ATENA 20-ME03 Rev.1

設計の経年化評価ガイドライン

原子力エネルギー協議会
2023 年 6 月©Atomic Energy Association 2023

【はじめに】
原子力事業者（以下，「事業者」という。
）は，規制要求に留まることなく自主的な安全性向上活動を継続的に進めているところである。この活動では，最新の科学的知見及び技術的知見（以下，「新知見」という。
）を収集し，自プラントへの適用の要否を検討し，抽出された安全対策案について，安全性向上の効果をはじめとした総合的な評価を行い，効果的な対策を採用・実施していく取組を行っている。
IAEA ガイド 「SSG-48 Ageing Management and Development of a Programme for Long
Term Operation of Nuclear Power Plants（原子力発電所の長期運転に関する経年劣化管理及びプログラムの策定）」では，原子力発電所の経年劣化管理の一部として技術の進歩,
安全要求の変遷等に着眼したレビューを推奨している（解説 1）。事業者が自主的安全性向
上活動を進めていく際には，外部ハザードに関する新知見及び運転経験情報の反映を進めることはもとより，設計の経年化すなわち設計において経年的に生じる差異に着目して，プラントの脆弱性を抽出することも，プラントの安全性向上のために必要である。
設計の経年化管理の取組は，福島第一原子力発電所の事故の教訓を踏まえた自主的な安
全性向上の取組である。福島第一原子力発電所では，タービン建屋の地下階に安全系の電源系設備（非常用ディーゼル発電機，メタクラの設備）が設置され，これが津波による全電源喪失事故の一因となった。タービン建屋の地下に安全系の電源系設備が設置されている設計は古いプラント固有の設計であり，津波等による浸水に対する脆弱性があったといえるが，その安全上の重要度の確認を行って事故が起こるまでの間に自主的に改善されることはなかった。したがって，プラント設計が古いことによる安全上の弱点を抽出する仕組みが重要であると判断し，これまでに実施してきた定期安全レビュー（以下，「PSR」という。
）の活動（再稼働したプラントにおいては安全性向上評価の活動）に加え，新旧プ
ラント設計の違いに着目して安全性を評価する事業者自主の仕組みを導入することとした。
具体的には，規制基準に適合したプラントについて，設計の差異に関して安全上の得失がどのようにあるのかを原子炉リスクの観点から検討して自プラントの安全性の特徴を理解するとともに，必要に応じてハード対策及びソフト対策を検討する取組を事業者の自主的な取組として進める。
本ガイドラインは，全事業者において設計の経年化管理が的確に行われるように，設計の経年化評価に係る着眼点の抽出，評価及び対策要否の検討の具体的取組方法を，共通的なガイドラインとして標準化・明確化すること，この取組を通じて，設計の経年化に伴う差異に着目して，規制の枠を超えて改善策を検討し，原子力発電所の自主的かつ継続的な©Atomic Energy Association 2023

安全性の向上に繋げることを意図して整備したものである。なお，本活動は，事業者の自由闊達な改善活動を促すものであり，画一的な対策を求めていくものではない。
本ガイドライン制定以降，共通事項について検討を進めてきた。内的事象については，
設計の経年化評価のプロセスを確認，具体化するとともに，設計差異を抽出する視点等を明確にした。また，外的事象（地震，津波）については，設計経年化の着眼点の抽出方法を検討した。今後，個別プラント評価において一貫性のある評価を実施することができる
ように，これまでの検討内容を本ガイドラインに反映し，改定１版として発刊（2023 年 6月 6 日）する。
本ガイドラインの情報等の取扱いについては，以下のとおりとする。
（免責）（1）ATENA，ATENA 従業員，会員，支援組織等本ガイドラインの作成に関わる関係者（以下，「ATENA 関係者」という。
）は，本ガイドラインの内容について，明示黙示を問わず，情報の完全性及び第三者の知的財産権の非侵害を含め ，一切保証しない。ATENA
関係者は，本ガイドラインの使用により本ガイドライン使用者その他の第三者に生じた一切の損失，損害及び費用についてその責任を負わない。本ガイドラインの使用者
は，自己の責任において本ガイドラインを使用するものとする。
（権利帰属）（1）本ガイドラインの著作権その他の知的財産権（以下，「本件知的財産権」という。
）
は，ATENA に帰属する。本件知的財産権は，本ガイドラインの使用者に移転せず，また，ATENA の承諾がない限り，本ガイドラインの使用者には本件知的財産権に関する
何らの権利も付与されない。
（本頁以下余白）©Atomic Energy Association 2023

改定履歴
改定年月

版

改定内容

2020 年 9 月 25 日

初版

新規制定

2023 年 6 月 6 日

Rev.1

内的事象，地震，津備考

波に係る評価手順の具体化
記載の適正化©Atomic Energy Association 2023

目次
1．序文 ····································································· -11.1 目的 ································································· -11.2 概要 ································································· -11.3 適用範囲 ····························································· -11.4 用語の定義 ··························································· -12．評価手順 ································································· -22.1 設計経年化の着眼点の抽出·············································· -22.2 評価 ································································· -42.3 対策案の検討 ························································· -53．対策要否の検討及び実施···················································· -54．継続的な評価 ····························································· -55．記録 ····································································· -56．その他 ··································································· -5参考文献 ···································································· -7添付書類
1 内的事象に係る評価手順·················································· -82 外的事象に係る評価手順（地震）········································· -143 外的事象に係る評価手順（津波）········································· -214 設計経年化の差異候補（BWR の例） ······································· -32解説
1 IAEA ガイドとの関係 ···················································· -332-1 評価の事例（BWR 原子炉格納容器） ····································· -342-2 評価の事例（BWR RHR 中間ループ） ····································· -452-3 評価の事例（PWR ECCS 系統） ·········································· -583 その他の抽出方法 ····················································· -654 ソフト対策の充実化を図る意図··········································· -69-

©Atomic Energy Association 2023

1. 序文
1.1 目的本ガイドラインの目的は，規制基準に適合することで稼働が認められた原子力発電所においても，設計の経年化，すなわち設計において経年的に生じる差異に着目して，プラントの脆弱性を把握して必要な対策を検討・実施し，原子力発電所の継続的な安全性の維持・向上を促すために，国内原子力発電所の設計を比較し対策を検討する手法を提示することである。
1.2 概要各事業者が，対象とする原子力発電所の設計の経年化を直接的に確認していく方法として，系統設計仕様書のプラント間比較等から，設計経年化を評価するための着眼点（安全機能に係る設計の違い）（以下，「設計経年化の着眼点」という。
）を抽出し，原子炉リスクの観点から評価を実施し，必要な安全対策（ハード・ソフト）を検討し，対策を決定していく手順を示した。また，確率論的リスク評価（以下，「PRA」という。
）等の評価結果
から設計経年化の着眼点を抽出し，対策案を検討していく方法も手順に含めている。これらの活動は安全性向上評価の一環として継続的に実施していくこととする。
1.3 適用範囲
長期間運転（30 年程度が目安）した国内の規制基準適合プラントに適用する。なお，運転期間の短いプラントにおいても，設計の差異を評価していく。
1.4 用語の定義
・設計の経年化
時間の経過にしたがってプラントの設計に関する知見が蓄積されることにより，プラントの設計そのものが変遷し，旧設計のプラントにおいて，新設計との差異が生じること。したがって，設計の経年化は，設備等が物理的に衰えていく経年劣化とは異なるものである。
本ガイドラインで対象とする規制基準適合プラントは，原設計以降，設備が変更とな
り，あるいは規制基準適合のための対策を採っている場合があり，これらを全て含めた差異として，設計，設備，対策等，広く安全対策を比較の対象とする。
・設計の経年化評価
時間の経過に伴い生じる，「設計の経年化」を評価すること。
・設計の経年化管理「設計の経年化評価」の結果から，必要に応じて対策を実施していくこと。

- 1 ©Atomic Energy Association 2023

2. 評価手順
原子炉リスクへの影響の観点から設計経年化の着眼点を広く抽出し，これらの安全上の重要性を評価し，その重要性に応じて対策を検討する手順を 2.1～2.3 に示す。その具体的な手順を添付書類 1～3 に示す。
また，事業者が個別プラントの評価を実施する場合の参考として，解説 2-1～2-3 に例示する。
2.1 設計経年化の着眼点の抽出
原子炉リスクへの影響を評価して安全上の重要度を確認する対象となる設計経年化の着眼点を抽出する。着眼点の抽出には，設計の差異すなわち上流側からのアプローチとして設計情報を比較してその差異の個別プラントへの影響を確認するという方法と，設計の差異がもたらす影響すなわち下流側からのアプローチとして PRA 等の様々な評価結果から脆弱性を見出された系統及び設備（以下，「設備等」という。
）について設計の経年化の観点で分析する方法があり，以下のような方法から対象毎に適切な方法を選択する。
a．直接的な設計情報比較からの抽出方法（主として内的事象の観点からの抽出）
a-1.安全機能の整理
原子炉設置許可申請書等に記載の安全上重要な設備等（安全重要度クラス 1，2 の機能を有する設備等）の機能を対象に，当該安全機能が設計基準事故や重大事故に対し発生防止又は影響緩和のために期待される個別機能及び特性並びに信頼性を決定する要因（物理的メカニズム）を整理する。
a-2.設計差異の整理
a-1.の機能に係る設計の違いを抽出するため，設計図書の記載事項を基に，各設備等について性能，系統構成，材料・材質，作動方法・インターロック，系統運用及び機器型式の視点から比較して，設計差異を整理する。なお，材料・材質については，異常発生防止の最重要設備である原子炉冷却材圧力バウンダリに適用する。
a-3.着眼点の抽出
当該安全機能に期待される個別機能及び特性並びに信頼性を決定する要因等に関する設計情報の比較から得られた設計差異（a-2.にて整理した設計差異）から設計経年化の着眼点を抽出する。個別の設備等の直接的な比較からは，主として内的事象のリ
スクを支配する信頼性や事故時挙動に関連する相違点等が，有意と考えられる差異として抽出される。

- 2 ©Atomic Energy Association 2023

b. PRA 等の様々な評価結果からの抽出方法（主として外的事象の観点からの抽出）
外的事象については，共通的に外力が働く事象であるため，個別の設備等の設計比較
で設計経年化の着眼点を抽出することは困難である。そこでプラントの当該ハザードに対する脆弱性を評価する PRA 等を実施し，リスク評価の中で脆弱性を大きく支配する設計上の特性を設計経年化の着眼点として抽出していくことが効果的である。
なお，これらの事象については，安全性向上評価届出書において，b-1.～b-3.に示すような個別プラント評価に基づき安全性向上対策の検討を実施しており，この中に設
計経年化に関する検討も含まれることから，これらの評価を有効活用し，対策が必要と判断された設備等について，他プラントとの設計上の差異，背景を深掘りして分析する
ことで，設計経年化の着眼点を抽出してもよい。
b-1.PRA
ドミナントシーケンスに含まれる設備，リスク重要度の高い設備等に着目し，設計の経年化による影響が考えられる着眼点（例えば，設置場所，分離・離隔，フラジリティ）を抽出する。なお，同一ハザードでプラント間で比較することが可能な PRA がある場合には，それぞれのドミナントシーケンス等を比較することで世代の異なるプラント間の脆弱性の違いが確認でき，設計の経年化が見出しやすくなる。例えば，地震 PRA を考えた場合，地震ハザードは発電所単位で設定しているため，これら同じ
地震ハザードを使用した同一発電所内のプラント間での比較による着眼点の抽出が考えられる。
b-2.ストレステスト等の安全裕度評価
対象ハザードを設計基準より大きくした場合に脆弱性が認められる設備等に着目し，その脆弱性が設計の経年化に起因するものであるかを見出すことで設計経年化の着眼点を抽出する。例えば，津波ストレステストでは，設計基準を超えて敷地内及び建屋内への浸水を想定することによる着眼点の抽出が考えられる。
b-3.プラントウォークダウン
PRA や安全裕度評価の際に実施し，ハザードに対する配置等の設計の脆弱性（例えば，他機器からの波及的影響）に着目して設計経年化の着眼点として抽出する。
b-4.その他
上記によらず設計経年化の着眼点を抽出することができる方法を解説 3 に示す。
a. 直接的な設計情報からの抽出方法及び b. PRA 等の様々な評価結果からの抽出方法を通して抽出される設計経年化の差異候補（BWR の例）を添付書類 4 に示す。

- 3 ©Atomic Energy Association 2023

2.2 評価
2.1 にて抽出した着眼点毎に，a. PRA 評価結果及び b. PRA モデル化要素に示す安全上の視点から安全上の重要性を評価する注 1。なお，2.1 b. PRA 等の様々な評価結果からの抽出方法で得られた着眼点については，PRA 等の評価結果そのものに原子炉リスクへの影響度合いが含まれている。
a.

PRA 評価結果注 2
a-1.着眼点抽出の際に整理した設計差異によって自プラントと比較対象プラントの全炉心損傷頻度（以下，「CDF」という。）等に有意な差が生じるか：有意であるかどうかは，例えば R.G.1.174［1］や重要度決定プロセス（以下，「SDP」という。）の判断基準に照らしてみることが考えられる
a-2.事故シーケンス毎の発生頻度（リスクプロファイル）において，設計差異のある設備等を含む特定の事故シーケンスが突出していないか：例えば，全交流電源喪失（以下，「SBO」という。
）が全 CDF の 90%を占める
a-3.設計差異が存在する設備等のリスク重要度が極端に大きくなるものはないか等b.

