資料番号：PS-6-1-1 改0

3.重大事故H29.8.3 日本原子力発電株式会社 東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価
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） 比較表

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）
比較表
柏崎 ６／７号（20170621）

東二

3. 運転中の原子炉における重大事故

3.

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 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

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

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

重大事故(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

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，

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，ＴＱ

TQUV，TQUX，LOCA，長期 TB，TBU，TBP 及び TBD である。

ＵＶ，ＴＱＵＸ，長期ＴＢ，ＴＢＵ，ＴＢＰ，ＴＢＤ及びＬＯＣＡ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

備考(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，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）又は全交流動電用原子炉の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

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，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

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置がとられない場合には，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

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って，格納容器内の雰囲気圧力・温度が徐々に上昇し，格納容器の過圧・過温により格納容器破圧・過温により原子炉格納容器の破損に至る。

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常設低圧代替注水系ポンプ

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，代替を用いた低圧代替注水系（常設）及び代替循環冷却系ポンプを用いた代替循環冷却系による原子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

炉注水，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容

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。

器冷却並びに代替循環冷却系ポンプを用いた代替循環冷却系又は格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱によって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。
また，格納容器内における水素燃焼を防止するため，水素燃焼の可燃限界濃度到達までに格納容器内へ窒素供給することによって，格納容器の破損を防止する。

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・過温の観点で厳しい事象

本格納容器破損モードは，格納容器バウンダリに対する過圧・過温の観点で厳しい事象であり，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

代替循環冷却系ポンプを用いた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，格納容器破損防止が異なることが想定されるため，代替循環冷却系ポンプを用いた代替循環冷却系を使用する場合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。代替循環冷却系も優先して使用する。

ポンプを用いた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

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

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

ト相互作用」にて確認する。

相互作用」にて確認する。

1

・ＳＡ設備及び運用の相違

3.重大事故

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

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）
比較表
柏崎 ６／７号（20170621）

東二

3.1.2 代替循環冷却系を使用する場合

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

3.1.2.1 格納容器破損防止対策

備考

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る事故シーケンスに対して，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

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

放出されることを防止するため，初期の対策として常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容 ・運用の違い

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）に器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却手段及び常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代 ・運用の違い

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。

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循環冷却系ポンプを用いた代替循環冷却系による原子炉
注水手段及び格納容器除熱手段，長期的な格納容器内酸素濃度の上昇を抑制する観点から，可搬型 ・設備，運用の違い
窒素供給装置を用いた格納容器内への窒素供給手段を整備する。
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ｏ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ｊ，ｎ及びｏである。
（添付 3.1.2.1）

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，重大事故対策の概略系統図を第 3.1.2-1 図に，対応手順の概要を第 3.1.2-2 図に，対策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策の手順と設備との関係を第 3.1.2-1 表に示す。

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

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，必要な要員は初動対応要員 14 名及 ・必要要員数の違い

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，

び事象発生から 2 時間以降に期待する招集要員 2 名である。初動対応要員の内訳は，発電長 1 名，

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 号及び副発電長 1 名，運転操作対応を行う運転員 4 名，通報連絡等を行う災害対策要員 2 名，現場操作を

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

行う重大事故等対応要員 6 名である。招集要員の内訳は，燃料補給作業を行う重大事故等対応要員

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

2 名である。必要な要員と作業項目について第 3.1.2-3 図に示す。

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（招集要員）に期待

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 名で対処可能である。

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する作業の違い

比較し必要な要員数を確認した結果，初動対応要員 14 名及び招集要員 2 名で対処可能である。
・東海第二では PCV 頂部注水は※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MCR にて運転員による操作策要員（現場）が 12 名，合計が 32 名になる。

が可能なため要員数がかわらない。
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。

ａ．原子炉スクラム，ＬＯＣＡ発生及び全交流動力電源喪失の確認
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。また，主蒸気隔離弁が閉止，再循環ポンプがトリップするとともに，ＬＯＣＡが発生したことを確認する。
原子炉スクラム，ＬＯＣＡ発生及び全交流動力電源喪失の確認に必要な計装設備は，平均出2・東海第二では LOCA の発生有無により対応手順が異なる
ため・記載方針の違い

3.重大事故

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

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）
比較表
柏崎 ６／７号（20170621）

東二

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

備考

力領域計装等である。

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

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，対応する操作手変更はない。

順に変更はない。

・解析結果及び運用（手順）の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違いによる記載順の違い

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，・早期電源回復不能の判断後に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。

