（凡例）前回会合からの変更点①：ガイドレビューの結果の反映（記載の適正化・明確化）②：別紙４（別添 A の「補足説明事項」及び文献）の記載の充実化

資料２－１
2020 年 6 月 1 日
原子力エネルギー協議会「プラント長期停止期間中における保全ガイドライン」の作成にあたり参考とした現場経験及び知見とその反映について

１．はじめに前回会合（令和 2 年 3 月 6 日）では，「プラント長期停止期間中における保全ガイドライン」（以下「ATENA ガイドライン」という。
）は，原子力発電所において実施している技術ベースである、長期停止期間中の保全活動で得た経験及び経年劣化事象に関する知見を反映したものである旨説明した。本資料では，ATENA ガイドラインの作成にあたり実際に参考としたイ
ンプット情報及び ATENA ガイドラインにおける技術ベースとして備えた添付資料や別添 A への反映方針について説明する。
２．インプット情報の分類
ATENA ガイドラインの作成にあたり使用した技術ベースである「現場経験等」「経年劣化事象に関する知見」を表１に示す。
表１

ATENA ガイドラインの技術ベース作成にあたり使用したインプット情報 一覧
項目
インプット情報
現場経験等（不具合情
国内情報
海外情報
報）
①：NUCIA1情報③：EPRI レポート（Browns②：CAP 情報
Ferry１号機）④：長期停止期間中の海外

OE 分析情報経 年 劣 化 事 象 に 関 す ⑤：経年劣化事象に関する既存知見
る知見※：長期停止期間中に関係する情報

３．現場経験等（１）国内 OE 情報①：NUCIA 情報【情報抽出方法】
ATENA ガイドラインの作成にあたり，NUCIA に登録されている NUCIA 運用開始（2003 年度）以降のトラブル等情報（トラブル情報，保全品質情報及びその他情報）を対象に，「長期停止」をキーワード検索することで情報を抽出の上，長期停止期間中の経年劣化事象に関係する情報を抽出した。
1「原子力施設情報公開ライブラリー」のこと。

1

また，上記情報以外で，東日本大震災以降の長期停止期間中の経年劣化事象が原因で発生したトラブル等情報（NUCIA 登録情報）の追加の必要性について，各事業者からのヒア
リングを行い確認するとともに，過去に事業者大で実施・共有したトラブル等情報分析結果※を確認し，長期停止期間中の経年劣化事象に関係する情報については，上記の抽出情報に追加した。
※：PWR プラントの再稼働時における懸案事項の共有のため，2000 年度～2009 年度までに原子炉起動時に発生したトラブル等情報（NUCIA 登録情報）を抽出した情報。
【抽出結果】
長期停止期間中の経年劣化事象に関連する情報として，３件の情報が得られた。個別のトラブル等情報リストは，[別表１]に示す。また，情報分析結果は表２に示す。
長期停止期間中の保全活動に関係するトラブル等情報※１ 一覧
保管状態の機器・構造物
使用している機器・構造物
経年劣化事象
※２
で発生
で発生
固着
１件(M)
腐食（全面腐食）
１件(M)
疲労割れ
１件(M)
計
２件
１件
※１：事象の分類について，T＝トラブル情報，M＝保全品質情報，S＝その他情報とする。
表２※２：長期待機状態の機器・構造物について発生したトラブル等情報も「保管状態」の欄で整理する。
（以降同じ）
抽出されたトラブル等の傾向を見ると，保管状態の機器・構造物については，保管環境が劣化抑制にあたり十分でなかったことで劣化が進展した「固着」「腐食」が発生している。
また，使用している機器・構造物については，長期停止期間中に使用条件を変更することにより劣化進展が想定よりも進んだ「疲労割れ」が発生している。
なお，これらの事象については，ATENA-WG のトラブル等情報水平展開の枠組みにおいて各事業者へ共有が行われるとともに，当該機器・構造物に対する定期点検の実施や点検内容の充実化等の予防処置の検討が行われている。
②：CAP 情報
【情報抽出方法】
各事業者においては，①の情報以外にも，機器・構造物の不具合が発生した場合は，各社の施設管理計画の下で不適合処理を行い，保全活動の改善を図っている。この活動の傾向を把握するため，国内各事業者において東日本大震災以降，初回の「特別な保全計画」
を定めて以降，特別な保全計画を構成する個別機器・構造物の点検計画や保管対策を変更するに至った事象※１について，保全指針の変更履歴を参考に各事業者が調査した結果をサンプル収集し，このうち経年劣化事象に関連するもの※２を抽出の上，傾向を確認した。
（以下，本欄では，左記プロセスで収集した情報を「CAP 情報」という。
）※１：各事業者からの調査の結果，不具合発生前に機能低下等の兆候を発見したものや，

2

保管状態等を踏まえ想定される経年劣化事象を踏まえ未然に保管対策の変更を行った事例を，本欄に該当する事例として挙げた。
※２：不具合やその兆候の状況を踏まえ原因として想定される経年劣化事象を示すものであり，①NUCIA 情報のように，トラブル等情報に係る事業者大の枠組みを通じて推定原因の経年劣化事象を特定したものではない。
【抽出結果】
事業者からサンプル収集した CAP 情報のうち，経年劣化事象に関連するものを[別表２]に示す。
CAP 情報からは，配管内の排水不備が原因で発生した「腐食（全面腐食）」，発錆や潤滑性低下に伴う弁やポンプ軸受部の「固着」，腐食性生成物（スケール）による「異物付着」，
機器を長期使用しなかったことに伴い進展した「導通不良」，機器の使用条件の変更に伴い生じた「腐食（エロ－ジョン）」が確認された。また，不具合に至らなかった情報として，
シール不十分による計器ラック等への塵埃混入（導通不良の可能性）や，原子炉容器の乾燥保管に伴う水質悪化に関する情報が確認された。
（２）海外 OE 情報③：EPRI レポート
【情報抽出方法】
事業者の経年劣化影響評価技術レポート2に対する EPRI レビュー結果3では，長期停止期
間中の保全活動をレビューする上で参考となる海外事例として，米国 Browns Ferry1 号機
4の長期停止を挙げている。
ATENA ガイドラインの作成にあたっては，参考として，EPRI レビューで挙げている Browns

Ferry１号機で現に発生した長期停止期間中に保全活動と関係する不具合事例を抽出した。
【抽出結果】EPRI レポートでは，Browns Ferry１号機で長期停止期間中の保全活動と関係する不具合事例の代表事例として，使用しない系統中に、乾燥保管のための排水時に残った原水が滞留すること等で生じた，残留熱除去給水(RHRSW)系統及び原水冷却水(RCW)系統配管の腐食事象を挙げている。

④：長期停止期間中の海外 OE 分析情報2

北海道電力株式会社ほか原子力発電事業者 11 社
「原子力発電所の運転期間と構築物，系統及び機器の経年劣化影響に関する技術レポート」（2018 年 11 月第１回改訂）
3
Materials Reliability Program: Electric Power Research Institute (EPRI) Review of
the Japanese Nuclear Operators’ (JNOs’) Aging Management Plan for Prolonged
Shutdown Periods (MRP-435): EPRI, Palo Alto, CA: 2018. 3002014336.
4
Browns Ferry1 号機は，1985 年 3 月以降，運転上及び管理上の問題により運転を停止し，2007
年 5 月に再稼働を行った。

3

【情報抽出方法】
JANSI は，過去に 1 年以上の長期停止を経験した海外プラント（6 基）に関する OE 情報（INPO 及び WANO 情報）を分析し，トラブル等発生原因（運転操作，長期停止期間中の保全活動等）を分類の上，事業者に共有している。
ATENA ガイドラインの作成にあたっては，これらの分析結果のうち，長期停止期間中の経年劣化事象が関係していた事例を確認した。
【抽出結果】JANSI の分析結果で，具体的に長期停止期間中の経年劣化事象が関係していた事例について，表４のとおり確認した。
表４ 長期停止期間中に発生した経年劣化事象の事例（海外 OE 情報分析結果）
経年劣化事象
保管状態の機器・構造
使用している機器・構
物で発生
造物で発生
※１
異物付着
１件
導通不良
１件※２
腐食（エロージョン）
２件※３※１：循環水配管内で生成した腐食生成物（スケール）が伝熱性能の低下を招いたもの。
※２：機器操作スイッチの接点不良によるもの。
※３：PWR 化学体積制御系統の充てんラインの充てんポンプ出口弁を高差圧状態で長期間使用したことによるものと、化学体積制御系統(PWR)の体積制御タンク圧力が低い状態でポンプを長期間使用したことによる吸込インペラの損傷によるもの。
（３）まとめ・保管状態の機器・構造物に対する劣化として，主に固着，腐食，導通不良が発生している。また，これらの事象の発生要因としては，以下のような傾向が見られる。
－保管環境が要因で劣化が進展
例：固着（弁の発錆）－劣化進展の抑制のための対策が十分でないことで劣化が進展
例：腐食（配管内の排水不備）－使用しないことで劣化が進展
例：導通不良（電気品の酸化膜形成）
・使用している機器・構造物については，機械設備に対し，腐食（エロ－ジョン）や疲労割れが発生している，これらはいずれも，使用条件を運転中から変更したため，運転中の使用条件で想定されるよりも早く劣化が進展したものである。
（本頁以下余白）4

４．経年劣化事象に関する知見（１）既存知見について⑤：経年劣化事象に関する既存知見
ATENA ガイドライン作成にあたり活用した経年劣化事象に関する既存知見は，以下が挙げられる。
・PLM 評価書
・保全活動及び PLM 評価の前提として活用している事業者及びメーカーの保有情報
・PLM 学会標準5（附属書 E）
・経年劣化影響評価技術レポート
既存知見を元に，長期停止期間中に想定される経年劣化事象として整理するにあたり特に考慮した事項を以下に述べる。
ａ．長期停止期間中も考慮が必要な経年劣化事象
長期停止期間中に想定される経年劣化事象は，基本的には，使用環境や使用条件の違いにより決まるものであり，ｂ及びｃ（後述）を除く経年劣化事象は，通常保全サイクル
における経年劣化事象に関する既存知見が活用できる。
表６に，既存知見として，現場の保全活動や PLM 評価にあたり事業者が活用している，
長期停止期間中の経年劣化事象に関連する知見の例を示す。
表６

PLM 評価で蓄積した既存知見の例
経年劣化事象
既存知見根拠とする知見
固着・定期的な作動確認や点検，或いは起 個別機器に対する各種動前点検での手入れ，作動確認
OE 情報
腐食・保管方針（満水保管・乾燥保管）
保管環境と腐食量の関係に関する各種文献*
・滞留水に対する腐食の発生可能性
国内外 OE 情報*
応力腐食割れ・ステンレス鋼の応力腐食割れの考慮 事例規格等（温度条件及び溶存酸素や塩化物と劣化進展との関係）*腐食をはじめとした長期停止期間中の経年劣化の実測データについて、参考に示す。
ｂ．通常運転中よりも劣化進展が厳しくなる経年劣化事象
各事業者が使用している機器・構造物の使用条件を踏まえ，運転を断続的に行うことを前提とした場合より厳しくなることが想定される経年劣化事象について，PLM 評価書（冷温停止版）で抽出している。PLM 評価書において各事業者において抽出している経年劣化事象を表７に示す。
表７に示す経年劣化事象は，①～④の国内外 OE 情報に示す，使用している機器・構造物に対する経年劣化事象（腐食（エロ－ジョン）や摩耗）と同じく，長期停止期間中の5

日本原子力学会標準「原子力発電所の高経年化対策実施基準」

5

使用条件の変更により，想定が厳しくなる経年劣化事象として留意する必要がある。
表７ 長期停止期間中に使用する機器・構造物で想定が厳しくなる経年劣化事象
経年劣化事象PLM 評価書において挙げている事例の
前提となる
一部
使用条件
摩耗
残留熱除去ポンプ及びポンプモータ，残留熱 通常より使用頻除去海水系ポンプ及び海水ポンプモータの 度が増える場合
主軸の摩耗
摩 耗 及 び 高 サ イ ク ル 残留熱除去系熱交換器の伝熱管の摩耗及び疲労割れ
高サイクル疲労割れ
絶縁特性低下
残留熱除去海水系ポンプモータの固定子コ
イル及び口出線・接続部品の絶縁特性低下
腐食（エロ-ジョン） 残留熱除去系熱交換器海水出口流量調整弁 通常と異なる運の弁体・弁座の腐食用を実施する場
充てん水流量制御弁等の弁体・弁座又は弁箱 合
弁座部シート部の腐食（エロ-ジョン）
フレッティング疲労
充てん／高圧注入ポンプ，余熱除去ポンプの主軸のフレッティング疲労割れ
ｃ．長期停止期間中は想定不要と整理できる経年劣化事象
長期停止期間中の使用環境や使用条件を踏まえると，想定不要と整理できる経年劣化事
象について，以下に述べる。
ｃ－１．機械設備，電気設備及び計装設備
PLM 評価書において想定されるとしている経年劣化事象に関して，機器・構造物の保管
環境の変化に伴い，経年劣化要因の影響が極めて小さくなるため，想定不要と整理される事象がある。ATENA ガイドライン作成にあたっては，長期停止期間中の使用環境（保管環境）について前提を置き，当該環境で想定不要とする経年劣化事象を整理している。それぞれの整理の考え方を [別紙 1]及び[別紙 2]に示す。
ｃ－２．コンクリート構造物
コンクリート構造物は，長期停止期間中においても使用するが，使用環境（温度，放射線，機械振動等）が異なる。ATENA ガイドライン作成にあたっては，長期停止期間中の使用環境について前提を置き，当該環境で想定不要とする経年劣化事象を整理している。
それぞれの整理の考え方を [別紙 1]及び[別紙 2]に示す。
（２）その他
既存の PLM 関連知見の拡充をはじめとした個別研究課題の方針や研究計画については，
産業界において PLM 研究推進会議及び PLM 研究総括検討会を設置し，事業者，電力中央研
究所，メーカー等において随時検討を行っており，得られた研究成果については，随時事業者の個別の保全活動や PLM 評価書に反映していくこととしている。
（本頁以下余白）6

５． ATENA ガイドラインへの反映
３，４で述べたインプット情報を元に，ATENA ガイドラインにおいては，長期停止期間中の機器・構造物に想定される保管環境等を踏まえ，新たに原子力発電所の保全活動向けの技術ベースとして,図１のように，添付資料及び別添 A として整理した。
保全活動に資するよう，重要機器を対象に，個別に経年劣化影響を整理

保全活動に資するよう，長期停止期間中の経年劣化事象に関する一般化した知見
として整理
添付資料

インプット情報
保管中の劣化進展に関する経験，知見

使用機器に関する
経験，知見

長期停止期間中の現場経験等（３．①②③④）
経年劣化事象に関
する知見
（４．⑤）

添付資料①
使用しない機器に関する技術ベース

長期停止期間中の
経年劣化影響を整理×
経年劣化影響及び保全ポイント

通常運転時と知見は同じ（PLM評価書，PLM学会標準）

添付資料②
使用条件の
使用する機器（使用条件の違いに関する 違い）に関する技術ベース
もの
コンクリート構造物
鉄骨構造物

別添A
経年劣化
の想定※
○

添付資料③
コンクリート構造物・鉄骨構造物に関する
技術ベース

原子炉圧力容器
原子炉格納容器

使用頻度
や運用に
関する知
見を蓄積
経年劣化
の想定※
○

長期停止期間中の
経年劣化影響を整理×

経年劣化影響及び保全ポイント
コンクリート構造物※：一般化した知見として想定される経年劣化事象を整理

現場の保全活動を反映し， ○×判定を，プラント運転期間への影響の観点から，具体化

長期停止期間中に想定される現場
環境（温度，放射線，振動等）を反映

図１ インプット情報（技術ベース）と ATENA ガイドとの関係（１）前提条件
長期停止期間中の経年劣化事象に関する一般化した情報として添付資料及び別添 A に整理するにあたり前提とした，機器・構造物の使用環境を[別紙１]に示す。
（２）添付資料の記載方針
添付資料①について
・使用しない機器に関する経年劣化事象の技術ベースとして整理。
PLM 学会標準附属書 E（４．⑤）で整理されている経年劣化事象の想定要否表を元に，使用しない機器・構造物に関する使用環境及び国内外で実際に発生している長期停止期間中の経年劣化事象に関連する不具合等の事例（３．①～④）を踏まえ，想定要否（○×）を整理した。
・また，既存知見のうち，想定事象の理解に役立つ情報（４．⑤）は，各経年劣化事象に関連する情報として適宜理由欄等に示した。

7

添付資料②について・使用する機器・構造物の使用条件の違いにより想定が厳しくなる経年劣化事象の技術ベースとして整理。
国内外 OE 情報（３．①～④）及び既存知見（４．⑤）を元に，使用する機器・構造物の使用条件の違いにより想定が厳しくなる経年劣化事象を事象別に記載。
添付資料③について・コンクリート構造物及び鉄骨構造物に対する経年劣化事象の技術ベースとして整理。
PLM 学会標準附属書 E（４．⑤）で整理されている経年劣化事象の想定要否表を元に，個別構造物に想定される使用環境を踏まえ，想定要否（○×）を整理した。
（想定要否の分類（添付資料①及び③））（１）の前提の下，表８のとおり，長期停止期間中の経年劣化事象の想定要否として一般化可能な分類を整理した。
表８
想定否「×」

添付資料①及び③で採用した想定要否整理の考え方【添付資料①の場合】
経年劣化事象のメカニズムを踏まえると，一般的に，機器を使用しな①

い限り経年劣化の発生又は劣化の進展の可能性が極めて限りなく小さ
いと判断できる場合，想定否「×」として整理【添付資料③の場合】プラントの運転に伴い発生，進展するものであり，長期停止期間中の①

進展の可能性が極めて限りなく小さいと判断できる場合，想定否「×」として整理。
具体的に想定否とした経年劣化事象に関する説明を[別紙２]に示す。
想定要「○」

上記以外の場合は，全て想定要「○」として整理（現場経験等の反映）
現場の活用性の促進を企図し，想定要事象の理由欄及び想定される設備欄に，国内外 OE
情報及び CAP 情報（３．①～④）で確認された事例に関する情報を留意事項として追加した。
添付資料①～③と，３．①～④で述べた国内外 OE 情報との関係を[別紙３]に示す。
（３）別添 A の記載方針
・別添 A は，図２のフローを元に抽出した，プラント運転期間に影響する可能性がある取替困難機器・構造物である「原子炉圧力容器」「原子炉格納容器」及び「コンクリート構
造物」を対象に，経年劣化事象及び保全ポイントを整理した。

8

プラントの安全性を確保するために必要な機能を有する全ての機器・構造物
高経年化対策の観点
高経年化対策上着目すべき経年劣化事象※１が想定される
Yes（抽出機器の例）
・原子炉圧力容器（①②）
・炉内構造物（①③）
・冷却材配管（①④）
・ケーブル（⑤）
・コンクリート構造物（⑥）

Yes

その他の経年劣化事象（例：腐食）が想定される機器No※１：以下の経年劣化事象①低サイクル疲労②中性子照射脆化③照射誘起型応力腐食割れ④２相ステンレス鋼の熱時効⑤電気・計装品の絶縁低下他※２⑥コンクリートの強度低下及び遮蔽能力低下（PCCVのテンドンの緊張力低下を含む）※２：プラントによっては、絶縁低下以外の事象（電気ペネトレーションの気密性低下や計装品の特性変化）が高経年化対策上着目すべき経年劣化事象として抽出されている。

取替等による機能回復が困難
・原子炉圧力容器
・コンクリート構造物（コンクリート製原子炉
格納容器含む）No

運転延長認可制度との整合

特別点検対象※３

Yes

No・炉内構造物・冷却材配管・ケーブル等・格納容器貫通部等

日常保全又は技術評価により、経年劣化管理が可能
必要に応じ取替、補修等により機能維持※３：運転期間延長認
可制度において、特別点検対象機器・構
造物は、取替困難な重要機器等、従来の高経年化対策制度や定期検査等では把握していない部分
を含め、点検の実施と劣化状況の把握を求める方針としており、結果として取替困
難な機器・構造物のみが抽出されている※４。
・原子炉圧力容器
・原子炉格納容器
・コンクリート構造物

プラント運転期間に影響する可能性がある取替困難な機器・構造物
・原子炉圧力容器 ・原子炉格納容器 ・コンクリート構造物※４：平成24年度第31回原子力規制委員会（平成25年2月7日）資料４「運転期間延長認可 制度に関する検討 について」及び
平成25年度第1回原子力規制委員会（平成25年4月3日）資料３「運転期間延長認可制度及び高経年化対策制度に係る政令・規則等の整備について」参照

図２

プラント運転期間に影響する可能性がある取替困難な機器・構造物の抽出

これらの機器・構造物に想定される経年劣化事象に対する「長期停止期間中の経年劣化影響」は，添付資料①及び③の想定要否を元に，添付資料に係るインプット情報や実際の保全活動を踏まえ，[別紙４]に示す考え方に従い，表９のとおり，
「有」
「無①」
「無②」の
凡例で分類した。
（本頁以下余白）9表９

別添 A において整理した影響の凡例

長期停止期間中の経年劣化
経年劣化要因あり

別添 A の分類（凡例）

保全活動との関係
有意な進展を抑制するために

有

長期停止期間中の経年劣化が有意に進展するもの

保管対策の抜本的な見直しに向けた検討が必要。
無①

長期停止期間中の劣化の進展あり進展するが程度僅か。

（進展が僅か

劣化状況を確認するための点または保管対検が必要。

策により要因保管対策により、経年劣化要もしくは停止期間中の保全活の抑制／排因の排除又は進展は極めて小動により機能維持・回復が可除）

さくなるよう管理・抑制。

能であるものが僅かである。

保管対策の維持状況の確認、または劣化状況を確認するための点検が必要。
なし

発生、進展が想定されない。

無②

長期停止期間中に劣化が発

または、発生・進展が想定さ

生、進展しない。

れない見込みであり、当該設または当該設備に要求される

備に要求される機能に対する機能に対する影響が極めて小影響が極めて小さい。

さい劣化であるもの

必要により、劣化状況を確認するため念のための点検を推奨。

①：修正案は、別頁に提示する

以

10

上

別表１：トラブル等情報（NUCIA 情報）のうち，長期停止期間中の経年劣化事象に関連する情報
別表２：CAP 情報のうち，長期停止期間中の経年劣化事象に関連する情報
別紙１：添付資料及び別添 A の前提とした機器・構造物の使用環境
別紙２：添付資料①および③において想定不要としている経年劣化事象について
別紙３：現場経験等に関する情報と ATENA ガイドライン（添付資料①～③）の関係
別紙４：ATENA ガイドライン（別添 A）と技術ベースとの関係

11

トラブル情報等（NUCIA情報）のうち、長期停止期間中の経年劣化事象に関連する情報
通番

報告書 情報区 発生日 ユニッ
件名
番号
分
時
ト名

事象発生時の状況/事象の概要

原因調査の概要

別表１
原因調査の概要（続き）

事象の原因

再発防止対策関連する経年劣化事
象※

３Ｂ脱気器の第５空気抜き管には外装 １．当該管への対応（３）当該管の過去の点検実績の調査
腐食（全面腐食）板及び保温材が施工されており、外装貫通孔が確認された当該管１本を含む全
ａ．定期検査時の点検
当該管の漏えい箇所近傍の水平部分は、保温材を取り外した外観点検を実施していな
板の隙間より雨水などが浸入し外面か １６本について、配管、外装板及び保温材のかった。
らの腐食が引き起こされ、さらに長期間 取替えを実施した。
なお、当該管の漏えい箇所近傍の曲がり部については、第１０回定期検査（平成１８年１２月 湿潤環境となったことにより、それが進２．今後の取組み
より平成１９年３月まで）において、配管内面からの減肉を確認する目的で、曲がり部の外装 展し貫通に至ったと考えられる。
（１）点検・巡視時における意識向上のため、板及び保温材を取り外して肉厚測定を実施していたが、その際に、外装板及び保温材を取り
以下の教育を繰返し実施する。
外した範囲の配管外面に、著しい腐食があるとの所見は確認されなかった。
・僅かな変化でも、その先には機器の故障が潜んでいるとの認識を常に持つ。
ｂ．巡視点検・異常の兆候を発見した際には、組織内毎日の巡視点検では、チェックシートを用いて、配管等について異音、振動、漏えい等の有での活発な報告、共有を行う。
無を確認している。過去のチェックシートを確認した結果、当該管に係る異常があるとの所見（２）点検、保守内容を見直す。
は確認されなかった。
・使用環境を考慮した、屋外の外装板及
ｂ．保温材
び保温材の取替計画を策定する。
３Ａ及び３Ｂ脱気器のすべての空気抜き管の保温材について、状況確認を実施した。結果 ｃ．総合点検
・外装板及び保温材が施工されている屋
月に１回の総合点検では、チェックシートを用いて、配管等について異音、振動、漏えい、保は以下のとおり。
外配管の、計画的な点検計画を策定する。
温の損傷等の有無を確認しており、過去のチェックシートを確認した結果、当該管に係る異【当該管】（３）外装板等の経年変化から異常の兆候を常があるとの所見は確認されなかった。
当該管の保温材と配管との接触部に、変色や錆のような付着物が確認された。
把握するためのチェックシートを用いた点検を【当該管以外の空気抜き管】実施する。
ｄ．起動時点検
当該管以外の空気抜き管の保温材については、変色や錆のような付着物は確認されな（４）必要な処置を判断する仕組みを構築する
発電機出力５％、３０％、５０％、７５％及び定格熱出力一定運転時の点検では、チェックかった。
ため、異常を未然に防ぐ教育を行い、僅かなシートを用いて、配管等について異音、振動、漏えい等の有無を確認している。発電機出力変化を気付き事項として認識できるようにし、５％、３０％、５０％時のチェックシートを確認した結果、当該管に係る異常があるとの所見は（２）空気抜き管の点検新たに設ける会議体で収集・集約を行うととも確認されなかった。
ａ．外面点検に、過去の慣例にとらわれることなく、様々な
３Ａ及び３Ｂ脱気器のすべての空気抜き管について、状況確認を実施した。結果は以下の視点での確認を実施する。
（４）点検及び調査のまとめとおり。
・当該管の外装板下面の一部に著しい錆があった。
【当該管】
３．今後の更なる取組み
当該管の水平部分の上面の一部に、腐食による明らかな凹みが確認された。また、その凹 ・当該管の水平部分の上面の一部に貫通孔があり、貫通孔近傍の配管表面に、腐食による（１）当該管を含む脱気器廻りの屋外配管のみ部分の１箇所に貫通孔（長さ１３ｍｍ×幅６ｍｍ 程度）が確認された。貫通孔近傍の配管 明らかな凹みがあった。なお、当該管の内面からの腐食による明らかな凹みは確認されな範囲について、雨水浸入などに対する信頼性
は、外面から内面に向い段々に凹んでいた。なお、水平部分以外については、腐食による明 かった。
を向上させる観点から、ステンレス鋼への取・当該管の水平部分は、外装板及び保温材を取り付けた状態での巡視点検等を実施していらかな凹みは確認されなかった。
替えや屋根設置等に取り組んでいく。
るものの、保温材を取り外しての点検実績はなかった。
【当該管以外の空気抜き管】（２）錆の発生や進展に対する知見を深めると当該管以外の空気抜き管については、腐食による明らかな凹みは確認されなかった。
ともに、その知見を点検・取替の計画策定に反映する。
ｂ．内面点検（３）沿岸部であることを考慮し、外装板のメッ
３Ａ及び３Ｂ脱気器のすべての空気抜き管を取り外し後、内部にファイバースコープを挿入
キ方法や配管の防錆塗装の知見を収集す
し、管内面の状況確認を実施した。結果は以下のとおり。
る。
【当該管】（４）外装板取付け方法の最適化について検当該管の水平部分の上面に貫通孔を確認した。なお、外面点検で確認したような、内面か討する。
らの腐食による明らかな凹みは確認されなかった。
（５）覆われて見えない設備に対する非破壊検【当該管以外の空気抜き管】
査方法の知見の収集・活用を行う。
当該管以外の空気抜き管については、内面からの腐食による明らかな凹みは確認されな（６）当該管の断面観察を行う。
かった。

