付録１

事故シーケンスグループの抽出及び重要事故シーケンスの選定について

本資料のうち，は営業秘密又は防護上の観点から公開できません。

下線部：今回提出資料
目

次

はじめに

1.

炉心損傷防止対策の有効性評価の事故シーケンスグループ抽出及び重要事故シーケンス選定について
1.1

事故シーケンスグループの分析について

1.1.1

炉心損傷に至る事故シーケンスの抽出，整理

1.1.2

抽出した事故シーケンスの整理

1.1.2.1

必ず想定する事故シーケンスグループとの対応

1.1.2.2

追加すべき事故シーケンスグループの検討

1.1.2.3

炉心損傷後の格納容器の機能への期待可否に基づく整
理

2.

1.2

有効性評価の対象となる事故シーケンスについて

1.3

重要事故シーケンスの選定について

1.3.1

重要事故シーケンス選定の考え方

1.3.2

重要事故シーケンスの選定結果

格納容器破損防止対策の有効性評価の格納容器破損モード及び評価
事故シーケンスの選定について
2.1

格納容器破損モードの分析について

2.1.1

格納容器破損モードの抽出，整理

2.1.2

抽出した格納容器破損モードの整理

2.1.2.1

必ず想定する格納容器破損モードとの対応
i2.1.2.2
2.2

追加すべき格納容器破損モードの検討

評価事故シーケンスの選定について

2.2.1

評価対象とするＰＤＳの選定

2.2.2

評価事故シーケンスの選定の考え方

2.2.3

評価事故シーケンスの選定結果

2.2.4

炉心損傷防止が困難な事故シーケンス等に対する格納容器破損防止対策の有効性

2.2.5

3.

直接的に炉心損傷に至る事故シーケンスに対する対策

運転停止中原子炉における燃料損傷防止対策の有効性評価の運転停止中事故シーケンスグループ及び重要事故シーケンスの選定について
3.1

運転停止中事故シーケンスグループの分析について

3.1.1

燃料損傷に至る運転停止中事故シーケンスグループの抽
出，整理

3.1.2

3.2

4.

抽出した事故シーケンスの整理

3.1.2.1

必ず想定する事故シーケンスグループとの対応

3.1.2.2

追加すべき事故シーケンスグループの検討

重要事故シーケンスの選定について

3.2.1

重要事故シーケンスの選定の考え方

3.2.2

重要事故シーケンスの選定結果

事故シーケンスグループ及び重要事故シーケンス等の選定に活用したＰＲＡの実施プロセスについてii

表第 1− 1表 イ ベ ン ト ツ リ ー に よ り 抽 出 し た 事 故 シ ー ケ ン ス
第 1− 2表 Ｐ Ｒ Ａ の 結 果 に 基 づ く 新 た な 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ の 検
討第 1− 3表 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ の 主 要 な 炉 心 損 傷 防 止 対 策 及 び 炉
心損傷頻度
第 1− 4表 重 要 事 故 シ ー ケ ン ス 等 の 選 定
第 2− 1表 格 納 容 器 破 損 モ ー ド 別 格 納 容 器 破 損 頻 度
第 2− 2表 プ ラ ン ト 損 傷 状 態 （ Ｐ Ｄ Ｓ ） の 定 義
第 2− 3表 評 価 対 象 と す る プ ラ ン ト 損 傷 状 態 （ Ｐ Ｄ Ｓ ） の 選 定
第 2− 4表 格 納 容 器 破 損 防 止 対 策 の 評 価 事 故 シ ー ケ ン ス の 選 定
第 3− 1表 運 転 停 止 中 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ 別 炉 心 損 傷 頻 度
第 3− 2表 燃 料 損 傷 ま で の 余 裕 時 間
第 3− 3表 重 要 事 故 シ ー ケ ン ス （ 運 転 停 止 中 ） の 選 定

図第 1− 1図 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ 抽 出 及 び 重 要 事 故 シ ー ケ ン ス 選 定の全体プロセス
第 1− 2図 内 部 事 象 レ ベ ル １ Ｐ Ｒ Ａ に お け る イ ベ ン ト ツ リ ー
第 1− 3図 地 震 レ ベ ル １ Ｐ Ｒ Ａ に お け る 階 層 イ ベ ン ト ツ リ ー
第 1− 4図 地 震 レ ベ ル １ Ｐ Ｒ Ａ に お け る イ ベ ン ト ツ リ ー
第 1− 5図 津 波 レ ベ ル １ Ｐ Ｒ Ａ に お け る 階 層 イ ベ ン ト ツ リ ー
第 1− 6図 津 波 レ ベ ル １ Ｐ Ｒ Ａ に お け る イ ベ ン ト ツ リ ー
第 1− 7図 プ ラ ン ト 全 体 の 炉 心 損 傷 頻 度
第 1− 8図 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ ご と の 寄 与 割 合iii

第 2− 1図 格 納 容 器 破 損 モ ー ド 抽 出 及 び 評 価 事 故 シ ー ケ ン ス 選 定 の 全体プロセス
第 2− 2図 シ ビ ア ア ク シ デ ン ト で 想 定 さ れ る 事 象 進 展 と 格 納 容 器 破 損
モード
第 2− 3図 内 部 事 象 レ ベ ル １ ． ５ Ｐ Ｒ Ａ に お け る イ ベ ン ト ツ リ ー
第 2− 4図 格 納 容 器 破 損 モ ー ド ご と の 寄 与 割 合
第 3− 1図 運 転 停 止 中 原 子 炉 に お け る 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ 抽 出 及び重要事故シーケンス選定の全体プロセス
第 3− 2図 施 設 定 期 検 査 時 の プ ラ ン ト 状 態 と 主 要 パ ラ メ ー タ の 推 移
第 3− 3図 停 止 時 Ｐ Ｒ Ａ に お け る プ ラ ン ト 状 態 の 分 類 及 び 施 設 定 期 検
査工程
第 3− 4図 停 止 時 Ｐ Ｒ Ａ に お け る イ ベ ン ト ツ リ ー
第 3− 5図 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ ご と の 寄 与 割 合

別紙1.

有効性評価の事故シーケンスグループ等の選定に際しての外部事
象の考慮について

2.

外部事象に特有の事故シーケンスについて

3.

諸外国における炉心損傷防止対策の調査結果について

4.

ＴＢＷシーケンスの炉心損傷防止対策及び着眼点に基づく評価を踏まえた重要事故シーケンスの選定について

5.

重大事故等対処設備の津波からの防護について

6.

内部事象ＰＲＡにおける主要なカットセット及びＦＶ重要度に照らした重大事故等防止対策の有効性について

7.

地震ＰＲＡ，津波ＰＲＡにおける主要な事故シーケンスの対策に
iv

ついて
8.

格納容器破損モード「溶融炉心・コンクリート相互作用」の想定
及びその対策について9.

格納容器直接接触（シェルアタック）を格納容器破損モードの評
価対象から除外する理由について

10. 格 納 容 器 隔 離 失 敗 の 分 岐 確 率 の 根 拠 と 格 納 容 器 隔 離 失 敗 事 象 へ の対応について11. 「 Ｐ Ｒ Ａ の 説 明 に お け る 参 照 事 項 （ 平 成 25年 9月

原子力規制庁）」への東海第二発電所のＰＲＡの対応状況について
12. 東 海 第 二 発 電 所

ＰＲＡピアレビュー実施結果及び今後の対応方

針について
別添
東海第二発電所

確率論的リスク評価（ＰＲＡ）について

v

はじめに
「実用発電用原子炉及びその附属施設の位置、構造及び設備の基準に 関 す る 規 則 の 解 釈 」 （ 平 成 25 年 6 月 19 日 ） （ 以 下 「 解 釈 」 と いう。）に基づき，重大事故対策の有効性評価に係る事故シーケンスグ
ループ等の選定に際しては，個別プラントの確率論的リスク評価（以下「ＰＲＡ」という。）を活用している。
当社は従来から定期安全レビュー等の機会に内部事象レベル１ＰＲ
Ａ（出力運転時，停止時），レベル１．５ＰＲＡ（出力運転時）を実施してきており，これらのＰＲＡ手法を今回も適用した。また，外部事象としては，現段階でＰＲＡ手法を適用可能な事象として，日本原子力学会において実施基準が標準化され，試評価等の実績を有する地
震レベル１ＰＲＡ及び津波レベル１ＰＲＡを対象とし，これらの外部事象ＰＲＡから抽出される建屋・構築物等の大規模な損傷から発生する事象についても事故シーケンスグループ等の選定に係る検討対象範
囲とした。
また，ＰＲＡが適用可能でないと判断した外部事象については，事
故シーケンスの定性的な分析を行い，事故シーケンスグループ等の選定に係る検討を実施した。
今回実施するＰＲＡの目的が重大事故等対策の有効性評価を行う事
故シーケンスグループ等の選定への活用にあることを考慮し，これまで整備してきたアクシデントマネジメント策（以下「ＡＭ策」という。）や福島第一原子力発電所事故以降に実施した各種対策等を含めず，設計基準事故対処設備の機能にのみ期待する仮想的なプラント状態を評価対象としてＰＲＡモデルを構築した。
なお，今回のＰＲＡの実施に際しては，原子力規制庁配布資料「Ｐ1

Ｒ Ａ の 説 明 に お け る 参 照 事 項 （ 平 成 25 年 9 月 ） 」 を 参 照 し た 。
＜今回のＰＲＡの評価対象＞
今回のＰＲＡ
での取扱い

対象設備
設計基準事故対処設備
Ａ Ｍ 要 請 （ H4） 以 前 か ら 整 備 し て い る Ａ Ｍ 策 の 設 備・代替注水手段（給水系，制御棒駆動水圧系，補給水系及び消火系による原子炉への注水手段）
Ａ Ｍ 要 請 （ H4） 以 降 に 整 備 し た Ａ Ｍ 策 の 設 備・代替反応度制御（ＡＴＷＳ緩和設備（代替再循環系ポンプトリップ機能）及びＡＴＷＳ緩和設
備（代替制御棒挿入機能））・代替注水手段（補給水系，消火系による原子炉・格納容器への注水手段）
・原子炉減圧の自動化
・格納容器からの除熱手段（耐圧強化ベント）
・電源の融通（高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機による非常用所内電気設備への給電）

考慮する
考慮しない

考慮しない

緊急安全対策設備
・電源車
・消防車，消防ポンプ
・非常用発電機代替設備
・代替海水ポンプ
・代替注水車・建屋の水密扉の強化
・海水ポンプモータ予備品

考慮しない

重大事故等対処設備考慮しない

なお，「ＥＣＣＳ手動起動」，「原子炉手動減圧」，「残留熱除去
系の手動起動」，「高圧炉心スプレイ系及び原子炉隔離時冷却系の水源切替」等の「設計基準事故対処設備の機能を作動させるための手動操作」は考慮する。
今回実施したＰＲＡの詳細については，「別添率論的リスク評価（ＰＲＡ）について」に示す。

2

東海第二発電所確

1.

炉心損傷防止対策の有効性評価の事故シーケンスグループ抽出及び重要事故シーケンス選定について
炉心損傷防止対策の有効性評価において想定する事故シーケンス

グ ル ー プ 抽 出 及 び 重 要 事 故 シ ー ケ ン ス 選 定 の 全 体 プ ロ セ ス を 第 1− 1
図に示す。本プロセスに従い，各検討ステップにおける実施内容を
整理した。
【概
①

要】
内部事象ＰＲＡ，外部事象ＰＲＡ（適用可能なものとして地震，津波を選定）及びＰＲＡを適用できない外部事象等についての定性的検討から事故シーケンスの抽出を実施した。

②

抽出した事故シーケンスと必ず想定する事故シーケンスグループとの比較を行い，必ず想定する事故シーケンスグループに対応しない外部事象特有の事故シーケンスについて，頻度，影響等を確認し，事故シーケンスグループとしての追加要否を検討した。

③

抽出した事故シーケンスグループ内の事故シーケンスについて，国内外の先進的な対策を講じても炉心損傷防止が困難なものは，
格納容器破損防止対策の有効性評価にて取り扱うこととした。

④

炉心損傷防止対策の有効性評価において想定する事故シーケンス
グループごとに，「実用発電用原子炉に係る炉心損傷防止対策及び格納容器破損防止対策の有効性評価に関する審査ガイド」（以下「審査ガイド」という。）に記載の観点（共通原因故障又は系統間の機能の依存性，余裕時間，設備容量，代表性）に基づき，有効性評価の対象とする重要事故シーケンスを選定した。

3

1.1

事故シーケンスグループの分析について
解釈には，炉心損傷防止対策の有効性評価に係る事故シーケンス

グループの，個別プラント評価による抽出に関して以下のとおりに示されている。
１−１(a) 必 ず 想 定 す る 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ①ＢＷＲ
・高圧・低圧注水機能喪失
・高圧注水・減圧機能喪失
・全交流動力電源喪失
・崩壊熱除去機能喪失
・原子炉停止機能喪失
・ＬＯＣＡ時注水機能喪失
・格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）(b) 個 別 プ ラ ン ト 評 価 に よ り 抽 出 し た 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ①個別プラントの内部事象に関する確率論的リスク評価（ＰＲＡ）及び外部事象に関するＰＲＡ（適用可能なもの）又はそれに代わる方法で評価を実施すること。
② そ の 結 果 、 上 記 １ − １ (a)の 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ に 含 ま れ な
い有意な頻度又は影響をもたらす事故シーケンスグループが抽出された場合には、想定する事故シーケンスグループとして追加すること。なお、「有意な頻度又は影響をもたらす事故シーケ ン ス グ ル ー プ 」 に つ い て は 、 上 記 １ − １ (a)の 事 故 シ ー ケ ン ス
グループと炉心損傷頻度又は影響度の観点から同程度であるか

4

等から総合的に判断するものとする。
上 記 １ − １ (b)① に 関 し て ， Ｐ Ｒ Ａ の 適 用 可 能 な 外 部 事 象 に つ いては日本原子力学会におけるＰＲＡ実施基準の標準化の状況，試評
価実績の有無等を考慮し，地震及び津波とした。したがって，出力運転時の内部事象レベル１ＰＲＡ，地震レベル１ＰＲＡ及び津波レ
ベル１ＰＲＡを実施し，事故シーケンスグループを評価した。
また，ＰＲＡの適用が困難と判断した地震，津波以外の外部事象については定性的な検討により発生する事故シーケンスの分析を行った。
実 施 し た 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ に 係 る 分 析 結 果 を 1.1.1 に 示 す 。

1.1.1

炉心損傷に至る事故シーケンスの抽出，整理(1)

ＰＲＡに基づく整理
内部事象レベル１ＰＲＡでは，各起因事象の発生後，炉心損傷
を 防 止 す る た め の 緩 和 手 段 等 の 組 合 せ を 評 価 し ， 第 1− 2 図 の イ
ベントツリーを用いて分析することで炉心損傷に至る事故シーケ
ンスを抽出している。
外部事象に関しては，ＰＲＡが適用可能な事象として地震レベ
ル１ＰＲＡ及び津波レベル１ＰＲＡを実施し，内部事象と同様に
イベントツリー分析を行い，炉心損傷に至る事故シーケンスを抽出 し た 。 第 1− 3 図 に 地 震 Ｐ Ｒ Ａ の 階 層 イ ベ ン ト ツ リ ー を ， 第 1−4 図 に 地 震 Ｐ Ｒ Ａ の イ ベ ン ト ツ リ ー を ， 第 1− 5 図 に 津 波 Ｐ Ｒ Ａ の階 層 イ ベ ン ト ツ リ ー を ， 第 1− 6 図 に 津 波 Ｐ Ｒ Ａ の イ ベ ン ト ツ リーを示す。
地震や津波の場合，各安全機能の喪失に至るプロセスは異なる
5

ものの，起因事象が内部事象と同じであれば，炉心損傷を防止す
るための緩和手段も同じであるため，事故シーケンスも内部事象と同様である。また，地震レベル１ＰＲＡ及び津波レベル１ＰＲ
Ａでは，内部事象レベル１ＰＲＡでは想定していない複数の安全機能や緩和機能を有する機器が同時に損傷する事象や，建屋・構
築物等の大規模な損傷の発生により直接的に炉心損傷に至る事故
シーケンスも扱っている。
各 Ｐ Ｒ Ａ よ り 抽 出 し た 事 故 シ ー ケ ン ス を 第 1− 1 表 に ， 評 価 結
果 を 第 1− 7 図 及 び 第 1− 8 図 に 示 す 。
(2)

ＰＲＡに代わる検討に基づく整理
ＰＲＡの適用が困難な地震，津波以外の外部事象（以下「その他の外部事象」という。）については，その他の外部事象により誘発される起因事象について検討した。内部溢水及び内部火災では，外部電源喪失や全給水喪失等の起因事象の発生が想定される。
また，洪水，風（台風），竜巻，凍結，降水，積雪，落雷，地滑り，火山の影響，生物学的事象，森林火災，人為事象等において想定される事象は，いずれも内部事象レベル１ＰＲＡ，地震レベ
ル１ＰＲＡ又は津波レベル１ＰＲＡのいずれかで想定する起因事
象に包絡されるため，その他の外部事象を考慮しても新たな事故
シ ー ケ ン ス グ ル ー プ は 抽 出 さ れ な い と 推 定 し た （ 別 紙 1） 。

1.1.2

抽出した事故シーケンスの整理

今回実施したレベル１ＰＲＡにより抽出した各事故シーケンス（ 第 1− 1 表 参 照 ） を ， 炉 心 損 傷 防 止 の た め の 緩 和 機 能 の 喪 失 状 況 ，プラントの状態及び炉心損傷に至る主要因の観点で分類した結果と，
6

解 釈 １ − １ (a) に 示 さ れ て い る 必 ず 想 定 す る 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー
プ と の 関 係 及 び 解 釈 １ − ２ に 示 さ れ て い る 要 件 と の 関 係 等 を 第 1−2 表 に 整 理 し た 。 ま た ， 整 理 の 内 容 を 1.1.2.1〜 1.1.2.3 に 示 す 。

1.1.2.1

必ず想定する事故シーケンスグループとの対応

今回実施したレベル１ＰＲＡにより抽出した各事故シーケンス（ 第 1− 1 表 参 照 ） に つ い て ， 炉 心 損 傷 防 止 の た め の 緩 和 機 能 の 喪失状況，プラントの状態及び炉心損傷に至る主要因の観点で分類した 。 具 体 的 に は 次 の (1)〜 (7)及 び こ れ 以 外 の 事 故 シ ー ケ ン ス に 分 類
し た 。 緩 和 機 能 の 喪 失 状 況 ， プ ラ ン ト の 状 態 の 観 点 で ， (1)〜 (7)は ，
解 釈 １ − １ (a) の 必 ず 想 定 す る 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ に 対 応 す るものとして整理した。
(1)

高圧・低圧注水機能喪失（ＴＱＵＶ）
運転時の異常な過渡変化等の発生後，高圧注水機能を喪失し，原子炉の減圧には成功するが，低圧注水機能が喪失して，炉心の著しい損傷に至る事故シーケンスを，事故シーケンスグループ「高圧・低圧注水機能喪失」に分類する。

(2)

高圧注水・減圧機能喪失（ＴＱＵＸ）
運転時の異常な過渡変化等の発生後，高圧注水機能及び原子炉減圧機能を喪失し，炉心の著しい損傷に至る事故シーケンスを，事故シーケンスグループ「高圧注水・減圧機能喪失」に分類する。

(3)

全交流動力電源喪失（長期ＴＢ，ＴＢＤ，ＴＢＰ，ＴＢＵ）
外部電源喪失の発生時に区分Ⅰ及び区分Ⅱの非常用交流電源の確保に失敗するとともに，区分Ⅲの高圧炉心スプレイ系ディーゼ
ル発電機による高圧炉心スプレイ系専用の交流電源の確保に失敗
7

することにより全交流動力電源喪失が発生し，安全機能を有する
系統及び機器が機能喪失することによって，炉心の著しい損傷に至る事故シーケンスを，事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」に分類する。
なお，ＰＲＡでは電源喪失の事故シーケンスを長期ＴＢ，ＴＢ
Ｄ，ＴＢＰ及びＴＢＵに詳細化して抽出しているが，いずれも全交流動力電源喪失を伴う事故シーケンスであるため，解釈１−１(a) に 記 載 の 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ で は 「 全 交 流 動 力 電 源 喪 失 」に該当するものとして整理した。また，高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機による交流電源確保失敗は高圧炉心スプレイ系のシ
ステムモデルに含めてモデル化していることから，区分Ⅰ及び区分Ⅱの非常用交流電源の確保に失敗し，かつ，高圧炉心スプレイ
系による炉心冷却に失敗する事故シーケンスを本事故シーケンス
グループに分類することとする。
(4)

崩壊熱除去機能喪失（ＴＷ，ＴＢＷ）
運転時の異常な過渡変化等の発生後，原子炉圧力容器への注水
等の炉心の冷却に成功するものの，格納容器からの崩壊熱除去機能が喪失し，炉心損傷前に格納容器が過圧により破損，その後，炉心の著しい損傷に至るおそれのある事故シーケンスを，事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」として分類する。

(5)

原子炉停止機能喪失（ＴＣ）
運転時の異常な過渡変化等の発生後，原子炉停止機能を喪失し，炉心の著しい損傷に至る事故シーケンスを，事故シーケンスグル
ープ「原子炉停止機能喪失」として分類する。

(6)

ＬＯＣＡ時注水機能喪失（ＡＥ，Ｓ１Ｅ，Ｓ２Ｅ）
8

大破断ＬＯＣＡの発生後の高圧注水機能及び低圧注水機能の喪
失，又は，中小破断ＬＯＣＡの発生後の「高圧注水機能及び低圧
注水機能」又は「高圧注水機能及び原子炉減圧機能」の喪失により，炉心の著しい損傷に至る事故シーケンスを，事故シーケンス
グループ「ＬＯＣＡ時注水機能喪失」として分類する。
なお，ＰＲＡではＬＯＣＡ時の注水機能喪失シーケンスを，破断口の大きさに応じてＡＥ（大破断ＬＯＣＡを起因とする事故シーケンス），Ｓ１Ｅ（中破断ＬＯＣＡを起因とする事故シーケン
ス）及びＳ２Ｅ（小破断ＬＯＣＡを起因とする事故シーケンス）に詳細化して抽出しているが，いずれもＬＯＣＡ時の注水機能喪失 を 伴 う 事 故 シ ー ケ ン ス で あ る た め ， 解 釈 １ − １ (a) に 記 載 の 事
故シーケンスグループでは「ＬＯＣＡ時注水機能喪失」に該当するものとして整理した。
(7)

格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）（ＩＳＬＯＣＡ）
インターフェイスシステムＬＯＣＡの発生後，破断箇所の隔離に失敗し，非常用炉心冷却系（以下「ＥＣＣＳ」という。）等による原子炉水位の確保に失敗することで炉心の著しい損傷に至る
事故シーケンスを，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）」に分類する。

1.1.2.2

追加すべき事故シーケンスグループの検討

今回実施したレベル１ＰＲＡにより抽出した各事故シーケンス（ 第 1− 1 表 参 照 ） の う ち ， 炉 心 損 傷 防 止 の た め の 緩 和 機 能 の 喪失状況，プラントの状態及び炉心損傷に至る主要因の観点で解釈9

１ − １ (a) の 必 ず 想 定 す る 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ に 対 応 し な い
事故シーケンス又は事故シーケンスグループとしては，地震・津波特有の事象として以下の事故シーケンス又は事故シーケンスグ
ループを抽出した。
(1)

Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ

ＬＯＣＡ

大規模な地震では，格納容器内の原子炉冷却材圧力バウンダリ
において，大破断ＬＯＣＡを超える規模の損傷に伴う冷却材喪失（ＥｘｃｅｓｓｉｖｅＬＯＣＡ）が発生する可能性がある。具体的には，逃がし安全弁の開放失敗による原子炉圧力上昇又は地震による直接的な荷重により，格納容器内の原子炉冷却材圧力バ
ウンダリ配管が損傷に至るシナリオを想定している。大規模な地震においてＬＯＣＡが発生した場合であっても，破断の規模や使用可能な緩和設備の状況によっては炉心損傷を防止できる可能性も考えられるが，一方で，ＥＣＣＳの注水機能の全喪失や，使用可能なＥＣＣＳの注水能力を上回る量の原子炉冷却材の漏えいが発生することにより炉心損傷に至る可能性も考えられる。
さらに，使用可能な緩和設備の状況によっては格納容器の除熱に失敗する等の原因により，格納容器の破損に至る可能性も考えられる。
このように，大規模な地震発生後の原子炉冷却材圧力バウンダ
リの損傷の規模や緩和機能の状態には不確かさが大きく，原子炉
冷却材圧力バウンダリの損傷の規模や緩和機能の状態に応じて個別に事象収束の評価を実施することは困難であるため，保守的にＥｘｃｅｓｓｉｖｅ

ＬＯＣＡ相当のＬＯＣＡが発生するものとし，炉心損傷に直結する事象として抽出した。
10

なお，後述する事故シーケンス選定の結果，大破断ＬＯＣＡについては国内外の先進的な対策を考慮しても炉心損傷防止対策を講じることが困難な事故シーケンスとして格納容器の機能に期待している。破断の規模や使用可能な緩和設備の状況によっては格納容器の機能に期待できる場合も考えられる。
(2)

計装・制御系喪失
大規模な地震の発生により，計装・制御機能が喪失することで，プラントの監視及び制御が不能な状態に陥る可能性がある。計装・制御機能を喪失した場合であっても，喪失の規模や使用可能な緩和設備の状況によっては炉心損傷を防止できる可能性も考えられるが，一方で，ＥＣＣＳが起動不能になること等が原因で炉心損傷に至る可能性も考えられる。さらに，残留熱除去系が起動不能になること等の原因により，格納容器の破損に至る可能性も考えられる。
このように，大規模な地震による計装・制御系の喪失の規模には不確かさが大きく，計装・制御機能が喪失した際のプラントへの影響を特定することは困難であることから，保守的に炉心損傷に直結する事象として抽出した。

(3)

格納容器バイパス
大規模な地震では，格納容器外で配管破断等が発生し，格納容器をバイパスした原子炉冷却材の流出が発生する可能性がある。
格納容器バイパス事象はインターフェイスシステムＬＯＣＡとバ
イパス破断に細分化され，バイパス破断は通常開等の隔離弁に接続している配管が格納容器外で破損すると同時に隔離弁が閉失敗することで原子炉冷却材が流出する事象である。原子炉冷却材の11流出や使用可能な緩和設備の状況によっては炉心損傷を防止できる可能性も考えられるが，一方で，破断箇所の隔離に失敗したことで原子炉建屋内の機器に悪影響が及び炉心損傷に至る可能性も考えられる。
このように，大規模な地震発生後の格納容器バイパス事象の影
響には不確かさが大きく，配管破断の程度や破断箇所の特定，影響緩和措置の成立性等に応じた網羅的な事象進展の評価が困難なことから，保守的に炉心損傷に直結する事象として抽出した。
(4)

原子炉圧力容器損傷
大規模な地震では，原子炉圧力容器の損傷が発生する可能性がある。この場合，原子炉圧力容器の損傷により，原子炉停止や炉心冷却が困難となる可能性が考えられる。大規模な地震において
原子炉圧力容器の損傷が発生した場合であっても，損傷の規模や使用可能な緩和設備の状況によっては炉心損傷を防止できる可能性も考えられるが，一方で，原子炉圧力容器の損傷に伴いＥＣＣ
Ｓの注水配管が破断し，炉心冷却が困難になる等の理由により，炉心損傷に至る可能性も考えられる。また，原子炉圧力容器の損傷後に使用可能な緩和設備の状況によっては格納容器の除熱に失敗する等の原因により，格納容器の破損に至る可能性も考えられる。
このように，大規模な地震発生後の原子炉圧力容器の損傷の規模や緩和機能の状態には不確かさが大きく，損傷の規模や緩和機能の状態による事象収束可能性の評価が困難なことから，保守的に炉心損傷に直結する事象として抽出した。

(5)

格納容器損傷12大規模な地震では，格納容器の損傷が発生する可能性がある。
この場合，格納容器の損傷により，原子炉の停止や炉心冷却が困難となる可能性が考えられる。大規模な地震において格納容器の損傷が発生した場合であっても，損傷の規模や使用可能な緩和設備の状況によっては炉心損傷を防止できる可能性も考えられるが，一方で，格納容器の損傷に伴いＥＣＣＳの注水配管が破断し，炉心冷却が困難になる等の理由により，炉心損傷に至る可能性も考えられる。また，大規模な地震により格納容器の損傷が発生する可能性がある。
このように，大規模な地震発生後の格納容器の損傷の規模や緩和機能の状態には不確かさが大きく，損傷の規模や緩和機能の状態による事象収束可能性の評価が困難なことから，保守的に炉心損傷に直結する事象として抽出した。
(6)

原子炉建屋損傷
大規模な地震では，原子炉建屋又は原子炉建屋を支持している
基礎地盤が損傷することで，建屋内の格納容器，原子炉圧力容器等の機器及び構造物が大規模な損傷を受ける可能性がある。
大規模な地震において原子炉建屋又は原子炉建屋を支持している基礎地盤の損傷が発生した場合であっても，損傷の規模や使用可能な緩和設備の状況によっては炉心損傷を防止できる可能性も考えられるが，一方で，原子炉停止や炉心冷却が困難となり，炉心損傷に至る可能性も考えられる。
このように，大規模な地震発生後の原子炉建屋又は原子炉建屋を支持している基礎地盤の損傷の規模や緩和機能の状態には不確
かさが大きく，損傷の規模や緩和機能の状態による事象収束可能
13

性の評価が困難なことから，保守的に炉心損傷に直結する事象として抽出した。
(7)

津波浸水による最終ヒートシンク喪失
防潮堤を越流した津波により非常用海水ポンプが被水・没水す
ることにより最終ヒートシンクが喪失し，ＥＣＣＳによる炉心冷却機能が喪失するとともに，崩壊熱除去機能が喪失することで，炉心損傷に至る。
本事故シーケンスグループには，襲来する津波の高さに応じて次の 4 つの事故シーケンスが含まれるが，いずれも防潮堤の健全性が維持される事故シーケンスであり，津波による影響の程度が特定できること，及び炉心損傷頻度が有意であることを考慮し，必ず想定する事故シーケンスグループに対応しない事故シーケン
スグループとして抽出した。
・原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失（最終ヒートシ
ンク喪失）
・最終ヒートシンク喪失（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）
・最終ヒートシンク喪失＋高圧炉心冷却失敗
・最終ヒートシンク喪失＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

(8)

防潮堤損傷
津波波力により防潮堤が損傷し，多量の津波が敷地内に浸水することで，非常用海水ポンプが被水・没水して最終ヒートシンクが喪失するとともに，屋内外の施設が広範囲にわたり機能喪失して炉心損傷に至る事故シーケンスである。
この事故シーケンスは，防潮堤の損傷による津波の影響の程度を特定することが困難であるため，必ず想定する事故シーケンス
14

グループに対応しない，炉心損傷に直結する事象として抽出した。

上記の事故シーケンス又は事故シーケンスグループについて，解釈に従い，有効性評価における想定の要否を炉心損傷頻度又は影響度等の観点から分析した。
津 波 特 有 の 事 象 で あ る 「 (7)津波浸水による最終ヒートシン

ク喪失」の事故シーケンスグループについては，炉心損傷頻度が4.0× 10 − ６ ／ 炉 年 と 有 意 な 値 で あ り ， ま た ， 本 事 故 シ ー ケ ン ス グ
ループは敷地内への津波浸水によりプラントへの影響が他の事故
シーケンスとは異なり，炉心損傷防止のために必要な対応が異なることから，新たに追加する事故シーケンスグループとして抽出した。
ま た ， 地 震 ・ 津 波 特 有 の 事 象 で あ る (1) 〜 (6) 及 び (8) の 各 事 故シーケンスについては，以下に示すとおり解釈に基づき想定する
事故シーケンスグループと比較して頻度及び影響の観点から検討した結果，新たに追加する必要はないと総合的に判断した。
① 炉心損傷頻度の観点(1)〜 (6)の 各 事 故 シ ー ケ ン ス の 炉 心 損 傷 頻 度 に は ， 必 ず し も 炉
心損傷に直結するほどの損傷に至らない場合も含んでいる。
別紙 2 のとおり，これらの事故シーケンスは評価方法にかなりの保守性を有している。また，地震動に応じた詳細な損傷の程度や影響を評価することは困難なことから，現状，対象とする建屋や機器等の損傷をもって炉心損傷直結事象として整理しているが，実際には地震の程度に応じ，機能を維持した設計基準事故対処設備等が残る場合も想定される。機能を維持した設計基準事故対処
15

設備等がある場合，それを用いた対応に期待することにより，炉心損傷を防止できる可能性もあると考える。これらを整理すると
以下のようになる。
a)

炉心損傷直結と整理している事象が発生したが，損傷の程度が軽微であったり，機能喪失を免れた緩和機能によって炉心損傷を回避できる場合。

b)

炉心損傷直結と整理している事象が発生したが，緩和機能による炉心損傷の防止が可能な程度の損傷であり，機能喪失を免れた緩和機能があったものの，それらのランダム故障によって炉心損傷に至る場合。

c)

緩和機能の有無に関わらず炉心損傷を防止できない規模の炉
心損傷直結事象が発生し，炉心損傷に至る場合。
a)〜 c)の 整 理 の と お り ， a)の 場 合 は 炉 心 損 傷 を 防 止 で き る と 考

え ら れ る た め ， 評 価 を 詳 細 化 す る こ と で (1)〜 (6)の 各 事 故 シ ー ケ
ンスの炉心損傷頻度は現在の値よりも更に小さい値になると推定される。また，機能を維持した設計基準事故対処設備等に期待した上で，そのランダム故障により炉心損傷に至る場合の事故シー
ケンスは，内部事象レベル１ＰＲＡの結果から抽出された既存の事故シーケンスグループに包絡されるものと考える。これらの事
故シーケンスに対して，炉心損傷頻度の観点では，地震ＰＲＡの精度を上げることが望ましいと考える。
ま た ， (8) の 事 故 シ ー ケ ン ス に つ い て は ， 津 波 Ｐ Ｒ Ａ か ら 抽 出
さ れ る 事 故 シ ー ケ ン ス で あ る が ， 炉 心 損 傷 頻 度 は 3.3×10 − ７ ／ 炉
年 で あ り ， 全 炉 心 損 傷 頻 度 に 対 し て 0.4％ 程 度 と 小 さ い 寄 与 と なっ て い る が ， こ の 炉 心 損 傷 頻 度 は 防 潮 堤 前 面 で の 津 波 高 さ が T.P.
16

＋ 24m を 超 え る 津 波 の 発 生 頻 度 と 同 じ と し て お り ， T.P.＋ 24m の津波に対する防潮堤の損傷確率を保守的に 1 として評価している
ため，防潮堤の損傷確率を詳細に評価すること等によりこの事故
シーケンスの炉心損傷頻度は更に小さい値になると推定される。
② 影 響 度 (事 象 の 厳 し さ )の 観 点(1)〜 (6)の 各 事 故 シ ー ケ ン ス が 発 生 し た 際 の 事 象 の 厳 し さ に ついて，建屋や機器の損傷の程度や組合せによって事象の厳しさに幅が生じると考えられ，定量的に分析することは難しいと考える
ものの，地震と同時に炉心が損傷する状況は考え難い。現状，対象とする建屋や機器等の損傷をもって炉心損傷直結事象として整理しているが，実際には機能を維持した設計基準事故対処設備や重大事故等対処設備，可搬型の機器等で炉心損傷防止を試みるものと考える。このように，事象の厳しさの観点では，高圧・低圧
注水機能喪失や全交流動力電源喪失等と同等となる場合もあると考える。また，損傷の程度が大きく，設計基準事故対処設備や重大事故等対処設備に期待できない場合には，大規模損壊対策を含め，使用可能な設備によって臨機応変に影響緩和を試みる。
ま た ， (8) の 事 故 シ ー ケ ン ス が 発 生 し た 際 の 事 象 の 厳 し さ に ついて，防潮堤の損傷の程度によって事象の厳しさには幅が生じると考えられ，定量的に分析することは難しいと考えるものの，実際には機能を維持した設計基準事故対処設備や重大事故等対処設
備，可搬型の機器等で炉心損傷を試みるものと考える。このように，事象の厳しさの観点では，全交流動力電源喪失等と同等となる場合もあると考える。また，損傷の程度が大きく，設計基準事
故対処設備や重大事故等対処設備に期待できない場合には，大規17

模損壊対策を含め，使用可能な設備によって臨機応変に影響緩和を試みる。
③ 炉心損傷防止対策の観点
現状，対象とする建屋や機器等の損傷をもって炉心損傷直結とし て 整 理 し て い る (1)〜 (6)の 各 事 故 シ ー ケ ン ス に つ い て ， 炉 心 損
傷直結としていることの保守性を踏まえて定性的に考察すると，① 及 び ② で 述 べ た と お り ， (1)〜 (6)の 事 象 が 発 生 す る も の の ， 機能を維持した設計基準事故対処設備等が残る場合も考えられる。
この場合，炉心損傷に至るか否かは地震によって機能を喪失した
設備及び機能を維持した設計基準事故対処設備等のランダム故障によるため，内部事象運転時レベル１ＰＲＡの結果から抽出された既存の事故シーケンスグループに包絡されると考えられる。
また，炉心損傷を防止できる場合も考えられるため，炉心損傷
頻度は現在の値よりも低下するものと考えられる。
損傷の程度が大きく，設計基準事故対処設備や重大事故等対処
設備に期待できない場合には，大規模損壊対策を含め，建屋以外に分散配置した設備や可搬型の機器を駆使し，臨機応変に対応することによって，炉心損傷や格納容器破損を防止することになる。
上 記 の よ う に ， (1)〜 (6)の 各 事 故 シ ー ケ ン ス は ， 実 際 の と こ ろ
プラントへの影響に不確かさが大きく，具体的な事故シーケンスを特定することが困難である。このため，外部事象に特有の事故
シーケンスについては，炉心損傷防止対策の有効性評価の事故シーケンスグループとして事故シーケンスを特定して評価するのではなく，発生する事象の程度や組合せに応じて炉心損傷防止対策や格納容器破損防止対策を柔軟に活用するとともに，建屋全体が18

崩壊し内部の安全系機器・配管の全てが機能を喪失するような深刻な損傷の場合には可搬型のポンプ，電源，放水設備等々を駆使した大規模損壊対策による影響緩和を図ることで対応するべきものと考える。
ま た ， (8) の 事 故 シ ー ケ ン ス に つ い て も ， 防 潮 堤 の 損 傷 の 程 度
によっては機能を維持した設計基準事故対処設備や重大事故等対処設備による対応に期待できる場合も考えられ，損傷の程度が大きく設計基準事故対処設備や重大事故等対処設備に期待できない
場合には，大規模損壊対策を含め，使用可能な設備によって臨機応変に影響緩和を試みる。

以 上 の 検 討 を 踏 ま え ， (1) 〜 (6) 及 び (8) の 各 事 故 シ ー ケ ン ス は ，
一定の安全機能喪失時の対策の有効性を評価するシナリオとしては適当でない事象であり，新たに追加するシーケンスとはしない
こ と を 確 認 し た 。 ま た ， (1) 〜 (6) 及 び (8) の 各 事 故 シ ー ケ ン ス を
炉心損傷頻度及び影響度の観点から総合的に判断した結果，解釈に基づき必ず想定する事故シーケンスグループと比較して有意な頻度又は影響をもたらす事故シーケンスグループとして，新たに追加するシーケンスには該当しないと判断した。
また，上記の検討及び別紙 2 のとおり，大規模な地震を受けた場合であっても，炉心損傷に直結するほどの損傷が生じることは考えにくく，大規模な地震を受けた場合の大部分は使用可能な緩和機能によって炉心損傷防止を試みることが可能であるものと考える。津波による防潮堤損傷についても，防潮堤の機能が全て喪失するほどの損傷が生じることは考えにくく，敷地内に多量の19

津波が流入した場合でも，使用可能な津波防護対象設備によって炉心損傷防止を試みることが可能であるものと考える。

1.1.2.3

炉心損傷後の格納容器の機能への期待可否に基づく整理

内部事象レベル１ＰＲＡ，ＰＲＡが適用可能な外部事象として
地震及び津波レベル１ＰＲＡを実施し，地震，津波以外の外部事
象についてはＰＲＡに代わる方法で概略評価を実施した結果，追加すべき新たな事故シーケンスグループとして「津波浸水による
最終ヒートシンク喪失」を抽出した。
したがって，東海第二発電所の有効性評価で想定する事故シー
ケ ン ス グ ル ー プ は ， 解 釈 １ − １ (a) の 必 ず 想 定 す る 事 故 シ ー ケ ン
スグループ及び新たに追加した「津波浸水による最終ヒートシン
ク喪失」となる。これについて，以下に示す解釈１−２及び１−
４の要件に基づいて整理し，各事故シーケンスグループの対策の有効性の確認における要件を整理した。
１−２

第１項に規定する「炉心の著しい損傷を防止するために必要な措置を講じたもの」とは、以下に掲げる要件を満たすものであること。

(a) 想 定 す る 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ の う ち 炉 心 の 著 し い 損 傷後の原子炉格納容器の機能に期待できるものにあっては、炉心の著しい損傷を防止するための十分な対策が計画されており、かつ、その対策が想定する範囲内で有効性があることを確認する。
(b) 想 定 す る 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ の う ち 炉 心 の 著 し い 損 傷

20

後の原子炉格納容器の機能に期待することが困難なもの（格納容器先行破損シーケンス、格納容器バイパス等）にあっては、炉心の著しい損傷を防止する対策に有効性があることを確認する。

１−４

上 記 １ − ２ (a) の 「 十 分 な 対 策 が 計 画 さ れ て お り 」 とは、国内外の先進的な対策と同等のものが講じられていることをいう。

整理の結果は以下のとおり。
○ 解 釈 １ − ２ (a)に 分 類 さ れ る 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ
・高圧・低圧注水機能喪失
・高圧注水・減圧機能喪失
・全交流動力電源喪失
・ＬＯＣＡ時注水機能喪失
・津波浸水による最終ヒートシンク喪失○ 解 釈 １ − ２ (b)に 分 類 さ れ る 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ
・崩壊熱除去機能喪失
・原子炉停止機能喪失
・格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）

21

1.2

有効性評価の対象となる事故シーケンスについて
事故シーケンスグループ別に事故シーケンス及び炉心損傷防止対策 に つ い て 整 理 し た 結 果 を 第 1− 3 表 に 示 す 。
解 釈 １ − ２ (a) の 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ に 含 ま れ る 事 故 シ ー ケ
ンスに対しては，炉心の著しい損傷を防止するための対策として，国内外の先進的な対策と同等のものを講じることが要求されている。
一方で，事故シーケンスの中には，国内外の先進的な対策を考慮しても，炉心損傷防止対策を講じることが困難な事故シーケンスが存在する。具体的には以下の 3 つの事故シーケンスが該当する。なお，国内外の先進的な対策と東海第二発電所の対策の比較を別紙 3に示す。
①大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗②直流電源喪失＋原子炉停止失敗③交流電源喪失＋原子炉停止失敗①の事故シーケンスは，原子炉圧力容器から多量の冷却材が短時間で失われていく事象であり，大破断ＬＯＣＡ後は数分以内に多量の注水を開始しなければ炉心損傷を防止することができない。今回の調査では，事象発生から極めて短時間に多量の注水が可能な対策（インターロックの追設等）は確認できなかったことから，この事
故シーケンスを国内外の先進的な対策を考慮しても，炉心損傷防止対策を講じることが困難な事故シーケンスとして整理した。
以上より，①の事故シーケンスについては，格納容器破損防止対策の有効性評価の対象とすることとし，炉心損傷防止対策の有効性
評価の対象とする事故シーケンスから除外した（重要事故シーケンス選定の対象とする事故シーケンスから除外する）。
22

①の事故シーケンスについても，炉心損傷後の原子炉への注水や格納容器スプレイ等の実施により，事象の緩和に期待できる。また，
今回整備した格納容器破損防止対策により格納容器の閉じ込め機能に 期 待 で き る こ と を 確 認 し て い る （ 「 2.3.3

炉心損傷防止が困難な事故シーケンス等に対する格納容器破損防止対策の有効性」参照）。
②及び③の事故シーケンスは，原子炉スクラムの失敗と直流電源喪失又は全交流動力電源の喪失が重畳する事故シーケンスである。
制御棒による原子炉停止に期待できない場合の代替の原子炉停止手段としてはほう酸水注入系を設けているが，直流電源の喪失又は全交流動力電源の喪失によってほう酸水注入系が機能喪失に至ること
から，炉心損傷を防止することができない。今回の調査では，原子炉停止機能について，ほう酸水注入系に期待できない場合のバック
アップとなる対策は確認できなかったことから，この事故シーケン
スを，国内外の先進的な対策を考慮しても，炉心損傷防止対策を講じることが困難な事故シーケンスとして整理した。
②及び③の事故シーケンスはいずれも地震レベル１ＰＲＡから抽出された事故シーケンスである。原子炉スクラムの失敗の支配的な理 由 と し て ， カ ッ ト セ ッ ト の 分 析 結 果 （ 別 紙 7） か ら は ， 地 震 に よる炉内構造物の損傷等が抽出されている。今回の地震レベル１ＰＲ
Ａでは，事象発生と同時に最大の地震加速度を受けるものとして評価しているが，事象発生と同時にどの程度の地震加速度が加えられるかについて，実際には不確かさが大きい。炉内構造物の低い損傷
確 率 （ 5 ％ 損 傷 確 率 ） で あ る こ と が 高 い 信 頼 度 （ 95 ％ 信 頼 度 ） で 推定できる地震加速度（以下「ＨＣＬＰＦ」という。）は「地震加速23

度大」のスクラム信号が発信される地震加速度よりも大幅に高い値であり，実際に大規模な地震が発生した場合には，地震による炉内構造物の損傷等が生じる前にスクラム信号が発信されると考えられる 。 ま た ， 地 震 レ ベ ル 1Ｐ Ｒ Ａ で は 機 器 の 損 傷 を 完 全 相 関 と し て いることから，例えば 1 本のみの制御棒挿入に失敗する場合であってもスクラム失敗により炉心損傷するものとして評価している。評価の詳細は別紙 2 に示す。
以上のとおり，②及び③の事故シーケンスの炉心損傷頻度は保守的な設定のもとに評価したものであるが，現実的に想定すると，本
事故シーケンスによって炉心損傷に至る頻度は十分に小さいと判断したことから，本事故シーケンスは，炉心の著しい損傷を防止する対策の有効性を確認する事故シーケンスに該当しないと判断した。
な お ， 第 1− 3 表 に 示 す と お り ， こ れ ら の 事 故 シ ー ケ ン ス の 全 炉
心 損 傷 頻 度 へ の 寄 与 割 合 は 小 さ く ， 全 炉 心 損 傷 頻 度 の 約 99.0％ 以 上の事故シーケンスが炉心損傷防止対策の有効性評価の対象範囲に含まれることを確認している。

24

1.3

重要事故シーケンスの選定について

1.3.1

重要事故シーケンス選定の考え方(1)

重要事故シーケンス選定の着眼点に基づく整理
設置変更許可申請における炉心損傷防止対策の有効性評価の実施に際しては，事故シーケンスグループごとに重要事故シーケンスを選定している。重要事故シーケンスの選定に当たっては，審査ガイドに記載の 4 つの着眼点を考慮している。今回の重要事故シーケンスの選定に係る具体的な考え方は以下のとおりである。また，事故
シーケンスグループごとに，事故シーケンスと各着眼点との関係を整理し，関係が強いと考えられるものから「高」，「中」，「低」と分類して整理した。
【審査ガイドに記載されている重要事故シーケンス選定の着眼点】
ａ．共通原因故障又は系統間の機能の依存性によって複数の設備が機能喪失し、炉心の著しい損傷に至る。
ｂ．炉心損傷防止対策の実施に対する余裕時間が短い。
ｃ．炉心損傷防止に必要な設備容量（流量又は逃がし弁容量等）が大きい。
ｄ．事故シーケンスグループ内のシーケンスの特徴を代表している。
ａ．共通原因故障，系統間の機能の依存性の観点
本ＰＲＡでは，多重化された機器の共通原因故障を考慮しており，システム信頼性評価におけるフォールトツリーの中でモデル化している。
このため，原子炉建屋損傷等の炉心損傷直結事象を除き，緩和機能の喪失によって炉心損傷に至る事故シーケンスでは，共通原25

因故障が炉心損傷の原因の 1 つとして抽出され得ることから，これらのシーケンスについては炉心損傷頻度への寄与が大きい場合，共通原因故障の影響があると考えられるものの，炉心損傷頻度は着眼点ｄで考慮することから，ここでは，起因事象に着目し，系統間の依存性を有するサポート系の故障により起因事象が発生した場合を系統間の依存性ありと判断する。
【 例 1： 高 圧 ・ 低 圧 注 水 機 能 喪 失 】
サポート系喪失を起因とするシーケンスは，系統間機能依存性によって多重性を有する機能の片区分の設備が機能喪失することから「中」とした。
【 例 2： 全 交 流 動 力 電 源 喪 失 】
いずれのシーケンスでも全交流動力電源喪失に至り，電源を必要とする多くの設備が機能喪失することから「高」とした。
ｂ．余裕時間の観点
炉心損傷防止対策の対応操作に係る余裕時間を厳しくするため，事象が早く進展し，炉心損傷に至る時間が短い事故シーケンスを選定する。
【 例 1： Ｌ Ｏ Ｃ Ａ 時 注 水 機 能 喪 失 】
中破断ＬＯＣＡを起因とする事故シーケンスは，破断面積が大きいことより流出流量が多く，事象進展が早いことから「高」とした。また，小破断ＬＯＣＡを起因とする事故シーケンスについては，中破断ＬＯＣＡに比べて破断面積が小さいため「低」とした。
【 例 2： 高 圧 ・ 低 圧 注 水 機 能 喪 失 】
過渡事象（給水流量の全喪失）又はサポート系喪失（自動停止）
26

を起因とする事故シーケンスは，事象進展が早いことから「高」とした。また，原子炉を通常停止させる手動停止／サポート系喪失（手動停止）については「低」とした。
ｃ．設備容量の観点
炉心損傷防止に際して炉心の冷却に必要となる注水量等，設備容量への要求が大きくなる事故シーケンスを選定する。
【例：ＬＯＣＡ時注水機能喪失】
中破断ＬＯＣＡ及び小破断ＬＯＣＡ発生後の緩和措置として
は原子炉減圧及び低圧注水があるが，原子炉減圧に用いる逃がし安全弁は十分な台数が設置されている一方，低圧注水の代替となる注水設備の容量は低圧ＥＣＣＳより少ない。このため，
低圧炉心冷却失敗を含む事故シーケンスを「高」とし，原子炉減圧失敗を含む事故シーケンスを「低」とした。
ｄ．事故シーケンスグループ内の代表性の観点
当該事故シーケンスグループの代表的な事故シーケンスとして，
炉心損傷頻度が高く，事象進展が事故シーケンスグループの特徴を有しているものを選定する。ただし，「高」，「中」，「低」の分類については炉心損傷頻度のみに着目して整理した。
【例：高圧・低圧注水機能喪失】
事故シーケンスグループの中で最も炉心損傷頻度の高いドミ
ナントシーケンスを「高」，事故シーケンスグループ別炉心損
傷 頻 度 に 対 し て 1％ 以 上 の 寄 与 を 持 つ シ ー ケ ン ス を 「 中 」 ，1％ 未 満 の シ ー ケ ン ス を 「 低 」 と し た 。

今回の内部事象レベル１ＰＲＡ，地震レベル１ＰＲＡ及び津波
27

レベル１ＰＲＡの結果のうち，事故シーケンスを選定するに当たって同一に整理できると考えられるものについては，炉心損傷頻度を足し合わせて上記の分類を実施した。本来，各ＰＲＡは扱う
事象が異なるため，結果の不確かさや評価の精度が異なるものであり，結果を足し合わせて用いることの可否（比較可能性）については，ＰＲＡの結果を活用する際の目的に照らして十分留意する必要がある。今回は重要事故シーケンスの選定の考え方を以下のとおりとしていることから，結果の不確かさやＰＲＡ間の評価の精度の違いを考慮しても，炉心損傷頻度を足し合わせて用いることによる問題は生じないものと考えた。
○ 今 回 抽 出 さ れ た 事 故 シ ー ケ ン ス に つ い て は ， 第 1− 4 表 に 示 す とおり，結果的に，事故シーケンスグループ内において選定対象とした全ての事故シーケンスに対して，おおむね同じ重大事故等対
処設備で対応できるものと考えている。このため，重要事故シー
ケンスの選定に当たっては，その対応の厳しさに重きをおいて選定することが適切と考え，主に着眼点ｂ及びｃによって重要事故
シーケンスを選定している。これは，決定論的な評価である有効性評価においては，対応が厳しい事故シーケンスを評価することで，選定対象とした全ての事故シーケンスに対しても重大事故等対策の有効性を確認できると考えたためである。
○ 着眼点ｄについては，対応の厳しさ等の選定理由が同等とみなせる場合にのみ重要事故シーケンスの選定の基準として用いており，
結果的に崩壊熱除去機能喪失の事故シーケンスグループにおいてのみ，重要事故シーケンス選定の理由としている。なお，崩壊熱除去機能喪失で選定した重要事故シーケンスは内部事象レベル 1
28

Ｐ Ｒ Ａ 及 び 地 震 レ ベ ル 1Ｐ Ｒ Ａ か ら 抽 出 さ れ た シ ー ケ ン ス で あ っ
た が ， 第 1− 3 表 に 示 す と お り ， い ず れ の Ｐ Ｒ Ａ に お い て も ， 事
故シーケンスグループ内で最も高い炉心損傷頻度となった事故シーケンスである。
(2)

同一のシーケンスグループ内で対策が異なる場合の整理事故シーケンスグループは，基本的に喪失した機能あるいはその組合せによって決定されるものであり，起因事象や機能喪失の原因には依存しない。しかしながら，事故シーケンスへの対策の観点では，同じ事故シーケンスグループに分類される事故シーケンスでも，喪失した機能の喪失原因が異なる場合，有効な対策が異なることがある。
具体的には，全交流動力電源喪失がこれに該当するが，同じ炉心損傷防止対策で対応可能な事故シーケンスを 1 つの事故シーケンス
グループとし，詳細化した各事故シーケンスグループからそれぞれ
重要事故シーケンスを選定した。
各々の事故シーケンスグループに対して考慮した内容の詳細は次の 1.3.2 項 に 示 す 。

1.3.2

重要事故シーケンスの選定結果

1.3.1 項 の 選 定 の 着 眼 点 を 踏 ま え ， 同 じ 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プに複数の事故シーケンスが含まれる場合には，事象進展が早いもの
等，より厳しい事故シーケンスを重要事故シーケンスとして以下のと お り に 選 定 し て い る 。 ま た ， 「 (3) 全 交 流 動 力 電 源 喪 失 」 で は 機
能喪失の状況が異なる事故シーケンスが抽出されたが，原子炉圧力，
余裕時間及び対応する炉心損傷防止対策の類似性を考慮し，3 つの29

事故シーケンスを重要事故シーケンスとして選定した。選定理由及び 選 定 結 果 の 詳 細 に つ い て は 第 1− 4 表 及 び 以 下 に 示 す 。
(1)ⅰ)

高圧・低圧注水機能喪失
事故シーケンス①過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗②過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋
低圧炉心冷却失敗③手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋高圧炉心冷却失
敗＋低圧炉心冷却失敗④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＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗⑤サポート系喪失（自動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉
心冷却失敗⑥サポート系喪失（自動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋
高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

ⅱ)

事故シーケンスグループの特徴
本事故シーケンスグループに含まれる事故シーケンスは，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，高圧注水機能が喪失し，原子炉減圧には成功するが，低圧注水機能が喪失し，炉心損傷に至る事故シーケンスである。
本事故シーケンスグループへの対策としては，代替注水手段による原子炉注水等が考えられる。

ⅲ)

有効性を確認する主な炉心損傷防止対策
・手動減圧・低圧代替注水系（常設）30

・代替格納容器スプレイ冷却系（常設）・格納容器圧力逃がし装置又は耐圧強化ベント
・常設代替交流電源設備
・常設代替直流電源設備
ⅳ)

選定した重要事故シーケンス①過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

ⅴ)

選定理由
過渡事象（給水流量の全喪失）を起因とする事故シーケンス
は，事象進展が早いため，余裕時間の観点で厳しい。また，逃がし安全弁の再閉鎖に成功する事故シーケンスは，低圧の代替
注水機能に期待する場合には，逃がし安全弁の再閉鎖に失敗する事故シーケンスに比べて，逃がし安全弁の設備容量の観点で厳しい。さらに，代表性の観点からは①の事故シーケンスの炉
心損傷頻度が最も高い。
以上より，①の事故シーケンスを重要事故シーケンスとして選定した。
なお，本事故シーケンス含まれる各事故シーケンスに対して有効と考えられる対策に差異がないため，起因事象発生後の事
象進展が早いと考えられる過渡事象を起因とし，原子炉減圧時に必要な減圧幅の観点で厳しいと考えられる，逃がし安全弁再閉鎖失敗を含まない①の事故シーケンスは，②〜⑥の事故シーケンスに対して包絡性を有しているものと考える。

(2)ⅰ)

高圧注水・減圧機能喪失
事故シーケンス①過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗
31

②手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋高圧炉心冷却失
敗＋原子炉減圧失敗③サポート系喪失（自動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉
減圧失敗
ⅱ)

事故シーケンスグループの特徴
本事故シーケンスグループに含まれる事故シーケンスは，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，高圧注水機能が喪失し，かつ，原子炉減圧機能（自動減圧機能）が喪失し，炉心損傷に至る事故シーケンスである。
本事故シーケンスグループに対する対策としては，代替減圧手段により原子炉を減圧し，低圧ＥＣＣＳによる原子炉冷却等が考えられる。

ⅲ)

有効性を確認する主な炉心損傷防止対策
・低圧炉心スプレイ系
・過渡時自動減圧機能・残留熱除去系

ⅳ)

選定した重要事故シーケンス①過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗

ⅴ)

選定理由
過渡事象（給水流量の全喪失）を起因とする事故シーケンス
は，事象進展が早いため，余裕時間の観点及び原子炉減圧に必
要な設備容量の観点で厳しい。また，代表性の観点からは①の事故シーケンスの炉心損傷頻度が最も高い。
以上より，①の事故シーケンスを重要事故シーケンスとして
選定した。
32

なお，本事故シーケンスグループに含まれる各事故シーケンスに対して有効と考えられる対策に差異がないため，起因事象
発生後の事象進展が早いと考えられる過渡事象を起因とした①の事故シーケンスは，②及び③の事故シーケンスに対して包絡性を有しているものと考える。
(3)

全交流動力電源喪失
本事故シーケンスグループからは，機能喪失の状況が異なる 4
つの事故シーケンスが抽出されたが，原子炉圧力，余裕時間及び対応する主な炉心損傷防止対策の類似性に着目して事故シーケン
スグループを以下の 3 つに詳細化した。
①長期ＴＢ②ＴＢＤ，ＴＢＵ③ＴＢＰ
なお，ＴＢＵは，外部電源喪失の発生後，非常用ディーゼル発電機等の故障により全交流動力電源喪失が発生し，原子炉隔離時
冷却系による炉心冷却にも失敗する事故シーケンスである。また，ＴＢＤは，外部電源喪失の発生後，区分Ｉ及び区分Ⅱの直流電源の喪失により非常用ディーゼル発電機が機能喪失し，高圧炉心ス
プレイ系にも失敗することで全交流動力電源喪失に至る事故シー
ケンスである。ＴＢＵにおいては直流電源が健全であるため，設計基準事故対処設備及び重大事故等対処設備の計装設備は健全である。一方，ＴＢＤにおいては区分Ｉ及び区分Ⅱの直流電源の喪失により設計基準事故対処設備の計装設備が機能喪失するが，直流電源は重大事故等対処設備の常設代替直流電源設備が健全であり，重大事故等対処設備の計装設備は緊急用直流母線から給電さ33れるため，直流電源及び計装設備の機能は維持される。また，Ｔ
ＢＤ，ＴＢＵはいずれも事象発生初期に高圧注水機能が喪失する
事故シーケンスであること，主な炉心損傷防止対策はいずれも高圧代替注水系であることから，1 つの事故シーケンスグループとした。
(3− 1) 長 期 Ｔ Ｂ
ⅰ)

事故シーケンス①外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋ＨＰＣＳ失敗（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）②サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ
失敗＋ＨＰＣＳ失敗（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）

ⅱ)

事故シーケンスグループの特徴
本事故シーケンスグループに含まれる事故シーケンスは，外部電源喪失の発生後，非常用ディーゼル発電機等の故障により全交流動力電源喪失が発生し，原子炉隔離時冷却系により炉心を冷却するが，蓄電池の直流電源供給能力が枯渇すると原子炉隔離時冷却系が停止することで炉心の冷却が維持できなくなり，原子炉が高圧状態で炉心損傷に至る事故シーケンスである。本
事故シーケンスグループに対する対策としては，交流電源に依存しない代替注水手段による原子炉注水等が考えられる。

ⅲ)

有効性を確認する主な炉心損傷防止対策
・原子炉隔離時冷却系
・手動減圧・低圧代替注水系（可搬型）・代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）34

・残留熱除去系
・常設代替交流電源設備
・常設代替直流電源設備
ⅳ)

選定した重要事故シーケンス①外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋ＨＰＣＳ失敗（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）

ⅴ)

選定理由
いずれの事故シーケンスも，蓄電池枯渇による原子炉隔離時
冷却系停止後の炉心損傷防止対策の実施に対する余裕時間に有意な差はない。このため，事象発生初期の炉心損傷防止対策の実施に対する余裕時間に着目する。外部電源喪失を起因とする
事故シーケンスについては，起因事象の発生により給復水系が停止するため原子炉水位の低下が早いことから，余裕時間及び設備容量の観点で厳しい。また，代表性の観点からは①の事故
シーケンスの炉心損傷頻度が最も高い。
以上より，①の事故シーケンスを重要事故シーケンスとして選定した。
なお，本事故シーケンスグループに含まれる各事故シーケンスに対して有効と考えられる主な対策に差異がないため，①の事故シーケンスは，②の事故シーケンスに対して包絡性を有しているものと考える。

(3− 2) Ｔ Ｂ Ｄ ， Ｔ Ｂ Ｕ
ⅰ)

事故シーケンス③外部電源喪失＋直流電源失敗＋高圧炉心冷却失敗（ＴＢＤ）④外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋高圧炉心冷却失敗（ＴＢＵ）
35

⑤サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ
失敗＋高圧炉心冷却失敗（ＴＢＵ）
ⅱ)

事故シーケンスグループの特徴
本事故シーケンスグループに含まれる事故シーケンスは，外部電源喪失の発生後，直流電源又は非常用ディーゼル発電機等の故障により全交流動力電源喪失が発生し，原子炉隔離時冷却系による炉心冷却も失敗することにより，原子炉が高圧状態で炉心損傷に至る事故シーケンスである。本事故シーケンスグループに対する対策としては，代替直流電源供給手段による代替
高圧代替注水手段又は原子炉減圧後の代替低圧代替注水手段による原子炉注水等が考えられる。

ⅲ)

有効性を確認する主な炉心損傷防止対策
・高圧代替注水系
・手動減圧
・低圧代替注水系（可搬型）・代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）・残留熱除去系
・常設代替交流電源設備
・常設代替直流電源設備

ⅳ)

選定した重要事故シーケンス③外部電源喪失＋直流電源失敗＋高圧炉心冷却失敗（ＴＢＤ）

ⅴ)

選定理由
いずれの事故シーケンスも全交流動力電源が喪失しているため，共通原因故障・系統間機能依存性の観点では差異がない。
また，余裕時間及び設備容量の観点からは，いずれの事故シー36

ケンスも事象進展の早さには差異はないものの，直流電源が喪失する事故シーケンスは代替注水設備の起動に必要な直流電源
を 緊 急 用 125V 系 蓄 電 池 か ら 給 電 す る た め の 直 流 電 源 の 切 替 操
作が必要となり，代替直流電源の必要容量も大きくなるため，直流電源が喪失する事故シーケンスの方が厳しい。さらに，代表性の観点からは，③の事故シーケンスの炉心損傷頻度が最も高い。
以上より，③の事故シーケンスを重要事故シーケンスとして選定した。有効性評価においては，④及び⑤の事故シーケンスを包含する条件として，原子炉隔離時冷却系及び非常用ディー
ゼル発電機の本体故障を想定する。
なお，本事故シーケンスグループに含まれる各事故シーケンスに対して有効と考えられる主な対策に差異はなく，③の事故
シ ー ケ ン ス は 緊 急 用 125V 系 蓄 電 池 へ の 直 流 電 源 の 切 替 操 作 が必要となることから，④及び⑤の事故シーケンスに対して包絡性を有しているものと考える。
(3− 3)Ｔ Ｂ Ｐ
ⅰ)

事故シーケンス⑥外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰ
ＣＳ失敗⑦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失敗

ⅱ)

事故シーケンスグループの特徴
本事故シーケンスグループに含まれる事故シーケンスは，外部電源喪失の発生後，非常用ディーゼル発電機等の故障により
37

全交流動力電源喪失が発生し，原子炉隔離時冷却系は作動する
ものの，逃がし安全弁再閉鎖失敗により原子炉圧力が徐々に低下することで，原子炉隔離時冷却系も機能喪失し，原子炉が低圧状態で炉心損傷に至る事故シーケンスである。本事故シーケ
ンスグループへの対策としては，交流電源に依存しない代替注
水手段による原子炉注水等が考えられる。
ⅲ)

有効性を確認する主な炉心損傷防止対策
・原子炉隔離時冷却系（動作可能な範囲に原子炉圧力が保た
れる間）
・手動減圧
・低圧代替注水系（可搬型）・代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）・残留熱除去系
・常設代替交流電源設備
・常設代替直流電源設備

ⅳ)

選定した重要事故シーケンス⑥外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰ
ＣＳ失敗

ⅴ)

選定理由
いずれの事故シーケンスも，原子炉圧力の低下による原子炉
隔離時冷却系停止後の炉心損傷防止対策の実施に対する余裕時間に有意な差はない。このため，事象発生初期の炉心損傷防止対策の実施に対する余裕時間に着目する。外部電源喪失を起因とする事故シーケンスについては，起因事象の発生により給復水系が停止するため原子炉水位の低下が早いことから，余裕時
38間及び設備容量の観点で厳しい。また，代表性の観点からは⑥の事故シーケンスの炉心損傷頻度が最も高い。
以上より，⑥の事故シーケンスを重要事故シーケンスとして選定した。
なお，本事故シーケンスに含まれる各事故シーケンスに対して有効と考えられる主な対策に差異がないため，⑥の事故シーケンスは，⑦の事故シーケンスに対して包絡性を有しているものと考える。
(4)ⅰ)

崩壊熱除去機能喪失
事故シーケンス①過渡事象＋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＋直流電源失敗（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
39

失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗（ＨＰＣＳ成功）⑫小破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗⑬中破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗⑭大破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗
ⅱ)

事故シーケンスグループの特徴
本事故シーケンスグループに含まれる事故シーケンスは，運
転時の異常な過渡変化等の発生後，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することで，炉心損傷前に格納容器が破損し，その後，炉心損傷に至る事故
シーケンスである。本事故シーケンスグループに対する対策としては，代替除熱手段による格納容器除熱等が考えられる。

ⅲ)

有効性を確認する主な炉心損傷防止対策
機能喪失した崩壊熱除去機能に対する代替除熱手段として，
ＲＨＲ故障時及び取水機能喪失時の状況を想定し，それぞれ以下の炉心損傷防止対策の有効性を確認する。
【ＲＨＲ故障時】
・原子炉隔離時冷却系
・高圧炉心スプレイ系
・手動減圧
・低圧代替注水系（常設）・代替格納容器スプレイ冷却系（常設）・格納容器圧力逃がし装置又は耐圧強化ベント
・常設代替交流電源設備
・常設代替直流電源設備【取水機能喪失時】
40

・原子炉隔離時冷却系
・手動減圧・低圧代替注水系（常設）
・残留熱除去系
・緊急用海水系・常設代替交流電源設備
・常設代替直流電源設備
ⅳ)

選定した重要事故シーケンス①過渡事象＋ＲＨＲ失敗（炉心損傷防止対策の有効性を確認する際の残留熱除去系の機能喪失の理由については，残留熱除去系の機能喪失又は残留熱除去系海水系の機能喪失を
考慮）

ⅴ)

選定理由
いずれの事故シーケンスも代替除熱手段に係る炉心損傷防止対策の実施に対する余裕時間に有意な差異はない。このため，炉心冷却に成功する事故シーケンスグループではあるものの，事象発生初期の炉心損傷防止対策の実施に対する余裕時間に着目する。原子炉水位の低下が早い過渡事象（給水流量の全喪失），サポート系喪失（自動停止）又はＬＯＣＡを起因とする
事故シーケンスは，余裕時間の観点で厳しい。また，事象初期の事象進展が早く余裕時間が短い場合，崩壊熱が高く原子炉注
水に必要な設備容量が大きくなる。さらに，低圧の代替注水手段に期待する場合，逃がし安全弁の再閉鎖に失敗する事故シー
ケンスは，注水の開始時点で原子炉が一定程度減圧されている
ため，逃がし安全弁の設備容量は再閉鎖成功時の方が厳しくな41る。代表性の観点からは①の事故シーケンスの炉心損傷頻度が最も高い。
以上より，①の事故シーケンスを重要事故シーケンスとして選定した。
なお，ＬＯＣＡを起因とする事故シーケンスについては，Ｌ
ＯＣＡ時注水機能喪失及び雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）において，代替除熱手段に係る重大事故等対策の有効性を含めて確認する。また，本事故シーケ
ンスグループには交流電源喪失により崩壊熱除去機能が喪失している事故シーケンスが含まれるものの，主要な炉心損傷防止
対策の電源を代替電源とする場合，有効と考えられる対策に差異がないため，過渡事象を起因とした①の事故シーケンスは，②〜⑭の事故シーケンスに対して包絡性を有しているものと考え る （ 別 紙 4） 。
(5)ⅰ)

原子炉停止機能喪失
事故シーケンス①過渡事象＋原子炉停止失敗②サポート系喪失（自動停止）＋原子炉停止失敗③小破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗④中破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗⑤大破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗

ⅱ)

事故シーケンスグループの特徴
本事故シーケンスグループに含まれる事故シーケンスは，運
転時の異常な過渡変化等の発生後，原子炉停止機能を喪失し，炉心損傷に至る事故シーケンスである。本事故シーケンスグル
42

ープへの対策としては，代替原子炉停止手段による原子炉停止
手段が考えられる。
ⅲ)

有効性を確認する主な炉心損傷防止対策
・ＡＴＷＳ緩和設備（代替再循環系ポンプトリップ機能）・ほう酸水注入系
・原子炉隔離時冷却系
・高圧炉心スプレイ系
・残留熱除去系

ⅳ)

選定した重要事故シーケンス①過渡事象＋原子炉停止失敗

ⅴ)

選定理由
過渡事象（主蒸気隔離弁の誤閉止）に起因する事故シーケン
スは，原子炉圧力の上昇が早く，反応度投入の観点で厳しい事
象であり，事象進展が早く余裕時間が短く，反応度印加の観点で厳しく出力抑制に必要な設備容量が大きくなる。代表性の観点から，①の事故シーケンスの炉心損傷頻度が最も高い。
以上より，①の事故シーケンスを重要事故シーケンスとして選定した。
なお，本事故シーケンスグループでは，過渡事象を起因とする事故シーケンスとＬＯＣＡを起因とする事故シーケンスが抽出されている。本事故シーケンスグループに対しては，重大事故等対処設備として代替制御棒挿入機能が整備されており，これに期待する場合，ＬＯＣＡを起因とする事故シーケンスの事
象進展はＬＯＣＡ時注水機能喪失の事故シーケンスグループに包絡される。
43

また，ＬＯＣＡを起因とする場合，水位低下の観点では厳しいものの，水位低下及びＬＯＣＡに伴う減圧によってボイド率が上昇し，負の反応度が投入されると考えられることから，事象発生後の反応度投入に伴う出力抑制の観点では過渡事象を起因とする事故シーケンスの方が厳しいと考えられる。また，Ｌ
ＯＣＡを起因として原子炉停止に失敗する事故シーケンスの炉
心 損 傷 頻 度 は 1×10 − １ ０ ／ 炉 年 未 満 で あ り 極 め て 小 さ い 。 そ のため，反応度制御の観点で厳しい過渡事象を起因とする①の事
故シーケンスは，本事故シーケンスグループにおいて代表性を有しているものと考える。
(6)ⅰ)

ＬＯＣＡ時注水機能喪失
事故シーケンス①小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗②小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗③中破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗④中破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗

ⅱ)

事故シーケンスグループの特徴
本事故シーケンスグループに含まれる事故シーケンスは，小破断ＬＯＣＡ又は中破断ＬＯＣＡの発生後，高圧注水機能の喪失に加え，低圧注水機能又は原子炉減圧機能を喪失し，炉心損
傷に至る事故シーケンスである。本事故シーケンスグループへの対策としては，代替注水手段による原子炉注水等が考えられる。

ⅲ)

有効性を確認する主な炉心損傷防止対策
・手動減圧
44

・低圧代替注水系（常設）・代替格納容器スプレイ冷却系（常設）・格納容器圧力逃がし装置又は耐圧強化ベント
・常設代替交流電源設備
・常設代替直流電源設備
ⅳ)

選定した重要事故シーケンス③中破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

ⅴ)

選定理由
中破断ＬＯＣＡを起因とする事故シーケンスは，小破断ＬＯ
ＣＡに比べて破断面積が大きいことにより流出流量が多く，事象進展が早いため，余裕時間の観点で厳しい。また，設備容量の観点では，原子炉減圧に用いる逃がし安全弁は十分な台数が設置されているが，低圧の代替注水設備の設備容量は低圧ＥＣ
ＣＳより少ないため，低圧炉心冷却に失敗する事故シーケンスの方が厳しい。代表性の観点からは，③の事故シーケンスの炉
心損傷頻度が高い。
以上より，③の事故シーケンスを重要事故シーケンスとして選定した。
なお，本事故シーケンスグループに含まれる事故シーケンスに対して有効と考えられる主な対策に差異がないため，重要事
故シーケンスとして選定した③の事故シーケンスは，①，②，④の事故シーケンスに対しても包絡性を有しているものと考える。
また，「崩壊熱除去機能喪失」の事故シーケンスグループにおいてもＬＯＣＡを起因とする事故シーケンスが抽出されてい45る。これについて，重要事故シーケンスによる包絡性を考えると，低圧炉心冷却失敗の事故シーケンスを重要事故シーケンスとして選定することにより，崩壊熱除去機能喪失に関する重大事故等対策の有効性についても評価することとなる。このことから，選定した重要事故シーケンスは「崩壊熱除去機能喪失」の事故シーケンスグループにおけるＬＯＣＡを起因とする事故
シーケンスに対しても包絡性を有しているものと考える。
(7)ⅰ)

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①インターフェイスシステムＬＯＣＡ

ⅱ)

事故シーケンスグループの特徴
本事故シーケンスグループに含まれる事故シーケンスは，イ
ンターフェイスシステムＬＯＣＡの発生後，破損箇所の隔離に失敗し，格納容器貫通配管からの漏えいが防止できずに炉心損
傷に至る事故シーケンスである。本事故シーケンスグループに対する対策としては，破損系統の隔離及び破損系統を除くＥＣ
ＣＳによる原子炉注水等が考えられる。

ⅲ)

有効性を確認する主な炉心損傷防止対策
・手動減圧・破損系統を除く原子炉注水機能・破損系統の隔離・常設代替交流電源設備
・常設代替直流電源設備

ⅳ)

選定した重要事故シーケンス①インターフェイスシステムＬＯＣＡ
46

ⅴ)

選定理由
抽出した事故シーケンスが 1 つであることから，①を重要事
故シーケンスとして選定した。

(8)ⅰ)

津波浸水による最終ヒートシンク喪失
事故シーケンス①原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失（最終ヒート
シンク喪失）②最終ヒートシンク喪失（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）③最終ヒートシンク喪失＋高圧炉心冷却失敗④最終ヒートシンク喪失＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

ⅱ)

事故シーケンスグループの特徴
本事故シーケンスグループに含まれる事故シーケンスは，防潮堤を越流した津波により非常用海水ポンプが被水・没水し，
最終ヒートシンクが喪失することにより，炉心損傷に至る事故
シーケンスである。本事故シーケンスグループに対する対策としては，津波防護対策等が考えられる。

ⅲ)

有効性を確認する主な炉心損傷防止対策
・津波防護対策
・原子炉隔離時冷却系
・手動減圧・低圧代替注水系（常設）
・残留熱除去系
・緊急用海水系・常設代替交流電源設備
・常設代替直流電源設備
47

ⅳ)

選定した重要事故シーケンス①原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失（最終ヒート
シンク喪失）

ⅴ)

選定理由
共通原因故障・系統間機能依存性の観点では，原子炉建屋内浸水を起因とする①の事故シーケンスが厳しい。余裕時間の観点では，事象発生初期に原子炉への注水に失敗する事故シーケ
ンスが厳しい。設備容量の観点では，原子炉建屋内浸水を起因とする①の事故シーケンスは津波防護対策が広範囲に要求される。代表性の観点からは②の事故シーケンスの炉心損傷頻度が最も高い。
以上より，①の事故シーケンスを重要事故シーケンスとして選定した。
なお，有効と考えられる主な対策に差異がないため，①の事
故シーケンスは②〜④の事故シーケンスに対して包絡性を有しているものと考える。

なお，各事故シーケンスグループに含まれる内部事象を起因とする事故シーケンスについて，炉心損傷に至る要因をカットセットレ
ベルまで展開し，炉心損傷頻度に対する寄与割合の観点で分析した結果，主要なカットセットに対して炉心損傷防止対策がおおむね有効 で あ る こ と を 確 認 し た （ 別 紙 6） 。
また，各事故シーケンスグループにおける地震又は津波を起因とする事故シーケンスについても，地震又は津波により直接炉心損傷に至る事故シーケンスを除いて，炉心損傷に至る要因をカットセッ48

トレベルまで展開し，主要なカットセットに対して炉心損傷防止対策 が お お む ね 有 効 で あ る こ と を 確 認 し た （ 別 紙 7） 。

49

第 1−1 表 イベントツリーにより抽出した事故シーケンス
高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

○

○

−

シーケンス
No.
(1)

逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

○

○

−

(2)

高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗

○

○

−

(3)

ＲＨＲ失敗

○

○

−

(4)

逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗

○

○

−

(5)

起因事象

過渡事象

外部電源喪失手動停止／
サポート系喪失（手動停止）

サポート系喪失（自動停止）

事故シーケンス

内部 地震 津波

原子炉停止失敗

○

○

−

(6)

ＤＧ失敗＋ＨＰＣＳ失敗（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）

○

○

−

(7)

ＤＧ失敗＋高圧炉心冷却失敗

○

○

−

(8)

ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ失敗

○

○

−

(9)

直流電源失敗＋ＨＰＣＳ失敗

○

○

−

(10)

ＤＧ失敗（ＨＰＣＳ成功）

○

○

−

(11)

ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗（ＨＰＣＳ成功）

○

○

−

(12)

直流電源失敗（ＨＰＣＳ成功）

○

○

−

(13)

直流電源喪失＋原子炉停止失敗

−

○

−

(14)

交流電源喪失＋原子炉停止失敗

−

○

−

(15)

高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

○

−

−

(16)

逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

○

−

−

(17)

高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗

○

−

−

(18)

ＲＨＲ失敗

○

−

−

(19)

逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗

○

−

−

(20)

高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

○

−

−

(21)

逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

○

−

−

(22)

高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗

○

−

−

(23)

ＲＨＲ失敗

○

−

−

(24)

逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗

○

−

−

(25)

原子炉停止失敗

○

−

−

(26)

（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗＋ＨＰＣＳ失敗（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）

○

−

−

(27)

（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗＋高圧炉心冷却失敗
サポート系喪失（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ失敗（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗（ＨＰＣＳ成功）

○

−

−

(28)

○

−

−

(29)

○

−

−

(30)

（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗（ＨＰＣＳ成功）

○

−

−

(31)

高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

○

−

−

(32)

高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗

○

−

−

(33)

ＲＨＲ失敗

○

−

−

(34)

原子炉停止失敗

○

−

−

(35)

高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

○

−

−

(32)

高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗

○

−

−

(33)

ＲＨＲ失敗

○

−

−

(34)

原子炉停止失敗

○

−

−

(35)

高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

○

−

−

(36)

ＲＨＲ失敗

○

−

−

(37)

原子炉停止失敗

○

−

−

(38)

インターフェイス
インターフェイスシステムＬＯＣＡ
システムＬＯＣＡ

○

−

−

(39)

原子炉建屋損傷

−

○

−

(40)

格納容器損傷

−

○

−

(41)

原子炉圧力容器損傷

−

○

−

(42)

格納容器バイパス

−

○

−

(43)

小破断ＬＯＣＡ

中破断ＬＯＣＡ

大破断ＬＯＣＡ

地震に伴う損傷

Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ

津波に伴う損傷

−

○

−

(44)

計装・制御系喪失

ＬＯＣＡ

−

○

−

(45)

防潮堤損傷

−

−

○

(46)

原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失（最終ヒートシンク喪失）

−

−

○

(47)

最終ヒートシンク喪失（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）

−

−

○

(48)

最終ヒートシンク喪失＋ＲＣＩＣ失敗

−

−

○

(49)

最終ヒートシンク喪失＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

−

−

○

(50)

50

第 1−2 表

ＰＲＡの結果に基づく新たな事故シーケンスグループの検討

事故シ−ケンス

事故シ−ケンス別ＣＤＦ（／炉年）
シ−ケン
スNo.
地震
津波
内部事象
合計

全ＣＤＦに
対する割合
（％）

51

過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
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＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
サポート系喪失（自動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
サポート系喪失（自動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗
手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗
サポート系喪失（自動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗
外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋ＨＰＣＳ失敗（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）
サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗＋ＨＰＣＳ失敗（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）
外部電源喪失＋直流電源失敗＋ＨＰＣＳ失敗
外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ失敗
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失敗
外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋高圧炉心冷却失敗
サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗＋高圧炉心冷却失敗
過渡事象＋ＲＨＲ失敗
過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗
外部電源喪失＋ＤＧ失敗（ＨＰＣＳ成功）
外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗（ＨＰＣＳ成功）
外部電源喪失＋直流電源失敗（ＨＰＣＳ成功）
手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋ＲＨＲ失敗
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
サポート系喪失（自動停止）＋ＲＨＲ失敗
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
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）
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）
小破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗
中破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗
大破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗
過渡事象＋原子炉停止失敗
サポート系喪失（自動停止）＋原子炉停止失敗
小破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗
中破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗
大破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗
直流電源喪失＋原子炉停止失敗
交流電源喪失＋原子炉停止失敗
小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗
中破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
中破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗
大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
原子炉冷却材圧力バウンダリ喪失（Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ ＬＯＣＡ）

(1)
(2)
(16)
(17)
(21)
(22)
(3)
(18)
(23)
(7)
(27)
(10)
(9)
(29)
(8)
(28)
(4)
(5)
(19)
(20)
(24)
(25)
(33)
(37)
(11)
(12)
(13)
(31)
(31)
(30)
(6)
(26)
(38)
(38)
(34)
(14)
(15)
(35)
(36)
(35)
(36)
(32)
(44)

3.2E-102.0E-10
4.2E-10
4.3E-11
2.5E-09
3.0E-11
9.4E-09
2.6E-09
8.3E-09
5.7E-082.0E-08
6.0E-123.0E-10
2.3E-102.0E-10
2.1E-08
4.4E-05
3.8E-07
6.9E-07
3.6E-09
6.9E-109.9E-06
5.2E-08
1.7E-06
8.9E-09
4.1E-06
2.1E-08
4.5E-083.0E-083.0E-09
2.5E-08
3.8E-11
3.2E-11
2.2E-11
2.2E-12−−
1.4E-13
2.2E-14
1.5E-11
4.6E-12
1.4E-12−

4.6E-07
2.5E-09−−−−
1.3E-06−−
5.6E-09−
2.1E-06
2.4E-09−
4.4E-07−
5.4E-06
2.9E-08
6.4E-08
3.3E-10
1.2E-11
−
−
−
−
−
−
−
−
−
7.9E-08−−−−
2.6E-08
1.4E-08−−−−−3.0E-10

−
−
−
−
−
−
−
−
−
−
−
−
−
−
−
−
−
−
−
−
−
−
−
−
−
−
−
−
−
−
−
−
−
−
−
−
−
−
−
−
−
−
−

4.6E-07
2.7E-09
4.2E-10
4.3E-11
2.5E-09
3.0E-11
1.3E-06
2.6E-09
8.3E-09
6.3E-082.0E-08
2.1E-06
2.7E-09
2.3E-10
4.5E-07
2.1E-08
4.9E-05
4.1E-07
7.5E-07
3.9E-09
7.0E-109.9E-06
5.2E-08
1.7E-06
8.9E-09
4.1E-06
2.1E-08
4.5E-083.0E-083.0E-09
1.0E-07
3.8E-11
3.2E-11
2.2E-11
2.2E-12
2.6E-08
1.4E-08
1.4E-13
2.2E-14
1.5E-11
4.6E-12
1.4E-123.0E-10

0.6
＜0.1
＜0.1
＜0.1
＜0.1
＜0.1
1.7
＜0.1
＜0.1
＜0.1
＜0.1
2.8
＜0.1
＜0.1
0.6
＜0.1
65.1
0.5
1.0
＜0.1
＜0.1
13.2
＜0.1
2.3
＜0.1
5.4
＜0.1
＜0.1
＜0.1
＜0.1
0.1
＜0.1
＜0.1
＜0.1
＜0.1
＜0.1
＜0.1
＜0.1
＜0.1
＜0.1
＜0.1
＜0.1
＜0.1

インターフェイスシステムＬＯＣＡ(39)

4.8E-10−−

4.8E-10

＜0.1

解釈1−1
との対応

1−1(a)の事故
シーケンス

事故シ−ケンスグル−プ

グル−プ別 全ＣＤＦに
ＣＤＦ
対する割合
（／炉年）
（％）

解釈1−2
との対応

高圧・低圧注水機能喪失

4.7E-070.6

1−2(a)

高圧注水・減圧機能喪失

1.3E-06

1.8

1−2(a)

全交流動力電源喪失

2.7E-06

3.6

1−2(a)

崩壊熱除去機能喪失

6.6E-0587.6

1−2(b)

原子炉停止機能喪失

1.4E-070.2

1−2(b)

3.2E-10＜0.1

1−2(a)

4.8E-10＜0.1

1−2(b)

4.0E-06

5.3

1-2(a)

1.5E-07
4.1E-09
2.2E-07
3.2E-08
3.7E-10
3.3E-07
7.5E-05

0.2
＜0.1
0.3
＜0.1
＜0.1
0.4
100.0

ＬＯＣＡ時注水機能喪失−
格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）

原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失（最終ヒートシンク喪失）(47)−−
7.6E-07
7.6E-07
1.0
最終ヒートシンク喪失（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）(48)−−
3.2E-06
3.2E-06
4.2
津波浸水による最終ヒートシンク喪失
最終ヒートシンク喪失＋高圧炉心冷却失敗(49)−−
1.1E-08
1.1E-08＜0.1
最終ヒートシンク喪失＋逃がし安全弁再閉鎖失敗(50)−−
1.7E-08
1.7E-08＜0.1
1−1(a)
原子炉建屋損傷(40)−
1.5E-07−
1.5E-070.2以外の事故
格納容器損傷(41)−
4.1E-09−
4.1E-09＜0.1
シーケンス
原子炉圧力容器損傷(42)−
2.2E-07−
2.2E-070.3−
格納容器バイパス(43)−
3.2E-08−
3.2E-08＜0.1
計装・制御系喪失(45)−
3.7E-10−
3.7E-10
＜0.1
防潮堤損傷
(46)
−
−
3.3E-07
3.3E-070.4
6.1E-05
1.0E-05
4.3E-06
7.5E-05
100.0
−
−
合計
ハッチング：解釈に基づき想定する事故シ−ケンスグル−プと直接対応せず，全炉心損傷頻度への寄与及び影響度の観点から他の事故シ−ケンスグル−プと比較し，新たな事故シ−ケンスグル−プとしての追加は不要と判断したもの。

−−

第 1−3 表

事故シーケンスグループの主要な炉心損傷防止対策及び炉心損傷頻度
事故シーケンス

事故シーケンスグループ
過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
高圧・低圧注水機能喪失

手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
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＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
サポート系喪失（自動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
サポート系喪失（自動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗

高圧注水・減圧機能喪失 手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗
サポート系喪失（自動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗

外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋ＨＰＣＳ失敗（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）
長期ＴＢ
サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗＋ＨＰＣＳ失敗（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）
全交流動力
電源喪失

ＴＢＤ
ＴＢＵ

対応する主要な炉心損傷防止対策
・高圧代替注水系
・低圧代替注水系（常設）・原子炉手動減圧・代替格納容器スプレイ冷却系（常設）・代替循環冷却系
・格納容器圧力逃がし装置又は耐圧強化ベント
・常設代替交流電源設備
・常設代替直流電源設備
・高圧代替注水系
・低圧炉心スプレイ系
・過渡時自動減圧機能・残留熱除去系
・原子炉隔離時冷却系
・低圧代替注水系（可搬型）・原子炉手動減圧・代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）・残留熱除系
・常設代替交流電源設備
・常設代替直流電源設備

外部電源喪失＋直流電源失敗＋高圧炉心冷却失敗（ＴＢＤ）
外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋高圧炉心冷却失敗（ＴＢＵ）

・上記の点線枠内の対策

サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗＋高圧炉心冷却失敗（ＴＢＵ）
外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ失敗

ＴＢＰ
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失敗

・原子炉隔離時冷却系
・上記の点線枠内の対策

過渡事象＋ＲＨＲ失敗
過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗
外部電源喪失＋ＤＧ失敗（ＨＰＣＳ成功）
外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗（ＨＰＣＳ成功）
外部電源喪失＋直流電源失敗（ＨＰＣＳ成功）
手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋ＲＨＲ失敗
崩壊熱除去
機能喪失

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[ＲＨＲ故障時]
・原子炉隔離時冷却系
・高圧炉心スプレイ系
・低圧代替注水系（常設）・原子炉手動減圧
・代替循環冷却系
・代替格納容器スプレイ冷却系（常設）・格納容器圧力逃がし装置又は耐圧強化ベント
・常設代替交流電源設備
・常設代替直流電源設備

サポート系喪失（自動停止）＋ＲＨＲ失敗
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

52

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）
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）
小破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗
中破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗[取水機能喪失時]
・原子炉隔離時冷却系
・低圧代替注水系（常設）・原子炉手動減圧・残留熱除去系
・緊急用海水系・常設代替交流電源設備
・常設代替直流電源設備

大破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗
過渡事象＋原子炉停止失敗
サポート系喪失（自動停止）＋原子炉停止失敗
小破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗
原子炉停止機能喪失

中破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗
大破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗
直流電源喪失＋原子炉停止失敗 ※２
交流電源喪失＋原子炉停止失敗 ※２
小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗

ＬＯＣＡ時注水機能喪失

中破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗※３
中破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗 ※３
大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗※４

格納容器バイパス

インターフェイスシステムＬＯＣＡ

原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失（最終ヒートシンク喪失）

津波浸水による最終ヒートシンク喪失

最終ヒートシンク喪失（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）
最終ヒートシンク喪失＋高圧炉心冷却失敗
最終ヒートシンク喪失＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

※1
※2
※3
※4

・ＡＴＷＳ緩和設備（代替制御棒挿入機能）
・ＡＴＷＳ緩和設備（代替原子炉再循環系ポンプトリッ
プ機能）
・ほう酸水注入系
・原子炉隔離時冷却系
・高圧炉心スプレイ系
・残留熱除去系−
・高圧代替注水系
・低圧代替注水系（常設）・原子炉手動減圧・代替格納容器スプレイ冷却系（常設）・代替循環冷却系
・格納容器圧力逃がし装置又は耐圧強化ベント
・常設代替交流電源設備
・常設代替直流電源設備−
・破損系統を除く原子炉注水機能
・原子炉手動減圧・破損系統の隔離・常設代替交流電源設備
・常設代替直流電源設備
・津波防護対策
・原子炉隔離時冷却系
・低圧代替注水系（可搬型）・原子炉手動減圧・残留熱除去系
・緊急用海水系・常設代替交流電源設備
・常設代替直流電源設備事故シ−ケンス別ＣＤＦ（／炉年）
内部事象

地震

津波

合計

3.2E-10

4.6E-07−

4.6E-072.0E-10

2.5E-09−

2.7E-09

全ＣＤＦ ※１
に対する割合
（％）

グル−プ別
ＣＤＦ
（／炉年）

全ＣＤＦ ※１
対する割合（％）

4.7E-070.6

1.3E-06

1.8

2.7E-06

3.6

6.6E-05

87.6

備考

0.6
＜0.1

4.2E-10−−

4.2E-10＜0.1

4.3E-11−−

4.3E-11＜0.1

2.5E-09−−

2.5E-09＜0.1

3.0E-11−−

3.0E-11＜0.1

9.4E-09

1.3E-06−

1.3E-06

1.7

2.6E-09−−

2.6E-09＜0.1

8.3E-09−−

8.3E-09＜0.1

5.7E-08

5.6E-09−

6.3E-08＜0.1

2.0E-08−−2.0E-08＜0.1

6.0E-12

2.1E-06−

2.1E-06

2.8

2.0E-10

4.4E-07−

4.5E-070.6

2.1E-08−−

2.1E-08＜0.1

3.0E-10

2.4E-09−

2.7E-09＜0.1

2.3E-10−−

2.3E-10＜0.1

4.4E-05

5.4E-06−

4.9E-05

65.1

3.8E-07

2.9E-08−

4.1E-070.5

6.9E-07

6.4E-08−

7.5E-071.0

3.6E-09

3.3E-10−

3.9E-09＜0.1

6.9E-10

1.2E-11−

7.0E-10＜0.1

9.9E-06−−

9.9E-06

13.2

5.2E-08−−

5.2E-08＜0.1

1.7E-06−−

1.7E-06

2.3

8.9E-09−−

8.9E-09＜0.1

4.1E-06−−

4.1E-06

5.4

2.1E-08−−

2.1E-08＜0.1

4.5E-08−−

4.5E-08＜0.1

3.0E-08−−3.0E-08＜0.1

3.0E-09−−

3.0E-09

全炉心損傷
頻度の約99％を炉心
損傷防止対
策でカバー

＜0.1

2.5E-08

7.9E-08−

1.0E-070.1

3.8E-11−−

3.8E-11＜0.1

3.2E-11−−

3.2E-11＜0.1

2.2E-11−−

2.2E-11＜0.1

2.2E-12−−2.2E-12＜0.1−

2.6E-08−

2.6E-08＜0.1−

1.4E-08−

1.4E-08＜0.1

1.4E-13−−

1.4E-13＜0.1

2.2E-14−−

2.2E-14＜0.1

1.5E-11−−

1.5E-11＜0.1

4.6E-12−−

4.6E-12＜0.1

1.4E-12−−

1.4E-12＜0.1

4.8E-10−−

4.8E-10

＜0.1

−

−

7.6E-07

7.6E-071.0−−

3.2E-06

3.2E-06

4.2−−

1.1E-08

1.1E-08

＜0.1

−

−

1.7E-08

1.7E-08＜0.1

1.4E-070.2

2.2E-11＜0.1

4.8E-10＜0.1

4.0E-06

5.3

合計
6.1E-05
1.0E-05
4.0E-06
7.5E-05
99.0
7.5E-05
99.0−
全ＣＤＦは第1-2表で新たな事故シーケンスグループとしての追加は不要と判断した事故シーケンスの炉心損傷頻度を含む。
地震発生と同時に最大の地震加速度を受けるものとして評価している地震レベル１ＰＲＡの設定上抽出された事故シーケンスであるが，地震時の挙動を現実的に想定すると，基準地震動よりも十分小さな加速度でスクラム信号「地震加速度大」が発信し，炉内構造物が損傷する加速度に到達する前に制御棒の挿入が完了すると考えられることから，現実的には発生しがたいと考え，炉心損傷防止対策の有効性を確認する対象としては取り扱わないと判断した事故シーケンス。
ＬＯＣＡの破断規模が大きい場合は，国内外の先進的な対策を考慮しても炉心損傷を防止することが困難な事故シーケンス。
国内外の先進的な対策を考慮しても炉心損傷を防止することが困難な事故シーケンス。

第 1−4 表
事故シーケンスグループ

事故シーケンス

c

d

低

高

高

高

− ②過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失 敗

低

高

中

低

− ③外部電源喪失＋ＤＧ失敗（ＨＰＣＳ成功）

高

中

高

中

−

高

中

中

低

−
−
−
−

[ＲＨＲ故障 時]④外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗（ＨＰ Ｃ ・原子炉隔離 時冷却系
Ｓ成功）
・高圧炉心ス プレイ系
・手動減圧
⑤外部電源喪失＋直流電源失敗（ＨＰＣＳ成功）
・低圧代替注 水系（常設）・代替格納容 器スプレイ冷却系（常設）⑥手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋ＲＨ Ｒ失敗・格納容器圧 力逃がし装置又は耐圧強化
ベント⑦手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋逃がし安全弁再 閉
・常設代替交 流電源設備
鎖失敗＋ＲＨＲ失敗
・常設代替直 流電源設備⑧サポート系喪失（自動停止）＋ＲＨＲ失敗※[取水機能喪 失時]⑨サポート系喪失（自動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ Ｒ ・原子炉隔離 時冷却系
ＨＲ失敗
・手動減圧
⑩サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ 失 ・低圧代替注 水系（常設）
敗（ＨＰＣＳ成功）
・残留熱除去 系⑪サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ 失 ・緊急用海水 系
・常設代替交 流電源設備
敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗（ＨＰＣＳ成功）
・常設代替直 流電源設備⑫小破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗

高

中

高

低

中

低

低

中

中

低

低

低

中

高

高

中

中

高

中

低

高

高

高

中

高

高

中

低

低

高

高

低

− ⑬中破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗

低

高

高

低

− ⑭大破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗

低

高

高

低

◎ ①過渡事象＋原子炉停止失敗

低

高

高

高

中

中

低

中

中

低

− ④中破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗

・ＡＴＷＳ緩 和設備（代替制御棒挿入機 中能）・ＡＴＷＳ緩 和設備（代替再循環系ポン
プトリップ 機能）低・ほう酸水注 入系
・原子炉隔離 時冷却系
・高圧炉心ス プレイ系
・残留熱除去 系
低

中

中

低

− ⑤大破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗

低

低

低

低

低

低

高

低

低

低

低

高

高

高

−
−

− ②サポート系喪失（自動停止）＋原子炉停止失敗− ③小破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗

53− ①小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心 冷却失敗

− ②小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減 圧失敗
ＬＯＣＡ時注水
機能喪失◎ ③中破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心 冷却失敗

・手動減圧
・低圧代替注 水系（常設）低・代替格納容 器スプレイ冷却系（常設）・格納容器圧 力逃がし装置又は耐圧強化
ベント
・常設代替交 流電源設備
低・常設代替直 流電源設備− ④中破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減 圧失敗

格納容器バイパスb◎ ①過渡事象＋ＲＨＲ失敗

−

原子炉停止
機能喪失

着眼点との関 係と重要事故シーケンス の選定の考え方

対応する主要な炉心 損傷防止対策
a

−

崩壊熱除去
機能喪失

重要事故シーケンス等の選定（1／2）◎ ①インターフェイスシステムＬＯＣＡ◎①原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失（最終ヒート シ
ンク喪失）− ②最終ヒートシンク喪失（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ 停止）
津波浸水による最終ヒートシンク喪失− ③最終ヒートシンク喪失＋高圧炉心冷却失敗− ④最終ヒートシンク喪失＋逃がし安全弁再閉鎖失 敗
◎
※

・手動減圧
・破損系統を 除く原子炉注水機能・破損系統の 隔離・常設代替交 流電源設備
・常設代替直 流電源設備

・津波防護対 策
・原子炉隔離 時冷却系・手動減圧・低圧代替注 水系（可搬型）・残留熱除去 系
・緊急用海水 系
・常設代替交 流電源設備
・常設代替直 流電源設備

選定した重要事故
シーケンスと選定理由

備考 （a：共通原因故障・系 統間機能依存性，b：余裕時間，c：設備容量，d：代表性）

a. 区分Ⅰ及び区分Ⅱの交流電源が喪失し ている事故シーケンスは ，電源を必要とする多 くの設備が機能喪失することから「高」と した。また，区分Ⅰ又は 区分Ⅱの交流電源が喪 失している事故シーケンスは，系統間機能 依存性によって同区分の 複数の設備が機能喪失 することから「中」とした。
b. いずれの事故シーケンスも代替除熱手 段に係る炉心損傷防止対 策の実施に対する余裕 時間に有意な差はない。このため，炉心冷 却に成功する事故シーケ ンスグループではある ものの，事象発生初期の炉心損傷防止対策 の実施に対する余裕時間 に着目し，原子炉水位 の低下が早い過渡事象（給水流量の全喪失 ），サポート系喪失（自 動停止），サポート系 喪失（直流電源故障）又はＬＯＣＡを起因 とする事故シーケンスを 「高」，手動停止／サ ポート系喪失（手動停止）を起因とする事 故シーケンスを「低」， 上記以外の事故シーケ ンス
を「中」とした。
c. いずれの事故シーケンスも崩壊熱除去 に必要な設備容量の観点 からは有意な差異はな い。
このため，炉心冷却に成功する事故シ ーケンスグループではあ るものの，事象発生初 期の炉心損傷防止対策の設備容量に着目す る。事象初期の事象進展 が早く余裕時間が短い 場
合，崩壊熱が高く原子炉注水に必要な 設備容量が大きくなる。 また，低圧の代替注水 手段に期待する場合，逃がし安全弁の再閉 鎖に失敗する事故シーケ ンスは，注水の開始時 点で原子炉が一定程度減圧されているため ，逃がし安全弁の設備容 量は再閉鎖成功時の方 が厳しくなる。以上より，過渡事象（給水 流量の全喪失），サポー ト系喪失（自動停止） 又はサポート系喪失（直流電源故障）を起 因として逃がし安全弁の 再閉鎖に成功している 事故
シーケンス並びにＬＯＣＡを起因とす る事故シーケンスを「高 」，過渡事象（給水流 量の全喪失），サポート系喪失（自動停止 ）又はサポート系喪失（ 直流電源故障）を起因 として逃がし安全弁の再閉鎖に失敗してい る事故シーケンスを「中 」，手動停止／サポー ト系
喪失（手動停止）を起因とする事故シ ーケンスを「低」とした 。
d. 事故シーケンスグループの中で最もＣ ＤＦの高いドミナントシ ーケンスを「高」，事 故シーケンスグループ別ＣＤＦに対して 1％以上の事故シーケン スを「中」，1％未満の 事故
シーケンスを「低」とした。

a. サポート系喪失を起因とする事故シー ケンスは，系統間機能依 存性によって片区分の 複数の設備が機能喪失することから「中」 とした。
b. 過渡事象（主蒸気隔離弁の誤閉止）に 起因する事故シーケンス は，原子炉圧力の上昇 が早く，反応度印加の観点で厳しい事象で あり，事象進展が早いこ とから「高」とした。 また，サポート系喪失（自動停止）は， 過渡事象（主蒸気隔離弁 の誤閉止）に比べて事 象進
展が緩やかであることから「中」とし た。さらに，大破断ＬＯ ＣＡを起因とする事故 シー
ケンスは原子炉の減圧に伴い反応度が 抑制されることから「低 」とし，中破断ＬＯＣ Ａ又は小破断ＬＯＣＡを起因とする事故シ ーケンスは「中」とした 。
c. 事象進展が早く余裕時間が短い場合， 反応度印加の観点で厳し く出力抑制に必要な設 備容
量が大きくなることから，着眼点b.と 同様に，過渡事象（主蒸 気隔離弁の誤閉止）を 起因とする事故シーケンスを「高」，サポ ート系喪失（自動停止） を起因とする事故シー ケン
スを「中」，大破断ＬＯＣＡを起因と する事故シーケンスを「 低」，中破断ＬＯＣＡ 又は小破断ＬＯＣＡを起因とする事故シー ケンスを「中」とした。
d. 事故シーケンスグループの中で最もＣ ＤＦの高いドミナントシ ーケンスを「高」，事 故シーケンスグループ別ＣＤＦに対して 1％以上の事故シーケン スを「中」，1％未満の 事故
シーケンスを「低」とした。

a. 中破断ＬＯＣＡ又は小破断ＬＯＣＡを 起因とする事故シーケン スは，系統間機能依存 性がないことから，全て「低」とした。
b. 中破断ＬＯＣＡを起因とする事故シー ケンスは，破断面積が大 きいことより流出流量 が多く，事象進展が早いことから「高」と した。また，小破断ＬＯ ＣＡを起因とする事故 シー
ケンスは，中破断ＬＯＣＡに比べて破 断面積が小さいため「低 」とした。
c. 原子炉減圧に用いる逃がし安全弁は十 分な台数が設置されてい るが，低圧の代替注水 設備の設備容量は低圧ＥＣＣＳより少ない 。このため，低圧炉心冷 却失敗を含む事故シー ケン
スを「高」とし，原子炉減圧失敗を含 む事故シーケンスを「低 」とした。
d. 事故シーケンスグループの中で最もＣ ＤＦの高いドミナントシ ーケンスを「高」，事 故シーケンスグループ別ＣＤＦに対して 1％以上の事故シーケン スを「中」，1％未満の 事故
シーケンスを「低」とした。

低

高

低

中

−

−

−

−

高

高

高

中

低

中

中

高

中

中

中

中

中 a. 原子炉建屋内浸水を起因とする事故シ ーケンスでは，建屋内の 多くの設備が機能喪失 することから「高」とした。最終ヒートシ ンク喪失を起因とする事 故シーケンスは，除熱 を必要とする設備が機能喪失することから 「中」とした。
b. 事象初期から原子炉への注水に失敗し ている事故シーケンスは 「高」，原子炉隔離時 冷却系による原子炉注水に成功している事 故シーケンスは「低」と した。逃がし安全弁再 閉鎖
高失敗により原子炉隔離時冷却系が機能 喪失する事故シーケンス は，原子炉隔離時冷却 系が動作できない範囲に原子炉圧力が低下 するまで炉心への注水が 継続されるため，事象 初期から注水に失敗している事故シーケン スと比較して事象進展が 遅いことから「中」と した。
低 c. 原子炉建屋内浸水を起因とする事故シ ーケンスは，津波防護対 策に要求される防護高 さも高くなることから「高」とし，最終ヒ ートシンク喪失を起因と する事故シーケンスは「中」とした。
d. 最もＣＤＦの高いドミナントシーケン スを「高」，事故シーケ ンスグループ別ＣＤＦ に対して1％以上の事故シーケンスを「中」，1％未満の事故シーケ ンスを「低」とした。
低a.の着眼点に ついて，⑥〜⑪はサポー ト系１区分の喪失を起 因としている
が，他の区分 は健全であるため，対応 手段が著しく制限され る状態ではない。また，③ ，④，⑤，⑩，⑪は電源 の喪失により崩壊熱除 去機能が喪失しているものの ，代替電源により崩壊熱 除去機能の回復が可能 であることから，対応手段 が著しく制限される状態 ではない。
b.の着眼点に ついて，「高」と考えた 事故シーケンスとして ①，②，⑧〜⑭を抽出した。
c.の着眼点に ついて，「高」と考えた 事故シーケンスとして ，①，③，⑤，⑧，⑩，⑫， ⑬，⑭を抽出した。
d.頻度の観点 では①が支配的となった 。
以上より，① を重要事故シーケンスと して選定した。
なお，ＬＯＣ Ａを起因とする事故シー ケンスについては，Ｌ ＯＣＡ時注水機能喪失及び雰 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，代替 除熱手段に係る重大事故 等対策の有効性を含め て確認する。
また，交流電 源の喪失により崩壊熱除 去機能が喪失している 事故シーケンスが含まれるも のの，主要な炉心損傷防 止対策の電源を代替電 源とする場合，有効と考えら れる主な対策に差異がな いため，過渡事象を起 因とした①の事
故シーケンス は，②〜⑭の事故シーケ ンスに対して包絡性を 有しているものと考える。

a.の着眼点に ついて，②はサポート系 １区分の喪失を起因と しているが，他の区分は健全 であるため，対応手段が 著しく制限される状態 ではない。
b.c.の着眼点 について，「高」と考え た事故シーケンスとし て①を抽出した。
d.頻度の観点 では①が支配的となった 。なお，②〜⑤のＣＤ Ｆはいずれも1-10
×10 ／炉年未満であり， 極めて小さい。
以上より，① を重要事故シーケンスと して選定した。
なお，ＬＯＣ Ａを起因とする場合，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，ＡＴＷＳ緩和設備（ 代替制御棒挿入機能） に期待することにより対応可 能であり，そのＣＤＦは 極めて小さい。そのた め，反応度制御の観点で厳し い過渡事象を起因とする ①の事故シーケンスは ，本事故シーケ
ンスグループ において代表性を有して いるものと考える。

a.の着眼点に ついて，全事故シーケン スに共通であるため， 選定理由から除外した。
b.の着眼点に ついて，「高」と考えた 事故シーケンスとして ③，④を抽出した。
c.の着眼点に ついて，「高」と考えた 事故シーケンスとして ①，③を抽出した。
d.頻度の観点 では③が支配的となった 。
以上より，③ を重要事故シーケンスと して選定した。
なお，有効と 考えられる主な対策に差 異がないため③の事故 シーケンスは，①，②，④の 事故シーケンスに対して 包絡性を有しているも のと考える。

抽出された事故シーケンスが1つであることから着眼点 に照らした整理は行わ ず，全ての着眼①を重要事故シーケンスとして選定した。
点について「−」とした。

a.の着眼点に ついて，「高」と考えた 事故シーケンスとして ，津波浸水により建屋内の多 くの設備が機能喪失する ①を抽出した。
b.の着眼点に ついて，「高」と考えた 事故シーケンスとして ①，③を抽出した。
c.の着眼点に ついて，「高」と考えた 事故シーケンスとして ①を抽出した。
d.頻度の観点 では②が支配的となった 。
以上より，① を重要事故シーケンスと して選定した。
なお，②は頻 度の観点では支配的とな るが，津波防護対策に 要求される防護
高さは津波高 さが高くなる①に包絡さ れる。
また，有効と 考えられる主な対策に差 異がないため，①の事 故シーケンスは②〜④の事故 シーケンスに対して包絡 性を有しているものと 考える。

審査ガイドの着眼点a〜dに対する影響度の観 点から，厳しい順に「高 」，「中」，「低」とした。
重要事故シーケンスとして選定した事故シ ーケンス
取水機能喪失時（ＲＨＲＳ喪失時）は低圧 ＥＣＣＳが従属的に機能 喪失する。そのため，高 圧注水系に成功してい る場合は崩壊熱除去機能 喪失の事故シーケンスグループで取り扱うが，高圧注水系 に失敗した場合は他の事 故シーケンスグループ等（①，②，⑥〜⑨：高圧・低圧注水機能喪 失，③〜⑤，⑩，⑪：全 交流動力電源喪失，⑫， ⑬ＬＯＣＡ時注水機能 喪失，⑭雰囲気圧力・温 度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））で重大事 故対策の有効性を確認す る。

第 1−4 表
事故シーケンスグループ

事故シーケンス

c

d

低

高

高

高

− ②過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗

低

高

中

低

− ③外部電源喪失＋ＤＧ失敗（ＨＰＣＳ成功）

高

中

高

中

−

高

中

中

低

[ＲＨＲ故障時]④外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗（ＨＰＣ ・原子炉隔離時冷却系
・高圧炉心スプレイ系
Ｓ成功）
・手動減圧
⑤外部電源喪失＋直流電源失敗（ＨＰＣＳ成功）
・低圧代替注水系（常設）・代替格納容器スプレイ冷却系（常設）⑥手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋ＲＨＲ失敗
・格納容器圧力逃がし装置又は耐圧強化
ベント⑦手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋逃がし安全弁再閉
・常設代替交流電源設備
鎖失敗＋ＲＨＲ失敗
・常設代替直流電源設備⑧サポート系喪失（自動停止）＋ＲＨＲ失敗[取水機能喪失時] ※⑨サポート系喪失（自動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋Ｒ ・原子炉隔離時冷却系
ＨＲ失敗
・手動減圧
⑩サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失 ・低圧代替注水系（常設）
敗（ＨＰＣＳ成功）
・残留熱除去系⑪サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失 ・緊急用海水系
・常設代替交流電源設備
敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗（ＨＰＣＳ成功）
・常設代替直流電源設備⑫小破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗

高

中

高

低

中

低

低

中

中

低

低

低

中

高

高

中

中

高

中

低

高

高

高

中

高

高

中

低

低

高

高

低

− ⑬中破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗

低

高

高

低

− ⑭大破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗

低

高

高

低

◎ ①過渡事象＋原子炉停止失敗

低

高

高

高

中

中

低

中

中

低

− ④中破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗

・ＡＴＷＳ緩和設備（代替制御棒挿入機 中能）・ＡＴＷＳ緩和設備（代替原子炉再循環系ポンプトリップ機能）低・ほう酸水注入系
・原子炉隔離時冷却系
・高圧炉心スプレイ系
・残留熱除去系
低中中

低− ⑤大破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗

低

低

低

低

低

低

高

低

低

低

低

高

高

高

−
−
−
−
−
−

− ②サポート系喪失（自動停止）＋原子炉停止失敗− ③小破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗

54− ①小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗− ②小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗
ＬＯＣＡ時注水
機能喪失◎ ③中破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

・手動減圧
・低圧代替注水系（常設）低・代替格納容器スプレイ冷却系（常設）・格納容器圧力逃がし装置又は耐圧強化
ベント
・常設代替交流電源設備
低・常設代替直流電源設備− ④中破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗

格納容器バイパスb◎ ①過渡事象＋ＲＨＲ失敗

−

原子炉停止
機能喪失

着眼点との関係と重要事故シーケンスの選定の考え方

対応する主要な炉心損傷防止対策
a

−

崩壊熱除去
機能喪失

重要事故シーケンス等の選定（2／2）◎ ①インターフェイスシステムＬＯＣＡ◎①原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失（最終ヒートシ
ンク喪失）− ②最終ヒートシンク喪失（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）
津波浸水による最終ヒートシンク喪失− ③最終ヒートシンク喪失＋高圧炉心冷却失敗− ④最終ヒートシンク喪失＋逃がし安全弁再閉鎖失敗
◎
※

・手動減圧
・破損系統を除く原子炉注水機能・破損系統の隔離・常設代替交流電源設備
・常設代替直流電源設備

・津波防護対策
・原子炉隔離時冷却系
・手動減圧・低圧代替注水系（可搬型）・残留熱除去系
・緊急用海水系・常設代替交流電源設備
・常設代替直流電源設備

選定した重要事故
シーケンスと選定理由

備考（a：共通原因故障・系統間機能依存性，b：余裕時間，c：設備容量，d：代表性）

a. 区分Ⅰ及び区分Ⅱの交流電源が喪失している事故シーケンスは，電源を必要とする多くの設備が機能喪失することから「高」とした。また，区分Ⅰ又は区分Ⅱの交流電源が喪失している事故シーケンスは，系統間機能依存性によって同区分の複数の設備が機能喪失することから「中」とした。
b. いずれの事故シーケンスも代替除熱手段に係る炉心損傷防止対策の実施に対する余裕時間に有意な差はない。このため，炉心冷却に成功する事故シーケンスグループではあるものの，事象発生初期の炉心損傷防止対策の実施に対する余裕時間に着目し，原子炉水位の低下が早い過渡事象（給水流量の全喪失），サポート系喪失（自動停止），サポート系喪失（直流電源故障）又はＬＯＣＡを起因とする事故シーケンスを「高」，手動停止／サポー
ト系喪失（手動停止）を起因とする事故シーケンスを「低」，上記以外の事故シーケンス
を「中」とした。
c. いずれの事故シーケンスも崩壊熱除去に必要な設備容量の観点からは有意な差異はない。
このため，炉心冷却に成功する事故シーケンスグループではあるものの，事象発生初期の炉心損傷防止対策の設備容量に着目する。事象初期の事象進展が早く余裕時間が短い場
合，崩壊熱が高く原子炉注水に必要な設備容量が大きくなる。また，低圧の代替注水手段に期待する場合，逃がし安全弁の再閉鎖に失敗する事故シーケンスは，注水の開始時点で原子炉が一定程度減圧されているため，逃がし安全弁の設備容量は再閉鎖成功時の方が厳しくなる。以上より，過渡事象（給水流量の全喪失），サポート系喪失（自動停止）又はサポート系喪失（直流電源故障）を起因として逃がし安全弁の再閉鎖に成功している事故
シーケンス並びにＬＯＣＡを起因とする事故シーケンスを「高」，過渡事象（給水流量の全喪失），サポート系喪失（自動停止）又はサポート系喪失（直流電源故障）を起因として逃がし安全弁の再閉鎖に失敗している事故シーケンスを「中」，手動停止／サポート系
喪失（手動停止）を起因とする事故シーケンスを「低」とした。
d. 事故シーケンスグループの中で最もＣＤＦの高いドミナントシーケンスを「高」，事故
シーケンスグループ別ＣＤＦに対して1％以上の事故シーケンスを「中」，1％未満の事故
シーケンスを「低」とした。

a. サポート系喪失を起因とする事故シーケンスは，系統間機能依存性によって片区分の複数の設備が機能喪失することから「中」とした。
b. 過渡事象（主蒸気隔離弁の誤閉止）に起因する事故シーケンスは，原子炉圧力の上昇が早く，反応度印加の観点で厳しい事象であり，事象進展が早いことから「高」とした。また，サポート系喪失（自動停止）は，過渡事象（主蒸気隔離弁の誤閉止）に比べて事象進展が緩やかであることから「中」とした。さらに，大破断ＬＯＣＡを起因とする事故シー
ケンスは原子炉の減圧に伴い反応度が抑制されることから「低」とし，中破断ＬＯＣＡ又は小破断ＬＯＣＡを起因とする事故シーケンスは「中」とした。
c. 事象進展が早く余裕時間が短い場合，反応度印加の観点で厳しく出力抑制に必要な設備容量が大きくなることから，着眼点b.と同様に，過渡事象（主蒸気隔離弁の誤閉止）を起因とする事故シーケンスを「高」，サポート系喪失（自動停止）を起因とする事故シーケン
スを「中」，大破断ＬＯＣＡを起因とする事故シーケンスを「低」，中破断ＬＯＣＡ又は小破断ＬＯＣＡを起因とする事故シーケンスを「中」とした。
d. 事故シーケンスグループの中で最もＣＤＦの高いドミナントシーケンスを「高」，事故
シーケンスグループ別ＣＤＦに対して1％以上の事故シーケンスを「中」，1％未満の事故
シーケンスを「低」とした。

a. 中破断ＬＯＣＡ又は小破断ＬＯＣＡを起因とする事故シーケンスは，系統間機能依存性がないことから，全て「低」とした。
b. 中破断ＬＯＣＡを起因とする事故シーケンスは，破断面積が大きいことより流出流量が多く，事象進展が早いことから「高」とした。また，小破断ＬＯＣＡを起因とする事故シー
ケンスは，中破断ＬＯＣＡに比べて破断面積が小さいため「低」とした。
c. 原子炉減圧に用いる逃がし安全弁は十分な台数が設置されているが，低圧の代替注水設備の設備容量は低圧ＥＣＣＳより少ない。このため，低圧炉心冷却失敗を含む事故シーケン
スを「高」とし，原子炉減圧失敗を含む事故シーケンスを「低」とした。
d. 事故シーケンスグループの中で最もＣＤＦの高いドミナントシーケンスを「高」，事故
シーケンスグループ別ＣＤＦに対して1％以上の事故シーケンスを「中」，1％未満の事故
シーケンスを「低」とした。

低

高

低

中

−

−

−

−

高

高

高

中

低

中

中

高

中

中

中

中

中 a. 原子炉建屋内浸水を起因とする事故シーケンスでは，建屋内の多くの設備が機能喪失することから「高」とした。最終ヒートシンク喪失を起因とする事故シーケンスは，除熱を必要とする設備が機能喪失することから「中」とした。
b. 事象初期から原子炉への注水に失敗している事故シーケンスは「高」，原子炉隔離時冷却系による原子炉注水に成功している事故シーケンスは「低」とした。逃がし安全弁再閉鎖
高失敗により原子炉隔離時冷却系が機能喪失する事故シーケンスは，原子炉隔離時冷却系が動作できない範囲に原子炉圧力が低下するまで炉心への注水が継続されるため，事象初期から注水に失敗している事故シーケンスと比較して事象進展が遅いことから「中」とした。
低 c. 原子炉建屋内浸水を起因とする事故シーケンスは，津波防護対策に要求される防護高さも高くなることから「高」とし，最終ヒートシンク喪失を起因とする事故シーケンスは「中」とした。
d. 最もＣＤＦの高いドミナントシーケンスを「高」，事故シーケンスグループ別ＣＤＦに対して1％以上の事故シーケンスを「中」，1％未満の事故シーケンスを「低」とした。
低a.の着眼点について，⑥〜⑪はサポート系１区分の喪失を起因としている
が，他の区分は健全であるため，対応手段が著しく制限される状態ではない。また，③，④，⑤，⑩，⑪は電源の喪失により崩壊熱除去機能が喪失しているものの，代替電源により崩壊熱除去機能の回復が可能であることから，対応手段が著しく制限される状態ではない。
b.の着眼点について，「高」と考えた事故シーケンスとして①，②，⑧〜⑭を抽出した。
c.の着眼点について，「高」と考えた事故シーケンスとして，①，③，⑤，⑧，⑩，⑫，⑬，⑭を抽出した。
d.頻度の観点では①が支配的となった。
以上より，①を重要事故シーケンスとして選定した。
なお，ＬＯＣＡを起因とする事故シーケンスについては，ＬＯＣＡ時注水機能喪失及び雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）において，代替除熱手段に係る重大事故等対策の有効性を含めて確認する。
また，交流電源の喪失により崩壊熱除去機能が喪失している事故シーケンスが含まれるものの，主要な炉心損傷防止対策の電源を代替電源とする場合，有効と考えられる主な対策に差異がないため，過渡事象を起因とした①の事
故シーケンスは，②〜⑭の事故シーケンスに対して包絡性を有しているものと考える。

a.の着眼点について，②はサポート系１区分の喪失を起因としているが，他の区分は健全であるため，対応手段が著しく制限される状態ではない。
b.c.の着眼点について，「高」と考えた事故シーケンスとして①を抽出した。
d.頻度の観点では①が支配的となった。なお，②〜⑤のＣＤＦはいずれも1
×10 -10／炉年未満であり，極めて小さい。
以上より，①を重要事故シーケンスとして選定した。
なお，ＬＯＣＡを起因とする場合，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，ＡＴＷＳ緩和設備（代替制御棒挿入機能）に期待することにより対応可能であり，そのＣＤＦは極めて小さい。そのため，反応度制御の観点で厳しい過渡事象を起因とする①の事故シーケンスは，本事故シーケ
ンスグループにおいて代表性を有しているものと考える。

a.の着眼点について，全事故シーケンスに共通であるため，選定理由から除外した。
b.の着眼点について，「高」と考えた事故シーケンスとして③，④を抽出した。
c.の着眼点について，「高」と考えた事故シーケンスとして①，③を抽出した。
d.頻度の観点では③が支配的となった。
以上より，③を重要事故シーケンスとして選定した。
なお，有効と考えられる主な対策に差異がないため③の事故シーケンスは，①，②，④の事故シーケンスに対して包絡性を有しているものと考える。

抽出された事故シーケンスが1つであることから着眼点に照らした整理は行わず，全ての着眼①を重要事故シーケンスとして選定した。
点について「−」とした。

a.の着眼点について，「高」と考えた事故シーケンスとして，津波浸水により建屋内の多くの設備が機能喪失する①を抽出した。
b.の着眼点について，「高」と考えた事故シーケンスとして①，③を抽出した。
c.の着眼点について，「高」と考えた事故シーケンスとして①を抽出した。
d.頻度の観点では②が支配的となった。
以上より，①を重要事故シーケンスとして選定した。
なお，②は頻度の観点では支配的となるが，津波防護対策に要求される防護
高さは津波高さが高くなる①に包絡される。
また，有効と考えられる主な対策に差異がないため，①の事故シーケンスは②〜④の事故シーケンスに対して包絡性を有しているものと考える。

審査ガイドの着眼点a〜dに対する影響度の観点から，厳しい順に「高」，「中」，「低」とした。
重要事故シーケンスとして選定した事故シーケンス
取水機能喪失時（ＲＨＲＳ喪失時）は低圧ＥＣＣＳが従属的に機能喪失する。そのため，高圧注水系に成功している場合は崩壊熱除去機能喪失の事故シーケンスグループで取り扱うが，高圧注水系に失敗した場合は他の事故シーケンスグループ等（①，②，⑥〜⑨：高圧・低圧注水機能喪失，③〜⑤，⑩，⑪：全交流動力電源喪失，⑫，⑬ＬＯＣＡ時注水機能喪失，⑭雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））で重大事故対策の有効性を確認する。

個別プラント評価により抽出するもの（解釈1−1(b)のシーケンスグループ）

必ず想定する事故シーケンスグループ（解釈1−1(a)のシーケンスグループ）＜個別プラントの確率論的リスク評価（ＰＲＡ）＞
・内部事象
・外部事象（適用可能なもの）⇒地震，津波（原子炉格納容器の機能に期待できるもの）＜ＰＲＡに代わる方法による評価＞
・その他の外部事象（火災，溢水，洪水，
風(台風)，竜巻，凍結，降水，積雪 等）⇒これらの外部事象により誘発される起因事象について検討

事故シ−ケンス別ＣＤＦ（／炉年）
シ−ケン
スNo.
津波
地震
内部事象
合計

事故シ−ケンス

55

(1)
(2)
(16)
(17)
(21)
(22)
(3)
(18)
(23)
(7)
(27)
(10)
(9)
(29)
(8)
(28)
(4)
(5)
(19)
(20)
(24)
(25)
(33)
(37)
(11)
(12)
(13)
(31)
(31)
(30)
(6)
(26)
(38)
(38)
(34)
(14)
(15)
(35)
(36)
(35)
(36)
(32)
(44)

3.2E-102.0E-10
4.2E-10
4.3E-11
2.5E-09
3.0E-11
9.4E-09
2.6E-09
8.3E-09
5.7E-082.0E-08
6.0E-123.0E-10
2.3E-102.0E-10
2.1E-08
4.4E-05
3.8E-07
6.9E-07
3.6E-09
6.9E-109.9E-06
5.2E-08
1.7E-06
8.9E-09
4.1E-06
2.1E-08
4.5E-083.0E-083.0E-09
2.5E-08
3.8E-11
3.2E-11
2.2E-11
2.2E-12−−
1.4E-13
2.2E-14
1.5E-11
4.6E-12
1.4E-12−

インターフェイスシステムＬＯＣＡ(39)

4.8E-10

原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失（最終ヒートシンク喪失）
最終ヒートシンク喪失（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）
最終ヒートシンク喪失＋高圧炉心冷却失敗
最終ヒートシンク喪失＋逃がし安全弁再閉鎖失敗
原子炉建屋損傷
格納容器損傷原子炉圧力容器損傷
格納容器バイパス
計装・制御系喪失
防潮堤損傷
合計

(47)
(48)
(49)
(50)
(40)
(41)
(42)
(43)
(45)
(46)

−
−
−
−
−
−
−
−
−
−
6.1E-05

4.6E-07
2.5E-09−−−−
1.3E-06−−
5.6E-09−
2.1E-06
2.4E-09−
4.4E-07−
5.4E-06
2.9E-08
6.4E-08
3.3E-10
1.2E-11
−
−
−
−
−
−
−
−
−
7.9E-08−−−−
2.6E-08
1.4E-08−−−−−3.0E-10

全ＣＤＦに
対する割合
（％）

−
−
−
−
−
−
−
−
−
−
−
−
−
−
−
−
−
−
−
−
−
−
−
−
−
−
−
−
−
−
−
−
−
−
−
−
−
−
−
−
−
−
−

4.6E-07
2.7E-09
4.2E-10
4.3E-11
2.5E-09
3.0E-11
1.3E-06
2.6E-09
8.3E-09
6.3E-082.0E-08
2.1E-06
2.7E-09
2.3E-10
4.5E-07
2.1E-08
4.9E-05
4.1E-07
7.5E-07
3.9E-09
7.0E-109.9E-06
5.2E-08
1.7E-06
8.9E-09
4.1E-06
2.1E-08
4.5E-083.0E-083.0E-09
1.0E-07
3.8E-11
3.2E-11
2.2E-11
2.2E-12
2.6E-08
1.4E-08
1.4E-13
2.2E-14
1.5E-11
4.6E-12
1.4E-123.0E-10

0.6
＜0.1
＜0.1
＜0.1
＜0.1
＜0.1
1.7
＜0.1
＜0.1
＜0.1
＜0.1
2.8
＜0.1
＜0.1
0.6
＜0.1
65.1
0.5
1.0
＜0.1
＜0.1
13.2
＜0.1
2.3
＜0.1
5.4
＜0.1
＜0.1
＜0.1
＜0.1
0.1
＜0.1
＜0.1
＜0.1
＜0.1
＜0.1
＜0.1
＜0.1
＜0.1
＜0.1
＜0.1
＜0.1
＜0.1

−

−

4.8E-10

＜0.1

−
−
−
−
1.5E-07
4.1E-09
2.2E-07
3.2E-08
3.7E-10−1.0E-05

7.6E-07
3.2E-06
1.1E-08
1.7E-08−−−−−
3.3E-07
4.3E-06

7.6E-07
3.2E-06
1.1E-08
1.7E-08
1.5E-07
4.1E-09
2.2E-07
3.2E-08
3.7E-10
3.3E-07
7.5E-05

1.0
4.2
＜0.1
＜0.1
0.2
＜0.1
0.3
＜0.1
＜0.1
0.4
100.0

解釈1−1
との対応

1−1(a)
の事故
シーケンス

・
・
・
・

高圧・低圧注水機能喪失
高圧注水・減圧機能喪失
全交流動力電源喪失
ＬＯＣＡ時注水機能喪失
解釈1−2(b)を適用するもの(原子炉格納容器の機能に期待することが困難なもの)＜事故シーケンスグループ抽出・炉心損傷頻度算出結果＞
過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
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＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
サポート系喪失（自動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
サポート系喪失（自動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗
手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗
サポート系喪失（自動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗
外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋ＨＰＣＳ失敗（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）
サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗＋ＨＰＣＳ失敗（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）
外部電源喪失＋直流電源失敗＋ＨＰＣＳ失敗
外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ失敗
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失敗
外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋高圧炉心冷却失敗
サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗＋高圧炉心冷却失敗
過渡事象＋ＲＨＲ失敗
過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗
外部電源喪失＋ＤＧ失敗（ＨＰＣＳ成功）
外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗（ＨＰＣＳ成功）
外部電源喪失＋直流電源失敗（ＨＰＣＳ成功）
手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋ＲＨＲ失敗
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
サポート系喪失（自動停止）＋ＲＨＲ失敗
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
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）
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）
小破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗
中破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗
大破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗
過渡事象＋原子炉停止失敗
サポート系喪失（自動停止）＋原子炉停止失敗
小破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗
中破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗
大破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗
直流電源喪失＋原子炉停止失敗
交流電源喪失＋原子炉停止失敗
小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗
中破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
中破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗
大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
原子炉冷却材圧力バウンダリ喪失（Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ ＬＯＣＡ）

解釈1−2(a)を適用するもの

事故シ−ケンスグル−プ

グル−プ別
ＣＤＦ
（／炉年）

全ＣＤＦに
対する割合
（％）

解釈1−2
との対応

高圧・低圧注水機能喪失

4.7E-070.6

1−2(a)

高圧注水・減圧機能喪失

1.3E-06

1.8

1−2(a)

全交流動力電源喪失

2.7E-06

3.6

1−2(a)

崩壊熱除去機能喪失

6.6E-0587.6

1−2(b)

・・・

崩壊熱除去機能喪失
原子炉停止機能喪失
格納容器バイパス（インターフェ
イスシステムＬＯＣＡ）

解釈1−1(a)以外のシーケンスグループ
解釈1−2(a)を適用するもの（原子炉格納容器の機能に期待できるもの）

原子炉停止機能喪失

1.4E-070.2

1−2(b)

3.2E-10＜0.1

1−2(a)

格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）

4.8E-10＜0.1

1−2(b)

津波浸水による最終ヒートシンク喪失

4.0E-06

5.3

1-2(a)

1.5E-07
4.1E-09
2.2E-07
3.2E-08
3.7E-10
3.3E-07
7.5E-05

0.2
＜0.1
0.3
＜0.1
＜0.1
0.4
100.0

ＬＯＣＡ時注水機能喪失−

1−1(a)
以外の事故
シーケンス
−

−

−

ハッチング：解釈に基づき想定する事故シ−ケンスグル−プと直接対応せず，全炉心損傷頻度への寄与及び影響度の観点から他の事故シ−ケンスグル−プと比較し，新たな事故シ−ケンスグル−プとしての追加は不要と判断したもの。

−−

・津波浸水による最終ヒートシンク喪失

審査ガイドに従い，事故シーケン
スグループごとに重要事故シーケ
ンスを選定
炉心損傷防止対策の有効性評価

格納容器破損防止を図る
シーケンスの確認
国内外の先進的な対策を考慮しても炉心損傷防止対策を講じる
ことが困難な事故シーケンスであり，格納容器損傷防止対策に期待できるシーケンス
例：ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

格納容器破損防止対策の有効性評価

・原子炉建屋損傷
・格納容器損傷
・原子炉圧力容器損傷
・格納容器バイパス・原子炉冷却材圧力バウンダリ喪失（Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ ＬＯＣＡ
・計装・制御系喪失＜プラント個別に追加すべき事故シーケンスグループの確認＞「解釈1−1(a)の事故シーケンスグループと炉心損傷頻度又は影響度の観点から同程度であるか等から総合的に判断」
全炉心損傷頻度への寄与及び影響度の観点から他の事故シーケンスグループと比較し，新たな事故シーケンスグループとしての追加は不要と判断第 1−1 図事故シーケンスグループ抽出及び重要事故シーケンス選定の全体プロセス

過渡事象

原子炉停止

圧力バウンダリ
健全性

高圧炉心冷却

原子炉減圧

低圧炉心冷却

成功
成功
失敗
成功

成功
成功
成功
失敗

成功

失敗
失敗

失敗
成功
成功
失敗
失敗
成功
成功
失敗
失敗
失敗

56

失敗

事故シーケンス
グループ

No.

炉心損傷なし−崩壊熱除去機能喪失(4)

炉心損傷なし−崩壊熱除去機能喪失(4)

過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

高圧・低圧注水機能喪失(1)

過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗

高圧注水・減圧機能喪失(3)

炉心損傷なし−崩壊熱除去機能喪失(5)

炉心損傷なし−崩壊熱除去機能喪失(5)高圧・低圧注水機能喪失(2)

原子炉停止機能喪失

(6)

崩壊熱除去

事故シーケンス

炉心損傷なし過渡事象＋ＲＨＲ失敗
炉心損傷なし過渡事象＋ＲＨＲ失敗

炉心損傷なし過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗
炉心損傷なし過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗
過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷
却失敗
過渡事象＋原子炉停止失敗

第 1−2 図内部事象レベル１ＰＲＡにおけるイベントツリー（1／7）

外部電源喪失

原子炉停止

直流電源

交流電源

高圧炉心冷却

圧力バウンダリ
健全性

No.

過渡事象へ

−

外部電源喪失＋ＤＧ失敗（ＨＰＣＳ成功）

崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）(11)

外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋ＨＰＣＳ失敗（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）

全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）(7)

外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋高圧炉心冷却失敗（ＴＢＵ）

全交流動力電源喪失（ＴＢＵ）(8)

外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗（ＨＰＣＳ成功）

崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）(12)

外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ失敗

全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）(9)

外部電源喪失＋直流電源失敗（ＨＰＣＳ成功）

崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）(13)

外部電源喪失＋直流電源失敗＋ＨＰＣＳ失敗（ＴＢＤ）

全交流動力電源喪失（ＴＢＤ）(10)

原子炉停止機能喪失

(6)

ＲＣＩＣ

成功

過渡事象へ
成功

成功

事故シーケンスグループ

事故シーケンス
ＨＰＣＳ

成功
成功
失敗
失敗
失敗

成功

成功
失敗
失敗
成功
失敗
失敗

失敗

過渡事象＋原子炉停止失敗

57
第 1−2 図内部事象レベル１ＰＲＡにおけるイベントツリー（2／7）

手動停止／
サポート系喪失（手動停止）

圧力バウンダリ
健全性

高圧炉心冷却

原子炉減圧

低圧炉心冷却

崩壊熱除去

成功
成功
失敗
成功

成功
成功
成功
失敗

失敗
失敗

失敗
成功
成功
失敗
失敗

成功
成功
失敗
失敗
失敗

58
第 1−2 図事故シーケンス

炉心損傷なし手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋ＲＨＲ失敗
炉心損傷なし事故シーケンス
グループ

No.

炉心損傷なし−崩壊熱除去機能喪失(19)

炉心損傷なし−崩壊熱除去機能喪失(19)

手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉
心冷却失敗

高圧・低圧注水機能喪失(16)

手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉
減圧失敗

高圧注水・減圧機能喪失(18)

炉心損傷なし−崩壊熱除去機能喪失(20)

炉心損傷なし−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

崩壊熱除去機能喪失(20)

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＋
高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

高圧・低圧注水機能喪失(17)

手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋ＲＨＲ失敗

炉心損傷なし手動停止／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
炉心損傷なし内部事象レベル１ＰＲＡにおけるイベントツリー（3／7）

サポート系喪失※（自動停止 ）

原子炉停止

圧力バウンダリ
健全性

高圧炉心冷却

原子炉減圧

低圧炉心冷却

成功
成功
失敗
成功

成功
成功
成功
失敗

成功

失敗
失敗

失敗
成功
成功
失敗
失敗
成功
成功
失敗
失敗
失敗

59

失敗

※

事故シーケンス
グループ

No.

炉心損傷なし−崩壊熱除去機能喪失(24)

炉心損傷なし−崩壊熱除去機能喪失(24)

サポート系喪失（自動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

高圧・低圧注水機能喪失(21)

サポート系喪失（自動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗

高圧注水・減圧機能喪失(23)

炉心損傷なし−崩壊熱除去機能喪失(25)

炉心損傷なし−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

崩壊熱除去機能喪失(25)

サポート系喪失（自動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷
却失敗＋低圧炉心冷却失敗

高圧・低圧注水機能喪失(22)

原子炉停止機能喪失

(26)

崩壊熱除去

事故シーケンス

炉心損傷なしサポート系喪失（自動停止）＋ＲＨＲ失敗
炉心損傷なしサポート系喪失（自動停止）＋ＲＨＲ失敗

炉心損傷なしサポート系喪失（自動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗
炉心損傷なしサポート系喪失（自動停止）＋原子炉停止失敗

サポート系喪失において，原子炉自動停止に至る事象のうち，直流電源故障については別途評価。

第 1−2 図内部事象レベル１ＰＲＡにおけるイベントツリー（4／7）

サポート系喪失（直流電源故障）

原子炉停止

交流電源

高圧炉心冷却

事故シーケンス
グループ

No.

サポート系喪失（自動停止）へ

サポート系喪失（自動停止）へ−

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）

崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）

(30)

成功

サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗＋ＨＰ
ＣＳ失敗（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）

全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）

(27)

失敗

サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗＋高圧
炉心冷却失敗（ＴＢＵ）

全交流動力電源喪失（ＴＢＵ）

(28)

成功

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）

崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）

(31)

失敗

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失敗

全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）(29)

原子炉停止機能喪失(26)

圧力バウンダリ
健全性

事故シーケンス
ＨＰＣＳ

ＲＣＩＣ

成功
成功
成功
成功

失敗

失敗

失敗

失敗

サポート系喪失（自動停止）＋原子炉停止失敗

60

第 1−2 図内部事象レベル１ＰＲＡにおけるイベントツリー（5／7）

大破断
ＬＯＣＡ

原子炉停止

高圧炉心冷却

低圧炉心冷却

成功
失敗−

崩壊熱除去機能喪失(37)

炉心損傷なし−崩壊熱除去機能喪失(37)

ＬＯＣＡ時注水機能喪失(36)

原子炉停止機能喪失(38)

事故シーケンス
グループ

No.

炉心損傷なし−崩壊熱除去機能喪失(34)

炉心損傷なし−崩壊熱除去機能喪失(34)

中破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

ＬＯＣＡ時注水機能喪失(32)

中破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗
小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗

ＬＯＣＡ時注水機能喪失(33)

原子炉停止機能喪失(35)

大破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗

成功

炉心損傷なし

成功
失敗

失敗

大破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗

失敗

大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

失敗

61

炉心損傷なし炉心損傷なし

成功

原子炉停止

No.

事故シーケンス

成功

中破断ＬＯＣＡ
小破断ＬＯＣＡ

事故シーケンス
グループ

崩壊熱除去

大破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗

高圧炉心冷却

原子炉減圧

低圧炉心冷却

崩壊熱除去

成功
成功
失敗
成功

成功
成功
成功
失敗

失敗
失敗

失敗
失敗

事故シーケンス

炉心損傷なし中破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗
小破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗
炉心損傷なし中破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗
小破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗

中破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗
小破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗

第 1−2 図内部事象レベル１ＰＲＡにおけるイベントツリー（6／7）

インターフェイスシステムＬＯＣＡ

事故シーケンス

インターフェイスシステムＬＯＣＡ

第 1−2 図内部事象レベル１ＰＲＡにおけるイベントツリー（7／7）

事故シーケンス
グループ

No.

格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）

(39)

62

地震

地震加速度大

原子炉建屋

格納容器

原子炉
圧力容器

格納容器
バイパス

Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ
ＬＯＣＡ

計装・制 御

直流電源

交流電源

外部電源

発生なし
健全
健全
健全
健全
発生なし
発生な し
健全
健全
健全
発生

喪失
喪失
RHR̲A̲ST̲2MD̲RCIC.ft

喪失
喪失

RHR̲A̲CH̲2MD.ft

損傷

LPCI̲B̲TRAN.ft RHR̲A̲ST̲2MD.ft
LPCS̲TRAN.ft

損傷

LPCI̲B̲TRAN.ft
RHR̲A̲ST̲2MD.ft

63
第 1−3 図

No.

−

−

過渡事象

−

外部電源喪失−交流電源喪失−

直流電源喪失−計 装・制御系喪失

発生
発生

損傷

発生する 起因事象

地震レベル１ＰＲＡにおける階層イベントツリー

Ｅｘｃ ｅｓｓｉ ｖｅ

ＬＯＣＡ

(46)
(44)

格 納容器バイパス(43)

原 子炉圧力容器損傷(42)

格納容器損傷(41)

原子炉建屋 損傷

(40)

過渡事象

原子炉停止

逃がし安全弁開放

圧力バウンダリ
健全性

高圧炉心冷却

原子炉減圧

低圧炉心冷却

崩壊熱除去

成功
成功
1.60E-01

失敗
成功

成功
成功
成功
失敗

成功

失敗
失敗

失敗

RHR̲A̲ST̲2MD.ft

P1

成功
成功
失敗

成功
失敗

HPCS̲SORV.ft

成功
成功

失敗

失敗
失敗

失敗

事故シーケンス

炉心損傷なし過渡事象＋ＲＨＲ失敗

炉心損傷なし−崩壊熱除去機能喪失(4)

炉心損傷なし−(4)

過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

高圧・低圧注水機能喪失(1)

過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗

高圧注水・減圧機能喪失(3)

炉心損傷なし−崩壊熱除去機能喪失(5)

過渡事象＋ＲＨＲ失敗

炉心損傷なし過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗
炉心損傷なし過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗
過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷
却失敗
ＬＯＣＡ

過渡事象＋原子炉停止失敗

64
第 1−4 図No.

崩壊熱除去機能喪失

炉心損傷なしＥｘｃｅｓｓｉｖｅ

失敗

事故シーケンスグループ

地震レベル１ＰＲＡにおけるイベントツリー（1／3）

炉心損傷なし−崩壊熱除去機能喪失(5)高圧・低圧注水機能喪失

(2)

−

(42)

原子炉停止機能喪失(6)外部電源 喪失

原子炉停 止逃がし安 全弁
開放

直流電 源

交流電 源

高圧炉 心冷却

圧力バウ ンダリ
健全 性

成功
成功
失敗
失敗

失敗

成功

成功
失敗
失敗
成功
失敗
失敗

失敗

過渡事象へ

−

外部電源 喪失＋ＤＧ 失敗（Ｈ ＰＣＳ成 功）

崩 壊熱除去 機能喪失 （ＴＢＷ）(11)

外部電源 喪失＋ＤＧ 失敗＋Ｈ ＰＣＳ失 敗（蓄電池 枯渇後Ｒ ＣＩＣ停止）

全 交流動力電 源喪失（ 長期ＴＢ ）(7)

外部電源 喪失＋ＤＧ 失敗＋高 圧炉心冷 却失敗（Ｔ ＢＵ）

全 交流動力 電源喪失 （ＴＢＵ）(8)

外部電源 喪失＋ＤＧ 失敗＋逃 がし安全 弁再閉鎖失 敗（ＨＰ ＣＳ成功）

崩 壊熱除去 機能喪失 （ＴＢＷ）(12)

外部電源 喪失＋ＤＧ 失敗＋逃 がし安全 弁再閉鎖失 敗＋ＨＰ ＣＳ失敗

全 交流動力 電源喪失 （ＴＢＰ）(9)

外部電源 喪失＋直流 電源失敗 （ＨＰＣ Ｓ成功）

崩 壊熱除去 機能喪失 （ＴＢＷ）(13)

外部電源 喪失＋直流 電源失敗 ＋ＨＰＣ Ｓ失敗（Ｔ ＢＤ）

全 交流動力 電源喪失 （ＴＢＤ）

(10)

−

(42)

原子炉 停止機能 喪失(5)

過渡事象 へ
成功

成功

No.

ＲＣ ＩＣ

成功

成功

事 故シーケ ンスグルー プ

事故 シーケン ス
ＨＰＣ Ｓ

Ｅｘｃｅ ｓｓｉｖｅ

失敗

ＬＯＣ Ａ

過渡事象 ＋原子炉停 止失敗

65

第 1−4 図地震レベル１ＰＲＡにおけるイベントツリー（2／3）

交流電源喪失

逃がし安全弁開放

原子炉停止

高圧炉心冷却

圧力バウンダリ
健全性
成功

成功
失敗
失敗
成功
成功
失敗
失敗
失敗

外部電源喪失＋ＤＧ失敗（ＨＰＣＳ成功）

崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）(11)

外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋ＨＰＣＳ失敗（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）

全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）(7)

外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋高圧炉心冷却失敗（ＴＢＵ）

全交流動力電源喪失（ＴＢＵ）(8)

外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗（ＨＰＣＳ成功）

崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）(12)

外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ失敗

全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）

(9)

−

(42)

交流電源喪失＋原子炉停止失敗(45)

Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ失敗

直流電源喪失

No.

ＲＣＩＣ

成功

成功

事故シーケンスグループ

事故シーケンス
ＨＰＣＳ

ＬＯＣＡ

交流電源喪失＋原子炉停止失敗

原子炉停止

高圧炉心冷却

逃がし安全弁
開放

66

成功
成功
成功

事故シーケンスグループ

No.

外部電源喪失＋直流電源失敗（ＨＰＣＳ成功）

崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）(13)

外部電源喪失＋直流電源失敗＋ＨＰＣＳ失敗（ＴＢＤ）

全交流動力電源喪失（ＴＢＤ）

(10)

−

(42)

直流電源喪失＋原子炉停止失敗(45)

事故シーケンス
ＨＰＣＳ

失敗
失敗

ＲＣＩＣ

Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ

失敗

ＬＯＣＡ

直流電源喪失＋原子炉停止失敗

第 1−4 図地震レベル１ＰＲＡにおけるイベントツリー（3／3）

津波（津波高さ）

防潮堤損傷（T.P.＋24m〜）

原子炉建屋内浸水（T.P.＋22m〜24m）

最終ヒートシンク喪失（T.P.＋20m〜22m）

発生する起因事象

No.

−

−

最終ヒートシンク喪失（T.P.＋20m〜22m）−

原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失※（最終ヒートシンク喪失） （T.P.＋22m〜24m）

(47)

発生なし
発生なし
発生なし

発生
発生

※

発生

※

防潮堤損傷
（T.P.＋24m〜）(46)

炉心損傷直結のためイベントツリーは展開しない。

第 1−5 図津波レベル１ＰＲＡにおける階層イベントツリー

67
最終ヒートシンク喪失

圧力バウンダリ健全性

高圧炉心冷却

成功

事故シーケンス

事故シーケンスグループ

No.

最終ヒートシンク喪失（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）

津波浸水による最終ヒートシンク喪失(48)

最終ヒートシンク喪失＋高圧炉心冷却失敗

津波浸水による最終ヒートシンク喪失(49)

最終ヒートシンク喪失＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

津波浸水による最終ヒートシンク喪失

(50)

成功
失敗

失敗

第 1−6 図津波レベル１ＰＲＡにおけるイベントツリー

全交流動力
電源喪失
津波浸水による最終ヒートシンク喪失 3.6％
5.3％

地震
13.8％
津波
5.7％

内部事象
80.5％

崩壊熱除去
機能喪失
87.6％

（ＣＤＦ：7.5×10−５／炉年）
事故シーケンスグループ別
事象別
第 1−7 図 プラント全体の炉心損傷頻度

崩壊熱除去
機能喪失
99.8％

内部事象レベル１ＰＲＡ（ＣＤＦ：6.1×10−５／炉年）
高圧・低圧注水
機能喪失
4.5％

原子炉圧力
容器損傷
2.1％

原子炉建屋損傷
1.5％

防潮堤損傷
7.7%

高圧注水・
減圧機能喪失
12.5％

全交流動力
電源喪失
24.8％

崩壊熱除去
機能喪失
53.1％

津波浸水による最終ヒートシンク喪失
92.3%

地震レベル１ＰＲＡ
津波レベル１ＰＲＡ−５（ＣＤＦ：1.0×10 ／炉年）
（ＣＤＦ：4.3×10−６／炉年）
第 1−8 図 事故シーケンスグループごとの寄与割合

68

2.

格納容器破損防止対策の有効性評価における格納容器破損モード
及び評価事故シーケンスの選定について
格納容器破損防止対策の有効性評価の格納容器破損モード及び評
価 事 故 シ ー ケ ン ス 選 定 の 全 体 プ ロ セ ス を 第 2− 1図 に 示 す 。 ま た ， 以
下に各検討ステップにおける実施内容を整理した。

【概要】①

内部事象レベル１．５ＰＲＡ及びＰＲＡを適用できない外部事
象に係る定性的検討から格納容器破損モードを抽出し，解釈の記載との比較検討・分類を実施した。

②

抽出された格納容器破損モードのうち，炉心損傷発生時点で格納容器の機能に期待できない格納容器バイパス，格納容器先行
破 損 に 該 当 す る も の は ， 解 釈 １ − ２ (b)に 基 づ き 炉 心 損 傷 防 止 対策の有効性評価の対象とした。

③

国内外で得られている知見や実プラントでの運用等も踏まえた検討を行い，新たに追加すべき格納容器破損モードの要否を検討した。

④

格納容器破損モードごとに格納容器破損モード発生の観点で厳し い プ ラ ン ト 損 傷 状 態 （ 以 下 「 Ｐ Ｄ Ｓ 」 と い う 。） を 選 定 し ， その中で厳しい事故シーケンスを検討し，格納容器破損防止対策の有効性評価の評価事故シーケンスとして選定した。

69

2.1

格納容器破損モードの分析について
解釈には，格納容器破損防止対策の有効性評価に係る格納容器破損モードの個別プラント評価による抽出に関し，以下のとおりに示されている。
２−１(a) 必 ず 想 定 す る 格 納 容 器 破 損 モ ー ド・雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）
・高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱
・原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用
・水素燃焼
・格納容器直接接触（シェルアタック）・溶融炉心・コンクリート相互作用(b) 個 別 プ ラ ン ト 評 価 に よ り 抽 出 し た 格 納 容 器 破 損 モ ー ド①個別プラントの内部事象に関するＰＲＡ及び外部事象に関するＰＲＡ（適用可能なもの）又はそれに代わる方法で評価を実施すること。
② そ の 結 果 、 上 記 ２ − １ (a)の 格 納 容 器 破 損 モ ー ド に 含 ま れ な い
有意な頻度又は影響をもたらす格納容器破損モードが抽出された場合には、想定する格納容器破損モードとして追加すること。
上 記 ２ − １ (b)① に 基 づ き ， 内 部 事 象 レ ベ ル １ ． ５ Ｐ Ｒ Ａ を 実 施
し，格納容器破損モードを評価した。外部事象について，地震レベ
ル１．５ＰＲＡは原子炉建屋，格納容器等の損傷から格納容器の閉じ込め機能喪失に至る過程の不確かさが大きく，定量評価結果の活70

用に際しては損傷箇所，損傷モード等の精緻化の検討が必要な段階であるため，現段階では事故シーケンス選定の検討に適用しないこととした。
また，ＰＲＡの適用が困難と判断した外部事象については定性的な検討により発生する格納容器破損モードの分析を行った。
実施した格納容器破損モード抽出に係る分析結果を以下に示す。

2.1.1 格 納 容 器 破 損 モ ー ド の 抽 出 ， 整 理(1)

ＰＲＡに基づく整理
内部事象レベル１．５ＰＲＡを実施し，事故の進展に伴い生じる格納容器の健全性に影響を与える負荷の分析から，以下のａ．
〜ｉ．に示す格納容器破損モードの抽出を行った。
具 体 的 に は 第 2− 2図 の と お り ， 炉 心 損 傷 前 ， 原 子 炉 圧 力 容 器 破
損前，原子炉圧力容器破損直後，原子炉圧力容器破損以降の各プラント状態に分類し，それぞれの状態で発生する負荷を抽出している。また，事故進展中に実施される緩和手段等を考慮し，第2− 3図 に 示 す イ ベ ン ト ツ リ ー を 作 成 し ， 格 納 容 器 の 破 損 に 至 る 格
納容器破損モードを整理している。内部事象レベル１．５ＰＲＡか ら 抽 出 さ れ た 格 納 容 器 破 損 モ ー ド 及 び 定 量 化 結 果 を 第 2− 1表 に示す。また，格納容器破損モードごとの格納容器破損頻度への寄与 割 合 を 第 2− 4図 に 示 す 。
ａ．早期過圧破損（未臨界確保失敗）
原子炉停止失敗時に，炉心で発生した大量の水蒸気が格納容器へ放出され，格納容器圧力が早期に上昇して，格納容器が過圧破損に至る格納容器破損モードである。
71

ｂ．過圧破損（崩壊熱除去失敗）
炉心の冷却が達成される中で，水蒸気の蓄積による準静的加圧で格納容器が炉心損傷前に破損する格納容器破損モードである。
ｃ．格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）
インターフェイスシステムＬＯＣＡの発生により，格納容器をバイパスして原子炉冷却材が原子炉建屋内に放出される格納容器破損モードである。
ｄ．格納容器バイパス（格納容器隔離失敗）
炉心が損傷した時点で，格納容器の隔離に失敗しており，格納容器の閉じ込め機能を喪失している格納容器破損モードである。
ｅ．過圧破損（長期冷却失敗）
炉心損傷後に溶融炉心の冷却が達成される中で，崩壊熱によって発生する水蒸気によって格納容器が過圧され，破損に至る
格納容器破損モード，又は，溶融炉心が冷却されない場合に，溶融炉心・コンクリート相互作用による非凝縮性ガスの発生が継続し，格納容器内が過圧されて格納容器の破損に至る格納容
器破損モードである。
ｆ．過温破損
炉心損傷後に，溶融炉心が冷却できない状態が継続した場合に，溶融炉心からの輻射及び対流によって格納容器の雰囲気が加熱され，格納容器の貫通部等が熱的に損傷し，格納容器の破損に至る格納容器破損モードである。
ｇ．格納容器雰囲気直接加熱
72高圧状態で原子炉圧力容器が破損した場合に，溶融炉心が格納容器の雰囲気中を飛散する過程で微粒子化し，雰囲気ガスとの直接的な熱伝達等による急激な加熱・加圧の結果，格納容器
圧力が上昇し格納容器の破損に至る格納容器破損モードである。
ｈ．原子炉圧力容器外での水蒸気爆発
高温の溶融炉心がペデスタル（ドライウェル部）の水中又はサプレッション・プール水中に落下した場合，若しくは格納容
器内に放出されたデブリに対して注水を実施した場合に，水蒸気爆発又は水蒸気による圧力スパイクが発生する可能性がある。
このときに格納容器に付加される機械的エネルギによって格納容器の破損に至る格納容器破損モードである。
ｉ．溶融炉心・コンクリート相互作用
原子炉圧力容器の破損後，格納容器内に放出された溶融炉心が十分に冷却できない状態が継続した場合に，ペデスタル（ドライウェル部）床のコンクリートが侵食され，溶融炉心はペデ
スタル（ドライウェル部）床を貫通してサプレッション・プー
ルに落下する。その後，サプレッション・プールにおける溶融
炉心・コンクリート相互作用が継続し，ベースマット溶融貫通に先行してペデスタル壁面の侵食に伴う原子炉圧力容器支持機能の喪失により格納容器の破損に至る格納容器破損モードである。
なお，以下の格納容器破損モードは，今回実施した内部事象レベ
ル１．５ＰＲＡでは分析により除外した。
ｊ．原子炉圧力容器内での水蒸気爆発
高温の溶融炉心が下部プレナムの水中に落下して水蒸気爆発
73が発生し，その際の発生エネルギによって原子炉圧力容器の蓋がミサイルとなって格納容器に衝突し，格納容器破損に至る格
納容器破損モードである。
ただし，これまでの炉内溶融燃料−冷却材相互作用に係る研究等の知見から，炉内溶融燃料−冷却材相互作用により格納容器が破損する可能性は十分低いため，内部事象レベル１．５Ｐ
ＲＡでは格納容器破損モードとして設定していない。
ｋ．水素燃焼格納容器内に酸素等の反応性のガスが混在していた場合にジルコニウム−水反応等によって発生した水素と反応して激しい燃焼が生じ，格納容器の破損に至る格納容器破損モードである。
ただし，ＢＷＲでは格納容器内を窒素置換により酸素濃度を低く管理しており，水素が可燃限界に至る可能性が十分低いため，内部事象レベル１．５ＰＲＡでは格納容器破損モードとして設定していない。
ｌ．溶融物直接接触
原子炉圧力容器破損後に格納容器下部へ落下した溶融炉心が格納容器下部の床からその外側のドライウェルの床に拡がり，高温の溶融炉心がドライウェルの壁（バウンダリ）に接触してドライウェル壁の一部が溶融貫通し，格納容器の破損に至る格
納容器破損モードである。
ただし，東海第二発電所のＭａｒｋ−Ⅱ型格納容器においては，ペデスタル（ドライウェル部）内に蓄積したデブリがドラ
イウェル床には拡がらない格納容器構造となっているため，内部事象レベル１．５ＰＲＡでは格納容器破損モードとして設定
74

してしない。
(2)

ＰＲＡに代わる検討に基づく整理
地震，津波及びその他の外部事象等に対する格納容器破損モードについて，内部事象運転時レベル１．５ＰＲＡの知見等を活用して検討した結果，地震，津波及びその他の外部事象等についても，炉心損傷後の格納容器内の事象進展は内部事象と同等であると考えられることから，格納容器破損モードは内部事象と同等であり，今回，内部事象ＰＲＡから抽出された格納容器破損モードに 追 加 す べ き も の は な い も の と 判 断 し た （ 別 紙 1）。

2.1.2

抽出した格納容器破損モードの整理

2.1.2.1

必ず想定する格納容器破損モードとの対応

第 2-1 表 に 示 す 格 納 容 器 破 損 モ ー ド に つ い て ， 2.1.1 項 に 示 す レ
ベル１．５ＰＲＡから抽出された格納容器破損モードと解釈２−１(a) に 示 さ れ て い る 必 ず 想 定 す る 以 下 の 格 納 容 器 破 損 モ ー ド と の 対応について検討を行った。
２−１(a) 必 ず 想 定 す る 格 納 容 器 破 損 モ ー ド・雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）
・高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱
・原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用
・水素燃焼
・格納容器直接接触（シェルアタック）75

・溶融炉心・コンクリート相互作用
なお，レベル１．５ＰＲＡより抽出した溶融物がサプレッション・プールへ落下した後に発生する格納容器破損モードについては，
ペデスタル（ドライウェル部）床における溶融炉心・コンクリート
相互作用に引き続いて発生する格納容器破損モードであること，及び当該格納容器破損モードの防止のためにはペデスタル（ドライウ
ェル部）床における溶融炉心・コンクリート相互作用を防止することが有効であることを考慮し，解釈に基づき必ず想定する格納容器
破損モード「溶融炉心・コンクリート相互作用」として整理した。
また，当該破損モードの有効性評価では，ペデスタル床（ドライウ
ェル部）における溶融炉心・コンクリート相互作用に対する対策の有効性を確認し，溶融炉心がペデスタル（ドライウェル部）内に保持 可 能 で あ る こ と を 確 認 す る （ 別 紙 8）。
必ず想定する格納容器破損モードのうち，格納容器直接接触（シェルアタック）は，格納容器下部の床面とその外側のドライウェルの床面とが同じ高さに設計されているＢＷＲ Ｍａｒｋ−Ⅰ型の格
納容器に特有の破損モードであり，東海第二発電所のＭａｒｋ−Ⅱ
型格納容器では，溶融炉心が格納容器バウンダリに直接接触することはない構造であることから，格納容器破損モードとして考慮しな
い （ 別 紙 9）。
また，必ず想定する格納容器破損モードのうち，水素燃焼に関しては，東海第二発電所では，運転中，格納容器内を窒素置換し，酸素濃度を低く管理しているため，水素濃度及び酸素濃度が可燃限界に至る可能性が十分小さい。このため，本破損モードはレベル１．
５ＰＲＡの定量化において想定する格納容器破損モードからは除外
76

した。一方，可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素封入が水素燃焼の格納容器破損防止対策であることを踏まえ，対策の有効性として炉心の著しい損傷が起こるような重大事故時においても，
長期にわたって格納容器の雰囲気が水素の可燃限界以下（水素濃度が ド ラ イ 条 件 に 換 算 し て 4vol％ 以 下 又 は 酸 素 濃 度 5vol％ 以 下 ） に 維
持できることを確認する必要があると考える。よって，水素燃焼については，有効性評価の評価対象とする格納容器破損モードとした。

2.1.2.2

追加すべき格納容器破損モードの検討

抽出した格納容器破損モードについて，必ず想定する格納容器破損 モ ー ド に 対 応 し な い 以 下 の (1)〜 (4)の 破 損 モ ー ド が 抽 出 さ れ た ため，これらを新たな格納容器破損モードとして追加することの要否について検討を実施した。
(1)

格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ，格納容器隔離失敗）これらの破損モードは，事象の発生と同時に格納容器の隔離機能を喪失している事象であり，解釈の要求事項における「炉心の著しい損傷後の原子炉格納容器の機能に期待することが困難なもの（格納容器先行破損シーケンス，格納容器バイパス等）にあっては，炉心の著しい損傷を防止する対策に有効性があることを確
認 す る 。」 に 該 当 す る 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ で あ る 。
このため，講じるべき対策は炉心損傷防止であり，これらの破損モードを個別プラント評価により抽出された格納容器破損モードとして追加する必要はないと判断した。
以下に，インターフェイスシステムＬＯＣＡ及び格納容器隔離77

失敗で想定した事象及び格納容器破損モードとして追加する必要はないと判断した理由を示す。
ａ．インターフェイスシステムＬＯＣＡ
本破損モードは，発生と同時に格納容器の隔離機能は喪失しているものの，炉心損傷までには時間余裕のある事象である。
対策としては炉心損傷の防止又は炉心損傷までに格納容器の隔離機能を復旧することが挙げられる。炉心損傷防止の観点では
内部事象運転時レベル１ＰＲＡの結果から重要事故シーケンスとして抽出し，有効性評価の対象としている。
格納容器の隔離機能を復旧したものの，炉心損傷を防止できなかった場合，その後の事象進展は原子炉圧力容器内の状況に応じて，評価対象とした評価事故シーケンスに包絡されるものと考える。
したがって，当該破損モードを個別プラント評価により抽出された格納容器破損モードとして追加する必要はないと判断した 。 な お ， 当 該 破 損 モ ー ド の 格 納 容 器 破 損 頻 度 （ 4.8 × 10 − １ ０／ 炉 年 ） の 全 格 納 容 器 破 損 頻 度 に 対 す る 寄 与 割 合 は 0.1 ％ 未 満である。
ｂ．格納容器隔離失敗
本破損モードは，炉心が損傷した時点で格納容器の隔離に失敗している事象を想定したものである。
格納容器隔離失敗は炉心損傷の発生に伴う物理的な現象に由来するものではなく，炉心損傷時点で格納容器が隔離機能を喪失している事象を示している。隔離機能喪失の原因として，ランダム要因による貫通部の機器の破損や人的過誤を考慮してい78

る。
現状の運転管理として格納容器内の圧力を日常的に監視して
い る ほ か ， 格 納 容 器 圧 力 に つ い て 1日 1回 記 録 を 採 取 し て い る ことから，格納容器隔離失敗に伴う大規模な漏えいが生じた場合，
速 や か に 検 知 で き る 可 能 性 が 高 い と 考 え る （ 別 紙 10）。
今回実施したレベル１．５ＰＲＡでは，国内ＢＷＲプラントの格納容器隔離失敗の実績がないことから，ＮＵＲＥＧ／ＣＲ− 4220に 記 載 さ れ た 米 国 に お け る 通 常 運 転 時 の 長 期 間 の 格 納 容
器隔離失敗実績に基づき，当該破損モードの格納容器破損頻度（ 6.1 × 10 − １ ０ ／ 炉 年 ， 全 格 納 容 器 破 損 頻 度 に 対 す る 寄 与 割 合
0.1 ％ 未 満 ） を 定 量 化 し た 。 国 内 の 運 転 管 理 実 績 を 考 慮 す れ ば ，
当該破損モードの格納容器破損頻度はさらに小さくなると推定
さ れ る （ 別 紙 10）。
以上，本事象は発生と同時に格納容器が隔離機能を喪失している事象であり，格納容器内で発生する物理化学現象を重大事
故等対処設備を用いて抑制し，格納容器の機能喪失を防止する
対策とはならない。通常の運転管理において格納容器の状態を確認する運用とすることが対策であり，本破損モードにより格
納容器隔離機能が喪失する頻度は十分に低く，本格納容器破損
モードに至る前に炉心損傷を防止することが重要と考えることから，格納容器隔離失敗を個別プラント評価により抽出された
格納容器破損モードとして追加する必要はないと判断した。
また，格納容器隔離失敗については地震レベル１ＰＲＡにおいても抽出されており，地震レベル１ＰＲＡでは，地震によって格納容器を貫通する高圧及び低圧設計の配管が格納容器外で79

破断する事象を想定している。
破断箇所や破断の程度の組合せを特定することは困難であり，本破損モードについては，有効性評価の対象とすべき格納容器
破損モードとして単独で定義するものではなく，発生する事象の程度や組合せに応じて対応していくべきものと考える。また，
地震レベル１ＰＲＡの評価から，本破損モードにより格納容器
隔離機能が喪失する頻度は十分に低いことを確認している。
この観点から，地震レベル１ＰＲＡで抽出された格納容器隔
離失敗についても，個別プラント評価により抽出された格納容
器破損モードとして追加する必要はないと判断した。
(2)

早期過圧破損（未臨界確保失敗）
本破損モードはレベル１．５ＰＲＡ上の破損モードとして抽出されたが，解釈の要求事項に「炉心の著しい損傷後の原子炉格納容器の機能に期待することが困難なもの（格納容器先行破損シー
ケンス，格納容器バイパス等）にあっては，炉心の著しい損傷を防 止 す る 対 策 に 有 効 性 が あ る こ と を 確 認 す る 。」 と 記 載 さ れ て おり，炉心損傷防止対策の事故シーケンスグループ「原子炉停止機
能喪失」にて有効性評価の対象としている。なお，当該破損モード の 格 納 容 器 破 損 頻 度 （ 2.5 × 10 − ８ ／ 炉 年 ） の 全 格 納 容 器 破 損 頻
度 に 対 す る 寄 与 割 合 は 0.1％ 未 満 で あ る 。
したがって，当該破損モードを個別プラント評価により抽出された格納容器破損モードとして追加する必要はないと判断した。

(3)

過圧破損（崩壊熱除去失敗）
本破損モードはレベル１．５ＰＲＡ上の破損モードとして抽出されたが，解釈の要求事項に「炉心の著しい損傷後の原子炉格納80

容器の機能に期待することが困難なもの（格納容器先行破損シー
ケンス，格納容器バイパス等）にあっては，炉心の著しい損傷を防 止 す る 対 策 に 有 効 性 が あ る こ と を 確 認 す る 。」 と 記 載 さ れ て おり，炉心損傷防止対策の事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」にて有効性評価の対象としている。なお，当該破損モード の 格 納 容 器 破 損 頻 度 （ 6.0 × 10 − ５ ／ 炉 年 ） の 全 格 納 容 器 破 損 頻
度 に 対 す る 寄 与 割 合 は 約 99.8％ で あ る 。
したがって，当該破損モードを個別プラント評価により抽出された格納容器破損モードとして追加する必要はないと判断した。
以上から，ＰＲＡの知見等を踏まえて，格納容器破損防止対策の有効性評価において，追加すべき新たな格納容器破損モードはない
ことを確認した。

2.2

評価事故シーケンスの選定について
設置変更許可申請における格納容器破損防止対策の有効性評価の実施に際しては，格納容器破損モードごとに評価事故シーケンスを選定している。
評 価 事 故 シ ー ケ ン ス 選 定 に 当 た っ て は ， 審 査 ガ イ ド 「 3.2.3

格

納容器破損モードの主要解析条件等」の各破損モードの主要解析条
件に示されている，当該破損モードの観点で厳しい事故シーケンスの選定を考慮している。
(1)

雰囲気圧力・温度による静的負荷
ＰＲＡに基づく事故シーケンスの中から，過圧及び過温の観点で厳しい事故シーケンスを選定する。また，炉心損傷防止対策における「想定する事故シーケンスグループのうち炉心の著しい損
81

傷後の格納容器の機能に期待できるもの」を包絡するものとする。
(2)

高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱
ＰＲＡに基づく事故シーケンスの中から，原子炉圧力が高く維持され，原子炉圧力容器破損までの余裕時間の観点で厳しい事故
シーケンスを選定する。

(3)

原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用
ＰＲＡに基づく事故シーケンスの中から，原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用の観点で厳しい事故シーケンスを選定
する。

(4)

水素燃焼
水素燃焼の観点で厳しい事故シーケンスを選定する。東海第二発電所では，運転中，格納容器内を窒素で置換し，酸素濃度を低く管理しているため，水素濃度が可燃限界に至る可能性が十分小さいことから，本破損モードはレベル１．５ＰＲＡの定量化において想定する格納容器破損モードから除外しているが，評価事故
シーケンスとしては炉心損傷後の格納容器内の酸素濃度上昇の観点で厳しい事故シーケンスを選定する。

(5)

溶融炉心・コンクリート相互作用
Ｐ Ｒ Ａ に 基 づ く 事 故 シ ー ケ ン ス の 中 か ら ， ペ デ ス タ ル (ド ラ イ
ウ ェ ル 部 )に お け る 溶 融 炉 心 ・ コ ン ク リ ー ト 相 互 作 用 の 観 点 か ら
厳しいシーケンスを選定する。
上記に基づき，レベル１．５ＰＲＡの知見を活用した格納容器破損防止対策に係る評価事故シーケンスの選定では，先ず格納容器破損モードごとに格納容器の破損の際の結果が厳しくなると判断されるＰＤＳを選定し，その後，選定したＰＤＳを含む事故シーケンス
82

の中から余裕時間，設備容量及び代表性の観点より評価事故シーケ
ンスを選定することとした。この選定プロセスにより，有効性評価に適した，厳しい事故シーケンスが選定されるものと考える。

2.2.1

評価対象とするＰＤＳの選定

レベル１．５ＰＲＡでは，レベル１ＰＲＡで炉心損傷に至る可能性があるものとして抽出された事故シーケンスから，さらに事象が進展して格納容器の破損に至る事故シーケンスを定量化している。
その際，格納容器内の事故進展の特徴を把握するために「格納容器
破 損 時 期 」，「 原 子 炉 圧 力 」，「 炉 心 損 傷 時 期 」 及 び 「 電 源 の 状 態 」 の
4つ の 属 性 に 着 目 し て レ ベ ル １ Ｐ Ｒ Ａ か ら 抽 出 さ れ た 事 故 シ ー ケ ン
スグループを分類し，ＰＤＳとして定義している。ＰＤＳの分類結果 を 第 2− 2表 に 示 す 。
ここで，ＡＥ，Ｓ１Ｅ，Ｓ２Ｅは，炉心損傷後の事象進展の類似性 を 考 慮 し ， 4つ の 属 性 に 着 目 し て Ｌ Ｏ Ｃ Ａ と し て 1つ の Ｐ Ｄ Ｓ と した。
このＰＤＳの定義に従い，格納容器破損モードごとに格納容器破損頻度，当該破損モードに至る可能性のある全てのＰＤＳを整理した。また，余裕時間，設備容量及び格納容器破損モードの発生の観点で事象進展が最も厳しくなると考えられるＰＤＳを検討し，評価
対 象 と す る Ｐ Ｄ Ｓ を 選 定 し た 。 選 定 結 果 を 第 2− 3表 に 示 す 。
なお，原子炉圧力容器外溶融燃料−冷却材相互作用のＰＤＳ選定については，溶融炉心・コンクリート相互作用の対策であるペデス
タル（ドライウェル部）への事前水張りが与える影響を考慮し，全てのＰＤＳを対象に評価対象とするＰＤＳを選定した。また，雰囲83気圧力・温度による静的負荷（過圧・過温）のＰＤＳ選定について
は，過圧・過温の各々において，各事故シーケンスの対策は損傷炉心への注水（損傷炉心冷却）の点で同じとなることから，有効性評
価では過圧・過温を同じＰＤＳで評価している。
ま た ， 第 2-2 表 に お い て ， 格 納 容 器 破 損 時 期 が 炉 心 損 傷 前 と 分 類されているＴＷ，ＴＢＷ，ＴＣ及びＩＳＬＯＣＡについては，格納容器先行破損又は格納容器バイパスに該当するＰＤＳであることか
ら，解釈の要求事項を踏まえ，事故シーケンスグループ「崩壊熱除去 機 能 喪 失 」，「 原 子 炉 停 止 機 能 喪 失 」 及 び 「 格 納 容 器 バ イ パ ス （ イン タ ー フ ェ イ ス シ ス テ ム Ｌ Ｏ Ｃ Ａ ）」 に て 炉 心 損 傷 防 止 対 策 の 有 効性評価の対象としている。
し た が っ て ， こ れ ら の Ｐ Ｄ Ｓ は ， 第 2-3 表 に 示 す 評 価 対 象 と す る
ＰＤＳの選定では考慮していない。

2.2.2

評価事故シーケンスの選定の考え方

2.2.1 項 で 格 納 容 器 破 損 モ ー ド ご と に 選 定 し た Ｐ Ｄ Ｓ に 属 す る 事
故シーケンスを比較し，余裕時間，設備容量及び事象の厳しさの観点から評価事故シーケンスを選定した。
選 定 結 果 を 第 2− 4表 に 示 す 。
なお，重大事故等対処設備により，炉心損傷後の原子炉圧力容器
底 部 の 損 傷 及 び ペ デ ス タ ル (ド ラ イ ウ ェ ル 部 )へ の 溶 融 炉 心 の 落 下 を防止できるため，原子炉圧力容器の損傷が前提となる「高圧溶融物
放 出 ／ 格 納 容 器 雰 囲 気 直 接 加 熱 」，「 原 子 炉 圧 力 容 器 外 溶 融 燃 料 − 冷
却 材 相 互 作 用 」，「 溶 融 炉 心 ・ コ ン ク リ ー ト 相 互 作 用 」 の 有 効 性 評 価
では，物理現象及びその対策の有効性を確認する観点から，一部の84

重大事故等対処設備に期待せず，炉心損傷後の原子炉圧力容器底部の 損 傷 及 び ペ デ ス タ ル (ド ラ イ ウ ェ ル 部 )へ の 溶 融 炉 心 の 落 下 に 至 る
状況を仮定している。
また，各格納容器破損モードについて，格納容器破損頻度が支配的となるＰＤＳと主要なカットセットの整理を実施し，格納容器破損頻度の観点で支配的となるカットセットに対して今回整備した格納 容 器 破 損 防 止 対 策 が 有 効 で あ る こ と を 確 認 し た （ 別 紙 6）。

2.2.3

評価事故シーケンスの選定結果(1)

雰囲気圧力・温度による静的負荷
本格納容器破損モードに至る可能性のあるＰＤＳのうち，ＬＯ
ＣＡは原子炉冷却材の流出を伴うことから水位低下が早く，事象進展の観点で厳しい。また，格納容器圧力が高く推移すること等，
環境に放出される放射性物質量の観点でも厳しい事故シーケンスとなると考えられる。対策の観点では，過圧破損に対しては格納容器の除熱が，過温破損に対しては損傷炉心への注水が必要となる。
以上の観点を総合的に考慮し，本格納容器破損モードを代表す
るＰＤＳとしてＬＯＣＡを選定する。また，このＰＤＳに全交流
動力電源喪失を重畳させることで，電源の復旧，注水機能の確保
等の格納容器破損防止対策を講じるための対応時間が厳しいシナリオとする。
ａ．事故シーケンス①大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗②中破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
85

③中破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗④小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗⑤小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗
ｂ．有効性を確認する主な格納容器破損防止対策
・ 低 圧 代 替 注 水 系 (常 設 )・ 代 替 格 納 容 器 ス プ レ イ 冷 却 系 (常 設 )・代替循環冷却系
・格納容器圧力逃がし装置
ｃ．選定した評価事故シーケンス①大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗（全交流動力電源喪失の重畳を考慮）
ｄ．選定理由ａ．の事故シーケンスのうち，中破断ＬＯＣＡ及び小破断ＬＯ
ＣＡに比べて破断口径が大きいことから事象進展が早く，格納容器圧力及び格納容器雰囲気温度上昇の観点で厳しい大破断ＬＯＣ
Ａを起因とし，炉心損傷防止が困難な事故シーケンスとして「 1.3.2

重要事故シーケンスの選定結果」にて挙げた事故シーケンスとの包絡関係や，格納容器破損防止対策を講じるための対応時間の厳しさの観点を踏まえて評価事故シーケンスを選定した。
(2)

高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱
本格納容器破損モードに至る可能性のあるＰＤＳのうち，長期
ＴＢは炉心損傷に至る前にＲＣＩＣによる一時的な冷却に成功しており，起因事象発生から原子炉減圧までの時間余裕の観点ではＴＱＵＸ，ＴＢＤ，ＴＢＵが厳しいＰＤＳとなる。高圧状態で炉心損傷に至る点ではＴＱＵＸ，ＴＢＤ，ＴＢＵにＰＤＳ選定上の86

有意な違いはないことから，これらのうち，本格納容器破損モードを代表するＰＤＳとして，ＴＱＵＸを選定する。また，このＰ
ＤＳに全交流動力電源喪失を重畳させることで，電源の復旧，注
水機能の確保等の格納容器破損防止対策を講じるための対応時間が厳しいシナリオとする。
ａ．事故シーケンス①過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗＋炉心損傷後の原子炉減圧失敗（＋ＤＣＨ）②手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋高圧炉心冷却失
敗＋原子炉減圧失敗＋炉心損傷後の原子炉減圧失敗（＋Ｄ
ＣＨ）③サポート系喪失（自動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉
減圧失敗＋炉心損傷後の原子炉減圧失敗（＋ＤＣＨ）
ｂ．有効性を確認する主な格納容器破損防止対策
・手動減圧
ｃ．選定した事故シーケンス①過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗＋炉心損傷後の原子炉減圧失敗＋ＤＣＨ（全交流動力電源喪失の重畳を考慮）
ｄ．選定理由ＴＱＵＸに属する事故シーケンスのうち，事象進展が早く，原子炉圧力容器破損までの時間の観点で厳しい過渡事象（給水流量の全喪失）を起因とする事故シーケンスを評価事故シーケンスとして選定した。
(3)

原子炉圧力容器外溶融燃料−冷却材相互作用
87

本格納容器破損モードに至る可能性のあるＰＤＳのうち，原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用（ＦＣＩ）の観点からは，ペデスタル（ドライウェル部）へ落下する溶融炉心の割合が多く，原子炉圧力容器破損時の溶融炉心の保有エネルギが大きい
シーケンスが厳しくなる。原子炉圧力容器が高圧で破損に至る場
合，格納容器に放出される溶融炉心が分散され易いと考えると，原子炉圧力容器が低圧で破損に至る場合の方が，ペデスタル（ドライウェル部）へ一体となって落下する溶融炉心の割合が多くなると考えられる。
また，本格納容器破損モードに対する事象の厳しさを考慮する
上では，溶融炉心・コンクリート相互作用の緩和対策である，ペデスタル（ドライウェル部）への水張りが実施された状態を想定しているが，その一方で，原子炉圧力容器破損が想定される状況
では，高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱の発生を防止するため，原子炉圧力容器の減圧が実施される。これらの状況も考慮し，原子炉圧力容器が低圧状態で破損するＰＤＳを選定するものとし，高圧状態で破損するＴＱＵＸ，ＴＢＵ及び長期ＴＢは選定対象から除外する。ＬＯＣＡは，蒸気が急速に格納容器に流出するため，ジルコニウムの酸化割合が他の低圧破損シーケンスより小さくなることでデブリの内部エネルギが小さくなると考えられる。
よって，本格納容器破損モードを代表するＰＤＳとして，原子炉の水位低下が早く，原子炉圧力容器破損までの時間が短いＴＱ
ＵＶを選定する。また，このＰＤＳに全交流動力電源喪失を重畳させることで，電源の復旧，注水機能の確保等の格納容器破損防88

止対策を講じるための対応時間が厳しいシナリオとする。
ａ．事故シーケンス①過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗＋損傷炉
心 冷 却 失 敗 （ ＋ Ｆ Ｃ Ｉ （ ペ デ ス タ ル ））②過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋
低圧炉心冷却失敗＋損傷炉心冷却失敗（＋ＦＣＩ（ペデスタ ル ））③手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋高圧炉心冷却失
敗＋低圧炉心冷却失敗＋損傷炉心冷却失敗（＋ＦＣＩ（ペデ ス タ ル ））④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＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗＋損傷炉
心 冷 却 失 敗 （ ＋ Ｆ Ｃ Ｉ （ ペ デ ス タ ル ））⑤サポート系喪失（自動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉
心 冷 却 失 敗 ＋ 損 傷 炉 心 冷 却 失 敗 （ ＋ Ｆ Ｃ Ｉ （ ペ デ ス タ ル ））⑥サポート系喪失（自動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋
高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗＋損傷炉心冷却失敗（ ＋ Ｆ Ｃ Ｉ （ ペ デ ス タ ル ））ｂ．有効性を確認する主な格納容器破損防止対策―
ｃ．選定した評価事故シーケンス①過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗＋損傷炉
心冷却失敗＋ＦＣＩ（ペデスタル）
ｄ．選定理由ＴＱＵＶに属する事故シーケンスのうち，事象進展が早い過渡89

事象（給水流量の全喪失）を起因とし，発生頻度の観点で大きいと考えられる逃がし安全弁の再閉失敗を含まない事故シーケンスを評価事故シーケンスとして選定した。
(4)

水素燃焼
東海第二発電所では，通常運転時から格納容器内が窒素置換され，初期酸素濃度が低く保たれている。炉心損傷に伴い，水素濃
度 は 容 易 に 13vol ％ を 超 え る こ と か ら ， 水 素 燃 焼 防 止 の 観 点 か ら
は酸素濃度が重要となるため，炉心損傷により放出される核分裂生成物による水の放射線分解に伴う酸素濃度の上昇に着目する。
本格納容器破損モードはＰＲＡから抽出されたものではないが，評価のためにＰＤＳを格納容器先行破損の事故シーケンス以外のＰＤＳから選定する。酸素は水の放射線分解で発生するが，酸素濃度は他の気体の存在量の影響を受けるため，炉心損傷後の格納
容器内の気体組成を考える上で影響が大きいと考えられるジルコ
ニウム−水反応による水素発生に着目する。原子炉注水に期待しない場合のジルコニウム−水反応の挙動は事象発生時の原子炉圧
力容器外への冷却材の放出経路から，ＬＯＣＡとその他のＰＤＳに大別できる。ＬＯＣＡでは事象発生と同時に原子炉圧力容器が大きく減圧され，冷却材が多量に原子炉圧力容器外に排出されることから，ジルコニウム−水反応に寄与する冷却材の量が少なくな り ， 水 素 濃 度 は 13vol ％ を 上 回 る も の の ， そ の 他 の Ｐ Ｄ Ｓ に 比
べて水素発生量が少なくなると考えられる。
このため，水の放射線分解によって増加する酸素濃度が他のＰＤＳよりも相対的に高くなる可能性が考えられるＬＯＣＡを選定
す る 。 こ れ に 加 え ，「 雰 囲 気 圧 力 ・ 温 度 に よ る 静 的 負 荷 （ 格 納 容90

器 過 圧 ・ 過 温 破 損 ）」 の 評 価 シ ー ケ ン ス で は ， 対 応 の 厳 し さ の 観
点で全交流動力電源喪失を重畳させていることを考慮し，ＬＯＣ
Ａに全交流動力電源喪失の重畳を考慮するものとする。
ａ．事故シーケンス−
ｂ．有効性を確認する主な格納容器破損防止対策
・可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入
ｃ．選定した評価事故シーケンス
・大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗（全交流動力電源喪失の重畳を考慮）
ｄ．選定理由「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 ， 格 納 容 器 破 損 防 止 対 策 を 講 じ る た め の 対 応 時 間の厳しさの観点を踏まえて選定した評価事故シーケンスを本格納
容器破損モードの評価事故シーケンスとして選定した。
(5)

溶融炉心・コンクリート相互作用
本格納容器破損モードに至る可能性のあるＰＤＳのうち，溶融炉心・コンクリート相互作用（ＭＣＣＩ）の観点からは，ペデスタル（ドライウェル部）に落下する溶融炉心の割合が多いシーケ
ンスが厳しくなる。原子炉圧力容器が高圧で破損に至る場合，格納容器に放出される溶融炉心が分散され易く，また，落下速度が大きくなることで，ペデスタル（ドライウェル部）に落下した際の粒子化割合が高くなり，落下した溶融炉心が冷却されやすいことを考えると，原子炉圧力容器が低圧で破損に至る場合の方が，ペデスタル（ドライウェル部）へ一体となって落下する溶融炉心91の割合が多くなると考えられる。また，原子炉圧力容器破損が想定される状況では，高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱の発生を防止するため，原子炉圧力容器の減圧が実施されている。
これらの状況も考慮し，原子炉圧力容器が低圧状態で破損する
ＰＤＳを選定するものとし，高圧状態で破損するＴＱＵＸ，ＴＢ
Ｕ及び長期ＴＢは選定対象から除外する。ＬＯＣＡは原子炉圧力容器破損のタイミングが過渡事象より早いため，溶融炉心の崩壊
熱は過渡事象に比べて高いが，有効性評価における本格納容器破損モードに対しては，原子炉圧力容器破損までの原子炉注水に期待していない評価としていること，原子炉圧力容器破損までの時
間 余 裕 は 事 象 発 生 か ら 3時 間 以 上 で あ る こ と か ら ， 事 象 緩 和 の ための対応操作の観点でＴＱＵＶと大きな差異はない。また，ＬＯ
ＣＡは，対策を考慮しない場合，ペデスタル（ドライウェル部）に冷却材が流入する可能性があり，ＭＣＣＩの観点で厳しい事象とはならないと考えられる。
以上より，ＭＣＣＩの観点で厳しいＴＱＵＶを評価対象ＰＤＳとして選定する。また，このＰＤＳに全交流動力電源喪失の重畳を考慮することで，電源の復旧，注水機能の確保等の格納容器破損防止対策を講じるための対応時間が厳しいシナリオとする。
ａ．事故シーケンス①過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗＋損傷炉
心 冷 却 失 敗 （ ＋ デ ブ リ 冷 却 失 敗 （ ペ デ ス タ ル ））②過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋
低圧炉心冷却失敗＋損傷炉心冷却失敗（＋デブリ冷却失敗（ ペ デ ス タ ル ））92

③手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋高圧炉心冷却失
敗＋低圧炉心冷却失敗＋損傷炉心冷却失敗（＋デブリ冷却
失 敗 （ ペ デ ス タ ル ））④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＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗＋損傷炉
心 冷 却 失 敗 （ ＋ デ ブ リ 冷 却 失 敗 （ ペ デ ス タ ル ））⑤サポート系喪失（自動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉
心冷却失敗＋損傷炉心冷却失敗（＋デブリ冷却失敗（ペデス タ ル ））
⑥サポート系喪失（自動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋
高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗＋損傷炉心冷却失敗（ ＋ デ ブ リ 冷 却 失 敗 （ ペ デ ス タ ル ））ｂ．有効性を確認する主な格納容器破損防止対策
・格納容器下部注水系（常設）ｃ．選定した評価事故シーケンス①過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗＋損傷炉
心冷却失敗＋デブリ冷却失敗（ペデスタル）
ｄ．選定理由ＴＱＵＶに属する事故シーケンスのうち，事象進展が早い過渡
事象（給水流量の全喪失）を起因とし，発生頻度の観点で大きいと考えられる逃がし安全弁の再閉失敗を含まない事故シーケンスを評価事故シーケンスとして選定した。

2.2.4

炉心損傷防止が困難な事故シーケンス等に対する格納容器破損防止対策の有効性
93国内外の先進的な対策を考慮しても炉心損傷防止対策を講ずることが困難な事故シーケンスグループのうち，格納容器破損防止対策に期待できるものについては，今回整備した格納容器破損防止対策
により格納容器の閉じ込め機能に期待できることを確認している。
国内外の先進的な対策を考慮しても炉心損傷防止対策を講ずること が 困 難 な 事 故 シ ー ケ ン ス の う ち ， 以 下 の 事 故 シ ー ケ ン ス は ，「 炉心の著しい損傷後の原子炉格納容器の機能に期待できる」事故シーケ ン ス で あ る （ 1.2項 参 照 ）。
①大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
格納容器破損防止対策の有効性評価における評価シーケンスの選定では，上記の事故シーケンスを含めて格納容器破損モードごとに選定している。したがって，炉心損傷防止が困難な事故シーケンス等についても，今回整備した格納容器破損防止対策により，格納容器の閉じ込め機能に期待できることを確認している。

2.2.5

直接的に炉心損傷に至る事故シーケンスに対する対策

1.1.2.2 項 に お い て ， 炉 心 損 傷 防 止 に 係 る 有 効 性 評 価 に お い て 想定する事故シーケンスグループとして新たに追加する必要がないと判断した事故シーケンスグループについては，炉心損傷後の格納容器の閉じ込め機能に期待することが困難な場合が考えられる。一方
で，プラントの損傷規模によっては，設計基準事故対処設備や今回整備した重大事故等対処設備により格納容器の破損の防止が可能な場合も考えられる。
格納容器の閉じ込め機能が喪失するような大規模損傷が生じた場
合は，可搬型のポンプ・電源，放水砲等を駆使した大規模損壊対策
94

による対応も含め，敷地外への放射性物質の拡散抑制等を行い，事故の影響緩和を図る。

95

第2−1表格納容器破損モード別格納容器破損頻度

96

レベル１．５ＰＲＡから抽出した
格納容器破損モード

格納容器
破損頻度
（／炉年）

寄与割合
（％）

解釈 2−1（a）の必ず想定する
格納容器破損モード

早期過圧破損(未臨界確保失敗）

2.5E-08

＜0.1

なし

過圧破損
（崩壊熱除去失敗）

6.0E-0599.8

なし

格納容器バイパス（インターフェイスシステム
ＬＯＣＡ）

4.8E-10＜0.1

なし

格納容器バイパス（格納容器隔離失敗）

6.1E-10＜0.1

なし

2.2E-09＜0.1

7.9E-080.1

雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧／過温破損)

8.5E-09＜0.1

高圧溶融物放出／
格納容器雰囲気直接加熱−

2.2E-14＜0.1

圧力容器外での溶融燃料−冷却材相互作用−

1.8E-08＜0.1

過圧破損（長期冷却失敗）（サプレッション・プールへの溶融物落下なし）
過温破損（サプレッション・プールへの溶融物落下なし）
格納容器雰囲気直接加熱
原子炉圧力容器外での水蒸気爆発（ペデスタル）
過圧破損（長期冷却失敗）（サプレッション・プールへの溶融物落下あり）
過温破損（サプレッション・プールへの溶融物落下あり）
原子炉圧力容器外での水蒸気爆発（サプレッション・プール）

4.7E-10＜0.1

2.5E-09＜0.1

溶融炉心・コンクリート
相互作用

1.3E-10＜0.1

合計

6.1E-05100

備 考
解釈１−２(ｂ)に基づき,「炉心の著しい損傷を防止する対策に有効性がある」ことを確認⇒事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」
解釈１−２(ｂ)に基づき,「炉心の著しい損傷を防止する対策に有効性がある」ことを確認⇒事故シーケンスグループ「崩壊熱除去失敗」
解釈１−２(ｂ)に基づき,「炉心の著しい損傷を防止する対策に有効性がある」ことを確認⇒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）」
本破損モードは，事象の進展に伴い発生するものではなく，格納容器隔離に失敗しないように運用上の対策をとっていること，格納容器の隔離機能が喪失する頻度が十分に低いことから，個別プラント評価により抽出された格納容器破損モードとして追加する必要はないと判断−−

Ｍａｒｋ−Ⅱ型格納容器特有の溶融物がサプレッション・プールへ落下した後に発生する破損モードについては，ペデスタル（ドライウェル部）床における溶融炉心・コンクリート相互作用に引き続いて発生する破損モードであるこ
溶融炉心・コンクリートと，及び当該破損モードの防止のためにはペデスタル（ドライウェル部）床に相互作用
おける溶融炉心・コンクリート相互作用を防止することが有効であることを考慮し，解釈に基づき必ず想定する破損モード「溶融炉心・コンクリート相互作用」として整理した。

−

注 ハッチングは，格納容器破損防止対策の有効性評価で考慮しないことを示す。

−

第2−2表97
注

プラント損傷状態（ＰＤＳ）の定義

ＰＤＳ

格納容器破損時期

原子炉圧力

炉心損傷時期

電源確保

ＴＱＵＶ

炉心損傷後

低圧

早期

ＴＱＵＸ

炉心損傷後

高圧

早期

長期ＴＢ

炉心損傷後

高圧

後期

ＴＢＵ

炉心損傷後

高圧

早期

ＴＢＰ

炉心損傷後

低圧

早期

ＴＢＤ

炉心損傷後

高圧

早期

ＴＷ

炉心損傷前

−

後期

−

ＴＢＷ

炉心損傷前

−

後期

−

ＴＣ

炉心損傷前

−

早期

−

ＬＯＣＡ

炉心損傷後

低圧

早期

交流電源 有直流電源 有ＩＳＬＯＣＡ

炉心損傷前

−

早期

−

交流電源
直流電源
交流電源
直流電源
交流電源
直流電源
交流電源
直流電源
交流電源
直流電源
交流電源
直流電源

有
有
有
有
無
有
無
有
無
有
無
無

ハッチングは炉心損傷前に格納容器破損に至る事故シーケンスであることから，解釈１−２（ｂ）に基づき,「炉心の著しい損傷を防止する対策に有効性がある」ことを確認する。このため，格納容器破損防止対策の有効性評価の対象外とするＰＤＳ
を示す。

第2−3表解釈で想定する格納容器破損モード

雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧破損）

雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過温破損）

格納容器破損頻度（／炉年）

2.2E-09

7.9E-08

評価対象とするプラント損傷状態（ＰＤＳ）の選定

ＴＱＵＶ
ＴＱＵＸ
長期ＴＢ
ＴＢＵ
ＴＢＰ
ＴＢＤ
ＬＯＣＡ
ＴＱＵＸ
長期ＴＢ
ＴＢＵ
ＴＢＤ
ＬＯＣＡ

格納容器破損頻度（／炉年） ※２−
2.2E-09−−−−−
6.3E-09
6.9E-08
4.2E-09
5.9E-12
2.1E-11

寄与割合（％） ※２
−
100.0
−
−
−
−
−
8.0
86.7
5.3
＜0.1
＜0.1

ＴＱＵＸ

2.4E-110.3

ＰＤＳ ※２

評価対象とするＰＤＳの選定の考え方【事象進展（過圧・過温）緩和の余裕時間及び設備容量の厳しさ】
・ 本格納容器破損モードに至る可能性のあるＰＤＳのうち，ＬＯＣＡは原子炉冷却材の流出を伴うことから水位低下が早く，事象進展の観点で厳しい。
・ また，ＬＯＣＡは格納容器圧力が高く推移すること等，環境に放出される放射性物質量の観点でも厳しい事故シーケンスとなると考えられる。
・ 対策の観点では，過圧破損に対しては格納容器の除熱が，過温破損に対しては損傷炉心への注水が必要となる。

評価対象
ＰＤＳ

ＬＯＣＡ

以上の観点を総合的に考慮し，本格納容器破損モードを代表するＰＤＳとしてＬＯＣＡを選定する。
これに全交流動力電源喪失を重畳させることで，電源の復旧，注水機能の確保等の格納容器破損防止対策を講じるための対応時間が厳しいシナリオとする。
なお，いずれのＰＤＳを選定しても必要な監視機能は維持可能である。

【事象進展緩和（減圧）の余裕時間の厳しさ】
本格納容器破損モードに至る可能性のあるＰＤＳのうち，長期ＴＢは炉心損傷に至る前にＲＣＩＣによる一時的な冷却に成功しており，起因事象発生から原子炉減圧までの余裕時間の観点ではＴＱＵＸ，ＴＢＤ，ＴＢＵの方が厳しい。
・ 高圧状態で原子炉圧力容器破損に至る点ではＴＱＵＸ，ＴＢＤ，ＴＢＵにＰＤＳ選定上の有意な違いはない。
・

高圧溶融物／格納容器雰囲気直接加熱（ＤＣＨ） ※１

原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用（ＦＣＩ） ※１

2.2E-1498
溶融炉心・コンクリート相互作用（ＭＣＣＩ） ※１

水素燃焼

長期ＴＢ

8.5E-09

99.5

ＴＢＵ

1.6E-110.2＜0.1

8.5E-09

2.1E-08−

ＴＢＤ

2.2E-14

ＴＱＵＶ

−

−

ＴＱＵＸ

2.2E-14

100.0

長期ＴＢ

−

−

ＴＢＵ

−

−

ＴＢＰ

−

−

ＴＢＤ

−

−

ＬＯＣＡ

2.8E-20

＜0.1

ＴＱＵＶ

3.3E-09

15.7

ＴＱＵＸ

7.0E-10

3.3

長期ＴＢ

−

−

ＴＢＵ

1.7E-08

78.5

ＴＢＰ

5.2E-10

2.5

ＴＢＤ

−

−

ＬＯＣＡ

6.8E-16

＜0.1

−

−

−

以上より，本格納容器破損モードを代表するＰＤＳとしてＴＱＵＸをＰＤＳ選定する。
また，このＰＤＳに全交流動力電源喪失を重畳させることで，電源の復旧，注水機能の確保等の格納容器破損防止対策を講じるための対応時間が厳しいシナリオとする。
なお，いずれのＰＤＳを選定しても必要な監視機能は維持可能である。
【事象（ＦＣＩにおける発生エネルギの大きさ）の厳しさ】
・ 本格納容器破損モードにｎ含まれるＰＤＳのうち，原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用（ＦＣＩ）の観点からは，ペデスタル（ドライウェル部）へ落下する溶融炉心の割合が多く，原子炉圧力容器破損時の溶融炉心の保有エネルギが大きいシーケンスが厳しくなる。
・ 原子炉圧力容器が高圧で破損に至る場合，格納容器に放出される溶融炉心が分散されやすいと考えると，原子炉圧力容器が低圧で破損に至る場合の方が，ペデスタル（ドライウェ
ル部）へ一体となって落下する溶融炉心の割合が多くなると考えられる。
・ また，本格納容器破損モードに対する事象の厳しさを考慮する上では，溶融炉心・コンクリート相互作用の緩和対策である，ペデスタル（ドライウェル部）への水張が実施された状態を想定しているが、その一方で、原子炉圧力容器破損が想定される状況では、高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱の発生を防止するため、原子炉圧力容器の減圧が実施
・ されている。
これらの状況も考慮し，原子炉圧力容器が低圧状態で破損するＰＤＳを選定するものとし，高圧状態で破損するＴＱＵＸ，ＴＢＵ及び長期ＴＢは選定対象から除外する。
・ ＬＯＣＡは、上記が急速に格納容器に流出するため，ジルコニウムの酸化割合が他の低圧破損シーケンスより小さくなり，酸化ジルコニウム質量割合が他の低圧破損シーケンスより小さくなることでデブリの内部エネルギが小さくなると考えられる。

ＴＱＵＸ

ＴＱＵＶ

以上より，本格納容器容器破損モードにおいて厳しいＰＤＳとして，原子炉の水位低下が早く，原子炉圧力容器破損までの時間が短いＴＱＵＶを選定する。
また，このＰＤＳに全交流動力電源喪失を重畳させることで，電源の復旧，注水機能の確保等の格納容器破損防止対策を講じるための対応時間が厳しいシナリオとする。
なお，いずれのＰＤＳを選定しても必要な監視機能は維持可能である。
【事象（ＭＣＣＩに寄与する溶融炉心のエネルギの大きさ）及び事象緩和のための対応の厳しさ】
・ 本格納容器破損モードに含まれるＰＤＳのうち，溶融炉心・コンクリート相互作用の観点からは，ペデスタル（ドライウェル部）に落下する溶融炉心の割合が多いシーケンスが厳しくなる。
・ 原子炉圧力容器が高圧で破損する場合，格納容器に放出される溶融炉心が分散され易く，また，落下速度が大きくなることで，ペデスタル（ドライウェル部）に落下した際の粒子割合が高くなり，落下した溶融炉心が冷却され易いと考えると，原子炉圧力容器が低圧で破損に至る場合の方が，ペデスタル（ドライウェル部）へ一体となって落下する溶融炉心の割合が多くなると考えられる。
・ また，原子炉圧力容器破損が想定される状況では，高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱の発生を防止するため，原子炉圧力容器の減圧が実施される。
・ これらの状況も考慮し，原子炉圧力容器が低圧状態で破損するＰＤＳを選定するものとし，高圧状態で破損するＴＱＵＸ，ＴＢＵ及び長期ＴＢは選定対象から除外する。
・ ＬＯＣＡはペデスタル（ドライウェル部）への冷却材の流入の可能性があり，溶融炉心・コンクリート相互作用の観点で厳しい事象とはならないと考えられるため，選定対象から
除外する。

ＴＱＵＶ

以上より，本格納容器破損モードにおいて最も厳しいＰＤＳとして，原子炉水位低下が早く，対策実施までの時間余裕の観点から厳しいＴＱＵＶを選定する。
また，このＰＤＳに全交流動力電源喪失を重畳させることで，電源の復旧，注水機能の確保等の格納容器破損防止対策を講じるための対応時間が厳しいシナリオとする。
なお，いずれのＰＤＳを選定しても必要な監視機能は維持可能である。
【有効性評価に関する審査ガイドの選定基準等との整合】・ 審査ガイドでは「ＰＲＡに基づく格納破損シーケンスの中から水素燃焼の観点から厳しいシーケンスを選定する。」と記載されているが，東海第二発電所では格納容器内を窒素で置換しているため，レベル１．５ＰＲＡでは水素燃焼により格納容器が破損する事故シーケンスは考慮していない。このため，東海第二発電所において評価することが適切と考えられる評価事故シーケンスを選定するものとする。
【評価において着目するパラメータ】
・ 東海第二発電所では，通常運転時から格納容器内が窒素置換され，初期酸素濃度が低く保たれている。炉心損傷に伴い，水素濃度は容易に13vol％を超えることから，水素燃焼防止の観点からは酸素濃度が重要となるため，炉心損傷により放出される核分裂生成物による水の放射線分解に伴う酸素濃度の上昇に着目する。
【東海第二発電所において評価する事故シーケンス】
・ 本格納容器破損モードはＰＲＡから抽出されたものではないが，評価のためにＰＤＳを格納容器先行破損の事故シーケンス以外のＰＤＳから選定する。酸素は水の放射線分解で発生するが，酸素濃度は他の気体の存在量の影響を受けるため，炉心損傷後の格納容器内の気体組成を考える上で影響が大きいと考えられるジルコニウム−水反応による水素の発生に着目する。原子炉注水に期待しない場合のジルコニウム−水反応の挙動は事象発生時の原子炉圧力容器外への原子炉冷却材の放出経路から，ＬＯＣＡとその他のＰＤＳに大別できる。ＬＯＣＡでは事象発生と同時に原子炉圧力容器が大きく減圧され，冷却材が多量に原子炉圧力容器外に排出されることから，ジルコニウム−水反応に寄与する冷却材の量が少なくなり，水素濃度は13vol％を上回るものの，その他のＰＤＳに比べて水素発生量が少なくなると考えられる。

ＬＯＣＡ・ このため，水の放射線分解によって増加する酸素濃度が他のPＰＤＳよりも相対的に高くなる可能性が考えられるＬＯＣＡを評価対象ＰＤＳとして選定する。これに加え，「雰囲
気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の評価事故シーケンスでは，対応の厳しさの観点で全交流動力電源喪失を重畳させていることを考慮し，ＬＯＣＡに全交流動力電源喪失を重畳するものとする。
※1

ＤＣＨ，ＦＣＩ，ＭＣＣＩにおいて選定した評価事故シーケンスについては，重大事故等対処施設による対応により原子炉圧力容器内での事象収束が可能だが，原子炉圧力容器破損が前提となる各破損モードにおける物理現象及びその対策の有効性を確認する観点から仮想的に一部の 重大事故等対処設備による対応に期待せず，原子炉圧力容器破損まで事象が進展することを仮定して評価することとする。

※2

ＰＤＳには，今回のレベル１．５ＰＲＡの結果に基づくＰＤＳに加え，電源復旧等の対策を考慮した場合に各格納容器破損モードに至る可能性のあるＰＤＳ（格納容器破損頻度及び寄与割合は − と記載）を記載している。なお，ＰＲＡに基づく格納容器破損モードの整理においては，Ｍａｒｋ−Ⅱ型格
納容器の特徴を考慮し，溶融物がペデスタル（ドライウェル部）床面を貫通してサプレッション・プールへ落下した後に発生する過圧破損，過温破損及びＦＣＩをＭＣＣＩに分類している。この扱いは，今回のレベル１．５ＰＲＡの結果に基づくＰＤＳの整理に おいても同様である。

第2−4表格納容器破損モード

評価対象と
したＰＤＳ

該当する事故シーケンス◎−

雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧破損）

−
−
−
ＬＯＣＡ
◎

格納容器破損防止対策の評価事故シーケンスの選定※２

格納容器破損防止対策① 大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗 ＋損傷炉心冷却失敗＋（デブリ冷却成功）＋格
納容器注水（ドライウェル）失敗※3② 中破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗 ＋損傷炉心冷却失敗＋（デブリ冷却成功）＋格※3
納容器注水（ドライウェル）失敗③ 中破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗 ＋損傷炉心冷却失敗＋（デブリ冷却成功）＋格納※3
容器注水（ドライウェル）失敗④ 小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗 ＋損傷炉心冷却失敗＋（デブリ冷却成功）＋格※3
納容器注水（ドライウェル）失敗⑤ 小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗 ＋損傷炉心冷却失敗＋（デブリ冷却成功）＋格納 ・ 低圧代替注水系(常設)※3
代替格納容器スプレイ冷却系(常容器注水（ドライウェル）失敗
・設)① 大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗 ＋損傷炉心冷却失敗＋格納容器注水（ドライ ・ 代替循環冷却系
・ウェル）失敗格納容器圧力逃がし装置② 中破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗 ＋損傷炉心冷却失敗＋格納容器注水（ドライ−ウェル）失敗雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過温破損）−③ 中破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗 ＋損傷炉心冷却失敗＋格納容器注水（ドライウェ
ル）失敗−④ 小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗 ＋損傷炉心冷却失敗＋格納容器注水（ドライウェル）失敗−⑤ 小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗 ＋損傷炉心冷却失敗＋格納容器注水（ドライウェ
ル）失敗

評価対象事故シーケンスの選定の考え方【余裕時間の厳しさ】
・ 中小破断ＬＯＣＡと比較し，大破断ＬＯＣＡは原子炉水位の低下が早いため，対応時の余裕時間の観点で厳しい。
【設備容量の厳しさ】
・ 中小破断ＬＯＣＡと比較し，大破断ＬＯＣＡは原子炉水位回復に必要な流量が大きいため，必要な設備容量の観点で厳しい。
以上より，①を評価事故シーケンスとして選定。

【余裕時間の厳しさ】
・ 中小破断ＬＯＣＡと比較し，大破断ＬＯＣＡは原子炉水位の低下が早いため，対応時の余裕時間の観点で厳しい。
【設備容量の厳しさ】
・ 中小破断ＬＯＣＡと比較し，大破断ＬＯＣＡは原子炉水位回復に必要な流量が大きいため，必要な設備容量の観点で厳しい。

左記のとおり，過圧・過温の各々において損傷炉
心冷却失敗までは同じ事
故シーケンスとなり，各事故シーケンスの対策は損傷炉心への注水（損傷
炉心冷却）の点で同じとなることから，有効性評
価では過圧・過温を同じ
事故シーケンスで評価している。

以上より，①を評価事故シーケンスとして選定。

【余裕時間の厳しさ】◎ ① 過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗 ＋炉心損傷後の原子炉減圧失敗＋ＤＣＨ
高圧溶融物放出／格納容器雰囲
気直接加熱
※1
（ＤＣＨ）

ＴＱＵＸ

−

99

−

ＴＱＵＶ

④ 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＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却
失敗 ＋損傷炉心冷却失敗＋ＦＣＩ（ペデスタル）※4−⑤ サポート系喪失（自動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗 ＋損傷炉心冷却失敗＋ＦＣＩ（ペ
※4
デスタル）

−

⑥ サポート系喪失（自動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗 ＋損傷
炉心冷却失敗＋ＦＣＩ（ペデスタル）※4

−
−
ＴＱＵＶ
−
−
−

水素燃焼

◎
※1
※2
※3
※4

ＬＯＣＡ

【余裕時間の厳しさ】
・ 原子炉が自動停止する過渡事象（給水流量の全喪失）を起因としているシーケンスは，サポート系喪失（自動停止）を起因としているシーケンス及び通常停止させるシーケンスと比較して事象進展が早い。このため，対応時の余裕時間の観点で厳しい。

② 過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗 ＋損傷炉心冷却失敗＋ＦＣ※4
Ｉ（ペデスタル）−①

水位を約1ｍに維持する手段【設備容量の厳しさ】
・ 格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）への事前水張は，デブリ落下前に実施するため，必要となる設備容量はシーケンス間で差異がない。
【事象（ＦＣＩ発生時）の厳しさ】
・ いずれのシーケンスも原子炉圧力が低圧状態で原子炉容器破損に至ることから，定性的に各シーケンスでＦＣＩが発生した際の事象の厳しさを比較することは困難である。
以上より，①を評価事故シーケンスとして選定。

【余裕時間の厳しさ】

過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗 ＋損傷炉心冷却失敗＋デブリ冷却失敗（ペデスタル）② 過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗 ＋損傷炉心冷却失敗＋デブ
リ冷却失敗（ペデスタル）③ 手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗 ＋損傷炉心冷却失敗＋
デブリ冷却失敗（ペデスタル）・ 格納容器下部注水系（常設）④ 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＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却
失敗 ＋損傷炉心冷却失敗＋デブリ冷却失敗（ペデスタル）⑤ サポート系喪失（自動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗 ＋損傷炉心冷却失敗＋デブリ冷却失敗（ペデスタル）⑥ サポート系喪失（自動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗 ＋損傷
炉心冷却失敗＋デブリ冷却失敗（ペデスタル）−【設備容量の厳しさ】
・ 原子炉が自動停止する過渡事象（給水流量の全喪失）を起因としているシーケンスは，サポート系喪失（自動停止）を起因としているシーケンス及び通常停止させるシーケンスと比較して事象進展が早い。このため，対応時の減圧に必要な設備容量の観点で厳しい。
以上より，①を評価事故シーケンスとして選定。

※4③ 手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗 ＋損傷炉心冷却失敗＋−※4
ＦＣＩ（ペデスタル）
・ ペデスタル（ドライウェル部）の◎溶融炉心・コンクリート相互作
用※1（ＭＣＣＩ）

・ 原子炉手動減圧③ サポート系喪失（自動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗 ＋炉心損傷後の原子炉減圧失敗＋Ｄ
ＣＨ◎ ① 過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗 ＋損傷炉心冷却失敗＋ＦＣＩ（ペデスタル）

原子炉圧力容器外の溶融燃料−
冷却材相互作用※1（ＦＣＩ）・ 原子炉が自動停止する過渡事象（給水流量の全喪失）を起因としているシーケンスは，サポート系喪失（自動停止）を起因としているシーケンス及び通常停止させるシーケンスと比較して事象進展が早い。このため，対応時の余裕時間の観点で厳しい。

② 手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗 ＋炉心損傷後の原子炉減−
圧失敗＋ＤＣＨ

・ 原子炉が自動停止する過渡事象（給水流量の全喪失）を起因としているシーケンスは，サポート系喪失（自動停止）を起因としているシーケンス及び通常停止させるシーケンスと比較して事象進展が早い。このため，対応時の余裕時間の観点で厳しい。
【設備容量の厳しさ】
・ 格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）への事前水張は，デブリ落下前に実施するため，必要となる設備容量はシーケンス間で差異がない。
【事象（ＭＣＣＩ発生時）の厳しさ】
・ いずれのシーケンスも原子炉圧力が低圧状態で原子炉容器破損に至ることから，定性的に各シーケンスでＭＣＣＩが発生した際の事象の厳しさを比較することは困難である。
以上より，①を評価事故シーケンスとして選定。

【事象（酸素濃度上昇）の厳しさ】
・ ジルコニウム・水反応による水素の過剰な発生を抑制する観点から，炉心損傷後に交流電源を復旧して原子炉注水を実施し，その後の事象進展に対応するシナリ
オを評価するものとする。
・ 格納容器ベントを実施する場合，格納容器内の水素及び酸素が大気中に放出され．格納容器内の水素及び酸素濃度が大きく低下することから，格納容器ベントを・ 可搬型窒素供給装置 によ り格 納容実施しないシナリオを評価するものとする。
器内への窒素封入・ 重大事故等対対処設備によって炉心損傷を防止できるＰＤＳについても，事象発生後の格納容器内の気体の流れ等，酸素濃度の上昇の観点でＬＯＣＡと大きく異なるＰＤＳについては，有効性評価において適宜その感度を確認するものとする。

選定した評価事故シーケンス
ＤＣＨ，ＦＣＩ，ＭＣＣＩにおいて選定した評価事故シーケンスについては，重大事故等対処施設による対応により原子炉圧力容器内での事象収束が可能だが，原子炉圧力容器破損が前提となる各破損モードにおける物理現象及びその対策の有効性を確認する観点から仮想的に一部の重大事故等対処設備による対応に期待せず，原子炉圧力容器破損まで事象が進展することを仮定して評価することとする。
各シーケンスの斜体で示した部分は炉心損傷に至る事故シーケンス，それ以外の部分は炉心損傷後の事故シーケンスを示す。
ＰＤＳがＬＯＣＡに該当する事故シーケンスでは，炉心及びペデスタル（ドライウェル部）への注水機能が喪失し，デブリ冷却に必ず失敗するため過圧破損に至る事故シーケンスは抽出されないが，過温破損の対策となる重大事故等対処設備による圧力容器（損傷炉心）への注水（デブリ冷却）を考慮して評価事故シーケンスを選定する。
ＰＤＳがＴＱＵＶに該当する事故シーケンスでは，ペデスタル（ドライウェル部）への注水機能が喪失するためＦＣＩが発生する事故シーケンスは抽出されないが，ＭＣＣＩ対策である事前水張りによりＦＣＩが発生する可能性を考慮して評価事故シーケンスを選定する。

100
第2−1図

格納容器破損モード抽出及び評価事故シーケンス選定の全体プロセス

格納容器バイパス（格納容器隔離失敗）
ＴＱＵＶ
ＴＱＵＸ
ＴＢＵ
ＴＢＰ
ＴＢＤ
長期ＴＢ
ＬＯＣＡ

過温破損

原子炉圧力
容器下部への
溶融物落下

炉心
損傷

原子炉圧力
容器内部でのデブリ保持に成功

原子炉
圧力容器
破損

ＴＷ
ＴＢＷ

水蒸気等に
よる過圧

過圧破損
(崩壊熱除去失敗)

炉心
損傷

水蒸気に
よる過圧

過圧破損
(長期冷却失敗)

格納容器
雰囲気過温

過温破損

溶融燃料−冷却材
相互作用
（ＦＣＩ）

原子炉圧力容器外での水蒸気爆発格納容器雰囲気
直接加熱
（ＤＣＨ）

格納容器
雰囲気直接加熱＜凡例＞：プラント損傷状態：物理化学現象：格納容器破損モード

ＴＣ

水蒸気等に
よる過圧

過温破損

水蒸気等に
よる過圧

過圧破損
(長期冷却失敗)

早期過圧破損(未臨界確保失敗)

101
ＩＳＬＯＣＡ

格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）

格納容器
雰囲気過温

原子炉建屋へ
の流出継続

非凝縮性
ガス発生

炉心
損傷

溶融炉心・コンク
リート相互作用継続

サプレッション・
プールへの
デブリ落下

溶融燃料−冷却材
相互作用
（ＦＣＩ）

原子炉圧力容器外での水蒸気爆発

格納容器
雰囲気過温

過温破損

水蒸気等に
よる過圧

過圧破損
（長期冷却失敗）

非凝縮性
ガス発生

炉心損傷発生前（レベル1ＰＲＡ）

炉心損傷発生からペデスタル（ドライウェル部）への原子炉圧力容器破損に
溶融炉心落下後の状態（Ｔ３）
至るまでの状態（Ｔ１）
サプレッション・プールへの
原子炉圧力容器
溶融炉心落下後の状態（Ｔ３）
破損直後の状態（Ｔ２）

溶融炉心・コンク
リート相互作用継続

溶融炉心・
コンクリート相互作用注）解釈に基づき必ず想定する破損モードとの対応では，
溶融物がサプレッション・プールへ落下した後に発生する破損モードについては「溶融炉心・コンク
リート相互作用」として整理する。

第2−2図

シビアアクシデントで想定される事象進展と格納容器破損モード

プラント
損傷状態

格納容器
隔離

原子炉圧力容器
破損前
原子炉
減圧

原子炉
圧力容器
破損

原子炉
圧力容器
注水

原子炉圧力容器
破損直後
格納容器破損モード
格納容器
注水 ※１

ＦＣＩ

ＤＣＨ

無

後続事象（原子炉圧力容器健全）へ

成功
無

後続事象（原子炉圧力容器破損）へ

成功
成功

有

有

原子炉圧力容器外での水蒸気爆発（ペデスタル）

失敗

過温破損（サプレッション・プールへの溶融物落下なし）

成功
無

後続事象（原子炉圧力容器破損）へ

失敗
有

原子炉圧力容器外での水蒸気爆発（ペデスタル）

102

無
失敗
有

失敗

過温破損（サプレッション・プールへの溶融物落下なし）

格納容器雰囲気直接加熱

格納容器バイパス（格納容器隔離失敗）

ＦＣＩ：原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用
ＤＣＨ：格納容器雰囲気直接加熱※１ ＬＯＣＡシーケンスは，格納容器注水に失敗した場合，原子炉圧力容器破損前に過温破損に至るため，本ヘディングの成功／失敗を原子炉圧力容器破損前に考慮した。

第2−3図

内部事象レベル１．５ＰＲＡにおけるイベントツリー（1／3）

事故後期
格納容器破損モード

後続事象〔 原子炉圧力容器健全 〕

格納容器注水

成功

失敗

第2−3図

原子炉圧力容器内で事故収束

過圧破損（長期冷却失敗）（サプレッション・プールへの溶融物落下なし）内部事象レベル１．５ＰＲＡにおけるイベントツリー（2／3）

103

事故後期
後続事象
原子炉圧力
容器破損

ＦＣＩ

格納容器注水ペデスタル

ドライウェル

デブリ冷却

ＦＣＩ

デブリ冷却

成功

格納容器内で事故収束

無

成功
無

成功

格納容器破損モード

サプレッション・プール

ペデスタル

失敗

失敗
有

格納容器内で事故収束
溶融炉心・コンクリート相互作用
原子炉圧力容器外での水蒸気爆発（サプレッション・プール）

有

原子炉圧力容器外での水蒸気爆発（ペデスタル）

成功
成功

過圧破損（長期冷却失敗）（サプレッション・プールへの溶融物落下なし），

無成功

過圧破損（長期冷却失敗）（サプレッション・プールへの溶融物落下あり），

無
失敗

失敗

失敗

104

有

原子炉圧力容器外での水蒸気爆発（サプレッション・プール）

有

原子炉圧力容器外での水蒸気爆発（ペデスタル）
成功
無

成功

失敗
有
成功
無

失敗

失敗
有

格納容器内で事故収束
溶融炉心・コンクリート相互作用
原子炉圧力容器外での水蒸気爆発（サプレッション・プール）

失敗

第2−3図

溶融炉心・コンクリート相互作用

過圧破損（長期冷却失敗）（サプレッション・プールへの溶融物落下あり），
溶融炉心・コンクリート相互作用
原子炉圧力容器外での水蒸気爆発（サプレッション・プール）

内部事象レベル１．５ＰＲＡにおけるイベントツリー（3／3）

原子炉圧力容器外での格納容器バイパス
水蒸気爆発（サプレッション・プール）（格納容器隔離失敗）
過温破損（サプレッション・
＜0.1％
＜0.1％
プールへの溶融物落下あり）
格納容器雰囲気直接加熱
＜0.1％
＜0.1％
格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）＜0.1％

過圧破損（サプレッション・
プールへの溶融物落下あり）＜0.1％
早期過圧破損（未臨界確保失敗）＜0.1％

溶融炉心・コンクリート
相互作用
＜0.1％
原子炉圧力容器外での水蒸気爆発（ペデスタル）＜0.1％

過温破損（サプレッション・
プールへの溶融物落下なし）
0.1％

過圧破損（崩壊熱除去失敗）
99.8％

格納容器破損頻度：6.1E-05
第2−4図

格納容器破損モードごとの寄与割合

105

3.

