関 原 発 第 ４７９ 号
２０２３年１２月２１日

原子力規制委員会

殿

住所

大阪市北区中之島 3 丁目 6 番 16 号

申 請 者 名関 西 電 力 株 式 会 社

代表者の氏名大飯発電所 3 号炉

執 行 役 社 長

森望

長期施設管理計画認可申請書

脱炭素社会の実現に向けた電気供給体制の確立を図るための電気事業法等の一部を改正する法律（令和５年法律第44号）附則第４条の規定により下記のとおり長期施設管理計画の認可を受けたいので申請いたします。
記
1. 氏名又は名称及び住所並びに代表者の氏名
氏名又は名称
住
所
代表者の氏名関西電力株式会社
大阪市北区中之島 3 丁目 6 番 16 号
執行役社長 森 望

2. 工場又は事業所の名称及び所在地
名
所

在

称
地

大飯発電所
福井県大飯郡おおい町大島

3. 発電用原子炉の名称

1

名

称

大飯発電所 3 号炉

4. 長期施設管理計画の期間
運転開始後30年を迎えた2021年12月18日を始期、2031年12月17日を終期とする適用期間とした。
5. 劣化評価の方法及びその結果
大 飯 3号 炉 の 運 転 開 始 後 30年 目 の 高 経 年 化 技 術 評 価 に つ い て は 、 2021
年10月に評価を実施していることから、長期施設管理計画策定にあたって 5.劣 化 評 価 の 方 法 及 び そ の 結 果 （ 5.3.2を 除 く ） は 既 高 経 年 化 技 術 評
価書の記載内容を引用している。したがって、発電用原子炉施設の劣化を管理するために必要な措置の内、高経年化技術評価の結果から抽出された追加保全項目を長期施設管理方針としている。また、本資料における高経年化技術評価については、劣化評価と同義として使用しており、「実用発電用原子炉の長期施設管理計画の審査基準」の「停止状態の方がより厳しい評価条件となる場合には、その影響を適切に考慮している
こと」は、既高経年化技術評価書の「冷温停止状態維持を前提とした技
術評価」としている。
5.1

大飯3号炉の設備概要

大飯3号炉は、加圧水型の原子力発電所で燃料には低濃縮ウランを使用し、冷却材には軽水を使用している。
原子炉内で核分裂反応により発生し た熱は、蒸気発生器内で１次冷却材から２次側の給水へ伝達され、蒸気を発生させる。また、熱交換を行った１次冷却材は１次冷却材ポンプにより再び原子炉へ戻される。
蒸気発生器で発生した蒸気は主蒸気 管でタービン建屋に導かれタービンを駆動して発電し、その後復水器に流入して復水となり、復水ポ
ンプ、低圧給水ヒータを通り給水ポンプにより高圧給水ヒータを経て再び蒸気発生器に戻される。
(1)

主要仕様
電気出力
原子炉型式
原子炉熱出力燃料
減速材

約1180ＭＷ
加圧水型軽水炉
約3423ＭＷ
低濃縮ウラン（燃料集合体193体）
軽水

2

タービン
(2)

横置串型4車室6分流排気再熱再生式

主要系統
主要系統を図5.1-1に示す。

3

4
図5.1-1

大飯3号炉

主要系統図

5.2

大飯3号炉の経緯

大飯3号炉は、我が国41番目の商業用原子力発電所で、加圧水型原子力発電所（以下、「PWRプラント」という。）としては我が国19番目、
当社では10番目のものである。
同炉は、1987年2月に原子炉設置許可を得て、通商産業大臣より電気工作物変更許可を取得した。同年5月に建設に着工し、1991年5月に初臨界、同年6月に送電系統に初並列した後、同年12月に営業運転を開始した。
ま た 、 大 飯 3号 炉 で は 、 原 子 力 発 電 設 備 の 有 効 利 用 に よ り CO 2 排出量を削減でき、地球温暖化の防止にも貢献することができる定格熱出力
一定運転実施に向け、2001年12月の経済産業省通達「定格熱出力一定運転を実施する原子力発電設備に関する保安上の取扱いについて」の手続きに基づき、設備の健全性評価、運転管理方法の改善へ向けた諸対策を実施し、2003年3月から定格熱出力一定運転を開始している。
発電電力量・設備利用率の年度推移を図5.2-1、計画外停止回数の年
度推 移を 図5.2-2、事 故・ 故障 等一 覧を 表5.2-1に示す。過去約30年間を遡った時点までの計画外停止（手動停止および自動停止）件数の推移を見ると、供用期間の長期化に伴い、計画外停止件数が増加する明確な傾向は認められない。
5.2.1

技術基準規則への適合状況

大飯3号炉については、新規制基準へ適合させるため、平成25年7月8日付け関原発第151号をもって原子炉設置変更（平成28年5月18日付け
関原発第45号、平成28年11月18日付け関原発第369号、平成29年2月3日
付け関原発第435号および平成29年4月24日付け関原発第24号をもって一部補正）を申請し、平成29年5月24日付け原規規発第1705242号にて許可を受けている。また、平成25年7月8日付け関原発第154号をもって工事計画認可申請書(平成28年12月1日付け関原発第379号、平成29年4月26日付け関原発第33号、平成29年6月26日付け関原発第109号、平成29年 7月 18日 付 け 関 原 発 第 143号 お よ び 平 成 29年 8月 15日 付 け 関 原 発 第180号 を も っ て 一 部 補 正 )を 申 請 し 、 平 成 29年 8月 25日 付 け 原 規 規 発 第1708254号にて認可を受けている。

5

加圧器スプレイ配管溶接部における有意な指示に係る原因調査

設備利用率

発電電力量

累積平均設備利用率 ６５．２％[百万kWh]原子炉容器上部蓋制御棒駆動
装置取付管台等からの漏えい
事象に係る原因調査と対策工事の実施

12,000原子炉容器Ａループ出口
管台溶接部での傷の確認
事象に係る原因調査および対策の実施

[%]
110

100

タービン取替、福島
第一原子力発電所事故を踏まえた安全性向上対策の実施

10,000

90

80
8,000
70

6

福島第一原子力発電所事故を踏まえた安全性向上対策
の実施

6,000

60

設
備
50 利
用
率
40

4,000
30

20

2,000

10

0

年度

図 5.2-1

大飯 3 号炉

発電電力量・設備利用率の年度推移

2020

2019

2018

2017

2016

2015

2014

2013

2012

2011

2010

2009

2008

2007

2006

2005

2004

2003

2002

2001

2000

1999

1998

1997

1996

1995

1994

1993

1992

0

1991

発
電
電
力
量

図 5.2-2
大飯 3 号炉
年度

計画外停止回数の年度推移

０回

手動停止回数２回

2020

自動停止回数

2019

2018

2017

2016

2015

2014

2013

2012

2011

2010

2009

2008

2007

2006

2005

2004

2003

2002

2001

2000

1999

1998

1997

1996

1995

1994

1993

7
1992

計
画
外
停
止
回
数

1991

10

8

6

4

2

0

表 5.2-1

大飯 3 号炉

事故・故障等一覧

No.

年度

事象

1

2004

原子炉容器上部蓋制御棒駆動装置取付管台等からの漏え
いについて

2

2008

原子炉容器Ａループ出口管台溶接部での傷の確認について※2020 年度までの実績。なお、2021 年度に「Ａ－循環水管ベント弁付近
からの海水漏れに伴う発電機出力降下」事象が発生している。

8

5.3

大飯3号炉の保全概要

原子力発電所に対する保全では、系 統・機器・構造物の経年劣化が徐々に進行して最終的に故障に至ることのないよう、定期的な検査や点検等により経年劣化の兆候を早期に検知し、必要な処置を行い、事故・故障を未然に防止している。
当社は、運転監視、巡視点検、定期 的な検査および点検により設備の健全性を確認し、経年劣化等の兆候が認められた場合には詳細な調査および評価を行い、補修、取替等の保全を実施している。特に長期の使用によって発生する経年劣化事象については、点検により経年的な劣化の傾向を把握し、故障に至る前に計画的な保全を実施している。
5.3.1

主な改善工事大 飯 3号 炉 に お い て 、 発 電 所 の 安 全 性 ・ 信 頼 性 を 向 上 さ せ る た め に実施した最近の主な改善工事としては、次のものがある。
「腐食」
・２次系配管取替工事
計画的に超音波による肉厚測定を行 い、余寿命評価を実施 し、 必要に応じて配管取替を実施している。
「疲労」
・余熱除去系統配管取替工事
国内PWRプラントにおける高サイクル熱疲労割れ事象（温度揺らぎに よ る 疲 労 ） を 踏 ま え 、 第 13回定 期 検 査 時 （2007～2008年度 ） に 、予防保全の観点から、余熱除去冷却器出口配管とバイパスラインの合流部について、応力集中が小さい溶接形状に変更した。
「応力腐食割れ」・蒸気発生器冷却材出入口管台溶接部の超音波ショットピーニング
国 内 外 PWRプ ラ ン ト に お け る 応 力 腐 食 割 れ 事 象 を 踏 ま え 、 予 防 保
全 と し て 、 溶 接 部 表 面 の 残 留 応 力 を 低 減 さ せ る た め 、 600系 ニ ッケ ル 基 合 金 が 使 用 さ れ て い る 、冷却材出入口管台溶接部について、第12回定 期検 査時 （2006年度） に超 音波 ショ ット ピー ニン グ（ 応 力緩和）を実施した。
・原子炉容器炉内計装筒J－溶接部等 の ウ ォ ー タ ー ジ ェ ッ ト ピ ー ニ ン
グ9国 内 外 PWRプ ラ ン ト に お け る 応 力 腐 食 割 れ 事 象 を 踏 ま え 、 予 防 保
全 と し て 、 溶 接 部 表 面 の 残 留 応 力 を 低 減 さ せ る た め 、 600系 ニ ッケ ル 基 合 金 が 使 用 さ れ て い る 、 炉内計装筒J－溶接部および冷却材
出 入 口 管 台 溶 接 部 に つ い て 、 第 13回 定 期 検 査 時 （2007～2008年 度）にウォータージェットピーニング（応力緩和）を実施した。
なお、第13回定期検査時に傷が認められた原子炉容器Aループ出口
管台溶接部については、第13回定期検査時に傷を削り取ったあと予
防保全対策としてウォータージェットピーニングを実施し、第14回
定期検査時（2009年度）に補修溶接を実施した。
・加圧器サージ用他管台取替工事
国 内 外 PWRプ ラ ン ト に お け る 応 力 腐 食 割 れ 事 象 を 踏 ま え 、 予 防 保
全として、加圧器サージ用管台、加圧器スプレイライン用管台、加 圧 器 安 全 弁 用 管 台 、 加 圧 器 逃 が し 弁 用 管 台 については第15回定期検査時（2010～2012年度）に、600系 ニ ッ ケ ル 基 合 金 で 溶 接 さ れた 管 台 か ら 、 よ り 耐 食 性 に 優 れ た 690系 ニ ッ ケ ル 基 合 金 で 溶 接 さ れた管台への取替を実施した。
・原子炉容器上部蓋取替工事
大飯3号炉原子炉容器上部蓋制御棒駆動装置取付管台等からの漏えい事 象を 踏ま え、 第12回定 期検 査時 （2006年度） に、 長期 的な 設 備
信 頼 性 を 確 保 す る 観 点 か ら 、 管 台 お よ び 溶 接 材 料 を 600系 ニ ッ ケ ル
基 合 金 か ら 耐 応 力 腐 食 割 れ 性 を 向 上 さ せ た 690系 ニ ッ ケ ル 基 合 金に 改 良 し た 原 子 炉 容 器 上 部 蓋へ の 取替を実施した。
・低圧タービンおよび高圧タービン取替工事
国外で発生した低圧タービン円板での応力腐食割れ事象を踏まえ、
予 防 保 全 と し て 、 第 15回 定 期 検 査 時 （2010～ 2012年度 ） に、 低 圧タービンについては円板と軸を一体成型にした全一体ロータ構造の採用や材料の強度変更等を行ったものへの取替を実施した。また、高圧タービンについても信頼性向上の観点から取替を実施した。
5.3.2

高経年化技術評価に係る劣化状況把握のための点検等

高経年化技術評価では、機器の部位に想定される経年劣化事象に対して、劣化状況把握のための点検等（現状保全）を踏まえ、プラントの運転を想定する期間（評価期間）にわたって使用することを仮定した技術評価を実施している。「高経年化対策実施手順書」に基づき実施した技術評価では、機器の部位に想定される経年劣化事象について

10

その発生・進展の観点で健全性評価を行い、劣化傾向監視等の劣化管理の観点も含め健全性評価結果と整合の取れた点検等が、現状の発電所における現状保全で実施されているか。また、点検手法は当該の経年劣化事象の検知が可能か等を評価した。
現状保全は、経年劣化事象が顕在化した場合にその劣化状況を把握できるかの観点で確認しており、技術評価時点において社内標準、又は業務決定文書により実施することが定められている保全を対象としている。
高経年化技術評価の結果、プラント運転中や定期検査時などのプラ
ント停止中に現状保全を継続していくことにより、長期間の運転を仮定しても、プラントを健全に維持することは可能との評価結果が得られた。したがって、今後も現状保全を保全指針等に基づき劣化を管理するための必要な措置として実施していく。
現状保全を含む施設管理（通常点検、劣化点検を含む）については、
大飯発電所原子炉施設保安規定（以下、「保安規定」という。）に基づく点検計画の策定にあたって保全方式として予防保全（時間基準保全、状態基準保全）、事後保全を選定した上で、予防保全については
予め点検方法や実施頻度等を社内標準（原子力保全総合システム、配管肉厚管理システムを含む）、又は業務決定文書により定め、点検を実施すると共に、要求事項への適合を確認するため定期事業者検査等を実施している。
また、保安規定の運転管理に基づくプラントの運転管理業務として、原子炉施設の運転に必要な監視項目の継続監視や高経年化技術評価の健全性評価の前提となる水質管理を実施している。
予防保全（時間基準保全、状態基準保全）の概要を以下に示す。
(1)

時間基準保全
暦時間の間隔又は運転若しくは供用時間などを基にして保全の時期、内容を予め定めて行う保全形態であり、機器分解点検時等に実施する機能性能検査、非破壊検査（超音波探傷検査、浸透探
傷検査、渦流探傷検査、目視検査など）、寸法計測、目視点検、
振動確認、絶縁抵抗測定、消耗品・定期取替品の取替等がある。
監視試験の実施や、特別点検も時間基準保全に含まれる。

(2)

状態基準保全
構築物、系統及び機器の状態に基づいて保全の時期、内容を計画し、実施する保全形態であり、設備診断技術による保全（潤滑油診断、振動診断、赤外線サーモグラフィー診断）、巡視点検に

11

よる保全（目視点検、触診など）、定例試験による保全がある。
核 原 料 物 質 、 核 燃 料 物 質 及 び 原 子 炉 の 規 制 に 関 す る 法 律 第 43条 の 3の 16第 3項 の 規 定 に 基 づ き 、 通 常 点 検 を 実 施 し て い る 発 電 用 原 子 炉 施設については定期事業者検査を行い、技術上の基準に適合していることを確認した上で、プラントの運転している。なお、保全サイクル毎に定期事業者検査報告として点検結果等を報告している。
ま た 、 劣 化 点 検 と し て 大 飯 3号 炉 で は 、 プ ラ ン ト 運 転 開 始 か ら 30年目の高経年化技術評価のために以下の点検、検査等を実施している。
①コンクリート構造物点検
コンクリートの中性化、塩分浸透による強度低下に対する高経年化 技 術 評 価 の た め の 点 検 及 び 現状 の コ ン ク リ ー ト 強 度 を 確 認 す る 試
験を実施した。結果を以下に示す。
表5.3-1

大飯3号炉

コンクリートの中性化深さの点検結果

代表構造物

中性化深さ（cm） *1

実施時期

原子炉周辺建屋（屋内面）

0.1

2020年

廃棄物処理建屋（屋内面）

0.1

2020年

海水ポンプ室（気中帯）

0.5

2016年

*1：採取孔 3 本の平均値

表 5.3-2
代表
構造物

海水ポン
プ室

大飯 3 号炉

コンクリートの塩分浸透の点検結果
平均塩化物イオン濃度(%) *1

対象の部位

実施時期

表面からの
深さ(mm)

０～20 20～40

40～60

60～80 80～100

100～
120

気中帯

0.13

0.07

0.01

0.00

0.00

0.00

2016 年

干満帯

0.02

0.02

0.01

0.00

0.00

0.00

2016 年

海中帯

0.02

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

2016 年*1：コアサンプル 3 本の平均値

12表 5.3-3

大飯 3 号炉

コンクリートの強度試験結果

代表構造物

平均圧縮強度 *2（N/mm 2 ）

実施時期

外部遮蔽壁

81.3 *3

2016 年
2020 年

内部コンクリート

52.3 *42019 年

原子炉格納施設基礎

44.3 *42019 年

原子炉補助建屋 *1

42.5 *42019 年

タービン建屋

29.5 *42019 年

海水ポンプ室39.0 *52016 年*1： 設 計 基 準 強 度 が 等 し い た め 、 原 子 炉 周 辺 建 屋 、 廃 棄 物 処 理
建屋および制御建屋をまとめて原子炉補助建屋として評価*2：外部遮蔽壁については平均推定圧縮強度*3：15 ヶ所の平均値*4：コアサンプル 3 本の平均値*5：3 ヶ所（1 ヶ所あたりコアサンプル 3 本）の平均値②監視試験
大飯3号炉の監視試験結果を以下に示すが、「日本電気協会 原子炉構造材の監視試験方法（JEAC4201-2007[2013年追補版]）」（以下、「 JEAC4201」 と い う 。 ） の 国 内 脆 化 予 測 法 に よ る 、 運 転 開 始 後 60年時点での関連温度予測値、および国内USE予測式による上部棚吸収エ
ネ ル ギ ー 予 測 値 、 な ら び に 国 内脆 化 予 測 法 に よ る 予 測 と 監 視 試 験 結
果 の 関 係 か ら 評 価 の 結 果 、 関 連 温 度 実測 値 は 予 測 の 範 囲 内 で あ った 。

13

表5.3-4
回数

取出時期

初期

－

第1回

1994 年

第2回

2001 年

第3回

2013 年

大飯3号炉

監視試験結果

中性子照射量（×10 19 n/cm 2 ）［E>1MeV］

Tr30（℃） *3

上部棚吸収
エネルギー（J）

母材

母材

0

-42

294

-40

294

-32

291

-19

276

0.863
[約 18EFPY] *1
2.60[約 56EFPY] *1
5.09[約 109EFPY] *1*2

*1:内表面から板厚ｔ の 1/4t 深さでの EFPY。EFPY とは、定 格負荷相 当 年数であり、定格 出 力で連続 運 転したと 仮 定して計 算 した年数 を 示す。
*2:第 3 回監視試験実 施 時の定格 負 荷相当年 数 は約 17EFPY。
*3:シャルピー衝撃試 験 における 吸 収エネル ギ ーが 41J となる温度 。 関連温度 はTr30 の移行量と関連 温 度初期値 か ら算出す る 。
【関連温 度 初期値】 大 飯 3 号炉

母材：-30℃③破壊靭性試験
大 飯 3号 炉 の 破 壊 靭 性 試 験 結果 を 示 す 。 な お 、 技 術 評 価 に お い て 、
運 転 開 始 後 60年 時 点 に お け る Ｋ Ｉ Ｃ 曲 線 の 設 定 に 用 い た 試 験 結 果 を示す。
表5.3-5

大飯3号炉

破壊靭性試験結果

回数

試験温度（℃）

K Ic (MPa√m)

第3回

5

123.0

※ 運 転 開 始 後 60年 時 点 に お い て 下 限 包 絡 線 で 厳 し く な る 第 3回 監 視試験での試験結果を代表として示す。

これらの点検等により、高経年化に関する技術評価結果から抽出された現状保全に追加すべき項目を除いて、現状保全を継続していくことにより、長期間の運転を仮定しても、プラントを健全に維持することは可能との評価結果が得られている。
なお、これらの点検方法及び結果に関する詳細は、添付資料「通常点検、劣化点検の方法及びその結果に関する説明書」にまとめている。

5.4

技術評価の実施体制

14高経年化技術評価の実施にあたって 、保安規定に基づく品質マネジ
メントシステム計画に従い、実施体制を構築し、実施手順を確立した。
5.4.1

評価の実施に係る組織保安規定に基づく品質マネジメントシステム計画に従い、社内標準「安全管理業務要綱」を定め、これに従い策定した「高経年化技術評
価の実施計画」により評価の実施体制を構築している。
技 術 評 価 等 に あ た る 体 制 を 図 5.4-1に 示 す 。 保 全 計 画 グ ル ー プ は 、
高経年化対策に関する実施計画、実施手順の策定、運転経験、最新知見の調査・分析等を行い、評価書作成（コンクリート構造物および鉄骨構造物を除く）およびとりまとめ等の全体調整を行った。
土木建築設備グループは、コンクリート構造物および鉄骨構造物の技術評価を行い、評価書を作成した。
また、評価書作成助勢として、大飯発電所およびその他の関係箇所と協力して、技術評価および長期施設管理方針の策定を実施した。
5.4.2

評価の方法

「安全管理業務要鋼」に従い、「実用発電用原子炉施設における高経年化対策実施ガイド」、「実用発電用原子炉施設における高経年化対策審査ガイド」（以下、「高経年化対策実施ガイド等」という。）
および「原子力発電所の高経年化対策実施基準：2008」（以下、「学会標準2008版」という。）などに準拠して策定した「高経年化対策実
施手順書」により実施手順を確立し、これに基づき高経年化技術評価を実施した。
評価方法の詳細については、5.7 技術評価方法にまとめている。
5.4.3

工程管理

高 経 年 化 対 策 実 施 ガ イ ド 等 に 基 づ き 、 運 転 開 始 後 28年 9ヶ 月 を 経 過
す る 日 か ら 3ヶ 月 以 内 に 保 安 規 定 変 更 認 可 申 請 等 を 行 う べ く 工 程管理を実施した。
具 体 的 に は 、 図 5.4-2に 示 す よ う に 、 2018年 10月 11日 に 実 施 計 画 を策定し（2021年5月19日に一部改正）、2015年6月22日に策定済みの実
施手順書（2020年7月14日および2021年5月19日に一部改正）に基づき、技術評価の実施を開始した。2020年10月13日に大飯発電所の評価書確認を完了し、2020年10月30日にグループ内での評価者以外による技術15

