柏崎刈羽原子力発電所6号及び7号炉審査資料
資料番号
KK67-0169 改02
提出年月日
平成29年8月9日

柏崎刈羽原子力発電所 6号及び7号炉

格納容器ベントの停止操作に係る判断基準について

平成29年8月
東京電力ホールディングス株式会社

目次

1. 柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉 重大事故等対処設備について［別添資料-1 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための設備（格納容器圧力逃がし装置）について 一部抜粋］
2. 柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉

重大事故等対策の有効性評価について［2.1 高圧・低圧注水機能喪失 一部抜粋］［3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）
一部抜粋］
3. 柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉 「実用発電用原子炉に係る発電用原子炉設置者の重大事故の発生及び拡大の防止に必要な措置を実施するために必要な技術的能力に係る審査基準」への適合状況について［1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等 一部抜粋］［1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等

一部抜粋］

1

柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉

重大事故等対処設備について［別添資料－1 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための設備（格納容器圧力逃がし装置）について］【抜粋箇所】
・4.1.2 中央制御室及び現場での操作内容
d. 格納容器ベント停止操作2

d． 格納容器ベント停止操作
格納容器ベント実施中に，格納容器圧力逃がし装置以外の格納容器除熱機能及び格納容器可燃性ガス濃度制御機能が回復し，原子炉格納容器の破損防止のため使用した格納容器圧力逃がし装置を停止できると判断した場合に，格納容器ベントを停止する。
具体的には，残留熱除去系（代替循環冷却系を含む）による格納容器
除熱機能が使用可能な状態 ※7 になり，長期にわたり原子炉格納容器の除熱が可能 ※8 であること，格納容器内雰囲気放射線モニタが使用可能な状態になり，格納容器内酸素／水素濃度測定が可能であること，及び炉心損傷後においては可燃性ガス濃度制御系が使用可能な状態になり，原子炉格納容器内における水の放射線分解により発生する酸素ガス／水素ガ
スを可燃限界濃度に到達することなく制御が可能であることが確認された場合に，格納容器圧力逃がし装置以外の格納容器除熱機能の起動前若
しくは起動操作直後に格納容器圧力逃がし装置を停止することができる。
格納容器除熱機能が 1 系統のみ使用可能な場合は，一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側／ドライウェル側）{T31-AO-F022/F019}を，中央制御室からの遠隔操作又は二次格納施設外からの遠隔手動弁操作設備
にて「全閉」する。
格納容器除熱機能が 2 系統以上使用可能な場合は，一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側／ドライウェル側）{T31-AO-F022/F019}，二次
隔離弁{T31-MO-F070}又は二次隔離弁バイパス弁{T31-MO-F072}を，中央制御室からの遠隔操作又は二次格納施設外からの遠隔手動弁操作設備にて「全閉」する。
※7 「格納容器除熱機能が使用可能」とは，残留熱除去系の場合は残留熱除去系ポンプを起動し系統流量が確保されること及び原子炉補機冷却系又は代替原子炉補機冷却系を用いて残留熱除去系熱交換器に冷却水が供給されていることにより判断する。代替循環
冷却系の場合は復水移送ポンプを起動し低圧代替注水系（常設）等により系統流量が確保されること及び原子炉補機冷却系又は代替原子炉補機冷却系を用いて代替循環冷却系で使用する残留熱除去系熱交換器に冷却水が供給されていることにより判断する。
※8 「長期にわたり原子炉格納容器の除熱が可能」とは，格納容器ベント停止後の崩壊熱が除去可能であることにより確認する。原子炉補機冷却系を用いた残留熱除去系による格納容器除熱は設計基準事故対処設備として使用する。代替原子炉補機冷却系で使用する熱交換器ユニットの設計熱交換量は約 23MW であり,これは約 24 時間後の崩壊熱に相当する熱量である。有効性評価シナリオ「崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）」では，代替原子炉補機冷却系を用いた残留熱除去系による事象発生 20 時間後からの格納容器除熱の効果を示している。また，「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格
納容器過圧・過温破損）代替循環冷却系を使用する場合」では，代替循環冷却系を用いた事象発生 22.5 時間後からの格納容器除熱の効果を示している。

-150-

3

なお，残留熱除去系による格納容器除熱により原子炉格納容器が負圧になることを防止するため過度な冷却を実施しないように操作するとともに，不活性ガス系統等からの窒素ガス供給を実施する。
格納容器ベント停止操作時に設備の故障が発生した場合については，
一次隔離弁は「FC」であるため「全閉」すると考えられる。また，二次格納施設外から遠隔手動弁操作設備による操作により確実に「全閉」することができる。二次隔離弁は電動駆動弁であるため，駆動電源喪失時は二次格納施設外から遠隔手動弁操作設備による操作により「全閉」す
る。