運転停止中原子炉における燃料損傷防止対策の有効性評価の運転
停止中事故シーケンスグループ及び重要事故シーケンスの選定について運転停止中原子炉における燃料損傷防止対策の有効性評価の事故
シーケンスグループ及び重要事故シーケンス選定の全体プロセスは
第 3 − 1図 に 示 す と お り で あ り ， 本 プ ロ セ ス に よ り 各 検 討 ス テ ッ プ における実施内容を整理した。

【概要】①

内部事象ＰＲＡ及びＰＲＡを適用できない外部事象等についての定性的検討から事故シーケンスの抽出を実施した。

②

抽出した事故シーケンスと必ず想定する事故シーケンスグルー
プとの比較を行い，必ず想定する事故シーケンスグループに対応しない外部事象特有の事故シーケンスについて，頻度，影響等を確認し，事故シーケンスグループとしての追加要否を検討した。

③

有効性評価において想定する事故シーケンスグループごとに，審査ガイドに記載の観点（余裕時間，設備容量，代表性）に基づき，有効性評価の対象とする重要事故シーケンスを選定した。

106

3.1

運転停止中事故シーケンスグループの分析について解釈において，運転停止中原子炉における燃料損傷防止対策の有効性評価に係る運転停止中事故シーケンスグループの個別プラント評価による抽出に関し，以下のとおり記載されている。
４−１(a) 必 ず 想 定 す る 運 転 停 止 中 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ
・崩壊熱除去機能喪失（ＲＨＲの故障による停止時冷却機能喪失）
・全交流動力電源喪失
・原子炉冷却材の流出
・反応度の誤投入(b) 個 別 プ ラ ン ト 評 価 に よ り 抽 出 し た 運 転 停 止 中 事 故 シ ー ケ ン ス
グループ①個別プラントの停止時に関するＰＲＡ（適用可能なもの）又はそれに代わる方法で評価を実施すること。
② そ の 結 果 、 上 記 ４ − １ (a)の 運 転 停 止 中 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ープに含まれない有意な頻度又は影響をもたらす運転停止中事
故シーケンスグループが抽出された場合には、想定する運転
停止中事故シーケンスグループとして追加すること。
上 記 ４ − １ (b) を 踏 ま え て ， 内 部 事 象 停 止 時 レ ベ ル １ Ｐ Ｒ Ａ 評 価を実施し，事故シーケンスグループの検討を行った。
なお，事故シーケンスグループの選定は，炉心損傷防止対策に係る事故シーケンスグループの分析と同様，従来の設置許可取得時の設計で考慮していた設備のみ期待できる条件※ で評価した停止時Ｐ
ＲＡの結果を用いた。
107

※

従来から整備してきたＡＭ策や福島第一原子力発電所事故以降に実施した各種対策，新規制基準に基づき配備する重大事故等
対処設備等を含めない条件

3.1.1 燃 料 損 傷 に 至 る 運 転 停 止 中 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ の 抽 出 ， 整
理
施設定期検査中はプラントの状態が大きく変化することから，停止時レベル１ＰＲＡにおいては，施設定期検査における評価対象期間を設定し，原子炉の水位，温度，圧力等のプラントパラメータの類似性，保守点検状況等に応じた緩和設備の使用可能性，起因事象，
成功基準に関する類似性によって，評価対象期間を幾つかのプラン
ト 状 態 （ 以 下 「 Ｐ Ｏ Ｓ 」 と い う 。） に 分 類 し 評 価 を 行 う 。 分 類 し た
Ｐ Ｏ Ｓ を ， 状 態 ご と の プ ラ ン ト の 主 要 な パ ラ メ ー タ と と も に 第 3− 2
図に示す。また，ＰＯＳごとの期間及び系統の待機状態を示した工程 表 を 第 3− 3図 に 示 す 。
停止時ＰＲＡにおいては，原子炉停止後の運転停止中の各ＰＯＳにおいて燃料損傷へ波及する可能性のある起因事象について，マス
ターロジックダイヤグラム，過去の国内プラントのトラブル事例等から選定し，ここから燃料損傷に至ることを防止するための緩和手
段 の 組 合 せ 等 を 第 3− 4図 の イ ベ ン ト ツ リ ー で 分 析 し ， 燃 料 損 傷 に 至る各事故シーケンスを抽出している。
抽出された事故シーケンス別の炉心損傷頻度を整理し，審査ガイドの「必ず想定する運転停止中事故シーケンスグループ」に含まれるか，それ以外の事故シーケンスグループであるかを確認すると共に，燃料損傷状態を分類した。事故シーケンスグループ別の炉心損
108

傷 頻 度 を 第 3− 1 表 に 示 す 。
事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ 別 の 炉 心 損 傷 頻 度 へ の 寄 与 割 合 を 第 3− 5
図に示す。

3.1.2

抽出した事故シーケンスの整理

3.1.2.1

必ず想定する事故シーケンスグループとの対応

第 3− 1 表 に 示 す 停 止 時 Ｐ Ｒ Ａ に よ り 抽 出 し た 各 事 故 シ ー ケ ン ス
について，緩和機能の喪失状況，プラントの状態及び燃料損傷に至る要因の観点で必ず想定する事故シーケンスグループに対応する(1)か ら (3)の 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ と し て 整 理 し た 。
(1)

崩壊熱除去機能喪失
運転中の残留熱除去系の故障が発生した後，崩壊熱除去・炉心
冷 却 に 失 敗 し ， 燃 料 損 傷 に 至 る 事 故 シ ー ケ ン ス を 解 釈 ４ − １ (a)に記載の「崩壊熱除去機能喪失」に分類する。

(2)

全交流動力電源喪失
外部電源喪失の発生時に非常用交流電源の電源確保に失敗する
等，全交流動力電源喪失の発生後に，崩壊熱除去・炉心冷却の失敗 に よ り ， 燃 料 損 傷 に 至 る 事 故 シ ー ケ ン ス を 解 釈 ４ − １ (a) に 記
載の「全交流動力電源喪失」に分類する。

(3)

原子炉冷却材の流出
原子炉冷却材圧力バウンダリに接続された系統の誤操作等により原子炉冷却材が系外に流出後，崩壊熱除去・炉心冷却に失敗し，
燃 料 損 傷 に 至 る 事 故 シ ー ケ ン ス を 解 釈 ４ − １ (a) に 記 載 の 「 原 子
炉冷却材の流出」に分類する。

109なお，必ず想定する事故シーケンスグループのうち「反応度の誤投入」については，プラント停止時には原則として全制御棒が挿入されており，複数の人的過誤や機器故障が重畳しない限り反応度事
故に至る可能性はないこと，万一反応度事故が起こり臨界に至った
場合でも，局所的な事象で収束し，燃料の著しい損傷に至ることは考え難いことから，今回の停止時ＰＲＡでは考慮していない。
ただし，万一上記のような反応度事故が起こった場合においても，実際に局所的な事象で収束し，燃料の著しい損傷に至らないことを
確 認 す る た め ，「 反 応 度 の 誤 投 入 」 に つ い て は ， 有 効 性 評 価 の 評 価対象とする事故シーケンスグループとした。

3.1.2.2

追加すべき事故シーケンスグループの検討

今回実施したＰＲＡでは，緩和機能の喪失状況，プラントの状態
及 び 燃 料 損 傷 に 至 る 要 因 の 観 点 で 解 釈 ４ − １ (a) に 示 さ れ て い る 必ず想定する事故シーケンスグループに対応しない事故シーケンスは抽出されなかった。そのため，解釈に基づき想定する事故シーケン
スグループに追加すべき新たな事故シーケンスグループはないと判
断した。

110

3.2

重要事故シーケンスの選定について

3.2.1

重要事故シーケンスの選定の考え方

重要事故シーケンスの選定に当たっては，以下に示す審査ガイドに記載の着眼点に沿って実施しており，具体的な検討内容を以下に示 す (第 3-3表 )。
【審査ガイドに記載の着眼点】
ａ．燃料損傷防止対策の実施に対する余裕時間が短い。
ｂ．燃料損傷回避に必要な設備容量（流量等）が大きい。
ｃ．運転停止中事故シーケンスグループ内のシーケンスの特徴を代表している。
ａ．余裕時間
余裕時間については，事故シーケンスグループ内での燃料損
傷 に 至 る ま で の 余 裕 時 間 の 長 さ に 応 じ て 「 高 」，「 中 」，「 低 」 と3つ に 分 類 し た 。 燃 料 損 傷 ま で の 余 裕 時 間 を 第 3− 2表 に 示 す 。
なお，反応度の誤投入については，事象発生後も崩壊熱除去や注水機能は喪失しないため，それらの緩和措置実施までの余裕
時 間 の 考 慮 は 不 要 で あ る （ 第 3-2表 ， 第 3-3表 ）。
ｂ．設備容量
設備容量については，事故シーケンスグループ内での必要な設 備 容 量 の 大 き さ に 応 じ て 「 高 」，「 中 」，「 低 」 と 3 つ に 分 類 した。なお，反応度の誤投入については，事象発生後も崩壊熱除去や注水機能は喪失しないため，それらの緩和措置実施までの
余 裕 時 間 の 考 慮 は 不 要 で あ る （ 第 3-2表 ， 第 3-3表 ）。
ｃ．代表性
第 3− 1表 の 主 要 シ ー ケ ン ス ご と の 炉 心 損 傷 頻 度 を 比 較 し ， 事111

故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ 内 で の 寄 与 割 合 が 支 配 的 な も の を 「 高 」，
支 配 的 で は な い が 1 ％ 以 上 の も の を 「 中 」， 1 ％ に 満 た な い も のを「低」と3 つに分類した。

3.2.2

重要事故シーケンスの選定結果

3.2.1 の 選 定 の 着 眼 点 を 踏 ま え ， 同 じ 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ に
複数の事故シーケンスが含まれる場合には，事象進展が早いもの等，より厳しい事故シーケンスを重要事故シーケンスとして選定した。
各事故シーケンスグループに対する重要事故シーケンスの選定理由
及 び 選 定 結 果 に つ い て ， 第 3− 3表 及 び 以 下 に 示 す 。
(1)ⅰ)

崩壊熱除去機能喪失
事故シーケンス①残留熱除去系の故障（ＲＨＲ喪失）＋崩壊熱除去・炉心冷
却失敗②残留熱除去系の故障（ＲＨＲＳ喪失）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗③外部電源喪失＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

ⅱ)

事故シーケンスグループの特徴
本事故シーケンスグループに含まれる事故シーケンスは，運転中の残留熱除去系に故障等が発生した後，崩壊熱除去・炉心冷却に失敗し，燃料損傷に至る事故シーケンスである。

ⅲ)

有効性を確認する主な燃料損傷防止対策
・待機中の残留熱除去系（低圧注水系）

ⅳ)

重要事故シーケンス①残留熱除去系の故障（ＲＨＲ喪失）＋崩壊熱除去・炉心冷
112

却失敗
ⅴ)

選定理由
余裕時間については事故シーケンス間で差異がなく，燃料損傷防止対策の実施に必要な時間を保守的に見積もった時間（約2 時間）に比べて十分な余裕時間がある。また，原子炉への注水に必要な設備容量についても事故シーケンス間で差異がなく，
ＥＣＣＳ・低圧代替注水系（常設）の設備容量に比べて十分小さい。代表性の観点からは①の事故シーケンスの炉心損傷頻度が最も高い。
以上より，①の事故シーケンスを重要事故シーケンスとして選定した。
なお，残留熱除去系海水系の喪失により崩壊熱除去機能が喪失 し た 場 合 に つ い て は ，「 全 交 流 動 力 電 源 喪 失 」 に て 燃 料 損 傷防止対策の有効性を確認する。

(2)ⅰ)

全交流動力電源喪失
事故シーケンス①外部電源喪失＋交流電源失敗＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗②外部電源喪失＋直流電源失敗＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

ⅱ)

事故シーケンスグループの特徴
本事故シーケンスグループに含まれる事故シーケンスは，外部電源喪失の発生時に非常用交流電源の電源確保に失敗して全交流動力電源喪失に至り，その後，崩壊熱除去・炉心冷却の失敗によって，燃料損傷に至る事故シーケンスである。

ⅲ)

有効性を確認する主な燃料損傷防止対策
・常設代替交流電源設備
113

・常設代替直流電源設備
・低圧代替注水系（常設）・緊急用海水系を用いた残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）
ⅳ)

重要事故シーケンス①外部電源喪失＋交流電源失敗＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

ⅴ)

選定理由
余裕時間については事故シーケンス間で差異がなく，燃料損傷防止対策の実施に必要な時間を保守的に見積もった時間（約2 時間）に比べて十分な余裕時間がある。また，原子炉への注水に必要な設備容量についても事故シーケンス間で差異がなく，
低圧代替注水系（常設）の設備容量に比べて十分小さい。代表
性の観点からは①の事故シーケンスの炉心損傷頻度が最も高い。
以上より，①の事故シーケンスを重要事故シーケンスとして選定した。
なお，直流電源が喪失する②の事故シーケンスについては，
炉心損傷頻度が低く，ⅲ）に示した対策により①の事故シーケ
ンスと同様に燃料損傷防止が可能であり，さらに可搬型代替直流電源設備による非常用ディーゼル発電機の起動による対応にも期待できることから選定しない。

(3)

原子炉冷却材の流出
ⅰ)

事故シーケンス①原子炉冷却材の流出（ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗②原子炉冷却材の流出（ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ）＋崩壊
熱除去・炉心冷却失敗
114

③原子炉冷却材の流出（ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗④原子炉冷却材の流出（ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ）＋崩壊
熱除去・炉心冷却失敗
ⅱ)

事故シーケンスグループの特徴
本事故シーケンスグループに含まれる事故シーケンスは，原子炉冷却材圧力バウンダリに接続された系統の誤操作等により原子炉冷却材が系外に流出後，崩壊熱除去・炉心冷却の失敗によって，燃料損傷に至る事故シーケンスとなる。

ⅲ)

有効性を確認する主な燃料損傷防止対策
・待機中の残留熱除去系（低圧注水系）

ⅳ)

選定した重要事故シーケンス①原子炉冷却材の流出（ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

ⅴ)

選定理由
余裕時間の観点からは，①，②の事故シーケンスが厳しく，
設備容量の観点からは，流出流量の大きい③，④の事故シーケ
ンスが厳しい。また，代表性の観点からは①の事故シーケンスの炉心損傷頻度が最も高い。
②の事故シーケンスについては，原子炉ウェル水位を低下させる操作であるため，原子炉ウェル水位は適宜監視されており，
中央制御室の運転員の他にＲ／Ｗの運転員も廃液収集タンク等の水位高により認知することができるため，認知が容易である
ことから選定しないこととする。
また，③，④の事故シーケンスについては，流出流量と比較
115

して燃料損傷防止対策となる待機中のＥＣＣＳ・低圧代替注水系（常設）の設備容量が十分大きいこと，作業・操作場所と漏えい発生箇所が同一であるため認知が容易であることから選定
しないこととする。
以上より，①の事故シーケンスを重要事故シーケンスとして
選定した。
(4)

反応度の誤投入ⅰ)

事故シーケンスグループの特徴
反応度事故により，燃料損傷に至る事故シーケンスとなる。

ⅱ)

有効性を確認する主な燃料損傷防止対策
・ 起 動 領 域 モ ニ タ ペ リ オ ド 短 （ 10 秒 ） に よ る 原 子 炉 ス ク ラ ム

ⅲ)

選定理由
代表性の観点から，停止中に実施される検査等により，最大
反 応 度 価 値 を 有 す る 制 御 棒 1本 が 全 引 き 抜 き さ れ て い る 状 態 から ， 他 の 1本 の 制 御 棒 が 操 作 量 の 制 限 を 超 え る 誤 っ た 操 作 に よって引き抜かれ，異常な反応度の投入を認知できずに燃料の損傷に至る事故を想定する。
なお，各事故シーケンスグループに分類される事故シーケンスについて，燃料損傷に至る要因をカットセットレベルまで展
開し，事故シーケンスの炉心損傷頻度に対する寄与割合の観点で分析した結果，主要なカットセットに対して重大事故等対策
が お お む ね 有 効 で あ る こ と を 確 認 し て い る （ 別 紙 6）。

116

第3−1表事故シーケンス
グループ

対応する主要な燃料損傷防止対策（下線は有効性を確認する主な対策）

事故シーケンス

燃料損傷防止対策

燃料損傷防止に必要な機能①残留熱除去系の故障（ＲＨＲ喪失）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

崩壊熱除去
機能喪失

運転停止中事故シーケンスグループ別炉心損傷頻度

崩壊熱除去機能※１・ 緊急用海水系（ＲＨＲＳ喪失時）

原子炉への注水機能・ 待機中のＥＣＣＳ（残留熱除去系（低圧注水系）※２ ）・ 低圧代替注水系（常設）・ 低圧代替注水系（可搬型）・ 消火系，補給水系※ ３②残留熱除去系の故障（ＲＨＲＳ喪失）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗③外部電源喪失＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗①外部電源喪失＋交流電源失敗＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗
全交流動力
電源喪失
②外部電源喪失＋直流電源失敗＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

電源の復旧

・ 常設代替交流電源設備
・ 常設代替直流電源設備
・ 可搬型代替直流電源設備（DG起動に使用）（直流電源失敗時）

崩壊熱除去機能※１・ 緊急用海水系

原子炉への注水機能・ 低圧代替注水系（常設）（交流電源復旧後）
・ 常設代替注水系（可搬型）・ 消火系※３117①原子炉冷却材の流出（ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

原子炉冷却材の流出②原子炉冷却材の流出（ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗
原子炉への注水機能③原子炉冷却材の流出（ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

・ 待機中のＥＣＣＳ（残留熱除去系（低圧注水系））
・ 低圧代替注水系（常設）・ 低圧代替注水系（可搬型）・ 消火系，補給水系※ ３④原子炉冷却材の流出（ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗
合計

−

シーケンス
別ＣＤＦ
（／施設定期検査）

全ＣＤＦに
対する
寄与割合
（％）

グループ別
ＣＤＦに対する寄与割合（％）

9.9E-07

20.0

69.5

1.2E-07

2.5

8.7

3.1E-07

6.3

21.8

3.5E-06

71.1

100.0

1.3E-10

＜0.1

＜0.1

8.3E-11

＜0.1

44.6

5.8E-11

＜0.1

31.2

4.5E-11

＜0.1

24.2

9.8E-14

＜0.1

＜0.1

5.0E-06

100.0−※1 停止時においては崩壊熱除去機能が喪失した場合であっても，原子炉注水を実施することで燃料損傷を防止できる。
（原子炉建屋（原子炉開放時）又は格納容器（原子炉未開放時）へ崩壊熱を逃すことで燃料損傷を防止し，その後長期的な安定状態の確保のために残留熱除去系等を復旧する。）※2 停止時ＰＲＡの評価上，残留熱除去系の喪失も考えられるが，その場合の事象進展及び対策は「全交流動力電源喪失」と同様になるため，ガイド等を参照し，対策に追加した。
※3 重大事故等対処設備ではないが，シーケンスによって使用できる可能性のある緩和設備である。

事故シーケンス
グループ別
ＣＤＦ（／施設定期検査）

全ＣＤＦ
に対する
寄与割合
（％）

1.4E-06

28.8

3.5E-06

71.1

1.9E-10＜0.1

5.0E-06100.0

第3−2表燃料損傷までの余裕時間（1／2）（a）「崩壊熱除去機能喪失」，「全交流動力電源喪失」の場合
ＰＯＳ

プラント状態の推移

Ｓ

原子炉冷温停止への移行状態

Ａ

ＰＣＶ／ＰＲＶ開放への移行状態

燃料損傷までの余裕時間（h） ※ １

通常水位

3.9
5.7

Ｂ１

53.8

Ｂ２

90.9

Ｂ３

原子炉ウェル満水状態

Ｂ４

原子炉ウェル満水

107.6
155.2

118

Ｂ５

174.5

Ｂ６

199.7

Ｃ１
Ｃ２

ＰＣＶ／ＰＲＶ閉鎖への移行状態

Ｄ
※1

原子炉水位

35.8
通常水位

起動準備状態

38.3
40.8

原子炉ウェル満水状態における余裕時間の評価は，燃料の取出状態に関わらず，以下のとおり保守的な仮定を基に評価。
崩壊熱：炉心及び使用済燃料プール内の燃料の崩壊熱を考慮

保有水量 ：原子炉側のみの水量を考慮（使用済燃料プールの保有水量を含めない。）

第 3−2 表

燃料損傷までの余裕時間（2／2）（b）「原子炉冷却材の流出」の場合燃料損傷に至るまで

冷却材流出流量

燃料損傷までの事故シーケンス

ＰＯＳ

原子炉水位

ＲＨＲ切替時Ｂ

原子炉ウェル満水

22.7

のＬＯＣＡ

Ｃ，Ｄ

通常水位

3.5

Ｃ，Ｄ

通常水位

3.5

Ｂ

原子炉ウェル満水

5.5

Ｂ

原子炉ウェル満水

12.1

ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ
ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡ

119

ＬＰＲＭ点検時
のＬＯＣＡ
※2

３

の保有水量（m ）※２３（m ／h）

余裕時間（h）

原子炉ウェル満水状態における保有水量は， 原子炉側のみの水量を考慮（プールゲートが閉止状態であることを想定し，使用済燃料プールの保有水量を含めない。）。
なお，崩壊熱による原子炉冷却材の減少については，崩壊熱による水温上昇により蒸発が開始するま
でに，原子炉冷却材の流出による水位低下により燃料損傷に至ることから考慮しない。

第3−3表着眼点との関係と重要事故シーケンスの選定の考え方

対応する主要な燃料損傷防止対策

事故シーケンスグループ

事故シーケンス
燃料損傷防止に必要な機能◎①残留熱除去系の故障（ＲＨＲ喪失）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗
原子炉への注水機能

崩壊熱除去
機能喪失

重要事故シーケンス（運転停止中）の選定−②残留熱除去系の故障（ＲＨＲＳ喪失）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗−③外部電源喪失＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

崩壊熱除去機能※ １①外部電源喪失◎＋交流電源失敗＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗
全交流動力
電源喪失
②外部電源喪失＋直流電源失敗＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗◎①原子炉冷却材の流出（ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

120−

燃料損傷防止対策

b

c

低

低

高

・ 待機中のＥＣＣＳ（残留熱除去系（低圧注水系）※ １ ）

低

低

中

低

低

中

・ 残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）※ ２

電源の復旧

・ 常設代替交流電源設備
・ 常設代替直流電源設備
・ 可搬型代替直流電源設備（DG起動に使用）（直流電源失敗時）

原子炉への注水機能・ 低圧代替注水系（常設）（交流電源復旧後）

崩壊熱除去機能※ １・ 緊急用海水系を用いた残留熱除去系（原子炉停止
時冷却系）※ ２

原子炉への注水機能

a

低

低

高

低

a.の着眼点について，「高」と考えた事故シーケンスとし燃料損傷までの余裕時間が最も短い事故シーケンス（①ＲＨＲ切替時，②ＣＵＷブ て①，②を抽出した。
ロー時：3.5時間）を「高」，最も長い事故シーケンス（④ＬＰＲＭ点検時：12.1時 b.の着眼点について，③，④は流出流量が比較的多くなる間）を「低」，それ以外の事故シーケンス（③ＣＲＤ点検時：5.5時間）を「中」と が，燃料損傷防止対策である待機中のＥＣＣＳ・低圧代替した。
注水系（常設）の設備容量は，③，④における流出流量とb.
流出流量が多いほど，燃料損傷回避のために必要な注水設備の容量が大きくなるこ 比較して十分大きい。
とを考慮し，冷却材流出流量が最も多い事故シーケンスを「高」，最も少ない事故 c.頻度の観点では，①が支配的となった。
シーケンスを「低」，それ以外の事故シーケンスを「中」とした。
中
事故シーケンスグループの中で最もＣＤＦの高いドミナントシーケンスを「高」， 以上より，①を重要事故シーケンスとして選定した。
c.
事故シーケンスグループ別ＣＤＦに対して1％以上の事故シーケンスを「中」，1％未満の事故シーケンスを「低」とした。
なお，②の事故シーケンスについては，原子炉水位を低下させる操作であるため，原子炉水位は適宜監視されており，中央制御室の運転員の他にＲ／Ｗの運転員も廃液収集タンク等の水位高を認知することができるため，認知が容中易であることから選定しない。
また，流出流量の大きい③，④の事故シーケンスについては，ＣＲＤ点検時，ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡによる流出流量と比較して，燃料損傷防止対策となる待機中のＥＣＣ
Ｓ・低圧代替注水系（常設）の設備容量（残留熱除去系：
1,605 m３ /h，低圧代替注水系（常設）：378 m３ /h）が十分大きいこと，作業・操作場所と漏えい発生箇所が同一で低あるため，認知が容易であることから選定しない。

高

低

−

③原子炉冷却材の流出（ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

中

高

低

中

−

−

◎ 制御棒の誤引き抜き※ ３◎

原子炉緊急停止機能

・ 残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）※ ２・ 原子炉緊急停止系（起動領域計装の原子炉出力ペリオド短（10秒）
信号による原子炉スクラム）

a. 余裕時間については，事故シーケンス間で差異がなく，常設代替直流電源設備，常設代替交流電源設備による給電，低圧代替注水系（常設）による注水といった緩和 a.b.の着眼点について，全シーケンスに共通であるため，措置の実施に掛かる時間（約25分）に比べて十分な余裕時間がある（最も短いＰＯ 選定理由から除外した。
Ｓ−Ｓにおいても3.9時間であり，その他のＰＯＳではさらに余裕時間が見込める） c.頻度の観点では，①が支配的となった。
ことから，全ての事故シーケンスにおいて「低」とした。
原子炉への注水に必要な設備容量については，事故シーケンス間で差がなく，待機 以上より，①を重要事故シーケンスとして選定した。
b.
中のＥＣＣＳ・低圧代替注水系（常設）の設備容量（残留熱除去系：1,605m３ ／h，
低圧代替注水系（常設）：378m３ ／h）に比べて十分小さい（最も崩壊熱の大きなＰ なお，直流電源喪失となる②の事故シーケンスは，炉心損
ＯＳ−Ｓにおいても約50m３ ／h）ことから，全ての事故シーケンスにおいて「低」 傷頻度が低く，有効性を確認する左記の対策により①の事
故シーケンスと同様に燃料損傷防止が可能であり，さらにとした。
可搬型代替直流電源設備による非常用ディーゼル発電機のc. 事故シーケンスグループの中で最もＣＤＦの高いドミナントシーケンスを「高」，事故シーケンスグループ別ＣＤＦに対して1％以上の事故シーケンスを「中」，1％ 起動による対応にも期待できることから選定しない。
未満の事故シーケンスを「低」とした。

低原子炉冷却材
の流出

反応度の
誤投入

−Ｓにおいても約3.9時間であり，その他のＰＯＳではさらに余裕時間が見込める）
以上より，①を重要事故シーケンスとして選定した。
ことから，全ての事故シーケンスにおいて「低」とした。
原子炉への注水に必要な設備容量については，事故シーケンス間で差がなく，待機
b. 中のＥＣＣＳ・低圧代替注水系（常設）の設備容量（残留熱除去系：1,605m３ ／h， 残留熱除去系海水系の喪失により崩壊熱除去機能が喪失す
る②の事故シーケンスについては，「全交流動力電源喪低圧代替注水系（常設）：378m３ ／h）に比べて十分小さい（最も崩壊熱の大きなＰ失」にて残留熱除去系海水系の代替手段である緊急用海水ＯＳ−Ｓにおいても約50m３ ／h）ことから，全ての事故シーケンスにおいて「低」 系の有効性を確認するため，選定しない。
とした。
また，外部電源喪失を起因とする③の事故シーケンスは，
c. 事故シーケンスグループの中で最もＣＤＦの高いドミナントシーケンスを「高」， 非常用ディーゼル発電機に期待できるため，「全交流動力
事故シーケンスグループ別ＣＤＦに対して1％以上の事故シーケンスを「中」，1％ 電源喪失」で考慮している事故シーケンスと比較して事象未満の事故シーケンスを「低」とした。
進展や対策が厳しくないことから選定しない。

高・ 待機中のＥＣＣＳ（残留熱除去系（低圧注水系））④原子炉冷却材の流出（ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

a. 余裕時間については，事故シーケンス間で差異がなく，異常の認知及び待機中のＥ a.b.の着眼点について，全シーケンスに共通であるため，
ＣＣＳ・低圧代替注水系（常設）の起動といった緩和措置の実施に掛かる時間を保 選定理由から除外した。
守的に見積もった時間（約2時間）に比べて十分な余裕時間がある（最も短いＰＯＳ c.頻度の観点では，①が支配的となった。

低②原子炉冷却材の流出（ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗−

選定した重要事故
シーケンスと選定理由

低−崩壊熱除去機能※ １

備考（a：余裕時間，b：設備容量，c：代表性）：重要事故シ ーケンスとして選定した事 故シーケンス※1 停止時ＰＲＡの評価上，残留熱除去系の喪失も考えられるが，その場合の事象進展及び対策は「全交流動力電源喪失」と同様になるため，ガイド等を参照し，対策に追加。
※2 停止時においては崩壊熱除去機能が喪失した場合であっても，原子炉注水を実施することで燃料損傷を防止。
（安定状態の確立のために残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱を実施する。）※3 発生の可能性が低く，発生を仮定してもその影響が限定的であるため，リスク評価上重要性が低いと判断し，ＰＲＡの評価対象から除外したもの。

高 a.

代表性の観点から以下の事故を想定する。
− ・停止中に実施される検査等により，最大反応度価値を有する制御棒1本が全引き抜きされている状態から，他の1本の制御棒が操作量の制限を超える誤った操作によって引き抜かれ，異常な反応度の投入を認知できずに燃料の損傷に至る事故

必ず想定する事故シーケンスグループ（解釈4−1(a)のシーケンスグループ）

個別プラント評価により抽出するもの（解釈4−1(b)のシーケンスグループ）＜個別プラントの確率論的リスク評価（ＰＲＡ）＞
・内部事象＜事故シーケンスグループ抽出・炉心損傷頻度算出結果＞
シーケンス別ＣＤＦ（／定期検査）全ＣＤＦに対する
寄与割合（％）

グループ別ＣＤＦ
に対する寄与割合（％）①残留熱除去系の故障（ＲＨＲ喪失）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

9.9E-07

21.3

78.0

②残留熱除去系の故障（ＲＨＲＳ喪失）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

1.2E-072.7

9.4③外部電源喪失＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

1.6E-073.3

12.6①外部電源喪失＋交流電源失敗＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

3.4E-06

72.7

100.0

②外部電源喪失＋直流電源失敗＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

1.3E-10

<0.1

<0.1%

①原子炉冷却材の流出（ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

6.4E-11

<0.1

56.1

②原子炉冷却材の流出（ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

3.9E-11

<0.1

34.2

③原子炉冷却材の流出（ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

1.1E-11<0.1

9.6④原子炉冷却材の流出（ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

2.6E-14

<0.1

<0.1%

4.7E-06

100.0−

事故シーケンスグループ

崩壊熱除去機能喪失

事故シーケンス

全交流動力電源喪失

原子炉冷却材の流出

121

合計

第3−1図

事故シーケンス
グループ別ＣＤＦ（／定期検査）全ＣＤＦに対する寄与割合（％）

1.3E-06

27.3

3.4E-06

72.7

1.1E-10<0.1

4.7E-06

100.0%

・ 崩壊熱除去機能喪失

審査ガイドに従い，
事故シーケンスグループごとに重要事故シーケンスを選定（ＲＨＲの故障による停止時冷却機能喪失）

・ 全交流動力電源喪失
・ 原子炉冷却材の流出
・ 反応度の誤投入※

燃料損傷防止対策の有効性評価※ 停止時ＰＲＡでは評価対象外

運転停止中原子炉における事故シーケンスグループ抽出及び重要事故シーケンス選定の全体プロセス

出力

ＰＲＡの評価対象

300

冷却材温度

原子炉圧力

原子炉内インベントリ

1000

運転時

10

1500

出力

停 止 時

運転時
：原子炉水位：原子炉圧力：冷却材温度(約280℃)
原子炉ウェル満水(約280℃)

ＲＰＶ漏えい試験(約6.9MPa)(約6.9MPa)(約6.9MPa)

200

5
[MPa]

ＲＰＶ満水

122

[℃]
100

500

通常水位
(約50℃)

[m3]
0

(大気圧)

0

0

プラント状態(POS)

−

発電機解列
復水器真空破壊

第 3−2 図

Ｓ Ａ

ＲＰＶ開放

Ｂ

Ｃ

ＲＰＶ閉鎖

施設定期検査時のプラント状態と主要パラメータの推移

Ｄ

起動準備
ＣＲ引抜開始

−

発電機
併列

POS

S

A

B1

B2

B3

B4

B5

B6

C1

C2

D

日数

1

2

5

3

14

8

12

13

8

9

7

代表水位

通常水位

原子炉ウェル満水

通常水位

ＣＲＤ点検
ＬＰＲＭ点検
ＲＨＲ−Ａ
除熱系

※2

ＲＨＲ−Ｂ
※1

ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ
ＨＰＣＳ
注水系

ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ａ※2

123

ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−ＣＲＨＲＳ−Ａ
補機冷却系
ＲＨＲＳ−Ｂ
ＤＧ−２Ｃ
電源系

ＤＧ−２Ｄ
ＨＰＣＳ−ＤＧ
※3

※1
※2
※3

RHR蒸気凝縮配管撤去のため，RHR-B待機除外
RHR-A系統圧力上昇による点検のため，RHR-A待機除外
HPCS-DGの潤滑油プライミングポンプの点検のため，HPCS-DG待機除外：運転第 3−3 図

：待機

：待機除外

停止時ＰＲＡにおけるプラント状態の分類及び施設定期検査工程

残留熱除去系の故障

崩壊熱除去・炉心冷却事故シーケンス

成功

−

失敗

外部電源
喪失

直流電源

交流電源

残留熱除去系の故障（ＲＨＲ喪失）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗
残留熱除去系の故障（ＲＨＲＳ喪失）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

崩壊熱除去・
炉心冷却事故シーケンス

成功

−

成功
失敗

外部電源喪失＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

事故シーケンスグループ
燃料損傷なし崩壊熱除去機能喪失

事故シーケンスグループ
燃料損傷なし崩壊熱除去機能喪失

成功
成功

−

失敗
失敗

外部電源喪失＋交流電源喪失
全交流動力電源喪失＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

成功

−

失敗
失敗

原子炉冷却材の流出

外部電源喪失＋直流電源喪失＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

崩壊熱除去・炉心冷却事故シーケンス

成功
失敗

第3−4図

燃料損傷なし−燃料損傷なし全交流動力電源喪失

事故シーケンスグループ
燃料損傷なし原子炉冷却材の流出
原子炉冷却材の流出（ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗
原子炉冷却材の流出（ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗
原子炉冷却材の流出（ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗
原子炉冷却材の流出（ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

停止時ＰＲＡにおけるイベントツリー

124原子炉冷却材の流出＜0.1％

崩壊熱除去機能喪失
28.8％

全交流動力電源喪失
71.1％（ Ｃ Ｄ Ｆ ： 5.0×10 − ６ ／ 施 設 定 期 検 査 ）第 3− 5図

事故シーケンスグループごとの寄与割合

125

4.

事故シーケンスグループ及び重要事故シーケンス等の選定に活用したＰＲＡの実施プロセスについて
事故シーケンスグループ及び重要事故シーケンス等の選定に際して適用可能としたＰＲＡは，一般社団法人

日本原子力学会において標準化された実施基準を参考に実施した。
これらのＰＲＡについて，ＰＲＡの実施プロセスの確認及び更なる品質向上を目的とし，一般社団法人

日本原子力学会の実施基準への対応状況及びＰＲＡの手法の妥当性について，海外のレビュア
ーを含む専門家によるピアレビューを実施した。なお，本ピアレビ
ューでは，第三者機関から発行されている「ＰＳＡピアレビューガ
イ ド ラ イ ン 」（ 平 成 21 年 6 月

一般社団法人 日本原子力技術協会）

を参考にした。ピアレビューの結果，実施したＰＲＡにおいて，事
故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ 及び重要事故シーケンス等の選定結果に影響を及ぼすような技術的な問題点がないことを確認した。
ま た ， 各 実 施 項 目 に つ い て 「 Ｐ Ｒ Ａ の 説 明 に お け る 参 照 事 項 」（ 平 成
25 年 9 月

原子力規制庁）において参照すべき事項として挙げられて い る レ ベ ル １ Ｐ Ｒ Ａ （ 内 部 事 象 ， 内 部 事 象 （ 停 止 時 ）， 外 部 事 象（ 地 震 及 び 津 波 ））， レ ベ ル １ ． ５ Ｐ Ｒ Ａ （ 内 部 事 象 ， 外 部 事 象 （ 地震 ）） の 対 応 状 況 を 確 認 し た 。

126

別紙 1
有効性評価の事故シーケンスグループ等の選定に際しての外部事象の考慮について

重大事故の有効性評価に係る個別プラントでの事故シーケンスグループの選定に際しては，「実用発電用原子炉及びその附属施設の位置，構造及び設備の基準に関する規則の解釈」（以下「解釈」という。）に ，「 個 別 プ ラ ン ト の 内 部 事 象 に 関 す る 確 率 論 的 リ ス ク 評 価（ Ｐ Ｒ Ａ ）及び外部事象に関するＰＲＡ（適用可能なもの）又はそれに代わる方法で評価を実施すること。」と記載されている。
今回の申請に当たって，外部事象に関しては手法が適用可能な段階にあると判断した地震，津波を対象に出力運転時レベル１ＰＲＡを実施した。
内部溢水，内部火災及びその他外部事象に関するレベル１ＰＲＡ及び外部事象レベル１．５ＰＲＡ並びに停止時レベル１ＰＲＡについて
は，ＰＲＡ手法の確立に向けた検討が進められている段階，又は現実的な定量評価の実施に向けて必要なデータ整備を進めていく段階であることから，現段階では「適用可能なもの」に含まれないと判断し，「それに代わる方法」として，これら外部事象の影響を考慮した場合の事故シーケンスグループ選定への影響について以下のとおり整理した。

1.

炉心損傷防止対策の事故シーケンスグループ抽出に係る検討

1.1

内部溢水，内部火災の影響
今回はＰＲＡの適用を見合わせたが，内部溢水，内部火災についてはレベル１ＰＲＡの手法確立・個別プラントへの展開に係る別紙 1−1

検討作業がある程度進んでいる。このことを踏まえ，ＰＲＡを念頭にして，内部溢水，内部火災の発生によって誘発される可能性がある起因事象を，定性的な分析によって抽出した。抽出結果を表 1に 示 す 。
表 1に 示 す 起 因 事 象 が 発 生 し た 場 合 ， 屋 内 に 設 置 さ れ て い る 安 全
機器の機能喪失を経て炉心損傷に至る可能性があるが，これらに起因する事故シーケンスは，同機器のランダム故障・誤操作を想定する内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡにおいて評価対象とした起因事象に含まれている。
また，設計基準対象施設によって，内部溢水，内部火災の影響拡大防止が図られることで，異なる区画等，広範囲における重畳的な安全機器の同時機能喪失発生を防止できると考える。
したがって，内部溢水・内部火災に起因した炉心損傷頻度の定量化には上記の課題が残るものの，定性的な起因事象の抽出結果から想定される事故シーケンスは，内部事象出力運転時レベル１
ＰＲＡの検討から得られる事故シーケンスの一部として分類できるため，新たに追加が必要となる事故シーケンスグループが発生する可能性は低いと考える。

1.2

その他の外部事象の影響
その他の外部事象としては，解釈第６条第２項に自然現象，及び第８項に発電用原子炉施設の安全性を損なわせる原因となるおそ れ が あ る 事 象 で あ っ て 人 為 に よ る も の（ 故 意 に よ る も の を 除 く 。）
（以下「外部人為事象」という。）として，具体的に以下が記載されている。
別紙 1−2

第６条（外部からの衝撃による損傷の防止）（中略）
２ 第１項に規定する「想定される自然現象」とは、敷地の自然 環 境 を 基 に 、洪 水 、風（ 台 風 ）、竜 巻 、凍 結 、降 水 、積 雪 、
落 雷 、地 滑 り 、火 山 の 影 響 、生 物 学 的 事 象 又 は 森 林 火 災 等 から適用されるものをいう。
（中略）
８ 第３項に規定する「発電用原子炉施設の安全性を損なわせる 原 因 と な る お そ れ が あ る 事 象 で あ っ て 人 為 に よ る も の（ 故意 に よ る も の を 除 く 。）」と は 、敷 地 及 び 敷 地 周 辺 の 状 況 をも と に 選 択 さ れ る も の で あ り 、飛 来 物（ 航 空 機 落 下 等 ）、ダ
ム の 崩 壊 、爆 発 、近 隣 工 場 等 の 火 災 、有 毒 ガ ス 、船 舶 の 衝 突
又は電磁的障害等をいう。
こ れ ら の 地 震 ，津 波 を 除 く 各 種 自 然 現 象 及 び 外 部 人 為 事 象 が プ ラントに与え得る影響について，設計基準及びそれを超える場合，
現 象 等 の 重 畳 を 含 め て 定 性 的 に 分 析 し た 結 果 を 添 付 1に 示 す 。
地 震 ，津 波 以 外 の 自 然 現 象 及 び 外 部 人 為 事 象 に つ い て ，起 因 事 象
発生の可能性を検討した結果，出力運転時を対象として実施した
内部事象，地震及び津波レベル１ＰＲＡにて抽出した起因事象を誘発する要因による事故シーケンスグループ以外に新たに追加が必要となる事故シーケンスグループはないものと判断した。

別紙 1−3

2.

格納容器破損防止対策の格納容器破損モードの抽出に係る検討
外部事象レベル１．５ＰＲＡに ついて は，地震ＰＲＡのみ学会標準に一部関連する記載があるものの，その他の事象については標準的なＰＲＡ手法が確立されておらず，定量評価を実施できる状況ではないことから，以下のとおり定性的な検討を実施した。

2.1

地震の影響
地震がプラントに与え得る特有の影響について，新たに有効性

評価の対象として追加すべき格納容器破損モードの観点で定性的に 分 析 し た 結 果 を 添 付 2に 示 す 。
また，出力運転時を対象として実施した地震時レベル１ＰＲＡの結果からは，地震特有の事象として原子炉建屋損傷や格納容器損傷等の炉心損傷直結事象が抽出されている。これらの事象については，深刻な事故の場合には格納容器も破損に至るが，この場合の格納容器破損は事象進展によって格納容器に負荷が加えられて破損に至るものではなく，地震による直接的な格納容器の閉じ込め機能喪失である。これらについては，耐震補強等による事象の発生防止を図ること，あるいは大規模損壊対策として可搬型のポンプ・電源，放水砲等を駆使した対応により影響緩和を試みる
ことで対応していく事象であり，有効性評価において取り扱う事
象としては適切でないと考える。
したがって，有効性評価の対象とすべき格納容器破損モードとして，内部事象出力運転時レベル１．５ＰＲＡにて抽出した格納容器破損モード以外に新たに追加が必要となる格納容器破損モー
ドはないものと判断した。
別紙 1−4

2.2

津波の影響
津波がプラントに与え得る特有の影響について，建物外部の設備が機能喪失することは想定されるものの，格納容器が津波による物理的負荷（波力・漂流物の衝撃力）によって直接損傷することは想定し難い。また，炉心損傷後の格納容器内の物理化学現象についても内部事象出力運転時レベル１．５ＰＲＡで想定するものと同等と考えられる。
したがって，有効性評価の対象とすべき格納容器破損モードとして，内部事象出力運転時レベル１．５ＰＲＡにて抽出した格納容器破損モード以外に新たに追加が必要となる格納容器破損モー
ドはないものと判断した。

2.3

内部溢水，内部火災の影響
1.1に 示 し た 起 因 事 象 の 検 討 か ら も ， 炉 心 損 傷 に 至 る 事 故 シ ー ケ

ンスグループとしては内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡで用いた事象以外に追加すべきものは発生しないと推定しており，格納容器が直接破損することは想定し難い。また，炉心損傷後の格納容器内の物理化学現象についても内部事象出力運転時レベル１．
５ＰＲＡで想定するものと同等と考えられる。
したがって，有効性評価の対象とすべき格納容器破損モードとして，内部事象出力運転時レベル１．５ＰＲＡにて抽出した格納容器破損モード以外に新たに追加が必要となる格納容器破損モー
ドはないものと判断した。

別紙 1−5

2.4

その他の外部事象の影響
1.2に 示 し た プ ラ ン ト に 与 え 得 る 影 響 の 検 討 か ら は ， 屋 外 施 設 の損傷によるサポート系の機能喪失が想定されるものの，炉心損傷に至る事故シーケンスグループとしては，内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡにて抽出された事故シーケンスグループに追加すべ
きものは発生しないものと推定している。また，炉心損傷後の格納容器内の物理化学現象についても内部事象出力運転時レベル１．
５ＰＲＡで想定するものと同等と考えられる。
したがって，有効性評価の対象とすべき格納容器破損モードとして，内部事象出力運転時レベル１．５ＰＲＡにて抽出した格納容器破損モード以外に新たに追加が必要となる格納容器破損モー
ドはないものと判断した。

3.

停止時原子炉における燃料損傷防止対策の事故シーケンスグルー
プ抽出に係る検討
停止時レベル１ＰＲＡについて は，地 震，津波，内部溢水，内部

火災及びその他外部事象に関するレベル１ＰＲＡの標準的なＰＲＡ手法が確立されておらず，定量評価を実施できる状況にない。このため，出力運転時の地震・津波レベル１ＰＲＡの評価結果，内部溢
水 ・ 内 部 火 災 及 び そ の 他 の 外 部 事 象 に 関 す る 整 理 ，図 1 に 示 す 内 部 事
象停止時レベル１ＰＲＡのマスターロジックダイヤグラムを参考に，
地震，津波，内部溢水，内部火災及びその他の外部事象により発生
す る 起 因 事 象 を 以 下 の と お り 定 性 的 に 分 析 し ， 表 2に ま と め た 。
さらに，抽出した起因事象を基 に，内 部事象停止時レベル１ＰＲ
Ａにて抽出した事故シーケンスグループ以外に新たに追加が必要と別紙 1−6

なる事故シーケンスグループの有無を確認した。

3.1

出力運転時と停止時のプラント状態等の差異
停止時における燃料損傷防止対策の事故シーケンスグループの抽出においては，出力運転時を対象に実施した整理を参考に評価を行ったが，評価に当たってはその前提として，出力運転時と停止時のプラント状態等の差異を把握することが重要と考え，その整理を行った。整理に当たり，一般的な出力運転時と停止時の違いとして以下の観点に着目し，それぞれについて事故シーケンス
グループの抽出において，考慮が必要であるか確認した。
・崩壊熱，原子炉冷却材の温度・圧力
停 止 時 の 崩 壊 熱 ，原 子 炉 冷 却 材 の 温 度・圧 力 は 出 力 運 転 時 と 比
べ 小 さ く な る た め ，事 象 進 展 は 緩 や か に な る が ，事 故 シ ー ケ ン ス
グループの抽出においては影響しない。
・燃料損傷防止に必要となる機能
停 止 時 の 燃 料 損 傷 防 止 に 必 要 と な る 機 能 は ，出 力 運 転 時 と 異 な
り ，原 子 炉 停 止 機 能 ，高 圧 注 水 機 能 が 不 要 と な る 。そ の た め ，事
故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ の 抽 出 に お い て は ，こ れ ら の 差 異 に つ い て考慮する必要がある。
・原子炉水位，原子炉圧力容器・格納容器の状態
原 子 炉 水 位 の 変 化 は 時 間 余 裕 へ 影 響 す る も の の ，事 故 シ ー ケ ン
スグループ抽出には影響しない。
停止時は原子炉圧力容器・格納容器が開放されている状態も考えられるが，これらの状態に依らず，停止時の必要な機能は変化しないため，事故シーケンスグループの抽出において考慮不要で
別紙 1−7

ある。
・緩和設備・サポート系設備の状態
停 止 時 に お い て ，一 部 の 緩 和 設 備 及 び サ ポ ー ト 系 設 備 の 点 検 又は 試 験 に よ り そ の 機 能 に 期 待 で き な い 状 態 も 推 定 さ れ る 。た だ し ，期 待 で き る 設 備 は 少 な く な る も の の ，必 要 な 機 能 は 原 子 炉 施 設 保
安 規 定 に よ り 担 保 さ れ る も の で あ り ，ま た 既 に 内 部 事 象 停 止 時 レ
ベル１ＰＲＡでこれらの設備の点検又は試験により期待できな
い こ と は 考 慮 さ れ て い る 。そ の た め ，本 観 点 は 事 故 シ ー ケ ン ス グ
ループの抽出において考慮不要である。
・停止時特有の作業の影響
停 止 時 に お い て ，出 力 運 転 時 と は 異 な り ，点 検 作 業 等 に 伴 う 開
口 箇 所 の 発 生 な ど 現 場 の 状 態 が 異 な る こ と が 考 え ら れ る 。そ の た
め ，事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ の 抽 出 に お い て は ，こ れ ら の 差 異 について考慮する必要がある。

以上より，停止時における燃料損傷防止対策の事故シーケンス
グループの抽出においては，出力運転時を対象に実施した整理を参考にする際は，「燃料損傷防止に必要となる機能」，「停止時特有の作業の影響」について考慮する必要がある。

3.2

地震の影響
地震により個々の機器が損傷する可能性は出力運転時と停止時で異なるものではないが，各系統の機能喪失がプラントに与える影響の観点では出力運転時と停止時で異なり，停止時は燃料の崩壊熱除去に関連する系統が重要となる。
別紙 1−8

停止時に燃料の崩壊熱を除去している系統は，残留熱除去系及びそのサポート系である残留熱除去系海水系，外部電源から給電される所内電源設備である。
地震により残留熱除去系又は残留熱除去系海水系が機能喪失すると「残留熱除去系の故障」の起因事象が発生し，碍子又は所内電源設備等の送受電設備が損傷すると「外部電源喪失」の起因事
象が発生する。これらの起因事象が発生した場合，屋内に設置されている安全機能を有する系統が機能喪失した場合は燃料損傷に至るが，この事故シーケンスは，同じ系統がランダム故障等で発生することを想定している内部事象停止時レベル１ＰＲＡにて抽出される事故シーケンスと同じである。
地震特有の事象として，原子炉建屋損傷，格納容器損傷，原子炉圧力容器損傷，格納容器バイパス，原子炉冷却材圧力バウンダ
リ喪失（ＥｘｃｅｓｓｉｖｅＬＯＣＡ），計装・制御系喪失が発生すると，直接炉心損傷に至る事象が発生するが，これらについては出力運転時を対象とした炉心損傷に至る事故シーケンスの抽出における考え方と同様，損傷の規模に応じて，機能を維持した設計基準事故対処設備や重大事故等対処設備，可搬型の機器等
で燃料損傷防止を試みるものと考える。一方，損傷の程度が大き
く，設計基準事故対処設備及び重大事故等対処設備に期待できな
い場合には，大規模損壊対策を含め，原子炉建屋以外に分散配置した設備や可搬型の機器を駆使し，影響緩和を図ることで対応するべきものと考える。
したがって，停止時の地震の発生を考慮しても，内部事象停止
時レベル１ＰＲＡにて抽出した事故シーケンスグループ以外に新別紙 1−9

たに追加が必要となる事故シーケンスグループはないものと判断
した。

3.3

津波の影響
停止時においては，点検作業等に伴い，出力運転時にはない開口（大物搬入口の水密扉等の建屋開口部，防潮堤貫通部の止水防止対策の点検に伴う一時的な開口部）が発生することが考えられ，
事故シーケンス選定においては，この差異について考慮する必要がある。
大物搬入口の水密扉等については，出力運転時の津波レベル１
ＰＲＡにおいて期待しておらず，防潮堤を超え敷地に遡上する津波 が 原 子 炉 建 屋 1階 床 面 に 到 達 す る と「 原 子 炉 建 屋 内 浸 水 に よ る 複数の緩和機能喪失」の事故シーケンスとして取り扱っている。停止時においてもこの考え方を適用すると，大物搬入口の水密扉等の建屋開口部の有無による事故シーケンス選定への影響はない。
一方，防潮堤については，出力運転時の津波レベル１ＰＲＡにおいて期待しているが，停止時における防潮堤貫通部の止水対策の点検作業に伴い，一時的に開口部が生じている間に防潮堤高さ未満の津波が発生した場合は，津波が開口部から敷地内に浸水することが考えられる。この場合でも，敷地内に浸水する津波の量が限定的であり，非常用海水ポンプの健全性は維持されると考えられるものの，非常用海水ポンプが没水，被水により機能喪失した場合は「最終ヒートシンク喪失」の起因事象が発生する。ただし，これを起因とする事故シーケンスに対しては，内部事象停止
時レベル１ＰＲＡから抽出される「全交流動力電源喪失」の事故
別紙 1−10

シーケンスグループと同様，常設代替高圧電源装置，低圧代替注
水系（常設）等により燃料損傷を防止できる。
また，防潮堤高さを超える津波に対しては，防潮堤貫通部の止水対策の点検作業の有無に関わらず，非常用海水ポンプが没水，被水により機能喪失し「最終ヒートシンク喪失」の起因事象が発生する。ただし，この場合においても，内部事象停止時レベル１
ＰＲＡから抽出される「全交流動力電源喪失」の事故シーケンス
グ ル ー プ と 同 様 ，常 設 代 替 高 圧 電 源 装 置 ，低 圧 代 替 注 水 系（ 常 設 ）等により燃料損傷を防止できる。
以上より，停止時の津波の発生を考慮しても，内部事象停止時
レベル１ＰＲＡにて抽出した事故シーケンスグループ以外に新たに追加が必要となる事故シーケンスグループはないものと判断した。
なお，停止時は，常設代替高圧電源装置等の重大事故等対処設
備が点検に伴い待機除外となる場合もあるものの，燃料損傷防止
対策が全て喪失するような複数の同時点検は実施しない運用とするとともに，その対策の機能維持に必要な浸水防止設備を維持す
る運用とする。

3.4

内部溢水，内部火災の影響
内部溢水，内部火災により個々の機器が損傷する可能性は出力運転時と停止時で異なるものではないが，各系統の機能喪失がプラントに与える影響の観点では出力運転時と停止時で異なり，停止時は燃料の崩壊熱除去に関連する系統が重要となる。
停止時に燃料の崩壊熱を除去している系統は，残留熱除去系及別紙 1−11

びそのサポート系である残留熱除去系海水系，外部電源から給電される所内電源設備である。
内部溢水，内部火災により運転中の残留熱除去系又は残留熱除去系海水系が機能喪失すると「残留熱除去系の故障」の起因事象が発生し，所内電源設備が機能喪失すると「外部電源喪失」の起因事象が発生するが，これらを起因とする事故シーケンスは，同系統の機器のランダム故障による機能喪失を想定する内部事象停止時レベル１ＰＲＡで考慮している起因事象に含まれている。
したがって，停止時の内部溢水，内部火災による起因事象の発生を考慮しても，内部事象停止時レベル１ＰＲＡにて抽出した事
故シーケンスグループ以外に新たに追加が必要となる事故シーケ
ンスグループはないものと判断した。
なお，停止時においても，燃料損傷防止に必要な機能を全て喪失することのないよう，必要な内部溢水，内部火災の影響拡大防止対策を維持する運用とする。

3.5

その他の外部事象の影響
地震，津波以外の自然現象及び外部人為事象について，出力運

転時を対象とした整理を参考に，停止時に起因事象が発生し得るかを確認した。その結果，その他の外部事象の発生に伴う起因事
象は，内部事象停止時レベル１ＰＲＡにおいて抽出した起因事象に包含されるため，内部事象停止時レベル１ＰＲＡにて抽出した
事故シーケンスグループ以外に新たに追加が必要となる事故シー
ケンスグループはないものと判断した。

別紙 1−12

4.

まとめ
今回の事故シーケンスグループ 等の選 定に際して，現段階でＰＲＡを適用可能と判断した出力運転時地震レベル１ＰＲＡ，出力運転
時津波レベル１ＰＲＡ以外の外部事象について，定性的な分析・推定から新たに追加すべき事故シーケンスグループ及び格納容器破損
モードはないものと評価した。
なお，今回定性的な分析とした 各ＰＲ Ａや地震発生時に想定される地震随伴津波，地震随伴火災及び地震随伴溢水を対象としたＰＲＡについては，手法整備の研究及び実機プラントへの適用の検討を順次進めていく予定である。

別紙 1−13表 1
起因事象

内部溢水及び内部火災により誘発される起因事象
起因事象を誘発する要因の例

別紙 1−14

外部電源喪失内部溢水及び内部火災による常用母線等の機能喪失等

非隔離事象

内部溢水及び内部火災による原子炉冷却材流量制御系の誤動作
内部溢水及び内部火災による工学的安全施設制御系の誤動作等

隔離事象

内部溢水及び内部火災による主蒸気隔離弁の誤閉止等

全給水喪失

内部溢水及び内部火災による給水流量の全喪失等

逃がし安全弁
誤開放

内部火災による逃がし安全弁作動回路の誤動作等

手動停止

内部溢水及び内部火災による安全機能への影響の可能性に伴う計
画外停止

表 2
外部事象
起因事象

停止時原子炉における各外部事象で発生する起因事象の抽出結果

地震

津波

内部火災・内部溢水

その他の外部事象

主な燃料損傷防止対策

・残 留 熱 除 去 系 海 水 ・ 残 留 熱 除 去 系 ポ ン プ の ・残留 熱 除 去 系 海 水 系 ・ 常 設 代 替 高 圧 電 源 装 置
・残留熱除去系の損傷
・残 留 熱 除 去 系 海 水 系 の系の機能喪失停止の機能喪失（竜巻， ・低圧代替注水系（常設，可搬
残留熱除去系の損傷・原 子 炉 建 屋 内 浸 水 ・ 残 留 熱 除 去 系 海 水 系 ポ
落雷）
型）
故障
による残留熱除
ンプの停止
・緊急用海水系去系の機能喪失等
・津波防護対策・送受電設備の損傷
外部電源喪失・送 受 電 設 備 の 機 能 ・ 送 受 電 設 備 の 機 能 喪 失 ・送受 電 設 備 の 機 能 喪
喪失
失（凍結，積雪 ，火山 ，竜 巻 ，森 林 火 災 ，
落雷）

別紙 1−15

原子炉冷却材の
流出

−※

−

−

−

−

反応度投入
事象

−

−

−

−

−

−

・出 力 運 転 時 を 対 象 と し た 地
震レベル１ＰＲＡ結果に
基 づ き ，直 接 炉 心 損 傷 に 至る起因事象を抽出している が ，補 足 1 に 示 す と お り ，
評価方法にはかなりの保守 性 を 有 し ，か つ ，大 き な
不 確 か さ を 有 す る 。出 力 運
転 時 の 取 り 扱 い と 同 様 ，機能維持した設計基準事故
対処設備及び重大事故等対処設備を柔軟に活用し影響緩和を図ることで対応すべきものと考える。

・原子炉建屋損傷
・格納容器損傷
・原子炉圧力容器損傷
・格納容器バイパス
・原 子 炉 冷 却 材 圧 力 バ ウ
直接炉心損傷にン ダ リ 喪 失（ Ｅ ｘ ｃ ｅ
至る事象
ｓｓｉｖｅ ＬＯＣ
Ａ）
・計測・制御系喪失※−−

原子炉冷却材圧力バウンダリ喪失は直接炉心損傷に至る事象として整理する。

別紙 1−16
図 1

内部事象停止時レベル１ＰＲＡのマスターロジックダイヤグラム

添付資料
添付 1

有効性評価の事故シーケン スグループ の選定に際しての地
震，津波以外の外部事象の考慮について

添付 2

地震レベル１．５ＰＲＡに ついて

別紙 1-17

添付 1
有効性評価の事故シーケンスグループの選定に際しての地震，津波以外の外部事象の考慮について「実用発電用原子炉及びその附属施設の位置，構造及び設備の基準に 関 す る 規 則 の 解 釈（ 原 規 技 発 第 1306 193号（ 平 成 ２ ５ 年 ６ 月 １ ９ 日 原子 力 規 制 委 員 会 決 定 ））第 37条 第 1 -1項 で は ，運 転 時 の 異 常 な 過 渡 変 化
及び設計基準事故に対して原子炉の安全性を損なうことがないよう設計することを求められる構築物，系統及び機器がその安全機能を喪失した場合であって，炉心の著しい損傷に至る可能性があると想定する
事故シーケンスグループを抽出するため，個別プラントのＰＲＡ又はそれに代わる方法で評価を実施することが求められている。
外部事象のうち，日本原子力学会標準として実施基準が定められて
おりＰＲＡの適用実績がある地震及び津波については，それぞれＰＲＡを実施し事故シーケンスグループの抽出を実施している。
また，地震，津波以外の自然現象については現段階でのＰＲＡ評価
は実施困難であるため，「それに代わる方法」として以下に示す方法
にて定性的に事故シーケンスグループの抽出を行い，重大事故等対策の有効性評価において新たに追加が必要となる事故シーケンスグルー
プの有無について確認を行った。
さらに外部人為事象についても定性的に事故シーケンスグループの抽出を行い，重大事故等対策の有効性評価において新たに追加が必要となる事故シーケンスグループの有無について確認を行った。
また，自然現象，外部人為事象が重畳することによる影響について
も，定性的な評価を行い，重大事故等対策の有効性評価において新たに追加が必要となる事故シーケンスグループの有無について確認を行
別紙 1−18

った。

1.

前提条件

(1)

評価対象事象設計基準を設定する自然現象（以下「設計基準設定事象」という。）の設定は，一般的な事象に加え，国内外の規格基準から収集した様々な自然現象に対し，そもそも東海第二発電所において発生する可能性があるか，プラントの安全性が損なわれる可能性があるか，影響度の大きさから代表事象による評価が可能かといった観点でスクリーニングを実施している。
したがって，設計基準設定事象以外のものについては，そもそもプラントの安全性が損なわれる可能性がないか，有意な頻度では発生しないか，若しくは影響度の大きさから他の自然現象に包絡されるものであるため，事故シーケンスの有無の確認は，設計
基 準 設 定 事 象 で あ る 以 下 の 11 事 象 を 対 象 に 実 施 す る も の と す る 。
・洪水
・風（台風）
・竜巻
・凍結
・降水
・積雪
・落雷
・火山の影響・生物学的事象
・森林火災
別紙 1−19

・高潮
なお，設計基準設定事象以外については，上述のとおり，基本的には事故シーケンスに至ることはないか，有意な頻度では発生しないか，若しくは影響度の大きさから他の自然現象に包絡されるものであると判断しているものの，各自然現象により想定される発電所への影響（損傷・機能喪失モード）を踏まえ，考え得る
起 因 事 象 に つ い て 整 理 し て お り ， そ の 結 果 か ら も 上 記 11 事 象 に 加え詳細評価が必要な事象は無いことを確認している。なお，このう ち 5事 象 に つ い て は ， 他 事 象 に 包 絡 さ れ る （ 洪 水 ， 風 （ 台 風 ） ，降水，高潮）か，起因事象の発生はない（生物学的事象）ことを
確 認 し て い る 。 （ 補 足 1）
ま た ，各 外 部 人 為 事 象 に よ り 想 定 さ れ る 発 電 所 へ の 影 響（ 損 傷 ・機能喪失モード）を踏まえ，考え得る起因事象についても整理しており，その結果から新たな起因事象がないこと，事象の影響として設計基準設定事象に包絡されることを確認している。
（ 補 足 2）

(2)

想定範囲
上記設計基準設定事象については，それぞれ考慮すべき最も過酷と考えられる条件を設定している。具体的には，設計基準設定を超えた規模を仮定する。

2.

評価方法

2.1
(1)

起因事象の特定構築物，系統及 び機器（以下「設備等」という。）の損傷・
別紙 1−20

機能喪失モードの抽出
1.に て 示 し た 風 ，積 雪 等 の 自 然 現 象 が 設 計 基 準 を 超 え る 規 模 で
発 生 し た 場 合 に ，発 電 所 に 与 え る 影 響 は 地 震 ，津 波 ほ ど 十 分 な 知
見 が な い 。そ こ で ，こ こ で は 国 外 の 評 価 事 例 ，国 内 の ト ラ ブ ル 事
例 及 び 規 格・基 準 に て 示 さ れ て い る 発 電 所 の 影 響 を 収 集 し ，対 象とする自然現象が発生した場合に設備等へどのような影響を与えるか（設備等への損傷・機能喪失モード）の抽出を行う。

(2)

評価対象設備の選定(1 )で 抽 出 し た 損 傷 ・ 機 能 喪 失 モ ー ド に 対 し ， 影 響 を 受 け る 可

能 性 が あ る 設 備 等 の う ち ，プ ラ ン ト の 運 転 継 続 や 安 全 性 に 影 響 を及ぼす可能性のある設備等を評価対象設備として選定する。

(3)

起因事象となりうるシナリオの選定(1)で 抽 出 し た 損 傷・機 能 喪 失 モ ー ド に 対 し て ，( 2)で 選 定 し た

評 価 対 象 設 備 へ の 影 響 を 検 討 の 上 ，発 生 可 能 性 の あ る シ ナ リ オ を選定する。
シ ナ リ オ の 選 定 に 当 た っ て は ，事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ 抽 出 に当たって考慮すべき起因事象となりうるシナリオを選定する。
な お ，起 因 事 象 の 選 定 は ，日 本 原 子 力 学 会 標 準「 原 子 力 発 電 所の出力運転状態を対象とした確率論的安全評価に関する実施基
準 ： 200 8（ レ ベ ル １ Ｐ Ｓ Ａ 編 ） 」 （ 以 下 「 学 会 標 準 」 と い う 。 ）に示される考え方などを参考に行う。

別紙 1−21

(4)起因事象の特定(3) で 選 定 し た 各 シ ナ リ オ に つ い て 発 生 可 能 性 を 評 価 し ， 事 故シーケンスグループ抽出に当たって考慮すべき起因事象の特定を行う。
な お ，過 去 の 観 測 実 績 等 を も と に 発 生 可 能 性 を 評 価 可 能 な も のに つ い て は ，影 響 の あ る 事 故 シ ー ケ ン ス の 要 因 と な る 可 能 性 に ついて考察を行う。

2.2

事故シーケンスの特定
2.1 (4) に て 特 定 し た 起 因 事 象 に つ い て ， 内 部 事 象 レ ベ ル １ Ｐ Ｒ

Ａや地震，津波レベル１ＰＲＡにて考慮しておらず，重大事故の有効性評価において追加すべき新たな事故シーケンスにつながる
可能性のあるものの有無について確認を行う。
また，新たな事故シーケンスにつながる可能性のある起因事象が確認された場合，事故シーケンスに至る可能性について評価の上，有意な影響のある事故シーケンスとなりうるかについて確認を行う。
事故シーケンスに至る可能性の評価については，旧原子力安
全・保安院指示に基づき実施したストレステストでの評価方法などを参考に実施するものとする。

3.

個別事象評価のまとめ
1. に て 示 し た 各 評 価 対 象 事 象 に つ い て ， 事 故 シ ー ケ ン ス に 至 る 可

能 性 の あ る 起 因 事 象 に つ い て 特 定 し た 結 果 （ 補 足 1-1 〜 6 参 照 ） ， 内
部事象や地震，津波レベル１ＰＲＡで考慮している起因事象に包含
別紙 1−22

されることを確認した。また，各評価対象事象によって機能喪失する可能性のある緩和設備について確認し，起因事象が発生した場合であっても，緩和設備が機能維持すること等により，必要な機能を確 保 す る こ と は 可 能 で あ る こ と を 確 認 し た（ 補 足 1- 7）。し た が っ て ，
内部事象や地震，津波レベル１ＰＲＡにて抽出した事故シーケンスに対して新たに追加すべき事故シーケンスは発生しないものと判断した。

4.

設計基準を超える自然現象の重畳の考慮について(1)

自然現象の重畳影響
自然現象の重畳評価については，損傷・機能喪失モードの相違に応じて，以下に示す影響を考慮する。
Ⅰ．各自然現象から同じ影響がそれぞれ作用し，重ね合わさって増長するケース（例：積雪と降下火砕物による堆積荷重の増加）Ⅱ．ある自然現象の防護施設が他の自然現象によって機能喪失す
ることにより影響が増長するケース（例：地震により浸水防止機能が喪失して浸水量が増加）
Ⅲ -1 ． 他 の 自 然 現 象 の 作 用 に よ り 前 提 条 件 が 変 化 し ， 影 響 が 増 長するケース（例：降水による降下火砕物密度の増加）
Ⅲ -2 ． 他 の 自 然 現 象 の 作 用 に よ り 影 響 が 及 ぶ よ う に な る ケ ー ス（例：斜面に降下火砕物が堆積した後に大量の降水により滑り，プラント周辺まで降下火砕物を含んだ水が押し寄せる状態。単独事象としては想定していない。）

別紙 1−23

(2)自然現象の重畳によるシナリオの選定
基本的には一般的な事象に加え，国内外の規格基準から収集した 自 然 現 象 に つ い て ( 1) Ⅰ 〜 Ⅲ - 2 に 示 し た 重 畳 影 響 の 確 認 を 実 施した。
ただし，以下の観点から明らかに事故シーケンスにはつながらないと考えられるものについては重畳影響を考慮不要と判断し確認対象から除外した。

○東海第二発電所及びその周辺では発生しない（若しくは，発生が 極 め て 稀 ） と 判 断 し た 事 象 （ No. は 補 足 1参 照 ）No.2： 隕 石 ， No.9： 土 壌 の 収 縮 又 は 膨 張 ， No. 1 4： 雪 崩 ， N o. 2 4：
草 原 火 災 ， No .28 ： ハ リ ケ ー ン ， No .31 ： 氷 壁 ， N o.3 2： 土 砂 崩 れ（ 山 崩 れ ，が け 崩 れ ），No .42：地 滑 り ，No.43：カ ル ス ト ，No.44：
地 下 水 に よ る 浸 食 ，N o.4 7：地 下 水 に よ る 地 滑 り ，N o.53：土 石 流 ，No.54 ： 水 蒸 気○単独事象での評価において設備等への影響がない（若しくは，非常に小さい）と判断した事象で，他の事象との重畳を考慮して も 明 ら か に 設 備 等 へ の 影 響 が 無 い と 判 断 し た 事 象 （ No. は 補 足
1参 照 ）
No.4 ： 河 川 の 迂 回 ， No .16 ： 海 岸 浸 食 ， No .17： 干 ば つ ， No.2 1：
濃 霧 ， No.2 3 ： 霜 ・ 白 霜 ， No. 26 ： 極 高 温 ， No. 34 ： 湖 又 は 河 川 の
水 位 低 下 ，No .36：陥 没・地 盤 沈 下・地 割 れ ，No. 38：も や ，N o.39 ：塩 害 ・ 塩 雲 ， No. 40 ： 地 面 の 隆 起 ， N o. 51： 低 温 水 （ 海 水 温 低 ） ，No.52 ： 泥 湧 出 （ 液 状 化 ）
確 認 し た 結 果 と し て は ， 重 畳 影 響 Ⅰ 〜 Ⅲ -1に つ い て は ， 以 下 に
別紙 1−24

示す理由から，単独事象での評価において抽出されたシナリオ以外 の シ ナ リ オ が 生 じ る こ と は な く ， 重 畳 影 響 Ⅲ -2に つ い て も ， 他
事象にて抽出したシナリオであり，新たなものが確認されなかった 。 個 別 自 然 現 象 の 重 畳 影 響 の 確 認 結 果 を 補 足 3に 示 す 。 ま た ， 外部 人 為 事 象 と の 重 畳 影 響 に つ い て は ， 補 足 4に 示 す と お り 自 然 現 象の重畳影響に包絡されると判断した。
Ⅰ．各自然現象から同じ影響がそれぞれ作用し，重ね合わさって増長するケース
重 畳 に よ り 影 響 度 合 い が 大 き く な る の み で あ り ，単 独 で 設 計 基
準を超える事象に対してシナリオの抽出を行っていることを踏まえると，新たなシナリオは生じない。
Ⅱ．ある自然現象の防護施設が他の自然現象によって機能喪失す
ることにより，影響が増長するケース
単 独 の 自 然 現 象 に 対 す る シ ナ リ オ の 選 定 に お い て ，設 計 基 準 を
超 え る 事 象 を 評 価 対 象 と し て い る と い う こ と は ，つ ま り 設 備 耐 力や 防 護 対 策 に 期 待 し て い な い と い う こ と で あ り ，単 独 事 象 の 評 価において抽出された以外の新たなシナリオは生じない。
Ⅲ -1 ． 他 の 自 然 現 象 の 作 用 に よ り 前 提 条 件 が 変 化 し ， 影 響 が 増 長するケース
一方の自然現象の前提条件が，他方の自然現象により変化し，
元 の 自 然 現 象 の 影 響 度 が 大 き く な っ た と し て も ，Ⅰ ．と 同 様 ，単独で設計基準を超える事象に対してシナリオ抽出を行っている
ため，新たなシナリオは生じない。
Ⅲ -2 ． 他 の 自 然 現 象 の 作 用 に よ り 影 響 が 及 ぶ よ う に な る ケ ー ス
単 独 事 象 で は 影 響 が 及 ば な い 評 価 で あ っ た の に 対 し ，事 象 が 重
別紙 1−25

畳 す る こ と に よ り 影 響 が 及 ぶ よ う に な る も の は ，降 下 火 砕 物 と 降
水 の 組 合 せ の み で あ っ た が ，屋 外 設 備（ 外 部 電 源 系 ，海 水 ポ ン プ
等 ）の 損 傷 を 想 定 し て も ，起 因 事 象 と し て は 外 部 電 源 喪 失 ，全 交流 動 力 電 源 喪 失 及 び 最 終 ヒ ー ト シ ン ク 喪 失 で あ り ，新 し い シ ナ リ
オは生じない。

(3)

重畳影響評価まとめ
事故シーケンスの抽出という観点においては，上述のとおり，自然現象が重畳することにより，単独事象の評価で特定されたシ
ナリオに対し新たなものが生じることはなく，自然現象の重畳により新たに追加すべき事故シーケンスは発生しないものと判断し
た。

5.

全体まとめ
地震，津波以外の自然現象，外部人為事象について，事故シーケ

ンスに至る可能性のある起因事象について特定した結果，内部事象
や地震，津波レベル１ＰＲＡにて抽出した事故シーケンスに対して新たに追加すべき事故シーケンスは発生しないものと判断した。
また，地震，津波を含む，各自然現象の重畳影響についても確認を実施した結果，単独事象での評価と同様に，内部事象や地震，津波レベル１ＰＲＡにて抽出した事故シーケンスに対して新たに追加すべき事故シーケンスは発生しないものと判断した。

別紙 1−26

補足資料
補足 1 過酷な自然現象により考え得る起因事象等
補 足 1- 1 凍 結 事 象 に 対 す る 事 故 シ ー ケ ン ス 抽 出
補 足 1- 2 積 雪 事 象 に 対 す る 事 故 シ ー ケ ン ス 抽 出
補 足 1- 3 火 山 の 影 響 に 対 す る 事 故 シ ー ケ ン ス 抽 出
補 足 1- 4 竜 巻 事 象 に 対 す る 事 故 シ ー ケ ン ス 抽 出
補 足 1- 5 森 林 火 災 事 象 に 対 す る 事 故 シ ー ケ ン ス 抽 出
補 足 1- 6 落 雷 事 象 に 対 す る 事 故 シ ー ケ ン ス 抽 出
補 足 1- 7 起 因 事 象 の 発 生 が 考 え ら れ る そ の 他 の 自 然 現 象 と 起 因 事
象発生時の対応
補足 2 過酷な外部人為事象により考え得る起因事象等
補足 3 自然現象の重畳確認結果
補足 4 外部人為事象に関わる重畳の影響について

別紙 1−27

過酷な自然現象により考え得る起因事象等
設計基準を超える事象の発生を想定した場合の評価

自然現象
No

（色塗り部は 6 条の設設備等の損傷・機能喪失モードの抽出

計基準設定事象）想定される起因事象等
復水貯蔵タンク・配管内流体の凍結により補給水系が喪失し，手動停止／サポート系喪失（手動凍結
1※詳細評価は補足 1-1

屋外タンク及び配管内流体の凍結
温度参照

軽油貯蔵タンク内流体の凍結により非常用ディーゼル発電機が機能喪失，送電線への着氷による「外部電源喪失」が同時発生し，「全交流動力電源喪失」に至るシナリオ

ヒートシンク（海水）の凍結
電気的影響

停止）
「計画外停止」に至るシナリオ

着氷による送電線の相間短絡

東海第二発電所周辺の海水が凍結することは考え難いため，設備の損傷・機能喪失が発生するシ
ナリオは考え難い。
送電線が着氷により短絡，「外部電源喪失」に至るシナリオ

隕石

NUREG や IAEA の SAFETY STANDARDS SERIES でも言及されているように，有意な発生頻度とはならない。
（10−９／年以下）

3

降水

浸水

4

河川の迂回

5

砂嵐

2

別紙 1−28

6

静振

7

地震活動

降水による設備の浸水

津波（No.11）の評価に包絡される。

事象の進展が遅く，設備等への影響の緩和又は排除が可能である。
閉塞（吸気等）砂塵，大陸からの黄砂による吸気口の閉塞火山（No.12）の評価に包絡される。

浸水

静振による設備の浸水

津波（No.11）の評価に包絡される。

渇水

静振による海水の枯渇

津波（No.11）の評価に包絡される。

地震 PRA にて評価される。
建屋屋上への積雪に伴う原子炉建屋原子炉棟損傷により原子炉補機冷却系サージタンクが損傷，機能喪失し，過渡事象「隔離事象」に至るシナリオ
建屋屋上への積雪に伴う原子炉建屋付属棟損傷により中央制御室換気系が損傷，機能喪失し，手動停止／サポート系喪失（手動停止）「計画外停止」に至るシナリオ
建屋屋上への積雪に伴う原子炉建屋付属棟損傷により原子炉建屋給気隔離弁が損傷，機能喪失し，手動停止／サポート系喪失（手動停止）「計画外停止」に至るシナリオ
建屋屋上への積雪に伴う原子炉建屋付属棟（廃棄物処理棟）損傷により気体廃棄物処理系が損傷，機能喪失し，過渡事象「隔離事象」に至るシナリオ

積雪8※詳細評価は補足 1-2参照

荷重

荷重（堆積）

建屋屋上への積雪に伴う原子炉建屋付属棟（廃棄物処理棟）損傷により原子炉建屋排気隔離弁が損傷，機能喪失し，手動停止／サポート系喪失（手動停止）「計画外停止」に至るシナリオ
建屋屋上への積雪に伴うタービン建屋損傷によりタービン，発電機が損傷，機能喪失し，過渡事
象「非隔離事象」に至るシナリオ
建屋屋上への積雪に伴うタービン建屋損傷によりタービン補機冷却系サージタンクが損傷，機能喪失し，サポート系喪失（自動停止）「タービン・サポート系故障」に至るシナリオ
超高圧開閉所等への積雪による外部電源系の損傷に伴い機能喪失し，「外部電源喪失」に至るシナ
リオ
系喪失（手動停止）「計画外停止」に至るシナリオ

補足 1

復水貯蔵タンクへの積雪により復水貯蔵タンクが損傷，補給水系が喪失し，手動停止／サポート過酷な自然現象により考え得る起因事象等
設計基準を超える事象の発生を想定した場合の評価

自然現象
No

（色塗り部は 6 条の設設備等の損傷・機能喪失モードの抽出

計基準設定事象）想定される起因事象等
非常用ディーゼル発電機吸気フィルタ及びルーフベントファンが積雪により損傷することにより非常用ディーゼル発電機が機能喪失，送電線への着雪に伴う短絡による「外部電源喪失」が同時発生し，「全交流動力電源喪失」に至るシナリオ
残留熱除去系海水系ポンプモータが積雪により損傷，残留熱除去系海水系が機能喪失し，「最終ヒートシンク喪失」に至るシナリオ
高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水ポンプモータへの積雪による損傷に伴う高圧炉心ス

荷重

荷重（堆積）

プレイ系が機能喪失し，手動停止／サポート系喪失（手動停止）「計画外停止」に至るシナリオ
非常用ディーゼル発電機用海水ポンプモータへの積雪による損傷に伴い非常用ディーゼル発電機が機能喪失，送電線への着雪に伴う短絡による「外部電源喪失」が同時発生し，「全交流動力電源喪失」に至るシナリオ
補機冷却系海水ポンプモータが積雪荷重により損傷，補機冷却海水系が機能喪失し，サポート系
喪失（自動停止）「タービン・サポート系故障」に至るシナリオ

別紙 1−29

循環水ポンプモータが積雪荷重により損傷，循環水ポンプが機能喪失，復水器真空度喪失し，過渡事象「隔離事象」に至るシナリオ
積雪
8

電気的影響

着雪による送電線の相間短絡

送電線が着雪により短絡，「外部電源喪失」に至るシナリオ
積雪又は吸込みにより非常用ディーゼル発電機給気口，吸気フィルタ吸込口の閉塞に伴い非常用※詳細評価は補足 1-2

ディーゼル発電機が機能喪失，送電線への着雪に伴う短絡による「外部電源喪失」が同時発生し，参照「全交流動力電源喪失」に至るシナリオ
中央制御室換気系の給気口は，地面より約 5.9m，約 19m の２箇所に設置されており，堆積物による閉塞は考え難いため，シナリオの選定は不要である。
積雪又は吸込みにより残留熱除去系海水系ポンプモータ空気冷却器が閉塞，残留熱除去系海水系が機能喪失し，「最終ヒートシンク喪失」に至るシナリオ
積雪又は吸込みにより高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水ポンプモータ空気冷却器が閉閉塞（吸気等）

給気口等の閉塞

塞，高圧炉心スプレイ系が機能喪失し，手動停止／サポート系喪失（手動停止）「計画外停止」に至るシナリオ
積雪又は吸込みにより非常用ディーゼル発電機用海水ポンプモータ空気冷却器の閉塞に伴い非常用ディーゼル発電機が機能喪失，送電線への着雪に伴う短絡による「外部電源喪失」が同時発生
し，「全交流動力電源喪失」に至るシナリオ
積雪又は吸込みにより補機冷却系海水ポンプモータ空気冷却器が閉塞，補機冷却海水系が機能喪失し，サポート系喪失（自動停止）「タービン・サポート系故障」に至るシナリオ
積雪又は吸込みにより循環水ポンプモータ空気冷却器が閉塞，循環水ポンプが機能喪失，復水器
真空度喪失し，過渡事象「隔離事象」に至るシナリオ

過酷な自然現象により考え得る起因事象等
設計基準を超える事象の発生を想定した場合の評価

自然現象
No

（色塗り部は 6 条の設設備等の損傷・機能喪失モードの抽出

計基準設定事象）想定される起因事象等

施設荷重によって有意な圧密沈下・クリープ沈下は生じず，また，膨潤性の地質でもない。なお，安全上重要な施設は岩着や杭基礎であり，設備の損傷・機能喪

9

土壌の収縮又は膨張

10

高潮

浸水

11

津波

津波 PRA にて評価される。

失が発生するシナリオは考え難い。また，本事象は，事象の進展が遅く，設備等への影響の緩和又は排除が可能である。
高潮による設備の浸水

津波（No.11）の評価に包絡される。
建屋屋上への降下火砕物堆積に伴う原子炉建屋原子炉棟損傷により原子炉補機冷却系サージタン
クが損傷，機能喪失し，過渡事象「隔離事象」に至るシナリオ
建屋屋上への降下火砕物の堆積に伴う原子炉建屋付属棟損傷により中央制御室換気系が損傷，機能喪失し，手動停止／サポート系喪失（手動停止）「計画外停止」に至るシナリオ
建屋屋上への降下火砕物の堆積に伴う原子炉建屋付属棟損傷により原子炉建屋給気隔離弁が損
傷，機能喪失し，手動停止／サポート系喪失（手動停止）「計画外停止」に至るシナリオ
建屋屋上への降下火砕物の堆積に伴う原子炉建屋付属棟（廃棄物処理棟）損傷により気体廃棄物
処理系が損傷，機能喪失し，過渡事象「隔離事象」に至るシナリオ

別紙 1−30

建屋屋上への降下火砕物の堆積に伴う原子炉建屋付属棟（廃棄物処理棟）損傷により原子炉建屋
排気隔離弁が損傷，機能喪失し，手動停止／サポート系喪失（手動停止）「計画外停止」に至るシ
ナリオ
建屋屋上への降下火砕物の堆積に伴うタービン建屋損傷によりタービン，発電機が損傷，機能喪失し，過渡事象「非隔離事象」に至るシナリオ

火山の影響
12

※詳細評価は補足 1-3参照

荷重

荷重（堆積）

建屋屋上への降下火砕物の堆積に伴うタービン建屋損傷によりタービン補機冷却系サージタンク
が損傷，機能喪失し，サポート系喪失（自動停止）「タービン・サポート系故障」に至るシナリオ
超高圧開閉所等への降下火砕物の堆積による外部電源系の損傷に伴い機能喪失し，「外部電源喪失」に至るシナリオ
復水貯蔵タンクへの降下火砕物の堆積により復水貯蔵タンクが損傷，補給水系が喪失し，手動停止／サポート系喪失（手動停止）「計画外停止」に至るシナリオ
非常用ディーゼル発電機吸気フィルタ及びルーフベントファンが降下火砕物の堆積による損傷に伴い非常用ディーゼル発電機が機能喪失，送電線への降下火砕物の付着に伴う短絡による「外部電源喪失」が同時発生し，「全交流動力電源喪失」に至るシナリオ
残留熱除去系海水系ポンプモータが降下火砕物の堆積により損傷，残留熱除去系海水系が機能喪失し，「最終ヒートシンク喪失」に至るシナリオ
高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水ポンプモータへの降下火砕物の堆積による損傷に伴う高圧炉心スプレイ系が機能喪失し，手動停止／サポート系喪失（手動停止）「計画外停止」に至るシナリオ

過酷な自然現象により考え得る起因事象等
設計基準を超える事象の発生を想定した場合の評価

自然現象
No

（色塗り部は 6 条の設設備等の損傷・機能喪失モードの抽出

計基準設定事象）想定される起因事象等
非常用ディーゼル発電機用海水ポンプモータへの降下火砕物の堆積により損傷に伴い非常用ディーゼル発電機が機能喪失し，送電線への降下火砕物の付着に伴う短絡による「外部電源喪失」が同時発生し，「全交流動力電源喪失」に至るシナリオ

荷重

荷重（堆積）

補機冷却系海水ポンプモータが降下火砕物の堆積荷重により損傷，補機冷却海水系が機能喪失し，サポート系喪失（自動停止）「タービン・サポート系故障」に至るシナリオ
循環水ポンプモータが降下火砕物の堆積荷重により損傷，循環水ポンプが機能喪失，復水器真空度喪失し，過渡事象「隔離事象」に至るシナリオ
降下火砕物により残留熱除去系海水系ポンプ軸受の異常摩耗により，残留熱除去系海水系が機能喪失し，「最終ヒートシンク喪失」に至るシナリオ
降下火砕物により高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水ポンプ軸受の異常摩耗により，高圧炉心スプレイ系が機能喪失し，手動停止／サポート系喪失（手動停止）「計画外停止」に至るシ
ナリオ

別紙 1−31閉塞（海水系）

海水ストレーナ等の閉塞

ル発電機が機能喪失，送電線への降下火砕物の付着に伴う短絡による「外部電源喪失」が同時発
生し，「全交流動力電源喪失」に至るシナリオ

火山の影響
12

降下火砕物により非常用ディーゼル発電機用海水ポンプ軸受の異常摩耗により，非常用ディーゼ※詳細評価は補足 1-3

降下火砕物により補機冷却系海水ポンプ軸受の異常摩耗により，補機冷却海水系が機能喪失し，参照

サポート系喪失（自動停止）「タービン・サポート系故障」に至るシナリオ
降下火砕物により循環水ポンプ軸受の異常摩耗により，循環水ポンプが機能喪失，復水器真空度
喪失し，過渡事象「隔離事象」に至るシナリオ
降下火砕物の堆積又は吸込みにより非常用ディーゼル発電機給気口，吸気フィルタ吸込口が閉塞，非常用ディーゼル発電機が機能喪失し，「外部電源喪失」が同時発生し，「全交流動力電源喪失」に至るシナリオ中央制御室換気系の給気口は，地面より約 5.9m，約 19m の 2 箇所に設置されており，堆積物による閉塞は考え難いため，シナリオの選定は不要である。
閉塞（吸気等）

給気口等の閉塞

また，吸気口へ降下火砕物の吸込みによりフィルタが閉塞した場合でも，フィルタの取替え及び清掃が可能であることからシナリオの選定は不要である。
降下火砕物の堆積又は吸込みにより残留熱除去系海水系ポンプモータ空気冷却器が閉塞，残留熱除去系海水系が機能喪失し，「最終ヒートシンク喪失」に至るシナリオ
降下火砕物の堆積又は吸込みにより高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水ポンプモータ空気冷却器が閉塞，高圧炉心スプレイ系が機能喪失し，手動停止／サポート系喪失（手動停止）「計
画外停止」に至るシナリオ

過酷な自然現象により考え得る起因事象等
設計基準を超える事象の発生を想定した場合の評価

自然現象
No

（色塗り部は 6 条の設設備等の損傷・機能喪失モードの抽出

計基準設定事象）想定される起因事象等
降下火砕物の堆積又は吸込みにより非常用ディーゼル発電機用海水ポンプモータ空気冷却器が閉塞，非常用ディーゼル発電機が機能喪失，送電線への降下火砕物の付着に伴う短絡による「外部電源喪失」が同時発生し，「全交流動力電源喪失」に至るシナリオ

火山の影響
12

閉塞（吸気等）

給気口等の閉塞降下火砕物の堆積又は吸込みにより補機冷却系海水ポンプモータ空気冷却器が閉塞，補機冷却海
水系が機能喪失し，サポート系喪失（自動停止）「タービン・サポート系故障」に至るシナリオ※詳細評価は補足 1-3
参照

降下火砕物の堆積又は吸込みにより循環水ポンプモータ空気冷却器が閉塞，循環水ポンプが機能喪失，復水器真空度喪失し，過渡事象「隔離事象」に至るシナリオ

13

波浪・高波

14

雪崩

腐食

腐食成分による化学的影響

電気的影響

降下火砕物の付着による送電線の相間短絡

送電線が降下火砕物の付着により短絡，「外部電源喪失」に至るシナリオ

浸水

波浪・高波による設備の浸水

津波（No.11）の評価に包絡される。

東海第二発電所敷地周辺には急傾斜地はなく，雪崩を起こすことは考え難いため，設備の損傷・機能喪失が発生するシナリオは考え難い。

別紙 1−32

閉塞（海水系）
15

事象の進展が遅く，設備等への影響の緩和又は排除が可能である。

生物学的事象電気的影響

取水口，海水ストレーナ等の閉塞

除塵装置により海生生物等の襲来への対策を実施しており，取水口及び海水ストレーナ等の閉塞は考え難いため，設備の損傷・機能喪失が発生するシナリオは考え難い。

げっ歯類（ネズミ等）によるケーブル類の貫通部のシール等，小動物の侵入防止対策を実施しており，設備の損傷・機能喪失が発生するシ

損傷

ナリオは考え難い。

16

海岸浸食

事象の進展が遅く，設備等への影響の緩和又は排除が可能である。

17

干ばつ

事象の進展が遅く，設備等への影響の緩和又は排除が可能である。

18

洪水

浸水

19

風（台風）

荷重

洪水による設備の浸水

津波（No.11）の評価に包絡される。

荷重（風）竜巻（No.20）の評価に包絡される。

荷重（衝突）竜巻（No.20）の評価に包絡される。
原子炉建屋は十分な厚さを有した鉄筋コンクリート造であり，風荷重よりも大きい地震荷重に対して設計されていることから，極めて発生することが稀な設計基準を超える風荷重を想定しても建屋の頑健性は維持できると考えるため，シナリオの選定は不要である。
気圧差により原子炉建屋外側ブローアウトパネルが開放，原子炉建屋原子炉棟の負圧維持機能が喪失し，手動停止／サポート系喪失（手動停止）「計画外停止」に至るシナリオ

竜巻
20※詳細評価は補足 1-4参照

荷重

荷重（風及び気圧差）

風荷重及び気圧差荷重に伴うタービン建屋損傷によりタービン，発電機が損傷，機能喪失し，過渡事象「非隔離事象」に至るシナリオ
風荷重及び気圧差荷重に伴うタービン建屋損傷によりタービン補機冷却系サージタンクが損傷，機能喪失し，サポート系喪失（自動停止）「タービン・サポート系故障」に至るシナリオ
風荷重及び気圧差荷重による外部電源系の損傷に伴い機能喪失し，「外部電源喪失」に至るシナリオ過酷な自然現象により考え得る起因事象等
設計基準を超える事象の発生を想定した場合の評価

自然現象
No

（色塗り部は 6 条の設設備等の損傷・機能喪失モードの抽出

計基準設定事象）想定される起因事象等
排気筒は風荷重に対して裕度を持った設計がなされていることから，発生することが極めて稀な設計基準を超える風荷重を想定しても排気筒の頑健性は維持できると考えるため，シナリオの選定は不要である。
非常用ガス処理系排気筒及び配管は風荷重に対して裕度を持った設計がなされていることから，発生することが極めて稀な設計基準を超える風荷重を想定しても非常用ガス処理系排気筒及び配管の頑健性は維持できると考えるため，シナリオの選定は不要である。
風荷重により復水貯蔵タンクが損傷，補給水系が喪失し，手動停止／サポート系喪失（手動停止）「計画外停止」に至るシナリオ
気圧差により中央制御室換気系ファン，ダクト，ダンパが損傷，中央制御室換気系が機能喪失し，手動停止／サポート系喪失（手動停止）「計画外停止」に至るシナリオ
風荷重により非常用ディーゼル発電機室ルーフベントファン，吸気フィルタ，消音器の損傷に伴

別紙 1−33

荷重（風及び気圧差）

い非常用ディーゼル発電機が機能喪失，送電線の風荷重に伴う短絡による「外部電源喪失」が同時発生し，「全交流動力電源喪失」に至るシナリオ
風荷重により残留熱除去系海水系が損傷，残留熱除去系海水系が機能喪失し，「最終ヒートシンク
喪失」に至るシナリオ

竜巻
20※詳細評価は補足 1-4

風荷重により高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水系が損傷，高圧炉心スプレイ系が機能

荷重喪失し，手動停止／サポート系喪失（手動停止）「計画外停止」に至るシナリオ

参照

風荷重により非常用ディーゼル発電機用海水系が損傷，非常用ディーゼル発電機が機能喪失し，送電線の風荷重に伴う短絡による「外部電源喪失」が同時発生し，「全交流動力電源喪失」に至る
シナリオ
風荷重により補機冷却海水系が損傷，機能喪失し，サポート系喪失（自動停止）「タービン・サポート系故障」に至るシナリオ
風荷重により循環水系が損傷，機能喪失，復水器真空度喪失し，過渡事象「隔離事象」に至るシナ
リオ
飛来物の衝突，屋内への貫通により原子炉補機冷却系サージタンクが損傷，機能喪失し，過渡事
象「隔離事象」に至るシナリオ
飛来物の衝突，屋内への貫通により非常用ガス処理系排気筒及び配管が損傷，原子炉建屋ガス処
荷重（衝突）

理系が機能喪失し，手動停止／サポート系喪失（手動停止）「計画外停止」に至るシナリオ
飛来物の衝突，屋内への貫通によりほう酸水注入系が損傷，ほう酸水注入系が機能喪失し，手動停止／サポート系喪失（手動停止）「計画外停止」に至るシナリオ
飛来物の衝突，屋内への貫通により可燃性ガス濃度制御系が損傷，可燃性ガス濃度制御系が機能喪失し，手動停止／サポート系喪失（手動停止）「計画外停止」に至るシナリオ

過酷な自然現象により考え得る起因事象等
設計基準を超える事象の発生を想定した場合の評価

自然現象
No

（色塗り部は 6 条の設設備等の損傷・機能喪失モードの抽出

計基準設定事象）想定される起因事象等
飛来物の衝突，屋内への貫通により中央制御室換気系が損傷，機能喪失し，手動停止／サポート
系喪失（手動停止）「計画外停止」に至るシナリオ
飛来物の衝突，屋内への貫通により原子炉建屋給気隔離弁が損傷，機能喪失し，手動停止／サポート系喪失（手動停止）「計画外停止」に至るシナリオ
飛来物の衝突，屋内への貫通により気体廃棄物処理系が損傷，機能喪失し，過渡事象「隔離事象」に至るシナリオ
飛来物の衝突，屋内への貫通により原子炉建屋排気隔離弁が損傷，機能喪失し，手動停止／サポート系喪失（手動停止）「計画外停止」に至るシナリオ
飛来物の衝突による外部電源系の損傷に伴い機能喪失し，「外部電源喪失」に至るシナリオ
飛来物の衝突により排気筒が損傷し，過渡事象「隔離事象」に至るシナリオ
飛来物の衝突により非常用ガス処理系配管及び排気筒が損傷し，過渡事象「計画外停止」に至る
シナリオ

別紙 1−34

飛来物の衝突，屋内への貫通によりタービン，発電機が損傷，機能喪失し，過渡事象「非隔離事象」に至るシナリオ

竜巻
20※詳細評価は補足 1-4参照

荷重

荷重（衝突）

飛来物の衝突，屋内への貫通によりタービン補機冷却系サージタンクが損傷，機能喪失し，サポート系喪失（自動停止）「タービン・サポート系故障」に至るシナリオ
飛来物の衝突，屋内への貫通により原子炉補機冷却系熱交換器又はポンプが損傷，機能喪失し，過渡事象「隔離事象」に至るシナリオ
飛来物の衝突，屋内への貫通によりタービン補機冷却系熱交換器又はポンプが損傷，機能喪失し，サポート系喪失（自動停止）「タービン・サポート系故障」に至るシナリオ
飛来物の衝突，屋内への貫通により主蒸気管が損傷，機能喪失し，過渡事象「隔離事象」に至るシ
ナリオ
飛来物の衝突により復水貯蔵タンクが損傷，補給水系が喪失し，手動停止／サポート系喪失（手動停止）「計画外停止」に至るシナリオ
飛来物の衝突により非常用ディーゼル発電機室ルーフベントファン，吸気フィルタ，消音器が損傷し，非常用ディーゼル発電機が機能喪失し，送電線の風荷重に伴う短絡による「外部電源喪失」
が同時発生し，「全交流動力電源喪失」に至るシナリオ
飛来物の衝突により残留熱除去系海水系が損傷，残留熱除去系海水系が機能喪失し，「最終ヒートシンク喪失」に至るシナリオ
飛来物の衝突により高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水系が損傷，高圧炉心スプレイ系
が機能喪失し，手動停止／サポート系喪失（手動停止）「計画外停止」に至るシナリオ

過酷な自然現象により考え得る起因事象等
設計基準を超える事象の発生を想定した場合の評価

自然現象
No

（色塗り部は 6 条の設設備等の損傷・機能喪失モードの抽出

計基準設定事象）想定される起因事象等
飛来物の衝突により非常用ディーゼル発電機用海水系が損傷，非常用ディーゼル発電機が機能喪失し，送電線の風荷重に伴う短絡による「外部電源喪失」が同時発生し，「全交流動力電源喪失」に至るシナリオ

竜巻
20※詳細評価は補足 1-4

荷重

荷重（衝突）参照

飛来物の衝突により補機冷却海水系が損傷，機能喪失し，サポート系喪失（自動停止）「タービン・
サポート系故障」に至るシナリオ
飛来物の衝突により循環水系が損傷，機能喪失，復水器真空度喪失し，過渡事象「隔離事象」に至
るシナリオ

21

濃霧

濃霧により設備の損傷・機能喪失が発生するシナリオは考え難い。
森林火災の輻射熱により外部電源系が損傷した場合，「外部電源喪失」に至るシナリオ（敷地外）
想定し得る最大の火災影響評価において，防火帯外縁（火炎側）から十分な離隔距離があること
温度

輻射熱を考慮すると，設備等が損傷することはない。また，森林火災の輻射熱による影響について，24
時間駐在している自衛消防隊による早期の消火活動も可能であり，森林火災に対する影響緩和策

別紙 1−35

を講じることができるため，シナリオの選定は不要である。

森林火災
22

ばい煙のモータ空気冷却器給気口への侵入について，モータは空気を取込まない構造であり，ま※詳細評価は補足 1-5

た，空冷モータの冷却流路の口径は，ばい煙の粒径より広いことから閉塞し難いため，シナリオ参照の選定は不要である。
閉塞（吸気等）

給気口等の閉塞

ばい煙の吸込みにより非常用ディーゼル発電機吸気フィルタが閉塞した場合でも，フィルタの取替え及び清掃が可能であることからシナリオの選定は不要である。
ばい煙の吸込みにより中央制御室換気系給気フィルタが閉塞した場合でも，フィルタの取替え及び清掃が可能であることからシナリオの選定は不要である。

23

霜・白霜

霜・白霜により設備の損傷・機能喪失が発生するシナリオは考え難い。

24

草原火災

敷地周辺に草原はないため，設備の損傷・機能喪失が発生するシナリオは考え難い。

25

ひょう・あられ荷重

荷重（衝突）竜巻（No.20）の評価に包絡される。

日本の気候や一日の気温変化を考慮すると，設備等に影響を与えるほどの極高温になることは考え難いため，設備の損傷・機能喪失が発生するシナリオは考え難

26

極高温

27

満潮

28

ハリケーン

29

氷結

電気的影響

着氷

凍結（No.1）の評価に包絡される。

30

氷晶

電気的影響

着氷

凍結（No.1）の評価に包絡される。

31

氷壁

東海第二発電所敷地周辺には氷壁を含む海氷の発生，流氷の到達は考え難いため，設備の損傷・機能喪失が発生するシナリオは考え難い。

32

土砂崩れ
（山崩れ，がけ崩れ）

い。
浸水

満潮による設備の浸水

津波（No.11）の評価に包絡される。

日本がハリケーンの影響を受けることはないため，設備の損傷・機能喪失が発生するシナリオは考え難い。

東海第二発電所敷地周辺には土砂崩れを発生させるような地形はないため，設備の損傷・機能喪失が発生するシナリオは考え難い。

過酷な自然現象により考え得る起因事象等
設計基準を超える事象の発生を想定した場合の評価

自然現象
No

（色塗り部は 6 条の設設備等の損傷・機能喪失モードの抽出

計基準設定事象）想定される起因事象等
ノイズにより安全保護回路が誤動作した場合，「隔離事象」又は「原子炉緊急停止系誤動作」に至

屋内外計測制御設備に発生するノイズ

るシナリオ
ノイズにより安全保護回路以外の計測制御系が誤動作した場合，「非隔離事象」，「全給水喪失」又は「水位低下事象」に至るシナリオ
直撃雷による外部電源系の損傷に伴い機能喪失し，「外部電源喪失」に至るシナリオ
直撃雷により残留熱除去系海水系ポンプモータが損傷，残留熱除去系海水系が機能喪失し，「最終
ヒートシンク喪失」に至るシナリオ
直撃雷により高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水ポンプモータが損傷，高圧炉心スプレ
イ系が機能喪失し，手動停止／サポート系喪失（手動停止）「計画外停止」に至るシナリオ

落雷
33※詳細評価は補足 1-6

電気的影響

参照

直撃雷

直撃雷により非常用ディーゼル発電機用海水ポンプモータが損傷，非常用ディーゼル発電機が機能喪失し，送電線の直撃雷による「外部電源喪失」が同時発生し，「全交流動力電源喪失」に至る

別紙 1−36

シナリオ
直撃雷により補機冷却系海水ポンプモータが損傷，補機冷却海水系が機能喪失し，サポート系喪失（自動停止）「タービン・サポート系故障」に至るシナリオ
直撃雷により循環水ポンプモータが損傷，循環水系が機能喪失，復水器真空度喪失し，過渡事象「隔離事象」に至るシナリオ
誘導雷サージによる電気盤内の回路損傷
34

湖又は河川の水位低下

35

湖又は河川の水位上昇

3637

陥没・地盤沈下・
地割れ
極限的な圧力（気圧高低）

38

もや

39

塩害・塩雲

40

地面の隆起

41

動物

42

地滑り

誘導雷サージにより計測制御系が損傷した場合，計測・制御系喪失により制御不能に至るシナリ
オ

海水を冷却源としていること，淡水は復水貯蔵タンク等に保管しており設備等への影響の緩和又は排除が可能であることから，設備の損傷・機能喪失が発生する
シナリオは考え難い。
浸水

湖又は河川の水位上昇による設備の浸水

津波（No.11）の評価に包絡される。

安全上重要な施設は岩盤に設置されており，地下水の流動等による陥没は発生しない。また，敷地及びその近傍に活断層は分布していないことから，地震に伴う地殻変動によって安全施設の機能に影響を及ぼすような不等沈下・地割れは発生しないため，設備の損傷・機能喪失が発生するシナリオは考え難い。
荷重

気圧差（気圧高低）

竜巻（No.20）の評価に包絡される。

もやにより設備の損傷・機能喪失が発生するシナリオは考え難い。
事象の進展が遅く，設備等への影響の緩和又は排除が可能である。
東海第二発電所の敷地及びその近傍に活断層は分布していないことから，地震に伴う地殻変動によって安全施設の機能に影響を及ぼすような地盤の隆起は発生しないため，設備の損傷・機能喪失が発生するシナリオは考え難い。
物理的損傷

ケーブル類の損傷

生物学的事象（No.15）の評価に包絡される。

地すべり地形分布図及び土砂災害危険箇所図によると，東海第二発電所の敷地及びその近傍には地滑りを起こすような地形は存在しないため，敷地内における地滑りによる設備の損傷・機能喪失が発生するシナリオは考え難い。

過酷な自然現象により考え得る起因事象等
設計基準を超える事象の発生を想定した場合の評価

自然現象
No

（色塗り部は 6 条の設設備等の損傷・機能喪失モードの抽出

計基準設定事象）43

カルスト

想定される起因事象等

発電所敷地及び敷地周辺にカルスト地形は認められず，発電所の地質もカルストを形成する要因はないため，設備の損傷・機能喪失が発生するシナリオは考え難い。
敷地には地盤を浸食する地下水脈は認められず，また，敷地内の地下水位分布は海に向かって勾配を示しており，浸食をもたらす流れは発生しないため，設備の44

地下水による浸食

45

海水面低

渇水

海水面の低下による海水の枯渇

津波（No.11）の評価に包絡される。

46

海水面高

浸水

海水面の上昇による設備の浸水

津波（No.11）の評価に包絡される。

損傷・機能喪失が発生するシナリオは考え難い。

地すべり地形分布図及び土砂災害危険箇所図によると，東海第二発電所の敷地及びその近傍には地滑りを起こすような地形は存在しないため，敷地内における地

別紙 1−37

47

地下水による地滑り

48

水中の有機物閉塞（海水系）

取水口，海水ストレーナ等の閉塞

生物学的事象（No.15）の評価に包絡される。

49

太陽フレア，磁気嵐

電気的影響

磁気嵐による誘導電流

磁気嵐に伴う送電線に誘導電流が発生し，その影響は，落雷（No.33）の評価に包絡される。

50

高温水（海水温高）

温度

高温水

高温水により海水系に影響するため，生物学的事象（No.15）の評価に包絡される。

51

低温水（海水温低）

低温水により設備の損傷・機能喪失が発生するシナリオは考え難い。

52

泥湧出（液状化）

53

土石流

東海第二発電所周辺には土石流が発生する地形，地質はないため，設備の損傷・機能喪失が発生するシナリオは考え難い。

54

水蒸気

周辺での水蒸気の発生は考え難く，設備の損傷・機能喪失が発生するシナリオは考え難い。

55

毒性ガス

閉塞（吸気等）滑りによる設備の損傷・機能喪失が発生するシナリオは考え難い。

安全上重要な施設の基礎地盤は岩盤又は液状化対策（地盤改良）済みの地盤であり，液状化に伴う地盤変状の影響を受けないため，設備の損傷・機能喪失が発生するシナリオは考え難い。

毒性ガスの吸込みによる吸気フィルタ等の閉塞

森林火災（No.22）の評価に包絡される。

補足 1-1
凍結事象に対する事故シーケンス抽出

1.
(1)

起因事象の特定構築物，系統及び機器（以下「設備等」という。）の損傷・機能喪失モードの抽出
低温事象により設備等に発生する可能性のある影響について，国外の評
価事例や国内で発生したトラブル事例も参照し，以下のとおり，損傷・機能喪失モードを抽出した。
①屋外タンク及び配管内流体の凍結②ヒートシンク（海水）の凍結③着氷による送電線の相間短絡(2)

評価対象設備の選定(1)で抽出した損傷・機能喪失モードに対し，影響を受ける可能性のある設備等のうち，プラントの運転継続や安全性に影響を及ぼす可能性のある設備等を評価対象設備として選定する。
具体的には，以下に示す屋外設置の設備等を評価対象設備として選定した。
①屋外タンク及び配管内流体の凍結・軽油貯蔵タンク及び非常用ディーゼル発電機用燃料移送系（以下「軽油貯蔵タンク等」という。）
・復水貯蔵タンク及び付属配管（以下「復水貯蔵タンク等」という。）②ヒートシンク（海水）の凍結
・取水設備（海水）別紙 1−38

③着氷による送電線の相間短絡
・送電線

(3)

起因事象になりうるシナリオの選定(1)で抽出した各損傷・機能喪失モードに対して，(2)で選定した評価対象設備への影響を検討の上，発生可能性のあるシナリオを選定した。
①屋外タンク及び配管内流体の凍結・軽油貯蔵タンク等の凍結
低温によって軽油貯蔵タンク等の軽油が凍結するとともに，以下③に示す外部電源喪失が発生している状況下においては，非常用ディー
ゼル発電機デイタンクの燃料枯渇により「全交流動力電源喪失」に至るシナリオ
・復水貯蔵タンク等の凍結
低温によって復水貯蔵タンク等の保有水が凍結した場合，補給水系の喪失により「計画外停止」に至るシナリオ②ヒートシンク（海水）の凍結
低温によって東海第二発電所周辺の海水が凍結することは起こり得ないと考えられるため，この損傷・機能喪失モードについては考慮しない。

③着氷による送電線の相間短絡
・送電線の地絡，短絡
送電線や碍子へ着氷することによって相間短絡を起こし，「 外部電源喪失」に至るシナリオ
別紙 1−39

(4)起因事象の特定(3)で選定した各シナリオについて，想定を超える低温（凍結）事象に対しての裕度評価（起因事象発生可能性評価）を実施し，事故シーケンス
グループ抽出に当たって考慮すべき起因事象の特定を行った。
①屋外タンク及び配管内流体の凍結・軽油貯蔵タンク等の凍結
燃料移送系が凍結するような低温事象は，事前に予測が可能であり，燃料移送系の循環運転等による凍結防止対策が可能であることから，
燃料移送系が凍結する可能性は非常に稀であり，有意な頻度又は影響のある事故シーケンスの要因にはなり得ないと考えられるため，考慮すべき起因事象としては特定不要であると判断した。
・復水貯蔵タンク等の凍結
復水貯蔵タンク等の保有水が凍結するような低温事象は，事前に予測が可能であり，復水貯蔵タンク等の循環運転等による凍結防止対策が可能であることから，保有水が凍結する可能性は非常に稀であり，有意な頻度又は影響のある事故シーケンスの要因には得りえないと考えられるため，考慮すべき起因事象としては特定不要であると判断した。

②ヒートシンク（海水）の凍結(3)②のとおり，この損傷・機能喪失モードは考慮しないため，起因事象として特定しない。

③着氷による送電線の相間短絡
・送電線の地絡，短絡
別紙 1−40

着氷に対して設計上の配慮はなされているものの，設計基準を超える低温事象に対しては発生を否定できず，送電線の損傷に伴う外部電源喪失に至るシナリオは考えられるため，起因事象として特定する。

2.

事故シーケンスの特定
1.にて設計基準を超える低温事象に対し発生可能性のある起因事象として
外部電源喪失を特定したが，運転時の内部事象や地震，津波レベル１ＰＲＡにて考慮していることから，追加すべき新しい事故シーケンスではない。
よって，凍結を起因とする有意な頻度又は影響のある事故シーケンスは新たに生じないと判断した。

別紙 1−41

補足 1-2
積雪事象に対する事故シーケンス抽出1．起因事象の特定(1)

構築物，系統及び機器（以下「設備等」という。）の損傷・機能喪失モードの抽出
積雪事象により設備等に発生する可能性のある影響について，国外の評
価事例や国内で発生したトラブル事例も参照し，以下のとおり，損傷・機能喪失モードを抽出した。
①建屋天井や屋外設備に対する積雪荷重②着雪による送電線の相間短絡③給気口等の閉塞(2)

評価対象設備の選定(1)で抽出した損傷・機能喪失モードに対し，影響を受ける可能性のある設備等のうち，プラントの運転継続や安全性に影響を及ぼす可能性のある設備等を評価対象設備として選定する。
具体的には，以下に示す建屋及び屋外設置（屋外に面した設備含む。）の設備等を評価対象設備として選定した。
①建屋天井や屋外設備に対する積雪荷重＜建屋＞
・原子炉建屋（原子炉棟，付属棟，廃棄物処理棟）
・タービン建屋＜屋外設備＞
・外部電源系（超高圧開閉所，特別高圧開閉所，変圧器）
・非常用ディーゼル発電機の付属機器（排気ファン，吸気フィルタ等）
別紙 1−42

・復水貯蔵タンク
・残留熱除去系海水系
・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水系
・非常用ディーゼル発電機用海水系
・補機冷却海水系
・循環水系②着雪による送電線の相間短絡
・送電線③給気口等の閉塞・非常用ディーゼル発電機の付属機器（給気口，吸気フィルタ吸込口）・中央制御室換気系（給気口）
・残留熱除去系海水系（モータ）・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水系（モータ）・非常用ディーゼル発電機用海水系（モータ）・補機冷却海水系（モータ）・循環水系（モータ）(3)

起因事象になりうるシナリオの選定(1)で抽出した各損傷・機能喪失モードに対して，(2)で選定した評価
対象設備への影響を検討の上，発生可能性のあるシナリオを選定した。
①建屋天井や屋外設備に対する積雪荷重＜建屋＞
・原子炉建屋別紙 1−43

原子炉建屋原子炉棟屋上が積雪荷重により崩落した場合に，建屋最上階に設置している原子炉補機冷却系サージタンクが損傷し，原
子炉補機冷却系の機能喪失による「隔離事象」に至るシナリオ
原子炉建屋付属棟屋上が積雪荷重により崩落した場合に，建屋最上階に設置している中央制御室換気系の機能喪失による「計画外停止」に至るシナリオ
原子炉建屋付属棟屋上が積雪荷重により崩落した場合に，建屋最上階に設置している原子炉建屋給気隔離弁の機能喪失による「計画外停止」に至るシナリオ
原子炉建屋付属棟廃棄物処理棟屋上が積雪荷重により崩落した場
合に，建屋最上階に設置している気体廃棄物処理施設の機能喪失による「隔離事象」に至るシナリオ
原子炉建屋付属棟（廃棄物処理棟）屋上が積雪荷重により崩落した場合に，建屋最上階に設置している原子炉建屋排気隔離弁の機能喪失による「計画外停止」に至るシナリオ
・タービン建屋
タービン建屋屋上が積雪荷重により崩落した場合に，建屋最上階に設置しているタービンや発電機に影響が及び「非隔離事象」に至るシナリオ
タービン建屋屋上が積雪荷重により崩落した場合に，建屋最上階に設置しているタービン補機冷却系サージタンクに影響が及び，「タービン・サポート系故障」に至るシナリオ＜屋外設備＞
・外部電源系（超高圧開閉所，特別高圧開閉所，変圧器）
超高圧開閉所屋上，特別高圧開閉所，変圧器が積雪荷重により崩
別紙 1−44落し，外部電源系に影響が及び，「外部電源喪失」に至るシナリオ
・復水貯蔵タンク
復水貯蔵タンク天板が積雪荷重により崩落し，保有水が喪失した
場合，補給水系の喪失により「計画外停止」に至るシナリオ
・非常用ディーゼル発電機の付属機器
積雪荷重により非常用ディーゼル発電機の付属機器が損傷した場
合，非常用ディーゼル発電機の機能喪失，仮に②の外部電源喪失の同時発生を想定した場合，「全交流動力電源喪失」に至るシナリオ
・残留熱除去系海水系
積雪荷重により残留熱除去系海水系ポンプが損傷した場合，残留熱除去系海水系の機能喪失による「最終ヒートシンク喪失」に至る
シナリオ
・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水系
積雪荷重により高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水ポン
プが損傷した場合，高圧炉心スプレイ系の機能喪失による「計画外停止」に至るシナリオ
・非常用ディーゼル発電機用海水系
積雪荷重により非常用ディーゼル発電機用海水ポンプが損傷した
場合，非常用ディーゼル発電機の機能喪失，仮に②の外部電源喪失の同時発生を想定した場合，「全交流動力電源喪失」に至るシナリオ
・補機冷却海水系
積雪荷重により補機冷却系海水ポンプが損傷した場合，タービン
補機冷却系喪失による「タービン・サポート系故障」に至るシナリ
オ・循環水系
別紙 1−45

積雪荷重により循環水ポンプが損傷した場合，復水器真空度喪失による「隔離事象」に至るシナリオ②着雪による送電線の相間短絡
送電線や碍子へ着雪することによって相間短絡を起こし，「 外部電源喪失」に至るシナリオ③給気口等の閉塞・非常用ディーゼル発電機付属機器の閉塞
積雪により非常用ディーゼル発電機室の給気口，吸気フィルタ吸込口が閉塞した場合，非常用ディーゼル発電機の機能喪失，仮に②の外部電源喪失の同時発生を想定した場合，「全交流動力電源喪失」に至るシナリオ・中央制御室換気系給気口の閉塞
中央制御室換気系の給気口は，地面より約 5.9m，約 19m の 2 箇所に設置されており，堆積物による閉塞は考え難いため，シナリオの選定は不要である。
・海水ポンプモータ空気冷却器給気口の閉塞
積雪により残留熱除去系海水系ポンプモータの空気冷却器給気口が閉塞した場合，残留熱除去系海水系の機能喪失による「最終ヒートシンク喪失」に至るシナリオ
高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水ポンプモータの空気
冷却器給気口が閉塞した場合，高圧炉心スプレイ系の機能喪失による「計画外停止」に至るシナリオ
非常用ディーゼル発電機用海水ポンプモータの空気冷却器給気口
別紙 1−46

が閉塞した場合，非常用ディーゼル発電機の機能喪失，仮に②の外部電源喪失の同時発生を想定した場合，「全交流動力電源喪失」に至るシナリオ
補機冷却系海水ポンプモータの空気冷却器給気口が閉塞した場合，タービン補機冷却系喪失による「タービン・サポート系故障」に至るシナリオ
循環水ポンプモータの空気冷却器給気口が閉塞した場合，復水器
真空度喪失による「隔離事象」に至るシナリオ(4)

起因事象の特定(3)で選定した各シナリオについて，想定を超える積雪事象に対しての裕度評価（起因事象発生可能性評価）を実施し，事故シーケンスグルー
プ抽出に当たって考慮すべき起因事象の特定を行った。
①建屋天井や屋外設備に対する積雪荷重
積雪事象が各建屋天井や屋外設備の許容荷重を上回った場合には，(3)にて選定した各シナリオが発生する可能性はあるが，各建屋天井の崩落や屋外設備が損傷するような積雪事象は，積雪事象の進展速度を踏まえると除雪管理が可能であることから，発生可能性は非常に稀であり，有意な頻度又は影響のある事故シーケンスの要因にはなり得な
いと考えられるため，考慮すべき起因事象としては選定不要であると判断した。
②着雪による送電線の相間短絡
着雪に対して設計上の配慮はなされているものの，設計基準を超える積雪事象に対しては発生を否定できず，送電線の着雪による短絡を想定した場合，外部電源喪失に至るシナリオは考えられるため，起因
別紙 1−47

事象として選定する。

③給気口等の閉塞
積雪事象により非常用ディーゼル発電機室の給気口，吸気フィルタ
吸込口が閉塞した場合には，(3)にて選定したシナリオが発生する可能性があるが，非常用ディーゼル発電機室の給気口，吸気フィルタ吸込
口が閉塞するような積雪事象は，積雪事象の進展速度を踏まえると除雪管理が可能であることから，発生可能性は非常に稀であり，有意な頻度又は影響のある事故シーケンスの要因にはなり得ないと考えられるため，考慮すべき起因事象としては選定不要であると判断した。
また，モータ空気冷却器給気口が閉塞した場合には，(3)で選定したシナリオが発生する可能性があるが，モータ空気冷却器給気口が閉塞するような積雪事象は，積雪事象の進展速度を踏まえると除雪管理が可能であることから，発生可能性は非常に稀であり，有意な頻度又は影響のある事故シーケンスの要因にはなり得ないと考えられるため，考慮すべき起因事象としては選定不要であると判断した。

2.

事故シーケンスの特定
1.にて設計基準を超える積雪事象に対し発生可能性のある起因事象として
外部電源喪失を特定したが，運転時の内部事象や地震，津波レベル１ＰＲＡにて考慮していることから，追加すべき新しい事故シーケンスではない。
よって，積雪を起因とする有意な頻度又は影響のある事故シーケンスは新たに生じないと判断した。

別紙 1−48

補足 1-3
火山の影響に対する事故シーケンス抽出

1.

起因事象の特定(1)

構築物，系統及び機器（以下「設備等」という。）の損傷・機能喪失モードの抽出
火山事象のうち，火山性土石流といった原子力発電所の火山影響評価ガイド（制定

平成 25 年 6 月 19 日

原規技発第 13061910 号

原子力規制委員会

決定）（以下「影響評価ガイド」という。）において設計対応不可とされている事象については，影響評価に基づく立地評価にて原子力発電所の運用期間
中に影響を及ぼす可能性がないと判断されている。よって，個々の火山事象への設計対応及び運転対応の妥当性について評価を行うため抽出した降下火砕物を対象に原子力発電所への影響を検討するものとする。
降下火砕物により設備等に発生する可能性のある影響について，影響評価
ガイドも参照し，以下のとおり，損傷・機能喪失モードを抽出した。
①建屋天井や屋外設備に対する降下火砕物の堆積荷重②降下火砕物による海水ストレーナ等の閉塞③降下火砕物による給気口等の閉塞④降下火砕物に付着している腐食成分による化学的影響⑤降下火砕物の付着による送電線の相間短絡(2)

評価対象設備の選定(1)で抽出した損傷・機能喪失モードに対し，影響を受ける可能性のある設備等のうち，プラントの運転継続や安全性に影響を及ぼす可能性のある設備等を評価対象設備として選定する。
具体的には，以下に示す建屋及び屋外設置（屋外に面した設備含む）の設
別紙 1−49

備等を評価対象設備として選定した。
①建屋天井や屋外設備に対する降下火砕物の堆積荷重＜建屋＞
・原子炉建屋（原子炉棟，付属棟，廃棄物処理棟）
・タービン建屋＜屋外設備＞
・外部電源系（超高圧開閉所，特別高圧開閉所，変圧器）
・非常用ディーゼル発電機の付属機器（排気ファン，吸気フィルタ等）
・復水貯蔵タンク・残留熱除去系海水系
・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水系
・非常用ディーゼル発電機用海水系
・補機冷却海水系
・循環水系②降下火砕物による海水ストレーナ等の閉塞・残留熱除去系海水系
・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水系
・非常用ディーゼル発電機用海水系
・補機冷却海水系
・循環水系③降下火砕物による給気口等の閉塞
・非常用ディーゼル発電機の付属機器（給気口，吸気フィルタ）・中央制御室換気系（給気口）
別紙 1−50

・残留熱除去系海水系（モータ）・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水系（モータ）・非常用ディーゼル発電機用海水系（モータ）・補機冷却海水系（モータ）・循環水系（モータ）④降下火砕物に付着している腐食成分による化学的影響
・屋外設備全般⑤降下火砕物の付着による送電線の相間短絡
・送電線

(3)

起因事象になりうるシナリオの選定(1)で抽出した各損傷・機能喪失モードに対して，(2)で選定した評価対象
設備への影響を検討の上，発生可能性のあるシナリオを選定した。
①建屋天井や屋外設備に対する降下火砕物の堆積荷重＜建屋＞
・原子炉建屋
原子炉建屋原子炉棟屋上が降下火砕物による堆積荷重により崩落した場合に，建屋最上階に設置している原子炉補機冷却系サージタンクが機能喪失することによる「隔離事象」に至るシナリオ
原子炉建屋付属棟屋上が降下火砕物による堆積荷重により崩落した
場合に，建屋最上階に設置している中央制御室換気系が機能喪失することによる「計画外停止」に至るシナリオ
原子炉建屋付属棟屋上が降下火砕物による堆積荷重により崩落した
別紙 1−51場合に，建屋最上階に設置している原子炉建屋給気隔離弁が機能喪失す
ることによる「計画外停止」に至るシナリオ
原子炉建屋付属棟（廃棄物処理棟）屋上が降下火砕物による堆積荷重により崩落した場合に，建屋最上階に設置している気体廃棄物処理施設
が機能喪失することによる「隔離事象」に至るシナリオ
原子炉建屋付属棟（廃棄物処理棟）屋上が降下火砕物による堆積荷重により崩落した場合に，建屋最上階に設置している原子炉建屋排気隔離弁が機能喪失することによる「隔離事象」に至るシナリオ
・タービン建屋
タービン建屋屋上が降下火砕物による堆積荷重により崩落した場合に，建屋最上階に設置しているタービンや発電機に影響が及び，「非隔離事象」に至るシナリオ
また，タービン補機冷却系サージタンクに影響が及び，「タービン・サポート系故障」に至るシナリオ＜屋外設備＞
・外部電源系（超高圧開閉所，特別高圧開閉所，変圧器）
超高圧開閉所屋上，特別高圧開閉所，変圧器が降下火砕物による堆積荷重により崩落し，外部電源系に影響が及び，「外部電源喪失」に至る
シナリオ
・復水貯蔵タンク
復水貯蔵タンク天板が降下火砕物による堆積荷重により崩落し，保有水が喪失した場合，補給水系の喪失により「計画外停止」に至るシナリ
オ・非常用ディーゼル発電機の付属機器
降下火砕物による堆積荷重により非常用ディーゼル発電機の付属機
別紙 1−52

器が損傷した場合，非常用ディーゼル発電機の機能喪失，仮に⑤の外部電源喪失の同時発生を想定した場合，「全交流動力電源喪失」に至るシ
ナリオ
・残留熱除去系海水系
降下火砕物による堆積荷重により残留熱除去系海水系ポンプが損傷した場合，残留熱除去系海水系の機能喪失による「最終ヒートシンク喪失」に至るシナリオ
・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水系
降下火砕物による堆積荷重により高圧炉心スプレイ系ディーゼル発
電機用海水ポンプが損傷した場合，高圧炉心スプレイ系の機能喪失による「計画外停止」に至るシナリオ
・非常用ディーゼル発電機用海水系
降下火砕物による堆積荷重により非常用ディーゼル発電機用海水ポ
ンプが損傷した場合，非常用ディーゼル発電機の機能喪失，仮に⑤の外部電源喪失の同時発生を想定した場合，「全交流動力電源喪失」に至る
シナリオ
・補機冷却海水系
降下火砕物による堆積荷重により補機冷却系海水ポンプが損傷した
場合，タービン補機冷却系喪失による「タービン・サポート系故障」に至るシナリオ
・循環水系
降下火砕物による堆積荷重により循環水ポンプが損傷した場合，復水器真空度喪失による「隔離事象」に至るシナリオ

別紙 1−53

②降下火砕物による海水ストレーナ等の閉塞
海水ストレーナや熱交換器の目開きは，降下火砕物の粒径より大きいことから閉塞し難いため，シナリオの選定は不要である。
海水中への降下火砕物によって海水ポンプ軸受が閉塞により異常摩耗
した場合，残留熱除去系海水系の機能喪失による「最終ヒートシンク喪失」，
高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水系の機能喪失による「計画外停止」に至るシナリオ
非常用ディーゼル発電機用海水系の機能喪失，仮に⑤の外部電源喪失の同時発生を想定した場合，「全交流動力電源喪失」に至るシナリオ
補機冷却海水系の機能喪失による「タービン・サポート系故障」，循環水系の機能喪失に伴う復水器真空度喪失による「隔離事象」に至るシナリ
オ③降下火砕物による給気口等の閉塞
・非常用ディーゼル発電機付属機器の閉塞
降下火砕物の吸込み又は給気口への堆積により非常用ディーゼル発
電機室の給気口，吸気フィルタ吸込口が閉塞した場合，非常用ディーゼ
ル発電機の機能喪失，仮に⑤の外部電源喪失の同時発生を想定した場合，「全交流動力電源喪失」に至るシナリオ
・中央制御室換気系給気口の閉塞
中央制御室換気系の給気口は，地面より約 5.9m，約 19m の 2 箇所に設置されており，堆積物による閉塞は考え難いためシナリオの選定は不要である。また，吸気口へ降下火砕物の吸込みによりフィルタが閉塞した場合でも，フィルタの取替え及び清掃が可能であることからシナリオの選定は不要である。
別紙 1−54

・海水ポンプモータ空気冷却器給気口の閉塞
降下火砕物の吸込み又は給気口への堆積により残留熱除去系海水系
ポンプモータの空気冷却器給気口が閉塞した場合，残留熱除去系海水系の機能喪失による「最終ヒートシンク喪失」に至るシナリオ
高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水ポンプモータの空気冷
却器給気口が閉塞した場合，高圧炉心スプレイ系の機能喪失による「計画外停止」に至るシナリオ
非常用ディーゼル発電機用海水ポンプモータの空気冷却器給気口が閉塞した場合，非常用ディーゼル発電機の機能喪失，仮に⑤の外部電源喪失の同時発生を想定した場合，「全交流動力電源喪失」に至るシナリ
オ
補機冷却系海水ポンプの空気冷却器給気口が閉塞した場合，タービン
補機冷却系喪失による「タービン・サポート系故障」に至るシナリオ
循環水ポンプの空気冷却器給気口が閉塞した場合，復水器真空度喪失による「隔離事象」に至るシナリオ④降下火砕物に付着している腐食成分による化学的影響
降下火砕物が屋外設備に付着することによる腐食については，屋外設備
表面には耐食性の塗装（エポキシ樹脂系等）が施されており腐食の抑制効
果が考えられること，腐食の進展速度の遅さを考慮し，適切な保全管理が可能と判断したため，この損傷・機能喪失モードについては考慮しない。

⑤降下火砕物の付着による送電線の相間短絡
降下火砕物が送電線や碍子へ付着し，水分を吸収することによって，相間短絡を起こし「外部電源喪失」に至るシナリオ
別紙 1−55

(4)起因事象の特定(3)で選定した各シナリオについて，想定を超える降下火砕物に対しての裕度評価（起因事象発生可能性評価）を実施し，事故シーケンスグループ抽出に当たって考慮すべき起因事象の特定を行った。
①建屋天井や屋外設備に対する降下火砕物の堆積荷重
降下火砕物の堆積が各建屋天井や屋外設備の許容荷重を上回った場合には，(3)①にて選定した各シナリオが発生する可能性はあるが，各建屋天井の崩落や屋外設備が損傷するような火山事象は，火山事象の進展速度を踏まえると除灰管理が可能であることから，発生可能性は非常に稀であり，有意な頻度又は影響のある事故シーケンスの要因にはなり得ないと考えられるため，考慮すべき起因事象としては特定不要であると判断した。

②降下火砕物による海水ストレーナ等の閉塞
海水ポンプ軸受の異常摩耗については，降下火砕物の硬度を考慮すると，海水中の降下火砕物によって異常摩耗は進展しにくく，機能喪失することは考えにくいため，考慮すべき起因事象としては特定不要であると判断した。

③降下火砕物による給気口等の閉塞
降下火砕物の吸込み又は給気口への堆積により非常用ディーゼル発電機
室の給気口，吸気フィルタ吸込口が閉塞した場合には，(3)③にて選定したシナリオが発生する可能性があるが，非常用ディーゼル発電機室の給気口，吸気フィルタ吸込口が閉塞するような火山事象は，火山事象の進展速度を踏まえると除灰管理又はフィルタの交換が可能であることから，発生可能性は非常に稀であり，有意な頻度又は影響のある事故シーケンスの要因に
別紙 1−56

はなりえないと考えられるため，考慮すべき起因事象としては特定不要であると判断した。
また，モータ空気冷却器給気口が閉塞した場合には，(3)③にて選定したシナリオが発生する可能性があるが，モータ空気冷却器給気口が閉塞するような火山事象は，火山事象の進展速度を踏まえると除灰管理が可能であることから，発生可能性は非常に稀であり，有意な頻度又は影響のある事
故シーケンスの要因にはなり得ないと考えられるため，考慮すべき起因事
象としては選定不要であると判断した。

④降下火砕物に付着している腐食成分による化学的影響
降下火砕物が屋外設備に付着することによる腐食については，(3)④のとおり，この損傷・機能喪失モードは考慮しないため，起因事象として特定しない。

⑤降下火砕物の付着による送電線の相間短絡
降下火砕物の影響を受ける可能性がある送電線は，発電所内外の広範囲に渡り，全域における管理が困難なことを踏まえると設備等の不具合による外部電源喪失に至るシナリオは考えられるため，起因事象として特定する。

2.

事故シーケンスの特定
1.にて設計基準を超える火山事象に対し発生可能性のある起因事象として外部電源喪失を特定したが，運転時の内部事象や地震，津波レベル１ＰＲＡにて考慮していることから，追加すべき新しい事故シーケンスではない。
よって，火山の影響を起因とする有意な頻度又は影響のある事故シーケンス
別紙 1−57

は新たに生じないと判断した。

別紙 1−58

補足 1-4
竜巻事象に対する事故シーケンス抽出

1.
(1)

起因事象の特定構築物，系統及び機器（以下「設備等」という。）の損傷・機能喪失モードの抽出
竜巻事象により設備等に発生する可能性のある影響について，国外の評
価事例，国内で発生したトラブル事例も参照し，以下のとおり，損傷・機能喪失モードを抽出した。
①風荷重及び気圧差荷重による建屋や設備等の損傷②飛来物の衝撃荷重による建屋や設備等の損傷③風荷重，気圧差荷重及び飛来物の衝撃荷重を組み合わせた荷重による建屋や設備等の損傷④竜巻により取水口周辺の海に飛散した資機材等による取水口閉塞(2)

評価対象設備の選定(1)で抽出した損傷・機能喪失モードに対し，影響を受ける可能性のある設備等のうち，プラントの運転継続や安全性に影響を及ぼす可能性のある設備等を評価対象設備として選定する。
具体的には，以下に示す建屋，屋外及び屋内設置の設備等を評価対象設
備として選定した。ただし，屋内設備については，飛来物の建屋外壁貫通を考慮すると屋内設備に影響が及ぶ可能性が考えられるため，飛来物が直接衝突する壁は損傷し，そのひとつ内側の壁との間に設置されている設備等を対象とする。

別紙 1−59①風荷重及び気圧差荷重による建屋や設備等の損傷＜建屋＞
・原子炉建屋（原子炉棟，付属棟，廃棄物処理棟）
・タービン建屋＜屋外設備＞
・外部電源系（超高圧開閉所，特別高圧開閉所，変圧器，送電線）
・排気筒
・非常用ガス処理系
・復水貯蔵タンク・非常用ディーゼル発電機の付属設備（排気ファン，吸気フィルタ等）
・残留熱除去系海水系
・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水系
・非常用ディーゼル発電機用海水系
・補機冷却海水系
・循環水系＜屋内設備＞
・中央制御室換気系②飛来物の衝撃荷重による建屋や設備等の損傷＜建屋＞
・原子炉建屋（原子炉棟，付属棟）
・タービン建屋＜屋外設備＞
・外部電源系（超高圧開閉所，特別高圧開閉所，変圧器，送電線）
・排気筒
別紙 1−60

・非常用ガス処理系
・復水貯蔵タンク・非常用ディーゼル発電機の付属設備（排気ファン，吸気フィルタ等）
・残留熱除去系海水系
・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水系
・非常用ディーゼル発電機用海水系
・補機冷却海水系
・循環水系＜屋内設備＞
・原子炉補機冷却系
・非常用ガス処理系
・ほう酸水注入系
・可燃性ガス濃度制御系
・中央制御室換気系
・原子炉建屋給排気隔離弁
・気体廃棄物処理施設
・タービン補機冷却系
・タービン及び発電機
・原子炉補機及びタービン補機冷却系熱交換器，ポンプ・主蒸気管（主蒸気隔離弁以降の配管）③風荷重，気圧差荷重及び飛来物の衝撃荷重を組み合わせた荷重による建屋や設備等の損傷
・①及び②にて選定した設備等

別紙 1−61

④竜巻により取水口周辺の海に飛散した資機材等による取水口閉塞
・取水口

(3)

起因事象になりうるシナリオの選定(1)で抽出した各損傷・機能喪失モードに対して，(2)で選定した評価対象設備への影響を検討の上，発生可能性のあるシナリオを選定した。
①風荷重及び気圧差荷重による建屋や設備等の損傷＜建屋＞
・原子炉建屋
原子炉建屋（原子炉棟，付属棟）は十分な厚さを有した鉄筋コン
クリート造であり，風荷重よりも大きい地震荷重に対して設計されていることから，極めて発生することが稀な設計基準を超える風荷重を想定しても建屋の頑健性は維持されると考えるため，シナリオの選定は不要である。
また，風荷重に加えて気圧差荷重が作用した場合であっても，風
荷重と気圧差荷重を組み合わせた荷重は，原子炉建屋設計時の地震荷重よりも小さく，建屋の頑健性は維持されると考えるため，シナリオの選定は不要である。
ただし，原子炉建屋外側ブローアウトパネルは建屋内外の差圧による開放に至る場合に「計画外停止」に至るシナリオを選定する。
・タービン建屋
タービン建屋については，建屋上層部は鉄骨造である。万が一，
風荷重及び気圧差荷重による破損に至るような場合に，建屋最上階に設置しているタービンや発電機に影響が及び，「非隔離事象」に至るシナリオ
別紙 1−62また，タービン補機冷却系サージタンクに影響が及び，「タービン・サポート系故障」に至るシナリオ＜屋外設備＞
・外部電源系（超高圧開閉所，特別高圧開閉所，変圧器，送電線）
風荷重及び気圧差荷重により超高圧開閉所，特別高圧開閉所，変圧器又は送電線に影響が及び「外部電源喪失」に至るシナリオ
・排気筒
排気筒は風荷重に対して裕度を持った設計がなされていることから，発生することが極めて稀な設計基準を超える風荷重を想定しても排気筒の頑健性は維持されると考えるため，シナリオの選定は不要である。
・非常用ガス処理系
非常用ガス処理系排気筒及び配管は風荷重に対して裕度を持った設計がなされていることから，発生することが極めて稀な設計基準を超える風荷重を想定しても非常用ガス処理系排気筒及び配管の頑健性は維持されると考えるため，シナリオの選定は不要である。
・復水貯蔵タンク
風荷重及び気圧差荷重により復水貯蔵タンクが損傷した場合，補給水系の喪失により「計画外停止」に至るシナリオ
・非常用ディーゼル発電機の付属機器
風荷重により非常用ディーゼル発電機の付属機器が損傷した場合，
非常用ディーゼル発電機の機能喪失，仮に外部電源喪失の同時発生を想定した場合，「全交流動力電源喪失」に至るシナリオ
・残留熱除去系海水系
風荷重により残留熱除去系海水系が損傷した場合，残留熱除去系
別紙 1−63海水系の機能喪失による「最終ヒートシンク喪失」に至るシナリオ
・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水系
風荷重により高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水系が損傷した場合，高圧炉心スプレイ系の機能喪失による「計画外停止」に至るシナリオ・非常用ディーゼル発電機用海水系
風荷重により非常用ディーゼル発電機用海水系が損傷した場合，
非常用ディーゼル発電機の機能喪失，仮に外部電源喪失の同時発生を想定した場合，「全交流動力電源喪失」に至るシナリオ
・補機冷却海水系
風荷重により補機冷却海水系が損傷した場合，タービン補機冷却系喪失による「タービン・サポート系故障」に至るシナリオ
・循環水系
風荷重により循環水系が損傷した場合，復水器真空度喪失による「隔離事象」に至るシナリオ＜屋内設備＞
・中央制御室換気系は，原子炉建屋付属棟内に設置されており風荷重の影響を受けないが，気圧差荷重によりダクト，ファン，ダンパ等の損傷が考えられる。中央制御室換気系が損傷した場合，中央制御室換
気系が機能喪失し，「計画外停止」に至るシナリオ
なお，それらの設備の損傷により中央制御室の換気が困難になった
場合，中央制御室の温度が上昇するが，即，中央制御室の機器へ影響が及ぶことはなく，また，竜巻の影響は瞬時であり，竜巻襲来後の対応は十分可能であるため計測・制御系喪失により制御不能に至るシナリオの選定は不要である。
別紙 1−64

②飛来物の衝撃荷重による建屋や設備等の損傷
建屋及び屋内外設備に対する飛来物の衝撃荷重により発生可能性のあるシナリオは以下のとおり。
＜建屋＞
飛来物が建屋外壁を貫通することにより，屋内設備に波及的影響を及ぼすことが考えられるが，発生可能性のあるシナリオについては，＜屋内設備＞で選定する。
＜屋外設備＞
・外部電源系（超高圧開閉所，特別高圧開閉所，変圧器，送電線）
風荷重により発生可能性のあるシナリオと同様
・排気筒
飛来物による衝突荷重により排気筒が損傷した場合，「隔離事象」に至るシナリオ・非常用ガス処理系
飛来物による衝突荷重により非常用ガス処理系排気筒及び配管が損傷した場合，「計画外停止」に至るシナリオ
・復水貯蔵タンク
風荷重により発生可能性のあるシナリオと同様
・非常用ディーゼル発電機の付属機器
風荷重により発生可能性のあるシナリオと同様
・残留熱除去系海水系
風荷重により発生可能性のあるシナリオと同様
・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水系
風荷重により発生可能性のあるシナリオと同様

別紙 1−65

・非常用ディーゼル発電機用海水系
風荷重により発生可能性のあるシナリオと同様
・補機冷却海水系
風荷重により発生可能性のあるシナリオと同様
・循環水系
風荷重により発生可能性のあるシナリオと同様＜屋内設備＞
・原子炉建屋原子炉棟に設置している原子炉補機冷却系サージタンクに建屋外壁を貫通した飛来物が衝突した場合，原子炉補機冷却系が機能喪失することによる「隔離事象」に至るシナリオ，非常用ガス処理系に建屋外壁を貫通した飛来物が衝突して機能喪失した場合，「計画外停止」に至るシナリオ，ほう酸水注入系に建屋外壁を貫通した飛来物が衝突して機能喪失した場合，「計画外停止」に至るシナ
リオ，可燃性ガス濃度制御系に建屋外壁を貫通した飛来物が衝突して機能喪失した場合，「計画外停止」に至るシナリオ
・原子炉建屋付属棟に設置している中央制御室換気系に建屋外壁を貫通した飛来物が衝突した場合，中央制御室換気系が機能喪失することによる「計画外停止」に至るシナリオ，原子炉建屋給気隔離弁に建屋外壁を貫通した飛来物が衝突した場合，原子炉建屋給排気隔離弁が機能喪失することによる「計画外停止」に至るシナリオ
・原子炉建屋付属棟（廃棄物処理棟）に設置している気体廃棄物処理施設に建屋外壁を貫通した飛来物が衝突した場合，気体廃棄物処理系が機能喪失することによる「隔離事象」に至るシナリオ，原子炉
建屋排気隔離弁に建屋外壁を貫通した飛来物が衝突した場合，原子炉建屋給排気隔離弁が機能喪失することによる「隔離事象」に至る
別紙 1−66

シナリオ
・タービン建屋に設置しているタービンや発電機，タービン補機冷却系サージタンクに建屋外壁を貫通した飛来物が衝突した場合，「 非隔離事象」に至るシナリオ，タービン補機冷却系が機能喪失することによる「タービン・サポート系故障」に至るシナリオ，原子炉補機
冷却系熱交換器又はポンプに建屋外壁を貫通した飛来物が衝突した
場合，「隔離事象」に至るシナリオ，タービン補機冷却系熱交換器又はポンプに建屋外壁を貫通した飛来物が衝突した場合，「タービン・
サポート系故障」に至るシナリオ，主蒸気管に建屋外壁を貫通した
飛来物が衝突した場合，「隔離事象」に至るシナリオ③風荷重，気圧差荷重及び飛来物の衝撃荷重を組み合わせた荷重による建屋や設備等の損傷
建屋及び屋内外設備に対する組合せ荷重により発生可能性のあるシナ
リオについては，①，②に包絡される。

④竜巻により取水口周辺の海に飛散した資機材等による取水口閉塞
竜巻により資機材，車両等が飛散した取水口周辺の海に入り取水口を閉塞させる可能性があるが，取水口は呑み口が広く，閉塞させるほどの資機材や車両等の飛散は考えられないことから考慮不要とする。

(4)

起因事象の特定(3)で選定した各シナリオについて，想定を超える風荷重，気圧差荷重及び飛来物の衝撃荷重に対しての裕度評価（起因事象発生可能性評価）を実施し，事故シーケンスグループ抽出に当たって考慮すべき起因事象の特定
別紙 1−67

を行った。
①風荷重及び気圧差荷重による建屋や設備等の損傷＜建屋＞
建屋内外差圧の発生に伴う原子炉建屋外側ブローアウトパネルの開放による計画外停止に至るシナリオは考えられるため，起因事象として特定する。
タービン建屋上層部は鉄骨造であり，風荷重に対して設計上の配慮はなされているものの，想定を超える風荷重が建屋に作用した場合，建屋が損傷してタービン，発電機及びタービン補機冷却系サージタンクに影響を及ぼす可能性は否定できず，タービン建屋損傷に伴う非隔離事象，
タービン・サポート系故障に至るシナリオは考えられるため，起因事象として特定する。
＜屋外設備＞
外部電源系が損傷した場合，風荷重に対して設計上の配慮はなされているものの，想定を超える風荷重に対しては発生を否定できず，外部電源系の損傷に伴う外部電源喪失に至るシナリオは考えられるため，起因事象として特定する。
復水貯蔵タンクが損傷した場合，補給水系が喪失し，計画外停止に至るシナリオは考えられるため，起因事象として特定する。
非常用ディーゼル発電機の付属機器が損傷した場合，非常用ディーゼ
ル発電機の機能喪失，また，外部電源喪失の同時発生による全交流動力
電源喪失に至るシナリオは考えられるため，起因事象として特定する。
残留熱除去系海水系が損傷した場合，残留熱除去系の機能喪失による最終ヒートシンク喪失に至るシナリオは考えられるため，起因事象として特定する。
別紙 1−68

高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水系が損傷した場合，高圧
炉心スプレイ系の機能喪失による計画外停止に至るシナリオは考えられるため，起因事象として特定する。
非常用ディーゼル発電機用海水系が損傷した場合，非常用ディーゼル
発電機の機能喪失，また，外部電源喪失の同時発生による全交流動力電
源喪失に至るシナリオは考えられるため，起因事象として特定する。
補機冷却海水系が損傷した場合，タービン補機冷却系喪失によるター
ビン・サポート系故障に至るシナリオは考えられるため，起因事象として特定する。
循環水系が損傷した場合，復水器真空度喪失に伴う隔離事象に至るシ
ナリオは考えられるため，起因事象として特定する。
＜屋内設備＞
中央制御室換気系が損傷した場合，中央制御室換気系が機能喪失し，計画外停止に至るシナリオは考えられるため，起因事象として特定する。

②飛来物の衝撃荷重による建屋や設備等の損傷＜建屋＞
原子炉建屋，タービン建屋は，飛来物が建屋を貫通することにより，屋内設備に波及的影響を及ぼすが，＜屋内設備＞として起因事象を特定する。
＜屋外設備＞
外部電源系が飛来物により損傷した場合，(4)①と同様に外部電源系の損傷に伴う外部電源喪失に至るシナリオは考えられるため，起因事象として特定する。
排気筒が飛来物により損傷した場合，気体廃棄物処理系の機能喪失に
別紙 1−69

伴う隔離事象に至るシナリオは考えられるため，起因事象として特定する。
非常用ガス処理系排気筒及び配管が飛来物により損傷した場合，非常用ガス処理系の機能喪失による計画外停止に至るシナリオは考えられる
ため，起因事象として特定する。
復水貯蔵タンクが飛来物により損傷した場合，(4)①と同様に補給水系が喪失し，計画外停止に至るシナリオは考えられるため，起因事象として特定する。
非常用ディーゼル発電機の付属機器が飛来物により損傷した場合，(4)①と同様に非常用ディーゼル発電機の機能喪失，また，外部電源喪失の同時発生による全交流動力電源喪失に至るシナリオは考えられるため，起因事象として特定する。
残留熱除去系海水系が飛来物により損傷した場合，(4)①と同様に残留熱除去系の機能喪失による最終ヒートシンク喪失に至るシナリオは考えられるため，起因事象として特定する。
高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水系が飛来物により損傷した場合，(4)①と同様に高圧炉心スプレイ系の機能喪失による計画外停止に至るシナリオは考えられるため，起因事象として特定する。
非常用ディーゼル発電機用海水系が飛来物により損傷した場合，(4)①と同様に非常用ディーゼル発電機の機能喪失，また，外部電源喪失の同時発生による全交流動力電源喪失に至るシナリオは考えられるため，起因事象として特定する。
補機冷却海水系が飛来物により損傷した場合，(4)①と同様にタービン
補機冷却系喪失によるタービン・サポート系故障に至るシナリオは考えられるため，起因事象として特定する。
別紙 1−70

循環水系が飛来物により損傷した場合，(4)①と同様に復水器真空度喪
失に伴う隔離事象に至るシナリオは考えられるため，起因事象として特定する。
＜屋内設備＞
飛来物が原子炉建屋へ衝突し，貫通した場合，屋内設備の損傷の可能性を否定できないことから，原子炉補機冷却系の機能喪失に伴う隔離事
象，非常用ガス処理系の機能喪失に伴う計画外停止，ほう酸水注入系の機能喪失に伴う計画外停止，可燃性ガス濃度制御系の機能喪失に伴う計画外停止，中央制御室換気系の機能喪失に伴う計画外停止，原子炉建屋
給排気隔離弁の機能喪失に伴う計画外停止，気体廃棄物処理系の機能喪失に伴う隔離事象に至るシナリオは考えられるため，起因事象として特定する。
飛来物がタービン建屋へ衝突，貫通した場合，(4)①と同様にタービン，
発電機の損傷に伴う非隔離事象，タービン補機冷却系の損傷に伴うター
ビン・サポート系故障，原子炉補機冷却系の損傷に伴う隔離事象，主蒸
気管の損傷に伴う隔離事象に至るシナリオは考えられるため，起因事象として特定する。

③風荷重，気圧差荷重及び飛来物の衝撃荷重を組み合わせた荷重による建屋や設備等の損傷(3)③のとおり，建屋及び屋内外設備に対する組合せ荷重により発生可能性のあるシナリオについては，①，②に包絡されるため，起因事象として特定不要であると判断した。

別紙 1−712.

事故シーケンスの特定
1.にて設計基準を超える竜巻事象に対し発生可能性のある起因事象として以下を選定した。
・原子炉建屋外側ブローアウトパネルの開放に伴う計画外停止
・原子炉補機冷却系の損傷に伴う隔離事象
・非常用ガス処理系の損傷に伴う計画外停止
・ほう酸水注入系の損傷に伴う計画外停止
・可燃性ガス濃度制御系の損傷に伴う計画外停止
・中央制御室換気系の機能喪失に伴う計画外停止
・原子炉建屋給排気隔離弁の機能喪失に伴う計画外停止
・気体廃棄物処理系の機能喪失に伴う隔離事象
・タービン，発電機の損傷に伴う非隔離事象
・タービン補機冷却系の損傷に伴うタービン・サポート系故障
・主蒸気系の損傷に伴う隔離事象
・送電線の損傷に伴う外部電源喪失
・排気筒の損傷に伴う隔離事象
・復水貯蔵タンクの損傷に伴う計画外停止
・非常用ディーゼル発電機の付属機器の損傷，かつ外部電源喪失の同時発生に伴う全交流動力電源喪失
・残留熱除去系海水系の損傷に伴う最終ヒートシンク喪失
・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水系の損傷に伴う計画外停止
・非常用ディーゼル発電機用海水系の損傷，かつ外部電源喪失の同時発生に伴う全交流動力電源喪失
・補機冷却海水系の損傷に伴うタービン・サポート系故障
・循環水系の損傷に伴う隔離事象
別紙 1−72

上記起因事象については，いずれも運転時の内部事象や地震，津波レベル
１ＰＲＡにて考慮していることから，追加すべき新しい事故シーケンスではない。
よって，竜巻を起因とする有意な頻度又は影響のある事故シーケンスは新たに生じないと判断した。

別紙 1−73

補足 1-5
森林火災事象に対する事故シーケンス抽出

1.
(1)

起因事象の特定構築物，系統及び機器（以下「設備等」という。）の損傷・機能喪失モードの抽出
森林火災により設備等に発生する可能性のある影響について，国外の評
価事例，国内で発生したトラブル事例も参照し，以下のとおり，損傷・機能喪失モードを抽出した。
①輻射熱による建屋や設備等への損傷②ばい煙による設備等の閉塞(2)

評価対象設備の選定(1)で抽出した損傷・機能喪失モードに対し，影響を受ける可能性のある設備等のうち，プラントの運転継続や安全性に影響を及ぼす可能性のある設備等を評価対象設備として選定する。
具体的には，以下に示す建屋及び屋外設置の設備等を評価対象設備として選定した。
①輻射熱による建屋や設備等への損傷＜建屋＞
・原子炉建屋（原子炉棟，付属棟，廃棄物処理棟）
・タービン建屋＜屋外設備＞
・外部電源系（超高圧開閉所，特別高圧開閉所，変圧器，送電線）
・復水貯蔵タンク・非常用ディーゼル発電機の付属設備（排気ファン，吸気フィルタ等）
別紙 1−74

・排気筒
・非常用ガス処理系
・残留熱除去系海水系
・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水系
・非常用ディーゼル発電機用海水系
・補機冷却海水系
・循環水系②ばい煙による設備等の閉塞・非常用ディーゼル発電機の付属設備（吸気フィルタ等）
・中央制御室換気系
・残留熱除去系海水系（モータ）・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水系（モータ）・非常用ディーゼル発電機用海水系（モータ）・補機冷却海水系（モータ）・循環水系（モータ）・中央制御室換気系(3)

起因事象になりうるシナリオの選定(1)項で抽出した各損傷・機能喪失モードに対して，(2)項で選定した評
価対象設備への影響を検討の上，発生可能性のあるシナリオを選定した。
①輻射熱による建屋や設備等への損傷＜建屋＞
森林火災の輻射熱による建屋への影響については，想定し得る最大の火災影響評価において，防火帯外縁（火炎側）から十分な離隔距離があ
別紙 1−75

ることを考慮すると，建屋の許容温度を下回り，建屋が損傷することはない。また，森林火災の輻射熱による建屋影響について，24 時間駐在している自衛消防隊による早期の消火活動も可能であり，森林火災に対する影響緩和策を講じることができることから，シナリオの選定は不要である。
＜屋外設備＞
・外部電源系（超高圧開閉所，特別高圧開閉所，変圧器，送電線）
森林火災の輻射熱により外部電源系が損傷した場合，「 外部電源喪失」に至るシナリオ
なお，外部電源系への影響については，想定し得る最大の火災影
響評価において，防火帯外縁（火炎側）から十分な離隔距離があることを考慮すると，敷地内の外部電源系が損傷することはない。また，森林火災の輻射熱による影響について，24 時間駐在している自衛消防隊による早期の消火活動も可能であり，森林火災に対する影響緩和策を講じることができる。
・復水貯蔵タンク
森林火災の輻射熱による復水貯蔵タンクへの影響については，想定し得る最大の火災影響評価において，防火帯外縁（火炎側）から十分な離隔距離があることを考慮すると，復水貯蔵タンク水の最高
使用温度を下回り，タンクが損傷することはない。また，森林火災の輻射熱による影響について，24 時間駐在している自衛消防隊による早期の消火活動も可能であり，森林火災に対する影響緩和策を講じることができることから，シナリオの選定は不要である。
・非常用ディーゼル発電機の付属設備（排気ファン，吸気フィルタ等）
森林火災の輻射熱による非常用ディーゼル発電機の付属設備への別紙 1−76

影響については，想定し得る最大の火災影響評価において，防火帯
外縁（火炎側）から十分な離隔距離があることを考慮すると，非常用ディーゼル発電機の付属設備が受ける輻射強度は低いため，非常用ディーゼル発電機の付属設備が損傷することはない。また，森林
火災の輻射熱による影響について，24 時間駐在している自衛消防隊
による早期の消火活動も可能であり，森林火災に対する影響緩和策を講じることができることから，シナリオの選定は不要である。
・排気筒
森林火災の輻射熱による排気筒への影響については，想定し得る最大の火災影響評価において，防火帯外縁（火炎側）から十分な離隔距離があることを考慮すると，排気筒が受ける輻射強度は低いた
め，排気筒が損傷することはない。また，森林火災の輻射熱による影響について，24 時間駐在している自衛消防隊による早期の消火活動も可能であり，森林火災に対する影響緩和策を講じることができることから，シナリオの選定は不要である。
・非常用ガス処理系
森林火災の輻射熱による非常用ガス処理系排気筒及び配管への影
響については，想定し得る最大の火災影響評価において，防火帯外縁（火炎側）から十分な離隔距離があることを考慮すると，非常用ガス処理系排気筒及び配管が受ける輻射強度は低いため，非常用ガ
ス処理系排気筒及び配管が損傷することはない。また，森林火災の輻射熱による影響について，24 時間駐在している自衛消防隊による早期の消火活動も可能であり，森林火災に対する影響緩和策を講じることができることからシナリオの選定は不要である。
・残留熱除去系海水系／高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水別紙 1−77

系／非常用ディーゼル発電機用海水系／補機冷却海水系／循環水系（以下「海水系」という。）
森林火災の輻射熱による海水系への影響については，想定し得る最大の火災影響評価において，防火帯外縁（火炎側）から十分な離隔距離があることを考慮すると，海水系が受ける輻射強度は低いため，海水系が損傷することはない。また，森林火災の輻射熱による影響について，24 時間駐在している自衛消防隊による早期の消火活動も可能であり，森林火災に対する影響緩和策を講じることができることから，シナリオの選定は不要である。

②ばい煙による設備等の閉塞・非常用ディーゼル発電機の付属設備（吸気フィルタ）の閉塞
森林火災で発生するばい煙の非常用ディーゼル発電機吸気フィル
タへの吸込みによりフィルタが閉塞した場合でも，フィルタの取替
え及び清掃が可能であることからシナリオの選定は不要である。
・海水系ポンプモータ空気冷却器給気口の閉塞
海水系ポンプモータは外気を取込まない構造であり，また，空冷モータの冷却流路の口径は，ばい煙の粒径より広いことから閉塞し難いため，シナリオの選定は不要である。
・中央制御室換気系の閉塞
森林火災で発生するばい煙の中央制御室換気系吸気口への吸込みによりフィルタが閉塞した場合でも，フィルタの取替え及び清掃が可能であることからシナリオの選定は不要である。

(4)

起因事象の特定別紙 1−78

(3)で選定した各シナリオについて，森林火災に対しての裕度評価（起因事象発生可能性評価）を実施し，事故シーケンスグループ抽出に当たって考慮すべき起因事象の特定を行った。
①輻射熱による建屋や設備等への損傷＜建屋＞
森林火災の輻射熱による各建屋の損傷については，(3)①のとおり，考慮すべき起因事象としては特定不要であると判断した。
＜屋外設備＞
森林火災の輻射熱により送電線が損傷する可能性が否定できず，送電線の損傷に伴う外部電源喪失に至るシナリオは考えられるため，起因事
象として特定する。その他の屋外設備についての損傷のシナリオについては，(3)①及び(3)②のとおり，考慮すべき起因事象としては特定不要であると判断した。

②ばい煙等による設備等の閉塞
森林火災のばい煙等による設備等の閉塞については，(3)②のとおり，考慮すべき起因事象としては特定不要であると判断した。

2.

事故シーケンスの特定
1.にて森林火災に対し発生可能性のある起因事象として外部電源喪失を特定したが，運転時の内部事象や地震，津波レベル１ＰＲＡにて考慮している
ことから，追加すべき新しい事故シーケンスではない。
よって，森林火災を起因とする有意な頻度又は影響のある事故シーケンスは新たに生じないと判断した。

別紙 1−79

補足 1-6
落雷事象に対する事故シーケンス抽出1．起因事象の特定(1)

構築物，系統及び機器（以下「設備等」という。）の損傷・機能喪失モードの抽出
落雷事象により設備等に発生する可能性のある影響について，国外の評価事例，国内で発生したトラブル事例も参照し，以下のとおり，損傷・機能喪失モードを抽出した。
① 屋内外計測制御設備に発生するノイズ② 直撃雷による設備損傷③ 誘導雷サージによる電気盤内の回路損傷(2)

評価対象設備の選定(1)で抽出した損傷・機能喪失モードに対し，影響を受ける可能性のある設備等のうち，プラントの運転継続や安全性に影響を及ぼす可能性のある設備等を評価対象設備として選定する。
具体的には，以下に示す屋内設置の設備及び屋外設置の設備を評価対象設備として選定した。
①屋内外計測制御設備に発生するノイズ・計測制御系②直撃雷による設備損傷
・外部電源系・残留熱除去系海水系
・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水系
別紙 1−80

・非常用ディーゼル発電機用海水系
・補機冷却海水系
・循環水系③誘導雷サージによる電気盤内の回路損傷・計測制御系(3)

起因事象になりうるシナリオの選定(1)で抽出した各損傷・機能喪失モードに対して，(2)で選定した評価対象設備への影響を検討の上，発生可能性のあるシナリオを選定した。
①屋内外計測制御系設備に発生するノイズ・計測制御系
ノイズにより安全保護回路が誤動作した場合，「隔離事象」又は「原子炉緊急停止系誤動作」に至るシナリオ
ノイズにより安全保 護回路以外の計 測制 御系が誤動作した場 合，「非隔離事象」，「全給水喪失」又は「水位低下事象」に至るシナリオ②直撃雷による設備損傷
・外部電源系
直撃雷により外部電源系が損傷した場合，外部電源系の機能喪失による「外部電源喪失」に至るシナリオ
・残留熱除去系海水系
直撃雷により残留熱除去系海水系が損傷した場合，残留熱除去系海水系の機能喪失による「最終ヒートシンク喪失」に至るシナリオ

別紙 1−81

・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水系
直撃雷により高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水系が損傷した場合，高圧炉心スプレイ系の機能喪失による「計画外停止」に至るシナリオ・非常用ディーゼル発電機用海水系
直撃雷により非常用ディーゼル発電機用海水系が損傷した場合，非常用ディーゼル発電機の機能喪失，外部電源喪失の同時発生を想定した場合，「全交流動力電源喪失」に至るシナリオ
・補機冷却海水系
直撃雷により補機冷却海水系が損傷した場合，タービン補機冷却系喪失による「タービン・サポート系故障」に至るシナリオ
・循環水系
直撃雷により循環水系が損傷した場合，復水器真空度喪失による「隔離事象」に至るシナリオ③誘導雷サージによる電気盤内の回路損傷・計測制御系
誘導雷サージにより計測制御系が損傷した場合，計測・制御系喪失により制御不能に至るシナリオ(4)

起因事象の特定(3)で選定した各シナリオについて，想定を上回る落雷に対する起因事
象発生可能性評価を実施し，事故シーケンスグループ抽出に当たって考慮
すべき起因事象の特定を行った。

別紙 1−82

①屋内外計測制御設備に発生するノイズ
落雷によって安全保護回路に発生するノイズの影響により誤動作する可能性を否定できず，隔離事象又は原子炉緊急停止系誤動作に至るシ
ナリオは考えられるため，起因事象として特定する。
また，落雷によって安全保護回路以外の計測制御系に発生するノイズの影響により誤動作する可能性を否定できず，非隔離事象，全給水喪失
又は水位低下事象に至るシナリオは考えられるため，起因事象として特定する。
なお，上記事象以外の誤動作（ポンプの誤起動等）については，設備の機能喪失には至らず，かつ復旧についても容易であることから，起因事象としては特定しない。

②直撃雷による設備損傷
外部電源系に過渡な電流が発生した場合，機器には雷サージの影響を緩和するため保安器が設置されているが，落雷が発生した場合，外部電源喪失に至るシナリオは考えられるため，起因事象として特定する。
残留熱除去系海水系は，避雷設備の効果を期待できるが，海水ポンプ
モータ部に関しては落雷によって機能喪失する可能性を否定できない。
また，区分分離が実施された複数の系統に期待できるが，同時に機能喪失することを保守的に考慮し，最終ヒートシンク喪失に至るシナリオは考えられるため起因事象として特定する。
高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水系は，避雷設備の効果を期待できるが，海水ポンプモータ部に関しては落雷によって機能喪失する可能性を否定できないことから，計画外停止に至るシナリオは考えられるため起因事象として特定する。
別紙 1−83非常用ディーゼル発電機用海水系は，避雷設備の効果を期待できるが，海水ポンプモータ部に関しては落雷によって機能喪失する可能性を否定できない。また，区分分離が実施された複数の系統に期待できるが，同時に機能喪失することを保守的に考慮し，全交流動力電源喪失に至るシナリオは考えられるため起因事象として特定する。
補機冷却海水系は，避雷設備の効果を期待できるが，海水ポンプモータ部に関しては落雷によって機能喪失する可能性を否定できない。また，
区分分離が実施された複数の系統に期待できるが，同時に機能喪失することを保守的に考慮し，タービン・サポート系故障に至るシナリオは考えられるため起因事象として特定する。
循環水ポンプモータ部に関しては落雷によって機能喪失する可能性を否定できないため，隔離事象に至るシナリオは考えられるため起因事
象として特定する。

③誘導雷サージによる電気盤内の回路損傷
落雷による誘導雷サージを接地網に効果的に導くことができない場
合には，電気盤内の絶縁耐力が低い回路が損傷し，原子炉施設の安全保護系機能が喪失する。しかし，安全保護回路はシールド付きケーブルを使用し，屋内に設置されているため，損傷に至る有意なサージの侵入はないものと判断されることから，考慮すべき起因事象としては特定不要であると判断した。
なお，安全保護回路以外の計測制御系は，誘導雷サージの影響により損傷し，安全保護回路以外の計測・制御系喪失により制御不能に至る可能性を否定できない。制御不能となった場合は，非隔離事象，全給水喪
失又は水位低下事象に至る可能性は考えられるため，起因事象として特別紙 1−84

定する。

2.

