交流電源設備の電源負荷については，重大事
故等対策時に必要な負荷として，6 号炉で約 1,649kW，7 号炉で約 1,615kWが必要となるが，常設代替交流電源設備の 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，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
なお，全交流動力電源喪失の発生又は重畳を考慮しない場合は，非常用ディーゼル発電機による電源供給を想定しているが，6 号及び 7 号炉において重大事故等対策に必要な負荷は，各号炉の非常用ディーゼル発電
機負荷に含まれていることから，非常用ディーゼル発電機による電源供給が可能である。
また，直流電源については外部電源喪失時においても，非常用ディー
ゼル発電機又は常設代替交流電源設備により交流電源を充電器盤に供給することで継続的な直流電源の供給が可能である。なお，事故シーケン
スグループ「2.3 全交流動力電源喪失」においては，交流電源が事象発
生後 24 時間復旧しない場合を想定しており，この場合でも直流電源負荷の制限及び常設代替直流電源設備への切替えの実施により，事象発生後
24 時間の連続した直流電源の供給が可能である。
（添付資料 6.3.1）

6-10

添付資料 6.1.1

他号炉との同時被災時における必要な要員及び資源について
柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉運転中に重大事故等が発生した場合，他号炉，6 号
及び 7 号炉の使用済燃料プールについても重大事故等が発生すると想定し，それらの対応を含めた同時被災時に必要な要員及び資源について整理する。
現在，1～5 号炉は停止状態にあり，各号炉に保有する燃料からの崩壊熱の継続的な除去が必要である。そのため，他号炉を含めた同時被災が発生すると，他号炉への対応が必要となり，6 号及び 7 号炉への対応に必要な要員及び資源の十分性に影響を与えるおそれがある。また，必要な要員及び資源が十分であっても，同時被災による他号炉の状態により，6号及び 7 号炉への対応が阻害されるおそれもある。
以上を踏まえ，他号炉を含めた同時被災時に必要な要員及び資源の十分性を確認するとともに，6 号及び 7 号炉の重大事故等時対応への影響の成立性を確認する。
また, 6 号及び 7 号炉の使用済燃料プールを含めた事故対応においても当該号炉の資源が十分であることを併せて確認する。
1．同時被災時に必要な要員及び資源の十分性(1)想定する重大事故等
福島第一原子力発電所の事故及び共通要因による複数炉の重大事故等の発生の可能性を考慮し，柏崎刈羽原子力発電所 1～7 号炉について，全交流動力電源喪失及び使用済燃料プールでのスロッシングの発生を想定する。なお，1～5 号炉の使用済燃料プールにおいて，全保有水喪失を想定した場合は自然対流による空気冷却での使用済燃料の冷却維持が可能と考えられるため※1，必要な要員及び資源を検討する本事象では，使用済燃料プールへの注水実施が必要となるスロッシングの発生を想定した。
また，不測の事態を想定し，1～5 号炉のうち，いずれか 1 つの号炉において事象発生直後に内部火災が発生していることを想定する。なお，水源評価に際しては 1～5 号炉における消火活動による水の消費を考慮する。
6 号及び 7 号炉について，有効性評価の各シナリオのうち，必要な要員及び資源（水源，
燃料及び電源）ごとに最も厳しいシナリオを想定する。
表 1 に想定する各号炉の状態を示す。上記に対して，7 日間の対応に必要な要員，必要な資源，6 号及び 7 号炉の対応への影響を確認する。
※1 技術的能力 添付資料 1.0.16 「重大事故等時における停止号炉の影響について」参照(2)必要となる対応操作，必要な要員及び資源の整理「(1) 想定する重大事故等」にて必要となる対応操作，必要な要員及び 7 日間の対応に必要となる資源について，表 2 及び図 1 のとおり整理する。

添 6.1.1-1

(3)評価結果
1～5 号炉にて「(1)想定する重大事故等」が発生した場合の必要な要員及び必要な資源についての評価結果を以下に示す。
(a)必要な要員の評価
重大事故等発生時に必要な 1～5 号炉の対応操作,6 号及び 7 号炉の使用済燃料プールの対応操作については，各号炉の中央制御室に常駐している運転員，自衛消防隊，緊急時対策要員，10 時間以降の発電所外からの参集要員にて対応可能である。
(b)必要な資源の評価
a.水源
6 号及び 7 号炉において，水源の使用量が最も多い「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損） 代替循環冷却を使用しない場合」を想定すると，原子炉注水及び格納容器スプレイの実施のため，7 日間で号炉あたり約 7,400m3 の水が必要となる（6 号及び 7 号炉で約 14,800m3）。また，表 3 に示すとおり，6 号及び7 号炉における使用済燃料プールへの注水量（通常水位までの回復，水位維持）は，7 日間の対応を考慮すると，約 2,529m3 の水が必要となる（6 号及び 7 号炉で合計約17,329m3）。
6 号及び 7 号炉における水源として，各号炉の復水貯蔵槽に約 1,700m3 及び淡水貯水池に約 18,000m3 の水を保有しているため，原子炉及び使用済燃料プールの対応に必要な水源は確保可能である（6 号及び 7 号炉で合計約 21,400m3）。
1～5 号炉において，スロッシングによる水位低下の発生後に，遮蔽に必要な高さまで水位を回復させ，蒸発による水位低下を防止するための必要な水量は 7 日間の対応を考慮すると，約 5,896m3 となる。
1～5 号炉における水源として，表 3 に示す各号炉の必要な水量を各号炉の復水貯
蔵槽，ろ過水タンク，純水タンク及びサプレッション・チェンバのプールにて確保する運用であることから，6 号及び 7 号炉における水源を用いなくても 1～5 号炉の7 日間の対応が可能である※2。
内部火災に対する消火活動に必要な水源は約 180m3 であり，各防火水槽及びろ過水タンクに各必要な水量が確保されるため，6 号及び 7 号炉における水源を用いな
くても 7 日間の対応が可能である。
なお，1～5 号炉においても，使用済燃料プール水がサイフォン現象により流出する場合に備え，6 号及び 7 号炉と同様のサイフォンブレーク孔を設け，サイフォン現象による使用済燃料プール水の流出を停止することが可能な設計としている。
また，スロッシングによる水位低下により，線量率が上昇し原子炉建屋オペレー
ティングフロアでの使用済燃料プールへの注水操作が困難になる場合に備え，消火系，常設代替交流電源設備又は電源車により給電した残留熱除去系，復水補給水系，
燃料プール補給水系等，当該現場作業を必要としない注水手段を確保している。さ

添 6.1.1-2

らに，あらかじめ注水用ホースを設置することで，原子炉建屋オペレーティングフ
ロアでの注水操作が可能な設計としている。
注水及び給電に用いる設備の台数と共用の関係は表 4 に示すとおりである。常設
代替交流電源設備は発電所全体で 4 台保有しており，6 号及び 7 号炉での重大事故等の対応に必要な台数は 2 台であるため，予備機を 1～5 号炉での対応で使用することも可能である。また,電源車を用いることで復水補給水系，燃料プール補給水系等への給電も実施可能である。
※2 使用済燃料プール（原子炉ウェル及び D/S ピットを含む）の通常水位までの回復を想定した場合，1～5 号炉においては，内部火災に対する消火活動に必要な水量と合わせ，合計約 10,792m3 の水が必要となる（1～7 号炉で合計約 13,321m3）。
したがって，使用済燃料プールの通常水位までの回復及び運転中の原子炉での事故対応を想定すると，1～7 号炉にて合計約 28,121m3 の水が必要である。しかし，6 号及び 7 号炉の復水貯蔵槽及び淡水貯水池における保有水は約 21,400m3
であり，1～5 号炉の復水貯蔵槽，ろ過水タンク，純水タンク,サプレッション・
チェンバ・プール等の確保される保有水量は約 5,800m3 以上である（合計約27,200m3 以上）。これらの合計量は，6 号及び 7 号炉の重大事故等対応及び 1～5 号炉の内部火災（7 日間で 5 箇所）への対応を実施したうえで，1～5 号炉の使用済燃料プール（原子炉ウェル及び D/S ピットを含む）の水位を通常水位から約 0.5m 下の水位まで回復させ,その後,7 日間の水位維持が可能となる水量である。7 日間以降については十分時間余裕があるため，外部からの水源供給や支援等にも期待できることから，1～5 号炉の使用済燃料プールの水位を通常水位まで回復させることが可能である。
b.燃料（軽油）
6号及び7号炉において，軽油の使用量が最も多い「高圧溶融物放出／格納容器雰
囲気直接加熱」を想定すると，非常用ディーゼル発電機（3台/号炉）の7日間の運転継続に号炉あたり約753kL※3，復水貯蔵槽補給用可搬型代替注水ポンプ（A-2級）（4台/号炉）の7日間の運転継続に号炉あたり約15kL，代替原子炉補機冷却系専用の電源車（2台/号炉）の7日間の運転継続に号炉あたり約37kL※3，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）の7日間の運転継続に号炉あたり約11kLの軽油が必要となる。また，6号及び7号炉の使用済燃料プールへの注水には，使用済
燃料プール代替注水系の可搬型代替注水ポンプ（A-2級）（6号及び7号炉で8台）の7
日間の運転継続に約30kLが必要となる※4。加えて，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・ポスト用発電機の7日間運転継続は約13kL※3の軽油が必要となる（6号及び7号炉での事故対応，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・ポスト用発電機にて使用する軽油:合計約
1,675kL）。

添 6.1.1-3

6 号及び 7 号炉の各軽油タンクにて約 1,020kL（6 号及び 7 号炉合計約 2,040kL）の軽油を保有しており，これらの使用が可能であることから，6 号及び 7 号炉の原子炉及び使用済燃料プールの事故対応，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・ポスト用発電機への電源供給について，7 日間の対応は可能である。
1～5号炉の使用済燃料プールの注水設備への電源供給に使用する軽油の使用量として，保守的に最大負荷で非常用ディーゼル発電機（2台/号炉）が起動した場合を想定しており（「(1)想定する重大事故等」では常設代替交流電源設備及び可搬型代
替注水ポンプ（A-2級）の軽油を上回る保守的な想定），7日間で号炉あたりの必要な軽油は約632kLとなる（1～5号炉で合計約3,160kL）。なお，1～5号炉における使用済燃料プールへの注水と，内部火災が発生した号炉における消火活動に対して，可搬型代替注水ポンプ（A-2級）（注水と消火でそれぞれ1台）の7日間の運転継続を想定すると約22kLが必要となる。
1～5 号炉の各軽油タンクにて約 632kL（1～5 号炉合計 約 3,160kL）の軽油を保有しており，これらの使用が可能であることから，1～5 号炉の使用済燃料プールの注
水及び火災が発生した号炉での消火活動について，6 号及び 7 号炉における軽油を使用しなくても 7 日間の対応は可能である。
※3 保守的に事象発生直後から運転を想定し，燃費は最大負荷時を想定。
※4 使用済燃料プールへの必要な補給量は小さく時間余裕も長いことから，復水貯蔵槽の補給に使用している可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）を用いて注水を実施す
ることも可能であるが，軽油の消費量の計算においては保守的に復水貯蔵槽の補給に使用している可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）とは別の可搬型代替注水ポン
プ（A-2 級）を用いて使用済燃料プールへの補給を行うことを想定する。
c.電源
常設代替交流電源設備，電源車等による電源供給により，重大事故等の対応に必
要な負荷（計器類）に電源供給が可能である。なお，常設代替交流電源設備，電源車等による給電ができない場合に備え，デジタルレコーダ接続等の手順を用意している。
(4)6 号及び 7 号炉の重大事故等時対応への影響について(3)評価結果に示すとおり，重大事故等発生時に必要となる対応操作は，各号炉の中央制御室に常駐している運転員，自衛消防隊，緊急時対策要員及び 10 時間以降の発電所外からの参集要員にて対応可能であることから，6 号及び 7 号炉の重大事故等に対応する要員に影響を与えない。
6 号及び 7 号炉の各資源にて当該号炉の原子炉及び使用済燃料プールにおける 7 日間の対応が可能であり，また，1～5 号炉の各資源にて 1～5 号炉の使用済燃料プール及び内部火災における 7 日間の対応が可能である。

添 6.1.1-4

以上のことから，1～5 号炉に重大事故等が発生した場合にも，6 号及び 7 号炉の重大事故等時の対応への影響はない。
2．他号炉における高線量場発生による 6 号及び 7 号炉対応への影響
1．同時被災時に必要な要員及び資源の十分性で想定する事故時の 1～5 号炉の使用済
燃料プールにおいて，スロッシング等の水位低下による現場線量率上昇は，以下の資料で示すとおり，6 号及び 7 号炉の重大事故等時の対応に影響するものではない。
技術的能力 「添付資料 1.0.16 重大事故等発生時おける停止号炉の影響について」「添付資料 1.0.2 補足資料 10 １～７号炉同時発災時におけるアクセス
ルートへの影響」
3．まとめ
1．同時被災時に必要な要員及び資源の十分性及び 2．他号炉における高線量場発生による 6 号及び 7 号炉対応への影響に示すとおり，高線量場の発生を含め，1～5 号炉に重大事故等が発生した場合にも，6 号及び 7 号炉の重大事故等の対応は可能である。

添 6.1.1-5

表１ 想定する各号炉の状態
項目
要員

水源

添 6.1.1-6

燃料

電源

6 号及び 7 号炉
1～5 号炉・全交流動力電源喪失
・使用済燃料プールでのスロッシング発生
・「想定事故 2（使用済燃料プール漏えい）」※1
・「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗」
・全交流動力電源喪失
・使用済燃料プールでのスロッシング発生
・「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）
代替循環冷却系を使用しない場合」
・全交流動力電源喪失※2
・「想定事故 2（使用済燃料プール漏えい）」※1
・使用済燃料プールでのスロッシング発生※3※2・内部火災※4・外部電源喪失
・使用済燃料プールでのスロッシング発生
・「想定事故 2（使用済燃料プール漏えい）」※1
・「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」
・全交流動力電源喪失
・使用済燃料プールでのスロッシング発生
・「想定事故 2（使用済燃料プール漏えい）」※1
・「崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）」※1 サイフォン現象による漏えいは，各号炉（１～７号炉）のサイフォン発生防止用の逆止弁及びサイフォンブレーク孔により停止される。
したがって，この漏えいによる影響はスロッシングによる溢水に包絡されるため，使用済燃料プールからの漏えいは，スロッシングによる漏えいを想定する。
※2 燃料については消費量の観点から非常用ディーゼル発電機の運転継続を想定する。
※3 使用済燃料プールへの注水が必要となるスロッシングの発生を想定する。
※4 6 号及び 7 号炉は火災防護措置が強化されることから，1～5 号炉での内部火災の発生を想定する。また，1～5 号炉で複数の内部火災を想定する
ことが考えられるが，時間差で発生することを想定し，全交流動力電源喪失及び使用済燃料プールでのスロッシングと同時に発生する内部火災
としては 1 つの号炉とする。ただし，消火活動に必要な水源は，5 号炉（1～5 号炉）分の消費を想定する。

表 2 同時被災時の 1～5 号炉の対応操作，6 号及び 7 号炉の使用済燃料プールの対応操作，必要な要員及び資源必要となる対応操作
非常用ディーゼル発電機等の現場確認，直流電源の負荷制限内部火災に対する消火活動

対応操作概要非常用ディーゼル発電機等の現場の状態確認及び直流電源の長時間供給のための負荷制限を実施する
建屋内での火災を想定し，当該火災に対する現場確認・消火活動を実施する

添 6.1.1-7

各注水系（復水補給水系，燃料プール補給水
各注水系による使用済燃料プール
系，消火系，可搬型代への給水を行い，使用済燃料から替注水ポンプ（A-2 級））の崩壊熱の継続的な除去を行うによる使用済燃料プー
ルへの注水

対応要員
運転員

必要な資源
－

○水源
180m3（36m3/号炉×5（1～5 号炉））
自衛消防隊
○燃料
（運転員を含む）
可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）：約 4kL（21L/h×24h×7 日×1 台）
又はディーゼル駆動消火ポンプ：約 6kL（32L/h×24h×7 日×1 台）○水源（詳細は表 3 参照）
1 号炉：約 280m3
2 号炉：約 1,401m3
3 号炉：約 1,425m3
4 号炉：約 1,366m3
5 号炉：約 1,424m3
運転員及び 10 時
6 号炉：約 8,654m3間以降の発電所
7 号炉：約 8,675m3
外からの参集要※6 号及び 7 号炉については有効性評価「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容
員

器過圧・過温破損） 代替循環冷却系を使用しない場合」で想定している水源も含む

常設代替交流電源設備
等による給電

常設代替交流電源設備等による給電・受電操作を実施する

緊急時対策要員
及び運転員

燃料給油作業

常設代替交流電源設備及び可搬型
代替注水ポンプ（A-2 級）に給油を 緊急時対策要員行う○燃料
1～5 号炉可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）：約 18kL（21L/h×24h×7 日×5 台）
6 号及び 7 号炉
可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）：約 30kL（21L/h×24h×7 日×4 台/号炉）○燃料
非常用ディーゼル発電機：約 3,160kL（1,879L/h×24h×7 日×10 台）※全交流動力電源喪失のため，実際は常設代替交流電源設備で給電することになるが，燃料消費量を保守的に見積もる観点から，非常用ディーゼル発電機（2 台/号炉）の運転を想定－

表 3 各号炉の必要な水量（平成 26 年 10 月時点での崩壊熱により計算）
ＫＫ１
停止中
ＳＦＰ
炉

ＫＫ２
停止中
ＳＦＰ
炉

ＫＫ３
停止中
ＳＦＰ
炉

ＫＫ４
停止中
ＳＦＰ
炉

ＫＫ５
停止中
ＳＦＰ
炉

ＫＫ６
運転中
ＳＦＰ
炉

ＫＫ７
運転中
ＳＦＰ
炉

炉心燃料

全燃料取り出し

全燃料取り出し

全燃料取り出し

全燃料取り出し

全燃料取り出し装荷済

装荷済

原子炉開放状態

開放（プールゲー 開放（プールゲー 開放（プールゲー 開放（プールゲー 開放（プールゲー 未開放（プール 未開放（プール
ゲート閉）
ゲート閉）
ト開放）
ト開放）
ト開放）
ト開放）
ト開放）

水位
想定するプラントの状態
スロッシング溢水
量 ※1[m 3]

ウェル満水（オーバーフロー水位）

ウェル満水（オーバーフロー水位）

ウェル満水（オーバーフロー水位）

ウェル満水（オーバーフロー水位）

ウェル満水（オーバーフロー水位）

通常運 通常運転 通常運 通常運転
水位
転水位
水位
転水位

スロッシングによ スロッシングによ スロッシングによ スロッシングによ スロッシングによる漏洩+全交流動 る漏洩+全交流動 る漏洩+全交流動 る漏洩+全交流動 る漏洩+全交流動
力電源喪失
力電源喪失
力電源喪失
力電源喪失
力電源喪失

スロッシングによる漏洩+全交流動

スロッシングによる漏洩+全交流動

力電源喪失

力電源喪失

添 6.1.1-8

710

710

710

710

710

690

710

38

42

35

45

33

15

15

91

100

85

107

80

36

36

84

52

76

43

103

336

471

396

492

398

4.0

1.7

1.7

1.7

1.7

2.1

2.1

必要な注水量② ※2[m 3@168h]

280

1,401

1,425

1,366

1,424

767

786

必要な注水量③ ※2[m 3@168h]

1,956

2,172

2,196

2,115

2,173

1,254

1,275

65℃到達までの時
間[hour]
100℃到達までの時
間[hour]
必要な注水量① ※2[m 3@168h]
事故発生からTAF到達までの時間[hour]
通常運転水位（オーバーフロー水位）から必要な遮へい水位までの水位差 ※2[m]

各重要
事故
シーケ
ンスに
よる

564
248

各重要
事故
シーケ
ンスに
よる

565
245

※1 1～5 号炉の溢水量は，6 号及び 7 号炉の評価結果に基づきスロッシングによる溢水量を設定（1～5 号炉の使用済燃料プールは 6 号及び 7 号炉に比べて保有水量やプール表面積が小さいため溢水量は少なくなると考えられる）。また,必要な注水量は原子炉開放状態（プールゲート開放状態）を考慮して評価。
※2 「必要な注水量①」：蒸発による水位低下防止に必要な注水量。
「必要な注水量②」：必要な遮蔽水位（原子炉建屋オペレーティングフロアでの現場の線量率が 10mSv/h 以下となる
水位（遮蔽水位の計算に用いた各号炉の線源の強度は保守的な 6 号及び 7 号炉の線源強度を参照））まで回復させ，その後の水位維持に必要な注水量（使用済燃料プール,原子炉
ウェル及び D/S ピットを考慮）。「必要な注水量③」：通常水位までの回復及びその後の水位維持に必要な注水量（使用済燃料プール,原子炉ウェル及び D/S ピットを考慮）。

表 4 1～5 号炉の注水及び給電に用いる設備の台数
記載は設置台数であり，（）内はその系統のみで注水するのに必要な台数
１号炉

注水設備

2 号炉

3 号炉

4 号炉

5 号炉

共通

備考

残留熱除
去系

3（1）

3（1）

3（1）

3（1）

3（1）

－

全交流動力電源喪失時は常設代替交流電源
設備による給電を実施することで使用可能
電源負荷を考慮して，複数の同時運転は実施
せず，順次注水操作を実施する

復水補給水
系

3（1）

3（1）

3（1）

3（1）

3（1）

－

全交流動力電源喪失時は常設代替交流電源
設備又は電源車による給電を実施すること
で使用可能

燃料プール
補給水系

2（1）

1（1）

1（1）

1（1）

1（1）

－

全交流動力電源喪失時は常設代替交流電源
設備又は電源車による給電を実施することで使用可能

添 6.1.1-9

消火系
（ディーゼ
ル駆動ポン
プ）

1

１号炉と
共通

１号炉と
共通

１号炉と
共通

1

－

1～4 号炉は共通の消火ポンプを使用
5～7 号炉は共通の消火ポンプを使用
十分時間余裕があるため，１台を用いて，必要な箇所に順次注水を実施していくことが
可能

可搬型代替
注水ポンプ
（A-2 級）

－

－

－

－

－

必要な台数に対して十分な台数を保有（1）

十分時間余裕があるため，1 台を用いて，必要な箇所に順次注水を実施していくことが
可能

常設代替交
流電源設備

－

－

－

－

－

4 台のうち，6 号及び 7 号炉で用いなかったものを使用することも可能

6 号及び 7 号炉の対応には第一ガスタービン
発電機 2 台のみで対応可能であるため，残りの第二ガスタービン発電機 2 台を使用可能

電源車

－

－

－

－

－

必要な台数に対して十分な台数を保有（1）

十分時間余裕があるため，１台を用いて，必要な箇所に順次注水を実施していくことが
可能

給電設備

経過時間（時間）
1

2

３

８

９

10

11

12

13

14

15

備考

事象発生

実施箇所・必要人員数

号炉
号機

直流電源の負荷制限作業開始

操作項目

運転員
（中央制
御室）※1

運転員
（現場）

緊急時対策要
員（現場）

自衛消防隊

２人
A, B

－

－

－

プラント状況判断

－－－プラント監視（給電不可能な場合等：デジタルレコーダ接続

参集要員による作業開始

常設代替交流電源設備による受電

１0分（1～２人）
A,（B）

隣接プラントの火災時において応援が必要な際「全交流動力電源喪失及び使用済燃料プールのス

適宜実施

等による計器監視）は１名となる

ロッシング」を想定する
号炉

－

２人
C, D

－

－

－

－

－

－

－

－

（２人）

－

C,

C,

２～３人
a,

b

,

D

（２人）

－

（e）

（１人）
a

添 6.1.1-10

（１人）

D

対応

－

※２

非常用ディーゼル発電機

50分

機能回復

対応可能な要員により、対応する（解析上考慮せず）
復水補給水系や燃料プール補給水系、消火系に適宜実施

よるSFP給水消防車によるSFP給水

6,7号炉の作業を優先に適宜実施（復水補給水系等の給水が不可能な場合）
１0分

－

－

－

プラント状況判断

－－－プラント監視（給電不可能な場合等：デジタルレコーダ接続
等による計器監視）－－

火災現場確認30分－－

自衛消防隊を現場誘導

10分

２人

※3

c,

d

（２人）

－

参集要員にて

非常用ディーゼル発電機の現場確認
直流電源の負荷制限

c,

適宜実施

※3

d

（１人）

（1～2人）c,（ d）－

隣接プラントからの応援が必要な際
は応援に期待－自衛消防隊にて対消火活動
応

消火活動継続実施「全交流動力電源喪失及び使用済燃料プールのス
ロッシング並びに火災発（2人）生」を想定する号炉

b

,

e(又は

－

－

－

非常用ディーゼル発電機の現場確認
直流電源の負荷制限－－

非常用ディーゼル発電機（解析上考慮せず）－－－

復水補給水系や燃料プール補給水系、消火系による燃料プール給水－

消防車による燃料プール給水（復水補給水系等の給水が不可能な場合）－

常設代替交流電源設備による給電・受電－

燃料給油作業

（２人）
（１人）

b

（１人）

b

,ｄ（又は
, B）
（２人）
,ｄ（又は
,

e

e

B）

（２人）
－
共通
－

C,

D （又はb, e, B)－

50分（隣接プラントからの応援が必要な
際は応援が到着してから50分）

B)

参集要員にて対応※ ２

緊急時対策要員にて対応
参集要員にて対応

機能回復

対応可能な要員により、対応する

適宜実施
適宜実施

6,7号炉の作業を優先に適宜実施

6/7号炉の給電を実施後適宜実施

適宜実施（）内の数字は他の作業終了後，移動して対応する人員数※1 当直長を含む人数※2 図中は参集要員のみに期待した場合を示す。なお,１～５号における現場の緊急時対策要員として夜間及び休日(平日の勤務時間帯以外)においても常駐要員が２名が確保されている。
※3 SA 事象と火災が発生した際の初期消火の体制については平成 28 年 1 月現在のものを示す
なお，6号及び7号炉において原子炉運転中を想定した場合，原子炉側と使用済燃料プール側との重大事故等対応の重畳も考えられるが，運転中に使用済燃料プールに貯蔵されている燃料の崩壊熱が低いことから（表3参照），原子炉側の事故対応が収束に向かっている状態での対応となり，緊急時対策要員や参集要員により対応可能である。また号炉状態の監視においても，原子炉側で期待している運転員が併せて使用済燃料プール側を監視できるため，現在の想定する要員での対応が可能である。
また，時間差で発生する複数の内部火災に対しては，自衛消防隊が火災現場を都度移動することにより，現在の想定する要員での対応が可能である。

図 1 1～5 号炉における各作業と所要時間

添付資料 6.2.1
重大事故等対策の要員の確保及び所要時間について
重大事故等の発生時においては，原子力警戒態勢を発令し，災害対策本部要員を召集することで事故の対応に当たる。夜間及び休日(平日の勤務時間帯以外)において，初動体制
として，中央制御室の運転員 18 名（運転停止中においては 10 名），発電所構内に常駐している緊急時対策要員 44 名及び自衛消防隊 10 名の合計 72 名（運転停止中においては 64 名）
により，迅速な対応を図ることとしている。また，事象発生 10 時間以降は，発電所構外から召集される参集要員も考慮した対応を行う。
表 1 及び表 2 に各事故シーケンスにおける作業に必要な要員数及び事象発生 10 時間以降に必要となる参集要員の要員数を示す。
運転中に最も多く要員を必要とするのは，「2.3.4 全交流動力電源喪失(外部電源喪失＋
DG 喪失)＋SRV 再閉失敗」である。参集要員に期待しない事象発生後 10 時間に必要な要員
は，当直長 1 名（6 号及び 7 号炉兼任），当直副長 2 名，運転員 12 名，緊急時対策本部要員（通報連絡等を行う要員）5 名及び緊急時対策要員（現場）12 名の合計 32 名であることから，初動体制の要員（72 名）で事故対応が可能である。また，事象発生 10 時間以降に必要となる参集要員は 46 名であり，発電所構外から 10 時間以内に参集可能な要員（106 名）で確保可能である。
また，運転停止中に最も多く要員数を必要とするのは，「5.2 全交流動力電源喪失」の事象である。参集要員に期待しない事象発生後 10 時間に必要な要員は，当直長 1 名（6 号及び 7 号炉兼任），当直副長 2 名，運転員 6 名，緊急時対策本部要員（通報連絡等を行う要員）
5 名及び緊急時対策要員（現場）2 名の合計 16 名であることから，初動体制の要員（64 名）
で事故対応が可能である。また，事象発生 10 時間以降に必要となる参集要員は 26 名であり，発電所構外から 10 時間以内に参集可能な要員（106 名）で確保可能である。
使用済燃料プールに燃料を取り出している期間中に最も要員を必要とするのは，「4.2 想定事故 2」の事象である。必要な要員は，当直長 1 名（6 号及び 7 号炉兼任），当直副長 2名，運転員 6 名，緊急時対策本部要員（通報連絡等を行う要員）5 名及び緊急時対応要員（現場）8 名の合計 22 名であることから，初動体制の要員（64 名）で対応が可能である。
各重要事故シーケンス等において，事象発生後 10 時間までに必要な作業については初動体制の要員により実施可能である。また，事象発生 10 時間以降は，発電所構外から召集される参集要員についても期待できる。以上より，重大事故等対策の成立性に問題がないことを確認した。

添 6.2.1-1

表 1 運転中の各事故シーケンスにおける初動要員と参集要員（1/2）

事故シ－ケンス

添 6.2.1-2

2.1
高圧・低圧注水機能喪失
2.2
高圧注水・減圧機能喪失
2.3.1
全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）
2.3.2
全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）+RCIC 失敗
2.3.3
全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋
DG 喪失）+直流電源喪失
2.3.4
全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋
DG 喪失）+SRV 再閉失敗
2.4.1
崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失
した場合）
2.4.2
崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合）
2.5
原子炉停止機能喪失
2.6
LOCA 時注水機能喪失
2.7
格納容器バイパス（インターフェイスシステム LOCA）

当直
長

当直員
当直
運転
副長
員

合計

緊急時対策
本部要員

緊急時対策要員
緊急時対策要員
（現場）

合計

自衛
消防隊

必要
要員数

参集要員
（10 時間以降）

1

2

8

11

5

8

13

－

24

20

1

2

8

11

5

0

5

－

16

0

1

2

12

15

5

8

13

－

28

46

1

2

12

15

5

8

13

－

28

46

1

2

12

15

5

8

13

－

28

46

1

2

12

15

5

12

17

－

32

46

1

2

12

15

5

8

13

－

28

26

1

2

8

11

5

8

13

－

24

20

1

2

4

7

5

0

5

－

12

0

1

2

8

11

5

8

13

－

24

20

1

2

12

15

5

0

5

－

20

0

は，必要な要員数が最大となる事故シーケンスを示す。

事故シ－ケンス

表 1 運転中の各事故シーケンスにおける初動要員と参集要員（2/2）
当直員
緊急時対策要員
当直
当直
運転
緊急時対策
緊急時対策要員
合計
合計
長
副長
員
本部要員
（現場）

自衛
消防隊

必要
要員数

参集要員
（10 時間以降）

添 6.2.1-3

3.1.2
雰囲気圧力・温度による静的負荷
1
2
12
15
5
8※1
13
－
28※1
36
（格納容器過圧・過温破損）
代替循環冷却系を使用する場合
3.1.3
雰囲気圧力・温度による静的負荷
1
2
12
15
5
8※1
13
－
28※1
20
（格納容器過圧・過温破損）
代替循環冷却系を使用しない場合
3.2
高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直
1
2
12
15
5
8
13
－
28
26
接加熱
3.3
原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却
1
2
12
15
5
8
13
－
28
26
材相互作用
3.4
1
2
12
15
5
8※1
13
－
28※1
36
水素燃焼
3.5
1
2
12
15
5
8
13
－
28
26
溶融炉心・コンクリート相互作用※1：有効性評価で考慮しない作業（原子炉ウェル注水）に必要な要員「4 名」を含めると，緊急時対策要員（現場）が 12 名，必要要員合計が 32 名になる。

表 2 使用済燃料プールにおける重大事故に至るおそれのある事故及び運転停止中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故の各事故シーケンスにおける初動要員と参集要員
事故シ－ケンス

当直
長4.1
想定事故 1
4.2
想定事故 2

当直員
当直副
運転
長
員

合計

緊急時対策
本部要員

緊急時対策要員
緊急時対策要員
（現場）

合計

自衛
消防隊

必要
要員数

参集要員
（10 時間以降）

添 6.2.1-4

1

2

2

5

5

8

13

－

18

0

1

2

6

9

5

8

13

－

22

0

5.1
崩壊熱除去機能喪失

1

2

6

9

5

0

5

－

14

0

5.2
全交流動力電源喪失

1

2

6

9

5

2

7

－

16

26

5.3
原子炉冷却材の流出

1

2

6

9

5

0

5

－

14

0

5.4
反応度の誤投入※1

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

※1：本事故シーケンスにおいて，重大事故等対策はすべて自動で作動するため，「－」とする。なお，スクラム動作後の原子炉の状態確認において, 中央制御室の運転員１名で実施可能である。
は，使用済燃料プールにおける重大事故に至るおそれのある事故及び運転停止中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故のそれぞれにおいて，必要な要員数が最大となる事故シーケンスを示す。

添付資料 6.2.2

重要事故シーケンス等以外の事故シーケンスの要員の評価について
1．はじめに
各事故シーケンスグループの有効性評価で，重要事故シーケンス等の事故対応に必要な要員について評価している。各事故シーケンスグループ等のその他の事故シーケンスについては本資料にて，重要事故シーケンス等の作業項目を基に必要な要員数を確認する。
2．重要事故シーケンス等以外の事故シーケンスにおける要員の評価結果
重要事故シーケンス等以外の事故シーケンスにおいて，重大事故等対策の実施に必要な作業項目を抽出し，各事故シーケンスグループ等の重要事故シーケンスと比較し，当直長，当直副長，運転員及び緊急時対策要員の要員数を確認した。その結果は，表 1 から表 3 及び別紙のとおりである。
なお，評価の結果，最も要員が必要となる事故シーケンスにおいても最大 32 名（原子炉
運転停止中は 22 名）であり，重大事故等対策要員の 72 名（原子炉運転停止中は 64 名）以
内で重大事故等の対応が可能である※1。
※1 記載値は参集要員を除く。参集要員は最大 46 名に対して事象発生 10 時間まで必要な要員数を十分確保できる。

3． 必要な要員の評価方法（1）重要事故シーケンス等以外の事故シーケンスの要員については，対応する重要事故シーケンスと比較し，保守的に 6 号及び 7 号炉同時の重大事故等対策においても対応可能であるか評価を行う。
（2）各事故シーケンスの評価においても，対応する重要事故シーケンスと同様又は保守的な条件で評価する。
（3）事故発生初期の状況判断時に対応する確認行為については，これまでの重要事故シー
ケンスと同様に，中央制御室の全ての運転員で対応するため，要員数としての評価は不要とする。
（4）運転員の操作及び移動についても重要事故シーケンスと同様の考え方にて評価を行う。
（5）「運転中の原子炉における重大事故」の評価は，別紙「必要な要員数の観点での評価事
故シーケンスの代表性の整理」に示すとおり，要員の観点で厳しいプラント損傷状態（PDS）及び炉心損傷後の事故シーケンスを考慮しても，現在の要員数で重大事故への対応は可能であり，必要な要員数を考慮しても評価事故シーケンスは代表性を有していることを確認する。

添 6.2.2-1

表1

事故シー
ケンスグ
ループ

重要事故
シーケン
ス

その他の事故シーケンス

事象進展及び人数の増減理由

必要
要員数

2.1-①
過渡事象＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗

・「給水流量の全喪失」発生後，原子炉水位が低下し，原子炉スクラムする（起因事象は原子炉水位低下の観点で厳しい「給水流量の全喪失」を設定）。
・主蒸気隔離弁の閉止により原子炉圧力は上昇し,逃がし安全弁が開放される。この時,逃がし安全弁の再閉に失敗し，原子炉圧力は低下を始めるが,その後，急速減圧を実施し，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を開始することで原子炉水位は回復する。
・重要事故シーケンスとの差異は原子炉の減圧のみ（逃がし安全弁再閉失敗による減圧の有無）であり，本事故シーケンスの方がより速やかに低圧状態に移行できるため事象進展は緩やかとなるが，必要な操作は同様であるため，人数に増減なし。

24

2.1-②
通常停止＋高圧注水失敗＋低
圧注水失敗

2.1-③
通常停止＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗
高圧・低
圧注水機
能喪失

運転中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故の評価結果（1／5）

過渡事象
＋高圧注
水失敗＋
低圧注水
失敗
2.1-④
サポート系喪失＋高圧注水失
敗＋低圧注水失敗

2.1-⑤
サポート系喪失＋SRV 再閉失
敗＋高圧注水失敗＋低圧注水
失敗

・通常停止により全制御棒挿入操作後,「給水流量の全喪失」が発生する。給水流量の全喪失の対応として「主蒸気隔離弁閉」操作も想定する。
・原子炉は高圧状態にあるため原子炉の減圧操作後，原子炉注水を実施し原子炉水位を維持する。
・原子炉格納容器は窒素ガスがパージされて不活性化されているが，除熱機能喪失により格納容器圧力が上昇し格納容器圧力逃がし装置等による原子24
炉格納容器除熱操作を実施する。
・重要事故シーケンスとの差異は全制御棒挿入操作後に事故が発生することであり，事象進展は緩やかとなるが，必要な操作は同様であるため，人数に増減なし。
・通常停止により全制御棒挿入操作後,「給水流量の全喪失」が発生する。給水流量の全喪失の対応として「主蒸気隔離弁閉」操作も想定する。
・主蒸気隔離弁の閉止により原子炉圧力は上昇し,逃がし安全弁が開放される。この時,逃がし安全弁の再閉に失敗し，原子炉圧力は低下を始めるが,その後，急速減圧を実施し，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を開始することで原子炉水位は回復する。
・原子炉格納容器は窒素ガスがパージされて不活性化されているが，除熱機能喪失により格納容器圧力が上昇し格納容器圧力逃がし装置等による原子24
炉格納容器除熱操作を実施する。
・重要事故シーケンスとの差異は全制御棒挿入操作後に事故が発生することであり，事象進展は緩やかとなるが，必要な操作は同様であるため，人数に増減なし。
・サポート系 1 区分の喪失の場合，一般的に他の区分が健全であるため対応手段が著しく制限される状態ではないが，事象を厳しくするため起因事象
として緩和設備への影響が大きくかつ原子炉停止前に出力低下を行わない（手動スクラムを行う）「交流電源故障」を設定する。
・「交流電源故障（非常用 C 母線）※」発生により，原子炉補機冷却水（A）系が機能喪失するため手動スクラムによる原子炉停止を行う。
・手動スクラム操作後に「給水流量の全喪失」の発生を想定する。
24
・重要事故シーケンスとの差異は「交流電源故障（非常用 C 母線）」が発生することであり，直流電源（A）の予備充電器盤切替え操作が必要になるが，（28）※
人数に増減なし。
※「交流電源故障（非常用 D 母線）」発生の場合，重大事故等対処設備（低圧代替注水系（常設）として使用する復水移送ポンプ B 系及び C 系）の電源が喪失するため，上記の「交流電源故障（非常用 C 母線）」と異なる対応が必要となるが，重大事故等対処設備として期待している設備の電源喪失は
全交流動力電源喪失（TBU）にて確認している（必要要員数：28 名）。
・サポート系 1 区分の喪失の場合，一般的に他の区分が健全であるため対応手段が著しく制限される状態ではないが，事象を厳しくするため起因事象
として緩和設備への影響が大きくかつ原子炉停止前に出力低下を行わない（手動スクラムを行う）「交流電源故障」を設定する。
・「交流電源故障（非常用 C 母線）※」発生により，原子炉補機冷却水（A）系が機能喪失するため手動スクラムによる原子炉停止を行う。
・手動スクラム操作後に「給水流量の全喪失」の発生を想定する。
・主蒸気隔離弁の閉止により原子炉圧力は上昇し,逃がし安全弁が開放される。この時,逃がし安全弁の再閉に失敗し，原子炉圧力は低下を始めるが,そ24の後，急速減圧を実施し，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を開始することで原子炉水位は回復する。
（32）※
・重要事故シーケンスとの差異は「交流電源故障（非常用 C 母線）」が発生することであり，直流電源（A）の予備充電器盤切替え操作が必要になるが，人数に増減なし。
※交流電源故障（非常用 D 母線）」発生の場合，重大事故等対処設備（低圧代替注水系（常設）として使用する復水移送ポンプ B 系及び C 系）の電源が喪失するため，上記の「交流電源故障（非常用 C 母線）」と異なる対応が必要となるが，重大事故等対処設備として期待している設備の電源喪失は全交流動力電源喪失（TBP）にて確認している（必要要員数：32 名）。

添 6.2.2-2

重要事故シー
ケンスに必要
な要員数

24

表1

事故シー
ケンスグ
ループ

重要事故
シーケン
ス

その他の事故シーケンス

2.2-①
過渡事象＋SRV 再閉失敗＋高圧
注水失敗＋原子炉減圧失敗

2.2-②
通常停止＋高圧注水失敗＋原
子炉減圧失敗

高圧注
水・減圧
機能喪失

過渡事象
＋高圧注
水失敗＋
原子炉減
圧失敗

運転中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故の評価結果（2／5）

2.2-③
通常停止＋SRV 再閉失敗＋高圧
注水失敗＋原子炉減圧失敗

2.2-④
サポート系喪失＋高圧注水失
敗＋原子炉減圧失敗

2.2-⑤
サポート系喪失＋SRV 再閉失敗
＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗

事象進展及び人数の増減理由
・「給水流量の全喪失」発生後，原子炉水位が低下し，原子炉スクラムする（起因事象は原子炉水位低下の観点で厳しい「給水流量の全喪失」を設定）。
・主蒸気隔離弁の閉止により原子炉圧力は上昇し,逃がし安全弁が開放される。この時,逃がし安全弁の再閉に失敗し，原子炉圧力は低下を始めるが，残留熱除去系による原子炉注水を開始することで原子炉水位は回復する。
・重要事故シーケンスとの差異は原子炉減圧の起点であり，本事故シーケンスの方がより速やかに低圧状態に移行できるため事象進展は緩やかとなるが，必要な操作は同様であるため，人数に増減なし。
・通常停止による全制御棒挿入操作後,「給水流量の全喪失」が発生する。給水流量の全喪失の対応として「主蒸気隔離弁閉」操作も想定する。
・原子炉水位が低下するため低圧注水系を準備後，原子炉の減圧を試みるが失敗する。
・代替自動減圧ロジックを用いた逃がし安全弁の動作により原子炉が減圧し，低圧注水系による原子炉注水により原子炉水位は維持される。
・重要事故シーケンスとの差異は全制御棒挿入操作後に事故が発生することであり，事象進展は緩やかとなるが，必要な操作は同様であるため，人数に増減なし。
・通常停止による全制御棒挿入操作後,「給水流量の全喪失」が発生する。給水流量の全喪失の対応として「主蒸気隔離弁閉」操作も想定する。
・主蒸気隔離弁の閉止により原子炉圧力は上昇し,逃がし安全弁が開放される。この時,逃がし安全弁の再閉に失敗し，原子炉圧力は低下を始める。
・原子炉の水位が低下するため低圧注水系を準備後，原子炉の減圧を試みるが失敗する。
・代替自動減圧ロジックを用いた逃がし安全弁の動作により原子炉が減圧し，低圧注水系による原子炉注水により原子炉水位は維持される。
・重要事故シーケンスとの差異は全制御棒挿入操作後に事故が発生することであり，事象進展は緩やかとなるが，必要な操作は同様であるため，人数に増減なし。
・サポート系 1 区分の喪失の場合，一般的に他の区分が健全であるため対応手段が著しく制限される状態ではないが，事象進展を厳しくするため起因事象として原子炉停止前に出力低下を行わない（手動スクラムを行う）「交流電源故障」を設定する。
・「交流電源故障（非常用 C 母線）」発生後, 原子炉補機冷却水（A）系が機能喪失するため手動スクラムによる原子炉停止を行う。
・原子炉停止後に「給水流量の全喪失」の発生を想定する。
・重要事故シーケンスとの差異は，使用できる残留熱除去系の系統数のみであり，必要な操作は同様であるため，人数に増減なし。
・サポート系 1 区分の喪失の場合，一般的に他の区分が健全であるため対応手段が著しく制限される状態ではないが，事象進展を厳しくするため起因事象として原子炉停止前に出力低下を行わない（手動スクラムを行う）「交流電源故障」を設定する。
・「交流電源故障（非常用 C 母線）」発生後, 原子炉補機冷却水（A）系が機能喪失するため手動スクラムによる原子炉停止を行う。
・原子炉停止後に「給水流量の全喪失」の発生を想定する。
・重要事故シーケンスとの差異は原子炉減圧の起点であり，本事故シーケンスの方がより速やかに低圧状態に移行できるため事象進展は緩やかとなるが，必要な操作は同様であるため，人数に増減なし。

添 6.2.2-3

必要要員数

重要事故シー
ケンスに必要
な要員数

16

16

16

16

16

16

表1

事故シーケンスグループ

運転中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故の評価結果（3／5）

事象進展及び人数の増減理由

その他の事故シーケンス

全交流動力電源喪失（長期 TB）

全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）

重要事故シーケンス以外のシー
ケンスなし

28

全交流動力電源喪失（TBU）

全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋RCIC 失敗

重要事故シーケンス以外のシー
ケンスなし

28

全交流動力電源喪失（TBP）

全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉
失敗

重要事故シーケンス以外のシー
ケンスなし

32

全交流動力電源喪失（TBD）

全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋直流電源喪失

重要事故シーケンス以外のシー
ケンスなし（津波 PRA により抽出されたシーケンスを除く）

28

添 6.2.2-4

必要要員数

重要事故シーケンスに必要な要員数

重要事故シーケンス

表1
事故シーケ
ンスグルー
プ

重要事故シ
ーケンス

その他の事故シーケンス

2.4-①
過渡事象＋SRV 再閉失敗＋崩
壊熱除去失敗2.4-②
通常停止＋崩壊熱除去失敗

2.4-③
通常停止＋SRV 再閉失敗＋崩
壊熱除去失敗2.4-④
サポート系喪失＋崩壊熱除
去失敗

崩壊熱除去
機能喪失

運転中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故の評価結果（4／5）

過渡事象＋
崩壊熱除去
失敗

2.4-⑤
サポート系喪失＋SRV 再閉失
敗＋崩壊熱除去失敗

2.4-⑥
小破断 LOCA＋崩壊熱除去失敗

2.4-⑦
中破断 LOCA＋RHR 失敗

2.4-⑧
大破断 LOCA＋RHR 失敗

事象進展及び人数の増減理由
・「給水流量の全喪失」発生後，原子炉水位が低下し，原子炉スクラムする（起因事象は原子炉水位低下の観点で厳しい「給水流量の全喪失」を設定）。
・主蒸気隔離弁の閉止により原子炉圧力は上昇し,逃がし安全弁が開放される。この時,逃がし安全弁の再閉に失敗し，原子炉圧力は低下を始めるが,原子炉隔離時冷却系及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を開始することで原子炉水位は回復する。
・重要事故シーケンスとの差異は原子炉の減圧のみ（急速減圧と逃がし安全弁の再閉失敗による減圧）であり，本事故シーケンスの方がより速やかに低圧状態に移行できるため事象進展は緩やかとなるが，必要な操作は同様であるため，人数に増減なし。
・通常停止による全制御棒挿入操作後,「給水流量の全喪失」が発生する。給水流量の全喪失の対応として「主蒸気隔離弁閉」操作も想定する。
・原子炉水位は原子炉隔離時冷却系及び原子炉減圧後の低圧代替原子炉注水系（常設）により維持される。
・原子炉格納容器は窒素ガスがパージされて不活性化されているが，除熱機能喪失により格納容器圧力が上昇し格納容器圧力逃がし装置等又は代替原
子炉補機冷却系による残留熱除去系により原子炉格納容器除熱操作を実施する。
・重要事故シーケンスとの差異は全制御棒挿入操作後に事故が発生することであり，事象進展は緩やかとなるが，必要な操作は同様であるため，人数に増減なし。
・通常停止による全制御棒挿入操作後,「給水流量の全喪失」が発生する。給水流量の全喪失の対応として「主蒸気隔離弁閉」操作も想定する。
・主蒸気隔離弁の閉止により原子炉圧力は上昇し,逃がし安全弁が開放される。この時,逃がし安全弁の再閉に失敗し，原子炉圧力は低下を始めるが,原子炉隔離時冷却系及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を開始することで原子炉水位は回復する。
・原子炉格納容器は窒素ガスがパージされて不活性化されているが，除熱機能喪失により格納容器圧力が上昇し格納容器圧力逃がし装置等又は代替原
子炉補機冷却系による残留熱除去系により原子炉格納容器除熱操作を実施する。
・重要事故シーケンスとの差異は全制御棒挿入操作後に事故が発生することであり，事象進展は緩やかとなるが，必要な操作は同様であるため，人数に増減なし。
・サポート系 1 区分の喪失の場合，一般的に他の区分が健全であるため対応手段が著しく制限される状態ではないが，事象を厳しくするため起因事象
として緩和設備への影響が大きくかつ原子炉停止前に出力低下を行わない（手動スクラムを行う）「交流電源故障」を設定する。
・「交流電源故障（非常用 C 母線）※」発生により，原子炉補機冷却水（A）系が機能喪失するため手動スクラムによる原子炉停止を行う。
・手動スクラム操作後に「給水流量の全喪失」の発生を想定する。
・重要事故シーケンスとの差異は「交流電源故障（非常用 C 母線）」が発生することであり，直流電源（A）の予備充電器盤切替え操作が必要になるが，人数に増減なし。
※「交流電源故障（非常用 D 母線）」発生の場合，重大事故等対処設備（低圧代替注水系（常設）又は代替格納容器スプレイ系（常設）として使用する
復水移送ポンプ B 系及び C 系）の電源が喪失するため，上記の「交流電源故障（非常用 C 母線）」と使用出来るポンプの台数が減少するが，必要な操作（格納容器圧力逃がし装置等を用いた格納容器除熱の実施）は同様であるため，人数に増減なし。
・サポート系 1 区分の喪失の場合，一般的に他の区分が健全であるため対応手段が著しく制限される状態ではないが，事象を厳しくするため起因事象
として緩和設備への影響が大きくかつ原子炉停止前に出力低下を行わない（手動スクラムを行う）「交流電源故障」を設定する。
・「交流電源故障（非常用 C 母線）※」発生により，原子炉補機冷却水（A）系が機能喪失するため手動スクラムによる原子炉停止を行う。
・手動スクラム操作後に「給水流量の全喪失」の発生を想定する。
・主蒸気隔離弁の閉止により原子炉圧力は上昇し,逃がし安全弁が開放される。この時,逃がし安全弁の再閉に失敗し，原子炉圧力は低下を始めるが,原子炉隔離時冷却系及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を開始することで原子炉水位は回復する。
・重要事故シーケンスとの差異は原子炉減圧の起点及び「交流電源故障（非常用 C 母線）」発生による直流電源（A）の予備充電器盤切替え操作が必要になるが，人数に増減なし。
※「交流電源故障（非常用 D 母線）」発生の場合，重大事故等対処設備（低圧代替注水系（常設）又は代替格納容器スプレイ系（常設）として使用する
復水移送ポンプ B 系及び C 系）の電源が喪失するため，上記の「交流電源故障（非常用 C 母線）」と使用出来るポンプの台数が減少するが，必要な操作（格納容器圧力逃がし装置等を用いた格納容器除熱の実施）は同様であるため，人数に増減なし。
・「外部電源喪失＋小破断 LOCA」発生後，原子炉水位が低下し，原子炉スクラムする。
・重要事故シーケンスとの差異は原子炉冷却材が格納容器に漏えいすることで，格納容器の圧力上昇が早くなることであるが，必要な操作は同様であるため，人数に増減なし。
・なお，事故事象の有効性評価としては期待できる緩和設備をより少なくしている LOCA 時注水機能喪失にて確認される。
・「外部電源喪失＋中破断 LOCA」発生後，原子炉水位が低下し，原子炉スクラムする。
・中破断 LOCA により原子炉隔離時冷却系の原子炉注水の継続に期待できないが高圧炉心注水系による原子炉注水を開始することで原子炉水位は維持される。
・重要事故シーケンスとの差異は原子炉隔離時冷却系の機能に期待できないこと及び原子炉冷却材が格納容器に漏えいすることで，格納容器圧力の上昇が早くなることであるが，必要な操作は同様であるため，人数に増減なし。
・なお，事故事象の有効性評価としては期待できる緩和設備をより少なくしている LOCA 時注水機能喪失にて確認される。
・「外部電源喪失＋大破断 LOCA」発生後，原子炉水位が低下し，原子炉スクラムする。
・大破断 LOCA により原子炉隔離時冷却系の機能に期待できないが高圧炉心注水系による原子炉注水を開始することで原子炉水位は回復する。
・重要事故シーケンスとの差異は原子炉隔離時冷却系の機能に期待できないこと及び原子炉冷却材が格納容器に漏えいすることで，格納容器圧力の上昇が早くなることであるが，必要な操作は同様であるため，人数に増減なし。
・なお，事故事象の有効性評価としては期待できる緩和設備をより少なくしている雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）の事
故シーケンスにて確認される。

添 6.2.2-5

必要要員数

重要事故シー
ケンスに必要
な要員数

24

24

24

24

【残留熱除去系が故障した場合】
24【取水機能が
喪失した場
合】
28

24

24

24

24

表1

事故シーケ
ンスグルー
プ

重要事故シー
重要事故シ
ーケンス

その他の事故シーケンス

過渡事象＋
原子炉停止

2.5-②
中破断 LOCA＋原子炉停止失敗

失敗

2.5-③
大破断 LOCA＋原子炉停止失敗

2.6-①
小破断 LOCA＋高圧注水失敗＋低
圧注水失敗
中破断
LOCA＋HPCF
LOCA 時注
水機能喪失

注水失敗＋

2.6-②
小破断 LOCA＋高圧注水失敗＋原
子炉減圧失敗低圧 ECCS
注水失敗

格納容器バ
イパス
（ISLOCA）

事象進展及び人数の増減理由

必要要員数

ケンスに必要な要員数

2.5-①
小破断 LOCA＋原子炉停止失敗

原子炉停止
機能喪失

運転中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故の評価結果（5／5）

インターフ
ェイスシス
テム LOCA（ISLOCA）

2.6-③
中破断 LOCA＋HPCF 注水失敗＋原
子炉減圧失敗・「小破断 LOCA」発生後，格納容器内漏えい判断により出力低下後原子炉手動スクラムを実施するが，原子炉スクラムに失敗する。
・代替制御棒挿入機能の動作により，原子炉は未臨界になる。
・代替制御棒挿入機能に期待できない場合は，ほう酸水注入系により原子炉出力が抑制され，未臨界に至る。
・給水系，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心冷却系により原子炉水位は維持される。
・重要事故シーケンスとの差異として，LOCA への対応が生じるが，中央制御室の運転員による対応となることから要員数は変化しない。
・「中破断 LOCA」発生後，格納容器圧力上昇により，原子炉スクラム信号が発生するが，原子炉スクラムに失敗する。
・代替制御棒挿入機能の動作により，原子炉は未臨界になる。
・代替制御棒挿入機能に期待できない場合は，ほう酸水注入系により原子炉出力が抑制され，未臨界に至る。
・給水系，原子炉隔離時冷却系（初期）及び高圧炉心冷却系により原子炉水位は維持される。
・重要事故シーケンスとの差異として，LOCA への対応が生じるが，中央制御室の運転員による対応となることから要員数は変化しない。
・「大破断 LOCA」発生後，原子炉水位が低下し，原子炉スクラム信号が発生するが，原子炉スクラムに失敗する。
・代替制御棒挿入機能の動作により，原子炉は未臨界になる。
・代替制御棒挿入機能に期待できない場合は，ほう酸水注入系により原子炉出力が抑制され，未臨界に至る。
・高圧炉心冷却系及び残留熱除去系による注水により，炉心冠水維持後は破断高さ付近で水位は維持される。
・重要事故シーケンスとの差異として，LOCA への対応が生じるが，中央制御室の運転員による対応となることから要員数は変化しない。
・「外部電源喪失＋小破断 LOCA」発生後，原子炉水位が低下し，原子炉スクラムする。
・原子炉水位は低下を始めるが,その後，急速減圧を実施し，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を開始することで原子炉水位は回復する。
・重要事故シーケンスとの差異は冷却材の漏えい量であり，事象進展は緩やかとなるが，必要な操作は同様であるため，人数に増減なし。
・「外部電源喪失＋小破断 LOCA」発生後，原子炉水位が低下し，原子炉スクラムする。
・原子炉水位が低下するため低圧注水系を準備後，原子炉の減圧を試みるが失敗する。
・代替自動減圧ロジックを用いた逃がし安全弁の動作により原子炉が減圧し，低圧注水系により原子炉水位は維持される。
・重要事故シーケンスとの差異は残留熱除去系が使用できることであり，対応人数は減少する。
・「外部電源喪失＋中破断 LOCA」発生後，原子炉水位が低下し，原子炉スクラムする。
・原子炉隔離時冷却系により原子炉水位を維持するが，LOCA 事象により原子炉圧力が低下するため機能喪失する。
また，高圧炉心冷却系の注水及び原子炉の減圧を試みるが失敗する。
・代替自動減圧ロジックを用いた逃がし安全弁の動作により原子炉が減圧し，低圧注水系により原子炉水位は維持される。
・重要事故シーケンスとの差異は残留熱除去系が使用できることであり，対応人数は減少する。

重要事故シーケンス以外のシーケ
ンスなし

12

12

12

12

24

16
24

16

20

添 6.2.2-6

表 2 使用済燃料プールにおける重大事故に至るおそれがある事故の評価結果

想定する事故その他の事故シーケンス

事象進展及び人数の増減理由

必要要員数

重要事故シーケン
スに必要な要員数

想定事故 1

想定事故以外の事故シーケンスなし

18

想定事象 2

想定事故以外の事故シーケンスなし

22

添 6.2.2-7

表 3 運転停止中の原子炉における重大事故に至るおそれのある事故の評価結果

事故シー
ケンスグ
ループ

崩壊熱除
去機能喪
失

全交流動
力電源喪
失

原子炉冷
却材の流
出

反応度の
誤投入

重要事故
シーケン
ス

崩壊熱除
去機能喪
失（RHR
機能喪失
[フロント
ライン]）
＋崩壊熱
除去・注
水系失敗

外部電源
喪失＋交
流電源喪
失＋崩壊
熱除去・
注水系失
敗

原子炉冷却
材流出
（RHR 切り
替え時のミ
ニフロー弁
操作誤り）
＋崩壊熱除
去・注水系
失敗

反応度の
誤投入

重要事故シー
その他の事故シーケンス

事象進展及び人数の増減理由

必要要員数

ケンスに必要な要員数

5.1-①
崩壊熱除去機能喪失（代替除熱機
能喪失[フロントライン]）＋崩壊
熱除去・注水系失敗

・代替除熱機能喪失（原子炉冷却材浄化系等）による炉心冷却を実施中，「崩壊熱除去機能喪失（代替除熱機能喪失）」が発生し，原子炉冷却材の温度が上昇する。本事象に対して，重要事故シーケンスと同様，待機していた残留熱除去系による注水を実施する。
・重要事故シーケンスとの差異は起因事象のみであり,必要な操作は同様であるため，人数に増減なし。

14

5.1-②
崩壊熱除去機能喪失（補機冷却系
機能喪失）＋崩壊熱除去・注水系
失敗

・原子炉補機冷却系の機能喪失により「崩壊熱除去機能喪失」が発生する。有効性評価と同様に外部電源喪失を想定すると「全交流動力電源喪失」となるが，有効性評価の「全交流動力電源喪失」と同様の対応を行うことで,炉心損傷を防止できる。
・全交流動力電源及び原子炉補機冷却系が機能喪失するため，「低圧注水モード運転による原子炉注水」及び「原子炉停止時冷却モードによる原子炉の除熱」操作の替わりに，「早期の電源回復不可能判断及び対応準備」，「常設代替交流電源設備による交流電源供給及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水」及び「代替原子炉補機冷却系を用いた原子炉停止時冷却モードの運転」が必要となる。ただし，操作に対する必要な要員数は同様であるため，人数に増減なし。

14

5.1-③
外部電源喪失+崩壊熱除去・注水
系失敗

・「外部電源喪失」及び「崩壊熱除去・注水系失敗」により，原子炉冷却材の温度が上昇する。本事象に対して，非常用ディーゼル発電機により給電された低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を実施する。
・外部電源喪失及び崩壊熱除去・注水系が機能喪失するため，必要な操作は「低圧注水モード運転による原子炉注水」及び「原子炉停止時冷却モードによる原子炉の除熱」操作の替わりに，「低圧代替注水系（常設）による原子炉注水」となる。ただし，操作に対する必要な要員数は同様であるため，人数に増減なし。

14

5.2-①
外部電源喪失＋直流電源喪失＋崩壊熱除去・注水系失敗

・起因事象として「外部電源喪失」及び「直流電源喪失」を想定し，崩壊熱除去系及び注水系喪失により原子炉冷却材の温度が上昇し，蒸発により水位が低下する。
・重要事故シーケンスと異なり，「直流電源喪失」によって電源設備の制御電源は喪失しているため，「常設代替直流電源設備による遮断器用
制御電源復旧」及び「常設代替交流電源設備による交流電源供給及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水」操作にて低圧代替注水系（常設）への交流電源の給電が必要である。ただし，操作に対する必要な要員数は同様であるため，人数に増減なし。

16

5.3-①
原子炉冷却材流出（CRD 点検（交換） ・起因事象が「原子炉冷却材流出（CRD 点検（交換）時の作業誤り）」となり，事象の認知が早くなる。
時の作業誤り）＋
・重要事故シーケンスとの差異は起因事象のみであり，事象進展は緩やかとなるが，必要な操作は同様であるため，人数に増減なし。
崩壊熱除去・注水系失敗

14

5.3-②
原子炉冷却材流出（LPRM 点検（交換）時の作業誤り）＋
崩壊熱除去・注水系失敗

14

・起因事象が「原子炉冷却材流出（LPRM 点検（交換）時の作業誤り）」となり，事象の認知が早くなる。
・重要事故シーケンスとの差異は起因事象のみであり，事象進展は緩やかとなるが，必要な操作は同様であるため，人数に増減なし。

14

16

14
5.3-③
原子炉冷却材流出（RIP 点検時の作業誤り）＋
崩壊熱除去・注水系失敗

・起因事象が「原子炉冷却材流出（RIP 点検時の作業誤り）」となり，事象の認知が早くなる。
・重要事故シーケンスとの差異は起因事象のみであり，事象進展は緩やかとなるが，必要な操作は同様であるため，人数に増減なし。

14

5.3-④
原子炉冷却材流出（CUW ブロー時の操作誤り）＋
崩壊熱除去・注水系失敗

・起因事象が「原子炉冷却材流出（CUW ブロー時の操作誤り）」となる。
・重要事故シーケンスとの差異は起因事象のみであり，事象進展は緩やかとなるが，必要な操作は同様であるため，人数に増減なし。

14

重要事故シーケンス以外のシーケ
ンスなし―

添 6.2.2-8

別紙
必要な要員数の観点での評価事故シーケンスの代表性の整理
設置許可基準規則第 37 条第 2 項に規定されている「重大事故が発生した場合」の評価では，各格納容器破損モードに至るおそれのあるプラント損傷状態（PDS）の中から，当該破損モードに至る場合にその破損モードが最も厳しく現れると考えられる PDS を選定し，その PDS に属する事故
シーケンスの中から最も厳しい事故シーケンスを評価事故シーケンスとして選定している。ここでは，各 PDS 及び炉心損傷後の対応に必要な要員数の観点から，評価事故シーケンスの代表性を整理する。
今回の PRA により抽出した PDS を表 1 に示す。また，設置許可基準規則第 37 条第 1 項の「重大事故に至るおそれがある事故が発生した場合」の評価結果をもとに，各 PDS に至る原因となるプ
ラント機能の喪失が発生した場合に炉心損傷を防止するために必要な要員数を合わせて示す。
なお，表 1 のうち，TW（崩壊熱除熱機能喪失），TC（原子炉停止機能喪失）は格納容器先行破損事象であり，ISLOCA（インターフェイスシステム LOCA）は格納容器バイパス事象である。いずれ
も炉心損傷の前に原子炉格納容器が機能喪失する PDS であるため，評価事故シーケンスの選定の起点となる PDS の選定対象からは除外している。
本来，重大事故等対処設備に期待しない PRA から抽出された各 PDS は，表 1 の炉心損傷防止に必要な数の要員が適切な対応をとることによって炉心損傷を防止できるものであるが，何らかの対応の失敗によって炉心損傷に至るものと仮定する。
この仮定の上でも，評価事故シーケンスの起点(事象発生時)において必要な要員数は，表 1 の炉心損傷防止に必要な人数であり，この観点で最も厳しい PDS は，全交流動力電源喪失を伴う TBPの 32 名であり，続いて同じく全交流動力電源喪失を伴う長期 TB，TBU，TBD の 28 名が厳しい。
次に，重大事故等対処設備に期待しない場合，各格納容器破損モードに進展し得る PDS，その中で要員数の観点で厳しい PDS 及び評価事故シーケンスの起点として選定した PDS を表 2 に示す。
格納容器破損モード格納容器過圧破損，格納容器過温破損及び水素燃焼では，LOCA を PDS に選定した上で PDS に SBO を加えているため，SBO にも対応可能な要員数が必要となる。このことか
ら，選定した PDS は要員の観点で厳しい PDS を包絡している。その上で，LOCA 及び SBO に並行して対応し，格納容器破損防止が可能であることを示している。ただし，交流動力電源の 24 時間以内の復旧に期待していることから，TBP への炉心損傷防止対応で想定している低圧代替原子炉注水設備（可搬型）を用いた原子炉注水は考慮していない。
なお，炉心損傷後は重大事故等対処設備を用いた原子炉注水や原子炉格納容器熱除去等を実施する必要があるが，これらの対応に必要となる要員数は PDS によらず同じであり，これに加えて電源復旧が必要となる場合が，必要な要員数の観点で厳しいと考えられる。このことから，今回選定した評価事故シーケンスは必要な要員数の観点においても他の事故シーケンスを包絡していると考える。
高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱（DCH），原子炉圧力容器外の溶融燃料-冷却材相互作
用（炉外 FCI）及び溶融炉心・コンクリート相互作用（MCCI）については，炉心損傷後の対応として，原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達した時点での原子
添 6.2.2-9

炉減圧及び原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達した時点での原子炉格納容器下部への注水等が必要となるが，この対応は中央制御室による操作であり PDS によらず同じである。仮に，SBOが重畳した場合には交流動力電源の復旧要員が必要となるが，その他の操作が中央制御室での操作であることから，いずれの場合も大破断 LOCA+SBO 後の対応に必要な要員数を上回ることは無い。なお，交流動力電源が必要な原子炉格納容器下部への注水操作が必要となるまでの時間は，交流動力電源の復旧に十分な時間である。
以上より，要員の観点で厳しい PDS 及び炉心損傷後の事故シーケンスを考慮しても，現在の要員数で重大事故への対応は可能であり，必要な要員数を考慮しても評価事故シーケンスは代表性を有していることを確認した。

添 6.2.2-10

表 1 PRA により抽出した PDS と炉心損傷防止に際して必要な要員数
PDS

PCV 破損時期

RPV 圧力

炉心損傷
時期

炉心損傷防止に必要な人数※1

TQUV

炉心損傷後

低圧

早期

24

TQUX

炉心損傷後

高圧

早期

16

長期 TB

炉心損傷後

高圧

後期

28

TBU

炉心損傷後

高圧

早期

28

TBP

炉心損傷後

低圧

早期

32

TBD

炉心損傷後

高圧

早期

28

LOCA
・AE（大破断 LOCA）
炉心損傷後
・S1E（中破断 LOCA）
・S2E（小破断 LOCA）

低圧

早期

24※2

TW※3

炉心損傷前

－

後期

28

TC※3

炉心損傷前

－

早期

12

ISLOCA※3

炉心損傷前

－

早期

20

※1 「運転中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故」の評価結果から抽出※2 「中破断 LOCA（S1E）+ECCS 注水機能喪失」及び「小破断 LOCA（S2E）+ECCS 注水機能喪失」による炉心損傷防止の評価結果から抽出※3 炉心損傷の前に原子炉格納容器が機能喪失するため，評価事故シーケンスの選定の起点となる PDS の選定対象からは除外した PDS

添 6.2.2-11

表 2 要員及び事象の厳しさの観点からの各格納容器破損モードに進展し得る PDS の整理
該当する要員の観点で格納容器破損モード選定した PDSPDS
厳しい PDS
TQUV
TQUX
雰囲気圧力・温度によLOCA
る静的負荷（格納容器
長期 TB
過圧破損）
TBU
TBP
TBP
TQUV
LOCA+SBO※1
TQUX
LOCA
雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器
長期 TB
過温破損）
TBU
TBP
TBD
－
水素燃焼
－
LOCA+SBO※1
TQUX
高圧溶融物放出／格納
長期 TB
長期 TB
TBU
容器雰囲気直接加熱
TQUX
TBU
TBD
（DCH）
TBD
TQUV
TQUX
原子炉圧力容器外の溶
LOCA
TBP
融燃料-冷却材相互作用
TQUV
長期 TB
（炉外 FCI）
TBU
TBP
TQUV
TQUX
LOCA
溶融炉心・コンクリー
TBP
TQUV
ト相互作用（MCCI）
長期 TB
TBU
TBP
※1 長期 TB,TBU,TBP,TBD は SBO を起点として炉心損傷に至る PDS

添 6.2.2-12

添付資料 6.3.1
水源，燃料，電源負荷評価結果について
1．はじめに重大事故等対策の有効性評価において，重大事故等対策を外部支援に期待することなく 7日間継続するために必要な水源及び燃料について評価を実施するとともに，電源負荷の積み上げが給電容量内にあることを確認する。
2．事故シ－ケンス別の必要量について
重大事故等対策の有効性評価において，通常系統からの給水及び給電が不可能となる事
象についての水源及び燃料に関する評価結果を表 1 に整理した。
また，同様に常設代替交流電源設備からの電源供給が必要な事象について，必要負荷が常設代替交流電源設備を連続運転させた場合の定格容量内であることを表 1 に整理した。
3．まとめ
重大事故等対策の有効性評価において，水源，燃料及び電源負荷のそれぞれに対して最も厳しい事故シ－ケンスを想定した場合についても，発電所構内に備蓄している水源及び燃料により，必要な対策を 7 日間継続することが十分に可能であることを確認した。また，
常設代替交流電源設備から給電する場合の電源負荷についても，常設代替交流電源設備を連続運転させた場合の定格容量内であることを確認した。

添 6.3.1-1

表 1 水源，燃料及び電源負荷の必要量（1／5）
事故シ－ケンス

2.1
高圧・低圧注水機能喪失※1

2.2
高圧注水・減圧機能喪失※1

添 6.3.1-2

2.3.1
全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）

水源
原子炉注水及び格納容器スプレイ（必要水量/水源総量）
約 10,600m3（号炉あたり約 5,300m3）/約 19,700m3・低圧代替注水系（常設）・代替格納容器スプレイ冷却系―

約 3,200m3（号炉あたり約 1,600m3）/約 19,700m3
・原子炉隔離時冷却系
・低圧代替注水系（常設）2.3.2
全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋RCIC 失敗
2.3.3
全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋直流電源喪失

約 3,200m3（号炉あたり約 1,600m3）/約 19,700m3・高圧代替注水系
・低圧代替注水系（常設）2.3.4
全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗

約 4,200m3（号炉あたり約 2,100m3）/約 19,700m3
・原子炉隔離時冷却系
・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)

燃料（軽油）7 日間必要量/備蓄量

電源負荷
最大負荷/給電
容量―

約 1,549kL/約 2,040kL
・非常用ディーゼル発電機（約 753kL）×2
・可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）（約 15kL）×2
・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（約 13kL）――

約 1,519kL/約 2,040kL
・非常用ディーゼル発電機（約 753kL）×2
・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（約 13kL）――

約 643kL/約 2,140kL
・常設代替交流電源設備（約 504kL）
・代替原子炉補機冷却系専用の電源車（約 37kL）×2
・代替原子炉補機冷却系用の大容量送水車（熱交換器ユニット用）(約 11kL)×2
・可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）（約 15kL）×2
・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（約 13kL）

燃料プール注水（必要水量/水源
総量）――

約 643kL/約 2,140kL
・常設代替交流電源設備（約 504kL）
・代替原子炉補機冷却系専用の電源車（約 37kL）×2
・代替原子炉補機冷却系用の大容量送水車（熱交換器ユニット用）(約 11kL)×2
・可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）（約 15kL）×2
・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（約 13kL）
約 655kL/約 2,140kL
・常設代替交流電源設備（約 504kL）・可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）（約 21kL）×2
・代替原子炉補機冷却系専用の電源車（約 37kL）×2
・代替原子炉補機冷却系用の大容量送水車（熱交換器ユニット用）(約 11kL)×2
・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（約 13kL）

6 号炉：約
1,284kW/2,950kW※27 号炉：約
1,294kW/2,950kW※26 号炉：約
1,284kW/2,950kW※27 号炉：約
1,294kW/2,950kW※26 号炉：約
1,174kW/2,950kW※27 号炉：約
1,184kW/2,950kW※2※1：有効性評価において，外部電源喪失は想定していないが，仮に外部電源が喪失し，非常用ディーゼル発電機が起動したことを考慮する。
※2：直流電源については，電源負荷の制限や電源の切替えにより，24 時間電源供給が可能である。以降は，他の事故シーケンスグループ等も含めて交流電源により供給可能である。
は，各資源の必要量（負荷）が最大のものを示す。ただし，燃料評価においては，合の最大値を，は，全交流動力電源喪失の発生又は重畳を考慮し，常設代替交流電源設備による電源供給に期待する場

は，全交流動力電源喪失の発生又は重畳を考慮せず，非常用ディーゼル発電機による電源供給に期待する場合の最大値を示す。

表 1 水源，燃料及び電源負荷の必要量（2／5）
事故シ－ケンス

水源
原子炉注水及び格納容器スプレイ（必要水量/水源総量）

添 6.3.1-3

2.4.1
崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）

約 7,000m3（号炉あたり約 3,500m3）/約 19,700m3
・原子炉隔離時冷却系
・低圧代替注水系（常設）・代替格納容器スプレイ冷却系

2.4.2
崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去機能が故障した場合）※1

約 12,400m3（号炉あたり約 6,200m3）/約 19,700m3
・原子炉隔離時冷却系
・高圧炉心注水系
・代替格納容器スプレイ冷却系

2.5
原子炉停止機能喪失※1

燃料プール注水（必要水量/水源総量）―

2.6
LOCA 時注水機能喪失

約 10,800m3（号炉あたり約 5,400m3）/約 19,700m3・低圧代替注水系（常設）・代替格納容器スプレイ冷却系

2.7
格納容器バイパス（インターフェイスシステム
LOCA）

約 200m3（号炉あたり約 100m3）/約 19,700m3
・原子炉隔離時冷却系
・高圧炉心注水系―

燃料（軽油）7 日間必要量/備蓄量
約 643kL/約 2,140kL
・常設代替交流電源設備（約 504kL）
・代替原子炉補機冷却系専用の電源車（約 37kL）×2
・代替原子炉補機冷却系用の大容量送水車（熱交換器ユニット用）(約 11kL)×2
・可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）（約 15kL）×2
・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（約 13kL）

電源負荷
最大負荷/給電容量

6 号炉：約
1,649kW/2,950kW
7 号炉：約
1,615kW/2,950kW―

約 1,549kL/約 2,040kL
・非常用ディーゼル発電機（約 753kL）×2
・可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）（約 15kL）×2
・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（約 13kL）――

約 1,519kL/約 2,040kL
・非常用ディーゼル発電機（約 753kL）×2
・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（約 13kL）――

約 1,549kL/約 2,040kL
・非常用ディーゼル発電機（約 753kL）×2
・可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）（約 15kL）×2
・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（約 13kL）――

約 1,519kL/約 2,040kL
・非常用ディーゼル発電機（約 753kL）×2
・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（約 13kL）―※1：有効性評価において，外部電源喪失は想定していないが，仮に外部電源が喪失し，非常用ディーゼル発電機が起動したことを考慮する。
は，各資源の必要量（負荷）が最大のものを示す。ただし，燃料評価においては，合の最大値を，は，全交流動力電源喪失の発生又は重畳を考慮し，常設代替交流電源設備による電源供給に期待する場

は，全交流動力電源喪失の発生又は重畳を考慮せず，非常用ディーゼル発電機による電源供給に期待する場合の最大値を示す。

表 1 水源，燃料及び電源負荷の必要量（3／5）
事故シ－ケンス

水源
原子炉注水及び格納容器スプレイ（必要水量/水源総量）

添 6.3.1-4

3.1.2
雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）
代替循環冷却系を使用する場合

約 5,800m3（号炉あたり約 2,900m3）/約 19,700m3・低圧代替注水系（常設）・代替格納容器スプレイ冷却系
・低圧代替注水系（可搬型）3.1.3
雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）
代替循環冷却系を使用しない場合

約 14,800m3（号炉あたり約 7,400m3）/約 19,700m3・低圧代替注水系（常設）・代替格納容器スプレイ冷却系

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

燃料プール注水（必要水量/水源総量）

約 5,400m3（号炉あたり約 2,700m3）/約 19,700m3
・格納容器下部注水系（常設）・代替格納容器スプレイ冷却系

約 5,400m3（号炉あたり約 2,700m3）/約 19,700m3
・格納容器下部注水系（常設）・代替格納容器スプレイ冷却系

は，各資源の必要量（負荷）が最大のものを示す。ただし，燃料評価においては，合の最大値を，――燃料（軽油）7 日間必要量/備蓄量
約 643kL/約 2,140kL
・常設代替交流電源設備（約 504kL）
・代替原子炉補機冷却系専用の電源車（約 37kL）×2
・代替原子炉補機冷却系用の大容量送水車（熱交換器ユニット用）(約 11kL)×2
・可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）（約 15kL）×2
・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（約 13kL）
約 547kL/約 2,140kL
・常設代替交流電源設備（約 504kL）・可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）（約 15kL）×2
・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（約 13kL）

電源負荷
最大負荷/給電容量

6 号炉：約
1,104kW/2,950kW
7 号炉：約
1,071kW/2,950kW

6 号炉：約
1,104kW/2,950kW
7 号炉：約
1,071kW/2,950kW―

約 1,645kL/約 2,040kL
・非常用ディーゼル発電機（約 753kL）×2
・代替原子炉補機冷却系専用の電源車（約 37kL）×2
・代替原子炉補機冷却系用の大容量送水車（熱交換器ユニット用）(約 11kL)×2
・可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）（約 15kL）×2
・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（約 13kL）――

約 1,645kL/約 2,040kL
・非常用ディーゼル発電機（約 753kL）×2
・代替原子炉補機冷却系専用の電源車（約 37kL）×2
・代替原子炉補機冷却系用の大容量送水車（熱交換器ユニット用）(約 11kL)×2
・可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）（約 15kL）×2
・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（約 13kL）―

は，全交流動力電源喪失の発生又は重畳を考慮し，常設代替交流電源設備による電源供給に期待する場

は，全交流動力電源喪失の発生又は重畳を考慮せず，非常用ディーゼル発電機による電源供給に期待する場合の最大値を示す。

表 1 水源，燃料及び電源負荷の必要量（4／5）
水源
事故シ－ケンス

原子炉注水及び格納容器スプレイ（必要水量/水源総量）

燃料プール注水（必要水量/水源総量）

約 5,800m3（号炉あたり約 2,900m3）/約 19,700m3・低圧代替注水系（常設）・代替格納容器スプレイ冷却系
・低圧代替注水系（可搬型）

3.4
水素燃焼

添 6.3.1-5

3.5
溶融炉心・コンクリート相互作用

約 5,400m3（号炉あたり約 2,700m3）/約 19,700m3
・格納容器下部注水系（常設）・代替格納容器スプレイ冷却系

は，各資源の必要量（負荷）が最大のものを示す。ただし，燃料評価においては，合の最大値を，――燃料（軽油）7 日間必要量/備蓄量

約 643kL/約 2,140kL
・常設代替交流電源設備（約 504kL）
・代替原子炉補機冷却系専用の電源車（約 37kL）×2
・代替原子炉補機冷却系用の大容量送水車（熱交換器ユニット用）(約 11kL)×2
・可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）（約 15kL）×2
・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（約 13kL）
約 1,645kL/約 2,040kL
・非常用ディーゼル発電機（約 753kL）×2
・代替原子炉補機冷却系専用の電源車（約 37kL）×2
・代替原子炉補機冷却系用の大容量送水車（熱交換器ユニット用）(約 11kL)×2
・可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）（約 15kL）×2
・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（約 13kL）

電源負荷
最大負荷/給電容量

6 号炉：約
1,104kW/2,950kW
7 号炉：約
1,071kW/2,950kW―

は，全交流動力電源喪失の発生又は重畳を考慮し，常設代替交流電源設備による電源供給に期待する場

は，全交流動力電源喪失の発生又は重畳を考慮せず，非常用ディーゼル発電機による電源供給に期待する場合の最大値を示す。

表 1 水源，燃料及び電源負荷の必要量（5／5）
事故シ－ケンス

4.1
想定事故 1

4.2
想定事故 2

添 6.3.1-6

5.1
崩壊熱除去機能喪失

5.2
全交流動力電源喪失

水源
原子炉注水及び格納容器スプレイ（必要水量/水源総量）

燃料（軽油）7 日間必要量/備蓄量

電源負荷
最大負荷/給電容量―

約 6,200m3（号炉あたり約 3,100m3）/約 18,000m3
・可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）

約 1,549kL/約 2,040kL
・非常用ディーゼル発電機（約 753kL）×2
・可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）（約 15kL）×2
・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（約 13kL）――

約 6,600m3（号炉あたり約 3,300m3）/約 18,000m3
・可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）

約 1,549kL/約 2,040kL
・非常用ディーゼル発電機（約 753kL）×2
・可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）（約 15kL）×2
・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（約 13kL）――

約 1,519kL/約 2,040kL
・非常用ディーゼル発電機（約 753kL）×2
・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（約 13kL）――

約 613kL/約 2,140kL
・常設代替交流電源設備（約 504kL）
・代替原子炉補機冷却系専用の電源車（約 37kL）×2
・代替原子炉補機冷却系用の大容量送水車（熱交換器ユニット用）(約 11kL)×2
・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（約 13kL）

燃料プール注水（必要水量/水源総量）―

約 1,400m3（号炉あたり約 700m3）/約 19,700m3・低圧代替注水系（常設）5.3
原子炉冷却材の流出―

5.4
反応度の誤投入―は，各資源の必要量（負荷）が最大のものを示す。ただし，燃料評価においては，合の最大値を，

6 号炉：約
1,594kW/2,950kW
7 号炉：約
1,560kW/2,950kW―

約 1,519kL/約 2,040kL
・非常用ディーゼル発電機（約 753kL）×2
・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（約 13kL）

―

―

―

―

は，全交流動力電源喪失の発生又は重畳を考慮し，常設代替交流電源設備による電源供給に期待する場

は，全交流動力電源喪失の発生又は重畳を考慮せず，非常用ディーゼル発電機による電源供給に期待する場合の最大値を示す。

付録１

Ⅰ 事故シーケンスグループ及び重要事故シーケンス等の選定について

目

次

はじめに

1

炉心損傷防止対策の有効性評価の事故シーケンスグループ抽出及び重要事故シーケンス選定について
1.1 事故シーケンスグループの分析について
1.1.1

炉心損傷に至る事故シーケンスの抽出，整理

1.1.2

抽出した事故シーケンスの整理

1.1.2.1

必ず想定する事故シーケンスグループとの対応

1.1.2.2

追加すべき事故シーケンスグループの検討

1.1.2.3

炉心損傷後の原子炉格納容器の機能への期待可否に基づく
整理

1.2 有効性評価の対象となる事故シーケンスについて
1.3 重要事故シーケンスの選定について

2

1.3.1

重要事故シーケンス選定の考え方

1.3.2

重要事故シーケンスの選定結果

格納容器破損防止対策の有効性評価における格納容器破損モード及び評
価事故シーケンスの選定について
2.1 格納容器破損モードの分析について
2.1.1

格納容器破損モードの抽出，整理

2.1.2

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2.2 評価事故シーケンスの選定についてi2.2.1

評価対象とするPDSの選定

2.2.2

評価事故シーケンスの選定の考え方及び選定結果

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性

2.2.4

3

直接的に炉心損傷に至る事故シーケンスに対する対策

運転停止中原子炉における燃料損傷防止対策の有効性評価の運転停止中
事故シーケンスグループ及び重要事故シーケンスの選定について
3.1 運転停止中事故シーケンスグループの分析について
3.1.1

燃料損傷に至る運転停止中事故シーケンスグループの検討・整理

3.2 重要事故シーケンスの選定について

4

3.2.1

重要事故シーケンスの選定の考え方

3.2.2

重要事故シーケンスの選定結果

事故シーケンスグループ及び重要事故シーケンス等の選定に活用した PRAの実施プロセスについてii

表第 1-1 表PRA の対象とした主な設備・系統

第 1-2 表内部事象運転時レベル 1PRA における起因事象と発生頻度

第 1-3 表地震レベル 1PRA における起因事象と発生頻度

第 1-4 表津波高さ別の発生頻度

第 1-5 表イベントツリーにより抽出した事故シーケンス

第 1-6 表PRA の結果に基づく新たな事故シーケンスグループの検討

第 1-7 表事故シーケンスグループの主要な炉心損傷防止対策と炉心損傷
頻度

第 1-8 表重要事故シーケンス等の選定

第 2-1 表格納容器破損モード別格納容器破損頻度

第 2-2 表PDS の定義

第 2-3 表

評価対象とする PDS の選定

第 2-4 表格納容器破損防止対策の評価事故シーケンスの選定

第 3-1 表内部事象停止時レベル 1PRA における起因事象と発生頻度

第 3-2 表運転停止中事故シーケンスグループ別燃料損傷頻度

第 3-3 表重要事故シーケンス(運転停止中)の選定について

第 3-4 表燃料損傷までの余裕時間について

iii

図

第 1-1 図事故シーケンスグループ抽出及び重要事故シーケンス選定の全体プロセス

第 1-2 図内部事象運転時レベル 1PRA イベントツリー

第 1-3 図地震レベル 1PRA 階層イベントツリー

第 1-4 図地震レベル 1PRA イベントツリー

第 1-5 図津波レベル 1PRA 津波高さ別イベントツリー

第 1-6 図津波レベル 1PRA イベントツリー

第 1-7 図プラント全体の炉心損傷頻度

第 1-8 図各 PRA の結果と事故シーケンスグループごとの寄与割合

第 2-1 図

格納容器破損モード抽出及び評価事故シーケンス選定の全体プ
ロセス

第 2-2 図シビアアクシデントで想定される事象進展と格納容器破損モード

第 2-3 図内部事象運転時レベル 1.5PRA 格納容器イベントツリー

第 2-4 図内部事象運転時レベル 1.5PRA の定量化結果

第 3-1 図運転停止中の原子炉における事故シーケンスグループ抽出及び重要事故シーケンス選定の全体プロセス

第 3-2 図定期検査時のプラント状態と主要パラメータの推移

第 3-3 図POS の分類及び定期検査工程

第 3-4 図運転停止時における燃料損傷に至る事故シーケンスのグループ化(停止時 PRA イベントツリー)iv

第 3-5 図

起因事象別の寄与割合

第 3-6 図事故シーケンスグループ別の寄与割合v

別紙

1 有効性評価の事故シーケンスグループ選定における外部事象の考慮について
2 外部事象(地震)に特有の事故シーケンスについて
3 重大事故防止に関係する設備についての諸外国の調査結果
4 内部事象 PRA における主要なカットセットと FV 重要度に照らした重大事故等防止対策の対応状況
5 地震 PRA，津波 PRA から抽出される事故シーケンスと対策の有効性
6 「水素燃焼」及び「格納容器直接接触(シェルアタック)」を格納容器破損モードの評価対象から除外する理由
7 格納容器隔離の分岐確率の根拠と格納容器隔離失敗事象への対応
8 原子炉圧力容器内の溶融燃料－冷却材相互作用に関する知見の整理
9 柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉 PRA ピアレビュー実施結果について
10「PRA の説明における参照事項(平成 25 年 9 月 原子力規制庁)」への柏崎刈
羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉の PRA の対応状況

vi

別添

柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉 確率論的リスク評価(PRA)について

vii

はじめに

「実用発電用原子炉及びその附属施設の位置，構造及び設備の基準に関する規則の解釈」（平成 25 年 6 月 19 日）（以下「解釈」という。）に基づき，重大事故対策の有効性評価に係る事故シーケンスグループ等の選定に際しては，
個別プラントの確率論的リスク評価（以下「PRA」という。）を活用している。
当社は従来から定期安全レビュー等の機会に内部事象レベル 1PRA（出力運転時，停止時），レベル 1.5PRA（出力運転時）を実施してきており，これらのPRA 手法を今回も適用した。また，外部事象としては，現段階で PRA 手法を適用可能な事象として，日本原子力学会において実施基準が標準化され，試評価等の実績を有する地震レベル 1PRA 及び津波レベル 1PRA を対象とし，これらの外部事象 PRA から抽出される建屋・構築物等の大規模な損傷から発生する事
象についても事故シーケンスグループ等の選定に係る検討対象範囲とした。
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
ケンスグループ等の選定への活用にあることを考慮し，これまで整備してきたアクシデントマネジメント策（以下「AM 策」という。）や福島第一原子力発
電所事故以降に実施した各種対策等を含めず，プラント運転開始時から備えている手段・設備に期待する仮想的なプラント状態を評価対象として PRA モデ
ルを構築した。
なお，今回の PRA の実施に際しては，原子力規制庁配布資料「PRA の説明における参照事項（平成 25 年 9 月）」を参照した。

