東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価 比較表（崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合））
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備考7.1.4 崩壊熱除去機能喪失
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」は，崩壊熱除去機能の喪失に至る要因により「取水機能が喪失した場合」又は「残留熱除去系が故障した場合」に分類される。
7.1.4.1 取水機能が喪失した場合
7.1.4.1 取水機能が喪失した場合
7.1.4.1.1 事故シーケンスグループの特徴，炉心損傷防止対策
7.1.4.1.1 事故シーケンスグループの特徴，炉心損傷防止対策(1) 事故シーケンスグループ内の事故シーケンス(1) 事故シーケンスグループ内の事故シーケンス
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」に含まれる事故シーケンスとし ・プラント型式の違いに起因した事故
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」に含まれる事故シーケンスは，ては，「6.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，①「過渡事象＋シーケンス抽出の違い「6.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，①「過渡事象＋崩壊熱
7.1.4 崩壊熱除去機能喪失除去失敗」，②「過渡事象＋SRV 再閉失敗＋崩壊熱除去失敗」，③「通常停止＋崩壊
熱除去失敗」，④「通常停止＋SRV 再閉失敗＋崩壊熱除去失敗」，⑤「サポート系喪失＋崩壊熱除去失敗」，⑥「サポート系喪失＋SRV 再閉失敗＋崩壊熱除去失敗」，⑦「小破断 LOCA＋崩壊熱除去失敗」，⑧「中破断 LOCA＋RHR 失敗」及び⑨「大破断 LOCA
＋RHR 失敗」である。

ＲＨＲ失敗」，②「過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗」，③「外部電
源喪失＋ＤＧ失敗（ＨＰＣＳ成功）」，④「外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁
再閉鎖失敗（ＨＰＣＳ成功）」，⑤「外部電源喪失＋直流電源喪失（ＨＰＣＳ成功）」，⑥「手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋ＲＨＲ失敗」，⑦「手動停止／サポー
ト系喪失（手動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗」，⑧「サポート系喪失（自動停止）＋ＲＨＲ失敗」，⑨「サポート系喪失（自動停止）＋逃がし安全弁再
閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗」，⑩「サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗（ＨＰＣＳ成功）」，⑪「サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗（ＨＰＣＳ成功）」，⑫「中小破断ＬＯＣＡ＋
ＲＨＲ失敗」及び⑬「大破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗」である。

(2) 事故シーケンスグループの特徴及び炉心損傷防止対策の基本的考え方(2) 事故シーケンスグループの特徴及び炉心損傷防止対策の基本的考え方
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）」では，
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）」は，運転時の異常な過渡変化又は設計基準事故（LOCA を除く）の発生後，炉心冷却には運転時の異常な過渡変化又は設計基準事故の発生後，高圧注水機能等により炉心冷 ・東海第二では，ＬＯＣＡを起因事象とする事故シーケンスについても，成功するが，取水機能の喪失により崩壊熱除去機能が喪失することを想定する。こ
却には成功するが，取水機能の喪失により崩壊熱除去機能が喪失することを想定す
ＨＰＣＳによる炉心冷却に成功すのため，原子炉冷却材温度の上昇により発生する蒸気が逃がし安全弁により原子炉る。このため，炉心の崩壊熱により発生した蒸気が逃がし安全弁を介して格納容器
る場合は本事故シーケンスグルー
格納容器に放出され，格納容器圧力が上昇することから，緩和措置がとられない場に流入し格納容器圧力が上昇することで，緩和措置が取られない場合には，炉心損
プに分類
合には，炉心損傷より先に原子炉格納容器が破損する。これに伴って炉心冷却機能
傷より先に格納容器破損に至る。これに伴い炉心冷却機能を喪失する場合には，原を喪失する場合には，原子炉水位の低下により炉心が露出し，炉心損傷に至る。ま子炉水位の低下により炉心が露出し，炉心損傷に至る。
・記載箇所の違い（東海第二でも運転た，取水機能の喪失を想定することから，あわせて非常用ディーゼル発電機も機能
員等操作の観点ではＳＢＯを想定）喪失する。ここで，対応がより厳しい事故シーケンスとする観点から，外部電源の喪失を設定し，全交流動力電源喪失が生じるものとした。
本事故シーケンスグループのうち取水機能が喪失した場合については，取水機能本事故シーケンスグループは，取水機能を喪失したことによって最終的に炉心損の喪失により崩壊熱除去機能が失われたことによって最終的に炉心損傷に至る事故
傷に至る事故シーケンスグループである。このため，重大事故等対策の有効性評価
シーケンスグループである。このため，重大事故等対策の有効性評価には，取水機には，取水機能に対する重大事故等対処設備に期待することが考えられる。
能に対する重大事故等対処設備に期待することが考えられる。
以上により，本事故シーケンスグループのうち取水機能が喪失した場合についてしたがって，本事故シーケンスグループでは，原子炉隔離時冷却系による原子炉
は，原子炉注水機能を用いて原子炉へ注水することにより炉心損傷の防止を図ると注水によって原子炉水位を適切に維持しつつ，常設代替交流電源設備による給電及1／48

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び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水の準備が完了したところで，逃がし安全弁の手動開操作により原子炉を減圧し，原子炉減圧後に低圧代替注水系（常設）及び代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（低圧注水モード）により炉心を冷却することによって炉心損傷の防止を図る。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，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）による原子炉格納容器除熱を実施する。

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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備

考ともに，代替の海水取水機能を用いて最終的な熱の逃がし場へ熱の輸送を行うことによって除熱を行い格納容器破損の防止を図る。

(3) 炉心損傷防止対策(3) 炉心損傷防止対策
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）」にお事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」のうち取水機能が喪失した場合
ける機能喪失に対して，炉心が著しい損傷に至ることなく，かつ，十分な冷却を可において，炉心が著しい損傷に至ることなく，かつ十分な冷却を可能とするため，能とするため，初期の対策として原子炉隔離時冷却系，低圧代替注水系（常設）及初期の対策として原子炉隔離時冷却系，逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動操作
び逃がし安全弁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，逃による原子炉減圧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）
がし安全弁を開維持することで，低圧代替注水系（常設）及び代替原子炉補機冷却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，逃がし安全弁（自系を介した残留熱除去系（低圧注水モード）による炉心冷却を継続する。また，原
動減圧機能）を開維持することで常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水
子炉格納容器の健全性を維持するため，安定状態に向けた対策として代替格納容器
系（常設）による炉心冷却を継続する。また，格納容器の健全性を維持するため，スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却手段，代替原子炉補機冷却系を安定状態に向けた対策として，緊急用海水系を用いた残留熱除去系（格納容器スプ介した残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）による原
レイ冷却系及びサプレッション・プール水冷却系）による格納容器除熱手段を整備
子炉格納容器除熱手段を整備する。
する。対策の概略系統図を第 7.1.4.1－1 図に，対応手順の概要を第 7.1.4.1－2 図
これらの対策の概略系統図を第 7.1.4.1－1 図から第 7.1.4.1－4 図に，手順の概に示すとともに，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要を第 7.1.4.1－5 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，の関係を第 7.1.4.1－1 表に示す。
重大事故等対策における設備と操作手順の関係を第 7.1.4.1－1 表に示す。
本事故シーケンスグループの重要事故シーケンスにおいて，事象発生 10 時間ま本事故シーケンスグループにおける重要事故シーケンスにおいて，必要な要員は ・プラント基数，設備設計及び運用のでの 6 号及び 7 号炉同時の重大事故等対策に必要な要員は，中央制御室の運転員及初動対応要員 18 名である。
違いにより必要要員数は異なるが，
び緊急時対策要員で構成され，合計 28 名である。その内訳は次のとおりである。
初動対応要員の内訳は，当直発電長 1 名，当直副発電長 1 名，運転操作対応を行
タイムチャートにより要員の充足
中央制御室の運転員は，当直長 1 名（6 号及び 7 号炉兼任），当直副長 2 名，運転
う当直運転員 4 名，通報連絡等を行う災害対策要員 2 名及び現場操作を行う重大事
性は確認される。
操作対応を行う運転員 12 名である。発電所構内に常駐している要員のうち，通報故等対応要員 10 名である。
連絡等を行う緊急時対策本部要員は 5 名，緊急時対策要員（現場）は 8 名である。
必要な要員と作業項目について第 7.1.4.1－3 図に示す。
また，事象発生 10 時間以降に追加で必要な要員は，代替原子炉補機冷却系作業をなお，重要事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目を重要事 ・東海第二では，常設の重大事故等対行うための参集要員 26 名である。必要な要員と作業項目について第 7.1.4.1－6 図
故シーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，初動対応要員 18 名で対処可
処設備である緊急用海水系に期待
に示す。
能である。
することから，参集要員は不要
なお，重要事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目を重要事
故シーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，28 名で対処可能である。
a. 全交流動力電源喪失及び原子炉スクラム確認
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。全交流動力電源喪失の発生により原子炉がスクラムしたことを確認する。

ａ．原子炉スクラムの確認
運転時の異常な過渡変化又は設計基準事故が発生して原子炉がスクラムしたこ ・東海第二でも，外部電源が喪失したとを確認する。
場合のＳＢＯ確認も含めて 10 分間
原子炉スクラムの確認に必要な計装設備は，平均出力領域計装等である。
の状況判断にを設定していること
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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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考から，実態として違いはない。

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。
b. 原子炉隔離時冷却系による原子炉注水
原子炉スクラム後，原子炉水位は低下するが，原子炉水位低（レベル 2）で原子炉隔離時冷却系が自動起動し，原子炉注水を開始することにより，原子炉水位が回復する。
原子炉隔離時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，原子炉水位及び原子炉隔離時冷却系系統流量等である。
原子炉水位回復後は，原子炉水位を原子炉水位低（レベル 2）から原子炉水位高（レベル 8）の間で維持する。

備ｂ．原子炉隔離時冷却系の自動起動の確認
原子炉水位が原子炉水位異常低下（レベル２）設定点に到達した時点で原子炉隔離時冷却系が自動起動したことを確認する。また，主蒸気隔離弁が閉止するとともに，再循環ポンプがトリップしたことを確認する。
原子炉隔離時冷却系の自動起動の確認に必要な計装設備は，原子炉水位（広帯域，燃料域），原子炉隔離時冷却系系統流量等である。
ｃ．原子炉水位の調整操作（原子炉隔離時冷却系）
原子炉隔離時冷却系の起動により原子炉注水が開始され，原子炉水位が回復したことを確認する。また，原子炉水位回復後は，原子炉水位を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の間で維持する。
原子炉水位の調整操作（原子炉隔離時冷却系）に必要な計装設備は，原子炉水位（広帯域，燃料域）等である。

c. 早期の電源回復不能判断及び対応準備
中央制御室からの操作により外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動ができず，非常用高圧母線（6.9kV）の電源回復ができない場合，早期の電源回復不能と判断する。これにより，常設代替交流電源設備，代替原子炉補機冷却系，低圧代
替注水系（常設）の準備を開始する。
ｄ．取水機能喪失の確認
サプレッション・プール水温度が 32℃に到達したことを確認し，中央制御室からの遠隔操作により残留熱除去系によるサプレッション・プール冷却を試みるが，残留熱除去系海水系の起動に失敗したことを確認し，取水機能喪失を確認する。
取水機能喪失の確認に必要な計装設備は，残留熱除去系海水系系統流量等である。
外部電源が喪失している場合，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。
・東海第二では，解析上考慮しない操ｅ．残留熱除去系海水系の回復操作
作も含め，手順に従い必ず実施する取水機能喪失の確認後，残留熱除去系海水系の回復操作を実施する。
操作を記載
ｆ．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）の起動準備操作
取水機能喪失に伴う低圧注水機能喪失の確認後，中央制御室からの遠隔操作に
よ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）を起動する。
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）の起動準備操作に必要な計装設備は，常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力等である。
ｇ．可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）の起動準備操作
取水機能喪失に伴う低圧注水機能喪失の確認後，可搬型代替注水中型ポンプ準
備及びホース敷設等を実施する。
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d. 逃がし安全弁による原子炉急速減圧
常設代替交流電源設備による交流電源供給を確認後，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水の準備として，中央制御室からの遠隔操作により復水移送ポンプ 2台を手動起動する。また，原子炉注水に必要な電動弁（残留熱除去系注入弁及び残留熱除去系洗浄水弁）が開動作可能であることを確認する。低圧代替注水系（常設）のバイパス流防止系統構成のためにタービン建屋負荷遮断弁を全閉にする。

原子炉隔離時冷却系による原子炉注水停止を確認し，サプレッション・チェンバのプール水の熱容量温度制限により，中央制御室からの遠隔操作によって逃がし安全弁 2 個を手動開操作し原子炉を急速減圧する。
原子炉急速減圧を確認するために必要な計測設備は，原子炉圧力である。

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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備

考ｈ．逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動操作による原子炉減圧
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）の起動準備操作の完了後，サプレッション・プール水温度がサプレッション・プール熱容量制限（原子炉が高圧の場合は 65℃）に到達したことを確認し，中央制御室からの遠隔操作により逃がし安全弁（自動減圧機能）の 7 弁を手動開放し，原子炉減圧を実施する。
逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動操作による原子炉減圧に必要な計装設備
は，原子炉圧力等である。
ｉ．原子炉水位の調整操作（低圧代替注水系（常設））
逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動操作による原子炉減圧により，原子炉圧力が常設低圧代替注水系ポンプの吐出圧力を下回ると，原子炉注水が開始され，原子炉水位が回復することを確認する。原子炉水位回復後は，原子炉水位を原子
炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の間で維持する。また，原子炉圧力の低下により原子炉隔離時冷却系が停止したことを確認する。
原子炉水位の調整操作（低圧代替注水系（常設））に必要な計装設備は，原子炉水位（広帯域，燃料域）等である。

e. 低圧代替注水系（常設）による原子炉注水逃がし安全弁による原子炉急速減圧により，原子炉圧力が低圧代替注水系（常設）の系統圧力を下回ると，原子炉注水が開始され，原子炉水位が回復する。
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位，復水補給水系流量（RHR B 系代替注水流量）等である。
原子炉水位回復後は，原子炉水位を原子炉水位低（レベル 3）から原子炉水位高（レベル 8）の間で維持する。

f. 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却崩壊熱除去機能を喪失しているため，格納容器圧力及び温度が上昇する。格納容器圧力が 13.7kPa[gage]到達後に，原子炉水位が原子炉水位高（レベル 8）に到達した場合は，中央制御室からの遠隔操作により代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却を実施する。
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却を確認するために必要な計装設備は，格納容器内圧力，復水補給水系流量（RHR B 系代替注水流量）等である。
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時に，原子炉水位が原子炉水位低（レベル 3）まで低下した場合は，中央制御室からの遠隔操作に・手順の違い。東海第二では代替格納容器スプレイは 279kPa[gage] にて
実施する。

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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所備

考より代替格納容器スプレイ冷却系（常設）を停止し，原子炉注水を実施する。原子炉水位高（レベル 8）まで原子炉水位が回復した後，原子炉注水を停止し，格納容器スプレイを再開する。
g. 残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）運転
代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系の準備が完了後，中央制御室からの遠隔操作により残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）
運転を開始する。残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）
運転を確認するために必要な計装設備は，サプレッション・チェンバ・プール水温度等である。
h. 残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水
サプレッション・チェンバ・プール水位が真空破壊装置-1m に到達後，低圧代替
注水系（常設）による原子炉注水を停止し，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水を開始する。
残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水を確認するために必要な計装設備は,原子炉水位及び残留熱除去系系統流量等である。
原子炉水位回復後は，原子炉水位低（レベル 3）から原子炉水位高（レベル 8）の間で維持する。原子炉水位高（レベル 8）まで原子炉水位が回復した後，原子炉注水を停止し，サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード運転を再開する。

ｊ．緊急用海水系を用いた海水通水操作
取水機能喪失の確認後，中央制御室からの遠隔操作により緊急用海水系を起動する。
緊急用海水系を用いた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）等である。
ｋ．緊急用海水系を用いた残留熱除去系による原子炉注水及び格納容器除熱
緊急用海水系の起動後，中央制御室からの遠隔操作により残留熱除去系を起動し，格納容器除熱を実施する。また，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停止し，残留熱除去系による原子炉注水に切り替える。
残留熱除去系による原子炉注水及び格納容器除熱に必要な計装設備は，原子炉水位（広帯域），残留熱除去系系統流量，緊急用海水系流量（残留熱除去系熱交換器）等である。
ｌ．使用済燃料プールの冷却代替燃料プール冷却系等を用いて使用済燃料プールへの注水及び冷却を実施する。

以降，炉心冷却及び原子炉格納容器除熱は，残留熱除去系により継続的に行う。

以降，残留熱除去系により原子炉水位を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の間で維持しつつ，原子炉注水の停止期間中に格納
容器除熱を継続的に実施する。

7.1.4.1.2 炉心損傷防止対策の有効性評価
7.1.4.1.2 炉心損傷防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法(1) 有効性評価の方法
本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケンスは，「6.2
本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケンスは，「6.2
評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，過渡事象（原子炉水位低下の評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，過渡事象（原子炉水位の急速観点で厳しい給水流量の全喪失を選定）を起因事象とし，逃がし安全弁再閉失敗をな低下に伴い，原子炉スクラム，高圧注水機能の自動起動，主蒸気隔離弁の閉止等
含まず高圧状態が継続される「過渡事象（給水流量の全喪失）＋崩壊熱除去失敗」が発生するため，事象発生後の状況判断における余裕時間の観点で厳しい給水流量である。
の全喪失を選定）を起因事象とし，逃がし安全弁により原子炉圧力が高圧状態に維なお，取水機能を喪失することで，非常用ディーゼル発電機も機能喪失すること持される「過渡事象（給水流量の全喪失）＋ＲＨＲ失敗」である。また，運転員等から，本評価では，より厳しい条件とする観点から外部電源の喪失も設定し，取水操作においては，非常用ディーゼル発電機等の機能喪失及び外部電源喪失について機能喪失に全交流動力電源喪失が重畳するものとして，取水機能喪失時の炉心損傷も考慮する。
防止対策の有効性を確認する。
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本重要事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒表面熱伝達，気液熱非平衡，沸騰遷移，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化，気液分
離（水位変化）・対向流，三次元効果，原子炉圧力容器における沸騰・凝縮・ボイド
率変化，気液分離（水位変化）
・対向流，冷却材放出（臨界流・差圧流），ECCS 注水
（給水系・代替注水設備含む）並びに原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達，スプレイ冷却，サプ
レッション・プール冷却が重要現象となる。よって，これらの現象を適切に評価することが可能である長期間熱水力過渡変化解析コード SAFER，シビアアクシデント
総合解析コード MAAP により原子炉圧力，原子炉水位，燃料被覆管温度，格納容器
圧力，格納容器温度等の過渡応答を求める。

また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，本重要事故
シーケンスにおける運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。
(2) 有効性評価の条件
本重要事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な解析条件を第 7.1.4.1－
2 表に示す。また，主要な解析条件について，本重要事故シーケンス特有の解析条
件を以下に示す。
a. 事故条件(a) 起因事象
起因事象として，給水流量の全喪失が発生するものとする。
(b) 安全機能の喪失に対する仮定
取水機能の喪失により崩壊熱除去機能が喪失するものとする。

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備

考

本事故シーケンスグループは，ＬＯＣＡを起因事象とする事故シーケンスも含め， ・東海第二では，ＬＯＣＡを起因事象とする事故シーケンスについても，
高圧炉心スプレイ系に期待できる場合には，炉心冷却に成功する。また，中長期的ＨＰＣＳによる炉心冷却に成功すな格納容器の過圧・過温の観点では，崩壊熱が支配要因となることからＬＯＣＡもる場合は本事故シーケンスグルー
過渡事象も同等となり，崩壊熱除去機能喪失に対する重大事故等対策にも違いはな
プに分類し，事象進展及び重大事故
い。このため，代表性の観点で炉心損傷頻度の高い事故シーケンスを重要事故シー等対策に違いがないことから，代表
ケンスとしている。なお，ＬＯＣＡ時注水機能喪失及び雰囲気圧力・温度による静性の観点で重要事故シーケンスを的負荷（格納容器過圧・過温破損）にて，ＬＯＣＡに加えて崩壊熱除去機能が喪失
選定している。なお，LOCA 時注水機
した場合の重大事故等対策の有効性を確認している。
本重要事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒表面熱伝達，沸騰遷移， 能喪失及び雰囲気圧力・温度による静的負荷にて LOCA に加えて崩壊熱
燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化，気液分離（水位変化）・対除去機能が喪失した場合の有効性
向流，気液熱非平衡及び三次元効果，原子炉圧力容器における冷却材放出（臨界流・が確認されている点は同じ。
差圧流），沸騰・凝縮・ボイド率変化，気液分離（水位変化）
・対向流及びＥＣＣＳ
注水（給水系及び代替注水設備含む）並びに格納容器における格納容器各領域間の流動，気液界面の熱伝達，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，スプレイ冷却及びサプレッション・プール冷却が重要現象となる。よって，これらの現象を適切に評価することが可能である長期間熱水力過渡変化解析コードＳＡＦＥＲ及びシビアアク
シデント総合解析コードＭＡＡＰにより，原子炉圧力，原子炉水位，燃料被覆管温度，格納容器圧力，格納容器雰囲気温度等の過渡応答を求める。なお，本有効性評
価では，ＳＡＦＥＲコードによる燃料被覆管温度の評価結果は，ベストフィット曲 ・東海第二では燃料被覆管温度の評価
結果が破裂判断基準に対して十分線の破裂判断基準に対して十分な余裕があることから，燃料被覆管温度が高温となな余裕があることからＣＨＡＳＴ
る領域において，燃料棒やチャンネルボックスの幾何学的配置を考慮した詳細な輻
Ｅコードによる詳細評価は実施し
射熱伝達計算を行うことで燃料被覆管温度をＳＡＦＥＲコードよりも低めに評価すないことを明記しているが，本事故
るＣＨＡＳＴＥコードは使用しない。
シーケンスで使用する解析コード
また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，本重要事故に違いはない。
シーケンスにおける運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。
(2) 有効性評価の条件
本重要事故シーケンスに対する主要な解析条件を第 7.1.4.1－2 表に示す。また，
主要な解析条件について，本重要事故シーケンス特有の解析条件を以下に示す。
ａ．事故条件(a) 起因事象
起因事象として，給水流量の全喪失が発生するものとする。
(b) 安全機能の喪失に対する仮定
取水機能の喪失により，崩壊熱除去機能が喪失するものとする。

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重大事故等対策の有効性評価 比較表（崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合））
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備考(c) 外部電源
外部電源は以下の観点により使用できないものと仮定する。
a) 事象の進展に対する影響
外部電源がある場合，事象発生と同時に再循環ポンプがトリップしないことにより，原子炉水位低（レベル 3）による原子炉スクラムまでは原子炉出力が高く維持され，原子炉水位の低下が早いため，事象初期の炉心冷却という観点では厳しくなる。しかし，本評価では，事故直後から原子炉隔離時冷却系により炉心は冠水維持され，原子炉減圧により炉心は露出するが，低圧代替注水系（常設）により炉心冷却が継続されることから外部電源の有無の影響は小さい。
b) 重大事故等対策に対する影響
本解析においては，取水機能の喪失を仮定しており，原子炉隔離時冷却系を除く
非常用炉心冷却系及び非常用交流電源設備は使用できない。よって，外部電源なしを仮定することにより，常設代替交流電源設備等の更なる重大事故等対策が必要となることから要員，資源等の観点で厳しい条件となる。

(c) 外部電源・東海第二では，原子炉水位低下の観外部電源はあるものとする。
点で厳しい条件として外部電源あ
外部電源がある場合，原子炉スクラムは，原子炉水位低（レベル３）信号にりを想定するとともに，運転員等操て発生し，再循環ポンプトリップは，原子炉水位異常低下（レベル２）信号に作の観点では外部電が無い場合をて発生する。このため，原子炉水位の低下の観点で厳しくなる。
考慮している。

b. 重大事故等対策に関連する機器条件(a) 原子炉スクラム信号
原子炉スクラムは，タービン蒸気加減弁急速閉信号によるものとする。

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（・外部電源の有無の想定の違いに起原子炉スクラムは，原子炉水位低（レベル３）信号によるものとする。
因する相違点）(b) 主蒸気隔離弁
主蒸気隔離弁は，原子炉水位異常低下（レベル２）信号により閉止するものとする。
(c) ＡＴＷＳ緩和設備（代替原子炉再循環ポンプトリップ機能）
ＡＴＷＳ緩和設備（代替原子炉再循環ポンプトリップ機能）は，原子炉水位
異常低下（レベル２）信号により再循環ポンプを全台トリップさせるものとする。
(d) 逃がし安全弁
逃がし安全弁（安全弁機能）にて原子炉冷却材圧力バウンダリの過度の圧力 ・東海第二では，原子炉圧力が高めに維持され，原子炉減圧操作時に原子上昇を抑制するものとする。また，原子炉減圧には，逃がし安全弁（自動減圧
炉圧力が所定の圧力に到達するま機能）7 弁を使用するものとし，容量として，1 弁当たり定格主蒸気流量の約 6％での時間が遅くなるため，事象発生を処理するものとする。
初期において高圧注水機能が喪失(e) 原子炉隔離時冷却系
３
し低圧注水機能を用いて原子炉注原子炉水位異常低下（レベル２）信号により自動起動し，136.7m ／h（原子炉圧力 1.04MPa[gage]～7.86MPa[gage]において）の流量で原子炉へ注水するも水を実施する事故シーケンスにおのとする。原子炉水位が原子炉水位高（レベル８）設定点まで回復した以降は， いては，評価項目に対して厳しい条
原子炉水位を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）件となる安全弁機能を設定
設定点の範囲に維持する。また，原子炉減圧時の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）による原子炉水位回復性能を確認する観点で，原子炉減圧操作と同時に注水を停止する。

(b) 原子炉隔離時冷却系
原子炉隔離時冷却系が原子炉水位低（レベル 2）で自動起動し，182m3/h（8.12～
1.03MPa[dif]において）の流量で注水するものとする。
(c) 逃がし安全弁
逃がし安全弁の逃がし弁機能にて，原子炉冷却材圧力バウンダリの過度の圧力上昇を抑えるものとする。また，原子炉減圧には自動減圧機能付き逃がし安全弁（2個）を使用するものとし，容量として，1 個あたり定格主蒸気流量の約 5%を処理す
るものとする。

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号機(d) 低圧代替注水系（常設）
逃がし安全弁による原子炉減圧後に，最大 300m3/h にて原子炉注水し，その後は炉心を冠水維持するように注水する。なお，低圧代替注水系（常設）による原子炉
注水は，格納容器スプレイと同じ復水移送ポンプを用いて弁の切替えにて実施する。
(e) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）
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，140m3/h にて原子炉格納容器内にスプレイする。なお，格納容器スプレイは，原子炉注水と同じ復水移送ポンプを用いて弁の切替えにて実施する。

(f) 代替原子炉補機冷却系
伝熱容量は約 23MW（サプレッション・チェンバ・プール水温 100℃，海水温度 30℃
において）とする。

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備考(f) 低圧代替注水系（常設）
常設低圧代替注水系ポンプ 2 台を使用するものとし，注水流量は，機器設計上の最小要求値である最小流量特性（注水流量：0m３／h～378m３／h，注水圧力：0MPa[dif] ※～2.38MPa[dif]）を用いるものとする。また，原子炉水位が原子炉水位高（レベル８）設定点まで回復した以降は，原子炉水位を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の範囲に維持する。残留
熱除去系の準備完了後，原子炉水位高（レベル８）設定点到達で常設低圧代替 （・東海第二では，代替格納容器スプ
レイ冷却系ではなく，ＥＳＷを用い
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停止する。
たＲＨＲスプレイに期待している）※ MPa[dif]…原子炉圧力容器と水源との差圧（以下同様）(g) 残留熱除去系（低圧注水系）
残留熱除去系（低圧注水系）ポンプ 1 台を使用するものとし，0m３／h～1,676m
３／h（0MPa[dif]～1.55MPa[dif]において）の流量で原子炉へ注水するものとする。なお，原子炉水位を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の間で維持しつつ，原子炉注水の停止期間中に格納容器スプレ
イを実施するものとする。
(h) 残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）
残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水を停止している期間に 1.9×10
３t／h の流量で格納容器へスプレイするものとし，そのうち 95％をドライウェ
ルへ，5％をサプレッション・チェンバへ分配するものとする。なお，格納容器
スプレイ実施中に格納容器圧力が 13.7kPa[gage]に到達した時点でサプレッション・プール冷却運転に切り替える。
(i) 緊急用海水系
残留熱除去系へ海水通水時の伝熱容量は，約 24MW（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) 残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）
伝熱容量は，熱交換器 1 基あたり約 8MW（サプレッション・チェンバ・プール水
温 52℃，海水温度 30℃において）とする。
(h) 残留熱除去系（低圧注水モード）
残留熱除去系（低圧注水モード）は，サプレッション・チェンバ・プール水位が真空破壊装置-1m に到達した時点で手動起動し，954m3/h（0.27MPa[dif]において）の流量で注水するものとする。

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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，「6.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。
(a) 交流電源は，事象発生から 70 分後に常設代替交流電源設備によって供給を開始する。

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

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，「6.3.5 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。

(b) 低圧代替注水系（常設）起動操作は，事象発生から 70 分後の常設代替交流電源設
備からの給電の直後に開始する。なお，サプレッション・チェンバ・プール水位が真空破壊装置-1m に到達した場合，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を停止する。
(c) 逃がし安全弁による原子炉減圧操作は，低圧代替注水系（常設）起動操作後，原子炉水位がレベル 8 に到達する事象発生から約 3 時間後に開始する。
(d) 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，原子炉水位高（レベル 8）に到達した場合に開始する。なお，格納容器スプレイは，事象発生から約 25 時間後に停止する。
(e) 代替原子炉補機冷却系運転操作は，事象発生から 20 時間後に開始する。
(f) 代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール
水冷却モード）の起動操作は，事象発生から 20 時間後に開始する。

(a) 逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動操作による原子炉減圧（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）は，運転 ・東海第二では，運転手順に基づき設定している。また，代替交流電源か手順に基づきサプレッション・プール水温度が 65℃に到達した場合に実施す
らの給電開始時間についても，運転る。
手順に基づく操作時間を考慮して(b) 緊急用海水系を用いた残留熱除去系による格納容器除熱は，格納容器圧力がいる。
279kPa［gage］に到達した場合に実施する。また，残留熱除去系による格納容器除熱の開始後に，原子炉水位が原子炉水位高（レベル８）設定点に到達 ・上記同様，運転手順に従い設定しているが，余裕時間を確認する観点でした場合は，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）に代替格納容器スプレイの実施基準
よる原子炉注水を停止し，以降は残留熱除去系による原子炉注水により原子にて設定している。
（RHR スプレイの
炉水位を維持する。
実施基準は 245kPa[gage](g) 代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水
は,サプレッション・チェンバ・プール水位が真空破壊装置-1m に到達後に開始する。
(3) 有効性評価の結果
本重要事故シーケンスにおける原子炉圧力，原子炉水位（シュラウド内及びシュ
ラウド内外）※1，注水流量，逃がし安全弁からの蒸気流量，原子炉圧力容器内の保有水量の推移を第 7.1.4.1－7 図から第 7.1.4.1－12 図に，燃料被覆管温度，燃料被覆管の最高温度発生位置における熱伝達係数，燃料被覆管の最高温度発生位置におけるボイド率，平均出力燃料集合体のボイド率，炉心下部プレナム部のボイド率の推移及び燃料被覆管に破裂が発生する時点の燃料被覆管温度と燃料被覆管の円周方向の応力の関係を第 7.1.4.1－13 図から第 7.1.4.1－18 図に，格納容器圧力，格納容器温度，サプレッション・チェンバ・プール水位及び水温の推移を第 7.1.4.1－
19 図から第 7.1.4.1－22 図に示す。
※1 炉心露出から再冠水の過程を示すという観点で，シュラウド内の水位を示す。
シュラウド内は，炉心部から発生するボイドを含んだ二相水位を示しているた(3) 有効性評価の結果
本重要事故シーケンスにおける原子炉圧力，原子炉水位（シュラウド内外水位）※，
注水流量，逃がし安全弁からの蒸気流量及び原子炉圧力容器内の保有水量の推移を
第 7.1.4.1－4 図から第 7.1.4.1－8 図に，燃料被覆管温度，燃料被覆管最高温度発
生位置における熱伝達係数，燃料被覆管最高温度発生位置におけるボイド率，高出力燃料集合体のボイド率，炉心下部プレナム部のボイド率の推移及び燃料被覆管破裂が発生した時点の燃料被覆管温度と燃料被覆管の円周方向の応力の関係を第7.1.4.1－9 図から第 7.1.4.1－14 図に，格納容器圧力，格納容器雰囲気温度，サプ
レッション・プール水位及びサプレッション・プール水温度の推移を第 7.1.4.1－
15 図から第 7.1.4.1－18 図に示す。
※ 炉心冷却の観点ではシュラウド内水位に着目し，運転員操作の観点ではシュ
ラウド外水位に着目するためシュラウド内外水位を合わせて示している。な
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め，シュラウド外の水位より，見かけ上高めの水位となる。一方，非常用炉心冷却系の起動信号となる原子炉水位計（広帯域）の水位及び運転員が炉心冠水状態において主に確認する原子炉水位計（広帯域・狭帯域）の水位は，シュラ
ウド外の水位であることから，シュラウド内外の水位をあわせて示す。なお，
水位が有効燃料棒頂部付近となった場合には，原子炉水位計（燃料域）にて監視する。6 号炉の原子炉水位計（燃料域）はシュラウド内を，7 号炉の原子炉水位計（燃料域）はシュラウド外を計測している。
a. 事象進展
取水機能喪失に伴う全交流動力電源喪失後，タービン蒸気加減弁急速閉信号が発生して原子炉がスクラムし，また，原子炉水位低（レベル 2）で原子炉隔離時冷却系が自動起動して原子炉水位は維持される。
再循環ポンプについては，外部電源喪失により，事象発生とともに 10 台全てがトリップする。
事象発生から 70 分経過した時点で，常設代替交流電源設備による交流電源の供給を開始し，その後，原子炉急速減圧及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注
水を開始する。原子炉急速減圧は，中央制御室からの遠隔操作によって逃がし安全
弁 2 個を手動開することで実施する。
原子炉急速減圧を開始すると，原子炉冷却材の流出により原子炉水位が低下し，
有効燃料棒頂部を下回るが，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水が開始されると原子炉水位が回復し，炉心は再冠水する。
燃料被覆管の最高温度発生位置におけるボイド率は，原子炉減圧により，原子炉
水位が低下し，炉心が露出することから上昇する。その結果，燃料被覆管の伝熱様
式は核沸騰冷却から蒸気冷却となり熱伝達係数は低下する。その後，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水により，燃料被覆管の最高温度発生位置におけるボイド率及び熱伝達係数は増減する。炉心が再冠水すると，ボイド率が低下し，熱伝達係数が上昇することから，燃料被覆管温度は低下する。
平均出力燃料集合体及び炉心下部プレナム部のボイド率については，原子炉水位
及び原子炉圧力の変化に伴い変化する。
崩壊熱除去機能を喪失しているため，原子炉圧力容器内で崩壊熱により発生する
蒸気が原子炉格納容器内に流入することで，格納容器圧力及び温度は徐々に上昇する。そのため，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却及び事象発生から 20 時間経過した時点での代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系による原子炉格納容器除熱を行う。

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所備

考お，シュラウド内は炉心部で発生するボイドを含む水位であることから，原子炉水位が低下する過程ではシュラウド外水位と比較して高めの水位を示す。
・評価条件，運用・設備設計，事象進展等に違いに起因する記載の相違はあるが，実態として記載内容に違いはない。
ａ．事象進展給水流量の全喪失が発生することで原子炉水位は低下し，原子炉水位低（レベル３）信号により，原子炉はスクラムする。その後原子炉水位が原子炉水位異常低下（レベル２）設定点まで低下すると，主蒸気隔離弁の閉止及び再循環ポンプ
トリップが発生するとともに，原子炉隔離時冷却系が自動起動することで，炉心の冠水が維持される。
その後，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）の起動操作を実施し，事象発生の約 2 時間後にサプレッション・プール水温度がサプレッ
ション・プール熱容量制限である 65℃に到達した時点で，手動操作により逃がし
安全弁（自動減圧機能）7 弁による原子炉減圧を実施する。
逃がし安全弁（自動減圧機能）開放による蒸気流出によって原子炉水位が低下
するが，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されることで原子炉水位は回復し，炉心の冠水は維持される。なお，
原子炉隔離時冷却系は，原子炉減圧と同時に停止する想定とする。

高出力燃料集合体及び炉心下部プレナムのボイド率については，原子炉水位及び原子炉圧力の変化に伴い増減する。
また，崩壊熱除去機能を喪失しているため，原子炉圧力容器内で発生する蒸気が逃がし安全弁を介して格納容器内に放出されることで，格納容器圧力及び雰囲
気温度は徐々に上昇する。このため，事象発生の約 13 時間後に格納容器圧力が279kPa[gage]に到達した時点で，緊急用海水系を用いた残留熱除去系（格納容器
スプレイ冷却系）による格納容器除熱を開始することにより，格納容器圧力及び雰囲気温度は安定又は低下傾向となる。

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b. 評価項目等
燃料被覆管の最高温度は，第 7.1.4.1－13 図に示すとおり，原子炉水位が回復するまでの間に炉心が一時的に露出するため燃料被覆管の温度が上昇し，約 427℃に到達するが，1,200℃以下となる。燃料被覆管の最高温度は，平均出力燃料集合体にて発生している。また，燃料被覆管の酸化量は酸化反応が著しくなる前の燃料被覆
管厚さの 1%以下であり，15%以下となる。
原子炉圧力は，第 7.1.4.1－7 図に示すとおり，逃がし安全弁の作動により，約7.52MPa[gage]以下に抑えられる。原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力は，原
子炉圧力と原子炉圧力容器底部圧力との差（高々約 0.3MPa）を考慮しても，約7.82MPa[gage]以下であり，最高使用圧力の 1.2 倍（10.34MPa[gage]）を十分下回る。
また，崩壊熱除去機能を喪失しているため，原子炉圧力容器内で崩壊熱により発生する蒸気が原子炉格納容器内に流入することによって，格納容器圧力及び温度は徐々に上昇するが，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却及び代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系による原子炉格納容器除熱を行うことによって，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度の最大値は，約0.30MPa[gage]及び約 143℃に抑えられ，原子炉格納容器の限界圧力及び限界温度を下回る。

第 7.1.4.1－8 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
約 4 時間後に炉心が冠水し，炉心の冷却が維持される。その後は，20 時間後に代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系による原子炉格納容器除熱を開始することで安定状態が確立し，また，安定状態を維持できる。
本評価では，「6.2.1.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(4)の評価項目について，対策の有効性を確認した。

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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備考ｂ．評価項目等
燃料被覆管の最高温度は第 7.1.4.1－9 図に示すとおり，炉心の冠水が維持され，初期値（約 309℃）以下にとどまることから，評価項目である 1,200℃を下回る。また，燃料被覆管の酸化量は，酸化反応が著しくなる前の燃料被覆管厚さの1％以下であり，評価項目である 15％を下回る。
原子炉圧力は，第 7.1.4.1－4 図に示すとおり，逃がし安全弁（安全弁機能）の作動により，約 7.79MPa[gage]以下に維持される。このため，原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力は，原子炉圧力と原子炉圧力容器底部圧力との差（0.3MPa程度）を考慮しても，約 8.09MPa[gage]以下であり，評価項目である最高使用圧
力の 1.2 倍（10.34MPa[gage]）を下回る。
格納容器圧力は，第 7.1.4.1－15 図に示すとおり，崩壊熱除去機能が喪失しているため，原子炉圧力容器内で発生した蒸気が格納容器内に放出されることによって，事象発生後に上昇傾向が継続するが，緊急用海水系を用いた残留熱除去系
による格納容器除熱により低下傾向となる。事象発生の約 13 時間後に最高値の約0.28MPa[gage]となるが，格納容器バウンダリにかかる圧力は，評価項目である最高使用圧力の 2 倍（0.62MPa[gage]）を下回る。格納容器雰囲気温度は，第 7.1.4.1－16 図に示すとおり，事象発生の約 13 時間後に最高値の約 141℃となり，以降は低下傾向となっていることから，格納容器バウンダリにかかる温度は，評価項目
である 200℃を下回る。
第 7.1.4.1－5 図に示すように，原子炉隔離時冷却系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）による原子炉注水を継続し，その後，約 13
時間後に緊急用海水系を用いた残留熱除去系による原子炉注水を開始すること
で，炉心の冠水状態が維持され，炉心冷却が維持される。また，第 7.1.4.1－15
図及び第 7.1.4.1－16 図に示すように，残留熱除去系による格納容器除熱を継続することで，高温停止での安定状態が確立する。
安定状態が確立した以降は，機能喪失している設備の復旧に努めるとともに，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）により冷温停止状態とする。
以上により，本評価では，「6.2.1.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(4)の評価項目について，対策の有効性を確認した。

7.1.4.1.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
7.1.4.1.3 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は，運転員等操作時間
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。
るものとする。
崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）では，炉心冷却には成功するが，本重要事故シーケンスでは，原子炉隔離時冷却系により炉心冷却には成功するが，取水機能の喪失により崩壊熱除去機能が喪失することが特徴である。また，不確か
取水機能の喪失により崩壊熱除去機能が喪失することで格納容器圧力及び雰囲気温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度が上昇するため，緊急用海水系を用いた残留熱除去系による格納容器除熱を実施す
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する操作及び事象進展に有意な影響を与えると考えられる操作として，常設代替交
流電源設備からの受電操作，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作，逃がし安全弁による原子炉減圧操作，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作及び代替原子炉補機冷却系運転操作とする。
(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
本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，「6.7 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すとおりであり，それらの不確かさの影響評価は以下のとおりである。
a. 運転員等操作時間に与える影響
炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，解析コードは実験結果の燃料
被覆管温度に比べて+50℃高めに評価することから，解析結果は燃料棒表面の熱伝達係数を小さく評価する可能性がある。よって，実際の燃料棒表面での熱伝達は大きくなり燃料被覆管温度は低くなるが，操作手順（原子炉減圧後速やかに低圧注水に移行すること）に変わりはなく，燃料被覆管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。
炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは酸化量及び酸化反応に伴う発熱量の評価について保守的な結果を与えるため，解析結果は燃料被覆管
酸化を大きく評価する可能性がある。よって，実際の燃料被覆管温度は低くなり，原子炉水位挙動に影響を与える可能性があるが，操作手順（原子炉減圧後速やかに低圧注水に移行すること）に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影
響はない。
原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（原子炉格納容器の熱水力モデル）は HDR 実験解析では区画によって格納容器温度を十数℃程度，格納容器圧力を１割程度高めに評価する傾向を確認しているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認した不確かさは小さくなるものと推定される。しかし，全体としては格納容器圧力及び温度の傾向を適切に再現できていることから，格納容器圧力及び温度を操作開始の起点としている代替格納容器スプレイ冷却系（常設）に係る運転員等操
作時間に与える影響は小さい。また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，CSTF 実験解析により格納容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認しており，その差異は小さいことから，格納容器圧力及び温度を操作開始の起点としている代替格納容器スプ
レイ冷却系（常設）に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備

考ることが特徴である。よって，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，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，逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動操作による原子炉減圧（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）並びに緊急用海水系を用いた残留熱除去系による原子炉注水及び格納容器除熱とする。
(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
本重要事故シーケンスにおいて不確かさの影響評価を実施する重要現象は，「6.7
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すとおりであり，それらの不確かさの影響評価の結果を以下に示す。
ａ．運転員等操作時間に与える影響
炉心における燃料棒表面熱伝達，沸騰遷移及び気液熱非平衡の不確かさとして，
解析コードは実験結果の燃料被覆管温度に比べて最大 50℃程度高めに評価することから，解析結果は燃料棒表面の熱伝達係数を小さく評価する可能性がある。よって，実際の燃料棒表面での熱伝達は大きくなることで，燃料被覆管温度は低くなるが，事象初期の原子炉注水は原子炉隔離時冷却系の自動起動により確保され，燃料被覆管温度を操作開始の起点とする運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは酸化量及び酸化反応に伴う発熱量の評価について保守的な結果を与えるため，燃料被覆管温度を高めに評価する可能性がある。よって，実際の燃料被覆管温度は低くなるが，事象初期の原子炉注水は原子炉隔離時冷却系の自動起動により確保され，燃料被覆
管温度を操作開始の起点と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。
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並びに気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）はＨＤＲ実験解析において区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃程
度，格納容器圧力を 1 割程度高めに評価する傾向が確認されているが，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
においては不確かさが小さくなるものと推定され，全体としては格納容器圧力及び雰囲気温度の傾向を適切に再現できていることから，格納容器圧力及び雰囲気
温度を操作開始の起点とする緊急用海水系を用いた残留熱除去系による格納容器
除熱に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，ＣＳＴＦ実験解析により格納容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認しており，その差異は小さいことから，格納容器圧力及び雰囲気温度を操
作開始の起点としている緊急用海水系を用いた残留熱除去系による格納容器除熱に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。

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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表面熱伝達の不確かさとして，実験解析では熱伝達モデルの保守性により燃料被覆管温度を高めに評価し，有効性評価解析でも燃料被覆管温度を高めに評価することから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは燃料被覆管の酸化について，酸化量及び酸化反応に伴う発熱量に保守的な結果を与え，燃料被覆管温度を高めに評価することから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）は HDR 実験解析では区画によって格納容器温度を十数℃程度，格納容器圧力を１割程度高めに評価する傾向を確認しているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認し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ため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，CSTF 実験解析により格納容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認していることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備考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表面熱伝達，沸騰遷移及び気液熱非平衡の不確かさとして，
解析コードは実験解析において熱伝達モデルの保守性により燃料被覆管温度を高めに評価し，有効性評価解析においても燃料被覆管温度を高めに評価することか
ら，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。ただし，炉心部の冠水が維持される本事故シーケンスでは，この影響は小さいと考えられる。
炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは酸化量及び酸化反応に伴う発熱量の評価について保守的な結果を与えるため，燃料被覆管温度を高く評価することから，実際の燃料被覆管温度は低めとなり，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
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並びに気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）はＨＤＲ実験解析において区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃程
度，格納容器圧力を 1 割程度高めに評価する傾向が確認されているが，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
においては不確かさが小さくなるものと推定され，全体としては格納容器圧力及び雰囲気温度の傾向を適切に再現できていることから，評価項目となるパラメー
タに与える影響は小さい。また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，ＣＳＴＦ実験解析により格納容器雰囲気温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認していることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

(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 7.1.4.1－2
表に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件とした場合の影響を評価する。また，解析条件の設定に当たっては，評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなるような設定があることから，その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられる項目に関する影響評価の結果を以下に示す。