PRA モデル化要素
b-1.設計差異により起因事象発生頻度が有意に増加することはないか：例えば,系統構成の差異による原子炉補機冷却水喪失発生頻度の変化
b-2.設計差異によりイベントツリーの分岐確率に有意な差がないか：例えば，格納容器イベントツリーの溶融炉心-コンクリート相互作用（以下，「MCCI」という。
）発
生確率が有意に高い
b-3.設計差異によりフォールトツリーの頂上事象の発生確率が有意に高くなることはないか
b-4.設計差異によりメンテナンスによるアンアベイラビリティが有意に大きくなることはないかb-5.設計差異により系統の故障確率が増大することはないか
b-6.設計差異によりヒューマンエラーの発生確率が大きくなることはないか

等

c. 決定論的安全解析：設計差異により事象進展の速さや判断基準への到達時間といった時間的な要素の面で，安全余裕に影響が出るか
d. その他，安全上の影響を評価できると考えられる視点
注 1：安全上の重要性はリスクを考慮して検討するが，リスク影響は必ずしも定量的なものが得られるとは限らない（深層防護の特定の層の厚みが欠如若しくは薄い場合や事象の発生防止に過度に依存していてバランスが悪い場合もある）。また，定量的な結果が得られたとしても，その大小を仕分ける明確な閾値はない。本ガイドラインの目指すところは規制基準への適合ではな
く，自主的な安全性向上であることを踏まえ，その大小については，例えば我が国の SDP の判断基準や米国のリスク情報活用のベースドキュメントとも呼ぶべき R.G.1.174 を参考にしてケ- 4 ©Atomic Energy Association 2023

ースバイケースで判断する。
注 2：PRA の品質を確保すべく，日本原子力学会標準に準拠することに加え，新知見の反映等により品質を向上していく必要がある。また，PRA の有する不確実さに留意し，不確実さを考慮した相対的な評価等の工夫が推奨される。

2.3 対策案の検討評価された着眼点毎の安全上の重要性に応じ，対策案を検討する。
この対策案の抽出にあたっては，ハード対策に加えて，迅速な対応が可能なソフト対策の充実も考慮する（解説 4）。確率が小さくても，安全上の重要性を考慮したうえで，設計の経年化という観点で差異があればそれを切り捨てるのではなく，対策案を幅広く抽出し，改善の効果とコストを勘案したうえで導入を検討する。
3. 対策要否の検討及び実施
2.1～2.3 の分析による個別プラント評価結果に基づく安全上の脆弱性，対策導入による効果（悪影響が無いことの確認を含む）及びリソースを総合的に勘案し，具体的な対策を検討し採否を判断する。採用した対策は計画的に実施する。
4. 継続的な評価
事業者は，前項までの対応が一通り完了して以降は，設計の経年化管理の観点から，国内での新設計の情報，海外の新知見の情報を活用し，前項までの手順を踏んで評価を継続的に実施していく。
ATENA は，事業者の評価結果を確認し，必要に応じ本ガイドラインを改定する。
5. 記録
上記の検討プロセスについて記録に残す。
6. その他
安全性向上評価届出書に記載し，公表する。
2～5 章までに述べた本ガイドラインの流れについて，基本フローとして図 1 に示す。
（本頁以下余白）- 5 ©Atomic Energy Association 2023

図 1 本ガイドラインの業務フロー図以上- 6 ©Atomic Energy Association 2023

参考文献
[1]

R.G.1.174: AN APPROACH FOR USING PROBABILISTIC RISK ASSESSMENT IN
RISK-INFORMED DECISIONS ON PLANT-SPECIFIC CHANGES TO THE LICENSING
BASIS（本頁以下余白）- 7 ©Atomic Energy Association 2023

添付書類 1
内的事象に係る評価手順
1. 内的事象に係る設計経年化の着眼点の抽出
原子炉リスクへの影響を評価して安全上の重要度を確認する対象となる設計経年化の着眼点を抽出する。内的事象については，設計情報を比較してその差異による個別プラントへの影響を確認することで設計経年化の着眼点を抽出する。
1.1 評価対象とする安全機能の整理
以下の情報を踏まえて，評価の対象とする安全機能（系統）を整理する。表 1 に評価の対象とする系統の例を示す。
・安全機能を有する電気・機械装置の重要度分類指針(JEAG4612-2010)の安全重要度ク
ラス 1,2 の機能・原子炉設置許可申請書添付書類十の「解析において影響緩和のため考慮する主要な安
全機能(運転時の異常な過渡変化，設計基準事故)」で整理される機能（本頁以下余白）- 8 ©Atomic Energy Association 2023

表 1 評価の対象とする系統の例
BWR の例PWR の例

原子炉構成機器（原子炉圧力容器，炉心支1 次冷却系統（原子炉容器，炉心支持構造物

持構造物等）

含む）

原子炉冷却材再循環系
制御棒駆動系

化学体積制御系統

ほう酸水注入系
原子炉系（主蒸気系，逃がし安全弁等含む） 主蒸気及び主給水系統
残留熱除去系

余熱除去系統原子炉隔離時冷却系

補助給水系統高圧炉心注水系/高圧炉心スプレイ系

非常用炉心冷却系統

低圧炉心スプレイ系
原子炉格納容器（隔離弁含む）

原子炉格納施設（アニュラス含む）
格納容器スプレイ系統

放射線監視施設

放射線管理施設（放射線監視設備と遮蔽設備）

非常用ガス処理系（原子炉建屋含む）

換気空調系統（アニュラス空気浄化系統）（排気筒含む）
換気空調系統（安全補機室空気浄化系統）

可燃性ガス濃度制御系－

安全保護系（原子核計装系含む）

計測制御系統電源系（非常用所内電源系，直流電源系，計非常用電源系統

測制御電源系）
原子炉冷却材浄化系

－

中央制御室

（換気空調系統（中央制御室空調系統）及び計測制御系統に含む）

換気空調系

換気空調系統（中央制御室空調系統）

原子炉補機冷却系/原子炉補機冷却海水系

原子炉補機冷却水系統/原子炉補機冷却海
水系統－

制御用空気系統

放射性気体廃棄物処理系（排気筒含む）

廃棄物処理系統

燃料取扱設備

燃料貯蔵設備及び取扱設備

燃料プール冷却浄化系
復水補給水系
中央制御室外原子炉停止装置（計測制御系統に含む）- 9 ©Atomic Energy Association 2023

1.2 設計差異の整理
対象系統を構成する機器について，設計図書の記載を基に確認し，国内の規制基準適合プラントとの設計の差異（着眼点候補）を抽出する。表 2 に設計の差異を抽出するに際しての視点（どのような差異を抽出するのかという考え方）を示す。
表 2 の視点で差異を抽出するために必要な文書は以下のとおり。
（主に以下の文書により差異を抽出可能と考えられるが，上述の視点から設計を比較するために，必要に応じて，他の設計図書も参照する。
）≪設計の差異を抽出するために必要な文書≫
原子炉設置許可申請書 添付書類八，系統設計仕様書/配管計装線図/インターロックブロック線図
上記文書を基に，表 2 の視点により設計の差異を抽出し，着眼点の候補とする。ただし，表 3 に示す差異は原子炉リスクへの影響がないと考えられることから抽出対象としない。
（本頁以下余白）- 10 ©Atomic Energy Association 2023

表 2 設計の差異を抽出する視点※

視点

a.性能（設計条件を含む）
b.系統構成（配具体例
・性能の差異（系統流量，揚程等）
・性能の差異に基づく設計条件の差異（設計圧力，設計温度，寸法等）
・弁の有無，弁構成

・ポンプ台数

管・弁構成を・ミニフローライン有無，タイライン有無，ヘッダ有無含む）

・注入配管や取水配管の接続場所

・（配管上の）機器設置位置

・設備の合理化（[PWR]ほう酸注入タンク有無，CV スプレイヘッダ数，［BWR］復水貯蔵槽（タンク）へのテストライン有無）
c.材料・材質※※

・溶接材料

d.作動方法・イ

・系統の隔離操作等に用いる弁の遠隔化，自動化

ンターロック・製作方法（溶接加工，一体鋳造）

・自動起動・作動ロジック（有無も含む）
・[PWR]再循環切替方式（一括自動方式）

e.系統運用・[PWR]補助給水ポンプ出口連絡ラインの運用
・[PWR]高温再循環時注入先の運用
・[PWR]アニュラス空気浄化系統運転時期

f.機器型式

・格納容器型式（アニュラスシール有無，真空逃がし弁装置有無，再循
環ユニットダクト開放機構有無（配置差）等も含む）
・ポンプ型式

・弁型式（手動，電動）・電動機冷却方式（空冷，水冷）・重要機器の操作器（ハード，ソフト）・中央制御盤（アナログ，デジタル）
・使用済燃料貯蔵ラック（アングル型，キャン型）
・[PWR]燃料取替用水源（タンク，ピット）※ 設計図書に記載されている事項から，視点を抽出する（ただし，内的事象に影響を与える事項とし，配置のような外的事象において重要となり得る事項はここでは抽出しない）。
※※異常発生防止の最重要設備である原子炉冷却材圧力バウンダリに適用する。その他の部位の材料・材質の差異は設計上の差異ではあるが，メンテナンス等でその信頼性を維持していくものであり，設計の経年化評価の対象とはしない。
（本頁以下余白）- 11 ©Atomic Energy Association 2023

表 3 着眼点候補として抽出しない差異
着眼点候補として抽出しない

具体例

差異
出力の相違により容量等が異・[PWR]加圧器の容量（1 次冷却材の温度変化に伴う膨張・なるもの（a.性能の対象では収縮を吸収できる容量として決定される点は各プランあるが，サイジングの考え方

ト共通。プラント出力や 1 次冷却材の保有水量が異なに相違が無いもの）るため，それに対応するための加圧器容量が異なる。
）

設計改良等により現在では重・[BWR]MSIV-LCS

要性が低下したもの

・新規制基準対応による設計差異の解消（高浜 1,2 号機の原子炉格納容器トップドームの設置（新規制基準以
前は非設置），高浜 1,2 号機の中央制御室空調の分離（新規制基準以前は共用），泊 3 号機の格納容器スプレ
イ配管の追設（静的機器単一故障に係る対策））

新知見対応，運転経験対応等

デジタル CCF，一相開放，HEAFとして別途対応しているもの
設計の差異はあるが，内的事・復水貯蔵タンク or 貯蔵槽

象の観点から明らかに原子炉・気体廃棄物処理系の触媒種類（金属 or セラミック）

リスクに寄与しないもの

・制御棒のタイプ（B4C or Hf）

1.3 着眼点の抽出
主として内的事象のリスクを支配する信頼性や事故時挙動に対して有意に影響する可能性のある設計差異を着眼点として抽出する。具体的には，2.における評価項目（PRA 評価
結果，決定論的安全解析，その他安全上の影響を評価できると考えられる視点）に影響を与えると考えられる要素（多重性・多様性・設備信頼性・操作性）を含むものを抽出する。
2. 評価
抽出した着眼点毎に，PRA 評価結果，決定論的安全解析及びその他安全上の影響を評価できると考えられる視点から安全上の重要性を評価し，各視点に対する影響「有」，「軽微」，「無」の３段階に分類する。
なお，定性的に影響を「軽微」としたものについては，着眼点（設計の差異）がどのように影響し得るか分析する。
2.1 PRA 評価結果及び PRA モデル化要素
PRA 評価結果から，以下の分類基準に基づき，影響を評価する。
・CDF，CFF の設計の差異による差≧１％：影響「有」- 12 ©Atomic Energy Association 2023

・CDF，CFF の設計の差異による差＜１％：影響「軽微」
・CDF，CFF の設計の差異による差に影響なし（カットオフ値程度未満）：影響「無」ただし，リスク重要度（FV 値又は RAW 値）を確認することで，明らかに CDF，CFF の設計の差異による差が軽微と判断できるものは，CDF，CFF の確認を省略しても良い（例えば，EPRI “PSA Applications Guide”の判断値※を用いることが考えられる。）。
また，検討に際しては設計差異（着眼点）が PRA モデル化要素である基事象へ与える影
響等を踏まえ，設備の機器故障率，人的過誤率の観点から系統信頼性への影響等を確認する。
なお，運転員等操作の影響については，PRA のモデル化要素である人的過誤率に係る検討によって確認することが可能であると考えられるが，PRA の観点とは個別に検討を行っても良い。
モデル化されていない設備等は安全への有意な影響はないと考えられるが，定性的に安全性への影響があると考えられる着眼点は影響「軽微」とする。
※CDF,LERF の変化に関する基準だけでなく，リスク重要度の基準が示されている。具体的には，システムレベルの FV 値として 0.05，RAW として 2 などが示されている。
2.2 決定論的安全解析
着眼点毎に，決定論的安全解析への影響を評価する。具体的には，関連する設計基準解析（過渡/DBA），SA 有効性評価解析の結果（トレンド）を確認し，影響を評価する。
解析結果の確認に際しては，特に当該解析における評価項目に対する影響（時間的裕度等）がないか確認する。
なお，設計基準解析や SA 有効性評価解析に影響しない，事故時等緩和機能に関連しない系統であっても，通常時被ばく評価に影響し得る場合にはその影響について確認する。
2.3 その他，安全上の影響を評価できると考えられる視点
PRA 評価結果，決定論的安全解析の観点以外に，事業者の判断により影響を確認する観点を追加しても良い。
3. 対策案の検討
2.にて影響「有」と評価した着眼点については対策案を検討する。対策案の抽出にあたっては，ハード対策に加えて，迅速な対応が可能なソフト対策の充実も考慮し，対策案を幅広く抽出し，改善の効果とコストを勘案したうえで導入を検討する。
2.にて影響「軽微」と評価した着眼点については改善案を検討する。改善案の抽出にあたっては，ソフト対策を検討する。なお，手順書の確認や教育資料の整理等，既に改善が講じられていることを確認することでも良い。

- 13 ©Atomic Energy Association 2023

添付書類 2
外的事象に係る評価手順（地震）1. 評価手法の選定について
1.1 評価手法の概要
地震に係る設計の経年化評価にあたり，設計基準内の領域（基準地震動以下）では炉心や原子炉格納容器の健全性が維持され，評価対象プラントの設計差異による影響は小さいと考えられるため，設計差異による影響が現れると考えられる設計基準超の領域（基準地震動超）についても対象とする。具体的には，設計基準超の領域も対象として評価する地震 PRA 評価結果を用いて，評価結果のプラント間比較を行い，特定のプラントで顕著に見られる特徴がないか確認する。また，個別プラントにおけるカットセットの分析を行い，主要なシナリオの要因を確認する。これらを踏まえて，地震時のリスク低減を目的とした安全性向上に資する実効的な対策案を検討する。
1.2 評価手法の考え方
地震が発生した場合，プラント内にある機器等が複数同時に損傷する可能性があり，各機器等の機能喪失の状況により事象進展（プラント全体への影響）が異なるため，本評価
ではこのような地震ハザードによる各機器等の損傷確率を考慮した検討が必要となる。
地震 PRA における各機器等の損傷確率は，加速度領域ごとにフラジリティ曲線から求めることから，地震 PRA における炉心損傷頻度や格納容器機能喪失頻度は，低加速度領域から高加速度領域を踏まえた各機器等の損傷確率を考慮した上で評価されることとなる。そのため，地震 PRA の評価結果からは炉心損傷や格納容器機能喪失に至った状態において，どのような機器等が機能喪失しているのかといった状況をカットセットから把握できることに加え，そのような状況における各機器の重要度も確認できる。したがって，想定を上回るような外的事象の検討，すなわち，基準地震動を上回る領域での炉心損傷や格納容器機能喪失に至った状態での対策案の検討としては，低加速度領域から高加速度領域に対する各機器の損傷確率を考慮した地震 PRA の評価結果を用いることが適している。
なお，地震に係る安全裕度評価では，各機器等のフラジリティついて，95%信頼度における 5%損傷確率（HCLPF：High Confidence of Low Probability of Failure（高信頼度低損傷確率の略称））に相当する地震加速度レベル（以下，「HCLPF」という。
）を用いて，ク
リフエッジ・エフェクトの値（クリフエッジ地震加速度）を確認している。そのため，基準地震動を上回る領域において，どのような事象が発生し得るのか，どのような収束シナリオがあるのかといったことを評価しているものの，各機器等の損傷状況（緩和機能の喪失）について，決定論的に HCLPF を上回れば必ず機能喪失するとして評価している。したがって，想定を上回るような外的事象の検討，すなわち，基準地震動を上回る領域の検討- 14 ©Atomic Energy Association 2023