1

＜今回の PRA の対象＞
対象

許認可

期待する（「設計基準事故対処設備の設計基準対象施設及びプラント
運転開始時から備えている手モデル化採否

対象

段・設備

機能を作動させるための手動操作」，「給復水系」，「外部電源復旧」等に期待する。
）

AM 策（平成 4 年に計画・整備）

対象外

期待しない

緊急安全対策

対象外

期待しない

現在申請中

期待しない

重大事故等対処設備2

1

炉心損傷防止対策の有効性評価の事故シーケンスグループ抽出及び重要事
故シーケンス選定について

炉心損傷防止対策の有効性評価において想定する事故シーケンスグルー
プ抽出及び重要事故シーケンス選定の全体プロセスを第 1-1 図に示す。本プ
ロセスに従い，各検討ステップにおける実施内容を整理した。
【概要】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。
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しての追加は不要とした。
③ 抽出した事故シーケンスグループ内の事故シーケンスについて，国内外の先進的な対策を講じても炉心損傷防止が困難なものは，格納容器破損防止対策の有効性評価にて取り扱うこととした。
④ 炉心損傷防止対策の有効性評価において想定する事故シーケンスグルー
プごとに，「実用発電用原子炉に係る炉心損傷防止対策及び格納容器破損防止対策の有効性評価に関する審査ガイド」（以下「審査ガイド」という。）に記載の観点(共通原因故障又は系統間の機能の依存性，余裕時間，
設備容量，代表性)に基づき，有効性評価の対象とする重要事故シーケンスを選定した。

3

1.1 事故シーケンスグループの分析について
解釈には，炉心損傷防止対策の有効性評価に係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。
１－１(a) 必ず想定する事故シーケンスグループ① BWR
・高圧・低圧注水機能喪失
・高圧注水・減圧機能喪失
・全交流動力電源喪失
・崩壊熱除去機能喪失
・原子炉停止機能喪失
・LOCA 時注水機能喪失
・格納容器バイパス(インターフェイスシステム LOCA)(b) 個別プラント評価により抽出した事故シーケンスグループ①個別プラントの内部事象に関する確率論的リスク評価(PRA)及び外部事
象に関する PRA(適用可能なもの)又はそれに代わる方法で評価を実施すること。
② その結果、上記１－１(a)の事故シーケンスグループに含まれない有意な頻度又は影響をもたらす事故シーケンスグループが抽出された場
合には、想定する事故シーケンスグループとして追加すること。なお、「有意な頻度又は影響をもたらす事故シーケンスグループ」について
は、上記１－１(a)の事故シーケンスグループと炉心損傷頻度又は影響度の観点から同程度であるか等から総合的に判断するものとする。

4

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における PRA 実施基準の標準化の状況，試評価実績の有無等を考慮
し，地震及び津波とした。したがって，内部事象レベル 1PRA，地震レベル
1PRA 及び津波レベル 1PRA を実施し，事故シーケンスグループを評価した。
また，PRA の適用が困難と判断した地震，津波以外の外部事象については定性的な検討により発生する事故シーケンスの分析を行った。
実施した事故シーケンスグループに係る分析結果を 1.1.1 に示す。

1.1.1 炉心損傷に至る事故シーケンスの抽出，整理(1) PRA に基づく整理
内部事象レベル 1PRA では，各起因事象の発生後，炉心損傷を防止する
ための緩和手段等の組み合わせを評価し，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所 6 号及び 7 号炉の主な設備系統を第 11 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。
外部事象に関しては，PRA が適用可能な事象として地震レベル 1PRA 及び津波レベル 1PRA を実施し，内部事象と同様にイベントツリー分析を行い，炉心損傷に至る事故シーケンスを抽出した。第 1-3 図に地震 PRA の階
層イベントツリーを，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 の津波高さ別イベントツリーを，第 1-6 図に津波 PRA のイベン
トツリーを示す。地震によって生じる起因事象及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
5

段も同じであるため，事故シーケンスも内部事象と同様である。また，
地震レベル 1PRA 及び津波レベル 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や緩和機能を有する機器が同時に損傷する事象や，建屋・構築物等の大規模な損傷の発生により直接的に炉心損傷に至る事故シーケンスも扱っている。
各 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
PRA の適用が困難な地震，津波以外の外部事象(以下「その他の外部事象」という。)については，その他の外部事象により誘発される起因事象について検討した。内部溢水及び内部火災では，外部電源喪失や全給水喪失等の起因事象の発生が想定される。また，洪水，風(台風)，竜巻，
凍結，降水，積雪，落雷，地滑り，火山の影響，生物学的事象，森林火
災，人為事象等において想定される事象は，いずれも内部事象レベル
1PRA で想定する起因事象に包絡されるため，その他の外部事象を考慮しても新たな事故シーケンスグループは抽出されないと推定した。(別紙 1)

1.1.2

抽出した事故シーケンスの整理

今回実施したレベル 1PRA により抽出した各事故シーケンス(第 1-5 表参照)を，炉心損傷防止のための緩和機能の喪失状況，プラントの状態及び炉心損傷に至る主要因の観点で分類した結果と，解釈の１－１(a)に示されている必ず想定する事故シーケンスグループとの関係及び解釈の１－２に示されている要件との関係等を第 1-6 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。
6

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)
について，炉心損傷防止のための緩和機能の喪失状況，プラントの状態及び炉心損傷に至る主要因の観点で分類した。具体的には次の(a)～(g)及びこれ以外のシーケンスに分類した。緩和機能の喪失状況，プラントの状態の観点で，(a)～(g)は，解釈１－１(a)の必ず想定する事故シーケンスグル
ープに対応するものとして整理した。

(a) 高圧・低圧注水機能喪失(TQUV)
運転時の異常な過渡変化等の発生後，高圧注水機能を喪失し，原子炉の減圧には成功するが，低圧注水機能が喪失して，炉心の著しい損傷に至るシーケンスを，事故シーケンスグループ「高圧・低圧注水機能喪失」に分類する。
(b) 高圧注水・減圧機能喪失(TQUX)
運転時の異常な過渡変化等の発生後，高圧注水機能及び原子炉減圧機能を喪失し，炉心の著しい損傷に至るシーケンスを，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)
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7

ケンスグループであるため，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した。
(d) 崩壊熱除去機能喪失(TW)
運転時の異常な過渡変化等の発生後，原子炉圧力容器への注水等の炉心の冷却に成功するものの，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)
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。
(f) 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の発生後の「高圧注水機能及び低圧注水機能」又は「高圧注水機能及び原子炉減圧機能」の喪失により，炉心の著しい損傷に至る
シーケンスを，事故シーケンスグループ「LOCA時注水機能喪失」として分類する。
なお，PRAではLOCA時の注水機能喪失シーケンスを，破断口の大きさに応じてAE(大破断LOCAを起因とする事故シーケンス)，S1E(中破断LOCAを起因とする事故シーケンス)及びS2E(小破断LOCAを起因とする事故シーケンス)に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う事故シーケンスグループであるため，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した。
8

(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)のうち，炉心損傷防止のための緩和機能の喪失状況，プラントの状態及び炉心損傷に至る主要因の観点で解釈１－１(a)の必ず想定する事故シーケ
ンスグループに対応しない事故シーケンスとしては，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一次冷却材圧力バウンダリに お い て ， 大 破 断 LOCA を 超 え る 規 模 の 損 傷 に 伴 う 冷 却 材 喪 失(Excessive LOCA)が発生する可能性がある。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一次冷却材配管が損傷に至るシナリオを想定している。大規模な地震において LOCA が発生した場合であっても，破断の規模や使用可能な緩和設備の状況によっては炉心損傷を防止できる可能性も考えられるが，一方で，ECCS の注水機能の全喪失や，使用可能な ECCS の注水能力を上回る量の原子炉冷却材の漏えいが発生することにより炉心損傷に至る可能性も考えられる。
9

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。
このように，大規模な地震発生後の原子炉冷却材圧力バウンダリの損傷の規模や緩和機能の状態には不確かさが大きく，原子炉冷却材圧
力バウンダリの損傷の規模や緩和機能の状態に応じて個別に事象収束の評価を実施することは困難であるため，保守的に Excessive LOCA 相
当の LOCA が発生するものとし，炉心損傷に直結する事象として抽出した。
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
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，喪失の規模や使用可能な緩和設備の状況によっては炉心損傷を防止できる可能性も考えられるが，一方で，ECCS が起動不能になること等が原因で炉心損傷に至る可能性も考えられる。さらに，残留熱除去系が起動不能になること等の原因により，原子炉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ら，保守的に炉心損傷に直結する事
10

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イパスした原子炉冷却材の流出が発生する可能性がある。格納容器バイパス事象はインターフェイスシステム LOCA とバイパ
ス破断に細分化され，バイパス破断は通常開等の隔離弁に接続している配管が原子炉格納容器外で破損すると同時に隔離弁が閉失敗することで原子炉冷却材が流出する事象である。原子炉冷却材の流出や使用可能な緩和設備の状況によっては炉心損傷を防止できる可能性も考えられるが，一方で，破断箇所の隔離に失敗したことで原子炉建屋内の機器に悪影響が及び炉心損傷に至る可能性も考えられる。
このように，大規模な地震発生後の格納容器バイパス事象の影響には不確かさが大きく，配管破断の程度や破断箇所の特定，影響緩和措置の成立性等に応じた網羅的な事象進展の評価が困難なことから，保守的に炉心損傷に直結する事象として抽出した。
(4) 原子炉圧力容器・原子炉格納容器損傷
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る等の理由により，炉心損傷に至11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。
(5) 原子炉建屋損傷
大規模な地震では，原子炉建屋又は原子炉建屋を支持している基礎
地盤が損傷することで，建屋内の原子炉格納容器，原子炉圧力容器等の機器及び構造物が大規模な損傷を受ける可能性がある。
大規模な地震において原子炉建屋又は原子炉建屋を支持している基礎地盤の損傷が発生した場合であっても，損傷の規模や使用可能な緩和設備の状況によっては炉心損傷を防止できる可能性も考えられるが，一方で，原子炉停止や炉心冷却が困難となり，炉心損傷に至る可能性も考えられる。
このように，大規模な地震発生後の原子炉建屋又は原子炉建屋を支持している基礎地盤の損傷の規模や緩和機能の状態には不確かさが大きく，損傷の規模や緩和機能の状態による事象収束可能性の評価が困難なことから，保守的に炉心損傷に直結する事象として抽出した。

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。

12

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。
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有している。また，地震動に応じた詳細な損傷の程度や影響を評価することは困難なことから，現状，対象とする建屋や機器等の損傷を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
処設備等が残る場合も想定される。機能を維持した設計基準事故
対処設備等がある場合，それを用いた対応に期待することにより，炉心損傷を防止できる可能性もあると考える。これらを整理すると以下のようになる。
a) 炉心損傷直結と整理している事象が発生したが，損傷の程度が軽微であったり，機能喪失を免れた緩和機能によって炉心損傷を回避できる場合。
b) 炉心損傷直結と整理している事象が発生したが，緩和機能による炉心損傷の防止が可能な程度の損傷であり，機能喪失を免れた緩和機能があったものの，それらのランダム故障によって炉心損傷に至る場合。
c) 緩和機能の有無に関わらず炉心損傷を防止できない規模の炉
心損傷直結事象が発生し，炉心損傷に至る場合。
a)～c)の整理のとおり，a)の場合は炉心損傷を防止できると考えられるため，評価を詳細化することで(1)～(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
13

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。
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，定量的に分析することは難しいと考えるものの，地震と同時に炉心が損傷する状況は考え難い。現状，対象とする建屋や機器等の損傷を以て炉心損傷直結事
象として整理しているが，実際には機能を維持した設計基準事故対処設備や重大事故等対処設備，可搬型の機器等で炉心損傷防止を試みるものと考える。このように，事象の厳しさの観点では，
高圧・低圧注水機能喪失や全交流動力電源喪失等と同等となる場
合もあると考える。また，損傷の程度が大きく，設計基準事故対
処設備や重大事故等対処設備に期待できない場合には，大規模損壊対策を含め，使用可能な設備によって臨機応変に影響緩和を試みる。
③ 炉心損傷防止対策の観点
現状，対象とする建屋や機器等の損傷を以て炉心損傷直結として整理している(1)～(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
14

れる。この場合，炉心損傷に至るか否かは地震によって機能を喪失した設備及び機能を維持した設計基準事故対処設備等のランダ
ム故障によるため，内部事象運転時レベル 1PRA の結果から抽出された既存の事故シーケンスグループに包絡されると考えられる。
また，炉心損傷を防止できる場合も考えられるため，炉心損傷頻度は現在の値よりも低下するものと考えられる。
損傷の程度が大きく，設計基準事故対処設備や重大事故等対処
設備に期待できない場合には，大規模損壊対策を含め，建屋以外に分散配置した設備や可搬型の機器を駆使し，臨機応変に対応することによって，炉心損傷や格納容器破損を防止することになる。
上記のように，(1)～(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く，発生する事象の程度や組合せに応じて炉心損傷防止対策や格納容器破損防止対策を柔軟に活用するとともに，建屋全体が崩壊し内部の安全系機器・配管の全てが機能を喪失する
ような深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。

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，
15

(1)～(5)の各事故シーケンスグル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，解釈に基づき想定する事故シーケンスグループと比較して有意な頻度又は影響をもたらす事故シーケンスグループとして，新たに追加するシーケンスには該当しないと判断した。
また，上記の検討及び別紙 2 のとおり，大規模な地震を受けた場合であっても，炉心損傷に直結するほどの損傷が生じることは考えにくく，大規模な地震を受けた場合の大部分は使用可能な緩和機能によって炉心損傷防止を試みることが可能であるものと考える。

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
内部事象レベル 1PRA，PRA が適用可能な外部事象として地震及び津波レベ
ル 1PRA を実施し，地震，津波以外の外部事象については PRA に代わる方法
で概略評価を実施した結果，追加すべき新たな事故シーケンスグループはないことを確認した。
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
スグループのみとなる。これについて，以下に示す解釈１－２及び１－４の要件に基づいて整理し，各事故シーケンスグループの対策の有効性の確認における要件を整理した。

１－２ 第１項に規定する「炉心の著しい損傷を防止するために必要な措置を講じたもの」とは、以下に掲げる要件を満たすものであること。
(a) 想定する事故シーケンスグループのうち炉心の著しい損傷後の原子炉格納容器の機能に期待できるものにあっては、炉心の著しい損傷を防止するための十分な対策が計画されており、かつ、その対策
16

が想定する範囲内で有効性があることを確認する。
(b) 想定する事故シーケンスグループのうち炉心の著しい損傷後の原子炉格納容器の機能に期待することが困難なもの(格納容器先行破損
シーケンス、格納容器バイパス等)にあっては，炉心の著しい損傷を防止する対策に有効性があることを確認する。

１－４ 上記１－２(a)の「十分な対策が計画されており」とは，国内外の先進的な対策と同等のものが講じられていることをいう。

整理の結果は以下のとおり。

○解釈１－２(a)に分類される事故シーケンスグループ
・高圧・低圧注水機能喪失
・高圧注水・減圧機能喪失
・全交流動力電源喪失
・LOCA 時注水機能喪失○解釈１－２(b)に分類される事故シーケンスグループ
・崩壊熱除去機能喪失
・原子炉停止機能喪失
・格納容器バイパス(インターフェイスシステム LOCA)

17

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結果を第 1-7 表に示す。
解釈１－２(a)の事故シーケンスグループに含まれる事故シーケンスに対しては，炉心の著しい損傷を防止するための対策として，国内外の先進的な対策と同等のものを講じることが要求されている。
一方で，事故シーケンスの中には，国内外の先進的な対策を考慮しても，炉心損傷防止対策を講じることが困難なシーケンスが存在する。具体的には以下の 2 つの事故シーケンスが該当する。なお，国内外の先進的な対策と柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉の対策の比較を別紙 3 に示す。
① 大破断 LOCA＋HPCF 注水失敗＋低圧 ECCS 注水失敗
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①の事故シーケンスは，原子炉圧力容器から多量の冷却材が短時間で失われていく事象であり，大破断 LOCA 後は数分以内に多量の注水を開始しな
ければ炉心損傷を防止することができない。今回の調査では，事象発生か
ら極めて短時間に多量の注入が可能な対策(インターロックの追設等)は確
認できなかったことから，このシーケンスを国内外の先進的な対策を考慮しても，炉心損傷防止対策を講じることが困難なシーケンスとして整理した。
以上より，①の事故シーケンスについては，格納容器破損防止対策の有効性評価の対象とすることとし，炉心損傷防止対策の有効性評価の対象とする事故シーケンスから除外した(重要事故シーケンス選定の対象とする事
故シーケンスから除外する)。
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18

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

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。今回の調査では，原子炉停止機能について，ほう酸水注入系に期待できない場合のバックアップとなる対策は確認できなかったことから，このシーケンスを，国内外の先進的な対策を考慮しても，炉心損傷防止対策を講じることが困難なシーケンスとして整理した。
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，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，事象発生と同時に最大の地震加速度を受けるものとして評価しているが，事象発生と同時にどの程度の地震加速度が加えられるかについて，実際には不確かさが大きい。炉内構造物の低い損傷確率(5%損傷確率)であることが高い信頼度(95%信頼度)で推定できる地震加速度（以下「HCLPF」という。）は「地震加速度大」のスクラム信号が発信される地震加速度よりも大幅に高い値であり，実際に大規模な地震が発生した場合には，地震による炉内構造物の損傷等が生じる前にスクラム信号が発信されると考えられる。また，地震レベル 1PRA では機器の損傷を完全相関としていることから，例えば 1 本のみの制御棒挿入に失敗する場合であってもスクラム失敗により炉心損傷するものとして評価している。評価の詳19

細は別紙 2 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たものであるが，現実的に想定すると，本事故シーケンスによって炉心損傷に至る頻度は十分に小さいと判断したことから，本事故シー
ケンスは，炉心の著しい損傷を防止する対策の有効性を確認する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
1.3.1 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
設置変更許可申請における炉心損傷防止対策の有効性評価の実施に際しては，事故シーケンスグループごとに重要事故シーケンスを選定している。重要事故シーケンスの選定に当たっては，審査ガイドに記載の 4 つの着眼点を考慮している。今回の重要事故シーケンスの選定に係る具体的な考え方は以下のとおりである。また，シーケンスグループごとに，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るもの
から「高」，「中」，「低」と分類して整理した。

【審査ガイドに記載されている重要事故シーケンス選定の着眼点】
a. 共通原因故障又は系統間の機能の依存性によって複数の設備が機能喪
失し， 炉心の著しい損傷に至る。
b. 炉心損傷防止対策の実施に対する余裕時間が短い。
20

c. 炉心損傷防止に必要な設備容量(流量又は逃がし弁容量等)が大きい。
d. 事故シーケンスグループ内のシーケンスの特徴を代表している。

a. 共通原因故障，系統間の機能の依存性の観点
本 PRA では，多重化された機器の共通原因故障を考慮しており，シス
テム信頼性評価におけるフォールトツリーの中でモデル化している。
このため，原子炉建屋損傷等の炉心損傷直結事象を除き，緩和機能の喪失によって炉心損傷に至るシーケンスでは，共通原因故障が炉心損
傷の原因の 1 つとして抽出され得ることから，これらのシーケンスについては，炉心損傷頻度への寄与が大きい場合，共通原因故障の影響ありと判断する。
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断する。

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】
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
21

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。
【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)】
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 失敗を含むシーケンスが厳しいと考える。

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。
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，炉心損傷頻度を足し合わせて上記の分類を実施した。本来，各 PRA は扱う事象が異なるため，結果の不確かさや評
22

価の精度が異なるものであり，結果を足し合わせて用いることの可否(比較可能性)については，PRA の結果を活用する際の目的に照らして十分留意する必要がある。今回は重要事故シーケンスの選定の考え方を以下のとおりとしていることから，結果の不確かさや PRA 間の評価の精度の違いを考慮しても，炉心損傷頻度を足し合わせて用いることによる問題は生じないものと考えた。
○ 今回抽出された事故シーケンスについては，第 1-8 表に示すとおり，
結果的に，事故シーケンスグループ内において選定対象とした全ての事故シーケンス対して，概ね同じ重大事故等対処設備で対応できるものと考えている。このため，重要事故シーケンスの選定に当たっては，その対応の厳しさに重きを置いて選定することが適切と考え，主に着眼点 b 及び c によって重要事故シーケンスを選定している。これは，決定論的な評価である有効性評価においては，対応が厳しい事故シーケンスを評価することで，選定対象とした全ての事
故シーケンス対しても重大事故等対処設備の有効性を確認できると考えたためである。
○ 着眼点 d については，対応の厳しさ等の選定理由が同等とみなせる
場合にのみ重要事故シーケンスの選定の基準として用いており，結果的に崩壊熱除去機能喪失の事故シーケンスグループにおいてのみ，
重要事故シーケンスの選定の理由としている。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 1-7 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最も高い炉心損傷頻度となったシーケンスである。

23

(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て決定されるものであり，起因事象や機能喪失の原因には依存しない。しかしながら，事故シーケンスへの対策の観点では，同じ
事故シーケンスグループに分類される事故シーケンスでも，喪失した機能の機能喪失の原因が異なる場合，有効な対策が異なることがある。
具体的には，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。
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。

24

1.3.2 重要事故シーケンスの選定結果
1.3.1 項の選定の着眼点を踏まえ，同じ事故シーケンスグループに複数の事故シーケンスが含まれる場合には，事故進展が早いもの等，より厳しいシーケンスを重要事故シーケンスとして以下のとおりに選定している。また，「(3)全交流動力電源喪失」では機能喪失の状況が異なるシーケンスが抽出されたため，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。選定理由及び選定結果の詳細については第 1-8 表に示す。

(1) 高圧・低圧注水機能喪失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」② 炉心損傷防止対策(有効性評価で主に考慮)
・低圧代替注水系(常設)(復水補給水系)③ 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，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。
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 表の本事故シーケンスグループの①～⑥)から，着眼点「高」が多25

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，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① 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」② 炉心損傷防止対策(有効性評価で主に考慮)
・代替自動減圧ロジック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。
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，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(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。
26

(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た。
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。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設定していない。
a) 長期 TB
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)」
② 主な炉心損傷防止対策(有効性評価で主に考慮)
27

・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)
・格納容器圧力逃がし装置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。
b) TBU
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)＋RCIC 失敗(RCIC 本体の機能喪失)」② 主な炉心損傷防止対策(有効性評価で主に考慮)
・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。
c) TBP
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」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)・低圧代替注水系(可搬型)・格納容器圧力逃がし装置③ 選定理由28

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。
d) TBD① 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」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性の確認には適さないと判断した。
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。
(4) 崩壊熱除去機能喪失① 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
29

る際の残留熱除去系の機能喪失の理由については残留熱除去系の機能喪失又は原子炉補機冷却水系の機能喪失を考慮)② 炉心損傷防止対策(有効性評価で主に考慮)
a. 残留熱除去系の機能喪失を考慮する場合
・格納容器圧力逃がし装置
b. 原子炉補機冷却水系の機能喪失を考慮する場合
・代替原子炉補機冷却系③ 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」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
故シーケンスの選定対象から除外した。
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，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30

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。
(5) 原子炉停止機能喪失① 重要事故シーケンス「過渡事象＋原子炉停止失敗」② 炉心損傷防止対策(有効性評価で主に考慮)
・代替冷却材再循環ポンプ・トリップ機能
・ほう酸水注入系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 LOCA を起因とする事故シーケンスが抽出されている。本
事故シーケンスグループに対しては，重大事故等対処設備として代替
制御棒挿入機能が整備されており，これに期待する場合，LOCA を起因とする事故シーケンス(第 1-8 表の本事故シーケンスグループの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 18 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31

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，本事故シーケンスグループにおいて代表性を有しているものと考える。
(6) LOCA 時注水機能喪失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」② 炉心損傷防止対策(有効性評価で主に考慮)・手動減圧・低圧代替注水系(常設)(復水補給水系)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。
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
32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 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)① 重要事故シーケンス「ISLOCA」② 炉心損傷防止対策(有効性評価で主に考慮)・高圧炉心注水系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。

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割合の観点で主要なカットセットに対する炉心損傷
33

防止対策の整備状況等を確認した。(別紙 4)
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)34

第 1-1 表

PRA の対象とした主な設備・系統

系統設備
原子炉停止に関する機能
スクラム系
原子炉緊急停止系
制御棒及び制御棒駆動系
ほう酸水注入系
炉心冷却に関する機能
高圧炉心注水系(HPCF)
原子炉隔離時冷却系(RCIC)
自動減圧系
低圧注水系
放射性物質の閉じ込めに関する機能
残留熱除去系(RHR)
安全機能のサポートに関する機能
原子炉補機冷却水系

原子炉補機冷却海水系
非常用ディーゼル発電機(D/G)
直流電源設備概要

2 out of 4 論理回路
制御棒 205 本
系統数 1 電動ポンプ 2 台
ポンプ容量約 11 m3/h/台
系統数 2 電動ポンプ 2 台
ポンプ容量約 180 m3/h/台～約 730 m3/h/台
系統数 1 タービン駆動ポンプ 1 台
ポンプ容量約 190 m3/h/台
自動減圧機能付逃がし安全弁(SRV)8 弁
容量約 380 t/h/個
系統数 3 電動ポンプ 3 台
ポンプ容量約 950 m3/h/台

系統数 3 電動ポンプ 3 台
ポンプ容量約 950 m3/h/台
系統数 3 電動ポンプ 6 台(2 台/系統)
ポンプ容量約 1,300 m3/h/台(A/B 系)(C 系は 6 号炉約 1,100 m3/h/台，
7 号炉約 800 m3/h/台)
系統数 3 電動ポンプ 6 台(2 台/系統)
ポンプ容量約 1,800 m3/h/台(A/B/C 系)
台数 3 発電容量約 6,250 kVA/台
系統数(125 V)4 蓄電池 4 組

35

第 1-2 表

過渡変化

内部事象運転時レベル 1PRA における起因事象と発生頻度

36

起因事象

発生頻度
(/炉年)

非隔離事象※1

1.7×10-1

隔離事象※2

2.7×10-2

全給水喪失

1.0×10-2

水位低下事象※3

2.7×10-2

タービンからの給水流量が減少し，原子炉水位が低下することにより原子炉スクラムに至る事象。給水流量の全喪失までには至らないため，機能は低下しているが事象の初期にも給復水系は利用可能。

RPS 誤動作等

5.5×10-2

原子炉緊急停止系(RPS)の誤動作が起因となっている事象や，制御棒の誤引き抜きに関する事象等出力の増加が軽微な事象。事象初期で原子炉が隔離されないため，給復水系が利用可能。

外部電源喪失4.2×10-3 外部電源が喪失する事象であり，事象の発生により非常用電源の確保が必要になる。
原子炉運転中に SRV が誤開放する事象であり，原子炉冷却材(蒸気)の流出を伴う。原子炉水位の低下等は給水系により
1.0×10-3
収束可能であるが，これに失敗する場合等では，より厳しい過渡変化に移行する。

逃し安全弁誤開放
通常停止 通常停止

1.7

説明
タービントリップ等により原子炉がスクラムする事象。タービンバイパス弁は正常に作動する事象であることから，いずれも事象初期から継続して給復水系が利用可能。
主蒸気隔離弁等が閉鎖する事象であり，原子炉とタービン側が互いに隔離される事象。事象初期には給復水系が利用できるが，水源である主復水器のホットウェルが隔離されるため，給復水系の運転継続に支障が生ずる。
タービンからの給水流量が全喪失する事象であり，原子炉水位が低下することにより原子炉スクラムに至る事象。事象
初期には給復水系が利用できない。

定期検査等前もって計画されているプラント停止のほか，機器からの漏えい等比較的軽微な故障による計画されないプ
ラント停止。

交流電源故障(非常用)
従属性を直流電源故障有する起
原子炉補機冷却系故障
因事象
タービン補機冷却系故障

1.5×10-4
2.8×10-4 当該設備が機能喪失した場合に，広範な緩和設備が合わせて機能喪失に至るサポート系故障等を，従属性を有する起因
7.2×10-4 事象として摘出。

原子炉冷 ・大破断 LOCA
却材喪失 ・中破断 LOCA
(LOCA)
・小破断 LOCA

2.0×10-5 原子炉が減圧状態になる規模の LOCA であり，SRV による減圧操作なしに低圧注水系により，事象緩和が可能。

7.2×10-4
2.0×10-4 事象発生後短期間では原子炉の減圧に至らないが，長期間では減圧する規模の LOCA。
3.0×10-4 原子炉隔離時冷却系により事象緩和が可能な LOCA。

格納容器
隔離弁の多重故障や弁試験時の隔離失敗等により原子炉圧力が低圧設計部等にかかることでこれが破損し，原子炉冷却バイパス ISLOCA
材が原子炉格納容器外で流出する事象。
事象※1 発電機負荷遮断等によりタービンがトリップする事象(原子炉圧力容器は隔離されない)※2 主蒸気隔離弁閉信号等により主蒸気隔離弁が閉鎖する事象(原子炉圧力容器は隔離される)※3 給水制御系の故障等によりタービンからの給水流量が減少し，原子炉水位が低下する事象

第 1-3 表

地震レベル 1PRA における起因事象と発生頻度
発生頻度(/年)
6 号炉
7 号炉

起因事象
建屋・構築物(原子炉建屋)の損傷(原子炉建屋損傷)
建屋・構築物(原子炉圧力容器，原子炉格納容器)の損傷（原子炉圧力容器・原子炉格納容器損傷）
格納容器バイパス

3.6×10-6

3.8×10-6

1.2×10-6

8.9×10-7

9.6×10-7

1.2×10-7

原子炉冷却材圧力バウンダリ喪失

1.0×10-6

7.8×10-7

計測・制御系喪失

1.9×10-7

6.9×10-8直流電源喪失全交流動力電源喪失(原子炉補機冷却水系，
原子炉補機冷却海水系損傷)
全交流動力電源喪失(非常用ディーゼル発電機損傷)
外部電源喪失1.3×10-7

6.0×10-8

1.7×10-6

3.8×10-6

2.0×10-7

2.7×10-7

1.0×10-4

1.0×10-4

過渡事象

1.5×10-2

1.5×10-2

第 1-4 表
津波高さ
(T.M.S.L.)

津波高さ別の発生頻度

発生頻度(/炉年)
6 号炉
7 号炉

備考

4.8m 未満

5.4×10-5

8.8×10-5

地下からの浸水により，6 号炉では津波高さ T.M.S.L. +4.4m，7 号炉では津波高さ T.M.S.L. +4.2m，原子炉補機冷却水系を喪失し，最終ヒートシンク喪
失が発生する。

4.8m～6.5m

1.0×10-4-4

上記に加え，津波高さ T.M.S.L.+4.8m
で非常用分電盤(交流)を喪失し，全交
流動力電源喪失が発生する。

2.5×10-5-5

上記に加え，津波高さ T.M.S.L.+6.5mで直流電源盤が水没し直流電源喪失が発生する。

6.5m 以上

1.0×10

2.5×1037

第 1-5 表
起因事象
過渡事象

外部電源喪失通常停止

サポート系喪失

大破断 LOCA

中破断 LOCA

小破断 LOCA

イベントツリーにより抽出した事故シーケンス

事故シーケンス
高圧注水失敗＋低圧注水失敗
SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗
高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
崩壊熱除去失敗
SRV 再閉失敗＋崩壊熱除去失敗
原子炉停止失敗
非常用交流電源喪失
非常用交流電源喪失＋SRV 再閉失敗
非常用交流電源喪失＋RCIC 失敗
直流電源喪失非常用交流電源喪失＋原子炉停止失敗
高圧注水失敗＋低圧注水失敗
SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗
高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
崩壊熱除去失敗
SRV 再閉失敗＋崩壊熱除去失敗
高圧注水失敗＋低圧注水失敗
SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗
高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
崩壊熱除去失敗
SRV 再閉失敗＋崩壊熱除去失敗
HPCF 注水失敗＋低圧 ECCS 注水失敗
RHR 失敗原子炉停止失敗
HPCF 注水失敗＋低圧 ECCS 注水失敗
HPCF 注水失敗＋原子炉減圧失敗
RHR 失敗原子炉停止失敗
高圧注水失敗＋低圧注水失敗
高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
崩壊熱除去失敗
原子炉停止失敗

格納容器バイパス
ISLOCA(ISLOCA)
地震に伴う損傷 Excessive LOCA
計測・制御系喪失
格納容器バイパス
原子炉圧力容器・原子炉格納容器損傷
原子炉建屋損傷
津波に伴う損傷 最終ヒートシンク喪失＋RCIC 失敗
最終ヒートシンク喪失＋SRV 再閉失敗
最終ヒートシンク喪失＋全交流動力電源喪失＋RCIC 失敗
最終ヒートシンク喪失＋全交流動力電源喪失＋SRV 再閉失敗
最終ヒートシンク喪失＋全交流動力電源喪失＋直流電源喪失

内部
○
○
○
○
○
○
○
○
○
○
○
－
○
○
○
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○

地震
○
○
○
○
○
○
○
○
○
○
○※1
○
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－

津波
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○

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－

○
○
○
○
○
－
－
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－
－

－
－
－
－
－
○
○
○
○
○

※1 第 1-3 図の階層イベントツリーでは直流電源喪失を以て炉心損傷に至ると整理しているが，ヘディング「直流電源」の下流のヘディング「外部電源」についても機能喪失しているものと扱い，起因事象を「外部電源」とする事故シーケンスに整理した。

38

第 1-6 表

PRA の結果に基づく新たな事故シーケンスグループの検討(6 号炉)事故シーケンス別の炉心損傷頻度(/炉年)

PRA における
分類結果

解釈１-１(a)の事故シーケンスグループ

グループ別
炉心損傷頻度(/炉年)

全炉心損傷頻度に対する割合(%)

解釈１－２
との対応

TQUV

高圧・低圧注水機能喪失

1.6×10-4

77.3

(a)

TQUX

高圧注水・減圧機能喪失

3.6×10-8

< 0.1

(a)

全交流動力
電源喪失

2.7×10-5

13.3

(a)

TW

崩壊熱除去
機能喪失

1.2×10-5

5.9

(b)

TC

原子炉停止
機能喪失

1.4×10-8

< 0.1

(b)

1.1×10-6

0.6

(a)

内部

地震

津波

合計

全炉心損傷頻度に対する割合(%)

過渡事象＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗
過渡事象＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗
通常停止＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗
通常停止＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗
サポート系喪失＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗
サポート系喪失＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗
最終ヒートシンク喪失＋RCIC 失敗
最終ヒートシンク喪失＋SRV 再閉失敗
最終ヒートシンク喪失＋全交流動力電源喪失(電源盤浸水)＋RCIC 失敗
最終ヒートシンク喪失＋全交流動力電源喪失(電源盤浸水)＋SRV 再閉失敗
過渡事象＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
過渡事象＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
通常停止＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
通常停止＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
サポート系喪失＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
サポート系喪失＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
全交流動力電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)
全交流動力電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋SRV 再閉失敗
全交流動力電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋RCIC 失敗
外部電源喪失＋直流電源喪失
最終ヒートシンク喪失＋全交流動力電源喪失(電源盤浸水)＋直流電源喪失(電源設備浸水)
過渡事象＋崩壊熱除去失敗
過渡事象＋SRV 再閉失敗＋崩壊熱除去失敗
通常停止＋崩壊熱除去失敗
通常停止＋SRV 再閉失敗＋崩壊熱除去失敗
サポート系喪失＋崩壊熱除去失敗
サポート系喪失＋SRV 再閉失敗＋崩壊熱除去失敗
小破断 LOCA＋崩壊熱除去失敗
中破断 LOCA＋RHR 失敗
大破断 LOCA＋RHR 失敗
過渡事象＋原子炉停止失敗
小破断 LOCA＋原子炉停止失敗
中破断 LOCA＋原子炉停止失敗
大破断 LOCA＋原子炉停止失敗
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
小破断 LOCA＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗
小破断 LOCA＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
中破断 LOCA＋HPCF 注水失敗＋低圧 ECCS 注水失敗
中破断 LOCA＋HPCF 注水失敗＋原子炉減圧失敗
大破断 LOCA＋HPCF 注水失敗＋低圧 ECCS 注水失敗
Excessive LOCA※1

1.1×10-10
7.4×10-11
4.3×10-10
3.1×10-10
3.2×10-11
4.3×10-12－－－－
1.8×10-9
5.4×10-11
2.0×10-9
1.2×10-10
2.1×10-10
4.6×10-11
4.8×10-10
1.2×10-10
6.0×10-10
8.1×10-11－
5.0×10-6
3.8×10-7
2.7×10-6
2.1×10-8
5.2×10-7
2.7×10-9
5.0×10-8
3.0×10-8
3.0×10-9
5.6×10-12
8.0×10-14
5.3×10-14
5.3×10-15－
9.8×10-13
3.0×10-12
3.9×10-9
5.7×10-11
5.0×10-10－

3.8×10-9
2.6×10-9
－
－
－
－
－
－
－
－
2.8×10-8
2.9×10-9－－－－
1.9×10-6
1.0×10-8
5.4×10-8
1.3×10-7－
3.2×10-6
1.4×10-8
－
－
－
－
－
－
－
9.2×10-9－－－
4.7×10-9－－－－－
1.1×10-6

－
－
－
－
－
－
5.3×10-5
2.8×10-7
1.0×10-4
5.3×10-7
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
2.5×10-5
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－

3.9×10-9
2.7×10-9
4.3×10-10
3.1×10-10
3.2×10-11
4.3×10-12
5.3×10-5
2.8×10-7
1.0×10-4
5.3×10-7
3.0×10-8
3.0×10-9
2.0×10-9
1.2×10-10
2.1×10-10
4.6×10-11
1.9×10-6
1.0×10-8
5.4×10-8
1.3×10-7
2.5×10-5
8.2×10-6
3.9×10-7
2.7×10-6
2.1×10-8
5.2×10-7
2.7×10-9
5.0×10-8
3.0×10-8
3.0×10-99.2×10-9
8.0×10-14
5.3×10-14
5.3×10-15
4.7×10-9
9.8×10-13
3.0×10-12
3.9×10-9
5.7×10-11
5.0×10-10
1.1×10-6

< 0.1
< 0.1
< 0.1
< 0.1
< 0.1
< 0.1
26.4
0.1
50.5
0.3
< 0.1
< 0.1
< 0.1
< 0.1
< 0.1
< 0.1
0.9
< 0.1
< 0.1
0.1
12.2
4.1
0.2
1.3
< 0.1
0.3
< 0.1
< 0.1
< 0.1
< 0.1
< 0.1
< 0.1
< 0.1
< 0.1
< 0.1
< 0.1
< 0.1
< 0.1
< 0.1
< 0.1
0.5

S1E

LOCA 時
注水機能喪失AE
Excessive LOCA

該当なし

7

インターフェイスシステム LOCA(ISLOCA)

9.5×10-11－－

9.5×10-11< 0.1

ISLOCA

格納容器バイパス(ISLOCA)

9.5×10-11

< 0.1

(b)

8
9

計装・制御系喪失※1
格納容器バイパス※1－－

1.9×10-7
9.6×10-7－－

1.9×10-7
9.6×10-7

0.1
0.5

10

原子炉圧力容器・原子炉格納容器損傷※1－

1.2×10-6－

1.2×10-6

0.6

該当なし

6.0×10-6

3.0

該当なし

11

原子炉建屋損傷※1－
8.7×10-6

3.6×10-6
1.2×10-5－
1.8×10-4

3.6×10-6
2.0×10-41.8
100

計測・制御機能喪失
格納容器バイパス破断
原子炉圧力容器・原子炉
格納容器損傷
原子炉建屋損傷－－

2.0×10-4100－

事故シーケンス

1

2

3

4

5

6

合計

長期 TB
TBP
TBU
TBD

S2E

※1 解釈１－１(a)の必ず想定する事故シーケンスグループに該当しないが，安全機能喪失時の対策の有効性を評価するためのシナリオとしては適当でないと判断し，新たに追加するシーケンスとはしないこととしたシー
ケンス。

39

第 1-6 表

PRA の結果に基づく新たな事故シーケンスグループの検討(7 号炉)事故シーケンス別の炉心損傷頻度(/炉年)

PRA における
分類結果

解釈１－１(a)の事故シーケンスグループ

グループ別
炉心損傷頻度(/炉年)

全炉心損傷頻度に対する割合(%)

解釈１－２
との対応

TQUV

高圧・低圧注水機能喪失

1.9×10-4

79.6

(a)

TQUX

高圧注水・減圧機能喪失

2.8×10-8

< 0.1

(a)

全交流動力
電源喪失

2.9×10-5

12.0

(a)

TW

崩壊熱除去
機能喪失

1.4×10-5

5.9

(b)

TC

原子炉停止
機能喪失

3.6×10-70.1(b)8.2×10-7

0.3

(a)

内部

地震

津波

合計

全炉心損傷頻度に対する割合(%)

過渡事象＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗
過渡事象＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗
通常停止＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗
通常停止＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗
サポート系喪失＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗
サポート系喪失＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗
最終ヒートシンク喪失＋RCIC 失敗
最終ヒートシンク喪失＋SRV 再閉失敗
最終ヒートシンク喪失＋全交流動力電源喪失(電源盤浸水)＋RCIC 失敗
最終ヒートシンク喪失＋全交流動力電源喪失(電源盤浸水)＋SRV 再閉失敗
過渡事象＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
過渡事象＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
通常停止＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
通常停止＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
サポート系喪失＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
サポート系喪失＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
全交流動力電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)
全交流動力電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋SRV 再閉失敗
全交流動力電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋RCIC 失敗
外部電源喪失＋直流電源喪失
最終ヒートシンク喪失＋全交流動力電源喪失(電源盤浸水)＋直流電源喪失(電源設備浸水)
過渡事象＋崩壊熱除去失敗
過渡事象＋SRV 再閉失敗＋崩壊熱除去失敗
通常停止＋崩壊熱除去失敗
通常停止＋SRV 再閉失敗＋崩壊熱除去失敗
サポート系喪失＋崩壊熱除去失敗
サポート系喪失＋SRV 再閉失敗＋崩壊熱除去失敗
小破断 LOCA＋崩壊熱除去失敗
中破断 LOCA＋RHR 失敗
大破断 LOCA＋RHR 失敗
過渡事象＋原子炉停止失敗
小破断 LOCA＋原子炉停止失敗
中破断 LOCA＋原子炉停止失敗
大破断 LOCA＋原子炉停止失敗
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

1.1×10-10
7.4×10-11
4.3×10-10
3.1×10-10
3.5×10-11
4.3×10-12－－－－
1.8×10-9
5.2×10-11
2.0×10-9
1.2×10-10
2.9×10-10
4.1×10-11
4.8×10-10
1.2×10-10
6.0×10-10
8.1×10-11－
5.0×10-6
3.8×10-7
2.7×10-6
2.1×10-8
5.5×10-7
2.9×10-9
5.0×10-8
3.0×10-8
3.0×10-9
5.0×10-12
7.9×10-14
5.2×10-14
5.2×10-15－

9.2×10-9
4.0×10-9
－
－
－
－
－
－
－
－
2.2×10-8
1.0×10-9－－－－
3.5×10-6
2.0×10-8
3.7×10-7
6.0×10-8－
5.3×10-6
2.3×10-8
－
－
－
－
－
－
－
1.8×10-7－－－
1.8×10-7

－
－
－
－
－
－
8.7×10-5
4.6×10-7
1.0×10-4
5.3×10-7
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
2.5×10-5
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－

9.3×10-9
4.0×10-9
4.3×10-10
3.1×10-10
3.5×10-11
4.3×10-12
8.7×10-5
4.6×10-7
1.0×10-4
5.3×10-7
2.4×10-8
1.1×10-9
2.0×10-9
1.2×10-10
2.9×10-10
4.1×10-11
3.5×10-6
2.1×10-8
3.7×10-7
6.1×10-8
2.5×10-5
1.0×10-5
4.0×10-7
2.7×10-6
2.1×10-8
5.5×10-7
2.9×10-9
5.0×10-8
3.0×10-8
3.0×10-9
1.8×10-7
7.9×10-14
5.2×10-14
5.2×10-15
1.8×10-7

< 0.1
< 0.1
< 0.1
< 0.1
< 0.1
< 0.1
36.5
0.2
42.6
0.2
< 0.1
< 0.1
< 0.1
< 0.1
< 0.1
< 0.1
1.5
< 0.1
0.2
< 0.1
10.3
4.3
0.2
1.1
< 0.1
0.2
< 0.1
< 0.1
< 0.1
< 0.1
0.1
< 0.1
< 0.1
< 0.1
0.1

小破断 LOCA＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗
小破断 LOCA＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
中破断 LOCA＋HPCF 注水失敗＋低圧 ECCS 注水失敗
中破断 LOCA＋HPCF 注水失敗＋原子炉減圧失敗
大破断 LOCA＋HPCF 注水失敗＋低圧 ECCS 注水失敗
Excessive LOCA※1

9.9×10-13
3.0×10-12
3.9×10-9
5.7×10-11
5.0×10-10
－

－
－
－
－
－
8.2×10-7

－
－
－
－
－
－

9.9×10-13
3.0×10-12
3.9×10-9
5.7×10-11
5.0×10-10
8.2×10-7

< 0.1
< 0.1
< 0.1
< 0.1
< 0.1
0.3

S1E

LOCA 時
注水機能喪失AE
Excessive LOCA

該当なし

7

インターフェイスシステム LOCA(ISLOCA)

9.5×10-11－－

9.5×10-11< 0.1

ISLOCA

格納容器バイパス(ISLOCA)

9.5×10-11

< 0.1

(b)

8
9

計装・制御系喪失※1
格納容器バイパス※1－－

6.9×10-8
1.2×10-7－－

6.9×10-8
1.2×10-7

< 0.1
< 0.1

10

原子炉圧力容器・原子炉格納容器損傷※1－

8.9×10-7－

8.9×10-7

0.4

該当なし

4.9×10-6

2.0

該当なし

11

原子炉建屋損傷※1－
8.7×10-6

3.8×10-6
1.5×10-5－
2.1×10-4

3.8×10-6
2.4×10-41.6
100

計測・制御機能喪失
格納容器バイパス破断
原子炉圧力容器・原子炉
格納容器損傷
原子炉建屋損傷－－

2.4×10-4100－

事故シーケンス

1

2

3

4

5

6

合計

長期 TB
TBP
TBU
TBD

S2E

※1 解釈１－１(a)の必ず想定する事故シーケンスグループに該当しないが，安全機能喪失時の対策の有効性を評価するためのシナリオとしては適当でないと判断し，新たに追加するシーケンスとはしないこととしたシー
ケンス。

40

第 1-7 表

事故シーケンスグループの主要な炉心損傷防止対策と炉心損傷頻度(6 号炉)事故シーケンス別の炉心損傷頻度(/炉年)

解釈の事故
シーケンスグループ

事故シーケンス

対応する主要な炉心損傷防止対策

過渡事象＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗

・高圧代替注水系(常設代替直流電源設備)
・手動減圧・低圧代替注水系(常設)(復水補給水系)
・代替格納容器スプレイ冷却系
・代替原子炉補機冷却系
・格納容器圧力逃がし装置
・可搬型代替注水ポンプ(水源補給)

過渡事象＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗
通常停止＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗
通常停止＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗
高圧・低圧注水
機能喪失

サポート系喪失＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗
サポート系喪失＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗
最終ヒートシンク喪失＋RCIC 失敗
最終ヒートシンク喪失＋SRV 再閉失敗
最終ヒートシンク喪失＋全交流動力電源喪失(電源盤浸水)＋RCIC 失敗
最終ヒートシンク喪失＋全交流動力電源喪失(電源盤浸水)＋SRV 再閉失敗
過渡事象＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
過渡事象＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗

高圧注水・減圧
機能喪失

・津波による浸水防止※2・代替自動減圧ロジック(残留熱除去系ポンプ吐出圧確立＋原子炉
水位低(レベル 1)＋600 秒経過で SRV4 弁開放)
・高圧代替注水系(常設代替直流電源設備)
・残留熱除去系(低圧注水，除熱)

通常停止＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
通常停止＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
サポート系喪失＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
サポート系喪失＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗

・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)
・高圧代替注水系(常設代替直流電源設備)
・手動減圧・低圧代替注水系(常設)(復水補給水系)
・代替格納容器スプレイ冷却系
・代替原子炉補機冷却系
・格納容器圧力逃がし装置
・常設代替交流電源設備
・可搬型代替注水ポンプ(水源補給)

全交流動力電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)

全交流動力
電源喪失
全交流動力電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋SRV 再閉失敗

※3

全交流動力電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋RCIC 失敗
外部電源喪失＋直流電源喪失

1.1×10-10

3.8×10-9－

3.9×10-9< 0.1

7.4×10-11

2.6×10-9－

2.7×10-9< 0.1

4.3×10-10－－

4.3×10-10< 0.1

3.1×10-10－－

3.1×10-10< 0.1

3.2×10-11－－

3.2×10-11< 0.1

4.3×10-12－－

4.3×10-12

< 0.1

－
－

－
－

5.3×10-5
2.8×10-7

5.3×10-5
2.8×10-7

26.4
0.1

－
－

－
－

1.0×10-4
5.3×10-7

1.0×10-4
5.3×10-7

50.5
0.3

1.8×10-9
5.4×10-11

2.8×10-8
2.9×10-9－－

3.0×10-8
3.0×10-9

< 0.1
< 0.1

2.0×10-9
1.2×10-10
2.1×10-10

－
－
－

－
－
－

2.0×10-9
1.2×10-10
2.1×10-10

< 0.1
< 0.1
< 0.1

4.6×10-11－－

4.6×10-11< 0.1

4.8×10-10

1.9×10-6－

1.9×10-6

0.9-10

1.2×10-8

1.0×10－-8

1.0×10< 0.1

6.0×10-10

5.4×10-8－

5.4×10-8

< 0.1

-11

-7

1.3×10－-7

1.3×100.1

8.1×10－

2.5×10-5

2.5×10-5

12.2－

8.2×10-6

4.1

過渡事象＋SRV 再閉失敗＋崩壊熱除去失敗
通常停止＋崩壊熱除去失敗
通常停止＋SRV 再閉失敗＋崩壊熱除去失敗
サポート系喪失＋崩壊熱除去失敗
サポート系喪失＋SRV 再閉失敗＋崩壊熱除去失敗
小破断 LOCA＋崩壊熱除去失敗
中破断 LOCA＋RHR 失敗
大破断 LOCA＋RHR 失敗

3.8×10-7
2.7×10-6
2.1×10-8
5.2×10-7
2.7×10-9
5.0×10-8
3.0×10-8
3.0×10-9

1.4×10-8
－
－
－
－
－
－
－

－
－
－
－
－
－
－
－

3.9×10-7
2.7×10-6
2.1×10-8
5.2×10-7
2.7×10-9
5.0×10-8
3.0×10-8
3.0×10-9

0.2
1.3
< 0.1
0.3
< 0.1
< 0.1
< 0.1
< 0.1

5.6×10-12

9.2×10-9－9.2×10-9< 0.1

8.0×10-14－－

8.0×10-14

< 0.1

－

5.3×10

-14

< 0.1

－

5.3×10-15< 0.1・代替格納容器スプレイ冷却系
・代替原子炉補機冷却系
・格納容器圧力逃がし装置
・可搬型代替注水ポンプ(水源補給)・手動減圧・低圧代替注水系(常設)(復水補給水系)
・常設代替交流電源設備

・代替制御棒挿入機能
・代替冷却材再循環ポンプ・トリップ機能
・ほう酸水注入系
・高圧炉心注水系
・原子炉隔離時冷却系・残留熱除去系

中破断 LOCA＋原子炉停止失敗

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※5

小破断 LOCA＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗
小破断 LOCA＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
中破断 LOCA＋HPCF 注水失敗＋低圧 ECCS 注水失敗
中破断 LOCA＋HPCF 注水失敗＋原子炉減圧失敗
大破断 LOCA＋HPCF 注水失敗＋低圧注水失敗※6
インターフェイスシステム LOCA(ISLOCA)
合計※1

全炉心損傷頻度に対する割合(%)※1

3.2×10-6

大破断 LOCA＋原子炉停止失敗

格納容器バイパス(ISLOCA)

合計－

小破断 LOCA＋原子炉停止失敗

LOCA 時
注水機能喪失津波

5.0×10-6

過渡事象＋原子炉停止失敗
原子炉停止
機能喪失

地震

過渡事象＋崩壊熱除去失敗

最終ヒートシンク喪失＋全交流動力電源喪失(電源盤浸水)＋直流電源喪失(電源設備浸水)

崩壊熱除去
機能喪失

・原子炉隔離時冷却系※4・高圧代替注水系(常設代替直流電源設備)※4
・上記の点線枠内の対策※4・高圧代替注水系(常設代替直流電源設備)
・上記の点線枠内の対策
・常設代替直流電源設備
・高圧代替注水系(常設代替直流電源設備)
・上記の点線枠内の対策
・津波による浸水防止※2

内部100%には第 1-6 表で除外した事故シーケンスの炉心損傷頻度も含む。

ら，炉心損傷防止の成否には不確かさが残るが，影響緩和に期待できる設備-14

5.3×10－

5.3×10-15－－

4.7×10－

4.7×10-9

< 0.1

・手動減圧
・低圧代替注水系(常設)(復水補給水系)
・代替格納容器スプレイ冷却系
・代替原子炉補機冷却系
・格納容器圧力逃がし装置
・可搬型代替注水ポンプ(水源補給)

9.8×10-13－－

9.8×10-13

< 0.1

-12

-11

5.7×10・上記の点線枠内の対策※4
・ISLOCA 発生箇所の隔離・高圧炉心注水系
・手動減圧・低圧炉心注水系

5.0×10-10

－

-9

グループ別
炉心損傷頻度(/炉年)

全炉心損傷頻度に対する割合(%)※1

1.6×10-4

77.3

3.6×10-8< 0.1

2.7×10-513.3

全炉心損傷頻度の約 96.5%を炉
心損傷防止対策
でカバー

1.2×10-5

5.9

1.4×10-8< 0.1

4.5×10-9

< 0.1

< 0.1

-12

3.0×10－－

3.0×10< 0.1

3.9×10-9－－

3.9×10-9

< 0.1

－

－

5.7×10

-11

< 0.1

－

－

5.0×10-10< 0.1

9.5×10-11－－

9.5×10-11< 0.1

9.5×10-11

8.7×10-6

5.4×10-6

1.8×10-4

1.9×10-4

96.5

1.9×10-4※2 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ため。

備考※3 原子炉圧力の変化の不確かさによって炉心損傷防止の成否が変わる事故シーケンス

96.5

－

※4 事象進展の時間余裕の観点か※5 地震発生と同時に最大の地震加速度を受けるものとして評価している地震レベル 1PRA の設定上抽出されたものであるが，地震時の挙動を現実的に想定すると，基準地震動よりも十分小さな加速度でスクラム信号「地震加速度大」が発信され，炉内構造物が損傷する加速度に至る前に制御棒の挿入が完了すると考えられることから，現実的には発生し難いと考え，炉心損傷防止対策の有効性を確認する対象に該当しないと判断したシーケンス※6 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

41

第 1-7 表

事故シーケンスグループの主要な炉心損傷防止対策と炉心損傷頻度(7 号炉)事故シーケンス別炉心損傷頻度(/炉年)

解釈の事故
シーケンスグループ

事故シーケンス

対応する主要な炉心損傷防止対策

過渡事象＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗

・高圧代替注水系(常設代替直流電源設備)
・手動減圧・低圧代替注水系(常設)(復水補給水系)
・代替格納容器スプレイ冷却系
・代替原子炉補機冷却系
・格納容器圧力逃がし装置
・可搬型代替注水ポンプ(水源補給)

過渡事象＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗
通常停止＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗
通常停止＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗
高圧・低圧注水
機能喪失

サポート系喪失＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗
サポート系喪失＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗
最終ヒートシンク喪失＋RCIC 失敗
最終ヒートシンク喪失＋SRV 再閉失敗
最終ヒートシンク喪失＋全交流動力電源喪失(電源盤浸水)＋RCIC 失敗
最終ヒートシンク喪失＋全交流動力電源喪失(電源盤浸水)＋SRV 再閉失敗

・津波による浸水防止※2

過渡事象＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
高圧注水・減圧
機能喪失

過渡事象＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
通常停止＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
通常停止＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗

・代替自動減圧ロジック(残留熱除去系ポンプ吐出圧確立＋原子炉
水位低(レベル 1)＋600 秒経過で SRV4 弁開放)
・高圧代替注水系(常設代替直流電源設備)
・残留熱除去系(低圧注水，除熱)

サポート系喪失＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
サポート系喪失＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗

・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)
・高圧代替注水系(常設代替直流電源設備)
・手動減圧・低圧代替注水系(常設)(復水補給水系)
・代替格納容器スプレイ冷却系
・代替原子炉補機冷却系
・格納容器圧力逃がし装置
・常設代替交流電源設備
・可搬型代替注水ポンプ(水源補給)・原子炉隔離時冷却系※4・高圧代替注水系(常設代替直流電源設備)※4
・上記の点線枠内の対策※4

全交流動力電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)

全交流動力
電源喪失

崩壊熱除去
機能喪失

全交流動力電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋SRV 再閉失敗※3

全炉心損傷頻度に対する割合(%)※1

1.1×10-10

9.2×10-9－

9.3×10-9< 0.1

7.4×10-11

4.0×10-9－

4.0×10-9< 0.1

4.3×10-10－－

4.3×10-10< 0.1

3.1×10-10－－

3.1×10-10< 0.1

3.5×10-11－－

3.5×10-11< 0.1

4.3×10-12－－

4.3×10-12

< 0.1

－
－

－
－

8.7×10-5
4.6×10-7

8.7×10-5
4.6×10-7

36.5
0.2

－
－

－
－

1.0×10-4
5.3×10-7

1.0×10-4
5.3×10-7

42.6
0.2

1.8×10-9

2.2×10-8－

2.4×10-8

< 0.1

-11

-9

－
－
－

1.1×10-9
2.0×10-9
1.2×10-10

< 0.1
< 0.1
< 0.1

-10

5.2×10
2.0×10-9
1.2×10-10

1.0×10－－-10

2.9×10－－

2.9×10< 0.1

4.1×10-11－－

4.1×10-11< 0.1

4.8×10-10

3.5×10-6－

3.5×10-6

1.5

1.2×10-10

2.0×10-8－

2.1×10-8< 0.1

3.7×10-7－

3.7×10-70.2

外部電源喪失＋直流電源喪失

・常設代替直流電源設備
・高圧代替注水系(常設代替直流電源設備)
・上記の点線枠内の対策

8.1×10-11

6.0×10-8－

6.1×10-8< 0.1

最終ヒートシンク喪失＋全交流動力電源喪失(電源盤浸水)＋直流電源喪失(電源設備浸水)

・津波による浸水防止※2

過渡事象＋崩壊熱除去失敗
過渡事象＋SRV 再閉失敗＋崩壊熱除去失敗
通常停止＋崩壊熱除去失敗
通常停止＋SRV 再閉失敗＋崩壊熱除去失敗
サポート系喪失＋崩壊熱除去失敗
サポート系喪失＋SRV 再閉失敗＋崩壊熱除去失敗
小破断 LOCA＋崩壊熱除去失敗
中破断 LOCA＋RHR 失敗

・代替格納容器スプレイ冷却系
・代替原子炉補機冷却系
・格納容器圧力逃がし装置
・可搬型代替注水ポンプ(水源補給)・手動減圧・低圧代替注水系(常設)(復水補給水系)
・常設代替交流電源設備

小破断 LOCA＋原子炉停止失敗
中破断 LOCA＋原子炉停止失敗
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※5
小破断 LOCA＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗
小破断 LOCA＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
中破断 LOCA＋HPCF 注水失敗＋低圧 ECCS 注水失敗
中破断 LOCA＋HPCF 注水失敗＋原子炉減圧失敗
大破断 LOCA＋HPCF 注水失敗＋低圧注水失敗※6
インターフェイスシステム LOCA(ISLOCA)
合計

※1

合計

6.0×10-10

大破断 LOCA＋原子炉停止失敗

格納容器バイパス(ISLOCA)

津波

・高圧代替注水系(常設代替直流電源設備)
・上記の点線枠内の対策

過渡事象＋原子炉停止失敗

LOCA 時
注水機能喪失地震

全交流動力電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋RCIC 失敗

大破断 LOCA＋RHR 失敗

原子炉停止
機能喪失

内部

100%には第 1-6 表で除外した事故シーケンスの炉心損傷頻度も含む。

ら，炉心損傷防止の成否には不確かさが残るが，影響緩和に期待できる設備

・代替制御棒挿入機能
・代替冷却材再循環ポンプ・トリップ機能
・ほう酸水注入系
・高圧炉心注水系
・原子炉隔離時冷却系・残留熱除去系－－－

2.5×10-5

2.5×10-5

10.3

5.0×10-6
3.8×10-7
2.7×10-6
2.1×10-8
5.5×10-7
2.9×10-9
5.0×10-8
3.0×10-8

5.3×10-6
2.3×10-8
－
－
－
－
－
－

－
－
－
－
－
－
－
－

1.0×10-5
4.0×10-7
2.7×10-6
2.1×10-8
5.5×10-7
2.9×10-9
5.0×10-8
3.0×10-8

4.3
0.2
1.1
< 0.1
0.2
< 0.1
< 0.1
< 0.1

3.0×10-9－－

3.0×10-9

< 0.1

-12

5.0×10

1.8×10－

1.8×10-7

0.1

7.9×10-14－－

7.9×10-14< 0.1

5.2×10-14－－

5.2×10-14

< 0.1

-15

< 0.1

-15

-7

5.2×10－－5.2×10－

1.8×10-7－

1.8×10-7

0.1

-13

グループ別
炉心損傷頻度(/炉年)

全炉心損傷頻度に対する割合(%)※1

1.9×10-4

79.6

2.8×10-8< 0.1

2.9×10-5

12.0

全炉心損傷頻度の約 97.6%を炉
心損傷防止対策
でカバー

1.4×10-5

5.9

3.6×10-7

0.1

4.5×10-9

< 0.1

< 0.1

・手動減圧
・低圧代替注水系(常設)(復水補給水系)
・代替格納容器スプレイ冷却系
・代替原子炉補機冷却系
・格納容器圧力逃がし装置
・可搬型代替注水ポンプ(水源補給)

9.9×10－－9.9×10-13< 0.1

3.0×10-12－－

3.0×10-12< 0.1

3.9×10-9－－

3.9×10-9

< 0.1

-11

5.7×10－－

5.7×10-11< 0.1

・上記の点線枠内の対策※4
・ISLOCA 発生箇所の隔離・高圧炉心注水系
・手動減圧・低圧炉心注水系

5.0×10-10－－

5.0×10-10< 0.1

9.5×10-11－－

9.5×10-11< 0.1

9.5×10-11

8.7×10-6

9.7×10-6

2.1×10-4

2.3×10-4

97.6

2.3×10-4※2 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ため。

備考※3 原子炉圧力の変化の不確かさによって炉心損傷防止の成否が変わる事故シーケンス

97.6

－

※4 事象進展の時間余裕の観点か※5 地震発生と同時に最大の地震加速度を受けるものとして評価している地震レベル 1PRA の設定上抽出されたものであるが，地震時の挙動を現実的に想定すると，基準地震動よりも十分小さな加速度でスクラム信号「地震加速度大」が発信され，炉内構造物が損傷する加速度に至る前に制御棒の挿入が完了すると考えられることから，現実的には発生し難いと考え，炉心損傷防止対策の有効性を確認する対象に該当しないと判断したシーケンス※6 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

42

第 1-8 表

重要事故シーケンス等の選定（1/3）
着眼点との関係と重要事故シーケンス選定の考え方

解釈の事故
シーケンス
グループ

主要な事故シーケンス※1

喪失した機能

対応する主要な炉心損傷防止対策(下線は有効性を確認する主な対策)◎ ①過渡事象＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗

b

c

d

中 高 高 低－ ②過渡事象＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗

中 高 低 低－ ③通常停止＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗
・高圧注水機能・低圧注水機能－ ④通常停止＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗

高圧・低圧
注水機能
喪失

a

・高圧代替注水系(常設代替直流電源設備)
・手動減圧・低圧代替注水系(常設)(復水補給水系)
・代替格納容器スプレイ冷却系
・代替原子炉補機冷却系
・格納容器圧力逃がし装置
・可搬型代替注水ポンプ(水源補給)

中 低 高 低

中 低 低 低－ ⑤サポート系喪失＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗

高 低 高 低－ ⑥サポート系喪失＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗

高 低 低 低－ ⑦最終ヒートシンク喪失＋RCIC 失敗－ ⑧最終ヒートシンク喪失＋SRV 再閉失敗－

⑨最終ヒートシンク喪失＋全交流動力電源喪失(電源盤浸水)＋RCIC 失敗－

⑩最終ヒートシンク喪失＋全交流動力電源喪失(電源盤浸水)＋SRV 再閉失敗

・高圧注水機能・低圧注水機能・全交流動力電源(浸水又は最終ヒ ・津波による浸水防止ートシンク喪失に
伴う喪失)
・除熱機能

高 低 高 高高 低 低 中高 低 高 高高 低 低 中◎ ①過渡事象＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗

中 高 高 高－ ②過渡事象＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗

中 高 低 低－ ③通常停止＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
高圧注水
・減圧
機能喪失

・高圧注水機能・原子炉減圧機能－ ④通常停止＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗

・代替自動減圧ロジック(残留熱除去系ポン 中 低 高 低プ吐出圧確立＋原子炉水位低(レベル 1)＋
600 秒経過で SRV4 弁開放)
・高圧代替注水系(常設代替直流電源設備)
・残留熱除去系(低圧注水, 除熱)
中 低 低 低－ ⑤サポート系喪失＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗

高 低 高 低⑥サポート系喪失＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗

高 低 低 低－※1 ◎は選定した重要事故シーケンスを示す。

備考(a：共通原因故障※2 又は系統間機能依存性,
b：余裕時間, c：設備容量, d：代表性)選定した重要事故
シーケンスと選定理由

a. 主要な事故シーケンスのカットセットに共通原因故障が含まれている事故シーケンスを「中」とした。その上でサポート
系喪失(1 系統)は，起因事象の時点で系統間の機能の依存性によって同区分の複数の設備が機能喪失することから「高」 a.⑤, ⑥ではサポート系 1 区分の喪失を起因としとした。また，最終ヒートシンク喪失に至るシーケンスで ているが，ほかの区分は健全であるため，対応手は，除熱を必要とする多くの機能が喪失するため「高」とし 段が著しく制限される状態ではない。⑦～⑩の最た。
終ヒートシンクの喪失の発生原因は津波に伴う浸b. 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 水によるものであり，対策としては防潮堤の設置起点となるため，通常水位から原子炉停止に至る手動停止， や建屋内止水等の止水対策となるため，重大事故
サポート系喪失と比較して事象進展が早い。このため過渡事 防止対策の有効性の確認には適さない。
象を起因とするシーケンスを「高」とした。手動停止，サポ b, c.両着眼点について「高」と考えたシーケン
ート系喪失は通常水位から原子炉停止に至るため，また，津 スとして①を抽出。
波によるシーケンスでは津波襲来までに原子炉停止している d.頻度の観点では⑦, ⑨が支配的であるが，起因ため，水位の低下後に原子炉停止に至る過渡事象よりも事象 となる最終ヒートシンクの喪失の発生原因は津波
進展が遅いことから「低」とした。
に伴う浸水によるものであり，浸水防止がその対
c. SRV 再閉失敗を含む場合は SRV から一定程度減圧されるた 策となるため，重大事故防止対策の有効性を確認
め，減圧に必要な SRV の容量が少なく，再閉成功の場合より するためのシーケンスには適さない。なお，⑦～も速やかに低圧状態に移行でき，低圧系での代替注水を開始 ⑩を除いた場合，①が支配的なシーケンスとなできることから「低」とし，SRV 再閉失敗を含まない場合を る。
「高」とした。
d. 全炉心損傷頻度に対して 10%以上又は事故シーケンスグルー 以上より，①を重要事故シーケンスとして選定。
プの中で最も炉心損傷頻度の高いシーケンスを「高」とした。また，全炉心損傷頻度に対して 0.1%未満のシーケンスを「低」とした。

a. 主要な事故シーケンスのカットセットに共通原因故障が含まれている事故シーケンスを「中」とした。その上でサポート
系喪失(1 系統)は，起因事象の時点で系統間の機能の依存性によって同区分の複数の設備が機能喪失することから「高」とした。
b. 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，通常水位から原子炉停止に至る手動停止，
a.⑤, ⑥ではサポート系 1 区分の喪失を起因としサポート系喪失と比較して事象進展が早い。このため過渡事ているが，ほかの区分は健全であるため，対応手象を起因とするシーケンスを「高」とした。手動停止，サポ段が著しく制限される状態ではない。
ート系喪失は通常水位から原子炉停止に至るため，水位の低b, c.両着眼点について「高」と考えたシーケン
下後に原子炉停止に至る過渡事象よりも事象進展が遅いこと
スとして①を抽出。
から「低」とした。
d.頻度の観点では①が支配的となった。
c. SRV 再閉失敗を含む場合は SRV から一定程度減圧されるため，バックアップ手段による減圧を実施した場合，減圧に必以上より，①を重要事故シーケンスとして選定。
要な SRV の容量が少なく，再閉成功の場合よりも速やかに低圧状態に移行でき，低圧系での注水を開始できることから「低」とし，SRV 再閉失敗を含まない場合を「高」とした。
d. 全炉心損傷頻度に対して 10%以上又は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シーケンスを「高」とした。また，全炉心損傷頻度に対して 0.1%未満のシーケンスを「低」とした。

※2 地震 PRA では多重化された機器を完全従属としていることから，多重化された機器の損傷が生じるカットセットでは共通原因故障が生じるものとした。

43

第 1-8 表
解釈の事故
シーケンス
グループ

喪失した機能詳細化した
事故シーケンス
グループ

長期 TB

TBU

主要な事故シーケンス※1

◎

◎

全交流動力
電源喪失
TBP

◎

電源

①全交流動力電源喪失(外 全交流動力
部電源喪失＋DG 喪失)
電源

冷却機能

原子炉隔離時冷
却系を除く注
水・除熱機能重要事故シーケンス等の選定（2/3）

対応する主要な炉心損傷防止対策(下線は有効性を確認する主な対策)

着眼点との関係と重要事故シーケンス選定の考え方
abc

・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)
・高圧代替注水系(常設代替直流電源設備)
・手動減圧・低圧代替注水系(常設)(復水補給水系)－ － －・代替格納容器スプレイ冷却系(常設)・代替原子炉補機冷却系
・格納容器圧力逃がし装置
・常設代替交流電源設備
・可搬型代替注水ポンプ(水源補給)d－①全交流動力電源喪失(外全交流動力 全ての注水・除部電源喪失＋DG 喪失)＋
電源
熱機能
RCIC 失敗

・高圧代替注水系(常設代替直流電源設備)
・手動減圧・低圧代替注水系(常設)(復水補給水系)
・代替格納容器スプレイ冷却系(常設)・代替原子炉補機冷却系
・格納容器圧力逃がし装置
・常設代替交流電源設備
・可搬型代替注水ポンプ(水源補給)

－ －

－ －

①全交流動力電源喪失(外全交流動力 全ての注水・除部電源喪失＋DG 喪失)＋
電源
熱機能※3
SRV 再閉失敗

・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)
・高圧代替注水系(動作可能な範囲に原子炉圧力が保たれる間)・手動減圧－ －・低圧代替注水系(可搬型)・代替格納容器スプレイ冷却系(可搬型)・代替原子炉補機冷却系
・格納容器圧力逃がし装置
・常設代替交流電源設備
・可搬型代替注水ポンプ(水源補給)－ －・高圧代替注水系(常設代替直流電源設備)
・手動減圧・低圧代替注水系(常設)(復水補給水系)
・代替格納容器スプレイ冷却系(常設)・代替原子炉補機冷却系
・格納容器圧力逃がし装置
・常設代替交流電源設備
・可搬型代替注水ポンプ(水源補給)

－ 低

全交流動力
全ての注水・除
電源※4
熱機能
直流電源

◎

①外部電源喪失＋直流電源喪失－②最終ヒートシンク喪失
全交流動力＋全交流動力電源喪失
全ての注水・除電源(電源盤浸水)＋直流電
熱機能
直流電源
源喪失(電源設備浸水)

TBD

・津波による浸水防止

高 －

高 －

－ 高

備考(a：共通原因故障※2 又は系統間機能依存性,
b：余裕時間, c：設備容量, d：代表性)選定した重要事故
シーケンスと選定理由

各重要事故シーケンスに対し，地震 PRA からは，全交流動力電源と最終ヒー①「全交流動力電源喪失(外部電源喪 トシンク喪失の重畳を伴抽出されたシーケンスが 1 つであることから着眼点に照ら失＋非常用ディーゼル発電機喪失)(蓄 う事故シーケンスも抽出した整理は行わず，全ての着眼点について「－」とし電池枯渇後 RCIC 停止)」※5 を重要事故 されるが，全交流動力電
た。
シーケンスとして選定。
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①「全交流動力電源喪失(外部電源喪 の喪失が生じる。交流電抽出されたシーケンスが 1 つであることから着眼点に照ら失＋非常用ディーゼル発電機喪失)＋ 源の復旧後については，した整理は行わず，全ての着眼点について「－」としRCIC 失敗(RCIC 本体の機能喪失)」※5 電源供給に伴う最終ヒーた。
を重要事故シーケンスとして選定。
トシンクの復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①「全交流動力電源喪失(外部電源喪
損傷によって最終ヒート抽出されたシーケンスが 1 つであることから着眼点に照ら失＋非常用ディーゼル発電機喪失)＋
シンクの喪失が生じていした整理は行わず，全ての着眼点について「－」とし※5
SRV 再閉失敗」 を重要事故シーケンる場合においても格納容た。
スとして選定。
器圧力逃がし装置に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a. 主要な事故シーケンスのカットセットに共通原因故障 ②は頻度の観点で支配的であるもの 旧可能な場合には，これが含まれていること及び，電源を必要とする多くの機 の，その発生原因が津波に伴う浸水に に加えて代替原子炉補機能が喪失することから「高」とした。
よるものであり，対策としては防潮堤 冷却系の有効性を確認す
b. 事象発生後，いずれの注水手段にも期待できない点は の設置や建屋内止水等の止水対策とな ることができる。これを同等であり，余裕時間に差異はないと考えられること るため，重大事故防止対策の有効性の 考慮し，重要事故シーケ
ンスには，設備損傷によから「－」とした。
確認には適さない。
る最終ヒートシンクの喪
c. 原子炉圧力容器内が高圧状態で推移する点は同等であり，電源喪失後，少なくとも蒸気駆動の高圧注水及び 以上より，より多くの対策の有効性を 失を設定していない。
制御用直流電源を確保すれば必要な設備容量は同等で 確認できる点で①が本事故シーケンス
あることから「－」とした。
グループの事故シーケンスを代表してd. 全炉心損傷頻度に対して 10%以上又は詳細化した事故 いると考え，①「全交流動力電源喪失
シーケンスグループの中で最も炉心損傷頻度の高いシ (外部電源喪失＋非常用ディーゼル発ーケンスを「高」とした。また，全炉心損傷頻度に対 電機喪失)＋直流電源喪失」※5 を重要して 0.1%未満のシーケンスを「低」とした。
事故シーケンスとして選定。

※1 ◎は選定した重要事故シーケンスを示す。 ※2 地震 PRA では多重化された機器を完全従属としていることから，多重化された機器の損傷が生じるカットセットでは共通原因故障が生じるものとした。 ※3 蒸気駆動の注水系が動作できない範囲に原子炉圧力が低下するまでは，原子炉隔離時冷却系を用いることで原子炉水位を維持することができる。 ※4 全ての直流電源喪失により非常用ディーゼル発電機(DG)を起動できなくなることから，「外部電源喪失＋直流電源喪失」により，全交流動力電源喪失となる。 ※5 PRA の結果抽出した事故シーケンスの名称に対し，機器の表記の変更，機能喪失の状態の付記等を行い，重要事故シーケンスの名称とした。

44

第 1-8 表
解釈の事故
シーケンス
グループ

崩壊熱除去
機能喪失

主要な事故シーケンス※1

着眼点と重要事故シーケンス選定の考え方
a

b

c

d

①過渡事象＋崩壊熱除去失敗

中

中

低

高

－

②過渡事象＋SRV 再閉失敗＋崩壊熱除去失敗

中

中

低

中

－

③通常停止＋崩壊熱除去失敗

中

低

低

中

－

④通常停止＋SRV 再閉失敗＋崩壊熱除去失敗

中

低

低

低

－

⑤サポート系喪失＋崩壊熱除去失敗

高

低

低

中

－

⑥サポート系喪失＋SRV 再閉失敗＋崩壊熱除去失敗

高

低

低

低

－

⑦小破断 LOCA＋崩壊熱除去失敗

中

高

高

低

－

⑧中破断 LOCA＋RHR 失敗

中

高

高

低

－

⑨大破断 LOCA＋RHR 失敗

中

高

高

低

◎

①過渡事象＋原子炉停止失敗

中

高

中

高

－

②小破断 LOCA＋原子炉停止失敗

中

中

中

低

中

中

高

低

中

高

低

低

・除熱機能※3

・原子炉停止機能－③中破断 LOCA＋原子炉停止失敗－④大破断 LOCA＋原子炉停止失敗

－

－

◎

◎

・代替格納容器スプレイ冷却系
・代替原子炉補機冷却系
・格納容器圧力逃がし装置
・可搬型代替注水ポンプ(水源補給)・手動減圧・低圧代替注水系(常設)(復水補給水系)
・常設代替交流電源設備

・代替制御棒挿入機能
・代替冷却材再循環ポンプ・トリップ機能
・ほう酸水注入系
・高圧炉心注水系
・原子炉隔離時冷却系・残留熱除去系①小破断 LOCA＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗

中②小破断 LOCA＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
・高圧注水機能・低圧注水機能

－
格納容器バ
イパス
(ISLOCA)

対応する主要な炉心損傷防止対策(下線は有効性を確認する主な対策)

◎

原子炉停止
機能喪失

LOCA 時
注水機能喪失喪失した機能重要事故シーケンス等の選定（3/3）③中破断 LOCA＋HPCF 注水失敗＋低圧 ECCS 注水失敗

・手動減圧
・低圧代替注水系(常設)(復水補給水系)
・代替格納容器スプレイ冷却系
・代替原子炉補機冷却系
・格納容器圧力逃がし装置
・可搬型代替注水ポンプ(水源補給)④中破断 LOCA＋HPCF 注水失敗＋原子炉減圧失敗①インターフェイスシステム LOCA(ISLOCA)－

・ISLOCA 発生箇所の隔離・高圧炉心注水系
・手動減圧・低圧炉心注水系

低

高

低

中

低

低

低

中

高

高

高

中

高

低

低

－

－

－

－

備考(a：共通原因故障※2 又は系統間機能依存性,
b：余裕時間, c：設備容量, d：代表性)
a. 主要な事故シーケンスのカットセットに共通原因故障が含まれている事故シーケンスを「中」とした。その上でサポート系喪失(1 系統)は，起因事象の時点で系統間の機能の依存性によって同区分の複数の設備が機能喪失することから「高」とした。
b. 過渡事象(全給水喪失事象)は手動停止，サポート系喪失と比較して事象進展が早いことから「中」とした。また，
LOCA は直接ドライウェルに蒸気が放出されるため，格納容器圧力上昇の観点で厳しいと考え「高」とした。
手動停止，サポート系喪失は通常水位から原子炉停止に至るため，水位の低下後に原子炉停止に至る過渡事象よりも事象進展が遅いことから「低」とした。
c. LOCA は直接ドライウェルに蒸気が放出されるため，サプレ
ッション・チェンバでの蒸気凝縮に十分に期待できない分
格納容器圧力上昇の観点で厳しいと考え「高」とした。ほかの起因事象については，崩壊熱除去に関する設備容量に差異はないと考え「低」とした。
d. 全炉心損傷頻度に対して 10%以上又は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シーケンスを「高」とした。また，全炉心損傷頻度に対して 0.1%未満のシーケンスを「低」とした。
a. 主要な事故シーケンスのカットセットに共通原因故障が含まれている事故シーケンスを「中」とした。
b. 過渡事象(主蒸気隔離弁閉)は LOCA と比較して反応度投入に伴う出力抑制の観点で厳しく，大破断 LOCA は LOCA 後の水
位低下の観点で厳しいと考えられることから「高」とし，中小破断 LOCA については「中」とした。
c. 停止機能の設備容量については事故シーケンス間に有意な差がないと考えられるが，原子炉内が中圧～高圧で維持されるシーケンスでは注水可能な系統が高圧に限定されることから，原子炉隔離時冷却系の使用可能性も考慮し，過渡事象及び小破断 LOCA を「中」とし，中破断 LOCA について
は「高」，大破断 LOCA については「低」とした。
d. 全炉心損傷頻度に対して 10%以上又は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シーケンスを「高」とした。また，全炉心損傷頻度に対して 0.1%未満のシーケンスを「低」とした。
a. 主要な事故シーケンスのカットセットに共通原因故障が含まれている事故シーケンスを「中」とした。
b. 中破断 LOCA の方が事象進展が早いことから「高」とし，小
破断 LOCA を「低」とした。
c. 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 失敗を含むシーケンスが厳しいと考え，「高」とし，原子炉減圧失
敗を含むシーケンスを「低」とした。
d. 全炉心損傷頻度に対して 10%以上又は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シーケンスを「高」とした。また，全炉心損傷頻度に対して 0.1%未満のシーケンスを「低」とした。
抽出されたシーケンスが 1 つであることから着眼点に照らした整理は行わず，全ての着眼点について「－」とした。

選定した重要事故
シーケンスと選定理由

a.⑤, ⑥ではサポート系 1 区分の喪失を起因としている
が，ほかの区分は健全であるため，対応手段が著しく制限される状態ではない。
b, c.⑦～⑨の両着眼点について LOCA を「高」としたが，これらは LOCA から派生したシーケンスであって，崩壊熱除去機能喪失に対する対策の有効性を確認するシーケンスとしては適切でないと考える。LOCA を起因とする
シーケンスについては崩壊熱除去機能の代替手段も含めてほかのシーケンスグループで評価する。よって，b の事象対応の余裕時間の観点で①, ②が厳しい。
d.頻度の観点では①が支配的となった。
以上より，①を重要事故シーケンスとして選定。

a.全シーケンスに共通であるため選定理由から除外した。
b, c.本事故シーケンスグループに対しては，重大事故等対処設備として代替制御棒挿入機能が整備されており，これに期待する場合，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絡される。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①が厳しい。
d.炉心損傷頻度の観点では①が支配的となった。なお，
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
較しても極めて小さい。
以上より，①を重要事故シーケンスとして選定。

a.全シーケンスに共通であるため選定理由から除外した。
b, c.両着眼点について「高」と考えたシーケンスとして③を抽出。
d.頻度の観点では③が支配的となった。
以上より，③を重要事故シーケンスとして選定。

①を重要事故シーケンスとして選定。

※1 ◎は選定した重要事故シーケンスを示す。 ※2 地震 PRA では多重化された機器を完全従属としていることから，多重化された機器の損傷が生じるカットセットでは共通原因故障が生じるものとした。 ※3 炉 心損傷防止対策の有効性を確認する際の残留熱除去系の機能喪失の理由については残留熱除去系の機能喪失又は原子炉補機冷却水系の機能喪失を考慮する。

45

個別プラント評価により抽出するもの(解釈１－１(b)の事故シーケンスグループ)<個別プラントの確率論的リスク評価(PRA)>
・内部事象
・外部事象(適用可能なもの)→ 地震，津波<PRA に代わる検討に基づく整理>
・その他の外部事象
火災，溢水，洪水，風(台風)，竜巻，
凍結，降水，積雪，人為事象 等→ これらの外部事象により誘発される起因事象について検討することで概略評価を実施46<事故シーケンス抽出・炉心損傷頻度算出結果>必ず想定する事故シーケンスグループ(解釈１－１(a)の事故シーケンスグループ)
解釈１－２(a)を適用するもの
・高圧・低圧注水機能喪失
・高圧注水・減圧機能喪失
・全交流動力電源喪失
・LOCA 時注水機能喪失(中小破断 LOCA)
国内外の先進的な対策を考慮しても炉心損傷防止が困難な事故シーケンス
・LOCA 時注水機能喪失(大破断 LOCA)

解釈１－２(b)を適用するもの

・崩壊熱除去機能喪失
・原子炉停止機能喪失
・格納容器バイパス(インターフェイスシステム LOCA)
解釈１－１(a)以外の事故シーケンスグループ
・Excessive LOCA
・計測・制御系喪失
・格納容器バイパス・原子炉圧力容器・原子炉格納容器損傷
・原子炉建屋損傷《重要事故シーケンスの選定》
審査ガイドに従い，事故シー
ケンスごとに重要事故シーケ
ンスを選定し，炉心損傷防止対策の有効性を確認

炉心損傷防止対策の有効性評価へ《原子炉格納容器の破損の防止を図るシーケンスの確認》
国内外の先進的な対策を考慮しても炉心損傷防止対策を講じる
ことが困難な事象であっても格納容器破損防止対策に期待できることを確認
格納容器破損防止対策の有効性評価へ
大規模損壊発生時の対策も含め，発電所内において使用可能な設
備・機器を活用して影響の緩和を図る<新たな事故シーケンスグループとして追加の要否確認>「解釈 1－1(a)の事故シーケンスグループと炉心損傷頻度又は影響度の観点から同程度であるか等から総合的に判断」
・評価を詳細化すれば必ずしも炉心損傷直結ではなく，必ず想定する事故シーケンスグループに包絡される事故シーケンスともなり得る。
・損傷の程度によっては，有効性評価で想定した影響緩和策に期待できる可能性，あるいは可搬型の機器等を用いて臨機応変に，炉心損傷防止のための対応をとることができる可能性が考えられる。
以上の理由により，新たなグループとしての追加は不要と判断

第 1-1 図事故シーケンスグループ抽出及び重要事故シーケンス選定の全体プロセス

過渡事象

原子炉停止

圧力
バウンダリ
健全性

高圧炉心
冷却

原子炉減圧

低圧炉心
冷却

崩壊熱除去

事故
シーケンス
グループ

事故シーケンス
炉心損傷なし炉心損傷なし過渡事象＋崩壊熱除去失敗（ｄ）

炉心損傷なし炉心損傷なし過渡事象＋崩壊熱除去失敗（ｄ）

過渡事象＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗（ａ）

過渡事象＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗（ｂ）

炉心損傷なし炉心損傷なし（ｄ）

過渡事象＋SRV再閉失敗＋崩壊熱除去失敗
炉心損傷なし

47
外部電源
喪失

直流電源

交流電源

圧力
バウンダリ
健全性

炉心損傷なし過渡事象＋SRV再閉失敗＋崩壊熱除去失敗（ｄ）

過渡事象＋SRV再閉失敗＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗（ａ）

過渡事象＋SRV再閉失敗＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗（ｂ）

過渡事象＋原子炉停止失敗

（ｅ）

高圧炉心
冷却

事故
シーケンス
グループ

事故シーケンス

過渡事象へ

(a)

高圧・低圧注水機能喪失(b) 高圧注水・減圧機能喪失

第 1-2 図

過渡事象へ

全交流動力電源喪失(外部電源喪失＋非常用交流電源喪失)（ｃ）

全交流動力電源喪失(外部電源喪失＋非常用交流電源喪失 )＋RCIC失敗（ｃ）

全交流動力電源喪失(外部電源喪失＋非常用交流電源喪失 )＋SRV再閉失敗（ｃ）

外部電源喪失＋直流電源喪失

（ｃ）

(c)

全交流動力電源喪失(d) 崩壊熱除去機能喪失

内部事象運転時レベル 1PRA イベントツリー（1/3）(e)

原子炉停止機能喪失

通常停止・
サポート系
喪失

圧力
バウンダリ
健全性

高圧炉心
冷却

原子炉減圧

低圧炉心
冷却

崩壊熱除去

事故シーケンス
炉心損傷なし炉心損傷なし通常停止＋崩壊熱除去失敗
サポート系喪失＋崩壊熱除去失敗（ｄ）

炉心損傷なし炉心損傷なし通常停止＋崩壊熱除去失敗
サポート系喪失＋崩壊熱除去失敗（ｄ）

通常停止＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗
サポート系喪失＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗（ａ）

通常停止＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
サポート系喪失＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗

（ｂ）

48

炉心損傷なし炉心損傷なし通常停止＋SRV再閉失敗＋崩壊熱除去失敗
サポート系喪失＋SRV再閉失敗＋崩壊熱除去失敗
炉心損傷なし(a)

高圧・低圧注水機能喪失

第 1-2 図

(b)

事故
シーケンス
グループ

（ｄ）
炉心損傷なし通常停止＋SRV再閉失敗＋崩壊熱除去失敗
サポート系喪失＋SRV再閉失敗＋崩壊熱除去失敗（ｄ）

通常停止＋SRV再閉失敗＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗
サポート系喪失＋SRV再閉失敗＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗（ａ）

通常停止＋SRV再閉失敗＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
サポート系喪失＋SRV再閉失敗＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗（ｂ）

高圧注水・減圧機能喪失(d)

崩壊熱除去機能喪失

内部事象運転時レベル 1PRA イベントツリー（2/3）

冷却材
喪失事象

原子炉停止

高圧炉心
冷却

原子炉減圧

低圧炉心
冷却

崩壊熱除去

事故シーケンス
炉心損傷なし炉心損傷なし大破断LOCA＋RHR失敗
中破断LOCA＋RHR失敗
小破断LOCA＋崩壊熱除去失敗
炉心損傷なし炉心損傷なし49（ｄ）

大破断LOCA＋HPCF失敗＋低圧ECCS注水失敗
中破断LOCA＋HPCF失敗＋低圧ECCS注水失敗
小破断LOCA＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗（ｆ）

中破断LOCA＋HPCF注水失敗＋原子炉減圧失敗
小破断LOCA＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗（ｆ）

大破断LOCA＋原子炉停止失敗
中破断LOCA＋原子炉停止失敗
小破断LOCA＋原子炉停止失敗（ｅ）

事故シーケンス
ISLOCA

崩壊熱除去機能喪失(e)

原子炉停止機能喪失

第 1-2 図(f)（ｄ）

大破断LOCA＋RHR失敗
中破断LOCA＋RHR失敗
小破断LOCA＋崩壊熱除去失敗

インターフェイスシステムLOCA

(d)

事故
シーケンス
グループ

LOCA 時注水機能喪失

事故
シーケンス
グループ
（ｇ）

(g) 格納容器バイパス(インターフェイスシステム LOCA)

内部事象運転時レベル 1PRA イベントツリー（3/3）

50
原子炉圧力容器・原子炉格納容器損傷※1 E-LOCA：Excessive –LOCA(h)