(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 7.1.4.1－2
表に示すとおりであり，これらの条件設定を設計値等の最確条件とした場合の影響を評価する。解析条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くなるよう保守的な設定をしていることから，この中で事象進展に有意な影響を与える可能性がある項目について，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
初期条件の最大線出力密度は，解析条件の 44.0kW/m に対して最確条件は約 42kW/m
初期条件の燃料棒最大線出力密度は，解析条件で設定した 44.0kW／m に対し以下であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，燃料被覆管温度て最確条件は約 33kW／m～約 41kW／m であり，最確条件とした場合は燃料被覆管の上昇は緩和されるが，操作手順（原子炉減圧後速やかに低圧注水に移行すること）
温度の上昇が緩和されるが，事象初期の原子炉注水は原子炉隔離時冷却系の自に変わりはなく，燃料被覆管温度を操作開始の起点としている運転員等操作はない
動起動により確保され，燃料被覆管温度を操作開始の起点とする運転員等操作ことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd/t に対応したもの
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件で設定した燃焼度 33GWd／t に
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としており，その最確条件は平均的燃焼度約 30GWd/t であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなる
ため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉水位の低下は緩和され，また，炉心露出後の燃料被覆管温度の上昇は緩和され，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなることから，格納容器圧力及び温度の上昇が遅くなるが，操作手順（原子炉減圧後速やかに低圧注水に移行すること）に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積（ウェットウェル）の空間部及び液相部，サプレッション・チェンバ・プール水位，格納容器圧力及び格納容器温度は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，事象進展に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
事故条件の外部電源の有無については，全交流動力電源喪失となり事象進展が厳しくなる外部電源がない状態を設定している。なお，外部電源がある場合は，原子炉水位の低下が早くなるが，事象発生初期は原子炉隔離時冷却系にて原子炉水位が維持され，原子炉減圧により炉心は露出するものの，低圧代替注水系（常設）により炉心冷却が継続されるため，事象進展に影響はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
機器条件の低圧代替注水系（常設）は，解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復は早くなる。冠水後の操作として冠水維持可能な注水量に制御するが，注水後の流量調整操作であることから，運転員等操作時間に与える影響はない。

(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の最大線出力密度は，解析条件の 44.0kW/m に対して最確条件は約 42kW/m
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，燃料被覆管温度の上昇は緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd/t に対応したものとしており，その最確条件は平均的燃焼度約 30GWd/t であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなる
ため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉水位の低下は緩和され，また，炉心露出後の燃料被覆管温度の上昇は緩和され，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなることから，格納容器圧力及び温度の上昇が遅くなり，評価項目となるパラメー
タに対する余裕は大きくなる。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積（ウェットウェル）の空間部及び液相部，サプレッション・チェンバ・プール水位，格納容器圧力及び格納容器温度は，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

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所備考

対して最確条件は 33GWd／t 以下であり，最確条件とした場合は崩壊熱がおおむ
ね小さくなるため，原子炉からサプレッション・プールに流出する蒸気量が減少することで，原子炉水位の低下は遅くなるが，事象初期の原子炉注水は原子炉隔離時冷却系の自動起動により確保されることから，運転員等操作時間に与える影響はない。また，同様に格納容器圧力及び雰囲気温度並びにサプレッション・プール水位及びサプレッション・プール水温度の上昇が遅くなり，これらのパラメータを起点とする運転員等操作の開始時間は遅くなる。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量及びドライウェル雰囲気温度 ・東海第二では，外部電源ありを想定
は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，事象進展に与える影響
しているが，運転員等操作の観点では小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
は外部電が無い場合を考慮していることから，実態として違いはな
事故条件の外部電源の有無については，起因事象発生から原子炉スクラムまい。
での期間の原子炉水位の低下を厳しくする条件として，外部電源ありを想定している。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）の起動準
備操作並びに緊急用海水系を用いた残留熱除去系による原子炉注水及び格納容器除熱の時間は，外部電源がない場合も考慮して設定していることから，外部電源がない場合でも運転員等操作時間に与える影響はない。
機器条件の低圧代替注水系（常設）は，最確条件とした場合，おおむね注水
開始後の原子炉水位の回復が早くなり，炉心冠水後の原子炉水位の維持操作の開始が早くなるが，原子炉減圧から水位回復までの原子炉水位を継続監視している期間の流量調整操作であることから，運転員等操作時間に与える影響はな
い。
(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の燃料棒最大線出力密度は，解析条件で設定した 44.0kW／m に対して最確条件は約 33kW／m～約 41kW／m であり，最確条件とした場合は燃料被覆管
温度の上昇が緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件で設定した燃焼度 33GWd／t に対して最確条件は 33GWd／t 以下であり，最確条件とした場合は崩壊熱がおおむ
ね小さくなり，原子炉からサプレッション・プールに流出する蒸気量が減少することで，原子炉水位の低下は緩和される。また，同様に格納容器圧力及び雰
囲気温度並びにサプレッション・プール水位及びサプレッション・プール水温度の上昇は遅くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量及びドライウェル雰囲気温度
は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，事象進展に与える影響
は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
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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。
事故条件の外部電源の有無については，全交流動力電源喪失となり事象進展が厳しくなる外部電源がない状態を設定している。なお，外部電源がある場合は，原子炉水位の低下が早くなるが，事象発生初期は原子炉隔離時冷却系にて原子炉水位が維持され，原子炉減圧により炉心は露出するが，低圧代替注水系（常設）により炉心冷却が継続されるため，事象進展に影響はないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
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），原子炉水位の回復が早くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
b. 操作条件
操作条件の不確かさとして，操作の不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，「操
作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の 6 要因に分類し，これらの要因が運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転員等操作時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価し，評価結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
操作条件の常設代替交流電源設備からの受電操作は，解析上の操作開始時間として事象発生から 70 分後に低圧代替注水系（常設）への電源供給が完了することを設定している。運転員等操作時間に与える影響として，実態の運転操作は約 30 分間で完了可能であり，解析上の受電完了時間（70 分後）は時間余裕を含めて設定していることから，低圧代替注水系（常設）の起動操作が早まる可能性がある。
これにより，逃がし安全弁による原子炉減圧操作が早まる可能性があるが，当該操作は原子炉水位高（レベル 8）到達後に，原子炉隔離時冷却系から低圧代替注水系（常設）に切り替えるための減圧操作であり，原子炉水位維持の観点では問題とならない。
操作条件の逃がし安全弁による原子炉減圧操作は，解析上の操作開始時間として事象発生から約 3 時間後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，実態の運転操作においては，原子炉水位維持を優先するため，原子炉水位高（レベル 8）到達後に原子炉隔離時冷却系から低圧代替注水系（常設）に切り替えるための原子炉減圧操作を行うこととしており，原子炉隔離時冷却系による原子炉注水の状況により原子炉減圧の操作開始時間は変動する可能性があるが，原子炉水位維持の点では問題とならない。

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備

考

事故条件の外部電源の有無については，起因事象発生から原子炉スクラムま ・東海第二では，原子炉水位低下の観での期間の原子炉水位の低下を厳しくする条件として，外部電源ありを想定し点で厳しい条件として外部電源あている。外部電源がない場合は，外部電源喪失に伴い原子炉スクラム，再循環りを想定するとともに，運転員等操ポンプトリップ等が発生するため，外部電源がある場合と比較して原子炉水位
作の観点では外部電が無い場合をの低下は緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大き考慮している。
くなる。
機器条件の低圧代替注水系（常設）は，最確条件とした場合，おおむね注水
開始後の原子炉水位の回復が早くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作に係る不確かさを「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，これらの要因が運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転員
等操作時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価する。
評価結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
・操作条件設定の考え方の違いに起因する相違

操作条件の逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動操作による原子炉減圧（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）は，解析上の操作開始時間としてサプレッション・プール水温度 65℃到達時を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，不確かさ要因により操
作開始時間に与える影響は小さく，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等となる。本操作は，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，操作開始時間が遅くなる可能性があるが，他の操作との重複もない
ことから，この他の操作に与える影響はない。

操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作
は，解析上の操作開始時間として格納容器圧力 13.7kPa［gage］到達後の原子炉水位高（レベル 8）到達時を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，
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実態の運転操作においては原子炉注水を優先するため，原子炉水位高（レベル 8）到達後に低圧代替注水系（常設）から代替格納容器スプレイ冷却系（常設）へ切り替えることとしており，原子炉注水の状況により格納容器スプレイの操作開始は格
納容器圧力 13.7kPa[gage]到達後の原子炉水位高（レベル 8）到達付近となるが，運転員等操作時間に与える影響はない。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。
操作条件の代替原子炉補機冷却系運転操作は，解析上の操作開始時間として事象発生から 20 時間後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，代替原
子炉補機冷却系の準備は，緊急時対策要員の参集に 10 時間，その後の作業に 10 時間の合計 20 時間を想定しているが，準備操作が想定より短い時間で完了することで操作開始時間が早まる可能性があることから，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。

(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の常設代替交流電源設備からの受電操作は，運転員等操作時間に与える影響として，常設代替交流電源設備からの受電操作について，実態の運転操作は約30 分で完了可能であり，解析上の受電完了時間（70 分後）は時間余裕を含めて設定
していることから，低圧代替注水系（常設）の起動操作が早まる可能性がある。これにより，逃がし安全弁による原子炉減圧操作が早まる可能性があるが，当該操作は原子炉水位高（レベル 8）到達後に，原子炉隔離時冷却系から低圧代替注水系（常設）に切り替えるための減圧操作であり，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小さい。
操作条件の逃がし安全弁による原子炉減圧操作は，運転員等操作時間に与える影響として，原子炉減圧時点において崩壊熱は十分減衰していることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備

考

操作条件の緊急用海水系を用いた残留熱除去系による原子炉注水及び格納容器除熱は，解析上の操作開始時間として格納容器圧力 279kPa[gage]到達時を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，不確かさ要因により操作開始時間に与える影響は小さく，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等となる。本操作は，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，操作開始時間が遅くなる可能性があるが，並列して実施する場合がある原子炉水位の調整操作とは異なる運転員による対応が可能であることから，
この他の操作に与える影響はない。
(b) 評価項目となるパラメータに与える影響

操作条件の逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動操作による原子炉減圧（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）は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定よりも遅くなる可能性があるが，この場合でもパラメータが操作実施基準に到達した時点で開始することで同等の効果が得られ，事象進展に変わりがない
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，原子炉注水の状況により格納容器スプレイの操作開始は格納容器圧力 13.7kPa[gage]到達後の原子炉水位高（レベル 8）到達付近となるが格納容器圧力の上昇は緩やかであり，格納容器スプレイ開始時間が早くなる場合，遅くなる場合のいずれにおいても，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小さい。

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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，実態の操作開始時間は解析上の設定から早まり，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。

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備

考

操作条件の緊急用海水系を用いた残留熱除去系による原子炉注水及び格納容器除熱は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定よりも遅くなる可能性があるが，この場合でもパラメータが操作実施基準に到達した時点で開始することで同等の効果が得られ，有効性評価解析における格納容器圧力の最大値に変わりがないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

(3) 操作時間余裕の把握(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
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。
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については，低圧代替注水系（常設）の運転に必要な常設代替交流電源設備からの受電は，初期の原子炉隔離時冷却系による注水可能継続時間（24 時間）内に実施することで炉心損傷を回避することが可能であることから，時間余裕がある。
操作条件の逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動操作による原子炉減圧（常設低操作条件の逃がし安全弁による原子炉減圧操作については，低圧代替注水系（常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）は，原子設）への移行は，初期の原子炉隔離時冷却系による注水可能継続時間（24 時間）内
炉隔離時冷却系による注水継続が可能な時間内に実施することで炉心損傷を回避すに実施することで炉心損傷を回避することが可能であることから，時間余裕がある。
ることが可能であり，事象発生から少なくとも 8 時間程度の時間余裕がある。
操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作については，格納容器スプレイ開始までの時間は事象発生から約 5 時間あり，準備時間が確保できることから，時間余裕がある。
操作条件の緊急用海水系を用いた残留熱除去系による原子炉注水及び格納容器除操作条件の代替原子炉補機冷却系運転操作については，代替原子炉補機冷却系運
熱は，事象発生の約 13 時間後に実施するものであり，準備時間が確保できるため，転開始までの時間は，事象発生から 20 時間あり，準備時間が確保できることから，時間余裕がある。また，操作が遅れる場合においても，原子炉格納容器の限界圧力
時間余裕がある。
0.62MPa［gage］に至るまでの時間は，過圧の観点で厳しい「7.2.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」においても事象発生約 38 時間後であり，約 18 時間以上の余裕があることから，時間余裕がある。
(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
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認しに与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認した。その結果，解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影た。この結果，解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内に
この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間には時間余裕がある。
おいて，操作時間には時間余裕がある。

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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備考7.1.4.1.4 必要な要員及び資源の評価
7.1.4.1.4 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
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」の取水機能が喪失した場合の重事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）」にお大事故等対策に必要な初動対応要員は，「7.1.4.1.1（3）炉心損傷防止対策」に示す
いて，6 号及び 7 号炉同時の重大事故等対策時における事象発生 10 時間までに必要とおり 18 名であり，災害対策要員の 39 名で対処可能である。
な要員は，「7.1.4.1.1(3) 炉心損傷防止対策」に示すとおり 28 名である。
「7.5.2 重
大事故等対策時に必要な要員の評価結果」で説明している運転員，緊急時対策要員
等の 72 名で対処可能である。
また，事象発生 10 時間以降に必要な参集要員は 26 名であり，発電所構外から 10
時間以内に参集可能な要員の 106 名で確保可能である。
(2) 必要な資材の評価(2) 必要な資源の評価
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）」にお事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」の取水機能が喪失した場合において，必要な水源，燃料及び電源は，「7.5.1(2) 資源の評価条件」の条件にて評価
いて，必要な水源，燃料及び電源は「7.5.1(2) 資源の評価条件」の条件にて評価を行い，その結果を以下に示す。
を行い，以下のとおりである。
a. 水源
ａ．水 源
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
原子炉隔離時冷却系及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水及び代替格納
容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器スプレイについては，7 日間の対応をについては，7 日間の対応を考慮すると，合計約 620m３の水が必要となる。
水源として，代替淡水貯槽に約 4,300m３の水を保有していることから，水源が考慮すると，号炉あたり合計約 3,500m3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 7,000m3の水が必要である。水源として，各号炉の復水貯蔵
枯渇することはなく，7 日間の対応が可能である。
3
3
槽に約 1,700m 及び淡水貯水池に約 18,000m 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となる。ここで，復水貯蔵槽への補給の開始を事象発
生 12 時間後としているが，これは，可搬型設備を事象発生から 12 時間以内に使用できなかった場合においても，その他の設備にて重大事故等に対応できるよう設定
しているものである。
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常設代替交流電源設備による電源供給については，事象発生直後からの運転を運転を想定すると，7 日間の運転継続に 6 号及び 7 号炉において合計約 504kL の軽想定すると，7 日間の運転継続に約 352.8kL の軽油が必要となる。軽油貯蔵タン油が必要となる。可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による復水貯蔵槽への給水につクに約 800kL の軽油を保有していることから，常設代替交流電源設備による電源
いては，保守的に事象発生直後からの可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）の運転を想供給について，７日間の継続が可能である。
定すると，7 日間の運転継続に号炉あたり約 15kL の軽油が必要となる。代替原子炉
補機冷却系専用の電源車については，保守的に事象発生直後からの運転を想定すると，7 日間の運転継続に号炉あたり約 37kL の軽油が必要となる。代替原子炉補機冷却系用の大容量送水車（熱交換器ユニット用）については，保守的に事象発生直後からの大容量送水車（熱交換器ユニット用）の運転を想定すると，7 日間の運転継
続に号炉あたり約 11kL の軽油が必要となる。5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可
搬型電源設備及びモニタリング・ポスト用発電機による電源供給については，事象
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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。
c. 電源
常設代替交流電源設備の電源負荷については，重大事故等対策に必要な負荷として，6 号炉で約 1,649kW，7 号炉で約 1,615kW 必要となるが，常設代替交流電源設備
は連続定格容量が 1 台あたり 2,950kW であり，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
また，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備及びモニタリング・ポ
スト用発電機についても，必要負荷に対しての電源供給が可能である。

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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備

考

ｃ．電 源
外部電源喪失を想定した場合，常設代替交流電源設備からの電源供給を考慮す
る負荷については約 3,173kW 必要となるが，常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 5 台）の連続定格容量は 5,520kW であることから，必要負荷に対しての電源供給が可能である。

7.1.4.1.5 結 論
7.1.4.1.5 結論
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）」では，
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」の取水機能が喪失した場合では，炉心冷却には成功するが，取水機能の喪失により崩壊熱除去機能が喪失し，炉心損
炉心冷却には成功するが，崩壊熱除去機能の喪失により炉心損傷より先に格納容器が傷より先に原子炉格納容器が破損し，これに伴って炉心冷却機能を喪失する場合に破損し，これに伴い炉心冷却機能を喪失することにより，原子炉水位が低下し炉心がは，原子炉水位の低下により炉心が露出して炉心損傷に至ることが特徴である。事
露出することで炉心損傷に至ることが特徴である。事故シーケンスグループ「崩壊熱故シーケンスグループ｢崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）｣に対する除去機能喪失」の取水機能が喪失した場合に対する炉心損傷防止対策としては，初期
炉心損傷防止対策としては，初期の対策として原子炉隔離時冷却系，低圧代替注水の対策として原子炉隔離時冷却系，逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動操作による系（常設）及び逃がし安全弁による原子炉注水手段，安定状態に向けた対策として
原子炉減圧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）による原低圧代替注水系（常設）及び代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（低圧注
子炉注水手段を整備し，安定状態に向けた対策として，逃がし安全弁（自動減圧機能）
水モード）による原子炉注水手段，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原を開維持することで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）によ子炉格納容器冷却手段，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（サプレッシ
る炉心冷却を継続する。また，格納容器の健全性を維持するため，安定状態に向けたョン・チェンバ・プール水冷却モード）による原子炉格納容器除熱手段を整備して対策として緊急用海水系を用いた残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系又はサプレいる。
ッション・プール水冷却系）による格納容器除熱手段を整備している。
事故シーケンスグループ｢崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）｣の重事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」の重要事故シーケンス「過渡事象
要事故シーケンス「過渡事象（給水流量の全喪失）＋崩壊熱除去失敗」について有（給水流量の全喪失）＋ＲＨＲ失敗」について有効性評価を行った。
効性評価を行った。
上記の場合においても，原子炉隔離時冷却系，低圧代替注水系（常設），代替原子
上記の場合においても，原子炉隔離時冷却系，逃がし安全弁（自動減圧機能）の手
炉補機冷却系を介した残留熱除去系（低圧注水モード）及び逃がし安全弁による原動操作による原子炉減圧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（常子炉注水，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却，代替設）による原子炉注水並びに緊急用海水系を用いた残留熱除去系（格納容器スプレイ
原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷
冷却系又はサプレッション・プール水冷却系）による格納容器除熱を実施することに却モード）による原子炉格納容器除熱を実施することにより，炉心損傷することはより，炉心の著しい損傷を防止することができる。
ない。
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その結果，燃料被覆管温度及び酸化量，原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，評価項目を満足している。
また，安定状態を維持できる。
解析コード及び解析条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操作時間に与える影響及び評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
重大事故等対策時に必要な要員は，運転員及び緊急時対策要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
以上のことから，原子炉隔離時冷却系，低圧代替注水系（常設），代替原子炉補機
冷却系を介した残留熱除去系（低圧注水モード）及び逃がし安全弁による原子炉注
水，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プ
ール水冷却モード）による原子炉格納容器除熱等の炉心損傷防止対策は，選定した
重要事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）」に対して有効である。

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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備考その結果，燃料被覆管温度及び酸化量，原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力
並びに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，安定状態を維持することができる。
解析コード及び解析条件の不確かさの影響について確認した結果，運転員等操作時間に与える影響及び評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
重大事故等対策時に必要な要員は，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，事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」の取水機能が喪失した場合において，原子炉隔離時冷却系，逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動操作による原子炉減圧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）による原子炉注水並びに緊急用海水系を用いた残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系又はサプレッション・プール水冷却系）による格納容器除熱の炉心損傷防止対策は，選定した重要事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，事故シーケンスグ
ループ「崩壊熱除去機能喪失」の取水機能が喪失した場合に対して有効である。

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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備考前ページと同じ

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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備考前ページと同じ

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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備考前ページと同じ

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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備考・KK67 においては再冠水過程を示すた
めにシュラウド内のみの水位を示しているが，東海第二ではシュラウド内
外水位で再冠水過程を十分確認できるためシュラウド内のみの図は不要と判断した。（本シーケンスは冠水維
持）

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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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備考7.1.4.2 残留熱除去系が故障した場合
7.1.4.2 残留熱除去系が故障した場合
7.1.4.2.1 事故シーケンスグループの特徴，炉心損傷防止対策
7.1.4.2.1 事故シーケンスグループの特徴，炉心損傷防止対策(1) 事故シーケンスグループ内の事故シーケンス(1) 事故シーケンスグループ内の事故シーケンス
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」に含まれる事故シーケンスは，
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」に含まれる事故シーケンスとし「6.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，①「過渡事象＋崩壊熱ては，「6.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，①「過渡事象＋除去失敗」，②「過渡事象＋SRV 再閉失敗＋崩壊熱除去失敗」，③「通常停止＋崩壊
ＲＨＲ失敗」，②「過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗」，③「外部電 ・プラント型式の違いに起因した事故
シーケンス抽出の違い
熱除去失敗」，④「通常停止＋SRV 再閉失敗＋崩壊熱除去失敗」，⑤「サポート系喪源喪失＋ＤＧ失敗（ＨＰＣＳ成功）」，④「外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁
失＋崩壊熱除去失敗」，⑥「サポート系喪失＋SRV 再閉失敗＋崩壊熱除去失敗」，⑦
再閉鎖失敗（ＨＰＣＳ成功）」，⑤「外部電源喪失＋直流電源喪失（ＨＰＣＳ成功）」，「小破断 LOCA＋崩壊熱除去失敗」，⑧「中破断 LOCA＋RHR 失敗」及び⑨「大破断 LOCA⑥「手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋ＲＨＲ失敗」，⑦「手動停止／サポー＋RHR 失敗」である。
ト系喪失（手動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗」，⑧「サポート系喪失（自動停止）＋ＲＨＲ失敗」，⑨「サポート系喪失（自動停止）＋逃がし安全弁再
閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗」，⑩「サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗（ＨＰＣＳ成功）」，⑪「サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗（ＨＰＣＳ成功）」，⑫「中小破断ＬＯＣＡ＋
ＲＨＲ失敗」及び⑬「大破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗」である。
(2) 事故シーケンスグループの特徴及び炉心損傷防止対策の基本的考え方(2) 事故シーケンスグループの特徴及び炉心損傷防止対策の基本的考え方
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合）」
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合）」
では，運転時の異常な過渡変化又は設計基準事故（LOCA を除く）の発生後，炉心冷は，運転時の異常な過渡変化又は設計基準事故の発生後，高圧注水機能等により炉 ・東海第二では，ＬＯＣＡを起因事象とする事故シーケンスについても，却には成功するが，残留熱除去系の故障により崩壊熱除去機能が喪失することを想
心冷却には成功するが，残留熱除去系の故障により崩壊熱除去機能が喪失すること
ＨＰＣＳによる炉心冷却に成功す定する。このため，原子炉冷却材温度の上昇により発生する蒸気が逃がし安全弁にを想定する。このため，炉心の崩壊熱により発生した蒸気が逃がし安全弁を介してより原子炉格納容器に放出され，格納容器圧力が上昇することから，緩和措置がと格納容器に流入し格納容器圧力が上昇することで，緩和措置が取られない場合には， る場合は本事故シーケンスグルー
プに分類られない場合には，炉心損傷より先に原子炉格納容器が破損する。これに伴って炉炉心損傷より先に格納容器破損に至る。これに伴い炉心冷却機能を喪失する場合に心冷却機能を喪失する場合には，原子炉水位の低下により炉心が露出し，炉心損傷
は，原子炉水位の低下が継続し，炉心が露出することで，炉心損傷に至る。
に至る。
本事故シーケンスグループのうち残留熱除去系が故障した場合については，残留
本事故シーケンスグループは，残留熱除去系が故障したことによって最終的に炉熱除去系の故障により崩壊熱除去機能が失われたことによって最終的に炉心損傷に心損傷に至る事故シーケンスグループである。このため，重大事故等対策の有効性
至る事故シーケンスグループである。このため，重大事故等対策の有効性評価には，
評価には，残留熱除去系の有する炉心冷却及び原子炉格納容器除熱機能に対する重残留熱除去系の有する格納容器除熱機能に対する重大事故等対処設備に期待するこ ・東海第二の RHR も原子炉注水機能を有しているが，本事故シーケンスグ
大事故等対処設備に期待することが考えられる。
とが考えられる。
以上により，本事故シーケンスグループのうち残留熱除去系が故障した場合につループの特徴を踏まえて格納容器
いては，原子炉注水機能を用いて原子炉へ注水することにより炉心損傷の防止を図
除熱機能に対する重大事故等対処したがって，本事故シーケンスグループでは，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心るとともに，格納容器内の冷却を行い，代替の残留熱除去機能を用いて最終的な熱設備に期待すると記載しているが，注水系により炉心を冷却することによって炉心損傷の防止を図る。また，代替格納の逃がし場へ熱の輸送を行うことによって除熱を行い格納容器破損の防止を図る。
実態として相違点はない。
容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却，格納容器圧力逃がし装置
及び耐圧強化ベント系による原子炉格納容器除熱を実施する。
(3) 炉心損傷防止対策
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合）」における機能喪失に対して，炉心が著しい損傷に至ることなく，かつ，十分な冷却(3) 炉心損傷防止対策
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」のうち残留熱除去系が故障した
場合において，炉心が著しい損傷に至ることなく，かつ十分な冷却を可能とするため，初期の対策として原子炉隔離時冷却系，高圧炉心スプレイ系，逃がし安全弁（自1／50

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価 比較表（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機を可能とするため，初期の対策として原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系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，逃がし安全弁を開維持することで，高圧炉心注水系による炉心冷却を継続する。また，原子炉格納容器の健全性を維持するため，安定状態に向けた対策として代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却手段，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉
格納容器除熱手段を整備する。これらの対策の概略系統図を第 7.1.4.2－1 図から
第 7.1.4.2－3 図に，手順の概要を第 7.1.4.2－4 図に示すとともに，重大事故等対策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策における設備と操作手順の関係を第7.1.4.2－1 表に示す。
本事故シーケンスグループの重要事故シーケンスにおいて，事象発生 10 時間までの 6 号及び 7 号炉同時の重大事故等対策に必要な要員は，中央制御室の運転員及び緊急時対策要員で構成され，合計 24 名である。その内訳は次のとおりである。
中央制御室の運転員は，当直長 1 名（6 号及び 7 号炉兼任），当直副長 2 名，運転操作対応を行う運転員 8 名である。
発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等を行う緊急時対策本部要員は5 名，緊急時対策要員（現場）は 8 名である。
また，事象発生 10 時間以降に追加で必要な要員は，フィルタ装置薬液補給作業を行うための参集要員 20 名である。必要な要員と作業項目について第 7.1.4.2－5
図に示す。
なお，重要事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目を重要事
故シーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，24 名で対処可能である。
a. 原子炉スクラム確認
運転時の異常な過渡変化又は設計基準事故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。
b. 原子炉隔離時冷却系による原子炉注水
原子炉スクラム後，原子炉水位は低下するが，原子炉水位低（レベル 2）で原子炉隔離時冷却系が自動起動し，原子炉注水を開始することにより，原子炉水位が回復する。
原子炉隔離時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，原子炉水位及び原子炉隔離時冷却系系統流量等である。
原子炉水位回復後は，原子炉水位を原子炉水位低（レベル 2）から原子炉水位高（レベル 8）の間で維持する。

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所備

考

動減圧機能）の手動操作による原子炉減圧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）による原子炉注水手段を整備し，安定状態に向けた対策として，逃がし安全弁（自動減圧機能）を開維持することで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）による炉心冷却を継続する。また，格納容器の健全性を維持するため，安定状態に向けた対策として，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却手段及び格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱手段を整備する。対策の概略系統図を第7.1.4.2－1 図に，対応手順の概要を第 7.1.4.2－2 図に示すとともに，対策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策における手順と設備との関係を第 7.1.4.2－1
表に示す。
本事故シーケンスグループにおける重要事故シーケンスにおいて，必要な要員は ・プラント基数，設備設計及び運用の初動対応要員 17 名及び事象発生から 2 時間以降に期待する参集要員 5 名である。
違いにより必要要員数は異なるが，初動対応要員の内訳は，当直発電長 1 名，当直副発電長 1 名，運転操作対応を行
タイムチャートにより要員の充足
う当直運転員 5 名，通報連絡等を行う災害対策要員 2 名及び現場操作を行う重大事
故等対応要員 8 名である。
参集要員の内訳は，燃料給油操作を行う重大事故等対応要員 2 名，現場手動による格納容器ベント操作を行う重大事故等対応要員 3 名である。
必要な要員と作業項目について第 7.1.4.2－3 図に示す。

性は確認される。

なお，重要事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目を重要事
故シーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，初動対応要員 17 名及び参集要員 5 名で対処可能である。
ａ．原子炉スクラムの確認
運転時の異常な過渡変化又は設計基準事故が発生して原子炉がスクラムしたことを確認する。
原子炉スクラムの確認に必要な計装設備は，平均出力領域計装等である。

ｂ．高圧炉心スプレイ系及び原子炉隔離時冷却系の自動起動の確認
原子炉水位が原子炉水位異常低下（レベル２）設定点に到達した時点で高圧炉
心スプレイ系及び原子炉隔離時冷却系が自動起動し，原子炉注水が開始され，原子炉水位が回復したことを確認する。また，主蒸気隔離弁が閉止するとともに，再循環ポンプがトリップしたことを確認する。
高圧炉心スプレイ系及び原子炉隔離時冷却系の自動起動の確認に必要な計装設
備は，原子炉水位（広帯域，燃料域），原子炉隔離時冷却系系統流量等である。
外部電源が喪失している場合は，ディーゼル発電機が自動起動し，非常用母線が受電される。
2／50

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価 比較表（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

c. 残留熱除去系機能喪失確認
原子炉隔離時冷却系運転により，サプレッション・チェンバ・プール水温が上昇するため，残留熱除去系によるサプレッション・チェンバ・プール水冷却モードを起動するが，残留熱除去系の故障によりサプレッション・プール冷却は失敗する。
残留熱除去系の故障を確認するために必要な計装設備は，残留熱除去系ポンプ吐出圧力等である。

d. 逃がし安全弁による原子炉減圧
運転時の異常な過渡変化又は設計基準事故により，主復水器による原子炉減圧ができないため，中央制御室からの遠隔操作によって主蒸気隔離弁を手動で全閉し，かつ，逃がし安全弁を手動開操作し原子炉を減圧する。
原子炉減圧を確認するために必要な計測設備は，原子炉圧力である。

東海第二発電所

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備考ｃ．原子炉水位の調整操作（原子炉隔離時冷却系）
原子炉水位回復後は，原子炉水位を監視しつつ，原子炉隔離時冷却系により原子炉水位を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定
点の間で維持する。
原子炉水位の調整操作（原子炉隔離時冷却系）に必要な計装設備は，原子炉水位（広帯域，燃料域）等である。
ｄ．崩壊熱除去機能喪失の確認
サプレッション・プール水温度が 32℃に到達したことを確認し，残留熱除去系（サプレッション・プール水冷却系）によるサプレッション・プール冷却操作を試みるが，残留熱除去系の起動に失敗したことを確認し，崩壊熱除去機能喪失を確認する。
崩壊熱除去機能喪失の確認に必要な計装設備は，残留熱除去系ポンプ吐出圧力等である。
ｅ．残留熱除去系の回復操作
崩壊熱除去機能喪失の確認後，残留熱除去系の機能回復操作を実施する。
・低圧で注水可能な系統として，自動ｆ．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）の起動準備操作※
起動した高圧炉心スプレイ系若し崩壊熱除去機能喪失の確認後，低圧で注水可能な系統 として，中央制御室からの遠隔操作によ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）
くは低圧炉心スプレイ系又は残留を起動する。
熱除去系（低圧注水系）C 系の手動
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）の起動準備操作に起動に期待することも可能である
必要な計装設備は，常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力である。
が，原子炉減圧時の水位回復性能を
外部電源が喪失している場合は，中央制御室からの遠隔操作により常設代替高確認する観点で，注水流量の小さい
圧電源装置を起動し，緊急用母線を受電する。
常設低圧代替注水系ポンプを用い緊急用母線の受電に必要な計装設備は，緊急用Ｍ／Ｃ電圧である。
た低圧代替注水系（常設）に期待し※ 本事故シーケンスでは，低圧で注水可能な系統として，自動起動した高圧た評価としている（※にて注記して
炉心スプレイ系若しくは低圧炉心スプレイ系又は残留熱除去系（低圧注水いる）
系）Ｃ系の手動起動に期待することも可能であるが，原子炉減圧時の水位回復性能を確認する観点で，注水流量の小さ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）に期待した評価としている。
ｇ．逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動操作による原子炉減圧
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）の起動準備操作の完了後，サプレッション・プール水温度がサプレッション・プール熱容量制限（原 ・運転手順の違い
子炉が高圧の場合は 65℃）に到達したことを確認し，中央制御室からの遠隔操作により逃がし安全弁（自動減圧機能）の 7 弁を手動開放し，原子炉減圧を実施する。
逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動操作による原子炉減圧に必要な計装設備
は，原子炉圧力等である。

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重大事故等対策の有効性評価 比較表（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

e. 高圧炉心注水系による原子炉注水
原子炉圧力が低下するため，原子炉隔離時冷却系系統流量が低下し原子炉水位低（レベル 1.5）で高圧炉心注水系が自動起動し，原子炉水位は回復する。
高圧炉心注水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，高圧炉心注水系系統流量等である。
原子炉水位回復確認後，原子炉隔離時冷却系は停止する。

ｈ．原子炉水位の調整操作（低圧代替注水系（常設））
逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動操作による原子炉減圧により，原子炉圧力が常設低圧代替注水系ポンプの吐出圧力を下回ると，原子炉注水が開始され，原子炉水位が回復することを確認する。また，原子炉水位回復後は，原子炉水位
を原子炉水位低（レベル３）から原子炉水位高（レベル８）の間で維持する。
原子炉水位の調整操作（低圧代替注水系（常設））に必要な計装設備は，原子炉水位（広帯域，燃料域）等である。
ｉ．代替循環冷却系の起動操作
格納容器圧力が 245kPa[gage]に到達した場合は，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格納容器除熱を実施する。なお，代替循環冷却系による格納容器除熱は解析上考慮しない。
代替循環冷却系の起動操作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。

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

ｊ．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
崩壊熱除去機能を喪失しているため，格納容器圧力及び雰囲気温度が上昇する。
格納容器圧力が 279kPa[gage]に到達した場合又はドライウェル雰囲気温度が171℃に近接した場合は，中央制御室からの遠隔操作により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実施する。また，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継続する。
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に必要な計装設備は，ドライウェル圧力，サプレッション・チェ
ンバ圧力，低圧代替注水系格納容器スプレイ流量，サプレッション・プール水位等である。
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に伴い，サプレッション・プール水位は徐々に上昇する。サプレッション・プール水位が，通常水位＋5.5m に到達した場合，格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱の準備として，中央制御室からの遠隔操作により格納容器圧力逃がし装置一次隔離弁の開操作を実施する。さらに，サプレッション・プ
ール水位が，通常水位＋6.5m に到達した場合，中央制御室からの遠隔操作により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。
ｋ．格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱（サプレッション・チェンバ側）
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の停止後，格納容器除熱に備え炉心損傷が発生していないことを確認する。また，格納容器ベント操作前に，原子炉満水操作として，原子炉水位を可能な限り高く維持することで，格納容器への放熱を抑制し，格納容器圧力の崩壊熱除去機能を喪失しているため，格納容器圧力及び温度が上昇する。格納容器圧力が 0.18MPa[gage]に到達した場合又はドライウェル雰囲気温度が 171℃に接近した場合は，中央制御室からの遠隔操作により代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却を実施する。
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却を確認するために必要な計装設備は，格納容器内圧力，復水補給水系流量（RHR B 系代替注水流量）等である。

g. 格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱
格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱の準備として，原子炉格納容器一次隔離弁を原子炉建屋内の原子炉区域外からの人力操作により開する。
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継続しても，格納容器圧力が 0.31MPa[gage]に到達した場合，原子炉格納容器二次隔離弁を中央

備

考

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重大事故等対策の有効性評価 比較表（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

制御室からの遠隔操作によって中間開操作することで，格納容器圧力逃がし装置等
による原子炉格納容器除熱を実施する。

上昇を緩和する。なお，原子炉満水操作は，解析上考慮しない。
格納容器圧力が 310kPa[gage]に到達した場合，中央制御室からの遠隔操作により格納容器圧力逃がし装置二次隔離弁を全開としサプレッション・チェンバ側からの格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱を実施する。

格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を確認するために必要な計装設備は，格納容器内圧力等である。
格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を実施している間に炉心損傷していないこと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
ベル等である。
サプレッション・チェンバ側からの格納容器圧力逃がし装置等のベントラインが水没しないことを確認するために必要な計装設備は，サプレッション・チェンバ・
プール水位である。

格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱に必要な計装設備は，サプレッション・チェンバ圧力，格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ，Ｓ／Ｃ）等である。

以降，炉心冷却は，高圧炉心注水系による注水により継続的に行い，また，原子炉格納容器除熱は，格納容器圧力逃がし装置等により継続的に行う。

備

考

また，サプレッション・チェンバ側からの格納容器圧力逃がし装置のベントラ
インが水没しないことを確認する。
サプレッション・チェンバ側からの格納容器圧力逃がし装置のベントラインが水没しないことを確認するために必要な計装設備は，サプレッション・プール水位等である。
ｌ．可搬型代替注水中型ポンプによる水源補給操作
水源補給のための可搬型代替注水中型ポンプ準備，ホース敷設等を実施し，代替淡水貯槽の残量に応じて，可搬型代替注水中型ポンプにより西側淡水貯水設備から代替淡水貯槽へ水源補給操作を実施する。
可搬型代替注水中型ポンプによる水源補給操作に必要な計装設備は，代替淡水貯槽水位である。
ｍ．タンクローリによる燃料給油操作
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中型ポンプに燃料給油を実施する。
ｎ．使用済燃料プールの冷却代替燃料プール冷却系等を用いて使用済燃料プールへの注水及び冷却を実施する。
以降，炉心冷却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）による原子炉注水により継続的に実施し，格納容器除熱は格納容器圧力逃がし装置により継続的に実施する。

7.1.4.2.2 炉心損傷防止対策の有効性評価
7.1.4.2.2 炉心損傷防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法(1) 有効性評価の方法
本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケンスは，「6.2
本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケンスは，「6.2
評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，過渡事象（原子炉水位低下の評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，過渡事象（原子炉水位の急速観点で厳しい給水流量の全喪失を選定）を起因事象とし，逃がし安全弁再閉失敗をな低下に伴い，原子炉スクラム，高圧注水機能の自動起動，主蒸気隔離弁の閉止等
含まず高圧状態が継続される「過渡事象（給水流量の全喪失）＋崩壊熱除去失敗」が発生するため，事象発生後の状況判断における余裕時間の観点で厳しい給水流量である。
の全喪失を選定）を起因事象とし，逃がし安全弁により原子炉圧力が高圧状態に制5／50

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価 比較表（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備考御される「過渡事象（給水流量の全喪失）＋ＲＨＲ失敗」である。

本重要事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒表面熱伝達，気液熱非平衡，沸騰遷移，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化，気液分
離（水位変化）・対向流，三次元効果，原子炉圧力容器における沸騰・凝縮・ボイド
率変化，気液分離（水位変化）
・対向流，冷却材放出（臨界流・差圧流），ECCS 注水
（給水系・代替注水設備含む）並びに原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達，スプレイ冷却，格納容器ベントが重要現象となる。
よって，これらの現象を適切に評価することが可能である長期間熱水力過渡変化
解析コード SAFER，シビアアクシデント総合解析コード MAAP により原子炉圧力，原
子炉水位，燃料被覆管温度，格納容器圧力，格納容器温度等の過渡応答を求める。

また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，本重要事故
シーケンスにおける運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。
(2) 有効性評価の条件
本重要事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な解析条件を第 7.1.4.2－
2 表に示す。また，主要な解析条件について，本重要事故シーケンス特有の解析条
件を以下に示す。
a. 事故条件(a) 起因事象
起因事象として，給水流量の全喪失が発生するものとする。
(b) 安全機能の喪失に対する仮定
残留熱除去系の故障により崩壊熱除去機能が喪失するものとする。

本事故シーケンスグループは，ＬＯＣＡを起因事象とする事故シーケンスも含め， ・東海第二では，ＬＯＣＡを起因事象とする事故シーケンスについても，
高圧炉心スプレイ系に期待できる場合には，炉心冷却に成功する。また，中長期的ＨＰＣＳによる炉心冷却に成功すな格納容器の過圧・過温の観点では，崩壊熱が支配要因となることからＬＯＣＡもる場合は本事故シーケンスグルー
過渡事象も同等となり，崩壊熱除去機能喪失に対する重大事故等対策にも違いはな
プに分類し，事象進展及び重大事故
い。このため，代表性の観点で炉心損傷頻度の高い事故シーケンスを重要事故シー等対策に違いがないことから，代表
ケンスとしている。なお，ＬＯＣＡ時注水機能喪失及び雰囲気圧力・温度による静性の観点で重要事故シーケンスを的負荷（格納容器過圧・過温破損）にて，ＬＯＣＡに加えて崩壊熱除去機能が喪失
選定している。なお，LOCA 時注水機
した場合の重大事故等対策の有効性を確認している。
本重要事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒表面熱伝達，沸騰遷移， 能喪失及び雰囲気圧力・温度による静的負荷にて LOCA に加えて崩壊熱
燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化，気液分離（水位変化）・対除去機能が喪失した場合の有効性
向流，気液熱非平衡及び三次元効果，原子炉圧力容器における冷却材放出（臨界流・が確認されている点は同じ。
差圧流），沸騰・凝縮・ボイド率変化，気液分離（水位変化）
・対向流及びＥＣＣＳ
注水（給水系及び代替注水設備含む）並びに格納容器における格納容器各領域間の流動，気液界面の熱伝達，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，スプレイ冷却及び格納容器ベントが重要現象となる。よって，これらの現象を適切に評価することが可能である長期間熱水力過渡変化解析コードＳＡＦＥＲ及びシビアアクシデント総合
解析コードＭＡＡＰにより，原子炉圧力，原子炉水位，燃料被覆管温度，格納容器
圧力，格納容器雰囲気温度等の過渡応答を求める。なお，本有効性評価では，ＳＡ
ＦＥＲコードによる燃料被覆管温度の評価結果は，ベストフィット曲線の破裂判断 ・東海第二では燃料被覆管温度の評価
結果が破裂判断基準に対して十分基準に対して十分な余裕があることから，燃料被覆管温度が高温となる領域においな余裕があることからＣＨＡＳＴて，燃料棒やチャンネルボックスの幾何学的配置を考慮した詳細な輻射熱伝達計算
Ｅコードによる詳細評価は実施しを行うことで燃料被覆管温度をＳＡＦＥＲコードよりも低めに評価するＣＨＡＳＴ
ないことを明記しているが，本事故
Ｅコードは使用しない。
シーケンスで使用する解析コード
また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，本重要事故に違いはない。
シーケンスにおける運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。
(2) 有効性評価の条件
本重要事故シーケンスに対する主要な解析条件を第 7.1.4.2－2 表に示す。また，
主要な解析条件について，本重要事故シーケンス特有の解析条件を以下に示す。
ａ．事故条件(a) 起因事象
起因事象として，給水流量の全喪失が発生するものとする。
(b) 安全機能の喪失に対する仮定
残留熱除去系の故障等により，崩壊熱除去機能が喪失するものとする。

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重大事故等対策の有効性評価 比較表（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））
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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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備(c) 外部電源
外部電源は以下の観点により使用できるものと仮定する。
a) 事象の進展に対する影響
外部電源がある場合，事象発生と同時に再循環ポンプがトリップしないことにより，原子炉水位低（レベル 3）による原子炉スクラムまでは原子炉出力が高く維持され，原子炉水位の低下が早いため，事象初期の炉心冷却という観点では厳しくなる。
しかし，本評価では，初期の炉心冠水維持は原子炉隔離時冷却系にて行い，その後に高圧炉心注水系による注水に移行し，炉心冷却が継続されることから，外部電源の有無の影響は小さい。
b) 重大事故等対策に対する影響
本解析においては，残留熱除去系の喪失を仮定しており，非常用交流電源設備は使用可能であることから，外部電源の有無によって，常設代替交流電源設備等の更なる重大事故等対策が必要となることはない。

(c) 外部電源
外部電源はあるものとする。
外部電源がある場合，原子炉スクラムは，原子炉水位低（レベル３）信号にて発生し，再循環ポンプトリップは，原子炉水位異常低下（レベル２）信号にて発生する。このため，原子炉水位の低下の観点で厳しくなる。

b. 重大事故等対策に関連する機器条件(a) 原子炉スクラム信号
原子炉スクラムは，原子炉水位低（レベル 3）信号によるものとする。

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
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。
(b) 主蒸気隔離弁
主蒸気隔離弁は，原子炉水位異常低下（レベル２）信号により閉止するものとする。
(c) ＡＴＷＳ緩和設備（代替原子炉再循環ポンプトリップ機能）
ＡＴＷＳ緩和設備（代替原子炉再循環ポンプトリップ機能）は，原子炉水位 ・設備設計の違い
異常低下（レベル２）信号により再循環ポンプを全台トリップさせるものとする。

(b) 代替冷却材再循環ポンプ・トリップ機能
原子炉水位の低下に伴い，原子炉水位低（レベル 3）信号により再循環ポンプ 4台を自動停止し，原子炉水位低（レベル 2）信号により残りの再循環ポンプ 6 台を自動停止するものとする。

考(c) 原子炉隔離時冷却系
原子炉隔離時冷却系が原子炉水位低（レベル 2）で自動起動し，182m3/h（8.12～
1.03MPa[dif]において）の流量で注水するものとする。
(d) 高圧炉心注水系
高圧炉心注水系が原子炉水位低（レベル 1.5）で自動起動し，727m3/h（0.69MPa[dif]において）の流量で注水するものとする。
(e) 逃がし安全弁
逃がし安全弁の逃がし弁機能にて，原子炉冷却材圧力バウンダリの過度の圧力上昇を抑えるものとする。また，原子炉減圧には自動減圧機能付き逃がし安全弁（1個）を使用するものとし，容量として，1 個あたり定格主蒸気流量の約 5%を処理す(d) 逃がし安全弁
逃がし安全弁（安全弁機能）にて原子炉冷却材圧力バウンダリの過度の圧力 ・東海第二では，原子炉圧力が高めに上昇を抑制するものとする。また，手動操作による原子炉減圧には，逃がし安維持され，原子炉減圧操作時に原子
全弁（自動減圧機能）7 弁を使用するものとし，容量として，1 弁当たり定格主炉圧力が所定の圧力に到達するま
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るものとする。

(f) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）
格納容器温度及び圧力抑制に必要なスプレイ流量を考慮し，140m3/h にて原子炉格納容器内にスプレイする。

(g) 格納容器圧力逃がし装置等
格納容器圧力逃がし装置等により，格納容器圧力 0.62MPa[gage]における最大排出流量 31.6kg/s に対して，原子炉格納容器二次隔離弁の中間開操作（流路面積 70%
開 ※1）にて原子炉格納容器除熱を実施する。
※1 操作手順においては，原子炉格納容器除熱は原子炉格納容器二次隔離弁を流路
面積 70%相当で中間開操作するが，格納容器圧力の低下傾向を確認できない場
合は，増開操作を実施する。なお，耐圧強化ベント系を用いた場合は，格納容器圧力逃がし装置を用いた場合と比較して，排出流量は大きくなり，格納容器
圧力の低下傾向は大きくなることから，格納容器圧力逃がし装置を用いた場合