的な妥当性確認を完了した。
なお、2020年11月13日に、社内の原子力発電安全委員会において本評価書の審議を実施し確認され、2020年11月17日に原子力発電部門統括（原子力発電）が承認した。
また、2021年10月21日に、同委員会において本評価書の一部補正について審議を実施し確認され、2021年10月22日に原子力発電部門統括（原子力発電）が承認した。
5.4.4

協力事業者の管理

社内標準に定められる調達管理において、品質保証計画書の要求と当社による審査を経て、関電プラント株式会社には、技術評価対象機
器リストの整備を委託し、株式会社原子力エンジニアリングには、国内外運転経験等の整理等を委託し、三菱重工業株式会社および三菱電機株式会社には、技術評価対象機器について長期健全性評価等の業務委託を実施した。

16

5.4.5

評価記録の管理

管理すべき文書・記録の名称、審査者、承認者、保有責任者および保有期間は、社内標準で定めている。高経年化技術評価に係る記録の主なものは以下の通りである。
名称
区別
審査者
承認者
保有責任 保有
者
期間
内部 記録
文書
○
○
保 全 計 画 原 子 力 発 保 全 計 画 永年
高経年化技術グループ 電部門統 グループ評価の実施計チーフマ 括（原子 チーフマ
画
ネジャー 力発電） ネジャー

5.5

高経年化技術
評価書

－

○

－

原子力発
電部門統
括（原子
力発電）

保全計画
グループ
チーフマ
ネジャー

永年

高経年化技術
評価書妥当性確認チェック
シート

－

○

－

評価担当
グループ
チーフマ
ネジャー
・部長

評価担当
グループ
チーフマ
ネジャー
・部長

10年

評価に係る教育訓練

社内標準に基づき、技術評価を実施 する力量を設定し、力量管理を実施するとともに、育成計画を定めて技術評価書作成時のOJT等により資質向上を図っている。
5.6

評価年月日
2021年10月20日

17

原子力事業本部
原子力発電部門統括（原子力発電）

原子力発電部門
保全計画グループ

大飯 3 号炉

高経年化対策実施体制表○高経年 化 技術評価 書 の承認○全体と り まとめ○実施計 画 、実施手 順 の策定○運転経 験 、最新知 見 の調査･分析○官庁対 応 、他電力 等 との業務･調 整○高経年 化 技術評価 書 の作成○妥当性 確 認（技術 的 な内容）
○原子力 発 電安全委 員 会への付 議○プロセ ス 確認

18
原子力土木建築センター
土木建築設備グループ ※ 1

原子力発電部門
保修管理グループ他○高経年 化 技術評価 書 の作成○官庁対 応○妥当性 確 認（技術 的 な内容）
※1 コンクリート構造物および鉄骨構造物のみ○評価書 作 成助勢（社内方 針 、技術的 内 容の確認 等 ）原子力発電安全委員会
原子力安 全 ・技術部 門 統括 ※ 2 を 委 員長とし 、 各発電所 長 、各発電所原子 炉 主任技術 者 、各チー フ マネジャ ー 以上の職 位 から構成され原 子 炉施設保 安 規定の変 更 等を審議 し 確認する 。
※2

組織改正前は「原子力安全部門統括」

大飯発電所
保全計画課

○大飯発 電 所内とり ま とめ

機械保修課 ※ 3
電気保修課 ※ 4
土木建築課
原子燃料課
発電室
技術課
安全・防災室
放射線管理課○機器・ 保 全データ 提 供○評価書 作 成助勢（照会事 項 に対する 回 答等）○評価書 案 の発電所 確 認※3

組織改正前は「原子炉保修課」および「タービン保修課」※4 組織改正前は「電気保修課」および「計装保修課」

注） 必 要により 評 価書作成 助 勢等の外 部 委託を実 施 するもの と する。
「 長期施設 管 理方針に 基 づく施設 管 理の実施 」 および「 長 期施設管 理 方針の維 持 」の管理 は 、発電所 に て実施す る 。

図5.4-1

評価の実施に係る組織

年月項目

実施計画・手順書
作成

2018
10 11 12

2019
1

2020

･･ 12

1

･･

▼
制
定

7

8

9

2021
10 11 12 ･･

▼
改
正

5

･･ 10 11

▼
改
正

評価書作成
発電所確認

19
妥当性確認
プロセス確認▼▼原子力発電安全委
員会（審議）▼

保安規定変更認可
申請▼▼

図5.4-2

実施工程

▼

12
運開
30年

5.7 技術評価方法
5.7.1 評価期間
評価期間としては、プラント運転開始後の60年間とする。
5.7.2 技術評価対象機器
本評価では、「実用発電用原子炉の長期施設管理計画の審査基準」等に従い、大飯3号炉の安全上重要な機器等（実用炉規則第82条第1項で定める機器・構造物）を技術評価対象機器とした。
具体的には、重要度分類指針において定義されるクラス1、2および3の機能を有する機器・構造物（実用炉規則別表第二において規定される浸水防護施設に属する機器・構造物を含む。）、「実用発電用原子炉及びその附
属施設の位置、構造及び設備の基準に関する規則（平成25年原子力規制委
員会規則第5号）第43条第2項に規定される常設重大事故等対処設備」（以下、「常設重大事故等対処設備」という。）に属する機器・構造物とし、原子力保全総合システム、系統図等を基に抽出した。
なお、供用に伴う消耗が予め想定される部品であって設計時に取替を前提とするものまたは機器分解点検等に伴い必然的に交換されるものは消耗品として対象から除外する。また、設計時に耐用期間内に計画的に取替えることを前提とする機器であり、取替基準が保全指針、業務決定文書または原子力発電所保修業務要綱指針により定められているものについても定期取替品として対象から除外する。
5.7.3 技術評価手順
5.7.3.1 機器のグループ化および代表機器の選定
技術評価にあたっては、ポンプ、熱交換器、ポンプモータ、容器、配管、弁、炉内構造物、ケーブル、電気設備、タービン設備、コンクリート構造
物および鉄骨構造物、計測制御設備、空調設備、機械設備、電源設備に分類（カテゴリ化）し機種毎に評価した。
選定された評価対象機器について合理的に評価するため、構造（型式等）、使用環境（内部流体等）、材料等により、学会標準2008版附属書A（規定）等に基づき、「経年劣化メカニズムまとめ表注）」を参考に、対象機器を分類しグループ化を行った。
次に、グループ化した対象機器から重要度、使用条件、運転状態等によ20

り各グループの代表機器（以下、「代表機器」という。）を選定し、代表機器で評価した結果をグループ内の全機器に水平展開するという手法で全ての機器について評価を実施した。ただし、代表機器の評価結果をそのま
ま水平展開できない経年劣化事象については個別に評価を実施した。
注：「経年劣化メカニズムまとめ表」はこれまでの高経年化技術評価の知
見を包括的にまとめ、高経年化技術評価対象機器個別の条件（型式、
使用環境、材料等）を考慮し、安全機能達成のために要求される機能の維持に必要となる主要な部位に展開した上で、その部位と経年劣化
事象の組み合わせを整理した表であることから、「経年劣化メカニズ
ムまとめ表」を活用することで、これまでに確認されている使用材料
および環境に応じ発生しているかまたは発生が否定できない経年劣化
事象を抜け落ちなく抽出することができる。
5.7.3.2 国内外の新たな運転経験および最新知見の反映
大飯3号炉の高経年化対策を検討するにあたり、美浜発電所1、2、3号炉、
高浜発電所1～4号炉および大飯発電所1、2号炉を含む先行号炉の30年目の技術評価書、美浜発電所1、2、3号炉の40年目の技術評価書および高浜発
電所1、2号炉の40年目の技術評価書を参考にするとともに、それ以降2015
年5月～2020年5月の国内外の運転経験について事象・原因を調査し、高経年化への影響を判断して反映を実施する。なお、その期間以外においても、
高経年化技術評価上特に重要な知見、運転経験が得られた場合には、反映を実施する。
国内の運転経験としては、法律対象のトラブルに加え、法令の定めでは国への報告は必要ないが、電力自主で公開している軽微な情報も含んでいる。具体的には、原子力安全推進協会が運営している原子力施設情報公開
ライブラリーにおいて公開されている「トラブル情報」、「保全品質情報」
を対象とした。
また、海外の運転経験としては、米国原子力規制委員会（NRC；Nuclear
Regulatory Commission）のBulletin（通達）、Generic LetterおよびInformation Noticeを含む。
大飯3号炉の高経年化対策の検討で、新たに考慮した主な運転経験を以下に示す。
・ 仏国ベルビル2号炉

制御棒駆動機構のサーマルスリーブ摩耗（201721

年12月）
・ 大飯発電所3号炉 加圧器スプレイ配管溶接部における有意な指示（2020年8月）
・ 高浜発電所4号炉 蒸気発生器伝熱管の損傷（2020年11月）
新たに考慮した最新知見の情報を以下に示す。
・ 実用発電用原子炉施設における高経年化対策実施ガイドの一部改正について（平成28年11月2日、原規規発第16110218号）
・ 実用発電用原子炉施設における高経年化対策実施ガイドの一部改正について（平成29年9月20日、原規規発第1709202号）
・ 実用発電用原子炉施設における高経年化対策審査ガイドの一部改正について(平成28年11月2日、原規規発第16110217号)
・ 実用発電用原子炉及びその附属施設の位置、構造及び設備の基準に関する規則の解釈等の一部改正について（令和2年3月31日、原規規発第20033110号）
その他、日本機械学会、日本電気協会、日本原子力学会の標準類および
原子力規制委員会により公開されている安全研究の情報等があるが、それらのうち新たに考慮したものを以下に示す。
・ 日本原子力学会 原子力発電所の高経年化対策実施基準：2015追補1、追補2、追補3および追補4
・ NRA技術報告 中性子照射がコンクリートの強度に及ぼす影響（NTEC2019-1001）
5.7.3.3 自然現象により受けた影響の考慮
地震、津波その他の自然現象によりプラント技術評価対象機器が経年劣化評価に係る影響を受けたと考えられる場合は、その影響を考慮した経年劣化事象の抽出、技術評価が必要となるが、大飯3号炉については、プラント技術評価対象機器が経年劣化評価に係る影響を受けるような自然現象の実績はない。
5.7.3.4 経年劣化事象の抽出
技術評価を行うにあたっては、選定された技術評価対象機器の使用条件（型式、材料、環境条件等）を考慮し、学会標準2008版附属書Ａ（規定）22

等に基づき、「経年劣化メカニズムまとめ表」を参考に、経年劣化事象と部位の組み合わせを抽出した。
なお、抽出された経年劣化事象と部位の組み合わせのうち、下記の「イ」
または「ロ」に該当する場合は、高経年化対策上着目すべき経年劣化事象
ではない事象とし、それ以外を高経年化対策上着目すべき経年劣化事象として整理した（図 5.7-1）。
このうち、下記分類の「イ」に該当する経年劣化事象は、「主要6事象」のいずれにも該当しないものであって、日常的な施設管理において時間経過に伴う特性変化に対応した劣化管理を的確に行うことによって健全性を担保しているものである。結果としてこれらが日常劣化管理事象となる。

注）

注：原子力規制委員会の「実用発電用原子炉の長期施設管理計画の審査基準」に示された「低サイクル疲労」、「中性子照射脆化」、「照射誘起型応力腐食割れ」、「２相ステンレス鋼の熱時効」、「電気・計装品の絶縁低下」および「コンクリート構造物に係る強度低下および遮蔽能力低下」
イ 想定した劣化傾向と実際の劣化傾向の乖離が考えがたい経年劣化事象であって、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もの。
ロ 現在までの運転経験や使用条件から得られた材料試験データとの比較等により、今後も経年劣化の進展が考えられない、または進展傾向が極めて小さいと考えられる経年劣化事象。
5.7.3.5 経年劣化事象に対する技術評価
5.7.3.1で選定された代表機器について、5.7.3.4で抽出した高経年化対策上着目すべき経年劣化事象と部位の組み合わせに対する技術評価を下記の健全性評価、現状保全、総合評価、高経年化への対応の順で実施した。
ａ．健全性評価
機器毎に抽出した部位と経年劣化事象の組み合わせ毎に運転を想定する期間使用することを仮定して、評価対象プラントの運転経験を考慮した評価条件（プラント停止状態の方がより厳しい評価条件となる場合も含む）を設定し、傾向管理データによる評価および工認等で実績のある
解析手法等による定量評価、過去の保全実績、一般産業で得られている

23

知見等により健全性の評価を実施する。また、工事計画を踏まえた健全性評価を実施する。
ｂ．現状保全
評価対象部位に実施している点検内容、関連する機能試験内容、補修・取替等の現状保全の内容について整理する。なお、具体的には、評価対象部位に実施している点検内容、関連する機能試験内容、補修、取替等の現状保全の内容として、技術評価実施時点において、保全指針、業務決定文書等で定めている保全を対象としている。
ｃ．総合評価上記ａ、ｂをあわせて現状保全内容の妥当性等を評価する。具体的には、健全性評価結果と整合の取れた点検等が、現状の発電所における保全活動で実施されているか、点検手法は当該の経年劣化事象の検知が可能か等を評価する。
ｄ．高経年化への対応運転を想定する期間の使用を考慮した場合、現状保全の継続が必要となる項目、今後新たに必要となる点検・検査項目、技術開発課題等を抽
出する。

24

学会標準 2008 版等に基づき抽出した全ての経年劣化事象のうち、主要 6 事象※1 を除く経年劣化事象

Yes

高経年化対策上着目すべき経年劣化事象ではない事象（日常劣化管理事象以外）

Yes

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）

5.7.3.4 のロに該当する
経年劣化事象※2No

5.7.3.4 のイに該当する
経年劣化事象※3
No

高経年化対策上着目すべき
経年劣化事象※1：高経年化対策上着目すべき経年劣化事象に限る。
※2：保全活動によりその傾向が維持できていることを確認している経年劣化事象は「No」に進む。
※3：ロに該当するが保全活動によりその傾向が維持できていることを確認しているものを含む。

図 5.7-1 経年劣化事象の分類

25

5.7.4 耐震安全性評価
5.7.3.4で抽出した経年劣化事象およびその保全対策を考慮した上で機器毎に耐震安全性評価を実施する。
5.7.4.1 耐震安全性評価対象機器
技術評価対象機器と同じとした。
5.7.4.2 耐震安全性評価手順
ａ．耐震安全上考慮する必要のある経年劣化事象の抽出
5.7.3.4で抽出した安全上重要な機器等に想定される高経年化対策上着
目すべき経年劣化事象および日常劣化管理事象を対象として、これらの事象が顕在化した場合、振動応答特性または、構造・強度上、影響が「有意」であるか「軽微もしくは無視」できるかを検討し、「有意」なものを耐震安全上考慮する必要のある経年劣化事象とした。
ｂ．耐震安全性評価
前項で抽出した経年劣化事象毎に、耐震安全性評価を実施した。評価
の基本となる項目は、大別すると以下のとおり分類される。
① 機器の耐震クラス② 機器に作用する地震力の算定③ 60年の供用を仮定した経年劣化事象のモデル化④ 振動特性解析（地震応答解析）⑤ 地震荷重と内圧等他の荷重との組合せ⑥ 許容限界との比較
これらの項目のうち、④および⑥については経年劣化の影響を考慮して評価を実施した。
また、耐震安全性評価に用いる評価用地震力は各設備の耐震重要度に応じて、表5.7-1のとおり選定する。

26

表5.7-1 耐震重要度に応じた耐震安全性評価に用いる評価用地震力
耐震重要度

評価用地震力基準地震動ＳＳ*１により定まる地震力

Ｓクラス

弾性設計用地震動Ｓ ｄ *２ により定まる地震力とＳクラスの機器に適用される静的地震力の大き
い方*３

Ｂクラス

Ｂクラスの機器に適用される静的地震力*４

Ｃクラス

Ｃクラスの機器に適用される静的地震力*１：原規規発第1705242号にて設置許可を受けた基準地震動（「実用発電用原子炉およびその附属施設の位置、構造および設備の基準に関する規則（平成25年原子力規制委員会規則第5号）」に基づき策定した、応答スペクトルに基づく地震動評価結果による基準地震動（Ｓｓ－１）、断層モデルを用いた手法による地震動評価結果による基準地震動（Ｓｓ－２～Ｓｓ－１７）および震源を特定せず策定する基準地震動（Ｓｓ－１８、Ｓｓ－１９））。
*２：原規規発第1705242号にて設置許可を受けた弾性設計用地震動（Ｓｄ－１～１９の応答ス
ペクトルは、基準地震動Ｓｓ－１の応答スペクトルに対して係数0.51、基準地震動Ｓｓ－２～１９の応答スペクトルに対して係数0.5を乗じて設定している。なお、Ｓｄ－１については、旧耐震指針における大飯3･4号炉の基準地震動Ｓ１の応答スペクトルをおおむ
ね下回らないよう配慮している。）*３：Ｓｓ地震力および弾性設計用地震力による評価のうち、許容値が同じものについては厳
しい方の数値で代表する。また、許容値が異なりＳｓ地震力が弾性設計用地震力より大きく、Ｓｓ地震力による評価応力が弾性設計用地震力の許容応力を下回る場合は、弾性
設計用地震力による評価を実施したものとみなす。
*４：支持構造物の振動と共振のおそれがあるものについては、弾性設計用地震動Ｓｄにより定まる地震力の１／２についても考慮する。

ｃ．保全対策へ反映すべき項目の抽出
以上の検討結果を基に、耐震安全性の観点から高経年化対策に反映すべき項目について検討した。

27

5.7.5 耐津波安全性評価
5.7.3.4で抽出した経年劣化事象およびその保全対策を考慮した上で耐津波安全性評価を実施する。
5.7.5.1 耐津波安全性評価対象機器
評価対象機器は、技術評価対象機器のうち、津波の影響を受ける浸水防護施設を耐津波安全性評価の対象とした。
5.7.5.2 耐津波安全性評価手順
ａ．耐津波安全上考慮する必要のある経年劣化事象の抽出
耐津波安全性評価対象機器に対して5.7.3.4で抽出した高経年化対策上着目すべき経年劣化事象および日常劣化管理事象について、これらの事
象が顕在化した場合、構造・強度上および止水性上への影響が「有意」であるか「軽微もしくは無視」できるかを検討し、「有意」なものを耐
津波安全上考慮する必要のある経年劣化事象とした。
ｂ．耐津波安全性評価
前項で整理される、耐津波安全性評価上考慮する必要のある経年劣化事象が想定される設備に対し、耐津波安全性に関する評価を実施した。
なお、評価には原規規発第1705242号にて設置許可を受けた基準津波を用いる。
ｃ．保全対策へ反映すべき項目の抽出
以上の検討結果を基に、耐津波安全性の観点から高経年化対策に反映すべき項目について検討した。
5.7.2～5.7.5までの検討における評価フローを、図5.7-2に示す。

28

プラント全系統・構造物・機器

安全上重要（＊１）または常設重大事故等対処設備か？

No
高温・高圧の環境下（＊２）にあ
るか？

Yes
No

評価対象外
・バーナブル
ポイズン等

No

Yes

機器単位で長期にわたり使用するか？

Yes
クラス３の機器・構評価対象機器を構造（型式）、使用環
境、材質等の条件

カテゴリ化、造物（＊７）である

No

か？
Yes

グループ化

重要度、使用条件、運転状態 等

グループ内の代表を選定

高経年化対策上着目すべき経年劣化事象の抽出

経年劣化事象の評価
・技術評価（健全性評価＋現状保全（＊３）→総合評価）
・高経年化への対応（＊４）

代表機器以外への展開
・経年劣化事象の抽出
・経年劣化事象の評価＊６

発電所内の主な機器の高経年化対応事項の抽出

評価対象外

知見の反映等発電所内のその他機器の高経年化対応事項の抽出

耐震安全性評価、耐津波安全性評価
・経年劣化を考慮した評価
・保全対策に反映すべき項
目の抽出

主要設備（事象）の技術評価書の作成
長期施設管理方針の策定

冷温停止状態維持の技
術評価＊１：重要度クラス１、２（＊５）（耐津波安全性評価が必要な浸水防護施設に属する機器および構造物を含む。）＊２：重要度クラス３のうち、最高使用温度が 95℃を超え、または最高使用圧力が 1900kPa を超える環境（原子炉格納容器外にあるものに限る）＊３：系統レベルの機能確認を含む。
＊４：高経年化対応としての保全のあり方を論じ、高経年化に関係のない一般的な保全は切り離す。
＊５：重要度分類指針の重要度分類＊６：経年劣化の発生・進展が否定できず、耐震安全性・耐津波安全性に影響を及ぼす可能性のある事象＊７：浸水防護施設に属する機器および構造物を含む。

図 5.7-2 技術評価フロー29

5.8 技術評価の結果
本章では、5.7で実施した機器・構造物に関する経年劣化事象に対する評価期間として60年間の運転を仮定した技術評価の結果、抽出された高経年化対策上着目すべき経年劣化事象を以下に示す。
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⑥コンクリート構造物に係る強度低下及び遮蔽能力低下⑦電気ペネトレーションの気密性の低下⑧テンドンの緊張力低下（プレストレス損失）
高経年化対策上着目すべき経年劣化事象の技術評価結果に加えて耐震安全性評価結果及び耐津波安全性評価結果の技術評価結果についてとりまとめ以
下に示すが、長期施設管理計画の期間において「実用発電用原子炉の長期施設管理計画の審査基準」の評価対象事象又は評価事項に対する要求事項に適合していることを確認している。また、断続的運転を前提とした場合に想定される高経年化対策上着目すべき経年劣化事象ではない事象が、プラント停止状態の方がより厳しい評価条件となる場合において高経年化対策上着目すべき経年劣化事象とはならないこと、高経年化対策上着目すべき経年劣化事
象についてもプラント停止状態の方がより厳しい評価条件で評価した結果、現状保全に新たに加えるべき項目はないことを確認した。具体的な評価結果については、添付資料「劣化評価の方法及びその結果の詳細に関する説明書（高経年化技術評価書）」にまとめている。
なお、各評価の現状保全において「定期的」と記載があるのは、保安規定の施設管理計画に基づき予め保全方式を選定し、点検の方法ならびにそれらの実施頻度、時期を定めて実施していることを意味している。
また、大飯3号炉の運転開始後30年目の高経年化技術評価以降の国内外の新たな運転経験および最新知見として反映が必要と考えられる「実用発電用原子炉の長期施設管理計画の審査基準」に記載のある「照射脆化の将来予測を伴わない実測データに基づく評価」及び30年経過以降に供用開始した設備については追加評価（別紙1）を実施した。