事故シーケンスの特定
1.にて設計基準を超える落雷事象に対し発生可能性のある起因事象として以下を特定した。
・安全保護回路に発生するノイズの影響に伴う隔離事象又は原子炉緊急停
止系誤動作
・安全保護回路以外の計測制御系に発生するノイズの影響に伴う非隔離事
象，全給水喪失又は水位低下事象
・外部電源系の損傷に伴う外部電源喪失
・残留熱除去系海水系の損傷に伴う最終ヒートシンク喪失
・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水系の損傷に伴う計画外停止
・非常用ディーゼル発電機用海水系の損傷，かつ外部電源喪失の同時発生
による全交流動力電源喪失
・補機冷却海水系の損傷に伴うタービン・サポート系故障
・循環水系の損傷に伴う隔離事象
・安全保護回路以外の計測制御系の損傷に伴う非隔離事象，全給水喪失又は水位低下事象
上記起因事象については，いずれも運転時の内部事象や地震，津波レベル
１ＰＲＡにて考慮していることから，追加すべき新しい事故シーケンスではない。
よって，落雷を起因とする有意な頻度又は影響のある事故シーケンスは新たに生じないと判断される。

別紙 1−85

起因事象の発生が考えられるその他の自然現象と起因事象発生時の対応

積雪

外部電源喪失送電線や碍子へ着雪することによって相間短絡を起こすことによる外部電源喪失

建屋内の機器には影響しないものと考えられる。
建屋外の機器には積雪による影響が生じる可能性が考えられる。

火 山 の 影響

外部電源喪失送 電 線 や 碍 子 へ 降 下 火 砕 物 が 付 着 し ，水 分を吸収することによって相間短絡を起こすことによる外部電源喪失

建屋内の機器には影響しないものと考えられる。
建屋外の機器には降下火砕物の堆積による影響が生じる可能性が考えられる。

竜巻

計画外停止

気 圧 差 荷 重 や ，飛 来 物 の 衝 突 に よ る 原 子 炉
建 屋 ブ ロ ー ア ウ ト パ ネ ル の 開 放 や ，非 常 用
ガス処理系等の損傷に伴う計画外停止
風 荷 重 や ，飛 来 物 の 衝 突 に よ る タ ー ビ ン や発電機の損傷に伴う非隔離事象
風 荷 重 や ，飛 来 物 の 衝 突 に よ る タ ー ビ ン 補機冷 却 系の 損傷 に伴 う タービン・サポ ート
系故障
風 荷 重 や ，飛 来 物 の 衝 突 に よ る 循 環 水 ポ ン
プ等の損傷に伴う隔離事象
風 荷 重 や ，飛 来 物 の 衝 突 に よ る 外 部 電 源 系の損傷に伴う外部電源喪失
風 荷 重 や ，飛 来 物 の 衝 突 に よ る 非 常 用 デ ィー ゼ ル 発 電 機 の 機 能 喪 失 ，及 び 外 部 電 源 喪
失の同時発生による全交流動力電源喪失
風 荷 重 や ，飛 来 物 の 衝 突 に よ る 残 留 熱 除 去系海水系の損傷による最終ヒートシンク
喪失

建 屋 内 の 機 器 の う ち ，飛 来 物 が 直 接 衝 突する十分な厚さを有した外壁とひとつ
内側の頑健性のある壁との間に設置されている機器以外には影響ないものと考えられる。
建屋外の機器には風荷重や飛来物の衝突による影響が生じる可能性が考えられる。

別紙 1−86

非隔離事象
タービン・サポート系故障隔離事象
外部電源喪失全交流動力電源喪失
最終ヒートシンク喪失

起因事象の発生シナリオ

想定される他の緩和系設備への影響

緩和系設備の機能喪失への対応

送電線や碍子へ着氷することによって相間短絡を起こすことによる外部電源喪失

建屋内の機器には影響しないものと考えられる。
建屋外の機器には低温による影響が生じる可能性が考えられる。

建屋内の機器には影響しないものと考え
ら れ る こ と か ら ，必 要 な 緩 和 機 能 は 維 持 できるものと考えられる。
建 屋 外 の 機 器 に 対 し て も ，凍 結 防 止 対 策 により機能を維持できるものと考えられる。
建屋内の機器には影響しないものと考え
ら れ る こ と か ら ，必 要 な 緩 和 機 能 は 維 持 できるものと考えられる。
建 屋 外 の 機 器 に 対 し て も ，除 雪 等 の 対 応 により機能を維持できるものと考えられる。
建屋内の機器には影響しないものと考え
ら れ る こ と か ら ，必 要 な 緩 和 機 能 は 維 持 できるものと考えられる。
建 屋 外 の 機 器 に 対 し て も ，除 灰 等 の 対 応 により機能を維持できるものと考えられる。
建 屋 内 の 機 器 の う ち ，飛 来 物 が 直 接 衝 突 す
る十分な厚さを有した壁とひとつ内側の頑健性のある壁との間に設置されている機器以外には影響ないものと考えられる
こ と か ら ，必 要 な 緩 和 機 能 は 維 持 で き る ものと考えられる。
建 屋 外 の 機 器 に 対 し て も ，竜 巻 の 局 所 性 を考慮して位置的分散を図ること及び竜巻防護設備を設置することにより建屋外の機器に期待できるものと考えられる。

補足 1-7

凍結

考慮対象とした起因事象
外部電源喪失

自然現象

森林火災

考慮対象とした起因事象
外部電源喪失

落雷

隔離事象

自然現象

原子炉緊急停止系誤動作等非隔離事象

別紙 1−87

全給水喪失
水位低下事象外部電源喪失最終ヒートシンク喪失
計画外停止
全交流動力電源喪失
タービン・サポート系故障起因事象の発生シナリオ

想定される他の緩和系設備への影響

緩和系設備の機能喪失への対応

送電線の輻射熱による損傷に伴う外部電源喪失

建屋内の機器には影響しないものと考えられる。
建屋外の機器には輻射熱による影響が生じる可能性が考えられる。

安全保護回路に発生するノイズの影響や直撃雷による循環水系の損傷に伴う隔離事象
安全保護回路に発生するノイズの影響に伴う原子炉緊急停止系誤動作
安全保護回路以外の計測制御系に発生するノイズの影響に伴う非隔離事象
安全保護回路以外の計測制御系に発生するノイズの影響に伴う全給水喪失
安全保護回路以外の計測制御系に発生するノイズの影響に伴う水位低下事象
直撃雷による外部電源系の損傷に伴う外部電源喪失
直撃雷による残留熱除去系海水系の損傷に伴う最終ヒートシンク喪失
直撃雷による高圧炉心スプレイ系発電機
用海水系の損傷に伴う計画外停止
直撃雷による非常用ディーゼル発電機の機 能 喪 失 ，及 び 外 部 電 源 喪 失 の 同 時 発 生 による全交流動力電源喪失
直撃雷による補機冷却海水系の損傷に伴うタービン・サポート系故障

建屋内の機器には影響しないものと考えられる。
建屋外の機器には直撃雷による影響が生じる可能性が考えられる。

建屋内の機器には影響しないものと考え
ら れ る こ と か ら ，必 要 な 緩 和 機 能 は 維 持 できるものと考えられる。
建 屋 外 の 機 器 に 対 し て も ，森 林 火 災 が 拡 大されるまでの時間的余裕が十分にあること か ら ，予 め 散 水 す る 等 の 必 要 な 安 全 措 置を講ずることにより機能を維持できるものと考えられる。
建屋内の機器には影響しないものと考え
ら れ る こ と か ら ，必 要 な 緩 和 機 能 は 維 持 できるものと考えられる。
建 屋 外 の 機 器 に 対 し て も ，落 雷 の 局 所 性 を考慮して位置的分散を図ること及び避雷設備を設置することにより建屋外の機器に期待できるものと考えられる。

過酷な外部人為事象により考え得る起因事象等
設計基準を超える事象の発生を想定した場合の評価

外部人為事象No（色塗り部は 6 条の設設備等の損傷・機能喪失モードの抽出

計基準設定事象）
1

衛星の落下
パイプライン事故

2（ガスなど），パイプ
ライン事故によるサ
イト内爆発等

3

交通事故（化学物質の流出含む）

想定される起因事象等

NUREG や IAEA の SAFETY STANDARDS SERIES でも言及されているように，有意な発生頻度とはならない。
（10−９/年以下）
荷重
温度
ばい煙，有毒ガス
温度
ばい煙，有毒ガス

荷重（衝突）

爆発（No.12）の評価に包絡される。

荷重（爆風圧）爆発（No.12）の評価に包絡される。

輻射熱

近隣工場等の火災（No.23）の評価に包絡される。

ばい煙による閉塞

近隣工場等の火災（No.23）の評価に包絡される。

ばい煙，有毒ガスの侵入

有毒ガス（No.4）の影響に包絡される。

輻射熱

近隣工場等の火災（No.23）の評価に包絡される。

ばい煙による閉塞

近隣工場等の火災（No.23）の評価に包絡される。

ばい煙，有毒ガスの侵入

有毒ガス（No.4）の評価に包絡される。
鉄道路線，主要道路，航路及び石油コンビナート施設は発電所から十分な離隔距離が確保されてお別紙 1−88

4

有毒ガス

5

タービンミサイル

有毒ガス

有毒ガスの侵入り，危険物を搭載した車両及び船舶を含む事故等による当該発電所への有毒ガスの影響はない。また，中央制御室換気系においては閉回路循環運転も可能であるため，影響はない。

有意な衝突頻度にならない。
荷重

6

飛来物
（航空機落下）温度
ばい煙，有毒ガス
荷重

7

工業施設又は軍事施
設事故

温度
ばい煙，有毒ガス

荷重（衝突）
荷重（爆風圧）航空機落下確率評価結果が防護方針の要否判断の基準である 10-7 回／炉年を超えないため，航空機

輻射熱

落下による防護設計を必要としない。なお，当該事象が万が一発生した場合には，大規模損壊及び大ばい煙による閉塞

規模な火災が発生することを想定し，大規模損壊対策による影響緩和を図ることで対応する。

ばい煙，有毒ガスの侵入
荷重（衝突）

爆発（No.12）の評価に包絡される。

荷重（爆風圧）爆発（No.12）の評価に包絡される。

輻射熱

近隣工場等の火災（No.23）の評価に包絡される。

ばい煙による閉塞

近隣工場等の火災（No.23）の評価に包絡される。

ばい煙，有毒ガスの侵入

有毒ガス（No.4）の評価に包絡される。
発電所周辺の航路は十分な離隔距離が確保されているが，発電所周辺の航路を通行する輸送船が漂流した場合であっても，輸送船の喫水深さ 11.5m に対して，発電所沖合 900m での水深が 11m であることから敷地に到達する可能性は低い。また，喫水の浅い小型船舶の漂流を想定した場合，敷地全閉塞（海水系）
8

取水口の閉塞面の防波堤に衝突して止まる可能性が高く，取水性に影響はない。
万が一，小型船舶や，港湾内に入港する船舶が事故によってカーテンウォール前面に到達した場合で船舶の衝突あっても，カーテンウォールにより取水路への侵入は阻害され，取水口の み口は広く閉塞する可能性は低いことから，取水性に影響はない。
船舶の座礁により重油流出事故が発生した場合であっても，カーテンウォールにより低層から取水すの閉塞ることによって，残留熱除去系海水系及び非常用ディーゼル発電機用海水系の取水性に影響はない。

補足 2

閉塞（海水系）

油漏えいによる海水系ストレーナ

過酷な外部人為事象により考え得る起因事象等
設計基準を超える事象の発生を想定した場合の評価

外部人為事象No（色塗り部は 6 条の設設備等の損傷・機能喪失モードの抽出

計基準設定事象）
8

船舶の衝突

ばい煙，有毒ガス
荷重

9

自動車又は
船舶の爆発

温度
ばい煙，有毒ガス

10

船舶から放出される固体・液体不純物

閉塞（海水系）11

水中の化学物質閉塞（海水系）

想定される起因事象等

ばい煙による閉塞

火災（近隣工場等の火災）（No.23）の評価に包絡される。

ばい煙，有毒ガスの侵入

有毒ガス（No.4）の影響に包絡される。

荷重（衝突）

爆発（No.12）の評価に包絡される。

荷重（爆風圧）爆発（No.12）の評価に包絡される。

輻射熱

近隣工場等の火災（No.23）の評価に包絡される。

ばい煙による閉塞

近隣工場等の火災（No.23）の評価に包絡される。

ばい煙，有毒ガスの侵入

有毒ガス（No.4）の評価に包絡される。

固体・液体不純物の放出による海水系ストレーナの閉塞

船舶の衝突（船舶事故）（No.8）の評価に包絡される。

海水中に流出した化学物質による
海水系ストレーナの閉塞

船舶の衝突（船舶事故）（No.8）の評価に包絡される。
鹿島臨海地区石油コンビナート等特別防災区域は，東海第二発電所周辺で石油コンビナート等特別

別紙 1-89

荷重（衝突）
荷重
12爆発

防災区域に指定されている唯一の区域であり，また，発電所から 50km 以上の距離があることから，爆発の影響が安全施設の安全機能に及ぼすおそれはない。

荷重（爆風圧）発電所周辺で爆発による影響が最も大きいと考えられるＬＮＧ基地（敷地北東方向約 1.5km）での爆発を想定しても，飛来物及び爆風圧の影響が及ばない離隔距離を確保している。

ばい煙，有毒ガス

13

14
15
16

17

18

プラント外での化学物質の流出サイト貯蔵の
化学物質の流出
軍事施設からのミサイル
掘削工事
他のユニットからの火災
他のユニットからのミサイル

閉塞（海水系）

ばい煙による閉塞

火災（近隣工場等の火災）（No.23）の評価に包絡される。

ばい煙，有毒ガスの侵入

有毒ガス（No.4）の評価に包絡される。

化学物質の流出による海水系ストレーナの閉塞

船舶の衝突（船舶事故）（No.8）の評価に包絡される。

有毒ガス

有毒ガスの侵入有毒ガス（No.4）の評価に包絡される。

有毒ガス

有毒ガスの侵入有毒ガス（No.4）の評価に包絡される。

偶発的なミサイル到達は考え難いため，設備の損傷・機能喪失が発生するシナリオは考え難い。
敷地内で，地面の掘削工事を行う場合は，事前調査で埋設ケーブル・配管位置の確認を行うため，設備の損傷・機能喪失が発生するシナリオは考え難い。
敷地外で，地面の掘削工事を行う場合は，送電鉄塔の損傷の可能性があるが，複数回線が同時に損傷するシナリオは考え難い。
温度
ばい煙，有毒ガス

輻射熱

近隣工場等の火災（No.23）の評価に包絡される。

ばい煙による閉塞

近隣工場等の火災（No.23）の評価に包絡される。

ばい煙，有毒ガスの侵入

有毒ガス（No.4）の評価に包絡される。

有意なミサイル源はないため，設備の損傷・機能喪失が発生するシナリオは考え難い。

過酷な外部人為事象により考え得る起因事象等
設計基準を超える事象の発生を想定した場合の評価

外部人為事象No（色塗り部は 6 条の設設備等の損傷・機能喪失モードの抽出

計基準設定事象）19

他のユニット

東海発電所分も含めた屋外タンク及び貯槽類からの溢水を想定しても，東海第二発電所の安全施設への影響が無いことを確認したため，他のユニットからのからの内部溢水

内部溢水の影響による設備の損傷・機能喪失が発生するシナリオは考え難い。
サージ及び誘導電流20想定される起因事象等

電磁的障害

電気的影響
過電圧

安全保護回路は，日本工業規格（ＪＩＳ）等に基づき，ラインフィルタや絶縁回路の設置により，サージ・ノイズの侵入を防止するとともに，鋼製筐体や金属シールド付ケーブルの適用により電磁波の侵入を防止する設計としており，安全機能を損なうことはないため，設備の損傷・機能喪失が発生するシナリオは考え難い。
敷地周辺の地形及び上流に位置している久慈川水系の竜神ダムの保有水量から判断して，ダムの崩壊

21

ダムの崩壊

浸水

ダムの崩壊による浸水

22

内部溢水

別紙１ 表１に示すとおり。

23

近隣工場等の火災が発生した場合においても，敷地が久慈川の洪水による被害を受けることはないため，設備の損傷・機能喪失が発生するシナリオは考え難い。

温度

別紙 1-90

ばい煙，有毒ガス

輻射熱

自然現象 森林火災（No.22）の評価に包絡される。

ばい煙による閉塞

自然現象 森林火災（No.22）の評価に包絡される。

ばい煙，有毒ガスの侵入

有毒ガス（No.4）の評価に包絡される。

自然現象の重畳確認結果【凡例】
斜線：以下の理由により，重畳影響考慮不要○東海第二発電所及びその周辺では発生しない（若しくは，発生が極めて稀）と判断した事象○単独事象での評価において設備等への影響がない（若しくは，非常に小さい）事象で，他の事象との重畳を考慮しても明らかに設備等への影響が無いと判断した事象−：各自然現象が重畳した場合でも単独事象同士の影響評価より増長しない，もしくは同時には起こりえない。
Ⅰ：各自然現象から同じ影響がそれぞれ作用し，重ね合わさって増長するケース
Ⅱ：ある自然現象の防護施設が他の自然現象によって機能喪失することにより，影響が増長するケース
Ⅲ-1：他の自然現象の作用により前提条件が変化し，影響が増長するケース
Ⅲ-2：他の自然現象の作用により影響が及ぶようになるケース
主事象
重畳事象
No
1

自然現象
極低温

設備の損傷・機能喪失モード
温度
電気的影響

2

隕石

−

3

降水

浸水

4

河川の迂回

−

5

砂嵐

6

静振

7

地震活動

8

積雪

極低温
設備の損傷・機能
喪失モード

温度

隕石

電気的影響

備考

降水

河川の迂回

浸水
発生しない

砂嵐

静振

閉塞
（吸気等）

浸水

地震活動

土壌の収縮
又は膨張

積雪

渇水

荷重
（地震）

荷重
（堆積）

電気的影響

閉塞
（吸気等）

発生しない

高潮

津波

浸水

荷重
（衝突）

浸水

閉塞
（海水系）

発生しない

屋外機器内部流体の凍結

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

ヒートシンク（海水）の凍結

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

着氷による送電線の相間短絡

−

−

−

−

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

Ⅰ

−

Ⅰ

−

−

−

別紙 1−91

降水による設備の浸水

−

−

閉塞
（吸気等）

砂塵，大陸からの黄砂による吸気口の
閉塞

−

−

−

−

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

浸水

静振による設備の浸水

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

Ⅰ

−

Ⅰ

−

渇水

静振による海水の枯渇

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

荷重

荷重（地震）

−

−

Ⅱ

−

−

Ⅱ

Ⅲ-1

−

−

Ⅱ

Ⅰ

Ⅱ

Ⅲ-1

荷重

荷重（堆積）

−

−

Ⅱ

−

−

−

Ⅲ-1

−

Ⅲ-1

−

−

電気的影響

着雪による送電線の相間短絡

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

−

−

−

−

閉塞
（吸気等）

給気フィルタ等の閉塞

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

Ⅰ

−

9

土壌の収縮又は膨張

−

10

高潮

浸水

高潮による設備の浸水

−

−

Ⅰ

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

荷重

荷重（衝突）

−

−

−

−

−

−

Ⅰ

Ⅲ-1

−

−

浸水

津波による設備の浸水

−

−

Ⅰ

−

Ⅰ

−

Ⅱ

−

−

−

Ⅰ

閉塞
（海水系）

漂流物による取水口，海水ストレーナ
の閉塞

−

−

−

−

−

−

Ⅲ-1

−

−

−

−

荷重

荷重（堆積）

−

−

−

−

−

−

Ⅲ-1

Ⅰ

−

−

−

−

−

−

閉塞
（海水系）

海水系ストレーナの閉塞

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

Ⅰ

閉塞
（吸気等）

給気フィルタ等の閉塞

−

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

腐食

腐食成分による化学的影響

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

電気的影響

降下火砕物の付着による送電線の相
間短絡

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

波浪・高波による設備の浸水

−

−

Ⅰ

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

Ⅰ

−

Ⅰ

−

11

12

津波

火山の影響

13

波浪・高波

浸水

14

雪崩

−

15

生物学的事象

16

海岸浸食

−

17

干ばつ

−

18

洪水

−

19

風（台風）

荷重

20
21

竜巻
濃霧

22

森林火災

23

霜・白霜

−

閉塞
（海水系）

取水口，海水ストレーナの閉塞

−

−

−

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

−

−

Ⅰ

電気的影響

齧歯類（ネズミ等）によるケーブル類
の損傷

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

Ⅰ

−

Ⅰ

−

荷重（風）

Ⅲ-1

−

−

Ⅲ-1

−

−

Ⅰ

−

−

Ⅲ-1

−

Ⅰ

−

−

荷重（衝突）

−

−

−

−

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

Ⅰ

−

−

荷重（風）

−

−

−

Ⅲ-1

−

−

Ⅰ

−

−

Ⅲ-1

−

Ⅰ

−

−

荷重（衝突）

−

−

−

−

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

Ⅰ

−

−

荷重（気圧差）

−

−

−

−

−

−

Ⅰ

Ⅰ

−

−

−

Ⅰ

−

−

温度

輻射熱

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

閉塞
（吸気等）

給気フィルタ等の閉塞

−

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

荷重（衝突）

−

−

−

−

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

Ⅰ

−

−

荷重
−

−

草原火災

−

25

ひょう・あられ

荷重

補足 3

24

自然現象の重畳確認結果【凡例】
斜線：以下の理由により，重畳影響考慮不要○東海第二発電所及びその周辺では発生しない（若しくは，発生が極めて稀）と判断した事象○単独事象での評価において設備等への影響がない（若しくは，非常に小さい）事象で，他の事象との重畳を考慮しても明らかに設備等への影響が無いと判断した事象−：各自然現象が重畳した場合でも単独事象同士の影響評価より増長しない，もしくは同時には起こりえない。
Ⅰ：各自然現象から同じ影響がそれぞれ作用し，重ね合わさって増長するケース
Ⅱ：ある自然現象の防護施設が他の自然現象によって機能喪失することにより，影響が増長するケース
Ⅲ-1：他の自然現象の作用により前提条件が変化し，影響が増長するケース
Ⅲ-2：他の自然現象の作用により影響が及ぶようになるケース
主事象

極低温
設備の損傷・機能
喪失モード

重畳事象
No

自然現象

設備の損傷・機能喪失モード

26

極高温

−

温度

隕石

電気的影響

備考

降水

河川の迂回

閉塞
（吸気等）

浸水
発生しない

砂嵐

静振
浸水

地震活動
渇水

荷重
（地震）

土壌の収縮
又は膨張

積雪
荷重
（堆積）

電気的影響

閉塞
（吸気等）

発生しない

高潮

津波

浸水

荷重
（衝突）

浸水

閉塞
（海水系）

発生しない

27

満潮

浸水

満潮による設備の浸水

−

−

Ⅰ

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

Ⅰ

−

Ⅰ

−

28

ハリケーン

−

29

氷結

電気的影響

着氷

Ⅲ-1

Ⅰ

−

−

−

−

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

30

氷晶

電気的影響

着氷

Ⅲ-1

Ⅰ

−

−

−

−

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

31

氷壁

−

32

土砂崩れ
（山崩れ，がけ崩れ）−
屋内外計測制御設備に発生する
ノイズ

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

直撃雷

−

−

−

−

−

−

Ⅱ

−

−

−

−

Ⅱ

−

−

誘導雷サージによる電気盤内の
回路損傷

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

湖又は河川の水位上昇による設備の
浸水

−

−

Ⅰ

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

Ⅰ

−

Ⅰ

−

気圧差

−

−

−

−

−

−

Ⅰ

Ⅰ

−

−

Ⅲ-1

Ⅰ

−

−

ケーブル類の損傷

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

33

落雷

電気的影響

別紙 1−9234

湖又は河川の水位低下−

35

湖又は河川の水位上昇

浸水

36

陥没，地盤沈下，地割れ−

37

極限的な圧力（気圧高低）

荷重

38

もや

−

39

塩害・塩雲

−

40

地面の隆起

−

41

動物

物理的損傷

42

地滑り

−

43

カルスト

−

44

地下水による浸食

−

45

海水面低

渇水

海水面の低下による海水の枯渇

−

−

−

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

−

−

−

46

海水面高

浸水

海水面の上昇による設備の浸水

−

−

Ⅰ

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

Ⅰ

−

Ⅰ

−

47

地下水による地滑り−

48

水中の有機物閉塞（海水系）

取水口，海水ストレーナの閉塞

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

Ⅰ

49

太陽フレア，磁気嵐

電気的影響

磁気嵐による誘導電流

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

50

高温水（海水温高）

温度

高温水

−

−

−

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

−

−

−

51

低温水（海水温低）−52

泥湧出（液状化）

−

53

土石流

−

54

水蒸気

−

55

毒性ガス

閉塞
（吸気等）

毒性ガスの吸込みによる給気フィルタ等の閉塞

−

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

自然現象の重畳確認結果【凡例】
斜線：以下の理由により，重畳影響考慮不要○東海第二発電所及びその周辺では発生しない（若しくは，発生が極めて稀）と判断した事象○単独事象での評価において設備等への影響がない（若しくは，非常に小さい）事象で，他の事象との重畳を考慮しても明らかに設備等への影響が無いと判断した事象−：各自然現象が重畳した場合でも単独事象同士の影響評価より増長しない，もしくは同時には起こりえない。
Ⅰ：各自然現象から同じ影響がそれぞれ作用し，重ね合わさって増長するケース
Ⅱ：ある自然現象の防護施設が他の自然現象によって機能喪失することにより，影響が増長するケース
Ⅲ-1：他の自然現象の作用により前提条件が変化し，影響が増長するケース
Ⅲ-2：他の自然現象の作用により影響が及ぶようになるケース
主事象

No

自然現象

閉塞
（吸気等）

閉塞
（海水系）

屋外機器内部流体の凍結

−

−

1

極低温

ヒートシンク（海水）の凍結

−

2

隕石

着氷による送電線の相間短絡

設備の損傷・機能喪失モード
温度
電気的影響

降水

浸水

4

河川の迂回

−

5

砂嵐

別紙 1−93

静振

7

地震活動

8

積雪

9

土壌の収縮又は膨張

10

高潮

11

12

津波

火山の影響

13

波浪・高波

14

雪崩

干ばつ

洪水

風（台風）

竜巻

濃霧

荷重
（風）

荷重
（衝突）

荷重
（風）

荷重
（衝突）

荷重
（気圧差）

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

Ⅰ

−

−

Ⅲ-1，Ⅲ-2
（衝突）

−

−

Ⅲ-1

Ⅰ

備考

浸水
発生しない

発生しない

降水による設備の浸水

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

Ⅲ-1

−

Ⅲ-1

−

−

静振による設備の浸水

−

−

−

−

Ⅰ

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

渇水

静振による海水の枯渇

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

荷重

荷重（地震）

−

−

−

−

Ⅱ

−

Ⅱ

Ⅰ

Ⅰ

Ⅰ

Ⅰ，Ⅱ
，Ⅲ-1

Ⅰ

荷重

荷重（堆積）

Ⅰ

−

−

Ⅲ-1

−

−

−

Ⅲ-1

−

Ⅲ-1

−

−

電気的影響

着雪による送電線の相間短絡

−

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

−

−

−

閉塞
（吸気等）

給気フィルタ等の閉塞

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

Ⅲ-1

−

Ⅲ-1

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−
浸水

高潮による設備の浸水

−

−

−

−

Ⅰ

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

荷重

荷重（衝突）

−

−

−

−

−

−

−

Ⅰ

Ⅰ

Ⅰ

Ⅰ

−

浸水

津波による設備の浸水

−

−

−

−

Ⅰ

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

閉塞
（海水系）

漂流物による取水口，海水ストレーナ
の閉塞

−

−

Ⅰ

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

−

荷重

荷重（堆積）

−

−

−

Ⅲ-1

−

Ⅲ-1

−

−

閉塞
（海水系）

海水系ストレーナの閉塞

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

−

閉塞
（吸気等）

給気フィルタ等の閉塞

−

−

−

Ⅲ-1

−

Ⅲ-1

−

Ⅰ

腐食

腐食成分による化学的影響

−

−

−

−

−

−

−

−

電気的影響

降下火砕物の付着による送電線の相間短絡

浸水

波浪・高波による設備の浸水

−

−

−

−

閉塞
（海水系）

取水口，海水ストレーナの閉塞

−

Ⅰ

−

−

電気的影響

齧歯類（ネズミ等）によるケーブル類
の損傷

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

−

−

−

Ⅰ

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

海岸浸食

−

17

干ばつ

−

18

洪水

浸水

19

風（台風）

荷重

20

竜巻

荷重

21

濃霧

−

霜・白霜

海岸浸食

浸水

16

23

生物学的事象閉塞（海水系）

砂塵，大陸からの黄砂による吸気口の閉塞

生物学的事象

森林火災

雪崩

浸水

閉塞
（吸気等）

15

22

波浪・高波
電気的影響

腐食

−

3

6

火山の影響
荷重
（堆積）

設備の損傷・機能喪
失モード

重畳事象

洪水による設備の浸水
荷重（風）Ⅲ-1，Ⅲ-2
（衝突）

−

−

−

Ⅰ

−

−

Ⅲ-1

−

−

−

−

−

−

−

−

Ⅰ

Ⅰ

−

−

Ⅰ

−

荷重（衝突）

−

−

−

−

−

Ⅰ

−

荷重（風）

−

Ⅲ-1

−

−

−

−

−

Ⅰ

Ⅰ

荷重（衝突）

−

−

−

−

−

−

−

Ⅰ

Ⅰ

荷重（気圧差）

Ⅰ

Ⅰ

−

−

−

−

−

Ⅰ

Ⅰ

温度

輻射熱

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

閉塞
（吸気等）

給気フィルタ等の閉塞

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

自然現象の重畳確認結果【凡例】
斜線：以下の理由により，重畳影響考慮不要○東海第二発電所及びその周辺では発生しない（若しくは，発生が極めて稀）と判断した事象○単独事象での評価において設備等への影響がない（若しくは，非常に小さい）事象で，他の事象との重畳を考慮しても明らかに設備等への影響が無いと判断した事象−：各自然現象が重畳した場合でも単独事象同士の影響評価より増長しない，もしくは同時には起こりえない。
Ⅰ：各自然現象から同じ影響がそれぞれ作用し，重ね合わさって増長するケース
Ⅱ：ある自然現象の防護施設が他の自然現象によって機能喪失することにより，影響が増長するケース
Ⅲ-1：他の自然現象の作用により前提条件が変化し，影響が増長するケース
Ⅲ-2：他の自然現象の作用により影響が及ぶようになるケース
主事象

No

自然現象

設備の損傷・機能喪失モード

24

草原火災

−

25

ひょう・あられ

荷重

26

極高温

−

27

満潮

浸水

28

ハリケーン

−

29

氷結

30

氷晶

31

氷壁

−

32

土砂崩れ
（山崩れ，がけ崩れ）

−

33

落雷

火山の影響
設備の損傷・機能喪
失モード

重畳事象

荷重
（堆積）

閉塞
（吸気等）

閉塞
（海水系）

波浪・高波
腐食

電気的影響

浸水

雪崩

生物学的事象

海岸浸食

干ばつ

洪水

風（台風）

竜巻

濃霧

浸水

荷重
（風）

荷重
（衝突）

荷重
（風）

荷重
（衝突）

荷重
（気圧差）

−

−

Ⅰ

Ⅰ

Ⅰ

Ⅰ

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

閉塞
（海水系）

備考

発生しない

発生しない

−
荷重（衝突）

−

−

−

−

−
−

満潮による設備の浸水

−

−

−

−

Ⅰ

電気的影響

着氷

−

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

−

−

−

電気的影響

着氷

−

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

−

−

−

電気的影響

別紙 1−9434

湖又は河川の水位低下−

35

湖又は河川の水位上昇

浸水

36

陥没，地盤沈下，地割れ−

37

極限的な圧力（気圧高低）

荷重

38

もや

−

39

塩害・塩雲

−

40

地面の隆起

−

41

動物

物理的損傷

42

地滑り

−

屋内外計測制御設備に発生するノイ
ズ

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

直撃雷

−

−

−

−

−

−

−

−

−

Ⅱ

Ⅱ

−

誘導雷サージによる電気盤内の回路
損傷

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

湖又は河川の水位上昇による設備の
浸水

−

−

−

−

Ⅰ

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

ケーブル類の損傷

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

−

−

−

気圧差

43

カルスト

−

44

地下水による浸食

−

45

海水面低

渇水

海水面の低下による海水の枯渇

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

46

海水面高

浸水

海水面の上昇による設備の浸水

−

−

−

−

Ⅰ

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

47

地下水による地滑り

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

48

水中の有機物

閉塞
（海水系）

−

−

Ⅰ

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

−

49

太陽フレア，磁気嵐

電気的影響

磁気嵐による誘導電流

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

50

高温水（海水温高）

温度

高温水

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

51

低温水（海水温低）−52

泥湧出（液状化）

−

53

土石流

−

54

水蒸気

−

55

毒性ガス

閉塞
（吸気等）

毒性ガスの吸込みによる給気フィル
タ等の閉塞

−

−

−

−

−

−

−

Ⅲ-1

−

Ⅲ-1

−

Ⅲ-1

取水口，海水ストレーナの閉塞自然現象の重畳確認結果【凡例】
斜線：以下の理由により，重畳影響考慮不要○東海第二発電所及びその周辺では発生しない（若しくは，発生が極めて稀）と判断した事象○単独事象での評価において設備等への影響がない（若しくは，非常に小さい）事象で，他の事象との重畳を考慮しても明らかに設備等への影響が無いと判断した事象−：各自然現象が重畳した場合でも単独事象同士の影響評価より増長しない，もしくは同時には起こりえない。
Ⅰ：各自然現象から同じ影響がそれぞれ作用し，重ね合わさって増長するケース
Ⅱ：ある自然現象の防護施設が他の自然現象によって機能喪失することにより，影響が増長するケース
Ⅲ-1：他の自然現象の作用により前提条件が変化し，影響が増長するケース
Ⅲ-2：他の自然現象の作用により影響が及ぶようになるケース

主事象
設備の損傷・機能喪失
モード

重畳事象
No
1

自然現象
極低温

設備の損傷・機能喪失モード
温度
電気的影響

2

隕石
降水

浸水

4

河川の迂回

−

砂嵐

6

静振

7

地震活動

別紙 1−958積雪9土壌の収縮又は膨張

10

高潮

11

12

津波

火山の影響

電気的影響

電気的影響

電気的影響
（ノイズ）

電気的影響 電気的影響（直撃雷） （雷サージ）

浸水

荷重
(気圧差)

備考

屋外機器内部流体の凍結

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

ヒートシンク（海水）の凍結

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

着氷による送電線の相間短絡

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

Ⅰ

閉塞
（吸気等）

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

−

−

−

−

浸水

静振による設備の浸水

−

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

Ⅰ

−

渇水

静振による海水の枯渇

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

荷重

荷重（地震）

−

−

Ⅰ

Ⅱ

−

−

−

Ⅱ

−

Ⅱ

−

荷重

荷重（堆積）

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

電気的影響

着雪による送電線の相間短絡

−

−

−

−

Ⅰ

Ⅰ

−

−

−

−

−

閉塞
（吸気等）

給気フィルタ等の閉塞

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−
浸水

高潮による設備の浸水

−

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

Ⅰ

Ⅲ-1

荷重

荷重（衝突）

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

Ⅱ

−

−

−

浸水

津波による設備の浸水

−

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

Ⅰ

−

閉塞
（海水系）

漂流物による取水口，海水ストレーナ
の閉塞

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

荷重

荷重（堆積）

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

閉塞
（海水系）

海水系ストレーナの閉塞

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

閉塞
（吸気等）

給気フィルタ等の閉塞

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

−

−

−

−

腐食

腐食成分による化学的影響

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

電気的影響

降下火砕物の付着による送電線の相
間短絡

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

波浪・高波による設備の浸水

−

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

Ⅰ

−

生物学的事象

16

海岸浸食

−

17

干ばつ

−

18

洪水

浸水

19

風（台風）

荷重

霜・白霜

浸水

湖又は河川の 湖又は河川 陥没，地盤沈 極限的な圧力
水位低下 の水位上昇 下，地割れ （気圧高低）

落雷

−

15

23

氷晶

Ⅰ

−

森林火災

氷壁

土砂崩れ
（山崩れ，が
け崩れ）

氷結

−

雪崩

22

ハリケーン

−

14

濃霧

満潮

−

浸水

21

荷重
（衝突）

極高温

降水による設備の浸水

波浪・高波

竜巻

閉塞
（吸気等）

ひょう
・あられ

砂塵，大陸からの黄砂による吸気口の
閉塞

13

20

温度

霜・白霜 草原火災

−

3

5

森林火災

閉塞
（海水系）

取水口，海水ストレーナの閉塞

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

電気的影響

齧歯類（ネズミ等）によるケーブル類
の損傷

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

荷重

洪水による設備の浸水

−

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

Ⅰ

−

荷重（風）

Ⅲ-1

Ⅲ-1

Ⅰ

−

−

−

−

Ⅱ

−

−

−

荷重（衝突）

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

Ⅱ

−

−

−

荷重（風）

Ⅲ-1

Ⅲ-1

Ⅰ

−

−

−

−

Ⅱ

−

−

−

荷重（衝突）

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

Ⅱ

−

−

−

荷重（気圧差）

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

−

−

Ⅰ

−
温度

輻射熱

−

−

−

−

−

−

−

−

−

閉塞
（吸気等）

給気フィルタ等の閉塞

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

24

草原火災

−

25

ひょう・あられ荷重

荷重（衝突）−−

自然現象の重畳確認結果【凡例】
斜線：以下の理由により，重畳影響考慮不要○東海第二発電所及びその周辺では発生しない（若しくは，発生が極めて稀）と判断した事象○単独事象での評価において設備等への影響がない（若しくは，非常に小さい）事象で，他の事象との重畳を考慮しても明らかに設備等への影響が無いと判断した事象−：各自然現象が重畳した場合でも単独事象同士の影響評価より増長しない，もしくは同時には起こりえない。
Ⅰ：各自然現象から同じ影響がそれぞれ作用し，重ね合わさって増長するケース
Ⅱ：ある自然現象の防護施設が他の自然現象によって機能喪失することにより，影響が増長するケース
Ⅲ-1：他の自然現象の作用により前提条件が変化し，影響が増長するケース
Ⅲ-2：他の自然現象の作用により影響が及ぶようになるケース
主事象

ひょう
・あられ

極高温

満潮

ハリケーン

氷晶

電気的影響

電気的影響

電気的影響
（ノイズ）

−

−

−

−

Ⅰ

−
−

荷重
（衝突）

満潮による設備の浸水

−

−

−

電気的影響

着氷

−

−

−

−

電気的影響

着氷

−

−

−

−

Ⅰ

屋内外計測制御設備に発生するノイ
ズ

−

−

−

−

−

直撃雷

−

−

−

−

−

誘導雷サージによる電気盤内の回路
損傷

−

−

−

−

湖又は河川の水位上昇による設備の
浸水

−

−

−

気圧差

−

−

ケーブル類の損傷−

設備の損傷・機能喪失モード

26

極高温

−

27

満潮

浸水

28

ハリケーン

−

29

氷結

30

氷晶

31

氷壁

−

32

土砂崩れ
（山崩れ，がけ崩れ）

−

電気的影響

別紙 1−9634

湖又は河川の水位低下−

35

湖又は河川の水位上昇

浸水

36

陥没，地盤沈下，地割れ−

37

極限的な圧力（気圧高低）

荷重

38

もや

−

39

塩害・塩雲

−

40

地面の隆起

−

41

動物

物理的損傷

42

地滑り

−

氷壁

土砂崩れ
（山崩れ，が
け崩れ）

氷結

閉塞
（吸気等）

自然現象

落雷

霜・白霜 草原火災

温度

設備の損傷・機能喪失
モード

重畳事象
No

33

森林火災

湖又は河川の 湖又は河川 陥没，地盤沈 極限的な圧力
水位低下 の水位上昇 下，地割れ （気圧高低）

落雷
電気的影響 電気的影響（直撃雷） （雷サージ）

浸水

荷重
(気圧差)

−

Ⅰ

Ⅲ-1

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

−

Ⅲ-1

−

−

−

−

−

Ⅲ-1

−

−

−

−

−

−

−

−

−

浸水

備考

−

−

43

カルスト

−

44

地下水による浸食

−

45

海水面低

渇水

海水面の低下による海水の枯渇

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

46

海水面高

浸水

海水面の上昇による設備の浸水

−

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

Ⅰ

Ⅲ-1

47

地下水による地滑り

48

水中の有機物閉塞（海水系）

取水口，海水ストレーナの閉塞

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

49

太陽フレア，磁気嵐

電気的影響

磁気嵐による誘導電流

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

50

高温水（海水温高）

温度

高温水

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

51

低温水（海水温低）−52

泥湧出（液状化）

−

53

土石流

−

54

水蒸気

−

55

毒性ガス

閉塞
（吸気等）

毒性ガスの吸込みによる給気フィル
タ等の閉塞

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

自然現象の重畳確認結果【凡例】
斜線：以下の理由により，重畳影響考慮不要○東海第二発電所及びその周辺では発生しない（若しくは，発生が極めて稀）と判断した事象○単独事象での評価において設備等への影響がない（若しくは，非常に小さい）事象で，他の事象との重畳を考慮しても明らかに設備等への影響が無いと判断した事象−：各自然現象が重畳した場合でも単独事象同士の影響評価より増長しない，もしくは同時には起こりえない。
Ⅰ：各自然現象から同じ影響がそれぞれ作用し，重ね合わさって増長するケース
Ⅱ：ある自然現象の防護施設が他の自然現象によって機能喪失することにより，影響が増長するケース
Ⅲ-1：他の自然現象の作用により前提条件が変化し，影響が増長するケース
Ⅲ-2：他の自然現象の作用により影響が及ぶようになるケース
主事象
重畳事象
No

自然現象

1

極低温

2

隕石

設備の損傷・機能喪失モード
温度
電気的影響

降水

浸水

4

河川の迂回

−

5

砂嵐
静振

7

地震活動

8

積雪

別紙 1−979土壌の収縮又は膨張

10

高潮

11

津波

12

火山の影響

13

波浪・高波

14

雪崩

閉塞
(海水系)

電気的影響

温度

泥湧出
（液状化）

土石流

水蒸気

毒性ガス
閉塞
(吸気等)

備考

屋外機器内部流体の凍結

−

−

−

−

−

−

−

ヒートシンク（海水）の凍結

−

−

−

−

−

−

−

着氷による送電線の相間短絡

−

−

−

−

−

−

−

降水による設備の浸水

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

−

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

渇水

静振による海水の枯渇

−

−

−

−

−

Ⅰ

−

荷重

荷重（地震）

−

−

−

−

−

−

−

荷重

荷重（堆積）

−

−

−

−

−

−

−

電気的影響

着雪による送電線の相間短絡

−

−

−

−

−

−

−

閉塞
（吸気等）

給気フィルタ等の閉塞

−

−

−

−

−

−

Ⅰ

−
浸水

高潮による設備の浸水

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

荷重

荷重（衝突）

−

−

−

−

−

−

−

浸水

津波による設備の浸水

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

閉塞
（海水系）

漂流物による取水口，海水ストレーナ
の閉塞

−

Ⅲ-1

−

Ⅰ

−

−

−

荷重

荷重（堆積）

−

−

−

−

−

−

−

閉塞
（海水系）

海水系ストレーナの閉塞

−

−

−

Ⅰ

−

−

−

閉塞
（吸気等）

給気フィルタ等の閉塞

−

−

−

−

−

−

−

腐食

腐食成分による化学的影響

−

−

−

−

−

−

−

電気的影響

降下火砕物の付着による送電線の相
間短絡

−

−

−

−

−

−

−

浸水

波浪・高波による設備の浸水

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

−
閉塞
（海水系）

取水口，海水ストレーナの閉塞

−

Ⅲ-1

−

Ⅰ

−

−

−

電気的影響

齧歯類（ネズミ等）によるケーブル類
の損傷

−

−

−

−

−

−

−

洪水による設備の浸水

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

荷重（風）

−

−

−

−

−

−

−

−

18

洪水

浸水

19

風（台風）

荷重

霜・白霜

浸水

地下水による
太陽フレア
高温水
低温水
水中の有機物
地滑り，磁気嵐 （海水温高） （海水温低）

−

−

森林火災

渇水

海水面高

−

干ばつ

23

海水面低

−

海岸浸食

濃霧

地下水による
浸食

砂塵，大陸からの黄砂による吸気口の
閉塞

17

21

物理的損傷

地滑り カルスト

静振による設備の浸水

16

22

動物

閉塞
（吸気等）

生物学的事象

竜巻

地面の隆起

浸水

15

20

塩害・塩雲

−

3

6

もや
設備の損傷・機能喪失
モード

荷重（衝突）

−

−

−

−

−

−

−

荷重（風）

−

−

−

−

−

−

−

荷重（衝突）

−

−

−

−

−

−

−

荷重（気圧差）

−

−

−

−

−

−

−

温度

輻射熱

−

−

−

−

−

−

−

閉塞
（吸気等）

給気フィルタ等の閉塞

−

−

−

−

−

−

Ⅰ

荷重（衝突）

−

−

−

−

−

−

−

荷重
−

−

24

草原火災

−

25

ひょう・あられ荷重

自然現象の重畳確認結果【凡例】
斜線：以下の理由により，重畳影響考慮不要○東海第二発電所及びその周辺では発生しない（若しくは，発生が極めて稀）と判断した事象○単独事象での評価において設備等への影響がない（若しくは，非常に小さい）事象で，他の事象との重畳を考慮しても明らかに設備等への影響が無いと判断した事象−：各自然現象が重畳した場合でも単独事象同士の影響評価より増長しない，もしくは同時には起こりえない。
Ⅰ：各自然現象から同じ影響がそれぞれ作用し，重ね合わさって増長するケース
Ⅱ：ある自然現象の防護施設が他の自然現象によって機能喪失することにより，影響が増長するケース
Ⅲ-1：他の自然現象の作用により前提条件が変化し，影響が増長するケース
Ⅲ-2：他の自然現象の作用により影響が及ぶようになるケース
主事象

もや
設備の損傷・機能喪失
モード

重畳事象
No

自然現象

設備の損傷・機能喪失モード

26

極高温

−

塩害・塩雲

地面の隆起

動物
物理的損傷

地滑り カルスト

地下水による
浸食

海水面低
渇水

海水面高
浸水

地下水による
太陽フレア
高温水
低温水
水中の有機物
地滑り，磁気嵐 （海水温高） （海水温低）
閉塞
(海水系)

電気的影響

温度

泥湧出
（液状化）

土石流

水蒸気

毒性ガス
閉塞
(吸気等)

備考

27

満潮

浸水

満潮による設備の浸水

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

28

ハリケーン

−

29

氷結

電気的影響

着氷

−

−

−

−

−

−

−

30

氷晶

電気的影響

着氷

−

−

−

−

−

−

−

31

氷壁

−

32

土砂崩れ
（山崩れ，がけ崩れ）−
屋内外計測制御設備に発生するノイ
ズ

−

−

−

−

−

−

−

直撃雷

−

−

−

−

−

−

−

誘導雷サージによる電気盤内の回路
損傷

−

−

−

−

−

−

−

湖又は河川の水位上昇による設備の
浸水

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

Ⅲ-1

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

33
落雷

34

電気的影響

別紙 1−98

湖又は河川の水位低下−

湖又は河川の水位上昇

浸水

36

陥没，地盤沈下，地割れ−

37

極限的な圧力（気圧高低）

荷重

38

もや

−

39

塩害・塩雲

−

40

地面の隆起

−

41

動物

物理的損傷

42

地滑り

−

43

カルスト

−

44

地下水による浸食

−

45

海水面低

渇水

海水面の低下による海水の枯渇

−

46

海水面高

浸水

海水面の上昇による設備の浸水

−

−

47

地下水による地滑り

48

水中の有機物閉塞（海水系）

取水口，海水ストレーナの閉塞

−

Ⅲ-1

−

49

太陽フレア，磁気嵐

電気的影響

磁気嵐による誘導電流

−

−

−

−

50

高温水（海水温高）

温度

高温水

−

−

−

−

−

51

低温水（海水温低）−52

泥湧出（液状化）

−

53

土石流

−

54

水蒸気

−

毒性ガス

閉塞
（吸気等）

毒性ガスの吸込みによる給気フィル
タ等の閉塞

−

−

−

−

−

35

55

気圧差

−

ケーブル類の損傷

−
−

−

−
−

−

補足 4
外部人為事象に関わる重畳の影響について

外部事象のうち，自然現象同士が重畳することによる影響については，補足
3 に示すように組合せを考慮し，単独事象とは異なる新たな影響が発生しないことを確認した。一方，外部人為事象については，以下に示す理由から個々の組合せについて確認する必要はなく，自然現象の重畳影響評価に包絡されると考える。

【理由】自然現象と比べて外部人為事象は影響範囲が限定的（狭い）である。
自然現象の影響は，原子力施設全体に対して同時に作用する点が特徴である。一方，外部人為事象の場合は，人工物の事故等により引き起こされるものであり，影響範囲は当該人工物の大きさや内包する危険物量等により決まる。したがって，外部人為事象の場合，低頻度事象を仮定しようとしても，実際に設置されている設備や立地状況等により制限され，際限なく事象影響範囲が拡がるということはない。
以上より，各外部人為事象により生じる影響の特徴を踏まえ，それぞれの影響を包絡する自然現象について重畳影響を確認しておくことで，外部人為
事象についても重畳影響を確認したことと同等になる（表１参照）。

別紙 1−99表1
自然現象

自然現象に包絡される外部人為事象

特徴

包絡される外部人為事象

原子炉 施設全 体に 対して外力が作用し，複数の機器

No.16 掘削工事が同時 に機能 喪失 する場
地震合がある。敷地の変動等に
より屋 外設備 の基 礎や地
中設備 を損傷 させ る可能
性がある。

津波

落雷

原子炉 施設へ の浸 水によ

No.8

船舶の衝突

り，複数の機器が同時に機No.10 船舶から放出される固体・液体不純物

能喪失する場合がある。波

No.11 水中の化学物質

力によ り海水 系機 器を損

No.13 プラント外での化学物質の流出

傷させる可能性がある。

No.22 内部溢水

原子炉 施設へ の落 雷によ No.20 電磁的障害
り，広範な範囲で計測系，制御系 を損傷 させ る可能性がある。
移動し ながら 広範 囲にわ

No.2

ライン事故によるサイト内爆発等

たって風圧，飛来物による
竜巻

パイプライン事故（ガスなど），パイプ

影響を与える。特に飛来物については，屋外設備だけ

No.7
No.9

工業施設又は軍事施設事故
自動車又は船舶の爆発ではなく，建屋内の設備をNo.12 爆発

損傷させる可能性がある。

なお，表 1 のとおり自然現象に包絡される外部人為事象以外の象については，以下のとおりである。

別紙 1−100

その他の事【その他の事象】（１）外部人為事象の影響の方が大きい場合火災による熱影響については，自然現象では「森林火災」，外部人為事
象では「No.2 パイプライン事故（ガスなど），パイプライン事故による
サイト内爆発等」，「No.3 交通事故（化学物質の流出含む）」，「No.6 飛来物（航空機落下）」，「No.7 工業施設又は軍事施設事故」，「No.9 自動車又は船舶の爆発」及び「No.23 近隣工場等の火災」で想定されるが，このうち，原子炉施設に対して最も厳しい熱影響がある事象は，「No.6 飛来物（航空機落下）」である。航空機落下と原子炉施設周辺で発生し得る重畳事象としては，「森林火災」と「No.23 近隣工場等の火災」の溶融炉灯
油タンク火災が挙げられるものの，「森林火災」の熱影響は，溶融炉灯油
タンク火災の影響に包絡できる。
偶発的に落下する航空機による火災と，溶融炉灯油タンク火災が組み合わされる重畳事象については，10−７／年程度の低頻度事象であるものの外部火災評価の中で許容値以下の熱影響に止まることを確認済みであることを踏まえると，事象の重畳による新たな起因事象の追加はない。
爆風圧による影響については，「No.2 パイプライン事故（ガスなど），
パイプライン事故によるサイト内爆発等」，「 No.7 工業施設又は軍事施設
事故」，「No.9 自動車又は船舶の爆発」及び「No.12 爆発」で想定されるが，それぞれの事象の特徴を踏まえれば，個別の重畳影響評価をするまでもなく，自然現象同士の重畳影響を評価することで影響が包絡される。
・「No.2 パイプライン事故（ガスなど），パイプライン事故によるサイト内爆発等」については，爆風圧の影響が原子炉施設へ影響のある範囲にないため単独事象として影響がないと判断・「No.7 工業施設又は軍事施設事故」については，軍事施設は発電所
別紙 1−101近傍にないこと，工業施設の爆発を想定した場合であっても，爆風圧の影響が原子炉施設へ及ばないことを確認済みであることを踏まえ，単独事象として影響がないと判断・「No.9 自動車又は船舶の爆発」については，交通事故による自動車の爆発や発電所港湾内に侵入し得る最大規模の高圧ガス輸送船舶の爆発事故を想定した場合であっても，爆風圧の影響が原子炉施設へ及ばないことを確認済みであることを踏まえ，単独事象として影響がないと判断・「No.12 爆発」については，発電所周辺の社会環境からみて，爆風圧の影響が発電所へ及ばないことを確認済みであることを踏まえ，単独事象として影響がないと判断

別紙 1−102（２）外部人為事象の影響について考慮が不要な場合
以下にあげる外部人為事象については，重畳影響を考慮するまでもな
く，単独事象として原子炉施設への影響を考慮する必要がないものとして整理している。
○単独事象として発生頻度が稀な事象（10 −７ /年以下）
No.1

衛星の落下

No.5

タービンミサイル

No.6

飛来物（航空機落下）No.15 軍事施設からのミサイル○発生源となる施設が発電所へ影響の及ぶ範囲にない事象
No.18 他のユニットからのミサイル
No.19 他のユニットからの内部溢水
No.21 ダムの崩壊○発生しても影響が軽微な事象，影響を遮断できる事象
No.4

有毒ガス

No.14 サイト貯蔵の化学物質の流出
No.17 他のユニットからの火災

事象毎の状況を表 2 にまとめる。

別紙 1−103

表2
No.
1

各外部人為事象が包絡される自然現象等

外部人為事象
衛星の落下
パイプライ ン事 故（ガスなど），パイプライン事故によるサイト内爆発等
交通事故（ 化学 物質の流出含む）

包絡される自然現象等【 ― 】 低頻度事象（その他の事象（２）のとおり）
飛来物による影響【竜巻】 熱影響，爆風圧の影響はその他の事象（１）
のとおり

4

有毒ガス

【 ― 】

5

タービンミサイル

6

飛来物（航空機落下）

7

工業施設又は軍事施設事故

8

船舶の衝突

9

自動車又は船舶の爆発

2
3

11

船舶から放 出さ れる固体・
液体不純物
水中の化学物質

12

爆発

10

15

プラント外 での 化学物質の流出
サイト貯蔵 の化 学物質の流出
軍事施設からのミサイル

16

掘削工事

17

他のユニットからの火災

13
14

20

他のユニッ トか らのミサイル
他のユニッ トか らの内部溢
水
電磁的障害

21

ダムの崩壊

22

内部溢水

23

近隣工場等の火災

18
19

凡例

【

【 ― 】 熱影響はその他の事象（１）のとおり
影響を緩和可能（その他の事象（２）のとおり）【 ― 】 低頻度事象（その他の事象（２）のとおり）
熱影響はその他の事象（１）のとおり【 ― 】 落下は低頻度事象（その他の事象（２）のとおり）
飛来物による影響【竜巻】 熱影響，爆風圧の影響はその他の事象（１）のとおり【津波】 海水系機器の性能低下
飛来物による影響【竜巻】 熱影響，爆風圧の影響はその他の事象（１）のとおり【津波】 海水系機器の性能低下【津波】 海水系機器の性能低下
飛来物による影響【竜巻】 熱影響，爆風圧の影響はその他の事象（１）のとおり【津波】 海水系機器の性能低下
影響を緩和可能（その他の事象（２）のとおり）【 ― 】 低頻度事象（その他の事象（２）のとおり）
敷地の変動等による屋外設備の基礎や地中
【地震】
設備の損傷
影響を緩和可能（その他の事象（２）のと
【 ― 】
おり）
影響の及ぶ範囲に発生源となる施設なし【 ― 】（その他の事象（２）のとおり）影響の及ぶ範囲に発生源となる施設なし【 ― 】（その他の事象（２）のとおり）【落雷】 計測系，制御系へのノイズ影響等影響の及ぶ範囲に発生源となる施設なし【 ― 】（その他の事象（２）のとおり）【津波】 広範囲の機器等の同時浸水
影響確認済み（その他の事象（１）のとお
【 ― 】
り）
【 ― 】

】包絡される自然事象
別紙 1−104

添付 2
地震レベル１．５ＰＲＡについて

1.

はじめに
実用発電用原子炉及びその附属施設の位置，構造及び設備の基準に関する
規則第三十七条（重大事故等の拡大の防止等）にて要求されている格納容器の破損の防止に関する有効性評価に関し，必ず想定すべき格納容器破損モー
ド以外の破損モードの有無について，内部事象については内部事象レベル１．
５ＰＲＡにより確認を実施済みであるが，地震事象特有の影響について以下
にて確認を実施した。

2.

地震事象特有の格納容器破損モードについて
炉心損傷後の格納容器の健全性に影響を与える物理現象による事象進展に関し内部事象と地震事象の差はなく，地震事象特有の影響としては，地震動により直接的に格納容器本体が損傷する場合，格納容器の隔離機能又は圧力抑制機能に係る設備が損傷することで格納容器破損に至る場合が考えられる。

(1)

格納容器本体の損傷
地震動による原子炉建屋の損傷影響により格納容器が破損に至る，又は格納容器が直接的に破損に至るケースは，地震事象特有の格納容器破損モードであり，（社）日本原子力学会標準「原子力発電所の地震を起因とした
確率論的安全評価実施基準：２００７」では，原子炉建屋破損のχモードとして分類されている。
このケースの場合，炉心損傷時に格納容器の放射性物質閉じ込め機能は既に喪失しており，内部事象レベル１．５ＰＲＡでは格納容器隔離失敗として考慮している。

別紙 1−105

(2)格納容器隔離機能喪失
地震動により格納容器隔離弁が閉鎖できなくなることで，炉心損傷により発生した放射性物質が格納容器外へ直接放出される可能性がある。このケースについては，格納容器本体の損傷と同様に炉心損傷時には格納容器の放射性物質閉じ込め機能は喪失している状態であり，内部事象レベル１．
５ＰＲＡでは格納容器隔離失敗として考慮している。

(3)

格納容器圧力抑制機能喪失
地震動により残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード），格納容器ベント管又は圧力抑制室の損傷により格納容器圧力を抑制出来なくなり，格納容器が過圧破損に至る可能性がある。このケースについては，内部事象
レベル１．５ＰＲＡにおいて，水蒸気（崩壊熱）の蓄積等による過圧によって格納容器が破損に至る過圧破損モードとして考慮している。

3.

格納容器破損防止対策に係る有効性評価事故シーケンスについて
上述のとおり，地震事象特有の影響として格納容器や隔離機能等の地震動による損傷が考えられるものの，重大事故の事象進展により格納容器へ圧力荷重，熱荷重といった物理的な負荷が加わった結果として放射性物質閉じ込め機能が喪失に至るものではない。そのため，格納容器破損防止対策の有効性評価の判断基準に照らすと，重大事故対策の有効性評価の観点としてではなく，対象設備の耐震性の観点から評価がなされるべきものと判断される。
加えて格納容器本体の損傷については，内部事象レベル１．５ＰＲＡでも想定していない機器の損傷モードであるが，格納容器が損傷に至るような大規模地震を想定した場合，その損傷の程度や緩和系設備使用可否の評価，事故シナリオを特定することは非常に困難である。したがって，そのような状
別紙 1−106況下においては，地震によるプラントの損傷の程度や事象進展に応じて，様々な格納容器破損防止対策を臨機応変に組み合わせて影響緩和を図るとともに，大規模損壊対策として放水砲等の影響緩和措置を講じられるようにしておくことが重要と考えられる。

4.

地震レベル１．５ＰＲＡについて
内部事象ＰＲＡでは，レベル１ＰＲＡの結果抽出された炉心損傷に至る事
故シーケンスグループをレベル１．５ＰＲＡ評価の起点となるようプラント
損傷状態を定義した上で，炉心損傷に至るまでのプラント状態などの観点か
ら格納容器の健全性に影響を与える事象（過温破損，水蒸気爆発等）を抽出しているが，地震レベル１．５ＰＲＡでは，地震事象特有の影響として原子
炉建屋，格納容器等の損傷から格納容器の閉じ込め機能喪失に至るシナリオを考慮する必要がある。
具体的には，地震レベル１ＰＲＡにおいて緩和系に期待することができず，炉心損傷直結事象として整理している原子炉建屋損傷やＥｘｃｅｓｓｉｖｅ
ＬＯＣＡといった事故シナリオが対象となるものの，現段階では，それら事故の起因となる設備の損傷の規模や範囲の特定には困難かつ不確実さが大きく，これらの事故シナリオが発生した場合の事象進展（炉心損傷までの時間余裕や緩和系の健全性等）を定量化することが困難な状況にある。
そのため，今後，対象設備の損傷影響評価などの精緻化を進めるとともに，実機適用へ向けた検討を進めていくところである。

別紙 1−107

別紙 2
外部事象に特有の事故シーケンスについて

1.

はじめに
外部事象のうち，地震・津波ＰＲＡを実施した結果，内部事象Ｐ
Ｒ Ａ で は 抽 出 さ れ て い な い 以 下 の (1)か ら (9)の 事 故 シ ー ケ ン ス が 抽出された。
(1) 原 子 炉 建 屋 損 傷(2) 格 納 容 器 損 傷(3) 原 子 炉 圧 力 容 器 損 傷(4) 原 子 炉 冷 却 材 圧 力 バ ウ ン ダ リ 喪 失 （ Ｅ ｘ ｃ ｅ ｓ ｓ ｉ ｖ ｅ

ＬＯＣＡ）(5) 計 装 ・ 制 御 系 喪 失(6) 格 納 容 器 バ イ パ ス(7) 直 流 電 源 喪 失 ＋ 原 子 炉 停 止 失 敗(8) 交 流 電 源 喪 失 ＋ 原 子 炉 停 止 失 敗(9) 防 潮 堤 損 傷
以下では，これら地震事象に特有の各事故シーケンスについて，
地震・津波ＰＲＡ評価におけるフラジリティ評価や事故シーケンス
評価における条件設定の妥当性等について再整理し，炉心損傷防止対策の有効性評価の対象とする事故シーケンスグループとして取り扱うべきかの検討を実施した。

2.

炉心損傷に直結する事故シーケンスグループ
上 記 の (1) か ら (9) の 事 故 シ ー ケ ン ス に つ い て は ， そ れ ぞ れ の 発 生
別紙 2−1頻度は低く，これら事故シーケンスを除く事故シーケンスにより全炉 心 損 傷 頻 度 の 約 99％ は 炉 心 損 傷 防 止 対 策 で カ バ ー さ れ る も の で ある が ， (1) か ら (9) の 事 故 シ ー ケ ン ス の そ れ ぞ れ に つ い て ， 地 震 ・ 津
波ＰＲＡにおけるフラジリティ評価や事故シーケンス評価における条件設定の妥当性等について改めて確認した。

2.1

原子炉建屋損傷(1)

想定事故シナリオ
原子炉建屋が損傷することで，建屋内の格納容器，原子炉圧力容器等の構造物及び機器が広範囲にわたり損傷し，原子炉注水を行った場合においても炉心損傷を回避できないことを想定した事
故シーケンスである。
実際には地震による原子炉建屋の損傷程度により発生する事象の厳しさは以下のとおりの範囲を有している。
＜小規模な損傷の場合＞
地震による原子炉建屋損傷として建屋全損壊ではなく一部
フ ロ ア 程 度 の 損 傷 を 想 定 す る 場 合 に は ，大 規 模 な Ｌ Ｏ Ｃ Ａ（ Ｅ
ｘｃｅｓｓｉｖｅ

Ｌ Ｏ Ｃ Ａ ）に は 至 ら な い 可 能 性 が あ り ，外部 電 源 喪 失 等 の 過 渡 事 象 が 発 生 し た 場 合 に お い て も ，原 子 炉 注
水機能等が健全な場合は炉心損傷に至ることはない。
＜大規模な損傷の場合＞
建 屋 損 傷 時 に ，緩 和 で き な い 大 規 模 な Ｌ Ｏ Ｃ Ａ（ Ｅ ｘ ｃ ｅ ｓｓｉｖｅ

Ｌ Ｏ Ｃ Ａ ）が 発 生 す る と 同 時 に ，建 屋 内 の 原 子 炉 注

水 系 配 管 が 構 造 損 傷 し て 原 子 炉 注 水 機 能 も 喪 失 す る た め ，炉 心損 傷 に 至 る 。建 屋 損 傷 の 二 次 的 被 害 に よ り ，格 納 容 器 や 格 納 容
別紙 2−2

器 の 貫 通 配 管 が 損 傷 し て お り ，閉 じ 込 め 機 能 に も 期 待 す る こ とはできない。
このように損傷の発生程度に応じて影響程度が変化する事故シーケンスであるものの，地震による建屋損傷状態及び機能喪失する機器を特定することが困難であることから，これらの様々な損傷の程度・組合せを含む事故シーケンス全体を炉心損傷防止が困難な事故シーケンスとして整理した。
【 炉 心 損 傷 頻 度 】 1.5×10 − ７ ／ 炉 年 （ 点 推 定 値 ）【 全 炉 心 損 傷 頻 度 へ の 寄 与 割 合 】 約 0.2％
(2)

フラジリティ評価の保守性
ａ．評価対象機器／評価部位
原 子 炉 建 屋 の 支 配 的 な 損 傷 モ ー ド 及 び 部 位 と し て は ，建 屋 の 崩
壊 シ ー ケ ン ス を 踏 ま え て ，層 崩 壊 を 伴 う 耐 震 壁 の せ ん 断 破 壊 を 選定した。
ｂ．評価方法原 子 炉 建 屋 は ，「 現 実 的 耐 力 と 現 実 的 応 答 に よ る 方 法（ 応 答 解析 に 基 づ く 方 法 ）」に よ り フ ラ ジ リ テ ィ を 評 価 し た 。評 価 手 法 は
地震ＰＳＡ学会標準に準拠した手法としている。
ｃ．フラジリティ曲線の保守性等
原 子 炉 建 屋 の フ ラ ジ リ テ ィ 曲 線 は ，原 子 炉 建 屋 の 最 弱 部 位 の 損
傷 を 模 擬 し た フ ラ ジ リ テ ィ で あ り ，建 屋 全 体 の 損 壊 を 模 擬 し た もの で は な い た め ，建 屋 全 体 崩 壊 に 至 る ま で は 余 裕 が あ る と 考 え ら
れる。

(3)

有効性評価における事故シーケンスグループとしての取り扱い
本事故シーケンスの発生頻度は小規模な損傷の影響も含めた評
別紙 2−3

価 で も 1.5×10 − ７ ／ 炉 年 で あ り ，全 炉 心 損 傷 頻 度（ 7.5×10 − ５ ／ 炉
年 ） に 対 し て 約 0.2％ と 小 さ い 。
さらに，損傷の程度によっては，非常用炉心冷却系等による原子炉冷却，格納容器スプレイ冷却系等による格納容器冷却により，影響を緩和できる可能性があること及びフラジリティ評価が持つ保守性を考慮すると，原子炉建屋の損傷を有意な頻度又は影響をもたらす事故シーケンスグループとして新たに追加することは不要と判断した。

2.2

格納容器損傷(1)

想定事故シナリオ
格納容器が損傷することで，格納容器内の原子炉圧力容器等の構造物及び機器が広範囲にわたり損傷し，原子炉注水を行った場
合においても炉心損傷を回避できないことを想定した事故シーケンスである。
実際には地震による格納容器の損傷程度により発生する事象の厳しさは以下のとおりの範囲を有している。
＜小規模な損傷の場合＞
地 震 に よ る 格 納 容 器 損 傷 と し て ，一 部 の み の 損 傷 を 想 定 す る
場 合 に は ，原 子 炉 冷 却 材 圧 力 バ ウ ン ダ リ が 健 全 で 大 規 模 な Ｌ Ｏ
Ｃ Ａ（ Ｅ ｘ ｃ ｅ ｓ ｓ ｉ ｖ ｅ

Ｌ Ｏ Ｃ Ａ ）が 発 生 し な い 可 能 性 があり，外部電源喪失等の過渡事象が発生した場合においても，
原子炉注水機能等が健全な場合は炉心損傷に至ることはない。
＜大規模な損傷の場合＞
格納容器内の配管及びＥＣＣＳ注入配管が同時に構造損傷
別紙 2−4

し て ，大 規 模 な Ｌ Ｏ Ｃ Ａ（ Ｅ ｘ ｃ ｅ ｓ ｓ ｉ ｖ ｅ

Ｌ Ｏ Ｃ Ａ ）が発 生 す る と 同 時 に ，原 子 炉 注 水 機 能 も 喪 失 す る た め ，炉 心 損 傷に 至 る 。な お ，こ の 場 合 ，格 納 容 器 が 損 傷 し て お り ，閉 じ 込 め
機能にも期待することはできない。
このように損傷の発生程度に応じて影響程度が変化する事故シーケンスであるものの，地震による格納容器損傷状態及び機能喪失する機器を特定することは困難であることから，これらの様々な損傷の程度・組合せを含む事故シーケンス全体を炉心損傷防止が困難な事故シーケンスとして整理した。
【 炉 心 損 傷 頻 度 】 4.1×10 − ９ ／ 炉 年 （ 点 推 定 値 ）【 全 炉 心 損 傷 頻 度 へ の 寄 与 割 合 】 0.1％ 未 満(2)

フラジリティ評価の保守性
ａ．評価対象機器／評価部位
格納容器の損傷により炉心損傷に至る事故シナリオに対して，
支 配 的 な 機 器 と し て ，格 納 容 器 ス タ ビ ラ イ ザ 及 び 格 納 容 器 下 部 シ
ア ラ グ を 選 定 し て い る 。こ れ ら の 構 造 物 の 位 置 関 係 を 第 1 図 に 示す。
格 納 容 器 ス タ ビ ラ イ ザ は ，原 子 炉 遮 へ い 壁 か ら の 水 平 方 向 の 地
震 荷 重 を 原 子 炉 建 屋 に 伝 達 す る た め に ，原 子 炉 遮 へ い 壁 と 格 納 容
器 上 部 シ ア ラ グ を 結 ぶ 構 造 物 で あ り ，原 子 炉 遮 へ い 壁 の 最 頂 部 にトラス状に設置されている。
ま た ，格 納 容 器 下 部 シ ア ラ グ は ，格 納 容 器 円 錐 部 下 部 付 近 に 設
置 さ れ て お り ，格 納 容 器 の 水 平 方 向 の 地 震 荷 重 及 び ダ イ ア フ ラ ム
フロアを介して伝達される原子炉圧力容器ペデスタルからの水
平方向の地震荷重を原子炉建屋に伝達する構造となっている。
別紙 2−5

ｂ．評価方法
今 回 の フ ラ ジ リ テ ィ 評 価 で は ，決 定 論 に よ る 耐 震 評 価 結 果 に 基
づ き ，耐 力 係 数 と 応 答 係 数 を 用 い た 安 全 係 数 法 に よ り フ ラ ジ リ ティを評価した。
ｃ．フラジリティ曲線の保守性等
格納容器スタビライザ及び格納容器下部シアラグの構造強度
評 価 は ，地 震 応 答 解 析 に よ り 算 出 し た 時 刻 歴 荷 重 デ ー タ の う ち 当
該 部 位 に 負 荷 さ れ る 最 大 荷 重 を 用 い て ，そ の 地 震 荷 重（ 最 大 荷 重 ）を 交 番 荷 重 で は な く ，静 的 に 負 荷 さ れ 続 け て い る 状 態 を 想 定 し て評価を行っており，保守的な評価となっている。
さ ら に ，格 納 容 器 は 複 数 の 格 納 容 器 ス タ ビ ラ イ ザ 及 び 格 納 容 器
下 部 シ ア ラ グ に よ り 支 持 さ れ て い る が ，最 大 地 震 荷 重 を 受 け る もの が 損 傷 し た 時 点 で ，格 納 容 器 損 傷 に 至 る と し て い る 点 に も 保 守
性がある。
(3)

有効性評価における事故シーケンスグループとしての取り扱い
本事故シーケンスの発生頻度は小規模な損傷の影響も含めた評

価 で も 4.1×10 − ９ ／ 炉 年 で あ り ，全 炉 心 損 傷 頻 度（ 7.5×10 − ５ ／ 炉
年 ） に 対 し て 0.1％ 未 満 と 小 さ い 。
最大地震荷重を受ける格納容器スタビライザが損傷した場合でも，荷重の再配分により残りの格納容器スタビライザ及び原子炉
圧力容器ペデスタルで原子炉遮へい壁の地震荷重を受けることができることから，直ちに原子炉遮へい壁が転倒するには至らず，
原子炉冷却材圧力バウンダリ配管の一部損傷若しくは破損に留まるものと考えられる。この場合は既存のＬＯＣＡシナリオと同様の進展になることが想定される。
別紙 2−6

また，最大地震荷重を受ける格納容器下部シアラグが損傷した
場合でも，荷重の再配分により残りの格納容器下部シアラグ及び
ダイアフラムフロアで原子炉圧力容器ペデスタルの地震荷重を受けることができることから，直ちに原子炉圧力容器ペデスタルが転倒するには至らず，原子炉冷却材圧力バウンダリ配管の一部損
傷若しくは破損に留まるものと考えられる。この場合は既存のＬ
ＯＣＡシナリオと同様の進展になることが想定される。
以上を総合的に勘案した上で，本事象については，有意な頻度又は影響をもたらす事故シーケンスグループとして新たに追加することは不要と判断した。

2.3

原子炉圧力容器損傷(1)

想定事故シナリオ
原子炉圧力容器の支持機能喪失等により，原子炉圧力容器に接続されている原子炉冷却材圧力バウンダリ配管の損傷や，原子炉
冷却材の流路閉塞が発生することにより，原子炉注水を行った場
合においても炉心損傷を回避できないことを想定した事故シーケンスである。
実際には地震による原子炉圧力容器の損傷程度により発生する事象の厳しさは以下のとおりの範囲を有している。
＜小規模な損傷の場合＞
地 震 に よ る 原 子 炉 圧 力 容 器 損 傷 と し て ，原 子 炉 圧 力 容 器 の 一
部 の み の 損 傷 を 想 定 す る 場 合 に は ，原 子 炉 冷 却 材 圧 力 バ ウ ン ダ
リ 配 管 の 全 周 破 断 に 至 ら ず 冷 却 材 の 注 入 が 可 能 な 場 合 や ，炉 内構造物の一部変形のみで原子炉冷却材の流路の完全な閉塞に
別紙 2−7

至 ら な い 可 能 性 が あ り ，原 子 炉 注 水 機 能 等 が 健 全 な ら ば 炉 心 損
傷を防止できる。
＜大規模な損傷の場合＞
原 子 炉 圧 力 容 器 の 損 傷 に よ り ，原 子 炉 冷 却 材 圧 力 バ ウ ン ダ リ
配 管 の 全 周 破 断 に よ る 原 子 炉 注 水 機 能 の 喪 失 や ，炉 内 構 造 物 の
大 規 模 破 損 に よ る 冷 却 材 流 路 の 閉 塞 に よ り ，炉 心 の 除 熱 が 困 難となり炉心損傷に至る。
このように損傷の程度に応じて影響が変化する事故シーケンスであるものの，地震による原子炉圧力容器損傷状態を特定することは困難であることから，これらの様々な損傷の程度・組合せを含む事故シーケンス全体を炉心損傷防止が困難な事故シーケンスとして整理した。
【 炉 心 損 傷 頻 度 】 2.2×10 − ７ ／ 炉 年 （ 点 推 定 値 ）【 全 炉 心 損 傷 頻 度 へ の 寄 与 割 合 】 約 0.3％
(2)

フラジリティ評価の保守性
ａ．評価対象機器／評価部位
原子炉圧力容器の損傷により炉心損傷に至る事故シナリオに対 し て ，比 較 的 大 き な 影 響 を 及 ぼ す 機 器 は ，第 1 表 に 示 す Ｆ Ｖ 重
要 度 か ら ，原 子 炉 圧 力 容 器 の 蒸 気 乾 燥 器 支 持 ブ ラ ケ ッ ト 及 び 原 子
炉 圧 力 容 器 ス タ ビ ラ イ ザ で あ る 。こ れ ら の 構 造 物 の 位 置 関 係 を 第2 図に示す。
ｂ．評価方法
今 回 の フ ラ ジ リ テ ィ 評 価 で は ，決 定 論 に よ る 耐 震 評 価 結 果 に 基
づ き ，耐 力 係 数 と 応 答 係 数 を 用 い た 安 全 係 数 法 に よ り フ ラ ジ リ ティを評価した。
別紙 2−8

ｃ．フラジリティ曲線の保守性等
蒸気乾燥器支持ブラケット及び原子炉圧力容器スタビライザの 構 造 強 度 評 価 は ，原 子 炉 圧 力 容 器 の 地 震 応 答 解 析 に よ り 算 出 した 最 大 荷 重 を 用 い て ，そ の 地 震 荷 重（ 最 大 荷 重 ）を 交 番 荷 重 で はな く ，静 的 に 負 荷 さ れ 続 け て い る 状 態 を 想 定 し て 評 価 を 行 っ て お
り，保守的な評価となっている。
(3)

有効性評価における事故シーケンスグループとしての取り扱い
本事故シーケンスの発生頻度は小規模な損傷の影響も含めた評

価 で も 2.2×10 − ７ ／ 炉 年 で あ り ，全 炉 心 損 傷 頻 度（ 7.5×10 − ５ ／ 炉
年 ） に 対 し て 約 0.3％ と 小 さ い 。
また，原子炉圧力容器等の損傷による炉心損傷に至る事故シナ
リオに対して，蒸気乾燥器支持ブラケットの支持機能が喪失したとしても，炉心との間には気水分離器が設置されており直接炉心に接触することはなく，また，原子炉圧力容器スタビライザの支持機能が喪失したとしても，原子炉圧力容器の周囲を囲む原子炉
遮へい壁等の存在により原子炉圧力容器が大きく傾くことはなく，その影響は原子炉圧力容器に接続されている配管の一部破損に留まるものと考えられる。この場合は既存のＬＯＣＡシナリオと同様の進展になることが想定される。
以上を総合的に勘案した上で，本事象については，有意な頻度又は影響をもたらす事故シーケンスグループとして新たに追加することは不要と判断した。

2.4

原 子 炉 冷 却 材 圧 力 バ ウ ン ダ リ 喪 失（ Ｅ ｘ ｃ ｅ ｓ ｓ ｉ ｖ ｅＡ）
別紙 2−9ＬＯＣ

(1)想定事故シナリオ
原子炉冷却材圧力バウンダリ喪失については，地震によるスク

ラム後，逃がし安全弁の開放失敗による原子炉圧力上昇又は地震による直接的な荷重により原子炉格納容器内の原子炉冷却材圧力バウンダリ配管が損傷に至るシナリオを想定している。いずれの場合も原子炉冷却材圧力バウンダリの損傷の規模や影響緩和系による事象収束可能性の評価が困難なため，保守的にＥｘｃｅｓｓ
ｉｖｅ

ＬＯＣＡ相当とし，炉心損傷に至る事故シナリオとして整理している。
【 炉 心 損 傷 頻 度 】 3.0×10 − １ ０ ／ 炉 年 （ 点 推 定 値 ）【 全 炉 心 損 傷 頻 度 へ の 寄 与 割 合 】 0.1％ 未 満①

逃がし安全弁開失敗シナリオ① − (1)

フラジリティ評価の保守性

ａ．評価対象機器／評価部位
事 故 シ ー ケ ン ス と し て は ，過 渡 事 象 や 外 部 電 源 喪 失 ，交 流 電
源 喪 失 ，直 流 電 源 喪 失 の 発 生 時 を 想 定 し て い る が ，い ず れ の ケ
ー ス に お い て も ，逃 が し 安 全 弁 の 機 能 損 傷（ 開 失 敗 ）を 想 定 している。
ｂ．評価方法
今 回 の フ ラ ジ リ テ ィ 評 価 で は ，決 定 論 に よ る 耐 震 評 価 結 果 に
基 づ き ，耐 力 係 数 と 応 答 係 数 を 用 い た 安 全 係 数 法 に よ り フ ラ ジ
リティを評価した。
ｃ．フラジリティ曲線の保守性等
逃 が し 安 全 弁 に つ い て は ，合 計 18 台 設 置 さ れ て い る も の の ，
フ ラ ジ リ テ ィ 評 価 上 は ，機 器 の 完 全 相 関 を 仮 定 し て お り ，単 一
別紙 2−10

機 器 の 評 価 ＝ 全 体 の 評 価 と し て い る 。共 通 原 因 故 障 と し て 単 一
機器の機能喪失を全台機能喪失と仮定すること自体は保守的な 取 り 扱 い で は あ る が ，実 際 に は 機 器 配 置 の 差 な ど ，応 答 に 差があることを踏まえると，さらに余裕があると言える。
① − (2)

有効性評価における事故シーケンスグループとしての取扱い

本事故シーケンスの発生頻度は小規模な損傷の影響も含めた評 価 で も 3.0×10 − １ ０ ／ 炉 年 で あ り ， 全 炉 心 損 傷 頻 度 （ 7.5×10 −５／ 炉 年 ） に 対 し て 0.1％ 未 満 と 小 さ い 。
逃 が し 安 全 弁 開 失 敗 に よ る Ｌ Ｏ Ｃ Ａ シ ナ リ オ と し て ，逃 が し 安

全弁全数破損により原子炉圧力が過剰に上昇し原子炉冷却材圧
力 バ ウ ン ダ リ が 広 範 囲 に 破 損 に 至 る こ と を 想 定 し ，影 響 緩 和 系 に期 待 で き ず 炉 心 損 傷 が 回 避 不 可 と な る ケ ー ス を 考 え ，炉 心 損 傷 直
結としている。
た だ し ， ① − (1)の と お り ， 要 因 と な っ て い る 逃 が し 安 全 弁 の
現 状 の フ ラ ジ リ テ ィ 評 価 に 保 守 的 な 仮 定 を お い て お り ，現 実 的 な
事 故 シ ナ リ オ と し て は ， 合 計 18 台 あ る 逃 が し 安 全 弁 が 同 時 損 傷
す る 可 能 性 は 極 め て 低 い こ と か ら ，Ｅ ｘ ｃ ｅ ｓ ｓ ｉ ｖ ｅ

ＬＯＣ

Ａ に は 至 る こ と な く 影 響 緩 和 系 に よ る 事 象 収 束 が 期 待 で き る 。その た め ，炉 心 損 傷 に 至 る 確 率 が 十 分 小 さ い と 判 断 し ，有 効 性 評 価の事故シーケンスグループとしては取り扱わないこととした。
②

格納容器内配管損傷シナリオ② − (1)

フラジリティ評価の保守性

ａ．評価対象機器／評価部位
本 評 価 で は ，格 納 容 器 内 を 通 る 配 管 に つ い て ，系 統 ご と に 地
別紙 2−11震 荷 重 に 対 し て 裕 度 が 小 さ い 部 位 を ，評 価 部 位 と し て 選 定 し た 。
ｂ．評価方法
今 回 の フ ラ ジ リ テ ィ 評 価 で は ，決 定 論 に よ る 耐 震 評 価 結 果 に
基 づ き ，耐 力 係 数 と 応 答 係 数 を 用 い た 安 全 係 数 法 に よ り フ ラ ジ
リティを評価した。
ｃ．フラジリティ曲線の保守性等
配 管 本 体 に つ い て は ，設 計 に 比 べ て 大 き な 耐 震 裕 度 を 有 し て
お り ，既 往 研 究 結 果 等 か ら も 設 計 想 定 レ ベ ル を 上 回 る 地 震 力 に
対 し て 健 全 性 を 維 持 す る こ と が 確 認 さ れ て い る 。「 配 管 系 終 局
強 度 試 験 」（ 平 成 10 年 度

平 成 15 年 度 ） [ 1 ] に お い て は ， 許 容

応 力 度（ 3Sm）の 10 倍 の 応 力 強 さ に お い て も 塑 性 崩 壊 又 は 疲 労による破損は生じないことなどが確認されている。
上記のような現実的な損傷に対して現実的な評価を行うとす れ ば ，配 管 お よ び 配 管 サ ポ ー ト を 一 体 で モ デ ル 化 し た 応 答 解析 を 行 う 詳 細 法 が 考 え ら れ る が ，今 回 の 評 価 と し て は 保 守 的 な
決定論的評価に基づいた安全係数法により評価しているため，
配 管 系 が 損 傷 に 至 る 地 震 動 の 大 き さ は ，耐 震 評 価 か ら 得 ら れ た
地震動の大きさよりも十分に大きいと考えられる。
格納容器内配管が地震により疲労損傷した場合においても，
大 径 配 管 が 疲 労 に よ り 全 周 破 損 に 至 る 可 能 性 は 小 さ く ，そ の 場
合 ，原 子 炉 冷 却 材 の 流 出 量 は ，Ｌ Ｏ Ｃ Ａ で 想 定 し て い る 流 出 量を大きく下回る。
② − (2)

有効性評価における事故シーケンスグループとしての取扱い

本事故シーケンスの発生頻度は小規模な損傷の影響も含めた
別紙 2−12

評 価 で も 3.0×10 − １ ０ ／ 炉 年 で あ り ， 全 炉 心 損 傷 頻 度 （ 7.5×10 −５／ 炉 年 ） に 対 し て 0.1％ 未 満 と 小 さ い 。
格 納 容 器 内 配 管 損 傷 に よ る Ｌ Ｏ Ｃ Ａ シ ナ リ オ と し て ，損 傷 程 度（ 規 模 ， 範 囲 ） を 想 定 す る こ と は 困 難 で あ る も の の ， ② − (1)のと お り ，フ ラ ジ リ テ ィ 評 価 に 保 守 的 な 仮 定 を 置 い て お り ，現 実 的
な 事 故 シ ナ リ オ と し て は ，Ｅ ｘ ｃ ｅ ｓ ｓ ｉ ｖ ｅ

ＬＯＣＡには至ることなく影響緩和系による事象収束が期待できると考えられ
る た め ，炉 心 損 傷 に 至 る 確 率 が 十 分 小 さ い と 判 断 し ，有 効 性 評 価の事故シーケンスグループとしては取り扱わないこととした。

2.5計装・制御系喪失(1)

想定事故シナリオ
地震により計装・制御系が損傷した場合，プラントの監視及び制御ができなくなる可能性があること，発生時のプラント挙動に対する影響が現在の知見では明確でないことから，保守的に直接
炉心損傷に至る事故として整理している。
【 炉 心 損 傷 頻 度 】 3.7×10 − １ ０ ／ 炉 年 （ 点 推 定 値 ）【 全 炉 心 損 傷 頻 度 へ の 寄 与 割 合 】 0.1％ 未 満(2)

フラジリティ評価の保守性
ａ．評価対象機器／評価部位
計 測・制 御 系 喪 失 に お い て 評 価 対 象 と な る 電 気 計 装 機 器 は ，制
御 盤 及 び 計 装 ラ ッ ク で あ り ，こ れ ら の 機 能 損 傷 に つ い て 評 価 し ている。
ｂ．評価方法
今 回 の フ ラ ジ リ テ ィ 評 価 で は ，決 定 論 に よ る 耐 震 評 価 結 果 に 基
別紙 2−13

づ き ，耐 力 係 数 と 応 答 係 数 を 用 い た 安 全 係 数 法 に よ り フ ラ ジ リ ティを評価した。
ｃ．フラジリティ曲線の保守性等
今 回 の 耐 力 評 価 に 使 用 し て い る 機 能 確 認 済 加 速 度 は ，誤 動 作 を
起 こ す ま で の 試 験 結 果 で あ る 場 合 が 多 く ，電 気 計 装 機 器 の 実 際 の機能損傷レベルに対して余裕のある機能確認済加速度値を採用している。
こ の た め ，機 能 維 持 確 認 済 加 速 度 値 は ，制 御 盤 ，計 装 ラ ッ ク 及
び こ れ ら に 内 蔵 さ れ る 器 具 が 再 使 用 困 難 な 状 態（ 構 造 損 傷 ）と な
る ま で を 検 証 し た 結 果 で は な い こ と か ら ，仮 に 地 震 動 が 機 能 確 認
済加速度値を超過した場合においても一時的な機能喪失にとどま る 可 能 性 が 高 く ，地 震 収 束 後 に 再 起 動 操 作 等 を 適 切 に 実 施 す る
ことにより機能回復が可能と考える。
(3)

有効性評価における事故シーケンスグループとしての取り扱い
本事故シーケンスの発生頻度は復旧可能な機能喪失の影響も含め た 評 価 で も 3.7×10 − １ ０ ／ 炉 年 で あ り ，全 炉 心 損 傷 頻 度（ 7.5×10−５／ 炉 年 ） に 対 し て 0.1％ 未 満 と 小 さ い 。

現実的な事故シナリオとしては，一時的な機能喪失にとどまる機器が多く，地震収束後に再起動操作を適切に実施することで影響緩和系による事象収束が期待できるため，炉心損傷に至る確率
が十分小さいと判断し，有効性評価の事故シーケンスグループとしては取り扱わないこととした。

2.6

格納容器バイパス(1)

想定事故シナリオ
別紙 2−14

格納容器バイパス事象は，常時開の隔離弁に接続している配管
が格納容器外で破損すると同時に隔離弁が閉失敗することで，原
子炉冷却材が流出する事象である。高温・高圧の原子炉冷却材が隔離不能な状態で格納容器外（原子炉建屋）へ流出し，原子炉建
屋内の広範な影響緩和系に係る機器（電気品，計装品等）が機能喪失し，損傷の規模や影響緩和系による事象収束可能性の評価が困難なため，保守的に直接炉心損傷に至る事故シナリオとして整理している。
【 炉 心 損 傷 頻 度 】 3.2×10 − ８ ／ 炉 年 （ 点 推 定 値 ）【 全 炉 心 損 傷 頻 度 へ の 寄 与 割 合 】 0.1％ 未 満(2)

フラジリティ評価の保守性
ａ．評価対象機器／評価部位
本 事 故 シ ー ケ ン ス に 関 連 す る 機 器 の う ち ，本 事 故 シ ナ リ オ に 対
し て ，比 較 的 大 き な 影 響 を 及 ぼ す 事 象 は ，第 1 表 に 示 す Ｆ Ｖ 重 要
度から，主蒸気ドレン弁（外側）の下流側配管（耐震Ｂクラス）の 地 震 に よ る 損 傷 と ，通 常 開 状 態 で あ る 主 蒸 気 隔 離 弁 及 び 主 蒸 気
ドレン弁（外側）の同時損傷による隔離失敗に至る事象であり，本事象に関連する機器に対する保守性について整理する。
ｂ．評価方法
今 回 の フ ラ ジ リ テ ィ 評 価 で は ，決 定 論 に よ る 耐 震 評 価 結 果 に 基
づ き ，耐 力 係 数 と 応 答 係 数 を 用 い た 安 全 係 数 法 に よ り フ ラ ジ リ ティを評価した。

ｃ．フラジリティ曲線の保守性等
主 蒸 気 ド レ ン 弁（ 外 側 ）の 下 流 側 配 管 に つ い て は ，耐 震 Ｂ ク ラ
ス で あ る た め ，地 震 動 の 大 き さ に 限 ら ず ，地 震 発 生 時 の 損 傷 確 率
別紙 2−15

を 1.0 と し て い る が ，実 際 に は ，当 該 配 管 に つ い て も 一 定 の 裕 度を 有 し て い る こ と を 踏 ま え る と ，保 守 性 が 確 保 さ れ て い る も の と判断できる。
主蒸気隔離弁及び主蒸気ドレン弁（外側）のフラジリティは，
既往加振試験で得られた加速度の上限値を機能維持限界としてい る が ，加 振 試 験 で 機 能 損 傷 が 確 認 さ れ て い な い た め ，実 際 に 機能損傷に至るには余裕があるものと考えられる。
(3)

有効性評価における事故シーケンスグループとしての取り扱い
本 事 故 シ ー ケ ン ス の 発 生 頻 度 は （ 2） フ ラ ジ リ テ ィ の 保 守 性 も 含

め た 評 価 で も 3.2×10 − ８ ／ 炉 年 で あ り ， 全 炉 心 損 傷 頻 度 （ 7.5×10−５／ 炉 年 ） に 対 し て 0.1％ 未 満 と 小 さ い 。

た だ し ，(2)の と お り ，主 蒸 気 ド レ ン 弁（ 外 側 ）の 下 流 側 配 管（ 耐震 Ｂ ク ラ ス ） に つ い て ， 地 震 動 の 大 き さ に 限 ら ず 損 傷 確 率 を 1.0
としており，実際には一定の裕度が確保されていること，主蒸気隔離弁及び主蒸気ドレン弁について，評価に用いている機能維持
加速度に一定の裕度が確保されているものと考えられることから，
実際には本事故シーケンスの発生頻度は更に低くなると判断できる。
以上を総合的に勘案した上で，本事象については，有意な頻度又は影響をもたらす事故シーケンスグループとして新たに追加することは不要と判断した。

2.7

直 流 電 源 喪 失 ＋ 原 子 炉 停 止 失 敗 ，交 流 電 源 喪 失 ＋ 原 子 炉 停 止 失 敗(1)

想定事故シナリオ「 直 流 電 源 喪 失 ＋ 原 子 炉 停 止 失 敗 」，「 交 流 電 源 喪 失 ＋ 原 子 炉 停
別紙 2−16

止失敗」は，地震による直流電源喪失又は交流電源喪失と原子炉スクラムの失敗が重畳するシナリオである。ただし，本シナリオについては炉心損傷直結事象に分類されるものではない。
ＰＲＡ評価ではヘディング「原子炉停止」において，以下の設
備の地震要因損傷により，制御棒の挿入に失敗するものとして評価している。
・炉内支持構造物
・ＣＲＤ
・燃料集合体（過度の相対変位による制御棒挿入失敗を想定）【炉心損傷頻度】
直 流 電 源 喪 失 ＋ 原 子 炉 停 止 失 敗：2.6×10 − 8 ／ 炉 年（ 点 推 定 値 ）交 流 電 源 喪 失 ＋ 原 子 炉 停 止 失 敗：1.4×10 − 8 ／ 炉 年（ 点 推 定 値 ）【 全 炉 心 損 傷 頻 度 へ の 寄 与 割 合 】 ＜ 0.1％
(2)

フラジリティ評価の保守性−(3)

有効性評価における事故シーケンスグループとしての取り扱い
原子炉停止機能喪失は内部事象において既に抽出された事故シーケンスグループではあるものの，地震ＰＲＡにおいては全交流
動力電源喪失＋原子炉停止失敗といったシナリオも評価上抽出される。
た だ し ， (1)で 挙 げ た 設 備 （ 炉 内 支 持 構 造 物 ， Ｃ Ｒ Ｄ ， 燃 料 集 合体）については地震要因による損傷は否定できないものの，地震発生から損傷に至るまでには時間差があると考えらえる。そのため ，そ の 間 に 地 震 加 速 度 大（ 水 平 250Gal，鉛 直 120Gal；EL.− 4.0mの 地 震 加 速 度 計 の 設 定 値 ， 水 平 300Gal； EL.＋ 14.0m の 地 震 加 速 度
別紙 2−17

計 の 設 定 値 ） に よ る ス ク ラ ム 信 号 発 信 及 び 制 御 棒 挿 入 （ 90 ％ 挿 入で 平 均 2.4 秒 （ 平 成 22 年 制 御 棒 駆 動 水 圧 系 機 能 検 査 ）） は 余 裕 を持って完了している可能性が高い。
また，制御棒が部分的に挿入失敗するようなケースでは，必ずしも臨界とはならないが，地震によるＣＲＤの損傷は同種系統間で 完 全 相 関 を 想 定 し て い る た め ，1 本 の 制 御 棒 で も 挿 入 失 敗 し た 場合は保守的にスクラム失敗により炉心損傷するものとして評価している。
以上より，現実的には本事故シーケンスにより炉心損傷に至る
確率が十分に小さいと判断し，地震ＰＲＡとしては改めて有効性評価の事故シーケンスグループとして取扱う必要はないものとし
た。

2.8

防潮堤損傷

(1)

想定事故シナリオ
津波波力により防潮堤が損傷し，多量の津波が敷地内に浸水することで，非常用海水ポンプが被水・没水して最終ヒートシンクが喪失するとともに，屋内外の施設が広範囲にわたり機能喪失して炉心損傷に至る事故シーケンスである。実際には津波波力による防潮堤の損傷の程度により，発生する事象の厳しさは以下のとおりの範囲を有している。
＜小規模な損傷の場合＞
T.P. ＋ 24m を 超 え る 津 波 に よ り 防 潮 堤 の 一 部 が 損 傷 し た 場 合
は ，原 子 炉 建 屋 へ の 浸 水 箇 所 や 浸 水 量 の 程 度 に よ っ て は ，原 子 炉
隔離時冷却系による原子炉注水に期待できる場合がある。
別紙 2−18

＜大規模な損傷の場合＞
T.P.＋ 24m を 超 え る 津 波 に よ り 防 潮 堤 が 倒 壊 す る 等 ，大 規 模 な損傷が発生した場合は，敷地内に多量の津波が浸水することで，屋内外の施設が広範囲にわたり機能喪失して炉心損傷に至る。
【 炉 心 損 傷 頻 度 】 3.3×10 − ７ ／ 炉 年 （ 点 推 定 値 ）【 全 炉 心 損 傷 頻 度 へ の 寄 与 割 合 】 0.4％
(2)

フラジリティ評価の保守性
今回のフラジリティ評価では，津波高さが防潮堤耐力を確認して い る T.P.＋ 24.0m を 超 え た 時 点 で 防 潮 堤 の 損 傷 確 率 を 1.0 と 仮
定 し て い る が ， 実 際 に は T.P.＋ 24.0m を 超 え る 津 波 に 対 し て も ある一定程度は防潮堤が健全であると考えられるため，保守性を有していると考えられる。
(3)

有効性評価における事故シーケンスグループとしての取扱い
本 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ の 炉 心 損 傷 頻 度 は 3.3×10 − ７ ／ 炉 年

で あ り ， 全 炉 心 損 傷 頻 度 （ 7.5×10 − ５ ／ 炉 年 ） に 占 め る 割 合 が 1％未満と小さい。また，防潮堤損傷時は敷地内に多量の津波が流入することにより，屋内外の施設が広範囲にわたり機能喪失することが考えられるが，津波による影響の程度を特定することが難し
く，不確かさが大きいため，新たな事故シーケンスグループとして追加する必要はないと判断した。

3.

まとめ
地震・津波ＰＲＡ特有の事故シーケンスについては，本来は，Ｐ

ＲＡ評価においても，損傷の程度に応じて影響緩和系による事象収束可否を詳細に評価することが望ましいが，現段階では損傷の規模
別紙 2−19

や範囲の特定は困難かつ不確実さが大きく，これら事故シーケンスが発生した場合の事象進展，対策の成立性などについて評価を行う
ことが現実的ではないことから，保守的に炉心損傷に直結するものとして取り扱うこととしている。
これらの事故シーケンスについては，保守的に実施した今回の地
震・津波ＰＲＡにおいても，発生頻度や全炉心損傷頻度に対する寄与割合は小さく，さらに，現実的な耐力や事故シナリオを考慮する
ことにより，その多くの場合は，炉心損傷に至らないか，すでに想定されている事故シーケンスグループに包含されるものと考えられる。
また，各事故シーケンスが発生した際の影響については，炉心損傷に至らない小規模な事象から，地震により建屋全体が崩壊し内部の安全系機器・配管の全てが機能を喪失するような深刻な事故や，津波により屋内外の施設が広範囲にわたり機能喪失する事故まで，事象発生時にプラントに及ぼす影響は大きな幅を有する。したがって，これらの地震・津波ＰＲＡ特有の事故シーケンスは，炉心損傷防止対策の有効性評価の事故シーケンスグループとして単独で定義するものではなく，発生する事象の程度や組合せに応じて対応していくべきものである。具体的には，炉心損傷に至らない小規模な事
象の場合には，使用可能な炉心損傷防止対策や格納容器破損防止対策を柔軟に活用することが可能であると考えられる。また，建屋全体が崩壊し内部の安全系機器・配管の全てが機能喪失するような深刻な事故の場合には，可搬型のポンプ・電源，放水砲等を駆使した大規模損壊対策による対応も含め，臨機応変に影響緩和対策を試みることで対応していくことが可能と考えられる。
別紙 2−20

以上のとおり頻度及び影響の観点から検討した結果，これらの事
故シーケンスについては，設置許可基準規則の解釈に基づき想定す
る事故シーケンスグループと比較して，新たに追加する必要はないと総合的に判断した。
以上【参考文献】[1] (財 )原 子 力 発 電 技 術 機 構

原子力発電施設耐震信頼性実証に関する報告書，配管系終局強度， 平 成 10 年 度 〜 平 成 15 年 度

別紙 2−21

第 1表
事故シーケンス

原子炉圧力容器損傷

起因事象／

設備

損傷モード

原子炉圧力容器

構造損傷

影響緩和機能原子炉圧力容器損傷

ＦＶ重要度

原子炉圧力容器スタビ

ＦＶ重要度

1 .2 91 .0 E -0 2

1 .59

9 .2 E- 0 4

原子炉遮へい壁

構造損傷

開口集中部

1 .81

1 .8 E- 0 4

主蒸気ドレン弁（外側）

機能損傷

―

1 .15

9 .9 E- 0 5

構造損傷

配管本体

2 .63

2 .0 E- 0 5―

1 .4 7（鉛直方向評価）（ 2 .3 2 ※ ）管

別紙 2−22

給水逆止弁

機能損傷

主蒸気隔離弁

機能損傷

―

2 .99

1 .9 E- 0 6

構造損傷

配管本体

3 .58

5 .4 E- 0 7

主蒸気系配管

構造損傷

配管本体

3 .75

3 .3 E- 0 7

給水配管

構造損傷

配管本体

5 .47

3 .4 E- 1 0

主蒸気ドレン弁（内側）

機能損傷

―

5 .35

2 .6 E- 1 0―

3 .9 6（鉛直方向評価）（ 6 .2 5 ※ ）

機能損傷

―

6 .81

＜ 1. 0E - 16

構造損傷

配管本体

7 .00

＜ 1. 0E - 16

原子炉冷却材浄化系配管

原子炉隔離時冷却系蒸
気隔離弁
原子炉冷却材浄化系隔離弁
主蒸気ドレン配管（内側）※

ブラケット付根部

（ G）

ロッド

原子炉隔離時冷却系配格納容器バイパス

蒸気乾燥器支持

ＨＣＬＰＦ

構造損傷

ライザ

格納容器バイパス

評価部位

鉛直方向のフラジリティを水平方向に換算した値

機能損傷

1 .4 E- 0 5＜ 1 .0 E - 16

原子炉圧力容器スタビライザ

格納容器スタビライザ
格納容器

原子炉圧力容器
格納容器上部シアラグ
原子炉遮へい壁ダイアフラムフロア

ドライウェル
原子炉圧力容器ペデスタル

格納容器下部シアラグ
サプレッション・チェンバ第１図

格納容器の構造物（格納容器スタビライザ，格納容器下部シアラグ）の位置関係

別紙 2−23

原子炉圧力容器
スタビライザブラケット

原子炉圧力容器内壁

蒸気乾燥器
支持ブラケット

蒸気乾燥器
支持ブラケット

蒸気乾燥器

蒸気乾燥器支持ブラケット構造図
原子炉圧力容器
スタビライザブラケット

原子炉遮へい壁

気水分離器

原子炉圧力容器炉心
原子炉圧力容器
スタビライザ

格納容器

格納容器
スタビライザ

原子炉圧力容器
スタビライザブラケット

原子炉遮へい壁
原子炉圧力容器原子炉圧力容器スタビライザ構造図
第 2図

原子炉圧力容器（蒸気乾燥器支持ブラケット，
原子炉圧力容器スタビライザ）の概要図

別紙 2−24

別紙 3
諸外国における炉心損傷防止対策の調査結果について

1.

調査方法
諸外国（米国及び欧州）の既設プラントにおいて整備している先進的な炉心損傷防止対策について，以下の書類等から調査を実施した。
・原子力規制機関（米国ＮＲＣ，ドイツＢＭＵ等）の規制要求文書
・米国における最終安全解析書（ＦＳＡＲ）等の事業者文書
・欧州におけるストレステスト報告書
また，原子力規制関係の調査委託会社の提携先である国外コンサル
ティング機関から得られる情報，国外原子力関係者を招いたセミナー
での情報，国外原子力プラントの視察情報等についても調査を実施した （ 図 1 参 照 ）。

2.

調査結果
調査可能な範囲内で得られた国外既設プラントにおける炉心損傷防止 対 策 に つ い て ，東 海 第 二 発 電 所 の 対 策 と 比 較 し た 結 果 を 表 1 に 示 す 。
な お ，表 1 で は 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ ご と に 対 策 を 整 理 し て い る が ，
国外既設プラントにおける炉心損傷防止対策については，各対策のサ
ポート系等の詳細な情報が一部公開されていないため，各事故シーケ
ンスグループの条件下で使用可能か判断できない対策については使用可能と仮定して記載している。
表 1 のとおり，東海第二発電所の対策は，全ての事故シーケンスグ
ループにおいて，国外既設プラントで整備されている対策と同等であることを確認した。
なお，「 Ｌ Ｏ Ｃ Ａ 時 注 水 機 能 喪 失 」の 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ に つ いては，諸外国においても全ての破断面積に対して炉心損傷を防止できるような設備対策はとられていないことを確認した。
別紙 3−1

【原子力規制機関の規制要求文書】【事業者文書】
・米国の最終安全解析書（ＦＳＡＲ）
・米国の個別プラントの安全解析評価（ＩＰＥ）【米国】
原子力規制委員会（ＮＲＣ）
・連邦規則（１０ＣＦＲ）
・ Regulatory Guide

等
等

【ドイツ】
環境・自然保護・原子炉安全省（ＢＭＵ）

別紙 3−2

・ＢＭＵ規則指針
・原子力安全委員会（ＲＳＫ）勧告
・原子力技術基準委員会（ＫＴＡ）技術基準
等【欧州ストレステスト報告書】
・各国の規制当局によるストレステスト国別最終報告書
・ストレステスト欧州ピアレビュー報告書
・ストレステスト後のアクションプラン
等【スウェーデン】
放射線安全機関（ＳＳＭ）
・ＳＳＭ規制コード（ＳＳＭＦＳ）
等【フィンランド】
放射線防護・原子力安全センター（ＳＴＵＫ）
・ 安 全 設 計 審 査 指 針 （ Guide YVL 1.0）
等

図 1

【その他】
・国外コンサルティング会社から得られる情報
・国外関係者を招いて行ったセミナーでの情報
・国外原子力プラントの視察情報
等諸外国における炉心損傷防止対策の調査対象

表1
分類
1

事故シーケンスグループ
高圧・低圧注水
機能喪失

機能
炉心冷却

高圧注水・減圧
機能喪失

炉心損傷防止対策に係る設備又は操作
米国
ドイツ・ディーゼル駆動消火ポ ・独立非常用系の中圧注入ポンプ
ンプ(RHR 経由)
・高圧サービス水系（RHR ・サービス水系（RHR 経
由）経由）
・復水ポンプ（給水ポン・RHRSW (RHR 経由)
プ バイ パ ス ラ イ ン 追・制御棒駆動機構ポンプ
・復水ポンプ設）
・インターナルポンプ・
シール水系ポンプ・ほう酸水注入系ポンプ
・制御棒駆動水系ポンプ
・サプレッションプール
ドレンポンプ（RHR 経
由）・1 次系満水ポンプ

フィンランド・火災用ポンプ，ブース
ターポンプ（専用電源
有り）

給水源

・代替淡水貯槽・復水貯蔵タンク・西側淡水貯水設備
・ろ過水貯蔵タンク
・純水貯蔵タンク・原水タンク・海水・代替淡水貯槽への補給-西側淡水貯水設備，海水等

・防火用水タンク
・飲料水系
・復水貯蔵タンクへの補給-脱塩水貯蔵タンク，
復水器 H/W，燃料プール，他ユニット貯蔵
タンク-消火用水系，公共の消火水，水道水等

まとめ

上述の調査結果より，東海第二発電所の対策は，諸外国の既設プラントで整備されている対策と同等であることを確認した。

原子炉減圧

・過渡時自動減圧機能
・原子炉減圧機能の信頼性向上-非常用蓄電池の増強-予備の高圧窒素ガスボンベ-窒素発生装置

まとめ

上述の調査結果より，東海第二発電所の対策は，諸外国の既設プラントで整備されている対策と同等であることを確認した。

・河川水・復水貯蔵タンクへの補給-消火用水・ほう酸溶液タンクへの
補給
-消火用水

・多様化炉容器減圧系（11 個の逃がし安全弁のうち 3 個に電動弁に よる バ イ パ ス ラ イ
ンを追設）

対策の概要
欧米では，既設又は追設する常設ポンプ及び可搬型ポンプによる多様な代替炉心冷却手段を整備している。
東海第二発電所においても，既設，追設する常設
ポンプ及び可搬型ポンプによる代替炉心冷却手段
を対策としている。

−

・可搬型ポンプ

・過渡時の減圧自動化ロジック
・自動減圧機能の信頼性向上-追加直流電源-追加の窒素供給系-ケーブル性能の確保注)

・可搬型消火ポンプ（サービス水系-RHR 経由）

スウェーデン

・可搬型代替注水中型ポンプ
・可搬型代替注水大型ポンプ

別紙 3−32

東海第二発電所
・常設低圧代替注水系ポンプ
・常設高圧代替注水系ポンプ
・代替循環冷却系ポンプ
・復水ポンプ・電動消火ポンプ・ディーゼル駆動消火ポンプ
・復水移送ポンプ
・制御棒駆動水圧系ポンプ
・ほう酸水注入ポンプ

諸外国における炉心損傷防止対策と東海第二発電所の対策との比較（1／6）

・可搬型ポンプ−
・脱塩水タンクへの補給
-脱塩水系
-消火系
・消火系への補給-純水系（重力による移送）・過渡時の減圧自動化ロ
ジック

・脱塩水タンクへの補給-消火系
・消火系への補給-原水池・減圧機能の信頼性向上-バックアップ用窒素ボンベ-消火系からの水圧による開欧米では，既設タンクへの補給手段の確保や河川水等の給水源を整備している。
東海第二発電所においては，耐震性のあるタンクの追設及びタンクへの補給手段を整備することとしている。

欧米では，過渡時自動減圧ロジックの追加や自動減圧機能の信頼性向上対策を整備している。また，
米国ではシビアアクシデント時の温度環境下において，減圧機能に必要なケーブルが機能を維持できることを評価している。
東海第二発電所においても，過渡時自動減圧機能の追加及び原子炉減圧機能の信頼性向上対策を整備することとしている。また，シビアアクシデント時の減圧機能に必要なケーブルについては，過酷な条件下で機能維持可能であるよう対応することとしている。

下線部 有効性評価において有効性を確認する対策
注 本件は，米国において NRC の要請によって実施された，内部事象に対する個別プラント評価（IPE）に関連して，NRC により出された Generic Letter 88-20 追補 1 の添付 2 より抽出したもの

表1
分類
3

事故シーケンスグループ
全交流動力電源
喪失

機能
電源設備
（交流電
源）

電源設備
（直流電
源）

東海第二発電所
・常設代替交流電源設備

炉心損傷防止対策に係る設備又は操作
米国
ドイツ
スウェーデン
・非常用ディーゼル発電 ・独立非常用系用ディー ・ガスタービン発電機機の追加設置
ゼル発電機
・ガスタービン発電機

フィンランド・非常用ディーゼル発電機の信頼性向上-起動用バッテリ追設-燃料タンクの配備-除熱系を 2 系統（海水，空冷）設置・非常用ディーゼル発電機の追加
・ガスタービン発電機

別紙 3−4・可搬型代替低圧電源車

・可搬型ディーゼル発電機

・可搬型ディーゼル発電機

・可搬型ディーゼル発電機

・可搬型発電機・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機から非常用母線への電源
融通・ユニット間の交流電源
クロスタイ・水力発電ユニット

・隣接ユニット間での交流電源の接続・第 3 の送電線（地中埋設）

・小型可搬型ディーゼル
発電機（サイト外）

・ユニット間の交流電源
クロスタイ・近隣発電所からの受電・地域電力会社からの受電

・非常用蓄電池の給電時間延長-バッテリ容量増加-負荷の切り離し・緊急用 125V 系蓄電池
・代替交流電源による非常用直流電源の確保-常設代替交流電源設備，高圧炉
心スプレイ系ディーゼル発電
機からの電源融通
・代替交流電源による緊急用直流電源の確保-エンジン発電機による給電
・可搬型代替直流電源設備（可搬型整流器及び可搬型代替低圧電源車）

・非常用バッテリの給電
時間延長-バッテリ容量増加-不要負荷の切り離し-非安全関連バッテリの設置（非常用バッ
テリの負荷軽減）

・バッテリ容量の増加
・独立非常用系バッテリ

・不要負荷の切り離しによるバッテリ容量保持・携帯型バッテリから所
内バッテリへの充電

・可搬型ディーゼル発電機 から バ ッ テ リ へ の充電

炉 心 冷 却 ・原子炉隔離時冷却系ポンプ（ 交 流 電 ・常設高圧代替注水系ポンプ
源復旧前） ・ディーゼル駆動消火ポンプ

・可搬型代替注水中型ポンプ
・可搬型代替注水大型ポンプ

下線部

諸外国における炉心損傷防止対策と東海第二発電所の対策との比較（2／6）

有効性評価において有効性を確認する対策−

・原子炉隔離時冷却系ポ ・原子炉隔離時冷却系ポンプ
ンプ
・ディーゼル駆動消火ポ
ンプ
・SBO の影響を受けないポンプ（（サービス水
系-給水系経由の注水）（水源：河川，湖，貯水池，海など））
・可搬型ポンプ

・可搬型消火ポンプ（サービス水系-RHR 経由）

・SA 設備への給電バッ
テリ

欧米では，常設又は可搬型の代替直流電源設備を整備しており，非常用バッテリについては，容量増加及び不要負荷の切り離しにより給電可能時間を延長させる対策を整備している。
東海第二発電所においても，常設及び可搬型の代
替直流電源設備を整備することとしており，常設の非常用蓄電池については，容量増加及び負荷の切り離しにより給電可能時間を延長させる対策を整備することとしている。また，代替の交流電源から充電器を介した直流電源の給電方法を整備することとしている。

・可搬型発電機からバッ
テリへの充電・蒸気タービン駆動の高圧注入系−

・可搬型ポンプ−対策の概要
欧米では，常設及び可搬型の代替交流電源設備並
びに隣接ユニット間の電源融通等を整備している。
東海第二発電所においても，常設及び可搬型の代
替交流電源設備を整備することとしている。また，
東海第二発電所は単独立地プラントであるため，高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機から非常用母線への電源融通を整備している。

欧米では，交流電源に依存しない常設又は可搬型ポンプによる代替炉心冷却手段を整備している。
東海第二発電所においても，交流電源に依存しない常設及び可搬型ポンプによる代替炉心冷却手段を整備することとしている。

表1
分類
3

事故シーケンスグループ
全交流動力電源喪失

機能東海第二発電所
炉 心 冷 却 ・原子炉隔離時冷却系ポンプ（ 交 流 電 ・常設高圧代替注水系ポンプ
源復旧後） ・ディーゼル駆動消火ポンプ
・残留熱除去系ポンプ
・常設低圧代替注水系ポンプ

最終ヒー
トシンク

諸外国における炉心損傷防止対策と東海第二発電所の対策との比較（3／6）
炉心損傷防止対策に係る設備又は操作
米国
ドイツ
スウェーデン・原子炉隔離時冷却系ポ ・原子炉隔離時冷却系ポ ・蒸気タービン駆動の高
ンプ
ンプ
圧注入系
・ディーゼル駆動消火ポ ・独立非常用系の中圧注
ンプ
入ポンプ
・SBO の影響を受けないポンプ（（サービス水
系-給水系経由の注水）（水源：河川，湖，貯水池，海など））

・可搬型代替注水中型ポンプ
・可搬型代替注水大型ポンプ

・可搬型ポンプ

・格納容器圧力逃がし装置（手動操作可能）
・耐圧強化ベント系（手動操作可
能）・緊急用海水系（交流電源の復旧が必要）

・耐圧強化ベント系（手動操作可能）
・ 原 子炉冷 却 材 浄化 系
(S/P 除熱)−
・フィルタベント系（ラプチャディスクによる自動起動）

別紙 3−5・フィルタベント系（ラプチャディスク）・フィルタを経由しない
大容量圧力逃がし装置（ラプチャディス
ク）
・代替最終ヒートシンク（冷却塔及び既存ポンプの利用）

欧米では，交流電源がなくても動作可能なフィル
タベント系や耐圧強化ベント系を整備しており，大気を最終ヒートシンクとする対策をとっている。また，代替交流電源により動作可能な最終ヒートシン
クを整備している。
東海第二発電所においても，交流電源がなくても動作可能な格納容器圧力逃がし装置及び耐圧強化
ベント系を整備することとしており，大気を最終ヒートシンクとする対策としている。また，緊急用海

水系及び可搬型ポンプによる海水をヒートシン
クとする対策を整備することとしている。

・可搬型代替注水大型ポンプ
−

格納容器
注水

対策の概要
ドイツ及びフィンランドでは，専用の電源により動作可能なポンプを整備している。
東海第二発電所においても，代替交流電源により動作可能な残留熱除去系ポンプ，常設低圧代替注水系ポンプを整備することとしている。

・可搬型ポンプ

・可搬型消火ポンプ（サービス水系-RHR 経由）
・フィルタベント系（手動操作可能）
・独立非常用系（ヒ−ト
シンク：冷却塔，地下水，河川）・必須サービス水系（ヒートシンク：河川）フィンランド・火災用ポンプ，ブース
ターポンプ（専用電源有り）

・代替格納容器スプレイ-ディーゼル駆動消火ポンプ-常設低圧代替注水系ポンプ（交流電源の復旧が必要）-代替循環冷却系ポンプ（交流電源の復旧が必要）・代替格納容器スプレイ-可搬型代替注水中型ポンプ-可搬型代替注水大型ポンプ

・代替格納容器スプレイ-ディーゼル駆動消火
ポンプ

1 と同様

1 と同様

・代替格納容器スプレイ-可搬型ポンプ

−

−

−

−

・代替格納容器スプレイ-火災防護系のディー
ゼル駆動ポンプ

・代替格納容器スプレイ-火災防護系ポンプ（専用 DG 有）・S/P への注水-可搬型消火ポンプ（サービス水系-RHR
経由）

・代替格納容器スプレイ-可搬型ポンプ

1 と同様

1 と同様

−

欧米では，交流電源に依存しない常設又は可搬型ポンプによる代替格納容器スプレイ手段を整備している。また，専用電源を持つポンプによる代替格
納容器スプレイ手段を整備している。
東海第二発電所においても，交流電源に依存しない常設及び可搬型ポンプによる代替格納容器スプレイ手段を整備することとしている。また，代替電
源から給電する低圧代替注水ポンプによる代替格
納容器スプレイ手段を対策としている。

給水源

まとめ

1 と同様

上述の調査結果より，東海第二発電所の対策は，諸外国の既設プラントで整備されている対策と同等であることを確認した。

下線部 有効性評価において有効性を確認する対策

1 と同様

表1
分類
4-1

事故シーケンスグループ
崩壊熱除去機能喪失（取水機能
喪失）

機能
最終ヒー
トシンク

諸外国における炉心損傷防止対策と東海第二発電所の対策との比較（4／6）

東海第二発電所
・緊急用海水系
・格納容器圧力逃がし装置
・耐圧強化ベント系
・ドライウェル内ガス冷却装置

米国

炉心損傷防止対策に係る設備又は操作
ドイツ

スウェーデン

3 と同様

3 と同様

3 と同様

3 と同様

欧米では，フィルタベント系や耐圧強化ベント系を整備しており，大気を最終ヒートシンクとする対策をとっている。また，冷却塔等の代替最終ヒート
シンクを整備している。
東海第二発電所においても，格納容器圧力逃がし装置及び耐圧強化ベント系を整備することとしており，大気を最終ヒートシンクとする対策としている。また，緊急用海水系を整備することとしている。

1 と同様※

1 と同様※

1 と同様※

1 と同様※

1 と同様

・代替格納容器スプレイ-ディーゼル駆動消火
ポンプ

・D/W，W/W スプレイ-サービス水系・代替格納容器スプレイ-火災防護系のディー
ゼル駆動ポンプ

・代替格納容器スプレイ-火災防護系ポンプ（専用 DG 有）・代替格納容器スプレイ-可搬型ポンプ・S/P への注水-可搬型消火ポンプ（サービス水系-RHR
経由）

・代替格納容器スプレイ-可搬型ポンプ

欧米では，常設又は可搬型ポンプによる代替格納容器スプレイ手段を整備しており，格納容器スプレ
イ機能を多様化している。
東海第二発電所においても，常設及び可搬型ポン
プによる代替格納容器スプレイ手段を整備することとしており，格納容器スプレイ機能の多様化を対策としている。

1 と同様

1 と同様

1 と同様

・可搬型代替注水大型ポンプ

炉心冷却

別紙 3−6

格納容器
注水・常設低圧代替注水系ポンプ
・代替循環冷却系ポンプ
・常設高圧代替注水系ポンプ
・電動消火ポンプ・ディーゼル駆動消火ポンプ
・復水移送ポンプ・ほう酸水注入ポンプ
・可搬型代替注水中型ポンプ
・可搬型代替注水大型ポンプ
・代替格納容器スプレイ-常設低圧代替注水系ポンプ-代替循環冷却系ポンプ-電動消火ポンプ-ディーゼル駆動消火ポンプ-復水移送ポンプ
・代替格納容器スプレイ-可搬型代替注水中型ポンプ-可搬型代替注水大型ポンプ

対策の概要

フィンランド

−

給水源
1 と同様
まとめ

1 と同様

上述の調査結果より，東海第二発電所の対策は，諸外国の既設プラントで整備されている対策と同等であることを確認した。

下線部 有効性評価において有効性を確認する対策。
※ 取水機能の喪失により動作できないものは除く。

1 と同様

表1
分類
4-2

事故シーケンスグループ
崩壊熱除去機能喪失（RHR 機能喪
失）

機能
最終ヒー
トシンク

諸外国における炉心損傷防止対策と東海第二発電所の対策との比較（5／6）

東海第二発電所
・格納容器圧力逃がし装置
・耐圧強化ベント系
・ドライウェル内ガス冷却装置

米国

炉心損傷防止対策に係る設備又は操作
ドイツ

スウェーデン

対策の概要

フィンランド

4-1 と同様

4-1 と同様

4-1 と同様

4-1 と同様

欧米では，フィルタベント系や耐圧強化ベント系を整備しており，大気を最終ヒートシンクとする対策をとっている。また，冷却塔等の代替最終ヒート
シンクを整備している。
東海第二発電所においても，格納容器圧力逃がし装置及び耐圧強化ベント系を整備することとしており，大気を最終ヒートシンクとする対策としてい
る。

1 と同様

1 と同様

1 と同様

1 と同様

1 と同様

1 と同様

4-1 と同様

4-1 と同様

4-1 と同様

4-1 と同様

4-1 と同様

4-1 と同様

1 と同様

1 と同様

1 と同様

1 と同様

1 と同様

1 と同様

炉心注水

格納容器
注水
給水源

5

原子炉停止機能喪失

上述の調査結果より，東海第二発電所の対策は，諸外国の既設プラントで整備されている対策と同等であることを確認した。

原子炉停
止

・ほう酸水注入系（自動） ・ 緊急 ほ う酸 水 注入 系
・ほう酸水注入系（手動）・ＡＴＷＳ緩和設備（代替炉再循 ・ほう酸水注入系のほう（手動）
酸濃度の増加環系ポンプトリップ機能）
・ＡＴＷＳ緩和設備（代替制御棒 ・CRD 系，原子炉冷却材
挿入機能）
浄化系によるほう酸
水注入・代替制御棒挿入回路
・ATWS 原子炉再循環ポ
ンプトリップ・MSIV 閉後 ATWS 時の炉圧高で給水ポンプト
リップロジック追加

まとめ

上述の調査結果より，東海第二発電所の対策は，諸外国の既設プラントで整備されている対策と同等であることを確認した。

別紙 3−7

まとめ

6

LOCA 時注水機能喪失

・ほう酸水注入系（手動 ・ほう酸水注入系（自動）欧米では，代替制御棒挿入回路及び原子炉再循環又は自動）ポンプトリップ回路の導入や，ほう酸水注入系を整・バックアップスクラム
備している。
回路（制御棒の電動挿
東海第二発電所においても，ＡＴＷＳ緩和設備
入，再循環ポンプ減（代替原子炉再循環系ポンプトリップ機能）及びＡ
速）
ＴＷＳ緩和設備（代替制御棒挿入機能）を導入することとしている。また，ほう酸水注入系を整備して
いる。

炉心冷却
1 と同様

1 と同様

1 と同様

1 と同様

1 と同様

1 と同様

原子炉減
圧

2 と同様

2 と同様

2 と同様

2 と同様

2 と同様

2 と同様

最終ヒー
トシンク

4-1 と同様

4-1 と同様

4-1 と同様

4-1 と同様

4-1 と同様

4-1 と同様

格納容器
注水

4-1 と同様

4-1 と同様

4-1 と同様

4-1 と同様

4-1 と同様

4-1 と同様

1 と同様

1 と同様

1 と同様

1 と同様

1 と同様

1 と同様

給水源
まとめ

上述の調査結果より，東海第二発電所の対策は，諸外国の既設プラントで整備されている対策と同等であることを確認した。
なお，「LOCA 時注水機能喪失」において，炉心損傷を防止するためには，LOCA の破断面積によっては大容量のポンプが自動的に動作する必要があるが，そのような対策は確認できなかったことから，諸外国においても全ての破断面積の大きさに対応できるような設備対策は取られていないことを確認した。

下線部 有効性評価において有効性を確認する対策

表1
分類
7

事故シーケンスグループ
インターフェイ
スシステム LOCA

機能
炉心冷却

東海第二発電所
・健全な原子炉注水設備で対応

諸外国における炉心損傷防止対策と東海第二発電所の対策との比較（6／6）
炉心損傷防止対策に係る設備又は操作
米国
ドイツ
・既存設備で対応
−

格納容器
バイパス
防止等

まとめ

・破損個所の検出，隔離（既設の計装）
・原子炉減圧，水位制御・破損個所の検出，隔離（既設の計装）
・原子炉の減圧（破断口からの流出量低減）

スウェーデンフィンランド−−−−・隔離弁の自動閉止又は代 替隔 離 弁 の 閉 止 によ る格 納 容 器 隔 離 機
能の確保

上述の調査結果より，東海第二発電所の対策は，諸外国の既設プラントで整備されている対策と同等であることを確認した。

下線部 有効性評価において有効性を確認する対策

対策の概要
米国では，既存設備を用いて炉心冷却を実施することとしている。
東海第二発電所においては，健全な原子炉注水設
備（既設ポンプ，新設ポンプ）を用いて炉心冷却を実施することとしている。
米国では，既存の計装等から破損個所の検出，隔離手段と，原子炉の減圧手順を整備しており，破断個所からの流出量を低減している。ドイツにおいては，格納容器隔離手段として代替隔離弁を設置している。
東海第二発電所においては，米国と同様に，既存の計装等から破損個所の検出，隔離手段と，原子炉の減圧手順を整備することとしており，破断個所からの流出量低減を対策としている。

別紙 3−8

別紙 4
ＴＢＷシーケンスの炉心損傷防止対策及び着眼点に基づく評価を踏まえた重要事故シーケンスの選定について

ＴＢＷシーケンスは，高圧炉心スプレイ冷却系による炉心冷却に成功するが，非常用電源の喪失により崩壊熱除去機能が喪失し，炉心損傷に至るシーケンスである。東海第二発電所の出力運転時内部事象レベル１ＰＲＡでは，ＴＢＷシ
ーケンスはＴＷシーケンスの一部として整理している。
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」に分類されるＴＢＷシーケ
ンス(非常用電源の喪失による崩壊熱除去機能喪失)に対する炉心損傷防止対策，及び着眼点に基づく評価を踏まえた重要事故シーケンスの選定について以下に示す。

1.

ＴＢＷシーケンスの炉心損傷頻度
ＴＢＷシーケンスの炉心損傷頻度を表 1 に示す。表 1 に示すとおり，ＴＢ
Ｗ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」のドミナン
トシーケンスとはならないが，事故シーケンスグループ別炉心損傷頻度に対して約 7.9％の寄与を持っている。

表1

ＴＢＷシーケンスの炉心損傷頻度
炉心損傷頻度
（ＣＤＦ）
（／炉年）

ＴＷ

ＴＢＷ
ＴＢＷ
(ＳＲＶ再閉鎖失敗)

全ＣＤＦへの寄与割合

事故シーケンス
グループ別ＣＤＦ
への寄与割合6.0E-05

99.8％

100％

4.7E-06

7.8％

7.8％

2.5E-08

＜0.1％

＜0.1％

別紙 4−1

2.

「崩壊熱除去機能喪失」に対応する炉心損傷防止対策
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」に対応する炉心損傷防止対策については，「残留熱除去系が故障した場合」及び「取水機能が喪失した場合」を想定し，以下の炉心損傷防止対策の有効性を確認している。
「残留熱除去系が故障した場合」：
・格納容器圧力逃がし装置又は耐圧強化ベント「取水機能が喪失した場合」：
・緊急用海水系（常設代替交流電源設備による給電）

このうち，「残留熱除去系が故障した場合」を想定して有効性を確認している格納容器圧力逃がし装置については，系統構成に必要な電動弁等は常設
代替交流電源設備から緊急用母線を介して給電可能な設計としており，現場での手動開操作も可能であることから，外部電源及び非常用電源（区分Ⅰ，Ⅱ）が喪失しているＴＢＷシーケンスにおいても有効な対策である。また，耐圧強化ベントについても，常設代替交流電源設備からの電源融通による非常用母線の受電操作又は現場での手動開操作を行うことにより，同じくＴＢ
Ｗシーケンスにおいても有効な対策となる。
「取水機能が喪失した場合」を想定して有効性を確認している緊急用海水系については，常設代替交流電源設備からの電源融通による非常用母線の受電及び緊急用海水系を用いた残留熱除去系による対応の有効性を確認しており，ＴＢＷシーケンスにおいても有効な対策である。
さらに，ＴＢＷシーケンスについては，常設代替交流電源設備からの電源融通による非常用母線の受電により，緊急用海水系を用いずとも，残留熱除去系海水系を用いた残留熱除去系による対応にも期待できる。

別紙 4−2

3．審査ガイド記載の着眼点に基づく評価
ＴＢＷシーケンスの審査ガイド記載の着眼点に対する評価について，重要事故シーケンスとして選定したＴＷシーケンス（過渡事象＋ＲＨＲ失敗）と比較した結果を表 2 に示す。また，ＴＢＷシーケンスの各着眼点に対する考え方について以下に示す。

a.

共通原因故障，系統間依存性の観点
ＨＰＣＳ用電源（区分Ⅲ）は健全だが，非常用電源の喪失により電源を必要とする設備（区分Ⅰ，Ⅱ）が機能喪失することから「高」とした。

b.

余裕時間の観点
崩壊熱除去機能喪失の事故シーケンスは，代替除熱手段に係る炉心損傷防止対策の実施に対する余裕時間に有意な差がない。このため，炉心冷却に成功する事故シーケンスグループではあるものの，事象発生初期の炉心損傷防止対策の実施に対する余裕時間に着目した。ＴＢＷに至る
おそれがある事故シーケンスのうち，サポート系喪失（直流電源故障）に起因する事故シーケンスは，起因事象の発生により給水流量の全喪失に至る場合があり，余裕時間が短いことから，過渡事象（給水流量の全喪失）に起因する事故シーケンスと同様に「高」とした。

c.

設備容量の観点
崩壊熱除去機能喪失の事故シーケンスは，崩壊熱除去に必要な設備容量に有意な差異がない。このため，炉心冷却に成功する事故シーケンス
グループではあるものの，事象発生初期の炉心損傷防止対策の設備容量に着目した。事象初期の事象進展が早く余裕時間が短い場合，崩壊熱が高く原子炉注水に必要な設備容量が大きくなるため，ＴＢＷに至るおそれのある事故シーケンスのうち，サポート系喪失（直流電源故障）に起
別紙 4−3

因する事故シーケンスは，「b.

余裕時間の観点」と同様の考え方により「高」とした。
d.

代表性の観点ＴＢＷシーケンスの炉心損傷頻度は 4.8E-06／炉年程度であり，崩壊熱除去機能喪失の事故シーケンスグループの炉心損傷頻度（6.0E-05／炉
年）に対して 1％以上の寄与があるため，「中」とした。

別紙 4−4

表2
シーケンス

着眼点に基づく整理
着眼点

対応する主要な
炉心損傷防止対策

a

b

c

d

・格納容器圧力逃がし装置
ＴＷ

低又は耐圧強化ベント高高高

過渡事象（給水流量の全喪失）に起因する事故シーケンスが含まれる中

サポート系喪失（直流電源故障）に起因する事故
シーケンスは，起因事象の発生により給水流量の全喪失に至る場合がある

・緊急用海水系
以下はＴＢＷに有効な対策
ＴＢＷ

・常設代替交流電源設備

高

高

高

備考

＋残留熱除去系

表 2 に示すとおり，ＴＷとＴＢＷを区別した場合，審査ガイドに記載の着眼点の「高」の数はＴＷとＴＢＷで同じとなるが，「中」の数が多いのはＴＢＷとなる。
ただし，2.で示したとおり，有効性を確認する主要な炉心損傷防止対策は
ＴＢＷシーケンスに対しても有効となっており，「取水機能が喪失した場合」の有効性評価では，全交流動力電源喪失を仮定した評価を行うことでＴＢＷを包絡した評価を行っている。また，崩壊熱除去機能喪失への対策の有効性を確認する観点からは，非常用電源の喪失に伴い崩壊熱除去機能が喪失する
ＴＢＷシーケンスより，崩壊熱除去機能そのものが機能喪失するＴＷシーケ
ンスを想定して評価することが適切であると考える。
これらのことを考慮すると，崩壊熱除去機能喪失における重要事故シーケ
ンスはＴＢＷシーケンスに対する対策の有効性も確認可能なシーケンスを選定しており，選定した重要事故シーケンスは妥当なものと考えている。

別紙 4−5

別紙 5
重大事故等対処設備の津波からの防護について

１．はじめに
東海第二発電所では，基準津波を超え敷地に遡上する津波（以下「敷地に遡上する津波」という。）に起因する事故シーケンスが抽出される。これらの事
故シーケンスに対する重大事故等対処設備の津波からの防護について説明する。

２．防護対象とする重大事故等対処設備（１）敷地に遡上する津波への対応に関する基本方針
敷地に遡上する津波に起因する事故シーケンスに対しては，津波による可搬型重大事故等対処設備のアクセス性への影響を考慮し，常設重大事故等対処設備による対応を基本方針とする。

（２）防護対象設備の選定
敷地に遡上する津波に対する防護対象設備として，この津波に起因する事
故シーケンスへの対応に必要な安全機能を有する常設重大事故等対処設備及び可搬型重大事故等対処設備を選定する。また，重大事故等対処設備による事故対応を実施する上で必要となる機能を有する設備についても防護対象設
備として選定する。選定した防護対象設備を表1に示す。

３．敷地に遡上する津波からの防護対策（１）津波高さの設定
重大事故等対処設備の防護設計において想定する津波高さは，防潮堤の健全性が維持される津波高さである T.P.＋24m※１を設定する。なお，この津波の年超過確率は約 3.3×10−７／年に相当する。
別紙 5−1※１

津波高さ（T.P.＋24m）は，仮想的に防潮堤位置に鉛直無限壁を設定した場合の防潮堤位置の最高水位である。

（２）敷地に遡上する津波からの防護対策
防護対象設備は，津波防護を実施した施設（以下「津波防護施設」という。）内に設置するか又は高所に設置することにより，敷地に遡上する津波から防護し，必要な機能を維持する。
津波防護施設で防護する場合は，解析上の不確かさを考慮して保守的に防潮堤がない条件で実施した津波遡上解析の結果を踏まえ，津波波力及び漂流物衝突荷重に対して津波防護施設の防護機能が損なわれない設計とする。
また，高所に設置する場合は，津波遡上解析の結果を踏まえ，津波が遡上しない場所に設置する。

別紙 5−2

表1

必要な安全機能及び防護対象設備（１／２）

必要な安全機能

原子炉注水

格納容器注水／除熱

使用済燃料プール
注水／除熱

電 源

防護対象設備
常設重大事故等対処設備
・原子炉隔離時冷却系
・高圧代替注水系
・逃がし安全弁・過渡時自動減圧機能・逃がし安全弁用可搬型蓄電池（逃がし安全弁機能回復（可搬型代替直流電源供給））
・高圧窒素ボンベ（逃がし安全弁機能回復（代替窒素供給））
・低圧代替注水系（可搬型）・低圧代替注水系（常設）
・残留熱除去水系
・代替循環冷却系
・緊急用海水系
・ほう酸水注入系
・代替循環冷却系
・緊急用海水系・代替格納容器スプレイ冷却系（常設）・代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）・残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）
・残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）
・原子炉格納容器下部注水設備（常設）・原子炉格納容器下部注水設備（可搬型）・格納容器圧力逃がし装置
・耐圧強化ベント系
・静的触媒式水素再結合器
・水素濃度の監視設備
・代替燃料プール注水系
・代替燃料プール冷却系
・緊急用海水系・可搬型代替交流電源設備
・常設代替交流電源設備
・非常用所内電気設備
・所内常設直流電源設備
・常設代替直流電源設備
・可搬型代替直流電源設備
・代替所内電気設備
・燃料給油設備

別紙 5−3

表1

必要な安全機能及び防護対象設備（２／２）

必要な安全機能水 源

事故対応を実施する上で必要となる機能防護対象設備
常設重大事故等対処設備
・代替淡水貯槽・西側淡水貯水設備
・サプレッション・チェンバ
・計装設備
・監視測定設備・中央制御室及び居住性確保に必要な設備
・緊急時対策所及び居住性確保に必要な設備
・通信連絡設備

別紙 5−4

別紙 6
内部事象ＰＲＡにおける主要なカットセット及びＦＶ重要度に照らした重大事故等防止対策の有効性について

各事故シーケンスグループに分類される事故シーケンスについて，
炉心損傷又は格納容器破損に至る要因をカットセットレベルまで展開
し，炉心損傷頻度又は格納容器破損頻度への寄与割合の観点で整理し，主要なカットセットに対して重大事故等対処設備が有効であるか確認した。
また，事故シーケンスグループごとにＦＶ重要度を評価し，ＦＶ重要度が高い基事象に対する重大事故防止対策が有効であるか確認した。
以下に，内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡ，内部事象出力運転時
レベル１．５ＰＲＡ及び内部事象停止時レベル１ＰＲＡのカットセッ
トの分析結果並びに内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡ及び内部事象
停止時レベル１ＰＲＡにおいてＦＶ重要度が高い基事象に対して重大事故等対処設備が有効であるか確認した結果を示す。

別紙 6−1

1.

内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡ

1− 1．
(1)

主要なカットセットに照らした重大事故等対処設備の有効性
選定条件

事故シーケンスの種類によっては展開されるカットセットが無数に存在するため，ここでは以下の基準を基に主要なカットセットを抽出した。
・ 炉 心 損 傷 頻 度 が 1E-7／ 炉 年 以 上
・ 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ 別 炉 心 損 傷 頻 度 へ の 寄 与 が 1％ 以 上
また，上記の条件を満たさないカットセットについても，各事
象シーケンスにおける上位 3 位までのカットセットを抽出し，重大事故等対処設備が有効であるか確認した。
確 認 結 果 を 第 1− 1 表 〜 第 1− 9 表 に 示 す 。
(2)

主要なカットセットの確認結果
第 1− 1 表 〜 第 1− 9 表 に 示 し た と お り ， 一 部 に 炉 心 損 傷 防 止 が困難な事故シーケンスが存在するものの，大半の事故シーケンスに対しては，主要なカットセットレベルまで展開しても，整備する炉心損傷防止対策により炉心損傷を防止できることを確認した。
一 方 ， 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ の う ち ，「 Ｌ Ｏ Ｃ Ａ 時 注 水 機 能喪失」に含まれる事故シーケンスでは，故障モード又はＬＯＣＡの破断面積の大きさによっては有効性で考慮した対策では対応できない場合があることを確認した。
(3)

カットセットを踏まえた事故シーケンスへの対策の対応性
今回の分析では，各事故シーケンスグループのうち，主要な事

故シーケンスそれぞれについて支配的なカットセットを確認し，対策の有効性を定性的に考察した。なお，支配的なカットセット
別紙 6−2

であっても，事故シーケンスグループ全体の炉心損傷頻度に対しては小さな割合となる場合もあり，今回確認したカットセットの炉心損傷頻度の合計が事故シーケンスグループの炉心損傷頻度に占める割合は事故シーケンスグループによって異なる。全炉心損
傷 頻 度 か ら 見 る と ，「 崩 壊 熱 除 去 機 能 喪 失 」 の 事 故 シ ー ケ ン ス グ
ル ー プ が 約 99.8 ％ を 占 め て お り ，「 崩 壊 熱 除 去 機 能 喪 失 」 に つ いて は ， 炉 心 損 傷 頻 度 の 約 82％ の カ ッ ト セ ッ ト を 確 認 し た こ と か ら ，
全 炉 心 損 傷 頻 度 に 対 し て も ， 約 82％ の カ ッ ト セ ッ ト を 確 認 し ， 対策の有効性を定性的に確認したものと整理できる。
ま た ，「 崩 壊 熱 除 去 機 能 喪 失 」 は 除 熱 機 能 の 喪 失 に よ っ て 格 納容器が先行破損し，炉心損傷に至ることから，対策としては除熱機能の多重化及び多様化が有効であると考えられる。除熱機能については，大気を最終ヒートシンクとする耐圧強化ベント及び格
納容器圧力逃がし装置を設置し，その機能を多様化している。耐圧強化ベント及び格納容器圧力逃がし装置は残留熱除去系等に対して独立した系統であり，共通原因による機能喪失のリスクを可能な限り低減している。このことから，全炉心損傷頻度の約99.8 ％ を 占 め る 「 崩 壊 熱 除 去 機 能 喪 失 」 に 対 し て は 炉 心 損 傷 頻 度のほとんどの割合に対して，有効性評価で考慮した対策での対応が有効なものであると考えられる。
(2) で 述 べ た 有 効 性 評 価 で 考 慮 し た 対 策 で は 対 応 で き な い 場 合について，全炉心損傷頻度から見た場合は非常に小さい寄与では
あ る が ，「 Ｌ Ｏ Ｃ Ａ 時 注 水 機 能 喪 失 」 に お い て 中 破 断 Ｌ Ｏ Ｃ Ａ を起因とするカットセットが抽出されており，ＬＯＣＡについては
破断面積の大きさが一定の範囲を超えるような場合は，炉心損傷
別紙 6−3

を防止することができないシーケンスとして整理している。これ
らの炉心損傷防止対策が有効に機能しないカットセットについて
は，格納容器破損防止対策により原子炉格納容器の閉じ込め機能に 期 待 で き る こ と を 確 認 す る こ と と し て い る 。 ま た ，「 Ｌ Ｏ Ｃ Ａ＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗」のカットセットとして抽出されている，計装系の故障及び人的過誤（注水不能認知失敗）
が重畳するカットセットについては，認知に失敗したまま長時間気づかないことは現実的には考え難く，これら認知失敗が含まれるカットセットの炉心損傷頻度は非常に小さくなっているものの，発生した場合は有効性評価で考慮した対応が困難である。
有効性評価で考慮した対策は，基本的に設計基準設備に対して多様化された，独立系統機能の追加であることから，これらの共用部分の故障を伴うカットセットが抽出されていない以上，有効性評価で考慮した対策はほとんどのシーケンスに対して有効である と 考 え ら れ る 。 ま た ， 全 炉 心 損 傷 頻 度 の 約 99.8％ を 占 め る 「 崩壊熱除去機能喪失」についても，今回考慮した除熱機能である残留熱除去系に対して，独立かつ多様化された系統である格納容器
圧力逃がし装置等を設けることから，全炉心損傷頻度のほとんどの割合に対して，有効性評価で考慮した対策が有効なものであると考えられる。

別紙 6−4

【高圧・低圧注水機能喪失】
いずれの事故シーケンスにおいても，機器故障又は保守点検のための待機除外により電源，補機冷却系等のサポート系の機能喪失が重畳し，それに伴い高圧・低圧注水機能が喪失するカットセットが上位に抽出されている。
これらのカットセットに対する炉心損傷防止対策としては，補機冷却が不要であり，また，代替電源である代替交流電源設備からの給電が可能な低圧代替注水系（常設）による原子炉注水が有効である。
また，高圧・低圧注水機能喪失における低圧代替注水系（常設）と設計基準事故対処設備の共有部分となる注入弁の故障を伴うカットセットについては，低圧代替注水系（常設）に期待が出来ないものの，事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ に 対 す る 寄 与 割 合 は 0.1％ 未 満 と 非 常 に 小 さい。また，低圧代替注水系（常設）の注入弁が故障した場合においては，高圧代替注水系により炉心損傷防止が可能である。

別紙 6−5

第 1− 1 表

「高圧・低圧注水機能喪失」におけるカットセット

事故シーケンス

過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

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＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

高
圧
・
低
圧
注
水
機
能
喪
失

炉心
損傷頻度
（／炉年）

3.2E-102.0E-10

4.2E-10

4.3E-11Ｔ
Ｑ
Ｕ
Ｖ

サポート系喪失（自動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

2.5E-09

炉心
損傷頻度
（／炉年）

事故シーケンス
グループに対する寄与割合（％）①外部電源喪失＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋ＤＧ−２Ｃ運転継続失敗＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

8.2E-120.2○②外部電源喪失＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋ＤＧ−２Ｃ起動失敗＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

5.5E-120.2○②外部電源喪失＋ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗＋ＤＧ−２Ｃ運転継続失敗＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

5.5E-120.2○①逃がし安全弁誤開放＋ＨＰＣＳ入口逆止弁（Ｓ／Ｐ側）開失敗＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水トレーナ閉塞共通原因故障

5.7E-120.2○②非隔離事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ入口逆止弁（Ｓ／Ｐ側）開失敗＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

5.1E-120.1○③逃がし安全弁誤開放＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷメンテナンスによる待機除外＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水トレーナ閉塞共通原因故障

4.7E-120.1○①交流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷメンテナンスによる待機除外＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

1.5E-110.4○②交流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ海水ストレーナ閉塞＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

7.3E-120.2○③交流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷポンプ起動失敗＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

5.7E-120.2○①計画外停止＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ入口逆止弁（Ｓ／Ｐ側）開失敗＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

1.3E-12＜0.1○②計画外停止＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷメンテナンスによる待機除外＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

1.0E-12＜0.1○③計画外停止＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ海水ストレーナ閉塞＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

5.0E-13＜0.1○①直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

2.4E-106.8○②直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

1.6E-104.6○③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧメンテナンスによる待機除外＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

1.0E-103.0

主要なカットセット※1

3.0E-11

対策の有効性○
・低圧代替注水系（常設）④直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋ＲＨＲＳ−Ｂ海水ストレーナ閉塞

8.1E-112.3○⑤直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗＋ＲＨＲＳ−Ｂ海水ストレーナ閉塞

5.5E-111.6○⑥直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋ＲＨＲＳ−Ｂ熱交入口弁開け忘れ

5.2E-111.5○⑥直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋ＲＨＲＳ−Ｂ熱交出口弁開け忘れ

5.2E-111.5○⑥直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋ＲＨＲＳ−Ｂ放出ライン隔離弁開け忘れ

5.2E-11

1.5○

5.2E-11

1.5○

4.3E-111.2○⑥直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋ＲＨＲＳ−Ｂ放出ライン排水弁開け忘れ⑩直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋ＬＰＣＩ−Ｂ／Ｃ起動信号共通原因故障＋ＬＰＣＩ−Ｂ／Ｃ起動操作失敗⑪直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗＋ＲＨＲＳ−Ｂ熱交入口弁開け忘れ

サポート系喪失（自動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

有効性を確認する主な対策

3.5E-111.0○⑪直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗＋ＲＨＲＳ−Ｂ熱交出口弁開け忘れ

3.5E-111.0○⑪直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗＋ＲＨＲＳ−Ｂ放水ライン隔離弁開け忘れ

3.5E-111.0○⑪直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗＋ＲＨＲＳ−Ｂ放水ライン排水弁開け忘れ

3.5E-111.0○⑪直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗＋ＲＨＲＳ−Ｂ海水ストレーナ閉塞

3.5E-111.0○①直流電源故障（区分Ⅰ）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

1.3E-12＜0.1○①直流電源故障（区分Ⅱ）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋ＲＨＲＳ−Ａメンテナンスによる待機除外

1.3E-12＜0.1○③直流電源故障（区分Ⅰ）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

8.5E-13＜0.1○③直流電源故障（区分Ⅱ）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗＋ＲＨＲＳ−Ａメンテナンスによる待機除外

8.5E-13

＜0.1

○ ※１

区分Ⅱ直流電源母線喪失時には中央制御室からの低圧代替注水系（常設）注入弁の遠隔操作が不可となるが，現場での注入弁開操作により炉心損傷防止可能。

別紙 6−6※１

【高圧注水・減圧機能喪失】
いずれの事故シーケンスにおいても，注水不能認知失敗のヒューマ
ンエラー，原子炉減圧失敗のヒューマンエラーにより減圧機能が喪失するカットセットが上位に抽出されている。
これらのカットセットに対する炉心損傷防止対策としては，過渡時自動減圧機能による原子炉減圧が有効である。

第 1− 2 表「高圧注水・減圧機能喪失」における主要なカットセット

事故シーケンス

過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋手動減圧失敗

高
圧
注
水
・
減
圧
機
能
喪
失

手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋手動減圧失敗

炉心
損傷頻度
（／炉年）

9.4E-09

2.6E-09

Ｔ
Ｑ
Ｕ
Ｘ

サポート系喪失（自動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋手動減圧失敗

8.3E-09

炉心
損傷頻度
（／炉年）

事故シーケンス
グループに対する寄与割合（％）①非隔離事象＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷメンテナンスによる待機除外＋ＲＣＩＣポンプ起動失敗＋原子炉手動減圧失敗

1.7E-100.8○②非隔離事象＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷストレーナ閉塞＋ＲＣＩＣポンプ起動失敗＋原子炉手動減圧失敗

8.1E-110.4○③非隔離事象＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷメンテナンスによる待機除外＋ＲＣＩＣポンプ起動失敗＋注水不能認知失敗

6.7E-110.3○①交流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷメンテナンスによる待機除外＋原子炉手動減圧失敗

1.0E-100.5○②交流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ海水ストレーナ閉塞＋原子炉手動減圧失敗

4.8E-110.2○③計画外停止＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷメンテナンスによる待機除外＋ＲＣＩＣポンプ起動失敗＋原子炉手動減圧失敗

4.3E-110.2①直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋原子炉手動減圧失敗

1.6E-097.8○②直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗＋原子炉手動減圧失敗

1.1E-095.3○③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧメンテナンスによる待機除外＋原子炉手動減圧失敗

6.8E-103.4○④直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋注水不能認知失敗

6.3E-103.1○⑤直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗＋注水不能認知失敗

4.3E-102.1○⑥直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧメンテナンス＋注水不能認知失敗

2.7E-101.3○

主要なカットセット

別紙 6−7

有効性を確認する主な対策

・過渡時自動減圧機能

対策の
有効性

○

【 全 交 流 動 力 電 源 喪 失 （ 長 期 Ｔ Ｂ ）】いずれの事故シーケンスにおいても，非常用ディーゼル発電機及び高圧炉心スプレイ系非常用ディーゼル発電機の故障が重畳して全交流
動力電源喪失に至るカットセット並びに軽油貯蔵タンク閉塞／破損により全交流動力電源喪失に至るカットセットが上位に抽出されている。
これらのカットセットに対する炉心損傷防止対策としては，代替交
流電源や交流動力電源に依存しない代替注水手段が有効である。

第 1− 3 表「 全 交 流 動 力 電 源 喪 失 （ 長 期 Ｔ Ｂ ）」 に お け る
主要なカットセット

事故シーケンス

外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋ＨＰＣＳ失敗（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）
全
交
流
動
力
電
源
喪
失

※1

5.7E-08

長期
ＴＢ
サポート系喪失（直流電源故障）(外部電源喪失）＋ＤＧ失敗＋ＨＰＣＳ失敗（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）

炉心
損傷頻度
（／炉年）

事故シーケンス
グループに対する※１
寄与割合（％）①外部電源喪失＋軽油貯蔵タンク閉塞

4.8E-0861.9○②外部電源喪失＋軽油貯蔵タンク破損

3.2E-094.1○③外部電源喪失＋ＤＧ−２Ｃ／２Ｄ運転継続失敗共通原因故障＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗

4.6E-100.6○①直流電源故障（区分Ⅱ）＋軽油貯蔵タンク閉塞

3.2E-094.1②直流電源故障（区分Ⅱ）＋ＤＧ−２Ｃ運転継続失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗

1.4E-091.9○③直流電源故障（区分Ⅱ）＋ＤＧ−２Ｃ運転継続失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗

9.8E-101.3○

9.8E-10

1.3

○

炉心
損傷頻度
（／炉年）

2.0E-08

主要なカットセット③直流電源故障（区分Ⅱ）＋ＤＧ−２Ｃ起動失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗
全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）の炉心損傷頻度に対する寄与割合を示す

別紙 6−8

有効性を確認する主な対策

・低圧代替注水系（可搬型）

対策の
有効性

○

【 全 交 流 動 力 電 源 喪 失 （ Ｔ Ｂ Ｄ ， Ｔ Ｂ Ｕ ）】○ＴＢＤ
高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機の故障又は保守点検による待機除外と蓄電池の故障が重畳し，全交流動力電源喪失に至るカットセットが上位に抽出されている。
○ＴＢＵ
いずれの事故シーケンスにおいても，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の故障の重畳又は軽油貯蔵タン
クの閉塞／破損により全交流動力電源喪失に至り，ポンプ故障，保守点検のための待機除外，流量制御器故障，直流電源喪失等が要因となって原子炉隔離時冷却系が機能喪失するカットセットが上位に抽出されている。

これらのカットセットに対する炉心損傷防止対策としては，高圧代替注水手段による原子炉注水又は代替直流電源による原子炉減圧後の低圧代替注水手段による原子炉注水が有効である。
また，全交流動力電源喪失（ＴＢＵ）における高圧代替注水系と設計基準事故対処設備の共有部分となる注入弁や蒸気供給弁の故障を伴うカットセットについては，高圧代替注水系に期待が出来ないものの，事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ に 対 す る 寄 与 割 合 は 0.1％ 未 満 と 非 常 に 小 さい。また，これらの故障が発生した場合においても，常設代替交流電源設備により交流動力電源を回復し低圧代替注水系（常設）により原子炉注水を実施することで炉心損傷防止が可能である。

別紙 6−9

第 1− 4 表

「 全 交 流 動 力 電 源 喪 失 （ Ｔ Ｂ Ｄ ， Ｔ Ｂ Ｕ ）」における主要なカットセット

事故シーケンス

Ｔ
Ｂ
Ｄ

外部電源喪失＋直流電源失敗＋ＨＰＣＳ失敗

外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋高圧炉心冷却失敗

全
交
流
動
力
電
源
喪
失

※1

6.0E-122.0E-10Ｔ
Ｂ
Ｕ
サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗＋高圧炉心冷却失敗

炉心
損傷頻度
（／炉年）

事故シーケンス
グループに対する※１
寄与割合 （％）①外部電源喪失＋蓄電池−Ａ／Ｂ給電失敗共通原因故障＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗

1.6E-12＜0.1○②外部電源喪失＋蓄電池−Ａ／Ｂ給電失敗共通原因故障＋ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗

1.1E-12＜0.1○③外部電源喪失＋蓄電池−Ａ／Ｂ給電失敗共通原因故障＋ＨＰＣＳ−ＤＧメンテナンスによる待機除外

6.8E-13＜0.1○①外部電源喪失＋軽油貯蔵タンク閉塞＋ＲＣＩＣポンプ起動失敗

7.1E-110.3○②外部電源喪失＋軽油貯蔵タンク閉塞＋ＲＣＩＣメンテナンスによる待機除外

4.6E-110.2○③外部電源喪失＋軽油貯蔵タンク閉塞＋ＲＣＩＣ流量制御器故障

7.7E-12＜0.1○①直流電源故障（区分Ⅰ）＋軽油貯蔵タンク閉塞

3.2E-0915.3○②直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ−２Ｄ運転継続失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗

1.4E-096.9③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ−２Ｄ運転継続失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗

9.8E-104.7○③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ−２Ｄ起動失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗

9.8E-104.7○⑤直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ−２Ｄ起動失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗

6.7E-103.2○⑥直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ−２Ｄメンテナンス＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗

6.3E-103.0○⑥直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ−２Ｄ運転継続失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧメンテナンス

6.3E-103.0○⑧直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ−２Ｄメンテナンス＋ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗

4.3E-102.0○⑧直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ−２Ｄ起動失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧメンテナンス

4.3E-102.0○⑩直流電源故障（区分Ⅰ）＋軽油貯蔵タンク破損

2.1E-10

1.0

○

炉心
損傷頻度
（／炉年）

2.1E-08

主要なカットセット

全交流動力電源喪失（ＴＢＤ，ＴＢＵ）の炉心損傷頻度に対する寄与割合を示す

別紙 6−10

有効性を確認する主な対策

対策の
有効性

○
・低圧代替注水系（可搬型）【 全 交 流 動 力 電 源 喪 失 （ Ｔ Ｂ Ｐ ）】○ＴＢＰ
いずれの事故シーケンスにおいても，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の故障の重畳又は軽油タンクの閉塞／破損により全交流動力電源喪失に至り，逃がし安全弁の再閉鎖
失敗により原子炉隔離時冷却系が機能喪失するカットセットが上位に抽出されている。
これらのカットセットに対する炉心損傷防止対策としては，代替交
流電源や交流動力電源が不要な代替注水手段を確保することが有効である。
なお，高圧・低圧注水機能喪失における低圧代替注水系（常設）と設計基準事故対処設備の共有部分となる注入弁の故障を伴うカットセットについては，低圧代替注水系（常設）に期待が出来ないものの，事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ に 対 す る 寄 与 割 合 は 0.1％ 未 満 と 非 常 に 小 さ
くなっており，その場合においても常設代替交流電源設備により交流
動力電源を回復し，低圧代替注水系（常設）により原子炉注水を実施することで炉心損傷防止が可能である。

別紙 6−11

第 1− 5 表

「 全 交 流 動 力 電 源 喪 失 （ Ｔ Ｂ Ｐ ）」における主要なカットセット
事故シーケンス

外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ失敗
全
交
流
動
力
電
源
喪
失

※1

炉心
損傷頻度
（／炉年）

3.0E-10Ｔ
Ｂ
Ｐ
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失敗

2.3E-10

炉心
損傷頻度
（／炉年）

事故シーケンス
グループに対する※１
寄与割合 （％）①外部電源喪失＋軽油貯蔵タンク閉塞＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

2.5E-1047.8○②外部電源喪失＋軽油貯蔵タンク破損＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

1.7E-113.2○③外部電源喪失＋ＤＧ−２Ｃ／２Ｄ運転継続失敗共通原因故障＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗

2.4E-120.5○①直流電源故障（区分Ⅰ）＋軽油貯蔵タンク閉塞＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

1.7E-113.2①直流電源故障（区分Ⅱ）＋軽油貯蔵タンク閉塞＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

1.7E-113.2○③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ−２Ｄ運転継続失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗

7.6E-12

1.4○

7.6E-121.4○

主要なカットセット③直流電源故障（区分Ⅱ）＋ＤＧ−２Ｃ運転継続失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗
全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）の炉心損傷頻度に対する寄与割合を示す

別紙 6−12

有効性を確認する主な対策

・低圧代替注水系（可搬型）

対策の
有効性

○

【崩壊熱除去機能喪失】
ＴＷについては，いずれの事故シーケンスにおいても，ポンプ故障，弁故障，ストレーナ閉塞，点検のための待機除外等の要因により，残留熱除去系又はそのサポート系である残留熱除去系海水系が機能喪失することにより崩壊熱除去機能が喪失するカットセット及び残留熱除去系操作失敗のヒューマンエラーにより崩壊熱除去機能が喪失するカットセットが上位に抽出されている。
これらのカットセットに対する炉心損傷防止対策としては，残留熱除去系海水系が機能喪失している場合（取水機能喪失時）は，緊急用
海水系及び残留熱除去系を用いた除熱又は格納容器圧力逃がし装置若しくは耐圧強化ベントによる除熱が有効である。また，残留熱除去系が機能喪失している場合（ＲＨＲ故障時）は，格納容器圧力逃がし装置又は耐圧強化ベントによる除熱が有効である。
ＴＢＷについては，いずれの事故シーケンスにおいても，外部電源喪失及び非常用ディーゼル発電機の故障が重畳する等，交流電源の喪失に伴い崩壊熱除去機能喪失に至るカットセットも抽出されている。
これらのカットセットに対する炉心損傷防止対策としては，常設代
替交流電源設備により交流動力電源を回復することが有効である。なお，残留熱除去系海水系又は残留熱除去系の故障が重畳した場合は，ＴＷと同様の対策が有効である。

別紙 6−13

第 1−6 表「崩壊熱除去機能喪失」における主要なカットセット（1／2）

事故シーケンス

炉心
損傷頻度
（／炉年）

事故シーケンス
グループに対する※１
寄与割合（％）①非隔離事象＋ＲＨＲ系操作失敗

1.9E-0530.7②原子炉緊急停止系誤動作等＋ＲＨＲ系操作失敗

6.0E-06

9.9③隔離事象＋ＲＨＲ系操作失敗

2.9E-064.9③水位低下事象＋ＲＨＲ系操作失敗

2.9E-06

4.9④非隔離事象＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

2.9E-06

4.8[取水機能喪失時]
・緊急用海水系○

1.8[ＲＨＲ故障時]
・格納容器圧力逃がし装置
又は耐圧強化ベント○

1.6[取水機能喪失時]
・緊急用海水系○[ＲＨＲ故障時]
・格納容器圧力逃がし装置
又は耐圧強化ベント

○

炉心
損傷頻度
（／炉年）

主要なカットセット⑥全給水喪失＋ＲＨＲ系操作失敗⑦原子炉緊急停止系誤動作等＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

過渡事象＋ＲＨＲ失敗

崩
壊
熱
除
去
機
能
喪
失

6.1E-07

1.0⑨隔離事象＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

4.6E-070.8⑨水位低下事象＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

4.6E-070.8⑪外部電源喪失＋ＲＨＲ系操作失敗

4.5E-07

0.7⑫非隔離事象＋ＲＨＲ−Ａ／Ｂ熱交バイパス弁閉失敗共通原因故障

3.8E-07

0.6⑬非隔離事象＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ／Ｃ／Ｄポンプ起動失敗共通原因故障

3.5E-07

0.6⑬非隔離事象＋ＲＨＲ−Ａ／Ｂポンプ起動失敗共通原因故障

3.1E-070.5⑮非隔離事象＋ＲＨＲ−Ａ／Ｂポンプ室空調ファン起動失敗共通原因故障

3.1E-070.5⑯原子炉緊急停止系誤動作等＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ流量調整弁開失敗共通原因故障

2.0E-07

0.3⑰非隔離事象＋ＲＨＲ−Ａ／Ｂポンプ運転継続失敗共通原因故障

1.7E-070.3

3.8E-07

1.7E-07

0.3⑲非隔離事象＋ＲＨＲ−Ａ／Ｂ／Ｃポンプ起動失敗共通原因故障

1.6E-07

0.3⑲非隔離事象＋ＲＨＲ−Ａ／Ｂ／Ｃポンプ室空調ファン起動失敗共通原因故障

1.6E-070.3

原子炉緊急停止系誤動作等＋ＲＨＲ−Ａ／Ｂ熱交バイパス弁閉失敗共通原因故障

1.2E-070.2

原子炉緊急停止系誤動作等＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ／Ｃ／Ｄポンプ起動失敗共通原因故障

1.1E-070.2

原子炉緊急停止系誤動作等＋ＲＨＲ−Ａ／Ｂポンプ起動失敗共通原因故障

1.0E-070.2

原子炉緊急停止系誤動作等＋ＲＨＲ−Ａ／Ｂポンプ室空調ファン起動失敗共通原因故障

1.0E-07

0.2①逃がし安全弁誤開放＋ＲＨＲ系操作失敗

1.1E-070.2②非隔離事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ系操作失敗

9.7E-08

0.2○[ＲＨＲ故障時]
・格納容器圧力逃がし装置
又は耐圧強化ベント

○

○

○

○

[ＲＨＲ故障時]
・格納容器圧力逃がし装置
又は耐圧強化ベント○○

9.9E-06

1.7E-08[ＲＨＲ故障時]
・格納容器圧力逃がし装置
又は耐圧強化ベント○○○[取水機能喪失時]
・緊急用海水系○○[ＲＨＲ故障時]
・格納容器圧力逃がし装置
又は耐圧強化ベント○○[取水機能喪失時]
・緊急用海水系[ＲＨＲ故障時]
・格納容器圧力逃がし装置
又は耐圧強化ベント[ＲＨＲ故障時]
・格納容器圧力逃がし装置
又は耐圧強化ベント

○

○

○

○

○

○

○

②計画外停止＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

7.4E-07

1.2③残留熱除去系海水系故障（区分Ⅰ）＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

2.7E-070.4③残留熱除去系海水系故障（区分Ⅱ）＋ＲＨＲＳ−Ａメンテナンスによる待機除外

2.7E-070.4

別紙 6−14○[ＲＨＲ故障時]
・格納容器圧力逃がし装置
又は耐圧強化ベント

7.8

1.5E-07○＜0.1

4.7E-06

崩壊熱除去喪失（ＴＷ，ＴＢＷ）の炉心損傷頻度に対する寄与割合を示す[取水機能喪失時]
・緊急用海水系[取水機能喪失時]
・緊急用海水系①計画外停止＋ＲＨＲ系操作失敗⑤計画外停止＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ流量調整弁開失敗共通原因故障※1○[取水機能喪失時]
・緊急用海水系⑱全給水喪失＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障③逃がし安全弁誤開放＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋ＲＨＲ失敗9.4E-07⑧非隔離事象＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ流量調整弁開失敗共通原因故障[ＲＨＲ故障時]
・格納容器圧力逃がし装置
又は耐圧強化ベント

対策の有効性

4.4E-05

ＴＷ

過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗1.1E-06

有効性を確認する主な対策

0.3○[取水機能喪失時]
・緊急用海水系○○[ＲＨＲ故障時]
・格納容器圧力逃がし装置
又は耐圧強化ベント○

第 1−6 表「崩壊熱除去機能喪失」における主要なカットセット（2／2）

事故シーケンス

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失敗サポート系喪失（自動停止）＋ＲＨＲ失敗サポート系喪失（自動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗

炉心
損傷頻度
（／炉年）

5.2E-08

1.7E-06

8.9E-09

ＴＷ

小破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗中破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗4.5E-083.0E-08

主要なカットセット

崩
壊
熱
除
去
機
能
喪
失

外部電源喪失＋ＤＧ失敗（ＨＰＣＳ成功）

外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗（ＨＰＣＳ成功）

外部電源喪失＋直流電源失敗（ＨＰＣＳ成功）

3.0E-09

6.9E-07

3.6E-09

6.9E-10Ｔ
Ｂ
Ｗ

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）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）※1

事故シーケンス
グループに対する寄与割合 ※１（％）

有効性を確認する主な対策

2.5E-08＜0.1②計画外停止＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

3.9E-09＜0.1○③残留熱除去系海水系故障（区分Ⅰ）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

1.4E-09＜0.1○③残留熱除去系海水系故障（区分Ⅱ）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲＳ−Ａメンテナンスによる待機除外

1.4E-09＜0.1○①直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

1.0E-070.2○①直流電源故障（区分Ⅱ）＋ＲＨＲＳ−Ａメンテナンスによる待機除外

1.0E-070.2③交流電源故障（区分Ⅱ）＋ＲＨＲＳ−Ａメンテナンスによる待機除外

5.7E-08＜0.1○①直流電源故障（区分Ⅰ）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

5.4E-10＜0.1○①直流電源故障（区分Ⅱ）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲＳ−Ａメンテナンスによる待機除外

5.4E-10＜0.1○③交流電源故障（区分Ⅱ）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲＳ−Ａメンテナンスによる待機除外

3.0E-10＜0.1①小破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ系操作失敗

3.3E-08＜0.1②小破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

5.2E-09＜0.1③小破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ流量調整弁開失敗共通原因故障

1.1E-09[取水機能喪失時]
・緊急用海水系○○○[ＲＨＲ故障時]
・格納容器圧力逃がし装置
又は耐圧強化ベント○○[取水機能喪失時]
・緊急用海水系＜0.1①中破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ系操作失敗

2.2E-08＜0.1①中破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

3.4E-09＜0.1①中破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ流量調整弁開失敗共通原因故障

7.2E-10②大破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障[ＲＨＲ故障時]
・格納容器圧力逃がし装置
又は耐圧強化ベント対策の有効性①計画外停止＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ系操作失敗①大破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ系操作失敗
大破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗

炉心
損傷頻度
（／炉年）

○
[ＲＨＲ故障時]
・格納容器圧力逃がし装置
又は耐圧強化ベント○○[取水機能喪失時]
・緊急用海水系

2.2E-09

3.4E-10

＜0.1

○

＜0.1

[ＲＨＲ故障時]
・格納容器圧力逃がし装置
又は耐圧強化ベント○＜0.1[取水機能喪失時]
・緊急用海水系○[ＲＨＲ故障時]
・格納容器圧力逃がし装置
又は耐圧強化ベント○③大破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ流量調整弁開失敗共通原因故障

7.2E-11＜0.1①外部電源喪失＋ＤＧ−２Ｃ／２Ｄ運転継続失敗共通原因故障

2.0E-070.3○②外部電源喪失＋ＤＧ−２Ｃ／２Ｄ起動失敗共通原因故障

1.3E-070.2○③外部電源喪失＋ＤＧＳＷ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

7.2E-080.1○①外部電源喪失＋ＤＧ−２Ｃ／２Ｄ運転継続失敗共通原因故障＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

1.0E-09＜0.1○②外部電源喪失＋ＤＧ−２Ｃ／２Ｄ起動失敗共通原因故障＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

7.0E-10＜0.1○③外部電源喪失＋ＤＧＳＷ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

3.7E-10＜0.1○①外部電源喪失＋蓄電池−Ａ／Ｂ給電失敗共通原因故障

6.9E-10＜0.1○②外部電源喪失＋蓄電池−Ａ／Ｂ給電失敗共通原因故障＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

3.6E-12＜0.1○③外部電源喪失＋蓄電池−Ａ給電失敗＋蓄電池−Ｂ給電失敗

1.7E-12＜0.1○①直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ−２Ｄ運転継続失敗

6.3E-071.0①直流電源故障（区分Ⅱ）＋ＤＧ−２Ｃ運転継続失敗

6.3E-071.0○③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ−２Ｄ起動失敗

4.3E-070.7○③直流電源故障（区分Ⅱ）＋ＤＧ−２Ｃ起動失敗

4.3E-070.7○⑤直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ−２Ｄメンテナンスによる待機除外

2.7E-070.5○⑤直流電源故障（区分Ⅱ）＋ＤＧ−２Ｃメンテナンスによる待機除外

2.7E-070.5○①直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ−２Ｄ運転継続失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

3.3E-09＜0.1○①直流電源故障（区分Ⅱ）＋ＤＧ−２Ｃ運転継続失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

3.3E-09＜0.1○③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ−２Ｄ起動失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

2.2E-09＜0.1○

2.2E-09＜0.1○

・常設代替交流電源設備○

4.1E-06

2.1E-08③直流電源故障（区分Ⅱ）＋ＤＧ−２Ｃ起動失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗
崩壊熱除去喪失（ＴＷ，ＴＢＷ）の炉心損傷頻度に対する寄与割合を示す

別紙 6−15

【原子炉停止機能喪失】
いずれの事故シーケンスにおいても，電気的故障としてスクラムコ
ンタクタの故障を原子炉停止機能喪失の要因とするカットセットが上位に抽出されている。
これらのカットセットに対する炉心損傷防止対策としては，ＡＴＷ
Ｓ緩和設備（代替再循環系ポンプトリップ機能）及びほう酸水注入系による対応が有効である。
なお，直流電源故障（区分Ⅰ，Ⅱ）時は当該区分の代替再循環系ポ
ンプトリップ回路が機能しないが，これらのカットセットの寄与は全炉心損傷頻度及び事故シーケンスグループ別炉心損傷頻度に対して非常に小さくなっており，また，その場合においても再循環系ポンプの手動停止に期待でき，ほう酸水注入系も健全であることから炉心損傷防止が可能である。
また，ＬＯＣＡ起因の原子炉停止失敗時には，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，これらのカットセットの炉心損傷頻度は非常に小さくなっており，また，
その場合においてもＡＴＷＳ緩和設備（代替制御棒挿入機能）による反応度制御により対応可能である。

別紙 6−16

第 1− 7 表
事故シーケンス

過渡事象＋原子炉停止失敗

サポート系喪失（自動停止）＋原子炉停止失敗

原
子
炉
停
止
機
能
喪
失

Ｔ
Ｃ

小破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗

中破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗

大破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗※1※2「原子炉停止機能喪失」における主要なカットセット
炉心
損傷頻度
（／炉年）

炉心
損傷頻度
（／炉年）

事故シーケンス
グループに対する寄与割合（％）①非隔離事象＋スクラムコンタクタ−Ａ／Ｃ作動失敗共通原因故障

4.6E-09

18.0○①非隔離事象＋スクラムコンタクタ−Ｂ／Ｄ作動失敗共通原因故障

4.6E-09

18.0○①非隔離事象＋スクラムコンタクタ−Ｅ／Ｇ作動失敗共通原因故障

4.6E-09

18.0○①非隔離事象＋スクラムコンタクタ−Ｆ／Ｈ作動失敗共通原因故障

4.6E-0918.0①直流電源故障（区分Ⅰ）＋スクラムコンタクタ−Ｂ／Ｄ作動失敗共通原因故障

7.6E-12＜0.1①直流電源故障（区分Ⅰ）＋スクラムコンタクタ−Ｆ／Ｈ作動失敗共通原因故障

7.6E-12＜0.1○※１①直流電源故障（区分Ⅱ）＋スクラムコンタクタ−Ａ／Ｃ作動失敗共通原因故障

7.6E-12＜0.1○※１①直流電源故障（区分Ⅱ）＋スクラムコンタクタ−Ｅ／Ｇ作動失敗共通原因故障

7.6E-12＜0.1○※１①小破断ＬＯＣＡ＋スクラムコンタクタ−Ａ／Ｃ作動失敗共通原因故障

8.1E-12＜0.1○※２①小破断ＬＯＣＡ＋スクラムコンタクタ−Ｂ／Ｄ作動失敗共通原因故障

8.1E-12＜0.1○※２①小破断ＬＯＣＡ＋スクラムコンタクタ−Ｅ／Ｇ作動失敗共通原因故障

8.1E-12＜0.1○※２①小破断ＬＯＣＡ＋スクラムコンタクタ−Ｆ／Ｈ作動失敗共通原因故障

8.1E-12＜0.1○※２①中破断ＬＯＣＡ＋スクラムコンタクタ−Ａ／Ｃ作動失敗共通原因故障

5.4E-12＜0.1○※２①中破断ＬＯＣＡ＋スクラムコンタクタ−Ｂ／Ｄ作動失敗共通原因故障

5.4E-12＜0.1①中破断ＬＯＣＡ＋スクラムコンタクタ−Ｅ／Ｇ作動失敗共通原因故障

5.4E-12＜0.1①中破断ＬＯＣＡ＋スクラムコンタクタ−Ｆ／Ｈ作動失敗共通原因故障

5.4E-12＜0.1○※２①大破断ＬＯＣＡ＋スクラムコンタクタ−Ａ／Ｃ作動失敗共通原因故障

5.4E-13＜0.1○※２①大破断ＬＯＣＡ＋スクラムコンタクタ−Ｂ／Ｄ作動失敗共通原因故障

5.4E-13＜0.1○※２①大破断ＬＯＣＡ＋スクラムコンタクタ−Ｅ／Ｇ作動失敗共通原因故障

5.4E-13＜0.1○※２①大破断ＬＯＣＡ＋スクラムコンタクタ−Ｆ／Ｈ作動失敗共通原因故障

5.4E-13＜0.1○※２

主要なカットセット

有効性を確認する主な対策

対策の
有効性

2.5E-08

・ＡＴＷＳ緩和設備（代替再循環系ポンプトリップ機
能）・ほう酸水注入系○○※１

3.8E-11

3.2E-11

2.2E-11・ＡＴＷＳ緩和設備（代替再循環系ポンプトリップ機
能）・ＡＴＷＳ緩和設備（代替制
御棒挿入機能）○※２○※２

2.2E-12直流電源故障（区分Ⅰ，Ⅱ）時は当該区分の代替再循環ポンプトリップ回路が機能しないが，代替再循環ポンプの手動停止に期待することが可能であり，ほう酸水注入系も健全であることから炉心損傷防止可能
ＬＯＣＡ時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，代替制御棒挿入機能による反応度制御に期待することで炉心損傷を防止可能

別紙 6−17

【ＬＯＣＡ時注水機能喪失】○中破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗，小破断Ｌ
ＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
高圧注水機能のうち，高圧炉心スプレイ系が喪失する主要な要因として高圧炉心スプレイ系の弁の故障及び高圧炉心スプレイ系ディーゼ
ル発電機海水系のメンテナンス／ストレーナ閉塞が，原子炉隔離時冷却系※が喪失する主要な要因として復水貯蔵タンクからサプレッショ
ン・チェンバへの切替操作失敗及び原子炉隔離時冷却系ポンプ起動失
敗が抽出されている。また，低圧注水機能が喪失する要因としてサポート系である残留熱除去系海水系のストレーナ閉塞がカットセット上位に抽出されている。
※

小破断ＬＯＣＡ時のみ抽出される（中破断ＬＯＣＡ時は原子炉隔離時冷却系に期待していない）

これらのカットセットに対する炉心損傷防止対策としては，低圧代替注水系（常設）の注水容量の及ぶ範囲の破断面積までであれば，原
子炉手動減圧後の低圧代替注水系（常設）による注水が有効である。
なお，低圧代替注水系（常設）と設計基準設備の共有部分となる注入弁の故障を伴うカットセットについては，低圧代替注水系（常設）に期待が出来ないものの，事故シーケンスグループに対する寄与割合
は 0.1 ％ 未 満 と 非 常 に 小 さ い 。 ま た ， 注 入 弁 の 故 障 が 重 畳 し た 場 合 は ，
炉心損傷防止が困難である。

○中破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗，小破断ＬＯ
ＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗
高圧注水機能が喪失する主要な要因として高圧炉心スプレイ系の弁
別紙 6−18

の故障及び高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系のメンテナンス／ストレーナ閉塞が，減圧機能及び原子炉隔離時冷却系※が喪失する要因として水位トランスミッタの故障と認知失敗の重畳がカットセット上位に抽出されている。
※

小破断ＬＯＣＡ時のみ抽出される（中破断ＬＯＣＡ時は原子炉隔離時冷却系に期待していない）

中破断ＬＯＣＡ及び小破断ＬＯＣＡ時における減圧操作に対する認知失敗については，発生した場合は炉心損傷を防止することができな
いが，ＬＯＣＡが発生しているにもかかわらず，認知に失敗したまま
長時間気づかないことは現実的には考え難く，これら認知失敗が含まれるカットセットの炉心損傷頻度は非常に小さくなっている。また，上位のカットセットには含まれていないが自動減圧回路の機能喪失要因が格納容器圧力高信号を発信する機器の故障等であれば，過渡時自動減圧回路による原子炉減圧にも期待できる。
なお，中破断ＬＯＣＡ時のいずれのカットセットにおいても，ＬＯ
ＣＡの破断面積の大きさが一定の範囲を超えるような場合は，炉心損傷を防止することができないが，これらの炉心損傷防止対策が有効に機能しないカットセットについては，格納容器破損防止対策により原子炉格納容器の閉じ込め機能に期待できることを確認することとしている。

別紙 6−19

第 1− 8 表

「ＬＯＣＡ時注水機能喪失」における主要なカットセット

事故シーケンス

小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

炉心
損傷頻度
（／炉年）

1.4E-13

Ｓ
２
Ｅ

小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗

Ｌ
Ｏ
Ｃ
Ａ
時
注
水
機
能
喪
失

中破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

2.2E-14ＡＥ※1

大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

事故シーケンス
グル ープに対する寄与割合（％）①小破断ＬＯ ＣＡ＋ＨＰＣＳ入 口逆止弁（Ｓ／ Ｐ側）開失敗＋ＲＣＩＣ水 源切替操作失敗＋ＲＨＲＳ− Ａ／Ｂ海水スト レーナ閉塞共通原因故障

4.3E-15＜0.1○②小破断ＬＯ ＣＡ＋ＨＰＣＳ− ＤＧＳＷメンテ ナンスによる待機除外＋ＲＣＩＣ水 源切替操作失敗＋ＲＨＲＳ− Ａ／Ｂ海水スト レーナ閉塞共通原因故障

3.5E-15＜0.1○③小破断ＬＯ ＣＡ＋ＨＰＣＳ入 口逆止弁（Ｓ／ Ｐ側）開失敗＋ＲＣＩＣポ ンプ起動失敗＋ＲＨＲＳ− Ａ／Ｂ海水スト レーナ閉塞共通原因故障

2.5E-15＜0.1○①小破断ＬＯ ＣＡ＋ＨＰＣＳ入 口逆止弁（Ｓ／ Ｐ側）開失敗＋原子炉水位 トランスミッタ （Ｌ−１）−Ａ／Ｂ／Ｃ／Ｄ作動 失敗
共通原因故障＋注水不能認 知失敗

4.8E-16＜0.1○②小破断ＬＯ ＣＡ＋ＨＰＣＳ− ＤＧＳＷメンテ ナンスによる待機除外＋原子炉水位 トランスミッタ （Ｌ−１）−Ａ／Ｂ／Ｃ／Ｄ作動 失敗
共通原因故障＋注水不能認 知失敗

3.9E-16＜0.1○③小破断ＬＯ ＣＡ＋ＨＰＣＳ入 口逆止弁（Ｓ／ Ｐ側）開失敗＋原子炉水位 トランスミッタ （Ｌ−１）−Ａ／Ｂ／Ｃ／Ｄ作動 失敗
共通原因故障＋ＲＣＩＣ起 動操作失敗＋原子炉手動 減圧失敗

2.3E-16＜0.1○①中破断ＬＯ ＣＡ＋ＨＰＣＳ入 口逆止弁（Ｓ／ Ｐ側）開失敗＋ＲＨＲＳ− Ａ／Ｂ海水スト レーナ閉塞共通原因故障

1.1E-125.3△※１②中破断ＬＯ ＣＡ＋ＨＰＣＳ− ＤＧＳＷメンテ ナンスによる待機除外＋ＲＨＲＳ− Ａ／Ｂ海水スト レーナ閉塞共通原因故障

9.3E-13

4.3△※１③中破断ＬＯ ＣＡ＋ＨＰＣＳ− ＤＧＳＷ海水ス トレーナ閉塞＋ＲＨＲＳ− Ａ／Ｂ海水スト レーナ閉塞共通原因故障

4.5E-13

2.1△※１④中破断ＬＯ ＣＡ＋ＨＰＣＳ −ＤＧＳＷポンプ起動失敗＋ＲＨ ＲＳ−Ａ／Ｂ海水 ストレーナ閉塞 共通要因故障

3.5E-13

1.6△※１⑤中破断ＬＯ ＣＡ＋ＨＰＣＳ メンテナンス＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ 海水
ストレーナ閉 塞共通要因故障

3.4E-13

1.6△※１⑥中破断ＬＯ ＣＡ＋ＨＰＣＳ −ＤＧ軽油ストレーナ閉塞＋ＲＨ ＲＳ−Ａ／Ｂ海水 ストレーナ閉塞 共通要因故障

2.9E-13

1.3△※１⑦中破断ＬＯ ＣＡ＋ＨＰＣＳ クーラ入口弁開け忘れ＋ＲＨＲＳ −Ａ／Ｂ海水スト レーナ閉塞共通 要因故障

2.9E-13

1.3△※１⑦中破断ＬＯ ＣＡ＋ＨＰＣＳ メカシールクーラ入口弁開け忘れ ＋Ｒ
ＨＲＳ−Ａ／ Ｂ海水ストレー ナ閉塞共通要因故障

2.9E-13

1.3△※１⑦中破断ＬＯ ＣＡ＋ＨＰＣＳ クーラ出口弁開け忘れ＋ＲＨＲＳ −Ａ／Ｂ海水スト レーナ閉塞共通 要因故障

2.9E-13

1.3△※１⑦中破断ＬＯ ＣＡ＋ＨＰＣＳ ポンプ室空調１冷却水入口弁開け 忘れ＋ＲＨＲＳ− Ａ／Ｂ海水スト レーナ閉塞共通要因故障

2.9E-13

1.3△※１⑦中破断ＬＯ ＣＡ＋ＨＰＣＳ ポンプ室空調１冷却水出口弁開け 忘れ＋ＲＨＲＳ− Ａ／Ｂ海水スト レーナ閉塞共通要因故障

2.9E-13

1.3⑦中破断ＬＯ ＣＡ＋ＨＰＣＳ ポンプ室空調２冷却水入口弁開け 忘れ＋ＲＨＲＳ− Ａ／Ｂ海水スト レーナ閉塞共通要因故障

2.9E-13

1.3△※１⑦中破断ＬＯ ＣＡ＋ＨＰＣＳ ポンプ室空調２冷却水出口弁開け 忘れ＋ＲＨＲＳ− Ａ／Ｂ海水スト レーナ閉塞共通要因故障

2.9E-13

1.3△※１⑦中破断ＬＯ ＣＡ＋ＨＰＣＳ ポンプ室空調クーラ元弁開け忘れ ＋Ｒ
ＨＲＳ−Ａ／ Ｂ海水ストレー ナ閉塞共通要因故障

2.9E-13

1.3△※１⑦中破断ＬＯ ＣＡ＋ＨＰＣＳ −ＤＧＳＷポンプ出口弁開け忘れ ＋Ｒ
ＨＲＳ−Ａ／ Ｂ海水ストレー ナ閉塞共通要因故障

2.9E-13

1.3△※１⑦中破断ＬＯ ＣＡ＋ＨＰＣＳ −ＤＧＳＷ放出ライン隔離弁開け 忘れ＋ＲＨＲＳ− Ａ／Ｂ海水スト レーナ閉塞共通要因故障

2.9E-13

1.3△※１⑦中破断ＬＯ ＣＡ＋ＨＰＣＳ −ＤＧＳＷ放出ライン排水弁１開 け忘れ＋ＲＨＲＳ −Ａ／Ｂ海水ス トレーナ閉塞共通要因故障

2.9E-13

1.3△※１⑦中破断ＬＯ ＣＡ＋ＨＰＣＳ −ＤＧＳＷ放出ライン排水弁２開 け忘れ＋ＲＨＲＳ −Ａ／Ｂ海水ス トレーナ閉塞共通要因故障

2.9E-13

1.3△※１⑦中破断ＬＯ ＣＡ＋ＨＰＣＳ −ＤＧＳＷエンジンエアクーラ入 口弁
開け忘れ＋Ｒ ＨＲＳ−Ａ／Ｂ 海水ストレーナ閉塞共通要因故障

2.9E-13

1.3△※１⑦中破断ＬＯ ＣＡ＋ＨＰＣＳ −ＤＧＳＷエンジンエアクーラ入 口弁
開け忘れ＋Ｒ ＨＲＳ−Ａ／Ｂ 海水ストレーナ閉塞共通要因故障

2.9E-13

1.3△※１⑦中破断ＬＯ ＣＡ＋ＨＰＣＳ −ＤＧＳＷ系統出口隔離弁開け忘 れ＋
ＲＨＲＳ−Ａ ／Ｂ海水ストレ ーナ閉塞共通要因故障

2.9E-13

1.3△※１

中破断ＬＯ ＣＡ＋ＨＰＣＳ 入口逆止弁（Ｓ／Ｐ側）開失敗＋ ＲＨ
ＲＳ−流量調 整弁開失敗共通 要因故障

2.4E-13

1.1△※１

中破断ＬＯ ＣＡ＋復水貯蔵 タンクＡ真空逃がし弁作動失敗＋ ＨＰ
ＣＳ水源切替 操作失敗＋ＲＨ ＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞 共通
要因故障

2.3E-13

1.1△※１

中破断ＬＯ ＣＡ＋復水貯蔵 タンクＢ真空逃がし弁作動失敗＋ ＨＰ
ＣＳ水源切替 操作失敗＋ＲＨ ＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞 共通
要因故障

2.3E-13

1.1△※１①中破断ＬＯ ＣＡ＋ＨＰＣＳ入 口逆止弁（Ｓ／ Ｐ側）開失敗＋原子炉水位 トランスミッタ （Ｌ−１）−Ａ／Ｂ／Ｃ／Ｄ作動 失敗
共通原因故障＋注水不能認 知失敗

1.3E-130.6△※１

1.3E-130.6△※１

1.0E-130.5△※１1.1E-130.5−

9.3E-140.4−

4.5E-140.2−

有効性を確認する主な対策

対策 の
有効 性

△※１
・低圧代替注水系（常設）

1.5E-11Ｓ
１
Ｅ

中破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗

炉心
損傷頻度
（／炉年）

主要なカットセット

4.6E-12

1.4E-12②中破断ＬＯ ＣＡ＋ＨＰＣＳ入 口逆止弁（Ｓ／ Ｐ側）開失敗＋原子炉水位 トランスミッタ （Ｌ−３）−Ａ／Ｂ作動失敗共通 原因
故障＋注水不能認 知失敗③中破断ＬＯ ＣＡ＋ＨＰＣＳ− ＤＧＳＷメンテ ナンスによる待機除外＋原子炉水位 トランスミッタ （Ｌ−１）−Ａ／Ｂ／Ｃ／Ｄ作動 失敗
共通原因故障＋注水不能認 知失敗①大破断ＬＯ ＣＡ＋ＨＰＣＳ入 口逆止弁（Ｓ／ Ｐ側）開失敗＋ＲＨＲＳ− Ａ／Ｂ海水スト レーナ閉塞共通原因故障②大破断ＬＯ ＣＡ＋ＨＰＣＳ− ＤＧＳＷメンテ ナンスによる待機除外＋ＲＨＲＳ− Ａ／Ｂ海水スト レーナ閉塞共通原因故障③大破断ＬＯ ＣＡ＋ＨＰＣＳ− ＤＧＳＷ海水ス トレーナ閉塞＋ＲＨＲＳ− Ａ／Ｂ海水スト レーナ閉塞共通原因故障
ＬＯＣＡの破断面積が低圧代替注水系（常設）の注水容量を超える場合は炉心損傷を防止できない

別紙 6−20

【 格 納 容 器 バ イ パ ス （ イ ン タ ー フ ェ イ ス シ ス テ ム Ｌ Ｏ Ｃ Ａ ）】いずれの事故シーケンスにおいても，原子炉冷却材圧力バウンダリ
における複数の隔離弁が，施設定期検査時の通常状態への復旧失敗や機械的故障が重畳することで同時に機能喪失し，低圧設計配管が過圧され破断するカットセットが上位に抽出されている。
これらのカットセットに対する炉心損傷防止対策としては，格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）が発生した系統以外の高圧注水機能又は低圧注水機能（原子炉を減圧した後に使用）を用いた原子炉注水が有効である。その後は，隔離弁の再閉操作等，破断箇所の隔離を試みるとともに，使用可能な緩和設備による水位維持，除熱を行うことで，炉心を安定状態とすることが可能である。

別紙 6−21

第 1− 9 表
事故シーケンス

格
納
容
器
バ
イ
パ
ス

Ｉ
Ｓ
Ｌ
Ｏ
Ｃ
Ａ

インターフェイスシステムＬＯＣＡ「格納容器バイパス」における主要なカットセット
炉心
損傷頻度
（／炉年）

炉心
損傷頻度
（／炉年）

事故シーケンス
グループに対する寄与割合（％）①ＲＨＲ−Ａテスタブル逆止弁定期試験＋ＲＨＲ−Ａ注入弁定期試験時の通常状態への復旧失敗＋ＲＨＲ−Ａテスタブル逆止弁閉失敗＋ＲＨＲ−Ａ吐出配管破断

1.5E-1030.4○①ＲＨＲ−Ｂテスタブル逆止弁定期試験＋ＲＨＲ−Ｂ注入弁定期試験時の通常状態への復旧失敗＋ＲＨＲ−Ｂテスタブル逆止弁閉失敗＋ＲＨＲ−Ｂ吐出配管破断

1.5E-1030.4○③ＲＨＲ−Ｃテスタブル逆止弁定期試験＋ＲＨＲ−Ｃ注入弁定期試験時の通常状態への復旧失敗＋ＲＨＲ−Ｃテスタブル逆止弁閉失敗＋ＲＨＲ−Ｃ吐出配管破断

5.9E-1112.1○④ＲＨＲ停止時冷却ライン（吸込）格納容器外隔離弁内部リーク＋ＲＨＲ停止時冷却ライン（吸込）格納容器内隔離弁内部リーク＋ＲＨＲ低圧配管破断

1.7E-11

3.6○④ＲＨＲ停止時冷却ライン（吸込）格納容器内隔離弁内部リーク＋ＲＨＲ停止時冷却ライン（吸込）格納容器外隔離弁内部リーク＋ＲＨＲ低圧配管破断

1.7E-11

3.6○⑥ＲＨＲ停止時冷却ライン（吸込）格納容器外隔離弁誤開＋ＲＨＲ停止時冷却ライン（吸込）格納容器内隔離弁内部リーク＋ＲＨＲ低圧配管破断

1.1E-112.2○⑥ＲＨＲ停止時冷却ライン（吸込）格納容器内隔離弁誤開＋ＲＨＲ停止時冷却ライン（吸込）格納容器外隔離弁内部リーク＋ＲＨＲ低圧配管破断

1.1E-112.2○⑥ＲＨＲ停止時冷却ライン（吸込）格納容器外隔離弁内部リーク＋ＲＨＲ停止時冷却ライン（吸込）格納容器内隔離弁誤開＋ＲＨＲ低圧配管破断

1.1E-112.2⑥ＲＨＲ停止時冷却ライン（吸込）格納容器内隔離弁内部リーク＋ＲＨＲ停止時冷却ライン（吸込）格納容器外隔離弁誤開＋ＲＨＲ低圧配管破断

1.1E-11

2.2○⑩ＨＰＣＳテスタブル逆止弁定期試験＋ＨＰＣＳ注入弁内部リーク＋ＨＰＣＳポンプ出口逆止弁内部リーク＋ＨＰＣＳ低圧配管破断

8.6E-121.8○⑪ＲＨＲ−Ａテスタブル逆止弁定期試験＋ＲＨＲ−Ａ注入弁定期試験時の通常状態への復旧失敗＋ＲＨＲ−Ａ逆止弁操作スイッチ開失敗＋ＲＨＲ−Ａ吐出配管破断

8.2E-121.7○⑪ＲＨＲ−Ｂテスタブル逆止弁定期試験＋ＲＨＲ−Ｂ注入弁定期試験時の通常状態への復旧失敗＋ＲＨＲ−Ｂ逆止弁操作スイッチ開失敗＋ＲＨＲ−Ｂ吐出配管破断

8.2E-121.7○⑬ＲＨＲ停止時冷却ライン（吸込）格納容器外隔離弁誤開＋ＲＨＲ停止時冷却ライン（吸込）格納容器内隔離弁誤開＋ＲＨＲ低圧配管破断

6.5E-121.3○⑬ＲＨＲ停止時冷却ライン（吸込）格納容器内隔離弁誤開＋ＲＨＲ停止時冷却ライン（吸込）格納容器外隔離弁誤開＋ＲＨＲ低圧配管破断

6.5E-121.3○⑮ＲＨＲ−Ａテスタブル逆止弁定期試験＋ＲＨＲ−Ａ注入弁定期試験時の通常状態への復旧失敗＋ＲＨＲ−Ａ逆止弁閉失敗＋ＲＨＲ−Ａ熱交換器破損

4.9E-121.0○⑮ＲＨＲ−Ｂテスタブル逆止弁定期試験＋ＲＨＲ−Ｂ注入弁定期試験時の通常状態への復旧失敗＋ＲＨＲ−Ｂ逆止弁閉失敗＋ＲＨＲ−Ｂ熱交換器破損

4.9E-121.0○

主要なカットセット

対策の
有効性

○
・破損系統を除く原子炉注水
機能・破損系統の隔離

4.8E-10

別紙 6−22有効性を確認する主な対策

1− 2．
(1)

ＦＶ重要度に照らした重大事故等対処設備の有効性
実施内容
ＦＶ重要度の高い基事象に対し，その基事象の発生に伴って生じる系統機能の喪失に重大事故等防止対策が有効であるか定性的に分析した。
なお，今回の整理は定量的に評価したＦＶ重要度に対し対策の有効性の観点で定性的な考察を加えたものであり，あくまで定性的な分析である。対策の有効性を定量的に把握する観点では，新たに講じた対策をモデル化した上でＰＲＡを実施し，その結果を比較することが望ましいが，今回はプラント運転時の内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡのＦＶ重要度を定量的な検討材料として分析することとし，この確認を実施した。
(2)

選定条件
事故シーケンスグループ別にＦＶ重要度を分析し，その値が1E-3 を 超 え る 基 事 象 に つ い て ， 重 大 事 故 等 防 止 対 策 が 有 効 で あ るか確認することとした。ＦＶ重要度が小さい基事象は，重大事故等防止対策による対応が可能であったとしてでも，炉心損傷頻度の低減効果が小さいことから，事故シーケンスグループの支配的な リ ス ク 要 因 を 網 羅 的 に 確 認 す る 範 囲 と し て ， 1E-3 を 基 準 と す る
こ と と し ， 1E-3 未 満 の 基 事 象 に つ い て は 確 認 対 象 外 と し た 。

(3)

確認結果
Ｆ Ｖ 重 要 度 が 1E-3 を 超 え る 基 事 象 を 確 認 し た と こ ろ ，「 高 圧 ・
低 圧 注 水 機 能 喪 失 」，「 高 圧 注 水 ・ 減 圧 機 能 喪 失 」，「 全 交 流 動 力 電
源 喪 失 」，「 崩 壊 熱 除 去 機 能 喪 失 」，「 原 子 炉 停 止 機 能 喪 失 」 及 び「インターフェイスシステムＬＯＣＡ」については，抽出された
別紙 6−23

全ての基事象に対して，定性的には何らかの重大事故等防止対策
が 有 効 で あ る こ と を 確 認 し た 。 ま た ，「 Ｌ Ｏ Ｃ Ａ 時 注 水 機 能 喪失」については，ＬＯＣＡの破断面積が大きい場合には，抽出された一部の基事象に対して，定性的には有効な重大事故等対策が確認されなかった。
今 回 の 内 部 事 象 出 力 運 転 時 レ ベ ル １ Ｐ Ｒ Ａ で は ，「 崩 壊 熱 除 去
機 能 喪 失 」 が 炉 心 損 傷 頻 度 の ほ ぼ 100％ を 占 め て お り ，「 崩 壊 熱 除
去 機 能 喪 失 」 に 対 し て は Ｆ Ｖ 重 要 度 が 1E-3 を 超 え る 全 て の 基 事
象に重大事故等対処設備（具体的には格納容器圧力逃がし装置等による除熱機能の代替）が有効であることを確認した。このことから，重大事故等対処設備によって，プラント運転開始時の内部
事 象 レ ベ ル １ Ｐ Ｒ Ａ の 全 炉 心 損 傷 頻 度 は 1E-3 程 度 低 減 さ れ る ものと考えられる。また，重大事故等対処設備による内部事象を起因 し た 炉 心 損 傷 リ ス ク へ の 対 策 の 網 羅 性 は 99％ 以 上 と 整 理 で き る 。
事故シーケンスグループ別の確認結果については以下に示すとおり。

【高圧・低圧注水機能喪失】
Ｆ Ｖ 重 要 度 が 1E-3 を 超 え る 全 て の 基 事 象 に 何 ら か の 重 大 事 故 等 防止対策が有効であることを確認した。
支配的な基事象として，高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機及び残留熱除去系海水系の故障並びに点検のための待機除外等が抽出されたが，これらに対しては低圧代替注水系（常設）による原子炉注水によって対応することが可能である。

別紙 6−24

【高圧注水・減圧機能喪失】
Ｆ Ｖ 重 要 度 が 1E-3 を 超 え る 全 て の 基 事 象 に 何 ら か の 重 大 事 故 等 防止対策が有効であることを確認した。
支配的な基事象として，原子炉手動減圧失敗，注水不能認知失敗等のヒューマンエラーが抽出されたが，これらに対しては過渡時自動減圧機能による原子炉減圧が有効であり，その後の低圧炉心冷却によって対応することが可能である。
【 全 交 流 動 力 電 源 喪 失 （ 長 期 Ｔ Ｂ ， Ｔ Ｂ Ｕ ， Ｔ Ｂ Ｐ ， Ｔ Ｂ Ｄ ）】Ｆ Ｖ 重 要 度 が 1E-3 を 超 え る 全 て の 基 事 象 に 何 ら か の 重 大 事 故 等 防止対策が有効であることを確認した。
支配的な基事象として，非常用ディーゼル発電機，非常用蓄電池の故障等が抽出されたが，これらに対しては常設代替直流電源設備及び常設代替交流電源設備による電源復旧によって対応することが可能である。また，長期ＴＢの場合については，原子炉隔離時冷却系の運転継続中に電源が不要となる低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注
水を確保することによって対応することも可能である。
【崩壊熱除去機能喪失】
Ｆ Ｖ 重 要 度 が 1E-3 を 超 え る 全 て の 基 事 象 に 何 ら か の 重 大 事 故 等 防止対策が有効であることを確認した。
支配的な基事象として，残留熱除去系操作失敗のヒューマンエラー
及び残留熱除去系，残留熱除去系海水系の故障等が抽出されたが，これらに対しては耐圧強化ベント又は格納容器圧力逃がし装置によって対応することが可能である。また，残留熱除去系海水系が故障した場合については，緊急用海水系によって対応することも可能である。

別紙 6−25

【原子炉停止機能喪失】
Ｆ Ｖ 重 要 度 が 1E-3 を 超 え る 全 て の 基 事 象 に 何 ら か の 重 大 事 故 等 防止対策が有効であることを確認した。
支配的な基事象として，スクラムコンタクタの故障が抽出されているが，これらに対してはＡＴＷＳ緩和設備（代替原子炉再循環系ポン
プトリップ機能）及びほう酸水注入系によって対応することが可能である。
【ＬＯＣＡ時注水機能喪失】
ＬＯＣＡ時注水機能喪失については，ＬＯＣＡの破断面積が大きい
場合には炉心損傷防止が困難となるが，破断面積が一定の範囲内であれば，何らかの重大事故等防止対策が有効であることを確認した。
支配的な基事象として，残留熱除去系海水系，高圧炉心スプレイ系の故障等が抽出されたが，これらに対しては低圧代替注水系（常設）による原子炉注水によって対応することが可能である。また，この他に支配的な基事象として，注水不能認知失敗，原子炉手動減圧失敗等のヒューマンエラーが抽出されたが，これらに対しては低圧ＥＣＣＳが健全な状況であれば，過渡時自動減圧回路による減圧によって対応することも可能である。
【 格 納 容 器 バ イ パ ス （ イ ン タ ー フ ェ イ ス シ ス テ ム Ｌ Ｏ Ｃ Ａ ）】Ｆ Ｖ 重 要 度 が 1E-3 を 超 え る 全 て の 基 事 象 に 何 ら か の 重 大 事 故 等 防止対策が有効であることを確認した。
支配的な基事象として，インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生の起因となる配管破損及び隔離弁の閉め忘れ，故障等が抽出されたが，これらに対しては減圧による漏えい低減や発生個所の隔離によって対応することが可能である。
別紙 6−26

2.