第 1-3 図炉心損傷直結シーケンス

地震レベル 1PRA 階層イベントツリー

過渡事象/
外部電源喪失※1

原子炉停止

原子炉圧力制御(逃がし安全弁開放)

原子炉圧力制御(逃がし安全弁再閉
鎖)

高圧炉心
冷却

原子炉減圧

低圧炉心
冷却

崩壊熱除去

事故
シーケンス
グループ

事故シーケンス

炉心損傷なし炉心損傷なし過渡事象＋崩壊熱除去失敗（ｄ）

炉心損傷なし炉心損傷なし過渡事象＋崩壊熱除去失敗（ｄ）

過渡事象＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗（ａ）

過渡事象＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗（ｂ）

炉心損傷なし炉心損傷なし51（ｄ）

過渡事象＋SRV再閉失敗＋崩壊熱除去失敗
炉心損傷なし炉心損傷なし過渡事象＋SRV再閉失敗＋崩壊熱除去失敗（ｄ）

過渡事象＋SRV再閉失敗＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗（ａ）

過渡事象＋SRV再閉失敗＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗（ｂ）

Excessive LOCA

（ｈ）
（ｆ）

過渡事象＋原子炉停止失敗（ｅ）※1 非常用ディーゼル発電機全台機能喪失を伴わない外部電源喪失は過渡事象として整理した。
(a)

高圧・低圧注水機能喪失(b)

高圧注水・減圧機能喪失

第 1-4 図(d) 崩壊熱除去機能喪失(e)

原子炉停止機能喪失

地震レベル 1PRA イベントツリー（1/2）(h)

炉心損傷直結シーケンス

全交流動力電源喪失/
全交流動力電源喪失＋最終ヒートシンク喪失

原子炉停止

原子炉圧力制御(逃がし安全弁開放)

原子炉圧力制御(逃がし安全弁再閉鎖)

高圧炉心
冷却

事故シーケンス

全交流動力電源喪失(外部電源喪失＋DG喪失)
全交流動力電源喪失(外部電源喪失＋DG喪失)＋最終ヒートシンク喪失 ※ 1
全交流動力電源喪失(外部電源喪失＋DG喪失)＋RCIC失敗
全交流動力電源喪失(外部電源喪失＋DG喪失)＋最終ヒートシンク喪失＋RCIC失敗 ※ 1
全交流動力電源喪失(外部電源喪失＋DG喪失)＋SRV再閉失敗
全交流動力電源喪失(外部電源喪失＋DG喪失)＋最終ヒートシンク喪失＋SRV再閉失敗 ※ 1

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
全交流動力電源喪失(外部電源喪失＋DG喪失)＋最終ヒートシンク喪失＋原子炉停止失敗 ※ 152※1 全交流動力電源喪失が生じた時点で最終ヒートシンク喪失も発生することから，全交流動力電源喪失の事故シーケンスとして整理した。
全交流動力電源喪失

第 1-4 図(e)

原子炉停止機能喪失

(h)

（ｃ）

（ｃ）

（ｃ）

（ｈ）
（ｆ）

Excessive LOCA

(c)

事故
シーケンス
グループ

炉心損傷直結シーケンス

地震レベル 1PRA イベントツリー（2/2）

（ｅ）

津波高さ

12m

6.5m

4.8m

4.2m

以下→
以上↓

3.5m

発生する起因事象

事故シーケンス

起因となる事象発生なし

炉心損傷なし

①

過渡事象へ

①+②
①+②+③
①+②+③+④53①+②+③+④+⑤

事故シーケンスグループ
炉心損傷なし

※1

過渡事象へ

津波高さ
4.2m～6.5mへ

津波高さ
4.2m～6.5mへ

非常用交流電源喪失＋最終ヒートシンク喪失＋直流電源喪失

直流電源喪失※1 内部事象のイベントツリーに包絡されるものと整理した。
① 過渡事象② 最終ヒートシンク喪失(LUHS)

第 1-5 図③ 全交流動力電源喪失(SBO)※1④ 直流電源喪失

津波レベル 1PRA 津波高さ別イベントツリー⑤ 外部電源喪失

津波高さ4.2m～6.5m

原子炉圧力制御(逃がし安全弁開放)※2

原子炉圧力制御(逃がし安全弁再閉鎖)※2

高圧炉心冷却

原子炉減圧

低圧炉心冷却

事故シーケンス

事故シーケンスグループ

炉心損傷なし炉心損傷なし※1（ｄ）

炉心損傷なし炉心損傷なし※1（ｄ）

最終ヒートシンク喪失＋RCIC失敗
最終ヒートシンク喪失＋全交流動力電源喪失＋RCIC失敗

（ａ）

※1

（ｂ）

炉心損傷なし炉心損傷なし※1（ｄ）

炉心損傷なし炉心損傷なし※1（ｄ）

最終ヒートシンク喪失＋SRV再閉失敗
最終ヒートシンク喪失＋全交流動力電源喪失＋SRV再閉失敗

（ａ）

※1

（ｂ）

LOCA

（ｆ）

崩壊熱除去

54

※1 イベントツリー上はシーケンスを抽出できるが，津波によって注水機能を全て喪失して炉心損傷に至るため，当該シーケンスは発生しない。
※2 当該ヘディングはランダム故障を考慮して設定している。これは当該ヘディングが，SRV の逃がし弁機能又は安全弁機能による，津波襲来後の過渡的な状況下での原
子炉圧力制御を考慮しているものであって，少なくとも安全弁機能には期待できることを考慮すると，津波による機能喪失は想定されないためである。当該ヘディン
グの非信頼度への津波による影響はないが，全ての事故シーケンスを抽出する観点から，ランダム故障による分岐確率(内部事象 PRA での値と同じ)を設定して分析している。
(a) 高圧・低圧注水機能喪失(b) 高圧注水・減圧機能喪失(d) 崩壊熱除去機能喪失(f) LOCA 時注水機能喪失

第 1-6 図津波レベル 1PRA イベントツリー

内部事象 4%

内部事象 4%

地震 6%

地震 6%

津波
90%

津波
90%

6 号炉事象別7 号炉事象別大規模地震に伴う炉心損傷直結事象 2%

大規模地震に伴う炉心損傷直結事象 4%

TW
6%

TW
6%
TB 12%TB 13%

TQUV
77%

TQUV
80%

6 号炉事故シーケンスグループ別

7 号炉事故シーケンスグループ別

6 号炉 全炉心損傷頻度：2.0×10-4 /炉年

7 号炉 全炉心損傷頻度：2.4×10-4 /炉年

第 1-7 図プラント全体の炉心損傷頻度

55

TW
100%

TW
100%

6 号炉内部事象運転時レベル 1PRA
(炉心損傷頻度：8.7×10-6 /炉年)

7 号炉内部事象運転時レベル 1PRA
(炉心損傷頻度：8.7×10-6 /炉年)

TB 17%

大規模地震に伴う炉心損傷直結事象 57%

大規模地震に伴う炉心損傷直結事象 37%

TW26%

TB 26%

TW
35%
TC
2%

6 号炉地震レベル 1PRA
(炉心損傷頻度：1.2×10-5 /炉年)

7 号炉地震レベル 1PRA
(炉心損傷頻度：1.5×10-5 /炉年)

TB
11%

TB
14%

TQUV
86%

TQUV
89%

6 号炉津波レベル 1PRA
(炉心損傷頻度：1.8×10-4 /炉年)

7 号炉津波レベル 1PRA
(炉心損傷頻度：2.1×10-4 /炉年)

第 1-8 図各 PRA の結果と事故シーケンスグループごとの寄与割合
56

2

格納容器破損防止対策の有効性評価における格納容器破損モード及び評価
事故シーケンスの選定について

格納容器破損防止対策の有効性評価の格納容器破損モード及び評価事故
シーケンス選定の全体プロセスを第 2-1 図に示す。また，以下に各検討ステ
ップにおける実施内容を整理した。
【概要】①

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

② 抽出された格納容器破損モードのうち，炉心損傷発生時点で原子炉格
納容器の機能に期待できない格納容器バイパス，格納容器先行破損に該当するものは，解釈１－２(b)に基づき炉心損傷防止対策の有効性
評価の対象とした。
③ 国内外で得られている知見や実プラントでの運用等も踏まえた検討を行い，新たに追加すべき格納容器破損モード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。

57

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(a) 必ず想定する格納容器破損モード
・雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧・過温破損)
・高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱
・原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用
・水素燃焼
・格納容器直接接触(シェルアタック)・溶融炉心・コンクリート相互作用(b) 個別プラント評価により抽出した格納容器破損モード① 個別プラントの内部事象に関する PRA 及び外部事象に関する PRA(適用可能なもの)又はそれに代わる方法で評価を実施すること。
② その結果、上記２－１(a)の格納容器破損モードに含まれない有意な頻度又は影響をもたらす格納容器破損モードが抽出された場合には、想定する格納容器破損モードとして追加すること。

上記２－１(b)①に基づき，内部事象レベル 1.5PRA を実施し，格納容器破損モードを評価した。外部事象について，地震レベル 1.5PRA は原子炉建屋，原子炉格納容器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あるため，現段階では事故シーケン58

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。

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行った。
具体的には第 2-2 図のとおり，炉心損傷前，原子炉圧力容器破損前，原
子炉圧力容器破損直後，原子炉圧力容器破損以降の各プラント状態に分類し，それぞれの状態で発生する負荷を抽出している。また，事故進展中に実施される緩和手段等を考慮し，第 2-3 図に示す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容器破損モードを整理している。内部事象レベル 1.5PRA から抽出された格納容器破損モード及び定量化結果を第 2-1 表に示す。また，格納容器破損モードごとの格納容器破損頻度への寄与割合を第 2-4 図に示す。

① 原子炉未臨界確保失敗時の過圧破損
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，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59

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。
⑤ 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突し，格納容器破損に至る事象として分類する。
⑥ 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
格納容器の雰囲気中を飛散する過程で微粒子化し，雰囲気ガスとの直接的な熱伝達等による急激な加熱・加圧の結果，格納容器圧力が上昇し原子炉格納容器の破損に至る事象として分類する。
⑦ 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。
⑧ 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60

が原子炉格納容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，原子炉格納容器の破損に至る事
象として分類する。
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。
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して分類する。
⑪ 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。
⑫ 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，原子炉格納容器の破損に至る事象として分類す
61

る。

(2) PRA に代わる検討に基づく整理
地震，津波及びその他の外部事象等に対する格納容器破損モードについて，内部事象運転時レベル 1.5PRA の知見等を活用して検討した結果，地震，津波及びその他の外部事象等についても，炉心損傷後の原子炉格
納容器内の事象進展は内部事象と同等であると考えられることから，格納容器破損モードは内部事象と同等であり，今回，内部事象 PRA から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
第 2-1 表に示す格納容器破損モードについて，2.1.1 項に示すレベル
1.5PRA から抽出された格納容器破損モードと解釈２－１(a)に示されている必ず想定する以下の格納容器破損モードとの対応について検討を行った。
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)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との要否について検討を実施した。
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あることから，格納容器破損モ
62

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%以下又は酸素濃度 5vol%以下)に維持できることを確認する必要があると考える。よって，水素燃焼については，有効性評価の評価対象とする格納容器破損モードとした。(別紙 6)(1) 原子炉未臨界確保失敗時の過圧破損
本破損モードはレベル1.5PRA上の破損モードとして抽出されたが，解釈の要求事項に「炉心の著しい損傷後の原子炉格納容器の機能に期待することが困難なもの(格納容器先行破損シーケンス，格納容器バイパス等)にあっては，炉心の著しい損傷を防止する対策に有効性があることを確認する。」と記載されており，炉心損傷防止対策の事故シーケンスグル
ープ「原子炉停止機能喪失」にて有効性評価の対象としている。なお，
当該破損モードの格納容器破損頻度(5.1×10-12 /炉年)の全格納容器破損頻度に対する寄与割合は0.1%未満である。
したがって，当該破損モードを個別プラント評価により抽出された格納容器破損モードとして評価事故シーケンスに追加する必要はないと判断した。
63

(2) 過圧破損(炉心損傷前)
本破損モードはレベル1.5PRA上の破損モードとして抽出されたが，解釈の要求事項に「炉心の著しい損傷後の原子炉格納容器の機能に期待することが困難なもの(格納容器先行破損シーケンス，格納容器バイパス等)にあっては，炉心の著しい損傷を防止する対策に有効性があることを確認する。」と記載されており，炉心損傷防止対策の事故シーケンスグル
ープ「崩壊熱除去機能喪失」にて有効性評価の対象としている。なお，
当該破損モードの格納容器破損頻度(8.7×10-6 /炉年)の全格納容器破損頻度に対する寄与割合は約99.9%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。

(3) 格納容器隔離失敗及びインターフェイスシステム LOCA
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いる事象であり，解釈の要求事項における「炉心の著しい損傷後の原子炉格納容器の機能に期待することが困難なもの(格納容器先
行破損シーケンス，格納容器バイパス等)にあっては，炉心の著しい損傷を防止する対策に有効性があることを確認する。」に該当する事故シーケ
ンスグループである。
このため，講じるべき対策は炉心損傷防止であり，これらの破損モー
ドを個別プラント評価により抽出された格納容器破損モードとして評価
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64

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)-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。
格納容器隔離失敗は炉心損傷の発生に伴う物理的な現象に由来する
ものではなく，炉心損傷時点で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。隔離機能喪失の原因として，ランダム要因による貫通部の機器の破損や人的過誤を考慮している。
現状の運転管理として原子炉格納容器内の圧力を日常的に監視しているほか，格納容器圧力について 1 日 1 回記録を採取していることから，格納容器隔離失敗に伴う大規模な漏えいが生じた場合，速やかに検知できる可能性が高いと考える。(別紙 7)
今回実施したレベル 1.5PRA では，国内 BWR プラントの格納容器隔離失敗の実績がないことから，NUREG/CR-4220 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る寄与割合 0.1%未満)を定量化した。国内の運転管理実績を考慮すれば，当該破損モードの格納容器破損頻度はさらに小さくなると推定される。(別紙 7)
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，
65

格納容器隔離失敗を個別プラント評価により抽出された格納容器破損
モードとして評価事故シーケンスに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，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。
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応が発生するものと考える。
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。

(3)-2 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，炉心損傷までには時間余裕のある事象である。対策としては炉心損傷の防止又は炉心損傷までに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。炉心損傷防止の観点では内部事象運転時レベル 1PRA の結果から重要事故シーケンスとして抽出し，有効性評
価の対象としている。
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，その後の事象進展は原子炉圧力容器内の状況に応じて，評価対象とした評価事故シーケンスに包絡されるものと考える。
66

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。

(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。

67

2.2 評価事故シーケンスの選定について
設置変更許可申請における格納容器破損防止対策の有効性評価の実施に際しては，格納容器破損モードごとに評価事故シーケンスを選定している。
評価事故シーケンス選定に当たっては，審査ガイド「3.2.3 格納容器破損モードの主要解析条件等」の各破損モードの主要解析条件に示されている，当該破損モードの観点で厳しい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
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 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いるため，水素濃度が可燃限界に至る可能性が十分小さいことから，本破損モードはレベル 1.5PRA の定量化において想定する格納容器破損モードから除外しているが，評価事故シーケンスとしては炉心損傷後の原子炉格納容器内の酸素濃度上昇の観点で厳しいシ
68

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。

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。

2.2.1 評価対象とする PDS の選定
レベル 1.5PRA では，レベル 1PRA で炉心損傷に至る可能性があるものとして抽出された事故シーケンスから，さらに事象が進展して原子炉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を分類し，PDS として定義している。PDS の分類結果を第 2-2 表に示す。
ここで，AE，S1E，S2E は 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69

該破損モードに至る可能性のある全ての PDS を整理した。また，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 を選定した。選定結果を第 2-3 表に示す。
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，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，解釈の要求事項を踏まえ，事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」，「原子炉停止機能喪失」，「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
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故シーケンスを検討し，評価事故シーケンスを選定した。
選定結果を第 2-4 表に示す。
なお，重大事故等対処設備により，炉心損傷後の原子炉圧力容器底部の損傷及び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部への溶融炉心の落下に至る状況を仮定している。
また，各格納容器破損モードについて，格納容器破損頻度が支配的となる PDS と主要なカットセットの整理を実施し，格納容器破損頻度の観点で支配的となるカットセットに対して今回整備した格納容器破損防止対策が有効であることを確認した。(別紙 4)70

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性

国内外の先進的な対策を考慮しても炉心損傷防止対策を講ずることが困
難な事故シーケンスグループのうち，格納容器破損防止対策に期待できる
ものについては，今回整備した格納容器破損防止対策により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。
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，「炉心の著しい損傷後の原子炉格納容器の機能に期待できる」事故シーケンスである。(1.2 項参照)
・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 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
1.1.2.2 項において，炉心損傷防止に係る有効性評価において想定する事
故シーケンスグループとして新たに追加する必要がないと判断した事故シーケンスグループについては，炉心損傷後の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
71

合は，可搬型設備(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の拡散抑制等を行い，事故の影響緩和を図る。

72

第 2-1 表
PRA から抽出された
格納容器破損モード

格納容器
破損頻度
(/炉年)

全格納容器破損頻度に占める割合(%)

原 子炉未臨 界確保失 敗時
5.1×10-12
の過圧破損

< 0.1

過圧破損(炉心損傷前)8.7×10-699.9

過圧破損(炉心損傷後)
過温破損

-10

3.9×10
8.4×10-9

< 0.1
0.1

格納容器雰囲気直接加熱

1.2×10-12< 0.1

原 子炉圧力 容器内で の水
蒸気爆発※2－－73

原 子炉圧力 容器 外で の水
3.8×10-13
蒸気爆発
溶 融炉心・ コンクリ ート
1.2×10-11
相互作用
イ ンターフ ェイスシ ステ
9.5×10-11
ム LOCA

< 0.1
< 0.1
< 0.1

5.5×10-11< 0.1

水素燃焼※2－－

溶融物直接接触※2－－

8.7×10-6100

格納容器隔離失敗

合計

格納容器破損モード別格納容器破損頻度※1

解釈２－１(a)で想定する破損モード

備考

解釈１－２(b)に基づき，「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」→事故シーケンスグループ「原子炉未臨界確保失敗」
雰囲気圧力・温度によ解釈１－２(b)に基づき，「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」
る静 的負荷 (格納 容器→事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」
過圧・過温破損)－－
高圧溶融物放出／格納－
容器雰囲気直接加熱
各種研究により得られた知見から，原子炉圧力容器内で水蒸気爆発が発生し，原子炉格納容器のなし
破損に至る可能性は極めて低いと評価。(別紙 8)
原子炉圧力容器外の溶
融燃料－冷却材相互作－
用
溶融炉心・コンクリー－
ト相互作用
解釈１－２(b)に基づき「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」
なし→事故シーケンスグループ「格納容器バイパス(インターフェイスシステム LOCA)」
通常の運転管理において原子炉格納容器の状態を確認する運用としていること，本破損モードの格納容器破損頻度及び全格納容器破損頻度に対する寄与割合が極めて小さいこと，格納容器隔離なし
失敗を考慮すべき PDS の多くについて炉心損傷防止対策の有効性を確認しており，原子炉格納容
器外への放射性物質の大規模な放出防止が可能と考えられることから，格納容器隔離失敗を個別
プラント評価により抽出された格納容器破損モードとして追加する必要はないと判断。
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窒素ガスで置換しており，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
水素燃焼
さいと評価し，PRA で定量化する格納容器破損モードから除外しているが，有効性評価においては窒素ガス置換の有効性を確認する観点で有効性評価の対象とする。
格納 容器直接 接触 (シ RCCV 型格納容器である柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉では構造的に発生する可能性はないェルアタック)
格納容器破損モードであることから，有効性評価の対象から除外した。
－※1 灰色の箇所は，格納容器破損防止対策の有効性評価で考慮しないことを意味する。
※2 BWR において考えられる格納容器破損モードの1 つとして抽出したものの，柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉では想定されないことから，定量化の対象から除外した格納容器破損モード。

第 2-2 表

PDS の定義

PDS

格納容器
破損時期

原子炉
圧力

炉心損傷
時期

プラント損傷時点
での電源有無

TQUV

炉心損傷後

低圧

早期

交流/直流電源有

TQUX

炉心損傷後

高圧

早期

交流/直流電源有

長期 TB

炉心損傷後

高圧

後期

直流電源無※1
交流電源無

TBU

炉心損傷後

高圧

早期

直流電源有
交流電源無

TBP

炉心損傷後

低圧

早期

直流電源有
交流電源無

TBD

炉心損傷後

高圧

早期

直流電源無
交流電源無

LOCA
(AE，S1E，S2E)

炉心損傷後

低圧※2

早期

交流/直流電源有

TW

炉心損傷前

－

後期

－

TC

炉心損傷前

－

早期

－

格納容器バイパス(ISLOCA)

炉心損傷前

－

早期

－

※1 蓄電池枯渇により事象発生から 8 時間で原子炉隔離時冷却系が停止し，炉心損傷に至るため，プラント損傷時点では直流電源が機能喪失している。
※2 S1E や S2E では，高圧状態で炉心損傷に至る場合が考えられるが，LOCA は速やかな
原子炉冷却材流出の影響を確認する PDS として，大破断 LOCA をその代表として扱うこととし，高圧状態かつ早期に炉心損傷に至る事象は TQUX で代表させることとした。
注： 網掛けは格納容器先行破損に至る事故シーケンスであることから，解釈１－２(b)に基づき，「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。このため，格納容器破損防止対策の有効性評価の対象外とする PDS を示す。

74

第 2-3 表
解釈で想定する
格納容器破損モード

破損モード別
格納容器破損頻度(/炉年)

雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧
破損)

3.9×10-10

雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過温
破損)

8.4×10-9

高圧溶融物放出
2 ／格納容器雰囲
気直接加熱

1.2×10-12

1

該当する
PDS
TQUV
TQUX
LOCA
長期 TB
TBU
TBP
TBD
TQUV
TQUX
LOCA
長期 TB
TBU
TBP
TBD
TQUV
TQUX
LOCA
長期 TB
TBU
TBP
TBD
TQUV
TQUX

原子炉圧力容器
3 外の溶融燃料－
冷却材相互作用LOCA
3.8×10-13

長期 TB
TBU
TBP
TBD

溶融炉心・コン
4 クリート相互作
用

5 水素燃焼1.2×10-11

－

TQUV
TQUX
LOCA
長期 TB
TBU
TBP

評価対象とする PDS の選定

破損モードのPDS 別格納格納容器破損選定した
容器破損頻
最も厳しい PDS の考え方
頻度に占める
PDS
度(/炉年)
割合(%)
2.5×10-13
0.1
1.8×10-1046.3【事象進展(過圧・過温)緩和の余裕時間及び設備容量の厳しさ】
3.0×10-18< 0.1-10・TQUX，TQUV，TB の各シナリオと比較し，LOCA は一次冷却材の流出を伴うことから水位低下が早く，事象進展が早い。
1.1×1029.0
・過圧破損については長期 TB や TBU が支配的であることから，全交流動力電源喪失の寄与が高い。
8.0×10-1120.5・過圧破損については対策として原子炉格納容器からの除熱が必要となる。
-11
1.6×104.2
・過温破損については LOCA の寄与が高い。
－
LOCA
・過温破損については対策として原子炉格納容器(損傷炉心)への注水が必要となる。
-10+SBO
9.5×10
11.4
・LOCA
に
ECCS
注水機能喪失及び全交流動力電源喪失を加えることで，電源の復旧，注水機能の確保等必要となる事故対処設備が多く，格納容器破損防止対策を講
2.2×10-9
26.7
じるための対応時間が厳しいシナリオとなる。これにより，原子炉格納容器への注水・除熱対策の有効性を網羅的に確認可能なシナリオとなる。なお，いずれ
4.5×10-9
53.5の PDS を選定しても必要な監視機能は維持可能である。
-10
2.7×10
3.2
2.9×10-10
3.5
以上より，LOCA に SBO を加え，過圧及び過温への対策の有効性を総合的に評価するための PDS とする。
5.7×10-11
0.7
8.0×10-11
1.0－
3.5×10-14
2.9【事象進展緩和(減圧)の余裕時間の厳しさ】－
・長期 TB は事象初期において原子炉隔離時冷却系による冷却が有効な PDS であり，減圧までの時間余裕の観点では TQUX，TBD，TBU の方が厳しい。
1.1×10-1296.4
・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。
TQUX
4.7×10-15
0.4
以上より，最も厳しい PDS から，TQUX を代表として選定した。なお，いずれの PDS を選定しても必要な監視機能は維持可能である。
－
3.3×10-15
0.3【事象(原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用における発生エネルギーの大きさ)の厳しさ】
1.1×10-16< 0.1・溶融炉心落下時の発生エネルギーは，原子炉格納容器下部の水中に落下する溶融炉心の量が多く，溶融炉心の保有エネルギーが大きいほど大きくなる。この観-13
1.3×1035.2
点から，高圧の状態が維持される TQUX 及び TBU，長期 TB は選定対象から除外した。
・LOCA は，原子炉内での蒸気の発生状況の差異から，酸化ジルコニウムの質量割合がほかの低圧破損シーケンス(TQUV，TBP)より小さくなり※，溶融炉心の内部エ
2.1×10-13
56.3
ネルギーが小さくなると考えられる。また，LOCA では破断口から高温の原子炉冷却材が流出し，原子炉格納容器下部に滞留する。原子炉圧力容器外の溶融燃料
9.7×10-152.5－冷却材相互作用は低温の水に落下する場合の方が厳しい事象であることから，LOCA を選定対象から除外した。
TQUV
・TBP
について，事象初期の原子炉隔離時冷却系による一時的な注水を考慮すると，TQUV に比べて水位低下が遅く，事象進展が遅い。
-14
1.9×104.9
・過渡事象のうち，原子炉の水位低下が早い事象を選定することで対応が厳しいシーケンスとなる。
4.0×10-15
1.1
以上より，TQUV が最も厳しい PDS となる。なお，いずれの PDS を選定しても必要な監視機能は維持可能である。
－※LOCA 事象は一次冷却材の流出を伴い，発生蒸気によるジルコニウム酸化割合がほかの低圧破損シーケンスよりも少ないため。
1.6×10-14
8.1×10-12
2.2×10-20
1.5×10-12
1.7×10-12
3.2×10-13

0.1
69.9
< 0.1
12.7
14.4
2.8

TBD

－

－

－

【事象(溶融炉心・コンクリート相互作用に寄与する溶融炉心のエネルギーの大きさ)の厳しさ】
・溶融炉心・コンクリート相互作用の観点からは，原子炉格納容器下部に落下する溶融炉心の割合が多くなる原子炉圧力容器が低圧で破損に至るシーケンスが厳しい。この観点で，高圧の状態が維持される TQUX 及び TBU，長期 TB を選定対象から除外した。
・LOCA は原子炉格納容器下部への原子炉冷却材の流入の可能性があり，溶融炉心・コンクリート相互作用の観点で厳しい事象ではないと考えられるため，選定対象から除外した。
・過渡事象のうち，原子炉の水位低下が早い事象を選定することで対応が厳しいシーケンスとなる。
以上より，TQUV が最も厳しい PDS となる。なお，いずれの PDS を選定しても必要な監視機能は維持可能である。
【有効性評価に関する審査ガイドの選定基準等との整合】・審査ガイド 3.2.3(4)b.(a)では「PRA に基づく格納容器破損シーケンスの中から水素燃焼の観点から厳しいシーケンスを選定する。
」と記載されているが，柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉では原子炉格納容器内を窒素ガスで置換しているため，水素燃焼による格納容器破損シーケンスは抽出されない。このため，柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉において評価することが適切と考えられる炉心損傷シーケンスを PDS として選定するものとする。
【評価において着目するパラメータ】
・柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉では，原子炉格納容器内が窒素ガス置換され，初期酸素濃度が低く保たれている。また，炉心損傷に伴い，水素濃度は容易に可燃限界を超えることから，水素燃焼防止の観点からは酸素濃度が重要になる。このため，水の放射線分解に伴う酸素濃度の上昇に着目する。
【柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉において評価する事故シーケンス】
・本格納容器破損モードは PRA から抽出されたものではないが，評価のために PDS を格納容器先行破損の事故シーケンス以外の PDS から選定する。酸素ガスは水の放射線分解で発生するが，酸素濃度はほかの気体の存在量の影響を受けるため，炉心損傷後の原子炉格納容器内の気体組成を考える上で影響が大きいと考えられるジルコニウム－水反応による水素ガスの発生に着目する。原子炉圧力容器への注水に期待しない場合のジルコニウム－水反応の挙動は事象発生時の原子炉
圧力容器外への原子炉冷却材の放出経路から，LOCA とほかの PDS とに大別できる。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，原子炉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小さくなり，これに伴う水素ガスの発生量が少なくなると考えられる。このため，LOCA では水の放射線分解によって増加する酸素濃度がほかの PDS よりも相対的に高くなる可能性が考えられる。更に，原子炉圧力容器の破損の有無の影響を考えると，原子炉圧力容器が破損する場合には，原子炉格納容器下部での溶融炉心・コンクリート相互作用によって生じる非凝縮性ガスが酸素濃度を低下させる方向に寄与する可能性が考えられることから，同じ PDS でも原子炉圧力容器の破損に至らない場合を想定することが適切と考える。
・柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉において，炉心損傷を防止できない事故シーケンスであるが，原子炉格納容器においてその事象進展を緩和できると考えられる事故シーケンスとしては，大破断 LOCA と ECCS 注水機能の喪失が重畳する事故シーケンスのみが抽出されている。
・以上の理由から，PDS としては LOCA(大破断 LOCA＋ECCS 注水機能喪失)を選定することが適切と考えられる。これに加え，「雰囲気圧力・温度による静的負荷(格
納容器過圧・過温破損)」の評価事故シーケンスでは，対応の厳しさの観点で SBO の重畳を設定していることを考慮し，LOCA(大破断 LOCA＋ECCS 注水機能喪失)+SBO を PDS として選定する。

TQUV

LOCA
+SBO

75

第 2-4 表
格納容器
破損モード

評価対象
とした PDS

格納容器破損防止対策の評価事故シーケンスの選定

該当する事故シーケンス※1

格納容器破損防止対策

評価事故シーケンス選定の考え方

・低圧代替注水系(常設)による原子炉
圧力容器への注水・代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器の圧力制御
・格納容器圧力逃がし装置による除熱
・代替循環冷却(低圧代替注水系及び代替原子炉補機冷却系を用いた除熱)【事象進展(過圧)緩和の余裕時間及び設備容量の厳しさ】
・中小破断 LOCA と比較し，大破断 LOCA は原子炉水位の低下が 左記のとおり，過圧・過温早いため，対応時の余裕時間の観点で厳しい。
各々において，損傷炉心冷・中小破断 LOCA と比較し，大破断 LOCA は水位回復に必要な流 却失敗までは同じ事故シー量が多いため，必要な設備容量の観点で厳しい。
ケンスが選定される。ま以上より，①を評価事故シーケンスとして選定。
た，各評価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【事象進展(過温)緩和の余裕時間及び設備容量の厳しさ】
・中小破断 LOCA と比較し，大破断 LOCA は原子炉水位の低下が となることから，有効性評
価では過圧・過温を同じ事早いため，対応時の余裕時間の観点で厳しい。
・中小破断 LOCA と比較し，大破断 LOCA は水位回復に必要な流 故シーケンスで評価している。
量が多いため，必要な設備容量の観点で厳しい。
以上より，①を評価事故シーケンスとして選定。

◎ ①大破断 LOCA＋HPCF 注水失敗＋低圧 ECCS 注水失敗＋損傷炉心冷却失敗＋(溶融炉心冷却成功)＋RHR 失敗
雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧破損)－ ②中破断 LOCA＋HPCF 注水失敗＋低圧 ECCS 注水失敗＋損傷炉心冷却失敗＋(溶融炉心冷却成功)＋RHR 失敗－ ③中破断 LOCA＋HPCF 注水失敗＋原子炉減圧失敗＋損傷炉心冷却失敗＋(溶融炉心冷却成功)＋RHR 失敗－ ④小破断 LOCA＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗＋損傷炉心冷却失敗＋(溶融炉心冷却成功)＋RHR 失敗
LOCA+SBO

雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過
温破損)－ ⑤小破断 LOCA＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗＋損傷炉心冷却失敗＋(溶融炉心冷却成功)＋RHR 失敗◎ ①大破断 LOCA＋HPCF 注水失敗＋低圧 ECCS 注水失敗＋損傷炉心冷却失敗＋下部ドライウェル注水失敗－ ②中破断 LOCA＋HPCF 注水失敗＋低圧 ECCS 注水失敗＋損傷炉心冷却失敗＋下部ドライウェル注水失敗－ ③中破断 LOCA＋HPCF 注水失敗＋原子炉減圧失敗＋損傷炉心冷却失敗＋下部ドライウェル注水失敗－ ④小破断 LOCA＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗＋損傷炉心冷却失敗＋下部ドライウェル注水失敗－ ⑤小破断 LOCA＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗＋損傷炉心冷却失敗＋下部ドライウェル注水失敗◎ ①過渡事象＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗＋炉心損傷後の原子炉減圧失敗＋DCH 発生－ ②過渡事象＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗＋炉心損傷後の原子炉減圧失敗＋DCH 発生

高圧溶融物放出／格納容器雰囲気 直 接 加 熱
(DCH)

－ ③通常停止＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗＋炉心損傷後の原子炉減圧失敗＋DCH 発生
TQUX－ ④通常停止＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗＋炉心損傷後の原子炉減圧失敗＋DCH 発生－ ⑤サポート系喪失＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗＋炉心損傷後の原子炉減圧失敗＋DCH 発生－ ⑥サポート系喪失＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗＋炉心損傷後の原子炉減圧失敗＋DCH 発生【余裕時間の厳しさ】
・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。このため，対応時の余裕時間の観点で厳しい。
・原子炉圧力容器破損までに手動操作【事象(高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱発生時の原子炉圧力)の厳しさ】
により原子炉を減圧
・原子炉圧力容器破損時には原子炉圧力が高圧で維持されている場合の方が，高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱発生の可能性及び発生時の影響の観点で厳しいと考えられる。このため，SRV 再閉失敗を含まないシーケンスの方が厳しい。
以上より，①を評価事故シーケンスとして選定。

・なし(原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用が発生しても格納
容器圧力バウンダリの機能喪失には至らない。なお，本事象では，発生時の厳しさの観点から原子炉格納容器下部への水張りを考慮して有効性評価を実施している。)－ ⑥サポート系喪失＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗＋損傷炉心冷却失敗＋FCI 発生【余裕時間の厳しさ】
・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。このため，対応時の余裕時間の観点で厳しい。
【事象(原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用発生時)の厳しさ】
・いずれのシーケンスも原子炉圧力が低圧の状態で原子炉圧力容器破損に至ることから，定性的にも各シーケンスで原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用が発生した際の事
象の厳しさを比較することは困難である。
以上より，発生頻度の観点で大きいと考えられる SRV 再閉失敗を含まない，①を評価事故シーケンスとして選定。

◎ ①過渡事象＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗＋損傷炉心冷却失敗＋(下部ドライウェル注水成功)＋溶融炉心冷却失敗②過渡事象＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗－＋損傷炉心冷却失敗＋(下部ドライウェル注水成功)＋溶融炉心冷却失敗－ ③通常停止＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗＋損傷炉心冷却失敗＋(下部ドライウェル注水成功)＋溶融炉心冷却失敗
・溶融炉心落下までに原子炉格納容器④通常停止＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗
下部への水張り及び落下後の崩壊熱－＋損傷炉心冷却失敗＋(下部ドライウェル注水成功)＋溶融炉心冷却失敗除去に必要な流量での注水⑤サポート系喪失＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗＋損傷炉心冷却失敗＋(下部ドライウェル注水成功)＋溶融炉心冷却－
失敗⑥サポート系喪失＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗＋損傷炉心冷却失敗＋(下部ドライウェル注水成功)－＋溶融炉心冷却失敗【余裕時間の厳しさ】
・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。このため，対応時の余裕時間の観点で厳しい。
【事象(溶融炉心・コンクリート相互作用発生時)の厳しさ】
・いずれのシーケンスも原子炉圧力が低圧の状態で原子炉圧力容器破損に至ることから，定性的にも各シーケンスで溶融炉心・コンクリート相互作用が発生した際の事象の厳しさを比較することは困難である。
以上より，発生頻度の観点で大きいと考えられる SRV 再閉失敗を含まない，①を評価事故シーケンスとして選定。

◎ ①過渡事象＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗＋損傷炉心冷却失敗＋FCI 発生－ ②過渡事象＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗＋損傷炉心冷却失敗＋FCI 発生
原子炉圧力容器
外の溶融燃料－
冷却材相互作用(炉外 FCI)－ ③通常停止＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗＋損傷炉心冷却失敗＋FCI 発生
TQUV－ ④通常停止＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗＋損傷炉心冷却失敗＋FCI 発生－ ⑤サポート系喪失＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗＋損傷炉心冷却失敗＋FCI 発生

溶融炉心・コン
クリート相互作
用

水素燃焼

TQUV

LOCA+SBO－－【事象(酸素濃度上昇)の厳しさ】
・ジルコニウム－水反応による水素ガスの過剰な発生を抑制する観点から，炉心損傷後に交流電源を復旧して原子炉圧力容器への注水を実施し，その後の事象進展に対応するシナリ
オを評価するものとする。
・窒素ガス置換による原子炉格納容器 ・原子炉格納容器のベントを実施する場合，原子炉格納容器内の水素ガス及び酸素ガスが大の雰囲気の不活性化
気中に放出され，原子炉格納容器内の水素及び酸素濃度が大きく低下することから，原子炉格納容器ベントを実施しないシナリオを評価するものとする。
・重大事故等対処設備によって炉心損傷を防止できる PDS についても，事象発生後の原子炉格
納容器内の気体の流れ等，酸素濃度の上昇の観点で LOCA+SBO と大きく異なる PDS について
は，有効性評価において適宜その感度を確認するものとする。

※1 ◎は選定した重要事故シーケンスを示す。また，各シーケンスの赤字で示した部分が炉心損傷まで，青字で示した部分が炉心損傷以降のシーケンスを示す。

76

個別プラント評価により抽出するもの(解釈２－１(b)の格納容器破損モード)<個別プラントの確率論的リスク評価(PRA)>
・内部事象
・外部事象(適用可能なもの)→現段階で適用可能な手法はないと判断<格納容器破損モード及び破損モードごとの格納容器破損頻度算出結果>必ず想定する格納容器破損モード(解釈２－１(a)の事故シーケンスグループ)
解釈２－１(a)を適用するもの

77

・過圧破損(炉心損傷後)，過温破損→雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）
・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
・原子炉圧力容器外での水蒸気爆発→原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用
・水素燃焼※1→水素燃焼
・溶融炉心・コンクリート相互作用→溶融炉心・コンクリート相互作用
解釈２－１(a)の適用を除外したもの
・格納容器直接接触(シェルアタック)→溶融物直接接触※2※1 BWR において考えられる格納容器破損モードの 1 つとして抽出したものの，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窒素ガスで置換しており，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

・原子炉未臨界確保失敗時の過圧破損
・過圧破損(炉心損傷前)・インターフェイスシステム LOCA

《評価事故シーケンスの選定》
1. 格納容器破損モードの発生の観点で厳しい PDS を選定
2. 選定された PDS に属する事
故シーケンスから格納容器
破損モードの発生の観点で厳しいシーケンスを評価事
故シーケンスとして選定
格納容器破損防止対策の有効性評価へ

《炉心損傷防止対策を図る
シーケンスの確認》
炉心損傷後の格納容器機能に期待できないため，解釈１－
２(b)に基づき，「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

性が十分小さいと評価し，PRA で定量化する格納容器破損モードから除外しているが，有効性評価においては窒素ガス置換の有効性を確認する観点で有効性評価の対象とする。
※2 BWR において考えられる格納容器破損モードの 1 つとして抽出したものの，柏崎刈羽原

・原子炉圧力容器内での水蒸気爆発※3
・格納容器隔離失敗

炉心損傷防止対策の有効性評価へ

子力発電所 6 号及び 7 号炉では原子炉格納容器の構造上発生する可能性はない格納容
器破損モードであることから，有効性評価の対象から除外した。
※3 BWR において考えられる格納容器破損モードの 1 つとして抽出したものの，各種研究により得られた知見から，原子炉圧力容器内で水蒸気爆発が発生し，格納容器破損に至事象の特徴，頻度等を考慮し，評価事故シーケンスへの追加は不要と判断る可能性は極めて低いと評価し，有効性評価の対象から除外した。

第 2-1 図

格納容器破損モード抽出及び評価事故シーケンス選定の全体プロセス

TQUV
TQUX
長期 TB
TBD
TBU
TBP
LOCA

格納容器
隔離失敗
炉心
損傷

原子炉圧力容器
外での水蒸気爆発(炉外 FCI)

原子炉圧力容器
下部への溶融炉
心の落下

原子炉
圧力容
器破損

格納容器雰囲気
直接加熱(DCH)

凡例
格納容器破損(炉外 FCI)

プラント
損傷状態
格納容器の健全性に影響を与える負荷

格納容器破損(DCH)

物理化学現象

原子炉圧力容器内
での水蒸気爆発(炉内 FCI)
溶融物直接接触

PCV 破損(炉内 FCI)

格納容器
過圧破損

TC

未臨界確保失敗時の水蒸気
による過圧

格納容器
過圧破損

ISLOCAISLOCA
継続

格納容器破損(シェルアタック)

溶融炉心
冷却成功

78
崩壊熱除去に伴って発生する水
蒸気による過圧

TW

格納容器
破損モード

崩壊熱除去に伴って発生する水
蒸気による過圧

炉心
損傷
貫通部過温

炉心損傷発生から
原子炉圧力容器破損に至るまでの状態(T1)

第 2-2 図原子炉圧力容器
破損直後の状態(T2)

格納容器
過温破損

溶融炉心・コンクリ
ート相互作用継続(MCCI)

格納容器破損(MCCI)

水素燃焼

格納容器破損(水素燃焼)

炉心
損傷

炉心損傷前
(レベル 1PRA)

格納容器
過圧破損

格納容器底部への溶融炉心落下後の状態(T3)シビアアクシデントで想定される事象進展と格納容器破損モード

プラント
損傷状態

格納容
器隔離

原子炉圧力容器
破損前
原子炉
減圧

原子炉
圧力容器
注水

原子炉
圧力容器
破損

原子炉圧力容器
破損直後
格納容器破損モード
ＤＣＨ
DCH

ＦＣＩ
炉外
FCI

無

後続事象（原子炉圧力容器健全）へ

成功

成功

無

後続事象（原子炉圧力容器破損）へ

有

（ｃ）

無

後続事象（原子炉圧力容器破損）へ

有

（ｃ）

有

成功

失敗

無

後続事象（原子炉圧力容器破損）へ

有

（ｂ）

無

失敗

有

（ｃ）

失敗

格納容器隔離失敗

事故後期
後続事象（原子炉圧力容器健全）

格納容器注水

格納容器破損モード

長期冷却

成功

原子炉圧力容器内で事故収束

失敗

（ａ）

成功

原子炉圧力容器内で事故収束

失敗

（ａ）

成功

失敗

(a) 雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧・過温破損)(b) 高圧溶融物放出/格納容器雰囲気直接過加熱(DCH)(c) 原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用(炉外 FCI)

第 2-3 図内部事象運転時レベル 1.5PRA 格納容器イベントツリー（1/2）※※ 本イベントツリーでは炉心損傷後の物理現象の不確かさを踏まえて分岐及び格納容器破損モードを表示している。

79

事故後期
後続事象
（原子炉圧力容器破損）

格納容器注水下部
ドライウェル上部
ドライウェル

炉外
FCI

ＦＣＩ

溶融炉心
デブリ
冷却
冷却

長期冷却

格納容器破損モード

成功

格納容器内で事故収束

失敗

（ａ）

成功

無
成功

失敗

（ａ），（ｆ）

有

成功

（ｃ）

成功

（ａ）

失敗

（ａ），（ｆ）

無

失敗
有

（ｃ）
成功

格納容器内で事故収束

失敗

（ａ）

成功

無
成功

失敗

失敗

有

（ａ），（ｆ）

（ｃ）

失敗

（ａ）

(a) 雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧・過温破損)(c) 原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用(炉外 FCI)(f) 溶融炉心・コンクリート相互作用

第 2-3 図内部事象運転時レベル 1.5PRA 格納容器イベントツリー（2/2）※※ 本イベントツリーでは炉心損傷後の物理現象の不確かさを踏まえて分岐及び格納容器破損モードを表示している。

80

原子炉未臨界確保失敗時の過圧破損

過温破損 0.1%

過圧破損(炉心損傷前)
過圧破損(炉心損傷後)
過温破損
格納容器雰囲気直接加熱
水蒸気爆発(原子炉格納容器内での水蒸気爆発)
溶融炉心・コンクリート相互作用
インターフェイスシステム LOCA

過圧破損(炉心損傷前) 99.9%

格納容器隔離失敗

格納容器破損頻度：8.7×10-6 /炉年

第 2-4 図内部事象運転時レベル 1.5PRA の定量化結果

81

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及び重要事故シーケンスの選定について

運転停止中原子炉における燃料損傷防止対策の有効性評価の事故シーケ
ンスグループ及び重要事故シーケンス選定の全体プロセスは第 3-1 図に示すとおりであり，本プロセスにより各検討ステップにおける実施内容を整理した。
【概要】① 内部事象 PRA 及び PRA を適用できない外部事象等についての定性的検討から事故シーケンスグループの抽出を実施した。
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ープとしての追加は不要とした。
③ 有効性評価において想定する事故シーケンスグループごとに，審査ガイドに記載の観点(余裕時間，設備容量，代表性)に基づき，有効性評
価の対象とする重要事故シーケンスを選定した。

3.1 運転停止中事故シーケンスグループの分析について解釈において，運転停止中原子炉における燃料損傷防止対策の有効性評
価に係る運転停止中事故シーケンスグループの個別プラント評価による抽出に関し，以下のとおり記載されている。
４－１(a)必ず想定する運転停止中事故シーケンスグループ
・崩壊熱除去機能喪失(残留熱除去系の故障による停止時冷却機能喪失)
82

・全交流動力電源喪失
・原子炉冷却材の流出
・反応度の誤投入(b)個別プラント評価により抽出した運転停止中事故シーケンスグループ①個別プラントの停止時に関する PRA(適用可能なもの)又はそれに代わる方法で評価を実施すること。
②その結果，上記４－１(a)の運転停止中事故シーケンスグループに含まれない有意な頻度又は影響をもたらす運転停止中事故シーケンスグループが抽出された場合には，想定する運転停止中事故シーケンスグループとして追加すること。

上記４－１(b)を踏まえて， 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。
なお，事故シーケンスグループの選定は，炉心損傷防止対策に係る事故
シーケンスグループの分析と同様，従来の設置許可取得時の設計で考慮していた設備のみ期待できる条件※1 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

定期検査中はプラントの状態が大きく変化することから，停止時レベル
1PRA においては，定期検査における評価対象期間を設定し，原子炉の水位，
温度，圧力等のプラントパラメータの類似性，保守点検状況等に応じた緩和設備の使用可能性，起因事象，成功基準に関する類似性によって，評価83

対象期間を幾つかのプラント状態(以下「POS」という。)に分類し評価を行う。分類したプラント状態を，状態ごとのプラントの主要なパラメータとともに第 3-2 図に示す。また，POS ごとの期間及び系統の待機状態を示した
工程表を第 3-3 図に示す。
停止時 PRA においては，原子炉停止後の運転停止中の各 POS において燃料損傷へ波及する可能性のある起因事象について，マスターロジックダイヤ
グラム，過去の国内プラントのトラブル事例等から選定し，ここから燃料損傷に至ることを防止するための緩和手段の組み合わせ等を第 3-4 図のイベ
ントツリーで分析し，燃料損傷に至る各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プ別の燃料損傷頻度を第 3-2 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
ープ別の燃料損傷頻度への寄与割合を第 3-6 図に示す。

＜選定した起因事象＞
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。
b. 外部電源喪失
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，非常用所内電源設備(非常用ディーゼル発電機)が起動して交84

流電源を供給するが，非常用デ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がある。
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，弁の誤操作等による原子炉冷却材流出を対象とする。

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」※2 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 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)。
85

【審査ガイドに記載の着眼点】
a．燃料損傷防止対策の実施に対する余裕時間が短い。
b．燃料損傷回避に必要な設備容量(流量等)が大きい。
c．運転停止中事故シーケンスグループ内のシーケンスの特徴を代表している。
a. 余裕時間
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。反応度の誤投入については，事象発生後も崩壊熱除去や注水機能は喪失しないため，それらの緩和措置実施までの余裕時間の考慮は不要である(第 3-3, 3-4 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，事象発生後も崩壊熱除去や注水機能は喪失しないため，それらの緩和措置実施までの余裕時間の考慮は不要である(第 3-3, 3-4 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%に満たないものを「低」と 3 つに分類した。

3.2.2 重要事故シーケンスの選定結果(1) 崩壊熱除去機能喪失
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
86

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。
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。
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](2)全交流動力電源喪失
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
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。
「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料損傷が防止できることから選定しない。
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
・低圧代替注水系（常設）87

・代替原子炉補機冷却系(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ー弁操作誤り)＋崩壊熱除去・注水系
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対象として追加した。
「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，事故シーケンスを重要事故シーケンスとして選定した。
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](4)反応度の誤投入
重要事故シーケンス：反応度の誤投入
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 本以上引き抜ける試験時に，制御棒 1 本が全引き抜き
88

されている状態から，ほかの 1 本の制御棒が操作量の制限を超える誤った操作によって引き抜かれ，臨界近接を認知できずに臨界に至る事象を想定する。

なお，各事故シーケンスグループに分類される事故シーケンスについて，燃料損傷に至る要因をカットセットレベルまで展開し，燃料損傷頻度の事故シーケンスに占め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)。

89

第 3-1 表
起因事象

崩壊熱
除去機
能喪失

RHR 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

外部電源喪失内部事象停止時レベル 1PRA における起因事象と発生頻度

発生頻度5.6×10-5 (/日)

7.1×10-6 (/日)説明
プラント停止時の主要な除熱設備である RHR（SHC モードで運転中の系統）が故障した場合の除熱失敗を想定。
RHR を待機設備として代替除熱設備（FPC, CUW）にて除熱する場合もあるため，これら設備の故障による除熱失敗を想定。
補機冷却系設備が故障した場合，これらを必要としている複数の設備全てが使用不能となり，フロントラインの故障と比べてもその影響が大きいことから，フロントラインの故障と分けて考慮し，補機冷却系の故障による除熱失敗を想定。
送電系統のトラブルにより駆動電源を喪失し除熱設備が運転停止する場合を想定。

CRD 点検(交換)

90
一次冷
却材バ
ウンダ
リ機能
喪失

LPRM 点検(交換)CRD の点検，LPRM 等の検出器の交換，RIP の点検の際に作業又は操作誤り等により，冷却材が原子炉冷却材バウンダリ外に漏えいする可能性があるため，各々を起因事象として選定。POS-B2 において生じる作業。

RIP 点検CUW ブロー

原子炉ウェル満水状態から通常水位へ水位を下げる際には，CUW による原子炉圧力容器の冷却材のブローが実施され，冷却材が系外である液体廃棄物処理系の LCW 収集槽に移送される。CUW ブローを終了させることを忘れた場合，燃料が露出する可能性があるため，起因事象として選定。POS-C1 において生じる作業。

第3-2表運転停止中事故シーケンスグループ別燃料損傷頻度（6号炉）*1

対応する主要な燃料損傷防止対策（下線部は有効性評価で用いる重大事故等対処設備等を示す）
主要シーケンス
燃料損傷防止に必要な機能

崩壊熱除去機能喪失（代替除熱機能喪失[フロントライン]）＋崩壊熱除去・注水系失敗
1

崩壊熱除去機能喪失（補機冷却系機能喪失）＋崩壊
熱除去・注水系失敗

外部電源喪失＋崩壊熱除去・注水系失敗

原子炉への注水機能・上記の破線内の注水対策

崩壊熱除去機能*2・代替原子炉補機冷却系

原子炉への注水機能・上記の破線内の注水対策

原子炉への注水設備に必要な交流電源の復旧

・常設代替交流電源設備

原子炉への注水機能91

原子炉への注水設備に必要な交流電源の復旧

外部電源喪失＋直流電源喪失

原子炉への注水設備に必要な直流電源の復旧（D/G起動等の為）
崩壊熱除去機能*2

2

外部電源喪失＋交流電源喪失

・常設代替交流電源設備

原子炉冷却材流出(CRD点検（交換）時の作業誤り)＋崩壊熱除去・注水系失敗
原子炉冷却材流出(LPRM点検（交換）時の作業誤り)＋崩壊熱除去・注水系失敗
原子炉への注水機能
原子炉冷却材流出(RIP点検時の作業誤り)＋崩壊熱 (事象の認知を含めたもの)
除去・注水系失敗
原子炉冷却材流出(CUWブロー時の操作誤り)＋崩壊熱除去・注水系失敗
合計

*1
*2
*3
*4

・隣接プラントからの低圧
電源融通
・非常用ディーゼル発電機（直流電源の復旧後）・常設代替交流電源設備
・常設代替直流電源設備
・可搬型代替直流電源設備
・代替原子炉補機冷却系（交流電源復旧後）原子炉への注水設備に必要な交流電源の復旧
崩壊熱除去機能

1.6E-12<0.1%

燃料損傷頻度(/定期検査)全燃料損傷頻度に対する寄与割合(%)

1.0E-08

98%

備考

1%

<0.1%
崩壊熱除去機能喪失

1.0E-08

97%

98%

6.5E-111%

1%・上記の破線内の注水対策

・低圧代替注水系（常設）（交流電源復旧後）
・FP，消防車*4

原子炉への注水機能

3・代替原子炉補機冷却系

原子炉への注水機能*2

1%

事故シーケンスグ
ループに対する寄与割合(%)―*2

原子炉への注水機能

崩壊熱除去機能

1.1E-10

事故シーケンスグループ―*2・待機中のECCS（残留熱除去系[低圧注水モード]）*3
・低圧代替注水系（常設）・MUWP，SPCU，FP，消防車*4

崩壊熱除去機能*2*2

全燃料損傷頻度に対する寄与割合(%)

対策設備

崩壊熱除去機能*2
崩壊熱除去機能喪失（RHR機能喪失[フロントライン]）＋崩壊熱除去・注水系失敗

燃料損傷頻度(/定期検査)

・代替原子炉補機冷却系（交流電源復旧後）

全燃料損傷頻度の100%を燃
料損傷防止対策にてカバー
1.8E-11

<0.5%

13%

全交流動力電源喪失

1.2E-101%87%

4.6E-15

<0.1%

<0.1%

2.9E-14<0.1%

8.8E-12<0.1%

3.8E-11<0.5%

1.1E-08100%

1.4E-101%

4.7E-11<0.5%

1.1E-08100%・低圧代替注水系（常設）（交流電源復旧後）
・消防車*4

・待機中のECCS（残留熱除去系[低圧注水モード]）
・低圧代替注水系（常設）・MUWP，SPCU，FP，消防車*4

－

<0.1%
原子炉冷却材の喪失

寄与割合は小数点以下を四捨五入
停止時において崩壊熱除去機能が喪失した場合であっても，原子炉注水を実施することで燃料損傷を防止できる（原子炉建屋（原子炉開放時）や原子炉格納容器（原子炉未開放時）へ崩壊熱を逃すことで燃料損傷を防止し，その後長期的な安定状態の確保の為に残留熱除去系等を復旧する）
PRA上，残留熱除去系の喪失も考えられるがその場合は事象進展や対策が「全交流動力電源喪失」と同様になるため，ガイド等を参照し，対策設備に追加使用する注水ラインや設備によっては必ずしも重大事故等対処設備ではないが，シーケンスによって使用できる可能性のある緩和設備

19%
81%
－

－

－

第3-2表運転停止中事故シーケンスグループ別燃料損傷頻度（7号炉）*1

対応する主要な燃料損傷防止対策（下線部は有効性評価で用いる重大事故等対処設備等を示す）
主要シーケンス
燃料損傷防止に必要な機能

対策設備

*2

―

崩壊熱除去機能
崩壊熱除去機能喪失（RHR機能喪失[フロントライン]）＋崩壊熱除去・注水系失敗

崩壊熱除去機能喪失（代替除熱機能喪失[フロントライン]）＋崩壊熱除去・注水系失敗
1

崩壊熱除去機能喪失（補機冷却系機能喪失）＋崩壊
熱除去・注水系失敗

外部電源喪失＋崩壊熱除去・注水系失敗

92
外部電源喪失＋直流電源喪失

原子炉への注水機能

崩壊熱除去機能

崩壊熱除去機能*2

原子炉への注水設備に必要な交流電源の復旧

・隣接プラントからの低圧
電源融通
・非常用ディーゼル発電機（直流電源の復旧後）・常設代替交流電源設備

原子炉への注水設備に必要な・常設代替直流電源設備
直流電源の復旧（D/G起動等の為） ・可搬型代替直流電源設備

・低圧代替注水系（常設）（交流電源復旧後）*4・FP，消防車

原子炉への注水設備に必要な交流電源の復旧

・常設代替交流電源設備

崩壊熱除去機能

原子炉への注水機能
原子炉冷却材流出(CRD点検（交換）時の作業誤り)＋崩壊熱除去・注水系失敗
原子炉冷却材流出(LPRM点検（交換）時の作業誤り)＋崩壊熱除去・注水系失敗
原子炉への注水機能
原子炉冷却材流出(RIP点検時の作業誤り)＋崩壊熱 (事象の認知を含めたもの)
除去・注水系失敗
原子炉冷却材流出(CUWブロー時の操作誤り)＋崩壊熱除去・注水系失敗

全燃料損傷頻度に対する寄与割合(%)

1.1E-08

98%

備考

1%

<0.1%
崩壊熱除去機能喪失

1.1E-0897%

98%

6.7E-111%

1%

全燃料損傷頻度の100%を燃
料損傷防止対策にてカバー
1.8E-11

<0.5%

13%

・代替原子炉補機冷却系（交流電源復旧後）原子炉への注水機能

外部電源喪失＋交流電源喪失

合計

・代替原子炉補機冷却系
・上記の破線内の注水対策

*2

<0.1%

燃料損傷頻度(/定期検査)・代替原子炉補機冷却系

原子炉への注水機能

2

1.6E-12
・上記の破線内の注水対策

・常設代替交流電源設備*21%

事故シーケンスグ
ループに対する寄与割合(%)*2

原子炉への注水設備に必要な交流電源の復旧
崩壊熱除去機能

1.1E-10

事故シーケンスグループ―

・上記の破線内の注水対策

崩壊熱除去機能3

・待機中のECCS（残留熱除去系[低圧注水モード]）*3
・低圧代替注水系（常設）・MUWP，SPCU，FP，消防車*4

原子炉への注水機能*2

全燃料損傷頻度に対する寄与割
合(%)

*2

*2

原子炉への注水機能

燃料損傷頻度(/定期検査)

・代替原子炉補機冷却系（交流電源復旧後）

全交流動力電源喪失

1.2E-101%87%

4.3E-15

<0.1%

<0.1%

2.7E-14<0.1%

8.3E-12<0.1%

3.8E-11<0.5%

1.1E-08100%

1.4E-101%

4.6E-11<0.5%

1.1E-08100%・低圧代替注水系（常設）（交流電源復旧後）*4・消防車・待機中のECCS（残留熱除去系[低圧注水モード]）
・低圧代替注水系（常設）・MUWP，SPCU，FP，消防車*4

－

<0.1%
原子炉冷却材の喪失*1*2

寄与割合は小数点以下を四捨五入
停止時において崩壊熱除去機能が喪失した場合であっても，原子炉注水を実施することで燃料損傷を防止できる（原子炉建屋（原子炉開放時）や原子炉格納容器（原子炉未開放時）へ崩壊熱を逃すことで燃料損傷を防止し，その後長期的な安定状態の確保の為に残留熱除去系等を復旧する）*3

PRA上，残留熱除去系の喪失も考えられるがその場合は事象進展や対策が「全交流動力電源喪失」と同様になるため，ガイド等を参照し，対策設備に追加*4使用する注水ラインや設備によっては必ずしも重大事故等対処設備ではないが，シーケンスによって使用できる可能性のある緩和設備

18%
82%
－

－

－

第3-3表事故
シーケンス

主要事故シーケンス*1

重要事故シーケンス(運転停止中)の選定について（1/2）

対応する主要な燃料損傷防止対策（下線部は有効性評価で用いる重大事故等対処設備等を示す）
燃料損傷防止に必要な機能①崩壊熱除去機能喪失（RHR機能喪失[フロントライ
ン]）＋
崩壊熱除去・注水系失敗◎

崩壊熱除去機能喪失＋崩壊熱除去・注水系失敗

崩壊熱除去
機能喪失

③崩壊熱除去機能喪失（補機冷却系機能喪失）＋
崩壊熱除去・注水系失敗

*2

－ *2

崩壊熱除去機能 *3― *3

原子炉への注水機能・待機中のECCS（残留熱除去系[低圧注水系]） *4
・低圧代替注水系（常設）・MUWP，SPCU，FP，消防車 *5

崩壊熱除去機能 *3― *3②崩壊熱除去機能喪失（代替除熱機能喪失[フロントライン]）＋
崩壊熱除去・注水系失敗

－

－

対策設備

外部電源喪失＋
崩壊熱除去・注水系失敗④外部電源喪失＋
崩壊熱除去・注水系失敗

原子炉への注水機能・上記の破線内の注水対策

崩壊熱除去機能 *3・代替原子炉補機冷却系

着眼点（a.余裕時間，b.設備容量，
c.代表シーケンス）
a.

b.

c.

低

低

中

低

低

低

低

低

高

着眼点と選定理由

a

異常の認知や待機中のECCS・低圧代替注水系の起動といった緩和措置の実施までに掛かる時
間（最大2時間）に比べて十分時間がある（最も短いPOS-Sで約3.9時間）ため「 低」とした

b

待機中のECCS・低圧代替注水系といった緩和措置の設備容量（HPCF 727m 3 /h,LPFL 954m 3 /h，
MUWC(原子炉側注水) 90m 3 /h）に比べて十分小さいため（最も崩壊熱の大きなPOS-Sにおいても51m 3 /h）「低」とした

c

事故シーケンスグループに対する寄与割合が98%と支配的である③の事故シーケンスを「高」とし，寄与割合が1%である①と④の事故シーケンスを「中」とした

原子炉への注水機能・上記の破線内の注水対策

原子炉への注水に必要な交流電源の復旧

・常設代替交流電源設備

・ ②の代替除熱機能喪失[フロントライン]はＣＵＷ等であり，これらの使用期間は①で想定しているRHRよりも崩壊熱が減少した場合であるため，「a.余裕時間」，「b.設備容量」が①の想定より厳しくなく，②の事故シーケンスは選定しない

崩壊熱除去機能 *3・代替原子炉補機冷却系

・ 有効性評価では外部電源喪失の重畳を考慮しており，③の事故シーケンスに外部電源喪失の重畳を考慮すると「全交流動力電源喪失」で考慮している⑥の事故シーケンスと同様の事象
進展及び対策となるため（全交流動力電源喪失の有効性評価では補機冷却系機能喪失も考慮しているため），③の事故シーケンスは選定しない

原子炉への注水機能・上記の破線内の注水対策

低

低

中

・ ④の事故シーケンスはD/Gに期待できるシナリオであり，「全交流動力電源喪失」で考慮している⑥の事故シーケンスと比べて事象進展や対策が厳しくなく選定しない
・ 以上から，①のRHR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－

外部電源喪失＋
直流電源喪失＋
崩壊熱除去・注水系失敗①外部電源喪失＋
直流電源喪失＋
崩壊熱除去・注水系失敗

全交流動力
電源喪失

◎

外部電源喪失＋
交流電源喪失＋
崩壊熱除去・注水系失敗②外部電源喪失＋
交流電源喪失＋
崩壊熱除去・注水系失敗

原子炉への注水設備に必要な交流電源の復旧

・隣接プラントからの低圧
電源融通
・非常用ディーゼル発電機（直流電源の復旧後）・常設代替交流電源設備

原子炉への注水に必要な直流電源の復旧（D/G起動等の為）・常設代替直流電源設備
・可搬型代替直流電源設備

崩壊熱除去機能 *3・代替原子炉補機冷却系（交流電源復旧後）原子炉への注水機能

・低圧代替注水系（常設）（交流電源復旧後）
・FP，消防車 *5

原子炉への注水設備に必要な交流電源の復旧

・常設代替交流電源設備

崩壊熱除去機能 *3・代替原子炉補機冷却系（交流電源復旧後）原子炉への注水機能
*1

低

低

中

a

GTGの起動，低圧代替注水系による注水といった緩和措置の実施までに掛かる時間（約145分）に比べて十分時間（最も短いPOS-Sで約3.9時間）があるため「低」とした

b

待機中のECCS・低圧代替注水系といった緩和措置の設備容量（HPCF 727m 3 /h，LPFL
954m 3 /h，MUWC(原子炉側注水) 90m 3 /h）に比べて十分小さいため（最も崩壊熱の大きなPOS-S
においても51m 3 /h）「低」とした

c

事故シーケンスグループに対する寄与割合が87%と支配的である②の事故シーケンスを「高」とした・ ①の「外部電源喪失＋直流電源喪失」を含む事故シーケンスは燃料損傷頻度が低く，常設代
替交流電源設備や可搬型代替直流電源設備等による電源供給や消防車による注水により燃料損傷が防止できることから選定しない ＊ 6
低・低圧代替注水系（常設）（交流電源復旧後）
・消防車 *5低高・ 以上を踏まえた上で，ガイドの主要解析条件も参照し，外部電源喪失時に原子炉補機冷却系の機能が喪失して全交流動力電源喪失に至るシーケンス（②の事故シーケンス）を重要事故
シーケンスとして選定◎は選定した重要事故シーケンスを示す*2

全交流動力電源喪失に至る事故シーケンス の②にて，対策の有効性を確認*3

停止時において崩壊熱除去機能が喪失した場合であっても，原子炉注水を実施することで燃料損傷を防止できる

*4
*5
*6
*7

PRA上，残留熱除去系の喪失も考えられるがその場合は事象進展や対策が「全交流動力電源喪失」と同様になるため，ガイド等を参照し，対策に追加使用する注水ラインや設備によっては必ずしも重大事故等対処設備ではないが，シーケンスによって使用できる可能性のある緩和設備
発生頻度が低く，主要な起事象である蓄電池の共通原因故障については，PRA上は区分Ⅳのバッテリーの直流電源融通やAM策として増強した蓄電池（区分Ⅰの増強（A,A-2）等）を考慮していないため，さらに発生の可能性は低くなると考えられる発生の可能性が低く，発生を仮定してもその影響が限定的であるため，リスク評価上重要性が低いと判断し，PRAの評価対象から除外したもの（原子炉建屋（原子炉開放時）や原子炉格納容器（原子炉未開放時）へ崩壊熱を逃すことで燃料損傷を防止し，その後長期的な安定状態の確保の為に残留熱除去系等を復旧する）

93

第3-3表事故
シーケンス

主要事故シーケンス *1

重要事故シーケンス(運転停止中)の選定について（2/2）

対応する主要な燃料損傷防止対策（下線部は有効性評価で用いる重大事故等対処設備等を示す）
燃料損傷防止に必要な機能

原子炉冷却
材の流出

対策設備

着眼点
（a.余裕時間，b.設備容量，
c.代表シーケンス）
a.

b.

c.

－

①原子炉冷却材流出(CRD点検（交換）時の作業誤り)＋
崩壊熱除去・注水系失敗

低

低

低

－

②原子炉冷却材流出(LPRM点検（交換）時の作業誤り)＋
崩壊熱除去・注水系失敗

低

低

低

低

低

中

低

低

高

－

原子炉冷却材流出＋
崩壊熱除去・注水系失敗③原子炉冷却材流出(RIP点検時の作業誤り)＋
崩壊熱除去・注水系失敗

原子炉への注水機能(事象の認知を含めたもの)

・待機中のECCS（残留熱除去系[低圧注水系]）
・低圧代替注水系（常設）・MUWP，SPCU，FP，消防車 *5④原子炉冷却材流出(CUWブロー時の操作誤り)＋
崩壊熱除去・注水系失敗－⑤原子炉冷却材流出(RHR系統切替え時のミニマムフ
ロ―弁操作誤り)＋
崩壊熱除去・注水系失敗

◎

低

低

-

着眼点と選定理由

a

異常の認知， 漏えい箇所の隔離や待機中のECCS・低圧代替注水系の起動といった緩和措置の実施までに掛かる時間（最大2時間）に比べて十分時間がある（2時間以上）ため「低」としたb

待機中のECCS・低圧代替注水系といった緩和措置の設備容量（HPCF 727m 3 /h，LPFL
954m 3 /h，MUWC(原子炉側注水) 90m 3 /h）に比べて十分小さいため（最も冷却材流出量の大きなRHR系統切替え時のミニマムフロ―弁操作誤りにおいても87m 3 /h）「低」とした

c

事故シーケンスグループに対する寄与割合が81%(7号炉では82%)と支配的である④の事故シーケンスを「高」とし，寄与割合が19%(7号炉では18%)である③の事故シーケンスを「中」とした

・ ⑤の「RHR系統切替え時のミニマムフロ―弁操作誤り」は，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「放射線の遮蔽が維持される水位を確保すること」を考慮し，改めて重大事故シーケンスの選定対象として追加した
・ 「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（①，②，③の事故シーケンス）は，運転操作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るため，認知が容易であること，また「RHR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87m 3 /hと他の漏えい事象（①～④の事故シーケンス）より大きいことから，⑤の事故シーケンスを重大事故シーケンスとして選定した

a，b 事象発生後も崩壊熱除去や注水機能は喪失しないため，それらの緩和設備実施までの余裕時間の考慮は不要であり，「－」とした
反応度誤投
入事象

◎

反応度の誤投入①反応度の誤投入 ＊ 7

安全保護機能及び原子炉停止機能・安全保護系
・原子炉停止機能c--

PRA評価において選定していない起因事象 *7 による事故シーケンスであるため，「－」とした

・ 代表性の観点から停止中に実施される試験等により，最大反応度価値を有する制御棒１本が全引き抜きされている状態から，他の１本の制御棒が操作量の制限を超える誤った操作によって引き抜かれ，臨界近傍を認知できずに臨界に至る事象を想定*1◎は選定した重要事故シーケンスを示す*2

全交流動力電源喪失に至る事故シーケンス の②にて，対策の有効性を確認*3

停止時において崩壊熱除去機能が喪失した場合であっても，原子炉注水を実施することで燃料損傷を防止できる

*4
*5
*6
*7

PRA上，残留熱除去系の喪失も考えられるがその場合は事象進展や対策が「全交流動力電源喪失」と同様になるため，ガイド等を参照し，対策に追加使用する注水ラインや設備によっては必ずしも重大事故等対処設備ではないが，シーケンスによって使用できる可能性のある緩和設備
発生頻度が低く，主要な起事象である蓄電池の共通原因故障については，PRA上は区分Ⅳのバッテリーの直流電源融通やAM策として増強した蓄電池（区分Ⅰの増強（A,A-2）等）を考慮していないため，さらに発生の可能性は低くなると考えられる発生の可能性が低く，発生を仮定してもその影響が限定的であるため，リスク評価上重要性が低いと判断し，PRAの評価対象から除外したもの（原子炉建屋（原子炉開放時）や原子炉格納容器（原子炉未開放時）へ崩壊熱を逃すことで燃料損傷を防止し，その後長期的な安定状態の確保の為に残留熱除去系等を復旧する）

94

第3-4表燃料損傷までの余裕時間について(a) 崩壊熱除去機能喪失及び外部電源喪失を起因(b) 一次冷却材バウンダリ機能喪失を起因事象とする場合事象とする場合

95

ＰＯＳ

炉心損傷までの余裕時間(h)

Ｓ

3.9

Ａ

5.6

Ｂ－１

130

Ｂ－２

202

Ｂ－３

142

Ｂ－４

278

Ｃ－１

27

Ｃ－２

28

Ｄ

31

冷却材流出事象ＰＯＳ
炉心損傷に至る流出量(m3)
冷却材流出量(m3/h)ＣＲＤ点検

ＬＰＲＭ点検Ｂ２

ＲＩＰ点検

RHR系統切替え時*1
Ｂ*1

2699

22 *2

12 *2

78 *2

87

ＣＵＷブローＣ１

RHR系統切替え時*1
A,C,D*1

173

173

77

84

炉心損傷までの余約2時間15分―（30時間以上） *3―*4―（2時間以上）*4
裕時間(h)*1 RHR系統切替え時のミニマムフロー弁操作誤りについては冷却材流出はＲＨＲ吸い込み配管高さで停止するためPRA評価上、起因事象から除外しているが、原子炉停止直後を除き人的過誤自体は発生の可能性があるため、POS A～Dとする*2 シール確保失敗等による漏えい*3
発 時、現場にいる作業員による認知が容易であり、仮に作業員の認知に失敗したとしても、プラント状態の変化から運転員に期待できる。そのため、ＰＲＡ評価上は認知失敗確率が極めて小さいとして余裕時間を不要として*4 当該事象による冷却材流出はＲＨＲ吸い込み配管高さで停止するため「―」とした。その後に蒸発による水位低下を考慮しても2時間以上の余裕時間がある個別プラント評価により抽出するもの(規則解釈 4-1(b)の事故シーケンスグループ)<個別プラントの確率論的リスク評価(PRA)>
・内部事象<PRA に代わる方法による評価>
・地震，津波・その他の外部事象
火災，溢水，洪水，風(台風)，竜巻，
凍結，降水，積雪，人為事象 等→これらの外部事象により誘発される起因事象について検討することで概略評価を実施必ず想定する事故シーケンスグループ(規則解釈 4-1(a)の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材機能喪失）
・全交流動力電源喪失
・原子炉冷却材の流出
・反応度の誤投入＊

事故シーケンスごとに審査ガイドに従い重要事故シーケンスを選定＊PRA では評価対象外としている。

96<事故シーケンス抽出・燃料損傷頻度算出結果>
対応する主要な燃料損傷防止対策（下線部は有効性評価で用いる重大事故等対処設備等を示す）
主要シーケンス
炉心損傷防止に必要な機能
崩壊熱除去機能
崩壊熱除去機能喪失（RHR機能喪失[フロントライン]）＋崩壊熱除去・注水系失敗

崩壊熱除去機能喪失（代替除熱機能喪失[フロントライン]）＋崩壊熱除去・注水系失敗
1

崩壊熱除去機能喪失（補機冷却系機能喪失）＋崩壊
熱除去・注水系失敗

外部電源喪失＋崩壊熱除去・注水系失敗

外部電源喪失＋直流電源喪失

原子炉への注水機能

外部電源喪失＋交流電源喪失

3

*3
*4

1.1E-101%

1.6E-12<0.1%

1.0E-08

97%

98%

6.5E-111%

1%

1.8E-11

<0.5%

13%

事故シーケンスグループ

事故シーケンスグ
ループに対する寄与割合(%)

燃料損傷頻度(/定期検査)全炉心損傷頻度に対する寄与割合(%)

1.0E-08

98%

備考

1%

―*2
・上記の破線内の注水対策

崩壊熱除去機能*2・代替原子炉補機冷却系

原子炉への注水機能・上記の破線内の注水対策

原子炉への注水に必要な交流電源の復旧

・常設代替交流電源設備

崩壊熱除去機能*2・代替原子炉補機冷却系

原子炉への注水機能・上記の破線内の注水対策

原子炉への注水設備に必要な交流電源の復旧

・隣接プラントからの低圧
電源融通
・非常用ディーゼル発電機（直流電源の復旧後）・常設代替交流電源設備

原子炉への注水に必要な直流電源の復旧（D/G起動等の為）・常設代替直流電源設備*2・代替原子炉補機冷却系（交流電源復旧後）原子炉への注水機能

・低圧代替注水系（常設）（交流電源復旧後）
・FP、消防車*4

原子炉への注水設備に必要な交流電源の復旧

・常設代替交流電源設備

崩壊熱除去機能*2・代替原子炉補機冷却系（交流電源復旧後）原子炉への注水機能

・低圧代替注水系（常設）（交流電源復旧後）
・消防車*4

合計*1*2

・待機中のECCS（RHR[LPFLモード]）*3
・低圧代替注水系（常設）・MUWP、SPCU、FP、消防車*4

原子炉への注水機能

原子炉冷却材流出(CRD点検（交換）時の作業誤り)＋崩壊熱除去・注水系失敗
原子炉冷却材流出(LPRM点検（交換）時の作業誤り)＋崩壊熱除去・注水系失敗
原子炉への注水機能
原子炉冷却材流出(RIP点検時の作業誤り)＋崩壊熱 (事象の認知を含めたもの)
除去・注水系失敗
原子炉冷却材流出(CUWブロー時の操作誤り)＋崩壊熱除去・注水系失敗

全炉心損傷頻度に対する寄与割
合(%)

*2

―

崩壊熱除去機能*2

崩壊熱除去機能2

燃料損傷頻度(/定期検査)
対策設備

*2

・待機中のECCS（RHR[LPFLモード]）
・低圧代替注水系（常設）・MUWP、SPCU、FP、消防車*4

－

<0.1%
崩壊熱除去機能喪失

全炉心損傷頻度の100%を燃
料損傷防止対策にてカバー

全交流動力電源喪失

1.2E-101%87%

4.6E-15

<0.1%

<0.1%

2.9E-14<0.1%

8.8E-12<0.1%

3.8E-11<0.5%

1.1E-08100%

1.4E-101%

4.7E-11<0.5%

1.1E-08

100%

<0.1%
原子炉冷却材の喪失
19%
81%
－

－

－

寄与割合は小数点以下を四捨五入
停止時において崩壊熱除去機能が機能喪失した場合であっても、原子炉注水を実施することで炉心損傷を防止できる（原子炉建屋（原子炉開放時）や格納容器（原子炉未開放時）へ崩壊熱を逃すことで炉心損傷を防止し、その後長期的な安定状態の確保の為に崩壊熱除去系等を復旧する）
PRA上、RHRの喪失も考えられるがその場合は事象進展や対策が「全交流動力電源喪失」と同様になるため、ガイド等を参照し、対策に追加使用する注水ラインや設備によっては必ずしも重大事故等対処設備ではないが、シーケンスによって使用できる可能性のある緩和設備

第 3-1 図運転停止中の原子炉における事故シーケンスグループ抽出及び重要事故シーケンス選定の全体プロセス

発電機出力

原子炉圧力

冷却材温度

約7MPa
約7MPa

約7MPa

（大気圧）

約287℃

約287℃
約50℃

主復水器真空度

原子炉内
インベントリー

97

主要操作

プラント状態

約-95kPa g

約-95kPa g

通常水位
発
電
機
解
列

出力運転時

RPV満水

原子炉ウェル満水
Ｒ
Ｐ
Ｖ
閉
鎖

Ｒ
Ｐ
Ｖ
開
放

制 破主
御 壊復
水
棒
器
全
真
挿
空
入

Ｓ

Ａ

第 3-2 図

通常水位

Ｂ

試Ｒ
験Ｐ
Ｖ
漏
洩

起
動
準
備

Ｃ

定期検査時のプラント状態と主要パラメータの推移

上主
昇復
水
器
真
空
度

Ｄ

制
御
棒
引
抜
開
始

発
電
機
併
列

出力運転時

プラントの状態（ＰＯＳ）※

原子炉冷温 ＰＣＶ／ＲＰＶ開放及停止への移 び原子炉ウェル満
水への移行状態
行状態
Ｓ（１）
Ａ（４）

崩壊熱の大きさ高ＰＲＡ上考慮が必要な
イベント-

Ｂ１（１２）

Ｂ２（１１）

Ｂ３（１２）

Ｂ４（１３）

Ｃ１（５）

中

-

―

ＰＣＶ／ＲＰＶ閉鎖及び起動準備への移行状態

原子炉ウェル満水状態―

Ｃ２（１０）

D（１２）

低

炉内点検
CRD，LPRM，RIP 炉内点検
CUW
全台停止
点検
CUW全台停止
全燃料装荷
系統切替え
MUWC全台停止 RHR
ＲＨＲ切り替え

全燃料取出

起動準備状態

取水路
D/G
非常用交流電源母線

ー

Ｂ系

原子炉水位
プールゲート

通常水位
ー

-

開放

閉鎖

評価する除熱対象

原子炉

原子炉＋燃料プール

燃料プール

CUWブロー

RHR 系統切替え ＲＨＲ切り替え
RHR 系統切替え
ＲＨＲ切り替え-

Ａ系 及び Ｃ系
ウェル満水
開放
原子炉＋燃料
プール

ー

通常水位
ー

-

原子炉

98

RHR-A
RHR-B
崩壊
RHR-C
熱除
去 CUW-A
CUW-B
FPC2台
HPCF-BHPCF-C補給
MUWC-A
水注
水 MUWC-B
MUWC-C
FP
崩壊熱除去に用いている設備
機能を期待出来る設備※ ( )は期間(日数)を示す

第 3-3 図POS の分類及び定期検査工程

外部電源喪失

直流電源

交流電源

*1

崩壊熱除去・
炉心冷却 *2,3

事故シーケンスグループ
炉心損傷なし(a)
炉心損傷なし(b)
炉心損傷なし(b)

崩壊熱除去機能喪失 *4

崩壊熱除去・炉心冷却 *2

事故シーケンスグループ
炉心損傷なし(a)

原子炉冷却材の流出 *5

崩壊熱除去・炉心冷却 *6

事故シーケンスグループ
炉心損傷なし(c)(a) 崩壊熱除去機能喪失(b) 全交流動力電源喪失(c)

原子炉冷却材の流出*1 非常用ディーゼル発電機全台が機能喪失し，かつ外部電源復旧等に失敗するかどうかを示すヘディ
ング*2 除熱機能(RHR，CUW)及び注水機能(HPCF，LPFL，MUWC，FP) の確保に失敗するかどうかを示すヘディ
ング*3 直流電源喪失時又は全交流動力電源喪失時において，HPCF，LPFL，MUWC の注水機能は期待できないが，原子炉開放中(POS B)における消火系（FP）のディーゼル駆動消火ポンプによる原子炉ウェル・
燃料プールへの注水についてのみ，エンジン駆動用蓄電池により制御電源が供給されるため，その機能を期待する*4 RHR・代替除熱設備(CUW)機能喪失（フロントライン系故障）及び RHR 機能喪失（サポート系故障）*5 RIP・CRD・LPRM 点検時，CUW ブロー時における作業・操作誤りにより冷却材流出*6 事象を認知し，注水に成功するかどうかを示すヘディング(除熱機能(RHR，CUW)には期待しない)漏えい箇所隔離の成功・失敗により注水機能の成功基準が異なる

第3-4図

運転停止時における燃料損傷に至る事故シーケンスのグループ化(停止時PRAイベントツリー)

99

補機冷却系機能喪失，外部電源喪失，
RHR 機能喪失（フロント）以外
1%未満

RHR 機能喪失（フロント）1%
外部電源喪失2%

補機冷却系機能喪失
97%

補機冷却系喪失
外部電源喪失ＲＨＲ機能喪失（フロント）
代替崩壊熱除去機能喪失
ＲＩＰ点検
ＣＵＷからのブロー
ＬＰＲＭ点検（交換）CRD点検（交換）

全炉心損傷頻度：1.1×10-8 (/定検)

第 3-5 図 起因事象別の寄与割合

原子炉冷却材の流出
1%未満

全交流動力電源喪失
1%

崩壊熱除去機能

全交流電源喪失
崩壊熱除去機能喪失
98%

全炉心損傷頻度：1.1×10-8 (/定検)

第 3-6 図 事故シーケンスグループ別の寄与割合

100

原子炉冷却材の4

事故シーケンスグループ及び重要事故シーケンス等の選定に活用した PRAの実施プロセスについて

事故シーケンスグループ及び重要事故シーケンス等の選定に際して適用可能とした PRA は，一般社団法人 日本原子力学会において標準化された実施基準を参考に実施した。
これらの PRA について，PRA の実施プロセスの確認及び更なる品質向上を目的とし，一般社団法人 日本原子力学会の実施基準への対応状況及び PRA の手法の妥当性について，海外のレビュアーを含む専門家によるピアレビューを実施した。なお，本ピアレビューでは，第三者機関から発行されている「PSA
ピアレビューガイドライン」(平成 21 年 6 月 一般社団法人 日本原子力技術協会)を参考にした。ピアレビューの結果，実施した PRA において，事故シーケ
ンスグループ及び重要事故シーケンス等の選定結果に影響を及ぼすような技
術的な問題点がないことを確認した。その結果を別紙 9 に示す。
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（地震））の対応状況を確認した。その結果を別紙 10
に示す。

101

別紙 1

有効性評価の事故シーケンスグループ選定における外部事象の考慮について

重大事故の有効性評価に関わる個別プラントの事故シーケンスグループ選定に際しては，「実用発電用原子炉及びその附属施設の位置，構造及び設備の基準に関する規則の解釈」（以下「解釈」という。）に「個別プラントの内部事象に関する確率論的リスク評価（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すること。」と記載されている。
今回の申請書作成に当たって，外部事象に関しては PRA 手法が適用可能な段階にあると判断した地震，津波を対象に出力運転時レベル 1PRA を実施した。
内部溢水，内部火災及びその他の外部事象に関するレベル 1PRA 及び外部事
象レベル 1.5PRA 並びに外部事象に関する停止時レベル 1PRA については，PRA手法の確立に向けた検討が進められている段階であったり，現実的な定量評価の実施に向けて必要なデータ整備を進めていく段階であることから，現段
階では「適用可能なもの」に含まれないと判断し，「それに代わる方法」として，これらの外部事象に誘発される起因事象について検討することで，これらの外部事象の影響を考慮した場合の事故シーケンスグループ選定への影響について以下のとおり，整理した。

1. 炉心損傷防止対策の事故シーケンスグループの選定に関わる検討
1.1 内部溢水，内部火災の影響
今回は PRA の適用を見合わせたが，内部溢水，内部火災についてはレベル
1PRA の手法確立・個別プラントへの展開に関わる検討作業がある程度進ん
別紙 1-1

でいる。このことを踏まえ，PRA を念頭にして，内部溢水，内部火災の発生によって誘発される可能性がある起因事象を，定性的な分析によって抽出した。抽出結果を第 1 表に示す。
第 1 表に示す起因事象が発生した場合，屋内に設置されている安全機器の機能喪失を経て炉心損傷に至る可能性があるが，これらを起因とする事故
シーケンスは，同機器のランダム故障・誤操作を想定する内部事象出力運
転時レベル 1PRA に用いた起因事象に含まれている。
また，設計基準対象施設によって，内部溢水，内部火災の影響拡大防止対策が図られることで，異なる区画等，広範囲における重畳的な安全機器の同時機能喪失発生を防止できると考える。
したがって，内部溢水，内部火災を起因とした炉心損傷頻度の定量化には上記の課題が残るものの，定性的な起因事象の抽出結果から想定される
事故シーケンスは，内部事象出力運転時レベル 1PRA の検討から得られる事
故シーケンスの一部として分類できるため，新たに追加が必要となる事故
シーケンスグループが発生する可能性は低いと考える。

別紙 1-2

第1表

内部溢水／内部火災により誘発される起因事象の例

起因事象

起因事象を誘発する要因の例

外部電源喪失・内部溢水／内部火災による常用母線等の機能喪失
等

非隔離事象

・内部溢水／内部火災による原子炉冷却材流量制御系の誤動作
・内部溢水／内部火災による工学的安全施設制御系の
誤動作 等

隔離事象

・内部溢水／内部火災による主蒸気隔離弁の誤閉止
等

全給水喪失

・内部溢水／内部火災による給水ポンプの機能喪失
等

原子炉冷却材喪失 ・内部火災による自動減圧系作動回路の誤動作事故(大破断 LOCA)

等

原子炉緊急停止系 ・内部溢水／内部火災による原子炉緊急停止系の故障
誤動作
等
原子炉補機冷却水 ・内部溢水／内部火災による原子炉補機冷却水系ポン
系故障
プの機能喪失 等
手動停止

1.2

・内部溢水／内部火災の発生による安全機能への影響の可能性に伴う計画外停止

その他の外部事象の影響
その他の外部事象としては，設置許可基準の解釈第 6 条第 2 項に具体的な自然現象として以下が記載されている。

敷地の自然環境を基に，洪水，風（台風），竜巻，凍結，降水，積雪，落雷，地滑り，火山の影響，生物学的事象又は森林火災等から適用されるものをいう。

また，設置許可基準の解釈第 6 条第 8 項に具体的な人為事象として以下が記載されている。

別紙 1-3

敷地及び敷地周辺の状況をもとに選択されるものであり，飛来物(航空機落下等)，ダムの崩壊，爆発，近隣工場等の火災，有毒ガス，船舶の衝突又は電磁的障害等

これらの地震，津波以外の自然現象及び人為事象がプラントに与え得る影響について，設計基準及びそれを超える場合，現象等の重畳も含めて定性的に分析した結果を別紙 1(補足 1)に示す。
地震，津波以外の自然現象及び人為事象について，事故シーケンスの発生可能性を検討した結果，出力運転時を対象として実施した内部事象，地震及び津波レベル 1PRA にて抽出した事故シーケンスグループ以外に新たに追加が必要となる事故シーケンスグループはないものと判断した。

2. 格納容器破損モード選定に関わる検討
外部事象レベル 1.5PRA については，地震 PRA のみ学会標準に一部関連する記載があるものの，その他の事象については標準的な PRA 手法が確立されておらず，定量評価を実施できる状況ではないことから，以下のとおり定性的な検討を実施した。

2.1 地震の影響
地震がプラントに与え得る特有の影響について，新たに有効性評価の対象として追加すべき格納容器破損モードの観点で定性的に分析した結果を別紙 1(補足 2)に示す。
また，出力運転時を対象として実施した地震時レベル 1PRA の結果からは，地震特有の炉心損傷モードとして原子炉建屋の破損や原子炉格納容器の破別紙 1-4

損等の炉心損傷直結事象が抽出されている。これらの事象では原子炉格納容器も破損に至るが，この場合の原子炉格納容器の破損は事象進展によって原子炉格納容器に負荷が加えられて破損に至るものではなく，地震による直接的な原子炉格納容器の閉じ込め機能喪失である。これらについて原
子炉格納容器の破損防止の観点での対策は，緩和系による収束ではなく耐震補強等による発生防止によって達成されるものであり，有効性評価における評価事故シーケンスとしては適切でないと考える。
したがって，有効性評価の対象とすべき格納容器破損モードとして，内部事象出力運転時レベル 1.5PRA にて抽出した事故シーケンスグループ以外に新たに追加が必要となる事故シーケンスグループはないものと判断した。

2.2 津波の影響
津波がプラントに与え得る特有の影響について，建屋外部の設備が機能喪失することは想定されるものの，原子炉格納容器が津波による物理的負荷(波力・漂流物の衝撃力)によって直接破損することは想定し難い。また，
炉心損傷後の原子炉格納容器内の物理化学現象についても内部事象出力運
転時レベル 1.5PRA で想定するものと同等と考えられる。
したがって，有効性評価の対象とすべき格納容器破損モードとして，内部事象出力運転時レベル 1.5PRA にて抽出した事故シーケンスグループ以外に新たに追加が必要となる事故シーケンスグループはないものと判断した。

2.3 内部溢水・内部火災の影響
1.1 に示したレベル 1PRA の観点での起因事象の検討からも，炉心損傷に至る事故シーケンスグループとしては内部事象出力運転時レベル 1PRA で用いた事象以外に追加すべきものは発生しないものと判断しており，原子炉
別紙 1-5

格納容器が直接破損することも想定し難い。また，炉心損傷後の原子炉格
納容器内の物理化学現象についても内部事象出力運転時レベル 1.5PRA で想定するものと同等と考えられる。
したがって，有効性評価の対象とすべき格納容器破損モードとして，内部事象出力運転時レベル 1.5PRA にて抽出した事故シーケンスグループ以外に新たに追加が必要となる事故シーケンスグループはないものと判断した。

2.4 その他の外部事象の影響
1.2 に示したプラントに与える影響の検討からは，屋外施設の損傷によるサポート系の機能喪失が想定されるものの，炉心損傷に至る事故シーケン
スグループとしては内部事象出力運転時レベル 1PRA の結果抽出されたシーケンスグループに追加すべきものは発生しないものと判断している。また，
炉心損傷後の原子炉格納容器内の物理化学現象についても内部事象出力運
転時レベル 1.5PRA で想定するものと同等と考えられる。
したがって，有効性評価の対象とすべき格納容器破損モードとして，内部事象出力運転時レベル 1.5PRA にて抽出した事故シーケンスグループ以外に新たに追加が必要となる事故シーケンスグループはないものと判断した。

3.