30

5.8.1 低サイクル疲労5.8.1.1 評価対象
プラントの起動・停止時等に温度・圧力変化の影響を受ける機器として
表5.8.1-1に示す評価対象機器に対して評価を行った。
表 5.8.1-1 大飯 3 号炉
経年劣化事象低サイクル疲労高経年化技術評価対象機器（低サイクル疲労）
高経年化技術評価対象機器
余熱除去ポンプ
１次冷却材ポンプ
再生熱交換器
余熱除去冷却器
蒸気発生器
原子炉容器
加圧器
機械ペネトレーション
ステンレス鋼配管
炭素鋼配管
１次冷却材管
仕切弁
玉形弁
スイング逆止弁
リフト逆止弁炉心支持構造物
加圧器サポート

5.8.1.2 評価条件
低サイクル疲労の技術評価フローを図5.8.1-1に示すとともに、低サイ
クル疲労の評価に用いた規格及び評価手法を以下に示す。
・「日本原子力学会 原子力発電所の高経年化対策実施基準：2008（AESJ-SC-P005：2008）」
・「日本機械学会 設計・建設規格（JSME S NC1-2005/2007）（以下、「設計・建設規格」という。）
・「日本機械学会 環境疲労評価手法（JSME S NF1-2009）」（以下、「環境疲労評価手法」という。）

31

評価対象機器・対象部位の選定

運転実績より過渡条件を設定（温度・圧力過渡変化、繰返し回数）

各過渡時の機器部位の温度、発生応力（履歴）の算出

過渡の組合せに基づく繰返しピーク応力強さを算出

疲労累積係数 Uf の総和を求め、Uf≦1 を確認

１次冷却材等に接液する部位については、環境疲労評価を実施

図5.8.1-1 低サイクル疲労の技術評価フロー
低サイクル疲労の評価では、設計・建設規格の規定に従い、大気環境中の疲労評価を行う。具体的には、供用状態Ａ、Ｂ（運転状態Ⅰ、Ⅱ）の過渡条件に対し、評価対象設備に作用する圧力、熱過渡、機械的荷重、自重、
熱膨張荷重の各荷重を考慮して、応力解析を行い、過渡条件の組合せを考慮して疲労累積係数（Uf）を算出する。
接液部に対しては、環境疲労評価手法に従い、環境効果補正係数（Fen）を算出し、環境効果を考慮した疲労累積係数（Uen）を算出する。また、
熱成層の発生が予測される蒸気発生器給水入口管台、加圧器スプレイ配管、
スプレイライン用管台、加圧器サージ配管の評価で使用する発生応力は3次元有限要素法を用いた評価を行った。
なお、各過渡条件の繰返し回数は「学会標準2008版」に基づき、運転実績に基づく2014年度末までの過渡回数を用い、運転開始後60年時点の過渡回数を推定する。
具体的には以下に示す計算方法に基づき未取替機器、取替機器の過渡回数を設定する。
なお、設定する過渡は運転状態Ⅰ（通常運転時の運転状態）、運転状態
Ⅱ（供用期間中に予想される機器の単一故障等による通常運転状態からの逸脱状態）とした。
① 未取替機器32

60年時点過渡回数＝実績過渡回数＋推定過渡回数≧実績過渡回数＋（実績過渡回数に基づく１年間当たりの平均過渡回数）
×余裕（1.5倍）×残年数② 取替機器60年時点過渡回数＝実績過渡回数＋推定過渡回数≧取替後実績過渡回数＋(未取替機器の1年間当たり平均過渡回数)
×余裕（1.5倍）×残年数
5.8.1.3 健全性評価
低サイクル疲労の評価フローは設備によらないため、以降の説明では、プラントの安全上最も重要な設備と考えられる原子炉容器を代表機器として具体的な評価結果を示す。

33

(a) 評価対象部位の選定
原子炉容器の評価対象部位を図5.8.1-2に示す。評価対象部位について
はプラントの起動及び停止時の過渡時に温度、圧力及び流量変化の影響を受ける機器の部位を抽出する。

*1:「設計・建設規格」に基づく疲労評価対象部位(最大)（非接液部の場合は（ ）内に理由を記載）*2:「環境疲労評価手法」に基づく疲労評価対象部位(最大)（接液部が対象）

図5.8.1-2 原子炉容器の低サイクル疲労評価対象部位34

表 5.8.1-2(1/3)
大飯 3 号炉 原子炉容器（上部蓋、蓋管台、空気抜管台、及びスタッドボルトを除く）の疲労評価に用いた過渡回数
運転状態Ⅰ
運転実績に基づく過渡回数
過渡項目

2014年度末時点

起動（温度上昇率55.6℃/h）
停止（温度下降率55.6℃/h）
負荷上昇（負荷上昇率5%/min）
負荷減少（負荷減少率5%/min）
90%から100%へのステップ状負荷上昇
100%から90%へのステップ状負荷減少
100%からの大きいステップ状負荷減少
定常負荷運転時の変動*1
燃料交換0%から15%への負荷上昇15%から0%への負荷減少
１ループ停止／１ループ起動
Ⅰ）停止
Ⅱ）起動

運転開始後60年時点の推定値

26
26
220
211
2
2
3
17
29
21

74
74
903
894
4
4
9
70
79
68

0
0

2
2

運転状態Ⅱ
運転実績に基づく過渡回数
過渡項目
2014年度末時点

運転開始後60年時点の推定値

7
4
負荷の喪失
5
1
外部電源喪失20
１次冷却材流量の部分喪失
100%からの原子炉トリップ
81Ⅰ) 不注意な冷却を伴わないトリップ
20Ⅱ) 不注意な冷却を伴うトリップ
20Ⅲ) 不注意な冷却と安全注入を伴うトリップ
20
１次冷却系の異常な減圧
30
制御棒クラスタの落下
20
出力運転中の非常用炉心冷却系の誤起動
20
１次冷却系停止ループの誤起動
5
5
タービン回転試験
63
22
１次系漏えい試験*1：設計評価においては、１次冷却材温度は高温側±1.4℃、低温側±2.4℃、１次冷却材圧力＋0.39MPa、－0.29MPa（＋4.0kg/cm2、－3.0kg/cm2）の変動があるものとしているが、この過渡項目の疲労累積係数への寄与は小さく、また、実際には通常運転中のゆらぎとして、このような変動は生じていない。

35

表 5.8.1-2 (2/3)

大飯 3 号炉 原子炉容器（上部蓋、蓋管台、空気抜管台）の疲労評価に用いた過渡回数

運転状態Ⅰ
運転実績に基づく過渡回数
過渡項目

2014年度末時点

起動（温度上昇率55.6℃/h）
停止（温度下降率55.6℃/h）
負荷上昇（負荷上昇率5%/min）
負荷減少（負荷減少率5%/min）
90%から100%へのステップ状負荷上昇
100%から90%へのステップ状負荷減少
100%からの大きいステップ状負荷減少
定常負荷運転時の変動*1
燃料交換0%から15%への負荷上昇15%から0%への負荷減少
１ループ停止／１ループ起動
Ⅰ）停止
Ⅱ）起動

運転開始後60年時点の推定値*2

6
6
55
55
0
0
0
4
6
6

54
54
738
738
2
2
6
57
56
53

0
0

2
2

運転状態Ⅱ
運転実績に基づく過渡回数
過渡項目
2014年度末時点

運転開始後60年時点の推定値*2

3
0
負荷の喪失
4
0
外部電源喪失20
１次冷却材流量の部分喪失
100%からの原子炉トリップ
70Ⅰ) 不注意な冷却を伴わないトリップ
20Ⅱ) 不注意な冷却を伴うトリップ
20Ⅲ) 不注意な冷却と安全注入を伴うトリップ
20
１次冷却系の異常な減圧
30
制御棒クラスタの落下
20
出力運転中の非常用炉心冷却系の誤起動
20
１次冷却系停止ループの誤起動
0
0
タービン回転試験
47
6
１次系漏えい試験*1：設計評価においては、１次冷却材温度は高温側±1.4℃、低温側±2.4℃、１次冷却材圧力＋0.39MPa、－0.29MPa（＋4.0kg/cm2、－3.0kg/cm2）の変動があるものとしているが、この過渡項目の疲労累積係数への寄与は小さく、また、実際には通常運転中のゆらぎとして、このような変動は生じていない。
*2：運転開始後15年時点での上部蓋取替に伴い、プラント運転開始後60年時点の過渡回数としては、上部
蓋取替からプラント運転開始後60年時点までの年数である45年間の過渡回数とした。

36

表 5.8.1-2 (3/3)

大飯 3 号炉

原子炉容器（スタッドボルト）の疲労評価に用いた過渡回数

運転状態Ⅰ
運転実績に基づく過渡回数
過渡項目

2014年度末時点

起動（温度上昇率55.6℃/h）
停止（温度下降率55.6℃/h）
負荷上昇（負荷上昇率5%/min）
負荷減少（負荷減少率5%/min）
90%から100%へのステップ状負荷上昇
100%から90%へのステップ状負荷減少
100%からの大きいステップ状負荷減少
定常負荷運転時の変動*1
燃料交換0%から15%への負荷上昇15%から0%への負荷減少
１ループ停止／１ループ起動
Ⅰ）停止
Ⅱ）起動

運転開始後60年時点の推定値

26
26
220
211
2
2
3
17
29
21

75
75
903
894
4
4
9
70
79
68

0
0

2
2

運転状態Ⅱ
運転実績に基づく過渡回数
過渡項目
2014年度末時点

運転開始後60年時点の推定値

7
4
負荷の喪失
5
1
外部電源喪失20
１次冷却材流量の部分喪失
100%からの原子炉トリップ
81Ⅰ) 不注意な冷却を伴わないトリップ
20Ⅱ) 不注意な冷却を伴うトリップ
20Ⅲ) 不注意な冷却と安全注入を伴うトリップ
20
１次冷却系の異常な減圧
30
制御棒クラスタの落下
20
出力運転中の非常用炉心冷却系の誤起動
20
１次冷却系停止ループの誤起動
5
5
タービン回転試験
69
24
１次系漏えい試験*1：設計評価においては、１次冷却材温度は高温側±1.4℃、低温側±2.4℃、１次冷却材圧力＋0.39MPa、－0.29MPa（＋4.0kg/cm2、－3.0kg/cm2）の変動があるものとしているが、この過渡項目の疲労累積係数への寄与は小さく、また、実際には通常運転中のゆらぎとして、このような変動は生じていない。

37

設計・建設規格に基づき、原子炉容器の評価対象部位について大気環境
中での疲労評価を行った結果、疲労累積係数(Uf)が1を下回ることを確認した。
さらに、接液環境にある評価点について環境疲労評価手法に基づき、接液環境を考慮した疲労評価を行った結果、疲労累積係数(Uen)が1を下回ることを確認した。
原子炉容器の疲労評価結果を表5.8.1-3に示す。
表 5.8.1-3 大飯 3 号炉 原子炉容器の疲労評価結果
疲労累積係数（許容値：1以下）

評価対象部位

設計・建設規格による解析

環境疲労評価手法
による解析

冷却材入口管台0.040

0.001*2

冷却材出口管台（Ａ冷却材出口管台）

0.050

0.001*2

冷却材出口管台（Ａ冷却材出口管台以外）

0.069

0.001*2

蓋管台*1

0.115

0.001*2

空気抜管台*10.017

0.001*2

炉内計装筒

0.235

0.005*2

上部蓋*1 および上部胴フランジ

0.008

-*3

下部胴・下部鏡板接続部

0.005

-*3

炉心支持金物

0.005

0.001*2

スタッドボルト

0.390

-*3

*1：第12回定期検査時（2006年度）に原子炉容器上部蓋を取替えているため、45年間の過渡回数を基に算出した。
*2：炉水環境にあり、かつ疲労評価上最も厳しい箇所について評価を実施しており、疲労評価対象箇所と異なる。
*3：非接液部。

5.8.1.4 現状保全
原子炉容器の低サイクル疲労に対しては、定期的に超音波探傷検査等（表5.8.1-4）により、有意な欠陥がないことを確認している。また、定期的に漏えい検査を実施し、耐圧部の健全性を確認している。
原子炉容器内面の内張りについては、定期的に目視により有意な異常のないことを確認している。

38

表 5.8.1-4 大飯 3 号炉 原子炉容器の供用期間中検査の内容部位

検査部位
内面コーナー、セーフエンドとの溶接部、胴との溶接部
内面コーナー、セーフエンドとの溶接部、胴との溶接部
制御棒駆動装置ハウジング
との溶接部

検査内容
超音波探傷検査
浸透探傷検査①

冷却材入口管台②

冷却材出口管台

③

蓋管台

④

空気抜管台

上部蓋の貫通部

漏えい検査

⑤

炉内計装筒

下部鏡板の貫通部

ベアメタル検査⑥

上部蓋および上部胴フランジ

溶接部

超音波探傷検査⑦

下部胴・下部鏡板接続部

溶接部

超音波探傷検査⑧

炉心支持金物

胴との溶接部

目視検査⑨

スタッドボルト

ボルト本体

超音波探傷検査

ナット

超音波探傷検査
浸透探傷検査
浸透探傷検査目視検査

5.8.1.5 技術評価結果
運転開始後60年間の供用を想定した原子炉容器の疲労評価結果は、疲労累積係数が1を下回り、疲労割れの発生が問題となる可能性はないと考える。
ただし、疲労評価は実過渡回数に依存するため、今後も実過渡回数を把握し評価する必要がある。
また、疲労割れは超音波探傷検査等により、原子炉容器内面の内張りの欠陥については、有意な異常のないことを目視確認により検知可能であり、点検手法として適切である。
5.8.1.6 代表機器以外の技術評価結果
運転開始後60年間の供用を想定した低サイクル疲労の評価結果は、全ての評価対象において疲労累積係数が1を下回り、疲労割れ発生が問題となる
可能性はないと考える。なお、評価対象機器の最大疲労累積係数は「環境
疲労評価手法」に基づく評価結果の0.758（蓄圧タンク注入ライン第１逆止弁弁箱）となった。ただし、疲労評価は実過渡回数に依存するため、今後も実過渡回数を把握し評価する必要がある。
また、疲労割れについては、定期的に目視確認等を実施し、有意な異常のないことを確認している。

39

5.8.2 中性子照射脆化
5.8.2.1 評価対象
プラント運転中の中性子照射を受ける機器として評価対象機器は原子炉容器であり、中性子照射脆化に対し健全性評価上厳しい箇所は、炉心領域の下部胴となるため、下部胴を対象として評価を実施した。
5.8.2.2 評価条件
ａ．適用規格
以下に示す規格等に基づき評価を行った。
・日本電気協会 原子炉構造材の監視試験方法（JEAC4201-2007[2013年追補版]）（以下、「JEAC4201」という。）
・日本電気協会 原子力発電所用機器に対する破壊靭性の確認試験方法（JEAC4206-2007）（以下、「JEAC4206」という。）
ｂ．監視試験結果
大飯3号炉の現在までの監視試験結果を以下に示す。
表5.8.2-1 大飯3号炉 監視試験結果
回数

取出時期

初期

－

第1回

1994 年

第2回

2001 年

第3回

2013 年

中性子照射量（×1019n/cm2）［E>1MeV］

Tr30（℃）*3

上部棚吸収
エネルギー（J）

母材

母材

0

-42

294

-40

294

-32

291

-19

276

0.863
[約 18EFPY]*1
2.60[約 56EFPY]*1
5.09[約 109EFPY]*1*2*1:内表面から板厚ｔの 1/4t 深さでの EFPY。EFPY とは、定格負荷相当年数であり、定格出力で連続運転したと仮定して計算した年数を示す。
*2:第 3 回監視試験実施時の定格負荷相当年数は約 17EFPY。
*3:シャルピー衝撃試験における吸収エネルギーが 41J となる温度。関連温度は Tr30 の移行量と関連温度初期値から算出する。
【関連温度初期値】大飯 3 号炉

母材：-30℃

ｃ．照射量算定評価に用いる照射量は監視試験による中性子照射量とこれまでの運転実績から算出した。

40

ｄ．関連温度評価
現在までの監視試験結果とJEAC4201の国内脆化予測法による予測により、評価を実施した。
ｅ．上部棚吸収エネルギー（USE）評価
国内プラントを対象とした上部棚吸収エネルギーの予測式（JEAC4201
附属書Bの国内USE予測式）を用いて、2016年12月末時点および運転開始
後60年時点での上部棚吸収エネルギー予測値を評価した。
ｆ．加圧熱衝撃評価
JEAC4206 の 附 属 書 C に 定 め ら れ た 加 圧 熱 衝 撃 （ PTS:Pressurized
Thermal Shock）評価手法及び技術基準規則解釈別記－１に基づき、評価を実施した。
評価条件として、PTS事象は小破断LOCA、大破断LOCA、主蒸気管破断事故および２次冷却系からの除熱機能喪失を対象として、ＫＩ曲線を設定した。なお、JEAC4206に従い、深さ10mmの亀裂を想定した。
中性子照射脆化による材料の靭性低下の予測について、JEAC4201の国
内脆化予測法を用いて、実測ＫＩＣデータを温度軸に対してシフトさせ、その予測破壊靭性の下限を包絡したＫＩＣ曲線を設定した。
ＫⅠＣ＝20.16＋129.9exp {0.0161（Ｔ-Ｔｐ）}（MPa m ）5.8.2.3 健全性評価
ａ．関連温度評価
JEAC4201の国内脆化予測法による2016年12月末時点および運転開始後60年時点での関連温度予測値を表5.8.2-2に、JEAC4201の国内脆化予測法による予測と監視試験結果の関係を図5.8.2-1に示す。
評価の結果、関連温度実測値がJEAC4201の国内脆化予測法による予測の範囲内にあることを確認した。
表 5.8.2-2 大飯 3 号炉 関連温度の予測値
評価時期

中性子照射量*1（×1019n/cm2）［E>1MeV］

関連温度*2（℃）
母材

現時点（2016 年 12 月末時点）

0.805

-11

運転開始後 60 年時点*3

2.28

-6

*1:内表面から板厚ｔの 1/4t 深さでの中性子照射量*2:内表面から板厚ｔの 1/4t 深さでの予測値*3:運転開始後 60 年時点の EFPY については稼働率を 90%と想定し算出した。

41

図5.8.2-1 大飯3号炉 関連温度の国内脆化予測法による予測と監視試験結果の関係
ＭＣ： 実測値で補正する場合に用いるマージン
ＭＲ： マージン

42

ｂ．上部棚吸収エネルギー（USE）評価
2016年12月末時点および運転開始後60年時点での上部棚吸収エネルギ
ー予測値の算出結果を表5.8.2-3に示す。
運転開始後60年時点の上部棚吸収エネルギー予測値は、JEAC4206で要求している68J以上を満足しており、十分な上部棚吸収エネルギーがあることを確認した。
表 5.8.2-3 大飯 3 号炉 上部棚吸収エネルギーの予測値（単位：J）

母材

方向

初期値

2016 年 12 月末時点*1

Ｔ方向*2

294

287

運転開始後
60 年時点*1281*1:板厚ｔの1/4t深さでの予測値。なお、運転開始後60年時点のEFPYについては稼働率を90%と想定し算出した。
*2:試験片の長手方向が主鍛造方向に垂直

ｃ．加圧熱衝撃評価
図5.8.2-2に評価結果を示す。運転開始後60年時点におけるＫＩＣ曲線
は以下の通り。
ＫⅠＣ＝20.16＋129.9exp {0.0161（Ｔ-29）}（MPa m ）中性子照射脆化を考慮した加圧熱衝撃評価の結果、運転開始後60年時
点において、ＫＩＣ曲線はＫＩを上回ることを確認した。
300
KIc =20.16+129.9･exp{0.0161(T-16)}(大飯3号炉の現時点（17.2EFPY）のKIc 下限包絡曲線)
KIc =20.16+129.9･exp{0.0161(T-29)}250(大飯3号炉の運転開始後60年時点（48.6EFPY）のKIc 下限包絡曲線)

K I，K Ic（MPa√m）

200

150

KI （き裂深さ：10mm）
大破断LOCA
小破断LOCA
主蒸気管破断2次冷却系からの除熱機能喪失

100

50

0
0

50

100

150
温

200
度

250

300

（℃）

図5.8.2-2 大飯3号炉 原子炉容器胴部（炉心領域部）
中性子照射脆化に対するPTS評価結果

43

350

5.8.2.4 現状保全
原子炉容器に対しては、定期的に超音波探傷検査を実施し、有意な欠陥のないことを確認している。胴部（炉心領域部）材料の中性子照射による機械的性質の変化については、JEAC4201に基づいて、計画的に監視試験を実施し、破壊靭性の変化の傾向を把握している。大飯3号炉は、当初監視試験カプセルを6体挿入し、現在までに3体のカプセルを取り出し、将来の運転期間に対する脆化予測を行っている。また、監視試験結果から、JEAC4206に基づき、運転管理上の制限として加熱・冷却運転時に許容しうる温度・圧力の範囲（加熱・冷却制限曲線）および耐圧漏えい試験温度を設けており、具体的には運転開始後40年以降（35EFPY時点）での加熱・冷却制限曲線により運用している。
5.8.2.5 技術評価結果
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。
ただし、胴部（炉心領域部）の中性子照射脆化に対しては、今後も計画的に監視試験を実施して健全性評価の妥当性を確認する必要がある。

44

5.8.3 照射誘起型応力腐食割れ
5.8.3.1 評価対象
発電設備技術検査協会「平成8年度 プラント長寿命化技術開発に関する事業報告書」の知見に基づき、材料がステンレス鋼で、照射誘起型応力
腐食割れ感受性の発生が考えられる中性子照射量1.0×1021n/cm2 （E＞
0.1MeV）オーダー以上（運転開始後60年時点）を受ける機器を抽出した結果、対象機器は炉内構造物（バッフルフォーマボルト、炉心バッフル、バレルフォーマボルト、炉心そう等）のみであったため、炉内構造物の各部位を評価対象とする。
炉内構造物の各部位の中性子照射量、温度、応力レベルを表5.8.3-1のとおり整理した。これらの部位のうち、中性子照射量と環境温度が最も高く、応力レベルも大きく、海外での損傷事例もあるバッフルフォーマボル
トを最も厳しい評価部位として選定した。