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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蒸気流量の約 6％を処理するものとする。
(e) 高圧炉心スプレイ系
原子炉水位異常低下（レベル２）信号により自動起動し，最小流量特性（0m３備考

での時間が遅くなるため，事象発生初期において高圧注水機能が喪失
し低圧注水機能を用いて原子炉注水を実施する事故シーケンスにおいては，評価項目に対して厳しい条件となる安全弁機能を設定／h～1,419m３／h，注水圧力：0MPa[dif]※～7.65MPa[dif]）の流量で原子炉へ注水するものとする。また，原子炉水位が原子炉水位高（レベル８）設定点まで回復し，原子炉隔離時冷却系のみにより原子炉水位の維持が可能な場合は，注水を停止する。
※ MPa[dif]…原子炉圧力容器と水源との差圧（以下同様）(f) 原子炉隔離時冷却系
原子炉水位異常低下（レベル２）信号により自動起動し，136.7m３／h（原子炉圧力 1.04MPa[gage]～7.86MPa[gage]において）の流量で原子炉へ注水するものとする。また，原子炉水位が原子炉水位高（レベル８）設定点まで回復した以降は，原子炉水位を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の範囲に維持し，原子炉減圧時の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）による原子炉水位回復性能を確認する観点で，原子炉減圧操作と同時に注水を停止する。
(g) 低圧代替注水系（常設）
常設低圧代替注水系ポンプ 2 台を使用するものとし，注水流量は，原子炉注
水のみを実施する場合，機器設計上の最小要求値である最小流量特性（注水流量：0m３／h～378m３／h，注水圧力：0MPa[dif]～2.38MPa[dif]）とし，原子炉注
水と格納容器スプレイを同時に実施する場合，230m３／h（一定）を用いるものとする。また，原子炉水位が原子炉水位高（レベル８）設定点まで回復した以
降は，原子炉水位を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の範囲に維持する。
(h) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）
常設低圧代替注水系ポンプ 2 台を使用するものとし，スプレイ流量は，運転手順における調整範囲（102m３／h～130m３／h）の上限である 130m３／h（一定）を用いるものとする。また，格納容器圧力が 217kPa[gage]に到達した場合に停止し，279kPa[gage]に到達した場合に再開する。
(i) 格納容器圧力逃がし装置
格 納 容 器 圧 力 逃 が し 装 置 二 次 隔 離 弁 を 全 開 と し ， 格 納 容 器 圧 力 が 設備設計の違い
310kPa[gage]において 13.4kg／s の排気流量にて格納容器除熱を実施するもの
とする。

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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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備

考の条件に包絡される。
c. 重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件として，「6.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。
(a) 逃がし安全弁による原子炉減圧操作は，サプレッション・チェンバ・プール水温が49℃に到達した場合に実施する。
(b) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作は，格納容器
圧力が 0.18MPa[gage]に到達した場合に実施する。なお，格納容器スプレイは，格
納容器圧力が 0.31MPa[gage]に到達した後，格納容器ベント実施前に停止する。
(c) 格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作は，格納容器圧力が0.31MPa[gage]に到達した場合に実施する。

(3) 有効性評価の結果
本重要事故シーケンスにおける原子炉圧力，原子炉水位（シュラウド内及びシュ
ラウド内外）※2，注水流量，逃がし安全弁からの蒸気流量及び原子炉圧力容器内の保有水量の推移を第 7.1.4.2－6 図から第 7.1.4.2－11 図に，燃料被覆管温度，高出力燃料集合体のボイド率及び炉心下部プレナム部のボイド率の推移を第 7.1.4.2－
12 図から第 7.1.4.2－14 図に，格納容器圧力，格納容器温度，サプレッション・チ
ェンバ・プール水位及び水温の推移を第 7.1.4.2－15 図から第 7.1.4.2－18 図に示す。
※2 シュラウド内は，炉心部から発生するボイドを含んだ二相水位を示しているため，シュラウド外の水位より，見かけ上高めの水位となる。一方，非常用炉心冷却系の起動信号となる原子炉水位計（広帯域）の水位及び運転員が炉心冠水状態において主に確認する原子炉水位計（広帯域・狭帯域）の水位は，シュラ
ウド外の水位であることから，シュラウド内外の水位を併せて示す。なお，水位が有効燃料棒頂部付近となった場合には，原子炉水位計（燃料域）にて監視する。6 号炉の原子炉水位計（燃料域）はシュラウド内を，7 号炉の原子炉水位計（燃料域）はシュラウド外を計測している。
a. 事象進展給水流量の全喪失後，原子炉水位は急速に低下する。また，原子炉水位低（レベル 3）信号が発生して原子炉がスクラムし，原子炉水位低（レベル 2）で原子炉隔離時冷却系が自動起動して原子炉水位は適切に維持される。
再循環ポンプについては，原子炉水位低（レベル 3）で 4 台トリップし，原子炉
水位低（レベル 2）で残り 6 台がトリップする。

ｃ．重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件として，「6.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。
(a) 逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動操作による原子炉減圧（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）は，運転手順に基づきサプレッション・プール水温度が 65℃に到達した場合に実施する。
(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）による格納容器冷却は，格納容器圧力が 279kPa[gage]に到達した場合に実施する。なお，格納容器スプレイは，サプレッション・プール水位が通常水位＋6.5m に到達した場合に停止する。
(c) 格 納 容 器 圧 力 逃 が し 装 置 に よ る 格 納 容 器 除 熱 は ， 格 納 容 器 圧 力 が310kPa[gage]に到達した場合に実施する。
(3) 有効性評価の結果
本重要事故シーケンスにおける原子炉圧力，原子炉水位（シュラウド内外水位）※，
注水流量，逃がし安全弁からの蒸気流量及び原子炉圧力容器内保有水量の推移を第7.1.4.2－4 図から第 7.1.4.2－8 図に，燃料被覆管温度，燃料被覆管最高温度発生
位置における熱伝達係数，燃料被覆管最高温度発生位置におけるボイド率，高出力燃料集合体のボイド率，炉心下部プレナム部のボイド率の推移及び燃料被覆管破裂が発生した時点の燃料被覆管温度と燃料被覆管の円周方向の応力の関係を第7.1.4.2－9 図から第 7.1.4.2－14 図に，格納容器圧力，格納容器雰囲気温度，サプ
レッション・プール水位及びサプレッション・プール水温度の推移を第 7.1.4.2－
15 図から第 7.1.4.2－18 図に示す。
※ 炉心冷却の観点ではシュラウド内水位に着目し，運転員操作の観点ではシュ
ラウド外水位に着目するためシュラウド内外水位を合わせて示している。なお，シュラウド内は炉心部で発生するボイドを含む水位であることから，原子炉水位が低下する過程ではシュラウド外水位と比較して高めの水位を示す。
・評価条件，運用・設備設計，事象進
ａ．事象進展
展等に違いに起因する記載の相違
給水流量の全喪失が発生することで原子炉水位は低下し，原子炉水位低（レベはあるが，実態として記載内容に違ル３）信号により原子炉がスクラムする。原子炉水位が原子炉水位異常低下（レいはない。
ベル２）設定点まで低下すると，主蒸気隔離弁の閉止及び再循環ポンプトリップが発生するとともに，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系が自動起動することで原子炉水位が維持される。
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原子炉水位が回復した時点で，残留熱除去系の早期復旧が期待できないことを考慮して，中央制御室からの遠隔操作によって逃がし安全弁 1 個を手動開すること
で，原子炉を減圧する。原子炉減圧後も原子炉隔離時冷却系による原子炉注水を継続し，原子炉水位低（レベル 1.5）で高圧炉心注水系が自動起動した後，原子炉隔離時冷却系を手動停止する。その後は，高圧炉心注水系による原子炉注水によって，原子炉水位は適切に維持される。

高出力燃料集合体及び炉心下部プレナム部のボイド率については，原子炉減圧により増加する。また，高圧炉心注水系による原子炉注水時に，炉心上部プレナム部の蒸気が凝縮され，原子炉が減圧されることにより，ボイド率が一時的に増加し，高出力燃料集合体が一時的に露出する。
崩壊熱除去機能を喪失しているため，原子炉圧力容器内で崩壊熱により発生する
蒸気が原子炉格納容器内に流入することで，格納容器圧力及び温度は徐々に上昇する。そのため，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却及び格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を行う。原子炉格納容器除熱は，事象発生から約 22 時間経過した時点で実施する。なお，原子炉格納容器除熱時のサプレッション・チェンバ・プール水位は，真空破壊装置（約 14m）及びベントライン（約 17m）に対して，十分に低く推移するため，真空破壊装置の健全性は維持される。

b. 評価項目等
原子炉水位はおおむね有効燃料棒頂部を下回ることなく，炉心はおおむね冠水維持されるため，燃料被覆管の最高温度は，第 7.1.4.2－12 図に示すとおり初期値（約310℃）を上回ることはなく，1,200℃以下となる。また，燃料被覆管の酸化量は酸化反応が著しくなる前の燃料被覆管厚さの 1％以下であり，15%以下となる。
原子炉圧力は，第 7.1.4.2－6 図に示すとおり，7.07MPa[gage]以下に抑えられる。
原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力は，原子炉圧力と原子炉圧力容器底部圧力との差（高々約 0.3MPa）を考慮しても，約 7.37MPa[gage]以下であり，最高使用

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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備

考その後，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）を起動し，事象発生の約 2 時間後にサプレッション・プール水温度がサプレッション・プー
ル熱容量制限である 65℃に到達した時点で，逃がし安全弁（自動減圧機能）7 弁の手動操作による原子炉減圧を実施する。逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動開放による蒸気流出によって原子炉水位が低下するが，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されることで原子炉水位は回復し，炉心の冠水は維持される。なお，原子炉隔離時冷却系は，原子炉減圧と同時に停止する想定とする。
高出力燃料集合体及び炉心下部プレナムのボイド率については，原子炉水位及び原子炉圧力の変化に伴い増減する。

また，崩壊熱除去機能が喪失しているため，原子炉圧力容器内で発生した蒸気が逃がし安全弁を介して格納容器内に放出されることで，格納容器圧力及び雰囲
気温度は上昇する。このため，事象発生の約 13 時間後に格納容器圧力が 279kPa［gage］に到達した時点で，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）の格納容器冷却を実施することにより，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇は抑制される。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を実施することでサプレッション・
プール水位は徐々に上昇し，事象発生の約 27 時間後にサプレッション・プール水
位が通常水位＋6.5m に到達した時点でサプレッション・チェンバ側のベントライ
ンの機能維持のため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。これにより格納容器圧力及び雰
囲気温度は再び上昇傾向に転じ，事象発生の約 28 時間後に格納容器圧力が310kPa[gage]に到達した時点で格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱を実施することにより，格納容器圧力及び雰囲気温度は安定又は低下傾向となる。なお，格納容器除熱実施時のサプレッション・プール水位は，ベント管真空破壊装
置及びサプレッション・チェンバ側のベントライン設置高さと比較して十分に低く推移するため，これらの設備の機能は維持される。
ｂ．評価項目等
燃料被覆管温度は，第 7.1.4.2－9 図に示すとおり，炉心の冠水が維持され，初期値（約 309℃）以下にとどまることから，評価項目である 1,200℃を下回る。また，燃料被覆管の酸化量は，酸化反応が著しくなる前の燃料被覆管厚さの 1％以下であり，評価項目である 15％を下回る。
原子炉圧力は，第 7.1.4.2－4 図に示すとおり，逃がし安全弁（安全弁機能）の作動により，約 7.79MPa[gage]以下に維持される。このため，原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力は，原子炉圧力と原子炉圧力容器底部圧力との差（0.3MPa
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圧力の 1.2 倍（10.34MPa[gage]）を十分下回る。
また，崩壊熱除去機能を喪失しているため，原子炉圧力容器内で崩壊熱により発生する蒸気が原子炉格納容器内に流入することによって，格納容器圧力及び温度は徐々に上昇するが，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却及び格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を行うことによって，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度の最大値は，約 0.31MPa[gage]及び約 144℃に抑えられ，原子炉格納容器の限界圧力及び限界温度を下回る。

第 7.1.4.2－7 図に示すとおり，高圧炉心注水系による注水継続により炉心がおおむね冠水し，炉心の冷却が維持される。その後は，約 22 時間後に格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を開始することで安定状態が確立し，また，安定状態を維持できる。格納容器圧力逃がし装置等による格納容器ベント時の敷地境界での実効線量の評価結果は，事象発生から格納容器圧力逃がし装置等の使用までの時間が本事象より短く放射性物質の減衰効果が少ない「7.1.3.1 全交流動力電
源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）」の実効線量の評価結果以下となり，5mSv を下回ることから，周辺の公衆に対して著しい放射線被ばくのリスクを与えることはない。
本評価では，「6.2.1.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(4)の評価項目及び周辺の公衆に対して著しい放射線被ばくのリスクを与えないことについて，対策の有効性を確認した。

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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備考程度）を考慮しても，約 8.09MPa[gage]以下であり，評価項目である最高使用圧
力の 1.2 倍（10.34MPa[gage]）を下回る。
格納容器圧力は，第 7.1.4.2－15 図に示すとおり，崩壊熱除去機能が喪失しているため，原子炉圧力容器内で発生した蒸気が格納容器内に放出されることによって，事象発生後に上昇傾向が継続するが，格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱により低下傾向となる。事象発生の約 28 時間後に最高値の約0.31MPa[gage]となるが，格納容器バウンダリにかかる圧力は，評価項目である最高使用圧力の 2 倍（0.62MPa[gage]）を下回る。格納容器雰囲気温度は，第 7.1.4.2－16 図に示すとおり，事象発生の約 28 時間後に最高値の約 143℃となり，以降は低下傾向となっていることから，格納容器バウンダリにかかる温度は，評価項目
である 200℃を下回る。
第 7.1.4.2－5 図に示すように，原子炉隔離時冷却系，高圧炉心スプレイ系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）による原子炉注水を継続することで，炉心の冠水状態が維持され，炉心冷却が維持される。また，第7.1.4.2－15 図及び第 7.1.4.2－16 図に示すように，格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱を継続することで，高温停止での安定状態が確立する。
格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベント実施時の敷地境界での実効線量
は，ベントタイミングに有意な差はないが，原子炉冷却材圧力バウンダリの破断箇所からドライウェルに放出された核分裂生成物がドライウェルベントによりサ
プレッション・プールでのスクラビング効果による除染を見込まずに環境へ放出される評価としているため，敷地境界外の実効線量が厳しくなる「7.1.6 ＬＯＣ
Ａ時注水機能喪失」の評価結果以下となり，5mSv を下回ることから，周辺の公衆に対して著しい放射線被ばくのリスクを与えることはない。
安定状態が確立した以降は，残留熱除去系を復旧した後，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）により冷温停止状態とする。
以上により，本評価では，「6.2.1.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(4)の評価項目及び周辺の公衆に対して著しい放射線被ばくのリス
クを与えないことについて，対策の有効性を確認した。

7.1.4.2.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
7.1.4.2.3 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
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は，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。
る。
崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合）では，炉心冷却には成功す
本重要事故シーケンスでは，原子炉隔離時冷却系等により炉心冷却には成功する
るが，残留熱除去系の故障により崩壊熱除去機能が喪失することが特徴である。まが，残留熱除去系の故障により崩壊熱除去機能が喪失することで格納容器圧力及び雰た，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
囲気温度が上昇するため，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
短時間に期待する操作及び事象進展に有意な影響を与えると考えられる操作とし冷却系（常設）による格納容器冷却を実施すること及び格納容器圧力逃がし装置によて，逃がし安全弁による原子炉減圧操作，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）にる格納容器除熱を実施することが特徴である。よって，不確かさの影響を確認する運11／50

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よる原子炉格納容器冷却操作及び格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器
除熱操作とする。

(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
本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，「6.7 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すとおりであり，それらの不確かさの影響評価は以下のとおりである。
a. 運転員等操作時間に与える影響
炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，解析コードは，炉心が冠水維持する場合では燃料被覆管温度は上昇しないため不確かさは小さい。原子炉注水は原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系の自動起動により行われ，燃料被覆管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。

炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは酸化量及び酸化反応に伴う発熱量の評価について保守的な結果を与えるため，解析結果は燃料被覆管
酸化を大きく評価する可能性がある。よって，実際の燃料被覆管温度は低くなり，原子炉水位挙動に影響を与える可能性があるが，原子炉注水は原子炉隔離時冷却系
及び高圧炉心注水系の自動起動により行われることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）は HDR 実験解析では区画によって格納容器温度を十数℃程度，格納容器圧力を１割程度高めに評価する傾向を確認しているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認した不確かさは小さくなるものと推定される。しかし，全体としては格納容器圧力及び温度の傾向を適切に再現できていることから，格納容器圧力及び温度を操作開始の起点としている代替格納容器スプレイ冷却系（常設）及び格納容器圧力逃がし装置等に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，CSTF 実験解析により格納容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認しており，その差異は小さいことから，格納容器圧力及び温度を操作開始の起点としている代替格納容器スプレイ冷却系（常設）及び格納容器圧力逃がし装置等に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備

考

転員等操作は，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，逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動操作による原子炉減圧（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）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）による格納容器冷却及び格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱とする。
(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
本重要事故シーケンスにおいて不確かさの影響評価を実施する重要事象は，「6.7
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すとおりであり，それらの不確かさの影響評価の結果を以下に示す。
ａ．運転員等操作時間に与える影響
炉心における燃料棒表面熱伝達，沸騰遷移及び気液熱非平衡の不確かさとして，
解析コードは実験結果の燃料被覆管温度に比べて最大 50℃程度高めに評価することから，解析結果は燃料棒表面の熱伝達係数を小さく評価する可能性がある。よって，実際の燃料棒表面での熱伝達は大きくなることで，燃料被覆管温度は低くなるが，事象初期の原子炉注水は原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系の自動起動により確保され，燃料被覆管温度を操作開始の起点とする運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは酸化量及び酸化反応に伴う発熱量の評価について保守的な結果を与えるため，燃料被覆管温度を高めに評価する可能性がある。よって，実際の燃料被覆管温度は低くなるが，事象初期の原子炉注水は原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系の自動起動により確保され，燃料被覆管温度を操作開始の起点と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。
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並びに気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）はＨＤＲ実験解析において区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃程
度，格納容器圧力を 1 割程度高めに評価する傾向が確認されているが，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
においては不確かさが小さくなるものと推定され，全体としては格納容器圧力及び雰囲気温度の傾向を適切に再現できていることから，格納容器圧力及び雰囲気
温度を操作開始の起点と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及び格納容器圧力逃がし装置による格
納容器除熱に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，ＣＳＴＦ
実験解析により格納容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致す
ることを確認しており，その差異は小さいことから，格納容器圧力及び雰囲気温度を操作開始の起点としてい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及び格納容器圧力逃がし装置による12／50

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重大事故等対策の有効性評価 比較表（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所備

考

格納容器除熱に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。
b. 評価項目となるパラメータに与える影響
炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，炉心が冠水維持される実験解析では燃料被覆管温度をほぼ同等に評価する。有効性評価解析においても，原子炉
水位はおおむね有効燃料棒頂部を下回ることなく，炉心はおおむね冠水維持されるため，燃料被覆管の最高温度は初期値（約 310℃）を上回ることはないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは燃料被覆管の酸化について，酸化量及び酸化反応に伴う発熱量に保守的な結果を与え，燃料被覆管温度を高めに評価するが，原子炉水位はおおむね有効燃料棒頂部を下回ることなく，
炉心はおおむね冠水維持されるため，燃料被覆管の最高温度は初期値（約 310℃）
を上回ることはないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）は HDR 実験解析では区画によって格納容器温度を十数℃程度，格納容器圧力を１割程度高めに評価する傾向を確認しているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認した不確かさは小さくなるものと推定される。しかし，全体としては格納容器圧力及び温度の傾向を適切に再現できていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，CSTF 実験解析により格納容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認していることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

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表面熱伝達，沸騰遷移及び気液熱非平衡の不確かさとして，
解析コードは実験解析において熱伝達モデルの保守性により燃料被覆管温度を高めに評価し，有効性評価解析においても燃料被覆管温度を高めに評価することか
ら，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。ただし，炉心部の冠水が維持される本事故シーケンスでは，この影響は小さいと考えられる。
炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは酸化量及び酸化反応に伴う発熱量の評価について保守的な結果を与えるため，燃料被覆管温度を高く評価することから，実際の燃料被覆管温度は低めとなり，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

(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 7.1.4.2－2
表に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件とした場合の影響を評価する。また，解析条件の設定に当たっては，評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなるような設定があることから，その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられる項目に関する影響評価の結果を以下に示す。

(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 7.1.4.2－2
表に示すとおりであり，これらの条件設定を設計値等の最確条件とした場合の影響を評価する。解析条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くなるよう保守的な設定をしていることから，この中で事象進展に有意な影響を与える可能性がある項目について，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
初期条件の燃料棒最大線出力密度は，解析条件で設定した 44.0kW／m に対して最確条件は約 33kW／m～約 41kW／m であり，最確条件とした場合は燃料被覆管
温度の上昇が緩和されるが，事象初期の原子炉注水は原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系の自動起動により確保され，燃料被覆管温度を操作開始の(a) 運転員等操作時間に与える影響
初期条件の最大線出力密度は，解析条件の 44.0kW/m に対して最確条件は約 42kW/m
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，燃料被覆管温度の上昇は緩和されるが，原子炉注水は原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系の自動起動により行われ，燃料被覆管温度を操作開始の起点としている運転員等操作は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並びに気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）はＨＤＲ実験解析において区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃程
度，格納容器圧力を 1 割程度高めに評価する傾向が確認されているが，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
においては不確かさが小さくなるものと推定され，全体としては格納容器圧力及び雰囲気温度の傾向を適切に再現できていることから，評価項目となるパラメー
タに与える影響は小さい。また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，ＣＳＴＦ実験解析により格納容器雰囲気温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認していることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

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ないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd/t に対応したものとしており，その最確条件は平均的燃焼度約 30GWd/t であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなる
ため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉水位の低下は緩和され，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなることから，サプレッション・チェンバ・プール水温
及び格納容器圧力の上昇が遅くなるが，操作手順（サプレッション・チェンバ・プ
ール水温に応じて原子炉減圧すること及び格納容器圧力に応じて格納容器ベントを実施すること）に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積（ウェットウェル）の空間部及び液相部，サプレッション・チェンバ・プール水位，格納容器圧力及び格納容器温度は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，事象進展に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
事故条件の外部電源の有無については，炉心冷却上厳しくする観点から，事象発生と同時に再循環ポンプがトリップせず原子炉水位低の信号でトリップすることで原子炉水位の低下が早くなるように外部電源がある状態を設定している。なお，外部電源がない場合は非常用ディーゼル発電機により電源が供給されることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
機器条件の高圧炉心注水系は，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），原子炉水位の回復は早くなる。冠水
後の操作として冠水維持可能な注水量に制御するが，注水後の流量調整操作である
ことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の最大線出力密度は，解析条件の 44.0kW/m に対して最確条件は約 42kW/m
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，燃料被覆管温度の上昇は緩和されるが，原子炉水位はおおむね有効燃料棒頂部を下回ることなく，
炉心はおおむね冠水維持されるため，燃料被覆管の最高温度は初期値（約 310℃）
を上回ることはないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd/t に対応したもの

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備考起点と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。
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件で設定した燃焼度 33GWd／t に対して最確条件は 33GWd／t 以下であり，最確条件とした場合は崩壊熱がおおむ
ね小さくなるため，原子炉からサプレッション・プールに流出する蒸気量が減少することで，原子炉水位の低下は遅くなるが，事象初期の原子炉注水は原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系の自動起動により確保されることから，運転員等操作時間に与える影響はない。また，同様に格納容器圧力及び雰
囲気温度並びにサプレッション・プール水位及びサプレッション・プール水温
度の上昇が遅くなり，これらのパラメータを起点とする運転員等操作の開始時間は遅くなる。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量及びドライウェル雰囲気温度
は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，事象進展に与える影響
は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
事故条件の外部電源の有無については，起因事象発生から原子炉スクラムまでの期間の原子炉水位の低下を厳しくする条件として，外部電源ありを想定している。外部電源がない場合でも，非常用母線は非常用ディーゼル発電機等から自動的に受電され，また，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）の起動準備操作時間は，外部電源がない場合も考慮して設定していることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
機器条件の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）は，最確条件とした場合はおおむね注水開始後の原子炉水位の回復が早くなり，炉心冠水後の原子炉水位の維持操作の開始が早くなるが，原子炉減圧から水位回復までの原子炉水位を継続監視している期間の流量調整操作であるため，運転員等操作時間に与える影響はない。
機器条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）は，解析条件で設定したス
プレイ流量（130m３／h 一定）に対して，最確条件は運転手順における流量調整の範囲（102m３／h～130m３／h）となる。最確条件とした場合，サプレッション・
プール水位の上昇が緩和されることから，サプレッション・プール水位を操作
開始の起点とする運転員等操作の開始時間は遅くなる。
(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の燃料棒最大線出力密度は，解析条件で設定した 44.0kW／m に対して最確条件は約 33kW／m～約 41kW／m であり，最確条件とした場合は燃料被覆管
温度の上昇が緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件で設定した燃焼度 33GWd／t に対して最確条件は 33GWd／t 以下であり，最確条件とした場合は崩壊熱がおおむ
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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所としており，その最確条件は平均的燃焼度約 30GWd/t であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなる
ため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉水位の低下は緩和され，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなり，格納容器圧力及び温度の上昇は遅くなるが，格納容器圧力及び温度の上昇は格納容器ベントにより抑制されることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積（ウェットウェル）の空間部及び液相部，サプレッション・チェンバ・プール水位，格納容器圧力及び格納容器温度は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，事象進展に与える影響は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
事故条件の外部電源の有無については，炉心冷却上厳しくする観点から，事象発生と同時に再循環ポンプがトリップせず原子炉水位低の信号でトリップすることで原子炉水位の低下が早くなるように外部電源がある状態を設定している。仮に事象発生とともに外部電源喪失が発生する場合は，外部電源喪失と同時に再循環ポンプ
がトリップするため，原子炉水位の低下が遅くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。なお，外部電源がない場合は非常用ディーゼル
発電機により電源が供給される。機器条件の高圧炉心注水系は，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），原子
炉水位の回復が早くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

ね小さくなり，原子炉からサプレッション・プールに流出する蒸気量が減少することで，原子炉水位の低下は緩和される。また，同様に格納容器圧力及び雰
囲気温度並びにサプレッション・プール水位及びサプレッション・プール水温度の上昇は遅くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

b. 操作条件
操作条件の不確かさとして，操作の不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，「操
作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の 6 要因に分類し，これらの要因が運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転員等操作時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価し，評価結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
操作条件の逃がし安全弁による原子炉減圧操作は，解析上の操作開始時間としてサプレッション・チェンバ・プール水温 49℃到達時を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，実態の運転操作においては，事故時の重要監視パラメー
タとしてサプレッション・チェンバ・プール水温を継続監視しており，また，サプｂ．操作条件
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，これらの要因が運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転員
等操作時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価する。
評価結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
操作条件の逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動操作による原子炉減圧（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）は，解析上の操作開始時間としてサプレッション・プール水温度 65℃到達時を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，不確かさ要因により操備考

初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量及びドライウェル雰囲気温度
は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，事象進展に与える影響
は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
事故条件の外部電源の有無については，起因事象発生から原子炉スクラムまでの期間の原子炉水位の低下を厳しくする条件として，外部電源ありを想定している。外部電源がない場合は，外部電源喪失に伴い原子炉スクラム，再循環
ポンプトリップ等が発生するため，外部電源がある場合と比較して原子炉水位の低下は緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
機器条件の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）は，最確条件とした場合はおおむね注水開始後の原子炉水位の回復が早くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
機器条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）は，解析条件で設定したス
プレイ流量（130m３／h 一定）に対して，最確条件は運転手順における流量調整の範囲（102m３／h～130m３／h）となる。最確条件とした場合でも，スプレイ流量は，格納容器圧力の上昇を抑制可能な範囲で調整し，また，代替格納容器ス
プレイ冷却系（常設）の停止後に格納容器最高使用圧力に到達した時点で格納容器ベントを実施する運転員等操作に変わりはなく，格納容器圧力の最大値はおおむね格納容器ベント時の圧力で決定されることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

レッション・チェンバ・プール水温の上昇は緩やかであることから，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であり，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が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。
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格納容器圧力 0.18MPa[gage]到達時を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，実態の運転操作においては，炉心損傷
前の格納容器スプレイの操作実施基準（格納容器圧力 0.18MPa[gage]）に到達するのは，事象発生の約 10 時間後であり，格納容器スプレイの準備操作は格納容器圧力の上昇傾向を監視しながらあらかじめ操作が可能であることから，実態の操作開始
時間は解析上の設定とほぼ同等であり，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が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。
操作条件の格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作は，解析上の操作開始時間として格納容器圧力 0.31MPa［gage］到達時を設定している。運転
員等操作時間に与える影響として，実態の運転操作においては，炉心損傷前の格納容器ベントの操作実施基準（格納容器圧力 0.31MPa［gage］）に到達するのは，事象発生の約 22 時間後であり，格納容器ベントの準備操作は格納容器圧力の上昇傾向を監視しながらあらかじめ実施可能である。また，格納容器ベントの操作時間は時間余裕を含めて設定していることから，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であり，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。ただし，格納容器ベント実施時に遠隔操作に失敗した場合は，現場操作にて対応するため，約 20 分程度操作開始時間が遅れる可能性があるが，原子炉格納容器の限界圧力は 0.62MPa[gage]であることから，原子炉格納容器の健全性の点では問題とならない。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。なお，格納容器ベント実施時に遠隔操作に失敗した場合においても，現場操作にて対応することから，他の操作に与える影響はない。

作開始時間に与える影響は小さいことから，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等となる。本操作は，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，操作開始時間が遅くなる可能性があるが，他の操作との重複もないことから，この他の操作に与える影響はない。

(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の逃がし安全弁による原子炉減圧操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動操作による原子炉減圧（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）は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の操備考

操作条件の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は，解析上の操作開始時間として，格納容器圧力
279kPa[gage]到達時を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，不確かさ要因により操作開始時間に与える影響は小さいことから，実態の操作
開始時間は解析上の設定とほぼ同等となる。本操作は，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，操作開始時間は遅くなる可能性があるが，並列して実施する場合がある原子炉水位の調整操作とは同一の制御盤による対応が可能であることから，この他の操作に与える影響はない。

操作条件の格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱は，解析上の操作開始時間として，格納容器圧力 310kPa[gage]到達時を設定している。運転員等操
作時間に与える影響として，不確かさ要因により操作開始時間に与える影響は小さいことから，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等となる。仮に
中央制御室での遠隔操作に失敗した場合は，現場操作にて対応するため，75 分
程度操作開始時間が遅れる可能性がある。本操作は，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，操作開始時間は遅くなる可能性がある
が，並列して実施する場合がある原子炉水位の調整操作とは異なる運転員による対応が可能であることから，この他の操作に与える影響はない。なお，遠隔操作失敗時に現場操作にて対応する場合にも，異なる要員により対応が可能であることから，この他の操作に与える影響はない。

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重大事故等対策の有効性評価 比較表（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））
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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，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。格納
容器スプレイ開始時間が早くなる場合，遅くなる場合のいずれにおいても，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小さい。
操作条件の格納容器圧力逃がし装置等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，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。仮に，格納容器
ベント実施時に遠隔操作に失敗した場合は，現場操作にて対応するため，約 20 分程
度操作開始時間が遅れる可能性がある。格納容器ベント操作開始時間が遅くなった
場合，格納容器圧力は 0.31MPa［gage］より若干上昇するため，評価項目となるパラメータに影響を与えるが，原子炉格納容器の限界圧力は 0.62MPa［gage］である
ことから，原子炉格納容器の健全性という点では問題とはならない。

(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。
操作条件の逃がし安全弁による原子炉減圧操作については，逃がし安全弁による原子炉減圧までの時間は事象発生から約 1 時間であり，準備時間が確保できること
から，時間余裕がある。

操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作については，格納容器スプレイ開始までの時間は事象発生から約 10 時間あり，準備時間が確保できることから，時間余裕がある。
操作条件の格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作について
は，格納容器ベント開始までの時間は事象発生から約 22 時間あり，準備時間が確保できるため，時間余裕がある。また，遠隔操作の失敗により，格納容器ベント操作
開始時間が遅れる場合においても，格納容器圧力は 0.31MPa［gage］から上昇する
が，格納容器圧力の上昇は緩やかであるため，原子炉格納容器の限界圧力 0.62MPa

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備

考

作開始時間よりも遅くなる可能性があるが，この場合でもパラメータが操作実施基準に到達した時点で開始することで同等の効果が得られ，事象進展に変わりがないことから，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は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の操作開始時間よりも遅くなる可能性があるが，この場合でもパラメータが操作実施基準に到達した時点で開始することで同等の効果が得られ，有効性評価解析における格納容器圧力の最大値に変わりがないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
操作条件の格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の操作開始時間よりも遅くなる可能性があるが，この場合でもパラメータが操作実施基準に到達した時点で開始することで同等の効果が得られ，有効性評価解析における格納容器圧
力の最大値に変わりがないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。仮に格納容器ベント時に遠隔操作に失敗した場合は，現場操作にて対応するため，75 分程度操作開始時間が遅れる可能性がある。この場合，格納容
器圧力は 0.31MPa[gage]より若干上昇し，評価項目となるパラメータに影響を及
ぼすが，この場合でも 0.62MPa[gage]を十分に下回ると考えられることから，格納容器の健全性の観点からは問題とならない。
(3) 操作時間余裕の把握
操作開始時間の遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認し，その結果を以下に示す。
操作条件の逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動操作による原子炉減圧（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）は，原子炉隔離時冷却系による注水持続が可能な時間内に実施することで炉心損傷を回避することが可能であり，事象発生から少なくとも 8 時間程度の時間余裕がある。なお，
高圧炉心スプレイ系による原子炉注水を継続することも可能であり，この場合は更に余裕時間がある。
操作条件の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は，事象発生の約 13 時間後に実施するものであり，準備時間が確保できることから，時間余裕がある。
操作条件の格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱は，事象発生の約 28 時間
後に実施するものであり，準備時間が確保できることから，時間余裕がある。仮に，中央制御室からの遠隔操作に失敗し，現場操作にて格納容器圧力逃がし装置二次隔離弁の開操作を実施する場合には，格納容器ベント操作の開始が遅れることで，格納容器圧力は 0.31MPa[gage]から上昇するが，過圧の観点で厳しい「7.2.1 雰囲気
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重大事故等対策の有効性評価 比較表（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機［gage］に至るまでの時間は，過圧の観点で厳しい「7.2.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」においても事象発生約 38 時間後であり，
約 16 時間以上の準備時間が確保できることから，時間余裕がある。

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備

考

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，スプレイを実施
しない場合に格納容器圧力が 0.31MPa[gage]に到達してから 0.62MPa[gage]に到達するまで 11 時間程度の時間余裕があり，現場操作に要する時間は 75 分程度である
ことから，時間余裕がある。

(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
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認しに与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認した。その結果，解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影た。この結果，解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内に
この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間には時間余裕がある。
おいて，操作時間には時間余裕がある。
7.1.4.2.4 必要な要員及び資源の評価
7.1.4.2.4 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
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合）」
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」の残留熱除去系が故障した場合において，6 号及び 7 号炉同時の重大事故等対策時における事象発生 10 時間までにの重大事故等対策に必要な初動対応要員は，「7.1.4.2.1（3）炉心損傷防止対策」に必要な要員は，「7.1.4.2.1(3) 炉心損傷防止対策」に示すとおり 24 名である。
「7.5.2示すとおり 17 名であり，災害対策要員の 39 名で対処可能である。
重大事故等対策時に必要な要員の評価結果」で説明している運転員，緊急時対策要
また，事象発生 2 時間以降に必要な参集要員は 5 名であり，発電所構外から 2 時
員等の 72 名で対処可能である。
間以内に参集可能な要員の 71 名で対処可能である。
また，事象発生 10 時間以降に必要な参集要員は 20 名であり，発電所構外から 10
時間以内に参集可能な要員の 106 名で確保可能である。
(2) 必要な資源の評価(2) 必要な資材の評価
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合）」
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」の残留熱除去系が故障した場合において，必要な水源，燃料及び電源は，「7.5.1(2) 資源の評価条件」の条件にてにおいて，必要な水源，燃料及び電源は「7.5.1(2) 資源の評価条件」の条件にて評価を行い，その結果を以下に示す。
評価を行い，以下のとおりである。
a. 水源
ａ．水 源
原子炉隔離時冷却系，高圧炉心注水系による原子炉注水及び代替格納容器スプレ
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
イ冷却系（常設）による格納容器スプレイについては，7 日間の対応を考慮すると，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については，7 日
3号炉あたり合計約 6,200m 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間の対応を考慮すると，合計約 5,410m３の水が必要となる。
と，合計 12,400m3の水が必要である。水源として，各号炉の復水貯蔵槽に約 1,700m3
水源として，代替淡水貯槽に約 4,300m３及び西側淡水貯水設備に約 5,000m３の水及び淡水貯水池に約 18,000m3の水を保有している。これにより，6 号及び 7 号炉のを保有しており，可搬型代替注水中型ポンプを用いて，西側淡水貯水設備から代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
替淡水貯槽への補給を行うことで，代替淡水貯槽を枯渇させることなく，7 日間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の対応が可能である。
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
なお，外部電源喪失を想定した場合でも同様である。
継続実施が可能となる。ここで，復水貯蔵槽への補給の開始を事象発生 12 時間後としているが，これは，可搬型設備を事象発生から 12 時間以内に使用できなかった場
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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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備考合においても，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。なお，外部電源喪失を想定した場合でも同様の対応である。
b. 燃料
可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による復水貯蔵槽への給水については，保守的に事象発生直後からの可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）の運転を想定すると，7 日間の運転継続に号炉あたり約 15kL の軽油が必要となる。本重要事故シーケンスの評価
では外部電源の喪失は想定していないが，仮に外部電源が喪失して非常用ディーゼ
ル発電機による電源供給を想定し，事象発生後 7 日間非常用ディーゼル発電機を最大負荷で運転した場合，号炉あたり約 753kL の軽油が必要となる。5 号炉原子炉建
屋内緊急時対策所用可搬型電源設備及びモニタリング・ポスト用発電機による電源供給については，事象発生直後からの運転を想定すると，7 日間の運転継続に合計
約 13kL の軽油が必要となる（6 号及び 7 号炉合計約 1,549kL）。
6 号及び 7 号炉の各軽油タンクにて約 1,020kL（6 号及び 7 号炉合計 約 2,040kL）の軽油を保有しており，これらの使用が可能であることから，可搬型代替注水ポン
プ（A-2 級）による復水貯蔵槽への給水，非常用ディーゼル発電機による電源供給，
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

ｂ．燃 料
外部電源喪失を想定した場合，非常用ディーゼル発電機による電源供給については，事象発生直後からの運転を想定すると，7 日間の運転継続に約 484.0kL の軽油が必要となる。高圧炉心スプレイ系ディーゼル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 日間の運転継続に約 130.3kL の軽油が必要となる。常設代替交流電源設備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 日間の運転継続に約 141.2kL の軽油が必要となる。合計で 755.5kL の軽油が必要となるが，軽油貯蔵タンクに約 800kL の軽油を保有していることから，非常用ディーゼル発電機，高圧炉心スプレイ系ディーゼ
ル発電機及び常設代替交流電源設備による電源供給について，7 日間の継続が可能である。
可搬型代替注水中型ポンプによる西側淡水貯水設備から代替淡水貯槽への補給については，事象発生からの運転を想定すると，7 日間の運転継続に約 6.0kL の軽油が必要となる。可搬型設備用軽油タンクに約 210kL の軽油を保有していることから，可搬型代替注水中型ポンプによる補給について，7 日間の継続が可能で
ある。

c. 電源
本重要事故シーケンスの評価では外部電源の喪失は想定していないが，仮に外部電源が喪失して非常用ディーゼル発電機による電源供給を想定した場合においても，6 号及び 7 号炉において重大事故等対策時に必要な負荷は，各号炉の非常用ディーゼル発電機負荷に含まれることから，非常用ディーゼル発電機による電源供給が可能である。
また，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備及びモニタリング・ポ
スト用発電機についても，必要負荷に対しての電源供給が可能である。

ｃ．電 源
外部電源喪失を想定した場合，重大事故等対策時に必要な負荷のうち，非常用
ディーゼル発電機等からの電源供給を考慮する負荷については，非常用ディーゼ
ル発電機等の容量内に収まることから，電源供給が可能である。
常設代替交流電源設備からの電源供給を考慮する負荷については約 1,128kW 必要となるが，常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 2 台）の連続定格容量は 2,208kW であることから，必要負荷に対しての電源供給が可能である。

7.1.4.2.5 結 論
7.1.4.2.5 結論
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合）」
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」の残留熱除去系が故障した場合ででは，炉心冷却には成功するが，残留熱除去系の故障により崩壊熱除去機能が喪失
は，炉心冷却には成功するが，崩壊熱除去機能の喪失により炉心損傷より先に格納容し，炉心損傷より先に原子炉格納容器が破損し，これに伴って炉心冷却機能を喪失
器が破損し，これに伴い炉心冷却機能を喪失することにより，原子炉水位が低下し炉する場合には，原子炉水位の低下により炉心が露出して炉心損傷に至ることが特徴
心が露出することで炉心損傷に至ることが特徴である。事故シーケンスグループ「崩である。事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した
壊熱除去機能喪失」の残留熱除去系が故障した場合に対する炉心損傷防止対策として
場合）」に対する炉心損傷防止対策としては，初期の対策として原子炉隔離時冷却系
は，初期の対策として原子炉隔離時冷却系，高圧炉心スプレイ系，逃がし安全弁（自及び高圧炉心注水系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
動減圧機能）の手動操作による原子炉減圧及び常設低圧代替注水系ポンプを用いた低容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却手段及び格納容器圧力逃が圧代替注水系（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，
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し装置等による原子炉格納容器除熱手段を整備している。

事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合）」の重要事故シーケンス「過渡事象（給水流量の全喪失）＋崩壊熱除去失敗」について有効性評価を行った。上記の場合においても，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心
注水系による原子炉注水，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を実施することにより，炉心損傷することはない。

その結果，燃料被覆管温度及び酸化量，原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，評価項目を満足している。
また，安定状態を維持できる。なお，格納容器圧力逃がし装置等の使用による敷地境界での実効線量は，周辺の公衆に対して著しい放射線被ばくのリスクを与えることはない。
解析コード及び解析条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操作時間に与える影響及び評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
重大事故等対策時に必要な要員は，運転員及び緊急時対策要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
以上のことから，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系による原子炉注水，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱等の炉心損傷防止対策は，選定した重要事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，事故シーケンスグル
ープ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合）」に対して有効である。

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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備

考

逃がし安全弁（自動減圧機能）を開維持することで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）による炉心冷却を継続する。また，格納容器の健全性を維持するため，安定状態に向けた対策として常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格
納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却手段及び格納容器圧力逃がし装置
による格納容器除熱手段を整備している。
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」の重要事故シーケンス「過渡事象（給水流量の全喪失）＋ＲＨＲ失敗」について有効性評価を行った。
上記の場合においても，原子炉隔離時冷却系，高圧炉心スプレイ系，逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動操作による原子炉減圧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）による格納容器冷却及び格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱を実施することで，炉心の著しい損傷を防止することができる。
その結果，燃料被覆管最高温度及び酸化量，原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力並びに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，安定状態を維持することができる。
なお，格納容器圧力逃がし装置等の使用による敷地境界での実効線量は，周辺公衆に対して著しい被ばくのリスクを与えることはない。
解析コード及び解析条件の不確かさの影響について確認した結果，運転員等操作時間に与える影響及び評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
重大事故等対策時に必要な要員は，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，事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」の残留熱除去系が故障した場合において，原子炉隔離時冷却系，高圧炉心スプレイ系，逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動操作による原子炉減圧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）による格納容器冷却及び格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱の炉心損傷防止対策は，選定した重要事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」の残留熱除去系が故障した場合に対して有効である。

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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備考前ページと同じ

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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備考前ページと同じ

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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備考前ページと同じ

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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備考前ページと同じ

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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

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青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備考前ページと同じ

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青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備考前ページと同じ

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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備考前ページと同じ

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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

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青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備考・KK67 においては再冠水過程を示すた
めにシュラウド内のみの水位を示しているが，東海第二ではシュラウド内
外水位で再冠水過程を十分確認できるためシュラウド内のみの図は不要と判断した。

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青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価 比較表（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

45／50

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価 比較表（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

46／50

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価 比較表（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

47／50

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価 比較表（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

48／50

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価 比較表（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

49／50

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価 比較表（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

50／50

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

比較表（原子炉停止機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考7.1.5 原子炉停止機能喪失
7.1.5 原子炉停止機能喪失
7.1.5.1 事故シーケンスグループの特徴，炉心損傷防止対策
7.1.5.1 事故シーケンスグループの特徴，炉心損傷防止対策(1) 事故シーケンスグループ内の事故シーケンス(1) 事故シーケンスグループ内の事故シーケンス
・ＰＲＡの違いにより事故シーケンス
事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」に含まれる事故シーケンスは，
事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」に含まれる事故シーケンスは， 名称に違いがあるが，実態として相｢6.2 評価対象の整理及び評価項目の設定｣に示すとおり，①「過渡事象＋原子炉停「6.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，①「過渡事象＋原子炉
違点はない。
止失敗」，②「小破断 LOCA＋原子炉停止失敗」，③「中破断 LOCA＋原子炉停止失敗」
停止失敗」，②「サポート系喪失（自動停止）＋原子炉停止失敗」，③「中小破断Ｌ及び④「大破断 LOCA＋原子炉停止失敗」である。
ＯＣＡ＋原子炉停止失敗」及び④「大破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗」である。
(2) 事故シーケンスグループの特徴及び炉心損傷防止対策の基本的考え方
事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」では，運転時の異常な過渡変化の発生後，原子炉停止機能が喪失することを想定する。このため，原子炉は臨界状態を継続し，原子炉出力が高い状態が維持されることから，緩和措置がとられない
場合には，炉心損傷に至る。