の方向性は一致するものの，決定論的に HCLPF を上回れば必ず機能喪失するという想定のため，HCLPF を上回る場合の領域も考慮する検討には適さない。
（補足 1）
以上のことから，本評価に際しては地震 PRA の結果をもとに評価することとする。
2. 評価手順の例
地震 PRA の結果より，PRA モデルを構成する基事象を着眼点とした評価を行う。多数ある基事象から重要なものを抽出・分析する手順として，「FV 重要度に着目した手順」を2.1 に，「カットセットに着目した手順」を 2.2 に示す。
（図 1 参照）
2.1 FV 重要度のプラント間比較による抽出・分析（表 1 参照）
安全性向上評価で実施した地震 PRA 評価結果を用いて，FV 重要度のプラント間比較を行う。
まず，各プラントについて，CDF/CFF への影響が有意である FV 重要度 0.01 以上となる
設備損傷に関連する基事象を抽出する。なお，設計経年化を評価する観点から，設備損傷以外の基事象（人的過誤に関連する基事象など）は除外する。
次に，プラントと FV 重要度 0.01 以上の基事象の星取表を整理する。そして，FV 重要度
0.01 以上となるプラント数が全体の 3 割程度以上となる基事象は，各プラントに共通して
CDF/CFF への影響が大きい傾向であると考えられることから，重点的にプラント間比較を行う。比較の結果，特定のプラントで FV 重要度が大きくなっている場合，その理由が設備の差異や運用の差異に起因しないか，基事象の設定条件等に立ち返り分析する。
また，特定のプラントで FV 重要度 0.01 以上となる基事象については，建屋応答等のサイト影響や設計差異の影響が考えられるため，当該プラントのみで FV 重要度が高い理由を確認する。確認の結果，設計差異による機器の耐震性への影響が考えられる場合，その影響について基事象の設定条件等に立ち返り分析する。
2.2 個別プラントのカットセットに着目した抽出・分析（表 2 参照）
2.1 の分析に加えて，炉心損傷や格納容器破損に至るシナリオを把握するため，個別プ
ラントの地震 PRA 評価結果を用いて，カットセットの分析を行う。
まず，全 CDF/CFF への寄与割合が目安として 0.5%以上となるカットセットを対象とする（同種のカットセットを合算すると全 CDF/CFF への寄与割合が 1%以上となり影響が有意となる可能性があるため）。これらのカットセットのうち，同一の基事象が複数回登場するものを，重要な基事象として抽出する。
次に，重要な基事象が含まれるカットセットについて，基事象の組み合わせであるカッ
トセットからのみでは，どのような想定で炉心損傷や格納容器破損に至るかが読み取り難
いため，基事象と機能喪失の関連性を，プラントの系統構成等を踏まえ，基事象の設定条件に立ち返り分析する。

- 15 ©Atomic Energy Association 2023

3. 対策案の検討例
3.1 対策案検討の考え方
2.1，2.2 の分析結果を踏まえて，以下の観点から地震時のリスク低減を目的とした実効的な対策案を検討し，安全性向上に資することを目的とする。
a. 他プラントで採用されている設備等の導入や，プラント間の差異等を踏まえた訓練
等運用上の強化b. 機器損傷等の要因排除や，CDF・CFF の低減につながる設備等の導入又は安全性向上に資する運用強化や，格納容器破損を見据えて悪化した環境下でも必要な現場操作を確実にするための運用強化（例 1）メタクラ開閉装置の保護継電器のデジタル化（表 1 参照）
機器の FV 重要度について比較を行うと，あるプラントにおいてメタクラ開閉装置の保護継電器の FV 重要度が顕著に高い結果となった（2.1 に関連）
。その理由を分析すると，保護継電器にはアナログ式，デジタル式があり，前者は継電器に機械的機構があることで耐震性が不利な状況にあることが分析された。そのため，保護継電器をアナログ式からデジタル式に変更する対策は，地震時の機器損傷リスクの低減に資するものと考える（3.1a.,b.に関連）。
（例 2）1 次冷却材ポンプシャットダウンシール導入による原子炉補機冷却水喪失後の炉心損傷や格納容器破損のリスクの低減
1 次冷却材ポンプシャットダウンシール（以下，「RCP-SDS」という。
）の導入が地震 PRAに与える影響について分析したところ（2.2 に関連），内的事象の観点から実施する直接的な設計情報比較結果と同様に，原子炉補機冷却水（以下，「CCW」という。
）喪失後に RCP
シール LOCA が発生し，炉心損傷や格納容器破損に至るシナリオにおいて，リスク低減の観点から有効であると考えられる（3.1a.,b.に関連）。
（例 3）地震時の対応マニュアルの整備等による運用面の強化（表 2 参照）
カットセットの分析により地震時における CCW 喪失の蓋然性が高いことが確認できた。
その要因として基事象の設定条件を読み解くと，CCW は常用系機器及び安全系機器に供給しており，常用系機器への供給ラインは安全系機器への供給ラインと比較すると耐震性が低く，常用系機器の損傷又は供給ラインの損傷等による CCW 喪失に起因するものであることが分かった（2.2 に関連）。加えて，機器の FV 重要度についてプラント間比較を行うと，多くのプラントで共通して CCW 供給先の機器の FV 重要度が高いことが分析された（2.1 に関連）。これらを踏まえて，CCW 常用系の早期隔離につなげるための監視強化の運用，機器損傷有無の確認方法，地震時における各種事故時対応に係るアクセス性等を踏ま- 16 ©Atomic Energy Association 2023

えた現場操作の留意点をマニュアル等で整理することで，運用面の強化を行う（3.1a.,b.
に関連）。

自プラントの地震ＰＲＡ評価結果

他プラントの地震ＰＲＡ評価結果

FV 重要度のプラント間比較による

個別プラントのカットセットに着目

重要な基事象の抽出・分析した重要な基事象の抽出・分析（表１参照）（表２参照）【対策案の検討】・ 他プラントで採用されている設備等の導入や，プラント間の差異等を踏まえた訓練等
運用上の強化・ 機器損傷等の要因排除や，CDF・CFF の低減につながる設備等の導入又は安全性向上に資する運用強化や，格納容器破損を見据えて悪化した環境下でも必要な現場操作を確実にするための運用強化

図 1 地震評価の評価フロー（本頁以下余白）- 17 ©Atomic Energy Association 2023

表 1 FV 重要度のプラント間比較による抽出・分析のイメージ
基事象

プラント
A

B

C

D

E

F

設備 1 例:メタクラ開閉装置

〇

〇

〇

〇

〇

〇

(a) 設備 2 例：CCW 常用系負荷Ａ

〇

〇

〇

〇

〇

〇

設備 3：・・・
設備 4：・・・(b) 設備 5：・・・〇〇

設備 6：・・・〇（以下省略）〇：FV 重要度が 0.01 以上であることを示す①各プラントの FV 重要度 0.01 以上となる設備損傷に関連する基事象を抽出②プラントと FV 重要度 0.01 以上の基事象の星取表を整理(a)FV 重要度 0.01 以上となるプラント数が全体の 3 割程度以上となる基事象 (設備
1,2,3)⇒特定のプラントで見られる特徴がある場合，その理由について分析(b)特定プラントで FV 重要度 0.01 以上となる基事象(設備 4,5,6)⇒当該プラントのみで FV 重要度が高い理由を確認。設計差異による影響が考えられる場合は影響を分析③分析を踏まえた対策案を検討（本頁以下余白）- 18 ©Atomic Energy Association 2023

表 2 個別プラントのカットセットに着目した抽出・分析のイメージ（CDF）
No.

CDF 上位のカットセットの内容

1●●建屋損傷＋外部電源系損傷

2

電源供給機器 A 損傷＋外部電源系損傷

3

CCW 常用系負荷 A 損傷＋緩和機能 A 失敗＋外部電源系損傷

4

CCW 常用系負荷 A 損傷＋緩和機能 B 失敗＋外部電源系損傷

5

CCW 常用系負荷 A 損傷＋緩和機能 C 失敗＋外部電源系損傷

6▲▲機器損傷＋外部電源系損傷

7

CCW 常用系負荷 A 損傷＋緩和機能 D 失敗＋外部電源系損傷（以下省略）①CDF への寄与割合が目安として 0.5%以上となるカットセットのうち，同一の基事象が複数回登場するものを抽出(赤字部分)②抽出された基事象を含むカットセット（No.3,4,5,7）について，基事象と機能喪失の関連性を分析
③分析を踏まえた対策案を検討（本頁以下余白）- 19 ©Atomic Energy Association 2023

補足 1 地震に係る安全裕度評価と地震 PRA 評価における機器の損傷確率のイメージ
地震に係る安全裕度評価と地震 PRA 評価における機器の損傷確率のイメージを図 1 に示す。
【地震に係る安全裕度評価における機器の損傷確率】
図 1 の赤線のとおり，95%信頼度における 5%損傷確率に相当する地震加速度レベル
HCLPF を上回った段階で，機器は必ず（100%）損傷するような，不連続な機器の損傷確率を与えている。
【地震 PRA の評価における機器の損傷確率】
フラジリティ評価方法として「耐力係数と応答係数による方法（安全係数法）」を選択
し，日本原子力学会の「原子力発電所に対する地震を起因とした確率論的リスク評価に関する実施基準：2015」（AESJ-SC-P006:2015）に準拠した手法としている。具体的には，安全係数法で算出した中央値（50%信頼度）曲線における損傷確率中央値に対して，「物理現
象固有の偶発的不確実さに起因するばらつき」及び「認識論的不確実さに起因するばらつき」を合成して考慮して対数正規累積分布関数により与えた曲線（図 1 の青線）を用いており，地震加速度レベルに応じた機器の損傷確率を連続的に与えている。

図 1 地震に係る安全裕度評価と地震 PRA 評価における機器の損傷確率のイメージ- 20 ©Atomic Energy Association 2023

添付書類 3
外的事象に係る評価手順（津波）
1. 評価手法の選定
津波が発生した場合を想定すると，設計基準内の範囲ではドライサイトを前提とすることから，設計差異（主にレイアウト）による影響は小さいと考えられる。また，津波 PRAを用いるとリスクや設計差異をよく理解できるものの，現状の津波 PRA においては浸水経路の評価等に課題があることから，建屋内浸水後の精緻な評価は行われていない。
したがって，ここでは津波による敷地内浸水時における設計経年化の着眼点を抽出するため，敷地内及び建屋内の浸水状況をストレステスト的に評価する。
なお，海水貯留堰内の海水が枯渇するような想定を超える長期間の引き波による取水機
能喪失も考えられるが，安全設備は健全であり，24 時間はタービン駆動の給水ポンプで炉心の冷却が可能であることから，設計基準を超える押し波による多くの安全設備の機能喪失に比較して大きなリスクにならない。このため，押し波のみを対象として評価する。
また，津波評価では建屋内及び敷地内が大規模に浸水することを想定しているため，設計基準を超える内部溢水が発生した場合の浸水状況及び機能喪失状態は津波評価に包絡されることから，抽出される対策も同様となる（補足 1 参照）。
1.1 評価手法の概要（図 1 参照）
a. 想定する津波高さ及び建屋内・敷地内浸水・津波評価において想定する津波高さ（以下，「評価用津波」という。
）は，新規制基準において策定が求められている基準津波を大きく超える高さを想定する。
・評価用津波が発電所に到達し，敷地高さ又は防潮堤を越える等により，敷地内が浸水することを想定する。また，敷地内に浸水した津波は，建屋に繋がる開口部（非常用ディーゼル発電機の吸気口等）から建屋内へ浸水することを想定する。
・建屋内への浸水後は，浸水開始箇所や浸水速度，浸水ルート等の違いにより建屋内の同一階層に設置した設備等の機能喪失までの時間が異なる可能性があるが，ここでは階層毎に一律に浸水し機能喪失することを想定する（図 2 参照）。 なお，想定される浸水ルートにおいて，安全上重要な機器が存在する場合には，機能喪失時の影響についても考慮する。
b. 対策案の検討
・機能維持する系統を確実に活用するという観点及び機能喪失した安全機能を復旧又は代替するという観点から対策案を検討する。

- 21 ©Atomic Energy Association 2023

可搬型設備
防潮堤
評価用津波

原子炉建屋

建屋
開口部

保管場所（高所）図 1 評価手法の概要イメージ

階層n
(敷地面)

・
・
・

階層2

(原子炉建屋)階層１

図 2 建屋内浸水のイメージ（階層 2 より下部が浸水した場合）- 22 ©Atomic Energy Association 2023

1.2. 評価手法の考え方
発生頻度の低い自然現象に対する対策の整備に当たっては，設計基準を超えるような厳しいサイト状況を想定し，検討を進める必要がある。また，津波については，設計基準を超え敷地内への浸水が発生した場合の影響が広範にわたることとなることから，敷地内への浸水が発生した以降の緩和対策を深掘りして検討する。
各種の恒設設備が設置されている建屋内に津波浸水が生じた場合，機器が設置されている区画の浸水状況に応じて機器の機能維持の成否が決まることとなる。一方，実現象としては，水密扉の健全性には不確実さがあること及び浸水発生後の浸水速度や浸水時間の不確実さも大きいことから，浸水状況を個別に整理することは現実的ではない。
また，本来設計基準を超える範囲の検討を行う際には，津波 PRA によりシナリオを網羅的に検討することが望ましいものの，津波評価においては，建屋内の機器・系統の浸水状
況に仮定を置きながら決定論的に評価を行い，緩和対策の検討を行う。
2. 評価手順
図 3 に示す評価フローに従い，対策案の検討を実施する。
簡易的な評価方法を用いて対策案を広く抽出する。対策導入検討に当たっては，「浸水時のサポート系設備の機能喪失の検討」，「浸水方法の精緻化」等も行い，知見を深めることが望ましい（補足 2 参照）。
また，評価フローに基づき津波評価を実施した場合の例を，以下に示す。
a. 津波到達時のプラント状態の設定【共通】
運転中の原子力発電所に評価用津波が到達し，防潮堤を越えることで敷地内へ浸水する
ものとする。この際，運転手順に基づき各種の緩和対策が開始されているものとする。
b. 階層毎の機能喪失系統の特定及びプラント状態の整理【建屋内】
建屋内については，階層毎に一律に浸水することを想定することから，階層毎に存在する系統を整理し，機能喪失する系統を特定する（表 1 参照）。なお，主要機器の設置階層が浸水した場合に，系統が機能喪失するものとする。
また，浸水ケース毎に至るプラント状態を整理する（表 2 参照）。
c. 敷地面の機能喪失機器の整理【敷地面】
敷地面の浸水を想定することから，敷地面に存在する系統を整理し，機能喪失する系統を特定する。
（本頁以下余白）- 23 ©Atomic Energy Association 2023

d. 対策案の検討【共通】b.及び c.の検討から，浸水状況や想定されるプラント状態に応じた対策案を検討する。
具体的には，機能維持する安全機能を担う既存設備を確実に活用するという観点及び機能喪失した安全機能を担う既存設備をバックアップ（復旧又は代替）するという観点から対策案を検討する（詳細は 3.参照）。