45

表5.8.3-1 ステンレス鋼の照射誘起型応力腐食割れの可能性評価
実機条件
部位

中性子照射量レベル*1
応力レベル*2
温度［n/cm2:Ｅ＞（応力支配因子） [℃]
0.1MeV］

海外の
損傷
事例

可能性評価

バッフル
フォーマ
ボルト

9×1022

大（締付＋熱曲げ＋照射ｽｳｪﾘﾝｸﾞ）325

有発生の可能性有り。炉心バッフルの照射スウェリン
グにより応力増加が生じるため、亀裂発生の可能性が大きくなる。海外損傷事例もあり最も厳しい。

炉心
バッフル

9×1022

小
（熱応力）

325

無

バッフルフォーマボルトよりも応力レベルが小さい
ため、バッフルフォーマボルトに比べて発生の可能性は小さい。

炉心
バッフル
取付板

9×1022

小
（熱応力）

325

無

バッフルフォーマボルトよりも応力レベルが小さい
ため、バッフルフォーマボルトに比べて発生の可能性は小さい。

バレル
フォーマ
ボルト

8×1021

大（締付＋熱曲げ）325

無応力レベルは大きいが、バッフルフォーマボルトよりも中性子照射量が小さいため、バッフルフォーマ
ボルトに比べて発生の可能性は小さい。

炉心そう

1×1022大*3（溶接部）（溶接残留応力）325

無溶接残留応力が存在し応力レベルは大きいが、バッ
フルフォーマボルトよりも中性子照射量が小さいため、バッフルフォーマボルトに比べて発生の可能性
は小さい。

上部
炉心板

1×1021

小
（熱応力）

325

無

バッフルフォーマボルトよりも中性子照射量および応力レベルが小さいため、バッフルフォーマボルトに比べて発生の可能性は小さい。

上部燃料
集合体
案内ピン

1×1021

小
（締付け）

325

無

バッフルフォーマボルトよりも中性子照射量および応力レベルが小さいため、バッフルフォーマボルトに比べて発生の可能性は小さい。

下部燃料
集合体
案内ピン

9×1021

小
（締付け）

289

無

バッフルフォーマボルトよりも中性子照射量、応力
レベルおよび温度が小さいため、バッフルフォーマ
ボルトに比べて発生の可能性は小さい。

下部
炉心板

9×1021

大
（熱応力）

289

無

応力レベルは大きいが、バッフルフォーマボルトよりも中性子照射量および温度が小さいため、バッフ
ルフォーマボルトに比べて発生の可能性は小さい。

下部炉心
支持柱

4×1021

中
（曲げ）

289

無

バッフルフォーマボルトよりも中性子照射量、応力
レベルおよび温度が小さいため、バッフルフォーマ
ボルトに比べて発生の可能性は小さい。

熱遮蔽材

5×1021

小
（熱応力）

289

無

バッフルフォーマボルトよりも中性子照射量、応力
レベルおよび温度が小さいため、バッフルフォーマ
ボルトに比べて発生の可能性は小さい。

熱遮蔽材
取付
ボルト

5×1021

大（締付＋熱曲げ）289

無応力レベルは大きいが、バッフルフォーマボルトよりも中性子照射量および温度が小さいため、バッフ
ルフォーマボルトに比べて発生の可能性は小さい。

*1：中性子照射量レベルは運転開始後60年時点での各部位の推定最大中性子照射量レベルを示す。
*2：応力レベルは各部位の最大応力値を示す。〔大：＞Ｓｙ（非照射材の降伏応力） 中：≒Ｓｙ（非照射材の降伏応力） 小：＜Ｓｙ（非照射材の降伏応力）〕*3：炉心そう溶接部の残留応力は大きいが、「日本機械学会 維持規格（JSME S NA1-2012）」にて、炉心そう溶接
部応力は、照射誘起型応力腐食割れ発生に対し余裕があると評価されている。

5.8.3.2 評価条件
バッフルフォーマボルトの照射誘起型応力腐食割れ発生可能性については、原子力安全基盤機構「平成20年度 照射誘起応力腐食割れ（IASCC）

46

評価技術に関する報告書」に示された評価ガイド（案）（以下、「評価ガイド」）、および原子力安全推進協会「PWR炉内構造物点検評価ガイドラ
イン[バッフルフォーマボルト]（第3版）」に基づき、以下のとおり評価する。
① 運転時間（照射量）によって変動するバッフルフォーマボルトの応力履歴を算出。

② 評価ガイドに定められている割れ発生応力線と①で算出したバッ
フルフォーマボルトの応力履歴を重ね合わせる。

③ バッフルフォーマボルトの応力履歴が割れ発生応力線を超えた時点を照射誘起型応力腐食割れの発生時間とする。

図 5.8.3-1 割れ発生予測評価概念図［出典：原子力安全基盤機構「平成 20 年度 照射誘起応力腐食割れ（IASCC）
評価技術に関する報告書」］
なお、日本機械学会「発電用原子力設備規格 維持規格（JSME S NA12012）」（以下、「維持規格」という。）によれば、バッフルフォーマ
ボルトは縦列に 2 本のボルトが残存すればよく、ボルト全数（936 本）の約 7 割が損傷した場合においても炉内構造物の安全機能の確保は可能とされている。管理損傷ボルト本数は、維持規格に記載のとおり、許容損傷ボルトパターン（最上段および最下段のボルトのみ健全でそれ以外は損傷しているパターン）に 3 倍の余裕をとってボルト全数の 20%の本数と設定した。

47

本評価に用いた規格および評価手法を以下に示す。
・発電設備技術検査協会「平成8年度 プラント長寿命化技術開発に関する事業報告書」
・日本機械学会「発電用原子力設備規格 維持規格（JSME S NA1-2012）」
・原子力安全基盤機構「平成20年度 照射誘起応力腐食割れ(IASCC)評価
技術に関する報告書」
・原子力安全推進協会「PWR炉内構造物点検評価ガイドライン［バッフルフォーマボルト］（第3版）」
5.8.3.3 健全性評価(1) JANSIガイドラインによる評価
運転開始60年時点（約42.6万時間（48.6EFPY））におけるバッフルフォーマボルトの損傷予測評価結果を図5.8.3-2に示す。運転時間は、
2010年末までの設備利用率81.5%に対し、以降の設備利用率を90%と仮定することで、運転時間及び照射量を保守的に評価した。評価の結果、運転開始60年時点までにバッフルフォーマボルト（全数）の応力履歴が割れ発生応力線を超えることはなく、照射誘起型応力腐食割れ発生の可能性が小さいことを確認した。
なお、割れ発生応力線は、原子力安全基盤機構「平成20年度 照射誘起応力腐食割れ(IASCC)評価技術に関する報告書」で得たシンブルチュ
ーブ材による割れ発生応力線を用いた評価を実施した。また、評価においてはスウェリングと照射下クリープを考慮した。

運転開始後 60 年時点（約 42.6 万時間）までに割れ発生応力線と交わるボルトはない

割れ発生応力線

図5.8.3-2 大飯3号炉のバッフルフォーマボルトの応力履歴と割れ発生応力線の重ね合わせ（応力履歴は42.6万時間まで）48

(2) 維持規格による評価
維持規格ではバッフルフォーマボルトの仕様等に応じて、照射誘起型
応力腐食割れに対する感受性の高い順にプラントをグループ１～４に分類しており、大飯3号炉はこのうちのグループ４に属する。グループ２～４のボルト損傷予測本数が管理損傷ボルト数に至るまでの期間は50年とされているが、これは、グループ２の損傷予測評価によるものであり、
大飯3号炉に対しては、保守的な評価結果であると考えられる。
5.8.3.4 現状保全
炉内構造物の照射誘起型応力腐食割れに対しては、維持規格に従い供用
期間中検査として目視検査（VT-3）を実施している。VT-3では、炉内構造物の試験対象部位の異常（ボルト等の脱落、過大な変形等）がないことを確認している。
5.8.3.5 技術評価結果
バッフルフォーマボルトについて、原子力安全基盤機構「平成20年度
照射誘起応力腐食割れ（IASCC）評価技術に関する報告書」で得られた最新知見を用いて評価した結果、運転開始後60年時点でのボルトの損傷本数は0本となり、照射誘起型応力腐食割れが炉内構造物の構造強度・機能の健全性に影響を与える可能性は小さいと考える。
バッフルフォーマボルト以外については、バッフルフォーマボルトに比
べて、中性子照射量、応力、温度の実機条件が相対的に低いレベルである
ため、照射誘起型応力腐食割れの発生の可能性はバッフルフォーマボルト
より小さいと考える。照射誘起型応力腐食割れの感受性が相対的に高いと考えられるバッフルフォーマボルトにおいて照射誘起型応力腐食割れによる損傷は発生しないと評価されたことから、バッフルフォーマボルト以外においても照射誘起型応力腐食割れの発生の可能性は小さいと評価している。

49

5.8.4 ２相ステンレス鋼の熱時効5.8.4.1 評価対象
熱時効の評価対象機器・対象部位については、「学会標準2008版」に基づき、以下の条件を含んだ機器、部位を評価対象として抽出する。
・使用温度が250℃以上
・使用材料が２相ステンレス鋼
・亀裂の原因となる経年劣化事象の発生が想定される。
熱時効評価対象スクリーニングフローを図5.8.4-1に示す。
なお、スクリーニングフローにおいて、②「亀裂の原因となる経年劣化事象」とは疲労割れまたは応力腐食割れが想定されるかを確認することになるが、疲労割れについては、5.8.1において運転開始後60年間の供用を想定した低サイクル疲労の評価結果は、全ての評価対象において疲労累積係数が1を下回ることを確認したことから対象外とした。
また、スクリーニングフローの③について、高経年化対策実施基準の経年劣化メカニズムまとめ表に経年劣化事象が想定される場合でも、高経年化技術評価不要の条件（製造時に非破壊検査で有意な欠陥がないことの確
認、内部欠陥をなくす処理の実施、水質管理など）を満たしている場合は、当該事象の評価不要と判断した。
熱時効評価対象のスクリーニングの結果、亀裂の原因となる経年劣化事
象の発生は想定されないが、使用温度が高く、発生応力が大きい１次冷却材管をこれまでの高経年化技術評価で熱時効を評価していることも踏まえ評価対象とした。また、１次冷却材ポンプケーシングについても、フェラ
イト量が１次冷却材管よりわずかに多いこと、発生応力の大きい１次冷却材管と直接接続する機器であることを考慮して、フェライト量が健全性に及ぼす影響を確認した。
熱時効評価対象スクリーニング結果を表5.8.4-1に示す。

50

高経年化技術評価対象機器
ステンレス鋼鋳鋼使用部位①使用温度が250℃以上か？

NO

YES②当該部位に，亀裂の原因となる経年劣化事象が想定されるか？

NO

YES③経年劣化メカニズムまとめ表で熱時効が想定されているか？※

NO

YES

評価要

評価不要

※学会標準 2008 版の経年劣化メカニズムまとめ表に想定される経年劣化事象として熱時効の記載がある場合でも、高経年化技術評価不要の条件を満たしている場合は、評価不要と判断する。

図 5.8.4-1 熱時効評価対象スクリーニングフロー

51

表 5.8.4-1 大飯 3 号炉 熱時効評価対象スクリーニング結果
機種

機器

１次冷
ポンプ 却材ポ
ンプ

部位

ケーシ
ング

使用温
度
（℃）

約 290

フェライ
ト量（%）

亀裂の
原因

※1、2

疲労割れ

約 12.7

発生応力（MPa）※2

備考（選定理由）

約 126

疲労割れによる亀裂が想定されるが、疲労評価
上も許容値を満足するため亀裂が発生する可能性は小さい。また、製造時の非破壊検査で有意な欠陥がないことを確認している。
1 次冷却材管に直接接続する機器であるため、１次冷却材管の評価に１次冷却材ポンプケーシン
グのフェライト量が多いことを考慮し、評価対象としフェライト量が健全性に及ぼす影響を確認する。

疲労割れによる亀裂が想定されるが、疲労評価
上も許容値を満足するため亀裂が発生する可能性は小さい。また、製造時の非破壊検査で有意な欠陥がないことを確認している。応力腐食割れについては、高温で使用する場合は水質管理
約 325 疲労割れ
１次冷 直管、配管/
応力腐食 約 11.1
約 180 を実施しており発生する可能性は小さい。
却材管 エルボ
１次冷却材ポンプケーシングと比較するとフェ約 290
割れ
ライト量は少ないが、発生応力が大きいため、
これまでの高経年化技術評価で熱時効を評価していることも踏まえ、１次冷却材管を評価対象とする。
※１：フェライト量算出にあたっては、製造時の材料成分を用いて「Standard Practice for Steel Casting、 Austenitic
Alloy、 Estimating Ferrite Content Thereof(ASTM A800/A800M-14)」（以下「ASTM A800」という。）に示される線図により算出した。
※２：対象機器が複数ある場合、最も値の大きい機器を記載している。

5.8.4.2 評価条件
２相ステンレス鋼の熱時効評価フローを図5.8.4-2に示す。
評価対象機器・対象部位の抽出

フェライト量、応力条件から代表評価点を決定

フェライト量から、熱時効後の亀裂進展抵抗を決定

応力条件と初期想定欠陥から亀裂進展解析を行い、評価用想定亀裂を決定

応力条件と想定亀裂から
亀裂進展力を決定

亀裂進展抵抗と亀裂進展力の比較を行い、不安定破壊しないことを確認

図 5.8.4-2 ２相ステンレス鋼の熱時効評価フロー52

大飯 3 号炉において熱時効の評価対象である１次冷却材管を構成する２相ステンレス鋼（ステンレス鋼鋳鋼）各部位（１次冷却材ポンプ含む）を
図 5.8.4-3 に示す。また、各部位のフェライト量および応力の一覧を表
5.8.4-2 に示す。

⑩

図 5.8.4-3 大飯 3 号炉 １次冷却材管と１次冷却材ポンプの熱時効評価対象部位

53

表 5.8.4-2 １次冷却材管構成品と１次冷却材ポンプケーシングのフェライト量および応力一覧
部位

使用温度
（℃）

フェライト量
応力（%）※1、2 （MPa）※2、3

選定①

ホットレグ直管

324.9

約 9.9

180

○

②

SG 入口 50°エルボ

324.9

約 10.2

141※4

○

③

SG 出口 40°エルボ

289.2

約 10.791④

クロスオーバレグ直管(垂直管)

289.2

約 9.8

80

⑤

クロスオーバレグ SG 側 90 ﾟエルボ

289.2

約 11.069⑥

クロスオーバレグ直管 (水平管)

289.2

約 9.8

61

⑦

クロスオーバレグ RCP 側 90 ﾟエルボ

289.2

約 11.1

73⑧

コールドレグ直管

289.2

約 9.9

126

⑨

RV 入口 22°57’エルボ

289.2

約 10.7104○⑩

１次冷却材ポンプケーシング

289.2

約 12.7126○○※１：フェライト量算出にあたっては、製造時の材料成分を用いて「ASTM A800」に示される線図により算出した。
※２：対象機器が系統毎に複数ある場合、同一機能を持った機器が複数ある場合は、最も値の大きい機器を記載している。
※３：応力は供用状態Ａ、Ｂでの内圧、自重、熱膨張荷重、地震荷重（Ｓｓ）を用いて算出した。なお、重大事故等時の応力条件でも選定結果が変わらないことを確認している。
※４：直管形状部の応力を示す。曲がり部の応力は 136MPa。

熱時効の評価点は、応力が最も大きい部位としてホットレグ直管を、フェライト量が最も多い部位としてクロスオーバレグ RCP 側 90 ﾟエルボを選定した。さらに応力とフェライト量の組合せを考慮し、RV 入口 22°57’
エルボを評価部位として選定した。また、エルボで応力が高くなると考えられる SG 入口 50°エルボについても評価部位として選定した。なお、SG
入口 50°エルボの代表評価点は直管形状部（応力：141MPa）ではなく曲がり部（応力：136MPa）とする。また、評価に際しては、発生応力の大き
い１次冷却材管に直接接続する機器である１次冷却材ポンプケーシングのフェライト量も考慮することとし、１次冷却材管の中で最も応力が大きい
ホットレグ直管についてフェライト量のみ１次冷却材ポンプケーシングの値を用いた評価を行い、フェライト量が健全性に及ぼす影響を確認する。
なお、ホットレグ直管に１次冷却材ポンプケーシングのフェライト量を考慮した評価が、代表評価点の応力とフェライト量を包絡させた条件である。

54

２相ステンレス鋼の熱時効の評価に用いた規格、参考文献および評価手順を以下に示す。
・「日本原子力学会 原子力発電所の高経年対策実施基準：2008（AESJSC-P005：2008）」
・「日本電気協会 原子力発電所配管破損防護設計技術指針（JEAG4613-1998）」（以下、「JEAG4613-1998」という。）
・ 電力共通研究「１次冷却材管等の時効劣化に関する研究（STEPⅢ）（その２） 1998 年度」で改良された脆化予測モデル（H3T モデル：
Hyperbolic-Time、 Temperature Toughness）（以下、「H3T モデル」という。）
(1) 評価用初期欠陥の想定
初期欠陥の大きさは、「JEAG4613-1998」に準拠し定める。
(2) 疲労亀裂進展解析
配管の内面に想定する評価用初期欠陥が、プラント運転時に生じる応力サイクルにより供用期間 60 年の間に進展する量を求める。（5.8.1.2 参照）(3) 亀裂安定性評価用想定亀裂の想定
亀裂安定性評価では、安全側に評価するため、前項の疲労亀裂進展解析で算出した疲労亀裂を貫通亀裂に置換える。
(4) 亀裂安定性評価
供用状態Ａ、Ｂの条件よりも厳しい重大事故等時（原子炉停止機能喪失）（以下、「SA」という。）の荷重条件を包絡した評価を行う。このため、
自重＋SA 熱膨張＋SA 圧力＋Ss 地震動により想定亀裂に生じる亀裂進展力（Japp）を評価し、亀裂進展抵抗（Jmat※）と比較して延性不安定破壊しないことを確認する。
※「H3T モデル」を用いて評価部位のフェライト量を基に完全時効後の飽和値として決定する。

55

5.8.4.3 健全性評価(1) 評価用初期欠陥の想定
評価用初期欠陥の大きさは、「JEAG4613-1998」に準拠し、以下に示す
ように 0.2t(深さ a0)×1.0t(表面長さ 2c0)（ｔは板厚）の半楕円形の内表
面周方向欠陥とする。

図 5.8.4-4 初期欠陥の形状(2) 疲労亀裂進展解析
a. 解析条件
配管の内面に想定する評価用初期欠陥が、プラント運転時に生じる
応力サイクルにより供用期間 60 年の間に進展する量を求める。
① 亀裂進展解析に用いる応力サイクル
使用する応力サイクルは実機運転状態を考慮し、実過渡条件に基づいて設定する。
過渡回数は、2014 年度末までの実績過渡回数に基づき、運転開始か
ら 60 年時点の過渡回数を予測したものであり、１次冷却材管の低サイ
クル疲労評価で用いているものと同じである。
② 疲労亀裂進展速度
疲労亀裂進展速度は国内軽水炉条件下のデータに基づく式を使用し、ステンレス鋳造管に対する速度を使用した。(「JEAG4613-1998」参照)56

b. 解析結果
疲労亀裂進展解析結果を表 5.8.4-3 に示す。いずれの場合も亀裂は配管を貫通することはないが、(3)の亀裂安定性評価では、安全側に評価するため、疲労亀裂進展解析で算出した疲労亀裂を貫通亀裂に置換
えて評価することとする。
表 5.8.4-3(1/4) 疲労亀裂進展解析結果（ホットレグ直管、ホットレグ直管（１次冷却材ポンプケーシングのフェライト量を用いた場合））
亀裂深さ
(mm)

亀裂長さ
(mm)

備考

期

a0 = 14.54

2c0 = 72.70

―

60 年後

a = 16.08

2c = 73.78

Δa = 1.54 mm
2Δc = 1.08 mm

初

表 5.8.4-3(2/4)

疲労亀裂進展解析結果（SG 入口 50°エルボ）
亀裂深さ
(mm)

亀裂長さ
(mm)

備考

期

a0 = 15.56

2c0 = 77.80

―

60 年後

a = 17.58

2c = 80.34

Δa = 2.02 mm
2Δc = 2.54 mm

初

表 5.8.4-3(3/4) 疲労亀裂進展解析結果（クロスオーバレグ RCP 側 90 ﾟエルボ）
亀裂深さ
(mm)

亀裂長さ
(mm)

備考

期

a0 = 15.56

2c0 = 77.80

―

60 年後

a = 16.61

2c = 78.80

Δa = 1.05 mm
2Δc = 1.00 mm

初57

表 5.8.4-3(4/4)

疲労亀裂進展解析結果（RV 入口 22°57’エルボ）
亀裂深さ
(mm)

亀裂長さ
(mm)

備考

期

a0 = 15.15

2c0 = 75.75

―

60 年後

a = 15.68

2c = 76.21

Δa = 0.53 mm
2Δc = 0.46 mm

初(3) 亀裂安定性評価
a. 評価方法
供用状態Ａ、Ｂの条件よりも厳しい SA の荷重条件を用いて、自重＋
SA 熱膨張＋SA 圧力＋Ss 地震動の荷重により想定亀裂に生じる亀裂進展
力（Japp）を評価し、亀裂進展抵抗（Jmat）と比較して延性不安定破壊
しないことを確認する。
具体的には、各供用状態の荷重から算出される亀裂進展力を示すパラメータＪ積分値 Japp と熱時効後の破壊抵抗値 Jmat を用いて評価を行う。
b. 亀裂進展力（Japp）
亀裂進展力（Japp）は、評価部位の荷重と亀裂長さが板厚の 1 倍、3倍、5 倍の貫通亀裂長さを用いて有限要素法により算出する。
算出の結果、亀裂長さが 1 倍、3 倍、5 倍の時の亀裂進展力（Japp）は
表 5.8.4-4 の通りとなる。
評価条件として、配管に負荷される荷重は、自重＋SA 熱膨張＋SA 圧
力＋Ss 地震動とする。
表 5.8.4-4 大飯 3 号炉 熱時効評価に係る亀裂長さにおける Japp 値［kJ/m2］
亀裂長さ

1t

3t

5t

ホットレグ直管

113

560

1670

ホットレグ直管（１次冷却材ポンプケーシングのフェライト量を用いた場合）

113

560

1670

SG 入口 50°エルボ

215

684

1422

7

30

72

17

79

217

クロスオーバレグ
RCP 側 90 ﾟエルボ
RV 入口 22°57’
エルボ

58

c. 材料の亀裂進展抵抗（Jmat）
亀裂進展抵抗（Jmat）は、「H3T モデル」を用いて評価部位のフェラ
イト量を基に完全時効後の飽和値として決定した (算出方法は「S.Kawaguchi et.al.、”Prediction Method of Tensile Properties
and Fracture Toughness of Thermally Aged Cast Duplex StainlessSteel Piping”、ASME PVP2005-71528」参照)。JIc および J6 はデータの下限値（-2σ）を用いて算出しており、その結果は表 5.8.4-5 に示す。
なお、ホットレグ直管については、フェライト量が健全性に及ぼす影響を確認するために１次冷却材ポンプケーシングのフェライト量を用いた亀裂進展抵抗による評価した破壊靭性値も併せて示す。
表 5.8.4-5 大飯 3 号炉 熱時効評価対象部位の破壊靭性値
ホットレグ直管（１次冷却材ポ
SG 入口 50°
ホットレグ直管 ンプケーシング
エルボのフェライト量を用いた場合）クロス
オーバレグ RV 入口 22°
RCP 側 90 ﾟ 57’エルボ
エルボ