本事故シーケンスグループは，原子炉停止機能を喪失したことによって最終的に炉心損傷に至る事故シーケンスグループである。このため，重大事故等対策の有効性評価には，原子炉停止機能に対する重大事故等対処設備に期待することが考えられる。
したがって，本事故シーケンスグループでは，代替制御棒挿入機能による原子炉停止又は代替冷却材再循環ポンプ・トリップ機能によって原子炉出力を低下させる
こと等によって炉心損傷の防止を図り，ほう酸水注入系による炉心へのほう酸水の注入によって原子炉停止する。また，残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）による原子炉格納容器除熱を実施する。
(3) 炉心損傷防止対策
事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」における機能喪失に対して，炉心が著しい損傷に至ることなく，かつ，十分な冷却を可能とするため，初期の対策として代替制御棒挿入機能又は代替冷却材再循環ポンプ・トリップ機能及びほう酸
水注入系による原子炉停止又は反応度抑制手段を整備するとともに高圧炉心注水系
及び原子炉隔離時冷却系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，高圧炉心注水系及び原子炉隔離時冷却系による炉心冷却を継続する。また，
原子炉格納容器の健全性を維持するため，安定状態に向けた対策として残留熱除去
系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）による原子炉格納容器除熱手段を整備する。
ただし，重要事故シーケンスに対する有効性評価では，保守的に代替制御棒挿入(2) 事故シーケンスグループの特徴及び炉心損傷防止対策の基本的考え方
事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」では，運転時の異常な過渡変化 ・文章表現に多少の違いはあるが，実の発生後，炉心冷却には成功するが，原子炉停止機能が喪失することを想定する。
態として相違点はない。
このため，原子炉は臨界状態が継続し，原子炉出力が高い状態が維持されることか
ら，炉心で発生した蒸気が格納容器に流入し格納容器圧力が上昇することで，緩和措置が取られない場合には，炉心損傷より先に格納容器破損に至る。これに伴い炉心冷却機能を喪失する場合には，原子炉水位の低下が継続し，炉心が露出すること
で炉心損傷に至る。
本事故シーケンスグループは，原子炉停止機能を喪失したことによって最終的に炉心損傷に至る事故シーケンスグループである。このため，重大事故等対策の有効性評価としては，原子炉停止機能に対する重大事故等対処設備に期待することが考えられる。
以上により，本事故シーケンスグループでは，代替の原子炉停止機能を用いて原子炉出力を抑制し，原子炉注水機能を用いて原子炉水位を適切に維持することにより炉心損傷の防止を図るとともに，最終的な熱の逃がし場へ熱の輸送を行うことによって除熱を行い格納容器破損の防止を図る。

(3) 炉心損傷防止対策
事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」において，炉心が著しい損傷に至ることなく，かつ十分な冷却を可能とするため，初期の対策としてＡＴＷＳ緩和
設備（代替原子炉再循環ポンプトリップ機能）及びほう酸水注入系による原子炉停止手段を整備するとともに原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系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，高圧炉心スプレイ系及び原子炉隔離時冷却系による炉心冷却を継続する。また，格納容器の健全性を維持するため，安定状態に向けた対策として，残留熱除去系（サプレッション・プール水冷却系）による格納容器除熱手段を整備する。さらに，重要事故シーケンスに対する有効性評価では期待しないが，代替制御棒挿入機能及び原子炉手動スクラムによる原
子炉停止手段を整備している。対策の概略系統図を第 7.1.5－1 図に，対応手順の概
1／53

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

比較表（原子炉停止機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
機能には期待しないものとする。これらの対策の概略系統図を第 7.1.5－1 図から
第 7.1.5－3 図に，手順の概要を第 7.1.5－4 図に示すとともに，重大事故等対策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策における設備と操作手順の関係を第 7.1.5－1 表に示す。
本事故シーケンスグループの重要事故シーケンスにおいて，6 号及び 7 号炉同時の重大事故等対策に必要な要員は，中央制御室の運転員及び緊急時対策要員で構成され，合計 12 名である。その内訳は次のとおりである。中央制御室の運転員は，
当直長 1 名（6 号及び 7 号炉兼任），
当直副長 2 名，
運転操作対応を行う運転員 4 名である。発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等を行う緊急時対策本部
要員は 5 名である。必要な要員と作業項目について第 7.1.5－5 図に示す。
なお，重要事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目を重要事
故シーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，12 名で対処可能である。
a. 原子炉スクラム失敗確認
運転時の異常な過渡変化の発生に伴い，原子炉がスクラムすべき状況にもかかわらず，制御棒が原子炉に緊急挿入されない場合，原子炉スクラム失敗を確認する。
原子炉スクラムの失敗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。また，主蒸気隔離弁の閉止による原子炉圧力高信号により再循環ポンプ
4 台がトリップし，炉心流量が低下し，原子炉出力が低下する。主蒸気隔離弁の閉止によりタービン駆動給水ポンプはトリップするが，電動駆動給水ポンプが自動起動して給水を継続する。主蒸気遮断により給水加熱喪失の状態となり，給水温度が低下するため，徐々に出力が増加する傾向となる。

b. 格納容器圧力上昇による高圧・低圧注水系起動確認
逃がし安全弁の作動により，格納容器圧力が上昇し，ドライウェル圧力高（13.7kPa[gage]）により，原子炉隔離時冷却系，高圧炉心注水系及び低圧注水系が自動起動する。高圧・低圧注水系の起動を確認するために必要な計装設備は，各系統の流量指示等である。
c. 原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系による原子炉水位維持
主蒸気隔離弁の閉止により，復水器ホットウェルの水位が低下し給復水ポンプがトリップする。これにより給水流量の全喪失となり，原子炉水位は低下するが，原
子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系による原子炉注水が継続しているため炉心の冠水は維持される。なお，ここでの原子炉水位の低下に伴い，原子炉水位低（レベル 2）で再循環ポンプ 6 台がトリップし，炉心流量が低下し，原子炉出力が低下する。この後は，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系の流量を調整することにより原子炉水位低（レベル 1.5）以上に水位を維持する。原子炉隔離時冷却系及び高東海第二発電所

備

考要を第 7.1.5－2 図に示すとともに，重大事故等対策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策における手順と設備との関係を第 7.1.5－1 表に示す。

本事故シーケンスグループにおける重要事故シーケンスにおいて，必要な要員は ・プラント基数，設備設計及び運用の初動対応要員 8 名である。
違いにより必要要員数は異なるが，初動対応要員の内訳は，当直発電長 1 名，当直副発電長 1 名，運転操作対応を行
タイムチャートにより要員の充足
う当直運転員 4 名及び通報連絡等を行う災害対策要員 2 名である。
性は確認される。
必要な要員と作業項目について第 7.1.5－3 図に示す。
なお，重要事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目を重要事
故シーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，初動対応要員 8 名で対処可能である。
ａ．原子炉停止機能喪失の確認
運転時の異常な過渡変化の発生に伴い，原子炉がスクラムすべき状況にもかかわらず制御棒が原子炉へ挿入されない場合，原子炉自動スクラム失敗を確認する。
その後，中央制御室からの遠隔操作により手動スクラムボタン及び原子炉モード ・東海第二では，運転手順に従い，自スイッチ「ＲＵＮ」から「ＳＨＵＴ ＤＯＷＮ」への切換えによる手動スクラム
動スクラムの失敗確認後に手動ス操作を実施するが，これにも失敗したことで，原子炉停止機能喪失と判断する。
クラム操作を実施し，これにも失敗
主蒸気隔離弁閉止に伴い原子炉圧力高信号にてＡＴＷＳ緩和設備（代替原子炉
した場合に原子炉停止機能喪失と再循環ポンプトリップ機能）が作動し，再循環ポンプが全台トリップしたことで判断する。
炉心流量が低下し，原子炉出力が低下したことを確認する。
・設備設計の違い
また，制御棒挿入機能の回復操作を実施する。
原子炉停止機能喪失の確認に必要な計装設備は，平均出力領域計装等である。
ｂ．高圧炉心スプレイ系の自動起動確認等
主蒸気隔離弁閉止に伴い原子炉で発生した蒸気が，逃がし安全弁を介してサプ
レッション・プールに流入することで格納容器圧力が上昇する。ドライウェル圧
力高（13.7kPa[gage]）設定点到達にて高圧炉心スプレイ系が自動起動し，原子炉注水を開始したことを確認する。また，低圧炉心スプレイ系及び残留熱除去系（低圧注水系）も自動起動し，ミニフロー運転にて起動待機状態となったことを確認する。
主蒸気隔離弁閉止に伴いタービン駆動給水ポンプは停止するが，電動駆動給水ポンプにより原子炉注水は継続され，同時に給水加熱喪失となり給水温度が低下することで，原子炉出力は徐々に上昇する。このため，原子炉水位を原子炉水位
異常低下（レベル１）設定点近傍まで低下させ，原子炉出力を抑制する。
また，復水器ホットウェル水位の低下に伴い，給復水系は全停となり，原子炉
水位が原子炉水位異常低下（レベル２）設定点に到達すると，原子炉隔離時冷却系が自動起動し，原子炉注水を開始したことを確認する。
2／53

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

比較表（原子炉停止機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

圧炉心注水系による原子炉水位の維持を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位及び各系統の流量指示等である。
d. 自動減圧系の自動起動阻止
ドライウェル圧力高（13.7kPa[gage]）信号と原子炉水位低（レベル 1）信号の両方が 30 秒継続した場合であって，高圧炉心注水系又は低圧注水系のポンプが 1 台
以上運転している（各ポンプの吐出側の系統圧力が設定値を超えている）場合，自動減圧系が自動起動する。原子炉スクラム失敗時に自動減圧系が自動起動すると，
高圧炉心注水系及び低圧注水系から大量の冷水が注水され，出力の急激な上昇に繋がる可能性があるため，自動減圧系の起動阻止スイッチを用いて自動減圧系の自動起動を未然に阻止する。なお，自動減圧系の起動阻止スイッチの操作により，代替
自動減圧ロジックによる自動減圧も未然に阻止される。

高圧炉心スプレイ系等の自動起動確認に必要な計装設備は，ドライウェル圧力，
高圧炉心スプレイ系系統流量等である。
ｃ．自動減圧系等の作動阻止操作
原子炉が自動減圧され，低圧の非常用炉心冷却系の原子炉注水により原子炉水位が上昇し，正の反応度が印加されることを防止するため，原子炉停止機能喪失の確認後，中央制御室からの遠隔操作により自動減圧系の作動阻止スイッチを用いてこれらの作動を阻止する。なお，自動減圧系の作動阻止操作により，過渡時
自動減圧系についても作動が阻止される。
自動減圧系等の作動阻止操作に必要な計装設備は，原子炉水位（広帯域）等である。

e. ほう酸水注入系による原子炉未臨界操作
原子炉スクラムの失敗を確認後，ほう酸水注入系を中央制御室からの遠隔操作により手動起動し，炉心へのほう酸水の注入を開始する。ほう酸水の注入により，中性子束が徐々に減少し原子炉は臨界未満に至る。
原子炉の臨界未満確保を確認するために必要な計装設備は，起動領域モニタ等である。

ｄ．ほう酸水注入系の起動操作
原子炉停止機能喪失及び再循環ポンプトリップによる原子炉出力低下を確認し ・運転手順の違い
た後，平均出力領域計装指示値が 10%以上で，かつサプレッション・プール水温度が 49℃に近接又は超過していることを確認し，中央制御室からの遠隔操作によりほう酸水注入系の起動操作を実施する。また，中性子束振動の発生を確認した場合にも，ほう酸水注入系の起動操作を実施する。
ほう酸水注入系の起動操作に必要な計装設備は，平均出力領域計装，サプレッ
ション・プール水温度等である。
ほう酸水の注入により原子炉出力は徐々に低下し原子炉は未臨界になったことを確認する。
原子炉の未臨界を確認するために必要な計装設備は，起動領域計装等である。

f. 残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）運転
事象発生直後からの逃がし安全弁の作動により，サプレッション・チェンバ・プ
ール水温が上昇する。サプレッション・チェンバ・プール水温が 49℃を超えて上昇する場合，中央制御室からの遠隔操作により残留熱除去系（サプレッション・チェ
ンバ・プール水冷却モード）の運転を開始し，原子炉格納容器除熱を開始する。残留熱除去系による原子炉格納容器除熱を確認するために必要な計装設備は，残留熱除去系系統流量及びサプレッション・チェンバ・プール水温度である。

ｅ．残留熱除去系（サプレッション・プール水冷却系）による格納容器除熱
原子炉で発生した蒸気が逃がし安全弁を介してサプレッション・プールに流入することで，サプレッション・プール水温度は上昇する。このため，サプレッション・プール水温度が 32℃に到達した時点で，中央制御室からの遠隔操作により残留熱除去系（サプレッション・プール水冷却系）によるサプレッション・プー
ル冷却運転を開始し，格納容器除熱を開始する。有効性評価においては，事象発生から短時間でサプレッション・プール水温度が 49℃まで上昇するため，手順に従い，ほう酸水注入系の起動操作を優先して実施する。
残留熱除去系（サプレッション・プール水冷却系）による格納容器除熱に必要な計装設備は，サプレッション・プール水温度，残留熱除去系系統流量である。
残留熱除去系（サプレッション・プール水冷却系）による格納容器除熱を開始
した以降も，原子炉出力が残留熱除去系（サプレッション・プール水冷却系）の除熱能力を上回っている期間はサプレッション・プール水温度の上昇が継続することを確認する。サプレッション・プール水温度が 106℃に近接した場合は，原

考

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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

比較表（原子炉停止機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所備

考

子炉隔離時冷却系を停止する。
ｆ．原子炉水位の調整操作
ほう酸水の注入に伴い，原子炉出力が徐々に低下し原子炉は未臨界に至る。また，原子炉出力の低下に伴い原子炉水位は徐々に上昇するため，ほう酸水の全量注入完了を確認するまでは高圧炉心スプレイ系により原子炉水位を原子炉水位異常低下（レベル１）設定点近傍に維持する。また，ほう酸水の全量注入完了を確認した後は，ほう酸水注入系を停止するとともに，高圧炉心スプレイ系により原子炉水位を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の範囲に維持する。
原子炉水位の調整操作に必要な計装設備は，原子炉水位（広帯域，燃料域），起動領域計装等である。
ｇ．使用済燃料プールの冷却・東海第二では，解析上考慮しない操代替燃料プール冷却系等を用いて使用済燃料プールへの注水及び冷却を実施す作も含め，手順に従い必ず実施する操作を記載る。
以降，炉心冷却及び原子炉格納容器除熱は，残留熱除去系により継続的に行う。

以降，炉心冷却は高圧炉心スプレイ系を用いた原子炉注水による原子炉注水により継続的に実施し，格納容器除熱は残留熱除去系（サプレッション・プール水冷却系）により継続的に実施する。

7.1.5.2 炉心損傷防止対策の有効性評価
7.1.5.2 炉心損傷防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法(1) 有効性評価の方法
本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケンスは，「6.2
本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケンスは，「6.2
評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，過渡事象（反応度印加の観点
評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，過渡事象（反応度印加の観点で最も厳しく，原子炉隔離によって炉心からの発生蒸気が全て原子炉格納容器に流で厳しい主蒸気隔離弁の誤閉止を選定）を起因事象とし，原子炉圧力上昇による反入する主蒸気隔離弁の誤閉止を選定）を起因事象とし，原子炉圧力上昇による反応
応度印加の観点で厳しくなる「過渡事象（主蒸気隔離弁の誤閉止）＋原子炉停止失度印加に伴う出力増加の観点で厳しくなる「過渡事象（主蒸気隔離弁の誤閉止）＋敗」である。また，本事故シーケンスでは，原子炉水位が高めに維持され，炉心入原子炉停止失敗」である。
口サブクーリングが大きくなることで原子炉出力の観点で厳しい条件として，評価上，重大事故等対処設備ではない給復水系が一定期間運転を継続する条件としている。
なお，本事故シーケンスグループにおける事故シーケンスのうち，ＬＯＣＡを起因事象とする事故シーケンスは，原子炉冷却材の流出により，ほう酸水注入系が有効に機能しないことも考えられるが，これらの炉心損傷頻度は非常に小さくなって
おり，また，この場合においても重大事故等対処設備である代替制御棒挿入機能に
より原子炉を未臨界とすることが可能である。
本重要事故シーケンスでは，炉心における核分裂出力，出力分布変化，反応度フ
本重要事故シーケンスでは，炉心における核分裂出力，出力分布変化，反応度フィードバック効果（ボイド反応度，ドップラ反応度，ボロン反応度），崩壊熱，燃料ィードバック効果（ボイド・ドップラ/ボロン），崩壊熱，燃料棒内温度変化，燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，沸騰遷移，沸騰・ボイド率変化及び気液熱非平棒表面熱伝達，沸騰遷移，沸騰・ボイド率変化，気液熱非平衡，原子炉圧力容器に衡，原子炉圧力容器における冷却材流量変化，冷却材放出（臨界流・差圧流），ＥＣ
おける冷却材流量変化，冷却材放出（臨界流・差圧流），ECCS 注水（給水系・代替
4／53

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

比較表（原子炉停止機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
注水設備含む），ほう酸水の拡散並びに原子炉格納容器におけるサプレッション・プ
ール冷却が重要現象となる。よって，これらの現象を適切に評価することが可能であるプラント動特性解析コード REDY，単チャンネル熱水力解析コード SCAT により中性子束，平均表面熱流束，燃料被覆管温度，炉心流量，原子炉圧力，原子炉水位，
サプレッション・チェンバ・プール水温，格納容器圧力等の過渡応答を求める。
また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，本重要事故
シーケンスにおける運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。
(2) 有効性評価の条件
本重要事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な解析条件を第 7.1.5－2
表に示す。また，主要な解析条件について，本重要事故シーケンス特有の解析条件を以下に示す。

a. 事故条件(a) 起因事象
起因事象として，主蒸気隔離弁の誤閉止が発生するものとする。
(b) 安全機能等の喪失に対する仮定ａ) 原子炉停止機能喪失として原子炉スクラム失敗を仮定する。
ｂ) 手動での原子炉スクラムを実施できないものと仮定する。
ｃ) 代替制御棒挿入機能は保守的に作動しないものと仮定する。
(c) 評価対象とする炉心の状態評価対象とする炉心の状態は，平衡炉心のサイクル末期とする。
これは，本評価では，サイクル末期の方がサイクル初期に比べて動的ボイド係数の絶対値が大きいためボイド反応度印加割合が大きく，保守的な評価となることを考慮してサイクル末期として設定したものである。
(d) 外部電源
外部電源は使用できるものとする。外部電源がある場合，事象発生と同時に再循環ポンプがトリップしないことにより，原子炉出力が高く維持されることから，燃料被覆管温度，格納容器圧力及びサプレッション・チェンバ・プール水温の上昇の観点で事象進展が厳しくなる。

東海第二発電所

備考ＣＳ注水（給水系・代替の注水設備含む）及びほう酸水の拡散並びに格納容器におけるサプレッション・プール冷却が重要現象となる。よって，これらの現象を適切に評価することが可能であるプラント動特性解析コードＲＥＤＹ及び単チャンネル
熱水力解析コードＳＣＡＴにより中性子束，平均表面熱流束，燃料被覆管温度，炉心流量，原子炉圧力，原子炉水位，サプレッション・プール水温，格納容器圧力等の過渡応答を求める。
また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，本重要事故
シーケンスにおける運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。
(2) 有効性評価の条件
本重要事故シーケンスに対する主要な解析条件を第 7.1.5－2 表に示す。また，主要な解析条件について，本重要事故シーケンス特有の解析条件を以下に示す。
ａ．初期条件(a) 炉心流量・東海第二では，原子炉出力の観点で
初期炉心流量が小さいほど，初期のボイド率が大きくなることで原子炉圧力厳しい条件として，初期炉心流量を上昇時にボイドが潰れることで印加される正の反応度が大きくなり，原子炉出保安規定の運転上の制限における力の観点で厳しい設定となる。このため，保安規定の運転範囲における原子炉
下限値（85％F）を設定
定格出力時の下限流量である 41,060t／h（85％）を設定する。
ｂ．事故条件(a) 起因事象
起因事象として，主蒸気隔離弁の誤閉止が発生するものとする。
(b) 安全機能等の喪失に対する仮定
1) 原子炉停止機能喪失として原子炉スクラム失敗を仮定する。
2) 原子炉手動スクラムには期待しないものとする。
3) 代替制御棒挿入機能には期待しないものとする。
(c) 評価対象とする炉心の状態評価対象とする炉心の状態は，平衡炉心のサイクル末期とする。サイクル末期の方がサイクル初期に比べてボイド反応度印加割合が大きく，原子炉出力の観点で厳しくなる。
(d) 外部電源
外部電源はあるものとする。
外部電源がある場合，給復水系及び再循環ポンプが一定期間運転を継続することで，原子炉出力の観点で厳しくなる。

5／53

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

比較表（原子炉停止機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考b. 重大事故等対策に関連する機器条件(a) 主蒸気隔離弁の閉止に要する時間
主蒸気隔離弁の閉止に要する時間は，最も短い時間として設計値の下限である 3秒とする。

ｃ．重大事故等対策に関連する機器条件(a) 主蒸気隔離弁の閉止に要する時間
主蒸気隔離弁の閉止に要する時間は，保安規定の運転上の制限における下限値である 3 秒とする。

(b) 代替冷却材再循環ポンプ・トリップ機能
代替冷却材再循環ポンプ・トリップ機能は， 原子炉圧力高（7.48MPa[gage]）又は原子炉水位低（レベル 3）信号により再循環ポンプ 4 台がトリップし，原子炉水位低（レベル 2）信号により残り再循環ポンプ 6 台がトリップするものとする。なお，4 台以上の再循環ポンプがトリップした際に残りの再循環ポンプの回転速度を5%/秒で速やかに低下させる高速ランバック機能については，保守的に使用できないものと仮定する。
また，再循環ポンプが 2 台以上トリップしている状態で運転点が運転特性図上の高出力－低炉心流量領域に入った場合に作動する選択制御棒挿入についても作動しないものと仮定する。

(b) ＡＴＷＳ緩和設備（代替原子炉再循環ポンプトリップ機能）
原子炉圧力高（7.39MPa[gage]）又は原子炉水位異常低下（レベル２）信号により，再循環ポンプを全台トリップさせるものとする。また，原子炉出力が 35％
以上で，再循環ポンプがトリップした場合に作動する選択制御棒挿入については，作動しないものとする。

(c) 逃がし安全弁
逃がし安全弁の逃がし弁機能にて，原子炉冷却材圧力バウンダリの過度の圧力上昇を抑えるものとする。また，逃がし安全弁（18 個）は，容量として，1 個あたり定格主蒸気流量の約 5%を処理するものとする。

(c) 逃がし安全弁
原子炉圧力が低めに維持される方が，原子炉圧力に依存する高圧炉心スプレ
イ系の注水流量が大きくなり，原子炉水位が高めに維持されることで，原子炉出力の観点で厳しい設定となる。このため，原子炉圧力が低めに維持される逃がし安全弁（逃がし弁機能）にて原子炉冷却材圧力バウンダリの過度の圧力上昇を抑制するものとする。また，逃がし安全弁（18 弁）は，容量として，1 弁
当たり定格主蒸気流量の約 6％を処理するものとする。
(d) 高圧炉心スプレイ系
ドライウェル圧力高（13.7kPa[gage]）信号により自動起動し，ポンプ性能評 ・東海第二では、原子炉水位が高めに維持され，原子炉出力の観点で厳し価に基づく大きめの注水流量特性（注水流量：145m３／h～1,506m３／h，注水圧※
い条件としてポンプ性能評価に基力：0MPa[dif] ～8.30MPa[dif]）の流量で原子炉へ注水するものとする。注水
づく大きめの注水流量を設定。な
流量は，炉心に冷水が大量に注水され，原子炉水位が高めに維持される方が原
お，原子炉隔離時冷却系について
子炉出力の観点で厳しい設定となることから，ポンプ性能評価に基づく大きめ
は，一定の注水流量に制御される。
の注水流量特性を設定している。
※ MPa[dif]…原子炉圧力容器と水源との差圧（以下同様）
・東海第二では，「(3) 有効性評価の結果」において，事象進展と合わせて説明(d) 電動駆動給水ポンプ
主蒸気隔離弁の閉止によりタービン駆動給水ポンプがトリップした後，電動駆動
給水ポンプが自動起動するものとする。また，復水器ホットウェル水位の低下により電動駆動給水ポンプがトリップするものとする。
(e) 原子炉隔離時冷却系
原子炉隔離時冷却系は原子炉水位低（レベル 2）又はドライウェル圧力高(e) 原子炉隔離時冷却系
原子炉水位異常低下（レベル２）信号により自動起動し，136.7m３／h（原子6／53

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

比較表（原子炉停止機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
3（13.7kPa[gage]）で自動起動し，182m /h（8.12～1.03MPa[dif]において）の流量で給水するものとする。
(f) 高圧炉心注水系
高圧炉心注水系は原子炉水位低（レベル 1.5 ）又はドライウェル圧力高（13.7kPa[gage]）で自動起動し，182～727m3/h（8.12～0.69MPa[dif]において）の流量で給水するものとする。

東海第二発電所備

考

炉圧力 1.04MPa[gage]～7.86MPa[gage]において）の流量で原子炉へ注水するものとする。また，サプレッション・プール水温度が 106℃に近接した場合は，原
子炉隔離時冷却系を停止する。

(g) ほう酸水注入系
ほう酸水注入系は原子炉スクラムの失敗を確認後，10 分間が経過した時点で手動起動し，190L/min の流量及びほう酸濃度 13.4wt%で注入するものとする。

(f) ほう酸水注入系
注入流量 163L／min 及びほう酸濃度 13.4wt％にて注水するものとする。

(h) 残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）
伝熱容量は，熱交換器 1 基あたり約 8MW（サプレッション・チェンバ・プール水
温 52℃，海水温度 30℃において）とする。

(g) 残留熱除去系（サプレッション・プール水冷却系）
伝熱容量は，熱交換器 1 基当たり約 53MW（サプレッション・プール水温度
100℃，海水温度 27.2℃において）とする。

c. 重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件として，「6.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。
(a) 自動減圧系の自動起動阻止操作
原子炉が停止できない場合にドライウェル圧力高（13.7kPa[gage]）及び原子炉水位低（レベル 1）によって自動減圧系の自動起動信号が発信されることを阻止する
ため，自動減圧系の自動起動阻止を手順に定めている。本評価では運転員による自動減圧系の自動起動を阻止する操作を期待する。
(b) ほう酸水注入系及び残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）運転操作
本評価では，ほう酸水注入系は原子炉スクラムの失敗を確認後，10 分間が経過した時点で手動起動することとしている。残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）は，サプレッション・チェンバのプール水の平均温度が 49℃に到達することをもって実施することとしており，サプレッション・チェンバ・プ
ール水温が 49℃に到達した時点から，10 分間が経過した時点で残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）を手動起動することとしている。

ｄ．重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件として，「6.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。
(a) 自動減圧系等の作動阻止操作は，原子炉停止機能喪失の確認及び自動減圧系 ・東海第二では操作時間の積み上げに基づいた操作条件を設定
等の作動阻止操作に要する時間を考慮して，事象発生 4 分後に実施する。

(3) 有効性評価の結果
本重要事故シーケンスにおける中性子束，平均表面熱流束，炉心流量，原子炉蒸気流量，給水流量，原子炉隔離時冷却系流量，高圧炉心注水系流量，原子炉圧力，
原子炉水位（シュラウド外水位）※1，逃がし安全弁の流量，炉心平均ボイド率，燃料被覆管温度，熱伝達係数及びクオリティの推移を第 7.1.5－6 図から第 7.1.5－20
図に，サプレッション・チェンバ・プール水温及び格納容器圧力の推移を第 7.1.5(b) ほう酸水注入系の起動操作は，自動減圧系等の作動阻止操作が完了する事象
発生の 4 分後からほう酸水注入系の起動操作に要する時間を考慮して，事象発生から 6 分後に実施する。
(c) 残留熱除去系（サプレッション・プール水冷却系）による格納容器除熱は，事象発生の約 1 分後にドライウェル圧力高信号が発信してから 10 分間は低圧
注水モード優先のインターロックがあることから，これに操作に要する時間を考慮して，事象発生 17 分後に実施する。

(3) 有効性評価の結果
本重要事故シーケンスにおける中性子束，平均表面熱流束，炉心流量，原子炉蒸気流量，給水流量，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系の流量，原子炉圧力，原子炉水位（シュラウド外水位）※，逃がし安全弁の流量，炉心平均ボイド率，
燃料被覆管最高温度発生位置及び沸騰遷移発生位置の燃料被覆管温度並びに燃料被覆管最高温度発生位置の熱伝達係数及びクオリティの推移を第 7.1.5－4 図から第7／53

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

比較表（原子炉停止機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機－21 図に示す。
※1 非常用炉心冷却系の起動信号となる原子炉水位計（広帯域）の水位及び運転員
が炉心冠水状態において主に確認する原子炉水位計（広帯域・狭帯域）の水位
は，シュラウド外の水位であることから，シュラウド外の水位を示す。
a. 事象進展
主蒸気隔離弁の誤閉止の発生後，主蒸気隔離弁閉信号が発生するものの，この信号による原子炉スクラムに失敗する。主蒸気隔離弁が閉止されると原子炉圧力が上昇し，これによるボイドの減少によって正の反応度が印加され，中性子束が増加するとともに平均表面熱流束が上昇し，これに伴い燃料被覆管表面で沸騰遷移が生じるため，燃料被覆管の温度が一時的に約 730℃まで上昇する。約 2 秒後に原子炉圧力高信号で代替冷却材再循環ポンプ・トリップ機能により再循環ポンプ 4 台がトリップする。なお，本評価では保守的に期待していない代替制御棒挿入機能は，本来
この原子炉圧力高信号（7.48MPa[gage]）で作動する。
主蒸気隔離弁の閉止により，タービン駆動給水ポンプはトリップするが，電動駆動給水ポンプが自動起動して給水が継続される。炉心流量の低下に伴い中性子束及び平均表面熱流束も低下するが，再循環ポンプの回転速度が最低となり，炉心流量が安定した後は徐々に出力が増加する。これは，主蒸気が遮断されて給水加熱喪失状態となるため，給水温度が低下して炉心入口サブクール度が増加するためである。
これに伴い燃料被覆管表面で沸騰遷移が生じるため，燃料被覆管の温度が一時的に
約 1,060℃まで上昇する。
逃がし安全弁の逃がし弁機能の作動により主蒸気がサプレッション・チェンバへ流入するため，サプレッション・チェンバ・プール水位が上昇し，事象発生から約24 秒後に高圧炉心注水系の水源が復水貯蔵槽からサプレッション・チェンバのプー
ル水へと自動で切り替わる。あわせて格納容器圧力も上昇するため，事象発生から
約 34 秒後にドライウェル圧力高信号（13.7kPa[gage]）によって原子炉隔離時冷却系の水源がサプレッション・チェンバのプール水へと自動で切り替わるとともに，原子炉隔離時冷却系，高圧炉心注水系及び低圧注水系が起動する。サプレッション・
チェンバ・プール水温も上昇し，事象発生から約 43 秒後にサプレッション・チェ
ンバ・プール水温が 49℃に到達し，その後も上昇傾向が継続する。
事象発生から約 173 秒後に復水器ホットウェルの水位低下により電動駆動給水ポンプがトリップするため，原子炉水位が低下し，事象発生から約 191 秒後に原子炉水位低（レベル 2）信号で代替冷却材再循環ポンプ・トリップ機能によって残り 6
台の再循環ポンプがトリップする。
原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系による原子炉注水が継続しているため，炉心は冠水維持される。
事象発生から約 11 分後（原子炉スクラムの失敗確認から 10 分後），手動操作に

東海第二発電所

備

考7.1.5－18 図に，サプレッション・プール水温度及び格納容器圧力の推移を第 7.1.5－19 図に示す。
※ 非常用炉心冷却系の起動信号となり運転員が監視に用いる原子炉水位計（広帯域）はシュラウド外水位を測定していることから，シュラウド外水位の評
価結果を示した。
ａ．事象進展
・評価条件，運用・設備設計，事象進展等に違いに起因する記載の相違
主蒸気隔離弁の誤閉止が発生した後，原子炉自動スクラム信号が発信するが，原子炉自動スクラムに失敗する。主蒸気隔離弁の閉止により原子炉圧力が上昇し， はあるが，実態として記載内容に違いはない。
これによるボイドの減少によって正の反応度が印加され，中性子束が増加するとともに平均表面熱流束が上昇し，燃料棒表面で沸騰遷移が生じることで，燃料被覆管の温度が約 872℃まで上昇する。事象発生の約 2 秒後に原子炉圧力高信号により再循環ポンプが全台トリップする。なお，本評価では期待していない代替制
御棒挿入機能は，本来この原子炉圧力高信号にて作動する。
また，タービン駆動給水ポンプはトリップし，電動駆動給水ポンプが自動起動することで，給水系による原子炉注水が継続される。中性子束及び平均表面熱流束は，再循環ポンプトリップによる炉心流量の低下に伴い低下するが，給水加熱喪失により給水温度が低下することで徐々に上昇する。これに伴い燃料棒表面で沸騰遷移が発生し，燃料被覆管温度が一時的に上昇するが，初期のピーク温度（872℃）未満となる。
原子炉で発生した蒸気が逃がし安全弁（逃がし弁機能）を介してサプレッション・プールに流入するため，サプレッション・プール水温度及び格納容器圧力が上昇し，事象発生の約 57 秒後にドライウェル圧力高信号（13.7kPa[gage]）により高圧炉心スプレイ系，低圧炉心スプレイ系等が自動起動する。また，事象発生の約 85 秒後にサプレッション・プール水温度は 49℃に到達し，この後も上昇傾向が継続する。

事象発生から約 131 秒後に復水器ホットウェル水位の低下により電動駆動給水ポンプがトリップすることで原子炉水位が低下し，事象発生から約 153 秒後に原
子炉水位異常低下（レベル２）信号により原子炉隔離時冷却系が自動起動する。
給水系による原子炉注水の停止後は，高圧炉心スプレイ系及び原子炉隔離時冷却系による原子炉注水により炉心冷却が維持される。また，原子炉隔離時冷却系は，
サプレッション・プール水温度が 106℃に近接した場合は停止するが，その後も高圧炉心スプレイ系により炉心冷却は維持される。
事象発生の 6 分後にほう酸水注入系を起動し，炉心へのほう酸水の注入を開始
8／53

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

比較表（原子炉停止機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

よりほう酸水注入系による炉心へのほう酸水の注入を開始する。同時に（サプレッ
ションプール水温高到達から 10 分後）残留熱除去系ポンプ 3 台によるサプレッション・チェンバ・プール水冷却モードも手動起動する。ほう酸水の注入開始後，中性子束は徐々に減少し，臨界未満に至る。これに伴い，原子炉出力の上昇が抑制されるため，原子炉水位は上昇し，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系の運転員操作により，原子炉水位低（レベル 1.5）以上に原子炉水位を維持する ※2とともに，
サプレッション・チェンバのプール水の冷却を維持する。
※2 ほう酸水注入による原子炉出力の抑制は継続しているが，原子炉水位上昇により原子炉出力が上昇するおそれがあるため事故対応手順に基づき原子炉出力の上昇を抑制するために原子炉水位低（レベル 1.5）以上に原子炉水位を維持する。

する。ほう酸水の注入に伴い炉心の反応度が低下し，原子炉水位は徐々に上昇するため，高圧炉心スプレイ系により原子炉水位を原子炉水位異常低下（レベル１）
設定点近傍に維持する。
事象発生の 17 分後に残留熱除去系（サプレッション・プール水冷却系）2 系統
による格納容器除熱を開始する。

b. 評価項目等
燃料被覆管の温度は，第 7.1.5－11 図に示すとおり，給水加熱喪失の状態によって出力が増加し，沸騰遷移が生じる期間が最も厳しく，事象発生から約 176 秒で最高の約 1,060℃に到達するが，1,200℃以下となる。また，燃料被覆管の酸化量は酸化反応が著しくなる前の燃料被覆管厚さの 2%以下であり，15%以下となる。

ｂ．評価項目等
燃料被覆管温度は，主蒸気隔離弁閉止に伴い炉内のボイドが急減することで出力が上昇し沸騰遷移が生じる期間が最も高温となり，再循環ポンプトリップによる出力低下によってリウェットすることで低下する。第 7.1.5－10 図に示すとおり，事象発生の約 13 秒後に燃料被覆管温度は最高値の約 872℃に到達するが，評価項目である 1,200℃以下となる。また，燃料被覆管の酸化量は，酸化反応が著しくなる前の燃料被覆管厚さの 1％以下であり，評価項目である 15％を下回る。
原子炉圧力は，第 7.1.5－7 図及び第 7.1.5－17 図に示すとおり，逃がし安全弁（逃がし弁機能）の作動により，約 8.19MPa[gage]以下に維持される。このため，原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力は，原子炉圧力と原子炉圧力容器底部
圧力との差（0.3MPa 程度）を考慮しても，約 8.49MPa[gage]以下であり，評価項目である最高使用圧力の 1.2 倍（10.34MPa[gage]）を下回る。
格納容器圧力及びサプレッション・プール水温度は，第 7.1.5－19 図に示すとおり，ほう酸水注入系により原子炉出力が低下し，原子炉での発熱が残留熱除去
系の除熱能力を下回るまで上昇するが，それぞれ最高値は約 0.20MPa[gage]，約115℃以下となり，評価項目である最高使用圧力の 2 倍（0.62MPa[gage]）及び 200℃を下回る。
ほう酸水注入系による炉心へのほう酸水注入によって中性子束は徐々に低下
し，未臨界に至る。この後は高圧炉心スプレイ系による原子炉注水及び残留熱除去系（サプレッション・プール水冷却系）によるサプレッション・プール冷却を継続することで安定状態が確立する。
安定状態が確立した以降は，制御棒の挿入機能を復旧し，原子炉を減圧した後に，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）により冷温停止状態とする。
以上により，本評価では「6.2.1.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(4)の評価項目について，対策の有効性を確認した。

原子炉圧力は，第 7.1.5－9 図に示すとおり，逃がし安全弁の作動により，約8.92MPa[gage]以下に抑えられる。原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力は，原
子炉圧力と原子炉圧力容器底部圧力との差（高々約 0.3MPa）を考慮しても，約9.22MPa[gage]以下であり，最高使用圧力の 1.2 倍（10.34MPa[gage]）を十分下回る。
また，ほう酸水注入系と残留熱除去系の起動後も，格納容器圧力及びサプレッション・チェンバ・プール水温は緩やかに上昇するが，それぞれ約 0.19MPa[gage]，
約 113℃以下に抑えられ，原子炉格納容器の限界圧力及び限界温度を下回る。

ほう酸水注入系による炉心へのほう酸水の注入によって中性子束は徐々に減少
し，臨界未満に至る。その後は，原子炉水位及びサプレッション・チェンバのプー
ル水の冷却を維持することで安定状態が確立し，また，安定状態を維持できる。

本評価では，「6.2.1.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(4)の評価項目について，対策の有効性を確認した。

備

考

9／53

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

比較表（原子炉停止機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考7.1.5.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
7.1.5.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間
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は，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。
る。
原子炉停止機能喪失では，運転時の異常な過渡変化の発生後，原子炉停止機能を本重要事故シーケンスは，原子炉停止機能喪失に伴い原子炉は臨界状態が維持さ喪失することが特徴である。また，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，事れ，逃がし安全弁を介したサプレッション・プールへの蒸気の流出が継続するため，
象発生から 12 時間程度までの短時間に期待する操作及び事象進展に有意な影響をほう酸水注入系により原子炉出力を抑制すること，残留熱除去系（サプレッション・
与えると考えられる操作として，自動減圧系の自動起動阻止操作，ほう酸水注入系
プール水冷却系）により格納容器除熱を実施すること及び原子炉自動減圧に伴う低圧運転操作及び残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）運炉心スプレイ系等による多量の冷水注入による正の反応度印加を防止するため自動転操作とする。
減圧系等の作動を阻止することが特徴である。よって，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，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，自動減圧系等の作動阻止操作，ほう酸水注入系の起動操作及び残留熱除去系（サプレッション・
プール水冷却系）による格納容器除熱とする。
(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，「6.7 解本重要事故シーケンスにおいて不確かさの影響評価を実施する重要現象は，「6.7
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すとおりであり，それら
析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すとおりであり，それらのの不確かさの影響評価の結果を以下に示す。
不確かさの影響評価は以下のとおりである。
ａ．運転員等操作時間に与える影響
a. 運転員等操作時間に与える影響
炉心における出力分布変化の不確かさとして，解析コードは保守的に中央ピー
炉心における出力分布変化の不確かさとして，解析コードでは保守的に中央ピー
クに基づく軸方向出力分布を設定するため，燃料被覆管温度を高めに評価する。
クに基づく軸方向出力分布を代表的に与えるため，解析結果は燃料被覆管温度を高このため，実際の燃料被覆管温度は低くなるが，燃料被覆管温度を操作開始の起めに評価する可能性がある。よって，実際の燃料被覆管温度は低くなるが，燃料被点と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。
覆管温度をパラメータとして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。
炉心における燃料棒内温度変化の不確かさとして，解析コードでは燃料ペレットと燃料被覆管間のギャップ熱伝達係数を高めに設定するため，解析結果は燃料被覆
管温度を高めに評価する可能性がある。よって，実際の燃料被覆管温度は低くなる
が，燃料被覆管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。
炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，解析コードは保守的な熱伝達モデル等を採用しているため，解析結果は燃料棒表面の熱伝達係数を小さく評価する可能性がある。よって，実際の燃料棒表面での熱伝達は大きくなり燃料被覆管温
度は低くなるが，燃料被覆管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。

炉心における沸騰遷移の不確かさとして，解析コードは沸騰遷移が生じやすい条
件として MCPR に関する燃料の許容設計限界（以下「SLMCPR」という。
）で沸騰遷移が発生するよう設定しているため，解析結果は燃料被覆管温度を高めに評価する可炉心における燃料棒内温度変化の不確かさとして，解析コードは燃料ペレットと燃料被覆管との間のギャップ熱伝達係数を高めに設定するため，過渡的な沸騰
遷移時の燃料被覆管温度を高めに評価する。このため，実際の燃料被覆管温度は低くなるが，燃料被覆管温度を操作開始の起点とする運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，解析コードは燃料棒表面熱伝達及びリウェット時刻をおおむね保守的に評価する相関式を採用するとともに，高温領域においても輻射熱伝達に期待しない評価としていることから，燃料棒表面の熱伝達係数をおおむね小さく評価する。このため，実際の燃料棒表面での熱伝達は大きめとなり，燃料被覆管温度は低めとなるが，燃料被覆管温度を操
作開始の起点とする運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影
響はない。
炉心における沸騰遷移の不確かさとして，解析コードは沸騰遷移が生じやすい条件として，最小限界出力比に関する燃料の許容設計限界（以下「ＳＬＭＣＰＲ」という。
）を基準に沸騰遷移の発生及び沸騰遷移位置を判定するよう設定してお10／53

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

比較表（原子炉停止機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
能性がある。よって，実際の燃料被覆管温度は低くなるが，燃料被覆管温度を操作
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。
原子炉圧力容器におけるほう酸水の拡散の不確かさとして，解析コードは保守的な値を用いているため，実際の炉心内におけるほう酸水の拡散は早く，ボロン反応
度印加割合が大きくなり臨界未満までの時間が早くなるが，ほう酸水の注入開始以降に実施する運転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。

b. 評価項目となるパラメータに与える影響
炉心における出力分布変化の不確かさとして，解析コードは保守的に中央ピークに基づく軸方向出力分布を代表的に与えることにより燃料被覆管温度を高めに評価し，有効性評価解析でも燃料被覆管温度を高めに評価することから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
炉心における燃料棒内温度変化の不確かさとして，解析コードは燃料ペレットと燃料被覆管間のギャップ熱伝達係数を高めに設定することにより燃料被覆管温度を高めに評価し，有効性評価解析でも燃料被覆管温度を高めに評価することから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，解析コードは保守的な熱伝達モデル等により燃料被覆管温度を高めに評価するため，有効性評価解析でも燃料被覆管温度を高めに評価することから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。なお，燃料棒表面熱伝達についての更に保守的な取扱いとして，リウェ
ットを考慮しない場合の感度解析を「(3) 感度解析」にて実施する。

炉心における沸騰遷移の不確かさとして，解析コードは沸騰遷移が生じやすい条
件設定により燃料被覆管温度を高めに評価する可能性があり，有効性評価解析でも燃料被覆管温度を高めに評価する可能性があることから，評価項目となるパラメー
タに対する余裕は大きくなる。
原子炉圧力容器におけるほう酸水の拡散の不確かさとして，解析コードはほう酸
水の拡散に関して保守的な値を用いているため，臨界未満までの時間を遅く評価し，東海第二発電所

備

考り，燃料被覆管温度を高めに評価する。このため，実際の燃料被覆管温度は低くなるが，燃料被覆管温度を操作開始の起点と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。
原子炉圧力容器におけるほう酸水の拡散の不確かさとして，解析コードは保守的な混合特性を用いるため，実際の炉心内におけるほう酸水の拡散は早くなり，
ボロン反応度の印加が早くなることで未臨界の達成時間が早くなることから，格納容器圧力及びサプレッション・プール水温度が低下傾向に転じる時間も早くなる。このため，実際の格納容器圧力及びサプレッション・プール水温度は低くなるが，ほう酸水注入開始後にこれらのパラメータを操作開始の起点とする運転員
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。
ｂ．評価項目となるパラメータに与える影響
炉心における出力分布変化の不確かさとして，解析コードは保守的に中央ピー
クに基づく軸方向出力分布を設定するため，燃料被覆管温度を高めに評価する。
このため，実際の燃料被覆管温度は低くなり，評価項目となるパラメータに対す
る余裕は大きくなる。
炉心における燃料棒内温度変化の不確かさとして，解析コードは燃料ペレットと燃料被覆管との間のギャップ熱伝達係数を高めに設定するため，過渡的な沸騰
遷移時の燃料被覆管温度を高めに評価する。このため，実際の燃料被覆管温度は低くなり，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，解析コードは燃料棒表面熱伝達及びリウェット時刻をおおむね保守的に評価する相関式を採用するとともに，高温領域においても輻射熱伝達に期待しない評価としていることから，燃料棒表面の熱伝達係数をおおむね小さく評価する。このため，実際の燃料棒表面で ・記載箇所の違いの熱伝達は大きめとなり，燃料被覆管温度は低めとなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。なお，燃料被覆管が高めに評価されることに伴いリウェット時刻は遅く評価されるが，更に保守的な取扱いとして，リウェットを考慮しない場合を仮定しても，第 7.1.5－20 図に示すとおり，燃料被覆管の最高温度は約 1,060℃であり，「7.1.5.2(3) 有効性評価の結果」で示す最高温度約 872℃に比べて上昇するものの評価項目を満足する。燃料被覆管の酸化量は酸化反応が著しくなる前の燃料被覆管厚さの 2%以下であり，評価項目を満足する。
炉心における沸騰遷移の不確かさとして，解析コードは沸騰遷移が生じやすい条件として，ＳＬＭＣＰＲを基準に沸騰遷移の発生及び沸騰遷移位置を判定するよう設定しており，燃料被覆管温度を高めに評価する。このため，実際の燃料被覆管温度は低くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
原子炉圧力容器におけるほう酸水の拡散の不確かさとして，解析コードは保守
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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

比較表（原子炉停止機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

サプレッション・チェンバ・プール水温及び格納容器圧力を高めに評価することか
ら，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

的な混合特性を用いるため，実際の炉心内におけるほう酸水の拡散は早くなり，
ボロン反応度の印加が早くなることで未臨界の達成時間が早くなることから，格納容器圧力及びサプレッション・プール水温度が低下傾向に転じる時間も早くなる。このため，実際の格納容器圧力及びサプレッション・プール水温度は低くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

(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 7.1.5－2 表に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件とした場合の影響を評価する。また，解析条件の設定に当たっては，評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなるような設定があることから，その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられる項目に関する影響評価の結果を以下に示す。