経過年数（＊）

12794 2017九州M002

保全品 2018年 玄海発 玄海3号機 脱気器空気抜 定期検査中の玄海原子力発電所３号機（加圧水型軽 ３Ｂ脱気器の第５空気抜き管（以下「当該管」という。）から微少な蒸気漏れを確認したため、
水炉、定格電気出力118万キロワット）は、平成30年3 ３Ａ及び３Ｂ脱気器のすべての空気抜き管（各８本の合計１６本）の点検を以下のとおり実施
電所3 き管からの蒸気漏れ
質情報 03月
月25日に発電を再開し、発電機出力75％で調整運転 した。また、当該管の過去の点検実績の調査を実施した。
号
30日を行っていたところ、3月30日19時頃に、２次系設備で19時頃ある脱気器空気抜き管からの微少な蒸気漏れを確認 （１）空気抜き管の外装板及び保温材の点検
した。
ａ．外装板
このため、事前に公表したうえで、発電機出力を75％ ３Ａ及び３Ｂ脱気器のすべての空気抜き管の外装板について、状況確認を実施した。結果から負荷降下を行い発電を停止し、脱気器空気抜き は以下のとおり。
管の点検及び調査を実施することとした。
【当該管】
本事象による環境への放射能の影響はなかった。
当該管の外装板下面の一部に著しい錆が確認された。
【当該管以外の空気抜き管】
当該管以外の空気抜き管の外装板については、著しい錆は確認されなかった。

12494 2016四国M002

保全品 2016年 伊方発 伊方発電所２号機 余熱
質情報 08月31 電所2 除去系統ベント配管のひび割れについて日15時 号
00分

第２３回定期検査中の伊方発電所第２号機の原子炉 当該部を切り出し、ひび割れの詳細を確認、硬度分析および成分分析を実施し、繰り返し応補助建家（管理区域内）において、余熱除去冷却器２ 力による疲労割れであると推定した。また、運転状況調査を実施したところ、プラント長期停
Ａ出口配管のベント弁の下流配管にほう酸と思われる 止中のため、定期試験時の通水系統が余熱除去冷却器をバイパスする系統となっていた。
付着物が認められたため、液体浸透探傷検査を実施 運転状況調査を踏まえ、実機運転により、ひび割れが発生したベント配管部の振動を計測・したところ、８月３１日１５時頃、同配管の溶接部にひ 評価したところ、バイパスラインに全量通水した場合、当該部に大きな振動が発生していることを確認した。
び割れがあることを保修員が確認した。
配管の付着物を分析した結果、付着物はほう酸であ 振動測定結果より、疲労損傷の可能性について評価した結果、バイパスラインに全量通水しり、配管内のほう酸水が溶接部のひび割れからにじ た時の振動に伴う発生応力が推定疲労強度を超えており、繰り返し応力による疲労割れが発生・進展する可能性があることを確認した。
み出て、乾燥したものと推定した。
この付着物の放射能量は約７ベクレルで、にじみ出た
ほう酸水の量は付着物の重量から約１０ミリリットルと推定した。
その後、ひび割れのあった当該配管を取り替え、１１
月２２日、系統の水張りを行い、当該配管から漏えいがないことを確認し、通常状態に復帰した。
なお、本事象によるプラントへの影響および環境への
放射能の影響はない。

調査の結果、配管溶接部のひび割れ （１）ひび割れの生じた当該溶接部を含むベン 疲労割れ
は、プラント長期停止期間のため、余熱 ト弁下流配管を新品に取り替えた。
除去冷却器をバイパスする系統での運 （２）本事象が発生した余熱除去系統におい転を長期間実施したことにより、当該配 て、プラント長期停止期間中特有の運転によ
管に大きな振動が発生したことによるも り同様に振動影響を受けた可能性のある他
ベント・ドレン配管については、外観確認によのと推定した。
り異常のないことを確認しているが、念のため
当該ベント配管同様にベント・ドレン弁下流配管を新品に取り替えた（３箇所）。
（３）当該配管に大きな振動が発生しない通水系統で運転する運用に変更する。

約4年7ヶ月11578 2012東北M004

保全品 2012年 女川発 ほう酸水注入系アキュム
質情報 08月06 電所1 レータ給排弁の一部固着について
日--時 号--分・ ほう酸水注入系のほう酸水注入系アキュムレータ ・分解点検した結果，目視にてほう酸の析出と思われる跡と，給排弁動作の引っ掛かりを確（Ａ）※１の分解点検を実施したところ、内部にある給 認した。
排弁※２（以下「当該弁」という。）の一部が固着してい なお，ほう酸水注入系アキュムレータ（Ｂ）の動作に異常のないことを確認した。
ることを確認した（８月６日）。
・当該弁を取外して、動作確認を実施したところ、通常は上下運動する弁の一部が固着し、動作しにくい状態となっていたことから、当該弁の一式取替えを実施した（８月８日）。
・ 取替え後に確認運転および漏えい試験※３を行い、異常がないことを確認した（８月３１日）。
なお、本事象は、原子炉へのほう酸水注入機能に影響を与えるものではありません。
※１ アキュムレータは、ほう酸水注入ポンプ運転時に発生する圧力変動に対して、加圧した窒素ガスの圧力を用いて給排弁を動作させ、ほう酸水を安定して原子炉内へ注入するための装置。
※２ 給排弁は、弁を上下に動作させることにより、ほう酸水注入ポンプから吐出されたほう酸水の圧力の変動を抑制する装置。
※３ 漏えい試験とは、ほう酸水注入系ポンプ運転時に、アキュムレータと配管接合部における窒素およびほう酸水の漏えいの有無を確認する試験。

・通常運転中は，ほう酸水は温度管理 ・東日本大震災で停止中であり，ほう酸水注 固着がなされており，析出の可能性は低い 入系は機能要求がなく，系統保管中であったが，事象発生時は，東日本大震災後の ことから再発防止対策は不要と判断した。
長期停止中であり，機能要求がないことからほう酸水注入タンク設置の加温ヒータは停止しており，室内温度次第では，ほう酸析出の可能性が否定できな
い状況であった。

1年5ヶ月

約7年3カ月＊長期停止の経過年数（解列日（震災で停止したプラントは、その停止日）から起算。端数切捨て。）※：事業者大の枠組みを通じて経年劣化事象として特定していないものも含む。

12

(1/1)

13

2015年11月25日

2015年6月19日

不具合

不具合

軸冷系統の水抜きのため、当該弁の「開」操作を実施したと 固着した弁 錆による固着 約4年6ヶ月
ころ、循環水ポンプ電勤機の弁が錆による固着により「開」 の取替を実できなかった。当該事象は、プラント長期停止に起因する事 施。
象であり、通常は、定検の水抜き ・水張り時の弁操作により健全性は維持できる。

原子炉建屋サンプ
ポンプ軸受部の固着

定期的な動 固着（滑り部 約3年11ヶ月
作確認（ハ の摩擦抵抗
ンドターニン 増大による動グを含む）を 作不良）
設定

混入経路を調査したところ、盤下部の外部ケープル引き込 ケーブル引 塵埃付着によ 約4年11ヶ月
み口から盤内に向けて、空気が流入していることを確認し 込口および る導通不良
た。外部ケープルは、インバータ室よりケープルトレイを通っ ケーブルトて当該盤まで引き込まれており、インバータ室と一次系計 レイ内部に装盤室の気圧差により空気の流れが発生しているものと考 パテを充えられる。ケーブルトレイのシールが不十分なため、塵埃が 填。
混入する空気の流入が発生している。

プラント長期停止に伴い起動頻 分解点検の結果、グランドパッキン プラント長期停止に伴い、ポンプの不動作状態が続いたた
め、パッキンの潤滑性低下やシャフトが長期にわたり同位度が減った原子炉建屋のサンプ の劣化・固着を確認。
置にあることによる塵埃等の付着により、軸固着が発生しポンプにおいて、軸受部の固着たと考えられる。
が発生。

脱気器水位制御弁 脱気器水位制御弁前弁ユニット 手動で電動弁の操作を行ったとこ プラント停止後、連続して隔離していたために電磁接触器 電磁接触器 酸化被膜によ 約4年6ヶ月
ろ、特に異常が無かったため、コン の主接点に酸化被膜等が生成し、３相のうち１相が導通不 の取替を実 る導通不良
前弁ユニットのサー でサーマル動作を確認。
トロールセンタに問題が無いか確 良となり、残りの２相に過電流が通電したことによる一過性 施。
マル動作
事象と考えられる。
認を実施。

循環水ポンプベント 循環水ポンプベント弁・ドレン弁 錆による固着を確認。
弁・ドレン弁の固着 の固着を確認。

調査中であるが、系統内の水が完全に抜けていなかった等 フラッシング 腐食生成物 約8年8ヶ月による溜まり水により内部腐食し、腐食生成物により配管 などにより による異物付が詰まったものと考えられる。
状態を改善 着原子炉隔離時冷却 プラント長期停止に伴い乾燥保 ファイバースコープによる内部確系真空タンク水位計 管中だった原子炉隔離時冷却 認、フラッシングなどを実施
用計装配管の詰ま 系真空タンクについて、系統水張りしたところ水位計用計装配り
管の詰まりを確認。

※：不具合やその兆候の状況を踏まえ原因として想定される経年劣化事象を示すものであり、事業者大の枠組みを通じて推定原因の経年劣化事象を特定したものではない。

＊長期停止の経過年数（解列日（震災で停止したプラントは、その停止日）から起算。端数切捨て。）

原子炉圧力容器の 原子炉圧力容器の乾燥保管後 文献調査により硝酸生成原因を特 原子炉圧力容器の乾燥保管時に、大気中の窒素が放射線 保管状態を 水質悪化によ 約2年7ヵ月
分解することにより硝酸イオンが発生したと考えられる。
自然乾燥保 る腐食炉水中の硝酸イオ に、水張を実施したところ、炉水 定。
管から水張
ン高濃度
中の硝酸イオン濃度が高く、ｐＨり状態へとが低くなったことを確認。
変更

2015年11月18日

不具合

通常は2定検毎に分解・手入れを実施し、10定検程で内弁 内弁の取替 使用条件の 約5年2ヶ月
変更に伴う腐取替を実施している。当該弁は内弁取替から運転状態で2 を実施。
食（エロージョ
定検も経っていない。しかし、エロージョンによるシートリーン）
クが発生していることから、通常操作ではない低開度操作
等により、内弁が侵食された可能性がある。

不具合未満 2013年8月28日

2020年3月13日

不具合

事象の原因

蒸気発生器水張弁 蒸気発生器水張弁のシートリー 内弁を確認したところ、シートリーのシートリーク
クを確認。
クの原因となるエロージョンを確認。

事象発生時の状況/事象の概要

安全保護系計器ラッ 安全保護系計器ラック及び安全 混入経路の調査を実施。
ク及び安全保護系 保護系ロジック盤の盤内に大量
ロジック盤への塵埃 の塵埃が混入しているのを確認。
混入2016年7月1日

不具合

件名

再発防止対 関連する経年 経過年数
策
劣化事象※
（＊）
発電機軸受冷却水 追加点検での軸受冷却水系統 発電機の冷却水配管ジョイント部 約9か月の間、軸受冷却水系統が隔離状態（系統ブロー状 発電機の冷 残留水による 約2年
系統配管ジョイント を復旧した時に、発電機の冷却 の12か所の分解点検を実施し、要 態）にあり、冷却水配管ジョイント部に滞留した水に配管内 却水配管は 腐食部からの水漏れ
水配管ジョイント部からの水漏 因及び発生メカニズムの検討を実 の酸素が供給され錆が発生したことによりシール性が低下 満水保管する。
したものである。
施れを確認。
原因調査の概要

別表２

不具合未満 2016年3月16日

2015年9月17日

発生日時

不具合

情報種別

CAP情報のうち、長期停止期間中の経年劣化事象に関連する情報別紙１
添付資料及び別添 A の前提とした使用環境

本ガイドラインは，長期停止期間中（法令に基づく「特別な状態」。おおよそ１年以上の停止）において想定される経年劣化事象に関する知見を技術ベースとして整理するものであり，前提とする使用環境は，冷温停止状態又は全ての燃料が原子炉格納容器の外にある状態とする。前提とする使用環境のイメージを図１に示す。

運転中
原子炉の状態

高温停止状態
冷温停止状態

上蓋開放 燃料取出
▽ ▽

燃料装荷
▽

燃料の状態 ガイドが前提とする使用環境原子炉容器又は格納容器内にあり前提とする使用環境（添付資料、別添Ａ）

図１

ATENA ガイドラインの技術ベースの前提とする使用環境について

以下に，添付資料①～③及び別添 A の作成にあたり個別に想定した前提条件を述べる。
なお，実際の保全活動で添付資料及び別添 A を活用するにあたっては，技術ベースの前提条
件と現場の個別機器の使用環境が合致しているか確認するとともに，前提として定めのない事項を踏まえ，個別に経年劣化事象の想定要否を検討する必要がある。

添付資料①（使用しない機器に関する技術ベース）（１）「使用しない機器」の分類
・添付資料①は，以下の機器を対象として扱う。
（なお，「使用する」「使用しない」の定義
は，ガイドライン本文参照）
パターン１：使用しておらず，保管状態にある機器
ただし，保管対策の一環として一時的に使用している機器（例：ポンプの定期運転，通電実施等）は対象外とする。
パターン２：待機状態にあるが，使用頻度が低い機器（例えば，海水ポンプのＡ系のみを14

連続使用しＢ系への切り替えを行っていないような系統のＢ系）
ただし，通常保全サイクルと同じ又は類似の頻度で定期試験等を実施している機器は対象外とする。
（２）保管状態にある機器（パターン１）の保管条件
・軽水炉の保管環境として一般的に考え得るものとして，以下を想定する。
ａ．保管手法・湿式保管※１または乾式保管※１※１：通常保全サイクルと同じ内部流体のまま保管する場合や，保管用に水質を変更する場合，系外に内部流体を排出し空気や窒素と置換を行う場合等を想定している。
ｂ．保管場所
・屋内または屋外
ｃ．温度，圧力・基本的に常温，常圧以下であり，大きな温度，圧力変動は想定しない。
・ただし，ヒートトレースやスペースヒーターの使用に伴う温度上昇や，使用する機器の近傍で保管する場合の温度影響は想定する。
ｄ．その他（共通事項）
経年劣化事象の想定要否を整理するにあたり，上記に定めのない使用環境（例：放射線，湿分，保有水の水質等）の考慮の必要がある場合は，個別に前提条件を定め，当該条件を添付資料①の理由欄等に示す。

添付資料②（使用する機器（使用条件の違い）に関する技術ベース
PLM 評価書及び国内外 OE 情報で見られた，長期停止期間中に使用している機器のうち使用条件を変更することで劣化進展が進んだ経年劣化事象は，冷温停止状態の炉心冷却等で使用する残留熱除去系（又は余熱除去系）や化学体積制御系で生じたもの。
通常よりも使用頻度が増える場合又は通常と異なる運用を実施する機器がある場合に劣化進展が進む可能性がある経年劣化事象に関する知見は，運転モードや系統によらず共通的なものであり，これ以外の運転モード（燃料取出後）や他の系統においても，添付資料②に示す
経年劣化事象を参考として活用することができる。

添付資料③（コンクリート構造物・鉄骨構造物に関する技術ベース）
経年劣化事象の想定要否を整理するにあたっては，図１の前提の下，以下のように，コンク
リート構造物および鉄骨構造物の個別部位で想定される使用環境を個別に定め，当該条件を添付資料③の理由欄等に示す。
（１）機器の使用状況の考慮

15

・タービン・発電機，給水系／主蒸気系のように冷温停止状態の維持等のために使用しない機器は，使用しない状態を前提とし，当該機器からの熱，放射線及び機械振動の影響は考慮しない。また，冷温停止状態の維持等のために使用している機器については，冷温停止状態に当該機器で想定される熱，放射線及び機械振動の影響を考慮する。
（２）その他共通事項
・コンクリート構造物が晒される外気温等の屋外環境については，運転中と同様の環境を想定する。

別添 A（プラント運転期間に影響する可能性がある取替困難機器・構造物に関する技術ベース）
図１の前提に加え，個別に経年劣化影響の有無を整理するために定めた前提条件を表１に示す。なお，表１に定めのない前提条件がある場合は，別添 A の個別の影響有無整理の説明欄に適宜補足説明を示す。
以

16

上

表１

長期停止期間中の経年劣化影響有無の整理にあたっての前提条件（使用環境）
前提条件（PWR／BWR 共通）

原子炉圧力容器内部流体

原子炉冷却材温度

100℃未満温度・圧力変動

大きな変動なし

放射線照射

原子炉運転に伴う照射の影響を受けない

原子炉格納容器

内部雰囲気

空気（常温・常圧）コンクリート構

温度

運転時のような周辺機器からの高い熱の影響

造物

を受けない
放射線照射

原子炉運転に伴う照射の影響を受けない

機械振動

長期停止期間中の機器の使用状態を踏まえ個別に考慮する17別紙２
添付資料①および③において長期停止期間中は想定不要としている経年劣化事象について

添付資料①
PLM 学会標準の附属書 E で想定が必要とされている経年劣化事象（「第２段階スクリーニン
グ」で想定要（○）になっている事象）のうち，経年劣化事象のメカニズムを踏まえると，一①

般的に，機器を使用しない限り経年劣化の発生又は劣化の進展の可能性が極めて限りなく小さいと判断できる事象は，長期停止期間中は想定不要（×）と整理している。
具体的に，保管条件を踏まえ添付資料①で想定不要（×）と整理している経年劣化事象は，以下に分類される。個別事象に関する整理の考え方は，添付１に示す。
ａ．放射線による劣化（中性子照射脆化，照射誘起型応力腐食割れ等）
ｂ．熱時効
ｃ．繰返し応力による劣化（疲労割れ）
ｄ．流れによる劣化（流れ加速型腐食，エロージョン，キャビテーション）
ｅ．摩耗
ｆ．電圧の印加／通電による劣化（トリーイング，断線等）
ｇ．その他，特定の機器を使用する場合に想定される劣化

添付資料③
PLM 学会標準の附属書 E で想定が必要とされている経年劣化事象（第２段階スクリーニン
グで要否が○になっている事象）のうち，以下については，プラントの運転に伴い発生，進展するものであり，長期停止期間中は想定不要（×）と整理している。
個別事象に関する整理の考え方は，添付２に示す。
ａ．コンクリートの強度低下及び遮蔽能力低下（熱及び放射線照射を要因とするもの）
以

18

上

添付１
添付資料①で長期停止期間中は想定不要（×）と整理している経年劣化事象
ａ．放射線による劣化（中性子照射脆化，照射誘起型応力腐食割れ等）
添付資料①で長期停止期間中の保管機器（使用しない機器）に想定不要（×）としている
経年劣化事象のうち，放射線照射が要因となるものを下表に示す。
長期停止期間中は，放射線の影響は無視できるほど小さいことから，いずれの経年劣化事
象も長期停止期間中は想定不要と整理している。

表：放射線照射が要因となる経年劣化事象の一覧および想定される設備の例（添付資料①で長期停止期間中は想定不要（×）としている事象に限る）
経年劣化事象
中性子照射脆化想定される設備の例
・原子炉圧力容器

備考
（※１）
（※２）

照射誘起型応力腐食割れ

・炉内構造物

（※１）
（※２）

靭性低下

・炉内構造物（※１）

・原子炉圧力容器サポート
照射下クリープ

・炉内構造物（※１）

・制御棒クラスタ（被覆管）
スウェリング（体積膨張） ・炉内構造物（※１）

・制御棒クラスタ（被覆管）
照射誘起割れ・制御棒クラスタ（被覆管先端部）（※１）

中性子吸収能力の低下

・制御棒クラスタ（中性子吸収体）

（※１）

（※１）
：想定される設備の例は，国内の高経年化技術評価結果（PWR，BWR）及び PLM 学会標
準をもとに，代表的なものを抽出している。
（※２）：高経年対策上着目すべき経年劣化事象。
「経年劣化影響技術レポート」にて，長期停止期間中に発生，進展を考慮する必要がないとされている。

19

ｂ．熱時効添付資料①で長期停止期間中の保管機器（使用しない機器）に想定不要（×）としている
経年劣化事象のうち，熱時効に係るものを下表に示す。
熱時効は高温環境下（250℃以上）で想定されるものであることから，長期停止期間中に機器を使用しない場合は，想定不要と整理している。
表：熱時効が想定される設備の例
経年劣化事象熱時効想定される設備の例

備考

ステンレス鋼鋳鋼使用機器

（※１）

PWR：

（※２）

・１次冷却材管・１次冷却材ポンプ（ケーシング）
・１次冷却系統弁（弁箱、弁蓋）
BWR：・原子炉冷却材ポンプ（ケーシング）
・原子炉冷却系統弁（弁箱、弁蓋）（※１）：想定される設備の例は，国内の高経年化技術評価結果（PWR，BWR）及び PLM 学会標
準をもとに，代表的なものを抽出している。
（※２）：高経年対策上着目すべき経年劣化事象。
「経年劣化影響技術レポート」にて，長期停止期間中に発生，進展を考慮する必要がないとされている。

20

ｃ．繰返し応力による劣化（疲労割れ）
添付資料①で長期停止期間中の保管機器（使用しない機器）に想定不要（×）としている
経年劣化事象のうち，繰返し応力が要因となるものを下表に示す。
いずれも機器の使用に伴い発生するものであり，長期停止期間中に機器を使用しない場合
は，想定不要と整理している。
なお，長期停止期間中に機器を使用する際，通常保全サイクルと異なる使用条件に変更する場合は留意が必要。
（添付資料②を参照）

表：繰返し応力が要因となる経年劣化事象の一覧および想定される設備の例
経年劣化事象疲労割れ

想定される設備の例

備考

・原子炉圧力容器ほか原子炉冷却材圧力（※１）

バウンダリ構成機器（プラント起動・停止等に（※２）

伴う温度・圧力変動による
もの）
疲労割れ

・余（残留）熱除去系統配管（高低温水合（※１）（プラント運転中に生じ 流部）
る熱成層，温度ゆらぎによ
るもの）
疲労割れ

・熱交換器（伝熱管）（※１）（機器の使用に伴い生じ ・配管（小口径管台）
る振動によるもの）

・配管（温度計ウェル）

疲労割れ

・ポンプ，モーター，ファン等（主軸等）（※１）（機器の使用に伴い，当該 ・安全逃し弁（ベローズ）
機器に生じる繰返し応力 ・クレーン（走・横行レール，ガータ）によるもの）（※１）：想定される設備の例は，国内の高経年化技術評価結果（PWR，BWR）及び PLM 学会標
準をもとに，代表的なものを抽出している。
（※２）：高経年対策上着目すべき経年劣化事象。
「経年劣化影響技術レポート」にて，長期停止期間中に発生，進展を考慮する必要がないとされている。

21

ｄ．流れによる劣化（流れ加速型腐食，エロ―ジョン，キャビテーション）
添付資料①で長期停止期間中に想定不要（×）としている経年劣化事象のうち，流れによるものを下表に示す。
いずれも機器の使用に伴い発生するものであり，長期停止期間中に機器を使用しない場合
は，想定不要と整理している。
なお，長期停止期間中に機器を使用する際，通常保全サイクルと異なる使用条件に変更する場合は留意が必要。
（添付資料②を参照）