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4

柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉

重大事故等対策の有効性評価について【抜粋箇所】
・2.1 高圧・低圧注水機能喪失「高圧・低圧注水機能喪失」の対応手順の概要
・3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）
3.1.3 代替循環冷却系を使用しない場合「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の対応手順の概要（代替循環冷却系を使用し
ない場合）

5

（解析上の時刻）（0分）

給水流量の全喪失発生

凡例：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）
のみの作業

：判断

：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業

原子炉水位低（レベル3）到達：解析上考慮しない操作・判断結果※1
再循環ポンプ
4台トリップ確認

原子炉スクラム，タービン・トリップを確認（約22秒後）※2
中央制御室盤にて機器ランプ表示，機器故障警報，流量指示計等にて機能喪失を確認する

原子炉水位低（レベル2）
高圧給水機能設備作動値に到達※3
原子炉注水に必要な弁が動作可能であることを確認する
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する

再循環ポンプ
6台トリップ確認※2
高圧給水機能喪失を確認（機器作動状況，系統流量による確認）（約4分後）※1
重大事故等発生を通信連絡設備により確認した現場作業員は退避を実施する※4
急速減圧中は「水位不明判断曲線」による原子炉圧力と格納容器温度から水位不明領域に入っていないことを確認する※5
原子炉水位計（燃料域）により有効燃料棒頂部（TAF）到達を確認した場合は，格納容器内雰囲気モニタ（CAMS）等により格納容器水素・酸素濃度の確認を実施する

原子炉水位低（レベル1.5）
高圧注水機能作動値に到達※6
原子炉圧力計指示0.34MPa[gage]以下により，原子炉急速減圧完了を確認する

主蒸気隔離弁 自動「全閉」確認※2
高圧注水機能喪失を確認（機器作動状況，系統流量による確認）（約9分後）※7
水位不明判断は以下により確認する・水位計の電源が喪失
・指示計のバラツキが大きく有効燃料棒頂部（TAF）以上であることが判定できない・水位不明判断曲線の水位不明領域
・凝縮槽液相部温度と気相部温度がほぼ一致し，有意な差が認められない

逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認

高圧代替注水系
起動操作

原子炉水位低（レベル1）
低圧注水機能作動値に到達

高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず※8
原子炉水位計（燃料域）指示により有効燃料棒頂部（TAF）回復を確認した場合は，有効燃料棒頂部（TAF）以下継続時間を測定し「最長許容炉心露出時間」の禁止領域に入っていることを確認する。燃料の健全性を格納容器内雰囲気放射線レベル計等により確認する※2
低圧注水機能喪失を確認（機器作動状況，系統流量による確認）Ⅰ※9
防火水槽を用いた可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による復水貯蔵槽への補給も可能である（約10分後）高圧／低圧注水機能回復操作

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ
1台追加起動・2台運転確認

回復は解析上考慮せず※3
操作時間約4分間を設定

復水移送ポンプ以外による原子炉注水・制御棒駆動水ポンプによる原子炉注水・消火ポンプによる代替注水・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による代替注水※10
原子炉水位計（広帯域）指示によりレベル3到達確認後，原子炉注水を開始し，原子炉水位がレベル8到達確認後，原子炉注水を停止する。解析上，注水
流量は約90m3 /hとする。以後，本操作を繰り返す※11
格納容器内圧力計指示0.18MPa[gage]到達により，格納容器スプレイ操作を開始する

復水移送ポンプによる代替原子炉注水と同等の流量確保または注水開始不可

Ⅱ

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ
2台注水準備完了

No※12ドライウェルスプレイ実施中に原子炉水位計（広帯域）指示によりレベル3到達確認後，ドライウェルスプレイを停止し原子炉注水を開始する。原子炉
水位がレベル8到達確認後，原子炉注水を停止しドライウェルスプレイを再開する。以後，本操作を繰り返す

代替注水系2台以上準備※13
格納容器内圧力計指示0.31MPa[gage]到達（格納容器最高使用圧力到達）により，格納容器ベント操作前に格納容器スプレイを停止する

Yes（約14分後）※14
格納容器内圧力計指示0.31MPa[gage]到達（格納容器最高使用圧力到達）により，炉心損傷がないことを格納容器内雰囲気放射線レベル計等により確認
し，格納容器ベント操作を開始する