(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 7.1.5－2 表に示すとおりであり，これらの条件設定を設計値等の最確条件とした場合の影響を評価する。解析条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くなるよう保守的な設定をしていることから，
この中で事象進展に有意な影響を与える可能性がある項目について，評価結果を(a) 運転員等操作時間に与える影響
初期条件の炉心流量は，解析条件の 52,200t/h（定格流量（100%））に対して最確
条件は定格流量の約 91%～約 110%である。炉心流量が少ない場合は相対的にボイド率が高くなるため，主蒸気隔離弁の閉止による圧力上昇時に印加される正のボイド反応度が大きくなり，事象進展に影響を与え，運転員等操作時間に影響を与える。
よって，炉心流量が少ない場合（定格流量の 90%）の感度解析を「(3) 感度解析」
にて実施する。
初期条件の最小限界出力比は，解析条件の 1.22 に対して最確条件は 1.30 以上であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合，解析条件よりも大きくなるため，燃料被覆管温度の上昇は緩和されるが，燃料被覆管温度を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の最大線出力密度は，解析条件の 44.0kW/m に対して最確条件は約42kW/m 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，燃料被覆管
温度の上昇は緩和されるが，燃料被覆管温度をパラメータとして操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の核データ（動的ボイド係数）は，解析条件の平衡サイクル末期の値の1.25 倍に対して最確条件は平衡サイクル初期から末期の値であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合，動的ボイド係数の絶対値が小さくなるため燃料被覆管温度の上昇が緩和されるが，これによるプラント挙動への影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。なお，解析コードの不確かさ等を考慮して設定している動的ボイド係数の保守因子の大きさは，本重要事故シーケンスの事象進展に応じて変動し得るが，動的ボイド係数の保守因子の変動に動的ドップラ係数の保守因子の変動も考慮して厳しい組み合せとした場合においても，プラ

備考

以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
初期条件の炉心流量は，解析条件で設定した 41,060ｔ／h（定格流量の 85％ ・東海第二では，ベースケースにて保流量）に対して最確条件は定格流量の約 86％～約 104％であり，最確条件とし安規定の運転上の制限における下た場合は炉心のボイド率が低くなり主蒸気隔離弁閉止に伴う原子炉圧力の上昇
限流量を設定している。
により印加される反応度が小さくなることで原子炉出力の上昇が緩和されるが，事象進展に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
初期条件の最小限界出力比は，解析条件で設定した 1.24 に対して最確条件は ・東海第二では，運転管理に用いてい限界出力比指標 ※で 0.98 以下であり，最確条件とした場合は沸騰遷移の発生がる限界出力比指標にて記載してい遅れることで燃料被覆管温度の上昇が緩和されるが，燃料被覆管温度を操作開るが，内容は同じ。
始の起点と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。
初期条件の燃料棒最大線出力密度は，解析条件で設定した 44.0kW／m に対して最確条件は約 33 W／m～約 41kW／m であり，最確条件とした場合は燃料被覆管
温度の上昇が緩和されるが，燃料被覆管温度を操作開始の起点と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。
初期条件の核データ（動的ボイド係数及び動的ドップラ係数）は，解析条件 ・東海第二では動的ボイド係数及び動で設定した平衡炉心のサイクル末期の値の 1.25 倍（動的ボイド係数）及び平衡
的ドップラ係数について，同じ段落
炉心のサイクル末期の値の 0.9 倍（動的ドップラ係数）に対して，最確条件とで記載しているが，内容は同じ
した場合は印加反応度が小さくなることで燃料被覆管温度の上昇が緩和されるが，事象進展に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。なお，解析コードの不確かさ等を考慮している保守因子の大きさは，事象進展に応じて変動し得るが，厳しい組合せとした場合においても，事象進展に与える影響が小さいことを確認している（「付録３ 重大事故等対策の有効
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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

比較表（原子炉停止機能喪失）

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ント挙動への影響は小さいことを確認している（「追補２．Ⅲ 重大事故等対策の有効性評価に係るシビアアクシデント解析コードについて」）。
初期条件の核データ（動的ドップラ係数）は，解析条件の平衡サイクル末期の値の 0.9 倍に対して最確条件は平衡サイクル初期から末期の値であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合，動的ドップラ係数の絶対値が大きくなるため
燃料被覆管温度の上昇が緩和されるが，これによるプラント挙動への影響は小さい
ことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。なお，解析コードの不確かさ等を考慮して設定している動的ドップラ係数の保守因子に関しては，核データ（動的ボイド係数）に記載のとおりプラント挙動への影響は小さいことを確認している（「追補２．Ⅲ 重大事故等対策の有効性評価に係るシビアアクシデント解析コード
について」
）
。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積（ウェットウェル）の空間部及び液相部，格納容器圧力及びサプレッション・チェンバ・プール水温は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，事象進展に与える影響は小さい
ことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
事故条件の外部電源の有無については，炉心冷却上厳しくする観点から，事象発生と同時に再循環ポンプがトリップせず，また，電動駆動給水ポンプによる原子炉
圧力容器への低温の給水が継続することにより，原子炉出力が高く維持されることから，格納容器圧力及びサプレッション・チェンバ・プール水温の上昇の観点で厳しくなるよう外部電源がある状態を設定している。なお，外部電源がない場合は非常用ディーゼル発電機により電源が供給されることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
機器条件の主蒸気隔離弁の閉止に要する時間は，解析条件の 3 秒に対して最確条
件は 3 秒以上 4.5 秒以下であり，解析条件の不確かさとして，解析条件で設定している主蒸気隔離弁の閉止時間を長くした場合，初期の原子炉圧力上昇により印加される反応度は小さくなるが，事象発生からごく短時間での動作であることから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

東海第二発電所

備

考性評価に係るシビアアクシデント解析コードについて（第 3 部 ＲＥＤＹ）」）。

初期条件の原子炉圧力，原子炉水位及び主蒸気流量は，ゆらぎにより解析条
件に対して変動を与え得るが，事象進展に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
事故条件の外部電源の有無については，給復水系及び再循環ポンプが一定期間運転を継続することで，原子炉出力の観点で厳しい条件として，外部電源ありを設定している。外部電源がない場合でも，非常用母線は非常用ディーゼル
発電機等から自動的に受電され，高圧炉心スプレイ系等の電源は確保されることから，運転員等操作時間に与える影響はない。

機器条件の主蒸気隔離弁の閉止は，解析条件で設定した閉止時間 3 秒に対して最確条件は 3 秒から 4.5 秒であり，最確条件とした場合，初期の原子炉圧力上昇により印加される反応度は小さくなり，原子炉出力の上昇が緩和されるが，事象進展に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
機器条件の高圧炉心スプレイ系は，原子炉水位が高めに維持され自然循環流 ・東海第二では，ベースケースにて原
量が大きくなることで，原子炉出力の観点で厳しい条件として，ポンプ性能評
子炉水位が高めに維持され原子炉価に基づく大きめの流量を設定している。また，高圧炉心スプレイ系の注水流
出力の観点で厳しい条件としてポ量は原子炉圧力に依存することから，機器条件の逃がし安全弁は，原子炉圧力ンプ性能評価に基づく大きめの流が低めに維持されることで高圧炉心スプレイ系の注水流量が大きくなる条件と量を設定している。
して，逃がし弁機能を設定している。高圧炉心スプレイ系の注水流量を小さめとした場合，原子炉水位が低めとなり自然循環力が低下することで炉心流量が低下する。このため，ＲＥＤＹコードでは実験結果に基づき炉心流量依存の保守的なボロンミキシング効率を設定していることと相まって中性子束の低下が遅くなり，サプレッション・プール水温度が最大となるタイミングが遅くなる
が，炉心流量の低下に伴い中性子束も低めとなることから，サプレッション・
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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

比較表（原子炉停止機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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備考

プール水温度の最大値は同等となり，中長期的なプラント挙動に与える影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。また，安全弁機能に期待した場合，主蒸気隔離弁閉止時の原子炉圧力の上昇が大きめとなるが，ドップラ効果や原子炉圧力上昇に伴う再循環ポンプトリップの効果により中性子束の最大値は同等となり，事象初期のプラント挙動に与える影響が小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
※ 限界出力比指標は，実際の運転管理に用いる指標であり，最小限界出力比の運転上の制限値を実際の最小限界出力比で除したものであり，この値が 1 以下であれば最小限界出力比は運転上の制限を下回らない。
(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の炉心流量は，解析条件の 52,200t/h（定格流量（100%））に対して最確
条件は定格流量の約 91%～約 110%である。炉心流量が少ない場合は相対的にボイド率が高くなるため，主蒸気隔離弁の閉止による圧力上昇時に印加される正のボイド反応度が大きくなる等により，評価項目となるパラメータに影響を与える。よって，
炉心流量が少ない場合（定格流量の 90%）の感度解析を「(3) 感度解析」にて実施する。
初期条件の最小限界出力比は，解析条件の 1.22 に対して最確条件は 1.30 以上であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合，燃料被覆管温度の上昇は緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
初期条件の最大線出力密度は，解析条件の 44.0kW/m に対して最確条件は約42kW/m 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，燃料被覆管
温度の上昇は緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
初期条件の核データ（動的ボイド係数）は，解析条件の平衡サイクル末期の値の1.25 倍に対して最確条件は平衡サイクル初期から末期の値であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合，燃料被覆管温度の上昇は緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなるが，その影響は小さい。なお，
解析コードの不確かさ等を考慮して設定している動的ボイド係数の保守因子の大きさは，本重要事故シーケンスの事象進展に応じて変動し得るが，動的ボイド係数の保守因子の変動に動的ドップラ係数の保守因子の変動も考慮して厳しい組み合せとした場合においても，評価項目となるパラメータに対する影響は小さいことを確認している（「追補２．Ⅲ 重大事故等対策の有効性評価に係るシビアアクシデント解
析コードについて」）。
初期条件の核データ（動的ドップラ係数）は，解析条件の平衡サイクル末期の値の 0.9 倍に対して最確条件は平衡サイクル初期から末期の値であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合，燃料被覆管温度の上昇は緩和されることから，(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の炉心流量は，解析条件で設定した 41,060ｔ／h（定格流量の 85％
流量）に対して最確条件は定格流量の約 86％～約 104％であり，最確条件とした場合は炉心のボイド率が低くなり主蒸気隔離弁閉止に伴う原子炉圧力の上昇により印加される反応度が小さくなり原子炉出力の上昇が緩和されることか
ら，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
初期条件の最小限界出力比は，解析条件で設定した 1.24 に対して最確条件は
限界出力比指標 ※で 0.98 以下であり，最確条件とした場合は沸騰遷移の発生が遅れることで燃料被覆管温度の上昇が緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
初期条件の燃料棒最大線出力密度は，解析条件で設定した 44.0kW／m に対して最確条件は約 33kW／m～約 41kW／m であり，最確条件とした場合は燃料被覆管
温度の上昇が緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
初期条件の核データ（動的ボイド係数及び動的ドップラ係数）は，解析条件で設定した平衡炉心のサイクル末期の値の 1.25 倍（動的ボイド係数）及び平衡
炉心のサイクル末期の値の 0.9 倍（動的ドップラ係数）に対して，最確条件とした場合は印加反応度が小さくなることで，原子炉出力の上昇が緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。なお，解析コ
ードの不確かさ等を考慮している保守因子の大きさは，事象進展に応じて変動し得るが，厳しい組合せとした場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響が小さいことを確認している（「付録３ 重大事故等対策の有効性評
価に係るシビアアクシデント解析コードについて（第 3 部 ＲＥＤＹ）
」
）
。

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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

比較表（原子炉停止機能喪失）

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評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
解析コードの不確かさ等を考慮して設定している動的ドップラ係数の保守因子に関しては，核データ（動的ボイド係数）に記載のとおり評価項目となるパラメータに対する影響は小さいことを確認している（「追補２．Ⅲ 重大事故等対策の有効性評価に係るシビアアクシデント解析コードについて」）。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積（ウェットウェル）の空間部及び液相部，格納容器圧力及びサプレッション・チェンバ・プール水温は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，事象進展に与える影響は小さい
ことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
事故条件の外部電源の有無については，炉心冷却上厳しくする観点から，事象発生と同時に再循環ポンプがトリップせず，また，電動駆動給水ポンプによる原子炉
圧力容器への低温の給水が継続することにより，原子炉出力が高く維持されることから，格納容器圧力及びサプレッション・チェンバ・プール水温の上昇の観点で厳しくなるよう外部電源がある状態を設定している。仮に事象発生とともに外部電源喪失が発生する場合は，第 7.1.5－22 図から第 7.1.5－26 図に示すとおり，外部電源喪失と同時に再循環ポンプがトリップし，電動駆動給水ポンプによる原子炉圧力容器への給水も行われず，原子炉出力が低くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。なお，外部電源がない場合は非常用ディーゼル発電機により電源が供給される。
機器条件の主蒸気隔離弁の閉止に要する時間は，解析条件の 3 秒に対して最確条
件は 3 秒以上 4.5 秒以下であり，解析条件の不確かさとして，主蒸気隔離弁の閉止時間を長くした場合，初期の原子炉圧力上昇により印加される反応度は小さくなり，
初期の原子炉出力上昇が小さくなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

東海第二発電所

備

考初期条件の原子炉圧力，原子炉水位及び主蒸気流量は，ゆらぎにより解析条
件に対して変動を与え得るが，事象進展に与える影響は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
事故条件の外部電源の有無については，給復水系及び再循環ポンプが一定期間運転を継続することで，原子炉出力の観点で厳しい条件として，外部電源ありを設定している。外部電源がない場合は，第 7.1.5－21 図から第 7.1.5－24
図に示すとおり，外部電源喪失と同時に電動駆動給水ポンプ及び再循環ポンプが停止することで原子炉出力が低めとなることから，評価項目となるパラメー
タに対する余裕は大きくなる。

機器条件の主蒸気隔離弁の閉止は，解析条件で設定した閉止時間 3 秒に対して最確条件は 3 秒から 4.5 秒であり，最確条件とした場合，初期の原子炉圧力上昇により印加される反応度は小さくなり，原子炉出力の上昇が緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
機器条件の高圧炉心スプレイ系は，原子炉水位が高めに維持され自然循環流量が大きくなることで，原子炉出力の観点で厳しい条件として，ポンプ性能評価に基づく大きめの流量を設定している。また，高圧炉心スプレイ系の注水流量は原子炉圧力に依存することから，機器条件の逃がし安全弁は，原子炉圧力が低めに維持されることで高圧炉心スプレイ系の注水流量が大きくなる条件として，逃がし弁機能を設定している。高圧炉心スプレイ系の注水流量を小さめとした場合，原子炉水位が低めとなり自然循環力が低下することで炉心流量が低下する。このため，ＲＥＤＹコードでは実験結果に基づき炉心流量依存の保守的なボロンミキシング効率を設定していることと相まって中性子束の低下が遅くなり，サプレッション・プール水温度が最大となるタイミングが遅くなる
が，炉心流量の低下に伴い中性子束も低めとなることから，サプレッション・
プール水温度の最大値は同等となり，中長期的なプラント挙動に与える影響は小さく，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，安全弁機能に期待した場合，主蒸気隔離弁閉止時の原子炉圧力の上昇が大きめとなるが，15／53

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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

比較表（原子炉停止機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所備考

ドップラ効果や原子炉圧力上昇に伴う再循環ポンプトリップの効果により中性子束の最大値は同等となり，事象初期のプラント挙動に与える影響が小さく，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
b. 操作条件
操作条件の不確かさとして，操作の不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，「操
作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の 6 要因に分類し，これらの要因が運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転員等操作時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価し，評価結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
操作条件の自動減圧系の自動起動阻止操作は，解析上の操作開始時間として原子
炉水位低（レベル 1）到達後 30 秒以内を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，ほう酸水注入系の起動操作，制御棒の挿入操作等他の事象収束のための操作を並行して行うため，操作開始時間は変動し得るが，本操作が遅れないようにタイマー動作の警報が発報すること及び運転員は 2 名で対応することから，操作が遅れる可能性は低く，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響も小さい。当該操作は，解析コード及び解析条件（操作条件を除く）の不確かさにより，操作開始時間は遅れる可能性があるが，中央制御室で行う操作であり，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。
操作条件のほう酸水注入系運転操作は，解析上の操作開始時間として原子炉スク
ラムの失敗を確認した後から 10 分後を設定している。
運転員等操作時間に与える影響として，状態把握の時間及び操作時間に余裕を含めて解析上は 10 分間を想定しているが，ほう酸水注入系の起動操作は，制御棒挿入失敗が確認され次第，再循環ポンプの停止及び自動減圧系の自動起動阻止操作後に速やかに実施する手順となっていること，また，本操作は中央制御室内での簡易なスイッチ操作であることから，操作開始時間は解析上の設定よりも早まる可能性があり，原子炉圧力容器へのほう酸水注入系による注入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。当該操作は，操作手順に変わりがな
く，パラメータを起点としていない操作であることから，解析コード及び解析条件（操作条件を除く）の不確かさによる操作開始時間に与える影響はない。また，当該操作は，中央制御室で行う操作であり，他の操作と重複もないことから，他の操作に与える影響はない。
操作条件の残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）運
転操作は，解析上の操作開始時間としてサプレッション・チェンバ・プール水温 49℃
到達後 10 分後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，ほう酸水注入系の起動操作，制御棒の挿入操作等他の事象収束のための操作を並行して行う

ｂ．操作条件
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，これらの要因が運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転員
等操作時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価する。
評価結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
操作条件の自動減圧系等の作動阻止操作は，解析上の操作開始時間として事象発生から 4 分後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，不確かさ要因により操作開始時間に与える影響は小さいことから，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等となる。

操作条件のほう酸水注入系の起動操作は，解析上の操作開始時間として事象発生から 6 分後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，不確かさ要因により操作開始時間に与える影響は小さいことから，実態の操作開始
時間は解析上の設定とほぼ同等となる。

操作条件の残留熱除去系（サプレッション・プール水冷却系）による格納容
器除熱は，解析上の操作開始時間として事象発生から 17 分後を設定している。
運転員等操作時間に与える影響として，不確かさ要因により操作開始時間に与える影響は小さいことから，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等と
なる。
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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

比較表（原子炉停止機能喪失）

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備考ことも踏まえて，状況把握の時間及び操作時間に時間余裕を含めて設定していることから，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であり，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。
(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の自動減圧系の自動起動阻止操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間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。
操作条件のほう酸水注入系運転操作は，操作の不確かさが操作開始時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定よりも早くなり，その場合，格納
容器圧力及び温度は解析結果よりも低くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。なお，燃料被覆管温度は，ほう酸水注入系運転操作開始前に最大となることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
操作条件の残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）運
転操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
(3) 感度解析
解析条件の不確かさとして，初期条件の炉心流量が少ない場合には，評価項目となるパラメータに影響を与えることから，本重要事故シーケンスにおいて炉心流量
を定格流量の 90%とした感度解析を行う。その結果，第 7.1.5－27 図から第 7.1.5－31 図に示すとおり，燃料被覆管の最高温度は約 1,080℃となり，「7.1.5.2(3) 有効性評価の結果」で示す最高温度約 1,060℃に比べて上昇するものの，1,200℃を下回っている。燃料被覆管の酸化量は酸化反応が著しくなる前の燃料被覆管厚さの 3%以下であり，「7.1.5.2(3) 有効性評価の結果」で示す燃料被覆管厚さの 2%以下に比べて上昇するものの，15%を下回っている。また，原子炉冷却材圧力バウンダリにかか る 圧 力 の 最 高 値 は 約 9.12MPa[gage] ※ 3 で あ り ， 最 高 使 用 圧 力 の 1.2 倍（10.34MPa[gage]）を下回っている。なお，その他の評価項目である，燃料被覆管の酸化量，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及びサプレッション・チェンバ・
プール水温については，「7.1.5.2(3) 有効性評価の結果」で示す最高値と同じである。
解析コードにおける重要現象の不確かさとして，燃料棒表面熱伝達が小さい場合には，評価項目となるパラメータに影響を与えることから，保守的な取扱いとして，
リウェットを考慮しないことを仮定した場合の感度解析を行う。その結果，初期条件の炉心流量が定格流量の場合には，第 7.1.5－32 図に示すとおり，燃料被覆管の(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の自動減圧系等の作動阻止操作は，運転員等操作時間に与える影響
として，実態の操作開始時間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。
操作条件のほう酸水注入系の起動操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
操作条件の残留熱除去系（サプレッション・プール水冷却系）による格納容
器除熱は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

・東海第二では，(1)及び(2)の中で同様の内容を記載

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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

比較表（原子炉停止機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備考

最高温度は約 1,150℃であり，「7.1.5.2(3) 有効性評価の結果」で示す最高温度約1,060℃に比べて上昇するものの，1,200℃を下回っている。燃料被覆管の酸化量は酸化反応が著しくなる前の燃料被覆管厚さの 4%以下であり，「7.1.5.2(3) 有効性評
価の結果」で示す燃料被覆管厚さの 2%以下に比べて増加するものの，15%を下回っている。また，初期条件の炉心流量が少ない場合（定格流量の 90%）には，第 7.1.5－33 図に示すとおり，燃料被覆管の最高温度は約 1,180℃であり，リウェットを考慮した場合における最高温度約 1,080℃に比べて上昇するものの，1,200℃を下回っている。燃料被覆管の酸化量は酸化反応が著しくなる前の燃料被覆管厚さの 5%以下であり，リウェットを考慮した場合における燃料被覆管厚さの 3%以下に比べて上昇するものの，15%を下回っている。
※3 解析コードによる評価結果を示す。一方，「7.1.5.2(3) 有効性評価の結果」では，原子炉圧力の最高値に原子炉圧力と原子炉圧力容器底部に加わる圧力との差（高々約 0.3MPa）を加えた値を原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力の最高値として示している。本感度解析の結果についても「7.1.5.2(3) 有効性評
価の結果」と同様に原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力の最高値を評価する場合，その最高値は，原子炉圧力の最高値（8.97MPa）に原子炉圧力と原子
炉圧力容器底部に加わる圧力との差（高々約 0.3MPa）を加えた値の 9.27MPa となるが，この値は最高使用圧力の 1.2 倍（10.34MPa[gage]）を下回っている。
(4) 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。
操作条件の自動減圧系の自動起動阻止操作については，自動減圧系の自動起動阻
止操作が行われなかった場合でも，自動減圧系の作動による原子炉減圧開始から低圧注水系による原子炉注水が開始されるまでには，低圧注水系による注水が可能な
圧力に原子炉が減圧されるまで約 160 秒の時間があり，この間に自動起動阻止操作
及び開放された逃がし安全弁の閉止操作を実施することで低圧注水系による原子炉
注水を防止でき，実際にはこの間についても操作時間として確保できることから，時間余裕がある。運転状態の原子炉圧力（約 7MPa）から逃がし安全弁 8 個で減圧する場合について，同操作を実施している「7.1.1 高圧・低圧注水機能喪失」を参照
すると，原子炉圧力（第 7.1.1－6 図参照）は逃がし安全弁 8 個による減圧開始後
約 160 秒で約 2MPa まで低下している。このことから，自動減圧系の作動により逃がし安全弁 8 個による減圧が開始された場合であっても，減圧開始から約 160 秒の間に自動減圧系の自動起動阻止操作を実施することで，低圧注水系による原子炉注
水を防止できる。
ほう酸水注入系運転操作は，手順上，事象発生直後に行う再循環ポンプの停止及び自動減圧系の自動起動阻止操作後に開始する操作としている。ほう酸水注入系の(3) 操作時間余裕の把握
操作開始時間の遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認し，その結果を以下に示す。
操作条件の自動減圧系等の作動阻止操作については，解析上，ドライウェル圧力高（13.7kPa[gage]）及び原子炉水位異常低下（レベル１）の設定点に到達し自動減圧系タイマーが作動するのは事象発生の約 230 秒後であり，この 120 秒後に逃がし
安全弁（自動減圧機能）が自動開放する。仮に操作が遅れ自動減圧系が作動した場
合でも，原子炉圧力が低圧炉心スプレイ系の注水開始圧力に低下するまでに操作を実施することで，原子炉水位上昇による正の反応度印加は防止できる。逃がし安全弁（自動減圧機能）7 弁にて原子炉減圧をする場合について，同じ操作を実施している「7.1.1 高圧・低圧注水機能喪失」を参照すると，減圧開始から約 160 秒で原
子炉圧力が約 2MPa まで低下している。よって，合計で事象発生から約 510 秒程度の時間余裕がある。

操作条件のほう酸注入系の起動操作は，仮に操作が遅れた場合，未臨界達成タイ ・東海第二では，時間積み上げに基づミングが遅れることでサプレッション・プール水温度の上昇が大きくなる。本重要き操作条件を設定していることか
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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

比較表（原子炉停止機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
運転開始時間は，主にサプレッション・チェンバ・プール水温及び格納容器圧力に影響するが，事象発生から 10 分後に操作を開始した場合でも，格納容器圧力及び温度の最大値は原子炉格納容器の限界圧力及び限界温度をそれぞれ下回るため，10分以上の操作時間が確保できることから，時間余裕がある。
操作条件の残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）運
転操作については，サプレッション・チェンバ・プール水温の高警報の発報から 10分程度あり，操作時間が確保できることから，時間余裕がある。

東海第二発電所
事故シーケンスにおけるサプレッション・プールの最高水温は約 115℃であり，ほう酸水の炉心部への注水が開始される事象発生の 570 秒後における水温上昇率は2℃／分程度であることから，200℃に対して十分な時間余裕がある。

備

考ら，操作開始時の S/P 水温度上昇率
から時間余裕を評価している。

操作条件の残留熱除去系（サプレッション・プール水冷却系）による格納容器除熱は，仮に操作が遅れた場合，格納容器除熱の開始が遅れることで，サプレッション・プール水温度の上昇が大きくなる。本重要事故シーケンスにおけるサプレッション・プールの最高水温は約 115℃であり，サプレッション・プール冷却を開始す
る事象発生の 17 分後における水温上昇率は 2℃／分程度であることから，200℃に対して十分な時間余裕がある。

(4) まとめ(5) 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
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認しに与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認した。その結果，解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影た。この結果，解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内に
この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間には時間余裕がある。
おいて，操作時間には時間余裕がある。
7.1.5.4 必要な要員及び資源の評価
7.1.5.4 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
事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」において，6 号及び 7 号炉同時事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」の重大事故等対策に必要な要員の重大事故等対策時における必要な要員は，「7.1.5.1(3) 炉心損傷防止対策」に示
は，「7.1.5.1(3) 炉心損傷防止対策」に示すとおり 8 名であり，災害対策要員のすとおり 12 名である。
「7.5.2 重大事故等対策時に必要な要員の評価結果」で説明
39 名で対処可能である。
している運転員，緊急時対策要員等の 72 名で対処可能である。
(2) 必要な資源の評価
事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」において，必要な水源，燃料及び電源は，「7.5.1(2) 資源の評価条件」の条件にて評価を行い，その結果を以下に
示す。
a. 水源
原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系による原子炉注水については，事象発生初期に復水貯蔵槽からサプレッション・チェンバ・プールに水源が切り替わった後
は，サプレッション・チェンバのプール水を水源として注水することから，水源が枯渇することはないため，7 日間の注水継続実施が可能である。なお，外部電源喪失を想定した場合でも同様の対応となる。
b. 燃料
本重要事故シーケンスの評価では外部電源の喪失は想定していないが，仮に外部(2) 必要な資源の評価
事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」において，必要な水源，燃料及び電源は「7.5.1(2) 資源の評価条件」の条件にて評価を行い，以下のとおりである。
ａ．水 源
原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系による原子炉注水については，サプレッション・プールを水源とすることから，水源が枯渇することはなく，7 日間の対応が可能である。
なお，外部電源喪失を想定した場合でも同様である。
ｂ．燃 料
外部電源喪失を想定した場合，非常用ディーゼル発電機による電源供給につい19／53

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

比較表（原子炉停止機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
電源が喪失して非常用ディーゼル発電機による電源供給を想定し，事象発生後 7 日間非常用ディーゼル発電機を最大負荷で運転した場合，号炉あたり約 753kL の軽油が必要となる。5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備及びモニタリン
グ・ポスト用発電機による電源供給については，事象発生直後からの運転を想定す
ると，7 日間の運転継続に合計約 13kL の軽油が必要となる（6 号及び 7 号炉合計
約 1,519kL）。
6 号及び 7 号炉の各軽油タンクにて約 1,020kL（6 号及び 7 号炉合計約 2,040kL）の軽油を保有しており，これらの使用が可能であることから，非常用ディーゼル発電機による電源供給，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備による電源供給及びモニタリング・ポスト用発電機による電源供給について，7 日間の継続が可能である。
c. 電源
本重要事故シーケンスの評価では外部電源の喪失は想定していないが，仮に外部電源が喪失して非常用ディーゼル発電機による電源供給を想定した場合においても，6 号及び 7 号炉において重大事故等対策時に必要な負荷は，各号炉の非常用ディーゼル発電機負荷に含まれることから，非常用ディーゼル発電機による電源供給が可能である。
また，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備及びモニタリング・ポ
スト用発電機についても，必要負荷に対しての電源供給が可能である。

東海第二発電所備

考ては，事象発生直後からの運転を想定すると，7 日間の運転継続に約 484.0kL の軽油が必要となる。高圧炉心スプレイ系ディーゼル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 日間の運転継続に約 130.3kL の軽油が必要となる。合計で約 614.3kL の軽油が必要となるが，軽油貯蔵タンクに約 800kL の軽油を保有していることから，非常用ディーゼル発電機及び高圧炉心
スプレイ系ディーゼル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。

ｃ．電 源
外部電源喪失を想定した場合，重大事故等対策時に必要な負荷のうち，非常用
ディーゼル発電機等からの電源供給を考慮する負荷については，非常用ディーゼ
ル発電機等の容量内に収まることから，電源供給が可能である。

7.1.5.5 結論
7.1.5.5 結 論
事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」では，運転時の異常な過渡変化
事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」では，運転時の異常な過渡変化時の発生後，原子炉停止機能を喪失し，反応度制御や原子炉水位の維持に失敗し，炉に原子炉停止機能が喪失することで，最終的に炉心損傷に至ることが特徴である。事
心損傷に至ることが特徴である。事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」
故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」に対する炉心損傷防止対策としては，に対する炉心損傷防止対策としては，初期の対策として代替冷却材再循環ポンプ・初期の対策としてＡＴＷＳ緩和設備（代替原子炉再循環ポンプトリップ機能）及びほトリップ機能による炉心流量の低減，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系によう酸水注入系による原子炉停止手段を整備するとともに原子炉隔離時冷却系及び高る原子炉水位の維持，ほう酸水注入系による炉心へのほう酸水の注入手段，安定状
圧炉心スプレイ系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，高態に向けた対策として残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モ
圧炉心スプレイ系及び原子炉隔離時冷却系による炉心冷却を継続する。また，格納容ード）による原子炉格納容器除熱手段を整備している。また，重要事故シーケンス器の健全性を維持するため，安定状態に向けた対策として残留熱除去系（サプレッシ
に対する有効性評価では使用できないものと仮定したものの，原子炉停止機能のバョン・プール水冷却系）による格納容器除熱手段を整備している。
ックアップとして代替制御棒挿入機能，手動での原子炉スクラムの手段を整備している。
事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」の重要事故シーケンス「過渡事事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」の重要事故シーケンス「過渡事象
象（主蒸気隔離弁の誤閉止）＋原子炉停止失敗」について有効性評価を行った。
（主蒸気隔離弁の誤閉止）＋原子炉停止失敗」について有効性評価を行った。
上記の場合においても，ＡＴＷＳ緩和設備（代替原子炉再循環ポンプトリップ機能）
上記の場合においても，代替冷却材再循環ポンプ・トリップ機能による炉心流量による炉心流量の低減及びほう酸水注入系による炉心へのほう酸水の注入により原の低減，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系による原子炉水位の維持，ほう酸
子炉を停止するとともに，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系による原子炉
水注入系による炉心へのほう酸水の注入，残留熱除去系（サプレッション・チェン
注水を継続し，残留熱除去系（サプレッション・プール水冷却系）による格納容器除バ・プール水冷却モード）による原子炉格納容器除熱を実施することにより，炉心20／53

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

比較表（原子炉停止機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
損傷することはない。
その結果，燃料被覆管温度及び酸化量，原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，評価項目を満足している。
また，安定状態を維持できる。
解析コード及び解析条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操作時間に与える影響及び評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。なお，解析条件の不確かさ等を考慮して感度解析を実施しており，いずれの場合においても評価項目を満足することを確認している。
重大事故等対策時に必要な要員は，運転員及び緊急時対策要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
以上のことから，代替冷却材再循環ポンプ・トリップ機能による炉心流量の低減，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系による原子炉水位の維持，ほう酸水注入系
による炉心へのほう酸水の注入，残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プー
ル水冷却モード）による原子炉格納容器除熱等の炉心損傷防止対策は，選定した重要事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，
事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」に対して有効である。

東海第二発電所

備

考熱を実施することで，炉心の著しい損傷を防止することができる。
その結果，燃料被覆管温度及び酸化量，原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力
並びに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，安定状態を維持することができる。
解析コード及び解析条件の不確かさの影響について確認した結果，運転員等操作時間に与える影響及び評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
重大事故等対策時に必要な要員は，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，事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」において，ＡＴ
ＷＳ緩和設備（代替原子炉再循環ポンプトリップ機能）による炉心流量の低減及びほう酸水注入系による炉心へのほう酸水の注入による原子炉停止，原子炉隔離時冷却系
及び高圧炉心スプレイ系による原子炉注水並びに残留熱除去系（サプレッション・プ
ール水冷却系）による格納容器除熱の炉心損傷防止対策は，選定した重要事故シーケ
ンスに対して有効であることが確認でき，事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」に対して有効である。

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東海第二発電所

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（原子炉停止機能喪失）
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備

考

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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（原子炉停止機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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備考前ページと同じ

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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備考前ページと同じ

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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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備考前ページと同じ

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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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備

考

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青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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東海第二発電所

備

考

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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（原子炉停止機能喪失）
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備

考

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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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備

考

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青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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備考前ページと同じ

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青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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備考前ページと同じ

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青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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備

考

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青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（原子炉停止機能喪失）
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備

考

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青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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備

考

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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（原子炉停止機能喪失）
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備

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39／53

東海第二発電所

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（原子炉停止機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考

40／53

東海第二発電所

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（原子炉停止機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考

41／53

東海第二発電所

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（原子炉停止機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考

42／53

東海第二発電所

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（原子炉停止機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考

43／53

東海第二発電所

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（原子炉停止機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考

44／53

東海第二発電所

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（原子炉停止機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考

45／53

東海第二発電所

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（原子炉停止機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考

46／53

東海第二発電所

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（原子炉停止機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考

47／53

東海第二発電所

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（原子炉停止機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考

48／53

東海第二発電所

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（原子炉停止機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考

49／53

東海第二発電所

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（原子炉停止機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考・東海第二においては，左記のＫＫ67の炉心流量を考慮した解析をベースケースとして実施している。

50／53

東海第二発電所

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（原子炉停止機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考・東海第二においては，左記のＫＫ67の炉心流量を考慮した解析をベースケースとして実施している。

51／53

東海第二発電所

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（原子炉停止機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考・東海第二においては，左記のＫＫ67の炉心流量を考慮した解析をベースケースとして実施している。

52／53

東海第二発電所

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（原子炉停止機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考

53／53

東海第二発電所

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備考7.1.6 LOCA 時注水機能喪失
7.1.6 ＬＯＣＡ時注水機能喪失
7.1.6.1 事故シーケンスグループの特徴，炉心損傷防止対策
7.1.6.1 事故シーケンスグループの特徴，炉心損傷防止対策(1) 事故シーケンスグループ内の事故シーケンス(1) 事故シーケンスグループ内の事故シーケンス
・ＰＲＡの違いにより事故シーケンス
事故シーケンスグループ「LOCA 時注水機能喪失」に含まれる事故シーケンスは，
事故シーケンスグループ「ＬＯＣＡ時注水機能喪失」に含まれる事故シーケンス
名称に違いがあるが，実態として相「6.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，①「小破断 LOCA＋高圧注
としては，「6.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，①「中小破
違点はない。
水失敗＋低圧注水失敗」，②「小破断 LOCA＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗」，③「中断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗」及び②「中小破断ＬＯＣＡ＋
破断 LOCA＋HPCF 注水失敗＋低圧 ECCS 注水失敗」及び④「中破断 LOCA＋HPCF 注水失
高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗」である。
敗＋原子炉減圧失敗」である。
また，事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」からも LOCA を起因とする
・東海第二では，炉心冷却に成功する
事故シーケンスとして，⑤「小破断 LOCA＋崩壊熱除去失敗」及び⑥「中破断 LOCA＋
シーケンスは「崩壊熱除去機能喪RHR 失敗」が抽出された。
失」の事故シーケンスグループに分
なお，大破断 LOCA を起因とする事故シーケンスについては，炉心損傷を防止する
なお，大破断ＬＯＣＡのように破断規模が一定の大きさを超える場合は，国内外類している。但し，LOCA 時注水機能ことができないため，格納容器破損防止対策を講じて，その有効性を確認する。
の先進的な対策を考慮しても炉心損傷防止対策を有効に実施することができないた
喪失においても崩壊熱除去機能喪め，格納容器破損防止対策を講じて，その有効性を確認する。
失を想定していることから，実態として違いはない。
(2) 事故シーケンスグループの特徴及び炉心損傷防止対策の基本的考え方(2) 事故シーケンスグループの特徴及び炉心損傷防止対策の基本的考え方
・文章表現に多少の違いはあるが，実事故シーケンスグループ「LOCA 時注水機能喪失」では，原子炉の出力運転中に原事故シーケンスグループ「ＬＯＣＡ時注水機能喪失」は，原子炉の出力運転中に態として相違点はない。
子炉冷却材圧力バウンダリを構成する配管の中小破断の発生後，高圧注水機能及び低原子炉冷却材圧力バウンダリを構成する配管に中小破断ＬＯＣＡが発生した後，高圧注水機能が喪失することを想定する。このため，破断箇所から原子炉冷却材が流出
圧注水機能及び低圧注水機能が喪失することで原子炉へ注水する機能が喪失するこし，原子炉水位が低下することから，緩和措置がとられない場合には，原子炉水位のとを想定する。このため，破断箇所からの原子炉冷却材の流出により，原子炉圧力低下により炉心が露出し，炉心損傷に至る。また，低圧注水機能喪失を想定すること
容器内の保有水量が減少し原子炉水位が低下することから，緩和措置が取られないから，あわせて残留熱除去系機能喪失に伴う崩壊熱除去機能喪失等を想定する。
場合には，原子炉水位の低下が継続し，炉心が露出することで炉心損傷に至る。また，低圧注水機能喪失を想定することから，併せて残留熱除去系の機能喪失に伴う崩壊熱除去機能喪失を想定する。
本事故シーケンスグループは，小破断 LOCA 又は中破断 LOCA が発生し，同時に高本事故シーケンスグループは，中小破断ＬＯＣＡが発生し，同時に高圧及び低圧
圧及び低圧の注水機能を喪失したことによって炉心損傷に至る事故シーケンスグルの原子炉注水機能を喪失したことによって炉心損傷に至る事故シーケンスグループープである。このため，重大事故等対策の有効性評価には，小破断 LOCA 又は中破断である。このため，重大事故等対策の有効性評価としては，中小破断ＬＯＣＡ発生LOCA 発生時の高圧注水機能又は低圧注水機能に対する重大事故等対処設備に期待す
時の高圧注水機能又は低圧注水機能に対する重大事故等対処設備に期待することがることが考えられる。ここで，小破断 LOCA 又は中破断 LOCA 発生後に高圧・低圧注考えられる。中小破断ＬＯＣＡ発生後に高圧・低圧注水機能喪失が発生した場合， ・東海第二で想定する破断面積におい水機能喪失が生じた際の状況を想定すると，事象発生後，重大事故等対処設備によっ重大事故等対処設備により高圧の原子炉注水を実施する方が，より早期に原子炉注ては，事象初期の一定期間は蒸気駆て高圧注水を実施して炉心損傷を防止することも考えられるが，重大事故等対処設備
水を開始することが可能となり，原子炉水位の低下が小さくなることで評価項目に動の高圧代替注水系の運転継続がである高圧代替注水系は蒸気駆動の設備であり，小破断 LOCA 又は中破断 LOCA が発
対する余裕は大きくなる。また，高圧の原子炉注水を実施した場合でも，中長期的可能と考えられ，これに期待した場生している状況では，その運転継続に対する不確かさが大きい。このことから，本事にはサプレッション・プール熱容量制限に到達した時点で原子炉を減圧して低圧の合は余裕が大きくなることから，重故シーケンスグループにおいては，高圧代替注水系には期待せず，低圧注水機能に対
原子炉注水に移行するため，事象進展は同じとなる。このため，本事故シーケンス
大事故等対処設備の高圧注水機能する対策の有効性を評価することとする。
グループに対しては，代表として低圧注水機能に対する重大事故等対処設備の有効に期待した場合の事象進展につい性を確認することとする。
ては，中長期的には減圧して低圧の以上により，本事故シーケンスグループでは，原子炉圧力容器を強制的に減圧し， 原子炉注水に移行するため本事故したがって，本事故シーケンスグループでは，逃がし安全弁の手動開操作により原
1／60

東海第二発電所

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

子炉を減圧し，原子炉減圧後に低圧代替注水系（常設）により炉心を冷却することに
よって炉心損傷の防止を図る。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，格納容器圧力逃がし装置及び耐圧強化ベント系による原子炉格納容器除熱を実施する。

東海第二発電所
低圧の注水機能を用いて原子炉へ注水することにより炉心損傷の防止を図るとともに，格納容器内の冷却を行い，最終的な熱の逃がし場へ熱の輸送を行うことによって除熱を行い，格納容器破損の防止を図る。

備

考

シーケンスと同じとなることを説明している。但し，本事故シーケンスについて低圧注水機能に対する重大事故等対処設備の有効性を確認しているという点で実態として違いはない。

(3) 炉心損傷防止対策(3) 炉心損傷防止対策
事故シーケンスグループ「ＬＯＣＡ時注水機能喪失」において，炉心が著しい損
事故シーケンスグループ「LOCA 時注水機能喪失」における機能喪失に対して，炉傷に至ることなく，かつ十分な冷却を可能とするため，初期の対策として逃がし安心が著しい損傷に至ることなく，かつ，十分な冷却を可能とするため，初期の対策と全弁（自動減圧機能）の手動操作による原子炉減圧及び常設低圧代替注水系ポンプ
して低圧代替注水系（常設）及び逃がし安全弁による原子炉注水手段を整備し，安定を用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水手段を整備し，安定状態に向け
状態に向けた対策として，逃がし安全弁を開維持することで，低圧代替注水系（常設）
た対策として，逃がし安全弁（自動減圧機能）を開維持することで常設低圧代替注による炉心冷却を継続する。また，原子炉格納容器の健全性を維持するため，安定状
水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による炉心冷却を継続する。また，格態に向けた対策として代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷納容器の健全性を維持するため，安定状態に向けた対策として，常設低圧代替注水
却手段，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱手段を整備する。これ
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手段及らの対策の概略系統図を第 7.1.6－1 図から第 7.1.6－3 図に，手順の概要を第 7.1.6－4 図に示すとともに，重大事故等対策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策
び格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱手段を整備する。対策の概略系統図
における設備と操作手順の関係を第 7.1.6－1 表に示す。
を第 7.1.6－1 図に，対応手順の概要を第 7.1.6－2 図に示すとともに，対策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策における手順と設備との関係を第 7.1.6－1
表に示す。
本事故シーケンスグループの重要事故シーケンスにおいて，事象発生 10 時間まで
本事故シーケンスグループにおける重要事故シーケンスにおいて，必要な要員は ・プラント基数，設備設計及び運用のの 6 号及び 7 号炉同時の重大事故等対策に必要な要員は，中央制御室の運転員及び初動対応要員 17 名及び事象発生から 2 時間以降に期待する参集要員 5 名である。
違いにより必要要員数は異なるが，緊急時対策要員で構成され，合計 24 名である。その内訳は次のとおりである。中央
初動対応要員の内訳は，当直発電長 1 名，当直副発電長 1 名，運転操作対応を行
タイムチャートにより要員の充足
制御室の運転員は，当直長 1 名（6 号及び 7 号炉兼任），当直副長 2 名，運転操作対
う当直運転員 5 名，通報連絡等を行う災害対策要員 2 名及び現場操作を行う重大事
性は確認される。
応を行う運転員 8 名である。発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等を行故等対応要員 8 名である。
・東海第二では招集要員は 2 時間以内
う緊急時対策本部要員は 5 名，緊急時対策要員（現場）は 8 名である。
参集要員の内訳は，燃料給油操作を行う重大事故等対応要員 2 名及び現場手動にに参集可能なことを確認している
また，事象発生 10 時間以降に追加で必要な要員は，フィルタ装置薬液補給作業をよる格納容器ベント操作を行う重大事故等対応要員 3 名である。
ことから，2 時間以降に期待する評行うための参集要員 20 名である。必要な要員と作業項目について第 7.1.6－5 図に必要な要員と作業項目について第 7.1.6－3 図に示す。
価としている。
示す。
・ＦＣＶＳ設計の違いにより，東海第なお，重要事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目を重要事故
なお，重要事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目を重要事
二では「フィルタ装置薬液補給作
シーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，24 名で対処可能である。
故シーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，初動対応要員 17 名及び参集業」は不要。
要員 5 名で対処可能である。
a. 外部電源喪失及び原子炉スクラム確認
ａ．原子炉スクラム及びＬＯＣＡ発生の確認
原子炉の出力運転中に原子炉冷却材圧力バウンダリを構成する配管の中小破断の発事象発生後に給水流量の全喪失が発生し，原子炉がスクラムしたことを確認す
生と同時に外部電源喪失となり，原子炉がスクラムしたことを確認する。
る。また，格納容器圧力が 13.7kPa[gage]に到達したことによりＬＯＣＡが発生したことを確認する。
原子炉スクラム及びＬＯＣＡ発生の確認に必要な計装設備は，平均出力領域計
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。

装等である。

2／60

東海第二発電所

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

b. 高圧・低圧注水機能喪失確認
原子炉スクラム後，原子炉水位は低下し続け，原子炉水位低（レベル 2）で原子炉隔離時冷却系，原子炉水位低（レベル 1.5）で高圧炉心注水系，原子炉水位低（レベル 1）で残留熱除去系（低圧注水モード）の自動起動信号が発生するが全て機能喪失していることを確認する。高圧・低圧注水機能喪失を確認するために必要な計装設備
は，各系統の流量指示等である。

c. 逃がし安全弁による原子炉急速減圧
高圧・低圧注水機能喪失を確認後，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水の準備として，中央制御室からの遠隔操作により復水移送ポンプ 1 台を追加起動し，2 台運転とする。また，原子炉注水に必要な電動弁（残留熱除去系注入弁及び残留熱除去系洗浄水弁）が開動作可能であることを確認する。低圧代替注水系（常設）のバイパ
ス流防止系統構成のためにタービン建屋負荷遮断弁を全閉にする。