運転停止中の原子炉における燃料損傷防止対策の事故シーケンスグルー
プ抽出に関わる検討
停止時レベル 1PRA については，地震，津波，内部溢水，内部火災及びその他の外部事象に関するレベル 1PRA の標準的な PRA 手法が確立されておらず，定量評価を実施できる状況にない。このため，出力運転時の地震，津波レベル 1PRA の評価結果，内部溢水，内部火災及びその他の外部事象に関する整理，第 1 図に示す内部事象停止時レベル 1PRA のマスターロジックダ
別紙 1-6

イヤグラムを参考に，地震，津波，内部溢水，内部火災及びその他の外部事象によって発生する起因事象を以下のとおり定性的に分析し起因事象の抽出結果を第 2 表にまとめた。
さらに抽出した起因事象をもとに，内部事象停止時レベル 1PRA にて抽出した事故シーケンスグループ以外に，新たに追加が必要となる事故シーケ
ンスグループの有無を確認した。

3.1 出力運転時と運転停止中のプラント状態等の差異
運転停止中における燃料損傷防止対策の事故シーケンスグループの抽出においては，出力運転時を対象に実施した整理を参考に評価を行ったが，評価に当たってはその前提として，出力運転時と運転停止中のプラント状態等の差異を把握することが重要と考え，その整理を行った。整理にあたり，一般的な出力運転時と運転停止中の違いとして以下の観点に着目し，それぞれについて事故シーケンスグループの抽出において，考慮が必要であるか確認した。

・崩壊熱，原子炉冷却材の温度・圧力
運転停止中の崩壊熱，原子炉冷却材の温度・圧力は出力運転時と比
べ，小さくなるため，事象進展は緩やかになるが，事故シーケンスグ
ループの抽出においては影響しない。

・燃料損傷防止に必要となる機能
運転停止中の燃料損傷防止に必要となる機能は，出力運転時と異なり，原子炉停止機能，高圧注水機能等が不要となる。そのため，事故シーケンスグループの抽出においてはこれらの差異について考慮する
別紙 1-7

必要がある。

・原子炉水位，原子炉圧力容器・原子炉格納容器の状態
原子炉水位の変化は時間余裕へ影響するものの，事故シーケンスグ
ループ抽出には影響しない。
運転停止中は原子炉圧力容器・原子炉格納容器が開放されている状態も考えられるが，これらの状態に依らず，必要な機能は崩壊熱除去又は注水機能であり変わらない。そのため，事故シーケンスグループの抽出において考慮不要である。

・緩和設備・サポート系設備の状態
運転停止中において，一部の緩和設備及びサポート系設備の点検又は試験によりその機能に期待できない状態も想定される。ただし，期待できる設備は少なくなるものの，必要な機能は保安規定により担保されるものであり，また既に内部事象停止時レベル 1PRA でこれらの設備の点検又は試験により機能に期待できないことは考慮されている。
そのため，本観点は事故シーケンスグループの抽出において考慮不要である。

・停止時特有の作業の影響
運転停止中において，出力運転時と異なり，点検作業等に伴う開口箇所の発生等現場の状態が異なることが考えられる。そのため，事故シーケンスグループの抽出においてはこれらの差異について考慮する必要がある。

別紙 1-8以上より，運転停止中における燃料損傷防止対策の事故シーケンスグループの抽出においては，出力運転時を対象に実施した整理を参考にする際は「燃料損傷防止に必要となる機能」，「停止時特有の作業の影響」について考慮する必要がある。

3.2 地震の影響
個々の機器が地震を受けた際に損傷する可能性は運転時と停止時で異なるものではないが，各系統の機能喪失がプラントに与える影響の観点では運転時と停止時で異なり，停止時には，燃料の崩壊熱除去に関連する系統が重要となる。
停止時に燃料の崩壊熱除去を継続している系統は崩壊熱除去に関する系
統及びそのサポート系であり，フロント系としては残留熱除去系，サポー
ト系としては原子炉補機冷却水系及び外部電源が該当する。
地震により原子炉補機冷却水系又は残留熱除去系が機能喪失すると「崩壊熱除去機能喪失」の起因事象が発生し，また，碍子，所内電源設備等の送受電設備が損傷すると「外部電源喪失」の起因事象が発生する。これらの起因事象が発生した場合，屋内に設置されている安全機器の機能喪失を経て燃料損傷に至る可能性があるが，事故シーケンスは，同機器のランダ
ム故障・誤操作を想定する内部事象運転停止時レベル 1PRA にて抽出されたものに含まれる。
地震特有の事象として，原子炉建屋，原子炉格納容器等の建屋・構築物の破損，格納容器バイパス，原子炉冷却材圧力バウンダリ喪失（Excessive-LOCA），計測制御電源喪失の発生が挙げられるが，これらについては出力運転時を対象とした炉心損傷に至る事故シーケンスの抽出における考え方と同様，損傷の規模に応じて，機能を維持した設計基準事故対
別紙 1-9

処設備や重大事故等対処設備，可搬型の機器等で炉心損傷防止を試みるものと考える。一方，損傷の程度が大きく，設計基準事故対処設備又は重大事故等対処設備に期待できない場合には，大規模損壊対策を含め，建屋以
外に分散配置した設備や可搬型の機器を駆使し，影響緩和を図ることで対応するべきものと考える。
したがって，運転停止時の地震の発生を考慮しても，内部事象停止時レ
ベル 1PRA において抽出した事故シーケンスグループ以外に新たに追加が必要となる事故シーケンスグループはないものと判断した。

3.3 津波による影響
停止時には点検等に伴い，運転時にはない開口が生じている可能性が考えられるが，運転時の津波 PRA においても，地下開口部からの浸水を考慮していることから，浸水及びその伝播経路については運転時と停止時において相違はないものと考えるが，各系統の機能喪失がプラントに与える影響の観点では運転時と停止時で異なり，停止時には，燃料の崩壊熱除去に関連する系統が重要となる。
停止時に燃料の崩壊熱除去を継続している系統は崩壊熱除去に関する系
統及びそのサポート系であり，フロント系としては残留熱除去系，サポー
ト系としては原子炉補機冷却水系及び外部電源が該当する。外部電源について，運転時の津波 PRA では期待していないことから，停止時においても期待しないものとすると，そのバックアップとなる非常用電源が重要となる。
津波により海水が建屋内へ浸水すると，海水が機器の設置高さに到達した時点で，原子炉補機冷却水系の機能喪失が発生し，「崩壊熱除去機能喪失」の起因事象が発生する。以降，海水の浸水高さに応じて「全交流動力電源喪失」「直流電源喪失」が発生すると考えられる。浸水高さに応じて発生す別紙 1-10

る起因事象が異なるという考え方は，出力運転時を対象とした津波 PRA と同様である。また，燃料損傷防止対策も出力運転時を対象とした津波 PRA と同様，津波による浸水防止である。したがって，運転停止時の津波の発生を考慮しても，内部事象停止時レベル 1PRA において抽出した事故シーケンス
グループ以外に新たに追加が必要となる事故シーケンスグループはないものと判断した。
なお，プラント停止時において，必要な浸水防止対策がすべて喪失することがないように複数の同時点検等は実施しない等，少なくとも 1 区分は機能維持可能な運用とする。

3.4 内部溢水，内部火災の影響
個々の機器が内部溢水又は内部火災の影響を受けた際に損傷する可能性
は運転時と停止時で異なるものではないが，各系統の機能喪失がプラントに与える影響の観点では運転時と停止時で異なり，停止時には，燃料の崩壊熱除去に関連する系統が重要となる。
停止時に燃料の崩壊熱除去を継続している系統は崩壊熱除去に関する系
統及びそのサポート系であり，フロント系としては残留熱除去系，サポー
ト系としては原子炉補機冷却水系及び外部電源が該当する。
内部溢水，内部火災により原子炉補機冷却水系又は残留熱除去系が機能喪失すると「崩壊熱除去機能喪失」の起因事象が発生し，外部電源設備が機能喪失すると「外部電源喪失」の起因事象が発生するが，これらを起因とする事故シーケンスは，同機器のランダム要因による同系統の機能喪失を想定する内部事象運転停止時レベル 1PRA にて抽出された事故シーケンスに含まれている。
したがって，運転停止時の内部溢水又は内部火災の発生を考慮しても，
別紙 1-11

内部事象停止時レベル 1PRA において抽出した事故シーケンスグループ以外に新たに追加が必要となる事故シーケンスグループはないものと判断した。
なお，停止時においても必要な内部溢水，内部火災の影響拡大防止対策を講じ，異なる区画等，広範囲における重畳的な安全機器の同時機能喪失の発生を防止する※。

※内部溢水：定期検査時等でのハッチ開放時の運用として異区分の安全
機器の点検中に当該ハッチを開放しない等，内部溢水が複数の安全機能に影響しないよう対応を実施する
内部火災：原子炉停止時も必要な防護処置等は実施される

3.5 その他の外部事象の影響
地震，津波以外の自然現象及び人為事象について，出力運転時の整理（別紙 1（補足 1））を参考に起因事象が発生し得るかを確認した。確認の結果，出力運転時と運転停止中を比較し，プラント状態，必要な機能の違い
が評価に影響しないことを確認した。
その他の自然現象の発生に伴う起因事象は，内部事象停止時レベル 1PRAにおいて抽出される起因事象に包含されるため，内部事象停止時レベル
1PRA において抽出した事故シーケンスグループ以外に新たに追加が必要となる事故シーケンスグループはないものと判断した。

4. まとめ
今回の事故シーケンスグループ等の選定に際して，現段階で PRA を適用可能と判断した出力運転時地震レベル 1PRA，出力運転時津波レベル 1PRA 以外の外部事象について，定性的な分析・推定から新たに追加すべき事故シー
別紙 1-12

ケンスグループ等は発生しないものと評価した。
なお，今回定性的な分析とした各 PRA や地震発生時に想定される地震随伴
津波，地震随伴火災および地震随伴溢水を対象とした PRA については，手法
整備の研究及び実機プラントへの適用の検討を順次進めていく予定である。

以

別紙 1-13上炉心損傷に至る可能性のある異常事象

燃料の
機械的破損

燃料の
過熱破損

燃料の
冷却不良

燃料の
過出力

原子炉冷却
材流出

冷却材
蒸発

外部
電源喪失

崩壊熱除去
機能喪失
一次冷却材
バウンダリ
機能喪失
反応度
投入事象

燃料集合体
の落下
：評価対象

第1図

炉心損傷に至る可能性のある異常事象
マスターロジックダイヤグラム

別紙 1-14

第2表
地震
・ 外部電源設備（送受電設備）の損傷※1

運転停止中原子炉における各外部事象で発生する起因事象及び事故シーケンスの抽出結果想定される系統・機器の損傷
津波
内部火災・内部溢水・ 外部電源設備（受 ・ 外部電源設備（送受電設備）の水没※1
電設備）の機能喪失

・ 建屋内浸水による
原 子炉補 機冷却 水
系 ・冷却 海水系 ，残 留熱除 去系ポン
プ等の水没

・ 原子炉補機冷却水系
ポンプの機能喪失
等

－※2

－

－

別紙 1-15・ 原子炉補機冷却水系の損傷
・ 残留熱除去系の損傷

・ 建屋・構築物（原子炉建屋）
・ 建屋・構築物（原子炉圧力容器 ・原子炉
格納容器）
・ 格納容器バイパス
・ 原子炉冷却材圧力バ
ウンダリ喪失（Excessive LOCA）
・計測制御電源喪失－－

その他の外部事象
・ 外部電源設備（送受電設備）の機能喪失（積雪，低温，火山，風（台風 ）， 竜 巻 ， 地 滑り）
・ 海水系の閉塞（火山，生物学的事
象，風（台風），竜
巻）

－

起因事象

主な炉心損傷防止対策

外部電源喪失

崩壊熱除去
機能喪失

一次冷却材バ
ウンダリ機能喪失
直接炉心損傷に至る事象－

・ 常設代替交流電源設備
・ 代替原子炉補機冷却系
・ 低圧代替注水系（常設・可搬型）
・ 津波による浸水防止※3－・ 出力運転時の地震 PRA に基づき，直接炉心損傷に至る可能性のある起因事象を抽出しているが，別紙 2 に示すとおり，評価方法にはかなりの保守性を有し，かつ，大きな不確かさを有する。出力運転時の取り扱いと同様，機能維持した設計基準事故対処設備，及び炉心損傷防止対策を柔軟に活用し影響緩和を図る
ことで対応すべきものと考える。

※1：出力運転時 PRA では全交流動力電源喪失・直流電源喪失を起因事象として取り扱っているが，停止時 PRA では緩和系として取り扱っているため起因事象の抽出の対象としない（事故シーケンスとしては全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋全非常用ディーゼル発電機喪失），直流電源喪失を設定）。
※2：原子炉冷却材圧力バウンダリ喪失は「Excessive LOCA」として直接炉心損傷に至る事象に整理する。
※3：プラント停止時において，必要な浸水防止対策がすべて喪失することがないように複数の同時点検等は実施しない等，少なくとも 1 区分は機能維持可能な運用とする。

別紙 1（補足 1）

有効性評価の事故シーケンスグループの選定に際しての地震・津波以外の外部事象の考慮について「実用発電用原子炉及びその附属施設の位置，構造及び設備の基準に関する規則の解釈」（原規技発第1306193号（平成２５年６月１９日原子力規制委
員会決定））第37条第1-1項では，運転時の異常な過渡変化及び設計基準事故に対して原子炉の安全性を損なうことがないよう設計することを求められる構築物，系統及び機器がその安全機能を喪失した場合であって，炉心の著しい損傷に至る可能性があると想定する事故シーケンスグループを抽出するため，個別プラントのPRA又はそれに代わる方法で評価を実施することが求められている。
外部事象の内，日本原子力学会標準として実施基準が定められておりPRAの適用実績がある地震及び津波については，それぞれPRAを実施し事故シーケン
スグループの抽出を実施している。（ただし，地震随伴火災や津波随伴火災等，随伴事象の評価はまだ未確立であり，今回，評価はできていない。）
また，地震，津波以外の自然現象については現段階でのPRA評価は実施困難であるため，「それに代わる方法」として以下に示す方法にて定性的に事故
シーケンスグループの抽出を行い，重大事故の有効性評価において新たに追加が必要となる事故シーケンスグループの有無について確認を行った。
さらに人為事象についても定性的に事故シーケンスグループの抽出を行い，重大事故の有効性評価において新たに追加が必要となる事故シーケンスグル
ープの有無について確認を行った。

別紙 1-16

1. 前提条件(1) 評価対象事象
設計基準を設定する自然現象の選定は，一般的な事象に加え，国内外の規格基準から収集した様々な自然現象に対し，そもそも柏崎刈羽原子力発電所において発生する可能性があるか，非常に苛酷な状況を想定した場合，プラントの安全性が損なわれる可能性があるか，影響度の大きさから代表事象による評価が可能かといった観点でスクリーニングを実施している。
設計基準の設定を行っていないものについては，そもそもプラントの安全性が損なわれる可能性がないか（もしくは有意な頻度では発生しないか），影響度の大きさがほかの自然現象に包絡されるものである。
したがって，事故シーケンスの有無の確認は，設計基準を設定している以下の7事象を対象に実施するものとする。
＜設計基準設定事象＞
・風（台風）・竜巻
・低温（凍結）
・降水
・積雪
・落雷
・火山

なお，設計基準設定事象以外については，上述のとおり，基本的には
事故シーケンスに至ることはない（もしくは，有意な頻度では発生しない）と判断しているものの，各自然現象により想定される発電所への影
別紙 1-17

響（損傷・機能喪失モード）を踏まえ，考え得る起因事象について整理しており，その結果からも上記7事象に加え詳細評価が必要な事象はない
ことを確認している。（添付資料1-1）
また，各人為事象により想定される発電所への影響（損傷・機能喪失モード）を踏まえ，考え得る起因事象についても整理しており，その結果から新たな起因事象がないこと，事象の影響として設計基準設定自然現象に包絡されることを確認している。（添付資料1-2）(2) 想定範囲
上記自然現象については，それぞれ考慮すべき最も苛酷と考えられる条件を設計基準として設定している。具体的には，既往最大や年超過確率10-4/年～10-5/年を目安としていることから，それよりも低頻度（10-7/年）で発生する規模を仮定する。

2. 評価方法
2.1 起因事象の特定(1)構築物，系統及び機器（以下，設備等）の損傷・機能喪失モードの抽出
1.にて示した風，積雪等の自然現象が既往最大や年超過確率 10-4/年～
10-5/年といった設計基準よりも低頻度（10-7/年）となる規模で発生した場合に，発電所に与える影響は地震，津波ほど十分な知見がない。そこ
で，ここでは国外の評価事例，国内のトラブル事例及び規格・基準にて示されている発電所の影響を収集し，対象とする自然現象が発生した場
合に設備等へどのような影響を与えるか（設備等への損傷・機能喪失モード）の抽出を行う。

別紙 1-18

(2)評価対象設備の選定(1)項で抽出した損傷・機能喪失モードに対し，影響を受ける可能性がある設備等の内，プラントの運転継続や安全性に影響を及ぼす可能性のある設備等を評価対象設備として選定する。

(3)起因事象になり得るシナリオの選定(1)項で抽出した損傷・機能喪失モードに対して，(2)項で選定した評
価対象設備への影響を検討の上，発生可能性のあるシナリオを選定する。
シナリオの選定に当たっては，事故シーケンスグループ抽出に当たって考慮すべき起因事象となり得るシナリオを選定する。
なお，起因事象の選定は，日本原子力学会標準「原子力発電所の出力運転状態を対象とした確率論的安全評価に関する実施基準（レベル 1 PSA編）：2008」（以下，学会標準）等に示される考え方等を参考に行う。

(4)起因事象の特定(3)項で選定した各シナリオについて発生可能性を評価し，事故シーケ
ンスグループ抽出に当たって考慮すべき起因事象の特定を行う。
なお，過去の観測実績や統計的な評価結果等をもとに発生可能性を評
価可能なものについては，有意な頻度（10-7/年）又は影響のある事故シーケンスの要因となる可能性について考察を行う。

2.2 事故シーケンスの特定
2.1(4)項にて特定した起因事象について，内部事象レベル1PRAや地震，
津波レベル1PRAにて考慮しておらず，重大事故の有効性評価において追加
すべき新たな事故シーケンスにつながる可能性のあるものの有無について
別紙 1-19

確認を行う。
また，新たな事故シーケンスにつながる可能性のある起因事象が確認された場合，事故シーケンスに至る可能性について評価の上，有意な影響のある事故シーケンスとなり得るかについて確認を行う。
事故シーケンスに至る可能性の評価については，旧原子力安全・保安院
指示に基づき実施したストレステストでの評価方法等を参考に実施するものとする。

3. 個別事象評価のまとめ1.に示した各評価対象事象について，事故シーケンスに至る可能性について検討を実施した結果（添付資料2参照），内部事象，地震及び津波レベ
ル1PRAにて抽出した事故シーケンスグループに対して新たに追加が必要となる事故シーケンスグループは発生しないものと判断した。

4. 設計基準を超える自然現象・人為事象の重畳の考慮について(1)自然現象の重畳影響
自然現象の重畳評価においては，損傷・機能喪失モードの相違に応じて，以下に示す影響を考慮する必要がある。また，事象の想定範囲は，自然現象の重ね合わせが設計基準より低頻度（10-7/年）で発生する規模を仮定する。
Ⅰ. 各自然現象から同じ影響がそれぞれ作用し，重ね合わさって増長するケース（例：積雪と降下火砕物による堆積荷重の重ね合わせ）
Ⅱ. ある自然現象の防護施設がほかの自然現象によって機能喪失することにより，影響が増長するケース（例：地震により止水機能が喪失して浸水量が増加）
別紙 1-20

Ⅲ-1. ほかの自然現象の作用により前提条件が変化し，影響が増長するケース（例：降水による降下火砕物密度の増加（降水時は，
降下火砕物自体が発電所へ届きにくくなると考えられるため，堆積後の降水を想定））
Ⅲ-2. ほか の自然現象の作用により影響 が及ぶようになるケ ース（例：斜面に降下火砕物が堆積した後に大量の降水により滑り，プラント周辺まで降下火砕物を含んだ水が押し寄せる状態。単
独事象としては想定していない。）(2)自然現象の重畳によるシナリオの選定
設計基準を設定する自然現象の選定において収集した自然現象を対象に，2つの異なる事象が重畳した際の影響を，(1)に示すⅠ～Ⅲ-2に分類した（添付資料3参照）。ただし，以下の観点から明らかに事故シーケン
スにはつながらないと考えられるものについては重畳の影響を考慮する必要がないものと判断し確認対象から除外した。
○柏崎刈羽原子力発電所及びその周辺では発生しない（もしくは，発生が極めて稀）と判断した事象。
No.8：結氷板，流氷，氷壁，No.11：砂嵐，No.22：洪水，No.23：
池・河川の水位低下，No.24：河川の迂回，No.25：干ばつ，No.39：
隕石，衛星の落下，No.41：土石流○単独事象での評価において設備等への影響が無い（もしくは，非常に小さい）と判断した事象で，他の事象との重畳を考慮しても明らかに設備等への影響が無いと判断した事象。
（No.7：霜，霜柱，No.12：霧，靄，No.16：低温水（海水温低）別紙 1-21

重畳事象については，(1)に示すⅠ～Ⅲ-2の影響が考えられるものの，
以下に示す理由から，単独事象での評価において抽出されたシナリオを超えるシナリオが生じることはなく，新たなシナリオは確認されない。
Ⅰ. 各自然現象から同じ影響がそれぞれ作用し，重ね合わさって増長するケース
重畳により影響度合いが大きくなるのみであり，元々，単独事
象で設計基準を超える事象に対してシナリオの抽出を行っていることを踏まえると，新たなシナリオは生じない。
Ⅱ. ある自然現象の防護施設がほかの自然現象によって機能喪失することにより，影響が増長するケース
単独の自然現象に対するシナリオの選定において，設計基準を越える事象を評価対象としているということは，つまり設備耐力や防護対策に期待していないということであり，単独事象の評価
において抽出された以外の新たなシナリオは生じない。
Ⅲ-1. ほかの自然現象の作用により前提条件が変化し，影響が増長するケース
一方の自然現象の前提条件が，他方の自然現象により変化し，元の自然現象の影響度が大きくなったとしても，Ⅰ.と同様，単独事象で設計基準を超える事象に対してシナリオ抽出を行っている
ため，新たなシナリオは生じない。
Ⅲ-2. ほかの自然現象の作用により影響が及ぶようになるケース
単独事象では影響が及ばない評価であったのに対し，事象が重畳することにより影響が及ぶようになるものは，降下火砕物と降水の組み合わせのみであったが，屋外設備（変圧器，軽油タンク等）の損傷を想定しても，起因事象としては外部電源喪失，全交
別紙 1-22流動力電源喪失であり，新しいシナリオが生じるものではない。

(3)人為事象の重畳影響
外部人為事象の重畳影響については，添付資料4に示すとおり自然現象の重畳影響に包絡されると判断した。

(4)重畳事象評価のまとめ
事故シーケンスの抽出という観点においては，上述のとおり，自然現
象・人為事象が重畳することにより，単独事象の評価で選定されたシナリオに対し新たなものが生じることはなく，自然現象・人為事象の重畳により追加すべき新たな事故シーケンスはないと判断した。

5. 全体まとめ
地震，津波以外の自然現象，人為事象について，事故シーケンスに至る可能性を検討した結果，内部事象，地震及び津波レベル1PRAにて抽出した
事故シーケンスグループに対して新たに追加が必要となる事故シーケンス
グループはないと判断した。
また，地震，津波を含む，各自然現象の重畳影響についても確認を実施した結果，単独事象での評価と同様に，内部事象，地震及び津波レベル
1PRAにて抽出した事故シーケンスグループに対して新たに追加が必要となる事故シーケンスグループはないと判断した。
（添付資料）
添付資料1-1

各自然現象について考え得る起因事象の抽出

添付資料1-2

各人為事象について考え得る起因事象の抽出

添付資料2-1

設計基準を超える積雪事象に対する事故シーケンス抽出
別紙 1-23

添付資料2-2

設計基準を超える低温（凍結）事象に対する事故シーケ

ンス抽出添付資料2-3

設計基準を超える落雷事象に対する事故シーケンス抽出

添付資料2-4

設計基準を超える火山事象に対する事故シーケンス抽出

添付資料2-5

設計基準を超える風（台風）事象に対する事故シーケン

ス抽出
添付資料2-6

設計基準を超える竜巻事象に対する事故シーケンス抽出

添付資料2-7

設計基準を超える降水事象に対する事故シーケンス抽出

添付資料3

自然現象の重畳マトリックス

添付資料4

外部人為事象に関わる重畳の影響について以

別紙 1-24上＜各自然現象について考え得る起因事象の抽出＞No1

別紙 1-252

自然現象

設備等の損傷・機能喪失モードの抽出考えうる起因事象等

添付資料 1-1①浸水
・ 降水の影響により屋外の送変電設備が機能喪失し，外部電源喪失が発生している状態で，燃敷地及び建屋内浸水
料移送ポンプが没水により機能喪失し，非常用ディーゼル発電設備（ディタンク）の燃料枯による機器浸水
渇により，全交流動力電源喪失に至るシナリオ。
・ 原子炉建屋の天井が崩落した場合に，原子炉補機冷却水系が機能喪失し，最終ヒートシンク
喪失に至るシナリオ。
・ タービン建屋の天井が崩落した場合にタービンや発電機に影響が及びタービントリップに至るシナリオ。
降水・ タービン建屋熱交換器エリアの天井が崩落した場合に，原子炉補機冷却水系及び同海水系が※別途，詳 ②荷重（堆積荷重）
機能喪失し，最終ヒートシンク喪失に至るシナリオ。
細評価
建 屋 屋 上 で の 雨 水 排 ・ タービン建屋熱交換器エリアの天井が崩落した場合に，循環水ポンプが機能喪失し，復水器
水不可（排水能力超
真空度低からプラントスクラムに至るシナリオ。
過）による滞留・ コントロール建屋の天井が崩落した場合に，建屋最上階に設置している中央制御室が物理的に又は没水もしくは被水により機能喪失し，計測制御系機能喪失に至るシナリオ。さらには中央制御室の下階に位置している直流電源設備が内部溢水により機能喪失に至るシナリオ。
・ 廃棄物処理建屋の天井が崩落した場合に，冷却材再循環水ポンプ MG セット（以下，RIP M/Gセット）や換気空調補機常用冷却水系が没水又は被水により機能喪失し，プラントスクラムに至るシナリオ。
・ 原子炉建屋の天井が崩落した場合に，原子炉補機冷却水系が機能喪失し，最終ヒートシンク
喪失に至るシナリオ。
・ タービン建屋の天井が崩落した場合に，タービンや発電機に影響が及びタービントリップに至るシナリオ。また，原子炉補機冷却水系及び同海水系が機能喪失し，最終ヒートシンク喪失に至るシナリオ。また，循環水ポンプが機能喪失し，復水器真空度低からプラントスクラ
ムに至るシナリオ。
積雪①荷重（堆積荷重）・ コントロール建屋の天井が崩落した場合に，建屋最上階に設置している中央制御室が物理的※別途，詳細 建 屋 及 び 屋 外 機 器 へに又は積雪（雪融け水含む）の影響により機能喪失し，計測制御系機能喪失に至るシナリ評価の堆積オ。さらには中央制御室の下階に位置している直流電源設備が内部溢水により機能喪失に至るシナリオ。
・ 廃棄物処理建屋の天井が崩落した場合に，RIP M/G セットや換気空調補機常用冷却水系が積雪（雪融け水含む）の影響により機能喪失し，プラントスクラムに至るシナリオ。
・ 軽油タンクの天井が積雪荷重により崩落した場合には，軽油タンク機能喪失に至り，以下②に示す外部電源喪失が発生している状況下においては，非常用ディーゼル発電設備（ディタンク）の燃料枯渇により，全交流動力電源喪失に至るシナリオ。

No3

別紙 1-26

4

5

6

7

8

自然現象

設備等の損傷・機能喪失モードの抽出考えうる起因事象等②相間短絡
・ 送電線や碍子へ雪が着氷（着氷雪）することによって，相間短絡を起こし外部電源が喪失す
送電・変電設備の屋
るシナリオ。
外設備への着氷③閉塞（空調）
・ 非常用ディーゼル発電機（以下，D/G）室空調給気口の閉塞により，非常用ディーゼル発電設
給排気口の閉塞（堆備が機能喪失に至るような場合において，上記②の外部電源喪失が同時発生した場合に，全積 又 は付 着に よる 給気
交流動力電源喪失に至るシナリオ。
口閉塞）①荷重（衝突）建屋周辺に急峻な斜面がないことから，プラントの安全性に影響を与えるような雪崩は発生せ
雪崩
雪崩による建屋及びず，本事象から事故シーケンスの抽出に当たって考慮すべき起因事象の発生はないと判断。
屋外機器への荷重①荷重（衝突）ひょう，あら 建 屋 及 び 屋 外 機 器 へ 竜巻の影響に包絡される。（No.10 参照）
れのひょう（又はあられ）の衝突①荷重（堆積）建 屋 及 び 屋 外 機 器 へ 火山及び積雪の影響に包絡される。
（火山は No.26，積雪は No.2 参照）
氷嵐，雨氷， の雨氷等の着氷
みぞれ②閉塞（空調）
建 屋 及 び 屋 外 機 器 へ 積雪の影響に包絡される。
（No.2 参照）の雨氷等の着氷①荷重（堆積）建 屋 及 び 屋 外 機 器 へ 火山及び積雪の影響に包絡される。
（火山は No.26，積雪は No.2 参照）の付着
氷晶②閉塞（空調）
建 屋 及 び 屋 外 機 器 へ 積雪の影響に包絡される。
（No.2 参照）の付着①－
建物及び屋外機器への霜付着による影響はなく，霜柱についても発生範囲は土露出範囲であるた屋及び屋外機器へ
霜，霜柱 の建め，プラントの安全性が損なわれるような影響は発生せず，本事象から事故シーケンスの抽出に
霜 の付 着， 敷地 での当たって考慮すべき起因事象の発生はないと判断。
霜柱生成
結氷板，流 ①閉塞（取水）柏崎刈羽原子力発電所及びその周辺においては発生せず，本事象から事故シーケンスの抽出に当
氷，
流氷等による取水口
たって考慮すべき起因事象の発生はないと判断。
氷壁
閉塞

No

9

別紙 1-27

10

11

12

13

自然現象

設備等の損傷・機能喪失モードの抽出考えうる起因事象等

・風荷重によりタービン建屋が損傷し，タービン，発電機に影響が及びタービントリップに至る①荷重（風圧，衝突）シナリオ。
風 圧 （ 又 は 飛 来 物 衝 ・風荷重による送変電設備の損傷により外部電源喪失に至るシナリオ。
風（台風） 突 ） によ る建 屋， 設備 ・風荷重にて軽油タンク等が損傷し，かつ同時に外部電源喪失が発生し，全交流動力電源喪失に至るシナリオ。
※別途，詳細 の損傷※飛来物衝突影響については竜巻の影響に包絡される。
評価②閉塞（取水）台風による漂流物により取水口が閉塞した場合，原子炉補機冷却海水ポンプによる取水ができな
台風による漂流物にくなり，最終ヒートシンク喪失に至るシナリオ。
よる取水口閉塞・風荷重及び気圧差荷重によるタービン建屋損傷又は，飛来物が建屋外壁を貫通し，タービンや① 荷 重（ 風圧 ，気 圧差
発電機に衝突することに伴いタービントリップに至るシナリオ。
及び衝突）・送変電設備損傷に伴い外部電源喪失に至るシナリオ。
風 圧 ， 気 圧 差 又 は 飛 ・軽油タンク等が損傷，かつ外部電源喪失している状況下において，非常用ディーゼル発電設備
来 物 によ る建 屋設 備損の燃料枯渇により，全交流動力電源喪失に至るシナリオ。
竜巻
・循環水ポンプが飛来物の衝突により損傷し，復水器の真空度が低下することに伴い出力低下又※別途，詳細 傷
は手動停止に至るシナリオ。
評価②閉塞（取水）竜 巻 に よ り 取 水 口 周 ・竜巻により資機材，車両等が飛散して取水口周辺の海に入り取水口を閉塞させた場合，原子炉
辺 の 海に 飛散 した 資機
補機冷却海水ポンプによる取水ができなくなり，最終ヒートシンク喪失に至るシナリオ。
材等による取水口閉塞
砂嵐や黄砂は柏崎刈羽原子力発電所及びその周辺においては発生していないこと，及び発生を仮①閉塞（空調）
砂嵐
定してもその影響は No.26 火山の降下火砕物による「③閉塞（空調）」事象に包絡されることか
空調フィルタの閉塞
ら，本事象から事故シーケンスの抽出に当たって考慮すべき起因事象の発生はないと判断。
①－
発電所敷地内での安全施設の機能が損なわれることはなく，本事象から事故シーケンスの抽出に当たって考慮すべ霧，靄
霧 ， 靄（ もや ）の 発生
き起因事象の発生はないと判断。
に よ る設 備等 への 影響無し
空調設計条件を超過する可能性はあるものの，1 日の中でも気温の変動があり高温状態が長時間①外気温度高にわたり継続しないこと，空調設備が余裕をもって設計されていること，また，外気温度高によ高温
外気温度高による機り即安全性が損なわれることはないことから，安全施設の機能が損なわれることはない。よっ
器等の冷却能力低下て，本事象から事故シーケンスの抽出に当たって考慮すべき起因事象の発生はないと判断。

No

自然現象

設備等の損傷・機能喪失モードの抽出考えうる起因事象等

低温（凍結） ①外気温度低（凍結）14 ※別途，詳細 屋 外 配 管 ・ タ ン ク の 着氷による相間短絡によって外部電源喪失が発生し，さらに軽油タンク等内の軽油の凍結により非常用ディーゼル発電設備（ディタンク）の燃料が枯渇し全交流動力電源喪失に至るシナリオ。
評価
内部流体凍結①海水温度高（冷却機能低下：海水系）
取水温度高に伴う冷却性能への影響①－
低温水
取水温度低に伴う海（海水温低） 水系機器への影響なし
極限的な圧力 ①荷重（気圧差）（気圧高，気 気圧差による空調設
圧低）
備等への影響高温水
15（海水温高）

海水温度高に伴う復水器真空度低下により，タービントリップに至るシナリオ。

16

取水温度低について冷却性能の劣化につながらず，影響ないため，本事象から事故シーケンスの抽出に当たって考慮すべき起因事象の発生はないと判断。

17

別紙 1-28
18

19
20
21

22

竜巻の影響に包絡される。
（No.10 参照）

・落雷により計測制御機器に発生するノイズの影響により，プラントスクラムに至るシナリオ。
・屋外設備への雷サージの影響により，外部電源喪失及びその他過渡事象に至るシナリオ。
① 雷 サー ジ及 び誘 導電 ・屋外設置のタンク類(軽油タンク，液化窒素貯槽)のうち，軽油タンクと屋内非常用ディーゼル
落雷※別途，詳細 流過 電 圧 に よ る 設 備 損 発電設備制御盤を融通するケーブルへの雷サージによる非常用ディーゼル発電設備機能喪失が
外部電源喪失と同時に発生し，全交流動力電源喪失に至るシナリオ。
評価
傷・建屋内外への雷による誘導電流の影響により，各種設備が機能喪失となり，その他過渡事象に至るシナリオ。なお，その他過渡事象については，内部事象レベル 1PRA 等にて考慮されてい
る。
①浸水
高潮
高 潮 に よ る 建 屋 や 機 津波の影響に包絡される。津波の事故シーケンスは，津波のレベル 1PRA に示すとおり。
器への浸水影響①浸水
波浪
波 浪 に よ る 建 屋 や 機 津波の影響に包絡される。津波の事故シーケンスは，津波のレベル 1PRA に示すとおり。
器への浸水影響①浸水
風津波
風 津 波 に よ る 建 屋 や 津波の影響に包絡される。津波の事故シーケンスは，津波のレベル 1PRA に示すとおり。
機器への浸水影響①浸水
津波以外の洪水としては，ダムの決壊や河川の氾濫等考えられるが，柏崎刈羽原子力発電所へ影発電所敷地の浸水に洪水
響を及ぼす範囲にダムや河川はない。したがって，本事象によるプラントへの影響はないことか
よ る 建屋 や機 器へ の影
ら，本事象から事故シーケンスの抽出に当たって考慮すべき起因事象の発生はないと判断。
響（津波を除く）

設備等の損傷・機能喪失モードの抽出No

自然現象

考えうる起因事象等

23

柏崎刈羽原子力発電所は海水を冷却源としていることから，河川等からの取水不可によるプラン
池・河川の河川等の水位低下に
水位低下 よ る 設備 等へ の影 響 な トへの影響はなく，本事象から事故シーケンスの抽出に当たって考慮すべき起因事象の発生はな
いと判断。

①－

24

25

別紙 1-29
26

し①－
柏崎刈羽原子力発電所は海水を冷却源としていることから，河川等からの取水不可によるプラン
河川の迂回
河 川 の 迂 回 に よ る 設 トへの影響はなく，本事象から事故シーケンスの抽出に当たって考慮すべき起因事象の発生はな
備等への影響なし
いと判断。
①－
柏崎刈羽原子力発電所は海水を冷却源としていることから，河川等からの取水不可によるプラン
干ばつに伴う河川等
干ばつ
トへの影響はなく，本事象から事故シーケンスの抽出に当たって考慮すべき起因事象の発生はな
か ら の取 水不 可に よる
いと判断。
設備等への影響なし
・原子炉建屋屋上が降下火砕物堆積荷重により崩落し，建屋最上階に設置している原子炉補機冷却水系のサージタンクが物理的に損傷，機能喪失し，最終ヒートシンク喪失に至るシナリオ。
・タービン建屋屋上が降下火砕物堆積荷重により崩落し，建屋最上階に設置しているタービン，①荷重（堆積）発電機に影響が及びタービントリップに至るシナリオ。また，循環水ポンプが機能喪失し，復建築物やタンク等上
水器真空度低からプラントスクラムに至るシナリオ。
部 へ の降 下火 砕物 の堆 ・コントロール建屋屋上が降下火砕物堆積荷重により崩落し，建屋最上階に設置している中央制積による天井崩落
御室内設備が損傷し，計測制御系機能喪失に至るシナリオ。
・軽油タンクが降下火砕物堆積荷重により天井崩落，破損に至り，以下⑤に示す外部電源喪失が発生している状況下においては，非常用ディーゼル発電設備（ディタンク）の燃料枯渇により，全交流動力電源喪失に至るシナリオ。
火山※別途，詳細 ②閉塞（取水）
海水中の降下火砕物が高濃度な場合に，熱交換器の伝熱管，海水ポンプ軸受の閉塞による異常磨評価
降下火砕物の取水口
耗や海水ストレーナの自動洗浄能力を上回ることによる閉塞により，海水系設備の機能喪失，最及 び 海水 系へ の取 込み
終ヒートシンク喪失に至るシナリオ。
による閉塞③閉塞及び摩耗
降下火砕物による換気 空 調系 及び 軽油 タン 非常用ディーゼル発電機室空調給気口又は軽油タンクの閉塞若しくは非常用ディーゼル発電設備
ク の 閉塞 並び に非 常用 燃料移送系ポンプの軸受摩耗により，非常用ディーゼル発電設備の機能喪失に至る場合においデ ィ ーゼ ル発 電設 備燃 て，以下⑤の外部電源喪失が発生している状況下では，全交流動力電源喪失に至るシナリオ。
料 移 送系 ポン プの 軸受
摩耗

No

27

別紙 1-30

28

29

30

31

自然現象

設備等の損傷・機能喪失モードの抽出考えうる起因事象等④腐食
腐食の進行は時間スケールの長い事象であり，発電所の運転に支障をきたす程度の短時間で事象
降下火砕物に付着しが進展することはなく，適切な運転管理や保守管理により対処可能と判断。よって，本事象からて い る腐 食成 分に よる
事故シーケンスの抽出に当たって考慮すべき起因事象の発生はないと判断。
化学的影響
⑤相間短絡
降 下 火 砕 物 の 送 電 網 降下火砕物が送電網の碍子や変圧器へ付着し，霧や降雨の水分を吸収することによって，相間短
又 は 変圧 器へ の付 着に 絡を起こし外部電源喪失に至るシナリオ。
よる相間短絡①荷重（衝突）・送電設備については，斜面に設置されているものもあり，地滑りにより送電設備が倒壊するこ地滑りに伴う土砂等とで，外部電源喪失に至るシナリオ。
地滑りの 建 屋・ 屋外 設備 への ・一方，周辺斜面と原子炉建屋等の基幹となる発電用原子炉施設は十分な離隔距離を有してお衝突り，プラントの安全性に影響が及ぶことはないと判断。
・港湾内については，海底に地滑りの発生しうる起伏がないため，発生可能性がない。
海水中の地滑 ①閉塞（取水）海 水 中 の 地 滑 り に 伴 ・港湾外の地滑りに伴い発生可能性のある津波については，津波事象として考慮。津波の事故シ
りう取水口閉塞ーケンスは，津波のレベル 1PRA に示すとおり。
①地盤安定性
地面隆起は，地震の随伴事象である。原子炉建屋等の基幹となる発電用原子炉施設は岩着や杭基
地面隆起（相 地 盤 の 隆 起 に 伴 う 建 礎で施工されており，地震時は一体となって震動することから，プラントの安全性に影響が及ぶ
対的な水位低 屋 や 屋外 設備 の傾 斜等 ような部分的な地面隆起は発生せず，本事象から事故シーケンスの抽出に当たって考慮すべき起下）
による損壊
因事象の発生はないと判断。
①地盤安定性
土壌の流出による荒土地の浸食， 廃 ， 地盤 沈下 に伴 う建 土地の浸食は，時間スケールの長い事象であり，発電所の運転に支障をきたす程度の短時間で事カルスト 屋 や 屋外 設備 の周 辺地 象が進展することはなく，適切な運転管理や保守管理により対処可能と判断。よって，本事象から事故シーケンスの抽出に当たって考慮すべき起因事象の発生はないと判断。
面 の 浸食 によ る設 備等の損壊
原子炉建屋等の基幹となる発電用原子炉施設は，岩着や杭基礎等の工法にて施工されており，土①地盤安定性の伸縮による影響を受けにくい。また，土の伸縮は，時間スケールの長い事象であり，発電所の屋・屋外設備の周土の伸縮 辺建運転に支障をきたす程度の短時間で事象が進展することはなく，適切な運転管理や保守管理によ
地 面の 変状 によ る設
り対処可能。
備等の損壊
よって，本事象から事故シーケンスの抽出に当たって考慮すべき起因事象の発生はないと判断。

No

自然現象

設備等の損傷・機能喪失モードの抽出考えうる起因事象等

別紙 1-31① 冷 却機 能低 下： 海水系
海岸浸食は，時間スケールの長い事象であり，発電所の運転に支障をきたす程度の短時間で事象
32
海岸浸食
海 岸 線 の 後 退 ， 海 底 が進展することはなく，適切な運転管理や保守管理により対処可能。本事象から事故シーケンス
勾 配 の変 化に よる 取水 の抽出に当たって考慮すべき起因事象の発生はないと判断。
設備性能への影響
土壌に地下水が浸透することにより，地滑りや建屋への浸水が考えられるが，地滑りについて①浸水
は，No.27「地滑り」にて考慮し，多量の地下水流入については，時間スケールの長い事象であ
地下水の建屋地下階
り，発電所の運転に支障をきたす程度の短時間で事象が進展することはなく，適切な運転管理やへの流入による設備等
地下水
保守管理により対処可能。本事象から事故シーケンスの抽出に当たって考慮すべき起因事象の発33 （多量，枯 の浸水生はないと判断。
渇）
地下水は活用しておらず，安全施設の機能が損なわれることはないと判断。したがって，本事象②－
によるプラントへの影響はなく，本事象から事故シーケンスの抽出に当たって考慮すべき起因事
地下水の枯渇象の発生はないと判断。
①地盤安定性
安全上重要な建屋や屋外設備は，岩着や杭基礎等の工法にて施工されており，発電所の運転に支建屋・屋外構築物の障をきたす程度の短時間で事象が進展することはなく，適切な運転管理や保守管理により対処可地下部（地下階，基礎能。本事象から事故シーケンスの抽出に当たって考慮すべき起因事象の発生はないと判断。
部）土壌浸食
34 地下水による浸食②浸水
基本的に設備等の機能に影響を及ぼすほどの地下水が建屋内へ流入する可能性は稀である。ま
建 屋 地 下 部 の 浸 食 に た，仮に浸食があっても，時間スケールの長い事象であり，発電所の運転に支障をきたす程度のよ る 建屋 内へ の地 下水 短時間で事象が進展することはなく，適切な運転管理や保守管理により対処可能。本事象から事の流入
故シーケンスの抽出に当たって考慮すべき起因事象の発生はないと判断。
森林火災が送電設備に延焼し，外部電源喪失に至るシナリオ。
発電所周辺監視区域の境界に沿って森林を伐採しており，構外から延焼する状況に対して一定の効果があると考えられること，敷地境界から出火した場合であっても，防火帯を設定しておりプ①熱影響
ラントまでの離隔距離が十分あること，防火帯内側への延焼を仮定した場合でも街路樹等が燃え
35
森林火災
輻射熱による建屋・ るだけで火災の規模は限定的なため，消火が可能であると考えられること，プラント近傍は非植屋外設備への熱影響
生であり，仮に危険物（軽油タンク）に延焼した場合であっても原子炉建屋外壁面が 200℃未満
であることを評価で確認していることから，原子炉建屋等の基幹となる発電用原子炉施設への影
響はなく，本事象から事故シーケンスの抽出に当たって考慮すべき起因事象の発生はないと判
断。

No

36

別紙 1-32
37

38

39

自然現象

設備等の損傷・機能喪失モードの抽出考えうる起因事象等② 外 気取 入機 器及 び人 ばい煙の換気空調系への取込みは，火山の影響に包絡される。（No.26 参照）
への影響
ばい煙を取り込むことによる人への影響については，発電所敷地内の林縁とプラント間に十分なば い 煙 等 に よ る 閉 塞 離隔距離があることから，影響はないと判断。ばい煙が中央制御室空調外気取入口まで達すると（ 空 調） 影響 およ び人 仮定した場合でも，再循環運転を行うことで影響を抑えられるため，本事象から事故シーケンスへの影響の抽出に当たって考慮すべき起因事象の発生はないと判断。
①閉塞（取水）海 生 生 物 （ く ら げ 大量発生したくらげ等の海生生物により，取水口が閉塞した場合に，原子炉補機冷却海水ポンプ
等 ） の襲 来に よる 取水 による取水ができなくなり，最終ヒートシンク喪失に至るシナリオ。
口閉塞
生物学的事象 ②個別設備の機能喪失
齧 歯 類 （ ネ ズ ミ 等 ） ネズミ等齧歯類によるケーブル類の損傷，電気機器接触による地絡等は，個別機器の不具合といに よ るケ ーブ ル類 の損 うランダム事象に整理される。このようなランダム事象は，内部事象レベル 1PRA 等にて，その他
傷 ， 電気 機器 接触 によ 過渡事象として考慮されている。
る地絡等①浸水
港湾内での潮位振動による取水への影響
津波の影響に包絡される。津波の事故シーケンスは，津波のレベル 1PRA に示すとおり。
（浸水影
静振② 冷 却機 能低 下： 海水 響の最も大きい津波の評価においては，数値シミュレーションを実施しており，その中で静振の影響も考慮されている。
）
系
港湾内での潮位振動による取水への影響
腐食は，発電所の運転に支障をきたす時間スケールで事象進展しないことから，安全施設の機能
塩 害に よる 屋外 構築
塩害，塩雲 ①が損なわれるおそれはなく，本事象から事故シーケンスの抽出に当たって考慮すべき起因事象の物・設備の腐食発生はないと判断。
①荷重（衝突）
隕石衝突に伴う建屋・屋外設備の損傷
安全施設の機能に影響が及ぶ規模の隕石等の衝突については，有意な発生頻度とはならない。
隕石，衛星の ②荷重（衝突）発 電 所 敷 地 へ の 隕 石 したがって，本事象から事故シーケンスの抽出に当たって考慮すべき起因事象の発生はないと判
落下
落下に伴う衝撃波断。
③浸水
隕石の発電所近海への落下に伴う津波

No

自然現象

設備等の損傷・機能喪失モードの抽出①誘導電流

考えうる起因事象等
磁気嵐により誘導電流が発生し，変圧器等の送電・変電設備の損傷により，外部電源喪失に至る

太 陽 フ レ ア の 地 磁 気 シナリオ。
40 太陽フレア，
磁気嵐
誘 導 電流 によ る変 圧器 ただし，磁気嵐の影響を受けるのは，こう長の長い送電線であり，非常用ディーゼル発電機及び

41

土石流

42

泥湧出

の損傷
非常用電源母線への影響はなく，プラントの安全性への影響はないと判断。
①荷重（衝突）敷地内に渓流がなく，土石流危険区域に指定されていないことから土石流が敷地内に到達するこ
土石流に よる建屋及 とはない。したがって，本事象から事故シーケンスの抽出に当たって考慮すべき起因事象の発生
び屋外機器への荷重 はないと判断。
①地盤安定性地 盤 の 脆 弱 化 に 伴 う 地震による液状化で損傷が想定される機器は，地震動による損傷も想定しており，地震の影響に
建 屋 や屋 外設 備の 傾斜 包絡される。地震の事故シーケンスは，地震時レベル 1PRA に示すとおり。
等による損壊別紙 1-33

＜各人為事象について考え得る起因事象の抽出＞
No

人為事象

設備等の損傷・機能喪失
モードの抽出①荷重（衝突）航空機が建屋等へ衝突

1

別紙 1-34

航空機落下
（偶発的）

考えうる起因事象等
偶発的な事故による発電用原子炉施設への落下については，設計上の考慮の要否を「実用発電用原子炉施設への航空機落下確率に対する評価基準について」（総合資源エネルギ
ー調査会 原子力安全・保安部会 原子炉安全小委員会，平成 14 年 7 月 22 日，平成 21
年 6 月 30 日一部改正）に従い落下確率を求めて判断している。
その結果，落下確率は約 3.4×10－8（回／炉・年）となり，設計上の考慮が必要な 1.0×
10－7（回／炉・年）を下回っていることから，発電用原子炉施設への落下の可能性は十分低く，本事象から事故シーケンスの抽出に当たって考慮すべき起因事象はないと判断。

発電用原子炉施設から一定の距離離れた場所（落下確率が 1.0×10－7（回／炉・年）と②熱影響なる位置）に大型航空機が落下した場合であっても，原子炉建屋外壁や屋外設備の温度
輻射熱による建屋・屋外 上昇が許容値以下であることを確認済みである。なお，ここで評価の前提となる航空機
設備への熱影響の大きさは発電所周辺における航空機の航行状況により決めていることから，想定を超える大きさの航空機が偶発的に落下することは考えにくい。

ダムの崩壊

3

火災・爆発

添付資料 1-2

2①浸水
ダムの崩壊に伴う洪水に 発電所周辺にダムの崩壊により洪水となる河川はないため，本事象から事故シーケンス
よる建屋や機器への浸水影 の抽出に当たって考慮すべき起因事象はないと判断。
響
非常用ディーゼル発電設備の軽油タンクで火災が発生した場合であっても原子炉建屋の①熱影響，爆風圧
温度が許容値以上に上昇しないことを確認。
発電所内に保管されてい 非常用ディーゼル発電設備の軽油タンク全数が焼損した場合は，ディタンクの枯渇による危険物の火災や爆発によ り非常用ディーゼル発電設備が機能喪失に至るが，外部電源と同時に機能喪失することる影響はないため，本事象から事故シーケンスの抽出に当たって考慮すべき起因事象はないと判断。

枠囲みの内容は核物質防護上の機密事項に属しますので公開できません。
No

別紙 1-35

人為事象

設備等の損傷・機能喪失モードの抽出

4

有毒ガス

発電所周辺には有毒ガスの発生源となる危険物を貯蔵している石油コンビナ①中央制御室居住性の低下
ートはない。発電所構内で貯蔵している物質（塩素，窒素）が漏えいした場
有毒ガスが中央制御室内に取り込まれる 合であっても，中央制御室の空調系を再循環モード運転へ移行することによことによる運転操作への影響
り，有毒ガスの影響を遮断できるため，本事象から事故シーケンスの抽出に当たって考慮すべき起因事象はないと判断。

5

船舶の衝
突

6

電磁的障
害

7

パイプラ
イン事故

パイプラインは道路下に埋設されており，埋設深度も法令で定められてい①熱影響，爆風圧る。また，緊急時にはガスの遮断が行われるため，爆発が発生したとしてもパイプラインの損傷・破裂による火災，
外部に対する影響は限定的である。仮に飛来物が発電所へ届く場合があった
爆風としても，事象影響としては竜巻の影響に包絡される。

8

第三者の
不法な
接近

①－
発電用原子炉施設内への侵入だけでは起因事象の発生はない。（原子炉施設
発電用原子炉施設内に悪意を持った第三への影響は No.10 妨害破壊行為（内部脅威含）に包絡。
）
者が侵入

9

航空機衝
突（意図
的）

①冷却機能低下：海水系
漂流船舶が取水設備を損傷させることによる冷却機能への影響①電磁波によるノイズ
電磁波を放出する機器による計測制御系へのノイズ発生で安全機能の誤動作，誤不動作①荷重（衝突）航空機が建屋等へ衝突②熱影響
輻射熱による建屋・屋外設備への熱影響

考えうる起因事象等

漂流船舶が発電所港湾内に侵入した場合であっても，カーテンウォールにより直接取水設備を損傷させることはないが，仮にさらに内部へ侵入し，取水設備を損傷させた場合は，最終ヒートシンクが喪失に至るシナリオとなる。
中央制御室や現場にある操作盤については，電波障害試験により耐性を確認
しているが，想定を上回る影響が生じた場合は，計測制御系への外乱が想定される。事象影響としては落雷の影響に包絡される。

枠囲みの内容は核物質防護上の機密事項に属しますので公開できません。

別紙 1-36

No

人為事象

設備等の損傷・機能喪失モードの抽出

10

妨害破壊
行為
（内部脅
威含）

①衝撃力
爆発物等による衝撃力

11

サイバー
テロ

12

産業施設
の事故

13

輸送事故

14

サイト内
外での
掘削

15

内部溢水

②中央制御室の占拠等
悪意操作，サボタージュ

考えうる起因事象等
安全機能を有する複数機器の破壊，無力化，悪意操作による外乱の発生が想定される。事象影響としては，内部事象レベル 1PRA に包絡される。

外部回線と制御システムは接続されていないため，制御機能がハッキングさ①制御システムのハッキングれることはない。仮に発電所内部への侵入等により，直接制御システムがハ制御システムのハッキングによる悪意操ッキングされた場合は悪意操作等による影響が考えられるが，事象影響とし作ては，内部事象レベル 1PRA に包絡される。
①熱影響，爆風圧
発電所敷地周辺に石油コンビナート施設はないため，本事象から事故シーケ
発電所外の産業施設の事故による火災，
ンスの抽出に当たって考慮すべき起因事象はないと判断。
爆発①熱影響，爆風圧
危険物輸送車両や船舶にて火災，爆発が発生した場合でも危険限界距離以上
危険物輸送車両や船舶の発電所敷地周辺 離れている。爆風により飛来物を想定した場合であっても竜巻の影響に包絡における事故による火災，爆風される。
地面の掘削工事を行う場合は，埋設物の管理図面により事前調査を行い，あらかじめ埋設物の位置を確認する。仮に埋設物を損傷させた場合の影響とし①物理的損傷て，埋設ケーブル切断による外部電源喪失に至るシナリオとなる。
発電所内外において地面の掘削工事を行
また，発電所内外の送電鉄塔を掘削工事により倒壊させた場合も外部電源喪い，設備の一部を損傷失に至るシナリオとなる。
いずれも事象影響としては，内部事象レベル 1PRA に包絡される。
①浸水
第 1 表のとおり。
発電用原子炉施設内の配管等の破損によ （外部電源喪失，非隔離事象，隔離事象，全給水喪失，原子炉緊急停止系誤る保有水の漏えいの影響
動作，原子炉補機冷却水系故障，手動停止）

No

人為事象

設備等の損傷・機能喪失モードの抽出

16

タービン
ミサイル

①荷重（衝突）タービンの一部が飛来物となって衝突①荷重（落下）輸送中の燃料集合体の落下による破損

別紙 1-3717

重量物輸
送②荷重（衝突）重量物輸送車両やクレーン等の重機の転倒による屋外設備の損壊

18

化学物質
の放出に
よる水質
悪化

①冷却機能低下：海水系
発電所内で保管されている化学物質が港湾内へ放出され，又は船舶事故により化学物質が流出し，海水系の冷却機能へ
影響

19

油流出

①冷却機能低下：海水系
船舶等から流出した油が海水系の冷却機能へ影響考えうる起因事象等「実用発電用原子炉及びその附属施設の位置，構造及び設備の基準に関する規則」第十二条（安全施設）5 の要求に従い，飛散物としてタービンミサイ
ルの評価を行っている。
「タービンミサイル評価について」（昭和 52 年 7 月
20 日原子力委員会原子炉安全専門審査会）に基づき評価した結果，基準である 10－7／年を下回っているため，発生の可能性は十分低く，本事象から
事故シーケンスの抽出に当たって考慮すべき起因事象はないと判断。
燃料取替機は燃料取替作業中の燃料集合体落下防止対策（フェイル・セイフ
設計等）がとられているため，燃料集合体の落下事故の発生確率は非常に低く，さらにその発生を仮定した場合でも破損した燃料からの放射性物質の放出量は僅かであり，外部への影響は小さいことが評価されている。したがって，本事象から事故シーケンスの抽出に当たって考慮すべき起因事象はないと判断。
作業に重機を使用する場合は，転倒防止対策を行うため発生することは考えにくいが，仮に重機が転倒した場合は変圧器や軽油タンクの損壊が想定される。これにより，外部電源喪失とディタンク枯渇による非常用ディーゼル発電設備の機能喪失により全交流動力電源喪失に至るシナリオが考えられるが，重機転倒による損傷範囲は重機の大きさに限定されるため，起因事象として考慮する必要はないと判断。（考慮した場合であっても追加の起因事象ではない。
）
発電所内で保管している化学物質については，堰の設置や建屋内保管により漏えい拡大防止対策をしており，港湾内への流出は考えにくい。船舶事故にて流出する可能性は否定できないが，海水系に取水される段階では十分希釈されていると想定できる。したがって，本事象による影響を考慮する必要はないと考えるが，仮に影響が生じた場合は最終ヒートシンク喪失に至るシナリオとなる。
海水の取水については，カーテンウォールを設置して深層取水を行っており，油が直接海水系に流入することは考えにくいが，仮に影響が生じた場合
は最終ヒートシンク喪失に至るシナリオとなる。

添付資料2-1

設計基準を超える積雪事象に対する事故シーケンス抽出

1. 起因事象の特定(1)構築物，系統及び機器（以下，設備等）の損傷・機能喪失モードの抽出
積雪事象により設備等に発生する可能性のある影響について，国外の評価事例や国内で発生したトラブル事例も参照し，以下のとおり，損傷・機能喪失モードを抽出した。
①建屋天井や屋外設備に対する荷重②送電変電設備の屋外設備への着氷③空調給気口の閉塞④積雪によるアクセス性や作業性の悪化(2)評価対象設備の選定(1)項で抽出した各損傷・機能喪失モードに対し，影響を受ける可能性のある設備等のうち，プラントの運転継続や安全性影響を及ぼす可能性のある設備等を評価対象設備として選定する。
具体的には，以下に示す建屋及び屋外設置（屋外に面した設備含む）の設備等を評価対象設備として選定した。
＜建屋＞
・原子炉建屋・コントロール建屋
・タービン建屋
・廃棄物処理建屋
別紙 1-38

＜屋外設備＞
・送変電設備・軽油タンク及び非常用ディーゼル発電設備燃料移送系（以下，軽油タンク等）
・中央制御室換気空調設備
・非常用ディーゼル発電機非常用給気設備（6 号炉），非常用電気品区
域空調設備（7 号炉）（以下，D/G 室空調）

(3)起因事象になり得るシナリオの選定(1)項で抽出した各損傷・機能喪失モードごとに，(2)項で選定した評価
対象設備への影響を検討の上，発生可能性のあるシナリオを選定した。
①建屋天井や屋外設備に対する荷重
建屋及び屋外設備に対する積雪荷重により発生可能性のあるシナリオは以下のとおり。
＜建屋＞○原子炉建屋
原子炉建屋屋上が積雪荷重により崩落した場合に，建屋最上階に設置している原子炉補機冷却水系のサージタンクが物理的に機能喪失することで，原子炉補機冷却水系が喪失し，最終ヒートシンク喪失に至るシナリオ。また，積雪（雪融け水含む）の影響により，ディーゼル発電設備及び非常用電源盤が機能喪失し，全交流動力電源喪失に至るシナリオ。
○タービン建屋
タービン建屋屋上が積雪荷重により崩落した場合に，タービ
ンや発電機に影響が及び，タービントリップに至るシナリオ。
別紙 1-39

また，タービン建屋熱交換器エリア屋上が積雪荷重により崩落した場合に，積雪（雪融け水含む）の影響により原子炉補器
冷却系及び同海水系が機能喪失し，最終ヒートシンク喪失に至るシナリオ。また，循環水ポンプが機能喪失し，復水器真空度
低からプラントスクラムに至るシナリオ。
○コントロール建屋
コントロール建屋屋上が積雪荷重により崩落した場合に，建屋最上階に設置している中央制御室が物理的又は積雪（雪融け
水含む）の影響により機能喪失し，計測制御系機能喪失に至るシナリオ。その後，中央制御室の下階に位置している直流電源
設備へ内部溢水が伝播し機能喪失に至るシナリオ。
○廃棄物処理建屋
廃棄物処理建屋屋上が積雪荷重により崩落した場合に，冷却材再循環ポンプ M/G セットや換気空調補機常用冷却水系が積雪（雪融け水含む）の影響により機能喪失し，プラントスクラムに至るシナリオ。

＜屋外設備＞○軽油タンク等
軽油タンク天井が積雪荷重により崩落した場合には，軽油タ
ンク機能喪失に至る可能性があり，以下②に示す外部電源喪失が発生している状況下においては，非常用ディーゼル発電設備（ディタンク）の燃料枯渇により，全交流動力電源喪失に至るシナリオ。

別紙 1-40

② 送変電設備の屋外設備への着氷送電線や碍子へ雪が着氷（着氷雪）することによって，相間短絡を起こし外部電源が喪失するシナリオ。

③ 空調給気口の閉塞
中央制御室換気空調及び D/G 室空調給気口閉塞により各空調設備が機能喪失に至る。（ただし，中央制御室換気空調については，外気遮断による再循環運転が可能な設計となっているため，考慮すべきシナリオとしては抽出不要とする。）
仮に D/G 室空調給気口の閉塞により，非常用ディーゼル発電設備が機能喪失に至るような場合において，上記②の外部電源喪失の同時発生を想定した場合，全交流動力電源喪失に至る。

④ 積雪によるアクセス性や作業性の悪化
積雪により屋外現場へのアクセス性や屋外での作業性に影響を及ぼす可能性があるものの，設計基準事故対処設備のみで対応可能なシナリオであれば基本的に屋外での現場対応はなく，仮にアクセス
性や屋外の作業性へ影響が及んだ場合であっても構内の道路又はア
クセスルートについては，除雪を行うことから問題はない。
そのため上記①～③の影響評価の結果として，可搬型代替交流電
源設備の接続といった屋外での作業が必要になるケースが確認された場合に，別途，詳細検討するものとする。

(4)起因事象の特定(3)項で選定した各シナリオについて，想定を超える積雪事象に対して別紙 1-41

の裕度評価（起因事象発生可能性評価）を実施し，事故シーケンスグループ抽出に当たって考慮すべき起因事象の特定を行った。
① 建屋天井や屋外設備に対する荷重により発生可能性のあるシナリオ
積雪荷重が各建屋天井の許容荷重を上回った場合には，(3)項で選定した各シナリオが発生する可能性はあるものの，最終ヒートシン
ク喪失，タービントリップ及びプラントスクラムについては，運転時の内部事象レベル 1PRA でも考慮していること，計測制御系機能喪失については，地震，津波のレベル 1PRA でも考慮していることから追加のシナリオではない。軽油タンクについても，天井の許容荷重を上回る積雪荷重によって破損に至る可能性はあるものの，外部電源喪失との重畳による全交流動力電源喪失は，運転時の内部事象や地震，津波のレベル 1PRA でも考慮しているものであり，追加のシナリオではない。
なお，各建屋や軽油タンクの天井が崩落するような積雪事象は，
年超過確率評価上，10-7/年より小さい事象であること（第 1 表参照），
積雪事象の進展速度の遅さを踏まえると除雪管理が可能であることから，発生可能性は非常に稀であり，有意な頻度又は影響のある事
故シーケンスの要因とはなりえないと考えられるため，考慮すべき起因事象としては選定不要であると判断した。

別紙 1-42

第 1 表 各建屋・タンクの積雪荷重と年超過確率の比較
建屋・タンク
原子炉建屋

タービン建屋

積雪荷重

年超過確率

結果

6 号炉 408cm

306cm：10-7/年未満

積雪荷重を超7 号炉 408cm

10-4/年：135.9cm

えるまでに大6 号炉 340cm

10-7/年：213.3cm

きな裕度があ7 号炉 340cm
コントロール建屋

714cm

廃棄物処理建屋

306cm

軽油タンク

る

6 号炉 442cm
7 号炉 442cm② 送変電設備の屋外設備への着氷
着氷に対して設計上の配慮はなされているものの，設計基準を超える積雪事象に対して発生を否定できないため，送変電設備の損傷に伴う外部電源喪失については考慮すべき起因事象として選定する。

③ 空調給気口の閉塞
仮に D/G 室空調給気口閉塞により非常用ディーゼル発電設備が機能喪失に至り，かつ同時に外部電源喪失に至ることを想定した場合，全交流動力電源喪失に至ることとなるが，全交流動力電源喪失については，運転時の内部事象，地震及び津波レベル 1PRA でも考慮しており，追加のシナリオではない。
なお，基本的には除雪管理が可能であるが，D/G 室空調給気口が閉塞に至る積雪深さは，年超過確率評価上，10-7/年より小さくなること，積雪の給気口への付着・堆積についても除雪管理が可能である
別紙 1-43

ことから，積雪事象による給気口閉塞事象の発生可能性は非常に稀であり，有意な頻度又は影響のある事故シーケンスの要因とはなりえないと考えられるため，考慮すべき起因事象としては選定不要であると判断した。（第 2 表に D/G 室空調給気口高さを示す。）

別紙 1-44

第 2 表 各空調給排気口の高さと年超過確率の比較
空調給排気口D/G 室空調(A)
給気口
D/G 室空調(A)排気口
D/G 室空調(B)
給気口
D/G 室空調(B)排気口
D/G 室空調(C)
給気口
D/G 室空調(C)
排気口

設置高さ

年超過確率

6 号炉：11.7 m
7 号炉：11.5 m
7.8 m

結果
設置高さを

7.8 m：10-7/年未満

超えるまで
に大きな裕

6 号炉：11.7 m
7 号炉：11.5 m
7.8 m

10-4/年：135.9cm

6 号炉：11.7 m
7 号炉：11.5 m

10-7/年：213.3cm

度がある

7.8 m

2. 事故シーケンスの特定
1．(3)項にて起因事象となり得るシナリオを以下のとおり選定した。
○原子炉建屋の天井が崩落した場合に，原子炉補機冷却水系が機能喪失し，最終ヒートシンク喪失に至るシナリオ。また，非常用ディーゼル発電設備及び非常用電源盤が機能喪失し，全交流動力電源喪失に至るシナリオ。
○タービン建屋の天井が崩落した場合にタービンや発電機に影響が及び
タービントリップに至るシナリオ。また，原子炉補機冷却水系及び同海水系が機能喪失し，最終ヒートシンク喪失に至るシナリオ。また，
循環水ポンプが機能喪失し，復水器真空度低からプラントスクラムに至るシナリオ。
○コントロール建屋の天井が崩落した場合に，建屋最上階に設置している中央制御室が物理的又は積雪（雪融け水含む）の影響により機能喪失し，計測制御系機能喪失に至るシナリオ。さらには中央制御室の下別紙 1-45

階に位置している直流電源設備が内部溢水により機能喪失に至るシナリオ。
○廃棄物処理建屋の天井が崩落した場合に，RIP M/Gセットや換気空調補機常用冷却水系が積雪（雪融け水含む）の影響により機能喪失し，プ
ラントスクラムに至るシナリオ。
○軽油タンクの天井が崩落した場合で，かつ外部電源喪失が発生している状況下において，非常用ディーゼル発電設備（ディタンク）の燃料枯渇により，全交流動力電源喪失に至るシナリオ。
○送電線や碍子へ雪が着氷することによって，相間短絡を起こし外部電源が喪失するシナリオ。
○D/G室空調給気口閉塞により非常用ディーゼル発電設備が機能喪失，かつ外部電源喪失の同時発生により全交流動力電源喪失に至るシナリ
オ。
上記シナリオについては，いずれも運転時の内部事象，地震及び津波レ
ベル1PRAにて考慮しているものであり，追加すべき新たなものはない。

また，1.(4)項での起因事象の特定結果のとおり，上記シナリオのうち，建屋又は軽油タンクの天井崩落やD/G室空調給気口閉塞については，事象の発生頻度が第1表及び第2表に示したように非常に小さいこと，除雪管理により発生を防止可能なことから，発生自体が非常に稀な事象であり，事故
シーケンス抽出に当たって考慮すべき起因事象として選定不要であると判断した。
よって，事故シーケンス抽出に当たって考慮すべき起因事象は，外部電源喪失のみとなるが，各建屋及び軽油タンク等の健全性が確保される限り，非常用交流電源等の必要な影響緩和設備の機能維持が図られるため，
別紙 1-46

事故シーケンスに至ることはない。
したがって，積雪事象を要因として発生しうる有意な頻度又は影響のある事故シーケンスは生じないと判断した。

以

別紙 1-47

上添付資料2-2

設計基準を超える低温（凍結）事象に対する事故シーケンス抽出

1. 起因事象の特定(1)構築物，系統及び機器（以下，設備等）の損傷・機能喪失モードの抽出
柏崎刈羽原子力発電所の立地環境，国外の評価事例や国内で発生したトラブル事例等から低温に対する発電所への影響を調査し，その結果，
以下のとおり機能喪失モードを抽出した。
①屋外タンク及び配管内流体の凍結②ヒートシンク（海水）の凍結③着氷による送電線の相間短絡(2)評価対象設備の選定(1)項で抽出した損傷・機能喪失モードに対し，影響を受ける可能性のある設備等のうち，プラントの運転継続や安全性に影響を及ぼす可能性のある設備等を評価対象設備として選定する。
具体的には，以下に示す屋外設置の設備等を評価対象設備として選定した。
（屋外設備）
・軽油タンク及び非常用ディーゼル発電設備燃料移送系（以下，軽油タンク等）
・取水設備（海水）・送変電設備別紙 1-48

(3)起因事象になり得るシナリオの選定(1)項で抽出した各損傷・機能喪失モードに対して，(2)項で選定した評価対象設備への影響を検討の上，発生可能性のあるシナリオを選定した。

①屋外タンク及び配管内流体の凍結
低温によって軽油タンク等内の軽油が凍結するとともに，以下③に示す外部電源喪失が発生している状況下においては，非常用ディーゼル発電設備（ディタンク）の燃料枯渇により，全交流動力電源喪失に至る。

②ヒートシンク（海水）の凍結
低温によって柏崎刈羽原子力発電所周辺の海水が凍結することは起こり得ないと考えられるため，この損傷・機能喪失モードは考慮しない。

③着氷による送電線の相間短絡
送電線や碍子へ雪が着氷（着氷雪）することによって，相間短絡を起こし外部電源が喪失するシナリオ。

(4)起因事象の特定(3)項で選定した各シナリオについて，想定を超える低温事象に対しての裕度評価（起因事象発生可能性評価）を実施し，事故シーケンスグループ抽出に当たって考慮すべき起因事象の特定を行った。

別紙 1-49

① 屋外タンク及び配管内流体の凍結
低温に対して設計上の配慮はなされているものの，設計基準を超える低温事象に対しては発生を否定できないため，軽油タンク等内の軽油の凍結を想定した場合，外部電源喪失の同時発生時においては，非常用ディーゼル発電設備（ディタンク）の燃料枯渇により全交流動力電源喪失に至るシナリオは考えられる。
ただし，軽油タンク等内の軽油は，流動点の低い特3号軽油への交換を実施しており，年超過確率10-7/年に対する温度の－16.0℃では凍結しないことから，起因事象としての発生頻度は十分に低い。

②ヒートシンク（海水）の凍結
上述のとおり，この損傷・機能喪失モードは考慮しないため，想定するシナリオはない。

③送変電設備の屋外設備への着氷
着氷に対して設計上の配慮はなされているものの，設計基準を超える低温事象に対しては発生を否定できないため，送変電設備の損傷に伴う外部電源喪失については考慮すべきシナリオとして選定する。

2. 事故シーケンスの特定
1．にて設計基準を超える低温事象に対し発生可能性のある起因事象として全交流動力電源喪失と外部電源喪失を選定したが，いずれも運転時の内部事象や地震，津波レベル1PRAにて考慮していることから，追加すべき新しい事故シーケンスではない。
別紙 1-50

また，上述のとおり，軽油タンク等内の軽油が凍結に至る低温事象は，年超過確率評価上，約10-7/年未満と非常に稀な事象であることから，低温
事象を要因とする全交流動力電源喪失についての詳細評価は不要と考えられる。
よって，事故シーケンス抽出に当たって考慮すべき起因事象は，外部電源喪失のみとなるが，軽油タンク等内の軽油が凍結する可能性の小ささを踏まえると，有意な頻度又は影響のある事故シーケンスは生じないと判断した。

以上

別紙 1-51

添付資料2-3

設計基準を超える落雷事象に対する事故シーケンス抽出

1. 起因事象の特定(1)構築物，系統及び機器（以下，設備等）の損傷・機能喪失モードの抽出
落雷事象により設備等に発生する可能性のある影響について，国外の評価事例，国内で発生したトラブル事例も参照し，以下のとおり，損傷・機能喪失モードを抽出した。

① 落雷により屋外及び屋内計測制御設備に発生するノイズ② 落雷により屋外設備に発生する雷サージ③ 落雷により屋外及び屋内設備に発生する誘導電位(2)評価対象設備の選定(1)項で抽出した損傷・機能喪失モードに対し，影響を受ける可能性のある設備のうち，プラントの運転継続や安全性に影響を及ぼす可能性のある設備等を評価対象設備として選定する。
ただし，落雷については，建屋内外を含め全ての設備等に影響が及ぶ
可能性が考えられるため，具体的な設備の特定は実施せず，次項の起因事象になり得るシナリオの選定に当たっては，影響範囲が同様である地
震 PRA の評価を参照し行うこととする。

(3)起因事象になり得るシナリオの選定(1)項で抽出した損傷・機能喪失モードに対し，(2)項で選定した評価
別紙 1-52

対象設備への影響を検討の上，発生可能性のあるシナリオを選定した。
シナリオの作成に関しては，「原子力発電所の地震を起因とした確率論的安全評価に関する実施基準：2007」（(社)日本原子力学会）及び柏崎刈羽原子力発電所 7 号炉に対する地震 PRA の起因事象選定の考え方か
ら，落雷での発生可能性のある起因事象となり得るシナリオについて検討した。
ただし，落雷の影響として構造損傷は発生しないことから，地震 PRA にて考慮している起因事象のうち，原子炉格納容器及び圧力容器の破損，LOCA 事象といった建屋・構造物の破損については除外した。
また，設計基準を上回る落雷では，ノイズにより計測制御設備が誤動
作しスクラムする可能性がある。また，雷サージや誘導電位によりプラントが影響を受けた場合，その異常（タービントリップ等）を検知しスクラムすることから，プラントスクラム後を想定した。
落雷については単発雷を想定すると，複数の系統に期待できる設備については区分分離が実施されているので，機能喪失することはない。したがって，想定を超える落雷の複数発生により生じるシナリオを想定した。

① 落雷により屋内外計測制御設備に発生するノイズ
計測制御設備誤動作によりプラントスクラムに至るシナリオ。

② 落雷により屋外設備に発生する雷サージ
屋外設備（送電線や送電鉄塔，変圧器，屋外設置タンク）への落雷により，当該設備の機能喪失に至るシナリオ。また，外部とのケーブルを融通している建屋内の制御盤・電源盤が機能喪失に至るシ
別紙 1-53

ナリオ。

③ 落雷により屋外及び屋内設備に発生する誘導電位
屋外及び屋内設備に発生する誘導電位により，建屋内設備が機能喪失するシナリオ。

(4)起因事象の特定(3)項で選定した各シナリオについて，想定を上回る落雷（雷撃電流値）
に対する裕度評価（起因事象発生可能性評価）を実施し，事故シーケン
スグループ抽出に当たって考慮すべき起因事象の特定を行った。
① 落雷により計測制御設備に発生するノイズ
当該事象の発生時には，計測制御設備誤動作によりプラントスク
ラムに至る可能性はあるが，ノイズの影響は計測制御設備に限定され，仮に誤動作に至る場合でもプラントはスクラムし，以降の事象進展については内部事象 PRA における過渡事象に含まれるため，起因事象としてはその他過渡事象として整理する。スクラム以外の誤動
作（ポンプの誤起動等）については，設備の機能喪失には至らず，かつ復旧についても容易であることから，起因事象としては抽出しない。

② 落雷により屋外設備に発生する雷サージ
屋外変圧器に過度な電流が発生した場合，機器には雷サージの影
響を緩和するため保安器が設置されているが，設計を超える落雷が発生した場合，外部電源喪失に至る可能性がある。さらに，屋外設
置のタンク類(軽油タンク，液化窒素貯槽)のうち，軽油タンクと屋
別紙 1-54内非常用ディーゼル発電設備制御盤を融通するケーブルへの雷サー
ジによる非常用ディーゼル発電設備機能喪失に至る場合，全交流動
力電源喪失となることから起因事象として抽出した。また，シナリ
オとして抽出されない各個別機器の機能喪失についてはその他過渡事象として考慮した。

③ 落雷により屋外及び屋内設備に発生する誘導電位
落雷による屋外及び屋内設備へ発生する誘導電位については，その影響が広範囲にわたるため，地震 PRA にて選定される起因事象のうち，建屋・構造物の損傷を除外した起因事象として下記を抽出した。
ただし，スクラム後の状態を想定していることから，原子炉停止機
能喪失については対象外とし，下記に含まれない事象についてはその他過渡事象とした。柏崎刈羽原子力発電所 7 号炉に対する地震 PRAでの起因事象選定のフローを参考に落雷により発生し得る起因事象選定を実施した。（第 1 図参照）

・外部電源喪失・全交流動力電源喪失
・原子炉補機冷却水系喪失
・直流電源喪失
・計測・制御系喪失に伴う制御不能
・その他過渡事象

上記起因事象のうち，安全上重要な設備の損傷を要因とするもの
について，設計基準雷撃電流値 200kA を超える雷撃電流値に対する裕別紙 1-55

度（起因事象発生可能性）を評価した。
評価は，過去に実施した雷インパルス試験結果をもとに，雷撃電流により発生する誘導電位が各設備の絶縁耐力値を上回る雷撃電流値を評価し，その雷撃電流値の発生可能性について評価を実施した。
具体的には，印加電流とそれにより発生する誘導電位は比例関係にあることが知られていることから，過去の雷インパルス試験結果か
ら印加電流（雷撃電流）に応じて発生する誘導電位を推定し，各設備の絶縁耐力値（計装設備：雷インパルス試験絶縁耐力値 1000V，制
御設備：雷インパルス試験絶縁耐力値 2000V）との比較により機能喪失判断を実施した。6 号炉の場合，耐力値の低い計装設備で印加電流に対し発生し得る最大の誘導電圧は 200kA 換算で 709.3V であるが（第 1 表参照），この関係から絶縁耐力値 1000V に達する雷撃電流値
は 282kA（発生頻度は 8.7×10-6 件／年）で設備損傷と判断する。7 号
炉の場合，第 2 表より耐力値の低い計装設備で絶縁耐力値 1000V に達する雷撃電流値は 789kA（発生頻度 3.1×10-8 件／年）となる。したがって，安全上重要な設備が損傷に至る雷撃が発生する可能性は非常に小さく，かつ起因事象の発生には複数区分の設備が損傷することが必要となるため，落雷を要因とする上記起因事象の発生は極低頻度事象であるため考慮不要とした。

別紙 1-56

第 1 表 雷インパルス試験結果によるケーブルへの誘導電圧(6 号炉)
誘導電圧

発点－ 着点

原子炉建屋(FMCRD)－
コントロール建屋
原子炉建屋(4F 東側)－
タービン建屋
原子炉建屋(B1F)－
タービン建屋
原子炉建屋 2F － B3F
原子炉建屋(FMCRD)－
コントロール建屋

ケーブル
種類

誘導電圧測定値(V)（（ ）内は印加電流(A)）

200kA 換算値(V)

発点側

着点側

発点側

着点側

計装

0.6(900)

1.06(888)

133.3

238.7

計装

3.22(908)

0.012(884)

709.3

2.7

制御

0.84(900)

0.042(900)

186.7

9.3

計装

0.1(888)0.24(896)

22.5

53.6

制御

4.24(872)

5.0(904)

972.5

1106.2

第 2 表 雷インパルス試験結果によるケーブルへの誘導電圧(7 号炉)
誘導電圧

発点－ 着点

原子炉建屋(FMCRD)－
コントロール建屋
原子炉建屋(4F 東側)－
タービン建屋
原子炉建屋(B1F)－
タービン建屋
原子炉建屋 2F － B3F
原子炉建屋(FMCRD)－
コントロール建屋

ケーブル
種類

誘導電圧測定値(V)（（ ）内は印加電流(A)）

200kA 換算値(V)

発点側

着点側

発点側

着点側

計装

1.1(868)

0.34(872)

253.5

78.0

計装

5.04(876)0.32(868)

1150.7 ※73.7

制御1.04(904)

1.4(868)

230.1

322.6

計装

0.12(864)

0.66(872)

27.8

151.4

制御

4.32(872)

2.8(852)

990.8

657.3

※柏崎刈羽原子力発電所 7 号炉の場合，原子炉建屋(4F 東側)－ タービン建屋間で最大約 1150V/200kA の誘導電位が発生するが，当該区間を融通しているのは｢R/A 外気差圧発信器｣のみであり，差圧発信器にはアレスタ（雷インパルス試験耐電圧値：15kV）が内蔵されており，機器に影響を及ぼすことはない。

別紙 1-57

落雷による建屋・構築物，
大型静的機器の損傷による
分類例

落雷による安全機能へ重大（広範）な影響を及ぼす機器等の損傷による分類例

Yes

落雷による起因事象

その他過渡事象

スクラム成功別紙 1-58

Yes

No

ATWS(落雷発生及びタービントリ
ップ等の随伴事象により自動ス
クラムするため，ATWS は考慮せ
ず)

サポート系
等健全
落雷
No
Yes
建屋・構築物，大型静的機器等健全No・外部電源喪失・全交流動力電源喪失
・原子炉補機冷却水系喪失
・直流電源喪失
・計測・制御系喪失に伴う制御不能

地震 PRA で考慮している以下の事象について落雷事象では発生しないため考慮せず。
・原子炉建屋損傷
・原子炉格納容器損傷
・原子炉圧力容器損傷
・LOCA

第 1 図 発電用原子炉の燃料の重大な損傷に至る起因事象選定フロー（落雷）２. 事故シーケンスの特定
1．にて設計基準を超える落雷事象に対し発生可能性のあるシナリオ及び起因事象として以下のとおり抽出した。
○落雷により計測制御機器に発生するノイズの影響により，プラントス
クラムに至るシナリオ○屋外設備への雷サージの影響により，外部電源喪失，全交流動力電源
喪失及びその他過渡事象に至るシナリオ○建屋内外への雷による誘導電流の影響により，各種設備が機能喪失に至るシナリオ

上記のシナリオにおける起因事象については，内部事象，地震及び津波
レベル1PRAにて考慮しており，落雷により追加するべき事故シーケンスはないと判断した。
また，上記シナリオの発生頻度は，1.(4)に示したとおり極低頻度である
こと，又は発生した場合であっても緩和設備に期待できることから，有意な頻度又は影響をもたらす事故シーケンスには至らないものと判断した。

以上

別紙 1-59

添付資料2-4

設計基準を超える火山事象に対する事故シーケンス抽出

1. 起因事象の特定(1)構築物，系統及び機器（以下，設備等という。）の損傷・機能喪失モードの抽出
火山事象のうち，火砕流や火山弾といった原子力発電所の火山影響評
価ガイド（制定 平成 25 年 6 月 19 日 原規技発第 13061910 号 原子力規制委員会決定）（以下，「影響評価ガイド」という。）において設計対応不可とされている事象については，影響評価ガイドに基づく立地評価にて原子力発電所の運用期間中に影響を及ぼす可能性がないと判断されている。よって，個々の火山事象への設計対応及び運転対応の妥当性について評価を行うため抽出した降下火砕物を対象に原子力発電所への影
響を検討するものとする。
降下火砕物により設備等に発生する可能性のある影響について，影響評価ガイドも参照し，以下のとおり，損傷・機能喪失モードを抽出した。
①降下火砕物の堆積荷重による静的荷重②降下火砕物による取水口及び海水系の閉塞③降下火砕物による換気空調系フィルタ及び軽油タンクの閉塞並びに屋外設備の摩耗④降下火砕物に付着している腐食成分による化学的影響⑤降下火砕物の送電網又は変圧器への付着による相間短絡⑥降下火砕物によるアクセス性や作業性の悪化

別紙 1-60

(2)評価対象設備の選定(1)項で抽出した各損傷・機能喪失モードに対し，影響を受ける可能性のある設備等のうち，プラントの運転継続や安全性に影響を及ぼす可能性のある設備等を評価対象設備として選定する。
①降下火砕物の堆積荷重による静的荷重（建屋）
・原子炉建屋，コントロール建屋，タービン建屋（屋外設備）
・軽油タンク，非常用ディーゼル発電設備燃料移送系（以下，軽油タンク等）②降下火砕物による取水口及び海水系の閉塞
取水口及び海水系（原子炉補機冷却海水系）③降下火砕物による換気空調系フィルタ及び軽油タンクの閉塞並びに屋外設備の摩耗（屋外に面した設備）
・中央制御室換気空調
・非常用ディーゼル発電機室非常用給気設備（6 号炉），非常用電気品区域換気空調（7 号炉）（以下，D/G 室空調）
（屋外設備）
・軽油タンク等④降下火砕物に付着している腐食成分による化学的影響
軽油タンク等
別紙 1-61⑤降下火砕物の送電網又は変圧器への付着による相間短絡
送変電設備⑥降下火砕物によるアクセス性や作業性の悪化－（アクセスルート）(3)起因事象になり得るシナリオの選定(1)項で抽出した損傷・機能喪失モードに対して，(2)項で選定した評
価対象設備への影響を検討の上，発生可能性のあるシナリオを選定した。
①降下火砕物の堆積荷重による建屋天井や屋外設備の崩落
建屋及び屋外設備に対する降下火砕物堆積荷重により発生可能性のあるシナリオは以下のとおり。
＜建屋＞○原子炉建屋
原子炉建屋屋上が降下火砕物堆積荷重により崩落した場合に，建屋最上階に設置している原子炉補機冷却水系のサージタンク
が物理的に損傷，機能喪失し，最終ヒートシンク喪失に至る。
○タービン建屋
タービン建屋屋上が降下火砕物堆積荷重により崩落した場合に，建屋最上階に設置しているタービン，発電機に影響が及び，タービントリップに至る。また，循環水ポンプが機能喪失し，復水器真空度低からプラントスクラムに至るシナリオ。
○コントロール建屋
コントロール建屋屋上が降下火砕物堆積荷重により崩落した別紙 1-62場合に，建屋最上階に設置している中央制御室内設備が損傷し，計測制御系機能喪失に至る。
＜屋外設備＞○軽油タンク
軽油タンクが降下火砕物堆積荷重により天井崩落，破損に至り，以下⑤に示す外部電源喪失が発生している状況下においては，非常用ディーゼル発電設備（ディタンク）の燃料枯渇により，全交流動力電源喪失に至る。