表：流れが要因となる経年劣化事象の一覧および想定される設備の例
経年劣化事象流れ加速型腐食想定される設備の例

備考
（※１）

・配管
・弁（弁箱等）・熱交換器（伝熱管，耐圧構成品等）
・高圧／低圧タービン（車室等）

エロージョン（※１）

・配管・弁（弁体，弁座等）
・低圧タービン（動翼）キャビテーション・ポンプ（羽根車）

（※１）

（※１）
：想定される設備の例は，国内の高経年化技術評価結果（PWR，BWR）及び PLM 学会標
準をもとに，代表的なものを抽出している。

22

ｅ．摩耗
添付資料①で長期停止期間中に想定不要（×）としている経年劣化事象のうち，摩耗に係るものを下表に示す。
いずれも機器の使用に伴い発生するものであり，長期停止期間中に機器を使用しない場合
は，想定不要と整理している。
なお，長期停止期間中に機器を使用する際，通常保全サイクルと異なる使用条件に変更する場合は留意が必要。
（添付資料②を参照）

表：摩耗が想定される設備の例
経年劣化事象摩耗（機器の使用に伴い，当該想定される設備の例

備考

・ポンプ，ファン，モーター，タービン等（※１）（主軸，軸継手等）

機器の摺動部に生じるも ・弁（弁体，弁棒等）
・メタクラ等（遮断機の接触子）の）・クレーン，燃料取扱装置（車輪部，ワイヤーロープ等）・熱交換器（伝熱管）

摩耗

（※１）

（機器の使用に伴い発生 ・配管サポート（ピン等摺動部材）
する振動，熱移動により生 ・重機器サポート（バッド，ヒンジ，ピン
じるもの）

等）

（※１）
：想定される設備の例は，国内の高経年化技術評価結果（PWR，BWR）及び PLM 学会標
準をもとに，代表的なものを抽出している。

23

ｆ．電圧の印加／通電による劣化（トリーイング，断線等）
添付資料①で長期停止期間中に想定不要（×）としている経年劣化事象のうち，電圧の印
加／通電が要因となるものを下表に示す。
いずれも機器の使用に伴い発生するものであり，長期停止期間中に機器を使用しない場合
は，想定不要と整理している。

表：電圧の印加／通電が要因となる経年劣化事象の一覧および想定される設備の例
経年劣化事象想定される設備の例

絶縁特性低下（トリーイン ・屋外（トレンチ内含む）に布設された高
グ）

備考
（※１）

圧ケーブル（絶縁体）

導通不良（接点損傷）

・開閉装置（補助リレー等）

（※１）
（※２）

断線

・配管（ヒートトレース）
（※３）

（※１）

・水素再結合装置（電気ヒータ）

（※３）

（※１）
：想定される設備の例は，国内の高経年化技術評価結果（PWR，BWR）及び PLM 学会標
準をもとに，代表的なものを抽出している。
（※２）：導通不要のうち，酸化・塵埃付着に伴うものは，機器を使用しない場合でも発生する可能性があるため，留意が必要。
（※３）：高濃度のほう酸水を内包して保管する場合は，ヒートトレースが通電された状態（使用している状態）が想定されるため，留意が必要。

24

ｇ．その他，特定の機器を使用する場合に想定される劣化
添付資料①で長期停止期間中に想定不要（×）としている経年劣化事象のうち，特定の機器を使用する場合に想定される経年劣化事象に係るものを下表に示す。
いずれも機器の使用に伴い発生するものであり，長期停止期間中に機器を使用しない場合
は，想定不要と整理している。
なお，非常用ディーゼル機関等，長期停止期間中に機器を使用する場合は，通常保全サイ
クルの知見に基づき，経年劣化事象の想定が必要。

表：特定の機器を使用する場合に想定される経年劣化事象の一覧
および想定される設備の例
経年劣化事象クリープ（照射下クリープを除く）
露点腐食

想定される設備の例

備考

・非常用ディーゼル機関（過給機タービン（※１）

ロータ，排気管）・非常用ディーゼル機関（ピストン上部等

（※１）

燃焼室面）
・雑固体焼却設備（外殻等）
高温酸化・補助ボイラ（※１）

応力腐食割れ・高圧／低圧タービン（翼環ボルト，車軸（※１）（腐食環境下で使用されの翼溝部）

高い応力が付加されてい ・タービン動補助給水ポンプ蒸気タービ
る低合金鋼，高張力鋼）
盛金のはく離ン（円板翼溝部等）
・高圧タービン（ジャーナル軸受のホワイ

（※１）

トメタル）
変形

・高圧タービン（車室）（※１）

・雑固体焼却設備（耐火煉瓦等）（※１）（大型鋳物に生じるひずみ）
耐火物の浸食，割れ（※１）：想定される設備の例は，国内の高経年化技術評価結果（PWR，BWR）及び PLM 学会標
準をもとに，代表的なものを抽出している。

以上

25

添付２
添付資料③で長期停止期間中は想定不要（×）と判断している経年劣化事象
ａ．コンクリートの強度低下及び遮蔽能力低下
添付資料③で長期停止期間中に想定不要（×）としている経年劣化事象（コンクリートの強度低下及び遮蔽能力低下）に影響を及ぼす要因を下表に示す。
いずれもプラントの運転に伴い発生，進展するものであり，長期停止期間中は，想定不要と整理している。
表：コンクリートの経年劣化事象に影響を及ぼす要因および想定される設備の例（添付資料③で長期停止期間中は想定不要（×）としている事象に限る）
経年劣化事象コンクリートの強度低下

経年劣化要因熱想定される設備の例

備考

PWR：内部コンクリート（※１）（一次遮蔽壁）（※２）

BWR：原子炉ペデスタル，
一次遮蔽壁
放射線照射

PWR：内部コンクリート（※１）（一次遮蔽壁）（※２）

BWR：原子炉ペデスタル，
一次遮蔽壁
コンクリートの遮蔽能力低 熱

PWR：内部コンクリート（※１）（一次遮蔽壁）（※２）

下

BWR：ガンマ線遮蔽壁，
一次遮蔽壁
（※１）
：想定される設備の例は，国内の高経年化技術評価結果（PWR，BWR）及び PLM 学会標
準をもとに抽出している。
（※２）：高経年対策上着目すべき経年劣化事象。
「経年劣化影響技術レポート」にて，長期停止期間中に発生，進展を考慮する必要がないとされている。
以上

26

参考
添付資料①における想定要否の変更箇所
前回会合（令和 2 年 3 月 6 日）で提示した添付資料①の内容のうち，以下に挙げる経年劣化事象については，より一般論として想定要否を記載するために，添付資料①の想定要否を
想定不要（×）から想定要（○）に変更する。
●応力腐食割れの一部（変更理由）
発電所の保管実績に基づき，水質管理等が適切に行われていることを前提とし，応力腐食
割れは想定不要としていたが，一般論として想定要否を記載するために，適切な運用を前提とせず，想定要に変更する。
●応力緩和（変更理由）
発電所で使用されるばねは弾性範囲内での使用が通常であり，長期停止期間中は低温となることから，応力緩和の懸念が小さいため想定不要としていたが，長期停止期間中に荷重が付与された状態で，かつ比較的高温の環境下におかれた状態で保管される可能性が否定できないため，一般論として想定要否を記載するに当たって，想定要に変更する。
●絶縁特性低下（部分放電）（変更理由）
部分放電は，固体絶縁の表面に汚損等が存在する場合に，高電圧が印加されると発生するものであるため，機器を使用しない場合には想定されないが，部分放電の起因となる汚損（ごみ，埃等の付着）は長期停止期間中に生じる可能性があることから，想定要に変更する。
●絶縁特性低下（放射線劣化）（変更理由）
重要な機器である事故時耐環境性を有する電気・計装品が設置されている原子炉格納容器内の環境を対象とし，長期停止期間中に有意な放射線照射の影響を受ける環境にないため想定不要としていたが，例えば廃棄物関連設備に高放射線環境下にさらされる電気・計装品がある場合は，長期停止期間中であっても劣化の進展が否定できないため，一般論として想定要否を記載するために，想定要に変更する。
以上

27

別紙３
現場経験等に関する情報と ATENA ガイドライン（添付資料①～③）の関係①～④で示した国内外 OE 情報及び CAP 情報は，下図のとおり，機器の使用状況別・事象別に分解し，「想定される設備の例」欄に具体的な事例を掲載することで，ガイドラインの添付資料に反映している。
具体的な反映イメージを次頁に示す。

現場経験等の情報

ATENAガイドライン添付資料①国内OE情報

添付資料①（使用しない機器に関する技術ベース）

NUCIA
通番

件名

関連する経年劣化事象

12794

脱気器空気抜き管からの蒸気漏れ

屋外配管（保温材内側）
の腐食

11578

ほう酸水注入系アキュムレータ給排弁の一部固着

ほう酸析出による固着

12494

余熱除去系統ベント配管のひび割れ

疲労割れ

経年劣化事象説明

腐食（全面腐食）「想定される設備の例」欄に、具体的なOE情報やCAP情
報を記載

固着
異物付着
導通不良

①国内CAP情報
件名

関連する経年劣化事象

蒸気発生器水張弁のシートリーク

使用条件の変更に伴う腐食（エロージョン）

軸受冷却水系統の復旧時、発電機の冷却水配管ジョ
イント部からの水漏れ

残留水による腐食

乾燥保管中の原子炉隔離時冷却系真空タンクへの系
統水張り時、水位計用計装配管で詰まり発生

腐食生成物による異物付着

循環水ポンプベント弁・ドレン弁の固着

錆による固着経年劣化事象説明

脱気器水位制御弁前弁ユニットでサーマル動作を確認

酸化被膜による導通不良

腐食（エロージョン）

安全保護系計器ラック及び安全保護系ロジック盤の盤内に大量の塵埃が混入

塵埃付着による導通不良

疲労割れ「想定される設備の例」欄（注釈）に、具体的なOE情報や
CAP情報を記載
なお、「疲労割れ」は、PLM評価書から抽出されていない
経年劣化事象であるため、新たに事象欄を追加する

添付資料②（使用する機器の使用条件の違い）③④海外OE情報
件名

関連する経年劣化事象

乾燥保管の系統に残った原水が滞留すること等で生じた腐食

腐食（全面腐食）

制御棒バンク選択スイッチの接点不良による別制御
バンク制御棒の動作

導通不良

循環水ラインで発生した腐食性スケールの復水器伝熱管板への流入による復水器真空度の低下

異物付着

原子炉圧力容器内に燃料を保管した状態において、
化学体積制御系統(PWR)の充てんポンプ出口弁を高差圧状態で長期間使用したことによる弁シート面の損
傷

腐食（エロージョン）

化学体積制御系統(PWR)の体積制御タンク圧力が低い状態でポンプを長期使用したことによる吸込インペ
ラの損傷

腐食（エロージョン）

図１

添付資料③（コンクリート構造物・鉄骨構造物）
該当するOE情報及びCAP情報なし

現場経験等に関する情報の添付資料への反映について

28

29
図２

具体的な反映イメージ（例：添付資料①の「固着」の場合）（OE 情報は NUCIA 通番を掲載）て紹介。

OE 情報又は CAP 情報を事例とし

30

等

労

無②

無②

影響有無

低サイクル疲労に対する健全性を確保する必要がある。建設時の工事計画認
可申請書や PLM 評価書においては，プラント起動・停止等の大きな温度・圧力変動の発生回数に基づき運転期間を通した疲労の蓄積程度が評価され，健全性が確認されている。

（EPRI レビュー結果）,
疲労割れ 3（PLM
評価書（参考））が存在すると材料の変形の際（転位の移動）の抵抗となり，破壊に対する抵
抗（靭性）の低下が生じる。この事象を中性子照射脆化と呼んでいる。
2（EPRI レビュ

以上から，長期停止期間中の劣化要因として中性子照射脆化を考慮する必ることを確認している。（PLM 評価書（参考））とは，事業者の冷温停止維持を前提とした PLM 評価書においても示されていなお，参考として，冷温停止状態において中性子照射脆化の影響がないこ

年劣化影響技術レポート及び EPRI レビュー結果）

期停止の影響はないとされ，EPRI にも技術的に妥当と評価されている。（経また，経年劣化影響技術レポートにおいても，中性子照射脆化に対する長①）
3（PLM 評価書
（参考）ないことから，中性子の照射による影響を考慮する必要はない。（添付資料
中性子照射脆化

長期停止期間中においては運転中のような燃料の核分裂反応が起こってい原子クラスタ形成や粒界偏析などのミクロ組織変化が生じ，このような欠陥
中性子照射脆化ー結果）,

分裂反応により発生する中性子の照射を受けるとボイドや転位ループ，溶質
技術レポート）,

原子炉圧力容器に使用されている低合金鋼については，運転中に燃料の核1（経年劣化影響

添付資料①

い

－

要は無く「無②」と分類する。

以上から，長期停止期間中の劣化要因として低サイクル疲労を考慮する必れていることを確認している。（PLM 評価書（参考））とは，事業者の冷温停止状態の維持を前提とした PLM 評価書においても示さ

なお，参考として，冷温停止状態において低サイクル疲労の影響がないこ

影響技術レポート及び EPRI レビュー結果）

る影響はないとされ，EPRI にも技術的に妥当と評価されている。（経年劣化

経年劣化影響技術レポートにおいても，長期停止が低サイクル疲労に与えい。（添付資料①）

力変動は発生しないことから，低サイクル疲労の進展を想定する必要はな

線の影響を受けな停止期間中は放射

中性子照射脆化の管台部などの形状不連続部は応力が集中しやすいために運転期間を通して長期停止期間中においてはプラント起動・停止等のような大きな温度・圧と材料に局所的かつ微小な変形が蓄積する疲労現象である。原子炉圧力容器

疲労割れ 2

添付資料①
レポート）,－がない

停止期間中は大き低サイクル疲労は，プラントの運転状態（例：起動・停止等）の温度や圧補足説明事項力の変化（過渡）によって生じる応力の変動が繰り返され，比較的ゆっくり

技術ベース２＊2

年劣化影響技術

技術ベース１
疲労割れ 1（経備考

な圧力・温度変動

説明

長期停止期間中の保全ポイント

根拠とする技術ベース

別紙４（別紙４の赤字の凡例は、全て②）＊1：別添 A の表で示す凡例や注釈の説明は割愛する。
＊2：文献名の凡例及び該当する知見は，後段の「文献リスト」で示す。
＊3：発電所で実際に行われている保全活動及び当該保全活動の結果確認されている部位の健全性も参考の上，保全ポイントを定めている。保全活動の実績は，後段の「長期停止期間中の点検結果」参照。

化

下部胴等

冷却材入口管台

低サイクル疲

中性子照射脆想定される部位

経年劣化事象長期停止期間中の経年劣化影響

ATENA ガイドライン（別添 A）＊1

ATENA ガイドライン（別添 A）と技術ベースとの関係（原子炉圧力容器（PWR）
）

31

下部胴等

無②

無①

影響有無

基合金を使用した部位に SCC 発生の懸念が大きいことから，国内の全 PWR について，材料変更や応力改善が図られており，SCC の発生を抑制する対策が影響技術レポート）,
SCC5（EPRI レビ
ュー結果）

在，原子炉圧力容器
内に一次冷却材を保有した状態での保管（※２）：経年劣化（塩素イオン濃度等が適正な水準に維持されていることを適宜確認す
る）の温度は 100℃未満と低く，一次冷却材を保有した状態

では応力腐食割れの発生，進展の可念されるものである。（添付資料①）とで，き裂の発生

まえ，製作時に溶接入熱を管理しクラッド下層部にき裂が発生しない領域で国内の全 PWR プラントの原子炉圧力容器においては，材料の化学成分を踏接施工条件が適切ではないことによって，局部的にき裂が発生することが懸入熱を管理するこを防止している

用いられている低合金鋼にステンレス鋼の内張りクラッドを施工する際に溶クラッド下層部のき裂は，原子炉圧力容器の製作時に，原子炉圧力容器にができる。

い検査することで，継続的に機能が維持されていることを確認確保すること

なお，通常保全サイクル復帰後も，日常保全として，ISI プログラムに従「長期停止期間中の点検結果」の通り管理されている。

「水質管理」を確実に行うことを推奨する。各プラントの水質は，別頁のれ，機能維持が可能であることから「無①」と分類し，保全ポイントとしてことを前提とすれば，SCC が発生，進展する可能性は極めて小さいと判断さ以上から，長期停止期間中に適切な水質管理が保全として実施されている

化影響技術レポート及び EPRI レビュー結果）

動により管理可能であることは EPRI にも妥当性が確認されている。（経年劣により管理可能であるとされている。更に，長期停止期間中の SCC が保全活

は SCC の感受性が小さいことが述べられるとともに，SCC は通常の保全活動

また，経年劣化影響技術レポートにおいても，100℃未満の環境において件から SCC の発生を抑制することができる。（文献 SCC1,2）

間中においても，運転中と同様，適切な水質管理を実施することで，環境条

SCC の感受性が極めて小さいことが示されている。したがって，長期停止期

環境下においては，溶存酸素濃度 8ppm においても 100℃未満の低温環境ではことが想定される。しかしながら，文献 SCC1,2 によると，管理された水質においては溶存酸素濃度が大きくなり，飽和溶存酸素量として 8ppm になるは，製作時に溶接

国内プラントで２）UCC1施工が実施され，材料条件が改善されているプラントがある。（文献 SCC3）の影響]参照適切に行うことは－部に，文献 SCC3 の通り，耐 SCC 性の高い 690 系ニッケル基合金のクラッド

5)プラント長期停止

いが，水質管理を

長期停止期間中においては，運転中と比べて温度が低くなる一方で，PWR実施され，応力条件が改善されているプラントや，冷却材出入口管台の接液［(2)応力腐食割れ-

必要（※１）（※

施されている。例えば冷却材出入口管台や炉内計装筒に対してピーニングが影響技術レポート

能性は極めて小さ添付資料①ができる。（添付資料①）

SCC4（経年劣化

通常保全サイクルにおいては，これまでの運転経験等から 600 系ニッケル

応力腐食割れ（SCC）は，材料と環境と応力条件が重畳した場合に発生し，これらの３因子のうち１つを取り除くことによって発生を防止すること

SCC1,SCC2,SCC3,

添付資料①

ントにおいては，現停止期間中の保有（※１）：国内プラ要は無く「無②」と分類する。

補足説明事項行う

技術ベース２＊2

技術ベース１

水質管理を適切に

備考

長期停止期間中の保全ポイント水（一次冷却材）説明

長期停止期間中の経年劣化影響根拠とする技術ベース＊1：別添 A の表で示す凡例や注釈の説明は割愛する。
＊2：文献名の凡例及び該当する知見は，後段の「文献リスト」で示す。
＊3：発電所で実際に行われている保全活動及び当該保全活動の結果確認されている部位の健全性も参考の上，保全ポイントを定めている。保全活動の実績は，後段の「長期停止期間中の点検結果」参照。

部のき裂

クラッド下層

冷却材入口管台

応力腐食割れ等想定される部位

経年劣化事象ATENA ガイドライン（別添 A）＊1

32

上部胴フランジ

ピッティング

無①

影響有無

定は不要となる。
ジ面の一部にステンレス鋼クラッドが施されておらず，低合金鋼部分が原子炉キャビティに水張りを行う際に接液することから，低合金鋼部分の全面腐ート）,
腐食 3（EPRI レ
ビュー結果）て保管する
また，通常保全に復帰する場合には，フランジ面の点検を実施する

グが想定される

上蓋を開放して保管している場合は狭隘部にならないが，シート面であることができる。また，上蓋を閉止する前には、腐食の発生がないことを確が必要

別頁の「長期停止期間中の点検結果」の通りである。

る」を推奨する。各プラントの長期停止期間中のフランジ面の点検状況は，する」および「通常保全に復帰する場合には，フランジ面の点検を実施す

イントとして「ステンレス鋼クラッドのないフランジ面に養生を施して保管

れば，腐食を防止することが可能であることから「無①」と分類し，保全ポ以上から，長期停止期間中に適切な保全が実施されていることを前提とす

響技術レポート及び EPRI レビュー結果）

り管理可能であるとされ，EPRI にも妥当性が確認されている。（経年劣化影

更に，経年劣化影響技術レポートにおいても，腐食は通常の保全活動によ認するため当該部の点検を行うことが有効な保全となる。

そのようなプラントについては，保管対策として低合金鋼の接液を防ぐための養生を行うことで，長期停止期間中におけるフランジ面の発錆を防止す

抑制する保管管理

食の発生が懸念される。（添付資料①）

一方で泊３号機を除く国内の PWR プラントでは，原子炉圧力容器のフラン

しかしながら，長期停止期間中において，上蓋が開放された状態で保管さ（発錆）の発生をることから，劣化れる場合は，当該部は狭隘部ではなくなることから当該のピッティングの想化影響技術レポ

ることによりピッティング（孔食）の発生が想定される。
（添付資料①）

ジ面に養生を施し上蓋が閉止している場合，上蓋と上部胴フランジのシール部が狭隘部でああることから，「無②」と分類する。
ッドのないフラン腐食 2（経年劣

添付資料①

期停止期間中に，新たにクラッド下層部のき裂を考慮する必要はないもので本事象は製作時の溶接施工管理により発生を防止しているものであり，長能性は小さい。（文献 UCC1）

クラッド施工されているため，製作時にクラッド下層部のき裂が発生する可

補足説明事項

おいてピッティン

技術ベース２＊2

技術ベース１る場合は狭隘部に備考

ステンレス鋼クラ

長期停止期間中の保全ポイント

上蓋を閉止してい説明

長期停止期間中の経年劣化影響根拠とする技術ベース＊1：別添 A の表で示す凡例や注釈の説明は割愛する。
＊2：文献名の凡例及び該当する知見は，後段の「文献リスト」で示す。
＊3：発電所で実際に行われている保全活動及び当該保全活動の結果確認されている部位の健全性も参考の上，保全ポイントを定めている。保全活動の実績は，後段の「長期停止期間中の点検結果」参照。

想定される部位

経年劣化事象ATENA ガイドライン（別添 A）＊1

33

想定される部位

影響有無説明

長期停止期間中の経年劣化影響
長期停止期間中の保全ポイント
備考

技術ベース１

技術ベース２＊2

根拠とする技術ベース

上蓋と上部胴フランジのシール部

補足説明事項ス タ ッド ボ ルト 締付 部
（ 一 部の プ ラン トを 除
い て ステ ン レス 鋼 クラッドが施されておらず，
上 蓋 を開 放 し原 子 炉キ
ャ ビ ティ に 水張 り を行
う 際 に低 合 金鋼 部 分が接液する。）＊1：別添 A の表で示す凡例や注釈の説明は割愛する。
＊2：文献名の凡例及び該当する知見は，後段の「文献リスト」で示す。
＊3：発電所で実際に行われている保全活動及び当該保全活動の結果確認されている部位の健全性も参考の上，保全ポイントを定めている。保全活動の実績は，後段の「長期停止期間中の点検結果」参照。

経年劣化事象ATENA ガイドライン（別添 A）＊1

34

部）

無②

無②

影響有無

ル疲労に対する健全性を確保する必要がある。建設時の工事計画認可申請書やPLM 評価書においては，プラント起動・停止等の大きな温度・圧力変動の発生
回数に基づき運転期間を通した疲労の蓄積程度が評価され，健全性が確認され
ている。

ー結果）,
疲労割れ 5（PLM 評価書の影響を受けない

停止期間中は放射線

－

添付資料①

性）の低下が生じる。この事象を中性子照射脆化と呼んでいる。
中性子照射脆化

化影響技術レポート及び EPRI レビュー）（参考））以上から，長期停止期間中の劣化要因として中性子照射脆化を考慮する必要とを確認している。（PLM 評価書（参考））は，事業者の冷温停止維持を前提とした PLM 評価書においても示されているこ

なお，参考として，冷温停止状態において中性子照射脆化の影響がないこと

停止の影響はないとされ，EPRI にも技術的に妥当と評価されている。
（経年劣

また，経年劣化影響技術レポートにおいても，中性子照射脆化に対する長期いことから，中性子の照射による影響を考慮する必要はない。（添付資料①）
4（PLM 評価書

中性子照射脆化

ー結果）,

長期停止期間中においては運転中のような燃料の核分裂反応が起こっていな

すると材料の変形の際（転位の移動）の抵抗となり，破壊に対する抵抗（靭ト）,
2（EPRI レビュ

クラスタ形成や粒界偏析などのミクロ組織変化が生じ，このような欠陥が存在
響技術レポー

原子炉圧力容器に使用されている低合金鋼については，運転中に燃料の核分
裂反応により発生する中性子の照射を受けるとボイドや転位ループ，溶質原子1（経年劣化影

中性子照射脆化は無く「無②」と分類する。

以上から，長期停止期間中の劣化要因として低サイクル疲労を考慮する必要されていることを確認している。（PLM 評価書（参考））は，事業者の冷温停止状態の維持を前提とした高経年化技術評価においても示