内部事象運転時レベル１．５ＰＲＡ

2− 1．
(1)

主要なカットセットに照らした重大事故等対処設備の有効性
選定条件

事故シーケンスの種類によっては展開されるカットセットが無数に存在するため，ここでは，各事象シーケンスについて以下の基準を基に主要なカットセットを抽出した。なお，格納容器先行
破損シーケンスについては，炉心損傷防止対策の有効性を確認しているため，カットセットの分析対象から除外した。
・格納容器破損モードの各ＰＤＳの中で上位 3 位までのカット
セット
各事故シーケンスにおける主要なカットセット及び格納容器破損 防 止 対 策 の 確 認 結 果 を 第 2− 1 表 〜 第 2− 4 表 に 示 す 。

(2)

主要なカットセットの確認結果
第 2− 1 表 〜 第 2− 4 表 に 示 し た と お り ， 主 要 な カ ッ ト セ ッ ト レ

ベルまで展開しても，格納容器破損防止対策により格納容器破損を防止できることを確認した。

別紙 6−27

【 雰 囲 気 圧 力 ・ 温 度 に よ る 静 的 負 荷 （ 過 圧 破 損 ）】最も支配的な事故シーケンスは，ＴＱＵＸによって炉心損傷に至った後に過圧破損に至るシーケンスとなる。本事故シーケンスにおける主要なカットセットとしては，直流電源（区分Ⅰ）が故障し，ＨＰＣ
Ｓ−ＤＧの運転継続，原子炉減圧及びＲＨＲスプレイに失敗すること
により過圧破損に至る事象が抽出されている。
本破損モードに対する格納容器破損防止対策としては，常設代替交
流電源設備及び常設代替直流電源設備による電源供給の対策に加え，
低圧代替注水系（常設）による損傷炉心への注水，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
による除熱が有効である。

【 雰 囲 気 圧 力 ・ 温 度 に よ る 静 的 負 荷 （ 過 温 破 損 ）】最も支配的な事故シーケンスは，長期ＴＢによって炉心損傷に至った後に過温破損に至るシーケンスとなる。本事故シーケンスにおける主要なカットセットとしては，外部電源喪失が発生し，軽油貯蔵タン
ク閉塞／破損やＤＧ及びＨＰＣＳ−ＤＧの故障の重畳によって全交流
動力電源喪失に至ることにより，過温破損に至る事象が抽出されている。
本破損モードに対する格納容器破損防止対策としては，常設代替交
流電源設備による電源供給の対策に加え，低圧代替注水系（常設）による損傷炉心への注水，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による
格納容器冷却，代替循環冷却系及び格納容器圧力逃がし装置による除熱が有効である。

別紙 6−28

第 2− 1 表

「雰囲気圧力温度による静的負荷」における主要なカットセット

格納容器破損モード

雰囲気圧力温度による静的負荷（過圧破損）

プラント
損傷状態
（ＰＤＳ）

ＴＱＵＸ

ＴＱＵＸ

長期ＴＢ

雰囲気圧力温度による静的負荷（過温破損）

ＴＢＵ

ＴＢＤ

ＬＯＣＡ

ＣＦＦ
（/炉年）

2.2E-09

6.3E-09

6.9E-08

主要なカットセット

ＣＦＦ
（／炉年）

事故シーケンスに対する寄与割合（％）①直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋原子炉手動減圧失敗＋ＲＨＲによる格納容器スプレイ操
作失敗

1.8E-108.4○②直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗＋原子炉手動減圧失敗＋ＲＨＲによる格納容器スプレイ操作失敗

1.3E-105.7○③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋注水不能認知失敗＋ＲＨＲによる格納容器スプレイ操作
失敗

8.0E-113.7○①直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋注水不能認知失敗＋損傷炉心の冷却認知失敗

3.1E-105.0○①直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋原子炉手動減圧失敗＋炉心損傷後の原子炉手動減圧失敗

3.1E-105.0○③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗＋原子炉手動減圧失敗＋炉心損傷後の原子炉手動減圧失敗

2.1E-103.4○①外部電源喪失＋軽油貯蔵タンク閉塞

4.3E-0862.2○②外部電源喪失＋軽油貯蔵タンク破損

2.8E-094.1○③外部電源喪失＋ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ運転継続失敗共通要因
故障＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗

4.1E-100.6①直流電源故障（区分Ⅰ）＋軽油貯蔵タンク閉塞＋原子炉
手動減圧失敗6.4E-1015.2②直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ−２Ｄ運転継続失敗＋Ｈ
ＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋原子炉手動減圧失敗

2.9E-106.9③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ−２Ｄ起動失敗＋ＨＰＣ
Ｓ−ＤＧ運転継続失敗＋原子炉手動減圧失敗

2.0E-104.7○③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ−２Ｄ運転継続失敗＋Ｈ
ＰＣＳ−ＤＧ起動失敗＋原子炉手動減圧失敗

2.0E-104.7○①外部電源喪失＋蓄電池−Ａ／Ｂ給電失敗共通要因故障＋
ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗

1.6E-1226.6○②外部電源喪失＋蓄電池−Ａ／Ｂ給電失敗共通要因故障＋
ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗

1.1E-1218.1○③外部電源喪失＋蓄電池−Ａ／Ｂ給電失敗共通要因故障＋
ＨＰＣＳ−ＤＧメンテナンス

6.8E-13

11.5○①中破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ入口逆止弁（Ｓ／Ｐ側）開失
敗＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通要因故障

1.1E-12

5.3○②中破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷメンテナンス＋Ｒ
ＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通要因故障

9.3E-13

4.3○③中破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ海水ストレーナ閉
塞＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通要因故障

4.5E-13

2.1

○

主な対策

・常設代替交流電源設備
・常設代替直流電源設備
・低圧代替注水系（常設）・代替格納容器スプレイ冷却系（常設）・代替循環冷却系又は格納容器圧力逃がし
装置

対策
有効性

○

○

○

4.2E-09

5.9E-12

2.1E-11

別紙 6−29

【高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱】
最も支配的な事故シーケンスは，長期ＴＢによって炉心損傷に至った後に格納容器雰囲気直接加熱に至るシーケンスとなる。本事故シー
ケンスにおける主要なカットセットとしては，外部電源喪失が発生し，軽油貯蔵タンク閉塞／破損やＤＧ及びＨＰＣＳ−ＤＧの故障の重畳によって全交流動力電源喪失に至ることにより，原子炉圧力容器が高圧状態で破損し，格納容器雰囲気直接加熱により格納容器破損に至る事
象が抽出されている。
本破損モードについては，交流電源が喪失しても原子炉圧力容器の減圧操作は可能であることから，格納容器破損を防止することが可能である。
なお，ヒューマンエラーによる原子炉の減圧失敗については，発生した場合は格納容器破損を防止することができないが，認知に失敗したまま長時間気づかない場合や，操作に失敗したにもかかわらずその後の対応をとらないことは現実的には考え難く，これらのカットセッ
トの炉心損傷頻度は非常に小さくなっている。

別紙 6−30

第 2− 2 表

「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」における主要なカットセット

格納容器破損モード

プラント
損傷状態
（ＰＤＳ）

ＴＱＵＸ

長期ＴＢ

ＣＦＦ
（/炉年）

2.4E-11

8.5E-09

高圧溶融物放出／
格納容器雰囲気直接加熱

ＴＢＵ

ＴＢＤ

1.6E-11

2.2E-14主要なカットセット

ＣＦＦ
（／炉年）

事故シーケンスに対する寄与割合（％）①直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋原子炉手動減圧失敗＋炉心損傷後の原子炉手動減圧失敗＋ＤＣＨによるＰＣＶ破損

1.2E-125.0−①直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋注水不能認知失敗＋損傷炉心の冷却認知失敗＋ＤＣＨによるＰＣＶ破損

1.2E-125.0−③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗＋原子炉手動減圧失敗＋炉心損傷後の原子炉手動減圧失敗＋Ｄ
ＣＨによるＰＣＶ破損

7.9E-133.4−①外部電源喪失＋燃料貯蔵タンク閉塞＋ＤＣＨによるＰＣ
Ｖ破損

5.3E-0962.2○②外部電源喪失＋燃料貯蔵タンク破損＋ＤＣＨによるＰＣ
Ｖ破損

3.5E-104.1○③外部電源喪失＋ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ運転継続失敗共通要因
故障＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋ＤＣＨによるＰＣＶ
破損

5.0E-11

0.6

主な対策

対策
有効性

○
・原子炉圧力容器破損までに逃がし安全弁
による手動減圧①直流電源故障（区分Ⅰ）＋軽油貯蔵タンク閉塞＋原子炉
手動減圧失敗＋ＤＣＨによるＰＣＶ破損

2.4E-1215.2②直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ−２Ｄ運転継続失敗＋Ｈ
ＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋原子炉手動減圧失敗＋ＤＣＨ
によるＰＣＶ破損

1.1E-126.9−③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ−２Ｄ起動失敗＋ＨＰＣ
Ｓ−ＤＧ運転継続失敗＋原子炉手動減圧失敗＋ＤＣＨによるＰＣＶ破損7.3E-134.7−③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ−２Ｄ運転継続失敗＋Ｈ
ＰＣＳ−ＤＧ起動失敗＋原子炉手動減圧失敗＋ＤＣＨによるＰＣＶ破損7.3E-134.7−①外部電源喪失＋蓄電池−Ａ／Ｂ給電失敗共通要因故障＋
ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋ＤＣＨによるＰＣＶ破損

5.8E-1526.6○②外部電源喪失＋蓄電池−Ａ／Ｂ給電失敗共通要因故障＋
ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗＋ＤＣＨによるＰＣＶ破損

4.0E-1518.1○③外部電源喪失＋蓄電池−Ａ／Ｂ給電失敗共通要因故障＋
ＨＰＣＳ−ＤＧメンテナンス＋ＤＣＨによるＰＣＶ破損

2.5E-15

11.5○

別紙 6−31−

【原子炉圧力容器外溶融燃料−冷却材相互作用】
最も支配的な事故シーケンスは，ＴＱＵＸによって炉心損傷に至った後に原子炉圧力容器が損傷し，ペデスタル（ドライウェル部）に落下した溶融物と水との接触に伴い，溶融物の持つ熱エネルギが爆発的な機械エネルギに変換され，格納容器への荷重が生じることで格納容器が破損するシーケンスとなる。本事故シーケンスにおける主要なカ
ットセットとしては，直流電源（区分Ⅰ）が故障した後，ＨＰＣＳ−
ＤＧの運転及び原子炉減圧に失敗することにより，ペデスタル（ドライウェル部）に落下した溶融物と冷却材との相互作用によって格納容器破損に至る事象が抽出されている。
本破損モードに対しては，仮に発生した場合においても格納容器圧
力バウンダリの機能喪失に至らないことを確認しており，対策は講じていない。

第 2− 3 表「原子炉圧力容器外溶融燃料−冷却材相互作用」における主要なカットセット

格納容器破損モード

プラント
損傷状態
（ＰＤＳ）

ＴＱＵＸ

ＣＦＦ
（/炉年）

2.2E-14

原子炉圧力容器外
溶融燃料−冷却材相互作用

ＬＯＣＡ

2.8E-20

主要なカットセット

ＣＦＦ
（／炉年）

事故シーケンスに対する寄与割合（％）①直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋原子炉手動減圧失敗＋ＩＶＲ失敗＋水蒸気爆発（ペデスタル）

1.4E-156.1○②直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗＋原子炉手動減圧失敗＋ＩＶＲ失敗＋水蒸気爆発（ペデスタル）

9.2E-164.1○③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧメンテナンス＋原子炉手動減圧失敗＋ＩＶＲ失敗＋水蒸気爆発（ペデスタル）

5.9E-16

2.6①中破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ入口逆止弁（Ｓ／Ｐ側）開失
敗＋ＲＨＲＳ−Ａメンテナンス＋ＬＰＣＩ−Ｂ／Ｃ注入弁
開失敗共通要因故障＋水蒸気爆発（ペデスタル）

2.1E-220.8②中破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷメンテナンス＋Ｒ
ＨＲＳ−Ａメンテナンス＋ＬＰＣＩ−Ｂ／Ｃ注入弁開失敗
共通要因故障＋水蒸気爆発（ペデスタル）

1.7E-220.6○③中破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ入口逆止弁（Ｓ／Ｐ側）開失
敗＋ＲＨＲＳ−Ａメンテナンス＋ＬＰＣＩ−Ｂ／Ｃ注入弁
開失敗共通要因故障＋水蒸気爆発（ペデスタル）

1.2E-220.4○

別紙 6−32

主な対策

対策
有効性

○
なし
（原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用が発生しても格納容器圧力バウンダリの機能喪失に至らないことを確認する）○

【溶融炉心・コンクリート相互作用】
最も支配的な事故シーケンスは，ＴＢＵによって炉心損傷に至った
後に原子炉圧力容器が損傷し，ペデスタル（ドライウェル部）床面での溶融炉心・コンクリート相互作用が継続するシーケンスとなる。本
事故シーケンスにおける主要なカットセットとしては，直流電源（区分Ⅰ）が故障し，軽油貯蔵タンク閉塞／破損やＤＧ及びＨＰＣＳ−Ｄ
Ｇの故障の重畳によって全交流動力電源喪失に至ることにより，ペデスタル（ドライウェル部）床面での溶融炉心・コンクリート相互作用が継続して格納容器破損に至る事象が抽出されている。
本破損モードに対する格納容器破損防止対策としては，格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水が有効である。

別紙 6−33

第 2− 4 表

「溶融炉心・コンクリート相互作用」における主要なカットセット

格納容器破損モード

プラント
損傷状態
（ＰＤＳ）

ＴＱＵＶ

ＴＱＵＸ

ＴＢＵ

ＣＦＦ
（/炉年）

3.3E-09

7.0E-10

ＬＯＣＡ

ＣＦＦ
（／炉年）

事故シーケンスに対する寄与割合（％）①直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンス

2.1E-106.4○②直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗＋Ｒ
ＨＲＳ−Ｂメンテナンス

1.4E-104.3○③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧメンテナンス＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンス

9.2E-112.8○①直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋原子炉手動減圧失敗＋ＩＶＲ失敗＋ペデスタル注水失敗＋ＲＨＲによる格納容器スプレイ操作失敗

2.4E-113.5○②直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗＋原子炉手動減圧失敗＋ＩＶＲ失敗＋ペデスタル注水失敗＋Ｒ
ＨＲによる格納容器スプレイ操作失敗

1.7E-112.4○③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧメンテナンス＋原子炉手動減圧失敗＋ＩＶＲ失敗＋ペデスタル注水失敗＋ＲＨＲによる格納容器スプレイ操作失敗

1.1E-111.5○①直流電源故障（区分Ⅰ）＋軽油貯蔵タンク閉塞

2.3E-0913.7○②直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ−２Ｄ運転継続失敗＋Ｈ
ＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗

1.0E-09

6.2

1.7E-08

溶融炉心・コンクリート相互作用

ＴＢＰ

主要なカットセット

5.2E-10

6.8E-16

主な対策

対策
有効性

○
・常設代替交流電源設備
・常設代替直流電源設備
・格納容器下部注水系（常設）③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ−2Ｄ運転継続失敗＋Ｈ
ＰＣＳ−ＤＧ起動失敗

7.0E-104.2③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ−２Ｄ起動失敗＋ＨＰＣ
Ｓ−ＤＧ運転継続失敗

7.0E-104.2○①外部電源喪失＋軽油貯蔵タンク閉塞＋ＳＲＶ再閉鎖失敗

2.2E-1042.5○②外部電源喪失＋軽油貯蔵タンク破損＋ＳＲＶ再閉鎖失敗

1.5E-112.8○③外部電源喪失＋ＤＧ−2Ｃ，２Ｄ運転継続失敗共通要因
故障＋ＳＲＶ再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗

2.1E-120.4○①中破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ入口逆止弁（Ｓ／Ｐ側）開失
敗＋ＲＨＲＳ−Ａメンテナンス＋ＬＰＣＩ−Ｂ／Ｃ注入弁
開失敗共通要因故障＋ペデスタル（ドライウェル部）での水蒸気爆発なし

4.9E-18

0.7○②中破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷメンテナンス＋Ｒ
ＨＲＳ−Ａメンテナンス＋ＬＰＣＩ−Ｂ／Ｃ注入弁開失敗
共通要因故障＋ペデスタル（ドライウェル部）での水蒸気爆発なし

4.0E-18

0.6○③中破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ入口逆止弁（Ｓ／Ｐ側）開失
敗＋ＲＨＲＳ−Ａメンテナンス＋ＬＰＣＩ−Ａ／Ｂ／Ｃ注
入弁開失敗共通要因故障＋ペデスタル（ドライウェル部）
での水蒸気爆発なし

2.8E-18

0.4○

別紙 6−34○

3.

内部事象停止時レベル１ＰＲＡ

3− 1．
(1)

主要なカットセットに照らした重大事故等対処設備の有効性
選定条件
事故シーケンスの種類によっては展開されるカットセットが無数 に 存 在 す る も の が あ る た め ,こ こ で は ,各 事 故 シ ー ケ ン ス に つ いて以下の判断基準を基に主要なカットセットを抽出した。
・ 炉 心 損 傷 頻 度 が 1E-7／ 炉 年 以 上 の カ ッ ト セ ッ ト
・ 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ 別 炉 心 損 傷 頻 度 へ の 寄 与 が 1％ 以 上
また，上記の条件を満たさないカットセットについても，各事
故シーケンスにおける上位 3 位までのカットセットを抽出し，重大事故等対処設備が有効であるか確認した。
確 認 結 果 を 第 3− 1 表 〜 第 3− 3 表 に 示 す 。 ま た ， 主 要 な カ ッ ト
セットのうち，各事故シーケンスグループの炉心損傷頻度が最上位 で あ る シ ー ケ ン ス を 第 3− 1 図 〜 第 3− 3 図 に 示 す 。
(2)

主要なカットセットの確認結果
第 3− 1 表 〜 第 3− 3 表 に 示 し た と お り ， 全 て の 事 故 シ ー ケ ン ス
に対しては，主要なカットセットまで展開した場合においても，整備する燃料損傷防止対策により燃料損傷を防止できることを確認した。

別紙 6−35

【崩壊熱除去機能喪失】○崩壊熱除去機能喪失＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗
ＰＯＳ−Ｂ１〜Ｂ３においては，使用可能である除熱・注水設備が残留熱除去系 1 系統及び復水移送系 1 系統のみとなる。そのため，当該ＰＯＳにおいて，残留熱除去系の故障の発生後，復水移送系の水源である復水貯蔵タンクの真空逃がし弁作動失敗により，崩壊熱除去機
能喪失に至るカットセットが上位に抽出されている。
○外部電源喪失＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗
ＰＯＳ−Ｂ１〜Ｂ３においては，使用可能である除熱・注水設備が残留熱除去系 1 系統及び復水移送系 1 系統のみとなる。そのため，当該ＰＯＳにおいて，外部電源喪失の発生により復水移送系が機能喪失
し，残留熱除去系のポンプや弁の手動操作失敗により崩壊熱除去機能喪失に至るカットセットが上位に抽出されている。

これらのカットセットに対する燃料損傷防止対策としては，注水設
備 の 多 様 化 （ 低 圧 代 替 注 水 系 （ 常 設 ）， 低 圧 代 替 注 水 系 （ 可 搬 型 ）， 消火系等）による対応が有効である。

別紙 6−36

第 3− 1 表事故シーケンス

残留熱除去系の故障（ＲＨＲ喪失）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗「崩壊熱除去機能喪失」における主要なカットセット
炉心損傷頻度
（／施設定期検査）

9.9E-07

崩
壊
熱
除
去
機
能
喪
失
残留熱除去系の故障（ＲＨＲＳ喪失）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

外部電源喪失＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

主要なカットセット

ＰＯＳ

炉心
損傷頻度
（／ＰＯＳ）

事故シーケンス
グループに対する寄与割合（％）①ＲＨＲ喪失＋復水貯蔵タンクＡ真空逃がし弁作動
失敗

Ｂ３

3.0E-07

20.8○①ＲＨＲ喪失＋復水貯蔵タンクＢ真空逃がし弁作動
失敗

Ｂ３

3.0E-07

20.8○③ＲＨＲ喪失＋復水貯蔵タンクＡ真空逃がし弁作動
失敗

Ｂ１

1.1E-07

7.4○③ＲＨＲ喪失＋復水貯蔵タンクＢ真空逃がし弁作動
失敗

Ｂ１

1.1E-07

7.4○⑤ＲＨＲ喪失＋復水貯蔵タンクＡ真空逃がし弁作動
失敗

Ｂ２

6.4E-08

4.5○⑤ＲＨＲ喪失＋復水貯蔵タンクＢ真空逃がし弁作動
失敗

Ｂ２

6.4E-08

4.5○⑦ＲＨＲ喪失＋ＣＳＴ−Ｂポンプ運転継続失敗

Ｂ３

2.1E-08

1.5①ＲＨＲＳ喪失＋復水貯蔵タンクＡ真空逃がし弁作
動失敗

Ｂ３

3.7E-08

2.6①ＲＨＲＳ喪失＋復水貯蔵タンクＢ真空逃がし弁作
動失敗

Ｂ３

3.7E-08

2.6○③ＲＨＲＳ喪失＋復水貯蔵タンクＡ真空逃がし弁作
動失敗

Ｂ１

1.3E-08

0.9○③ＲＨＲＳ喪失＋復水貯蔵タンクＢ真空逃がし弁作
動失敗

Ｂ１

1.3E-080.9○①外部電源喪失＋ＲＨＲ−Ｂポンプ手動操作失敗

Ｂ２

8.4E-085.9○①外部電源喪失＋ＬＰＣＩ−Ｂ注入弁手動操作失敗

Ｂ２

8.4E-085.9○①外部電源喪失＋ＲＨＲ−Ｂポンプ入口弁（S/P側）
手動操作失敗Ｂ２

8.4E-08

5.9

○

主な対策

・ 注水設備の多様化（低圧代替注水系（常設)，
低圧代替注水系（可搬型），
消火系等）

対策の
有効性

○

○

1.2E-07

3.1E-07

別紙 6−37

×

プラント状態や起因事象との関係により期待できない設備

別紙 6−38

第 3− 1 図「崩壊熱除去機能喪失」における主要なシーケンス（ＰＯＳ−Ｂ３

残 留 熱 除 去 系 の 故 障 （ Ｒ Ｈ Ｒ 喪 失 ））

【全交流動力電源喪失】○外部電源喪失＋交流電源喪失＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗
ＰＯＳ−Ｂ１〜Ｂ３においては，待機状態の非常用ＤＧが 1 台のみとなる。そのため，当該ＰＯＳにおいて，外部電源喪失の発生後，待機状態の非常用ＤＧの起動失敗や運転継続失敗により全交流動力電源喪失に至るカットセットが上位に抽出されている。
○外部電源喪失＋直流電源喪失＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗
外部電源喪失後の蓄電池の共通原因故障により，全交流動力電源喪
失に至るカットセットが上位に抽出されている。

これらのカットセットに対する燃料損傷防止対策としては，常設代
替直流電源設備及び常設代替交流電源設備による電源復旧，注水設備の 多 様 化 （ 低 圧 代 替 注 水 系 （ 常 設 ）， 低 圧 代 替 注 水 系 （ 可 搬 型 ）， 消 火系等）による対応が有効である。

別紙 6−39

第 3− 2 表
事故シーケンス

全
交
流
動
力
電
源
喪
失

外部電源喪失＋交流電源失敗＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

外部電源喪失＋直流電源失敗＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗「全交流動力電源喪失」における主要なカットセット
炉心損傷頻度
（／施設定期検査）

ＰＯＳ

炉心
損傷頻度
（／ＰＯＳ）

事故シーケンス
グループに対する寄与割合①外部電源喪失＋ＤＧ−２Ｄ運転継続失敗

Ｂ３

8.2E-0723.3○②外部電源喪失＋ＤＧ−２Ｄ起動失敗

Ｂ３

5.6E-0715.8○③外部電源喪失＋ＤＧ−２Ｃ運転継続失敗

Ｂ１

3.0E-078.4○④外部電源喪失＋ＤＧ−２Ｃ起動失敗

Ｂ１

2.0E-075.7○⑤外部電源喪失＋ＤＧ−２Ｄ運転継続失敗

Ｂ２

1.8E-075.0○⑥外部電源喪失＋ＤＧ−２Ｄ起動失敗

Ｂ２

1.2E-073.4

主要なカットセット

主な対策

対策の
有効性

3.5E-06

1.3E-10○
・ 常設代替直流電源設備
・ 常設交流代替電源設備
・ 注水設備の多様化⑦外部電源喪失＋ＤＧ−２Ｄ関連信号故障

Ｂ３

7.9E-082.2⑧外部電源喪失＋ＤＧ−２Ｄ遮断器開失敗

Ｂ３

7.6E-082.1○⑨外部電源喪失＋ＤＧＳＷ−２Ｄ海水ストレーナ閉
塞

Ｂ３

4.7E-081.3○⑩外部電源喪失＋ＤＧＳＷ−２Ｄポンプ起動失敗

Ｂ３

3.6E-081.0○①外部電源喪失＋蓄電池−Ａ／Ｂ給電失敗共通要因
故障

Ｂ３

6.0E-11＜0.1○②外部電源喪失＋蓄電池−Ａ／Ｂ給電失敗共通要因
故障

Ｃ２

3.8E-11＜0.1○③外部電源喪失＋蓄電池−Ａ／Ｂ給電失敗共通要因
故障

Ｂ１

2.2E-11＜0.1○

別紙 6−40○

別紙 6−41×

プラント状態や起因事象との関係により期待できない設備

第 3− 2 図「全交流動力電源喪失」における主要なシーケンス（ＰＯＳ−Ｂ３

外部電源喪失）【原子炉冷却材の流出】○原子炉冷却材の流出（ＲＨＲ切替時／ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗
ＲＨＲ切替時又はＣＵＷブロー時における原子炉冷却材流出の発生
後，運転員によるＬＯＣＡの認知失敗により，燃料損傷に至るカット
セットが上位に抽出されている。
○原子炉冷却材の流出（ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗
ＣＲＤ点検時における大規模な原子炉冷却材流出の発生後，隔離操作に失敗し，残留熱除去系のポンプ，弁等の手動操作失敗により燃料損傷に至るカットセットが上位に抽出されている。
○原子炉冷却材の流出（ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗
ＬＰＲＭ点検時における原子炉冷却材流出の発生後，隔離操作に失敗し，残留熱除去系のポンプ，弁等の手動操作失敗及び復水貯蔵タン
クの真空逃がし弁作動失敗が重畳することにより，燃料損傷に至るカットセットが上位に抽出されている。

これらのカットセットに対する燃料損傷防止対策としては，運転員等がＬＯＣＡの発生を速やかに認知することに加えて，注水設備の多様 化 （ 低 圧 代 替 注 水 系 （ 常 設 ）， 低 圧 代 替 注 水 系 （ 可 搬 型 ）， 消 火 系
等）による対応が有効である。
運転員によるＬＯＣＡの認知失敗に関しては，認知に成功しないことには燃料損傷を防止することができないが，ＬＯＣＡの発生の可能性がある作業では，以下のとおり対策をとった上で実施しており，Ｌ
別紙 6−42ＯＣＡが発生しているにもかかわらず，複数の運転員が認知に失敗したまま長時間気づかないことは現実的には考え難い。

（ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ）
・ＲＨＲ切替時における弁の開閉状態については，中央制御室のランプで確認可能であり，運転手順書には作業時に確認することと明記されている。
・仮にＬＯＣＡが発生した場合でも，定期的に実施される中央制
御室の運転員による原子炉水位，サプレッション・プール水位等の監視により，異常の認知が可能である。
（ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ）
・ＣＵＷブロー時における弁の開閉状態については，中央制御室のランプで確認可能であり，運転手順書には作業時に確認することと明記されている。
・ＣＵＷブローダウン流量は管理されており，燃料損傷までの余
裕時間の間に中央制御室の運転員によるＣＵＷブローダウン流量，原子炉水位等の監視により異常の認知が可能である。
・中央制御室の運転員の他に，排水先であるＲ／Ｗの運転員による異常の認知にも期待できる。

また，今後もＬＯＣＡの発生の可能性がある作業を実施する場合には，作業開始前に注意喚起を実施し，ＬＯＣＡの発生防止を努めるとともに，ＬＯＣＡが発生した場合の対応手順をあらかじめ確認することにより，今後も継続的にリスク低減に努めていく。

別紙 6−43

第 3− 3 表
事故シーケンス

原子炉冷却材の流出（ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

原
子
炉
冷
却
材
の
流
出

原子炉冷却材の流出（ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

原子炉冷却材の流出（ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

原子炉冷却材の流出（ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗「原子炉冷却材の流出」における主要なカットセット
炉心損傷頻度
（／施設定期検査）

ＰＯＳ

炉心
損傷頻度
（／ＰＯＳ）

事故シーケンス
グループに対する寄与割合①ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ＋運転員の認知失敗

Ｃ２

4.1E-1122.2−①ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ＋運転員の認知失敗

Ｄ

4.1E-1122.2−③ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ＋隔離失敗＋ＲＨＲ−Ｂ
ポンプ入口弁（Ｓ／Ｐ側）手動操作失敗＋復水貯蔵
タンクＡ真空逃がし弁作動失敗

Ｂ２

5.1E-14＜0.1○③ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ＋隔離失敗＋ＲＨＲ−Ｂ
ポンプ入口弁（Ｓ／Ｐ側）手動操作失敗＋復水貯蔵
タンクＢ真空逃がし弁作動失敗

Ｂ２

5.1E-14＜0.1○③ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ＋隔離失敗＋ＲＨＲ−Ｂ
ポンプ入口弁（ＳＤＣ側）手動操作失敗＋復水貯蔵
タンクＡ真空逃がし弁作動失敗

Ｂ２

5.1E-14＜0.1○③ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ＋隔離失敗＋ＲＨＲ−Ｂ
ポンプ入口弁（ＳＤＣ側）手動操作失敗＋復水貯蔵
タンクＢ真空逃がし弁作動失敗

Ｂ２

5.1E-14＜0.1○③ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ＋隔離失敗＋ＲＨＲ−Ｂ
ポンプ手動操作失敗＋復水貯蔵タンクＡ真空逃がし
弁作動失敗

Ｂ２

5.1E-14＜0.1○③ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ＋隔離失敗＋ＲＨＲ−Ｂ
ポンプ手動操作失敗＋復水貯蔵タンクＢ真空逃がし
弁作動失敗

Ｂ２

5.1E-14＜0.1○①ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ＋運転員の認知失敗

Ｃ１

2.9E-11

15.6−①ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ＋運転員の認知失敗

Ｄ

2.9E-1115.6

主要なカットセット

主な対策

対策の
有効性

8.3E-11

5.8E-11

4.5E-11−・ 運転員への注意喚起
・ 注水設備の多様化（低圧代替注水系（常設)，
低圧代替注水系（可搬型），消火系等）③ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ＋隔離失敗＋軽油貯蔵
タンク閉塞＋外部電源喪失

Ｃ１

1.5E-17＜0.1③ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ＋隔離失敗＋軽油貯蔵
タンク閉塞＋外部電源喪失

Ｄ

1.5E-17＜0.1○①ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡ（大規模流出）＋隔離失
敗＋ＲＨＲ−Ｂポンプ入口弁（Ｓ／Ｐ側）手動操作
失敗

Ｂ２

1.1E-11

6.0○①ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡ（大規模流出）＋隔離失
敗＋ＲＨＲ−Ｂポンプ入口弁（ＳＤＣ側）手動操作
失敗

Ｂ２

1.1E-11

6.0○①ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡ（大規模流出）＋隔離失
敗＋ＲＨＲ−Ｂポンプ手動操作失敗

Ｂ２

1.1E-11

6.0○①ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ＋隔離失敗＋ＲＨＲ−
Ｂポンプ入口弁（Ｓ／Ｐ側）手動操作失敗＋復水貯蔵タンクＡ真空逃がし弁作動失敗

Ｂ２

1.2E-14＜0.1○①ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ＋隔離失敗＋ＲＨＲ−
Ｂポンプ入口弁（Ｓ／Ｐ側）手動操作失敗＋復水貯
蔵タンクＢ真空逃がし弁作動失敗

Ｂ２

1.2E-14＜0.1○①ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ＋隔離失敗＋ＲＨＲ−
Ｂポンプ入口弁（ＳＤＣ側）手動操作失敗＋復水貯蔵タンクＡ真空逃がし弁作動失敗

Ｂ２

1.2E-14＜0.1○①ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ＋隔離失敗＋ＲＨＲ−
Ｂポンプ入口弁（ＳＤＣ側）注入弁手動操作失敗＋
復水貯蔵タンクＢ真空逃がし弁作動失敗

Ｂ２

1.2E-14＜0.1○①ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ＋隔離失敗＋ＲＨＲ−
Ｂポンプ手動操作失敗＋復水貯蔵タンクＡ真空逃がし弁作動失敗Ｂ２

1.2E-14＜0.1○①ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ＋隔離失敗＋ＲＨＲ−
Ｂポンプ手動操作失敗＋復水貯蔵タンクＢ真空逃がし弁作動失敗Ｂ２

1.2E-14

＜0.1

○

○

9.8E-14

別紙 6−44

別紙 6−45
第 3− 3 図「原子炉冷却材流出」における主要なシーケンス（ＰＯＳ−Ｃ２，ＰＯＳ−Ｄ

ＲＨＲ切替時の冷却材流出）

3− 2．

ＦＶ重要度に照らした重大事故等対処設備の有効性
停止時におけるＦＶ重要度は，個々の事故シーケンスの事象進展や対策に大きな差異がないことから，全炉心損傷頻度に対する分析を実施することとした。その際，全炉心損傷頻度に対する個々の事故シーケンスグループの寄与割合も考慮し，出力運転時
レ ベ ル １ Ｐ Ｒ Ａ よ り 1 桁 小 さ い 1E-4 を 基 準 と し て そ れ を 超 え る
基事象を抽出し，重大事故等防止対策が有効か否か定性的に考察した。
そ の 結 果 ， Ｆ Ｖ 重 要 度 が 1E-4 を 超 え る 基 事 象 と し て 抽 出 さ れた全ての基事象（ディーゼル発電機の故障，復水貯蔵タンクの真空逃がし安全弁の故障等）に対して，重大事故等対処設備（常設
代替直流電源設備及び常設代替交流電源設備による電源復旧，注
水 設 備 の 多 様 化 （ 低 圧 代 替 注 水 系 （ 常 設 ）， 低 圧 代 替 注 水 系 （ 可搬 型 ）， 消 火 系 等 ） に よ る 対 応 が 有 効 で あ る こ と を 確 認 し た 。

別紙 6−46

別紙 7
地震ＰＲＡ，津波ＰＲＡにおける主要な事故シーケンスの対策について地震ＰＲＡ，津波ＰＲＡにおける主要な事故シーケンスについて，
炉心損傷又は格納容器破損に至る要因をカットセットレベルまで展開
し，主要なカットセットに対して重大事故等対処設備が有効であるか
確認した。

1.
(1)

地震レベル１ＰＲＡ
選定条件
事故シーケンスの種類によっては展開されるカットセットが無数に存在するため，ここでは，各事故シーケンスグループについて以下の基準を基に主要なカットセットを抽出し，整備する炉心損傷防止対策で対応可能であるかを確認した。
・ 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ 別 炉 心 損 傷 頻 度 へ の 寄 与 が 1％ 以 上
確 認 結 果 を 第 1− 1 表 〜 第 1− 9 表 に 示 す 。

(2)

主要なカットセットの確認結果
第 1 − 1 表 〜 第 1 − 9 表 に 示 し た と お り ，「 原 子 炉 停 止 機 能 喪失」に含まれるカットセットの一部に炉心損傷防止が困難なカットセットが存在するものの，主要なカットセットレベルまで展開
しても，大半のカットセットについては整備された重大事故等対処設備により炉心損傷を防止できることを確認した。なお，地震により重大事故等対処設備の機能が失われる可能性もあるが，その場合は機能喪失を免れた設備等を用いて事象の緩和に努めることとなる。
別紙 7−1

炉 心 損 傷 防 止 が 困 難 な カ ッ ト セ ッ ト と し て ，「 原 子 炉 停 止 機 能喪失」における，原子炉スクラムの失敗（シュラウドサポート損
傷）と交流電源又は直流電源の喪失が重畳するカットセットが抽出された。これらのカットセットに対しては，交流電源又は直流電源の喪失により，ほう酸水注入系が機能喪失に至ることから，
炉心損傷を防止することができない。
ただし，これらの事故シーケンスは，地震発生と同時に最大加速度を受けるものとして評価している地震ＰＲＡから抽出されたものであるが，基準地震動ＳＳよりも十分小さな加速度でスクラ
ム信号「地震加速度大」が発信し，シュラウドサポート等の炉内構造物が損傷する前に制御棒の挿入が完了すると考えられる。このため，現実的にはこれらの事故シーケンスは発生し難いと考えら れ る （ 別 紙 2）。 こ の た め ， 現 実 的 に 想 定 す る と こ れ ら の カ ッ ト
セットによって炉心損傷に至る頻度は十分に小さいものと考えられる。

別紙 7−2

【 高 圧 ・ 低 圧 注 水 機 能 喪 失 （ Ｔ Ｑ Ｕ Ｖ ）】地震による残留熱除去系（ＲＨＲ）又は残留熱除去系海水系（ＲＨ
ＲＳ）の損傷に伴い低圧注水機能が喪失する事象が上位に抽出されている。なお，高圧注水機能である高圧炉心スプレイ系及び原子炉隔離
時 冷 却 系 に つ い て は ， 地 震 Ｐ Ｒ Ａ の 評 価 上 の 仮 定 と し て ， 0.7 Ｇ を 超えるような地震動では水源切替操作に失敗し，期待できないものとしている。この仮定は，他の事故シーケンスグループにおいても同様の扱いである。
これらのカットセットに対する炉心損傷防止対策としては，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水が有効である。

別紙 7−3

第 1− 1 表

「高圧・低圧注水機能喪失」における主要なカットセット
炉心
損傷頻度
(／炉年)

事故シーケンスグ
ループに対する寄与割合（％）

3.4E-08

7.2○

3.4E-08

7.2○

1.3〜1.4

2.5E-08

5.4○

4

1.3〜1.4

2.4E-08

5.1○

4

1.0〜1.1

2.4E-08

5.1○

6

1.1〜1.2

2.3E-08

4.9○

7

1.2〜1.3

2.2E-08

4.7○

8

1.6〜1.7

2.1E-08

4.5○

9

1.4〜1.5

1.8E-08

3.9

○

10

0.9〜1.0

1.5E-08

3.2

○

10

1.2〜1.3

1.5E-08

3.2

○

12

1.5〜1.6

1.3E-08

2.8

No.

加速度区分
（Ｇ）

1

1.5〜1.62

1.4〜1.53

13

1.7〜1.8

14

1.3〜1.4

15

1.1〜1.2

16

0.8〜0.9

17

1.1〜1.2

18

1.6〜1.7

19

1.4〜1.520

1.2〜1.3

21

1.5〜1.6

22

1.8〜1.923

1.0〜1.1

主要なカットセット①地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋地震によるＲＨＲＳポン
プ損傷＋水源切替操作失敗②地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋地震によるＲＨＲＳ配管
損傷＋水源切替操作失敗①地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋地震によるＲＨＲＳポン
プ損傷＋水源切替操作失敗②地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋地震によるＲＨＲＳ配管
損傷＋水源切替操作失敗①地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋地震によるＲＨＲＳポン
プ損傷＋水源切替操作失敗②地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋地震によるＲＨＲＳ配管
損傷＋水源切替操作失敗①地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋地震によるＲＨＲＳポン
プ損傷＋水源切替操作失敗③地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋地震によるＲＨＲ熱交換器損傷＋水源切替操作失敗①地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋地震によるＲＨＲＳポン
プ損傷＋水源切替操作失敗②地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋地震によるＲＨＲＳ配管
損傷＋水源切替操作失敗③地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋地震によるＲＨＲ熱交換器損傷＋水源切替操作失敗②地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋地震によるＲＨＲＳ配管
損傷＋水源切替操作失敗③地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋地震によるＲＨＲ熱交換器損傷＋水源切替操作失敗①地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋地震によるＲＨＲＳポン
プ損傷＋水源切替操作失敗③地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋地震によるＲＨＲ熱交換器損傷＋水源切替操作失敗

別紙 7−4

有効性を確認する主な 対策の
有効性
対策

・低圧代替注水系（常○設）
1.2E-08

2.6○

8.5E-091.8○

8.1E-091.7○

8.0E-09

1.7○

7.8E-09

1.7○

7.7E-09

1.6○

7.6E-09

1.6○

6.9E-09

1.5○

5.7E-09

1.2○

5.5E-09

1.2○

4.8E-091.0○

【 高 圧 注 水 ・ 減 圧 機 能 喪 失 （ Ｔ Ｑ Ｕ Ｘ ）】ヒューマンエラーにより減圧機能が喪失する事象が上位に抽出されている。
これらのカットセットに対する炉心損傷防止対策としては，過渡時自動減圧機能による原子炉減圧が有効である。

別紙 7−5

第 1− 2 表
No.

加速度区分
（Ｇ）

1

0.7〜0.82

0.8〜0.9

3

0.7〜0.8

4

0.7〜0.8

4

0.9〜1.06

0.8〜0.97

0.7〜0.88

0.8〜0.99

1.0〜1.1

10

0.9〜1.011

1.1〜1.2

12

0.8〜0.913

0.9〜1.014

1.0〜1.1

15

1.2〜1.3「高圧注水・減圧機能喪失」における主要なカットセット
炉心
損傷頻度
(／炉年)

事故シーケンスグ
ループに対する寄与割合（％）

2.7E-0720.2○

1.7E-0712.7○

1.6E-0712.4○

1.0E-078.0○

1.0E-07

7.6○

6.5E-08

5.0○②水源切替操作失敗＋注水不能認知失敗

6.4E-08

4.9○④水源切替操作失敗＋手動減圧操作失敗

6.3E-08

4.8

5.8E-08

4.5○

3.9E-08

3.0○

3.3E-08

2.5○②水源切替操作失敗＋注水不能認知失敗

2.5E-08

1.9○④水源切替操作失敗＋手動減圧操作失敗

2.4E-08

1.8○

2.3E-08

1.8○

1.7E-08

1.3○

主要なカットセット①地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋水源切替操作失敗＋手動減圧操作失敗②水源切替操作失敗＋手動減圧操作失敗③地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋水源切替操作失敗＋注水
不能認知失敗①地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋水源切替操作失敗＋手動減圧操作失敗③地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋水源切替操作失敗＋注水
不能認知失敗①地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋水源切替操作失敗＋手動減圧操作失敗③地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋水源切替操作失敗＋注水
不能認知失敗①地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋水源切替操作失敗＋手動減圧操作失敗③地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋水源切替操作失敗＋注水
不能認知失敗①地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋水源切替操作失敗＋手動減圧操作失敗別紙 7−6

有効性を確認する主な 対策の対策
有効性

・過渡時自動減圧機能○

【 全 交 流 動 力 電 源 喪 失 （ 長 期 Ｔ Ｂ ）】
非常用ディーゼル発電機及び高圧炉心スプレイ系非常用ディーゼル
発電機の故障が重畳して全交流動力電源喪失に至るカットセット及び軽油貯蔵タンク閉塞／破損により全交流動力電源喪失に至るカットセットが上位に抽出されている。これらのカットセットが含まれる事故
シーケンスは，全交流動力電源喪失後，蓄電池枯渇により原子炉隔離時冷却系による炉心の冷却が十分に行われず炉心損傷に至る事象となる。
これらのカットセットに対する炉心損傷防止対策としては，早期の電源復旧に期待しない場合，原子炉隔離時冷却系の運転が継続している 間 に 電 源 が 不 要 と な る 代 替 注 水 手 段 （ 低 圧 代 替 注 水 系 （ 可 搬 型 ））を確保することが有効となる。

第 1− 3 表「 全 交 流 動 力 電 源 喪 失 （ 長 期 Ｔ Ｂ ）」 に お け る
主要なカットセット
炉心
損傷頻度
(／炉年)

事故シーケンスグ
ループに対する寄与割合（％）

0.4〜0.5

1.1E-09

19.1

○

2

0.3〜0.4

9.7E-10

17.1

○

3

0.5〜0.6

9.6E-10

16.9

○

○

No.

加速度区分
（Ｇ）

1

主要なカットセット

有効性を確認する主な 対策の有効性
対策①地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋軽油貯蔵タンク閉塞
40.6〜0.7

6.9E-1012.2

50.2〜0.3

5.7E-1010.0

60.16〜0.2

1.0E-101.8○

7

0.4〜0.5

7.2E-111.3○

8

0.3〜0.4

6.5E-111.1○

90.5〜0.6

6.4E-111.1○②地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋軽油貯蔵タンク破損

別紙 7−7・低圧代替注水系（可搬型）○【 全 交 流 動 力 電 源 喪 失 （ Ｔ Ｂ Ｄ ， Ｔ Ｂ Ｕ ）】ＴＢＤでは，地震によるケーブルトレイの損傷により全交流動力電
源喪失に至るカットセットが上位に抽出されている。
また，ＴＢＵでは，地震による交流電源設備（ＤＧＳＷポンプ，非常用パワーセンタ）の損傷により全交流動力電源喪失に至るカットセットが上位に抽出されている。
これらのカットセットに対する炉心損傷防止対策としては，早期の電源復旧に期待しない場合，高圧代替注水系を起動し，運転が継続している間に電源が不要となる代替注水手段（低圧代替注水系（可搬型 ）） を 確 保 す る こ と が 有 効 と な る （ Ｔ Ｂ Ｄ の カ ッ ト セ ッ ト に 含 ま れる地震によるケーブルトレイ損傷についても，非常用直流母線，非常用交流母線とは独立した緊急用母線を通じて，常設代替直流電源設備
及 び 常 設 代 替 交 流 電 源 設 備 か ら の 給 電 に よ る 対 応 が 有 効 で あ る ）。

別紙 7−8

第 1− 4 表

「 全 交 流 動 力 電 源 喪 失 （ Ｔ Ｂ Ｄ ）」 に お け る
主要なカットセット
炉心
損傷頻度
(／炉年)

事故シーケンスグ
ループに対する寄与割合（％）

1.1〜1.2

3.0E-07

14.0

○

2

1.0〜1.1

2.9E-07

13.6

○

3

1.2〜1.3

2.5E-07

11.6

○

3

0.9〜1.0

2.5E-07

11.6

○

5

1.3〜1.4

2.3E-07

10.5

○

6

0.8〜0.9

2.1E-07

9.9

No.

加速度区分
（Ｇ）

1

主要なカットセット

有効性を確認する主な 対策の
対策
有効性

○
・低圧代替注水系（可搬型）①地震によるケーブルトレイ損傷
7

1.4〜1.5

1.6E-07

7.6○

8

1.5〜1.6

1.2E-075.7○

9

0.7〜0.8

9.5E-08

4.4

○

10

1.6〜1.7

7.3E-08

3.4

○

11

0.6〜0.7

4.9E-08

2.3

○

12

1.7〜1.8

3.8E-08

1.8○

別紙 7−9

第 1− 5 表

「 全 交 流 動 力 電 源 喪 失 （ Ｔ Ｂ Ｕ ）」 に お け る
主要なカットセット

No.

加速度区分
（Ｇ）

1

1.5〜1.6

主要なカットセット

炉心
損傷頻度
(／炉年)

事故シーケンスグ
ループに対する寄与割合（％）

3.7E-08

8.3○

3.6E-08

8.0○

3.2E-08

7.2○

3.1E-08

7.0○

3.1E-08

6.9○

3.0E-08

6.6○

2.9E-08

6.4○

2.9E-08

6.4○○

有効性を確認する主な 対策の有効性
対策①地震によるＤＧＳＷポンプ損傷
2

1.4〜1.53

1.3〜1.4②地震による非常用パワーセンタ損傷

4

1.2〜1.3

4

1.3〜1.4

6

1.0〜1.1

7

1.4〜1.57

1.1〜1.2

9

1.6〜1.7①地震によるＤＧＳＷポンプ損傷

2.8E-08

6.4

10

1.5〜1.6②地震による非常用パワーセンタ損傷

2.1E-084.7①地震によるＤＧＳＷポンプ損傷②地震による非常用パワーセンタ損傷

・低圧代替注水系（可搬

○

型）
11

1.7〜1.8

1.8E-084.0○①地震によるＤＧＳＷポンプ損傷
11

1.2〜1.3

1.8E-08

3.9

○

13

0.9〜1.0

1.4E-08

3.2

○

13

1.6〜1.7

1.4E-08

3.1

○

15

0.8〜0.9

1.2E-08

2.7

○

16

1.8〜1.9

1.1E-08

2.4

○

17

1.1〜1.2

9.0E-09

2.0

○

18

1.7〜1.8②地震による非常用パワーセンタ損傷

7.8E-09

1.8

○

19

1.9〜2.0①地震によるＤＧＳＷポンプ損傷

5.4E-091.2○②地震による非常用パワーセンタ損傷①地震によるＤＧＳＷポンプ損傷

別紙 7−10

【 全 交 流 動 力 電 源 喪 失 （ Ｔ Ｂ Ｐ ）】ＴＢＰでは，地震による交流電源設備（ＤＧＳＷポンプ，非常用パワーセンタ）の損傷により全交流動力電源喪失に至るカットセットが上位に抽出されている。
これらのカットセットが含まれる事故シーケンスは，全交流動力電源喪失後，駆動蒸気の喪失により原子炉隔離時冷却系による炉心の冷却が十分に行われず炉心損傷に至る事象となる。
これらのカットセットに対する炉心損傷防止対策としては，早期の電源復旧に期待しない場合，原子炉隔離時冷却系の運転が継続している 間 に 電 源 が 不 要 と な る 代 替 注 水 手 段 （ 低 圧 代 替 注 水 系 （ 可 搬 型 ））を確保することが有効となる。

別紙 7−11

第 1− 6 表

「 全 交 流 動 力 電 源 喪 失 （ Ｔ Ｂ Ｐ ）」 に お け る
主要なカットセット

No.

加速度区分
（Ｇ）

1

1.5〜1.6

主要なカットセット

炉心
損傷頻度
(／炉年)

事故シーケンスグ
ループに対する寄与割合（％）

1.9E-108.2○

1.9E-107.9○

1.7E-10

7.1○

1.6E-107.0○

1.6E-106.8○

1.5E-10

6.6○

1.5E-10

6.4○

1.5E-106.4○○

有効性を確認する主な 対策の
有効性
対策①逃がし安全弁再閉鎖失敗＋地震によるＤＧＳＷポンプ損傷1

1.4〜1.53

1.3〜1.4②逃がし安全弁再閉鎖失敗＋地震による非常用
パワーセンタ損傷

4

1.2〜1.3

4

1.3〜1.4

6

1.0〜1.1

6

1.4〜1.5

6

1.1〜1.2

6

1.6〜1.7①逃がし安全弁再閉鎖失敗＋地震によるＤＧＳＷポンプ損傷1.5E-106.3

10

1.5〜1.6②逃がし安全弁再閉鎖失敗＋地震による非常用
パワーセンタ損傷

1.1E-104.7

11

1.7〜1.8

9.4E-11

4.0○①逃がし安全弁再閉鎖失敗＋地震によるＤＧＳＷポンプ損傷②逃がし安全弁再閉鎖失敗＋地震による非常用
パワーセンタ損傷

・低圧代替注水系（可搬型）○①逃がし安全弁再閉鎖失敗＋地震によるＤＧＳＷポンプ損傷12

1.2〜1.3

9.2E-11

3.9

○

13

0.9〜1.0

7.4E-11

3.1

○

14

1.6〜1.7

7.2E-11

3.0

○

15

0.8〜0.9

6.3E-11

2.7

○

16

1.8〜1.9

5.6E-11

2.4○

4.7E-112.0○②逃がし安全弁再閉鎖失敗＋地震による非常用
パワーセンタ損傷①逃がし安全弁再閉鎖失敗＋地震によるＤＧＳＷポンプ損傷17

1.1〜1.2

18

1.7〜1.8②逃がし安全弁再閉鎖失敗＋地震による非常用
パワーセンタ損傷

4.1E-11

1.7

○

19

1.9〜2.0①逃がし安全弁再閉鎖失敗＋地震によるＤＧＳＷポンプ損傷2.8E-11

1.2○

別紙 7−12

【 崩 壊 熱 除 去 機 能 喪 失 （ Ｔ Ｗ ， Ｔ Ｂ Ｗ ）】Ｔ Ｗ に つ い て は ， 低 加 速 度 領 域 （ 〜 0.5 Ｇ ） に お け る 主 要 な カ ッ ト
セットとして，ヒューマンエラー及び残留熱除去系海水系のランダム
故障（弁，ストレーナ閉塞等）により崩壊熱除去機能が喪失するカット セ ッ ト が 上 位 に 抽 出 さ れ て い る 。 ま た ， 高 加 速 度 領 域 （ 1.0 Ｇ 〜 ）における主要なカットセットとして，地震による残留熱除去系のゲー
ト弁の損傷により崩壊熱除去機能が喪失するカットセットが上位に抽出されている。
これらのカットセットに対する炉心損傷防止対策として，残留熱除去系海水系が機能喪失している場合（取水機能喪失時）は，緊急用海水系及び残留熱除去系を用いた除熱や，格納容器圧力逃がし装置又は耐圧強化ベントによる除熱が有効である。また，残留熱除去系が機能喪失している場合（ＲＨＲ故障時）は，格納容器圧力逃がし装置又は耐圧強化ベントによる除熱が有効である。
ＴＢＷについては，いずれの事故シーケンスにおいても，外部電源喪失及び非常用ディーゼル発電機の故障が重畳する等，交流電源の喪失に伴い崩壊熱除去機能喪失に至るカットセットも抽出されている。
これらのカットセットに対する炉心損傷防止対策としては，常設代
替交流電源設備により交流動力電源を回復することが有効である。なお，残留熱除去系海水系又は残留熱除去系の故障が重畳した場合は，ＴＷと同様の対策が有効である。

別紙 7−13

第 1− 7 表

「崩 壊 熱除去 機能 喪失 （Ｔ Ｗ）」 におけ る主 要 なカッ トセ ット
炉心
損傷頻度
(／炉年)

事故シーケンスグ
ループに対する寄与割合（％）

0.16〜0.2

1.7E-0630.6

2

0.2〜0.3

1.1E-06

19.1

3

0.3〜0.4

3.0E-075.5

4

0.4〜0.5

1.1E-072.1

5

0.16〜0.2

1.0E-07

1.9

6.5E-08

1.2

No.

加速度区分
（Ｇ）

1

主要なカットセット①ＲＨＲ系操作失敗②ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障
60.2〜0.3

別紙 7−14

有効性を確認する主な 対策の有効性
対策○[ＲＨＲ故障時]
・格納容器圧力逃がし装置又は耐圧強化ベ
ント

○

○

○

○
[取水機能喪失時]
・緊急用海水系○

第 1−8 表
No.

加速度区分
（Ｇ）

1

0.4〜0.52

0.3〜0.4

2

0.5〜0.6

4

0.4〜0.5

5

0.6〜0.7

6

0.3〜0.4

6

0.5〜0.6

8

0.2〜0.3

9

0.6〜0.7

10

0.4〜0.5

10

0.2〜0.3

12

0.3〜0.4

12

0.5〜0.6

14

0.6〜0.7

15

0.6〜0.7

16

0.2〜0.3「崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）」における主要なカットセット
主要なカットセット①地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋ＤＧ−２Ｃ／２Ｄ運転継続失敗
共通原因故障②地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋ＤＧ−２Ｃ／２Ｄ起動失敗共通
原因故障①地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋ＤＧ−２Ｃ／２Ｄ運転継続失敗
共通原因故障②地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋ＤＧ−２Ｃ／２Ｄ起動失敗共通
原因故障①地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋非常用ディーゼル発電機−２Ｃ／２Ｄ運転継続失敗共通原因故障②地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋非常用ディーゼル発電機−２Ｃ／２Ｄ起動失敗共通原因故障③地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋ＤＧＳＷ−２Ａ／２Ｂストレー
ナ閉塞共通原因故障②地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋非常用ディーゼル発電機−２Ｃ／２Ｄ起動失敗共通原因故障③地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋ＤＧＳＷ−２Ａ／２Ｂストレー
ナ閉塞共通原因故障④地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋非常用パワーセンタ損傷③地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋ＤＧＳＷ−２Ａ／２Ｂストレー
ナ閉塞共通原因故障

別紙 7−15

炉心
損傷頻度
(／炉年)

事故シーケンスグ
ループに対する寄与割合（％）

4.5E-09

7.0○

4.0E-09

6.2○

4.0E-09

6.1○

3.0E-09

4.7○

2.9E-09

4.4○

2.7E-09

4.2○

2.7E-09

4.2○

2.3E-09

3.6

1.9E-093.0

1.6E-09

2.5○

1.6E-092.5○

1.4E-092.2○

1.4E-092.2○

1.1E-091.6○

1.0E-09

1.6○

8.4E-101.3○

有効性を確認する主な 対策の
有効性
対策

・常設代替交流電源設
備○○

【 原 子 炉 停 止 機 能 喪 失 （ Ｔ Ｃ ）】地震によるスクラム系（シュラウドサポート）の損傷を要因とする
カットセットが上位に抽出されている。
これらのカットセットに対する炉心損傷防止対策としては，代替原
子炉再循環ポンプトリップ回路及びほう酸水注入系による対応が有効である。ただし，地震によりケーブルトレイ又はＤＧＳＷが損傷する
カットセットを含む場合は，交流電源の喪失又は直流電源の喪失により代替の原子炉停止手段であるほう酸水注入系が機能喪失すること，及び高圧炉心スプレイ系の機能喪失により原子炉水位の確保が困難であることから，炉心損傷を防ぐことができない。

別紙 7−16

第 1− 9 表

「原子炉停止機能喪失」における主要なカットセット
炉心
損傷頻度
(／炉年)

事故シーケンスグ
ループに対する寄与割合（％）

1.4〜1.5

1.3E-08

11.0

○

2

1.3〜1.4

1.2E-08

10.3

○

3

1.5〜1.6

1.1E-08

9.3○

4

1.2〜1.3

8.5E-09

7.1

5

1.6〜1.7

8.0E-09

6.7○

6

1.1〜1.2

5.7E-09

4.8○

7

1.7〜1.8

4.4E-09

3.7○

8

1.6〜1.7

4.0E-09

3.3−

9

1.5〜1.6

3.9E-09

3.3

10

1.7〜1.8

3.4E-09

2.8

11

1.0〜1.1

12

1.4〜1.5

No.

加速度区分
（Ｇ）

1

主要なカットセット①地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋地震によるシュラウドサポート
損傷②地震によるケーブルトレイ損傷＋地震によるシュラウドサポート損傷①地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋地震によるシュラウドサポート
損傷

3.3E-09

2.8

2.7E-09

2.3

2.7E-092.2②地震によるケーブルトレイ損傷＋地震によるシュラウドサポート損傷
12

1.8〜1.914

1.8〜1.914

1.9〜2.016

2.0〜3.017①地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋地震によるシュラウドサポート
損傷

有効性を確認する主な 対策の対策
有効性

・ＡＴＷＳ緩和設備（代替再循環系ポンプト
リップ機能）
・ほう酸水注入系

−

○

−

−
・ＡＴＷＳ緩和設備（代替再循環系ポンプト
リップ機能）
・ほう酸水注入系○−−−
・ＡＴＷＳ緩和設備（代替再循環系ポンプト
リップ機能）
・ほう酸水注入系○

2.1E-091.8

2.1E-091.8−

2.0E-09

1.7−

1.3〜1.4

1.9E-09

1.6

−

18

1.7〜1.8

1.6E-09

1.3

−

18

1.6〜1.7

1.6E-09

1.3

−

20

1.8〜1.9

1.4E-09

1.2

−

21

0.9〜1.0

1.2E-091.0②地震によるケーブルトレイ損傷＋地震によるシュラウドサポート損傷−③地震によるＤＧＳＷポンプ損傷＋地震によるシュラウドサポート損傷①地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋地震によるシュラウドサポート
損傷

別紙 7−17・ＡＴＷＳ緩和Ｓ津日（代替再循環系ポン
プトリップ機能）・ほう酸水注入系

○

2.
(1)

津波レベル１ＰＲＡ
選定条件
事故シーケンスの種類によっては展開されるカットセットが無数に存在するため，ここでは，各事象シーケンスについて以下の基準を基に主要なカットセットを抽出した。
・事故シーケンスグル―プのうち，最も炉心損傷頻度の大きな事故シーケンスについて，上位 3 位まで各事故シーケンスにおける主要なカットセットの抽出結果及び主要なカットセットに対して，整備する炉心損傷防止対策で対応
可 能 で あ る か を 確 認 し た 。 確 認 結 果 を 第 2− 1 表 に 示 す 。

(2)

主要なカットセットの確認結果
津波ＰＲＡより抽出されるシーケンスについては，津波に起因する事故シーケンスへの対応に必要な安全機能を有する常設重大事故等対処設備及び可搬型重大事故等対処設備に対して津波防護
対 策 を 施 す こ と に よ り ， 第 2− 1 表 に 示 し た と お り 主 要 な カ ッ ト
セットレベルまで展開しても，整備する炉心損傷防止対策により同様に炉心損傷を防止することが可能である。

別紙 7−18

表 2− 1

津波 ＰＲ Ａ におけ る事 故シ ーケ ンスご との 主要 なカ ットセ ット

事故シーケンス

最終ヒートシンク喪失（ＲＣＩＣ成功）

最終ヒートシンク喪失＋高圧炉心冷却失敗

主要なカットセット

炉心損傷 事故シーケンスグ
頻度
ループに対する寄（／炉年）
与割合（％）

有効性を確認する主な対策 ※２

対策の
有効性

①最終ヒートシンク喪失

3.2E-06

80.1○①最終ヒートシンク喪失失＋ＲＣＩＣ
ポンプ起動失敗

4.7E-09

0.1○

T.P.＋20m〜T.P.＋22m ②最終ヒートシンク喪失＋ＲＣＩＣメ
ンテナンス

3.0E-09＜0.1%○
・津波防護対策・緊急用海水系③最終ヒートシンク喪失＋ＲＣＩＣ流量制御器故障5.4E-10＜0.1%○①最終ヒートシンク喪失＋逃がし安全
弁再閉鎖失敗1.7E-080.4○

原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失（最終ヒート
シンク喪失）

T.P.＋22m ①原子炉建屋内浸水による複数の緩和〜T.P.＋24m
機能喪失

7.6E-07

19.2

○

防潮堤損傷

T.P.＋24m〜 ①防潮堤損傷

3.3E-07

100.0

津波による
最終ヒートシンク喪失
最終ヒートシンク喪失＋逃がし安全弁再閉鎖失敗※1※2

津波区分 ※１

防潮堤前面位置における津波高さ
有効性を確認する主な対策等に対して必要な浸水防護対策を施すことにより炉心損傷防止が可能

別紙 7−19

−

−

別紙 8
格納容器破損モード「溶融炉心・コンクリート相互作用」の想定及びその対策について

１．サプレッション・プールへの溶融物落下後に発生する格納容器破損モードに対する対策について
重大事故等対処設備を考慮しないレベル１．５ＰＲＡに基づく格納 容 器 破 損 モ ー ド の 抽 出 で は ， 図 1， 図 2に 示 す と お り ペ デ ス タ ル における溶融炉心・コンクリート相互作用の継続により溶融物がサプ
レッション・プールへ落下した後に発生するＭａｒｋ−Ⅱ型格納容器特有の負荷，物理現象についても分析し，格納容器破損モードを抽出している。
一方，重大事故等における格納容器破損防止対策の有効性を確認
す る 観 点 で は ，溶 融 物 が サ プ レ ッ シ ョ ン・プ ー ル 中 に 落 下 す る こ と は ，溶融物冷却の観点ではサプレッション・プールは大量の水を保有しているため有効であるが，以下に示すように悪影響も考えられるため ，原 子 炉 圧 力 容 器 が 破 損 す る よ う な 状 況 で は ，ペ デ ス タ ル 床 上 で 溶
融物を冷却保持することが有効と考える。
サ プ レ ッ シ ョ ン・プ ー ル 水 を 取 り 込 む 系 統（ 残 留 熱 除 去 系 ，代
替循環冷却系 等）が機能喪失する恐れがある。
ベ ン ト を 実 施 す る 場 合 ，サ プ レ ッ シ ョ ン・プ ー ル に お け る ス ク
ラビング効果に期待できない。
サ プ レ ッ シ ョ ン・プ ー ル に お け る 溶 融 物 に よ る ラ イ ナ ー ア タ ッ
ク に よ り ，格 納 容 器 の 閉 じ 込 め 機 能 の 健 全 性 が 脅 か さ れ る 恐 れがある。

別紙 8−1

２ ．格 納 容 器 破 損 モ ー ド「 溶 融 炉 心・コ ン ク リ ー ト 相 互 作 用 」に つ い て
解 釈 に 基 づ き 必 ず 想 定 す る 破 損 モ ー ド「 溶 融 炉 心・コ ン ク リ ー ト 相互 作 用 」は ，溶 融 炉 心・コ ン ク リ ー ト 相 互 作 用 に よ り 格 納 容 器 の 構 造
部材の支持機能が喪失する破損モードとして想定されているものと考える。
た だ し ，サ プ レ ッ シ ョ ン・プ ー ル へ の 溶 融 物 落 下 後 に 発 生 す る Ｍ ａｒｋ−Ⅱ型格納容器特有の破損モードについても，以下に示す観点を 考 慮 し て ，格 納 容 器 破 損 モ ー ド「 溶 融 炉 心・コ ン ク リ ー ト 相 互 作 用 」と し て 整 理 し ，ペ デ ス タ ル 床 に お け る 溶 融 炉 心・コ ン ク リ ー ト 相 互 作
用に対する防護対策の有効性を確認することが適切であると考える。
ペ デ ス タ ル 床 に お け る 溶 融 炉 心・コ ン ク リ ー ト 相 互 作 用 に 引 き
続いて発生する破損モードであること。
サ プ レ ッ シ ョ ン・プ ー ル へ の 溶 融 物 落 下 後 の 格 納 容 器 破 損 モ ー
ド の 発 生 防 止 の た め に は ，ペ デ ス タ ル 床 に お け る 溶 融 炉 心・コンクリート相互作用を防止することが有効であること。

３．まとめ
レ ベ ル １ ．５ Ｐ Ｒ Ａ よ り 抽 出 し た 溶 融 物 が サ プ レ ッ シ ョ ン・プ ー ルへ落下した後に発生する格納容器破損モードについては，ペデスタ
ル（ ド ラ イ ウ ェ ル 部 ）床 に お け る 溶 融 炉 心・コ ン ク リ ー ト 相 互 作 用 に引き続いて発生する格納容器破損モードであること，及び当該格納
容 器 破 損 モ ー ド の 防 止 の た め に は ペ デ ス タ ル（ ド ラ イ ウ ェ ル 部 ）床 における溶融炉心・コンクリート相互作用を防止することが有効である こ と を 考 慮 し ，解 釈 に 基 づ き 必 ず 想 定 す る 格 納 容 器 破 損 モ ー ド「 溶融炉心・コンクリート相互作用」として整理する。
別紙 8−2

ま た ，格 納 容 器 破 損 モ ー ド「 溶 融 炉 心・コ ン ク リ ー ト 相 互 作 用 」の有 効 性 評 価 で は ，ペ デ ス タ ル 床（ ド ラ イ ウ ェ ル 部 ）に お け る 溶 融 炉 心・
コンクリート相互作用に対する格納容器破損防止対策の有効性を確認 し ，原 子 炉 圧 力 容 器 が 破 損 す る よ う な 状 況 に お い て も ，溶 融 物 が ペデスタル（ドライウェル部）内に保持可能であることを確認する。

別紙 8−3

格納容器バイパス（格納容器隔離失敗）
ＴＱＵＶ
ＴＱＵＸ
ＴＢＵ
ＴＢＰ
ＴＢＤ
長期ＴＢ
ＬＯＣＡ

過温破損

原子炉圧力
容器下部への
溶融物落下

炉心
損傷

原子炉圧力
容器内部でのデブリ保持に成功

原子炉
圧力容器
破損

ＴＷ
ＴＢＷ

水蒸気等に
よる過圧

過圧破損
(崩壊熱除去失敗)

炉心
損傷

水蒸気に
よる過圧

過圧破損
(長期冷却失敗)

格納容器
雰囲気過温

過温破損

溶融燃料−冷却材
相互作用
（ＦＣＩ）

原子炉圧力容器外での水蒸気爆発格納容器雰囲気
直接加熱
（ＤＣＨ）

格納容器
雰囲気直接加熱

格納容器
雰囲気過温

過温破損

水蒸気等に
よる過圧

過圧破損
(長期冷却失敗)＜凡例＞：プラント損傷状態：物理化学現象：格納容器破損モード

ＴＣ

別紙 8−4

ＩＳＬＯＣＡ

水蒸気等による過圧

早期過圧破損(未臨界確保失敗)

格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）

原子炉建屋へ
の流出継続

非凝縮性
ガス発生

炉心
損傷

溶融炉心・コンク
リート相互作用継続

サプレッション・
プールへの
デブリ落下

溶融燃料−冷却材
相互作用
（ＦＣＩ）

原子炉圧力容器外での水蒸気爆発

格納容器
雰囲気過温

過温破損

水蒸気等に
よる過圧

過圧破損
（長期冷却失敗）

非凝縮性
ガス発生

炉心損傷発生前（レベル1ＰＲＡ）

炉心損傷発生からペデスタル（ドライウェル部）への原子炉圧力容器破損に
溶融炉心落下後の状態（Ｔ３）
至るまでの状態（Ｔ１）
サプレッション・プールへの
原子炉圧力容器
溶融炉心落下後の状態（Ｔ３）
破損直後の状態（Ｔ２）

溶融炉心・コンク
リート相互作用継続

溶融炉心・
コンクリート相互作用注）解釈に基づき必ず想定する破損モードとの対応では，
溶融物がサプレッション・プールへ落下した後に発生する破損モードについては「溶融炉心・コンク
リート相互作用」として整理する。

図1

ＰＲＡより抽出される格納容器破損モード

別紙 8−5
図2

Ｍａｒｋ−Ⅱ格納容器の形状及び溶融デブリの移動経路の概略

別紙 9
格納容器直接接触（シェルアタック）を格納容器破損モードの評価対象から除外する理由について

必 ず 想 定 す る 格 納 容 器 破 損 モ ー ド の う ち ,格 納 容 器 直 接 接 触（ シ ェ ル
ア タ ッ ク ）に つ い て は ,「 実 用 発 電 用 原 子 炉 に 係 る 炉 心 損 傷 防 止 対 策 及び格納容器破損防止対策の有効性評価に関する審査ガイド」に次のように記載されている。
3.2.3

格納容器破損モードの主要解析条件等

5) 格 納 容 器 直 接 接 触 （ シ ェ ル ア タ ッ ク ）a. 現 象 の 概 要
原子炉圧力容器内の溶融炉心が原子炉格納容器内の床上へ流れ 出 す 時 に ,溶 融 炉 心 が 床 面 で 拡 が り 原 子 炉 格 納 容 器 の 壁 に 接
触 す る こ と に よ っ て ,原 子 炉 格 納 容 器 が 破 損 す る 場 合 が あ る 。

１．格納容器直接接触（シェルアタック）シ ェ ル ア タ ッ ク に つ い て は ，Ｎ Ｕ Ｒ Ｅ Ｇ ／ Ｃ Ｒ − ６ ０ ２ ５［ １ ］に お
い て ，Ｂ Ｗ Ｒ Ｍ ａ ｒ ｋ − Ⅰ 型 格 納 容 器 に 対 す る 検 討 が 実 施 さ れ て い
る 。Ｂ Ｗ Ｒ Ｍ ａ ｒ ｋ − Ⅰ 型 格 納 容 器 に お け る 格 納 容 器 直 接 接 触（ シェルアタック）のメカニズムは次のとおり。
炉心損傷後，原子炉圧力容器底部から流出した溶融炉心はペデス
タ ル 部 に 切 れ 込 み（ 図 1）が あ る た め ，溶 融 炉 心 が ペ デ ス タ ル 床 面 に広がった場合，溶融炉心が切れ込みからペデスタル部の外側に流出
し て 格 納 容 器 の 壁 面（ 金 属 製 ラ イ ナ ー 部 分 ）に 接 触 す る 可 能 性（ 図 2）がある。

別紙 9−1２．格納容器直接接触（シェルアタック）の除外理由
シ ェ ル ア タ ッ ク は ，Ｂ Ｗ Ｒ Ｍ ａ ｒ ｋ − Ⅰ 型 格 納 容 器 に 特 有 の 事 象であり，ＢＷＲ Ｍａｒｋ−Ⅱ型格納容器では，格納容器の構造上，
ペ デ ス タ ル（ ド ラ イ ウ ェ ル 部 ）床 に 落 下 し た デ ブ リ が 直 接 格 納 容 器 バ
ウ ン ダ リ と 接 触 す る こ と は な い （ 図 3）。 こ の た め ， 溶 融 炉 心 が 床 面で拡がり格納容器の壁に接触する格納容器直接接触（シェルアタッ
ク）の発生の可能性はない。
よ っ て ，格 納 容 器 直 接 接 触（ シ ェ ル ア タ ッ ク ）は 必 ず 想 定 す る 格 納
容 器 破 損 モ ー ド で あ る が ，Ｂ Ｗ Ｒ Ｍ ａ ｒ ｋ − Ⅱ 型 格 納 容 器 の 構 造 上 ，発生の可能性がないため，東海第二発電所において想定する格納容
器破損モードから除外した。

３ ．Ｂ Ｗ Ｒ Ｍ ａ ｒ ｋ − Ⅱ 型 格 納 容 器 に お け る サ プ レ ッ シ ョ ン・プ ー ル
底部のライナープレート破損の扱いについて(1)

レベル１．５ＰＲＡにおけるライナープレート破損の考え方
レベル１．５ＰＲＡにおいては，環境へ放射性物質が大規模放出される可能性のある格納容器破損モードとして，雰囲気圧力・
温 度 に よ る 静 的 負 荷 （ 格 納 容 器 過 圧 ・ 過 温 破 損 ）， 溶 融 炉 心 ・ コ
ンクリート相互作用（ＭＣＣＩ）等を考慮している。一方，格納容器直接接触（シェルアタック）については，ＢＷＲ Ｍａｒｋ
−Ⅰ型格納容器特有の破損モードであり，ＢＷＲ Ｍａｒｋ−Ⅱ
型格納容器においては，サプレッション・プール底部のライナー
プレートが破損したとしても，ライナープレート−コンクリート
間の間隙から外部に放出されるような構造とはなっておらず，また，ベースマットのコンクリート厚さは十分な厚さを有している
別紙 9−2

ことから，工学的判断により放射性物質の大規模放出に至らないものと考える。このため，ライナープレートの破損を格納容器破損モードとして考慮していない。
(2)

有効性評価におけるライナープレート破損の考え方
有効性評価においては，ＰＲＡより抽出された事故シーケンスについては，重大事故等対処設備に期待することにより，全て原
子炉圧力容器内で事象収束が可能であり，溶融炉心は原子炉圧力容器内で保持されることを確認している。また，仮に重大事故等対処設備の一部の機能に期待せず，溶融炉心が原子炉圧力容器外に放出されることを想定した場合においても，ペデスタル（ドライウェル部）における溶融炉心・コンクリート相互作用を防止することで，ライナープレートに接触することなくペデスタル（ドライウェル部）内で溶融炉心が適切に冷却されることを確認して
いる。

(3)

まとめ
ＢＷＲ Ｍａｒｋ−Ⅱ型格納容器である東海第二発電所においては，ライナープレート−コンクリート間の間隙から外部に放出されるような構造とはなっておらず，また，コンクリート侵食に対してベースマットは十分な厚さを有していることから，工学的判断により大規模放出に至らないものと考える。このため，ライ
ナープレートの破損を格納容器破損モードとして考慮していない。
一方で，有効性評価においては，ＰＲＡより抽出された事故シー ケ ン ス に つ い て は ，重 大 事 故 等 対 処 設 備 に 期 待 す る こ と に よ り ，
全て原子炉圧力容器内で事象収束が可能であり，溶融炉心は原子
別紙 9−3

炉圧力容器内で保持されることを確認している。また，仮に重大事故等対処設備の一部の機能に期待せず，溶融炉心が原子炉圧力容器外に放出されることを想定した場合においても，ペデスタル（ドライウェル部）における溶融炉心・コンクリート相互作用を防止することで，ライナープレートに接触することなくペデスタ
ル（ドライウェル部）内で溶融炉心が適切に冷却されることを確認している。

参考文献[1] U.S. NRC,

The Probability of Mark-I Containment

Failure by Melt-Attack of the Liner
November 1993

別紙 9−4

NUREG/CR-6025,

図 1

ＢＷＲ Ｍａｒｋ−Ⅰ型格納容器における格納容器直接接触［１］別紙 9−5

図 2

ＢＷＲ Ｍａｒｋ−Ⅰ型格納容器における格納容器直接接触の物理現象図［１］別紙 9−6

格納容器

ダイヤフラムフロア
ペデスタル
ベント管

サプレッション・
チェンバ

図 3

サプレッション・
プール

東海第二発電所（Ｍａｒｋ−Ⅱ型）の格納容器概略図

別紙 9−7

別紙 10格納容器隔離失敗の分岐確率の根拠と格納容器隔離失敗事象への対応について

1.
(1)

格納容器隔離失敗の分岐確率の根拠
格納容器隔離失敗の分岐確率の根拠
内部事象レベル１．５ＰＲＡにおける格納容器隔離失敗の分岐確率は，格納容器隔離失敗による大規模な漏えいを想定しており，
Ｎ Ｕ Ｒ Ｅ Ｇ ／ Ｃ Ｒ − ４ ２ ２ ０ ( 1 ) を 基 に 5.0E-3／ d と し て 設 定 し て い
る 。 Ｎ Ｕ Ｒ Ｅ Ｇ ／ Ｃ Ｒ − ４ ２ ２ ０ で は ， 米 国 の Ｌ Ｅ Ｒ （ Licensee
Event Reports）（ 1965 年 〜 1984 年 ）を 分 析 し ，表 1 に 示 す と お り 大
規 模 漏 え い 事 象 4 件 を 抽 出 ， 発 生 件 数 4 件 を 運 転 炉 年 （ 740 炉 年 ）で除すことにより，格納容器隔離失敗の発生頻度を算出している。
な お ，抽 出 さ れ た 4 件 以 外 に も エ ア ロ ッ ク 開 放 に 関 す る 事 象 が 75件発生しているが，これらの事象は数時間以内と短時間であり，大規模な漏えい事象には至っていない。

表 1

大規模漏えいとして抽出された事象

Reactor

Year

Event

Oconee 1

1973

Isolation Valves OpenSan Onofre 1

1977

Holes in Containment

Palisades

1979

By-pass Valves Open

Surry 1

1980

Holes in Containment

また，上記の大規模漏えい事象はいずれもＰＷＲで発生した事象
であり，ＢＷＲにおいては，出力運転中は格納容器内を窒素置換し別紙 10−1

管理しているため，格納容器からの漏えいが存在する場合は，格納容器圧力の低下等により速やかに検知できる可能性が高いと考えら
れる。

(2)

最近の米国の格納容器隔離失敗実績に関する参考文献
レ ベ ル １ ．５ Ｐ Ｒ Ａ で は ，1984 年 ま で の プ ラ ン ト 実 績 デ ー タ を 用
いたＮＵＲＥＧ／ＣＲ−４２２０を基に格納容器隔離失敗の分岐確
率 を 設 定 し て い る 。最 近 の 格 納 容 器 隔 離 失 敗 に 関 す る 報 告 と し て は ，
Ｅ Ｐ Ｒ Ｉ 報 告 書 ( 2 ) が あ る 。Ｅ Ｐ Ｒ Ｉ 報 告 書 で は ，米 国 に お け る 2007
年 時 点 ま で の 総 合 漏 え い 率 試 験 （ Ｉ Ｌ Ｒ Ｔ ： Integrated Leak Rate
Test） の 実 績 が 整 理 さ れ て お り ， 大 規 模 漏 え い に 至 る 事 象 と し て は設 計 漏 え い 率 の 35 倍 を 基 準 と し て い る が ，発 生 実 績 は 0 件 と な っ ている。
大 規 模 漏 え い に 至 る 事 象 実 績 0 件 （ 計 算 上 0.5 件 と し て い る ） を
Ｉ Ｌ Ｒ Ｔ 試 験 数 217 件 で 除 し て 隔 離 機 能 喪 失 を 以 下 の と お り 算 出 した。
0.5／ 217 ＝ 2.3E-3
大規模漏えいに至る事象実績※： 0.5件ＩＬＲＴ試験数： 217件※

発 生 経 験 が な い た め ， 発 生 実 績 を 0.5件 と 仮 定 。

この値は，ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−４２２０で評価された格納容器隔
離 失 敗 確 率 の 5.0E-3／ d よ り も 小 さ い 値 と な っ て お り ， Ｅ Ｐ Ｒ Ｉ 報
告書の結果を考慮してもＮＵＲＥＧ／ＣＲ−４２２０の評価結果を適用することは妥当であると考えられる。

別紙 10−2

2.
(1)

格納容器隔離失敗事象への対応
東海第二発電所で想定される格納容器隔離失敗の経路
東海第二発電所で想定される格納容器隔離失敗は，機械的破損及び人的過誤による隔離機能喪失であり，以下に示すとおりである。
ａ．機械的破損による隔離機能喪失(a)

格納容器貫通部からの漏えい
格納容器の電気配線貫通部のシール材の劣化や配管貫通部の管台の割れ等がある場合には，格納容器内雰囲気が漏えいする可能性がある。

(b)

格納容器アクセス部からの漏えい
ドライウェル主フランジ，機器搬入用ハッチ，所員用エアロ
ック等のアクセス部のシール部又は溶接部が破損している場合には，格納容器内雰囲気が漏えいする可能性がある。

(c)

格納容器バウンダリからの漏えい
格納容器スプレイ配管，不活性ガス系，可燃性ガス濃度制御
系等は格納容器雰囲気と連通しており，これらのバウンダリが破損している場合には，格納容器内雰囲気が漏えいする可能性がある。

ｂ．人的過誤による隔離機能喪失(a)漏えい試験配管からの漏えい
施設定期検査時の格納容器漏えい試験の後に，試験配管隔離
弁の復旧忘れ等がある場合には、格納容器内雰囲気が漏えいする可能性がある。

別紙 10−3

(2)格納容器隔離失敗事象への対応(1)で 挙 げ た 格 納 容 器 隔 離 失 敗 事 象 に 対 す る 対 応 と し て は ，重 大 事
故等時に，万一にも格納容器の隔離機能が喪失していることのない
よう，格納容器の漏えいに対する検知性を向上させることが有効であり，定期試験時及び原子炉起動前における格納容器隔離機能の確認や手順書に基づく確実な操作を実施している。さらに，出力運転
中は格納容器内を窒素置換し管理しているため，格納容器からの漏えいが存在する場合は，格納容器圧力の低下等により速やかに検知できる可能性が高いと考える。

参考文献(1) NUREG/CR-4220,Reliability Analysis of Containment Isolation
Systems， U.S.NRC,(2) Risk Impact Assessment of Extended Integrated Leak Rate
Testing Intervals, Revision 2-A of 1009325, Final Report ，
EPRI, October 2008

別紙 10−4

「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月
Ｐ Ｒ Ａ の 説 明 に お け る 参 照 事 項（ 原 子 力 規 制 庁

原子力規制庁）」への東海第二発電所のＰＲＡの対応状況について平 成 2 5 年 9 月 ）の 記 載 内 容（はじめに）
本 書 は ，｢ 実 用 発 電 用 原 子 炉 及 び そ の 付 属 設 備 の 位 置 ，構 造 及 び 設 備 に 関 する 規 則 の解 釈 」 （平 成 ２ ５ 年 ６月 １ ９日 ） （以 下 「解 釈 」 と い う 。 ） 第 ３章
第 ３ ７ 条 に 基 づ き ，原 子 炉 設 置（ 変 更 ）許 可 申 請 者 が ，確 率 論 的 リ ス ク 評 価 ( 以下 ，「 Ｐ Ｒ Ａ 」 と い う 。 ) に 関 し ， 審 査 の た め の 説 明 に 際 し ， 参 照 す べ き 事 項を示 す も の で あ る 。 な お ， 申 請 者 は ，本 書 の整 理 に よ ら な い構 成 で説 明 す る
こ と も で き る が ， そ の際 に は本 書 の整 理 と異 な る点 に つ い て合 理 的 と す る理
由 に つ い て の説 明 と と も に 各 項 目 に相 当 す る内 容 に つ い て ，申 請 者 の説 明 責
任 とし て示 す必 要 が あ る 。

別紙 11−1

１ ．新 規 制 基 準 適 合 性 の 審 査 に お い て 提 示 す べ き Ｐ Ｒ Ａ の 実 施 内 容 に 係 る 資
料 について新 規 制 基 準 では ， 「解 釈 第 ３章 第 ３ ７条 （重 大 事 故 等 の拡 大 の防 止 等 ）「 １ − １ (a)及 び(b) 」 ， 「 ２ − １ (a)及 び(b) 」及 び 「 ４ − １ (a)及 び(b) 」に お け る事 故 シー ケ ン ス グ ル ー プ等 の抽 出 に お い て Ｐ Ｒ Ａ を活 用 す る こと が規 定 さ れ て お り ， そ の 実 施 状 況 を確 認 す る必 要 が あ る た め ，原 子 炉 設
置 （変 更 ）許 可 申 請 者 に お い て は ，審 査 の過 程 に お い て事 故 シ ー ケ ン ス グ
ル ー プ等 の抽 出 に お け る Ｐ Ｒ Ａ の実 施 状 況 を説 明 す る 必 要 が あ る 。
本 解 釈 に お け る(b)に は ， 「 ①個 別 プ ラ ン ト の内 部 事 象 に関 す る確 率 論的 リス ク評 価 （ Ｐ Ｒ Ａ ）及 び外 部 事 象 に関 す る Ｐ Ｒ Ａ （適 用 可 能 な も の ）
又 は そ れ に代 わ る方 法 で評 価 を実 施 す る こ と 。 」 と さ れ て お り ，外 部 事 象に関 し て は ， Ｐ Ｒ Ａ の適 用 が可 能 なも の以 外 はそ れ に 代 わる方 法 につ いて ，評 価 条 件 や評 価 方 法 ，評 価 の プ ロ セ ス に関 す る説 明 （適 切 性 の説 明 を含 む ） ，評 価 の結 果 等 評 価 結 果 を導 く た め に必 要 と考 え ら れ る事 項 を整 理
し説 明 す る必 要 が あ る 。
そ の た め ， こ こ で は ，日 本 原 子 力 学 会 標 準 等 を参 考 に基 本 的 に想 定 さ れ
る Ｐ Ｒ Ａ の実 施 内 容 を踏 ま え て ，説 明 に最 低 限 必 要 な項 目 を列 記 し た 。
な お ，説 明 に当 た っ て は ， 実 施 し た Ｐ Ｒ Ａ の内 容 を 踏 ま え て こ こ に記 載
し て い る 項 目 に加 え て 説 明 す べ き 事 項 を抽 出 し ，説 明 性 の観 点 か ら 再 構 成
す る な ど ，申 請 者 の説 明 責 任 と し て自 ら十 分 検 討 す べ き こ と を付 言 す る 。

東 海 第 二 発 電 所 の対 応 状 況「別 添 東 海 第 二 発 電 所 確 率 論 的 リス ク評 価 （ Ｐ Ｒ Ａ ）に つ い て 」に お け る対 応 状 況 を以 下 に示 し ， そ の対 応 箇 所 の項 目 を （ ） で記 載する。

従 来 か ら定 期 安 全 レ ビ ュ ー （ Ｐ Ｓ Ｒ ）等 の機 会 に内 部 事 象 レベ ル １ Ｐ Ｒ Ａ（出 力 運 転 時 ，停 止 時 ）及 び レ ベ ル １ ． ５ Ｐ Ｒ Ａ を 実 施 し て き て お り ， こ れ
ら の Ｐ Ｒ Ａ手 法 を今 回 も適 用 し た 。 ま た ，外 部 事 象 とし て は ，現 段 階 で適 用
可 能 な事 象 と し て ，日 本 原 子 力 学 会 に お い て実 施 基 準 が標 準 化 さ れ ，試 評 価
等 の実 績 を有 す る地 震 レ ベ ル １ Ｐ Ｒ Ａ及 び津 波 レ ベ ル １ Ｐ Ｒ Ａ を対 象 と し ，
こ れ ら の外 部 事 象 Ｐ Ｒ Ａ か ら抽 出 さ れ る建 屋 ・構 造 物 等 の大 規 模 な損 傷 か ら
発 生 す る事 象 に つ い て も 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ等 の 選 定 に係 る検 討 対 象 範
囲 とした。
（「 2 . 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ 等 の 選 定 に 係 る Ｐ Ｒ Ａ の 実 施 範 囲 ・ 評 価 対
象 ・ 実 施 手 法 」）
な お ， Ｐ Ｒ Ａ が適 用 可 能 では な い と判 断 した外 部 事 象 に つ い て は定 性 的 な
検 討 か ら分 析 を実 施 し た 。
（重 要 事 故 シーケ ン スグ ル ー プ及 び重 要 事故 シーケ ンス等 の選 定 につい て
別 紙 1 有 効 性 評 価 の事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ選 定 に お け る外 部 事 象 の考 慮について）

別 紙 11

「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月
Ｐ Ｒ Ａ の 説 明 に お け る 参 照 事 項（ 原 子 力 規 制 庁

原子力規制庁）」への東海第二発電所のＰＲＡの対応状況について平 成 2 5 年 9 月 ）の 記 載 内 容

２ ． Ｐ Ｒ Ａ の評 価 対 象
今 回 の原 子 炉 等 規 制 法 改 正 後 の初 回 設 置 （変 更 ）許 可 時 に お い て は ， こ
れ ま で の許 認 可 実 績 を踏 ま え て ，規 制 上 の担 保 が得 ら れ て い る対 策 を基 に
Ｐ Ｒ Ａ を実 施 す る も の で あ り ， Ｐ Ｒ Ａ の前 提 と な っ て い る設 備 状 況 等 に
つ い て ま ず 整 理 す る 必 要 が あ り ，評 価 対 象 を 明 示 す る こ と（ 例 ：下 図 の ( B )ま で の 設 備 に つ い て ， 既 許 可 ECCS の 機 能 を 作 動 さ せ る た め の 手 動 起 動 措 置
を評 価 対 象 と す る こ と は で き る が ，許 認 可 実 績 を踏 まえ て そ れ ぞ れ個 別 の評価 対 象 についての整 理 が必 要 。）。

東 海 第 二 発 電 所 の対 応 状 況
今 回 の Ｐ Ｒ Ａ の目 的 は ， 設 計 基 準 事 象 を超 え た重 大 事 故 に対 す る炉 心 損 傷
防 止 対 策 等 の有 効 性 評 価 を 行 う た め の事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ等 の抽 出 で ある こ と か ら ，設 計 基 準 事 故 対 処 設 備 による対 応 を基 本 と し ， こ れ ま で に整 備
し た ア ク シ デ ン ト マ ネ ジ メ ン ト策 （通 商 産 業 省 「原 子 力 発 電 所 内 に お け る ア
クシデントマネジメントの整備について」（ 平 成 4 年 7 月 ）以 前 か ら 整 備 し て
い る ア ク シ デ ン ト マ ネ ジ メ ン ト策 を含 む ） に は期 待 しな い こ と を前 提 に評 価を 行 う こ と と し た 。 た だ し ，「 Ｅ Ｃ Ｃ Ｓ 手 動 起 動 」，「 原 子 炉 手 動 減 圧 」，「 残 留
熱 除 去 系 の 手 動 起 動 」，「 高 圧 炉 心 ス プ レ イ 系 及 び 原 子 炉 隔 離 時 冷 却 系 の 水 源
切 替 」等 の設 計 基 準 事 故 対 処 設 備 を作 動 さ せ る た め の 操 作 に つ い て は ，本 評
価 にお い て も期 待 す る こ と と し た 。
（「 1 . 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ 等 の 選 定 に 係 る Ｐ Ｒ Ａ の 実 施 範 囲 と 評 価 対 象に つ い て 」）

別紙 11−2

「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月
Ｐ Ｒ Ａ の 説 明 に お け る 参 照 事 項（ 原 子 力 規 制 庁

原子力規制庁）」への東海第二発電所のＰＲＡの対応状況について平 成 2 5 年 9 月 ）の 記 載 内 容

３． レベル１ＰＲＡ
３ ． １ 内 部 事 象 （出 力 運 転 時 ）a.対 象 プ ラ ン ト①対 象 と す る プ ラ ン ト の説 明
● 設 計 基 準 事 故 対 処 設 備 で あ り ，重 大 事 故 等 の 対 処 に 用 い る 設 備 （ 以 下「 対 処 設 備 」と い う 。）等 ， Ｐ Ｒ Ａ の 中 で 考 慮 す る 設 備 の一 覧 及 び設
備 の説 明②停 止 時 の プ ラ ン ト状 態 の 推 移 （停 止 時 Ｐ Ｒ Ａ の み ）③ プ ラ ン ト状 態 分 類 （停 止 時 Ｐ Ｒ Ａ の み ）● プ ラ ン ト状 態 分 類 の考 え方● プ ラ ン ト状 態 の分 類 結 果

b.起 因 事 象
① 評 価 対 象 と し た起 因 事 象 のリ ス ト ，説 明 及 び発 生 頻 度●起 因 事 象 リスト，説 明 及 び発 生 頻 度

別紙 11−3● 起 因 事 象 の 抽 出 の 方 法 ，グ ル ー プ 化 し て い る 場 合 に は グ ル ー プ 化 の 考
え方 ，発 生 頻 度 の評 価 方 法●対 象 外 と し た起 因 事 象 と，対 象 外 とし た理 由

東 海 第 二 発 電 所 の対 応 状 況① Ｐ Ｒ Ａ の中 で考 慮 す る設 備 を ， プ ラ ン ト仕 様 や必 要 と な る系 統 ご と に整 理した。
（「 3 . 1 . 1 . 1 対 象 プ ラ ン ト ( 1 ) 対 象 と す る プ ラ ン ト の 説 明 」）
②停 止 時 ＰＲＡで記 載③停 止 時 ＰＲＡで記 載①●国 内 の プ ラ ン ト異 常 事 象 や設 備 を網 羅 し て い る資 料 と し て原 子 炉 設 置 許 可
申 請 書 及 び 海 外 の 評 価 事 例 （ Ｅ Ｐ Ｒ Ｉ Ｎ Ｐ − ２ ２ ３ ０ ） を 分 析 し ，評 価 対
象 とし た起 因 事 象 をリ ス ト 化 した 。
（「 3 . 1 . 1 . 2 起 因 事 象 ( 1 ) 評 価 対 象 と し た 起 因 事 象 に つ い て 」）
●同 定 さ れ た起 因 事 象 にお い て,プ ラ ン ト応 答 や必 要 と な る緩 和 設 備 が同 等
であ り ，同 一 のイベ ント ツ リー及 びフォ ール ト ツリ ー で扱 え る事 象 をグル
ー プ化 した。
●起 因 事 象 発 生 頻 度 は, Ｌ Ｏ Ｃ Ａ を 除 き,国 内 Ｂ Ｗ Ｒ プ ラ ン ト の運 転 実 績 に基づ き 評 価 し , 発 生 実 績 の な い 事 象 に つ い て は 0 . 5 件 の 発 生 を 仮 定 し た 。Ｌ Ｏ
Ｃ Ａ に つ い て は,米 国 の評 価 方 法 を踏 ま え て発 生 頻 度 を評 価 し た 。
（「 3 . 1 . 1 . 2 起 因 事 象 ( 1 ) 評 価 対 象 と し た 起 因 事 象 に つ い て 」）
●同 定 さ れ た起 因 事 象 の う ち ，発 生 の可 能 性 が極 め て 低 い場 合 ，又 は発 生 を
仮 定 し て も そ の影 響 が限 定 さ れ る 場 合 に は リ ス ク評 価 上 の重 要 性 は低 い と考 え，評 価 対 象 から除 外 した 。
・出 力 運 転 時 中 の制 御 棒 引 き抜 き・原 子 炉 冷 却 材 流 量 の部 分 喪 失 及 び原 子 炉 冷 却 材 系 の停 止 ル ー プ の誤 起 動・放 射 性 気 体 廃 棄 物 処 理 施 設 の破 損
・燃 料 集 合 体 の落 下 事 象・制 御 棒落 下・主 蒸 気管 破断
・原 子 炉 圧 力 容 器 破 損 （Ｄ Ｂ Ａ超 過 Ｌ Ｏ Ｃ Ａ ）・通 常 停止（「 3 . 1 . 1 . 2 起 因 事 象 ( 1 ) 評 価 対 象 と し た 起 因 事 象 に つ い て 」）

「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月
Ｐ Ｒ Ａ の 説 明 に お け る 参 照 事 項（ 原 子 力 規 制 庁

原子力規制庁）」への東海第二発電所のＰＲＡの対応状況について平 成 2 5 年 9 月 ）の 記 載 内 容

c.成 功 基 準
①成 功 基 準 の一 覧 表●炉 心 損 傷 の定 義

●起 因 事 象 ご と の成 功 基 準 の一 覧 表●対 処 設 備 作 動 ま で の余 裕 時 間 及 び使 命 時 間

別紙 11−4● 成 功 基 準 設 定 の た め に熱 水 力 解 析 等 を実 施 し た場 合 は 使 用 し た解 析
結 果 ，及 び使 用 し た解 析 コ ー ド の検 証 性

d.事 故 シ ー ケ ン ス①イベントツリー● イベ ン ト ツリ ー図● ヘ デ ィ ン グ ，事 故 進 展 及 び最 終 状 態 の説 明
● イ ベ ン ト ツ リ ー作 成 上 の主 要 な仮 定

東 海 第 二 発 電 所 の対 応 状 況①● 燃 料 被 覆 管 表 面 温 度 が 1200 ℃ を 超 え る と 評 価 さ れ る 状 態● 燃 料 被 覆 管 の酸 化 量 が ,酸 化 反 応 が著 し く な る 前 の 被 覆 管 厚 さ の 15 ％ を 超
え る と評 価 され る状 態（「 3 . 1 . 1 . 3 成 功 基 準 ( 1 ) 成 功 基 準 に つ い て 」）
●成 功 基 準 の検 討 に当 た っ て は ， Ｓ Ａ Ｆ Ｅ Ｒ コ ー ド に よ る成 功 基 準 解 析 結 果を用 い て起 因 事 象 ごと に整 理 した 。
（「 3 . 1 . 1 . 3 成 功 基 準 ( 1 ) 成 功 基 準 に つ い て 」 及 び 「 添 付 資 料 3 . 1 . 1 . 3 - 1 成
功 基 準 解 析 及 び 事 故 進 展 解 析 に つ い て 」）
●運 転 員 によ る緩 和 操 作 を対 象 として ， そ れ ら を遂 行 す る ま で の余 裕 時 間 を
Ｍ Ａ Ａ Ｐ コ ー ド に よ る事 故 進 展 解 析 結 果 等 に基 づ き設 定 し た 。 ま た ，緩 和
設 備 が要 求 さ れ る安 全 機 能 を果 た す た め に必 要 な運 転 時 間 で あ る使 命 時 間に つ い て は ， 機 能 喪 失 し た 設 備 の復 旧 や追 加 の運 転 員 操 作 に期 待 で き る時
間 と し て ，24 時 間 を適 用 し た 。
（「 3 . 1 . 1 . 3 成 功 基 準 ( 1 ) 成 功 基 準 に つ い て 」）
●成 功 基 準 解 析 に使 用 した Ｓ Ａ Ｆ Ｅ Ｒ コ ー ド は,許 認 可 解 析 で十 分 な実 績 を有 し て お り,十 分 な検 証 が 行 わ れ て い る 。 ま た ,事 故 進 展 解 析 に使 用 し た Ｍ
Ａ Ａ Ｐ コ ー ド の検 証 性 につ い て は,重 大 事 故 等 防 止 対 策 の有 効 性 評 価 の内容 説 明 と合 わ せ て提 示 す る 。
（「 3 . 1 . 1 . 3 成 功 基 準 ( 1 ) 成 功 基 準 に つ い て 」）①
●選 定 し た起 因 事 象 に対 し て ，炉 心 損 傷 を防 止 す る た め に必 要 な緩 和 設 備 や
緩 和 操 作 を検 討 し ，炉 心 損 傷 に至 る事 故 シ ー ケ ン ス を イ ベ ン ト ツ リ ー と して展 開 した。
●選 定 し た各 起 因 事 象 の特 徴 を踏 ま え ， ヘ デ ィ ン グ及 び事 故 進 展 の説 明 と イ
ベ ン ト ツ リ ー作 成 上 の主 要 な仮 定 を示 し た 。
●展 開 し た事 故 シ ー ケ ン ス の最 終 状 態 を炉 心 損 傷 状 態 又 は成 功 状 態 の い ず れ
か に 分 類 し た 。炉 心 損 傷 状 態 に つ い て は ，「 原 子 炉 停 止 機 能 」，
「炉 心 冷 却 機
能 」，「 格 納 容 器 か ら の 除 熱 機 能 」 の 各 安 全 機 能 に 着 目 し ， 起 因 事 象 及 び 緩
和 設 備 の成 否 等 に よ っ て分 類 し た 。
（「 3 . 1 . 1 . 4 事 故 シ ー ケ ン ス ( 1 ) イ ベ ン ト ツ リ ー 」）

「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月
Ｐ Ｒ Ａ の 説 明 に お け る 参 照 事 項（ 原 子 力 規 制 庁

原子力規制庁）」への東海第二発電所のＰＲＡの対応状況について平 成 2 5 年 9 月 ）の 記 載 内 容

e. シ ス テ ム 信 頼 性①評 価 対象 としたシステムと その説 明●評 価 対象 システム一 覧● シ ス テ ム の 概 要 ，機 能 ， 系 統 図 ，必 要 と す る サ ポ ー ト 系 ， 試 験 ， シ ス
テ ム信 頼 性 評 価 上 の主 要 な仮 定
②システ ム信 頼 性評価 手 法③ シ ス テ ム信 頼 性 評 価 の結 果
●起 因 事象 ごとのシ ステム 信頼 性評 価結果●主 要 な ミ ニ マ ル カ ッ ト セ ッ ト （FT を用 い た場 合 ）④ シ ス テ ム信 頼 性 評 価 を実 施 せ ず に設 定 し た非 信 頼 度 と そ の根 拠

別紙 11−5
f. 信 頼 性 パ ラ メ ー タ①非 信 頼 度 を構 成 す る要 素 と評 価 式②機 器 故障 率 パラメータの一 覧● 機 器 故 障 率 パ ラ メ ー タ の 設 定 方 法 （ 機 器 の 分 類 ，機 器 の 境 界 ，故 障 モ
ー ド の分 類 等 ）●機 器 故 障 率 パ ラ メ ー タ の 一 覧 （故 障 モ ー ド ，故 障 率 等 ）●機 器 故 障 率 パ ラ メ ー タ の 不 確 実 さ幅

東 海 第 二 発 電 所 の対 応 状 況①評 価 対 象 と し た シ ス テ ム に つ い て は一 覧 表 を作 成 し， そ れ ぞ れ の シ ス テ ム
ご と に概 要 ，機 能 ，系 統 図 ，必 要 と す る サ ポ ー ト系 ， 試 験 及 び シ ス テ ム信
頼 性 評 価 上 の主 要 な仮 定 を 整 理 し た 。
（「 3 . 1 . 1 . 5 シ ス テ ム 信 頼 性 ( 1 ) 評 価 対 象 と し た シ ス テ ム と そ の 説 明 」）
② シ ス テ ム信 頼 性 解 析 で は , シ ス テ ム が機 能 喪 失 に至 る要 因 の組 合 せ を網 羅
的 に展 開 で き ， シ ス テ ム の ア ン ア ベ イ ラ ビ リ テ ィ の 定 量 化 が可 能 で あ る手
法 とし て ， フ ォ ー ル ト ツ リ ー法 を用 いた 。 ま た ， フ ロ ン ト ラ イ ン系 とそ の
サ ポ ー ト系 に つ い て フ ォ ー ル ト ツ リ ー を作 成 した 。
（「 3 . 1 . 1 . 5 シ ス テ ム 信 頼 性 ( 2 ) シ ス テ ム 信 頼 性 評 価 手 法 」 及 び 「 添 付 資 料
3 . 1 . 1 . 5 - 1 サ ポ ー ト 系 が 一 部 故 障 し て い る 場 合 の 評 価 に つ い て 」）
③ シ ス テ ム信 頼 性 解 析 の結 果 に つ い て ，起 因 事 象 ご と に結 果 が異 な る も の は
起 因 事 象 ご と に評 価 し ，主 要 な ミ ニ マ ル カ ッ ト セ ッ ト の評 価 も実 施 し た 。
（「 3 . 1 . 1 . 5 シ ス テ ム 信 頼 性 ( 3 ) シ ス テ ム 信 頼 性 評 価 の 結 果 」）
④制 御 棒 挿 入 失 敗 確 率 及 び 逃 が し安 全 弁 に よ る圧 力 制 御 の失 敗 確 率 に つ い ては ， シ ス テ ム信 頼 性 評 価 を実 施 せ ず に非 信 頼 度 を設 定 し て お り ， そ の根 拠を明 確 にした。
（「 3 . 1 . 1 . 5 シ ス テ ム 信 頼 性 ( 4 ) シ ス テ ム 信 頼 性 評 価 を 実 施 せ ず に 設 定 し た
非 信 頼 度 と そ の 根 拠 」）

①系 統 の非 信 頼 度 を評 価 す る フ ォ ー ル ト ツ リ ー の基 事 象 （要 素 ） と し て は ，
機 器 故 障 ，共 通 要 因 故 障 ， 試 験 に よ る 待 機 除 外 ,保 守 作 業 に よ る 待 機 除 外 ,
人 的 過 誤 等 が あ り ， そ れ ぞ れ の評 価 式 に基 づ き非 信 頼 度 を評 価 し た 。
（「 3 . 1 . 1 . 6 信 頼 性 パ ラ メ ー タ ( 1 ) 非 信 頼 度 を 構 成 す る 要 素 と 評 価 式 」）
② Ｎ Ｕ Ｃ Ｉ Ａ で 公 開 さ れ て い る 国 内 プ ラ ン ト の 故 障 実 績 （ 1982年 度 〜 2002年
度 21 ヵ 年 49基 デ ー タ ） を 基 に し た 「 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（ 平 成 2 1 年 5 月 公 表 ）」（ 以 下「 2 1 ヵ 年 デ ー タ 」と い う 。）に記 載 されてい る デー タ を 使 用 した。ま た， Ｎ ＵＣ Ｉ Ａ で公 開 されてい る
国 内 プ ラ ン ト の故 障 実 績 は， 「原 子 力 発 電 所 に関 す る 確 率 論 的 安 全 評 価 用の 機 器 故 障 率 の 算 出 （ 1982 年 度 〜 1997年 度 16 ヵ 年 49基 デ ー タ 改 訂 版 ） （ 平成 1 3 年 2 月 ） ， 電 中 研 報 告 P 0 0 0 0 1 ，（ 財 ）電 力 中 央 研 究 所 」 で 定 義 し た 機 器
バ ウ ン ダ リ に従 っ た 。
な お ，21 ヵ年 デ ー タ に記 載 の な い機 器 の故 障 率 に つ い て は ，類 似 性 を考慮 した工 学 的 判 断 に基 づ き ，21 ヵ年 デ ー タ に記 載 され た他 の機 器 の故 障 率を使 用 した（「 3 . 1 . 1 . 6 信 頼 性 パ ラ メ ー タ ( 2 ) 機 器 故 障 確 率 」）

「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月
Ｐ Ｒ Ａ の 説 明 に お け る 参 照 事 項（ 原 子 力 規 制 庁

原子力規制庁）」への東海第二発電所のＰＲＡの対応状況について平 成 2 5 年 9 月 ）の 記 載 内 容③機 器 復 帰 の取 扱 い方 法 及 び機 器 復 帰 失 敗 確 率④待 機 除外 確率⑤共 通 要 因 故 障 の評 価 方 法 と共 通 要 因 故 障 パ ラ メ ー タ

g. 人 的 過 誤①評 価 対 象 と し た人 的 過 誤 及 び評 価 結 果●人 的 過 誤 の評 価 に用 い た 手 法

別紙 11−6● 人 的 過 誤 の分 類 ，人 的 操 作 に対 す る許 容 時 間 ，過 誤 回 復 の取 扱 い●人 的 過誤評 価 結果

● 人 的 過 誤 評 価 に用 い た主 要 な仮 定

h. 炉 心 損 傷 頻 度①炉 心 損 傷 頻 度 の算 出 に用 い た方 法

東 海 第 二 発 電 所 の対 応 状 況③故 障 し た機 器 や外 部 電 源 の使 命 時 間 中 の復 旧 に は期 待 して い な い 。
（「 3 . 1 . 1 . 6 信 頼 性 パ ラ メ ー タ ( 3 ) 機 器 復 帰 の 取 扱 い 方 法 及 び 機 器 復 帰 失 敗
確 率 」）④待 機 除 外 確 率 は保 守 点 検 作 業 に よ る待 機 除 外 を考 慮 し て お り ，機 器 の平 均
修 復 時 間 と機 器 故 障 率 デ ー タ を用 い て待 機 除 外 確 率 を算 出 し た 。
（「 3 . 1 . 1 . 6 信 頼 性 パ ラ メ ー タ ( 4 ) 待 機 除 外 確 率 」）
⑤冗 長 機 能 を有 す る機 器 を対 象 に,動 的 機 器 の動 的 故 障 モ ー ド及 び一 部 の静的 機 器 に つ い て共 通 要 因 故 障 を考 慮 し た 。 ま た ，共 通 要 因 故 障 パ ラ メ ー タに つ い て は ，米 国 で公 開 さ れ て い る文 献 に記 載 のデ ー タ を使 用 し ，共 通 原
因 故 障 の モ デ ル化 に は Ｍ Ｇ Ｌ法 を用 い た 。
（「 3 . 1 . 1 . 6 信 頼 性 パ ラ メ ー タ ( 5 ) 共 通 要 因 故 障 の 評 価 方 法 と 共 通 要 因 故 障
パ ラ メ ー タ 」）①
●人 的 過 誤 の発 生 確 率 の分 析 にお い て は ヒ ュ ー マ ン エ ラ ー ハ ン ド ブ ッ ク （ ＮＵ Ｒ Ｅ Ｇ ／ Ｃ Ｒ − １ ２ ７ ８ ） の Ｔ Ｈ Ｅ Ｒ Ｐ手 法 を用 い て人 的 過 誤 確 率 を評価 した。
●人 的 過 誤 は起 因 事 象 発 生 前 と起 因 事 象 発 生 後 に分 類 し た 。 そ れ ぞ れ に対 して ， プ ラ ン ト の運 転 ，保 守 ，点 検 等 ，炉 心 損 傷 頻 度 に 有 意 な影 響 を及 ぼ し
得 る人 間 の タ ス ク を分 析 し ， タ ス ク を遂 行 す る過 程 で 起 こ り得 る人 的 過 誤を 同 定 し ，人 的 過 誤 評 価 結 果 を 示 し た 。起 因 事 象 発 生 前 の 人 的 過 誤 と し て ，試 験 ・保 守 作 業 の終 了 後 の 通 常 状 態 へ の復 旧 忘 れ （手 動 弁 の開 閉 忘 れ等 ）を考 慮 し た 。起 因 事 象 発 生 後 と し て ，認 知 失 敗 及 び操 作 失 敗 を考 慮 し た 。
● 認 知 失 敗 確 率 の 評 価 で は ，成 功 基 準 解 析 及 び 事 故 進 展 解 析 の 結 果 を 踏 ま え ，人 的 操 作 に対 す る許 容 時 間 を考 慮 し ， Ｔ Ｈ Ｅ Ｒ Ｐ の標 準 診 断 曲 線 を参 照 して失 敗 確 率 を設 定 し た 。 ま た ，過 誤 回 復 に つ い て は各 人 的 過 誤 の特 徴 を考
慮 し ，過 誤 回 復 に期 待 で き る か否 か を判 断 の上 ，設 定 し た 。
●起 因 事 象 発 生 前 及 び起 因 事 象 発 生 後 の人 的 過 誤 確 率 の評 価 結 果 を一 覧 表 で整理 した。
●各 人 的 過 誤 の評 価 に お い て評 価 上 の仮 定 を整 理 し た 。
（「 3 . 1 . 1 . 7 人 的 過 誤 」）

①本 評 価 では小 イベ ン ト ツ リ ー ／大 フォ ー ル ト ツ リ ー の モ デ ル を作 成 し，計算 コ ー ド に は Safety Watcher を 用 い て , フ ォ ー ル ト ツ リ ー 結 合 法 に よ る 炉
心 損 傷 頻 度 の定 量 化 を行 っ た 。
（「 3 . 1 . 1 . 8 炉 心 損 傷 頻 度 ( 1 ) 炉 心 損 傷 頻 度 の 算 出 に 用 い た 方 法 」）

「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月
Ｐ Ｒ Ａ の 説 明 に お け る 参 照 事 項（ 原 子 力 規 制 庁

原子力規制庁）」への東海第二発電所のＰＲＡの対応状況について平 成 2 5 年 9 月 ）の 記 載 内 容②炉 心 損傷 頻度●全 炉 心 損 傷 頻 度 及 び主 要 な事 故 シ ー ケ ン ス と分 析
●起 因 事 象 別 の炉 心 損 傷 頻 度 及 び主 要 な事 故 シ ー ケ ン ス と分 析
● プ ラ ン ト 損 傷 状 態 別 炉 心 損 傷 頻 度 及 び主 要 な事 故 シ ー ケ ン ス の 分 析③重 要 度 解 析 ，不 確 実 さ解 析 及 び感 度 解 析

東 海 第 二 発 電 所 の対 応 状 況②全 炉 心 損 傷 頻 度 ，起 因 事 象 別 及 び プ ラ ン ト状 態 別 の 炉 心 損 傷 頻 度 及 び主 要
な事 故 シ ー ケ ン ス を整 理 し ，結 果 の分 析 を行 っ た（「 3 . 1 . 1 . 8 炉 心 損 傷 頻 度 ( 2 ) 炉 心 損 傷 頻 度 （ 点 推 定 値 ）」）③炉 心 損 傷 頻 度 に至 る支 配 的 な要 因 を確 認 す る観 点 で ，重 要 度 解 析 を実 施 した 。ま た ，炉 心 損 傷 頻 度 の 不 確 か さ の 幅 を 評 価 す る た め , 不 確 実 さ 解 析 を 実
施 し た 。感 度 解 析 は , 給 復 水 系 を 考 慮 し た 場 合 や 個 別 プ ラ ン ト の 起 因 事 象 発
生 頻 度 及 び機 器 故 障 率 デ ー タ を 用 い た場 合 の炉 心 損 傷 頻 度 を評 価 し,事 故
シ ー ケ ン ス グ ル ー プ ご と の 炉 心 損 傷 頻 度 等 への影 響 を検 討 し た 。
（「 3 . 1 . 1 . 8 炉 心 損 傷 頻 度 ( 3 ) 重 要 度 解 析 , 不 確 実 さ 解 析 及 び 感 度 解 析 」）

別紙 11−7

「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月
Ｐ Ｒ Ａ の 説 明 に お け る 参 照 事 項（ 原 子 力 規 制 庁

原子力規制庁）」への東海第二発電所のＰＲＡの対応状況について平 成 2 5 年 9 月 ）の 記 載 内 容

３． レベル１ＰＲＡ
３ ． １ 内 部 事 象 （停 止 時 ）a.対 象 プ ラ ン ト①対 象 と す る プ ラ ン ト の説 明
● 設 計 基 準 事 故 対 処 設 備 で あ り ，重 大 事 故 等 の 対 処 に 用 い る 設 備 （ 以 下「 対 処 設 備 」と い う 。）等 ， Ｐ Ｒ Ａ の 中 で 考 慮 す る 設 備 の一 覧 及 び設
備 の説 明②停 止 時 の プ ラ ン ト状 態 の 推 移 （停 止 時 Ｐ Ｒ Ａ の み ）③ プ ラ ン ト状 態 分 類 （停 止 時 Ｐ Ｒ Ａ の み ）● プ ラ ン ト状 態 分 類 の考 え方● プ ラ ン ト状 態 の分 類 結 果

別紙 11−8b.起 因 事 象
① 評 価 対 象 と し た起 因 事 象 のリ ス ト ，説 明 及 び発 生 頻 度●起 因 事 象 リスト，説 明 及 び発 生 頻 度● 起 因 事 象 の 抽 出 の 方 法 ，グ ル ー プ 化 し て い る 場 合 に は グ ル ー プ 化 の 考
え方 ，発 生 頻 度 の評 価 方 法

東 海 第 二 発 電 所 の対 応 状 況① Ｐ Ｒ Ａ の中 で考 慮 す る設 備 を ， プ ラ ン ト仕 様 や必 要 と な る系 統 ご と に整 理した。
（「 3 . 1 . 2 . 1 対 象 プ ラ ン ト ( 1 ) 対 象 と す る プ ラ ン ト の 説 明 」）
② 停 止 時 の プ ラ ン ト 状 態 の 推 移 を プ ラ ン ト 状 態 （ 以 下 「 Ｐ Ｏ Ｓ 」 と い う 。） ごと に整 理 し た 。
（「 3 . 1 . 2 . 1 対 象 プ ラ ン ト ( 2 ) 停 止 時 の プ ラ ン ト 状 態 の 推 移 」）
③ プ ラ ン ト 停 止 中 は , プ ラ ン ト の 状 態 の 変 化 に 伴 っ て ，崩 壊 熱 除 去 等 に 対 す る
成 功 基 準 ,余 裕 時 間 ,及 び 使 用 可 能 な設 備 の組 み合 わ せ が 変 化 す る た め , プ
ラ ン ト 状 態 （ Ｐ Ｏ Ｓ ）を 分 類 し た 。ま た ,定 期 検 査 工 程 の進 捗 に伴 う使 用 可
能 な緩 和 設 備 の組 み合 わ せ の変 化 を考 慮 し, Ｐ Ｏ Ｓ − Ｂ及 び Ｐ Ｏ Ｓ − Ｃ を,
そ れ ぞ れ Ｐ ＯＳ − Ｂ １ 〜Ｂ ６及 びＰ Ｏ Ｓ− Ｃ １ ， Ｃ２ に細 分 化 した 。
（「 3 . 1 . 2 . 1 対 象 プ ラ ン ト ( 3 ) プ ラ ン ト 状 態 分 類 」）①
●評 価 対 象 期 間 に お い て発 生 し得 る異 常 事 象 の う ち ， 人 的 過 誤 に よ る事 象 を
含 め て炉 心 損 傷 に至 る可 能 性 の あ る異 常 事 象 を分 析 し ， Ｐ Ｏ Ｓ ご と に起 因事 象 を同 定 し た 。同 定 し た 炉 心 損 傷 に至 る可 能 性 の あ る起 因 事 象 の う ち除外 でき な い事 象 を評 価 す る 起 因 事 象 と し て選 定 し た 。
（「 3 . 1 . 2 . 2 起 因 事 象 ( 1 ) 起 因 事 象 の 選 定 」）
●適 用 す る起 因 事 象 に つ い て,以 下 の手 法 に よ り ，検 討 し選 定 し た 。
・ マ ス タ ー ロ ジ ッ ク ダ イ ア グ ラ ム に基 づ く分 析・国 内 外 で の既 往 の Ｐ Ｒ Ａ に よ る知 見 の活 用・国 内 の プ ラ ン ト運 転 経 験 等 （原 子 力 施 設 運 転 管 理 年 報 等 を も と に調 査 した トラ ブ ル情 報 ）のレ ビュ ー
●起 因 事 象 発 生 頻 度 は,国 内 Ｂ Ｗ Ｒ プ ラ ン ト の 運 転 実 績 や イ ベ ン ト ツ リ ー及び フ ォ ー ル ト ツ リ ー を用 いて評 価 した。 な お ，起 因 事 象 のグ ル ー プ化 は実施 していない。
（「 3 . 1 . 2 . 2 起 因 事 象 ( 1 ) 起 因 事 象 の 選 定 及 び ( 3 ) 起 因 事 象 の グ ル ー プ 化 」）

「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月
Ｐ Ｒ Ａ の 説 明 に お け る 参 照 事 項（ 原 子 力 規 制 庁

原子力規制庁）」への東海第二発電所のＰＲＡの対応状況について平 成 2 5 年 9 月 ）の 記 載 内 容●対 象 外 と し た起 因 事 象 と，対 象 外 とし た理 由

c.成 功 基 準
①成 功 基 準 の一 覧 表●炉 心 損 傷 の定 義
●起 因 事 象 ご と の成 功 基 準 の一 覧 表

別紙 11−9●対 処 設 備 作 動 ま で の余 裕 時 間 及 び使 命 時 間● 成 功 基 準 設 定 の た め に熱 水 力 解 析 等 を実 施 し た場 合 は 使 用 し た解 析
結 果 ，及 び使 用 し た解 析 コ ー ド の検 証 性

東 海 第 二 発 電 所 の対 応 状 況●同 定 さ れ た起 因 事 象 の う ち ，発 生 の可 能 性 が極 め て 低 い場 合 ，又 は発 生 を
仮 定 し て も そ の影 響 が限 定 さ れ る 場 合 に は リ ス ク評 価 上 の重 要 性 は低 い と考 え，評 価 対 象 から除 外 した 。
・インターフェイスシステムＬＯＣＡ
・配 管 破断 ＬＯＣＡ
・燃 料 集 合 体 の落 下 事 象・反 応 度投 入事 象
・ＲＨＲ運 転 中 のＬＯＣＡ（「 3 . 1 . 2 . 2 起 因 事 象 ( 2 ) 評 価 対 象 外 と し た 起 因 事 象 」）①
●炉 心 燃 料 の有 効 燃 料 長 頂 部 （Ｔ Ａ Ｆ ） が露 出 し た状 態 と（「 3 . 1 . 2 . 3 成 功 基 準 ( 1 ) 炉 心 損 傷 判 定 条 件 」）
●炉 心 損 傷 を防 止 す る た め に必 要 な安 全 機 能 を同 定 し ，当 該 機 能 と し て期 待
で き る 緩 和 設 備 に対 し て ， 各 起 因 事 象 に お け る成 功 基 準 を設 定 し ，一 覧 表に整 理 した。
（「 3 . 1 . 2 . 3 成 功 基 準 ( 2 ) 起 因 事 象 ご と の 成 功 基 準 の 一 覧 表 」）
●余 裕 時 間 に つ い て は,崩 壊 熱 除 去 機 能 喪 失 に係 る起 因 事 象 及 び原 子 炉 水 位が ウ ェ ル満 水 時 に発 生 す る 可 能 性 の あ る冷 却 材 流 出 に 係 る起 因 事 象 に対 して は ， Ｔ Ａ Ｆ 露 出 ま で の 時 間 が 長 い こ と を 考 慮 し ，設 定 し て い な い 。 ま た ，原 子 炉 冷 却 材 の流 出 に係 る 起 因 事 象 に対 し て は ，原 子 炉 水 位 が通 常 水 位 の場 合 に発 生 す る可 能 性 の あ る事 象 に つ い て Ｔ Ａ Ｆ露 出 ま で の時 間 を考 慮 した 。 ま た ，緩 和 設 備 が要 求 さ れ る安 全 機 能 を果 た す た め に必 要 な運 転 時 間で あ る 使 命 時 間 に つ い て は ，喪 失 し た設 備 の復 旧 や追 加 の運 転 員 操 作 が期
待 で き る時 間 と し て ，24 時 間 を適 用 し た（「 3 . 1 . 2 . 3 成 功 基 準 ( 3 ) 対 処 設 備 作 動 ま で の 余 裕 時 間 及 び 使 命 時 間 」）
●本 評 価 に お い て ，熱 水 力 解 析 を実 施 し て い な い 。
（「 3 . 1 . 2 . 3 成 功 基 準 ( 4 ) 熱 水 力 解 析 等 の 解 析 結 果 及 び 解 析 コ ー ド の 検 証
性 」）

「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月
Ｐ Ｒ Ａ の 説 明 に お け る 参 照 事 項（ 原 子 力 規 制 庁

原子力規制庁）」への東海第二発電所のＰＲＡの対応状況について平 成 2 5 年 9 月 ）の 記 載 内 容

d.事 故 シ ー ケ ン ス①イベントツリー● イベ ン ト ツリ ー図● ヘ デ ィ ン グ ，事 故 進 展 及 び最 終 状 態 の説 明
● イ ベ ン ト ツ リ ー作 成 上 の主 要 な仮 定

別紙 11−10

e. シ ス テ ム 信 頼 性①評 価 対象 としたシステムと その説 明●評 価 対象 システム一 覧● シ ス テ ム の 概 要 ，機 能 ， 系 統 図 ，必 要 と す る サ ポ ー ト 系 ， 試 験 ， シ ス
テ ム信 頼 性 評 価 上 の主 要 な仮 定
②システ ム信 頼 性評価 手 法③ シ ス テ ム信 頼 性 評 価 の結 果
●起 因 事象 ごとのシ ステム 信頼 性評 価結果●主 要 な ミ ニ マ ル カ ッ ト セ ッ ト （FT を用 い た場 合 ）④ シ ス テ ム信 頼 性 評 価 を実 施 せ ず に設 定 し た非 信 頼 度 と そ の根 拠

f. 信 頼 性 パ ラ メ ー タ①非 信 頼 度 を構 成 す る要 素 と評 価 式

東 海 第 二 発 電 所 の対 応 状 況①●各 起 因 事 象 に対 し て ，炉 心 損 傷 を防 止 す る た め に 必 要 な緩 和 設 備 又 は緩 和
操 作 を検 討 し ，炉 心 損 傷 に至 る事 故 シ ー ケ ン ス を展 開 し た 。
●展 開 し た事 故 シ ー ケ ン ス の最 終 状 態 を炉 心 損 傷 状 態 又 は成 功 状 態 の い ず れか に分 類 し た 。事 故 シ ー ケ ン ス の最 終 状 態 に つ い て は ，炉 心 損 傷 に至 る主な要 因 の観 点 か ら区 別 す る た め ，「 崩 壊 熱 除 去 機 能 喪 失 」，
「全 交 流 動 力 電 源
喪 失 」，「 原 子 炉 冷 却 材 の 流 出 」 に 分 類 し た 。
●選 定 し た各 起 因 事 象 の特 徴 を踏 ま え ， ヘ デ ィ ン グ及 び事 故 進 展 の説 明 と イ
ベ ン ト ツ リ ー作 成 上 の主 要 な仮 定 を示 し た（「 3 . 1 . 2 . 4 事 故 シ ー ケ ン ス ( 1 ) イ ベ ン ト ツ リ ー ， ( 2 ) 事 故 シ ー ケ ン ス の 分
類 」）①評 価 対 象 と し た シ ス テ ム に つ い て は一 覧 表 を作 成 し， そ れ ぞ れ の シ ス テ ム
ご と に概 要 ，機 能 ，系 統 図 ，必 要 と す る サ ポ ー ト系 ， 試 験 ，シ ス テ ム信 頼
性 評 価 上 の主 要 な仮 定 を整 理 し た 。
（「 3 . 1 . 2 . 5 シ ス テ ム 信 頼 性 ( 1 ) 評 価 対 象 と し た シ ス テ ム と そ の 説 明 」）
② シ ス テ ム信 頼 性 解 析 で は， フ ロ ン ト ラ イ ン系 とサ ポ ー ト系 に つ い て フ ォ ール ト ツ リ ー を作 成 し ，信 頼 性 評 価 を行 っ た 。
フ ォ ー ル ト ツ リ ー の作 成 に 当 た っ て は ，対 象 範 囲 を示 す系 統 図 を作 成 す ると と も に ， そ の範 囲 内 にある機 器 でモデ ル化 すべ き故 障 モー ド を基 事 象 リ
ス ト の形 で整 理 し た 。 ま た ， こ れ ら の情 報 に基 づ き緩 和 設 備 に つ い て フ ォー ル ト ツ リ ー を作 成 し ，定 量 化 を実 施 し た 。
（「 3 . 1 . 2 . 5 シ ス テ ム 信 頼 性 ( 2 ) シ ス テ ム 信 頼 性 評 価 手 法 」）
③ シ ス テ ム信 頼 性 解 析 の結 果 に つ い て ，起 因 事 象 ご と に結 果 が異 な る も の は
起 因 事 象 ご と に評 価 し ，主 要 な ミ ニ マ ル カ ッ ト セ ッ ト の評 価 も実 施 し た 。
（「 3 . 1 . 2 . 5 シ ス テ ム 信 頼 性 ( 3 ) シ ス テ ム 信 頼 性 評 価 の 結 果 」）
④ シ ス テ ム信 頼 性 評 価 を実 施 せず に設 定 し た非 信 頼 度 は な い 。
（「 3 . 1 . 2 . 5 シ ス テ ム 信 頼 性 」）

①系 統 の非 信 頼 度 を評 価 す る フ ォ ー ル ト ツ リ ー の基 事 象 （要 素 ） と し て ，機器 故 障 ，共 通 要 因 故 障 ，人 的 過 誤 等 が あ り ， そ れ ぞ れ の評 価 式 に基 づ き非
信 頼 度 を評 価 し た 。
（「 3 . 1 . 2 . 6 信 頼 性 パ ラ メ ー タ ( 1 ) 非 信 頼 度 を 構 成 す る 要 素 と 評 価 式 」）

「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月
Ｐ Ｒ Ａ の 説 明 に お け る 参 照 事 項（ 原 子 力 規 制 庁

原子力規制庁）」への東海第二発電所のＰＲＡの対応状況について平 成 2 5 年 9 月 ）の 記 載 内 容②機 器 故障 率 パラメータの一 覧● 機 器 故 障 率 パ ラ メ ー タ の 設 定 方 法 （ 機 器 の 分 類 ，機 器 の 境 界 ，故 障 モ
ー ド の分 類 等 ）●機 器 故 障 率 パ ラ メ ー タ の 一 覧 （故 障 モ ー ド ，故 障 率 等 ）●機 器 故 障 率 パ ラ メ ー タ の 不 確 実 さ幅

③機 器 復 帰 の取 扱 い方 法 及 び機 器 復 帰 失 敗 確 率④待 機 除外 確率⑤共 通 要 因 故 障 の評 価 方 法 と共 通 要 因 故 障 パ ラ メ ー タ

東 海 第 二 発 電 所 の対 応 状 況

別紙 11−11②機 器 故 障 率 は，原 則 とし て ， Ｎ Ｕ Ｃ Ｉ Ａ で公 開 され て い る国 内 プラ ン ト の故 障 実 績 （ 1982 年 度 〜 2 002年 度 21 ヵ 年 49基 デ ー タ ） を 基 に し た 「 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（ 平 成 2 1 年 5 月 公 表 ）」（以
下 「21 ヵ年 デ ー タ 」 と い う 。） に記 載 さ れ て い る デ ー タ を使 用 し た 。ま た ，
Ｎ Ｕ Ｃ Ｉ Ａ で公 開 されて い る国 内 プラン ト の故 障 実 績 は ， 「原 子 力 発 電 所に 関 す る 確 率 論 的 安 全 評 価 用 の 機 器 故 障 率 の算 出 （ 1982年 度 〜 1997年 度 16
ヵ 年 49基 デ ー タ 改 訂 版 ）（ 平 成 13年 2月 ） ，電 中 研 報 告 P00001 ，（ 財 ）電 力
中 央 研 究 所 」で定 義 し た機 器 バウ ン ダ リ に従 っ た 。
（「 3 . 1 . 2 . 6 信 頼 性 パ ラ メ ー タ ( 2 ) 機 器 故 障 率 」）
③故 障 し た機 器 や外 部 電 源 の使 命 時 間 中 の復 旧 に は期 待 して い な い 。
（「 3 . 1 . 2 . 6 信 頼 性 パ ラ メ ー タ ( 3 ) 機 器 復 帰 の 取 り 扱 い 方 法 及 び 機 器 復 帰 失
敗 確 率 」）
④機 器 の待 機 状 態 は Ｐ Ｏ Ｓ 分 類 の中 で直 接 考 慮 し て い る た め ，待 機 除 外 確 率は使 用 していな い。
（「 3 . 1 . 2 . 6 信 頼 性 パ ラ メ ー タ ( 4 ) 待 機 除 外 確 率 」）
⑤冗 長 機 能 を有 す る機 器 を対 象 に,動 的 機 器 の動 的 故 障 モ ー ド及 び一 部 の静的 機 器 に つ い て共 通 要 因 故 障 を考 慮 し た 。 ま た ，共 通 要 因 故 障 パ ラ メ ー タに つ い て は ，米 国 で公 開 さ れ て い る文 献 に記 載 の デ ー タ を使 用 し た 。
（「 3 . 1 . 2 . 6 信 頼 性 パ ラ メ ー タ ( 5 ) 共 通 要 因 故 障 の 評 価 方 法 と 共 通 要 因 故 障
パ ラ メ ー タ 」）

「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月
Ｐ Ｒ Ａ の 説 明 に お け る 参 照 事 項（ 原 子 力 規 制 庁

原子力規制庁）」への東海第二発電所のＰＲＡの対応状況について平 成 2 5 年 9 月 ）の 記 載 内 容

g. 人 的 過 誤①評 価 対 象 と し た人 的 過 誤 及 び評 価 結 果●人 的 過 誤 の評 価 に用 い た 手 法● 人 的 過 誤 の分 類 ，人 的 操 作 に対 す る許 容 時 間 ，過 誤 回 復 の取 扱 い●人 的 過誤評 価 結果

別紙 11−12●人 的 過 誤 評 価 用 い た主 要 な仮 定①炉 心 損 傷 頻 度 の算 出 に用 い た方 法

②炉 心 損傷 頻度●全 炉 心 損 傷 頻 度 及 び主 要 な事 故 シ ー ケ ン ス と分 析
●起 因 事 象 別 の炉 心 損 傷 頻 度 及 び主 要 な事 故 シ ー ケ ン ス と分 析
● プ ラ ン ト 損 傷 状 態 別 炉 心 損 傷 頻 度 及 び主 要 な事 故 シ ー ケ ン ス の 分 析③重 要 度 解 析 ，不 確 実 さ解 析 及 び感 度 解 析

東 海 第 二 発 電 所 の対 応 状 況①●人 的 過 誤 の発 生 確 率 の分 析 にお い て は ヒ ュ ー マ ン エ ラ ー ハ ン ド ブ ッ ク （ ＮＵ Ｒ Ｅ Ｇ ／ Ｃ Ｒ − １ ２ ７ ８ ） の Ｔ Ｈ Ｅ Ｒ Ｐ手 法 を用 い て人 的 過 誤 確 率 を評価 した。
●人 的 過 誤 は起 因 事 象 発 生 前 と起 因 事 象 発 生 後 に分 類 し た 。 そ れ ぞ れ に対 して ， プ ラ ン ト の運 転 ，保 守 ，点 検 等 ，炉 心 損 傷 頻 度 に 有 意 な影 響 を及 ぼ し
得 る人 間 の タ ス ク を分 析 し ， タ ス ク を遂 行 す る過 程 で 起 こ り得 る人 的 過 誤を 同 定 し ，人 的 過 誤 評 価 結 果 を 示 し た 。起 因 事 象 発 生 前 の 人 的 過 誤 と し て ，試 験 ・保 守 作 業 の終 了 後 の 通 常 状 態 へ の復 旧 忘 れ （手 動 弁 の開 閉 忘 れ等 ）を考 慮 し た 。起 因 事 象 発 生 後 と し て ，認 知 失 敗 及 び操 作 失 敗 を考 慮 し た 。
● 認 知 失 敗 確 率 の 評 価 で は ，成 功 基 準 解 析 及 び 事 故 進 展 解 析 の 結 果 を 踏 ま え ，人 的 操 作 に対 す る許 容 時 間 を考 慮 し ， Ｔ Ｈ Ｅ Ｒ Ｐ の標 準 診 断 曲 線 を参 照 して失 敗 確 率 を設 定 し た 。 ま た ，過 誤 回 復 に ゆ い て は各 人 的 過 誤 の特 徴 を考
慮 し ，過 誤 回 復 に期 待 で き る か否 か を判 断 の上 ，設 定 し た 。
●起 因 事 象 発 生 前 及 び起 因 事 象 発 生 後 の人 的 過 誤 確 率 の評 価 結 果 を一 覧 表 で整理 した。
●各 人 的 過 誤 の評 価 に お い て評 価 上 の仮 定 を整 理 し た 。
（「 3 . 1 . 2 . 7 人 的 過 誤 ）①本 評 価 では小 イベ ン ト ツ リ ー ／大 フォ ー ル ト ツ リ ー の モ デ ル を作 成 し，計算 コ ー ド に は Safety Watcher を 用 い て , フ ォ ー ル ト ツ リ ー 結 合 法 に よ る 炉
心 損 傷 頻 度 の定 量 化 を行 っ た 。
（「 3 . 1 . 2 . 8 炉 心 損 傷 頻 度 ( 1 ) 炉 心 損 傷 頻 度 の 算 出 に 用 い た 方 法 」）
②全 炉 心 損 傷 頻 度 ，起 因 事 象 及 び Ｐ Ｏ Ｓ別 の炉 心 損 傷 頻 度 及 び主 要 な事 故 シ
ー ケ ン ス を整 理 し ，結 果 の分 析 を行 っ た 。
な お ，停 止 時 にお い て は ， レ ベ ル １ ． ５ Ｐ Ｒ Ａ は実 施 しな い た め ， プ ラ ン
ト損 傷 状 態 別 の炉 心 損 傷 頻 度 の評 価 は実 施 し て い な い 。
（「 3 . 1 . 2 . 8 炉 心 損 傷 頻 度 ( 2 ) 炉 心 損 傷 頻 度 （ 点 推 定 値 ）」）③炉 心 損 傷 頻 度 に至 る支 配 的 な要 因 を確 認 す る観 点 で ，重 要 度 解 析 を実 施 した 。 ま た ，炉 心 損 傷 頻 度 の不 確 実 さの幅 を評 価 す る た め ，不 確 実 さ解 析 を
実 施 した。感 度 解 析 は，現 行 保 安 規 定 におけ る運 用 管 理 のリ ス ク へ の影 響
を把 握 す る た め の評 価 を実 施 し た 。
（「 3 . 1 . 2 . 8 炉 心 損 傷 頻 度 ( 2 ) 重 要 度 解 析 ， 不 確 実 さ 解 析 及 び 感 度 解 析 」）

「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月
Ｐ Ｒ Ａ の 説 明 に お け る 参 照 事 項（ 原 子 力 規 制 庁

原子力規制庁）」への東海第二発電所のＰＲＡの対応状況について平 成 2 5 年 9 月 ）の 記 載 内 容３ ． ２ 外 部 事 象 （地 震 ）a. 対 象 プ ラ ン ト と 事 故 シ ナ リ オ①対 象 と す る プ ラ ン ト の説 明
●地 震 Ｐ Ｒ Ａ の中 で考 慮 す る設 備 の一 覧 及 び設 備 の 説 明● ウ ォ ー ク ダ ウ ン実 施 の有 無 と ウ ォ ー ク ダ ウ ン の結 果

②地 震 に よ り炉 心 損 傷 に至 る事 故 シ ナ リ オ と分 析
●事 故 シ ナ リ オ の分 析 ・選 定 と ス ク リ ー ニ ン グ の説 明●事 故 シナリオ と起 因 事 象 の分 析 結 果●建 物 ・機 器 リ ス ト の作 成 結 果

東 海 第 二 発 電 所 の対 応 状 況

別紙 11−13①内 部 事 象 出 力 運 転 時 レ ベ ル １ Ｐ Ｒ Ａ に お い て収 集 した プ ラ ン ト構 成 ・特 性
等 に関 す る情 報 の他 ，配 置 関 連 設 計 図 書 等 に よ り地 震 Ｐ Ｒ Ａ に必 要 な情 報を収 集 ・整 理 し た 。 ま た ， 机 上 検 討 では確 認 が難 し い プ ラ ン ト情 報 を取 得
す る た め ，及 び検 討 し た シ ナ リ オ の妥 当 性 を確 認 す る た め に ，東 海 第 二 発
電 所 に お い て プ ラ ン ト ウ ォ ー ク ダ ウ ン を実 施 し ，以 下 の点 に つ い て問 題 がな い こ と を確 認 した。
・耐 震 安 全 性 の確 認
・二 次 的 影 響 の確 認（「 3 . 2 . 1 . 1 対 象 プ ラ ン ト と 事 故 シ ナ リ オ ( 1 ) 対 象 と す る プ ラ ン ト の 説 明 」）
②地 震 により炉 心 損 傷 に至 る事 故 シナリ オ を抽 出 し， ス ク リ ー ニ ン グ で除 外
す る シ ナ リ オ に つ い て は そ の内 容 を明 記 し た 。除 外 され ず に残 っ た事 故 シ
ナ リ オ を分 析 し ，以 下 の起 因 事 象 を選 定 し た 。
・原 子 炉 建 屋損 傷
・格 納 容 器 損傷・原 子 炉 圧 力容 器損 傷・格 納 容 器 バイパス・原 子 炉 冷 却 材 圧 力 バウ ンダ リ喪 失 （ＥＬ Ｏ ＣＡ ）・計 装 ・制 御 系 喪 失・直 流 電 源 喪失
・交 流 電 源 喪失
・外 部 電 源 喪失
・過 渡 事 象（「 3 . 2 . 1 . 1 対 象 プ ラ ン ト と 事 故 シ ナ リ オ ( 2 ) 地 震 に よ り 炉 心 損 傷 に 至 る 事
故 シ ナ リ オ と 分 析 」）

「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月
Ｐ Ｒ Ａ の 説 明 に お け る 参 照 事 項（ 原 子 力 規 制 庁

原子力規制庁）」への東海第二発電所のＰＲＡの対応状況について平 成 2 5 年 9 月 ）の 記 載 内 容

b. 地 震 ，津 波 ハ ザ ー ド①地 震 ハ ザ ー ド評 価 の方 法
● 新 規 制 基 準 （ 地 震 ）に て 策 定 さ れ た 基 準 地 震 動 の 超 過 確 率 の 算 出 に 用い た地 震 ハ ザ ー ド及 び津 波 ハ ザ ー ド評 価 に用 い た手 法 の説 明
②地 震 ハ ザ ー ド評 価 に当 たっ て の主 要 な仮 定
● 震 源 モ デ ル ，地 震 動 伝 播 モ デ ル の 設 定 と 各 モ デ ル の 設 定 根 拠 及 び 不 確
実 さ要 因 の分 析 結 果 の説 明
●不 確 実 さ要 因 の分 析 結 果 に基 づ い て作 成 し た ロ ジ ッ ク ツ リ ー の明 示と ロ ジ ッ ク ツ リ ー の 各 分 岐 に お い て 設 定 し た重 み の根 拠 の説 明

別紙 11−14③地 震 ハザード評 価 結 果● 作 成 し た ロ ジ ッ ク ツ リ ー を 用 い た 地 震 ハ ザ ー ド 曲 線 群 の 算 出 と ，各 ハ
ザ ー ド曲 線 群 か ら求 め た信 頼 度 別 ハ ザ ー ド曲 線 や平 均 ハ ザ ー ド曲 線の説 明
●地 震 ハ ザ ー ド評 価 結 果 に基 づ く フ ラ ジ リ テ ィ評 価 用 地 震 動 の作 成 方
法 の説 明東 海 第 二 発 電 所 の対 応 状 況①日 本 原 子 力 学 会 標 準 「原 子 力 発 電 所 の地 震 を起 因 と し た確 率 論 的 安 全 評 価
実 施 基 準 ： 2007 」 の 方 法 に 基 づ き 評 価 し た 。
（「 3 . 2 . 1 . 2 確 率 論 的 地 震 ハ ザ ー ド ( 1 ) 確 率 論 的 地 震 ハ ザ ー ド 評 価 の 方 法 」）
②震 源 モデル は ，特 定 震 源 モ デ ル と領 域 震 源 モデル を 設 定 した 。 そ れ ぞ れ の震 源 モ デ ル に お い て ，当 社 の調 査 結 果 等 に基 づ き設 定 し た震 源 モ デ ル （以下 ， モ デ ル Ａ と い う ） の 他 ，地 震 調 査 研 究 推 進 本 部 の 知 見 に基 づ き設 定 した震 源 モデル（以 下 ，モデル Ｂと い う ）を ロ ジ ッ クツ リ ー で考 慮 した。
特 定 震 源 モ デ ル の う ち 内 陸 地 殻 内 地 震 の評 価 に お い て ， モ デ ル Ａ に つ い ては 敷 地 周 辺 の耐 震 設 計 上 考 慮 す る 活 断 層 等 の 他 ， 活 断 層 研 究 会 編 （ 1991 ）に掲 載 されてい る活 断 層 に基 づいて評 価 した 。モ デル Ｂ に つ いては地 震 調
査 研 究 推 進 本 部 （ 2 0 0 9 a ）で 考 慮 さ れ て い る 活 断 層 を 評 価 対 象 と し た 。特 定
震 源 モ デ ル の う ち海 溝 型 地 震 の評 価 に お い て ， モ デ ル Ａ で は関 東 地 震 を ，
モ デ ル Ｂ で は 関 東 地 震 及 び 茨 城 県 沖 で発 生 す る地 震 を 特 定 震 源 と し て扱 った。
領 域 震 源 モ デ ル に つ い て は ，内 陸 地 殻 内 地 震 及 び海 溝 型 地 震 を考 慮 し ，敷地 か ら 1 5 0 k m 程 度 を 評 価 対 象 と し た 。 モ デ ル Ａ に つ い て は ，垣 見 他 （ 2 0 0 3 ）を参 照 し て領 域 区 分 し ，各 領 域 の最 大 マ グ ニ チ ュ ー ド を領 域 内 の過 去 の地
震 の最 大 値 を基 に設 定 し た 。 モ デ ル Ｂ に つ い て は ，地 震 調 査 研 究 推 進 本 部（ 2 0 0 9 a ）に 基 づ い て 領 域 区 分 し ，各 領 域 の 最 大 マ グ ニ チ ュ ー ド を 地 震 調 査
研 究 推 進 本 部 （2012 ） に 基 づ き 設 定 し た 。
地 震 動 伝 播 モ デ ル は N oda et al(2012) に よ る 距 離 減 衰 式 を 用 い た 。
ロ ジ ッ ク ツ リ ー は ，震 源 モ デ ル及 び地 震 動 伝 播 モ デ ル の設 定 に お い て ，地震 ハ ザ ー ド評 価 に大 き な影 響 を及 ぼ す要 因 に基 づ い て 作 成 し た 。震 源 モ デル に つ い て は， モ デ ル Ａと モ デル Ｂ を ロジ ッ ク ツ リー で考 慮 した。
（「 3 . 2 . 1 . 2 確 率 論 的 地 震 ハ ザ ー ド ( 2 ) 確 率 論 的 地 震 ハ ザ ー ド 評 価 に 当 た って の 主 要 な 仮 定 」）
③上 記 を踏 ま え平 均 地 震 ハザ ー ド曲 線 及 び フ ラ ク タ イ ル地 震 ハ ザ ー ド曲 線 を
作 成 し た 。ま た ，基 準 地 震 動 Ｓ Ｓ の 応 答 ス ペ ク ト ル と 年 超 過 確 率 ご と の 一 様
ハザード スペク トル を比 較 し た。
フ ラ ジ リ テ ィ 評 価 用 地 震 動 は 年 超 過 確 率 10− ５ の一 様 ハ ザ ー ド ス ペ ク ト ルに 適 合 す る 模 擬 波 と し ， 経 時 特 性 を基 準 地 震 動 ＳＳ の 策 定 と同 様 に Noda eta l .（ 2 0 0 2 ） に 基 づ き 地 震 規 模 Ｍ ＝ 7 . 6 ，等 価 震 源 距 離 X e q ＝ 2 5 . 7 k m と し た 。
（「 3 . 2 . 1 . 2 確 率 論 的 地 震 ハ ザ ー ド ( 3 ) 確 率 論 的 地 震 ハ ザ ー ド 評 価 結 果 」）

「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月
Ｐ Ｒ Ａ の 説 明 に お け る 参 照 事 項（ 原 子 力 規 制 庁

原子力規制庁）」への東海第二発電所のＰＲＡの対応状況について平 成 2 5 年 9 月 ）の 記 載 内 容

c. 建 屋 ・機 器 の フ ラ ジ リ テ ィ①評 価 対 象 と損 傷 モ ー ド の 設 定②フラジ リティ の評 価 方 法の選 択③ フ ラ ジ リ テ ィ評 価 上 の主 要 な仮 定 （不 確 実 さ の設 定 ，応 答 係 数 等 ）④フラジ リティ評 価 における耐 力 情報
●評 価 部 位 ，損 傷 モ ー ド及 び そ の耐 力 値 と確 率 分 布●評 価 部 位 の材 料 と温 度 【構 造 損 傷 の場 合 】●機 能 限 界 値 の諸 元 【機 能 損 傷 の場 合 】⑤フラジ リティ評 価 における応 答 情報
●評 価 部 位 ，損 傷 モ ー ド及 び そ の応 答 値 と確 率 分 布●基 準 地 震 動 に よ る地 震 力 で発 生 す る評 価 部 位 の応 答 と そ の他 の荷 重
条 件 に よ る評 価 部 位 の応 答 の内 訳 【構 造 損 傷 の場 合 】●基 準 地 震 動 に よ る地 震 力 で発 生 す る評 価 部 位 の応 答 【機 能 損 傷 の場
合】
⑥建 物 ・機 器 の フ ラ ジ リ テ ィ評 価 結 果

東 海 第 二 発 電 所 の対 応 状 況①〜⑥
以 下 の手 順 で フ ラ ジ リ テ ィ評 価 を実 施 し た 。
( 1)評 価 対 象 と 損 傷 モ ー ド の 設 定( 2)評 価 方 法 の 選 択( 3)評 価 上 の不 確 か さ ， 応 答 係 数 等 の 設 定(4)現 実 的 耐 力 の評 価
(5)現 実 的 応 答 の評 価
(6) フ ラ ジ リ テ ィ の 評 価
建 屋 フラジ リ テ ィ及 び屋 外 重 要 土 木 構 造 物 のフラ ジ リ テ ィ は 「現 実 的 耐 力と 現 実 的 応 答 に よ る 方 法（ 応 答 解 析 に 基 づ く 方 法 ）」，機 器 フ ラ ジ リ テ ィ は「 耐力 係 数 と 応 答 係 数 に よ る 方 法 （ 安 全 係 数 法 ）」 を 評 価 方 法 と し て 採 用 し た 。
ま た ，各 機 器 に対 す る耐 震 評 価 結 果 ，加 振 試 験 結 果 ，文 献 値 等 を基 に ，現
実 的 耐 力 と現 実 的 応 答 を評 価 し て フ ラ ジ リ テ ィ を算 出 し た 。 な お ， 構 造 損 傷
モ ー ド に つ い て は ，機 器 の 損 傷 に 支 配 的 と な る 部 位 に 着 目 し て 評 価 を 行 っ た 。

別紙 11−15（「 3 . 2 . 1 . 3 - 1 建 屋 の フ ラ ジ リ テ ィ 」，
「 3 .2.1.3-2 屋 外 重 要 土 木 構 造 物 の フ ラ
ジ リ テ ィ 」，「 3 . 2 . 1 . 3 - 3 機 器 の フ ラ ジ リ テ ィ 」）

d. 事 故 シ ー ケ ン ス(1) 起 因 事 象①評 価 対 象 と し た起 因 事 象 の リ ス ト ，説 明 及 び発 生 頻 度●地 震 に よ り誘 発 さ れ る起 因 事 象 の選 定 方 法 と そ の結 果
● グ ル ー プ 化 し て い る 場 合 に は グ ル ー プ 化 の 考 え 方 ，発 生 頻 度 の 評 価 方法●対 象 外 と し た起 因 事 象 と，対 象 外 とし た理 由
●地 震 固 有 の事 象 と そ の取 扱 い②階 層 イベント ツ リーとその説 明●起 因 事 象 の階 層 化 の考 え方 ，イ ベ ン ト ツ リ ー と そ の 説 明①事 故 シ ナ リ オ の分 析 を踏 ま え ， 地 震 Ｐ Ｒ Ａ に お け る 起 因 事 象 は以 下 を評 価
対象 とした。
・原 子 炉 建 屋損 傷
・格 納 容 器 損傷・原 子 炉 圧 力容 器損 傷・格 納 容 器 バイパス・原 子 炉 冷 却 材 圧 力 バウ ンダ リ喪 失 （Ｅｘ ｃ ｅｓ ｓ ｉ ｖ ｅ − ＬＯ Ｃ Ａ ）・計 装 ・制 御 系 喪 失・直 流 電 源 喪失
・交 流 電 源 喪失
・外 部 電 源 喪失
・過 渡 事 象②階 層 イ ベ ン ト ツ リ ー は ， 起 因 事 象 が発 生 し た時 の炉 心 損 傷 へ の影 響 が大 き
い順 に並 べ，これ ら を ヘデ ィ ング と し た。
「 3.2.1.4 事 故 シ ー ケ ン ス (1)起 因 事 象 」

「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月
Ｐ Ｒ Ａ の 説 明 に お け る 参 照 事 項（ 原 子 力 規 制 庁

原子力規制庁）」への東海第二発電所のＰＲＡの対応状況について平 成 2 5 年 9 月 ）の 記 載 内 容(2) 成 功 基 準①成 功 基 準 の一 覧●起 因 事 象 ご と の成 功 基 準●炉 心 損 傷 の定 義
●対 処 設 備 作 動 ま で の余 裕 時 間 及 び使 命 時 間● 成 功 基 準 設 定 の た め に熱 水 力 解 析 等 を実 施 し た場 合 は 使 用 し た解 析
結 果 ，及 び使 用 し た解 析 コ ー ド の検 証 性

東 海 第 二 発 電 所 の対 応 状 況①炉 心 損 傷 の定 義 ，炉 心 損 傷 を防 止 す る た め の緩 和 系 の成 功 基 準 並 び に余 裕
時 間 は内 部 事 象 出 力 運 転 時 レ ベ ル １ Ｐ Ｒ Ａ と 相 違 が な い 。 ま た ，緩 和 手 段の な い 起 因 事 象 に つ い て は 成 功 基 準 を設 定 し て い な い 。使 命 時 間 に つ い ては 内 部 事 象 出 力 運 転 時 レ ベ ル １ Ｐ Ｒ Ａ と 同 様 に 2 4 時 間 と し ，機 器 や 外 部 電
源 の復 旧 に は期 待 し て い な い 。
「 3 .2.1.4 事 故 シ ー ケ ン ス (2)成 功 基 準 」(3) 事 故 シ ー ケ ン ス①イベントツリー● イベ ン ト ツリ ー図● ヘデ ィ ン グ，事 故 進 展 及 び最 終 状 態● イ ベ ン ト ツ リ ー作 成 上 の主 要 な仮 定

別紙 11−16(4) シ ス テ ム 信 頼 性①評 価 対象 としたシステムと その説 明●評 価 対象 システム一 覧● 系 統 図 ，必 要 と す る サ ポ ー ト 系 ，試 験 ， シ ス テ ム 信 頼 性 評 価 上 の 主 要
な仮 定●B 及 び C ク ラ ス機 器 の取 扱 い②機 器 損 傷 に関 す る機 器 間 の相 関 の取 扱 い③システ ム信 頼 性評価 結 果●起 因 事象 ごとのシ ステム 信 頼性評 価 結果
●主 要 な ミ ニ マ ル カ ッ ト セ ッ ト （FT を用 い た場 合 ）④ シ ス テ ム信 頼 性 評 価 を実 施 せ ず に設 定 し た非 信 頼 度 と そ の根 拠
(5) 人 的 過 誤①評 価 対 象 と し た人 的 過 誤 及 び評 価 結 果●人 的 過 誤 の評 価 に用 い た 手 法● 人 的 過 誤 の分 類 ，人 的 操 作 に対 す る許 容 時 間 ，過 誤 回 復 の取 扱 い●人 的 過 誤 評 価 用 い た主 要 な仮 定
●人 的 過誤評 価 結果

①起 因 事 象 の階 層 イ ベ ン ト ツ リ ー と炉 心 損 傷 直 結 事 象 以 外 の起 因 事 象 に対 して ，緩 和 系 の状 態 を表 す イ ベ ン ト ツ リ ー を作 成 し た 。 イ ベ ン ト ツ リ ー の展
開 方 法 に は小 イベ ン ト ツ リ ー ／大 フ ォ ー ル ト ツ リ ー法 を用 い た 。
「 3.2.1.4 事 故 シ ー ケ ン ス (3)事 故 シ ー ケ ン ス 」①内 部 事 象 出 力 運 転 時 レ ベ ル １ Ｐ Ｒ Ａ に お け る検 討 内 容 及 び事 故 シ ナ リ オ の分 析 を 踏 ま え て 作 成 し た 建 屋 ・機 器 リ ス ト を 使 っ て 対 象 範 囲 を 明 確 に し た 。
各 系 統 の情 報 や依 存 性 に つ い て は内 部 事 象 出 力 運 転 時 レ ベ ル １ Ｐ Ｒ Ａ と同様 である。
な お ，耐 震 重 要 度 B 及 び C ク ラ ス機 器 に つ い て は ，地 震 の影 響 を考 慮 し ，そ の機 能 は期 待 し な い 。 た だ し ， 安 全 設 備 の使 命 時 間 内 の機 能 維 持 に必 要と な る燃 料 移 送 系 設 備 は評 価 対 象 と し た 。
②冗 長 設 備 は基 本 的 に同 一 の耐 震 設 計 が な さ れ た上 で 同 一 フ ロ ア に設 置 さ れ
る た め ，同 様 の系 統 及 び機 器 に対 す る機 能 喪 失 は ，系 統 間 及 び機 器 間 で完
全 相 関 （完 全 従 属 ） す る も の と し た 。 そ れ以 外 の系 統 間 及 び機 器 間 の相 関は完 全 独 立 を想 定 し た 。
③内 部 事 象 出 力 運 転 時 レベル１ Ｐ ＲＡ と同 様 に，イベ ン ト ツ リー の ヘディ ン
グ に対 応 する フ ロ ン ト ラ イ ン系 と そ の サ ポ ー ト系 に つ い て ， フ ォ ー ル ト ツ
リ ー を作 成 し ，信 頼 性 を評 価 し た 。
④内 部 出 力 運 転 時 事 象 レベル １ Ｐ Ｒ Ａ で設 定 し た項 目 を除 き ， シ ス テ ム信 頼
性 評 価 を実 施 せ ず に設 定 した非 信 頼 度 は な い 。
「 3 .2.1.4 事 故 シ ー ケ ン ス (4) シ ス テ ム 信 頼 性 」①地 震 Ｐ Ｒ Ａ で は以 下 に示 す よ う に ，内 部 事 象 出 力 運 転 時 レベ ル １ Ｐ Ｒ Ａ での検 討 に基 づ い た人 的 過 誤 確 率 を使 用 し た 。起 因 事 象 発 生 前 の人 的 過 誤 に
つ い て は地 震 に よ る影 響 を 考 慮 す る必 要 が な い た め ， 内 部 事 象 レ ベ ル １ Ｐ
Ｒ Ａ で の検 討 結 果 を用 い た 。起 因 事 象 発 生 後 の人 的 過 誤 は地 震 後 に対 応 する作 業 であ る こ と を考 慮 し，内 部 事 象 出 力 運 転 時 レベル １ Ｐ Ｒ Ａ と比 較 して高 い ス ト レ ス レ ベ ル を仮 定 した 。
「 3.2.1.4 事 故 シ ー ケ ン ス (5)人 的 過 誤 」

「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月

Ｐ Ｒ Ａ の 説 明 に お け る 参 照 事 項（ 原 子 力 規 制 庁

原子力規制庁）」への東海第二発電所のＰＲＡの対応状況について平 成 2 5 年 9 月 ）の 記 載 内 容(6) 炉 心 損 傷 頻 度①炉 心 損 傷 頻 度 の算 出 に用 い た方 法
②炉 心 損傷 頻度 結 果●全 炉 心 損 傷 頻 度 及 び主 要 な事 故 シ ー ケ ン ス と分 析
●起 因 事 象 別 の炉 心 損 傷 頻 度 及 び主 要 な事 故 シ ー ケ ン ス と分 析
● プ ラ ン ト 損 傷 状 態 別 炉 心 損 傷 頻 度 及 び主 要 な事 故 シ ー ケ ン ス と 分 析● 地 震 加 速 度 と炉 心 損 傷 頻 度 の関 係 と そ の分 析
③重 要 度 解 析 ，不 確 実 さ解 析 及 び感 度 解 析

東 海 第 二 発 電 所 の対 応 状 況① 本 評 価 で は ， フ ォ ー ル ト ツ リ ー 結 合 法 を 用 い た 計 算 コ ー ド
RiskSpectrum PSA に よ り 炉 心 損 傷 頻 度 を評 価 し た 。
②上 記 のとお り の評 価 手 法 に よ り定 量 化 し，事 故 シー ケ ン ス グ ル ー プ別 の炉
心 損 傷 頻 度 ，地 震 加 速 度 区 分 別 炉 心 損 傷 頻 度 を算 出 し ，主 要 な事 故 シ ー ケ
ン ス を確 認 した。
なお，地 震 レベ ル １ ． ５ Ｐ Ｒ Ａ は今 回 実 施 しない た め ， プ ラ ン ト損 傷 状 態
別 の分 析 評 価 は行 っ て い な い 。

別紙 11−17③事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ 等 の選 定 に係 る炉 心 損 傷 頻 度 の相 対 的 な割 合 の確認 に際 し て の参 考 と し て ， 不 確 実 さ解 析 を行 っ た 。
ま た ，炉 心 損 傷 に至 る支 配 的 な要 因 を確 認 す る観 点 で ，重 要 度 解 析 を実 施した。
ま た ，対 象 項 目 と し て評 価 結 果 に影 響 を及 ぼ す可 能 性 の あ る仮 定 ， デ ー タ
等 を選 定 し ，感 度 解 析 を実 施 し た 。
「 3.2.1.4 事 故 シ ー ケ ン ス (6)炉 心 損 傷 頻 度 」

「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月
Ｐ Ｒ Ａ の 説 明 に お け る 参 照 事 項（ 原 子 力 規 制 庁

原子力規制庁）」への東海第二発電所のＰＲＡの対応状況について平 成 2 5 年 9 月 ）の 記 載 内 容３ ． ２ 外 部 事 象 （津 波 ）a. 対 象 プ ラ ン ト と 事 故 シ ナ リ オ①対 象 と す る プ ラ ン ト の説 明
●津 波 Ｐ Ｒ Ａ の中 で考 慮 す る設 備 の一 覧 及 び設 備 の 説 明● ウ ォ ー ク ダ ウ ン実 施 の有 無 と ウ ォ ー ク ダ ウ ン の結 果

②津 波 に よ り炉 心 損 傷 に至 る事 故 シ ナ リ オ と分 析
●事 故 シ ナ リ オ の分 析 ・選 定 と ス ク リ ー ニ ン グ の説 明●事 故 シナリオ と起 因 事 象 の分 析 結 果●建 物 ・機 器 リ ス ト の作 成 結 果

別紙 11−18
b. 津 波 ハ ザ ー ド①津 波 ハ ザ ー ド評 価 の方 法
● 新 規 制 基 準 （ 津 波 ）に て 策 定 さ れ た 基 準 地 震 動 及 び 基 準 津 波 の 超 過 確
率 の算 出 に用 い た津 波 ハ ザ ー ド評 価 に用 い た手 法 の説 明

東 海 第 二 発 電 所 の対 応 状 況①内 部 事 象 出 力 運 転 時 レ ベ ル １ Ｐ Ｒ Ａ に お い て収 集 した プ ラ ン ト構 成 ・特 性
等 に関 す る情 報 の他 ，配 置 関 連 設 計 図 書 等 に よ り津 波 Ｐ Ｒ Ａ に必 要 な情 報を収 集 ・整 理 し た 。 ま た ， 机 上 検 討 では確 認 が難 し い プ ラ ン ト情 報 を取 得
す る た め ，及 び検 討 し た シ ナ リ オ の妥 当 性 を確 認 す る た め に ，東 海 第 二 発
電 所 に お い て プ ラ ン ト ウ ォ ー ク ダ ウ ン を実 施 し ，以 下 の点 に つ い て問 題 がな い こ と を確 認 した。
・津 波 の影 響・間 接 的 被 害 の可 能 性（「 3 . 2 . 2 . 1 対 象 プ ラ ン と 事 故 シ ナ リ オ ( 1 ) 対 象 と す る プ ラ ン ト の 説 明 」）
②津 波 により炉 心 損 傷 に至 る事 故 シナリ オ を抽 出 し， ス ク リ ー ニ ン グ で除 外
す る シ ナ リ オ に つ い て は そ の内 容 を明 記 し た 。除 外 され ず に残 っ た事 故 シ
ナ リ オ を分 析 し ，以 下 の起 因 事 象 を選 定 し た 。
・最 終 ヒ ー ト シ ン ク喪 失・原 子 炉 建 屋 内 浸 水 によ る複 数 の緩 和 機 能 喪 失
ま た ，津 波 Ｐ Ｒ Ａ の評 価 対 象 設 備 を以 下 の よ う に分 類 し ，建 屋 ・機 器 リ ス
ト を作 成 した。
・津 波 防 護 施 設 及 び浸 水 防 止 設 備・起 因 事 象 を引 き起 こ す設 備・起 因 事 象 を緩 和 す る 設 備（「 3 . 2 . 2 . 1 対 象 プ ラ ン と 事 故 シ ナ リ オ ( 2 ) 津 波 に よ り 炉 心 損 傷 に 至 る 事 故
シ ナ リ オ と 分 析 」）

①基 本 津 波 の超 過 確 率 の算 出 に用 い た確 率 論 的 津 波 ハザ ー ド は ，日 本 原 子 力
学 会 標 準 「原 子 力 発 電 所 に対 す る津 波 を起 因 と し た確 率 論 的 リ ス ク評 価 に
関 す る 実 施 基 準 ： 2 0 1 1 」,「 確 率 論 的 津 波 ハ ザ ー ド 解 析 の 方 法 」（ 平 成 2 3 年
9 月 社 団 法 人 土 木 学 会 原 子 力 土 木 委 員 会 津 波 評 価 部 会 ），2 0 1 1 年 東 北 地
方 太 平 洋 沖 地 震 か ら得 ら れ た知 見 等 を踏 ま え実 施 し た 。
（「 3 . 2 . 2 . 2 確 率 論 的 津 波 ハ ザ ー ド ( 1 ) 確 率 論 的 津 波 ハ ザ ー ド 評 価 の 方 法 」）

「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月
Ｐ Ｒ Ａ の 説 明 に お け る 参 照 事 項（ 原 子 力 規 制 庁

原子力規制庁）」への東海第二発電所のＰＲＡの対応状況について平 成 2 5 年 9 月 ）の 記 載 内 容②津 波 ハ ザ ー ド評 価 に当 たっ て の主 要 な仮 定
● 津 波 発 生 モ デ ル ，津 波 伝 播 モ デ ル の 設 定 と 各 モ デ ル の 設 定 根 拠 及 び 不
確 実 さ要 因 の分 析 結 果 の説 明
●不 確 実 さ要 因 の分 析 結 果 に基 づ い て作 成 し た ロ ジ ッ ク ツ リ ー の明 示と ロ ジ ッ ク ツ リ ー の 各 分 岐 に お い て 設 定 し た重 み の根 拠 の説 明

③津 波 ハザード評 価 結 果● 作 成 し た ロ ジ ッ ク ツ リ ー を 用 い た 津 波 ハ ザ ー ド 曲 線 群 の 算 出 と ，各 ハ
ザ ー ド曲 線 群 か ら求 め た信 頼 度 別 ハ ザ ー ド曲 線 や平 均 ハ ザ ー ド曲 線の説 明
●津 波 ハ ザ ー ド評 価 結 果 に基 づく フ ラ ジ リ テ ィ評 価 用 地 震 動 及 び津 波
水 位 変 動 の作 成 方 法 の説 明

別紙 11−19c. 建 屋 ・機 器 の フ ラ ジ リ テ ィ①評 価 対 象 と損 傷 モ ー ド の 設 定②フラジ リティ の評 価 方 法の選 択③ フ ラ ジ リ テ ィ評 価 上 の主 要 な仮 定 （不 確 実 さ の設 定 ，応 答 係 数 等 ）④フラジ リティ評 価 における耐 力 情報
●評 価 部 位 ，損 傷 モ ー ド及 び そ の耐 力 値 と確 率 分 布●評 価 部 位 の材 料 と温 度 【構 造 損 傷 の場 合 】●機 能 限 界 値 の諸 元 【機 能 損 傷 の場 合 】⑤フラジ リティ評 価 における応 答 情報
●評 価 部 位 ，損 傷 モ ー ド及 び そ の応 答 値 と確 率 分 布●基 準 津 波 に よ る波 力 等 で発 生 す る評 価 部 位 の応 答 と そ の他 の荷 重 条
件 に よ る評 価 部 位 の応 答 の 内 訳 【構 造 損 傷 の場 合 】● 基 準 津 波 に よ る 津 波 水 位 変 動 で 被 水 ・没 水 す る 評 価 部 位 の 状 況 【 機 能
損 傷 の場 合 】⑥建 物 ・機 器 の フ ラ ジ リ テ ィ評 価 結 果

東 海 第 二 発 電 所 の対 応 状 況• ②認 識 論 的 不 確 実 さ と し て ，津 波 発 生 領 域 ，波 源 モ デ ル ，発 生 パ タ ー ン ，
地 震 規 模 ，平 均 発 生 間 隔 等 を考 慮 し た 。偶 然 的 不 確 実 さ と し て ，津 波 水 位の ば ら つ き の分 布 を対 数 正 規 分 布 とし て考 慮 し た 。 ロ ジ ッ ク ツ リ ー の作 成に 当 た っ て は ，日 本 原 子 力 学 会 標 準（ 2 0 1 1 ），土 木 学 会（ 2 0 0 2 ，2 0 0 9 ，2 0 1 1 ），原 子 力 安 全 基 盤 機 構 （ 2 0 1 4 ）， 地 震 調 査 研 究 推 進 本 部 （ 2 0 1 2 a ，2 0 1 2 b ） を 参
考 と し ，2011 年 東 北 地 方 太 平 洋 沖 地 震 の知 見 を踏 ま え て 分 岐 及 び重 み を 設定 した。
（「 3 . 2 . 2 . 2 確 率 論 的 津 波 ハ ザ ー ド ( 2 ) 確 率 論 的 津 波 ハ ザ ー ド 評 価 に 当 た って の 主 要 な 仮 定 」）
③ ロ ジ ッ ク ツ リ ー を 基 に ハ ザ ー ド 曲 線 を算 定 し た 。最 高 水 位 及 び最 低 水 位 の
年 超 過 確 率 は 10− ４ 程 度 及 び 1 0− ３ 程 度 で あ る 。
（「 3 . 2 . 2 . 2 確 率 論 的 津 波 ハ ザ ー ド ( 3 ) 確 率 論 的 津 波 ハ ザ ー ド 評 価 結 果 」）①〜⑥
建 屋 ・ 機 器 リ ス ト に 基 づ き ，評 価 対 象 設 備 の 考 慮 す べ き 影 響 （ 損 傷 モ ー ド ）ご と に フ ラ ジ リ テ ィ を検 討 し た 。 そ の結 果 ，津 波 防 護 施 設 及 び浸 水 防 止 設
備 に つ い て は波 力 を ， ま た ，起 因 事 象 を引 き起 こ す設 備 及 び起 因 事 象 を緩和 す る設 備 に つ い て は没 水 ，被 水 を津 波 に よ る支 配 的 な損 傷 モ ー ド と し て抽出 した。
抽 出 し た 評 価 対 象 設 備 に 対 す る 波 力 ，没 水 ，被 水 の 損 傷 モ ー ド に つ い て は ，津 波 が評 価 対 象 設 備 を損 傷 又 は評 価 対 象 設 備 に到 達 す る津 波 高 さ に達 し た
時 点 で ， 当 該 設 備 が確 率 1.0 で損 傷 す る と 仮 定 し た 。
（「 3 . 2 . 2 . 3 建 屋 ・ 機 器 フ ラ ジ リ テ ィ 」）

「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月
Ｐ Ｒ Ａ の 説 明 に お け る 参 照 事 項（ 原 子 力 規 制 庁

原子力規制庁）」への東海第二発電所のＰＲＡの対応状況について平 成 2 5 年 9 月 ）の 記 載 内 容

d. 事 故 シ ー ケ ン ス(1) 起 因 事 象①評 価 対 象 と し た起 因 事 象 の リ ス ト ，説 明 及 び発 生 頻 度●津 波 に よ り誘 発 さ れ る起 因 事 象 の選 定 方 法 と そ の結 果
● グ ル ー プ 化 し て い る 場 合 に は グ ル ー プ 化 の 考 え 方 ，発 生 頻 度 の 評 価 方法●対 象 外 と し た起 因 事 象 と，対 象 外 とし た理 由
●津 波 固 有 の事 象 と そ の取 扱 い②階 層 イベント ツ リーとその説 明●起 因 事 象 の階 層 化 の考 え方 ，イ ベ ン ト ツ リ ー と そ の 説 明

別紙 11−20(2) 成 功 基 準①成 功 基 準 の一 覧●起 因 事 象 ご と の成 功 基 準●炉 心 損 傷 の定 義
●対 処 設 備 作 動 ま で の余 裕 時 間 及 び使 命 時 間● 成 功 基 準 設 定 の た め に熱 水 力 解 析 等 を実 施 し た場 合 は 使 用 し た解 析
結 果 ，及 び使 用 し た解 析 コ ー ド の検 証 性(3) 事 故 シ ー ケ ン ス①イベントツリー● イベ ン ト ツリ ー図● ヘデ ィ ン グ，事 故 進 展 及 び最 終 状 態● イ ベ ン ト ツ リ ー作 成 上 の主 要 な仮 定(4) シ ス テ ム 信 頼 性①評 価 対象 としたシステムと その説 明●評 価 対象 システム一 覧● 系 統 図 ，必 要 と す る サ ポ ー ト 系 ，試 験 ， シ ス テ ム 信 頼 性 評 価 上 の 主 要
な仮 定●B 及 び C ク ラ ス機 器 の取 扱 い②機 器 損 傷 に関 す る機 器 間 の相 関 の取 扱 い③システ ム信 頼 性評価 結 果●起 因 事象 ごとのシ ステム 信頼 性評 価結果●主 要 な ミ ニ マ ル カ ッ ト セ ッ ト （FT を用 い た場 合 ）④ シ ス テ ム信 頼 性 評 価 を実 施 せ ず に設 定 し た非 信 頼 度 と そ の根 拠

東 海 第 二 発 電 所 の対 応 状 況①津 波 Ｐ Ｒ Ａ で は以 下 の起 因 事 象 を抽 出 し た 。
・ 最 終 ヒ ー ト シ ン ク 喪 失 （T.P.+20m 〜 T.P.+22m ）・原 子 炉 建 屋 内 浸 水 に よ る 複 数 の 緩 和 機 能 喪 失 （ 最 終 ヒ ー ト シ ン ク 喪 失 ）（ T.P.+22m 〜 T.P.+24m ）・ 防 潮 堤 損 傷 （ T.P.+24m 〜 ）②階 層 イ ベ ン ト ツ リ ー は ， 起 因 事 象 が発 生 し た時 の炉 心 損 傷 へ の影 響 が大 き
い順 に並 べ，これ ら を ヘデ ィ ング と し た。
（「 3 . 2 . 2 . 4 事 故 シ ー ケ ン ス ( 1 ) 起 因 事 象 」）
①炉 心 損 傷 防 止 の成 功 基 準 は ，内 部 事 象 出 力 運 転 時 レベ ル １ Ｐ Ｒ Ａ と津 波 Ｐ
Ａ で は相 違 が な い た め ，内 部 事 象 出 力 運 転 時 レベル １ Ｐ Ｒ Ａ で設 定 した成功 基 準 を 用 い た 。た だ し ，津 波 襲 来 ま で に 原 子 炉 は 停 止 し て い る こ と か ら ，原 子 炉 停 止 機 能 につい て は ，評 価 対 象 とはせ ず考 慮 して い な い 。使 命 時 間に つ い て は 内 部 事 象 出 力 運 転 時 レ ベ ル １ Ｐ Ｒ Ａ と 同 様 に 2 4 時 間 と し ，機 器や外 部 電 源 の復 旧 に は期 待 し て い な い 。
（「 3 . 2 . 2 . 4 事 故 シ ー ケ ン ス ( 2 ) 成 功 基 準 」）
①起 因 事 象 「最 終 ヒ ー ト シ ン ク喪 失 」 に つ い て は ， い ず れ の シ ー ケ ン ス も炉心 損 傷 に至 る が ，圧 力 バ ウ ン ダ リ の健 全 性 及 び高 圧 炉 心 冷 却 系 で あ る原 子
炉 隔 離 時 冷 却 系 の成 否 に よ り事 故 シ ー ケ ン ス が異 な る た め ， イ ベ ン ト ツ リ
ー を展 開 し て評 価 した 。
（「 3 . 2 . 2 . 4 事 故 シ ー ケ ン ス ( 3 ) 事 故 シ ー ケ ン ス 」）
① シ ス テ ム の非 信 頼 度 は ， 内 部 事 象 出 力 運 転 時 レ ベ ル １ Ｐ Ｒ Ａ と同 様 の評 価を用 いた。

② 系 統 間 の 従 属 性 の 取 扱 い は 内 部 事 象 レ ベ ル 1 P R A と 同 様 と し た 。ま た ，津 波の影 響 に つ い て は ，建 屋 内 に浸 水 し た場 合 ， フ ロ ア全 体 が一 様 な深 さ で浸水 し当 該 フ ロ ア の機 器 は全 て機 能 喪 失 す る と し た 。
③起 因 事 象 を緩 和 す る設 備 の シ ス テ ム信 頼 性 は ，内 部 事 象 出 力 運 転 時 レ ベ ル
１ Ｐ Ｒ Ａ と同 じ で あ る 。津 波 の影 響 を受 け る可 能 性 のあ る設 備 は ，建 屋 ・
機 器 フ ラ ジ リ テ ィ 評 価 の結 果 及 び人 的 過 誤 を考 慮 し て 設 備 の信 頼 性 評 価 を実施 した。
④内 部 出 力 運 転 時 事 象 レベル １ Ｐ Ｒ Ａ で設 定 し た項 目 を除 き ， シ ス テ ム信 頼
性 評 価 を実 施 せ ず に設 定 した非 信 頼 度 は な い 。
（「 3 . 2 . 2 . 4 事 故 シ ー ケ ン ス ( 4 ) シ ス テ ム 信 頼 性 」）

「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月
Ｐ Ｒ Ａ の 説 明 に お け る 参 照 事 項（ 原 子 力 規 制 庁

原子力規制庁）」への東海第二発電所のＰＲＡの対応状況について平 成 2 5 年 9 月 ）の 記 載 内 容(5) 人 的 過 誤①評 価 対 象 と し た人 的 過 誤 及 び評 価 結 果●人 的 過 誤 の評 価 に用 い た 手 法● 人 的 過 誤 の分 類 ，人 的 操 作 に対 す る許 容 時 間 ，過 誤 回 復 の取 扱 い●人 的 過 誤 評 価 用 い た主 要 な仮 定
●人 的 過誤評 価 結果
(6) 炉 心 損 傷 頻 度①炉 心 損 傷 頻 度 の算 出 に用 い た方 法

別紙 11−21②炉 心 損傷 頻度 結 果●全 炉 心 損 傷 頻 度 及 び主 要 な事 故 シ ー ケ ン ス と分 析
●起 因 事 象 別 の炉 心 損 傷 頻 度 及 び主 要 な事 故 シ ー ケ ン ス と分 析
● プ ラ ン ト 損 傷 状 態 別 炉 心 損 傷 頻 度 及 び主 要 な事 故 シ ー ケ ン ス と 分 析● 地 震 加 速 度 と炉 心 損 傷 頻 度 の関 係 と そ の分 析
③重 要 度 解 析 ，不 確 実 さ解 析 及 び感 度 解 析

東 海 第 二 発 電 所 の対 応 状 況①起 因 事 象 発 生 前 の人 的 過 誤 に つ い て は津 波 に よ る影 響 を考 慮 す る必 要 が な
い た め ，内 部 事 象 レ ベ ル １ Ｐ Ｒ Ａ で の検 討 結 果 を用 い た 。起 因 事 象 発 生 後
人 的 過 誤 は津 波 襲 来 後 に対 応 す る作 業 で あ る こ と を考 慮 し ，内 部 事 象 出 力
運 転 時 レ ベ ル １ Ｐ Ｒ Ａ で の 検 討 結 果 と比 較 し て高 い ス ト レ ス レ ベ ル を仮 定した。
（「 3 . 2 . 2 . 4 事 故 シ ー ケ ン ス ( 5 ) 人 的 過 誤 」）
① 計 算 コ ー ド RiskSpectrum@PSA を 用 い て フ ォ ー ル ト ツ リ ー 結 合 法 に よ り 炉
心 損 傷 頻 度 を評 価 し た 。
②上 述 し た手 順 で モ デ ル を 定 量 化 し，津 波 高 さ別 及 びプ ラ ン ト損 傷 状 態 別 の
炉 心 損 傷 頻 度 を評 価 し た 。 ま た ，全 炉 心 損 傷 頻 度 へ の 寄 与 割 合 か ら主 要 な事 故 シ ー ケ ン ス を抽 出 し ， そ の内 容 を分 析 し た 。

③津 波 ハ ザ ー ド や ラ ン ダ ム 故 障 確 率 に含 ま れ る不 確 実 さ が炉 心 損 傷 頻 度 の分
布 に与 え る影 響 を評 価 す る た め ，不 確 実 さ解 析 を行 っ た 。重 要 度 解 析 に つ
い て は ， 津 波 Ｐ Ｒ Ａ の 評 価 対 象 と な る 高 さ T.P. ＋20m 以 上 の津 波 で は 必 ず
炉 心 損 傷 に至 る こ と か ら ， 有 益 な結 果 が得 ら れ な い た め実 施 し て い な い 。
ま た ， 感 度 解 析 と し て ，津 波 襲 来 前 に地 震 に よ り外 部 電 源 が喪 失 す る と仮定 し た評 価 を実 施 し た 。
（「 3 . 2 . 2 . 4 事 故 シ ー ケ ン ス ( 6 ) 炉 心 損 傷 頻 度 」）

「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月
Ｐ Ｒ Ａ の 説 明 に お け る 参 照 事 項（ 原 子 力 規 制 庁

原子力規制庁）」への東海第二発電所のＰＲＡの対応状況について平 成 2 5 年 9 月 ）の 記 載 内 容

４．レベル１．５ＰＲＡ
４．１ 内部事象
a. プ ラ ン ト の 構 成 ・特 性
①対 象 プ ラ ン ト に関 す る説 明
● 機 器 ・ 系 統 配 置 ，形 状 ・ 設 備 容 量 ，事 故 へ の 対 処 操 作 ，燃 料 及 び デ ブ
リ の移 動 経 路 など

b. プ ラ ン ト 損 傷 状 態 の分 類 及 び発 生 頻 度① プ ラ ン ト損 傷 状 態 の一 覧
● プ ラ ン ト損 傷 状 態 の考 え方● プ ラ ン ト損 傷 状 態 の一 覧
● レ ベ ル １ の事 故 シ ー ケ ン ス に 対 す る プ ラ ン ト 損 傷 状 態 の分 類 結 果● レ ベ ル １結 果 と の関 係 （レ ベ ル １ の最 終 状 態 と分 類 が異 な る場 合 ）②プラン ト損 傷 状態 ごとの発 生頻度● プラ ン ト損 傷 状 態 ごとの発 生 頻 度

別紙 11−22c. 格 納 容 器 破 損 モ ー ド①格 納 容 器 破 損 モ ー ド の一 覧 と各 破 損 モ ー ド に関 す る 説 明●格 納 容 器 破 損 モー ド分 類 の考 え方●格 納 容 器 破 損 モー ド の一 覧

●各 破 損 モ ー ド に関 す る説 明

d. 事 故 シ ー ケ ン ス①格 納 容 器 イ ベ ン ト ツ リ ー 構 築 の考 え方 及 び プ ロ セ ス●格 納 容 器 イ ベ ン ト ツ リ ー 構 築 の考 え方●格 納 容器 イベント ツリー 構築 のプロセスの説 明

東 海 第 二 発 電 所 の対 応 状 況①対 象 プ ラ ン ト の機 器 ・系 統 配 置 ，形 状 ・設 備 容 量 ，事 故 の緩 和 操 作 ，燃 料
及 びデ ブ リ の移 動 経 路 等 を整 理 し た 。
（「 4 . 1 . 1 . 1 プ ラ ン ト の 構 成 ・ 特 性 ( 1 ) 対 象 プ ラ ン ト に 関 す る 説 明 」）

①内 部 事 象 出 力 運 転 時 レ ベ ル １ Ｐ Ｒ Ａ で 得 ら れ た炉 心 損 傷 状 態 に至 る す べ ての事 故 シ ー ケ ン ス に対 し て ，事 故 の進 展 及 び緩 和 操 作 の類 似 性 か ら プ ラ ン
ト損 傷 状 態 （ Ｐ Ｄ Ｓ ） に分 類 し ，一 覧 表 で示 し た 。
（「 4 . 1 . 1 . 2 プ ラ ン ト 損 傷 状 態 の 分 類 及 び 発 生 頻 度 ( 1 ) Ｐ Ｄ Ｓ の 一 覧 」）
② プ ラ ン ト損 傷 状 態 ご と の 発 生 頻 度 を表 に整 理 し た 。
（「 4 . 1 . 1 . 2 プ ラ ン ト 損 傷 状 態 の 分 類 及 び 発 生 頻 度 ( 2 ) Ｐ Ｄ Ｓ 別 の 炉 心 損 傷
頻 度 」）①●事 故 の進 展 を考 慮 し て ， 格 納 容 器 の健 全 性 に影 響 を 与 え る負 荷 を分 析 し て
格納 容 器破 損 モードを分 類 し た。
●炉 心 損 傷 後 の格 納 容 器 内 の物 理 化 学 的 挙 動 を網 羅 的 に考 慮 し ，事 故 進 展 に
応 じ て想 定 さ れ る ，格 納 容 器 の健 全 性 に影 響 を与 え る 負 荷 を ，発 生 時 期 に
沿 って示 した。
●抽 出 し た負 荷 ，負 荷 の概 要 及 び格 納 容 器 破 損 モ ー ド の説 明 を示 し た 。
（「 4 . 1 . 1 . 3 格 納 容 器 破 損 モ ー ド ( 1 ) 格 納 容 器 破 損 モ ー ド の 一 覧 と 各 破 損 モ
ー ド に 関 す る 説 明 」）

① イ ベ ン ト ツ リ ー は ，炉 心 損 傷 後 の事 象 進 展 を考 慮 し ， Ｒ Ｐ Ｖ破 損 前 ， Ｒ Ｐ
Ｖ破 損 直 後 及 び事 故 進 展 後 長 期 の各 フ ェ ー ズ に お け る緩 和 設 備 の作 動 状
況 ，発 生 す る可 能 性 の あ る 各 格 納 容 器 破 損 モ ー ド を踏 ま え て展 開 し た 。
（「 4 . 1 . 1 . 4 事 故 シ ー ケ ン ス ( 1 ) 格 納 容 器 イ ベ ン ト ツ リ ー 構 築 の 考 え 方 及 び
プ ロ セ ス 」）

「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月
Ｐ Ｒ Ａ の 説 明 に お け る 参 照 事 項（ 原 子 力 規 制 庁

原子力規制庁）」への東海第二発電所のＰＲＡの対応状況について平 成 2 5 年 9 月 ）の 記 載 内 容②格 納 容器 イベントツリー● 格 納 容 器 イ ベ ン ト ツ リ ー を 構 築 す る に 当 た っ て 検 討 し た ，重 要 な 物 理
化 学 現 象 ，対 処 設 備 の作 動 ・不 作 動 ，運 転 員 操 作 （ レ ベ ル1 と の整 合性 を含 む ） ， ヘ デ ィ ン グ間 の従 属 性●格 納 容器 イベント ツリー●格 納 容 器 イ ベ ン ト ツ リ ー の最 終 状 態 へ の健 全 な場 合 も含 め た格 納 容
器 破 損 モ ー ド の割 り付 け結 果

別紙 11−23

e. 事 故 進 展 解 析①解 析 対 象 とし た事 故 シー ケ ン ス と対 象 事 故 シー ケ ン ス の説 明●事 故 シ ー ケ ン ス選 定 の考 え方●事 故 進 展 解 析 の解 析 条 件●解 析 対 象 と し た事 故 シー ケ ン ス一 覧
●対 象 事 故 シ ー ケ ン ス の説 明
●有 効 性 評 価 の対 象 シ ー ケ ン ス と し て選 定 し た場 合 はそ の選 定 理 由②事 故 シーケン ス の解 析 結 果

f. 格 納 容 器 破 損 頻 度①格 納 容 器 破 損 頻 度 の評 価 方 法②格 納 容 器 イベン ト ツ リ ー ヘ ディ ン グ の分 岐 確 率●分 岐 確 率 の算 出 方 法●格 納 容 器 イ ベ ン ト ツ リ ー ヘ デ ィ ン グ の分 岐 確 率

東 海 第 二 発 電 所 の対 応 状 況②事 故 進 展 後 の各 フ ェ ー ズ に お け る緩 和 手 段 の作 動 状 況 及 び物 理 化 学 現 象に 基 づ き 設 定 し た ヘ デ ィ ン グ に 対 し て ，ヘ デ ィ ン グ 間 の 従 属 性 を 整 理 し た 。
ま た ，格 納 容 器 イ ベ ン ト ツ リ ー の構 築 に当 た っ て は ， 最 終 状 態 が健 全 な場
合 も含 め て格 納 容 器 破 損 モー ド を割 り付 け た 。
（「 4 . 1 . 1 . 4 事 故 シ ー ケ ン ス ( 2 ) 格 納 容 器 イ ベ ン ト ツ リ ー 」）

①事 故 進 展 解 析 の対 象 と し た事 故 シ ー ケ ン ス は ，事 故 進 展 の類 似 性 ，緩 和 設
備 の機 能 喪 失 状 態 の類 似 性 を考 慮 し て選 定 し た 。選 定 し た事 故 シ ー ケ ン ス
は ，選 定 理 由 と と も に一 覧 表 に整 理 し た 。 ま た ，事 故 進 展 解 析 の主 要 な解
析 条 件 を一 覧 表 に ま と め た 。
（「 4 . 1 . 1 . 5 事 故 進 展 解 析 ( 1 ) 解 析 対 象 と し た 事 故 シ ー ケ ン ス と 対 象 事 故 シ
ー ケ ン ス の 説 明 」）
②選 定 し た各 事 故 シ ー ケ ン ス に つ い て プ ラ ン ト の熱 水 力 挙 動 を解 析 し た結 果
及 び原 子 炉 圧 力 容 器 内 及 び各 事 故 シ ー ケ ン ス の解 析 結 果 に お け る特 徴 的 な事 故 進 展 を記 載 し た 。
（「 4 . 1 . 1 . 5 事 故 進 展 解 析 ( 2 ) 事 故 シ ー ケ ン ス の 解 析 結 果 」）

①格 納 容 器 破 損 頻 度 の定 量 化 で は ，内 部 事 象 出 力 運 転 時 レ ベ ル １ Ｐ Ｒ Ａ の 評
価 に用 い て い る 計 算 コ ー ド と 同 じ Safety Watcher を 使 用 し ， 格 納 容 器 イ ベ
ン ト ツ リ ー の ヘ デ ィ ン グ に 対 す る分 岐 確 率 を入 力 条 件 と し て ， Ｐ Ｄ Ｓ ご との 条 件 付 き 格 納 容 器 破 損 確 率 （ Ｃ Ｃ Ｆ Ｐ ）及 び 格 納 容 器 破 損 頻 度 （ Ｃ Ｆ Ｆ ）を算 出 した。
（「 4 . 1 . 1 . 6 格 納 容 器 破 損 頻 度 ( 1 ) 格 納 容 器 破 損 頻 度 の 評 価 方 法 」）
②物 理 化 学 現 象 のヘ デ ィ ン グ に お い て ，不 確 実 さ が大 き い現 象 に対 し て は ，
当 該 現 象 の支 配 要 因 ，不 確 実 さ幅 及 び格 納 容 器 の構 造 健 全 性 へ の影 響 の因果 関 係 を明 ら か に し ，分 解 イ ベ ン ト ツ リ ー手 法 等 を用 い て ，分 岐 確 率 を設定 した 。事 故 の緩 和 手 段 に関 する ヘ デ ィ ン グ に つ い て は ， レ ベ ル １ Ｐ Ｒ Ａのフォ ールト ツリ ーをも と に，フ ォール トツ リーを作 成 することにより ，
緩 和 手 段 の非 信 頼 度 （分 岐 確 率 ） を モ デ ル化 し た 。
（「 4 . 1 . 1 . 6 格 納 容 器 破 損 頻 度 ( 2 ) 格 納 容 器 イ ベ ン ト リ ツ リ ー ヘ デ ィ ン グ の分 岐 確 率 」）

「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月
Ｐ Ｒ Ａ の 説 明 に お け る 参 照 事 項（ 原 子 力 規 制 庁

原子力規制庁）」への東海第二発電所のＰＲＡの対応状況について平 成 2 5 年 9 月 ）の 記 載 内 容③格 納 容 器 破 損 頻 度 の評 価 結 果●全 格 納 容 器 破 損 頻 度 及 び主 要 事 故 シーケン ス と分 析
●起 因 事 象 別 格 納 容 器 破 損 頻 度 及 び主 要 事 故 シ ー ケ ン ス と分 析
●破 損 モ ー ド別 格 納 容 器 破 損 頻 度 及 び主 要 事 故 シ ー ケ ン ス と分 析

g. 不 確 実 さ解 析 及 び感 度 解 析①不 確 実解 析結 果

②感 度 解析 結果

東 海 第 二 発 電 所 の対 応 状 況③全 格 納 容 器 破 損 頻 度 ， Ｐ Ｄ Ｓ別 格 納 容 器 破 損 頻 度 ，及 び破 損 モ ー ド別 格 納
容 器 破 損 頻 度 を整 理 し ，主 要 な事 故 シ ー ケ ン ス の 分 析 を 実 施 し た 。
（「 4 . 1 . 1 . 6 格 納 容 器 破 損 頻 度 ( 3 ) 格 納 容 器 破 損 頻 度 の 評 価 結 果 （ 点 推 定
値 ）」）①格 納 容 器 破 損 頻 度 の不 確 実 さ の幅 を評 価 す る た め ， 不 確 実 さ解 析 を実 施 した 。そ の 結 果 ，格 納 容 器 破 損 モ ー ド 別 の 点 推 定 値 は 不 確 実 さ 分 布 内 に あ り ，
点 推 定 値 と不 確 実 さ解 析 結 果 の傾 向 に大 き な差 が な い こ と を確 認 し た 。
（「 4 . 1 . 1 . 7 不 確 実 さ 解 析 及 び 感 度 解 析 ( 1 ) 不 確 実 解 析 」）
② Ｍ ａ ｒ ｋ − Ⅱ型 格 納 容 器 の特 徴 を把 握 す る た め の 感 度 解 析 を実 施 し ， そ の
結果 をとりまとめた。
（「 4 . 1 . 1 . 7 不 確 実 さ 解 析 及 び 感 度 解 析 ( 2 ) 感 度 解 析 」）

別紙 11−24

「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月
Ｐ Ｒ Ａ の 説 明 に お け る 参 照 事 項（ 原 子 力 規 制 庁

原子力規制庁）」への東海第二発電所のＰＲＡの対応状況について平 成 2 5 年 9 月 ）の 記 載 内 容４ ． ２ 外 部 事 象 （地 震 ）a. プ ラ ン ト の 構 成 ・特 性
①対 象 プ ラ ン ト に関 す る説 明
● 機 器 ・ 系 統 配 置 ，形 状 ・ 設 備 容 量 ，事 故 へ の 対 処 操 作 ，燃 料 及 び デ ブ
リ の移 動 経 路 など
● ウ ォ ー ク ダ ウ ン実 施 の有 無 と ウ ォ ー ク ダ ウ ン の結 果
②地 震 に よ り格 納 容 器 破 損 に至 る事 故 シ ナ リ オ● 格 納 容 器 損 傷 及 び そ の 波 及 的 影 響 の シ ナ リ オ の 分 析 ・選 定 と ス ク リ ー
ニングの説 明●事 故 シナリオ と起 因 事 象 の分 析 結 果●建 物 ・機 器 リ ス ト の作 成 結 果

別紙 11−25

b. 地 震 ハ ザ ー ド①地 震 ハ ザ ー ド評 価 の方 法
● 新 規 制 基 準 （ 地 震 ，津 波 ） に て 策 定 さ れ た 基 準 地 震 動 の 超 過 確 率 の 算
出 に用 い た地 震 ハ ザ ー ド評 価 に用 い た手 法②地 震 ハ ザ ー ド評 価 に当 たっ て の主 要 な仮 定
● 震 源 モ デ ル ，地 震 動 伝 播 モ デ ル の 設 定 と 各 モ デ ル の 設 定 根 拠 及 び 不 確
実 さ要 因 の分 析 結 果 の説 明
●不 確 実 さ要 因 の分 析 結 果 に基 づ い て作 成 し た ロ ジ ッ ク ツ リ ー の明 示と ロ ジ ッ ク ツ リ ー の 各 分 岐 に お い て 設 定 し た重 み の根 拠 の説 明
③地 震 ハザード評 価 結 果● 作 成 し た ロ ジ ッ ク ツ リ ー を 用 い た 地 震 ハ ザ ー ド 曲 線 群 の 算 出 と ，地 震
ハ ザ ー ド曲 線 群 か ら求 め た 信 頼 度 別 ハ ザ ー ド曲 線 や平 均 ハザ ー ド曲
線 の説 明●地 震 ハ ザ ー ド評 価 結 果 に基 づ く フ ラ ジ リ テ ィ評 価 用 地 震 動 の作 成 方
法 の説 明東 海 第 二 発 電 所 の対 応 状 況
地 震 レ ベ ル 1.5PRA に つ い て は ， 以 下 の 理 由 に よ り 実 施 は 困 難 な 段 階 で ある。
・学 会 標 準 に 一 部 手 順 が 示 さ れ て い る の み で あ り ，標 準 的 な P R A 手 法 が 確
立 されていない。
・原 子 炉 格 納 容 器 や原 子 炉 建 屋 等 が地 震 動 に よ っ て直 接 損 傷 す る こ と が考え ら れ る が ， こ れ ら の損 傷 評 価 に関 し て ，現 時 点 で は 損 傷 箇 所 ，損 傷 モ
ー ド 等 を 詳 細 に評 価 す る 知 見 が な い こ と か ら ， 地 震 レ ベ ル 1.5PRA の 実
施 に向 け た検 討 を始 め た と こ ろ で あ る 。
な お ，炉 心 損 傷 後 の格 納 容 器 内 の物 理 化 学 現 象 の進 展 は ，地 震 及 び津 波
等 の外 部 事 象 起 因 で あ っ て も内 部 事 象 と同 等 と考 え ら れ ，格 納 容 器 破 損 モ
ー ド は内 部 事 象 と同 等 と考 え て い る 。

同上「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月
Ｐ Ｒ Ａ の 説 明 に お け る 参 照 事 項（ 原 子 力 規 制 庁

原子力規制庁）」への東海第二発電所のＰＲＡの対応状況について平 成 2 5 年 9 月 ）の 記 載 内 容

別紙 11−26

c. 建 屋 ・機 器 の フ ラ ジ リ テ ィ①評 価 対 象 と損 傷 モ ー ド の 設 定②フラジ リティ の評 価 方 法の選 択③ フ ラ ジ リ テ ィ評 価 上 の主 要 な仮 定 （不 確 実 さ の設 定 ，応 答 係 数 等 ）④フラジ リティ評 価 における耐 力 情報
●評 価 部 位 ，損 傷 モ ー ド及 び そ の耐 力 値 と確 率 分 布●評 価 部 位 の材 料 と温 度 【構 造 損 傷 の場 合 】●機 能 限 界 値 の諸 元 【機 能 損 傷 の場 合 】⑤フラジ リティ評 価 における応 答 情報
●評 価 部 位 ，損 傷 モ ー ド及 び そ の応 答 値 と確 率 分 布●基 準 地 震 動 に よ る地 震 力 で発 生 す る評 価 部 位 の応 答 と そ の他 の荷 重
条 件 に よ る評 価 部 位 の応 答 の内 訳 【構 造 損 傷 の場 合 】●基 準 地 震 動 に よ る地 震 力 で発 生 す る評 価 部 位 の応 答 【機 能 損 傷 の場
合】
●基 準 地 震 動 に よ る地 震 力 で発 生 す る評 価 部 位 の応 答 【機 能 損 傷 の場
合】
⑥建 物 ・機 器 の フ ラ ジ リ テ ィ評 価 結 果
d. プ ラ ン ト 損 傷 状 態 の分 類 及 び発 生 頻 度① プ ラ ン ト損 傷 状 態 の一 覧
● プ ラ ン ト損 傷 状 態 の考 え方● プ ラ ン ト損 傷 状 態 の一 覧
● レ ベ ル １ の事 故 シ ー ケ ン ス に 対 す る プ ラ ン ト 損 傷 状 態 の分 類 結 果● レ ベ ル １結 果 と の関 係 （レ ベ ル １ の最 終 状 態 と分 類 が異 な る場 合 ）②プラン ト損 傷 状態 ごとの発 生頻度

e.格 納 容 器 破 損 モ ー ド①格 納 容 器 破 損 モ ー ド の一 覧 と各 破 損 モ ー ド に関 す る 説 明●格 納 容 器 破 損 モー ド分 類 の考 え方●格 納 容 器 破 損 モー ド の一 覧
●各 破 損 モ ー ド に関 す る説 明

東 海 第 二 発 電 所 の対 応 状 況
同上

同上

同上

「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月
Ｐ Ｒ Ａ の 説 明 に お け る 参 照 事 項（ 原 子 力 規 制 庁

原子力規制庁）」への東海第二発電所のＰＲＡの対応状況について平 成 2 5 年 9 月 ）の 記 載 内 容

f. 事 故 シ ー ケ ン ス①格 納 容 器 イ ベ ン ト ツ リ ー 構 築 の考 え方 及 び プ ロ セ ス●格 納 容 器 イ ベ ン ト ツ リ ー 構 築 の考 え方●格 納 容器 イベント ツリー 構築 のプロセスの説 明②格 納 容器 イベントツリー● 格 納 容 器 イ ベ ン ト ツ リ ー を 構 築 す る に 当 た っ て 検 討 し た ，重 要 な 物 理
化 学 現 象 ，対 処 設 備 の作 動 ・不 作 動 （ レ ベ ル １ と の整 合 性 を含 む ） ，
運 転 員 操 作 ，ヘ デ ィ ン グ間 の従 属 性●格 納 容器 イベント ツリー●格 納 容 器 イ ベ ン ト ツ リ ー の最 終 状 態 へ の健 全 な場 合 も含 め た格 納 容
器 破 損 モ ー ド の割 り付 け

別紙 11−27

g. 事 故 進 展 解 析①解 析 対 象 とし た事 故 シー ケ ン ス と対 象 事 故 シー ケ ン ス の説 明●事 故 シ ー ケ ン ス選 定 の考 え方●選 定 し た事 故 シ ー ケ ン ス と説 明
●事 故 進 展 解 析 の解 析 条 件●有 効 性 評 価 の対 象 シ ー ケ ン ス と し て選 定 し た場 合 はそ の選 定 理 由②事 故 シーケン ス の解 析 結 果

h. 格 納 容 器 破 損 頻 度①格 納 容 器 破 損 頻 度 の評 価 方 法②格 納 容 器 イベン ト ツ リ ー ヘ ディ ン グ の分 岐 確 率●分 岐 確 率 の算 出 方 法●使 用 し た分 岐 確 率③格 納 容 器 破 損 頻 度 の評 価 結 果●全 格 納 容 器 破 損 頻 度 及 び主 要 事 故 シーケン ス と分 析
●起 因 事 象 別 格 納 容 器 破 損 頻 度 及 び主 要 事 故 シ ー ケ ン ス と分 析
●破 損 モ ー ド別 格 納 容 器 破 損 頻 度 及 び主 要 事 故 シ ー ケ ン ス と分 析

i. 不 確 実 さ解 析 及 び感 度 解 析①不 確 実解 析結 果
②感 度 解析 結果

東 海 第 二 発 電 所 の対 応 状 況

同上

同上

同上

同上

「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月
Ｐ Ｒ Ａ の 説 明 に お け る 参 照 事 項（ 原 子 力 規 制 庁

原子力規制庁）」への東海第二発電所のＰＲＡの対応状況について平 成 2 5 年 9 月 ）の 記 載 内 容

５．そ の他
a. 専 門 家 判 断①専 門 家 判 断 を用 い た事 項 と専 門 家 判 断 の結 果
②専 門 家 判 断 の導 出 の プ ロ セ ス

b. ピ ア レ ビ ュ ー①ピアレ ビュー チ ーム及 びメ ンバ ー構 成
●海 外 の専 門 家 も含 め た メ ン バ ー で あ る こ と②ピアレ ビュー の手 順

別紙 11−28③ピアレ ビュー の結 果

④ ピ ア レ ビ ュ ー結 果 の Ｐ Ｒ Ａ へ の反 映 状 況c. 品 質 保 証① Ｐ Ｒ Ａ を実 施 する に当 た っ て行 っ た品 質 保 証 活 動● Ｐ Ｒ Ａ の実 施 体 制●更 新 ，記 録 管 理 体 制

東 海 第 二 発 電 所 の対 応 状 況①評 価 上 の仮 定 及 び計 算 が 適 切 か ど う か を判 断 す る場 合 ，専 門 家 判 断 を実 施した。
②関 連 す る分 野 に深 い知 識 や経 験 を有 す る も の を選 任 し ，専 門 家 判 断 を実 施した。

① レ ビ ュ ー ア の選 定 に当 た っ て は ，専 門 性 ，経 験 ，独 立 性 及 び公 正 性 の 4 つの要 素 を考 慮 し て選 定 し て い る 。
・今 回 実 施 し た レ ビ ュ ー実 施 方 法 を含 め ， Ｐ Ｒ Ａ全 般 を俯 瞰 し た視 点 から改 善 事 項 を抽 出 す る観 点 で Ｐ Ｒ Ａ の経 験 豊 富 な海 外 レ ビ ュ ー ア を招
聘 し ，米 国 で の Ｐ Ｒ Ａ実 施 状 況 と の比 較 に基 づ く助 言 を得 る こ と と した。
② オ ン サ イ ト レ ビ ュ ー を 効 率 的 ・効 果 的 に実 施 す る た め に ，各 レ ビ ュ ー ア に事 前 に Ｐ Ｒ Ａ の概 要 資 料 を提 出 し ，全 体 の内 容 把 握 及 び オ ン サ イ ト レ ビ ュー に お い て重 点 的 に内 容 を 確 認 す る項 目 の抽 出 ・整 理 す る期 間 を設 け た 。
オ ン サ イ ト レ ビ ュ ー に際 し て は ，適 宜 Ｐ Ｒ Ａ実 施 者 と 質 疑 応 答 を行 い ，具体 的 な内 容 ・課 題 を共 有 し な が ら進 め た 。
③学 会 標 準 へ の不 適 合 や評 価 手 法 に問 題 が あ る と さ れ る 「指 摘 事 項 」 は 0 件
で あ り ，今 回 実 施 し た Ｐ Ｒ Ａ の評 価 結 果 に影 響 を及 ぼ す よ う な技 術 的 な問
題 点 がないこと が確 認 された 。
④ Ｐ Ｒ Ａ の 更 な る 品 質 向 上 に 資 す る と 考 え ら れ る「 推 奨 事 項 」と し て 1 2 件 のコ メ ン ト を受 理 し て お り ， 評 価 手 法 の見 直 し等 を含 め て今 後 の対 応 を検 討する。

①品 質 保 証 活 動 に基 づ く社 内 基 準 に従 っ て Ｐ Ｒ Ａ を実 施 した 。
・ Ｐ Ｒ Ａ の実 施 に当 た っ て は ，必 要 な力 量 を有 す る者 を選 定 し ，品 質 保
証 上 必 要 と な る体 制 を整 備 し た上 で実 施 し た 。
・文 書 化 ，記 録 等 の管 理 体 制 及 び管 理 方 法 は社 内 基 準 に従 っ て適 切 に実施 した。

別紙 12
東海第二発電所

ＰＲＡピアレビュー実施結果及び今後の対応方針
について

1.