中央制御室での逃がし安全弁8個による原子炉急速減圧※4※15
格納容器ベント実施時に，残留熱除去系等による格納容器の除熱が可能であること及び水素・酸素濃度監視が可能であることが確認された場合は，格納容器ベントを停止する。格納容器ベント停止後は，格納容器圧力逃がし装置の窒素ガスパージを実施する※5（約19分後）原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）
到達（約20分後）低圧代替注水系（常設）による原子炉注水開始
原子炉水位回復確認（約26分後）原子炉圧力0.34MPa[gage」
急速減圧操作完了※16
格納容器圧力逃がし装置のフィルタ装置には，原子炉格納容器からの蒸気が凝縮することにより水位が上昇することが考えられる。フィルタ装置の水位を監視し，上限水位に到達した場合にサプレッション・チェンバ・プールへのドレン移送によりフィルタ装置水位を制御する。また，フィルタ装置への薬品注入を適宜実施する※17
機能喪失した設備の回復手段として，除熱手段である残留熱除去系の復旧手順を整備しており，原子炉補機冷却海水ポンプ電動機及び原子炉補機冷却水
ポンプの予備品を確保している
また，可搬型格納容器除熱系や可搬熱交換器等を用いた除熱手段を実施することも可能である

※6

※7

No

原子炉水位判明（水位不明ではない）

Yes

原子炉満水操作※8（約34分後）原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）
回復（約103分後）

原子炉水位高（レベル8）にて
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水停止淡水貯水池から
復水貯蔵槽への補給準備（可搬型代替注水ポンプ（A-2級）
による復水貯蔵槽への補給）

炉心損傷なし継続確認
炉心損傷を確認した場合は
炉心損傷後の対応手順に移行する

燃料供給準備（タンクローリ（4kL）給油準備）

Ⅲ
淡水タンクから防火水槽への補給※10

原子炉水位低（レベル3）にて
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水再開※9（約12時間後）可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の準備完了（約10時間後）

サプレッション・チェンバ空間部温度49℃
超過確認後
サプレッション・チェンバスプレイ実施※11

格納容器内圧力0.18MPa[gage]
到達Ⅴ
原子炉水位高（レベル8）到達後
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によるドライウェルスプレイ開始

Ⅴ（約12時間後）（適宜実施）
可搬型代替注水ポンプ（A-2級）
による復水貯蔵槽への補給

代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器スプレイ

Ⅳ
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給

フィルタ装置排水ポンプ水張り

タンクローリ（4kL）による給油準備完了消火ポンプによる代替格納容器スプレイ（適宜実施）
復水移送ポンプによる代替格納容器スプレイと同等の流量確保不可

No

代替格納容器スプレイ
冷却系（常設）
復水移送ポンプ2台によるドライウェルスプレイ可能

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）
復水移送ポンプ1台
又はその他代替格納容器スプレイ準備

Ⅵ

Yes
※12
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水と代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によるドライウェルスプレイを交互に実施（約17時間後）可搬設備への燃料補給※13

格納容器内圧力0.31MPa[gage]にて代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によるドライウェルスプレイ停止

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水と代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によるドライウェルスプレイを並行して実施（異なる供給ラインがある場合）

代替格納容器スプレイによるドライウェルスプレイ実施【有効性評価の対象とはしていないが，ほかに取り得る手段】
Ⅰ
炉心損傷防止としての流量は確保できないが制御棒駆動水ポンプによる原子炉圧力容器への注水が継続していることを確認する。また，追加起動の準備も開始する
復水移送ポンプと同等の流量は確保できないが，消火ポンプによる代替注水も実施可能である
注水開始時間は遅くなるが，可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による代替注水も実施可能である

格納容器内圧力0.279MPa[gage]
維持不可

Ⅶ

Ⅱ
残留熱除去系Bラインを優先して使用するが，残留熱除去系Aラインからの原子炉注水も可能である
現場操作により洗浄水弁を開することにより，残留熱除去系Cライン，高圧炉心注水系B，Cラインからの原子炉注水も可能である

原子炉満水操作（約17時間後）

格納容器内圧力0.31MPa[gage]にて格納容器ベント実施※14Ⅲ
防火水槽を用いた復水貯蔵槽への補給の場合は，「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は淡水貯水池からろ過水タンクへの補給もあわせて実施する
Ⅳ
No「格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」

以下の優先順位で格納容器ベントを実施する

Yes

2.1-30

優先② 「格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」
優先③ 「耐圧強化ベント系」「サプレッション・チェンバ側ベント」
優先④ 「耐圧強化ベント系」「ドライウェル側ベント」