準備する設備の違い
ｂ．炉心損傷確認

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

原子炉水位の低下による炉心の露出に伴い，炉心損傷したことを確認する。炉心損傷の判断

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は，格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）及び格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）の指

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 倍を超示値が設計基準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍以上となった場合とする。

・運用の違いえた場合とする。
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）

炉心損傷を確認するために必要な計装設備は，格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）等である。
（添付資料 3.1.3.1，3.1.3.2） ・運用の違い

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。

・記載方針の違い

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。
ｃ．早期の電源回復不能の確認

・記載方針の違い

全交流動力電源喪失の確認後，中央制御室からの遠隔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，非常用母線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，常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電準備操作を開始する。
ｄ．電源確保操作対応

3

・記載方針の違い

3.重大事故

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

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）
比較表
柏崎 ６／７号（20170621）

東二

備考

早期の電源回復不能の確認後，対応可能な要員により非常用ディーゼル発電機等の機能回復
操作及び外部電源の機能回復操作を実施する。

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

ｅ．常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作並びに常設低圧代替注水系ポンプを用い・運用の違いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作
中央制御室からの遠隔操作により常設代替高圧電源装置による緊急用母線への交流電源供給を開始し，常設低圧代替注水系ポンプ 2 台を用いて流量分配することで常設低圧代替注水系ポ ・東海第二では代替格納容器冷ンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却及び常設低圧代替注水

却と代替原子炉注水を常設

系ポンプ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。常設低圧代替注水系

ポンプ２台で同時に実施可

ポンプの流量は，格納容器スプレイと原子炉注水に低圧代替注水系格納容器スプレイ流量及び能な設備および運用として

低圧代替注水系原子炉注水流量を用いて，格納容器スプレイ弁と原子炉注水弁を中央制御室かいるらの遠隔操作により格納容器スプレイと原子炉注水に分配し，それぞれ連続で格納容器スプレ ・代替格納容器スプレイ開始基
イ及び原子炉注水を実施する。

(a)

常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作

準の違い

・記載方針の違い

早期の電源回復不能の確認後，中央制御室からの遠隔操作により常設代替高圧電源装置か
ら緊急用母線を受電する。
常設代替高圧電源装置による緊急母線受電操作に必要な計装設備は，緊急用Ｍ／Ｃ電圧である。
(b)

常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納・運用の違い

容器冷却操作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。格納容器雰囲気圧力及び温度上昇を抑制する観点から，常設低圧
代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）により格納容器冷却を実施する。
常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器
冷却操作のために必要な計装設備は，低圧代替注水系格納容器スプレイ流量等である。
(c)
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（常設）による原子炉注

常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作・記載方針の違い

常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）にて原子炉注水を開始するこ

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，炉心はとで，原子炉圧力容器破損に至ることなく，ジェットポンプ上端（以下「原子炉水位Ｌ０」 ・ＢＷＲ５とＡＢＷＲの設計の冠水する。

という。）以上まで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

常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を確認する

4相違

3.重大事故

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

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）
比較表
柏崎 ６／７号（20170621）

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。

東二

備考

ために必要な計装設備は，低圧代替注水系原子炉注水流量等である。
なお，大破断ＬＯＣＡにより格納容器雰囲気温度が上昇し，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。

水位不明判断に必要な計装設備は，原子炉圧力等である。

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

水位不明と判断した場合，原子炉水位Ｌ０以上まで冠水させるために必要な水量を注水する。 ・水位不明判断時の対応手段のとができる。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

具体的には，原子炉底部から原子炉水位Ｌ０以上まで冠水させるために必要な原子炉注水量及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び崩壊熱分の注水量を考慮し，原子炉注水流量に応じた必要注水時間の原子炉注水を実施する。

違い

化量を求めることにより，推定することができる。
原子炉水位Ｌ０以上まで冠水した後は，代替循環冷却系による原子炉注水及び格納容器除熱実施後に，サプレッション・プール水位の上昇を抑制する観点から，常設低圧代替注水系ポン

・運用の違いプを用いた低圧代替注水系（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）による格納容器冷却を停止する。なお，代替循環冷却系による原子炉注水及び格納容器除熱ができない場合は，常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉への注水流量を崩壊熱相当に調整するとともに，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却を停止する。
（添付 3.1.2.2）
・運用の違い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。
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。

ｆ．水素濃度及び酸素濃度監視設備の起動操作
炉心損傷が発生すれば，ジルコニウム−水反応及び水の放射線分解により水素及び酸素が発生することから，常設代替高圧電源装置による緊急用母線受電操作後は，水素濃度及び酸素濃 ・記載方針の相違
度監視設備を起動し，格納容器内の水素濃度及び酸素濃度を確認する。
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，格納容器内水素濃度（ＳＡ）等である。