評価用津波到達時のプラント状態の設定

【敷地面】

【建屋内】
階層毎の機能喪失系統

敷地面の機能喪失機器

の特定

の特定

浸水ケース毎のプラント状態の整理対策案の検討図 3 津波評価の評価フロー（本頁以下余白）- 24 ©Atomic Energy Association 2023

表 1 階層毎の機能喪失系統の例- 25 ©Atomic Energy Association 2023

表 2 浸水ケース毎に至るプラント状態の整理例- 26 ©Atomic Energy Association 2023

3. 対策案の検討例
3.1 対策案検討の考え方
対策案の検討に当たっては，2.で検討した各系統・設備の浸水状況等を踏まえて，機能維持する安全機能を担う既存設備を確実に活用するという観点及び機能喪失した安全機能を担う既存設備をバックアップ（復旧又は代替）するという観点を考慮する。
【対策案を検討する際の観点例】≪浸水しない設備の機能維持に関する対策≫①

浸水せず機能維持されると考えられる設備の活用②

浸水が想定されるサポート機器を浸水から防護する対策≪浸水した設備の機能をバックアップする対策≫③

浸水が想定される設備の復旧対策又は同等の安全機能を有する代替手段④

高所設置等により浸水が回避可能な対策⑤

その他，有用と考えられる緩和対策

3.2 対策案の例
これまでの検討を基に整理した対策案の例を以下に示す（表 3 参照）。なお，括弧書き
内の数値は，3.1 で整理した観点例との関係を示す。
a. 原子炉停止機能
既に津波来襲前に原子炉スクラムする手順を整備済
b. 原子炉注水機能・津波来襲に備えた HPAC 事前起動手順整備（①）
・HPAC 現場起動手順の整備及び訓練の実施（①）
・敷地内排水実施後を想定した可搬型注水設備による注水訓練（③）
c. 原子炉減圧機能・HPIN ボンベ設置箇所の水密区画化（②）
・HPIN ボンベ復旧手順の整備及び訓練の実施（③）
・敷地内排水実施後を想定した可搬型資機材による減圧訓練（③）
d. 格納容器下部注水機能・敷地内排水実施後を想定した可搬型注水設備による注水訓練（③）- 27 ©Atomic Energy Association 2023

e. 格納容器除熱機能
・敷地内排水実施後を想定した可搬型除熱設備による除熱訓練（③）
f. 電源機能・非常用発電設備の高所設置（④）
・非常用発電設備接続盤の水密区画化（②）
・敷地内排水実施後を想定した可搬型電源設備による電源供給訓練（③）
g. その他（可搬型設備・屋外）・排水資機材の建屋内高所配備（④）
・排水資機材による排水手順整備（④）
・注水・電源機能等を担う可搬型設備の高所配備（③，④）
・可搬型設備接続口破損時の復旧手順整備及び訓練の実施（③，④）
・想定される津波漂流物を除去可能なホイールローダー等の資機材の整備（⑤）
・想定される津波漂流物に対する耐性を向上させる対策の実施（⑤）（本頁以下余白）- 28 ©Atomic Energy Association 2023

表３ 抽出された対策案と浸水想定の関係- 29 ©Atomic Energy Association 2023

補足 1 設計基準を超える内部溢水発生時の評価の包絡性設計基準を超える内部溢水が発生した場合，建屋内及び敷地内の機器が没水等により機能喪失することとなるが，津波評価では建屋内及び敷地内が大規模に浸水することを想定していることから，同様の対策が抽出されると考えられる。
なお，表 1 のとおり，内部溢水評価には津波評価にはない要素が含まれているが，それぞれ津波評価結果に包絡されることを確認した。
表 1 内部溢水評価の津波評価への包絡性
内部溢水評価のうち

津波評価への包絡性

津波評価にない要素
建屋内高所（2 階以上）における現実的には建屋内各所に設置されているファンネル

溢水発生時の影響（燃料プール

等を通じて下層階に流下し，下層階から浸水するこのスロッシング影響含む）とから，抽出される対策案は，地下階に多くの安全機能を担う設備を配置している国内のプラントでは，建屋開口部よりも下層階が浸水することを想定する津波評価手法により抽出される対策案に包絡されることになる。

高エネルギー配管の破損による複数系統での破損を想定しても，建屋内圧力が上昇

建屋内の蒸気影響するとは考えられず，大気圧環境下における環境条
件（100℃/100%）を超えることは考えづらい。その結果，非常用炉心冷却系や重大事故等対処設備が機能維持することとなり，抽出される対策は津波評価に包絡されることになる。
なお，万一建屋内圧力の上昇が発生するような場合においてもブローアウトパネルの開放等により圧力が過度に上昇することはない。

（本頁以下余白）- 30 ©Atomic Energy Association 2023

補足 2 水密区画内の機器の機能喪失までの時間余裕評価
ここでは，水密区画内に設置された機器の機能喪失時間の評価例を示す。図 1 に水密区画のイメージを示す。
1. 評価概要
機器が設置されている水密区画に隣接する区画が既に天井高さまで水没しているものとし，水密扉からの漏えいにより区画内の機器が機能喪失するまでの時間を算出する。
2. 評価手法「機器が設置されている水密区画の床面積」，「機器・系統の機能喪失高さ」及び「隣接区画からの水の流入量」を用いて機能喪失までの時間を算出する。
・床面積及び機能喪失高さ： 内部溢水評価で用いている値 等

・隣接区画からの水の流入量 ： バウンダリとなる水密扉の設計許容漏えい量 等
3. 評価条件・評価結果
機器が設置されている水密区画内の合計床面積は 120m2，機能喪失高さは床面より 0.1m，隣接区画からの水の流入量は２箇所の水密扉から設計値に保守性を考慮した 0.02m3/h
でいずれも流入するものとする。
以上に基づき評価すると，機器の機能喪失までは 12 日程度の時間余裕がある。
（120[m2] × 0.1[m]）／（0.02[m3/h] ×2）＝ 300[h]（約 12 日）

図 1 水密区画のイメージ- 31 ©Atomic Energy Association 2023

添付書類 4
設計経年化の差異候補（BWR の例）
表 1 設計経年化の差異候補（BWR の例）
設備等

安全性に係る主な設計変遷

制御棒

高速スクラム化，電動制御棒駆動機構，シールレス化

主蒸気系(MS)

主蒸気管フローリミタ位置，主蒸気第３弁／主蒸気隔離

備考

弁漏えい抑制系(LCS)削除
逃し安全弁

改良小型化，大容量化

再循環系(PLR)

ジェットポンプ5本ノズル，流量制御弁(FCV)，インターナルポンプ(再循環配管なし)
MG セットサイリスタ化

ほう酸水注入系(SLC)

注入先，爆破弁→電動弁化

非常用炉心冷却系

ECCS の完全３区分化，注水方式(スプレイ有無，シュラ(ECCS)

ウド内外)，大型ストレーナ（バーセベック事象対策）

原子炉隔離時冷却系

注入先の差異，ECCS 化

HPAC(シー
ル不要化)(RCIC)
残留熱除去系(RHR)

蒸気凝縮モード削除，3区分化(ABWR)

補器冷却系(RCW/RSW)

海水直接/中間ループ，常用・非常用分離/共用型

可燃性ガス濃度制御

常設，可搬式

非安全系化(海外)系(FCS)
非常用ガス処理系

非常用ガス再循環系，二次格納容器内設置，二次格納容(SGTS)

器漏えい率

原子炉格納容器Mark-I/II，改良標準化，RCCV(鉄筋コンクリート製格納容器)

原子炉圧力容器

炉心支持板（クロスビーム構造），上部格子板（大型鍛
造削り出し），ペデスタルの鋼製化

原子炉冷却材浄化系

低圧式，高圧式(CUW)
使用済み燃料プール

非常時補給水系統

冷却浄化系(FPC)
電源系

共用DG排除，空冷DG採用，高速DG，バイタル電源→サイ
リスタ化

計装・制御系

信頼性向上 (2 out of 4採用)， 光多重伝送デジタル化， フラットディスプレイ化- 32 ©Atomic Energy Association 2023

（解説 1）IAEA ガイドとの関係
設計の経年化管理の取組の検討にあたっては IAEA ガイド(SSG-25，48)を参考にした。
SSG-48（Ageing Management and Development of a Programme for Long Term
Operation of Nuclear Power Plants）は，原子力発電所の経年劣化管理を規定した IAEAのガイドであるが，非物理的経年劣化についても物理的経年劣化と同様に定期的な安全レビューが必要であるとしている。また，SSG-48 においては，非物理的経年劣化に関し，
SSG-25（ Periodic Safety Review for Nuclear Power Plants）を参照している。
SSG-25 は，既存の原子力発電所の PSR 実施に際する提言と指針提供を目的としたガイドであり，PSR 実施時のレビューの視点として，14 の安全因子が示されている。安全因子 1（Plant design)は，国内外基準に対するプラント設計の適合性をレビューする視点であるが，国内外新知見全般に対するプラント設計の有効性確認を目的としており，PSR における設計レビュー活動全般をカバーしたレビューの視点と言える。また，安全因子 2（Actual condition of SSCs important to safety)は，SSG-48 で参照されている安全因子であるが，設計基準の変化によって引き起こされる構造物，系統及び機器（以下，「SSC」という。
）の“obsolescence 注”に留意した視点に立ったレビューを求めている。
今回策定する設計の経年化評価ガイドラインは，安全性向上評価活動の中のひとつの手法であり，プラント設計の有効性をレビューする観点から安全因子 1 の視点も踏まえつ
つ，ATENA として今回特に力点を置いた SSC の実状態の“obsolescence”のレビューの観点から安全因子 2 の視点を踏まえたものである。
注：以下 SSG-48 1.2 原文にて，SSC の非物理的経年劣化（obsolescence）は，知識，技術の進化や要件，基準の変更により，SSC が古くなるプロセスである，としている。
【SSG-48 原文抜粋】
1.2. Ageing management for nuclear power plants is implemented to ensure thatthe effects of ageing will not prevent structures, systems and components (SSCs)
from being able to accomplish their required safety functions throughout the
lifetime of the nuclear power plant (including its decommissioning) and it takes
account of changes that occur with time and use [1]. This requires addressing
both the effects of physical ageing of SSCs, resulting in degradation of theirperformance characteristics, and the non-physical ageing (obsolescence) of SSCs
(i.e. their becoming out of date in comparison with current knowledge, codes,
standards and regulations, and technology).

- 33 ©Atomic Energy Association 2023

（解説 2-1）評価の事例（BWR 原子炉格納容器）
1. 設計経年化の着眼点の抽出(1) 差異抽出の観点
BWR プラントの原子炉格納容器（以下，「格納容器」という。
）は MS-1 に分類されるものであり，複数の型式が存在し，これらは原子炉リスク及び決定論的な安全裕度に影響を及ぼし得ることから，直接的な設計情報比較から着眼点を抽出することとした。なお，格納容器の機能は容器本体だけでなく関連系と相俟って達成されるが，関連系の差
異は，各系統の検討で評価するため，ここでは格納容器本体とその内部構造に着目する。
(2) 着眼点の抽出
格納容器は，原子炉からの離隔を担う機能を有する設備として考案されたが，圧力抑制方式の設計が成熟してからは，原子炉冷却材喪失事故（以下，「LOCA」という。
）を代表事象とし，格納容器圧力・温度を基準としてサイジングされてきた。設計においては，内包する原子炉系機器の体積を格納容器の空間体積から減じた有効空間体積（及びドライウェル（以下，「D/W」という。
）とサプレッションチェンバ（以下，「S/C」という。
）の体積比），サプレッションプール水量，最高使用圧力を主たる基本パラメータとして，原子炉出力及び一次系保有水量を踏まえた事故時のヒートバランスを考慮した容量としている。
形状は，国内導入初期型である Mark-I 及びその後導入された Mark-II 型から，それぞれの改良標準化型を経て，ABWR 型の鉄筋コンクリート製原子炉格納容器（以下，「RCCV」という。
）があるが，改良標準化以降は立地条件及び出力規模も考慮して選択されている。
このような格納容器設計の変遷を踏まえ，設計経年化の着眼点を抽出した。
a-1.安全機能の整理
格納容器の閉じ込め機能に着目し，この機能の信頼性を決定する物理的メカニズムを整理した。そのメカニズムとしては，格納容器の過圧，過温， MCCI，水蒸気爆発(以下，「FCI」という。)，格納容器雰囲気直接加熱（以下，「DCH」という。），水素燃焼がある。
a-2.設計差異の整理
BWR の格納容器の型式は Mark-I,Mark-II 及び RCCV に大別されるが，さらに細分化す
ると改良標準化により体積が大きくなった Mark-I 改及び Mark-II 改がある。規制基準適合プラントを比較するため，ここでは Mark-I 改，Mark-II 及び RCCV を選定した。a-- 34 ©Atomic Energy Association 2023