※15

No

格納容器ベント
停止条件不成立

Yes

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる
純水補給水系から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプ（A-2級）と同時に補給することも可能である
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の水源は「淡水貯水池」以外に「海水」も可能である
Ⅴ

代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器スプレイも可能である
流量は少ないが消火ポンプによる代替格納容器スプレイも実施可能である
Ⅵ
残留熱除去系Bライン以外に復水移送ポンプによる代替注水が可能な系統がある場合，原子炉注水と格納容器スプレイを同時に実施
できる格納容器ベント停止

Ⅶ

フィルタ装置排水操作
フィルタ装置薬品注入操作

格納容器ベント操作前に，原子炉圧力容器の隔離状態を確認し水位を高めに維持する。原子炉格納容器への熱放出を抑制し圧力上昇
を抑制する

※16

※17
低圧代替注水系（常設）により原子炉水位を維持し，格納容器ベントによる格納容器圧力の低下傾向を確認する。
また機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後，原子炉圧力容器は原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状
態へ，格納容器ベントは残留熱除去系等による格納容器の除熱が可能であること及び水素・酸素濃度監視が可能であることを確認し停止する

第 2.1.4 図「高圧・低圧注水機能喪失」の対応手順の概要

6

（解析上の時間）（約0分）

原子炉冷却材喪失（大破断LOCA）
発生

対応操作は，原子炉水位・格納容器圧力等の徴候に応じて対応を行うため，今回想定している
破断規模・破断位置が異なる場合及び破断位置が特定できない場合においても，対応する操作
手順に変更はない【有効性評価の対象とはしていないが，ほかに取り得る手段】
Ⅰ
常設代替交流電源設備が使用できない場合は第二代替交流電源設備により電源を供給する
常設代替交流電源設備が使用できない場合は可搬型代替交流電源設備による荒浜側緊急用高圧母線を受電する（電源容量により使用できる設備が限られる）
大湊側緊急用高圧母線及び荒浜側緊急用高圧母線が使用できない場合は可搬型代替交流電源設備による非常用低圧母線を受電する（電源容量により使用できる設備が限られる）

格納容器圧力高13.7kPa[gage]
到達※1
原子炉スクラム，タービン・トリップを確認

高圧給水機能喪失を確認※2

高圧注水機能喪失を確認※2※2

低圧注水機能喪失を確認

Ⅱ
消火系を代替原子炉注水として使用する場合があるため消火ポンプ運転状態について確認する
恒設設備による原子炉注水が実施できない場合，低圧代替注水系（可搬型）による注水を実施する
Ⅲ

全交流動力電源喪失発生

防火水槽を用いた復水貯蔵槽への補給の場合は，「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は淡水貯水池からろ過水タンクへの補給もあわせて実施す

※3

る
Ⅳ

※4

原子炉への注水機能喪失を確認

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる。
純水補給水系から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプ（A-2級）と同時に補給することも可能である。
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の水源は「淡水貯水池」以外に「海水」も可能である

回復は解析上
考慮せず

Ⅴ
代替循環冷却系運転以外に除熱機能が回復しないことを確認し代替循環冷却系運転を開始する（約10分後）※5

早期の電源回復不能と判断

原子炉圧力－ドライウェル温度による「水位不明判断曲線」で水位不明を判断する（約0.3時間後）

常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）の準備

Ⅱ

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備

復水移送ポンプ以外による原子炉注水・消火ポンプによる代替注水・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による代替注水

常設代替交流電源設備以外による非常用電源供給
・第二代替交流電源設備による電源供給
・可搬型代替交流電源設備による荒浜側緊急用高圧母線受電・可搬型代替交流電源設備による非常用低圧母線受電

常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）による非常用電源回復操作

炉心損傷開始Ⅰ※6

燃料供給準備（タンクローリ（4kL,16kL）
給油準備）
フィルタ装置排水ポンプ水張り（約12時間後）タンクローリ（4kL,16kL）
による給油準備完了

復水移送ポンプによる代替原子炉注水と同等の流量確保または注水開始不可
可搬型代替交流電源設備は常設代替交流
電源設備と同等の電源供給開始不可※7

炉心損傷確認（適宜実施）
可搬設備への燃料補給※8

淡水貯水池から
復水貯蔵槽への補給準備（可搬型代替注水ポンプ（A-2級）
による復水貯蔵槽への補給）

格納容器薬品注入準備（約0.4時間後）

燃料被覆管温度1200℃到達
非常用ガス処理系運転確認（約0.7時間後）※9Ⅲ

淡水タンクから防火水槽への補給
非常用ディーゼル発電機
または外部電源による
交流電源回復操作を実施

※10

燃料温度
2500K(約2227℃)到達

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備が完了（約12時間後）可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の準備が完了（70分後）※11
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水開始（崩壊熱と注水流量から原子炉水位の上昇率を求める）