5

3.重大事故

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

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）
比較表
柏崎 ６／７号（20170621）

東二

備考

ｇ．常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電操作
常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電後，中央制御室及び現場にて常設代替高圧電・記載方針の相違

源装置による非常用母線の受電準備操作を実施し，中央制御室からの遠隔操作により常設代替
高圧電源装置から緊急用母線を介して非常用母線を受電する。
常設代替高圧電源装置による非常用母線受電操作に必要な計装設備は，Ｍ／Ｃ ２Ｃ（２Ｄ）
電圧である。
ｈ．原子炉建屋ガス処理系及び中央制御室換気系の起動操作
常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電後，中央制御室からの遠隔操作により原子炉・記載方針の相違

建屋ガス処理系及び中央制御室換気系を起動する。
ｉ ．緊急用海水系による海水通水操作
中央制御室にて，非常用母線の負荷となっている緊急用海水系及び代替循環冷却系の弁を対・運用の違い象に，緊急用母線から電源が供給されるよう電源切り替え操作を実施する。また，中央制御室からの遠隔操作により緊急用海水ポンプを起動し，緊急用海水系に海水を通水する。
緊急用海水系による海水通水操作に必要な計装設備は，緊急用海水系流量（残留熱除去系熱交換器）である。
ｊ．代替循環冷却系による原子炉注水操作及び格納容器除熱操作
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

・代替循環冷却系系統構成の違系（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

いによる，代替注水及びスプ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，最大流量にレイからの切り替え手順の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。

違い（柏崎は代替注水及びス

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）に到達したプレイと代替循環冷却配管

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が共通だが，東海第二は系統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

が異なる。
）

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

緊急用海水系に海水を通水した後，中央制御室からの遠隔操作により代替循環冷却系による・運用の違いを停止し，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

原子炉注水及び格納容器除熱を実施する。代替循環冷却系の循環流量は，代替循環冷却系原子 ・設備の違いる。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

炉注水流量及び代替循環冷却系格納容器スプレイ流量を用いて，原子炉注水弁と格納容器スプ水系流量計（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弁を中央制御

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連続で原子炉注水及び格納容器スプレイを実施する。

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，代替循環冷却系原子・設備の違い

炉注水流量等であり，格納容器除熱を確認するたに必要な計装設備は，代替循環冷却系格納容器スプレイ流量等である。

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。
・記載方針の違い

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6

3.重大事故

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

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）
比較表
柏崎 ６／７号（20170621）

東二

備考

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。
ｋ．常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部水位確・設備，運用の違い

保操作
代替循環冷却系による格納容器除熱操作を実施後，中央制御室からの遠隔操作によって常設
低圧代替注水系ポンプからペデスタル（ドライウェル部）への注水を実施する。この場合の注
水は，ペデスタル（ドライウェル部）水位を約 1.0m に調整することが目的であるため，ペデスタル（ドライウェル部）水位が 1m を超えて上昇したことを確認後，ペデスタル（ドライウェル部）注水を停止する。その後，ペデスタル（ドライウェル部）水はサプレッション・プールに排水され，ペデスタル（ドライウェル部）水位は約 1.0m に調整される。
常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部水位確保操作のために必要な計装設備は，低圧代替注水系格納容器下部注水流量及び格納容器下部水位等である。
ｌ．サプレッション・プールｐＨ制御装置による薬液注入操作

・記載方針の違い

常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部水位確保操作を実施後，中央制御室からの遠隔操作によって格納容器内のｐＨ制御のための薬液注入を行う。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。
（添付 3.1.3.3）
ｍ．使用済燃料プールの冷却操作

・記載方針の違い

対応可能な要員にて使用済燃料プールの冷却操作を実施する。
ｎ．可搬型窒素供給装置を用いた格納容器内窒素供給操作

・運用の違い

格納容器内酸素濃度が 4.0vol％（ドライ条件）に到達した場合，可搬型窒素供給装置を用いて格納容器（サプレッション・チェンバ）内へ窒素を供給することで，格納容器内酸素濃度の上昇を抑制する。
可搬型窒素供給装置を用いた格納容器内窒素供給操作に必要な計装設備は，格納容器内酸素濃度（ＳＡ）である。
ｏ．タンクローリによる燃料補給操作
タンクローリにより可搬型設備用軽油タンクから可搬型代替注水大型ポンプに燃料補給を実施する。