東海第二発電所

備考ｂ．高圧注水機能喪失の確認
原子炉スクラム後，原子炉水位の低下が継続し，原子炉水位異常低下（レベル ・東海第二では，高圧注水機能の自動起動失敗を確認した場合には，運転
２）設定点に到達したが，高圧炉心スプレイ系及び原子炉隔離時冷却系が自動起手順に従い，一連の操作として以下
動していないことを確認し，中央制御室からの遠隔操作によりこれらの系統の手を実施し，これら全てに失敗した場
動起動を試みるがこれにも失敗したことを確認する。また，主蒸気隔離弁が閉止合に低圧代替注水系の起動操作をするとともに，再循環ポンプがトリップしたことを確認する。
実施する。
高圧注水機能喪失の確認に必要な計装設備は，各系統の流量等である。
・高圧注水機能の手動起動
ｃ．高圧代替注水系の起動操作
・高圧代替注水系の手動起動
高圧注水機能喪失の確認後，中央制御室からの遠隔操作により高圧代替注水系
・低圧注水機能の手動起動を起動し，原子炉注水を開始することで原子炉水位が回復することを確認する。
・東海第二では，解析上考慮しない操
なお，高圧代替注水系による原子炉注水は解析上考慮しない。
作も含め，手順に従い必ず実施する
高圧代替注水系の起動操作に必要な計装設備は，高圧代替注水系系統流量等で
操作を記載
ある。
ｄ．低圧注水機能喪失の確認
高圧注水機能喪失の確認及び高圧代替注水系の起動操作失敗後，一連の操作として中央制御室からの遠隔操作により低圧炉心スプレイ系及び残留熱除去系（低圧注水系）の手動起動を試みるがこれにも失敗したことを確認する。
低圧注水機能喪失の確認に必要な計装設備は，各系統のポンプ吐出圧力である。
ｅ．高圧・低圧注水機能の回復操作
高圧注水機能及び低圧注水機能の回復操作を実施する。
ｆ．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）の起動準備操作
低圧注水機能喪失及びＬＯＣＡ発生の確認後，一連の操作として原子炉冷却材 ・東海第二では，運転手順に従い，LOCA
発生時には CUW 吸込弁の閉止操作を浄化系吸込弁の閉止操作を実施し，常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替実施する。
注水系（常設）を起動する。
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）の起動準備操作に必要な計装設備は，常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力である。
外部電源が喪失している場合，中央制御室からの遠隔操作により常設代替高圧 ・東海第二では，外部電源ありを評価
条件としつつ，運転員等操作におい電源装置から緊急用母線を受電する。
ては，外部電源がない場合も考慮
緊急用母線の受電に必要な計装設備は，緊急用Ｍ／Ｃ電圧である。
ｇ．可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）の起動準備操作
低圧注水機能喪失の確認後，可搬型代替注水中型ポンプ準備，ホース敷設等を実施する。
ｈ．逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動操作による原子炉減圧
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）の起動準備操作の完了後，中央制御室からの遠隔操作により逃がし安全弁（自動減圧機能）7 弁を手動開放し，原子炉減圧を実施する。
逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動操作による原子炉減圧に必要な計装設備 ・設備設計の違いにより，東海第二では，原子炉圧力等である。
はバイパス流防止系統構成は不要。
3／60

東海第二発電所

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所備考

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水の準備が完了後，中央制御室からの遠隔操作によって逃がし安全弁 8 個を手動開操作し原子炉を急速減圧する。
原子炉急速減圧を確認するために必要な計装設備は，原子炉圧力である。

原子炉水位が燃料有効長頂部に到達した場合は炉心損傷がないことを継続的に ・運転手順に従い，ＴＡＦに到達した
場合は，炉心損傷がないことを確認
確認する。
する旨を記載炉心損傷がないことの継続的な確認に必要な計装設備は，格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ/Ｗ，Ｓ/Ｃ）である。

d. 低圧代替注水系（常設）による原子炉注水逃がし安全弁による原子炉急速減圧により，原子炉圧力が低圧代替注水系（常設）の系統圧力を下回ると，原子炉注水が開始され，原子炉水位が回復する。
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位，復水補給水系流量（RHR B 系代替注水流量）等である。
原子炉水位回復後は，原子炉水位を原子炉水位低（レベル 3）から原子炉水位高（レベル 8）の間で維持する。

ｉ．原子炉水位の調整操作
逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動操作による原子炉減圧により，原子炉圧力が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）の吐出圧力を下回ると，原子炉注水が開始され，原子炉水位が回復したことを確認する。また，
原子炉水位回復後は，原子炉水位を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉
水位高（レベル８）設定点の間で維持する。
原子炉水位の調整操作に必要な計装設備は，原子炉水位（広帯域，燃料域）等である。
ｊ．代替循環冷却系の起動操作
格納容器圧力が 245kPa[gage]に到達した場合は，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格納容器除熱を実施する。なお，代替循環冷却系による格納容器除熱は解析上考慮しない。
代替循環冷却系の起動操作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。
ｋ．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
崩壊熱除去機能を喪失しているため，格納容器圧力及び雰囲気温度が上昇する。
格納容器圧力が 279kPa[gage]に到達した場合又はドライウェル雰囲気温度が171℃に近接した場合は，中央制御室からの遠隔操作により，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実施する。また，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継続する。
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 ・東海第二の常設低圧代替注水系ポンる格納容器冷却に必要な計装設備は，ドライウェル圧力，サプレッション・チェ
プは，原子炉注水と格納容器スプレ
ンバ圧力，低圧代替注水系格納容器スプレイ流量，サプレッション・プール水位
イとを同時に実施可能な設計とし等である。
ていることから，切替操作は不要。
・東海第二では，中央制御室からの遠隔操作に失敗した場合の操作時間
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
余裕も考慮して，通常水位＋5.5ｍ
る格納容器冷却に伴い，サプレッション・プール水位は徐々に上昇する。サプレ
到達にて格納容器圧力逃がし装置
ッション・プール水位が，通常水位＋5.5m に到達した場合，格納容器圧力逃がし
一次隔離弁を中央制御室から開操装置による格納容器除熱の準備として，中央制御室からの遠隔操作により，格納作する運用としている。
容器圧力逃がし装置一次隔離弁の開操作を実施する。さらに，サプレッション・e. 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却崩壊熱除去機能を喪失しているため，格納容器圧力及び温度が上昇する。格納容器
圧力が 0.18MPa[gage]に到達した場合又はドライウェル雰囲気温度が 171℃に接近した場合は，中央制御室からの遠隔操作により代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却を実施する。
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，格納容器内圧力及び復水補給水系流量（RHR B 系代替注水流量）である。
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時に，原子炉水位
が原子炉水位低（レベル 3）まで低下した場合は，中央制御室からの遠隔操作により代替格納容器スプレイ冷却系（常設）を停止し，原子炉注水を実施する。原子炉水位
高（レベル 8）まで原子炉水位が回復した後，原子炉注水を停止し，格納容器スプレ
イを再開する。

プール水位が，通常水位＋6.5m に到達した場合，中央制御室からの遠隔操作によ4／60

東海第二発電所

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

f. 格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱
格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱の準備として，原子炉格納容器一次隔離弁を原子炉建屋内の原子炉区域外からの人力操作により開する。
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実施しても，格納容器圧力が 0.31MPa[gage]に到達した場合，原子炉格納容器二次隔離弁を中央制御室からの遠隔操作によって中間開操作することで，格納容器圧力逃がし装置等による
原子炉格納容器除熱を実施する。
格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を確認するために必要な計装設備は，格納容器内圧力等である。
格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を実施している間に炉心損傷していないこと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等である。
サプレッション・チェンバ側からの格納容器圧力逃がし装置等のベントラインが水
没しないことを確認するために必要な計装設備は，サプレッション・チェンバ・プー
ル水位である。

以降，炉心冷却は，低圧代替注水系（常設）による注水により継続的に行い,また，
原子炉格納容器除熱は，格納容器圧力逃がし装置等により継続的に行う。

東海第二発電所

備

考り，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。
ｌ．格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱（サプレッション・チェンバ側）
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の停止後，格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱に備え炉心損傷が発生していないことを確認する。また，格納容器ベント操作前に，原子炉満水操作として，原子炉水位を可能な限り高く維持することで，格納容器への放熱を抑制し，格納容器圧力の上昇を緩和する。なお，原子炉満水操作は，解析 ・東海第二のＦＣＶＳ2 次隔離弁は全上考慮しない。
開運用にて設計している。
格納容器圧力が 310kPa[gage]に到達した場合，中央制御室からの遠隔操作により格納容器圧力逃がし装置二次隔離弁を全開とし，サプレッション・チェンバ側から格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱を実施する。
格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱に必要な計装設備は，ドライウェ
ル圧力，サプレッション・チェンバ圧力，格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ/Ｗ，Ｓ/Ｃ）等である。
また，サプレッション・チェンバ側からの格納容器圧力逃がし装置のベントラ
インが水没しないことを確認する。
サプレッション・チェンバ側からの格納容器圧力逃がし装置のベントラインが水没しないことを確認するために必要な計装設備は，サプレッション・プール水位等である。
ｍ．可搬型代替注水中型ポンプによる水源補給操作
水源補給のための可搬型代替注水中型ポンプ準備，ホース敷設等を実施し，代替淡水貯槽の残量に応じて，可搬型代替注水中型ポンプにより西側淡水貯水設備から代替淡水貯槽へ水源補給操作を実施する。
可搬型代替注水中型ポンプによる水源補給操作に必要な計装設備は，代替淡水貯槽水位である。
ｎ．タンクローリによる燃料給油操作
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中型ポンプに燃料給油を実施する。
ｏ．使用済燃料プールの冷却操作
代替燃料プール冷却系等を用いて使用済燃料プールへの注水及び冷却を実施する。
以降，炉心冷却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）による原子炉注水により継続的に実施し，格納容器除熱は格納容器圧力逃がし装置により継続的に実施する。

5／60

東海第二発電所

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備考7.1.6.2 炉心損傷防止対策の有効性評価
7.1.6.2 炉心損傷防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法(1) 有効性評価の方法
本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケンスは，「6.2
本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケンスは，「6.2
評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，中破断 LOCA を起因事象とし，評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，ＬＯＣＡを起因事象とし，全全ての注水機能を喪失する「中破断 LOCA＋HPCF 注水失敗＋低圧 ECCS 注水失敗」でての注水機能を喪失する「中小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失ある。
敗」である。また，原子炉水位の低下を厳しくする観点で，評価上は給水流量の全 ・東海第二では，原子炉水位低下の観点で厳しい条件として外部電源あ喪失を想定する。
りを想定するとともに，給水流量のなお，中破断 LOCA は，破断口からの原子炉格納容器への蒸気の流出に伴う原子炉全喪失を想定している。
圧力の低下により，原子炉隔離時冷却系の運転に期待できない規模の LOCA と定義していることから，本評価では原子炉隔離時冷却系の運転にも期待しないものとする。
本重要事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒表面熱伝達，気液熱非平本重要事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒表面熱伝達，沸騰遷移，衡，沸騰遷移，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化，気液分離（水燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化，気液分離（水位変化）
・対位変化）
・対向流，三次元効果，原子炉圧力容器における沸騰・凝縮・ボイド率変化，向流，気液熱非平衡及び三次元効果，原子炉圧力容器における冷却材放出（臨界流・気液分離（水位変化）
・対向流，冷却材放出（臨界流・差圧流），ECCS 注水（給水系・
差圧流），沸騰・凝縮・ボイド率変化，気液分離（水位変化）
・対向流及びＥＣＣＳ
代替注水設備含む）並びに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
注水（給水系及び代替注水設備含む）並びに格納容器における格納容器各領域間のとの熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達，スプレイ冷却，格納容器ベントが重流動，気液界面の熱伝達，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，スプレイ冷却及び格要現象となる。よって，これらの現象を適切に評価することが可能である長期間熱水
納容器ベントが重要現象となる。よって，これらの現象を適切に評価することが可
力過渡変化解析コード SAFER，シビアアクシデント総合解析コード MAAP，炉心ヒート能である長期間熱水力過渡変化解析コードＳＡＦＥＲ及びシビアアクシデント総合
アップ解析コード CHASTE により原子炉圧力，原子炉水位，燃料被覆管温度，格納容
解析コードＭＡＡＰにより，原子炉圧力，原子炉水位，燃料被覆管温度，格納容器
器圧力，格納容器温度等の過渡応答を求める。
圧力，格納容器雰囲気温度等の過渡応答を求める。
本重要事故シーケンスでは，炉心露出時間が長く，燃料被覆管の最高温度が高くな
なお，本有効性評価では，ＳＡＦＥＲコードによる燃料被覆管温度の評価結果は， ・低圧代替注水系（常設）の設備仕様
るため，輻射による影響が詳細に考慮される CHASTE により燃料被覆管の最高温度をベストフィット曲線の破裂判断基準に対して十分な余裕があることから，燃料被覆（注水流量）の違いに主に起因し詳細に評価する。
管温度が高温となる領域において，燃料棒やチャンネルボックスの幾何学的配置をて，東海第二では燃料被覆管温度の考慮した詳細な輻射熱伝達計算を行うことで燃料被覆管温度をＳＡＦＥＲコードよ評価結果が破裂判断基準に対してりも低めに評価するＣＨＡＳＴＥコードは使用しない。
十分な余裕があることからＣＨＡ
また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，本重要事故シ
また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，本重要事故
ＳＴＥコードによる詳細評価は実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施しない。
る影響及び操作時間余裕を評価する。
与える影響及び操作時間余裕を評価する。
(2) 有効性評価の条件
本重要事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な解析条件を第 7.1.6－2 表に示す。また，主要な解析条件について，本重要事故シーケンス特有の解析条件を以下に示す。
a. 事故条件(a) 起因事象
破断箇所は原子炉圧力容器下部のドレン配管（配管断面積約 26cm2）とし，破断面積を 1cm2 とする。

(2) 有効性評価の条件
本重要事故シーケンスに対する主要な解析条件を第 7.1.6－2 表に示す。また，主要な解析条件について，本重要事故シーケンス特有の解析条件を以下に示す。

ａ．事故条件(a) 起因事象
破断位置は，冷却材の流出流量が大きくなるため炉心冷却の観点で厳しい液 ・プラント型式の違い（ＰＬＲの有無）
及び代替注水容量の違いにより破相部配管とし，液相部配管はシュラウド内外で燃料被覆管温度及び事象進展に
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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機(b) 安全機能の喪失に対する仮定
高圧注水機能として原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系，低圧注水機能として
残留熱除去系（低圧注水モード）の機能が喪失するものとする。また，原子炉減圧機能として自動減圧系の機能が喪失するものとする。
(c) 外部電源
外部電源なしの場合は，給復水系による給水がなく，原子炉水位の低下が早くなる
ことから，外部電源は使用できないものと仮定し，非常用ディーゼル発電機によって給電を行うものとする。

b. 重大事故等対策に関連する機器条件(a) 原子炉スクラム信号
原子炉スクラムは，事象発生と同時に想定している外部電源喪失に起因する再循環
ポンプ・トリップに伴う炉心流量急減信号によるものとする。

(b) 逃がし安全弁
逃がし安全弁の逃がし弁機能にて，原子炉冷却材圧力バウンダリの過度の圧力上昇を抑えるものとする。また，原子炉減圧には自動減圧機能付き逃がし安全弁（8 個）を使用するものとし，容量として，1 個あたり定格主蒸気流量の約 5%を処理するものとする。

東海第二発電所

備

考有意な差がないこと並びに格納容器破損防止対策の有効性評価（雰囲気圧力・断位置及び面積の設定は異なるが，温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））では原子炉冷却材圧力バウン
設定の考え方は同等
ダリに接続する配管の中で最大口径である再循環配管（配管断面積約 2,400 ㎝ ・東海第二では，運転員等の操作時間
２）の破断を想定することを考慮し，再循環配管とする。
余裕を考慮しない場合に破裂発生
破断面積は，低圧代替注水系（常設）を用いた原子炉注水により燃料被覆管防止が可能な最大面積も設定
２の破裂発生を防止可能な範囲とし，不確かさを考慮して約 3.7 ㎝ 及び約 9.5㎝ ２とする。なお，約 9.5 ㎝ ２の破断面積は，逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動操作による原子炉減圧（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）の操作時間余裕を考慮しない場合に，燃料被覆管の破裂発生防止が可能な範囲で最大となる破断面積を確認するために設定する。
(b) 安全機能の喪失に対する仮定
高圧注水機能として高圧炉心スプレイ系及び原子炉隔離時冷却系，低圧注水 ・東海第二では，原子炉水位低下の観機能として低圧炉心スプレイ系及び残留熱除去系（低圧注水系）が機能喪失す点で厳しい条件として外部電源あるものとする。また，原子炉減圧機能として自動減圧系の機能が喪失するものりを想定するとともに，給水流量のとする。
全喪失を想定している。
(c) 外部電源
外部電源はあるものとする。
外部電源がある場合，原子炉スクラム及び再循環ポンプトリップは，それぞれ原子炉水位低（レベル３）信号及び原子炉水位異常低下（レベル２）信号となり，原子炉水位の低下が大きくなることで，燃料被覆管温度の観点で厳しく ・外部電源の想定に起因する違いなる。
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
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。
(b) 主蒸気隔離弁
主蒸気隔離弁は，原子炉水位異常低下（レベル２）信号により閉止するものとする。
(c) ＡＴＷＳ緩和設備（代替原子炉再循環ポンプトリップ機能）
ＡＴＷＳ緩和設備（代替原子炉再循環ポンプトリップ機能）は，原子炉水位
異常低下（レベル２）信号により再循環ポンプを全台トリップさせるものとす ・東海第二では，原子炉圧力が高めにる。
維持され，原子炉減圧操作時に原子(d) 逃がし安全弁
炉圧力が所定の圧力に到達するま
逃がし安全弁（安全弁機能）にて原子炉冷却材圧力バウンダリの過度の圧力での時間が遅くなるため，事象発生上昇を抑制するものとする。また，手動操作による原子炉減圧には，逃がし安
初期において高圧注水機能が喪失
全弁（自動減圧機能）7 弁を使用するものとし，容量として，1 弁当たり定格主し低圧注水機能を用いて原子炉注
蒸気流量の約 6％を処理するものとする。
水を実施する事故シーケンスにお7／60

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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所(c) 低圧代替注水系（常設）
逃がし安全弁による原子炉減圧後に，最大 300m3/h にて原子炉に注水し，その後は炉心を冠水維持するように注水する。なお，低圧代替注水系（常設）による原子炉注
水は，格納容器スプレイと同じ復水移送ポンプを用いて弁の切替えにて実施する。

(e) 低圧代替注水系（常設）
常設低圧代替注水系ポンプ 2 台を使用するものとし，注水流量は，原子炉注
水のみを実施する場合，機器設計上の最小要求値である最小流量特性（注水流量：0m３／h～378m３／h，注水圧力：0MPa[dif]～2.38MPa[dif]※）とし，原子炉(d) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）
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，140m3/h にて原子炉格
納容器内にスプレイする。なお，格納容器スプレイは，原子炉注水と同じ復水移送ポンプを用いて弁の切替えにて実施する。

注水と格納容器スプレイを同時に実施する場合，230m３／h（一定）を用いるものとする。また，原子炉水位が原子炉水位高（レベル８）設定点まで回復した以降は，原子炉水位を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の範囲に維持する。
※ MPa[dif]…原子炉圧力容器と水源との差圧（以下同様）(f) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）
常設低圧代替注水系ポンプ 2 台を使用するものとし，スプレイ流量は，運転手順における調整範囲の上限である 130m３／h（一定）を用いるものとする。また，格納容器圧力が 217kPa[gage]に到達した場合に停止し，279kPa[gage]に到達した場合に再開する。
(g) 格納容器圧力逃がし装置
格納容器圧力逃がし装置二次隔離弁を全開とし，格納容器圧力が310kPa[gage]において 13.4kg／s の排気流量にて格納容器除熱を実施するものとする。

(e) 格納容器圧力逃がし装置等
格納容器圧力逃がし装置等により，格納容器圧力 0.62MPa[gage]における最大排出流量 31.6kg/s に対して，原子炉格納容器二次隔離弁の中間開操作（流路面積 70%開 ※1）にて原子炉格納容器除熱を実施する。

備

考

いては，評価項目に対して厳しい条件となる安全弁機能を設定※1 操作手順においては，原子炉格納容器除熱は原子炉格納容器二次隔離弁を流路面積70%相当で中間開操作するが，格納容器圧力の低下傾向を確認できない場合は，増開操作を実施する。なお，耐圧強化ベント系を用いた場合は，格納容器圧力逃がし装置を用いた場合と比較して，排出流量は大きくなり，格納容器圧力の低下傾向は大きくなることから，格納容器圧力逃がし装置を用いた場合の条件に包絡される。
c. 重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件として，「6.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。
(a) 低圧代替注水系（常設）の追加起動及び中央制御室における系統構成は，高圧・低圧注水機能喪失を確認後実施するが，事象判断の時間を考慮して，事象発生から14 分後に開始するものとし，操作時間は約 4 分間とする。
(b) 逃がし安全弁による原子炉急速減圧操作は，中央制御室操作における低圧代替注
水系（常設）の準備時間を考慮して，事象発生から約 18 分後に開始する。
(c) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作は，格納容器圧力が 0.18MPa[gage]に到達した場合に実施する。なお，格納容器スプレイは，

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，「6.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。
(a) 逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動操作による原子炉減圧（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）は，外部 ・東海第二では，評価上は外部電源あ電源がない場合も考慮し，状況判断，高圧注水機能喪失の確認，解析上考慮りを想定しつつ，外部電源がない場
しない高圧代替注水系の起動，低圧注水機能喪失の確認，常設代替高圧電源合も考慮して操作条件を設定
装置による緊急用母線受電，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）の起動準備及び逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動操作による原子炉減圧に要する時間を考慮して，事象発生 25 分後に実施する。
(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）による格納容器冷却は，格納容器圧力が 279kPa[gage]に到達した場合に実施す
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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

格納容器圧力が 0.31MPa[gage]に到達した後，格納容器ベント実施前に停止する。

(d) 格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作は，格納容器圧力が0.31MPa[gage]に到達した場合に実施する。

東海第二発電所

備考る。なお，格納容器スプレイは，サプレッション・プール水位が通常水位＋6.5m に到達した場合に停止する。
(c) 格 納 容 器 圧 力 逃 が し 装 置 に よ る 格 納 容 器 除 熱 は ， 格 納 容 器 圧 力 が310kPa[gage]に到達した場合に実施する。

【以下，敷地境界外での実効線量評価の条件は長期ＴＢの記載を転記】(3) 有効性評価（敷地境界での実効線量評価）の条件
本重要事故シーケンスでは炉心損傷は起こらず，燃料被覆管の破裂も発生していな
いため，放射性物質の放出を評価する際は，設計基準事故時の評価手法を採用することで保守性が確保される。このため，敷地境界での実効線量評価に当たっては，発電用軽水型原子炉施設の安全評価に関する審査指針（原子力安全委員会 平成 2 年 8 月
30 日）に示されている評価手法を参照した。具体的な評価条件を以下に示す。
a. 事象発生時の原子炉冷却材中の核分裂生成物の濃度は，運転上許容される I-131の最大濃度とし，その組成を拡散組成とする。これにより,事象発生時に原子炉冷却材中に存在するよう素は，I-131 等価量で約 1.3×1012Bq となる。
b. 原子炉圧力の低下に伴う燃料棒からの核分裂生成物の追加放出量は，I-131 については先行炉等での実測値の平均値に適切な余裕をみた値 ※2である 3.7×1013Bq とし，
その他の核分裂生成物についてはその組成を平衡組成として求め，希ガスについて
はよう素の 2 倍の放出があるものとする。これにより，原子炉圧力の低下に伴う燃料棒からの追加放出量は，希ガスについてはガンマ線実効エネルギ 0.5MeV 換算値
で約 9.9×1014Bq，よう素については I-131 等価量で約 6.5×1013Bq となる。
※2 過去に実測された I-131 追加放出量から，全希ガス漏えい率（f 値）1mCi/s（3.7×107Bq/s）あたりの追加放出量を用いて算出している。全希ガス漏えい率が 3.7
×109Bq/s（100mCi/s）の場合，全希ガス漏えい率あたりの I-131 の追加放出量の平均値にあたる値は 1.4×1012Bq（37Ci）であり，6 号及び 7 号炉の線量評価で用いる I-131 追加放出量は，これに余裕を見込んだ 3.7×1013Bq（1000Ci）を条件としている。
（1Ci = 3.7×1010Bq）
出典元・「沸騰水型原子力発電所 事故時の被ばく評価手法について」（TLR-032）・「沸騰水型原子力発電所 事故時の被ばく評価手法について」（HLR-021）
c. 燃料棒から追加放出されるよう素のうち有機よう素は 4%とし，残りの 96%は無機
よう素とする。

(3) 有効性評価（敷地境界外での実効線量評価）の条件
本重要事故シーケンスでは炉心損傷は発生せず，燃料被覆管の破裂も発生していないため，放射性物質の放出を評価する際は，設計基準事故に対する評価手法を採用することで保守性が確保される。このため，敷地境界外での実効線量評価に当たっては，「実用発電用軽水型原子炉施設の安全評価に関する審査指針（原子力安全委
員会 平成 2 年 8 月 30 日）」に示されている評価手法を参照した。本重要事故シー
ケンスに対する主要な評価条件を以下に示す。
ａ．事故発生時の原子炉冷却材中の核分裂生成物の濃度は，運転上許容される I-131の最大濃度とし，その組成を拡散組成とする。これにより，事故発生時に原子炉冷却材中に存在するよう素は，I-131 等価量で約 4.7×10１２Bq となる。
ｂ．原子炉圧力の低下に伴う燃料棒からの核分裂生成物の追加放出量は，I-131 については先行炉等での実測値の平均値に適切な余裕を見た値 ※である 2.22×10
１４
Bq とし，その他の核分裂生成物についてはその組成を平衡組成として求め，
希ガスについてはよう素の 2 倍の放出があるものとする。これにより，原子炉
圧力の低下に伴う燃料棒からの追加放出量は，希ガスについては γ 線実効エネ
ルギ 0.5MeV 換算値で約 6.0×10１５Bq，よう素については I-131 等価量で約 3.9×10１４Bq となる。
※ 過去に実測された I-131 の追加放出量から，熱出力 1,000MW 当たりの追加
放出量の出現頻度を用いて算出している。原子炉熱出力 3,440MW（定格の約105％）の場合，熱出力 1,000MW 当たりの I-131 の追加放出量の平均値に当たる値は 2.78×10１３Bq（750Ci）であり，東海第二発電所の線量評価で用いる追加放出量は，これに余裕を見込んだ 2.22×10１４Bq（6,000Ci）を条件としている。
（1Ci＝3.7×10１０Bq）
出典元・「沸騰水型原子力発電所 事故時の被ばく評価手法について」（HLR-021）

ｃ．燃料棒から追加放出されるよう素のうち，有機よう素は 4％とし，残りの 96％
は無機よう素とする。

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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

d. 燃料棒から追加放出される核分裂生成物のうち，希ガスはすべて瞬時に気相部に移行するものとする。有機よう素のうち，10%は瞬時に気相部に移行するものとし，残りは分解するものとする。有機よう素から分解したよう素及び無機よう素が気相部にキャリーオーバーされる割合は 2%とする。

ｄ．燃料棒から追加放出される核分裂生成物のうち，希ガスは全て瞬時に気相部に移行するものとする。有機よう素のうち，10％は瞬時に気相部に移行するものとし，残りは分解するものとする。有機よう素から分解したよう素及び無機よう素が気相部にキャリーオーバされる割合は 2％とする。

e. 原子炉圧力容器気相部の核分裂生成物は，逃がし安全弁等を通して崩壊熱相当の蒸気に同伴し，原子炉格納容器内に移行するものとする。この場合，希ガス及び有機よう素は全量が，無機よう素は格納容器ベント開始までに発生する崩壊熱相当の蒸気に伴う量が移行するものとする。

ｅ．原子炉圧力容器気相部の核分裂生成物は，逃がし安全弁等を介して崩壊熱相当の蒸気に同伴し，格納容器内に移行するものとする。この場合，希ガス及び有機よう素の全量が，無機よう素は格納容器ベント開始までに発生する崩壊熱相
当の蒸気に伴う量が移行するものとする。

f. サプレッション・チェンバの無機よう素は，スクラビング等により除去されなかったものが原子炉格納容器の気相部へ移行するものとする。希ガス及び有機よう素については，スクラビングの効果を考えない。また，核分裂生成物の自然減衰は，格納容器ベント開始までの期間について考慮する。

ｆ．サプレッション・チェンバの無機よう素は，サプレッション・プールのスクラ
ビングにより除去されなかったものが格納容器気相部へ移行するが，ドライウ
ェルからの格納容器ベントを踏まえ，スクラビングの効果を考慮しないものとする。また，無機よう素の格納容器内への沈着効果及び格納容器スプレイ水による除去効果は考慮しないものとする。核分裂生成物の減衰は，格納容器ベン
ト開始までの期間について考慮する。
ｇ．核分裂生成物の格納容器からの漏えいは考慮しないものとする ※。

g. 敷地境界における実効線量は，内部被ばくによる実効線量及び外部被ばくによる実効線量の和として計算し，よう素の内部被ばくによる実効線量は，主蒸気隔離弁
閉止後のよう素の内部被ばくによる実効線量を求める以下の式（1）で，また，希ガスのガンマ線外部被ばくによる実効線量は，放射性気体廃棄物処理施設の破損時の希ガスのガンマ線外部被ばくによる実効線量を求める以下の式（2）で計算する。
HI＝R ･ H∞ ･ χ/Q ･ QＩ ・・・・・・・・・・・・（1）
3
R ：呼吸率（m /s）
呼吸率Ｒは，事故期間が比較的短いことを考慮し，小児の呼吸率（活動時）0.31m3/h
を秒当たりに換算して用いる。
H∞ ：よう素（I-131）を 1Bq 吸入した場合の小児の実効線量（1.6×10-7Sv/Bq）
χ/Q：相対濃度（s/m3）
QI ：事故期間中のよう素の大気放出量（Bq）（I-131 等価量－小児実効線量係数換算）

備

考※ 格納容器生成物の格納容器から建屋への漏えいを考慮する場合，建屋内に蓄積した核分裂生成物が原子炉建屋ガス処理系を介して大気に放出されるが，これによる敷地境界外での実効線量への影響は，格納容器ベントにより核分裂生成物全量が大気に放出される条件の「ＬＯＣＡ時注水機能喪失」と設計基準事故「環境への放射性物質の異常な放出」の「原子炉冷却材喪失」の敷地境界外の実効線量を比較することにより有意とならないことを確認し，格納容器圧力上昇の観点で厳しく格納容器ベント時間が早くなる
ことで核分裂生成物の減衰時間が短くなる漏えいなしを設定した。
ｈ．敷地境界外における実効線量は，内部被ばくによる実効線量及び外部被ばくによる実効線量の和として計算し，よう素の内部被ばくによる実効線量は(1)式
で，希ガスの外部被ばくによる実効線量は(2)式で，それぞれ計算する。

ＨＩ２＝Ｒ・Ｈ∞・χ／Ｑ・ＱＩ ·································· (1)Ｒ：呼吸率（m３／h）
Ｈ∞：よう素を 1Bq 吸入した場合の小児の実効線量（1.6×10－７Sv／Bq）
χ／Ｑ ：相対濃度（s／m３）
ＱＩ：事故期間中のよう素の大気放出量（Bq）（I-131 等価量－小児実効線量係数換算）10／60

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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

Hγ＝K ･ D/Q ･ Qγ ・・・・・・・・・・・・・（2）
K ：空気吸収線量から実効線量当量への換算係数（K＝1Sv/Gy）
D/Q ：相対線量（Gy/Bq）
Qγ ：事故期間中の希ガスの大気放出量（Bq）（ガンマ線実効エネルギ 0.5MeV 換算値）
h. 大気拡散条件については，格納容器圧力逃がし装置を用いる場合は，格納容器圧
力逃がし装置排気管からの放出，実効放出継続時間 1 時間の値として， 相対濃度（χ/Q）を 1.2×10-5（s/m3），相対線量（D/Q）を 1.9×10-19（Gy/Bq）とし，耐圧強化ベント系を用いる場合は，主排気筒放出，実効放出継続時間 1 時間の値として，相対濃度（χ/Q）は 6.2×10-6（s/m3），相対線量（D/Q）は 1.2×10-19（Gy/Bq）とする。

i. サプレッション・チェンバ内でのスクラビング等による除染係数は 10，格納容器
圧力逃がし装置による除染係数は 1,000，排気ガスに含まれるよう素を除去するた
めのよう素フィルタによる除染係数は 50 とする。

東海第二発電所

備考Ｈγ＝Ｋ・Ｄ／Ｑ・Ｑγ ········································ (2)Ｋ：空気吸収線量から実効線量への換算係数（K=1Sv／Gy）
Ｄ／Ｑ ：相対線量（Gy／Bq）
Ｑγ：事故期間中の希ガスの大気放出量（Bq）（γ線実効エネルギ 0.5MeV 換算値）
ｉ．大気拡散条件については，格納容器圧力逃がし装置を用いる場合は，地上放出，実効放出継続時間 1 時間 ※の値として，相対濃度（χ／Ｑ）を 2.9×10－５s／m３，
相対線量（Ｄ／Ｑ）を 4.0×10－１９Gy／Bq とし，耐圧強化ベント系を用いる場
合は，主排気筒放出，実効放出継続時間 1 時間の値として，相対濃度（χ／Ｑ）
は 2.0×10－６s／m３，相対線量（Ｄ／Ｑ）は 8.1×10－２０Gy／Bq とする。
※ 本評価では，実効放出継続時間は気象データの最小集計単位である 1 時間を使用している。なお，実効放出継続時間は放射性物質の放出率の時間変化を考慮して定めるものであり，短時間であるほど保守的な相対濃度，相対線量となる。
ｊ．格納容器圧力逃がし装置による有機よう素の除染係数を 50，無機よう素の除染係数を 100 とする。

(3) 有効性評価の結果(4) 有効性評価の結果
本重要事故シーケンスにおける原子炉圧力，原子炉水位（シュラウド内及びシュラ
本重要事故シーケンスにおいて，約 3.7cm２の破断を想定する場合の原子炉圧力，
原子炉水位（シュラウド内外水位）※，注水流量，逃がし安全弁からの蒸気流量及ウド内外）※2，注水流量，逃がし安全弁からの蒸気流量，原子炉圧力容器内の保有水量の推移を第 7.1.6－6 図から第 7.1.6－11 図に，燃料被覆管温度，燃料被覆管の最び原子炉圧力容器内の保有水量の推移を第 7.1.6－4 図から第 7.1.6－8 図に，燃料高温度発生位置における熱伝達係数，燃料被覆管の最高温度発生位置におけるボイド
被覆管温度，燃料被覆管最高温度発生位置における熱伝達係数，燃料被覆管最高温率，高出力燃料集合体のボイド率，炉心下部プレナム部のボイド率，破断流量の推移
度発生位置におけるボイド率，平均出力燃料集合体のボイド率，炉心下部プレナム
及び燃料被覆管に破裂が発生する時点の燃料被覆管温度と燃料被覆管の円周方向の部のボイド率，破断流量の推移及び燃料被覆管破裂が発生した時点の燃料被覆管温応力の関係を第 7.1.6－12 図から第 7.1.6－18 図に，格納容器圧力，格納容器温度，
度と燃料被覆管の円周方向の応力の関係を第 7.1.6－9 図から第 7.1.6－15 図に，格サプレッション・チェンバ・プール水位及び水温の推移を第 7.1.6－19 図から第 7.1.6
納容器圧力，格納容器雰囲気温度，サプレッション・プール水位及びサプレッショ－22 図に示す。
ン・プール水温度の推移を第 7.1.6－16 図から第 7.1.6－19 図に示す。同様に，約9.5cm２の破断を想定する場合のパラメータの推移を第 7.1.6－20 図から第 7.1.6－※2 炉心露出から再冠水の過程を示すという観点で，シュラウド内の水位を示す。シュ31 図に示す。
ラウド内は，炉心部から発生するボイドを含んだ二相水位を示しているため，シュ※ 炉心冷却の観点ではシュラウド内水位に着目し，運転員操作の観点ではシュラウド外の水位より，見かけ上高めの水位となる。一方，非常用炉心冷却系の起動
ラウド外水位に着目するためシュラウド内外水位を合わせて示している。な
信号となる原子炉水位計（広帯域）の水位及び運転員が炉心冠水状態において主に
お，シュラウド内は炉心部で発生するボイドを含む水位であることから，原確認する原子炉水位計（広帯域・狭帯域）の水位は，シュラウド外の水位であるこ
子炉水位が低下する過程ではシュラウド外水位と比較して高めの水位を示とから，シュラウド内外の水位をあわせて示す。なお，水位が有効燃料棒頂部付近
す。
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青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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備考となった場合には，原子炉水位計（燃料域）にて監視する。6 号炉の原子炉水位計（燃料域）はシュラウド内を，7 号炉の原子炉水位計（燃料域）はシュラウド外を計測している。
a. 事象進展
事象発生後に外部電源喪失となり，炉心流量急減信号が発生して原子炉がスクラムするが，原子炉水位低（レベル 2）で原子炉隔離時冷却系の自動起動に失敗し，原子炉水位低（レベル 1.5）で高圧炉心注水系の自動起動に失敗し，原子炉水位低（レベル 1）で残留熱除去系（低圧注水モード）の自動起動に失敗する。これにより，残留熱除去系（低圧注水モード）の吐出圧力が確保されないため，自動減圧系についても作動しない。
再循環ポンプについては，外部電源喪失により，事象発生とともに 10 台全てがトリップする。主蒸気隔離弁は，原子炉水位低（レベル 1.5）で全閉する。
事象発生から約 18 分後に中央制御室からの遠隔操作によって逃がし安全弁 8 個を手動開することで，原子炉急速減圧を実施し，原子炉減圧後に，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を開始する。原子炉急速減圧を開始すると，原子炉冷却材の流出により原子炉水位は低下し，有効燃料棒頂部を下回るが，低圧代替注水系（常設）による注水が開始されると原子炉水位が回復し，炉心は再冠水する。燃料被覆管の最高温度発生位置におけるボイド率は，原子炉減圧により，原子炉水位が低下し，炉心が露出することから上昇する。その結果，燃料被覆管の伝熱様式は核沸騰冷却から蒸気冷却となり熱伝達係数は低下する。その後，低圧代替注水系（常設）による原子炉
注水により，燃料の露出と冠水を繰り返すため，燃料被覆管の最高温度発生位置におけるボイド率及び熱伝達係数は増減する。炉心が再冠水すると，ボイド率が低下し，熱伝達係数が上昇することから，燃料被覆管温度は低下する。
高出力燃料集合体及び炉心下部プレナム部のボイド率については，原子炉水位及び原子炉圧力の変化に伴い変化する。
崩壊熱除去機能を喪失しているため，原子炉圧力容器内で崩壊熱により発生する蒸気が原子炉格納容器内に流入することで，格納容器圧力及び温度は徐々に上昇する。
そのため，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却及び格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を行う。原子炉格納容器除熱は，事象発生から約 17 時間経過した時点で実施する。なお，原子炉格納容器除熱時のサプ
レッション・チェンバ・プール水位は，真空破壊装置（約 14m）及びベントライン（約17m）に対して，十分に低く推移するため，真空破壊装置の健全性は維持される。

・評価条件，運用・設備設計，事象進
ａ．事象進展
展等に違いに起因する記載の相違
給水流量の全喪失が発生することで原子炉水位は低下し，原子炉水位低（レベはあるが，実態として記載内容に違ル３）信号により原子炉がスクラムする。原子炉水位が原子炉水位異常低下（レいはない。
ベル２）設定点まで低下すると，主蒸気隔離弁の閉止及び再循環ポンプトリップが発生するとともに，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系の自動起動信号が発信するが，機器故障等により自動起動及び手動起動に失敗する。その後，一連の操作として低圧炉心スプレイ系及び残留熱除去系（低圧注水系）の手動起動を試みるが，機器故障等により失敗し，低圧炉心スプレイ系及び残留熱除去系（低圧注水系）の吐出圧力が確保されないため，自動減圧系についても作動しない。このため，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）の起動操作を実施し，事象発生の 25 分後に，手動操作により逃がし安全弁（自動減圧機能）7 弁による原子炉減圧を実施することで，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開始する。原子炉減圧を開始す
ると，原子炉冷却材の流出により原子炉水位は低下し，燃料有効長頂部を下回るが，原子炉圧力が低下し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されると，原子炉水位が回復し炉心は再冠水する。
燃料被覆管最高温度発生位置のボイド率は，原子炉減圧操作による原子炉圧力の低下に伴い上昇する。熱伝達係数は，燃料被覆管最高温度発生位置が露出し，核沸騰冷却から蒸気冷却に移行することで低下する。原子炉圧力が低下し，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）による原子炉注水流量が増加することで炉心が再冠水すると，ボイド率は低下し，熱伝達係数が上昇する
ことで燃料被覆管温度は低下する。平均出力燃料集合体及び炉心下部プレナムのボイド率については，上記の挙動に伴い増減する。
また，崩壊熱除去機能が喪失しているため，原子炉圧力容器内で発生した蒸気が逃がし安全弁を介して格納容器内に放出されることで，格納容器圧力及び雰囲
気温度が上昇する。このため，格納容器圧力が 279kPa[gage]に到達した時点で，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）の格納
容器冷却を実施することにより，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇は抑制される。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を実施することでサプレッション・プール水位は徐々に上昇し，事象発生の約 27 時間後にサプレッション・プール水位が通常水位＋6.5m 到達した時点でサプレッション・チェンバ側のベントラインの機能維持のため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。これにより格納容器圧力及び雰囲気温度は再び上昇傾向に転
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青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
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東海第二発電所備

考じ，事象発生の約 28 時間後に格納容器圧力が 310kPa[gage]に到達した時点で格
納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱を実施することにより，格納容器圧力及び雰囲気温度は安定又は低下傾向となる。なお，格納容器除熱実施時のサプレッション・プール水位は，ベント管真空破壊装置及びサプレッション・チェンバ側のベントライン設置高さと比較して十分に低く推移するため，これらの設備の機能は維持される。
b. 評価項目等
燃料被覆管の最高温度は，第 7.1.6－12 図に示すとおり，原子炉水位が回復するま
での間に炉心が一時的に露出するため燃料被覆管の温度が上昇し，約 821℃に到達す
るが，1,200℃以下となる。燃料被覆管の最高温度は，高出力燃料集合体にて発生している。また，燃料被覆管の酸化量は酸化反応が著しくなる前の燃料被覆管厚さの 1%
以下であり，15%以下となる。
原子炉圧力は，第 7.1.6－6 図に示すとおり，逃がし安全弁の作動により，約7.52MPa[gage]以下に抑えられる。原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力は，原
子炉圧力と原子炉圧力容器底部圧力との差（高々約 0.3MPa）を考慮しても，約7.82MPa[gage]以下であり，最高使用圧力の 1.2 倍（10.34MPa[gage]）を十分下回る。

また，崩壊熱除去機能を喪失しているため，原子炉圧力容器内で崩壊熱により発生する蒸気が原子炉格納容器内に流入することによって，格納容器圧力及び温度は徐々に上昇するが，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却及び格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を行うことによって，原子炉格
納容器バウンダリにかかる圧力及び温度の最大値は，約 0.31MPa[gage]及び約 144℃に抑えられ，原子炉格納容器の限界圧力及び限界温度を下回る。第 7.1.6－7 図に示すとおり，低圧代替注水系（常設）による注水継続により炉心が冠水し，炉心の冷却が維持される。その後は，約 17 時間後に格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格
納容器除熱を開始することで安定状態が確立し，また，安定状態を維持できる。
格納容器圧力逃がし装置等による格納容器ベント時の敷地境界での実効線量の評
価結果は，事象発生から格納容器圧力逃がし装置等の使用までの時間が本事象より短く放射性物質の減衰効果が少ない「7.1.3.1 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）」の実効線量の評価結果以下となり，5mSv を下回ることから，周辺の公衆に対して著しい放射線被ばくのリ
スクを与えることはない。なお，LOCA 時注水機能喪失においては，破断口より原子炉格納容器内に直接蒸気が排出されるものの，本評価では考慮していないが，原子炉ｂ．評価項目等
燃料被覆管温度は，第 7.1.6－9 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）の原子炉注水により原子炉水位が回復するまでの期間は，一時的な炉心の露出に伴い上昇し，約 3.7cm２の破断の場合には，事象発生の約 37 分後に最高値の約 616℃に到達するが，評価項目である 1,200℃を下回る。燃料被覆管最高温度は平均出力燃料集合体にて発生している。また，約 9.5cm
２の破断の場合には，第 7.1.6－25 図に示すとおり，事象発生の約 31 分後に約842℃に到達するが，評価項目である 1,200℃を下回る。燃料被覆管の酸化量は，
約 3.7cm２の破断の場合及び約 9.5cm２の破断の場合ともに，酸化反応が著しくなる
前の燃料被覆管厚さの約 1％以下であり，評価項目である 15％を下回る。原子炉
圧力は，第 7.1.6－4 図及び第 7.1.6－20 図に示すとおり，逃がし安全弁（安全弁機能）の作動により，約 7.79MPa[gage]以下に維持される。このため，原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力は，原子炉圧力と原子炉圧力容器底部圧力との差（0.3MPa 程度）を考慮しても，約 8.09MPa[gage]以下であり，評価項目である
最高使用圧力の 1.2 倍（10.34MPa[gage]）を下回る。
格納容器圧力は，第 7.1.6－16 図に示すとおり，崩壊熱除去機能が喪失しているため，原子炉圧力容器内で発生した蒸気が格納容器内に放出されることによって，事象発生後に上昇傾向が継続するが，格納容器圧力逃がし装置による格納容器 除 熱 に よ り 低 下 傾 向 と な る 。 事 象 発 生 の 約 28 時 間 後 に 最 高 値 の 約
0.31MPa[gage]となるが，格納容器バウンダリにかかる圧力は，評価項目である最高使用圧力の 2 倍（0.62MPa[gage]）を下回る。格納容器雰囲気温度は，第 7.1.6－17 図に示すとおり，事象発生の約 28 時間後に最高値の約 143℃となり，以降は低下傾向となっていることから，格納容器バウンダリにかかる温度は，評価項目
である 200℃を下回る。また，格納容器圧力及び雰囲気温度は格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱により低下傾向となることから，約 9.5 cm２の破断を想定する場合でも,最高値は同等となる。
第 7.1.6－5 図に示すように，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継続することで，炉心の冠水状態が維持され，炉心冷却が維持される。また，第 7.1.6－16 図及び第 7.1.6－17 図に示すように，格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱を継続することで，高温停止での安定状態が確立する。
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青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
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格納容器内での自然沈着や格納容器スプレイによる除去に期待できるため，サプレッ
ション・チェンバ内でのスクラビング等による除染係数（10）に対して遜色ない効果が得られるものと考える。
本評価では，「6.2.1.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(4)の評価項目及び周辺の公衆に対して著しい放射線被ばくのリスクを与えないことについて，対策の有効性を確認した。

東海第二発電所備

考

格納容器圧力逃がし装置によるベント時の敷地境界での実効線量の評価結果
は，約 1.6×10－１mSv であり，5mSv を下回る。また，耐圧強化ベント系によるベント時の敷地境界での実効線量の評価結果は約 6.2×10－１mSv であり，5mSv を下回る。いずれの場合も，周辺の公衆に対して著しい放射線被ばくのリスクを与えることはない。また，評価条件としてＬＯＣＡ発生の有無のみが異なる「高圧・
低圧注水機能喪失」及び「ＬＯＣＡ時注水機能喪失（破断面積 3.7 ㎝ ２）」における格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱の実施時刻（格納容器圧力
310kPa[gage]到達時）は，おおむね同等（約 28 時間後）であることから，破断面積の違いが格納容器除熱の実施時刻に与える影響は非常に小さい。 このため，約9.5 cm２の破断を想定する場合でも，格納容器内での核分裂生成物の減衰時間は同等となり，実効線量の評価結果に有意な違いはないと考えられる。
安定状態が確立した以降は，残留熱除去系を復旧した後，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）により冷温停止状態とする。
以上により，本評価では，「6.2.1.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(4)の評価項目及び周辺の公衆に対して著しい放射線被ばくのリス
クを与えないことについて，対策の有効性を確認した。