なお，参考として，冷温停止状態において低サイクル疲労の影響がないこと

技術レポート及び EPRI レビュー結果）

影響はないとされ，EPRI にも技術的に妥当と評価されている。（経年劣化影響

経年劣化影響技術レポートにおいても，長期停止が低サイクル疲労に与える（添付資料①）

変動は発生しないことから，低サイクル疲労の進展を想定する必要はない。

長期停止期間中においてはプラント起動・停止等のような大きな温度・圧力部などの形状不連続部は応力が集中しやすいために運転期間を通して低サイク（EPRI レビュ

（参考））

料に局所的かつ微小な変形が蓄積する疲労現象である。原子炉圧力容器の管台

疲労割れ 2

添付資料①
レポート）,－

い停止期間中は大きな

低サイクル疲労は，プラントの運転状態（例：起動・停止等）の温度や圧力

補足説明事項の変化（過渡）によって生じる応力の変動が繰り返され，比較的ゆっくりと材

技術ベース２＊2

年劣化影響技術

技術ベース１
疲労割れ 1（経備考

圧力・温度変動がな

説明

長期停止期間中の保全ポイント

根拠とする技術ベース＊1：別添 A の表で示す凡例や注釈の説明は割愛する。
＊2：文献名の凡例及び該当する知見は，後段の「文献リスト」で示す。
＊3：発電所で実際に行われている保全活動及び当該保全活動の結果確認されている部位の健全性も参考の上，保全ポイントを定めている。保全活動の実績は，後段の「長期停止期間中の点検結果」参照。

胴部（炉心領域

セーフエンド等

労

化

ノズル，

低サイクル疲

中性子照射脆想定される部位

経年劣化事象長期停止期間中の経年劣化影響

ATENA ガイドライン（別添 A）＊1

ATENA ガイドライン（別添 A）と技術ベースとの関係（原子炉圧力容器（BWR）

35

計装ノズル等

応力腐食割れ無①

影響有無

れらの３因子のうち１つを取り除くことによって発生を防止することができる。（添付資料①）ステンレス鋼や Ni 基合金を使用した部位に SCC 発生の懸念が大きいことから，国内の全 BWR について，材料変更や応力改善が図られており，SCC の発生を抑制する対策が施されている。例えば再循環水出入口ノズルセーフエンドにSCC6,
SCC4（経年劣化
影響技術レポート）,
SCC5（EPRI レ
ビュー結果）

トにおいては，現在，原子炉圧力容器
内に原子炉冷却材を保有した状態での保管（※２）：経年劣化影

行う（塩化物イオン濃度等が適正な水準に維持されていることを適宜確認する）

温度は 100℃未満と低く，原子炉冷却材を保有した状態では応力腐食割れの発生，進展の可能性は善することで応力条件の改善を図るなど，様々な対策が取られている。

応力腐食割れ-5]プラント長期停止の影響]
参照

質管理を適切に行うことは必要（※１）

（※２）

きる。

検査することで，継続的に機能が維持されていることを確認確保することがで

なお，通常保全サイクル復帰後も，日常保全として，ISI プログラムに従い果」の通り管理されている。

行うことを推奨する。各プラントの水質は，別頁の「長期停止期間中の点検結能であることから「無①」と分類し，保全ポイントとして「水質管理」を確実にすれば，SCC が発生，進展する可能性は極めて小さいと判断され，機能維持が可以上から，長期停止期間中に適切な水質管理が実施されていることを前提と術レポート及び EPRI レビュー結果）

り管理可能であることは EPRI にも妥当性が確認されている。（経年劣化影響技

り管理可能であるとされている。更に，長期停止期間中の SCC が保全活動によSCC の感受性が小さいことが述べられるとともに，SCC は通常の保全活動によまた，経年劣化影響技術レポートにおいても，100℃未満の環境においては

SCC1,2,6）

施することで，環境条件から SCC の発生を抑制することができる。（文献

したがって，長期停止期間中においても，運転中と同様，適切な水質管理を実いる。

対象材料の SCC については，100℃以上の温度環境となる部位を管理対象として

なお，文献 SCC6 の通り，NUREG や IGALL などの海外の知見においても，BWR の未満の低温環境においては SCC の感受性が極めて小さいことが示されている。

と低くなっており，文献 SCC1,2 からも，管理された水質環境下においては，100℃

長期停止期間中においては，運転中と比べて原子炉冷却材の温度が 100℃未満

対して，高周波誘導加熱応力改善法（IHSI）により溶接残留応力を圧縮側に改響技術レポート[(2)極めて小さいが，水通常保全サイクルにおいては，これまでの運転経験等からオーステナイト系

応力腐食割れ（SCC）は，材料と環境と応力条件が重畳した場合に発生し，こ（原子炉冷却材）のSCC1,SCC2,

添付資料①（※１）：国内プラン

水質管理を適切には無く「無②」と分類する。

補足説明事項

停止期間中の保有水技術ベース２＊2

技術ベース１

備考

説明

長期停止期間中の保全ポイント

長期停止期間中の経年劣化影響根拠とする技術ベース＊1：別添 A の表で示す凡例や注釈の説明は割愛する。
＊2：文献名の凡例及び該当する知見は，後段の「文献リスト」で示す。
＊3：発電所で実際に行われている保全活動及び当該保全活動の結果確認されている部位の健全性も参考の上，保全ポイントを定めている。保全活動の実績は，後段の「長期停止期間中の点検結果」参照。

想定される部位

経年劣化事象ATENA ガイドライン（別添 A）＊1

36

無①

無②

影響有無

考慮している腐食量よりも十分に小さいことを評価や点検により確認している。

ート),
腐食 3（EPRI レ
ビュー結果）

停止の影響]参照

度等が適正な水準に維持されていることを適宜確認する）

FAC は発生しない。

また，停止期間中は冷却材の温度が100℃未満と低く，全面腐食の影響は小を持った腐食量を設定しており，運転期間中に想定される腐食量が設計段階で化影響技術レポ

腐食-3]プラント長期（塩化物イオン濃はないことから，により腐食量の傾向が変化することが示されているが，炉水の温度が低い場合

長期停止期間中においては，文献腐食 1 に示す通り，水質の温度や溶存酸素

これについては，国内の全 BWR プラントにおいては，設計，製造段階で，余裕鋼を使用しており，腐食（全面腐食）の影響が懸念される。

腐食 2(経年劣

響技術レポート[(1)行う

原子炉圧力容器の主蒸気ノズルやセーフエンドについては，低合金鋼や炭素ことから，「無②」と分類している。

高速で流れる環境で

腐食 1,（※１）：経年劣化影

添付資料①

停止期間中に，新たにクラッド下層部のき裂を考慮する必要はないものである

本事象は製作時の溶接施工管理により発生を防止しているものであり，長期で，製作時にクラッド下層部のき裂が発生しないことを確認している。

裂が発生しないとされる材料の採用や製作時に溶接入熱の管理を行うこと

国内の全 BWR プラントの原子炉圧力容器においては，クラッド下層部のき時にき裂発生を防止できることが示されている。（文献UCC2）（化学成分の規制等）や溶接方法の改善（高入熱条件の回避）を図ることで製作

溶接施工条件が重畳した場合に発生する可能性が確認されており，材料の改善

h Council BULLETIN(WRC-197)」において，特定の種類の低合金鋼材料と特定のクラッド下層部のき裂については，全米溶接協会の報告書「Welding Researc

水質管理を適切に停止期間中は蒸気がいるれるものである。（添付資料①）

クラッド下層部のき裂 は，原子炉圧力容器の製作時に，原子炉圧力容器に補足説明事項裂の発生を防止して

UCC2

技術ベース２＊2

施工条件が適切ではないことによって，局部的にき裂が発生することが懸念さ

添付資料①

技術ベース１

管理することで，き備考用いられている低合金鋼にステンレス鋼の内張りクラッドを施工する際に溶接－

長期停止期間中の保全ポイント製作時に溶接入熱を国内プラントでは，

説明

長期停止期間中の経年劣化影響根拠とする技術ベース＊1：別添 A の表で示す凡例や注釈の説明は割愛する。
＊2：文献名の凡例及び該当する知見は，後段の「文献リスト」で示す。
＊3：発電所で実際に行われている保全活動及び当該保全活動の結果確認されている部位の健全性も参考の上，保全ポイントを定めている。保全活動の実績は，後段の「長期停止期間中の点検結果」参照。

全面腐食）

腐食（FAC 及び

主蒸気ノズル等

胴部等

クラッド下層部のき裂想定される部位

経年劣化事象ATENA ガイドライン（別添 A）＊1

37

基礎ボルト

想定される部位

無①

影響有無

技術ベース２＊2

補足説明事項め，腐食の影響が懸念される。

検を実施することで，健全性を維持することが可能である。

ビュー結果），
腐食 4（PLM 評
価書（参考））

有意な腐食は発生していないが，結露等の防止のため，空調プラントの高経年化技術評価において，ボルトの腐食に対する健全性を確認すことは必要。

※１：炭素鋼の暴露試験結果から想定されるボルトの推定腐食量。事業者のボルさい。

礎ボルトの大きさ、本数（直径約 70mm。120 本）からボルトの強度への影響は小力容器の基礎ボルトに対して保守的に考慮した場合でも，原子炉圧力容器の基る場合に用いている屋外における腐食量想定値（0.3mm/60 年）※１を、原子炉圧促進される環境ではないことから，腐食の影響は小さいと判断しているが、仮に運転を継続して行う

上記の通り、屋内環境にある原子炉圧力容器の基礎ボルトについては、腐食が器内の環境を維持する運用を行うとともに，必要に応じて基礎ボルトの目視点

腐食 3（EPRI レ

検の結果においてもこれについては，長期停止期間中においても空調運転を継続するなど格納容長期停止期間中は原子炉格納容器内が窒素ガス雰囲気から空気雰囲気となるたート),

続して行う。

原子炉圧力容器の基礎ボルトについては，低合金鋼や炭素鋼を使用しており，停止期間中の目視点

腐食 2（経年劣化影響技術レポ

添付資料①

きる。

検査することで，継続的に機能が維持されていることを確認確保することがで

なお，通常保全サイクル復帰後も，日常保全として，ISI プログラムに従いり管理されている。

とを推奨する。各プラントの水質は，別頁の「長期停止期間中の点検結果」の通ることから「無①」と分類し，保全ポイントとして「水質管理」を確実に行うこすれば，腐食が進展する可能性は極めて小さいと判断され，機能維持が可能であ以上から，長期停止期間中に適切な水質管理が実施されていることを前提と

ト及び EPRI レビュー結果）

能であることは EPRI にも妥当性が確認されている。（経年劣化影響技術レポーの抑制が挙げられている。更に，長期停止期間中の腐食が保全活動により管理可

理可能であるとされており，管理方法の一つとして水質管理の実施による腐食

また，経年劣化影響技術レポートにおいても，腐食は通常の保全活動により管長期停止期間中の腐食の影響は小さい。

金鋼部位に設計段階で考慮している腐食代（1.6mm）に対しても十分に小さく、腐食量は、概ね 0.2mm 程度であり，BWR RPV 内面の炉水と接液する炭素鋼、低合の腐食量を評価した場合、例えばプラントが 20 年程度停止した場合でも、その運転期間に対する腐食量を評価している。この考え方と同様に、長期停止期間中

め，空調運転を継結露等の防止のたプラントの高経年化技術評価では、文献腐食１に示すような腐食データから、1 年あたりの腐食の進展率（mm/年）を換算し、腐食の評価式を用いて想定する転を継続しており，

停止期間中は空調運要。

の腐食量はプラント運転状態の温度の腐食量と概ね同程度の傾向となる。
（文献

技術ベース１

腐食 1）

備考

適切に行うことは必長期停止期間中の保全ポイント

さいが，水質管理を説明

長期停止期間中の経年劣化影響根拠とする技術ベース＊1：別添 A の表で示す凡例や注釈の説明は割愛する。
＊2：文献名の凡例及び該当する知見は，後段の「文献リスト」で示す。
＊3：発電所で実際に行われている保全活動及び当該保全活動の結果確認されている部位の健全性も参考の上，保全ポイントを定めている。保全活動の実績は，後段の「長期停止期間中の点検結果」参照。

食）

腐食（全面腐経年劣化事象ATENA ガイドライン（別添 A）＊1

38

想定される部位

以上から，プラント運転状態による劣化ではなく、長期停止することによっえるような損傷がないことを点検により確認することとなる。

なお、長期停止期間中に大きな地震が発生した場合には、機能に影響をあたる。

とから、長期停止期間中に想定する劣化はないとして「無②」と分類していてスタビライザブラケット及びスタビライザに摩耗が発生するものではないこ＊1：別添 A の表で示す凡例や注釈の説明は割愛する。
＊2：文献名の凡例及び該当する知見は，後段の「文献リスト」で示す。
＊3：発電所で実際に行われている保全活動及び当該保全活動の結果確認されている部位の健全性も参考の上，保全ポイントを定めている。保全活動の実績は，後段の「長期停止期間中の点検結果」参照。

は極めて小さい。

ない。

原子炉圧力容器のスタビライザブラケット及びスタビライザについては，摺きる。

検査することで，継続的に機能が維持されていることを確認確保することがで

なお，通常保全サイクル復帰後も，日常保全として，ISI プログラムに従い間中の点検結果」の通りである。

各プラントの長期停止期間中の基礎ボルトの点検状況は，別頁の「長期停止期

確認するため点検を推奨する。

類する。また、基礎ボルトの機能に影響するような腐食が発生していないことを

食量を考慮しても基礎ボルトの機能へ与える影響は小さいことから「無①」と分環境を維持することで腐食が発生する環境としてマイルドであり、保守的に腐以上から，長期停止期間中においても空調運転を継続するなど格納容器内の確認している。（PLM 評価書）

れていないことが，事業者の高経年化技術評価においても示されていることを

なお，参考として，基礎ボルトの目視点検を実施した結果，有意な腐食は認めら

結果）にも妥当性が確認されている。
（（経年劣化影響技術レポート及び EPRI レビュー

いる。更に，長期停止期間中の腐食が保全活動により管理可能であることは EPRI

理可能であるとされており，管理方法の一つとして定期的な点検が挙げられてまた，経年劣化影響技術レポートにおいても，腐食は通常の保全活動により管ト腐食量の調査結果からも妥当性を確認している。

補足説明事項であるため、プラントの状態（運転中・停止中）によって発生する劣化要因では－

技術ベース２＊2

耗が発生する可能性

添付資料①

技術ベース１

り，長期停止中に摩備考

スタビライザ－

長期停止期間中の保全ポイント動部を有しているため摩耗が想定されるが，当該部は地震時のみ摺動するもの

当該部は地震時のみ

説明

摺動するものであ

無②

影響有無

長期停止期間中の経年劣化影響根拠とする技術ベース

ラケット，

摩耗（摺動部） スタビライザブ

経年劣化事象ATENA ガイドライン（別添 A）＊1

39

（スタッド含む）

コンクリート埋設部

無②

無①

無②

影響
有無
疲労割れ 4＊2

技術ベース２

なお，通常保全復帰後も，原子炉格納容器漏洩率試験を実施することで，継続的に機能が程度であることから，10cm を大きく超える位置に埋設されているコンクリート埋設部については，中性化の影響は考慮する必要はない。更に，コンクリート表面に塗装が施されてい腐食速度としては極めて小さいまた，コンクリート埋設部が施工されたコンクリート表面は，大部分が屋内環境（管理区る箇所もあり，設置環境として緩やかな環境である。

なお，コンクリート埋設部は，コンクリート内に深く埋設された状態で施工されており，
別紙４－１で示されている通り，中性化の進展程度は 80 年間を考慮しても 10cm に満たないしているため，しているため，腐食速度としては極めて小さい。（文献腐食 5）成しており，鉄表面は不動態化

しかしながら，コンクリート埋設部はコンクリート内の水酸化カルシウムにより強アルカ
リ環境を形成しており，文献腐食 5 に示す通り，コンクリート内において鉄表面は不動態化

ルカリ環境を形想定される。
（添付資料①）

原子炉格納容器に用いている炭素鋼は，湿分を含む大気中において腐食が発生することが維持されていることを確認確保することができる。

ウムにより強アの水酸化カルシ

コンクリート内を防止できる

期間中の格納容器の塗膜点検の状況は，別頁の「長期停止期間中の点検結果」の通りである。

発生を抑制することが可能であることから「無①」と分類し，保全ポイントとして，塗膜の健全性を維持するための「塗膜の目視点検」を行うことを推奨する。各プラントの長期停止

中の腐食の発生性が確認されている。（経年劣化影響技術レポート及び EPRI レビュー結果）性を維持するこ

以上から，長期停止期間中に塗膜の健全性が維持できていることを前提とすれば，腐食のに，腐食が長期停止期間中においても保全活動により管理可能であることは EPRI にも妥当

り，塗膜の健全とで，停止期間るとされており，管理方法の一つとして表面の塗装による腐食の抑制が挙げられている。更

また，経年劣化影響技術レポートにおいても，腐食は通常の保全活動により管理可能であ工しているため，塗膜が健全であるかぎり，腐食の懸念はない。

しかしながら，国内全ての PWR プラントの原子炉格納容器について，表面に防食塗装を施想定される。
（添付資料①）

原子炉格納容器に用いている炭素鋼は，湿分を含む大気中において腐食が発生することが要因として疲労割れを考慮する必要は無く「無②」と分類する。

長期停止期間中においても同様に，有意な温度・圧力変動が想定されないことから，劣化

評価書においても示されていることを確認している。（PLM 評価書（参考））なお，参考として，原子炉格納容器本体において有意な温度・圧力変動がないことは，PLMにおいても有意な温度・圧力変動は想定されない。

しかしながら，国内の全 PWR プラントの原子炉格納容器本体について，通常保全サイクル

かつ微小な変形が蓄積する現象である。（添付資料①）

疲労割れは，温度や圧力の変化等によって生じる応力の変動が繰り返され，材料に局所的補足説明事項装を施してお腐食 5

ビュー結果）

装を実施する気接触部）に塗添付資料①

腐食 3（EPRI レ

要に応じて再塗ープレートの大－レポート）,

より確認し，必の場合はライナ腐食 2（経年
劣化影響技術添付資料①

性を目視点検に適宜塗膜の健全び外面（PCCV

鋼板の内面およ

動を受けない

（参考））

添付資料①

技術ベース１（PLM 評 価書

備考

な圧力・温度変－長期停止期間中の保全ポイント

間中ともに大き

運転中，停止期説明

劣化影響

根拠とする技術ベース＊1：別添 A の表で示す凡例や注釈の説明は割愛する。
＊2：文献名の凡例及び該当する知見は，後段の「文献リスト」で示す。
＊3：発電所で実際に行われている保全活動及び当該保全活動の結果確認されている部位の健全性も参考の上，保全ポイントを定めている。保全活動の実績は，後段の「長期停止期間中の点検結果」参照。

腐食

トップドーム部，

腐食

円筒部

トップドーム部等想定される部位

疲労割れ

経年劣化事象長期停止期間中の経年

ATENA ガイドライン（別添 A）＊1

ATENA ガイドライン（別添 A）と技術ベースとの関係（原子炉格納容器（PWR））

40

想定される部位

影響
有無

説明

劣化影響

長期停止期間中の保全ポイント
備考

技術ベース１＊2

技術ベース２

根拠とする技術ベース維持されていることを確認確保することができる。

なお，通常保全復帰後も，原子炉格納容器漏洩率試験を実施することで，継続的に機能が②」と分類する。

以上から，長期停止期間中においてもコンクリート埋設部は有意な腐食環境になく，「無リート埋設部に対する影響もない。

生，進展が想定されない又は極めて小さいものと分類されており，原子炉格納容器のコンク

その他，アルカリ骨材反応等については，別添 A の通り，長期停止期間中の経年劣化の発り，外表面に塗装が施されていることから，塩分浸透の影響を考慮する必要はない。

炉格納容器（PCCV）の外表面は屋外環境に晒されているが，コンクリートに十分な厚みがあ域内）であり，塩分浸透の影響を考慮する必要はない。なお，PWR のプレストレスト製原子

補足説明事項＊1：別添 A の表で示す凡例や注釈の説明は割愛する。
＊2：文献名の凡例及び該当する知見は，後段の「文献リスト」で示す。
＊3：発電所で実際に行われている保全活動及び当該保全活動の結果確認されている部位の健全性も参考の上，保全ポイントを定めている。保全活動の実績は，後段の「長期停止期間中の点検結果」参照。

経年劣化事象長期停止期間中の経年

ATENA ガイドライン（別添 A）＊1

41

ビュー結果）する。

全性を維持すれているコンクリート埋設部については，中性化の影響は考慮する必要はない。
また，コンクリート埋設部が施工されたコンクリート表面は，屋内環境（管理め，腐食速度としては極め子炉格納容器のコンクリート埋設部に対する影響もない。

年劣化の発生，進展が想定されない又は極めて小さいものと分類されており，原その他，アルカリ骨材反応等については，別添 A の通り，長期停止期間中の経区域内）であり，塩分浸透の影響を考慮する必要はない。

しても 10cm に満たない程度であることから，10cm を大きく超える位置に埋設さ

しているた

て小さい。

なお，コンクリート埋設部は，コンクリート内に深く埋設された状態で施工されており，別紙４－１で示されている通り，中性化の進展程度は 80 年間を考慮化しているため，腐食速度としては極めて小さい。（文献腐食 5）

環境を形成し面は不動態化より強アルカリ環境を形成しており，文献腐食 5 に示す通り，鉄表面は不動態

り強アルカリており，鉄表しかしながら，コンクリート埋設部は，コンクリート内の水酸化カルシウムに

ルシウムによ部）

発生することが想定される（添付資料①）

原子炉格納容器に用いている低合金鋼は，湿分を含む大気中において腐食が的に機能が維持されていることを確認確保することができる。

なお，通常保全復帰後も，原子炉格納容器漏洩率試験を実施することで，継続の「長期停止期間中の点検結果」の通りである。

を推奨する。各プラントの長期停止期間中の格納容器の塗膜点検の状況は，別頁

ポイントとして，塗膜の健全性を維持するための「塗膜の目視点検」を行うこと

れば，腐食の発生を抑制することが可能であることから「無①」と分類し，保全

内の水酸化カ

腐食 5止できる

コンクリート

可能であることは EPRI にも妥当性が確認されている。（経年劣化影響技術レポート及び EPRI レビュー結果）

食の発生を防（コンクリート埋設

基礎ボルトが挙げられている。更に，腐食が長期停止期間中においても保全活動により管理止期間中の腐以上から，長期停止期間中に塗膜の健全性が維持できていることを前提とす可能であるとされており，管理方法の一つとして表面の塗装による腐食の抑制

また，経年劣影響技術レポートにおいても，腐食は通常の保全活動により管理防食塗装を施工しているため，塗膜が健全であるかぎり，腐食の懸念はない。

しかしながら，国内全ての BWR プラントの原子炉格納容器について，表面に生することが想定される。（添付資料①）

原子炉格納容器に用いている炭素鋼は，湿分を含む大気中において腐食が発補足説明事項ることで，停添付資料①

腐食 3（EPRI レ

じて再塗装を実施

り，塗膜の健－ート）,

確認し，必要に応装を施してお無②化影響技術レポ

を目視点検によりよび外面に塗（円筒部等）等

腐食 2（経年劣

レッションチェンバ

ドライウェル，サプ

添付資料①

技術ベース２＊2

適宜塗膜の健全性

技術ベース１

鋼板の内面お備考

無①

長期停止期間中の保全ポイント

説明

年劣化影響

影響
有無

想定される部位根拠とする技術ベース＊1：別添 A の表で示す凡例や注釈の説明は割愛する。
＊2：文献名の凡例及び該当する知見は，後段の「文献リスト」で示す。
＊3：発電所で実際に行われている保全活動及び当該保全活動の結果確認されている部位の健全性も参考の上，保全ポイントを定めている。保全活動の実績は，後段の「長期停止期間中の点検結果」参照。

腐食

腐食

経年劣化事象長期停止期間中の経ATENA ガイドライン（別添 A）＊1

ATENA ガイドライン（別添 A）と技術ベースとの関係（原子炉格納容器（BWR））

42

スタビライザ等

無②

原子炉格納容器のスタビライザ，上部シアラグ，下部シアラグについては，摺る。

く，長期停止中に摩耗が発い。

は極めて小さえるような損傷がないことを点検により確認することとなる。

なお、長期停止期間中に大きな地震が発生した場合には、機能に影響をあたとから、長期停止期間中に想定する劣化はないとして「無②」と分類していが非常に少な

生する可能性以上から，プラント運転状態による劣化ではなく、長期停止することによってスタビライザブラケット及びスタビライザに摩耗が発生するものではないこり，発生回数であり，プラントの状態（運転中・停止中）によって発生する劣化要因ではない。

－

動部を有しているため摩耗が想定されるが，当該部は地震時のみ摺動するもの

添付資料①

るものであ

－

から，劣化要因として疲労割れを考慮する必要は無く「無②」と分類する。

長期停止期間中においても同様に，有意な温度・圧力変動が想定されないこと（参考））

ことは，PLM 評価書においても示されていることを確認している。（PLM 評価書

は，通常時においても疲労割れの発生の可能性が小さいことが評価されている

なお，参考として，ダイアフラムフロアーシールベローズ，ベント管ベローズ

もので，発生応力・回数は小さい。

化要因として想定されるが，通常時の温度変動は，プラント起動・停止による熱膨張差を吸収するために取付けられている。疲労の蓄積による疲労割れが劣

ベント管ベローズは，ドライウェルとサプレッションチェンバとの事故時等の原子炉本体基礎との事故時等の熱膨張差を吸収するために取付けられており，

原子炉格納容器のダイアフラムフロアーシールベローズは，ドライウェルと料に局所的かつ微小な変形が蓄積する現象である。（添付資料①）

疲労割れは，温度や圧力の変化等によって生じる応力の変動が繰り返され，材的に機能が維持されていることを確認確保することができる。

なお，通常保全復帰後も，原子炉格納容器漏洩率試験を実施することで，継続になく，「無②」と分類する。

以上から，長期停止期間中においてもコンクリート埋設部は有意な腐食環境

補足説明事項時のみ摺動す

当該部は地震い（参考））

疲労割れ 6

技術ベース２＊2（PLM 評価書

添付資料①

技術ベース１

温度変動がな－

備考

大きな圧力・

停止期間中は

無②

長期停止期間中の保全ポイント

ベント管ベローズ

説明

年劣化影響

影響
有無

ーシールベローズ，

ダイヤフラムフロア

想定される部位根拠とする技術ベース＊1：別添 A の表で示す凡例や注釈の説明は割愛する。
＊2：文献名の凡例及び該当する知見は，後段の「文献リスト」で示す。
＊3：発電所で実際に行われている保全活動及び当該保全活動の結果確認されている部位の健全性も参考の上，保全ポイントを定めている。保全活動の実績は，後段の「長期停止期間中の点検結果」参照。