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

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

7

・記載方針の違い

3.重大事故

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

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）
比較表
柏崎 ６／７号（20170621）

東二

備考

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

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

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，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

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。

破断ＬＯＣＡを起因とする，「大ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗＋全交流動力電源喪失」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

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

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

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格納容器内ＦＰ挙動が動が重要現象となる。

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

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格納容器内

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，

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

格納容器圧力，格納容器温度等の過渡応答を求める。

納容器圧力，格納容器雰囲気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。

裕を評価する。

(2) 有効性評価の条件(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。

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．事故条件(a) 起因事象(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，原子炉再循環系の吸込配管とする。

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 1.5.2，3.1.2.3）（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。
(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。

(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等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。さらに高圧・低圧注水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。
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等の機能喪失を想定する。

8・RPV バウンダリ設計の違い

3.重大事故

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

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）
比較表
柏崎 ６／７号（20170621）(d) 水素ガスの発生

東二

備考(d) 水素の発生
水素の発生については，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

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ＭＡＡＰの評価結果では水の放射線分解による水素及び酸素の発生は考慮していないため， ・記載方針の違い

効性評価の結果」にてその影響を評価する。

「(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

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
原子炉スクラムは，原子炉水位低（レベル 3）信号によるものとする。

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。

・東海第二では，原子炉水位の低下を厳しくする条件として，外部電源がある場合の原子炉水位低（レベル３）によ(b) 低圧代替注水系（常設）による原子炉注水(b) 低圧代替注水系（常設）る原子炉スクラムを設定

230m３／h（一定）にて原子炉注水し，原子炉水位Ｌ０以上まで回復後は，崩壊熱による蒸 ・設備，運用の違い

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発量相当の注水流量で注水する。なお，常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系の切替えにて実施する。

（常設）による原子炉注水は，格納容器スプレイと同じ常設低圧代替注水系ポンプを用いて流量分配することで実施する。
（添付 3.1.2.4）(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(c) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）・設備，運用の違い

大破断ＬＯＣＡ発生後に，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，130m

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

３て弁の切替えにて実施する。

じ常設低圧代替注水系ポンプを用いて流量分配することで実施する。

／h（一定）にて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（添付 3.1.2.4）(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。

(d) 格納容器下部注水系（常設）・記載方針の違い

格納容器の温度挙動を厳しく評価するため，格納容器下部注水系（常設）による格納容器 ・設備，運用の違い
下部水位確保操作については考慮しない。
(e) 代替循環冷却系
代替循環冷却系ポンプは１台使用するものとし，代替循環冷却系の循環流量は，全体で250m３／h とし，ドライウェルへ 150m３／h，原子炉へ 100m３／h にて流量分配し，それぞれ連 ・設備，運用の違い
続スプレイ及び連続注水を実施する。
(f) 緊急用海水系・設備の違い

伝熱容量は，約 14MW（サプレッション・プール水温度 100℃，海水温度 32℃において）とする。
(g) 可搬型窒素供給装置
可搬型窒素供給装置は，窒素 198m３/h 及び酸素を 2m３/h で格納容器内に注入するものとする。

9・設備，運用の違い

3.重大事故

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

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）
比較表
柏崎 ６／７号（20170621）

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

東二

備考

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。

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(a)

交流電源は，常設代替高圧電源装置によって供給を開始し，常設低圧代替注水系ポンプを

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用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作及び常設低圧代替注 ・東海第二では代替格納容器冷転準備時に停止する。

水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作は，事象発生 25 分後か却と代替原子炉注水を常設ら開始する。なお，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常ポンプ 2 台で同時に実施可設）による格納容器冷却及び常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）

能な設備および運用としてによる原子炉注水は，代替循環冷却系の起動後に停止する。

いる(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(b)

緊急用海水系及び代替循環冷却系による原子炉注水及び格納容器除熱操作は，緊急用海水 ・代替格納容器スプレイ開始基

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

系及び代替循環冷却系の準備時間等を考慮して，事象発生 90 分後から開始するものとす

準の違い（東海第二は LOCA+

スプレイは，代替循環冷却系の運転準備時に停止する。

る。

炉心損傷でスプレイ開始
・設備設計及び運用の違い(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。
(c)

可搬型窒素供給装置を用いた格納容器（サプレッション・チェンバ）内への窒素供給操作 ・設備設計及び運用の違い
は，格納容器内酸素濃度が 4.0vol%（ドライ条件）に到達した場合に開始する。なお，可搬型窒素供給装置を用いた格納容器（サプレッション・チェンバ）内への窒素供給は格納
容器圧力が 310kPa[gage]到達により停止する。