②降下火砕物による取水口及び海水系の閉塞
海水中への降下火砕物による取水口や海水系への影響については，
定量的な裕度評価は困難ではあるが，降下火砕物に対する取水量や取水設備構造等を考慮すると，取水口閉塞の発生は考えにくく，考慮すべきシナリオとしては抽出不要と考えられる。
海水系については，海水中の降下火砕物が高濃度な場合には，熱交換器の伝熱管，海水ポンプ軸受の閉塞による異常磨耗や海水スト
レーナの自動洗浄能力を上回ることによる閉塞により，海水系設備の機能喪失，最終ヒートシンク喪失に至る。

③降下火砕物による換気空調系フィルタ及び軽油タンクの閉塞並びに屋外機器の摩耗（屋外に面した設備）
降下火砕物によって中央制御室換気空調及び D/G 室空調給気口閉塞により各空調設備が機能喪失に至る。（ただし，中央制御室換
気空調については，外気遮断による再循環運転が可能な設計とな
別紙 1-63

っているため，考慮すべきシナリオとしては抽出不要とする。）
D/G 室空調給気口閉塞により，非常用ディーゼル発電設備の機能喪失に至る場合において，以下⑤の外部電源喪失が発生している状況下では，全交流動力電源喪失に至る。
（屋外設備）
軽油タンクのベント管の閉塞や非常用ディーゼル発電設備燃料
移送系ポンプの降下火砕物による軸受摩耗により，軽油タンク等が機能喪失し，以下⑤に示す外部電源喪失が発生している状況下においては，非常用ディーゼル発電設備（ディタンク）の燃料枯
渇により，全交流動力電源喪失に至る。

④降下火砕物に付着している腐食成分による化学的影響
降下火砕物が屋外設備に付着することによる腐食については，屋外設備表面には耐食性の塗装（エポキシ等）が施されており腐食の抑制効果が考えられること，腐食の進展速度の遅さを考慮し，適切な保全管理が可能と判断，考慮すべきシナリオとしては抽出不要とする。

⑤降下火砕物の送電網又は変圧器への付着による相間短絡
降下火砕物が送電網の碍子や変圧器へ付着し，霧や降雨の水分を吸収することによって，相間短絡を起こし外部電源喪失に至る。

⑥降下火砕物によるアクセス性や作業性の悪化
降下火砕物により屋外現場へのアクセス性や屋外での作業性に影響を及ぼす可能性があるものの，設計基準事故対処設備のみで対応
別紙 1-64

可能なシナリオであれば基本的に屋外での現場対応はなく，仮にア
クセス性や屋外の作業性へ影響が及んだ場合であっても構内の道路
又はアクセスルートについては，除灰を行うことから問題はない。
そのため上記①～⑤の影響評価の結果として，可搬型代替交流電
源設備の接続といった屋外での作業が必要になるケースが確認された場合に，別途，詳細検討するものとする。

(4)起因事象の特定(3)項で選定した各シナリオについて，想定を超える降下火砕物に対しての裕度評価を実施し，事故シーケンスグループ抽出に当たって考慮す
べき起因事象の特定を行った。（火山事象については，積雪や落雷のよ
うに年超過確率の評価が困難であるため，それに基づく起因事象発生可能性の考慮は実施しない。）①降下火砕物の堆積荷重による建屋天井や屋外設備の崩落設計として想定している降下火砕物堆積量35cmは，第1表に示す各
建屋天井及び軽油タンクの許容荷重より小さく，裕度を有している
ものの，各建屋及び軽油タンクの許容荷重以上に堆積した場合には，(3)項で選定した各シナリオに至る可能性がある。
ただし，最終ヒートシンク喪失，タービントリップ，計測制御系
機能喪失，全交流動力電源喪失及びプラントスクラムについては，
内部事象，地震及び津波のレベル1PRAでも考慮している事象である
ことから，追加のシナリオではない。

別紙 1-65

第1表 各建屋・タンクの降下火砕物堆積における許容荷重
建屋・タンク
原子炉建屋

許容荷重6 号炉：81cm
7 号炉：81cm

タービン建屋

6 号炉：67cm
7 号炉：67cm

コントロール建屋
軽油タンク

142cm
6 号炉：88cm
7 号炉：88cm②降下火砕物による取水口及び海水系の閉塞
海水中の降下火砕物による海水系への影響については，降下火砕物の性質である硬度を考慮すると，海水中の降下火砕物によって熱交換器の伝熱管や海水ポンプ軸受の異常磨耗は進展しにくく，また，
海水ストレーナの自動洗浄機能によって，機能喪失することは考えにくい。しかし，何らかの理由で，海水中の降下火砕物が大量に流入した場合には，海水系が機能喪失し，最終ヒートシンク喪失に至る可能性はある。ただし，最終ヒートシンク喪失は内部事象，地震及び津波のレベル 1PRA でも考慮しており追加のシナリオではない。
③降下火砕物による換気空調系フィルタ及び軽油タンクの閉塞並びに屋外設備の摩耗
D/G 室空調フィルタへの降下火砕物の影響については，設計基準を超える降下火砕物に対しても，フィルタ交換が可能な構造であることを考慮すると，換気空調系フィルタの閉塞発生可能性が十分に低減されると考えられるが，定量的な裕度評価が困難であり，何らか
別紙 1-66

の理由で大量の降下火砕物が流入した場合は，非常用ディーゼル発電機の機能喪失に至る。ただし，非常用ディーゼル発電機の機能喪
失は内部事象，地震及び津波のレベル 1PRA でも考慮しており追加のシナリオではない。
軽油タンク等への降下火砕物の影響については，以下の理由で起因事象は発生しない。軽油タンクのベント管出口は地面側を向いていること，地上 10m の高さにあることから閉塞しない。また非常用ディーゼル発電設備燃料移送系ポンプは，軸貫通部に潤滑剤等の漏えいがないよう管理されており，電動機についても内部に降下火砕物が侵入しない構造となっていることから降下火砕物の影響を受けない。

④降下火砕物に付着している腐食成分による化学的影響
降下火砕物が屋外設備に付着することによる腐食については，屋外設備表面に耐食性の塗装（エポキシ等）が施されており腐食の抑制効果があること，及び腐食の進展速度が遅いことを考慮し，適切な保全管理により発生防止が可能であるため，腐食を要因とする起因事象は考慮不要である。

⑤降下火砕物の送電網又は変圧器への付着による相間短絡
降下火砕物の影響を受ける可能性がある送変電設備は，発電所内外の広範囲にわたるため，全域における管理が困難なことを踏まえ
ると設備等の不具合による外部電源喪失の発生可能性は否定できな
い。ただし，外部電源喪失は内部事象や地震，津波でも考慮しており追加のシナリオではない。
別紙 1-67

2. 事故シーケンスの特定
1.(3)項にて起因事象となり得るシナリオを以下のとおり選定したが，いずれのシナリオについても，内部事象，地震及び津波レベル1PRAにて考慮しているものであり，追加すべき新たなものはない。
・原子炉建屋天井崩落による最終ヒートシンク喪失
・タービン建屋天井崩落によるタービントリップ又はプラントスクラム
・コントロール建屋天井崩落による計測制御系機能喪失
・軽油タンク等の機能喪失及び外部電源喪失の重畳による全交流動力電
源喪失
・海水系の閉塞による最終ヒートシンク喪失
・D/G室空調給気口閉塞及び外部電源喪失による全交流動力電源喪失
・送電網又は変圧器への相間短絡による外部電源喪失

また，上記シナリオのうち，各建屋及び軽油タンクの天井の崩落については，除灰により発生防止を図ることが可能であること，D/G室空調給気閉塞についてもフィルタ交換により発生防止を図ることが可能であることから，それぞれ発生自体が影響のある事故シーケンスとはならないものと判断した。
以上

別紙 1-68

添付資料2-5

設計基準を超える風（台風）事象に対する事故シーケンス抽出

1. 起因事象の特定(1)構築物，系統及び機器（以下，設備等という。）の損傷・機能喪失モードの抽出
風（台風）事象により設備等に発生する可能性のある影響について，国外の評価事例，国内で発生したトラブル事例も参照し，以下のとおり，損傷・機能喪失モードを抽出した。
①風荷重による建屋や設備等の損傷②強風により取水口周辺の海に飛散した資機材等による取水口閉塞③強風によるアクセス性や作業性の悪化(2)評価対象設備の選定(1)項で抽出した損傷・機能喪失モードに対し，影響を受ける可能性のある設備等のうち，プラントの運転継続や安全性に影響を及ぼす可能性のある設備等を評価対象設備として選定する。
具体的には，以下に示す建屋及び屋外設置の設備等を評価対象設備として選定した。
＜建屋＞
・原子炉建屋，コントロール建屋，タービン建屋＜屋外設備＞
・送変電設備・軽油タンク，非常用ディーゼル発電設備燃料移送系（以下，軽油タ
別紙 1-69

ンク等）
・取水口

(3)起因事象になり得るシナリオの選定(1)項で抽出した各損傷・機能喪失モードごとに，(2)項で選定した評
価対象設備への影響を検討の上，発生可能性のあるシナリオを選定した。

①風荷重による建屋や設備等の損傷
建屋及び屋外設備に対する風荷重により発生可能性のあるシナリ
オは以下のとおり。
＜建屋＞○原子炉建屋
風 速 に つ い て は ， 年 超 過 確 率 評 価 上 ， 10-7/ 年 と な る 風 速 は
55.7m/s（地上高 10m，10 分間平均風速）となるが，原子炉建屋については十分な厚さを有した鉄筋コンクリート造のため，この程度の極めて発生することが稀な風荷重を想定しても建屋の頑健性は維持されると考えられる。
○コントロール建屋
風 速 に つ い て は ， 年 超 過 確 率 評 価 上 ， 10-7/ 年 と な る 風 速 は
55.7m/s（地上高 10m，10 分間平均風速）となるが，コントロール
建屋は十分な厚さを有した鉄筋コンクリート造であり，この程度の極めて発生することが稀な風荷重を想定しても建屋の頑健性は維持されると考えられる。
○タービン建屋
タービン建屋については，建屋上層部が鉄骨造である。万が一，
別紙 1-70

風荷重により破損に至るような場合は，鉄骨造である建屋上層部が考えられる。その場合の影響範囲としては，タービンや発電機が想定され，シナリオとしてはタービントリップが考えられる。
＜屋外設備＞○送変電設備
風荷重により送変電設備が損傷した場合，外部電源が喪失する。
○軽油タンク等
風 速 に つ い て は ， 年 超 過 確 率 評 価 上 ， 10-7/ 年 と な る 風 速 は
55.7m/s（地上高 10m，10 分間平均風速）となるが，この程度の極めて発生することが稀な風荷重に対しても軽油タンク等が損傷に至ることはないものの，仮にこれを上回る風荷重に対し軽油タンク等が損傷し，かつ送変電設備の損傷により外部電源喪失に至っているとすると，非常用ディーゼル発電設備（ディタンク）の燃料枯渇により全交流動力電源喪失に至る。

②強風により取水口周辺の海に飛散した資機材等による取水口閉塞
強風により資機材，車両等が飛散して取水口周辺の海に入り取水を閉塞させた場合，原子炉補機冷却海水ポンプの取水ができなくな
り最終ヒートシンク喪失に至るシナリオが考えられるが，取水口を閉塞させる程の資機材や車両等の飛散は考えられないことから考慮不要とする。

③強風によるアクセス性や作業性の悪化
強風により屋外現場へのアクセス性や屋外での作業性に影響が及ぶ可能性があるものの，設計基準事故対処設備のみで対応可能なシ
別紙 1-71

ナリオであれば基本的に屋外現場対応はなく，仮にアクセス性や屋
外作業へ影響が及んだ場合であっても問題はない。
そのため上記①の影響評価の結果として，可搬型代替交流電源設
備の接続といった屋外での作業が必要となるケースが確認された場
合に，別途，詳細検討するものとする。

(4)起因事象の特定(3)項で選定した各シナリオについて，想定を超える風荷重に対しての裕度評価（起因事象発生可能性評価）を実施し，事故シーケンスグルー
プ抽出に当たって考慮すべき起因事象の特定を行った。

①風荷重による建屋や設備等の損傷＜建屋＞
タービン建屋上層部は鉄骨造であり風荷重に対して設計上の配慮はなされているものの，設計基準を大幅に超える風荷重が建屋に作用した場合，建屋が損傷してタービン，発電機に影響を及ぼす可能性は否定できないため，タービン建屋損傷に伴うタービントリップについては考慮すべきシナリオとして選定する。
なお，原子炉建屋及びコントロール建屋については，鉄筋コンクリート造であり，風荷重よりも大きい地震荷重に対して設計されていることから，年超過確率 10-7/年の風速 55.7m/s（地上高 10m，10 分
間平均風速）を超える風荷重が作用した場合であっても大規模損傷に至らないと考えられることから，風荷重による建屋損傷シナリオは考慮不要とした。
＜屋外設備＞
別紙 1-72

○送変電設備損傷に伴う外部電源喪失
風荷重に対して設計上の配慮はなされているものの，設計基準を超える風荷重に対して送変電設備が損傷することは否定できな
いため，送変電設備の損傷に伴う外部電源喪失については考慮すべきシナリオとして選定する。
○軽油タンク等損傷に伴う全交流動力電源喪失
仮に軽油タンク等が損傷し，かつ外部電源喪失の同時発生を想定すると全交流動力電源喪失に至るが，軽油タンク等は，年超過
確率評価上，10-7/年となる風速 55.7m/s（地上高 10m，10 分間平均風速）の風荷重が作用した場合であっても損傷に至らないことから，起因事象としての発生頻度は十分低く詳細評価は不要と考えられる。

2. 事故シーケンスの特定
1．(3)項にて起因事象となり得るシナリオを以下のとおり選定した。
○タービン建屋損傷に伴いタービントリップに至るシナリオ○送変電設備損傷に伴い外部電源喪失に至るシナリオ○軽油タンク等が損傷，かつ外部電源が喪失している状況下において，
非常用ディーゼル発電設備（ディタンク）の燃料枯渇により，全交流
動力電源喪失に至るシナリオ

上記シナリオについては，運転時の内部事象，地震及び津波レベル1PRAにて考慮しており追加のシナリオはない。
また，上記シナリオのうち，全交流動力電源喪失シナリオは，軽油タン
ク等の損傷可能性（年超過確率評価上，10-7/年未満）を考慮すると，発生
別紙 1-73

自体が非常に稀な事象であり，起因事象としてはタービントリップと外部電源喪失のみを考慮すればよく，原子炉建屋及びコントロール建屋，軽油タンク等の損傷可能性を踏まえると，これら起因事象から有意な頻度又は影響のある事故シーケンスは生じないと判断した。
以上

別紙 1-74

添付資料2-6

設計基準を超える竜巻事象に対する事故シーケンス抽出

1. 起因事象の特定(1)構築物，系統及び機器（以下，設備等）の損傷・機能喪失モードの抽出
竜巻事象により設備等に発生する可能性のある影響について，国外の評価事例，国内で発生したトラブル事例も参照し，以下のとおり，損傷・機能喪失モードを抽出した。
①風荷重及び気圧差荷重による建屋や設備等の損傷②飛来物の衝撃荷重による建屋や設備等の損傷③風荷重，気圧差荷重及び飛来物の衝撃荷重を組み合わせた荷重による建屋や設備等の損傷④竜巻により取水口周辺の海に飛散した資機材等による取水口閉塞⑤竜巻襲来後のガレキ散乱によるアクセス性や作業性の悪化(2)評価対象設備の選定(1)項で抽出した損傷・機能喪失モードに対し，影響を受ける可能性のある設備等のうち，プラントの運転継続や安全性に影響を及ぼす可能性のある設備等を評価対象設備として選定する。
具体的には，以下に示す建屋及び屋外設置の設備等を評価対象設備として選定した。ただし，屋内設備については，飛来物の建屋外壁貫通を考慮すると屋内設備に影響が及ぶ可能性が考えられるが，個別機器としては特定せず，地上 1 階以上かつ原子炉格納容器外の機器については破損を前提とする。
別紙 1-75

＜建屋＞
・原子炉建屋，コントロール建屋，タービン建屋，廃棄物処理建屋＜屋外設備＞
・送変電設備，軽油タンク，非常用ディーゼル発電設備燃料移送系(3)起因事象になり得るシナリオの選定(1)項で抽出した損傷・機能喪失モードに対し，(2)項で選定した評価
対象設備への影響を検討の上，発生可能性のあるシナリオを選定した。
シナリオの作成に関しては，「原子力発電所の地震を起因とした確率論的安全評価に関する実施基準：2007」（(社)日本原子力学会）及び地
震 PRA の結果から，地震により発生する起因事象を参照し，竜巻での発生可能性のある起因事象となり得るシナリオについて検討した。
竜巻の影響としては，飛来物の建屋外壁貫通が考えられるものの，原子炉建屋等の大規模破損に至ることは考えられないこと，さらには原子炉格納容器及び原子炉格納容器内の設備まで影響を及ぼすことは考えられないことから，地震 PRA にて考慮している起因事象のうち，原子炉格納容器の破損，原子炉圧力容器の破損，LOCA 事象といった建屋・構造物の破損については除外した。

(1)項で抽出した各損傷・機能喪失モードごとに，(2)項で選定した評
価対象設備への影響を検討の上，発生可能性のあるシナリオを選定した。

①風荷重及び気圧差荷重による建屋や設備等の損傷
建屋及び屋内外設備に対する風荷重及び気圧差荷重により発生可能性のあるシナリオは以下のとおり。
別紙 1-76＜建屋＞○原子炉建屋
竜巻の最大風速については，年超過確率評価上，10-7/年となる
風速は 90m/s 程度となるが，原子炉建屋については十分な厚さを有した鉄筋コンクリート造であり，風荷重よりも大きい地震荷重に対して設計されていることから，この程度の極めて発生することが稀な風荷重に対しても建屋の頑健性は維持されると考えられる。
また，風荷重に加えて気圧差荷重が作用した場合であっても，風
荷重と気圧差荷重を組み合わせた荷重は，原子炉建屋設計時の地震荷重よりも小さいため建屋の頑健性は維持されると考えられる。
ただし，ブローアウトパネルは，建屋内外の差圧により開放する。
○コントロール建屋及び廃棄物処理建屋
原子炉建屋同様，コントロール建屋及び廃棄物処理建屋は十分な厚さを有した鉄筋コンクリート造であり，風荷重よりも大きい
地震荷重に対して設計されていることから，この程度の極めて発生することが稀な風荷重に対しても建屋の頑健性は維持されると考えられる。また，風荷重に加えて気圧差荷重が作用した場合であっても，風荷重と気圧差荷重を組み合わせた荷重は，コントロ
ール建屋及び廃棄物処理建屋設計時の地震荷重よりも小さいため建屋の頑健性は維持されると考えられる。
○タービン建屋竜巻の最大風速については，年超過確率評価上，10-7/年となる
風速は 90m/s 程度となり，タービン建屋はこの程度の風荷重及び気圧差荷重で損傷に至ることはないが，建屋上層部が鉄骨造のため，
仮にこれを上回る風荷重及び気圧差荷重が生じた場合には破損に
別紙 1-77

至る可能性が高いと考えられる。その場合の影響範囲としては，
タービンや発電機が想定され，シナリオとしてはタービントリップが考えられる。

＜屋外設備＞○送変電設備
風荷重により送変電設備が損傷した場合，外部電源が喪失する。
○軽油タンク，非常用ディーゼル発電設備燃料移送系（以下，軽油タンク等という。）
竜巻の最大風速については，年超過確率評価上，10-7/年となる
風速は 90m/s 程度となるが，この程度の風荷重に対しても軽油タンク等が損傷に至ることはないものの，仮にこれを上回る風荷重に対し軽油タンク等が損傷した場合で，かつ送変電設備の損傷により外部電源喪失に至っているとすると，非常用ディーゼル発電設備（ディタンク）の燃料枯渇により全交流動力電源喪失に至るシ
ナリオが考えられる。

＜屋内設備＞
・タービン建屋上層部が風荷重及び気圧差荷重により破損に至った
場合，タービンや発電機への影響が想定され，シナリオとしてはタービントリップが考えられる。
・非常用電気品区域換気空調設備は，原子炉建屋内に設置されており風荷重の影響を直接受けないが，気圧差荷重によりダクト，ファン，ダンパ等の損傷が考えられる。それらの設備の損傷により，非常用ディーゼル発電機室の換気が困難になった場合，非常用デ
別紙 1-78ィーゼル発電機室温度の上昇に伴い，非常用ディーゼル発電機が機能喪失，交流動力電源喪失に至るシナリオが考えられる。また，
その状況下において，送変電設備の損傷により外部電源喪失にも至っているとすると，全交流動力電源喪失となる。
・中央制御室換気空調設備は，コントロール建屋に設置されており，
気圧差荷重によりダクト，ファン，ダンパ等への影響が考えられる。それら設備の損傷により中央制御室の換気が困難になった場
合，中央制御室内の温度が上昇するが，即，中央制御室内の機器へ影響が及ぶことはなく，また，竜巻の影響は一時的であり竜巻襲来後の対応は十分可能であるため計測・制御系喪失により制御不能に至るシナリオは考慮不要とする。

②飛来物の衝撃荷重による建屋や設備等の損傷
建屋及び建屋内外設備に対する飛来物の衝撃荷重により発生可能性のあるシナリオは以下のとおり。
＜建屋＞○原子炉建屋，コントロール建屋，タービン建屋
飛来物が建屋外壁を貫通することにより，屋内設備に波及的影響を及ぼすことが考えられるが，発生可能性のあるシナリオについては，後述の屋内設備で考慮することとする。

＜屋外設備＞○送変電設備
風荷重により発生可能性のあるシナリオと同様。
○軽油タンク，非常用ディーゼル発電設備燃料移送系
別紙 1-79風荷重により発生可能性のあるシナリオと同様。

＜屋内設備＞
・原子炉建屋最上階に設置している原子炉補機冷却水系のサージタ
ンクに建屋外壁を貫通した飛来物が衝突して全数機能喪失した場
合，原子炉補機冷却水系が喪失し，最終ヒートシンク喪失に至る可能性があるが，原子炉補機冷却水系のサージタンクは，多重化されていることに加えて分散配置されているため原子炉補機冷却水系のサージタンクに建屋外壁を貫通した飛来物が衝突して全数機能喪失する確率は極低頻度であること，さらには，竜巻の襲来
確率が極低頻度であることを考慮すると，原子炉補機冷却水系が喪失するのは 10-7/年より小さくなることから，最終ヒートシンク
喪失に至るシナリオは考慮不要とする。
・原子炉建屋 3 階に設置している非常用ディーゼル発電設備ディタン
クに建屋外壁を貫通した飛来物が衝突して全数機能喪失した場合
で，かつ送変電設備の損傷により外部電源喪失に至っているとす
ると，非常用ディーゼル発電設備（ディタンク）の燃料枯渇により全交流動力電源喪失に至るシナリオが考えられるが，原子炉建
屋 3 階の非常用ディーゼル発電設備ディタンク室のコンクリート外壁の厚さは 70cm であり，飛来物の衝突に対して貫通を避けるための十分な厚さであるため，貫通することはないと考えられる。したがって，飛来物による非常用ディーゼル発電設備（ディタンク）の損傷は考慮不要とする。
・原子炉建屋 1 階に設置している非常用ディーゼル発電設備に建屋扉を貫通した飛来物が衝突して全数機能喪失した場合や 3 階に設置し別紙 1-80

ている非常用ディーゼル発電設備室空調給気口に飛来物が衝突して閉塞し，全数機能喪失した場合で，かつ送変電設備の損傷により外部電源喪失に至っているとすると，全交流動力電源喪失に至るシナリオが考えられる。しかし，非常用ディーゼル発電設備及び空調給気口は多重化されていることに加えて分散配置されているため，非常用ディーゼル発電設備が全数機能喪失する確率は極低頻度であること，さらには，竜巻の襲来確率が極低頻度であることを考慮すると，非常用ディーゼル発電設備の機能が喪失するのは 10-7/年より小さくなることから，全交流動力電源喪失に至るシナリオは考慮不要とする。
・コントロール建屋最上階に設置している中央制御室内の計測・制御設備に建屋外壁を貫通した飛来物が衝突して安全系設備の制御に関わる設備が全数機能喪失した場合，計測制御系機能喪失に至るシナリオが考えられるが，飛来物の衝突により安全系設備の制御に関わる設備が全数機能喪失するのは，極低頻度であると考えられることから飛来物による計測制御系機能喪失シナリオは考慮不要とする。
・タービン建屋 2 階に設置しているタービンや発電機に建屋外壁を貫通した飛来物が衝突した場合のシナリオとしては，タービントリップが考えられる。
・タービン建屋地下 1 階から 1 階にある循環水ポンプの 1 階部分に建屋外壁を貫通した飛来物が衝突して全数機能喪失した場合，復水器の真空度が低下し，出力低下又は手動停止に至る。

ただし，上記シナリオのうち，タービントリップ以外は，飛来物
別紙 1-81

発生の要因である大規模竜巻の発生頻度が極低頻度であり，さらに飛来物が発生し建屋へ衝突，壁を貫通する可能性，壁を貫通したとしてもそれにより屋内設備が機能喪失に至る可能性を考慮すると，発生可能性は極めて小さい。加えて，安全系に関わる設備（原子炉
補機冷却水系，非常用ディーゼル発電設備ディタンク等）は多重化されており，複数区分の設備が同時に損傷に至らない限り上述の起因事象には至らないことから，極めて稀な事象であり詳細評価不要と判断した。

③風荷重，気圧差荷重及び飛来物の衝撃荷重を組み合わせた荷重による建屋や設備等の損傷
建屋及び屋内外設備に対する組み合わせ荷重により発生可能性のあるシナリオについては，①，②に包絡される。

④竜巻により取水口周辺の海に飛散した資機材等による取水口閉塞
竜巻により資機材，車両等が飛散して取水口周辺の海に入り取水を閉塞させた場合，原子炉補機冷却海水ポンプの取水ができなくな
り最終ヒートシンク喪失に至るシナリオが考えられるが，取水口を閉塞させる程の資機材や車両等の飛散は考えられないことから考慮不要とする。

⑤竜巻襲来後のガレキ散乱によるアクセス性や作業性の悪化
竜巻襲来後のガレキ散乱により屋外現場へのアクセス性や屋外での作業性に影響が及ぶ可能性があるものの，設計基準事故対処設備のみで対応可能なシナリオであれば基本的に屋外現場対応はなく，
別紙 1-82

仮にアクセス性や屋外作業へ影響がおよんだ場合であっても問題はない。
そのため上記①～④の影響評価の結果として，可搬型代替交流電
源設備の接続といった屋外での作業が必要となるケースが確認された場合に，別途，詳細検討するものとする。

(4)起因事象の特定(3)項で選定した各シナリオについて，想定を超える風荷重，気圧差荷重及び飛来物の衝撃荷重に対しての裕度評価（起因事象発生可能性評価）を実施し，事故シーケンスグループ抽出に当たって考慮すべき起因事象の特定を行った。

① 風荷重及び気圧差荷重による建屋や設備等の損傷＜建屋＞
タービン建屋上層部は鉄骨造であり年超過確率評価上 10-7/年となる風速 90m/s 程度を超える竜巻の風荷重及び気圧差荷重が建屋に作用した場合，建屋が損傷してタービン，発電機に影響を及ぼす可能性は否定できないため，タービン建屋損傷に伴うタービント
リップについては考慮すべきシナリオとして選定するが，運転時の内部事象，地震及び津波レベル 1PRA でも考慮しているものであり追加のシナリオではない。なお，原子炉建屋及びコントロール
建屋については，鉄筋コンクリート造であり，風荷重よりも大きい地震荷重に対して設計されており，年超過確率評価上 10-7/年となる風速 90m/s 程度を超える竜巻の風荷重及び気圧差荷重が作用した場合であっても大規模損傷に至らないことから風荷重及び気圧
別紙 1-83

差荷重による建屋損傷シナリオは考慮不要としている。

＜屋外設備＞○送変電設備損傷に伴う外部電源喪失
風荷重に対して設計上の配慮はなされているものの，設計基準を超える風荷重及び気圧差荷重に対して送変電設備の損傷を否定できないため，送変電設備の損傷に伴う外部電源喪失については考慮すべきシナリオとして選定する。

○軽油タンク等損傷に伴う全交流動力電源喪失
仮に軽油タンク等が損傷し，かつ外部電源喪失の同時発生を想定すると全交流動力電源喪失に至るが，軽油タンク等は，年超過
確率評価上10-7/年となる風速90m/s程度を超える竜巻の風荷重及び気圧差荷重が作用した場合であっても損傷に至らないことから，起因事象としての発生頻度は十分小さく詳細評価は不要と判断した。
＜屋内設備＞○タービン建屋の損傷によりタービンや発電機に影響を及ぼすことによるタービントリップ
先述のとおり，タービン建屋損傷によりタービンや発電機に影響を及ぼす可能性は否定できないため，タービン建屋損傷に伴うタービントリップについては考慮すべきシナリオとして選定する
が，運転時の内部事象，地震及び津波レベル 1PRA でも考慮しているものであり追加のシナリオではない。
○換気空調系損傷に伴う全交流動力電源喪失
別紙 1-84

換気空調系（非常用ディーゼル発電機電気品区域換気空調系，
海水熱交換器区域換気空調系）のうち，気圧差の影響を受けやすいダクトについては，設計を超える荷重が作用した場合変形する可能性があり，一定の風量を確保することが困難になる可能性があるため，換気空調系の損傷に伴う非常用ディーゼル発電機の機
能喪失（外部電源喪失状況下においては全交流動力電源喪失）がシナリオとしては考えられる。しかし，内部事象レベル 1PRA でも考慮しており追加のシナリオではない。

②建屋や建屋内外設備に対する飛来物の衝撃荷重により発生する可能性のあるシナリオ＜建屋＞
原子炉建屋，コントロール建屋及びタービン建屋は，飛来物が建屋
外壁を貫通することにより，屋内設備に波及的影響を及ぼすが，発生可能性のあるシナリオは，後述の屋内設備で考慮することとする。

＜屋外設備＞○送変電設備損傷に伴う外部電源喪失
飛来物の衝撃荷重に対して発生を否定できないため，送変電設備の損傷に伴う外部電源喪失については考慮すべきシナリオとして選定するが，運転時の内部事象，地震及び津波レベル 1PRA でも考慮しているものであり追加のシナリオではない。
○軽油タンク等損傷に伴う全交流動力電源喪失
仮に軽油タンク等が損傷し，かつ外部電源喪失の同時発生を想定すると全交流動力電源喪失に至るが，全交流動力電源喪失は運別紙 1-85

転時の内部事象，地震及び津波レベル1PRAでも考慮しているものであり追加のシナリオではない。

＜屋内設備＞○飛来物がタービンや発電機に衝突することに伴うタービントリップ
タービン建屋上層部は鉄骨造であり，外壁については，原子炉建屋やコントロール建屋に比べて強度が低い材質であるため飛来物の貫通リスクが高く，タービン建屋 2 階に設置しているタービンや発電機に飛来物が衝突する可能性は否定できないため，飛来物がタービンや発電機に衝突することに伴うタービントリップについては考慮すべきシナリオとして選定するが，運転時の内部事象，
地震及び津波レベル 1PRA でも考慮しているものであり追加のシナリオではない。
○循環水ポンプが飛来物の衝突により損傷し，復水器の真空度が低下することに伴い出力低下又は手動停止
タービン建屋の循環水ポンプエリアの外壁には，開口部（ルーバ）があるため飛来物の侵入リスクが高く，循環水ポンプに飛来物が衝突し，循環水ポンプが損傷する可能性がある。その場合の影響としては，復水器真空度低下に伴う出力低下又は手動停止等の措置が考えられるが，運転時の内部事象，地震及び津波レベル
1PRA でも考慮しているものであり追加のシナリオではない。

別紙 1-86

2. 炉心損傷事故シーケンスの特定
1．(3)項にて起因事象となり得るシナリオを以下のとおり選定した。
○風荷重及び気圧差荷重によるタービン建屋損傷又は，飛来物が建屋外壁を貫通し，タービンや発電機に衝突することに伴いタービントリッ
プに至るシナリオ○送変電設備損傷に伴い外部電源喪失に至るシナリオ○軽油タンク等が損傷，かつ外部電源喪失している状況下において，非常用ディーゼル発電設備の燃料枯渇により，全交流動力電源喪失に至るシナリオ○循環水ポンプが飛来物の衝突により損傷し，復水器の真空度が低下することに伴い出力低下又は手動停止に至るシナリオ

上記シナリオについては，運転時の内部事象，地震及び津波レベル1PRAにて考慮しており追加のシナリオはない。
また，上記シナリオのうち，全交流動力電源喪失シナリオは，軽油タン
ク等の損傷可能性（年超過確率10-7/年未満）を考慮すると，発生自体が非常に稀な事象であることから起因事象としてはタービントリップと外部電源喪失のみを考慮すればよく，原子炉建屋及びコントロール建屋，軽油タ
ンク等の損傷可能性及び飛来物の建屋貫通による屋内設備の損傷可能性を踏まえると，これら起因事象から有意な影響のある炉心損傷事故シーケンスは生じないと判断した。

以

別紙 1-87上添付資料2-7

設計基準を超える降水事象に対する事故シーケンス抽出

1. 起因事象の特定(1)構築物，系統及び機器（以下，設備等）の損傷・機能喪失モードの抽出
降水事象により設備等に発生する可能性のある影響について，国外の評価事例や国内で発生したトラブル事例も参照し，以下のとおり，損傷・機能喪失モードを抽出した。
①建屋天井に対する荷重②敷地内での雨水の滞留による屋外機器の没水③建屋内浸水による機器の没水又は被水④降水によるアクセス性や作業性の悪化(2)評価対象設備の選定(1)項で抽出した各損傷・機能喪失モードに対し，影響を受ける可能性のある設備等のうち，プラントの運転継続や安全性に影響を及ぼす可能性のある設備等を評価対象設備として選定する。
具体的には，以下に示す建屋及び屋外設置の設備等を評価対象設備として選定した。
＜建屋＞
・原子炉建屋・コントロール建屋
・タービン建屋
・廃棄物処理建屋
別紙 1-88

＜屋外設備＞
・送変電設備・軽油タンク及び非常用ディーゼル発電設備燃料移送系（以下，軽油
タンク等）(3)起因事象になり得るシナリオの選定(1)項で抽出した各損傷・機能喪失モードごとに，(2)項で選定した評
価対象設備への影響を検討の上，発生可能性のあるシナリオを選定した。
①雨水荷重による建屋天井の崩落
建屋に対する雨水荷重により発生可能性のあるシナリオは以下の
とおり。
＜建屋＞
○原子炉建屋
原子炉建屋屋上が雨水荷重により崩落した場合に，建屋最上階に設置している原子炉補機冷却水系のサージタンクが物理的に機能喪失することで，原子炉補機冷却水系が喪失し，最終ヒートシンク喪失に至るシナリオ。また，雨水が下層階へ伝播し，非常用ディーゼ
ル発電設備及び非常用電源盤が没水又は被水により機能喪失し，全交流動力電源喪失に至るシナリオ。

○タービン建屋
タービン建屋屋上が雨水荷重により崩落した場合に，タービンや発電機に影響が及び，タービントリップに至るシナリオ。また，タービン建屋熱交換器エリア屋上が雨水荷重により崩落した場合に，没水又は被水により原子炉補機冷却水系及び同海水系が機能喪失し，別紙 1-89

最終ヒートシンク喪失に至るシナリオ。また，循環水ポンプが機能喪失し，復水器真空度低からプラントスクラムに至るシナリオ。

○コントロール建屋
コントロール建屋屋上が雨水荷重により崩落した場合に，建屋最上階に設置している中央制御室が物理的に又は没水若しくは被水により機能喪失し，計測制御系機能喪失に至るシナリオ。その後，中央制御室の下階に位置している直流電源設備へ雨水が伝播し直流電源喪失に至るシナリオ。

○廃棄物処理建屋
廃棄物処理建屋屋上が雨水荷重により崩落した場合に，冷却材再循環ポンプ M/G セットや換気空調補機常用冷却水系が没水又は被水により機能喪失し，プラントスクラムに至るシナリオ。

②敷地内での雨水の滞留による屋外機器の没水
敷地内で雨水が滞留した場合に，非常用ディーゼル発電設備燃料
移送系の燃料移送ポンプが没水し機能喪失する可能性があり，降水の影響により屋外の送変電設備の機能喪失と重畳し，全交流動力電
源喪失に至るシナリオ。

③建屋内浸水による機器の没水又は被水
本損傷・機能喪失モードにより発生する事故シーケンスは，発生
原因が浸水によるものであり，対策は建屋周辺の止水対策となるた
別紙 1-90

め，重大事故防止対策の有効性の確認のためのシーケンスには適さない。よってこの損傷・機能喪失モードは考慮しない。

④降水によるアクセス性や作業性の悪化
降水により屋外現場へのアクセス性や屋外での作業性に影響を及ぼす可能性があるものの，設計基準事故対処設備のみで対応可能なシナリオであれば基本的に屋外での現場対応はなく，仮にアクセス
性や屋外の作業性へ影響が及んだ場合であっても問題はない。
そのため上記①～③の影響評価の結果として，可搬型代替交流電
源設備の接続といった屋外での作業が必要になるケースが確認された場合に，別途，詳細検討するものとする。

(4)起因事象の特定(3)項で選定した各シナリオについて，想定を超える降水事象に対しての裕度評価（起因事象発生可能性評価）を実施し，事故シーケンスグループ抽出に当たって考慮すべき起因事象の特定を行った。
①雨水荷重による建屋天井の崩落
雨水荷重が各建屋天井の許容荷重を上回った場合には，(3)項で選定した各シナリオが発生する可能性はあるものの，最終ヒートシン
ク喪失，タービントリップ及びプラントスクラムについては，運転時の内部事象レベル 1PRA でも考慮していること，計測制御系機能喪失及び直流電源機能喪失については，地震，津波のレベル 1PRA でも考慮していることから追加のシナリオではない。
なお，年超過発生確率 10-7/年相当の降水（159.2 mm/h）時には，
一部の屋上において雨水の流入量が排水量を上回る。このうち原子別紙 1-91

炉建屋とタービン建屋の間の 2m ギャップ（主蒸気トンネル室直上除く）及びタービン建屋東側換気空調系エリアの屋上では，建屋パラ
ペット高さまで雨水が滞留する可能性があり，これらの箇所では天井が損傷する可能性が否定できない。仮にこれらの箇所の天井が崩落するもっとも厳しい状況を考えた場合には，雨水の伝播経路上にある原子炉補機冷却水系サージタンク水位計，ディーゼル発電設備，非常用電源盤及びタービン建屋の常用機器が没水又は被水し，機能喪失することで最終ヒートシンク喪失と全交流動力電源喪失が発生する可能性がある。この時，原子炉建屋最地下階において原子炉隔
離時冷却系が没水により機能喪失する可能性もあることから，平成 4
年以降に整備したアクシデントマネジメント策に期待しない場合には，炉心損傷に至る。ただし，このような事故シーケンスは津波 PRAで考慮されていることから追加の事故シーケンスグループではない。

②敷地内での雨水の滞留による屋外機器の没水
全交流動力電源喪失については，運転時の内部事象レベル 1PRA でも考慮していることから追加のシナリオではない。
なお，年超過発生確率 10-7/年相当の降水時においても一部滞留水が発生するものの，排水用フラップゲートから滞留水を速やかに海域に排水することが可能である。よって，敷地内での雨水の滞留による屋外機器の没水は，有意な頻度又は影響のある事故シーケンスの要因とはなりえないと考えられるため，考慮すべき起因事象としては選定不要であると判断した。

別紙 1-92

2. 事故シーケンスの特定
1．(3)項にて起因事象となり得るシナリオを以下のとおり選定した。
○原子炉建屋の天井が崩落した場合に，原子炉補機冷却水系が機能喪失し，最終ヒートシンク喪失に至るシナリオ。また，ディーゼル発電設
備及び非常用電源盤が機能喪失し，全交流動力電源喪失に至る。
○タービン建屋の天井が崩落した場合にタービンや発電機に影響が及び
タービントリップに至る。
○タービン建屋熱交換器エリアの天井が崩落した場合に，原子炉補機冷却水系及び同海水系が機能喪失し，最終ヒートシンク喪失に至る。
○タービン建屋熱交換器エリアの天井が崩落した場合に，循環水ポンプが機能喪失し，復水器真空度低からプラントスクラムに至る。
○コントロール建屋の天井が崩落した場合に，建屋最上階に設置している中央制御室が物理的に又は没水若しくは被水により機能喪失し，計測制御系機能喪失に至るシナリオ。さらには中央制御室の下階に位置している直流電源設備が内部溢水により機能喪失に至る。
○廃棄物処理建屋の天井が崩落した場合に，冷却材再循環ポンプ M/Gセ
ットや換気空調補機常用冷却水系が没水又は被水により機能喪失し，プラントスクラムに至る。
○降水の影響により屋外の送変電設備が機能喪失し外部電源喪失が発生している状態で，燃料移送ポンプが没水により機能喪失し，非常用ディーゼル発電設備（ディタンク）の燃料枯渇により，全交流動力電源喪失に至る。
上記シナリオについては，いずれも運転時の内部事象，地震及び津波レ
ベル1PRAのいずれかにおいて考慮しているものであり，追加すべき新たなものはない。
別紙 1-93

また，1.(4)項での起因事象の特定結果のとおり，年超過発生確率10-7/年相当の降水時においてはタービン建屋東側換気空調系エリアの天井崩落によりタービントリップが発生する可能性が否定できないものの，緩和設備に期待できることから有意な影響又は頻度を持つ事故シーケンスとはならない。
したがって，降水事象を要因として発生し得る有意な頻度又は影響のある事故シーケンスは生じないと判断した。
以上

別紙 1-94

Ⅰ：各自然現象から同じ影響がそれぞれ作用し，重ね合わさって増長するケース
Ⅱ：ある自然現象の防護施設が他の自然現象によって機能喪失することにより，影響が増長するケース
Ⅲ-1：他の自然現象の作用により前提条件が変化し，影響が増長するケース
Ⅲ-2：他の自然現象の作用により影響が及ぶようになるケース
ii

i

主事象

重畳事象
自然現象
i

ii

地震

津波

1

降水

2

積雪

3
4

雪崩
ひょう，あられ5

氷嵐，雨氷，みぞれ

6

氷晶

7
8

霜，霜柱
結氷板，流氷，氷壁

9

風（台風）

10 竜巻

11 砂嵐
12 霧，靄
13 高温
14 低温（凍結）15 高温水（海水温高）
16 低温水（海水温低）極限的な圧力17（気圧高/低）
18 落雷
19 高潮
20 波浪
21 風津波
22 洪水
23 池・河川の水位低下
24 河川の迂回
25 干ばつ

26 火山

27
28
29
30
31
32

地滑り
海水中の地滑り
地面隆起/低潮位
土地の浸食，カルスト
土の伸縮
海岸浸食
地下水
33
（多量/枯渇）34 地下水による浸食
35 森林火災
36 生物学的事象
37 静振
38 塩害，塩雲
39 隕石/衛星の落下
40 太陽フレア，磁気嵐
41 土石流42 泥湧出損傷・機能喪失モード

地震

損傷・機能喪失
モード

①荷重（地
震荷重）

2

降水

④閉塞（取
水）
襲来物・海
底砂移動

⑤冷却機能
低下：海水 ①浸水
系

積雪

3

4

雪崩

ひょう，あられ5

6

氷嵐，雨氷，みぞれ

氷晶

②荷重（堆
積）

①荷重（堆
積）

②相間短絡

③閉塞（空
調）

①荷重（衝
突）

①荷重（衝
突）

①荷重（堆
積）

②閉塞（空
調）

①荷重（堆
積）

②閉塞（空
調）

Ⅱ

Ⅱ

-

-

-

Ⅲ-1

Ⅰ

-

-

-

-

-

Ⅰ

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Ⅰ

-

-

-

-

-

-

Ⅰ

-

-

Ⅲ-1

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Ⅰ

Ⅲ-1
-

-

Ⅲ-1
-

Ⅰ

①浸水

③浮力

7

8

9

10

霜，霜柱

結氷板，流氷，
氷壁

風（台風）

竜巻

①-

①閉塞（取水）

①荷重（風
圧）

②閉塞（取
水）

①荷重（風
圧）

②荷重（気
圧差）

-

Ⅰ

-

Ⅰ

Ⅰ

-

-

-

-

-

-

Ⅰ，Ⅱ，
Ⅲ-1
Ⅱ，Ⅲ-1

-

-

-

Ⅰ

-

Ⅰ

-

Ⅰ

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Ⅰ

-

-

-

Ⅰ，Ⅲ-1

Ⅰ
Ⅰ
-

Ⅰ
-

Ⅰ
Ⅰ
Ⅰ
-

Ⅰ
Ⅰ

-

Ⅰ
Ⅰ
Ⅲ-1
Ⅲ-1
-

-

Ⅰ
Ⅰ
Ⅲ-1
Ⅲ-1
-

Ⅰ
Ⅰ
Ⅰ
-

Ⅰ
Ⅰ
-

-

Ⅰ
-

-

Ⅰ
-

Ⅰ

備考

③荷重（衝
突）

④閉塞（取
水）

発生しない

①荷重（地震荷重）①浸水②荷重（衝突）襲来物・波力③浮力④閉塞（取水）
襲来物・海底砂移動⑤冷却機能低下：海水系①浸水②荷重（堆積）①荷重（堆積）②相間短絡③閉塞（空調）①荷重（衝突）①荷重（衝突）①荷重（堆積）②閉塞（空調）①荷重（堆積）②閉塞（空調）①①閉塞（取水）①荷重（風圧）②閉塞（取水）①荷重（風圧）②荷重（気圧差）③荷重（衝突）④閉塞（取水）①閉塞（空調）①①外気温度高（冷却機能低下：空調）①外気温度低（凍結）①海水温度高

1

津波

②荷重（衝
突）
襲来物・波
力

添付資料 3＜自然現象の重畳マトリックス＞

Ⅱ

Ⅰ

-

Ⅲ-1

Ⅱ

Ⅲ-1
-

Ⅱ，Ⅲ-1
Ⅲ-1
Ⅰ
Ⅰ
Ⅲ-1
Ⅲ-1
-

-

-

Ⅰ
-

Ⅰ
Ⅰ
-

Ⅰ
-

-

-

Ⅱ
Ⅰ，Ⅱ
Ⅱ
Ⅱ
-

Ⅰ，Ⅱ
Ⅰ，Ⅱ
Ⅰ，Ⅱ
-

Ⅰ
Ⅰ
-

Ⅲ-1
-

Ⅰ
Ⅰ
-

Ⅰ
-

-

Ⅰ
-

Ⅰ
-

-

-

Ⅰ
Ⅰ
Ⅰ
Ⅰ
-

-

Ⅰ
Ⅰ
Ⅰ
Ⅰ
-

Ⅰ
-

Ⅰ
Ⅰ

Ⅱ
-

-

Ⅰ
-

Ⅰ
-

-

Ⅲ-1
Ⅲ-1
-

Ⅲ-1
Ⅲ-1
Ⅰ
-

Ⅲ-1
Ⅲ-1
Ⅰ
Ⅰ
-

-

Ⅲ-1
Ⅲ-1
-

-

Ⅲ-1
Ⅲ-1
-

-

Ⅰ
Ⅰ
Ⅰ
-

Ⅰ

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

①-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

①荷重（気圧差）

Ⅰ

-

Ⅰ

Ⅰ

-

-

-

Ⅰ

Ⅰ

-

-

-

Ⅰ

-

-

-

-

-

Ⅰ

-

Ⅰ

Ⅰ

Ⅰ

-

①雷サージ＆誘導電流
①浸水
①浸水
①浸水
①浸水
①①①①荷重（堆積）②閉塞（取水）③閉塞（空調）④腐食⑤相間短絡①荷重（衝突）①閉塞（取水）①地盤不安定①地盤不安定①地盤不安定①冷却機能低下：海水系①浸水②地下水の枯渇①地盤不安定②浸水①熱影響②外気取入機器及び人への影響①閉塞（取水）②個別機器の損傷①浸水②冷却機能低下：海水系①腐食①荷重（衝突）②荷重（衝突）③浸水①誘導電流①荷重（衝突）①地盤不安定

-

Ⅰ
Ⅰ
Ⅰ

-

Ⅰ
Ⅰ
Ⅰ

-

-

Ⅰ
Ⅰ
Ⅰ

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Ⅲ-1
Ⅱ
Ⅰ
Ⅱ

Ⅱ
Ⅰ
Ⅰ
Ⅰ
Ⅱ

Ⅰ
-

Ⅰ
-

Ⅰ
Ⅰ
Ⅰ
-

Ⅱ
Ⅰ
Ⅰ
-

Ⅱ
Ⅱ
Ⅰ
Ⅰ
Ⅰ
-

Ⅰ，Ⅱ
-

Ⅰ
-

Ⅰ
-

Ⅰ
-

Ⅲ-1
Ⅰ
-

Ⅰ
-

Ⅰ
-

Ⅰ
-

Ⅰ
-

Ⅰ
-

-

Ⅰ
-

Ⅰ
Ⅰ
Ⅰ
-

Ⅰ
-

Ⅰ
-

Ⅰ
-

Ⅰ
Ⅰ
Ⅰ
-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

発生しない

発生しない

（冷却機能低下：海水系）

発生しない
発生しない
発生しない
発生しない

発生しない
発生しない
発生しない
発生しない

別紙 1-95

Ⅰ：各自然現象から同じ影響がそれぞれ作用し，重ね合わさって増長するケース
Ⅱ：ある自然現象の防護施設が他の自然現象によって機能喪失することにより，影響が増長するケース
Ⅲ-1：他の自然現象の作用により前提条件が変化し，影響が増長するケース
Ⅲ-2：他の自然現象の作用により影響が及ぶようになるケース
11

主事象

重畳事象

砂嵐

損傷・機能喪失
モード

12

13

霧，靄

高温

14

i

ii

地震

津波

1

降水

2

積雪

3
4

雪崩
ひょう，あられ5

氷嵐，雨氷，みぞれ

6

氷晶

7
8

霜，霜柱
結氷板，流氷，氷壁

9

風（台風）

10 竜巻

11 砂嵐
12 霧，靄
13 高温
14 低温（凍結）15 高温水（海水温高）
16 低温水（海水温低）極限的な圧力17（気圧高/低）
18 落雷
19 高潮
20 波浪
21 風津波
22 洪水
23 池・河川の水位低下
24 河川の迂回
25 干ばつ

26 火山

27
28
29
30
31
32

地滑り
海水中の地滑り
地面隆起/低潮位
土地の浸食，カルスト
土の伸縮
海岸浸食
地下水
33
（多量/枯渇）34 地下水による浸食
35 森林火災
36 生物学的事象
37 静振
38 塩害，塩雲
39 隕石/衛星の落下
40 太陽フレア，磁気嵐
41 土石流42 泥湧出損傷・機能喪失モード

備考

16
低温水（海
水温低）

①外気温度
①海水温度
高
①外気温度 高（冷却機
（冷却機能 ①低（凍結）能低下：空①閉塞（空調） ①-

17
極限的な圧
力
（気圧高/
低）
①荷重（気
圧差）

低下：海水
系）

調）
自然現象

15

高温水（海
低温（凍結）
水温高）

18
落雷

19

20

21

高潮

波浪

風津波

①雷サージ
①浸水
＆誘導電流

①浸水

①浸水

発生しない

22

23

洪水

池・河川の水
位低下

24
河川の迂回

①浸水

①-

①-

①-

発生しない

発生しない

発生しない

発生しない

26

25
干ばつ

27

火山

①荷重（堆積）

②閉塞（取
水）

③閉塞（空
調）

地滑り

④腐食

28

29

30

海水中の地 地面隆起/ 土地の浸滑り
低潮位
食，カルスト

⑤相間短絡

①荷重（衝
突）

①閉塞（取
水）

31
土の伸縮

①地盤不安 ①地盤不安 ①地盤不安定定定①荷重（地震荷重）

-

-

-

-

-

Ⅰ

Ⅱ

Ⅱ

Ⅱ

Ⅱ

-

-

-

-

-

Ⅲ-1

Ⅲ-1

Ⅲ-1

Ⅰ，Ⅲ-1

Ⅰ，Ⅲ-1

①浸水
②荷重（衝突）襲来物・波力③浮力④閉塞（取水）
襲来物・海底砂移動⑤冷却機能低下：海水系①浸水②荷重（堆積）①荷重（堆積）②相間短絡③閉塞（空調）①荷重（衝突）①荷重（衝突）①荷重（堆積）②閉塞（空調）①荷重（堆積）②閉塞（空調）①①閉塞（取水）①荷重（風圧）②閉塞（取水）①荷重（風圧）②荷重（気圧差）③荷重（衝突）④閉塞（取水）①閉塞（空調）①①外気温度高（冷却機能低下：空調）①外気温度低（凍結）①海水温度高

-

-

-

-

-

-

-

Ⅰ

Ⅰ

Ⅰ

-

-

-

-

-

-

-

-

Ⅰ，Ⅲ-1

-

-

-

-

-

-

-

Ⅱ

-

-

-

-

-

-

-

-

Ⅲ-1

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

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-

-

-

-

-

-

-

Ⅰ

-

-

-

-

Ⅰ

-

-

-

-

-

-

Ⅰ
-

-

Ⅰ
Ⅰ
Ⅰ
Ⅰ
Ⅰ
Ⅰ
Ⅰ
Ⅰ
Ⅰ
-

-

Ⅰ
-

Ⅰ
-

Ⅰ
-

Ⅲ-1，Ⅲ-2
Ⅰ
Ⅰ，Ⅲ-1
Ⅰ
Ⅰ
-

Ⅰ
-

Ⅰ
Ⅰ
Ⅰ
-

-

Ⅲ-1
Ⅲ-1
Ⅰ
Ⅲ-1
Ⅲ-1
-

Ⅲ-1
Ⅲ-1
Ⅰ
Ⅲ-1
Ⅲ-1
-

Ⅰ
-

-

Ⅰ，Ⅲ-1
-

-

-

Ⅰ
-

Ⅲ-1
-

Ⅰ
Ⅰ

-

Ⅰ
Ⅰ
-

Ⅱ
Ⅱ
Ⅱ
-

-

-

-

Ⅰ
-

Ⅰ
Ⅰ

Ⅲ-1
Ⅲ-1
Ⅰ
-

-

-

-

Ⅰ
Ⅰ

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Ⅰ，Ⅲ-1

-

-

-

-

-

-

-

-

Ⅰ

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

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-

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-

Ⅰ

-

-

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-

-

-

-

-

-

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-

-

-

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-

-

-

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-

Ⅰ

-

Ⅰ

-

-

-

-

-

-

-

-

Ⅰ

Ⅰ
Ⅰ

-

-

-

-

-

-

-

-

Ⅰ，Ⅲ-1
Ⅰ，Ⅲ-1
Ⅰ，Ⅲ-1

-

Ⅲ-1
-

Ⅰ
-

-

-

-

発生しない

発生しない
-

-

-

-

-

①-

-

-

-

-

①荷重（気圧差）

-

Ⅰ

-

-

-

①雷サージ＆誘導電流
①浸水
①浸水
①浸水
①浸水
①①①①荷重（堆積）②閉塞（取水）③閉塞（空調）④腐食⑤相間短絡①荷重（衝突）①閉塞（取水）①地盤不安定①地盤不安定①地盤不安定①冷却機能低下：海水系①浸水②地下水の枯渇①地盤不安定②浸水①熱影響②外気取入機器及び人への影響①閉塞（取水）②個別機器の損傷①浸水②冷却機能低下：海水系①腐食①荷重（衝突）②荷重（衝突）③浸水①誘導電流①荷重（衝突）①地盤不安定

-

-

-

-

-

-

-

Ⅰ
Ⅰ

Ⅰ

-

Ⅰ
Ⅰ
-

-

Ⅰ
Ⅰ
Ⅰ
Ⅰ
Ⅰ
-

-

Ⅰ
Ⅰ
Ⅰ
-

-

Ⅰ
Ⅰ
Ⅰ
-

Ⅰ
Ⅰ
Ⅰ
-

Ⅰ
Ⅰ
Ⅰ
-

-

Ⅰ
Ⅰ
Ⅰ
Ⅰ
-

-

Ⅰ

-

Ⅲ-1
-

Ⅰ
Ⅰ
Ⅰ
-

-

Ⅰ，Ⅲ-1
Ⅰ
Ⅰ，Ⅲ-1
Ⅰ，Ⅲ-1
-

Ⅲ-1
Ⅲ-1
Ⅰ
Ⅲ-1
-

-

-

-

-

-

-

Ⅰ

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

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-

-

-

-

-

-

-

-

-

（冷却機能低下：海水系）

発生しない
発生しない
発生しない
発生しない

発生しない
発生しない
発生しない
発生しない

別紙 1-96

Ⅰ：各自然現象から同じ影響がそれぞれ作用し，重ね合わさって増長するケース
Ⅱ：ある自然現象の防護施設が他の自然現象によって機能喪失することにより，影響が増長するケース
Ⅲ-1：他の自然現象の作用により前提条件が変化し，影響が増長するケース
Ⅲ-2：他の自然現象の作用により影響が及ぶようになるケース

主事象

重畳事象
自然現象
i

ii

地震

津波

1

降水

2

積雪

3
4

雪崩
ひょう，あられ5

氷嵐，雨氷，みぞれ

6

氷晶

7
8

霜，霜柱
結氷板，流氷，氷壁

9

風（台風）

10 竜巻

11 砂嵐
12 霧，靄
13 高温
14 低温（凍結）15 高温水（海水温高）
16 低温水（海水温低）極限的な圧力17（気圧高/低）
18 落雷
19 高潮
20 波浪
21 風津波
22 洪水
23 池・河川の水位低下
24 河川の迂回
25 干ばつ

26 火山

27
28
29
30
31
32

地滑り
海水中の地滑り
地面隆起/低潮位
土地の浸食，カルスト
土の伸縮
海岸浸食
地下水
33
（多量/枯渇）34 地下水による浸食
35 森林火災
36 生物学的事象
37 静振
38 塩害，塩雲
39 隕石/衛星の落下
40 太陽フレア，磁気嵐
41 土石流42 泥湧出損傷・機能喪失モード

損傷・機能喪失
モード

32

33

34

35

36

37

38

39

40

41

42

海岸浸食

地下水
（多量/枯渇）地下水による浸食

森林火災

生物学的事象静振

塩害，塩雲

隕石/衛星の落下

太陽フレ
ア，磁気嵐

土石流

泥湧出

①冷却機能
低下：海水 ①浸水
系

②地下水の ①地盤不安
②浸水
枯渇
定

①熱影響

②外気取入
①閉塞（取
機器及び人
水）
への影響

②個別機器
①浸水
の損傷

②冷却機能
低下：海水 ①腐食系

備考

①荷重（衝突） ②荷重（衝突） ③浸水

発生しない

発生しない

①誘導電流 ①荷重（衝突）

発生しない

①地盤不安
定

発生しない

①荷重（地震荷重）

Ⅲ-1

Ⅱ，Ⅲ-1

-

Ⅲ-1

Ⅱ，Ⅲ-1

-

-

-

-

-

Ⅱ

-

-

-

①浸水
②荷重（衝突）襲来物・波力③浮力④閉塞（取水）
襲来物・海底砂移動⑤冷却機能低下：海水系①浸水②荷重（堆積）①荷重（堆積）②相間短絡③閉塞（空調）①荷重（衝突）①荷重（衝突）①荷重（堆積）②閉塞（空調）①荷重（堆積）②閉塞（空調）①①閉塞（取水）①荷重（風圧）②閉塞（取水）①荷重（風圧）②荷重（気圧差）③荷重（衝突）④閉塞（取水）①閉塞（空調）①①外気温度高（冷却機能低下：空調）①外気温度低（凍結）①海水温度高

Ⅲ-1

Ⅰ

-

-

Ⅰ

-

-

-

-

Ⅰ

-

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-

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-

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-

-

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Ⅰ

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Ⅲ-1
Ⅲ-1
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Ⅲ-1
Ⅲ-1
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Ⅰ

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Ⅰ，Ⅲ-1

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Ⅰ

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Ⅰ

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①-

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①荷重（気圧差）

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①雷サージ＆誘導電流
①浸水
①浸水
①浸水
①浸水
①①①①荷重（堆積）②閉塞（取水）③閉塞（空調）④腐食⑤相間短絡①荷重（衝突）①閉塞（取水）①地盤不安定①地盤不安定①地盤不安定①冷却機能低下：海水系①浸水②地下水の枯渇①地盤不安定②浸水①熱影響②外気取入機器及び人への影響①閉塞（取水）②個別機器の損傷①浸水②冷却機能低下：海水系①腐食①荷重（衝突）②荷重（衝突）③浸水①誘導電流①荷重（衝突）①地盤不安定

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Ⅰ
Ⅰ
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Ⅲ-1
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Ⅲ-1
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Ⅲ-1
Ⅰ
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発生しない

発生しない

（冷却機能低下：海水系）

発生しない
発生しない
発生しない
発生しない

発生しない
発生しない
発生しない
-

発生しない
-

別紙 1-97

添付資料 4

外部人為事象に関わる重畳の影響について

外部事象のうち，自然現象同士が重畳することによる影響については，添付資料 3 に示すように組み合わせを考慮し，単独事象とは異なる新たな影響が発生しないことを確認した。一方，外部人為事象については，以下に示す理由から個々の組み合わせについて確認する必要はなく，自然現象同士の重畳影響評価に包絡されると考える。

＜理由＞自然現象と比べて外部人為事象は影響範囲が限定的（狭い）である。
自然現象の影響は，原子炉施設全体に対して同時に作用する点が特徴である。一方，外部人為事象の場合は，人工物の事故等により引き起こされるものであり，影響範囲は当該人工物の大きさや内包する危険物量等により決まる。したがって，外部人為事象の場合，低頻度事象を仮定しようとしても，実際に設置されている設備や立地状況等により制限され，際限なく事象影響範囲が拡がるということはない。
以上より，各外部人為事象により生じる影響の特徴を踏まえ，それぞれの影響を包絡する自然現象について重畳影響を確認しておくことで，外部人為事象についても重畳影響を確認したことと同等になる。（第 1 表参照）

別紙 1－98

第1表
自然現象

地

震

津

波

落

雷

竜

巻

自然現象と包絡される外部人為事象
特徴

包絡される外部人為事象（No.は添付資料 1-2 中の事
象の番号）
原子炉施設全体に対して同時 No.9 航空機衝突（意図的）に外力が作用し，複数の機器 No.14 サイト内外での掘削が同時に機能喪失する場合がある。敷地の変動等により屋
外設備の基礎や地中設備の損傷が生じ得る。
原子炉施設への浸水により， No.5 船舶の衝突
複数の機器が同時に機能喪失 No.15 内部溢水する場合がある。波力により No.18 化学物質の放出による海水系機器を損傷させる可能 水質悪化性がある。
No.19 油流出
原子炉施設への落雷により， No.6 電磁的障害
広範囲の計測系，制御系の損 No.10 妨害破壊行為（内部脅
傷が生じる可能性がある。
威含）No.11 サイバーテロ
移動しながら広範囲にわたっ No.7 パイプライン事故（飛て風圧，気圧差，飛来物によ 来物）る影響を与える。特に飛来物 No.13 輸送事故（飛来物）
については，屋外設備だけで No.17 重量物輸送（重機等のはなく，建屋内の設備を損傷 転倒）させる場合もある。

なお，第 1 表のとおり自然現象に包絡される事象以外のその他の事象については以下のとおりである。

＜その他の事象＞（１）外部人為事象の影響の方が大きい場合火災による熱影響については，自然現象では「森林火災」，外部人為事象では「No.1 航空機落下（偶発的）」，「No.3 火災・爆発」，「No.7
パイプライン事故」及び「No.13 輸送事故」が該当するが，原子炉施設に対して最も厳しい影響がある事象は「No.3 火災・爆発」にて想定

別紙 1－99

している軽油タンクの火災である。軽油タンク火災と原子炉施設周辺で発生し得る重畳事象としては，「森林火災」と「No.1 航空機落下（偶発的）」が挙げられる。
軽油タンクの消火設備が機能せず，かつ「森林火災」が防火帯を越えて延焼する事象は低頻度事象と推定されること，軽油タンクへ偶発的に航空機が落下することによる重畳事象については，10-7／年程度の低頻度事象ではあるものの外部火災評価の中で許容値以下の熱影響に止まることを確認済みであることを踏まえると，事象の重畳により新たな起因事象の追加はない。
爆発による影響については，「No.7 パイプライン事故」，「No.9 航空機衝突（意図的）」及び「No.13 輸送事故」で想定されるが，それぞれの事象の特徴を踏まえれば，個別の重畳影響評価をするまでもなく，自然現象同士の重畳事象を評価することで影響が包絡される。（「No.7
パイプライン事故」については，パイプラインが地中に埋設されているため単独事象として影響がないと判断。「No.13 輸送事故」について
は，発電所前面の海上航路約 30km の場所を航行する輸送船舶が漂流して発電所港湾内に侵入すること自体が非常に稀な事象であること，及び発電所港湾内に侵入し得る最大規模の高圧ガス輸送船舶の爆発事故を想定した場合であっても，爆風圧の影響が原子炉施設へ及ばないことを確認済みであることを踏まえ，単独事象として影響がないと判断。
また，「No.9 航空機衝突（意図的）」は，損傷規模が地震に包絡される。）（２）事象の影響について考慮が不要な場合
以下に挙げる外部事象については，重畳影響を考慮するまでもなく，
別紙 1－100

単独事象として原子炉施設への影響を考慮する必要がないものとして整理している。

○単独事象として発生頻度が稀な事象（10-7／年以下）
No.1 航空機落下（偶発的）（原子炉施設への衝突）
No.16 タービンミサイル（原子炉施設への衝突）○発生源となる施設が発電所へ影響を及ぼす範囲にない事象
No.2 ダムの崩壊
No.7 パイプライン事故（火災，爆発）
No.12 産業施設の事故○発生しても影響が軽微な事象，影響を遮断できる事象
No.4 有毒ガス
No.8 第三者の不法な接近
No.17 重量物輸送（燃料集合体落下）

事象ごとの状況を以下の第 2 表にまとめる。

別紙 1－101

第2表
No.

各外部人為事象が包絡される自然現象等

外部人為事象包絡される自然現象等
衝突は低頻度事象。（その他の事象（２）のとおり。
）
熱影響は No.3 火災・爆発に包絡。（その他の事象（１）のとおり。）
影響が及ぶ範囲に発生源となる施設なし。
（その他の事象（２）のとおり。）
影響確認済み。
（その他の事象（１）のとおり。）
影響を遮断可能。
（その他の事象（２）のとおり。）

1

航空機落下
（偶発的）

【 － 】

2

ダムの崩壊

【 － 】

3

火災・爆発

【 － 】

4

有毒ガス

【 － 】

5

船舶の衝突

【津波】

海水系機器の損傷

6

電磁的障害

【落雷】

計測系，制御系機器へのノイズ影響等

7

パイプライン
事故【竜巻】

8

第三者の不法な
接近

【 － 】

9
10

航空機衝突
（意図的）
妨害破壊行為（内部脅威含）飛来物による影響。熱影響等はその他の事象（１），（２）のとおり。
侵入行為では影響なし。（その他の事象（２）のとおり。
）原子炉施設への影響は No.10 妨害
破壊行為（内部脅威含）に包絡。

【地震】

広範囲の機器等の同時損傷。

【落雷】

機器の破壊，無力化，悪意操作による外乱。
機器の悪意操作等による外乱。

11

サイバーテロ【落雷】

12

産業施設の事故

【 － 】

13

輸送事故

【竜巻】

14

サイト内外での
掘削

【地震】

15

内部溢水

【津波】

16

タービン
ミサイル

【 － 】

17

重量物輸送

【竜巻】

18

化学物質の放出による水質悪化【津波】

海水系機器の機能低下。

19

油流出

【津波】

海水系機器の機能低下。

影響が及ぶ範囲に発生源となる施設なし。
（その他の事象（２）のとおり。）
飛来物による影響。熱影響等はその他の事象（１）のとおり。
敷地の変動等による屋外設備の基礎や地中設
備の損傷。
広範囲の機器等の同時浸水。
低 頻 度 事 象 。（ そ の 他 の 事 象 （ ２ ） の と おり。）
重機の転倒等による屋外設備の損壊。燃料集
合体落下はその他の事象（２）のとおり。

凡例：【 】包絡される自然現象
以

別紙 1－102

上別紙 1(補足 2)
地震レベル 1.5PRA について

１. はじめに「実用発電用原子炉及びその附属施設の位置，構造及び設備の基準に関する規則」第三十七条（重大事故等の拡大の防止等）にて要求されている
原子炉格納容器の破損の防止に関する有効性評価に関し，必ず想定すべき
格納容器破損モード以外の破損モードの有無について，内部事象について
はレベル1.5PRAにより確認を実施済みであるが，地震事象特有の影響について以下にて確認を実施した。

２. 地震事象特有の格納容器破損モードについて
炉心損傷後の原子炉格納容器の健全性に影響を与える物理現象による事
象進展に関し内部事象と地震事象の差はなく，地震事象特有の影響として
は，地震動により直接的に原子炉格納容器が破損する場合，原子炉格納容器の隔離機能又は圧力抑制機能に関わる設備が破損することで原子炉格納容器の破損に至る場合が考えられる。
(1) 原子炉格納容器本体の破損
地震動による原子炉建屋の破損影響により原子炉格納容器が破損に至る，又は原子炉格納容器本体が直接的に破損に至るケースは，地震
事象特有の格納容器破損モードであり，日本原子力学会標準「原子力発電所の地震を起因とした確率論的安全評価実施基準:2007」では，原子炉建屋破損のχモードとして分類されている。
このケースの場合，炉心損傷時に原子炉格納容器の放射性物質閉じ
込め機能は既に喪失しており，内部事象レベル1.5PRAでは，格納容器
別紙 1-103

隔離失敗として考慮している。
(2) 原子炉格納容器隔離機能喪失
地震動により原子炉格納容器隔離弁が閉鎖できなくなることで，炉心損傷により発生した放射性物質が原子炉格納容器外へ直接放出される可能性がある。このケースについては，原子炉格納容器本体の破損と同様に炉心損傷時には原子炉格納容器の放射性物質閉じ込め機能は喪失している状態であり，内部事象レベル1.5PRAでは格納容器隔離失敗として考慮している。
(3) 原子炉格納容器圧力抑制機能喪失
地震動により残留熱除去系(格納容器スプレイ冷却モード)や格納容
器ベント管，サプレッション・チェンバの損傷により原子炉格納容器
圧力が抑制できなくなり，原子炉格納容器が過圧破損に至る可能性がある。このケースについては，内部事象レベル1.5PRAにおいて，水蒸気(崩壊熱)蓄積等による過圧によって原子炉格納容器が破損に至る過圧破損モードとして考慮されている。

以上を踏まえると，地震事象特有の影響として原子炉格納容器本体や隔離弁等の破損が考えられるものの，地震事象特有の格納容器破損モードはなく，内部事象レベル1.5PRAと同様であるといえる。

３. 原子炉格納容器破損防止対策に関わる有効性評価事故シーケンスについて上述のとおり，地震事象特有の影響として原子炉格納容器や隔離機能等の地震動による損傷が考えられるものの，格納容器破損モードとしては内部事象レベル1.5PRAと同様である。
別紙 1-104

また，地震動による直接的な原子炉格納容器や隔離機能等の損傷については，重大事故の事象進展により原子炉格納容器へ圧力荷重，熱荷重といった物理的な負荷が加わった結果として放射性物質閉じ込め機能が喪失に至るものではない。そのため，原子炉格納容器破損防止対策の有効性評価の判断基準に照らすと，重大事故対策の有効性評価の観点としてではな
く，対象設備の耐震性の観点から評価がなされるべきものと判断される。
加えて原子炉格納容器本体の破損については，内部事象レベル1.5PRAでも想定していない機器の損傷モードであるが，原子炉格納容器が破損に至るような大規模地震を想定した場合，その損傷の程度や緩和設備の使用可否の評価，事故シナリオを特定することは非常に困難である。したがって，そのような状況下においては，地震によるプラントの損傷の程度や事象進展に応じて，様々な原子炉格納容器の破損防止対策を臨機応変に組み合わせて影響緩和を図るとともに，大規模損壊対策として放水砲等の影響緩和措置を講じられるようにしておくことが重要であると考えられる。

４. 地震レベル1.5PRAについて
内部事象PRAでは，レベル1PRAの結果抽出された炉心損傷に至る事故シー
ケンスグループをレベル1.5PRA評価の起点となるようPDSを定義した上で，炉心損傷に至るまでのプラント状態等の観点から原子炉格納容器の健全性に影響を与える事象(過温破損，水蒸気爆発等)を抽出しているが，地震レ
ベル1.5PRAでは，地震事象特有の影響として原子炉建屋，原子炉格納容器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シナリオを考慮する必要がある。
具体的には，地震レベル1PRAにおいて緩和系に期待することができず，炉心損傷直結事象として整理している原子炉建屋損傷や原子炉冷却材圧力
別紙 1-105バウンダリ喪失（Excessive-LOCA）といった事故シナリオが対象となるものの，現段階では，それら事故の起因となる設備の損傷の規模や範囲の特定を行うことは困難かつ不確実さが大きく，これらの事故シナリオが発生した場合の事象進展(炉心損傷までの時間余裕や緩和系の健全性等)を定量化することが困難な状況にある。
そのため，今後，対象設備の損傷影響評価等の精緻化を進めるとともに，実機適用へ向けた検討を進めていくところである。

以

別紙 1-106上別紙 2

外部事象（地震）に特有の事故シーケンスについて

１. はじめに
外部事象のうち，地震PRAを実施した結果，内部事象PRAでは抽出されていない建屋・構築物（原子炉建屋）の損傷，建屋・構築物（原子炉圧力容器・原子炉格納容器）の損傷といった事故シーケンスが抽出されている点，
内部事象PRAでは有意な頻度ではなかった原子炉冷却材圧力バウンダリ喪失の全体に占める寄与割合が大きくなっている点が地震事象の特徴となっている。
また，これら事故シーケンスに加え，計測・制御系喪失，直流電源喪失，格納容器バイパスについては，事象進展の特定，詳細な事故シーケンスの定量化が困難であるため，保守的に炉心損傷直結事象として整理している
点も地震事象評価特有の扱いである。
以下では，これら地震事象に特有の各事故シーケンス（炉心損傷直結事象）について，地震PRA評価におけるフラジリティ評価や事故シーケンス評
価における条件設定の妥当性等について再整理の上，炉心損傷防止対策の有効性評価の事故シーケンスグループとして取り扱うべきかの検討を実施した。

２. 炉心損傷直結事象について
炉心損傷直結事象として整理した各事故シーケンスに関連する建屋・構
築物，機器のフラジリティ評価や事故シーケンスの評価条件や想定シナリ
オ等の詳細についてあらためて確認を行うとともに，評価の最適化につい別紙 2-1

て検討を実施した。
2.1 建屋・構築物（原子炉建屋）の損傷(1)

想定事故シナリオ
原子炉建屋については，「原子炉建屋」又は「原子炉建屋基礎地盤すべり線」の損傷を以て原子炉建屋損傷としており，このうち，寄与が大
きい要因は「原子炉建屋基礎地盤すべり線」である。
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に至ること
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傷を受ける可能性があり，緩和系による炉心損傷防止に期待できる可能性を厳密に考慮することが困難なため，直接炉心損傷に至る事
故シナリオとして整理している。
【炉心損傷頻度】3.8×10-6／炉年（点推定値）
・原子炉建屋基礎地盤すべり線：3.5×10-6／炉年（点推定値）：7.2×10-7／炉年（点推定値）

・原子炉建屋【全炉心損傷頻度への寄与割合】約25%(2)

フラジリティ評価

a.評価対象機器/評価部位
一般社団法人日本原子力学会発行の「原子力発電所の地震を起因とした確率論的安全評価実施基準：2007」（以下「地震PSA学会標準」という。）に従えば，建屋基礎地盤，周辺斜面等の地盤のすべり破壊，転動の可能性のある岩塊を評価対象として，すべり安全率の小さなす
べり線上の土塊及び不安定な岩塊を選定することが求められる。
原子炉建屋基礎地盤の場合，基準地震動Ssを対象として実施した設
置変更許可申請書 添付書類六の「基礎地盤の安定性評価」に基づいて，
別紙 2-2

第1図に示す最小安全率を算定したすべり線を評価対象として選定している。

第 1 図 最小すべり安全率を示すすべり（6 号及び 7 号炉原子炉建屋基礎地盤）

b.評価方法
フラジリティ評価方法として「現実的耐力と現実的応答による方法（応答解析に基づく方法）」を選択した。評価手法は地震PSA学会標準に準拠した手法とする。
現実的耐力に相当する地盤強度は，試験結果に基づき設定した。ばらつきについては，LHS法（Latin Hypercube Sampling，ラテン超方格法）によってサンプリングし，任意に組み合わせたデータセット30ケ
ースを用いることで評価した。
現実的応答については，試験結果に基づき設定した物性値を用いて，地震応答解析を実施することにより評価した。地震応答解析は，等価線形化法による周波数応答解析手法を用い，水平・鉛直動を同時入力している。
地盤のせん断剛性については，ばらつきを考慮した値を設定し，地震応答解析を実施することにより評価を行った。ばらつきは，LHS法によってサンプリングし，任意に組み合わせたデータセット30ケースを用いることで評価する。
別紙 2-3

応答解析モデルは，設置変更許可申請書 添付書類六の「基礎地盤の安定性評価」における地盤モデルを用いた。基礎地盤の解析モデルを第2図に示す。

第 2 図 解析用要素分割図（6 号及び 7 号炉汀線平行断面)

フラジリティ評価では，まず，模擬地震波と平均物性値を用いた地震応答解析を実施することで，すべり安全率が1.0となる限界加速度を算定する。地盤物性値のばらつきを評価するため，LHS法によってサンプリングしたデータセット30ケースを設定する。データセット30ケー
スを用いて，限界加速度に相当する模擬地震波を入力条件とした地震応答解析，すべり安全率の算定を行い，フラジリティ曲線を算出する。
HCLPF（High confidence of low probability of failure）は信頼度
95%フラジリティ曲線をもとに算出した。
原子炉建屋基礎地盤のフラジリティ曲線を第3図に示す。

別紙 2-4（中央値：1193Gal，βR：0.043，βU：0.15）
第 3 図 フラジリティ曲線

なお，最終的なHCLPF，中央値については，二次元基礎地盤安定解析
における奥行き方向の側面抵抗効果を考慮して，上述の手法により得られた値に対して係数 1.5を乗じている（HCLPF： 1.33G ， 中央値：
1.83G，βR ：0.043，β U：0.15）。奥行き方向の側面抵抗効果とは，二次元解析では期待していない平面奥行き方向のすべり面の抵抗を考慮するものであり，設置変更許可申請書 添付書類六の「基礎地盤の安定性評価」において，検討対象とした解析断面に対する効果を確認している。F2断層沿いのすべりを想定する安全率1.3のケース（第1図）に対して奥行き方向の側面抵抗を考慮する場合，すべり安全率は2.7（約2.1倍）となる。

c.決定論的耐震評価/設計基準地震動に対する裕度
設置変更許可申請書 添付書類六の「基礎地盤の安定性評価」の中では，二次元解析において期待していない平面奥行き方向のすべり面の抵抗を検討している。奥行き方向の側面抵抗を考慮した結果，すべり
別紙 2-5安全率の最小値は2.7であり，基準地震動Ssを用いた決定論的評価における基礎地盤の安定性には十分な裕度がある。

(3)

現実的評価/最適評価（フラジリティ/シナリオ）

a.現行評価手法（すべり安全率）における保守性について
原子炉建屋基礎地盤の安定性は，すべり安全率を指標として評価を行う。しかし，実現象を考えれば，原子炉建屋の設置されている平坦な敷地に対して，地震動に起因したすべり線に沿った土塊の破壊・変形を想定することは困難である。
基礎地盤の耐震安定性評価に当たって採用されているすべり安全率
評価には，以下の保守性が含まれていると考えることができる。

○力のつり合い条件に基づく評価をしていることによる保守性
土木工学の分野では，斜面の安定性を検討するに当たり，想定したすべり線上の力のつり合い条件に基づいた安全率により評
価・設計を行う。斜面の場合，地震動の継続時間のうち極めてわ
ずかな時間でも，地震に起因する滑動力が地盤の抵抗力を上回り，すべり線が破壊に至れば，安定性を失った斜面土塊が重力の作用により不安定な状態（崩壊）に至る懸念があり，すべり安全率を指標とした設計が一般的に実施されている。
一方で，基礎地盤の安定性について検討する場合，支持力と変形（沈下）を指標とした評価が一般的であり，原子力発電所の基
礎地盤に要求されるすべり安全率評価は一般的ではない。平坦な基礎地盤を考える場合，地震動の継続時間の中で，すべり線が破壊に至った場合でも，不安定な土塊が形成されることはない。ま別紙 2-6た，地震に起因する滑動力が地盤の抵抗力を上回る（すべり安全率が1.0を下回り破壊に至る）のは微小な時間であり，大変形が生じることは考えられない。
基礎地盤のすべり安全率に対する考え方は，斜面設計の考え方と地盤の極限支持力の考え方を勘案して，保守的に導入されたものと推定される。なお，地盤安定性評価を実施する上で一般的な指標となる支持力については，申請書に記載したとおり，原位置
試験等により得られた極限支持力と建物・構築物の荷重を評価することにより，十分な安全性を確認している。

○地盤モデルにおける断層の扱いにおける保守性
基礎地盤の解析モデルの作成に当たっては，主要な断層が直線的に連続するものであると仮定している。実際の断層では，走行・傾斜，破砕部形状・性状に変化があることから，一様な解析モデル上の断層と比較すれば，大きな抵抗力を有するものと推定される。

b.基礎地盤に対する現実的評価
既往の審査指針，JEAG等の中では，基礎地盤の安定性を評価するに当たり，すべり安全率を指標とした評価を要求しているが，その評価には保守性が含まれると考えられる。地震PSA学会標準では，より現実的な地盤耐力の評価手法として，許容すべり量の評価についても言及していることから，非線形有限要素解析を適用した検討を行い，変形量について評価する。
UHS(10-6)相当地震波（2138Gal）を入力した場合，基礎地盤に変形が別紙 2-7

生じる可能性は否定できないものの，安全上重要な機器・配管系の安全機能に支障を与えるものではないと考えられる。以下に検討結果の概要を示す。

○非線形有限要素解析を適用した検討
フラジリティ評価を実施した等価線形解析に替えて，地震後の残留変形量を評価することができる非線形有限要素解析により変形量評価を行った。UHS(10-6)相当地震波を入力し，変形量を評価する。なお，非線形有限要素解析に適用する地盤モデルは，フラジリティ評価に適用したモデルと共通とする。
非線形有限要素解析の結果を第4～6図及び第1表に示す。地震後の残留傾斜は，6号炉原子炉建屋で1/1500，7号炉原子炉建屋で1/2800と算定された。残留傾斜は1/1000以下であり，安全上重要な機器・配管系の安全機能に支障を与えるものではない。
以上より，非線形有限要素解析を適用してUHS(10-6)相当地震波（2138Gal）を入力した結果，基礎地盤に変形が生じる可能性は否定できないものの，安全上重要な機器・配管系の安全機能に支障を与えるものではないと考えられる。

別紙 2-8

残留変形（UHS(10-6)相当地震波）

第 4 図 非線形有限要素解析

地震時

鉛直相対変位：δAY-δBY
傾斜：（δAY-δBY）/ L

＋

10.0

建屋

0.0

B

A

δBY

5.0

δAY

相対変位 (cm)

15.0

L

-5.0

-10.0
-15.0
0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

時刻 (秒)

第 5 図 6 号炉原子炉建屋の鉛直相対変位量（UHS(10-6)相当地震波）

鉛直相対変位：δAY-δBY
傾斜：（δAY-δBY）/ L

地震時

＋

10.0

建屋

5.0
0.0

B

A
L

-5.0
-10.0
-15.0
0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

時刻 (秒)

第 6 図 7 号炉原子炉建屋の鉛直相対変位量（UHS(10-6)相当地震波）

第 1 表 非線形有限要素解析による原子炉建屋の変位まとめ
最大鉛直
相対変位
(cm)

最大傾斜

発生時刻
（秒）

残留鉛直
相対変位
(cm)

残留傾斜

6 号炉

-13.6

-1/400

37.00

-3.8

-1/1500

7 号炉

-14.7

-1/30013.78

2.0

1/2800

別紙 2-9

δBY

δAY

相対変位 (cm)

15.0

(4)

有効性評価における事故シーケンスグループとしての取扱い
以上のとおり，建屋・構築物（原子炉建屋）の損傷シーケンスの評価

は，現状のフラジリティ評価手法にかなりの保守性を有していると考えられ，このような高い加速度領域における基礎地盤変形が起きるということは現実的には考えにくい。
仮に基礎地盤変形が起きた場合に考え得るシナリオとしては，原子炉建屋自体の損傷に伴う建屋内機器の機能喪失ではなく，建屋間に生じる可能性のある相対変位による建屋間を貫通している機器等の損傷である。
建屋間を貫通している機器としては，配管，電線管・ケーブルトレイがあるが，電線管・ケーブルトレイが損傷に至った場合であっても，ケーブルは，ある程度，余長をもった施工がなされていることから，(3)に示したような変位に対して断線に至る可能性は小さい。そのため，想定し得るのは配管の損傷であるが，緩和系に関係する配管で損傷が想定されるのは，原子炉建屋とタービン建屋（熱交換器エリア）を貫通している
原子炉補機冷却水系配管，給水系配管及び消火系配管，また，コントロ
ール建屋と原子炉建屋を貫通している純水補給水系配管等がある。原子炉補機冷却水系配管が破断するシナリオは既存の事故シーケンスグルー
プである原子炉補機冷却水系喪失として整理されている。また，破断箇所からの溢水により，全ての水が原子炉建屋内へ流入することは現実的には考えられないものの，その場合の事故シナリオについても，高圧・低圧注水機能喪失として整理される。
以上を総合的に勘案した上で，本事象については新たな有効性評価の別紙 2-10

事故シーケンスグループとしては取り扱わないこととした1。

2.2 建屋・構築物（原子炉圧力容器・原子炉格納容器）の損傷(1)

想定事故シナリオ
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は，原子炉格納容器内の構造物や原子炉圧力容器等の損傷に続く事象の進展が複雑であり，緩和系による事象収束について厳密に考慮することは合理的ではないことから，直接炉心損傷に至る事故シナリオとして整理している。
【炉心損傷頻度】8.9×10-7／炉年（点推定値）【全炉心損傷頻度への寄与割合】約6%(2)

フラジリティ評価

a.評価対象機器/評価部位
建屋・構築物（原子炉圧力容器・原子炉格納容器）の損傷を起因とする燃料損傷に対して最も大きな影響をもつ設備は，原子炉圧力容器
ペデスタルである。原子炉圧力容器ペデスタルの概要図を第7図に示す。
原子炉圧力容器ペデスタル下層は内外にある2枚の円筒鋼板（内筒，外筒）から構成されている。これらの鋼板はたてリブ鋼板（隔壁）により一体化され，鋼板間にコンクリートを充填した構造物である。
地震時には，ダイヤフラムフロアを介して，原子炉圧力容器ペデス
タル頂部に原子炉建屋からせん断力が伝達される。

1

建屋間相対変位による配管の損傷にとどまらず，大規模な範囲での損傷を仮定した場合，地震による原子炉建屋の損傷程度や緩和系の健全性を評価の上，事故シーケンスを特定することは困難であり，炉心損傷対策の有効性評価の事故シーケンスグループとしては適切ではない。

別紙 2-11

原子炉圧力容器のスカート状の支持脚が，原子炉圧力容器ペデスタ
ルのブラケットに設置され，120本の基礎ボルトによって固定されており，地震時に原子炉圧力容器から原子炉圧力容器ペデスタルにせん断
力・モーメントが伝達される。
原子炉圧力容器ペデスタル基部は，リングガーダを介してアンカボ
ルト（内筒側160本，外筒側320本）により原子炉格納容器底部に定着されており，原子炉圧力容器ペデスタルに付加された荷重は，この基部に伝達される。
決定論による耐震評価結果において，地震荷重に対して裕度が小さい部位（アンカボルト，たてリブ）を，フラジリティの評価部位とした。

別紙 2-12遮 蔽 壁

第 7 図 原子炉圧力容器ペデスタルの概要図

別紙 2-13

b.評価方法
今回のフラジリティ評価では，決定論による耐震評価結果に基づき，耐力係数と応答係数を用いた簡易的な安全係数法によりフラジリティを評価した。

c.決定論的耐震評価/設計基準地震動に対する裕度
原子炉建屋内の原子炉圧力容器，原子炉格納容器，原子炉圧力容器
ペデスタル等の大型機器・構造物は，支持構造上から建屋との連成が無視できないため，地盤・建屋と連成し，コンクリート，鋼板の剛性を適切に考慮した解析モデルにより，基準地震動Ssによる地震応答解
析を時刻歴解析で実施する（第8図）。
原子炉建屋
1