高圧／低圧注水機能
回復操作

回復は解析上考慮せず

Ⅳ

回復は解析上考慮せず

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給
代替原子炉補機冷却系準備（適宜実施）
解析上考慮せず

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）
による復水貯蔵槽への補給※12

破断口までの水位回復確認（約2時間後）中央制御室 陽圧操作
中央制御室待避室準備操作

使用済燃料プール冷却開始（破断口からの流出をサプレッション・チェンバ・プール水位上昇傾向変化により確認）
または（原子炉水位の上昇率からレベル1以上に回復していることを推定する）

原子炉圧力容器・原子炉格納容器の状態が静定後，使用済燃料プール冷却を再開する

※13
※14

損傷炉心冷却成功確認
原子炉圧力容器健全確認※15

格納容器温度190℃超過確認

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）
による格納容器頂部注水

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を停止し，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によるドライウェルスプレイを開始する

外部電源が喪失し，かつ全ての非常用ディーゼル発電機からの受電に失敗することにより，全ての所内高圧母線（6.9kV）が使用不能となった場合※4

非常用炉心冷却系の機能喪失及び，全交流動力電源喪失により原子炉への注水機能が喪失する※5

中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動が実施出来ず非常用高圧母線（6.9kV）の電源回復ができない場合に早期の電源回復不能と判断する※6

復電時に不要な負荷が起動するのを防止するための負荷切り離しを含む
格納容器内雰囲気放射線レベル計指示とSOP導入条件判断図により炉心損傷を確認する。例えば原子炉停止30分後の場合，格納容器内雰囲気放射線レベル計指示が「ドライウェル：
6.0E+00Sv/h」または「サプレッション・チェンバ：7.0E+00Sv/h」を超えた場合，炉心損傷発生と判断する。なお，解析においては1000K(727℃)到達を炉心損傷開始としている。格納容器内雰囲気放射線レベル計による炉心損傷発生の判断ができない場合は，原子炉圧力容器表面温度により判断する
炉心損傷による格納容器内水素濃度の上昇を確認する※8

炉心損傷確認後，格納容器pH制御のため薬品（水酸化ナトリウム）注入準備を実施する※9

防火水槽を用いた可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による復水貯蔵槽への補給も可能である※10

原子炉注水及び格納容器スプレイに必要な弁が動作可能であることを確認する
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する※11 低圧代替注水量から崩壊熱除去に必要な注水量を引いて，圧力容器の単位容量から原子炉水位の上昇率を求める。例えば，低圧代替注水流量が300m3 /h，原子炉停止１時間後の必要注水量が60m3 /hであるため，圧力容器単位容量29.34m3 /mより8.1m/hの上昇率になる※17

ドライウェル側
格納容器薬品注入実施※18

レベル1までの推定した時間経過後，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によるドライウェルスプレイから低圧代替注水系（常設）による原子炉注水へ切り替える※12

原子炉水位有効燃料棒底部（BAF）を起点とした場合，レベル1までは4310mm。約30分でレベル1に到達すると推定される※13

原子炉水位が有効燃料棒頂部（TAF）以上（水位計監視不能時は崩壊熱除去に必要な流量以上）及び，原子炉圧力容器下鏡部温度300℃未満により損傷炉心冷却成功と判断する※14

原子炉圧力容器健全確認は，圧力容器破損判断パラメータにより判断する（補足1）※15

格納容器温度計にて確認する※16 格納容器スプレイにより格納容器温度は低下するが，格納容器頂部の冷却を促進させるため可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による格納容器頂部への注水を実施する※17 高圧炉心注水ノズル（10312mm（圧力容器基準点より））と，原子炉水位レベル1（9362mm（圧力容器基準点より））の差から容量を求め，その時の必要注水量から原子炉水位（レベル1）に到達する時間を求める。例えば，原子炉停止4時間後の必要注水量が40m3 /hであった場合，ノズルからレベル1の容量が約28m3 であるため約42分でレベル1に到達すると推定する
なお，原子炉停止時冷却系出口ノズル10921mm（圧力容器基準点より）の場合，約1時間8分でレベル1に到達すると推定される解析上考慮していないが，推定手段により損傷炉心の冠水が維持されていることを，原子炉圧力容器表面温度により圧力容器内が過熱状態に至っていないことにより確認する※19
レベル1を起点とした破断口到達まで
注入実施後，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によるサプレッション・チェンバスプレイに切り替える