JIc [kJ/m2]

185

132

179

159

168

J6 [kJ/m2]

767

563

746

669

705

ｄ. 亀裂安定性評価結果
b.および c.で求めた評価対象の亀裂進展力（Japp）と亀裂進展抵抗（Jmat）の比較を行った結果を部位毎に図 5.8.4-5 に示す。
運転開始後 60 年時点までの疲労亀裂進展長さを考慮した評価用亀裂を想定しても、亀裂進展抵抗（Jmat）と亀裂進展力（Japp）の交点においては、亀裂進展抵抗（Jmat）の傾きが亀裂進展力（Japp）の傾きを上回ることから、配管は不安定破壊することはなく、健全性評価上問題とならないと判断する。
また、１次冷却材ポンプケーシングのフェライト量を用いた亀裂進
展抵抗（Jmat）との比較を行った結果についても、ホットレグ直管と同様に亀裂進展抵抗（Jmat）と亀裂進展力（Japp）の交点においては、亀裂進展抵抗（Jmat）の傾きが亀裂進展力（Japp）の傾きを上回ることから、配管は不安定破壊することはなく、健全性評価上問題とならないと判断する。

59

JIc

ホットレグ直管
図 5.8.4-5(1/5) 大飯 3 号炉 熱時効に対する破壊力学評価結果（重大事故等時*1）

JIc

ホットレグ直管（１次冷却材ポンプケーシングのフェライト量を用いた場合）
図 5.8.4-5(2/5) 大飯 3 号炉 熱時効に対する破壊力学評価結果（重大事故等時*1）

60

JIc

SG 入口 50°エルボ
図 5.8.4-5(3/5) 大飯 3 号炉 熱時効に対する破壊力学評価結果（重大事故等時*1）

JIc

クロスオーバレグ RCP 側 90 ﾟエルボ
図 5.8.4-5(4/5) 大飯 3 号炉 熱時効に対する破壊力学評価結果（重大事故等時*1）

61

JIc

RV 入口 22°57’エルボ
図 5.8.4-5(5/5) 大飯 3 号炉 熱時効に対する破壊力学評価結果（重大事故等時*1）*1：重大事故等時に亀裂進展力が大きくなる部位の評価を実施した。また供用状態Ａ、Ｂの破壊力学評価結果は、より評価が厳しくなる重大事故等時の評価結果に包含される。

e. 破断前漏洩概念を適用している配管系に対する熱時効の影響
JEAG4613-1998 に基づき破断前漏洩概念を適用している配管系について、熱時効の影響を考慮しても破断前漏洩が成立することを確認している。
5.8.4.4 現状保全
１次冷却材管の熱時効に対しては、定期的に溶接部の超音波探傷検査を実施し、評価で想定した亀裂のないことを確認している。また、定期的に漏えい検査を実施し、健全性を確認している。
１次冷却材ポンプケーシングの熱時効に対しては、ケーシング内面全体の目視確認および漏えい検査を実施し、有意な欠陥のないことを確認している。
5.8.4.5 技術評価結果
運転開始後60年時点を想定した健全性評価を実施した結果、不安定破壊
することはなく、熱時効が構造健全性で問題となる可能性はない。
また、現在実施している溶接部の超音波探傷検査等は内面からの割れを検知可能であることから、点検手法として適切である。

62

5.8.5 電気・計装品の絶縁低下
5.8.5.1 評価対象
表5.8.5-1に示す評価対象機器に対して評価を行った。評価対象機器のうち環境条件が著しく悪化する環境においても機能要求のある機器に「〇」があるものは環境認定試験（長期健全性試験）により健全性評価を行い、「〇」がないものは点検検査結果等により健全性評価を行っている。
表5.8.5-1 絶縁低下の評価対象機器
機種

環境条件が著しく悪化する環境においても機能要求のある機器

評価対象機器設計基準事故時*1

重大事故等時*2○

高圧ポンプモータ
ポンプモータ
低圧ポンプモータ容器

電気ペネトレーション

○

弁

電動装置

○

高圧ケーブル
低圧ケーブル○○

同軸ケーブル○○

ケーブル接続部

○

○

ケーブル

メタルクラッド開閉装置（メタクラ）
電気設備

動力変圧器
パワーセンタ

計測制御設備

制御設備

空調設備

モータ
制御用空気圧縮機モータ

機械設備

燃料取替クレーン
燃料移送装置ディーゼル発電機
ディーゼル機関付属設備（ポンプ）

電源設備
計装用電源盤
原子炉トリップ遮断器盤*1：実用発電用原子炉及びその附属施設の位置、構造及び設備の基準に関する規則第十二条（安全施設）第3項の要求を踏まえ選定*2：実用発電用原子炉及びその附属施設の位置、構造及び設備の基準に関する規則第四十三条（重大事故等対処設備）の要求を踏まえ選定（常設設備）

63

5.8.5.2 評価条件
評価対象機器（電気・計装品）の絶縁低下の評価に用いた規格および評価手法を以下に示す。
・IEEE Std.323-1974「IEEE Standard for Qualifying Class 1E Equipment
for Nuclear Power Generating Stations」（以下「IEEE Std.323-1974」という。）【ケーブルの評価に使用】・IEEE Std.383-1974「IEEE Standard for Type Test of Class 1E Electric
Cables 、 Field Splices 、 and Connections for Nuclear Power
Generating Stations」（以下、「IEEE Std.383-1974」という。）【ケーブルの評価に使用】
・ IEEE Std.317-2013 「 IEEE Standard for Electric Penetration
Assemblies in Containment Structures for Nuclear Power Generating
Stations」（以下「IEEE Std.317-2013」という。）【容器（電気ペネト
レーション）の評価に使用】・IEEE Std.382-1996「IEEE Standard for Qualification of Actuators forPower- Operated Valve Assemblies With Safety-Related Functions for
Nuclear Power Plants」（以下「IEEE Std.382-1996」という。）【弁（電動装置）の評価に使用】
・電気学会技術報告Ⅱ部第139号「原子力発電所用電線・ケーブルの環境試
験方法並びに耐延焼性試験方法に関する推奨案*1」（以下、「電気学会推奨案」という。）【ケーブルの評価に使用】
・原子力発電所のケーブル経年劣化評価ガイド（JNES-RE-2013-2049）（以下、「ACAガイド」という。）【ケーブルの評価に使用】
・原子力プラントのケーブル経年変化評価技術調査研究に関する最終報告書（JNES-SS-0903）（以下、「ACA」という。）【ケーブルの評価に使用】*1 ： IEEE Std.323-1974 「 IEEE
Standard for Qualifying Class 1E
Equipment for Nuclear Power Generating
Stations 」 お よ び IEEE
Std.383-1974「IEEE Standard for Type Test of Class 1E Electric
Cables 、 Field Splices 、 and Connections for Nuclear Power
Generating Stations」の規格を根幹にした、ケーブルの加速劣化方法を含む試験条件、試験手順、並びに判定方法が述べられている。

64

（１）環境認定試験による健全性評価
表5.8.5-1の機器のうち設計基準事故環境下で機能が要求される電気・計装設備および重大事故等環境下で機能が要求される電気・計装設備については、5.8.5.2による評価手法等による環境認定試験（長期健全性試験）による健全性評価を行った。
長期健全性試験の手順および判定方法を図5.8.5-1に示す。
供試体

劣化処理

通常運転時相当の劣化付与

事故時環境試験

設計基準事故時または重大事故等時条件相当の劣化付与

健全性判定試験

耐電圧試験等図5.8.5-1 長期健全性試験手順および判定方法（２）点検検査結果による健全性評価
表5.8.5-1のうち設計基準事故環境下で機能が要求される電気・計装設
備および重大事故等環境下で機能が要求される電気・計装設備以外の電気・計装設備については、点検検査結果による健全性評価を行った。
5.8.5.3 健全性評価
電気・計装品の絶縁低下が想定される機器は多数存在するため、評価対象となる機器のうち代表機器について、健全性評価の詳細を説明する。
なお、評価代表機器は、電圧区分、型式、設置場所、絶縁材料等によりグループ化した中から使用条件が厳しいものを抽出している。
設計基準事故および重大事故等時に環境条件が著しく悪化する環境において機能要求のある機器のうち、低圧ケーブル（難燃PHケーブル）は長期の使用を前提としており、また、長期健全性試験結果に基づく健全性評価
上、最も厳しい温度・放射線環境下に布設されており、これを代表機器とする。
低圧ケーブル（難燃PHケーブル）の健全性評価結果は以下の通り。
（１） 電気学会推奨案による健全性評価（設計基準事故時）
a. 評価手順65

設計基準事故時雰囲気で機能要求がある難燃PHケーブルは、電気学会推奨案に基づく長期健全性試験により評価する。試験手順および判定方法を図5.8.5-2に示す。
供試ケーブル*1

加速熱劣化

通常運転時相当の加速熱劣化

放射線照射

通常運転時相当の放射線照射

放射線照射

設計基準事故時相当の放射線照射

設計基準事故蒸気雰囲気暴露判定

放射線を除く設計基準事故時雰囲気暴露

屈曲浸水耐電圧試験*2

図5.8.5-2 難燃PHケーブルの長期健全性試験手順および判定方法*1：大飯3号炉で使用している難燃PHケーブルと製造メーカおよび絶縁材料が同等の難燃PHケーブルを供試ケーブルとしている。
*2：屈曲浸水耐電圧試験の試験手順は以下のとおりである。
① 直線状に試料を伸ばした後、試料外径の約40倍のマンドレルに巻付ける。
② ①の両端部以外を常温の水中に浸し1時間以上放置する。
③ ②の状態で、公称絶縁体厚さに対し交流電圧3.2kV/mmを5分間印加し、絶縁破壊を生じるか否かを調べる。

b. 試験条件
難燃PHケーブルの長期健全性試験条件を表5.8.5-2に示す。試験条件は、
大飯3号炉の実機環境に基づいて60年間の運転期間および設計基準事故を想定した劣化条件を包絡している。

66

表5.8.5-2 難燃PHケーブルの長期健全性試験条件（電気学会推奨案）

通
常
運
転
相
当
設
計
基
準
事
故
相
当

試験条件

60年間の通常運転時の使用条件に基づく劣化条件
または設計基準事故時の環境条件

温度

140℃－9日

109℃－9 日（＝54℃*1－60年）

放射線（集積線量）

500kGy（7.3kGy/h以下）

118kGy*2

放射線（集積線量）

1,500kGy（7.3kGy/h以下）

824kGy*3（最大集積線量）

温度

最高温度：
190℃

約 132℃*4（最高温度）

圧力

最高圧力：
0.41MPa[gage]

約 0.31MPa[gage]*4（最高圧力）*1：設計基準事故を考慮する原子炉格納容器内難燃PHケーブル布設箇所周囲の平均温度に、通電による温度上昇等を考慮した各布設エリアの温度を包絡する温度として設定した。
*2：0.2231[Gy/h]×(24×365.25)[h/y]×60[y]＝118kGy*3：平成29年8月25日付（原規規発第1708254号）で認可を受けた工事計画認可申請の添付資料「資料6 安全設備及び重大事故等対処設備が使用される条件の下における健全性に関する説明書」を包絡する線量。
*4：平成29年8月25日付（原規規発第1708254号）で認可を受けた工事計画認可申請の添付資料「資料6 安全設備及び重大事故等対処設備が使用される条件の下における健全性に関する説明書」記載値。

c. 評価結果
難燃PHケーブルの長期健全性試験結果を表5.8.5-3に示す。電気学会推奨案に基づく評価の結果、大飯3号炉の難燃PHケーブルは、運転開始後60
年時点においても絶縁機能を維持できると判断する。
表5.8.5-3 難燃PHケーブルの長期健全性試験結果
項目
屈曲浸水
耐電圧試験

試験条件
供試体外径 ：11.5mm
マンドレル径：400mm
絶縁厚さ：0.8mm
課電電圧：2.6kV/5分間

判定良[出典：関西電力研究データ]（２）ACAガイドによる健全性評価（設計基準事故時）
a. 評価手順
設計基準事故時雰囲気で機能要求がある難燃PHケーブルは、ACAガイド

67

に従った長期健全性についても評価する。評価にあたっては、ACAの試験結果を用いている。難燃PHケーブルのACAガイドに基づく試験手順および判定方法を図5.8.5-3に示す。
供試ケーブル*1

熱と放射線による加速同時劣化

通常運転時相当の熱・放射線の加速劣化

放射線照射

設計基準事故時相当の放射線照射

設計基準事故雰囲気暴露

放射線を除く設計基準事故時雰囲気暴露判定

耐電圧試験*2

図5.8.5-3 難燃PHケーブルのACAガイドに基づく試験手順*1：大飯3号炉で使用している難燃PHケーブルと製造メーカおよび絶縁材料が同等の難燃PHケーブルを供試ケーブルとしている。
*2 ： 耐 電 圧 試 験 は 、 日 本 工 業 規 格 「 ゴ ム ・ プ ラ ス チ ッ ク 絶 縁 電 線 試 験 方 法 」 （ JIS C
3005:2000）の試験

b. 試験条件
難燃PHケーブルの長期健全性試験条件を表5.8.5-4に示す。試験条件は、
大飯3号炉の実機環境に基づいて60年間の運転期間および設計基準事故を想定した劣化条件を包絡している。
c. 評価結果
難燃PHケーブルの長期健全性試験結果を表5.8.5-5に示す。ACAに基づ
く評価の結果を表5.8.5-6に示す。評価結果から、大飯3号炉の難燃PHケーブルは、運転開始後60年時点においても絶縁機能を維持できると判断する。

68

表5.8.5-4 難燃PHケーブルのACA試験条件
試験条件
通常運転相当温度
放射線
放射線（集積線量）

設計基準事故相当

100℃－94.8Gy/h－4,003h
1,500kGy(10kGy/h 以下)

温度

最高温度：190℃

圧力

最高圧力：0.41MPa[gage]

表5.8.5-5 難燃PHケーブルのACA試験結果
項目

試験条件

判定

耐電圧試験

課電電圧：1,500V／1 分間良［出典：原子力プラントのケーブル経年変化評価技術調査研究に関する最終報告書（JNES-SS-0903）］

表5.8.5-6 実布設環境での長期健全性評価結果
布設区分
ループ室
加圧器室上部
通路部

実布設環境条件
温度[℃]
放射線量率[Gy/h]
330.2231

MS 区画

92

40

0.0221145370.0004261

54*3

0.000275

380.0002245

0.0011252

0.00001

101

37
*4

評価期間
[年]*1,250*5*1：時間稼働率 100％での評価期間。
*2：時間依存データの重ね合わせ手法により評価。
*3：原子炉格納容器内でのケーブルの周囲温度（約36℃）に通電による温度上昇と若干の余裕を加えた温度として設定した。
*4：主蒸気・主給水管室。
*5：主蒸気・主給水管室の設計平均温度。

69

（３）電気学会推奨案による健全性評価（重大事故等時）
a. 評価手順
重大事故等時雰囲気で機能要求がある難燃PHケーブルは、電気学会推奨案に基づく長期健全性試験により評価する。難燃PHケーブルの電気学会推奨案に基づく試験手順および判定方法を図5.8.5-4に示す。
供試ケーブル*1

加速熱劣化

通常運転時相当の加速熱劣化

放射線照射

通常運転時相当および重大事故等時相当の放射線照射

重大事故等時雰囲気暴露

放射線を除く重大事故等時雰囲気暴露

判定

屈曲浸水耐電圧試験*2

図5.8.5-4 難燃PHケーブルの長期健全性試験手順および判定方法*1：大飯3号炉で使用している難燃PHケーブルと製造メーカおよび絶縁材料が同等の難燃PHケーブルを供試ケーブルとしている。
*2：屈曲浸水耐電圧試験の試験手順は以下のとおりである。
① 直線状に試料を伸ばした後、試料外径の約40倍のマンドレルに巻付ける。
② ①の両端部以外を常温の水中に浸し1時間以上放置する。
③ ②の状態で、公称絶縁体厚さに対し交流電圧3.2kV/mmを5分間印加し、絶縁破壊を生じるか否かを調べる。

b. 試験条件
難燃PHケーブルの長期健全性試験条件を表5.8.5-7に示す。試験条件は、
大飯3号炉の実機環境に基づいて60年間の運転期間および重大事故等時を想定した劣化条件を包絡している。
c. 評価結果
難燃PHケーブルの長期健全性試験結果を表5.8.5-8に示す。電気学会推奨案に基づく評価の結果、大飯3号炉の難燃PHケーブルは、運転開始後60
年時点においても絶縁機能を維持できると判断する。

70

表5.8.5-7 難燃PHケーブルの長期健全性試験条件（電気学会推奨案）
試験条件

通
常
運
転
相
当

重
大
事
故
等
時
相
当

温度

60 年間の通常運転時の使用条件に基づく劣化条
件または重大事故等時の環境条件
134℃－11h（＝54℃*1－60 年）

140℃－11h

放射線500kGy（集積線量） （10kGy/h以下）

118kGy*2

放射線500kGy（集積線量） （10kGy/h以下）

500kGy*3

温度

150℃（最高温度）

約 143℃*4（最高温度）

圧力

0.5MPa[gage]（最高圧力）

約 0.43MPa[gage]*4（最高圧力）*1：重大事故等時を考慮する原子炉格納容器内難燃PHケーブル布設箇所周囲の平均温度に、通電による温度上昇等を考慮した各布設エリアの温度を包絡する温度として設定した。
*2：0.2231[Gy/h]×(24×365.25)[h/y]×60[y]＝118kGy*3：平成29年8月25日付（原規規発第1708254号）で認可を受けた工事計画認可申請の添付資料「資料6 安全設備及び重大事故等対処設備が使用される条件の下における健全性に関する説明書」を包絡する線量。
*4：平成29年5月24日付（原規規発第1705242号）で許可を受けた大飯発電所発電用原子炉設置変更許可申請書の添付書類十記載値（健全性評価上、最も厳しい条件となる
重大事故等時（格納容器過圧破損）の安全解析結果）。

表5.8.5-8 難燃PHケーブルの長期健全性試験結果
項目
屈曲浸水
耐電圧試験

試験条件
供試体外径 ：11.5mm
マンドレル径：供試体外径の約40倍
絶縁厚さ：0.8mm
課電電圧：2.6kV/5分間

判定良［出典：電力共同委託「ＳＡ時の計装品の耐環境性能評価委託2014年度」］

71

5.8.5.4 現状保全
難燃PHケーブルの絶縁体の絶縁低下に対しては、制御・計装用ケーブルについては、定期的に系統機器の動作に異常のないことを確認し、絶縁低下による機能低下のないことを確認している。
電力用ケーブルについては、定期的に絶縁抵抗測定を行い、管理値以上であることの確認を行っている。
5.8.5.5 技術評価結果
健全性評価結果から判断して、難燃PHケーブルについては、絶縁体の絶縁低下により機器の健全性に影響を与える可能性はないと考える。
5.8.5.6 代表機器以外の技術評価結果（１）環境認定試験による健全性評価
代表機器以外の設計基準事故環境下で機能が要求される電気・計装設備および重大事故等環境下で機能が要求される電気・計装設備（容器（電気ペネトレーション）、弁（電動装置）、ケーブル（難燃PHケ
ーブルを除く））についても、5.8.5.2「評価条件」に示す各規格を基に図5.8.5-1に示す長期健全性試験手順にて実施した試験結果を踏まえた評価の結果、60年間の供用およびその後の設計基準事故時、または、
60年間の供用およびその後の重大事故等時において、有意な絶縁低下が生じないことを確認した。
（２）点検検査結果による健全性評価
表5.8.5-1のうち設計基準事故環境下で機能が要求される電気・計装設備および重大事故等環境下で機能が要求される電気・計装設備以外の電気・計装設備（ポンプモータ、ケーブル（高圧ケーブル）、電気設備、計測制御設備、空調設備(モータ)、機械設備（制御用空気圧縮機モータ、燃料取替クレーン、燃料移送装置）、電源設備（ディーゼル発電機、ディーゼル機関付属設備（ポンプ）、計装用電源盤、原子炉トリップ遮断器盤等）については、点検検査結果による健全性評価を行った結果、現状保全として実施している絶縁診断、絶縁抵抗測定
または系統機器の動作確認は点検手法として適切であり、絶縁低下傾向の管理として、点検検査の実施、絶縁低下の状況の傾向把握、有意な絶縁低下と判断する値の設定および有意な絶縁低下と判断する前に取替え等の管理を行っていることから、現状保全を実施していくこと
で有意な絶縁低下が生じないことを確認した。

72

5.8.6 コンクリート構造物に係る強度低下及び遮蔽能力低下（鉄骨構造の強度低下含む）
5.8.6.1 対象構造物
大飯3号炉におけるコンクリート構造物および鉄骨構造物のうち、以下に示す対象構造物に対して評価を行った。
・ 外部遮蔽壁
・ 内部コンクリート
・ 原子炉格納施設基礎
・ 原子炉周辺建屋
・ 制御建屋・ 廃棄物処理建屋
・ タービン建屋
・ 燃料油貯蔵タンク基礎（配管トレンチ含む）
・ 重油タンク基礎
・ 緊急時対策所
・ 海水ポンプ室、海水ポンプエリア
・ 海水管トンネル・ 防護壁、止水壁
・ 防波堤
・ 貯水堰
5.8.6.2 コンクリートの強度低下
5.8.6.2.1 健全性評価(1) 熱による強度低下
a. 評価対象
内部コンクリート（１次遮蔽壁）を評価対象とし、運転時に最も高温となる炉心領域部および原子炉容器サポート（以下、「RVサポート」という）直下部を評価点とした。
b. 評価方法
炉心領域部については、対象範囲を１次元円筒形状でモデル化し、１次元輸送計算コードANISNを用いて算出したガンマ発熱量に基づき、熱伝導方程式を解いて温度分布を算出する。また、RVサポート直下部については、
上記のガンマ発熱量を用い、定格出力運転時の１次冷却材温度等を入力条件とし、対象範囲を３次元ソリッド要素でモデル化し、ANSYSコードによる熱流動解析を行い、温度分布を算出する。解析により得られた最高温度
を日本建築学会「原子炉建屋構造設計指針・同解説（1988）」に基づく温度制限値（局部90℃、一般部分65℃）と比較する。
c. 評価結果
内部コンクリートの最高温度は、温度分布解析の結果、炉心領域部で約73