目

的

事故シーケンスグループ及び格納容器破損モードの選定にあたり実施したＰＲＡの妥当性確認及び品質向上を目的として，国内外のＰＲＡ専門家によるピアレビューを実施した。また，レビューにおいて指摘されたコメントについては，今後の対応方針を検討した。
2.

ピアレビューの実施内容

2.1

内部事象ＰＲＡ
今 回 実 施 し た 以 下 に 示 す 各 Ｐ Ｒ Ａ を 対 象 に ，日 本 原 子 力 学 会 標 準と の 整 合 性 ，及 び 国 内 外 の 知 見 を 踏 ま え た Ｐ Ｒ Ａ 手 法 の 妥 当 性 に つ
い て 確 認 を 行 っ た 。な お ，本 ピ ア レ ビ ュ ー で は「 Ｐ Ｓ Ａ ピ ア レ ビ ュー ガ イ ド ラ イ ン （ 平 成 21 年 6 月 一 般 社 団 法 人 日 本 原 子 力 技 術 協会 ）」 及 び 「 原 子 力 発 電 所 の 確 率 論 的 リ ス ク 評 価 の 品 質 確 保 に 関 す
る 実 施 基 準 :2013（ 2014 年 5 月

一般社団法人日 本 原 子 力 学 会 ）」（ 以 下 「 ガ イ ド ラ イ ン 等 」 と い う 。） を 参 考 に レ ビ ュ ー を 行 っ た 。
(1)

レビュー対象としたＰＲＡ

・内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡ・内部事象停止時レベル１ＰＲＡ・内部事象出力運転時レベル１．５ＰＲＡ
な お ，地 震 レ ベ ル １ Ｐ Ｒ Ａ 及 び 津 波 レ ベ ル １ Ｐ Ｒ Ａ に つ い て は ，実 施 時 期 が 異 な る た め ， 2.2 章 に 記 載 す る 。
(2)

レビュー体制レビューアの選定にあたっては，ガイドライン等に従い，専門
別紙 12−1

性，経験，独立性及び公正性の 4 つの要素を考慮して以下のとおり選定した。なお，レビューの実施にあたっては，多面的な視点で評価するため，各ＰＲＡはレビューチームのうち複数のメンバー（主担当，副担当）がレビューを行うこととした。また，今回実施したレビュー実施方法を含めＰＲＡ全般を俯瞰した視点から改善事項を抽出する観点でＰＲＡの経験豊富な海外レビューアを招聘し，欧米でのＰＲＡ実施状況との比較に基づく助言を得ることとした。レビュー体制のイメージを図 1 に示す。
●国内レビューア：7 名●海外レビューア：1 名

ピアレビュー統括リーダー
海外レビューア

出力運転時
レベル１
ＰＲＡ

停止時
レベル１
ＰＲＡ

出力運転時
レベル１．５
ＰＲＡ

Ａ

Ｂ

Ｃ

Ｂ

Ｄ

Ｅ

Ｅ

図 1

Ｆ

Ａ

：主担当
Ｆ

レビュー体制のイメージ
別紙 12−2

：副担当

(3)

国内レビューアのレビュー方法及び内容
ａ ． 事 前 準 備 （ 情 報 収 集 及 び 分 析 ）： 約 1 週 間
オンサイトレビューを効率的かつ効果的に実施するために，事前に当社から国内レビューアへＰＲＡの概要資料を提示し，国内レビューアが全体の内容を把握するとともに，オンサイト
レビューにおいて重点的に内容を確認する項目を抽出・整理す
る期間を設けた。
ｂ．オンサイトレビュー：約 1 週間
国内レビューアは，各ＰＲＡの実施内容について文書化された資料を基に，学会標準への適合性確認を主眼としてレビューを実施した。レビューを円滑に進めるため，ＰＲＡ実施者（当社社員，当社協力会社社員）と質疑応答の場を設け，事実関係を確認するとともに，国内レビューアとの質疑応答の内容については適宜文書化しながら進めた。
ｃ．ピアレビュー結果報告書の作成：約 1 か月
国内レビューアは，オンサイトレビューにて抽出したコメン
トを以下の項目ごとに整理し，ピアレビューの実施結果を報告書として取りまとめた。
・指摘事項
Ｐ Ｒ Ａ が 学 会 標 準 に 技 術 的 に 適 合 し な い も の ，又 は 評 価 結 果に影響を及ぼすような技術的な問題があるもの
・推奨事項
学 会 標 準 に は 適 合 し て い る も の の ，よ り 品 質 の 高 い Ｐ Ｒ Ａ の実施のために反映が推奨されるもの

別紙 12−3

・文書化における指摘事項
学会標準への適合性を示すための文書化が不足しているもの・文書化における改善提案
学会標準への適合性を示すための文書化はされているものの，ＰＲＡの説明性向上の観点から改善が望ましいもの・良好事例
良好的な事例で，今後も継続した実施が望まれるもの
2.2

外部事象ＰＲＡ
今 回 実 施 し た 以 下 に 示 す 各 Ｐ Ｒ Ａ を 対 象 に ，日 本 原 子 力 学 会 標 準と の 整 合 性 ，及 び 国 内 外 の 知 見 を 踏 ま え た Ｐ Ｒ Ａ 手 法 の 妥 当 性 に つ
い て 確 認 を 行 っ た 。な お ，本 ピ ア レ ビ ュ ー で は「 Ｐ Ｓ Ａ ピ ア レ ビ ュー ガ イ ド ラ イ ン （ 平 成 21 年 6 月 一 般 社 団 法 人 日 本 原 子 力 技 術 協会 ）」 及 び 「 原 子 力 発 電 所 の 確 率 論 的 リ ス ク 評 価 の 品 質 確 保 に 関 す
る 実 施 基 準 :2013（ 2014 年 5 月

一般社団法人日 本 原 子 力 学 会 ）」（ 以 下 「 ガ イ ド ラ イ ン 等 」 と い う 。） を 参 考 に レ ビ ュ ー を 行 っ た 。
(1)

レビュー対象としたＰＲＡ

・地震レベル１ＰＲＡ・津波レベル１ＰＲＡ(2)

レビュー体制レビューアの選定にあたっては，ガイドライン等に従い，専門
性，経験，独立性及び公正性の 4 つの要素を考慮して以下のとおり選定した。なお，レビューの実施にあたっては，多面的な視点で評価するため，各ＰＲＡはレビューチームのうち複数のメンバー（主担当，副担当）がレビューを行うこととした。また，今回別紙 12−4

実施したレビュー実施方法を含めＰＲＡ全般を俯瞰した視点から改善事項を抽出する観点でＰＲＡの経験豊富な海外レビューアを招聘し，欧米でのＰＲＡ実施状況との比較に基づく助言を得ることとした。レビュー体制のイメージを図 2 に示す。
●国内レビューア：5 名●海外レビューア：1 名

ピアレビュー統括リーダー
海外レビューア

地震
レベル１
ＰＲＡ

津波
レベル１
ＰＲＡ

Ａ

Ｂ

Ｃ

Ｄ

図 2
(3)

：主担当
：副担当

レビュー体制のイメージ

国内レビューアのレビュー方法及び内容
ａ ． 事 前 準 備 （ 情 報 収 集 及 び 分 析 ）： 約 2 週 間
オンサイトレビューを効率的かつ効果的に実施するために，事前に当社から国内レビューアへＰＲＡの概要資料を提示し，国内レビューアが全体の内容を把握するとともに，オンサイト
レビューにおいて重点的に内容を確認する項目を抽出・整理す
別紙 12−5

る期間を設けた。
ｂ．オンサイトレビュー：約 1 週間
国内レビューアは，各ＰＲＡの実施内容について文書化された資料を基に，学会標準への適合性確認を主眼としてレビューを実施した。レビューを円滑に進めるため，ＰＲＡ実施者（当社社員，当社協力会社社員）と質疑応答の場を設け，事実関係を確認するとともに，国内レビューアとの質疑応答の内容については適宜文書化しながら進めた。
ｃ．ピアレビュー結果報告書の作成：約 1 か月
国内レビューアは，オンサイトレビューにて抽出したコメン
トを以下の項目ごとに整理し，ピアレビューの実施結果を報告書として取りまとめた。
・指摘事項
Ｐ Ｒ Ａ が 学 会 標 準 に 技 術 的 に 適 合 し な い も の ，又 は 評 価 結 果に影響を及ぼすような技術的な問題があるもの
・推奨事項
学 会 標 準 に は 適 合 し て い る も の の ，よ り 品 質 の 高 い Ｐ Ｒ Ａ の実施のために反映が推奨されるもの
・文書化における指摘事項
学会標準への適合性を示すための文書化が不足しているもの・文書化における改善提案
学会標準への適合性を示すための文書化はされているものの，ＰＲＡの説明性向上の観点から改善が望ましいもの別紙 12−6

・良好事例
良好的な事例で，今後も継続した実施が望まれるもの3.

レビュー結果の概要及び今後の対応方針(1)

国内レビューアからのコメント
国内レビューアによる東海第二発電所のＰＲＡに対するコメン
ト件数を表 1 に，コメントの分類ごとの割合を図 3 に示す。
レビューの結果，指摘事項は 0 件であり，今回実施したＰＲＡが学会標準に技術的に適合していること，及び評価結果に影響を及ぼすような技術的な問題点はないことが確認された。
ま た ， 推 奨 事 項 は 12 件 ， 文 書 化 に お け る 指 摘 事 項 は 10 件 ， 文
書 化 に お け る 改 善 提 案 は 97 件 ， 良 好 事 例 は 32 件 で あ っ た 。
国内レビューアによるレビュー結果の概要及び今後の対応方針
について以下にまとめる。

表 1

国内レビューアによるコメント件数

出力運転時
レベル１
ＰＲＡ

停止時
出力運転時
津波
地震
レベル１ レベル１．５ レベル１ レベル１
ＰＲＡ
ＰＲＡ
ＰＲＡ
ＰＲＡ

合計

指摘事項

0

0

0

0

0

0

推奨事項

7

3

0

1

1

12

指摘事項

1

7

0

2

0

10

改善提案

34

22

15

19

7

97

良好事例

14

7

5

5

1

32

合計

56

39

20

27

9

151

文書化

別紙 12−7

推奨事項
12件
(8%)

指摘事項
0件
(0%)

良好事例
32件
(21%)

図 3

文書化における指摘事項／
改善提案
107件
(71%)

全コメントに対する各コメントの割合

ａ．指摘事項
今回のピアレビューでは指摘事項は 0 件であり，学会標準に適合したＰＲＡであること，及び評価結果に影響を及ぼすような技術的な問題がないことが確認された。
ｂ．推奨事項
今 回 の ピ ア レ ビ ュ ー で は 12 件 の 推 奨 事 項 が 挙 げ ら れ た 。推 奨
事 項 の 内 容 を 表 2 に 示 す 。こ れ ら の 推 奨 事 項 に つ い て は ，今 後 ，
評価手法改善に向けた調査・検討を実施していく。
ｃ．文書化における指摘事項及び改善提案
今 回 の ピ ア レ ビ ュ ー で は 10 件 の 指 摘 事 項 ，97 件 の 改 善 提 案 が
別紙 12−8

挙げられており，モデル化された内容が詳細に文書化されていない事例が多く挙げられた。文書化については，実施したＰＲ
Ａモデルの内容を説明するうえで重要な要素であることから，
今後文書化の際に改善を図っていく。文書化に関するコメントの一例を以下に示す。
＜文書化における指摘事項＞
・緩 和 操 作 と 緩 和 設 備 と の 従 属 性 に つ い て 追 記 す る 必 要 が あ る 。
（停止時レベル１ＰＲＡ）＜文書化における改善提案＞
・格 納 容 器 破 損 モ ー ド の 設 定 に お け る ，Ｉ Ｓ Ｌ Ｏ Ｃ Ａ の 発 生 箇
所 及 び 破 損 規 模 の 分 析 に つ い て は ，出 力 運 転 時 レ ベ ル １ Ｐ Ｒ
Ａ 説 明 資 料 に て 分 析 さ れ て い る た め ，該 当 箇 所 を 参 照 し て お
く こ と が 望 ま し い 。（ 出 力 運 転 時 レ ベ ル １ ． ５ Ｐ Ｒ Ａ ）ｄ．良好事例
今 回 の ピ ア レ ビ ュ ー で は 32 件 の 良 好 事 例 が 挙 げ ら れ た 。今 回良好事例として挙げられた項目については，今後も引き続き継続実施していくとともに，更なる品質向上に努めていく。良好事例の一例を以下に示す。
＜良好事例＞
・フォールトツリー集に，システムごとのフォールトツリーの作成内容が詳細かつ明確にまとめられている。
（出力運転時レ
ベル１ＰＲＡ）
・他 の 研 究 機 関 に お い て Ｂ Ｗ Ｒ ５ Ｍ ａ ｒ ｋ − Ⅱ 型 格 納 容 器 プ ラントを対象に実施された評価例も調査し，感度解析を実施して い る 。（ 出 力 運 転 時 レ ベ ル １ ． ５ Ｐ Ｒ Ａ ）別紙 12−9(2)海外レビューアからのコメント
今 回 の ピ ア レ ビ ュ ー で は ，海 外 レ ビ ュ ー ア か ら 21 件 の コ メ ン トが挙げられた。海外レビューアからのコメントを表 3 に示す。今回実施したＰＲＡは学会標準に適合した手法を用いて評価を実施
しているが，海外レビューアからのコメントを踏まえ，今後，より品質の高いＰＲＡの実施に向けて反映を検討していく。

4.

ま と め
東海第二発電所のＰＲＡを対象としたピアレビューの結果，国内
レビューアからの指摘事項は無く，ＰＲＡが学会標準に技術的に適合していること，及び評価結果に影響を及ぼすような技術的な問題点はないことが確認された。しかしながら，より品質の高いＰＲＡの実施に有益なものとして推奨事項，文書化における指摘事項及び改善提案が多く挙げられた。また，海外レビューアからも，海外の事例との相違点を踏まえたコメントが得られた。これらのコメントについては，今後，より品質の高いＰＲＡの実施に向けて反映を検討していく。

別紙 12−10

表2
分類

項目

国内レビューアからのコメント内容及びそのコメントへの対応方針（1／4）

番号

コメント内容対応方針

今回のＰＲＡは設計基準ベースの評価であるた

成功基準の設定

別紙 12−11

出力運転時レベル１

1

め，許認可解析コードを用いている。しかし，今今回のＰＲＡは設計基準事故対処設備のみに期

後アクシデントマネジメント策等を考慮した評価

待 し た 評 価 で あ る が ，今 後 実 施 す る 安 全 性 向 上 評 価を行う場合には，リアリスティックな解析結果で

は ，重 大 事 故 等 対 処 設 備 等 の ア ク シ デ ン ト マ ネ ジ メ

は成功基準を満足する条件に対しても，保守的なン ト 策 に 期 待 し た 評 価 で あ る こ と か ら ，現 実 的 な 成

許認可解析コードを用いた場合には成功基準を満

功 基 準 を 設 定 す る た め ，必 要 に 応 じ て 詳 細 解 析 コ ー

足 し な い 結 果 を 与 え る お そ れ が あ る 。し た が っ て ， ド に よ る 成 功 基 準 解 析 の 実 施 を 検 討 す る こ と と すリアリスティックな解析結果を与える詳細解析コる。

ードを評価に用いることを推奨する。
今 回 の Ｐ Ｒ Ａ で は ，同 型 プ ラ ン ト の 成 功 基 準 と の比 較 は 実 施 し て い た が ，文 書 化 を 実 施 し て い な か っ
公表されている同型プラントのＰＲＡ（ＰＳＲ

2等）により，成功基準の妥当性を確認することが
望ましい。

た。
ま た ，左 記 の コ メ ン ト と 合 わ せ て ，成 功 基 準 の 妥
当性確認に関する文書化における改善提案が出されている。
こ の た め ，今 後 ，同 型 プ ラ ン ト と の 比 較 に つ い て
適切に文書化していくこととする。

表2
分類

項目

番号

国内レビューアからのコメント内容及びそのコメントへの対応方針（2／4）
コメント内容対応方針

人的過誤確率について，ＨＲＡツリーの各分岐で中央値とＥＦから平均値を算出し，それぞれの平均値を用いて人的過誤確率の平均値を評価し，

3,4

ＥＦをＴＨＥＲＰの基準により設定しているが，不確実さの伝播を適切に評価するために，モンテカ ル ロ 計 算 や NUREG/CR-12 78 の App endix-A に 記 載

後 の 評 価 で は ，人 的 過 誤 の 不 確 実 さ の 伝 播 を よ り 適
切に評価するため，ＴＨＥＲＰ以外の手法も含め，人的過誤確率の評価方法について検討していくこととする。

（起因事象発生前，起因事象発生後）

人間信頼性解析

別紙 12−12出力運転時レベル１

されている近似計算を実施することを推奨する。

Appe ndi x -A の 手 法 を ベ ー ス ケ ー ス に 適 用 し た 。今

十 分 な 余 裕 時 間 は な い と し て ，過 誤 回 復 の 従 属 性
を中従属とした場合，人的過誤確率の平均値は約2.8 倍 と な り ， Ｉ Ｓ Ｌ Ｏ Ｃ Ａ の 起 因 事 象 発 生 頻 度 が
今回のＰＲＡでは，「ＩＳＬＯＣＡ起因事象発生
頻度評価用の弁の開け忘れ／閉め忘れ」の人的過

5

約 2. 3 倍 と な る が ，Ｉ Ｓ Ｌ Ｏ Ｃ Ａ の ド ミ ナ ン ト カ ッ
トセットは変わらないことを確認した。

誤確率において，当直長等による過誤回復につい

ま た ，App e nd ix- A の 手 法 を 用 い て 過 誤 回 復 の 従 属ては，事象発生前の操作であり十分な時間余裕が性を低従属及び中従属とした場合の計算を行った。

あるため，従属性を低従属として評価している。

そ の 結 果 ，人 的 過 誤 確 率 の 平 均 値 は 約 2.8 倍 と な り ，

この人的過誤があった場合，一連の作業の流れ

Ｉ Ｓ Ｌ Ｏ Ｃ Ａ の 起 因 事 象 発 生 頻 度 が 約 2.4 倍 と な るで起因事象が発生し，十分な時間余裕はないと思が ，Ｉ Ｓ Ｌ Ｏ Ｃ Ａ の ド ミ ナ ン ト カ ッ ト セ ッ ト は 変 わ

われるため，当直長等の過誤回復の取り方についらないことを確認した。

て再検討することを推奨する。

今 回 の Ｐ Ｒ Ａ の 目 的 か ら ，ベ ー ス ケ ー ス を 変 更 する 必 要 は な い と 判 断 し た が ，今 後 の 評 価 で は ，当 直長による過誤回復の取り方の見直しについて検討することとする。

表2
分類

項目

国内レビューアからのコメント内容及びそのコメントへの対応方針（3／4）

番号

コメント内容対応方針
立 し た 系 統 に よ る 海 水 直 接 冷 却 型 で あ る た め ，類 似
プ ラ ン ト の 系 統 構 成 と 異 な る こ と か ら ，類 似 プ ラ ン

6

類似プラントの評価結果との比較については，

トの評価結果との比較による妥当性確認ではなく，公開資料から可能な範囲で何らかの比較を行うこ

事故シーケンスのカットセットの分析等により妥とにより，計算結果の妥当性を確認することを推当性を確認している。

奨する。

系統構成の相違による評価結果への影響について 評 価 ・ 分 析 す る こ と は ，プ ラ ン ト の 特 徴 を 把 握 す
る う え で 有 益 で あ る た め ，今 後 の 評 価 で は ，類 似 プ
ラントの評価結果との比較を実施することとする。

感度解析

別紙 12−13

出力運転時レベル１

事故シーケンスの定量化

東 海 第 二 発 電 所 は ，補 機 冷 却 系 の 系 統 構 成 が ，独

今 回 の Ｐ Ｒ Ａ で は ，ベ イ ズ 更 新 処 理 に よ る 感 度 解
ベイズ更新処理において，更新のためのエビデ

7ンス（東海第二実績データ）は事前分布（一般故障率算出のための実績データ）と重複しない実績
データを使用することを推奨する。

析 を 目 的 と し て い る こ と か ら ，事 前 分 布 は 一 般 デ ー
タと見なして簡易的に評価している。
今 後 の 評 価 で は ，ベ ー ス ケ ー ス に お い て 個 別 プ ラ
ン ト デ ー タ を 用 い る 場 合 ，事 前 分 布 と の 重 複 に 留 意

事故シー
ケンスの
定量化

停止時レベル１

人間信頼性解析

し，ベイズ更新処理を実施することとする。

8,9（ 出 力 運 転 時 レ ベ ル １ の 番 号 3,4 と 同 様 の 内 容 ）10（出力運転時レベル１の番号 6 と同様の内容）（ 出 力 運 転 時 レ ベ ル １ の 番 号 3, 4 と 同 様 の 対 応 方
針）（出力運転時レベル１の番号 6 と同様の対応方針）

表2
分類

項目

番号

国内レビューアからのコメント内容及びそのコメントへの対応方針（4／4）
コメント内容対応方針
今回のＰＲＡは，冗長化された系統は完全相関，

地震レベル１

事故シーケンスの定量化

本評価では，同様の系統及び機器の間の損傷を完全従属とした場合をベースケースとしたうえで，感度解析としてＦＶ重要度上位の機器についてその相関がない場合の解析を実施しているが，

11

それ以外の条件での解析は実施していない。機器の間の相関は冗長な同様の機器の間だけではな
く，特に地震時の応答は様々な機器の間に相関があることから，それが炉心損傷頻度に及ぼす影響

別紙 12−14について検討することが望ましい。

その他の系統は完全独立を仮定してモデル化してい る 。ま た ，相 関 の 不 確 か さ に つ い て は 冗 長 化 さ れた 系 統 の う ち ，Ｆ Ｖ 重 要 度 が 上 位 の も の を 対 象 に 完
全独立を仮定して評価することでその影響の程度を確認している。
安 全 性 向 上 評 価 へ 向 け た 今 後 の 評 価 で は ，相 関 の
不 確 か さ の 影 響 を 把 握 す る 観 点 か ら ，冗 長 化 さ れ た系統以外についても同種機器等の相関関係が疑われる機器については完全相関とした場合や完全独立とした場合の影響の程度を確認して評価を実施
することを検討する。

津波レベル１システムのモデル化

今 回 の Ｐ Ｒ Ａ で は ，保 安 規 定 に 基 づ き 運 転 上 許 容

12保守による待機除外の組み合わせが存在しない

されない系統の待機除外の組み合わせが含むカッケースについて，当該ミニマルカットセットを除

ト セ ッ ト を 除 外 す る た め ，イ ベ ン ト ツ リ ー に ヘ デ ィ

外する目的でイベントヘディングを設けている。

ン グ を 設 け て ，こ れ ら カ ッ ト セ ッ ト が 含 ま れ る こ と今回のＰＲＡにおいては定量的影響が非常に小さが な い よ う 評 価 し て い る 。こ れ ら の 待 機 除 外 確 率 のく問題はないが，今後のＰＲＡの活用において，組 み 合 わ せ に つ い て は ，定 量 的 影 響 が 非 常 に 小 さ い

待機除外状態を模擬した評価等を実施する場合

た め ，評 価 結 果 に 与 え る 影 響 は 無 視 で き る も の と 考に，ミニマルカットセットを除外することによっえている。

て成功分岐において過小評価とならないよう留意することが望ましい。

今 後 の 評 価 に お い て も ，本 手 法 に よ り 定 量 的 影 響が 非 常 に 小 さ く な る こ と を 確 認 し ，評 価 結 果 に 影 響を及ぼすことがないよう留意する。

表3
分類

項目

番号

海外レビューアからのコメント内容及びそのコメントへの対応方針（1／9）
コメント内容発電所に関する起因事象の網羅性を担保するために，プラント内の全ての系統（安全系及び非安1

全 系 ）に 対 し て 故 障 モ ー ド ／ 影 響 解 析（ Ｆ Ｍ Ｅ Ａ ）を実施して東海第二発電所に特有の系統故障による起因事象が存在するかどうかについて確認することを推奨する。

起因事象の選定

別紙 12−15出力運転時レベル１

格納容器内及び格納容器外の主蒸気配管の破断（ 格 納 容 器 外 主 蒸 気 隔 離 弁（ Ｍ Ｓ Ｉ Ｖ ）の 上 流 側 ）に関連する起因事象を考慮することを推奨する。

2

今回のＰＲＡでは，ＭＳＩＶ下流側の破断は隔離事象又は格納容器バイパスとして考慮されているが，ＭＳＩＶ上流側の破断（ＰＣＶ内での蒸気流出）については考慮されていない。

対応方針
今 回 の Ｐ Ｒ Ａ で は ，従 属 性 を 有 す る 起 因 事 象 同 定の た め ，原 子 炉 設 置 許 可 申 請 書 添 付 書 類 八 に 記 載 されている設備について主要な故障モードの影響を分析しており，ＦＭＥＡを実施している。
し か し ，全 て の 系 統 に 対 し て は Ｆ Ｍ Ｅ Ａ を 実 施 で
き て い な い た め ，今 後 の 評 価 に お い て ，全 て の 系 統に対するＦＭＥＡの実施することとする。
今 回 の Ｐ Ｒ Ａ で は ，Ｍ Ｓ Ｉ Ｖ 上 流 側 の 破 断 を Ｌ Ｏ
Ｃ Ａ に 分 類 し て い る 。た だ し ，Ｌ Ｏ Ｃ Ａ に つ い て 液
相 部 の 破 断 と 気 相 部 の 破 断 を 区 別 し て い な い が ，実
際 は 影 響 が 違 う た め ，成 功 基 準 が 変 わ る こ と も 考 えられる。
今 後 の 評 価 で は ，起 因 事 象 分 類 の 詳 細 化（ 主 蒸 気
配 管 等 の 気 相 部 の 破 断 の 考 慮 ）に つ い て 検 討 す る こととする。
今 回 の Ｐ Ｒ Ａ で は ，破 断 箇 所 が 液 相 で ，か つ 配 管
径が最も大きい原子炉再循環系配管の破断を想定
し ，大 Ｌ Ｏ Ｃ Ａ の 評 価 を 実 施 す る と と も に ，Ｅ Ｃ Ｃ

感度解析において大ＬＯＣＡの発生位置が考慮3されているが，ベースケースモデルにおいても大ＬＯＣＡの発生位置を考慮することを推奨する。

Ｓ 配 管 破 断 時 を 想 定 し た 感 度 解 析 を 実 施 し ，破 断 箇所の違いによる影響を確認している。
今 回 の Ｐ Ｒ Ａ の 目 的 か ら ，ベ ー ス ケ ー ス を 変 更 する 必 要 は な い と 判 断 し た が ，今 後 の 評 価 で は ，起 因事 象 分 類 の 詳 細 化（ 破 断 箇 所 の 違 い の 考 慮 ）に つ いて検討することとする。

表3
分類

項目

海外レビューアからのコメント内容及びそのコメントへの対応方針（2／9）

番号

コメント内容対応方針
学 会 標 準 で は ， J eff e ry No n-I nf o rmat ive P r ior

今回実施したＰＲＡでは，サポート系故障の起出力運転時レベル１

別紙 12−16

起因事象発生頻度の評価

因 事 象 発 生 頻 度 の 算 出 にJeffery

を 満 足 す る 手 法 と さ れ て い る 。フ ォ ー ル ト ツ リ ー を法 を 用 い て お り ，国 内 Ｂ

用いる方法はプラントの系統構成の特徴を考慮しＷＲプラントにおいて発生実績が 0 件の事象につた 評 価 と な る 一 方 ，評 価 に 用 い る 機 器 故 障 率 に 依 存

い て は 0. 5 件 と し て 計 算 し て い る 。 系 統 ／ ト レ ン

し た 評 価 と な る 。そ の た め ，今 後 の 評 価 で は ，個 別

故障の起因事象発生頻度については，フォールト

プラントの機器故障率データの採用時にフォール

ツリーモデルを用いて評価することを推奨する。

トツリーを用いる評価方法の採用について検討すNon- Info rma tive Prior

4

法 ，フ ォ ー ル ト ツ リ ー を 用 い る 方 法 の い ず れ も 要 求ることとする。
今 回 の Ｐ Ｒ Ａ の 目 的 か ら ，ベ ー ス ケ ー ス を 変 更 す

5ベイズ更新処理した東海第二発電所特有の起因

る 必 要 は な い と 判 断 し た が ，東 海 第 二 発 電 所 固 有 の

事象発生頻度を用いた感度解析を実施している

起 因 事 象 発 生 頻 度 を 用 い る こ と は ，プ ラ ン ト の 特 徴が，ベースケースモデルにおいて東海第二発電所を踏まえたＰＲＡを実施するうえで重要であるた特有の起因事象発生頻度を用いることを推奨す

め ，今 後 の 評 価 で は ，ベ ー ス ケ ー ス に お い て ベ イ ズ

る。

更新処理した起因事象発生頻度を用いることとする。

人間信頼性解析

今 回 の Ｐ Ｒ Ａ で は ，認 知 に つ い て は 制 御 室 内 の 運

6

今回のＰＲＡでは，制御室内の別の運転員によ転 員 を 一 つ の グ ル ー プ と し て 扱 っ て お り ，操 作 に つる過誤回復を考慮していると説明があったが，制いては全体を指揮し操作の報告を受ける上位運転

御室内の複数の運転員はプラントの過渡変化／事員による過誤回復を考慮している。

故に対して個々の運転員がそれぞれ独立して別の

これは学会標準においても認められた手法であ対応をするのではなく，一つのグループとして対る が ，学 会 標 準 は 古 い 手 法（ Ｔ Ｈ Ｅ Ｒ Ｐ 手 法 ）を 基応するので，一つの単位／チームとして扱うことに し て い る た め ，今 後 の 評 価 で は ，学 会 標 準 の 改 訂を推奨する。

状 況 や 海 外 の 最 新 知 見 等 を 踏 ま え て ，具 体 的 な 人 的
過誤確率の評価手法を検討することとする。

表3
分類

項目

番号

海外レビューアからのコメント内容及びそのコメントへの対応方針（3／9）
コメント内容対応方針
今 回 の Ｐ Ｒ Ａ で は ，Ｎ Ｒ Ｃ の Ｃ Ｃ Ｆ に 関 す る 報 告
書 「 C C F Pa ram ete r E stim ati o ns 」 の デ ー タ を 用 い

ＮＲＣのＣＣＦに関する報告書のデータを用い

7て感度解析を実施しているが，ベースケースモデ
ルにおいてこのデータを用いることを推奨する。

さ い こ と ，及 び 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ の 全 炉 心 損
傷頻度への寄与割合は同様の傾向を示していることを確認している。
今 回 の Ｐ Ｒ Ａ の 目 的 か ら ，ベ ー ス ケ ー ス を 変 更 する 必 要 は な い と 判 断 し た が ，今 後 の 安 全 性 を 評 価 す
る Ｐ Ｒ Ａ で は ，国 内 の 検 討 状 況 も 踏 ま え て ，Ｃ Ｃ Ｆの評価方法について検討することとする。

重要度解析

別紙 12−17出力運転時レベル１

感度解析

た 感 度 解 析 を 実 施 し ，全 炉 心 損 傷 頻 度 へ の 影 響 が 小

8

重要度指標のＲＡＷについて，冗長機器が関与

今 回 の Ｐ Ｒ Ａ で は ，当 該 機 器 の 共 通 原 因 故 障 や 人する共通原因故障の重要度のＲＡＷは示さず，個的 過 誤 が 評 価 結 果 に 及 ぼ す 影 響 を 確 認 す る た め ，共

別機器のみに対して示すことを推奨する。

通原因故障や人的過誤を含めて重要度評価結果をある機器に対してＲＡＷを示すことは，その機示している。

器を待機除外にすることを表しているため，共通

今 後 の 評 価 で は ，重 要 度 評 価 の 目 的 に 応 じ て ，個

原因故障のＲＡＷを示すということは，全ての冗別機器のみを対象とした重要度評価を実施するこ

長性のある機器を待機除外にすることに等しい。

ととする。

適用範囲

停止時レベル１

今 回 の Ｐ Ｒ Ａ で は ，学 会 標 準 に 基 づ き ，移 行 期 間移行期間（最大出力運転状態から真空破壊まで

9を出力運転時に含めて評価している。

と，制御棒引き抜きから最大出力運転状態まで）た だ し ，低 出 力 状 態 特 有 の 運 転 操 作 に 係 る 人 的 過におけるリスクを明示的に評価することを推奨す

誤を起因とする事象の発生の可能性があること等る。

を 考 慮 し ，今 後 の 評 価 で は ，移 行 期 間 中 の リ ス ク 評価について検討することとする。

表3
分類

項目

番号

海外レビューアからのコメント内容及びそのコメントへの対応方針（4／9）
コメント内容対応方針
今 回 の Ｐ Ｒ Ａ で は ，学 会 標 準 に 基 づ き ，Ｒ Ｈ Ｒ 喪失については国内ＢＷＲプラントの停止時運転実
績 か ら 得 ら れ た 発 生 件 数 か ら 算 出 し て お り ，Ｒ Ｈ Ｒ
Ｓ 喪 失 に つ い て は 発 生 実 績 が な い た め ， Jeff ery

停止時レベル１

別紙 12−18

起因事象発生頻度の評価

ＲＨＲ喪失及びＲＨＲＳ喪失の起因事象発生頻10度の計算については，フォールトツリーモデルを用いて評価することを推奨する。

Non- Info rma t iv e P ri or 法 を 用 い て い る 。
フォールトツリーを用いる方法はプラントの系
統 構 成 の 特 徴 を 考 慮 し た 評 価 と な る 一 方 ，評 価 に 用いる機器故障率に依存した評価となる。そのため，
今 後 の 評 価 で は ，個 別 プ ラ ン ト の 機 器 故 障 率 デ ー タの採用時にフォールトツリーを用いる評価方法の採用について検討することとする。

ＬＯＳＰ喪失の起因事象発生頻度の計算につい11ては，日本のＢＷＲプラント向けに策定された一

今 回 の 評 価 で は ，Ｌ Ｏ Ｓ Ｐ 喪 失 の 発 生 頻 度 は ，学

般的なパラメータが使用されていた。日本の各原会 標 準 に 基 づ き ，国 内 Ｂ Ｗ Ｒ プ ラ ン ト の 停 止 時 運 転子力発電所はそれぞれ異なるＬＯＳＰ頻度を有し実績から得られた発生件数から算出している。

ていると考えられることから，ＬＯＳＰの起因事

個別プラントの特徴を踏まえた起因事象発生頻

象発生頻度は東海第二発電所特有のものとするこ

度 と す る た め ，今 後 の 評 価 で は ，ベ イ ズ 更 新 処 理 しとを推奨する（ＬＯＳＰの起因事象は，東海第二た 評 価 等 に よ り ，東 海 第 二 発 電 所 固 有 の 起 因 事 象 発

発電所の停止時リスクにとって支配的な寄与因子

生頻度を求めることとする。

で あ る こ と に 注 意 す る こ と 。）。

表3
分類

項目

海外レビューアからのコメント内容及びそのコメントへの対応方針（5／9）

番号

コメント内容ＰＯＳの設定今回の停止時レベル１ＰＲＡにおいて選択した
燃料交換停止のＰＯＳの期間と，過去の実際の燃料交換停止のＰＯＳとの間に顕著な相違がないか

12

どうかを検討すること，相違がある場合には，感度解析を実施してＰＯＳの各期間の相違によるプラントリスクへの影響を評価することを推奨する。

対応方針
今 回 の 評 価 で は ，Ｐ Ｒ Ａ の 目 的 か ら 代 表 的 な 定 期
検 査 工 程 を 評 価 対 象 と し て お り ，通 常 は 実 施 し な い
特 殊 工 程（ 大 規 模 な 工 事 や ト ラ ブ ル 等 に よ る 点 検 工程）を含まない等の観点から選定している。
左 記 の コ メ ン ト の と お り ，定 期 検 査 工 程 に よ り Ｐ
Ｏ Ｓ の 相 違 が あ り ，プ ラ ン ト 停 止 期 間 中 の リ ス ク は
そ れ ぞ れ 異 な る た め ，今 後 の 評 価 で は ，評 価 の 目 的に応じてＰＯＳの影響を評価することとする。

は，切替後のＲＨＲラインにおけるＲＰＶへの注入弁の開け忘れが原因で，ＲＨＲポンプミニフロ
ー弁が開くことでＳ／Ｐへと冷却材が流出するこ

人間信頼性解析

別紙 12−19

停止時レベル１

ＲＨＲトレン間での切替操作時のＬＯＣＡでとを想定している。

13

今 回 の Ｐ Ｒ Ａ で は ，冷 却 材 流 出 の 認 知 に 成 功 し た
場 合 に は 漏 え い 箇 所 の 隔 離 に 期 待 し て い る が ，そ の

そこで，切替後に運転中のＲＨＲをＬＰＣＩモ

隔 離 に 失 敗 し て も ，Ｒ Ｈ Ｒ 切 替 後 に 運 転 中 の Ｒ Ｈ Ｒ

ードに切り替えて注水することに期待しているのＬＰＣＩ注水操作にも期待する評価となっていが，その操作中にミニフローラインからの漏えい

る 。こ れ は ，冷 却 材 流 出 箇 所 の 特 定 に 失 敗 す る 等 しを認識し，ＬＯＣＡの収束させる措置を講じるとて 隔 離 操 作 に 失 敗 し た 場 合 で も ，注 水 操 作 を 実 施 す

考えるのがより妥当である。

ることでＬＯＣＡを収束させることが可能と判断

よって，以下の１つをモデル化することを推奨する。
・運転員によるＬＯＣＡの診断及び収束操作を考慮する。
・運転員が漏えい箇所を認識し，収束させることに失敗した場合，ＬＰＣＩを用いたＬＯＣＡの緩和に期待しない。

したためである。
た だ し ，現 実 的 な 操 作 を モ デ ル 化 す べ き と の コ メ
ン ト の 主 旨 を 踏 ま え ，今 後 の 評 価 で は よ り 現 実 的 な評価方法について検討することとする。

表3
分類

項目

海外レビューアからのコメント内容及びそのコメントへの対応方針（6／9）

人間信頼性
解析
重要度解析

停止時レベル１システムのモデル化

地震レベル１

別紙 12−20

番号

コメント内容対応方針

14（出力運転時レベル１の番号 6 と同様の内容）（出力運転時レベル１の番号 6 と同様の対応方針）

15（出力運転時レベル１の番号 8 と同様の内容）（出力運転時レベル１の番号 8 と同様の対応方針）

ＲＨＲ系統の全ての配管を最も弱い（耐震性が東海第二発電所の配管のフラジリティは他の機最も低い）配管部位で代表させて評価している。

器 と 比 較 し て 強 く ，配 管 を 区 画 で 分 け て そ れ ぞ れ を

ＲＨＲ系統のある配管部位を代表させるため

モ デ ル 化 し た と し て も ，地 震 Ｐ Ｒ Ａ 評 価 に 与 え る 影に，その最も弱い配管部位を使用する方法は保守

16

響は小さいと考えられる。

的である。しかし，最も弱い配管部位を用いて，

今 回 の Ｐ Ｒ Ａ の 目 的 か ら ，評 価 結 果 に 影 響 を 与 え

ＲＨＲ系統の全ての配管を代表させるのは非保守

る も の で は な い と 判 断 す る が ，米 国 事 例 の 手 法 を 取的である。

り 入 れ る こ と に よ り ，配 管 系 の 影 響 の 程 度 を 正 確 に

地震に起因する系統の故障へのそれぞれの寄与

把 握 す る こ と が 可 能 と な る こ と か ら ，必 要 に 応 じ て度を考慮するために，系統に含まれるすべての配モデルの高度化を行っていく必要があると考えて管について別々にモデル化することを推奨する。

いる。

表3
分類

項目

番号

フラジリティ
評価

17

海外レビューアからのコメント内容及びそのコメントへの対応方針（7／9）
コメント内容対応方針

パワーセンタ及びメタルクラッドスイッチギア

電 気・制 御 機 器 の フ ラ ジ リ テ ィ 評 価 に お い て 使 用は，リレーチャタリングにより機能喪失する可能

し て い る 機 能 維 持 確 認 済 加 速 度 は ，機 器 本 体 の 機 能性がある。リレーチャタリングに対する耐力中央

喪 失 の み で な く ，リ レ ー チ ャ タ リ ン グ に よ る 機 能 喪

値は，機器本体の電気的機能故障の中央値よりも失 を 考 慮 し た 加 速 度 で あ る た め ，今 回 の 地 震 Ｐ Ｒ Ａ

低いと思われる。リレーチャタリングの影響を考は ，リ レ ー チ ャ タ リ ン グ の 影 響 を 取 込 ん だ 評 価 と な

慮していない場合，感度解析を推奨する。

っている。このため，感度解析は不要と考える。

震 加 速 度 （ 0. 16G 〜 3 . 0G ） で 同 じ 人 的 過 誤 確 率 を 用システムのモデル化

別紙 12−21

地震レベル１

今 回 の Ｐ Ｒ Ａ で は ，評 価 対 象 と し て い る 全 て の 地

米国の一部の地震ＰＲＡで用いられるＨＲＡ手
法 で は 以 下 に つ い て 考 慮 し て い る 。 (1) 地 震 事 象
発 生 後 の 時 間 ， (2) 運 転 員 操 作 の 場 所 （ 制 御 室 内
か 制 御 室 外 か ） ， (3) 最 大 加 速 度 に 基 づ く 地 震 過

18酷度。東海第二発電所の地震ＰＲＡモデルについて計算された人的過誤確率（ＨＥＰ）は，すべての地震加速度レベルに対して使用されている。高
い加速度レベルについては異なるＨＥＰを使用することを推奨する。

いて評価を行っている。高加速度領域においては，地震による機器損傷により直接炉心損傷に至るシー ケ ン ス が 支 配 的 と な る た め ，高 加 速 度 領 域 に お け
る 人 的 過 誤 確 率 の 増 加 が ，評 価 結 果 に 与 え る 影 響 は
小 さ い も の と 予 想 さ れ る 。ま た ，低 加 速 度 領 域 で は人 的 過 誤 を 含 む ラ ン ダ ム 故 障 が 支 配 的 で あ る が ，地震が人的過誤に及ぼす影響は小さいと考えられる
た め ，人 的 過 誤 確 率 を 高 め に 設 定 す る こ と に よ り 保
守 的 な 評 価 と な る と 考 え ら れ る 。な お ，今 後 ，安 全
性 向 上 評 価 へ 向 け て ，地 震 Ｐ Ｒ Ａ に お け る Ｈ Ｒ Ａ 手
法 に つ い て は ，国 内 外 の 最 新 知 見 等 を 必 要 に 応 じ て反映することを検討する。

表3
分類

項目

番号

海外レビューアからのコメント内容及びそのコメントへの対応方針（8／9）
コメント内容対応方針

不確実さ解析

地震レベル１

不 確 実 さ 解 析 に 関 し て は ，今 回 の 評 価 で は 既 往 の

19

東海第二発電所の地震起因のＣＤＦについての評価を参考にパーセンタイルハザード曲線に等し不確実さ解析では，発電所敷地に関するパーセン

い 重 み 付 け を し て 実 施 し て い る 。今 回 の Ｐ Ｒ Ａ の 目

タイルハザード曲線に等しい重み付けをしてい

的 か ら ，不 確 実 さ 解 析 を 変 更 す る 必 要 は な い と 考 える。不確実さ解析で用いるハザード曲線のフォー

る が ，安 全 性 向 上 評 価 へ 向 け た 今 後 の 評 価 で は ，左

マットは，パーセンタイル曲線ではなくグループ

記 コ メ ン ト を 踏 ま え ，不 確 実 さ 解 析 に 係 る 国 内 外 のの重み付けハザード曲線にすべきである。

最 新 知 見 等 を 収 集 し ，必 要 に 応 じ て 反 映 す る こ と を検討する。

津波レベル１

別紙 12−22

事故シナリオのスクリーニング

大 型 の 漂 流 物 に つ い て は ，海 水 取 水 設 備 を 閉 塞 さ
せ る こ と が 無 い と 判 断 し て い る が ，藻 の よ う な 小 さ
な漂流物による海水取水設備の閉塞事象ついては，
評 価 方 法 の 具 体 的 な 知 見 が な い こ と か ら ，今 後 の 課
漂流物の影響は衝突の他に取水構造物の取水ス
クリーンを詰まらせる影響も考えられる。また，

20

取水スクリーンの閉塞による影響は，より高い年間頻度で発生する可能性がある。漂流物が取水ス
クリーンを閉塞させる影響を除外できるかどうか検討することを推奨する。

題と考えている。
ま た ，防 潮 堤 を 越 流 す る と ，海 水 取 水 系 が 機 能 喪
失 す る た め ，コ メ ン ト の 内 容 は T. P .＋ 20 m 以 下 の 区
分 で の 議 論 と な る 。 津 波 Ｐ Ｒ Ａ で は ，T. P .＋ 2 0m 以
下 を 評 価 対 象 外 と し て お り ，当 該 区 分 に お け る 海 水
取 水 設 備 の 機 能 喪 失 に つ い て は ，内 部 事 象 Ｐ Ｒ Ａ において考慮している。
こ の た め ，今 回 の Ｐ Ｒ Ａ の 目 的 か ら ，海 水 取 水 設
備 へ の 漂 流 物 の 影 響 は 考 慮 不 要 と 考 え る が ，今 後 は
必要に応じてモデルの高度化を行っていく必要があると考えている。

表3
分類

項目

番号

海外レビューアからのコメント内容及びそのコメントへの対応方針（9／9）
コメント内容対応方針
今 回 の Ｐ Ｒ Ａ で は ，Ｓ Ｓ Ｃ の 損 傷 を 伴 わ な い 津 波に つ い て は ，津 波 を 起 因 と し た 事 故 シ ー ケ ン ス が 発
生 し な い た め ，津 波 Ｐ Ｒ Ａ 学 会 標 準 に 従 い 内 部 事 象
ＰＲＡの評価範囲に含まれるものとして対象外と津波レベル１

別紙 12−23

システムのモデル化している。
な お ，仮 に 人 的 過 誤 へ の 津 波 影 響 を 考 慮 し た 評 価
ＳＳＣの損傷を伴わない津波起因のシナリオに関して，事故（過渡事象）シーケンスモデルにお21いて考慮する運転員操作のＨＥＰへの津波影響を評価するため，感度解析を実施することを推奨する。

を 実 施 し た 場 合 ，内 部 事 象 Ｐ Ｒ Ａ よ り も 人 的 過 誤 確
率 を 高 め に 設 定 し て い る た め ，内 部 事 象 Ｐ Ｒ Ａ の 評
価と比較して炉心損傷頻度が増加することが予想
さ れ る 。た だ し ，そ の 結 果 と し て 新 た な 事 故 シ ー ケ
ン ス は 抽 出 さ れ る こ と は な い た め ，今 回 の Ｐ Ｒ Ａ の目的からベースケースの変更は必要ないと判断した。
な お ，今 後 の 評 価 に お い て は ，内 部 事 象 Ｐ Ｒ Ａ と比較して人的過誤確率の差異が結果に影響を及ぼす 影 響 が 大 き い と 判 断 し た 場 合 に は ，必 要 に 応 じ てモデルの高度化を行っていく必要があると考えて
いる。

1

別添

東海第二発電所
確率論的リスク評価（ＰＲＡ）について

本資料のうち，は営業秘密又は防護上の観点から公開できません。

目

次

1.

ＰＲＡ実施の目的

2.

事故シーケンスグループ等の選定に係るＰＲＡの実施範囲の評価対象・実施手法

3.

レベル１ＰＲＡ
3.1

内部事象ＰＲＡ

3.1.1

出力運転時ＰＲＡ

3.1.1.1

対象プラント3.1.1.2

起因事象

3.1.1.3

成功基準

3.1.1.4

事故シーケンス

3.1.1.5

システム信頼性

3.1.1.6

信頼性パラメータ

3.1.1.7

人的過誤

3.1.1.8

炉心損傷頻度

3.1.2

停止時ＰＲＡ

3.1.2.1

対象プラント3.1.2.2

起因事象

3.1.2.3

成功基準

3.1.2.4

事故シーケンス

3.1.2.5

システム信頼性

3.1.2.6

信頼性パラメータi3.2

3.1.2.7

人的過誤

3.1.2.8

炉心損傷頻度

外部事象ＰＲＡ

3.2.1

地震ＰＲＡ

3.2.1.1

対象プラントと事故シナリオ

3.2.1.2

確率論的地震ハザード

3.2.1.3-1

建屋のフラジリティ

3.2.1.3-2

屋外重要土木構造物のフラジリティ

3.2.1.3-3

機器のフラジリティ

3.2.1.4
3.2.2

事故シーケンス

津波ＰＲＡ

3.2.2.1

対象プラントと事故シナリオ

3.2.2.2

確率論的津波ハザード

3.2.2.3

建屋・機器フラジリティ

3.2.2.4

事故シーケンス

4．レベル１．５ＰＲＡ
4.1

内部事象ＰＲＡ

4.1.1

出力運転時ＰＲＡ

4.1.1.1

プラントの構成・特性

4.1.1.2

プラント損傷状態の分類及び発生頻度4.1.1.3

格納容器破損モード

4.1.1.4

事故シーケンス

4.1.1.5

事故進展解析

4.1.1.6

格納容器破損頻度ii

4.1.1.7

不確実さ解析及び感度解析

4.1.1.8

Ｍａｒｋ−Ⅱ型格納容器の破損モードの特徴に係る分析

iii

1.

ＰＲＡ実施の目的
本ＰＲＡは，「実用発電用原子炉及びその附属施設の位置、構造及 び 設 備 の 基 準 に 関 す る 規 則 の 解 釈 」 （ 平 成 25 年 6 月 19 日 ） （ 以
下 「 解 釈 」 と い う 。 ） 第 3 章 第 37 条 に 基 づ い て 実 施 し た も の で ある。
本 Ｐ Ｒ Ａ の 結 果 は ， 解 釈 第 3 章 第 37 条 に お い て 炉 心 損 傷 防 止 対策等の有効性評価の対象として定められている，必ず想定する事故
シーケンスグループ等に追加して評価すべき事故シーケンスグルー
プ等の抽出及び重要事故シーケンス等の選定に活用する。

1−1

2.

事故シーケンスグループ等の選定に係るＰＲＡの実施範囲・評価
対象・実施手法
ＰＲＡの実施範囲は，日本原子力学会において実施基準が標準化されている等，現段階で実施可能な内部事象レベル１ＰＲＡ（出力運転時，停止時），内部事象レベル１．５ＰＲＡ（出力運転時），
外部事象として地震レベル１ＰＲＡ及び津波レベル１ＰＲＡとした。
評価の対象とするプラント状態は，通商産業省「原子力発電所内
におけるアクシデントマネジメントの整備について」（平成 4 年 7月）（以下「ＡＭ要請」という。）以前の状態とした。
これは，今回のＰＲＡの目的が，設計基準事象を超えた重大事故に対する有効性評価を行うための事故シーケンスグループ等の抽出及び重要事故シーケンス等の選定であることに鑑み，設計基準事故
対処設備による対応を基本とし，ＡＭ要請以前から整備しているア
クシデントマネジメント策には期待しないことを前提に評価を行うこととした。
ただし，ＥＣＣＳ手動起動等のＡＭ要請以前から整備している設計基準事故対処設備を作動させるための操作については，重大事故対応を目的として特別に整備したものではないことから，評価対象として含めることとした。

2−1

3.

レベル１ＰＲＡ

3.1

内部事象ＰＲＡ

3.1.1

出力運転時ＰＲＡ

出力運転時レベル１ＰＲＡは日本原子力学会標準「原子力発電所の出力運転状態を対象とした確率論的安全評価に関する実施基準（ レ ベ ル 1PSA 編 ） ： 2008」 に 基 づ き 実 施 し た （ 添 付 資 料 3.1.1−
1） 。 評 価 フ ロ ー 図 を 第 3.1.1− 1 図 に 示 す 。
3.1.1.1(1)

対象プラント対象とするプラントの説明
ａ．プラント情報の収集・分析
東海第二発電所の内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡ実施に当たり必要とされる以下の情報を収集した。
・ＰＲＡ実施に当たり必要とされる基本的な情報（設計情報，
運転・保守管理情報等）
・定量化に当たり必要とされる情報（起因事象発生に関する運転経験等）
レベル１ＰＲＡ実施のための情報収集に使用したリストを第3.1.1.1− 1 表 に 示 す 。
ｂ．東海第二発電所の概要
・出力

熱出力

3,293MW

電気出力1,100MW・プラント型式

沸騰水型軽水炉（ＢＷＲ−５）

・格納容器型式

圧力抑制形（Ｍａｒｋ−Ⅱ）

ｃ．ＰＲＡにおいて考慮する緩和設備（系統）の概要
Ｐ Ｒ Ａ に お い て 考 慮 す る 緩 和 設 備 （ 系 統 ） を 第 3.1.1.1 − 2
3.1.1−1表に示す。また，東海第二発電所の系統構成の概要を第3.1.1.1− 1 図 に ， 各 系 統 設 備 概 要 を 第 3.1.1.1− 3 表 に 示 す 。
(a)

原子炉停止機能に関する系統
通常運転時は，原子炉再循環流量制御系とあいまって，制御棒及び制御棒駆動系からなる反応度制御系により，原子炉の出力調整を行う。原子炉の起動時・停止時にも，反応度制
御系を利用する。異常時においては，以下の系統により原子炉を停止する。

ⅰ)ス ク ラ ム 系 （ 第 3.1.1.1− 2 図 ， 第 3.1.1.1− 3 図 ）原子炉水位低（レベル３）等の信号により異常を検知して，急速かつ自動的に制御棒を炉心に挿入し，原子炉を停止させる。本系統は，各制御棒にスクラム信号を発する原
子炉緊急停止系，スクラム排出容器及び制御棒駆動水圧系から構成される。

(b)

炉心冷却機能に関する系統
通常運転時は，給水系より原子炉へ冷却材を給水し，炉心で発生する蒸気を原子炉から主蒸気系を通して取り出し，タービン発電機を駆動する。タービンを出た低圧の蒸気は復水器にて凝縮され，再び復水系を経て給水系により原子炉へ冷却材として供給される。原子炉停止時には，残留熱除去系に
より原子炉の崩壊熱を除去する。異常時においては，以下の系統により原子炉を冷却する。

ⅰ)

高 圧 炉 心 ス プ レ イ 系 （ Ｈ Ｐ Ｃ Ｓ ） （ 第 3.1.1.1− 4 図 ）ＨＰＣＳは，原子炉水位異常低下（レベル２）又はドラ
イウェル圧力高の信号で自動起動し，復水貯蔵タンク水
3.1.1−2

（第 1 水源）又はサプレッション・プール（Ｓ／Ｐ）水（第 2 水源）を炉心上部に設けられたスパージャ・ヘッダ
のノズルから燃料集合体にスプレイして炉心を冷却する。
ⅱ)

原 子 炉 隔 離 時 冷 却 系 （ Ｒ Ｃ Ｉ Ｃ ） （ 第 3.1.1.1− 5 図 ）ＲＣＩＣは，原子炉水位異常低下（レベル２）の信号で自動起動し，復水貯蔵タンク水（第 1 水源）又はＳ／Ｐ水（第 2 水源）を原子炉圧力容器頂部ノズルより注水して炉心を冷却する。本系統は，原子炉で生じる蒸気で駆動する
蒸気タービンの回転をポンプの動力源としている。また，制御用電源及び機器駆動用電源には直流電源（蓄電池含む）を用いており，全交流動力電源喪失時にも蓄電池が枯渇するまでの一定の時間は炉心を冷却することができる。

ⅲ)

自 動 減 圧 系 （ Ａ Ｄ Ｓ ） （ 第 3.1.1.1− 1 図 ）Ａ Ｄ Ｓ は ， 逃 が し 安 全 弁 （ Ｓ ／ Ｒ 弁 ） 18弁 の う ち 7弁 からなり，低圧炉心スプレイ系又は低圧注水系と連携して炉心を冷却する機能を持つ。本系統は，原子炉水位異常低下（レベル１）及びドライウェル圧力高の両信号を受けて作動し，原子炉圧力を低下させる。

ⅳ)

低 圧 炉 心 ス プ レ イ 系 （ Ｌ Ｐ Ｃ Ｓ ） （ 第 3.1.1.1− 6 図 ）ＬＰＣＳは，原子炉水位異常低下（レベル１）又はドラ
イウェル圧力高の信号で自動起動し，Ｓ／Ｐ水を炉心上部に設けられたスパージャ・ヘッダのノズルから燃料集合体にスプレイして炉心を冷却する。

ⅴ)

低 圧 注 水 系 （ Ｌ Ｐ Ｃ Ｉ ） （ 第 3.1.1.1− 7 図 ）Ｌ Ｐ Ｃ Ｉ は ， 残 留 熱 除 去 系 （ Ｒ Ｈ Ｒ ） の 1つ の 機 能 で あ
3.1.1−3り，原子炉水位異常低下（レベル１）又はドライウェル圧
力高の信号で自動起動し，Ｓ／Ｐ水を原子炉圧力容器シュラウド内へ直接注水して炉心を冷却する。本プラントでは，
Ｌ Ｐ Ｃ Ｉ を 3系 統 設 け て い る 。
(c)

格納容器からの除熱機能に関する系統
通常運転時は，格納容器内雰囲気は窒素により不活性化されている。また，ドライウェル内ガス冷却装置により格納容
器内は循環冷却されている。異常時においては，以下の系統により格納容器の機能を維持する。

ⅰ)

格 納 容 器 （ Ｐ Ｃ Ｖ ） （ 第 3.1.1.1− 8図 ）ＰＣＶは，円錐フラスタム形をしたドライウェルと円筒形のサプレッション・チェンバ，及び両者を仕切るダイヤ
フラムフロアとこれを貫通するベント管等から構成されている。原子炉冷却材喪失時に原子炉から放出される蒸気は，
このベント管を通ってＳ／Ｐに導かれて凝縮される。

ⅱ)

残 留 熱 除 去 系 （ Ｒ Ｈ Ｒ ） （ 第 3.1.1.1− 7図 ）①

格納容器スプレイ冷却系
格 納 容 器 ス プ レ イ 冷 却 系 は Ｒ Ｈ Ｒ の 機 能 の 1つ で あ り ，Ｓ／Ｐ水をＲＨＲの熱交換器で冷却し，ドライウェル内
及びサプレッション・チェンバ内にスプレイすることで格納容器内の温度，圧力を低減させるとともに，事故時に格納容器内に浮遊しているよう素を除去することにより，放射性物質が漏えいするのを抑制する。

②

Ｓ／Ｐ冷却系
Ｓ ／ Ｐ 冷 却 系 は Ｒ Ｈ Ｒ の 機 能 の 1つ で あ り ， Ｓ ／ Ｐ 水
3.1.1−4

をＲＨＲの熱交換器で冷却し，再びサプレッション・チ
ェンバへ戻すことによりＳ／Ｐの温度を低減させる。
(d)

安全機能のサポート機能に関する系統
通常運転時に使用する補機の冷却は，原子炉補機冷却系（ＲＣＷ），タービン補機冷却系（ＴＣＷ）及び補機冷却水
海水系（ＡＳＷ）（以下「常用補機冷却系」という。）により行う。また，電源については，通常運転時に使用する補機
へは発電機から所内変圧器を通して給電し，プラント停止時に使用する補機へは起動変圧器から給電する。
異常時においては，残留熱除去系海水系（ＲＨＲＳ），非常用ディーゼル発電機海水系（ＤＧＳＷ）及び高圧炉心スプ
レイ系ディーゼル発電機海水系（ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ）（以下「非常用補機冷却系」という。）により非常用の補機を冷却し，非常用電源を供給する。
なお，常用補機冷却系，非常用補機冷却系の区分Ⅰ，Ⅱ，
Ⅲは，それぞれ独立している。常用及び非常用補機冷却系の概 要 図 を 第 3.1.1.1− 9 図 に ， 所 内 用 単 線 結 線 図 を 第 3.1.1.1− 10 図 に ， 電 源 系 統 の 概 要 図 を 第 3.1.1.1− 11 図 に 示 す 。

ⅰ)

残留熱除去系海水系（ＲＨＲＳ）
ＲＨＲＳは，ＬＰＣＳ及びＲＨＲの補機に直接海水を供給することで，これらを冷却する。

ⅱ)

非常用ディーゼル発電機海水系（ＤＧＳＷ）
ＤＧＳＷは，非常用ディーゼル発電機（ＤＧ−２Ｃ／２Ｄ）の補機に直接海水を供給することで，これらを冷却する。
3.1.1−5

ⅲ)

高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系（ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ）
ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷは，ＨＰＣＳ及びＨＰＣＳディーゼ
ル発電機（ＨＰＣＳ−ＤＧ）の補機に直接海水を供給することで，これらを冷却する。

ⅳ)

電 源 系 （ 第 3.1.1.1− 10図 ， 第 3.1.1.1− 11図 ）主発電機トリップ等により所内電源が失われると，常用
母 線 へ の 給 電 は 自 動 的 に 起 動 変 圧 器 （ 275kV系 ） か ら の 受電に切り替わる。また，起動変圧器からの受電に失敗した
場合，非常用母線２Ｄ（区分Ⅱ）及びＨＰＣＳ母線（区分Ⅲ ） は 予 備 変 圧 器 （ 154kV系 ） か ら の 受 電 に 切 り 替 わ る 。
なお，非常用母線２Ｃ（区分Ⅰ）はＤＧ−２Ｃからの受電が優先され，必要に応じ，手動操作にて予備変圧器からの受電に切り替える。さらに，常用母線から非常用母線への給電がない場合には，非常用母線の電圧低下を検知して2台の非常用ＤＧとＨＰＣＳ−ＤＧが自動起動し，非常用母線を介して非常用機器に給電する。
直 流 電 源 系 は ， 125V， 250V， 24V系 に 分 離 さ れ ， そ れ ぞれ充電器，予備充電器及び蓄電池を備えている。本ＰＲＡに お い て 考 慮 し て い る 125V系 は ， Ａ 系 （ 区 分 Ⅰ ） ， Ｂ 系（区分Ⅱ）及び高圧炉心スプレイ系（区分Ⅲ）があり，遮断器の開閉に必要な制御電源の供給やＤＧの起動等に用いられる。

3.1.1−6

3.1.1.2

起因事象

通常の運転状態を妨げる事象であって，炉心損傷に至る可能性のある起因事象を選定し，その発生頻度を評価した。
(1)

評価対象とした起因事象について
ａ．起因事象の選定
プラントに適用する起因事象について，既往のＰＲＡを参考に，次のとおり選定した。
(a)

過渡事象

(b)

手動停止／サポート系喪失

(c)

ＬＯＣＡ

(d)

格納容器バイパス

ま た ， 上 記 (a)〜 (d)の 起 因 事 象 区 分 の そ れ ぞ れ に お い て ， 同
一のイベントツリー及びフォールトツリーで評価できる起因事
象 グ ル ー プ に 細 分 化 を 行 っ た （ 添 付 資 料 3.1.1.2-1） 。 選 定 した 起 因 事 象 区 分 及 び 起 因 事 象 グ ル ー プ を 第 3.1.1.2− 1 表 に 示す。また，起因事象区分ごとに選定した起因事象グループを以
下に示す。
(a-1)

過渡事象
機器の故障や人的過誤によりプラントパラメータが変動し，スクラム信号が発生して自動スクラムに至る事象である。これらの事象については，事象進展の類似性等を考慮し，以下のとおりグループ化している。ただし，緩和設備が従属して機能喪失に至る起因事象（以下「従属性を有する起因事象」という。）については，プラントへの影響の観点から別途グ
ループ化している。
3.1.1−7

ⅰ)

非隔離事象
タービントリップ等により原子炉が自動スクラムする事象であり，原子炉とタービン側が隔離されない事象である
ため，給復水系は事象発生後も継続して利用可能である。

ⅱ)

隔離事象
主蒸気隔離弁の閉鎖等により原子炉が自動スクラムする事象であり，原子炉とタービン側が互いに隔離される事象である。給復水系を利用するためには主蒸気隔離弁等の開操作が必要となる。

ⅲ)

全給水喪失
給水系の故障等により給水流量が全喪失する事象であり，
原子炉水位の低下により原子炉が自動スクラムする事象である。起因事象の発生により給水系が全喪失するため，事象発生初期は給復水系が利用できない。

ⅳ)

水位低下事象給水系の故障等により給水流量が減少する事象であり，
原子炉水位の低下により原子炉が自動スクラムする事象である。給水流量の全喪失には至らないため，給復水系は機能低下するものの，利用可能である。

ⅴ)

原子炉緊急停止系誤動作等
安全保護系の誤動作や制御棒の誤引き抜き等により原子炉出力が減少又は増加する事象である。事象発生初期に原子炉が隔離されないため，給復水系は利用可能である。

ⅵ)

逃がし安全弁誤開放
原子炉運転中にＳ／Ｒ弁が誤開放することにより，冷却3.1.1−8材（蒸気）が流出し，原子炉を手動でスクラムさせる事象である。本事象は，給水系が正常であれば原子炉が自動ス
クラムする事象ではないが，給水系が喪失した場合は，原子炉水位の低下により原子炉が自動スクラムする。本事象
では，ＲＣＩＣは利用できない。
(a-2)

外部電源喪失外部電源が喪失し原子炉が自動スクラムする事象である。
事象の発生により非常用電源の確保が必要になる等，他の事
象 と は プ ラ ン ト 応 答 が 異 な る た め ， 1つ の 起 因 事 象 グ ル ー プとしている。

(b-1)

手動停止／サポート系喪失（手動停止）
原子炉停止機能，炉心冷却機能又は格納容器からの除熱機能を有する緩和設備の機能異常による計画外の手動停止及びサポート系の故障に伴う原子炉の手動停止を以下のとおりグ
ループ化している。

ⅰ)

計画外停止
原子炉停止機能，炉心冷却機能又は格納容器からの除熱機能を有する緩和設備の機能異常が原因で原子炉を計画外に停止する事象である。

ⅱ)

残留熱除去系海水系故障（区分Ⅰ，Ⅱ）
残留熱除去系海水系の故障により原子炉を手動停止する事象である。本事象は従属性を有する起因事象であり，当該区分の系統が機能喪失する。

ⅲ)

交流電源故障（区分Ⅰ）
区分Ⅰの交流電源の故障により原子炉を手動停止する事
3.1.1−9象である。本事象は従属性を有する起因事象であり，当該区分の系統が機能喪失する。
(b-2)

サポート系喪失（自動停止）
原子炉が自動停止に至るサポート系の故障を以下のとおり
グループ化している。

ⅰ)

交流電源故障（区分Ⅱ）
区 分 Ⅱ の 交 流 電 源 の 故 障 に よ り 120V計 装 用 母 線 の 電 源 が喪失することで給復水系の制御機能等が喪失し，原子炉が自動スクラムする事象である。本事象は従属性を有する起因事象であり，当該区分の系統が機能喪失する。

ⅱ)

タービン・サポート系故障
補機冷却海水系，タービン補機冷却系，計装用圧縮空気系等のタービン設備のサポート系の故障により，タービン設備に期待できない状態で原子炉を手動でスクラムさせる事象である。本事象は原子炉が自動スクラムする事象ではないが，事象進展の類似性から自動停止に至るサポート系
喪失として分類する。

(b-3)

サポート系喪失（直流電源故障）
直流電源故障時は他のサポート系喪失事象とはプラント応
答 が 異 な る た め ， 1つ の 起 因 事 象 グ ル ー プ と し て い る 。

ⅰ)

直流電源故障（区分Ⅰ）
区分Ⅰの直流電源の故障により高圧復水ポンプＢ及びＣがトリップするため給水流量が低下し，原子炉水位の低下
により原子炉が自動スクラムする事象である。原子炉スク
ラム後，区分Ⅰの直流電源喪失に伴い所内電源自動切替信
3.1.1−10

号が発信しないため，外部電源喪失と同様の事象進展となる。本事象は従属性を有する起因事象であり，当該区分の系統は機能喪失する。
ⅱ)

直流電源故障（区分Ⅱ）
区分Ⅱの直流電源の故障によりタービンが自動トリップ
し，タービン主蒸気止め弁等が閉止し原子炉が自動スクラ
ムする事象である。原子炉スクラム後，区分Ⅱの直流電源喪失により外部電源からの受電遮断器が操作不能となり，外部電源喪失と同様の事象進展となる。本事象は従属性を有する起因事象であり，当該区分の系統は機能喪失する。

(c)

ＬＯＣＡ
冷却材流出によりプラントパラメータが変動し，スクラム信号が発生して自動スクラムに至る事象である。流出規模に応じて期待できる緩和設備が異なることから，以下のとおり
グループ化している。

ⅰ)

大破断ＬＯＣＡ
再循環系配管の両端破断のように，事象初期に急激な原子炉減圧を伴う規模の冷却材が流出する事象であり，Ｓ／
Ｒ弁による原子炉減圧なしにＬＰＣＳ又はＬＰＣＩにより炉心冷却が可能である。

ⅱ)

中破断ＬＯＣＡ
大破断ＬＯＣＡよりも破断口が小さく，減圧が緩やかな
冷却材の流出規模であるため，ＬＰＣＳ又はＬＰＣＩ系による炉心冷却のためにはＳ／Ｒ弁による原子炉減圧が必要である。また，ＲＣＩＣのみでは原子炉水位確保は困難で3.1.1−11

ある。
ⅲ)

小破断ＬＯＣＡ
中破断ＬＯＣＡよりも破断口が小さく，ＲＣＩＣのみで原子炉水位確保が可能であるが，制御棒駆動水圧系のみでは原子炉水位確保が困難である。また，減圧が緩やかなた
め，ＬＰＣＳ又はＬＰＣＩによる炉心冷却のためにはＳ／
Ｒ弁による原子炉減圧が必要である。

(d)

格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）
原子炉冷却材圧力バウンダリと接続された系統の配管が，高圧設計部分と低圧設計部分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破断する事象である。他の事象とはプラント応答が異なるため，1 つの起因事象グループとしている。

ｂ．国内外の評価事例の分析選定した起因事象グループと，安全評価審査指針（原子炉設
置変更許可申請書）及びＥＰＲＩ

ＮＰ−２２３０で考慮している過渡事象及び事故との比較を行い，選定した起因事象の網
羅性を確認した。原子炉設置変更許可申請書添付書類十及びＥ
ＰＲＩ

ＮＰ−２２３０で 考 慮 さ れ て い る 過 渡 事 象 及 び 事 故 と の比 較 結 果 を 第 3.1.1.2− 2表 に 示 す 。
また，本プラント及び他の国内原子炉においてプラントの停止に至ったトラブル事例について，原子炉施設運転管理年報等
により調査を行い，選定したいずれかの起因事象に含まれることを確認している。なお，東海第二発電所における過去のトラ
ブ ル 事 象 は 第 3.1.1.2− 3表 に 示 す と お り で あ る 。
3.1.1−12

ｃ．評価対象外とした起因事象
以下の事象は，発生頻度やプラントへの影響等の観点から，リスク評価上の重要性は低いと考え，評価対象から除外した。
(a)

出力運転中の制御棒引き抜き，原子炉冷却材流量の部分喪
失及び原子炉冷却材系の停止ル−プの誤起動起因事象が発生した場合においても自動スクラムに至らず，
炉心冷却機能への影響が軽微であるため，本事象は対象外と
した。

(b)

放射性気体廃棄物処理施設の破損
炉心損傷の観点からは考慮不要であるため，本事象は対象
外とした。

(c)

燃料集合体の落下事象
運転中では使用済燃料集合体の移送作業中における落下が考えられるが，落下した場合でも原子炉の運転状態を妨げることはなく，炉心損傷に至るような事象ではないため，本事象は対象外とした。

(d)

制御棒落下
制御棒及び制御棒駆動機構の接続部は，十分に信頼性の高い構造とし，必要な場合以外に分離することがない設計となっている。万一，制御棒が駆動部から分離し落下した場合には，制御棒落下速度リミッタによって，落下速度を抑える設計になっている。
また，原子炉設置変更許可申請書の事故評価の中で，原子炉が臨界又は臨界近傍（冷温時，高温待機時）にあるときに制御棒が落下する事故を評価しているが，原子炉冷却材圧力
3.1.1−13

バウンダリにかかる圧力，燃料エンタルピの最大値及びピー
ク出力部燃料エンタルピの結果より，原子炉停止能力，原子炉冷却材圧力バウンダリ等の健全性は損なわれず炉心損傷に至ることはないことが確認されていることから，本事象は対象外とした。
(e)

主蒸気管破断主蒸気管破断後に主蒸気隔離弁閉鎖に成功した場合は「隔離 事 象 」 と 同 様 の 事 故 進 展 と な る が ， 発 生 頻 度 は 1E-5／ 炉 年程度であり，「隔離事象」に比べて十分小さいことから，評価対象外とした。
主蒸気隔離弁閉鎖に失敗した場合は「格納容器バイパス」が発生するが，発生頻度が極めて小さい値となることから，
評 価 対 象 外 と し た （ 添 付 資 料 3.1.1.2-2） 。

(f)

原子炉圧力容器破損（ＤＢＡ超過ＬＯＣＡ）
ＮＵＲＥＧ−１８２９では，ＤＢＡを超える範囲のＬＯＣ
Ａ の 発 生 頻 度 は 1E-8／ 炉 年 以 下 と 評 価 さ れ て い る 。 本 事 象 に対して炉心損傷は防止できないものの，格納容器破損頻度の観点であっても十分低い値となっているため，本事象は対象
外とした。

(g)

通常停止
定期検査のための停止や漏えい等の微小な故障によるプラント停止であり，原子炉停止機能，炉心冷却機能，格納容器からの除熱機能及び安全機能のサポート機能に影響がなく，緩和設備を十分有している状態での手動停止でありプラントへの影響は限定されるため，本事象は対象外とした（添付資3.1.1−14

料 3.1.1.2-3） 。
ｄ．起因事象発生頻度の評価(a)

起因事象発生頻度の評価に用いたデータベース
国内ＢＷＲプラントの起因事象発生頻度は，次の情報に基づいて，定期的に更新している。
・原子力施設運転管理年報（独立行政法人

原子力安全基盤機構）
・ＮＵＣＩＡで公開されているトラブル情報
・電気事業者によるプレスリリース
本 Ｐ Ｒ Ａ で は ， 起 因 事 象 発 生 頻 度 は ， 平 成 20年 度 末 ま で の国内ＢＷＲプラントの実績に基づいて算出したものを使用して い る （ 添 付 資 料 3.1.1.2-4） 。
(b)

起因事象発生頻度の評価
選定した各起因事象について，発生頻度を評価した結果を
第 3.1.1.2− 4表 に 示 す 。 発 生 頻 度 の 評 価 に 当 た っ て は ， Ｌ Ｏ
ＣＡ及びインターフェイスシステムＬＯＣＡ以外の起因事象に つ い て は ， (a)の 国 内 Ｂ Ｗ Ｒ 全 32基 の 運 転 実 績 に 基 づ き ，
次の式により起因事象発生頻度を算出している。

λＩＥ＝ＸＩＥ／ＴＯＰ
λＩＥ：起因事象発生頻度（／炉年）
ＸＩＥ：起因事象発生件数
ＴＯＰ：総運転炉年又は営業運転開始からの総年数（暦年）
各起因事象発生頻度の評価方法は以下のとおり。
ⅰ)

過渡事象の発生頻度
過渡事象は，発生件数を総運転炉年で除して算出した。
3.1.1−15

運 転 実 績 に は ， 利 用 可 能 な 最 新 の デ ー タ で あ る 平 成 20年 度（ 平 成 21年 3月 ） 末 ま で の デ ー タ を 用 い る こ と と し ， 発 生
件 数 の な い 起 因 事 象 に 関 し て は ， 発 生 件 数 を 0.5件 と 仮 定して発生頻度を算出した。エラーファクタはＷＡＳＨ−１
４００を参考に工学的判断により設定した（添付資料
3.1.1.2-9） 。
①

非隔離事象
81 / 488.1 ＝ 1.7E-1／ 炉 年②

非隔離事象の発生件数： 81件

国 内 Ｂ Ｗ Ｒ 全 32基 の 総 運 転 炉 年： 488.1年

隔離事象
13 / 488.1 ＝ 2.7E-2／ 炉 年③

隔離事象の発生件数： 13件

国 内 Ｂ Ｗ Ｒ 全 32基 の 総 運 転 炉 年： 488.1年

全給水喪失
5 / 488.1 ＝ 1.0E-2／ 炉 年④

全給水喪失の発生件数： 5件

国 内 Ｂ Ｗ Ｒ 全 32基 の 総 運 転 炉 年： 488.1年

水位低下事象13 / 488.1 ＝ 2.7E-2／ 炉 年⑤

水位低下事象の発生件数： 13件

国 内 Ｂ Ｗ Ｒ 全 32基 の 総 運 転 炉 年： 488.1年

原子炉緊急停止系誤動作等
27 / 488.1 ＝ 5.5E-2／ 炉 年
原子炉 緊急 停止 系誤 動作等 の発 生件 数 ： 27件
3.1.1−16

国 内 Ｂ Ｗ Ｒ 全 32基 の 総 運 転 炉 年⑥： 488.1年

逃がし安全弁誤開放
0.5 / 488.1 ＝ 1.0E-3／ 炉 年
Ｓ／Ｒ弁誤開放の発生件数※： 0.5件

国 内 Ｂ Ｗ Ｒ 全 32基 の 総 運 転 炉 年： 488.1年※ ： 発 生 経 験 が な い た め ， 発 生 件 数 を 0.5件 と 仮 定 。
ⅱ)

外部電源喪失の発生頻度
外部電源喪失の発生頻度は，発生件数を暦年で除して算出した。運転実績には，利用可能な最新のデータである平成 20 年 度 （ 平 成 21 年 3 月 ） 末 ま で の デ ー タ を 用 い た 。 な お ，
外 部 電 源 喪 失 の 発 生 件 数 は ， 運 転 時 に 発 生 し た 2件 と 停 止
中 に 発 生 し た 1件 を 加 え た 3件 と し ， エ ラ ー フ ァ ク タ は Ｗ Ａ
ＳＨ−１４００を 参 考 に 工 学 的 判 断 に よ り 設 定 し た （ 添 付
資 料 3.1.1.2-5） 。
①

外部電源喪失3 / 706.1 ＝ 4.2E-3／ 炉 年
外部電源喪失の発生件数： 3件

国 内 Ｂ Ｗ Ｒ 全 32基 の 営 業 運 転 開 始からの総年数（暦年）ⅲ)： 706.1年

手動停止／サポート系喪失（手動停止）の発生頻度
手動停止の発生頻度は，発生件数を総運転炉年で除して算出した。サポート系喪失（手動停止）の発生頻度は，発生 件 数 を 対 象 の 系 統 数 を 考 慮 し た 総 運 転 炉 年 で 除 し て 1系
統当たりの発生頻度を算出した。運転実績には，利用可能
な 最 新 の デ ー タ で あ る 平 成 20年 度 （ 平 成 21年 3月 ） 末 ま で
3.1.1−17

のデータを用いることとし，発生経験のない起因事象に関し て は ， 発 生 件 数 を 0.5 件 と 仮 定 し て 発 生 頻 度 を 算 出 し た 。
エラーファクタはＷＡＳＨ−１４００を参考に工学的判断により設定した。
①

計画外停止
21 / 488.1 ＝ 4.3E-2／ 炉 年②

計画外停止の発生件数： 21件

国 内 Ｂ Ｗ Ｒ 全 32基 の 総 運 転 炉 年： 488.1年

残留熱除去系海水系故障
0.5 / 693.6 ＝ 7.2E-4／ 炉 年
補機冷却系故障の発生件数※： 0.5件

国 内 Ｂ Ｗ Ｒ 全 32基 の 補 機 冷 却 系 の系統数を考慮した総運転炉年： 693.6年※ ： 発 生 経 験 が な い た め ， 発 生 件 数 を 0.5件 と 仮 定 。
③

交流電源故障（区分Ⅰ）
0.5 / 3366.2 ＝ 1.5E-4／ 炉 年
交流電源故障の発生件数※： 0.5件

国 内 Ｂ Ｗ Ｒ 全 32基 の 交 流 電 源 の 母線数を考慮した総運転炉年： 3366.2年※ ： 発 生 経 験 が な い た め ， 発 生 件 数 を 0.5件 と 仮 定 。
ⅳ)

サポート系喪失（自動停止）の発生頻度
サポート系喪失（自動停止）の発生頻度は，発生件数を
対 象 の 系 統 数 を 考 慮 し た 総 運 転 炉 年 で 除 し て 1系 統 当 た りの発生頻度を算出した。運転実績には，利用可能な最新のデ ー タ で あ る 平 成 20年 度 （ 平 成 21年 3月 ） 末 ま で の デ ー タ
3.1.1−18を用いることとし，発生経験のない起因事象に関しては，
発 生 件 数 を 0.5件 と 仮 定 し て 発 生 頻 度 を 算 出 し た 。 エ ラ ー
ファクタはＷＡＳＨ−１４００を参考に工学的判断により設定した。
①

交流電源故障（区分Ⅱ）
0.5 / 3366.2 ＝ 1.5E-4／ 炉 年
交流電源故障の発生件数※： 0.5件

国 内 Ｂ Ｗ Ｒ 全 32基 の 交 流 電 源 の 母線数を考慮した総運転炉年： 3366.2年※ ： 発 生 経 験 が な い た め ， 発 生 件 数 を 0.5件 と 仮 定 。
②

タービン・サポート系故障
0.5 / 693.6 ＝ 7.2E-4／ 炉 年
タービ ン・ サポ ート 系故障 の発 生件 数 ※ ： 0.5件
国 内 Ｂ Ｗ Ｒ 全 32基 の タ ー ビ ン ・ サ ポ ート系の系統数を考慮した総 運 転 炉 年： 693.6年※ ： 発 生 経 験 が な い た め ， 発 生 件 数 を 0.5件 と 仮 定 。
ⅴ)

サポート系喪失（直流電源故障）の発生頻度
サポート系喪失（直流電源故障）の発生頻度は，発生件
数 を 対 象 の 系 統 数 を 考 慮 し た 総 運 転 炉 年 で 除 し て 1系 統 当たりの発生頻度を算出した。運転実績には，利用可能な最
新 の デ ー タ で あ る 平 成 20年 度 （ 平 成 21年 3月 ） 末 ま で の データを用いることとし，発生経験のない起因事象に関しては ， 発 生 件 数 を 0.5件 と 仮 定 し て 発 生 頻 度 を 算 出 し た 。 エ
ラ ー フ ァ ク タ は ＷＡＳＨ−１４００を 参 考 に 工 学 的 判 断 により設定した。
3.1.1−19

①

直流電源故障0.5 / 1763.3 ＝ 2.8E-4／ 炉 年
直流電源故障の発生件数※： 0.5件

国 内 Ｂ Ｗ Ｒ 全 32基 の 直 流 電 源 の 母 線数を考慮した総運転炉年： 1763.3年※ ： 発 生 経 験 が な い た め ， 発 生 件 数 を 0.5件 と 仮 定 。
ⅵ)

ＬＯＣＡの発生頻度
ＬＯＣＡについては，国内外で発生した経験がないため，
ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−５７５０及びＮＵＲＥＧ−１８２９のデータに基づき，大破断ＬＯＣＡ，中破断ＬＯＣＡ，小破断ＬＯＣＡの発生頻度及びエラーファクタを設定した（添付 資 料 3.1.1.2-6） 。
①

大破断ＬＯＣＡ
2.0E-5／ 炉 年②

中破断ＬＯＣＡ
2.0E-4／ 炉 年③

小破断ＬＯＣＡ
3.0E-4／ 炉 年
なお，本ＰＲＡでは，特定の緩和系の配管破断に伴うＬ

ＯＣＡが発生した場合に，その緩和系を使用できなくなる
ことについては考慮していないが，これを考慮した場合の影 響 に つ い て も 確 認 し た （ 添 付 資 料 3.1.1.2-7） 。
ⅶ)

格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）の発生頻度
インターフェイスシステムＬＯＣＡについては，国内外
3.1.1−20で発生した経験がないため，インターフェイスシステムＬ
ＯＣＡとなり得る配管を同定し，フォールトツリーによるシステム信頼性解析を使用する方法に基づき発生頻度及びエ ラ ー フ ァ ク タ を 算 出 し た （ 添 付 資 料 3.1.1.2-8） 。
①

インターフェイスシステムＬＯＣＡ
4.8E-10／ 炉 年

3.1.1−21

3.1.1.3

成功基準

炉心損傷を防止するために必要とされる緩和設備及び緩和操作の組合せ，及びそれらの機能を達成するために必要な条件を定めた。
(1)

成功基準について
ａ．炉心損傷判定条件
炉心損傷の判定条件を次のとおり設定した。
・ 燃 料 被 覆 管 表 面 温 度 が 1,200℃ を 超 え る と 評 価 さ れ る 状 態
・ 燃料被覆管の酸化量が，酸化反応が著しくなる前の被覆管
厚 さ の 15％ を 超 え る と 評 価 さ れ る 状 態
ｂ．起因事象ごとの成功基準の一覧表
上記を踏まえ，ＳＡＦＥＲコードによる成功基準解析結果（ 添 付 資 料 3.1.1.3-1） を 用 い て ， 起 因 事 象 ご と に 整 理 し た 成
功 基 準 の 一 覧 を 第 3.1.1.3− 1 表 に 示 す 。 ま た ， 低 圧 炉 心 冷 却
時 の Ｓ ／ Ｒ 弁 の 必 要 弁 数 を 第 3.1.1.3-2 表 に ， Ｒ Ｈ Ｒ Ｓ の 成 功
基 準 を 第 3.1.1.3− 3 表 に ， Ｅ Ｃ Ｃ Ｓ ポ ン プ 室 等 の 空 調 機 の 成
功 基 準 を 第 3.1.1.3− 4 表 に 示 す 。
ｃ．対処設備作動までの余裕時間及び使命時間
(a)

余裕時間
運転員による緩和操作を対象として，それらを遂行するまでの余裕時間をＭＡＡＰコードによる事故進展解析（添付資料 3.1.1.3-1） 結 果 等 に 基 づ き 設 定 し た 。 事 故 進 展 解 析 結 果
を 第 3.1.1.3− 5 表 に 示 す 。 ま た ， 設 定 し た 余 裕 時 間 を 以 下
に示す。

ⅰ)

炉心冷却に対する余裕時間
対象操作：原子炉注水に関する手動バックアップ
3.1.1−22

自動起動信号（高圧ＥＣＣＳ，自動減圧，低圧ＥＣＣＳ等）に失敗した場合に，運転員の手動操作によるバックアップに期待する。
余 裕 時 間 ： 30 分 （ 大 中 破 断 Ｌ Ｏ Ｃ Ａ 除 く ）設定根拠：事故進展解析における高圧・低圧注水機能喪失 シ ー ケ ン ス の 炉 心 損 傷 に 至 る 時 間 0.9 時 間に 余 裕 を 見 込 み 30 分 と し た 。 ま た ， 設 定 し た
余裕時間で炉心損傷を防止できることを，許認可での使用実績のあるＳＡＦＥＲコードを
用 い て 確 認 し た （ 添 付 資 料 3.1.1.3-2 ） 。 ただし，小破断ＬＯＣＡを除くＬＯＣＡ（大破断ＬＯＣＡ及び中破断ＬＯＣＡ）における余裕 時 間 に つ い て は ， 事 象 進 展 が 早 く ， 30 分 の余裕時間では炉心損傷を防止することは困難であるため極めて短い時間として別途考慮する。
ⅱ)

格納容器除熱に対する余裕時間
対象操作：原子炉注水成功時のＲＨＲによる格納容器除熱操作
原子炉注水成功時，崩壊熱による格納容器破損を防ぐために，ＲＨＲを起動する必要がある。
余裕時間：1 時間
設定根拠：事故進展解析における崩壊熱除去機能喪失シーケンスの格納容器破損（格納容器圧力が最3.1.1−23

高 使 用 圧 力 の 2 倍 ） に 至 る 時 間 21.4 時 間 に 対して，サプレッション・プール水温の上昇による注水設備への影響を考慮し，保守的に 1時間とした。
(b)

使命時間
緩和設備が要求される安全機能を果たすために必要な運転
時 間 で あ る 使 命 時 間 に つ い て は ， 以 下 の 観 点 か ら 24時 間 を 適用している。
・ 24 時 間 あ れ ば ， プ ラ ン ト を 安 定 し た 状 態 に 移 行 さ せ る ことが可能であり，機能喪失した設備の復旧や追加の運転員操作に期待できる。

ｄ．解析コードの検証性
成功基準解析に使用したＳＡＦＥＲコードは，許認可解析で十分な実績を有しており，十分な検証が行われている。また，
事故進展解析に使用したＭＡＡＰコードの検証性については，
重大事故等防止対策の有効性評価の内容説明と併せて提示する。

3.1.1−24

3.1.1.4

事故シーケンス

事故シーケンスとは，炉心損傷等に至るまでの，起因事象の発生及び各種安全機能喪失の組合せのことである。また，炉心損傷に至る事故シーケンスを網羅的に展開するための体系的な分析と定量化が可能である手法として，イベントツリー法を用いる。
(1)

イベントツリー各起因事象に対して，炉心損傷を防止するために必要な緩和設
備又は緩和操作を検討し，炉心損傷に至る事故シーケンスを展開した。また，展開した事故シーケンスの最終状態を炉心損傷状態
又は成功状態のいずれかに分類した。
各 起 因 事 象 の イ ベ ン ト ツ リ ー の 概 要 を 第 3.1.1.4 − 1(a) 図 〜 第3.1.1.4 − 1(g) 図 に 示 す 。 ま た ， 各 起 因 事 象 の イ ベ ン ト ツ リ ー の
詳 細 を 添 付 資 料 3.1.1.4-1 に 示 す 。 展 開 し た 事 故 シ ー ケ ン ス の 炉
心 損 傷 状 態 の 分 類 を 第 3.1.1.4− 1表 に 示 す 。

(2)事故シーケンスの分類
イベントツリーによって展開した事故シーケンスの最終状態を
炉心損傷状態又は成功状態のいずれかに分類している。炉心損傷状態については，「原子炉停止機能」，「炉心冷却機能」，「格納容器からの除熱機能」の各安全機能に着目し，起因事象及び緩和設備の成否等によって以下のように分類した(添付資料
3.1.1.4-4)。
ａ．原子炉停止機能
原子炉を臨界状態から未臨界状態にし，原子炉を安全な状態に移行する。この機能が喪失した場合，原子炉を未臨界状態にできず炉心損傷（格納容器先行破損）に至る場合を「原子炉停3.1.1−25

止機能喪失」（ＴＣ）の事故シーケンスグループとして分類する。
ｂ．炉心冷却機能
原子炉の停止に成功した場合でも，炉心からの崩壊熱を除去しなければ炉心損傷に至る。炉心冷却機能は，高圧炉心冷却機
能，原子炉減圧機能及び低圧炉心冷却機能からなり，これらの冷却機能の状況に応じて以下の事故シーケンスグループに分類する。
事象発生後，高圧注水機能及び低圧注水機能が喪失し，炉心の冷却が十分に行われずに炉心損傷に至る場合を「高圧・低圧注水機能喪失」（ＴＱＵＶ）の事故シーケンスグ
ループとして分類する。
事象発生後，高圧注水機能及び原子炉減圧機能が喪失し，炉心の冷却が十分に行われずに炉心損傷に至る場合を「高圧注水・減圧機能喪失」（ＴＱＵＸ）の事故シーケンスグ
ループとして分類する。
ＬＯＣＡ発生後，高圧注水機能及び低圧注水機能が喪失し，炉心の冷却が十分に行われず炉心損傷に至る場合を「ＬＯＣＡ時注水機能喪失」の事故シーケンスグループとして分類する。
なお，バウンダリの破損規模等に応じてプラントの状態が異なることから以下のグループに細分化する。
・ 大破断ＬＯＣＡ後の炉心冷却失敗（ＡＥ）
・ 中破断ＬＯＣＡ後の炉心冷却失敗（Ｓ１Ｅ）
・ 小破断ＬＯＣＡ後の炉心冷却失敗（Ｓ２Ｅ）
3.1.1−26

冷却材が格納容器外に漏えいする格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）については，漏えい箇所を隔離した上で炉心冷却が必要であるが，この隔離機能が喪失し，漏えいの継続により炉心損傷に至る場合を「格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）」（ＩＳＬＯＣＡ）の事故シーケンスグループとして分類する。
ｃ．格納容器からの除熱機能
原子炉の注水に成功した場合においても，格納容器からの除熱機能が喪失した場合には，炉心損傷前に格納容器が過圧により破損し，その後，炉心損傷に至る場合があることから，「崩壊熱除去機能喪失」の事故シーケンスグループとして分類する。
なお，崩壊熱除去機能喪失については，電源の状態に応じて以下のグループに細分化する。
・ 交流電源（区分Ⅰ又は区分Ⅱ）確保時の崩壊熱除去機能喪失（ＴＷ）
・ 交流電源（区分Ⅰ及び区分Ⅱ）確保失敗時の崩壊熱除去機
能 喪 失 （ Ｔ Ｂ Ｗ ） （ 添 付 資 料 3.1.1.4-2）
ｄ．安全機能のサポート機能
安全機能に必要な電源が喪失し，炉心損傷に至る場合を「全交流動力電源喪失」の事故シーケンスグループとして分類する。
なお，本ＰＲＡでは，区分Ⅰ及び区分Ⅱの非常用ＤＧによる交流電源の確保に失敗し，かつ高圧炉心スプレイ系による炉心冷却に失敗した場合を全交流動力電源喪失と定義している。
また，全交流動力電源喪失は，事故進展速度，原子炉圧力状
3.1.1−27

態等を考慮して以下のグループに細分化する。
・ 外部電源喪失後，非常用ＤＧ2 台が機能喪失した状態で，Ｈ
ＰＣＳ及びＲＣＩＣが機能喪失（ＴＢＵ）
・ 外部電源喪失後，非常用ＤＧ2 台が機能喪失した状態で，Ｈ
ＰＣＳが機能喪失し，Ｓ／Ｒ弁再閉鎖失敗によってＲＣＩ
Ｃが機能喪失（ＴＢＰ）
・ 外部電源喪失後，直流電源故障による非常用ＤＧ2 台の起動に失敗し，ＲＣＩＣ及びＨＰＣＳが機能喪失（ＴＢＤ）
・ 外部電源喪失後，非常用ＤＧ2 台が機能喪失した状態で，Ｈ
ＰＣＳが機能喪失し，ＲＣＩＣによる原子炉注水継続中に蓄電池が枯渇しＲＣＩＣ機能喪失（長期ＴＢ）（添付資料
3.1.1.4-3）

3.1.1−28

3.1.1.5

システム信頼性

イベントツリーの定量化においては，展開したイベントツリーの各分岐に対して成功・失敗確率を決めるため，システム信頼性解析を実施する必要がある。この各分岐のシステム信頼性解析にはフォールトツリー法を用いた。本評価では，イベントツリーのヘディン
グに対応する緩和設備について，その機能遂行に必要なサポート系
を含めたフォールトツリーを作成し定量化を実施した。
(1)

評価対象としたシステムとその説明
評価対象とした主要な緩和設備の一覧を以下に示す。それぞれの緩和設備ごとに概要，機能，系統図，必要とするサポート系，
試験及びシステム信頼性評価上の主要な仮定を整理した。また，
フ ロ ン ト ラ イ ン 系 と サ ポ ー ト 系 の 依 存 性 を 第 3.1.1.5− 1表 に ， サ
ポ ー ト 系 同 士 の 依 存 性 を 第 3.1.1.5− 2表 に 示 す 。 シ ス テ ム 間 従 属性は，イベントツリー，フォールトツリー及び両者の組合せによってモデル化した。
＜原子炉停止機能＞・スクラム系＜炉心冷却機能＞・高圧炉心スプレイ系（ＨＰＣＳ）
・原子炉隔離時冷却系（ＲＣＩＣ）
・自動減圧系（ＡＤＳ）
・低圧炉心スプレイ系（ＬＰＣＳ）
・低圧注水系（ＬＰＣＩ−Ａ，Ｂ，Ｃ）＜格納容器熱除去機能＞
・残留熱除去系（ＲＨＲ−Ａ，Ｂ）
3.1.1−29＜その他＞
・メンテナンス
なお，「メンテナンス」のフォールトツリーは，保安規定上許容されない複数の緩和設備を同時に待機除外にするカットセットの組合せをイベントツリー上で評価から除外するために使用する（ 添 付 資 料 3.1.1.5-3） 。
(2)システム信頼性評価手法
システム信頼性解析では，フロントライン系とサポート系についてフォールトツリーを作成し，信頼性評価を行った（添付資料
3.1.1.5-1） 。
フォールトツリーの作成に当たっては，対象範囲を示す系統図を作成するとともに，その範囲内にある機器でモデル化する故障
モードを基事象リストの形で整理した。また，これらの情報に基づ き (1) に 示 し た 緩 和 設 備 に つ い て フ ォ ー ル ト ツ リ ー を 作 成 し ，
定 量 化 を 実 施 し た 。 シ ス テ ム 信 頼 性 評 価 の 例 を 第 3.1.1.5− 1図 に示す。また，フォールトツリーの中でモデル化した機器タイプ及び 故 障 モ ー ド 一 覧 を 第3.1.1.5− 3表 に 示 す 。

(3)システム信頼性評価の結果
各 緩 和 設 備 の 代 表 的 な フ ォ ー ル ト ツ リ ー の 評 価 結 果 を 第 3.1.1.5−
4表 に 示 す 。 ま た ， 過 渡 事 象 に お け る 各 緩 和 設 備 の 主 要 な ミ ニ マ ル
カ ッ ト セ ッ ト を 第 3.1.1.5− 5(a)表 〜 第 3.1.1.5− 5(j)表 に 示 す 。

(4)システム信頼性評価を実施せずに設定した非信頼度とその根拠システム信頼性評価を実施せずに設定した非信頼度とその根拠を
第 3.1.1.5− 6表 に 示 す （ 添 付 資 料 3.1.1.5-2） 。

3.1.1−30

3.1.1.6

信頼性パラメータ

システム信頼性解析や事故シーケンスの定量化のために必要となる機器故障率，共通要因故障パラメータ，試験又は保守作業による
待機除外確率等を評価するために必要となるパラメータを整備した。
(1)

非信頼度を構成する要素と評価式
非信頼度を構成する要素としては，機器故障，共通要因故障，試験による待機除外，保守作業による待機除外，人的過誤（ 3.1.1.7 項 ） 等 が あ り ， そ れ ぞ れ の 評 価 式 に 基 づ き 非 信 頼 度 を
評価した。

(2)

機器故障率
機器故障率は，原則として，ＮＵＣＩＡで公開されている国内
プ ラ ン ト の 故 障 実 績 （ 1982年 度 〜 2002年 度 21ヵ 年 49基 デ ー タ ） を基にした「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 （ 平 成 21 年 5 月 公 表 ） 」 （ 以 下 「 21 ヵ 年 デ ー タ 」 と い う 。 ）に記載されているデータを使用する。また，ＮＵＣＩＡで公開されている国内プラントの故障実績は，「原子力発電所に関する確率 論 的 安 全 評 価 用 の 機 器 故 障 率 の 算 出 （ 1982年 度 〜 1997年 度 16ヵ
年 49 基 デ ー タ 改 訂 版 ） （ 平 成 13 年 2 月 ） ， 電 中 研 報 告 P00001 ，（財）電力中央研究所」で定義した機器バウンダリに従っている（ 添 付 資 料 3.1.1.6-1） 。
な お ， 21ヵ 年 デ ー タ に 記 載 の な い 機 器 の 故 障 率 に つ い て は ， 類
似 性 を 考 慮 し た 工 学 的 判 断 に 基 づ き ， 21ヵ 年 デ ー タ に 記 載 さ れ た
他 の 機 器 の 故 障 率 を 使 用 し た （ 添 付 資 料 3.1.1.6-2 ， 添 付 資 料
3.1.1.6-5） 。
上記の機器故障率を使用して以下の評価式により基事象発生確3.1.1−31

率を算出した。
・状態変更失敗確率
Ｑ =Ｑ ｄＱｄ：デマンド故障率
又はＱ =λ ｓ ×Ｔ ｓ ／ 2
λｓ：起動（又は状態変更）失敗率（／時間）Ｔｓ：平均試験間隔（時間）・機能維持失敗確率
Ｑ =λ ｒ ×Ｔ ｍ
λｒ：機能維持失敗率（／時間）Ｔｍ：使命時間（時間）(3)

機器復帰の取扱い方法及び機器復帰失敗確率
本評価では，故障した機器や外部電源の使命時間中の復旧には期待していない。

(4)

待機除外確率ａ．試験による待機除外確率
本評価でモデル化対象とした緩和設備について，試験による待機除外のモデル化の要否を検討した。その結果，試験の実施のために待機中とは異なる系統構成とする場合でも，試験中に作動要求信号が発信すれば試験状態が自動的に解除されることから，試験による待機除外のモデル化は不要であることを確認した。
ｂ．保守作業による待機除外確率
本評価でモデル化対象とした緩和設備の保守作業による待機3.1.1−32

除外のモデル化の要否を検討し，モデル化が必要な場合は機器の平均修復時間と機器故障率データを用いて待機除外確率を，次の式により算出した。
(λｉ Ｔｒｉ)ＰＳＹＳｉλｉ：定期試験等によって異常の発見可能な機器 i の異常発生率（／時間）
Ｔｒｉ：機器 i の平均修復時間（時間）ここで，λｉは，ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−２８１５を参考に，対象機器の異常が検知されれば機器が機能喪失する前に予防保全として保守作業を実施することを考慮して，定期試験等によって 異 常 の 発 見 が 可 能 な 機 器 の 故 障 モ ー ド の 機 器 故 障 率 の 10倍 とし て い る （ 添 付 資 料 3.1.1.6-3） 。
(5)

共通要因故障の評価方法と共通要因故障パラメータ
同一又は異なるシステムにおいて多重性を持たせるために用いられる機器については，共通要因故障を考慮する。共通要因故障
同 定 の フ ロ ー 図 を 第 3.1.1.6− 1図 に 示 す 。 フ ロ ー 図 に 従 い ， 以 下の 3つ の 条 件 を 同 時 に 満 た す 場 合 に ， 共 通 要 因 故 障 を 考 慮 し た 。
ａ．冗長の機能を有する同種機器
ｂ．起因事象発生前の運転状態が同一
ｃ．同一故障モード
動的機器と静的機器及びそれらの故障モードによって，共通要因故障の起こりやすさの程度は異なると考えられる。動的機器の動的故障モードについては，共通要因故障が発生する可能性が比較的高いと考えられることから，上記条件を満たすものに対しては共通要因故障を考慮している。また，動的機器の静的故障モー
3.1.1−33

ド及び静的機器の各故障モードについては，動的機器の動的故障
モードと同程度の故障率であるものに対して共通要因故障を考慮した。フロー図に従って同定した，同一システム内で共通要因故障 を 考 慮 し た 機 器 及 び 故 障 モ ー ド を 第 3.1.1.6− 1表 ， シ ス テ ム 間で 共 通 要 因 故 障 を 考 慮 し た 機 器 及 び 故 障 モ ー ド を 第 3.1.1.6− 2表に示す。
な お ， 本 評 価 で は ， Ｍ Ｇ Ｌ （ Multiple Greek Letter ） 法 を 用
い て 共 通 要 因 故 障 を 考 慮 し た （ 添 付 資 料 3.1.1.6-4 ） 。 共 通 要 因
故障パラメータとしては，米国で公開され，あるいはＰＲＡでの使用実績がある文献等から，妥当と考えられるβ，γファクタを使用した。本評価で使用した共通要因故障パラメータの一覧を第3.1.1.6− 3表 に 示 す 。

3.1.1−34

3.1.1.7

人的過誤

人的過誤は人間信頼性解析により評価する。人間信頼性解析とは，
炉心損傷頻度に有意な影響を及ぼし得る人間行動（タスク）に対して，起こり得る人的過誤を同定してそのタスクの成功又は失敗の確率を評価するものである。
本作業では，起因事象発生前の作業及び発生後の緩和操作を対象として，それらを遂行する過程で起こり得る人的過誤を同定し，その発生確率を算出した。
(1)

評価対象とした人的過誤及び評価結果
人間信頼性解析は，ヒューマンエラーハンドブック（ＮＵＲＥ
Ｇ ／ Ｃ Ｒ − １ ２ ７ ８ ） の Ｔ Ｈ Ｅ Ｒ Ｐ 手 法 （ Technique for Human
Error Rate Prediction ） を 使 用 し て 評 価 し た 。 な お ， 本 評 価 では過誤回復として，評価対象となる人的過誤の特徴を考慮し，他の運転員によるバックアップをモデル化している。本評価で同定し た 人 的 過 誤 及 び 過 誤 確 率 の 評 価 結 果 の 例 を 第 3.1.1.7− 1表 に 示
す （ 添 付 資 料 3.1.1.7-1， 添 付 資 料 3.1.1.7-4） 。
ａ．起因事象発生前の人的過誤起因事象発生前に考慮すべき人的過誤として，試験・保守作
業の終了後，対象系統あるいは機器の通常状態への復旧忘れを考慮した。具体的には，手動弁の開閉忘れ等を評価した（添付
資 料 3.1.1.7-2， 添 付 資 料 3.1.1.7-3） 。
ｂ．起因事象発生後の人的過誤プラントで事故が発生した場合，運転員は所定の運転手順書に記載されている手順に従って，原子炉を安全に停止させるために必要な措置をとる。ＰＲＡにおいては，運転員が行う行為
3.1.1−35

を人的過誤の評価対象とする。具体的には，起因事象発生後の各人的過誤の評価に対して，認知失敗と操作失敗に分けて評価
している。
(a)

認知失敗
認知失敗では，警報等により異常を検知して適切な運転手
順を選択することに失敗することをモデル化する。認知失敗
確率は，ＴＨＥＲＰ手法に基づき，時間信頼性曲線を用いており，対象とする人的過誤の特徴を考慮したストレスレベル等の補正係数を乗じて算出している。なお，時間信頼性曲線
を 用 い る 際 に 必 要 な 余 裕 時 間 は ， 3.1.1.3 項 で 設 定 し た 余 裕
時 間 を 用 い る （ 添 付 資 料 3.1.1.7-6， 添 付 資 料 3.1.1.7-7） 。

(b)

操作失敗
操作失敗では，認知成功後の対応操作に失敗することをモデル化する。操作失敗確率は，ＴＨＥＲＰ手法に基づき，運転員のストレスレベルや操作の複雑性を考慮して算出する（ 添 付 資 料 3.1.1.7-5） 。

3.1.1−36

3.1.1.8

炉心損傷頻度

炉心損傷に至る事故シーケンスの発生頻度を算出して全炉心損傷頻度を算出するとともに，主要な結果を分析した。
(1)

炉心損傷頻度の算出に用いた方法
本評価では，計算コードＳａｆｅｔｙ

Ｗａｔｃｈｅｒを用いて，フォールトツリー結合法により事故シーケンスを定量化し，炉 心 損 傷 頻 度 を 算 出 し た （ 添 付 資 料 3.1.1.8-1） 。
(2)

炉心損傷頻度（点推定値）
事故シーケンスの定量化を行った結果，全炉心損傷頻度は
6.1E-5 ／ 炉 年 と な っ た 。 起 因 事 象 別 の 炉 心 損 傷 頻 度 を 第 3.1.1.8− 1表 に 示 す 。 ま た ， 各 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ 別 の 炉 心 損 傷 頻
度 を 第 3.1.1.8− 2表 に ， 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ に 対 す る 分 析 結
果 を 第 3.1.1.8− 3表 に 示 す （ 添 付 資 料 3.1.1.8-2） 。
起 因 事 象 別 の 全 炉 心 損 傷 頻 度 に 対 す る 寄 与 割 合 を 第 3.1.1.8− 1
図 に 示 す 。 起 因 事 象 別 の 炉 心 損 傷 頻 度 は ， 「 過 渡 事 象 」 が 71.3％を占める。次いで，「手動停止／サポート系喪失（手動停止）」が 16.5 ％ ， 「 サ ポ ー ト 系 喪 失 （ 直 流 電 源 故 障 ） 」 が 8.9 ％ を 占 める。また，過渡事象のうち非隔離事象を起因とする炉心損傷頻度
が 全 炉 心 損 傷 頻 度 の 41.8％ を 占 め る 結 果 と な っ た 。 「 過 渡 事 象 」の炉心損傷頻度が比較的高い理由は，起因事象発生頻度が高いことによるものである。また，「手動停止／サポート系喪失（手動停止）」及び「サポート系喪失（直流電源故障）」については，
起因事象発生頻度は比較的低いが，その発生により当該区分の緩和設備が機能喪失することにより，期待できる緩和設備が限定されることによるものである。
3.1.1−37

事故シーケンスグループ別の全炉心損傷頻度に対する寄与割合
を 第 3.1.1.8− 2図 に 示 す 。 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ 別 の 炉 心 損 傷
頻 度 は 「 崩 壊 熱 除 去 機 能 喪 失 」 が 99.8％ を 占 め ， 支 配 的 と な っ た 。
これは，本評価で期待している崩壊熱除去機能を有する設備が残留熱除去系のみであり，炉心冷却機能に比べて期待できる緩和設
備が少ないことによる。
(3)

重要度解析，不確実さ解析及び感度解析
ａ．重要度解析
全炉心損傷頻度への寄与が大きい因子を分析するため，
Fussell-Vesely （ Ｆ Ｖ ） 重 要 度 及 び Risk Achievement Worth（ Ｒ Ａ Ｗ )を 評 価 し た 。
○ＦＶ重要度対 象 と す る 事 象 の 発 生 確 率 を 0と し た 場 合 に リ ス ク が ど れだけ低下するかを示す指標
ＦＶ重要度

ＣＤＦ−ＣＤＦ（ＡＣＤＦ

Ｃ Ｄ Ｆ （ Ａ ＝ 0）0）

： 事 象 Ａ の 発 生 確 率 が 0の 場 合 の
全炉心損傷頻度

ＣＤＦ：全炉心損傷頻度○ＲＡＷ対象とする事象が必ず発生すると仮定した場合にリスクがどれだけ増加するかを示す指標

3.1.1−38

ＲＡＷ

ＣＤＦ（Ａ 1）ＣＤＦ

Ｃ Ｄ Ｆ （ Ａ ＝ 1）

： 事 象 Ａ の 発 生 確 率 が 1の 場 合 の
全炉心損傷頻度

重要度解析は，起因事象及び緩和系の基事象に対して実施した。
【起因事象】
起 因 事 象 の Ｆ Ｖ 重 要 度 の 評 価 結 果 を 第 3.1.1.8− 4表 に 示 す 。
起因事象のＦＶ重要度は，全炉心損傷頻度に対する寄与割合と同じであり，過渡事象の「非隔離事象」のＦＶ重要度が最も 高 く ， 4.2E-1と な る 。 次 い で ， 過 渡 事 象 の 「 原 子 炉 緊 急 停
止 系 誤 動 作 等 」 が 1.4E-1と な る 。
起 因 事 象 の Ｒ Ａ Ｗ の 評 価 結 果 を 第 3.1.1.8− 5表 に 示 す 。 起
因事象のＲＡＷは，起因事象発生頻度が低いもの，及び条件
付炉心損傷確率が高いものが高くなることから，起因事象発生 頻 度 が 低 く ， か つ 条 件 付 炉 心 損 傷 確 率 が 1で あ る 「 イ ン タ
ー フ ェ イ ス シ ス テ ム Ｌ Ｏ Ｃ Ａ 」 の Ｒ Ａ Ｗ が 最 も 高 く ， 1.6E+4となる。次いで，サポート系喪失（直流電源故障）の「直流電源故障（区分Ⅰ）」，「直流電源故障（区分Ⅱ）」がそれ
ぞ れ 1.6E+2， 1.6E+2と な る 。
起 因 事 象 に 対 す る Ｆ Ｖ 重 要 度 と Ｒ Ａ Ｗ の 相 関 を 第 3.1.1.8− 3図 に 示 す 。 「 直 流 電 源 故 障 （ 区 分 Ⅰ ） 」 及 び 「 直 流 電 源
故障（区分Ⅱ）」の起因事象は，ＦＶ重要度とＲＡＷがともに高い結果となった。
【緩和設備の基事象】
3.1.1−39

緩和設備の基事象（人的過誤の基事象を含む）のＦＶ重要
度 の 評 価 結 果 （ 上 位 10 位 ） を 第 3.1.1.8 − 6 表 に 示 す 。 緩 和 設
備 の 基 事 象 の Ｆ Ｖ 重 要 度 は ， 「 Ｒ Ｈ Ｒ 系 操 作 失 敗 」 が 6.2E-1と最も高くなった。また，残留熱除去系，残留熱除去系海水系，及び非常用ＤＧに関する基事象のＦＶ重要度が高い結果となった。これらはいずれも残留熱除去系のフロントライン
系又はサポート系の基事象である。全炉心損傷頻度に対する寄 与 割 合 が 99 ％ 以 上 を 占 め る 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ が 崩 壊
熱除去機能喪失（ＴＷ／ＴＢＷ）であることから，崩壊熱除去機能に影響する基事象が高いＦＶ重要度を示した。
緩 和 設 備 の 基 事 象 の Ｒ Ａ Ｗ の 評 価 結 果 （ 上 位 10 位 ） を 第
3.1.1.8− 7表 に 示 す 。 緩 和 設 備 の 基 事 象 の Ｒ Ａ Ｗ は Ｒ Ｈ Ｒ 及
びＲＨＲＳの共通要因故障に関する基事象が上位を占める結果となった。本評価では崩壊熱除去機能として期待している
系統はＲＨＲのみであることから，これらの基事象の発生確率 を 1と し た 場 合 に 崩 壊 熱 除 去 機 能 が 喪 失 し 炉 心 損 傷 に 至 る
ため，ＲＡＷが高くなっている。
緩和設備の基事象に対するＦＶ重要度とＲＡＷの相関を第3.1.1.8− 4図 に 示 す 。 「 Ｒ Ｈ Ｒ 系 操 作 失 敗 」 及 び 「 Ｒ Ｈ Ｒ Ｓ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通要因故障」の基事象は，ＦＶ重要度とＲＡＷがともに高い結果となった。
ｂ．不確実さ解析
全炉心損傷頻度及び事故シーケンスグループ別炉心損傷頻度の 5 ％ 値 ， 中 央 値 ， 平 均 値 ， 及 び 95 ％ 値 を 評 価 し た 。 評 価 結 果
を 第 3.1.1.8 − 8 表 及 び 第 3.1.1.8 − 5 図 に 示 す （ 添 付 資 料
3.1.1−40

3.1.1.8-3） 。
全 炉 心 損 傷 頻 度 の 平 均 値 は 6.4E-5／ 炉 年 と な り ， 点 推 定 値 と
概 ね 一 致 し た 。 ま た ， 全 炉 心 損 傷 頻 度 の エ ラ ー フ ァ ク タ は 3.8となった。これは，各パラメータの不確実さの影響により，95 ％ 値 と 5 ％ 値 の 間 に 14 倍 の 不 確 実 さ 幅 が あ る こ と を 意 味 す る 。

ＥＦ

95％値
5％値

ｃ．感度解析
(a)

プラント固有データの反映
東海第二発電所のプラント固有の運転実績を考慮した起因
事象発生頻度及び機器故障率を①頻度論統計及び②ベイズ統計により算出し，全炉心損傷頻度を評価した（添付資料
3.1.1.8-4） 。
対 象 と す る 起 因 事 象 は ， 平 成 20 年 度 （ 平 成 21 年 3 月 ） 末 ま
でに東海第二発電所で発生経験のある「非隔離事象」，「水位低下事象」，「原子炉緊急停止系誤動作等」及び「計画外停 止 」 を 選 定 し た 。 一 般 パ ラ メ ー タ （ 平 成 20年 度 末 ま で の 国
内プラントの実績）を用いた起因事象発生頻度のベースケー
ス と の 比 較 を 第 3.1.1.8− 9表 に 示 す 。
また，対象とする機器故障率は，内部事象出力運転時レベ
ル１ＰＲＡでモデル化している機器のうち，東海第二発電所
で故障実績があり重要度が比較的高い「電動弁（淡水）作動
失敗（開／閉失敗）」及び「逆止弁開失敗」を選定した。一般パラメータを用いた機器故障率のベースケースとの比較を
第 3.1.1.8− 10表 に 示 す 。
3.1.1−41

東海第二発電所のプラント固有の運転実績を考慮した感度
解 析 結 果 を 第 3.1.1.8 − 11 表 ， 第 3.1.1.8 − 6 図 ， 及 び 第3.1.1.8− 7図 に 示 す 。 全 炉 心 損 傷 頻 度 は ， 頻 度 論 統 計 の 場 合
は ベ ー ス ケ ー ス の 1.6 倍 で あ る 9.8E-5 ／ 炉 年 ， ベ イ ズ 統 計 の場 合 は ベ ー ス ケ ー ス の 1.3 倍 で あ る 7.7E-5 ／ 炉 年 と な り ， 共にベースケースの不確実さの幅の中に収まっていることを確認した。また，全炉心損傷頻度への寄与割合が大きな事故シーケンスグループは，ベースケースと同様，崩壊熱除去機能喪失となった。以上より，東海第二発電所のプラント固有データを用いて評価した結果について，一般パラメータを用いて評価した場合と同様の傾向を示していることを確認した。
(b)

給復水系のモデル化
本ＰＲＡでは炉心冷却機能及び格納容器除熱機能として給復水系に期待していないが，起因事象の発生により原子炉が隔離されない事象のうち，継続して給復水系が使用可能である以下の起因事象を対象に，給復水系に期待した場合の炉心損傷頻度を評価した。
非隔離事象
水位低下事象
原子炉緊急停止系誤動作等
計画外停止
残留熱除去系海水系故障（区分Ⅰ）
残留熱除去系海水系故障（区分Ⅱ）
給復水系をモデル化したイベントツリーの例として非隔離事 象 の イ ベ ン ト ツ リ ー を 第 3.1.1.8− 8図 に 示 す 。 ま た ， 給 水
3.1.1−42

系 の モ デ ル 化 に 関 す る 感 度 解 析 結 果 を 第 3.1.1.8 − 12 表 ， 第3.1.1.8 − 9 図 及 び 第 3.1.1.8 − 10 図 に 示 す 。 原 子 炉 が 隔 離 されない起因事象に対して，給復水系に期待した場合の全炉心損 傷 頻 度 は 1.4E-5 ／ 炉 年 と な り ， ベ ー ス ケ ー ス と 比 較 し て
0.23倍 と な っ た 。
事故シーケンスグループ別の炉心損傷頻度は，給復水系による高圧炉心冷却機能に期待することにより，ＴＱＵＶ及びＴＱＵＸの炉心損傷頻度が低下し，給復水系による格納容器
除熱機能に期待することにより，ＴＷの炉心損傷頻度が低下した。なお，全炉心損傷頻度に対する寄与割合については，「 崩 壊 熱 除 去 機 能 喪 失 」 が 99.0％ を 占 め ， ベ ー ス ケ ー ス と 同様に支配的となった。
(4)

まとめ
東海第二発電所の内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡを実施した 。 そ の 結 果 ， 全 炉 心 損 傷 頻 度 の 点 推 定 値 は 6.1E-5／ 炉 年 と な った。また，不確かさ解析の結果得られた全炉心損傷頻度の平均値
は 6.4E-5／ 炉 年 ， エ ラ ー フ ァ ク タ は 3.8で あ っ た 。
また，炉心損傷に至る支配的な要因を確認する観点で重要度解析を，全炉心損傷頻度への潜在的な影響を確認する観点で感度解析を実施した。
重 要 度 解 析 に お い て は ， Ｆ Ｖ 重 要 度 及 び Ｒ Ａ Ｗ の 2つ の 重 要 度
指標を用いて起因事象及び緩和設備の基事象の重要度を把握した。
その結果，起因事象では「直流電源故障（区分Ⅰ）」及び「直流電源故障（区分Ⅱ）」，緩和設備では残留熱除去系，残留熱除去
系海水系及び非常用ＤＧの重要度が高いことを確認した。なお，
3.1.1−43

残留熱除去系の共通要因故障については，代替除熱手段である耐圧強化ベント系又は格納容器圧力逃がし装置により炉心損傷頻度の低減が可能である。また，残留熱除去系海水系の共通要因故障については，緊急用海水系により炉心損傷頻度の低減が可能である。さらに，非常用ＤＧの故障については，常設代替高圧電源装
置により炉心損傷頻度の低減が可能である。
感度解析においては，東海第二発電所の運転実績を反映した起因事象発生頻度及び機器故障率データを用いて全炉心損傷頻度を評価した。その結果，全炉心損傷頻度はベースケースの不確実さの幅の中に収まっていることを確認し，一般パラメータを用いて評価した場合と同様の傾向を示していることを確認した。

3.1.1−44

第 3.1.1.1−1 表 レベル１ＰＲＡ実施のために収集した情報及びその主な情報源（1／2）
ＰＲＡの作業

収集すべき情報

主な情報源
1）原子炉設置変更許可申請書a）設計情報2）基本図面集（Ｐ＆ＩＤ）
3）展開接続図（ＣＷＤ）
1）設備別運転手順書
2）起動停止手順書
3）定期試験手順書
4）警報処置手順書
5）故障時運転手順書
6）巡視点検手順書
7）非常時運転手順書

1．プラントの構
成・特性の調査

ＰＲＡ実施に当たり必要とされる基本的な情報

8）非常時運転手順書Ⅱ
9）非常時運転手順書Ⅲb）運転・保守管理
情報10）原子炉施設保安規定
11）定期事業者検査要領書
12）アクシデントマネジメントガイド
13）アクシデントマネジメント故障機器復旧手順ガイドライン
14）定期試験実施取扱書
15）直定例業務・定期機器切替実施取扱書16）点検計画
17）保全計画
1）上記 1 の情報源
2）既往ＰＲＡ報告書
3）原子力施設運転管理年報

2．起因事象の選定及び発生頻度の評価定量化に当たり必要とされる情報

過渡事象，外部電源喪失等に関する
事例

4）過渡事象に関する報告書
・EPRI NP-2230※１5）ＬＯＣＡの発生頻度の評価に関する報告書
・NUREG/CR-5750※２
・NUREG-1829※３※1※2

EPRI NP-2230,「ATWS:A Reappraisal Part3:Frequency of Anticipated Transients」,1982
NUREG/CR-5750, 「Rates of Initiating Events at U.S. Nuclear Power Plants:1987-1995」,
1998※3 NUREG-1829, 「Estimating Loss of Coolant Accident（LOCA）Frequencies Through the
Elicitation Process」,1999

3.1.1−45

第 3.1.1.1−1 表 レベル１ＰＲＡ実施のために収集した情報及びその主な情報源（2／2）
ＰＲＡの作業

収集すべき情報

3．成功基準の設定・安全系等のシス
テム使用条件・システムの現実的な性能

4．事故シーケン
スの分析

対象プラントに即した機器故障モード

5．システム信頼性解析

主な情報源
1）上記 1 の情報源
2）既往ＰＲＡ報告書
3）成功基準に係る報告書
1）上記 1 の情報源
2）下記 6，7 の情報源
1）上記 1 の情報源
2）国内機器故障率データ
・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※５3) 保守作業による待機除外確率

6．パラメータの作成

定量化に当たり必要とされる情報

・NUREG/CR-2815※６4）共通要因故障パラメータ
対象プラントに即したデータ

・NUREG/CR-1205 Rev.1※７
・NUREG/CR-1363 Rev.1※８
・NUREG/CR-4550※９・NUREG-1150※１０・NUREG/CR-2771※１１・SECY-83-293※１２
・NUREG-0666※１３
・NUREG/CR-5497※１４

7．人間性信頼性
解析

・運転員による緩
和操作等
・各種操作・作業等に係る体制

1）上記 1 の情報源
2）人間信頼性解析に関する報告書
・NUREG/CR-1278※４※4 NUREG/CR-1278,「Handbook of Human Reliability Analysis with Emphasis on Nuclear Power
Plant Applications Final Report」,1983※5 2009 年 5 月，有限責任中間法人 日本原子力技術協会※6 NUREG/CR-2815 Rev.1,「Probabilistic Safety Analysis Procedures Guide」,1985※7 NUREG/CR-1205 Rev.1,「Data Summaries of Licensee Event Reports of Pumps at U.S.
Commercial Nuclear Power Plants」,1982※8 NUREG/CR-1363 Rev.1,「Data Summaries of Licensee Event Reports of Valves at U.S.
Commercial Nuclear Power Plants, January 1976 to December 31, 1978」,1982※9 NUREG/CR-4550, 「Analysis of Core Damage Frequency」,1987※10 NUREG-1150,「Severe Accident Risks: An Assessment for Five U.S. Nuclear Power
Plants」,1990※11 NUREG/CR-2771,「Common Cause Fault Rates for Instrumentation and Control
Assemblies」,1983※12 SECY-83-293,「Amendments to 10 CFR 50 Related to Anticipated Transients Without
Scram (ATWS) Events」,1983※13 NUREG-0666,「A Probabilistic Safety Analysis of DC Power Supply Requirements for
Nuclear Power Plants」,1981※14 NUREG/CR-5497,「Common-Cause Failure Parameter Estimations」,1998

3.1.1−46

第 3.1.1.1−2 表
機能及び系統名

ＰＲＡで考慮する主な設備

※１

系統の説明

原子炉停止機能 ※２
スクラム系（原子炉緊急停止系，ス
クラム排出容器，制御棒
駆動水圧系）

原子炉水位低（レベル３）等の信号により異常を検知して，急速かつ自動的に制御棒を炉心に挿入し，原子炉を停止させる。
信号を発する原子炉緊急停止系，スクラム排出容器及び制御棒
駆動水圧系から構成される。

炉心冷却機能※３
高圧炉心スプレイ系（ＨＰＣＳ）

原子炉水位異常低下（レベル２）又はドライウェル圧力高の信号で自動起動し，電動駆動のポンプにより，高圧〜低圧状態の原子炉に注水する。

原子炉隔離時冷却系（ＲＣＩＣ）

原子炉水位異常低下（レベル２）の信号で自動起動し，蒸気タ
ービン駆動のポンプにより，原子炉に注水する。

自動減圧系（ＡＤＳ）

原子炉水位異常低下（レベル１）及びドライウェル圧力高の信号により，ＡＤＳ機能を有する逃がし安全弁を自動開放して原子炉圧力を低下させる。

低圧炉心スプレイ系（ＬＰＣＳ）

原子炉水位異常低下（レベル１）又はドライウェル圧力高の信号で自動起動し，電動駆動のポンプにより，低圧状態の原子炉に注水する。

低圧注水系（ＬＰＣＩ）（残留熱除去系（ＲＨＲ））

低圧注水系はＲＨＲの機能の１つであり，原子炉水位異常低下（レベル１）又はドライウェル圧力高の信号で自動起動し，電動駆動のポンプにより，低圧状態の原子炉に注水する。

格納容器除熱機能

残留熱除去系（ＲＨＲ）（格納容器スプレイ冷却系／サプレッション・プ
ール冷却系）

格納容器スプレイ冷却系はＲＨＲの機能の１つであり，サプレ
ッション・プール水をＲＨＲの熱交換器で冷却し，ドライウェ
ル内及びサプレッション・チェンバ内にスプレイすることで格
納容器内の温度，圧力を低減させる。
サプレッション・プール冷却系はＲＨＲの機能の１つであり，
サプレッション・プール水をＲＨＲの熱交換器で冷却し，再びサプレッション・チェンバへ戻すことによりサプレッション・
プールの温度を低減させる。

安全機能のサポート機能
残留熱除去系海水系（ＲＨＲＳ）
非常用ディーゼル発電機
海水系（ＤＧＳＷ）
高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系（ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ）

直接海水を供給することで，各々の補機を冷却する。
ＲＨＲＳ：ＬＰＣＳ，ＲＨＲ 等
ＤＧＳＷ：ＤＧ−２Ｃ／２Ｄ
ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ：ＨＰＣＳ，ＨＰＣＳ−ＤＧ

非常用ディーゼル発電機（ＤＧ）

外部電源の喪失等を受けて自動起動し，非常用機器に給電する。

ＲＣＩＣやＤＧの起動，逃がし安全弁の電磁弁や遮断器の開閉等の非常用機器の制御に用いる。
※1 外部電源が喪失した場合の復旧及び故障した機器の復旧は考慮していない※2 全制御棒挿入失敗時のほう酸水注入系については，ＡＭ操作を伴うことから原子炉停止機
能として考慮していない※3 給復水系による注水機能及び除熱機能は考慮していない
直流電源（ＤＣ）

3.1.1−47

第 3.1.1.1−3 表

系統設備概要系統設備
制御棒及び制御棒駆動水圧系（スクラム系）概要
原子炉緊急停止系 1 out of 2 ×2 の論理回路
制御棒本数：185 本
スクラム排出容器：2 組

高圧炉心スプレイ系

電動ポンプ台数：1 台（ＨＰＣＳ）

ポンプ容量：約 1,440t／h

原子炉隔離時冷却系

タービン駆動ポンプ台数：1 台（ＲＣＩＣ）

ポンプ容量：約 142m３／h

自動減圧系（ＡＤＳ）

弁個数：7 個
弁容量：約 360t／h／個（7.76MPa・d において）

低圧炉心スプレイ系

電動ポンプ台数：1 台（ＬＰＣＳ）

ポンプ容量：約 1,440t／h
電動ポンプ台数：3 台，熱交換器台数：2 台
・低圧注水系（ＬＰＣＩ）：3 系統

残留熱除去系（ＲＨＲ）

・格納容器スプレイ冷却系／
サプレッション・プール冷却系：2 系統
ポンプ容量：約 1,690m３／h／台

残留熱除去系海水系

電動ポンプ台数：4 台（ＲＨＲＳ）

ポンプ容量：約 886m３／h／台
非常用ディーゼル発電機用：2 台

非常用ディーゼル発電機海水系（ＤＧＳＷ）

ポンプ容量：約 273m３／h／台
ＨＰＣＳディーゼル発電機用：1 台
ポンプ容量：約 233m３／h
非常用ディーゼル発電機台数：2 台

非常用ディーゼル発電機（ＤＧ）

定格容量：約 6,500kVA／台ＨＰＣＳディーゼル発電機台数：1 台
定格容量：約 3,500kVA
所内蓄電池：2 組

直流電源（ＤＣ）

容量：A−約 3,500Ah，B−約 2,500Ah
ＨＰＣＳ系用蓄電池：1 組
容量：約 900Ah

3.1.1−48

第 3.1.1.2−1 表
Peach Bottom（WASH-1400）
・ 過渡事象Peach Bottom(NUREG‐1150)

既往のＰＲＡを基に選定した起因事象
Grand Gulf
(NUREG‐1150)

東海第二発電所の起因事象グループ

過渡事象

・ PCS が使用可能でな ・ PCS が使用可能でない過 ・ MSIV 閉
い過渡事象
渡事象
・ 復水器真空喪失
・ PCS が使用可能な過 ・ PCS が使用可能な過渡事 ・ タービントリップ
渡事象
象・ その他の過渡変化

・ 隔離事象・ 給水喪失・ 給水喪失・ 全給水喪失・ 逃がし安全弁誤開放

・ 逃がし安全弁誤開放・ 給水喪失・ 逃がし安全弁誤開放 ・ 逃がし安全弁誤開放
手動停止／
サポート系
喪失

3.1.1−49

・ 外部電源喪失
・ 交流電源故障
・ 直流電源故障

・ 外部電源喪失
・ 外部電源喪失
・ 計装用圧縮空気系故障

−

−

ＬＯＣＡ

格納容
器バイ
パス

・ 原子炉圧力容器破損※１ ・ 大破断ＬＯＣＡ
・ 中破断ＬＯＣＡ
・ 大破断ＬＯＣＡ
・ 小破断ＬＯＣＡ
・ 中破断ＬＯＣＡ
・ 極小ＬＯＣＡ※２
・ 小破断ＬＯＣＡ−

国内ＢＷＲ５プラント（共通懇ＰＳＡレビュー
検討ＷＧ）

・ 大破断ＬＯＣＡ
・ 中破断ＬＯＣＡ
・ 小破断ＬＯＣＡ

・ インターフェイスシ ・ インターフェイスシス
ステムＬＯＣＡ
テムＬＯＣＡ

・ 大破断ＬＯＣＡ
・ 中破断ＬＯＣＡ
・ 小破断ＬＯＣＡ−

・ 非隔離事象
・ 水位低下事象・ 原子炉緊急停止系誤動作等

・ 外部電源喪失※３・ 計画外停止※４・ 残留熱除去系海水系故障※４・ 交流電源故障※４,５・ タービン・サポート系故障※５・ 直流電源故障※６・ 大破断ＬＯＣＡ
・ 中破断ＬＯＣＡ
・ 小破断ＬＯＣＡ
・ インターフェイスシステム
ＬＯＣＡ※1 原子炉圧力容器破損は，「3.1.1.2(1)ｃ．評価対象外とした起因事象」に述べる理由により評価対象から除外した。
※2 極小ＬＯＣＡは，重大な原子炉への外乱に発展する可能性は小さいため通常停止に含まれる。なお，通常停止については「3.1.1.2(1)ｃ．評価対象外とした起因事象」に述べる理由により評価対象から除外した。
※3 非常用電源の確保が必要になる等，他の事象とはプラント応答が異なるため，単独の起因事象区分とした。
※4〜※6 同じイベントツリーで取り扱える範囲のグループを同じ区分とした。（※4：手動停止／サポート系喪失（手動停止），※5：サポート系喪失（自動停止），※6：サポート系喪失（直流電源故障））

第 3.1.1.2−2 表 原子炉設置変更許可申請書添付書類十及びＥＰＲＩ ＮＰ−２２３０の起因事象との比較結果
東海第二発電所
原子炉設置変更許可申請書 添付書類十における運転時の異常な過渡変化及び設計基準事故

ＥＰＲＩ ＮＰ−２２３０による過渡事象

原子炉起動時における制御棒の異常な引き抜き

起動時における制御棒引き抜き

出力運転中の制御棒の異常な引き抜き

出力運転中の制御棒引き抜き

原子炉冷却材流量の部分喪失
原子炉冷却材系の停止ル−プの誤起動

再循環ポンプ１台トリップ
再循環流量制御系の誤動作（再循環流量減少）
再循環停止ル−プ誤起動
外部電源喪失事象分類

原子炉緊急停止系誤動作等

起因事象対象外起因事象対象外
外部電源喪失外部電源喪失補助電源喪失給水加熱喪失給水加熱喪失原子炉冷却材流量制御系の誤動作

再循環流量制御系の誤動作（再循環流量増加）

復水器真空度喪失

隔離事象
非隔離事象

発電機負荷遮断タ−ビントリップ
圧力制御装置の故障（蒸気流量減少）

負荷の喪失

非隔離事象

バイパス弁または主蒸気加減弁の誤閉鎖
発電機負荷遮断バイパス弁不作動

隔離事象

タ−ビントリップバイパス弁不作動
主蒸気隔離弁の閉鎖

運 主蒸気隔離弁の誤閉止
転時の給水制御系の故障
異常な 原子炉圧力制御系の故障
過
渡
変
化

隔離事象

主蒸気隔離弁の部分閉鎖
主蒸気隔離弁の１弁閉鎖
給水制御系の故障（流量増加，出力運転時）
給水制御系の故障（流量増加，起動・停止時）
圧力制御装置の故障（蒸気流量増加）

非隔離事象
非隔離事象

隔離事象

タ−ビンバイパス弁誤開放
全給水流量喪失

全給水喪失

給水または復水ポンプ１台トリップ

給水流量の全喪失

給水制御系の故障（流量減少，出力運転時）

水位低下事象給水制御系の故障（流量減少，起動・停止時）−

ＨＰＣＩ／ＨＰＣＳの誤起動

非隔離事象

逃がし安全弁誤開放／開固着

逃がし安全弁誤開放

原子炉保護系故障によるスクラム
プラント異常によるスクラム

原子炉緊急停止系誤動作等

原子炉保護系計装の故障によるスクラム
原子炉冷却材喪失

設
計
基
準
事
故

−

原子炉冷却材流量の喪失

全再循環ポンプトリップ

原子炉冷却材ポンプの軸固着

再循環ポンプ軸固着

原子炉冷却材喪失
非隔離事象

放射性気体廃棄物処理施設の破損−

主蒸気管破断−隔離事象

燃料集合体の落下−

起因事象対象外原子炉冷却材喪失−

原子炉冷却材喪失

制御棒落下−

起因事象対象外制御棒落下−

起因事象対象外原子炉冷却材喪失（ＰＣＶ解析）−

可燃性ガスの発生−

3.1.1−50

起因事象対象外原子炉冷却材喪失

第 3.1.1.2−3 表

東海第二発電所における過去のトラブル事象一覧（1／2）

事象発生日

トラブル件名再循環系ポンプ（A）のフレーム振動上昇と，モータ下部軸受温度上昇

1979/1/26

起因事象
通常停止※

のため再循環系ポンプ（A）が停止。調査のため，原子炉手動停止。
再循環系ポンプ（B）の軸受油冷却用配管からの水漏れのため再循環系
1979/2/2

通常停止※

ポンプ（B）が停止。調査のため，原子炉手動停止。
蒸気管の予備計装配管弁のフランジ部分からの蒸気漏れを発見。調査の1979/7/22

通常停止※

ため，原子炉手動停止。
タービン軸受磨耗検出装置の定期試験中，試験用回路のリレーの不具合
1980/4/3

非隔離事象
により原子炉自動停止。
給水流量の変動により給水制御系に誤信号が発生したため，原子炉自動1980/9/6

水位低下事象停止。
タービンスピード検出回路の周波数・電圧変換器の不調のため，原子炉

1981/3/25

非隔離事象
自動停止。
タービン主塞止弁作動試験を行っていたが，同弁リミットスイッチの動

1981/7/22

非隔離事象
作不良による誤信号で主蒸気加減弁が急閉したため，原子炉自動停止。
給水管に取り付けられている試験用計装配管の溶接部からの水漏れを発

1981/8/10

通常停止※見。調査のため，原子炉手動停止。
原子炉ウェル水位計校正作業時，不手際により，原子炉水位検出系に変原子炉緊急停動を与えたため，原子炉自動停止。

止系誤動作等

中間領域核計装の応答不調のため原子炉手動停止。

通常停止※

1981/9/12

1981/12/13

タービン組合せ中間弁開閉試験時，制御油圧系の油圧低下により主蒸気
1981/12/20

非隔離事象
加減弁が急速閉したため，原子炉自動停止。

1983/1/30

格納容器内ドレン量の増加に伴う原子炉手動停止。

通常停止※

落雷により給水制御系の電源系統に異常が発生したため，原子炉水位高1983/2/18

非隔離事象
によりタービンが停止し，原子炉自動停止。
巡視点検により低圧給水加熱器（2A）への抽気管のドレン系配管フラン

1983/12/26

通常停止※

ジ部からの漏えいを発見。補修のため原子炉手動停止。
給水制御系の装置端子部の接触不良のため給水流量が減少し，「原子炉水位低下事象

1984/10/4
水位低」により原子炉自動停止。
1985/7/30※

格納容器内床ドレン量の増加に伴う原子炉手動停止。

本評価では対象外とした。

3.1.1−51

通常停止※

第 3.1.1.2−3 表

東海第二発電所における過去のトラブル事象一覧（2／2）

事象発生日

トラブル件名起因事象

1990/11/29

床ドレンサンプピットへの流入量の増加に伴う原子炉手動停止。

通常停止※

1993/4/3

格納容器冷却器ドレン量の増加に伴う原子炉手動停止。

通常停止※「タービン制御油タンクレベル高／低」警報が発報し，点検の結果ター
1996/8/10

ビン中間塞止弁付近からタービン制御油の漏えいが認められたため，原

計画外停止

子炉手動停止。
1997/7/12

軽油貯蔵タンク修理に伴う原子炉手動停止。

通常停止※

2000/8/8

送電線への落雷に伴う東海原子力線トリップによる原子炉自動停止。

非隔離事象

2000/12/26

再循環系ポンプ（Ａ）のメカニカルシール点検に伴う原子炉手動停止。

通常停止※

2002/3/31

275kV 系母線トリップに伴う原子炉自動停止。

非隔離事象

2002/4/3

原子炉給水系(B）点検のため，原子炉手動停止。

通常停止※

原子炉冷却材再循環系流量制御弁開度検出器取替のため，原子炉手動停
2003/3/15

通常停止※

止。
2007/3/25※

タービン駆動原子炉給水ポンプ（Ａ）の修理のため，原子炉手動停止。

本評価では対象外とした。

3.1.1−52

通常停止※

第 3.1.1.2−4 表
起因事象
非隔離事象

過渡事象

外部電源喪失3.1.1−53

手動停止／
サポート系喪失(手動停止)

サポート系喪失(自動停止)
サポート系喪失(直流電源故障)
ＬＯＣＡ

格納容器バイパス
※1
※2
※3
※4

起因事象の発生頻度

発生頻度
[／炉年]

ＥＦ

1.7E-01

3.0

評価方法
・国内ＢＷＲ実績データ （平成 21 年 3 月末時点）※１
・発生件数に対して，総運転炉年 より算出

隔離事象

2.7E-02

3.0

全給水喪失

1.0E-023.0

水位低下事象2.7E-023.0

原子炉緊急停止系誤動作等

5.5E-02

3.0

逃がし安全弁誤開放

1.0E-03

3.0

・発生経験はないため，発生件数 0.5 件として，総運転
炉年※１より算出

外部電源喪失4.2E-03

3.0

・国内ＢＷＲ実績データ（平成 21 年 3 月末時点）
・発生件数に対して，暦年※２より算出

計画外停止

4.3E-02

3.0

・国内ＢＷＲ実績データ （平成 21 年 3 月末時点）
・発生件数に対して，総運転炉年※１より算出

残留熱除去系海水系故障（区分Ⅰ）7.2E-043.0

残留熱除去系海水系故障（区分Ⅱ）7.2E-043.0

交流電源故障（区分Ⅰ)1.5E-043.0

交流電源故障（区分Ⅱ)

1.5E-04

3.0

タービン・サポート系故障

7.2E-043.0

直流電源故障（区分Ⅰ）2.8E-043.0

直流電源故障（区分Ⅱ）2.8E-04

3.0

大破断ＬＯＣＡ

2.0E-05

20.0

中破断ＬＯＣＡ

2.0E-0420.0

小破断ＬＯＣＡ

3.0E-04

10.0

インターフェイスシステムＬＯＣＡ

4.8E-10

19.6

国内ＢＷＲ全 32 基の総運転炉年：約 488.1 炉年
国内ＢＷＲ全 32 基の営業運転開始からの総年数（暦年）：約 706.1 炉年
配管の貫通クラックの発生経験から破断に至る確率を評価した文献
設計基準ＬＯＣＡ見直しのため，ＮＲＣがＬＯＣＡ発生頻度を評価した文献

・発生経験はないため，発生件数 0.5 件として，総運転
炉年※1 より算出(発生頻度は系統あるいは母線当たり)

・発生経験はないため，ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−５７５０※３
及びＮＵＲＥＧ−１８２９※４のデータに基づき算出・システム信頼性解析により，隔離弁等の故障により低圧設計箇所が破損する頻度として算出

第 3.1.1.3−1 表
※

起因事象
・過渡事象
・外部電源喪失・サポート系喪失(自動停止)
・サポート系喪失(直流電源故障)

・手動停止／サポート
系喪失(手動停止)

3.1.1−54
・ＬＯＣＡ

原子炉停止機能

成功基準の一覧
炉心冷却機能格納容器除熱機能

逃がし安全弁
正常作動時

・原子炉緊急停止系＋スクラム排出容器＋制御棒駆動水圧系

・ＨＰＣＳ
・ＲＣＩＣ
・手動減圧＋ＬＰＣＳ
・手動減圧＋1／3ＬＰＣＩ

・1／2ＲＨＲ

逃がし安全弁（1 個）
開固着時

・原子炉緊急停止系＋スクラム排出容器＋制御棒駆動水圧系

・ＨＰＣＳ
・ＬＰＣＳ
・1／3ＬＰＣＩ

・1／2ＲＨＲ

・1／2ＲＨＲ

逃がし安全弁
正常作動時

−

・ＨＰＣＳ
・ＲＣＩＣ
・手動減圧＋ＬＰＣＳ
・手動減圧＋1／3ＬＰＣＩ逃がし安全弁（1 個）
開固着時

−

・ＨＰＣＳ
・ＬＰＣＳ
・1／3ＬＰＣＩ

・1／2ＲＨＲ

大破断ＬＯＣＡ

・原子炉緊急停止系＋スクラム排出容器＋制御棒駆動水圧系

・ＨＰＣＳ
・ＬＰＣＳ
・1／3ＬＰＣＩ

・1／2ＲＨＲ

中破断ＬＯＣＡ

・原子炉緊急停止系＋スクラム排出容器＋制御棒駆動水圧系

・ＨＰＣＳ
・ＡＤＳ＋ＬＰＣＳ
・ＡＤＳ＋1／3ＬＰＣＩ

・1／2ＲＨＲ

・ＨＰＣＳ
・ＲＣＩＣ
小破断ＬＯＣＡ
・1／2ＲＨＲ
・ＡＤＳ＋ＬＰＣＳ
・ＡＤＳ＋1／3ＬＰＣＩ※ インターフェイスシステムＬＯＣＡは，設計基準事故対処設備のみでは炉心損傷を防止できないため，直接炉心損傷に至る事象として整理し，成功基準は設定しない。
・原子炉緊急停止系＋スクラム排出容器＋制御棒駆動水圧系

第 3.1.1.3−2 表

低圧炉心冷却時の逃がし安全弁の必要弁数
過渡事象

系統名

逃がし安全弁 逃がし安全弁
正常動作時

誤開放時

1個

−

中破断

小破断

ＬＯＣＡ

ＬＯＣＡ

1個

1個

ＬＰＣＳ
又は
1／3ＬＰＣＩ

第 3.1.1.3−3 表

ＲＨＲＳ（Ａ系，Ｂ系）の成功基準

機器名

ＲＨＲＳの成功基準

ＲＨＲＳ ポンプ

1／2

ＲＨＲＳ 熱交換器

1／1

第 3.1.1.3−4 表

空調機の成功基準

系統名

空調機の成功基準

ＨＰＣＳ

2／2

ＬＰＣＳ

1／1

ＲＨＲ−Ａ

1／1

ＲＨＲ−Ｂ

1／1

ＲＨＲ−Ｃ

1／1

ＤＧ−２Ｃ

2／2

ＤＧ−２Ｄ

2／2

ＨＰＣＳ−ＤＧ

2／2

3.1.1−55

第 3.1.1.3−5 表

ＭＡＡＰによる事故進展解析結果

事故シーケンス 高圧・低圧注水機能 高圧注水・減圧機能 全交流動力電源喪失 原子炉停止機能喪失 崩壊熱除去機能喪失 ＬＯＣＡ時注水機能
事象進展喪失（ＴＱＵＶ）

喪失（ＴＱＵＸ）（長期ＴＢ）（ＴＣ）（ＴＷ）

喪失（ＡＥ）

0.6h

0.6h

9.5h

1.4h

23.6h

0.01h

0.7h

0.9h

10.1h

1.6h

24.5h

0.1h

0.9h

1.1h

10.4h

1.8h

24.8h

0.2h

1.2h

1.3h

10.8h

2.1h

25.2h

0.5h

炉心支持板破損

2.6h

2.7h

13.9h

3.9h

31.5h

1.6h

圧力容器破損

5.4h

3.3h

14.4h

4.5h

32.3h

4.0h

8.4h

−※１

−※１

−※１

−※１

7.6h

7.7h

3.3h

13.9h

1.0h※２15.9h※２1.6h

炉心露出
燃料被覆管破損（1,000Ｋ）
炉心損傷（1,500Ｋ）

3.1.1−56

炉心溶融（2,500Ｋ）

ペデスタル（ドライウェル部）床貫通
格納容器最高使用圧力
到達時刻
格納容器破損

15.9h

3.3h

14.4h

1.4h

21.4h

1.6h

(過圧破損)(過温破損)(過温破損)(過圧破損)（過圧破損）(過温破損)※1 24 時間以内にペデスタル（ドライウェル部）床貫通せず※2 格納容器先行破損

第 3.1.1.4−1 表

炉心損傷状態の分類

事故シーケンスグループ

事故シーケンスの特徴

高圧・低圧注水機能喪失

ＴＱＵＶ

事象発生後，高圧系及び低圧系による炉心冷却に失敗

高圧注水・減圧機能喪失

ＴＱＵＸ

事象発生後，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

ＴＢ

全交流動力電源喪失
ＴＢＵ

ＤＧ2 台機能喪失，ＨＰＣＳ機能喪失及びＲＣＩＣ機能喪失

ＴＢＰ

ＤＧ2 台機能喪失，ＨＰＣＳ機能喪失及び逃がし安全弁再閉失敗によるＲＣＩＣ機能喪失

ＴＢＤ

直流電源の故障によるＤＧ2 台の起動失敗，ＨＰＣＳ機能喪失及びＲＣＩＣ機能喪失

長期ＴＢ

非常用ディーゼル発電機 2 台機能喪失，ＨＰＣＳ機能喪失及び蓄電池枯渇に伴うＲＣＩ
Ｃ機能喪失

ＴＣ

事象発生後，原子炉停止（未臨界確保）に失敗

ＴＷ

事象発生後，原子炉格納容器からの崩壊熱除去に失敗

ＴＢＷ

全交流動力電源喪失，ＨＰＣＳによる炉心冷却は継続しているが，格納容器からの崩壊
熱除去に失敗全交流動力電源喪失

3.1.1−57

原子炉停止機能喪失

崩壊熱除去機能喪失

ＬＯＣＡ

原子炉冷却材喪失の場合において原子炉への注水に失敗
ＡＥ

大破断ＬＯＣＡ後の炉心冷却失敗

Ｓ１Ｅ

中破断ＬＯＣＡ後の炉心冷却失敗

Ｓ２Ｅ

小破断ＬＯＣＡ後の炉心冷却失敗

ＬＯＣＡ時注水機能喪失

格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）

ＩＳＬＯＣＡ

格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）

第 3.1.1.5−1 表

フロントライン系とサポート系の依存性

3.1.1−58

第 3.1.1.5−2 表

サポート系同士の依存性
従属故障の可能性のある系統

残留熱除去系
海水系

交流電源関連設備

交流電源

RHRS

DG
区分Ⅰ

A
残留 熱 除去 系 RHRS-A
海水 系

交 流 電源交 流 電源関 連 設備

3.1.1−59

故
障
系
統
・
機
器

直 流 電源

区分Ⅱ

区分Ⅲ

B
−

直流電源
DGSW

2C

2D

HPCS

A

B

HPCS

区分Ⅰ

区分Ⅱ

空調機
LPCI-B
LPCI-A
HPCS
LPCS
LPCI-C(RHR-A) (RHR-B)
区分Ⅲ
ポンプ室 ポンプ室
ポンプ室
ポンプ室 ポンプ室

DG-2C
室

DG-2D
室

HPCS-DG
室

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

◎

◎

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

◎

◎

−

−

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

△

−

−

−

◎

◎

−

−

◎

−

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

△

−

−

−

−

◎

◎

−

◎

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

△

◎

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

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−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

RHRS-B

−

区分Ⅰ

◎

−

区分Ⅱ

−

◎

−

区分Ⅲ

−

−

−

−

DG-2C

○

−

○

−

−

DG-2D

−

○

−

○

−

−

HPCS-DG

−

−

−

−

○

−

−

DGSW-A

−

−

−

−

−

◎

−

−

DGSW-B

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

HPCS- DGSW

−

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

区分Ⅰ

◎

−

−

−

−

◎

−

−

−

−

−

区分Ⅱ

−

◎

−

−

−

−

◎

−

−

−

−

−

区分Ⅲ

−

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

−

−

−

HPCSポンプ室

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

LPCSポンプ室

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

LPCI-A（RHR-A）ポンプ室

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

LPCI-B（RHR-B）ポンプ室

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

LPCI-Cポンプ室

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

DG-2C室

−

−

−

−

−

◎

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

DG-2D室

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

HPCS-DG室

−

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

空調機

◎： 系統の機能に必須であり，故障により系統の機能喪失となる。
○： 起因事象により必要になるケースがあり，事象によっては系統機能喪失となる。
△： 故障により，冗長性のある機器等が一部不動作となるため，系統のモデルで考慮する。

−−

第 3.1.1.5−3 表機器タイプ及び故障モード一覧（1／3）

機器タイプ

故障モード
起動失敗

電動ポンプ（淡水）運転継続失敗制御部故障
起動失敗
運転継続失敗電動ポンプ（海水）

制御部故障
起動失敗

タービン動ポンプ

運転継続失敗起動失敗

ディーゼル発電機

運転継続失敗起動失敗
運転継続失敗

ファン

制御部故障
作動失敗
開失敗
閉失敗
誤開

電動弁（淡水）

誤閉
閉塞
内部リーク
制御部故障
開失敗
閉塞

電動弁（海水）

制御部故障
誤閉

空気作動弁

閉塞
開失敗
閉失敗

逆止弁

内部リーク
手動弁

閉塞

安全弁

誤開

3.1.1−60

第 3.1.1.5−3 表機器タイプ及び故障モード一覧（2／3）

機器タイプ

故障モード

真空逃がし弁作動失敗

逃がし安全弁開失敗

配管（３インチ未満）

閉塞
故障

熱交換器，冷却器

閉塞

オリフィス

閉塞

ストレーナ（淡水／オイル）

閉塞等

ストレーナ（海水）閉塞等

フィルタ（淡水）

閉塞等
開失敗

ダンパ

閉塞
制御部故障
破損

タンク

閉塞
作動失敗

リレー

誤動作
作動失敗

遅延リレー

誤動作
開失敗

遮断器

閉失敗
誤開
作動失敗

リミットスイッチ

誤動作
開失敗
閉失敗

スイッチ

誤開
誤閉

水位スイッチ

作動失敗
作動失敗

圧力スイッチ

誤動作

温度スイッチ

誤動作

3.1.1−61

第 3.1.1.5−3 表機器タイプ及び故障モード一覧（3／3）

機器タイプ

故障モード

充電器

故障

蓄電池

給電失敗

動力用変圧器故障

制御用変圧器母線

故障
作動失敗

トリップユニット

誤動作

警報設定器

不動作
作動失敗

流量トランスミッタ

誤高出力
誤低出力
作動失敗

水位トランスミッタ

誤高出力
誤低出力
作動失敗

圧力トランスミッタ

誤高出力
誤低出力
作動失敗

速度検出器

誤高出力
誤低出力

温度検出器

誤高出力
作動失敗

中性子束検出器

誤低出力

制御器

故障

端子

短絡／地絡

電線

短絡／地絡

ヒューズ

故障

3.1.1−62

第 3.1.1.5−4 表

代表的なフォールトツリーの評価結果
非信頼度（平均値）[／要求時]

システム（系統）
過渡事象

小破断ＬＯＣＡ

ＨＰＣＳ

2.5E-033.0E-03

ＲＣＩＣ

3.3E-03

6.6E-03

ＡＤＳ（手動減圧）

3.5E-03

2.9E-06

ＬＰＣＳ

2.0E-03

1.9E-03

ＬＰＣＩ−Ａ

2.2E-03

2.1E-03

ＬＰＣＩ−Ｂ

2.2E-03

2.1E-03

ＬＰＣＩ−Ｃ

2.1E-032.0E-03

ＲＨＲ−Ａ

2.3E-03

2.3E-03

ＲＨＲ−Ｂ

2.2E-03

2.2E-03

スクラム系

1.2E-07

1.2E-073.1.1−63

第 3.1.1.5−5(a)表 スクラム系フォールトツリーの主要なミニマルカットセット
主要なミニマルカットセット

割合（％）

1

スクラムコンタクタ−Ａ／Ｃ作動失敗共通要因故障

25

1

スクラムコンタクタ−Ｂ／Ｄ作動失敗共通要因故障

25

1

スクラムコンタクタ−Ｅ／Ｇ作動失敗共通要因故障

25

1

スクラムコンタクタ−Ｆ／Ｈ作動失敗共通要因故障

25

第 3.1.1.5−5(b)表 ＨＰＣＳフォールトツリーの主要なミニマルカットセット
主要なミニマルカットセット

割合（％）

1

ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷメンテナンスによる待機除外

10.8

2

ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ海水ストレーナ閉塞

5.2

3

ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷポンプ起動失敗

4.1

4

ＨＰＣＳメンテナンスによる待機除外

3.9

5

ＨＰＣＳポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 1 開け忘れ

3.3

5

ＨＰＣＳポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 2 開け忘れ

3.3

5

ＨＰＣＳポンプ軸受シールクーラ海水出口弁開け忘れ

3.3

5

ＨＰＣＳポンプ室空調 1 冷却器入口弁開け忘れ

3.3

5

ＨＰＣＳポンプ室空調 1 冷却器出口弁開け忘れ

3.3

5

ＨＰＣＳポンプ室空調 2 冷却器入口弁開け忘れ

3.3

5

ＨＰＣＳポンプ室空調 2 冷却器出口弁開け忘れ

3.3

5

ＨＰＣＳポンプ／ポンプ室空調冷却器元弁開け忘れ

3.3

5

ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷポンプ出口弁開け忘れ

3.3

5

ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ放出ライン隔離弁開け忘れ

3.3

5

ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ放出ライン排水弁(放水口Ｂ)開け忘れ

3.3

5

ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ放出ライン排水弁(放水口Ｃ)開け忘れ

3.3

5

ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷエンジンエアクーラ入口弁 1 開け忘れ

3.3

5

ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷエンジンエアクーラ入口弁 2 開け忘れ

3.3

5

ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ系統出口隔離弁開け忘れ

3.3

20

ＨＰＣＳポンプ起動失敗

1.9

20

ＨＰＣＳポンプ室空調 1 ファン起動失敗

1.9

20

ＨＰＣＳポンプ室空調 2 ファン起動失敗

1.9

3.1.1−64

第 3.1.1.5−5(c)表 ＲＣＩＣフォールトツリーの主要なミニマルカットセット
主要なミニマルカットセット

割合（％）

1

ＲＣＩＣポンプ起動失敗

43.5

2

ＲＣＩＣメンテナンスによる待機除外

28.0

3

ＲＣＩＣ流量制御器故障

4.7

4ＲＣＩＣポンプ入口弁開け忘れ

2.4

4

ＲＣＩＣバキュームタンク復水ポンプ出口弁開け忘れ

2.4

6

ＲＣＩＣポンプ運転継続失敗

2.0

7

ＲＣＩＣバキュームポンプ起動失敗

1.4

7

ＲＣＩＣ復水ポンプ起動失敗

1.4

9

ＲＣＩＣ原子炉注入弁閉塞

1.3

第 3.1.1.5−5(d)表 ＡＤＳ（手動減圧）フォールトツリーの主要なミニマルカットセット
主要なミニマルカットセット

割合（％）

1

原子炉手動減圧操作失敗

71.4

2

注水不能認知失敗

28.6

3.1.1−65

第 3.1.1.5−5(e)表 ＬＰＣＳフォールトツリーの主要なミニマルカットセット
主要なミニマルカットセット

割合（％）

1

ＲＨＲＳ−Ａメンテナンスによる待機除外

18.7

2

ＲＨＲＳ−Ａ海水ストレーナ閉塞

6.4

3

ＬＰＣＳポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 1 開け忘れ

4.1

3

ＬＰＣＳポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 2 開け忘れ

4.1

3

ＬＰＣＳポンプ軸受シールクーラ海水出口弁開け忘れ

4.1

3

ＬＰＣＳミニフロー元弁開け忘れ

4.1

3

ＲＨＲＳ−Ａ熱交換器入口弁開け忘れ

4.1

3

ＲＨＲＳ−Ａ熱交換器出口弁開け忘れ

4.1

3

ＲＨＲＳ−Ａ放出ライン隔離弁開け忘れ

4.1

3

ＲＨＲＳ−Ａ放出ライン排水弁(放水口Ｂ)開け忘れ

4.1

3

ＬＰＣＳポンプ室空調冷却器入口弁開け忘れ

4.1

3

ＬＰＣＳポンプ室空調冷却器出口弁開け忘れ

4.1

13

ＬＰＣＳ・ＬＰＣＩ−Ａ共通起動信号故障＋低圧系起動操作失敗

3.4

14

ＬＰＣＳメンテナンスによる待機除外

3.0

15

ＬＰＣＳポンプ起動失敗

2.3

15

ＬＰＣＳポンプ室空調ファン起動失敗

2.3

17

ＬＰＣＳ注入弁閉塞

2.1

18ＬＰＣＳ保修用隔離弁閉塞

1.8

19

ＲＨＲＳ−Ａ流量制御弁開失敗

1.4

19

ＲＨＲＳ−Ａ流量制御弁閉塞1.4

3.1.1−66

第 3.1.1.5−5(f)表 ＬＰＣＩ−Ａフォールトツリーの主要なミニマルカットセット
主要なミニマルカットセット

割合（％）

1

ＲＨＲＳ−Ａメンテナンスによる待機除外

17.2

2

ＲＨＲＳ−Ａ海水ストレーナ閉塞

5.9

3

ＲＨＲ−Ａメンテナンスによる待機除外

5.4

4

ＲＨＲ−Ａポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 1 開け忘れ

3.8

4

ＲＨＲ−Ａポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 2 開け忘れ

3.8

4

ＲＨＲ−Ａポンプ軸受シールクーラ海水出口弁開け忘れ

3.8

4

ＲＨＲ−Ａポンプ出口手動弁開け忘れ

3.8

4

ＲＨＲ−Ａミニフローライン手動弁開け忘れ

3.8

4

ＲＨＲ−Ａポンプ室空調冷却器入口弁開け忘れ

3.8

4

ＲＨＲ−Ａポンプ室空調冷却器出口弁開け忘れ

3.8

4

ＲＨＲＳ−Ａ熱交換器Ａ入口弁開け忘れ

3.8

4

ＲＨＲＳ−Ａ熱交換器Ａ出口弁開け忘れ

3.8

4

ＲＨＲＳ−Ａ放出ライン隔離弁開け忘れ

3.8

4

ＲＨＲＳ−Ａ放出ライン排水弁(放水口Ｂ)開け忘れ

3.8

15

ＬＰＣＳ・ＬＰＣＩ−Ａ共通起動信号故障＋低圧系起動操作失敗

3.1

16

ＲＨＲ−Ａポンプ起動失敗

2.1

16

ＲＨＲ−Ａポンプ室空調ファン起動失敗

2.1

18

ＲＨＲ−Ａインジェクション弁閉塞

1.9

19

ＲＨＲ−Ａインジェクションライン手動弁閉塞

1.7

20

ＲＨＲＳ−Ａ流量制御弁開失敗

1.3

20

ＲＨＲＳ−Ａ流量制御弁閉塞

1.3

3.1.1−67

第 3.1.1.5−5(g)表 ＬＰＣＩ−Ｂフォールトツリーの主要なミニマルカットセット
主要なミニマルカットセット

割合（％）

1

ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

17.2

2

ＲＨＲＳ−Ｂ海水ストレーナ閉塞

5.9

3

ＲＨＲ−Ｂメンテナンスによる待機除外

5.4

4

ＲＨＲ−Ｂポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 1 開け忘れ

3.8

4

ＲＨＲ−Ｂポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 2 開け忘れ

3.8

4

ＲＨＲ−Ｂポンプ軸受シールクーラ海水出口弁開け忘れ

3.8

4

ＲＨＲ−Ｂポンプ出口手動弁開け忘れ

3.8

4

ＲＨＲ−Ｂミニフローライン手動弁開け忘れ

3.8

4

ＲＨＲ−Ｂポンプ室空調冷却器入口弁開け忘れ

3.8

4

ＲＨＲ−Ｂポンプ室空調冷却器出口弁開け忘れ

3.8

4

ＲＨＲＳ−Ｂ熱交換器入口弁開け忘れ

3.8

4

ＲＨＲＳ−Ｂ熱交換器出口弁開け忘れ

3.8

4

ＲＨＲＳ−Ｂ放出ライン隔離弁開け忘れ

3.8

4

ＲＨＲＳ−Ｂ放出ライン排水弁(放水口Ｂ)開け忘れ

3.8

ＬＰＣＩ−Ｂ・ＬＰＣＩ−Ｃ共通起動信号故障＋低圧系起動操作

3.1

15

失敗

16

ＲＨＲ−Ｂポンプ起動失敗

2.1

16

ＲＨＲ−Ｂポンプ室空調ファン起動失敗

2.1

18

ＲＨＲ−Ｂインジェクション弁閉塞

1.9

19

ＲＨＲ−Ｂインジェクションライン手動弁閉塞

1.7

20

ＲＨＲＳ−Ｂ流量制御弁開失敗

1.3

20

ＲＨＲＳ−Ｂ流量制御弁閉塞

1.3

3.1.1−68

第 3.1.1.5−5(h)表 ＬＰＣＩ−Ｃフォールトツリーの主要なミニマルカットセット
主要なミニマルカットセット

割合（％）

1

ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

17.8

2

ＲＨＲＳ−Ｂ海水ストレーナ閉塞

6.1

3

ＲＨＲ−Ｃポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 1 開け忘れ

3.9

3

ＲＨＲ−Ｃポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 2 開け忘れ

3.9

3

ＲＨＲ−Ｃポンプ軸受シールクーラ海水出口弁開け忘れ

3.9

3

ＲＨＲ−Ｃポンプ出口手動弁開け忘れ

3.9

3

ＲＨＲ−Ｃミニフローライン手動弁開け忘れ

3.9

3

ＲＨＲ−Ｃポンプ室空調冷却器入口弁開け忘れ

3.9

3

ＲＨＲ−Ｃポンプ室空調冷却器出口弁開け忘れ

3.9

3

ＲＨＲＳ−Ｂ熱交換器入口弁開け忘れ

3.9

3

ＲＨＲＳ−Ｂ熱交換器出口弁開け忘れ

3.9

3

ＲＨＲＳ−Ｂ放出ライン隔離弁開け忘れ

3.9

3

ＲＨＲＳ−Ｂ放出ライン排水弁(放水口Ｂ)開け忘れ

3.9

ＬＰＣＩ−Ｂ・ＬＰＣＩ−Ｃ共通起動信号故障＋低圧系起動操作

3.2

14

失敗

15

ＲＨＲ−Ｃメンテナンスによる待機除外

2.5

16

ＲＨＲ−Ｃポンプ起動失敗

2.2

16

ＲＨＲ−Ｃポンプ室空調ファン起動失敗

2.2

18

ＲＨＲ−Ｃインジェクション弁閉塞

2.0

19

ＲＨＲ−Ｃインジェクションライン手動弁閉塞

1.7

20

ＲＨＲＳ−Ｂ流量制御弁開失敗

1.3

20

ＲＨＲＳ−Ｂ流量制御弁閉塞

1.3

3.1.1−69

第 3.1.1.5−5(i)表 ＲＨＲ−Ａフォールトツリーの主要なミニマルカットセット
主要なミニマルカットセット

割合（％）

1

ＲＨＲＳ−Ａメンテナンスによる待機除外

16.6

2

ＲＨＲＳ−Ａ海水ストレーナ閉塞

5.6

3

ＲＨＲ−Ａメンテナンスによる待機除外

5.2

4

ＲＨＲ系操作失敗

4.8

5

ＲＨＲ−Ａポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 1 開け忘れ

3.6

5

ＲＨＲ−Ａポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 2 開け忘れ

3.6

5

ＲＨＲ−Ａポンプ軸受シールクーラ海水出口弁開け忘れ

3.6

5

ＲＨＲ−Ａポンプ出口手動弁開け忘れ

3.6

5

ＲＨＲ−Ａミニフローライン手動弁開け忘れ

3.6

5

ＲＨＲ−Ａポンプ室空調冷却器入口弁開け忘れ

3.6

5

ＲＨＲ−Ａポンプ室空調冷却器出口弁開け忘れ

3.6

5

ＲＨＲＳ−Ａ熱交換器Ａ入口弁開け忘れ

3.6

5

ＲＨＲＳ−Ａ熱交換器Ａ出口弁開け忘れ

3.6

5

ＲＨＲＳ−Ａ放出ライン隔離弁開け忘れ

3.6

5

ＲＨＲＳ−Ａ放出ライン排水弁(放水口Ｂ)開け忘れ

3.6

16

ＲＨＲ−Ａポンプ起動失敗

2.0

16

ＲＨＲ−Ａポンプ室空調ファン起動失敗

2.0

18

ＲＨＲＳ−Ａ流量制御弁開失敗

1.3

18

ＲＨＲＳ−Ａ流量制御弁閉塞

1.3

20

ＲＨＲ−Ａポンプ運転継続失敗

1.2

3.1.1−70

第 3.1.1.5−5(j)表 ＲＨＲ−Ｂフォールトツリーの主要なミニマルカットセット
主要なミニマルカットセット

割合（％）

1

ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

16.8

2

ＲＨＲＳ−Ｂ海水ストレーナ閉塞

5.7

3

ＲＨＲ−Ｂメンテナンスによる待機除外

5.3

4

ＲＨＲ系操作失敗

4.9

5

ＲＨＲ−Ｂポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 1 開け忘れ

3.7

5

ＲＨＲ−Ｂポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 2 開け忘れ

3.7

5

ＲＨＲ−Ｂポンプ軸受シールクーラ海水出口弁開け忘れ

3.7

5

ＲＨＲ−Ｂポンプ出口手動弁開け忘れ

3.7

5

ＲＨＲ−Ｂミニフローライン手動弁開け忘れ

3.7

5

ＲＨＲ−Ｂポンプ室空調冷却器入口弁開け忘れ

3.7

5

ＲＨＲ−Ｂポンプ室空調冷却器出口弁開け忘れ

3.7

5

ＲＨＲＳ−Ｂ熱交換器入口弁開け忘れ

3.7

5

ＲＨＲＳ−Ｂ熱交換器出口弁開け忘れ

3.7

5

ＲＨＲＳ−Ｂ放出ライン隔離弁開け忘れ

3.7

5

ＲＨＲＳ−Ｂ放出ライン排水弁(放水口Ｂ)開け忘れ

3.7

16

ＲＨＲ−Ｂポンプ起動失敗

2.1

16

ＲＨＲ−Ｂポンプ室空調ファン起動失敗

2.1

18

ＲＨＲＳ−Ｂ流量制御弁開失敗

1.3

18

ＲＨＲＳ−Ｂ流量制御弁閉塞

1.3

20

ＲＨＲ−Ｂポンプ運転継続失敗

1.2

3.1.1−71

第 3.1.1.5−6 表
項目

イベントツリー
ヘディング「圧力制御」

3.1.1−72
フォールトツリー「スクラム系」

システム信頼性評価を実施せずに設定した非信頼度とその根拠

内容

非信頼度
(1／d)

エラー
ファクタ

設定根拠

逃がし安全弁開放失敗の分岐で設定

1.0E-20

13.3

逃がし安全弁は全部で 18 個あり，それぞれが逃がし弁機能と安全弁機能を有しているため，この機能喪失確率は非常に小さく，他の機能の喪失確率に比べて無視できる。このため，分岐確
率として 1.0E-20 を適用する。なお，エラーファクタについては逃がし安全弁の開失敗確率（デマンド）のＥＦ値 13.3 を用いる。

ＡＴＷＳ時の逃がし安全弁開放失敗の分岐で設定

4.9E-03

13.3

ＡＴＷＳ時には，原子炉圧力が急激に上昇するため，全弁が開放する必要があるとして，1 個当たりの開失敗確率（2.7E-4／d，ＥＦ 13.3）に全弁数 18 個を乗じた。

逃がし安全弁再閉鎖失敗の分岐で設定

5.2E-0313.2

保守的に全逃がし安全弁が開放後，逃がし安全弁 1 個以上が再閉鎖失敗する確率とした。1 個当たりの閉失敗確率（2.9E-4／d，ＥＦ 13.2）に全弁数 18 個を乗じた。

制御棒挿入失敗に係る基事象

第 3.1.1.6−1 表

同一システム内で共通要因故障を考慮した機器及び故障モード

系統
ＲＨＲＳ
ＤＧ室空調
ＥＣＣＳ起動信号

ＲＰＳ

機器タイプ

故障モード
起動失敗

ポンプ

運転継続失敗

逆止弁

開失敗

ダンパ

開失敗

検出器

作動失敗

トリップ設定器

作動失敗

リレー（スクラムコンタク
タ）3.1.1−73

作動失敗

第 3.1.1.6−2 表システム間で共通要因故障を考慮した機器及び故障モード

系統
ＥＣＣＳ起動信号

検出器

作動失敗

トリップ設定器

作動失敗

起動失敗

ポンプ
ＬＰＣＩ−Ａ／Ｂ／Ｃ（ＲＨＲ−Ａ／Ｂ）

運転継続失敗起動失敗

ファン

運転継続失敗弁（手動弁は除く）（ＤＧ−２Ｃ／２Ｄ）

ＤＧＳＷ−Ａ／Ｂ

直流電源（区分Ⅰ，Ⅱ）

閉失敗
運転継続失敗弁（手動弁は除く）

開失敗

ストレーナ

閉塞（内部破損含む）

非常用ディーゼル発電機

交流電源（区分Ⅰ，Ⅱ）

開失敗
起動失敗

ポンプ
ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ

故障モード

機器タイプ

起動失敗
運転継続失敗起動失敗

ポンプ

運転継続失敗起動失敗

ファン

運転継続失敗弁（手動弁は除く）

開失敗

ストレーナ

閉塞（内部破損含む）
起動失敗

ポンプ

運転継続失敗ストレーナ

閉塞（内部破損含む）

蓄電池

給電失敗

3.1.1−74

第 3.1.1.6−3 表

共通要因故障パラメータの一覧

β ファクタ※１

γ ファクタ※２

ポンプ，ファン

0.039

0.520

ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−１２０５ Ｒｅｖ.１

弁，ダンパ

0.130

0.565

ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−１３６３ Ｒｅｖ.１

ＤＧ

0.021

−

ＮＵＲＥＧ−１１５０

検出器，トリップ設定器

0.082

−

ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−２７７１

リレー（スクラムコンタクタ）

0.050

−

ＳＥＣＹ−８３−２９３

蓄電池

0.008

−

ＮＵＲＥＧ−０６６６

ストレーナ

0.133

−

ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−５４９７

機器タイプ

備考

3.1.1−75※1 多重故障（2 重以上）が発生する確率※2 多重故障が発生した場合，それが 3 重以上の故障である条件付確率
ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−４５５０に基づきγファクタを算出

第 3.1.1.7− 1 表

人的過誤確率の評価結果
エラー
過誤確率(平 均 値 )[／ ｄ ]

人的過誤

ファク
タ

8.3E-05

4.8

3.9E-03

6.8

2.0E-03

3.5

2.5E-03

6.5

2.5E-03

6.5

1.8E-01

6.7

1.0E-0313.8

4.0E-015.0

高圧注水系起動操作失敗

2.5E-03

3.0

原子炉手動減圧失敗（ＬＯＣＡ以外）

1.9E-013.5

原子炉手動減圧失敗（ＬＯＣＡ）

2.5E-036.5

低圧注水系起動操作失敗

1.9E-01

3.5

ＲＨＲ系操作失敗

1.1E-0435.6

ＤＧ燃料油補給操作失敗

1.1E-0435.6

弁の開け忘れ・閉め忘れ
起因事象
発生前

ＤＧ試験時ガバナ操作後の復旧失敗
弁の通常状態への復旧失敗（ＩＳＬＯＣＡ）
原子炉水位制御操作失敗
水源切替操作失敗（ＣＳＴ→サプレッション・チェ
ンバ，大中ＬＯＣＡ以外）
水源切替操作失敗（ＣＳＴ→サプレッション・チェ
ンバ，中ＬＯＣＡ）

起因事象
発生後

注水不能認知失敗（大中ＬＯＣＡ以外）
注水不能認知失敗（大中ＬＯＣＡ）

3.1.1−76

第 3.1.1.8−1 表

起因事象別炉心損傷頻度

起因事象

過渡事象

外部電源喪失3.1.1−77

手動停止／サポート系喪失（手動停止）
サポート系喪失（自動停止）
サポート系喪失（直流電源故障）
ＬＯＣＡ
格納容器バイパス

非隔離事象
隔離事象
全給水喪失
水位低下事象
原子炉緊急停止系誤動作等
逃がし安全弁誤開放
外部電源喪失計画外停止
残留熱除去系海水系故障
交流電源故障

区分Ⅰ
区分Ⅱ
区分Ⅰ
区分Ⅱ

タービン・サポート系故障
直流電源故障区分Ⅰ
区分Ⅱ

大破断ＬＯＣＡ
中破断ＬＯＣＡ
小破断ＬＯＣＡ
インターフェイスシステムＬＯＣＡ
合計

起因事象
発生頻度
（／炉年）
1.7E-01
2.7E-02
1.0E-02
2.7E-02
5.5E-02
1.0E-03
4.2E-03
4.3E-02
7.2E-04
7.2E-04
1.5E-04
1.5E-04
7.2E-04
2.8E-04
2.8E-04
2.0E-05
2.0E-04
3.0E-04
4.8E-10

条件付
炉心損傷確率（ＣＣＤＰ）
1.5E-04
1.5E-04
1.5E-04
1.5E-04
1.5E-04
1.5E-04
3.6E-04
1.5E-04
2.2E-03
2.3E-03
2.3E-03
2.3E-03
1.5E-04
9.6E-03
9.6E-03
1.5E-04
1.5E-04
1.5E-04
1.0E+00

炉心損傷頻度
（／炉年）

寄与割合
（％）

2.5E-05
4.0E-06
1.5E-06
4.0E-06
8.2E-06
1.5E-07
1.5E-06
6.4E-06
1.6E-06
1.6E-06
3.4E-07
3.4E-07
1.1E-07
2.7E-06
2.7E-06
3.0E-09
3.0E-08
4.5E-08
4.8E-10
6.1E-05