摩耗

疲労割れ

経年劣化事象長期停止期間中の経ATENA ガイドライン（別添 A）＊1

43

BWR:原子炉ペデスタ

度低下）

受けない。

(PWR)，原子炉ペデスタル，一次遮へい壁(BWR)であるが，停止中においては，核分裂反応が起こらないことから，燃料からの放射線の影響を受けない。
以上から、停止期間中の劣化要因は無いた様の保全活動（目視点検などの定期的な点検及び必要に応じた補修等）を継続することが有効と考えられる。

め、「無②」に分類する。

ける内部コンクリートの一次遮蔽壁化であるものの，運転中と同における評価対象部位は，照射の影響を受対する影響が極めて小さい劣

累積照射量に対する評価であり，PLM 評価

添付資料③の要否「×」事象

当該設備に要求される機能に－が発生，進展しない，または

添付資料③＊1：別添 A の表で示す凡例や注釈の説明は割愛する。
＊2：文献名の凡例及び該当する知見は，後段の「文献リスト」で示す。
＊3：発電所で実際に行われている保全活動及び当該保全活動の結果確認されている部位の健全性も参考の上，保全ポイントを定めている。保全活動の実績は，後段の「長期停止期間中の点検結果」参照。

ル，一次遮へい壁ト(１次遮蔽壁)（コンクリートの強停止期間中は放射線の影響を※１：長期停止期間中に劣化以上から、停止期間中の劣化要因は無いたが有効と考えられる。

－

ることはない。

じた補修等）を継続すること

無②

受けないことから，運転時よりも高温にな

PWR:内部コンクリー

止中においては，運転時のような熱影響をの定期的な点検及び必要に応

放射線照射

デスタル，一次遮蔽壁(BWR)であるが，停様の保全活動（目視点検など

め、「無②」に分類する。

ンクリートの一次遮蔽壁(PWR)，原子炉ペ

添付資料③の要否「×」事象化であるものの，運転中と同－おける評価対象部位は，高温となる内部コ受けない。
対する影響が極めて小さい劣

添付資料③

補足説明事項

当該設備に要求される機能に※１：長期停止期間中に劣化

技術ベース２＊2

ル，一次遮へい壁度低下）－

技術ベース１

BWR:原子炉ペデスタ

ト(１次遮蔽壁)（コンクリートの強備考

最高温度に対する評価であり，PLM 評価に停止期間中は高い熱の影響を

無②

PWR:内部コンクリー

熱

長期停止期間中の保全ポイント

根拠とする技術ベースが発生，進展しない，または

説明

影響
有無

想定される部位

経年劣化事象長期停止期間中の経年劣化影響

ATENA ガイドライン（別添 A）＊1

ATENA ガイドライン（別添 A）と技術ベースとの関係（コンクリート構造物）

44

物（コンクリートの強ため，停止中においても，運転中と同じ部
位の経年劣化を想定する必要がある。（中性化 1,2,3,4）
ただし，停止中は運転中と比べて環境条件が大きく変わるものではなく，運転中よりも中性化の進展が促進される状況ではない。
一方で，中性化の進展傾向及び余裕を確認（ガイドライン
別添 A の A-29 参
照）
中性化 1
中性化 2
中性化 3
中性化 4

する）

て「無①」に分類する。

の発生・進展が有意ではない劣化要因とし中の機能維持に対し余裕があり、経年劣化

以上から、中性化はプラント長期運転期間が有効とした。

及び必要に応じた補修等を継続することするための目視点検などの定期的な点検

めにコンクリートのひび割れ有無を確認

うな劣化が発生しないことを確認するたは，運転中と同じく，鉄筋の腐食に至るよあることを考慮し，保全ポイントとして

このように，経年劣化に至るまでの余裕が達しないことを確認。（別紙４－１参照）

しても，鉄筋が腐食し始める深さにまで到年）に停止期間 20 年を仮定して加えたと施した結果，プラント運転期間（最大 60を元に，中性化深さについて外挿評価を実を対象に，【技術ベース２】の環境条件等するため，高経年化技術評価実施プラント

度，温度，相対湿度など）の影響を受ける

術レポート

添付資料③

転中と同様の保全活動を継続

目視点検などの定期的な点検わるものではない。

停止期間中も進展する可能性

中性化の進展は環境条件（二酸化炭素濃

補足説明事項

経年劣化影響技

技術ベース２＊2
PLM 評価書

技術ベース１

及び必要に応じた補修等（運備考はあるが，運転中と傾向が変

長期停止期間中の保全ポイント

根拠とする技術ベース＊1：別添 A の表で示す凡例や注釈の説明は割愛する。
＊2：文献名の凡例及び該当する知見は，後段の「文献リスト」で示す。
＊3：発電所で実際に行われている保全活動及び当該保全活動の結果確認されている部位の健全性も参考の上，保全ポイントを定めている。保全活動の実績は，後段の「長期停止期間中の点検結果」参照。

度低下）

無①

全コンクリート構造

中性化

説明

長期停止期間中の経年劣化影響

影響有無想定される部位

経年劣化事象ATENA ガイドライン（別添 A）＊1

45ど）の影響を受けるため，停止中においても，運転中と同じ部位の経年劣化を想定する必要がある。（塩分浸透 1,2）
ただし，評価対象は屋外構造物であり，停止中は運転中と比べて環境条件が変わる
ものではなく，運転中よりも塩分浸透によ（ガイドライン
別添 A の A-32
参照）
塩分浸透 1
塩分浸透 2する）＊1：別添 A の表で示す凡例や注釈の説明は割愛する。
＊2：文献名の凡例及び該当する知見は，後段の「文献リスト」で示す。
＊3：発電所で実際に行われている保全活動及び当該保全活動の結果確認されている部位の健全性も参考の上，保全ポイントを定めている。保全活動の実績は，後段の「長期停止期間中の点検結果」参照。

して「無①」に分類する。

化の発生・進展が有意ではない劣化要因と間中の機能維持に対し余裕があり、経年劣以上から、塩分浸透はプラント長期運転期とした。

要に応じた補修等を継続することが有効

めの目視点検などの定期的な点検及び必ンクリートのひび割れ有無を確認するた化が発生しないことを確認するためにコは，運転中と同じく，鉄筋の腐食による劣あることを考慮し，保全ポイントとして

このように，経年劣化に至るまでの余裕がないことを確認。（別紙４－１参照）

発生する時点での腐食減量にまで到達しえたとしても，コンクリートにひび割れが大 60 年）に停止期間 20 年を仮定して加価を実施した結果，プラント運転期間（最等を元に，鉄筋の腐食減量について外挿評トを対象に，【技術ベース２】の環境条件認するため，高経年化技術評価実施プラン

一方で，塩分浸透の進展傾向及び余裕を確る鉄筋腐食が促進される状況ではない。

件（塩化物イオン濃度，温度，相対湿度な術レポート

転中と同様の保全活動を継続わるものではない。

度低下）

添付資料③

塩分浸透による鉄筋腐食の進展は環境条

塩分浸透
経年劣化影響技

補足説明事項PLM 評価書

技術ベース２＊2

及び必要に応じた補修等（運技術ベース１

目視点検などの定期的な点検

備考はあるが，運転中と傾向が変

長期停止期間中の保全ポイント

停止期間中も進展する可能性

無①

屋外部コンクリート

説明

長期停止期間中の経年劣化影響

影響有無想定される部位根拠とする技術ベース（コンクリートの強

経年劣化事象ATENA ガイドライン（別添 A）＊1

46

物

（コンクリートの強るため，運転中と同じ部位の経年劣化を想定する必要がある。
ただし，停止中は運転中と比べて環境条件が大きく変わるものではなく，運転中よりもアルカリ骨材反応の進展が促進される
状況ではない。
一方で，廃止措置プラントを除く比較的新
しいプラントについては，設計・施工段階
におけるモルタルバー法などによる骨材の反応性試験により，反応性骨材ではないこと等を確認している（アルカリ骨材反応1）ため，経年劣化要因を排除・抑制している。
以上から、アルカリ骨材反応は長期停止期

対する影響が極めて小さい劣化であるものの，運転中と同様の保全活動（目視点検などの定期的な点検及び必要に応じた補修等）を継続することが有効と考えられる。
※２：新たな知見である遅延
膨張性骨材のアルカリ骨材反応によるコンクリートの強度低下の可能性については，通常の目視点検や部材変形などのモニタリングにより兆候を捉えることが可能である。

停止期間中も進展する可能性はあるが，運転中と傾向が変わるものではない。

一方で，廃止措置プラントを除く比較的新しいプラントにおいては，モルタルバー法などによる骨材の反応性試験により，反応性骨材ではないこと等を確認しているため，影響はない。

も継続することが有効。

確認するための点検を長期停止期間中になお、経年劣化の発生・進展が無いことをて「無②」に分類 する。

されない又は極めて小さい劣化要因とし間中における経年劣化の発生・進展が想定

び環境条件(温度，湿度など)の影響を受け

応1

当該設備に要求される機能に

合）

添付資料③

アルカリ骨材反応の進展は，使用材料およ（反応性骨材を使用していな
アルカリ骨材反

補足説明事項PLM 評価書

技術ベース２＊2が発生，進展しない，または※１：長期停止期間中に劣化－

技術ベース１

いことを確認していない場

備考

長期停止期間中の保全ポイント

根拠とする技術ベース＊1：別添 A の表で示す凡例や注釈の説明は割愛する。
＊2：文献名の凡例及び該当する知見は，後段の「文献リスト」で示す。
＊3：発電所で実際に行われている保全活動及び当該保全活動の結果確認されている部位の健全性も参考の上，保全ポイントを定めている。保全活動の実績は，後段の「長期停止期間中の点検結果」参照。

度低下）

無②

全コンクリート構造

アルカリ骨材反応説明

長期停止期間中の経年劣化影響

影響有無想定される部位

経年劣化事象ATENA ガイドライン（別添 A）＊1

47振動(出力)が大きく，稼働時間が長いター
ビン架台(PWR)，タービン発電機架台(BWR)であるが，停止中は，タービン，発電機ともに稼働しないため，停止中に上記部位で運転中のような機械振動を受けない。
一方で，停止中に機械振動を受ける主な部
位として非常用ディーゼル発電機基礎が対する影響が極めて小さい劣化であるものの，運転中と同様の保全活動（目視点検などの定期的な点検及び必要に応じた補修等）を継続することが有効と考えられる。

一方で，停止期間中に機械振動を受ける主な部位として，

非常用ディーゼル発電機基礎があるが，機器の出力や稼働時間等から，その影響は極めて小さい。

＊1：別添 A の表で示す凡例や注釈の説明は割愛する。
＊2：文献名の凡例及び該当する知見は，後段の「文献リスト」で示す。
＊3：発電所で実際に行われている保全活動及び当該保全活動の結果確認されている部位の健全性も参考の上，保全ポイントを定めている。保全活動の実績は，後段の「長期停止期間中の点検結果」参照。

も継続することが有効。

確認するための点検を長期停止期間中になお、経年劣化の発生・進展が無いことをに分類する。

又は極めて小さい劣化要因として「無②」ける経年劣化の発生・進展が想定されない以上から、機械振動は長期停止期間中にお要因ではない。

れない又は極めて小さく、有意な経年劣化

止期間中の経年劣化の発生・進展が想定さ

繰り返し回数が非常に少ないため，長期停

1）を踏まえると，タービン発電機に比べ

ル発電設備の出力や稼働時間等（機械振動

あるが，運転中と同じく，非常用ディーゼ

PLM 評価における評価対象部位は，機器の当該設備に要求される機能ににその影響を受けない。

機械振動 1

架台等

機械振動による疲労に対する評価であり，PLM 評価書

度低下）

添付資料③

が発生，進展しない，または※１：長期停止期間中に劣化－

運転中に最も機械振動の影響を受ける部位は，停止期間中

無②

BWR:タービン発電機

補足説明事項PWR:タービン架台等

技術ベース２＊2（コンクリートの強技術ベース１

機械振動

備考

長期停止期間中の保全ポイント説明

影響有無

長期停止期間中の経年劣化影響根拠とする技術ベース想定される部位

経年劣化事象ATENA ガイドライン（別添 A）＊1

48

れる部位のうち，高温となる内部コンクリートの一次遮蔽壁(PWR)，ガンマ線遮へい壁，一次遮へい壁(BWR)であるが，停止中においては，運転時のような熱影響を受けないことから，運転時よりも高温になることはない。

対する影響が極めて小さい劣化であるものの，運転中と同様の保全活動（目視点検などの定期的な点検及び必要に応じた補修等）を継続することが有効と考えられる。

壁，一次遮へい壁＊1：別添 A の表で示す凡例や注釈の説明は割愛する。
＊2：文献名の凡例及び該当する知見は，後段の「文献リスト」で示す。
＊3：発電所で実際に行われている保全活動及び当該保全活動の結果確認されている部位の健全性も参考の上，保全ポイントを定めている。保全活動の実績は，後段の「長期停止期間中の点検結果」参照。

め、「無②」と分類する。

以上から、停止期間中の劣化要因は無いた

おける評価対象部位は，遮蔽能力が要求さ受けない。

当該設備に要求される機能に

添付資料③の要否「×」事象も継続することが有効。

BWR:ガンマ線遮へい

蔽能力低下）※１：長期停止期間中に劣化確認するための点検を長期停止期間中になお、経年劣化の発生・進展が無いことをに分類する。

又は極めて小さい劣化要因として「無②」ける経年劣化の発生・進展が想定されない以上から、凍結融解は長期停止期間中におめ，経年劣化要因を排除・抑制している。

などの対策を施している（凍結融解 1）た確保するために有効な空気量を満足する

最高温度に対する評価であり，PLM 評価に停止期間中は高い熱の影響をると判断される場合には，設計・施工段階

い。

において凍結融解作用に対する抵抗性を一方で，立地地点が凍結融解のおそれのあを施しているため，影響はなが発生，進展しない，またはト(１次遮蔽壁)（コンクリートの遮れる状況ではない。

が有効と考えられる。

空気量を満足するなどの対策－

りも凍結融解による劣化の進展が促進さじた補修等）を継続すること抗性を確保するために有効な

添付資料③

環境条件が変わるものではなく，運転中よの定期的な点検及び必要に応いて凍結融解作用に対する抵－

クリートであり，停止中は運転中と比べて様の保全活動（目視点検など

一方で，設計・施工段階にお無②

ただし，評価対象部位は屋外の地上部コン化であるものの，運転中と同わるものではない。

PWR:内部コンクリーる。

熱

同じ部位の経年劣化を想定する必要があ

対する影響が極めて小さい劣はあるが，運転中と傾向が変(温度など)の影響を受けるため，運転中と凍結融解 1

当該設備に要求される機能に

凍結融解による劣化の進展は，環境条件

PLM 評価書

補足説明事項

停止期間中も進展する可能性

添付資料③

技術ベース２＊2

度低下）※１：長期停止期間中に劣化－

技術ベース１が発生，進展しない，または（立地地点が凍結融解のおそ

備考

長期停止期間中の保全ポイント

れのあると判断される場合）

無②

地上部コンクリート

説明

長期停止期間中の経年劣化影響

影響有無想定される部位根拠とする技術ベース（コンクリートの強凍結融解

経年劣化事象ATENA ガイドライン（別添 A）＊1

別紙４－１
コンクリート構造物の中性化及び塩分浸透（コンクリート構造物の強度低下）の進行傾向及び余裕について（「プラントの長期停止期間中における保全ガイドライン（案）」別添 A より抜粋）

コンクリート構造物の支持機能及び遮蔽機能に影響を及ぼすことが否定できない経年劣化事象であるコンクリートの強度低下及び遮蔽能力低下に対して，長期停止期間中も進展する可能性のある経年劣化要因ごとに，経年劣化影響と長期停止期間中の保全ポイントについて詳細を述べる。
（１） コンクリート構造物の品質及び保全活動
原子力発電所のコンクリート構造物は，高度な知識及び経験を有する技術者によって設計及び施工されており，品質が確保された信頼性の高い構造物である。例えば，中性化や塩分浸透に対する重要な抵抗要素である“かぶり厚さ”（鉄筋表面からコンクリート表面までの距離）については，中性化や塩分浸透が鉄筋位置まで容易に達しないように設計仕様を定めるとともに，施工においてその仕様が満たされていることを確認している。
運転開始後の保全活動においては，定期的な点検と，点検により得られたデータに基づく健全性評価を行い，保全活動のＰＤＣＡを回すことで，維持管理の継続的な改善も図っている。例えば，定期的に屋内，屋外ともにコンクリート表面のひび割れ，塗膜の劣化などの目視確認を行い，機能に支障をきたすおそれのあるような有意な欠陥がないことを確認する。また，劣化事象ごとに設定した評価基準（例えば健全，経過観察，要検討などの段階的な評価等）にしたがって評価を実施し，評価結果に応じた対策として必要に応じて補修を行う。
一方，高経年化技術評価においては，コンクリート構造物への要求機能である支持機能
及び遮蔽機能に影響を及ぼすことが否定できない経年劣化事象（強度低下，遮蔽能力低下）を抽出し，各事象に影響を及ぼす劣化要因毎に長期的な健全性評価を行なうことで，劣化事象に対する評価としており，このことはコンクリート構造物の評価における大きな特徴であり，経年劣化事象が生じる手前でその要因の程度を評価しているという点で，『より保守性の高い評価』となっている。
（２） 中性化
コンクリート構造物は，コンクリート部材によって構成される。コンクリート部材は，コンクリートと鉄筋で構成され，コンクリートが圧縮力に強く，鉄筋が引張力に強いという特性を活かして，鉄筋がコンクリートの中に配置され一体となることで，圧縮力にも引張力にも強い部材となっている。また，コンクリートはアルカリ性であるため，コンクリ
ートの中に配置された鉄筋は腐食しにくいという利点も有している。

49

コンクリートの中性化とは，本来アルカリ性であるコンクリートが大気中の炭酸ガス等の外部環境の影響を受けて徐々にそのアルカリ性を失っていく現象である。また，コンク
リートの中性化が鉄筋位置まで進むと，鉄筋を腐食から保護する機能が低下し，水分及び酸素の作用により鉄筋が腐食する可能性が高まる。
このようなメカニズムから，中性化によるコンクリートの経年変化は長期停止期間中の状況においても進展する可能性がある。
一方，中性化の進展は，一般的に，C=A√t（C：中性化深さ，t:材齢（年），A：中性化速度係数）で表わされ，経過時間に対しその進展は緩やかである。加えて，高経年化技術
評価では，鉄筋が腐食し始めるときの中性化深さを，水分の影響を考慮して，屋外の雨がかり等の環境においては鉄筋のかぶり厚さまで達した時，屋内の環境においては鉄筋のか
ぶり厚さから 20mm 奥まで達した時としているが，中性化深さが当該位置に進展している
か又は進展する可能性があったとしても，ただちにコンクリート部材の強度が低下する訳ではない。本来は，図 4.2-1 に示すように，コンクリート部材としての強度低下（D 点）
は，中性化深さが，鉄筋が腐食し始める深さに到達した後に，鉄筋の腐食が発生（B 点）
し，さらにそれが進展して酸化生成物による体積膨張からコンクリートにひび割れや剥離が生じ（C 点），それが進展することで発生する。このことは，原子力規制委員会「実用発電用原子炉の運転の期間の延長の審査基準」において，「評価対象部位の中性化深さが，
鉄筋が腐食し始める深さまで進行しているか又は進行する可能性が認められる場合は，耐力評価を行い，その結果，当該部位を構成する部材又は構造体の耐力が設計荷重を上回ること。」という要求事項に適合していれば，安全性を確保し得ると判断されるとしている
こととも整合する。
しかしながら，原子力発電所のコンクリート構造物の高経年化技術評価では，保守側に中性化深さが，鉄筋が腐食し始める深さまで進展するかどうかをもって，中性化によるコンクリートの強度低下に対する評価としている。

50

図 4.2-1 中性化による影響の概念図
また，表 4.2-2 に示すとおり，高経年化技術評価実施プラント（審査中含む）の運転開
始後 60 年時点における中性化深さは，鉄筋が腐食し始めるときの中性化深さを十分に下回っており，加えて，運転開始後 60 年以降の中性化の進展傾向および余裕を確認するた
め，停止期間 20 年を仮定した場合の運転開始後 80 年時点における中性化深さについても評価したところ，鉄筋が腐食し始めるときの中性化深さを下回っていることから，20 年以上の余裕を有しており，長期停止期間中における中性化の進展が僅かであると判断できる。さらに，通常運転時から目視点検などの保全活動を継続しており，中性化によるひび
割れ等がないことを確認している。
長期停止期間中は，運転中と比べて環境条件が大きく変わるものではなく，運転中よりも進展が促進される状況ではないこと，評価に余裕があることを考慮すると，長期停止期
間中においても運転中と同様の保全活動（目視点検などの定期的な点検及び必要に応じた補修等）を継続することが有効であり，保全のポイントである。

51

52

内部コンクリート

使用済燃料輸送容器保管建屋（屋内）

タービン建屋（屋内）

補助建屋（地下 2 階東エレベーター前壁)

内部コンクリート（上部）外部遮蔽壁（屋内面）

内部コンクリート（上部）外部遮蔽壁（屋内面）

外部遮蔽壁（屋内面）

制御室建物 1 階内壁

原子炉補助建屋(屋内面)

燃料取替用水ﾀﾝｸ基礎(ﾀﾞｸﾄ含)

タービン建屋外壁（屋内面）

アスファルト固化建屋（屋内面）

泊1号

柏崎刈羽 1 号

柏崎刈羽 5 号

浜岡 3 号

美浜 3 号

高浜 1 号

高浜 2 号

高浜 3 号

高浜 4 号

島根 2 号

川内 1 号

川内 2 号

東海第二

敦賀 2 号

27 年

－

28 年

27 年

25 年

26 年

27 年

－

－

－

27 年

28 年

16 年

27 年

調査時の運転開始後経過年数

0.3

－

0.6

2.2

0.0

0.1

0.2

－

－

－

2.0

1.1

1.5

0.1

測定値

2.7

－

4.7

4.1

3.9

1.6

1.6

－

－

－

2.5

2.4

2.6

1.2

推定値

*3

－

38 年

－

－

－

－

－

39 年

40 年

38 年

－

－

－

－

調査時の運転開始後経過年数

－

4.0

－

－

－

－

－

0.2

0.2

0.5

－

－

－

－

測定値

*3

－

2.9

－

－

－

－

－

3.3

3.8

4.3

－

－

－

－

推定値

運転期間延長認可申請の劣化状況評価（運転開始後約 40 年時点）における
中性化深さ

4.0

5.0

6.9

6.1

5.3

2.4

2.4

4.0

4.7

5.3

3.8

3.4

4.4

1.8

推定値

*3

運転開始後
60 年時点の
中性化深さ

4.6

5.8

7.9

7.0

6.0

2.8

2.8

4.3

4.9

5.6

4.3

4.0

5.2

2.1

推定値

*3

運転開始後
80 年時点の
中性化深さ

5.0

6.0

9.0

9.0

7.0

9.7

9.7

6.0

7.0

6.0

6.0

6.0

6.0

5.0

評価基準値*4（単位：cm）*1 高経年化技術評価実施プラント（廃炉プラント，高経年化技術評価未実施プラント除く）*2 高経年化技術評価報告書に記載されている評価対象部位*3 岸谷式，依田式，森永式及び実測値に基づく√t 式による推定値のうち最大値を記載*4 鉄筋が腐食し始める時点の中性化深さ（屋外では鉄筋のかぶり厚さまで達したとき，屋内では鉄筋のかぶり厚さから 2.0 ㎝奥まで達したとき）。ただし，原子力規制委員会「実用発電用原子炉の運転の期間の延長の審査基準」における要求事項としては，「評価対象部位の中性化深さが，鉄筋が腐食し始める深さまで進行しているか又は進行する可能性が認められる場合は，耐力評価を行い，その結果，当該部位を構成する部材又は構造体の耐力が設計荷重を上回ることを確認すること。
」と記載されている。

評価対象部位*2

プラント*1

高経年化技術評価（運転開始後約 30 年時点）における中性化深さ

表 4.2-2 各プラントにおける中性化深さと評価基準値の関係

（３） 塩分浸透
コンクリート構造物における塩分浸透とは，飛来塩分及び海水とその飛沫の影響により，コンクリート表面に付着した塩分に含まれる塩化物イオンがコンクリート内部に浸透していく現象である。塩化物イオンが鉄筋位置まで進むと，鉄筋を腐食から保護する機能が低下し，水分及び酸素の作用により鉄筋が腐食する可能性が高まる。
このようなメカニズムから，塩分浸透によるコンクリートの経年変化は長期停止期間中の状況においても進展する可能性がある。
一方，仮に鉄筋の腐食が発生したとしても，コンクリートにひび割れや剥離が生じるまで進展しなければ，コンクリート部材の強度低下が生じることはない。このことから，原子力発電所のコンクリート構造物の高経年化技術評価では，塩分浸透によって発生する鉄筋の腐食量（腐食減量）が，「かぶりコンクリートにひび割れが発生する時点での鉄筋の腐食減量」（以下，評価基準値という）に達するかどうかをもって，塩分浸透によるコンクリートの強度低下に対する評価としている。
なお，図 4.2-2 に示すとおり，鉄筋の腐食減量が評価基準値（C 点）まで進展し、更にコンクリート部材の強度低下（D 点）に至るとしても，塩分浸透の影響を受ける部位は屋外面であることから，補修等による機能維持・回復が可能である。