サプレッション・チェンバ側
格納容器薬品注入実施

※20

※18

復水移送ポンプによるドライウェルスプレイにあわせて，復水移送ポンプ吸込み配管に薬品を注入することにより，ドライウェル側格納容器薬品注入を実施する※19

サプレッション・チェンバ・プールへの薬品注入のためにサプレッション・チェンバスプレイを実施する※20 復水移送ポンプによるサプレッション・チェンバスプレイにあわせて，復水移送ポンプ吸込み配管に薬品を注入することにより，サプレッション・チェンバ側格納容器薬品注入を実施する

レベル1までの推定した時間経過後，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によるサプレッション・チェンバスプレイから低圧代替注水系（常設）による原子炉注水へ切り替える※21

解析上は，格納容器内圧力計指示0.62MPa[gage]接近（原子炉格納容器の限界圧力到達前）に，格納容器ベント操作を開始する※22

格納容器ベント実施を見据えて，サプレッション・チェンバベント管が水没しないように外部水源からの格納容器スプレイを停止する※23 格納容器ベント実施時に，残留熱除去系等による格納容器の除熱が可能であること及び可燃性ガス濃度制御が可能であることが確認された場合は，格納容器ベントを停止する。格納容器ベント停止後は，格納容器圧力逃がし装置の窒素ガスパージを実施する

レベル１を起点とした破断口到達まで
注入実施後，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）
ドライウェルスプレイに切り替える※24 格納容器圧力逃がし装置のフィルタ装置には，原子炉格納容器からの蒸気が凝縮することにより水位が上昇することが考えられる。フィルタ装置の水位を監視し，上限水位に到達した場合にサプレッション・チェンバ・プールへのドレン移送によりフィルタ装置水位を制御する。また，フィルタ装置への薬品注入を適宜実施する

No

代替循環冷却系運転不可能

Ⅴ

代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱

Yes（約38時間後）

中央制御室盤にて機器ランプ表示，機器故障警報，流量指示計等にて機能喪失を確認する※3

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の準備が完了低圧代替注水系（常設）による原子炉注水（残留熱除去系(A)使用）
及び代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によるドライウェルスプレイ（残留熱除去系(B)使用）

原子炉注水停止後の水位低下量を崩壊熱より計算し高圧炉心注水ノズルを起点としレベル1までの時間を推定する（約38時間後）

重大事故等発生を通信連絡設備により確認した現場作業員は退避を実施する

※2

※7

Yes

（約32時間後）※16

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の準備（格納容器頂部注水系準備）No

原子炉注水とドライウェル
スプレイの並行操作不可能（約2時間後）

格納容器上部雰囲気温度
171℃超過確認※1

サプレッション・チェンバ・プール水位が格納容器真空破壊弁高さ到達により格納容器ベント判断※21

サプレッション・チェンバ・プール水位外部水源注水制限にて代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によるドライウェルスプレイ停止※22

補足１
事故の起因事象判定（LOCA事象or過渡起因事象）［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
かつ［上部ドライウェル圧力が「0.15MPａ[gage]以上」］

格納容器内圧力0.62MPa[gage]
接近※21

中央制御室待避室陽圧化操作「格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」

No

Yes

「格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」

上記の条件が満たされる場合は「LOCA事象起因」と判定する
条件が満たされない場合は「過渡起因事象」と判定する（本シナリオでは「LOCA事象」を想定している）
LOCA事象起因時のパラメータ変化は以下の条件によって変わる
・下部ドライウェルに水位が有る場合（LOCA①時と表記）
・下部ドライウェルに水位が無い場合（LOCA②時と表記）

3.1.3-32【圧力容器破損判断パラメータ】
・ 「過渡起因事象」時
原子炉圧力の「急激な低下」
上部ドライウェル圧力の「急激な上昇」
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
・「LOCA①」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な低下」
サプレッション・チェンバ・プール水温度の「急激な上昇」
・「LOCA②」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
上部ドライウェル水素濃度の「上昇」【圧力容器破損徴候パラメータ】
・「過渡起因事象」，「LOCA①，②」時
原子炉水位下降（水位が確認されていた場合）
制御棒位置の指示値喪失数増加
原子炉圧力容器下鏡部温度の指示値喪失数増加【圧力容器破損判断後の再確認パラメータ】
・「過渡起因事象」時［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
かつ［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」］
・「LOCA①，②」時［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」
かつサプレッション・チェンバ・プール水温5℃以上上昇]
または［下部ドライウェルガス温度が300℃以上］※23
No