41.8
6.6
2.5
6.6
13.5
0.2
2.5
10.6
2.7
2.7
0.6
0.6
0.2
4.4
4.4
＜0.1%
＜0.1%
＜0.1%
＜0.1%
100%

第 3.1.1.8−2 表事故シーケンスグループ別炉心損傷頻度

事故シーケンスグループ

炉心損傷頻度

寄与割合

（／炉年）

（％）

高圧・低圧注水機能喪失

ＴＱＵＶ

3.5E-09＜0.1

高圧注水・減圧機能喪失

ＴＱＵＸ

2.0E-08

＜0.1

長期ＴＢ

7.7E-08

0.1

ＴＢＵ

2.1E-08＜0.1

ＴＢＰ

5.3E-10＜0.1

ＴＢＤ

6.0E-12＜0.1

ＴＷ

5.6E-05

91.9

ＴＢＷ

4.8E-06

7.9

ＴＣ

2.5E-08＜0.1

ＡＥ

1.4E-12＜0.1

Ｓ１Ｅ

2.0E-11＜0.1

Ｓ２Ｅ

1.6E-13＜0.1

ＩＳＬＯＣＡ

4.8E-10＜0.1

6.1E-05100.0

全交流動力電源喪失

崩壊熱除去機能喪失

原子炉停止機能喪失

ＬＯＣＡ時注水機能喪失

格納容器バイパス（インターフェイスシステム
ＬＯＣＡ）
合計

3.1.1−78

第 3.1.1.8−3 表事故シーケンス

過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
高
圧
・
低
圧
注
水
機
能
喪
失

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＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

サポート系喪失（自動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

サポート系喪失（自動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

事故シーケンスグループの分析結果（1／8）

炉心損傷頻度（／炉年）

3.2E-102.0E-10

4.2E-10

4.3E-11

2.5E-09

3.0E-11

※１

寄与割合
（％）

9.0

5.7

12.0

1.2

71.2

0.9

※２

炉心損傷頻度
（／炉年）

寄与割合
（％）

①外部電源喪失＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋ＤＧ−２Ｃ運転継続失敗＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

8.2E-122.6②外部電源喪失＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋ＤＧ−２Ｃ起動失敗＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

5.5E-121.8②外部電源喪失＋ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗＋ＤＧ−２Ｃ運転継続失敗＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

5.5E-12

1.8①逃がし安全弁誤開放＋ＨＰＣＳ入口逆止弁（Ｓ／Ｐ側）開失敗＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水トレーナ閉塞共通原因故障

5.7E-122.9②非隔離事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ入口逆止弁（Ｓ／Ｐ側）開失敗＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

5.1E-12

2.6③逃がし安全弁誤開放＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷメンテナンスによる待機除外＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水トレーナ閉塞共通原因故障

4.7E-122.3①交流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷメンテナンスによる待機除外＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

1.5E-113.6②交流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ海水ストレーナ閉塞＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

7.3E-121.7③交流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷポンプ起動失敗＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

5.7E-121.4①計画外停止＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ入口逆止弁（Ｓ／Ｐ側）開失敗＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

1.3E-123.0②計画外停止＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷメンテナンスによる待機除外＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

1.0E-122.4③計画外停止＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ海水ストレーナ閉塞＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

5.0E-131.2①直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

2.4E-109.6②直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

1.6E-106.5③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧメンテナンスによる待機除外＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

1.0E-104.2①直流電源故障（区分Ⅰ）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

1.3E-124.2①直流電源故障（区分Ⅱ）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋ＲＨＲＳ−Ａメンテナンスによる待機除外

1.3E-124.2③直流電源故障（区分Ⅰ）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

8.5E-132.8③直流電源故障（区分Ⅱ）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗＋ＲＨＲＳ−Ａメンテナンスによる待機除外

8.5E-132.8

主要なカットセット（上位3位）※1 事故シーケンスグループに対する寄与割合

3.1.1−79※2 事故シーケンスに対する寄与割合

第 3.1.1.8−3 表事故シーケンス

過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗

高
圧
注
水
・
減
圧
機
能
喪
失

手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗

サポート系喪失（自動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗

事故シーケンスグループの分析結果（2／8）

炉心損傷頻度（／炉年）

9.4E-09

2.6E-09

8.3E-09

※１

寄与割合
（％）

46.5

12.6

40.9

※２

炉心損傷頻度
（／炉年）

寄与割合
（％）

①非隔離事象＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷメンテナンスによる待機除外＋ＲＣＩＣポンプ起動失敗＋原子炉手動減圧失敗

1.7E-101.8②非隔離事象＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷストレーナ閉塞＋ＲＣＩＣポンプ起動失敗＋原子炉手動減圧失敗

8.1E-110.9③非隔離事象＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷメンテナンスによる待機除外＋ＲＣＩＣポンプ起動失敗＋注水不能認知失敗

6.7E-110.7①交流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷメンテナンスによる待機除外＋原子炉手動減圧失敗

1.0E-103.9②交流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ海水ストレーナ閉塞＋原子炉手動減圧失敗

4.8E-111.9③計画外停止＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷメンテナンスによる待機除外＋ＲＣＩＣポンプ起動失敗＋原子炉手動減圧失敗

4.3E-111.7①直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋原子炉手動減圧失敗

1.6E-0919.0②直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗＋原子炉手動減圧失敗

1.1E-0912.9③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧメンテナンスによる待機除外＋原子炉手動減圧失敗

6.8E-108.2

主要なカットセット（上位3位）

3.1.1−80

第 3.1.1.8−3 表事故シーケンス

外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋ＨＰＣＳ失敗（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）

サポート系喪失（直流電源故障）(外部電源喪失）＋ＤＧ失敗＋ＨＰＣＳ失敗（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）

外部電源喪失＋直流電源失敗＋ＨＰＣＳ失敗

全
交
流
動
力
電
源
喪
失

外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋高圧炉心冷却失敗

サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗＋高圧炉心冷却失敗

外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ失敗

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失敗

事故シーケンスグループの分析結果（3／8）

炉心損傷頻度（／炉年）

5.7E-082.0E-08

6.0E-122.0E-10

2.1E-083.0E-10

2.3E-10

※１

寄与割合
（％）

57.6

20.7

＜0.1

0.2

20.9

0.3

0.2

※２

炉心損傷頻度
（／炉年）

寄与割合
（％）

①外部電源喪失＋軽油貯蔵タンク閉塞

4.8E-0884.1②外部電源喪失＋軽油貯蔵タンク破損

3.2E-095.6③外部電源喪失＋ＤＧ−２Ｃ／２Ｄ運転継続失敗共通原因故障＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗

4.6E-100.8①直流電源故障（区分Ⅱ）＋軽油貯蔵タンク閉塞

3.2E-0915.6②直流電源故障（区分Ⅱ）＋ＤＧ−２Ｃ運転継続失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗

1.4E-097.1③直流電源故障（区分Ⅱ）＋ＤＧ−２Ｃ運転継続失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗

9.8E-104.8③直流電源故障（区分Ⅱ）＋ＤＧ−２Ｃ起動失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗

9.8E-104.8①外部電源喪失＋蓄電池−Ａ／Ｂ給電失敗共通原因故障＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗

1.6E-1226.5②外部電源喪失＋蓄電池−Ａ／Ｂ給電失敗共通原因故障＋ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗

1.1E-1218.0③外部電源喪失＋蓄電池−Ａ／Ｂ給電失敗共通原因故障＋ＨＰＣＳ−ＤＧメンテナンスによる待機除外

6.8E-1311.5①外部電源喪失＋軽油貯蔵タンク閉塞＋ＲＣＩＣポンプ起動失敗

7.1E-1135.5②外部電源喪失＋軽油貯蔵タンク閉塞＋ＲＣＩＣメンテナンスによる待機除外

4.6E-1122.8③外部電源喪失＋軽油貯蔵タンク閉塞＋ＲＣＩＣ流量制御器故障

7.7E-123.8①直流電源故障（区分Ⅰ）＋軽油貯蔵タンク閉塞

3.2E-0915.5②直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ−２Ｄ運転継続失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗

1.4E-097.0③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ−２Ｄ運転継続失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗

9.8E-104.7③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ−２Ｄ起動失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗

9.8E-104.7①外部電源喪失＋軽油貯蔵タンク閉塞＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

2.5E-1083.6②外部電源喪失＋軽油貯蔵タンク破損＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

1.7E-115.6③外部電源喪失＋ＤＧ−２Ｃ／２Ｄ運転継続失敗共通原因故障＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗

2.4E-120.8①直流電源故障（区分Ⅰ）＋軽油貯蔵タンク閉塞＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

1.7E-117.4①直流電源故障（区分Ⅱ）＋軽油貯蔵タンク閉塞＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

1.7E-117.4③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ−２Ｄ運転継続失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗

7.6E-123.4③直流電源故障（区分Ⅱ）＋ＤＧ−２Ｃ運転継続失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗

7.6E-123.4

主要なカットセット（上位3位）※1 事故シーケンスグループに対する寄与割合

3.1.1−81※2 事故シーケンスに対する寄与割合

第 3.1.1.8−3 表事故シーケンス

過渡事象＋ＲＨＲ失敗過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋ＲＨＲ失敗手動停止／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
崩
壊
熱
除
去
機
能
喪
失

サポート系喪失（自動停止）＋ＲＨＲ失敗サポート系喪失（自動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗小破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗中破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗大破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗事故シーケンスグループの分析結果（4／8）

炉心損傷頻度（／炉年）

4.4E-05

3.8E-07

9.9E-06

5.2E-08

1.7E-06

8.9E-09

4.5E-083.0E-083.0E-09

※１

寄与割合
（％）

※２

炉心損傷頻度
（／炉年）

寄与割合
（％）

①非隔離事象＋ＲＨＲ系操作失敗

1.9E-0542.6②原子炉緊急停止系誤動作等＋ＲＨＲ系操作失敗

6.0E-06

13.8

③隔離事象
＋ＲＨＲ系操作失敗

2.9E-066.8③水位低下事象＋ＲＨＲ系操作失敗

2.9E-06

6.8①逃がし安全弁誤開放＋ＲＨＲ系操作失敗

1.1E-0729.1②非隔離事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ系操作失敗

9.7E-08

25.7③逃がし安全弁誤開放＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

1.7E-084.6①計画外停止＋ＲＨＲ系操作失敗

4.7E-0647.2②計画外停止＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

7.4E-07

7.4③残留熱除去系海水系故障（区分Ⅰ）＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

2.7E-07

2.7③残留熱除去系海水系故障（区分Ⅱ）＋ＲＨＲＳ−Ａメンテナンスによる待機除外

2.7E-072.7①計画外停止＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ系操作失敗

2.5E-0847.2②計画外停止＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

3.9E-097.4③残留熱除去系海水系故障（区分Ⅰ）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

1.4E-092.7③残留熱除去系海水系故障（区分Ⅱ）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲＳ−Ａメンテナンスによる待機除外

1.4E-092.7①直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

1.0E-076.1①直流電源故障（区分Ⅱ）＋ＲＨＲＳ−Ａメンテナンスによる待機除外

1.0E-076.1③交流電源故障（区分Ⅱ）＋ＲＨＲＳ−Ａメンテナンスによる待機除外

5.7E-083.3①直流電源故障（区分Ⅰ）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

5.4E-106.1①直流電源故障（区分Ⅱ）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲＳ−Ａメンテナンスによる待機除外

5.4E-106.1③交流電源故障（区分Ⅱ）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲＳ−Ａメンテナンスによる待機除外

3.0E-10

3.3①小破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ系操作失敗

3.3E-0873.6②小破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

5.2E-09

11.6③小破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ流量調整弁開失敗共通原因故障

1.1E-09

2.4①中破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ系操作失敗

2.2E-08

73.6①中破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

3.4E-09

11.6①中破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ流量調整弁開失敗共通原因故障

7.2E-10

2.4①大破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ系操作失敗

2.2E-0973.6②大破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

3.4E-10

11.6

7.2E-112.4

主要なカットセット（上位3位）

72.0

0.6

16.4

＜0.1

2.8

＜0.1

＜0.1

＜0.1

＜0.1

③大破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ流量調整弁開失敗共通原因故障※1 事故シーケンスグループに対する寄与割合

3.1.1−82※2 事故シーケンスに対する寄与割合

第 3.1.1.8−3 表事故シーケンス

外部電源喪失＋ＤＧ失敗（ＨＰＣＳ成功）

外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗（ＨＰＣＳ成功）

崩
壊
熱
除
去
機
能
喪
失

外部電源喪失＋直流電源失敗（ＨＰＣＳ成功）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）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）

事故シーケンスグループの分析結果（5／8）

炉心損傷頻度（／炉年）

6.9E-07

3.6E-09

6.9E-10

4.1E-06

2.1E-08

※１

寄与割合
（％）

1.1

＜0.1

＜0.1

※２

炉心損傷頻度
（／炉年）

寄与割合
（％）

①外部電源喪失＋ＤＧ−２Ｃ／２Ｄ運転継続失敗共通原因故障

2.0E-0728.8②外部電源喪失＋ＤＧ−２Ｃ／２Ｄ起動失敗共通原因故障

1.3E-0719.4③外部電源喪失＋ＤＧＳＷ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

7.2E-0810.4①外部電源喪失＋ＤＧ−２Ｃ／２Ｄ運転継続失敗共通原因故障＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

1.0E-0928.8②外部電源喪失＋ＤＧ−２Ｃ／２Ｄ起動失敗共通原因故障＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

7.0E-1019.4③外部電源喪失＋ＤＧＳＷ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

3.7E-1010.4①外部電源喪失＋蓄電池−Ａ／Ｂ給電失敗共通原因故障

6.9E-1099.2②外部電源喪失＋蓄電池−Ａ／Ｂ給電失敗共通原因故障＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

3.6E-120.5③外部電源喪失＋蓄電池−Ａ給電失敗＋蓄電池−Ｂ給電失敗

1.7E-120.3①直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ−２Ｄ運転継続失敗

6.3E-0715.5①直流電源故障（区分Ⅱ）＋ＤＧ−２Ｃ運転継続失敗

6.3E-0715.5③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ−２Ｄ起動失敗

4.3E-0710.6③直流電源故障（区分Ⅱ）＋ＤＧ−２Ｃ起動失敗

4.3E-0710.6①直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ−２Ｄ運転継続失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

3.3E-0915.5①直流電源故障（区分Ⅱ）＋ＤＧ−２Ｃ運転継続失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

3.3E-0915.5③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ−２Ｄ起動失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

2.2E-09

10.6

2.2E-0910.6

主要なカットセット（上位3位）

6.7

＜0.1

③直流電源故障（区分Ⅱ）＋ＤＧ−２Ｃ起動失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗※1 事故シーケンスグループに対する寄与割合

3.1.1−83※2 事故シーケンスに対する寄与割合

第 3.1.1.8−3 表事故シーケンス

過渡事象＋原子炉停止失敗

サポート系喪失（自動停止）＋原子炉停止失敗

原
子
炉
停
止
機
能
喪
失

小破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗

中破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗

大破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗

事故シーケンスグループの分析結果（6／8）

炉心損傷頻度（／炉年）

2.5E-08

3.8E-11

3.2E-11

2.2E-11

2.2E-12

※１

寄与割合
（％）

※２

炉心損傷頻度
（／炉年）

寄与割合
（％）

①非隔離事象＋スクラムコンタクタ−Ａ／Ｃ作動失敗共通原因故障

4.6E-0918.1①非隔離事象＋スクラムコンタクタ−Ｂ／Ｄ作動失敗共通原因故障

4.6E-0918.1①非隔離事象＋スクラムコンタクタ−Ｅ／Ｇ作動失敗共通原因故障

4.6E-0918.1①非隔離事象＋スクラムコンタクタ−Ｆ／Ｈ作動失敗共通原因故障

4.6E-0918.1①直流電源故障（区分Ⅰ）＋スクラムコンタクタ−Ｂ／Ｄ作動失敗共通原因故障

7.6E-1219.7①直流電源故障（区分Ⅰ）＋スクラムコンタクタ−Ｆ／Ｈ作動失敗共通原因故障

7.6E-1219.7①直流電源故障（区分Ⅱ）＋スクラムコンタクタ−Ａ／Ｃ作動失敗共通原因故障

7.6E-1219.7①直流電源故障（区分Ⅱ）＋スクラムコンタクタ−Ｅ／Ｇ作動失敗共通原因故障

7.6E-1219.7①小破断ＬＯＣＡ＋スクラムコンタクタ−Ａ／Ｃ作動失敗共通原因故障

8.1E-1225.0①小破断ＬＯＣＡ＋スクラムコンタクタ−Ｂ／Ｄ作動失敗共通原因故障

8.1E-1225.0①小破断ＬＯＣＡ＋スクラムコンタクタ−Ｅ／Ｇ作動失敗共通原因故障

8.1E-1225.0①小破断ＬＯＣＡ＋スクラムコンタクタ−Ｆ／Ｈ作動失敗共通原因故障

8.1E-1225.0①中破断ＬＯＣＡ＋スクラムコンタクタ−Ａ／Ｃ作動失敗共通原因故障

5.4E-1225.0①中破断ＬＯＣＡ＋スクラムコンタクタ−Ｂ／Ｄ作動失敗共通原因故障

5.4E-1225.0①中破断ＬＯＣＡ＋スクラムコンタクタ−Ｅ／Ｇ作動失敗共通原因故障

5.4E-1225.0①中破断ＬＯＣＡ＋スクラムコンタクタ−Ｆ／Ｈ作動失敗共通原因故障

5.4E-1225.0①大破断ＬＯＣＡ＋スクラムコンタクタ−Ａ／Ｃ作動失敗共通原因故障

5.4E-1325.0①大破断ＬＯＣＡ＋スクラムコンタクタ−Ｂ／Ｄ作動失敗共通原因故障

5.4E-1325.0①大破断ＬＯＣＡ＋スクラムコンタクタ−Ｅ／Ｇ作動失敗共通原因故障

5.4E-1325.0

5.4E-1325.0

主要なカットセット（上位3位）

99.6

0.2

0.1

＜0.1

＜0.1

①大破断ＬＯＣＡ＋スクラムコンタクタ−Ｆ／Ｈ作動失敗共通原因故障※1 事故シーケンスグループに対する寄与割合

3.1.1−84※2 事故シーケンスに対する寄与割合

第 3.1.1.8−3 表事故シーケンス

小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗

Ｌ
Ｏ
Ｃ
Ａ
時
注
水
機
能
喪
失

中破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

中破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗

大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

事故シーケンスグループの分析結果（7／8）

炉心損傷頻度（／炉年）

1.4E-13

2.2E-14

1.5E-11

4.6E-12

1.4E-12

※１

寄与割合
（％）

0.6

0.1

71.3

21.4

6.6

※２

炉心損傷頻度
（／炉年）

寄与割合
（％）

①小破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ入口逆止弁（Ｓ／Ｐ側）開失敗＋ＲＣＩＣ水源切替操作失敗＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

4.3E-15

3.1②小破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷメンテナンスによる待機除外＋ＲＣＩＣ水源切替操作失敗＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

3.5E-15

2.5③小破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ入口逆止弁（Ｓ／Ｐ側）開失敗＋ＲＣＩＣポンプ起動失敗＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

2.5E-15

1.8①小破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ入口逆止弁（Ｓ／Ｐ側）開失敗＋原子炉水位トランスミッタ（Ｌ−１）−Ａ／Ｂ／Ｃ／Ｄ作動失敗
共通原因故障＋注水不能認知失敗

4.8E-16

2.2②小破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷメンテナンスによる待機除外＋原子炉水位トランスミッタ（Ｌ−１）−Ａ／Ｂ／Ｃ／Ｄ作動失敗
共通原因故障＋注水不能認知失敗

3.9E-16

1.8③小破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ入口逆止弁（Ｓ／Ｐ側）開失敗＋原子炉水位トランスミッタ（Ｌ−１）−Ａ／Ｂ／Ｃ／Ｄ作動失敗
共通原因故障＋ＲＣＩＣ起動操作失敗＋原子炉手動減圧失敗

2.3E-16

1.1①中破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ入口逆止弁（Ｓ／Ｐ側）開失敗＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

1.1E-12

7.5②中破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷメンテナンスによる待機除外＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

9.3E-13

6.1③中破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ海水ストレーナ閉塞＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

4.5E-13

2.9①中破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ入口逆止弁（Ｓ／Ｐ側）開失敗＋原子炉水位トランスミッタ（Ｌ−１）−Ａ／Ｂ／Ｃ／Ｄ作動失敗
共通原因故障＋注水不能認知失敗

1.3E-132.8

1.3E-132.8

1.0E-132.3

主要なカットセット（上位3位）②中破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ入口逆止弁（Ｓ／Ｐ側）開失敗＋原子炉水位トランスミッタ（Ｌ−３）−Ａ／Ｂ作動失敗共通原因
故障＋注水不能認知失敗③中破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷメンテナンスによる待機除外＋原子炉水位トランスミッタ（Ｌ−１）−Ａ／Ｂ／Ｃ／Ｄ作動失敗
共通原因故障＋注水不能認知失敗①大破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ入口逆止弁（Ｓ／Ｐ側）開失敗＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

1.1E-13

8.1②大破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷメンテナンスによる待機除外＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

9.3E-14

6.6③大破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ海水ストレーナ閉塞＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

4.5E-143.2※1 事故シーケンスグループに対する寄与割合

3.1.1−85※2 事故シーケンスに対する寄与割合

第 3.1.1.8−3 表事故シーケンス

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の分析結果（8／8）

炉心損傷頻度（／炉年）

4.8E-10

※１

寄与割合
（％）

100.0

※２

炉心損傷頻度
（／炉年）

寄与割合
（％）

①ＲＨＲ−Ａテスタブル逆止弁定期試験＋ＲＨＲ−Ａ注入弁定期試験時の通常状態への復旧失敗＋ＲＨＲ−Ａテスタブル逆止弁閉失敗＋ＲＨＲ−Ａ吐出配管破断

1.5E-1030.4①ＲＨＲ−Ｂテスタブル逆止弁定期試験＋ＲＨＲ−Ｂ注入弁定期試験時の通常状態への復旧失敗＋ＲＨＲ−Ｂテスタブル逆止弁閉失敗＋ＲＨＲ−Ｂ吐出配管破断

1.5E-1030.4③ＲＨＲ−Ｃテスタブル逆止弁定期試験＋ＲＨＲ−Ｃ注入弁定期試験時の通常状態への復旧失敗＋ＲＨＲ−Ｃテスタブル逆止弁閉失敗＋ＲＨＲ−Ｃ吐出配管破断

5.9E-1112.1

主要なカットセット（上位3位）※1 事故シーケンスグループに対する寄与割合

3.1.1−86※2 事故シーケンスに対する寄与割合

第 3.1.1.8−4 表

起因事象のＦＶ重要度評価結果

起因事象

ＦＶ重要度

非隔離事象

4.2E-01

原子炉緊急停止系誤動作等

1.4E-01

計画外停止

1.1E-01

隔離事象

6.6E-02

水位低下事象6.6E-02

直流電源故障（区分Ⅱ）4.4E-02

直流電源故障（区分Ⅰ）4.4E-02

残留熱除去系海水系故障（区分Ⅱ）2.7E-02

残留熱除去系海水系故障（区分Ⅰ）2.7E-02

外部電源喪失2.5E-02

全給水喪失

2.5E-02

交流電源故障（区分Ⅱ）5.7E-03

交流電源故障（区分Ⅰ）5.6E-03

逃がし安全弁誤開放2.5E-03

タービン・サポート系故障

1.8E-03

小破断ＬＯＣＡ

7.4E-04

中破断ＬＯＣＡ

4.9E-04

大破断ＬＯＣＡ

4.9E-05

インターフェイスシステムＬＯＣＡ

8.0E-06

3.1.1−87

第 3.1.1.8−5 表

起因事象のＲＡＷ評価結果

起因事象

ＲＡＷ

インターフェイスシステムＬＯＣＡ

1.6E+04

直流電源故障（区分Ⅱ）

1.6E+02

直流電源故障（区分Ⅰ）

1.6E+02

交流電源故障（区分Ⅱ）

3.9E+01

残留熱除去系海水系故障（区分Ⅱ）

3.8E+01

交流電源故障（区分Ⅰ）

3.8E+01

残留熱除去系海水系故障（区分Ⅰ）

3.8E+01

外部電源喪失6.9E+00

中破断ＬＯＣＡ

3.5E+00

大破断ＬＯＣＡ

3.5E+00

小破断ＬＯＣＡ

3.5E+00

逃がし安全弁弁誤開放

3.5E+00

タービン・サポート系故障

3.5E+00

全給水喪失

3.4E+00

隔離事象

3.4E+00

水位低下事象

3.4E+00

計画外停止

3.4E+00

原子炉緊急停止系誤動作等

3.3E+00

非隔離事象

3.0E+00

3.1.1−88

第 3.1.1.8−6 表

緩和設備の基事象のＦＶ重要度評価結果

3.1.1−89

No

系統

基事象

ＦＶ重要度

1

ＲＨＲ

ＲＨＲ系操作失敗

6.2E-012

ＲＨＲＳ

ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通要因故障

9.7E-023

ＲＨＲＳ

ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ流量制御弁開失敗共通要因故障

2.0E-02

4

ＲＨＲ

ＲＨＲ−Ａ／Ｂ熱交換器バイパス弁閉失敗共通要因故障

1.3E-025

ＤＧ

ＤＧ−２Ｄ運転継続失敗

1.2E-026

ＤＧ

ＤＧ−２Ｃ運転継続失敗

1.2E-02

7

ＲＨＲＳ

ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ／Ｃ／Ｄ海水ポンプ起動失敗共通要因故障

1.1E-028

ＲＨＲＳ

ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

1.1E-02

9ＲＨＲＳ

ＲＨＲＳ−Ａメンテナンスによる待機除外

1.1E-02

10

ＲＨＲ

ＲＨＲ−Ａ／Ｂポンプ室空調ファン起動失敗共通要因故障

1.0E-02

10

ＲＨＲ

ＲＨＲ−Ａ／Ｂポンプ起動失敗共通要因故障

1.0E-02

第 3.1.1.8−7 表

緩和設備の基事象のＲＡＷ評価結果

3.1.1−90

No

系統

基事象

ＲＡＷ

1

ＲＨＲ

ＲＨＲ系操作失敗

5.6E+03

1

ＲＨＲ

ＲＨＲ−Ａ／Ｂ熱交換器バイパス弁閉失敗共通要因故障

5.6E+03

1

ＲＨＲ

ＲＨＲ−Ａ／Ｂポンプ起動失敗共通要因故障

5.6E+03

1

ＲＨＲ

ＲＨＲ−Ａ／Ｂポンプ室空調ファン起動失敗共通要因故障

5.6E+03

1

ＲＨＲ

ＲＨＲ−Ａ／Ｂポンプ運転継続失敗共通要因故障

5.6E+03

1

ＲＨＲ

ＲＨＲ−Ａ／Ｂ／Ｃポンプ起動失敗共通要因故障

5.6E+03

1

ＲＨＲ

ＲＨＲ−Ａ／Ｂ／Ｃポンプ室空調ファン起動失敗共通要因故障

5.6E+03

1

ＲＨＲ

ＲＨＲ−Ａ／Ｂポンプ室空調ファン運転継続失敗共通要因故障

5.6E+03

1

ＲＨＲ

ＲＨＲ−Ａ／Ｂ／Ｃポンプ運転継続失敗共通要因故障

5.6E+03

1

ＲＨＲＳ

ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ／Ｃ／Ｄポンプ運転継続失敗共通要因故障

5.6E+03

1

ＲＨＲ

ＲＨＲ−Ａ／Ｂポンプ出口逆止弁開失敗共通要因故障

5.6E+03

1

ＲＨＲ

ＲＨＲ−Ａ／Ｂミニフローライン逆止弁開失敗共通要因故障

5.6E+03

1

ＲＨＲ

ＲＨＲ−Ａ／Ｂ／Ｃポンプ室空調ファン運転継続失敗共通要因故障

5.6E+03

1

ＲＨＲ

ＲＨＲ−Ａ／Ｂ／Ｃポンプ出口逆止弁開失敗共通要因故障

5.6E+03

1

ＲＨＲ

ＲＨＲ−Ａ／Ｂ／Ｃミニフローライン逆止弁開失敗共通要因故障

5.6E+03

第 3.1.1.8−8 表

不確実さ解析の評価結果

点推定値
（／炉年）

平均値
（／炉年）

中央値
（／炉年）

5％下限値
（／炉年）

95％上限値（／炉年）

ＥＦ

3.5E-09

4.0E-09

1.8E-09

3.8E-10

1.3E-08

5.8

2.0E-08

2.1E-08

7.4E-09

1.1E-09

6.3E-08

7.7

9.9E-08

1.1E-07

−

−

−

−

長期ＴＢ

7.7E-08

8.6E-08

4.0E-08

9.2E-09

2.8E-07

5.5

ＴＢＵ

2.1E-08

2.4E-08

1.3E-08

2.8E-09

7.4E-08

5.2

ＴＢＰ

5.3E-10

6.3E-109.9E-11

5.1E-122.2E-09

20.7

ＴＢＤ

6.0E-12

6.9E-12

1.7E-12

1.2E-13

2.3E-11

13.8

6.0E-05

6.4E-05

−

−

−

−

ＴＷ

5.6E-05

5.9E-05

2.0E-05

7.2E-06

1.5E-04

4.5

ＴＢＷ

4.8E-06

4.8E-06

3.9E-06

1.5E-06

1.1E-05

2.7

2.5E-08

3.1E-08

1.7E-09

5.1E-11

7.3E-0838.0

2.2E-11

1.8E-11

−

−

−

−

ＡＥ

1.4E-12

1.2E-12

1.3E-13

3.5E-15

4.3E-1235.0

Ｓ１Ｅ

2.0E-11

1.7E-11

2.1E-12

7.5E-14

6.9E-1130.3

Ｓ２Ｅ

1.6E-13

1.8E-13

2.1E-14

1.0E-15

5.5E-1323.0

格納容器バイパス（インターフェイ
スシステムＬＯＣＡ）

4.8E-108.3E-101.0E-10

6.9E-122.7E-09

19.6

6.1E-05

6.4E-05

2.6E-05

1.0E-05

1.5E-04

3.8

事故シーケンスグループ
高圧・低圧注水機能喪失
ＴＱＵＶ
高圧注水・減圧機能喪失
ＴＱＵＸ
全交流動力電源喪失※

3.1.1−91

崩壊熱除去機能喪失※

原子炉停止機能喪失
ＴＣ
ＬＯＣＡ時注水機能喪失※

ＩＳＬＯＣＡ
合計※点推定値，平均値の積算値を記載

第 3.1.1.8−9 表

ベースケースとの起因事象発生頻度の比較（プラント固有データ反映）
感度解析①

感度解析②

起因事象

ベースケース

非隔離事象

1.7E-01／炉年

3.1E-01／炉年

1.8

2.8E-01／炉年

1.8

水位低下事象2.7E-02／炉年

8.8E-02／炉年

3.3

4.9E-02／炉年

1.8

原子炉緊急停止系誤動作等

5.5E-02／炉年

4.4E-02／炉年

0.8

5.4E-02／炉年

1.0

計画外停止

4.3E-02／炉年

4.4E-02／炉年

1.0

4.5E-02／炉年

1.0

3.1.1−92

第 3.1.1.8−10 表（頻度論統計）①／ベースケース（ベイズ統計）②／ベースケース

ベースケースとの機器故障率の比較（プラント固有データ反映）
感度解析①

感度解析②

故障モード

ベースケース

電動弁（淡水）作動失敗

4.8E-08／h

1.4E-07／h

2.9

1.2E-07／h

2.5

逆止弁開失敗7.1E-09／h

7.1E-08／h

10.0

2.4E-08／h

3.4（頻度論統計）①／ベースケース（ベイズ統計）②／ベースケース

第 3.1.1.8−11 表プラント固有の運転実績を考慮した感度解析結果
ベースケース

事故シーケンスグループ

（／炉年）

感度解析①

感度解析②

（頻度論統計） （ベイズ統計）
（／炉年）

（／炉年）

高圧・低圧注水機能喪失

ＴＱＵＶ

3.5E-09

4.2E-09

3.6E-09

高圧注水・減圧機能喪失

ＴＱＵＸ

2.0E-08

2.9E-08

2.3E-08

長期ＴＢ

7.7E-08

7.8E-08

7.7E-08

ＴＢＵ

2.1E-08

2.1E-08

2.1E-08

ＴＢＰ

5.3E-10

6.1E-10

5.3E-10ＴＢＤ

6.0E-12

6.1E-12

6.0E-12ＴＷ

5.6E-05

9.3E-05

7.2E-05

ＴＢＷ

4.8E-06

4.8E-06

4.8E-06

ＴＣ

2.5E-08

4.7E-08

3.7E-08

ＡＥ

1.4E-12

3.2E-12

1.4E-12Ｓ１Ｅ

2.0E-11

4.2E-112.0E-11Ｓ２Ｅ

1.6E-13

5.3E-13

1.6E-13

ＩＳＬＯＣＡ

4.8E-10

4.8E-10

4.8E-10

6.1E-05

9.8E-05

7.7E-05

全交流動力電源喪失

崩壊熱除去機能喪失

原子炉停止機能喪失

ＬＯＣＡ時注水機能喪失

格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）
合計

3.1.1−93

第 3.1.1.8−12 表

給水系のモデル化に関する感度解析結果

事故シーケンスグループ

ベースケース

感度解析結果

（／炉年）

（／炉年）

高圧・低圧注水機能喪失

ＴＱＵＶ

3.5E-09

3.4E-09

高圧注水・減圧機能喪失

ＴＱＵＸ

2.0E-08

1.2E-08

長期ＴＢ

7.7E-08

7.7E-08

ＴＢＵ

2.1E-08

2.1E-08

ＴＢＰ

5.3E-10

5.3E-10ＴＢＤ

6.0E-12

6.0E-12ＴＷ

5.6E-05

9.1E-06

ＴＢＷ

4.8E-06

4.8E-06

ＴＣ

2.5E-08

2.5E-08

ＡＥ

1.4E-12

1.4E-12Ｓ１Ｅ

2.0E-112.0E-11Ｓ２Ｅ

1.6E-13

1.6E-13

ＩＳＬＯＣＡ

4.8E-10

4.8E-10

6.1E-05

1.4E-05

全交流動力電源喪失

崩壊熱除去機能喪失

原子炉停止機能喪失

ＬＯＣＡ時注水機能喪失

格納容器バイパス（インターフェイスシステム
ＬＯＣＡ）
合計

3.1.1−94

プラント構成・特性の調査

・プラントの設計・運用管理に係る情報を収集

3.1.1−95

起因事象の選定と発生頻度の評価

・炉心損傷に至る可能性のある事象を起因事象として選定し，その発生頻度を評価

成功基準の設定・炉心損傷の防止に必要な緩和設備の組合せを成功基準として設定

事故シーケンスの分析・選定した起因事象に対して，成功基準を踏まえて事故
シーケンスをイベントツリーにより展開し，炉心損傷に至る事故シーケンスグループを抽出システム信頼性解析

・各緩和設備（システム）の機能喪失要因をフォールトツ
リーにより展開し，システムの非信頼度を算出

パラメータの作成

・システム信頼性解析で使用する機器故障率等のパラメー
タを作成

人間信頼性解析・事象発生前後の人的過誤を同定し，人的過誤確率を評価

フィードバック，
整合性確認

事故シーケンスの定量化
第 3.1.1−1 図・炉心損傷に至る事故シーケンスを定量化

内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡの評価フロー図

格納容器

自動減圧系／
逃がし安全弁

原
子
炉
圧
力
容
器

タービンへ

サプレッション・プール

高圧炉心スプレイ系ポンプ

低圧炉心
スプレイ系ポンプ

復水貯蔵
タンク

原子炉隔離時冷却系ポンプ

残留熱除去系
熱交換器A

残留熱除去系（低圧注水系）
ポンプＣ

残留熱除去系（低圧注水系）
ポンプA

残留熱除去系 残留熱除去系（低圧注水系） 熱交換器B
ポンプB

区分Ⅲ
高圧炉心スプレイ系

区分Ⅰ

区分Ⅱ

低圧炉心スプレイ系

残留熱除去系Ｂ

残留熱除去系Ａ（低圧注水系Ｂ）（低圧注水系Ａ）

残留熱除去系C

原子炉隔離時冷却系（低圧注水系C）

自動減圧系

第 3.1.1.1−1 図

東海第二発電所の主要な系統・設備の概要図

3.1.1−963.1.1−97
第 3.1.1.1−2 図

原子炉緊急停止系の系統説明図

第 3.1.1.1−3 図

制御棒駆動水圧系の系統説明図

3.1.1−98

第 3.1.1.1−4 図

高圧炉心スプレイ系の系統説明図

3.1.1−99

第 3.1.1.1−5 図

原子炉隔離時冷却系の系統説明図

3.1.1−100

3.1.1−101
第 3.1.1.1−6 図

低圧炉心スプレイ系の系統説明図

第 3.1.1.1−7 図

残留熱除去系の系統説明図

3.1.1−102

格納容器

ダイヤフラムフロア

3.1.1−103

ペデスタル
ベント管

サプレッション・
チェンバ

サプレッション・
プール

第 3.1.1.1−8 図

格納容器の概要図

区分Ⅰ
区分Ⅰ
RHRS-A

残留熱除去系熱交換器 A

RHRS-C

低圧炉心スプレイ系機器等

DGSW-A

非常用ディーゼル発電機 2C

残留熱除去系 A，

区分Ⅱ
非常用

RHRS-B

残留熱除去系熱交換器 B

RHRS-D

残留熱除去系 B，C 機器等

DGSW-B

非常用ディーゼル発電機 2D

放水口

区分Ⅲ
高圧炉心スプレイ系機器等
HCPS-DGSW
高圧炉心スプレイ系
ディーゼル発電機

タービン補機冷却水系熱交換器 A

タービン補機冷却水系熱交換器 B
ASW-A

常用

タービン補機冷却水系熱交換器 C
ASW-B
原子炉補機冷却水系熱交換器 A
ASW-C
原子炉補機冷却水系熱交換器 B

原子炉補機冷却水系熱交換器 C

第 3.1.1.1−9 図

常用及び非常用補機冷却系の概要図

3.1.1−104

第 3.1.1.1−10 図

所内単線結線図

3.1.1−105

3.1.1−106
第 3.1.1.1−11 図

電源系統の概要図

第 3.1.1.4−1(a)図 過渡事象に対するイベントツリー【仮定条件】
・外部電源喪失以外の過渡事象（非隔離事象，隔離事象，全給水喪失，水位低下事象，原子炉緊急停止系誤動作等，逃がし安全弁誤開放）を起因事象とする。
【イベントツリーの説明】
・起因事象発生後，原子炉停止・炉心冷却・崩壊熱除去の成功により事象が収束する。
・原子炉停止に失敗した場合は，「原子炉停止機能喪失」に分類する。
・事象発生後は，逃がし安全弁の開放及び再閉鎖により原子炉圧力を制御する。逃がし安全弁の再閉鎖失敗時（圧力バウンダリ健全性失敗時）は，原子炉内の蒸気がサプレッショ
ン・チェンバに流出するため，原子炉隔離時冷却系には期待しない。また，原子炉が減圧されることから，低圧炉心冷却のための原子炉減圧は不要とする。
・高圧炉心冷却（高圧炉心スプレイ系，原子炉隔離時冷却系）及び原子炉減圧に失敗した場
合は，「高圧注水・減圧機能喪失」に分類する。
・高圧炉心冷却に失敗し，原子炉減圧に成功した後，低圧炉心冷却（低圧炉心スプレイ系，
低圧注水系）に失敗した場合は，「高圧・低圧注水機能喪失」に分類する。
・炉心冷却に成功した後，崩壊熱除去（残留熱除去系）に失敗した場合は，「崩壊熱除去機能喪失」に分類する。

3.1.1−107

第 3.1.1.4−1(b)図 外部電源喪失に対するイベントツリー【仮定条件】
・送電系統の故障等により常用／非常用母線への外部からの電源供給が停止し，非常用母線
への非常用ディーゼル発電機からの電源供給が必要となる事象を考慮する。
・非常用ディーゼル発電機による非常用交流電源確保のためには，直流電源が必要である。
・直流電源及び交流電源のヘディングは区分Ⅰ，Ⅱ電源のことを意味し，区分Ⅲ電源は含めない。これは，区分Ⅰの交流電源及び直流電源，又は区分Ⅱの交流電源及び直流電源の確保に成功した場合は崩壊熱除去機能に期待できるため，その後のイベントツリーは過渡事
象と同様であるが，区分Ⅲの電源のみ成功した場合は崩壊熱除去機能が喪失した状態となることを考慮したものである。なお，区分Ⅲの交流電源及び直流電源の成功／失敗については，ＨＰＣＳのヘディングに対応する分岐で考慮している。
【イベントツリーの説明】
・起因事象発生後，原子炉停止に成功し，区分Ⅰの直流電源及び交流電源，又は区分Ⅱの直流電源及び交流電源の確保に成功した場合は，過渡事象と同様の事象進展となる。
・原子炉停止に失敗した場合は，「原子炉停止機能喪失」に分類する。
・直流電源（区分Ⅰ及び区分Ⅱ）に失敗し，高圧炉心スプレイ系に成功した場合は「崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）」，高圧炉心スプレイ系に失敗した場合は「全交流動力電源喪失（ＴＢＤ）」に分類する。
・直流電源（区分Ⅰ又は区分Ⅱ）に成功し，交流電源（区分Ⅰ及び区分Ⅱ）に失敗した場合
は，高圧炉心冷却（高圧炉心スプレイ系，原子炉隔離時冷却系）に期待する。
・逃がし安全弁の再閉鎖に失敗した場合においては，原子炉隔離時冷却系は駆動蒸気の喪失により機能喪失する。そのため，高圧炉心スプレイ系に成功した場合は「崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）」，高圧炉心スプレイ系に失敗した場合は「全交流動力電源喪失（ＴＢ
Ｐ）」に分類する。
・逃がし安全弁の再閉鎖に成功し，高圧炉心冷却に失敗した場合は，「全交流動力電源喪失（ＴＢＵ）」に，高圧炉心スプレイ系に成功した場合は「崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）」，高圧炉心スプレイ系に失敗し，原子炉隔離時冷却系に成功した場合は「全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）」に分類する。

3.1.1−108

第 3.1.1.4−1(c)図 手動停止に対するイベントツリー【仮定条件】
・手動停止（計画外停止）及び手動停止に至るサポート系喪失（残留熱除去系海水系故障，交流電源故障（区分Ⅰ））を起因事象とする。
・サポート系喪失では，当該区分の緩和設備には期待できない。
・手動停止のため，原子炉停止のヘディングは対象外とする。
【イベントツリーの説明】
・原子炉停止のヘディングがないことを除き，過渡事象と同様の事象進展となる。

3.1.1−109

第 3.1.1.4−1(d)図 サポート系喪失（自動停止）に対するイベントツリー【仮定条件】
・自動停止に至るサポート系喪失（交流電源故障（区分Ⅱ））及び手動スクラムへと移行するサポート系喪失（タービン・サポート系故障（補機冷却海水系故障））を起因事象とする。（直流電源故障は事象進展が異なるため，別途評価する。）
・タービン・サポート系故障（補機冷却海水系故障）では直接はスクラムに至らないが，運転継続は不可能であり，手動スクラムに移行する。
・交流電源故障（区分Ⅱ）では，当該区分の緩和設備には期待できない。
【イベントツリーの説明】
・過渡事象と同様の事象進展となる。

3.1.1−110

第 3.1.1.4−1(e)図 サポート系喪失（直流電源喪失）に対するイベントツリー【仮定条件】
・自動停止に至るサポート系喪失（直流電源故障（区分Ⅰ，Ⅱ））を起因事象とする。
・片区分の直流電源の喪失により，所内電源の主変圧器から起動変圧器への自動切替に失敗
し，外部電源喪失に至るため，健全側区分の非常用ディーゼル発電機による交流電源の確保が必要となる。
・区分Ⅰ又は区分Ⅱの直流電源の喪失により，当該区分の緩和設備には期待できない。
・交流電源のヘディングは区分Ⅰ，Ⅱ電源のことを意味し，区分Ⅲ電源は含めない。これは，区分Ⅰの直流電源及び交流電源，又は区分Ⅱの直流電源及び交流電源の確保に成功した場合は崩壊熱除去機能に期待できるため，その後のイベントツリーは過渡事象と同様である
が，区分Ⅲの電源のみ成功した場合は崩壊熱除去機能が喪失した状態となることを考慮したものである。なお，区分Ⅲの交流電源及び直流電源の成功／失敗については，ＨＰＣＳのヘディングに対応する分岐で考慮している。
【イベントツリーの説明】
・起因事象発生後，原子炉停止に成功し，区分Ⅰの直流電源及び交流電源，又は区分Ⅱの直流電源及び交流電源の確保に成功した場合は，過渡事象と同様の事象進展となる。
・原子炉停止に失敗した場合は，「原子炉停止機能喪失」に分類する。
・直流電源（区分Ⅰ及び区分Ⅱ）に失敗し，高圧炉心スプレイ系に成功した場合は「崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）」，高圧炉心スプレイ系に失敗した場合は「全交流動力電源喪失（ＴＢＤ）」に分類する。
・直流電源（区分Ⅰ又は区分Ⅱ）に成功し，交流電源（区分Ⅰ及び区分Ⅱ）に失敗した場合
は，高圧炉心冷却（高圧炉心スプレイ系，原子炉隔離時冷却系）に期待する。
・逃がし安全弁の再閉鎖に失敗した場合は，原子炉隔離時冷却系は駆動蒸気の喪失により機能喪失する。そのため，高圧炉心スプレイ系に成功した場合は「崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）」，高圧炉心スプレイ系に失敗した場合は「全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）」に分類する。
・逃がし安全弁の再閉鎖に成功し，高圧炉心冷却に失敗した場合は，「全交流動力電源喪失（ＴＢＵ）」に，高圧炉心スプレイ系に成功した場合は「崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）」，高圧炉心スプレイ系に失敗し，原子炉隔離時冷却系に成功した場合は「全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）」に分類する。

3.1.1−111

第 3.1.1.4−1(f)−1 図 大破断ＬＯＣＡに対するイベントツリー

中破断ＬＯＣＡ
小破断ＬＯＣＡ

原子炉停止

高圧炉心冷却

原子炉減圧

低圧炉心冷却

成功
成功
失敗
成功

成功
成功
成功
失敗

事故シーケンス

崩壊熱除去

失敗
失敗

失敗
失敗

事故シーケンスグループ

炉心損傷なし中破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗
小破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗

炉心損傷なし崩壊熱除去機能喪失

炉心損傷なし中破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗
小破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗
中破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
中破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗
小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗
中破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗
小破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗

炉心損傷なし崩壊熱除去機能喪失
ＬＯＣＡ時注水機能喪失
ＬＯＣＡ時注水機能喪失
原子炉停止機能喪失

第 3.1.1.4−1(f)−2 図 中小破断ＬＯＣＡに対するイベントツリー【仮定条件】
・大破断ＬＯＣＡは，事象初期に急激な原子炉減圧を伴うもので，原子炉減圧なしに低圧炉
心冷却系により炉心冷却が可能である。
・中破断ＬＯＣＡ及び小破断ＬＯＣＡは，いずれも大破断ＬＯＣＡと比較して破断口が小さ
く，原子炉減圧が緩やかなもので，低圧炉心冷却には原子炉減圧が必要であることから，同一のイベントツリーとしている。
【イベントツリーの説明】
・起因事象発生後，原子炉停止・炉心冷却・崩壊熱除去の成功により事象が収束する。
・原子炉停止に失敗した場合は，「原子炉停止機能喪失」に分類する。
・高圧炉心冷却及び原子炉減圧に失敗した場合と高圧炉心冷却及び低圧炉心冷却に失敗した
場合は，「ＬＯＣＡ時注水機能喪失」に分類する。
・炉心冷却に成功した後，崩壊熱除去に失敗した場合は,「崩壊熱除去機能喪失」に分類する。

3.1.1−112

第 3.1.1.4−1(g)図 インターフェイスシステムＬＯＣＡに対するイベントツリー【仮定条件】
・インターフェイスシステムＬＯＣＡは，原子炉冷却材圧力バウンダリの隔離弁の故障等により格納容器外の低圧設計部に原子炉圧力がかかることで，格納容器外の配管等が破損する事象を想定する。
・インターフェイスシステムＬＯＣＡが発生する可能性のある系統として，高圧炉心スプレ
イ系．原子炉隔離時冷却系，低圧炉心スプレイ系及び残留熱除去系を考慮する。
・インターフェイスシステムＬＯＣＡの発生により，原子炉冷却材の格納容器外への流出が継続し，水源の枯渇により注水不能となるため，本評価では緩和設備に期待しないものとする。
【イベントツリーの説明】
・インターフェイスシステムＬＯＣＡが発生した場合，格納容器外への冷却材の流出が続くため，「格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）」に分類する。

3.1.1−113

系統概略図フォールトツリー
残留熱除去系（A）
機能喪失

ポンプ周り
故障

ポンプ
起動失敗

熱交換器周り故障

起動操作失敗メンテナンス

ポンプ継続
運転失敗

サポート系（区分Ⅰ）
機能喪失

電源系
機能喪失

補機冷却系
機能喪失

ＲＨＲポンプ起動失敗確率＝λs×Ts／2【基事象リスト】
機器番号

機器名称

故障モード
電動ポンプ運転継続
失敗（淡水）
E12̲C002A ＲＨＲポンプ
電動ポンプ起動失敗（淡水-非常用）基事象 ID

P&ID

EWD/CWD

CMMPE12̲C002AR
R-15(27)
CMMPE12̲C002AS

故障率

EF

1.10E-06

11.8

1.30E-07

17.3

1330(23)

電 源
MC 2C̲2
DC125V 2A

試験間隔

使命時間
24

720

試験名 称
ＲＨＲポンプ
手動起動試験

試験頻度：1 回／月（720 時間）

第 3.1.1.5−1 図システム信頼性評価の例

3.1.1−114

第 3.1.1.6−1 図

共通要因故障同定のフロー

3.1.1−115サポート系喪失（自動停止）
外部電源喪失
0.7％
2.5％

ＬＯＣＡ
0.1％

インターフェイ
スシステム
ＬＯＣＡ＜0.1％

サポート系喪失（直流電源故障）
8.9％

手動停止／
サポート系喪失（手動停止）
16.5％

過渡事象
71.3％

第 3.1.1.8−1 図
原子炉停止
機能喪失
＜0.1％

起因事象別の炉心損傷頻度寄与割合

高圧注水・減圧機能喪失＜0.1％

高圧・低圧
注水機能喪失
＜0.1％

全交流動力
電源喪失
0.2％

インターフェイス
システムＬＯＣＡ＜0.1％
ＬＯＣＡ時注水
機能喪失
＜0.1％

崩壊熱除去
機能喪失 99.8％

第 3.1.1.8−2 図事故シーケンスグループ別の炉心損傷頻度寄与割合

3.1.1−116

1.0E+05
インターフェイスシステムＬＯＣＡ

1.0E+04

残留熱除去系海水系故障（区分Ⅰ）
残留熱除去系海水系故障（区分Ⅱ）

直流電源故障（区分Ⅰ）
直流電源故障（区分Ⅱ）

3.1.1−117ＲＡＷ

1.0E+03

交流電源故障（区分Ⅰ）
交流電源故障（区分Ⅱ）

1.0E+02
原子炉緊急停止系誤動作等

逃がし安全弁誤開放
外部電源喪失大破断ＬＯＣＡ

1.0E+01

中破断ＬＯＣＡ

1.0E+00
1.0E-06

計画外停止

小破断ＬＯＣＡ

1.0E-05

タービン・サポート系故障

1.0E-04

第 3.1.1.8−3 図

1.0E-03
ＦＶ重要度

全給水喪失

水位低下事象

1.0E-02

起因事象の重要度解析結果

隔離事象

1.0E-01

非隔離事象

1.0E+00

1.0E+05
RHR-A/B/Cポンプ出口逆止弁開失敗
共通要因故障RHR-A/B/Cミニフローライン逆止弁
開失敗共通要因故障

RHRS-A/B/C/D
海水ポンプ起動失敗
共通要因故障RHRS-A/B流量制御弁開失敗
共通要因故障RHRS-A/B海水ストレーナ閉塞
共通要因故障1.0E+04

RHR-A/B熱交換器
バイパス弁閉失敗
共通要因故障3.1.1−118

ＲＡＷ

1.0E+03

RHR-A/Bポンプ起動失敗共通要因故障
RHR-A/Bポンプ室空調ファン起動失敗
共通要因故障RHR-A/B/Cポンプ室
空調ファン運転継続失敗
共通要因故障RHR-A/Bポンプ運転継続失敗
共通要因故障1.0E+02

RHR-A/B/Cポンプ起動失敗共通要因故障
RHR-A/B/Cポンプ室空調ファン起動失敗
共通要因故障RHRS-A/B/C/Dポンプ
運転継続失敗共通要因故障1.0E+01

RHR-A/B/Cポンプ運転継続失敗
共通要因故障RHRS-A/Bポンプ起動失敗
共通要因故障RHRS-Bメンテナンスによる待機除外

RHR-A/Bポンプ室
空調ファン運転継続失敗
共通要因故障1.0E+00
1.0E-03

RHR系操作失敗

DG-2C運転継続失敗
DG-2D運転継続失敗

1.0E-02

1.0E-01
ＦＶ重要度

第 3.1.1.8−4 図

緩和設備の基事象の重要度解析結果

1.0E+00

1.0E-03
1.0E-04

95%値

3.1.1−119

炉心損傷頻度（／炉年）

平均値
1.0E-05

中央値

1.0E-06

5%値

1.0E-07
1.0E-08
1.0E-09
1.0E-101.0E-11
1.0E-121.0E-13
1.0E-14
1.0E-15

事故シーケンスグループ

第 3.1.1.8−5 図事故シーケンスグループ別の不確実さ解析の結果

1.0E-04
ベースケース
1.0E-05

感度解析①（頻度論統計）
感度解析②（ベイズ統計）

3.1.1−120

炉心損傷頻度（／炉年）

1.0E-06

1.0E-07

1.0E-08

1.0E-09

1.0E-101.0E-11

1.0E-121.0E-13

事故シーケンスグループ

第 3.1.1.8−6 図プラント固有の運転実績を考慮した感度解析結果（炉心損傷頻度の比較）

原子炉停止
機能喪失
＜0.1％

高圧注水・
減圧機能喪失＜0.1％

高圧・低圧
注水機能喪失＜0.1％

インターフェイス
システムＬＯＣＡ＜0.1％

ＬＯＣＡ時注水
機能喪失
＜0.1％

全交流動力
電源喪失
0.2％

3.1.1−121

崩壊熱除去
機能喪失 99.8％

原子炉停止
機能喪失
＜0.1％

高圧注水・
減圧機能喪失＜0.1％

高圧・低圧
注水機能喪失
＜0.1％

全交流動力
電源喪失
0.1％

インターフェイス
システムＬＯＣＡ
＜0.1％

原子炉停止
機能喪失
＜0.1％

ＬＯＣＡ時注水
機能喪失
＜0.1％

全交流動力
電源喪失
0.1％

崩壊熱除去
機能喪失 99.8％

高圧注水・減圧機能喪失＜0.1％

高圧・低圧
注水機能喪失＜0.1％

インターフェイス
システムＬＯＣＡ＜0.1％
ＬＯＣＡ時注水
機能喪失
＜0.1％

崩壊熱除去
機能喪失 99.8％

炉心損傷頻度：6.1E-5（／炉年）

炉心損傷頻度：9.8E-5（／炉年）

炉心損傷頻度：7.7E-5（／炉年）【ベースケース】【感度解析①（頻度論統計）】【感度解析②（ベイズ統計）】

第 3.1.1.8−7 図プラント固有の運転実績を考慮した感度解析結果（事故シーケンスグループ別の寄与割合）

非隔離事象

メンテナンス

スクラム系

S/R弁開放

T1

MN

C

M

S/R弁再閉鎖 給水系※
P

Q

HPCS

RCIC

UH

UR

手動ADS LPCI-A
X1

VA

LPCS

LPCI-B

LPCI-C

RHR-A

RHR-B

VS

VB

VC

WA

WB

3.1.1−122

No.

最終状態

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39
40

TW
TW
TW
TW
TW
TW
TQUV
TQUX
TW
TW
TW
TW
TW
TQUV
合計値

※

給水系は復水系を含めてモデル化。

第 3.1.1.8−8 図

給復水系をモデル化したイベントツリーの例（非隔離事象）

1.0E-04
給水系無し（ベースケース）
1.0E-05

給水系有り（感度解析）

3.1.1−123

炉心損傷頻度（／炉年）

1.0E-06

1.0E-07

1.0E-08

1.0E-09

1.0E-101.0E-11

1.0E-121.0E-13

事故シーケンスグループ

第 3.1.1.8−9 図

給水系のモデル化に関する感度解析結果（炉心損傷頻度の比較）

原子炉停止
機能喪失
＜0.1％

高圧注水・
減圧機能喪失＜0.1％

高圧・低圧
注水機能喪失
＜0.1％

全交流動力
電源喪失
0.2％

インターフェイス
システムＬＯＣＡ＜0.1％
ＬＯＣＡ時注水機能喪失＜0.1％

3.1.1−124

崩壊熱除去
機能喪失 99.8％

原子炉停止
機能喪失
0.2%

高圧注水・
減圧機能喪失＜0.1%

高圧・低圧
注水機能喪失＜0.1%

インターフェイス
システムＬＯＣＡ＜0.1%
ＬＯＣＡ時注水
機能喪失
＜0.1%

全交流動力
電源喪失
0.7%

崩壊熱除去
機能喪失 99.0%

炉心損傷頻度：6.1E-5（／炉年）

炉心損傷頻度：1.4E-5（／炉年）【給水系無し（ベースケース）】【給水系有り（感度解析）】

第 3.1.1.8−10 図

給水系のモデル化に関する感度解析結果（事故シーケンスグループ別の寄与割合）

添付資料 3.1.1−1
出力運転時ＰＲＡの対象範囲について

ＢＷＲプラントの出力運転時を対象としたＰＲＡの対象範囲は，社団法人日本原子力学会が発行している日本原子力学会標準「原子力発電所の出力運転状
態を対象とした確率論的安全評価に関する実施基準（レベル 1ＰＳＡ編）：２０
０８」において，「ＣＲ引抜開始」から「復水器真空破壊」までとされている。
ＢＷＲプラントの出力運転時ＰＲＡ及び停止時ＰＲＡの対象範囲を図１に示す。

原
子
炉
出
力
経過時間
出力降下開始全CR全挿入期間a

復水器真空破壊期間b

出力運転時PRA

図1

CR引抜開始

定格出力到達期間c
停止時PRA

出力運転時PRA

出力運転時ＰＲＡ及び停止時ＰＲＡの対象範囲（ＢＷＲ）

図 1 において，「出力降下開始〜全ＣＲ全挿入」，「全ＣＲ全挿入〜復水器真空破壊」，及び「ＣＲ引抜開始〜定格出力到達」の各期間は，次の理由により出力運転時ＰＲＡで取り扱うことは妥当であると判断している。

(1)

出力降下開始〜全ＣＲ全挿入
緩和設備は，給水系を除いて，定格出力運転時とほぼ同等の構成である。

給復水系は原子炉出力降下に伴う給水流量の低下に応じてポンプを切り替えるが，運転中の機器の故障による給水喪失に至らないよう定格出力運転時と同様に待機させる機器が設けられている。このため，出力レベルの変化に伴
添付 3.1.1−1−1

う種々のパラメータの変化は，異常発生時の事象進展の緩急の差となっても，起因事象の発生頻度も大きく影響を受けるものではない。また，使用可能な緩和設備，あるいは緩和設備の信頼性の観点からは大きな相違はない。
また，原子炉圧力／出力が低下した状態では，プラント運用のため次のス
クラム信号がバイパスされるが，これは燃料健全性を確保する上で，次のインターロックによる原子炉スクラムの必要がない状態に移行したことによるものである。
・原子炉圧力の低下に伴う「主蒸気隔離弁閉」によるスクラム
・原子炉出力の低下に伴う「主蒸気止め弁閉」及び「タービン加減弁急速閉」によるスクラム
なお，本プラントのＰＲＡモデルでは，上記のスクラム信号による原子炉
スクラムに期待していないため，これらのスクラム信号の有無は本プラントのＰＲＡ結果に影響を与えるものではない。
(2)

全ＣＲ全挿入〜復水器真空破壊
緩和設備は，給水系を除いて，定格出力運転時とほぼ同等の構成である。

復水系は，運転中の機器の故障による給水喪失に至らないよう定格出力運転時と同様に待機させる機器が設けられている。このため，異常事象発生時のパラメータの変化は，事象進展の緩急の差となっても，使用可能な緩和設備，
あるいは緩和設備の信頼性の観点からは大きな相違をもたらすものではない。
したがって，全ＣＲ全挿入から真空破壊までの期間で発生する過渡事象を
手動停止の起因事象に含めることで，出力運転時ＰＲＡとして取り扱う。
(3)

ＣＲ引抜開始〜定格出力到達緩和設備は，給水系を除いて，定格出力運転時とほぼ同等の構成であることから，出力運転状態を対象としたＰＲＡに含める。
なお，原子炉停止後の時間経過及び新燃料の装荷による崩壊熱の低下を考添付 3.1.1−1−2慮すると，当該期間のリスクは定格出力運転中に比べて小さいと考えられる。

添付 3.1.1−1−3

添付資料 3.1.1.2−1
起因事象のグループ化について(1)

起因事象の同定選定した起因事象の具体的な同定は，以下のとおりである。
ａ．過渡事象及び事故に係る起因事象の同定
原子炉設置変更許可申請書添付書類十に評価されている運転時の異常な過渡変化及び設計基準事故に関して，過渡事象を分析しているＥＰＲＩ

ＮＰ−２２３０における事象分類との対応を確認し，起因事象として考慮すべき事象を相互に確認する。また，過渡事象については，機器の故障及び人的過誤によるプラントの応答の特徴を把握するために，起因事象発生時の主要な状況（原子炉冷却材圧力バウンダリの状態，外部電源の有無，主蒸気隔離の有無）と緩和設備の主要な状況（初期給復水系の使用可否等，主なスクラム信号）について整理する。過渡事象及び事故に係る起因事象の同定結果を表1に示す。
起因事象発生時の主要な状況と緩和設備の主要な状況が同様な事象については，同じ事象分類とし，起因事象のグループ化を検討する。また，
起因事象対象外とする事象については，その理由を表1に示す。
ｂ．従属性を有する起因事象等の同定（手動停止／サポート系喪失）
原子炉設置変更許可申請書添付書類八等に基づき，原子炉の運転に係
わる設備ごとに機能喪失時の影響を検討し，従属性を有する起因事象等を分析・同定した。整理した結果を表2に示す。
当該設備が機能喪失した場合に，広範な緩和設備が同時に機能喪失に至るサポート系故障等を，従属性を有する起因事象であるサポート系故障として摘出した。一方，緩和設備への影響範囲が限定的な事象は，従属性を有する起因事象ではなく，計画外停止として考慮する。
添付 3.1.1.2−1−1ｃ．原子炉冷却材圧力バウンダリに係る起因事象の同定（ＬＯＣＡ及び格納容器バイパス）
原子炉冷却材圧力バウンダリに該当する容器・配管等の設備を摘出し，想定される破損モードを整理した。また，想定される破損モードに基づき起因事象を分析・同定を行った。整理した結果を表3に示す。
格納容器内での破損はＬＯＣＡとして，格納容器外での破損のうち破損部位が隔離できない場合は格納容器バイパスとして検討した。なお，
格納容器外での破損のうち破損部位が隔離できる場合は，隔離成功の時
点で原子炉への影響は収束するため，溢水事象に分類し対象外とする。
ＬＯＣＡでは，原子炉冷却材圧力バウンダリからの冷却材の流出規模によりプラント応答や成功基準が異なるため，流出規模に応じて，漏えい，小破断ＬＯＣＡ，中破断ＬＯＣＡ，大破断ＬＯＣＡ及び設計基準事
故超過ＬＯＣＡ（以下「ＤＢＡ超過ＬＯＣＡ」という。）に分類する。
また，機器故障に起因する事象（ＰＬＲポンプメカニカルシールのリーク，ＡＤＳ／過渡時自動減圧回路の誤動作）については，配管等の破損と状況が異なるため別途検討する。これらの事象に関する検討と起因事象としての取扱い結果を表3に示す。ＬＯＣＡは発生経験のない稀有事象であり，プラントの運転実績に基づいた統計による発生頻度評価は困難であるため，発生頻度についても併せて検討する。
格納容器バイパスには，格納容器隔離弁の多重故障，弁試験時の隔離失敗等により原子炉圧力が低圧設計部等にかかることでこれが破損し，原子炉冷却材が格納容器外で流出するインターフェイスシステムＬＯＣ
Ａ（ＩＳＬＯＣＡ）と，常時開状態等の格納容器隔離弁に接続している
配管が格納容器外で破損し，これに重ねて格納容器隔離弁の閉鎖に失敗することにより原子炉冷却材が格納容器外で流出する事象（格納容器バ
添付 3.1.1.2−1−2

イパス破断）が考えられる。両事象に該当する設備について，事象の発生頻度，影響程度を検討する。これらの検討と起因事象としての取扱い
結果を表3に併せて示す。概略評価の結果，格納容器バイパス破断は発生頻度が小さいことから、評価対象外とする。
なお，原子炉冷却材圧力バウンダリに係る検討においては，従属性を有する起因事象は特に摘出されなかった。

添付 3.1.1.2−1−3

(2)起因事象のグループ化
同定された起因事象（事象分類）において，プラント応答や必要となる緩和設備等が同等であり，同一のイベントツリー及びフォールトツリーで扱える事象をグループ化する。
起因事象は過渡事象，手動停止／サポート系喪失，ＬＯＣＡ及び格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）に大きく区分されるため，これらの区分ごとに，起因事象のグル一プ化の検討結果を示す。起因事象グループと事象の定義並びに事象と緩和設備の主要な状況を表4にまとめて示す。
ａ．過渡事象等のグループ化
過渡事象等は，表1に示すとおり事象発生のプラントの応答に応じて事象分類Ａから事象分類Ｊまでに分類しているが，各事象分類において，同一のイベントツリー及びフォールトツリーで扱える事象にグループ化する。各起因事象グループ内での事象の定義は，具体的な事象が設定されているＥＰＲＩ(a)

ＮＰ−２２３０の事象定義に基づくものとする。

事象分類Ａ（タービントリップ等），Ｂ１（主蒸気隔離弁の1弁閉鎖）及びＢ２（給水加熱喪失等）
事象分類Ａは，負荷の喪失に伴い，蒸気加減弁急速閉信号又は主蒸
気止め弁閉信号により，原子炉が自動スクラムする事象である。また，
事象分類Ｂ１及びＢ２は，原子炉出力の上昇に伴い，中性子束高信号
により原子炉が自動スクラムする事象である。
これらの事象分類では，原子炉スクラム信号は異なるが，いずれもタービンバイパス弁が作動することにより主蒸気が隔離されず，事象
発生初期から給復水系が利用できることから，1つの起因事象グループ「非隔離事象」としてグループ化する。
添付 3.1.1.2−1−4

(b)事象分類Ｃ（主蒸気隔離弁の閉鎖等），Ｄ（発電機負荷遮断バイパ
ス弁不作動等），Ｅ（復水器真空度喪失）
事象分類Ｃは，主蒸気隔離弁の閉鎖に伴い，主蒸気隔離弁閉信号により原子炉が自動スクラムする事象である。事象分類Ｄは，発電機負荷遮断及びタービンバイパス弁不作動に伴い，蒸気加減弁急速閉信号
又は主蒸気止め弁閉信号により原子炉が自動スクラムする事象である。
また，事象分類Ｅは，復水器真空度の喪失によるタービントリップに伴い，主蒸気止め弁閉信号により原子炉が自動スクラムする事象である。
事象分類Ｃ及びＤでは，原子炉スクラム信号は異なるが，いずれも主蒸気隔離弁閉鎖等により，原子炉がタービン側から隔離されることで，原子炉で発生した蒸気を復水器に排出できず，ホットウェル水位が低下すると，給復水系の継続利用に障害が生じる。また，事象分類
Ｅでは，復水器の真空度が喪失しているため，初期に給復水系が利用できる場合でも，ホットウェル水位の低下に伴い，いずれ給復水系を利用できなくなり，その後原子炉水位の低下により主蒸気隔離弁が閉鎖する。そのため，これらの事象分類は，いずれも原子炉がタービン側と隔離される事象であることから，1つの起因事象グループ「隔離事象」としてグループ化する。

(c)

事象分類Ｆ（全給水流量喪失）
本事象分類は，原子炉への給水流量の全喪失に伴い，原子炉水位低（レベル３）信号により原子炉が自動スクラムする事象である。
本事象分類では，事象発生初期から給復水系が利用できないため，
単独で1つの起因事象グループ「全給水喪失」としてグループ化する。

(d)

事象分類Ｇ（給水又は復水ポンプ1台トリップ等）
添付 3.1.1.2−1−5

本事象分類は，原子炉への給水流量の減少に伴い，原子炉水位低（レベル３）信号により原子炉が自動スクラムする事象である。
本事象分類では，事象発生初期から給復水系が利用可能であるが，給復水系の機能が低下していることから，単独で1つの起因事象グループ「水位低下事象」としてグループ化する。
(e)

事象分類Ｈ１（起動時における制御棒引き抜き），Ｈ２（原子炉保護系故障によるスクラム等）
事象分類Ｈ１は，起動時における制御棒の異常な引き抜きに伴い，原子炉出力ぺリオド短（起動領域計装）信号により原子炉が自動スクラムする事象である。また，事象分類Ｈ２は，原子炉緊急停止系誤信
号等により原子炉が自動スクラムする事象である。
これらの事象分類では，原子炉スクラム信号は異なるが，いずれも主蒸気が隔離されず，事象発生初期から給復水系が利用できること及び起因事象グループ「非隔離事象」のように原子炉圧力，水位等に大幅な変動を伴わないことから，1つの起因事象グループ「原子炉緊急停止系誤動作等」としてグループ化する。

(f)

事象分類Ｊ（逃がし安全弁誤開放）
本事象分類は，原子炉運転中に逃がし安全弁の誤開放に伴い，原子炉冷却材（蒸気）の一部がサプレッション・プールに流出し，原子炉を手動でスクラムさせる事象である。
本事象分類では，原子炉冷却材が流出する事象であること及び原子炉が減圧されることで原子炉隔離時冷却系が機能喪失することから，単独で1つの起因事象グループ「逃がし安全弁誤開放」としてグループ
化する。

(g)

事象分類Ｉ（外部電源喪失等）
添付 3.1.1.2−1−6

本事象分類は，外部電源の喪失に伴い，蒸気加減弁急速閉信号により原子炉が自動スクラムする事象である。
本事象分類では，事象の発生により非常用電源の確保が必要になることから，プラント応答が他とは異なることを考慮し，単独で1つの起因事象グループ「外部電源喪失」としてグループ化する。
ｂ．手動停止／サポート系喪失
従属性を有する起因事象であるサポート系故障は，原則としてグループ化を行わない。このため，以下に示す各事象分類を，単独で1つの起因事象グループとする。また，安全機能を有する緩和設備に何らかの不具合，故障が生じ，当該設備が待機除外となった状態での手動停止を「計画外停止」とし，単独で1つの起因事象グループとする。
(a)

手動停止／サポート系喪失（手動停止）「計画外停止」「残留熱除去系海水系故障（区分Ⅰ）」「残留熱除去系海水系故障（区分Ⅱ）」「交流電源故障（区分Ⅰ）」(b)

サポート系喪失（自動停止）「交流電源故障（区分Ⅱ）」「タービン・サポート系故障」(c)

サポート系喪失（直流電源故障）「直流電源故障（区分Ⅰ）」「直流電源故障（区分Ⅱ）」

ｃ．ＬＯＣＡでのグループ化
ＬＯＣＡは，表3に示すとおり，評価対象とする事象分類として大破断
ＬＯＣＡ，中破断ＬＯＣＡ及び小破断ＬＯＣＡを同定している。各事象
添付 3.1.1.2−1−7

分類のグループ化は以下のとおりである。
なお，学会標準ではポンプシールＬＯＣＡを起因事象グループとして挙げている。ＢＷＲではＰＬＲポンプシールＬＯＣＡがこれに該当すると考えられるが，同事象における原子炉冷却材流出の影響は小さいと考えられるため，単独でのグループ化は行わず，「漏えい」に含むものとした。
(a)

大破断ＬＯＣＡ
事象発生により，原子炉が減圧された状態になる範囲のＬＯＣＡ事象である。原子炉が減圧状態になるため，低圧注水を行うための原子炉減圧は不要である。他の事象分類とはプラント応答が異なるため，
単独で1つの起因事象グループ「大破断ＬＯＣＡ」とする。

(b)

中破断ＬＯＣＡ
小破断ＬＯＣＡと大破断ＬＯＣＡの中間範囲のＬＯＣＡ事象である。
プラント応答については，事象発生後短期間では原子炉が減圧状態に至らないが，長期間では減圧するとして扱う。このため，他の事象分類とはプラント応答が異なることから，単独で1つの起因事象グループ「中破断ＬＯＣＡ」とする。

(c)

小破断ＬＯＣＡ
タービン駆動のＲＣＩＣで注水により水位維持が可能な範囲のＬＯ
ＣＡ事象である。注水に利用できる系統等が他の事象分類とは異なるため，単独で1つの起因事象グループ「小破断ＬＯＣＡ」とする。

ｄ．格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）
格納容器バイパスとして，インターフェイスシステムＬＯＣＡ（ＩＳＬＯＣＡ）を同定している。ＩＳＬＯＣＡは，単独で1つの起因事
象グループとする。
添付 3.1.1.2−1−8

表1
添付書類十における運転時の異常な過渡変化及び設計基準事故
原子炉起動時における制御棒の異常な引き抜き
出力運転中の制御棒の異常な引き抜き
原子炉冷却材流量の部分喪失
原子炉冷却材系の停止ル−プの誤起動

過渡事象及び設計基準事故に係る起因事象の同定結果
起因事象の状況ＥＰＲＩ ＮＰ−２２３０による過渡事象（注１）

原子炉冷却材
圧力バウンダリ

27.出力運転中の制御棒引き抜き
16.再循環ポンプ１台トリップ
15.再循環流量制御系の誤動作（再循環流量減少）
18.再循環停止ル−プ誤起動
31.外部電源喪失

初期給復水系の使用可否等

主なスクラム信号

継続可能

原子炉出力ぺリオド短（起動領域計装）

事象分類
(H1)

制御棒を引き抜いていくと，引抜制御棒近傍の出力が上昇するが，定格出力の105％のところで制御棒引抜阻止信号が出され，制御棒の引き抜きは阻止される。その結果，
原子炉スクラムには至らない。

起因事象対象外炉心流量が急速に減少し，ボイドが急増する。ボイドの増加によって原子炉水位は上昇するが，原子炉水位高（レベル8）によるタービントリップには至らず，また，原子炉スクラムにも至らない。

起因事象対象外炉心流量が急激に増加する。このため，ボイドが減少し中性子束が増加するが，中性子束高信号発信には至らず，原子炉スクラムには至らない。

起因事象対象外

外部電源なし8.復水器真空度喪失

運
転
時
の
異
常
な
過
渡
変
化

主蒸気隔離

28.起動時における制御棒引き抜き

32.補助電源喪失

外部電源喪失外部電源の有無

緩和設備の状況

タービン側・主蒸気隔離弁共隔離不可（電源なし）

蒸気加減弁急速閉(I)

主蒸気隔離弁で隔離

可／継続に障害（ホットウェル水位低下）

主蒸気止め弁閉(E)

給水加熱喪失21.給水加熱喪失

継続可能

中性子束高（熱流束相当）(B2)

原子炉冷却材流量制御系の誤動作

14.再循環流量制御系の誤動作（再循環流量増加）
1.発電機負荷遮断
3.タ−ビントリップ
10.圧力制御装置の故障（蒸気流量減少）
13.バイパス弁又は主蒸気加減弁の誤閉鎖
2.発電機負荷遮断バイパス弁不作動
4.タ−ビントリップバイパス弁不作動

継続可能

中性子束高（中性子束）

(B2)

継続可能

蒸気加減弁急速閉又は主蒸気止め弁閉(A)

タービン側で隔離

可／継続に障害（ホットウェル水位低下）

蒸気加減弁急速閉又は主蒸気止め弁閉(D)

主蒸気隔離弁で隔離

可／継続に障害（ホットウェル水位低下）

主蒸気隔離弁閉(C)

7.主蒸気隔離弁の部分閉鎖
6.主蒸気隔離弁の１弁閉鎖

継続可能

中性子束高

(B1)

継続可能

主蒸気止め弁閉(A)

主蒸気隔離弁で隔離

可／継続に障害（ホットウェル水位低下）

主蒸気隔離弁閉(C)

主蒸気隔離弁で隔離不可（起因事象）

原子炉水位低（レベル3）(F)

継続可能（機能低下）

原子炉水位低（レベル3）

(G)

継続可能

主蒸気止め弁閉(A)可／継続に障害（冷却材流出）手動スクラム(J)

原子炉緊急停止系誤信号(H2)

可／継続に障害（冷却材流出）（ホットウェル水位低下）

原子炉水位低（レベル3）

原子炉冷却材喪失
(A)

負荷の喪失

5.主蒸気隔離弁の閉鎖
主蒸気隔離弁の誤閉止

20.給水制御系の故障（流量増加，出力運転時）

給水制御系の故障

26.給水制御系の故障（流量増加，起動・停止時）
9.圧力制御装置の故障（蒸気流量増加）

原子炉圧力制御系の故障
12.タ−ビンバイパス弁誤開放
22.全給水流量喪失
23.給水又は復水ポンプ１台トリップ

給水流量の全喪失

24.給水制御系の故障（流量減少，出力運転時）
25.給水制御系の故障（流量減少，起動・停止時）
33.ＨＰＣＩ／ＨＰＣＳの誤起動
11.逃がし安全弁誤開放／開固着−

冷却材流出あり

30.原子炉保護系故障によるスクラム（注３）

34.プラント異常によるスクラム

継続可能35.原子炉保護系計装の故障によるスクラム−

原子炉冷却材喪失

設
計
基
準
事
故

冷却材流出あり

主蒸気隔離弁で隔離（注２）

原子炉冷却材流量の喪失

17.全再循環ポンプトリップ

継続可能

主蒸気止め弁閉

原子炉冷却材ポンプの軸固着

19.再循環ポンプ軸固着

継続可能

主蒸気止め弁閉(A)

放射性気体廃棄物処理施設の破損−

炉心損傷の観点からは考慮不要であるため，本事象は対象外とした。

起因事象対象外

主蒸気管破断−事象発生により主蒸気隔離弁が閉鎖することで，初期の原子炉への影響は「主蒸気隔離弁の閉鎖」と同様となる。
主蒸気隔離弁閉鎖に失敗した場合は，格納容器をバイパスした状態での原子炉冷却材（蒸気）の喪失となるが，発生頻度が極めて小さい値となることから，対象外とした。（添付資料3.1.1.2-2）

起因事象対象外燃料集合体の落下−

使用済燃料プールにおける燃料集合体の取扱い作業中に，燃料集合体が落下した場合でも原子炉の運転状態に影響することはないことから，対象外とした。

起因事象対象外制御棒落下−

事象発生により，瞬間的な出力上昇で一部の燃料の破損が考えられるが，主蒸気隔離弁が自動閉止する設計となっており，「主蒸気隔離弁の閉鎖」とプラント挙動が同様であるため，この事象に包絡されるとし，対象外とした。

起因事象対象外原子炉冷却材喪失（ＰＣＶ解析）−

冷却材流出あり

主蒸気隔離弁で隔離（注２）

可／継続に障害（冷却材流出）（ホットウェル水位低下）

原子炉水位低（レベル3）

原子炉冷却材喪失

可燃性ガスの発生−

冷却材流出あり

主蒸気隔離弁で隔離（注２）

可／継続に障害（冷却材流出）（ホットウェル水位低下）

原子炉水位低（レベル3）

原子炉冷却材喪失（注１）29.制御棒の異常な挿入，36.手動スクラム，37.原因不明については対象外とした。

（注２）破断面積が小さい場合，原子炉水位が低下せず，隔離されないこともある。
（注３）給復水系に影響を及ぼす信号が発信していない場合。

添付 3.1.1.2−1−9

表2項目（添付書類八）原子炉及び炉心機能喪失時の影響

従属性を有する起因事象
及び計画外停止の同定

この設備が機能喪失する場合には，異常徴候を検知して原子炉をスクラムする可能性はあるものの，緩和設備への影響は考え難い。

-

燃料

燃料棒・燃料集合体

制御棒及び駆動機構

制御棒・制御棒駆動機構・制御棒駆動水圧系（制御棒駆動水ポンプ・ス この設備が機能喪失する場合に，直接原子炉スクラムに至ることはない。なお，他の要因による起クラムディスチャージボリューム）・水圧制御ユニット
因事象が発生した場合には，原子炉スクラムに失敗する可能性がある。
一方，誤動作等が発生した場合には，原子炉スクラムに至る可能性はあるが，緩和設備への影響は考え難い。

原子炉圧力容器
気水分離器及び乾燥器
ジェット・ポンプ
燃料の貯蔵設備及び取扱設 燃料取替機
備
原子炉建屋クレーン
新燃料貯蔵庫
使用済燃料プール
キャスク洗浄ピット
燃料プール浄化冷却系
破損燃料検出装置
再循環系

主蒸気系

原子炉補助系

設備概要（添付書類八等）

設備(添付書類八)

圧力容器内部支持構造物

再循環系及び主蒸気系

従属性を有する起因事象の同定（1／4）

この設備が機能喪失する場合には，異常徴候を検知して原子炉をスクラムする可能性はあるもの
炉心シュラウド・上部炉心格子・制御棒案内管・炉心支持板・給水ス
パージャ・炉心スプレイ用ノズル（高圧・低圧）・炉心スプレイスパー の，緩和設備への影響は考え難い。
ジャ・頂部冷却スプレイノズル・計装用ノズル・核計装検出器
原子炉圧力容器
この設備が機能喪失する場合には，原子炉冷却材喪失となる。
気水分離器・乾燥器
この設備が機能喪失する場合には，異常徴候を検知して原子炉をスクラムする可能性はあるものの，緩和設備への影響は考え難い。
ジェット・ポンプ
ブリッジ・トロリ・燃料つかみ具・インターロック
この設備が機能喪失する場合には，使用済燃料の貯蔵等に支障が発生する可能性があるが，直接原子炉の運転状態に影響を与えるものではないことから，炉心損傷頻度を評価すための起因事象としクレーン・インターロックては対象外とする。
新燃料貯蔵ラック
使用済燃料貯蔵ラック・キャスクピット
キャスク洗浄ピット
ポンプ・ろ過脱塩装置・熱交換器・スキマサージタンク・配管弁
シッピング
ポンプ・配管・弁

主蒸気管・主蒸気隔離弁・逃がし安全弁・主蒸気隔離弁漏えい抑制系

原子炉冷却材浄化系
原子炉隔離時冷却系

ポンプ・熱交換器・フィルタ脱塩装置・配管・弁ポンプ・蒸気駆動タービン・配管・弁残留熱除去系

原子炉停止時冷却系，低圧注水系，格納容器スプレイ冷却系（ポンプ・熱交換器・配管・弁）

-

-

-

再循環系の運転状態に異常が発生した場合には，原子炉スクラムする可能性がある。配管破損等の原子炉冷却材圧力バウンダリ異常の場合には，原子炉冷却材喪失の起因事象の同定にて検討する。

-

この設備が機能喪失する場合には，原子炉スクラムに至る可能性がある。主蒸気隔離弁の閉止の場
合は隔離事象，逃がし安全弁の誤動作等の場合には逃がし安全弁誤開放として考慮する。

-

この設備が機能喪失する場合に，直ちに原子炉スクラムに至ることはない。
この設備が機能喪失する場合に，直ちに原子炉スクラムに至ることはない。一方，機能喪失に伴い原子炉停止操作を行う場合は，計画外停止として扱う。なお，当該設備に期待できないことを，アンアベイラビリティとしてフォールトツリー（ＦＴ）で考慮している。

-

計画外停止

残留熱除去系海水系
低圧炉心スプレイ系

ポンプ・配管・弁

低圧注水系

残留熱除去系に同じ

高圧炉心スプレイ系

ポンプ・配管・弁

自動減圧系

逃がし安全弁

ほう酸水注入系

ほう酸水貯蔵タンク・ポンプ・配管・弁

原子炉補機冷却系

原子炉補機冷却系

補機冷却海水系（タービン補機冷却系と共用の設備）

試料採取系

試料採取系

この設備が機能喪失する場合には，残留熱除去系及び低圧炉心スプレイ系が機能喪失するため，従属性を有する起因事象とする。

従属性を有する起因事象

この設備が機能喪失する場合には，直ちに原子炉スクラムに至る可能性はない。一方，機能喪失に伴い原子炉停止操作を行う場合は，計画外停止として扱う。なお，当該設備に期待できないことを，アンアベイラビリティとしてフォールトツリー（ＦＴ）で考慮している。
計画外停止

この設備が機能喪失する場合に，直接原子炉スクラムに至ることはない。また，機能喪失に伴い原子炉停止操作を行う場合は，計画外停止として扱うが，注水機能及び除熱機能への影響はない。
一方，誤動作した場合には，原子炉が停止するため，計画外停止に含まれる。

計画外停止

この設備が機能喪失する場合には，復水器からの排ガス系が機能喪失するため，原子炉スクラムに至る可能性がある。このため，従属性を有する起因事象として考慮する。

従属性を有する起因事象

この設備が機能喪失する場合には，タービン補機冷却系が機能喪失する。このため，従属性を有す
る起因事象として考慮する。

従属性を有する起因事象

この設備が機能喪失する場合に，直ちに原子炉スクラムに至ることはない。

-

添付 3.1.1.2−1−10

表2項目（添付書類八）タービン設備設備(添付書類八)タービン
復水器および空気抽出器
復水ポンプ
復水脱塩装置
給水加熱器
給水ポンプ
循環水系
タービン補機冷却系

計装及び制御中央制御室
原子炉出力制御系
安全保護系
核計装
原子炉プラント・プロセス系統
運転監視補助装置

電気系

送電線
発電機及び励磁装置
変圧器
開閉所
所内高圧母線

ディーゼル発電機設備

直流母線

従属性を有する起因事象の同定（2／4）

設備概要
機能喪失時の影響（添付書類八等）
蒸気タービン・湿分分離器・タービングランドシール・タービンバイパ この設備が機能喪失する場合には，タービントリップ，復水器真空度喪失，給水喪失等の過渡事象
ス系が発生し，原子炉スクラムに至る。このため，非隔離事象等の起因事象として考慮する。
復水器・空気抽出器
低圧復水ポンプ・高圧復水ポンプ
復水脱塩装置
給水加熱器
給水ポンプ
循環水系
冷却水ポンプ・熱交換器・配管弁
この設備が機能喪失する場合には，主要なタービン設備が機能喪失し，原子炉スクラムに至る。このため，従属性を有する起因事象として考慮する。
補機冷却海水系（原子炉補機冷却系と共用の設備）
制御盤・計測制御装置・通信連絡設備及び照明設備・中央制御室外原子 通信連絡設備等を除き，計測制御設備の機能喪失により，過渡事象が発生し原子炉スクラムに至炉停止装置る。このため，原子炉緊急停止系誤動作等の起因事象として考慮する。
反応度制御系・タービン制御系
タービン制御系については，故障等によりタービン関係機器の制御に支障をきたす可能性がある。
このため，従属性を有する起因事象として考慮する。
原子炉緊急停止系・後備緊急停止系
起動領域計装・出力領域計装・制御棒引き抜き監視装置・中性子計装電源回路
原子炉圧力容器計装・再循環回路計装・原子炉給水系および蒸気系計装・制御棒駆動系計装
制御棒引き抜き阻止回路・監視計算装置・制御棒価値ミニマイザ（ＲＢ この設備が機能喪失する場合に，直ちに原子炉スクラムに至ることはない。
Ｍ）
275kV送電線2回線，154kV送電線
発電機故障など単体故障については，負荷遮断等によって，原子炉スクラムに至る。このため，非隔離事象等として考慮する。
横軸円筒回転界磁3相同期発電機
送電線，変圧器，開閉所の故障については，外部電源が喪失する場合には，外部電源喪失として考固定子（水及び水素冷却）・回転子（水素冷却）慮する。
主要変圧器・所内変圧器・起動変圧器
275kV超高圧開閉所
常用母線・非常用母線・ＨＰＣＳ母線

この設備（母線下流の低圧母線を含む。）が機能喪失する場合には，当該区分の母線に接続する設備が機能喪失し，原子炉スクラム又は計画外停止等に至る。このため，従属性を有する起因事象として考慮する。
区分Ⅰの非常用母線喪失の場合，直ちに原子炉スクラムに至ることはないが，区分Ⅰの設備が機能喪失した状態で手動停止に至る。
区分Ⅱの非常用母線喪失の場合，計装用の共通母線の電源が喪失するため，給復水系の制御弁が全開となり，給復水ポンプがトリップすることにより原子炉スクラムに至る。
ＨＰＣＳ母線喪失の場合，直ちに原子炉スクラムに至ることはないが，計画外停止に至る可能性がある。

非常用ディーゼル発電機
ＨＰＣＳディーゼル発電機

この設備が機能喪失する場合に，直ちに原子炉スクラムに至る可能性はない。一方，機能喪失に伴い原子炉停止操作を行う場合は，計画外停止として扱い，この場合，当該設備に期待できないことを，アンアベイラビリティとしてフォールトツリー（ＦＴ）で考慮している。

125V非常用電源母線・125VＨＰＣＳ用母線
250V常用電源母線・±24V中性子モニタ用母線

この設備（母線下流の低圧母線を含む。）が機能喪失する場合には，当該区分の母線に接続する設備が機能喪失し，原子炉スクラム又は計画外停止に至る。このため，従属性を有する起因事象として考慮する。
区分Ⅰの直流電源喪失の場合，高圧復水ポンプ−Ｂ及びＣがトリップするため給水流量が低下し，原子炉水位が低下することにより原子炉スクラムに至る。また，所内電源自動切替信号が発信しな
いため，外部電源喪失に至る。
区分Ⅱの直流電源喪失の場合，タービンが自動トリップし，タービン主蒸気止め弁等が閉止することにより原子炉スクラムに至る。また，外部電源からの受電しゃ断器が操作不能となり，外部電源喪失に至る。
ＨＰＣＳ母線喪失時には，直ちに原子炉スクラムに至ることはないが，計画外停止に至る可能性がある。

従属性を有する起因事象
及び計画外停止の同定-

従属性を有する起因事象

従属性を有する起因事象

-

-

-

従属性を有する起因事象
計画外停止

計画外停止

従属性を有する起因事象
計画外停止

安全保護系母線

原子炉保護系母線・バイタル交流電源母線・計装用母線

この設備が機能喪失する場合には，過渡事象が発生し原子炉スクラムに至る。このため，非隔離事
象等の起因事象として考慮する。

-

通信連絡設備及び照明設備

所内通話設備・加入電話・電力保安通信用電話・所内非常灯

この設備が機能喪失する場合に，直ちに原子炉スクラムに至ることはない。

-

添付 3.1.1.2−1−11

表2項目（添付書類八）放射性廃棄物の廃棄施設

設備(添付書類八)気体廃棄物処理施設

液体廃棄物処理系

放射線管理施設

原子炉格納施設

発電所補助系

固体廃棄物処理系
遮蔽設備
放射線管理施設
放射線計測器

圧力抑制形格納容器（1次格納施設）
圧力抑制形格納容器貫通部
隔離弁
真空破壊装置
格納容器内ガス濃度制御系
ドライウェル内ガス冷却装置

従属性を有する起因事象の同定（3／4）

設備概要
機能喪失時の影響（添付書類八等）
排ガス予熱器・排ガス再結合器・排ガス復水器・空気抽出器排ガス減衰 この設備が機能喪失する場合には，放射性廃棄物の処理等に支障が発生する可能性があるが，直接管・空気抽出器排ガス系フイルター・活性炭式希ガスホールドアップ装 原子炉の運転状態に影響を与えるものではないことから，炉心損傷頻度を評価するための起因事象
置・真空ポンプ・排気筒
としては対象外とする。
機器ドレン処理系・床ドレン処理系・再生廃液処理系・洗濯廃液処理
系・排ガス洗浄廃液処理系等
濃縮廃液系・使用済樹脂系・雑固体系・固体廃棄物貯蔵所
1次遮蔽・2次遮蔽・燃料取扱遮蔽・補助遮蔽
この設備が機能喪失する場合に，直ちに原子炉スクラムに至ることはない。
出入管理室・汚染管理関係施設・試料分析関係設備
発電所内の放射線監視設備及び測定機器・放出放射性廃棄物及び系統内 この設備が機能喪失する場合に，直ちに原子炉スクラムに至ることはない。
の放射線監視設備並びに測定機器・発電所外の放射線監視設備・個人管 ただし，プロセス放射線モニタの主蒸気管放射能高信号については，誤信号により原子炉スクラム
理用測定設備及び測定機器
及び主蒸気隔離弁閉鎖に至ることから，隔離事象として考慮している。
原子炉格納容器本体・ベント管・ベントヘッダ及びダウンカマ
格納容器貫通部・エアロック・機器搬入ハッチ
隔離弁
真空破壊装置
可燃性ガス濃度制御系・原子炉格納容器調気系
ファン・冷却コイル

-

-

計画外停止

この設備が機能喪失する場合に，直ちに原子炉スクラムに至る可能性はない。
この設備が機能喪失する場合には，ドライウェル内の空間温度が上昇することから，原子炉再循環ポンプなどの機器への影響が考えられるが，温度上昇は比較的緩やかであり，影響が生じる前に手動停止等の対応が可能である。
残留熱除去系に同じ
この設備が機能喪失する場合に，直ちに原子炉スクラムに至る可能性はない。

残留熱除去系に同じ
建物・扉・エアロック

常用換気系及び空気冷却装置

常用換気系・空気冷却装置

原子炉建屋ガス処理系

湿分除去装置・排気ファン・フィルタ装置（高性能粒子フィルタ・チャ この設備が機能喪失する場合に，直ちに原子炉スクラムに至る可能性はない。
コールフィルタ等）・排気筒
給水処理系
この設備が機能喪失する場合に，直ちに原子炉スクラムに至る可能性はない。
（前処理装置・ろ過水タンク・純水造水装置・純水タンク）
補給水系(復水貯蔵タンク等)
この設備が機能喪失する場合に，直ちに原子炉スクラムに至る可能性はない。

補給水系

-

この設備が機能喪失する場合に，直ちに原子炉スクラムに至る可能性はない。一方，機能喪失に伴い原子炉停止操作を行う場合は，計画外停止として考慮する。

格納容器スプレイ冷却系
原子炉建屋（2次格納施設）

給水処理系

従属性を有する起因事象
及び計画外停止の同定

この設備が機能喪失する場合には，空間温度が上昇し，冷却対象機器への影響が考えられるが，温度上昇は比較的緩やかであり，影響が生じる前に手動停止等の対応が可能である。

計画外停止
-

換気系
消火装置
圧縮空気系

所内ボイラ

換気空調設備
消火栓設備（ろ過水タンク・消火ポンプ）
計装用圧縮空気系・所内用圧縮空気系

所内用ボイラ

この設備が機能喪失する場合に，直ちに原子炉スクラムに至る可能性はない。

-

計装用圧縮空気系が機能喪失する場合には，計装用圧縮空気系の圧力が規定値まで低下すると原子炉スクラムに至るが，緩和機能への影響はない。
一方，タービン設備では計装用圧縮空気系に依存している機器があるため，原子炉スクラムに至らないまでも重大な支障が生じた場合を想定し，従属性を有する起因事象として考慮する。
この設備が機能喪失する場合には，プラント起動停止時に復水器からの空気抽出ができなくなる場合がある。このため，非隔離事象等として考慮している。

従属性を有する起因事象-

添付 3.1.1.2−1−12

表2
同定結果
計画外停止

起因事象グループ

従属性を有する起因事象の同定（4／4）

事象の概要

事象の定義

起因事象区分

計画外停止

緩和設備の機能異常が原因で原子炉を計画外に停止する事象

原子炉停止機能，炉心冷却機能又は格納容器からの除熱機能を有する緩和設備の機能異常による計
画外の手動停止

残留熱除去系海水系故障（区分Ⅰ）

残留熱除去系海水系（区分Ⅰ）機能喪失時の手動停止

区分Ⅰの残留熱除去系海水系が機能喪失し，当該安全区分の設備に期待できない状態での原子炉手
動停止
手動停止／サポート系喪失（手動停止）

従属性を有する起因事象

残留熱除去系海水系故障（区分Ⅱ）

残留熱除去系海水系（区分Ⅱ）機能喪失時の手動停止

区分Ⅱの残留熱除去系海水系が機能喪失し，当該安全区分の設備に期待できない状態での原子炉手
動停止

交流電源故障（区分Ⅰ）

交流電源（区分Ⅰ）機能喪失時の手動停止

交流母線や下流の電源設備（非常用ディーゼル発電機を除く）が機能喪失し，当該安全区分の設備に期待できない状態での原子炉手動停止

交流電源故障（区分Ⅱ）

交流電源（区分Ⅱ）機能喪失時の自動停止

交流母線や下流の電源設備（非常用ディーゼル発電機を除く）が機能喪失し，当該安全区分の設備に期待できない状態での原子炉自動停止

タービン・サポート系故障

タービン・サポート系（EHC，IA，補機冷却海水系）機能喪失時の手動
スクラム

タービン設備のサポート系が機能喪失し，タービン設備に期待できない状態での原子炉手動スクラ
ム

直流電源故障（区分Ⅰ）

直流電源（区分Ⅰ）機能喪失時の自動停止

区分Ⅰの直流母線や下流の電源設備が機能喪失し，当該安全区分の設備に期待できない状態での原子炉自動停止サポート系喪失（自動停止）

サポート系喪失（直流電源故障）
直流電源故障（区分Ⅱ）

直流電源（区分Ⅱ）機能喪失時の自動停止

区分Ⅱの直流母線や下流の電源設備が機能喪失し，当該安全区分の設備に期待できない状態での原子炉自動停止添付 3.1.1.2−1−13表3

原子炉冷却材圧力バウンダリに係る起因事象の同定（冷却材流出）

添付 3.1.1.2−1−14

表4

起因事象のグループ化の結果と事象の定義及び事象と緩和設備の主要な状況
起因事象の状況
事象の定義

起因事象

非隔離事象

過渡事象

隔離事象

過渡事象

全給水喪失
水位低下事象

原子炉緊急停止系誤 動作等

逃がし安全弁誤開放
外部電源喪失計画外停止
手動停止／サポー
ト系喪失（手動停止）
手動停止／サポート系喪失
サポート系喪失（自動停止）

サポート系喪失（直流電源喪失）

残留熱除去系海水系故障（区分Ⅰ）

1. 発電機負荷遮断
2. タ−ビントリップ
3. 圧力制御装置の故障（蒸気流量減少）
4. バイパス弁又は主蒸気加減弁の誤閉鎖
5. 全再循環ポンプトリップ
6. 再循環ポンプ軸固着
7. 給水制御系の故障（流量増加，出力運転時）
8. 給水制御系の故障（流量増加，起動・停止時）
9. HPCI／HPCSの誤起動
10. 主蒸気隔離弁の1弁閉鎖
11. 再循環流量制御系の誤 動作（再循環流量増加）
12. 給水加熱喪失
1. 主蒸気隔離弁の閉鎖
2. 主蒸気隔離弁の部分閉鎖
3. 圧力制御装置の故障（蒸気流量増加）
4. タ−ビンバイパス弁誤開放
5．発電機負荷遮断バイパス弁不作動
6. タ−ビントリップバイパス弁不作動
7. 復水器真空度喪失
1. 全給水流量喪失
1. 給水又は復水ポンプ1台 トリップ
2. 給水制御系の故障（流量減少，出力運転時）
3. 給水制御系の故障（流量減少，起動・停止時）
1. 起動時における制御棒引き抜き
2. 原子炉保護系故障によるスクラム
3. プラント異常によるスクラム
4. 原子炉保護系計装の故障によるスクラム
1. 逃がし安全弁誤開放／開固着（1弁）
1. 外部電源喪失（所内電源が非常用電源以外にない状態）
2. 補助電源喪失
比較的軽微な故障を含む， 原子炉停止機能，炉心冷却機能又は格納容器からの除熱機能を有する緩和 設備の機能異常が原因で原子炉を計画外に手動停止する事象

事象分類

主蒸気隔離

初期給復水系の使用

主なスクラム信号

継続可能

蒸気加減弁急速閉又は主蒸気止め弁閉

継続可能

主蒸気止め弁閉

継続可能

中性子束高
中性子束高（中性子束）
中性子束高（熱流束相当）

可／継続に障害（ホットウェル水位低下）

主蒸気隔離弁閉

事象分類B1
事象分類B2

事象分類C

主蒸気隔離弁で隔離

事象分類D

タービン側で隔離

事象分類E
事象分類F

主蒸気隔離弁で隔離
主蒸気隔離弁で隔離

可／継続に障害（ホットウェル水位低下）

蒸気加減弁急速閉又は主蒸気止め弁閉不可（起因事象）

主蒸気止め弁閉
原 子炉水位低（レベル3）

事象分類G

継続可能（機能低下）

原子炉水位低（レベル3）

事象分類H1

継続可能

原子炉出力ぺリオド短（起動領域計装）

事象分類H2

事象分類J

継続可能

冷却材流出あり

事象分類I

外部電源なしタービン側・
主蒸気隔離弁共隔離

計画外停止

残留熱除去系海水系故障

交流電源故障（区分Ⅰ）
交流電源故障（区分Ⅱ）

交流母線や下流の電源設備 （非常用ディーゼル発電機を除く）が機能喪失し，当該安全区分の設備に 期待できない状態での手動停止

交流電源故障（区分Ⅰ）
交流電源故障（区分Ⅱ）

タービン・サポート 系故障

タービン設備のサポート系 の機能が喪失し，タービン設備に期待できない状態での手動スクラム

タービン・サポート系故障

直流母線や下流の電源設備 が機能喪失し，当該安全区分の設備に期待できない状態での自動停止

直流電源故障
（区分Ⅰ）
直流電源故障（区分Ⅱ）

直流電源故障
（区分Ⅰ）
直流電源故障
（区分Ⅱ）

外部電源の状態

緩和設備の状況

事象分類A

残留熱除去系海水系が機能 喪失し，当該安全区分の設備に期待できない状
態での手動停止

残留熱除去系海水系故障（区分Ⅱ）

原子炉冷却材
圧力バウンダリの状態（注２）

原子炉緊急停止系誤 信号

可／継続に障害（冷却材流出）手動スクラム不可（電源なし）

蒸気加減弁急速閉

継続可能

手動停止

手動停止
継続可能
手動停止
主蒸気隔離弁で隔離

外部電源からの受電不可

不可（給復水ポンプトリップ）

原子炉水位低（レベル3）

不可（サポート系なし）

手動スクラム
原子炉水位低（レベル3）

主蒸気隔離弁で隔離不可（電源なし）
主蒸気止め弁閉

事象発生により原子炉が減 圧状態になる範囲
大破断ＬＯＣＡ

大破断ＬＯＣＡ

小LOCAと大LOCAの中間範囲
ＬＯＣＡ

中破断ＬＯＣＡ

中破断ＬＯＣＡ

冷却材流出あり

主蒸気隔離弁で隔離 （ 注 １ ）可／継続に障害（冷却材流出）（ホットウェル水位低下）

原子炉水位低（レベル3）

冷却材流出あり

主蒸気隔離弁で隔離 （ 注 １ ）可／継続に障害（冷却材流出）（ホットウェル水位低下）

原子炉水位低（レベル3）

原子炉隔離時冷却系で注水 可能な範囲
小破断ＬＯＣＡ

格納容器バイパス

インターフェイスシステ ムＬＯＣＡ

小破断ＬＯＣＡ

隔離弁の多重故障や弁試験 時の隔離失敗等により低圧設計部等が原子炉圧力にさらされることでこれ が破損し，原子炉冷却材が格納容器外で流出する事象

インターフェイスシステム
ＬＯＣＡ（注１）破断面積が小さい場合，原子炉水位は低下せず，隔離されない こともある。
（注２）給復水系に影響を及ぼす信号が発信していない場合。

添付 3.1.1.2−1−15

添付資料 3.1.1.2−2
主蒸気管破断の分類の考え方について

主蒸気管破断後に主蒸気隔離弁閉鎖に成功した場合は「隔離事象」と同様の事故進展となるが，発生頻度は 1E-5／炉年程度であり，「隔離事象」に比べて十分小さいことから，評価対象外としている。また，主蒸気管破断後に主蒸気隔離弁閉鎖に失敗した場合，「格納容器バイパス」が発生するが，発生頻度が極めて小さい値となることから，評価対象外としている。
以下では，主蒸気管破断の発生頻度及び主蒸気隔離弁による隔離失敗確率の評価を行い，それらを踏まえて主蒸気管破断が発生したときの起因事象の分類の考え方について示した。

（1）主蒸気管破断の発生頻度及び隔離失敗確率ａ．主蒸気管破断の発生頻度
今回のＰＲＡにおけるＬＯＣＡの発生頻度は，海外の文献を参考に，破断口径の大きさに応じた発生頻度（ある口径以上の破断が生じる頻度）を評価している（添付 3.1.1.2-6）。主蒸気配管（口径：650A）についてもこの考え方で評価すると，その発生頻度は 1E-5／炉年を下回るものと考えられるが，本評価では主蒸気管 4 本で 1E-5／炉年とする。

ｂ．主蒸気隔離弁による隔離失敗確率
主蒸気管には漏えい検出（主蒸気管トンネル温度，主蒸気管流量等）による自動隔離機能がある。また，運転員の手動隔離操作にも期待できることから，隔離弁の隔離信号故障による機能喪失は十分小さいと考えられる。
よって，主蒸気管破断の隔離失敗確率は隔離弁の「閉失敗」の機械故障率（3.2E-4／要求時）のみを考慮する。なお，隔離弁は 2 個あるが，「閉失添付 3.1.1.2−2−1

敗」の共通要因故障は考慮していない。これは，各々の隔離弁が格納容器
内外の異なる環境に設置されているためである。

(2)

主蒸気管破断が発生したときの起因事象の分類の考え方
主蒸気管破断は発生箇所（図 1）及び隔離の成否に着目すると以下の 3つに分けることができる。
①隔離に成功した場合②隔離に失敗した場合（格納容器外の破断）③隔離に失敗した場合（格納容器内の破断）
各々についての起因事象の分類の考え方を以下に示す。

①隔離に成功した場合
図 1 の a，ｂ，c のいずれかで破断が発生して隔離に成功した場合は主蒸気管からの漏えいが停止するため，起因事象としては隔離事象に整理され，期待する緩和機能についても今回のＰＲＡの隔離事象と同等である。また，発生頻度は(1)のとおり 1E-5／炉年であり，今回のＰＲＡで用いている隔離事象の発生頻度（2.7E-2／炉年）に比べて十分小さいことから評価対象外とする。
②隔離に失敗した場合（格納容器外の破断）
図 1 の a，b のいずれかで破断が発生して隔離に失敗した場合は，格納容器外に主蒸気が放出されるため，起因事象としては格納容器バイパ
スに整理される。図 1 の b で破断が発生し隔離に失敗する頻度は，(1)の検討を元に評価すると 3.2E-9／炉年であり，発生頻度が極めて小さい値となる。また，図 1 の a で破断が発生した場合は外側隔離弁の閉止にも期待できるため，1.0E-12／炉年となる。いずれの場合も発生頻度が添付 3.1.1.2−2−2極めて小さいことから評価対象外とする。
③隔離に失敗した場合（格納容器内の破断）
図 1 の c で破断が発生して隔離に失敗した場合，又は図 1 の d で破断が発生した場合は，格納容器内に主蒸気が放出される。また，主蒸気配管の口径（650A）は，今回のＰＲＡにおける大破断ＬＯＣＡで考慮している口径（125A よりも大きな破断）に含まれており，期待する緩和機能についても今回のＰＲＡの大破断ＬＯＣＡと同等であるため，この場合は今回のＰＲＡにおける大破断ＬＯＣＡの評価に包含されていることとなる。

以上より，主蒸気管破断がいずれの箇所で発生した場合も，今回のＰＲＡからは発生頻度の観点で評価対象外，又は大破断ＬＯＣＡに包含される結果
となった。

b

a

外側隔離弁

c

d

内側隔離弁

格納容器
原子炉圧力容器
図１

破断箇所の場合分けのイメージ

添付 3.1.1.2−2−3

添付資料 3.1.1.2−3
手動による原子炉停止事象のモデル化について

1.

はじめに
本ＰＲＡでは，外乱事象そのものではない「手動による原子炉停止事象」
を起因事象として取り扱っている。この事象の取扱いについて以下に説明する。

2.

手動による原子炉停止事象の定義と考慮すべき期間
手動による原子炉停止事象の定義は以下のとおりである。
・通常停止：定期検査のための計画停止及び緩和設備に影響しない軽微な事象発生による計画外の停止
・計画外停止：緩和設備に影響する事象発生による計画外の停止
・サポート系故障（手動停止）：緩和設備のサポート系に影響する事象発生
による計画外の停止
出力運転時ＰＲＡの対象範囲において，これらの事象を考慮すべき期間は
図 1 のとおり，期間ＡとＢに区分される。
定格出力状態

全制御棒
全挿入
期間Ａ
図1

復水器
真空破壊
期間Ｂ

手動による原子炉停止事象を考慮すべき期間
添付 3.1.1.2−3−1

(1)期間Ａ（出力降下開始〜全制御棒全挿入）
この期間に発生する緩和設備の作動を必要とする外乱事象（自動スクラ
ム事象）は，以下の理由により自動スクラムとなる過渡事象として取り扱う。
・この期間に発生する自動スクラム事象は，過渡事象等の発生頻度の算出に含めている（表 1）こと（実績による発生頻度の算出は，出力運転状
態を対象）
・出力が低下していることにより，外乱の影響の程度は，定格出力運転状
態より緩和されること（定格出力運転状態を仮定した緩和設備の成功基準より緩和される）・過渡事象等のモデルにおいて，緩和設備及びそのサポート系の待機除外確率が考慮されていること（非常用電源系の待機除外確率はモデル化されていないが，非常用電源系の許容待機除外時間は保安規定により短時間に制限されていること，その待機除外確率が小さいことから，過渡事
象等との重畳は考慮していない。）(2)

期間Ｂ（全制御棒全挿入〜復水器真空破壊）
この期間に発生する緩和設備の作動を必要とする外乱事象は，自動スクラムとなる過渡事象等の発生頻度の算出に含まれない。したがって，この期間に発生する緩和設備の作動を必要とする外乱事象を，原則，評価対象事象とする必要があり，以下のとおり取り扱う。
・外乱事象としては，給復水系の機器故障に起因した給復水系機能喪失を考慮する。
・起因事象として手動による原子炉停止事象を考慮し，その発生頻度として年当たりの停止回数を与える。
・給復水系機能喪失はイベントツリーのヘディングとしてモデル化し，添付 3.1.1.2−3−2上記の起因事象の発生頻度と給復水系の機能喪失確率をもって，外乱
事象の発生頻度を表現する。
・ここで，計画外停止及びサポート系故障（手動停止）については，緩和設備との依存性があるため，従属性を有する起因事象として選定しているが，通常停止については，緩和設備との依存性がないことを考慮し，起因事象から除外する。

以上のとおり，手動による原子炉停止事象は外乱事象そのものではないが，緩和設備との依存性を有する計画外停止／サポート系故障（手動停止）について，炉心損傷頻度に有意な影響を与える可能性を考慮して起因事象として選定し，全制御棒全挿入から復水器真空破壊までの期間で発生する外乱事象をモデル化している。

3.

通常停止を起因事象として選定した場合の炉心損傷頻度への影響
上記 2.のとおり，通常停止は外乱事象そのものではなく，期間Ａ（出力降
下開始から全制御棒全挿入まで）に緩和設備の作動が必要とする外乱事象（自動スクラム事象）が発生した場合は過渡事象として取り扱われる。
このため，期間Ｂ（全制御棒全挿入〜復水器真空破壊）を対象に，給復水系の機能喪失確率を考慮して感度解析を実施し，通常停止を起因事象として選定した場合の炉心損傷頻度への影響を確認した。
その結果，全炉心損傷頻度は 6.3E-5／炉年となり，ベースケースの 6.1E-5／炉年に対して同程度となることを確認した。感度解析結果を表 2 及び表 3に示す。

添付 3.1.1.2−3−3表1

出力降下中のスクラム事象

プラント名

発生日時

東京電力
福島第一原子力発電所 2 号機1984 年 10 月 21 日

中間領域モニタ高高による原子炉スクラム

原子炉緊急停止系
誤動作等

東京電力
福島第二原子力発電所 1 号機

1985 年 11 月 21 日

中間領域モニタ高高による原子炉スクラム

原子炉緊急停止系
誤動作等

東京電力
柏崎刈羽原子力発電所 1 号機

1992 年 2 月 28 日

タービンバイパス弁急閉後の給水ポンプトリップによる原子炉水位低スクラム

東北電力
女川原子力
発電所 1 号機

1998 年 6 月 11 日

中間領域モニタ高高による原子炉スクラム表2

スクラムの理由

起因事象の分類

非隔離事象

原子炉緊急停止系
誤動作等

通常停止を考慮した場合の炉心損傷頻度評価結果
通常停止の起因事象

通常停止の炉心損傷

全炉心損傷頻度

発生頻度（／炉年）

頻度（／炉年）（／炉年）

ベースケース

−−

6.1E-5

感度解析

1.6※１

2.3E-6

6.3E-5解析ケース※１：通常停止の発生件数（786 件）を国内ＢＷＲ全 32 基の総運転炉年（488.1 年）で除して算出。

添付 3.1.1.2−3−4

表3

通常停止を考慮した場合の事故シーケンスグループ別の炉心損傷頻度
炉心損傷頻度（／炉年）

事故シーケンスグループ

ベースケース

感度解析

高圧・低圧注水機能喪失

ＴＱＵＶ

3.5E-09

3.5E-09

高圧注水・減圧機能喪失

ＴＱＵＸ

2.0E-08

2.1E-08

長期ＴＢ

7.7E-08

7.7E-08

ＴＢＵ

2.1E-08

2.1E-08

ＴＢＰ

5.3E-10

5.3E-10ＴＢＤ

6.0E-12

6.0E-12ＴＷ

5.6E-05

5.8E-05

ＴＢＷ

4.8E-06

4.8E-06

ＴＣ

2.5E-08

2.5E-08

ＡＥ

1.4E-12

1.4E-12Ｓ１Ｅ

2.0E-112.0E-11Ｓ２Ｅ

1.6E-13

1.6E-13

ＩＳＬＯＣＡ

4.8E-10

4.8E-10

6.1E-05

6.3E-05

全交流動力電源喪失

崩壊熱除去機能喪失
原子炉停止機能喪失
ＬＯＣＡ時注水機能喪失
格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）
合計

添付 3.1.1.2−3−5

添付資料 3.1.1.2−4

起因事象の発生頻度評価に用いるデータベースの適用性について

起因事象発生頻度のデータベースは，メーカ及びエンジニアリング
会社によって，以下の情報を対象に起因事象発生件数を調査し，その結果を事業者が確認する枠組みで，定期的に更新している。
原 子 力 施 設 運 転 管 理 年 報（ 独 立 行 政 法 人

原子力安全基盤機構）

ＮＵＣＩＡで公開されているトラブル情報
電気事業者によるプレスリリース
平 成 20年 度 末 ま で の 起 因 事 象 発 生 頻 度 デ ー タ は 上 記 の 枠 組 み に よ る
デ ー タ ベ ー ス の 更 新 が 完 了 し て い る 。 一 方 ， 現 在 は 平 成 21年 度 か ら 平
成 23 年 度 末 ま で の 実 績 を 反 映 し た デ ー タ ベ ー ス の 更 新 を 実 施 中 で あ る 。
以上の状況を踏まえ，本ＰＲＡ評価時において利用可能な最新デー
タ と し て ， 平 成 20年 度 末 ま で の 原 子 力 プ ラ ン ト の 運 転 状 況 を 反 映 し た
起因事象発生頻度のデータを使用した。

添付 3.1.1.2-4−1

添付資料 3.1.1.2−5
外部電源喪失の発生頻度について本評価においては，「 外 部 電 源 喪 失 」を 含 む 過 渡 事 象 及 び 従 属 性 を 有する起因事象の発生頻度は，国内ＢＷＲの運転実績に基づいて設定して お り ，運 転 実 績 に は ，利 用 可 能 な デ ー タ で あ る 平 成 20 年 度（ 平 成 21
年 3 月）までのデータを用い，発生した事象を各起因事象に分類し，その件数を運転炉年で除して起因事象発生頻度を算出している。
なお，外部電源喪失の発生頻度について，ＢＷＲ，ＰＷＲ，ＢＷＲ
及びＰＷＲの各ケースで計算した結果を表 1 に示すが，ほぼ同等の値となっている。

表 1

出力運転時ＰＲＡ「外部電源喪失」の発生頻度

計算ケース

ＢＷＲ

ＰＷＲ※

ＢＷＲ＋ＰＷＲ

発生件数

3

3

6

暦年

706.1 炉 年

621 炉 年

1327.1 炉 年

4.2E-3

4.8E-3

4.5E-3発生頻度（／炉年）※ 平 成 25 年 10 月 11 日「 川 内 原 子 力 発 電 所 1 号 炉 及 び 2 号 炉 Ｐ Ｒ Ａ について」参照東海第二発電所のＰＲＡにおける，外部電源喪失を起因とした場合の 炉 心 損 傷 頻 度 （ Ｃ Ｄ Ｆ ） は 1.5E-6／ 炉 年 で あ る た め ， Ｂ Ｗ Ｒ と Ｐ Ｗ
Ｒ の 運 転 実 績 を 合 計 し た 場 合 ， Ｃ Ｄ Ｆ は ， 1.5E-6×(4.5E-3／ 4.2E-3)＝ 1.6E-6／ 炉 年 と な り ， Ｃ Ｄ Ｆ の 増 加 分 は 1E-7／ 炉 年 と な る 。

添付 3.1.1.2−5−1

ＢＷＲとＰＷＲの運転実績に基づく外部電源喪失の発生頻度を用いる 場 合 ，外 部 電 源 喪 失 を 起 因 と す る 事 故 シ ー ケ ン ス の Ｃ Ｄ Ｆ が 一 様 に 1割程度増加するものの，起因事象別のＣＤＦにおける外部電源喪失の
寄 与 割 合 は 全 体 （ 全 Ｃ Ｄ Ｆ :6.1E-5／ 炉 年 ） の 2.5％ で あ る こ と か ら ，全体の結果に与える影響は極めて小さい。

添付 3.1.1.2−5−2

添付資料 3.1.1.2−6
ＬＯＣＡの起因事象発生頻度について(1)

事象の分類定義
ＬＯＣＡでは，原子炉冷却材圧力バウンダリからの冷却材の流出規模によりプラント応答や成功基準が異なるため，流出規模に応じて事象分類を定義する。ＮＵＲＥＧ−１１５０の定義と同様に「漏えい」，「小破断ＬＯ
ＣＡ」，「中破断ＬＯＣＡ」，「大破断ＬＯＣＡ」及び「設計基準事故（ＤＢＡ）超過ＬＯＣＡ」に事象を分類した。各事象の分類定義や等価破断径，
流出流量を表 1 に示す。
「漏えい」については常用系のポンプによる冷却材の補給可能範囲であり，事象が発生しても重大な原子炉への外乱に発展する可能性は小さいことから，起因事象から除外した。
「ＤＢＡ超過ＬＯＣＡ」については，ＮＵＲＥＧ−１８２９によると，
原子炉圧力容器破損の発生頻度は 1E-8／炉年以下となっており，他の起因事象に比べて十分に低い発生頻度となっている。そのため，本評価では起因事象から除外した。

添付 3.1.1.2−6−1

表1

ＬＯＣＡ関連事象の分類定義

事象分類

状態定義

漏えい

常用系（ＣＲＤポンプ等）
で補給可能な範囲

小破断
ＬＯＣＡ

ＲＣＩＣで注水可能な範
囲

中破断
ＬＯＣＡ

小破断ＬＯＣＡと大破断
ＬＯＣＡの中間範囲

大破断
ＬＯＣＡ

事象発生により原子炉が減圧状態になる範囲

ＤＢＡ超過
ＬＯＣＡ

設計基準事象でのＬＯＣ
Ａを超える範囲

(2)

等価破断径

流出流量
（運転圧）

発生頻度の設定
ＬＯＣＡは日米ともに発生経験がなく，かつ原子炉冷却材バウンダリの設計及び運転管理において日米で大きな差異がないため，ＬＯＣＡの起因
事象発生頻度の評価には，ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−５７５０とＮＵＲＥＧ−１
８２９の文献データを用いた。調査に用いた文献の概要について以下に示す。
ａ．ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−５７５０
Rates of Initiating Events at U.S.Nuclear Power Plants:1987-1995/February 1999
・米国原子力発電所の起因事象発生頻度を評価したもの
・ＬＯＣＡ関係は 1969 年から 1997 年の実績で検討
・ＬＯＣＡの発生経験はないため，配管の貫通クラックの発生経験から破断に進展する確率を乗じて評価，小破断ＬＯＣＡを除きエラー
ファクタ（ＥＦ）は 10 を設定
・ＬＯＣＡの分類定義はＮＵＲＥＧ−１１５０と同様の大，中，小 3
添付 3.1.1.2−6−2

段階・経年変化（Trend）は一定とし，プラント間の相違もないとの位置づ
け・配管以外の寄与については評価対象外
ｂ．ＮＵＲＥＧ−１８２９（Draft Report for Comment）
Estimating Loss of Coolant Accident（LOCA）Frequencies Through the
Elicitation Process/June 2005
・リスク情報活用規制の一環としての設計基準ＬＯＣＡ見直しのため，
ＮＲＣがＬＯＣＡ発生頻度を評価したもの
・専門家パネル（Expert Elicitation）により不確定性を含めた検討を実施
・配管からの寄与のほか，非配管からの寄与として，原子炉圧力容器
や蒸気発生器などの機器も考慮
・ＬＯＣＡ時の流出流量（等価破断径）により 6 段階に分類
・25 年運転想定での発生頻度と 40 年運転想定での発生頻度の評価を実施し，ＢＷＲでは両者にほとんど差はない結果
・原子炉圧力容器については，確率論的破壊力学（ＰＦＭ）による評
価も参照しつつ，破損頻度を検討
・ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−５７５０との比較結果あり，中破断ＬＯＣＡ部分を除き概ね一致

以上の両文献より，プラント間や経年変化での差異は小さいと考えられることから，これらのデータはプラントによらず使用できると考えられる。なお，不確実さが比較的大きいデータであることから，基本的に有効数字 1 桁として扱う。以下の算出方法に従い，ＬＯＣＡの発生頻度を検討したものを添付 3.1.1.2−6−3

表 2 に示す。

・ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−５７５０及びＮＵＲＥＧ−１８２９の両文献データ（超過頻度，暦年ベース）を使用

以上より，ＬＯＣＡ事象分類と発生頻度を検討した結果を図 1 にまとめる。

添付 3.1.1.2−6−4

表2

ＬＯＣＡ発生頻度の検討

添付 3.1.1.2−6−5図1

ＬＯＣＡ事象分類と発生頻度検討のまとめ

添付 3.1.1.2−6−6

添付資料 3.1.1.2−7
ＥＣＣＳ配管破断を考慮したＬＯＣＡの炉心損傷頻度評価について

本ＰＲＡで評価しているＬＯＣＡは，具体的な破断箇所は設定していない。また，ＬＯＣＡの発生頻度は，海外の文献を参考に，大破断
ＬＯＣＡ，中破断ＬＯＣＡ，小破断ＬＯＣＡそれぞれに相当する大きさの破断の発生頻度を設定している。
これに対して，本評価では，原子炉冷却材圧力バウンダリを構成す
る配管のうち，ＥＣＣＳ等の配管が破断してＬＯＣＡが発生することを想定し，当該系統が緩和設備として期待できない場合の炉心損傷頻度を評価した。その結果，本評価の炉心損傷頻度は，ベースケースにおけるＬＯＣＡの炉心損傷頻度と比較して同程度であることを確認した。

(1)

ＥＣＣＳ及びその他の系統でのＬＯＣＡ発生頻度の算出
本ＰＲＡにおいて期待している緩和設備のうち，高圧炉心スプ
レ イ 系 （ Ｈ Ｐ Ｃ Ｓ ）， 原 子 炉 隔 離 時 冷 却 系 （ Ｒ Ｃ Ｉ Ｃ ）， 低 圧 炉 心
ス プ レ イ 系（ Ｌ Ｐ Ｃ Ｓ ）及 び 低 圧 注 水 系（ Ｌ Ｐ Ｃ Ｉ − Ａ ／ Ｂ ／ Ｃ ）を対象に，原子炉冷却材圧力バウンダリを構成する配管の溶接線でＬＯＣＡが発生すると仮定した。また，本ＰＲＡでは，破断口
径 が 125A 以 上 を 大 破 断 Ｌ Ｏ Ｃ Ａ ，25A 以 上 125A 未 満 を 中 破 断 Ｌ Ｏ
Ｃ Ａ ，25A 未 満 を 小 破 断 Ｌ Ｏ Ｃ Ａ と し て い る が ，本 評 価 で は ，配 管
口 径 が 100A 以 上 を 大 破 断 Ｌ Ｏ Ｃ Ａ ，100A 未 満 を 中 破 断 Ｌ Ｏ Ｃ Ａ とし，ＲＣＩＣは緩和設備として期待しないものとした。
系 統 別 の Ｌ Ｏ Ｃ Ａ の 発 生 頻 度 は ，下 記 の ① 式 に 基 づ き 算 出 し た 。
各系統の配管口径別の溶接線数と配管破断の頻度の算出結果を表
添付 3.1.1.2−7−1

1 に示す。
着目する系統の配管破断発生頻度着目する系統の溶接線数
ＬＯＣＡ発生頻度
原子炉冷却材圧力バウンダリでの全溶接線数

・・・①式
(2)

ＬＯＣＡ発生時の炉心損傷頻度
ＥＣＣＳ等の配管破断を想定した場合のＬＯＣＡの炉心損傷頻度は下記の②式で算出した。算出に用いた値と算出結果を表 2 に示す。

ＬＯＣＡ時の炉心損傷 頻度
系統 iに期待できない場合の 条件付系統 iでのi ＬＯＣＡ発生頻度

炉心損傷確率・・・②式

本評価とベースケースにおけるＬＯＣＡの炉心損傷頻度の評価
結果の比較を表 3 に示す。評価結果の比較から，ベースケースでのＬＯＣＡの炉心損傷頻度に大きな相違がないことを確認した。

添付 3.1.1.2−7−2

表 1 各系統の配管口径別の溶接線数と系統当たりのＬＯＣＡ発生頻度
配管破断発生頻度

溶接線数※１
1 00 A 以 上（／炉年）

1 00 A 未 満

大破断

中破断

ＬＯＣＡ

ＬＯＣＡ

ＲＣＩＣ

33

0

9. 5 E-0 7

0

ＨＰＣＳ

19

0

5. 4 E-0 7

0

ＬＰＣＳ

19

0

5. 4 E-0 7

0

ＲＨＲ−Ａ

21

0

6. 0 E-0 7

0

ＲＨＲ−Ｂ

21

0

6. 0 E-0 7

0

ＲＨＲ−Ｃ

21

0

6. 0 E-0 7

0

56 4

89

1 . 6E -0 5

2. 0 E-0 4

69 8

89

2 . 0E -0 5

2. 0 E-0 4

その他の原子炉冷却材圧力バウンダリ
合計※１：溶接線数は，クラス 1 機器の検査カテゴリＢ−Ｆ及びＢ−Ｊから抽出

表 2 各系統でのＬＯＣＡ発生時の条件付炉心損傷確率と炉心損傷頻度
条件付炉心損傷確率

炉心損傷頻度（／炉年）

大破断

中破断

大破断

中破断

ＬＯＣＡ

ＬＯＣＡ

ＬＯＣＡ

ＬＯＣＡ

ＲＣＩＣ

1 .5 E- 0 4

1 .5 E -0 4

1. 4 E-1 0

0

ＨＰＣＳ

1 .5 E- 0 4

1 .6 E -0 4

8. 1 E-1 1

0

ＬＰＣＳ

1 .5 E- 0 4

1 .5 E -0 4

8. 0 E-1 1

0

ＲＨＲ−Ａ

2 .3 E- 0 3

2 .3 E -0 3

1. 4 E-0 9

0

ＲＨＲ−Ｂ

2 .3 E- 0 3

2 .3 E -0 3

1. 4 E-0 9

0

ＲＨＲ−Ｃ

1 .5 E- 0 4

1 .5 E -0 4

8. 9 E-1 1

0

1 .5 E- 0 4

1 .5 E -0 4

2. 4 E-0 9

3 .0 E- 0 8

5 .5 E- 0 9

3 .0 E -0 8

その他の原子炉冷却材圧力バウンダリ
合計

添付 3.1.1.2−7−3

表 3
起因事象

本評価結果と本ＰＲＡ評価結果の比較
事故シーケンス

本評価
ベースケース（／炉年）（／炉年）

原子炉停止機能喪失

2.2E-122.2E-12

大破断

ＬＯＣＡ時注水機能喪失

1.5E-11

1.4E-12

ＬＯＣＡ

崩壊熱除去機能喪失

5.5E-09

3.0E-09

合計

5.5E-09

3.0E-09

原子炉停止機能喪失

2.2E-11

2.2E-11

中破断

ＬＯＣＡ時注水機能喪失

2.0E-112.0E-13

ＬＯＣＡ

崩壊熱除去機能喪失

3.0E-083.0E-08

合計

3.0E-083.0E-08

添付 3.1.1.2−7−4

添付資料 3.1.1.2−8
インターフェイスシステムＬＯＣＡの起因事象発生頻度について

(1)

はじめに
インターフェイスシステムＬＯＣＡ（以下「ＩＳＬＯＣＡ」という。）の発生頻度は，フォールトツリーを用いたシステム信頼性解析により評価した。システム信頼性解析の実施に当たっては，
ＩＳＬＯＣＡの発生の可能性がある系統及びシナリオを選定するとともに，機器故障率，人的過誤確率及び配管破損確率を用いて定量化した。

(2)

評価対象系統及び発生シナリオの選定
ＩＳＬＯＣＡの評価対象は，原子炉冷却材圧力バウンダリに接続し格納容器外に敷設された配管を有する系統のうち，以下の条件を基に選定した。原子炉冷却材圧力バウンダリに接続し格納容
器外に敷設された配管を図 1 に，選定結果を表 1 に示す。
①出力運転中に高圧設計部と低圧設計部とを分離する隔離弁が閉止されており，隔離弁の誤開放等により低圧設計部が過圧されることでＩＳＬＯＣＡ発生の可能性がある系統②出力運転中に高圧設計部と低圧設計部とを分離する隔離弁が 2弁以下の系統※※

原子炉冷却材圧力バウンダリと接続し格納容器外に敷設された配管を有する系統において，高圧設計部分と低圧設計分する隔離弁は直列に 2 弁以上設置されている。このため，最小で直列 2 弁の誤開，
内部リーク等が発生した場合はＩＳＬＯＣＡが発生する可能性がある が ， 1 弁 当 た り の 誤 開 ， 内 部 リ ー ク 等 の 発 生 確 率 は 1E-4 未 満 であることを考慮すると，閉状態の弁が直列 3 弁以上の場合には，Ｉ

添付 3.1.1.2−8−1

ＳＬＯＣＡにより系統の過圧が発生する頻度は，直列 2 弁の場合に比べて 4 桁以上低くなり，無視し得る程度となる。ただし，ＰＲＡ
では，ＩＳＬＯＣＡの発生シナリオ及びその発生頻度を幅広に確認する観点から，直列 3 弁の閉状態の弁を有する高圧炉心スプレイ系
及び原子炉隔離時冷却系を含めてＩＳＬＯＣＡの発生頻度を評価対象としている。

以上を踏まえて選定した系統及びシナリオを表 2 に示す。
(3)

発生頻度の評価ａ．モデル化の仮定
本評価における主な仮定を以下に示す。
○ＩＳＬＯＣＡ発生後の隔離操作には期待しない。
○ＩＳＬＯＣＡの発生箇所は配管（熱交換器含む）とする。
○ドレン・ベントラインは，配管径が小さいため除外する。
ｂ．評価に用いたパラメータ
(a)

機器故障率
電動弁の誤開及び内部リークなどの機器故障率には，国内

故障率データ（「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 」 ， 2009 年 5 月

日本原子力技術協会）を使

用した。
(b)

人的過誤確率
人的過誤は，弁の誤操作及び試験後の通常状態復旧失敗をモデル化しており，弁の誤操作は，ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−５９
２ ８ と 同 様 に 1.0E-3／ d を 使 用 し ， 試 験 後 の 通 常 状 態 復 旧 失
敗はＮＵＲＥＧ／ＣＲ−１２７８（ＴＨＥＲＰ手法）を基に2.0E-3／ d と 評 価 し た 。
添付 3.1.1.2−8−2

(c)配管破損確率
配管破損確率は，ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−５９２８が参照しているＮＵＲＥＧ／ＣＲ−５８６２に基づく破損確率算出方法
を 用 い ， 配 管 の 口 径 や 肉 厚 な ど を 考 慮 し ,各 評 価 対 象 配 管 に 対し表 3 のとおり設定した。また，熱交換器の破損確率は，Ｎ
ＵＲＥＧ／ＣＲ−５９２８より表 4 のとおり設定した。
ｃ．評価結果フォールトツリーを用いたシステム信頼性解析により評価した 結 果 ， Ｉ Ｓ Ｌ Ｏ Ｃ Ａ の 発 生 頻 度 は 4.8E-10 ／ 炉 年 （ エ ラ ー フ
ァ ク タ ： 19.6 ） と な っ た 。 Ｉ Ｓ Ｌ Ｏ Ｃ Ａ の カ ッ ト セ ッ ト （ 上 位
20 位 ） を 表 5 に 示 す 。
ＩＳＬＯＣＡの発生頻度が最も高いと評価された系統はＲＨＲであり，テスタブル逆止弁の定期試験時に電動弁の定期試験終了後の通常状態への復旧失敗及びテスタブル逆止弁の閉失敗によりＲＨＲポンプの吐出圧で設計された配管が破損する場合
となった。
(4)

ＩＳＬＯＣＡ発生頻度の評価結果における海外との差について
上 記 (3) の と お り ， 本 プ ラ ン ト に お け る Ｉ Ｓ Ｌ Ｏ Ｃ Ａ 発 生 頻 度
は 4.8E-10 ／ 炉 年 と 評 価 し た 。 一 方 ， Ｎ Ｕ Ｒ Ｅ Ｇ ／ Ｃ Ｒ − ５ １ ２
４に記載されている海外プラントにおけるＩＳＬＯＣＡ発生頻度
は ， 本 プ ラ ン ト と 比 較 し て 1E+3〜 1E+4 倍 程 度 高 い （ 表 6） 。 こ れについて，海外プラントとの評価方法の違いを以下に整理する。
a. 比 較 方 法
海外プラントは，いずれもＢＷＲプラントであり評価結果はそれぞれ異なるが，本プラントと同じ型式（ＢＷＲ−５ Ｍａｒ
添付 3.1.1.2−8−3

ｋ − Ⅱ ） の Nine Mile Point-2 （ 以 下 「 Ｎ Ｍ Ｐ ２ 」 と い う 。 ）を比較対象に選定した。
b. 比 較 結 果
ＮＭＰ２及び本プラントにおける系統別のＩＳＬＯＣＡ発生頻度の評価結果を表 7 に示す。表 7 から，ＮＭＰ２と本プラン
ト と の 差 は ， Ｎ Ｍ Ｐ ２ が 発 生 頻 度 の 高 い Steam Condensing の Ｉ
ＳＬＯＣＡ発生を考慮しているためである（本プラントは
Steam Condensing を 撤 去 済 み ） 。
一方，ＮＭＰ２の評価において評価対象としており，本プラ
ントのドミナントとなるＬＰＣＩのＩＳＬＯＣＡに対する評価
内容の比較について，表 8 のとおり行った。表 8 の結果は以下のとおりである。
・ 本プラントは人的過誤として定期試験時の電動弁の通常状態復旧失敗，機器故障として定期試験時の逆止弁の閉失敗を想定し，これらの同時発生によりＩＳＬＯＣＡが起こる
事象がドミナントシナリオとなる。
・ ＮＭＰ２は運転時にＬＰＣＩの定期試験を行わないため，複数の機器故障の同時発生のみを想定しており，ドミナン
トシナリオとなる。

上記のとおり，ＩＳＬＯＣＡのドミナントシナリオの想定は異なるが，発生頻度の評価に用いている機器故障率の違いにより，ＮＭＰ２は本プラントのとを確認した。

添付 3.1.1.2−8−4

発生頻度となっているこ表 1

ＩＳＬＯＣＡの評価対象の選定結果

原子炉冷却材圧力バウンダ
リに接続されている配管
給水系注入配管対象外

通常運転時に隔離弁が開状態となっており，隔離弁の誤開放等により発生
するＩＳＬＯＣＡ評価の対象外

高圧炉心スプレイ系

高圧炉心スプレイ注入配管

評価対象

原子炉隔離時冷
却系

原子炉隔離時冷却系原子炉
圧力容器頂部スプレイ配管

評価対象

原子炉隔離時冷却系蒸気供
給配管

対象外

直列 3 弁の閉状態の弁を有するが，ＩＳＬＯＣＡの発生シナリオ及びその発生頻度を幅広に確認する観点から，発生頻度の評価対象とする
通常運転時に隔離弁が開状態となっており，隔離弁の誤開放等により発生
するＩＳＬＯＣＡ評価の対象外

低圧炉心スプレイ系

低圧炉心スプレイ系注入配
管

評価対象

-

残 留 熱 除 去 系（ Ａ ,Ｂ ,Ｃ ）残留熱除去系原子炉注入配
管

評価対象

-

残 留 熱 除 去 系（ Ａ ,Ｂ ）

評価対象

-

評価対象

-

残 留 熱 除 去 系（Ａ）

残留熱除去系停止時冷却系
吸込配管
残留熱除去系停止時冷却系
原子炉圧力容器戻り配管
残留熱除去系原子炉圧力容器頂部スプレイ配管

対象外

閉状態の弁が直列に 4 弁設置されておりＩＳＬＯ
ＣＡの発生頻度が十分低いため対象外制御棒駆動水圧系

制御棒駆動水圧系制御棒挿
入側配管

対象外

制御棒駆動水圧系制御棒引
抜側配管

対象外

通常運転時に隔離弁が開状態となっており，隔離弁の誤開放等により発生
するＩＳＬＯＣＡ評価の対象外

ほう酸水注入系

ほう酸水注入系注入配管

対象外

原子炉冷却材浄化系
主蒸気系

原子炉冷却材浄化系入口配
管
主蒸気系配管

対象外
対象外

原子炉圧力容器計装系

原子炉圧力容器計装系配管

対象外

試料採取系

試料採取系サンプリング配
管

対象外

系統名
給水系

選定結果

添付 3.1.1.2−8−5

備考

閉状態の弁が直列に 4 弁
設 置 さ れ て お り ISLOCAの発生頻度が十分低いため対象外
通常運転時に隔離弁が開状態となっており，隔離弁の誤開放等により発生
するＩＳＬＯＣＡ評価の対象外

表 2 ＩＳＬＯＣＡの発生を想定する系統及びシナリオの一覧表
系統
ケース
発生シナリオ
電 動 弁 F004， 逆 止 弁 F005， F024 の 故 障 ， 誤
高圧炉心ス
動作及び定期試験の組合せによって同時に開プレイ系−状態となり，ポンプ吸込部の低圧設計配管が（ 図 2）
破損
電 動 弁 F013， 逆 止 弁 F065， F066 の 故 障 ， 誤
原子炉隔離
動作及び定期試験の組合せによって同時に開時冷却系−状態となり，ポンプ吸込部の低圧設計配管が（ 図 3）
破損
電 動 弁 F005， 逆 止 弁 F006 の 故 障 ， 誤 動 作 及①び定期試験の組合せによって同時に開状態となり，ポンプ吐出圧設計配管が破損
低圧炉心ス
プレイ系
電 動 弁 F005， 逆 止 弁 F003， F006 の 故 障 ， 誤（ 図 4）
動作及び定期試験の組合せによって同時に開②状態となり，ポンプ吸込部の低圧設計配管が破損
電 動 弁 F042A/B， 逆 止 弁 F041A/B の 故 障 ， 誤
動作及び定期試験の組合せによって同時に開①状態となり，ポンプ吐出圧設計配管又は熱交
換器が破損
残留熱除去
電 動 弁 F042A/B， 逆 止 弁 F031A/B， F041A/B の系 （ Ａ ,Ｂ ）故障，誤動作及び定期試験の組合せによって②（ 図 5）
同時に開状態となり，ポンプ吸込部の低圧設計配管が破損
電 動 弁 F008， F009 の 故 障 の 組 合 せ に よ っ て 同③
時に開状態となり，低圧設計配管が破損
電 動 弁 F042C， 逆 止 弁 F041C の 故 障 ， 誤 動 作①
及び定期試験の組合せによって同時に開状態となり，ポンプ吐出圧設計配管が破損
残留熱除去
系（Ｃ）
電 動 弁 F042C ， 逆 止 弁 F031C ， F0041C の 故（ 図 6）
障，誤動作及び定期試験の組合せによって同②時に開状態となり，ポンプ吸込部の低圧設計
配管が破損

添付 3.1.1.2−8−6表 3各系統の配管破損確率対象

配 管 破 損 確 率 （ ／ d）

ＲＨＲ−Ａ／Ｂ吐出圧配管
ＲＨＲ−Ｃ吐出圧配管
ＬＰＣＳ吐出圧配管
ＨＰＣＳ低圧配管
ＬＰＣＳ低圧配管
ＲＨＲ低圧配管
ＲＣＩＣ低圧配管

表 4

熱交換器破損確率対象

破 損 確 率 （ ／ d）

ＲＨＲ熱交換器添付 3.1.1.2−8−7

表5

東海第二発電所のＩＳＬＯＣＡカットセット（上位 20 位）

添付 3.1.1.2−8−8

順位

系統

起因となる故障

故障の組み合わせ①

故障組み合わせ②

1

ＲＨＲ−Ａ

逆止弁F041A定期試験

電動弁F042A 定期試験時の通常状態への復旧失敗

逆止弁F041A閉失敗

吐出圧設計配管

1

ＲＨＲ−Ｂ

逆止弁F041B定期試験

電動弁F042B 定期試験時の通常状態への復旧失敗

逆止弁F041B閉失敗

吐出圧設計配管

3

ＲＨＲ−Ｃ

逆止弁F041C定期試験

電動弁F042C 定期試験時の通常状態への復旧失敗

逆止弁F041C閉失敗

吐出圧設計配管4

ＲＨＲ（ＳＤＣ）

電動弁F008内部リーク

電動弁F009内部リーク

低圧設計配管4

ＲＨＲ（ＳＤＣ）

電動弁F009内部リーク

電動弁F008内部リーク

低圧設計配管6

ＲＨＲ（ＳＤＣ）

電動弁F008内部リーク

電動弁F009誤開低圧設計配管6

ＲＨＲ（ＳＤＣ）

電動弁F008誤開6

ＲＨＲ（ＳＤＣ）

電動弁F009内部リーク

電動弁F008誤開低圧設計配管6

ＲＨＲ（ＳＤＣ）

電動弁F009誤開電動弁F008内部リーク

低圧設計配管10ＨＰＣＳ

電動弁F004定期試験

逆止弁F005内部リーク

逆止弁F024内部リーク

低圧設計配管

11

ＲＨＲ−Ａ

逆止弁F041A定期試験

電動弁F042A 定期試験時の通常状態への復旧失敗

逆止弁スイッチ開失敗

吐出圧設計配管

11

ＲＨＲ−Ｂ

逆止弁F041B定期試験

電動弁F042B 定期試験時の通常状態への復旧失敗

逆止弁スイッチ開失敗

吐出圧設計配管13

ＲＨＲ（ＳＤＣ）

電動弁F008誤開電動弁F009誤開低圧設計配管13

ＲＨＲ（ＳＤＣ）

電動弁F009誤開電動弁F008誤開低圧設計配管

15

ＲＨＲ−Ａ

逆止弁F041A定期試験

電動弁F042A 定期試験時の通常状態への復旧失敗

逆止弁F041A閉失敗

熱交換器

15

ＲＨＲ−Ｂ

逆止弁F041B定期試験

電動弁F042B 定期試験時の通常状態への復旧失敗

逆止弁F041B閉失敗

熱交換器

17

ＲＨＲ−Ｃ

逆止弁F041C定期試験

電動弁F042C 定期試験時の通常状態への復旧失敗

逆止弁スイッチ開失敗

吐出圧設計配管

18

ＲＨＲ−Ａ

電動弁F042A内部リーク

逆止弁F041A 内部リーク

吐出圧設計配管

18

ＲＨＲ−Ｂ

電動弁F042B内部リーク

逆止弁F041B 内部リーク

吐出圧設計配管

18

ＲＨＲ−Ａ

逆止弁F041A内部リーク

電動弁F042A 内部リーク

吐出圧設計配管

18

ＲＨＲ−Ｂ

逆止弁F041B内部リーク

電動弁F042B 内部リーク

吐出圧設計配管

内部リーク

破損箇所

低圧設計配管

表6

海外
プラント
Peach
Bottom添付 3.1.1.2−8−9Nine Mile
Point-2
Quad
Cities

海外プラント及び東海第二発電所における
ＩＳＬＯＣＡ発生頻度の評価結果

ＩＳＬＯＣＡ
発生頻度（／炉年）

東海第二発電所※１，２との比較

ＩＳＬＯＣＡによる炉心損傷頻度（／炉年）

東海第二発電所との比較※１，２

4.8E-06

1.0E+04

1.0E-06

2.1E+03

9.8E-06

2.0E+04

8.8E-06

1.8E+04

1.1E-05

2.3E+04

9.3E-07

1.9E+03※1 海外プラント／東海第二発電所※2 東海第二発電所はＩＳＬＯＣＡ発生＝炉心損傷と定義している。海外プラントは系統によってはＩＳＬＯＣＡ発生後の隔離操作を考慮するため結果が異なる。

添付 3.1.1.2−8−9表7Nine Mile Point-2 及び東海第二発電所における系統別のＩＳＬＯＣＡ発生頻度の評価結果
Nine Mile Point-2

系統

配管過圧頻度

配管破損確率

（／炉年）

（／d）

ISLOCA
発生頻度（／炉年）

添付 3.1.1.2−8−10

HPCS

2.7E-07

2.7E-02

8.6E-14

RCIC

-

-

-

LPCS

3.7E-06

4.0E-03

2.9E-11LPCI

1.3E-05

4.0E-03

8.8E-09

RHR（suction）

7.7E-07

1.6E-02

4.1E-09

Vessel Head Spray

4.4E-06

1.7E-03

9.3E-13

Feedwater

1.0E-03

1.0E-03

1.0E-06

Steam Condensing

8.9E-03

4.0E-03

8.8E-06--

9.8E-06-

4.8E-10

合計

東海第二発電所

合計-

添付 3.1.1.2−8−10

表8

評価項目

Nine Mile Point-2 及び東海第二発電所におけるＬＰＣＩのＩＳＬＯＣＡ発生頻度の評価内容
Nine Mile Point-2

東海第二発電所

・ＲＨＲ−Ａ／Ｂのバウンダリ弁 ・ＲＨＲ−Ａ／Ｂのバウンダリ弁

ドミナントシナリオ

添付 3.1.1.2−8−11（電動弁及び逆止弁）の内部リー（逆止弁）の定期試験時に，バウ

ク又は破損が重なることにより，ンダリ弁（電動弁）の閉状態復旧

バウンダリ弁が同時に開状態とな

失敗と，逆止弁の閉失敗が重なる

り，ポンプ吐出圧設計配管が破損ことにより，バウンダリ弁が同時に開状態となり，ポンプ吐出圧設計配管が破損・ＩＳＬＯＣＡ発生後の隔離操作に ・ＩＳＬＯＣＡ発生後の隔離操作に期待しないモデル化の仮定

期待しない

・ＩＳＬＯＣＡの発生箇所は配管

・ＩＳＬＯＣＡの発生箇所は配管

・ドレンライン及びベントラインは ・ドレンライン及びベントラインは

パ ラ メ ー タ

機器故障確率

配管径が小さいため除外

配管径が小さいため除外

逆止弁内部リーク ：①7.3E-04

逆止弁の閉失敗 ：⑤2.4E-05

電動弁内部リーク ：②6.0E-04
電動弁誤操作：③4.0E-04−

人的過誤確率（ＬＰＣＩでの人的過誤は発生しな （定期試験時の電動弁の閉状態へのいとし，人的過誤確率は設定無し）

配管破損確率

評価結果⑥2.0E-03④4.0E-03（ＬＰＣＩ−Ａ／Ｂ／Ｃ）

復旧失敗 ）⑦3.1E-03（ＬＰＣＩ−Ａ／Ｂ）⑧1.2E-03（ＬＰＣＩ−Ｃ）

8.8E-09／炉年

3.6E-10／炉年｛ ①×（②＋③）×④ ｝×3{ ⑤×⑥×⑦ ｝×2＋{ ⑤×⑥×⑧ }添付 3.1.1.2−8−11

MO

格納容器

原子炉隔離時冷却系原子炉
圧力容器頂部スプレイ配管
AO

MO

残留熱除去系原子炉圧力容器頂部スプレイ配管

NO

MO

NO

MO

NO

MO

NO

MO

NO

MO

NO

高圧炉心スプレイ系
注入配管
低圧炉心スプレイ系
注入配管

逃がし安全弁AO

AO

主蒸気系配管

原子炉圧力容器

添付 3.1.1.2−8−12

残留熱除去系Ａ系
原子炉注入配管
残留熱除去系Ｂ系
原子炉注入配管NO

残留熱除去系Ｃ系
原子炉注入配管MOMO

原 子 炉 隔離 時 冷却 系 蒸
気供給配管

AO

給水注入配管
圧力容器計装系
計装配管

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）
吸込配管

MO

制御棒駆動水圧系
制御棒引抜側配管

MO

制御棒駆動水圧系
制御棒挿入側配管
MONO

再循環系ポンプ

再循環系ポンプ
MO

MO

MO

原子炉冷却材浄化系
入口配管
試料採取系サンプリング配管

MO

MO

MO

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）
注入配管

ほう酸水注入系
注入配管

MO

MO

MO

MO

ＩＳＬＯＣＡ評価対象

図 1 原子炉冷却材圧力バウンダリに接続し格納容器外に敷設されている配管

添付 3.1.1.2-8-12

原子炉圧力容器
7-18V7D
O
C
MO

MO

E22-F011

E22-F010

MONO

E22-F005 E22-F038

E22-F004
E22-F024

MO

E22-F023
復水貯蔵タンクB

原子炉格納容器
MO

7-18V7E

E22-F012

サプレッションチェンバ
2-18V4B

復水貯蔵タンクA
E22-F015

MO

添付 3.1.1.2−8−13

DD003
2-18V40B

2-18V4A
E22-F016
2-18V40AMO

破断

E22-F001

E22-C001

E22-F002

HPCSポンプ

低圧設計

図2

ＨＰＣＳのＩＳＬＯＣＡ発生箇所

MO

7-18V7D

高圧設計

E51-F059

MO

E51-F023

E51-F022

原子炉格納容器MO

AO

NO

E51-F013

E51-F065

E51-F066

MO

Aタンクへ

E51-F012

E51-F018
復水貯蔵タンクB

2-18V4B

2-18V40B

油冷却器

MO

7-18V7E
E51-F046

E51-PCV-F015
原子炉圧力容器

主蒸気ライン

復水貯蔵タンクA

2-18V4A

2-18V40AMO

MO

E51-F064

E51-F063

MO

RHR-Aへ（サプレッションチェンバへ）

F019

F021
MO

E51-F045

MO

E51-F040

高圧設計

E51-F011

C002

C001

DD012

MO

E51-HOMO

E51-F010

サプレッションチェンバ

MO

E51-C002
E51-F068

低圧設計
MO

破断

E51-F047
E51-F031

E51-F030

E51-F016

E51-F044
E51-F049
復水ポンプ

図3

ＲＣＩＣのＩＳＬＯＣＡ発生箇所

添付 3.1.1.2−8−13

高圧設計

吐出圧設計

O
C

NO

ケース①

MO

破断

原子炉圧力容器

E21-F051

E21-F006

E21-F005
E21-F012

MO

原子炉格納容器

E21-F003

E21-F011

E21-F052

サプレッション
チェンバ

ＬＰＣＳポンプ
E21-C001
ケース②

DD003

低圧設計

添付 3.1.1.2−8−14

MO

破断

MO

E21-F001

図4

ＬＰＣＳのＩＳＬＯＣＡ発生箇所
RCICよりNONO

E51-F065

E51-F066

MO

E12-F023 E12-F019
モデル化省略
PCVスプレイライン

MO

ケース①

吐出圧設計
破
断

高圧設計
NO

MO

E12-F042A

LPCIラインMO

MO

ヘッドスプレイライン

RCIC

MO

E12-F016A E12-F017A

MO

E12-F041A
E12-F092A
NO

原子炉
圧力容器

FDCTへ
停止時冷却ライン

E12-F049
E12-F040
ミニフローライン
RHR-Bへ

E12-F053A

低圧設計

ケース③

高圧設計
PLRポンプAMO

MO

E12-F024A

E12-F046A

破断MO

E12-F070

MO

MO

E12-F064A

E12-F050A E12-F090A

E12-F008
RHR-Bへ
S/Pスプレイライン

E12-F027A

MO

E12-F009 E12-F091

E12-F003A
テストライン
E12-F072A
MO

E12-F048A

E12-F006A

E12-F018AMO

破断

DD006AMO

E12-F047A

E12-F098A

RHR熱交換器
B001A

E12-F031A
RHRポンプA
E12-C002A

吐出圧設計

図5

MO

破
断

E12-F004A

ケース②

低圧設計

ＲＨＲ−Ａ(Ｂ)のＩＳＬＯＣＡ発生箇所

添付 3.1.1.2−8−14

吐出圧設計

高圧設計

ケース①
MO

NO

破断

E12-F042C

低圧設計

RHR-Aより
RHR-Bより

E12-F046C

MO

E12-F064C

添付 3.1.1.2−8−15

E12-F018C

E12-F098C

E12-F041C
E12-F092C

MO

E12-F021

E12-F031C RHRポンプ

低圧設計

破
断

E12-C002C

DD006CMO

E12-F004C

ケース②

図6

ＲＨＲ−ＣのＩＳＬＯＣＡ発生箇所

添付 3.1.1.2−8−15

原子炉
圧力容器

添付資料 3.1.1.2-9
起因事象発生頻度のエラーファクタの設定について

エラーファクタ（ＥＦ）を設定するパラメータは，起因事象発生頻度，機器故障率，ヒューマンエラー発生頻度などがある。そのうち，ＬＯＣＡとＩＳＬＯＣＡを除いた起因事象の発生頻度については，先行ＰＲＡの知見を参考に一律でＥＦ＝3と設定している。本ＰＲＡにおける起因事象発生頻度のＥＦの設定の考え方を以下に示す。

(1) 先行ＰＲＡの知見① ＷＡＳＨ−１４００
ＷＡＳＨ−１４００では，起因事象発生頻度のＥＦの考え方については言及されていないが，機器故障率に対する不確かさの因子（上限値と下限値のバラツキの桁数）として 10（ＥＦ＝3 相当）又は 100（ＥＦ＝10 相当），特に不確実さの大きいと考えられるものについては 1,000（ＥＦ＝30 相当）を使用すると記載されている。
② ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−４５５０
ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−４５５０［１］では，起因事象の種別や発生頻度の大きさに係らず，全ての起因事象についてＥＦ＝3 と設定されている（表 1）。

(2) 感度解析の実施
上記のとおり，本ＰＲＡにおいては基本的にＥＦ＝3 と設定しているが，発生実
績の無い起因事象については，不確実さが大きいことも考えられることから，ＥＦを変更した場合の感度解析を実施し，影響を確認した。
① 対象とした起因事象
発生実績が無く，発生件数を 0.5 件と仮定している以下の起因事象を対象とす
添付 3.1.1.2−9−1

る。
・ 逃がし安全弁誤開放・ 残留熱除去系海水系故障
・ 交流電源故障・ タービン・サポート系故障
・ 直流電源故障②

感度解析結果ＥＦ＝10 とした場合の感度解析結果を表 2 に示す。ＥＦを変更した起因
事象についてＣＤＦ平均値に大きな変化はなく，結果として全ＣＤＦの平均値について変化はない。また，全ＣＤＦのＥＦについても大きな変化はない。
この結果は，今回のＰＲＡでは発生実績のある発生頻度が高い非隔離事象の寄与が支配的になっていることによるものである。

参考文献[1] Analysis of Core Damage Frequency From Internal Events: Methodology
Guidelines（NUREG/CR-4550）

添付 3.1.1.2−9−2

表 1 NUREG/CR-4550 TableⅧ.1-1 抜粋
起因事象

ＡＳＥＰ※の発生頻度(／年)

平均値(／年)

直流母線喪失による過渡事象

5E-4 to 6E-2

5E-3

3

交流母線喪失による過渡事象

9E-4 to 6E-2

5E-3

3

オフサイト電源喪失による過渡事象

0.1 to 0.3

0.1

3

起因事象

電力変換系の喪失以外を起因とする
過渡事象
電力変換系の喪失を起因とする

ＥＦ

4.77(FW 有)

3.7 to 7.1

30.56(FW 無)

1.8 to 5.2

1.56

3

極小ＬＯＣＡ

2E-2

3E-2

3

小破断ＬＯＣＡ

1.4E-33E-3

3

中破断ＬＯＣＡ

6.7E-43E-4

3

大破断ＬＯＣＡ

2.1E-3

1E-4

3

不注意による逃がし弁の開操作

0.21

1.4E-1

3

過渡事象※ＡＳＥＰ：Accident Sequence Evaluation Program
表 2 感度解析結果
起因事象
発生頻度
（／炉年）

過渡事象

外部電源喪失手動停止／
サポート系喪失（手動停止）

非隔離事象

1.7E-01

隔離事象

2.7E-02

4.0E-06

4.3E-06

全給水喪失

1.0E-02

1.5E-06

1.7E-06

水位低下事象2.7E-02

4.0E-06

原子炉緊急停止系誤動作等

5.5E-02

逃がし安全弁誤開放

サポート系喪失（直流電源故障）

ＬＯＣＡ
インターフェイスシステム
ＬＯＣＡ

感度解析ケース
炉心損傷頻度
平均値
寄与割合
（／炉年）
2.6E-0540.5%

7.3

炉心損傷頻度
点推定値（／炉年）
2.5E-05

6.6%

7.4

4.0E-06

4.3E-06

6.7%

7.4

2.6%

7.3

1.5E-06

1.7E-06

2.7%

7.3

4.6E-06

7.1%

7.4

4.0E-06

4.6E-06

7.1%

7.4

8.2E-06

9.5E-06

14.8%

7.3

8.2E-06

9.5E-06

14.9%

7.3

1.0E-03

1.5E-07

1.6E-070.2%

7.2

1.5E-07

1.5E-07

0.2%

17.6

外部電源喪失4.2E-03

1.5E-06

1.6E-06

2.5%

4.2

1.5E-06

1.6E-06

2.5%

4.2

計画外停止

4.3E-02

6.4E-06

7.1E-06

11.0%

7.5

6.4E-06

7.1E-06

11.1%

7.5

区分Ⅰ

7.2E-04

1.6E-06

1.6E-06

2.5%

4.3

1.6E-06

1.5E-06

2.4%

11.1

区分Ⅱ

7.2E-04

1.6E-06

1.6E-06

2.6%

4.4

1.6E-06

1.6E-06

2.5%

13.1

区分Ⅰ

1.5E-04

3.4E-07

3.4E-070.5%

4.4

3.4E-07

3.5E-07

0.5%

12.2

区分Ⅱ

1.5E-04

3.4E-07

3.6E-07

0.6%

4.4

3.4E-07

4.1E-07

0.6%

12.7

7.2E-04

1.1E-07

1.1E-070.2%

7.4

1.1E-07

1.0E-07

0.2%

17.1

区分Ⅰ

2.8E-04

2.7E-06

2.6E-06

4.0%

3.6

2.7E-06

2.5E-06

3.8%

10.2

区分Ⅱ

2.8E-04

2.7E-06

2.7E-06

4.2%

3.8

2.7E-06

2.7E-06

4.2%

11.4

大破断ＬＯＣＡ

2.0E-05

3.0E-09

2.4E-09

<0.1%

31.2

3.0E-09

2.4E-09

<0.1%

31.2

中破断ＬＯＣＡ

2.0E-04

3.0E-08

2.3E-08

<0.1%

28.8

3.0E-08

2.3E-08

<0.1%

28.8

小破断ＬＯＣＡ

3.0E-04

4.5E-08

4.4E-08

<0.1%

16.8

4.5E-08

4.4E-08

<0.1%

16.8

インターフェイスシステム
ＬＯＣＡ

8.3E-10

4.8E-108.3E-10

<0.1%

19.6

4.8E-108.3E-10

<0.1%

19.6

6.1E-05

6.4E-05

100.0%

3.8

6.1E-05

6.4E-05

100.0%

4.2

残留熱除去系海水系故障
交流電源故障サポート系喪失（自動停止）

ベースケース
炉心損傷頻度
平均値
寄与割合
（／炉年）
2.6E-0540.4%

炉心損傷頻度
点推定値（／炉年）
2.5E-05

起因事象

タービン・サポート系故障
直流電源故障合計：発生実績が無く, 発生件数を0.5件と仮定している起因事象として, ＥＦを10に変更したもの

添付 3.1.1.2−9−3

ＥＦ

ＥＦ
7.3

添付資料 3.1.1.3−1
成功基準解析及び事故進展解析について(1)

成功基準解析及び事故進展解析の解析条件
成功基準解析の要件として，一般社団法人

日本原子力学会が発行した「原子力発電所の出力運転状態を対象とした確率論的安全評価に関する実施基準（レベル 1PSA 編）：2008」（以下「レベル 1 標準」という。）において，次のとおり記載されている。

6.1.4

熱水力解析・構造解析による成功基準の同定

起因事象のグループ化と事故シーケンスのモデル化との詳細さのバランスを考慮し，熱水力解析又は構造解析を用いて成功基準を同定する。
成功基準の設定に用いる熱水力解析や構造解析では，対象とする事故シ
ナリオを精度よく解析することが確証・検証されている解析コードによって，当該プラントの状態に対応したモデルや入力データを用いて実施する。熱水力解析又は構造解析は最確推定を原則とする。ただし，ＰＳ
Ａの目的によっては保守的なモデルやデータを用いた解析を用いることもできる。原子炉設置許可申請書や同型プラントに関するＰＳＡにおいて，当該プラントに適用することが可能な成功基準がある場合にはこれを用いてもよい。

本ＰＲＡでは，炉心冷却機能に係る成功基準は，ＳＡＦＥＲコードを用いて実施した成功基準解析結果を踏まえて設定している。この成功基準解
析条件と，原子炉設置変更許可申請書の添付書類十において同コードを用いて実施している原子炉冷却材喪失に関する解析条件との比較を表 1 に示す。
表 1 に示すとおり，成功基準解析では，プラント初期パラメータについては定格値又は定格値の 105％，ＥＣＣＳ等の流量については安全解析使用値を用いており，レベル 1 標準の要件を満足している。

添付 3.1.1.3−1−1

また，事故進展解析については，表 2 に示すとおり，最確値の解析条件
によりＭＡＡＰコードを用いて解析を行っており，レベル 1 標準の要件を満足している。
(2)

成功基準解析結果
ＬＯＣＡ時の炉心冷却機能に係る成功基準解析結果を表 3〜5 に示す。なお，小破断ＬＯＣＡを対象とした成功基準解析については，ＥＣＣＳについては中破断ＬＯＣＡの解析結果で包含できるため，原子炉隔離時冷却系に対してのみ実施している。
成功基準解析の結果，大破断ＬＯＣＡ及び中破断ＬＯＣＡについては，
ＥＣＣＳが自動起動して炉心を冷却することにより，燃料被覆管の最高温
度が 1,200℃未満であり，かつ燃料被覆管の酸化割合は 15％を下回っていることを確認した。
小破断ＬＯＣＡについては，原子炉水位の低下により原子炉隔離時冷却系が自動起動し，燃料は冠水が維持されることから，燃料被覆管の最高温
度は初期温度，かつ燃料被覆管の酸化割合は増加しないことを確認した。
また，事象発生後 30 分で原子炉隔離時冷却系を手動起動した場合においては，燃料被覆管の最高温度が 1,200℃未満であり，かつ燃料被覆管の酸化割合は 15％を下回っていることを確認した。
過渡事象については，原子炉水位低下の観点から事象進展が厳しくなる「給水流量の全喪失」を起因とし，事象発生後 30 分で逃がし安全弁数 1個を手動開とした場合に，低圧炉心スプレイ系又は低圧注水系のいずれか
1 系統による原子炉注水を実施した場合の成功基準解析を実施した。その結果を表 6 及び図 1 に示す。成功基準解析の結果，燃料被覆管の最高温度
が 1,200℃未満であり，かつ燃料被覆管の酸化割合は 15％を下回っていることを確認した。
添付 3.1.1.3−1−2

表1

成功基準解析条件と設置変更許可申請書添付資料十の解析条件の比較
項

目

原子炉熱出力原子炉ドーム圧力

成功基準解析条件

添付書類十における原子炉冷却材喪失に関する解析条件

3,458MW

3,440MW（定格出力の約 105％）（主蒸気流量約 105％時の出力）6.93MPa[gage] （定格出力時の7.17MPa[gage] （主 蒸 気流 量 約

原子炉ドーム圧力）105％時の原子炉ドーム圧力）３

48.3×10 t／h

50.7×10３ t／h（定格流量）（定格流量の約 105％）

原子炉初期水位

通常運転水位

スクラム水位

スクラム信号

原子炉水位低（L3）スクラム

同左

崩壊熱

ANSI/ANS-5.1-1979（平均）ＧＥ（平均）＋3σ

燃料

9×9 燃料（A 型）

同左

燃料棒最大線出力

44.0kW／m

密度（通常運転時の制限値）

炉心流量

44.0kW／m×1.02

逃がし弁機能を仮定

安全弁機能を仮定

第1段

7.37MPa[gage]×2 個

第1段

7.87MPa[gage]×2 個

逃がし安全弁設定第2段

7.44MPa[gage]×4 個

第2段

8.18MPa[gage]×4 個

圧

第3段

7.51MPa[gage]×4 個

第3段

8.25MPa[gage]×4 個

第4段

7.58MPa[gage]×4 個

第4段

8.32MPa[gage]×4 個

第5段

7.65MPa[gage]×4 個

第5段

8.39MPa[gage]×4 個

逃がし安全弁，自動

390t／h／個

430.0t／h／個

減圧系容量（7.37MPa[gage]において）（7.87MPa[gage]において）

高圧炉心スプレイ

1,419m ３ ／h（1.38MPa[gage]に

系流量

おいて）

低圧炉心スプレイ

1,419m ３ ／h（0.84MPa[gage]に

系流量

おいて）

低圧注水系流量1,605m ３ ／h（ポンプ 1 台当たり，0.14MPa[gage]において）原子炉隔離時冷却136m ３ ／ h （ 7.86 MPa[gage] 〜

系流量

1.04MPa[gage]において）添付 3.1.1.3−1−3

同左

同左

同左

考慮していない表2
項

事故進展解析の主要解析条件

目

解析条件

備

原子炉熱出力3,293MW

定格出力

原子炉ドーム圧力

6.93MPa[gage]

定格圧力原子炉初期水位

通常運転水位

格納容器空間容積
サプレッション・プー
ル水量

考

ドライウェル：5,700m ３
ウェットウェル：4,100m３
3,400m ３

コンクリート組成

珪酸系コンクリート

崩壊熱

ANSI/ANS-5.1-1979（平均）

炉心損傷温度1,500K

炉心溶融温度2,500K

格納容器破損圧力

0.62MPa[gage]

添付 3.1.1.3−1−4

融点は 1,500K

最高使用圧力の 2 倍表3大破断ＬＯＣＡ時の成功基準解析結果 （ 破断面積：約 0.29m ２ ）
燃料被覆管の燃料被覆管の

表面温度

酸化割合

高圧炉心スプレイ系

532℃

0.1％

低圧炉心スプレイ系

530℃

0.1％

低圧注水系

599℃

0.1％

炉心冷却機能に係る緩和設備 ※１※１：自動起動を仮定

中破断ＬＯＣＡ時の成功基準解析結果 （ 破断面積：約 93cm２ ）表4

燃料被覆管の燃料被覆管の

表面温度

酸化割合

高圧炉心スプレイ系

402℃

0.1％

自動減圧系＋低圧炉心スプレイ系

421℃

0.1％

自動減圧系＋低圧注水系

525℃

0.1％

炉心冷却機能に係る緩和設備 ※１※１：自動起動を仮定

表5

小破断ＬＯＣＡ時の成功基準解析結果 （ 破断面積：約 9.3cm ２ ）
燃料被覆管の燃料被覆管の

表面温度

酸化割合

原子炉隔離時冷却系 ※１

初期温度

増加なし

原子炉隔離時冷却系 ※２

1,038℃3％※１：自動起動を仮定※２：事象発生後 30 分での手動起動を仮定

炉心冷却機能に係る緩和設備

表6

過渡事象に対する成功基準解析結果（給水流量の全喪失）

炉心冷却機能に係る緩和設備 ※１

燃料被覆管の燃料被覆管の

表面温度

酸化割合

1,032℃

8％

1,149℃

11％

逃がし安全弁（1 個）＋低圧炉心スプレイ系
逃がし安全弁（1 個）＋低圧注水系※１：事象発生後 30 分での手動起動を仮定

添付 3.1.1.3−1−5

添付 3.1.1.3−1−6

原子炉圧力

注水流量
ＰＣＴ：1,149℃
酸化量：11％

燃料有効長頂部

燃料有効長底部

原子炉水位

図１

燃料被覆管温度

成功基準解析の評価結果（全給水喪失，事象発生 30 分後 逃がし安全弁（1 個 ）＋低圧注水系）

添付資料 3.1.1.3−2
成功基準における余裕時間の設定について(1)

本ＰＲＡで使用する解析コードについて
本ＰＲＡでは，ＭＡＡＰコード及びＳＡＦＥＲコードを用いた事故進展
解析及び成功基準解析を実施している。
ＭＡＡＰコードは，格納容器応答も含めたシビアアクシデント時の事故
進展を総合的に評価することができる解析コードである。一方，ＳＡＦＥ
Ｒコードは，従来から許認可において使用実績のある保守的な解析コード
であるが，燃料被覆管温度，酸化量等の評価に特化したコードであり，格納容器応答を評価する機能を持たない。

(2)

ＭＡＡＰコードとＳＡＦＥＲコードの使い分けについて
今回のＰＲＡにおいてはレベル１．５ＰＲＡも含めた評価を実施するため，格納容器応答も含めた事故進展解析をＭＡＡＰコードにより実施している。一方，それぞれのコードの特徴を踏まえ，炉心冷却に対する成功基
準における余裕時間は，ＭＡＡＰコードによる事故進展解析における炉心損傷時間に余裕をみた時間で設定し，その時間で原子炉注水を実施した場
合に炉心損傷を防止できることをＳＡＦＥＲコードにより確認している。
炉心冷却に対する成功基準における余裕時間設定の流れを図１に示す。

添付 3.1.1.3-2−1

ＭＡＡＰコードによる炉心損傷時間の評価（余裕を考慮）

炉心冷却に対する余裕時間の設定

ＳＡＦＥＲコードによる確認解析
図１

炉心冷却に対する成功基準における余裕時間設定の流れ

添付 3.1.1.3−2−2

添付資料 3.1.1.4−1

内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡ
イベントツリー集

目

次

図 1-1

非隔離事象に対するイベントツリー

図 1-2

非隔離事象ＡＴＷＳに対するイベントツリー

図 2-1

隔離事象に対するイベントツリー

図 2-2

隔離事象ＡＴＷＳに対するイベントツリー

図 3-1

全給水喪失事象に対するイベントツリー

図 3-2

全給水喪失事象ＡＴＷＳに対するイベントツリー

図 4-1

水位低下事象に対するイベントツリー

図 4-2

水位低下事象ＡＴＷＳに対するイベントツリー

図5

原子炉緊急停止系誤動作等に対するイベントツリー

図 6-1

外部電源喪失事象に対するイベントツリー

図 6-2

外部電源喪失事象（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ成功）に対するイベントツリー

図 6-3

外部電源喪失事象（ＤＧ−２Ｃ成功，２Ｄ失敗）に対する
イベントツリー

図 6-4

外部電源喪失事象（ＤＧ−２Ｃ失敗，２Ｄ成功）に対する
イベントツリー

図 6-5

外部電源喪失事象（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ失敗）に対する
イベントツリー

図 6-6

外部電源喪失事象（直流電源喪失）に対するイベントツリー

図 6-7

外部電源喪失事象ＡＴＷＳに対するイベントツリー

図 7-1

逃がし安全弁誤開放に対するイベントツリー

図 7-2

逃がし安全弁誤開放ＡＴＷＳに対するイベントツリー

図 8-1

大破断ＬＯＣＡに対するイベントツリー
目−1図 8-2

大破断ＬＯＣＡＡＴＷＳに対するイベントツリー

図 9-1

中破断ＬＯＣＡに対するイベントツリー

図 9-2

中破断ＬＯＣＡＡＴＷＳに対するイベントツリー

図 10-1 小破断ＬＯＣＡに対するイベントツリー
図 10-2 小破断ＬＯＣＡ

ＡＴＷＳに対するイベントツリー

図 11

残留熱除去系海水系故障（区分Ⅰ）に対するイベントツリー

図 12

残留熱除去系海水系故障（区分Ⅱ）に対するイベントツリー

図 13

交流電源故障（区分Ⅰ）に対するイベントツリー

図 14-1 交流電源故障（区分Ⅱ）に対するイベントツリー
図 14-2 交流電源故障（区分Ⅱ）ＡＴＷＳに対するイベントツリー
図 15-1 直流電源故障（区分Ⅰ）に対するイベントツリー
図 15-2 直流電源故障（区分Ⅰ）ＡＴＷＳに対するイベントツリー
図 16-1 直流電源故障（区分Ⅱ）に対するイベントツリー
図 16-2 直流電源故障（区分Ⅱ）ＡＴＷＳに対するイベントツリー
図 17-1 タービン・サポート系故障に対するイベントツリー
図 17-2 タービン・サポート系故障ＡＴＷＳに対するイベントツリー
図 18

計画外停止に対するイベントツリー

図 19

インターフェイスシステムＬＯＣＡに対するイベントツリー

目−2非隔離事象 メンテナンス スクラム系 S/R弁開放
T1

MN

C

M

S/R弁再
閉鎖
P

HPCS

RCIC

UH

UR

手動ADS LPCI-A
X1

VA

LPCS

LPCI-B

LPCI-C

RHR-A

RHR-B

VS

VB

VC

WA

WB

添付 3.1.1.4−1−1※1 起因事象別のドミナントシーケンス及び事故シーケンスグループ別のドミナントシーケンス

図 1-1

非隔離事象に対するイベントツリー

発生頻度
（／炉年）

No.

最終状態

備考

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39

TW
TW
TW
TW
TW
TW
TQUV
TQUX
TW
TW
TW
TW
TW
TQUV
-

1.7E-01
3.9E-04
2.5E-05 ※1
4.2E-04
9.6E-07
6.2E-08
1.4E-06
3.3E-09
1.5E-10
3.1E-09
7.1E-12
1.5E-11
6.3E-12
1.5E-14
7.8E-13
1.4E-14
3.2E-17
2.3E-12
3.7E-11
4.8E-09
8.8E-04
2.0E-06
1.3E-07
2.6E-06
6.1E-09
3.0E-10
5.8E-09
1.3E-11
2.9E-11
1.2E-11
2.7E-14
8.3E-13
2.6E-14
5.9E-17
2.4E-12
6.7E-11
1.7E-21
1.7E-21
1.4E-06

合計値

2.5E-05

非隔離事象 メンテナン
ATWS
ス
T1
MN

電気系

機械系

CE

CM

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4

TC
TC
-

1.7E-01
5.8E-12
1.8E-08
1.4E-06

合計値

1.8E-08※1 事故シーケンスグループ別のドミナントシーケンス

添付 3.1.1.4−1−2

図 1-2

非隔離事象ＡＴＷＳに対するイベントツリー

備考

※1

隔離事象
T2

メンテナンス スクラム系 S/R弁開放
MN

C

M

S/R弁再
閉鎖
P

HPCS

RCIC

UH

UR

手動ADS LPCI-A
X1

VA

LPCS

LPCI-B

LPCI-C

RHR-A

RHR-B

VS

VB

VC

WA

WB

添付 3.1.1.4−1−3※1 起因事象別のドミナントシーケンス

図 2-1

隔離事象に対するイベントツリー

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39

TW
TW
TW
TW
TW
TW
TQUV
TQUX
TW
TW
TW
TW
TW
TQUV
-

2.7E-02
6.1E-05
4.0E-06
6.6E-05
1.5E-07
9.9E-09
2.2E-07
5.3E-10
2.4E-11
4.9E-10
1.1E-12
2.4E-121.0E-12
2.3E-15
1.2E-13
2.2E-15
5.1E-18
3.6E-13
5.9E-12
7.6E-10
1.4E-04
3.2E-07
2.1E-08
4.2E-07
9.7E-10
4.7E-11
9.2E-10
2.1E-12
4.6E-12
1.9E-12
4.3E-15
1.3E-13
4.1E-15
9.4E-18
3.8E-13
1.1E-11
2.7E-22
2.7E-22
2.3E-07

合計値

4.0E-06

備考※1

隔離事象 メンテナ
̲ATWS
ンス
T2
MN

図 2-2

電気系

機械系

CE

CM

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4

TC
TC
-

2.7E-02
9.2E-13
2.9E-09
2.3E-07

合計値

2.9E-09

隔離事象ＡＴＷＳに対するイベントツリー

備考

添付 3.1.1.4−1−4

S/R弁再全給水喪
メンテナンス スクラム系 S/R弁開放
閉鎖
失事象
T3
MN
C
M
P

HPCS

RCIC

UH

UR

手動ADS LPCI-A
X1

VA

LPCS

LPCI-B

LPCI-C

RHR-A

RHR-B

VS

VB

VC

WA

WB

添付 3.1.1.4−1−5※1 起因事象別のドミナントシーケンス

図 3-1

全給水喪失事象に対するイベントツリー

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39

TW
TW
TW
TW
TW
TW
TQUV
TQUX
TW
TW
TW
TW
TW
TQUV
-

9.9E-03
2.3E-05
1.5E-06
2.5E-05
5.6E-08
3.7E-09
8.3E-08
1.9E-109.0E-12
1.8E-10
4.2E-13
8.9E-13
3.7E-13
8.5E-16
4.6E-14
8.2E-16
1.9E-18
1.3E-13
2.2E-122.8E-10
5.2E-05
1.2E-07
7.7E-09
1.5E-07
3.6E-10
1.7E-11
3.4E-10
7.8E-13
1.7E-12
6.9E-13
1.6E-15
4.9E-14
1.5E-15
3.5E-18
1.4E-13
4.0E-121.0E-22
1.0E-22
8.4E-08

合計値

1.5E-06

備考※1

全給水喪失メンテナンス
̲ATWS
T3
MN

図 3-2

電気系

機械系

CE

CM

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4

TC
TC
-

1.0E-02
3.4E-13
1.1E-09
8.4E-08

合計値

1.1E-09

全給水喪失事象ＡＴＷＳに対するイベントツリー

備考

添付 3.1.1.4−1−6

水位低下事象
T4

メンテナンス スクラム系 S/R弁開放
MN

C

M

S/R弁再
閉鎖
P

HPCS

RCIC

UH

UR

手動ADS LPCI-A
X1

VA

LPCS

LPCI-B

LPCI-C

RHR-A

RHR-B

VS

VB

VC

WA

WB

添付 3.1.1.4−1−7※1 起因事象別のドミナントシーケンス

図 4-1

水位低下事象に対するイベントツリー

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39

TW
TW
TW
TW
TW
TW
TQUV
TQUX
TW
TW
TW
TW
TW
TQUV
-

2.7E-02
6.1E-05
4.0E-06
6.6E-05
1.5E-07
9.9E-09
2.2E-07
5.3E-10
2.4E-11
4.9E-10
1.1E-12
2.4E-121.0E-12
2.3E-15
1.2E-13
2.2E-15
5.1E-18
3.6E-13
5.9E-12
7.6E-10
1.4E-04
3.2E-07
2.1E-08
4.2E-07
9.7E-10
4.7E-11
9.2E-10
2.1E-12
4.6E-12
1.9E-12
4.3E-15
1.3E-13
4.1E-15
9.4E-18
3.8E-13
1.1E-11
2.7E-22
2.7E-22
2.3E-07

合計値

4.0E-06

備考

※1

水位低下
メンテナンス
̲ATWS
T4
MN

図 4-2

電気系

機械系

CE

CM

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4

TC
TC
-

2.7E-02
9.2E-13
2.9E-09
2.3E-07

合計値

2.9E-09

水位低下事象ＡＴＷＳに対するイベントツリー

備考

添付 3.1.1.4−1−8

RPS誤動作等

メンテナンス

S/R弁開放S/R弁閉鎖

HPCS

RCIC

T5

MN

M

P

UH

UR

手動ADS LPCI-A
X1

VA

LPCS

LPCI-B

LPCI-C

RHR-A

RHR-B

VS

VB

VC

WA

WB

添付 3.1.1.4−1−9※1 起因事象別のドミナントシーケンス

図5

原子炉緊急停止系誤動作等に対するイベントツリー

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38

TW
TW
TW
TW
TW
TW
TQUV
TQUX
TW
TW
TW
TW
TW
TQUV
-

5.4E-02
1.2E-04
8.1E-06
1.4E-04
3.1E-072.0E-08
4.6E-07
1.1E-09
5.0E-11
1.0E-09
2.3E-12
4.9E-122.0E-12
4.7E-15
2.5E-13
4.5E-15
1.0E-17
7.4E-13
1.2E-11
1.6E-09
2.8E-04
6.5E-07
4.2E-08
8.5E-072.0E-09
9.6E-11
1.9E-09
4.3E-12
9.4E-12
3.8E-128.7E-15
2.7E-13
8.4E-15
1.9E-17
7.6E-13
2.2E-11
5.5E-22
4.6E-07

合計値

8.2E-06

備考※1

外部電源喪失 メンテナンス スクラム系
T6

MN

C

直流125V
電源喪失
DC

D/G-2CD/G-2D

B1

B2

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1 - 3738 - 55
56 - 71
72 - 77
78 - 82
83
84

TE1(Ｄ/G-2C,2D成功)へ
TE2（Ｄ/G-2C成功,2D失敗）へ
TE3（Ｄ/G-2C失敗,2D成功）へ
TE4(Ｄ/G-2C,2D失敗)へ
TE5（直流125V電源喪失）へ-

4.2E-23
3.5E-08

合計値-※1 起因事象別のドミナントシーケンス及び事故シーケンスグループ別のドミナントシーケンス

添付 3.1.1.4−1−10

図 6-1

外部電源喪失事象に対するイベントツリー

備考※1外部電源喪失
S/R弁再
S/R弁開放閉鎖（D/G-2C,2D成功）TE1
M
P

添付 3.1.1.4−1−11
図 6-2

HPCS

RCIC

UH

UR

手動ADS LPCI-A
X1

VA

LPCS

LPCI-B

LPCI-C

RHR-A

RHR-B

VS

VB

VC

WA

WB

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37

TW
TW
TW
TW
TW
TW
TQUV
TQUX
TW
TW
TW
TW
TW
TQUV
-

4.1E-03
9.3E-06
6.1E-07
3.5E-05
8.0E-08
5.2E-09
1.2E-07
2.8E-10
1.3E-11
2.6E-10
6.0E-13
1.3E-12
5.3E-13
1.2E-15
3.5E-14
1.2E-15
2.7E-18
1.0E-133.0E-124.0E-10
2.1E-05
4.9E-08
3.2E-09
1.9E-07
4.5E-10
2.2E-11
4.3E-109.8E-13
2.2E-128.7E-132.0E-15
6.1E-14
1.9E-15
4.4E-18
1.7E-13
5.0E-12
4.1E-23

合計値

6.2E-07

外部電源喪失事象（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ成功）に対するイベントツリー

外部電源喪失（D/G-2C成功,
2D失敗）
TE2

S/R弁開放

S/R弁再
閉鎖

HPCS

RCIC

M

P

UH

UR

添付 3.1.1.4−1−12
図 6-3

手動ADS LPCI-A
X1

VA

LPCS

RHR-A

VS

WA

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

38
39
40
41
42
43
44
45
46
47
48
49
50
51
52
53
54
55

TW
TW
TW
TW
TQUV
TQUX
TW
TW
TW
TQUV
-

3.0E-05
6.5E-08
2.6E-07
5.5E-108.8E-102.8E-13
1.9E-12
7.6E-13
7.8E-13
2.8E-12
1.6E-07
3.4E-10
1.4E-09
4.9E-13
3.2E-12
1.3E-12
1.4E-12
3.1E-25

合計値

6.6E-08

外部電源喪失事象（ＤＧ−２Ｃ成功，２Ｄ失敗）に対するイベントツリー

備考外部電源喪失
S/R弁再（D/G-2C失敗, S/R弁開放
閉鎖
2D成功）
TE3
M
P

添付 3.1.1.4−1−13
図 6-4

HPCS
UH

手動ADS LPCI-B
X1

VB

LPCI-C

RHR-B

VC

WB

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

56
57
58
59
60
61
62
63
64
65
66
67
68
69
70
71

TW
TW
TW
TQUV
TQUX
TW
TW
TW
TQUV
-

3.0E-05
6.4E-08
2.6E-078.0E-11
5.7E-10
2.4E-10
2.5E-108.8E-10
1.6E-07
3.3E-10
1.4E-09
4.5E-13
3.2E-12
1.3E-12
1.4E-12
3.1E-25

合計値

6.6E-08

外部電源喪失事象（ＤＧ−２Ｃ失敗，２Ｄ成功）に対するイベントツリー

備考外部電源喪失（D/G-2C,2D失敗）
TE4

S/R弁開放
M

S/R弁
再閉鎖
P

HPCS

RCIC

UH

UR

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

72
73
74
75
76
77

TBW
TB
TBU
TBW
TBP
-

6.9E-07
5.7E-082.0E-10
3.6E-09
3.0E-10
2.3E-27

合計値

7.5E-07添付 3.1.1.4−1−14※1 起因事象別のドミナントシーケンス※2 事故シーケンスグループ別のドミナントシーケンス

図 6-5

外部電源喪失事象（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ失敗）に対するイベントツリー

備考
※1
※2

※2

外部電源喪失
S/R弁開放 S/R弁再閉鎖（直流125V電源喪失）
TE5
M
P

HPCS

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

78
79
80
81
82

TBW
TBD
TBW
TBD
-

6.9E-10
5.9E-12
3.6E-12
3.3E-14
7.0E-30

合計値

7.0E-10UH※1 事故シーケンスグループ別のドミナントシーケンス

添付 3.1.1.4−1−15

図 6-6

備考

外部電源喪失事象（直流電源喪失）に対するイベントツリー※1外部電源喪失
メンテナンス
ATWS
T6
MN

図 6-7

機械系

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3

TC
-

4.2E-03
1.4E-13
3.5E-08

合計値

1.4E-13CM

外部電源喪失事象ＡＴＷＳに対するイベントツリー

備考

添付 3.1.1.4−1−16

S/R弁誤開放

メンテナンス

スクラム系

HPCS

LPCI-A

LPCS

LPCI-B

LPCI-C

RHR-A

RHR-B

T7

MN

C

UH

VA

VS

VB

VC

WA

WB

添付 3.1.1.4−1−17※1 起因事象別のドミナントシーケンス

図 7-1

逃がし安全弁誤開放に対するイベントツリー

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18

TW
TW
TW
TW
TW
TQUV
-

9.9E-04
2.3E-06
1.5E-073.0E-06
6.9E-09
3.4E-10
6.5E-09
1.5E-11
3.3E-11
1.3E-11
3.0E-14
9.4E-13
2.9E-14
6.7E-17
2.7E-12
7.6E-11
1.0E-23
8.4E-09

合計値

1.5E-07

備考※1

S/R弁誤開放
ATWS
T7

メンテナンス 電気系

添付 3.1.1.4−1−18

図 7-2

MN

CE

機械系

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4

TC
TC
-

1.0E-03
3.4E-14
1.1E-10
8.4E-09

合計値

1.1E-10

CM

逃がし安全弁誤開放ＡＴＷＳに対するイベントツリー

備考

大破断
LOCA
A

メンテナンス

スクラム系

HPCS

LPCI-A

LPCS

LPCI-B

LPCI-C

RHR-A

RHR-B

MN

C

UH

VA

VS

VB

VC

WA

WB

添付 3.1.1.4−1−19※1 起因事象別のドミナントシーケンス※2 事故シーケンスグループ別のドミナントシーケンス

図 8-1

大破断ＬＯＣＡに対するイベントツリー

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18

TW
TW
TW
TW
TW
AE
-

2.0E-05
4.6E-083.0E-09
5.8E-08
1.4E-10
6.6E-12
1.3E-10
2.9E-13
6.5E-13
2.5E-13
5.7E-16
1.8E-14
5.4E-16
1.2E-18
5.2E-14
1.4E-122.0E-25
1.7E-10

合計値

3.0E-09

備考

※1

※2

大破断
LOCA
ATWS
A

メンテナンス

電気系

機械系

MN

CE

CM

添付 3.1.1.4−1−20

図 8-2

大破断ＬＯＣＡ

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4

TC
TC
-

2.0E-05
6.8E-16
2.2E-12
1.7E-10

合計値

2.2E-12

ＡＴＷＳに対するイベントツリー

備考

中破断
LOCA
S1

メンテナンス スクラム系
MN

C

HPCS
UH

原子炉減
圧系
X

LPCI-A

LPCS

LPCI-B

LPCI-C

RHR-A

RHR-B

VA

VS

VB

VC

WA

WB

添付 3.1.1.4−1−21※1 起因事象別のドミナントシーケンス※2 事故シーケンスグループ別のドミナントシーケンス

図 9-1

中破断ＬＯＣＡに対するイベントツリー

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19

TW
TW
TW
TW
TW
S1E
S1E
-

2.0E-04
4.6E-073.0E-08
6.3E-07
1.5E-09
7.1E-11
1.4E-09
3.1E-127.0E-122.7E-12
6.2E-15
1.9E-13
5.8E-15
1.3E-17
5.6E-13
1.5E-11
4.6E-122.0E-24
1.7E-09

合計値

3.0E-08

備考

※1

※2

中破断
LOCA
ATWS
S1

メンテナンス

電気系

機械系

MN

CE

CM

添付 3.1.1.4−1−22

図 9-2

中破断ＬＯＣＡ

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4

TC
TC
-

2.0E-04
6.8E-15
2.2E-11
1.7E-09

合計値

2.2E-11

ＡＴＷＳに対するイベントツリー

備考

小破断
LOCA
S2

メンテナンス

スクラム系

HPCS

RCIC

MN

C

UH

UR

原子炉減
圧系
X

LPCI-A

LPCS

LPCI-B

LPCI-C

RHR-A

RHR-B

VA

VS

VB

VC

WA

WB

添付 3.1.1.4−1−23※1 起因事象別のドミナントシーケンス※2 事故シーケンスグループ別のドミナントシーケンス

図 10-1

小破断ＬＯＣＡに対するイベントツリー

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22

TW
TW
TW
TW
TW
TW
S2E
S2E
-

3.0E-04
6.8E-07
4.5E-08
8.9E-072.0E-09
1.3E-10
5.7E-09
1.3E-11
6.3E-13
1.2E-11
2.8E-14
6.2E-14
2.4E-14
5.4E-17
2.5E-15
5.1E-17
1.2E-19
7.3E-15
1.4E-13
2.2E-14
3.0E-24
2.5E-09

合計値

4.5E-08

備考

※1

※2

小破断
LOCA
ATWS
S2

メンテナンス

電気系

機械系

MN

CE

CM

添付 3.1.1.4−1−24

図 10-2

小破断ＬＯＣＡ

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4

TC
TC
-

3.0E-04
1.0E-14
3.2E-11
2.5E-09

合計値

3.2E-11

ＡＴＷＳに対するイベントツリー

備考

手動停止
RHRSS/R弁再メンテナンス S/R弁開放
閉鎖(RHRS-A故障) CCF削除
MD1
CCF
MN
M
P

HPCS

RCIC

UH

UR

手動ADS LPCI-B
X1

VB

LPCI-C

RHR-B

VC

WB

添付 3.1.1.4−1−25

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20

TW
TW
TW
TW
TQUV
TQUX
TW
TW
TW
TQUV
-

7.1E-04
1.6E-06
1.8E-06
4.0E-09
6.0E-09
1.8E-12
1.3E-11
5.6E-12
6.0E-122.0E-11
3.7E-06
8.3E-09
1.1E-08
3.6E-12
2.4E-11
1.1E-11
1.2E-11
7.2E-24
6.1E-09
1.7E-08

合計値

1.6E-06※1 起因事象別のドミナントシーケンス

図 11

残留熱除去系海水系故障（区分Ⅰ）に対するイベントツリー

備考※1

S/R弁再手動停止
RHRSメンテナンス S/R弁開放（RHRS-B故障） CCF削除
閉鎖
MD2
CCF
MN
M
P

HPCS

RCIC

UH

UR

手動ADS LPCI-A
X1

VA

LPCS

RHR-A

VS

WA

添付 3.1.1.4−1−26

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20

TW
TW
TW
TW
TQUV
TQUX
TW
TW
TW
TQUV
-

7.1E-04
1.6E-06
1.8E-06
4.0E-09
6.0E-09
2.0E-12
1.3E-11
5.7E-12
1.1E-112.0E-11
3.7E-06
8.5E-09
1.1E-08
3.9E-12
2.4E-11
1.1E-11
1.2E-11
7.2E-24
6.1E-09
1.7E-08

合計値

1.6E-06※1 起因事象別のドミナントシーケンス

図 12

残留熱除去系海水系故障（区分Ⅱ）に対するイベントツリー

備考

※1

手動停止
メンテナンス S/R弁開放 S/R弁再閉鎖(M/C 2C喪失)
MD3
MN
M
P

HPCS
UH

手動ADS LPCI-B
X1

VB

LPCI-C

RHR-B

VC

WB

添付 3.1.1.4−1−27

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17

TW
TW
TW
TQUV
TQUX
TW
TW
TW
TQUV
-

1.5E-04
3.4E-07
3.7E-07
1.2E-10
8.1E-10
3.6E-10
4.0E-10
1.3E-09
7.8E-07
1.8E-09
2.3E-09
7.4E-13
5.1E-12
2.3E-12
2.5E-12
1.5E-24
1.3E-09

合計値

3.4E-07※1 起因事象別のドミナントシーケンス

図 13

交流電源故障（区分Ⅰ）に対するイベントツリー

備考※1M/C 2D喪失 メンテナンス スクラム系 S/R弁開放 S/R弁再閉鎖
MD4

MN

C

M

P

HPCS

RCIC

UH

UR

手動ADS LPCI-A
X1

VA

LPCS

RHR-A

VS

WA

添付 3.1.1.4−1−28※1 起因事象別のドミナントシーケンス

図 14-1

交流電源故障（区分Ⅱ）に対するイベントツリー

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20

TW
TW
TW
TW
TQUV
TQUX
TW
TW
TW
TQUV
-

1.5E-04
3.4E-07
3.7E-07
8.5E-10
1.2E-09
4.3E-13
2.7E-12
1.2E-122.2E-12
4.2E-12
7.8E-07
1.8E-09
2.3E-09
8.2E-13
5.1E-12
2.3E-12
2.5E-12
1.5E-24
1.5E-24
1.3E-09

合計値

3.4E-07

備考※1

M/C 2D喪失
ATWS
MD4

図 14-2

メンテナンス

電気系

機械系

MN

CE

CM

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4

TC
TC
-

1.5E-04
5.1E-15
8.1E-12
1.3E-09

合計値

8.1E-12

備考

交流電源故障（区分Ⅱ）ＡＴＷＳに対するイベントツリー

添付 3.1.1.4−1−29

区分1DC喪失

メンテナンス

スクラム系

MC-2D

S/R弁開放S/R弁再閉鎖

HPCS

手動ADS

LPCI-B

LPCI-C

RHR-B

MD5

MN

C

B2

M

P

UH

X1

VB

VC

WB

添付 3.1.1.4−1−30※1 起因事象別のドミナントシーケンス※2 事故シーケンスグループ別のドミナントシーケンス

図 15-1

直流電源故障（区分Ⅰ）に対するイベントツリー

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23

TW
TW
TW
TQUV
TQUX
TW
TW
TW
TQUV
TBW
TBU
TBW
TBP
-

2.7E-04
6.2E-07
2.3E-06
7.5E-10
5.1E-09
2.3E-09
2.5E-09
8.3E-09
1.4E-06
3.2E-09
1.3E-08
4.2E-12
2.9E-11
1.3E-11
1.4E-11
2.8E-24
2.0E-06
2.1E-08
1.1E-08
1.1E-10
2.1E-26
2.8E-24
2.4E-09

合計値

2.7E-06

備考※2※2※1, ※2※2

区分1DC喪失
メンテナンス
ATWS
MD5
MN

添付 3.1.1.4−1−31

図 15-2

電気系

機械系

CE

CM

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4

TC
TC
-

2.8E-04
9.6E-15
1.5E-11
2.4E-09

合計値

1.5E-11

備考

直流電源故障（区分Ⅰ）ＡＴＷＳに対するイベントツリー

区分2DC喪失 メンテナンス スクラム系 D/G-2C
MD6

MN

C

B1

S/R弁開放S/R弁再閉鎖

HPCS

RCIC

M

P

UH

UR

手動ADS LPCI-A
X1

VA

LPCS

RHR-A

VS

WA

添付 3.1.1.4−1−32※1 起因事象別のドミナントシーケンス及び事故シーケンスグループ別のドミナントシーケンス

図 16-1

直流電源故障（区分Ⅱ）に対するイベントツリー

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26

TW
TW
TW
TW
TQUV
TQUX
TW
TW
TW
TQUV
TBW
TB
TBU
TBW
TBP
-

2.7E-04
6.2E-07
2.4E-06
5.4E-09
8.0E-09
2.7E-12
1.7E-11
7.5E-128.0E-122.8E-11
1.4E-06
3.3E-09
1.3E-08
4.6E-12
2.9E-11
1.3E-11
1.4E-11
2.8E-24
2.0E-06
2.0E-08
1.2E-10
1.1E-08
1.1E-10
2.1E-26
2.8E-24
2.4E-09

合計値

2.7E-06

備考※1

区分2DC喪失
ATWS
MD6

図 16-2

メンテナンス

電気系

機械系

MN

CE

CM

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4

TC
TC
-

2.8E-04
9.6E-15
1.5E-11
2.4E-09

合計値

1.5E-11直流電源故障（区分Ⅱ）ＡＴＷＳに対するイベントツリー

備考

添付 3.1.1.4−1−33

ASW故障
MD7

メンテナ
ンス
MN

スクラム S/R弁開 S/R弁再
系
放
閉鎖
C
M
P

HPCS

RCIC

UH

UR

手動ADS LPCI-A
X1

VA

LPCS

LPCI-B

LPCI-C

RHR-A

RHR-B

VS

VB

VC

WA

WB

添付 3.1.1.4−1−34

最終状態

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39

TW
TW
TW
TW
TW
TW
TQUV
TQUX
TW
TW
TW
TW
TW
TQUV
-

7.1E-04
1.6E-06
1.1E-07
1.8E-06
4.1E-09
2.6E-10
6.0E-09
1.4E-11
6.5E-13
1.3E-11
3.0E-14
6.4E-14
2.7E-14
6.1E-17
3.3E-15
5.9E-17
1.4E-19
9.7E-15
1.6E-132.0E-11
3.7E-06
8.5E-09
5.6E-10
1.1E-08
2.6E-11
1.3E-12
2.4E-11
5.6E-14
1.2E-13
5.0E-14
1.1E-16
3.5E-15
1.1E-16
2.5E-19
1.0E-14
2.9E-13
7.2E-24
7.2E-24
6.1E-09

合計値

1.1E-07※1 起因事象別のドミナントシーケンス

図 17-1

発生頻度（／
備考
炉年）

No.