図 4.2-2 塩分浸透による影響の概念図
また，表 4.2-3 に示すとおり，高経年化技術評価実施プラント（審査中含む）の運転開
始後 60 年時点における鉄筋の腐食減量は，評価基準値を十分に下回っており，加えて，運転開始後 60 年以降の塩分浸透の進展傾向および余裕を確認するため，停止期間 20 年を仮定した場合の運転開始後 80 年時点における鉄筋の腐食減量についても評価したところ，評価基準値を下回っていることから，20 年以上の余裕を有しており，長期停止期間中

53における塩分浸透の進展が僅かであると判断できる。さらに，通常運転時から目視点検な
どの保全活動を継続しており，塩分浸透によるひび割れ等がないことを確認している。
長期停止期間中は，運転中と比べて環境条件が大きく変わるものではなく，運転中よりも進展が促進される状況ではないことを考慮すると，長期停止期間中においても運転中と同様の保全活動（目視点検などの定期的な点検及び必要に応じた補修等）を継続することが有効であり，保全のポイントである。

54

55

取水構造物（気中帯）

取水構造物（干満帯）

取水構造物（干満帯）

川内 2 号

東海第二

敦賀 2 号

27 年

－

26 年

27 年

27 年

27 年

27 年

－

－

－

28 年

25 年

27 年

27 年

9.5

－

1.9

1.8

12.4

1.5

1.5

－

－

－

5.5

7.4

5.4

1.8

－

36 年

－

－

－

－

－

39 年

40 年

38 年

－

－

－

－

－

10.3

－

－

－

－

－

10.7

7.2

3.9

－

－

－

－

運転期間延長認可申請の劣化状況評価（運転開始後約 40 年時点）における鉄筋の腐食減量
調査時の運転開始
推定値*3
後経過年数

21.5

18.1

4.5

3.9

28.0

3.4

3.4

21.1

14.6

10.4

13.6

17.9

11.6

4.1

推定値

*3

運転開始後
60 年時点の鉄筋の腐食減量

29.6

25.0

6.0

5.3

37.5

4.5

4.5

32.4

23.3

17.7

19.3

26.3

15.1

5.5

推定値

*3

運転開始後
80 年時点の鉄筋の腐食減量

92.7

67.7

84.6

84.5

59.9

86.5

86.5

90.1

90.1

90.1

79.6

91.5

91.5

91.5

評価基準値*4（単位：×10-4g/cm2）*1 高経年化技術評価実施プラント（廃炉プラント，高経年化技術評価未実施プラント除く）*2 高経年化技術評価報告書に記載されている評価対象部位*3 鉄筋位置での塩化物イオン濃度を森永式に適用し算定した各時点で鉄筋の腐食減量*4 コンクリートにひび割れが発生する時点での鉄筋の腐食減量。ただし，原子力規制委員会「実用発電用原子炉の運転の期間の延長の審査基準」における要求事項としては，「評価対象部位に塩分浸透による鉄筋腐食により有意なひび割れが発生しているか又は発生する可能性が認められる場合は，耐力評価を行い，その結果，当該部位を構成する部材又は構造体の耐力が設計荷重を上回ることを確認すること。」と記載されている。

取水構造物（気中帯）

取水構造物（気中帯）

高浜 2 号

川内 1 号取水構造物（海中帯）

高浜 1 号取水構造物（気中帯）

取水構造物（海中帯）

美浜 3 号

島根 2 号

原子炉機器冷却海水ポンプ室（干満帯内壁）

浜岡 3 号取水構造物（気中帯）

取水構造物（干満帯）

柏崎刈羽 5 号

高浜 4 号取水構造物（干満帯）

柏崎刈羽 1 号

取水構造物（気中帯）

取水構造物（気中帯）

泊1号

高浜 3 号

評価対象部位*2

プラント*1

高経年化技術評価（運転開始後約 30 年時点）における鉄筋の腐食減量
調査時の運転開始
推定値*3
後経過年数

表 4.2-3 各プラントにおける鉄筋の腐食減量と評価基準値の関係

文献リスト
疲労割れ 1

北海道電力株式会社ほか原子力発電事業者 11 社、「原子力発電所の運転期間と構築物，系統及び機器の経年劣化影響に関する技術レポート」（2018 年 11 月第１回改訂）

疲労割れ 2

Materials Reliability Program: Electric Power Research Institute(EPRI) Review of the Japanese Nuclear Operators’ (JNOs’) Aging
Management Plan for Prolonged Shutdown Periods (MRP-435): EPRI,
Palo Alto, CA: 2018. 3002014336.

疲労割れ 3

疲労割れ 4

泊発電所１号炉 高経年化技術評価書（平成 30 年 6 月（平成 31 年 4 月
一部変更））のうち、泊発電所１号炉容器の技術評価書［冷温停止状態が維持されることを前提とした評価］「１

原子炉容器」①美浜発電所 3 号炉 高経年化技術評価書（４０年目）（平成 27 年 11 月
（平成 28 年 10 月一部変更））のうち、美浜発電所 3 号炉

容器の技術評価書［運転を断続的に行うことを前提とした評価］ 「3.１ 原子炉格
納容器本体」②敦賀発電所２号炉

高経年化技術評価書（３０年目）（平成 28 年 2 月（平成 28 年 12 月一部変更））のうち、敦賀発電所２号炉容器の技術評価書［冷温停止状態が維持されることを前提とした評価］

「3.１

原

子炉格納容器本体」
疲労割れ 5

柏崎刈羽原子力発電所 5 号炉 高経年化技術評価書（2019 年 4 月（2020年１月 30 日一部変更））のうち、柏崎刈羽原子力発電所 5 号炉

容器の技術評価書［冷温停止状態が維持されることを前提とした評価］ 「2原子炉圧力容器」
疲労割れ 6

柏崎刈羽原子力発電所 5 号炉 高経年化技術評価書（2019 年 4 月（2020年１月 30 日一部変更））のうち、柏崎刈羽原子力発電所 5 号炉

容器の技術評価書［冷温停止状態が維持されることを前提とした評価］ 「3原子炉格納容器」
中性子照射

北海道電力株式会社ほか原子力発電事業者 11 社、「原子力発電所の運転脆化 1期間と構築物，系統及び機器の経年劣化影響に関する技術レポート」（2018 年 11 月第１回改訂）

中性子照射

Materials Reliability Program: Electric Power Research Institute

脆化 2(EPRI) Review of the Japanese Nuclear Operators’ (JNOs’) Aging
Management Plan for Prolonged Shutdown Periods (MRP-435): EPRI,
Palo Alto, CA: 2018. 3002014336.

56

中性子照射泊発電所１号炉 高経年化技術評価書（平成 30 年 6 月（平成 31 年 4 月

脆化 3

一部変更））のうち、泊発電所１号炉容器の技術評価書［冷温停止状態が維持されることを前提とした評価］「１

原子炉容器」

中性子照射

柏崎刈羽原子力発電所 5 号炉 高経年化技術評価書（2019 年 4 月（2020

脆化 4

年１月 30 日一部変更））のうち、柏崎刈羽原子力発電所 5 号炉

容器の技術評価書［冷温停止状態が維持されることを前提とした評価］ 「2原子炉圧力容器」
SCC1

黛正己、石山宜寿、谷純一、加古謙司、「オーステナイトステンレス鋼の応力腐食割れ感受性の温度依存性」、日本金属学会、2007 年秋の大会

SCC2

F.P.Ford, J. Povichi, "The effect of Oxygen Temeprature
Combination of the SCC susceptibility of Sensitiezed Type 304
Stainless Steel in HIgh Purity Water", Corrosion, 35, 562(1979)

SCC3

電力共同研究「690 合金の PWSCC 長期信頼性確証試験（STEP5）H30 年度（中間報告書）」SCC4

北海道電力株式会社ほか原子力発電事業者 11 社、「原子力発電所の運転期間と構築物，系統及び機器の経年劣化影響に関する技術レポート」（2018 年 11 月第１回改訂）

SCC5

Materials Reliability Program: Electric Power Research Institute(EPRI) Review of the Japanese Nuclear Operators’ (JNOs’) Aging
Management Plan for Prolonged Shutdown Periods (MRP-435): EPRI,
Palo Alto, CA: 2018. 3002014336.

SCC6①NUREG-1801,Rev.2 X1.M7 BWR STRESS CORROSION CRACKING，②I-GALL AMP107 Stress Corrosion Cracking in BWR Coolant Pressure
Boundary Components

UCC1

三菱重工技報 Vol.14 No.1（1977-1）「低合金鋼溶接影響部の再熱割れに関する研究」

UCC2

Welding Research Council BULLETIN(WRC-197)

腐食 1「防食技術便覧」腐食防食協会編

腐食 2

北海道電力株式会社ほか原子力発電事業者 11 社、「原子力発電所の運転期間と構築物，系統及び機器の経年劣化影響に関する技術レポート」（2018 年 11 月第１回改訂）

腐食 3Materials Reliability Program: Electric Power Research Institute(EPRI) Review of the Japanese Nuclear Operators’ (JNOs’) Aging
Management Plan for Prolonged Shutdown Periods (MRP-435): EPRI,
Palo Alto, CA: 2018. 3002014336.

57

腐食 4

東海第二発電所 劣化状況評価書（平成 29 年 11 月（平成 30 年 10 月一部変更））のうち、(冷温停止状態が維持されることを前提とした評価)

腐食 5

北海道電力株式会社ほか原子力発電事業者 11 社、「原子力発電所の運転期間と構築物，系統及び機器の経年劣化影響に関する技術レポート」（2018 年 11 月第１回改訂）

腐食 6①神田征夫「放射線分解によって生成される空気中の硝酸の測定」（JAEA、 2005）②H. Karasawa et al.、”Radiation Induced Decomposition of
Nitrogen”、Radiation Physics andChemistry、vol.37、No.2、pp.193-197、1991.

腐食 7「防食技術便覧」腐食防食協会編

中性化 1

日本建築学会、「鉄筋コンクリート造建築物の耐久設計施工指針・同解説」、2016 年（2004 年制定）

中性化 2

森永、「鉄筋の腐食速度に基づいた鉄筋コンクリート建築物の寿命予測に関する研究－東京大学学位論文」、1986 年

中性化 3

土木学会、「コンクリート標準示方書［維持管理編］」、2001 年

中性化 4

日本建築学会、「原子力施設における建築物の維持管理指針・同解説」、
2015 年

塩分浸透 1

森永、「鉄筋の腐食速度に基づいた鉄筋コンクリート建築物の寿命予測に関する研究－東京大学学位論文」、1986 年

塩分浸透 2

日本建築学会、「原子力施設における建築物の維持管理指針・同解説」、
2015 年

アルカリ骨各プラントＰＬＭ評価書

材反応 1
機械振動 1

柏崎刈羽原子力発電所５号炉高経年化技術評価（コンクリート及び鉄骨構造物） 補足説明資料（令和 2 年 1 月 20 日審査ヒアリング資料）

凍結融解 1

泊発電所１号炉高経年化技術評価（コンクリート構造物及び鉄骨構造物）補足説明資料（平成 31 年 2 月 20 日審査会合資料）58⽂献番号：疲労割れ 1

資料 3-1 記載箇所：
ATENA ガイドライン（別添 A）と技術ベースとの関係（原⼦炉圧⼒容器）

低サイクル疲労

説明：経年劣化影響技術レポート（3-32ページ）にて、⻑期停⽌が低サイクル疲労に与える影響はないとされている。
⽂献名：北海道電⼒株式会社ほか原⼦⼒発電事業者 11 社、「原⼦⼒発電所の運転期間と構築物，系統及び機器の経年劣化影響に関する技術レポート」（2018 年 11 ⽉第１回改訂）
３．２．２ ⾼経年化対策で着⽬すべき経年劣化事象への対応（中略）（１）低サイクル疲労（中略）５）プラント⻑期停⽌の影響
低サイクル疲労の評価対象機器において、評価対象となる過渡事象はプラントの起動
停⽌など、表 3.2.2.1 (1)-1 に例⽰したような事象である。プラント⻑期停⽌期間中はこのような過渡事象が発⽣しないことから、プラントの⻑期停⽌が低サイクル疲労に与える影響はないと考えられる。

59

⽂献番号：疲労割れ 2

資料 3-1 記載箇所：
ATENA ガイドライン（別添 A）と技術ベースとの関係（原⼦炉圧⼒容器）

低サイクル疲労説明：EPRIレビュー報告書（7-2ページ）にて、事業者の経年劣化影響技術レポートにおける⻑期停⽌期間中の低サイクル疲労の影響に係る内容が妥当であると評価されている。
⽂献名：Materials Reliability Program: Electric Power Research Institute (EPRI) Reviewof the Japanese Nuclear Operatorsʼ (JNOsʼ) Aging Management Plan for Prolonged
Shutdown Periods (MRP-435): EPRI, Palo Alto, CA: 2018. 3002014336.

（引⽤者注）
・JNO: Japanese Nuclear Operator（⽇本の原⼦⼒発電事業者）
・JNO Report: 北海道電⼒株式会社ほか原⼦⼒発電事業者 11 社、「原⼦⼒発電所の運転期間と構築物，系統及び機器の経年劣化影響に関する技術レポート」
・LCF: Low Cycle Fatigue（低サイクル疲労）60⽂献番号：疲労割れ 3

資料 3-1 記載箇所：
ATENA ガイドライン（別添 A）と技術ベースとの関係（原⼦炉圧⼒容器）

低サイクル疲労

説明： 参考として，PLM評価書においても、原⼦炉圧⼒容器の疲労割れは、冷温停⽌状
態では進展することがないと評価されていることを確認している。以下⽂献は泊発電所
１号機の例であるが、冷温停⽌状態が維持されることを前提とした評価のみを実施した
他プラント（⾼浜１，２号機、敦賀２号機、泊２号機）のPLM評価書の中でも同様の評価がなされている。
⽂献名：泊発電所１号炉

⾼経年化技術評価書（平成 30 年 6 ⽉（平成 31 年 4 ⽉⼀部変更））のうち、泊発電所１号炉提とした評価］「１

容器の技術評価書［冷温停⽌状態が維持されることを前

原⼦炉容器」

2.3 ⾼経年化対策上着⽬すべき経年劣化事象の評価
2.3.1 冷却材出⼊⼝管台等の疲労割れ（◆）（中略）b. 技術評価（中略）③ 総合評価
健全性評価結果から判断して，疲労割れが問題となる可能性はないと考える。なお，本事象については冷温停⽌状態では進展することがないことから，更に問題となる可能性はないと考える。
（以下略）

61

⽂献番号：疲労割れ 4

資料 3-1 記載箇所：
ATENA ガイドライン（別添 A）と技術ベースとの関係（原⼦炉格納容器）疲労割れ

説明：参考として，PLM評価書においても、原⼦炉格納容器本体は、有意な過渡を受けないとされていることを確認している。以下⽂献は美浜発電所3号機及び敦賀発電所2号機の例であるが、国内の全PWRプラントにおいても同様に有意な過渡を受けないことが確認されている。
⽂献名：①美浜発電所 3 号炉 ⾼経年化技術評価書（４０年⽬）（平成 27 年 11 ⽉（平成 28 年 10⽉⼀部変更））のうち、美浜発電所 3 号炉

容器の技術評価書［運転を断続的に⾏うことを前提とした評価］「3.１

原⼦炉格納容器本体」②敦賀発電所２号炉

⾼経年化技術評価書（３０年⽬）（平成 28 年 2 ⽉（平成 28 年 12⽉⼀部変更））のうち、敦賀発電所２号炉
ることを前提とした評価］「3.１

容器の技術評価書［冷温停⽌状態が維持され原⼦炉格納容器本体」＜⽂献①：鋼製原⼦炉格納容器（PWR）の評価例＞
2.2 経年劣化事象の抽出（中略）2.2.3 ⾼経年化対策上着⽬すべき経年劣化事象ではない事象（中略）(1) 原⼦炉格納容器鋼板の疲労割れ
原⼦炉格納容器鋼板の疲労割れについては、運転中の温度変化およびそれにともなう圧⼒変化等しか過渡を受けず、有意な過渡を受けないことから、⾼経年化対策上着⽬すべき経年劣化事象ではない。

＜⽂献②：プレストレストコンクリート製原⼦炉格納容器（PWR）の評価例＞
2.2 経年劣化事象の抽出（中略）2.2.3 ⾼経年化対策上着⽬すべき経年劣化事象ではない事象（中略）(2) ライナープレートの疲労割れ
ライナープレートの疲労割れについては，運転中の温度変化及びそれに伴う圧⼒変化等しか過渡を受けず，有意な過渡を受けないことから，⾼経年化対策上着
⽬すべき経年劣化事象ではない。

62

⽂献番号：疲労割れ 5

資料 3-1 記載箇所：
ATENA ガイドライン（別添 A）と技術ベースとの関係（原⼦炉圧⼒容器）

低サイクル疲労

説明：参考として，PLM評価書においても、原⼦炉圧⼒容器の疲労割れは、冷温停⽌状
態では進展することがないと評価されていることを確認している。以下⽂献は柏崎刈⽻
原⼦⼒発電所5号炉の例であるが、冷温停⽌状態が維持されることを前提とした評価のみを実施した他プラント（柏崎刈⽻1号炉、 浜岡3号炉）のPLM評価書の中でも同様の評価がなされている。
⽂献名：柏崎刈⽻原⼦⼒発電所 5 号炉

⾼経年化技術評価書（2019 年 4 ⽉（2020 年１⽉

30 ⽇⼀部変更））のうち、柏崎刈⽻原⼦⼒発電所 5 号炉態が維持されることを前提とした評価］「2

容器の技術評価書［冷温停⽌状

原⼦炉圧⼒容器」

2.3 ⾼経年化対策上着⽬すべき経年劣化事象の評価(2) ノズル等の疲労割れ（中略）b. 技術評価（中略）③ 総合評価
健全性評価結果から，平成30年3⽉31⽇時点まではノズル等の疲労割れの可能性は⼩さく，次回⾼経年化技術評価時に，実過渡回数の確認による疲労評価
を⾏い，取替等の保全計画への反映要否を検討することが有効と判断する。
なお，当⾯の冷温停⽌状態においては，有意な熱過渡はなく，今後の疲労割れの発⽣・進展の可能性はないと判断する。
（以下略）

63

⽂献番号：疲労割れ 6

資料 3-1 記載箇所：
ATENA ガイドライン（別添 A）と技術ベースとの関係（原⼦炉格納容器）疲労割れ

説明：参考として，PLM評価書にて、ダイアフラムフロアーシールベローズは，通常時においても疲労割れの発⽣の可能性が⼩さいことが評価されていることを確認している。
⽂献名：柏崎刈⽻原⼦⼒発電所 5 号炉

⾼経年化技術評価書（2019 年 4 ⽉（2020 年１⽉

30 ⽇⼀部変更））のうち、柏崎刈⽻原⼦⼒発電所 5 号炉態が維持されることを前提とした評価］「3

容器の技術評価書［冷温停⽌状

原⼦炉格納容器」

2.2 経年劣化事象の抽出（中略）2.2.3 ⾼経年化対策上着⽬すべき経年劣化事象ではない事象（中略）h.

ダイアフラムフロアーシールベローズの疲労割れ
ダイアフラムフロアーシールベローズは，ドライウェルとサプレッション
チェンバとの事故時等の熱膨張差を吸収するために取付けられており，熱膨張時の疲労の蓄積による疲労割れが想定されるが，通常時の温度変動は，プラント起動・停⽌によるもので，発⽣応⼒・回数は⼩さい。
また，定期検査時の漏えい検査においてバウンダリ機能の健全性を確認しており，これまでの検査において異常は認められていない。
今後もこれらの傾向が変化する要因があるとは考え難いことから，⾼経年化対策上着⽬すべき経年劣化事象ではないと判断する。

64⽂献番号：中性⼦照射脆化 1

資料 3-1 記載箇所：
ATENA ガイドライン（別添 A）と技術ベースとの関係（原⼦炉圧⼒容器）

中性⼦照射脆化

説明：経年劣化影響技術レポート（3-43ページ）にて、⻑期停⽌が中性⼦照射脆化に与える影響はないとされている。
⽂献名：北海道電⼒株式会社ほか原⼦⼒発電事業者 11 社、「原⼦⼒発電所の運転期間と構築物，系統及び機器の経年劣化影響に関する技術レポート」（2018 年 11 ⽉第１回改訂）
３．２．２ ⾼経年化対策で着⽬すべき経年劣化事象への対応（中略）（２）原⼦炉圧⼒容器の中性⼦照射脆化（中略）５）プラント⻑期停⽌の影響
中性⼦照射脆化は核分裂反応で⽣成した中性⼦の照射により、発⽣、進⾏する現象である。プラント⻑期停⽌中は核分裂反応が起こらないことから、中性⼦照射脆化に対する⻑
期停⽌の影響はない。

65

⽂献番号：中性⼦照射脆化 2

資料 3-1 記載箇所：
ATENA ガイドライン（別添 A）と技術ベースとの関係（原⼦炉圧⼒容器）

中性⼦照射脆化

説明：EPRIレビュー報告書（7-2ページ）にて、事業者の経年劣化影響技術レポートにおける⻑期停⽌期間中の中性⼦照射脆化の影響に係る内容が妥当であると評価されている。
⽂献名：Materials Reliability Program: Electric Power Research Institute (EPRI) Reviewof the Japanese Nuclear Operatorsʼ (JNOsʼ) Aging Management Plan for Prolonged
Shutdown Periods (MRP-435): EPRI, Palo Alto, CA: 2018. 3002014336.