7.1.6.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
7.1.6.3 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は，運転員等操作時間
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る。
のとする。
本重要事故シーケンスでは，原子炉冷却材圧力バウンダリを構成する配管に中小破LOCA 時注水機能喪失では，原子炉の出力運転中に原子炉冷却材圧力バウンダリを断ＬＯＣＡが発生した後，高圧・低圧注水機能及び減圧機能の喪失に伴い原子炉水位構成する配管の中小破断の発生後，高圧注水機能及び低圧注水機能が喪失し，かつ，が低下するため，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）の起動
自動減圧系が機能喪失することが特徴である。また，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，事象発生から 12 時間程度までの短時間に期待する操作及び事象進展に後に手動操作により原子炉を手動減圧して原子炉注水を実施すること並びに崩壊熱
有意な影響を与えると考えられる操作として，低圧代替注水系（常設）による原子炉除去機能喪失に伴い格納容器圧力及び雰囲気温度が上昇するため，常設低圧代替注水
注水操作（原子炉急速減圧操作を含む），代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によ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実施す
る原子炉格納容器冷却操作及び格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除ること及び格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱を実施することが特徴であ
熱操作とする。
る。よって，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，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，逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動操作による原子炉減圧（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），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及び格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱とする。
(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実施する重要現象は，「6.7
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すとおりであり，それら
本重要事故シーケンスにおける解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評の不確かさの影響評価の結果を以下に示す。
価については，「7.1.1.3(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価」とａ．運転員等操作時間に与える影響
同じ。
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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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備

考炉心における燃料棒表面熱伝達，沸騰遷移及び気液熱非平衡の不確かさとして，
解析コードは実験結果の燃料被覆管温度に比べて最大 50℃程度高めに評価することから，解析結果は燃料棒表面の熱伝達係数を小さく評価する可能性がある。よって，実際の燃料棒表面での熱伝達は大きくなることで，燃料被覆管温度は低くなるが，操作手順（速やかに注水手段を準備すること）に変わりはなく，燃料被覆管温度を操作開始の起点とする運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは酸化量及び酸化反応に伴う発熱量の評価について保守的な結果を与えるため，燃料被覆管温度を高めに評価する可能性がある。よって，実際の燃料被覆管温度は低くなるが，操作手順（速やかに注水手段を準備すること）に変わりはなく，燃料被覆管温度を操作開始の起点と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。
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並びに気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）はＨＤＲ実験解析において区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃程
度，格納容器圧力を 1 割程度高めに評価する傾向が確認されているが，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
においては不確かさが小さくなるものと推定され，全体としては格納容器圧力及び雰囲気温度の傾向を適切に再現できていることから，格納容器圧力及び雰囲気
温度を操作開始の起点と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及び格納容器圧力逃がし装置による格
納容器除熱に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，ＣＳＴＦ
実験解析により格納容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致す
ることを確認しており，その差異は小さいことから，格納容器圧力及び雰囲気温度を操作開始の起点としてい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及び格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。
ｂ．評価項目となるパラメータに与える影響
炉心における燃料棒表面熱伝達，沸騰遷移及び気液熱非平衡の不確かさとして，
解析コードは実験解析において熱伝達モデルの保守性により燃料被覆管温度を高めに評価し，有効性評価解析においても燃料被覆管温度を高めに評価することか
ら，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは酸化量及び酸化反応に伴う発熱量の評価について保守的な結果を与えるため，燃料被覆管温度を高く評価することから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
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東海第二発電所

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考

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並びに気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）はＨＤＲ実験解析において区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃程
度，格納容器圧力を 1 割程度高めに評価する傾向が確認されているが，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
においては不確かさが小さくなるものと推定され，全体としては格納容器圧力及び雰囲気温度の傾向を適切に再現できていることから，評価項目となるパラメー
タに与える影響は小さい。また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，ＣＳＴＦ実験解析により格納容器雰囲気温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認していることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
(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 7.1.6－2 表に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件とした場合の影響を評価する。また，解析条件の設定に当たっては，評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなるような設定があることから，その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられる項目に関する影響評価の結果を以下に示す。

(a) 運転員等操作時間に与える影響
初期条件の最大線出力密度は，解析条件の 44.0kW/m に対して最確条件は約 42kW/m
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，燃料被覆管温度の上昇は緩和されるが，操作手順（速やかに注水手段を準備すること）に変わりはなく，燃料被覆管温度を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd/t に対応したものとしており，その最確条件は平均的燃焼度約 30GWd/t であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉水位の低下は緩和され，また，炉心露出後の燃料被覆管温度の上昇は緩和され，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなることか
ら，格納容器圧力及び温度の上昇が遅くなるが，操作手順（速やかに注水手段を準備すること）に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積（ウェットウェル）の空間部及び液相部，サプレッション・チェンバ・プール水位，格納容器圧力及び格
納容器温度は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，事象進展に与える(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 7.1.6－2 表に示すとおりであり，これらの条件設定を設計値等の最確条件とした場合の影響を評価する。解析条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くなるよう保守的な設定をしていることから，
この中で事象進展に有意な影響を与える可能性がある項目について，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
初期条件の燃料棒最大線出力密度は，解析条件で設定した 44.0kW／m に対して最確条件は約 33kW／m～約 41kW／m であり，最確条件とした場合は燃料被覆管
温度の上昇が緩和されるが，操作手順（速やかに注水手段を準備すること）に
変わりはなく，燃料被覆管温度を操作開始の起点と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。
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件で設定した燃焼度 33GWd／t に対して最確条件は 33GWd／t 以下であり，最確条件とした場合は崩壊熱がおおむ
ね小さくなるため，原子炉からサプレッション・プールに流出する蒸気量が減少することで，原子炉水位の低下は遅くなるが，操作手順（速やかに注水手段を準備すること）に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。また，同様に格納容器圧力及び雰囲気温度並びにサプレッション・プー
ル水位及びサプレッション・プール水温度の上昇が遅くなり，これらのパラメータを操作開始の起点とする運転員等操作の開始時間は遅くなる。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量及びドライウェル雰囲気温度
は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，事象進展に与える影響
は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
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東海第二発電所

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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については，非常用炉心冷却系のような大口径配管を除いた中小配管（計測配管を除く）のうち，流出量が大きくなる箇所として有効燃料棒頂部より低い位置にある配管を選定し，破断面積は，炉心損傷防止対策の有効性を確認する
上で，事故シーケンスグループ「LOCA 時注水機能喪失」の事象進展の特徴を代表できる破断面積 1cm2 を設定している。なお，第 7.1.6－23 図から第 7.1.6－25 図に示すとおり，CHASTE 解析によれば，破断面積が 5.6cm2までは，燃料被覆管破裂を回避することができ，原子炉急速減圧の開始時間は約 16 分後となる。本解析（破断面積が 1cm2）における原子炉急速減圧の開始時間は約 18 分後であり，運転員等操作時間に与える影響は小さい。破断面積が大きく，炉心損傷（燃料被覆管破裂を含む）に至る場合については，「7.2.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の対応となる。
事故条件の外部電源の有無については，事象進展を厳しくする観点から，給復水系による給水がなくなり，原子炉水位の低下が早くなる外部電源がない状態を設定している。なお，外部電源がある場合は，給復水系による原子炉圧力容器への給水機能は維持されることから，運転員等操作時間に与える影響はない。

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

(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の最大線出力密度は，解析条件の 44.0kW/m に対して最確条件は約 42kW/m
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，燃料被覆管温度の上昇は緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd/t に対応したものとしており，その最確条件は平均的燃焼度約 30GWd/t であり，解析条件の不確かさとし

東海第二発電所

備

考

事故条件の起因事象については，炉心冷却の観点で厳しい再循環配管に対して，低圧代替注水系（常設）を用いた原子炉注水により燃料被覆管の破裂発生を防止可能な範囲とし，不確かさを考慮して約 3.7 ㎝ ２及び約 9.5 ㎝ ２の破断面積を設定している。破断面積が約 9.5 ㎝ ２より小さい場合は，原子炉水位の低下は遅くなるが，操作手順（速やかに注水手段を準備すること）に変わりはな
く，運転員等操作時間に与える影響はない。破断面積が約 9.5cm２を超え，炉心損傷（一定以上の燃料被覆管の破裂も含む。
）に至る場合については，「7.2.1 雰
囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の対応となる。

事故条件の外部電源の有無については，起因事象発生から原子炉スクラムまでの期間の原子炉水位の低下を厳しくする条件として，外部電源ありを想定するとともに，保守的に給水流量の全喪失も想定している。外部電源がない場合
でも，非常用母線は非常用ディーゼル発電機等から自動的に受電され，また，
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）の起動準備操作時
間は，外部電源がない場合も考慮して設定していることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
機器条件の低圧代替注水系（常設）は，最確条件とした場合，おおむね注水
開始後の原子炉水位の回復が早くなり，炉心冠水後の原子炉水位の維持操作の開始が早くなるが，原子炉減圧から水位回復までの原子炉水位を継続監視している期間の流量調整操作であることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
機器条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）は，解析条件で設定したス
プレイ流量（130m３／h 一定）に対して，最確条件は運転手順における流量調整の範囲（102m３／h～130m３／h）となる。最確条件とした場合，サプレッション・
プール水位の上昇が緩和されることから，サプレッション・プール水位を操作
開始の起点とする運転員等操作の開始時間は遅くなる。

(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の燃料棒最大線出力密度は，解析条件で設定した 44.0kW／m に対して最確条件は約 33kW／m～約 41kW／m であり，最確条件とした場合は燃料被覆管
温度の上昇が緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件で設定した燃焼度 33GWd／t に対して最確条件は 33GWd／t 以下であり，最確条件とした場合は崩壊熱がおおむ
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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機て，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉水位の低下は緩和され，また，炉心露出後の燃料被覆管温度の上昇は緩和され，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなることか
ら，格納容器圧力及び温度の上昇は格納容器ベントにより抑制されることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積（ウェットウェル）の空間部及び液相部，サプレッション・チェンバ・プール水位，格納容器圧力及び格
納容器温度は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，事象進展に与える影響は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
事故条件の起因事象については，非常用炉心冷却系のような大口径配管を除いた中小配管（計測配管を除く）のうち，流出量が大きくなる箇所として有効燃料棒頂部より低い位置にある配管を選定し，破断面積は，炉心損傷防止対策の有効性を確認する
上で，事故シーケンスグループ「LOCA 時注水機能喪失」の事象進展の特徴を代表できる破断面積 1cm2 を設定している。なお，第 7.1.6－23 図から第 7.1.6－25 図に示すとおり，CHASTE 解析によれば，破断面積が 5.6cm2までは，燃料被覆管破裂を回避することができ，燃料被覆管の最高温度は約 886℃となる。破断面積が大きく，炉心損傷（燃料被覆管破裂を含む）に至る場合については，「7.2.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の対応となる。
事故条件の外部電源の有無については，事象進展を厳しくする観点から，給復水系による給水がなくなり，原子炉水位の低下が早くなる外部電源がない状態を設定している。なお，外部電源がある場合は，給復水系による原子炉圧力容器への給水機能は維持されるため，事象進展が緩和されることから，評価項目となるパラメータに対す
る余裕は大きくなる。
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），原子炉水位の回復が早くなる
ことから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

東海第二発電所備考

ね小さくなるため，原子炉からサプレッション・プールに流出する蒸気量が減少することで，原子炉水位の低下は緩和され，炉心露出後の燃料被覆管温度の上昇は緩和される。また，同様に格納容器圧力及び雰囲気温度並びにサプレッ
ション・プール水位及びサプレッション・プール水温度の上昇は遅くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量及びドライウェル雰囲気温度
は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，事象進展に与える影響
は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
事故条件の起因事象については，炉心冷却の観点で厳しい再循環配管に対して，低圧代替注水系（常設）を用いた原子炉注水により燃料被覆管の破裂発生を防止可能な範囲とし，不確かさを考慮して約 3.7 ㎝ ２及び約 9.5 ㎝ ２の破断面積を設定している。破断面積が約 9.5 ㎝ ２より小さい場合は，原子炉水位の低下は遅くなり，燃料被覆管温度の上昇は緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。破断面積が約 9.5cm２を超え，炉心損傷（一定以上の燃料被覆管の破裂も含む。
）に至る場合については，「7.2.1 雰囲
気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の対応となる。
事故条件の外部電源の有無については，起因事象発生から原子炉スクラムまでの期間の原子炉水位の低下を厳しくする条件として，外部電源ありを想定するとともに，保守的に給水流量の全喪失も想定している。外部電源がない場合
は，外部電源喪失に伴い原子炉スクラム，再循環ポンプトリップ等が発生する
ため，外部電源がある場合と比較して原子炉水位の低下は緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
機器条件の低圧代替注水系（常設）は，最確条件とした場合，おおむね注水
開始後の原子炉水位の回復が早くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
機器条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）は，解析条件で設定したス
プレイ流量（130m３／h 一定）に対して，最確条件は運転手順における流量調整の範囲（102m３／h～130m３／h）となる。最確条件とした場合でも，スプレイ流量は，格納容器圧力の上昇を抑制可能な範囲で調整し，また，代替格納容器ス
プレイ冷却系（常設）の停止後に格納容器最高使用圧力に到達した時点で格納容器ベントを実施する運転員等操作に変わりはなく，格納容器圧力の最大値はおおむね格納容器ベント時の圧力で決定されることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

b. 操作条件
操作条件の不確かさとして，操作の不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，「操
作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の 6 要因に分類し，これらの要因が運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転員等操作時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価し，評価結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
操作条件の低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作（原子炉急速減圧操作を含む）は，解析上の操作開始時間として事象発生から約 18 分後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，高圧・低圧注水機能喪失の認知に係る確認時間
及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水準備の操作時間は，時間余裕を含めて設定していることから，その後に行う原子炉急速減圧の操作開始時間は解析上の設定
よりも若干早まる可能性があり，原子炉注水の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。
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格納容器圧力 0.18MPa［gage］到達時を設定している。
運転員等操作時間に与える影響として，実態の運転操作においては，原子炉注水を優先するため，原子炉水位高（レベル 8）到達後に低圧代替注水系（常設）から代替格
納容器スプレイ冷却系（常設）へ切り替えることとしており，原子炉注水の状況により格納容器スプレイの操作開始は格納容器圧力 0.18MPa[gage]付近となるが，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。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。
操作条件の格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作は，解析上の操作開始時間として格納容器圧力 0.31MPa［gage］到達時を設定している。運転員等
操作時間に与える影響として，実態の運転操作においては，炉心損傷前の格納容器ベントの操作実施基準（格納容器圧力 0.31MPa［gage］）に到達するのは，事象発生の約
17 時間後であり，格納容器ベントの準備操作は格納容器圧力の上昇傾向を監視しながらあらかじめ実施可能である。また，格納容器ベントの操作時間は時間余裕を含めて設定していることから，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であり，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。ただし，格納容器ベント実施時に遠隔操作に失敗した場合は，現場操作にて対応するため，約 20 分程度操作開始時間が遅れる可能性があるが，原子炉格納容器の限界圧力は 0.62MPa[gage]のため，原子炉格納容器の健全性という点では問題とならない。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。

東海第二発電所

備考ｂ．操作条件
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，これらの要因が運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転員
等操作時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価する。
評価結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
操作条件の逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動操作による原子炉減圧（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）は，解析上の操作開始時間として，事象発生から 25 分後を設定している。運転
員等操作時間に与える影響として，認知時間及び操作時間は，余裕時間を含めて設定していることから，実態の操作開始時間は解析上の設定よりも若干早まる可能性がある。
操作条件の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は，解析上の操作開始時間として，格納容器圧力
279kPa[gage]到達時を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，不確かさ要因により操作開始時間に与える影響は小さいことから，実態の操作
開始時間は解析上の設定とほぼ同等となる。本操作は，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，操作開始時間は遅くなる可能性があるが，並列して実施する場合がある原子炉水位の調整操作とは同一の制御盤による対応が可能であることから，この他の操作に与える影響はない。

操作条件の格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱は，解析上の操作開始時間として，格納容器圧力 310kPa[gage]到達時を設定している。運転員等操
作時間に与える影響として，不確かさ要因により操作開始時間に与える影響は小さいことから，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等となる。仮に
中央制御室での遠隔操作に失敗した場合は，現場操作にて対応するため，75 分
程度操作開始時間が遅れる可能性がある。本操作は，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，操作開始時間は遅くなる可能性がある
が，並列して実施する場合がある原子炉水位の調整操作とは異なる運転員による対応が可能であることから，この他の操作に与える影響はない。なお，遠隔操作失敗時に現場操作にて対応する場合にも，異なる要員により対応が可能であることから，この他の操作に与える影響はない。

19／60

東海第二発電所

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考

なお，格納容器ベント実施時に遠隔操作に失敗した場合においても，現場操作にて対応することから，他の操作に与える影響はない。
(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作（原子炉急速減圧操作を含む）は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定よりも早まる可能性があり，その場合には燃料被覆管温度は解析結果よりも低くな
り，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

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，原子炉注水の状況により格納容器スプレイの操作開始は格納容器圧力 0.18MPa[gage]付近となるが，格納容器圧力の上昇は緩やかであり，格納容器スプレイ開始時間が早くなる場合，遅くなる場合のいずれにおいても，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小さい。
操作条件の格納容器圧力逃がし装置等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，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等である
ことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。仮に，格納容器ベント
実施時に遠隔操作に失敗した場合は，現場操作にて対応するため，約 20 分程度操作
開始時間が遅れる可能性がある。格納容器ベント操作開始時間が遅くなった場合，格
納容器圧力は 0.31MPa［gage］より若干上昇するため，評価項目となるパラメータに影響を与えるが，原子炉格納容器の限界圧力は 0.62MPa［gage］であることから，原子炉格納容器の健全性という点では問題とはならない。

(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動操作による原子炉減圧（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）は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の操
作開始時間よりも早くなる可能性があり，この場合は，原子炉への注水開始が早くなることで，原子炉水位の回復が早くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
操作条件の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は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の操作開始時間よりも遅くなる可能性があるが，この場合でもパラメータが操作実施基準に到達した時点で開始することで同等の効果が得られ，有効性評価解析における格納容器圧力の最大値に変わりがないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
操作条件の格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の操作開始時間よりも遅くなる可能性があるが，この場合でもパラメータが操作実施基準に到達した時点で開始することで同等の効果が得られ，有効性評価解析における格納容器圧
力の最大値に変わりがないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。仮に格納容器ベント時に遠隔操作に失敗した場合は，現場操作にて対応するため，75 分程度操作開始時間は遅れる可能性がある。この場合，格納容
器圧力は 0.31MPa[gage]より若干上昇し，評価項目となるパラメータに影響を及
ぼすが，この場合でも 0.62MPa[gage]を十分に下回ると考えられることから，格納容器の健全性の観点からは問題とならない。

(3) 操作時間余裕の把握(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
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，そ果を以下に示す。
の結果を以下に示す。
操作条件の低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作については，操作開始時
第 7.1.6－32 図から第 7.1.6－34 図に示すとおり，操作条件の逃がし安全弁（自間の 5 分程度の時間遅れまでに低圧代替注水系（常設）による注水が開始できれば，動減圧機能）の手動操作による原子炉減圧（常設低圧代替注水系ポンプを用いた低炉心の著しい損傷は発生せず，評価項目を満足することから時間余裕がある。また，
圧代替注水系（常設）による原子炉注水）は，約 3.7cm２の破断の場合には，10 分の減圧操作開始遅れを想定した場合でも，燃料被覆管の破裂は発生せず，評価項目
格納容器ベント時の敷地境界線量は 1.4mSv であり，5mSv を下回る。操作開始時間を満足することを感度解析により確認しているため，10 分程度の操作時間余裕は確
10 分程度の時間遅れでは，炉心の著しい損傷は発生せず，評価項目を満足するが，保されている。また，25 分の減圧操作遅れを想定した場合には，一部の燃料被覆管
格納容器ベント時の敷地境界線量は 5mSv を超える。この場合，格納容器内雰囲気放に破裂が発生するが，炉心の著しい損傷は発生せず，格納容器ベント時の敷地境界
射線レベル計（CAMS）により炉心損傷の判断を行い，格納容器圧力 0.62MPa［gage］
20／60

東海第二発電所

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機に至るまでに格納容器ベントすることとなることから,重大事故での対策の範囲となる。

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については，格納容器スプレイ開始までの時間は事象発生から約 10 時間あり，準備時間が確保できることから，時間余裕がある。
操作条件の格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作については，格納容器ベント開始までの時間は事象発生から約 17 時間あり，準備時間が確保できるため，時間余裕がある。また，遠隔操作の失敗により，格納容器ベント操作開始時間が遅れる場合においても，格納容器圧力は 0.31MPa［gage］から上昇するが，格納容器圧力の上昇は緩やかであるため，原子炉格納容器の限界圧力 0.62MPa［gage］に至るまでの時間は，過圧の観点で厳しい「7.2.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格
納容器過圧・過温破損）」においても事象発生約 38 時間後であり，約 20 時間以上の準備時間が確保できることから，時間余裕がある。

東海第二発電所備

考

線量も約 4.4mSv となり 5mSv を下回るが，この場合には格納容器雰囲気放射線モニタにより炉心損傷の判断を行い，炉心損傷後の対応手順に移行するため，重大事故での対策の範囲となる。なお，約 9.5cm２の破断の場合には，評価上考慮しない高圧
代替注水系による原子炉注水に期待することで，操作時間余裕を確保することができる。
操作条件の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は，事象発生の約 16 時間後に実施するものであり，準備時間が確保できることから，時間余裕がある。
操作条件の格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱は，事象発生の約 28 時間
後に実施するものであり，準備時間が確保できることから，時間余裕がある。仮に，中央制御室からの遠隔操作に失敗し，現場操作にて格納容器圧力逃がし装置二次隔離弁の開操作を実施する場合には，格納容器ベント操作の開始が遅れることで，格納容器圧力は 0.31MPa[gage]から上昇するが，過圧の観点で厳しい「7.2.1 雰囲気
圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」において，スプレイを実施
しない場合に格納容器圧力が 0.31MPa[gage]に到達してから 0.62MPa[gage]に到達するまで 11 時間程度の時間余裕があり，現場操作に要する時間は 75 分程度である
ことから，時間余裕がある。

(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
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
与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認した。
に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認しその結果，解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等をた。この結果，解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。この他，響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操
この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内に作時間には時間余裕がある。
おいて，操作時間には時間余裕がある。
7.1.6.4 必要な要員及び資源の評価
7.1.6.4 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
事故シーケンスグループ「LOCA 時注水機能喪失」において，6 号及び 7 号炉同時事故シーケンスグループ「ＬＯＣＡ時注水機能喪失」の重大事故等対策に必要なの重大事故等対策時における事象発生 10 時間までに必要な要員は，「7.1.6.1(3) 炉
要員は，「7.1.6.1(3) 炉心損傷防止対策」に示すとおり 17 名であり，災害対策要心損傷防止対策」に示すとおり 24 名である。
員の 39 名で対処可能である。
「7.5.2 重大事故等対策時に必要な要員の評価結果」で説明している運転員，緊急
また，事象発生 2 時間以降に必要な参集要員は 5 名であり，発電所構外から 2 時
時対策要員等の 72 名で対処可能である。
間以内に参集可能な要員の 71 名で対処可能である。
また，
事象発生10 時間以降に必要な参集要員は20 名であり，発電所構外から10 時
間以内に参集可能な要員の 106 名で確保可能である。
(2) 必要な資源の評価(2) 必要な資材の評価
事故シーケンスグループ「LOCA 時注水機能喪失」において，必要な水源，燃料及事故シーケンスグループ「ＬＯＣＡ時注水機能喪失」において，必要な水源，燃び電源は，「7.5.1(2) 資源の評価条件」の条件にて評価を行い，その結果を以下に示
料及び電源は「7.5.1(2) 資源の評価条件」の条件にて評価を行い，以下のとおり
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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所す。
a. 水源
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水及び代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器スプレイについては，7 日間の対応を考慮すると，号炉あたり合計約
5,400m3 の水が必要となる。6 号及び 7 号炉の同時被災を考慮すると，合計約 10,800m3の水が必要である。水源として，各号炉の復水貯蔵槽に約 1,700m3 及び淡水貯水池に約 18,000m3 の水を保有している。これにより，6 号及び 7 号炉の同時被災を考慮しても，必要な水源は確保可能である。また，事象発生 12 時間以降に淡水貯水池の水を，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）により復水貯蔵槽へ給水することで，復水貯蔵槽を枯渇させることなく復水貯蔵槽を水源とした 7 日間の注水継続実施が可能となる。ここで，復水貯蔵槽への補給の開始を事象発生 12 時間後としているが，これは，可搬型設備を事象発生から 12 時間以内に使用できなかった場合においても，その他の設備にて重大事故等に対応できるよう設定しているものである。

である。
ａ．水 源
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，合計約 5,320m３の水が必要となる。

b. 燃料
非常用ディーゼル発電機による電源供給については，事象発生後 7 日間最大負荷で運転した場合，号炉あたり約 753kL の軽油が必要となる。可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による復水貯蔵槽への給水については，保守的に事象発生直後からの可搬型代替
注水ポンプ（A-2 級）の運転を想定すると，7 日間の運転継続に号炉あたり約 15kL の軽油が必要となる。5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備及びモニタリ
ング・ポスト用発電機による電源供給については，事象発生直後からの運転を想定す
ると，7 日間の運転継続に合計約 13kL の軽油が必要となる（6 号及び 7 号炉合計約
1,549kL）。
6 号及び 7 号炉の各軽油タンクにて約 1,020kL（6 号及び 7 号炉合計約 2,040kL）の軽油を保有しており，これらの使用が可能であることから，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による復水貯蔵槽への給水，非常用ディーゼル発電機による電源供給，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。

ｂ．燃 料
外部電源喪失を想定した場合，非常用ディーゼル発電機による電源供給については，事象発生直後からの運転を想定すると，7 日間の運転継続に約 484.0kL の軽油が必要となる。高圧炉心スプレイ系ディーゼル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 日間の運転継続に約 130.3kL の軽油が必要となる。常設代替交流電源設備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 日間の運転継続に約 141.2kL の軽油が必要となる。合計で 755.5kL の軽油が必要となるが，軽油貯蔵タンクに約 800kL の軽油を保有していることから，非常用ディーゼル発電機，高圧炉心スプレイ系ディーゼ
ル発電機及び常設代替交流電源設備による電源供給について，7 日間の継続が可能である。
可搬型代替注水中型ポンプによる西側淡水貯水設備から代替淡水貯槽への補給については，事象発生からの運転を想定すると，7 日間の運転継続に約 6.0kL の軽油が必要となる。可搬型設備用軽油タンクに約 210kL の軽油を保有していることから，可搬型代替注水中型ポンプによる補給について，7 日間の継続が可能で
ある。

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

ｃ．電 源
外部電源喪失を想定した場合，重大事故等対策時に必要な負荷のうち，非常用
ディーゼル発電機等からの電源供給を考慮する負荷については，非常用ディーゼ
ル発電機等の容量内に収まることから，電源供給が可能である。
常設代替交流電源設備からの電源供給を考慮する負荷については約 1,128kW 必要となるが，常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 2 台）の連続定格容量は 2,208kW であることから，必要負荷に対しての電源供給が可能である。

備考

水源として，代替淡水貯槽に約 4,300m３及び西側淡水貯水設備に約 5,000m３，合計で約 9,300m３の水を保有しており，可搬型代替注水中型ポンプを用いて，西側
淡水貯水設備から代替淡水貯槽への補給を行うことで，代替淡水貯槽を枯渇させることなく，7 日間の注水継続が可能である。
なお，外部電源喪失を想定した場合でも同様である。

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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備考7.1.6.5 結 論
7.1.6.5 結論
事故シーケンスグループ「LOCA 時注水機能喪失」では，原子炉の出力運転中に原事故シーケンスグループ「ＬＯＣＡ時注水機能喪失」では，原子炉の出力運転中に子炉冷却材圧力バウンダリを構成する配管の中小破断の発生後，高圧注水機能及び低原子炉冷却材圧力バウンダリを構成する配管において中小破断ＬＯＣＡが発生した
圧注水機能が喪失し，かつ，自動減圧系が機能喪失することで，破断箇所から原子炉後，高圧注水機能及び低圧注水機能が喪失し，かつ自動減圧系が機能喪失することで，冷却材が流出し，原子炉水位の低下により炉心が露出して炉心損傷に至ることが特徴
原子炉水位の低下が継続し，炉心損傷に至ることが特徴である。事故シーケンスグルである。事故シーケンスグループ「LOCA 時注水機能喪失」に対する炉心損傷防止対ープ「ＬＯＣＡ時注水機能喪失」に対する炉心損傷防止対策としては，初期の対策と策としては，初期の対策として低圧代替注水系（常設）及び逃がし安全弁による原子
して逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動操作による原子炉減圧及び常設低圧代替注
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）による原子炉注水手段を整備し，安定状る原子炉格納容器冷却手段，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱手態に向けた対策として，逃がし安全弁（自動減圧機能）を開維持することで常設低圧段を整備している。
代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による炉心冷却を継続する。また，格納容器の健全性を維持するため，安定状態に向けた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プレイ冷却系（常設）による格納容器冷却手段及び格
納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱手段を整備している。
事故シーケンスグループ「ＬＯＣＡ時注水機能喪失」の重要事故シーケンス「中小事故シーケンスグループ「LOCA 時注水機能喪失」の重要事故シーケンス「中破断
破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗」について有効性評価を行っ
LOCA＋HPCF 注水失敗＋低圧 ECCS 注水失敗」について有効性評価を行った。
た。
上記の場合においても，逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動操作による原子炉減
上記の場合においても，逃がし安全弁による原子炉減圧，低圧代替注水系（常設）
圧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）による原子炉注水による原子炉注水，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却を継続し，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）及び格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を実施することにより，炉による格納容器冷却及び格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱を実施するこ心損傷することはない。
とで，炉心の著しい損傷を防止することができる。
その結果，燃料被覆管温度及び酸化量，原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力，
その結果，燃料被覆管温度及び酸化量，原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力
原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，評価項目を満足している。また， 並びに格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，評価項目を満足している。また，安定状態を維持できる。
安定状態を維持することができる。
なお，格納容器圧力逃がし装置等の使用による敷地境界での実効線量は，周辺の公
なお，格納容器圧力逃がし装置の使用による敷地境界での実効線量は，周辺公衆に衆に対して著しい放射線被ばくのリスクを与えることはない。
対して著しい放射線被ばくのリスクを与えることはない。
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解析コード及び解析条件の不確かさの影響について確認した結果，運転員等操作時
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。
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
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
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，操作が遅結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
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
重大事故等対策時に必要な要員は，災害対策要員にて確保可能である。また，必要る。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
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）及び逃がし安全弁による原子炉注水，格 以上のことから，事故シーケンスグループ「ＬＯＣＡ時注水機能喪失」において，逃が
納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱等の炉心損傷防止対策は，選定し し安全弁（自動減圧機能）の手動操作による原子炉減圧及び常設低圧代替注水系ポンプた重要事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，事故シーケンスグループ を用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水並びに常設低圧代替注水系ポンプを「LOCA 時注水機能喪失」に対して有効である。
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格納容器圧力逃が23／60

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青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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備

考し装置による格納容器除熱の炉心損傷防止対策は，選定した重要事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，事故シーケンスグループ「ＬＯＣＡ時注水機能喪失」に対して有効である。

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青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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備

考

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備

考

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備

考

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考

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備

考

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考

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考

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備

考

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考

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備

考

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黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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備

考

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考・KK67 においては再冠水過程を示すた
めにシュラウド内のみの水位を示しているが，東海第二ではシュラウド内
外水位で再冠水過程を十分確認できるためシュラウド内のみの図は不要と判断した。

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備

考

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備

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考

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考

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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考

50／60

東海第二発電所

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考

51／60

東海第二発電所

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考

52／60

東海第二発電所

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考

53／60

東海第二発電所

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考

54／60

東海第二発電所

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考

55／60

東海第二発電所

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考

56／60

東海第二発電所

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考

57／60

東海第二発電所

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考・東海第二においては，減圧遅れの感度解析を「ＬＯＣＡ時注水機能喪失」
で，KK67 は，「高圧・低圧注水機能喪失」とした。

58／60

東海第二発電所

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考

59／60

東海第二発電所

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考

60／60

東海第二発電所

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＩＳＬＯＣＡ）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考7.1.7 格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）
7.1.7 格納容器バイパス（インターフェイスシステム LOCA）
7.1.7.1 事故シーケンスグループの特徴，炉心損傷防止対策
7.1.7.1 事故シーケンスグループの特徴，炉心損傷防止対策(1) 事故シーケンスグループ内の事故シーケンス(1) 事故シーケンスグループ内の事故シーケンス
事故シーケンスグループ「格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣ
事故シーケンスグループ「格納容器バイパス（インターフェイスシステム LOCA）」
Ａ）（以下「格納容器バイパス（ＩＳＬＯＣＡ）」という。
）」に含まれる事故シーケにおいて，炉心損傷防止対策の有効性を確認する事故シーケンスは，「6.2 評価対象
ンスとしては，「6.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，「インタの整理及び評価項目の設定」に示すとおり，「インターフェイスシステム LOCA」（イーフェイスシステムＬＯＣＡ（以下「ＩＳＬＯＣＡ」という。
）」のみである。
ンターフェイスシステム LOCA の発生後，隔離できないまま炉心損傷に至るシーケンス）である。
(2) 事故シーケンスグループの特徴及び炉心損傷防止対策の基本的考え方(2) 事故シーケンスグループの特徴及び炉心損傷防止対策の基本的考え方
事故シーケンスグループ「格納容器バイパス（ＩＳＬＯＣＡ）」は，原子炉冷却材 ・文章表現に多少の違いはあるが，実事故シーケンスグループ「格納容器バイパス（インターフェイスシステム LOCA）」
圧力バウンダリと接続された系統において，高圧設計部分と低圧設計部分を分離す態として相違点はない。
では，原子炉冷却材圧力バウンダリと接続された系統で，高圧設計部分と低圧設計るための隔離弁の誤開等により，低圧設計部分が過圧されて破損し，原子炉冷却材部分のインターフェイスとなる配管のうち，隔離弁の隔離失敗等により低圧設計部
が格納容器外へ漏えいすることを想定する。このため，破断箇所からの原子炉冷却分が過圧され破断することを想定する。
このため，破断箇所から原子炉冷却材が流出し，原子炉水位が低下することから，材の流出により，原子炉圧力容器内の保有水量が減少し原子炉水位が低下すること緩和措置がとられない場合には，原子炉水位の低下により炉心が露出し，炉心損傷から，緩和措置が取られない場合には，原子炉水位の低下が継続し，炉心が露出すに至る。
ることで炉心損傷に至る。
本事故シーケンスグループは，インターフェイスシステム LOCA が発生したこと
本事故シーケンスグループは，ＩＳＬＯＣＡが発生することによって炉心損傷にによって，最終的に炉心損傷に至る事故シーケンスグループである。このため，重至る事故シーケンスグループである。このため，重大事故等対処設備の有効性評価
大事故等対策の有効性評価には，インターフェイスシステム LOCA に対する重大事としては，ＩＳＬＯＣＡに対する重大事故等対処設備に期待することが考えられる。
故等対処設備及びインターフェイスシステム LOCA の発生箇所の隔離に期待することが考えられる。
ここで，インターフェイスシステム LOCA が生じた際の状況を想定すると，原子以上により，本事故シーケンスグループでは，健全な原子炉注水機能を用いて原炉を減圧した後，低圧注水機能による原子炉注水を実施することも考えられるが，子炉へ注水することによって炉心損傷の防止を図るとともに，原子炉圧力容器を強本事故シーケンスグループにおいては，低圧注水機能による原子炉への注水には期制的に減圧し，原子炉冷却材の流出の抑制を図り，漏えい箇所を隔離することによ
待せず，高圧注水機能に対する対策の有効性を評価することとする。
って格納容器外への原子炉冷却材の流出の停止を図る。また，最終的な熱の逃がししたがって，本事故シーケンスグループでは，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心場へ熱を輸送することによって除熱を行い，格納容器破損の防止を図る。
注水系により炉心を冷却することによって炉心損傷の防止を図り，また，逃がし安全弁によって原子炉を減圧することによる原子炉冷却材の漏えいの抑制及びインターフェイスシステム LOCA の発生箇所の隔離によって，原子炉格納容器外への原子
炉冷却材の流出の防止を図る。
また，残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）による原子炉格納容器除熱を実施する。
(3) 炉心損傷防止対策(3) 炉心損傷防止対策
事故シーケンスグループ「格納容器バイパス（インターフェイスシステム LOCA）」
事故シーケンスグループ「格納容器バイパス（ＩＳＬＯＣＡ）」において，炉心がにおける機能喪失に対して，炉心が著しい損傷に至ることなく，かつ，十分な冷却
著しい損傷に至ることなく，かつ十分な冷却を可能とするため，初期の対策として
1／39

東海第二発電所

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＩＳＬＯＣＡ）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機を可能とするため，初期の対策として原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系による原子炉注水手段，逃がし安全弁による原子炉減圧手段及び運転員の破断箇所隔離による漏えい停止手段を整備し，安定状態に向けた対策として，高圧炉心注水系による炉心冷却を継続する。また，原子炉格納容器の健全性を維持するため，安定状態に向けた対策として残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）による原子炉格納容器除熱手段を整備する。これらの対策の概略系統図を第7.1.7－1 図から第 7.1.7－3 図に，手順の概要を第 7.1.7－4 図に示すとともに，重大事故等対策の概要を以下に示す。
また，重大事故等対策における設備と操作手順の関係を第 7.1.7－1 表に示す。
本事故シーケンスグループの重要事故シーケンスにおいて,6 号及び 7 号炉同時の重大事故等対策に必要な要員は，中央制御室の運転員及び緊急時対策要員で構成され，合計 20 名である。その内訳は次のとおりである。
中央制御室の運転員は，当直長 1 名（6 号及び 7 号炉兼任），当直副長 2 名，運転操作対応を行う運転員 12 名である。発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等を行う緊急時対策本部要員は 5 名である。必要な要員と作業項目について
第 7.1.7－5 図に示す。
a. インターフェイスシステム LOCA 発生
原子炉冷却材圧力バウンダリと接続された系統で，高圧設計部分と低圧設計部分のインターフェイスとなる配管のうち，隔離弁の隔離失敗等により低圧設計部分が過圧され破断することで，インターフェイスシステム LOCA が発生する。破断箇所
から原子炉冷却材が流出することにより，原子炉建屋ブローアウトパネルが開放する。
b. 外部電源喪失及び原子炉スクラム確認
事象発生後に外部電源喪失が発生し，原子炉がスクラムしたことを確認する。
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。
c. 原子炉隔離時冷却系による原子炉注水
原子炉スクラム後，原子炉水位は低下するが，原子炉水位低(レベル 2)で原子炉隔離時冷却系が自動起動し，原子炉注水を開始することにより，原子炉水位が回復する。
原子炉隔離時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，原子炉水位，原子炉隔離時冷却系系統流量等である。
d. インターフェイスシステム LOCA 発生確認
原子炉水位及び原子炉圧力の低下により LOCA 事象を確認し，格納容器温度，格
納容器圧力の上昇がないことから原子炉格納容器外での漏えい事象であることを確認し，高圧炉心注水系ポンプ吐出圧力指示の上昇（破断面積が大きく漏えい量が多い場合は，運転員の対応なしに低下傾向を示す場合もある）により低圧設計部分が東海第二発電所

備

考

原子炉隔離時冷却系，低圧炉心スプレイ系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）による原子炉注水手段，逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動操作による原子炉減圧による漏えい抑制手段並びに隔離弁閉止による漏えい箇
所の隔離手段を整備し，安定状態に向けた対策として，逃がし安全弁（自動減圧機能）を開維持することで低圧炉心スプレイ系による炉心冷却を継続する。また，格納容器の健全性を維持するため，安定状態に向けた対策として，残留熱除去系（サプレッション・プール水冷却系）による格納容器除熱手段を整備する。対策の概略
系統図を第 7.1.7－1 図に，対応手順の概要を第 7.1.7－2 図に示すとともに，対策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策における手順と設備の関係を第 7.1.7
・プラント基数，設備設計及び運用の－1 表に示す。
違いにより必要要員数は異なるが，
本事故シーケンスグループにおける重要事故シーケンスにおいて，必要な要員はタイムチャートにより要員の充足
初動対応要員 10 名である。
性は確認される。
初動対応要員の内訳は，当直発電長 1 名，当直副発電長 1 名，運転操作対応を行う当直運転員 5 名，通報連絡等を行う災害対策要員 2 名及び現場操作を行う重大事
故等対応要員 1 名である。
必要な要員と作業項目について第 7.1.7－3 図に示す。
ａ．ＩＳＬＯＣＡの発生
原子炉冷却材圧力バウンダリと接続された系統で，高圧設計部分と低圧設計部
分とを分離するための隔離弁の誤開等により，低圧設計部分が過圧されて破損することで，ＩＳＬＯＣＡが発生する。

ｂ．原子炉スクラムの確認
事象発生後に給水流量の全喪失が発生し，原子炉がスクラムしたことを確認する。
原子炉スクラムの確認に必要な計装設備は，平均出力領域計装等である。
ｃ．原子炉隔離時冷却系の自動起動の確認
原子炉水位が原子炉水位異常低下（レベル２）設定点に到達した時点で原子炉隔離時冷却系が自動起動したことを確認する。また，主蒸気隔離弁が閉止するとともに，再循環ポンプがトリップしたことを確認する。
原子炉隔離時冷却系の自動起動の確認に必要な計装設備は，原子炉水位（広帯域，燃料域），原子炉隔離時冷却系系統流量等である。
ｄ．ＩＳＬＯＣＡ発生の確認
隔離弁（残留熱除去系の注入弁）の開操作に伴いポンプ吐出圧力が変動したこと，主蒸気隔離弁が閉止し原子炉隔離時冷却系が自動起動したにも関わらず原子
炉水位の低下が継続していること等によりＩＳＬＯＣＡが発生したことを確認する。
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東海第二発電所

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＩＳＬＯＣＡ）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

過圧されたことを確認し，インターフェイスシステム LOCA が発生したことを確認する。
インターフェイスシステム LOCA の発生を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位，格納容器内圧力，高圧炉心注水系ポンプ吐出圧力等である。
なお，監視可能であればエリア放射線モニタ，床漏えい警報，火災報知器動作等
により原子炉建屋内の状況を参考情報として得ることが可能である。
e. 中央制御室での高圧炉心注水系隔離失敗
中央制御室からの遠隔操作により高圧炉心注水系の隔離操作を実施するが，高圧炉心注入隔離弁の閉操作に失敗する。
高圧炉心注水系の隔離失敗を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位及び原子炉圧力である。

f. 逃がし安全弁による原子炉急速減圧
中央制御室からの遠隔操作による高圧炉心注水系の隔離が失敗するため，破断箇所からの漏えい量を抑制するため原子炉を急速減圧する。
原子炉急速減圧を確認するために必要な計装設備は，原子炉圧力である。

g. 高圧炉心注水系による原子炉注水
原子炉急速減圧操作により原子炉水位が低下し，原子炉水位低（レベル 1.5）で健全側の高圧炉心注水系が自動起動する。

東海第二発電所

備

考

ＩＳＬＯＣＡ発生の確認に必要な計装設備は，原子炉水位（広帯域，燃料域），
残留熱除去系ポンプ吐出圧力等である。
監視可能であれば，原子炉建屋内空間線量率，区画浸水警報，火災警報等による情報も総合的に確認する。
ｅ．中央制御室における残留熱除去系の注入弁の閉止操作
ＩＳＬＯＣＡ発生の確認後，中央制御室からの遠隔操作により残留熱除去系の注入弁の閉止操作を実施するが，これに失敗する。
また，残留熱除去系ポンプのコントロールスイッチを停止位置に固定するとともに，レグシールポンプを停止する。
中央制御室における残留熱除去系の注入弁の閉止操作に必要な計装設備は，原子炉水位（広帯域，燃料域）等である。
ｆ．低圧炉心スプレイ系の起動操作
・東海第二では，ISLOCA の発生を想定
中央制御室における残留熱除去系の注入弁の閉止失敗後，中央制御室からの遠する建屋西側区画に設置されてい隔操作により低圧炉心スプレイ系を起動する。
る高圧炉心スプレイ系は機能喪失
低圧炉心スプレイ系の起動操作に必要な計装設備は，低圧炉心スプレイ系ポンする想定としていることから，漏えプ吐出圧力である。
い抑制の減圧操作の前に低圧で注
外部電源が喪失している場合は，非常用ディーゼル発電機等が自動起動し，非水可能な系統の起動操作を実施す
常用母線に電源を供給する。
る。
ｇ．逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動操作による原子炉減圧
低圧炉心スプレイ系の起動後，破断箇所からの漏えい抑制のため，中央制御室からの遠隔操作により逃がし安全弁（自動減圧機能）7 弁を手動開放し，原子炉減圧を実施する。
逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動操作による原子炉減圧に必要な計装設備
は，原子炉圧力等である。
ｈ．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）の起動準備操作
・東海第二では，ISLOCA 時は外部水源
ＩＳＬＯＣＡ発生の確認後，外部水源にて注水可能な系統として中央制御室かにて注水可能な系統にて注水するらの遠隔操作によ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）
手順としている。
を起動する。
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）の起動準備操作に必要な計装設備は，常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力である。
外部電源が喪失している場合は，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。
緊急用母線の受電に必要な計装設備は，緊急用Ｍ／Ｃ電圧である。
ｉ．原子炉水位の維持操作
原子炉減圧操作に伴い，原子炉水位が一時的に低下し，その後原子炉水位が原
子炉水位低（レベル３）設定点以上に回復した以降は，破断口からの漏えい抑制 ・東海第二では，主蒸気隔離弁閉止イ
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東海第二発電所

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＩＳＬＯＣＡ）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

高圧炉心注水系の自動起動を確認するために必要な計装設備は，高圧炉心注水系
系統流量である。
原子炉水位回復後は，破断箇所からの漏えい抑制のため，破断箇所の隔離が終了するまで原子炉水位は高圧炉心注水系ノズル部以下で維持する。
原子炉水位の維持を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位及び高圧炉心
注水系系統流量である。

h. 残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）運転
原子炉急速減圧によりサプレッション・チェンバ・プール水温が 35℃を超えた時点で，残留熱除去系によるサプレッション・チェンバ・プール水冷却モード運転を開始する。
残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）運転を確認するために必要な計装設備は，サプレッション・チェンバ・プール水温度等である。
i. 現場操作での高圧炉心注水系隔離操作
破断箇所からの漏えい抑制が継続し，現場操作により高圧炉心注入隔離弁の全閉操作を実施し，高圧炉心注水系を隔離する。
高圧炉心注水系の隔離を確認するための計装設備は，原子炉水位である。
j. 高圧炉心注水系隔離後の水位維持
高圧炉心注水系の隔離が成功した後は，健全側の高圧炉心注水系により，原子炉
水位を原子炉水位低（レベル 3）から原子炉水位高（レベル 8）の間で維持する。
原子炉水位の維持を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位及び高圧炉心
注水系系統流量である。