52.0℃であり温度制限値以下であるため、コンクリートの強度への影響はないものと考えられる。
以上から、熱による強度低下に対しては、長期健全性評価上問題とはならない。
(2) 放射線による強度低下
a. 評価対象
中性子照射量およびガンマ線照射量の最も大きい内部コンクリート（１次遮蔽壁）を評価対象とし、中性子照射量およびガンマ線照射量が最大となる１次遮蔽壁炉心側コンクリートを評価点とした。
b. 評価方法
運転実績を踏まえて保守的に設定した運転開始後60年時点で予想される
定格負荷運転年数に基づき、２次元輸送計算コードDORTを用いて評価点における中性子照射量およびガンマ線照射量を算出し、コンクリートの強度に影響を与える可能性のある照射量を超える場合は耐力評価を行う。基準とする値は、中性子照射量は、小嶋他「中性子照射がコンクリートの強度に及ぼす影響(NTEC-2019-1001,2019)」の試験結果を踏まえた1×1019n/cm2（E>0.1MeV）、ガンマ線照射量は、Hilsdorf他「The Effects of Nuclear
Radiation on the Mechanical Properties of Concrete（1978）」を踏まえた2×108Gy（2×1010rad）とする。
c. 評価結果
運転開始後60年時点で予想される中性子照射量（E>0.11MeV）は、評価点において約1.83×1019n/cm2 となる。照射量が、1×1019n/cm2 を超えるコ
ンクリートの範囲は、深さ方向に最大で4cm程度であり、１次遮蔽壁の厚さ（最小壁厚279cm）に比べて十分小さい。また、表5.8.6-1および表
5.8.6-2に示すとおり、照射量が1×1019n/cm2を超える範囲を除いた構造体の耐力が地震時の鉛直荷重などの設計荷重を上回ることを確認した。また、
表5.8.6-3に示すとおり、日本電気協会「原子力発電所耐震設計技術指針（JEAG4601-1987）」に基づく内部コンクリートの最大せん断ひずみ評価
に対して影響がないことを確認した。
運転開始後60年経過時点で予想されるガンマ線照射量は、１次遮蔽壁炉
心側コンクリートにおいて最大約1.14×108Gy（約1.14×1010rad）であり、2×108Gy（2×1010rad）を下回っていることから、内部コンクリート（１次遮蔽壁）の強度への影響はないものと考えられる。
以上から、放射線照射による強度低下に対しては、長期健全性評価上問題とはならない。なお、枠囲みの内容は機密に係る事項ですので公開することはできません。

74

する。
調査については、運転計画および現場状況を踏まえた時期に実施している。
c. 評価結果
表5.8.6-4に示すとおり、運転開始後60年経過時点の中性化深さの推定値が、鉄筋が腐食し始める時の中性化深さを下回っているため、コンクリートの強度への影響はないものと考えられる。
以上から、中性化による強度低下に対しては、長期健全性評価上問題とはならない。
表5.8.6-4 大飯3号炉 コンクリートの中性化深さ
調査時点の中性化深さ

3号炉運転開始後鉄筋が腐食60年経過時点の中し始める時の推定値
性化深さ＊１
実測値
中性化深さ
(cm)
経過年数
(cm)
（cm）
（cm）
(推定式)
(推定式)
原子炉周辺建屋
1.8
2.6
28年
0.1
7.0
（屋内面）
（森永式）
（森永式）
廃棄物処理建屋
1.9
2.8
28年
0.1
7.0
（屋内面）
（森永式）
（森永式）
海水ポンプ室
0.5
0.8
24年
0.5
8.5
（気中帯）
（森永式）
（森永式）
＊１：森永式および実測値に基づく√ｔ式による評価結果のうち最大値を記載(4) 塩分浸透による強度低下
a. 評価対象
海水とその飛沫の影響により最も厳しい塩分浸透環境下にあり、塗装などの仕上げが施されていない部位がある海水ポンプ室を評価対象とし、環境条件の異なる気中帯、干満帯および海中帯を評価点とした。
b. 評価方法
評価対象より試料を採取して測定した鉄筋位置での塩化物イオン濃度をもとに、拡散方程式及び森永式（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）」）を適用して運転開始後60年時点の鉄筋の腐食減量を計算し、かぶりコンク
リートにひび割れが発生する時点の鉄筋の腐食減量と比較する。
調査については、運転計画および現場状況を踏まえた時期に実施している。
c. 評価結果
表5.8.6-5に示すとおり、運転開始後60年時点の鉄筋の腐食減量は、かぶりコンクリートにひび割れが発生する時点の鉄筋の腐食減量を下回って76

いるため、コンクリートの強度への影響はないものと考えられる。
以上から、塩分浸透による強度低下に対しては、長期健全性評価上問題とはならない。
表 5.8.6-5 大飯 3 号炉 鉄筋の腐食減量
調査時期（運転開始後経過年数）

鉄 筋 位 置 での
塩 化 物 イ オン
濃度および量上段（％）
下段（㎏/㎥）

海水ポンプ室（気中帯）

2016 年（24 年）

海水ポンプ室（干満帯）
海水ポンプ室（海中帯）

鉄筋の腐食減量（×10-4g/㎝２）
調査時点

運転開始
後 60 年経過時点

かぶりコンクリートにひび割れが発生する時点

0.00（0.03）

2.2

5.5

90.1

2016 年（24 年）

0.00（0.03）

6.1

14.9

90.1

2016 年（24 年）

0.00（0.00）

0.0

0.0

90.1

(5) 機械振動による強度低下
a. 評価対象
比較的大きな振動を受けるタービン建屋（タービン架台）を評価対象とし、局部的に影響を受ける可能性がある基礎ボルト周辺のコンクリートを評価点とした。
b. 評価方法
タービン架台などの機器支持部表面の定期的な目視確認における、機械振動に起因すると判断されるひび割れなどの有無を確認する。
c. 評価結果
定期的な目視確認において、タービン架台などの機器支持部表面に、機械振動に起因すると判断されるひび割れなどは認められていない。
以上から、機械振動による強度低下に対しては、長期健全性評価上問題とはならない。
(6) コンクリートの強度試験結果
技術的評価に加え、現状のコンクリート強度の確認として、大飯3号炉のコンクリート構造物から採取した試料について破壊試験を行った結果を
表5.8.6-6に示す。外部遮蔽壁については、リバウンドハンマーを用いた非破壊試験により現状のコンクリート強度の推定を行った。
各代表構造物の平均圧縮強度（外部遮蔽壁については平均推定圧縮強度）
が設計基準強度を上回っていることを確認した。

77

調査については、運転計画および現場状況を踏まえた時期に実施している。
表 5.8.6-6 大飯 3 号炉 コンクリートの強度試験結果
代表構造物

実施時期

試験
箇所数

平均圧縮強度※２（N/mm2）

設計基準強度※３（N/mm2）外部遮蔽壁

2016 年
2020 年

15

81.3

44.1

内部コンクリート2019 年

3

52.3

29.4

原子炉格納施設基礎2019 年

3

44.3

29.4

原子炉補助建屋※１

2019 年

3

42.5

29.4

タービン建屋2019 年

3

29.5

20.6

海水ポンプ室2016 年

9

39.0

23.5

※１：設計基準強度が等しいため、原子炉周辺建屋、廃棄物処理建屋および制御建屋をまとめて原子炉補助建屋として評価※２：外部遮蔽壁については平均推定圧縮強度※３：工事計画認可申請書（関工発第 218 号 昭和 62 年 3 月 28 日認可）、工事計画認可申請書（原規規発第 1708254 号 平成 29 年 8 月 25 日認可）による。

5.8.6.2.2 現状保全
コンクリートの強度低下については、定期的に屋内、屋外とも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実施し、強度に支障をきたす可能性のあるような有意な欠陥がないことを確認し、必要に応じて塗装の塗替えなどの補修を実施している。
また、コンクリートの強度については、非破壊試験などを実施し、強度に急激な経年劣化が生じていないことを確認している。
5.8.6.2.3 技術評価結果
コンクリートの強度については、健全性評価結果から判断して、現状において設計基準強度を上回っており、今後、強度低下が急激に発生する可能性は極めて小さいと考えられる。
また、定期的に目視確認を実施し、強度に支障をきたす可能性のあるよ
うな有意な欠陥がないことを確認するとともに非破壊試験などを実施し、強度に急激な経年劣化が生じていないことを確認し、必要に応じて塗装の塗替えなどの補修を実施していることから、保全方法は適切であり、現状保全を継続することにより、健全性の維持は可能であると考える。

78

5.8.6.3 コンクリートの遮蔽能力低下
5.8.6.3.1 健全性評価
a. 評価対象
内部コンクリート（１次遮蔽壁）を評価対象とし、運転時に最も高温となる炉心領域部およびRVサポート直下部を評価点とした。
b. 評価方法
炉心領域部については、対象範囲を１次元円筒形状でモデル化し、１次元輸送計算コードANISNを用いて算出したガンマ発熱量に基づき、熱伝導方程式を解いて温度分布を算出する。また、RVサポート直下部については、
上記のガンマ発熱量を用い、定格出力運転時の１次冷却材温度等を入力条件とし、対象範囲を３次元ソリッド要素でモデル化し、ANSYSコードによる熱流動解析を行い、温度分布を算出する。解析により得られた最高温度
を「コンクリート遮蔽体設計規準」（R.G.Jaeger et al.「Engineering
Compendium on Radiation Shielding(ECRS) VOL.2（1975）」）に基づく周辺および内部最高温度の温度制限値（中性子遮蔽88℃以下、ガンマ線遮蔽177℃）と比較する。
c. 評価結果
内部コンクリートの最高温度は、温度分布解析の結果、炉心領域部で約52.0℃であり制限値を下回っていることから、遮蔽能力への影響はないと考えられる。
以上から、熱による遮蔽能力低下に対しては、長期健全性評価上問題とならない。
5.8.6.3.2 現状保全
コンクリート構造物の遮蔽能力低下については、定期的に目視確認を実施し、遮蔽能力に支障をきたす可能性のあるひび割れなどの有意な欠陥がないことを確認している。
5.8.6.3.3 技術評価結果
コンクリート構造物の遮蔽能力低下については、健全性評価結果から判断して、遮蔽能力低下の可能性はないと考える。また、ひび割れなどについては目視確認で検知可能であり、保全方法として適切であり、現状保全を継続することにより、健全性の維持は可能であると考える。
5.8.6.4 高経年化対策上着目すべき経年劣化事象ではない事象
経年劣化事象と、各事象に影響を及ぼす要因のうち、
1) 想定した劣化傾向と実際の劣化傾向の乖離が考えがたい経年劣化事象であって、想定した劣化傾向などに基づき適切な保全活動を行っているもの。

79

2) 現在まで運転経験や使用条件から考えた材料試験データとの比較により、今後も経年劣化事象の進展が考えられない、または進展傾向
が極めて小さいと考えられる経年劣化事象。
に該当するものについては、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、以下に示す。
5.8.6.4.1 コンクリートの強度低下(1) アルカリ骨材反応による強度低下
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。
大飯3号炉で使用している骨材（粗骨材、細骨材）については、建設時にモルタルバー法（JIS A 5308：レディーミクストコンクリート）による反応性試験を実施し、反応性骨材ではないことを確認している。モルタルバ
ー法による反応性試験の結果は、膨張率が材齢6ヶ月0.1％未満の場合は無害とする判定基準に対して最も高い骨材でも0.068％であった。また、定期的に目視確認を実施しており、アルカリ骨材反応に起因すると判断されるひび割れなどは認められていない。
以上から、アルカリ骨材反応による強度低下については、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。
(2) 凍結融解による強度低下
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など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。
日本建築学会「建築工事標準仕様書・同解説 JASS5 鉄筋コンクリート
工事（2018）」に示される凍害危険度の分布図によると大飯3号炉の周辺
地域は「ごく軽微」よりも危険度が低い。また、定期的に目視確認を実施しており、凍結融解に起因すると判断されるひび割れなどは認められていない。
以上から、凍結融解による強度低下は、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。
(3) その他の経年劣化要因による強度低下
化学的浸食、乾燥収縮、風化及び日射による強度低下については、環境条件、部材の寸法、仕上げの状況を踏まえ想定不要と考えられる。また、定期的に目視確認を実施しており、これらの経年劣化要因に起因すると判断されるひび割れなどは認められていない。
以上から、化学的浸食、乾燥収縮、風化及び日射による強度低下は、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

5.8.6.4.2 鉄骨の強度低下(1) 腐食による強度低下
鉄は一般に大気中の酸素、水分と化学反応を起こして腐食する。また、海塩粒子などにより、腐食が促進される。腐食が進行すると鉄骨の断面欠損に至り、鉄骨の強度低下につながる可能性がある。
しかしながら、定期的に目視確認を実施しており、強度に支障をきたす
可能性のあるような鋼材の腐食は認められておらず、また、強度に支障をきたす可能性のあるような鋼材の腐食に影響する塗膜の劣化などが見られた場合には、その部分の塗替えなどを行うこととしている。
以上から、腐食による強度低下は、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。
(2) 風などによる疲労に起因する強度低下
繰返し荷重が継続的に鉄骨構造物にかかることにより、疲労による損傷が蓄積され、鉄骨の強度低下につながる可能性がある。
大飯3号炉の鉄骨構造物には、日本建築学会「建築物荷重指針・同解説（2015）」において風による振動の検討が必要とされているアスペクト比4以上のものはなく、疲労破壊が生じるような風などによる繰返し荷重を継続的に受ける構造部材はないことから、風などによる疲労に起因する強度低下は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。
(3) その他の経年劣化要因による強度低下
化学的腐食による強度低下については、環境条件を踏まえ想定不要と考えられる。また、定期的に目視確認を実施しており、これらの経年劣化要因に起因すると判断される有害な腐食は認められていない。
以上から、化学的腐食による強度低下は、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。

81

5.8.7 電気ペネトレーションの気密性の低下
5.8.7.1 評価対象
評価対象として抽出した機器・部位は以下の通り。
評価対象機器：電気ペネトレーション（ＭＶ型モジュール、ＬＶ型モジュール）
評価対象部位：ポッティング材、Ｏリング
評価対象はいずれも設計基準事故および重大事故等時に環境条件が著しく悪化する環境において機能要求のある機器であり、ＬＶ型モジュールを代表機器として評価の詳細について説明する。
5.8.7.2 評価条件
電気ペネトレーションの原子炉格納容器バウンダリ機能に係る気密性低下の評価に用いた規格および評価手法を以下に示す。
・ IEEE Std.317-2013 「 IEEE Standard for Electric Penetration
Assemblies in Containment Structures for Nuclear Power Generating
Stations」（以下「IEEE Std.317-2013」という。）
図5.8.7-1にモジュラー型電気ペネトレーションの長期健全性試験の手
順を示す。
供試体

加速熱劣化

通常運転時相当の加速熱劣化

放射線照射

通常運転時相当および設計基準事故、ならびに通常運転時相当および重大事故等時の線量を包絡する放射線照射事故時
雰囲気暴露

放射線を除く設計基準事故および重大事故等時条
件を包絡する蒸気暴露試験

判定

漏えい量確認試験

図 5.8.7-1 モジュラー型電気ペネトレーション 長期健全性試験の手順

82

5.8.7.3 健全性評価
表5.8.7-1に試験条件を示す。ポッティング材およびＯリングについて、
これらの条件は大飯3号炉の60年間の運転および設計基準事故、ならびに60年間の運転および重大事故等時を想定した熱および放射線による劣化
条件を包絡している。
表5.8.7-2に長期健全性試験での漏えい量確認試験の結果を示す。結果
は判定基準を満足している。
表5.8.7-1 モジュラー型電気ペネトレーション 長期健全性試験の条件
試験条件

60年間の通常運転時の使用条件に基づく劣化条件、
設計基準事故および重大事故等時の環境条件

熱劣化：
110℃－218日間*1
加速
熱劣化 熱サイクル：
71～107℃－20日間

40℃*2－60年

放射線 1,500kGy
照射(10kGy/h以下)

通常運転相当：0.58kGy*3
設計基準事故時線量：824kGy*4
重大事故等時線量：500kGy*4

事故時 最高温度：190℃
雰囲気 最高圧力：0.45MPa[gage]
試験時間：7日間
暴露

設計基準事故時*5：約132℃（最高温度）：約0.31MPa[gage]（最高圧力）*6
重大事故等時：約143℃（最高温度）：約0.43MPa[gage]（最高圧力）*1：熱サイクル試験による劣化（71～107℃－20 日間）に、使用条件 40℃－60 年に相当す
る熱劣化となるよう、通常の熱劣化（110℃－218 日間）を加えた。
*2：電気ペネトレーションの周囲温度（約 31℃）に通電による温度上昇と若干の余裕を加えた温度。
*3：原子炉格納容器内電気ペネトレーション近傍で最も放射線レベルが高い区域の空間線
量率は 1.1mGy/h であり、この値より 60 年間の平常時の集積線量を評価すると、
1.1［mGy/h］×（24×365.25）[h/y]×60［y］＝0.58kGy となる。
*4：平成29年8月25日付（原規規発第1708254号）で認可を受けた工事計画認可申請の添付資料「資料6 安全設備及び重大事故等対処設備が使用される条件の下における健全性に関する説明書」を包絡する線量。
*5：平成29年8月25日付（原規規発第1708254号）で認可を受けた工事計画認可申請の添付資料「資料6 安全設備及び重大事故等対処設備が使用される条件の下における健全性に関する説明書」記載値。
*6：平成29年5月24日付（原規規発第1705242号）で許可を受けた大飯発電所発電用原子炉設置変更許可申請書の添付書類十記載値（健全性評価上、最も厳しい条件となる重大事故等時（格納容器過圧破損）の安全解析結果）。

83

表5.8.7-2 モジュラー型電気ペネトレーション 長期健全性試験結果
項目

判定基準

測定値

判定

漏えい量
確認試験

1×10-3cm3/sec以下

0.67×10-3cm3/sec

良［出典：電力共同委託「過酷事故環境条件を考慮した電気ペネトレーションの長期健全性評価」2019年度］

5.8.7.4 現状保全
電気ペネトレーションのポッティング材およびＯリングの原子炉格納容器バウンダリ機能に係る気密性低下に対しては、定期的に原子炉格納容器
漏えい率試験および電気ペネトレーションに封入しているＮ２ガスの圧力確認を実施し、機器の健全性を確認している。
5.8.7.5 技術評価結果
健全性評価結果から判断して、ポッティング材およびＯリングの原子炉格納容器バウンダリ機能に係る気密性低下の可能性はないと考える。
5.8.7.6 代表機器以外の技術評価結果
ＭＶ型モジュールのポッティング材およびＯリングの原子炉格納容器バウ
ンダリ機能に係る気密性低下については、ポッティング材として使用しているエポキシ樹脂およびＯリングとして使用しているＥＰゴムが実機と同等であるＬＶ型モジュールでの劣化を考慮した長期健全性試験結果により、60年間の運転および設計基準事故、ならびに60年間の運転および重大事故等時においても機器の健全性が維持できることを確認している。

84

5.8.8 テンドンの緊張力低下
5.8.8.1 健全性評価
5.8.8.1.1 プレストレス損失
a. 評価対象
外部遮蔽壁と原子炉格納施設基礎（テンドン定着部）を評価対象とし、2020年に実施した30年目供用期間中検査（以下、「ISI」という）における、緊張力検査の対象テンドンを評価点とした。
b. 評価方法
緊張力検査結果に基づくプレストレス損失を考慮した運転開始後60年経過時点のテンドンの緊張力予測値と設計要求値を比較する。
c. 評価結果
表5.8.8-1に示すとおり、運転開始後60年経過時点のテンドンの緊張力
予測値は、設計要求値を上回っていることから、テンドンの緊張力への影
響はないものと考えられる。
以上から、プレストレス損失によるテンドンの緊張力低下に対しては、
長期健全性評価上問題とはならない。
表5.8.8-1 大飯3号炉 テンドンの緊張力
測定値
30 年目 ISI

テンドンの緊張力（×MN）
予測値
運転開始後
60年経過時点

設計要求値＊1

フープ
テンドン

6.16

6.13

5.36

逆Ｕ
テンドン

6.44

6.42

5.66

＊１：工事計画認可申請書（関工発第218号
設定されたテンドン定着部の緊張力

昭和62年3月28日認可）に基づき

5.8.8.2 現状保全
テンドンの緊張力低下については、定期的に緊張力検査および定着部（定着具、周辺コンクリート部）の目視点検を実施し、緊張力に支障をきたす可能性のあるような急激な経年劣化がないことを確認している。
5.8.8.3 技術評価結果
テンドンの緊張力低下については、健全性評価結果から判断して、今後、
テンドンの緊張力低下が急激に進展する可能性は極めて小さいと考えられる。

85

また、定期的に緊張力検査および定着部（定着具、周辺コンクリート部）の目視点検を実施することで、緊張力低下について検知可能であることから、保全方法は適切であり、現状の保全方法を継続することにより、健全性の維持は可能であると考える。

86

5.8.9 耐震安全性評価(1)耐震安全上考慮する必要のある経年劣化事象の抽出結果および代表選定
5.7.4.2 aで抽出した「耐震安全上考慮する必要のある経年劣化事象」と対象となった機器・構造物の関係を表5.8.9-1に示す。本章では耐震安全上考慮する必要のある経年劣化事象毎に代表を選定し、耐震安全性評価結果を取りまとめた。代表選定理由を表5.8.9-2に示す。
なお、評価に際しては「日本電気協会 原子力発電所耐震設計技術指針（JEAG4601-1984、JEAG4601-1987、JEAG4601-1991）」等に基づき、水平２方向および鉛直方向地震の組合せの評価手法を使用するなど、工事計画認可
で使用している手法に従い実施した。
表5.8.9-1 耐震安全上考慮する必要のある経年劣化事象一覧
経年劣化事象
疲労割れ