（引⽤者注）
・JNO: Japanese Nuclear Operator（⽇本の原⼦⼒発電事業者）
・JNO Report: 北海道電⼒株式会社ほか原⼦⼒発電事業者 11 社、「原⼦⼒発電所の運転期間と構築物，系統及び機器の経年劣化影響に関する技術レポート」
・RPV: Reactor Pressure Vessel（原⼦炉圧⼒容器）
・PTS: Pressurized Thermal Shock（加圧熱衝撃）66

⽂献番号：中性⼦照射脆化 3

資料 3-1 記載箇所：
ATENA ガイドライン（別添 A）と技術ベースとの関係（原⼦炉圧⼒容器）

中性⼦照射脆化

説明：参考として，PLM評価書においても、原⼦炉圧⼒容器の中性⼦照射脆化は、冷温停⽌状態では進展することがないと評価されていることを確認している。以下⽂献は泊発電所１号機の例であるが、冷温停⽌状態が維持されることを前提とした評価のみを実施した他プラント（⾼浜１，２号機、敦賀２号機、泊２号機）のPLM評価書の中でも同様の評価がなされている。
⽂献名：泊発電所１号炉

⾼経年化技術評価書（平成 30 年 6 ⽉（平成 31 年 4 ⽉⼀部変更））のうち、泊発電所１号炉提とした評価］「１

容器の技術評価書［冷温停⽌状態が維持されることを前

原⼦炉容器」

2.3 ⾼経年化対策上着⽬すべき経年劣化事象の評価（中略）2.3.2 胴部（炉⼼領域部）の中性⼦照射脆化（◆）（中略）b. 技術評価（中略）③ 総合評価
健全性評価結果から判断して，胴部（炉⼼領域部）の中性⼦照射脆化が機器の健全性に影響を与える可能性はないと考える。また，冷温停⽌状態においては燃料からの中性⼦照射がないことから，中性⼦照射脆化は今後進展しない。
（以下略）

67

⽂献番号：中性⼦照射脆化 4

資料 3-1 記載箇所：
ATENA ガイドライン（別添 A）と技術ベースとの関係（原⼦炉圧⼒容器）

中性⼦照射脆化

説明：参考として，PLM評価書においても、原⼦炉圧⼒容器の中性⼦照射脆化は、冷温停⽌状態では進展することがないと評価されていることを確認している。以下⽂献は柏崎刈⽻原⼦⼒発電所5号炉の例であるが、冷温停⽌状態が維持されることを前提とした評価のみを実施した他プラント（柏崎刈⽻1号炉、 浜岡3号炉）のPLM評価書の中でも同様の評価がなされている。
⽂献名：柏崎刈⽻原⼦⼒発電所 5 号炉

⾼経年化技術評価書（2019 年 4 ⽉（2020 年１⽉

30 ⽇⼀部変更））のうち、柏崎刈⽻原⼦⼒発電所 5 号炉態が維持されることを前提とした評価］「2

容器の技術評価書［冷温停⽌状

原⼦炉圧⼒容器」

2.3 ⾼経年化対策上着⽬すべき経年劣化事象の評価(1) 胴の中性⼦照射脆化（中略）
b. 技術評価（中略）③ 総合評価
健全性評価結果から，現状までの運転において炉⼼領域部材の照射脆化が問題となる可能性は⼩さい。今後は冷温停⽌状態において劣化進展する事象ではないため，健全性に対して影響を及ぼす可能性はないと判断する。
（以下略）

68

⽂献番号：SCC1

資料 3-1 記載箇所：
ATENA ガイドライン（別添 A）と技術ベースとの関係（原⼦炉圧⼒容器）

応⼒腐⾷割れ

説明：100℃以下では SCC が発⽣しない。
⻑期停⽌期間中における原⼦炉圧⼒容器の保有⽔の温度は 100℃未満。
⽂献
黛正⼰、⽯⼭宜寿、⾕純⼀、加古謙司、「オーステナイトステンレス鋼の応⼒腐⾷割れ感
受性の温度依存性」、⽇本⾦属学会、2007 年秋の⼤会
図．応⼒腐⾷割れ⻑さの温度依存性
BWR 環境中で隙間付き曲げ試験（CBB）試験をステンレス鋼に対して実施した結果、鋭敏化ステンレス鋼（SUS316-Sen, SUS304-Sen）では 150℃以上、⾮鋭敏化ステ
ンレス鋼（SUS316L, SUS316）では 200℃以上で SCC の発⽣が認められた。温度100℃では全ての供試材で SCC 発⽣は認められたかった。

69

70

⽂献番号：SCC3

資料 3-1 記載箇所：
ATENA ガイドライン（別添 A）と技術ベースとの関係（原⼦炉圧⼒容器）

応⼒腐⾷割れ説明： 電⼒共同研究による690系ニッケル基合⾦の温度加速定荷重応⼒腐⾷割れ試験の結果から，690系ニッケル基合⾦については，PWR⼀次系⽔質環境において応⼒腐⾷割れが発⽣する可能性は⼩さいと考えられる。
⽂献名：電⼒共同研究「690 合⾦の PWSCC ⻑期信頼性確証試験（STEP5）H30 年度（中間報告書）」
690 系ニッケル基合⾦の定荷重応⼒腐⾷割れ（SCC）試験結果

71⽂献番号：SCC4

資料 3-1 記載箇所：
ATENA ガイドライン（別添 A）と技術ベースとの関係（原⼦炉圧⼒容器）

応⼒腐⾷割れ

説明：経年劣化影響技術レポート（3-24~25ページ）にて、応⼒腐⾷割れは⽇常の保全活動にて管理可能とされている。
⽂献名：北海道電⼒株式会社ほか原⼦⼒発電事業者 11 社、「原⼦⼒発電所の運転期間と構築物，系統及び機器の経年劣化影響に関する技術レポート」（2018 年 11 ⽉第１回改訂）
３．２．１ ⽇常的な保全活動により管理される事象（中略）（２）応⼒腐⾷割れ（中略）
５）プラント⻑期停⽌の影響
SCC への対応は基本的に SCC の発⽣の可能性に応じた⽇常保全による対応である。
プラント⻑期停⽌中の対応も基本的に変わらない。また、以下の理由により停⽌中の⽅がSCC 発⽣・進展の可能性が⼩さいことから、プラント⻑期停⽌による⼤きな影響はないと考えられる。SCC の発⽣・進展が懸念される冷却材の耐圧バウンダリと炉内構造物については、プラント停⽌中は温度が低下し 100℃未満となる。冷却材環境中の SCC の発⽣抑制のための基本的な考え⽅を⽰した⽇本機械学会の事例規格[11]と ASME Sec. III,
Appendix W[13]では、不純物イオン濃度が低い通常の冷却材⽔質条件では、それぞれ、100℃以下、200F（93.3℃）以下では SCC の発⽣の可能性が低いとしている。PWR に
おいて損傷事例がある 600 合⾦およびその溶接⾦属の PWSCC については、耐 SCC 性の⾼い 690 合⾦・溶接⾦属への取替やピーニング等による応⼒改善対策が実施されてお①

り、これらの対策後には SCC が発⽣する可能性はほとんどないと考えられる[5]、[7]。
⼀⽅、BWR においては、シュラウドサポートのニッケル基合⾦溶接⾦属や PLR 配管や
炉⼼シュラウドの低炭素ステンレス鋼に SCC 損傷事例があり、健全性評価制度の下でSCC を残したままのプラントがある[14]。これらの材料のうち、ニッケル基合⾦溶接⾦
属の SCC 進展速度については、288℃の通常運転時の SCC 進展速度に⽐して、70℃、40℃の SCC 進展速度はそれぞれ、1 桁、2 桁程度⼩さくなるという知⾒が得られている[15]。これらの知⾒を総合すると、プラント停⽌時に冷却材環境中で新たに SCC が発⽣する可能性は低く、すでに発⽣している SCC についても、SCC の進展速度はプラント運転時に⽐べて⼗分に⼩さく、再稼動後の通常点検で⼗分に対応可能である。
（以下略）

72

⽂献番号： SCC5

資料 3-1 記載箇所：
ATENA ガイドライン（別添 A）と技術ベースとの関係（原⼦炉圧⼒容器）

応⼒腐⾷割れ

説明：EPRIレビュー報告書（3-3ページ）にて、事業者の経年劣化影響技術レポートにおいて応⼒腐⾷割れが⽇常の保全活動により管理可能であるという結論に対して、妥当と評価されている。
⽂献名：Materials Reliability Program: Electric Power Research Institute (EPRI) Reviewof the Japanese Nuclear Operatorsʼ (JNOsʼ) Aging Management Plan for Prolonged
Shutdown Periods (MRP-435): EPRI, Palo Alto, CA: 2018. 3002014336.

（引⽤者注）
・JNO: Japanese Nuclear Operator（⽇本の原⼦⼒発電事業者）
・JNO Report: 北海道電⼒株式会社ほか原⼦⼒発電事業者 11 社、「原⼦⼒発電所の運転期間と構築物，系統及び機器の経年劣化影響に関する技術レポート」

73⽂献番号：SCC6

資料 3-1 記載箇所：
ATENA ガイドライン（別添 A）と技術ベースとの関係（原⼦炉圧⼒容器）

応⼒腐⾷割れ

説明：NUREG や IGALL などの海外の知⾒においても，BWR のオーステナイト系ステ
ンレス鋼とニッケル基合⾦に対しては，対象部位が１００℃を超えない場合は SCC の発⽣する可能性が⼩さいことが⽰されている。
⽂献名：①NUREG-1801,Rev.2 X1.M7 BWR STRESS CORROSION CRACKING，② I-GALL AMP107 Stress Corrosion Cracking in BWR Coolant Pressure Boundary
Components
NUREG-1801,Rev.2「沸騰⽔型原⼦炉内における応⼒腐⾷割れを管理するプログラム（XI.M7 BWR STRESS CORROSION CRACKING）」では，「運転中に200F(93℃)を超えるオーステナイト系ステンレス鋼とニッケル基合⾦の配管及び溶接部」をプログラムの管理対象としている。
また，I-GALL のAMP107「Stress Corrosion Cracking in BWRCoolant Pressure
Boundary Components」においても，「運転中に100℃を越える温度環境となるオーステナイト系ステンレス鋼とニッケル基合⾦の配管及び溶接部」への適⽤が⽰されている。
＜⼀部抜粋（抄訳）＞
題名：NUREG-1801,Rev.2 X1.M7 BWRの応⼒腐⾷割れ
概要：このプログラムは，（a）IGSCCを軽減するための対策と管理，及び（b）供⽤期間中検査の実施によりIGSCCによるBWRの配管，機器の機能に対する影
響を監視することに重点をおいている。
このプログラムは，分類に係らず運転中に93℃（200°F）を超える温度で原
⼦炉冷却材を内包する公称直径が４インチ以上のオーステナイト系ステンレス
鋼及びニッケル合⾦製のBWR配管，配管溶接部に適⽤できる。
＜⼀部抜粋（抄訳）＞
題名：AMP107 BWR冷却材圧⼒バウンダリ構成機器の応⼒腐⾷割れ
概要：１．経年劣化管理プログラムの範囲
このプログラムは，（a）IGSCCを軽減するための対策と管理，及び（b）供⽤期間中検査の実施によりIGSCCによるBWRの配管，機器の機能に対する影
響を監視することに重点をおいている。
このプログラムは，分類に係らず運転中に100℃を超える温度で原⼦炉冷却材を内包するオーステナイト系ステンレス鋼及びニッケル合⾦製のBWR配管，
配管溶接部に適⽤できる。

74

⽂献番号：UCC1

資料 3-1 記載箇所：
ATENA ガイドライン（別添 A）と技術ベースとの関係（原⼦炉圧⼒容器）

クラッド下層部のき裂 1

説明：国内の全PWRの原⼦炉圧⼒容器においては、製作時に溶接⼊熱を管理しクラッド
下層部のき裂が発⽣しない領域（下図の「再熱割れ発⽣せず」の領域）でクラッド施⼯さ
れている。

②

補⾜：クラッド下層部のき裂は、原⼦炉圧⼒容器の⾁盛り溶接部の熱影響部にみられる再熱割れである。割れはビードの重なりの下部で最初のビード溶接時に加熱された熱影響
部粗⼤粒域で、次のビードにより再加熱される部分で発⽣する。溶接後熱処理により、ク
リープ延性が低下し、条件によっては発⽣することがある。
材料の割れ感受性を評価するのに，「ΔG＝Cr＋3.3Mo＋8.1V−２（％）」が提案されており、材料の化学成分と溶接⼊熱をコントロールすることで再熱割れを防⽌することが可能である
⽂献名：三菱重⼯技報 Vol.14 No.1（1977-1）「低合⾦鋼溶接影響部の再熱割れに関する研究」

図 12 再熱割れ発⽣に及ぼす⊿Ｇ値および溶接⼊熱の影響

75⽂献番号：UCC2

資料 3-1 記載箇所：
ATENA ガイドライン（別添 A）と技術ベースとの関係（原⼦炉圧⼒容器）

クラッド下層部のき裂

説明：クラッド下層部の⻲裂については，全⽶溶接協会の報告書「Welding ResearchCouncil BULLETIN(WRC-197)」において，特定の種類の低合⾦鋼材料と特定の溶接施②⼯条件が重畳した場合に発⽣する可能性が確認されており，低合⾦鋼の材料の改善（化学成分の規制等）や溶接⽅法の改善（⾼⼊熱条件の回避）を図ることで発⽣を防⽌できることが⽰されている。国内のBWR原⼦炉圧⼒容器は上記報告書のUCC発⽣防⽌対策を踏まえて溶接条件を検証してクラッド溶接が施⼯されており、UCC発⽣の可能性は低いと考えている。
⽂献名：Welding Research Council BULLETIN(WRC-197)＜概要（抄訳）＞
題名：圧⼒容器のクラッド下層部の⻲裂に関するレビュー
発⾏年：1974
著者：AG Vinckier、AW Pense
概要：
このレビューは，クラッド下層部の⻲裂に関して，公開されている技術⽂献と⺠間の研究プログラムの両⽅から得られた多くのデータを網羅してレビューしている。レビューの⽬的は，クラッド下層部の⻲裂の発⽣原因となる要因を特定し，それを緩和または排除できる⼿段を検討することである。レビューの過程で原⼦⼒向け圧⼒容器鋼の製造，熱処
理、およびクラッディングに関する重要なデータベースが作成された。
クラッド下層部の⻲裂は，溶接クラッドオーバーレイの下に存在する低合⾦鋼の熱影
響部に⾒られる深さ約 3 mm（0.12 インチ）以上，⻑さ 3 mm（0.12 インチ）以上の⾦属組織の粒界の分離として定義された。これよりも⼩さいサイズの粒界剥離も調査に含まれていた。これらの⻲裂は⼀般的に溶接後の熱処理中に⽣成される。クラッド下層部の⻲②裂を誘発する 3 つの要因の組み合わせは，粗⼤化した結晶構造，有意な残留応⼒パター
ン，及び 600°〜650°C（1112〜1202°F）のクリープ延性が低い範囲の温度領域での熱処理である。⾼⼊熱条件によるクラッド溶接において，特に溶接パスを重ねている場合には，粗⼤化した結晶構造と残留応⼒の形態となる。そして，溶接後の熱処理は⻲裂が発⽣する温度環境となる。

76

⽂献番号：腐⾷ 1

資料 3-1 記載箇所：
ATENA ガイドライン（別添 A）と技術ベースとの関係（原⼦炉圧⼒容器） 腐⾷（全⾯腐⾷） 主蒸気ノズル等

説明：炭素鋼に対する温度と腐⾷の傾向を⽰すために下記⽂献を掲載している。炉⽔の温度が 50℃程度の低い場合の腐⾷量は、プラント運転状態の温度である 280℃程度の場合②の腐⾷量と概ね同程度の傾向となる。
プラントの⾼経年化技術評価では、下記⽂献に⽰すような腐⾷量（mg/dm2・200 時間）
データから、1 年あたりの腐⾷の進展率（mm/年）に換算し、腐⾷の評価式を⽤いて想定する運転期間のトータルの腐⾷量を評価している。この考え⽅と同様に、⻑期停⽌期間中の 100℃未満における腐⾷量を 150mg/dm2 として停⽌期間中の腐⾷量を評価した場合、
例えばプラントが 20 年程度停⽌した場合でも、その腐⾷量は、概ね 0.2mm 程度である。
⼀⽅で、BWR RPV 内⾯の炉⽔と接液する炭素鋼、低合⾦鋼部位に設計段階で考慮している腐⾷代（1.6mm）に対しても⼗分に⼩さく、停⽌中の腐⾷の影響は⼩さい。
⽂献名：「防⾷技術便覧」腐⾷防⾷協会編

77

⽂献番号：腐⾷ 2

資料 3-1 記載箇所：
ATENA ガイドライン（別添 A）と技術ベースとの関係（原⼦炉圧⼒容器）

ピッティングATENA ガイドライン（別添 A）と技術ベースとの関係（原⼦炉格納容器）腐⾷

説明：経年劣化影響技術レポート（3-15ページ）にて、腐⾷は⽇常の保全活動にて管理可能とされている。
⽂献名：北海道電⼒株式会社ほか原⼦⼒発電事業者 11 社、「原⼦⼒発電所の運転期間と構築物，系統及び機器の経年劣化影響に関する技術レポート」（2018 年 11 ⽉第１回改訂）
３．２．１ ⽇常的な保全活動により管理される事象
（１）腐⾷
（中略）
３）プラント⻑期停⽌の影響
腐⾷事象については、2）で⽰したように事業者がそれぞれの現象にあった適切な保全管理を実施し、更に必要に応じて予防保全対策が取られている。
⻑期停⽌時の影響についても、⼀般的な腐⾷では、通常時と同様に定期的な点検や⽔質の管理の実施、再塗装を実施するなどの保全管理の実施、加えて、必要に応じて乾燥保管やヒドラジン⽔などによる湿式保管を実施することにより、⻑期停⽌中における事象の進展を適切に把握・管理することが可能であるといえる。
また、配管減⾁では、JSME 減⾁管理規格において、「常時停滞の配管系（計装配管含む）」や「流れのない計装⽤配管等」は、「FAC および LDI のいずれについても発⽣の可能性がないか、あるいは⾮常に低いと判断されるため対象外とする」、あるいは「試験対象系統から除外することが出来る」と記載があるため、流体の流れが無い主要な配管系統での顕著な配管減⾁が発⽣する可能性は⼗分⼩さいと考えられる。さらに、⻑期停⽌中に流体が流れる⼀部の系統についても、⼀般的な腐⾷と同様、通常の保全管理を実施することで、⻑期停⽌中における事象の進展を適切に把握・管理することが可能であるといえる。

78

⽂献番号： 腐⾷ 3

資料 3-1 記載箇所：
ATENA ガイドライン（別添 A）と技術ベースとの関係（原⼦炉圧⼒容器）

ピッティングATENA ガイドライン（別添 A）と技術ベースとの関係（原⼦炉格納容器）腐⾷

説明：EPRIレビュー報告書（3-3ページ）にて、事業者の経年劣化影響技術レポートにおいて腐⾷が⽇常の保全活動により管理可能であるという結論に対して、妥当と評価されている。
⽂献名：Materials Reliability Program: Electric Power Research Institute (EPRI) Reviewof the Japanese Nuclear Operatorsʼ (JNOsʼ) Aging Management Plan for Prolonged
Shutdown Periods (MRP-435): EPRI, Palo Alto, CA: 2018. 3002014336.

（引⽤者注）
・JNO: Japanese Nuclear Operator（⽇本の原⼦⼒発電事業者）
・JNO Report: 北海道電⼒株式会社ほか原⼦⼒発電事業者 11 社、「原⼦⼒発電所の運転期間と構築物，系統及び機器の経年劣化影響に関する技術レポート」

79⽂献番号：腐⾷ 4

資料 1-2 記載箇所：
ATENA ガイドライン（別添 A）と技術ベースとの関係（原⼦炉圧⼒容器）腐⾷（全⾯腐⾷）

基礎ボルト

説明：参考として，PLM評価書においても、基礎ボルトの⽬視点検を実施した結果，有意な腐⾷は認められていないことが確認されている。
⽂献名：東海第⼆発電所

劣化状況評価書（平成 29 年 11 ⽉（平成 30 年 10 ⽉⼀部変更））のうち、(冷温停⽌状態が維持されることを前提とした評価)
2.2 冷温停⽌を踏まえた再評価を⾏う経年劣化事象の抽出（中略）
2.4 ⾼経年化対策上着⽬すべき経年劣化事象ではない事象に対する検討（中略）(4) 腐⾷（全⾯腐⾷）
a. 原⼦炉格納容器内の炭素鋼⼜は低合⾦鋼使⽤部位の腐⾷（全⾯腐⾷）
冷温停⽌状態の維持を前提とした場合，原⼦炉格納容器内が窒素ガス雰囲気
から空気雰囲気となるため，炭素鋼⼜は低合⾦鋼使⽤部位の腐⾷の発⽣・進展は，断続的運転と⽐較すると厳しくなると考えられる。
しかしながら，⻑期停⽌中において原⼦炉格納容器内の代表箇所の⽬視点検を実施したところ有意な腐⾷は認められなかったことから，原⼦炉格納容器内
が空気雰囲気となることによる腐⾷への影響は⼩さいものと考えられ，今後もこれらの傾向が変化する要因があるとは考え難い。
したがって，当該経年劣化事象は，断続的運転を前提とした評価と同様，⾼経年化対策上着⽬すべき経年劣化事象ではないと判断した。

80

⽂献番号： 腐⾷ 5

資料 1-2 記載箇所：
ATENA ガイドライン（別添 A）と技術ベースとの関係（原⼦炉格納容器）腐⾷

説明：コンクリート埋設部は、コンクリート内の⽔酸化カルシウムによりｐＨ１２〜１３程度の強アルカリ環境を形成しているが、以下⽂献にて引⽤されている鉄の電位-pH図に⽰す通り、当該環境において鉄表⾯は不動態化しているため、腐⾷速度としては極めて⼩さい環境にある。
⽂献名：北海道電⼒株式会社ほか原⼦⼒発電事業者 11 社、「原⼦⼒発電所の運転期間と構築物，系統及び機器の経年劣化影響に関する技術レポート」（2018 年 11 ⽉第１回改訂）
例えば、炭素鋼材の湿潤環境での腐⾷挙動は、表⾯に⽣成する酸化⽪膜（不動態⽪膜）の影響を受け、不動態⽪膜が安定となる環境条件（例えば図 3.2.1 (1)-1 [3]の領域 III）では腐⾷速度が低下し、⽪膜の保護作⽤が弱くなる（例えば図 3.2.1 (1)-1 [3]の領域 II）と、
材料表⾯全体で腐⾷が進⾏する。

参考⽂献[3] 腐⾷防⾷協会編、「腐⾷防⾷ハンドブック」、丸善（2000）、P7

81⽂献番号：腐⾷ 6

資料 3-1 記載箇所：
別表 2

説明：⼤気中の窒素が放射線分解することにより硝酸イオンが発⽣する。
国内プラントにおいては、⻑期停⽌期間中に原⼦炉圧⼒容器の乾燥保管を採⽤していない。
⽂献名：① 神⽥征夫「放射線分解によって⽣成される空気中の硝酸の測定」（JAEA、 2005）② H. Karasawa et al.、”Radiation Induced Decomposition of Nitrogen”、Radiation Physics
and Chemistry、vol.37、No.2、pp.193-197、1991.
⼤気中窒素の放射線分解による硝酸⽣成機構は以下のとおりである。
（⽂献①②）
・N2 → N2＋*, N2+, e- → N+, N → ２N (ガンマ線による放射線分解)
・N＋O2 → NO2 (酸化)・2NO2＋H2O → HNO2＋HNO3 (酸化)硝酸の⽣成量と、照射線量は、⽐例関係がある。（⽂献②）82

⽂献番号：腐⾷ 7

資料 3-1 記載箇所：
別表 2

説明：硝酸イオンによる腐⾷
国内プラントにおいては、⻑期停⽌期間中に原⼦炉圧⼒容器の乾燥保管を採⽤していない。
⽂献名：「防⾷技術便覧」腐⾷防⾷協会編
原⼦炉圧⼒容器の内張りに使⽤しているステンレス鋼の腐⾷は、硝酸濃度が数⼗％オーダー(数⼗万 ppm)となら ない限り無視でき、⽔質低下時の硝酸濃度（1.88ppm）であれば影響は無い。但し、乾燥保管中、僅かな溜まり⽔等で数⼗％程度の⾼濃度の硝酸環境が形成される可能性は否定できない。

（参考）炉⽔⽔質変化
pH

導電率

塩素イオン

硝酸イオン

（μS/cm）

（ppb）

（ppm）

RPV ⽔抜き前

5.8

0.82

<2

<0.002

RPV ⽔張り後

4.7

9.92

<2

1.88

83

⽂献番号：

資料 3-1 記載箇所：

コンクリート強度低下

ATENA ガイドライン（別添 A）と技術ベースとの関係（コ中性化 1

ンクリート構造物）

中性化（コンクリートの強度低下）

全コンクリート構造物
説明：コンクリートの中性化とは、本来アルカリ性であるコンクリートが⼤気中の炭酸ガス等の外部環境の影響を受けて徐々にそのアルカリ性を失っていく現象である。また、コンクリートの中性化が鉄筋位置まで進むと、鉄筋を腐⾷から保護する機能が低下
し、⽔分及び酸素の作⽤により鉄筋が腐⾷する可能性が⾼まる。
このようなメカニズムから、中性化によるコンクリートの経年変化は⻑期停⽌期間中の状況においても進展する可能性がある。
ここでは、中性化の評価に⽤いた「鉄筋が腐⾷し始めるときの中性化深さ」に関する知⾒を⽰す。
⽂献名：⽇本建築学会、「鉄筋コンクリート造建築物の耐久設計施⼯指針・同解説」、2016
年（2004 年制定）
・鉄筋が腐⾷し始める時の中性化深さは、⼀般に屋外の⾬掛かりの部分では鉄筋のかぶり厚さまで達したとき、屋内の部分では鉄筋のかぶり厚さから２㎝奥まで達したときとされている。
・中性化深さがこの深さに達しても、ただちに鉄筋が躯体の耐久性に影響を及ぼすような腐⾷状態になるものではないが、安全側に評価するために中性化深さをもって、腐⾷状態にあると判断することとする。

5)嵩ら、「経年 RC 構造物におけるコンクリートの中性化と鉄筋の腐⾷」。第 6 回コンク
リート⼯学年次講演会論⽂集、1984

84

85

⽂献番号：

資料 3-1 記載箇所：

コンクリート強度低下

ATENA ガイドライン（別添 A）と技術ベースとの関係（コ中性化 3

ンクリート構造物）

中性化（コンクリートの強度低下）

全コンクリート構造物
説明：コンクリートの中性化とは、本来アルカリ性であるコンクリートが⼤気中の炭酸ガス等の外部環境の影響を受けて徐々にそのアルカリ性を失っていく現象である。また、コンクリートの中性化が鉄筋位置まで進むと、鉄筋を腐⾷から保護する機能が低下
し、⽔分及び酸素の作⽤により鉄筋が腐⾷する可能性が⾼まる。
このようなメカニズムから、中性化によるコンクリートの経年変化は⻑期停⽌期間中の状況においても進展する可能性がある。
⽂献名：⼟⽊学会、「コンクリート標準⽰⽅書［維持管理編］」、2001 年
中性化深さは、以下の式のように中性化期間の平⽅根に⽐例することが多くの研究により確かめられている。
ｙ＝ｂ・√ｔ
ここに、ｙ：中性化深さ（ｍｍ）
ｔ：中性化期間（年）ｂ：中性化速度係数（ｍｍ／√年）

86⽂献番号：

資料 3-1 記載箇所：

コンクリート強度低下

ATENA ガイドライン（別添 A）と技術ベースとの関係（コ中性化 4ンクリート構造物）

中性化（コンクリートの強度低下）

全コンクリート構造物
説明：コンクリートの中性化とは、本来アルカリ性であるコンクリートが⼤気中の炭酸ガス等の外部環境の影響を受けて徐々にそのアルカリ性を失っていく現象である。また、コンクリートの中性化が鉄筋位置まで進むと、鉄筋を腐⾷から保護する機能が低下
し、⽔分及び酸素の作⽤により鉄筋が腐⾷する可能性が⾼まる。
このようなメカニズムから、中性化によるコンクリートの経年変化は⻑期停⽌期間中の状況においても進展する可能性がある。
⽂献名：⽇本建築学会、「原⼦⼒施設における建築物の維持管理指針・同解説」、2015 年
本指針では、劣化事象の原因となる劣化要因による影響を予測することとし、特に原⼦⼒施設に求められる特有の機能と関連性が⾼い、構造安全性と遮蔽性に影響を及ぼす劣化要因について、解説図7-2に⽰すフローに従い健全性評価を実施する。