1.で整理した機能（メカニズム）に対して，それぞれの格納容器型式における設計差異
を表 3 に示す。ここで，FCI，DCH 及び水素燃焼に関しては BWR の格納容器設計の差異によりそのメカニズムの発生のし易さに本質的に変わりがないことから，差異としての整理はしていない。
a-3.着眼点の抽出
以上の整理の結果，BWR の格納容器における設計経年化の着眼点としては，格納容器の過圧，過温及び MCCI が抽出された。
2.評価
2.1 原子炉リスクの観点
各格納容器型式を有するプラントの，レベル 1.5 PRA（内的事象，状態 A＋α）の評価
結果（図 1-1～1-3）から，以下のようなリスク評価上の特徴が把握できる。
(1)過圧/過温
全格納容器破損頻度（以下，「CFF」という。
）に占める寄与は，原子炉停止機能喪失事
象/ISLOCA/隔離失敗の格納容器本体の特徴と関連しない破損モードを除くと，いずれの格納容器型式でも過圧・過温が上位を占めている。さらに過圧と過温を比較すると過圧の寄与が大きい。仮想的に SA 対策がないとした場合に，格納容器が過圧又は過温破損に至るまでの時間余裕は，後述の出力あたりの体積，サプレッションプール水量，最高使用圧
力の違い等から Mark-II 型に比べて Mark-I 改良型及び RCCV が相対的に僅かに長くなっている（図 2）。
(2)Energetic な事象
FCI や DCH のような Energetic な事象は，設計の経年化による差異との関連が小さい
ことから着眼点として抽出されていないが，他のメカニズムとの比較の観点から考察を加えた。これらの energetic な事象による格納容器破損確率は一般に極めて小さいと評価されていることから，全 CFF に対するこれらの破損モードの寄与はいずれの格納容器型式においても下位となっており，これらの現象が重大事故時に脅威となるおそれは低い（図 3）。
(3)MCCIMCCI による CFF は，上述の過圧/過温と Energetic な事象の概ね中間にある。
MCCI は，格納容器下部への事前水張又は RPV 破損後の注水の実施により抑止することができる。ただし，Mark-II 型格納容器では，そのペデスタル形状から溶融炉心冷却失敗
後のペデスタル貫通の結果としてサプレッションプールにおいて発生する FCI が相対的に有意な割合を占めているが，新規制基準対応でコリウムシールドやペデスタル水位制
御の対策を採っている。

- 35 ©Atomic Energy Association 2023

なお，RCCV ではペデスタル床面積が広く確保されていることから，事前水張がない場
合でも溶融炉心の冷却に成功する確率が高い。
2.2 安全裕度の観点
1.設計経年化の着眼点の抽出で述べたように格納容器は基本設計としては設計基準
LOCA でサイジングされているが，安全裕度の観点からは重大事故時における過圧による負荷が最も重要となるため，その指標となるパラメータを表 1 に比較する。出力あたりの体積，サプレッションプール水量，最高使用圧力等から，Mark-II 型に比べて Mark-I 改
良型が相対的に最も安全裕度が大きいことがわかる。なお，ベントの実施は格納容器圧力を主な判断基準としているが，圧力抑制機能を維持するための真空破壊弁の高さやベント配管の接続高さも判断基準となり，ベント時間は格納容器本体の型式だけでなく関連設備の設置高さとも関連する。なお，代替循環冷却が可能な場合にはベント時間はこれら関連設備との関係はない。
過温に対しては，いずれの型式でも着目すべき部位（トップヘッドフランジ部等）周りの構造は同等であり，シール材の改良及びウェル注水による耐性向上もなされているため，設計経年化の着眼点にはならない。
表 1 指標となるパラメータ
出力当たり
の格納容器
体積
（m3/MWt）

出力当たり

Mark-II（3293 MWt）

3.0

Mark-I 改良型（2436 MWt）
RCCV（3926 MWt）

格納容器型式
（出力）

設計上の最
高使用圧力
（kPa）

ベント時間 *
（h）

1.0

310

19

5.2

1.1

427

45

3.4

0.92

310

29

のｻﾌﾟﾚｯｼｮﾝ
ﾌﾟｰﾙ水量（m3/MWt）* 有効性評価における過圧過温ケース
2.3 評価のまとめ
以上のような設計差異の比較から，格納容器の過圧の安全上の重要性が高い。また，格
納容器型式間では Mark-II における重要性が高い。
過温，MCCI は安全上の重要性は相対的に低いものの，合理的な対策の有無を検討していく。
3. 対策案の抽出
2.で抽出されたリスク評価上の特徴（潜在的な脆弱性）に対して安全性を向上させる方策としては，表 2 のような案が考えられる。

- 36 ©Atomic Energy Association 2023

4. 対策要否の検討及び実施
事業者は，個別プラントの特徴を踏まえ，表 2 に挙げた案から，効果と必要なリソースを勘案し，導入に伴い悪影響のない対策を採用する。対策の採否を検討するにあたっては，効果が小さくても容易に導入が可能な対策は排除しないよう留意するとともに，特にソフト対策では現場への負担が過大とならないよう配慮する。
採用した対策は，予算措置等の必要な措置をとり，計画的に実施していく。
5. 継続的な評価
今後，格納容器の破損に係る物理化学現象又は格納容器の安全裕度をさらに向上させ得る技術に関して新たな知見が得られた場合には，それらを踏まえて必要に応じ再評価を行う。
ATENA は，事業者の評価結果を確認し，評価プロセス，方法，解説等の修正及び追加が必要と考えられる場合は，本ガイドラインを改定する。
（本頁以下余白）- 37 ©Atomic Energy Association 2023

表 2 安全性を向上させる方策
脆弱性
過圧破損

対策
格納容器体積の増加

補足

対策状況

外部注水を行う場合は制限水量（関連設備高さ）にも依存

耐圧性の向上板厚，構造材規格上の制約あり

出力低下
除熱機能の追加

除熱能力の活用

FCVS/耐圧強化ベント，代替循環冷却済

代替原子炉補機冷却（可搬型）済

CUW/DW クーラー活用（能力は系統設計に依存）手

済

順の整備

過温破損

RHR の復旧手順の整備済

不活性ガス系/SGTS ベント手順の整備

済

運用の改善

ユニハンドラー操作時に使用する電動工具の整備

非金属部の耐熱性向上

改良 EPDM(エチレン・プロピレン・ジエンゴム)材

済の適用
原子炉ウェル注水

MCCI済

代替格納容器スプレイ

MUWC，消火系，消防車

済

格納容器ベント

過温破損前の放射性物質放出抑制手順の追加

済

コリウムシールド

重要度と効果はペデスタル及びサンプ形状に依存

済

溶融炉心への注水

ペデスタル注水済

事前水張手順の整備

済

ペデスタル水位制御

水位調整設備（MCCI 抑制と FCI 回避を考慮）

済

運用の改善

特重設備の優先的な使用を考慮した手順整備

手順書の改善

現場状況を踏まえた復旧手順のレビューによる改ペデスタル床面積の増
加
コアキャッチャー

共通

善
訓練の充実

重要シナリオ及び柔軟な対応を考慮した訓練により，要員の技量向上

保全の充実

リスク重要度の高い設備の保全方法・時期・頻度の改善による信頼性向上

資機材・予備品管理のリスク重要度を踏まえた資機材・予備品の標準化・改善管理・支援体制の充実- 38 ©Atomic Energy Association 2023

図 1-1 内的事象レベル 1.5PRA 評価結果（Mark-I 改）

図 1-2 内的事象レベル 1.5PRA 評価結果（Mark-II）- 39 ©Atomic Energy Association 2023

図 1-3 内的事象レベル 1.5PRA 評価結果（ABWR）- 40 ©Atomic Energy Association 2023

(P/D 破損)※※※

（Mk-II は P/D 破損後，PCV 破損までの時間を含む）※※定義は 43 ﾍﾟｰｼﾞ参照

図 2 格納容器破損時間（SA 対策なし）（Mk-I 改は 1e-10 以下）

図 3 物理化学現象の発生確率（相対値）
図中の値は評価の一例を示したもの。

- 41 ©Atomic Energy Association 2023

表 3 設計差異の整理
機能項目

Mark-II（3293 MWt）

概形

閉じ込め(3/4) *1－過圧防護

最高使用圧力（kPaG）
最高使用温度（℃）
自由体積（m3）
サプレッションプー
ル水量（m3）ベント管形状
水浸（m）
構成材

Mark-I 改（2436 MWt）
外径：約 26 m
高さ：約 48 m

ABWR（3926 MWt）

トーラス中心径：約 38 m
高さ：約 37 m

備考
外径：約 29 m
高さ：約 36 m+310 / -14［限界圧力：+620］
D/W：171，S/C：104［限界温度：200］
D/W：約 5700，S/C（空間部）：約 4100
約 3400+427 / -14［限界圧力：+854］
同左
D/W：約 7900，S/C（空間部）：約 4700
約 2800+310 / -14［限界圧力：+620］
同左
D/W：約 7400，S/C（空間部）：約 6000
約 3600体積・ベント管面積に基づく
機器寸法に基づく
出力・PCV 形状による

0.6 mφ×64 本（ダウンカマ部）
約 1.2（LWL）
本体，ベント管：鋼製
ペデスタル：鋼板コンクリート（自主設備）

0.7 mφ×3 段（水平ベント）×10 本（垂直管）
約 3.2（LWL，トップベント上端）
本体：RCCV（トップヘッド及びベント管：鋼製）
ペデスタル：鋼板コンクリート（重大事故緩和設備）

確証試験に基づく

閉じ込め(4) *1－MCCI 抑制コリウムシールド

0.6 mφ×108 本（直管）約 3.3（LWL）
本体，ベント管：鋼製
ペデスタル：コンクリート（重大事故緩和設備）

閉じ込め(4)*1

ペデスタル水位制御

ドレン制限弁，サンプ・スワンネック，排水弁－蒸気爆発抑制

溶融物落下抑制－－コリウムバッファ（検討中）*2工法の進歩による

格納容器下部水位調整設備（検討中）*2
同左 *2*1：当該機能が主として深層防護の第 3 層（事故の拡大防止）と第 4 層（SA 領域に至った場合の対応）のいずれに関連する機能であるかを付記している*2 自主設備- 42 ©Atomic Energy Association 2023

補足 事故シーケンス及び格納容器破損モードについて
重大事故への対応策定に際しては，レベル 1.5 PRA 注 1 で事故シーケンスを表 4 のように類型化し，事象進展解析に基づいて操作の時間余裕を評価するとともに，対策の成立性を確認している。本文の図 1-1～1-3 では，格納容器本体の設計上の特徴を把握するため，
SA 対策がないと仮定した場合に格納容器破損に至る時間の解析結果を例示した。また，本文の図 2 では，同様に SA 対策がないと仮定した場合における，物理化学現象の発生確率の評価結果を例示した。事前水張及びコリウムシールドの対策を施すことにより，適切にリスク低減がなされている。
表 4 事故シーケンス*
シーケンス

説明

高圧・低圧注高圧系及び低圧系による炉心冷却に失敗して炉心損傷に至る事故シーケンスである。本シー

水機能喪失

ケンスにおいては，原子炉は低圧状態であり，炉心損傷時期は早期に分類される。
［類似シーケンス：TBP（短期 SBO 減圧あり）］

高圧注水・減高圧系による炉心冷却に失敗し，かつ，原子炉の減圧に失敗して炉心損傷に至る事故シーケ

圧機能喪失

ンスである。本シーケンスにおいては，原子炉は高圧状態であり，炉心損傷時期は早期に分類される。
［類似シーケンス：TBU/TBD（短期 SBO 減圧なし）
］

長期 TB

外部電源喪失後，区分Ⅰ及び区分Ⅱの非常用ディーゼル発電機による給電に失敗して全交流
動力電源喪失に至る。その後，高圧炉心スプレイ（以下，「HPCS」という。）による炉心冷却に失敗し，RCIC の作動には成功するが，直流電源の枯渇により RCIC が機能喪失し，炉心損
傷に至る事故シーケンスである。原子炉は高圧状態であり，炉心損傷時期は後期に分類され
る。

LOCA

LOCA 後，炉心冷却機能が喪失する事故シーケンスである。原子炉冷却材圧力バウンダリが破損しているため，原子炉は低圧状態であり，炉心損傷時期は早期に分類される。
［類似シーケンス：S1E/S2E（中小 LOCA）］* 格納容器先行破損及びバイパス事象を除く
格納容器
破損時期
炉心損傷後

原子炉圧力

高圧

炉心損傷時期

起因事象

後期

長期TB

早期
低圧

TQUX/TBU/TBD

過渡
LOCA

炉心損傷前

事故シーケンス

TQUV/TBP
AE/S1E/S2E（格納容器先行破損）

注 1 具体的な評価方法・条件等は，原子炉設置許可変更申請書 添付書類十 追補 2 別添を参照。

- 43 ©Atomic Energy Association 2023

表 5 格納容器破損モード＊と物理化学現象に影響を及ぼす格納容器設計パラメータ
破損モード

設計パラメータ

影響

過圧破損

格納容器体積崩壊熱による発生蒸気，及び MCCI で発生する非凝縮性（長期冷却失敗）

サプレッションプ

ガスによる圧力上昇に対する裕度は，出力あたりのヒーール水量

トシンク及び空間体積に支配される。

格納容器限界圧力
過温破損

バウンダリ非金属

溶融炉心や沈着放射性物質からの崩壊熱により格納容部の構成

器雰囲気を介してバウンダリ非金属部（いずれの型式で格納容器限界温度

もトップヘッドフランジ部等）が加熱され，熱的損傷に至る。

格納容器雰囲気

ペデスタル開口・

デブリのペデスタル外へのエントレインされやすさ（雰

直接加熱（DCH）

流路形状

囲気の加熱・圧力上昇への寄与）は，開口部の高さ（Mk

格納容器限界圧力-II＜Mk-I 改）や流路形状（ABWR は複雑）に依存する。

水蒸気爆発（FCI） プール水深

デブリ落下後の注水時は型式間で顕著な差はない。なお

ペデスタル形状・

先行水張の水深が深くなり得る形状では，溶融炉心の粒強度

子化割合（発生機械的エネルギー）が増大する。

溶融炉心・床（拡がり）面積デブリからの除熱量は拡がり面積に支配される。コンク

コンクリートコンクリート成分

リート成分は侵食速度や発生ガス量に関連するが，材質相互作用（MCCI）

ペデスタル形状・の差がプラント挙動に及ぼす影響は小さい。

強度* 格納容器先行破損及びバイパス事象を除く（Mark-II 型格納容器の例）- 44 ©Atomic Energy Association 2023

（解説 2-2）評価の事例（BWR RHR 中間ループ）
1．設計経年化の着眼点の抽出(1) 差異抽出の観点
BWR プラントの RHR は，MS-1 に分類されるものであり，その補機冷却系には複数の型式が存在し，これらは原子炉リスクに影響を及ぼし得ることから，直接的な設計情報比較から着眼点を抽出することとした。
(2) 着眼点の抽出
BWR の補機冷却系の構成は，改良標準化を経て複数の型式が存在する。この設計変遷を踏まえ，設計経年化の着眼点を抽出した。
a-1.安全機能の整理
ここでは，RHR の機能のうち補機冷却機能に着目する。
a-2.設計差異の整理
BWR の補機冷却系は，分離型，完全分離型及び中間型の 3 つに大別される。分離型
は，常用補機と非常用補機を分離した冷却系の構成で，非常用系は海水直接冷却としている。その後の世代で改良標準化のベースとなったのが完全分離型である。完全分離型
は機器信頼性向上の観点から，炉水への海水混入を防止するため，非常用系にも中間ループを採用しており，ポンプ台数等の設備物量が最も多くなる構成である。その後，設備物量を低減しながら中間ループを有する構成として中間型が設計された。中間型では，非常用負荷は区分毎に分離することを前提に常用負荷も合わせて冷却し，補機冷却ポンプの 1 台が常時運転する構成で，非常時にはポンプ及び熱交換器を全台起動するとともに不必要な常用負荷を遮断する構成となっている。図 1～図 3 に，BWR の補機冷却系の分離型，完全分離型，中間型の例を示す。
a-3.着眼点の抽出
以上の整理の結果，BWR の RHR における設計経年化の着眼点としては，補機冷却系の構成を抽出した。
2. 評価
2.1 系統信頼性の観点
補機冷却系の分離型，完全分離型及び中間型の構成が，BWR の RHR の信頼性にどのような影響を与えるか確認するため，評価を実施する。代表的な BWR5 プラントの RHRシステムを想定し，RHR（補機冷却系等のサポート系を含む）の一つの系統（非常用区- 45 ©Atomic Energy Association 2023