T.M.S.L.49.7

2

T.M.S.L.38.2

3

T.M.S.L.31.7

4

T.M.S.L.23.5

原子炉格納容器11

原子炉圧力容器
燃料交換ベローズ12
18 T.M.S.L.21.200

5

6

T.M.S.L.18.1

T.M.S.L.12.3

13

原子炉 19しゃへい壁 20

T.M.S.L.18.440
T.M.S.L.17.020

33

7

T.M.S.L.4.8

24 T.M.S.L.8.200
25 T.M.S.L.7.000
15

地盤ばね

8

T.M.S.L.-1.7

16

地盤ばね

T.M.S.L.26.013

35
36

T.M.S.L.23.553
T.M.S.L.22.163
T.M.S.L.20.494
T.M.S.L.18.716

37
原子炉圧力容器スタビライザ
38

21 T.M.S.L.15.600
ダイヤフラムフロア 22 T.M.S.L.13.950
23 T.M.S.L.12.300
14

地盤ばね

34

26 T.M.S.L.4.500
27 T.M.S.L.3.500
28 T.M.S.L.1.700

39
40

T.M.S.L.16.563
T.M.S.L.15.262

41

T.M.S.L.12.332

32

42

43
44

T.M.S.L.6.904
T.M.S.L.4.950

T.M.S.L.9.402

原子炉本体基礎
29 T.M.S.L.-2.100
30 T.M.S.L.-4.700

9

T.M.S.L.-8.21731

原子炉圧力容器ペデスタル

地盤ばね

10 T.M.S.L.-13.7（単位：ｍ）

地盤ばね

第 8 図 原子炉遮蔽壁，原子炉圧力容器ペデスタル及び原子炉圧力容器 地震応答解析モデル（NS 方向）
原子炉圧力容器ペデスタルのたてリブの構造強度評価においては，
上記の地震応答解析により算出した時刻歴荷重データのうち最大荷重
別紙 2-14

を用いて有限要素法による解析を実施している（第9図）。このとき，コンクリートの強度を無視して，最大荷重を静的に扱い評価を行っている。
原子炉圧力容器ペデスタルのアンカボルトの構造強度評価においては，上記の地震応答解析により算出した時刻歴荷重データのうち最大荷重を静的に扱い，応力のつり合い式の計算を行っている（第10図）。
たてリブ及びアンカボルトにおいては，ともに地震荷重（最大荷重）
を交番荷重ではなく，静的に負荷され続けている単調荷重を想定して評価を行っているところに保守性がある 2。さらに，たてリブの構造強度評価ではコンクリート強度を無視しているところにも保守性がある。

2交番荷重を単調荷重として扱うことによる耐震設計上の余裕が一般的に知られている。

東芝 電力システム社，三菱重工業，日立 GE ニュークリア・エナジー， “Seismic Design Approach inJapanese NPPs”， IAEA International Workshop 19-21 June 2008 Kashiwazaki， Japan

別紙 2-15

第9図 原子炉圧力容器ペデスタル解析モデル概要図MN
アンカボルト拡大

中立軸

アンカボルトに生じる
最大の引抜力最大の引張応力度

耐震評価で想定する応力の釣り合いイメージ
耐震評価で想定する荷重のイメージ

第 10 図 決定論による耐震評価のイメージ（アンカボルト）

別紙 2-16

(3)

現実的評価/最適評価（フラジリティ/シナリオ）
現実的な損傷に対して評価を行うとすれば，鋼板，アンカ部，基礎マ

ット及び充填コンクリート全体を詳細にモデル化して応答解析を行う詳細法が考えられるが，今回の評価としては保守的な決定論的評価に基づいた簡易的な方法により評価しているため，原子炉圧力容器ペデスタルの支持性能が実際に失われる地震動の大きさは，耐震評価から求まる地震動の大きさよりもはるかに大きいと考えられる。また，原子炉圧力容器ペデスタルが支持機能を喪失する地震動の大きさであっても，ダイヤ
フラムフロアや原子炉格納容器の壁が存在するため，原子炉圧力容器が大きく傾くスペースは存在せず，原子炉圧力容器に接続されている一次系配管の一部破断又は破損にとどまると考えられる。

(4)

有効性評価における事故シーケンスグループとしての取扱い
以上のとおり，建屋・構築物（原子炉圧力容器・原子炉格納容器）の損傷シーケンスの評価は，現状のフラジリティ評価手法にかなりの保守性を有していると考えられ，現実的な耐性がPRAの結果に現れているものではない。
仮にペデスタルにおける支持機能の喪失が起きた場合に考え得るシナリオとして，(3)のとおり，一次系配管の一部破断又は破損が生じるにとどまり，想定し得る範囲においては，これによる冷却材喪失（LOCA）の発生が考えられるが，この場合の事象進展は，既存のLOCAシナリオと同様の進展となることが想定される。
以上を総合的に勘案した上で，本事象については新たな有効性評価の
事故シーケンスグループとしては取り扱わないこととした。
別紙 2-17

2.3 原子炉冷却材圧力バウンダリ喪失(1)

想定事故シナリオ
原子炉冷却材圧力バウンダリ喪失については，地震によるスクラム後，SRVの開放失敗による原子炉圧力上昇又は地震による直接的な荷重により，原子炉格納容器内の原子炉冷却材圧力バウンダリを構成する配管が損傷に至るシナリオを想定している。いずれの場合も原子炉冷却材圧力バウ
ンダリの損傷の規模や緩和系による事象収束可能性の評価が困難なため，保守的にExcessive LOCA相当とし，炉心損傷に至る事故シナリオとして整理している。
【炉心損傷頻度】8.2×10-7／炉年（点推定値）【全炉心損傷頻度への寄与割合】約5%(2)

フラジリティ評価①SRV開失敗シナリオ
a.評価対象機器/評価部位
事故シーケンスとしては，過渡事象や外部電源喪失，全交流
動力電源喪失時の発生を想定しているが，いずれのケースにおいても，SRVの損傷に起因している。
b.評価方法
SRVの構造上，最弱部の決定論的評価結果に基づき，フラジリ
ティ評価を実施している。

②原子炉格納容器内配管損傷シナリオ
a.評価対象機器/評価部位
原子炉圧力容器に接続された配管で，原子炉格納容器内を通別紙 2-18

る配管を有する系統について，配管本体及びその支持構造物のフラジリティを評価した。

b.評価方法
配管の評価は，各系統で耐震評価上厳しい決定論の結果に基づき，フラジリティ評価を実施している。

c.決定論的耐震評価/設計基準地震動に対する裕度
地震力をモーダル解析による応答スペクトル法により算出す
る配管系は，その配管系の振動性状を考慮したモデルを用い，適切な減衰定数により地震応答解析を行う。
配管系の地震応答解析に用いる減衰定数，評価基準値等は保守的に設定されており，裕度を確保している。
配管本体については設計に比べて大きな耐震裕度を有しており，既往研究結果等からも設計想定レベルを上回る地震力に対して健全性を維持することが確認されている。「平成15年配管
系終局強度試験」においては，配管バウンダリが設計レベルの約12倍の耐震裕度を有していることが確認された。
平成18年に実施した電共研における配管系耐震試験では，配管サポート及び定着部を含めて模擬した配管サポート系試験体の実規模加振試験を実施しており，配管及びサポートについて，設計で許容されるレベルに対して少なくとも9倍の耐震裕度があることを確認している。

(3)

現実的評価/最適評価（フラジリティ/シナリオ）
別紙 2-19

①SRV開失敗シナリオ
フラジリティ評価上，地震動による損傷は，全18台あるSRVの間で完全相関すると仮定している。これは保守的な取扱いであり，実際には機器配置の差等により応答に差があることを踏まえると，更に余裕があると言える。

②原子炉格納容器内配管損傷シナリオ
現実的な損傷に対して評価を行うとすれば，配管及び配管サポートを一体でモデル化した応答解析を行う詳細法が考えられるが，今回の評価としては保守的な決定論的評価に基づいた簡易的な方法により評価しているため，配管系が損傷に至る地震動の大きさ
は，耐震評価から求まる地震動の大きさよりもはるかに大きいと考えられる。

(4)

有効性評価における事故シーケンスグループとしての取扱い①SRV開失敗シナリオ
PRA評価では，SRV開失敗によるLOCAシナリオとして，SRV全数破損により原子炉圧力が過剰に上昇し，原子炉冷却材圧力バウンダ
リが広範囲・大規模に破損に至ることを想定し，緩和系に期待できず炉心損傷が回避不可となるケースを考え，炉心損傷直結としている。
ただし，(3)①のとおり，要因となっているSRVの現状のフラジ
リティ評価にかなり保守的な仮定をおいており，現実的な事故シナリオとしては，合計18台あるSRVが同時損傷する可能性は極めて低いことから，Excessive LOCAには至ることなく緩和系による事象
別紙 2-20

収束が期待できる。そのため，炉心損傷に至る確率が十分小さいと判断し，有効性評価の事故シーケンスグループとしては取り扱
わないこととした3。

②原子炉格納容器内配管損傷シナリオ
PRA評価では，原子炉格納容器内配管損傷によるLOCAシナリオとして，損傷程度（規模，範囲）を特定することは困難であるものの，(3)②のとおり，フラジリティ評価にかなり保守的な仮定をおいており，現実的な事故シナリオとしては，Excessive LOCAには至ることなく緩和系による事象収束が期待できると考えられるため，炉心損傷に至る確率が十分小さいと判断し，有効性評価の事故シーケンスグループとしては取り扱わないこととした。

2.4 計測・制御系喪失(1)

想定事故シナリオ
計装・制御系が損傷した場合，プラントの監視及び制御が不能に陥る可能性があること，発生時のプラント挙動に対する影響が現在の知見では明確ではないことから，保守的に直接炉心損傷に至る事故シナリオとして整理している。
【炉心損傷頻度】6.9×10-8／炉年（点推定値）

3

Excessive LOCA を仮定した場合でも，ECCS 系による注水流量では足りないほどの原子炉冷却材の流出が考えられることから，この事故シーケンスは，LOCA 時に ECCS 系による注水機能が喪失した場合と類似の状況となる可能性が高いと考えられ，「LOCA 時注水機能喪失」の事故
シーケンスグループに整理できる。また，Excessive LOCA 発生時には，大破断 LOCA＋SBO シーケンスと同様に，早い段階で炉心損傷に至ることから，炉心損傷防止対策を講じることは困難である。そのため，本事故シーケンスについては，炉心損傷防止対策の有効性評価の事
故シーケンスグループとして定義するのではなく，格納容器破損防止対策を講じることにより，格納容器閉じ込め機能を維持できるようにしておくことが重要であると考えられる。

別紙 2-21

【全炉心損傷頻度への寄与割合】1%未満(2)

フラジリティ評価

a.評価対象機器/評価部位
計測・制御系喪失において評価対象となる電気計装機器は，制御盤，計装ラック及びバイタル交流電源設備である。
これらの電気計装機器について，基礎ボルトの構造損傷及び盤又は計装ラック全体における機能損傷について評価している。

b.評価方法
制御盤及びバイタル交流電源設備は，盤の形状がいずれも直立盤に分類されることから，水平方向の耐力評価については，過去に直立盤について機能確認済加速度値を検証している旧独立行政法人原子力安全基盤機構（以下「旧JNES」という。）の知見を用いて行った。
計装ラックについても水平方向の耐力評価については，旧JNESによる計装ラック全体を加振して検証した機能確認済加速度値が検証されていることから，この知見を用いて耐力評価を実施した。
鉛直方向については，既往の試験結果による機能確認済加速度値を適用することとした。

c.決定論的耐震評価/設計基準地震動に対する裕度
今回の耐力評価に使用している機能確認済加速度値は，誤動作を起こすまでの結果である場合が多く，電気計装機器の機能損傷レベルに対して余裕のある機能確認済加速度値を採用している。

別紙 2-22

(3)

現実的評価/最適評価（フラジリティ/シナリオ）
今回の直立盤及び計装ラックの評価に適用した機能確認済加速度値は，盤及び内蔵器具類が再使用困難な状態まで検証を行った結果ではないことから，仮に地震動が機能確認済加速度値を超過した場合においても一時的な故障にとどまる可能性が高く，地震収束後に再起動操作等を適切に実施することにより機能回復が可能と考えられる。
そのため，今回の評価においては炉心損傷直結事象と整理してはいる
が，現実的に，直立盤又は計装ラックが倒壊するような復旧困難な損傷でない限りは事象収束措置が図られること及び上記理由により機能回復が見込めることからも，実態として炉心損傷に直結しないものと考えら
れる。

(4)

有効性評価における事故シーケンスグループとしての取扱い
仮に直立盤又は計装ラックが倒壊し，機能回復が見込めないような場

合で，その範囲により事象収束の可能性が残されている場合であっても，損傷の程度や，影響の程度によって変化する事故シーケンスを個別に特定していくことは困難である。
ただし，(3)のとおり，現実的な事故シナリオとしては，一時的な機能喪失にとどまる機器が多く，地震収束後に再起動操作を適切に実施することで緩和系による事象収束が期待できるため，炉心損傷に至る確率が十分小さいと判断し，有効性評価の事故シーケンスグループとしては取り扱わないこととした。

2.5 直流電源喪失(1)

想定事故シナリオ
別紙 2-23直流電源系が損傷に至ることで，ほぼ全ての安全機能の制御機能が喪失することから直接炉心損傷に至る事故シナリオとして整理している。
【炉心損傷頻度】6.0×10-8／炉年（点推定値）【全炉心損傷頻度への寄与割合】1%未満(2)

フラジリティ評価

a.評価対象機器/評価部位
直流電源喪失において評価対象となる電気計装機器は，蓄電池，充電器盤，直流主母線盤，ケーブルトレイ，電線管及び直流モータコン
トロールセンタである。
これらの電気計装機器について，蓄電池架台と盤の基礎部の構造損
傷，ケーブルトレイ及び電線管のサポート類の構造損傷及び盤における機能損傷について評価している。

b.評価方法
蓄電池については蓄電池架台の基礎部についての構造損傷評価を実施し，ケーブルトレイ及び電線管については，ケーブルトレイと電線管の本体及び各サポート類の構造損傷を評価した。
また，充電器盤及び直流主母線盤は，盤の形状がいずれも直立盤に分類されることから，水平方向の耐力評価については，過去に直立盤について機能確認済加速度値を検証している旧JNESの知見を用いて行った。
直流モータコントロールセンタについても水平方向の耐力評価については，旧JNESによるモータコントロールセンタ全体を加振して検証した機能確認済加速度値が検証されていることから，この知見を用い
別紙 2-24

て耐力評価を実施した。
鉛直方向については，既往の試験結果による機能確認済加速度値を評価して適用することとした。

c.決定論的耐震評価/設計基準地震動に対する裕度
今回の耐力評価に使用している機能確認済加速度値は，誤動作を起こすまでの結果である場合が多く，電気計装機器の機能損傷レベルに対して余裕のある機能確認済加速度値を採用している。
直流電源喪失において，特にHCLPFが低い電線管及びケーブルトレイ
は，多数のサポート類における決定論上の評価結果より，最も裕度の低かった部位（最弱部位）の評価結果を適用して得られた結果である。
よって，部分的に損傷を開始する可能性は考えられるが，多数の電線管等が全て同時に損傷するものではないと考えられる。さらに，電線管及びケーブルトレイの評価部位は，最弱部位（サポート類）に対する評価結果であり，電線管やケーブルトレイに収納されているケーブ
ルが断線等により直接的に機能喪失に至ることを評価したものではない。

(3)

現実的評価/最適評価（フラジリティ/シナリオ）
今回の直立盤，直流モータコントロールセンタの評価に適用した機能確認済加速度値は，盤及び内蔵器具類が再使用困難な状態まで検証を行った結果ではないことから，仮に地震動が機能確認済加速度値を超過した場合においても一時的な故障にとどまる可能性が高く，地震収束後に再起動操作等を適切に実施することにより機能回復が可能と考えられる。
また，ケーブルトレイ及び電線管に適用した決定論上の評価結果につ
別紙 2-25

いても，最弱部位（サポート類）のうち，最も裕度の低い評価結果を適用した結果であることから，全てのサポートが同時に損傷するものではないと考えられること及びケーブル断線等の直接的な機能喪失を評価した結果を適用しているものではないことからも，実際のケーブル断線等の機能損傷に至るまでには裕度があると考えられる。
今回の評価結果から炉心損傷直結事象と整理してはいるが，現実的に，
直立盤，直流モータコントロールセンタ又は蓄電池が倒壊するような復旧困難な損傷でない限り，事象収束措置が図られ，機能回復が見込める
こと及び電線管等についてもケーブル断線等の機能喪失に至るまでには裕度を有していることからも，実態として炉心損傷に直結しないものと考えられる。

(4)

有効性評価における事故シーケンスグループとしての取扱い
仮に一部の直流モータコントロールセンタや蓄電池が倒壊し復旧困難な場合においては，事象収束措置が困難となり炉心損傷に至るケースも想定されるものの，損傷の程度や影響の程度によって変化する事故シー
ケンスを個別に特定していくことは困難であり，大規模に機器が損傷に至る場合においては，更にその困難さや評価の不確実さが増すことから，
PRA評価では，直流電源喪失シナリオは，保守的に炉心損傷直結としている。
ただし，(3)のとおり，現実的な事故シナリオとしては，一時的な機能喪失にとどまる機器に対し，地震収束後に適切に対応することで緩和系による事象収束が期待できるため，炉心損傷に至る確率が十分小さいと判断し，有効性評価の事故シーケンスグループとしては取り扱わないこととした。
別紙 2-26

2.6 格納容器バイパス(1)

想定事故シナリオ
格 納 容 器 バ イ パ ス 事 象 は ， イ ン タ ー フ ェ イ ス シ ス テ ム LOCA （ 以 下「ISLOCA」という。）と，バイパス破断に細分化される。ISLOCAは，原子炉格納容器バウンダリ内外の高圧設計配管と低圧設計配管のインターフェイスの隔離機能が喪失することによって，原子炉格納容器外の低圧設計配管，弁等に原子炉冷却材の高圧負荷がかかり損傷が生じ，原子炉
格納容器外へ原子炉冷却材流出を引き起こす事象である。バイパス破断
は，通常開等の隔離弁に接続している配管が原子炉格納容器外で破損すると同時に隔離弁が閉失敗することで，原子炉冷却材が流出する事象である。
本事故シーケンスにおいて支配的なシナリオは原子炉冷却材浄化系（以下「CUW」という。）隔離弁の下流側配管（耐震Bクラス）の地震による損傷と，通常開状態である隔離弁の同時損傷による隔離失敗に至ることでバイパス破断が発生するものである。事故シナリオとしては，原
子炉冷却材が原子炉格納容器外へ流出することで，建屋内の広範な緩和系に係る機器（電気品，計装品等）が機能喪失するとし，直接炉心損傷に至るものと整理している。
【炉心損傷頻度】1.2×10-7／炉年（点推定値）【全炉心損傷頻度への寄与割合】1%未満

別紙 2-27

(2)フラジリティ評価

a.評価対象機器/評価部位
本事故シーケンスで支配的なシナリオである格納容器バイパス破断については，CUW配管の破損と，CUW隔離弁の閉失敗に関する機器（隔離弁，電源設備（D/G，電源盤等））である。

b.評価方法隔離弁や電源設備については，本事故シーケンス特有の設備ではな
いため，特段，フラジリティ評価に変わりはないが，CUW配管について
は，耐震Bクラスであり，地震発生時の損傷確率を1.0としている。

(3)

現実的評価/最適評価（フラジリティ/シナリオ）
CUW配管については，耐震Bクラスであり，フラジリティ評価では地震に対する耐力を考慮していないものの，一定程度の耐力は有していると考えられる。また，隔離弁については，2重化されているものの，完全相関を仮定していることから，地震動の大きさによっては，同時破損確率
は，現評価よりは低くなることが考えられる。

(4)

有効性評価における事故シーケンスグループとしての取扱い
PRA評価では，格納容器バイパスシナリオについて，配管損傷の程度やその発生位置に応じて変化する溢水量や溢水（又は蒸気）の伝播経路の特定，影響緩和措置の実現性や成立性の確認を含めた詳細な事象進展の特定は不確実さも大きく定量化が困難である。
ただし，(3)のとおり，現実的な事故シナリオとしては，損傷の程度や位置によっては，建屋内で影響が及ぶ機器は限定的なものとなり，原子別紙 2-28

炉へ注水を継続することにより炉心損傷回避が図られる。また，(2)のとおり，地震動の大きさに限らずCUW配管（耐震Bクラス）について損傷確率を1.0と仮定した評価を実施しているものの，新潟県中越沖地震の際も，建屋での配管損傷事例は確認されておらず，実際には一定の裕度を有していることから，発生頻度は更に低くなると判断される。
すなわち，損傷の程度によっては既存の有効性評価の事故シーケンス
グループに含まれること，加えて本事故シーケンスにより炉心損傷に至る頻度はかなり稀な事象であるといえることから，新たな有効性評価の
事故シーケンスグループとしては取り扱わないものとした。

2.7 原子炉停止機能喪失(1)

想定事故シナリオ
原子炉停止機能喪失事象（TC）は，スクラムによる原子炉停止に失敗するシナリオである。ただし，本シナリオについては炉心損傷直結事象には分類されるものではない。
PRA評価ではヘディング「スクラム系」において，以下の設備の地震要
因損傷により，制御棒の挿入に失敗するものとして評価している。
・炉内支持構造物
・制御棒駆動系（以下「CRD」という。）
・燃料集合体（過度の相対変位による制御棒挿入失敗を想定)【炉心損傷頻度】3.6×10-7／炉年（点推定値）【全炉心損傷頻度への寄与割合】約2%

別紙 2-29

(2)フラジリティ評価
本事故シーケンスに関連するフラジリティについては，現実的評価/最適評価は実施していないことから記載を省略する。

(3)

現実的評価/最適評価（フラジリティ/シナリオ）
本事故シーケンスに関連するフラジリティについては，現実的評価/最適評価は実施していない。

(4)

有効性評価における事故シーケンスグループとしての取扱い
原子炉停止機能喪失は内部事象において既に抽出された事故シーケン

スグループではあるものの，地震PRAにおいては全交流動力電源喪失＋ス
クラム失敗といったシナリオも評価上抽出される。
ただし，(1)で挙げた設備（炉内支持構造物，CRD及び燃料集合体）については地震要因による損傷は否定できないものの，地震発生から損傷に至るまでには時間差があると考えられる。そのため，その間に地震加速度大（水平120Gal，鉛直100Gal）によるスクラム信号発信及び制御棒
挿入（100%挿入で1.33秒，60%挿入で0.85秒（ともに平成21年定期検査時））は余裕をもって完了している可能性が高い。
例えば設計基準地震動ではP波によりスクラム信号が発信し，3～4秒程
度で最大加速度に達する。また，新潟県中越沖地震では，震源が発電所から近い場所にあり厳しい地震であったが，その場合も燃料集合体の最大相対変位が生じる前に，制御棒の挿入は完了していた（7号炉）。
また，制御棒が部分的に挿入失敗するようなケースでは，必ずしも臨界とはならないが，地震によるCRDの損傷は完全相関を想定しているため，
別紙 2-30

1本の制御棒でも挿入失敗した場合は保守的にスクラム失敗により炉心損傷するものとして評価している。
以上より，現実的には本事故シーケンスにより炉心損傷に至る確率が十分小さいと判断し，地震PRAとしてはあらためて有効性評価の事故シー
ケンスグループとして取り扱う必要はないものとした。

３. まとめ
炉心損傷直結事象として整理した6つの事故シーケンスについては，現実的な耐力や事故シナリオを考慮することにより，新たな有効性評価の事故
シーケンスグループとしては取り扱わないものとした4。
本来はPRA評価においても，損傷の程度に応じて緩和系による事象収束可否を詳細に評価することが望ましいが，現段階では損傷の規模や範囲の特定は困難かつ不確実さが大きく，これら事故シーケンスが発生した場合の事象進展，具体的には炉心損傷までの時間余裕，緩和系の健全性や炉心損傷防止への必要性能有無等について評価を行うことは現実的ではないこと
から，保守的に炉心損傷直結として取り扱っている。

以

4

上

大規模な地震を想定した場合の，多数の設備の損壊により炉心損傷回避が困難となるケースについても，炉心損傷防止対策の有効性評価の事故シーケンスグループとして単独で定義する必要はな
く，地震による損傷の程度や事象進展に応じて，さまざまな炉心損傷防止対策を臨機応変に組み合
わせて活用可能なように準備しておくことが重要である。また，原子炉建屋全体が損壊し，建屋内部の安全系機器が機能喪失に至ってしまうような非常に苛酷な状況下においても，屋外の可搬型設備により注水，除熱，電源機能を確保するとともに，大規模損壊対策として放水砲等の影響緩和措置を講じられるようにしておくことが重要であると考えられる。

別紙 2-31

別紙 3

重大事故防止に関係する設備についての諸外国の調査結果(1)諸外国における先進的な安全対策の調査方法
諸外国(米国及び欧州)において整備されている対策の状況については，
国外の原子力規制機関である米国原子力規制委員会(NRC)等の規制文書，米国の事業者公開資料，欧州におけるストレステスト報告書等を調査した。
また，原子力規制関係の調査委託会社から得られる情報等についても調査した。当社における海外情報収集の体系を第 1 図に示す。

(2)諸外国での先進的な対策について
諸外国における重大事故防止に関係する対策の情報について，柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉で整備している対策と比較した結果を第 1 表に示す。
調査の結果，全ての事故シーケンスグループについて，諸外国の既設プラントで整備されている各機能の対策と同等の対策が，柏崎刈羽原子力発
電所 6 号及び 7 号炉にも整備されていることを確認した。

以

別紙 3-1上【主な情報入手先】
・各機関からの直接入手
・会議体・レビュー等
・原子力安全推進協会(JANSI)
・国外原子力規制関係情報の調査委託会社

東京電力ホールディングス（株）

第1図

当社における海外等の情報収集の仕組み

別紙 3-2

第1表

米国・欧州での重大事故対策に関する設備例の比較(1/3)
【】：設計基準事故対処設備，※：有効性評価において有効性を評価した対策

別紙 3-3
注)

本件は，米国において NRC の要請によって実施された，内的事象に対する個別プラント評価(IPE)に関連して，NRC より出された Generic Letter 88-20 追補 1 の添付 2 より抽出したもの。

第 1 表 米国・欧州での重大事故対策に関する設備例の比較(2/3)
【】：設計基準事故対処設備，※：有効性評価において有効性を評価した対策

別紙 3-4

第1表

米国・欧州での重大事故対策に関する設備例の比較(3/3)
【】：設計基準事故対処設備，※：有効性評価において有効性を評価した対策

別紙 3-5

別紙 4

内部事象 PRA における主要なカットセットとFV 重要度に照らした重大事故等防止対策の対応状況

各事故シーケンスグループに分類される事故シーケンスについて，炉心損
傷又は格納容器破損に至る要因をカットセットレベルまで展開し，炉心損傷
頻度又は格納容器破損頻度への寄与割合の観点で整理し，主要なカットセッ
トに対する重大事故等防止対策等の対応状況を確認した。
また，事故シーケンスグループ別に FV 重要度※を評価し，FV 重要度が高い
基事象に対する重大事故等防止対策等の対応状況を確認した。

※ Fussell-Vesely 重要度(FV 重要度)
炉心損傷の発生を仮定したときに，当該事象の発生が寄与している割合を表す指標。特定の機器の故障や人的過誤の発生確率を低減すること
により，どの程度の安全性の向上が望めるかを示す指標とみることもできる。プラントのリスクの低減を図る際に注目すべき機器等の候補を同定する際に有用な指標。

以下に，内部事象運転時レベル 1PRA，内部事象運転時レベル 1.5PRA，内部
事象停止時レベル 1PRA それぞれのカットセットの分析結果及び内部事象運転時レベル 1PRA，内部事象停止時レベル 1PRA において FV 重要度が高い基事象に対する重大事故等防止対策等の対応状況の確認結果を示す。

別紙 4-1

1. 内部事象運転時レベル 1PRA
1-1. 主要なカットセットに照らした重大事故等防止対策の対応状況の確認(1)選定条件
事故シーケンスの種類によっては展開されるカットセットが無数に存在するため，ここでは，主要な事故シーケンス※のうち，最も炉心損傷頻度の大きな事故シーケンスについて，上位 3 位までのカットセットを抽出した。
各事故シーケンスにおける主要なカットセット及び炉心損傷防止対策の整備状況を第 1-1 表に示す。

※

主要な事故シーケンスは，同じ事故シーケンスグループに含まれる複数のシーケンスを，シーケンス上の主な特徴に着目して分類したもの。

(2)主要なカットセットの確認結果
第 1-1 表に示したとおり，一部に炉心損傷防止が困難な事故シーケンスが存在するものの，大半の事故シーケンスに対しては，主要なカットセ
ットレベルまで展開しても，整備された重大事故等防止対策により炉心損傷を防止できることを確認した。
一方，事故シーケンスグループのうち，「高圧注水・減圧機能喪失」，「全交流動力電源喪失」，「LOCA 時注水機能喪失」に含まれる一部の事故
シーケンスにおいて，故障モードによっては有効性評価で考慮した対策
では対応できない場合があることを確認した。

(3)カットセットを踏まえた事故シーケンスへの対策の有効性の確認
別紙 4-2

今回の分析では，各事故シーケンスグループのうち，主要な事故シー
ケンスごとに支配的なカットセットを確認し，対策の有効性を定性的に考察した。支配的なカットセットであっても，事故シーケンスグループ
全体の炉心損傷頻度に対しては小さな割合となる場合もある。このため，
今回確認したカットセットの炉心損傷頻度の合計が事故シーケンスグル
ープの炉心損傷頻度に占める割合は事故シーケンスグループごとに異なり，約 27～76%の幅が生じた。
全炉心損傷頻度から見ると，除熱機能の喪失によって原子炉格納容器が先行破損し，炉心損傷に至る事故シーケンスグループである「崩壊熱除去機能喪失」の炉心損傷頻度が全炉心損傷頻度の約 99.9%を占めている。
「崩壊熱除去機能喪失」については，その炉心損傷頻度の約 66%のカット
セットを確認したことから，全炉心損傷頻度に対しても，約 66%のカット
セットを確認し，対策の有効性を定性的に確認したものと整理できる。
さらに，「崩壊熱除去機能喪失」への対策としては，残留熱除去系に対して電源等のサポート系を含めて独立であり，遠隔操作のほか手動による開放も可能である等，残留熱除去系と異なる動作原理を持ち，残留熱除去系と異なる最終ヒートシンクに除熱を行う系統である耐圧強化ベン
ト系や格納容器圧力逃がし装置を設け，除熱機能を多様化している。この耐圧強化ベント系や格納容器圧力逃がし装置の持つ独立性及び多様性を考慮すると，有効性評価で考慮した対策が有効に機能しない状況は考えにくい。このため，全炉心損傷頻度の約 99.9%を占める「崩壊熱除去機能喪失」に対して，有効性評価で考慮した対策は有効に機能するものと考えられる。
(2)で述べた有効性評価で考慮した対策では対応できない場合について，「高圧注水・減圧機能喪失」，「LOCA 時注水機能喪失」のカットセットを
別紙 4-3

確認すると，人的過誤(注水失敗の認知失敗等)と計測制御系の故障(計器や自動起動ロジック故障)の重畳が抽出されている。全炉心損傷頻度から見た場合，これらのカットセットの頻度は非常に小さな値であるが，これらについては，訓練等により人的過誤の発生可能性の低減に努めるとともに，計測制御系の故障時にも，正常に動作・計測されているほかの
計器・パラメータによってプラントの異常を検知できるよう訓練等による対応能力の向上に努めていく。また，「全交流動力電源喪失」における
SRV 再閉鎖失敗を伴う事故シーケンスは，炉心損傷を防止できないと整理していたシーケンスであって，格納容器破損防止対策で対応する事故シーケンスとして整理していたものである。これについては，カットセッ
トからも，有効性評価で考慮した対策での対応が困難であることが確認された。
上記のとおり，人的過誤と計測制御系の故障が重畳する非常に頻度の小さな場合において，有効性評価で考慮した対策では対応できない場合が考えられるものの，有効性評価で考慮した対策と設計基準事故対処設
備の共用部分(注入弁等)の故障を伴うようなカットセットは，支配的な
カットセットとしては抽出されていない。有効性評価で考慮した対策は，
基本的に設計基準事故対処設備に対して多様化された，独立な系統機能の追加であることから，これらの共用部分の故障を伴うカットセットが支配的なカットセットとして抽出されていない以上，有効性評価で考慮
した対策は，ほとんどのシーケンスに対して有効であると考えられる。
また，全炉心損傷頻度の約 99.9%を占める「崩壊熱除去機能喪失」についても，今回考慮した除熱機能である残留熱除去系に対して，独立かつ多様化された系統である格納容器圧力逃がし装置等が設けられていることから，全炉心損傷頻度のほとんどの割合に対して，有効性評価で考慮し別紙 4-4

た対策が有効なものであると考えられる。

別紙 4-5

第 1-1 表
事故
主要な
シーケンス 事故シーケ
グループ
ンス※2

事故シーケンスの分析(ミニマルカットセットの抽出)結果(1/7)※1
炉心損傷頻度
主要なカットセット

対策
有効性

主要な事故
シーケンスへの寄与割合 (%)

事故シーケンス
グループへの寄与割合 (%)

1.6×10-12

1.5

0.2

○

1.5

0.2

○

1.5

0.2

○

1.5

0.2

○

1.6×10-12

1.5

0.2

非隔離事象+SRV 再閉鎖失敗+原子炉補機冷却水系ポンプ継続運転失敗(共通原因故障)+復水器ホットウェル水位制御失敗

4.2×10-12

5.7

0.4

非隔離事象+SRV 再閉鎖失敗+原子炉補機冷却海水系ポンプ継続運転失敗(共通原因故障)+復水器ホットウェル水位制御失敗

3.0×10-12

4.1

0.3

1.3×10-12

1.8

0.1

1.3×10-12

1.8

0.1

1.3×10-12

1.8

0.1

1.3×10-12

1.8

0.1

非隔離事象+SRV 再閉鎖失敗+原子炉補機冷却水系ポンプ継続運転失敗(共通原因故障) +MUWP による復水貯蔵槽への水補給失敗(現場弁閉
1.3×10-12
失敗に伴う 7 号炉原子炉建屋側への誤送水)

1.8

0.1

3.5

1.6

3.5

1.6

○

3.5

1.6

○

3.5

1.6

○

3.5

1.6

○

非隔離事象+原子炉補機冷却水系ポンプ継続運転失敗(共通原因故障)+MUWP による復水貯蔵槽への水補給失敗(現場弁閉失敗に伴う 5 号炉
原子炉建屋側への誤送水)+原子炉隔離時冷却系水源切替操作失敗

過渡事象 非隔離事象+原子炉補機冷却水系ポンプ継続運転失敗(共通原因故障)+MUWP による復水貯蔵槽への水補給失敗(現場弁閉失敗に伴う 5 号炉 1.6×10-12
タービン建屋側への誤送水)+原子炉隔離時冷却系水源切替操作失敗+高圧/低圧
非隔離事象+原子炉補機冷却水系ポンプ継続運転失敗(共通原因故障)+MUWP による復水貯蔵槽への水補給失敗(現場弁閉失敗に伴う 6 号炉
注水失敗
1.6×10-12
原子炉建屋側への誤送水)+原子炉隔離時冷却系水源切替操作失敗(1.1×10-10
非隔離事象+原子炉補機冷却水系ポンプ継続運転失敗(共通原因故障)+MUWP による復水貯蔵槽への水補給失敗(現場弁閉失敗に伴う 6 号炉
1.6×10-12/炉年) タービン建屋側への誤送水)+原子炉隔離時冷却系水源切替操作失敗
非隔離事象+原子炉補機冷却水系ポンプ継続運転失敗(共通原因故障)+MUWP による復水貯蔵槽への水補給失敗(現場弁閉失敗に伴う 7 号炉
原子炉建屋側への誤送水)+原子炉隔離時冷却系水源切替操作失敗

別紙 4-6

過渡事象
非隔離事象+SRV 再閉鎖失敗+原子炉補機冷却水系ポンプ継続運転失敗(共通原因故障) +MUWP による復水貯蔵槽への水補給失敗(現場弁閉
TQUV+SRV 再閉 失敗に伴う 5 号炉原子炉建屋側への誤送水)(高圧・低圧鎖失敗 非隔離事象+SRV 再閉鎖失敗+原子炉補機冷却水系ポンプ継続運転失敗(共通原因故障) +MUWP による復水貯蔵槽への水補給失敗(現場弁閉
注水機能喪+高圧/低圧 失敗に伴う 5 号炉タービン建屋側への誤送水)
失)非隔離事象+SRV 再閉鎖失敗+原子炉補機冷却水系ポンプ継続運転失敗(共通原因故障) +MUWP による復水貯蔵槽への水補給失敗(現場弁閉
注水失敗
失敗に伴う 6 号炉原子炉建屋側への誤送水)(9.6×10-10-11(7.4×10 非隔離事象+SRV 再閉鎖失敗+原子炉補機冷却水系ポンプ継続運転失敗(共通原因故障) +MUWP による復水貯蔵槽への水補給失敗(現場弁閉/炉年)/炉年) 失敗に伴う 6 号炉タービン建屋側への誤送水)

通常停止+原子炉補機冷却水系ポンプ継続運転失敗(共通原因故障)+MUWP による復水貯蔵槽への水補給失敗(現場弁閉失敗に伴う 5 号炉原
子炉建屋側への誤送水)+原子炉隔離時冷却系水源切替操作失敗

1.5×10-11

通常停止 通常停止+原子炉補機冷却水系ポンプ継続運転失敗(共通原因故障)+MUWP による復水貯蔵槽への水補給失敗(現場弁閉失敗に伴う 5 号炉タ 1.5×10-11
ービン建屋側への誤送水)+原子炉隔離時冷却系水源切替操作失敗+高圧/低圧
通常停止+原子炉補機冷却水系ポンプ継続運転失敗(共通原因故障)+MUWP による復水貯蔵槽への水補給失敗(現場弁閉失敗に伴う 6 号炉原
注水失敗
1.5×10-11
子炉建屋側への誤送水)+原子炉隔離時冷却系水源切替操作失敗(4.3×10-10
通常停止+原子炉補機冷却水系ポンプ継続運転失敗(共通原因故障)+MUWP による復水貯蔵槽への水補給失敗(現場弁閉失敗に伴う 6 号炉タ
1.5×10-11/炉年) ービン建屋側への誤送水)+原子炉隔離時冷却系水源切替操作失敗
通常停止+原子炉補機冷却水系ポンプ継続運転失敗(共通原因故障)+MUWP による復水貯蔵槽への水補給失敗(現場弁閉失敗に伴う 7 号炉原
※1
※2

主な対策

(/炉年)

1.5×10-11・高圧代替注水系
・手動減圧
・ 低 圧 代 替 注 水系
(常設)(復水補給
水系)
・ 代 替 格 納 容 器ス
プレイ冷却系
・ 代 替 原 子 炉 補機
冷却系
・ 格 納 容 器 圧 力逃がし装置
・ 可 搬 型 代 替 注水
ポンプ(水源補給)子炉建屋側への誤送水)+原子炉隔離時冷却系水源切替操作失敗
主要な事故シーケンスの中の支配的なシーケンスに対する分析結果を示す。
主要な事故シーケンスは，同じ事故シーケンスグループに含まれる複数のシーケンスを，シーケンス上の主な特徴に着目して詳細化して分類したもの。括弧内は主要な事故シーケンスに含まれるシーケンスの炉心損傷頻度の合計を示す。

○
○
○
○
○
○
○
○
○

第 1-1 表
事故
シーケンス
グループ

事故シーケンスの分析(ミニマルカットセットの抽出)結果(1/7(続き))※1
炉心損傷頻度

主要な
事故シーケンス※2

主要なカットセット(/炉年)

通常停止+SRV 再閉鎖失敗+原子炉補機冷却水系ポンプ継続運転失敗(共通原因故障)+復水系起動操作失
4.2×10-11
敗

通常停止
通常停止+SRV 再閉鎖失敗+原子炉補機冷却水系ポンプ継続運転失敗(共通原因故障)+復水器ホットウェ
4.2×10-11+SRV 再閉鎖失敗 ル水位制御失敗+高圧/低圧注水失敗 通常停止+SRV 再閉鎖失敗+原子炉補機冷却海水系ポンプ継続運転失敗(共通原因故障)+復水系起動操作
3.0×10-11(3.1×10-10 /炉年) 失敗
通常停止+SRV 再閉鎖失敗+原子炉補機冷却海水系ポンプ継続運転失敗(共通原因故障)+復水器ホットウ

別紙 4-73.0×10-11
TQUV
ェル水位制御失敗(高圧・低圧
タービン補機冷却系故障+ECCS デジタル制御系(DTM)故障(共通原因故障)+高圧注水系起動操作失敗
7.2×10-12
注水機能喪
サポート系喪失
タービン補機冷却系故障+原子炉水位計不動作/誤高出力(共通原因故障)+高圧注水系起動操作失敗+低
失)+高圧/低圧注水失敗
2.9×10-12
圧注水系起動操作失敗(9.6×10-10-11(3.5×10 /炉年)
/炉年)
タービン補機冷却系故障+ECCS デジタル制御系(DTM)故障(多重故障)+高圧注水系起動操作失敗
2.3×10-12
タービン補機冷却系故障+SRV 再閉鎖失敗+原子炉補機冷却水系ポンプ継続運転失敗(共通原因故障)
1.9×10-12
サポート系喪失+SRV 再閉鎖失敗
タービン補機冷却系故障+SRV 再閉鎖失敗+原子炉補機冷却海水系ポンプ継続運転失敗(共通原因故障) 1.4×10-12+高圧/低圧注水失敗(4.3×10-12 /炉年) タービン補機冷却系故障+SRV 再閉鎖失敗+ECCS デジタル制御系(DTM)故障(共通原因故障)+高圧注水系
3.8×10-14
起動操作失敗主要な事故
シーケンスへの寄与割合 (%)

事故シーケンス
グループへの寄与割合 (%)

14

4.4

14

4.4

10

3.1

10

3.1

21

0.8

8.3

0.3

6.6

0.2

44

0.2

33

0.1

0.9

<0.1

※1 主要な事故シーケンスの中の支配的なシーケンスに対する分析結果を示す。
※2 主要な事故シーケンスは，同じ事故シーケンスグループに含まれる複数のシーケンスを，シーケンス上の主な特徴に着目して詳細化して分類したもの。
括弧内は主要な事故シーケンスに含まれるシーケンスの炉心損傷頻度の合計を示す。

主な対策

対策
有効性

○

・高圧代替注水系
・手動減圧
・低圧代替注水系(常設)(復水補
給水系)
・代替格納容器ス
プレイ冷却系
・代替原子炉補機
冷却系

○
○
○
○
○

・格納容器圧力逃がし装置
・可搬型代替注水
ポンプ(水源補
給)

○
○
○
○

【主要なカットセットに対する検討】(高圧・低圧注水機能喪失(TQUV))○ 第 1-1 表より，事故シーケンスグループ「高圧・低圧注水機能喪失」については炉心損傷頻度の約 27%のカットセットを確認した。なお，「高圧・低圧注水機能喪失」は全炉心損傷頻度に占める炉心損傷頻度の割合が0.1%未満であり，全炉心損傷頻度に対して寄与割合の低い事故シーケン
スグループである。
○ 主要な事故シーケンスのうち，「過渡事象＋高圧/低圧注水失敗」，「過渡事象＋SRV 再閉鎖失敗＋高圧/低圧注水失敗」，「通常停止＋高圧/低圧注水失敗」，「通常停止＋SRV 再閉鎖失敗＋高圧/低圧注水失敗」，「サポート系
喪失＋SRV 再閉鎖失敗＋高圧/低圧注水失敗」では，高圧・低圧注水機能が喪失する要因として，原子炉補機冷却水系又は原子炉補機冷却海水系の起動又は継続運転失敗の共通原因故障による電動の ECCS 注水ポンプの機能喪失と併せて，SRV の開固着又は起動失敗等による原子炉隔離時冷却系の機能喪失があげられている。炉心損傷防止対策としては，機能喪失
した ECCS 注水系の代替となる，低圧代替注水系(常設)による注水が有効である。
○ 「サポート系喪失＋高圧/低圧注水失敗」については，計測・制御機器の共通原因故障と併せて，高圧/低圧 ECCS の起動失敗があがっている。炉心損傷防止対策としては，機能喪失した ECCS 注水系の代替となる，低圧代
替注水系(常設)による注水が有効である。
○ いずれの事故シーケンスについても，注水による炉心冷却を確保した後は，代替原子炉補機冷却系又は格納容器圧力逃がし装置を用いて除熱を行う。なお，上位のカットセットには含まれていないが，残留熱除去系が機能喪失している場合には，格納容器圧力逃がし装置を用いて除熱を行う。
別紙 4-8

第 1-1 表
事故
シーケンス
グループ

事故シーケンスの分析(ミニマルカットセットの抽出)結果(2/7)※1
炉心損傷頻度

主要な
事故シーケンス※2

主要なカットセット

(/炉年)

主要な事故
事故シーケンス
シーケンスへの グループへの寄与割合 (%)
寄与割合 (%)

主な対策

対策
有効性

別紙 4-9過渡事象
全給水喪失+原子炉注水自動起動不能の認知失敗+原子炉水位計不動作/誤高出力(共通原因故障)+高圧注水失敗
全給水喪失+原子炉注水自動起動不能の認知失敗+ECCS デジタル制御系(DTM)故障(共通原因故障)+原子炉減圧失敗-9(1.8×10 /炉年) 全給水喪失+原子炉減圧操作失敗+原子炉水位高(L8)誤信号

4.6×10-10

26

11

－※3

-10

12

5.0

－※3

1.9×10-10

11

4.5

○

過渡事象
全給水喪失+SRV 再閉鎖失敗+原子炉注水自動起動不能の認知失敗+原子炉水位計不動作/誤高出力(共通原因故障)+SRV 再閉鎖失敗+高圧注水失敗 全給水喪失+SRV 再閉鎖失敗+原子炉減圧操作失敗+HPCF 室空調起動失敗(共通原因故障)+原子炉減圧失敗(5.2×10-11 /炉年) 全給水喪失+SRV 再閉鎖失敗+原子炉注水自動起動不能の認知失敗+HPCF 室空調起動失敗(共通原因故障)

2.4×10-12

4.6

0.1

－※3

1.4×10-12

2.7

<0.1

○

1.2×10-12

2.3

<0.1

通常停止
通常停止+原子炉注水自動起動不能の認知失敗+原子炉水位計不動作/誤高出力(共通原因故障)+給水系操作失敗+高圧注水失敗
通常停止+原子炉注水自動起動不能の認知失敗+ECCS デジタル制御系(DTM)故障(共通原因故障)+給水系操作失敗+原子炉減圧失敗
TQUX-9(2.0×10 /炉年) 通常停止+原子炉減圧操作失敗+原子炉水位高(L8)誤信号+給水系操作失敗(高圧注水・減3.9×10-10

20

9.3

1.8×10-10

9.0

4.3

1.6×10-10

8.0

3.8

-11

23

0.7

2.5×10-11210.6

圧機能喪失)(4.2×10-9/炉年)

2.1×10・代替自 動減
圧ロジック
(残留熱除
去系ポンプ
吐出圧確立
+原子炉水
位低(レベ
ル 1)+600 秒
経過で SRV4
弁開放)・高圧代替注水系
・残留熱除去系(低圧注
水. 除熱)

－※3
－※3
－※3
○

通常停止
通常停止+SRV 再閉鎖失敗+原子炉補機冷却水系ポンプ継続運転失敗(共通原因故障)+原子炉減圧操作失敗+SRV 再閉鎖失敗+高圧注水失敗 通常停止+SRV 再閉鎖失敗+原子炉補機冷却水系ポンプ継続運転失敗(共通原因故障)+原子炉注水自動起動不能の認知失敗+原子炉減圧失敗(1.2×10-10 /炉年) 通常停止+SRV 再閉鎖失敗+原子炉補機冷却海水系ポンプ継続運転失敗(共通原因故障)+原子炉減圧操作失敗

2.8×102.1×10-1118

0.5

サポート系喪失 直流電源故障(区分 1)+原子炉注水自動起動不能の認知失敗+原子炉水位計不動作/誤高出力(共通原因故障)+高圧注水失敗
直流電源故障(区分 1)+原子炉減圧操作失敗+HPCF 室空調起動失敗(共通原因故障)+原子炉減圧失敗-10(2.9×10 /炉年) 直流電源故障(区分 1)+原子炉注水自動起動不能の認知失敗+HPCF 室空調起動失敗(共通原因故障)

1.3×10-11

4.5

0.3

7.3×10-12

2.5

0.2

6.3×10-12

2.2

0.2

－※3

サポート系喪失 直流電源故障(区分 2)+SRV 再閉鎖失敗+原子炉減圧操作失敗+ECCS デジタル制御系(SLU)故障+SRV 再閉鎖失敗+高圧注水失敗 直流電源故障(区分 2)+SRV 再閉鎖失敗+原子炉注水自動起動不能の認知失敗+ECCS デジタル制御系(SLU)故障+原子炉減圧失敗(4.1×10-11 /炉年) 直流電源故障(区分 2)+SRV 再閉鎖失敗+原子炉減圧操作失敗+HPCF(C 系)室空調機冷却水入口弁開忘れ

5.1×10-12

12

0.1

○

4.4×10-12

11

0.1

－※3

1.4×10-12

3.4

<0.1

○

※1 主要な事故シーケンスの中の支配的なシーケンスに対する分析結果を示す。
※2 主要な事故シーケンスは，同じ事故シーケンスグループに含まれる複数のシーケンスを，シーケンス上の主な特徴に着目して詳細化して分類したもの。
括弧内は主要な事故シーケンスに含まれるシーケンスの炉心損傷頻度の合計を示す。
※3 原子炉注水自動起動不能の認知失敗等の人的過誤については，訓練等によりその発生確率の低減に努めていく。訓練等の運用面の対策は，確実に当該カットセットの発生を防止するものではないが，当該カットセットの発生頻度の低下に期待できるものと考える。

○
－※3
○
－※3
○

【主要なカットセットに対する検討】(高圧注水・減圧機能喪失(TQUX))○ 第 1-1 表より，事故シーケンスグループ「高圧注水・減圧機能喪失」については炉心損傷頻度の約 41%のカットセットを確認した。なお，「高圧注水・減圧機能喪失」は全炉心損傷頻度に占める炉心損傷頻度の割合が0.1%未満であり，全炉心損傷頻度に対して寄与割合の低い事故シーケン
スグループである。
○ いずれの主要な事故シーケンスのカットセットからも，原子炉注水自動起動不能の認知失敗の人的過誤，原子炉減圧操作失敗の人的過誤が抽出され，「通常停止+SRV 再閉鎖失敗+高圧注水失敗+原子炉減圧失敗」を除く
主要な事故シーケンスのカットセットからは，原子炉水位計不動作/誤高出力(共通原因故障)等の信号系の故障も抽出された。このうち，原子炉
注水自動起動不能の認知失敗と信号系の共通原因故障が重畳する場合，認知に失敗にしていることから，重大事故等対処設備である高圧代替注
水系の手動起動に期待できず，故障の内容によるが，信号系の共通原因
故障が生じている場合には代替自動減圧ロジックにも期待できないとす
ると，重大事故等防止対策に期待できず，炉心損傷を防止できない。この基事象の組み合わせ以外の場合には，高圧代替注水系による高圧注水のバックアップや代替自動減圧ロジックによる低圧状態への移行等により，注水による炉心冷却を確保できる。
○ 注水による炉心冷却の確保に成功した後は，代替原子炉補機冷却系又は格納容器圧力逃がし装置を用いて除熱を行う。なお，上位のカットセッ
トには含まれていないが，残留熱除去系が機能喪失している場合には，格納容器圧力逃がし装置を用いて除熱を行う。
○ 全炉心損傷頻度から見た場合，炉心損傷を防止できないカットセットの頻度は非常に小さな値に抑えられていると考えるが，炉心損傷を防止で
別紙 4-10きないカットセットに含まれている原子炉注水自動起動不能の認知失敗については，訓練等によりその発生可能性の低減に努めていく。

別紙 4-11

第 1-1 表事故

事故シーケンスの分析(ミニマルカットセットの抽出)結果(3/7)※1
炉心損傷頻度

主要な

シーケンス

事故シーケ

グループ

ンス※2
過渡事象
+除熱失敗
(5.0×10-6 /
炉年)
過渡事象

(/炉年)

事故シーケンス
グループへの寄与割合 (%)

3.6×10-6

72

41

○

隔離事象+原子炉補機冷却海水系ポンプ起動失敗(共通原因故障)

3.0×10

-7

6.0

3.4

○

隔離事象+原子炉補機冷却水系ポンプ起動失敗(共通原因故障)

9.8×10-8

2.0

1.1

○

非隔離事象+SRV 再閉鎖失敗+残留熱除去系起動操作失敗

1.2×10-7

32

1.4

主要なカットセット

隔離事象+残留熱除去系起動操作失敗+SRV 再閉鎖失敗+除熱失敗

別紙 4-12

非隔離事象+SRV 再閉鎖失敗+原子炉補機冷却海水系ポンプ起動失敗(共通原因故障)

9.8×10-92.6

0.1

非隔離事象+SRV 再閉鎖失敗+原子炉補機冷却水ポンプ起動失敗(共通原因故障)

3.2×10-9

0.8

<0.1

通常停止+原子炉補機冷却水系ポンプ継続運転失敗(共通原因故障)

8.8×10-733

10

通常停止+原子炉補機冷却海水系ポンプ継続運転失敗(共通原因故障)

6.4×10-7

24

7.4

<0.1

<0.1

(3.8×10-7 /
炉年)
TW

通常停止

(崩壊熱除去機能喪失)+除熱失敗(2.7×10-6 /-6(8.7×10

炉年)

※3

○
○
○
△※3

29

0.1

5.0×10-10

2.4

<0.1

3.1×10-10

1.5

<0.1

通常停止+SRV 再閉鎖失敗+起動停止用蒸気式空気抽出系第一段蒸気入口弁開失敗+残留熱除去系起動操作失敗

3.1×10

-10

1.5

<0.1

○

通常停止+SRV 再閉鎖失敗+起動停止用蒸気式空気抽出系第二段蒸気入口弁開失敗+残留熱除去系起動操作失敗

3.1×10-10

1.5

<0.1

○

通常停止+SRV 再閉鎖失敗+起動停止用蒸気式空気抽出系第一段空気入口弁開失敗+残留熱除去系起動操作失敗

3.1×10-10

1.5

<0.1

○

通常停止+SRV 再閉鎖失敗+起動停止用蒸気式空気抽出系第二段空気入口弁開失敗+残留熱除去系起動操作失敗

3.1×10

-10

1.5

<0.1

○

3.1×10

-10

1.5

<0.1

○

操作失敗

通常停止+SRV 再閉鎖失敗+起動停止用蒸気式空気抽出系空気出口弁開失敗+残留熱除去系起動操作失敗
※1
※2

○

6.1×10-9

+除熱失敗
炉年)

○
・手動減圧
・ 低 圧代 替 注水系(常設)(復水補給水系)
・ 代 替格 納 容器
スプレイ冷却系
・ 代 替原 子 炉補機冷却系
・ 格 納容 器 圧力
逃がし装置
・ 常 設代 替 交流
電源設備
・ 可 搬型 代 替注水ポンプ(水源補給)

通常停止+SRV 再閉鎖失敗+常用系(復水器)を用いた除熱操作失敗+残留熱除去系起動操作失敗+SRV 再閉鎖 通常停止+SRV 再閉鎖失敗+起動用グランド蒸気元弁開失敗+残留熱除去系起動操作失敗(2.1×10-8 /

有効性

7.2×10

通常停止+SRV 再閉鎖失敗+原子炉補機冷却海水系ポンプ起動失敗(共通原因故障)+常用系(復水器)を用いた除熱

失敗

-11

主な対策

通常停止+外部電源喪失(使命時間中の機能喪失)+非常用ディーゼル発電機(D/G)継続運転失敗(共通原因故障)

/炉年)

通常停止

対策

主要な事故
シーケンスへの寄与割合 (%)

主要な事故シーケンスの中の支配的なシーケンスに対する分析結果を示す。
主要な事故シーケンスは，同じ事故シーケンスグループに含まれる複数のシーケンスを，シーケンス上の主な特徴に着目して詳細化して分類したもの。
括弧内は主要な事故シーケンスに含まれるシーケンスの炉心損傷頻度の合計を示す。
長期 TB の対策で対応可能。

○○○

第 1-1 表
事故
主要な
シーケンス
事故シーケンス※2
グループ

事故シーケンスの分析(ミニマルカットセットの抽出)結果(3/7(続き))※1
炉心損傷頻度
主要なカットセット

9.6×10-8171.1

サポート系喪失
原子炉補機冷却海水系故障(C 系)+原子炉補機冷却海水系ポンプ+除熱失敗
起動失敗(共通原因故障(二重))(5.5×10-7 /炉年)

1.5×10-82.7

0.2

原子炉補機冷却海水系故障(C 系)+原子炉補機冷却海水系ポンプ
起動失敗(共通原因故障(三重以上))

7.9×10-91.4

0.1

原子炉補機冷却海水系故障(C 系)+SRV 再閉鎖失敗+残留熱除去系
5.0×10-10
起動操作失敗

17

<0.1

2.8

<0.1

1.4

<0.1

原子炉補機冷却海水系故障(C 系)+残留熱除去系起動操作失敗

別紙 4-13

TW
(崩壊熱除
去
機能喪失)
(8.7×10-6
/炉年)

(/炉年)

主要な事故
事故シーケンス
シーケンスへの グループへの寄与割合 (%)
寄与割合 (%)

サポート系喪失+SRV 再閉鎖失敗 原子炉補機冷却海水系故障(C 系)+SRV 再閉鎖失敗+原子炉補機冷
8.0×10-11+除熱失敗
却海水系ポンプ起動失敗(共通原因故障(二重))(2.9×10-9 /炉年)
原子炉補機冷却海水系故障(C 系)+SRV 再閉鎖失敗+原子炉補機冷
4.1×10-11
却海水系ポンプ起動失敗(共通原因故障(三重以上))

主な対策

・手動減圧
・低圧 代替注水系(常設)(復水補給
水系)
・代替 格納容器ス
プレイ冷却系
・代替 原子炉補機
冷却系
・格納 容器圧力逃がし装置
・常設 代替交流電
源設備
・可搬 型代替注水
ポンプ(水源補
給)※1 主要な事故シーケンスの中の支配的なシーケンスに対する分析結果を示す。
※2 主要な事故シーケンスは，同じ事故シーケンスグループに含まれる複数のシーケンスを，シーケンス上の主な特徴に着目して詳細化して分類したもの。
括弧内は主要な事故シーケンスに含まれるシーケンスの炉心損傷頻度の合計を示す。

対策
有効性

○

○

○

○

○

○

【主要なカットセットに対する検討】(崩壊熱除去機能喪失(TW))○ 第 1-1 表より，事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」について
は炉心損傷頻度の約 66%のカットセットを確認した。なお，「崩壊熱除去機能喪失」は全炉心損傷頻度に占める炉心損傷頻度の割合が約 99.9%であり，全炉心損傷頻度のほとんどを占める事故シーケンスグループである。
○ いずれの主要な事故シーケンスのカットセットからも，残留熱除去系，
原子炉補機冷却水系又は原子炉補機冷却海水系の起動又は継続運転失敗の共通原因故障が抽出されている。この基事象に対しては，代替原子炉
補機冷却系による海水への熱除去機能の代替や，格納容器圧力逃がし装置による大気への除熱により炉心損傷(格納容器先行破損)を防止できる。
○ 主要な事故シーケンスのうち，「過渡事象＋除熱失敗」，「過渡事象＋SRV
再閉鎖失敗＋除熱失敗」では，残留熱除去系起動操作失敗の人的過誤が抽出されている。この基事象に対しては，格納容器圧力逃がし装置による大気への除熱により炉心損傷(格納容器先行破損)を防止できる。
○ 主要な事故シーケンスのうち，「通常停止＋除熱失敗」では，使命時間中の外部電源喪失等，電源喪失により炉心損傷(格納容器先行破損)に至る
カットセットが抽出されている。このカットセットに対しては，長期 TBのシーケンスにおける対策により炉心損傷を防止できる。
○ 事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」に対する主要な対策と考えられる格納容器圧力逃がし装置は残留熱除去系，原子炉補機冷却水
系及び原子炉補機冷却海水系に対して独立な系統であり，共通原因による機能喪失のリスクを可能な限り低減している。このことから，全炉心損傷頻度の約 99.9%を占める「崩壊熱除去機能喪失」に対しては炉心損傷頻度のほとんどの割合に対して，有効性評価で考慮した対策が有効なものであると考えられる。
別紙 4-14

第 1-1 表事故シーケンスの分析(ミニマルカットセットの抽出)結果(4/7)※1
炉心損傷頻度事故シーケンス

主要なグループ

事故シーケンス※2

主要なカットセット(/炉年)

外部電源喪失+外部電源復旧失敗+非常用ディーゼル発電機(D/G)継続運転失敗(共通原因故障)+高圧
電源融通失敗主要な事故

事故シーケンス

シーケンスへのグループへの寄与割合 (%)

寄与割合 (%)

46

17

主な対策

対策
有効性

・原子炉隔離時冷却系(所内蓄電式直流電源設
2.2×10-10

備の 24 時間確保)○

・高圧代替注水系
・手動減圧

長期 TB

外部電源喪失+D/G 全台起動失敗(4.8×10-10 /炉年)

外部電源喪失+外部電源復旧失敗+非常用ディーゼル発電機(D/G)起動失敗(共通原因故障)+高圧電源
融通失敗

1.5×10-103112・低圧代替注水系(常設)(復水補給水系)
・代替格納容器スプレイ冷却系○

・格納容器圧力逃がし装置
外部電源喪失+外部電源復旧失敗+非常用ディーゼル発電機(D/G)非常用送風機起動失敗(共通原因故障)+高圧電源融通失敗

別紙 4-15

外部電源喪失+SRV 再閉鎖失敗+外部電源復旧失敗+非常用ディーゼル発電機(D/G)継続運転失敗(共通
TB
(全交流

TBP

動力電源

外部電源喪失+D/G 全台起動失敗+SRV 再閉鎖失敗(1.2×10-10 /炉年)

原因故障)
外部電源喪失+SRV 再閉鎖失敗+外部電源復旧失敗+非常用ディーゼル発電機(D/G)起動失敗(共通原因
故障)
外部電源喪失+SRV 再閉鎖失敗+外部電源復旧失敗+非常用ディーゼル発電機(D/G)非常用送風機起動

喪失)

失敗(共通原因故障)(1.3×10-9

外部電源喪失+外部電源復旧失敗+非常用ディーゼル発電機(D/G)継続運転失敗(共通原因故障)+MUWP/炉年)による復水貯蔵槽への水補給失敗(現場弁閉失敗に伴う 5 号炉原子炉建屋側への誤送水)
外部電源喪失+外部電源復旧失敗+非常用ディーゼル発電機(D/G)継続運転失敗(共通原因故障)+MUWP

TBU

外部電源喪失+D/G 全台起動失敗+RCIC 失敗
(6.0×10-10 /炉年)による復水貯蔵槽への水補給失敗(現場弁閉失敗に伴う 5 号炉タービン建屋側への誤送水)
外部電源喪失+外部電源復旧失敗+非常用ディーゼル発電機(D/G)継続運転失敗(共通原因故障)+MUWPによる復水貯蔵槽への水補給失敗(現場弁閉失敗に伴う 6 号炉原子炉建屋側への誤送水)
外部電源喪失+外部電源復旧失敗+非常用ディーゼル発電機(D/G)継続運転失敗(共通原因故障)+MUWPによる復水貯蔵槽への水補給失敗(現場弁閉失敗に伴う 6 号炉タービン建屋側への誤送水)
外部電源喪失+外部電源復旧失敗+非常用ディーゼル発電機(D/G)継続運転失敗(共通原因故障)+MUWPによる復水貯蔵槽への水補給失敗(現場弁閉失敗に伴う 7 号炉原子炉建屋側への誤送水)

TBD

※1
※2
※3

外部電源喪失+直流電源喪失(8.1×10-11 /炉年)

外部電源喪失+バッテリーからの給電失敗(共通原因故障)

・代替原子炉補機冷却系
2.1×10-11

4.4

1.6

・常設代替交流電源設備○

・可搬型代替注水ポンプ(水源補給)
5.7×10-11

48

4.4

4.0×10-11

33

3.1

△※3
・原子炉隔離時冷却系
・高圧代替注水系(常設代替直流電源)△※3・上記の点線枠内の対策
5.3×10-12

4.4

0.4

△※3

3.2×10-11

5.3

2.5

○

3.2×10-11

5.3

2.5

○

3.2×10-11

5.3

2.5

3.2×10-11

5.3

2.5

○

3.2×10-11

5.3

2.5

○

8.1×10-11

100

6.2

主要な事故シーケンスの中の支配的なシーケンスに対する分析結果を示す。
主要な事故シーケンスは，同じ事故シーケンスグループに含まれる複数のシーケンスを，シーケンス上の主な特徴に着目して詳細化して分類したもの。
括弧内は主要な事故シーケンスに含まれるシーケンスの炉心損傷頻度の合計を示す。
SRV からの蒸気流出によって原子炉隔離時冷却系又は高圧代替注水系が機能喪失する前に交流電源を復旧し，低圧注水に移行できれば炉心損傷を回避できる。

・高圧代替注水系(常設代替直流電源)
・上記の点線枠内の対策

・高圧代替注水系(常設代替直流電源)
・上記の点線枠内の対策○○

【主要なカットセットに対する検討】(全交流動力電源喪失(TB))○ 第 1-1 表より，事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」について
は炉心損傷頻度の約 56%のカットセットを確認した。なお，「全交流動力
電源喪失」は全炉心損傷頻度に占める炉心損傷頻度の割合が 0.1%未満であり，全炉心損傷頻度に対して寄与割合の低い事故シーケンスグループである。
○ 主要な事故シーケンスのうち，「外部電源喪失+D/G 全台起動失敗」(長期TB)では，外部電源，非常用ディーゼル発電機による給電を喪失し，外部電源の復旧，高圧電源融通にも失敗するカットセットが抽出されている。
このカットセットに対しては，常設代替交流電源設備により電源を復旧するほか，原子炉隔離時冷却系の運転による長時間の炉心冷却の確保と格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器からの除熱によってプラントを安定な状態に維持することが有効である。
○ 主要な事故シーケンスのうち，「外部電源喪失+D/G 全台起動失敗＋SRV 再閉鎖失敗」(TBP)では，全交流動力電源喪失により電動駆動の ECCS 注水設
備が機能喪失することに加え，SRV 再閉鎖失敗により，長時間の原子炉隔離時冷却系及び高圧代替注水系による注水には期待できない。このため，原子炉隔離時冷却系又は高圧代替注水系による注水が継続している間に常設代替交流電源設備によって電源を復旧し，低圧代替注水系等による低圧注水に移行できる場合には炉心損傷を防止できる。また，低圧注水への移行に失敗し，炉心損傷に至る場合については，LOCA 時に ECCS による注水ができず，炉心損傷に至るシーケンスに包絡されると考えられ，
炉心損傷に至るものの，電源復旧等の後，原子炉圧力容器又は原子炉格
納容器に注水し，格納容器圧力逃がし装置等による除熱を行うことで，原子炉格納容器の破損を防止することができる。
別紙 4-16

○ 主要な事故シーケンスのうち，「外部電源喪失+D/G 全台起動失敗＋原子炉
隔離時冷却系失敗」(TBU)では，外部電源，非常用ディーゼル発電機による給電を喪失し，短時間での外部電源の復旧に失敗し，原子炉隔離時冷却系の運転継続に必要な復水貯蔵槽への補給に失敗するカットセットが抽出されている。このカットセットに対しては，同じ復水貯蔵槽を水源とする高圧代替注水系は有効な対策とならない。一方，復水貯蔵槽への補給に失敗するため，原子炉隔離時冷却系が使命時間 24 時間の運転を継続することはできないものの，元々復水貯蔵槽に蓄えられている水量を注水に費やせると考えると，少なくとも炉心損傷までに数時間程度の時
間余裕を有するカットセットである。このため，今回抽出されたカット
セットに対しては，常設代替交流電源設備等による電源復旧によって低圧の注水機能の復旧を図ること等により，炉心損傷を防止することができると考えられる。また，今回のカットセットとしては抽出されなかったが，事象発生と同時に原子炉隔離時冷却系が故障等によって機能喪失に至る等，対応の時間余裕が短い場合は，高圧代替注水系によって炉心損傷を防止することができる。
○

主要な事故シーケンスのうち，「外部電源喪失+直流電源喪失」(TBD)では，外部電源を喪失し，共通原因故障により全てのバッテリーからの給電に失敗するカットセットが抽出され，主要な事故シーケンスの 100%を占めた。このカットセットに対しては，常設代替直流電源設備を用いて直流電源を復旧することにより，炉心損傷を防止することができる。

別紙 4-17

第 1-1 表事故シーケンスの分析(ミニマルカットセットの抽出)結果(5/7)※1
炉心損傷頻度事故シーケンスグループ

主要な事故シーケンス※2

主要なカットセット(/炉年)
2.2×10-124443

非隔離事象+制御棒挿入失敗+SLC ほう酸水タンク閉
6.1×10-16
塞

<0.1

<0.1

非隔離事象+制御棒挿入失敗+SLC ほう酸水タンク保2.1×10-16
温用ヒーター制御回路遮断器閉失敗

<0.1

<0.1

非隔離事象+制御棒挿入失敗+SLC 手動操作失敗
TC(原子炉停止機能喪失)(5.1×10-12 /炉年)

過渡事象
+原子炉停止失敗(5.0×10-12 /炉年)

主要な事故 事故シーケンス
シーケンスへの グループへの寄与割合 (%) 寄与割合 (%)

主な対策

・代替制御棒挿入機能
・代替冷却材再循環ポ
ンプ・トリップ機能・ほう酸水注入系
・高圧炉心注水系
・原子炉隔離時冷却系・残留熱除去系

別紙 4-18※1 主要な事故シーケンスの中の支配的なシーケンスに対する分析結果を示す。
※2 主要な事故シーケンスは，同じ事故シーケンスグループに含まれる複数のシーケンスを，シーケンス上の主な特徴に着目して詳細化して分類したもの。
括弧内は主要な事故シーケンスに含まれるシーケンスの炉心損傷頻度の合計を示す。

対策
有効性

-

【主要なカットセットに対する検討】(原子炉停止機能喪失(TC))○ 第 1-1 表より，事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」について
は炉心損傷頻度の約 43%のカットセットを確認した。なお，「原子炉停止
機能喪失」は全炉心損傷頻度に占める炉心損傷頻度の割合が 0.1%未満であり，全炉心損傷頻度に対して寄与割合の低い事故シーケンスグループである。
○ 主要な事故シーケンスとして，「過渡事象+原子炉停止失敗」について評価したところ，制御棒挿入失敗(機械系故障)に加えて SLC の機能喪失に関する基事象のカットセットが抽出された。原子炉停止機能について ，
ABWR である柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉では，今回重大事故等対処設備として位置づけた機能・設備がプラント設計当初より設置されていたことから，今回はこれらの機能・設備を考慮して PRA を実施した。
このため，これらの機能・設備の喪失を含めて炉心損傷に至るカットセットが抽出されており，対策の有効性を確認することはできない。
○ 原子炉停止機能喪失の事故シーケンスグループは，グループの炉心損傷
頻度が 5.1×10-12 /炉年であり，評価全体の炉心損傷頻度に占める割合は
全シーケンスグループの中で最も小さい。主要なカットセットに今回重大事故等対処設備として位置づけた SLC が含まれていることからも，これらの今回重大事故等対処設備の寄与も含めて，非常に小さな炉心損傷頻度に抑えられていると考えられる。

別紙 4-19

第 1-1 表
事故シーケ
ンス
グループ

事故シーケンスの分析(ミニマルカットセットの抽出)結果(6/7)※1
炉心損傷頻度

主要な
事故シーケンス※2

主要なカットセット(/炉年)
中破断 LOCA+原子炉補機冷却海水系ポンプ起動失敗(共通
原因故障)

LOCA
(LOCA 時注水機能喪失)
(4.5×10-9 /
炉年)

LOCA
+高圧/低圧注水失 中破断 LOCA+原子炉補機冷却水系ポンプ起動失敗(共通原敗
因故障)(3.9×10-9 /炉年) 中破断 LOCA+原子炉補機冷却水系電動弁(原子炉補機冷却
水系熱交換器出口)開失敗(共通原因故障)
中破断 LOCA+注水不能認知失敗 +ECCS デジタル制御系(DTM)故障(共通原因故障)

別紙 4-20LOCA+高圧注水失敗 中破断 LOCA+注水不能認知失敗 +ECCS デジタル制御系+原子炉減圧失敗 (DTM)故障(多重故障)(6.0×10-11 /炉年) 中破断 LOCA+原子炉減圧操作失敗+ECCS デジタル制御系(DTM)故障(共通原因故障)+高圧注水系起動操作失敗

※1
※2

主要な事故
事故シーケンス
シーケンスへの グループへの寄与割合 (%)
寄与割合 (%)

2.3×10-959

51

7.6×10-10

1917

3.0×10-10

7.7

6.7

4.3×10-1172

1.0

1.4×10-11

23

0.3

3.9×10-13

0.7

<0.1

主な対策

・手動減圧
・低圧代替注水系(常設)(復水補
給水系)
・代替格納容器ス
プレイ冷却系
・代替原子炉補機
冷却系
・格納容器圧力逃がし装置
・可搬型代替注水
ポンプ(水源補
給)

対策
有効性

○
○
○
-※3
-※3
-※3

主要な事故シーケンスの中の支配的なシーケンスに対する分析結果を示す。
主要な事故シーケンスは，同じ事故シーケンスグループに含まれる複数のシーケンスを，シーケンス上の主な特徴に着目して詳細化して分類したもの。括弧内は主要な事故シーケンスに含まれるシーケンスの炉心損傷頻度の合計を示す。
※3 原子炉注水自動起動不能の認知失敗等の人的過誤については，訓練等によりその発生確率の低減に努めていく。訓練等の運用面の対策は，確実に当該カットセットの発生を防止するものではないが，当該カットセットの発生頻度の低下に期待できるものと考える。

【主要なカットセットに対する検討】(LOCA 時注水機能喪失(LOCA))○ 第 1-1 表より，事故シーケンスグループ「LOCA 時注水機能喪失」については炉心損傷頻度の約 76%のカットセットを確認した。なお，「LOCA 時注
水機能喪失」は全炉心損傷頻度に占める炉心損傷頻度の割合が約 0.1%であり，全炉心損傷頻度に対して寄与割合の低い事故シーケンスグループである。
○ 主要な事故シーケンスのうち，「LOCA+高圧/低圧注水失敗」では，原子炉
補機冷却水系又は原子炉補機冷却海水系の起動又は熱交換器の弁故障の共通原因故障が抽出されている。中破断 LOCA により原子炉隔離時冷却系に期待できず，原子炉補機冷却水系等の喪失により，駆動機構の冷却が必要な電動駆動の ECCS 注水系に期待できない状況であるため，このカットセットに対しては，SRV の手動作動により原子炉を減圧し，駆動機構の冷却を必要としない常設の低圧代替注水系(常設)(復水補給水系)により注水することで炉心損傷を防止できると考えられる。
○ 主要な事故シーケンスのうち，「LOCA+高圧注水失敗+原子炉減圧失敗」では，注水不能の認知に失敗する人的過誤とデジタル制御系の共通原因故
障，又は多重故障によるカットセットが抽出されている。この場合，代替の注水手段への移行の必要性に気付けないことから，SRV の手動作動等の運転員操作に期待することができないため，これらの重大事故等防止対策に期待できず，炉心損傷を防止できない。また，高圧 ECCS 注水及び原子炉の減圧操作に失敗する人的過誤とデジタル制御系の共通原因故障
による ECCS 系の自動起動に失敗するカットセットが抽出されている。この場合，原子炉を減圧できない一方で，LOCA により蒸気駆動の高圧代替
注水設備にも期待できないことから，炉心損傷を防止できない。
○ LOCA が発生しているにも関わらず，認知に失敗したまま長時間気付かな
別紙 4-21

い場合や，操作に失敗したにも関わらずその後の対応をとらないことは現実的には考えにくく，全炉心損傷頻度から見た場合，これらの炉心損傷を防止できないカットセットの頻度は非常に小さな値に抑えられているが，原子炉注水自動起動不能の認知失敗等の人的過誤については，訓練等によりその発生可能性の低減に努めていく。

別紙 4-22

第 1-1 表
事故シーケ
ンス
グループ

ISLOCA(9.5×10-11 /
炉年)

事故シーケンスの分析(ミニマルカットセットの抽出)結果(7/7)※1
炉心損傷頻度

主要な
事故シーケンス※2

ISLOCA(9.5×10-11 /炉年)

主要なカットセット

別紙 4-23

(/炉年)

主要な事故
シーケンスへの寄与割合 (%)

事故シーケンス
グループへの寄与割合 (%)

定例試験時 HPCF(B 系)試験可能逆止弁内部リーク+HPCF(B 系)
ポンプ吸込部配管破損+HPCF(B 系)注入隔離弁閉失敗

1.5×10-1116

16

定例試験時 HPCF(C 系)試験可能逆止弁内部リーク+HPCF(C 系)
ポンプ吸込部配管破損+HPCF(C 系)注入隔離弁閉失敗

1.5×10-1116

16

定例試験時 HPCF(B 系)注入隔離弁誤開+HPCF(B 系)ポンプ吸込部配管破損+HPCF(B 系)試験可能逆止弁閉失敗

1.4×10-111515

定例試験時 HPCF(C 系)注入隔離弁誤開+HPCF(C 系)ポンプ吸込部配管破損+HPCF(C 系)試験可能逆止弁閉失敗

1.4×10-11

15

15

主な対策

対策
有効性

○
・ISLOCA 発生箇所の隔離・高圧炉心注水系
・手動減圧・低圧炉心注水系○○○※1 主要な事故シーケンスの中の支配的なシーケンスに対する分析結果を示す。
※2 主要な事故シーケンスは，同じ事故シーケンスグループに含まれる複数のシーケンスを，シーケンス上の主な特徴に着目して詳細化して分類したもの。括弧内は主要な事故シーケンスに含まれるシーケンスの炉心損傷頻度の合計を示す。

【主要なカットセットに対する検討】(ISLOCA)○ 第 1-1 表より，事故シーケンスグループ「ISLOCA」については炉心損傷頻度の約 61%のカットセットを確認した。なお，「ISLOCA」は全炉心損傷頻度に占める炉心損傷頻度の割合が 0.1%未満であり，全炉心損傷頻度に対して寄与割合の低い事故シーケンスグループである。
○ 主要な事故シーケンスである，「ISLOCA」では，高圧炉心注水系の定例試
験時の弁リークや誤開放に伴うカットセットが抽出されている。これらのカットセットに対しては，高圧炉心注水系又は原子炉を減圧した後に高圧又は低圧炉心注水系による炉心の水位維持によって炉心損傷を防ぐことができる。その後は，注入隔離弁の再閉操作等，破断箇所の隔離を試みるとともに，使用可能な緩和系で水位維持，除熱を行うことで，炉心を安定な状態とすることができる。

別紙 4-24

1-2. FV 重要度に照らした重大事故等防止対策の対応状況の確認(1) 実施内容
今回は，FV 重要度の高い基事象に対し，その基事象の発生に伴って生じる系統機能の喪失に重大事故等防止対策の有効性を定性的に考察した。
なお，今回の整理は定量的に評価した FV 重要度に対し，対策の有効性の観点で定性的な考察を加えた分析結果である。対策の有効性を定量的に把握する観点では，新たに講じた対策をモデル化した上で PRA を実施し，その結果を比較することが望ましいが，今回はプラント運転開始時の内部事象運転時レベル 1PRA の結果のみを定量的な検討材料として分析することとし，この確認を実施した。

(2) 選定条件
事故シーケンスグループ別に FV 重要度を分析し，その値が 10-3 を超える基事象について，重大事故等防止対策の対応状況を確認することとした。FV 重要度が小さい基事象は，重大事故等防止対策による対応が可能であったとしても，炉心損傷頻度の低減効果が小さいことから，事故シーケンスグループの支配的なリスク要因を網羅的に確認する範囲として，今回は 10-3 を基準とすることとし，10-3 未満の基事象については確認対象外とした。

(3) 確認結果
FV 重要度が 10-3 を超える基事象を確認したところ，事故シーケンスグ
ループ「高圧・低圧注水機能喪失(TQUV)」，「高圧注水・減圧機能喪失(TQUX)」，「崩壊熱除去機能喪失(TW)」，「全交流動力電源喪失」に含まれる全ての事故シーケンスグループ(長期 TB， TPU， TBP， TBD)，「インタ別紙 4-25

ーフェイスシステム LOCA(ISLOCA)」については，抽出された全ての基事象に対して，定性的には何らかの重大事故等防止対策が有効であることを確認した。また，「LOCA 時注水機能喪失(S1E，S2E)」，「原子炉停止機能喪失(TC)」については，抽出された基事象の一部に対して，定性的には有効な重大事故等防止対策が確認されなかった。
今回の内部事象運転時レベル 1PRA では，TW がその炉心損傷頻度のほぼ100%を占めており，TW に対しては，FV 重要度が 10-3 を超える全ての基事
象に重大事故等対処設備(具体的には耐圧強化ベント系等による除熱機能の代替)が有効であることを確認した。このことから，重大事故等対処設
備によって，プラント運転開始時の内部事象運転時レベル 1PRA の全炉心損傷頻度は 10-3 程度まで低減されるものと考えられる。このことから，重大事故等対処設備による，内部事象を起因とした炉心損傷リスクへの対策の網羅性は 99%以上と整理できる。
事故シーケンスグループ別の確認結果は以下のとおり。

○高圧・低圧注水機能喪失(TQUV)FV 重要度が 10-3 を超える全ての基事象に何らかの重大事故等防止対策が有効であることを確認した。
支配的な基事象として，原子炉補機冷却水系，原子炉補機冷却海水系の共通原因故障や水源である復水貯蔵槽への補給失敗が抽出されたが，これらに対しては低圧代替注水系（常設）による原子炉圧
力容器への注水及び可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽への補給によって対応することが可能である。

○高圧注水・減圧機能喪失(TQUX)
別紙 4-26

FV 重要度が 10-3 を超える全ての基事象に何らかの重大事故等防止対策が有効であることを確認した。
支配的な基事象として，高圧注水不能の認知失敗及び高圧注水及び減圧機能の不動作につながる信号系の故障が抽出された。ドライ
ウェル圧力高を伴わない高圧注水不能の状況下では，自動減圧系による原子炉の減圧機能に期待できないが，重大事故等対処設備として導入した代替自動減圧ロジック(残留熱除去系ポンプ吐出圧確立+
原子炉水位低(レベル 1)+600 秒経過で SRV4 弁開放)によって原子炉減圧されるため，その後の低圧注水に期待できる。また，原子炉減圧機能の不動作に対しては，高圧代替注水系による対応が可能である。
なお，高圧注水不能の認知に失敗(FV 重要度約 0.76)し，高圧注水及び原子炉減圧機能の不動作につながる信号系の故障(代替自動減圧
ロジックにも期待できない状況)(内上位の基事象の FV 重要度約 0.34)が重畳する場合，有効な対策が見当たらない状況となる。これはTQUX のカットセットとしても抽出(TQUX の炉心損傷頻度の約 31%)されており，有効な対策が見当たらない場合として整理している。

○崩壊熱除去機能喪失(TW)FV 重要度が 10-3 を超える全ての基事象に何らかの重大事故等防止対策が有効であることを確認した。
支配的な基事象として，残留熱除去系，原子炉補機冷却水系，原子炉補機冷却海水系の共通原因故障が抽出されたが，これらに対しては独立な系統である耐圧強化ベント系等によって除熱機能を確保することが可能である。

別紙 4-27

○全交流動力電源喪失(長期 TB，TBP，TBU，TBD)
FV 重要度が 10-3 を超える全ての基事象に何らかの重大事故等防止対策が有効であることを確認した。
支配的な基事象として，長期 TB 及び TBP では交流電源の喪失，TBU
ではこれに加えて原子炉隔離時冷却系の機器故障，TBD ではバッテリーの共通原因故障が抽出されたが，これらに対しては高圧代替注水系で対応が可能であり，その時間余裕の間に代替交流電源による電源復旧が可能である。

○LOCA 時注水機能喪失(S1E，S2E)
FV 重要度が 10-3 を超える基事象のうち，重大事故等防止対策の有効が確認できない基事象は以下のとおり。
・ LOCA 時の ECCS による注水不能の認知失敗(FV 重要度： S1E

1.4×10-2

S2E

7.4×10-1)

これは人的過誤による基事象であり，FV 重要度の高い S2E では主
要なカットセットにも含まれている。この基事象については，訓練等による発生確率の低減に努めることが，今後も継続して取り組む
べき対策の 1 つであると考える。
このほかに支配的な基事象として，原子炉補機冷却海水系の共通
原因故障が抽出された。S1E に対しては破断口径の大きさによるが，これらに対しては低圧代替注水系による注水機能を確保することが可能であると整理した。

別紙 4-28

○原子炉停止機能喪失(TC)FV 重要度が 10-3 を超える基事象のうち，重大事故等防止対策の有効が確認できない基事象は以下のとおり。
・ ATWS 時の SLC 起動操作失敗(FV 重要度：9.4×10-1)
これは重大事故等防止対策に対する，人的過誤による基事象である。TC に対しては ABWR の設計上，プラント運転開始時点で今回重大事故等対処設備に位置づけた設備を備えていたことから，上記の基事象が抽出されたものである。この基事象については，訓練等による発生確率の低減に努めることが，今後も継続して取り組むべき対策の 1 つであると考える。
このほかに支配的な基事象として，原子炉緊急停止系の共通原因
故障が抽出されたが，これらに対しては SLC 等による原子炉停止が可能である整理した。

○インターフェイスシステム LOCA(ISLOCA)
FV 重要度が 10-3 を超える全ての基事象に何らかの重大事故等防止対策が有効であることを確認した。
支配的な基事象として，高圧炉心注水系の配管破断が抽出されたが，これに対しては発生箇所の隔離並びに原子炉減圧及び低圧注水系等による対応が可能である。

別紙 4-29

２. 内部事象運転時レベル 1.5PRA(1) 選定条件
事故シーケンスの種類によっては展開されるカットセットが無数に存在するため，ここでは，各事故シーケンスについて以下の基準をもとに主要なカットセットを抽出した。また，格納容器先行破損シーケンスについては，炉心損傷防止対策の有効性を確認しているため，カットセッ
トの分析対象から除外した。
・格納容器破損モードの中で最も炉心損傷頻度の大きな事故シーケンスについて，上位 3 位までのカットセット
各事故シーケンスにおける主要なカットセット及び格納容器破損防止対策の整備状況等を第 2-1 表に示す。

(2) 主要なカットセットの確認結果
第 2-1 表に示したとおり，主要なカットセットレベルまで展開しても，整備された重大事故等防止対策により格納容器破損を防止できることを確認した。

別紙 4-30

第 2-1 表
格納容器
破損モード

雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧破損)(3.9×10-10 /炉年)※2

別紙 4-31

雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過温破損)(8.4×10-9 /炉年)

プラント
損傷状態
(PDS)※1

事故シーケンスの分析(ミニマルカットセットの抽出)結果
格納容器破損頻度
主要なカットセット

外部電源喪失+非常用 D/G 運転継続失敗(共通原因故障)+外部電源復旧失敗+高圧電源融通失
5.6×10-12
敗

1.4

3.9×10-121.0

外部電源喪失+非常用 D/G 運転継続失敗(共通原因故障)+高圧電源融通失敗+残留熱除去系操5.6×10-13
作失敗(外部電源復旧成功後)

0.1

LOCA+原子炉補機冷却海水系ポンプ起動失敗(共通原因故障)

2.6×10-931

LOCA+原子炉補機冷却水系ポンプ起動失敗(共通原因故障)

8.6×10-1010LOCA+原子炉補機冷却水系電動弁(原子炉補機冷却水系熱交換器出口)開失敗(共通原因故障)

3.6×10-104.3

外部電源喪失+非常用 D/G 運転継続失敗(共通原因故障)+外部電源復旧失敗+高圧電源融通失
5.0×10-13
敗

41

長期 TB 外部電源喪失+非常用 D/G 起動失敗(共通原因故障)+外部電源復旧失敗+高圧電源融通失敗

LOCA

[/炉年]

高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱
長期 TB 外部電源喪失+非常用 D/G 起動失敗(共通原因故障)+外部電源復旧失敗+高圧電源融通失敗
3.4×10-13-12(1.2×10 /炉年)
外部電源喪失+非常用 D/G 非常用送風機起動失敗(共通原因故障)+外部電源復旧失敗+高圧電
4.4×10-14
源融通失敗

原子炉圧力容器外の溶融
燃料－冷却材相互作用(3.8×10-13 /炉年)

溶融炉心・コンクリート
相互作用(1.2×10-11 /炉年)
※1
※2

LOCA

TQUX

格納容器破損モードへの寄与割合 [%]

28

1.2×10-1332

LOCA+原子炉補機冷却水系ポンプ起動失敗(共通原因故障)

4.0×10-14

11LOCA+原子炉補機冷却水系電動弁(原子炉補機冷却水系熱交換器出口)開失敗(共通原因故障)

1.7×10-144.4

給水操作失敗+原子炉注水自動起動不能の認知失敗+原子炉水位計不動作/誤高出力(共通原因
6.6×10-13
故障)

5.5

給水操作失敗+原子炉減圧操作失敗+原子炉水位高(L8)誤信号

2.8×10-132.3

給水操作失敗+原子炉注水自動起動不能の認知失敗+原子炉水位高(L8)誤信号

2.2×10-13

1.8

有効
性

○
・低圧代替注水系(常設)による
原子炉圧力容器への注水
・代替格納容器スプレイ冷却系
による格納容器の圧力制御
・格納容器圧力逃がし装置による除熱
・常設代替交流電源設備

○
○
○
○
○
○

・原子炉圧力容器破損までに手動操作により原子炉圧力
容器を減圧

3.7

LOCA+原子炉補機冷却海水系ポンプ起動失敗(共通原因故障)

最も格納容器破損頻度の高いシーケンスを抽出しているため，有効性評価における PDS とは一致しない。
格納容器先行破損に至る崩壊熱除去機能喪失(TW)，原子炉停止機能喪失(TC)による格納容器破損頻度を除く。

対策

主な対策

○
○

・なし。(溶融燃料－冷却材相互作用が発生しても格納容器圧
力バウンダリの機能喪失には至らない。)

・溶融炉心落下までに原子炉格
納容器下部への水張り及び落下後の崩壊熱除去も必要な流
量での注水

○
○
○

【主要なカットセットに対する検討】○雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧破損)
支配的な事故シーケンスは，長期 TB によって炉心損傷に至った後に過圧破損に至るシーケンスであり，主要なカットセットには全ての交流電源が失われるケースと，外部電源の復旧に成功するも，格納容器スプレイ(残留熱除去系)の起動に失敗する基事象の組み合わせが抽出されている。これらのカットセットに対しては，格納容器圧力逃がし装置が過圧破損防止に有効である。また，常設代替交流電源設備によって電源を復旧し，代替格納容器スプレイ冷却系によって格納容器圧力の上昇抑制を図ることも有効である。
○雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過温破損)
支配的な事故シーケンスは，LOCA によって炉心損傷に至った後に過温破損に至るシーケンスであり，主要なカットセットには原子炉補機冷却水系
又は原子炉補機冷却海水系の起動失敗又は熱交換器の弁故障（開失敗）の共通原因故障が抽出されている。これらのカットセットに対しては，低圧
代替注水系(常設)による損傷炉心への注水が有効である。
○高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱
支配的な事故シーケンスは，長期 TB によって炉心損傷に至った後に高圧
溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱に至るシーケンスであり，主要なカットセットには全ての交流電源が失われる基事象の組み合わせが抽出されている。交流電源を喪失しても原子炉圧力容器の減圧操作は可能であることから，現状の対策である原子炉圧力容器の減圧操作によって，本モード
による格納容器破損を防止できる。
○原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用
支配的な事故シーケンスは，LOCA によって炉心損傷に至った後に原子炉
別紙 4-32

圧力容器が破損し，原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用に至る
シーケンスであり，主要なカットセットには原子炉補機冷却水系又は原子炉補機冷却海水系の起動失敗又は熱交換器の弁故障（開失敗）の共通原因
故障が抽出されている。この事象については，仮に発生した場合であっても原子炉格納容器の破損に至らないことを確認しており，対策は講じていない。
○溶融炉心・コンクリート相互作用
支配的な事故シーケンスは，TQUX によって炉心損傷に至った後に原子炉
圧力容器が破損し，ペデスタル床面での溶融炉心・コンクリート相互作用が継続するシーケンスであり，主要なカットセットには原子炉注水自動起動不能の認知失敗の人的過誤，原子炉減圧操作失敗の人的過誤，原子炉水位計不動作/誤高出力(共通原因故障)等の信号系の故障が抽出されている。
認知の失敗等により炉心損傷に至るものの，炉心損傷後にはその状況を認知するとともに，炉心損傷から圧力容器の破損までの間に低圧代替注水系等を用いて，ペデスタルへの水張りを行うことで，溶融炉心・コンクリー
ト相互作用の継続を防止することができる。

別紙 4-33

３.