87

88

89

90

⽂献番号：

資料 3-1 記載箇所：

コンクリート強度低下

ATENA ガイドライン（別添 A）と技術ベースとの関係（コ

塩分浸透 2

ンクリート構造物） 塩分浸透（コンクリートの強度低下）
屋外部コンクリート

説明：コンクリート構造物における塩分浸透とは、⾶来塩分及び海⽔とその⾶沫の影響により、コンクリート表⾯に付着した塩分に含まれる塩化物イオンがコンクリート内部に浸透していく現象である。塩化物イオンが鉄筋位置まで進むと、鉄筋を腐⾷から保護する機能が低下し、⽔分及び酸素の作⽤により鉄筋が腐⾷する可能性が⾼まる。
このようなメカニズムから、塩分浸透によるコンクリートの経年変化は⻑期停⽌期間中の状況においても進展する可能性がある。
⽂献名：⽇本建築学会、「原⼦⼒施設における建築物の維持管理指針・同解説」、2015 年
本指針では、劣化事象の原因となる劣化要因による影響を予測することとし、特に原⼦⼒施設に求められる特有の機能と関連性が⾼い、構造安全性と遮蔽性に影響を及ぼす劣化要因について、解説図7-2に⽰すフローに従い健全性評価を実施する。

91

⽂献番号：

資料 3-1 記載箇所：

コンクリート強度低下

ATENA ガイドライン（別添 A）と技術ベースとの関係（コ

アルカリ⾻材反応 1

ンクリート構造物） アルカリ⾻材反応（コンクリートの強度低下）

全コンクリート構造物

説明：コンクリート中の反応性シリカを含む⾻材と、セメントなどに含まれるアルカリ（ナトリウムイオンやカリウムイオン）が、⽔の存在下で反応してアルカリ珪酸塩を⽣成し、この膨張作⽤によりコンクリートにひび割れが⽣じ、コンクリート構造物としての健全性が損なわれる可能性がある（反応性シリカを含む⾻材を使⽤している場合、停⽌中も劣化が進展する可能性がある）。
ここでは、反応性⾻材でないこと等を確認した実績例を⽰す。
⽂献名： 各プラントＰＬＭ評価書
使⽤している⾻材（粗⾻材、細⾻材）について、反応性⾻材ではないことを確認している。
例）⾼浜発電所１号炉

劣化状況評価補⾜説明資料（抜粋）1985 年に実施したモルタルバー法の試験結果は以下のとおりである。
試験結果

判定基準
有害な反応を

区分

試験方法

骨材産地

材令6ヶ月の起こす可能性

膨張率のある材令6ヶ

（％）

月の膨張率

判定

（％）
粗骨材
細骨材

砕石
ASTM-C227（敦賀市葉原産）に準拠

川砂(舞鶴市由良川産)

92

0.038

0.10以上無害

0.038

0.10以上無害

⽂献番号：

資料 3-1 記載箇所：

コンクリート強度低下

ATENA ガイドライン（別添 A）と技術ベースとの関係（コ

機械振動 1

ンクリート構造物） 機械振動（コンクリートの強度低下）
PWR:タービン架台等、BWR:タービン発電機架台等

説明：機械振動により、コンクリート構造物が⻑期間にわたって繰返し荷重を受けると、ひび割れの発⽣、ひいては損傷に⾄る可能性がある。
運転中に機械振動の影響を最も受ける構造物はタービン発電機基礎であるが、停⽌中は影響を受けない。停⽌中に機械振動の影響を受ける主なコンクリート構造物は⾮常⽤ディーゼル発電機基礎である。
ここでは、停⽌中の評価対象部位としている⾮常⽤ディーゼル発電機設備基礎が⽀持②

する⾮常⽤ディーゼル発電設備の出⼒、重量、運転時間及び振動測定結果が、タービン発
電機と⽐べて⾮常に⼩さいことの例を⽰す。
⽂献名：柏崎刈⽻原⼦⼒発電所 5 号炉⾼経年化技術評価（コンクリート及び鉄⾻構造物）
補⾜説明資料（令和 2 年 1 ⽉ 20 ⽇審査ヒアリング資料）
⾮常⽤ディーゼル発電機基礎は、⾮常⽤ディーゼル発電設備の出⼒や運転時間等から、機械振動の影響は極めて⼩さい。

93

⽂献番号：

資料 3-1 記載箇所：

コンクリート強度低下

ATENA ガイドライン（別添 A）と技術ベースとの関係（コ

凍結融解 1

ンクリート構造物） 凍結融解（コンクリートの強度低下）
地上部コンクリート

説明：コンクリート中の⽔分が凍結し，それが気温の上昇や⽇射を受けること等により融解する凍結融解を繰り返すことでコンクリートにひび割れが⽣じ，コンクリート構造物としての健全性が損なわれる可能性がある。
（凍結融解を繰り返すような環境条件等の場
合、停⽌中も進展の可能性がある）。

②

ここでは、⽴地地点が凍結融解のおそれのあると判断される場合に，設計・施⼯段階において凍結融解への対策を施している実績例を⽰す。
⽂献名：泊発電所１号炉⾼経年化技術評価（コンクリート構造物及び鉄⾻構造物）補⾜
説明資料（平成31年2⽉20⽇審査会合資料）
３．２

⾼経年化対策上着⽬すべき経年劣化事象の抽出

３．２．１

⾼経年化対策上着⽬すべき経年劣化事象（中略）① ⾼経年化対策上着⽬すべき経年劣化事象ではない事象（⽇常劣化管理事象）
表７に⽰す経年劣化事象については、想定した劣化傾向等に基づき適切な保全活動を⾏っていることから、⾼経年化対策上着⽬すべき経年劣化事象ではない事象と判断した。
（中略）
表７
構造物

⽇常劣化管理事象（「凍結融解」の記載抜粋）

経年劣化

劣化要因

理由

凍結融解

（社）⽇本建築学会「建築⼯事標準仕様書・同解説

事象
コンクリート

強度低下

JASS5 鉄筋コンクリート⼯事」（2009）に⽰される凍害危険度の分布図によると泊１号炉の周辺地域の凍害の予想程度は「軽微」である。
また，使⽤しているコンクリートについては，凍結融解作⽤に対する抵抗性を確保するために有効な空気量を満⾜している。
なお、定期的（１回／年）に保守管理要則に基づく⽬視点検を⾏っており、凍結融解に起因すると判断されるひび割れ等は認められていない。

94

長期停止期間中の点検結果

機器・構造物
原子炉圧力容器

点検内容
保有水の水質管理①

上部胴フランジの点検（PWR）②

基礎ボルトの点検（BWR）③

原子炉格納容器

塗膜の点検④⑤

コンクリート構造物

目視点検

⑥

95

96

主な管理項目及び水質管理基準の例(PWR)
・導電率（25℃) 1～40μS/cm
・pH 4～11
・塩素イオン 150ppb以下

保有水（原子炉冷却材）の水質管理
定期的に水質を確認

至近の点検結果

応力腐食割 計装ノズル等 定期的に水質を確認
れ
主な管理項目及び水質管理基準の例(BWR)・導電率(25℃) 10μS/cm以下①
・pH 5.3～8.6
腐食（FAC及 主蒸気ノズル ・塩素イオン 500ppb以下
び全面腐食） 等

冷却材入口
管台等

原子炉 応力腐食割
圧力容 れ
器
（PWR）

原子炉
圧力容
器
（BWR）

想定される
部位

経年劣化
事象

機器・
構造物

①長期停止期間中の点検結果（原子炉圧力容器（保有水の水質管理））

水質管理を適切に行う（塩化物イオン濃度等が適正な水準に維持されていることを適宜確認する）

水質管理を適切に行う（塩素イオン濃度等が適正な水準に維持されていることを適宜確認する）

ガイドラインに定める長期停止期間中の保全ポイント

97

想定される
部位

上部胴フランジ

原子炉 ピッティング
圧力容
器
（PWR）

【説明】
ガイドラインに定める
原子炉キャビティ内他作業とあ特別点検（参考）
漏えい検査（参考）
長期停止期間中のプラント わせて適宜点検実施。また、起保全ポイント
動前（上蓋閉止時）にも点検実
施
経過年数
経過年数
経過年数
実施年月
開始年月
実施年月
（*2）
（*2）
（*2）
2017年11月
ステンレス鋼クラッドがＰＡ
約6年7ヶ月－－－－2018年2月
ないフランジ面に養生
ＰＢ
約6年6ヶ月－－－－2013年11月を施して保管するＰＣ
約1年6ヶ月－－－－2015年10月
また，通常保全に復帰
約4年5ヶ月2015年6月 約4年1ヶ月－－
ＰＤする場合には，フランジ
2019年10月 (*3) 約8年5カ月
2016年5月
面の点検を実施する
約5年4ヶ月ＰＥ
2014年12月 約3年11ヶ月－－
2020年2月 (*3) 約9年1ヶ月
2016年4月
約4年5ヶ月－ＰＦ
2015年2月 約3年3ヶ月－
2019年12月 (*3) 約8年1ヶ月
2016年1月
ＰＧ
約3年11ヶ月－－
2016年1月 約3年11ヶ月
2016年2月
ＰＨ
約4年7ヶ月－－2016年2月 約4年7ヶ月
2018年2月
ＰＩ
約4年5ヶ月－－2018年3月 約4年6カ月
2018年4月
ＰＪ
約4年7か月－－2018年5月 約4年8カ月
2016年7月
ＰＫ
約5年2ヵ月－－2016年8月 約5年3カ月
2018年2月
ＰＬ
約7年2ヵ月－－2018年3月 約7年2ヵ月
2018年4月
ＰＭ
約6年4ヵ月－－2018年5月 約6年5ヵ月
2015年7月
ＰＮ
約4年1ヵ月－－2015年7月 約4年1ヵ月
2015年9月
ＰＯ
約4年－－
2015年9月
約4年
2019年11月
ＰＰ
約8年6ヶ月－－－－

上部胴フランジの点検

至近の点検実績（*1）*1 長期停止期間中の実績のみ*2 長期停止の経過年数（解列日（震災で停止したプラントは、その停止日）から起算。端数切捨て。）*3 速報記録

機器・
構造物

経年劣化
事象

②長期停止期間中の点検結果（PWR原子炉圧力容器）

98

経年劣化事
象

想定される
部位

実施年月

－
超音波探傷検査

ＢＱ－
約2年11ヶ月2014年2月
(*3)

経過年数
（*2）
約4年10ヶ月
約1年4ヶ月
約1年5ヶ月
約1年
約1年2ヶ月
約2年1ヶ月
約3年8ヶ月
約3年2ヵ月
約5年1ヶ月
約2年4ヶ月
約1年4ヶ月約2年－

目視点検
2015年12月
目視点検
2012年3月
超音波探傷検査 2012年4月
目視点検
2012年3月
超音波探傷検査 2012年5月
目視点検
2009年9月
目視点検
2011年3月
目視点検
2010年9月
目視点検
2012年8月
目視点検
2009年9月
目視点検
2008年11月
目視点検
2009年8月

ＢＫ～ＢＰ

ＢＤ
ＢＥ
ＢＦ
ＢＧ
ＢＨ
ＢＩ
ＢＪ

ＢＣ

ＢＢ

ＢＡ

方法

【説明】
プラント 供用期間中検査計画又は地震後の自主点検に従い実施

基礎ボルトの点検

－

－
－
－
－
－
－
－

－

－

経過年数
（*2）
－

2014年2月 約2年11ヶ月

－

－
－
－
－
－
－
－

－

－

－

開始年月

特別点検（参考）

至近の点検実績(*1)*1 長期停止期間中の実績のみ*2 長期停止の経過年数（解列日（震災で停止したプラントは、その停止日）から起算。端数切捨て。）*3 特別点検

原子炉 腐食（全面腐 基礎ボルト
圧力容 食）
器
（BWR）

機器・
構造物

③長期停止期間中の点検結果（BWR原子炉圧力容器）

－

－

－
－
－
－
－
－
－

-

-

-

実施年月

ガイドラインに定める長期停止期間中の保全ポイント

－

－

－
－
－
－
－
－
－

経過年数
（*2）
空調運転等で格納容器内の環境を維持するとともに，必要に応じて目視点検により健全性を確認する。

漏えい検査（参考）

99

経年劣化
事象

トップドーム部，
円筒部

想定される
部位

ＰＡ
ＰＢ
ＰＣ
PD
PE
PF
ＰＧ
ＰＨ
ＰＩ
ＰＪ
ＰＫ
ＰＬ
ＰＭ
ＰＮ
ＰＯ
ＰＰ

実施年月
2020年3月
2020年3月
2020年3月
2015年5月(*3)
2014年12月(*3)
2014年12月(*3)
2016年1月
2018年8月(*4)
2018年2月
2018年4月
2013年6月
2014年6月
2016年9月
2015年6月
2013年7月
2017年1月

経過年数（*2）
約8年11ヶ月
約8年7ヶ月約7年10ヶ月
約4年
約3年11ヶ月
約3年
約3年11ヶ月
約5年10ヶ月(*4)
約4年5ヶ月
約4年7ヶ月
約2年1ヶ月
約3年6ヵ月
約4年9ヵ月
約4年1ヵ月約1年10ヵ月
約5年8ヶ月【説明】
プラント 点検計画に基づき実施。
また、定期的な巡視点検の中で随時健全性を
確認。

塗膜の点検

至近の点検実績(*1)*1 長期停止期間中の実績（一部、再稼働後に１サイクル運転した後の記録を含む）*2 長期停止の経過年数（解列日（震災で停止したプラントは、その停止日）から起算。端数切捨て。）*3 特別点検*4 再稼働後に1サイクル運転した後の点検記録。経過年数は長期停止期間。

原子炉 腐食
格納容
器
（PWR）

機器・
構造物

④長期停止期間中の点検結果（PWR原子炉格納容器）

実施年月
－
－
－
－
－
－
2016年1月
2018年8月(*4)
2018年2月
2018年4月
2016年7月
2018年3月
2018年6月
2015年8月
2015年10月－

ガイドラインに定める長期停止期間中の保全ポイント

経過年数（*2）
適宜塗膜の健全性を目－－視点検により確認し，
必要に応じて再塗装を
－
実施する
－
－
－
約3年11ヶ月
約5年10ヶ月(*4)
約4年5ヶ月
約4年7ヶ月
約5年2ヶ月
約7年3ヵ月
約6年5ヵ月
約4年3ヵ月
約4年1ヵ月－

全体漏えい率検査（設計圧）（参考）

100

経年劣化
事象

想定される
部位

【説明】
ガイドラインに定める点検計画や供用期間中検査計画に基づき実長期停止期間中の漏えい検査（参考）プラント 施。
保全ポイント
また、定期的な巡視点検の中で随時健全性を確認。
実施年月
経過年数（*2） 実施年月 経過年数（*2）
適宜塗膜の健全性を目
ドライウェル，
ＢＡ 2017年5月
約6年3ヶ月－－視点検により確認し，必サプレッション
ＢＢ 2015年11月
約5年0ヶ月－－要に応じて再塗装を実チェンバ（円筒部
ＢＣ 2015年10月
約4年7ヶ月
－
－
施する。
等）等
ＢＤ
－
－
－
－
ＢＥ 2011年4月
約3年9ヶ月－－ＢＦ 2010年6月
約2年11ヶ月－－
ＢＧ 2010年5月
約2年10ヶ月
－
－
ＢＨ
－
－
－
－
ＢＩ
－
－
－
－
ＢＪ 2019年7月
約7年11ヶ月－－
ＢＫ 2011年2月
約9年2ヶ月－－ＢＬ 2014年5月
約5年11ヶ月
－
－
ＢＭ
－
－
－
－
ＢＮ 2011年12月
約9ヶ月－－
ＢＯ 2011年7月
約4ヶ月－－
ＢＰ 2014年7月
約2年6ヶ月－－
ＢＱ 2014年9月～2017年10月(*3) 約3年6ヶ月
－
－

塗膜の点検

至近の点検実績(*1)*1 長期停止期間中の実績のみ*2 長期停止の経過年数（解列日（震災で停止したプラントは、その停止日）から起算。端数切捨て。）*3 特別点検

原子炉 腐食
格納容
器
（BWR）

機器・
構造物

⑤長期停止期間中の点検結果（BWR原子炉格納容器）

101

想定される部位

コンクリートの強度低下
全コンクリート構造物
コンクリートの遮蔽能力低下

経年劣化事象
ＰＡ
ＰＢ
ＰＣ
ＰＤ
ＰＥ
ＰＦ
ＰＧ
ＰＨ
ＰＩ
ＰＪ
ＰＫ
ＰＬ
ＰＭ
ＰＮ
ＰＯ
ＰＰ
ＢＡ
ＢＢ
ＢＣ
ＢＤ
ＢＥ
ＢＦ
ＢＧ
ＢＨ
ＢＩ
ＢＪ
ＢＫ
ＢＬ
ＢＭ
ＢＮ
ＢＯ
ＢＰ
ＢＱ

プラント
実施年月（*2）
1回／年
1回／年
1回／年
1回／年
1回／年
1回／年
1回／年
1回／年
1回／年
1回／年
1回／年
1回／年
1回／年
1回／年
1回／年
1回／年
1回／年
1回／年
1回／年
1回／年
1回／年
1回／年
1回／年
1回／年
1回／年
1回／年
1回／年
1回／年
1回／年
1回／年
1回／年
1回／年
1回／年

経過年数（*3）
約8年
約8年
約7年
約8年
約9年
約8年
約4年
約5年
約4年
約4年
約5年
約7年
約6年
約4年
約4年
約8年
約8年
約8年
約8年
約7年
約11年
約12年
約12年
約7年
約7年
約7年
約9年
約8年
約8年
約9年
約9年
約8年
約8年

目視点検

至近の点検実績(*1)*1 長期停止期間中の実績のみ*2 主要な点検周期を記載（一部定期事業者検査同調など点検周期が異なる構造物あり）*3 長期停止の経過年数（解列日（震災で停止したプラントは、その停止日）から起算。端数切捨て。）

コンクリート構造物

機器・構造物⑥長期停止期間中の点検結果（コンクリート構造物）

定期的な点検及び必要に応じた補修等（運転中と同様の保全活動を継続）

ガイドラインに定める長期停止期間中の保全ポイント参考
長期停止期間中における経年劣化の実測データについて（例）以下、国内原子力発電所の長期停止期間中等に経年劣化の状況の確認を行う場合の実測例を示す。
（定期事業者検査による機能確認を除く）
設備種別
機械設備

機器の保管状態

実測例

実施時期

満水保管

水質確認

長期停止期間中

満水／乾燥保管

サンプリング点検（点検結果一 長期停止期間中
覧参照）
・分解点検による異常の確認

満水／乾燥保管設備動作確認

長期停止期間中・異音・異臭、振動、漏洩等
・ポンプ動作確認状況
PWR２次系クリーンアップ実績

長期停止期間中

・水質確認
電気設備

通電なし／あり サンプリング点検（点検結果一 長期停止期間中
等

覧参照）
・特性変化
・絶縁特性低下
以

102

上

103

柏崎刈羽2号 給水系

柏崎刈羽7号 循環水系

2014/5

2016/5*解列日から起算した経過年月

柏崎刈羽1号 給水系

柏崎刈羽2号 気体廃棄物処理系 配管

2015/3

2014/5

柏崎刈羽4号 主タービン

2015/2

機器

水抜き乾燥保管

水抜き乾燥保管

乾燥保管

通油なし

通油なし

通油なし

保管状態

分解点検の結果、異常なし

固着
腐食

減肉

腐食

減肉
その他

固着

腐食

腐食

その他

減肉

減肉

固着

腐食

減肉
その他

分解点検の結果、異常なし

固着

その他

その他

固着

分解点検の結果、異常なし

分解点検の結果、異常なし（消耗品）

分解点検の結果、異常なし

分解点検の結果、異常なし

分解点検の結果、異常なし

分解点検の結果、異常なし

分解点検の結果、異常なし

分解点検の結果、異常なし

分解点検の結果、異常なし

分解点検の結果、異常なし

分解点検の結果、異常なし（Ｏリング）

材質変化 劣化

腐食

減肉

内面に著しい腐食等の異常なし。
潤滑油について変色等の劣化なし。

腐食

点検結果

材質変化 劣化

減肉

損傷モード 経年劣化事象

循環水ポンプ自動空気抜き弁 水抜き乾燥保管 材質変化 劣化

弁（ゲート弁）弁（ゲート弁）軸受

主蒸気止め弁サーボ弁

柏崎刈羽2号 タービン制御系

2015/3系統

柏崎刈羽2号 タービン潤滑油系 配管

ユニット名

2015/2

点検年月

柏崎刈羽原子力発電所 保管中設備のサンプリング点検結果一覧（機械設備）

約4年9ヶ月約6年10ヶ月

約2年9ヶ月

約7年8ヶ月

約7年

約7年8ヶ月

約7年7ヶ月

経過年月*

104

系統

柏崎刈羽7号

復水補給水系

損傷モード／
経年劣化事象の分類

通電有り
特性変化

絶縁特性低下

通電なし 特性変化

保管状態

低圧電動機

通常保管 絶縁特性低下

通常保管 絶縁特性低下

６６ｋＶ ＣＶケーブル 通電有り 絶縁特性低下

起動変圧器

主変圧器

機器

タービン補機冷却
高圧電動機
海水系

柏崎刈羽6/7号 開閉所設備

柏崎刈羽6/7号 開閉所設備

柏崎刈羽7号 開閉所設備

ユニット名*解列日から起算した経過年月

2019/122020/2

2020/4

2019/102020/42017/10

点検年月

柏崎刈羽原子力発電所 保管中設備のサンプリング点検結果一覧（電気設備）

経過年月*

約8年1ヶ月

約8年1ヶ月

分解点検の結果，異常なし 約8年4ヶ月

分解点検の結果，異常なし 約8年6ヶ月

点検の結果，異常なし

性状分析の結果，異常なし 約7年7ヶ月

点検の結果，異常なし

性状分析の結果，異常なし 約6年2ヵ月

点検結果

105

5

4

3

2

想定されない（経年劣化要因がない）

経年劣化の発生・進展が【コンクリート構造物】

想定されない又は極めて小さい※３

いもの。

定されない又は極めて小さ

有意ではない、もしくは想の経年劣化の発生・進展がによって、長期停止期間中

適切な保全活動を行うことある。

持に影響を及ぼすおそれがいて機器・構造物の機能維がプラントの長期運転にお長期停止期間中の経年劣化

説明・コンクリートの強度低下（放射線照射）・コンクリートの強度低下・遮蔽能力低下（熱）【コンクリート構造物】

・疲労割れ、摩耗【原子炉格納容器）

・低サイクル疲労、中性子照射脆化、摩耗、FAC【原子炉圧力容器】

い又は極めて小さいもの。

の発生・進展が想定されな

無②

無①

有

分類

長期停止期間中の経年劣化

－

※４

○

○

－

②劣化の状況
を点検

ATENA ガイドライン 別添 A の分類の強度低下（凍結融解）

－

－

○

－

－

① 保管対策

長期停止期間中の保全活動※５・コンクリートの強度低下（アルカリ骨材反応）・コンクリート

・コンクリートの強度低下（機械振動）・腐食（コンクリート埋設部）【原子炉格納容器】

・クラッド下層部のき裂【原子炉圧力容器】

・腐食（円筒部等）（保全①塗膜、②塗膜点検）【原子炉格納容器】

・応力腐食割れ（保全①水質管理、②水質点検（間接的に確認））

・ピッティング（保全①養生、②点検）

・腐食（全面腐食）（基礎ボルト）（保全①空調運転等、②点検）

点検（間接的に確認））

・腐食（全面腐食）（主蒸気ノズル等）（保全①水質管理、②水質【原子炉圧力容器】

・コンクリートの強度低下（塩分浸透）（保全②点検・補修等）

・コンクリートの強度低下（中性化）（保全②点検・補修等）【コンクリート構造物】

該当なし

対象機器・構造物及び経年劣化事象

経年劣化の発生・進展が想定されない又は極めて小さい※２

経年劣化の発生・進展が適切な保管対策を行うことによって経年劣化の発生・進展が有意ではない※１

造物の機能維持に影響を及ぼす）（プラントの長期運転において機器・構

経年劣化の発生・進展が有意である

長期停止期間中の経年劣化の発生・進展の程度

1

別添 A において整理した分類の凡例と考え方

別添 A 対象機器・構造物において長期停止期間中に想定される経年劣化 （参照：技術ベース資料別紙４）

表９

－

▲事象

△事象

○事象

△事象

○事象

－

（参考）※6
長期停止中
保全活動のPLM 上の扱い※６：国内既設プラントの至近の PLM 評価書において評価されている事象凡例を示す。（〇：高経年化対策上着目すべき経年劣化事象、△：日常劣化管理対象、▲：日常劣化管理対象外）※５：ATENA ガイドライン別添 A において、保全ポイントとして「〇」に該当する保全活動を推奨。また、必要に応じて、補修等（再稼働後の補修等を含む）により機能回復を実施。

※４：長期停止期間中の経年劣化の発生・進展が想定されない又は極めて小さいが、そのことを確認するために、通常保全サイクルで行われている点検を長期停止期間中に限らず再稼働後に実施することも含めて継続する必要がある。

されない、又は極めて小さいと考えられるものを、本欄に整理。（別紙４参照）。

※３：経年劣化要因は有るが、長期停止期間中に保管対策を行わなくても、設計・製作段階において経年劣化要因を排除しており経年劣化の発生・進展が想定されない、もしくは既に有意な経年劣化要因がないことが確認されており経年劣化の発生・進展が想定※２：長期停止期間中の保管対策を行うことにより、長期停止期間中の経年劣化が、メカニズム的に想定されない又は抑制可能で極めて小さいと考えられるものを、本欄に整理。
（別紙４参照）※１：経年劣化の程度について、20 年の停止期間（計 80 年の期間）を仮定して劣化の進展傾向及び余裕を評価した結果、プラント長期運転期間中の機能維持に対し余裕があり影響を及ぼさないことを確認した経年劣化事象は、本欄に整理。（別紙４参照）。

（添付①③：
×）無（添付①③：○）

有長期停止期間中の経年劣化要因の有無

添付資料①③
分類①：資料 2-1 表９変更案