(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。

(3) 有効性評価（Ｃｓ−137 放出量評価）の条件(a)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

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。

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(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 されるものとれている核分裂生成物が事象進展に応じた割合で，格納容器内に放出※1 されるものとすする。

る。
※1 セシウムの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※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

析コードＭＡＡＰの評価結果の方がＮＵＲＥＧ−1465 より大きく算出する。

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・(c)ール水でのスクラビングによる除去効果を考慮する。

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・プ(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)

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。

評価する。

10

3.重大事故

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

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）
比較表
柏崎 ６／７号（20170621）

東二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b)

備考

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，原子炉建屋

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ガス処理系（非常用ガス再循環系及び非常用ガス処理系で構成）により原子炉建屋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

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換気率 0.5 回/日相当を考慮する。

ないものとする。原子炉建屋ガス処理系により設計負圧を達成した後は設計換気率 1 ・設備，運用の違い
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原子炉建屋ガス処理系は，事象発生 115 分後から，常設代替高圧電源装置からの交 ・設備，運用の違い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。

流電源の供給を受けて中央制御室からの遠隔操作により起動し，起動後 5 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。

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）(添付資料 3.1.2.5，3.1.2.6)(4) 有効性評価の結果(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

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

器内の保有水量の推移を第 3.1.2-4 図から第 3.1.2-6 図に，燃料最高温度の推移を第 3.1.2-7 図

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に，格納容器圧力，格納容器雰囲気温度，サプレッション・プール水位及び水温度の推移を第

第 3.1.2.11 図から第 3.1.2.14 図に示す。

3.1.2-8 図から第 3.1.2-11 図に示す。

a. 事象進展

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

大破断ＬＯＣＡ時に高圧・低圧注水機能及び全交流動力電源が喪失するため，原子炉水位はは急速に低下する。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 ・事象進展の違い

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

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

ら約 9 分後に 1,200℃に到達し，また，事象発生から約 27 分後に燃料温度は 2,500K（約 2,227℃）

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に到達する。事象発生から 25 分後，常設代替高圧電源装置による交流電源の供給を開始し，常源の供給を開始し，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設低圧代替注水系ポンプ 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

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，炉心は冠水する。
（添付資料 3.1.2.7）

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

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，温度が徐々に上昇する。そのため，原子炉注水と同時に常設低圧代替注水系ポンプ 2 台を用い ・設備，運用の違い

格納容器圧力及び温度の上昇を抑制する。

た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事象発生から 90 分経過した時点で，代替循環冷却系による格納容器除熱を開始する。代替循 ・運用の違い始する。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，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，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。

その後，徐々に低下する。

事象発生から約 84 時間後に格納容器内酸素濃度が 4.0vol％（ドライ条件）に到達し，可搬 ・運用の違い

11

3.重大事故

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

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）
比較表
柏崎 ６／７号（20170621）

東二

備考

型窒素供給装置を用いたサプレッション・チェンバへの窒素供給を実施するため格納容器圧力が徐々に上昇するが，事象発生から約 163 時間後に格納容器圧力が 0.31MPa[gage]に到達し窒素供給を停止するため，格納容器圧力は低下する。
ｂ．評価項目等

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格納容器圧力は，第 3.1.2-8 図に示すとおり，格納容器内に崩壊熱等の熱によって発生し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）

た水蒸気等が放出されるため徐々に上昇するが，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格

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

納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却及び代替循環冷却系による格納容器除熱て,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を行うことによって，圧力上昇は抑制される。その結果，格納容器バウンダリにかかる圧力

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，原子炉格の最大値は約 0.31MPa[gage]となり，格納容器の限界圧力 0.62MPa[gage］を超えない。なお，

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

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 163 時間後において，水の放射線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%

分解によって発生する水素及び酸素は，格納容器内の非凝縮性ガスに占める割合の約 5％※2

以下※3 であるため，その影響は無視し得る程度である。

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※2 格納容器圧力が最大値の約 0.31MPa[gage]を示す事象発生約 163 時間後の格納容器内の

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 で非凝縮ガス（水素，酸素及び窒素）の物質量は約 1.3×106mol であり，水の放射線分解あり，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×によって発生する水素及び酸素の物質量の和は約 3.5×104mol 以下であることから，水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

の放射線分解によって発生する水素及び酸素が格納容器圧力に与える影響は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]未満であり，無視しうる程度と考えられる。