以降，炉心冷却及び原子炉格納容器除熱は，残留熱除去系により継続的に行う。

東海第二発電所

備

考のため，原子炉水位を，原子炉水位異常低下（レベル２）設定点以上で可能な限
ンターロック（レベル２）等を考慮
り低めに維持する。また，常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常しつつ，ISLOCA 時には漏えい抑制の設）による原子炉注水により原子炉水位の維持が可能なことを確認した後，低圧ために原子炉水位をレベル２以上
炉心スプレイ系による原子炉注水を停止する。
で可能な限り低めに維持する手順
原子炉水位の調整操作（低圧代替注水系（常設））に必要な計装設備は，原子炉としている。
水位（広帯域）等である。
ｊ．中央制御室における残留熱除去系の弁の閉止操作
・東海第二では，減圧後に漏えい発生
原子炉圧力が 3MPa［gage］に到達後，中央制御室からの遠隔操作により残留熱系統の遠隔操作可能な電動弁を閉除去系の注入弁以外の電動弁の閉止操作を実施する。
止する手順としている。
中央制御室における残留熱除去系の注入弁の閉止操作に必要な計装設備は，原子炉水位（広帯域，燃料域），原子炉圧力等である。
ｋ．残留熱除去系（サプレッション・プール水冷却系）によるサプレッション・プ
ール冷却
サプレッション・プール水温度が 32℃に到達したことを確認し，中央制御室からの遠隔操作により残留熱除去系（サプレッション・プール水冷却系）によるサプレッション・プール冷却を実施する。
残留熱除去系（サプレッション・プール水冷却系）によるサプレッション・プール冷却に必要な計装設備は，サプレッション・プール水温度等である。
ｌ．現場における残留熱除去系の注入弁の閉止操作
現場操作により残留熱除去系の注入弁を閉止し，残留熱除去系を隔離する。
現場における残留熱除去系の注入弁の閉止操作に必要な計装設備は，原子炉水位（広帯域，燃料域）等である。
ｍ．原子炉水位の調整操作
残留熱除去系の隔離成功後は，低圧炉心スプレイ系により原子炉水位を原子炉
水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の間で維持する。
また，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
注水を停止する。
原子炉水位の調整操作（低圧炉心スプレイ系）に必要な計装設備は，原子炉水位（広帯域，燃料域）等である。
・東海第二では，解析上考慮しない操ｎ．使用済燃料プールの冷却
作も含め，手順に従い必ず実施する
代替燃料プール冷却系等を用いて使用済燃料プールへの注水及び冷却を実施す
操作を記載る。
以降，炉心冷却は低圧炉心スプレイ系を用いた原子炉注水により継続的に実施し，格納容器除熱は残留熱除去系（サプレッション・プール水冷却系）により継続的に
実施する。

4／39

東海第二発電所

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＩＳＬＯＣＡ）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考7.1.7.2 炉心損傷防止対策の有効性評価
7.1.7.2 炉心損傷防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法(1) 有効性評価の方法
本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケンスは，「6.2
本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケンスは，「6.2
評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，原子炉冷却材圧力バウンダリ
評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，原子炉冷却材圧力バウンダリと接続された系統で，高圧設計部分と低圧設計部分とのインターフェイスが，直列と接続された系統で，高圧設計部分と低圧設計部分とを分離するための隔離弁の誤に設置された 2 個の隔離弁のみで隔離された系統において，隔離弁が両弁ともに破開等により，低圧設計部分が過圧されて破損する「ＩＳＬＯＣＡ」である。また， ・東海第二では，原子炉水位低下の観点で厳しい条件として外部電源あ損又は誤開放することで，低圧設計部分が過圧される「インターフェイスシステム
原子炉水位の低下を厳しくする観点で，評価上は給水流量の全喪失を想定する。
LOCA」である。
本重要事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒表面熱伝達，沸騰遷移， りを想定するとともに，給水流量の全喪失を想定している。
本重要事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒表面熱伝達，気液熱非燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化，気液分離（水位変化）
・対平衡，沸騰遷移，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化，気液分
向流，気液熱非平衡及び三次元効果並びに原子炉圧力容器における冷却材放出（臨離（水位変化）・対向流，三次元効果並びに原子炉圧力容器における沸騰・凝縮・ボ界流・差圧流），沸騰・凝縮・ボイド率変化，気液分離（水位変化）
・対向流及びＥ
イド率変化，気液分離（水位変化）
・対向流，冷却材放出（臨界流・差圧流），ECCS 注ＣＣＳ注水（給水系及び代替注水設備含む）が重要現象となる。よって，これらの水（給水系・代替注水設備含む）が重要現象となる。よって，これらの現象を適切
現象を適切に評価することが可能である長期間熱水力過渡変化解析コードＳＡＦＥに評価することが可能である長期間熱水力過渡変化解析コード SAFER により原子Ｒにより原子炉圧力，原子炉水位，燃料被覆管温度等の過渡応答を求める。なお， ・東海第二では燃料被覆管温度の評価
結果が破裂判断基準に対して十分
炉圧力，原子炉水位，燃料被覆管温度等の過渡応答を求める。
本有効性評価では，ＳＡＦＥＲコードによる燃料被覆管温度の評価結果は，ベストな余裕があることからＣＨＡＳＴ
フィット曲線の破裂判断基準に対して十分な余裕があることから，燃料被覆管温度
Ｅコードによる詳細評価は実施しが高温となる領域において，燃料棒やチャンネルボックスの幾何学的配置を考慮しないことを明記しているが，本事故た詳細な輻射熱伝達計算を行うことで燃料被覆管温度をＳＡＦＥＲコードよりも低シーケンスで使用する解析コード
めに評価するＣＨＡＳＴＥコードは使用しない。
に違いはない。
また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，本重要事故
また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，本重要事故
シーケンスにおける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。

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

(2) 有効性評価の条件
本重要事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な解析条件を第 7.1.7－2
表に示す。また，主要な解析条件について，本重要事故シーケンス特有の解析条件を以下に示す。
a. 事故条件(a) 起因事象
破断箇所は，運転中に弁の開閉試験を実施する系統のうち，原子炉圧力容器から
低圧設計配管までの弁数が 2 個であり，インターフェイスシステム LOCA が発生する可能性が最も高い高圧炉心注水系の吸込配管とする（原子炉隔離時冷却系及び残留熱除去系（低圧注水モード）の注水ラインについては，原子炉圧力容器から低圧
設計配管までの弁数が 3 個であり，高圧炉心注水系の吸込配管に比べてインターフェイスシステム LOCA の発生頻度は低くなる）。破断面積は，低圧設計部の耐圧バウ
ンダリとなる箇所に対して，実耐力を踏まえた評価を行った結果，1cm2 を超えないことを確認しているが，保守的に 10cm2 とする。

(2) 有効性評価の条件
本重要事故シーケンスにおける主要な解析条件を第 7.1.7－2 表に示す。また，主要な解析条件について，本重要事故シーケンス特有の解析条件を以下に示す。
ａ．事故条件(a) 起因事象
起因事象として，残留熱除去系Ｂ系の注入弁の誤開放による残留熱除去系の系統圧力上昇により，残留熱除去系Ｂ系の熱交換器フランジ部に破断面積約21cm２相当の漏えいが発生するものとする。
破断面積は，ＩＳＬＯＣＡ発生時の系統加圧状態を保守的に考慮した構造健全性評価 ※の結果，系統に破損が発生しないことを確認したことから，加圧範
囲のうち最も大きなシール構造である残留熱除去系の熱交換器フランジ部に対して，保守的にガスケットに期待しない場合にフランジ部に生じる間隙の面積を設定する。
※ 保守的に圧力 8.2MPa[gage]及び温度 288℃が継続して負荷される条件にて構造健全性評価を実施
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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＩＳＬＯＣＡ）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機(b) 安全機能の喪失に対する仮定
インターフェイスシステム LOCA が発生した側の高圧炉心注水系が機能喪失するものとする。

(c) 外部電源
外部電源なしの場合は，給復水系による給水がなく，原子炉水位の低下が早くなることから，外部電源は使用できないものと仮定し，非常用ディーゼル発電機によって給電を行うものとする。

b. 重大事故等対策に関連する機器条件(a) 原子炉スクラム信号
原子炉スクラムは，事象発生と同時に想定している外部電源喪失に起因する再循
環ポンプ・トリップに伴う炉心流量急減信号によるものとする。
(b) 原子炉隔離時冷却系
原子炉隔離時冷却系が原子炉水位低（レベル 2）で自動起動し，182m3/h（8.12～
1.03MPa[dif]において）の流量で注水するものとする。
(c) 高圧炉心注水系
高圧炉心注水系が原子炉水位低（レベル 1.5）で自動起動し，727m3/h（0.69MPa[dif]において）の流量で注水するものとする。
(d) 逃がし安全弁
原子炉減圧には自動減圧機能付き逃がし安全弁（8 個）を使用するものとし，容量として，1 個あたり定格主蒸気流量の約 5%を処理するものとする。

東海第二発電所

備考(b) 安全機能の喪失に対する仮定
ＩＳＬＯＣＡの発生を想定する残留熱除去系Ｂ系が機能喪失するものとする。
また，原子炉冷却材の漏えいにより残留熱除去系Ｂ系が設置されている原子炉建屋西側は高温多湿となるため，保守的に同じ原子炉建屋西側に設置されている高圧炉心スプレイ系及び残留熱除去系Ｃ系も事象発生と同時に機能喪失す
るものとする。
(c) 外部電源
外部電源はあるものとする。
・東海第二では，原子炉水位低下の観外部電源がある場合，原子炉スクラムは，原子炉水位低（レベル３）信号に点で厳しい条件として外部電源あて発生し，再循環ポンプトリップは，原子炉水位異常低下（レベル２）信号にりを想定するとともに，給水流量のて発生する。このため，原子炉水位の低下の観点で厳しくなる。
全喪失を想定している。
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
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。
(b) 主蒸気隔離弁
主蒸気隔離弁は，原子炉水位異常低下（レベル２）信号により閉止するものとする。
(c) ＡＴＷＳ緩和設備（代替原子炉再循環ポンプトリップ機能）
ＡＴＷＳ緩和設備（代替原子炉再循環ポンプトリップ機能）は，原子炉水位
異常低下（レベル２）信号により再循環ポンプを全台トリップさせるものとする。
(d) 逃がし安全弁
逃がし安全弁（安全弁機能）にて原子炉冷却材圧力バウンダリの過度の圧力上昇を抑制するものとする。また，手動操作による原子炉減圧には，逃がし安全弁（自動減圧機能）7 弁を使用するものとし，容量として，1 弁当たり定格主蒸気流量の約 6％を処理するものとする。
(e) 原子炉隔離時冷却系
原子炉水位異常低下（レベル２）信号により自動起動し，136.7m３／h（原子炉圧力 1.04MPa[gage]～7.86MPa[gage]において）の流量で原子炉へ注水する。
原子炉水位が原子炉水位高（レベル８）設定点まで回復した以降は，原子炉水位を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の範囲に維持する。また，原子炉減圧と同時に注水を停止するものとする。
(f) 低圧炉心スプレイ系
逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動操作による原子炉減圧後に，最小流量特性（0m３／h～1,561m３／h，注水圧力 0MPa[dif] ※～1.99MPa[dif]において）で
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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＩＳＬＯＣＡ）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所備考

原子炉へ注水するものとする。また，ＩＳＬＯＣＡ発生時は隔離成功までの期間において外部水源による注水を優先するため，原子炉減圧後に常設低圧代替
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し，原子炉水位が原子炉水位低（レベル３）設定点まで回復した 1 分後に注水を停止するものとし，残留熱除去系の隔離成功後に原子炉注水を再開し，原子炉水位
を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の範囲に維持するものとする。
※ MPa[dif]…原子炉圧力容器と水源との差圧。
（以下同様）(g) 低圧代替注水系（常設）
常設低圧代替注水系ポンプ 2 台を使用するものとし，機器設計上の最小要求値である最小流量特性（注水流量：0m３／h～378m３／h，注水圧力：0MPa[dif]～2.38MPa[dif]）を用いるものとする。また，運転手順に従い，ＩＳＬＯＣＡ
発生時は隔離成功までの期間において，漏えい抑制のために原子炉水位を原子
炉水位異常低下（レベル２）以上で可能な限り低めに維持することから，評価上は，漏えい量を厳しくする観点で原子炉水位を原子炉水位低（レベル３）設
定点以上に維持するものとする。また，隔離成功後は低圧炉心スプレイ系による内部水源の原子炉注水に切り替えることから，残留熱除去系の隔離に成功した 1 分後に注水を停止するものとする。
c. 重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件として，「6.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。
(a) 逃がし安全弁による原子炉急速減圧操作は，インターフェイスシステム LOCA の発生を確認した後，中央制御室において隔離操作を行うが，その隔離操作失敗の判断時間及び逃がし安全弁の操作時間を考慮して事象発生から 15 分後に開始す
るものとする。

(b) 高圧炉心注水系の破断箇所隔離操作は，インターフェイスシステム LOCA 発生時の現場環境条件を考慮し，事象発生から 3 時間後に開始するものとし，操作時間
は 60 分間とする。
(3) 有効性評価の結果
本重要事故シーケンスにおける原子炉圧力，原子炉水位（シュラウド内及びシュ
ラウド内外）※1，注水流量，逃がし安全弁からの蒸気流量，原子炉圧力容器内の保有水量の推移を第 7.1.7－6 図から第 7.1.7－11 図に，燃料被覆管温度，高出力燃料集合体のボイド率，炉心下部プレナム部のボイド率，破断流量の推移を第 7.1.7

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，「6.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示す分類に従って，以下のとおり設定する。
(a) 逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動操作による原子炉減圧（低圧炉心スプ
レイ系による原子炉注水）は，状況判断，中央制御室における残留熱除去系の注入弁の閉止操作，低圧炉心スプレイ系の起動操作及び逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動操作による原子炉減圧に要する時間を考慮して，事象発
生 15 分後に実施するものとする。なお，外部電源がない場合でも，非常用ディーゼル発電機等が自動起動し非常用母線に電源を供給することから運転員等操作に与える影響はない。
(b) 余裕時間を確認する観点で事象発生 5 時間後に現場における残留熱除去系の注入弁の閉止操作が完了するものとする。

(3) 有効性評価の結果
本重要事故シーケンスにおける原子炉圧力，原子炉水位（シュラウド内外水位）※，
注水流量，逃がし安全弁からの蒸気流量及び原子炉圧力容器内の保有水量の推移を
第 7.1.7－4 図から第 7.1.7－8 図に，燃料被覆管温度，燃料被覆管最高温度発生位
置における熱伝達係数，燃料被覆管最高温度発生位置におけるボイド率，高出力燃7／39

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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＩＳＬＯＣＡ）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機－12 図から第 7.1.7－15 図に示す。

※1 シュラウド内は，炉心部から発生するボイドを含んだ二相水位を示しているため，シュラウド外の水位より，見かけ上高めの水位となる。一方，非常用炉心冷却系の起動信号となる原子炉水位計（広帯域）の水位及び運転員が炉心冠水状態において主に確認する原子炉水位計（広帯域・狭帯域）の水位は，シュラ
ウド外の水位であることから，シュラウド内外の水位を併せて示す。なお，水位が有効燃料棒頂部付近となった場合には，原子炉水位計（燃料域）にて監視する。6 号炉の原子炉水位計（燃料域）はシュラウド内を，7 号炉の原子炉水位計（燃料域）はシュラウド外を計測している。
a. 事象進展
事象発生後に外部電源喪失となり，炉心流量急減信号が発生して原子炉はスクラ
ムし，また，原子炉水位低（レベル 2）で原子炉隔離時冷却系が自動起動する。
再循環ポンプについては，外部電源喪失により，事象発生とともに 10 台全てがトリップする。
破断口から原子炉冷却材が流出することにより原子炉水位は低下するが，原子炉水位低（レベル 2）で原子炉隔離時冷却系による原子炉注水を開始する。
事象発生 15 分後の中央制御室における破断箇所の隔離に失敗するため，中央制
御室からの遠隔操作によって逃がし安全弁 8 個を手動開することで，原子炉を減圧し，原子炉冷却材の漏えいの抑制を図る。原子炉減圧により，原子炉隔離時冷却系が機能喪失するものの，原子炉水位低（レベル 1.5）で健全側の高圧炉心注水系が自動起動し，原子炉水位が回復する。また，主蒸気隔離弁は，原子炉水位低（レベル 1.5）で全閉する。
事象発生 4 時間後，現場操作により高圧炉心注水系の破断箇所を隔離した後は，健全側の高圧炉心注水系により原子炉水位は適切に維持される。
高出力燃料集合体及び炉心下部プレナム部のボイド率については，原子炉減圧により増加する。また，高圧炉心注水系による原子炉注水が継続され，その原子炉圧力変化により増減する。
その後は，残留熱除去系による原子炉圧力容器及び原子炉格納容器除熱手順に従い，冷温停止状態に移行することができる。
b. 評価項目等
燃料被覆管の最高温度は，第 7.1.7－12 図に示すとおり，初期値（約 310℃）を上回ることなく，1,200℃以下となる。また，燃料被覆管の酸化量は酸化反応が著しくなる前の燃料被覆管厚さの 1％以下であり，15%以下となる。

東海第二発電所

備

考

料集合体のボイド率，炉心下部プレナム部のボイド率，破断流量の推移並びに燃料被覆管破裂が発生した時点の燃料被覆管温度と燃料被覆管の円周方向の応力の関係
を第 7.1.7－9 図から第 7.1.7－15 図に示す。
※ 炉心冷却の観点ではシュラウド内水位に着目し，運転員操作の観点ではシュ
ラウド外水位に着目するためシュラウド内外水位を合わせて示している。なお，シュラウド内は炉心部で発生するボイドを含む水位であることから，原子炉水位が低下する過程ではシュラウド外水位と比較して高めの水位を示す。

ａ．事象進展事象発生と同時に給水流量の全喪失が発生することで原子炉水位は低下し，原 ・評価条件，運用・設備設計，事象進展等に違いに起因する記載の相違
子炉水位低（レベル３）信号により原子炉がスクラムする。その後原子炉水位がはあるが，実態として記載内容に違
原子炉水位異常低下（レベル２）設定点まで低下すると，主蒸気隔離弁の閉止及いはない。
び再循環ポンプトリップが発生するとともに，原子炉隔離時冷却系が自動起動することで，原子炉注水が開始され，原子炉水位は回復する。この後，中央制御室からの遠隔操作により残留熱除去系の注入弁の閉止を試みるが，これに失敗するため，低圧炉心スプレイ系を起動し，逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動操作による原子炉減圧を実施し，原子炉冷却材の漏えいを抑制する。また，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）を起動し，隔離に成功するまでの期間は，外部水源による原子炉注水を実施する。

事象発生の 5 時間後に，現場操作により残留熱除去系の破断箇所を隔離した後は，低圧炉心スプレイ系により原子炉水位を維持する。
高出力燃料集合体のボイド率については，原子炉減圧や原子炉注水により増減するが，炉心の冠水状態は維持されるため燃料被覆管温度が上昇することはない。

ｂ．評価項目等
燃料被覆管温度は，第 7.1.7－9 図に示すとおり，炉心の冠水が維持され，初期値（約 309℃）以下にとどまることから，評価項目である 1,200℃を下回る。燃料
被覆管最高温度は，高出力燃料集合体で発生している。また，燃料被覆管の酸化
量は，酸化反応が著しくなる前の燃料被覆管厚さの 1％以下であり，評価項目である 15％を下回る。
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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＩＳＬＯＣＡ）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

原子炉圧力は，第 7.1.7－6 図に示すとおり，
約 7.07MPa[gage]以下に抑えられる。
原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力は，原子炉圧力と原子炉圧力容器底部圧力との差（高々約 0.3MPa）を考慮しても，約 7.37MPa[gage]以下であり，最高使用
圧力の 1.2 倍（10.34MPa[gage]）を下回る。
原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，原子炉減圧及び破断箇所隔
離後の原子炉格納容器内への蒸気流入により上昇する。
一方，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度が最も高くなる設計基準事故である「原子炉格納容器内圧力，雰囲気等の異常な変化」の「原子炉冷却材喪失」においては，インターフェイスシステム LOCA とは異なり，事象開始から原子炉格納容器内に原子炉冷却材が流出し続ける事故を想定し解析しており，この場合でも原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度の最大値は，約0.25MPa[gage]及び約 138℃にとどまる。
このため，本事象においても原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，原子炉格納容器の限界圧力及び限界温度を下回る。
中央制御室からの遠隔操作による高圧炉心注水系の破断箇所隔離には失敗する
が，逃がし安全弁による原子炉減圧を実施し破断箇所からの原子炉冷却材の漏えい抑制を図り，健全側の高圧炉心注水系による原子炉注水を継続することで，炉心の冷却が維持される。その後は，現場操作にて高圧炉心注水系の破断箇所を隔離し，健全側の高圧炉心注水系による原子炉注水及び残留熱除去系による原子炉圧力容器
及び原子炉格納容器除熱を開始することで安定状態が確立し，また，安定状態を維持できる。

本評価では，「6.2.1.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(4)の評価項目について，対策の有効性を確認した。

東海第二発電所

備考

原子炉圧力は，第 7.1.7－4 図に示すとおり，逃がし安全弁（安全弁機能）の作動により，約 7.79MPa［gage］以下に維持される。このため，原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力は，原子炉圧力と原子炉圧力容器底部圧力との差（0.3MPa程度）を考慮しても，約 8.09MPa[gage]以下であり，評価項目である最高使用圧
力の 1.2 倍（10.34MPa[gage]）を下回る。
格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，原子炉減圧や破断箇所から原子炉建屋へ流出するものを除く蒸気がサプレッション・プールへ流入することで上昇する。一方，設計基準事故「原子炉格納容器内圧力，雰囲気等の異常な変化」の「原子炉冷却材喪失」においては，事象開始から原子炉圧力容器内で発生した蒸気は全て格納容器内に流入し続けることを想定し評価しており，この場合でも格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度の最大値は，それぞれ約 0.25MPa[gage]
及び約 136℃にとどまる。このため，本事象においても格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，評価項目である最高使用圧力の 2 倍（0.62MPa[gage]）及び200℃を下回る。
第 7.1.7－5 図に示すように，中央制御室における残留熱除去系の注入弁の閉止操作には失敗するが，逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動操作による原子炉減圧を実施することで破断箇所からの原子炉冷却材の漏えいが抑制され，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継続する
ことで，炉心の冠水が維持される。その後，現場における残留熱除去系の注入弁の閉止操作を実施し，低圧炉心スプレイ系による原子炉注水を継続することで，炉心の冠水状態が維持され，炉心冷却が維持される。また，残留熱除去系による格納容器除熱を開始することで，高温停止状態での安定状態が確立する。
安定状態が確立した以降は，機能喪失している設備の復旧に努めるとともに，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）により冷温停止状態とする。
以上により，本評価では，「6.2.1.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す（1）から（4）の評価項目について，対策の有効性を確認した。

7.1.7.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
7.1.7.3 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
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は，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。
る。
格納容器バイパス（インターフェイスシステム LOCA）では，原子炉冷却材圧力バ本重要事故シーケンスでは，ＩＳＬＯＣＡにより原子炉冷却材の漏えいが発生する
ウンダリと接続された系統で，高圧設計部分と低圧設計部分のインターフェイスとため，原子炉を減圧することで原子炉冷却材の漏えいを抑制すること及び漏えい箇所なる配管のうち，隔離弁の隔離失敗等により低圧設計部分が過圧され破断し，原子の隔離操作を実施することが特徴である。よって，不確かさの影響を確認する運転員
炉格納容器外へ原子炉冷却材が流出することが特徴である。また，不確かさの影響
等操作は，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，逃がし安全弁（自を確認する運転員等操作は，事象発生から 12 時間程度までの短時間に期待する操作
動減圧機能）の手動操作による原子炉減圧及び現場における残留熱除去系の注入弁の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，逃がし安全弁による閉止操作とする。
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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＩＳＬＯＣＡ）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考

原子炉急速減圧操作及び高圧炉心注水系の破断箇所隔離操作とする。
(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，「6.7 解本重要事故シーケンスにおいて不確かさの影響評価を実施する重要現象は，「6.7
析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すとおりであり，それらの解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すとおりであり，それら
不確かさの影響評価は以下のとおりである。
の不確かさの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
炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，解析コードは，炉心が冠水維
炉心における燃料棒表面熱伝達，沸騰遷移及び気液熱非平衡の不確かさとして，持する場合では燃料被覆管温度は上昇しないため不確かさは小さい。原子炉注水は解析コードは実験結果の燃料被覆管温度に比べて最大 50℃程度高めに評価するこ原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系の自動起動により行われ，燃料被覆管温度とから，解析結果は燃料棒表面の熱伝達係数を小さく評価する可能性がある。よ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って，実際の燃料棒表面での熱伝達は大きくなることで，燃料被覆管温度は低くえる影響はない。
なるが，事象初期の原子炉注水は原子炉隔離時冷却系の自動起動により確保され，燃料被覆管温度を操作開始の起点とする運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは酸化量及び酸化炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは酸化量及び酸化反反応に伴う発熱量の評価について保守的な結果を与えるため，燃料被覆管温度を応に伴う発熱量の評価について保守的な結果を与えるため，解析結果は燃料被覆管高めに評価する可能性がある。よって，実際の燃料被覆管温度は低くなるが，事酸化を大きく評価する可能性がある。よって，実際の燃料被覆管温度は低くなり，
象初期の原子炉注水は原子炉隔離時冷却系の自動起動により確保され，燃料被覆
原子炉水位挙動に影響を与える可能性があるが，原子炉注水は原子炉隔離時冷却系
管温度を操作開始の起点とする運転員等操作はないことから，運転員等操作時間
及び高圧炉心注水系の自動起動により行われることから，運転員等操作時間に与えに与える影響はない。
る影響はない。
b. 評価項目となるパラメータに与える影響
炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，炉心が冠水維持される実験解析では燃料被覆管温度をほぼ同等に評価する。有効性評価解析においても，原子炉水位は有効燃料棒頂部を下回ることなく，炉心は冠水維持されるため，燃料被覆管の最高温度は初期値（約 310℃）を上回ることはないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは燃料被覆管の酸化について，酸化量及び酸化反応に伴う発熱量に保守的な結果を与え，燃料被覆管温度を高めに評価するが，原子炉水位は有効燃料棒頂部を下回ることなく，炉心は冠水維持されるため，燃料被覆管の最高温度は初期値（約 310℃）を上回ることはな
いことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

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表面熱伝達，沸騰遷移及び気液熱非平衡の不確かさとして，
解析コードは実験解析において熱伝達モデルの保守性により燃料被覆管温度を高めに評価し，有効性評価解析においても燃料被覆管温度を高めに評価することか
ら，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。ただし，炉心部の冠
水がおおむね維持される本事故シーケンスでは，この影響は小さいと考えられる。
炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは酸化量及び酸化反応に伴う発熱量の評価について保守的な結果を与えるため，燃料被覆管温度を高く評価することから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

(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 7.1.7－2 表に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件とした場合の影響を評価する。また，解析条件の設定に当たっては，評価項目となるパラメータに対する(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 7.1.7－2 表に示すとおりであり，これらの条件設定を設計値等の最確条件とした場合の影響を評価する。解析条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
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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＩＳＬＯＣＡ）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

余裕が小さくなるような設定があることから，その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられる項目に関する影響評価の結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
初期条件の最大線出力密度は，解析条件の 44.0kW/m に対して最確条件は約 42kW/m
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，燃料被覆管温度の上昇は緩和されるが，原子炉注水は原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系の自動起動により行われ，燃料被覆管温度を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd/t に対応したものとしており，その最確条件は平均的燃焼度約 30GWd/t であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなる
ため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉水位の低下は緩和されるが，操作手順（炉心冠水操作）に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位及び炉心流量は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，事象進展に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
事故条件の外部電源の有無については，事象進展を厳しくする観点から，給復水系による給水がなくなり，原子炉水位の低下が早くなる外部電源がない状態を設定している。なお，外部電源がある場合は，給復水系による原子炉圧力容器への給水機能は維持されることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
機器条件の原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系は，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），原子炉水位の回復は早くなる。冠水後の操作として冠水維持可能な注水量に制御するが，注水後の流量調整操作であることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の最大線出力密度は，解析条件の 44.0kW/m に対して最確条件は約 42kW/m
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，燃料被覆管温度の上昇は緩和されるが，原子炉水位は有効燃料棒頂部を下回ることなく，炉心は冠水維持されるため，燃料被覆管の最高温度は初期値（約 310℃）を上回ることはな
いことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd/t に対応したものとしており，その最確条件は平均的燃焼度約 30GWd/t であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなる
ため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉水位の低下は緩和され，それに伴う原東海第二発電所備

考るパラメータに対する余裕が小さくなるよう保守的な設定をしていることから，
この中で事象進展に有意な影響を与える可能性がある項目について，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
初期条件の燃料棒最大線出力密度は，解析条件で設定した 44.0kW／m に対して最確条件は約 33kW／m～41kW／m であり，最確条件とした場合は燃料被覆管温度の上昇が緩和されるが，事象初期の原子炉注水は原子炉隔離時冷却系の自動起動により確保され，燃料被覆管温度を操作開始の起点と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。
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件で設定した燃焼度 33GWd／t に対して最確条件は 33GWd／t 以下であり，最確条件とした場合は崩壊熱がおおむ
ね小さくなるため，原子炉からサプレッション・プールに流出する蒸気量が減少することで，原子炉水位の低下は遅くなるが，事象初期の原子炉注水は原子炉隔離時冷却系の自動起動により確保されることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位及び炉心流量は，ゆらぎにより解析条件
に対して変動を与えうるが，事象進展に与える影響は小さいことから，運転員
等操作時間に与える影響は小さい。
事故条件の外部電源の有無については，起因事象発生から原子炉スクラムまでの期間の原子炉水位の低下を厳しくする条件として，外部電源ありを想定している。外部電源がない場合でも，非常用母線は非常用ディーゼル発電機等から自動的に受電されることで低圧炉心スプレイ系の電源は確保されていることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
機器条件の低圧炉心スプレイ系及び低圧代替注水系（常設）は，最確条件とした場合，おおむね注水開始後の原子炉水位の回復が早くなり，原子炉水位の維持操作の開始が早くなるが，原子炉減圧から水位回復までの原子炉水位を継続監視している期間の流量調整操作であることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の燃料棒最大線出力密度は，解析条件で設定した 44.0kW／m に対して最確条件は約 33kW／m～41kW／m であり，最確条件とした場合は燃料被覆管温度の上昇が緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件で設定した燃焼度 33GWd／t に対して最確条件は 33GWd／t 以下であり，最確条件とした場合は崩壊熱がおおむ
ね小さくなり，原子炉からサプレッション・プールに流出する蒸気量が減少することで，原子炉水位の低下は緩和されることから，評価項目となるパラメー
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東海第二発電所

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＩＳＬＯＣＡ）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

子炉冷却材の放出も少なくなるが，本重要事故シーケンスは格納容器バイパス事象であることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位及び炉心流量は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，事象進展に与える影響は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
事故条件の外部電源の有無については，事象進展を厳しくする観点から，給復水系による給水がなくなり，原子炉水位の低下が早くなる外部電源がない状態を設定している。なお，外部電源がある場合は，給復水系による原子炉圧力容器への給水機能は維持されるため，事象進展が緩和されることから，評価項目となるパラメー
タに対する余裕は大きくなる。
機器条件の原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系は，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），原子炉水位の回復が早くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
b. 操作条件
操作条件の不確かさとして，操作の不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，「操
作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の 6 要因に分類し，これらの要因が運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転員等操作時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価し，評価結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
操作条件の逃がし安全弁による原子炉減圧操作は，解析上の操作開始時間として事象発生から 15 分後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，破断箇所の隔離操作の失敗の認知により原子炉減圧の操作開始時間は変動する可能性があるが，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系による原子炉注水により，炉心は冠水維持されるため，原子炉水位維持の点では問題とならない。
操作条件の高圧炉心注水系の破断箇所隔離操作は，解析上の操作開始時間として事象発生から 3 時間を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，隔離操作を実施すべき弁を容易に認知でき，現場での操作場所は漏えい箇所と異なる場
所にあり，漏えいの影響を受けにくいため，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響も小さい。
(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の逃がし安全弁による原子炉減圧操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間が早まった場合，原子炉減圧時点の崩壊熱が大きくなるが，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系の原子炉注水により，炉心は冠水維持されるため，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

東海第二発電所備考タに対する余裕は大きくなる。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位及び炉心流量は，ゆらぎにより解析条件
に対して変動を与えうるが，事象進展に与える影響は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
事故条件の外部電源の有無については，起因事象発生から原子炉スクラムまでの期間の原子炉水位の低下を厳しくする条件として，外部電源ありを想定するとともに，保守的に給水流量の全喪失も想定している。外部電源がない場合
は，外部電源喪失に伴い原子炉スクラム，再循環ポンプトリップ等が発生する
ため，外部電源がある場合と比較して原子炉水位の低下は緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
機器条件の低圧炉心スプレイ系及び低圧代替注水系（常設）は，最確条件とした場合，注水開始後の原子炉水位の回復が早くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作に係る不確かさを「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，これらの要因が運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転員
等操作時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価する。
評価結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
操作条件の逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動操作による原子炉減圧（低圧炉心スプレイ系による原子炉注水）は，解析上の操作開始時間として事象発
生から 15 分後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，認知時間及び操作所要時間は，余裕時間を含めて設定していることから，実態の操作
開始時間は解析上の設定よりも若干早まる可能性がある。
操作条件の現場における残留熱除去系の注入弁の閉止操作は，解析上の操作
開始時間として事象発生から 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，認知時間及び移動・操作所要時間は，余裕時間を含めて設定
していることから，実態の操作開始時間は解析上の設定よりも若干早まる可能性がある。
(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動操作による原子炉減圧（低圧炉心スプレイ系による原子炉注水）は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の操作開始時間よりも早くなる可能性があり，
この場合，原子炉減圧時点の崩壊熱が高くなるが，原子炉隔離時冷却系，低圧12／39

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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＩＳＬＯＣＡ）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

操作条件の高圧炉心注水系の破断箇所隔離操作は，運転員等操作時間に与える影響として，隔離操作の有無に関わらず，健全側の高圧炉心注水系の原子炉注水継続により，炉心は冠水維持されるため，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

東海第二発電所

備

考

炉心スプレイ系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）の原子炉注水により炉心の冠水状態は維持されることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
操作条件の現場における残留熱除去系の注入弁の閉止操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の操作開始時間よりも早くなる可能性があるが，閉止操作の有無に関わらず，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）の原子炉注水により炉心の冠水状態は維持されることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

(3) 操作時間余裕の把握(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
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，そ下に示す。
の結果を以下に示す。
操作条件の逃がし安全弁による手動原子炉減圧操作については，原子炉隔離時冷操作条件の逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動操作による原子炉減圧（低圧炉
却系及び高圧炉心注水系の原子炉注水により，炉心は冠水維持されることから，時心スプレイ系による原子炉注水）は，操作が遅れた場合でも原子炉隔離時冷却系の間余裕がある。
原子炉注水により，炉心の冠水状態は維持されることから，時間余裕がある。
操作条件の高圧炉心注水系の破断箇所隔離操作は，隔離操作の有無に関わらず，
操作条件の現場における残留熱除去系の注入弁の閉止操作は，閉止操作の有無に健全側の高圧炉心注水系の原子炉注水継続により，炉心は冠水維持されることから，関わらず，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）の原子炉注
時間余裕がある。
水により，炉心の冠水状態は維持されることから，時間余裕がある。
(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
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認しに与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認した。その結果，解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影た。この結果，解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内に
この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間には時間余裕がある。
おいて，操作時間には時間余裕がある。
7.1.7.4 必要な要員及び資源の評価
7.1.7.4 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
事故シーケンスグループ「格納容器バイパス（インターフェイスシステム LOCA）」
事故シーケンスグループ「格納容器バイパス（ＩＳＬＯＣＡ）」の重大事故等対策において，6 号及び 7 号炉同時の重大事故等対策時における必要な要員は，に必要な初動対応要員は，「7.1.7.1(3） 炉心損傷防止対策」に示すとおり 10 名で「7.1.7.1(3) 炉心損傷防止対策」に示すとおり 20 名である。
「7.5.2 重大事故等対あり，災害対策要員の 39 名で対処可能である。
策時に必要な要員の評価結果」で説明している運転員，緊急時対策要員等の 72 名で対処可能である。
(2) 必要な資源の評価(2) 必要な資源の評価
事故シーケンスグループ「格納容器バイパス（インターフェイスシステム LOCA）」
事故シーケンスグループ「格納容器バイパス（ＩＳＬＯＣＡ）」において，必要な13／39

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青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
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柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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において，必要な水源，燃料及び電源は，「7.5.1(2) 資源の評価条件」の条件にて評価を行い，その結果を以下に示す。
a. 水源
インターフェイスシステム LOCA 発生後の隔離までの各号炉における流出量は，
約 100m3 となる。
6 号及び 7 号炉の同時被災を考慮すると，流出量は合計約 200m3 となり，流出量分の注水が必要となる。水源として，各号炉の復水貯蔵槽に約 1,700m3
及び淡水貯水池に約18,000m3 の水を保有している。
インターフェイスシステムLOCA
により復水貯蔵槽が使用できない場合においても，各号炉のサプレッション・チェ
ンバに約 3,600m3 の水を保有しており，高圧炉心注水系による原子炉注水は，サプ
レッション・チェンバのプール水を水源として注水することから，水源が枯渇することはない。これにより 6 号及び 7 号炉の同時被災を考慮しても，必要な水量が確保可能であり，7 日間の注水継続実施が可能である。
b. 燃料
非常用ディーゼル発電機による電源供給については，事象発生後 7 日間最大負荷で運転した場合，号炉あたり約 753kL の軽油が必要となる。5 号炉原子炉建屋内緊
急時対策所用可搬型電源設備及びモニタリング・ポスト用発電機による電源供給については，事象発生直後からの運転を想定すると，7 日間の運転継続に合計約 13kLの軽油が必要となる（6 号及び 7 号炉合計約 1,519kL）。
6 号及び 7 号炉の各軽油タンクにて約 1,020kL（6 号及び 7 号炉合計約 2,040kL）の軽油を保有しており，これらの使用が可能であることから，非常用ディーゼル発電機による電源供給，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備による電源供給及びモニタリング・ポスト用発電機による電源供給について，7 日間の継続が可能である。

水源，燃料及び電源は,「7.5.1(2) 資源の評価条件」にて評価を行い，以下のとお
りである。
ａ．水 源
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）による原子炉注水については，7 日間の対応を考慮すると，合計約 490m３の水が必要となる。
水源として，代替淡水貯槽に約 4,300m３の水を保有していることから，水源が枯渇することはなく，7 日間の対応が可能である。
なお，外部電源喪失を想定した場合でも同様である。

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

ｃ．電 源
外部電源喪失を想定した場合，重大事故等対策時に必要な負荷のうち，非常用
ディーゼル発電機等からの電源供給を考慮する負荷については，非常用ディーゼ
ル発電機等の容量内に収まることから，電源供給が可能である。
常設代替交流電源設備からの電源供給を考慮する負荷については約 1,128kW 必要となるが，常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 2 台）の連続定格容量は 2,208kW であることから，必要負荷に対しての電源供給が可能である。

備

考

ｂ．燃 料
外部電源喪失を想定した場合，非常用ディーゼル発電機による電源供給については，事象発生直後からの運転を想定すると，7 日間の運転継続に約 484.0kL の軽油が必要となる。高圧炉心スプレイ系ディーゼル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 日間の運転継続に約 130.3kL の軽油が必要となる。常設代替交流電源設備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 日間の運転継続に約 141.2kL の軽油が必要となる。合計で 755.5kL の軽油が必要となるが，軽油貯蔵タンクに約 800kL の軽油を保有していることから，非常用ディーゼル発電機，高圧炉心スプレイ系ディーゼ
ル発電機及び常設代替交流電源設備による電源供給について，7 日間の継続が可能である。

7.1.7.5 結論
7.1.7.5 結 論」
事故シーケンスグループ「格納容器バイパス（インターフェイスシステム LOCA）
事故シーケンスグループ「格納容器バイパス（ＩＳＬＯＣＡ）」では，ＩＳＬＯＣ
では，原子炉冷却材圧力バウンダリと接続された系統で，高圧設計部分と低圧設計Ａの発生により原子炉冷却材が流出し，原子炉水位の低下が継続し，炉心損傷に至る部分のインターフェイスとなる配管のうち，隔離弁の隔離失敗等により低圧設計部
ことが特徴である。事故シーケンスグループ「格納容器バイパス（ＩＳＬＯＣＡ）」
分が過圧され破断することで，原子炉格納容器外へ原子炉冷却材が流出することで， に対する炉心損傷防止対策としては，初期の対策として原子炉隔離時冷却系，低圧炉
原子炉水位の低下により炉心が露出して炉心損傷に至ることが特徴である。事故シ心スプレイ系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
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青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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ーケンスグループ「格納容器バイパス（インターフェイスシステム LOCA）」に対す
る炉心損傷防止対策としては，初期の対策として原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心
注水系による原子炉注水手段，逃がし安全弁による原子炉減圧手段及び運転員の破断箇所隔離による漏えい停止手段，安定状態に向けた対策として残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）による原子炉格納容器除熱手段を整備している。
事故シーケンスグループ「格納容器バイパス（インターフェイスシステム LOCA）」の重要事故シーケンス「インターフェイスシステム LOCA」について有効性評価を行った。
上記の場合においても，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系による原子炉注
水，残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）による原子炉格納容器除熱を実施することにより，炉心損傷することはない。

その結果，燃料被覆管温度及び酸化量，原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，評価項目を満足している。
また，安定状態を維持できる。
解析コード及び解析条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操作時間に与える影響及び評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
重大事故等対策時に必要な要員は，運転員及び緊急時対策要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
以上のことから，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系による原子炉注水，逃がし安全弁による原子炉急速減圧，運転員の破断箇所隔離による漏えい停止，残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）による原子炉格納容器除熱等の炉心損傷防止対策は，選定した重要事故シーケンスに対して有効である
ことが確認でき，事故シーケンスグループ「格納容器バイパス（インターフェイス
システム LOCA）」に対して有効である。

東海第二発電所

備考

原子炉注水手段，逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動操作による原子炉減圧による漏えい抑制手段並びに隔離弁閉止による漏えい箇所の隔離手段を整備し，安定状態に向けた対策として，逃がし安全弁（自動減圧機能）を開維持することで常設低圧代替
注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による炉心冷却を継続する。また，格納容器の健全性を維持するため，安定状態に向けた対策として残留熱除去系（サプレッション・プール水冷却系）による格納容器除熱手段を整備している。
事故シーケンスグループ「格納容器バイパス（ＩＳＬＯＣＡ）」の重要事故シーケンス「ＩＳＬＯＣＡ」について有効性評価を行った。
上記の場合においても，原子炉隔離時冷却系，低圧炉心スプレイ系及び常設低圧代
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，逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動操作による原子炉減圧による漏えい抑制手段，隔離弁閉止による漏えい箇所の隔離手段並びに残留熱除去系（サプレッション・プール水冷却系）による格納容器除熱を実施することで炉心の著しい損傷を防止することができる。
この結果，燃料被覆管温度及び酸化量，原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力
並びに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，安定状態を維持することができる。
解析コード及び解析条件の不確かさの影響について確認した結果，運転員等操作時間に与える影響及び評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
重大事故等対策時に必要な要員は，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，事故シーケンスグループ「格納容器バイパス（ＩＳＬＯＣＡ）」
において，原子炉隔離時冷却系，低圧炉心スプレイ系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）による原子炉注水手段，逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動操作による原子炉減圧による漏えい抑制手段，隔離弁閉止による漏えい箇
所の隔離手段並びに残留熱除去系（サプレッション・プール水冷却系）による格納容器除熱手段の炉心損傷防止対策は，選定した重要事故シーケンスに対して有効である
ことが確認でき，事故シーケンスグループ「格納容器バイパス（ＩＳＬＯＣＡ）」に対して有効である。

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青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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備

考

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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＩＳＬＯＣＡ）
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備考前ページと同じ

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青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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備考前ページと同じ

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青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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東海第二発電所

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＩＳＬＯＣＡ）
柏崎刈羽発電所６号機

東海第二発電所

備考前ページと同じ

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東海第二発電所

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＩＳＬＯＣＡ）
柏崎刈羽発電所６号機

東海第二発電所

備

考

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東海第二発電所

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＩＳＬＯＣＡ）
柏崎刈羽発電所６号機

東海第二発電所

備

考

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東海第二発電所

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＩＳＬＯＣＡ）
柏崎刈羽発電所６号機

東海第二発電所

備

考

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東海第二発電所

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＩＳＬＯＣＡ）
柏崎刈羽発電所６号機

東海第二発電所

備

考

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東海第二発電所

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＩＳＬＯＣＡ）
柏崎刈羽発電所６号機

東海第二発電所

備

考

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重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＩＳＬＯＣＡ）
柏崎刈羽発電所６号機 設置変更許可申請書再補正（平成 29 年 8 月 15 日）

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＩＳＬＯＣＡ）
東海第二発電所 まとめ資料

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＩＳＬＯＣＡ）
柏崎刈羽発電所６号機 設置変更許可申請書再補正（平成 29 年 8 月 15 日）

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＩＳＬＯＣＡ）
東海第二発電所 まとめ資料

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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東海第二発電所

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＩＳＬＯＣＡ）

柏崎刈羽発電所６号機 設置変更許可申請書再補正（平成 29 年 8 月 15 日）

東海第二発電所 まとめ資料

備

考

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東海第二発電所

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＩＳＬＯＣＡ）

柏崎刈羽発電所６号機 設置変更許可申請書再補正（平成 29 年 8 月 15 日）

東海第二発電所 まとめ資料

備

考・KK67 においては再冠水過程を示すた
めにシュラウド内のみの水位を示しているが，東海第二ではシュラウド内外水
位で再冠水過程を十分確認できるためシュラウド内のみの図は不要と判断し
た。

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東海第二発電所

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＩＳＬＯＣＡ）

柏崎刈羽発電所６号機 設置変更許可申請書再補正（平成 29 年 8 月 15 日）

東海第二発電所 まとめ資料

備

考

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東海第二発電所

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＩＳＬＯＣＡ）

柏崎刈羽発電所６号機 設置変更許可申請書再補正（平成 29 年 8 月 15 日）

東海第二発電所 まとめ資料

備

考

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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＩＳＬＯＣＡ）

柏崎刈羽発電所６号機 設置変更許可申請書再補正（平成 29 年 8 月 15 日）

東海第二発電所 まとめ資料

備

考

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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＩＳＬＯＣＡ）

柏崎刈羽発電所６号機 設置変更許可申請書再補正（平成 29 年 8 月 15 日）

東海第二発電所 まとめ資料

備

考

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東海第二発電所

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＩＳＬＯＣＡ）

柏崎刈羽発電所６号機 設置変更許可申請書再補正（平成 29 年 8 月 15 日）

東海第二発電所 まとめ資料

備

考

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