分）の非信頼度解析結果及び重要度評価結果を図 4 及び図 5-1，5-2 に示す。
この非信頼度の結果からは，分離型では RHR の非信頼度が 5.6×10-4／デマンドとなり，完全分離型では分離型に対して 2.3×10-4／デマンド増加する。中間型の補機冷却系の場合には，非信頼度は分離型とほぼ同程度となり，非信頼度は若干ではあるが 3.6
×10-5／デマンド減少する。これは，完全分離型の場合は，補機冷却系の中間ループの設置による設備物量の増加に伴い非信頼度が増加する。中間型の補機冷却系の場合は，中間ループの設置により設備がある程度多くなるが，ポンプ 1 台は常用運転で非信頼度が低く抑えられるため，分離型と同様な非信頼度となる。
RHR の非信頼度に対する重要度評価結果では，RHR と補機冷却系を合算した FussellVesely 指標（以下，「FV 値」という。）が完全分離型で大きくなっている。また，RHR に対する補機冷却系以外のサポート系の FV 値を比較すると，換気空調系では，完全分離型は分離型及び中間型の補機冷却系と同程度の値となっており，電源系は外部電源が有るため，いずれの型においても小さい FV 値となっている。
人的過誤については，完全分離型は分離型及び中間型の補機冷却系と同程度の FV 値となっている。これは，事前過誤（保守時の手動弁の開閉忘れ等）については設備構成により相違するが，過誤率が小さいため影響は小さい。事後過誤（事象発生後の手動起動操作等）については，RHR の場合には起動までに時間余裕があるため，認知失敗の人
的過誤は寄与が小さく，操作失敗が寄与する。RHR の場合には複数の運転モードがあり，一つの運転モードにおける操作失敗が 1×10-3／デマンド程度である。それぞれの運転
モードが独立であると仮定しているため人的過誤確率も独立に扱うことで値が小さくなり，FV 値は小さく，分離型及び中間型の補機冷却系の FV 値は同程度の値となった。
Fussell-Vesely 指標
Fussell-Vesely 指標は，頂上事象の発生を仮定したときに，評価対象機器の機能喪失が寄与している条件付確率を表すもので，下式で定義する。
Fussell-Vesely 指標＝

Pi (top)P (top)＝1 −P(top / A = 0)
P(top)

ここで，Pi(top)：機器 i の機能喪失が寄与して発生する頂上事象の発生確率
P(top) ：頂上事象の発生確率
2.2 原子炉リスク（炉心損傷頻度）の観点
代表的な BWR5 プラントにおいて，補機冷却系の構成を分離型，完全分離型及び中間型とした場合における， CDF の評価結果を比較する。CDF は，整備している SA 対策を含めず，常用系の使用及び安全系の復旧に期待しない仮想的なプラント状態を評価対象とした PRA モデルで評価した。
- 46 ©Atomic Energy Association 2023

BWR5 プラントの CDF は 1×10-5／炉年程度となり，TW（崩壊熱除去失敗）シーケンスが主要な寄与を占める。これは，BWR5 プラントでは RHR が 2 系統であり，復旧の効果を考慮していないため，TW シーケンスの CDF への寄与が大きくなる。この BWR5 プラントのモ
デルに，フロント系の RHR に対して，サポート系である補機冷却系の構成を分離型，完全分離型及び中間型とした場合の影響を確認した。図 6 に CDF の比較，図 7 に重要度評価の比較の結果を示す。
CDF の評価結果として，ベースとなる分離型は 6.0×10-6／炉年となる。重要度評価の
FV 値の結果では，RHR が補機冷却系より大きな感度を示している。これに対し，完全分離型の場合は，補機冷却系の中間ループの設置による設備物量の増加に伴い，ベースである
分離型に対して 3.0×10-6／炉年増加する。重要度評価の FV 値の結果は，CDF 増加の寄与
が補機冷却系であるため，RHR と補機冷却系がほぼ同程度の感度を示している。
中間型の補機冷却系の場合には，CDF は分離型とほぼ同程度となる。CDF は若干ではあるが 5.5×10-8／炉年増加する。重要度評価の FV 値の結果は，分離型と同様に RHR が補機
冷却系より大きな感度を示している。これは，中間型の補機冷却系は，中間ループの設置
により設備がある程度多くなるが，ポンプ 1 台は常用運転で非信頼度が低く抑えられるため，分離型と同様な傾向を示している。
また，PRA では補機冷却系の 1 系統喪失を起因事象として想定している。国内の補機
冷却系の運転実績では，機能喪失事例は発生していないため，補機冷却系の分離型，完全分離型及び中間型による起因事象発生頻度に顕著な差はなく，CDF への影響は小さい。
以上のような CDF 及び重要度評価の FV 値の傾向は，補機冷却系の構成において完全分離型が分離型及び中間型に対して影響が大きくなる傾向を示しているが，補機冷却系の設計の変遷は中間ループを有して海水混入の防止を図りながら，信頼性を維持した合理的な設計となっている。
2.3 放射性物質の系外放出の観点分離型における海水直接冷却の場合，バウンダリとしての１つの熱交換器の損傷に備
えて海水側が高圧となるような圧力バランスとしている。このため，熱交換器の損傷に加えてこの圧力バランスが崩れた場合（例えば海水系の停止）には，放射性物質を環境に放出するポテンシャルがある。
一方，完全分離型及び中間型は，中間ループがあることで RHR の流体から海水ヘは２つの熱交換器（RHR→中間ループ，中間ループ→海水）を介して熱を伝えることになり，海水までの漏えいパスには２つの障壁（バウンダリとしての熱交換器）が存在するため，放射性物質を環境に放出するリスクは低減されている。
2.4 SA 時柔軟性の観点
分離型における海水直接冷却の場合，SA 時の炉心冷却の際に配備すべき設備等が海水- 47 ©Atomic Energy Association 2023

系のみとなることから，比較的マネジメントが容易となる。ただし，図 8 に示すように，分離型であるため使用済み燃料プールを冷却するには，設備の追加が必要となる。
これに対して，中間型の中間ループを有するプラントでは，海水系の配備に加え，代替設備による中間ループ構築が必要となるため，ラインアップに時間を要する。ただし，図9 に示すように，中間ループがあることで DB 設備構成のまま代替熱交換器活用のマネジ
メントによって，炉心冷却に加え使用済み燃料プール冷却も可能となる。
2.5 評価のまとめ
古いプラントでは RHR を海水で直接冷却するが，新しいプラントでは淡水の中間ループを設けていることの設計差異について，代表的な BWR5 プラントをモデルに系統信頼性及び CDF を比較分析した。この結果からは，海水直接冷却はシンプルな系統構成のため，信頼性という面では優れている。その後の，非常用系に中間ループを採用する設計の変遷においては，中間ループを有して海水混入の防止を図りながら，信頼性を維持した合理的な設計となっていることが CDF 等を指標として確認できた。
また，放射性物質の系外放出の視点で見ても，中間ループを有することは，さらに放射性物質を環境に放出するリスクが軽減されるのみで，海水直接冷却が有意なリスクとはなっていない。新規制基準における SA 対策の検討においても，中間ループ導入にはメ
リット，デメリットがあり，決定的な優越をつける要因は抽出されなかった。
以上より，古いプラントでは RHR を海水で直接冷却，新しいプラントでは淡水の中間ループを有する設計差異について，原子炉リスク，放射性物質の系外放出及び SA 時柔軟性に関する比較分析から，この設計の変遷は，プラントの安全上に有意な影響を与えているものではないことが確認できた。
しかし，設計経年化を管理していくことを考慮し，更なる改善を目的として補機冷却系の型式毎に脆弱性を検討すると，以下のような点が抽出される。
【分離型】
 放射性物質の系外放出の視点で指摘したように，海水直接冷却の場合にはバウン
ダリとして RHR 熱交換器の細管のみに依存している。
【完全分離型・中間型】
 中間ループを有しているため，設備数が多くなり，その設備の信頼性の維持が課題となる。
（本頁以下余白）- 48 ©Atomic Energy Association 2023

3．対策案の抽出
補機冷却系の型式毎に摘出した脆弱性に対して対策案を表 1 に示す。
表 1 脆弱性に対する対策案
脆弱性
【分離型】

対策
中間型への改造

放射性物質の
系外放出

補足

対策状況

中間ループを構成する機器を既設炉へ導入するため改造大海水系の隔離機能を海水系の隔離機能を強化するため，隔強化・漏洩防止

離弁を追設，材質の改良

海水系の保守の改善

海水系の点検の強化

海水系の手順の改善

漏えい時の隔離手順の作成

海水系の訓練の改善

漏えい時の隔離手順の訓練【完全分離

故障時の復旧マネジ

マネジメントとして中間ループ故障時

型・中間型】

メントの復旧を想定しておくことが有用

信頼性の維持リスク情報を活用し補機冷却系が待機系の場合に多重機器た試験の改善の定例試験時期を交互試験として信頼性を維持
信頼性データの分析に基づき試験頻度を適切に管理リスク情報を活用し

例えば BWR5 の非常用区分Ⅲの HPCS 系

た保守の改善の補機冷却系については，定期検査中
よりもオンラインメンテナンスとして原子炉リスクを平準化

リスク情報を活用しリスク重要度の高い事故シーケンスにた訓練の改善対応する訓練の頻度を増加

資機材リストの整

信頼性データの分析に基づき予備品を備・予備品の確保

適切に管理

分離型は，放射性物質の系外放出の視点では，リスクは十分に低いが，多重に故障が生じるようなケースにおいて放射性物質を環境に放出するポテンシャルがある。この対策としては，中間型への改造が考えられる。また，別の対策としては，万一放射性物質が環境に放出される状況下となった場合（海水側の圧力より RHR 側の圧力が上回った場合）に，海水系の隔離機能を強化するべく，隔離弁を追設することが考えられる。さらに，熱交換器故障防止の観点から，点検の強化及び漏えい時の隔離手順の作成，訓練のマネジメ- 49 ©Atomic Energy Association 2023

ントが考えられる。
完全分離型及び中間型を採用するプラントでは，中間ループの設備物量が比較的多い
ことから，故障の可能性が高くなる。この対策としては，マネジメントとして中間ループ
故障時の復旧を想定しておくことが有用と考える。
（例えば，外部電源喪失時に RCW（A）
故障し，かつ非常用ディーゼル発電機（以下，「EDG」という。）（B）の継続運転が困難な場合に，タイラインを用いて EDG（A）を起動させ，SBO を回避する。
）さらに，リスク情報を活用した信頼性維持の手段としては，補機冷却系が待機系の場合に多重機器の定例試験時期を交互試験として信頼性を維持することや信頼性データの分析に基づき試験頻度を適切に管理することも考えられる。また，補機冷却系の保守を考慮した場合に，定期検査時に非常用区分毎の保守時期に合わせて実施しているが，今後は既存の DB 設備に加えて SA 設備及び特重施設の原子炉冷却手段が多く存在するため，例えば BWR5 の非常用区分Ⅲの HPCS 系の補機冷却系については，定期検査中に実施する保守よりもオンライン
メンテナンスの方が原子炉リスクは平準化する可能性もある。同様なリスク情報の活用としては，リスク重要度の高い事故シーケンスに対応する訓練の頻度を増加させることや信頼性データの分析に基づき予備品を適切に管理することも考えられる。
なお，これらのマネジメント対策は，完全分離型及び中間型のみならず，分離型にも共通で有用な対策となる。
各対策案に関するリソースの観点では，分離型における中間型への改造は大きなリソースが必要となるが，他の対策はマネジメントが中心のためリソースは限定的である。
4.