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格納容器雰囲気温度は，第 3.1.2-9 図に示すとおり，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）によ発生した水蒸気等が放出されるため徐々に上昇し，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替

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，温格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却及び代替循環冷却系による格納容器除度上昇は抑制される。その結果，原子炉格納容器バウンダリにかかる温度（壁面温度）の最高熱を行うことによって，温度上昇は抑制される。その結果，格納容器バウンダリにかかる温値は約 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，破断度（壁面温度）の最高値は約 139℃となり，格納容器の限界温度 200℃を超えない。なお，事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

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雰囲気温度は約 202℃と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℃

なるが，この時の格納容器バウンダリにかかる温度（壁面温度）は約 137℃であり，格納容を超えない。

器の限界温度 200℃を超えない。
（添付資料 3.1.2.1）（添付資料 3.1.2.8）

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，

第 3.1.2-4 図に示すとおり，常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）

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

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 3.1.2-8 図及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，格納容器圧力び第 3.1.2-9 図に示すとおり，90 分後に開始する代替循環冷却系の運転により，格納容器除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

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，原状態を維持できる。事象を通じて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

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。

を使用することなく，格納容器が過圧・過温破損に至らないことを確認した。

12

3.重大事故

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

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）
比較表
柏崎 ６／７号（20170621）

東二

備考

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）

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

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，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。

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，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る。

いる。
（添付資料 3.1.2.3,3.1.2.4,3.1.3.2）（添付資料 3.1.2.9，3.1.2.10，3.1.3.16）

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なお，格納容器が健全であるため，格納容器から原子炉建屋への放射性物質の漏えい量は

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

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

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

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。

約 7.5TBq（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15TBq(30 日間)及び約 15TBq(100 日間)であり，100TBq を下回る。

事象発生からの 7 日間以降，Cs-137 の漏えいが継続した場合の影響評価を行ったところ，
約●TBq（30 日間）及び約●TBq（100 日間）であり，100TBq を下回る。
（添付資料 3.1.2.5，3.1.2.6）（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。

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

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

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冷却系を使用する場合）では，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

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等が蓄積することが特徴である。

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，常設代替高圧電源装置によからの受電操作，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

る緊急用母線の受電操作並びに常設低圧代替注水系ポンプを用い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，代替原子炉補機冷却系運転操作及び代替循環冷却系に（常設）による格納容器冷却及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作，緊急用海水系による原子炉格納容器除熱操作とする。

よる海水通水操作及び代替循環冷却系による原子炉注水操作及び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(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

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

13

3.重大事故

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

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）
比較表
柏崎 ６／７号（20170621）

東二

下のとおりである。

のとおりである。

ａ．運転員等操作時間に与える影響

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

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ＣＯ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

ＲＡ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ている。常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作に断した場合，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

ついては，高圧・低圧注水機能が喪失したと判断した場合，速やかに常設低圧代替注水系ポン順となっており，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

プを用いた低圧代替注水系（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

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

操作時間に与える影響はない。また，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレ

から，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

イ冷却系による格納容器冷却操作については，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。

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

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

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

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，高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

圧・低圧注水機能が喪失したと判断した場合，速やかに常設低圧代替注水系ポンプを用いた低（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

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。

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

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

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，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，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，本評価事故シーケンスで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

は，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等操作時間に与える影響はない。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

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

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

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。本評価事故シーケンス

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では，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，運転与える影響は小さい。

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

14

備考

3.重大事故

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

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）
比較表
柏崎 ６／７号（20170621）

東二

備考

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

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，リロケーションを起点に操作開始する運いことを確認している。本評価事故シーケンスでは，リロケーション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。

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

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

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

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

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

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

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

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

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。

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

炉心損傷後の格納容器における格納容器内ＦＰ挙動の不確かさとして，核分裂生成物（ＦＰ）

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着挙動を適正に評価でき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，炉心損傷後の格納容器内ＦＰ挙動を操作

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

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 3.1.2.11）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

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

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ＣＯ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

ＲＡ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。

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

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

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に与える影響は小さい。

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

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

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，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，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

15

3.重大事故

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

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）
比較表
柏崎 ６／７号（20170621）

東二

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

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，評価項目とパラメータに与える影響は小さい。

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

ない。

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

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

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

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

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。

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，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。

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

炉心損傷後の格納容器における格納容器内ＦＰ挙動の不確かさとして，核分裂生成物（ＦＰ）

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着挙動を適正に評価でき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。

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(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

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

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件の設定に当たっては，設計値を用いるか又は評価項目となるパラメータに対する余裕が小さることから，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