停止時レベル 1PRA

3-1. 主要なカットセットに照らした重大事故等防止対策の対応状況の確認(1) 選定条件
事故シーケンスの種類によっては展開されるカットセットが非常に多くなる。事故シーケンスグループごとに主要なシナリオを抽出した結果
を第 3-1 表に示す。

(2) 主要なカットセットの確認結果
各事故シーケンスグループの炉心損傷頻度が最上位であるシーケンス（第 3-1，3-2，3-3 図）においてミニマルカットセットの分析(MCS)を実施し（第 3-2，3-3，3-4 表），整備された炉心損傷防止対策が有効となることを確認した＊。

＊実施した炉心損傷防止策は起因事象である外部電源喪失や崩壊熱除去
機能喪失に対応した対策（代替交流電源の確保や注水・除熱機能の確保）であるため，MCS 分析をした事故シーケンス以外のシーケンスにも有効である。
第 3-1 表事故シーケンスグループごとの主要シーケンス

全交流動力電源喪失

別紙 4-34

第 3-2 表

事故シーケンス

崩壊熱除去機能喪失（補機冷却系機能喪失）の主要なカットセット（POS C1 シーケンス No.12）

炉心損傷
ＣＤＦ
頻度

主要なカットセット

炉心損傷
ＣＤＦ
頻度

寄与割合

1.1E-0952%

対策

対策の有効性

補機冷却系(B)機能喪失 ＋
MUWC系 T/B 積算流量計バイパス弁 手動弁閉
失敗 ＋ 注水系復旧失敗○

注水系復旧失敗

別紙 4-35

崩壊熱除去機能喪失（補機
冷却系機能喪失）＋崩壊熱除去・注水失敗

補機冷却系(B)機能喪失 ＋
2.1E-09 MUWC系 T/B 積算流量計バイパス弁 現場操作
失敗（人的過誤） ＋ 注水系復旧失敗

9.7E-1046%

6.3E-113%

・代替補機冷・代替補機
却系
冷却系
・注水機能の・注水機能の信頼性向上・
信頼性向上・
多様化
多様化○

注水系復旧失敗
補機冷却系(B)機能喪失 ＋
MUWC系 R/B
Ｒ／Ｂ供給ライン逆止弁供給ライン逆止弁 開失敗＋○

注水系復旧失敗
注水系復旧失敗【主要なカットセットに対する検討】○ POS C1 においては，保有水が少ないために炉心損傷までの時間が短く，また取水路点検等により A 及び C 系の補機冷却系に期待していないため，期待する注水機能が少ない状態である。この状態で補機冷却系(B 系)が機能喪失すると，運転中であった残留熱除去系(B 系)だけでなく，待機中の高圧炉心注水系(B 系)についても機能を喪失する。
そのため，期待できる注水機能は補機冷却系と系統間の従属性を持たない MUWC（A～C 系）のみとなり，MUWC の全系統が機能喪失する「タービン建屋
復水積算流量計バイパス弁の手動弁閉失敗」等の共通の基事象を含むカットセットが主要なカットセットとして抽出された。

○ 主要なカットセットに対する対策としては代替原子炉補機冷却系，注水機能の信頼性向上・多様化（低圧代替注水（常設）［MUWC タービン建屋 バイ
パス隔離弁の追設置等の信頼性向上を実施した MUWC 系］，可搬型代替注水ポンプ）であり，当社の実施している炉心損傷防止対策は有効である。

第 3-3 表
事故シーケンス

炉心損傷
ＣＤＦ
頻度

全交流動力電源喪失の主要なカットセット（POS S シーケンス No.358）
主要なカットセット

ＣＤＦ
炉心損傷頻度

寄与割合

1.8E-1138%

対策

対策の有効性外部電源喪失＋
非常用Ｄ／Ｇ（Ａ），（Ｂ），（Ｃ）運転継続失敗（共通原因故障）＋
非常用
D/G (A),(B),(C)運転継続失敗（共通原因故障）＋
外部電源（短期）復旧失敗＋○

外部電源（長期）復旧失敗＋
非常用Ｄ／Ｇ
復旧失敗
非常用D/G 復旧失敗
外部電源喪失＋
外部電源喪失＋電源確保失敗

4.8E-11

非常用D/G (A),(B),(C)起動失敗（共通原因故障）＋
非常用Ｄ／Ｇ（Ａ），（Ｂ），（Ｃ）起動失敗（共通原因故障）＋
外部電源（短期）復旧失敗＋

別紙 4-36

1.3E-1127%

5.0E-1210%・常設代替交・常設代替交流電源設備
流電源設備
・注水系の多・注水系の多様化
様化○

外部電源（長期）復旧失敗＋
非常用Ｄ／Ｇ
復旧失敗
非常用 D/G 復旧失敗
外部電源喪失＋

原子炉補機冷却海水ポンプ(A) ～ (F)起動失敗（共通原因故障）＋
原子炉補機冷却海水ポンプ（Ａ）～（Ｆ）起動失敗（共通原因故障）＋
外部電源（短期）復旧失敗＋○

外部電源（長期）復旧失敗【主要なカットセットに対する検討】○ POS S においては，除熱系や注水系は多くあるが，崩壊熱量が大きく保有水が少ないので余裕時間は短く，高圧電源融通に期待していない。外部電源が喪失し，D/G が全台起動に失敗すると全交流動力電源喪失となる。そのため，D/G の運転継続失敗や起動失敗の CCF を含むカットセットが主要なカットセットとして抽出された。
○ 対策として常設代替交流電源設備（GTG）や注水系の多様化（消火系による原子炉注水）であり，当社の実施している炉心損傷防止対策は有効である。

第 3-4 表

事故シーケンス

炉心損
傷頻度

冷却材流出
(CUW ブロー)+ 認知失敗3.8E-11

一次冷却材バウンダリ喪失（CUW ブロー）の主要なカットセット（POS C1 シーケンス No. 9）
主要なカットセット

冷却材流出(CUW ブロー)
+ 運転員による水位低下の認知失敗

炉心損傷
頻度

寄与割合

対策

対策の有
効性

3.8E-11100%・運転員への注意喚起等－※※ 運転員への注意喚起等は人的過誤防止のための運用面の対策であり，確実に当該カットセットの発生を防止するものではないが，当該カットセットの発生頻度の低下には期待できるものと考える。

別紙 4-37【主要なカットセットに対する検討】○ 本シーケンスでのカットセットは定期検査中の水位調整のために CUW ブローにより目標水位まで原子炉水位を低下させた後，ブローの停止し忘れにより冷却材の流出が継続し，その後，水位低下の認知に失敗することで発生するものである。
このリスクに対しては運転員の定期的な原子炉水位の監視に加え，手順書等による作業時の注意喚起を実施している。また，急激な水位の低下が継続しないようにブロー量の管理もされており十分認知のための時間があること，通常原子炉水位計による警報機能にも期待できることから，PRA 上の想定より運転員の水位低下の認知はより容易になると考えられる。
○ 対策は運転員への注意喚起等，運用面の対策を継続的に実施していくことと考える。

崩壊熱除
去機能喪
失（RHR/ 短時間診
RHR-A
代替除熱 断
フロントラ
イン）

RHR-B

RHR-C

CUW

MUWC

SPCU

HPCF-BHPCF-C

LPFL-A

LPFL-B

LPFL-C

注水系復 消火ポン
旧
プ

MUWP

消防車

No. 最終状態

別紙 4-38

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

×:プラント状態や起因事象との関係により期待できない設備

第 3-1 図崩壊熱除去機能喪失の主要なシーケンス（POS C1 崩壊熱除去機能喪失（補機冷却系機能喪失））

燃料損傷
燃料損傷

発生頻度
（／日）
/

事故シーケンスグループ

崩壊熱除去機能喪失

崩壊熱除去機能喪失

外部電源
DG-A
直流電源
喪失
起動

DG-B
起動

DG-C
起動

No.
1-24
25-72
73-120121-168
169-216217-264265-312313-358
359

DG-A，B
及びC起
動失敗
（TE8）

外電復旧 外電復旧 高圧電源 DG復旧
（短期）
（長期）
融通
（1台）

RHR-A

RHR-B

RHR-C

CUW

MUWC

HPCF-BHPCF-C

発生頻度
事故シーケンスグループ
（／日）
/
TE1へ
TE2へ
TE3へ
TE4へ
TE5へ
TE6へ
TE7へ
TE8へ
燃料損傷
全交流電源喪失

最終状態

LPFL-A

LPFL-B

LPFL-C

注水系復 消火ポン
旧プ

No. 最終状態

別紙 4-39

313
314
315
316
317
318
319
320
321
322
323
324
325
326
327
328
329
330
331
332
333
334
335
336
337
338
339
340
341
342
343
344
345
346
347
348
349
350
351
352
353
354
355
356
357
358

第 3-2 図

燃料損傷
燃料損傷
燃料損傷
燃料損傷
燃料損傷

全交流動力電源喪失の主要なシーケンス（POS S 外部電源喪失）

発生頻度
事故シーケンスグループ（／日）

崩壊熱除去機能喪失

崩壊熱除去機能喪失

崩壊熱除去機能喪失

崩壊熱除去機能喪失
全交流電源喪失

冷却材流水位降下 漏洩箇所
出（CUWブ
MUWC
認知
隔離
ロー時）

HPCF-BHPCF-C

LPFL-A

LPFL-B

LPFL-C

消火ポン
プ

No. 最終状態

別紙 4-40

1
2
3
4
5
6
7
8
9

燃料損傷
燃料損傷

×:プラント状態や起因事象との関係により期待できない設備

第 3-3 図 原子炉冷却材の流出の主要なシーケンス（POS C1 一次冷却材バウンダリ喪失（CUW ブロー））発生頻度
事故シーケンスグループ
（／日）
(/日)

原子炉冷却材の流出
原子炉冷却材の流出

3-2. FV 重要度に照らした重大事故等防止対策の対応状況の確認
FV 重要度が 1.0×10-4 *1 を超える基事象に対して，有効性評価で考慮している対策が有効であるかを検討し，その大部分について有効となることを確認した。
また，有効性評価中で考慮している対策が有効とならないものを以下のとおりに抽出し，これらの基事象が主要なカットセットで確認したものと同様，注水機能の信頼性向上・多様化（可搬型代替注水ポンプ，MUWP，
SPCU，FP）や運転員への注意喚起等の継続的実施，区分Ⅰ～Ⅳの直流電源に期待しない GTG の給電等によって炉心損傷の発生頻度を更に低下させることが可能であることを確認した。

a.MUWC による原子炉注水が有効とならない基事象
停止時レベル 1PRA においては時間余裕が十分長いことから重大事
故等対処設備である MUWC による原子炉等への注水に期待している。
そのためこの機能が喪失する基事象は有効性評価で考慮している対策が有効とならない基事象として第 3-5 表に抽出される。
これらの基事象の FV 重要度が高い原因は，POS C1 の補機冷却機能喪失を起因事象とする事故シーケンスでは MUWC 以外の注水設備がな
いことによるものだと考えられる。ただし，POS C1 においては時間余裕が約 27 時間と長く，LPFL や MUWC（有効性評価で期待している注
水手段）以外の対策（可搬型代替注水ポンプ，MUWP， SPCU，FP）を考慮することで炉心損傷を防止することが可能である。

b.冷却材流出事象において LPFL，MUWC の原子炉注水が有効とならない
基事象
別紙 4-41

冷却材流出事象が発生して，運転員が認知に失敗した場合は考慮している対策が有効とならず，炉心損傷に至る（第 3-6 表）。
対策として運転員の定期的な原子炉水位の監視に加え，マニュア
ルや手順等による操作時の注意喚起を実施している（例：社内で実施するリスク評価の際に抽出された「水位低下の操作」等に対して注意喚起の連絡の実施）。また，急激な水位の低下が継続しないようにブロー量の管理もされており十分認知のための時間余裕があること，ブロー水の排水先である RW 設備の運転員による異常の認知にも期待できることから，PRA 上の想定より運転員の水位低下の認知はよ
り容易になると考えられる。

c.有効性評価で考慮している GTG からの給電操作が有効とならない基事象
有効性評価では交流電源の喪失に対して GTG から緊急用 M/C，非常用電源母線等を経由して各負荷までの給電を実施している。この対策は第 3-7 表に示すように非常用電源母線の遮断器故障や区分Ⅰ～Ⅲの直流電源に関連した故障が発生した場合は有効とならない。ただし，この場合であっても，非常用電源母線や区分Ⅰ～Ⅲの直流電源に期待しない GTG から緊急用 M/C，AM 用電源母線を経由した MUWC 等の負荷へ給電，隣接プラントからの電源融通，消火系や可搬型代替
注水ポンプでの注水，可搬型代替直流電源設備を用いた直流電源の復旧等の手段を用いることで炉心損傷の防止が可能である。

*1 停止時における FV 重要度は，個々の事故シーケンスの事象進展や対策に大きな差異がないことから，全炉心損傷頻度に対する分析
別紙 4-42

を実施した。その際，全炉心損傷頻度に対する個々の事故シーケ
ンスグループの寄与割合も考慮し，運転時レベル 1PRA より一桁小
さい 1.0×10-4 を基準としてそれを超える基事象について抽出を実施した。

第 3-5 表 MUWC による原子炉注水が有効とならない基事象と FV 重要度
基事象① MUWC 供給ライン逆止弁
開失敗

FV 重要度
2.9×10-2② HPCF 洗浄水補給止め弁
現場操作失敗(B)

2.6×10-3③ MUWC 電動ポンプ起動失敗の共通原因故障

1.8×10-3④ MUWC 電動ポンプ継続運
転失敗の共通原因故障

4.9×10⑤ HPCF 洗浄水補給止め弁
開失敗(B)

4.0×10-4⑥ HPCF 注入隔離弁作業失敗(B)3.4×10-4⑦ MUWC 吐出逆止弁開失敗の共通原因故障

1.8×10-4-4⑧ RHR 洗浄水ライン止め弁
手動開操作忘れ(B)

1.0×10⑨ HPCF 洗浄用補給水一次
逆止弁開失敗(B)

1.7×10-4⑩ HPCF 洗浄用補給水二次
逆止弁開失敗(B)

1.7×10-4-4

基事象の説明供給ラインにある逆止弁は通常開であるが，外部電源喪失等の理由により一時的に閉状態となり，その後の開動作に失敗する基事象
MUWC を用いた原子炉注水をする際に使用する
注水ラインの洗浄水補給止め弁(B)の現場操
作に誤る基事象
複数系統の電動機が共通原因故障により起動失敗する基事象
複数系統の電動機が共通原因故障により運転継続に失敗する基事象
MUWC を用いた原子炉注水をする際に使用する
注水ラインの洗浄水補給止め弁(B)の開動作に失敗する基事象
MUWC を用いた原子炉注水をする際に使用する
注水ラインの注入隔離弁(B)の開動作に失敗
する基事象
複数系統の吐出逆止弁が共通原因故障により開動作に失敗する基事象
MUWC の原子炉注水ラインである RHR 洗浄水ラ
イン止め弁(B)の開操作を忘れることで原子炉注水に失敗する基事象
MUWC の原子炉への注水ラインである HPCF 洗
浄用補給水一次逆止弁開失敗(B)の開動作に失敗する基事象
MUWC の原子炉への注水ラインである HPCF 洗
浄用補給水二逆止弁開失敗(B)の開動作に失敗する基事象別紙 4-43

第 3-6 表 冷却材流出事象において LPFL，MUWC の原子炉注水が有効とならな
い基事象と FV 重要度

基事象① 冷却材流出時の水位低下
認知失敗

FV 重要度
3.5×10-3

基事象の説明冷却材流出事象が発生して，運転員が認知に失敗した場合は考慮している対策が有効とならず，炉心損傷に至る基事象

第 3-7 表 有効性評価で考慮している GTG からの給電操作が有効とならない基事象と FV 重要度

基事象① 蓄電池給電失敗の共通原
因故障② 蓄電池(B)給電失敗③ P/C 7D-1-2B 遮断器誤開FV 重要度
1.7×10-3
4.4×10-4
1.5×10-4④ M/C

7D-2A 遮断器誤開1.5×10-4

基事象の説明
複数区分の蓄電池が共通原因故障により給電に失敗する基事象
蓄電池(B)の給電に失敗する基事象
M/C 7D からの動力変圧器を通じた給電を行う
際に遮断器が誤開放され，給電できなくなる
基事象
P/C 7D への給電を行う際に遮断器が誤開放され，給電できなくなる基事象

別紙 4-44

別紙 5
地震 PRA，津波 PRA から抽出される事故シーケンスと対策の有効性

内部事象 PRA から抽出される事故シーケンスには，一部を除いてそれぞれ有
効な炉心損傷防止対策等が講じられている。内部事象 PRA では，機器の故障等の発生確率をランダム要因によるものとして炉心損傷頻度等を評価しているが，外部事象 PRA では，外部事象によっても機器の故障等が発生するため，例
えばランダム要因では壊れにくいが地震に対しては脆弱な機器等が含まれる
場合等，同じ事故シーケンスあるいはカットセットであってもその発生頻度
及び寄与率には違いが現れる。このため，地震レベル 1PRA，津波レベル 1PRAから抽出される事故シーケンスについても，支配的な事故シーケンスに対してカットセットを分析し，炉心損傷防止対策の有効性を整理した。

別紙 5-1１. 地震レベル 1PRA
(1) 選定条件
事故シーケンスの種類によっては展開されるカットセットが無数に存在するため，ここでは，各事故シーケンスについて以下の基準をもとに主要なカットセットを抽出した。
・事故シーケンスグループのうち，最も炉心損傷頻度の大きな事故シーケンスについて，上位 3 位までのカットセット
各事故シーケンスにおける主要なカットセット及び炉心損傷防止対策の整備状況等を第 1-1 表に示す。

(2) 主要なカットセットの確認結果
第 1-1 表に示したとおり，一部に炉心損傷防止が困難な事故シーケンスが存在するものの，大半の事故シーケンスに対しては，主要なカットセ
ットレベルまで展開しても，整備された重大事故等対処設備により炉心損傷を防止できることを確認した。なお，地震により重大事故等対処設備の機能が失われる可能性もあるが，その際は機能喪失を免れた設備等を用いて対応することとなる。
一方，事故シーケンスグループのうち，「高圧注水・減圧機能喪失」，「全交流動力電源喪失」に含まれる一部の事故シーケンスにおいて，故障モードによっては有効性評価で考慮した対策では対応できない場合があることを確認した。また，「LOCA 時注水機能喪失」，「計測・制御系喪失」，「格納容器バイパス」，「原子炉圧力容器・原子炉格納容器損傷」，「原子炉建屋損傷」の炉心損傷直結事象についても，地震動に応じた詳
細な損傷の程度や影響を評価することは困難なことから，現状，炉心損
傷直結事象として整理しているものの，実際には損傷の程度に応じて使
別紙 5-2

用可能な重大事故等対処設備等を用いて対応することにより，炉心損傷を防止できる可能性があることを確認した。

別紙 5-3

第 1-1 表 事故シーケンスの分析(ミニマルカットセットの抽出)結果(1/3)
評価対象とした地震加速度領域におけるカットセットの分析結果※2
事故
シーケンス
グループ

主要な
事故シーケンス※1

TQUV
過渡事象
(高圧・低圧注水機 +高圧/低圧注水失
能喪失)
敗(1.3×10-8 /炉年) (6.4×10-9 /炉年)

別紙 5-4

TQUX
過渡事象(高圧注水・減圧機 +高圧注水失敗
能喪失)+原子炉減圧失敗(2.3×10-8 /炉年) (1.8×10-8 /炉年)TＷ
(崩壊熱除去
過渡事象+除熱失敗
機能喪失)(3.0×10-6 /炉年)
-6(5.3×10 /炉年)TC
全交流動力電源喪(原子炉停止失
機能喪失)+原子炉停止失敗(3.6×10-7 /炉年) (1.7×10-7 /炉年)
※1
※2
※3
※4
※5

炉心損傷頻度

評価対象
とした地震
加速度領域
[gal]

主要なカットセット

150

150

1650

[/炉年]

主な対策

対策
有効性

※4

[%]
地震による原子炉補機冷却水系熱交換器の構造損傷+RCIC ランダム故障

1200

寄与割合

※3

地震による原子炉補機冷却水系配管の構造損傷+RCIC ランダム故障

1.1×10

-9

45

-10

13

地震による原子炉補機冷却水系熱交換器の構造損傷+地震による RCIC 配管の構造損
3.0×10-10傷13

原子炉減圧操作失敗+原子炉水位高(L8)誤信号

4.3×10-946

原子炉注水自動起動不能の認知失敗+原子炉水位高(L8)誤信号

3.3×10-935

原子炉注水自動起動不能の認知失敗+原子炉水位計不動作/誤高出力(共通原因故障)

9.3×10-1010

残留熱除去系系統操作失敗

1.1×10-682

原子炉補機冷却海水系ポンプ起動失敗(共通原因故障)

9.4×10-87

残留熱除去系ランダム故障(A，B，C 従属故障)

5.7×10-84

地震による碍子の構造損傷(外部電源喪失)+地震による上部格子板の構造損傷+地震
9.5×10-9による原子炉補機冷却水系熱交換器の構造損傷

24

地震による碍子の構造損傷(外部電源喪失)+地震による制御棒駆動系配管の構造損傷
8.6×10-9+地震による原子炉補機冷却水系熱交換器の構造損傷

223.0×10○・低圧代替注水系(常設)(復水補給
水系)・代替自動減圧ロジック
・高圧代替注水系
・代替格納容器ス
プレイ冷却系
・代替原子炉補機
冷却系
・格納容器圧力逃がし装置
・可搬型代替注水
ポンプ・代替制御棒挿入
機能・代替冷却材再循
環ポンプ・トリップ機能・ほう酸水注入系

地震による碍子の構造損傷(外部電源喪失)+地震による上部格子板の構造損傷+地震
3.4×10-99による非常用取水路の構造損傷
主要な事故シーケンスは，同じ事故シーケンスグループに含まれる複数のシーケンスを，シーケンス上の主な特徴に着目し，詳細化して分類したもの。
括弧内は主要な事故シーケンスに含まれるシーケンスのうち，支配的なシーケンスの炉心損傷頻度を示す。
主要な事故シーケンスの中で最も高い炉心損傷頻度を示したシーケンスのうち，最も高い炉心損傷頻度を示す地震加速度領域におけるカットセットの分析結果を示す。
地震 PRA では機器の損傷を完全相関としているため，多重化されたある機器が地震により損傷する場合，ほかの多重化された機器も全て損傷する。
評価対象とした地震加速度領域における炉心損傷頻度に対するカットセットの寄与割合を示す。
原子炉注水自動起動不能の認知失敗等の人的過誤については，訓練等によりその発生確率の低減に努めていく。訓練等の運用面の対策は，確実に当該カットセットの発生を防止するものではないが，当該カットセットの発生頻度の低下に期待できるものと考える。

○
○
○

-※5
-※5
○

○

○

-

第 1-1 表 事故シーケンスの分析(ミニマルカットセットの抽出)結果(2/3)
評価対象とした地震加速度領域におけるカットセットの分析結果※2
事故シーケンス
グループ

長期
TB

主要な
事故シーケンス※1

全交流動力電源喪失(3.3×10-6 /炉年)

評価対象
とした地震
加速度領域
[gal]

1350

炉心損傷頻度
主要なカットセット※3[/炉年]

別紙 5-5TBP

TBU

全交流動力電源喪失+SRV 再閉鎖失敗(1.9×10-8 /炉年)

全交流動力電源喪失+RCIC 失敗
(3.5×10-7 /炉年)

1400

1550

TBD
※1
※2
※3
※4
※5
※6
※7

1550

・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)
・格納容器圧力逃がし装置
・常設代替交流電源設備
・可搬型代替注水ポンプ(水源補給)

対策
有効性

64

地震による碍子の構造損傷(外部電源喪失)+地震による原子炉補機冷却水系配管
6.3×10-8の構造損傷

184.4×10-812地震による碍子の構造損傷(外部電源喪失)+地震による原子炉補機冷却水系熱交
1.3×10-9換器の構造損傷+SRV 再閉鎖失敗(ランダム故障)

63

地震による碍子の構造損傷(外部電源喪失)+地震による原子炉補機冷却水系配管
3.4×10-10の構造損傷+SRV 再閉鎖失敗(ランダム故障)

17

地震による碍子の構造損傷(外部電源喪失)+地震による非常用取水路の構造損傷
2.7×10-10+SRV 再閉鎖失敗(ランダム故障)

14

地震による碍子の構造損傷(外部電源喪失)+地震による原子炉補機冷却水系熱交
2.9×10-8換器の構造損傷+地震による復水貯蔵槽周り配管の構造損傷

48

地震による碍子の構造損傷(外部電源喪失)+地震による非常用取水路の構造損傷
8.6×10-9+地震による復水貯蔵槽周り配管の構造損傷

14

地震による碍子の構造損傷(外部電源喪失)+地震による原子炉補機冷却水系配管
8.3×10-9の構造損傷+地震による復水貯蔵槽周り配管の構造損傷

14

△※6

5.5×10-984○

地震による直流電源主母線盤の機能損傷

5.6×10-109地震による直流電源充電器盤の機能損傷

4.4×10-107地震による直流電源電線管の構造損傷
直流電源喪失(6.0×10-8 /炉年)

主な対策

地震による碍子の構造損傷(外部電源喪失)+地震による原子炉補機冷却水系熱交
2.3×10-7換器の構造損傷

地震による碍子の構造損傷(外部電源喪失)+地震による非常用取水路の構造損傷

TB
(全交流
動力電源
喪失)
(4.0×10-6
/炉年)

寄与割
合※4
[%]

主要な事故シーケンスは，同じ事故シーケンスグループに含まれる複数のシーケンスを，シーケンス上の主な特徴に着目し，詳細化して分類したもの。
括弧内は主要な事故シーケンスに含まれるシーケンスのうち，支配的なシーケンスの炉心損傷頻度を示す。
主要な事故シーケンスの中で最も高い炉心損傷頻度を示したシーケンスのうち，最も高い炉心損傷頻度を示す地震加速度領域におけるカットセットの分析結果を示す。
地震 PRA では機器の損傷を完全相関としているため，多重化されたある機器が地震により損傷する場合，ほかの多重化された機器も全て損傷する。
評価対象とした地震加速度領域における炉心損傷頻度に対するカットセットの寄与割合を示す。
SRV からの蒸気流出によって原子炉隔離時冷却系又は高圧代替注水系が機能喪失する前に交流電源を復旧し，低圧注水に移行できれば炉心損傷を回避できる。
復水貯蔵槽が機能喪失するカットセットに対しても，復水貯蔵槽からサプレッション・チェンバへの水源切替に期待できる場合は原子炉隔離時冷却系による注水が可能。
復水貯蔵槽が機能喪失するカットセットには有効でないため，今回抽出された主要なカットセットには対応できない。

・原子炉隔離時冷却系
・高圧代替注水系
・低圧代替注水系(常設)(復水補給水系)
・常設代替交流電源設備
・格納容器圧力逃がし装置

○
○
○
△※5
△※5
△※5
△※6

・原子炉隔離時冷却系※6・高圧代替注水系※7・常設代替交流電源設備
・格納容器圧力逃がし装置

・常設代替直流電源設備

△※6

○
○

第 1-1 表 事故シーケンスの分析(ミニマルカットセットの抽出)結果(3/3)
評価対象とした地震加速度領域におけるカットセットの分析結果※2
事故
シーケンス
グループ

主要な
事故シーケンス※1

LOCA(LOCA 時
注水機能喪失)(8.2×10-7 /炉年)

原子炉冷却材
圧力バウンダリの喪失(7.8×10-7 /炉年)

計測・制御系喪失(6.9×10-8 /炉年)

計測・制御系の損傷(6.9×10-8 /炉年)

別紙 5-6

格納容器バイパス(1.2×10-7 /炉年)

低耐震クラス配管破断+格納容器隔離弁損傷(1.2×10-7 /炉年)

原子炉圧力容器・原 原子炉圧力容器・原子子炉格納容器損傷
炉格納容器の損傷(8.9×10-7 /炉年)
(8.9×10-7 /炉年)

原子炉建屋損傷(3.8×10-6 /炉年)

原子炉建屋・
構築物の損傷(3.8×10-6 /炉年)

評価対象
とした地震
加速度領域
[gal]

1250

1700

1600

1500

炉心損傷頻度
主要なカットセット※3

主な対策

対策
有効性

-

-

※4

[/炉年]

寄与割合
[%]

地震による原子炉格納容器内配管の構造損傷

4.4×10-8100

地震によるコントロール建屋の構造損傷

8.0×10-963

1.7×10-914

地震によるバイタル分電盤の機能損傷

1.2×10-99-

地震による原子炉冷却材浄化系吸込ライン隔離弁の機能損傷+地震による原子炉
冷却材浄化系吸込ライン隔離弁の下流側配管の構造損傷

4.4×10-936-

地震による残留熱除去系停止時冷却モード吸込ライン隔離弁の機能損傷+地震による残留熱除去系停止時冷却モード吸込ライン隔離弁の下流側配管の構造損傷

4.0×10-933

地震による原子炉冷却材浄化系吸込ライン隔離弁の下流側配管の構造損傷+高圧
交流分電盤の機能損傷(隔離弁の電源喪失)

1.7×10-914-地震による原子炉圧力容器ペデスタルの構造損傷

4.6×10-866-

地震による制御棒駆動系ハウジング(制御棒駆動機構の外側支持部分)の構造損
傷

9.9×10-914地震による再循環ポンプモータケーシングの構造損傷

6.6×10-910地震により原子炉建屋が基礎地盤すべり線に沿って動くことによる損傷

1.9×10-789

地震による直立盤(制御盤・多重伝送盤)の機能損傷

1750

-

-

-

-

-

-

地震による原子炉建屋の損傷

2.4×10-8

11※1 主要な事故シーケンスは，同じ事故シーケンスグループに含まれる複数のシーケンスを，シーケンス上の主な特徴に着目し，詳細化して分類したもの。
括弧内は主要な事故シーケンスに含まれるシーケンスのうち，支配的なシーケンスの炉心損傷頻度を示す。
※2 主要な事故シーケンスの中で最も高い炉心損傷頻度を示したシーケンスのうち，最も高い炉心損傷頻度を示す地震加速度領域におけるカットセットの分析結果を示す。
※3 地震 PRA では機器の損傷を完全相関としているため，多重化されたある機器が地震により損傷する場合，ほかの多重化された機器も全て損傷する。
※4 評価対象とした地震加速度領域における炉心損傷頻度に対するカットセットの寄与割合を示す。

-

【主要なカットセットに対する検討】○ 高圧・低圧注水機能喪失(TQUV)
いずれのカットセットにも，地震による原子炉補機冷却水系の構造損
傷と地震あるいはランダム故障による原子炉隔離時冷却系の機能喪失が含まれている。つまり，電動駆動の ECCS 注水系の機能喪失の原因については，原子炉補機冷却水系の機能喪失により空調及び駆動部の冷却機能を喪失し，注水不能となるカットセットが支配的となる。これらのカッ
トセットに対しては，駆動部の冷却が不要な低圧代替注水系(常設)(復水補給水系)により，原子炉圧力容器に注水することにより炉心損傷を防止できる。

○ 高圧注水・減圧機能喪失(TQUX)
本事故シーケンスグループで最も高い炉心損傷頻度となる加速度領域
は 150 gal であり，いずれのカットセットにも，地震による機器の損傷の基事象は含まれていない。このため対策は，内部事象レベル 1PRA の結果抽出されたカットセットに対する対策と同様のものとなる。

○ 崩壊熱除去機能喪失(TW)いずれのカットセットにも，残留熱除去系のランダム故障が含まれている。この基事象に対しては，代替原子炉補機冷却系ユニットによる海水への熱除去機能の代替には期待できないが，格納容器圧力逃がし装置
による大気への除熱により炉心損傷(格納容器先行破損)を防止できる。

○ 原子炉停止機能喪失(TC)いずれのカットセットにも，原子炉補機冷却水系又は非常用取水路の別紙 5-7

構造損傷が含まれている。原子炉スクラムが必要な際に制御棒を挿入できない場合，高圧炉心注水系による水位制御に期待できないことから炉心損傷に至る。
原子炉停止機能について，ABWR である柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び7 号炉では，今回重大事故等対処設備として位置づけた機能・設備がプラント設計当初から設置されていたことから，今回はこれらの機能・設備を考慮して PRA を実施した。このため，これらの機能・設備の喪失を含めて炉心損傷に至るカットセットが抽出されており，対策の有効性を確認することはできない。

○ 全交流動力電源喪失
・ 全交流動力電源喪失(長期 TB)
主要な事故シーケンスのうち，「全交流動力電源喪失」(長期 TB)では，
原子炉補機冷却水系又は非常用取水路の構造損傷を含むカットセットが抽出されている。このカットセットに対しては，常設代替交流電源設備
により電源を復旧するほか，原子炉隔離時冷却系の運転による長時間の炉心冷却の確保と格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器からの除熱によってプラントを安定な状態に維持することが有効である。

・ 全交流動力電源喪失＋SRV 再閉鎖失敗(TBP)
主要な事故シーケンスのうち，「全交流動力電源喪失＋SRV 再閉鎖失敗」(TBP)では，原子炉補機冷却水系又は非常用取水路の構造損傷を含むカットセットが抽出されている。これにより非常用ディーゼル発電機の冷却機能が失われ，外部電源喪失と併せて全交流動力電源喪失に至り，電動駆動の ECCS 注水設備が機能を喪失する。また，SRV 再閉鎖失敗により，
別紙 5-8長時間の原子炉隔離時冷却系及び高圧代替注水系による注水には期待できない。このため，原子炉隔離時冷却系又は高圧代替注水系による注水が継続している間に常設代替交流電源設備によって電源を復旧し，低圧
代替注水系等による低圧注水に移行できる場合には炉心損傷を防止できる。また，低圧注水への移行に失敗し，炉心損傷に至る場合については，
LOCA 時に ECCS による注水ができず，炉心損傷に至るシーケンスに包絡されると考えられ，炉心損傷に至るものの，電源復旧等の後，原子炉圧力容器又は原子炉格納容器に注水し，格納容器圧力逃がし装置等による除熱を行うことで，原子炉格納容器の破損を防止することができる。

・ 全交流動力電源喪失＋原子炉隔離時冷却系失敗(TBU)
主要な事故シーケンスのうち，「全交流動力電源喪失＋原子炉隔離時冷却系失敗」(TBU)では，原子炉補機冷却水系又は非常用取水路の構造損傷
及び原子炉隔離時冷却系の水源となる復水貯蔵槽周りの配管の構造損傷を含むカットセットが抽出されている。このカットセットに対しては，同じ復水貯蔵槽を水源とする高圧代替注水系は有効な対策とならない。
一方，サプレッション・チェンバに水源を切り替えることができれば，一定時間，原子炉隔離時冷却系によって注水できると考えると，少なくとも炉心損傷までに数時間程度の時間余裕を有するカットセットである。
このため，今回抽出されたカットセットに対しては，原子炉隔離時冷却系による注水及び低圧代替注水系(可搬型)によって，炉心損傷を防止することができると考えられる。また，今回のカットセットとしては抽出されなかったが，事象発生と同時に原子炉隔離時冷却系が故障等によって機能喪失に至るものの復水貯蔵槽は機能を維持する場合等，高圧代替
注水系によって炉心損傷を防止することができる場合も考えられる。
別紙 5-9・ 直流電源喪失(TBD)
主要な事故シーケンスのうち，「直流電源喪失」(TBD)では，地震により直流電源設備の構造損傷又は機能損傷に至るカットセットが抽出された。このカットセットに対しては，常設代替直流電源設備を用いて直流電源を復旧することにより，炉心損傷を防止することができる。

○ LOCA 時注水機能喪失(LOCA)
カットセットとしては，地震による原子炉格納容器内配管の構造損傷が抽出された。地震動に応じた詳細な損傷の程度を評価することは困難なことから，原子炉格納容器内配管の構造損傷を以て炉心損傷直結としているものの，実際には配管損傷の規模に応じて炉心損傷を防止できる場合も考えられる。

○ その他の炉心損傷直結事象
計測・制御系喪失，格納容器バイパス，原子炉圧力容器・原子炉格納容器損傷，原子炉建屋損傷については，別紙 2 のとおり，評価方法にかなりの保守性を有しており，また，地震動に応じた詳細な損傷の程度や影響を評価することは困難なことから，現状，炉心損傷直結事象として整理しているものの，実際には損傷の程度に応じて使用可能な重大事故等対処設備等を用いて対応することにより，炉心損傷を防止できる可能性があるものと考える。その場合は，損傷した機能に応じて内部事象運
転時レベル 1PRA の結果から抽出された既存の事故シーケンスグループに包絡されるものと考える。
例えば，別紙 2 の 2.1 建屋・構築物(原子炉建屋)の損傷の(4)に示した
別紙 5-10とおり，現実的には考えにくいものの，仮に基礎地盤の変形が生じ，建屋間での配管破断に至り，原子炉建屋内への水の流入によって高圧・低圧注水機能の喪失に至ったとしても，サプレッション・チェンバを水源とした原子炉隔離時冷却系による注水や低圧代替注水系(可搬型)によって対応できると考える。
また，別紙 2 の 2.2 建屋・構築物(圧力容器・格納容器)の損傷の(4)に示したとおり，フラジリティの評価手法が有する保守性により，現実的には PRA の結果以上に起こりにくい事象と考えるものの，仮にペデスタ
ルにおける支持機能の喪失が発生し，一次系の配管破断等が発生した場合は，LOCA と同等の対応として，使用可能な注水設備による注水及び格納容器圧力逃がし装置等を用いた除熱によって，プラントを安定な状態に導くことができると考える。

別紙 5-11

２. 津波レベル 1PRA
津波 PRA の結果，今回評価の対象としたプラント状態では，津波高さ 4.2
m 以上の場合，取水口からの浸水により炉心損傷に至る。津波高さと機能喪失 す る安全上重要な機器の組み合わせから ， 高圧・低圧注水機能喪失(TQUV)，直流電源喪失(TBD)に事故シーケンスグループを区分しているものの，安全上重要な機器の機能喪失の原因はいずれも浸水であり，対策としては浸水防止対策が最も有効であると考える。
また，何らかの要因により浸水防止対策が機能せず，建屋内に浸水した
場合には，喪失した機能に応じ，重大事故等対処設備等を用いて対応することで，炉心損傷を防止できるものと考える。何らかの要因による建屋内への浸水時に重大事故等対処設備等に期待できるか否かについては，建屋内への浸水の状況等による部分もあるが，建屋内部の浸水防止対策や高台に配備した設備等により対応することが可能であると考える。

以

別紙 5-12上別紙 6「水素燃焼」及び「格納容器直接接触(シェルアタック)」を
格納容器破損モードの評価対象から除外する理由「実用発電用原子炉に係る炉心損傷防止対策及び格納容器破損防止対策の有効性評価に関する審査ガイド」(以下「審査ガイド」という。)では，必ず想定する格納容器破損モードの 1 つとして水素燃焼及び格納容器直接接触(シェルアタック)が挙げられている。
一方，審査ガイドに基づき，格納容器破損モード抽出のための個別プラン
ト評価として実施した，柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉の内部事象運転時レベル 1.5PRA では，水素燃焼及び溶融物直接接触を格納容器破損モードの評価対象から除外している。以下に，除外理由の詳細を示す。

○「水素燃焼」の除外理由
審査ガイドにおける，「水素燃焼」の現象の概要は以下のとおりである。

原子炉格納容器内に酸素等の反応性のガスが混在していると、水-ジルコニウム反応等によって発生した水素と反応することによって激しい燃焼が生じ、原子炉格納容器が破損する場合がある。

・炉心損傷に伴う原子炉格納容器内の気体の組成及び存在割合の変化
柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉では，運転中は原子炉格納容器内を常時窒素ガスで置換しており，酸素濃度は 3.5vol%以下に管理されている。一般に可燃限界とされている濃度は，水素濃度が 4vol%以上かつ酸素濃度が 5vol%以上の場合である。
別紙 6-1

ジルコニウム－水反応の程度や水蒸気等ほかの気体の存在割合にもよるが，燃料温度の著しい上昇に伴ってジルコニウム－水反応が生じる状
況になれば，水素濃度は 4vol%をほぼ上回る。
一方酸素ガスは，事象発生前から原子炉格納容器内に存在している量のほかには水の放射線分解によって生じるのみである。このため，炉心損傷後の原子炉格納容器内での水素燃焼の発生を考慮する際には，酸素濃度に着目する必要がある。なお，炉心損傷後の原子炉格納容器内の酸素濃度上昇の観点で厳しいシナリオで評価しても，事象発生から 7 日以内に酸素濃度が 5vol%を超えることはない。

・内部事象運転時レベル 1.5PRA の格納容器破損モードから除外する理由
内部事象運転時レベル 1.5PRA において，仮にイベントツリーに水素燃
焼に関するヘディングを設けたとしても，上記のとおり，7 日以内に酸素濃度が 5vol%を超えることは無く，また，7 日以上原子炉格納容器の機能を維持(破損を防止)しながら酸素濃度の上昇については何も対応しない
状況は考え難いことを考えると，水素燃焼に関するヘディングの分岐確
率は 0 となる。
内部事象運転時レベル 1.5PRA は，格納容器破損のシーケンスに加えて格納容器破損頻度を求める評価であることから，発生する状況が想定されない水素燃焼を評価対象とすることは適切でないと考える。
上記の理由により，水素燃焼は内部事象運転時レベル 1.5PRA の対象から除外した。ただし，有効性評価においては，炉心損傷後の原子炉格納容器内の酸素濃度上昇の観点で厳しいシナリオを考慮し，可燃限界に至らないことを示している。
なお，原子炉格納容器外部からの空気の流入によって酸素濃度が上昇
別紙 6-2

する場合については，既に格納容器の隔離機能が失われている状況であるため，内部事象運転時レベル 1.5PRA の対象外となる。

○「格納容器直接接触(シェルアタック)」の除外理由
審査ガイドにおける，「格納容器直接接触(シェルアタック)」の現象の概要は以下のとおりである。

原子炉圧力容器内の溶融炉心が原子炉格納容器内の床上へ流れ出す
時に、溶融炉心が床面で拡がり原子炉格納容器の壁に接触することによって、原子炉格納容器が破損する場合がある。

・シェルアタックについて
シェルアタックについては，NUREG/CR-6025[1]において，BWR MARK-I 型
格納容器に対する検討が実施されている。BWR MARK-I 型格納容器におけるシェルアタックのメカニズムは次のとおり。
炉心損傷後，原子炉圧力容器底部から流出した溶融炉心はペデスタル部に落下する。この時，BWR MARK-I 型格納容器はペデスタル部の床面とその外側の床面が同じ高さに設計されており，ペデスタル部には切れ込
み(第 1 図)があるため，溶融炉心がペデスタル床面に広がった場合，溶融
炉心が切れ込みからペデスタル部の外側に流出して原子炉格納容器の壁面(金属製のライナー部分)に接触する可能性(第 2 図)がある。
この事象は，原子炉格納容器の構造上，BWR MARK-I 型格納容器特有である。

別紙 6-3

・内部事象運転時レベル 1.5PRA の格納容器破損モードから除外する理由
柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉の RCCV 型格納容器のペデスタルの側面は，二重の円筒鋼板内部にコンクリートを充填した壁で囲まれており，BWR MARK-I 型格納容器のような切れ込みを持たない構造(第 3 図，
第 4 図)であるため，溶融炉心がペデスタル床面で広がった場合でも，ペデスタル外側へ溶融炉心が流れ出ることはない。このように，ABWR では
構造的に発生しない格納容器破損モードであることから，内部事象運転時レベル 1.5PRA の対象から除外した。なお，同様の理由により，有効性評価の対象からも除外している。

以

上

参考文献
[1] NUREG/CR-6025, The Probability of Mark-I Containment Failure by Melt-Attackof the Liner, U.S. Nuclear Regulatory Commission (1993)

別紙 6-4

第1図

BWR MARK-I 型格納容器におけるシェルアタックのイメージ(側面図)[1]

第2図

BWR MARK-I 型格納容器における溶融炉心のペデスタル外側への流出のイメージ[1]別紙 6-5

第3図

RCCV 型格納容器の構造

別紙 6-6

別紙 6-7
第4図

RCCV 型格納容器のペデスタル部内筒展開図(ペデスタルの内側から見た図)別紙 7

格納容器隔離の分岐確率の根拠と格納容器隔離失敗事象への対応【分岐確率の根拠】
柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉の内部事象運転時レベル 1.5PRA では，炉心損傷の時点で原子炉格納容器の隔離に失敗している場合を考慮しており，これを「格納容器隔離」のヘディング(分岐確率 5.0×10-3)として設定している。
この分岐確率は，原子炉格納容器の隔離システムの信頼性について評価している NUREG/CR-4220[1]をもとに設定している。NUREG/CR-4220 では，米国 NRCの LER(Licensee Event Report)(1965 年～1984 年分)を分析しており，原子炉
格納容器からの大規模な漏えいが生じた事象 4 件を抽出し，これを評価時点での 運 転 炉 年(740 炉年) で割ることにより ， 格納容器隔離失敗の発生頻度(5.0×10-3/炉年)を算出している。更に，格納容器隔離失敗の継続時間の情報がないことから，工学的判断として原子炉格納容器の隔離機能が確認される間隔を 1 年とし，上記の発生頻度に 1 年を掛けることにより，「格納容器隔離」の失敗確率としている。
本評価においても，原子炉格納容器の隔離機能は少なくとも 1 年に 1 回程度は確認されるもの(1 サイクルに 1 回程度)と考え，上記の発生頻度に 1 年を掛けることにより，「格納容器隔離」の失敗確率としている。
なお，NUREG/CR-4220 では，潜在的な漏えいが発生する経路として，ベント弁等の大型弁の故障や原子炉格納容器の壁に穴が空く事象等の直接的な破損を考えている。

別紙 7-1

【旧 JNES による検討事例】
原子炉格納容器の隔離失敗については，旧独立行政法人原子力安全基盤機
構（以下「旧 JNES」という。）による評価結果 [2] が報告されている。国内
BWR-5MARKⅡ型格納容器プラントを対象に，フォールトツリーを用いて格納容器隔離の失敗確率を評価しており ，格納容器 隔離の失敗確率は平均値で8.3×10-4(エラーファクタ = 2.4)と示されている。
原子炉格納容器の貫通部を抽出した上で，貫通部の弁の構成等を考慮し，リークのパターンをフォールトツリーでモデル化している。また，フォール
トツリーの基事象には国内機器故障率データを使用している。

【分岐確率の設定について】
NUREG/CR-4220 では米国の運転実績から，旧 JNES による評価では，フォー
ルトツリーによる分析から格納容器隔離失敗の頻度又は確率が評価されている。用いているデータ及び評価方法は異なるものの，いずれも 1.0×10-3 前後の値である。
本評価において，ヘディング「格納容器隔離」はほかのヘディングとの従属関係を持たない独立のヘディングであることから，プラント損傷(炉心損傷)状態の発生頻度とヘディング「格納容器隔離」の確率の積がそのまま格納
容器破損モード「格納容器隔離失敗」による格納容器破損頻度となる。また，
原子炉格納容器の隔離に成功している確率はほぼ 1 であることから，ヘディン
グ「格納容器隔離」以降の格納容器破損頻度にはほとんど影響しない。これらのことから，参照可能と考える評価結果のうち，大きめの値を示している
NUREG/CR-4220 の評価結果をもとに，工学的判断によって分岐確率 5.0×10-3 を採用した。
なお，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
別紙 7-2

いるほか，原子炉格納容器圧力について 1 日 1 回記録を採取している。仮に今回想定したような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。

【格納容器隔離失敗事象への対応】
格納容器隔離失敗事象には，炉心損傷の時点で原子炉格納容器の隔離に失敗している場合や，原子炉冷却材浄化系配管等の原子炉圧力容器に繋がる高圧配管が原子炉格納容器外で破断した後に炉心損傷に至る場合，低圧配管との接続部で破断した後に炉心損傷に至る場合(ISLOCA)が含まれている。
PRA では，炉心損傷の時点で原子炉格納容器の隔離に失敗している場合を考慮している。PRA 上，具体的な隔離失敗(漏えい)箇所を設定しているものではないが，万一，炉心損傷の時点で原子炉格納容器の隔離に失敗していた場合には，隔離失敗(漏えい)箇所の隔離を試みることとなる。
このため，本事象への対応としては，炉心損傷頻度の低減を図るとともに，万一の重大事故発生時に原子炉格納容器の隔離に失敗していることのないよう，原子炉格納容器の漏えいに対する検知性を向上させることが有効であり，これらについては重大事故等対処設備や日常の原子炉格納容器の圧力監視等で対応している。
また，炉心損傷の時点で原子炉格納容器の空間部に繋がる配管が原子炉格
納容器外で破断した場合には，破断箇所の隔離を試みることとなる。
原子炉冷却材浄化系配管等，原子炉圧力容器に繋がる配管が原子炉格納容
器外で破断した後に炉心損傷に至る場合については，配管破断の発生頻度が十分に低いため，ISLOCA を除いて PRA 上はモデル化していない。仮に配管破断が生じた場合には，破断箇所の隔離，原子炉圧力容器の急速減圧，炉水位をバイパス破断が生じた配管の原子炉圧力容器への接続位置の高さ以下に保別紙 7-3つ等，ISLOCA の場合と同様の対応をとることとなる。
以

上

参考文献
[1] NUREG/CR-4220,

Reliability

AnalysisofContainment

Isolation

Systems., U.S. Nuclear Regulatory Commission (1985)[2]「JNES/SAE06-031, 06 解部報-0031 格納容器健全性に関する機器の重要度評価」独立行政法人 原子力安全基盤機構 (2006)

別紙 7-4

別紙 8

原子炉圧力容器内の溶融燃料－冷却材相互作用に関する知見の整理

1. 現象の概要
原子炉圧力容器内での水蒸気爆発による原子炉格納容器の破損は α モー
ド破損と呼ばれ，WASH-1400 から研究が続けられてきた。この現象は，溶融
炉心が原子炉圧力容器の炉心下部プレナムに溜まっている水中に落下した
時に水蒸気爆発が発生し，それにより水塊がミサイルとなって炉内構造物を破壊し，原子炉圧力容器上蓋に衝突することで上蓋を固定するボルトを破壊し，上蓋が原子炉格納容器に衝突して原子炉格納容器の破損に至るという現象である。
原子炉内での現象は，以下のようなメカニズムであると考えられている。
①原子炉内の原子炉冷却材が喪失し，炉心が溶融して，その溶融炉心が炉心下部プレナムの水中に落下する。水と接触した溶融炉心は，その界面の不安定性により，溶融炉心の一部もしくは大部分が分裂し，膜沸騰を伴う水との混合状態となる(粗混合)。更に，自発的もしくは外部からの圧力パルスにより，膜沸騰が不安定化し(トリガリング)，二液が直接接触する。
②炉心下部プレナムにおける二液の直接接触により，急速な熱の移動が発生し，急速な蒸気発生・溶融炉心の微細化によって，更に液体どうしの接触を促進し (伝播)，蒸気発生を促進する。この蒸気発生により，圧力波が発生する。
③発生した圧力波が通過した後の高温高圧領域(元々は粗混合領域)の膨
張により運動エネルギーが発生し，それにより水塊がミサイルとなっ別紙 8-1

て炉内構造物を破壊し，原子炉圧力容器上蓋に衝突することで上蓋を固定するボルトを破壊し，上蓋が原子炉格納容器に衝突して原子炉格
納容器の破損に至る。

2. 過去の実験結果の整理[1]原子炉圧力容器内の溶融燃料－冷却材相互作用（以下「炉内 FCI」という。）について，過去に実施された比較的大規模な実験概要及び結果を以下に示す。

2.1 FARO 実験
FARO 実験は，イタリアのイスプラ研究所において実施された実験で，炉内 FCI を調べることを主な目的とした試験である。多くの実験は高圧・飽和
水条件で実施されているが，原子炉圧力容器外を対象とした低圧・サブクール水条件の実験も実施されている。
第 2.1 図に試験装置の概要図を示す。試験装置は主にるつぼと保温容器で構成されている。るつぼ内で溶融させた溶融物を一度リリースベッセルに保持し，その底部にあるフラップを開放することにより溶融物を水プールに落下させる。溶融物の落下速度は，リリースベッセルの圧力を調整することにより調整可能である。
実験は，酸化物の溶融物(80wt% UO2+20wt% ZrO2)又は金属 Zr を含む溶融物(77wt% UO2+19wt% ZrO2+4wt% Zr)を用いて実施された。
第 2.1 表に試験条件及び試験結果を示す。
結果として，いずれの実験においても，水蒸気爆発の発生は確認されなかった。
溶融物の粒子化量について，高圧条件・低サブクール水条件においては
別紙 8-2水深約 1 m の場合で溶融物の約半分が粒子化し，残りはジェット状でプール底面に衝突し，パンケーキ状に堆積したとの結果が得られている。また，
低圧条件・サブクール水条件では，全ての溶融物は粒子化した。
さらに，粒子の質量中央径は 3.2 mm～4.8 mm であり，試験パラメータ(初期圧力，水深，溶融物の落下速度，サブクール度)に依存しないことが報告されている。

2.2 COTELS 実験
COTELS 実験は，旧(財)原子力発電技術機構により実施された実験であり，
原子炉圧力容器底部が溶融破損して溶融物が原子炉格納容器床面上の水プールに落下した場合の水蒸気爆発の発生の有無を調べることを目的に実施された。第 2.2 図に実験装置の概要図を示す。実験は，シビアアクシデント
時の溶融物の成分を模擬するため，比較的多くの金属成分を含む模擬溶融物(55wt% UO2+5wt% ZrO2+25wt% Zr+15wt% SUS)が用いられた。また，多くの実験ケースはプール水深 40 cm，飽和水温度で実施されている
第 2.2 表に実験条件及び結果を示す。
結果として，いずれの実験においても，水蒸気爆発の発生は確認されなかった。
プールに落下した溶融物はほとんどが粒子化し，落下速度が大きいケー
スでは，全ての溶融物が粒子化するとの結果が得られている。
また，溶融物の落下速度が大きいケースを除いて，粒径分布に大きな差はなく，質量中央径で 6 mm 程度であり，落下速度が大きいケースでは粒子径は小さくなっている。

2.3 KROTOS 実験
別紙 8-3

KROTOS 実験はイスプラ研究所で実施された実験であり，FARO 実験が高圧条件を主目的として実施されたのに対して，KROTOS 実験では，低圧・サブ
クール水を主として実施されている。
第 2.3 図に実験装置の概要図を示す。本実験では摸擬溶融物として UO2 混
合物(80wt% UO2+20wt% ZrO2)又は酸化アルミニウムを用いた実験を行っている。また，外部トリガ装置によりトリガを与えることで，水蒸気爆発を誘発させる実験も実施されている。
第 2.3 表に実験条件及び結果を示す。
酸化アルミニウムを用いた実験では，サブクール水(ケース 38, 40, 42,
43, 49)の場合，外部トリガなしで水蒸気爆発が発生，低サブクール水(ケース 41, 44, 50, 51)の場合，外部トリガがある場合(ケース 44)に水蒸気爆発が発生した。一方，UO2 混合物を用いた実験では，サブクール度が 4～102 Kの場合，外部トリガなしでは水蒸気爆発が発生せず，外部トリガありの場
合でも，溶融物の重量が大きい，又は，水プールのサブクール度が高い場
合(ケース 52)に水蒸気爆発が観測されている。
これらの差異として，粒子径は酸化アルミニウムの 8～17 mm に対し UO2 混
合物は 1～1.7 mm であり，UO2 混合物の方が小さく，粒子化直後の表面積が大きいため粗混合時に水プールが高ボイド率となり，トリガの伝播を阻害した可能性がある。また，酸化アルミニウムは比重が小さいことから水面近傍でブレークアップし，径方向に拡がったことによりトリガが伝搬しやすくなったと考えられている。一方，UO2 混合物は，粒子表面と水が接触した直後に表面が固化することにより蒸気膜が崩壊した際の微粒子化が起こりにくく，これが一つの要因となって水蒸気爆発の発生を阻害すると考えられる。

別紙 8-4

2.4 ALPHA 実験
旧原子力研究所(JAERI)で実施された実験であり，シビアアクシデント時の原子炉格納容器内の諸現象を明らかにし，原子炉格納容器の耐性やアク
シデントマネジメント策の有効性を評価することを目的に，1988 年から事故時原子炉格納容器挙動試験の一環で実施されている。
第 2.4 図に実験装置の概要図を示す。実験では，溶融ステンレス鋼又は酸化アルミニウムと鉄からなる溶融物を実験装置の摸擬原子炉格納容器内に設置した水プールに落下させるもので，摸擬原子炉格納容器の寸法は，内径約 4 m，高さ約 5 m，内容積約 50 m3 である。
第 2.4 表に実験条件及び結果を示す。
酸化アルミニウムと鉄の溶融物の実験では，溶融物の重量が 20kg，雰囲
気圧力が 0.1 MPa で，サブクール度が 73～90 K において実施されたケース(ケース 2, 3, 5, 9, 17, 18)において水蒸気爆発が発生している。溶融物
量を半減させたケース 1, 10, 13 では，ケース 10 のみ水蒸気爆発が確認された。この 3 ケースの条件には有意な差がないことから，この 3 ケースの条件がこの実験体系における水蒸気爆発の発生の有無の境界近傍であること
及びこの結果からは，溶融物の落下量が多い場合に水蒸気爆発が発生し易いことが示されている。水プールを飽和水としたケース 14 では水蒸気爆発は観測されなかった。一方，ケース 8, 12, 15, 25 は雰囲気圧力を 0.5～1.6
MPa の範囲で変化させているが，最も低い 0.5 MPa のケースのみ水蒸気爆発が観測された。
以上の結果から，高雰囲気圧力あるいは低サブクール水の場合に水蒸気爆発発生が抑制される傾向があることが示されている。
ケース 6, 11, 19, 20, 21 は，溶融物を分散させ複数のジェットを形成させたケースであり，ケース 6, 20 を除く 3 ケースで水蒸気爆発が観測され別紙 8-5た。水蒸気爆発の規模については抑制される場合と増大する場合があり，溶融物と冷却水の粗混合状態が溶融燃料－冷却材相互作用（以下「FCI」という。）の進展に大きな影響を及ぼすことを示していると結論付けられている。

3. 知見のまとめ
上記で示した主な実験結果をまとめると以下のとおりとなる。
・UO2 混合物を用いた実験では，水蒸気爆発は確認されていない。(FARO
実験，COTELS 実験)
・高圧力条件，又は，低サブクール水条件は，水蒸気爆発を抑制する傾向がある。(ALPHA 試験)
・粒子化割合は，サブクール度に依存し，サブクール度が大きいと粒子化割合は高くなる。(FARO 実験)
・粒子化割合は，溶融物の落下速度に依存し，落下速度が大きいと粒子化が促進される。(COTELS 実験)
・溶融物落下後の水プールが高ボイド率状態になると，トリガの伝播を阻害する可能性がある。(KROTOS 実験)
・溶融物と水の粗混合状態が，FCI の進展に大きな影響を及ぼす。(ALPHA
実験)

BWR 体系に対して，上記の実験結果を踏まえた分析結果を第 3.1 表に示す。
実験結果からは，水蒸気爆発の発生は不確実さが大きいと考えられるものの，BWR 体系では原子炉内における水蒸気爆発は発生しにくいと考えられることが分かる。
また，BWR において原子炉内での自発的水蒸気爆発(外部トリガなしの状
別紙 8-6

態での水蒸気爆発)が発生しにくい理由として，BWR の原子炉内の水が低サブクール(飽和水に近い状態)であり，低サブクールであれば溶融炉心を覆う蒸気膜が凝縮効果によって崩壊する可能性が低いことから，蒸気膜の安定性が高く，蒸気膜の崩壊(トリガリング)が生じにくいことが挙げられている。[1]
炉内 FCI の発生確率低減に対する炉心下部の構造物の効果として考慮される事項としては，以下の事項が考えられる。また，溶融炉心の流路を第 3.1
図に示す。
・水蒸気爆発に寄与する溶融炉心の質量が限られること。
炉心下部の構造物によって，溶融炉心の流路が阻害され，一度に水中に落下する溶融炉心の質量が限定(水中に移行する溶融炉心のエネル
ギーが抑制される。)されることにより，水蒸気爆発を仮定してもそのエネルギーが低く抑えられると考えられる。
・溶融炉心の落下速度が抑えられること。
溶融炉心の落下速度が大きい場合，粗混合時の粒径が小さくなることが報告されている。炉心下部の構造物によって，溶融炉心の落下速度が抑制されれば，粗混合時の粒径が大きくなり，溶融炉心の表面積が小さくなることから，蒸気膜の表面積も小さくなり，トリガリング発生の可能性が小さくなると考えられる。

4. 専門家会議等の知見[1, 2]
BWR の炉内 FCI の発生確率に関して，専門家の間で議論がなされており，
その結果を第 4.1 表に示す。
専門家の間での議論の結果として，BWR 体系では炉心下部プレナムに制御
棒案内管等が密に存在しており，これらは溶融炉心落下時の粗混合を制限
別紙 8-7

すると考えられるため，水蒸気爆発の発生確率はプラント全体で見た際にほかの要因による格納容器破損頻度に比べて十分小さく無視できると結論付けられている。

5. まとめ
これまでに実施された各種実験結果および専門家による工学的判断の結果から，BWR 体系における炉内 FCI 発生の可能性は十分小さいと考えられる。
したがって，BWR における原子炉格納容器破損モードとして，炉内 FCI の考慮は不要である。

6. 参考文献[1] 社団法人日本原子力学会「シビアアクシデント熱流動現象評価」平成12 年 3 月[2] 財団法人原子力安全研究協会「シビアアクシデント対策評価のための格
納容器イベントツリーに関する検討」平成 13 年 7 月[3] I.Huhtiniemi et al., "Results of Recent KROTOS FCI Tests: Alumina
vs. Corium Metls", JAERI-Conf 97-011, 1997.
[4] H.S. Park et al., "Vapor Explosions in a One-Dimensional Large
Scale Geometry With Simulant Melts", NUREG/CR-6623, 1999.
[5] D.F.Fletcher, "A Review of the Available Information on the
Triggering Stage of a Steam Explosion", Nuclear Safety, Vol.35,
No.1, 1994.
[6] N.Yamano et al., "Large-scale Steam Explosion Experiments",
Proceedings of the Seminar on the Vapor Explosions In Nulear Power
Safety, Kanzanji 1995.
別紙 8-8

[7] N.Yamano et al., "Consideration of molten core coolability incontainment from a viewpoint of severe accident management",
Proceedings of NUTHOS-5, April 1997, Beijing, China.

別紙 8-9

第 2.1 図

FARO 試験装置

別紙 8-10

第 2.1 表
No.

FARO 試験の試験条件及び FCI 発生の有無

溶融
溶融物の溶融物質量 溶融物温度 溶融物落下 雰囲気圧力
サブクール度 FCI発生の
コリウム
水深[m]
[kg]
[K]
粒径[mm]
[MPa]
[K]
有無
組成※

L-06

※
A

18

2923

100

5.0

0.87

0

無

L-08

A

44

3023

100

5.8

1.00

12

無

L-11

B

151

2823

100

5.0

2.00

2

無

L-14

A

125

3123

100

5.0

2.05

0

無

L-19

A

157

3073

100

5.0

1.10

1

無

L-20

A

96

3173

100

2.0

1.97

0

無

L-24

A

177

3023

100

0.5

2.02

0

無

L-27

A

117
129

3023

100

0.5

1.47

1

無

L-28

A

175

3052

100
50

0.5

1.44

1

無

L-29

A

39

3070

50
100

0.2

1.48

97

無

L-31

A

92

2990

50
100

0.2

1.45

104

無

L-33

A

100

3070

50
100

0.4

1.60

124

無

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

別紙 8-11

第 2.2 図

COTELS 試験装置

別紙 8-12

第 2.2 表No.
A1COTELS 試験の試験条件及び FCI 発生の有無

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

A4

C

27.0

0.30

0.4

8

無

A5

C

55.4

0.25

0.4

12

無

A6

C

53.1

0.21

0.4

21

無

A8

C

47.7

0.45

0.4

24

無

A9

C

57.1

0.21

0.9

0

無

A10

C

55.0

0.47

0.4

21

無

A11

C

53.0

0.27

0.8

86

無

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

別紙 8-13-40

第 2.3 図KROTOS 試験装置

別紙 8-14

第 2.3 表

KROTOS 試験の試験条件及び FCI 発生の有無[3, 4]

No.

溶融物の
溶融
コリウム
組成

38

アルミナ

1.53

2665

0.10

1.11

79

無

有

40

アルミナ

1.47

3073

0.10

1.11

83

無

有

41

アルミナ

1.43

3073

0.10

1.11

5

無

無

42

アルミナ
1.54
2465
酸化アルミ
アルミナ
1.50
2625
ニウム
44
アルミナ
1.50
2673
49
アルミナ
1.47
2688
50
アルミナ
1.70
2473
51
アルミナ
1.79
2748
37
コリウム※
3.22
3018
45
コリウム※※
3.09
3106
UO2 混合物
47
コリウム※
5.43
3023
52
コリウム※
2.62
3023
※ コリウム：80%
UO2+20%※UO2 混合物：80wt%
UO2ZrO2+20wt% ZrO2

0.10

1.11

80

無

有

43

0.21

1.11

100

無

有

0.10

1.11

10

有

有

0.37

1.11

120

無

有

0.10

1.11

13

無

無

0.10

1.11

5

無

無

0.10

1.11

77

有

無

0.10

1.14

4

有

無

0.10

1.11

82

有

無

0.20

1.11

102

有

有

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

別紙 8-15

第 2.4 図

ALPHA 試験装置

別紙 8-16

No.

溶融
コリウム

溶融物質量 溶融物温度 雰囲気圧力
サブクール度 FCI発生の
水深[m]
[kg]
[K]
[MPa]
[K][3, 5- 7] 有無

1

Fe+アルミナ

2
No.
3

溶融物の
Fe+アルミナ
20
2723
0.1
1.0
84
有
溶融
溶融物質量
溶融物温度
雰囲気圧力
サブクール度FCI発生の
水深[m]
組成
コリウム
[kg]
[K]
[MPa]
[K]
有無
Fe+アルミナ
20
2723
0.1
1.0
81
有

51

Fe+アルミナ

20
10

2723

0.1

1.0

73
80

有
無

62

Fe+アルミナ

20

2723

0.1

1.0

75
84

有

83

Fe+アルミナ

20

2723

1.6
0.1

1.0

186
81

無
有

95

Fe+アルミナ

20

2723

0.1

1.0

84
73

有

10
6

Fe+アルミナ

10
20

2723

0.1

1.0

80
75

無
有

11
8

Fe+アルミナ

20

2723

0.1
1.6

1.0

83
186

有
無

9
12

Fe+アルミナ

20

2723

0.1
1.6

1.0

84
184

有
無
有
無

第 2.4 表ALPHA 試験の試験条件及び FCI 発生の有無
10

2723

0.1

1.0

80

無

10
13

Fe+アルミナ

10

2723

0.1

1.0

76
80

11
14

Fe+アルミナ

20

2723

0.1

1.0

83
1

有
無

12
15

Fe+アルミナ

20

2723

1.6
1.0

1.0

184
171

無

13
16

Fe+アルミナ
Fe+酸化アル

10
20

2723

0.1

1.0
0.9

89
76
78

無
有

14
17

ミニウム
Fe+アルミナ

20

2723

0.1

1.0
0.9

1
87

無
有

15
18

Fe+アルミナ

20

2723

1.0
0.1

1.0
0.9

171
90

無
有

16
19

Fe+アルミナ

20

2723

0.1

0.9

78
92

有

17
20

Fe+アルミナ

20

2723

0.1

0.9
1.0

87
92

有
無

18
21
19
22

Fe+アルミナ
Fe+アルミナ

20
20

2723
2723

0.1
0.1

0.9
0.9
0.8

90
92
92
87

有
有
無

20
23
21
24

Fe+アルミナ
Fe+アルミナ

20
20

2723
2723

0.1
0.1

1.0
0.3
0.9
0.8

92
140
92
145

無
有
有

22
25
23

Fe+アルミナ
Fe+アルミナ

20
20

2723
2723

0.1
0.5
0.1

0.8
0.9
0.3

87
145
140

無
有
有

24

Fe+アルミナ

20

2723

0.1

0.8

145

有

25

Fe+アルミナ

20

2723

0.5

0.9

145

有

別紙 8-17

第 3.1 表

BWR 体系を踏まえた炉内 FCI 発生に関する知見の整理

BWR 体系

FCI 発生への影響

備考

炉心下部プレナム ・飽和温度に近いため粒子化割合が少なくなることから，初期粗混合が抑制されるこ ・FARO 実験の原子炉冷却材はおおよそ飽和温度とが推測され，FCI の発生が阻害される可能性が考えられる。
・飽和温度に近いことから溶融物落下時のボイド発生量が多くなり，トリガが発生し ・KROTOS 実験た場合の伝播が妨げられ，FCI の発生が阻害される可能性が考えられる。

炉心下部プレナム ・原子炉冷却材の量が少ないことから熱容量が小さく，溶融物落下時のボイド発生が ・KROTOS 実験に残存する原子炉多くなり，トリガが発生した場合の伝播が妨げられ，FCI の発生が阻害される可能冷却材の量は少量性が考えられる。

別紙 8-18

プール水面衝突時 ・落下速度が遅いため溶融物の粒子化割合が少なくなり，初期粗混合が抑制されるこ ・COTELS 実験の溶融物の落下速とが推測され，FCI の発生が阻害される可能性が考えられる。

度は比較的遅い
溶融物の落下は単 ・複数ジェットのため初期の溶融物の落下量が多く，ボイド発生が多くなり，トリガ ・KROTOS 実験
一ジェットではな
く，複数ジェット

が発生した場合の伝播が妨げられ，FCI の発生が阻害される可能性が考えられる。
・複数ジェットにより粗混合状態が促進される状態となった場合は，FCI の発生が促 ・ALPHA 実験
進される可能性が考えられる。

第 3.1 図

BWR における溶融炉心の流路[1]別紙 8-19

第 4.1 表
著者

BWR 体系における炉内 FCI 現象の発生確率に関する議論の整理
会議/文献

Okkonen 等 OECD/CSNI(1993)

議論
BWR の炉心下部プレナムは，制御棒案内管で密にFCI 専門家会議占められている。そして，炉心の広い範囲でのコ(1993)

ヒーレントなリロケーションは，炉心支持板があNUREG/CP-0127

るため起こりにくそうである。これらの特徴は，燃料－冷却材の粗混合のポテンシャルを制限し，水蒸気爆発に起因する水－溶融物スラグの運動エ
ネルギーを消失させる可能性がある。 したがって，スラグにより破壊された原子炉圧力容器ヘッ
ドのミサイルに伴う原子炉格納容器の破損は，PWRを対象とした研究にもとづく評価よりも BWR では起
こりにくいと評価される。

Theofanous

NUREG/CR-5960

等(1994)

炉心下部プレナムには，密に詰められた制御棒
案内管があるため，BWR は原子炉圧力容器内での水蒸気爆発の問題の対象とならない。

Corradini

SERG-2 ワークシ

物理的なジオメトリは爆発的事象の発生に貢献(1996)

ョップ(1996)

しないため，BWR の α モード原子炉格納容器の破NUREG-1524

損確率は，おそらく PWR より小さい。

Zuchuat 等

OECD/CSNI(1997)

FCI 専門家会議(1997)

炉心下部プレナム構造物の存在は，水蒸気爆発の影響を緩和する。
一般に，BWR の現在の知見は，原子炉圧力容器内

JAERI-Conf 97- での水蒸気爆発は原子炉格納容器への脅威となら011ないということである。
(NUREG/CR-5960 を参考文献としている)

別紙 8-20

別紙 9

柏崎刈羽原子力発電所6号及び7号炉PRAピアレビュー実施結果について

1. 目的
事故シーケンスグループ及び格納容器破損モードの選定にあたり実施したPRAの妥当性確認及び品質向上を目的として，国内外のPRA専門家による
ピアレビューを実施した。今回実施したピアレビュー結果の概要は以下のとおり。

2. 実施内容
今回実施した以下の各PRAを対象に，日本原子力学会標準(以下「学会標準」という。)との整合性，及び，国内外の知見を踏まえた上でのPRAの手法の妥当性について確認を実施した。
本 ピアレビュー では ，第三者機関か ら発 行されているガ イド ライン(「PSAピアレビューガイドライン(平成21年6月 一般社団法人日本原子力技術協会)」(以下「ガイドライン」という。))を参考にレビューを実施した。

2.1 レビュー対象としたPRA
内部事象：
・出力運転時レベル1 PRA
・出力運転時レベル1.5 PRA
・停止時レベル1 PRA
外部事象：
・地震レベル1 PRA
別紙 9-1

・津波レベル1 PRA
2.2 レビュー体制(第1図参照)
レビュアーの選定に当たっては，ガイドラインに従い，専門性，経験，独立性及び公正性の4つの要素を考慮して以下のとおりに選定した。また，
レビューに当たっては多面的な視点で評価する観点から，各PRAをレビュー
チームの複数のメンバー(主担当，副担当)がレビューすることとした。また，今回実施したレビュー方法を含め，PRA全般を俯瞰した上での改善事項を抽出するため，PRAについて経験豊富な海外レビュアーを招聘し，米国でのPRA実施状況との比較に基づく助言を得ることとした。

○国内レビュアー：11名○海外レビュアー：1名

別紙 9-2

統括リーダー
海外レビュアー

出力運転時

出力運転時

停止時

地震

津波

レベル1

レベル1.5

レベル1

レベル1

レベル1
PRA

E

PRA

PRA

PRA

PRA

A

B

C

D

G

I

E

G

J

A

I

J

F

E

G

C

D

H

○：主担当

□：副担当

第1図：レビュー体制のイメージ

2.3 レビュー方法及び内容(1) 事前準備(情報収集及び分析)：約1週間
オンサイトレビューを効率的かつ効果的に実施するため，オンサイト
レビュー前に，各レビュアーにPRAの概要説明資料を提出した。これに基づき，各レビュアーによる全体の内容把握及びオンサイトレビューにおいて重点的に内容を確認する項目の抽出・整理が実施された。
(2) オンサイトレビュー：1週間
事前準備の際に提出した概要説明資料やPRA実施に際して作成した文書，
根拠等を記載した関連文書をもとに，学会標準適合性等についてレビューを実施した。レビューに際しては，適宜PRA実施者とレビュアーとの質疑応答を行い，評価の詳細や具体的な課題を共有した。
別紙 9-3

(3) ピアレビュー結果報告書の作成：約2週間
オンサイトレビューにおけるレビュアーとPRA実施者との質疑応答を含む，レビュアーの確認結果を文書化するとともに，レビュー結果の整理に際して生じた追加質問事項についての確認を行い，PRAのピアレビュー
結果報告書を作成した。
(4) ピアレビュー結果の確認，対応方針検討：約1週間
ピアレビュー結果報告書に記載された推奨事項等の内容を確認すると
ともに，各項目に対する今後の方向性を検討した。

3. 結果の概要
3.1 国内レビュアーからのコメント
学会標準への不適合や評価手法に問題があるとされる「指摘事項」は0件であり，今回実施したPRAの結果に影響を及ぼすと考えられるような技術的な問題点はないことが確認された。
一方，今回実施したPRAの更なる品質向上に資すると考えられる「推奨事項」として，人間信頼性解析，パラメータの作成，建屋・機器のフラジリ
ティ評価，事故シーケンスの定量化等について10件の推奨事項が抽出され，文書化については合計121件の指摘事項/改善提案が抽出された。
国内レビュアーからのコメントの内訳を第1表及び第2図に示す。また，
分類別の主な内容を次に示す。

別紙 9-4

第1表

国内レビュアーによるコメントの内訳

出力運転時 出力運転時 運転停止時
レベル1
レベル1.5
レベル1

分類

地震
レベル1

津波
レベル1

合計

指摘事項

0

0

0

0

0

0

推奨事項

4

1

1

4

0

10

指摘事項

0

0

3

16

2

21

改善提案

19

7

37

30

7

100

良好事例

8

1

3

1

1

14

合計

31

9

44

51

10

145

評価
手法等

文書化

推奨事項
推奨事項
107%
件(7%)

良好事例
良好事例
1410%
件
(10%)

10

121

指摘事項
指摘事項
0 0%
件(0%)
0件

14件

10件

文書化における
文章における指摘
指摘事項/改善提案
事項／改善提案
121 件(83%)
83%

121件

第2図

3.1.1

全コメントに対する各コメントの割合

評価手法等に対する指摘事項

今回実施した各PRAは，それぞれの学会標準を参考に実施したものである
が，レビューの結果，学会標準への不適合やPRAの評価結果に影響を及ぼすような技術的な問題点は無く，指摘事項は0件であった。

別紙 9-5

3.1.2

評価手法等に対する推奨事項

学会標準への適合性とは別に，更なる品質向上に資するものとして，10件の推奨事項が挙げられた。
推奨事項の詳細は以下のとおり。

<推奨事項>①【コメント対象】
・出力運転時レベル1PRA

人間信頼性解析(事象発生前作業の同定)【コメント内容】
事象発生前の人的過誤としてどのようなものが当初抽出され，それがどの除外ルールによってモデル化の対象外となったのか，そのプロセスを示すことが望ましい。また，どの情報源をもとに抽出・除外が行われたのかを表形式等で示すことが望ましい。(原子力発電所の出力運転状態を対象とした確率論的安全評価に関する実施基準(レベル 1PSA 編)：2008(以下「出力運転時レベル 1PRA 学会標準」という。)9.1.1)(対応方針)
現在は除外ルール及びその適用方法を示しているが，これに加え，各除外ルールによって除外された人的過誤の例を追記する。一方，モデル化している機器全てについて，情報源と事象発生前の人的過誤に関する抽出・除外の分析結果を表形式で示すことについては，
事象発生前の人的過誤の抽出プロセスの示し方を再度検討する形で今後の対応とする。

②【コメント対象】
別紙 9-6

・出力運転時レベル1PRA及び停止時レベル1PRA
過誤確率の評価)

人間信頼性解析(人的2件【コメント内容】
平均値をで求めており，エラーファクタをにより求めている。ここで，本来平均値はによる値とは違ってくる。この違いの妥当性を確認するか，NUREG/CR-1278 の Appendix-A を用いるか，平均値をモンテカルロ法により求めるか，のいずれかを推奨する。(出力運転時レベル 1 PRA 学会標準 9.3.3 及び原子力発電所の停止状態を対象とした確率論的安全評価に関する実施基準(レベル 1PSA 編)：2010(以下「停止時レベル 1PRA 学会標準」という。)10.2.3.3)(対応方針)
推奨事項に挙げられた3つの方法のうちNUREG/CR-1278のAppendix-Aを用いた方法で人的過誤確率を評価し，その影響を確認する。なお，現状の評価方法と，NUREG/CR-1278のAppendix-Aを用いた方法では，その算出方法の違いにより，結果に多少の違いが現れるが，その違いは不確実さ幅を超えるような大きな違いにはならない。
このため，現状の評価方法についても概ね妥当であると考える。

③【コメント対象】
・出力運転時レベル 1PRA

人間信頼性解析(回復操作のモデル化)【コメント内容】
タスク間の従属性については，事故シーケンス解析をする中で複数の人的過誤(タスク)が重なるシナリオを同定して，それらのタスクの間に従属性があるかどうか確認することを推奨する。(同じ HRA イベン
別紙 9-7

トツリーで評価したある人的過誤確率を持つ人的過誤が同じ事故シーケンスの同一のカットセットに何度も現れる場合等)(出力運転時レベ
ル 1PRA 学会標準 9.7.2)(対応方針)
ミニマルカットセットの分析時に人的過誤の組合せのカットセットがある場合には，それらに人的過誤の従属性が考えられるか検討する。今回の評価においては，全交流動力電源喪失のシーケンスにおいて，以下の人的過誤の組合せを含むカットセットが現れるが，外部電源の修理と弁の現場操作又は高圧電源融通操作はであることから，回復操作において従属性を考慮する必要はないものとして扱っている。
・外部電源復旧失敗(回復操作失敗)と弁の現場操作失敗
・外部電源復旧失敗(回復操作失敗)と高圧電源融通失敗(回復操作失敗)④【コメント対象】
・出力運転時レベル1PRA

パラメータの作成(収集したデータに基づくパラメータの評価)【コメント内容】
平均保守時間にWASH-1400の値を用いているが，実際と大きく変わらないこと等の妥当性を検討することを推奨する。(出力運転時レベル1
PRA学会標準 10.3.1)(対応方針)
平均保守時間をもとに算出される待機除外確率について，国内での実績と比較することで妥当性を確認する。

別紙 9-8

⑤【コメント対象】
・地震レベル1PRA
ける基本事項)

建屋・機器フラジリティ評価(現実的応答評価にお2件【コメント内容】
機器の評価において建屋応答係数である F2 と F3 の中央値として
F2×F3=1 としているが，より詳細に評価を行うためには，建屋解析に
よって応答係数を設定することが推奨される。(原子力発電所の地震を起因とした確率論的安全評価実施基準：2007(以下「地震 PRA 学会標準)という。)6.5.1 及び 6.6.3.3)(今回の評価及び今後PRAを実施する際の対応方針)
今回の評価においてF2およびF3の中央値の設定は地震PRA学会標準【解説118】と同様の設定となっている。今後も地震PRA学会標準に準じた中央値の設定を考えている。

⑥【コメント対象】
・地震レベル1PRA

事故シーケンス評価(システムのモデル化)【コメント内容】
人的過誤確率の感度解析(人的過誤確率の上下限値の適用)は実施されていることを確認したが，学会標準では，地震後のストレスレベル
に対する感度の確認を要求しており，その感度解析，或いは，その考察を行うことが望ましい。(地震 PRA 学会標準 7.4.2.4 b) 2))(今回の評価及び今後PRAを実施する際の対応方針)
地震時には，例えば照明の有無等，運転員のストレス増加要因となる不確定性要素が多いことから，今回の評価では，地震発生後10分～
数時間以内での運転員操作を対象とし，人的過誤確率の5%確率値及び別紙 9-995%確率値を用いた場合の感度解析を実施した。その結果，全炉心損傷頻度について，ベースケースの1.5×10-5 /炉年に対し，5%確率値を用いた場合が1.5×10-5 /炉年，95%確率値を用いた場合が1.6×10-5 /炉年となった。また，ベースケースではストレスファクタを5として設定しているが，ストレスファクタを2及び10とした場合であっても，その人的過誤確率はベースケース(ストレスファクタ5)の5%～95%の間に含まれる。このため，ストレスファクタを2及び10とした場合の全炉心損傷
頻度は1.5～1.6×10-5 /炉年の間に含まれることとなる。このことから，
ストレスレベル(ストレスファクタ)が全炉心損傷頻度に与える影響は小さいことを確認している。
今後の評価では学会標準の改訂動向等を踏まえ，人的過誤確率の感度解析を検討する。

⑦【コメント対象】
・地震レベル1PRA

事故シーケンス評価(事故シーケンスの定量化)【コメント内容】
現状は，冗長系統間の同種機器及び同一系統内の同種機器の損傷が完全相関するとして炉心損傷頻度を算出したうえで，冗長系統間の同種の機器が独立とした場合の感度解析を行っている。相関が結果に及ぼす影響をより詳細に把握するために，例えば同一系統内の機器間や異種系統間の機器間の相関の影響についても検討していくことが望ましい。(地震 PRA 学会標準 7.5.6)(今回の評価及び今後PRAを実施する際の対応方針)
今回の評価では「冗長系統間の同種の機器」だけでなく，「同一系統内の同種の機器」についても完全独立とした場合の感度解析を実施し別紙 9-10ている。感度解析において完全独立を仮定した機器(第2表参照)は，リ
スク上重要な建物・構築物，機器(FV重要度値0.01(=1%)以上)であるた
め，今回の評価で全炉心損傷頻度に対して有意な感度を持つ機器の相関性の影響は確認できている。
ただし，FV重要度値0.01以上の機器のうち格納容器内配管について
は，完全独立を仮定した場合，まず個々の配管の地震による損傷の程度(ギロチン破断，き裂等)に応じた冷却材漏えい規模を同定もしくは仮定して成功基準を設定する必要がある。さらに，同一の地震動によって複数の配管損傷が重畳する組合せを考慮し，配管損傷の規模に応じて起因事象を適切に分類する必要がある。これらの工学的判断は，事象が複雑であり判断基準が不明瞭であるため判断の正当性や妥当性を確認することが技術的に困難である。このため，格納容器内配管については対象から除外した。
相関係数の設定や感度解析の手法について，今後の評価技術の成熟度に応じ，対応について検討を実施する。

第2表

感度解析対象機器(損傷の完全独立想定機器)(柏崎刈羽原子力発電所 7 号炉)
FV 重要度
1.4×10-1
4.1×10-2
3.8×10-2
3.8×10-2
3.5×10-2
2.0×10-2
1.4×10-2

対象機器
RCW 熱交換器
RCW 配管
RHR 弁
RHR/LPFL 共通弁
RHR 配管
非常用取水路RHR ポンプ⑧【コメント対象】
別紙 9-11

・出力運転時レベル1.5PRA

事故シーケンスの分析(格納容器イベント

ツリーの構築)【コメント内容】
従属性の評価において，レベル 1 PRA のドミナントシーケンスのみを結合対象として扱うことで，どのような影響があるか分析することを推奨する。(原子力発電所の出力運転状態を対象とした確率論的安全評価に関する実施基準(レベル 2PSA 編)：2008(以下「レベル 2PRA 学会
標準」という。)7.2.1)(今回の評価及び今後PRAを実施する際の対応方針)
評価では条件付き格納容器破損確率への影響を考慮した上で結合対象を選定しており，本評価では炉心損傷頻度が最も大きなシーケンス(ドミナントシーケンス)と他のシーケンスで喪失した系統の違い等が格納容器の健全性維持に必要な緩和手段に及ぼす影響を分析し，結果としてレベル1PRAのドミナントシーケンスを結合対象としている。

3.1.3

文書化における指摘事項/改善提案

今回のピアレビューで挙げられた文書化における指摘事項は21件，改善提案は100件であり，評価条件の検討に用いた資料が参考文献として十分に記載されていない事例等が挙げられた。文書化に対するコメントについて，
PRAの品質向上に資すると考えられるものについては，今後の文書化において反映する。以下に文書化に関するコメントの例を示す。

<文書化における指摘事項>
フラジリティ評価を行うにあたり，フラジリティ評価関連情報の収集・分析がされているかどうかについて，建屋，構築物，機器及び地盤とも文
別紙 9-12

書 化 されておらず，文書化することが必要である。 (地震 PRA学会標準
4.2.2)<文書化における改善提案>
それぞれ評価した人的過誤について，どのシステム又は機器に影響するのか示した一覧表等を報告書に記載することが望ましい。(出力運転時レベ
ル1PRA学会標準 9.2.1)

3.1.4

良好事例

今回のピアレビューでは14件の良好事例が抽出され，システム解析及び文書化から多く抽出された。良好事例として挙げられた項目については，
今後も引き続き実施する。以下に主な良好事例を示す。

<主な良好事例>①システム解析
人的過誤確率の定量結果について過小評価となっていないか具体的な確認項目を設けている。(出力運転時レベル 1PRA 学会標準 9.3.6 及び 9.6.5)②文書化
人間信頼性評価で，緩和操作について，体系的な同定過程が示されている。(出力運転時レベル 1PRA 学会標準 9.4.1)

3.2 海外レビュアーからのコメント
海外レビュアーからは，主に米国で実施されているPRAと日本で実施されているPRAとの相違点を踏まえた提案・気づき事項が示された。海外レビュ
別紙 9-13アーから示されたコメントは54件であり，起因事象発生頻度に関して多くのコメントが示された。今回得られた海外でのPRA実施状況を踏まえたコメ
ントについても精査し，PRAの品質向上に資すると考えられるものについて
は，反映していく。主なコメントは以下のとおり。また，その他のコメントについては別表に示す。