対策要否の検討及び実施
事業者は，個別プラントの特徴を踏まえ，表 1 に挙げた案から，効果と必要なリソースを勘案し，導入に伴い悪影響のない対策を採用する。対策の採否を検討するにあたっては，効果が小さくても容易に導入が可能な対策は排除しないよう留意するとともに，特にソフト対策では現場への負担が過大とならないよう配慮する。
採用した対策は，予算措置等の必要な措置をとり，計画的に実施していく。

5. 継続的な評価
RHR 中間ループの信頼性に係る知見が得られることは稀と考えられるが，今後，RHR 中
間ループの信頼性に関して新たな知見が得られた場合には，それらを踏まえて必要に応じ再評価を行う。
ATENA は，事業者の評価結果を確認し，評価プロセス，方法，解説の修正・追加が必要と考えられる場合は，本ガイドラインを改定する。
（本頁以下余白）- 50 ©Atomic Energy Association 2023

RHR Hx－A

D／G－A

RHR Hx－B

D／G－B
HPCS
D／G

常用補機

原子炉
建屋

RCW－Hx

RCW 系

タービン
建屋

常用補機

TCW－HxTCW 系

DGSW－A 系

DGSW－HPCS 系
RHRS－B 系
DGSW－B 系

SW 系
RHRS－A 系

図 1 分離型の補機冷却系（福島第一，東海第二）BWR5 の例

HPCS
D／G

原子炉
建屋

RHR－Hx
（A）

D／G
（A）

高圧常用
補機

RHR－Hx
（B）

D／G
（B）

低圧常用
補機

RCW１
Hx

RCW１系

タービン
建屋

海水熱交
建屋

常用負荷

HPCSC
Hx

RHRC
Hx－A

RHRC
Hx－B

RCW２
Hx

TCW
Hx
D／G
TCW 系

RCW２系

廃棄物処
理建屋

RWCW
Hx
D／G

EECW
Hx－A

EECW
Hx－B

RWCW 系
RHRS－A 系
RWCW 系
HPCS 系
RHRS－B 系

SW 系

図 2 完全分離型の補機冷却系（福島第二，柏崎刈羽１）BWR5 の例- 51 ©Atomic Energy Association 2023

常用系補機１

常用系補機２

RHR－Hx（A）

RHR－Hx
（B）

D／G－A

D／G－B

原子炉
建屋

HPCS 補機

タービン
建屋

常用負荷

海水熱交建
屋

RCW
Hx－A

RCW
Hx－B

RCW－A 系

HPCW
Hx

TCW
Hx
RCW－B 系

HPCW 系
RSW－A 系

RSW－B 系
TSW 系

HPSW 系

図 3 中間型の補機冷却系（柏崎刈羽２～７，浜岡，女川，志賀，島根）BWR5/ABWR の例

非信頼度（／デマンド）

1.E-02

Δ非信頼度 2.3E-4

1.E-03

Δ非信頼度 -3.6E-5

1.E-04
分離型

完全分離型

中間型

図 4 BWR5 プラントの RHR 非信頼度比較- 52 ©Atomic Energy Association 2023

RHR

補機冷却系

RHR+補機冷却系

1.00
0.90
0.80

0.60
0.50
0.40
0.30
0.20
0.10

0.00
分離型

完全分離型

中間型

図 5-1 BWR5 プラントの FV 重要度比較（RHR 非信頼度）その 1

電源系

換気空調系

人的過誤

1.00
0.90
0.80
0.70

FV重要度

FV重要度

0.70

0.60
0.50
0.40
0.30
0.20
0.10

0.00
分離型

完全分離型

中間型

図 5-2 BWR5 プラントの FV 重要度比較（RHR 非信頼度）その 2- 53 ©Atomic Energy Association 2023

CDF（／炉年）

1.E-04

ΔCDF 3.0E-6
1.E-05

ΔCDF 5.5E-8

1.E-06
分離型

完全分離型

中間型

図 6 BWR5 プラントの炉心損傷頻度比較

RHR

補機冷却系

RHR+補機冷却系

1.00
0.90
0.80

FV重要度

0.70

0.60
0.50
0.40
0.30
0.20
0.10

0.00
分離型

完全分離型

中間型

図 7 BWR5 プラントの FV 重要度比較（CDF）- 54 ©Atomic Energy Association 2023

図 8 分離型補機冷却系の代替 RCW によるマネジメント（東海第二の例）- 55 ©Atomic Energy Association 2023

RHR（A）の冷却

FPC（A）の冷却

図 9 中間型補機冷却系の代替 RCW によるマネジメント（女川 2 の例）- 56 ©Atomic Energy Association 2023

補足：評価に用いた PRA モデルについて評価に用いた BWR5 プラントの代表的 PRA モデルについて示す。この PRA モデルとしては，整備している SA 対策を含めず，常用系の使用及び安全系の復旧に期待しない仮想的なプラント状態を評価対象とした。具体的には，図 10 の BWR5 プラントの概略イベントツリ
ーに示すように通常停止のイベントツリーを除き，常用系(給復水系，低圧時の復水ポンプの注水，除熱時の静的格納容器冷却系)のクレジットを採らない。また，復旧として外部電
源復旧，DG 復旧，RHR 復旧のクレジットも採らないモデルとしている。PRA のデータについては，以下のようなデータを使用している。
 起因事象 国内 BWR の運転実績 平成 23 年度（平成 24 年 3 月）
 故障率 国内一般機器故障率（21 カ年データ）
 共通原因故障 米国文献値（NUREG/CR-1205, NUREG/CR-1363）
また，今回の評価の目的から，PRA モデルで留意すべき事項を以下に示す。
 RHR の手動操作における人的過誤 補機冷却系の海水ストレーナ共通原因故障
これらのモデルは，RHR の A 系及び B 系の従属故障であり，これらの過誤率及び故障率が CDF への寄与があまりに大きい場合には，補機冷却系のシステム構成の差が確認できな
くなる。その場合には，従属故障の CDF への寄与を低下させるために，モデルを適切に調整して評価を実施する。例えば，RHR の各モードの手動操作を独立として評価したり，海水ストレーナ共通原因故障のファクターを小さい値に変更している。
給復水系(Q)

復水ポンプ

PCS，RHR 復旧をモデル化せずをモデル化せずをモデル化せず

起因事象

反応度
制御

電源

高圧
炉心冷却

原子炉
減圧

低圧
炉心冷却

長期除熱

T

C

B

U

X

V

W

炉心の
健全性

事故シナリオの分類

健全損傷

崩壊熱除去失敗

健全

外電，DG 復旧をモデル化せず

損傷

崩壊熱除去失敗

損傷

高圧・低圧注水失敗

損傷

高圧注水失敗・減圧失敗

損傷

電源喪失

損傷

未臨界確保失敗

図 10 BWR5 プラントの概略イベントツリー- 57 ©Atomic Energy Association 2023

（解説 2-3）評価の事例（PWR ECCS 系統）
1. 設計経年化の着眼点の抽出(1)差異抽出の観点
PWR の非常用炉心冷却設備（以下，「ECCS」という。
）は，MS-1 に分類されるものであり，その設備等には設計の変遷が存在し，これらは原子炉リスク及び決定論的な安全裕度に影響を及ぼし得ることから，直接的な設計情報比較から着眼点を抽出することとした。
(2)着眼点の抽出
ECCS の設計には変遷があることから，設計経年化の着眼点を抽出した。
a-1.安全機能の整理
PWR プラントでは， LOCA が発生した場合に，炉心の冷却可能な形状が維持し得ないほどの燃料被覆管の破損を防止し，崩壊熱の除去を長期間にわたって行うため， ECCS を設けている。長期間の崩壊熱の除去に着目すると，LOCA の初期段階では ECCS による炉心注
水により炉心の冠水状態を維持するため，その水源である燃料取替用水タンク（ピット）のほう酸水を注入するが，その後，水源をほぼ使用つくした段階で，格納容器再循環サン
プにたまったほう酸水を ECCS により再び炉心注入する ECCS 再循環に移行する。ECCS 再循環機能喪失は，炉心損傷のおそれのある重大事故シーケンスのひとつであることから，
ECCS 再循環に着目して検討する。
a-2.設計差異の整理
ECCS 再循環は，高圧注入系（高圧注入ポンプ）と低圧注入系（余熱除去ポンプ）との２つの系統が使用され，このうち， ECCS 再循環のうち高圧注入系（以下，「ECCS 高圧再循環」という。
）では，設計時期により設備等に設計差異が生じている。
設計が古いプラントでは，高圧注入ポンプの有効吸込水頭（NPSH）の確保の観点で高圧
再循環運転における再循環サンプからの直接取水が困難であったため，当時の米国プラント標準設計でもある余熱除去ポンプによるブースティング方式を採用している。一方，
比較的設計が新しいプラントでは，ポンプ技術の進歩により再循環サンプからの直接取水方式が可能となり，それを採用している。両設計の系統構成を図 1 に示す。また，各プ
ラントで採用している設計（方式）は，表 1 に整理する。
a-3.着眼点の抽出
以上の整理の結果，PWR の ECCS における設計経年化の着眼点としては，ECCS 高圧再循
環を抽出した。

- 58 ©Atomic Energy Association 2023

2. 評価ECCS 高圧再循環時の設備等に関する設計差異に関して，ECCS 高圧再循環機能への影響を見通すため，系統信頼性及び事故時挙動の観点で評価を実施した。
2.1 系統信頼性の観点設計差異であるブースティング方式と直接取水方式が，ECCS 高圧再循環機能の信頼性に与える影響を概略評価した。
それぞれの方式で，ECCS 高圧再循環に必要な設備及び主要操作は表 2 のとおりである。
表2ECCS 高圧再循環に必要な設備及び主要操作

取水方式
ブースティング方式

設備
・余熱除去ポンプ

主要操作
・再循環切換（ブースティング・高圧注入ポンプ
直接取水方式

・高圧注入ポンプのラインアップ含む）
・再循環切換（ブースティングのラインアップ含まず）

ECCS 高圧再循環機能において，ブースティング方式の方が直接取水方式と比較すると，操作が必要となる設備が多いことから，失敗要因が多くなる。具体的には，ECCS 高
圧再循環時に必要なポンプ台数がブースティング方式の場合は余熱除去ポンプ及び高圧注入ポンプの 2 台／トレンとなるのに対して，直接取水方式の場合は高圧注入ポン
プ 1 台／トレンとなる。また，再循環経路のラインアップについても，ブースティング方式の場合はブースティングラインのラインアップが追加となることから，機器故障
としてポンプ故障確率及びブースティングラインのラインアップに必要となる弁の故
障確率の分だけ信頼性に差異が生じる結果となる。また，再循環サンプ隔離弁の開閉操
作等の再循環切換も必要となるが，この失敗確率についてはブースティング方式と直接取水方式で大きく異なるものではない。
最新の PRA においては，機器の故障確率はプラント固有パラメータを適用したベイズ更新を行うこととなっており，プラントや故障実績によって変わり得るものの，ここでは比較検討として「JANSI-CFR-02：故障件数の不確実さを考慮した国内一般機器故障率の推定（1982 年度～2010 年度 29 ヵ年 56 基データ）[1]，2016 年 6 月」に記載されている一般故障率データを参照する。なお，使命時間は 24 時間とする。
・ポンプ起動失敗：1E-4/d 程度

・ポンプ継続運転失敗：8E-7/h 程度

・電動弁開失敗：7E-5/d 程度

また，CCF については，CCF Parameter Estimations 2015[2]のβファクタを参照する。
・高圧注入ポンプ起動失敗：β（6E-3 程度）- 59 ©Atomic Energy Association 2023

・高圧注入ポンプ継続運転失敗：β（2E-2 程度）

・余熱除去ポンプ起動失敗：β（4E-2 程度）

・余熱除去ポンプ継続運転失敗：β（6E-2 程度）

・電動弁開失敗：β（1E-2 程度）

ここで，ECCS 高圧再循環機能が成立する条件を整理すると表 3 のとおりとなる。
表3

ECCS 高圧再循環時に必要な設備及び主要操作

取水方式

設備

主要操作

ブースティング方式

・余熱除去ポンプ 2 台中 1 台によ・再循環切換の成功

る取水，及び・ブースティングラインの確立（電動弁開），及び・高圧注入ポンプ 2 台中 1 台＊1 による炉心注水
直接取水方式

・高圧注入ポンプ 2 台中 1 台＊1 に・再循環切換の成功よる炉心注水*1 高圧注入ポンプ台数はプラントにより異なる場合もあるが，ここでは，簡素化のため高圧注入
ポンプ 2 台中 1 台の成功が必要であるとして取扱うそれぞれの成功条件に対して，失敗する確率を人的過誤確率と設備故障確率に分けて概略評価すると表 4 のとおりとなる。
表 4 失敗する確率の概略評価
ECCS 高圧再循環機能の成立条件

旧設計(ブースティング
方式)

失敗確率

再循環切換＜人的過誤確率＞

1E-2～1E-3 程度*2

余熱除去ポンプ 2 台中 1 台による取水

5E-6

ブースティングラインの確立（電動弁開）

7E-7

高圧注入ポンプ 2 台中 1 台による炉心注水

1E-6

合計

高圧注入ポンプ 2 台中 1 台による炉心注水
合計*2

1E-2～1E-3 程度
1E-2～1E-3 程度*2

再循環切換＜人的過誤確率＞
新設計(直接取水方式)

7E-6

1E-6
1E-2～1E-3 程度

人的過誤確率であり，時間余裕により変化するため，おおよその範囲で記載している- 60 ©Atomic Energy Association 2023

再循環切換失敗については，時間余裕により値は変動するものの，切換失敗の値は
1E-2～1E-3 と比較的大きな値となる。一方で，設計差異があるポンプ台数やブースティングライン確立失敗については，値として差異は生じる（ブースティング方式：7E6，直接取水方式：1E-6）ものの，そもそも機器故障確率が小さいこと，及び設備は多重化されていることから，値は比較的小さいものとなる。実際は他にも故障要因は存在するため値はもう少し大きくなると考えられるが，いずれにしても ECCS 高圧再循環機
能失敗の主要因は再循環切換失敗となることは明らかである。したがって，ブースティング方式と直接取水方式で，系統の信頼性には影響があるものの，CDF 又は CFF といったプラント全体の信頼性という観点では，大きな差異は生じない見込みである。
2.2 事故時挙動の観点
運転操作手順としては，直接取水方式では，ECCS 高圧再循環時に高圧注入ポンプの動作のみで所定の機能が達成されることから，ブースティング方式に比べて，簡素であるが，ブースティング方式であっても，運転操作の負担が過度に大きいわけではない。
続いて，再循環運転時のブースティング方式と直接取水方式の設計差異がプラント挙動に与える影響を確認する。設計基準事故のうち LOCA 時の格納容器健全性評価を目的とした格納容器内圧解析の結果を図 2 に示す。
いずれの設計であっても再循環期間中の炉心の冠水状態を維持することにより，継続的な崩壊熱除去が可能となり，格納容器内圧が時間の経過とともに低下していることが確認できる。また，格納容器健全性の評価指標である大破断 LOCA 時の格納容器圧
力の最大値は再循環開始以前に発生するため，再循環切換の相違による影響は受けない。さらには，炉心冷却性の評価指標である大破断 LOCA 時の燃料被覆管温度の最大値
も再循環開始以前に発生するため，再循環切換の相違による影響を受けない。
以上より，ブースティング方式と直接取水方式のいずれの設計であっても再循環運
転期間中の炉心冷却性及び格納容器健全性は維持されており，同等の安全性を有しているといえる。
2.3 評価のまとめ
ECCS 高圧再循環機能に着目して，その設計差異である，再循環サンプから取水方式の差（ブースティング方式，直接取水方式）について，系統信頼性及び事故時挙動の観点から，影響を評価，検討した。
その結果，以下のとおり，プラントの安全性に有意な差を生じさせるものではない。
・系統信頼性に関しては，ブースティング方式と直接取水方式で，ECCS 高圧再循環機
能の信頼性には影響があるものの軽微であり，CDF や CFF のようなプラント全体の信頼性という観点では，大きな差異は生じない見込みである。

- 61 ©Atomic Energy Association 2023

・事故時挙動に関しては，ブースティング方式と直接取水方式のいずれの設計であっても，再循環期間中の炉心の冠水状態が維持できることから，継続的な崩壊熱除去が可能となり，設計の差異は，評価指標である大破断 LOCA 時の格納容器最高圧力に影響するものではない。
3. 対策案の抽出
2．の信頼性に関する評価は，一般的な故障確率データを用いた簡易評価を実施したもので，これにより設計の差異に伴う影響について概括的な把握ができたが，個別プラントに対する影響程度を把握する場合には，今後，個別 PRA 評価結果を活用した詳細評価を行うものとする。
本着眼点に対する対策案としては表 5 のとおり想定される。
表 5 対策案
対策案
設備構成の変更

対策内容

対策状況

・ブースティング不要のポンプに取替・取水方式の変更

教育の充実

・当該設備構成及び期待される機能についての教育による要員の技量向上

保全の充実

・系統を構成する弁のうちリスク重要度の高い機器の保全充実による信頼性向上

4.