果を以下に示す。

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(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 に対して最確条件は平均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 に対して最確条件は燃焼的燃焼度約 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

度約 33GWd/t 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，解析条件で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，それに伴う原設定している崩壊熱よりもおおむね小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなり，それに

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。

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

本評価事故シーケンスでは，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。

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

初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器体積（サプレッション・チェン

16

備考

3.重大事故

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

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）
比較表
柏崎 ６／７号（20170621）

東二

備考

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，

バ）の気相部及び液相部，サプレッション・プール水位及びドライウェル雰囲気温度は，解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

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。

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

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

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

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い。

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

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。本評価事故シ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,運転ーケンスでは，原子炉水位を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

員等操作時間に与える影響はない。

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。
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

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

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,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。

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）

機器条件の緊急用海水系は，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合には，海水温度がおおむね低めとなり除熱性能が向上するため，格納容器圧力及び温度の上昇の抑制効
果は大きくなる。本評価事故シーケンスでは，格納容器圧力及び温度を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 3.1.2.11）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響(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 に対して最確条件は平均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 に対して最確条件は燃焼的燃焼度約 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

度約 33GWd/t 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，解析条件で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，原子炉水位の設定している崩壊熱よりもおおむね小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉低下は緩和され，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

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

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

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。

循環冷却系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

初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器体積（サプレッション・チェン

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，

バ）の気相部及び液相部，サプレッション・プール水位及びドライウェル雰囲気温度は，解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

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。

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

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

17

3.重大事故

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

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）
比較表
柏崎 ６／７号（20170621）

東二

備考

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，格納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

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●図及び第●図に示すと

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

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

パラメータに与える影響は小さい。

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

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。

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

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

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ことから，評価項目となるパラメとから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

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）

機器条件の緊急用海水系は，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合には，海水温度が概ね低めとなり除熱性能が向上するため，格納容器圧力及び温度の上昇の抑制効果は大きくことから，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 3.1.2.11，3.1.2.12）

ｂ．操作条件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」，「操作所操作条件の不確かさとして，操作に係る不確かさを「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

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。

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(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

操作条件の常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作並びに常設低圧代替注水系

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

ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却及び低圧代替注水

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

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 25 分後を設

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，常設代替高圧電源装置による緊急用母

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，線の受電操作については認知に 10 分間，操作所要時間に 6 分間，常設低圧代替注水系ポンプ

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，この場合もを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却及び常設低圧代替注水系

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

ポンプを用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操作所要時間に 9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

分間，合計 25 分間を想定しており，解析上の操作開始時間と同等であり，操作開始時間に与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

える影響は小さい。

18

3.重大事故

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

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）
比較表
柏崎 ６／７号（20170621）

東二

備考(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

操作条件の緊急用海水系による海水通水操作 及び代替循環冷却系による原子炉注水操作

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及び格納容器除熱操作は，解析上の運転開始時間として事象発生から 90 分後を設定してい系の準備は，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，代替循環冷却系運転は事象発生 90 分後に開始す定しているが，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

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運転員等操作時間に与える影響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。

は小さい。また，本操作の操作開始時間は，緊急用海水系の準備期間を考慮して設定したも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のであり，緊急用海水系の操作開始時間が早まれば，本操作の操作時間も早まる可能性があして事象発生から 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，時間余裕を含きくなる。
（添付資料 3.1.2.11）

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。
（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(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）による原子炉注操作条件の常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作並びに常設低圧代替注水系

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ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却及び低圧代替注水

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，実際の操作開り，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

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

は小さい。

19

3.重大事故

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

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）
比較表
柏崎 ６／７号（20170621）

東二

備考

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，準操作条件の緊急用海水系による海水通水操作 及び代替循環冷却系による原子炉注水操作

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及び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，緊急用海水系の操作開始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。

時間が早まった場合には，本操作も早まる可能性があり，この場合，格納容器圧力及び温度

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時間が早まった場合には，本操作も早まる可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の判断基準に対する余裕は大きくなる。
（添付資料 3.1.2.11）

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。

(3) 操作時間余裕の把握
操作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

第 3.1.3-12 図から第 3.1.3-14 図に示すとおり，操作条件の常設代替高圧電源装置による緊急

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（操用母線の受電操作並びに常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）

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による格納容器冷却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，事象発生か水系（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，評価項目をら 50 分後（操作開始時間の 25 分程度の遅れ）までに常設代替高圧電源装置からの受電操作を行満足する結果となることから，時間余裕がある。

い，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷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，