<主なコメント>①出力運転時レベル1 PRAの起因事象抽出にマスターロジックダイアグラ
ムを使用することを推奨する。(コメント対象：内部事象運転時レベル
1PRA)(対応方針)
マスターロジックダイアグラムを用いることも含め，起因事象抽出
プロセスについての説明性向上について今後検討する。

②共通原因故障の要因は様々な情報源から得られている。単一の情報源，
例えばNUCIAデータベースや米国NRCの共通原因故障パラメータ推定値
報告書等を使う方法を推奨する。(コメント対象：内部事象運転時レベ
ル1PRA)(対応方針)
現在，電中研にてNUCIAベースの共通原因故障パラメータを整備中である。使用可能なデータベースが整備され次第，国内データにもとづ
くパラメータを適用する。このため，今後，単一の情報源に統一する予定である。

③それぞれのミニマルカットセットにおける複数の運転員操作を調べる
別紙 9-14

ことにより，運転員操作間の従属性を考慮することが重要である。(コメント対象：内部事象運転時レベル1PRA, 内部事象停止時レベル1PRA)(対応方針)
国内レビュアーからも同様のコメントを受けた。これについては
3.1.2推奨事項③で示す対応を実施する。

④機器に関連する共通原因故障を含まないリスク増加価値(RAW)の結果を提示することが望ましい(米国では一般的にRAWの評価の際，共通原因
故障を含まないため)。(コメント対象：内部事象出力運転時レベル1
PRA)(対応方針)
現状，RAWの上位は共通原因故障がそのほとんどを占めていることから，今後は共通原因故障を除いた結果についても整理する又は，より下位までのRAWを確認し，共通原因故障以外にRAWの高い基事象についても確認する。

⑤出力運転状態から停止状態への移行は，出力運転時レベル1PRA報告書
又は停止時レベル1PRA報告書のいずれかにおいて考察しなければならない。この移行期間におけるプラントの状態は特異なもので，出力運転時あるいは停止時の状態と全く同じではない。出力運転時あるいは停止時のレベル1PRAにおいてプラントリスク(炉心損傷頻度)の評価が考慮されているならば，PRAにおいて移行リスクがどのように考慮されたかを説明するための考察を提示すべきである。(コメント対象：内部
事象運転停止時レベル1PRA)(対応方針)
別紙 9-15出力降下開始から全制御棒全挿入までの期間については，緩和設備の待機状態が出力運転時とほぼ同等であること及び当該期間が運転期
間に比べて極めて短いことから，出力運転時レベル1PRAに包括している。

⑥NUREG/CR-1278に記述される方法は地震以外の事象に関して作成されたものなので，NUREG/CR-1278の人的過誤確率に関する高ストレスファク
タを使用することは十分ではないかもしれない。地震事象時の運転員操作に対する人的過誤確率は指示値の利用可能性，操作に関連する機器の状況等多くの様々な要因にも依存する。地震時の人間信頼性解析
における適切なアプローチを追求する必要がある。(コメント対象：地
震時レベル1PRA)(対応方針)
現状の評価では，地震PRA学会標準 7.4.2.4 b) 2)において推奨されているTHERP手法(NUREG/CR-1278)を用いている。また，ストレスファ
クタについても地震PRA学会標準 解説139を参考に，地震発生後比較的短時間(地震発生後10分～数時間以内)での人的過誤確率については，
内的事象より大きいストレスファクタを仮定している。また，感度解析として人的過誤確率の上下限値を適用した場合の評価を別途実施しており，評価モデルにおける仮定が解析結果にどの程度影響しうるかを確認している。(3.1.2 ⑥参照)
一方，現在，地震時用に確立された人間信頼性の解析手法は無く，今後の技術的課題である。

⑦複数の機器で構成されるあるトレイン・系統の地震損傷確率のモデル
別紙 9-16

化及び計算において，そのトレイン・系統における同種の機器の損傷
間の完全従属性・相関は通常，そのトレイン・系統における冗長機器に対して仮定する。つまり，ある系統のポンプ(ポンプA)が地震事象によって損傷すると，その系統の冗長ポンプ(ポンプB)は必ず損傷する(損傷の確率は1.0)ものと通常仮定する。この仮定は保守的である。
(コメント対象：地震時レベル1PRA)(対応方針)
国内レビュアーからも同様のコメントを受けた。これについては
3.1.2推奨事項⑦で示す対応を実施する。

⑧出力運転時レベル1PRAと出力運転時レベル1.5PRAとの間の境界のモデル化について十分に検討することが重要である。その中には，出力運転時レベル1PRAと出力運転時レベル1.5PRAの結果を連結する際には以下の問題を取り扱うべきである。
・出力運転時レベル1PRAにおいてモデル化される運転員操作と，出力運転時レベル1.5PRAにおいてモデル化される運転員操作との従属性について。
この問題に対処するための一つの方法が，出力運転時レベル1PRAモデ
ルを出力運転時レベル1.5PRAモデルに連結する方法である。出力運転時
レベル1PRAモデルと出力運転時レベル1.5PRAモデルの連結は，出力運転時レベル1事故シーケンスモデルからのいくつかの重要なカットセットに関するものだけではなく，できる限り完全なものにする必要がある。(コメント対象：内部事象運転時レベル1.5PRA)(対応方針)
国内レビュアーからも同様のコメントを受けた。これについては
別紙 9-17

3.1.2推奨事項⑧で示す対応を実施する。

4. まとめ柏崎刈羽原子力発電所6号及び7号炉の各PRAを対象としたピアレビューの結果，PRA実施に関する指摘事項は抽出されなかったものの，今後のPRAの品質向上に向けた推奨事項，文書化に関する指摘事項及び数多くの改善提案を得ることができた。また，海外レビュアーからも，海外でのPRA実施状
況を踏まえた多くのコメントを得ることができた。これらについては精査の上，PRAの品質向上に資すると考えられるものについては反映していく。

以

別紙 9-18上別表 柏崎刈羽原子力発電所6号及び7号炉のPRAのピアレビューにおける海外レビュアーのレビュー内容と当社の見解及び今後の対応方針
対象
PRA

項目

コメントの分類

起因事象の網羅性

コメント等の詳細コメントに対する見解と対応方針

過渡事象のカテゴリーにはどのような起因事象が含まれるのか？計
装用空気の喪失，給水制御の喪失，計装用電源の喪失なども考慮
すべき事象として含めるべきである。最終的な起因事象のグループに，これらの事象が含まれていない理由について説明する必要があ
る。

【対応済】
計装用空気の喪失，給水制御の喪失，計装用電源の喪失については考慮した上，いず
れかの起因事象グループに含めている。
・給水制御の喪失→非隔離事象
・計装用空気の喪失→タービン・サポート系故障
・計装用電源の喪失→過渡変化【中長期的な課題】
・起因事象の詳細化については海外の動向を参考に，詳細化を検討する。

特異な起因事象に関するプラントのデータ・経験を体系的に探索しているか（例えば，すべてのプラント系統についてFMEAを実施するなど）。例え
ば，安全関連機器室の換気空調系の喪失は関連系統の喪失につながる
ため起因事象となりうる。

【対応済】
従属性を有する起因事象同定のため，FMEA（故障モードと影響の解析）を実施している。
安全関連機器室の換気空調系の喪失については，スクラムには至らない事象であり，通常停止において，各系統のFT内でアンアベイラビリティを考慮しているため，通常停止のETに当該シナリオは含まれている。

起因事象の特定にマスターロジックダイアグラムを使用する。

【中長期的な課題】
学会標準においてマスターロジックダイアグラムは必ずしも実施が要求されているわけではない。今後より説明性を向上させるための長期的な課題であると考える。

【対応済】
他分野のPRA及び関連の産業界報告書でモデル化された起因事象をレ 学会標準において，国内外の評価事例として例示されている既往のPSA，安全評価審査ビューする。
指針，EPRI NP-2230のレビューを実施している。そのほかにもNUREG/CR-5750の起因事象グループとの対応を確認している。

・IEのグループ分けを設定する。
起因事象（IE）の・すべてのIEについての説明と，IEグループから除外したIEについて選定またはIEのの根拠を提示する。
グループ化
・あるIEのIEグループへの割り当てが適切でなければならない。
内的
運転
時L1

起因
事象
LOCA事象の破断箇所【対応済】
過渡事象の起因事象としてEPRI NP-2230から抽出しており，それらを起因事象グループに分類しているとともに各起因事象グループの説明を記載している。また，起因事象として考慮しなかった事象は，学会標準の記載を確認した上で除外した事象である。

【中長期的な課題】
大LOCA事象については，破断位置も考慮する必要がある。例えば，ご指摘の通り，LOCA時の破断箇所で系統が使用不能となることをモデル化していない。
HPCF注水ラインのある箇所で破断が生じると，そのHPCFトレンは冷ただし，評価結果としてLOCAの寄与割合は小さいこと，また最小カットセットがフロントラ
却材注入に使用できなくなる。またLPFL/RHRラインにおける破断
インの喪失ではなく，サポート系喪失が支配的であることから，結果への影響は大きくな
は，そのラインと関連するLPFL/RHRラインを使用不可能にする。
いものと考える。

これまで事象を経験したことのない系統について系統損傷の起因事
象頻度を計算するために，“Jeffery Non-Informative Prior”手法を用いるのは適切ではない。

【中長期的な課題】
学会標準で示された手法（発生件数0.5件）を用いている。
なお，FTを使って起因事象発生頻度を定量化することは可能であり，過去に評価を試み
過去に事象が発生したことのないすべての系統に，同じ起因事象頻系統故障の起因
たが，FTでモデル化するにあたり人的過誤による系統故障の特定及びその定量化（実度を割り当てている。
事象の定量化績を使うのか，THERPなど使うのか）並びに故障発生箇所のAOT間での修復の取り扱いなど技術的な課題があり，FTでモデル化する場合は個々の課題への調査・検討が必要
設計及び構成が異なる系統のIE頻度は違うはずである。
と考える。
系統故障のIE頻度を推定するために，系統のフォルトツリーモデルを
使用する。

通常停止

【対応済】
起因事象として通常停止（カテゴリーN） を含めることについて討論す 現在はプラント状態の移行に伴うリスクを考慮するため，通常停止を起因事象として抽出る。
している。また，その発生頻度の大きさ等からも，起因事象に含めることは適切と考える。
今後の参考のために，ISLOCA頻度の計算プロセスを提示すべきである。

ISLOCA【対応済】
報告書等に各系統におけるISLOCAの発生シナリオを記載している。

【対応済】
溶接部に製造時欠陥等が存在する可能性を考え，本評価ではNUREG/CR-5862の腐食
低圧配管の配管破断頻度に，溶接部やその他の配管接続部のフラ 代が考慮されたテーブルを用いている。その他の配管接続部とは，具体的にはフランジジリティが含まれることを確認すること。
が考えられるが，NUREG/CR-5862によると，フランジ部でボルトが延びて漏えいしたとしても，漏えい量は最大でも数100mg/secと小さいことから，炉心損傷への影響は無視できると考えられる。

【対応済】
他の調査から，低圧ライン全体でポンプシールが最も弱い箇所である
フランジ部と同様に，ポンプのシール部でスプリングが伸びて漏えいしても漏えい量は小ことが示されている。
さく，炉心損傷への影響は無視できると考えられる。

別紙 9-19

別表 柏崎刈羽原子力発電所6号及び7号炉のPRAのピアレビューにおける海外レビュアーのレビュー内容と当社の見解及び今後の対応方針
対象
PRA

項目

コメントの分類
機器の境界

データ
の分
析とシ
ステ
ム解
析

コメント等の詳細コメントに対する見解と対応方針

機器の境界は使用する機器故障率と一致しなければならない。これ 【対応済】
を報告書で確認すること。
JANSIによって公開されている機器バウンダリと同等の扱いとしている。

【対応済】
システム解析では，3基以上の機器の共通原因故障のモデル化を考
全炉心損傷頻度に対して，TWシーケンスがドミナントであり，TWシーケンスにおいては，
慮している。一部の系統（RCW系統など）には4基以上のポンプがあRCW，RSWポンプのCCFがMCSの上位となっている。TWシーケンスにおいて，RCW，
共通原因故障 るため，4基以上の機器の共通原因故障について考察する必要があ
RSWポンプの成功基準は2/2（1系統）であり，ポンプ3台のCCFで3系統が使用不能となるかもしれない。（RCWポンプの共通原因故障がCDFの主要因子でることから，ポンプ3台以上のCCFのモデル化で問題はなく，ポンプ4台以上に対するCCFあることに留意されたい。）
は考慮する必要がないものと考える。

今回のPRAのスコープ，つまりアクシデントマネジメント策を考慮しな【対応済】
い設計基準のモデルであることを規定する必要がある。事故シーケン「アクシデントマネジメント」策のモデル化については，PRA文書でヘディング名をグレー
スモデル（機能別イベントツリー）におけるどのトップイベント（系統・運に色分けをして，今回のPRAのスコープでは期待していないアクシデントマネジメント策で転員操作）が「アクシデントマネジメント」策として考慮されているものあることを明確にしている。
で，分析においては期待されていないことを示すこと。
事故
シーケ
機能別イベントツ
ンス
リー
の分
析

内的
運転
時L1

人間
信頼
性解
析

移行先の機能別イベントツリーにおける一部のトップイベントに紛らわ
しいものがある。例えば，D/G Bが故障した（そしてそのため，トレンB 【対応済】の交流電源が利用できない）LOSP事象ツリー（T6）における事象
Safety Watcher内でトップイベントに従属して機能喪失したヘディングの状態を反映してシーケンスについては，トレンBの交流電源から供給を受ける系統・ト いる。たとえばTE3ではLPFL-Bのトップイベントを除外したイベントツリーとしている。ただ
レンを含めないということを，移行先のイベントツリーに反映すべきで し，RHR-Bについては，格納容器除熱機能に期待するタイミングとして時間余裕があるある。移行先の機能別イベントツリー（TE3）は，LPFL-B及びRHR-B ので，外電復旧に期待しているため，RHR-Bにも期待している。
に関するトップイベントを除外すべきである。

【中長期的な課題（一部対応済）】
起因事象発生前の運転員操作の過誤については国内レビューアからも同様に「プロセス起因事象発生前 起因事象発生前の運転員操作の過誤については，PRA解析者は試験及 の工程を明確に文章化するべき」や「除外ルールを適用して絞っていくことを表形式で示の運転員操作の び保守の手順書や記録を体系的にレビューして，それらの過誤を特定す す」というコメントを受けている。これらの内，文章化のコメントやNUREG/CR-1278
る，あるいはそれらの過誤をPRAモデルから除外する。
過誤
Appendix-Aに関するコメントは国内レビューアの章で述べた通り対応済みである。また，
除外ルールの１本化についてはモデル化している機器は千程度あり，それらすべてを示すことは現実的ではないため，抽出プロセスの示し方について今後検討する。

起因事象発生後の運転員操作の過誤については，人的過誤確率(HEP)は【対応済】
起因事象発生後 プラント特有の値でなければならないため，運転員操作のHEPを計算する
操作時間については運転手順書や運転員へのインタビューによる情報を基にプラント特の運転員操作の 上でプラント運転員からの情報を含めることが重要である。PRAにおいて有の値を使用している。HEPの評価はNUREG/CR-1278とMAAP解析の時間に基づいてはHEPの評価は NUREG/CR-1278 とMAAP解析に基づく時間の情報に基過誤実施している。
づいて行う。

感度解析は以下に基づいて実施する。
– PRAの結果– モデルの仮定– 成功基準（系統及び事故シーケンス）

感度
解析

感度解析

【対応済】
PRAの結果やモデルの仮定を考慮して，「個別パラメータ」や「デジタル制御系のCCF」を実施している。
また，評価ポイント(A)など期待するAM策の違いで異なる成功基準での評価も実施している。

感度解析において考慮すべき感度ケースの例【対応済】– 通常停止は，最も大きい起因事象の寄与因子なので，寄与因子と 通常停止を起因事象とするものだけでなく，隔離事象等のその他の起因事象によるシー
して考慮しない。
ケンスについても検討している。
感度解析において考慮すべき感度ケースの例– RCW系統及びRSW系統の4基以上のポンプの共通原因故障を考慮
【対応済】
する。
共通原因故障の考慮に対するコメントと同様。
– 4基以上のポンプの起動失敗および継続運転失敗に対するデルタ係数を仮定する。
【対応済】

起因事象の特定において体系的手法を用いているか。例えば，すべての起因事象の同定は，停止時レベル1PRA学会標準6.2において示されているマスタロジッ
プラント系統についてFMEAを実施するなど。

クダイアグラムなどの体系的な分析方法を用いている。

停止時レベ 起因 起因事象の網羅【対応済】
RHRポンプ室の換気空調系喪失がRHRポンプの運転に及ぼす影響を確 RHRポンプ及び補機冷却系が健全であれば，原子炉から流入する炉水温度は低く，軸ル1 事象
性認する必要がある。もし直接的な影響があるなら，RHRポンプ室の換気空PRA冷却も問題ないため，高温炉水を冷却可能な設計であることを考えると，ポンプ室換気
調系喪失をRHRトレン喪失の起因事象に含めるか，あるいはRHRポンプ
空調系が停止したとしてもポンプに及ぼす影響は極めて小さいものと想定され，起因事
室の換気空調系喪失を別の起因事象としてモデル化する。
他分野のPRA及び関連の産業界報告書でモデル化された起因事象をレ 象としては同定していない。
他分野のPRA等の分析は行っていないものの，既往のPRA，他プラントのPRA等におけビューする。
る起因事象も分析している。

別紙 9-20

別表 柏崎刈羽原子力発電所6号及び7号炉のPRAのピアレビューにおける海外レビュアーのレビュー内容と当社の見解及び今後の対応方針
対象
PRA

項目

コメントの分類

コメント等の詳細コメントに対する見解と対応方針【対応済】

原子炉の条件（水位及び温度），RPV及び PCVの状況（燃料の位置），そPOSの分類は，停止時レベル1PRA学会標準5.3に基づき，水位，崩壊熱レベル，燃料のして事故の緩和に必要な安全関連機器の状況を考慮する。

状態，使用可能な緩和設備等のプラント状態を考慮して分類している。

POS POSの設定

過去のプラントの経験に基づいてPOSの期間を設定（各POSの平均期間を設定）【対応済】
過去のプラントの定期検査実績から標準的な工程を設定し，その工程における水位や使用可能な緩和設備等のプラント状態を考慮してPOSの期間を設定している。

設定されたPOSは妥当である。

上記のＰＯＳに関する設定について説明を実施し，海外レビューアに設定が妥当であることを確認いただいた。

停止
時レベ
ル1
PRA

【対応済】
停止時ではD/Gの自動起動を除く機器の自動起動には期待しておらず，運転員の手動起動（人的過誤を含む）をモデル化している。

プラント運転停止時には運転員操作が重要であり，以下の点について確認する必要がある。
– 事故緩和系統・トレン・機器の自動起動のための信号がない。
人間– PRAにおいてモデル化される運転員操作（事故の緩和と「復旧」の信頼【対応済】
人間信頼性解析 ための）を明確に示すべきである。
性解– 人的過誤確率(HEP)はプラント特有の値でなければならないため， 国内のレビューアからも同様の文章化に対する改善提案が挙げられており，モデル化し析ている運転員操作が明確となる様に文書化した。
HEPの評価にはプラント運転員からの情報が必要である。
【対応済】
HEPを算出する上での人間信頼性モデル化においては手順書等のプラント特有の情報やサイトのインタビューを踏まえて個別に検討しており，操作毎に従属性を設定している。

浸水による影響のほかに，津波によるその他の影響も考慮しなければな 【中長期的な課題】
らない。例えば，津波によって運ばれてきた流木が取水口を塞いでRSWポ 浸水以外の影響として，引き波についての感度解析を実施している。また，漂流物によりンプの吸い込み喪失に至る可能性などである。サイトにおいてこのような 取水機能喪失が発生した場合は最終ヒートシンク喪失に至るが，これについては発電所
浸水以外の影響現象の発生が考えにくい，あるいは発生確率が非常に低い場合には，そ 付近に取水口すべてを閉塞させるほどの漂流物の漂着は考えにくいこと，また少量であのような結論を裏付ける評価や解析結果と共に結論を文書化しなければ ればスクリーン等により除去可能であることから現在はモデル化の対象から除外してい
ならない。
る。

津波による事故シーケンスの中には，プラントの過渡事象につながるもの 【対応済】がある。過渡事象の事故シーケンスモデルにおける運転員操作は，これら 今回の評価では，浸水後の緩和措置に期待できないため，いずれの事故シーケンスに

運転員操作のモの操作及びそれらのHEP値に対する津波事象の影響を考慮すべきであデル化る。一部のケース・シナリオでは，過渡事象事故シーケンスにおいてモデル化された運転員操作は，津波事象に対して期待できない。

津波
PRA

評価
モデ
ル

以下の点から，津波による浸水のモデル化は概ね保守的であることを確認した。このモデル化上の仮定の影響を評価するために，感度解析を実施すべきである。
・モデルは，RSWポンプ室のマンホールを経由してタービン建屋に流れ込む水の量を考慮していない。タービン建屋並びに原子炉建屋内の溢水による機器損傷を評価するために，浸水高さのみを用いている。
・モデルは，タービン建屋から原子炉建屋への配管貫通部のシールを考慮していない。

おいても炉心損傷に直結し，運転員による緩和には期待できないモデルとなっている。
福島第一原子力発電所事故後の津波対策や各種安全対策実施後の評価では，人的過誤に対するモデル化も必要となるため，適宜津波PRAモデルに組み込んでいく。

【対応済】
今回評価では水密扉等の浸水後の対策に期待しない状態であり，それらのリスクについて抽出するという観点での評価を実施しているため，また，福島第一原子力発電所事故
後の津波対策実施前のマンホールカバーの耐久性等について詳細に解析することに意
義は小さいため，今回の保守的なモデルを採用している。

浸水のモデル化
・モデルはRSWポンプ室のマンホールのカバーに期待しておらず，RSWポ 【対応済】
ンプ室から通常閉じているRSWポンプ室の扉を通って，タービン建屋の他前提条件として，本評価では津波の高さと同じエレベーションの機器は没水すると判断との領域へと浸水すると仮定している。この仮定によれば水はポンプ室にはしている。
蓄積せずに，RSWポンプ室のドアから流れ出ることになる。実際にはRSW
ポンプ室内に水がたまるとすべてのRSWポンプ室のRSWポンプが浸水して RSWポンプエレベーション＞RCWポンプエレベーションであることから，RCWポンプ没水に最終ヒートシンクの喪失に至る可能性があるため，この仮定は楽観的であ よる最終ヒートシンク喪失(LUHS)が先に発生し，その後にRSWポンプが没水するという評価となっていることから，楽観的な扱いというわけではないと考える。
る。

出力
文章
運転
化の
時レベ
改善
ル1.5
提案
PRA

ピアレビューアからの当初のコメントのほとんどは，報告書にある種の情文章化の改善提 報が欠如しているということに関連していた。追加の詳細情報が要求され，レビューアはそれらを後に受け取った。文書化に関する問題と考えら案れるこれらのコメントは，すでに解決された。

【対応済】
確認いただく報告書の範囲について，ピアレビュー実施当初，当社とレビューア間で差異があり（文書化の改善提案），情報が不足しているというコメントをいただいた。これらについては文書化に関する問題として整理し，改めて内容について確認いただいた。
文章化に対する問題については報告書の記載にて改善を実施した。

別紙 9-21

「ＰＲＡの説明における参照事項(平成 25 年 9 月 原子力規制庁)」への柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉の PRA の対応状況「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月 原子力規制庁）」の記載内容

柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉

（はじめに）
本書は，「実用発電用原子炉及びその付属設備の位置，構造及び設備に関する規則の解釈」 （平成２５年６月１９日）（以下「解釈」という。）第３章第３７条に基づき，原子炉設置（変更）許可
申請者が，確率論的リスク評価（以下「ＰＲＡ」という。）に関し，審査のための説明に際し，参「別添

柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉 確率論的リスク評価(PRA)について」における対応状況を以下に示し，その対応箇所の項目を（）で記載する。

照すべき事項を示すものである。なお，申請者は，本書の整理によらない構成で説明することもできるが，その際には本書の整理と異なる点について合理的とする理由についての説明とともに各項目に相当する内容について，申請者の説明責任として示す必要がある。
１．新規制基準適合性の審査において提示すべきＰＲＡの実施内容に係る資料について

従来から定期安全レビュー（PSR）等の機会に内部事象レベル 1PRA（出力運転時，停止時）及びレ

新規制基準では，「解釈第３章第３７条（重大事故等の拡大の防止等）「１－１（ａ）及びベル 1.5PRA の評価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，現段階で適用（ｂ）」，「２－１（ａ）及び（ｂ）」及び「４－１（ａ）及び（ｂ）」における事故シーケンスグル

可能な外部事象として，一般社団法人 日本原子力学会において実施基準が標準化され，試評価等のープ等の抽出においてＰＲＡ を活用することが規定されており，その実施状況を確認する必要が実績を有する地震レベル１PRA 及び津波レベル１PRA を適用対象とし，建物，構築物，大型機器等のあるため，原子炉設置（変更）許可申請者においては，審査の過程において事故シーケンスグルー

大規模な損傷から発生する事象についても事故シーケンスグループ等の選定に係る検討対象範囲としプ等の抽出におけるＰＲＡの実施状況を説明する必要がある。

た。
（事故シーケンスグループ及び重要事故シーケンス等の選定について １.はじめに）本解釈における（ｂ）には，「①個別プラントの内部事象に関する確率論的リスク評価（ＰＲ

別紙 10-1

Ａ）及び外部事象に関するＰＲＡ（適用可能なもの）又はそれに代わる方法で評価を実施するこなお，PRA が適用可能でないと判断した外部事象については定性的な方法で分析を実施した。（事と。」とされており，外部事象に関しては，ＰＲＡの適用が可能なもの以外はそれに代わる方法に

故シーケンスグループ及び重要事故シーケンス等の選定について 別紙 1 有効性評価の事故シーケン

ついて，評価条件や評価方法，評価のプロセスに関する説明（適切性の説明を含む），評価の結果

スグループ選定における外部事象の考慮について）

等評価結果を導くために必要と考えられる事項を整理し説明する必要がある。
そのため，ここでは，日本原子力学会標準等を参考に基本的に想定されるＰＲＡの実施内容を踏まえて，説明に最低限必要な項目を列記した。なお，説明に当たっては，実施したＰＲＡの内容を踏まえてここに記載している項目に加えて説明すべき事項を抽出し，説明性の観点から再構成するなど，申請者の説明責任として自ら十分検討すべきことを付言する。
２．ＰＲＡの評価対象
今回の原子炉等規制法改正後の初回設置（変更）許可時においては，これまでの許認可実績を踏評価の対象とするプラント状態は，通商産業省「原子力発電所内におけるアクシデントマネジメン
トの整備について」（平成 4 年 7 月）
（以下「AM 要請」という。
）以前の状態とした。

まえて，規制上の担保が得られている対策を基にＰＲＡを実施するものであり，ＰＲＡの前提とな

なお，給復水系による冷却や，外部電源の復旧等，AM 要請以前より運用されている通常の操作・っている設備状況等についてまず整理する必要があり，評価対象を明示すること（例：下図の対応や，ECCS の手動起動等の AM 要請以前より設備の設計方針の前提として考慮され，手順があるも（Ｂ）までの設備について，既許可 ECCS の機能を作動させるための手動起動措置を評価対象とすのについては，重大事故対応を目的として特別に整備したものではないことから，評価対象として含ることはできるが，許認可実績を踏まえてそれぞれ個別の評価対象についての整理が必要。
）。

めることとした。
（事故シーケンスグループ及び重要事故シーケンス等の選定について １.はじめに）

３． レベル１ＰＲＡ
３．１ 内部事象（出力運転時）① 対象とするプラントの説明●設計基準事故対処設備であり，重大事故等の対処に用いる設備（以下「対処設備」という。）等，ＰＲＡ の中で考慮する設備の一覧及び設備の説明①PRA において考慮する緩和機能，系統設備及び系統構成の概要を示した。（1.1.1.a 対象プラン
ト）

別紙 10

ａ．対象プラント「ＰＲＡの説明における参照事項(平成 25 年 9 月 原子力規制庁)」への柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉の PRA の対応状況「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月 原子力規制庁）」の記載内容

柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉

② 停止時のプラント状態の推移（停止時ＰＲＡのみ）③ プラント状態分類（停止時ＰＲＡのみ）●プラント状態分類の考え方②停止時 PRA で記載。
③停止時 PRA で記載。

●プラント状態の分類結果
ｂ．起因事象① 評価対象とした起因事象のリスト，説明及び発生頻度①●起因事象リスト，説明及び発生頻度●国内のプラント異常事象や設備を網羅している資料として原子炉設置許可申請書及び海外の評
価事例（EPRI NP-2230）を分析し，評価対象とした起因事象をリスト化した。（1.1.1.b ①(1) 起因事象の選定 及び 1.1.1.b ① (1) 起因事象の選定）●起因事象の抽出の方法，グループ化している場合にはグループ化の考え方，発生頻度の●同定された起因事象において，プラント応答や必要となる緩和設備等が同等となり，同一のイ

評価方法

ベントツリー及びフォールトツリーで扱える事象をグループ化した。
（1.1.1.b ① (3) 起因事
象のグループ化）●主に国内の運転経験データから得られた起因事象の発生件数と運転実績から発生頻度を評価した。
（1.1.1.b ① (4) 起因事象発生頻度の評価）

別紙 10-2●対象外とした起因事象と，対象外とした理由●同定した起因事象の内，発生の可能性が極めて低い場合，又は発生を仮定してもその影響が限定される場合にはリスク評価上の重要性は低いと考え，評価対象から除外した。（1.1.1.b ①(2) 対象外とした起因事象）

ｃ．成功基準① 成功基準の一覧表①●炉心損傷の定義●炉心損傷は燃料被覆管の最高温度が 1200℃を超える状態に至ることと定義した。（1.1.1.c ①●起因事象ごとの成功基準の一覧表●成功基準の検討に当たっては，プラントの構成・特性（設計情報）や，先行 PRA，既往の安全(1) 炉心損傷の定義）
解析（設置許可申請書）等を参考に，起因事象グループごとにそれぞれの安全機能に対し，成功基準を検討した。
（1.1.1.c ① (2) 起因事象ごとの成功基準の一覧表）●対処設備作動までの余裕時間及び使命時間●MAAP による事故進展解析結果を用いて，各事故シーケンスにおける運転員操作のための時間余裕を設定した。また，緩和設備が要求される安全機能を果たすために必要な運転時間である使命時間については，喪失した設備の復旧や追加の運転員操作が期待できる時間として，24 時間を適用した。
（1.1.1.c ① (3) 対処設備作動までの許容時間 及び 1.1.1.c ① (4) 対処設備

●成功基準設定のために熱水力解析等を実施した場合は使用した解析結果，及び使用したの使命時間）

解析コードの検証性●今回の評価では，概ね既往の設計情報から成功基準を設定しているが，一部の成功基準設定のために実施した事故進展解析には MAAP コードを使用した。MAAP は格納容器を含めたシビアア
クシデントの事象進展を解析可能なコードであり，重大事故等防止対策の有効性評価においても MAAP を使用している。（1.1.1.c ① (5) 熱水力解析等の解析結果及び解析コードの検証性）

ｄ．事故シーケンス① イベントツリー●イベントツリー図①●選定した起因事象に対して，炉心損傷を防止するために必要な安全機能及び安全機能を達成す「ＰＲＡの説明における参照事項(平成 25 年 9 月 原子力規制庁)」への柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉の PRA の対応状況「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月 原子力規制庁）」の記載内容

柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉るために必要な緩和設備や緩和操作を検討し，炉心損傷に至る事故シーケンスを展開した。炉心損傷に至る事故シーケンスを明らかにするために，イベントツリー手法を用いた。（1.1.1.d●ヘディング，事故進展及び最終状態の説明① (1) イベントツリー図）●選定した各起因事象の特徴を踏まえ，ヘディング及び事故進展の説明とイベントツリー作成上●イベントツリー作成上の主要な仮定の主要な仮定を示した。
（1.1.1.d ① (3) 事故シーケンスグループの分類(最終状態の説明)）●イベントツリーによって抽出された炉心損傷事故シーケンスは，炉心損傷防止の緩和機能の喪
失状況，プラントの状態及び緩和系に与える影響によって分類した。
（1.1.1.d ① (2) ヘディ
ング及び事故進展の説明とイベントツリー作成上の主要な仮定）

ｅ．システム信頼性① 評価対象としたシステムとその説明①評価対象としたシステムを，各系統間の従属性も含めて一覧に整理し，システムごとに概要，機●評価対象システム一覧

能，系統図，必要とするサポート系，試験及びシステム信頼性評価上の主要な仮定を示した。

●システムの概要，機能，系統図，必要とするサポート系，試験，システム信頼性評価上（1.1.1.a ① (1) プラントの構成・特性の調査 及び 1.1.1.e ① 評価対象としたシステムとそのの主要な仮定説明）② システム信頼性評価手法

別紙 10-3②システムが機能喪失に至る要因の組合せを網羅的に展開でき，システムのアンアベイラビリティの③ システム信頼性評価の結果●起因事象ごとのシステム信頼性評価結果●主要なミニマルカットセット（ＦＴを用いた場合）定量化が可能である手法として，フォールトツリー法を用いた。
（1.1.1.e ② システム信頼性評価
手法）③システムの信頼性解析モデルをもとに，頂上事象の発生確率を定量化することでシステムの非信頼度を評価した。

④ システム信頼性評価を実施せずに設定した非信頼度とその根拠（1.1.1.e ③ システム信頼性評価の結果）④原子炉停止及び圧力制御に関する故障については，システム信頼性評価を実施せずに設定し，設定した非信頼度とその根拠を示した。（1.1.1.e ④ システム信頼性評価を実施せずに設定した非信頼度とその根拠）ｆ．信頼性パラメータ① 非信頼度を構成する要素と評価式①系統の非信頼度を評価するフォールトツリーの基事象（要素）として，動的機器，静的機器，電源関係の機器，信号系の機器の故障，保守，人的過誤等を用い，故障モード別に状態変更失敗確率や機能維持失敗確率の評価式に基づき非信頼度を評価した。
（1.1.1.f ① 非信頼度を構成する要素と② 機器故障率パラメータの一覧●機器故障率パラメータの設定方法（機器の分類，機器の境界，故障モードの分類等）

評価式）②機器故障率パラメータの設定方法（機器の分類，機器の境界，故障モードの分類等）については，●機器故障率パラメー夕の一覧（故障モード，故障率等）

原子力安全推進協会（旧：日本原子力技術協会）が整備した，「故障件数の不確実さを考慮した国●機器故障率パラメータの不確実さ幅

内一般機器故障率の推定（1982 年度～2002 年度 21 ヵ年）49 基データ」（21 ヵ年データ）を，機器
バウンダリについては 21 ヵ年データが参照している「原子力発電所に関する確率論的安全評価用③ 機器復帰の取扱い方法及び機器復帰失敗確率の機器故障率の算出（1982 年度～1997 年度 16 ヵ年 49 基データ改訂版）」を用いた。（1.1.1.f ②
機器故障率パラメータの一覧）④ 待機除外確率③今回の評価では外部電源の復旧のみを考慮し，その失敗確率を評価した。
（1.1.1.f ③ 機器復帰の取扱い方法及び機器復帰失敗確率）

「ＰＲＡの説明における参照事項(平成 25 年 9 月 原子力規制庁)」への柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉の PRA の対応状況「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月 原子力規制庁）」の記載内容⑤ 共通要因故障の評価方法と共通要因故障パラメータ

柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉
④点検等により発見された故障機器の保守作業に伴う系統の非信頼度（待機除外確率）を考慮した。
（1.1.1.f ④ 待機除外確率）⑤同一又は異なる区分の系統で，多重性を持たせるために用いられる機器については，機器の形式，
運用モード，試験・保守の手順等を考慮して，モデル化すべき共通原因故障機器と故障モードを同定した。共通原因故障のモデル化には MGL 法を用いた。
（1.1.1.f ⑤ 共通原因故障の評価方法と共通原因故障パラメータ）

ｇ．人的過誤① 評価対象とした人的過誤及び評価結果①●人的過誤の評価に用いた手法●人的過誤の発生確率の分析においてはヒューマンエラーハンドブック（NUREG/CR-1278）の●人的過誤の分類， 人的操作に対する許容時間，過誤回復の取扱い●分析対象とする人的過誤の抽出に当たっては，評価対象とする人的過誤を事象発生前と事象発

THERP 手法を用いた。
（1.1.1.g ① (1) 人的過誤の評価に用いた手法）●人的過誤評価結果

生後の人的過誤に分類し，それぞれに対して，プラントの運転，保守，点検等，炉心損傷頻度に有意な影響を及ぼし得る人間のタスクを分析し，タスクを遂行する過程で起こり得る人的過誤を同定し，人的過誤評価結果を示した。事象発生前に関する許容時間は，通常状態であり，別紙 10-4

十分な時間があるため設定しない。事象発生後に関する人的操作に対する許容時間は MAAP による事故進展解析の結果等を考慮して決定し，THERP の標準診断曲線を参照して失敗確率を設定した。また，過誤回復については各人的過誤の特徴を考慮し，過誤回復に期待できるか否かを判断の上，設定した。（1.1.1.g ① (2) 人的過誤の分類及び評価結果 及び 1.1.1.g ① (3)●人的過誤評価に用いた主要な仮定

人的操作に対する許容時間，過誤回復の取り扱い）●人的過誤は THERP 手法に基づいて実施しており，これに加える形での主要な仮定は設定していない。
（1.1.1.g ① (4) 人的過誤の評価に用いた主要な仮定）

h ．炉心損傷頻度① 炉心損傷頻度の算出に用いた方法①本評価では小イベントツリー／大フォールトツリーのモデルを作成し，計算コードには Safety
Watcher を用いて，フォールトツリー結合法による定量化を行った。
（1.1.1.h ① 炉心損傷頻度の② 炉心損傷頻度●全炉心損傷頻度及び主要な事故シーケンスと分析●起因事象別の炉心損傷頻度及び主要な事故シーケンスと分析算出に用いた手法）②全炉心損傷頻度，起因事象別及びプラント損傷状態別の炉心損傷頻度及び主要な事故シーケンスを整理し，結果の分析を行った。
（1.1.1.h ② 炉心損傷頻度）●プラント損傷状態別炉心損傷頻度及び主要な事故シーケンスの分析③ 重要度解析，不確実さ解析及び感度解析③炉心損傷頻度の相対的な割合の確認に際しての参考として，不確実さ解析を実施した。炉心損傷に至る支配的な要因を確認する観点で重要度解析を実施した。また，対象項目として評価結果に影響を及ぼす可能性のある仮定，データ等を選定し感度解析を実施した。
（1.1.1.h ③ 重要度解析，不確実さ解析及び感度解析）
３． レベル１ＰＲＡ
３．１ 内部事象（停止時）ａ．対象プラント「ＰＲＡの説明における参照事項(平成 25 年 9 月 原子力規制庁)」への柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉の PRA の対応状況「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月 原子力規制庁）」の記載内容① 対象とするプラントの説明

柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉
①PRA において考慮する緩和機能，系統設備及び系統構成の概要を示した。（1.1.2.a 対象プラント●設計基準事故対処設備であり，重大事故等の対処に用いる設備（以下「対処設備」とい① 対象とするプラントの説明）う。）等，ＰＲＡ の中で考慮する設備の一覧及び設備の説明② 停止時のプラント状態の推移（停止時ＰＲＡのみ）②評価対象期間における停止時のプラント状態の推移をプラント状態(以下 POS という)ごとに整理し③ プラント状態分類（停止時ＰＲＡのみ）③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た。
（1.1.2.a 対象プラント②停止時のプラント状態の推移）●プラント状態分類の考え方

使用可能性，起因事象及び成功基準に関する類似性によって，評価対象期間を複数の POS に分類し●プラント状態の分類結果た。
（1.1.2.a 対象プラント③プラント状態分類）

ｂ．起因事象① 評価対象とした起因事象のリスト，説明及び発生頻度●起因事象リスト，説明及び発生頻度●起因事象の抽出の方法，グループ化している場合にはグループ化の考え方，発生頻度の評価方法①●評価対象期間において発生し得る異常事象のうち，人的過誤による事象を含めて炉心損傷（燃料損傷）に至る可能性のある異常事象を分析し，POS ごとに起因事象を同定した。同定した炉
心損傷（燃料損傷）に至る可能性のある起因事象のうち除外できない事象を評価する起因事象として選定した。
（1.1.2.b. 起因事象 ① (1) 起因事象の選定方法 及び(3) 選定した起因事

別紙 10-5

象）●体系的な分析の方法として，マスターロジックダイヤグラム，先行停止時レベル 1PRA 及び国内のプラント運転経験等（原子力施設運転管理年報等をもとに調査したトラブル情報）を用いた。事象シナリオの展開が類似しており，同一の緩和機能が必要とされる起因事象をグループ化した。（1.1.2.b. 起因事象 ①(2) 起因事象のグループ化）●対象外とした起因事象と，対象外とした理由●国内の運転経験データから得られた起因事象の発生件数と運転実績及び論理モデルによる信頼性解析から発生頻度を評価した。
（1.1.2.b. 起因事象 ① (5) 起因事象の発生頻度）●同定した起因事象の内，発生の可能性が極めて低い場合，又は発生を仮定してもその影響が限定される場合にはリスク評価上の重要性は低いと考え，評価対象から除外した。
（1.1.2.b. 起
因事象①(4) 起因事象選定の除外）

「ＰＲＡの説明における参照事項(平成 25 年 9 月 原子力規制庁)」への柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉の PRA の対応状況「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月 原子力規制庁）」の記載内容

柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉

ｃ．成功基準① 成功基準の一覧表①●炉心損傷の定義●炉心損傷（燃料損傷）の判定条件を“燃料集合体の露出”とした。（1.1.2.c. 成功基準 ①(1)

●起因事象ごとの成功基準の一覧表

炉心損傷判定条件）●炉心損傷（燃料損傷）を防止するために必要な安全機能を同定し，当該機能として期待できる●対処設備作動までの余裕時間及び使命時間

緩和設備に対して，各起因事象における成功基準を設定し，一覧表に整理した。
（1.1.2.c. 成
功基準 ①(2) 各安全機能の成功基準）●炉心損傷（燃料損傷）防止のために必要な操作や緩和設備の動作までの余裕時間について，除熱機能を喪失した場合の余裕時間である短期余裕時間と長期余裕時間，冷却材流出事象が発生した場合の余裕時間をそれぞれ設定した。また，緩和設備が要求される安全機能を果たすため●成功基準設定のために熱水力解析等を実施した場合は使用した解析結果，及び使用したに必要な運転時間である使命時間については，喪失した設備の復旧や追加の運転員操作が期待

解析コードの検証性できる時間として，24 時間を適用した。
（1.1.2.c. 成功基準 ①(3) 対処設備作動までの余裕
時間及び使命時間）●本評価において，熱水力学解析等は実施していない。
（1.1.2.c. 成功基準 ①(4) 熱水力解析
等の解析結果，及び解析コードの検証性）

別紙 10-6

ｄ．事故シーケンス① イベントツリー●イベントツリー図①●選定した起因事象に対して，炉心損傷（燃料損傷）を防止するために必要な安全機能及び安全●ヘディング，事故進展及び最終状態の説明

機能を達成するために必要な緩和設備や緩和操作を検討し，炉心損傷（燃料損傷）に至る事故●イベントツリー作成上の主要な仮定

シーケンスを展開した。炉心損傷（燃料損傷）に至る事故シーケンスを明らかにするために，
イベントツリー手法を用いた。
（1.1.2.d. 事故シーケンス）●選定した各起因事象の特徴を踏まえ，ヘディング及び事故進展の説明とイベントツリー作成上の主要な仮定を示した。
（1.1.2.d. 事故シーケンス）●展開した事故シーケンスの最終状態を炉心損傷（燃料損傷）状態又は成功状態のいずれかに分類した。（1.1.2.d. 事故シーケンス）

「ＰＲＡの説明における参照事項(平成 25 年 9 月 原子力規制庁)」への柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉の PRA の対応状況「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月 原子力規制庁）」の記載内容

柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉

ｅ．システム信頼性① 評価対象としたシステムとその説明●評価対象システム一覧●システムの概要，機能，系統図，必要とするサポート系，試験，システム信頼性評価上①評価対象としたシステムを，各系統間の従属性も含めて一覧に整理し，システムごとに概要，機能，系統図，必要とするサポート系，試験及びシステム信頼性評価上の主要な仮定を示した。
（1.1.2.e. システム信頼性① 評価対象としたシステムとその説明）の主要な仮定②システムが機能喪失に至る要因の組合せを網羅的に展開でき，システムのアンアベイラビリティの② システム信頼性評価手法

定量化が可能である手法として，フォールトツリー法を用いた。（1.1.2.e. システム信頼性② シ
ステム信頼性評価手法）③システムの信頼性解析モデルをもとに，頂上事象の発生確率を定量化することでシステムの非信頼③ システム信頼性評価の結果度を評価した。（1.1.2.e. システム信頼性③ システム信頼性評価の結果）●起因事象ごとのシステム信頼性評価結果●主要なミニマルカットセット（ＦＴを用いた場合）④ システム信頼性評価を実施せずに設定した非信頼度とその根拠④イベントツリーのヘディングに対応するシステムの信頼性モデルの中で，CRD 点検（交換），LPRM
点検（交換）及び RIP 点検時における冷却材流出の認知失敗については，システム信頼性評価を実施せずに設定したが，非信頼度とその根拠を示した。（1.1.2.e. システム信頼性④ システム信頼性評価を実施せずに設定した非信頼度とその根拠）

別紙 10-7

ｆ．信頼性パラメータ① 非信頼度を構成する要素と評価式①系統の非信頼度を評価するフォールトツリーの基事象（要素）として，動的機器，静的機器，電源関係の機器，信号系の機器の故障，保守，人的過誤等を用い，故障モード別に状態変更失敗確率や機能維持失敗確率の評価式に基づき非信頼度を評価した。
（1.1.2.f. 信頼性パラメータ① 非信頼度を構成する要素と評価式）② 機器故障率パラメータの一覧②機器故障率パラメータの設定方法（機器の分類，機器の境界，故障モードの分類等）については，●機器故障率パラメータの設定方法（機器の分類，機器の境界，故障モードの分類等）

原子力安全推進協会（旧：日本原子力技術協会）が整備した，「故障件数の不確実さを考慮した国●機器故障率パラメー夕の一覧（故障モード，故障率等）

内一般機器故障率の推定（1982 年度～2002 年度 21 ヵ年）49 基データ」（21 ヵ年データ）を，機器●機器故障率パラメータの不確実さ幅

バウンダリについては 21 ヵ年データが参照している「原子力発電所に関する確率論的安全評価用の機器故障率の算出（1982 年度～1997 年度 16 ヵ年 49 基データ改訂版）」を用いた。
（1.1.2.f. 信
頼性パラメータ②機器故障率パラメータの一覧）③ 機器復帰の取扱い方法及び機器復帰失敗確率③今回の評価では外部電源，非常用ディーゼル発電機及び注水系統復旧を考慮し，その失敗確率を評価した。（1.1.2.f. 信頼性パラメータ③ 機器復帰(復旧)の取扱い方法及び機器復帰(復旧)失敗確④ 待機除外確率率）④定期検査期間中は計画的に機器を点検することから，機器の待機除外状態は，プラント状態の分類⑤共通要因故障の評価方法と共通要因故障パラメータの中で直接考慮した。（1.1.2.f. 信頼性パラメータ④ 待機除外確率）⑤同一又は異なる区分の系統で，多重性を持たせるために用いられる機器については，機器の形式，
運用モード，試験・保守の手順等を考慮して，モデル化すべき共通原因故障機器と故障モードを同定した。共通原因故障のモデル化には MGL 法を用いた。（1.1.2.f. 信頼性パラメータ⑤ 共通要因
故障の評価方法と共通要因故障パラメータ）

「ＰＲＡの説明における参照事項(平成 25 年 9 月 原子力規制庁)」への柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉の PRA の対応状況「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月 原子力規制庁）」の記載内容

柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉

ｇ．人的過誤① 評価対象とした人的過誤及び評価結果①●人的過誤の評価に用いた手法●人的過誤の発生確率の分析においてはヒューマンエラーハンドブック(NUREG/CR-1278)の THERP●人的過誤の分類， 人的操作に対する許容時間，過誤回復の取扱い●分析対象とする人的過誤の抽出に当たっては，評価対象とする人的過誤を事象発生前と事象発手法を用いた。（1.1.2.g. 人的過誤① (1) 人的過誤の評価に用いた手法）●人的過誤評価結果

生後の人的過誤に分類し，それぞれに対して，プラントの運転，保守，点検等，炉心損傷頻度に有意な影響を及ぼし得る人間のタスクを分析し，タスクを遂行する過程で起こり得る人的過誤を同定し，人的過誤評価結果を示した。事象発生前に関する許容時間は，通常状態であり，十分な時間があるため設定しない。事象発生後に関する人的操作に対する許容時間は余裕時間から決定し，THERP の標準診断曲線を参照して失敗確率を設定した。また，過誤回復について
は各人的過誤の特徴を考慮し，過誤回復に期待できるか否かを判断の上，設定した。
（1.1.2.g. 人的過誤① (2) 人的過誤の分類及び評価結果 及び (3) 人的操作に対する許容時●人的過誤評価に用いた主要な仮定

間，過誤回復の取り扱い）●イベントツリーのヘディングに対応するシステムの信頼性モデルの中で，人的過誤評価に用いた主要な仮定として，CRD 点検（交換），LPRM 点検（交換）及び RIP 点検時における冷却材流出

別紙 10-8の認知失敗確率に極めて小さい値を設定した。（1.1.2.g. 人的過誤①(4) 人的過誤の評価に用いた主要な仮定）ｈ．炉心損傷頻度① 炉心損傷頻度の算出に用いた方法①本評価では小イベントツリー／大フォールトツリーのモデルを作成し，計算コードには Safety
Watcher を用いて，フォールトツリー結合法による定量化を行った。
（1.1.2.h 炉心損傷頻度① 炉
心損傷頻度の算出に用いた手法）② 炉心損傷頻度②全炉心損傷頻度，起因事象別の炉心損傷頻度及び主要な事故シーケンスを整理し，結果の分析を行●全炉心損傷頻度及び主要な事故シーケンスと分析った。プラント損傷状態別炉心損傷頻度は停止時 PRA では不要であるため，評価を省略した。

●起因事象別の炉心損傷頻度及び主要な事故シーケンスと分析（1.1.2.h 炉心損傷頻度② 炉心損傷頻度）●プラント損傷状態別炉心損傷頻度及び主要な事故シーケンスの分析③ 重要度解析，不確実さ解析及び感度解析③PRA 結果の活用目的である事故シーケンスグループ等の選定に係る炉心損傷頻度の相対的な割合の確認に際しての参考として不確実さ解析を実施した。炉心損傷（燃料損傷）に至る支配的な要因を確認する観点で重要度解析を実施した。また，対象項目として評価結果に影響を及ぼす可能性のある仮定，データ等を選定し感度解析を実施した。
（1.1.2.h 炉心損傷頻度③ 重要度解析，不確実さ
解析及び感度解析）

３．２ 外部事象（地震）ａ．対象プラントと事故シナリオ① 対象とするプラントの説明①内部事象出力運転時レベル 1PRA で収集したプラントの基本的な情報（設計情報，運転・保守管理●地震ＰＲＡの中で考慮する設備の一覧及び設備の説明情報等）に加え，地震レベル 1PRA を実施するために，プラントの耐震設計や機器配置といった地●ウォークダウン実施の有無とウォークダウンの結果

震固有に考慮すべき関連情報を追加で収集・分析した。
また，机上検討において十分確認ができないプラント情報を取得すること，及び地震時の事故シ

「ＰＲＡの説明における参照事項(平成 25 年 9 月 原子力規制庁)」への柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉の PRA の対応状況「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月 原子力規制庁）」の記載内容

柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉
ーケンスの妥当性を確認することを目的として，地震 PRA の観点からリスク上重要な建屋・構築
物，機器を対象にプラントウォークダウンを実施し，主に以下の観点にてフラジリティ評価及びシステム評価において新たに考慮する事項がないことの確認を実施した。
・耐震安全性の確認
・地震による二次的影響の確認（1.2.1.a 対象プラントと事故シナリオ①対象とするプラントの説明）② 地震により炉心損傷に至る事故シナリオと分析②重要な建屋・構築物，機器の損傷により炉心損傷に直結する事故シナリオだけでなく，安全機能へ●事故シナリオの分析・選定とスクリーニングの説明の間接的な影響による事故シナリオも広範囲に分析した。選定した事故シナリオのうち，安全機能●事故シナリオと起因事象の分析結果への間接的影響，余震による地震動の安全機能への影響，経年変化を考慮した場合の影響を考慮し●建物・機器リストの作成結果た事故シナリオについてはスクリーニングを行った結果から，事故シーケンス評価の対象となる起因事象を以下のとおり抽出した。
・建屋・構築物の損傷（原子炉建屋（R/B））
・建屋・構築物の損傷（原子炉圧力容器・格納容器（RPV・PCV））
・格納容器バイパス事象
・原子炉冷却材圧力バウンダリ喪失

別紙 10-9・計測・制御系喪失
・直流電源喪失
・原子炉補機冷却系喪失
・交流電源喪失
・外部電源喪失・過渡事象
また，起因事象の要因となる機器及び起因事象が発生した場合の緩和設備に係る建屋・構築物，機器を抽出し，地震 PRA で対象となる建屋・機器リストを作成した。
（1.2.1.a 対象プラントと事故シナリオ②地震により炉心損傷に至る事故シナリオと分析）
ｂ．地震ハザード① 地震ハザード評価の方法●新規制基準（地震，津波）にて策定された基準地震動の超過確率の算出に用いた地震ハ①「原子力発電所の地震を起因とした確率論的安全性評価実施基準：2007」の方法に基づき評価した。（1.2.1.b 確率論的地震ハザード①確率論的地震ハザード評価の方法）

ザード評価に用いた手法の説明② 地震ハザード評価に当たっての主要な仮定●震源モデル，地震動伝播モデルの設定と各モデルの設定根拠及び不確実さ要因の分析結果の説明●不確実さ要因の分析結果に基づいて作成したロジックツリーの明示とロジックツリーの
各分岐において設定した重みの根拠の説明②サイトから 30km 程度の範囲内の活断層は，地質調査結果による見解に基づく基準地震動の策定上の評価に準じてモデル化を行った。サイトから 30km 程度以遠の活断層については，地震調査研究推進本部（2012）に基づいてモデル化を行った。また，敷地への影響が大きい活断層については，
ロジックツリーにおいて連動を考慮した。日本海東縁部の特定震源モデルについては，地震調査研
究推進本部（2009）に基づいてモデル化を行った。また，津波評価で考慮している地震についても考慮した。領域震源モデルについては，垣見・他（2003）の領域区分を参照して，サイトから半径150km 以内の領域を対象とした。敷地に近い領域については，地震動特性を踏まえ，海域と陸域で領域分けを行った。さらに，基準地震動策定における地質調査の内容を考慮して，敷地から半径

「ＰＲＡの説明における参照事項(平成 25 年 9 月 原子力規制庁)」への柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉の PRA の対応状況「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月 原子力規制庁）」の記載内容

柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉
30km 以内の領域を設定した。各領域の最大マグニチュードは領域内の過去の地震の最大値をもとに設定することを基本とし，ロジックツリーにおいて島崎（2009）の知見を考慮した。
地震動伝播モデルとしては Noda et al.(2002)による距離減衰式を用いた。また，ロジックツリーにおいて観測記録に基づく補正の有無を考慮した。
ロジックツリーの作成では，震源モデル及び地震動伝播モデルの設定において，選定した認識論
的不確かさ要因から確率論的地震ハザード評価に大きな影響を及ぼす要因を選定した。特に敷地に影響を及ぼすと考えられる活断層の連動については，詳細なロジックツリーに展開し評価した。
（1.2.1.b 確率論的地震ハザード②確率論的地震ハザード評価に当たっての主要な仮定）③ 地震ハザード評価結果●作成したロジックツリーを用いた地震ハザード曲線群の算出と，各ハザード曲線群から求めた信頼度別ハザード曲線や平均ハザード曲線の説明●地震ハザード評価結果に基づくフラジリティ評価用地震動の作成方法の説明③上記により平均地震ハザード曲線及びフラクタイル地震ハザード曲線を作成した。また，基準地震動の応答スペクトルと年超過確率ごとの一様ハザードスペクトルを比較した。フラジリティ評価用
地震動は，平均値評価による 10-4，10-5 の一様ハザードスペクトル形状を比較し，相似形になることを確認した上で，それらを包絡するスペクトルを目標スペクトルとして模擬地震波を作成した。
経時特性を基準地震動の策定と同様に Noda et al.(2002)に基づき地震規模 M=8.1，等価震源距離

別紙 10-10

Xeq=25km として設定した。
（1.2.1.b 確率論的地震ハザード③確率論的地震ハザード評価結果）
ｃ．建屋・機器のフラジリティ① 評価対象と損傷モードの設定①～⑥② フラジリティの評価方法の選択

以下の手順でフラジリティ評価を実施した。

③ フラジリティ評価上の主要な仮定（不確実さの設定，応答係数等）・評価対象と損傷モードの設定④ フラジリティ評価における耐力情報

・評価方法の選択●評価部位，損傷モード及びその耐力値と確率分布

・現実的耐力の評価●評価部位の材料と温度【構造損傷の場合】

・現実的応答の評価●機能限界値の諸元【機能損傷の場合】

・フラジリティの評価⑤ フラジリティ評価における応答情報●評価部位，損傷モード及びその応答値と確率分布

建屋フラジリティは現実的耐力と現実的応答による方法（応答解析に基づく方法），機器フラジリテ●基準地震動による地震力で発生する評価部位の応答とその他の荷重条件による評価部位

ィは耐力係数と応答係数による方法（安全係数法）を評価手法として採用した。

の応答の内訳【構造損傷の場合】●基準地震動による地震力で発生する評価部位の応答【機能損傷の場合】⑥ 建物・機器のフラジリティ評価結果

また，各機器に対する耐震計算結果・加振試験結果・文献値等をもとに，現実的耐力・応答を評価してフラジリティを算出した。なお，構造損傷に関する評価では，各部位及び各評価応力の種類の中か
ら，耐震性評価上厳しいものに着目しフラジリティ評価を実施した。（1.2.1.c-1 建屋のフラジリテ
ィ，c-2 建屋・構築物の損傷に係わる基礎地盤のフラジリティ，及び c-3 機器のフラジリティ）

ｄ．事故シーケンス（１）起因事象① 評価対象とした起因事象のリスト，説明及び発生頻度（１）①地震時特有の要因による分類を踏まえた地震 PRA における起因事象は以下のとおりである。

●地震により誘発される起因事象の選定方法とその結果・建屋・構築物の損傷（R/B）●グループ化している場合にはグループ化の考え方，発生頻度の評価方法

・建屋・構築物の損傷（RPV・PCV）●対象外とした起因事象と，対象外とした理由

・格納容器バイパス事象

「ＰＲＡの説明における参照事項(平成 25 年 9 月 原子力規制庁)」への柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉の PRA の対応状況「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月 原子力規制庁）」の記載内容

柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉

●地震固有の事象とその取扱い

・原子炉冷却材圧力バウンダリ喪失
・計測・制御系喪失
・直流電源喪失
・原子炉補機冷却系喪失（全交流動力電源喪失（RCW・RSW 損傷））
・交流電源喪失（全交流動力電源喪失（非常用ディーゼル発電機損傷））
・外部電源喪失・過渡事象② 階層イベントツリーとその説明●起因事象の階層化の考え方，イベントツリーとその説明（２）成功基準① 成功基準の一覧②階層イベントツリーは，起因事象が発生した時の炉心損傷への影響が大きい順に並べ，これらをヘディングとした。
（1.2.1.d 事故シーケンス①起因事象）（２）①起因事象の発生原因（内的要因か地震要因か）が成功基準の設定に直接関係しないと考えられるこ

別紙 10-11●起因事象ごとの成功基準とから，内的事象レベル 1PRA をベースに成功基準を設定した。

●炉心損傷の定義

使命時間については，内的事象レベル 1PRA では 24 時間と設定しているのに対し，地震 PRA では，●対処設備作動までの余裕時間及び使命時間

機能喪失した設備の修復，及びサイト内，サイト外からの支援に時間を要することが想定され，こ●成功基準設定のために熱水力解析等を実施した場合は使用した解析結果，及び使用したれらの修復，支援が可能となるまでの時間として 72 時間を設定した。
（1.2.1.d 事故シーケンス②

解析コードの検証性

成功基準）（３）事故シーケンス① イベントツリー●イベントツリー図（３）①起因事象の階層イベントツリーと炉心損傷直結事象以外の起因事象に対して，緩和系の状態を表す●ヘディング，事故進展及び最終状態

イベントツリーを作成した。イベントツリーの展開方法には小イベントツリー／大フォールトツリ●イベントツリー作成上の主要な仮定

ー法を用いた。（1.2.1.d 事故シーケンス③事故シーケンス）（４）システム信頼性① 評価対象としたシステムとその説明●評価対象システム一覧（４）①評価対象システムの各系統の情報や依存性については内的事象レベル 1PRA と同等であるが，それ●系統図，必要とするサポート系，試験，システム信頼性評価上の主要な仮定

ぞれについて地震における故障の分析を行い，起因事象に係るフォールトツリー及び緩和系に係る●Ｂ及びＣクラス機器の取扱い

フォールトツリーを作成した。フォールトツリーのモデル化に当たっては，内的事象レベル 1PRAのフォールトツリーをベースとし，既に考慮されている機器故障，人的過誤等に加えて，地震による動的機器や電気的機器の損傷を基事象としてフォールトツリーに追加した。さらに地震時特有の建屋・構築物，大型機器の損傷も基事象としてフォールトツリーに追加した。
常用系の耐震クラスが低い給水系，復水系及び PCS は緩和系として期待しない。また，地震動に対する現実的耐力が極端に小さい給水建屋，純水タンク及びろ過水タンクについてフラジリティ② 機器損傷に関する機器間の相関の取扱い評価を実施していないため，地震時には使用不可能と想定した。
②相関性が考えられる全ての構造物，系統，又は機器に対する本評価モデルにおける相関性の取扱い③ システム信頼性評価結果●起因事象ごとのシステム信頼性評価結果●主要なミニマルカットセット（ＦＴを用いた場合）は，同一系統での同種の機器間において損傷の完全相関（完全従属）を仮定する方法を採用した。
③フォールトツリーごとにミニマルカットセットを抽出する方法ではなく，全てのフォールトツリー
に対する論理及び基事象のチェックや主要な事故シーケンスにおけるミニマルカットセット抽出に

「ＰＲＡの説明における参照事項(平成 25 年 9 月 原子力規制庁)」への柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉の PRA の対応状況「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月 原子力規制庁）」の記載内容④ システム信頼性評価を実施せずに設定した非信頼度とその根拠

柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉
よる従属性を考慮した俯瞰的なレビュー等により，フォールトツリーの論理モデルの妥当性を確認した。

（５）人的過誤① 評価対象とした人的過誤及び評価結果④本評価では，システム信頼性評価を実施せずに設定した非信頼度はない。
（1.2.1.d 事故シーケンス④システム信頼性）●人的過誤の評価に用いた手法（５）●人的過誤の分類，人的操作に対する許容時間，過誤回復の取扱い①地震発生後の運転員操作に対する人間信頼性解析手法には，内的事象レベル 1PRA で採用している●人的過誤評価用いた主要な仮定

THERP 手法（NUREG/CR-1278）を採用した。中央制御室操作について，地震発生後の混乱に伴う高●人的過誤評価結果

ストレス状態は，運転員操作の阻害要因となることから，地震発生後の比較的短時間（地震発生後数時間以内）での運転員操作の定量化においては，地震発生後の混乱に伴う高ストレス状態を仮定した。現場操作については，本評価では，AM 策で実施した各対策については評価対象外としてい（６）炉心損傷頻度① 炉心損傷頻度の算出に用いた方法

るため，地震発生後の AM 策に係る現場操作は期待していない。
（1.2.1.d 事故シーケンス⑤人的過誤）（６）② 炉心損傷頻度結果

別紙 10-12●全炉心損傷頻度及び主要な事故シーケンスと分析●起因事象別の炉心損傷頻度及び主要な事故シーケンスと分析①事故シーケンスの定量化手法にはフォールトツリー結合法を用いた。計算コードは，内部事象と同様のコード（Safety Watcher）を用いた。
②起因事象別の炉心損傷頻度，炉心損傷シーケンス別の炉心損傷頻度及び加速度区分別の炉心損傷頻●プラント損傷状態別炉心損傷頻度及び主要な事故シーケンスと分析度を算出し，主要な事故シーケンスを確認した。

●地震加速度と炉心損傷頻度の関係とその分析

なお，地震レベル 1.5PRA は今回実施しないため，プラント損傷状態別の分析評価は行っていな③ 重要度解析，不確実さ解析及び感度解析

い。

③PRA 結果の活用目的である事故シーケンスグループ等の選定に係る炉心損傷頻度の相対的な割合の確認に際しての参考として不確実さ解析を実施した。炉心損傷に至る支配的な要因を確認する観点で重要度解析を実施した。また，対象項目として評価結果に影響を及ぼす可能性のある仮定，デー
タ等を選定し感度解析を実施した。
（1.2.1.d 事故シーケンス⑥炉心損傷頻度）
３．２ 外部事象（津波）ａ．対象プラントと事故シナリオ① 対象とするプラントの説明①内部事象出力運転時レベル 1PRA で収集したプラントの基本的な情報（設計情報，運転・保守管理●津波ＰＲＡの中で考慮する設備の一覧及び設備の説明情報等）に加え，津波レベル 1PRA を実施するために，プラントの耐津波設計や機器配置といった●ウォークダウン実施の有無とウォークダウンの結果

津波固有に考慮すべき関連情報を追加で収集・分析した。
また，机上検討では確認が難しいプラント情報の取得及び検討したシナリオの妥当性確認のため，
主に以下の観点でプラントウォークダウンを実施し，対象機器及び開口部（貫通部）等について，図面との相違や過不足等がないことを確認した。
・津波影響
・間接的影響の有無

「ＰＲＡの説明における参照事項(平成 25 年 9 月 原子力規制庁)」への柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉の PRA の対応状況「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月 原子力規制庁）」の記載内容

柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉・津波伝播経路及び建屋開口部（貫通部）（1.2.2.a 対象プラントと事故シナリオ①対象とするプラントの説明）② 津波により炉心損傷に至る事故シナリオと分析②津波 PRA 学会標準を参考に津波による影響を，直接的な被災による事故シナリオと間接的な被災に●事故シナリオの分析・選定とスクリーニングの説明よる事故シナリオに区別して分析し，津波により誘発される起因事象を分析し，以下のとおり選定●事故シナリオと起因事象の分析結果した。

●建物・機器リストの作成結果

・外部電源喪失
・直流電源喪失・全交流動力電源喪失
・最終ヒートシンク喪失（原子炉補機冷却系機能喪失）
・過渡事象（全給水機能喪失等）
また，津波による損傷によりプラントに影響を及ぼす機器を考慮し，建屋・機器リストを作成した。
（1.2.2.a 対象プラントと事故シナリオ②津波により炉心損傷に至る事故シナリオと分析）

ｂ．津波ハザード

別紙 10-13① 津波ハザード評価の方法●新規制基準（地震，津波）にて策定された基準津波の超過確率の算出に用いた津波ハザード評価に用いた手法の説明①確率論的津波ハザードの検討に当たっては，地震による津波を検討対象とし，解析手順については「原子力発電所に対する津波を起因とした確率論的リスク評価に関する実施基準：2011」及び「確率論的津波ハザード解析の方法(土木学会，2011)」に基づき評価した。（1.2.2.b 確率論的津波ハ
ザード①確率論的津波ハザード評価の方法）② 津波ハザード評価に当たっての主要な仮定●津波発生モデル，津波伝播モデルの設定と各モデルの設定根拠及び不確実さ要因の分析
結果の説明●不確実さ要因の分析結果に基づいて作成したロジックツリーの明示とロジックツリーの
各分岐において設定した重みの根拠の説明②認識論的不確かさとして，地震規模，平均発生間隔，波源のモデル化等を考慮した。偶然的不確かさとして，津波水位のばらつきの分布を対数正規分布として考慮した。ロジックツリー及び分岐の重みについては，2011 年東北地方太平洋沖地震後の知見を反映して設定した。津波伝播の数値シ
ミュレーションは，基準津波の評価と同じ手法を用いて検討を実施した。（1.2.2.b 確率論的津波
ハザード①確率論的津波ハザード評価の方法 及び②確率論的津波水位評価の概要）③ロジックツリーをもとに津波ハザード曲線（フラクタイルハザード曲線）を算定した。最高水位・③ 津波ハザード評価結果●作成したロジックツリーを用いた津波ハザード曲線群の算出と，各ハザード曲線群から

最低水位の年超過確率はいずれも 10-4～10-5 程度である。（1.2.2.b 確率論的津波ハザード③津波ハ
ザード曲線の評価結果）

求めた信頼度別ハザード曲線や平均ハザード曲線の説明●津波ハザード評価結果に基づくフラジリティ評価用津波水位変動の作成方法の説明
ｃ．建屋・機器のフラジリティ① 評価対象と損傷モードの設定①プラント情報の収集・分析で得られた建屋・機器フラジリティ評価関連情報と事故シナリオの検討において抽出された建屋・機器リストに基づき，起因事象及び緩和系に着目して評価対象とする建屋・機器を設定した。次に，対象とする建屋・機器が津波によって機能喪失に至る影響モードを検討した。その結果，動的・電気的な機器の「被水・没水」による損傷を評価対象として抽出した。
（1.2.2.c 建屋・機器のフラジリティ①評価対象と損傷モードの設定）② フラジリティの評価方法の選択③ フラジリティ評価上の主要な仮定（不確実さの設定，応答係数等）②～⑥
動的・電気的な機器に対する「被水・没水」の損傷モードでは，海水が各機器の設置高さに到達

「ＰＲＡの説明における参照事項(平成 25 年 9 月 原子力規制庁)」への柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉の PRA の対応状況「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月 原子力規制庁）」の記載内容④ フラジリティ評価における耐力情報

柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉
した時点で，当該機器が確率 1 で損傷すると仮定した。津波の高さが，建屋の浸水口高さと機器●評価部位，損傷モード及びその耐力値と確率分布の設置高さのいずれよりも高い場合に「被水・没水」するとした。（1.2.2.c 建屋・機器のフラ●評価部位の材料と温度【構造損傷の場合】

ジリティ②フラジリティ評価について）●機能限界値の諸元【機能損傷の場合】⑤ フラジリティ評価における応答情報●評価部位，損傷モード及びその応答値と確率分布●基準津波による波力等で発生する評価部位の応答とその他の荷重条件による評価部位の応答の内訳【構造損傷の場合】●基準津波による津波水位変動で被水・没水する評価部位の状況【機能損傷の場合】⑥ 建物・機器のフラジリティ評価結果
ｄ．事故シーケンス（１）起因事象① 評価対象とした起因事象のリスト，説明及び発生頻度（１）①津波 PRA では以下の起因事象を抽出した。

別紙 10-14●津波により誘発される起因事象の選定方法とその結果

・外部電源喪失（12m≦x）（12m は低起動変圧器の設置高さ）●グループ化している場合にはグループ化の考え方，発生頻度の評価方法

・直流電源喪失（6.5m≦x）●対象外とした起因事象と，対象外とした理由

・全交流動力電源喪失（4.8m≦x）●津波固有の事象とその取扱い

・最終ヒートシンク喪失（原子炉補機冷却系機能喪失）（4.2m≦x(7 号炉)，4.4m≦x(6 号炉)）・過渡事象（全給水機能喪失等）（3.5m≦x）
なお，上記の起因事象を発生させる各機器は，各々の損傷高さまで浸水した時点で，確率 1 で機能喪失すると評価していることから，起因事象発生頻度は各機器の損傷が起因事象となる津波が② 階層イベントツリーとその説明●起因事象の階層化の考え方，イベントツリーとその説明発生する範囲の年超過頻度と同じとなる。
②本評価では，津波高さに応じて発生する起因事象が変化することから，津波高さの順に起因事象を並べたイベントツリーを作成した。

（２）成功基準① 成功基準の一覧●起因事象ごとの成功基準（1.2.2.d 事故シーケンス(1)起因事象）（２）①炉心損傷防止の成功基準は，内部事象 PRA と津波 PRA での相違がないため，基本的に内部事象 PRA●炉心損傷の定義で設定した成功基準（過渡事象・手動停止）を用いた。

●対処設備作動までの余裕時間及び使命時間

また，福島第一及び第二原子力発電所における被災直後の対応も踏まえて，被災直後はプラント周●成功基準設定のために熱水力解析等を実施した場合は使用した解析結果，及び使用した

辺のアクセス性が悪化すること等を考慮し，外部支援等に期待可能となるまでの時間として，使命

解析コードの検証性

時間は 72 時間とした。（1.2.2.d 事故シーケンス(2)成功基準）（３）事故シーケンス① イベントツリー●イベントツリー図（３）①起因事象の発生要因は津波と内的事象では異なるが，起因事象発生後の緩和設備は内部事象と同様●ヘディング，事故進展及び最終状態の設備に期待した。そのため，内部事象のイベントツリーをもとに，前述の成功基準を考慮してイ●イベントツリー作成上の主要な仮定

ベントツリーを作成した。
（1.2.2.d 事故シーケンス(3)事故シーケンス）

「ＰＲＡの説明における参照事項(平成 25 年 9 月 原子力規制庁)」への柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉の PRA の対応状況「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月 原子力規制庁）」の記載内容

柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉

（４）システム信頼性① 評価対象としたシステムとその説明●評価対象システム一覧（４）①内部事象 PRA に際してまとめた情報や，津波による機器ごとの損傷モードとプラントへの影響を整●系統図，必要とするサポート系，試験，システム信頼性評価上の主要な仮定

理して作成した建屋・機器リストを用い，評価対象範囲を明確にした。各系統の情報や依存性は内●Ｂ及びＣクラス機器の取扱い

部事象 PRA と同じである。

② 機器損傷に関する機器間の相関の取扱い②機器間の相関について，系統間の従属性の取り扱いは内部事象レベル 1PRA と同様とした。また，
津波の影響については，建物内に浸水した場合，フロア全体が一様な深さで浸水し当該フロアの機③ システム信頼性評価結果●起因事象ごとのシステム信頼性評価結果●主要なミニマルカットセット（ＦＴを用いた場合）

器は全て機能喪失するとした。
③システムの非信頼度は，内部事象レベル 1PRA と同様の評価を用いた。
本評価では，機器の機能喪失の原因のほとんどが「被水・没水」である。仮にミニマルカットセットを抽出しても，各機器の機能喪失の原因は建屋への浸水経路に依存することとなる。即ち，建屋④ システム信頼性評価を実施せずに設定した非信頼度とその根拠への浸水経路に止水等の対策を施すことによって炉心損傷を防止できることが明らかである。このため，MCS は抽出しない。

別紙 10-15④最終ヒートシンク喪失時の高圧注水（RCIC）については，水没又はタービン排気圧高あるいは，直（５）人的過誤① 評価対象とした人的過誤及び評価結果

流電源の枯渇による RCIC タービントリップによって機能喪失に至るものと考え，当該ヘディングの失敗確率を 1 として評価した。
（1.2.2.d 事故シーケンス(4)システム信頼性）●人的過誤の評価に用いた手法（５）●人的過誤の分類，人的操作に対する許容時間，過誤回復の取扱い①本評価においては，人的過誤の要素を考慮するヘディングが存在しない。（1.2.2.d 事故シーケン●人的過誤評価用いた主要な仮定

ス(5)人的過誤）●人的過誤評価結果（６）炉心損傷頻度① 炉心損傷頻度の算出に用いた方法② 炉心損傷頻度結果●全炉心損傷頻度及び主要な事故シーケンスと分析●起因事象別の炉心損傷頻度及び主要な事故シーケンスと分析●プラント損傷状態別炉心損傷頻度及び主要な事故シーケンスと分析③ 重要度解析，不確実さ解析及び感度解析（６）①事故シーケンスの定量化手法にはフォールトツリー結合法を用いた。計算コードは，内部事象と同様のコード（Safety Watcher）を用いた。
②津波シナリオ区分ごとの炉心損傷頻度，起因事象別の炉心損傷頻度及び事故シーケンスグループ別の炉心損傷頻度を算出し，主要な事故シーケンスを確認した。
なお，津波レベル 1.5PRA は今回実施しないため，プラント損傷状態別の分析評価は行っていな
い。
③PRA 結果の活用目的である事故シーケンスグループ等の選定に係る炉心損傷頻度の相対的な割合の確認に際しての参考として不確実さ解析を実施した。また，対象項目として評価結果に影響を及ぼす可能性のある仮定，データ等を選定し感度解析を実施した。
重要度解析は，各基事象の炉心損傷頻度やシステムの非信頼度への寄与を評価する手法であるが，緩和系の機能喪失の原因は T/B のマンホールから津波が浸水することによる「被水・没水」であり，有効な対策はマンホールの止水対策となるため，機器の重要度に関係ないものとなる。そのた「ＰＲＡの説明における参照事項(平成 25 年 9 月 原子力規制庁)」への柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉の PRA の対応状況「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月 原子力規制庁）」の記載内容

柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉
め重要度解析は実施しない。
（1.2.2.d 事故シーケンス(6)炉心損傷頻度）

４．レベル１．５ＰＲＡ
４．１ 内部事象
ａ．プラントの構成・特性① 対象プラントに関する説明●機器・系統配置，形状・設備容量，事故への対処操作，燃料及びデブリの移動経路など①対象プラントの機器･系統の配置，形状･設備容量，事故の緩和操作，燃料及び溶融炉心(デブリ)の移動経路を整理した。（2.1.1.a プラントの構成・特性）

ｂ．プラント損傷状態の分類及び発生頻度① プラント損傷状態の一覧①②●プラント損傷状態の考え方

内部事象出力運転時レベル 1PRA で得られた炉心損傷に至るすべての事故シーケンスについて，事●プラント損傷状態の一覧

象の進展及び緩和操作の類似性からプラント損傷状態(PDS)を定義し，PDS の分類及び発生頻度を●レベル１の事故シーケンスに対するプラント損傷状態の分類結果評価した。
（2.1.1.b プラント損傷状態の分類及び発生頻度）●レベル１結果との関係（レベル１の最終状態と分類が異なる場合）② プラント損傷状態ごとの発生頻度

別紙 10-16●プラント損傷状態ごとの発生頻度
ｃ．格納容器破損モード① 格納容器破損モードの一覧と各破損モードに関する説明①●格納容器破損モード分類の考え方●炉心損傷後の格納容器内の物理化学的挙動を分析することによって格納容器破損モードを抽出●格納容器破損モードの一覧●炉心損傷後の格納容器内の物理化学的挙動を網羅的に考慮し，事故進展に応じて想定される，した。
（2.1.1.c 格納容器破損モード）
格納容器の健全性に影響を与える負荷を，発生時期に沿って示した。（2.1.1.c 格納容器破損●各破損モードに関する説明

モード）●抽出した負荷，負荷の概要及び格納容器破損モードの説明を示した。（2.1.1.c 格納容器破損
モード）

ｄ．事故シーケンス① 格納容器イベントツリー構築の考え方及びプロセス①②●格納容器イベントツリー構築の考え方

PDS ごとに事故進展フェーズを考慮して，緩和設備の作動状態及び物理化学現象の発生状況を分●格納容器イベントツリー構築のプロセスの説明

析し，格納容器イベントツリーのヘディングとその定義を選定した。また，選定したヘディング② 格納容器イベントツリー●格納容器イベントツリーを構築するに当たって検討した，重要な物理化学現象，対処設
備の作動・不作動，運転員操作（レベル１との整合性を含む），ヘディング間の従属性●格納容器イベントツリー●格納容器イベントツリーの最終状態への健全な場合も含めた格納容器破損モードの割り付け結果についてヘディング間の従属性を考慮して順序付けして，格納容器イベントツリーを作成した。
格納容器イベントツリーの最終状態へ格納容器破損モードを割り付けた結果をあわせて示した。
（2.1.1.d 事故シーケンス）

「ＰＲＡの説明における参照事項(平成 25 年 9 月 原子力規制庁)」への柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉の PRA の対応状況「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月 原子力規制庁）」の記載内容

柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉ｅ．事故進展解析① 解析対象とした事故シーケンスと対象事故シーケンスの説明①解析対象事故シーケンスの選定に当たっては，操作時間余裕が厳しくなる観点，発生頻度が大きく●事故シーケンス選定の考え方

なる観点等を考慮した。事故進展解析の対象とした代表事故シーケンス及び基本解析条件を示し●事故進展解析の解析条件

た。
（2.1.1.e ① 解析対象とした事故シーケンスと対象事故シーケンスの説明）●解析対象とした事故シーケンス一覧●対象事故シーケンスの説明●有効性評価の対象シーケンスとして選定した場合はその選定理由② 事故シーケンスの解析結果②選定した各事故シーケンスについて，プラントの熱水力挙動の解析を実施した結果を記載した。
（2.1.1.e ② 事故シーケンスの解析結果）

ｆ．格納容器破損頻度① 格納容器破損頻度の評価方法①格納容器イベントツリーの分岐に分岐確率を設定，又はフォールトツリーをリンキングし，PDS ごとに格納容器破損頻度を算出した。計算コードには Safety Watcher を用いた。
（2.1.1.f ① 格納容器破損頻度の評価方法）② 格納容器イベントツリーヘディングの分岐確率②シビアアクシデント現象のヘディングにおいて，不確実さが大きい現象に対しては，当該現象の支

別紙 10-17●分岐確率の算出方法

配要因，不確実さ幅及び格納容器の構造健全性への影響の因果関係を明らかにし，分解イベントツ●格納容器イベントツリーヘディングの分岐確率

リー(DET)手法等を用いて，分岐確率を設定した。事故の緩和手段に関するヘディングについて
は，レベル 1PRA のフォールトツリーをもとに，フォールトツリーを作成することにより，緩和手
段の非信頼度（分岐確率）をモデル化した。
（2.1.1.f ② 格納容器イベントツリーヘディングの分③ 格納容器破損頻度の評価結果●全格納容器破損頻度及び主要事故シーケンスと分析

岐確率）③評価結果を整理し，全格納容器破損頻度，PDS 別の格納容器破損頻度，格納容器破損モード別の格●起因事象別格納容器破損頻度及び主要事故シーケンスと分析

納容器破損頻度を整理し，主要な事故シーケンスの分析を実施した。さらに，レベル 1PRA にて実●破損モード別格納容器破損頻度及び主要事故シーケンスと分析施した基事象別の重要度評価結果から，レベル 1.5PRA で支配的な因子を分析した。（2.1.1.f ③
格納容器破損頻度の評価結果 及び 2.1.1.f ④ 重要度評価について）

ｇ．不確実さ解析及び感度解析① 不確実さ解析結果①PRA 結果の活用目的である格納容器破損モード等の選定に係る格納容器破損頻度の寄与割合の確認② 感度解析結果

②格納容器破損頻度を解析するモデル上の仮定について，結果への影響を把握するため，感度解析をに際しての参考として，不確実さ解析を実施した。
（2.1.1.g ① 不確実さ解析）実施した。
（2.1.1.g ② 感度解析）
４．２ 外部事象（地震）ａ．プラントの構成・特性① 対象プラントに関する説明●機器・系統配置，形状・設備容量，事故への対処操作，燃料及びデブリの移動経路など●ウォークダウン実施の有無とウォークダウンの結果② 地震により格納容器破損に至る事故シナリオ●格納容器損傷及びその波及的影響のシナリオの分析・選定とスクリーニングの説明●事故シナリオと起因事象の分析結果

地震レベル 1.5PRA については，以下の理由により実施は困難な段階である。
・学会標準に一部手順が示されているのみであり，標準的な PRA 手法が確立されていない。
・原子炉格納容器や原子炉建屋等が地震動によって直接損傷することが考えられるが，これらの損傷評価に関して，現時点では損傷箇所，損傷モード等を詳細に評価する知見がないことから，地震レベル 1.5PRA の実施に向けた検討を始めたところである。
なお，炉心損傷後の格納容器内の物理化学現象の進展は，地震及び津波等の外部事象起因であっても内部事象と同等と考えられ，格納容器破損モードは内部事象と同等と考えている。

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柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉

●建物・機器リストの作成結果

ｂ．地震ハザード

同上① 地震ハザード評価の方法●新規制基準（地震，津波）にて策定された基準地震動の超過確率の算出に用いた地震ハ
ザード評価に用いた手法② 地震ハザード評価に当たっての主要な仮定●震源モデル，地震動伝播モデルの設定と各モデルの設定根拠及び不確実さ要因の分析結

別紙 10-18

果の説明●不確実さ要因の分析結果に基づいて作成したロジックツリーの明示とロジックツリーの
各分岐において設定した重みの根拠の説明③ 地震ハザード評価結果●作成したロジックツリーを用いた地震ハザード曲線群の算出と，地震ハザード曲線群から求めた信頼度別ハザード曲線や平均ハザード曲線の説明●地震ハザード評価結果に基づくフラジリティ評価用地震動の作成方法の説明
ｃ．建屋・機器のフラジリティ① 評価対象と損傷モードの設定② フラジリティの評価方法の選択③ フラジリティ評価上の主要な仮定（不確実さの設定，応答係数等）④ フラジリティ評価における耐力情報●評価部位，損傷モード及びその耐力値と確率分布●評価部位の材料と温度【構造損傷の場合】●機能限界値の諸元【機能損傷の場合】⑤ フラジリティ評価における応答情報●評価部位，損傷モード及びその応答値と確率分布●基準地震動による地震力で発生する評価部位の応答とその他の荷重条件による評価部位の応答の内訳【構造損傷の場合】●基準地震動による地震力で発生する評価部位の応答【機能損傷の場合】⑥ 建物・機器のフラジリティ評価結果

同上

「ＰＲＡの説明における参照事項(平成 25 年 9 月 原子力規制庁)」への柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉の PRA の対応状況「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月 原子力規制庁）」の記載内容
ｄ．プラント損傷状態の分類及び発生頻度

柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉
同上

① プラント損傷状態の一覧●プラント損傷状態の考え方●プラント損傷状態の一覧●レベル１の事故シーケンスに対するプラント損傷状態の分類結果●レベル１結果との関係（レベル１の最終状態と分類が異なる場合）② プラント損傷状態ごとの発生頻度
ｅ．格納容器破損モード

同上① 格納容器破損モードの一覧と各破損モードに関する説明●格納容器破損モード分類の考え方●格納容器破損モードの一覧●各破損モードに関する説明
ｆ．事故シーケンス

同上① 格納容器イベントツリー構築の考え方及びプロセス

別紙 10-19●格納容器イベントツリー構築の考え方●格納容器イベントツリー構築のプロセスの説明② 格納容器イベントツリー●格納容器イベントツリーを構築するに当たって検討した，重要な物理化学現象，対処設
備の作動・不作動（レベル１との整合性を含む），運転員操作，ヘディング間の従属性●格納容器イベントツリーの最終状態への健全な場合も含めた格納容器破損モードの割り付け
ｇ．事故進展解析

同上① 解析対象とした事故シーケンスと対象事故シーケンスの説明●事故シーケンス選定の考え方●選定した事故シーケンスと説明●事故進展解析の解析条件●有効性評価の対象シーケンスとして選定した場合はその選定理由② 事故シーケンスの解析結果
ｈ．格納容器破損頻度① 格納容器破損頻度の評価方法② 格納容器イベントツリーヘディングの分岐確率●分岐確率の算出方法●使用した分岐確率③ 格納容器破損頻度の評価結果●全格納容器破損頻度及び主要事故シーケンスと分析●起因事象別格納容器破損頻度及び主要事故シーケンスと分析

同上「ＰＲＡの説明における参照事項(平成 25 年 9 月 原子力規制庁)」への柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉の PRA の対応状況「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月 原子力規制庁）」の記載内容

柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉

●破損モード別格納容器破損頻度及び主要事故シーケンスと分析
ｉ．不確実さ解析及び感度解析

同上① 不確実さ解析結果② 感度解析結果
５．その他
ａ．専門家判断① 専門家判断を用いた事項と専門家判断の結果①評価上の仮定及び計算が適切になっているかどうかを判断する場合，専門家判断を実施した。

② 専門家判断の導出のプロセス②関連する分野に深い知識や経験を有するものを選任し，専門家判断を実施した。

ｂ．ピアレビュー① ピアレビューチーム及びメンバー構成●海外の専門家も含めたメンバーであること①レビュアーの選定に当たっては，専門性，経験，独立性及び公正性の 4 つの要素を考慮して選定した。
●今回実施したレビュー方法を含め，PRA 全般を俯瞰した上での改善事項を抽出するため，PRA について経験豊富な海外レビュアーを招聘し，米国での PRA 実施状況との比較に基づく助言を得ることとした。

別紙 10-20② ピアレビューの手順②オンサイトレビューを効率的かつ効果的に実施するため，オンサイトレビュー前に，各レビュアーに PRA の概要説明資料を提出した。これに基づき，各レビュアーによる全体の内容把握及びオンサ
イトレビューにおいて重点的に内容を確認する項目の抽出・整理が実施された。レビューに際しては，適宜 PRA 実施者とレビュアーとの質疑応答を行い，評価の詳細や具体的な課題を共有した。

③ ピアレビューの結果③学会標準への不適合や評価手法に問題があるとされる「指摘事項」は 0 件であり，今回実施した
PRA の結果に影響を及ぼすと考えられるような技術的な問題点はないことが確認された。また，シ
ステム解析及び文書化に関して良好事例が挙げられた。

④ ピアレビュー結果のＰＲＡへの反映状況④人間信頼性解析については，人的過誤確率の算出方法に関する推奨事項が抽出されたため，PRA の見直しを実施した。その他，今後の PRA の品質向上に向けた推奨事項については精査の上，PRA の品質向上に資すると考えられるものについては反映していく。

ｃ．品質保証① ＰＲＡを実施するに当たって行った品質保証活動①品質保証活動に基づく社内基準に従って PRA を実施した。

●ＰＲＡの実施体制●実施に当たっては PRA を含む関連分野に深い知識，経験を有する者を選定した。また，解析を●更新，記録管理体制●文書化，記録等の管理体制及び管理方法は社内基準に従って適切に行っている。

メーカー委託する場合は社内基準に基づき適切に実施している。