タービン・サポート系故障に対するイベントツリー※1

ASW故障ATWSMD7

図 17-2

メンテナンス

機械系

MN

CM

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3

TC
-

7.2E-04
2.5E-14
6.1E-09

合計値

2.5E-14

備考

タービン・サポート系故障ＡＴＷＳに対するイベントツリー

添付 3.1.1.4−1−35

計画外停止メンテナンス

S/R弁開放

N

MN

M

S/R弁再
閉鎖
P

HPCS

RCIC

UH

UR

手動ADS LPCI-A
X1

VA

LPCS

LPCI-B

LPCI-C

RHR̲A

RHR̲B

VS

VB

VC

WA

WB

添付 3.1.1.4−1−36※1 起因事象別のドミナントシーケンス

図 18

計画外停止に対するイベントツリー

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38

TW
TW
TW
TW
TW
TW
TQUV
TQUX
TW
TW
TW
TW
TW
TQUV
-

4.3E-02
9.8E-05
6.4E-06
1.1E-04
2.4E-07
1.6E-08
3.6E-07
8.4E-10
3.9E-11
7.9E-10
1.8E-12
3.8E-12
1.6E-12
3.7E-15
2.0E-13
3.5E-15
8.1E-18
5.8E-13
9.4E-12
1.2E-09
2.2E-04
5.1E-07
3.3E-08
6.6E-07
1.6E-09
7.5E-11
1.5E-09
3.3E-12
7.4E-123.0E-12
6.8E-15
2.1E-13
6.5E-15
1.5E-17
6.0E-13
1.7E-11
4.3E-22
3.6E-07

合計値

6.4E-06

備考※1

ISLOCAISLOCA発生（隔離不能）

ISLOCA発生（隔離可能）

T8

IE̲IS

IE̲IS2

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3

ISLOCAISLOCA

1.0E+00
3.9E-109.2E-11

合計値
4.8E-10※1 起因事象別のドミナントシーケンス及び事故シーケンスグループ別のドミナントシーケンス

図 19

インターフェイスシステムＬＯＣＡに対するイベントツリー

備考※1

添付 3.1.1.4−1−37

添付資料 3.1.1.4−2
サプレッション・プール水温が上昇した場合のＨＰＣＳの機能維持の考え方について

本ＰＲＡにおけるＳ／Ｐ水温が上昇した場合のＨＰＣＳ機能維持の考え方について以下に示す。

(1)

事故シーケンスグループ上の整理
ＨＰＣＳを用いた原子炉注水には成功するが，格納容器除熱に失敗し，Ｓ／Ｐ水温の上昇が考えられるシーケンスとしては，ＴＷ（ＨＰＣＳ成功時）及びＴＢＷがある。本ＰＲＡでは，どちらのシーケンスについても崩壊熱除去機能喪失の事故シーケンスグ
ループとして整理している。

(2)

格納容器除熱失敗時におけるＨＰＣＳの機能維持
格納容器除熱に失敗するシーケンスであるＴＢＷにおけるＳ／
Ｐ 水 位 及 び 水 温 を 図 1 に 示 す 。図 1 の と お り ，Ｔ Ｂ Ｗ に お い て は ，事 象 発 生 後 約 12 分 後 に Ｓ ／ Ｐ 水 位 高 に よ り ，Ｈ Ｐ Ｃ Ｓ の 水 源 が Ｃ
ＳＴからサプレッション・チェンバに切り替わる。その後，Ｓ／Ｐ 水 温 が 上 昇 す る が ，最 高 使 用 温 度 の 104℃ に 到 達 す る 約 8.9 時 間
後までに水源を切り替えるため，ＨＰＣＳの機能は維持される。
このＳ／Ｐ水位高によるＣＳＴからサプレッション・チェンバへの水源切り替えは，ＬＯＣＡ時のサプレッション・チェンバ空間
体積を確保するためのインターロックであるが，ＬＯＣＡではな
い本シーケンスにおいてはＷ／Ｗベント水没回避のための外部水
源注水制限に対して余裕があるので，ＣＳＴに切り替えることは問題ない（ＣＳＴ水源に切り替えた後に注水を継続した場合，外添付 3.1.1.4−2−1

部 水 源 注 水 制 限 に 達 す る ま で の 時 間 は 約 24 時 間 以 降 と な る 。 ） 。
(3)事故シーケンスグループの整理を変更した場合の感度解析(2)の と お り 格 納 容 器 除 熱 失 敗 時 に は ，Ｓ ／ Ｐ 水 温 が 最 高 使 用 温度に到達する前に水源をＣＳＴへ切り替えるため，ＨＰＣＳが機能喪失することはないが，参考に格納容器除熱失敗時はＨＰＣＳが機能喪失すると仮定し，ＴＢＷを全交流動力電源喪失に変更した結果を表 1 及び図 2 に示す。なお，ＴＷについてはＨＰＣＳによる原子炉注水に失敗した場合においても，後段のＲＣＩＣ及び低圧ＥＣＣＳによる原子炉注水に期待できるため，事故シーケンスとしてはほぼ変わらず崩壊熱除去機能喪失のシーケンスに整理されることを確認している。
感度解析の結果，Ｓ／Ｐ水温の上昇によるＨＰＣＳ機能喪失により，ＴＢＷの事故シーケンスグループが崩壊熱除去機能喪失か
ら全交流動力電源喪失に変わるため，全交流動力電源喪失による
炉心損傷頻度は 2 桁程度増加し，事故シーケンスグループ別の炉
心損傷割合も増加することを確認した。

表 1

ＴＢＷを全交流動力電源喪失に変更した場合の炉心損傷頻度
炉心損傷頻度（／炉年）

事故シーケンス
ＴＢＷを崩壊熱除去機

ＴＢＷを全交流動力電源

能喪失に含める場合喪失に含める場合

崩壊熱除去機能喪失

6.0E-05

5.6E-05

全交流動力電源喪失

9.9E-08

4.9E-06

グループ

添付 3.1.1.4−2−2

②①

Ｓ／Ｐ水位（ｍ）①ＨＰＣＳ水源切替② Ｓ ／ Ｐ 水 温 104℃ 到 達

水位高（ＣＳＴ→Ｓ／Ｐ水源切替）

事故後の時間（ｈ）①②

Ｓ／Ｐ水温（℃）①ＨＰＣＳ水源切替② Ｓ ／ Ｐ 水 温 104℃ 到 達

事故後の時間（ｈ）

図 1

ＴＢＷにおけるＳ／Ｐ水位及びＳ／Ｐ水温

添付 3.1.1.4−2−3

原子炉停止
機能喪失
＜0.1%

高圧注水・
減圧機能喪失＜0.1%

高圧・低圧
注水機能喪失＜0.1%

インターフェイス
システムＬＯＣＡ＜0.1%

ＬＯＣＡ時注水
機能喪失
＜0.1%

全交流動力
電源喪失
0.2%

原子炉停止
機能喪失
＜0.1%

高圧注水・
減圧機能喪失＜0.1%

高圧・低圧
注水機能喪失
＜0.1%

全交流動力
電源喪失
8.0%

インターフェイス
システムＬＯＣＡ＜0.1%
ＬＯＣＡ時注水
機能喪失
＜0.1%

崩壊熱除去
機能喪失 99.8%

崩壊熱除去
機能喪失 91.9%

ＴＢＷを崩壊熱除去機能喪失に含めた場合

ＴＢＷを全交流動力電源喪失に含めた場合（ベースケース）

図 2

ＴＢＷを全交流動力電源喪失に変更した場合の事故シーケンス
ループ別の炉心損傷割合

添付 3.1.1.4−2−4

添付資料 3.1.1.4−3
原子炉隔離時冷却系の運転継続時間 8 時間の妥当性について

本ＰＲＡでは，全交流動力電源喪失時においても，原子炉隔離時冷却系（以下「ＲＣＩＣ」という。サポート系を含めたＲＣＩＣの系統概略図を図 1 に示す。）は直流電源が枯渇するまでの 8 時間は運転継続が可能であると想定している。
全交流動力電源喪失時には，残留熱除去系が機能喪失するため，格納容器内の温度，圧力が上昇することにより，ＲＣＩＣポンプの有効吸込み水頭圧（ＮＰＳＨ）が確保できなくなる可能性，及びＲＣＩＣが排気圧高によりトリップ
する可能性がある。また，ＲＣＩＣポンプ室や中央制御室の換気空調系も機能喪失するため，ＲＣＩＣポンプ室や中央制御室の室温が上昇することにより，
ＲＣＩＣが機能維持できない可能性がある。このため，全交流動力電源喪失時を対象に，次の観点からＲＣＩＣの 8 時間運転継続への影響について整理した。
・サプレッション・プール水の温度上昇
・サプレッション・プール水の圧力上昇
・ＲＣＩＣポンプ室の室温上昇（補足資料参照）
・中央制御室の室温上昇（補足資料参照）
上記 4 点の評価結果を表 1 に示す。表 1 のとおり，上記のいずれについても
ＲＣＩＣの 8 時間運転継続の妨げにならないことを確認した。
また，全交流動力電源喪失時のＲＣＩＣの運転制御に必要な設備への電源を供給する 125V 系蓄電池Ａ系の負荷内訳を表 2 に示す。表 2 では 10 時間までの負荷を考慮しているが，その場合においても必要となる電源容量は 1,836Ah であり，125V 系蓄電池Ａ系の電源容量 2,000Ah を下回る。これにより，ＲＣＩＣの 8 時間運転継続に必要な直流電源を蓄電池から給電できることを確認した。
なお，必要な電源容量は，電池工業会規格 SBA S 0601「据置蓄電池の容量算出
添付 3.1.1.4-3−1

法」に従い，以下の式を用いて評価した。
Ｃ

１
Ｌ

Ｋ Ｉ

Ｋ Ｉ

Ｉ

Ｋ Ｉ

Ｉ

・・・Ｋ ＩＩ

Ｃ：＋１０℃における定格放電率換算容量（Ah）
Ｌ：保守率（0.8）
Ｋ：放電時間，蓄電池の最低温度（＋10℃）及び許容できる最低電圧（1.75V／セル）によって決められる容量換算時間
Ｉ：放電電流（A）
サフィックス１，２，３，・・・，ｎ：放電電流の変化の順に付番

以上により，全交流動力電源喪失時においても，ＲＣＩＣの運転制御に必要な直流電源を蓄電池から給電可能な 8 時間は，ＲＣＩＣを運転継続することが可能である。

添付 3.1.1.4−3−2

図1

ＲＣＩＣの系統概略図

添付 3.1.1.4−3−3

表1

原子炉隔離時冷却系の運転継続に係る評価結果

添付 3.1.1.4−3−4

評価項目
サプレッシ
ョン・プー
ル水温の上
昇

概 要
サプレッション・プール水の温度が上昇すると，ＲＣＩ
Ｃポンプのキャビテーションやポンプ軸受潤滑油冷却機能を阻害する場合，ＲＣＩＣポンプの運転に影響を与える可能性がある。

サプレッシ
ョン・チェ
ンバの圧力
上昇

ＲＣＩＣタービン排気圧高トリップインターロックの
設定圧力は 0.172MPa[gage]である。全交流動力電源喪失
時は残留熱除去系によるサプレッション・プール水の冷却ができないため，サプレッション・チェンバの圧力が上昇し，ＲＣＩＣタービン排気圧高トリップインターロ
ックが動作してＲＣＩＣが停止する可能性がある。

ＲＣＩＣポ
ンプ室の室
温上昇

ＲＣＩＣの機器設計において，ポンプ構成部品の許容温度と，部品同士の材質の違いからくる金属熱膨張差による干渉を考慮して，ＲＣＩＣポンプの最大周囲温度を66℃と設定している。全交流動力電源喪失時は換気空調系が停止しているため，ＲＣＩＣポンプ室の室温が最高温度を超過してＲＣＩＣが停止する可能性がある。
中央制御室の環境条件として想定している最高温度は，制御盤の設計上の最高温度から，40℃と設定している。
全交流動力電源喪失時は換気空調系が停止しているため，中央制御室の室温が最高温度を超過してＲＣＩＣが停止する可能性がある。

中央制御室
の室温上昇

評 価
ＲＣＩＣポンプの第一水源は復水貯蔵タンクであり，自動でサ
プレッション・チェンバに水源が切り替わることはないため，
サプレッション・プール水の温度上昇がＲＣＩＣポンプの運転に影響を与えることはない。また，第二水源であるサプレッション・チェンバを水源とした場合，事象発生後 8 時間での水温は約 100℃となる。この時のＲＣＩＣポンプの有効ＮＰＳＨは
約 6.4m まで低下するが，ＲＣＩＣポンプの必要ＮＰＳＨである約 5.8m に対して十分余裕があるため，キャビテーションは発生しない。また，ポンプ軸受の潤滑油温度は，冷却器の設計
上，潤滑油の冷却に使用しているサプレッション・プール水温
より高くなるが，潤滑油の許容温度である未満となるため，軸受の冷却が阻害されることはない。したがって，
サプレッション・プールの温度上昇によるＲＣＩＣの 8 時間運
転継続への影響はない。
全交流動力電源喪失時にＲＣＩＣによる原子炉注水を継続した場合のサプレッション・チェンバ圧力を評価した結果，事象発生から 8 時 間後 のサ プ レッ シ ョ ン・ チ ェンバ の 圧 力 は 約
0.07MPa[gage]であり，ＲＣＩＣタービン排気圧高トリップイ
ンターロック設定圧力を下回っている。したがって，サプレッ
ション・チェンバの圧力上昇によるＲＣＩＣの 8 時間運転継続への影響はない。
全交流動力電源喪失時のＲＣＩＣポンプ室の室温を評価した
結果，8 時間後の室温は約 63.6℃（初期温度 40℃）であり，設計上考慮している最高周囲温度 66℃を下回る。したがって，
ＲＣＩＣポンプ室の室温上昇によるＲＣＩＣの 8 時間運転継続への影響はない。
全交流動力電源喪失時の中央制御室の室温を評価した結果，8時間後の室温は約 37.5℃（初期温度 26℃）であり，設計上考慮している最高温度 40℃を下回る。したがって，中央制御室の室温上昇によるＲＣＩＣの 8 時間運転継続への影響はない。

表2

125V 系蓄電池Ａ系の負荷内訳
負荷電流と運転時間

No.

負荷名称

備考
480 分

600 分

1

バキュームタンク復水ポンプ

69A

23A

−

2
添付 3.1.1.4−3−5

1 分以内

バロメトリックコンデンサ真空ポンプ

66A

22A

−

3

Ｍ／Ｃ，Ｐ／Ｃ遮断器引外し

271A

−

−

4

ディーゼル発電機初期励磁（200A）−−

5

その他の負荷（電動弁，計装制御設備等）

1,344A

111A

111A

1,750A

156A

111A

合

計

No.3，4 については，同時運転はしないため，負荷電流が大きい方で積上げることとする。
よって，No.4 の（）内は積算しない。

添付資料 3.1.1.4−3

補足資料

全交流動力電源喪失時における原子炉隔離時冷却系ポンプ室
及び中央制御室の室温評価について

1.

原子炉隔離時冷却系ポンプ室の温度上昇の評価方法

(1)

評価の流れ

全交流動力電源喪失時には換気空調系による除熱が行われないた
め，評価対象室の温度変化は，盤や照明などの室内の熱源から受ける熱量（室内熱負荷）と隣室や躯体への放熱（躯体放熱）のバラン
ス に よ っ て 決 定 さ れ る （ 図 1 参 照 ）。 評 価 手 順 と し て は ， ま ず 定 常 計算により定常時（全交流動力電源喪失発生前）の躯体コンクリート
壁の温度分布を求め，全交流動力電源喪失発生時刻を 0 秒とした過渡計算を行う。過渡計算では，評価対象のエリアと隣接室とのコンクリート熱容量を考慮し，室温とコンクリート内温度分布の過渡変化から室温を求める。

温度（℃）

評 価 対 象 の 部 屋（ 高 温 側 ）コンクリート壁

隣接する部屋（低温側）

コンクリート内部における熱伝導評価する部屋の温度

壁や照明
による発熱

コンクリート→空気間における熱伝達
熱の移動

空気→コンクリート間における熱伝達

隣接する部屋の温度

位 置 （ m）

図 1

評価モデルの概要

添付 3.1.1.4-3−6

(2)

評価条件
評価条件を以下にまとめる。
・評価対象室の評価条件
原子炉隔離時冷却系
ポンプ室
容 積 [m ３ ]空 気 熱 容 量 [kJ／ K]
初 期 温 度 [℃ ]

40

発熱負荷
時間
(h )
発熱量
(k W )

0

1

2

3

4

5

6

7

8

14 . 6

1 4. 6

14 .6

14 .7

15 .7

16 .7

1 7. 7

1 8. 4

1 9. 5

・評価対象の部屋に隣接する部屋の温度
周辺エリア

40℃ （ 夏 期 設 計 室 温 の 最 大 値 ）地中15℃（ 夏 期 設 計 外 気 温 度（ 35℃ ）と 冬 期 設 計 外 気
温 度 （ -8℃ ） の 平 均 （ 13.5℃ ） を 丸 め て 設 定 ）サプレッション・プール水温
時間
(h )
温度
(℃ )

0

1

2

3

4

5

6

7

8

32

48

59

67

74

81

88

93

100

・コンクリート壁−空気の熱伝達率
評価壁面
鉛直壁面
水平壁面（上向き）
水平壁面（下向き）※1

熱伝達率（ W／ m ２ ・ ℃ ） ※ １
2
30.5

伝 熱 工 学 資 料 第 5 版 に 基 づ き ，温 度 差 5℃ ，代 表 長 さ 5m にて算出した値

添付 3.1.1.4-3−7

・コンクリートの物性値
評価壁面
熱伝導率
熱拡散率
※2

(3)

物性値※２
1.6（ W／ m・ ℃ ）5.3E-07（ m ２ ／ s）

伝熱工学資料第 5 版に基づく

評価結果
全交流動力電源喪失時において，事象発生 8 時後の原子炉隔離

時 冷 却 系 ポ ン プ 室 の 温 度 は 約 63.6℃ と な り ， 設 計 上 考 慮 し て い る
温 度 （ 66℃ ） を 超 過 し な い た め ， 原 子 炉 隔 離 時 冷 却 系 の 運 転 継 続に与える影響はない。

2.

中央制御室の温度上昇の評価方法

(1)

評価の流れ
原子炉隔離時冷却系ポンプ室の評価と同様の流れで評価を行っ

た。

(2)

評価条件
評価条件を以下にまとめる。
・評価対象室の評価条件
中央制御室
発 熱 負 荷 [W]
容 積 [m ３ ]空 気 熱 容 量 [kJ／ K]
初 期 温 度 [℃ ]26

添付 3.1.1.4-3−8

・評価対象の部屋に隣接する部屋の温度
周辺エリア

40℃ （ 夏 期 設 計 室 温 ）ＭＳトンネル室

60℃ （ 同 上 ）

空調機械室

35℃ （ 夏 期 設 計 温 度 ）ケーブル処置室

35℃ （ 同 上 ）

屋外

35℃ （ 外 気 設 計 温 度

夏期）

・コンクリート壁−空気の熱伝達率
評価壁面
鉛直壁面
水平壁面（上向き）
水平壁面（下向き）
屋外
※3

熱伝達率
（ W/m ２ ・ ℃ ）
2※ ３
3※ ３
0.5 ※ ３23 ※ ４

伝 熱 工 学 資 料 第 5 版 に 基 づ き ，温 度 差 5℃ ，代 表 長 さ 5m に て
算出した値

※4

空 気 調 和 衛 生 工 学 便 覧 第 14 版 に 基 づ く

・コンクリートの物性値
評価壁面
熱伝導率
熱拡散率

物性値※５
1.6（ W/m・ ℃ ）5.3E-07（ m ２ ／ s）

※５：伝熱工学資料第 5 版に基づく

(3)

評価結果

全交流動力電源喪失時において，事象発生 8 時後の中央制御室の温 度 は 約 37.5℃ と な り ， 設 計 上 考 慮 し て い る 温 度 （ 40℃ ） を 超 過 しないため，原子炉隔離時冷却系の運転継続に与える影響はない。
添付 3.1.1.4-3−9

添付資料 3.1.1.4−4
事故シーケンスの分類について

事 故 シ ー ケ ン ス の 最 終 状 態 を ，喪 失 す る 基 本 的 安 全 機 能（ 停 止 機 能 ，
炉心冷却機能，格納容器からの除熱機能）及び「実用発電用原子炉及び そ の 附 属 施 設 の 位 置 、構 造 及 び 設 備 の 基 準 に 関 す る 規 則 の 解 釈 」（以
下 「 規 則 解 釈 」 と い う 。） の 第 37 条 に 記 載 さ れ て い る 事 故 シ ー ケ ン ス
グループに従い，表 1 のとおり分類している。
規 則 解 釈 に て 与 え ら れ た 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ は ，表 1 の と お り 3
つの基本的安全機能のいずれかが喪失するカテゴリとして整理し，全交流動力電源喪失の事故シーケンスグループについては，炉心冷却機
能喪失のカテゴリに位置付けることとした。したがって，全交流動力
電源喪失後に炉心冷却に失敗する長期ＴＢ，ＴＢＵ，ＴＢＰ及びＴＢ
Ｄについては，炉心冷却機能喪失に分類される全交流動力電源喪失として整理する。ただし，ＴＢＷについては，除熱機能喪失により格納
容器先行破損に至るシーケンスであることから，格納容器からの除熱機能喪失に分類される崩壊熱除去機能喪失として整理する。

添付 3.1.1.4−4−1

表 1
喪失する基本的安全機能
原子炉停止機能喪失

事故シーケンスの分類
事故シーケンスグループ
原子炉停止機能喪失

添付 3.1.1.4−4−2

高圧・低圧注水機能喪失

・ＴＱＵＶ

高圧注水・減圧機能喪失

・ＴＱＵＸ

全交流動力電源喪失

・長期ＴＢ
・ＴＢＵ
・ＴＢＰ
・ＴＢＤ

炉心冷却機能喪失
ＬＯＣＡ時注水機能喪失
格納容器バイパス（インターフェイスシステム
ＬＯＣＡ）
格納容器からの除熱機能喪失

・ＴＣ

崩壊熱除去機能喪失

・ＬＯＣＡ（ＡＥ，Ｓ１Ｅ，Ｓ２Ｅ）
・ＩＳＬＯＣＡ
・ＴＷ
・ＴＢＷ

添付資料 3.1.1.5−1
サポート系が一部故障している場合の評価について

フロントライン系とサポート系の依存性を表 1 に示す。また，サポート系が一部故障した場合にフロントライン系へ与える影響について，以下に例示する。

(1)

サポート系の一部故障により機能喪失する例
高圧炉心スプレイ系（ＨＰＣＳ）機能喪失に係るフォールトツリーの概
略図を図 1 に示す。ＨＰＣＳの動作には，サポート系として駆動電源の区分Ⅲ交流電源，制御用電源の区分Ⅲ直流電源，及び非常用補機冷却系としてＨＰＣＳディーゼル発電機海水系（ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ）を必要とする。
ＨＰＣＳは，これらのサポート系のうち１つでも機能喪失すると機能喪
失に至る。

(2)

サポート系の一部故障により機能喪失しない例
自動減圧系（ＡＤＳ）の機能喪失に係るフォールトツリーの概略図を図2 に示す。自動減圧系の動作には，サポート系として区分Ⅰ直流電源，区分Ⅱ直流電源のいずれかの電源を必要とする。
ＡＤＳは，両区分の直流電源が機能喪失した場合には機能喪失するが，いずれか一方が機能維持していれば動作可能である。

添付 3.1.1.5−1−1

表1

フロントライン系とサポート系の依存性
フロントライン系（従属故障の可能性のある系統）

交流電源

（
故
サ障
ポ系
統
ト・
系機
器
ー

添付 3.1.1.5−1−2

直流電源

非常用補機
冷却系

）
空調機

高圧炉心
冷却
HPCS

RCIC

区分Ⅰ

原子炉
停止
スクラム
系
−

−

区分Ⅱ

−

区分Ⅲ

低圧炉心冷却

原子炉減圧
ADS

格納容器除熱
RHR

◎

A
◎

LPCI
B
−

C
−

A
◎

B
−

−

−

−

◎

◎

−

◎

−

−

−

−

−

−

−

−

◎

○

○

◎

◎

−

−

◎

−

−

−

○

○

−

−

◎

◎

−

◎

−

◎

−

−

−

−

−

−

−

−

−

RHRS-A

−

−

−

−

−

◎

◎

−

−

◎

−

RHRS-B

−

−

−

−

−

−

−

◎

◎

−

◎

HPCS-DGSW

−

◎

−

−

−

−

−

−

−

−

−

HPCSポンプ室

−

◎

−

−

−

−

−

−

−

−

−

LPCSポンプ室

−

−

−

−

−

◎

−

−

−

−

−

LPCI-A（RHR-A）ポンプ室

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

◎

−

LPCI-B（RHR-B）ポンプ室

−

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

◎

LPCI-Cポンプ室

−

−

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

DG-2C室

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

DG-2D室

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

HPCS-DG室

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

自動
−

手動
−

−

−

−

−

◎

−

区分Ⅰ

−

−

区分Ⅱ

−

区分Ⅲ

◎： 系統の機能維持に必須であり，故障により系統の機能喪失となる。
○： 起因事象により必要になるケースがあり，事象によっては系統機能喪失となる。

LPCS

ＨＰＣＳ機能喪失

OR

添付 3.1.1.5−1−3

フロントライン系
機能喪失

サポート系
機能喪失

OR

区分Ⅲ交流電源
機能喪失

図1

区分Ⅲ直流電源
機能喪失

ＨＰＣＳのフォールトツリー概略図

ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ
機能喪失

ＡＤＳ自動信号故障

AND
添付 3.1.1.5−1−4

電磁弁Ａ故障電磁弁Ｂ故障OROR

区分Ⅰ直流電源
機能喪失

Ａ系
ロジック故障図2

区分Ⅱ直流電源
機能喪失

ＡＤＳ自動信号故障のフォールトツリー概略図

Ｂ系
ロジック故障添付資料 3.1.1.5−2
制御棒挿入失敗確率の算出方法について

(1)

はじめに
本ＰＲＡでは，スクラム機械系故障の定義を「原子炉を未臨界状態にできないこと」としている。そのため，制御棒挿入の失敗については，の制御棒の挿入に失敗すると未臨界を確保できないという過去の知見に基づき，の制御棒の挿入に失敗する確率としている。

の制御棒挿入

失敗確率については，以下に示す方法により算出している。
(3)

制御棒

ａ．制御棒

挿入失敗確率の算出方法
挿入失敗確率の算出式

添付 3.1.1.5−2−1

ｂ ． 制 御 棒 1 本 当 た り の 故 障 確 率 PCRD の 算 出 式

ｃ．共通要因故障

ｄ．組合せ数

添付 3.1.1.5−2−2図 1

４．参考文献[1]

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，

日 本 原 子 力 技 術 協 会 ， 平 成 21年 5月 .
[2] WASH-1400,

REACTOR SAFETY STUDY,U.S NUCLEAR REGULATORYCOMMISION,OCTOBER 1975.
[3] NUREG/CR-4550， Analysis of Core Damage Frequency： Internal
Events Methodology,JANUARY 1990.

添付 3.1.1.5−2−3

添付資料 3.1.1.5−3
保安規定上許容されない複数の緩和設備の待機除外を
評価上除外するモデル化方法について

緩和設備のフォールトツリーでは，メンテナンスによる待機除外確率をモデル化しているため，事故シーケンスの定量化の際，保安規定上許容されない複数の緩和設備を同時に待機除外にする組合せのカットセットが含まれることになる。これらのカットセットを評価上除外するため，保安規定上許容されな
い複数の緩和設備の待機除外の組合せをモデル化したフォールトツリーを作成し，イベントツリーの最初のヘディングにこのフォールトツリーをリンキン
グさせ，このヘディングの成功パスを定量化対象としている。
保安規定上許容されない複数の緩和設備の待機除外を評価上除外するためのイベントツリー及びフォールトツリーの概念図を図 1 に示す。

添付 3.1.1.5−3−1

メンテ ナ ンスの ヘ ディ ング を 設定し な い 場合， Ｌ ＰＣ Ｉ−Ａ ／Ｂ失 敗の事故 シ ーケン ス にお いて ， 保安規 定 上 許容さ れ ない ＲＨＲ −Ａ／ Ｂ
を待機除外 にする組 合せのカ ットセットが含まれ ることと なる

メンテナンスのヘディングの成功パスでは，
保安規定上許容されない複数の緩和設備を待機除外にする組合せが除外される

イベントツリー各緩和設備のフォールトツリーでメンテ
ナンスによ る待機除 外確率を モデル化

フォールトツリー
メンテナンス

非常用
ＤＧ−２Ｃ
メンテナンス

非常用ＤＧ
メンテナンス

ＬＰＣＩ
メンテナンス

2／4

2／3

非常用
ＤＧ−２Ｄ
メンテナンスＨＰＣＳ−ＤＧ
メンテナンス

ＲＣＩＣ
メンテナンス

ＤＧ3 台及びＲＣＩＣ1 台のうち，2 台以上を同時に待機除外にすることを禁止している

図1

ＲＨＲ−Ａ
メンテナンス

ＲＨＲ−Ｂ
メンテナンス

ＲＨＲ−Ｃ
メンテナンスＲＨＲ3 台のうち，2 台以上を同時に待機除外にすることを禁止している

保安規定上許容されない複数の緩和設備の待機除外を評価上除外する
ためのイベントツリー及びフォールトツリーの概念図

添付 3.1.1.5−3−2

添付資料 3.1.1.6−1
熱交換器の故障率における淡水／海水の考慮について

東海第二発電所の非常用の補機冷却系である残留熱除去系海水系は，海水を直接
残留熱除去系の熱交換器に通水する設計となっている。
淡水と海水の違いによる熱交換器の故障率の取扱いについて，国内一般機器故障率（以下「国内 21 ヵ年データ」という）では，淡水と海水の区別はなく，国内で発生した全ての故障件数を基に算出されている。また，海外故障率［１］においても，
国内 21 ヵ年データと同様に，淡水と海水の区別がなされていない。
国内 21 ヵ年データで故障件数に挙げられている国内プラントの熱交換器の故障
実績を表１に示す。熱交換器の故障モードとして最も支配的となるのは伝熱管閉塞であり，海水系の故障モードとなることから，適用性に問題はない。

表１ 国内プラントの熱交換器の故障実績
故障

事象の概要

モード
伝熱管
破損

淡水／
海水

国内 21 ヵ年デ
ータ平均値
（1／h）

東海第二発電所 第 5 給水加熱器（C）の伝熱管の破断（2000 年 02 月 23 日）

淡水2.6E-8

原因：施工不完全による化学腐食
福島第一原子力発電所１号機 格納容器スプレイ熱交換器（A）点検（1982 年 04 月 22 日）

伝熱管

原因：自然劣化閉塞

福島第一原子力発電所１号機 格納容器スプレイ熱交換器（B）点検（1982 年 04 月 22 日）

海水
7.1E-8
海水

原因：自然劣化
外部
リーク−（実績なし）−※ベイズ統計に基づく

添付 3.1.1.6−1−1

8.8E-9※

参考文献[1] Industry-Average Performance for Components and Initiating Events at U.S.
Commercial Nuclear Power Plants (NUREG/CR-6928)

添付 3.1.1.6−1−2

添付資料 3.1.1.6−2
故障率データがない機器の既存データの代用について

本ＰＲＡでモデル化している機器のうち，国内 21 カ年データ「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」において故障率が整備されていない機器については，別の機器の故障率で代用している。国内 21 ヵ年データから代用した理由は，国内原子力発電所における運転・保守に依存する機器の運転期間，点検頻度等の違い等の特殊性から，他のデータベースの適用が困難と考えているためである。

(1)

国内 21 ヵ年データ以外のデータベース
国内一般機器故障率から故障率を代用した機器について，他のデータベースを調査し，故障率の有無及び故障率が掲載されている場合は，その代用の可能性について検討した。代用している機器に関する他のデータベースにおける記載について表 1 に示す。
本ＰＲＡにおいて代用した機器故障率と他のデータベースにおける該当機器の故障率を比較すると，他のデータベースの方が数桁高い値となっている。また，同じ機器を比較した場合においても，該当する機器の故障率
は他のデータベースの方が高い傾向があることから，国内 21 ヵ年データに
故障率データがない機器のみ，他のデータベースの値を使用することは，全体的なリスクの傾向を把握する上でバランスを欠いた評価となる可能性があることから，適切ではないと考えられる。
機器故障率を代用しているものについては，本来，他の機器故障率デー
タと同様に，国内プラントの実績に基づくデータを使用することが適切である。現在，機器故障率が整備されていないデータの収集・評価について
は，電力中央研究所において検討がなされていることから，その結果につ
添付 3.1.1.6−2−1

いて適応性を検討していく。

(2)

機器故障率を代用した機器
本ＰＲＡにおいて機器故障率を代用している機器及び代用機器の選定理由を表 2 に示す。
ａ．制御弁
制御弁については，図 1 に示すとおり，系統圧力で弁開度を調整する
機器構造の類似性により「空気作動弁」を代用し，「制御弁誤閉」の故障
率を，故障モードの類似性により「空気作動弁誤開又は誤閉」の故障率で代用している。
ｂ．冷却器
冷却器については，図 2 に示すとおり，熱エネルギー差のある流体間で細管による熱交換を行う機器構造の類似性により「熱交換器」で代用
し，「冷却器故障」及び「冷却器閉塞」の故障率を，それぞれ故障モードの類似性により「熱交換器伝熱管破損」及び「熱交換器伝熱管閉塞」の故障率で代用している。
ｃ．速度検出器
速度検出器については，検出した情報を電気信号に変換する機器構造の類似性により「水位トランスミッタ」及び「圧力トランスミッタ」で代用し，「速度検出器作動失敗」及び「速度検出器誤高出力／誤低出力」の故障率を，それぞれ故障モードの類似性により「水位トランスミッタ
不動作」及び「圧力トランスミッタ高出力／低出力」のそれぞれ高い方の故障率で代用している。
ｄ．中性子束検出器
中性子束検出器については，放射線によるガスの電離作用を電気信号
添付 3.1.1.6−2−2

として検出する機器構造の類似性により「放射線検出器」を代用し，「中性子束検出器不動作」及び「中性子束検出器誤低出力」の故障率を，それぞれ故障モードの類似性により「放射線検出器不動作」及び「放射線検出器高出力／低出力」の故障率で代用している（添付資料 3.1.1.6−5）。

添付 3.1.1.6−2−3

表1

代用している機器に関する他のデータベースの記載

機器及び故障モード（代用している機器及び故障モード）

NUREG/CR-6928

IEEE-Std.500

T-Book 6 th edition

国内 21 ヵ 年データ

（／時間）

（／時間）

（／時間）

添付 3.1.1.6−2−4

制御弁

誤閉

−

5.5E-06−−（空気作動弁）（誤開又は誤閉）（1.8E-07）（5.3E-07）（2.0E-06／1.7E-06）（2.7E-08）

故障−

3.4E-06−−

冷却器（伝熱管破損）

（−）

（−）

（−）

（2.6E-08）（熱交換器）

閉塞

−

−

−

−

（伝熱管閉塞）（6.5E-07）（−）（3.2E-07）（7.1E-08）

速度検出器

作動失敗

−

9.0E-08−−（水位トランスミッタ）（不動作）（1.0E-07）（4.6E-07）（3.7E-06）（1.4E-08）

速度検出器

誤高出力／誤低出力−

1.9E-07／6.5E-07−−（8.2E-07）（6.9E-07／5.3E-07）（1.4E-06）（3.5E-08）

作動失敗−

6.0E-06−−

中性子束検出器

（不動作）

（−）

（1.8E-06）（−）（3.4E-08）（放射線検出器）

誤低出力

−

−

−

−

（高出力／低出力）（−）（2.4E-06／2.3E-06）（−）（7.3E-08）（圧力トランスミッタ）(誤高出力／誤低出力)表2

機器故障率を代用している機器一覧

故障率が整備されていない機器
制御弁

冷却器

誤閉
故障

代用機器
空気作動弁

添付 3.1.1.6−2−5

速度検出器

伝熱管閉塞

故障モードの類似性

水位トランスミッタ

不動作

圧力トランスミッタ

高出力／低出力

誤低出力
作動失敗

機器構成要素の類似性
故障モードの類似性
機器構成要素の類似性
故障モードの類似性

不動作

機器構成要素の類似性

高出力／低出力故障モードの類似性

放射線検出器
誤低出力

故障モードの類似性
機器構成要素の類似性

誤高出力

中性子束検出器

機器構成要素の類似性

伝熱管破損
熱交換器

閉塞
作動失敗

誤開又は誤閉

代用機器の選定理由

吐出側の系統より

添付 3.1.1.6−2−6空気作動弁の機器バウンダリ「原子力発電所に関する確率論的安全評価用の機器故障率の算出（1982 年度〜1997 年度 16 カ年 49
基データ 改訂版）」原子力情報センター

図1

構造の比較（制御弁と空気作動弁の例）

胴

冷却水出口
管板

添付 3.1.1.6−2−7

伝熱管

冷却水入口
熱交換器の機器バウンダリ「原子力発電所に関する確率論的安全評価用の機器故障率の算出（1982 年度〜1997 年度 16 カ年 49
基データ 改訂版）」原子力情報センター

冷却器構造図図2

構造の比較（冷却器と熱交換器の例）

添付資料 3.1.1.6−3
メンテナンスによる待機除外確率の実績データとの比較について(1)

メンテナンスによる待機除外確率の算出方法
メンテナンスによる待機除外確率は，本評価でモデル化対象とした系統
毎にメンテナンスによる待機除外の可能性のある機器を選定し，機器の故障率と平均修復時間を用いて，次の式により算出している。
(λｉ Ｔｒｉ)ＰＳＹＳｉ

λ ｉ ：定期試験等によって異常の発見可能な機器 i の異常発
生率（／時間）Ｔｒ ｉ ：機器 i の平均修復時間（時間）ここで，λ ｉ は，ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−２８１５を参考に，対象機器の異常が検知されれば機器が機能喪失する前に予防保全として保守作業を実施することを考慮して，定期試験等によって異常の発見が可能な機器の故
障モードの機器故障率の10倍としている。
また，平均修復時間Ｔｒ ｉ については，表1に示す時間を使用している。

表1

平均修復時間データ

機器

平均修復時間出典

ポンプ，ファン

19時間

WASH-1400

弁

7時間

WASH-1400

ディーゼル
発電機

備考
残留熱除去系など
安全系に対する値
残留熱除去系など
安全系に対する値
1979年6月から1986年

20時間

国内実績

3月までのデータに基
づく

添付 3.1.1.6−3−1

(2)待機除外の評価対象機器の考え方
メンテナンスによる待機除外確率を考慮する機器については，以下の条件を満たすものを評価対象とした。
サーベランス試験等により故障が発見可能であること
プラント停止することなくメンテナンスを行えること
メンテナンスにより系統が機能喪失に至ること
メンテナンスによる待機除外確率の評価例として，低圧炉心スプレイ系の待機除外確率の評価を表 2 に示す。低圧炉心スプレイ系の構成機器のうち，上記の条件を満たすものとして，電動ポンプ 1 台，電動弁 2 弁，逆止弁 1 弁，手動弁 5 弁，ファン 1 台を抽出した。これらの機器の故障モードについては，各機器の考慮すべき故障モードのうち，最も寄与が大きいと考えられる故障モードを代表して適用している。

表2

メンテナンス確率算出例（低圧炉心スプレイ系）
故障率

平均修復時間

（／h）

（h）

1

1.3E-0719

2.5E-05

作動失敗

24.8E-087

6.7E-06

逆止弁

開失敗

1

7.1E-097

5.0E-07

手動弁

閉塞

5

8.5E-097

3.0E-06

ファン

起動失敗

1

1.3E-0719

2.5E-05

機器タイプ

故障モード

機器数

電動ポンプ

起動失敗

電動弁

合計
※：計算値＝10×機器数×故障率×平均修復時間

添付 3.1.1.6−3−2

計算値 ※6.0E-05(3)メンテナンスによる待機除外確率と実績データの比較(1)の方法により算出した，系統ごとのメンテナンスによる待機除外確率と，国内ＢＷＲプラントの待機除外実績データを用いて評価した待機除外確率（以下「国内ＢＷＲプラントの待機除外確率」という。）を表 3 に示す。国内ＢＷＲプラントの待機除外確率は，ＮＵＣＩＡに登録されている 1998 年〜2007 年までの国内ＢＷＲプラントの系統の待機除外の回数，
総待機除外時間，延べプラント運転時間から算出されている。なお，非常用ディーゼル発電機については，国内ＰＷＲプラントの実績を含んでいる。
表 3 に示すとおり，本ＰＲＡで用いた待機除外確率は，国内ＢＷＲプラ
ントの待機除外確率と同程度であることから，本ＰＲＡで用いた待機除外
確率は妥当であると考えられる。

表3

メンテナンスによる待機除外確率の比較

系統

本ＰＲＡで用いた
待機除外確率

国内ＢＷＲプラントの待機除外確率 ※高圧炉心スプレイ系

9.7E-05−

原子炉隔離時冷却系

9.5E-04

7.4E-04

低圧炉心スプレイ系

6.0E-05

1.5E-04

残留熱除去系−Ａ／Ｂ

1.2E-04

3.1E-05

残留熱除去系−Ｃ

5.4E-05

3.8E-05

残留熱除去系海水系

3.8E-04−

非常用ディーゼル発電機

9.9E-04

5.6E-04

9.9E-04−

2.7E-04−

2.7E-04−

高圧炉心スプレイ系
ディーゼル発電機
非常用ディーゼル発電機
海水系
高圧炉心スプレイ系
ディーゼル発電機海水系※：「ベイズ統計学に基づくアンアベイラビリティ推定方法の開発−新しい推定理論と国内ＢＷＲ待機除外データを用いた推定例−研究報告：L08009」（平成 21
年 5 月，（財）電力中央研究所）

添付 3.1.1.6−3−3

(4)非常用ディーゼル発電機の平均修復時間に係る最新のデータについて
ＮＵＣＩＡに登録されている 1998 年〜2007 年までの国内データから整理された非常用ディーゼル発電機の待機除外データは，延べプラント運転
時間（国内ＰＷＲとＢＷＲの合計値）2,740,393.4h に対し，待機除外回数
32 回，総待機除外時間 1,525.1h とされている。ここから計算される待機除外 1 回あたりの待機除外時間は約 48h となり，本ＰＲＡで用いた平均修
復時間 20h の 2 倍以上となっている。しかし，本ＰＲＡでは，(1)で述べたとおり予防保全を考慮して 10 倍した値を待機除外確率と使用しているため，本ＰＲＡで用いている非常用ディーゼル発電機の待機除外確率 9.9E-4
は，国内ＢＷＲプラントの待機除外確率 5.6E-4 より大きい値となり，保守性を有していると考えられる。

添付 3.1.1.6−3−4

添付資料 3.1.1.6−4
共通要因故障に関するＭＧＬパラメータ適用の考え方(1)

共通要因故障を考慮する機器の同定
本ＰＲＡでは同一又は異なるシステムにおいて，多重性を持たせるために用いられる機器については，共通要因故障を考慮している。共通要因故障を考慮する機器の同定フローを図 1 に示す。
ａ．共通要因故障を考慮する機器の候補の同定
以下の 3 つの条件を同時に満たす機器について，共通要因故
障を考慮する機器の候補として同定し，(a)冗 長 の 機 能 を 有 す る 同 種 機 器(b)起 因 事 象 発 生 前 の 運 転 状 態 が 同 一(c)同 一 故 障 モ ー ド
共通要因故障を考慮する機器については上記の条件に基づき分類しており，製作メーカの異なる機器についても同様の方法で同定することになる。なお，本ＰＲＡでは共通要因故障を考慮する機器としてメーカの相違する機器は抽出されていない。
ｂ．動的機器，静的機器及びそれらの故障モード
動的機器と静的機器及びそれらの故障モードによって，共通
要因故障の起こりやすさの程度は異なると考えられる。したがって，これらを区別して共通要因故障の適用性を検討した。
ポンプの起動失敗，弁の開失敗等の動的機器の動的故障モードについては，上記ａ．の条件を満たすものに対しては共通要因故障を考慮する。
動的機器の静的故障モード及び静的機器の各故障モードについては，上記ａ．の条件を満たし，動的機器の動的故障モード
添付 3.1.1.6-4−1

と同程度の故障率であるものに対して共通要因故障を考慮することとし，ストレーナの閉塞（内部破損含む）を抽出した。

(2)

本ＰＲＡで用いた共通要因故障パラメータ
本ＰＲＡでは，共通要因故障のモデル化はＭＧＬモデルとしている。ＭＧＬモデルは，冗長性が高い系の解析に対応しており，
原子力プラントにおいて広く使用実績がある。
本 Ｐ Ｒ Ａ に 用 い た 共 通 要 因 故 障 パ ラ メ ー タ を 表 1に 示 す 。こ れ らのパラメータはＮＵＲＥＧ等の文献を基に設定している。なお，
ファン，ダンパ等の一部の機器については，機器の構造を考慮したうえで，他の機器で代用している。
共通要因故障パラメータは，機器故障率と同様に，本来は国内プラント実績に基づくべきと考えられるが，現時点では，データベースが整備されていない状況にある。そのため，本ＰＲＡでは国内外で使用実績のある海外文献等のデータを使用しており，故障モードに依らず機器の共通要因故障パラメータを設定している。
例としてポンプのβファクタの算出方法を示す。ポンプにおける機能喪失の要因分析結果は表 2 のとおりである。コマンドに関す る 失 敗 事 例 を 除 く 機 器 の 故 障 259 件 の う ち ， 共 通 要 因 に よ る 故
障 が 10 件 で あ る た め ，共 通 要 因 に よ る 故 障 件 数 を 機 器 の 故 障 件 数で 除 し て 0.039 と 設 定 し た 。
な お ，Ｎ Ｕ Ｒ Ｅ Ｇ ／ Ｃ Ｒ − １ ２ ０ ５（ Rev.1）で 共 通 要 因 故 障 に分類されている事例は，故障要因から判断したものであり，実際に多重故障が発生したものとは限らない。したがって，このβファクタは保守的な値である。
添付 3.1.1.6−4−2

(3)共通要因故障パラメータの適用における故障モードの考慮
共通要因故障パラメータについて，本ＰＲＡでは従前より適用実績のある海外文献に基づくデータを用いた。一方で故障モード
毎の共通要因故障パラメータをまとめた文献としては，ＮＵＲＥ
Ｇ ／ Ｃ Ｒ − ５ ４ ９ ７ の 改 訂 版 で あ る CCF Parameter Estimations
2010 が あ る 。
本 Ｐ Ｒ Ａ で 使 用 し て い る 共 通 要 因 故 障 パ ラ メ ー タ と CCF
Parameter Estimations 2010 の 共 通 要 因 故 障 パ ラ メ ー タ を 表 3 に示す。表 3 のとおり，ポンプの継続運転失敗の共通要因故障のパ
ラ メ ー タ に つ い て は ， CCF Parameter Estimations 2010 と 本 Ｐ Ｒ
Ａ で 用 い た 値 が ほ ぼ 同 等 で あ る も の の ， 他 の パ ラ メ ー タ は CC F
Parameter Estimations 2010 の 方 が 低 い 値 を 示 し て い る 。 こ れ らのパラメータを用いた場合の感度解析結果を表 4 及び図 2 に示す。
感 度 解 析 の 結 果 ， 全 炉 心 損 傷 頻 度 は 5.0E-5／ 炉 年 と な り ， ベ ー
ス ケ ー ス の 全 炉 心 損 傷 頻 度 6.1E-5／ 炉 年 と 比 較 し て 0.8 倍 と な った 。こ れ は ，崩 壊 熱 除 去 機 能 喪 失 に お け る 上 位 の カ ッ ト セ ッ ト に ，ＦＶ重要度 2 位である「ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞の共通要因故障」があり，その共通要因故障パラメータが，感度解析 ケ ー ス で は 3.9E-3 と な り ，ベ ー ス ケ ー ス（ 1.3E-1）の 1／ 30 に低下したことに起因する。

添付 3.1.1.6−4−3

表 1

共通要因故障パラメータの一覧
β ファクタ※1

γ ファクタ※2

ポンプ，ファン

0.039

0.520

NUREG／ CR-1205

Rev.1

弁，ダンパ

0.130

0.565

NUREG／ CR-1363

Rev.1

ＤＧ

0.021

−

NUREG‐ 1150

検出器，トリップ設定器

0.082

−

NUREG／ CR− 2771

0.050

−

SECY− 83− 293

蓄電池

0.008

−

NUREG‐ 0666

ストレーナ

0.133

−

NUREG／ CR− 5497

機器タイプ

備考

添付 3.1.1.6−4−4

リレー（スクラムコンタクタ）※ 1： 多 重 故 障 （ 2 重 以 上 ） が 発 生 す る 確 率※ 2： 多 重 故 障 が 発 生 し た 場 合 ， そ れ が 3 重 以 上 の 故 障 で あ る 条 件 付 確 率
NUREG／ CR− 4550 に 基 づ き γ フ ァ ク タ を 算 出

表 2

イ ベ ン ト ご と の ポ ン プ 故 障 件 数 （ NUREG/CR-1205

Table10）

ポ ン プ の β フ ァ ク タ ＝ （ 9+1） /（ 187+62+9+1）＝ 10/259≒ 0.039

添付 3.1.1.6−4−5

表 3
機器

抽出した故障モード及び共通要因故障パラメータ

添付 3.1.1.6−4−6

共通要因故障パラメータの参照元等
β
γ
δ
現状モデル
3.90E-02
5.20E-01
1.00E+00※
3.36E-02
CCCG-2−−−
継続運転失敗CCCG-3
4.14E-02
1.83E-01
ポンプ（ フ ァ ン も ポ ン プ CCF Parameter
CCCG-44.30E-02
3.43E-01
1.56E-01
で代用）
Estimations 2010
CCCG-22.45E-02−−−
起動失敗
CCCG-3
2.31E-02
4.18E-01
CCCG-4
2.27E-02
4.49E-01
3.56E-01
現状モデル
1.30E-01
5.65E-01
1.00E-00
電動弁
CCCG-2
9.46E-03−−
CCF Parameter
開閉失敗
Estimations 2010−
CCCG-3
1.05E-02
2.12E-01
現状モデル
1.30E-01
5.65E-01
1.00E-00−−
逆止弁
CCCG-2
0.00E+00
CCF Parameter
開失敗
Estimations 2010−
CCCG-30.00E+00
0.00E+00
現状モデル
2.10E-02
−
−
ＤＧ
起動失敗
CCCG-2
1.08E-02−−
CCF Parameter
Estimations 2010 継 続 運 転 失 敗−−
CCCG-2
2.24E-03
現状モデル
1.33E-01−−
ストレーナ
CCF Parameter
閉塞
CCCG-2
3.90E-03−−
Estimations 2010
※ＣＣＣＧ：共通要因故障機器グループのことで，共通要因故障の対象となる系統又は機器の組合せである。
数値は共通要因故障を考慮する機器総数を示す。

表 4

事故シーケンスグループ別の炉心損傷頻度比較
炉心損傷頻度（／炉年）

事故シーケンスグループ
ベースケース

感度解析ケース

高圧・低圧注水機能喪失

3.5E-09

3.2E-09

高圧注水・減圧機能喪失

2.0E-082.0E-08

全交流動力電源喪失

9.9E-08

9.6E-08

崩壊熱除去機能喪失

6.0E-05

5.0E-05

原子炉停止機能喪失

2.5E-08

2.5E-08

ＬＯＣＡ時注水機能喪失

2.2E-11

6.2E-12

4.8E-10

4.8E-10

6.1E-05

5.0E-05

格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）
合計

添付 3.1.1.6−4−7

図 1

共通要因故障同定のフロー

添付 3.1.1.6−4−8

1.0E-04
ベースケース
感度解析ケース

1.0E-06
1.0E-07
1.0E-08
1.0E-09
1.0E-101.0E-11

事故シーケンスグループ

図 2

事故シーケンスグループ別の炉心損傷頻度比較

合計

格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）

ＬＯＣＡ時注水機能喪失

原子炉停止機能喪失

崩壊熱除去機能喪失

全交流動力電源喪失

高圧注水・減圧機能喪失

1.0E-12高圧・低圧注水機能喪失

添付 3.1.1.6−4−9

炉心損傷頻度（／炉年）

1.0E-05添付資料 3.1.1.6−5
中性子束検出器のモデル化について

スクラム信号を発信する信号の一つとして，図 1 に示す中性子束高高信号によるトリップロジックの信号があり，局部出力領域計装（以下「ＬＰＲＭ」という。）検出器，カード及び演算装置から構成される平均出力領域計装（以下「ＡＰＲＭ」という。），中性子計装系リレー並びにスクラムコンタクタから構成されている。
図 1 に示すＡＰＲＭの範囲については，21 個又は 22 個のＬＰＲＭ検出器及びカード，並びに演算装置で構成されており，本ＰＲＡでは 1 つの中性子束検出器としてモデル化している。また，その故障率及び故障モードは以下のとおりとしている（添付資料 3.1.1.6−2）。
・中性子束検出器の故障率については，放射線によるガスの電離作用を電気信号として検出する機器構造の類似性により「放射線検出器」を代用
・故障モードとしては，「中性子束検出器不動作」及び「中性子束検出器誤低出力」を，それぞれ故障モードの類似性により「放射線検出器不動作」及
び「放射線検出器高出力／低出力」で代用

添付 3.1.1.6−5−1

添付 3.1.1.6−5−2
図1

中性子束高高信号によるトリップロジック及びスクラムパイロット弁回路

添付資料 3.1.1.7−1
人的過誤率の評価方法について

本ＰＲＡにてモデル化した人的過誤「事象発生前の弁の開け忘れ・
閉 め 忘 れ 」及 び「 事 象 発 生 後 の 格 納 容 器 除 熱 操 作 失 敗 」を 代 表 例 と し ，
Ｈ Ｒ Ａ （ Human Reliability Analysis） イ ベ ン ト ツ リ ー に よ る 人 的 過
誤確率の算出について以下に説明する。

1.

事象発生前の人的過誤（弁の開け忘れ・閉め忘れ）
人的過誤の内容，ＨＲＡイベントツリーを図 1 に示す。また，過誤 確 率 計 算 シ ー ト を 表 1-1〜 1-4 に 示 す 。

2.

事象発生後の人的過誤（格納容器除熱操作失敗）
人的過誤の内容，ＨＲＡイベントツリーを図 2 に示す。また，過誤 確 率 計 算 シ ー ト を 表 2-1〜 2-4 に 示 す 。評 価 に 当 た っ て ，想 定 し た
人的過誤の内容について以下に示す。

(1)

操作内容
原子炉への注水に成功した後のＲＨＲによる格納容器からの除熱操作に失敗する。
操作に使用するＲＨＲの系統構成を図 3 に示す。

(2)

操作に使用する手順書及び操作手順
非常時運転手順書（徴候ベース）及び原子炉設備運転手順書に基づき，以下の認知・操作を実施する。

添付 3.1.1.7−1−1

認 知 （ Ｒ Ｈ Ｒ に よ る 格 納 容 器 除 熱 の 認 知 ̲表 2-１ ）①格納容器圧力高（ＬＯＣＡ信号）②ドライウェル空間温度
操 作 （ Ｒ Ｈ Ｒ に よ る 格 納 容 器 除 熱 操 作 ̲表 2-2）
①ＲＨＲＳポンプを（2 台）起動
②ＲＨＲポンプ室空調機を起動③ＲＨＲポンプを起動④ＲＨＲ熱交バイパス弁を全閉⑤格納容器スプレイ弁を（2 弁）全開
⑥サプレッション・プールスプレイ弁を全開
(3)

余裕時間
余裕時間はＴＷ時の事象進展解析結果より 1 時間とする。格納容器除熱操作において考慮している格納容器スプレイ冷却系及びサ プ レ ッ シ ョ ン・プ ー ル 冷 却 系 は 15 分 程 度 で 実 施 で き る こ と か ら
比較的短時間で完了できる。

(4)

追加の指示や過誤回復の可能性
業務の連携は良好であり，担当運転員以外にも指導的な立場等の他の運転員からの指示や過誤回復に期待できる。また，事象進
展に伴い後段に発報される複数の警報により，認知失敗の過誤回
復に期待できる。

3.

評価に使用したデータベース
人的過誤確率の算出にあたっては，ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−１２７８に記載されている人的過誤確率データを使用した。人的過誤確率デー タ の 例 を 表 3-1〜 3-7 に 示 す 。

添付 3.1.1.7−1−2

人的過誤の定義（事象発生前）： 事象発生前に操作・試験の復旧に失敗する
操 作： 弁の開け忘れ・閉め忘れ 等
１．操作内容：操作や試験に伴い待機状態や通常の設定点を変更する場合に，当該操作後や試験実施後の復旧操作に失敗する。
２．該当手順書：
定期試験手順書等
３．人的過誤のモード：
待機状態への復旧失敗や設定点の回復失敗等
４．過誤回復の可能性：
担当運転員以外にも指導的な立場等の他の運転員からの指示や過誤回復に期待できる。
定量評価

a

手順

成功

失敗a

ar

b
過誤回復
動作
成功

失敗

失敗b
br

過誤回復

brr

過誤回復
失敗
状態復旧成功ＨＲＡイベントツリー
分岐
ａ
ａｒ
ｂ
ｂｒ
ｂｒｒ

人的過誤の種類（認知／動作）と内容
機器の状態復旧の手順遵守に失敗する
分岐ａの過誤回復
機器の状態復旧のための動作に失敗する
分岐ｂの過誤回復
分岐ｂｒの過誤回復
平均値（点推定値）：

8.3E-05

確率分布： 対数正規分布

図 1

過誤確率値（中央値）
1.0E-03 計算シート１−ａ5.1E-02 計算シート１−ａｒ
1.0E-03 計算シート１−ｂ
1.0E-02 計算シート１−ｂ
5.0E-02 計算シート１−brr（過誤回復あり）EF：4.8ＨＲＡイベントツリー（弁の開け忘れ・閉め忘れ）

添付 3.1.1.7−1−3

ＥＦ
3
−
3
5
−

表 1-1

過 誤 確 率 計 算 シ ー ト （ 弁 の 開 け 忘 れ ・ 閉 め 忘 れ ： 分 岐 a）

添付 3.1.1.7−1−4

表 1-2

過 誤 確 率 計 算 シ ー ト （ 弁 の 開 け 忘 れ ・ 閉 め 忘 れ ： 分 岐 b）

添付 3.1.1.7−1−5

表 1-3

過 誤 確 率 計 算 シ ー ト （ 弁 の 開 け 忘 れ ・ 閉 め 忘 れ ： 分 岐 ar）

添付 3.1.1.7−1−6

表 1-4

過 誤 確 率 計 算 シ ー ト （ 弁 の 開 け 忘 れ ・ 閉 め 忘 れ ： 分 岐 brr）

添付 3.1.1.7−1−7データシート７（ＡＴＷＳ時以外）
人的過誤の定義（事象発生後）： 原子炉注水後のＲＨＲによる格納容器除熱操作に失敗する

１．操作内容：原子炉への注水に成功した後のＲＨＲによる格納容器から除熱操作に失敗する
本操作の具体的な手順は以下のとおり（ただし，ＲＨＲが既に低圧注水系として起動している場合は，
低圧注水系から格納容器スプレイ冷却系への切替のために弁操作のみを行う）(1) ＲＨＲＳポンプの起動(2) ＲＨＲポンプ室空調機起動(3) ＲＨＲポンプ起動(4) ＲＨＲ熱交バイパス弁閉操作(5) 格納容器スプレイ弁開操作(6) サプレッションプールスプレイ弁の開操作
２．該当手順書：
非常時運転手順書（徴候ベース），設備別運転手順書
３．余裕時間
余裕時間は格納容器除熱に対する余裕時間1時間とする
格納容器スプレイ冷却系等は15分程度で実施できることから比較的短時間で完了できる
４．追加の指示や過誤回復の可能性：
担当運転員以外にも指導的な立場等の他の運転員からの指示や過誤回復に期待できる
定量評価

a

成功

ＲＨＲによる
格納容器除熱の認知

失敗a

ar

b
過誤回復

失敗

失敗b
成功

ＲＨＲによる
格納容器除熱操作

br

過誤回復

brr

過誤回復
失敗
状態復旧成功ＨＲＡイベントツリー
分岐
ａ
ａｒ
ｂ
ｂｒ
ｂｒｒ

人的過誤の種類（認知／動作）と内容
RHRによる格納容器除熱の認知に失敗する
分岐ａの過誤回復
RHRによる格納容器除熱の操作に失敗する
分岐ｂの過誤回復
分岐ｂｒの過誤回復
平均値（点推定値）：

1.1E-04

確率分布： 対数正規分布

図 2

過誤確率値（中央値）
2.0E-04 計算シート７−ａ5.0E-02 計算シート７−ａｒ
2.0E-03 計算シート７−ｂー1.0E-02
5.0E-02 計算シート７−brr

EF：35.6

ＨＲＡイベントツリー（格納容器除熱操作失敗）
添付 3.1.1.7−1−8

ＥＦ
30
3
5
-

表 2-1

過 誤 確 率 計 算 シ ー ト （ 格 納 容 器 除 熱 操 作 失 敗 ： 分 岐 a）

添付 3.1.1.7−1−9

表 2-2

過 誤 確 率 計 算 シ ー ト （ 格 納 容 器 除 熱 操 作 失 敗 ： 分 岐 b）

添付 3.1.1.7−1−10

表 2-3

過 誤 確 率 計 算 シ ー ト （ 格 納 容 器 除 熱 操 作 失 敗 ： 分 岐 ar）

添付 3.1.1.7−1−11

表 2-4

過 誤 確 率 計 算 シ ー ト （ 格 納 容 器 除 熱 操 作 失 敗 ： 分 岐 br）

添付 3.1.1.7−1−12

表 3-1
区間

T

運転員全員

(To 後の

による診断

時間)
[分]

ＴＨＥＲＰの標準診断曲線（NUREG/CR-1278 から抜粋）
T

運転員全員

(To 後の

による診断

失敗確率

時間)

(初期事象に

[分]

EF

区間

運転員全員

(To 後の

による診断

失敗確率

時間)

失敗確率

(２次事象に[分](３次事象に

EF

区間

対して)

対して)

対して)

[ﾒﾃﾞｨｱﾝ][ﾒﾃﾞｨｱﾝ][ﾒﾃﾞｨｱﾝ]

EF

添付 3.1.1.7−1−13

1.

1

1.0

--

7.

1

1.0

--

14.

1

1.0

--

2.

10

.1

10

8.

10

1.0

--

15.

10

1.0

--

3.

20

.01

10

9.

20

.1

10

16.

20

1.0

--

4.

30

.001

10

10.

30

.01

10

17.

30

.1

10

11.

40

.001

10

18.

40

.01

10

19.

50

.001

10

20.

80

.0001

30

21.

1520

.00001

30

5.

60

.0001

30
12.

6.

1500

.00001

70

.0001

30

30
13.

(注)

T

1510

.0000130

・２次事象や３次事象は，運転員が初期事象の診断や対応の最中に発生する事象を意味する。
・To：異常発生を示すシグナルが出た時刻
・ここでは曲線を数値で示している。

注：日本原子力学会標準「原子力発電所の出力運転状態を対象とした確率論的安全評：2008」の解説表 23-1 から転記
価に関する実施基準（レベル 1PSA 編）

表 3-2手動操作のコミッションエラー確率の例（NUREG/CR-1278 から抜粋）

項目

エラーのポテンシャル

HEP

EF

1.

１個のコントロールの不注意な操作

プラントに完全依存2.

同様なコントロールを持つパネルで選択誤り

.003

3

.001

3

.0005

10

.0005

10

.05

5

.5

5

(ラベルで区別)3.

同様なコントロールを持つパネルで選択誤り(機能別に良く分類された配置)

4.

同様なコントロールを持つパネルで選択誤り(系統を模擬した表示)

5.

スイッチの誤った方向への操作(固定観念に従う場合)

6.

スイッチの誤った方向への操作(通常の運転状態で固定観念を損う場合)

7.

スイッチの誤った方向への操作(高ストレス状態で固定観念を損う場合)

8.

２状態スイッチの誤った方向への操作，又は，誤った(注)レベルへの設定
9.

回転式コントローラの誤った設定(２状態スイッチ)

.001

10

10.

完全な操作の完了に対する失敗

.003

3

11.

グループ内のサーキットブレーカ選択誤り

.005

3

(ラベルで区別)
12.

グループ内のサーキットブレーカ選択誤り

.003

3

13.

不適切なコネクタの配備

.003

3

(不完全な装着や，コネクタのロック機構のテスト失敗
も含む)

(注)

項目 5，6，7 の対応する HEP，EF の 1/5 の値

注：日本原子力学会標準「原子力発電所の出力運転状態を対象とした確率論的安全評：2008」の解説表 23-2 から転記
価に関する実施基準（レベル 1PSA 編）

添付 3.1.1.7−1−14

表 3-3

手順書を使うときのオミッションエラー確率の例（NUREG/CR-1278 から抜粋）

項目

オミッションの項目

HEP

EF

チェック表が正しく用いられている場合
1.

短い操作（＜10 項目）

.001

3

2.

長い操作（＞10 項目）

.003

3

チェック表を用いていないか，又は正しく用いられていない場合
3.

短い操作（＜10 項目）

.003

3

4.

長い操作（＞10 項目）

.01

3

5.

文書化した手順書を用いるべきであるが，用いていない場合.05

5

注：日本原子力学会標準「原子力発電所の出力運転状態を対象とした確率論的安全評：2008」の解説表 23-3 から転記
価に関する実施基準（レベル 1PSA 編）

表 3-4

ストレスと熟練度による人的過誤確率への補正係数（NUREG/CR-1278 から抜粋）
HEPs の増倍係数

項目

ストレスレベル
熟練者

熟練度の低い者

1.

作業負荷が大変低い

×2

×2

2.

作業負荷が適度

×1

×1

×1

×2

×2

×4

×5

×10

×5

×10

.25 ( EF = 5 ).50 ( EF = 5 )（段階的操作）3.

作業負荷が適度（動的操作）

4.

作業負荷がやや高い（段階的操作）5.

作業負荷がやや高い（動的操作）

6.

作業負荷が極度に高い（段階的操作）7.

作業負荷が極度に高い（動的操作又は診断操作）

極度にストレス・レベルが高い場合は，増倍係数ではなく，複数のクルーを対象とした固定値を用いる。
注：日本原子力学会標準「原子力発電所の出力運転状態を対象とした確率論的安全評：2008」の解説表 23-4 から転記
価に関する実施基準（レベル 1PSA 編）

添付 3.1.1.7−1−15

表 3-5 先行するサブタスク N-1 が成功又は失敗したときの，サブタスク N の成功又は失敗の条件付き確率の求め方：従属レベルの関数（NUREG/CR-1278 から抜粋）
従属性の条件付き成功確率

レベル

(注)

ZD

Pr〔S

N ｜S N - 1 ｜ZD〕＝

LD

Pr〔S

N ｜S N - 1 ｜LD〕＝

MD

Pr〔S

N ｜S N - 1 ｜MD〕＝

HD

Pr〔S

CD

Pr〔S

条件付き失敗確率n

Pr〔FN ｜F N - 1 ｜ZD〕＝

N

1

19ｎ
20

Pr〔F N ｜F N - 1｜LD〕＝

1

6ｎ
7

Pr〔F N ｜F N - 1｜MD〕＝

N ｜S N - 1 ｜HD〕＝

1 ｎ
2

Pr〔F N ｜F N - 1｜HD〕＝

N ｜S N - 1 ｜CD〕＝

1 .0

Pr〔F N ｜F N - 1 ｜CD〕＝ 1 . 0

1

19N
20

1

6N
7

1

N
2

n：サブタスクの成功確率
N：サブタスクの失敗確率
ZD：Zero Dependence 従属度ゼロ
LD：Low Dependence 従属度低
MD：Moderate Dependence 従属度中
HD：High Dependence 従属度高
CD：Complete Dependence 完全従属
注：日本原子力学会標準「原子力発電所の出力運転状態を対象とした確率論的安全評
価に関する実施基準（レベル 1PSA 編）：2008」の解説表 23-5 から転記

添付 3.1.1.7−1−16

表 3-6

エラーファクタ推定ガイドライン（NUREG/CR-1278 から抜粋）

添付 3.1.1.7−1−17

表 3-7

計測・操作などの活動に対する確認の失敗（NUREG/CR-1278 から抜粋）

添付 3.1.1.7−1−18

図3

ＲＨＲによる格納容器スプレイ冷却系及びサプレッション・プール冷却系の系統構成

添付 3.1.1.7−1−19

添付資料 3.1.1.7−2
起因事象発生前の人的過誤として評価した事象の抽出について

本ＰＲＡで評価対象とした起因事象発生前の人的過誤の抽出過程を以下に示す。ここで，起因事象発生前の人的過誤は運転員よる試験・操作及びその後の状態復旧を対象としており，保修員による保全作業時の人
的 過 誤（ 計 装 機 器 の 校 正 エ ラ ー を 含 む 。）に つ い て は 機 器 故 障 率 に 含 ま れているとして，ここでは取り扱っていない。
(1)

操作・作業の同定
フォールトツリーでモデル化している全ての機器を対象に，プラント運転中及び停止中における操作・作業等を手順書類（定期試験
手順書，設備別運転手順書等）から抽出する。
(2)

スクリーニング
抽出した操作・作業等に対し，日本原子力学会標準「原子力発電所の出力運転状態を対象とした確率論的安全評価に関する実施基準（レベル１ＰＳＡ編）：2008」（ 以 下「 学 会 標 準 」と い う 。）に 基 づ き ，
以下に示すスクリーニング基準を設け，スクリーニングできない操
作・作業等について，起因事象発生前の人的過誤として定義する。
ａ．系統の要求に対して機器の調整が自動的に行われるもの。
ｂ．中央制御室にて機器の状態表示が確認でき，その状態が日常的に確認されており，かつ調整が可能なもの。
ｃ．実施されている保守後の機能試験により，誤調整が明らかになるもの。
ｄ．当初の操作の後，チェックリストに基づく独立した機器の状態
確 認 が あ る も の （ Ｎ Ｕ Ｒ Ｅ Ｇ − １ ７ ９ ２ を 参 考 に 設 定 ※ ）。
※：学会標準に本スクリーニング基準に関する記載はないが，
ＮＵＲＥＧ−１７９２を参考に，従属性のない独立した確

添付 3.1.1.7−2−1

認が別途実施されている場合においては，起因事象発生前の人的過誤を除外できるものとして設定している。
ｅ．機器の状態確認が頻繁に実施されているもの。

本ＰＲＡで評価対象とした全ての系統について検討した結果，抽出された起因事象発生前の人的過誤は以下のとおりである。なお，
スクリーニング基準ｄ．のみで除外した起因事象発生前の人的過誤はなかった。
・手動弁に対する開け忘れ／閉め忘れ
・定期試験において非常用ディーゼル発電機を母線に並列させる
際に手動でガバナ類の調整を行うが，試験後の待機状態（自動投入可能な設定）への復旧に失敗する。
起因事象発生前の人的過誤の抽出結果のうち，非常用ディーゼル発電機の例を表 1 に示す。

添付 3.1.1.7−2−2

表 1

起因事象発生前の人的過誤の抽出結果（非常用ディーゼル発電機の例）
対象とした操作・作業等とスクリーニング結果

起因事象発生前の人的過誤の抽出結果

機器種類

人的過誤のモード

非常用ディーゼル発電機

待機（自動）への復本体

旧失敗

非常用ディーゼル発電機

通常状態への復旧

運転中の試験等に伴う操作等に起因

プラント停止中の操作等に起因モデル化の（定期試験手順等）（設備別手順書，定期試験手順等）

要否

操作・作業等

除外理由

操作・作業等

除外理由

試験時の運転操作

除外ルールｂ．

試験時の運転操作

除外ルールｂ．

除 外 ル ー ル に添付 3.1.1.7−2−3

試験時の手動操作
ガバナ

失敗

否

除 外 ル ー ル に
試験時の手動操作

該当しない

要
該当しない

非常用ディーゼル発電機
待機への復旧失敗

試験時の運転操作

除外ルールｂ．

試験時の運転操作

除外ルールｂ．

否

待機への復旧失敗

試験時の運転操作

除外ルールｂ．

試験時の運転操作

除外ルールｂ．

否

点検後の待機状態

除 外 ル ー ル になし−
への復旧操作該当しない

燃料油移送ポンプ
非常用ディーゼル発電機
空調機
非常用ディーゼル発電機
冷却水ライン手動弁

待機（弁開）への復
旧失敗

要添付資料 3.1.1.7−3
校正ミスの取扱いについて

本ＰＲＡでは，保修員による機器の校正ミスについては，人的過誤としてモデル化していない。その理由を以下に示す。
(1)

21 ヵ 年 デ ー タ に お け る 校 正 ミ ス の 取 扱 い
本ＰＲＡで使用している機器故障率データは，「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（ 平 成 21 年 5 月 公 表 ）」（ 以 下 「 21 ヵ 年 デ ー タ 」 と い う 。 ） に 記 載 さ れ て い る デ ー タ を 使
用 し て い る 。 21 ヵ 年 デ ー タ は 国 内 プ ラ ン ト の 機 器 の 故 障 実 績 を 基に 整 備 さ れ た デ ー タ ベ ー ス で あ る が ，計 装 機 器 等 の 故 障 件 数 に は ，機器の機械的故障以外に，保修員の校正ミスが原因で機器が故障し た 場 合 が 含 ま れ て い る 。 21 ヵ 年 デ ー タ に 記 載 さ れ て い る デ ー タのうち，保修員の校正ミスを含む機器故障率の例を表 1 に示す。
また，表 1 に示す機器及び故障モードのうち，温度スイッチの誤動作としてカウントされている事象の概要を表 2 に示す。表 1 及び 表 2 に 示 す と お り ， 21 ヵ 年 デ ー タ に は ， 保 修 員 に よ る 校 正 ミ スが原因の故障事象が含まれているため，本ＰＲＡでは，校正ミス
を人的過誤としてはモデル化していない。

(2)

校正ミスに係る共通要因故障の取扱い冗長化された検出器においては，同じ保修員が連続して校正作業を実施すると考えられるため，校正ミスが共通の要因となり複数の検出器が故障する可能性がある。しかし，この校正ミスによる 共 通 要 因 故 障 に つ い て も ， 21 ヵ 年 デ ー タ で は そ れ ぞ れ 単 独 の 機器故障として取り扱われているため，本ＰＲＡにおいては校正ミ
スに係る共通要因故障のみを独立して人的過誤としてはモデル化
添付 3.1.1.7−3−1

していない。
ここで，検出器の校正ミスに係る共通要因故障を人的過誤としてモデル化した場合の非信頼度と炉心損傷頻度への影響を検討した。校正ミスに係る人的過誤確率の評価結果を表 3 に示す。検出器 の 校 正 ミ ス に 係 る 共 通 要 因 故 障 の 人 的 過 誤 確 率 は 1.0E-5 の オ ーダーとなり，表 4 に示すとおり，本ＰＲＡでモデル化している検出器及びトリップユニットの機械的故障の共通要因故障と同程度の非信頼度となった。ただし，本ＰＲＡでは，検出器の共通要因
故障の中でＦＶ重要度が最も高い，「原子炉水位（Ｌ−１）トランスミッタ作動失敗共通要因故障」の場合でも，ＦＶ重要度は
3.4E-07 で あ り ，こ の 共 通 要 因 故 障 の 炉 心 損 傷 頻 度 に 対 す る 寄 与 割
合（ 3.4E-05％ ）は 十 分 小 さ い た め ，検 出 器 の 校 正 ミ ス に 係 る 共 通
要因故障の人的過誤をモデル化した場合でも，炉心損傷頻度への影響は限定的である。

表 1

保修員の校正ミスを含む機器故障率の例
故障件数

機器故障率

（校正ミス件数）

平 均 値 [1／ h ]

誤動作

2
（ 2）

2.5E -08

圧力トランスミッタ

高出力／低出力8（ 1）

3.5E -08

リミットスイッチ

不動作

3
（ 1）

5.5E -09

機器

故障モード

温度スイッチ

添付 3.1.1.7−3−2

表 2

温度スイッチに係る保修員の校正ミス事象の概要

発生日時

1988 年 1 2 月 15 日 16 時 10 分 （ Ｂ -Ｃ Ｕ Ｗ ポ ン プ ）1988 年 1 2 月 16 日 11 時 33 分 （ Ａ -Ｃ Ｕ Ｗ ポ ン プ ）事象発生時の状況

定 格 出 力 （ 4 60MWe） で 運 転 中 の と こ ろ ， 昭 和 63 年 12 月
15 日 16 時 1 0 分 ， 「 ポ ン プ 出 口 温 度 高 」 警 報 発 生 と 同 時 にＢ−原子炉冷却材浄化系循環ポンプ（Ｂ−ＣＵＷポンプ）
がトリップした。原因調査の結果，Ｂ−ＣＵＷポンプ出口
温度スイッチに設定値のずれが確認されたため，当該温度スイッチの校正を実施した。
Ｂ − Ｃ Ｕ Ｗ ポ ン プ の 試 運 転 の た め ， 12 月 16 日 11 時 33分，同ポンプを起動したところ，「ポンプ出口温度高」警報発生と同時にＡ−ＣＵＷポンプがトリップした。なお，
Ｂ−ＣＵＷポンプの運転状況に異常はなかった。
Ａ−ＣＵＷポンプの原因調査の結果，Ｂ−ＣＵＷポンプと同様に，ポンプ出口温度スイッチに設定値のずれが確認
さ れ た た め ， 当 該 温 度 ス イ ッ チ の 校 正 を 実 施 し ， 16 時 33
分にＡ−ＣＵＷポンプの試運転を行い運転状況に異常のないことを確認して，通常運転に復帰した。
この間，発電機出力の変動はなかった。

原因調査の概要

ＣＵＷポンプ出口温度スイッチに設定値ずれが発生する
要因について検討した結果は，以下のとおりである。
(1) Ｃ Ｕ Ｗ ポ ン プ 出 口 温 度 ス イ ッ チ の 不 良
当該温度スイッチの内部点検において，異常は認められなかった。
(2) 衝 撃 に よ る 設 定 値 ず れ工場において当該温度スイッチの衝撃試験を実施した
結果，設定値ずれは発生しなかった。
(3) 定 期 検 査 時 の 校 正 ミ ス
設 定 値 60℃ に 対 し ，Ａ ，Ｂ − Ｃ Ｕ Ｗ ポ ン プ と も 約 53 ℃とほぼ同様な設定値ずれであり，当該温度スイッチの点
検校正作業はＣＵＷ補助ポンプ冷却水温度スイッチ（設定 値 66 ℃ ） の 点 検 校 正 に 引 き 続 い て 同 一 メ ン バ ー で 実 施していたことから，作業者の勘違いによる校正ミスの可能性が大きいと考えられる。

事象の原因

調査結果から，事象の発生原因は，定期検査時の当該温
度スイッチの点検校正において，作業者が当該温度スイッ
チの設定値は，先に点検校正を行った同型の温度スイッチの 設 定 値 （ 66℃ ） と 同 じ だ と 勘 違 い し て 設 定 指 針 を 取 り 付
け，その後誤りに気付き，調整ネジにより設定指針を正規の 設 定 値 に 調 整 し た 結 果 ， 温 度 ス イ ッ チ の 設 定 値 が 約 53 ℃となった可能性が大きいと考えられる。

添付 3.1.1.7−3−3

表 3
No.

検出器の校正ミスの共通要因故障に係る人的過誤確率評価結果
項目

中央値（／要求時）EF

チェックリストを適切①に使用した場合に手順

1.0E-03

3

書中の作業項目を省く②

管理者のチェック失敗

5.1E-02−③

検出器単体の校正ミス

5.1E-05

3

備考

NUREG/CR-1278 表
20-7(1)
NUREG/CR-1278 表
20-17（ 低 従 属 ）① ×②③に対して低従属④

複数の検出器の校正ミス（共通要因故障）

2.6E-06

3を仮定
NUREG/CR-1278 表
20-17（ 低 従 属 ）④ の 平 均 値 ： 3.2E-06（ ／ 要 求 時 ）添付 3.1.1.7−3−4

表 4検出器及びトリップユニットに係る共通要因故障の非 信 頼 度 及 び 重 要 度 評 価 結 果 （ Ｆ Ｖ 重 要 度 上 位 10 位 ）
関連系統
RCIC
ADS
LPCS
LPCI-A /B /C

機器及び故障モード

非信頼度（／要求時）

ＦＶ重要度

原 子 炉 水 位（ Ｌ − １ ）ト ラ
ンスミッタ作動失敗共通

4.8E-06

3.4E-07

4.8E-06

1.3E-07

8.3E-07

4.1E-08

4.8E-06

2.6E-08

1.1E-06

2.2E-08

8.3E-07

2.2E-08

8.3E-07

1.7E-08

8.3E-07

1.2E-08

8.3E-07

4.5E-09

8.6E-08

4.3E-09

要因故障
原 子 炉 水 位（ Ｌ − ２ ）ト ラ

HPCS

ンスミッタ作動失敗共通
要因故障

ADS

原 子 炉 水 位（ Ｌ − １ ）ト リ

LPCS

ップユニット作動失敗共

LPCI-A /B /C

通要因故障
原 子 炉 水 位（ Ｌ − ３ ）ト ラ

ADS

ンスミッタ作動失敗共通
要因故障

ADS

ドライウェル圧力高トラLPCS

ンスミッタ作動失敗共通

LPCI-A /B /C

要因故障
原 子 炉 水 位（ Ｌ − ２ ）ト リ

HPCS

ップユニット作動失敗共
通要因故障

ADS

ドライウェルトリップユ

LPCS

ニット作動失敗共通要因

LPCI-A /B /C

故障
原 子 炉 水 位（ Ｌ − ２ ）ト リ

RCIC

ップユニット作動失敗共通要因故障
原 子 炉 水 位（ Ｌ − ３ ）ト リ

ADS

ップユニット作動失敗共
通要因故障

LPCI-A /B /C

弁間差圧力トランスミッ
タ作動失敗共通要因故障

添付 3.1.1.7−3−5

添付資料 3.1.1.7−4
人的過誤に係わるストレスレベル及びストレスファクタの考え方について

本ＰＲＡで用いている起因事象発生前後の人的過誤確率をストレ
スレベル，ストレスファクタ及び余裕時間とともに表 1 及び表 2 に示す。
運転員のタスク遂行の成功又は失敗の確率は，運転員にとっての外的環境（温度，照明等の作業環境，タスクの特性，マンマシンイ
ンターフェイス等），内的状態（経験，訓練等によって形成される知識及びスキル）又はストレス等の行動形成因子によって大きく影響される。
本ＰＲＡにおける人的過誤のストレスレベル及びストレスファク
タの設定の考え方について，以下に示す。

(1)

ストレスレベルの分類
本ＰＲＡでは、ヒューマンエラーハンドブック（ＮＵＲＥＧ／
Ｃ Ｒ − １ ２ ７ ８ ） の Ｔ Ｈ Ｅ Ｒ Ｐ 手 法 （ Technique for Human Error
Rate Prediction） を 使 用 し て お り ， 作 業 負 荷 等 に 応 じ て 7 つ の ス
トレスレベルを分類し、それらに対応した補正係数（ストレスファクタ）を評価している。その詳細については，表 3 に示す。
作業負荷が低い場合は注意力が散漫になり，逆に作業負荷が高い場合には人間の通常業務遂行能力の限界に近づいている又は超えているため，タスク遂行の妨害となることから，その作業に対する増倍係数を設定している。また，極端にストレスレベルが高い場合は，情緒的反応が生じる等タスク遂行に非常に妨害となる
添付 3.1.1.7−4−1

ことから，固定値を用いて評価する。
なお，本ＰＲＡでは，運転員による異常時の事象の認知や操作方法は訓練されているため，補正係数は「熟練者」の値を選択する。また、運転員の操作内容は手順書に従った段階的操作である
ことから，各ストレスレベルの「段階的操作」を選択する。

(2)

ストレスファクタの設定の考え方
ａ ． 起 因 事 象 発 生 前 （ 表 1， 表 3）
○認知失敗及び操作失敗
事故が発生していないときの操作であり，特に高いストレスに は 至 ら な い た め ， ス ト レ ス レ ベ ル 「 【 No． 2】 作 業 負 荷 が 適 度（段階的操作）」のストレスファクタ 1 を設定した。
ｂ ． 起 因 事 象 発 生 後 （ 表 2， 表 3）
○認知失敗
期待する緩和設備に対しては手順書の整備及び訓練の十分な実施が行われているが，起因事象発生後は起因事象発生前に比べて運転員のストレスレベルが高いと考えられるため，ストレス レ ベ ル 「 【 No． 4】 作 業 負 荷 が や や 高 い （ 段 階 的 操 作 ） 」 の ス
トレスファクタ 2 を設定した。
○操作失敗
認 知 と 同 様 の 理 由 に よ り ， ス ト レ ス レ ベ ル 「 【 No． 4】 作 業 負荷がやや高い（段階的操作）」のストレスファクタ 2 を設定した。

基本的に上記の考え方に基づき，起因事象発生後の人的過誤
添付 3.1.1.7−4−2

について，ストレスレベル及びストレスファクタを設定しているが，以下の人的過誤については，別途ストレスレベル及びス
トレスファクタを設定した。

「水源切替操作失敗（ＣＳＴ→サプレッション・チェンバ，中破断ＬＯＣＡ）」，「注水不能認知失敗（大中破断ＬＯＣ
Ａ）」
○認知失敗
余裕時間が極めて短い時間であり，操作員のストレスが非 常 に 高 い と 考 え ら れ る た め ， ス ト レ ス レ ベ ル 「 【 No． 7 】
作業負荷が極度に高い（動的操作又は診断操作）」の固定値を用いて評価した。

添付 3.1.1.7−4−3

表 1

起因事象発生前の人的過誤のストレスレベル及びストレスファクタ

人的過誤

弁の開け忘れ・閉め忘れ

ストレスレベル（ストレスファクタ）

過誤確率(平 均 値 )EF

適度【 No.2】

8.3E-05

4.8

ＤＧ試験時ガバナ操作後の
復旧失敗

（ ×1）

弁の開け忘れ・閉め忘れ（ＩＳＬＯＣＡ）

適度【 No.2】添付 3.1.1.7−4−4

（ ×1）

選定理由
事故が発生していないときの操作で

（ ×1）
適度
【 No.2】

ス ト レ ス レ ベ ル ，ス ト レ ス フ ァ ク タ の

あ り ，特 に 高 い ス ト レ ス に は 至 ら な い
た め ， ス ト レ ス レ ベ ル 「 【 No.2】 作 業

3.9E-03

6.8

2.0E-033.5

負 荷 が 適 度（ 段 階 的 操 作 ）」の ス ト レ
スファクタ 1 を設定した。

表2
人的過誤

原子炉水位制御
操作失敗
水源切替操作失敗（ＣＳＴ→サプレッショ
ン・チェンバ，大中破断ＬＯＣＡ以外）
原子炉手動減圧失敗

添付 3.1.1.7−4−5（ＬＯＣＡ以外）
ＤＧ燃料油補給操作失敗

起因事象発生後の人的過誤のストレスファクタと余裕時間（1／2）

ストレスレベル（ストレスファクタ）

余裕時間

過誤確率
(平均値)

EF

ストレスレベル，ストレスファクタの選定理由

認知失敗

操作失敗

やや高い
【No.4】

やや高い【No.4】（×2）（×2）

な実施が行われているが，起因事象発生後は起因事象発生前

やや高い【No.4】

やや高いに比べて運転員のストレスレベルが高いと考えられるため，

（×2）

（×2）

やや高い
【No.4】

やや高い【No.4】

（×2）

（×2）

やや高い
【No.4】

やや高い

（×2）

（×2）

【No.4】【No.4】○認知失敗及び操作失敗
30 分

30 分

2.5E-03

2.5E-03

6.5

6.5

期待する緩和設備に対しては手順書の整備及び訓練の十分

ストレスレベル「【No．4】作業負荷がやや高い（段階的操作）」のストレスファクタ 2 を設定した。

30 分

2.5E-03

6.5

60 分

1.1E-04

35.6
○認知失敗

水源切替操作失敗（ＣＳＴ→サプレッショ
ン・チェンバ，中破断ＬＯＣＡ）

極度に高い

やや高い

時間的余裕が極めて短い時間であり，操作員のストレスが非【No.4】

常に高いと考えられるため，ストレスレベル「【No．7】作
極めて【No.7】

短い時間

（固定値）

業負荷が極度に高い（動的操作又は診断操作）」の固定値を1.8E-01

6.7

用いて評価した。
○操作失敗

（×2）

「原子炉水位制御操作失敗」と同様。

やや高い

やや高い

○認知失敗及び操作失敗【No.4】【No.4】「原子炉水位制御操作失敗」と同様。

ＲＨＲ系操作失敗

60 分
（×2）

（×2）

1.1E-04

35.6

表2
人的過誤
起動信号の共通原因故障時

注水不能認知失敗

起因事象発生後の人的過誤のストレスファクタと余裕時間（2／2）

ストレスレベル（ストレスファクタ）
余裕時間
認知失敗

操作失敗

過誤確率
(平均値)

EF

○認知失敗

やや高い
【No.4】「原子炉水位制御操作失敗」と同様。
−（大中破断ＬＯＣＡ以外）

ストレスレベル，ストレスファクタの選定理由

30 分

1.0E-03

13.8

（×2）

添付 3.1.1.7−4−6○認知失敗
注水不能認知失敗（大中破断ＬＯＣＡ）

極度に高い【No.7】

−

（固定値）

極めて
短い時間

時間的余裕が極めて短い時間であり，操作員のストレスが4.0E-015.0

非常に高いと考えられるため，ストレスレベル「【No．7】
作業負荷が極度に高い（動的操作又は診断操作）」の固定値を用いて評価した。

高圧注水系起動
操作失敗
原子炉手動減圧失敗（ＬＯＣＡ）

低圧注水系起動
操作失敗

−

やや高い
【No.4】−

2.5E-03

3.0

−

（×2）
やや高い
【No.4】−

1.9E-01

3.5○操作失敗「原子炉水位制御操作失敗」と同様。

（×2）

−

やや高い
【No.4】
（×2）

○操作失敗
−

1.9E-013.5「原子炉水位制御操作失敗」と同様。

表3

ストレス及び熟練度による人的過誤率（ＨＥＰ）への補正係数
HEPs の増倍係数

項目

ストレスレベル
熟練者

熟練度の低い者

1.

作業負荷が大変低い

×2

×2

2.

作業負荷が適度

×1

×1

×1

×2

×2

×4

×5

×10

×5

×10

.25 ( EF = 5 ).50 ( EF = 5 )（段階的操作）3.

作業負荷が適度（動的操作）

4.

作業負荷がやや高い（段階的操作）5.

作業負荷がやや高い（動的操作）

6.

作業負荷が極度に高い（段階的操作）7.

作業負荷が極度に高い（動的操作又は診断操作）

極度にストレス・レベルが高い場合は，増倍係数ではなく，複数のクルーを対象とした固定値を用いる。
注：日本原子力学会標準「原子力発電所の出力運転状態を対象とした確率論的安全評
価に関する実施基準（レベル 1PSA 編）：2008」の解説表 23-4 から転記

添付 3.1.1.7−4−7

添付資料 3.1.1.7-5
オミッションエラーを考慮していない理由について

本ＰＲＡでは，起因事象発生後の緩和操作に係る人的過誤の評価においてオミッ
ションエラーの寄与は十分小さいとして考慮していない。これは以下の理由によるものである。

(1) オミッションエラーが発生する前提
ＰＲＡで考慮する緩和操作に係る人的過誤は，ＴＨＥＲＰ手法を定めるＮＵＲ
ＥＧ／ＣＲ−１２７８に従って認知失敗と操作失敗の２つに分類している。ＮＵ
ＲＥＧ／ＣＲ−１２７８では，認知失敗はＴＨＥＲＰ標準診断曲線に基づき評価しており，一方，操作失敗は，オミッションエラーとコミッションエラーに分類され， オミッションエラーの発生に際して，使用する手順書は「原子力発電所の（1983 年当時の）典型的な手順書」であることを前提としている。

(2) 典型的な手順書とコラム式の手順書
ａ．典型的な手順書
典型的な手順書とは以下のような特徴を持ち，図 1 に具体例を示す。
必要な情報を伝えるには過度の字数である物語調（narrative)の様式。
必要な情報量に比べて不要な情報量が多い。
一つの段落に複数の実施項目が含まれている。
操作者が手順書に従って「計器を見て設定値を確認する」等を実施した後，手順書を再度参照する際に誤った箇所を参照する事がある。

添付 3.1.1.7−5−1

FTM パネルの前面にて，DC 測定ボタンを下に押す。ランプが点灯する。
RMS 測定ボタンを押し続ける。RMS VM を読み取り，A から C は 0.055 と 0.056の間であることを，D から G は 0.049 と 0.050 の間であることを読み取る。
読み取る記録計は A から C は 3.4A，D から G は 3.4B である。
図１ 典型的な物語調の手順書の例（出典：ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−１２７８）

ｂ．コラム式の手順書
コラム式の手順書とは以下のような特徴を持ち，図 2 に具体例を示す。
表形式で手順及び確認事項（機器状態等）が記載されている。
必要な情報量に比べて不要な情報量が少ない
各項目が単一の手順に対応する。
各手順にチェック欄が有る。
チェック欄は手順の隣に記載されている。
対象機器
FTM
panel

手順

チェ
ック

DC 測定ボタンを下に押す。

確認事項

備考

ランプが点灯する事

RMS 測 定 ボ タ ン を 押 し 続 ける。
RMS VM を読み取る。
A から C

0.055 から 0.056 の
間である事

記録計
3.4A

D から G

0.049 から 0.050 の
間である事

記録計
3.4B

図 2 コラム式の手順書の例（出典：ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−１２７８）

添付 3.1.1.7−5−2

ｃ．本ＰＲＡにおけるオミッションエラーの考慮について
ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−１２７８によれば，物語調の手順書を使い慣れている運転員が簡単な訓練を行った後，コラム式の手順書を使用して試験をするという実験を参照しており，その結果から運転員がコラム式の手順書を使い慣れていないとしても，オミッションエラーの発生率が三分の一に減少すると評価されている［１］。
東海第二発電所の運転操作手順書は既にコラム式を採用しており，表１に示す熟練度による人的過誤確率への補正係数の影響を考慮すると，熟練した運転員が操作することにより過誤確率はさらに半減すると考えられる。
代表的なオミッションエラーとして表 2 の「1. 短い項目（10 項目未満）」を想定とした場合，その過誤確率はコラム式の手順書の採用及び熟練度を考慮することにより，1.7E-04 まで低減できるものと考えられる。これは，本ＰＲ
Ａにおいて起因事象発生後のコミッションエラーとして考慮している表 3 の「3.
同様なコントロールを持つパネルで選択誤り」の人的過誤確率 1.0E-03 と比較して一桁小さい。また，以下の東海第二発電所の手順書の記載内容を考慮する
ことにより，オミッションエラーによる寄与はコミッションエラーと比較して十分に小さくなると考えられる。
発電長から副発電長への指示，副発電長から発電長への報告及び運転員への指示，副発電長の指示による原子炉側操作員，タービン・
電気側操作員，現場操作員の運転操作及び確認事項が明確に記載されている。
兆候ベースの非常時運転手順書中では，操作の流れが把握できるようフロ
ーチャートを記載しており，オミッションエラーの発生を低減できる手順書となっている。

添付 3.1.1.7−5−3

上記により，起因事象発生後におけるオミッションエラーの過誤確率はコミッションエラーと比較してその寄与は十分に小さいと考えられるため，本ＰＲ
Ａにおいてオミッションエラーは考慮していない。

添付 3.1.1.7−5−4

表1

ストレスと熟練度による人的過誤確率への補正係数（NUREG/CR-1278 から抜粋）
HEPs の増倍係数

項目

ストレスレベル
熟練者

熟練度の低い者

1.

作業負荷が大変低い

×2

×2

2.

作業負荷が適度

×1

×1

×1

×2

×2

×4

×5

×10

×5

×10

.25 ( EF = 5 ).50 ( EF = 5 )（段階的操作）3.

作業負荷が適度（動的操作）

4.

作業負荷がやや高い（段階的操作）5.

作業負荷がやや高い（動的操作）

6.

作業負荷が極度に高い（段階的操作）7.

作業負荷が極度に高い（動的操作又は診断操作）

極度にストレス・レベルが高い場合は，増倍係数ではなく，複数のクルーを対象とした固定値を用いる。
注：日本原子力学会標準「原子力発電所の出力運転状態を対象とした確率論的安全評価に関する実施基準（レベル 1PSA 編）：2008」の解説表 23-4 から転記

表2

手順書を使うときのオミッションエラー確率の例（NUREG/CR-1278 から抜粋）

項目

オミッションの項目

HEP

EF

チェック表が正しく用いられている場合
1.

短い操作（＜10 項目）

.001

3

2.

長い操作（＞10 項目）

.003

3

チェック表を用いていないか，又は正しく用いられていない場合
3.

短い操作（＜10 項目）

.003

3

4.

長い操作（＞10 項目）

.01

3

5.

文書化した手順書を用いるべきであるが，用いていない場合.05

5

注：日本原子力学会標準「原子力発電所の出力運転状態を対象とした確率論的安全評価に関する実施基準（レベル 1PSA 編）：2008」の解説表 23-3 から転記

添付 3.1.1.7−5−5

表3

手動操作のコミッションエラー確率の例（NUREG/CR-1278 から抜粋）

項目

エラーのポテンシャル

HEP

EF

1.

１個のコントロールの不注意な操作

プラントに完全依存2.

同様なコントロールを持つパネルで選択誤り

.003

3

.001

3

.0005

10

.0005

10

.05

5

.5

5

(ラベルで区別)3.

同様なコントロールを持つパネルで選択誤り(機能別に良く分類された配置)

4.

同様なコントロールを持つパネルで選択誤り(系統を模擬した表示)

5.

スイッチの誤った方向への操作(固定観念に従う場合)

6.

スイッチの誤った方向への操作(通常の運転状態で固定観念を損う場合)

7.

スイッチの誤った方向への操作(高ストレス状態で固定観念を損う場合)

8.

２状態スイッチの誤った方向への操作，又は，誤った(注)レベルへの設定
9.

回転式コントローラの誤った設定(２状態スイッチ)

.001

10

10.

完全な操作の完了に対する失敗

.003

3

11.

グループ内のサーキットブレーカ選択誤り

.005

3

(ラベルで区別)
12.

グループ内のサーキットブレーカ選択誤り

.003

3

13.

不適切なコネクタの配備

.003

3

(不完全な装着や，コネクタのロック機構のテスト失敗
も含む)

(注)

項目 5，6，7 の対応する HEP，EF の 1／5 の値
注：日本原子力学会標準「原子力発電所の出力運転状態を対象とした確率論的安全評価に関する実施基準（レベル 1PSA 編）：2008」の解説表 23-2 から転記(3) 参考文献[1] Haney. R. W , An in-plant experiment ,Novenmber 1969.

添付 3.1.1.7−5−6

添付資料 3.1.1.7−6
認知失敗確率におけるストレスファクタの考慮について

本ＰＲＡでは，ヒューマンエラーハンドブック（ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−１２７８）のＴＨＥＲＰ手法（Technique for Human Error Rate Prediction）を使用している。以下にＴＨＥＲＰ手法及び本ＰＲＡでの認知失敗確率におけるスト
レスファクタの考え方を示す。

１．ＴＨＥＲＰ手法での認知失敗確率におけるストレスファクタの考え方
ＴＨＥＲＰ手法では，人間が入力された情報から行動を行うまでに，感覚器官に情報が入力されるプロセス（A），認知プロセス(B)，処理プロセス（C），
行動判断プロセス(D)，及び行動プロセス(E)という 5 つのプロセスを経るとしており，認知プロセス(B)及び処理プロセス(C)における失敗を認知失敗としている。
また，認知失敗・操作失敗に係る心理的なストレスとして，以下のようなものがあるとされている。
・突発的な開始，ストレスの継続・単調さ，品位の低さ，無意味さ・作業スピード，作業負荷・長期の警戒時間

・高い危険

・成績に対する軋轢

・脅威（失敗，仕事をなくすこと）

・否定的な強制力

以下に示すように，ＴＨＥＲＰ手法では認知プロセス(B)及び処理プロセス(C)において，ストレスの影響によって認知失敗の発生率が上昇するため，ス
トレスファクタを考慮する必要があると記載されている。
(1)

認知プロセス(B)における認知失敗
認知プロセス(B)では，ストレスによって，十分に注意することができな

くなることで，認知失敗に繋がる。
添付 3.1.1.7−6−1

(2)処理プロセス(C)における認知失敗
処理プロセス(C)では，ストレスによって，運転状態を正しく認知することが難しくなることで，認知失敗に繋がる。

２．本ＰＲＡでの認知失敗確率におけるストレスファクタの考え方
上記に示すように，ＴＨＥＲＰ手法では認知失敗確率においてもストレスファクタを考慮することとしており，本ＰＲＡにおいても，その考え方に基づいてストレスファクタを設定している。

添付 3.1.1.7−6−2

添付資料 3.1.1.7−7
認知失敗における過誤回復の考慮について

本ＰＲＡでは，ヒューマンエラーハンドブック（ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−１２
７８）のＴＨＥＲＰ手法を使用している。以下に本ＰＲＡでの認知失敗における過誤回復の考え方について示す。

(1)

ＴＨＥＲＰ手法での認知失敗の考え方
ＴＨＥＲＰ手法では，表 1 に示す標準診断曲線を用いて診断失敗を評価しており，評価に使用する余裕時間の起点については異常発生を示す警報が出た時刻としている。また，初期の異常事象を示す警報に対する診断や対応の最中に発生する２次事象や３次事象に対しても診断失敗を考慮しており，その診断に対する余裕時間は，前段事象の余裕時間に対して 10 分余
分に時間がかかると想定し，診断失敗確率を標準診断曲線により設定している。
なお，表 1 に示す診断失敗確率は，同じ班の運転員全員による診断失敗確率である。

(2)

本ＰＲＡでの認知失敗における過誤回復の考え方
本ＰＲＡにおいては，初期事象の警報に対する認知失敗の過誤回復（表2）として，後段に発報する複数の警報に対する認知を考慮している。起因
事象やその後の事象進展により，発報する警報数やそのタイミングが異なるが，過誤回復の失敗確率は下表のとおり余裕時間に基づき，従属性のレベルを分けて考慮している。

余裕時間

過誤回復の失敗確率

30 分

余裕時間 30 分の認知失敗確率に中従属性を考慮

60 分

余裕時間 60 分の認知失敗確率に低従属性を考慮
添付 3.1.1.7−7−1

表1
区間

T

運転員全員

(To 後の

による診断

時間)
[分]

ＴＨＥＲＰの標準診断曲線（NUREG/CR-1278 から抜粋）
T

運転員全員

(To 後の

による診断

失敗確率

時間)

(初期事象に

[分]

EF

区間

運転員全員

(To 後の

による診断

失敗確率

時間)

失敗確率

(２次事象に[分](３次事象に

EF

区間

対して)

対して)

対して)

[ﾒﾃﾞｨｱﾝ][ﾒﾃﾞｨｱﾝ][ﾒﾃﾞｨｱﾝ]

EF

添付 3.1.1.7−7−2

1.

1

1.0

--

7.

1

1.0

--

14.

1

1.0

--

2.

10

.1

10

8.

10

1.0

--

15.

10

1.0

--

3.

20

.01

10

9.

20

.1

10

16.

20

1.0

--

4.

30

.001

10

10.

30

.01

10

17.

30

.1

10

11.

40

.001

10

18.

40

.01

10

19.

50

.001

10

20.

80

.0001

30

21.

1520

.00001

30

5.

60

.0001

30
12.

6.

1500

.00001

70

.0001

30

30
13.

(注)

T

1510

.0000130

・２次事象や３次事象は，運転員が初期事象の診断や対応の最中に発生する事象を意味する。
・To：異常発生を示すシグナルが出た時刻
注：日本原子力学会標準「原子力発電所の出力運転状態を対象とした確率論的安全評
・ここでは曲線を数値で示している。
価に関する実施基準（レベル 1PSA 編）：2008」の解説表 23-1 から転記

表 2 先行するサブタスク N-1 が成功又は失敗したときの，サブタスク N の成功又は失敗の条件付き確率の求め方：従属レベルの関数（NUREG/CR-1278 から抜粋）
従属性の条件付き成功確率

レベル

(注)

ZD

Pr〔S

N ｜S N - 1 ｜ZD〕＝

LD

Pr〔S

N ｜S N - 1 ｜LD〕＝

MD

Pr〔S

N ｜S N - 1 ｜MD〕＝

HD

Pr〔S

CD

Pr〔S

条件付き失敗確率n

Pr〔FN ｜F N - 1 ｜ZD〕＝

N

1

19ｎ
20

Pr〔F N ｜F N - 1｜LD〕＝

1

6ｎ
7

Pr〔F N ｜F N - 1｜MD〕＝

N ｜S N - 1 ｜HD〕＝

1 ｎ
2

Pr〔F N ｜F N - 1｜HD〕＝

N ｜S N - 1 ｜CD〕＝

1 .0

Pr〔F N ｜F N - 1 ｜CD〕＝ 1 . 0

1

19N
20

1

6N
7

1

N
2

n：サブタスクの成功確率
N：サブタスクの失敗確率
ZD：Zero Dependence 従属度ゼロ
LD：Low Dependence 従属度低
MD：Moderate Dependence 従属度中
HD：High Dependence 従属度高
CD：Complete Dependence 完全従属

注：日本原子力学会標準「原子力発電所の出力運転状態を対象とした確率論的安全評価に関する実施基準（レベル 1PSA 編）：2008」の解説表 23-5 から転記

添付 3.1.1.7−7−3

添付資料 3.1.1.8−1
ＰＲＡ使用コードの検証について

内部事象における炉心損傷頻度の定量化に際しては，解析コードとし て ， 株 式 会 社 テ プ コ シ ス テ ム ズ が 開 発 し た Safety Watcher を 使 用 している。以下に解析コードの概要及び検証について示す。

(1)

解析コードの概要
Safety Watcher は ， イ ベ ン ト ツ リ ー 及 び フ ォ ー ル ト ツ リ ー 等 の定量化のために必要な情報の入力ファイルを作成する機能，及びフォールトツリーや事故シーケンスの定量化（点推定値計算，不確実さ解析，重要度解析及びミニマルカットセットの抽出）を行
う機能を有している。
ま た ，Safety Watcher で は 二 分 決 定 図（ Binary Decision Diagram,
BDD） を 用 い た 定 量 化 方 法 が 採 用 さ れ て お り ， 稀 有 事 象 近 似 を 行 わ
ない定量化が可能である。

(2)

解析コードの検証
Safety Watcher の 検 証 は ， 海 外 に て 十 分 に 使 用 実 績 の あ る Risk

Spectrum PSA と の ベ ン チ マ ー ク に よ る 妥 当 性 確 認 を 行 っ て い る 。
表 1 にベンチマークの結果を示す。また，図 1 にベンチマークに用いたイベントツリーを示す。
ベンチマークの結果，両者に大きな差異は見られなかった。

添付 3.1.1.8−1−1

表 1

Sq No.

※

事故シーケンスの定量化の比較によるベンチマーク結果① R iskSp ect rum② SafetyWatcher

の解析結果

の解析結果

（／炉年）

（／炉年）

①／②

事故シーケンス
グループ

3

1.01

ＴＷ

6

1.01

ＴＷ

9

1.01

ＴＷ

12

1.01

ＴＷ

15

1.01

ＴＷ

18

1.01

ＴＷ

19

1.01

ＴＱＵＶ

20

1.01

ＴＱＵＸ

23

1.00

ＴＷ

26

1.00

ＴＷ

29

1.00

ＴＷ

32

1.00

ＴＷ

35

1.00

ＴＷ

36

1.00

ＴＱＵＶ

合計

1.01

−

※ ： Sq No.は ， 図 1 中 の 「 No.」 に 対 応 す る 。

添付 3.1.1.8−1−2

非隔離事 メンテナン
S/R弁開
スクラム系
象
ス
放
T1
MN
C
M

S/R弁再
閉鎖
P

1.60E-01

P1

M1
C1
MAINT.ft

図 1

HPCS

RCIC

手動ADS LPCI-A

LPCS

LPCI-B

LPCI-C

RHR-A

RHR-B

UH

UR

X1

VS

VB

VC

WA

WB

VA

No.

最終状態

1
RHR̲A̲ST̲2MD.ft
2
RHR̲B̲ST̲2MD.ft
3
TW
HPCS̲TRAN.ft
4
RHR̲A̲ST̲2MD.ft
5
RHR̲B̲ST̲2MD.ft
6
TW
RCIC̲TRAN.ft
7
RHR̲A̲CH̲2MD.ft
8
RHR̲B̲ST̲2MD.ft
9TW
LPCI̲A̲TRAN.ft
10
RHR̲A̲ST̲2MD.ft
11
RHR̲B̲ST̲2MD.ft
12
TW
LPCS̲TRAN.ft
13
RHR̲A̲ST̲2MD.ft
14
RHR̲B̲CH̲2MD.ft
15
TW
LPCI̲B̲TRAN.ft
16
RHR̲A̲ST̲2MD.ft
17
RHR̲B̲ST̲2MD.ft
18
TW
LPCI̲C̲TRAN.ft
19
TQUV
ADS̲MANU.ft
20
TQUX
21
RHR̲A̲ST̲2MD.ft
22
RHR̲B̲ST̲2MD.ft
23
TW
HPCS̲SORV.ft
24
RHR̲A̲CH̲2MD.ft
25
RHR̲B̲ST̲2MD.ft
26
TW
LPCI̲A̲TRAN.ft
27
RHR̲A̲ST̲2MD.ft
28
RHR̲B̲ST̲2MD.ft
29
TW
LPCS̲TRAN.ft
30
RHR̲A̲ST̲2MD.ft
31
RHR̲B̲CH̲2MD.ft
32
TW
LPCI̲B̲TRAN.ft
33
RHR̲A̲ST̲2MD.ft
34
RHR̲B̲ST̲2MD.ft
35
TW
LPCI̲C̲TRAN.ft
36
TQUV
37
38
39
-

ベンチマークに用いたイベントツリー

添付 3.1.1.8−1−3

添付資料 3.1.1.8−2
イベントツリーにおけるドミナントシーケンスについて

起因事象別の炉心損傷頻度と主要な事故シーケンスを表 1 に示す。
また，事故シーケンスグループ別の炉心損傷頻度と主要な事故シーケ
ンスを表 2 に示す。
なお，起因事象別及び事故シーケンスグループ別のドミナントシー
ケ ン ス に つ い て は ， イ ベ ン ト ツ リ ー 集 （ 添 付 資 料 3.1.1.4− 1） に お いて示す。

添付 3.1.1.8−2−1

表1

起因事象別の炉心損傷頻度と主要な事故シーケンス
炉心損傷頻度

起因事象

過渡事象

非隔離事象

2.5E-05

非隔離事象＋崩壊熱除去失敗

隔離事象

4.0E-06

隔離事象＋崩壊熱除去失敗

全給水喪失

1.5E-06

全給水喪失＋崩壊熱除去失敗

水位低下事象4.0E-06

原子炉緊急停止系誤動作等

外部電源喪失1.5E-07

外部電源喪失1.5E-06

計画外停止

6.4E-06

手動停止／サ

故障（区分Ⅰ）

ポート系喪失残留熱除去系海水系（手動停止）

故障（区分Ⅱ）
交流電源故障交流電源故障
（区分Ⅱ）
系故障

障）

ＬＯＣＡ

1.6E-06

3.4E-07失（自動停止） タービン・サポート

失（直流電源故1.6E-06

3.4E-07（区分Ⅰ）

サポート系喪8.2E-06

逃がし安全弁誤開放

残留熱除去系海水系

サポート系喪主要な事故シーケンス（／炉年）

直流電源故障1.1E-07
2.7E-06（区分Ⅰ）
直流電源故障2.7E-06（区分Ⅱ）
大破断ＬＯＣＡ

3.0E-09

中破断ＬＯＣＡ

3.0E-08

小破断ＬＯＣＡ

4.5E-08

格納容器バイインターフェイス

パス

システムＬＯＣＡ

4.8E-10添付 3.1.1.8−2−2

水位低下事象＋崩壊熱除去失
敗
原子炉緊急停止系誤動作等＋崩壊熱除去失敗
逃がし安全弁誤開放＋崩壊熱
除去失敗
外部電源喪失＋ＤＧ失敗（ＨＰＣＳ成功）
計画外停止＋崩壊熱除去失敗
残留熱除去系海水系故障（区分Ⅰ）＋崩壊熱除去失敗
残留熱除去系海水系故障（区分Ⅱ）＋崩壊熱除去失敗
交流電源故障（区分Ⅰ）＋崩壊熱除去失敗交流電源故障（区分Ⅱ）＋崩
壊熱除去失敗タービン・サポート系故障＋崩壊熱除去失敗
直流電源故障（区分Ⅰ）＋Ｄ
Ｇ失敗（ＨＰＣＳ成功）
直流電源故障（区分Ⅱ）＋Ｄ
Ｇ失敗（ＨＰＣＳ成功）
大破断ＬＯＣＡ＋崩壊熱除去
失敗
中破断ＬＯＣＡ＋崩壊熱除去
失敗
小破断ＬＯＣＡ＋崩壊熱除去
失敗
インターフェイスシステムＬ
ＯＣＡ

表2

事故シーケンスグループ別の炉心損傷頻度と主要な事故シーケンス

事故シーケンスグループ
高圧注水・減圧失敗
高圧・低圧注水失敗

炉心損傷頻度

ＴＱＵＸ

2.0E-08

ＴＱＵＶ

3.5E-09

長期ＴＢ

7.7E-08

ＴＢＵ

2.1E-08

全交流動力電源喪失

主要な事故シーケンス（／炉年）

直流電源故障（区分Ⅰ）＋高圧炉
心冷却失敗＋手動減圧失敗
直流電源故障（区分Ⅰ）＋高圧炉
心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋高圧炉
心冷却失敗
直流電源故障（区分Ⅰ）＋交流電源喪失＋高圧炉心冷却失敗
外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし

ＴＢＰ

5.3E-10

安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗

崩壊熱除去機能喪失
原子炉停止機能喪失

ＬＯＣＡ時注水
機能喪失

ＴＢＤ

6.0E-12ＴＷ

5.6E-05

ＴＢＷ

4.8E-06

ＴＣ

2.5E-08

ＡＥ

1.4E-12Ｓ１Ｅ

2.0E-11Ｓ２Ｅ

1.6E-13

ＩＳＬＯＣＡ

4.8E-10

外部電源喪失＋直流電源喪失＋高圧炉心冷却失敗
非隔離事象＋崩壊熱除去失敗
直流電源故障（区分Ⅱ）＋ＤＧ失敗（ＨＰＣＳ成功）
非隔離事象（ＡＴＷＳ）＋原子炉
停止失敗
大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失
敗＋低圧炉心冷却失敗
中破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失
敗＋低圧炉心冷却失敗
小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失
敗＋低圧炉心冷却失敗

格納容器バイパス（インターフェイスシステム

インターフェイスシステムＬＯＣ
Ａ

ＬＯＣＡ）

添付 3.1.1.8−2−3

添付資料 3.1.1.8−3
不確実さ解析における計算回数について

本 Ｐ Ｒ Ａ で は 、 モ ン テ カ ル ロ 法 の 試 行 回 数 を 3,000 回 と し て 不 確 実
さ 解 析 を 行 っ て い る （ 図 1）。
試行回数の増加に伴う評価値の遷移より，評価結果の収束について
確 認 を 行 っ た 結 果 ， 図 2 に 示 す と お り ， 試 行 回 数 3,000 回 で 各 評 価 値はほぼ収束している。

図 1

不確実さ解析（イメージ図）

3,000 回

炉心損傷頻度（／炉年）

6.50E-05
5.50E-05
4.50E-05

95%値
平均値
中央値
5%値

3.50E-05
2.50E-05
1.50E-05
5.00E-06
0

2000

図 2

4000

6000
試行回数

8000

10000

不確実さ解析結果の遷移

添付 3.1.1.8−3−112000

添付資料 3.1.1.8−4
ベイズ統計による個別プラントパラメータの算出について

東海第二発電所固有のプラントパラメータを反映した感度解析を実施するため，ベイズ統計によりプラント固有の運転実績を考慮した起因事象発生頻度及び機器故障率を算出した。その算出手順を以下に述べる。

(1)

起因事象発生頻度について
個別プラントの起因事象発生頻度の算出フローを図 1 に示す。
個別プラントの起因事象発生頻度は，事前分布として国内一般
起因事象発生頻度を使用し，東海第二発電所実績データを用いて経験ベイズ更新を実施することで得られる。以下にその内容を示す。
ａ．事前分布ａ -1) 平 成 20 年 度 末 ま で の 国 内 Ｂ Ｗ Ｒ 実 績 デ ー タ を 起 因 事 象 デ ー
タとして用いる。
ａ -2) 平 成 20 年 度 末 ま で の 国 内 Ｂ Ｗ Ｒ 実 績 デ ー タ を 用 い て 階 層 ベ
イズ※１処理を実施する。この場合の事前分布を対数正規分布とし，各ＢＷＲプラントにおける実績データはポアソン過程
で発生するものとする。また，評価コードはマルコフ連鎖モ
ン テ カ ル ロ 用 ソ フ ト WinBUGS を 使 用 す る 。
ａ -3) 階 層 ベ イ ズ 処 理 に よ っ て 得 ら れ た 事 後 分 布 （ 国 内 一 般 起 因
事象発生頻度）を対数正規分布と仮定し，経験ベイズ更新の事前分布として使用している。
ｂ．東海第二発電所実績データ
添付 3.1.1.8−4−1

東 海 第 二 発 電 所 に お け る ，運 転 開 始 か ら 平 成 20 年 度 末 ま で の起因事象実績データとする。
ｃ．事後分布上記ｂ．の東海第二発電所の実績データがポアソン過程で発生するとして，ａ．の事前分布を用いて経験ベイズ※２更新を実施し，個別プラントパラメータである事後分布を得る。また，
評 価 コ ー ド は 一 般 財 団 法 人 電 力 中 央 研 究 所 が 開 発 し た Budda を使用する。
なお，プラント固有データを考慮した感度解析では得られた事後分布を対数正規分布と仮定する。

※1

階 層 ベ イ ズ と は 事 前 分 布 の パ ラ メ ー タ を 事 前 情 報 か ら 求 め ず ，そ れ ぞれ異なるハイパー事前分布より決定したパラメータを使用した分布を事前分布とし，それを個別プラントデータでベイズ更新して事後分布を求める手法である。ハイパー事前分布とは，ハイパーパラメータμ（平均）及びσ（分散）の分布である。

※2

経験ベイズとは事前分布のパラメータを観測されている事前情報から求め，これを個別プラントデータでベイズ更新して事後分布を求める手法である。

(2)

機器故障率について
個別プラントの機器故障率の算出フローを図 2 に示す。
個 別 プ ラ ン ト の 機 器 故 障 率 は ，事 前 分 布 と し て 21 ヵ 年 国 内 一 般
機 器 故 障 率 デ ー タ （ 2009 年 日 本 原 子 力 技 術 協 会 発 行 ） を 使 用 し ，
東海第二発電所実績データを用いて経験ベイズ更新を実施することで得られる。以下にその内容を示す。
ａ．事前分布事 前 分 布 と し て 21 ヵ 年 国 内 一 般 機 器 故 障 率 デ ー タ（ 対 数 正 規
添付 3.1.1.8−4−2分布）を使用する。
21 ヵ 年 国 内 一 般 機 器 故 障 率 デ ー タ は ， 国 内 原 子 力 発 電 所 に おける機器故障の実績を階層ベイズ処理することで得られたものである。この階層ベイズ処理では，時間故障率データをポアソ
ン 過 程 ，デ マ ン ド 故 障 率 を 二 項 過 程 と し て 評 価 し て い る 。ま た ，
評 価 コ ー ド は WinBUGS を 使 用 し て 求 め た も の で あ る 。
ｂ．東海第二発電所実績データ
東 海 第 二 発 電 所 に お け る ， 昭 和 57 年 度 か ら 平 成 14 年 度 末 ま
での故障率実績データとする。
ｃ．事後分布上記ｂ．の東海第二発電所の実績データがポアソン過程で発生するとして，ａ．の事前分布を用いて経験ベイズ更新を実施
し，個別プラントパラメータである事後分布を得る。また，評
価 コ ー ド は Budda を 使 用 す る 。
なお，プラント固有データを考慮した感度解析では，得られた事後分布を対数正規分布と仮定する。

(3)

算出結果
上 記 (1)及 び (2)の ベ イ ズ 統 計 に て 算 出 し た 起 因 事 象 発 生 頻 度 と機器故障率を表 1 及び表 2 に示す。

添付 3.1.1.8−4−3

表 1

ベイズ統計による個別プラントの起因事象発生頻度①ベースケース②感度解析ケース②／①

起因事象（ベイズ統計）非隔離事象

1 .6 E- 0 1／ 炉 年

2. 8 E- 0 1 ／ 炉 年

1 .8

水位低下事象2 .7 E- 0 2／ 炉 年

4. 9E - 0 2 ／ 炉 年

1 .8

原子炉緊急停止系誤動作

4. 9 E-0 2 ／ 炉 年

5. 0E -0 2 ／ 炉 年

1. 0

計画外停止

4 .3 E- 0 2／ 炉 年

4. 5 E- 0 2 ／ 炉 年

1 .0

表 2

ベイズ統計による個別プラントの機器故障率①ベースケース②感度解析ケース②／①

機器（ベイズ統計）電動弁（淡水）作動失敗

4 .8 E- 0 8／ h

1. 2E - 0 7 ／ h

2 .5

逆止弁開失敗7 . 1E -0 9／ h

2 .4 E- 0 8／ h

3. 4

添付 3.1.1.8−4−4

ａ-1．
平成 20 年度末までの国内実績データａ-2．
ａ．

階層ベイズ処理
ａ-3．
事前分布

東二の

国内一般起因事象発生頻度

実績データ

ｂ．

経験ベイズ更新ｃ．
事後分布

図 1 個別プラントの起因事象発生頻度の算出フロー

事前分布
a．

国内一般機器故障率（2009 年
日本原子力技術協会発行）

東二の実績データ

経験ベイズ更新ｃ．
事後分布

図 2 個別プラントの機器故障率の算出フロー

添付 3.1.1.8−4−5ｂ．

3.1.2

停止時ＰＲＡ

停止時ＰＲＡは一般社団法人日本原子力学会が発行した「原子力発電所の停止状態を対象とした確率論的安全評価に関する実施基準（ レ ベ ル １ Ｐ Ｓ Ａ 編 ）： 2010」に 基 づ い て 評 価 を 実 施 し た 。評 価 フ ロ
ー 図 を 第 3.1.2− 1 図 に 示 す 。
3.1.2.1(1)

対象プラント対象とするプラントの説明
ａ．東海第二発電所の概要
・出力

熱出力

3,293MW

電気出力1,100MW・プラント型式

沸 騰 水 型 軽 水 炉（ Ｂ Ｗ Ｒ − ５ ）・格納容器型式

圧力抑制形（Ｍａｒｋ−Ⅱ）

ｂ．ＰＲＡにおいて考慮する緩和設備（系統）の概要
Ｐ Ｒ Ａ に お い て 考 慮 す る 緩 和 設 備（ 系 統 ）を 第 3.1.2.1− 1 表に 示 す 。 ま た ， 東 海 第 二 発 電 所 の 系 統 構 成 の 概 要 を 第 3.1.2.1− 1 図 に ， 各 系 統 設 備 概 要 を 第 3.1.2.1− 2 表 に 示 す （ 添 付 資 料
3.1.2.1− 1）。
(a)

原子炉停止機能に関する系統
プラント停止時には，試験時や点検時を除き原則として制御棒（ＣＲ）が挿入状態にあり，また反応度投入事象を起因事象から除外したことから，原子炉停止機能に関する系統は考慮しない。

(b)

炉心冷却機能に関する系統
プラント停止時には，残留熱除去系（ＲＨＲ）等により原子炉の崩壊熱を除去する。異常時にあっては，非常用炉心冷3.1.2−1

却系（ＥＣＣＳ）の注水機能等を用いて原子炉を冷却する。
なお，原子炉隔離時冷却系（ＲＣＩＣ）及び自動減圧系（ＡＤＳ）は，原子炉が低圧状態であることから，これらの系統は考慮しない。
ⅰ)

残 留 熱 除 去 系 （ Ｒ Ｈ Ｒ ）（ 原 子 炉 停 止 時 冷 却 系 ）（ 第 3.1.1.1− 7 図 ）
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）はＲＨＲの 1 つの機 能 で あ り ，原 子 炉 停 止 後 の 崩 壊 熱 を 原 子 炉 か ら 除 去 す る 。
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）は，原子炉冷却材を
原子炉再循環ポンプ入口側からＲＨＲポンプ及び熱交換器を経由させ，原子炉再循環ポンプ出口側に戻し，炉心を冷
却する。

ⅱ)

非常用炉心冷却系（ＥＣＣＳ）
プラント停止時には，ＥＣＣＳとして高圧炉心スプレイ系（ Ｈ Ｐ Ｃ Ｓ ）（ 第 3.1.1.1− 4 図 ），低 圧 炉 心 ス プ レ イ 系（ ＬＰＣＳ）
（ 第 3.1.1.1− 6 図 ）及 び 低 圧 注 水 系（ Ｌ Ｐ Ｃ Ｉ ）（第3.1.1.1− 7 図 ） に 期 待 で き る 。 た だ し ， プ ラ ン ト 停 止 時 には，自動起動信号に期待せず手動操作にて起動し，原子炉へ注水する。なお，系統構成等については，運転時と同じ
である。

ⅲ)

復水移送系（ＣＳＴ）
ＣＳＴは，プラント停止時に通常使用する系統であり，ＥＣＣＳ水張りライン等から原子炉への注水が可能である。

(c)

安全機能のサポートに関する機能
事故時に基本的な安全機能を果たす系統をサポートする系
3.1.2−2

統である。本ＰＲＡでは，サポート系として補機冷却系と電源系を考慮している。なお，本ＰＲＡでは，タイラインによるサポート系の融通については期待していない。非常用補機
冷 却 系 の 系 統 概 要 図 を 第 3.1.1.1− 9 図 に 示 す 。ま た ，所 内 単線 結 線 図 を 第 3.1.1.1 − 10 図 に ， 電 源 系 統 の 概 要 図 を 第3.1.1.1− 11 図 に 示 す 。
ⅰ)

残留熱除去系海水系（ＲＨＲＳ）
ＲＨＲＳは，ＬＰＣＳ及びＲＨＲの補機に直接海水を供給することで，これらを冷却する。

ⅱ)

非常用ディーゼル発電機海水系（ＤＧＳＷ）
ＤＧＳＷは，ＤＧ−２Ｃ／２Ｄの補機に直接海水を供給することで，これらを冷却する。

ⅲ)

高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系（ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ）
ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷは，ＨＰＣＳ及びＨＰＣＳ−ＤＧの補機に直接海水を供給することで，これらを冷却する。

ⅳ)

電源系
プ ラ ン ト 停 止 中 は ，起 動 変 圧 器 か ら 外 部 電 源 を 受 電 す る 。
外 部 電 源（ 275kV系 ）喪 失 時 ，非 常 用 母 線 ２ Ｄ 及 び Ｈ Ｐ Ｃ Ｓ
母 線 は 予 備 変 圧 器（ 154kV系 ）か ら の 受 電 に 切 り 替 わ る 。なお，非常用母線２Ｃは後述のＤＧ−２Ｃからの受電が優先されるため，必要に応じ，手動操作にて予備変圧器からの受電に切り替える。常用母線から非常用母線への給電がない場合には，非常用母線の電圧低下を検知してＤＧ−２Ｃ／２Ｄ及びＨＰＣＳ−ＤＧが自動起動し，非常用母線を介
3.1.2−3

して非常用機器に給電する。
直 流 電 源 系 は ，125V，250V，24V系 に 分 離 さ れ ，そ れ ぞ れ
充電器，予備充電器及び蓄電池を備えている。本ＰＲＡに
お い て 考 慮 し て い る 125V系 は ， Ａ 系 ， Ｂ 系 及 び Ｈ Ｐ Ｃ Ｓ 系があり，遮断器の開閉に必要な制御電源の供給やＤＧの起動等にも用いられる。
(2)

停止時のプラント状態の推移
ａ．評価対象期間
原子炉停止過程においては，全制御棒全挿入後に復水器真空破壊が行われ，この時点で給復水系が使用できなくなる等，設備構成が大きく変化する。一方，原子炉起動過程における全制
御棒引抜開始の直前に復水器の真空度が上昇し，出力運転時とほぼ同等の設備構成となる。以上のことから，停止時ＰＲＡの評価対象期間は，原子炉停止過程における「復水器真空破壊」の時点から原子炉起動過程における「ＣＲ引抜開始」の時点までとする。
ｂ．停止時のプラント状態の推移
プラント停止中は，プラントの状態の変化に伴って，崩壊熱除去等に対する成功基準，余裕時間，及び使用可能な設備の組合わせが変化するため，停止時ＰＲＡにおいては，このような
プ ラ ン ト 状 態 （ Ｐ Ｏ Ｓ ： Plant Operational State） を 適 切 に 分類して評価を行う必要がある。ＢＷＲプラントの代表的なＰＯＳ の 推 移 は ，上 述 の 観 点 か ら 第 3.1.2.1− 2 図 に 示 す と お り ，次の 5 つに大きく分類できる。
(a)

原子炉冷温停止への移行状態
3.1.2−4

(b)ＰＣＶ／原子炉圧力容器（ＲＰＶ）開放への移行状態(c)

原子炉ウェル満水状態(d)

ＰＣＶ／ＲＰＶ閉鎖への移行状態(e)

起動準備状態

各ＰＯＳの考え方を以下に示す。
(a)

原子炉冷温停止への移行状態（ＰＯＳ−Ｓ）
通常のプラント停止では，残留熱除去系（原子炉停止時冷却 ）で 除 熱 可 能 な 圧 力 に 減 圧 す る ま で は ，主 蒸 気 系 を 介 し て ，
復水器により原子炉は除熱される。残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の運転による除熱を開始した後，復水器の真空を破壊し，復水器による除熱を停止する。プラント停止直後
は崩壊熱が大きく，原子炉冷却材インベントリも運転中と変
わ ら な い 。こ の 期 間 は ，運 転 中 の Ｒ Ｈ Ｒ 1 系 統 の ほ か に ，残 りの Ｒ Ｈ Ｒ 1 系 統 が 待 機 状 態 に あ る 。復 水 器 真 空 破 壊 か ら Ｒ Ｐ Ｖ
開放工程へ移行するまでの期間を「原子炉冷温停止への移行状態」として分類する。

(b)

ＰＣＶ／ＲＰＶ開放への移行状態（ＰＯＳ−Ａ）
ＲＰＶの開放開始から原子炉ウェル水張りまでの期間は，崩壊熱が比較的高く，原子炉冷却材インベントリも運転中と
大 き く 変 わ ら な い 。こ の 期 間 中 は ，運 転 中 の Ｒ Ｈ Ｒ 1 系 統 の ほ
か に ，残 り の Ｒ Ｈ Ｒ 1 系 統 が 待 機 状 態 に あ る 。Ｒ Ｐ Ｖ 開 放 工 程
開始から原子炉ウェル水張り完了までの期間を「ＰＣＶ／Ｒ
ＰＶ開放への移行状態」として分類する。

(c)

原子炉ウェル満水状態（ＰＯＳ−Ｂ）
ＲＰＶ開放完了から原子炉ウェル水抜き開始までの期間は，
3.1.2−5

原子炉ウェルが満水の状態にある。この期間は，原子炉冷却材インベントリが多く，ＲＨＲによる除熱が喪失しても原子炉冷却材の温度が短時間に上昇することはない。原子炉ウェ
ル が 満 水 の 期 間 を「 原 子 炉 ウ ェ ル 満 水 状 態 」と し て 分 類 す る 。
(d)ＰＣＶ／ＲＰＶ閉鎖への移行状態（ＰＯＳ−Ｃ）
原子炉ウェル水抜き開始から起動準備に入るまでの期間は，系統の保守点検は継続中であるが，原子炉冷却材インベント
リは運転中とほぼ同じである。しかし，崩壊熱は，プラント
停 止 直 後 の 1／ 10 程 度 に 低 下 し て い る 。 原 子 炉 ウ ェ ル 水 抜 き
開始から起動準備に入るまでの期間を「ＰＣＶ／ＲＰＶ復旧への移行状態」として分類する。

(e)

起動準備状態（ＰＯＳ−Ｄ）
ＰＣＶ／ＲＰＶ復旧が終了後，プラントの再起動までに系
統の機能確認等の起動準備が実施される。この期間中は，系
統の保守点検が終了しており，緩和系統の多くが待機状態となっている。ＰＣＶ／ＲＰＶ復旧終了からＣＲ引抜開始までの期間を「起動準備状態」として分類する。

(3)

プラント状態分類
ａ．評価対象工程の選定
評価対象とする施設定期検査工程は，過去の運転実績を代表するものである必要があるため，過去の施設定期検査のうち，以下の観点に基づいて選定した。
・通常の施設定期検査で実施される作業が含まれる標準的な施設定期検査を選定する。
・大規模な工事やトラブル等による点検工程を含まない施設
3.1.2−6定期検査を選定する。
・平 成 13 年 1 月 の 保 安 規 定 全 面 改 正 以 降 の 施 設 定 期 検 査 を 選定する。
東 海 第 二 発 電 所 の 平 成 13 年 1 月 の 保 安 規 定 全 面 改 正 以 降 の 施
設 定 期 検 査 の 実 績 概 要 を 第 3.1.2.1− 3 表 に 示 す 。 抽 出 の 結 果 ，特殊工程が含まれていない標準的な施設定期検査工程である第19 回 施 設 定 期 検 査 を 選 定 し た（ 添 付 資 料 3.1.2.1− 2，添 付 資 料
3.1.2.1− 3）。
ｂ．プラント状態分類
上 記 ａ ．で 選 定 し た 評 価 対 象 工 程 に つ い て ，「 (2) 停 止 時 の プ
ラント状態の推移」に基づきＰＯＳを分類した。また，施設定期検査工程の進捗に伴う使用可能な緩和設備の組合せの変化を
考 慮 し ，Ｐ Ｏ Ｓ − Ｂ 及 び Ｐ Ｏ Ｓ − Ｃ を ，そ れ ぞ れ Ｐ Ｏ Ｓ − Ｂ 1〜
Ｂ 6 及 び Ｐ Ｏ Ｓ − Ｃ 1， Ｃ 2 に 細 分 化 し た 。 Ｐ Ｏ Ｓ の 分 類 結 果 を
第 3.1.2.1− 3 図 に 示 す （ 添 付 資 料 3.1.2.1− 4）。

3.1.2−7

3.1.2.2

起因事象

炉心損傷へ至る可能性のある事象を選定し，その発生頻度を評価した。
(1)

起因事象の選定
本プラントに適用する起因事象について，以下の手法により，検討し選定を行った。
ａ．マスターロジックダイヤグラムに基づく分析
発生する可能性のある起因事象を網羅的に同定するため，マス
ターロジックダイヤグラムを用いて分析・抽出を行った。抽出結
果 に つ い て は 第 3.1.2.2− 1 図 に 示 す 。
炉心損傷に至る可能性のある異常事象の要因は，大別して「燃料の熱的損傷」及び「燃料の機械的損傷」が考えられる。このう
ち ，「 燃 料 の 熱 的 損 傷 」 に 至 る 要 因 と し て は ，「 燃 料 の 過 出 力 」 及び「 燃 料 の 冷 却 不 良 」が 考 え ら れ る 。ま た ，「 燃 料 の 冷 却 不 良 」は ，「崩壊熱除去失敗」に起因した冷却材蒸発による燃料の露出及び「原子炉冷却材の流出」による燃料の露出が考えられる。
(a)

崩壊熱除去失敗
崩 壊 熱 除 去 失 敗 に 係 る 起 因 事 象 と し て「 残 留 熱 除 去 系 の 故 障 」
及 び「 外 部 電 源 喪 失 」を 選 定 し た 。な お ，「残留熱除去系の故障」
としては，フロントライン系の故障による「ＲＨＲ喪失」及び
ＲＨＲのサポート系であるＲＨＲＳの故障による「ＲＨＲＳ喪失」を起因事象として選定した。

(b)

原子炉冷却材の流出
原子炉冷却材の流出に係る起因事象は，運転操作や保守点検の作業中に発生する操作ミス等の人的過誤に起因する原子炉冷3.1.2−8

却材の流出事象と，配管や機器の破損等に起因する原子炉冷却材の流出事象がある。配管や機器の破損等に起因する原子炉冷却材の流出事象として「インターフェイスシステムＬＯＣＡ」
及び「配管破断ＬＯＣＡ」が考えられるが，これらの事象については後述する理由により評価対象から除外したため，停止時
ＰＲＡにおける原子炉冷却材の流出事象として，運転操作や保守点検の作業中の人的過誤に起因する事象を対象とした。
停止中の作業を調査した結果，運転操作中の人的過誤に起因
す る 原 子 炉 冷 却 材 の 流 出 事 象 と し て ，「 Ｒ Ｈ Ｒ 切 替 時 の Ｌ Ｏ Ｃ
Ａ」及び「ＣＵＷブロー（原子炉冷却材浄化系による原子炉水位の下降操作）時のＬＯＣＡ」を，保守点検中の人的過誤に起因する原子炉冷却材の流出事象として，「 制 御 棒 駆 動 機 構（ Ｃ Ｒ
Ｄ）点検時のＬＯＣＡ」及び「局部出力領域計装（ＬＰＲＭ）
点検時のＬＯＣＡ」を起因事象として選定した。
(c)

燃料の機械的損傷及び燃料の過出力
燃料の機械的損傷として「燃料集合体の落下事象」及び燃料の過出力として「反応度投入事象」が考えられるが，後述する理由により評価対象から除外した。

ｂ．原子力施設運転管理年報等による，本プラント及び他の国内原子炉のトラブル事例のレビュー
本プラント及び他の国内原子炉のトラブル事例について，原子炉施設運転管理年報等により調査を行い，選定したいずれかの起因事象に含まれることを確認している。
ｃ．国内外での既往のＰＲＡによる知見の活用
既往のＰＲＡで選定された起因事象について調査を実施した。
3.1.2−9

調 査 結 果 を 第 3.1.2.2− 1 表 に 示 す 。
(2)

評価対象外とした起因事象
以下の事象は，発生頻度やプラントへの影響等の観点から，リス
ク評価上の重要性は低いと考え，評価対象から除外した。
ａ．インターフェイスシステムＬＯＣＡ
この事象は，ＲＰＶに接続する配管の高圧設計部分と低圧設計部分のインターフェイスにおいて，隔離機能が喪失することによって，低圧設計部分に設計圧を超える圧力がかかり機器破損を引き起こし，原子炉冷却材がＰＣＶ外に流出する事象である。停止時ＰＲＡの評価対象期間においては，長時間にわたりＲＰＶが開放 さ れ て い る 。ま た ，Ｒ Ｐ Ｖ が 開 放 さ れ て い な い 期 間 に お い て も ，原子炉冷却材圧力バウンダリ漏えい検査時を除いて，原子炉圧力が高圧になることはなく，インターフェイスシステムＬＯＣＡが発生する確率は通常運転時と比べ非常に小さい。検査時には，原
子炉圧力を通常運転圧力以上まで上昇させてこれを保持する。検査の性質上，原子炉冷却材バウンダリを構成する隔離弁を閉鎖し加圧すること，また，その場合，隔離弁の多重故障を伴わないと発生しないインターフェイスシステムＬＯＣＡが発生する確率は非常に小さい。さらに，検査において原子炉が高圧に保持される
時 間 は 数 時 間 程 度 と 短 い 。以 上 を 考 慮 し ，本 事 象 は 対 象 外 と し た 。
ｂ．配管破断ＬＯＣＡ
停止時ＰＲＡの評価対象期間においては，長時間にわたりＲＰ
Ｖが開放されている。また，ＲＰＶが開放されていない期間においても，原子炉冷却材圧力バウンダリ漏えい検査時を除いて，原
子炉圧力が高圧になることはなく，原子炉冷却材圧力バウンダリ
3.1.2−10配管は出力運転時の圧力等も考慮した設計であることから，原子炉圧力が低い状態で配管が破断する確率は十分小さい。検査時には，原子炉圧力を通常運転圧力以上まで上昇させてこれを保持す
るが，原子炉が高圧に保持される時間は数時間程度と短い。以上を考慮し，本事象は対象外とした。
ｃ．燃料集合体の落下事象
燃料取扱機器は，燃料集合体の総重量を十分に上回る強度に設計されており，さらに，燃料取替作業中の燃料集合体落下防止対策として，燃料つかみ機のワイヤの 2 重化を行っている。燃料つかみ機は空気作動式であり，作動空気が供給されなければ燃料集合体を外せないフェイル・セーフ設計になっている。こうした設計上の配慮から，燃料取替中に燃料集合体が落下する確率は非常に小さいと考えられる。
また，設置変更許可申請書添付書類十の事故解析において，燃料集合体の落下事象について評価が行われており，燃料取替作業
中に，燃料集合体（1 体）が炉心上に落下することが仮定されているが，破損した燃料棒から放出される核分裂生成物による外部への影響は，小さいものとなっている。以上を考慮し，本事象は対象外とした。
ｄ．反応度投入事象
プラント停止時には試験時や点検時を除き，原則として制御棒が挿入されており，制御棒又は燃料に係る作業等においては，複数の人的過誤又は機器故障が重畳しない限り反応度が投入されることがないため，この事象が発生する可能性は十分に小さい。
また，万一反応度が投入される事象が発生した場合でも，作業
3.1.2−11は制御棒又は燃料 1 体ごとに実施しており，影響は限定されるため，本事象は対象外とした。
また，近年，ＢＷＲプラントにおいて停止中に制御棒が誤って引き抜けた事象が発生したが，本件への対応として，冷却水ヘッダ圧力上昇時に制御棒駆動水ポンプを停止するインターロックの設置等により，同様の事象発生は防止されている（添付資料
3.1.2.2− 1）。
ｅ．ＲＨＲ運転中のＬＯＣＡ
本事象は，運転中のＲＨＲから，弁の故障を要因として冷却材が流出する事象が考えられるが，人的過誤が主な要因となるＲＨ
Ｒ切替時のＬＯＣＡと比較して，発生頻度は十分小さくなる。また，ＲＨＲ運転中のＬＯＣＡは，ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡと同様に緩和設備の待機／待機除外状態によらず，運転員の認知失敗が炉心損傷に至る主要な要因となるため，炉心損傷頻度についても
ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡと比較して十分小さい値となる。以上より ， 本 事 象 は 対 象 外 と し た （ 添 付 資 料 3.1.2.2− 2）。
(3)

起因事象のグループ化
起 因 事 象 に つ い て は ，事 象 の 類 似 し た 起 因 事 象 を グ ル ー プ 化 し て 評価を実施することも可能である。起因事象をグループ化する際には，
事 象 シ ナ リ オ の 展 開 が 類 似 し て お り ，同 一 の 緩 和 機 能 が 必 要 と さ れ る
グ ル ー プ に 分 類 す る 。つ ま り ，同 一 グ ル ー プ に つ い て は 必 要 と さ れ る
緩 和 設 備 等 が 類 似 す る 起 因 事 象 で あ る た め ，同 一 の イ ベ ン ト ツ リ ー 及びフォールトツリーを用いることのできる起因事象をグループ化することとしている。
本 Ｐ Ｒ Ａ で 評 価 対 象 と し た 起 因 事 象 の う ち ，Ｒ Ｈ Ｒ Ｓ 喪 失 及 び 外 部
3.1.2−12

電 源 喪 失 に つ い て は ，従 属 性 を 有 す る 起 因 事 象 で あ り ，他 の 起 因 事 象と 同 一 の グ ル ー プ と し な い 。ま た ，原 子 炉 冷 却 材 流 出 の 各 起 因 事 象 についても，必ずしも同じＰＯＳで実施される作業ではないことから，
他 の 起 因 事 象 と 同 一 の グ ル ー プ と し な い 。そ の た め ，選 定 し た 起 因 事
象については，それぞれ単独で炉心損傷の評価を実施することとし，グループ化はしない。
以上により，本ＰＲＡで評価対象として選定した起因事象を第3.1.2.2− 2 表 に 示 す 。
(4)

起因事象発生頻度の評価
選 定 し た 各 起 因 事 象 の 発 生 頻 度 を 第 3.1.2.2− 3表 に 示 す 。ま た ，ＰＯ Ｓ 別 の 起 因 事 象 発 生 頻 度 を 第 3.1.2.2− 4表 に 示 す 。各 起 因 事 象 発 生
頻度の評価方法は以下のとおり。
ａ．残留熱除去系の故障の発生頻度
Ｒ Ｈ Ｒ 喪 失 及 び Ｒ Ｈ Ｒ Ｓ 喪 失 の 発 生 頻 度 は ，利 用 可 能 な 最 新 の デー タ で あ る 平 成 20年 度 末 ま で の 国 内 Ｂ Ｗ Ｒ プ ラ ン ト の 停 止 時 運 転
実績から得られた起因事象の発生件数を総施設定期検査日数で除し て 算 出 し た 。な お ，Ｒ Ｈ Ｒ Ｓ 喪 失 に つ い て は ，発 生 件 数 が な い た
め ， 発 生 件 数 を 0.5件 と し て 算 出 し た 。
(a)

ＲＨＲ喪失の発生頻度
4／ 70,822＝ 5.6E-5／ 日(b)

ＲＨＲ喪失の発生件数： 4件

総施設定期検査日数： 70,822日

ＲＨＲＳ喪失の発生頻度
0.5／ 70,822＝ 7.1E-6／ 日
ＲＨＲＳ喪失の発生件数※
3.1.2−13： 0.5件

総施設定期検査日数： 70,822日※ ： 発 生 件 数 が な い た め ， 発 生 件 数 を 0.5件 と 仮 定 。
ｂ．外部電源喪失の発生頻度
外 部 電 源 喪 失 の 発 生 頻 度 は ， 出 力 運 転 時 と 停 止 時 に 発 生 し た 3件
を 暦 年 で 除 し た も の と ， 停 止 時 特 有 （ 外 部 電 源 が 1系 列 の み 利 用 可
能 な 状 態 ） の 外 部 電 源 喪 失 事 象 1件 を 総 施 設 定 期 検 査 日 数 で 除 し たも の を 足 し 合 わ せ て 算 出 し た 。運 転 実 績 に は ，利 用 可 能 な 最 新 の デー タ で あ る 平 成 20年 度 末 ま で の 実 績 を 用 い て い る 。
（ 3／ 706.1／ 365.25） ＋ （ 1／ 70,822） ＝ 2.6E-5／ 日
外部電源喪失の発生件数（停止時特有の事象を除く）
外部電源喪失の発生件数（停止時特有の事象）

： 3件
： 1件

暦年

： 706.1炉 年

1年 の 平 均 日 数： 365.25日

総施設定期検査日数： 70,822日

ｃ．原子炉冷却材の流出の発生頻度
原 子 炉 冷 却 材 の 流 出 の 起 因 事 象 発 生 頻 度 は ，保 守 点 検 や 運 転 操 作の 作 業 中 の 人 的 過 誤 確 率 を 人 間 信 頼 性 解 析 に よ り 算 出 し た（ 添 付 資料 3.1.2.2− 3， 添 付 資 料 3.1.2.2− 4） 。
(a)

ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡの発生頻度
Ｒ Ｈ Ｒ 切 替 時 に ，停 止 時 冷 却 ラ イ ン 調 整 弁 の 開 操 作 失 敗 の 人 的過誤によって，最低流量が確保されずミニフロー弁が開となり，ＬＯＣＡが発生すると想定した。人的過誤確率を評価した結果，
発 生 頻 度 は 2.3E-4／ 回 と な っ た 。評 価 に 用 い た 人 的 過 誤 確 率 を 第3.1.2.2− 5表 に 示 す 。

3.1.2−14(b)ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡの発生頻度
Ｃ Ｕ Ｗ に よ る 原 子 炉 水 位 の 下 降 操 作 時 に ，Ｃ Ｕ Ｗ ブ ロ ー 弁 の 閉
め 忘 れ の 人 的 過 誤 に よ り ，Ｌ Ｏ Ｃ Ａ が 発 生 す る と 想 定 し た 。人 的
過 誤 確 率 を 評 価 し た 結 果 ，発 生 頻 度 は 9.7E-5／ 回 と な っ た 。評 価に 用 い た 人 的 過 誤 確 率 を 第 3.1.2.2− 6表 に 示 す 。

(c)

ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡの発生頻度
原子炉ウェル満水時に実施されるＣＲＤの点検作業における人 的 過 誤 に よ り ，Ｌ Ｏ Ｃ Ａ が 発 生 す る と 想 定 し た 。原 子 炉 冷 却 材の流出が発生する可能性のある事象についてイベントツリーを作 成 し 評 価 し た 結 果 ， Ｃ Ｒ Ｄ 1本 当 た り の 起 因 事 象 発 生 頻 度 は
1.1E-6／ 本 と な っ た 。

(d)

ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡの発生頻度
原子炉ウェル満水時に実施されるＬＰＲＭの点検作業における 人 的 過 誤 に よ り ，Ｌ Ｏ Ｃ Ａ が 発 生 す る と 想 定 し た 。原 子 炉 冷 却
材の流出が発生する可能性のある事象についてイベントツリー
を 作 成 し 評 価 し た 結 果 ， Ｌ Ｐ Ｒ Ｍ 1本 当 た り の 起 因 事 象 発 生 頻 度
は 5.4E-7／ 本 と な っ た 。

3.1.2−15

3.1.2.3

成功基準

炉心損傷（燃料損傷）を防止するために必要とされる緩和設備又は緩和操作の組合せ，及びそれらの機能を達成するために必要な条件を以下に定めた。
(1)

炉心損傷判定条件
炉心損傷の判定条件を次のとおり設定した。
・炉心燃料の有効燃料長頂部（ＴＡＦ）が露出した状態（添付
資 料 3.1.2.3− 1）(2)

起因事象ごとの成功基準の一覧表
各ＰＯＳに対して想定した起因事象ごとに，炉心損傷防止に必要 な 緩 和 設 備 を 設 定 し た 。 設 定 し た 成 功 基 準 の 一 覧 を 第 3.1.2.3− 1 表 に 示 す 。 ま た ， Ｒ Ｈ Ｒ Ｓ の 成 功 基 準 を 第 3.1.2.3− 2 表 に ，
Ｅ Ｃ Ｃ Ｓ ポ ン プ 室 等 の 空 調 機 の 成 功 基 準 を 第 3.1.2.3− 3 表 に 示 す 。
成 功 基 準 の 設 定 に 当 た っ て 使 用 し た 崩 壊 熱 に つ い て は ， May −Witt の 式 を 用 い て 評 価 し た 。 な お ， 崩 壊 熱 は 時 間 と と も に 減 少 するため，ＰＯＳ区間においても成功基準が変わることが考えられるが，評価上は崩壊熱がそのＰＯＳ区間の初期で一定と仮定し，成功基準を設定する。
ａ．除熱機能に対する成功基準
除熱機能に対する各緩和設備の成功基準は，熱交換器の除熱能力が崩壊熱量を上回ることとする。
除 熱 能 力 と 崩 壊 熱 量 の 評 価 結 果 を 第 3.1.2.3− 1 図 に 示 す 。評
価 結 果 よ り ，全 Ｐ Ｏ Ｓ に わ た り ，Ｒ Ｈ Ｒ 1 系 統 に て ，崩 壊 熱 量 を上回る除熱能力がある。
ｂ．注水機能（残留熱除去系の故障時）に対する成功基準
3.1.2−16残留熱除去系の故障時の注水機能に対する各緩和設備の成功
基準は，崩壊熱による蒸発量以上の注水能力を有することとする。
注水機能による注水量と崩壊熱による蒸発量の評価結果を第3.1.2.3− 2 図 に 示 す 。 評 価 結 果 よ り ， 全 Ｐ Ｏ Ｓ に わ た り ， Ｌ Ｐ
ＣＳ，ＬＰＣＩ，ＨＰＣＳ及びＣＳＴのいずれにおいても 1 系
統で，崩壊熱による蒸発量を上回る注水能力がある。
ｃ．注水機能（原子炉冷却材の流出時）に対する成功基準
原子炉冷却材の流出時の注水機能に対する各緩和設備の成功
基準は，原子炉冷却材の流出量以上の注水能力を有することとする。
ＬＰＣＳ，ＬＰＣＩ及びＨＰＣＳにて，全ての原子炉冷却材の流出の起因事象に対して，流出量を上回る注水能力がある。
ま た ，Ｃ Ｓ Ｔ に お い て は ，「 Ｃ Ｒ Ｄ 点 検 時 の Ｌ Ｏ Ｃ Ａ 」の 大 規 模
流出時以外の原子炉冷却材流出の起因事象に対して，流出量を上回る注水能力がある。
(3)

対処設備作動までの余裕時間及び使命時間
ａ．余裕時間
本評価では，起因事象ごとに各ＰＯＳにおける余裕時間を以
下のとおり評価した。評価に使用した冷却材の保有水量を第3.1.2.3− 3 図 に 示 す 。 ま た ， 冷 却 材 の 初 期 水 温 は 燃 料 交 換 作 業や 原 子 炉 周 り の 機 器 の 保 守 が 行 え る 最 高 温 度 で あ る 52℃ と 仮 定した。
(a)

残留熱除去系の故障，外部電源喪失
原子炉水位がＴＡＦに到達するまでに，除熱系緩和設備及3.1.2−17び注水系緩和設備の作動が必要となるため，ＴＡＦに到達す
るまでの余裕時間を以下の式を使用して評価する。評価には
以 下 の 式 を 使 用 し た 。各 Ｐ Ｏ Ｓ に お け る 余 裕 時 間 を 第 3.1.2.3− 4 表 に 示 す （ 添 付 資 料 3.1.2.3− 2） 。
な お ，第 3.1.2.3− 4 表 に 示 す と お り ，各 Ｐ Ｏ Ｓ に お け る 余
裕時間は最も短いＰＯＳ−Ｓでも約 4 時間であり，ＴＡＦに到達までに崩壊熱除去機能が喪失していることの認知に失敗することは想定し難いため，本ＰＲＡでは認知失敗を考慮しないこととする。
ⅰ)

冷 却 材 温 度 が 100℃ に 到 達 す る ま で の 余 裕 時 間Ｔ１ =ΔＴ×Ｍ１×Ｃ
Ｑ

Ｔ １ ： 冷 却 材 温 度 が 100℃ に 到 達 す る ま で の 余 裕 時 間 （ h）
Δ Ｔ ： 差 温 （ 100℃ − 初 期 水 温 ）（ ℃ ）Ｍ １ ： 保 有 水 量 （ m３ ）ⅱ)

Ｃ

： 比 熱 （ J／ m ３ ／ ℃ ）Ｑ： 崩 壊 熱 量 （ J／ h）

原子炉水位がＴＡＦに到達するまでの余裕時間
Ｔ２ = Ｔ１ +M ２ ×ＨＶＱ

Ｔ ２ ： Ｔ Ａ Ｆ 到 達 ま で の 余 裕 時 間 （ h）
Ｍ ２ ： Ｔ Ａ Ｆ ま で の 水 量 （ m３ ）Ｈ Ｖ ： 蒸 発 潜 熱 （ J／ m ３ ）Ｑ(b)： 崩 壊 熱 量 （ J／ h）

原子炉冷却材の流出
3.1.2−18原子炉冷却材の流出時の余裕時間は，原子炉水位が通常水位の場合と原子炉ウェル満水の場合に分けて設定する（添付
資 料 3.1.2.3− 3）。
ⅰ)

通常水位の場合
通常水位の場合で考慮する原子炉冷却材の流出の起因事
象は「ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ」及び「ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ」がある。事象発生後の緩和操作を遂行するまでの余裕時間として，流出量とＴＡＦまでの保有水量から 3
時間と設定した。

ⅱ)

原子炉ウェル満水の場合
原子炉ウェル満水の場合で考慮する原子炉冷却材の流出の 起 因 事 象 は 「 Ｃ Ｒ Ｄ 点 検 時 の Ｌ Ｏ Ｃ Ａ 」，「 Ｌ Ｐ Ｒ Ｍ 点 検時のＬＯＣＡ」及び「ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ」がある。
ＣＲＤ点検及びＬＰＲＭ点検は現場作業に伴う人的過誤で発生する事象であるため作業員が必ず気づくことを考慮し，
本ＰＲＡでは認知失敗を考慮しないこととする。また，原子炉ウェル満水時のＲＨＲ切替時のＬＯＣＡは，ＴＡＦ到達までに冷却材の流出を認知するには十分な時間があり，認知に失敗することは想定し難いため，本ＰＲＡでは認知失敗を考慮しないこととする。

ｂ．使命時間緩和設備が要求される安全機能を果たすために必要な運転時
間 で あ る 使 命 時 間 に つ い て は ， 以 下 の 観 点 か ら 24時 間 を 適 用 している。
・ 24 時 間 あ れ ば ， プ ラ ン ト を 安 定 し た 状 態 に 移 行 さ せ る こ
3.1.2−19

と が 可 能 で あ り ，機 能 喪 失 し た 設 備 の 復 旧 や 追 加 の 運 転 員
操作に期待できる。
(4)

熱水力解析等の解析結果及び解析コードの検証性
本評価において，熱水力解析等は実施していない。

3.1.2−20

3.1.2.4

事故シーケンス

事故シーケンスとは，炉心損傷等に至るまでの，起因事象の発生及び各種安全機能喪失の組合せのことである。また，炉心損傷に至る事故シーケンスを網羅的に展開するための体系的な分析と定量化が可能である手法として，イベントツリー法を用いる。
(1)

イベントツリー各起因事象に対して，炉心損傷を防止するために必要な緩和設
備又は緩和操作を検討し，炉心損傷に至る事故シーケンスを展開した。また，展開した事故シーケンスの最終状態を炉心損傷状態
又は成功状態のいずれかに分類した。
各 起 因 事 象 の イ ベ ン ト ツ リ ー の 概 要 を 第 3.1.2.4− 1（ a）図 〜 第3.1.2.4− 1（ c） 図 に 示 す 。

(2)事故シーケンスの分類
事故シーケンスの最終状態については，炉心損傷に至る主な要因の観点から区別するために以下の事故シーケンスに分類している。
ａ．崩壊熱除去機能喪失
・起 因 事 象「 残 留 熱 除 去 系 の 故 障 」に 対 し て ，崩 壊 熱 除 去・炉
心冷却に失敗し炉心損傷に至る事故シーケンス
・ 起 因 事 象「 外 部 電 源 喪 失 」に 対 し て ，非 常 用 Ｄ Ｇ に よ る 交 流
電 源 の 確 保 に 成 功 し た が ，崩 壊 熱 除 去・炉 心 冷 却 に 失 敗 し 炉
心損傷に至る事故シーケンス
ｂ．全交流動力電源喪失
本ＰＲＡでは，区分Ⅰ及び区分Ⅱの非常用ＤＧによる交流電源の確保に失敗した場合を全交流動力電源喪失と定義している。
3.1.2−21

・ 起 因 事 象「 外 部 電 源 喪 失 」に 対 し て ，非 常 用 Ｄ Ｇ に よ る 交 流
電 源 の 確 保 に 失 敗 し ，後 段 の Ｈ Ｐ Ｃ Ｓ に よ る 崩 壊 熱 除 去・炉
心冷却にも失敗することで炉心損傷に至る事故シーケンス
・ 起 因 事 象「 外 部 電 源 喪 失 」に 対 し て ，直 流 電 源 の 確 保 に 失 敗
し ，後 段 の Ｈ Ｐ Ｃ Ｓ に よ る 崩 壊 熱 除 去・炉 心 冷 却 に も 失 敗 することで炉心損傷に至る事故シーケンス
ｃ．原子炉冷却材の流出
・起 因 事 象「 原 子 炉 冷 却 材 の 流 出 」に 対 し て ，崩 壊 熱 除 去・炉
心冷却に失敗し炉心損傷に至る事故シーケンス

3.1.2−223.1.2.5

システム信頼性

イベントツリーの定量化においては，展開したイベントツリーの各分岐に対して成功・失敗確率を決めるため，システム信頼性解析を実施する必要がある。この各分岐のシステム信頼性解析にはフォールトツリー法を用いた。本評価では，イベントツリーのヘディン
グに対応する緩和設備について，その機能遂行に必要なサポート系
を含めたフォールトツリーを作成し定量化を実施した。
(1)

評価対象としたシステムとその説明
評価対象とした主要な緩和設備の一覧を以下に示す。それぞれの緩和設備ごとに概要，機能，系統図，必要とするサポート系，
試験及びシステム信頼性解析上の主要な仮定を整理した。また，
フ ロ ン ト ラ イ ン 系 と サ ポ ー ト 系 の 依 存 性 を 第 3.1.2.5− 1表 に ， サ
ポ ー ト 系 同 士 の 依 存 性 を 第 3.1.2.5− 2表 に 示 す 。 シ ス テ ム 間 従 属性は，イベントツリー，フォールトツリー及び両者の組合せによってモデル化した。
＜除熱機能＞
・残留熱除去系（ＲＨＲ）＜注水機能＞
・高圧炉心スプレイ系（ＨＰＣＳ）
・低圧炉心スプレイ系（ＬＰＣＳ）
・低圧注水系（ＬＰＣＩ）
・復水移送系（ＣＳＴ）

なお，プラント停止時は，原子炉は冷温停止状態にあること，
余裕時間が運転中に比べ長くなる等の停止時特有の特徴を考慮し，3.1.2−23

シ ス テ ム 信 頼 性 評 価 に お い て は 下 記 の ａ ．〜 ｄ ．を 仮 定 し て い る 。
ａ．信号
機器の自動起動に対する信号系は点検等により期待できないことも考えられるため，ポンプや電動弁等については，自動起動信号はモデル化せず，手動操作のみモデル化する。なお，待機中の非常用ＤＧについては，施設定期検査中においても自動起動できる状態で待機しているため，自動起動信号及び手動操作をモデル化する。
ｂ．ポンプ室空調機，ＤＧ室空調機
運転時と同様にポンプ室空調機及びＤＧ室空調機をモデル化する。
ｃ．現場操作
電動弁や手動弁の現場での手動開閉操作には期待できないこととし，モデル化していない。
ｄ．メンテナンス
停止時ＰＲＡでは，機器の待機除外状態はプラント状態分類の中で直接考慮しているため，メンテナンスはモデル化していない。
(2)

システム信頼性評価手法
システム信頼性解析では，フロントライン系とサポート系についてフォールトツリーを作成し，信頼性評価を行った。
フォールトツリーの作成に当たっては，対象範囲を示す系統図を作成するとともに，その範囲内にある機器でモデル化すべき故
障モードを基事象リストの形で整理した。また，これらの情報に
基 づ き（ 1）に 示 し た 緩 和 設 備 に つ い て フ ォ ー ル ト ツ リ ー を 作 成 し ，
3.1.2−24

定量化を実施した。
(3)

システム信頼性評価の結果
各緩和設備の代表的なフォールトツリーの評価結果を第3.1.2.5− 3表 に 示 す 。 ま た ， 起 因 事 象 「 残 留 熱 除 去 系 の 故 障 」 に
お け る 各 緩 和 設 備 の 主 要 な ミ ニ マ ル カ ッ ト セ ッ ト を 第 3.1.2.5− 4（ a） 表 〜 第 3.1.2.5− 4（ i） 表 に 示 す （ 添 付 資 料 3.1.2.5− 1） 。

(4)システム信頼性評価を実施せずに設定した非信頼度とその根拠
停止時ＰＲＡの評価に当たって，システム信頼性評価を実施せずに設定した非信頼度はない。

3.1.2−25

3.1.2.6

信頼性パラメータ

システム信頼性解析や事故シーケンスの定量化のために必要となる機器故障率，共通要因故障パラメータ，試験又は保守作業による
待機除外確率等を評価するために必要となるパラメータを整備した。
(1)

非信頼度を構成する要素と評価式
非信頼度を構成する要素としては，機器故障，共通要因故障，
試 験 に よ る 待 機 除 外 ，保 守 作 業 に よ る 待 機 除 外 ，人 的 過 誤（ 3.1.2.7
項）等があり，それぞれの評価式に基づき非信頼度を評価した。

(2)

機器故障率
機器故障率は，原則として，ＮＵＣＩＡで公開されている国内
プ ラ ン ト の 故 障 実 績 （ 1982年 度 〜 2002年 度 21ヵ 年 49基 デ ー タ ） を基にした「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 （ 平 成 21年 5月 公 表 ） 」（ 以 下 「 21ヵ 年 デ ー タ 」 と い う 。 ） に記載されているデータを使用する。また，ＮＵＣＩＡで公開されている国内プラントの故障実績は，「原子力発電所に関する確率論 的 安 全 評 価 用 の 機 器 故 障 率 の 算 出 （ 1982年 度 〜 1997年 度 16ヵ 年
49基 デ ー タ 改 訂 版 ） （ 平 成 13年 2月 ） ， 電 中 研 報 告 P00001， （ 財 ）電力中央研究所」で定義した機器バウンダリに従っている。
な お ， 21ヵ 年 デ ー タ に 記 載 の な い 機 器 の 故 障 率 に つ い て は ， 類
似 性 を 考 慮 し た 工 学 的 判 断 に 基 づ き ， 21ヵ 年 デ ー タ に 記 載 さ れ た
他の機器の故障率を使用した。
上記の機器故障率を使用して以下の評価式により基事象発生確率を算出した。
・状態変更失敗確率
Ｑ＝Ｑｄ
3.1.2−26

Ｑｄ：デマンド故障確率
又はＱ ＝ λ ｓ ×Ｔ ｓ ／ 2
λｓ：起動（又は状態変更）失敗率（／時間）Ｔｓ：平均試験間隔（時間）・機能維持失敗確率Ｑ ＝ λ ｒ ×Ｔ ｍ
λｒ：機能維持失敗率（／時間）Ｔｍ：使命時間（時間）(3)

機器復帰の取扱い方法及び機器復帰失敗確率
本評価では，故障した機器や外部電源の使命時間中の復旧には期待していない。

(4)

待機除外確率
本評価では，機器の待機除外状態はＰＯＳ分類の中で直接考慮しているため使用しない。

(5)

共通要因故障の評価方法と共通要因故障パラメータ
同一又は異なるシステムにおいて多重性を持たせるために用いられる機器については，共通要因故障を考慮する。共通要因故障を 考 慮 す る 機 器 と 故 障 モ ー ド の 同 定 フ ロ ー 図 を 第 3.1.2.6− 1図 に示 す 。 フ ロ ー 図 に 従 い ， 以 下 の 3つ の 条 件 を 同 時 に 満 た す 場 合 に ，
共通要因故障を考慮した。
ａ．冗長の機能を有する同種機器
ｂ．起因事象発生前の運転状態が同一
ｃ．同一故障モード
動的機器と静的機器及びそれらの故障モードによって，共通要
3.1.2−27

因故障の起こりやすさの程度は異なると考えられる。動的機器の動的故障モードについては，共通要因故障が発生する可能性が比較的高いと考えられることから，上記条件を満たすものに対しては共通要因故障を考慮している。また，動的機器の静的故障モード及び静的機器の各故障モードについては，全炉心損傷頻度への影響が大きいと想定されるものに対して共通要因故障を考慮した。
フロー図に従って同定した共通要因故障の対象機器と故障モード
を 第 3.1.2.6− 1表 及 び 第 3.1.2.6− 2表 に 示 す 。
な お ， 本 評 価 で は ， Ｍ Ｇ Ｌ （ Multiple Greek Letter） 法 を 用 いて共通要因故障を考慮した。共通要因故障パラメータとしては，
米 国 で 公 開 さ れ ，あ る い は Ｐ Ｒ Ａ で の 使 用 実 績 が あ る 文 献 等 か ら ，
妥当と考えられるβ，γファクタを使用した。本評価で使用した
共 通 要 因 故 障 パ ラ メ ー タ の 一 覧 を 第 3.1.2.6− 3表 に 示 す 。

3.1.2−28

3.1.2.7

人的過誤

人 的 過 誤 は 人 間 信 頼 性 解 析 に よ り 評 価 す る 。人 間 信 頼 性 解 析 と は ，
炉心損傷頻度に有意な影響を及ぼし得る人間行動（タスク）に対して，起こり得る人的過誤を同定してそのタスクの成功又は失敗の確率を評価するものである。
本作業では，起因事象発生前の作業及び発生後の緩和操作を対象として，それらを遂行する過程で起こり得る人的過誤を同定し，その発生確率を算出した。
(1)

評価対象とした人的過誤及び評価結果
人間信頼性解析は，ヒューマンエラーハンドブック（ＮＵＲＥ
Ｇ ／ Ｃ Ｒ − １ ２ ７ ８ ） の Ｔ Ｈ Ｅ Ｒ Ｐ 手 法 （ Technique for Human
Error Rate Prediction） を 使 用 し て 評 価 し た 。 な お ， 本 評 価 で は過誤回復として，評価対象となる人的過誤の特徴を考慮し，他の運転員によるバックアップをモデル化している。本評価で同定した 人 的 過 誤 及 び 過 誤 確 率 の 評 価 結 果 を 第 3.1.2.7− 1表 に 示 す （ 添付 資 料 3.1.2.7− 1） 。
ａ．起因事象発生前の人的過誤起因事象発生前に考慮すべき人的過誤として，試験・保守作
業の終了後，対象系統あるいは機器の通常状態への復旧忘れを考慮した。具体的には，手動弁の開閉忘れ等を評価した（添付
資 料 3.1.2.7− 2） 。
ｂ．起因事象発生後の人的過誤起因事象発生後の人的過誤としては，非常時運転手順書や事
象 発 生 時 に 必 要 と さ れ る 緩 和 設 備 を 調 査・分 析 す る こ と に よ り ，
運 転 員 に よ っ て 行 わ れ る 緩 和 操 作 を 同 定 し て い る 。具 体 的 に は ，
3.1.2−29

起因事象発生後の各人的過誤の評価に対して，認知失敗と操作失敗に分けて評価している。
(a)

認知失敗
認知失敗では，警報等により異常を検知して適切な運転手
順を選択することに失敗することをモデル化する。認知失敗
確率は，ＴＨＥＲＰ手法に基づき，時間信頼性曲線を用いており，対象とする人的過誤の特徴を考慮したストレスレベル等の補正係数を乗じて算出している。なお，時間信頼性曲線
を 用 い る 際 に 必 要 な 余 裕 時 間 は ，3.1.2.3項 で 設 定 し た 余 裕 時
間を用いる。ただし，残留熱除去系の故障及び外部電源喪失が発生した場合の認知失敗については，ＴＡＦが露出するまで の 時 間 を 考 慮 し ，認 知 失 敗 は 考 慮 し な い（ 添 付 資 料 3.1.2.7− 3） 。

(b)

操作失敗
操作失敗では，認知成功後の対応操作に失敗することをモデル化する。操作失敗確率は，ＴＨＥＲＰ手法に基づき，運転員のストレスレベルや操作の複雑性を考慮して算出する。

3.1.2−30

3.1.2.8

炉心損傷頻度

炉心損傷に至る事故シーケンスの発生頻度を算出して全炉心損傷頻度を算出するとともに，主要な結果を分析した。停止時ＰＲＡにおける炉心損傷頻度は，分類された各ＰＯＳの炉心損傷頻度を合算することによって 1 回の停止当たりの炉心損傷頻度を算出しており
そ の 単 位 は 「（ ／ 施 設 定 期 検 査 ）」 と な る 。 ま た ， Ｐ Ｏ Ｓ 当 た り の 炉
心 損 傷 頻 度 の 単 位 は 「（ ／ Ｐ Ｏ Ｓ ）」 と す る 。
(1)

炉心損傷頻度の算出に用いた方法
本 評 価 で は ，計 算 コ ー ド Ｓ ａ ｆ ｅ ｔ ｙ Ｗ ａ ｔ ｃ ｈ ｅ ｒ を 用 い て ，
フォールトツリー結合法により事故シーケンスを定量化し，炉心損傷頻度を算出した。

(2)

炉心損傷頻度（点推定値）
事故シーケンスの定量化を行った結果，全炉心損傷頻度は
5.0E-6／ 施 設 定 期 検 査 と な っ た 。 起 因 事 象 別 及 び Ｐ Ｏ Ｓ 別 の 炉 心
損 傷 頻 度 の 内 訳 を 第 3.1.2.8− 1表 に ， 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ 別の 炉 心 損 傷 頻 度 の 内 訳 を 第 3.1.2.8− 2表 に ， 一 日 当 た り の 炉 心 損
傷 頻 度 の 変 化 を 第 3.1.2.8− 1図 に 示 す 。 ま た ， 起 因 事 象 別 の 炉 心
損 傷 頻 度 へ の 寄 与 割 合 に つ い て 第 3.1.2.8− 2図 に ， Ｐ Ｏ Ｓ 別 の 炉
心 損 傷 頻 度 へ の 寄 与 割 合 に つ い て 第 3.1.2.8− 3図 に ， 事 故 シ ー ケ
ン ス グ ル ー プ 別 の 炉 心 損 傷 頻 度 へ の 寄 与 割 合 に つ い て 第 3.1.2.8− 4図 に 示 す 。
事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ に 対 す る 分 析 結 果 に つ い て 第 3.1.2.8− 3表 に 示 す 。
ａ．評価結果の分析
起因事象別の炉心損傷頻度は，外部電源喪失の寄与割合が3.1.2−31

77.4％ と 最 も 大 き く ， 次 い で 残 留 熱 除 去 系 の 故 障 の 寄 与 割 合 が22.6％ と 大 き く な っ た 。 ま た ， Ｐ Ｏ Ｓ 別 の 炉 心 損 傷 頻 度 は ， Ｐ
Ｏ Ｓ − Ｂ 3 が 58.8％ と 最 も 寄 与 割 合 が 大 き く ， 次 い で Ｐ Ｏ Ｓ −Ｂ 1 が 21.1％ ， Ｐ Ｏ Ｓ − Ｂ 2 が 18.9％ と な っ た 。 ま た ， 事 故 シーケンスグループ別の炉心損傷頻度は，全交流動力電源喪失が71.1％ ， 崩 壊 熱 除 去 機 能 喪 失 が 28.8％ と 寄 与 割 合 が 大 き く な った 。 Ｐ Ｏ Ｓ − Ｂ 1〜 Ｂ 3 の 炉 心 損 傷 頻 度 が 大 き く な る 理 由 は 以 下のとおり。
【外部電源喪失】Ｐ Ｏ Ｓ − Ｂ 1〜 Ｂ 3 に お い て は 待 機 状 態 の 非 常 用 Ｄ Ｇ が 1
台 の み で あ り ，起 因 事 象「 外 部 電 源 喪 失 」発 生 後 ，待 機 状 態の非常ＤＧ1 台が機能喪失した場合，全交流動力電源喪失となるため。
【残留熱除去系の故障】
Ｐ Ｏ Ｓ − Ｂ 1〜 Ｂ 3 に お い て は 使 用 可 能 で あ る 除 熱・注 水 設
備 が Ｒ Ｈ Ｒ 1 系 統 及 び Ｃ Ｓ Ｔ １ 系 統 の み で あ り ，起 因 事 象「 残留 熱 除 去 系 の 故 障 」発 生 後 ，Ｃ Ｓ Ｔ が 機 能 喪 失 し た 場 合 ，崩壊熱除去機能喪失となるため。
な お ，特 に Ｐ Ｏ Ｓ − Ｂ 3 の 炉 心 損 傷 頻 度 の 寄 与 割 合 が 大 き い のは，ＰＯＳの日数が長いことによるものである。
(3)

重要度解析，不確実さ解析及び感度解析
ａ．重要度解析
全炉心損傷頻度への寄与が大きい因子を分析するため，
Fussell‐ Vesely（ Ｆ Ｖ ）重 要 度 及 び Risk Achievement Worth（ ＲＡ Ｗ ） を 評 価 し た 。 そ れ ぞ れ の 評 価 結 果 を 第 3.1.2.8− 4表 ， 第3.1.2−32

3.1.2.8− 5表 及 び 第 3.1.2.8− 5図 に 示 す 。
ＦＶ重要度では，非常ＤＧ及びＣＳＴに関する機器が上位を占める結果となった。ＦＶ重要度において非常用ＤＧ及びＣＳＴ に 関 す る 基 事 象 が 上 位 と な っ た の は ，上 記 (2)に お け る 評 価 結
果 の 分 析 と 同 じ く ， Ｐ Ｏ Ｓ − Ｂ 1〜 Ｂ 3に お い て ， 待 機 状 態 の 非
常 用 Ｄ Ｇ が 1台 の み で あ る こ と ，及 び 残 留 熱 除 去 系 の 故 障 が 発 生
し た 場 合 に ，使 用 可 能 で あ る 除 熱・ 注 水 設 備 が Ｃ Ｓ Ｔ 1系 統 の みであることによる。
ＲＡＷの上位は軽油貯蔵タンク関連となっている。これは，軽油貯蔵タンクがＤＧ−２Ｃ，２Ｄ，ＨＰＣＳ−ＤＧそれぞれのデイタンクへ燃料を供給する共通のタンクであること，また
軽油貯蔵タンクは静的機器であり信頼度が高いことによる。
ｂ．不確実さ解析
全 炉 心 損 傷 頻 度 の 5％ 値 ， 中 央 値 ， 平 均 値 ， 及 び 95％ 値 を 評
価 し た 。 評 価 結 果 を 第 3.1.2.8− 6 表 に 示 す 。
全炉心損傷頻度の点推定値と平均値は概ね一致した。また，
全 炉 心 損 傷 頻 度 の エ ラ ー フ ァ ク タ は 2.7と な っ た 。こ れ は ，各 パ
ラ メ ー タ の 不 確 実 さ の 影 響 に よ り ， 95％ 値 と 5％ 値 の 間 に 7倍 の不確実さ幅があることを意味する。
ｃ．感度解析
停止時ＰＲＡの炉心損傷頻度は，緩和設備（の保守点検に伴う待機除外の有無）に強く依存する。本ＰＲＡで評価対象とした 第 19回 施 設 定 期 検 査 工 程 で は ， Ｐ Ｏ Ｓ − Ｂ 1〜 Ｂ 3に お い て 待
機 状 態 の 非 常 用 Ｄ Ｇ が 1台 の み で あ る こ と ，及 び 残 留 熱 除 去 系 の
故 障 が 発 生 し た 場 合 に 使 用 可 能 な 除 熱・注 水 設 備 が Ｃ Ｓ Ｔ 1系 統
3.1.2−33

のみであることにより，この期間の炉心損傷頻度が支配的となった。しかしながら，現在の保安規定では，プラント停止期間
中 に お い て ，2台 以 上 の 非 常 用 発 電 設 備 が 動 作 可 能 で あ る こ と を
運 転 上 の 制 限 と し て い る こ と か ら ， Ｐ Ｏ Ｓ − Ｂ 1〜 Ｂ 3 の 期 間 に
お い て 非 常 用 Ｄ Ｇ が 2台 待 機 状 態 を 仮 定 し た 場 合 の 感 度 解 析 を
実 施 し た 。な お ， 非 常 用 Ｄ Ｇ 2台 の 待 機 に 合 わ せ ，除 熱 ・ 注 水 設
備 と し て Ｃ Ｓ Ｔ 2系 統 が 使 用 可 能 で あ る と 仮 定 し た 。感 度 解 析 の
結 果 を 第 3.1.2.8− 7表 に 示 す 。 ま た ， ベ ー ス ケ ー ス と の 比 較 を第 3.1.2.8− 6図 に 示 す 。
感 度 解 析 の 結 果 ， 全 炉 心 損 傷 頻 度 の 値 は 75％ 低 減 し ， 全 炉 心
損 傷 頻 度 に 対 す る 寄 与 が 最 も 大 き い 起 因 事 象 が「 外 部 電 源 喪 失 」
から「残留熱除去系の故障」に変わる結果となった。

3.1.2−34

第 3.1.2.1−1 表

ＰＲＡで考慮する主な設備

機能及び系統名※

系統の説明

炉心冷却機能残留熱除去系（ＲＨＲ）（原子炉停止時冷却系）

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）はＲＨＲの機能の 1 つであり，電動駆動のポンプを手動起動
し，原子炉冷却材中の保有熱を除去して原子炉の冷却を行う。

高圧炉心スプレイ系（ＨＰＣＳ）

電動駆動のポンプを手動起動し，高圧〜低圧状態の炉心に注水する。

低圧炉心スプレイ系（ＬＰＣＳ）

電動駆動のポンプを手動起動し，低圧状態の炉心に注水する。

低圧注水系（ＬＰＣＩ）（残留熱除去系（ＲＨＲ））

電動駆動のポンプを手動起動し，低圧状態の炉心に注水する。

復水移送系（ＣＳＴ）

電動駆動のポンプを手動起動し，低圧状態の炉心に注水する。

安全機能のサポート機能
残留熱除去系海水系（ＲＨＲＳ）
直接海水を供給することで，各々の補機を冷却す
非常用ディーゼル発電機海水系
る。
（ＤＧＳＷ）
ＲＨＲＳ：ＬＰＣＳ，ＲＨＲ
高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電
ＤＧＳＷ：ＤＧ−２Ｃ／２Ｄ
機海水系
ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ：ＨＰＣＳ，ＨＰＣＳ−ＤＧ（ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ）※

非常用ディーゼル発電機（ＤＧ）

外部電源の喪失を受けて自動起動し，非常用機器に給電する。

直流電源（ＤＣ）

ＤＧの起動等に用いる。

外部電源が喪失した場合の復旧及び故障した機器の復旧は考慮していない

3.1.2−35

第 3.1.2.1−2 表

系統設備概要系統設備概要
電動ポンプ台数：3 台，熱交換器基数：2 台

残留熱除去系（ＲＨＲ）

・ 原子炉停止時冷却系 ：2 系統
・ 低圧注水系（ＬＰＣＩ） ：3 系統
ポンプ容量：約 1,690m３／h／台

高圧炉心スプレイ系（ＨＰＣＳ）
低圧炉心スプレイ系（ＬＰＣＳ）
復水移送系（ＣＳＴ）
残留熱除去系海水系（ＲＨＲＳ）

電動ポンプ台数：1 台
ポンプ容量：約 1,440t／h
電動ポンプ台数：1 台
ポンプ容量：約 1,440t／h
電動ポンプ台数：2 台
ポンプ容量：約 143m３／h／台
電動ポンプ台数：4 台
ポンプ容量：約 886m３／h／台
非常用ディーゼル発電機用電動ポンプ台数：2 台

非常用ディーゼル発電機海水系（ＤＧＳＷ）

ポンプ容量：約 273m３／h／台
ＨＰＣＳディーゼル発電機用電動ポンプ台数：1 台
ポンプ容量：約 233m３／h
非常用ディーゼル発電機台数：2 台

非常用ディーゼル発電機（ＤＧ）

定格容量：約 6,500KVA／台ＨＰＣＳディーゼル発電機台数：1 台
定格容量：約 3,500KVA
所内蓄電池組数：2 組

直流電源（ＤＣ）

容量：A−約 3,500Ah，B−約 2,500Ah
ＨＰＣＳ系用蓄電池組数：1 組
容量：約 900Ah

3.1.2−36

第 3.1.2.1−3 表
施設定期検査第 18 回

第 19 回

第 20 回

第 21 回

3.1.2−37

第 22 回

第 23 回

第 24 回

東海第二発電所の施設定期検査の実績概要

解列日〜併列日 施設定期検査日数
H13.3.26〜
H13.7.23
H14.9.16〜
H14.12.9
H16.2.1〜
H16.4.26
H17.4.23〜
H17.9.30
H18.11.18〜
H.19.2.12
H20.3.18〜
H20.7.9
H21.9.7〜
H22.3.31

燃料取出方法備考（大規模な工事やトラブル等）

119

全燃料取出

85

部分燃料取出86

全燃料取出

・ルースパーツ（ＨＰＣＳデフレクタ）探査

161

全燃料取出

・原子炉再循環流量制御弁取替

87

全燃料取出

・炉内点検（ジェットポンプ流量計測管点検）

114

全燃料取出

206

全燃料取出

本評価において選定した施設定期検査工程

・中性子計測ハウジング取替

・ＲＰＶバウンダリ弁点検（ＲＰＶ水抜き）・ＥＣＣＳストレーナ改造
・再循環系ポンプ分解点検

第 3.1.2.2−1 表

既往の停止時ＰＲＡにおける起因事象との比較
Grand Gulf

（NUREG/CR-6143※１）

JNES※２

本評価

3.1.2−38

ＲＨＲ喪失（フロントライン系）

○

○

○

ＲＨＲＳ喪失（サポート系）○○○

外部電源喪失○○○配管破断ＬＯＣＡ○○−ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ

−

−

○

ＲＨＲ運転中のＬＯＣＡ

○

○

−

ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ

○

○

○

ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡ

−

−

○

ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ

−

−

○

※1

NUREG／CR-6143，「 Evaluation of Potential Severe Accidents During Low Power and Shutdown
Operations at Grand Gulf, Unit 1」1994,※2

ＰＳＡ評価手法の標準化に係る整備＝停止時内的事象レベル１ＰＳＡ／地震ＰＳＡ＝別冊 1，平成 23 年
1月

独立行政法人 原子力安全基盤機構

第 3.1.2.2−2 表

停止時ＰＲＡの評価対象とする起因事象

起因事象
残留熱除去

ＲＨＲ喪失

系の故障

内容
ＲＨＲの弁やポンプの故障により運転中のＲ
ＨＲが機能喪失する事象

ＲＨＲＳ喪失ＲＨＲＳの弁やポンプの故障により運転中のＲＨＲＳが機能喪失する事象

外部電源喪失外部電源が喪失する事象

原子炉冷却

ＣＵＷブロー時の原子炉水位の下降調整操作において，人的過誤

材の流出

ＬＯＣＡ

により原子炉冷却材が系統外に流出する事象

ＲＨＲ切替時のＲＨＲの系統切替え操作において，人的過誤に

ＬＯＣＡ

より原子炉冷却材が系統外に流出する事象

ＣＲＤ点検時のＣＲＤ点検作業時の人的過誤により原子炉冷ＬＯＣＡ

却材が系統外に流出する事象
なお，ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡは流出規模に応じ，大規模流出と小規模流出に分類している

ＬＰＲＭ点検時のＬＰＲＭ点検作業時の人的過誤により原子炉

ＬＯＣＡ

冷却材が系統外に流出する事象

3.1.2−39

第 3.1.2.2−3 表
起因事象

起因事象発生頻度一覧

発生頻度

評価方法

崩壊熱除去機能喪失

・国内ＢＷＲプラント実績データ

ＲＨＲ喪失

5.6E-05（／日）

ＲＨＲＳ喪失7.1E-06（／日）（平成 21 年 3 月末時点）

・ＲＨＲＳ喪失は発生実績がないため 0.5 回の発生を仮定
・ＰＯＳごとの起因事象発生頻度は 1 日当たりの発生頻度にＰＯ
Ｓ日数を乗じて算出
・国内ＢＷＲ実績データ（平成 21 年 3 月末時点）

外部電源喪失・ＰＯＳごとの起因事象発生頻度は 1 日当たりの発生頻度にＰＯ
外部電源喪失3.1.2−40

2.6E-05（／日）

2.3E-04（／回）

Ｓ日数を乗じて算出

原子炉冷却材の流出
ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ

・人間信頼性解析により算出
ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ

9.7E-05（／回）

ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡ

1.1E-06（／本）

ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ

5.4E-07（／本）・ＰＯＳごとの起因事象発生頻度は 1 回（本）当たりの発生頻度にＰＯＳの期間中の操作回数（点検本数）を乗じて算出

第 3.1.2.2−4 表

ＰＯＳ別の起因事象発生頻度

Ｓ

Ａ

Ｂ1

Ｂ2

Ｂ3

Ｂ4

Ｂ5

Ｂ6

Ｃ1

Ｃ2

Ｄ

1 日間

2 日間

5 日間

3 日間

14 日間

8 日間

12 日間

13 日間

8 日間

9 日間

7 日間

ＲＨＲ喪失

5.6E-05

1.1E-04

2.8E-04

1.7E-04

7.9E-04

4.5E-04

6.8E-04

7.3E-04

4.5E-04

5.1E-04

4.0E-04

ＲＨＲＳ喪失7.1E-06

1.4E-05

3.5E-05

2.1E-05

9.9E-05

5.6E-05

8.5E-05

9.2E-05

5.6E-05

6.4E-05

4.9E-05

外部電源喪失2.6E-05

5.2E-05

1.3E-04

7.7E-05

3.6E-04

2.1E-04

3.1E-04

3.3E-04

2.1E-04

2.3E-04

1.8E-04―――

2.3E-04――

2.3E-04――

2.3E-04

2.3E-04

―

―

―

―

―

―

―

―

9.7E-05―

9.7E-05

―

―

―

―

―

―

―

―

―

―

―

―

―

―

―

―

―

―

―

―

ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ

3.1.2−41

ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ
ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡ
ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ

2.9E-05（27 本）
5.4E-07（1 本）

第3.1.2.2−5表
項目中央値①運転員の弁
開操作忘れ②管理者の開操作チェック失敗

1.0E-03
1.5E-01

ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡの発生頻度
平均値
ＥＦ
備考
3.0

NUREG/CR-1278
Table20-7(1)-5.0

NUREG/CR-1278
Table20-22(1)低従属を考慮

2.3E-044.9-① 運転員の弁開操作忘れ
手順書（10 項以下）中の 1 項目を省いてしまう人的過誤確率② 管理者の開操作チェック失敗
手順書を用いて行う慣例的な点検（作業）の作業ミスを発見し損なう
人的過誤確率を用い，これに低従属を考慮し評価
第3.1.2.2−6表 ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡの発生頻度
項目
中央値
平均値
ＥＦ
備考
①運転員の弁
閉操作忘れ②管理者の閉操作チェック失敗

1.0E-04
9.8E-02

30.0

NUREG/CR-1278 を基に工学的判断により設定-

5.0

NUREG/CR-1278
Table20-22(3)低従属を考慮

9.7E-0533.9-①運転員の弁閉操作忘れ
高度な管理下で実施される作業として，NUREG/CR-1278 を基に工学的判断により設定②管理者の閉操作チェック失敗
日常的なものではなく特に要求された点検（作業）の作業ミスを発見し損なう人的過誤確率を用い，これに低従属を考慮し評価

3.1.2−42

第 3.1.2.3−1 表 各起因事象及び各プラント状態における成功基準
ＰＯＳ
Ｓ

Ａ

Ｂ１

Ｂ２

Ｂ３

Ｂ４

Ｂ５

Ｂ６

Ｃ１

Ｃ２

Ｄ

ＲＨＲ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＣＳＴ−Ａ

ＣＳＴ−Ａ

ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ａ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ａ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＣＳＴ−Ａ

ＣＳＴ−Ａ

ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ａ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ａ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＨＰＣＳ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ
ＲＨＲ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ
ＲＨＲ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ
ＲＨＲ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ａ
ＲＨＲ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ａ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ａ
ＲＨＲ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ａ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ａ
ＬＰＣＩ−Ａ
ＣＳＴ−Ａ

ＬＰＣＩ−Ｂ

ＬＰＣＩ−Ｂ
ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ａ
ＲＨＲ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ａ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ａ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ａ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ａ
ＲＨＲ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ａ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ａ
ＲＨＲ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ａ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ｂ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