却操作及び常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水が開始

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

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り，時間余裕がある。

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条件の緊急用海水系による海水通水操作 及び代替循環冷却系による原子炉注水操作及び操作については，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，格納容器除熱操作については，緊急用海水系による海水通水操作及び代替循環冷却系による格納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

容器除熱操作開始までの時間は事象発生から 90 分であり，準備時間が確保できるため，時間余裕た場合でも，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，格納容器圧力が評価項目と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なるパラメータである最高使用圧力の 2 倍（0.62MPa[gage]）に到達するまでの時間は事象発生かとなる。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，ベントラインの水ら事象発生約 14 時間後であり，約 12 時間の余裕があることから，時間余裕がある。
（添付資料 3.1.2.11，3.1.3.12）

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20

3.重大事故

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

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）
比較表
柏崎 ６／７号（20170621）

東二

備考

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(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

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，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

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

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，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。

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

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(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

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）」におけるて，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，必要な初動対応要員は，「3.1.2.1 格納容器破損防止対策」に示すとおり 14 名である。このため， ・体制の違い「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」で示す運転員及び災害対策要員の 39 名で対処

「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可能である。

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 36 名であり，発電所構外から 10 時間以内にまた，必要な招集要員は 2 名であり，発電所構外から 2 時間以内に招集可能な要員の 71 名で対応可能である。

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(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

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，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」の条件にて評価にて評価している。そを以下に示す。

の結果を以下に示す。

ａ．水源

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

常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水及び代替格納

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

容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却については，7 日間の対応を考慮すると，合あたり約 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

計約 400m３の水が必要となる。水源として，代替淡水貯槽に約 4,300m３の水量を保有しているの水が必要である。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

ことから，水源が枯渇することなく，7 日間の対応が可能である。
（添付資料 3.1.2.13）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）

21

3.重大事故

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

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）
比較表
柏崎 ６／７号（20170621）

東二

備考

ｂ．燃料

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

常設代替交流電源装置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

日間の運転継続に約 352.8kL の軽油が必要となる。軽油貯蔵タンクに約 800kL の軽油を保有し型代替注水ポンプ（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ていることから，常設代替交流電源装置による電源供給について，７日間の継続が可能である。

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

可搬型窒素供給装置による格納容器への窒素供給については，事象発生からの運転を想定す

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ると，7 日間の運転継続に約 18.5kL の軽油が必要となる。可搬型設備用軽油タンクに約 210kL

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。代替の軽油を保有していることから，可搬型窒素供給装置による格納容器への窒素供給について，7

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日間の継続が可能である。
（添付資料 3.1.2.14）

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

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

常設代替交流電源装置の電源負荷については，重大事故等対策時に必要な負荷として約で約 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2,339kW 必要となるが，常設代替交流電源設備の連続運転許容負荷容量は 5,520kW であり，必2,950kW であり，必要負荷に対しての電源供給が可能である。

要負荷に対しての電源供給が可能である。
（添付資料 3.1.2.15）

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

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，格納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

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

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

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

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力・温度が徐々に上昇し，格納容器の過圧・過温により格納容器の破損に至ることが特徴である。

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・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）

容器破損防止対策としては，初期の対策として常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器ス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）によるプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却手段及び常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注

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。

水系（常設）による原子炉注水手段を整備し，安定状態に向けた対策として代替循環冷却系による原子炉注水手段及び格納容器除熱手段，長期的な格納容器内酸素濃度の上昇を抑制する観点から，可搬型窒素供給装置を用いた格納容器内への窒素供給手段等を整備している。

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3.重大事故

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

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）
比較表
柏崎 ６／７号（20170621）

東二

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

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

シーケンス「大ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗＋全交流動力電源喪失」について，を使用する場合の有効性評価を行った。

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

上記の場合においても，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）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

による格納容器冷却，常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注により，原子炉格納容器冷却及び除熱が可能である。

水及び格納容器除熱を実施することにより，格納容器冷却及び除熱が可能である。

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

その結果，格納容器圧力逃がし装置を使用せず，事象を通じて格納容器の限界圧力に到達するこすることはなく，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格納容器バウ

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。

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。

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。

重大事故等対策時に必要な要員は，運転員及び災害対策要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源については，外部支援を考慮しないとしても，7 日間以上の供給が可能である。

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（常以上のことから，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によ設）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る格納容器冷却，常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水，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「雰代替循環冷却系による原子炉注水及び格納容器除熱，可搬型窒素供給装置を用いた格納容器内への囲気圧力・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。

窒素供給手段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。

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備考