対策要否の検討及び実施
事業者は，個別プラント PRA の結果等を踏まえ，表 5 に挙げた案から，効果と必要なリソースを勘案し，導入に伴い悪影響のない対策を採用する。対策の採否を検討するにあたっては，効果が小さくとも容易に導入が可能な対策は排除しないよう留意するとともに，
特にソフト対策では現場への負担が過大とならないよう配慮する。
採用した対策は，予算措置等の必要な措置をとり，計画的に実施していく。

5. 継続的な評価
ECCS 高圧再循環の信頼性に係る知見が得られることは稀と考えられるが，今後，ECCS
高圧再循環の信頼性に関する新たな知見が得られた場合には，それらを踏まえて必要に応じ再評価を行う。
ATENA は，事業者の評価結果を確認し，評価プロセス，方法，解説の修正及び追加が必要と考えられる場合は，本ガイドラインを改定する。
（本頁以下余白）- 62 ©Atomic Energy Association 2023

参考文献[1] JANSI-CFR-02：故障件数の不確実さを考慮した国内一般機器故障率の推定（1982 年度～2010 年度 29 ヵ年 56 基データ），2016 年 6 月[2] U.S. Nuclear Regulatory Commission：CCF Parameter Estimations, 2015 Update

表 1 ECCS 高圧再循環時の系統構成
旧設計（ブースティング方式）
新設計（直接取水方式）

高浜 1/2，美浜 3，高浜 3/4，川内 1/2
大飯 3/4，伊方 3，玄海 3/4ａ）旧設計（ブースティング方式）＊1*1

高圧充てん注入ポンプ*2

充てんポンプｂ）新設計（直接取水方式）＊2

図 1 高圧再循環時の系統構成概略- 63 ©Atomic Energy Association 2023

ブースティング方式の例（高浜 1 号機）

直接取水方式の例（伊方 3 号機）

再循環切替
再循環切替

図 2 事故時挙動を説明する図LOCA 時格納容器健全性評価用内圧解析（設置変更許可申請書添付書類十 3.5.1 章「原子炉冷却材喪失」より）- 64 ©Atomic Energy Association 2023

（解説 3）その他の抽出方法
内部火災の設計の経年化評価に PRA を利用することもできるが，内部火災 PRA のモデル
構築には時間を要するため，より早期に内部火災に関する設計の経年化を評価していく場
合に，以下のような方法で，火災防護に関する設計の差異を評価することができるものと考える。
なお，PRA を実施せずにこの方法を推奨するというものではなく，PRA を実施するまでの間，何らかの検討をする際の参考方法として提示するものである。
1．火災防護の考え方
火災影響を評価する際には，図 1 に示すような火災進展をイベントツリーに展開すると全体像を把握しやすくなる。このイベントツリーは，いわゆる火災の深層防護に従ったもので，新規制基準では，それぞれの段階において所定の基準を満たすことを確認している。
ここでは，火災防護の各段階において，設計の差異が見られる場合に，当該の火災防護のレベルで対策を検討するのか，他のレベルで対策を検討するのか，といった考え方に立ち，最終的に火災影響が顕在化しない工夫を検討することとなる。
複数区分の設備が存在する火災区画に着目することとし，区画毎に火災源やその規模，
火災発生頻度を検討し，火災源によって火災への進展度合いが異なることを考慮する。感知・消火に成功すれば影響範囲は一区分に留まるが，感知・消火に失敗すると複数区分への影響の可能性があり，耐火壁又は離隔による分離性能を考慮することとなる。

図 1 火災進展イベントツリー
2．代表的な新旧の設計の違いによる考察例
これまでの PRA（米国 NRC の IPEEE 知見レポート NUREG-1742[1]）の知見から火災に対するリスクが高いと考えられるケーブル処理室の火災を設計の差異から評価するサンプルについて示す。

- 65 ©Atomic Energy Association 2023

2.1 設計経年化の着眼点の抽出
設計経年化の着眼点について以下の考え方で抽出する。
・ケーブル処理室で発火源となりえるのはケーブルであり，ケーブルの設計には新旧プ
ラントによる差異が存在する。
・Browns Ferry 発電所の火災事故を契機として改正された省令注により難燃ケーブルの使用が義務付けられる前のプラントでは，非難燃ケーブルが存在している。
・当時の既設プラントでは，必要な範囲の非難燃ケーブルに延焼防止剤を塗布することで難燃ケーブル相当の難燃性を有するものとして扱われてきた。
・新規制基準で要件が厳格化され，非難燃ケーブルには防火シートで難燃化し，試験により性能を確認している。
注：発電所用原子炉施設に関する技術基準を定める省令の一部を改正する省令（1975 年
12 月 23 日付官報，通産省令）
2.2 評価
2.2.1 難燃ケーブル火災
難燃ケーブル火災の評価結果は以下のとおりとなる。
・難燃ケーブルの発火頻度は小さいものの発火した場合には近傍の他区分のケーブルに影響を与える可能性がある。
・難燃ケーブルが発火した場合，ケーブル処理室には煙感知器及び温度感知器の 2 種類の火災感知器を設置しており，感知失敗確率は小さい。また，火災を感知した場合，自動で消火設備が動作するため，鎮火失敗確率は小さい。
・小さいながらも火災の感知・消火に失敗する確率があり，その際には，他区分のケー
ブルに影響を与える可能性が出てくる。
・しかしながら，区分間の影響が出ないよう離隔距離又は耐火壁を設けていることから，二区分が同時に機能喪失する可能性は低い。
・したがって，ケーブル処理室の難燃ケーブルの火災による原子炉安全のリスクは十分に低く抑制されていると考える。
・このことは，NUREG-1742[1]の記載「電源盤のないケーブル処理室の火災による CDF は小さい」と整合する内容である。
2.2.2 非難燃ケーブル火災
非難燃ケーブル火災の評価結果は以下のとおりとなる。
・ケーブル処理室内に存在する非難燃ケーブルは計装用の弱電ケーブルであり，発火の可能性は高くはないものの，難燃ケーブルに比べると相対的に発火頻度は高い。

- 66 ©Atomic Energy Association 2023

・非難燃ケーブルが積載されているケーブルトレイは，防火シートでラッピングされた複合体となっており，発火したとしても酸素が限られていることから窒息して鎮火し延焼せず，火災の影響はラッピング内にとどまることが分かっている（確率はほぼ
1.0）。
・したがって，ケーブル処理室の複合体内部の非難燃ケーブルの火災による原子炉安全のリスクは十分に低く抑制されていると考える。
2.3 評価のまとめ
・新旧プラントの設計差異の一つとしてケーブルを取り上げ，その差異が火災による原
子炉安全のリスクに与える影響を検討したところ，いずれもリスクは抑制された状態にあるものと考える。
・しかしながら，難燃ケーブル，非難燃ケーブルの設計差異は，新規制基準にて同等の性能があることを確認しているものの，設計差異は継続して存在し，今後もその差異
が原子炉安全リスクに与える影響を確認していく必要のある対象となる。
・仮に今後，ラッピングの性能に関する新知見が得られるような場合には，火災進展イ
ベントツリーを参考に，当該ラッピングの性能改善，感知・消火性能の改善及び分離性能の改善を検討することでリスク抑制を図ることができる。
3.

対策案の抽出・火災進展イベントツリーでは，火災の発生防止，感知・消火，設備の分離を組み合わせることによりリスクを低減していくプロセスを示しており，一つの要素に脆弱性が見つかった場合，当該要素を改善する以外にも，他の要素の厚みを増すことでリスクを低減できることがわかる。
・表 1 に火災進展防止に関する個々の要素の厚みを増す対策を列挙する。

4.

対策要否の検討及び実施
事業者は，個別プラントの火災防護上の特徴を踏まえ，表 1 に挙げた案から，効果と必要なリソースを勘案し，導入に伴い悪影響のない対策を採用する。対策の採否を検討するにあたっては，効果が小さくとも容易に導入が可能な対策は排除しないよう留意するとともに，特にソフト対策では現場への負担が過大とならないよう配慮する。
採用した対策は，予算措置等の必要な措置をとり，計画的に実施していく。

5. 継続的な評価
今後，火災防護の性能に関する新たな知見が得られた場合には，それらを踏まえて必要に応じ再評価を行う。
ATENA は，事業者の評価結果を確認し，評価プロセス，方法，解説の修正及び追加が必- 67 ©Atomic Energy Association 2023

要と考えられる場合は，本ガイドラインを改定する。

表 1 火災進展防止対策の例
a.火災の発生防止に係る対策

・難燃ケーブルの採用
・パトロールによる油漏洩の早期感知
・電気品の外観点検の強化
・持ち込み可燃物の制限
・火災源の養生

b.感知・消火等

・火災感知器の信頼性向上（点検内容，頻度の改善）
・消火設備の信頼性向上
・消火訓練の改善
・火災源毎のアクセスルートの事前把握
・火災監視担当者の配置
・消火器の追設

c.設備等の分離

等

・火災源の移設・防護対象設備の移設
・耐火障壁の追設

等

参考文献[1] NUREG-1742：Perspectives Gained From the Individual Plant Examination ofExternal Events (IPEEE) Program（本頁以下余白）- 68 ©Atomic Energy Association 2023

（解説 4）ソフト対策の充実化を図る意図
本ガイドラインでは，ハード対策に加えソフト対策を充実するとしている。
ハード対策を取り入れることによって安全性を高めることはもちろん重要であるが，福島第一原子力発電所の事故の教訓を踏まえると，ソフト対策の 3 つのメリット『①対策の早期導入』『②臨機応変な現場対応』『③改善の継続性』が重要であると考えることから，
本ガイドラインではソフト対策の充実化についても強調している。
①対策の早期導入
・ソフト対策は，早期に導入が可能である。
・例えば，大規模な津波による電源喪失時に備えた電源車等による電源供給手順の整
備及び原子炉・使用済み燃料プールへの代替注水の手順書整備，並びに訓練の実施
は，事故の経験を踏まえ早い段階で導入した実績がある。
②臨機応変な現場対応
・シビアアクシデント時にはさまざまな事象進展が起こり得るため，臨機応変な対応が必要となり，ソフト対策による対応が効果的な場合がある。また，ソフト対策の充実により，既存のハード設備を柔軟に活用することができる。
・例えば，福島第一原子力発電所事故の際には，火災対応として整備していた消防車
による原子炉注水，自家用車のバッテリーを用いた直流電源確保等，元々の用途ではない使い方が有効であった。また，後日の検討で整備された RCIC 現場手動起動や代替パラメータによる監視といった手順書の整備は，通常のハード設備の使用方法と異なるものの，柔軟に活用するものであり，事故の影響緩和に有効である。
③改善の継続性・安全性の向上に向けては，改善の取組を継続させ積み重ねることが重要であり，ソフト対策の検討はその手段として有効である。
・ハード対策に比べ，ソフト対策はその発案から実現までの期間が比較的短く，改善を積み重ねやすいという特徴を有している。また，ハード対策は対策内容の選択肢が限られるが，一方，ソフト対策は手順の整備，訓練の充実，資機材の活用等，比較的小さな改善ではあるが検討の幅が広いため実行しやすく，事業者が継続的に安
全性向上に取組むにあたって有効である。
・例えば，福島第一原子力発電所事故の際には，直流電源がない状態では原子炉水位,
圧力等の重要なプラント状態の把握ができなかったことから，バッテリーを調達しようとしたものの地元のホームセンターでは調達できず，遠方まで購入に出向いたことにより時間を要したため，急遽現場の判断で車両のバッテリーを外して活用し- 69 ©Atomic Energy Association 2023

た。この経験は，ソフト対策として事前にバッテリーの調達先選定や運搬方法・体制を定めておくことの有効性を示しており，このような小さな改善の積み重ねも重要であると考えている。
不確実な事象であることを理由に思考停止に至ることなく，新知見の反映による継続的な安全性向上の取組として，設計の経年化への対応を含め，こうしたソフト対策の特徴を踏まえて対策を検討することが肝要である。
なお，ソフト対策は，以上のような導入のメリットがある一方で，人による対応を求めるものであることから，当該の対策だけで導入判断するのではなく，その他の対策を含めて全体のバランスを考慮し，現場の負荷を過度に増加させないよう配慮するだけでなく，将来的に軽減することを検討していく必要がある。
（本頁以下余白）- 70 ©Atomic Energy Association 2023

表 1 ソフト対策の例
a.手順の改善・・SBO 下での高圧炉心注水系（HPCF）の短時間の運転手段整備

追加

・敷地内への津波浸水時における事前高圧代替注水系起動手順の整備（大津波警報時の対応）
・冷却機能に必要な海水を確保するため，引き津波時に循環水ポンプをトリップする手順
・空調系喪失時の扉開放手順の整備，仮設排風器設置・使用手順整備等異なる手段による冷却機能確保
・想定を超える豪雨に備えた敷地排水経路の手段の確保手順の整備
・予報，傾向監視による事前準備が可能な事象（想定を大幅に超える
海水温上昇，台風の来襲）を踏まえたプラント停止措置明確化と手順の整備
・インターロックバイパス又はジャンパー手順の追加

b.資機材リスト

・安全機能別資機材の配置場所リストの作成の整備・予備品

・安全設備の故障想定毎の取替部品の準備

等

等

の確保
c.資機材調達手

・バッテリー調達先リストの作成

段の明確化（調・他発電所の資機材互換性リストの作成

等

達先連絡手段含
む）
d.復旧活動支援・可搬設備接続箇所の標識設置

ツールの整備・アクセスルートの掲示
・現場配置図，写真，3D-CAD の準備

等

e.メンテナンス

・重要度の高い設備のメンテナンス頻度増加の改善等の信頼・機器サーベランスに伴う系統機能ダウンタイムの低減

等性向上策
f.教育・訓練の改善（ヒューマ
ンエラー防止）・リスク重要度の高い事故シーケンスに対応する手順の教育・訓練頻度の増加
・リスク重要度の高い運転操作の運転員への周知
・設計基準を大幅に超える状況を想像する図上訓練の実施
・設計の差異についての教育資料の整備，活用等

なお，事業者によっては，コスト効果的なソフト対策を抽出する活動を有している場合もあり（例えば，東京電力 HD㈱が実施している「安全向上提案力強化コンペ」），これら結果を参照することで改善点の抽出を効率的に実施することが期待される。

- 71 ©Atomic Energy Association 2023

発行者：原子力エネルギー協議会
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