起因事象

ＲＨＲ喪失

ＲＨＲＳ
喪失

3.1.2−43

外部電源喪失

ＬＰＣＩ−Ｂ
ＣＳＴ−Ａ
ＲＨＲ
切替時の
ＬＯＣＡ

ＣＵＷ
ブロー時の
ＬＯＣＡ
ＣＲＤ
ＬＰＣＩ−Ｂ
点検時の
ＣＳＴ−Ａ※ＬＯＣＡ
ＬＰＲＭ
ＬＰＣＩ−Ｂ
点検時の
ＣＳＴ−Ａ
ＬＯＣＡ
※ ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡのうち，大規模流出時はＣＳＴに期待できない

ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ａ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ａ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ａ
ＲＨＲ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ａ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ａ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ａ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ第 3.1.2.3−2 表

ＲＨＲＳ（Ａ系，Ｂ系）の成功基準

機器名

ＲＨＲＳの成功基準

ＲＨＲＳ ポンプ

1／2

ＲＨＲＳ 熱交換器

1／1

第 3.1.2.3−3 表

空調機の成功基準

系統名

空調機の成功基準

ＨＰＣＳ

2／2

ＬＰＣＳ

1／1

ＲＨＲ−Ａ

1／1

ＲＨＲ−Ｂ

1／1

ＲＨＲ−Ｃ

1／1

ＤＧ−２Ｃ

2／2

ＤＧ−２Ｄ

2／2

ＨＰＣＳ−ＤＧ

2／2

3.1.2−44

第 3.1.2.3−4 表

各ＰＯＳにおける余裕時間（除熱機能及び注水機能）
ＰＯＳ別の

余裕時間

代表時間

（h）

Ｓ

6 時間後

3.9

Ａ

1 日後

5.7

Ｂ1

3 日後

53.8

Ｂ2

8 日後

90.9

ＲＨＲ喪失

Ｂ3

11 日後

107.6

ＲＨＲＳ喪失

Ｂ4

25 日後

155.2

外部電源喪失

Ｂ5

33 日後

174.5

Ｂ6

45 日後

199.7

Ｃ1

58 日後

35.8

Ｃ2

66 日後

38.3

Ｄ

75 日後

40.8

起因事象

ＰＯＳ

3.1.2−45

第 3.1.2.5−1 表

フロントライン系とサポート系の依存性
フロントライン系（従属故障の可能性のある系統）
RHR

交流電源

直流電源

HPCS

LPCS

A

B

区分Ⅰ

◎

◎

−

区分Ⅱ

−

◎

区分Ⅲ

−

区分Ⅰ

LPCI

CST

（

B

C

A

B

◎

◎

−

−

◎

−

−

−

−

◎

◎

−

◎

−

◎

−

−

−

−

−

−

◎

◎

−

◎

◎

−

−

−

−

区分Ⅱ

◎

◎

−

−

−

◎

◎

−

−

区分Ⅲ

−

−

◎

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

◎

◎

−

−

−

−

−

◎

−

−

−

◎

◎

−

−

−

−

◎

−

−

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

−

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

−

−

−

LPCI-A（RHR-A）ポンプ室

◎

−

−

−

◎

−

−

−

−

LPCI-B（RHR-B）ポンプ室

−

◎

−

−

−

◎

−

−

−

LPCI-Cポンプ室

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

DG-2C室

−

−

−

−

−

−

−

−

−

DG-2D室

−

−

−

−

−

−

−

−

−

HPCS-DG室

−

−

−

−

−

−

−

−

−

RHRS-A
故
非常用補機
サ障
RHRS-B
冷却系
ポ系
統
HPCS-DGSW
ト・
HPCSポンプ室
系機
器
LPCSポンプ室ー

3.1.2−46

A

）

空調機

◎ 系統の機能維持に必須であり，故障により系統の機能喪失となる

第 3.1.2.5−2 表

サポート系同士の依存性
従属故障の可能性のある系統

残留熱除去系
海水系

非常用ディーゼル
発電機

非常用交流電源

RHRS

DG
区分Ⅰ

A
非常用
補機冷却系

非常用
交流電源

交流電源
関連設備

3.1.2−47

故
障
系
統
・
機
器

直流電源

RHRS-A

非常用ディーゼル
発電機海水系

区分Ⅱ

−

DGSW

区分Ⅲ

B

空調機

直流電源

2C

2D

HPCS

A

B

HPCS

区分Ⅰ

区分Ⅱ

区分Ⅲ

LPCI-A LPCI-B
LPCI-C
HPCS
LPCS(RHR-A) (RHR-B)
ポンプ室
ポンプ室 ポンプ室
ポンプ室 ポンプ室

DG-2C
室

DG-2D
室

HPCS-DG
室

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

◎

◎

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

◎

◎

−

−

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

△

−

−

−

◎

◎

−

−

◎

−

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

△

−

−

−

−

◎

◎

−

◎

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

△

◎

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

RHRS-B

−

区分Ⅰ

◎

−

区分Ⅱ

−

◎

−

区分Ⅲ

−

−

−

−

DG-2C

○

−

○

−

−

DG-2D

−

○

−

○

−

−

HPCS-DG

−

−

−

−

○

−

−

DGSW-A

−

−

−

−

−

◎

−

−

DGSW-B

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

HPCS-DGSW

−

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

区分Ⅰ

◎

−

−

−

−

◎

−

−

−

−

−

区分Ⅱ

−

◎

−

−

−

−

◎

−

−

−

−

−

区分Ⅲ

−

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

−

−

−

HPCSポンプ室

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

LPCSポンプ室

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

LPCI-A（RHR-A）ポンプ室

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

LPCI-B（RHR-B）ポンプ室

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

LPCI-Cポンプ室

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

DG-2C室

−

−

−

−

−

◎

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

DG-2D室

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

HPCS-DG室

−

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

空調機

◎： 系統の機能に必須であり，故障により系統の機能喪失となる。

◎○△

系統の機能維持に必須であり，故障により系統の機能喪失となる起因事象により必須になるケースがあり，事象によっては系統機能喪失となる故障により，冗長系のある機器等が一部不動作となるため，系統のモデルで考慮する−−

第 3.1.2.5−3 表

代表的なフォールトツリーの評価結果
非信頼度［平均］（／ｄ）

系統
残留熱除去系の故障
原子炉冷却材の流出

3.1.2−48※

外部電源喪失ＨＰＣＳ

6.8E-03

1.2E-02

ＬＰＣＳ

3.6E-03

3.6E-03

ＬＰＣＩ−Ａ

3.7E-03

3.8E-03

ＬＰＣＩ−Ｂ

3.7E-03

3.8E-03

ＬＰＣＩ−Ｃ

3.7E-03

3.7E-03

ＣＳＴ−Ａ

2.5E-03

2.4E-03

ＣＳＴ−Ｂ

2.5E-03

2.5E-03

ＲＨＲ−Ａ

8.7E-03※

1.1E-02

ＲＨＲ−Ｂ

8.9E-03※

1.1E-02

起因事象「原子炉冷却材の流出」では期待しない

第 3.1.2.5−4(a)表 ＨＰＣＳフォールトツリーの主要なミニマルカットセット
順位

主要なミニマルカットセット

割合（％）

1

ＨＰＣＳ原子炉水位制御操作失敗

36.6

2

ＨＰＣＳインジェクション弁手動操作失敗

16.1

2

ＨＰＣＳポンプ手動操作失敗

16.1

4

ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ海水ストレーナ閉塞

1.9

5

ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷポンプ起動失敗

1.5

6

ＨＰＣＳポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 1 開け忘れ

1.2

6

ＨＰＣＳポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 2 開け忘れ

1.2

6

ＨＰＣＳポンプ軸受シールクーラ海水出口弁開け忘れ

1.2

6

ＨＰＣＳポンプ室空調１冷却器入口弁開け忘れ

1.2

6

ＨＰＣＳポンプ室空調１冷却器出口弁開け忘れ

1.2

6

ＨＰＣＳポンプ室空調 2 冷却器入口弁開け忘れ

1.2

6

ＨＰＣＳポンプ室空調 2 冷却器出口弁開け忘れ

1.2

6

ＨＰＣＳポンプ／ポンプ室空調冷却器元弁開け忘れ

1.2

6

ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷポンプ出口弁開け忘れ

1.2

6

ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ放出ライン隔離弁開け忘れ

1.2

6

ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ放出ライン排水弁（放水口Ｂ）開け忘れ

1.2

6

ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ放出ライン排水弁（放水口Ｃ）開け忘れ

1.2

6

ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷエンジンエアクーラ入口弁 1 開け忘れ

1.2

6

ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷエンジンエアクーラ入口弁 2 開け忘れ

1.2

6

ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ系統出口隔離弁開け忘れ

1.2

3.1.2−49

第 3.1.2.5−4(b)表 ＬＰＣＳフォールトツリーの主要なミニマルカットセット
順位

主要なミニマルカットセット

割合（％）

1

ＬＰＣＳポンプ手動操作失敗

30.6

1

ＬＰＣＳインジェクション弁手動操作失敗

30.6

3

ＲＨＲＳ−Ａ海水ストレーナ閉塞

3.6

4ＬＰＣＳポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 1 開け忘れ

2.3

4

ＬＰＣＳポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 2 開け忘れ

2.3

4

ＬＰＣＳポンプ軸受シールクーラ海水出口弁開け忘れ

2.3

4

ＲＨＲＳ−Ａ熱交換器入口弁開け忘れ

2.3

4

ＲＨＲＳ−Ａ熱交換器出口弁開け忘れ

2.3

4

ＲＨＲＳ−Ａ放出ライン隔離弁開け忘れ

2.3

4

ＲＨＲＳ−Ａ放出ライン排水弁(放水口Ｂ)開け忘れ

2.3

4

ＬＰＣＳポンプ室空調冷却器入口弁開け忘れ

2.3

4

ＬＰＣＳポンプ室空調冷却器出口弁開け忘れ

2.3

13

ＬＰＣＳポンプ起動失敗

1.3

13

ＬＰＣＳポンプ室空調ファン起動失敗

1.3

15

ＬＰＣＳインジェクション弁閉塞

1.2

16

ＬＰＣＳ保修用隔離弁閉塞

1.0

17

ＲＨＲＳ−Ａ流量制御弁開失敗

0.8

17

ＲＨＲＳ−Ａ流量制御弁閉塞

0.8

19

ＬＰＣＳポンプ運転継続失敗

0.7

20

ＬＰＣＳポンプ室空調冷却器閉塞

0.7

3.1.2−50

第 3.1.2.5−4(c)表 ＬＰＣＩ−Ａフォールトツリーの主要なミニマルカットセット
順位

主要なミニマルカットセット

割合（％）

1

ＲＨＲ−Ａポンプ手動操作失敗

29.7

1

ＬＰＣＩ−Ａインジェクション弁手動操作失敗

29.7

3

ＲＨＲＳ−Ａ海水ストレーナ閉塞

3.5

4

ＲＨＲＳ−Ａ熱交換器入口弁開け忘れ

2.2

4

ＲＨＲＳ−Ａ熱交換器出口弁開け忘れ

2.2

4

ＲＨＲＳ−Ａ放出ライン隔離弁開け忘れ

2.2

4

ＲＨＲＳ−Ａ放出ライン排水弁(放水口Ｂ)開け忘れ

2.2

4

ＲＨＲ−Ａポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 1 開け忘れ

2.2

4

ＲＨＲ−Ａポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 2 開け忘れ

2.2

4

ＲＨＲ−Ａポンプ軸受シールクーラ海水出口弁開け忘れ

2.2

4

ＲＨＲ−Ａポンプ出口手動弁開け忘れ

2.2

4

ＲＨＲ−Ａポンプ室空調冷却器入口弁開け忘れ

2.2

4

ＲＨＲ−Ａポンプ室空調冷却器出口弁開け忘れ

2.2

14

ＲＨＲ−Ａポンプ起動失敗

1.3

14

ＲＨＲ−Ａポンプ室空調ファン起動失敗

1.3

16

ＲＨＲ−Ａインジェクション弁閉塞

1.1

17

ＲＨＲ−Ａインジェクションライン手動弁閉塞

1.0

18

ＲＨＲＳ−Ａ流量制御弁開失敗

0.8

18

ＲＨＲＳ−Ａ流量制御弁閉塞

0.8

20

ＲＨＲ−Ａポンプ運転継続失敗

0.7

3.1.2−51

第 3.1.2.5−4(d)表 ＬＰＣＩ−Ｂフォールトツリーの主要なミニマルカットセット
順位

主要なミニマルカットセット

割合（％）

1

ＲＨＲ−Ｂポンプ手動操作失敗

29.7

1

ＬＰＣＩ−Ｂインジェクション弁手動操作失敗

29.7

3

ＲＨＲＳ−Ｂ海水ストレーナ閉塞

3.5

4

ＲＨＲＳ−Ｂ熱交換器入口弁開け忘れ

2.2

4

ＲＨＲＳ−Ｂ熱交換器出口弁開け忘れ

2.2

4

ＲＨＲＳ−Ｂ放出ライン隔離弁開け忘れ

2.2

4

ＲＨＲＳ−Ｂ放出ライン排水弁（放水口Ｂ）開け忘れ

2.2

4

ＲＨＲ−Ｂポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 1 開け忘れ

2.2

4

ＲＨＲ−Ｂポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 2 開け忘れ

2.2

4

ＲＨＲ−Ｂポンプ軸受シールクーラ海水出口弁開け忘れ

2.2

4

ＲＨＲ−Ｂポンプ出口手動弁開け忘れ

2.2

4

ＲＨＲ−Ｂポンプ室空調冷却器入口弁開け忘れ

2.2

4

ＲＨＲ−Ｂポンプ室空調冷却器出口弁開け忘れ

2.2

14

ＲＨＲ−Ｂポンプ起動失敗

1.3

14

ＲＨＲ−Ｂポンプ室空調ファン起動失敗

1.3

16

ＲＨＲ−Ｂインジェクション弁閉塞

1.1

17

ＲＨＲ−Ｂインジェクションライン手動弁閉塞

1.0

18

ＲＨＲＳ−Ｂ流量制御弁開失敗

0.8

18

ＲＨＲＳ−Ｂ流量制御弁閉塞

0.8

20

ＲＨＲ−Ｂポンプ運転継続失敗

0.7

3.1.2−52

第 3.1.2.5−4(e)表 ＬＰＣＩ−Ｃフォールトツリーの主要なミニマルカットセット
順位

主要なミニマルカットセット

割合（％）

1

ＲＨＲ−Ｃポンプ手動操作失敗

29.7

1

ＬＰＣＩ−Ｃインジェクション弁手動操作失敗

29.7

3

ＲＨＲＳ−Ｂ海水ストレーナ閉塞

3.5

4

ＲＨＲＳ−Ｂ熱交換器入口弁開け忘れ

2.2

4

ＲＨＲＳ−Ｂ熱交換器出口弁開け忘れ

2.2

4

ＲＨＲＳ−Ｂ放出ライン隔離弁開け忘れ

2.2

4

ＲＨＲＳ−Ｂ放出ライン排水弁（放水口Ｂ）開け忘れ

2.2

4

ＲＨＲ−Ｃポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 1 開け忘れ

2.2

4

ＲＨＲ−Ｃポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 2 開け忘れ

2.2

4

ＲＨＲ−Ｃポンプ軸受シールクーラ海水出口弁開け忘れ

2.2

4

ＲＨＲ−Ｃポンプ出口手動弁開け忘れ

2.2

4

ＲＨＲ−Ｃポンプ室空調冷却器入口弁開け忘れ

2.2

4

ＲＨＲ−Ｃポンプ室空調冷却器出口開け忘れ

2.2

14

ＲＨＲ−Ｃポンプ起動失敗

1.3

14

ＲＨＲ−Ｃポンプ室空調ファン起動失敗

1.3

16

ＲＨＲ−Ｃインジェクション弁閉塞

1.1

17

ＲＨＲ−Ｃインジェクションライン手動弁閉塞

1.0

18

ＲＨＲＳ−Ｂ流量制御弁開失敗

0.8

18

ＲＨＲＳ−Ｂ流量制御弁閉塞

0.8

20

ＲＨＲ−Ｃポンプ運転継続失敗

0.7

3.1.2−53

第 3.1.2.5−4(f)表 ＣＳＴ−Ａフォールトツリーの主要なミニマルカットセット
順位

主要なミニマルカットセット

割合（％）

1

ＣＳＴ−Ａポンプ手動操作失敗

43.3

2

復水貯蔵タンクＡ真空逃がし弁作動失敗

14.8

2

復水貯蔵タンクＢ真空逃がし弁作動失敗

14.8

4

ＣＳＴ−Ａポンプ起動失敗

14.7

6

ＣＳＴ−Ａポンプ入口弁開け忘れ

3.3

6

ＣＳＴ−Ａポンプ出口弁開け忘れ

3.3

7

ＣＳＴ−Ａポンプ制御部故障

2.7

8

ＣＳＴ−Ａポンプ運転継続失敗

1.0

第 3.1.2.5−4(g)表 ＣＳＴ−Ｂフォールトツリーの主要なミニマルカットセット
順位

主要なミニマルカットセット

割合（％）

1

ＣＳＴ−Ｂポンプ手動操作失敗

43.3

2

復水貯蔵タンクＡ真空逃がし弁作動失敗

14.8

2

復水貯蔵タンクＢ真空逃がし弁作動失敗

14.8

4

ＣＳＴ−Ｂポンプ起動失敗

14.7

6

ＣＳＴ−Ｂポンプ入口弁開け忘れ

3.3

6

ＣＳＴ−Ｂポンプ出口弁開け忘れ

3.3

7

ＣＳＴ−Ｂポンプ制御部故障

2.78

ＣＳＴ−Ｂポンプ運転継続失敗

1.0

3.1.2−54

第 3.1.2.5−4(h)表 ＲＨＲ−Ａフォールトツリーの主要なミニマルカットセット
順位1

主要なミニマルカットセット

割合（％）

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）Ａライン調整弁手動操作失

12.6

敗

1

ＲＨＲ−Ａミニフローライン電動弁手動操作失敗

12.6

1

ＲＨＲ−Ａポンプ入口弁（原子炉停止時冷却系）手動操作失敗

12.6

ＲＨＲ−Ａポンプ入口弁（サプレッション・プール）手動操作失

12.6

1

敗

1

ＲＨＲ−Ａポンプ手動操作失敗

12.6

6

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）Ａライン調整弁開失敗

2.46

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）Ａライン調整弁制御部故障

2.4

6

ＲＨＲ−Ａポンプ入口弁（原子炉停止時冷却系）開失敗

2.4

6

ＲＨＲ−Ａポンプ入口弁（原子炉停止時冷却系）制御部故障

2.4

10

内側隔離弁（原子炉停止時冷却系）隔離誤信号

2.1

10

外側隔離弁（原子炉停止時冷却系）隔離誤信号

2.1

12

ＲＨＲＳ−Ａ海水ストレーナ閉塞

1.5

13

ＲＨＲＳ−Ａ熱交換器入口弁開け忘れ

1.0

13

ＲＨＲＳ−Ａ熱交換器出口弁開け忘れ

1.0

13

ＲＨＲＳ−Ａ放出ライン隔離弁開け忘れ

1.0

13

ＲＨＲＳ−Ａ放出ライン排水弁（放水口Ｂ）開け忘れ

1.0

13

ＲＨＲ−Ａポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 1 開け忘れ

1.0

13

ＲＨＲ−Ａポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 2 開け忘れ

1.0

13

ＲＨＲ−Ａポンプ軸受シールクーラ海水出口弁開け忘れ

1.0

13

ＲＨＲ−Ａポンプ出口手動弁開け忘れ

1.0

13

ＲＨＲ−Ａポンプ室空調冷却器入口弁開け忘れ

1.0

13

ＲＨＲ−Ａポンプ室空調冷却器出口弁開け忘れ

1.0

3.1.2−55

第 3.1.2.5−4(i)表 ＲＨＲ−Ｂフォールトツリーの主要なミニマルカットセット
順位

主要なミニマルカットセット

割合（％）

1

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）Ｂライン調整弁手動操作失敗

12.6

1

ＲＨＲ-Ｂミニフローライン電動弁手動操作失敗

12.6

1

ＲＨＲ−Ｂポンプ入口弁（原子炉停止時冷却系）手動操作失敗

12.6

1

ＲＨＲ−Ｂポンプ入口弁（サプレッション・プール）手動操作失敗

12.6

1

ＲＨＲ−Ｂポンプ手動操作失敗

12.6

6

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）Ｂライン調整弁開失敗

2.46

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）Ｂライン調整弁制御部故障

2.4

6

ＲＨＲ−Ｂポンプ入口弁（原子炉停止時冷却系）開失敗

2.4

6

ＲＨＲ−Ｂポンプ入口弁（原子炉停止時冷却系）制御部故障

2.4

10

内側隔離弁（原子炉停止時冷却系）隔離誤信号

2.1

10

外側隔離弁（原子炉停止時冷却系）隔離誤信号

2.1

12

ＲＨＲＳ−Ｂ海水ストレーナ閉塞

1.5

13

ＲＨＲＳ−Ｂ熱交換器入口弁開け忘れ

1.0

13

ＲＨＲＳ−Ｂ熱交換器出口弁開け忘れ

1.0

13

ＲＨＲＳ−Ｂ放出ライン隔離弁開け忘れ

1.0

13

ＲＨＲＳ−Ｂ放出ライン排水弁（放水口Ｂ）開け忘れ

1.0

13

ＲＨＲ−Ｂポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 1 開け忘れ

1.0

13

ＲＨＲ−Ｂポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 2 開け忘れ

1.0

13

ＲＨＲ−Ｂポンプ軸受シールクーラ海水出口弁開け忘れ

1.0

13

ＲＨＲ−Ｂポンプ出口手動弁開け忘れ

1.0

13

ＲＨＲ−Ｂポンプ室空調冷却器入口弁開け忘れ

1.0

13

ＲＨＲ−Ｂポンプ室空調冷却器出口弁開け忘れ

1.0

3.1.2−56

第 3.1.2.6−1 表

同一システム内で共通要因故障を考慮した機器及び故障モード

系統

機器タイプ

起動失敗

ポンプ

ＲＨＲＳ
ＤＧ室空調

第 3.1.2.6−2 表

故障モード
運転継続失敗

逆止弁

開失敗

ダンパ

開失敗

システム間で共通要因故障を考慮した機器及び故障モード

系統
ＥＣＣＳ起動信号（手動起動に必要な信号）

検出器

作動失敗

トリップユニット

作動失敗

ポンプ
ＣＳＴ−Ａ／Ｂ
弁（手動弁は除く）
ポンプ
ＬＰＣＩ−Ａ／Ｂ／Ｃ（ＲＨＲ−Ａ／Ｂ）

ファン
弁（手動弁は除く）
ポンプ

ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ

開失敗
起動失敗
運転継続失敗起動失敗
運転継続失敗開失敗
閉失敗
起動失敗
運転継続失敗ストレーナ

閉塞（内部破損含む）

交流電源（区分Ⅰ，Ⅱ）

直流電源（区分Ⅰ，Ⅱ）

運転継続失敗開失敗

ポンプ

ＤＧＳＷ−Ａ／Ｂ

起動失敗

弁（手動弁は除く）

非常用ディーゼル発電機（ＤＧ−２Ｃ／２Ｄ）

故障モード

機器タイプ

ファン

起動失敗
運転継続失敗起動失敗
運転継続失敗起動失敗
運転継続失敗弁（手動弁は除く）

開失敗

ストレーナ

閉塞（内部破損含む）

ポンプ

起動失敗
運転継続失敗ストレーナ

閉塞（内部破損含む）

蓄電池

給電失敗

3.1.2−57

第 3.1.2.6−3 表

共通要因故障パラメータの一覧

βファクタ※１

γファクタ※２

ポンプ，ファン

0.039

0.520

ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−１２０５ Ｒｅｖ.１

弁，ダンパ

0.130

0.565

ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−１３６３ Ｒｅｖ.１

ＤＧ

0.021

−

ＮＵＲＥＧ−１１５０

検出器，トリップユニット

0.082

−

ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−２７７１

蓄電池

0.008

−

ＮＵＲＥＧ−０６６６

ストレーナ

0.133

−

ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−５４９７

機器タイプ

備考

3.1.2−58※1 多重故障（2 重以上）が発生する確率※2 多重故障が発生した場合，それが 3 重以上の故障である条件付確率
ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−４５５０に基づきγファクタを算出

第 3.1.2.7−1 表

人的過誤の評価結果
過誤確率
(平均値)
[／ｄ]

エラー
ファクタ

弁の開け忘れ・閉め忘れ

8.3E-05

4.8

ＤＧ試験時ガバナ操作後の復旧失敗

3.9E-036.8

手動操作失敗1.1E-03

3.5

水源切替操作失敗（ＣＳＴ→サプレッション・チェンバ）2.5E-036.5

原子炉水位制御操作失敗

2.5E-03

6.5

ＤＧ燃料油補給操作失敗

1.1E-0435.6

運転員の認知失敗（ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ）

1.8E-0742.7

運転員の認知失敗（ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ）

3.0E-07

122.7

隔離失敗
（ＣＲＤ，ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ）

5.3E-02

10.0

隔離失敗（ＲＨＲ切替，ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ）

5.3E-04

10.0

人的過誤
起因事象
発生前

起因事象
発生後

3.1.2−59

第 3.1.2.8−1 表
ＰＯＳ
日数

Ｓ

Ａ

Ｂ1

Ｂ2

起因事象別・ＰＯＳ別炉心損傷頻度内訳表
Ｂ3

Ｂ4

Ｂ5

Ｂ6

Ｃ1

Ｃ2

Ｄ

合計
(／施設定期検査)

寄与割合
（％）

1.1E-06

22.6

9.9E-0720.0

1.2E-07

2.5

3.8E-06

77.4

1 日間

2 日間

5 日間

3 日間

14 日間

8 日間

12 日間

13 日間

8 日間

9 日間

7 日間

5.7E-14

3.1E-13

2.5E-07

1.6E-07

7.1E-07

2.5E-12

6.4E-10

7.4E-13

4.5E-13

4.2E-124.0E-13(5.7E-14)(1.5E-13)(5.0E-08)(5.3E-08)(5.1E-08)(3.1E-13)(5.4E-11)(5.7E-14)(5.6E-14)(4.7E-13)(5.8E-14)

2.1E-14

4.7E-14

2.2E-07

1.4E-07

6.3E-07

2.2E-12

1.5E-11

2.8E-13

1.7E-13

2.2E-12

1.5E-13(2.1E-14)(2.3E-14)(4.5E-08)(4.7E-08)(4.5E-08)(2.8E-13)(1.3E-12)(2.2E-14)(2.2E-14)(2.5E-13)(2.2E-14)

3.5E-14

2.6E-13

2.8E-08

1.7E-08

7.9E-08

2.8E-13

6.3E-10

4.6E-13

2.8E-132.0E-12

2.5E-13(3.5E-14)(1.3E-13)(5.6E-09)(5.8E-09)(5.6E-09)(3.5E-14)(5.2E-11)(3.5E-14)(3.5E-14)(2.2E-13)(3.6E-14)

3.7E-10

7.3E-108.0E-07

7.8E-07

2.2E-06

3.0E-09

4.4E-09

4.7E-09

3.0E-09

3.8E-08

2.5E-09(3.7E-10)(3.7E-10)(1.6E-07)(2.6E-07)(1.6E-07)(3.7E-10)(3.7E-10)(3.6E-10)(3.7E-10)(4.2E-09)(3.6E-10)

原子炉冷却材の流出−−−

4.6E-11−−

7.3E-17−

2.9E-11

4.1E-11

7.1E-11

1.9E-10

＜0.1

ＲＨＲ切替

−

−

−

4.2E-13−−

7.3E-17−−

4.1E-11

4.1E-11

8.3E-11＜0.1

ＣＵＷブロー

−

−

−

−

−

−

−

−

2.9E-11−

2.9E-11

5.8E-11

＜0.1

ＣＲＤ点検

−

−

−

4.5E-11

−

−

−

−

−

−

−

4.5E-11＜0.1

ＬＰＲＭ点検−−−9.8E-14

−

−

−

−

−

−

−

9.8E-14＜0.1

合計(／ＰＯＳ)

3.7E-10

7.3E-101.0E-06

9.4E-07

2.9E-06

3.0E-09

5.1E-09

4.7E-09

3.0E-09

3.8E-08

2.6E-09

5.0E-06

−

寄与割合
（％）

＜0.1

＜0.1

21.1

18.9

58.8

＜0.1

0.1

＜0.1

＜0.1

0.8

＜0.1

−

100.0

崩壊熱除去機能喪失

ＲＨＲ喪失

ＲＨＲＳ喪失外部電源喪失3.1.2−60

上段：／POS, 下段（ ）内：／日

第 3.1.2.8−2 表事故シーケンスグループ別炉心損傷頻度の内訳と寄与割合
事故シーケンス

事故シーケンスグループ

事故シーケンス

炉心損傷頻度

寄与割合

グループ別

寄与割合

（／施設定期検査）（％）

炉心損傷頻度

（％）（／施設定期検査）
残留熱除去系の故障＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

1.1E-0622.6

崩壊熱除去機能喪失
外部電源喪失＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗
外部電源喪失＋交流電源失敗＋崩壊熱除去・炉心

3.1.2−61

冷却失敗

3.1E-07

6.3

3.5E-06

71.1

全交流動力電源喪失
外部電源喪失＋直流電源失敗＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗
原子炉冷却材の流出

原子炉冷却材の流出＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

合計

1.4E-06

28.8

3.5E-06

71.1

1.3E-10＜0.1

1.9E-10＜0.1

1.9E-10＜0.1

5.0E-06−

5.0E-06−

第 3.1.2.8−3 表事故シーケンス

崩
壊
熱
除
去
機
能
喪
失

残留熱除去系の故障＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

外部電源喪失＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

全
交
流
動
力
電
源
喪
失

原
子
炉
冷
却
材
の
流
出

外部電源喪失＋交流電源失敗＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

外部電源喪失＋直流電源失敗＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

原子炉冷却材の流出＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

炉心損傷頻度
（／施設定期検査）

1.1E-06

3.1E-07

3.5E-06

1.3E-10

1.9E-10

事故シーケンスグループの分析結果
寄与割合※１（％）

主要なカットセット（上位3位）

ＰＯＳ

炉心損傷頻度（／ＰＯＳ）

寄与割合※２（％）①ＲＨＲ喪失＋復水貯蔵タンクＡ真空逃がし弁作動
失敗

Ｂ３

3.0E-07

26.6①ＲＨＲ喪失＋復水貯蔵タンクＢ真空逃がし弁作動
失敗

Ｂ３

3.0E-07

26.6③ＲＨＲ喪失＋復水貯蔵タンクＡ真空逃がし弁作動
失敗

Ｂ１

1.1E-07

9.4③ＲＨＲ喪失＋復水貯蔵タンクＢ真空逃がし弁作動
失敗

Ｂ１

1.1E-079.4①外部電源喪失＋ＲＨＲ−Ｂポンプ手動操作失敗

Ｂ２

8.4E-0827.1①外部電源喪失＋ＬＰＣＩ−Ｂ注入弁手動操作失敗

Ｂ２

8.4E-0827.1①外部電源喪失＋ＲＨＲ−Ｂポンプ入口弁（S/P側）
手動操作失敗Ｂ２

8.4E-0827.1①外部電源喪失＋ＤＧ−２Ｄ運転継続失敗

Ｂ３

8.2E-0723.3②外部電源喪失＋ＤＧ−２Ｄ起動失敗

Ｂ３

5.6E-0715.8③外部電源喪失＋ＤＧ−２Ｃ運転継続失敗

Ｂ１

3.0E-078.4①外部電源喪失＋蓄電池−Ａ／Ｂ給電失敗共通要因
故障

Ｂ３

6.0E-1144.2②外部電源喪失＋蓄電池−Ａ／Ｂ給電失敗共通要因
故障

Ｃ２

3.8E-1128.2③外部電源喪失＋蓄電池−Ａ／Ｂ給電失敗共通要因
故障

Ｂ１

2.2E-1115.9①ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ＋運転員の認知失敗

Ｃ２

4.1E-1122.2①ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ＋運転員の認知失敗

Ｄ

4.1E-1122.2③ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ＋運転員の認知失敗

Ｃ１

2.9E-11

15.6③ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ＋運転員の認知失敗

Ｄ

2.9E-11

15.6

78.2

21.8

100.0

＜0.1

100.0

※1

事故シーケンスグループに対する寄与割合

3.1.2−62※2

事故シーケンスに対する寄与割合

第 3.1.2.8−4 表

緩和設備の基事象のＦＶ重要度評価結果

順位

基事象名

ＦＶ重要度

3.1.2−63

1

ＤＧ−２Ｄ運転継続失敗

2.0E-012

ＤＧ−２Ｄ起動失敗

1.4E-013

復水貯蔵タンクＡ真空逃がし弁作動失敗

1.1E-013

復水貯蔵タンクＢ真空逃がし弁作動失敗

1.1E-015

ＤＧ−２Ｃ運転継続失敗

6.0E-026

ＤＧ−２Ｃ起動失敗

4.1E-027

ＤＧ−２Ｄ起動信号故障

1.9E-028

ＤＧ−２Ｄ受電遮断器開失敗

1.8E-02

9

ＲＨＲ−Ｂポンプ手動操作失敗

1.7E-02

9

ＲＨＲ−Ｂポンプ入口弁（サプレッション・プール）手動操作失敗

1.7E-029

ＬＰＣＩ−Ｂ注入ライン弁手動操作失敗

1.7E-02

第 3.1.2.8−5 表
順位

緩和設備の基事象のＲＡＷ評価結果
基事象名

ＲＡＷ

3.1.2−641

軽油貯蔵タンク閉塞

4.3E+021

軽油貯蔵タンク破損

4.3E+023

復水貯蔵タンクＡ真空逃がし弁作動失敗

2.8E+023

復水貯蔵タンクＢ真空逃がし弁作動失敗

2.8E+023

復水貯蔵タンクＡ破損

2.8E+023

復水貯蔵タンクＡ閉塞

2.8E+023

復水貯蔵タンクＢ破損

2.8E+023

復水貯蔵タンクＢ閉塞

2.8E+02

9

ＣＳＴ−Ａ／Ｂポンプ運転継続失敗共通要因故障

2.8E+029

復水貯蔵タンクＡ ＣＳＴポンプ取出し元弁の閉塞

2.8E+029

復水貯蔵タンクＢ ＣＳＴポンプ取出し元弁の閉塞

2.8E+02

第 3.1.2.8−6 表

不確実さ解析結果
全炉心損傷頻度（／施設定期検査）点推定値

不確実さ解析

5.0E-06
平均値

5.0E-06

95％値

1.2E-05

中央値

3.9E-065％値

1.6E-06

エラー
ファクタ

3.1.2−65

2.7

第 3.1.2.8−7 表

起因事象別・ＰＯＳ別炉心損傷頻度内訳表（感度解析）

感度解析実施範囲
ＰＯＳ

Ｓ

Ａ

Ｂ1

Ｂ2

Ｂ3

Ｂ4

Ｂ5

Ｂ6

Ｃ1

Ｃ2

Ｄ

日数

1 日間

2 日間

5 日間

3 日間

14 日間

8 日間

12 日間

13 日間

8 日間

9 日間

7 日間

5.7E-14

3.1E-13

2.4E-07

1.4E-07

6.7E-07

2.5E-12

6.4E-10

7.4E-13

4.5E-13

4.2E-124.0E-13(5.7E-14)(1.5E-13)(4.8E-08)(4.8E-08)(4.8E-08)(3.1E-13)(5.4E-11)(5.7E-14)(5.6E-14)(4.7E-13)(5.8E-14)

崩壊熱除去機能喪失
2.1E-14

4.7E-14

2.1E-07

1.3E-07

6.0E-07

2.2E-12

1.5E-11

2.8E-13

1.7E-13

2.2E-12

1.5E-13(2.1E-14)(2.3E-14)(4.2E-08)(4.3E-08)(4.3E-08)(2.8E-13)(1.3E-12)(2.2E-14)(2.2E-14)(2.5E-13)(2.2E-14)

ＲＨＲ喪失
3.5E-14

2.6E-13

2.7E-08

1.6E-08

7.5E-08

2.8E-13

6.3E-10

4.6E-13

2.8E-132.0E-12

2.5E-13(3.5E-14)(1.3E-13)(5.3E-09)(5.3E-09)(5.4E-09)(3.5E-14)(5.2E-11)(3.5E-14)(3.5E-14)(2.2E-13)(3.6E-14)

ＲＨＲＳ喪失合計(／施設定期
検査)

寄与割合
（％）

1.1E-06

86.9

9.4E-0777.2

1.2E-079.7

1.6E-0713.1

3.7E-10

7.3E-10

2.3E-08

1.4E-08

6.5E-083.0E-09

4.4E-09

4.7E-09

3.0E-09

3.8E-08

2.5E-09(3.7E-10)(3.7E-10)(4.7E-09)(4.6E-09)(4.6E-09)(3.7E-10)(3.7E-10)(3.6E-10)(3.7E-10)(4.2E-09)(3.6E-10)

原子炉冷却材の流出−−−

4.5E-11−−

7.3E-17−

2.9E-11

4.1E-11

7.1E-11

1.9E-10

＜0.1

ＲＨＲ切替

−

−

−

3.6E-13−−

7.3E-17−−

4.1E-11

4.1E-11

8.3E-11＜0.1

外部電源喪失3.1.2−66

ＣＵＷブロー

−

−

−

−

−

−

−

−

2.9E-11−

2.9E-11

5.8E-11

＜0.1

ＣＲＤ点検

−

−

−

4.5E-11

−

−

−

−

−

−

−

4.5E-11＜0.1

ＬＰＲＭ点検−−−8.6E-14

−

−

−

−

−

−

−

8.6E-14＜0.1

3.7E-10

7.3E-10

2.6E-07

1.6E-07

7.4E-073.0E-09

5.1E-09

4.7E-09

3.0E-09

3.8E-08

2.6E-09

1.2E-06

−

＜0.1

＜0.1

21.5

13.0

60.7

0.2

0.4

0.4

0.2

3.1

0.2

合計
(／ＰＯＳ)
寄与割合（％）

上段 ／ＰＯＳ, 下段（ ）内 ／日

100.0

・プラントの設計・運用管理に係る情報を収集

プラント構成・特性の調査

3.1.2−67

プラント状態（ＰＯＳ）の分類

・原子炉水位，緩和設備の待機／待機除外等を考慮し，プラント状態（ＰＯＳ：Plant Operational State）を分類

起因事象の選定と発生頻度の評価

・燃料損傷に至る可能性のある事象を起因事象として選定し，その発生頻度を評価

成功基準の設定・燃料損傷の防止に必要な緩和設備の組合せを成功基準として設定

事故シーケンスの分析・選定した起因事象に対して，成功基準を踏まえて事故
シーケンスをイベントツリーにより展開し，燃料損傷に至る事故シーケンスグループを抽出システム信頼性解析

・各緩和設備（システム）の機能喪失要因をフォールトツ
リーにより展開し，システムの非信頼度を算出

パラメータの作成

・システム信頼性解析で使用する機器故障率等のパラメータを作成

人間信頼性解析・事象発生前後の人的過誤を同定し，人的過誤確率を評価

事故シーケンスの定量化

・炉心損傷（燃料損傷）に至る事故シーケンスを定量化

フィードバック，
整合性確認

第 3.1.2−1 図

内部事象停止時レベル１ＰＲＡの評価フロー図

HPCS
使用済燃料プール
F／D

原子炉ウェル

ドライヤ／
セパレータ
ピット

Hx

LPCS

FPC
RHR-C

原子炉
圧力容器

3.1.2−68

F／D

CST-A
Hx

CUW

RHR
HPCS
LPCS
CST
CUW
FPC
Hx
F／D

残留熱除去系
高圧炉心スプレイ系
低圧炉心スプレイ系
復水移送系
原子炉冷却材浄化系
使用済燃料プール冷却浄化系
熱交換器
ろ過脱塩装置

第 3.1.2.1−1 図

CST-B
Hx
RHR-A
Hx
RHR-B

東海第二発電所の主要な系統・設備の概要図

出力

ＰＲＡの評価対象

300

冷却材温度

原子炉圧力

原子炉内インベントリ

1000

運転時

10

1500

停

出力

止 時

運転時
：原子炉水位：原子炉圧力：冷却材温度(約280℃)
原子炉ウェル満水(約280℃)

ＲＰＶ漏えい試験(約6.9MPa)(約6.9MPa)(約6.9MPa)200

3.1.2-69

5
[MPa]

ＲＰＶ満水

[℃]
100

500

通常水位
(約50℃)

[m3]
0

(大気圧)

0

0

プラント状態(POS)

−

Ｓ Ａ

発電機解列
復水器真空破壊

第 3.1.2.1−2 図

ＲＰＶ開放

Ｂ

Ｃ

ＲＰＶ閉鎖

プラント状態・主要パラメータとＰＯＳ分類

Ｄ

起動準備
ＣＲ引抜開始

−

発電機
併列

POS

S

A

B1

B2

B3

B4

B5

B6

C1

C2

D

日数

1

2

5

3

14

8

12

13

8

9

7

代表水位

通常水位

原子炉ウェル満水

通常水位

ＣＲＤ点検
ＬＰＲＭ点検
ＲＨＲ−Ａ
除熱系

※2

ＲＨＲ−Ｂ
※1

ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ
ＨＰＣＳ
注水系

ＬＰＣＳ

3.1.2−70

ＬＰＣＩ−Ａ※2

ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−ＣＲＨＲＳ−Ａ
補機冷却系
ＲＨＲＳ−Ｂ
ＤＧ−２Ｃ
電源系

ＤＧ−２Ｄ
ＨＰＣＳ−ＤＧ
※3

※1
※2
※3

RHR蒸気凝縮配管撤去のため，RHR-B待機除外
RHR-A系統圧力上昇による点検のため，RHR-A待機除外
HPCS-DGの潤滑油プライミングポンプの点検のため，HPCS-DG待機除外：運転第 3.1.2.1−3 図

：待機

：待機除外

第 19 回施設定期検査工程のＰＯＳ分類結果

3.1.2−71
第 3.1.2.2−1 図

マスターロジックダイアグラム抽出結果

100

3.1.2−72

崩壊熱量 / 除熱量（MWt）

ＲＨＲ １系統

プールゲート開10

ＣＵＷ ２系統
プールゲート閉
ＦＰＣ ２系統
ＣＵＷ １系統
ＦＰＣ １系統

1
0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

55

60

発電機解列からの経過日数

第 3.1.2.3−1 図

除熱能力と崩壊熱量の評価結果

65

70

75

80

85

3.1.2−73

崩壊熱による蒸発量 / 注水量（m3/h）

10000

ＬＰＣＩ 1系統
ＨＰＣＳ,ＬＰＣＳ

1000

ＣＳＴ 1系統100
プールゲート開

プールゲート閉
10

1
0

5

10

15

20

第 3.1.2.3−2 図

25

30

35
40
45
50
発電機解列からの経過日数

55

60

65

注水機能による注水量と崩壊熱による蒸発量の評価結果

70

75

80

85

3.1.2−74
原子炉ｳｪﾙ

第 3.1.2.3−3 図

冷却材の保有水量残留熱除去系の故障

崩壊熱除去・炉心冷却成功

燃料損傷なし失敗

第 3.1.2.4−1（a）図事故シーケンスグループ

崩壊熱除去機能喪失

残留熱除去系の故障に対するイベントツリー【仮定条件】
・運転中のＲＨＲ又はＲＨＲＳが機能喪失する場合を起因事象とする。
【イベントツリーの説明】
・崩壊熱除去及び炉心冷却に失敗する場合，「崩壊熱除去機能喪失」により燃料損傷に至る。

3.1.2−75外部電源喪失

直流電源

交流電源

崩壊熱除去・
炉心冷却
成功

成功
失敗

成功
成功

失敗
失敗
成功

失敗
失敗

第 3.1.2.4−1（b）図事故シーケンスグループ
燃料損傷なし崩壊熱除去機能喪失
燃料損傷なし全交流動力電源喪失
燃料損傷なし全交流動力電源喪失

外部電源喪失に対するイベントツリー【仮定条件】
・外部電源喪失の発生により所内電源が喪失するため，崩壊熱除去及び炉心冷却系の起動に必要な非常用電源の確保が必要となる。
・非常用ＤＧによる非常用交流電源確保のためには，直流電源が必要である。
・本ヘディングでの直流電源及び交流電源は，区分Ⅰ及びⅡを表す。
【イベントツリーの説明】
・起因事象発生後，直流電源確保及び交流電源確保に成功した場合は，崩壊熱除去
機能喪失のイベントツリーと同様の事象進展となる。
・直流電源又は交流電源の確保に失敗し，ＨＰＣＳによる崩壊熱除去・炉心冷却に失敗した場合，「全交流動力電源喪失」により炉心損傷に至る。ただし，ＨＰＣ
Ｓによる崩壊熱除去・炉心冷却に成功した場合は，炉心損傷に至らない。

3.1.2−76原子炉冷却材の流出

崩壊熱除去・炉心冷却成功

燃料損傷なし失敗

第 3.1.2.4−1（c）図事故シーケンスグループ

原子炉冷却材の流出

原子炉冷却材の流出に対するイベントツリー【仮定条件】
・原子炉冷却材の流出（ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ，ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ，Ｃ
ＲＤ点検時のＬＯＣＡ，ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ）が発生する場合を起因事象とする。
【イベントツリーの説明】
・起因事象発生後，冷却材流出の隔離又は注水系による崩壊熱除去・炉心冷却に成功すれば，事象が収束する。
・崩壊熱除去及び炉心冷却に失敗する場合，「原子炉冷却材の流出」により炉心損傷に至る。

3.1.2−77

第 3.1.2.6−1 図

共通要因故障同定のフロー

3.1.2−78

一日当たりの炉心損傷頻度（／日）1.0E-06

1.0E-07

1.0E-08

1.0E-09

3.1.2−79

1.0E-10
POS
日数
代表水位
ＣＲＤ点検
ＬＰＲＭ点検

A
S
1 2 3
通常水位

4

B1
5 6

7

8

B2
B3
B4
B5
B6
C1
C2
D
9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82
原子炉ウェル満水
通常水位

ＲＨＲ−Ａ
除熱系
ＲＨＲ−Ｂ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ
ＨＰＣＳ
注水系

ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ａ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−ＣＲＨＲＳ−Ａ

補機冷却系
ＲＨＲＳ−Ｂ
ＤＧ−２Ｃ
電源系

ＤＧ−２Ｄ
ＨＰＣＳ−ＤＧ
：運転

：待機

：待機除外

第 3.1.2.8−1 図

一日当たりの炉心損傷頻度の変化

ＣＵＷブロー時
ＣＲＤ点検時の
のＬＯＣＡ
ＬＯＣＡ
＜0.1％
＜0.1％

ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ＜0.1％

ＲＨＲＳ喪失2.5％

ＬＰＲＭ点検時
のＬＯＣＡ
＜0.1％

ＲＨＲ喪失
20.0％

外部電源喪失77.4％

第 3.1.2.8−2 図

起因事象別の全炉心損傷頻度への寄与割合

3.1.2−80

ＰＯＳ−Ｃ1ＰＯＳ−Ｂ6＜0.1％＜0.1％

ＰＯＳ−Ｂ4
＜0.1％

ＰＯＳ−Ｄ
＜0.1％
ＰＯＳ−Ａ
＜0.1％

ＰＯＳ−Ｂ50.1％
ＰＯＳ−Ｃ2
0.8％

ＰＯＳ−Ｓ
＜0.1％

ＰＯＳ−Ｂ2
18.9％

ＰＯＳ−Ｂ358.8％
ＰＯＳ−Ｂ1
21.1％

第 3.1.2.8−3 図

ＰＯＳ別の全炉心損傷頻度への寄与割合

3.1.2−81原子炉冷却材の流出＜0.1％

崩壊熱除去機能喪失
28.8％

全交流動力電源喪失
71.1％

第 3.1.2.8−4 図事故シーケンスグループ別の全炉心損傷頻度の寄与割合

3.1.2−82

1.0E+03
復水貯蔵タンクA
真空逃がし弁作動失敗
復水貯蔵タンクB
真空逃がし弁作動失敗

軽油貯蔵タンク破損

DG-2D受電遮断器開失敗

DG-2D起動失敗
軽油貯蔵タンク閉塞

1.0E+02
CST-A／Bポンプ運転継続失敗
共通要因故障3.1.2−83

ＲＡＷ

復水貯蔵タンクA
CSTポンプ取出し元弁の閉塞
復水貯蔵タンクB
CSTポンプ取出し元弁の閉塞

1.0E+01

DG-2D起動信号故障
DG-2D運転継続失敗

復水貯蔵タンクA破損
復水貯蔵タンクA閉塞
復水貯蔵タンクB破損
復水貯蔵タンクB閉塞

DG-2C運転継続失敗

DG-2C起動失敗

RHR-Bポンプ手動操作失敗
RHR-Bポンプ入口弁（サプレッション・プール）手動操作失敗
LPCI-B注入ライン弁手動操作失敗

1.0E+00
1.0E-05

1.0E-04

1.0E-03

1.0E-02
ＦＶ重要度

第 3.1.2.8−5 図

重要度解析結果

1.0E-01

1.0E+00

1.0E-05
原子炉冷却材の流出
外部電源喪失3.1.2−84

炉心損傷頻度（／ＰＯＳ，／施設定期検査）

残留熱除去系の故障

1.0E-06

1.0E-07（ベースケース）（感度解析）ＰＯＳ−Ｂ1（5日間）（ベースケース）（感度解析）ＰＯＳ−Ｂ2（3日間）

第 3.1.2.8−6 図（ベースケース）（感度解析）ＰＯＳ−Ｂ3（14日間）

感度解析とベースケースの比較結果（ベースケース）（感度解析）

全期間（82日間）

添付資料 3.1.2.1−1
ＰＲＡにおいて期待する緩和設備の選定の考え方について

停止時ＰＲＡにおいて期待する緩和設備については，出力運転時と同様に以下の考えに基づき選定した。
・設計基準事故対処設備による対応を基本とし，これまでに整備したアクシデントマネジメント（ＡＭ）策には期待しない・た だ し ，「 Ｅ Ｃ Ｃ Ｓ 手 動 起 動 」，
「 原 子 炉 手 動 減 圧 」，
「残留熱除去系の手動起動」等の設計基準事故対処設備の機能を作動させるための操作については考慮する

停止時ＰＲＡにおいて評価対象とする緩和設備の設定の考え方について，表 1 に示す。

添付 3.1.2.1−1−1

表 1

評価対象とする緩和設備の設定の考え方

緩和設備
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）
（ＲＨＲ）

評価対象
〇

燃料プール冷却浄化系
（ＦＰＣ）

×

原子炉冷却材浄化系（ＣＵＷ）

×

高圧炉心スプレイ系（ＨＰＣＳ）
原子炉隔離時冷却系（ＲＣＩＣ）
低圧炉心スプレイ系（ＬＰＣＳ）
残留熱除去系（低圧注水系）（ＬＰＣＩ）
復水移送系
（ＣＳＴ）
消火系
（ＦＰ）
制御棒駆動水圧系（ＣＲＤ）
残留熱除去系海水系（ＲＨＲＳ）
非常用ディーゼル発電機（ＤＧ）
高圧炉心スプレイ系
ディーゼル発電機（ＨＰＣＳ−ＤＧ）
非常用ディーゼル発電機
海水系（ＤＧＳＷ）
高圧炉心スプレイ系
ディーゼル発電機海水系（ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ）

設定の考え方
設計基準事故対処設備〇
×○

除熱能力の観点から崩壊熱除去に 期 待 で き る の は ，原 子 炉 ウ ェ ル
満水の一部期間のみであるため，考慮しない
再生熱交換器のバイパス操作に
より原子炉の除熱機能に期待でき る が ，バ イ パ ス 操 作 は 一 般 に 出
力運転時のＡＭ策として位置付
け ら れ る 操 作 の た め ，考 慮 し な い
設計基準事故対処設備
停止時は駆動源である炉蒸気がないため，考慮しない
設計基準事故対処設備
設計基準事故対処設備

○

〇
×
×
○
〇

保安規定において非常用炉心冷却系として位置づけられているため，考慮する
ＡＭ策として整備されている注
水操作のため，考慮しない
注 水 能 力 不 足 の た め ，考 慮 し な い
設計基準事故対処設備
設計基準事故対処設備
設計基準事故対処設備○
設計基準事故対処設備○
設計基準事故対処設備○

添付 3.1.2.1−1−2

添付資料 3.1.2.1−2
評価対象とした施設定期検査工程の代表性について

本ＰＲＡで評価対象とする施設定期検査工程は，過去の施設定期検査のうち，次の事項に該当する標準的な施設定期検査とした。
・通常の施設定期検査で実施される作業（燃料交換，緩和設備の点検に伴う待機除外，冷却材流出の可能性のある操作・点検）が含まれる施設定期検査・原子炉内に燃料が配置された状態での冷却材流出の可能性のある操作・点検が含まれる施設定期検査（例えば，部分燃料取出時に制御
棒駆動水圧系の点検を実施する施設定期検査）
・大規模な工事やトラブル等による点検工程（以下「特殊工程」という 。） が 含 ま れ な い 施 設 定 期 検 査・ 平 成 13 年 1 月 の 保 安 規 定 全 面 改 正 以 降 の 施 設 定 期 検 査(1)

特殊工程の除外理由
上記の特殊工程とは，例えば，原子炉再循環ポンプ分解点検や流量制御弁の点検等，通常の施設定期検査では実施されない工程であり，実施される場合は比較的長期間の施設定期検査となる。このため，停止時のリスク変動の要因となる緩和設備の点検工程については，相対的に通常の施設定期検査より多く待機状態に維持できる工程となる可能性がある。したがって，特殊工程を含まない施設定期検査を代表工程の候補対象とした。

(2)

平 成 13 年 1 月 の 保 安 規 定 改 正 以 降 の 施 設 定 期 検 査 に つ い て
平 成 12 年 7 月 1 日 の 改 正 原 子 炉 等 規 制 法 の 施 行 ， 平 成 12 年 6 月
添付 3.1.2.1−2−1

16 日 の 原 子 力 災 害 対 策 特 別 措 置 法 の 施 行 に 伴 い ，標 準 保 安 規 定 の 全
体 見 直 し が 実 施 さ れ ，本 プ ラ ン ト の 保 安 規 定 を 平 成 13 年 1 月 に 改 正した。
この改正により，「 停 止 時 を 含 む 運 転 状 態 ご と の 点 検 要 求 ，運 転 上の 制 限 ，そ の 逸 脱 時 の 措 置 と 許 容 回 復 時 間 の 追 加 」（米国技術仕様書を参考）の内容が追加されたため，停止時における機器の管理基準が変更されたことに伴い，保安規定改正前後で施設定期検査の工程管理が変更された。
こ の た め ， 停 止 時 Ｐ Ｒ Ａ を 実 施 す る に 当 た っ て は ， 平 成 13 年 1
月以降の施設定期検査を代表工程の候補対象とした。
当該保安規定改正により追加された停止時の運転上の制限について表 1 に示す。

(3)

評価対象とする施設定期検査
東 海 第 二 発 電 所 の 施 設 定 期 検 査 の 実 績 を 表 2 に 示 す 。平 成 13 年 1
月 の 保 安 規 定 全 面 改 正 以 降 の 施 設 定 期 検 査 で は ，第 19 回 施 設 定 期 検査を除いて，いずれも特殊工程が含まれている。
以 上 よ り ，本 Ｐ Ｒ Ａ で 評 価 対 象 と す る 施 設 定 期 検 査 は ，第 19 回 施
設定期検査を選定した。

なお，本ＰＲＡでは特殊工程を含む施設定期検査を対象としていない
た め ，特 殊 工 程 そ の も の に よ る リ ス ク を 評 価 し て い な い 。し か し な が ら ，
このような工程がある場合においても，保安規定で要求される緩和設備が維持されること，また，特殊工程に起因した異常事象の発生を防止するための措置を実施すること，さらには，その影響を受けないよう全燃料を使用済燃料プールに取り出した状態（プールゲート閉）とするなど
添付 3.1.2.1−2−2

のリスク管理上の措置が講じられるため，特殊工程によるリスク増加は抑制されていると考えられる。

添付 3.1.2.1−2−3

表 1

保安規定改正により追加された停止時の運転上の制限

条番号
第３５条
原子炉停止時冷却系その２

内容
原子炉の状態が冷温停止において，(1)1 系 列 が 運 転 中 で あ る こ と 及 び 原 子 炉 で 発 生 す る
崩壊熱が原子炉停止時冷却系以外の手段で除去できると判断するまで，さらに 1 系列の原子炉停止
時冷却系が動作可能であること
又は(2)原 子 炉 停 止 時 冷 却 系 が 停 止 し た 場 合 に お い て も ，原 子 炉 冷 却 材 温 度 を 100℃ 未 満 に 保 つ こ と が で き
ること

第３６条
原子炉停止時冷却系その３

原子炉の状態が燃料交換において，(1)1 系 列 が 運 転 中 で あ る こ と 及 び 原 子 炉 水 位 が オ ーバーフロー水位となるまでの期間は，さらに 1 系
列の原子炉停止時冷却系が動作可能であること
又は(2)原 子 炉 停 止 時 冷 却 系 が 停 止 し た 場 合 に お い て も ，原 子 炉 冷 却 材 温 度 を 65 ℃ 以 下 に 保 つ こ と が で き
ること

第４０条

原子炉の状態が冷温停止及び燃料交換において，非常用炉心冷却系その(1)非 常 用 炉 心 冷 却 系 （ 自 動 減 圧 系 を 除 く 。） 2 系 列

２又は(2)非 常 用 炉 心 冷 却 系（ 自 動 減 圧 系 を 除 く 。）1 系 列 及び復水移送系 1 系列が動作可能であること

第６１条

原子炉の状態が冷温停止及び燃料交換において非常用ディーゼル発電(1)計 測 及 び 制 御 設 備 ， 原 子 炉 停 止 時 冷 却 系 及 び 非 常機その２用炉心冷却系で要求される設備の維持に必要な非常用交流高圧電源母線に接続する非常用ディーゼ
ル発電機を含め 2 台の非常用発電設備が動作可能であること※

第６４条

原子炉の状態が冷温停止及び燃料交換において直流電源その２(1)計 測 及 び 制 御 設 備 ， 原 子 炉 停 止 時 冷 却 系 及 び 非 常用炉心冷却系で要求される設備の維持に必要な直流電源が動作可能であること

第６６条

原子炉の状態が冷温停止及び燃料交換において所内電源系統その２(1)計 測 及 び 制 御 設 備 ， 原 子 炉 停 止 時 冷 却 系 及 び 非 常用炉心冷却系で要求される設備の維持に必要な非常用交流高圧電源母線，直流電源母線及び原子炉
保護系母線が受電されていること

上 記 ，記 載 内 容 は ，現 行 の 保 安 規 定 に 基 づ く（ ※ に つ い て は ，平 成 13 年 1 月 時 点
か ら 改 正 さ れ た 内 容 に な っ て い る 。）

添付 3.1.2.1−2−4

表 2

東 海 第 二 発 電 所 の 施 設 定 期 検 査 の 実 績 概 要 （ 1／ 2）

施設定期

施設定期検査日数（日）検査（解列日〜併入日）

第 1回
第 2回
第 3回
第 4回
第 5回
第 6回
第 7回
第 8回

114
（ S54.9.6〜 S54.12.28）
82（ S55.9.6〜 S55.11.26）
97（ S56.9.12〜 S56.12.17）
131※（ S57.6.23 〜 S57.10.31）
94（ S58.9.17〜 S58.12.19）
103（ S59.12.12〜 S60.3.24）
136（ S61.1.20〜 S61.6.4）
81（ S62.4.9〜 S62.6.28）

燃料取出方法備考（特殊工程）

部分燃料取出部分燃料取出部分燃料取出
全燃料取出

・再 循 環 系 ポ ン プ 出 口 弁
修繕

部分燃料取出部分燃料取出部分燃料取出部分燃料取出
・炉内点検

第 9回

122
（ S63.8.1〜 S63.11.30）

全燃料取出

・ル ー ス パ ー ツ（ 燃 料 チ
ャ ン ネ ル フ ァ ス ナ・ワッシャー）探査第 10 回
第 11 回
第 12 回
第 13 回
第 14 回
第 15 回
第 16 回
第 17 回
第 18 回
第 19 回

97（ H1.11.30〜 H2.3.6）
87（ H3.4.20〜 H3.7.15）
129（ H4.9.6〜 H5.1.12）
77（ H6.2.19〜 H6.5.6）
96（ H7.4.14〜 H7.7.18）
65（ H8.9.10〜 H8.11.13）
89（ H10.1.8〜 H10.4.6）
353（ H11.4.4〜 H12.3.22）
119（ H13.3.26〜 H13.7.23）
85（ H14.9.16〜 H14.12.9）

部分燃料取出部分燃料取出
全燃料取出

・炉内点検

部分燃料取出
全燃料取出

・炉内点検

部分燃料取出
全燃料取出
全燃料取出
全燃料取出
部分燃料取出

添付 3.1.2.1−2−5・炉内点検
・中 性 子 計 測 ハ ウ ジ ン グ
ＳＣＣ対策
・中 性 子 計 測 ハ ウ ジ ン グ
取替

表 2

東 海 第 二 発 電 所 の 施 設 定 期 検 査 の 実 績 概 要 （ 2／ 2）

施設定期

施設定期検査日数（日）検査（解列日〜併入日）

第 20 回

第 21 回

第 22 回

燃料取出方法備考（特殊工程）・ ル ー ス パ ー ツ（ Ｈ Ｐ

86（ H16.2.1〜 H16.4.26）
161（ H17.4.23〜 H17.9.30）

全燃料取出

ＣＳデフレクタ）探査

全燃料取出

・原 子 炉 再 循 環 流 量 制
御弁取替
・ 炉 内 点 検（ ジ ェ ッ ト

87（ H18.11.18〜 H19.2.12）

全燃料取出

ポンプ流量計測管
点検）・Ｒ Ｐ Ｖ バ ウ ン ダ リ 弁

第 23 回114（ H20.3.18〜 H20.7.9）

全燃料取出

点 検（ Ｒ Ｐ Ｖ 水 抜 き ）・Ｅ Ｃ Ｃ Ｓ ス ト レ ー ナ
改造

第 24 回206（ H21.9.7〜 H22.3.31）

全燃料取出・再 循 環 系 ポ ン プ 分 解点検：本評価において対象とする施設定期検査工程※ 中 間 停 止（ S57.6.11 解 列 ）時 に 再 循 環 系 ポ ン プ 出 口 弁 の 不 具 合 が 発 見 さ れ た た め ，
引 き 続 き S57.6.23 よ り 施 設 定 期 検 査 入 り し た 。

添付 3.1.2.1−2−6

添付資料 3.1.2.1−3
評価対象施設定期検査における特別な工程について

本 Ｐ Ｒ Ａ で 評 価 対 象 施 設 定 期 検 査 と し て 選 定 し た 第 19 回 施 設 定 期 検
査 で は ，Ｐ Ｏ Ｓ − Ｂ ５ に お い て Ｒ Ｈ Ｒ -Ｂ を ，Ｐ Ｏ Ｓ − Ｃ ２ に お い て Ｒ Ｈ
Ｒ−Ａ及びＨＰＣＳ−ＤＧＳＷを待機除外としている。これらの理由を以下に示す。
(1)

ＰＯＳ−Ｂ５におけるＲＨＲ−Ｂの待機除外
浜岡原子力発電所１号炉のＲＨＲ蒸気凝縮配管の水素爆発対応として，ＲＨＲの機能の 1 つである蒸気凝縮系配管を撤去するため，
ＲＨＲ−Ｂを待機除外とした。
このＲＨＲ−Ｂの待機除外は，施設定期検査開始前から計画されて い た 工 程 で あ る が ，待 機 除 外 期 間 が 比 較 的 短 期 間 で あ る こ と か ら ，
特殊工程とはみなしていない。

(2)

ＰＯＳ−Ｃ２におけるＲＨＲ−Ａの待機除外
原子炉圧力容器の耐圧検査時において，ＲＨＲ−Ａの系統圧力上
昇が確認されたため，ＲＨＲ−Ａを待機除外として点検を行った。
このＲＨＲ−Ａの待機除外は当初の計画から予定されていた工程
ではないこと，ＲＨＲ−Ａの待機除外期間は長期にわたるものではないことを考慮すると，他の緩和設備の待機除外工程への影響が小さいと考えられることから，このＲＨＲ−Ａの待機除外は特殊工程とはみなしていない。

(3)

ＰＯＳ−Ｃ２におけるＨＰＣＳ−ＤＧの待機除外
ＨＰＣＳ−ＤＧの潤滑油プライミングポンプ・モータの絶縁抵抗が低下したことにより，当該ポンプがトリップした。そのため，Ｈ
ＰＣＳ−ＤＧを待機除外とし，当該ポンプ・モータのコイルの巻き添付 3.1.2.1−3−1

直しを実施した。
このＨＰＣＳ−ＤＧの待機除外は当初の計画から予定されていた工 程 で は な い こ と ，Ｈ Ｐ Ｃ Ｓ -Ｄ Ｇ の 待 機 除 外 期 間 は 長 期 に わ た る ものではないことを考慮すると，他の緩和設備の待機除外工程への影響が小さいと考えられることから，このＨＰＣＳ−ＤＧの待機除外
は特殊工程とはみなしていない。

添付 3.1.2.1−3−2

添付資料 3.1.2.1−4
プラント状態の分類の考え方について

プラント停止中は，プラントの状態の変化に伴って，崩壊熱除去等
に対する成功基準，余裕時間及び使用可能な設備の組合せが変化する
ため，停止時ＰＲＡにおいては，このようなＰＯＳを適切に分類して評価を行う必要がある。ＢＷＲプラントの代表的なＰＯＳの推移は，上述の観点から次の 5 つに大きく分類できる。
(1)

原子炉冷温停止への移行状態（ＰＯＳ−Ｓ）(2)

ＰＣＶ／ＲＰＶ開放への移行状態（ＰＯＳ−Ａ）(3)

原子炉ウェル満水状態（ＰＯＳ−Ｂ）(4)

ＰＣＶ／ＲＰＶ閉鎖への移行状態（ＰＯＳ−Ｃ）(5)

起動準備状態（ＰＯＳ−Ｄ）

東海第二発電所において評価対象とする施設定期検査工程をＰＯＳごとに分類した結果を図 1 に示す。ＰＯＳの分類に当たっては，上記
5 つの分類から，本ＰＲＡで期待している緩和設備のフロントライン（ＲＨＲ，ＨＰＣＳ，ＬＰＣＳ，ＬＰＣＩ，ＣＳＴ）及びそのサポート系（ＲＨＲＳ，非常用ＤＧ／ＤＧＳＷ）の運転／待機状態が変化する期間について，ＰＯＳを細分化している。なお，東海第二発電所では，非常用補機冷却系のタイラインがないため，タイライン運用を考慮したＰＯＳの細分化はする必要はない。
以下に，上記の考え方に基づき実施したＰＯＳ分類結果について述べる。

添付 3.1.2.1−4−1

(1)原子炉冷温停止への移行状態（ＰＯＳ−Ｓ）
プラント停止直後は崩壊熱が大きく，原子炉冷却材インベントリも運転中と変わらない。この期間は，運転中のＲＨＲ1 系統のほかに，残りのＲＨＲ1 系統が待機状態にある。復水器真空破壊からＲ
ＰＶ開放工程へ移行するまでの期間を「原子炉冷温停止への移行状態」として分類する。
本ＰＲＡでは，全ての緩和設備が待機している施設定期検査初日
をＰＯＳ−Ｓと設定した。

(2)

ＰＣＶ／ＲＰＶ開放への移行状態（ＰＯＳ−Ａ）
ＲＰＶの開放開始から原子炉ウェル水張りまでの期間は，崩壊熱が比較的高く，原子炉冷却材インベントリも運転中と大きく変わらない。この期間中は，運転中のＲＨＲ1 系統のほかに，残りのＲＨ
Ｒ1 系統が待機状態にある。ＲＰＶ開放工程開始から原子炉ウェル
水張り完了までの期間を「ＰＣＶ／ＲＰＶ開放への移行状態」として分類する。
本ＰＲＡでは，施設定期検査 2 日目から原子炉ウェル満水到達までの 2 日間をＰＯＳ−Ａと設定した。この期間において緩和設備の状態に変化はないため，ＰＯＳの細分化は実施していない。

(3)

原子炉ウェル満水状態（ＰＯＳ−Ｂ）
ＲＰＶ開放完了から原子炉ウェル水抜き開始までの期間は，原子炉ウェルが満水の状態にある。この期間は，原子炉冷却材インベン
トリが多く，ＲＨＲによる除熱が喪失しても原子炉冷却材の温度が短時間に上昇することはない。原子炉ウェルが満水の期間を「原子炉ウェル満水状態」として分類する。
本 Ｐ Ｒ Ａ で は ， 原 子 炉 ウ ェ ル 満 水 期 間 の 施 設 定 期 検 査 4 日 目 〜 58
添付 3.1.2.1−4−2

日 目 の 55 日 間 を Ｐ Ｏ Ｓ − Ｂ と 設 定 し た 。Ｐ Ｏ Ｓ − Ｂ の 期 間 に お い ては，保守点検に伴い使用可能な緩和設備等が変化するため，以下のとおり 6 つのＰＯＳに細分化した。
ａ．ＰＯＳ−Ｂ１（4 日目〜8 日目）
Ｒ Ｈ Ｒ − Ｂ ，Ｒ Ｈ Ｒ Ｓ − Ｂ 及 び Ｄ Ｇ − ２ Ｄ が 待 機 除 外 の 期 間（ 5日間）をＰＯＳ−Ｂ１と設定した。
ｂ ． Ｐ Ｏ Ｓ − Ｂ ２ （ 9 日 目 〜 11 日 目 ）ＲＨＲ−Ａ，ＲＨＲＳ−Ａ及びＤＧ−２Ｃが待機除外となり，かつＣＲＤ点検及びＬＰＲＭ点検を実施している期間（3 日間）
をＰＯＳ−Ｂ２と設定した。
ｃ ． Ｐ Ｏ Ｓ − Ｂ ３ （ 12 日 目 〜 25 日 目 ）ＬＰＣＩ−Ｃを除く緩和設備の待機除外が終了するまでの期間（ 14 日 間 ） を Ｐ Ｏ Ｓ − Ｂ ３ と 設 定 し た 。
ｄ ． Ｐ Ｏ Ｓ − Ｂ ４ （ 26 日 目 〜 33 日 目 ）ＲＨＲの蒸気凝縮配管廃止工事のため，ＲＨＲ−Ｂが待機除外となるまでの期間（8 日間）をＰＯＳ−Ｂ４と設定した。
ｅ ． Ｐ Ｏ Ｓ − Ｂ ５ （ 34 日 目 〜 45 日 目 ）ＲＨＲ−Ｂ及びＬＰＣＩ−Ｃの待機除外が終了するまでの期間（ 12 日 間 ） を Ｐ Ｏ Ｓ − Ｂ ５ と 設 定 し た 。
ｆ ． Ｐ Ｏ Ｓ − Ｂ ６ （ 46 日 目 〜 58 日 目 ）ＲＨＲ−Ｂ及びＬＰＣＩ−Ｃの待機除外終了後，原子炉ウェル
水 抜 き 開 始 ま で の 期 間 （ 13 日 間 ） を Ｐ Ｏ Ｓ − Ｂ ６ と 設 定 し た 。
(4)

ＰＣＶ／ＲＰＶ閉鎖への移行状態（ＰＯＳ−Ｃ）
原子炉ウェル水抜き開始から起動準備に入るまでの期間は，系統の保守点検は継続中であるが，原子炉冷却材インベントリは運転中
添付 3.1.2.1−4−3

と ほ ぼ 同 じ で あ る 。 し か し ， 崩 壊 熱 は ， プ ラ ン ト 停 止 直 後 の 1／ 10程度に低下している。原子炉ウェル水抜き開始から起動準備に入る
ま で の 期 間 を「 Ｐ Ｃ Ｖ ／ Ｒ Ｐ Ｖ 復 旧 へ の 移 行 状 態 」と し て 分 類 す る 。
本ＰＲＡでは，原子炉ウェル水抜き開始から全ての緩和設備の点
検 が 終 了 す る 59 日 目 〜 75 日 目 の 17 日 間 を Ｐ Ｏ Ｓ − Ｃ と 設 定 し た 。
ＰＯＳ−Ｃの期間においては，保守点検に伴い使用可能な緩和設備が変化するため，以下のとおり 2 つのＰＯＳに細分化した。
ａ ． Ｐ Ｏ Ｓ − Ｃ １ （ 59 日 目 〜 66 日 目 ）原子炉ウェル水抜き開始から，ＲＨＲ−Ａ（系統圧力上昇のため，インジェクション弁の分解点検を実施）及びＨＰＣＳ−ＤＧ（潤滑油プライミングポンプトリップのため，モータコイルの巻
き直しを実施）が待機除外となるまでの期間（8 日間）をＰＯＳ−Ｃ１と設定した。
ｂ ． Ｐ Ｏ Ｓ − Ｃ ２ （ 67 日 目 〜 75 日 目 ）ＲＨＲ−Ａ及びＨＰＣＳ−ＤＧの待機除外期間（9 日間）をＰ
ＯＳ−Ｃ２と設定する。
(5)

起動準備状態（ＰＯＳ−Ｄ）
ＰＣＶ／ＲＰＶ復旧が終了後，プラントの再起動までに系統の機能確認等の起動準備が実施される。この期間中は，系統の保守点検が終了しており，緩和設備の多くが待機状態となっている。ＰＣＶ／ＲＰＶ復旧終了からＣＲ引抜開始までの期間を「起動準備状態」
として分類する。
本 Ｐ Ｒ Ａ で は ，76 日 目 〜 82 日 目 の 7 日 間 を Ｐ Ｏ Ｓ − Ｄ と 設 定 し た 。
この期間において緩和設備の状態に変化はないため，ＰＯＳの細分化は実施していない。
添付 3.1.2.1−4−4

POS
定検日数
代表水位
ＣＲＤ点検
ＬＰＲＭ点検

A
S
1 2 3
通常水位

4

5

B1
6

7

8

B2
B3
B4
B6
C1
B5
C2
D
9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82
原子炉ウェル満水
通常水位

ＲＨＲ−Ａ
除熱系
ＲＨＲ−Ｂ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ
ＨＰＣＳ
注水系

ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ａ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ

添付 3.1.2.1−4−5

ＲＨＲＳ−Ａ
補機冷却系
ＲＨＲＳ−Ｂ
ＤＧ−２Ｃ
電源系

ＤＧ−２Ｄ
ＨＰＣＳ−ＤＧ
日数

1
除熱系

使用可能
緩和設備

注水系

2

※1 RHR-A
RHR-B
HPCS
LPCS
LPCI-A※2 LPCI-B
CST-A
CST-B

5

3

14

8

12

13

8

9

7

RHR-A

RHR-B

RHR-B

RHR-A

LPCI-B
CST-A

LPCI-B
CST-B

RHR-A
RHR-B
HPCS
LPCS
LPCI-A
LPCI-B
LPCI-C
CST-A
CST-B

RHR-A
RHR-B
HPCS
LPCS
LPCI-A
LPCI-B
LPCI-C
CST-A
CST-B

RHR-B

LPCI-A
CST-A

RHR-A
RHR-B
HPCS
LPCS
LPCI-A
LPCI-B
CST-A
CST-B

RHR-A
RHR-B
HPCS
LPCS
LPCI-A
LPCI-B
LPCI-C
CST-A
CST-B

HPCS
LPCS
LPCI-A
CST-A
CST-B※1：RHR-A，RHR-B※2：HPCS，LPCS，LPCI-A，LPCI-B，LPCI-C，CST-A，CST-B
：運転

：待機

：待機除外

図 1

評価対象施設定期検査工程

HPCS
LPCS
LPCI-B
LPCI-C
CST-A
CST-B

添付資料 3.1.2.2−1
制御棒誤引き抜け事象の除外理由について

プラント停止時は，原則として，全制御棒が全挿入されており，厳格な管理等により制御棒引き抜きは 1 本ごとにしか行えない。臨界近傍において，万一，制御棒が何らかの原因で誤って一本引き抜かれた場合でも，その影響は誤引き抜きされた制御棒周辺のみに限られ，過大な炉心損傷には至らない。
近年，ＢＷＲプラントにおいて，停止中に制御棒が誤引き抜けした事象が発生した。この事象の発生防止対策として，制御棒駆動水圧系（ 以 下「 Ｃ Ｒ Ｄ 」と い う 。）ノ ン リ タ ー ン 運 転 時 の 水 圧 制 御 ユ ニ ッ ト（ 以下「 Ｈ Ｃ Ｕ 」と い う 。）の 隔 離 を 行 わ な い 等 の 実 効 的 な 再 発 防 止 対 策 がとられている。
本ＰＲＡにおいて上記の制御棒誤引き抜け事象を起因事象から除外
した理由を以下に示す。

1.

制御棒誤引き抜け事象の防止対策
東海第二発電所では，ＢＷＲプラントで発生した制御棒誤引き抜

け 事 象 の 防 止 対 策 と し て ， 次 の 対 策 を 講 じ て い る （ 図 1 参 照 ）。
・ＨＣＵ隔離時のＣＲＤリターンライン運転手順の整備
・原子炉−ＣＲＤ冷却水ヘッダ間差圧上昇時のＣＲＤポンプ自動
トリップインターロックの設置（図 2 参照）
2.
(1)

制御棒誤引き抜け事象の発生頻度
制御棒誤引き抜きに至るシナリオ
ＨＣＵ隔離時において，制御棒の誤引き抜きが発生するシナリオを以下のとおり想定した。
添付 3.1.2.2−1−1

① リターン運転を実施せずＨＣＵを全数隔離② 原子炉−冷却水ヘッダ間の差圧上昇時のＣＲＤポンプ自動ト
リップ失敗③ 運転員による対応操作失敗(2)

制御棒誤引き抜け事象発生頻度算出モデル及び算出結果
上記シナリオに対して，制御棒誤引き抜け事象が発生する頻度
をイベントツリー及びフォールトツリーにより算出した（図 3 参照 ）。そ の 結 果 ，Ｈ Ｃ Ｕ 隔 離 操 作 1 回 当 た り の 制 御 棒 誤 引 き 抜 け 事
象 の 発 生 頻 度 は 2.2E-10／ 回 と な っ た 。
施設定期検査中において，ＨＣＵ隔離操作が 2 回実施されるため，施設定期検査当たりの制御棒誤引き抜け事象の発生頻度は，
4.5E-10／ 施 設 定 期 検 査 と な っ た 。

以上より，制御棒誤引き抜け事象の発生頻度は十分小さいことから，本ＰＲＡでは起因事象から除外した。

添付 3.1.2.2−1−2

添付 3.1.2.2−1−3
図 1

制御棒誤引き抜け防止対策（ＣＲＤポンプ自動トリップ）

※
原子炉‐冷却水ヘッダ間差圧

高ＣＲＤポンプトリップ※

原子炉‐冷却水ヘッダ間差圧

高高
※

図 2

いずれも警報有制御棒駆動水圧系ポンプの自動トリップインターロック

添付 3.1.2.2−1−4

HCU隔離
HCU

リターン
運転
RE

高警報
発報
ANN̲HI

高警報発報時の操作
OPE̲HI

高高警報
発報
ANN̲HIHI

CRDポンプ
高高警報発報自動トリップ時の操作
TRIP
OPE̲HIHI

最終状態

発生頻度
（／回）

1
2
3
4
5
6
7
8
9

CR誤引き抜け
CR誤引き抜け
CR誤引き抜け
CR誤引き抜け1.0E+00
1.3E-04
3.2E-07
1.4E-10
6.5E-12
5.9E-11
2.4E-08
1.8E-11
1.4E-10

合計値

2.2E-10

ヘディング名分岐確率

リターン運転高警報発報

1.3E-04
1.8E-04

リターン運転失敗の人的過誤を評価し，分岐確率を設定
差圧高※１警報発報失敗確率をフォールトツリーにてモデル化

高警報発報時の操作
高高警報発報2.5E-03
1.8E-04

差圧高※１警報発報時の対応操作失敗の人的過誤を評価し，分岐確率を設定
差圧高高※２警報発報失敗をフォールトツリーにてモデル化

ＣＲＤポンプ
自動トリップ

5.0E-04

差圧高※１信号及び差圧高高※２信号によるＣＲＤポンプ自動トリップ失敗をフォールトツリー
にてモデル化

高警報発報
成功時

1.5E-01

差圧高※１警報時の操作失敗との従属性（中従属）を考慮した人的過誤確率を設定

高警報発報
失敗時

7.4E-04

差圧高高※２警報発報時の対応操作失敗の人的過誤により分岐確率を設定

高高警報
発報時の
操作
※1

説

No.

高警報：原子炉‐冷却水ヘッダ間差圧高，※2

図 3

明高高警報：原子炉‐冷却水ヘッダ間差圧高高警報

制御棒誤引き抜け事象発生頻度算出用イベントツリー

添付 3.1.2.2−1−5

添付資料 3.1.2.2−2
ＲＨＲ運転中のＬＯＣＡを起因事象から除外する
考え方について

本ＰＲＡにおいて，ＲＨＲ運転中のＬＯＣＡを起因事象から除外
した理由を以下に示す。
(1)

冷却材流出経路及び要因の特定
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）−Ａの系統概要図を図 1に示す。冷却材流出経路の特定に際しては，以下の選定条件を設定した。
・Ｒ Ｈ Ｒ 運 転 中 に 冷 却 材 バ ウ ン ダ リ を 構 成 す る 弁 の 故 障 を 対象とする。
・流出先が原子炉となる弁の故障を除く。
・発生頻度の観点から，1 弁の故障により冷却材の流出が発生するものを対象とする。
・弁の故障モードは誤開及び内部リークを対象とする。
上記の選定条件より，次の 4 事象を運転中ＲＨＲからの冷却材流出経路として選定した。
・ ミ ニ フ ロ ー 弁 （ F064A） の 故 障 に よ る Ｓ ／ Ｃ へ の 流 出・ Ｓ ／ Ｐ 側 吸 込 弁 （ F004A） の 故 障 に よ る Ｓ ／ Ｃ へ の 流 出・ テ ス ト ラ イ ン 弁 （ F024A） の 故 障 に よ る Ｓ ／ Ｃ へ の 流 出・ Ｓ ／ Ｐ ス プ レ イ ラ イ ン 弁 （ F027A） の 故 障 に よ る Ｓ ／ Ｃ へ
の流出

(2)

発生頻度の算出対象とした事象により，ＲＨＲ運転中のＬＯＣＡが発生する確率 に つ い て ，1 日 当 た り の Ｒ Ｈ Ｒ 運 転 中 の Ｌ Ｏ Ｃ Ａ の 発 生 頻 度 を 算
添付 3.1.2.2−2−1

出した。
Ｒ Ｈ Ｒ 運 転 中 の Ｌ Ｏ Ｃ Ａ の 発 生 頻 度 (／ 日 )＝ 4×（ 電 動 弁 誤 開 の 発 生 確 率 ＋ 電 動 弁 内 部 リ ー ク の 発 生 確 率 ）＝ 4×（ 2.5E-9×24＋ 4.1E-9×24）＝ 6.3E-7／ 日
電動弁誤開の故障率※１： 2.5E-9／ h

電 動 弁 内 部 リ ー ク の 故 障 率 ※ １ ： 4.1E-9／ h※1

国 内 2 1 ヶ 年 機 器 故 障 率 デ ー タ 「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 （ 平 成 2 1 年 5 月 公 表 ）」よ っ て ， Ｐ Ｒ Ａ で 評 価 対 象 と し た 期 間 （ 82 日 間 ） に お け る Ｒ Ｈ
Ｒ運転中のＬＯＣＡ発生頻度は以下により算出される。
ＲＨＲ運転中のＬＯＣＡの発生頻度（／施設定期検査）＝ 6.3E-7／ 日 ×82 日＝ 5.2E-5／ 施 設 定 期 検 査

Ｒ Ｈ Ｒ 運 転 中 の Ｌ Ｏ Ｃ Ａ の 発 生 頻 度 は 5.2E-5／ 施 設 定 期 検 査 とな り ， Ｒ Ｈ Ｒ 切 替 時 の Ｌ Ｏ Ｃ Ａ の 発 生 頻 度 1.2E-3／ 施 設 定 期 検 査と比較して十分小さい値となった。また，ＲＨＲ運転中のＬＯＣ
Ａは，ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡと同様に緩和設備の待機／待機除外状態に依らず，運転員の認知失敗が炉心損傷に至る主要な要因となる。したがって，ＲＨＲ運転中のＬＯＣＡの炉心損傷頻度についてもＲＨＲ切替時のＬＯＣＡと比較して十分小さい値となる。
以上より，ＲＨＲ運転中のＬＯＣＡは起因事象から除外した。

添付 3.1.2.2−2−2

MO
MO

MO

MO
MO

図 1

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）−Ａの系統概略図

添付 3.1.2.2−2−3

添付資料 3.1.2.2−3

停止時のＬＯＣＡの発生頻度算出方法について

停止時ＰＲＡ起因事象で評価対象とした冷却材流出事象（ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ，ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ，ＣＲＤ点検時のＬＯＣ
Ａ，ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ）の発生頻度については，実績等を用いた算出が困難であるため論理モデルにより算出している。以下にその算出方法を示す。

１．ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡの発生頻度
ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡとして，ＲＨＲポンプ切替操作時におけ る ミ ニ フ ロ ー 弁（ F064A／ B）か ら の 冷 却 材 流 出 を 想 定 す る（ 図 1）。
ＲＨＲを原子炉停止時冷却系で運転する場合は，ミニフロー弁は閉 の 状 態 で 停 止 時 冷 却 ラ イ ン 調 整 弁 （ F053A ／ B ） を 開 と し て Ｒ Ｈ
Ｒポンプを起動する。この際，停止時冷却ライン調整弁の開操作失敗により，最低流量が確保されない場合，インターロックによりミニフロー弁が自動開となり冷却材流出が発生する。よって，
ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡの起因事象発生頻度は，停止時冷却ライン調整弁に係る以下の人的過誤確率を用いて評価する。
・運転員の弁開操作忘れ
手 順 書 （ 10 項 以 下 ） 中 の 1 項 目 を 省 い て し ま う 人 的 過 誤 確 率
・管理者の開操作チェック失敗
手 順 書 を 用 い て 行 う 慣 例 的 な 点 検（ 作 業 ）の 作 業 ミ ス を 発 見 しそこなう人的過誤確率を用い，これに低従属を考慮し評価

添付 3.1.2.2−3−1

表 1項目
運転員の弁開操作忘
れ

ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡの発生頻度
平均値

中央値

−

1.0E-03−

1.5E-01

管理者の開操作チェ
ック失敗

備考
ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−１２７８
Ｔａｂｌｅ２０−７（１）
ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−１２７８
Ｔａｂｌｅ２０−２２（１）の人
的 過 誤 確 率 0.1 に 低 従 属 を 考 慮

ＲＨＲ切替 1 回当たりの冷却材流出発生

2.3E-04−

エ ラ ー フ ァ ク タ （ Ｅ Ｆ ）： 4 . 9

頻度

以上より，ＲＨＲ切替 1 回当たりのＬＯＣＡの発生頻度は
2.3E-4／ 回 と な る 。

図 1 残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）−Ａの系統概略図

添付 3.1.2.2−3−2

２．ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡの発生頻度
ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡとして，ＣＵＷによる水位低下操作
時 の Ｃ Ｕ Ｗ ブ ロ ー 弁 （ F033） の 閉 め 忘 れ を 想 定 す る （ 図 2）。 起 因
事象発生頻度は，以下に示す人的過誤確率を用いて評価する。
・運転員の弁の閉操作忘れ
Ｃ Ｕ Ｗ ブ ロ ー は 厳 重 な 管 理 の 下 で 実 施 さ れ る 作 業 で あ り ，その 作 業 過 誤 は ，表 3 に 示 す「 厳 重 な 管 理 の 下 に あ る 機 器 復 旧 に
対 す る 過 誤 」に 分 類 さ れ る が ，弁 閉 止 操 作 は ブ ロ ー 開 始 か ら 時
間 が 経 過 し た 後 で 実 施 さ れ る 作 業 の た め ，保 守 的 に「 機 器 組 立／計器校正に対する過誤」の人的過誤確率を使用して評価・管理者の閉操作チェック失敗
日 常 的 な も の で は な く ,特 に 要 求 さ れ た 点 検 （ 作 業 ） の 作 業
ミ ス を 発 見 し 損 な う 人 的 過 誤 確 率 を 用 い ，こ れ に 低 従 属 を 考 慮
して評価
表 2
項目
運転員の弁の閉
操作忘れ
管理者の閉操作
チェック失敗ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡの発生頻度
平均値

中央値

備考

−

1.0E-04

機器組立／計器校正に対する過誤確率
Ｎ Ｕ Ｒ Ｅ Ｇ /Ｃ Ｒ -１ ２ ７ ８−

9.8E-02

Ｔａｂｌｅ２０−２２（１）の人的過
誤 確 率 0.05 に 低 従 属 を 考 慮

ブロー操作 1 回
当たりの冷却材

9.7E-05−

エ ラ ー フ ァ ク タ （ Ｅ Ｆ ）： 3 3 . 9

流出発生頻度以上より，ＣＵＷブロー1 回当たりのＬＯＣＡの発生頻度は
9.7E-5／ 回 と な る 。

添付 3.1.2.2−3−3

格納容器
F032A
AO

給水系
より

FE

NO40

再生熱交換器

給水系
より

MO

AO

F010A F011A

F032B

F010B F011B

F040

MO

PLR-B 系より
F023A

MO

浄化系用再循環ポンプ A

F105

PLR-A

原
子
炉
圧
力
容
器

F013A

F012A

F013B

F012B

非再生熱交換器

FE

MO

NO35

F004

F100
MO

MO

MO

F001

F102

F106

浄化系用再循環ポンプ B

F035
RO

FE

MO

フィルタ脱塩器
放射性廃棄物処理系へ

F032

NO11

F033

MO

MO

主復水器へ
F031

F034

図 2 ＣＵＷ系統概略図

３．ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡの発生頻度
ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡの発生頻度は，以下の人的過誤を考慮したイベントツリーを作成し，人的過誤確率を分岐確率として与えて評価する。
a.Ｃ Ｒ Ｄ 取 り 外 し 時
・制御棒によるシール確保失敗
・シール確保失敗時の漏えい認知失敗・漏えい認知成功時の復旧失敗
b.Ｃ Ｒ Ｄ 取 り 外 し 状 態
・オペフロ側の操作誤りによる当該ＣＲの誤取り外し
c.Ｃ Ｒ Ｄ 取 り 付 け 時・フランジ取り付け忘れ
添付 3.1.2.2−3−4

・フランジ取り付け忘れ時のオペフロ側の操作誤りによる当該ＣＲの誤取外し
・フランジ取り付け不十分
d.Ｃ Ｒ Ｄ 取 り 付 け 完 了 時・フランジ取り付けが不十分な場合の漏えい認知失敗・漏えい認知成功時の復旧失敗
ＣＲＤ取り外し状態において，当該ＣＲを誤って取り外す（オペフロ側操作誤り）場合等，ＣＲとＣＲＤを同時に取り外した時に漏え い 量 は 大 規 模 と な る 。そ れ 以 外 の 場 合 の 漏 え い 量 は 小 規 模 と な る 。
これらの冷却材流出流量の違いにより緩和設備の成功基準が異なるため，大規模漏えいと小規模漏えいを区別して評価する。ＣＲＤ
点検時のＬＯＣＡの発生頻度を算出するためのイベントツリーを図3 に示す。
図 3 より，ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡの 1 本当たりの発生頻度は
1.1E-6／ 本（ 小 規 模：1.1E-06／ 本 ，大 規 模：7.1E-09／ 本 ）と な る 。

ＣＲＤ取外
し状態

ＣＲＤ取外しＣＲＤ点検

シール確保 漏えい認知
失敗
失敗

復旧失敗

オペフロ側
操作誤り

ＣＲＤ取り付け時
フランジ取り付け忘れ

オペフロ側
操作誤り

フランジ取り
付け不十分

ＣＲＤ取り付け完了時
漏えい
認知失敗

No

状態

復旧失敗
1
2
3 漏えい
4 漏えい
5
6 漏えい
7 漏えい
8
9
10 漏えい11 漏えい12
13 漏えい14 漏えい15 漏えい16 漏えい
合計

図 3

発生頻度
（／本）

備考

7.1E-08 小規模
7.1E-07 小規模
7.1E-09 大規模
1.0E-20 大規模

7.1E-12 小規模
7.1E-11 小規模
7.1E-13
1.0E-24
2.7E-08
2.7E-07

大規模
大規模
小規模
小規模

1.1E-06

ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡ発生頻度算出用イベントツリー

添付 3.1.2.2−3−5

４．ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡの発生頻度
ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡの発生頻度は，以下の人的過誤を考慮したイベントツリーを作成し，人的過誤確率を分岐確率として与えて評価する。
ａ .Ｌ Ｐ Ｒ Ｍ 取 り 外 し 時・ドライチューブシール確保失敗
・ドライチューブシール確保失敗時の漏えい認知失敗
ｂ .ド レ ン ラ イ ン 取 り 付 け 失 敗
ｃ .Ｌ Ｐ Ｒ Ｍ 装 荷 時・ドライチューブシール確保失敗
・ドライチューブシール確保失敗時の漏えい認知失敗
ｄ .オ ペ フ ロ 側 操 作 誤 り
ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡの発生頻度を算出するためのイベント
ツリーを図 4 に示す。
図 4 より，ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡの 1 本当たりの発生頻度は
5.4E-7／ 本 と な る 。

ＬＰＲＭ取外しＬＰＲＭ交換

図 4

ドライ
チューブ
シール確保

シール
漏えい認知

ドレンライ
ン
取り付け

ＬＰＲＭ装荷
ドライ
チューブ
シール確保

シール
漏えい認知

オペフロ側
No
操作誤り

状態

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11

漏えい
漏えい
漏えい
漏えい
漏えい

7.1E-13
2.7E-07

合計

5.4E-07

発生頻度（／本）

ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ発生頻度算出用イベントツリー
添付 3.1.2.2−3−6

2.7E-07
7.1E-09

2.7E-11

５．ＬＯＣＡの発生頻度算出に使用する人的過誤
ＬＯＣＡの発生頻度算出に使用する人的過誤の考え方及び人的過誤確率を表 3 に示す。
冷却材流出の発生頻度算出に使用する人的過誤は，定検時の作業
員の点検・検査時に特徴的な過誤で，実績データは少ない。このため，現在までの経験や知見を工学的に判断し，作業員の過誤確率を設定した。

添付 3.1.2.2−3−7

表3ＬＯＣＡの発生頻度算出に使用する人的過誤の考え方及び人的過誤確率
人的過誤確率[／d]

人的過誤の
項目

人的過誤の特徴1

安全措置／安全対策に対する過誤

故障や誤操作との組合せでトラブルに至るために，過誤が摘出されにくい。

2

点検／確認／試験に対する過誤トラブルの摘出を念頭に実施される作業であるために，過誤が見逃される可能性がある。

3

機器組立／計器構成に対する過誤

系統や機器の機能回復に係るために，過誤は発生しにくい。

4

厳重な管理の下にある機器復旧に対する過誤復旧作業の失敗が直接過
大なトラブルに至るために，過誤が発生しないよう十分注意されている。

人的過誤
No

-1

10

10

Ａ

-2

10-3

Ｍ

10-4

10-5

10-6

Ｍ :1.0E-02
Ａ :2.7E-02
ＥＦ:10

添付 3.1.2.2−3−8

Ａ Ｍ

Ｍ :1.0E-04
Ａ :2.7E-04
ＥＦ:10

Ｍ :1.0E-05
Ａ :2.7E-05
ＥＦ:10

Ｍ :1.0E-03
Ａ :2.7E-03
ＥＦ:10
Ａ Ｍ

適用例

ＭＣＣ電源の遮断失敗
電動弁のラインナップ失敗

機器漏えいの認知失敗
漏えい試験の確認失敗

隔離弁の復旧失敗
流出部の隔離失敗
安全弁の設定ミス
Ａ Ｍ

隔離弁の開閉操作忘れ
リフトの復旧忘れ
ポンプの復旧失敗
ＣＲＤ／ＬＰＲＭの復旧
失敗
Ｍ ：メディアン値
Ａ ：平均値
ＥＦ：エラーファクタ添付資料 3.1.2.2−4
停止時のＬＯＣＡ発生頻度算出時の人的過誤の設定について

停止時のＬＯＣＡ発生頻度算出において対象となる人的過誤の確率については，ＴＨＥＲＰ手法（ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−１２７８）を参考にして以下のとおり設定した。

(1)

対象となる人的過誤の分類
停止時のＬＯＣＡ発生頻度算出において対象となる人的過誤を，
人的過誤の特徴により以下の 4 つに分類した。
ａ．安全措置／安全対策に対する過誤
当該作業の失敗のみではトラブルに至らない作業における過誤であり，下記のｂ．〜ｄ．に比べて過誤が見逃される可能性が高いと考えられる。
例：ＭＣＣ電源の遮断失敗，電動弁のラインナップ失敗
ｂ．点検／確認／試験に対する過誤
トラブルや不具合を確認する作業における過誤であり，下記のｃ．及びｄ．に比べて過誤が見逃される可能性が高いと考えられる。
例：機器漏えいの認知失敗，漏えい試験の確認失敗
ｃ．機器組立／計器校正に対する過誤
系統や機器の機能回復を確認する作業における過誤であり，
上記のａ．及びｂ．に比べて機器の状態確認が注意深く行われる。
例：隔離弁の復旧失敗，安全弁の設定ミス
ｄ．厳重な管理下における機器復旧に対する過誤添付 3.1.2.2−4−1

復旧作業の失敗が直接過大なトラブルに至る作業における過誤であり，厳重に管理されている。
例：隔離弁の開閉操作忘れ，リフトの復旧忘れ，ポンプの復旧失敗，ＣＲＤ／ＬＰＲＭの復旧失敗(2)

人的過誤確率の設定
ａ．厳重な管理下における機器復旧に対する人的過誤確率
人 的 過 誤 が 直 接 ト ラ ブ ル に 至 る 作 業 で の (1)ｄ ．「 厳 重 な 管 理
下における機器復旧に対する過誤」に対して，ＴＨＥＲＰ手法
を参考とし，表 1 に示すとおり人的過誤確率を設定した。
作 業 者 の 人 的 過 誤 確 率 に つ い て は ，(1)ｄ ．の 作 業 は 厳 重 な 管理体制とした上での作業となるため，ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−１２
７ ８ の Table20− 6（ 表 3）に お け る (2)「 特 別 な 定 期 的 な チ ェ ック 又 は 検 査 機 能 を 開 始 し た 状 態 」 の 人 的 過 誤 確 率 1×10 − ３ を 適用した。
チェック者による作業者のミスの検出失敗確率については，
Ｎ Ｕ Ｒ Ｅ Ｇ ／ Ｃ Ｒ − １ ２ ７ ８ の Table20− 22（ 表 4）に お け る (4)「計器による測定等の，積極的な関与を伴うチェック」のチェ
ッ ク 者 の ミ ス 検 出 失 敗 確 率 1×10 − ２ を 適 用 し た 。
ｂ．その他の人的過誤確率(1)ａ ． 〜 ｃ ． に つ い て は ， (1)ｄ ． で 厳 重 な 管 理 が な さ れ ると し て 設 定 し た 表 3 に お け る (2)の 人 的 過 誤 確 率 1×10 − ３ に 対 して ，表 3 に お け る (1)「 定 期 的 な 試 験 や 点 検 を 実 施 す る 場 合 」の
人 的 過 誤 確 率 1×10 − ２ が 1 桁 高 く な っ て い る こ と を 参 考 に ， それぞれ 1 桁ずつ高い人的過誤確率を設定した。
ｃ．エラーファクタ
添付 3.1.2.2−4−2エラーファクタについては，これらの人的過誤確率の持つ不確 実 性 を 考 慮 し ， 10 を 設 定 し た 。
上記のとおり評価した結果を表 2 に示す。

表 1
No

ａ

ｂ

ｃ

厳重な管理下における機器復旧に対する過誤

項目

中央値

特別な管理方法における作業者

1.0×10− ３
(ａ )

の人的過誤

チェック者による作業者のミス

1.0×10− ２
(ｂ )

の検出失敗
厳重な管理下における機器復旧

1.0×10− ５に対する過誤確率（ ａ ×ｂ ）表 2

人的過誤の特徴

安全措置／安全対策に対する過誤当該作業の失敗のみではト
ラブルに至らない作業におけ る 過 誤 で あ り ，下 記 の ｂ ．
〜ｄ．に比べて過誤が見逃される可能性が高いと考えられる。

ｂ

点検／確認／試
験に対する過誤

トラブルや不具合を確認する作業における過誤であり，下記のｃ．及びｄ．に比べて過誤が見逃される可能性が高いと考えられる。

ｃ

機器組立／計器
校正に対する過誤系統や機器の機能回復を確認する作業における過誤であり，上記のａ．及びｂ．
に比べて機器の状態確認が注意深く行われる。

厳重な管理下における機器復旧に対する過誤復旧作業の失敗が直接過大なトラブルに至る作業における過誤であり，厳重に管理されている。

ａｄ

表 3 に お け る (2)「 特 別 な 定 期 的 な チ ェ ッ
ク又 は検 査 機能 を 開始 した状 態」の人的 過誤確率を設定表 4 に お け る (4)「 計 器 に よ る 測 定 等 の ，積 極 的 な 関 与を 伴 う チ ェック 」の チ ェッ ク
者のミス検出失敗確率を設定
ａ及びｂより算出

停止時のＬＯＣＡ時に適用する人的過誤

人的過誤の
項目

No.

備考

中央値

ＥＦ

適用例

10

ＭＣＣ電源の遮断
失敗
電動弁のラインナ
ップ失敗

1.0×10− ３10

機器漏えいの認知失敗
漏えい試験の確認
失敗

1.0×10− ４

10隔離弁の復旧失敗
安全弁の設定ミス

10

隔離弁の開閉操作
忘れ
リフトの復旧忘れ
ポンプの復旧失敗
ＣＲＤ／ＬＰＲＭの復旧失敗

1.0×10− ２

1.0×10− ５

添付 3.1.2.2−4−3

表 3

Ｎ Ｕ Ｒ Ｅ Ｇ ／ Ｃ Ｒ − １ ２ ７ ８ Table20-6

添付 3.1.2.2−4−4

表 4

Ｎ Ｕ Ｒ Ｅ Ｇ ／ Ｃ Ｒ − １ ２ ７ ８ Table20-22

添付 3.1.2.2−4−5

添付資料 3.1.2.3−1
炉心損傷条件について

１．炉心損傷の判定条件及び評価条件(1)

炉心損傷の判定条件
本評価では炉心損傷の判定条件を次のとおり設定した。
・炉心燃料の燃料有効長頂部（ＴＡＦ）が露出した状態(2)

炉心損傷までの余裕時間評価における評価条件
炉心損傷の判定条件となるＴＡＦの露出までの余裕時間は，保有 水 量 や 崩 壊 熱 に 依 存 す る 。Ｐ Ｏ Ｓ ご と の 評 価 条 件 に つ い て ，表 1
に示す。
表 1

炉心損傷判定の評価条件

ＰＯＳ

原子炉水位

プール
ゲート

ＰＯＳ−Ｓ,Ａ ,Ｃ １ ,Ｃ ２ ,Ｄ

原子炉通常水位閉

ＰＯＳ−Ｂ１〜Ｂ６

原子炉ウェル満水

保有水量

開

評価対象
燃料

崩壊熱を考
慮する燃料

炉心燃料

炉心燃料

炉心燃料

炉心燃料
＋
ＳＦＰ内の
使用済燃料

２．冷却材の保有水量１．の評価条件における保有水量は，以下のとおり設定した。なお，保有水量の設定に使用した保有水量のエリア分割の概要は図 1に示すとおりである。
(1)

原子炉通常水位（ＰＯＳ−Ｓ，Ａ，Ｃ１，Ｃ２，Ｄ）
通常水位の場合の保有水量は，原子炉圧力容器底部から原子炉
通 常 水 位 ま で の 水 量（ a+b+c）と し た 。ま た ，崩 壊 熱 に よ り 蒸 発 す
る 水 量 は Ｔ Ａ Ｆ か ら 通 常 水 位 ま で の 水 量 （ c） を 考 慮 し た 。
添付 3.1.2.3−1−1

(2)原子炉ウェル満水（ＰＯＳ−Ｂ１〜Ｂ６）
原子炉ウェル満水時の場合の保有水量は，原子炉圧力容器底部
か ら 原 子 炉 ウ ェ ル 満 水 ま で の 水 量 （ a+b+c+d1+d2） と し た 。 ま た ，
崩壊熱により蒸発する水量はＴＡＦから原子炉ウェル満水までの水 量 （ c+d1+d2） を 考 慮 し た 。

上記の水量の設定は，評価対象を炉心又はＳＦＰいずれの燃料とした場合にも，表 2 に示すとおり保守的な条件となっている。

表 2
原子炉
水位

通常
水位

原子炉
ウェル
満水

プール
ゲート

閉

開

評価に使用する水量の範囲

設定した保有水量評価に使用する水量
対象
燃料

保有水量
(保 有 水 エ リ ア )現実的な水量対象
燃料

崩 壊熱 によ り水
温 が上 昇す る範
囲

炉心

炉心

崩 壊熱 によ り冷却 材 が 蒸 発・流 出
する範囲

炉心

炉心

崩 壊熱 によ り水
温 が上 昇す る範
囲

炉心

炉心
ＳＦＰ

崩 壊熱 によ り冷却 材 が 蒸 発・流 出
する範囲

炉心
炉心
ＳＦＰ

添付 3.1.2.3−1−2

保有水量(保 有 水 エ リ ア )ff

D/S ピ ッ ト 水は評価上考慮
していない

通常水位

燃 料 有 効 長 頂 部 （ TAF）

エリア分割保有水量エリアa

原子炉圧力容器底部から燃料有効長底部までb

燃料有効長底部から燃料有効長頂部までc

燃料有効長頂部から通常水位まで

d1

通常水位から原子炉圧力容器フランジまで

d2

原子炉圧力容器フランジから原子炉ウェル満
水水位まで

e

燃料プール底部から燃料有効長頂部まで

f'
f''

燃料有効長頂部から燃料プール通常水位まで

図 1

保有水のエリア分割概要図

添付 3.1.2.3−1−3

水 量 （ m３ ）

添付資料 3.1.2.3−2
崩壊熱除去機能喪失時の緩和操作のための余裕時間評価の前提条件について

崩壊熱除去機能喪失時の緩和操作のための余裕時間は，炉心及び使用済燃料プールで発生する崩壊熱及び冷却材の保有水量を基に評価している。余裕時間評価の前提条件を以下に示す。

(1)

崩壊熱
炉心及び使用済燃料プールで発生する崩壊熱は，「原子力発電所の停止状態を対象とした確率論的安全評価に関する実施基準（レベル
1PSA 編 ）：2010」指 定 の May-Witt の 式 を 使 用 し 評 価 し た 。各 Ｐ Ｏ Ｓ
における崩壊熱は，各ＰＯＳの開始時点を代表時間として評価し，ＰＯＳ期間中における崩壊熱の減衰は考慮していない。各ＰＯＳの代表時間における崩壊熱の評価結果を表 1 に示す。また，崩壊熱の評価においては，炉心及び使用済燃料プール内の燃料を以下のとおり想定している。
ａ．炉心
炉 心 の 燃 料 764 体 （ 100％ 炉 心 ） は ， 通 常 1 回 の 定 検 で 約 20〜
25％ 炉 心 の 燃 料 が 交 換 さ れ ， 発 電 機 解 列 時 点 で は 照 射 時 間 約 1 年〜 4 年 の 燃 料 が そ れ ぞ れ 約 20〜 25％ 炉 心 ず つ 装 荷 さ れ て い る が ，本ＰＲＡでは，保守的に全ての炉心燃料の照射時間を 4 年としている。また，燃料取替による照射燃料の燃料プールへの取出し及び新燃料の装荷は考慮していない。
ｂ．使用済燃料プール
使 用 済 燃 料 プ ー ル の 使 用 済 燃 料 貯 蔵 容 量 は 295％ 炉 心（ 2250 体 ）添付 3.1.2.3−2−1

で あ る 。本 Ｐ Ｒ Ａ で は ，1 炉 心 分 の 燃 料 を 除 い た 195％ 炉 心 分 の 燃料が使用済燃料プールに保管されているものとしている。また，
施 設 定 期 検 査 ご と に 約 20〜 25％ 炉 心 分 の 燃 料 が 交 換 さ れ る こ とを 考 慮 し ，使 用 済 燃 料 プ ー ル に は 冷 却 期 間 の 異 な る 25％ 炉 心 ず つの使用済燃料（照射時間 4 年）が保管されているとする（冷却期
間 1 年 〜 7 年 ： 各 25％ 炉 心 ， 冷 却 期 間 8 年 ： 20％ 炉 心 ）。

(2)

冷却材初期温度
冷却材の初期水温は，燃料交換作業や原子炉周りの機器の保守が行 え る 最 高 温 度 で あ る 52℃ と し て い る 。

(3)

冷却材の保有水量
冷 却 材 の 保 有 水 量 は ， 添 付 資 料 3.1.2.3− 1 に 示 す と お り で あ る 。

表 1

各ＰＯＳの代表時間における崩壊熱

ＰＯＳ

崩壊熱評価の
代表時間

崩壊熱
（ MW）

Ｓ

6 時間後

30.5

Ａ

1 日後

20.8

Ｂ１

3 日後

14.4

Ｂ２

8 日後

8.9

Ｂ３

11 日 後7.7

Ｂ４

25 日 後5.6

Ｂ５

33 日 後5.0

Ｂ６

45 日 後4.5

Ｃ１

58 日 後3.3

Ｃ２

66 日 後3.1

Ｄ

75 日 後2.9

添付 3.1.2.3−2−2

添付資料 3.1.2.3−3
ＬＯＣＡにおける余裕時間の評価について

本ＰＲＡでは，冷却材流出に係る起因事象としてＲＨＲ切替時のＬ
ＯＣＡ，ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ，ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡ及びＬ
ＰＲＭ点検時のＬＯＣＡを選定している。このうち，ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡ及びＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡについては，現場作業に伴う人的過誤により発生する事象であるため，作業員が冷却材流出の認知に失敗することは想定し難いことから，認知失敗を評価するための余裕時間は設定していない。
ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ及びＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ各事象における余裕時間を表 1 に示す。停止時のＬＯＣＡにおける余裕時間は，冷却材の流出流量及び保有水量から，炉心内の燃料が露出するまでの時間としている。
表 1 より，原子炉水位が通常水位の場合のＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ
及びＣＵＷブロー時のＬＯＣＡについては，燃料が露出するまでの時
間 は 3.5 時 間 あ る こ と か ら ， 緩 和 設 備 作 動 ま で の 余 裕 時 間 を 3 時 間 としている。
また，原子炉水位がウェル満水の場合のＲＨＲ切替時のＬＯＣＡについては，原子炉ウェル満水状態では保有水量が多いため，燃料露出
ま で の 時 間 は 22.7 時 間 と 長 い 。こ の た め ，冷 却 材 流 出 の 認 知 に 失 敗 す
ることは想像し難いことから，認知失敗を評価するための余裕時間は設定していない。

添付 3.1.2.3−3−1

表 1
起因事象

冷却材流出時の燃料露出までの時間

ＴＡＦまで
の保有水量
（ m３ ）

冷却材流出
流量（ m３ ／ h）

燃料露出までの 時 間 （ h）

ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ

ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ

添付 3.1.2.3−3−2

備考

3 .5

通常水位

22 .7

原子炉ウェル満水

3 .5

通常水位

添付資料 3.1.2.3−4
炉心損傷防止に必要な安全機能の考え方について(1)

炉心損傷の判定条件
本ＰＲＡでは，炉心損傷の判定条件を次のとおり設定している。
・炉心燃料の燃料有効長頂部（ＴＡＦ）が露出した状態(2)

炉心損傷防止に必要な安全機能
各起因事象において炉心損傷防止に必要な安全機能は以下のとおりである。
ａ．崩壊熱除去失敗（残留熱除去系の故障及び外部電源喪失）
崩壊熱除去失敗に係る起因事象に対して，炉心損傷防止に必要な安全機能を表 1 に示す。

表1
ＰＯＳ
ＲＰＶの状態
ＰＣＶの状態

炉心損傷防止に必要な安全機能（崩壊熱除去失敗）

Ｓ
閉鎖
開放
除熱機能

Ａ
閉鎖〜開放
開放
除熱機能

Ｂ
開放
開放
除熱機能

Ｃ
開放〜閉鎖
開放 ※１
除熱機能

Ｄ
閉鎖
閉鎖
除熱機能
注水機能
必要な
注水機能
減圧機能
注水機能
注水機能
安全機能
注水機能
減圧機能 ※２
ＰＣＶ除熱
減圧機能
減圧機能 ※２機能※1 格納容器漏えい率検査のため，ＰＣＶは一時的に閉鎖されるが，この期間は短期間であり，崩壊熱量も小さいため，ＰＣＶ開放状態で代表させた。
※2 ＲＰＶが閉鎖されている期間のみ。

ＲＰＶが閉鎖されている状態（ＰＯＳ−Ｓ，ＰＯＳ−Ａ，ＰＯＳ−Ｃ
及びＰＯＳ−Ｄ）においては，崩壊熱除去失敗時に冷却材温度が 100℃に到達後，水蒸気によりＲＰＶが加圧されると，原子炉減圧が必要となる。

添付 3.1.2.3−4−1

原子炉減圧に失敗する要因として，ＳＲＶの機械的故障と運転員によるＳＲＶ開操作失敗があるが，ＳＲＶの機械的故障については 18 弁の全弁が作動に失敗する確率は無視できるほど小さい。また，原子炉水位がＴＡＦに到達するまでの余裕時間が出力運転時に比べて十分長い（ＰＯＳ−Ｓの大気圧条件におけるＴＡＦ到達までの余裕時間は 3.9 時間）ことを踏まえると，運転員によるＳＲＶ開操作失敗確率は十分小さい。
そのため，本ＰＲＡでは，ＲＰＶが閉鎖されている期間においても，減圧機能はモデル化していない。
また，ＰＣＶが閉鎖されている状態（ＰＯＳ−Ｄ）においては，崩壊
熱除去失敗時にＳＲＶを介してＳ／Ｃに流入した蒸気によりＳ／Ｐ温度が上昇する。
しかし，ＰＯＳ−Ｄでは崩壊熱が停止直後の 1／10 以下まで低下しており，Ｓ／Ｐ水温の上昇が緩やかであるため，除熱操作までの時間余裕は十分長いことから，運転員による操作失敗確率は十分小さい。
そのため，本ＰＲＡではＰＣＶが閉鎖されている期間においても，ＰＣＶ除熱機能はモデル化していない。
以上より，崩壊熱除去失敗時の炉心損傷防止に必要な安全機能として，除熱機能又は注水機能のみをモデル化している。

ｂ．原子炉冷却材の流出
原子炉冷却材喪失に係る起因事象に対して，炉心損傷防止に必要な安全機能を表 2 に示す。

添付 3.1.2.3−4−2

表2

炉心損傷防止に必要な安全機能（原子炉冷却材喪失）

ＰＯＳ
Ｓ
Ａ
Ｂ
Ｃ
Ｄ
ＲＰＶの状態
閉鎖
閉鎖〜開放
開放
開放〜閉鎖
閉鎖
ＰＣＶの状態
開放
開放
開放
開放 ※１
閉鎖
必要な
注水機能
注水機能
注水機能
注水機能
注水機能
安全機能
除熱機能
※1 格納容器漏えい率検査のため，ＰＣＶは一時的に閉鎖されるが，この期間は短期間であり，崩壊熱量も小さいため，ＰＣＶ開放状態で代表させた。

プラント停止期間においては，原子炉冷却材の圧力・温度は低いため，
ＰＣＶが閉鎖されている期間においても，原子炉冷却材の流出によるＰ
ＣＶ圧力・温度の上昇は限定的である。そのため，本ＰＲＡでは原子炉
冷却材流出時の炉心損傷防止に必要な安全機能として，注水機能のみをモデル化している。

添付 3.1.2.3−4−3

添付資料 3.1.2.4−1

内部事象停止時レベル１ＰＲＡ
イベントツリー集

目

1.

2.

次

ＲＨＲ喪失に対するイベントツリー
図 1−1

ＲＨＲ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｓ）

図 1-2

ＲＨＲ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ａ）

図 1−3

ＲＨＲ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ１）

図 1−4

ＲＨＲ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ２）

図 1−5

ＲＨＲ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ３）

図 1−6

ＲＨＲ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ４）

図 1−7

ＲＨＲ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ５）

図 1−8

ＲＨＲ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ６）

図 1−9

ＲＨＲ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ１）

図 1−10

ＲＨＲ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ２）

図 1−11

ＲＨＲ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｄ）

ＲＨＲＳ喪失に対するイベントツリー
図 2−1

ＲＨＲＳ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｓ）

図 2−2

ＲＨＲＳ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ａ）

図 2−3

ＲＨＲＳ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ１）

図 2−4

ＲＨＲＳ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ２）

図 2−5

ＲＨＲＳ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ３）

図 2−6

ＲＨＲＳ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ４）

図 2−7

ＲＨＲＳ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ５）

図 2−8

ＲＨＲＳ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ６）
目−1

3.

図 2−9

ＲＨＲＳ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ１）

図 2−10ＲＨＲＳ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ２）

図 2−11ＲＨＲＳ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｄ）

外部電源喪失に対するイベントツリー
3.1

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｓ）

図 3.1−1

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｓ）

図 3.1−2

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｓ（ＤＧ−２
Ｃ，２Ｄ確保））図 3.1−3

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｓ（ＤＧ−２
Ｃ確保，２Ｄ失敗））

図 3.1−4

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｓ（ＤＧ−２
Ｃ失敗，２Ｄ確保））

図 3.1−5

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｓ（ＤＧ−２
Ｃ，２Ｄ失敗））図 3.1−6

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｓ（直流電源
喪失））

3.2

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ａ）

図 3.2−1

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ａ）

図 3.2−2

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ａ（ＤＧ−２
Ｃ，２Ｄ確保））図 3.2−3

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ａ（ＤＧ−２
Ｃ確保，２Ｄ失敗））

図 3.2−4

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ａ（ＤＧ−２
Ｃ失敗，２Ｄ確保））目−2

図 3.2−5

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ａ（ＤＧ−２
Ｃ，２Ｄ失敗））図 3.2−6

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ａ（直流電源
喪失））

3.3

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ１）

図 3.3−1

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ１）

図 3.3−2

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ１（ＤＧ−
２Ｃ，２Ｄ確保））

図 3.3−3

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ１（ＤＧ−
２Ｃ確保，２Ｄ失敗））

図 3.3−4

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ１（ＤＧ−
２Ｃ失敗，２Ｄ確保））

図 3.3−5

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ１（ＤＧ−
２Ｃ，２Ｄ失敗））

図 3.3−6

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ１（直流電
源喪失））

3.4

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ２）

図 3.4−1

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ２）

図 3.4−2

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ２（ＤＧ−
２Ｃ，２Ｄ確保））

図 3.4−3

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ２（ＤＧ−
２Ｃ確保，２Ｄ失敗））

図 3.4−4

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ２（ＤＧ−
２Ｃ失敗，２Ｄ確保））

図 3.4−5

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ２（ＤＧ−目−3２Ｃ，２Ｄ失敗））
図 3.4−6

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ２（直流電
源喪失））

3.5

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ３）

図 3.5−1

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ３）

図 3.5−2

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ３（ＤＧ−
２Ｃ，２Ｄ確保））

図 3.5−3

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ３（ＤＧ−
２Ｃ確保，２Ｄ失敗））

図 3.5−4

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ３（ＤＧ−
２Ｃ失敗，２Ｄ確保））

図 3.5−5

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ３（ＤＧ−
２Ｃ，２Ｄ失敗））

図 3.5−6

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ３（直流電
源喪失））

3.6

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ４）

図 3.6−1

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ４）

図 3.6−2

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ４（ＤＧ−
２Ｃ，２Ｄ確保））

図 3.6−3

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ４（ＤＧ−
２Ｃ確保，２Ｄ失敗））

図 3.6−4

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ４（ＤＧ−
２Ｃ失敗，２Ｄ確保））

図 3.6−5

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ４（ＤＧ−
２Ｃ，２Ｄ失敗））目−4

図 3.6−6

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ４（直流電
源喪失））

3.7

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ５）

図 3.7−1

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ５）

図 3.7−2

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ５（ＤＧ−
２Ｃ，２Ｄ確保））

図 3.7−3

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ５（ＤＧ−
２Ｃ確保，２Ｄ失敗））

図 3.7−4

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ５（ＤＧ−
２Ｃ失敗，２Ｄ確保））

図 3.7−5

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ５（ＤＧ−
２Ｃ，２Ｄ失敗））

図 3.7−6

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ５（直流電
源喪失））

3.8

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ６）

図 3.8−1

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ６）

図 3.8−2

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ６（ＤＧ−
２Ｃ，２Ｄ確保））

図 3.8−3

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ６（ＤＧ−
２Ｃ確保，２Ｄ失敗））

図 3.8−4

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ６（ＤＧ−
２Ｃ失敗，２Ｄ確保））

図 3.8−5

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ６（ＤＧ−
２Ｃ，２Ｄ失敗））

図 3.8−6

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ６（直流電目−5源喪失））
3.9

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ１）

図 3.9−1

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ１）

図 3.9−2

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ１（ＤＧ−
２Ｃ，２Ｄ確保））

図 3.9−3

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ１（ＤＧ−
２Ｃ確保，２Ｄ失敗））

図 3.9−4

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ１（ＤＧ−
２Ｃ失敗，２Ｄ確保））

図 3.9−5

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ１（ＤＧ−
２Ｃ，２Ｄ失敗））

図 3.9−6

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ１（直流電
源喪失））

3.10

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ２）

図 3.10−1

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ２）

図 3.10−2

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ２（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ確保））

図 3.10−3

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ２（ＤＧ−２Ｃ確保，２Ｄ失敗））

図 3.10−4

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ２（ＤＧ−２Ｃ失敗，２Ｄ確保））

図 3.10−5

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ２（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ失敗））

図 3.10−6

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ２（直流電源喪失））目−63.11

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｄ）

図 3.11−1

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｄ）

図 3.11−2

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｄ（ＤＧ−
２Ｃ，２Ｄ確保））

図 3.11−3

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｄ（ＤＧ−
２Ｃ確保，２Ｄ失敗））

図 3.11−4

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｄ（ＤＧ−
２Ｃ失敗，２Ｄ確保））

図 3.11−5

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｄ（ＤＧ−
２Ｃ，２Ｄ失敗））

図 3.11−6

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｄ（直流電
源喪失））

4.

原子炉冷却材の喪失に対するイベントツリー
図 4−1

ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ（ＰＯＳ−Ｂ２）

図 4−2

ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ（ＰＯＳ−Ｂ５）

図 4−3

ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ（ＰＯＳ−Ｃ２）

図 4−4

ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ（ＰＯＳ−Ｄ）

図 4−5

ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ（ＰＯＳ−Ｃ１）

図 4−6

ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ（ＰＯＳ−Ｄ）

図 4−7

ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡ（ＰＯＳ−Ｂ２）

図 4−8

ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ（ＰＯＳ−Ｂ２）目−7

RHR喪失(POS-S)ERH

待機RHR起動 待機LPCI起動
RHR

LPCI

添付 3.1.2.4−1−1

図 1−1
RHR喪失
(POS-A)ERH

待機RHR起動 待機LPCI起動
RHR

LPCI

図 1−2

LPCS

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIC

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7

TW

5.6E-05
4.9E-07
1.8E-09
5.4E-122.0E-14
1.4E-16
2.1E-14

合計値

2.1E-14

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7

TW

1.1E-04
9.5E-07
3.5E-09
0.0E+00
1.1E-11
7.2E-14
4.7E-14

合計値

4.7E-14

備考

ＲＨＲ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｓ）
LPCS

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIC

HPCS

MUWC

ＲＨＲ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ａ）

備考

RHR喪失(POS-B1)
ERH

待機RHR起動

待機LPCI起動

LPCS

LPCI-C

HPCS

MUWC

RHR

LPCI

LPCS

LPCIC

HPCS

MUWC

図 1−3
添付 3.1.2.4−1−2

RHR喪失(POS-B2)
ERH

待機RHR起動 待機LPCI起動
RHR

LPCI

図 1−4

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7

TW

0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
2.8E-04
2.2E-07

合計値

2.2E-07

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7

TW

0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
1.7E-04
1.4E-07

合計値

1.4E-07

備考

ＲＨＲ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ１）

LPCS

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIC

HPCS

MUWC

ＲＨＲ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ２）

備考

RHR喪失(POS-B3)
ERH

待機RHR起動 待機LPCI起動
RHR

LPCI

添付 3.1.2.4−1−3

図 1−5
RHR喪失
(POS-B4)ERH

待機RHR起動 待機LPCI起動
RHR

LPCI

図 1−6

LPCS

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIC

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7

TW

0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
7.9E-04
6.3E-07

合計値

6.3E-07

備考

ＲＨＲ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ３）

LPCS

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIC

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7

TW

4.5E-04
3.9E-06
1.4E-08
0.0E+00
5.2E-11
3.5E-13
2.2E-12

合計値

2.2E-12

ＲＨＲ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ４）

備考

RHR喪失(POS-B5)
ERH

待機RHR起動 待機LPCI起動
RHR

LPCI

添付 3.1.2.4−1−4

図 1−7
RHR喪失
(POS-B6)
ERH

待機RHR起動 待機LPCI起動
RHR

LPCI

図 1−8

LPCS

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIC

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7

TW

0.0E+00
0.0E+00
6.8E-04
0.0E+00
2.0E-06
1.4E-08
1.5E-11

合計値

1.5E-11

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7

TW

7.2E-04
6.3E-06
2.3E-087.0E-11
2.6E-13
1.8E-15
2.8E-13

合計値

2.8E-13

備考

ＲＨＲ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ５）

LPCS

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIC

HPCS

MUWC

ＲＨＲ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ６）

備考

RHR喪失(POS-C1)ERH

待機RHR起動 待機LPCI起動
RHR

LPCI

添付 3.1.2.4−1−5

図 1−9

RHR喪失
(POS-C2)ERH

待機RHR起動 待機LPCI起動
RHR

LPCI

図 1−10LPCS

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIC

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7

TW

4.5E-04
3.9E-06
1.4E-08
4.3E-11
1.6E-13
1.1E-15
1.7E-13

合計値

1.7E-13

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7

TW

0.0E+00
0.0E+00
5.1E-04
1.8E-06
5.7E-09
3.9E-11
2.2E-12

合計値

2.2E-12

備考

ＲＨＲ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ１）

LPCS

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIC

HPCS

MUWC

ＲＨＲ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ２）

備考

RHR喪失(POS-D)ERH

待機RHR起動 待機LPCI起動
RHR

LPCI

添付 3.1.2.4−1−6

図 1−11LPCS

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIC

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7

TW

4.0E-04
3.5E-06
1.3E-08
3.9E-11
1.4E-13
9.8E-16
1.5E-13

合計値

1.5E-13

ＲＨＲ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｄ）

備考

RHRS喪失(POS-S)ERS

待機RHR起動 待機LPCI起動
RHR

LPCI

添付 3.1.2.4−1−7

図 2−1
RHRS喪失（POS-A)ERS

待機RHR起動 待機LPCI起動
RHR

LPCI

図 2−2

LPCS

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIC

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7

TW

7.0E-06
6.2E-08
0.0E+00
2.3E-10
8.4E-13
5.8E-15
3.5E-14

合計値

3.5E-14

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7

TW

1.4E-05
1.2E-07
0.0E+00
0.0E+00
4.5E-10
3.1E-12
2.6E-13

合計値

2.6E-13

備考

ＲＨＲＳ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｓ）

LPCS

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIC

HPCS

MUWC

ＲＨＲＳ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ａ）

備考

RHRS喪失(POS-B1)ERS

待機RHR起動 待機LPCI起動
RHR

LPCI

添付 3.1.2.4−1−8

図 2−3
RHRS喪失(POS-B2)ERS

待機RHR起動 待機LPCI起動
RHR

LPCI

図 2−4

LPCS

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIC

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7

TW

0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
3.5E-05
2.8E-08

合計値

2.8E-08

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7

TW

0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
2.1E-05
1.7E-08

合計値

1.7E-08

備考

ＲＨＲＳ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ１）

LPCS

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIC

HPCS

MUWC

ＲＨＲＳ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ２）

備考

RHRS喪失(POS-B3)ERS

待機RHR起動 待機LPCI起動
RHR

LPCI

添付 3.1.2.4−1−9

図 2−5
RHRS喪失(POS-B4)ERS

待機RHR起動 待機LPCI起動
RHR

LPCI

図 2−6

LPCS

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIC

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7

TW

0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
9.9E-05
7.9E-08

合計値

7.9E-08

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7

TW

5.6E-05
4.9E-07
1.8E-09
0.0E+00
6.4E-12
4.4E-14
2.8E-13

合計値

2.8E-13

備考

ＲＨＲＳ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ３）

LPCS

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIC

HPCS

MUWC

ＲＨＲＳ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ４）

備考

RHRS喪失(POS-B5)ERS

待機RHR起動 待機LPCI起動
RHR

LPCI

添付 3.1.2.4−1−10

図 2−7
RHRS喪失(POS-B6)ERS

待機RHR起動 待機LPCI起動
RHR

LPCI

図 2−8

LPCS

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIC

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7

TW

0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
8.4E-05
5.8E-07
6.3E-10

合計値

6.3E-10

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7

TW

9.1E-05
8.0E-07
0.0E+00
3.0E-09
1.1E-11
7.5E-14
4.6E-13

合計値

4.6E-13

備考

ＲＨＲＳ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ５）

LPCS

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIC

HPCS

MUWC

ＲＨＲＳ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ６）

備考

RHRS喪失(POS-C1)ERS

待機RHR起動 待機LPCI起動
RHR

LPCI

図 2−9
添付 3.1.2.4−1−11

RHRS喪失(POS-C2)ERS

待機RHR起動 待機LPCI起動
RHR

LPCI

図 2−10LPCS

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIC

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7

TW

5.6E-05
4.9E-07
0.0E+00
1.8E-09
6.6E-12
4.5E-14
2.8E-13

合計値

2.8E-13

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7

TW

0.0E+00
0.0E+00
6.4E-05
0.0E+00
2.3E-07
1.6E-09
2.0E-12

合計値

2.0E-12

備考

ＲＨＲＳ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ１）

LPCS

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIC

HPCS

MUWC

ＲＨＲＳ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ２）

備考

RHRS喪失(POS-D)ERS

待機RHR起動 待機LPCI起動
RHR

LPCI

添付 3.1.2.4−1−12

図 2−11LPCS

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIC

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7

TW

4.9E-05
4.3E-07
0.0E+00
1.6E-09
5.8E-124.0E-14
2.5E-13

合計値

2.5E-13ＲＨＲＳ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｄ）

備考外部電源喪失(POS-S)
ELOP

DC喪失 BTCCF
DC

DG-HPCSから
の受電失敗
DGH

図 3.1−1
添付 3.1.2.4−1−13

DG-2C及びDG-2D確保(POS-S)TE2

D/G-2C起動

D/G-2D起動

DGC

DGD

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1-9
10 - 15
16 - 21
22 - 23
24 - 25
26

TE2へ
TE3へ
TE4へ
TE5へ
TE6へ
TB

2.6E-14

合計値

2.6E-14

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｓ）

RHR-A

RHR-B

LPCS

LPCI-A

LPCI-B

LPCI-C

HPCS

MUWC

WAPD

WBPD

LPCSPD

LPCIA

LPCIB

LPCICPD

HPCS

MUWC

図 3.1−2

備考

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7
8
9

TW

2.5E-05
2.1E-07
2.5E-09
8.0E-12
3.2E-14
1.2E-16
4.3E-19
5.2E-21
6.9E-15

合計値

6.9E-15

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｓ）（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ確保）

備考

DG-2C確保(POS-S)TE3

図 3.1−3添付 3.1.2.4−1−14

DG-2D確保(POS-S)TE4

図 3.1−4

RHR-A

LPCS

LPCI-A

HPCS

MUWC

WAPD

LPCSPD

LPCIA

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

10
11
12
13
14
15

TW

1.6E-07
1.0E-09
3.3E-12
1.3E-14
1.6E-16
1.3E-15

合計値

1.3E-15

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｓ）（ＤＧ−２Ｃ確保，２Ｄ失敗）
RHR-B

LPCI-B

LPCI-C

HPCS

MUWC

WBPD

LPCIB

LPCICPD

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

16
17
18
19
20
21

TW

0.0E+00
1.6E-07
5.8E-10
2.1E-12
2.6E-14
3.1E-15

合計値

3.1E-15

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｓ）（ＤＧ−２Ｃ失敗，２Ｄ確保）

ACなし(POS-S)TE5

図 3.1−5

HPCS

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

22
23

TB

9.6E-10
3.7E-10

合計値

3.7E-10

備考

HPCS

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｓ）（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ失敗）

添付 3.1.2.4−1−15

AC及びDCなし(POS-S)TE6

図 3.1−6

HPCS

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

24
25

TB

4.2E-12
2.5E-14

合計値

2.5E-14

備考

HPCS

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｓ）（直流電源喪失）

外部電源喪失(POS-A)
ELOP

DC喪失 BTCCF
DC

DG-HPCSから
D/G-2C起動
の受電失敗
DGH
DGC

図 3.2−1
添付 3.1.2.4−1−16

DG-2C及びDG-2D確保 RHR-A(POS-A)TE2
WAPD

図 3.2−2

D/G-2D起動

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1-9
10 - 15
16 - 21
22 - 23
24 - 25
26

TE2へ
TE3へ
TE4へ
TE5へ
TE6へ
TB

5.2E-14

合計値

5.2E-14

備考

DGD

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ａ）

RHR-B

LPCS

LPCI-A

LPCI-B

LPCI-C

HPCS

MUWC

WBPD

LPCSPD

LPCIA

LPCIB

LPCICPD

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7
8
9

TW

5.1E-05
4.2E-07
4.9E-09
1.6E-11
6.4E-140.0E+00
2.4E-16
2.8E-18
1.4E-14

合計値

1.4E-14

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ａ）（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ確保）

備考

DG-2C確保(POS-A)TE3

図 3.2−3添付 3.1.2.4−1−17

DG-2D確保(POS-A)TE4

図 3.2−4

RHR-A

LPCS

LPCI-A

HPCS

MUWC

WAPD

LPCSPD

LPCIA

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

10
11
12
13
14
15

TW

3.1E-07
2.1E-09
6.7E-122.7E-14
3.2E-16
2.5E-15

合計値

2.5E-15

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ａ）（ＤＧ−２Ｃ確保，２Ｄ失敗）
RHR-B

LPCI-B

LPCI-C

HPCS

MUWC

WBPD

LPCIB

LPCICPD

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

16
17
18
19
20
21

TW

0.0E+00
3.2E-07
0.0E+00
1.2E-09
1.4E-11
3.7E-14

合計値

3.7E-14

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ａ）（ＤＧ−２Ｃ失敗，２Ｄ確保）

ACなし(POS-A)TE5

図 3.2−5

HPCS

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

22
23

TB

1.9E-09
7.3E-10

合計値

7.3E-10

備考

HPCS

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ａ）（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ失敗）

添付 3.1.2.4−1−18

AC及びDCなし(POS-A)TE6

図 3.2−6

HPCS

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

24
25

TB

8.5E-12
5.1E-14

合計値

5.1E-14

備考

HPCS

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ａ）（直流電源喪失）

外部電源喪失(POS-B1)
ELOP

DC喪失 BT- DG-HPCSから
D/G-2C起動
CCF
の受電失敗
DC
DGH
DGC

図 3.3−1
添付 3.1.2.4−1−19

DG-2C及びDG-2D確保(POS-B1)
TE2

D/G-2D起動

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1-9
10 - 15
16 - 21
22 - 23
24 - 25
26

TE2へ
TE3へ
TE4へ
TE5へ
TE6へ
TB

2.2E-11

合計値

2.2E-11

DGD

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ１）

RHR-A

RHR-B

LPCS

LPCI-A

LPCI-B

LPCI-C

HPCS

MUWC

WAPD

WBPD

LPCSPD

LPCIA

LPCIB

LPCICPD

HPCS

MUWC

図 3.3−2

備考

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7
8
9

TW

0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00

合計値

0.0E+00

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ１）（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ確保）

備考

DG-2C確保
RHR-A(POS-B1)
TE3
WAPD

図 3.3−3

LPCI-A

HPCS

MUWC

LPCSPD

LPCIA

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

10
11
12
13
14
15

TW

1.3E-04
0.0E+00
8.4E-07
0.0E+00
3.4E-09
4.9E-10

合計値

4.9E-10

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ１）（ＤＧ−２Ｃ確保，２Ｄ失敗）

添付 3.1.2.4−1−20

DG-2D確保
RHR-B(POS-B1)TE4WBPD

図 3.3−4

LPCS

LPCI-B

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCIB

LPCICPD

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

16
17
18
19
20
21

TW

0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00

合計値

0.0E+00

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ１）（ＤＧ−２Ｃ失敗，２Ｄ確保）

ACなし(POS-B1)TE5

図 3.3−5

HPCS

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

22
23

TB

0.0E+00
8.0E-07

合計値

8.0E-07

備考

HPCS

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ１）（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ失敗）

添付 3.1.2.4−1−21

AC及びDCなし(POS-B1)
TE6

図 3.3−6

HPCS

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

24
25

TB

0.0E+00
0.0E+00

合計値

0.0E+00

備考

HPCS

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ１）（直流電源喪失）

外部電源喪失(POS-B2)
ELOP

DC喪失 BTCCF
DC

図 3.4−1
添付 3.1.2.4−1−22

DG-2C及びDG-2D確保 RHR-A(POS-B2)
TE2
WAPD

図 3.4−2

DG-HPCSから
D/G-2C起動
の受電失敗
DGH
DGC

D/G-2D起動

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1-9
10 - 15
16 - 21
22 - 23
24 - 25
26

TE2へ
TE3へ
TE4へ
TE5へ
TE6へ
TB

1.3E-11

合計値

1.3E-11

備考

DGD

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ２）

RHR-B

LPCS

LPCI-A

LPCI-B

LPCI-C

HPCS

MUWC

WBPD

LPCSPD

LPCIA

LPCIB

LPCICPD

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7
8
9

TW

0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00

合計値

0.0E+00

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ２）（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ確保）

備考

DG-2C確保(POS-B2)
TE3

図 3.4−3

LPCS

LPCI-A

HPCS

MUWC

WAPD

LPCSPD

LPCIA

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

10
11
12
13
14
15

TW

0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00

合計値

0.0E+00

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ２）（ＤＧ−２Ｃ確保，２Ｄ失敗）

添付 3.1.2.4−1−23

DG-2D確保(POS-B2)TE4

図 3.4−4

RHR-A

RHR-B

LPCI-B

LPCI-C

HPCS

MUWC

WBPD

LPCIB

LPCICPD

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

16
17
18
19
20
21

TW

0.0E+00
7.6E-05
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
3.1E-07

合計値

3.1E-07

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ２）（ＤＧ−２Ｃ失敗，２Ｄ確保）

ACなし(POS-B2)TE5

図 3.4−5

HPCS

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

22
23

TB

0.0E+00
4.7E-07

合計値

4.7E-07

備考

HPCS

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ２）（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ失敗）

添付 3.1.2.4−1−24

AC及びDCなし(POS-B2)TE6

図 3.4−6

HPCS

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

24
25

TB

0.0E+00
0.0E+00

合計値

0.0E+00

備考

HPCS

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ２）（直流電源喪失）

外部電源喪失(POS-3B)
ELOP

DC喪失 BT- DG-HPCSから
D/G-2C起動
CCF
の受電失敗
DC
DGH
DGC

図 3.5−1
添付 3.1.2.4−1−25

DG-2C及びDG-2D確保(POS-B3)
TE2

D/G-2D起動

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1-9
10 - 15
16 - 21
22 - 23
24 - 25
26

TE2へ
TE3へ
TE4へ
TE5へ
TE6へ
TB

6.0E-11

合計値

6.0E-11

DGD

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ３）

RHR-A

RHR-B

LPCS

LPCI-A

LPCI-B

LPCI-C

HPCS

MUWC

WAPD

WBPD

LPCSPD

LPCIA

LPCIB

LPCICPD

HPCS

MUWC

図 3.5−2

備考

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7
8
9

TW

0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00

合計値

0.0E+00

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ３）（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ確保）

備考

DG-2C確保
RHR-A(POS-B3)TE3
WAPD

図 3.5−3

LPCI-A

HPCS

MUWC

LPCSPD

LPCIA

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

10
11
12
13
14
15

TW

0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00

合計値

0.0E+00

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ３）（ＤＧ−２Ｃ確保，２Ｄ失敗）

添付 3.1.2.4−1−26

DG-2D確保(POS-B3)TE4

図 3.5−4

LPCS

RHR-B

LPCI-B

LPCI-C

HPCS

MUWC

WBPD

LPCIB

LPCICPD

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

16
17
18
19
20
21

TW

0.0E+00
3.6E-04
0.0E+00
0.0E+00
1.4E-06
3.4E-09

合計値

3.4E-09

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ３）（ＤＧ−２Ｃ失敗，２Ｄ確保）

ACなし(POS-B3)TE5

図 3.5−5

HPCS

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

22
23

TB

0.0E+00
2.2E-06

合計値

2.2E-06

備考

HPCS

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ３）（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ失敗）

添付 3.1.2.4−1−27

AC及びDCなし(POS-B3)TE6

図 3.5−6

HPCS

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

24
25

TB

0.0E+00
0.0E+00

合計値

0.0E+00

備考

HPCS

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ３）（直流電源喪失）

外部電源喪失 DC喪失 BT- DG-HPCSから
D/G-2C起動 D/G-2D起動(POS-B4)
CCF
の受電失敗
ELOP
DC
DGH
DGC
DGD

図 3.6−1
添付 3.1.2.4−1−28

DG-2C及びDG-2D確保 RHR-A(POS-B4)TE2
WAPD

図 3.6−2

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1-9
10 - 15
16 - 21
22 - 23
24 - 25
26

TE2へ
TE3へ
TE4へ
TE5へ
TE6へ
TB

2.1E-13

合計値

2.1E-13

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ４）

RHR-B

LPCS

LPCI-A

LPCI-B

LPCI-C

HPCS

MUWC

WBPD

LPCSPD

LPCIA

LPCIB

LPCICPD

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7
8
9

TW

2.1E-04
2.4E-06
2.0E-08
7.1E-11
2.6E-13
0.0E+00
1.0E-15
1.3E-17
5.8E-14

合計値

5.8E-14

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ４）（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ確保）

備考

DG-2C確保
RHR-A(POS-B4)TE3
WAPD

図 3.6−3

LPCI-A

HPCS

MUWC

LPCSPD

LPCIA

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

10
11
12
13
14
15

TW

1.3E-06
1.3E-08
4.6E-11
1.7E-132.0E-15
2.4E-14

合計値

2.4E-14

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ４）（ＤＧ−２Ｃ確保，２Ｄ失敗）

添付 3.1.2.4−1−29

DG-2D確保(POS-B4)TE4

図 3.6−4

LPCS

RHR-B

LPCI-B

LPCI-C

HPCS

MUWC

WBPD

LPCIB

LPCICPD

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

16
17
18
19
20
21

TW

0.0E+00
1.3E-06
0.0E+00
5.1E-09
6.1E-11
1.5E-13

合計値

1.5E-13

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ４）（ＤＧ−２Ｃ失敗，２Ｄ確保）

ACなし(POS-B4)TE5

図 3.6−5

HPCS

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

22
23

TB

7.8E-09
3.0E-09

合計値

3.0E-09

備考

HPCS

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ４）（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ失敗）

添付 3.1.2.4−1−30

AC及びDCなし(POS-B4)TE6

図 3.6−6

HPCS

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

24
25

TB

3.4E-11
2.1E-13

合計値

2.1E-13

備考

HPCS

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ４）（直流電源喪失）

外部電源喪失(POS-B5)
ELOP

DC喪失 BT- DG-HPCSか
D/G-2C起動
CCF
らの受電失敗DC
DGH
DGC

図 3.7−1

最終状態

発生頻度（／POS）

1-9
10 - 15
16 - 21
22 - 23
24 - 25
26

TE2へ
TE3へ
TE4へ
TE5へ
TE6へ
TB

3.1E-13

合計値

3.1E-13

備考

DGD

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ５）

添付 3.1.2.4−1−31

DG-2C及びDG-2D確保 RHR-A RHR-B LPCS LPCI-A LPCI-B LPCI-C HPCS
(POS-B5)
LPCSP
LPCICPTE2
WAPD WBPDLPCIA LPCIB
HPCS
D
D

図 3.7−2

No.

D/G-2D起動

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7
8
9

TW

3.0E-04
0.0E+00
2.5E-06
8.1E-09
0.0E+00
0.0E+00
3.2E-11
3.9E-13
9.3E-13

合計値

9.3E-13

備考

MUWC

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ５）（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ確保）

DG-2C確保
RHR-A(POS-B5)
TE3
WAPD

図 3.7−3

LPCI-A

HPCS

MUWC

LPCSPD

LPCIA

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

10
11
12
13
14
15

TW

1.9E-06
1.2E-08
4.0E-11
1.6E-13
1.9E-15
1.6E-14

合計値

1.6E-14

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ５）（ＤＧ−２Ｃ確保，２Ｄ失敗）

添付 3.1.2.4−1−32

DG-2D確保(POS-B5)TE4

図 3.7−4

LPCS

RHR-B

LPCI-B

LPCI-C

HPCS

MUWC

WBPD

LPCIB

LPCICPD

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

16
17
18
19
20
21

TW

0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
1.9E-06
2.2E-08
5.6E-11

合計値

5.6E-11

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ５）（ＤＧ−２Ｃ失敗，２Ｄ確保）

ACなし(POS-B5)TE5図 3.7−5

HPCS

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

22
23

TB

1.1E-08
4.4E-09

合計値

4.4E-09

備考

HPCS

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ５）（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ失敗）

添付 3.1.2.4−1−33

AC及びDCなし(POS-B5)TE6

図 3.7−6

HPCS

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

24
25

TB

5.1E-11
3.0E-13

合計値

3.0E-13

備考

HPCS

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ５）（直流電源喪失）

外部電源喪失 DC喪失 BT- DG-HPCSから
D/G-2C起動(POS-B6)
CCF
の受電失敗
ELOP
DC
DGH
DGC

図 3.8−1
添付 3.1.2.4−1−34

DG-2C及びDG-2D確保(POS-B6)
TE2

D/G-2D起動

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1-9
10 - 15
16 - 21
22 - 23
24 - 25
26

TE2へ
TE3へ
TE4へ
TE5へ
TE6へ
TB

3.3E-13

合計値

3.3E-13

DGD

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ６）

RHR-A

RHR-B

LPCS

LPCI-A

LPCI-B

LPCI-C

HPCS

MUWC

WAPD

WBPD

LPCSPD

LPCIA

LPCIB

LPCICPD

HPCS

MUWC

図 3.8−2

備考

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7
8
9

TW

3.2E-04
2.6E-06
3.1E-08
1.0E-10
4.1E-13
1.5E-15
5.5E-18
6.6E-20
8.8E-14

合計値

8.8E-14

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ６）（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ確保）

備考

DG-2C確保(POS-B6)TE3

図 3.8−3

LPCS

LPCI-A

HPCS

MUWC

WAPD

LPCSPD

LPCIA

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

10
11
12
13
14
15

TW

2.0E-06
1.3E-08
4.2E-11
1.7E-132.0E-15
1.6E-14

合計値

1.6E-14

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ６）（ＤＧ−２Ｃ確保，２Ｄ失敗）

添付 3.1.2.4−1−35

DG-2D確保(POS-B6)TE4

図 3.8−4

RHR-A

RHR-B

LPCI-B

LPCI-C

HPCS

MUWC

WBPD

LPCIB

LPCICPD

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

16
17
18
19
20
21

TW

0.0E+00
2.0E-06
7.4E-09
2.7E-11
3.2E-13
3.9E-14

合計値

3.9E-14

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ６）（ＤＧ−２Ｃ失敗，２Ｄ確保）

ACなし(POS-B6)TE5

図 3.8−5

HPCS

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

22
23

TB

1.2E-08
4.7E-09

合計値

4.7E-09

備考

HPCS

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ６）（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ失敗）

添付 3.1.2.4−1−36

AC及びDCなし(POS-B6)TE6

図 3.8−6

HPCS

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

24
25

TB

5.4E-11
3.2E-13

合計値

3.2E-13

備考

HPCS

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ６）（直流電源喪失）

外部電源喪失 DC喪失 BT- DG-HPCSから
D/G-2C起動 D/G-2D起動(POS-C1)
CCF
の受電失敗
ELOP
DC
DGH
DGC
DGD

図 3.9−1

最終状態

発生頻度（／POS）

1-9
10 - 15
16 - 21
22 - 23
24 - 25
26

TE2へ
TE3へ
TE4へ
TE5へ
TE6へ
TB

2.1E-13

合計値

2.1E-13

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ１）

添付 3.1.2.4−1−37

DG-2C及びDG-2D確保 RHR-A RHR-B LPCS LPCI-A LPCI-B LPCI-C HPCS
(POS-C1)TE2WAPD WBPD LPCSP LPCIA LPCIB LPCICP HPCS

図 3.9−2

No.

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7
8
9

TW

2.1E-04
1.7E-06
2.0E-08
6.5E-11
2.6E-13
9.6E-16
3.5E-18
4.2E-20
5.6E-14

合計値

5.6E-14

備考

MUWC

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ１）（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ確保）

DG-2C確保(POSC-1)
TE3

図 3.9−3

RHR-A

LPCS

LPCI-A

HPCS

MUWC

WAPD

LPCSPD

LPCIA

HPCS

MUWC

最終状態

発生頻度
（／POS）

10
11
12
13
14
15

TW

1.3E-06
8.3E-09
2.7E-11
1.1E-13
1.3E-15
1.0E-14

合計値

1.0E-14

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ１）（ＤＧ−２Ｃ確保，２Ｄ失敗）

添付 3.1.2.4−1−38

DG-2D確保
RHR-B(POS-C1)TE4WBPD

図 3.9−4No.

LPCI-B LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCIB

HPCS

MUWC

LPCICP

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

16
17
18
19
20
21

TW

0.0E+00
1.3E-06
4.7E-09
1.7E-11
2.1E-13
2.5E-14

合計値

2.5E-14

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ１）（ＤＧ−２Ｃ失敗，２Ｄ確保）

ACなし(POS-C1)
TE5

図 3.9−5

HPCS

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

22
23

TB

7.8E-09
3.0E-09

合計値

3.0E-09

備考

HPCS

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ１）（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ失敗）

添付 3.1.2.4−1−39

AC及びDCなし(POS-C1)TE6

図 3.9−6

HPCS

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

24
25

TB

3.4E-11
2.1E-13

合計値

2.1E-13

備考

HPCS

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ１）（直流電源喪失）

外部電源喪失(POS-C2)ELOP

DC喪失 BTCCF
DC

図 3.10−1

DG-HPCSから
D/G-2C起動 D/G-2D起動
の受電失敗
DGH
DGC
DGD

最終状態

発生頻度
（／POS）

1-9
10 - 15
16 - 21
22 - 23
24 - 25
26

TE2へ
TE3へ
TE4へ
TE5へ
TE6へ
TB

3.8E-11

合計値

3.8E-11

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ２）

添付 3.1.2.4−1−40

DG-2C及びDG-2D確保 RHR-A RHR-B LPCS LPCI-A LPCI-B LPCI-C HPCS
(POS-C2)
LPCSP
LPCICPTE2
WAPD WBPDLPCIA LPCIB
HPCS
D
D

図 3.10−2

No.

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7
8
9

TW

0.0E+00
2.3E-04
1.9E-06
0.0E+00
6.7E-09
2.7E-110.0E+00
9.0E-14
4.3E-12

合計値

4.3E-12

備考

MUWC

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ２）（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ確保）

DG-2C確保
RHR-A LPCS LPCI-A(POS-C2)TE3WAPD LPCSP LPCIA

図 3.10−3

MUWC

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

10
11
12
13
14
15

TW

0.0E+00
1.4E-06
0.0E+00
0.0E+00
5.0E-09
1.2E-11

合計値

1.2E-11

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ２）（ＤＧ−２Ｃ確保，２Ｄ失敗）

添付 3.1.2.4−1−41

DG-2D確保(POS-C2)
TE4

図 3.10−4

HPCS

RHR-B

LPCI-B

LPCI-C

HPCS

MUWC

WBPD

LPCIB

LPCICPD

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

16
17
18
19
20
21

TW

0.0E+00
1.4E-06
5.6E-09
0.0E+00
1.9E-11
9.3E-13

合計値

9.3E-13

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ２）（ＤＧ−２Ｃ失敗，２Ｄ確保）

ACなし(POS-C2)
TE5

図 3.10−5

HPCS

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

22
23

TB

0.0E+00
3.8E-08

合計値

3.8E-08

備考

HPCS

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ２）（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ失敗）

添付 3.1.2.4−1−42

AC及びDCなし(POS-C2)
TE6

図 3.10−6

HPCS

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

24
25

TB

0.0E+00
0.0E+00

合計値

0.0E+00

備考

HPCS

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ２）（直流電源喪失）

外部電源喪失 DC喪失 BT- DG-HPCSから
D/G-2C起動 D/G-2D起動(POS-D)
CCF
の受電失敗
ELOP
DC
DGH
DGC
DGD

図 3.11−1
添付 3.1.2.4−1−43

DG-2C及びDG-2D確保(POS-D)
TE2

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1-9
10 - 15
16 - 21
22 - 23
24 - 25
26

TE2へ
TE3へ
TE4へ
TE5へ
TE6へ
TB

1.8E-13

合計値

1.8E-13

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｄ）

RHR-A

RHR-B

LPCS

LPCI-A

LPCI-B

LPCI-C

HPCS

MUWC

WAPD

WBPD

LPCSPD

LPCIA

LPCIB

LPCICPD

HPCS

MUWC

図 3.11−2

備考

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7
8
9

TW

1.8E-04
1.4E-06
1.7E-08
5.5E-11
2.2E-13
8.2E-16
3.0E-18
3.6E-20
4.8E-14

合計値

4.8E-14

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｄ）（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ確保）

備考

DG-2C確保
RHR-A(POS-D)TE3
WAPD

図 3.11−3

LPCI-A

HPCS

MUWC

LPCSPD

LPCIA

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

10
11
12
13
14
15

TW

1.1E-06
7.1E-09
2.3E-11
9.2E-14
1.1E-15
9.3E-15

合計値

9.3E-15

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｄ）（ＤＧ−２Ｃ確保，２Ｄ失敗）

添付 3.1.2.4−1−44

DG-2D確保
RHR-B(POS-D)TE4
WBPD

図 3.11−4

LPCS

LPCI-B

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCIB

LPCICPD

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

16
17
18
19
20
21

TW

0.0E+00
1.1E-06
4.0E-09
1.5E-11
1.8E-132.0E-14

合計値

2.0E-14

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｄ）（ＤＧ−２Ｃ失敗，２Ｄ確保）

ACなし(POS-D)TE5

図 3.11−5

HPCS

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

22
23

TB

6.7E-09
2.5E-09

合計値

2.5E-09

備考

HPCS

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｄ）（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ失敗）

添付 3.1.2.4−1−45

AC及びDCなし(POS-D)TE6

図 3.11−6

HPCS

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

24
25

TB

2.9E-11
1.8E-13

合計値

1.8E-13

備考

HPCS

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｄ）（直流電源喪失）

RHR切替時の水位降下 漏洩箇所
冷却材流出
LPCS LPCI-A LPCI-B LPCI-C HPCS MUWC
認知
隔離
(POS-B2)
ELCR
HBIS
LPCS LPCIA LPCIB LPCIC HPCS MUWC

添付 3.1.2.4−1−46

図 4−1

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7
8
9

LOCA
LOCA

2.3E-04
0.0E+00
0.0E+00
1.2E-07
0.0E+00
0.0E+00
4.8E-10
4.2E-13
2.3E-24

合計値

4.2E-13

ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ（ＰＯＳ−Ｂ２）

備考RHR切替時の水位降下 漏洩箇
冷却材流出
認知
所隔離
(POS-B5)
ELCR
HB
IS

LPCS

LPCI-A LPCI-B LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIA

HPCS

MUWC

添付 3.1.2.4−1−47

図 4−2

LPCIB

LPCIC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7
8
9

LOCA
LOCA

2.3E-04
1.2E-07
3.6E-100.0E+00
0.0E+00
1.4E-129.8E-15
7.3E-17
2.3E-24

合計値

7.3E-17

ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ（ＰＯＳ−Ｂ５）

備考

RHR切替時の水位降下 漏洩箇所
冷却材流出
認知
隔離
(POS-C2)
ELCR
HB
IS

LPCS

LPCI-A

LPCI-B

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIA

LPCIB

LPCIC

HPCS

MUWC

添付 3.1.2.4−1−48

図 4−3

ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ（ＰＯＳ−Ｃ２）

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7
8
9

LOCA
LOCA

2.3E-04
1.2E-07
0.0E+00
4.4E-10
1.7E-12
5.3E-15
3.7E-17
5.2E-16
4.1E-11

合計値

4.1E-11

備考

RHR切替時の水位降下 漏洩箇所
冷却材流出
認知
隔離
(POS-D)
ELCR
HB
IS

LPCS

LPCI-A

LPCI-B

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIA

LPCIB

LPCIC

HPCS

MUWC

添付 3.1.2.4−1−49

図 4−4

ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ（ＰＯＳ−Ｄ）

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7
8
9

LOCA
LOCA

2.3E-04
1.2E-07
3.6E-10
1.4E-12
5.3E-15
2.0E-17
1.3E-19
4.5E-17
4.1E-11

合計値

4.1E-11

備考CUWブロー時の水位降下 漏洩箇所
冷却材流出
認知
隔離
(POS-C1)
ELCU
HB
IS

LPCS

LPCI-A

LPCI-B

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIA

LPCIB

LPCIC

HPCS

MUWC

添付 3.1.2.4−1−50

図 4−5

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7
8
9

LOCA
LOCA

9.7E-05
5.1E-08
1.5E-10
6.1E-13
2.2E-15
8.3E-18
5.7E-20
1.9E-17
2.9E-11

合計値

2.9E-11

ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ（ＰＯＳ−Ｃ１）

備考

CUWブロー時の水位降下 漏洩箇所
冷却材流出
認知
隔離
(POS-D)
ELCU
HB
IS

LPCS

LPCI-A

LPCI-B

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIA

LPCIB

LPCIC

HPCS

MUWC

添付 3.1.2.4−1−51

図 4−6

ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ（ＰＯＳ−Ｄ）

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7
8
9

LOCA
LOCA

9.7E-05
5.1E-08
1.5E-10
6.1E-13
2.2E-15
8.3E-18
5.7E-20
1.9E-17
2.9E-11

合計値

2.9E-11

備考

CRD点検時の冷却材流出(POS-B2)
ELCC

流出規模
SI

水位降下 漏洩箇所
認知
隔離
HB

IS

LPCS

LPCI-A

LPCI-B

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIA

LPCIB

LPCIC

HPCS

MUWC

添付 3.1.2.4−1−52
図 4−7

ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡ（ＰＯＳ−Ｂ２）

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17

LOCA
LOCA
LOCA
LOCA

2.7E-05
0.0E+00
0.0E+00
1.5E-06
0.0E+00
0.0E+00
6.0E-09
5.3E-12
2.9E-25
1.8E-07
0.0E+00
0.0E+00
1.0E-08
0.0E+00
0.0E+00
4.0E-11
1.9E-27

合計値

4.5E-11

備考

LPRM点検時の水位降下 漏洩箇所
冷却材流出
認知
隔離
(POS-B2)
ELCL
HB
IS

LPCS

LPCI-A

LPCI-B

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIA

LPCIB

LPCIC

HPCS

MUWC

添付 3.1.2.4−1−53

図 4−8

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7
8
9

LOCA
LOCA

5.1E-07
0.0E+00
0.0E+00
2.9E-08
0.0E+00
0.0E+00
1.1E-109.8E-14
5.4E-27

合計値

9.8E-14

ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ（ＰＯＳ−Ｂ２）

備考

添付資料 3.1.2.5−1
システム信頼性解析の結果について

各緩和設備の代表的なフォールトツリー（ＦＴ）のモデル化内容
を 表 1〜 表 5 に 示 す 。 ま た ， 各 緩 和 設 備 の シ ス テ ム 信 頼 性 解 析 結 果を表 6 に示す。

(1)

ＨＰＣＳ
① 「 残 留 熱 除 去 系 の 故 障 」，「 原 子 炉 冷 却 材 の 流 出 」
外部電源が健全であるため，外部電源及びＨＰＣＳ−ＤＧからの受電失敗をモデル化している。
②「外部電源喪失」
外部電源喪失により，ＨＰＣＳ−ＤＧからの受電失敗のみをモデル化している。

ＨＰＣＳの電源として，②ではＨＰＣＳ−ＤＧのみに期待することになるため，電源の喪失によりＨＰＣＳが機能喪失に至る確率が高くなり，①と比較して②の場合の非信頼度は高くなる。

(2)

ＬＰＣＳ，ＬＰＣＩ−Ａ／Ｂ／Ｃ① 「 残 留 熱 除 去 系 の 故 障 」，「 原 子 炉 冷 却 材 の 流 出 」
外部電源が健全であるため，外部電源及び非常用ＤＧからの受電失敗をモデル化している。
②「外部電源喪失」
外部電源喪失後の非常用ＤＧからの受電失敗は，別途イベ
ントツリー上で考慮しているため，ＦＴでは非常用ＤＧから添付 3.1.2.5−1−1

の受電成功時を想定し，受電失敗による機能喪失はモデル化していない。

②では受電失敗をモデル化していないが，①においても外部電源及び非常用ＤＧ両方からの受電に失敗する確率は小さく，非信頼度に対する寄与が小さいため，非信頼度の点推定値に差は現れな か っ た 。 な お ， 上 記 の 電 源 に 対 す る 想 定 に つ い て は ，「 (3)Ｒ

ＨＲ−Ａ／Ｂ」も同様の想定としている。

(3)

ＲＨＲ−Ａ／Ｂ①「残留熱除去系の故障」
起因事象発生により，運転中のＲＨＲが機能喪失した際の待機中ＲＨＲの起動失敗をモデル化しており，ポンプの起動や必要な弁操作を考慮している。
②「外部電源喪失」
待機中ＲＨＲの起動失敗をモデル化している点では①と同様だが，外部電源喪失により，当該系統の格納容器隔離弁が閉止されるため，格納容器隔離弁の開操作が必要となる。

②では①の操作に加えて格納容器隔離弁の開操作が必要となる
ため，①と比較して②の場合の非信頼度は高くなる。

(4)

ＣＳＴ−Ａ／Ｂ① 「 残 留 熱 除 去 系 の 故 障 」，「 原 子 炉 冷 却 材 の 流 出 」

添付 3.1.2.5−1−2

待機中ＣＳＴの起動失敗をモデル化しており，ポンプの起動や必要な弁操作を考慮している。
②「外部電源喪失」
電源の状態については，事故シーケンスの定量化時に別途イベントツリー内で考慮しているため，①と同じＦＴを用いて評価している。

添付 3.1.2.5−1−3

表 1

ＨＰＣＳの代表的なＦＴのモデル化範囲
サポート系
補機冷却系
交流電源
( HP CS -D GS W)

起因事象

フロント
ライン

空調機

残留熱除去系の故障
原子炉冷却材の流出

○

○

○

○※１

○

外部電源喪失

○

○

○

○※２

○

※1
※2

外部電源及びＨＰＣＳ−ＤＧからの受電失敗をモデル化
ＨＰＣＳ−ＤＧからの受電失敗のみをモデル化

表 2

ＬＰＣＳの代表的なＦＴのモデル化範囲

起因事象

フロント
ライン

空調機

残留熱除去系の故障
原子炉冷却材の流出○○

外部電源喪失

○

○

※1
※2
※3

サポート系
補機冷却系
交流電源
( RH RS )○※１(起 動 モ ー ド )○※１(起 動 モ ー ド )

直流電源

○※２

○

−※３

−※３

待機中ＲＨＲＳの起動失敗をモデル化
外部電源及び非常用ＤＧからの受電失敗をモデル化
非常用ＤＧからの受電成功時を想定しているため，モデル化していない

表 3

ＬＰＣＩ−Ａ／Ｂ／Ｃの代表的なＦＴのモデル化範囲

起因事象

フロント
ライン

空調機

残留熱除去系の故障
原子炉冷却材の流出○○

外部電源喪失

○

○

※1
※2
※3

直流電源

サポート系
補機冷却系
交流電源
( RH RS )○※１(起 動 モ ー ド )○※１(起 動 モ ー ド )

直流電源

○※２

○

−※３

−※３

待機中ＲＨＲＳの起動失敗をモデル化
外部電源及び非常用ＤＧからの受電失敗をモデル化
非常用ＤＧからの受電成功時を想定しているため，モデル化していない

添付 3.1.2.5−1−4

表 4

ＲＨＲ−Ａ／Ｂの代表的なＦＴのモデル化範囲
フロント
ライン

起因事象

残留熱除去系の故障○※１
原 子 炉 冷 却 材 の 流 出 (起 動 モ ー ド )外部電源喪失
※1
※2
※3
※4
※5

○※１※２
(起 動 モ ー ド )

空調機
○
○

○※３
(起 動 モ ー ド )○※３(起 動 モ ー ド )

直流電源

○※４

○

−※５

−※５

待機中ＲＨＲの起動失敗をモデル化
外 部 電 源 喪 失 に よ り Ｐ Ｃ Ｖ 隔 離 弁 が 閉 止 す る た め ，PC V 隔 離 弁 開 操 作 を モ デル化
待機中ＲＨＲＳの起動失敗をモデル化
外部電源及び非常用ＤＧからの受電失敗をモデル化
非常用ＤＧからの受電成功時を想定しているため，モデル化していない

表 5

ＣＳＴ−Ａ／Ｂの代表的なＦＴのモデル化範囲

起因事象

フロントライン

残留熱除去系の故障
原子炉冷却材の流出○※１

外部電源喪失
※1
※2

サポート系
補機冷却系
交流電源
( RH RS )(起 動 モ ー ド )○※１(起 動 モ ー ド )待機中ＣＳＴの起動失敗をモデル化
外部電源及び非常用ＤＧからの受電失敗をモデル化

添付 3.1.2.5−1−5

サポート系
交流電源
○※２
○※２

表 6
起因事象

添付 3.1.2.5−1−6

残留熱除去系の故障
原子炉冷却材の流出

停止時ＰＲＡにおける代表的なシステム信頼性評価結果

緩和設備

非信頼度
点推定値
（／ｄ）

非信頼度
平均値
（／ｄ）

備考

ＨＰＣＳ

6.8E-3

6.8E-3電 源 と し て 外 部 電 源 及 び HP CS -D G に 期 待ＬＰＣＳ

3.6E-3

3.6E-3

ＬＰＣＩ−Ａ

3.7E-3

3.7E-3

ＬＰＣＩ−Ｂ

3.7E-3

3.7E-3

ＬＰＣＩ−Ｃ

3.7E-3

3.7E-3ＣＳＴ−Ａ

2.5E-3

2.5E-3ＣＳＴ−Ｂ

2.5E-3

2.5E-3

ＲＨＲ−Ａ※

8.7E-3

8.7E-3※

8.7E-3

8.9E-3ＨＰＣＳ

1.2E-2

1.2E-2ＬＰＣＳ

3.6E-3

3.6E-3

ＬＰＣＩ−Ａ

3.7E-3

3.8E-3

ＬＰＣＩ−Ｂ

3.7E-3

3.8E-3

ＬＰＣＩ−Ｃ

3.7E-3

3.7E-3ＣＳＴ−Ａ

2.4E-3

2.4E-3ＣＳＴ−Ｂ

2.4E-3

2.5E-3ＲＨＲ−Ａ

1.2E-2

1.1E-2ＲＨＲ−Ｂ

1.2E-2

1.1E-2

ＲＨＲ−Ｂ

外部電源喪失※起因事象「原子炉冷却材の流出」では期待しない

電 源 と し て HPCS -D G の み に 期 待

外 部 電 源 喪 失 に よ り ，閉 止 し た 当 該 系 統 のPCV 隔 離 弁 の 開 操 作 が 必 要添付資料 3.1.2.7−1
人的過誤に係わるストレスレベル及びストレスファクタの考え方について停止時ＰＲＡにおける起因事象発生前後の人的過誤確率をストレ
スレベル及びストレスファクタとともに表 1 及び表 2 に示す。
停止時ＰＲＡにおけるストレスレベル及びストレスファクタについては，出力運転時と同様の考え方に基づき以下のとおり設定して
いる。

(1)

ストレスレベルの分類
本ＰＲＡでは、ヒューマンエラーハンドブック（ＮＵＲＥＧ／
Ｃ Ｒ − １ ２ ７ ８ ） の Ｔ Ｈ Ｅ Ｒ Ｐ 手 法 （ Technique for Human Error
Rate Prediction） を 使 用 し て お り ， 作 業 負 荷 等 に 応 じ て 7つ の ス
トレスレベルを分類し、それらに対応した補正係数（ストレスフ
ァ ク タ ） を 評 価 し て い る 。 そ の 詳 細 に つ い て は ， 表 3に 示 す 。
作業負荷が低い場合は注意力が散漫になり，逆に作業負荷が高い場合には人間の通常業務遂行能力の限界に近づいている又は超えているため，タスク遂行の妨害となることから，その作業に対する増倍係数を設定している。また，極端にストレスレベルが高い場合は，情緒的反応が生じる等タスク遂行に非常に妨害となることから，固定値を用いて評価する。
なお，本ＰＲＡでは，運転員による異常時の事象の認知や操作方法は訓練されているため，補正係数は「熟練者」の値を選択する。また、運転員の操作内容は手順書に従った段階的操作である
ことから，各ストレスレベルの「段階的操作」を選択する。
添付 3.1.2.7−1−1

(2)ストレスレベルの設定の考え方
ａ ． 起 因 事 象 発 生 前 （ 表 1， 表 3）
事故が発生していないときの操作であり，特に高いストレスに は 至 ら な い た め ， ス ト レ ス レ ベ ル 「 【 No． 2】 作 業 負 荷 が 適 度（段階的操作）」のストレスファクタ 1 を設定した。
ｂ ． 起 因 事 象 発 生 後 （ 表 2， 表 3）
○認知失敗
期待する緩和設備に対しては手順書の整備及び訓練の十分な実施が行われているが，起因事象発生後は起因事象発生前に比べて運転員のストレスレベルが高いと考えられるため，ストレス レ ベ ル 「 【 No． 4】 作 業 負 荷 が や や 高 い （ 段 階 的 操 作 ） 」 の ス
トレスファクタ 2 を設定した。
○操作失敗
認 知 と 同 様 の 理 由 に よ り ， ス ト レ ス レ ベ ル 「 【 No． 4】 作 業 負荷がやや高い（段階的操作）」のストレスファクタ 2 を設定した。

添付 3.1.2.7−1−2

表1
人的過誤

弁の開け忘れ・閉め忘れ

起因事象発生前の人的過誤のストレスレベル及びストレスファクタ
ストレスレベル（ストレスファクタ）

過誤確率
(平均値)

EF

適度
【No.2】

8.3E-05

4.8

事故が発生していないときの操作であり，特に（×1）
ＤＧ試験時ガバナ操作後の適度【No.2】

復旧失敗

（×1）

選定理由

高いストレスには至らないため，ストレスレベ
ル「【No.2】作業負荷が適度（段階的操作）」

3.9E-03

6.8のストレスファクタ 1 を設定した。

添付 3.1.2.7−1−3

表2

起因事象発生後の人的過誤のストレスレベル及びストレスファクタ

人的過誤

ストレスレベル（ストレスファクタ）
認知失敗

運転員の認知失敗（ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ）
運転員の認知失敗（ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ）

やや高い【No.4】（×2）
やや高い【No.4】（×2）

添付 3.1.2.7−1−4

隔離失敗（ＣＲＤ，ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ）−

隔離失敗（ＲＨＲ切替，ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ）−

手動操作失敗−原子炉水位制御操作失敗

水源切替操作失敗

ＤＧ燃料油補給操作失敗

過誤確率
(平均値)

EF

−

1.8E-0742.7−

3.0E-07

122.7

やや高い
【No.4】

5.3E-0210.0

5.3E-0410.0

1.1E-03

3.5

2.5E-03

6.5

2.5E-03

6.5

1.1E-04

35.6

操作失敗

（×2）
やや高い
【No.4】（×2）
やや高い【No.4】（×2）

やや高い【No.4】

やや高い【No.4】

（×2）

（×2）

やや高い
【No.4】

やや高い【No.4】

（×2）

（×2）

やや高い
【No.4】

やや高い【No.4】（×2）（×2）

ストレスレベル，ストレスファクタの選定理由○認知失敗及び操作失敗
期待する緩和設備に対しては手順書の整備及び訓練の十分な実施が行われているが，起因事象発生後は起因事象発生前に比べて運転員のストレスレベルが高いと考えられるため，
ストレスレベル「【No．4】作業負荷がやや高い（段階的操作）」のストレスファクタ 2 を設定した。

表3

ストレス及び熟練度による人的過誤率（ＨＥＰ）への補正係数
HEPsの増倍係数

項目

ストレスレベル1.

作業負荷が大変低い

2.

作業負荷が適度

熟練者

熟練度の低い者

×2

×2

×1

×1

×1

×2

×2

×4

×5

×10

×5

×10

0.25(EF=5)0.50(EF=5)（段階的操作）3.

作業負荷が適度（動的操作）

4.

作業負荷がやや高い（段階的操作）5.

作業負荷がやや高い（動的操作）

6.

作業負荷が極度に高い（段階的操作）7.

作業負荷が極度に高い（動的操作又は診断操作）

極度にストレスレベルが高い場合は，増倍係数ではなく，複数のクルーを対象とした固定値を用いる
注：日本原子力学会標準「原子力発電所の停止時を対象とした確率論的安全評価に関する実施基準（レベル 1PSA 編）：2010」の表 L.4 から転記

添付 3.1.2.7−1−5

添付資料 3.1.2.7−2
起因事象発生前の人的過誤として評価した事象の抽出について

停止時ＰＲＡにおける起因事象発生前の人的過誤は，出力運転時と同様の方法で抽出している。本ＰＲＡで評価対象とした起因事象発生前の人的過誤の抽出過程を以下に示す。ここで，起因事象発生前の人
的過誤は運転員による試験・操作及びその後の状態復旧を対象として
おり，保修員による保全作業時の人的過誤（計装機器の校正エラーを
含 む 。）に つ い て は 機 器 故 障 率 に 含 ま れ て い る と し て ，こ こ で は 取 り 扱っていない。
(1)

操作・作業の同定
フォールトツリーでモデル化している全ての機器を対象に，プラント運転中及び停止中における操作・作業等を手順書類（定期試験
手順書，設備別運転手順書等）から抽出する。なお，プラント停止
中の作業として，緩和設備の点検作業があるが，点検作業終了前にプラント運転中の定期試験と同様の試運転を実施し，系統・機器の健全性を確認している。

(2)

スクリーニング
抽出した操作・作業等に対し，日本原子力学会標準「原子力発電所の停止状態を対象とした確率論的安全評価に関する実施基準（レベ ル 1PSA 編 ）： 2010」（ 以 下 「 学 会 標 準 」 と い う 。） に 基 づ き ， 以 下に示すスクリーニング基準を設け，スクリーニングできない操作・作業等について，起因事象発生前の人的過誤として定義する。

ａ．系統の要求に対して機器の調整が自動的に行われるもの。
ｂ．中央制御室にて機器の状態表示が確認でき，その状態が日常的に確認されており，かつ調整が可能なもの。
ｃ．実施されている保守後の機能試験により，誤調整が明らかにな

添付 3.1.2.7−2−1

るもの。
ｄ．当初の操作の後，チェックリストに基づく独立した機器の状態
確 認 が あ る も の （ Ｎ Ｕ Ｒ Ｅ Ｇ − １ ７ ９ ２ を 参 考 に 設 定 ※ ）。
※：学会標準に本スクリーニング基準に関する記載はないが，
ＮＵＲＥＧ−１７９２を参考に，従属性のない独立した確認が別途実施されている場合においては，起因事象発生前の人的過誤を除外できるものとして設定している。
ｅ．機器の状態確認が頻繁に実施されているもの。

本ＰＲＡで評価対象とした全ての系統について検討した結果，停止時特有の起因事象発生前の人的過誤は抽出されず，出力運転時と同 様 に 以 下 の 人 的 過 誤 が 抽 出 さ れ た 。な お ，ス ク リ ー ニ ン グ 基 準 ｄ ．
のみで除外した起因事象発生前の人的過誤はなかった。
・手動弁に対する開け忘れ／閉め忘れ
・定期試験において非常用ＤＧを母線に並列させる際に手動でガバナ類の調整を行うが，試験後の待機状態（自動投入可能な設定）への復旧に失敗する。
起因事象発生前の人的過誤の抽出結果のうち，非常用ＤＧの例を
表 1 に示す。

添付 3.1.2.7−2−2

表 1

起因事象発生前の人的過誤の抽出結果（非常用ＤＧの例）対象とした操作・作業等とスクリーニング結果

起因事象発生前の人的過誤の抽出結果

機器種類

人的過誤のモード

運転中の試験等に伴う操作等に起因

プラント停止中の操作等に起因モデル化の（定期試験手順等）（設備別手順書，定期試験手順等）

要否

操作・作業等

除外理由

操作・作業等

除外理由

試験時の運転操作

除外ルールｂ．

試験時の運転操作

除外ルールｂ．

待機（自動）への復
非常用ＤＧ本体否

旧失敗
通常状態への復旧
非常用ＤＧガバナ

除 外 ル ー ル に
試験時の手動操作

添付 3.1.2.7−2−3

失敗

除 外 ル ー ル に
試験時の手動操作

該当しない

要
該当しない

非常用ＤＧ
待機への復旧失敗

試験時の運転操作

除外ルールｂ．

試験時の運転操作

除外ルールｂ．

否

非常用ＤＧ空調機

待機への復旧失敗

試験時の運転操作

除外ルールｂ．

試験時の運転操作

除外ルールｂ．

否

非常用ＤＧ

待機（弁開）への復点検後の待機状態

除 外 ル ー ル になし−
への復旧操作該当しない

燃料油移送ポンプ

冷却水ライン手動弁

旧失敗

要添付資料 3.1.2.7−3
人的過誤に係わる認知失敗の考え方について(1)

本ＰＲＡにおける認知失敗の設定の考え方について
ａ．残留熱除去系の故障，外部電源喪失
残留熱除去系の故障及び外部電源喪失が発生した場合の認知失敗については，ＴＡＦが露出するまでの余裕時間が最も短いＰＯ
Ｓ − Ｓ で も 約 4時 間 で あ り ，崩 壊 熱 除 去 機 能 が 喪 失 し て い る こ と の認知に失敗することは想定し難いため，認知失敗は考慮していない。
ｂ．原子炉冷却材の流出(a)

ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ
ＲＨＲ切替は原子炉水位がウェル満水時に実施される場合と通常水位で実施される場合が考えられる。原子炉水位がウェル
満水時の場合は，ＴＡＦ露出までの余裕時間が長く，冷却材流出の認知に失敗する可能性は極めて低いと考えられることから，冷却材流出の認知失敗は考慮していない。また，原子炉水位が通 常 水 位 の 場 合 は ，余 裕 時 間 を Ｔ Ａ Ｆ 到 達 ま で の 3 時 間 と し て ，
以 下 の 人 的 過 誤 を 考 慮 し ， 認 知 失 敗 確 率 を 1.8E-7／ d と 設 定 した （ 表 1）。
・ＲＨＲ切替操作時のプラント状態の確認失敗
手 順 書 （ 10 項 目 以 下 ） 中 の 1 項 目 を 省 い て し ま う 人 的 過 誤確率・管理者のプラント状態チェック失敗
手順書を用いて行う慣例的な点検（作業）の作業ミスを発見しそこなう人的過誤確率を用い，これに低従属を考慮し添付 3.1.2.7−3−1

評価・原子炉水位認知失敗（3 時間）
運転員が 3 時間以内に原子炉水位低下の認知に失敗する確率

表 1

ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡの認知失敗確率

項目

平均値

中央値

−

2.0E-03

ＲＨＲ切替操作時のプラント状態の確認
失敗
管理者のプラント状
態チェック失敗

備考
ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−１２７８
Ｔａｂｌｅ２０−７（１）
ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−１２７８−

1.5E-01

Ｔａｂｌｅ２０−２２（１）の人
的 過 誤 確 率 0 .1 に 低 従 属 を 考 慮

原子炉水位認知失敗（3 時間）−

4.6E-05

1.8E -07−

ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−１２７８
Ｔａｂｌｅ２０−３

ＲＨＲ切替時のＬＯ
ＣＡにおける運転員

エ ラ ー フ ァ ク タ （ Ｅ Ｆ ）： 42. 7

認知失敗確率(b)

ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ
ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡが発生した場合の認知失敗については，中央制御室の運転員による原子炉水位低下の認知失敗の他に，ブロー先である廃棄物処理設備（ＮＲ／Ｗ）制御室の運転員による認知失敗をモデル化している。ＣＵＷブロー時の認知に対する余裕時間をＴＡＦ到達までの 3 時間として，以下の
人 的 過 誤 を 考 慮 し ， 認 知 失 敗 確 率 を 3.0E-7／ d と 設 定 し た （ 表2）。
・中央制御室運転員認知失敗（3 時間）
中央制御室運転員が 3 時間以内に原子炉水位低下の認知に添付 3.1.2.7−3−2

失敗する確率・ＮＲ／Ｗ制御室運転員認知失敗（3 時間）
ＮＲ／Ｗ制御室運転員が 3 時間以内に廃液収集タンク等の水位高の認知に失敗する確率

表 2
項目

ＣＵＷブロー時の認知失敗確率
平均値

中央値

−

9.2E-05−

4.6E-05

3.0E -07

−

備考

中央制御室
運転員認知失敗（3 時間）ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−１２７８
Ｔａｂｌｅ２０−３

ＮＲ／Ｗ制御室運転
員認知失敗（3 時間）ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−１２７８
Ｔａｂｌｅ２０−３

ＣＵＷブロー時のＬ
ＯＣＡにおける運転

エ ラ ー フ ァ ク タ （ Ｅ Ｆ ）： 122 .7

員認知失敗確率(c)

ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡ，ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ
ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡ及びＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡが発生した場合の認知失敗については，現場作業に伴う人的過誤で発生する事象であるため作業員が必ず気づくことを考慮し，本ＰＲＡでは認知失敗を考慮していない。

(2)

認知失敗確率に対する感度解析
ａ．残留熱除去系の故障，外部電源喪失(1)で 述 べ た と お り ，本 Ｐ Ｒ Ａ に お い て は ，残 留 熱 除 去 系 の 故 障及び外部電源喪失が発生した場合の認知失敗については，ＴＡＦ到達までとした余裕時間が十分長いことから考慮していない。この 認 知 失 敗 に つ い て ， 除 熱 系 緩 和 設 備 に 対 す る 余 裕 時 間 を 100℃
添付 3.1.2.7−3−3

到達までの時間とし，注水系緩和設備に対する余裕時間をＴＡＦ
到達までの時間として評価した結果を表 1 に示す。なお，表 1 における注水認知失敗確率は除熱認知に失敗する条件付き確率として 設 定 し て い る 。ま た ，余 裕 時 間 が 1500 分 を 超 え る 認 知 失 敗 に ついては，多数の警報，定時のパラメータチェック，巡視点検，直交代等の過誤回復手段があるため，必ず認知できるとした。
ｂ．原子炉冷却材の流出(a)

ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ(1)で 述 べ た と お り ，本 Ｐ Ｒ Ａ に お い て は ，Ｒ Ｈ Ｒ 切 替 時 の Ｌ
ＯＣＡが発生した場合の認知失敗については，ＲＨＲ切替操作
後の確認段階における操作運転員による認知及び管理者の過誤回復，その後の余裕時間内における運転員認知について期待できるものとして評価している。ただし，前者の操作後の認知及びその過誤回復については，起因事象発生頻度を評価する際に考慮した人的過誤との従属性に対する不確かさが考えられるため，保守的に期待しないとして評価した場合，認知失敗確率は
7.8E-04／ d と な っ た （ 表 3）。

表 3

Ｒ Ｈ Ｒ 切 替 時 の Ｌ Ｏ Ｃ Ａ の 認 知 失 敗 確 率 （ 感 度 （ 通 常 水 位 ））項目

原子炉水位認知失敗（3 時間）

平均値

中央値

−

9.2E-05

7.8E -04−

備考
ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−１２７８
Ｔａｂｌｅ２０−３

ＲＨＲ切替時のＬＯ
ＣＡにおける運転員
認知失敗確率エ ラ ー フ ァ ク タ（ Ｅ Ｆ ）を 30 と設定

また，ウェル満水時のＲＨＲ切替時のＬＯＣＡの認知失敗確
添付 3.1.2.7−3−4

率についても同様に評価した場合，ＴＡＦ到達までの余裕時間（ 22 時 間 ）内 に お け る 認 知 失 敗 確 率 は 1.9E-04／ d と な っ た（ 表
4）。

表 4

Ｒ Ｈ Ｒ 切 替 時 の Ｌ Ｏ Ｃ Ａ の 認 知 失 敗 確 率 （ 感 度 （ ウ ェ ル 満 水 ））項目
原子炉水位認知失敗（ 22 時 間 ）

平均値

中央値

−

2.2E-05

備考
ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−１２７８
Ｔａｂｌｅ２０−３

ＲＨＲ切替時のＬＯ
ＣＡにおける運転員

1.9E -04

認知失敗確率(3)

エ ラ ー フ ァ ク タ（ Ｅ Ｆ ）を 30 と設定

感度解析ケースの炉心損傷頻度(2)で 算 出 し た 各 認 知 失 敗 確 率 を 用 い て 炉 心 損 傷 頻 度 を 評 価 し た
結 果 を 表 2， 図 1 及 び 図 2 に 示 す 。 ま た ， ベ ー ス ケ ー ス の 炉 心 損 傷
頻 度 を 表 3 に 示 す 。 感 度 解 析 ケ ー ス の 全 炉 心 損 傷 頻 度 は ， 5.6E-6／
炉 年 で あ り ， ベ ー ス ケ ー ス の 1.1 倍 と な っ た 。 こ れ は 主 に ， Ｒ Ｈ Ｒ
切替時のＬＯＣＡの認知失敗確率が増加したことの影響によるもの
で，全炉心損傷頻度に対するＲＨＲ切替時のＬＯＣＡの寄与割合も0.1％ 未 満 か ら 8.0％ へ 増 加 し た 。な お ，本 Ｐ Ｒ Ａ で は モ デ ル 化 し ていないが，冷却材流出時のＲＨＲ自動隔離信号に期待できる期間もあることから，本信号を考慮することでＲＨＲ切替時のＬＯＣＡの炉心損傷頻度の低減が期待できる。
残留熱除去系の故障及び外部電源喪失が発生した場合の除熱認知

失 敗 及 び 注 水 認 知 失 敗 を 考 慮 し た 影 響 は ，崩 壊 熱 除 去 機 能 喪 失（「 Ｒ Ｈ Ｒ
喪 失 」，「 Ｒ Ｈ Ｒ Ｓ 喪 失 」）及 び 外 部 電 源 喪 失 の 炉 心 損 傷 頻 度 が 微 増 し た 程度であり，全炉心損傷頻度に対する大きな影響はなかった。
添付 3.1.2.7−3−5

表1

余裕時間の評価結果（「残留熱除去系の故障」及び「外部電源喪失」）
余裕時間

ＰＯＳ

除熱の必要性に対する注水の必要性に対する

認知失敗確率

認知失敗確率※２

除熱認知

注水認知※１（100℃到達）（ＴＡＦ到達）

[/h]

[/h]

Ｓ

0.5

3

5.3E-0310

1.5E-01Ａ

15

1.7E-0330

3.2E-01

平均値
[/d]

EF

平均値

EF

[/d]

1
1
※３

添付 3.1.2.7−3−6

Ｂ１

1

54

1.7E-03

30

−

Ｂ２

2

92

1.0E-03

30

−※３

Ｂ３

3

109

7.8E-04

30

−※３

Ｂ４

4

157

6.3E-04

30

−※３

Ｂ５

5

177

5.4E-04

30

−※３

Ｂ６

5

203

5.4E-04

30

−※３

Ｃ１

6

37

4.7E-04

30

−※３

Ｃ２

6

40

4.7E-04

30

−※３

Ｄ

7

42

4.2E-0430−※３※1 操作時間 30 分を考慮
※2 除熱認知に失敗する条件付き確率※3 25 時間以上の時間余裕がある場合は，多数の警報，定時のパラメータ―チェック，巡視点検，直交代等の過誤回復が手段あるため，認知失敗を考慮しない

表2

起因事象別・ＰＯＳ別炉心損傷頻度内訳表（感度解析）

ＰＯＳ

Ｓ

Ａ

Ｂ1

Ｂ2

Ｂ3

Ｂ4

Ｂ5

Ｂ6

Ｃ1

Ｃ2

Ｄ

日数

1 日間

2 日間

5 日間

3 日間

14 日間

8 日間

12 日間

13 日間

8 日間

9 日間

7 日間

5.0E-08

6.7E-08

2.5E-07

1.6E-07

7.1E-07

2.5E-12

6.4E-10

7.4E-13

4.5E-13

4.2E-124.0E-13(5.0E-08)(3.4E-08)(5.0E-08)(5.3E-08)(5.1E-08)(3.1E-13)(5.4E-11)(5.7E-14)(5.6E-14)(4.7E-13)(5.8E-14)

4.5E-08

6.0E-08

2.2E-07

1.4E-07

6.3E-07

2.2E-12

1.5E-11

2.8E-13

1.7E-13

2.2E-12

1.5E-13(4.5E-08)(3.0E-08)(4.5E-08)(4.7E-08)(4.5E-08)(2.8E-13)(1.3E-12)(2.2E-14)(2.2E-14)(2.5E-13)(2.2E-14)

5.6E-09

7.6E-09

2.8E-08

1.7E-08

7.9E-08

2.8E-13

6.3E-10

4.6E-13

2.8E-132.0E-12

2.5E-13(5.6E-09)(3.8E-09)(5.6E-09)(5.8E-09)(5.6E-09)(3.5E-14)(5.2E-11)(3.5E-14)(3.5E-14)(2.2E-13)(3.6E-14)

2.1E-08

2.9E-088.0E-07

7.8E-07

2.2E-06

3.0E-09

4.4E-09

4.7E-09

3.0E-09

3.8E-08

2.5E-09(2.1E-08)(1.5E-08)(1.6E-07)(2.6E-07)(1.6E-07)(3.7E-10)(3.7E-10)(3.6E-10)(3.7E-10)(4.2E-09)(3.6E-10)

原子炉冷却材の流出−−−

4.4E-08−−

4.4E-08−

2.9E-11

1.8E-07

ＲＨＲ切替

−

−

−

4.4E-08−−

4.4E-08−−

ＣＵＷブロー

−

−

−

−

−

−

−

−

ＣＲＤ点検

−

−

−

4.5E-11−−−

ＬＰＲＭ点検−−−9.8E-14−−

合計(／ＰＯＳ)

7.1E-08

9.6E-08

1.0E-06

9.8E-07

2.9E-06

寄与割合

1.3％

1.7％

18.8％

17.6％

52.3％

合計
(／施設定期検査)寄与割合

1.2E-06

22.2％

1.1E-06

19.7％

1.4E-07

2.5％

3.9E-06

69.8％

1.8E-07

4.5E-078.0％

1.8E-07

1.8E-07

4.5E-078.0％

2.9E-11−

2.9E-11

5.8E-11

＜0.1％

−

−

−

−

4.5E-11

＜0.1％

−

−

−

−

−

9.8E-14＜0.1％

3.0E-09

4.9E-08

4.7E-09

3.0E-09

2.2E-07

1.8E-07

5.6E-06

−

＜0.1％

0.9％

＜0.1％

＜0.1％

3.9％

3.3％

−

100.0％

崩壊熱除去機能喪失

ＲＨＲ喪失

ＲＨＲＳ喪失外部電源喪失添付 3.1.2.7−3−7

表3

起因事象別・ＰＯＳ別炉心損傷頻度内訳表（ベースケース）

ＰＯＳ

Ｓ

Ａ

Ｂ1

Ｂ2

Ｂ3

Ｂ4

Ｂ5

Ｂ6

Ｃ1

Ｃ2

Ｄ

日数

1 日間

2 日間

5 日間

3 日間

14 日間

8 日間

12 日間

13 日間

8 日間

9 日間

7 日間

5.7E-14

3.1E-13

2.5E-07

1.6E-07

7.1E-07

2.5E-12

6.4E-10

7.4E-13

4.5E-13

4.2E-124.0E-13(5.7E-14)(1.5E-13)(5.0E-08)(5.3E-08)(5.1E-08)(3.1E-13)(5.4E-11)(5.7E-14)(5.6E-14)(4.7E-13)(5.8E-14)

2.1E-14

4.7E-14

2.2E-07

1.4E-07

6.3E-07

2.2E-12

1.5E-11

2.8E-13

1.7E-13

2.2E-12

1.5E-13(2.1E-14)(2.3E-14)(4.5E-08)(4.7E-08)(4.5E-08)(2.8E-13)(1.3E-12)(2.2E-14)(2.2E-14)(2.5E-13)(2.2E-14)

3.5E-14

2.6E-13

2.8E-08

1.7E-08

7.9E-08

2.8E-13

6.3E-10

4.6E-13

2.8E-132.0E-12

2.5E-13(3.5E-14)(1.3E-13)(5.6E-09)(5.8E-09)(5.6E-09)(3.5E-14)(5.2E-11)(3.5E-14)(3.5E-14)(2.2E-13)(3.6E-14)

3.7E-10

7.3E-108.0E-07

7.8E-07

2.2E-06

3.0E-09

4.4E-09

4.7E-09

3.0E-09

3.8E-08

2.5E-09(3.7E-10)(3.7E-10)(1.6E-07)(2.6E-07)(1.6E-07)(3.7E-10)(3.7E-10)(3.6E-10)(3.7E-10)(4.2E-09)(3.6E-10)

原子炉冷却材の流出−−−

4.6E-11−−

7.3E-17−

2.9E-11

4.1E-11

ＲＨＲ切替

−

−

−

4.2E-13−−

7.3E-17−−

ＣＵＷブロー

−

−

−

−

−

−

−

−

ＣＲＤ点検

−

−

−

4.5E-11−−−

ＬＰＲＭ点検−−−9.8E-14−−

合計(／ＰＯＳ)

3.7E-10

7.3E-101.0E-06

9.4E-07

2.9E-06

寄与割合

＜0.1％

＜0.1％

21.1％

18.9％

58.8％

合計
(／施設定期検査)寄与割合

1.1E-06

22.6％

9.9E-0720.0％

1.2E-07

2.5％

3.8E-06

77.4％

7.1E-10

1.9E-10＜0.1％

4.1E-11

4.1E-11

8.3E-11＜0.1％

2.9E-11−

2.9E-11

5.8E-11

＜0.1％

−

−

−

−

4.5E-11

＜0.1％

−

−

−

−

−

9.8E-14＜0.1％

3.0E-09

5.1E-09

4.7E-09

3.0E-09

3.8E-08

2.6E-09

5.0E-06

−

＜0.1％

0.1％

＜0.1％

＜0.1％

0.8％

＜0.1％

−

100.0％

崩壊熱除去機能喪失

ＲＨＲ喪失

ＲＨＲＳ喪失添付 3.1.2.7−3−8

外部電源喪失1.0E-04
1.0E-05

ベースケース
感度解析

添付 3.1.2.7-3-9

炉心損傷頻度（／定期検査）

1.0E-06
1.0E-07
1.0E-08
1.0E-09
1.0E-101.0E-11
1.0E-121.0E-13
1.0E-14

事故シーケンスグループ

図 1

感度解析結果（炉心損傷頻度の比較）

ＣＵＷブロー時
ＣＲＤ点検時の
のＬＯＣＡ
ＬＯＣＡ
＜0.1%
＜0.1%

ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ＜0.1%

ＲＨＲＳ喪失2.5%

ＬＰＲＭ点検時
のＬＯＣＡ
＜0.1%

ＣＵＷブロー
時のＬＯＣＡ＜0.1%

ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ
8.0%

ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡ＜0.1%
ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ＜0.1%

ＲＨＲＳ喪失2.5%

添付 3.1.2.7-3-10

ＲＨＲ喪失
20.0%

ＲＨＲ喪失
19.7%

外部電源喪失77.4%

ベースケース
図 2

外部電源喪失69.8%

感度解析

感度解析結果（事故シーケンスグループ別の寄与割合）