格納容器ベント
停止条件不成立

Yes

格納容器ベント停止※24

フィルタ装置排水操作
フィルタ装置薬品注入操作

低圧代替注水系(常設）による原子炉注水を継続し，格納容器ベントによる格納容器内圧力の低下傾向を確認する。また機能喪失している設備の復旧に努める
機能喪失していた設備の復旧後，格納容器ベントは残留熱除去系等による格納容器除熱が可能であること，及び可燃性ガス濃度制御が可能であることを確認し停止する
格納容器スプレイ冷却モード及びサプレッション・チェンバ・プール水冷却モードにより冷却し，格納容器が十分に冷却された後，原子炉注水を低圧代替注水系(常設）から低圧注水系へ切り替える

凡例：操作・確認（運転員のみの作業）：プラント状態：判断：操作及び判断：緊急時対策要員（現場）のみの作業：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業：解析上考慮しない操作・判断結果

第 3.1.3.4 図「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の対応手順の概要（代替循環冷却系を使用しない場合）

7

柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉

「実用発電用原子炉に係る発電用原子炉設置者の重大事故の発生及び拡大の防止に必要な措置を実施するために必要な技術的能力に係る審査基準」
への適合状況について［1.5 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等］［1.7 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等］【抜粋箇所】
・1.5.2 重大事故等時の手順
1.5.2.1 フロントライン系故障時の対応手順(1) 最終ヒートシンク（大気）への代替熱輸送（交流電源が健全である場合）
a. 格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱・1.7.2 重大事故等時の手順
1.7.2.1 原子炉格納容器の過圧破損防止のための対応手順(1) 交流電源が健全である場合の対応手順
a. 格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱8

1.5.2

重大事故等時の手順

1.5.2.1

フロントライン系故障時の対応手順(1) 最 終 ヒ ー ト シ ン ク （ 大 気 ） へ の 代 替 熱 輸 送 （ 交 流 電 源 が 健 全 で
ある場合）
a.

格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱
残留熱除去系の機能が喪失し，最終ヒートシンクへ熱を輸送する機能が喪失した場合，格納容器圧力逃がし装置により最終
ヒートシンク（大気）へ熱を輸送する。
また，格納容器ベント実施中において，残留熱除去系又は代替循環冷却系による原子炉格納容器内の除熱機能が 1 系統回復
し，原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度の監視が可能な場合は，一次隔離弁を全閉し，格納容器ベントを停止する。なお，二次隔離弁については，一次隔離弁を全閉後，原子炉格納容器内の除熱機能が更に 1 系統回復した場合に全閉する。

(a) 格 納 容 器 圧 力 逃 が し 装 置 に よ る 原 子 炉 格 納 容 器 内 の 減 圧 及び除熱
ⅰ. 手順着手の判断基準
炉心損傷※1 前において，原子炉格納容器内の冷却を実施
しても，原子炉格納容器内の圧力を規定圧力（ 279kPa[gage]） 以 下 に 維 持 で き な い 場 合 。

※ 1:｢炉 心 損 傷 ｣は ， 格 納 容 器 内 雰 囲 気 放 射 線 レ ベ ル（ CAMS） で 原 子 炉 格 納 容 器 内 の ガ ン マ 線 線 量 率 が ，
1.5-219

る。
⑭中央制御室運転員 A 及び B は，二次隔離弁を調整開（流路 面 積 約 70%開 ） と し ， 格 納 容 器 圧 力 逃 が し 装 置 に よ る
格納容器ベントを開始する。二次隔離弁の開操作ができない場合は，二次隔離弁バイパス弁を調整開（流路面積約 70%開 ） と し ， 格 納 容 器 圧 力 逃 が し 装 置 に よ る 格 納 容器ベントを開始する。
なお，原子炉格納容器内の圧力に低下傾向が確認されなかった場合は，二次隔離弁又は二次隔離弁バイパス弁の増開操作を実施する。
⑮中央制御室運転員 A 及び B は，格納容器圧力逃がし装置
による格納容器ベントが開始されたことを格納容器内圧
力指示値の低下及びフィルタ装置入口圧力指示値の上昇により確認し，当直副長に報告する。また，当直長は，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントが開始されたことを緊急時対策本部に報告する。
⑯当直副長は，現場運転員に水素バイパスライン止め弁を全開するよう指示する。
⑰現場運転員 C 及び D は，水素バイパスライン止め弁の全開操作を実施する。
⑱ 中 央 制 御 室 運 転 員 A 及 び B は ， FCVS 制 御 盤 に て フ ィ ル タ
装置水位指示値を確認し，水位調整が必要な場合は当直副長に報告する。また，当直長は，フィルタ装置の水位調整を実施するよう緊急時対策本部に依頼する。
⑲中央制御室運転員 A 及び B は，格納容器ベント開始後，
1.5-2510