中
性
子
照
射
脆
化

照
射
誘
起
型
応
力
腐
食
割
れ

熱
時
効

中
性
子
照
射
に
よ
る
靭
性
低
下

中
性
子
お
よ
び

γ

応
力
腐
食
割
れ

摩
耗

低
サ
イ
ク
ル
疲
労

高
サ
イ
ク
ル
熱
疲
労

ポンプ

◎

－

－

－

◎

－

－

－

熱交換器

◎

－

－

－

－

－

－

ポンプ用
モータ

－

－

－

－

－

－

容器

◎

－

◎

－

－

配管

◎

◎

－

－

弁

◎

－

－

炉内構造物

◎

－

ケーブル

－

電気設備

機器・
構造物

腐食

低コ
下ン
、ク
テリ
ンー
ドト
ンの
の強
緊度
張・
力遮
低蔽
下能
力

流
れ
加
速
型
腐
食

全
面
腐
食

－

－

－

－

－

－

◎

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

◎

－

－

－

－

◎

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

◎

－

－

◎

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

線
照
射
脆
化
γ

タービン
設備
コンクリート
構造物および
鉄骨構造物
計測制御
設備

－

－

－

－

－

－

－

－

－

◎

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

空調設備

－

－

－

－

－

－

－

－

－

◎

◎

－

機械設備

◎

－

－

－

－

－

◎

◎

◎

－

◎

－

電源設備

－

－

－

－

－

－

－

－

－

◎

－

－

◎：耐震安全上考慮する必要のある経年劣化事象―：耐震安全上考慮する必要のある経年劣化事象に該当するものがない

87

表5.8.9-2 代表の選定理由
評価項目

低サイクル疲労高サイクル熱疲労
中性子照射脆化

詳細評価内容を記載する
機器・部位
端板（余熱除去冷却器出口
配管貫通部）
アンカーサポート取付部（余熱除去系統配管）
ステンレス鋼配管（余熱除去系統配管）
原子炉容器胴部（炉心領域部）

選定理由
基準地震動Ｓｓによる疲労累積係数が最も大きい機器
発生応力と許容応力の比にて評価を実施した機器
高サイクル熱疲労を考慮した評価が必要となる機器
中性子照射脆化を考慮した評価が必要となる機器
熱時効を考慮する必要のある機器のう
ち、機器に作用する応力が最大の機器
中性子照射による靭性低下を考慮した評価が必要となる機器

熱時効

１次冷却材管中性子照射による靭性低下

炉心そう

中性子およびγ線照射脆化

原子炉容器サポート（サポートブラケット（サポートリブ））

中性子およびγ線照射脆化を考慮した評価が必要となる機器

応力腐食割れ廃液蒸発装置蒸発器胴板

応力腐食割れを考慮した評価の結果、発生応力と亀裂安定限界応力の比が最も大きい部位摩耗

蒸気発生器サポート（支持脚（ヒンジ摺動部））

摩耗を考慮した耐震評価の結果、発生応力と許容応力の比が最も大きい機器

炭素鋼配管（主蒸気系統配管）

耐震重要度が高く、配管の腐食（流れ加速型腐食）による配管減肉を考慮した耐震評価の結果、発生応力と許容応
力の比が最大である箇所

原子炉補機冷却水冷却器
伝熱管

耐震重要度が高く、内部流体が海水であり、伝熱管の腐食（流れ加速型腐食）の耐震評価の結果、発生応力と許容応力の比が最大の機器

基礎ボルト

腐食（全面腐食）を考慮した評価の結果、発生応力と許容応力の比が最大の機器

動的機能維持（流れ加速型腐食）

主蒸気逃がし弁機器の応答加速度に影響を与える経年劣化事象である、配管の流れ加速型腐食による減肉を考慮した耐震評価対象
範囲に設置される動的機能維持対象機器

制御棒挿入性（摩耗）

制御棒クラスタ案内管（案内板）、制御棒被覆管

制御棒挿入性を考慮した評価が必要となる機器

流れ加速型腐食

全面腐食(2) 代表の耐震安全性評価に用いる地震力
代表の耐震安全性評価に用いる評価用地震力は、表5.7-1に示す評価用地
震力とする。

88

5.8.9.1 評価手法と評価結果
5.8.9.1.1 低サイクル疲労(1)端板（余熱除去冷却器出口配管貫通部）
端板（余熱除去冷却器出口配管貫通部）について、運転開始後60年までの推定過渡回数を考慮して算出した疲労累積係数と、基準地震動Ｓｓを考慮した地震時の疲労累積係数の合計が許容値１以下となることから、
耐震安全性評価上問題ない。評価結果を表5.8.9-3に示す。
表5.8.9-3 端板（余熱除去冷却器出口配管貫通部）の
低サイクル疲労の耐震安全性評価結果
評価対象

運転開始後60年までの推定過渡回数を考慮して算出した疲労累積係数

地震動による
疲労累積係数（基準地震動Ｓｓ）

合計（許容値１以下）

0.001

0.462

0.463

端板
（余熱除去冷却器
出口配管貫通部）(2)アンカーサポート取付部（余熱除去系統配管）
アンカーサポート取付部（余熱除去系統配管）について、Ｓｓ地震時の発生応力を評価した結果、地震時の発生応力は許容応力を超えることはないことから、耐震安全性評価上問題ない。評価結果を表5.8.9-4に示す。
表5.8.9-4 アンカーサポート取付部（余熱除去系統配管）の低サイクル疲労の耐震安全性評価結果
評価対象

耐震
重要度

評価
地震力

許容
応力
状態

応力種別

応力比

発生
応力
(MPa)
67

許容
応力*2
(MPa)
116

一次応力
0.58
一次+
0.55
64
116
二次応力
一次応力
0.63
127
201
パッドとラグの
Ｓ
ＳＳ*1
ⅣAS
一次+
溶接部
0.69
240
349
二次応力
一次応力
0.51
107
209
ラグとプレート
Ｓ
ＳＳ*1
ⅣAS
一次+
の溶接部
0.59
205
349
二次応力
*1：Ｓｓ地震力がＳｄ地震力およびＳクラスの機器に適用される静的地震力より大きく、Ｓｓ地震力による発生応力がＳｄ地震力およびＳクラスの機器に適用される静的地震力の許容応力を下回るた
め、Ｓｄ地震力および静的地震力による評価を省略した。
*2：設計・建設規格付録材料図表Part5表8および表9より求まる値
配管とパッドの
溶接部

Ｓ

ＳＳ*1

ⅣAS

上記の耐震安全性評価のとおり、低サイクル疲労を考慮した端板（余熱除去冷却器出口配管貫通部）については地震時に発生する疲労累積係数を評価した結果、耐震設計上の許容限界を下回ることを確認した。
また、低サイクル疲労を考慮したアンカーサポート取付部（余熱除去
系統配管）については地震時に発生する応力を評価した結果、耐震設計
上の許容限界を下回ることを確認した。

89

5.8.9.1.2 高サイクル熱疲労
余熱除去系統配管のうち、余熱除去冷却器出口配管とバイパスラインの合流部（高低温水合流部）について、貫通亀裂を想定し地震時に発生する応力を算出した結果、亀裂安定限界応力を超えることはないことから、耐震安全性評価上問題ない。評価結果を表5.8.9-5に示す。
表5.8.9-5 余熱除去系統配管の高サイクル熱疲労割れの耐震安全性評価結果
評価対象

耐震
重要
度

評価
地震力

許容
応力
状態

応力比

地震時
発生応力
(MPa)

亀裂安定
限界応力
(MPa)

余熱除去
系統配管

Ｓ

ＳＳ*1

Ⅳ AS

0.79

222

282

*1：Ｓｓ地震力がＳｄ地震力およびＳクラスの機器に適用される静的地震力より大きく、Ｓｓ地震力による評価応力がＳｄ地震力およびＳクラスの機器に適用される静的地震
力の許容応力を下回るため、Ｓｄ地震力および静的地震力による評価を省略した。

上記の耐震安全性評価のとおり、高サイクル熱疲労を考慮した余熱除去系統配管について、地震時に発生する応力を評価した結果、破壊力学
評価上の許容値（亀裂安定限界応力）を下回ることを確認した。
5.8.9.1.3 中性子照射脆化
原子炉容器胴部について、想定欠陥にＰＴＳ事象時の荷重とＳｓ地震時の荷重を考慮した応力拡大係数ＫⅠと、原子炉容器の劣化が進展すると仮定した場合の運転開始後60年時点における破壊靭性値ＫⅠＣ下限包絡曲線を評価した結果、ＫⅠＣ＞ＫⅠを満足することから、耐震安全性評価上問題ない。評価結果を図5.8.9-1に示す。

図5.8.9-1 Ss地震を考慮したPTS評価結果

90上記の耐震安全性評価のとおり、中性子照射脆化を考慮した原子炉容
器胴部について地震時に発生する応力拡大係数を評価した結果、想定亀裂に対する破壊力学評価上の許容値（破壊靭性値）を下回ることを確認した。
5.8.9.1.4 ２相ステンレス鋼の熱時効
１次冷却材管について、運転開始後60年時点での疲労進展を仮定した場合の亀裂長さを貫通亀裂と仮定し、評価用荷重条件としては通常運転状態で働く荷重に加え、ＳＳ地震発生時の荷重を考慮し配管の健全性を確認した。具体的には、評価対象部位の熱時効後の亀裂進展抵抗（Jmat）と構造系に作用する応力から算出される亀裂進展力（Japp）を求めて比較を行った。図5.8.9-2に１次冷却材管の亀裂安定性評価の例として、応力が最も大きいホットレグ直管の結果を示す。
結果は、運転期間60年での疲労亀裂を想定しても、亀裂進展力（Japp）と亀裂進展抵抗（Jmat）の交点において、Jmatの傾きがJappの傾きを上回っていることから、配管は不安定破壊することなく、耐震安全性評価上問題ない。

図5.8.9-2 １次冷却材管の亀裂安定性評価結果
上記の耐震安全性評価のとおり、熱時効を考慮した１次冷却材管について地震時に発生する亀裂進展力を評価した結果、想定亀裂に対する破壊力学評価上の許容値（亀裂進展抵抗値）を下回ることを確認した。

91

5.8.9.1.5 中性子照射による靭性低下
炉心そうについて、運転開始後60年時点におけるＳＳ地震発生時の想定欠陥における応力拡大係数Ｋ、破壊靭性値ＫⅠＣを評価した結果、想定欠陥における応力拡大係数7.9MPa√mは、破壊靭性値51MPa√mを下回っており、不安定破壊は生じないことから、耐震安全性評価上問題ない。
なお、破壊靭性値ＫⅠＣは、発電設備技術検査協会「平成８年度 プラ
ント長寿命化技術開発に関する事業報告書」で得られたオーステナイト
系照射ステンレス鋼のＪⅠＣ試験結果を用いて、ＪⅠＣ最下限値14kJ/m2から算出した値を用いた。
上記の耐震安全性評価のとおり、中性子照射による靭性低下を考慮した炉心そうについて地震時に発生する応力拡大係数を評価した結果、想定亀裂に対する破壊力学評価上の許容値（破壊靭性値）を下回ることを確認した。
5.8.9.1.6 中性子およびγ線照射脆化
原子炉容器サポート（サポートブラケット（サポートリブ））について、運転開始後60年時点におけるＳｓ地震発生時の想定欠陥における応力拡大係数ＫⅠ、破壊靭性値ＫⅠＲを評価した結果、想定欠陥の応力拡大係数は、破壊靭性値を超えることはないことから、耐震安全性評価上問題ない。評価結果を表5.8.9-6に示す。
上記の耐震安全性評価のとおり、中性子およびγ線照射脆化を考慮した原子炉容器サポートについて地震時に発生する応力拡大係数を評価した結果、想定亀裂に対する破壊力学評価上の許容値（破壊靭性値）を下回ることを確認した。
なお、破壊靭性値ＫⅠＲは、ASME Section Ⅲ Appendix Gを用いて算出した値を用いた。
表5.8.9-6 原子炉容器サポート（サポートブラケット（サポートリブ））の中性子およびγ線照射脆化に対する耐震安全性評価結果
評価対象

耐震
重要度

評価
地震力

応力拡大係数
／
破壊靭性値

応力拡大
係数
(MPa√m)

破壊
靭性値(MPa√m)

原子炉容器サポート(サポートブラケット
Ｓ
Ｓｓ*１
0.14
6.5
45.0
(サポートリブ))*1：Ｓｓ地震力による発生応力がＳｄ地震力およびＳクラスの機器に適用される静的地震力より大きく、Ｓｓ地震力による評価応力が許容応力（破壊靭性値）を下回るため、Ｓｄ地震力および静的地震力による評価を省略した。

5.8.9.1.7 応力腐食割れ
廃液蒸発装置（蒸発器胴板）について、貫通亀裂を想定し地震時に発生する応力と亀裂安定限界応力を評価した結果、地震時に発生する応力が亀裂安定限界応力を超えることはないことから、耐震安全性評価上問92

題ない。評価結果を表5.8.9-7に示す。
表5.8.9-7 廃液蒸発装置（蒸発器胴板）の応力腐食割れに対する
耐震安全性評価結果
評価対象

耐震
重要度

評価
地震力

許容応力
状態

応力比

地震時
発生応力
(MPa)

亀裂安定
限界応力
(MPa)

廃液蒸発装置（蒸発器胴板）Ｂ

1/2 Sd

ⅢAS

0.15

11

71

上記の耐震安全性評価のとおり、応力腐食割れを考慮した廃液蒸発装
置（蒸発器胴板）について、地震時に発生する応力を評価した結果、破壊力学評価上の許容限界（亀裂安定限界応力）を下回ることを確認した。
5.8.9.1.8 摩耗
蒸気発生器支持脚（ヒンジ摺動部）について、運転開始後60年時点での摩耗量の一様減肉を仮定し地震時の発生応力を評価した結果、地震時の発生応力は許容応力を超えることはないことから、耐震安全性評価上問題ない。評価結果を表5.8.9-8に示す。
表5.8.9-8 蒸気発生器支持脚（ヒンジ摺動部）の摩耗の耐震安全性評価結果
評価対象

耐震
重要度

評価
地震力

許容
応力
状態

応力種別

応力比

発生
応力
(MPa)

許容
応力*2
(MPa)

蒸気発生器
一次応力
0.27
48
180
（支持脚
Ｓ
Ｓｓ*1
ⅣAS
(ヒンジ摺動
一次+
0.71
301
426
部)）
二次応力
*1：Ｓｓ地震力がＳｄ地震力およびＳクラスの機器に適用される静的地震力より大きく、Ｓｓ地震力による発生応力がＳｄ地震力およびＳクラスの機器に適用される静的地震力の許容応力を下回るため、Ｓｄ地震力および静的地震力による評価を省略した。
*2：設計・建設規格付録材料図表Part5表9より求まる値

上記の耐震安全性評価のとおり、摩耗を考慮した蒸気発生器支持脚（ヒンジ摺動部）について、地震時に発生する応力を評価した結果、耐震設計上の許容限界を下回ることを確認した。
5.8.9.1.9 流れ加速型腐食(1)炭素鋼配管（主蒸気系統配管）
炭素鋼配管（主蒸気系統配管）について、配管内面に必要最小肉厚の減肉を想定し地震時の発生応力を評価した結果、一次応力は許容応力を超えないこと、一次＋二次応力は許容応力を超えるため疲労評価を行った結果、疲労累積係数は1以下であることから、耐震安全性評価上問題ない。評価結果を表5.8.9-9に示す。

93

表5.8.9-9(1/2)炭素鋼配管（主蒸気系統配管）の腐食（流れ加速型腐食）の
耐震安全性評価結果
評価対象

炭素鋼配管
(主蒸気系
統配管)

耐震
重要度

評価
地震力

許容
応力
状態

Ｓｓ

ⅣAS

Ｓ
Ｓｄ

ⅢAS

応力種別

応力比

発生
応力*1
(MPa)

許容
応力*2
(MPa)

一次応力

0.80

260

323

一次
+二次応力

1.58*3

526

333

一次応力

0.93

146

157

一次
+二次応力

0.72

240

333

*1：系統内の評価対象ライン中で最大の発生応力を示す*2：設計・建設規格付録材料図表Part5表8および表9より求まる値*3：一次＋二次応力が許容応力を超えるため、表5.8.9-9 (2/2)のとおり疲労評価を行った

表5.8.9-9(2/2)炭素鋼配管（主蒸気系統配管）の腐食（流れ加速型腐食）の
耐震安全性評価結果
評価対象

地震動による疲労累積係数（許容値1以下）

炭素鋼配管(主蒸気系統配管)

0.104(2)原子炉補機冷却水冷却器（伝熱管）
原子炉補機冷却水冷却器（伝熱管）について、伝熱管内面に施栓基準肉厚までの減肉を想定し地震時の発生応力を評価した結果、地震時の発生応力は許容応力を超えることはないことから、耐震安全性評価上問題ない。評価結果を表5.8.9-10に示す。
表5.8.9-10 原子炉補機冷却水冷却器（伝熱管）の腐食（流れ加速型腐食）の
耐震安全性評価結果
評価対象

耐震
重要度

評価
地震力

許容
応力
状態

応力
種別

応力比
邪魔板
～
邪魔板

原子炉補機
冷却水冷却器
Ｓ
Ｓｓ*1
ⅣAS
一次応力
0.79
伝熱管
*1：Ｓｓ地震力がＳｄ地震力およびＳクラスの機器に適用される静的地震力より大きく、Ｓｓ地震力による発生応力がＳｄ地震力およびＳクラスの機器に適用される静的地震力の許容応力を下回る
ため、Ｓｄ地震力および静的地震力による評価を省略した。

上記の耐震安全性評価のとおり、流れ加速型腐食による減肉を考慮した炭素鋼配管（主蒸気系統配管）については地震時に発生する応力又は疲労累積係数を評価した結果、耐震設計上の許容限界を下回ることを確認した。
また、流れ加速型腐食による減肉を考慮した原子炉補機冷却水冷却器（伝熱管）については地震時に発生する応力を評価した結果、耐震設計
上の許容限界を下回ることを確認した。

94

5.8.9.1.10 全面腐食
機器基礎ボルト（燃料油貯蔵タンク）について、運転開始後60年時点
での減肉を想定し地震時の発生応力を評価した結果、地震時の発生応力
は許容応力を超えることはないことから、耐震安全性評価上問題ない。
評価結果を表5.8.9-11に示す。
表5.8.9-11 機器基礎ボルト（燃料油貯蔵タンク）の腐食（全面腐食）に対する耐震安全性評価結果
評価対象

耐震
重要度

評価
地震力

許容
応力
状態

Ｓ

Ｓｓ*1

ⅣAS

燃料油
貯蔵タンク

応力種別

応力比

発生
応力
(MPa)

許容
応力*2
(MPa)

引張

0.76

146

193

せん断

0.26

39

148

*1：Ｓｓ地震力がＳｄ地震力およびＳクラスの機器に適用される静的地震力より大きく、Ｓｓ地震力による発生応力がＳｄ地震力およびＳクラスの機器に適用される静的地震力の許容応力を下回るため、Ｓｄ地
震力および静的地震力による評価を省略した。
*2：設計・建設規格付録材料図表 Part5 表 8 および表 9 より求まる値

上記の耐震安全性評価のとおり、全面腐食を考慮した機器基礎ボルト（燃料油貯蔵タンク）について、地震時に発生する応力を評価した結果、耐震設計上の許容限界を下回ることを確認した。
5.8.9.1.11 動的機能維持に係る耐震安全性評価
主蒸気逃がし弁について、接続する配管の流れ加速型腐食による振動応答特性への影響を考慮し、スペクトルモーダル解析から算出される弁駆動部の応答加速度、または設置床の最大応答加速度を1.2倍した値（1.2ZPA）のいずれか大きい方を動的機能維持評価に用いる加速度値として評価した結果、地震時の応答加速度が機能確認済加速度以下等であることから、弁の動的機能が維持され耐震安全性評価上問題ない。機能確認済加速度および動作確認済加速度との比較結果を表5.8.9-12に示す。
表 5.8.9-12 主蒸気逃がし弁の動的機能維持評価結果
主蒸気逃がし弁
耐震
重要度

地震力

振動数
(Hz)

応答加速度
(×9.8 m/s2)

機能確認済加速度(×9.8 m/s2)

7.3*1

6.0

2.3

6.0

水平
Ｓ

Ｓｓ

50
鉛直

*1：詳細評価により動作確認済加速度（11.0×9.8 m/s2）を満足していることを確認済

上記の耐震安全性評価のとおり、主蒸気逃がし弁について、接続する配管の流れ加速型腐食による振動応答特性への影響を考慮した動的機能
維持について評価した結果、地震時の応答加速度が機能確認済加速度又は動作確認済加速度以下となることを確認した。

95

5.8.9.1.12 制御棒挿入性に係る耐震安全性評価
制御棒挿入性に影響を与える可能性のある経年劣化事象として、制御棒クラスタ案内管（案内板）の摩耗と制御棒被覆管の摩耗を想定し地震時の制御棒挿入評価を行った結果、挿入時間は規定値を下回っており耐震安全性評価上問題ない。評価結果を表5.8.9-13に示す。
表 5.8.9-13 制御棒挿入性に係る耐震安全性評価結果
耐震
重要度

評価
地震力

経年劣化を想定した地震時の挿入時間*1

規定値*2

Ｓ

Ｓｓ

2.07 秒

2.2 秒*1：燃料集合体の照射影響を考慮し、時刻歴解析手法により評価した値（注）：各時間は落下開始から制御棒が全ストロークの85%に至るまでの時間*2：工事計画認可申請書（原規規発第1708254号）資料13 耐震性に関する説明書に記載の値

上記の耐震安全性評価のとおり、制御棒クラスタ案内管（案内板）の摩耗と制御棒被覆管の摩耗を想定し地震時の制御棒挿入評価を行った結果、算出した制御棒挿入時間が、規定挿入時間以下となることを確認した。

96

5.8.10 耐津波安全性評価
5.8.10.1 評価対象設備
評価対象設備を表5.8.10-1に示す。
表5.8.10-1 耐津波安全性評価の評価対象設備
浸水防護施設の区分

評価対象／
対象外の区別防護壁

津波防護施設対象

貯水堰

津波防護施設対象

防波堤

津波影響軽減施設

対象

止水壁（コンクリート部）

浸水防止設備対象

止水壁（鉄骨部）

浸水防止設備対象

海水ポンプエリア浸水防止蓋

浸水防止設備対象

津波監視カメラ（海水ポンプ室）

津波監視設備対象外*1

津波監視カメラ（３号機原子炉格納施設）

津波監視設備対象外*1

潮位（防護壁）（以下、潮位計という）

津波監視設備対象外*1

潮位計（海水ポンプエリア）

津波監視設備対象

設備

コンクリート
構造物および
鉄骨構造物

コンクリート
構造物

鉄骨構造物

制御設備

計測制御設備
プロセス計測制御設備*1：津波監視カメラは、津波の影響を受けない位置に設置するため、耐津波安全性評価対象外とする。また、潮位計（防護壁）
は、波力の影響を受けない位置に設置するとともに、漂流物の影響を受けた場合であっても他の津波監視設備で機能補完を行うことから、耐津波安全性評価対象外とする。

5.8.10.2 経年劣化事象を考慮した耐津波安全性評価
評価対象設備において、耐津波安全上考慮する必要のある経年劣化事象は抽出されなかったため、実施すべき耐津波安全性評価はない。

97

5.9 評価の結果に基づいた補修等の措置
本技術評価を提出する以前に健全性評価結果に基づき実施した補修等はない。
5.10 保全活動管理指標の実績
日常的な保全の有効性評価の手法として、プラントレベルおよび系統レベ
ルの保全活動管理指標を設定し、監視しており、2019年1月1日～2020年1月
31日における実績は下記の通りである。
ａ．プラントレベルの保全活動管理指標
プラント全体の保全の有効性が確保されていることを監視する観点か
ら、プラントレベルの保全活動管理指標として設定した「7000臨界時間あたりの計画外原子炉自動・手動スクラム回数」、「7000臨界時間あたりの計画外出力変動回数」および「工学的安全施設の計画外作動回数」
について、全て実績値が目標値を満足していることから、保全は有効に機能していると評価した。
ｂ．系統レベルの保全活動管理指標
より直接的に原子炉施設の安全性と保全活動とを関連付け監視する観点から、系統レベルの保全活動管理指標として、保全重要度の高い系統注
2）のうち、重要度分類指針クラス1、クラス2およびリスク重要度の高い系
統機能ならびに重大事故等対処設備に対して「予防可能故障（MPFF注3））
回数」および「非待機（UA）時間注4）」を設定した。評価期間中、4件の事象が発生したが、いずれも保安規定に基づく点検であり、機器の故障ではなく、全ての指標で目標値を満足していることから、保全は有効に機能していると評価した。
注2：原子炉施設の安全性を確保するため重要度分類指針の重要度に基づ
き、PRA（確率論的リスク評価）から得られるリスク情報等を考慮して設定する。
注3：MPFF（Maintenance Preventable Function Failure）。系統もしくはトレイン（冗長化されている系統において、その冗長性の１単位を構成する一連の機器群）に要求される機能の喪失を引き起こすような機器の故障のうち、適切な保全が行われていれば予防できていた可能性のある故障。
注4：UA時間(Unavailability Hours)。当該系統もしくはトレインに要求される機能が必要とされる期間内において、理由によらずその機能を喪失した状態になっている時間。

98これらの保全活動については、原子力発電所における機器の劣化兆候の把握および点検の最適化に繋がるとともに、常にＰＤＣＡを廻して改善が図ら
れ、高経年プラントに対する的確な劣化管理に資するものであり、今後も日常点検を継続することで健全性を維持することが可能であると考える。
5.11 追加すべき保全策
5.3.2 および 5.8 の結果から、以下の項目を追加すべき保全策として実施する。
(1)原子炉容器胴部（炉心領域部）の中性子照射脆化
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。
ただし、胴部（炉心領域部）の中性子照射脆化に対しては、今後も計
画的に監視試験を実施して健全性評価の妥当性を確認する必要があることから、今後の原子炉の運転サイクル・照射量を勘案して第4回監視試験の実施計画を2021年12月18日からの10年間の期間において策定する。
(2)原子炉容器等の疲労割れ
健全性評価結果から判断して、疲労割れ発生の可能性はないと考える。
ただし、疲労評価は実績過渡回数に依存するため、今後も実績過渡回数を把握し評価する必要があることから、実績過渡回数の確認を継続的に実施し、運転開始後60年時点の推定過渡回数を上回らないことを2021年
12月18日からの10年間の期間において確認する。
(3)ステンレス鋼配管溶接部の施工条件に起因する内面からの粒界割れ
健全性評価結果から判断して、当該事象は特異な事象と判断され、今後も機能の維持は可能であることから、高経年化対策上着目すべき経年劣化事象ではない。
なお、今後の知見拡充結果を踏まえた対応を明確にしておく観点から、
第21保全サイクルまで継続して実施する類似性の高い箇所に対する検査の結果も踏まえて、第22保全サイクル以降の検査対象および頻度を検討
し、供用期間中検査計画に反映を2021年12月18日からの10年間の期間において行う。
6. 発電用原子炉施設の劣化を管理するために必要な措置
高経年化技術評価の結果、大部分の機器・構造物については、プラント運
転中や定期検査時などのプラント停止中に現状保全を継続していくことにより、長期間の運転を仮定しても、プラントを健全に維持することは可能との評価結果が得られた。したがって、今後も現状保全を保全指針等に基づき劣99

化を管理するための必要な措置として実施していく。さらに、定期事業者検査対象機器等に係る主要な点検の計画に基づく点検計画については、核原料
物質、核燃料物質及び原子炉の規制に関する法律第 43 条の 3 の 16 第 3 項の規定に基づき報告している定期事業者検査報告書に記載している。
なお、大飯 3 号炉について、今後、運転しようとする期間を 40 年を超えて計画する場合は、「実用発電用原子炉の長期施設管理計画の審査基準」に基
づき、原子炉容器、原子炉格納容器及びコンクリート構造物の特別点検を、運転開始後 35 年経過する日以降、40 年を迎える日を含む長期施設管理計画の始期までに実施する。
高経年化に関する技術評価結果から抽出された現状保全に追加すべき保全策（前項 5.11）については、劣化を管理するための必要な措置として具体的な保全計画に反映し、運転開始後 30 年を迎えた 2021 年 12 月 18 日を始期とした 10 年間の適用期間で計画的に実施していく。
(1)原子炉容器胴部（炉心領域部）の中性子照射脆化
原子炉容器胴部（炉心領域部）の中性子照射脆化については、これまでの監視試験結果、定期的な超音波探傷検査及び破壊力学的手法等を用いた健全性評価結果から、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ているが、日本電気協会 原子炉構
造材の監視試験方法、実用発電用原子炉及びその附属施設の技術基準に関する規則の解釈等に基づき、今後の原子炉の運転サイクル・照射量を勘案して、原子炉容器胴部の中性子照射脆化に対する劣化評価が的確にできる
よう、適切な時期に監視試験を実施していく。具体的には、原子炉容器内面が受ける中性子照射量が 2.4×1019n/cm2 を上回る場合は、原子炉容器内面が受ける中性子照射量がこれまでに取り出された監視試験片の中性子照
射量を超えない時期、運転開始後 40 年を超えて運転を行う場合には運転開始後 40 年から 50 年に少なくとも 1 回、更に運転開始後 50 年から 60 年に少なくとも 1 回、監視試験を実施していく。
運転開始後 30 年を迎えた 2021 年 12 月 18 日を始期とした 10 年間の長期施設管理計画においては、大飯 3 号炉は、既に 3 回までの監視試験により、
原子炉容器が受ける中性子照射量に換算すると約 65EFPY までの試験結果が得られていることから、監視試験を実施する必要はないと考えているが、上記の状況や高照射領域の照射データの知見拡充の観点も踏まえ、今後の原子炉の運転サイクル・照射量を勘案して、第 4 回監視試験の実施計画を策定する。
(2)原子炉容器等の疲労割れ
原子炉容器等の疲労割れについては、評価期間を運転開始後 60 年時点とした評価の結果、疲労累積損傷係数は許容値に対して余裕のある結果が得られており、疲労割れ発生の可能性はないと考えているが、疲労割れ評価100

結果は実績過渡回数に依存するために、継続的に実績過渡回数を把握する必要があることから、今後、疲労割れ評価における実績過渡回数の把握および確認を継続的に実施していく。
運転開始後 30 年を迎えた 2021 年 12 月 18 日を始期とした 10 年間の長期施設管理計画においては、プラント運転実績を継続的に把握し、プラント
運転開始後 35 年を目途に実績過渡回数の確認を実施し、評価期間である運転開始後 60 年時点の推定過渡回数を上回らないことを確認する。
(3)ステンレス鋼配管溶接部の施工条件に起因する内面からの粒界割れ
ステンレス鋼配管溶接部の施工条件に起因する内面からの粒界割れについては、国内外の PWR プラントにおいて類似の事例は確認されておらず、同様の事象発生の可能性があると推定された部位全てに対し追加検査を行ったが、亀裂は認められていない。これらの状況から、亀裂の発生は「過大な溶接入熱」と「形状による影響」が重畳した特異な事象であったと判断している。なお、亀裂発生部位については、第 18 回定期検査時（2020～2021 年度）に取替えを実施し、取替えに際しては初層入熱量が過大とならない全層 Tig 溶接を採用していることから、今後同様の事象が発生する可能性は小さい。また、第 18 保全サイクルにおける類似性の高い箇所に対す
る超音波検査においても有意な指示は確認されていないことから、今後も健全性の維持は可能であると考えているが、今後の機器に対する更なる健全性を確保するため、実機検査及び知見拡充活動を継続的に実施していく。
具体的には、運転開始後 30 年を迎えた 2021 年 12 月 18 日を始期とした
10 年間の長期施設管理計画においては、「大飯発電所 3 号炉加圧器スプレ
イ配管溶接部における有意な指示」を踏まえて実施する知見拡充結果に基づき、第 21 保全サイクルまで継続して実施する類似性の高い箇所に対する検査の結果も踏まえて、第 22 保全サイクル以降の検査対象および頻度を検討し、供用期間中検査計画に反映を行う。
なお、高経年化技術評価は現在の最新知見に基づき実施したものであるが、以下に例示するような運転経験や最新知見等を踏まえ、適切な時期に
高経年化技術評価の観点で確認を継続的に実施し、高経年化に関する技術
評価結果から抽出された現状保全に追加すべき保全策に変更が必要と評価した場合には長期施設管理計画の変更を行うと共に、事業者の保守管理活動により設備の信頼性向上を継続的に図りつつ、それらの結果を踏まえた
高経年化技術評価については次サイクルの長期施設管理計画に反映していく。
・材料劣化に係る安全基盤研究の成果
・これまで想定していなかった部位等における経年劣化事象が原因と考えられる国内外の事故・トラブル
・関係法令の制定および改廃

101

・原子力規制委員会からの指示
・材料劣化に係る規格・基準類の制定および改廃
・発電用原子炉の運転期間の変更
・発電用原子炉の定格熱出力の変更
・発電用原子炉の設備利用率（実績）から算出した原子炉容器の中性子照射量・点検・補修・取替、環境測定の実績
7. サプライチェーン等の管理
サプライチェーン等の管理については、当社は従前から取り組んでいる製
造中止品に対する活動に原子力エネルギー協議会「製造中止品管理ガイドライン」も踏まえ、原子力発電所の保全計画のインプット情報となる製造中止
品情報の管理方法を明確化し、発電所の安全安定運転の維持・向上を図ることを目的に製造中止品管理プログラムを策定している。
なお、実用発電用原子炉の設置、運転等に関する規則第113条第1項7号の「技術の旧式化（科学技術の進展に伴い、その技術が旧式となり一般に利用されなくなることをいう。）その他の事由により、発電用原子炉施設の安全性を確保するために必要な物品又は役務の調達に著しい支障が生じることを予防するための措置」は、「サプライチェーン等の管理」としている。
7.1 適用範囲
製造中止品管理プログラムは、原子力発電所を構成する安全上重要な構
築物、系統及び機器の他、これらの維持に必要な保守サービスの提供および特殊工具等を対象とし、原子力発電所の信頼性と運転継続性にとって重要となる構造物、系統及び機器にも適用される。
具体的には、現在使用中の機器・部品について、以下の内容を含んでいる。
・製造及びサービスの終了又は終了予定が明確になっている製品
・当初納入時と同等の品質管理（トレーサビリティ等）が満足できない又はその予定の製品
・機器の保全時の技術サポート（技術指導、点検、修理等）が調達できない又はその予定の製品
7.2 製造中止品管理プログラム
本プログラムの具体的な対応フローは図7.2-1に示す製造中止品管理業
務フローに基づき、以下の項目について製造中止品の管理を実施する。
7.2.1 情報入手
製造中止に係るデータを一元管理し、情報を共有するための登録データ
ベース（以下、「製造中止品管理DB」という。）を用いて、プラントメー

102

カや協力会社から製造中止品に関する情報を入手し取りまとめたうえで、製造中止品管理DBへ登録する。情報入手の具体的手段、方法は以下の通りである。
（１） PWR事業者連絡会
PWR事業者連絡会は、PWR電力事業者4社、PWRプラントメーカ2社と連携し、共通案件に関する技術検討の実施や会員間の技術情報の一層の共有を図ることにより、PWRプラントの安全安定運転、総合的な技術力向上を推進するための会議体である。保修管理グループに事務局を設置のうえ、定期的に事業者連絡会を開催し、製造中止情報を能動的に入手、共有している。また、緊急性を要する事案が発生した場合は、定期的な会合に拘らず速やかに情報交換を行うこととしている。
（２） 技術情報連絡会
技術情報連絡会は当社の原子力発電所の運営に携わる定検施工会社や設
備メンテナンス、検査会社等の関係協力会社約30社と連携しており、保修
管理グループに事務局を設置のうえ、各社からの製造中止情報を恒常的に入手しているとともに、定期的に各社に対して、情報提供依頼を行うこと
で、能動的に情報入手している。
（３） 恒常的な施設管理業務を通じて入手する情報
上記に加え恒常的な施設管理業務を通じて入手する情報についても製造中止品管理DBへ登録することとしている。
7.2.2 対応策の検討
登録情報を元に、代替品の保守継続性や互換性の確認等、適合性を調査のうえで、検討期限・更新範囲・代替品の選定等の対応方針をとりまとめ、
製造中止品管理DBを更新する。製造中止品管理DBには、製造中止情報の情報源、情報入手時期、製造メーカ、仕様等の基本的情報に加えて、供給期
限、代替品の有無、互換性の有無、代替品情報等を入力することにより、適切な対応方針の立案を確実にする運用としている。検討作業の遅れにより発電所の運転継続性に影響を及ぼすことがないよう、製造中止品管理DBの対応ステータスが「検討中」の案件に対しては、検討期限を設定することとしている。
7.2.3 対策の実施
製造中止品管理DBへの登録情報を元に保全計画を策定し、保全を実施する。さらに、運転に影響を及ぼす処理遅れが発生しないよう、定期的に本プログラムの対応状況を確認し、必要な処置を講じている。
なお、保全計画への反映に際しては、保全計画の実施時期を、発電所の信頼性、運転継続性に影響を与えないように考慮することを本プログラム

103

に定めている。
7.3 評価結果
製造中止品管理プログラムにおいては、入手した情報を一元的、網羅的に管理し、確実に保全計画に反映し、実施していく仕組みを構築しており、さらに、本プログラムに基づく保全活動の停滞や対策の遅延により発電所の運転継続性に影響を及ぼすことがないよう、保修管理グループにて定期的に製造中止品管理DBの登録状況を確認のうえ、確認結果を関係者に通知し、処置遅れが発生していないことを確認している。
上記活動は、品質マネジメントシステムに基づき実施しているものであり、保全計画の策定において製造中止品情報を取り込むとともに、保全の有効性評価においては、製造中止品管理プログラムが有効に機能しているかを確認し、改善点等があればプログラム改修や手順見直しといった継続的な改善につなげることとしている。
今後とも、サプライチェーン等の管理については、製造中止品管理プロ
グラムに基づき、各メーカから製造中止品情報等を収集し、必要に応じて代替品の選定、検証を継続的に実施していく。
以上のことから、本プログラムに基づく活動を継続していくことで、機器、構築物の健全性を長期的に維持できるものと判断する。
サプライチェーン等の管理に関する詳細は添付資料「サプライチェーンなどの管理に関する説明書」にまとめている。

104

図7.2-1 製造中止品管理業務フロー

105

8. 点検及び評価並びに措置の実施に関する基本的な方針及び目標
原子炉施設について原子炉設置（変更）許可を受けた設備に係る事項および「実用発電用原子炉及びその附属施設の技術基準に関する規則」を含む要求事項（技術評価の実施、サプライチェーン等の管理を含む）への適合を維持し、原子炉施設の安全を確保するため、保安規定の施設管理計画（第 125条）において、施設管理の実施方針および施設管理目標を定めている。
大飯 3 号炉については、プラントを構成する機器・構造物に対して 60 年間の運転を仮定し、想定される経年劣化事象に関する技術評価を実施するとともに、今後 10 年間に高経年化の観点から、発電用原子炉施設の劣化を管理するために必要な措置として、現状保全の継続および技術評価結果から抽出された追加保全項目（以下、長期施設管理方針）、監視試験計画、サプライチ
ェーン等の管理プログラムを定め、長期施設管理計画の期間、技術評価とともに長期施設管理計画としてとりまとめた。
今後は、現状保全を継続していくとともに、策定した長期施設管理方針を
具体的な保全計画に反映して確実に実施していく。また、現状保全や長期施設管理方針に基づく保全の実績を保全の有効性評価のインプットに位置づ
け、保全の有効性評価を通じてさらなる保全計画の改善に活用していく。
長期施設管理計画として記載した事項は、現在の材料劣化に係る最新知見等を踏まえた高経年化技術評価に基づくものであるが、今後とも国内外の運転経験や最新知見、および設備の補修・取替の実績等の情報を収集し、それらを踏まえ、劣化評価の見直しや長期施設管理計画の見直しの検討を速やかに行い、必要に応じ、長期施設管理計画の変更を行うものとする。
さらに、事業者が自ら行う活動として、原子力発電設備が設計段階・工事
段階・運転段階のそれぞれの段階において要求される技術基準に対し、それら技術基準が改訂される場合においては速やかに技術基準に適合するよう原
子力施設の施設管理を行うことで、最新の安全基準に適合させるよう努める。また、その場合においては想定する運転期間における経年劣化を考慮することとし、適切に長期施設管理計画にも反映する。サプライチェーン等の管理についても、製造中止品管理プログラムに基づき、各メーカから製造中
止品情報等を収集し、必要に応じて代替品の選定、検証を継続的に実施していく。
また、長期運転プラントの原子力安全の達成に必要な経年劣化管理に関する技術的能力については、要員に対して最新の知識・技能を習得させること
で維持・向上していくよう努める。

106当社は、今後も日常の保安活動における安全性向上に向けた不断の努力を継続することで、原子力発電設備の安全性・信頼性を絶えず向上していく所存である。
9. 点検及び評価並びに措置に係る品質マネジメントシステム
劣化管理を含む保安活動のための品質マネジメントシステムについては、発電所の安全を達成・維持・向上させるため、「原子力施設の保安のための業務に係る品質管理に必要な体制の基準に関する規則」および「同規則の解釈」に基づき保安規定（第 3 条）において品質マネジメントシステム計画として定めている。
なお、保安規定で定める事項については添付資料「点検及び評価並びに措置に係る品質マネジメントシステムに関する説明書」に示すとともに、技術評価の実施体制については、添付資料「劣化評価の方法及びその結果の詳細に関する説明書（高経年化技術評価書）」に示す。

107

別紙１

長期施設管理計画策定に係る追加評価について

別-1

本資料は長期施設管理計画策定に係る追加評価についてまとめたものである。
具体的な追加評価対象は以下の通り。
①5.8.2 中性子照射脆化②5.8.5 電気・計装品の絶縁低下
追加評価にあたって、5.4 技術評価の実施体制に基づいて評価を実施したが、具体的な対応については関係章毎に以下に示す。なお、②については追加評価を実施した蓄電池（3 系統目）、充電器（3 系統目蓄電池用）の評価結果を踏まえても 5.8.5.6 代表機器以外の技術評価結果の記載内容に影響しないことを確認した。
5.4.1 評価の実施に係る組織
長期施設管理計画策定に係る追加評価にかかる体制を図5.4-1-1に示す。
5.4.3 工程管理
図5.4-2-1に示すように長期施設管理計画策定に係る追加評価にあたり工程管理を実施した。
5.4.4 協力事業者の管理
社内標準に定められる調達管理において、品質保証計画書の要求と当社による審査を経て、株式会社原子力エンジニアリングには、長期施設管理
計画書等の整理等を委託し、三菱重工業株式会社には、技術評価対象機器について長期健全性評価等の業務委託を実施した。
5.6 評価年月日
2023年12月6日

別-2

大飯 3 号炉

長期施設管理計画策定体制表（長期施設管理計画策定に係る追加評価）

別-3
図5.4-1-1

評価の実施に係る組織

年月

2023
7

項目

8

9

2024
10

11

12

1

追加評価
妥当性確認

別-4

図5.4-2-1

実施工程（長期施設管理計画策定に係る追加評価）2

5.8.2 中性子照射脆化
5.8.2.3 健全性評価
ｃ．加圧熱衝撃評価「実用発電用原子炉の長期施設管理計画の審査基準」に記載のある「照射脆化の将来予測を伴わない実測データに基づく評価」を実施した。評価手法としては、これまで実施した監視試験によって採取した破壊靭性実測
値をプロットし、照射前および第1～2回監視試験のデータについては測定したTr30実測値と第3回監視試験で測定したTr30実測値の差分だけ温度シフトさせた。なお、第3回監視試験の照射量は、原子炉容器内表面から深さ10mmの位置（想定亀裂先端位置）の照射量に換算すると運転開始後約85年時点の照射量に相当する。次に、温度シフトさせた破壊靭性実測データ
を下限包絡したＫＩＣ曲線をJEAC4206の附属書Cに従い設定した。図5.8.2-3に示す評価結果の通り、ＫＩＣ曲線はＫ Ｉで示すPTS状態遷移曲線を上回っていることから、「照射脆化の将来予測を伴わない実測データに基づく評価」においても脆性破壊は起こらないと評価される。

図 5.8.2-3

大飯 3 号炉

原子炉容器胴部（炉心領域部）中性子照射脆化に対する PTS 評価結果
［照射脆化の将来予測を伴わない実測データに基づく評価］

別-55.8.5 電気・計装品の絶縁低下
5.8.5.6 代表機器以外の技術評価結果（２）点検検査結果による健全性評価
表5.8.5-1のうち設計基準事故環境下で機能が要求される電気・計装設備および重大事故等環境下で機能が要求される電気・計装設備以外の電気・計装設備（ポンプモータ、ケーブル（高圧ケーブル）、電気設備、計測制御設備、空調設備(モータ)、機械設備（制御用空気圧縮機モータ、燃料取替クレーン、燃料移送装置）、電源設備（ディーゼル発電機、ディーゼル機関付属設備（ポンプ）、計装用電源盤、原子炉トリップ遮断器盤等）については、点検検査結果による健全性評価を行った結果、現状保全として実施している絶縁診断、絶縁抵抗測定
または系統機器の動作確認は点検手法として適切であり、絶縁低下傾向の管理として、点検検査の実施、絶縁低下の状況の傾向把握、有意な絶縁低下と判断する値の設定および有意な絶縁低下と判断する前に取替え等の管理を行っていることから、現状保全を実施していくこと
で有意な絶縁低下が生じないことを確認した。

別-6