残留熱除去系又は代替循環冷却系による原子炉格納容器
内の除熱機能が 1 系統回復し，原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度の監視が可能な場合は，一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側又はドライウェル側）の全閉操作を実施し，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントを停止する。一次隔離弁を全閉後，原子炉格
納容器内の除熱機能が更に 1 系統回復した場合は，二次隔離弁又は二次隔離弁バイパス弁の全閉操作を実施する。

ⅲ .操 作 の 成 立 性
上記の操作は，1 ユニット当たり中央制御室運転員 2 名（操作者及び確認者）及び現場運転員 2 名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから格納容器圧力逃がし装置 に よ る 原 子 炉 格 納 容 器 内 の 減 圧 及 び 除 熱 開 始 ま で 約 40 分で可能である。
円滑に作業できるように，移動経路を確保し，防護具，
照明及び通信連絡設備を整備する。室温は通常運転時と同程度である。
（ 添 付 資 料 1.5.3－ 1）(b) 原 子 炉 格 納 容 器 ベ ン ト 弁 駆 動 源 確 保 （ 予 備 ボ ン ベ ）残留熱除去系の機能が喪失し，格納容器圧力逃がし装置により大気を最終ヒートシンクとして熱を輸送する場合，空気駆動弁である一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側又は
1.5-2611

の影響による被ばくを低減させるため，運転員は待避室へ待避しプラントパラメータを継続して監視する。
格納容器ベント実施中において，残留熱除去系又は代替循環
冷却系による原子炉格納容器内の除熱機能が 1 系統回復し，原
子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度の監視が可能で，かつ可燃性ガス濃度制御系が使用可能な場合は，一次隔離弁を全閉し，格納容器ベントを停止する。なお，二次隔離弁について
は，一次隔離弁を全閉後，原子炉格納容器内の除熱機能が更に
1 系統回復した場合に全閉する。

(a) 格 納 容 器 圧 力 逃 が し 装 置 に よ る 原 子 炉 格 納 容 器 内 の 減 圧 及び除熱
ⅰ. 手順着手の判断基準
炉心損傷を判断した場合※1 において，炉心の著しい損傷の緩和及び原子炉格納容器の破損防止のために必要な操作が 完 了 し た 場 合 ※ 2。

※ 1:格 納 容 器 内 雰 囲 気 放 射 線 レ ベ ル （ CAMS） で 原 子 炉 格
納容器内のガンマ線線量率が，設計基準事故相当のガ ン マ 線 線 量 率 の 10 倍 を 超 え た 場 合 ， 又 は 格 納 容 器
内 雰 囲 気 放 射 線 レ ベ ル （ CAMS） が 使 用 で き な い 場 合に 原 子 炉 圧 力 容 器 温 度 で 300℃ 以 上 を 確 認 し た 場
合。
※ 2:炉 心 の 著 し い 損 傷 を 防 止 す る た め に 原 子 炉 圧 力 容 器への注水を実施する必要がある場合，又は原子炉格
1.7-1812

ィルタ装置出口放射線モニタ指示値の上昇により確認
し，当直副長に報告する。また，当直長は，格納容器圧
力逃がし装置による格納容器ベントが開始されたことを
緊急時対策本部に報告する。
⑮ 中 央 制 御 室 運 転 員 A 及 び B は ， FCVS 制 御 盤 に て フ ィ ル タ
装置水位指示値を確認し，水位調整が必要な場合は当直副長に報告する。また，当直長は，フィルタ装置の水位調整を実施するよう緊急時対策本部に依頼する。
⑯中央制御室運転員 A 及び B は，格納容器ベント開始後，残留熱除去系又は代替循環冷却系による原子炉格納容器
内の除熱機能が 1 系統回復し，原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度の監視が可能で，かつ可燃性ガス濃度制御系が使用可能な場合は，一次隔離弁（サプレッショ
ン・チェンバ側又はドライウェル側）の全開保持状態を遠隔手動弁操作設備により解除するよう現場運転員に指示する。
⑰現場運転員 C 及び D は，一次隔離弁（サプレッション・
チェンバ側又はドライウェル側）を遠隔手動弁操作設備
による操作で全開保持状態を解除する。
⑱中央制御室運転員 A 及び B は，一次隔離弁（サプレッション・チェンバ側又はドライウェル側）の全閉操作を実施し，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントを停止する。一次隔離弁を全閉後，原子炉格納容器内の除熱機能が更に 1 系統回復した場合は，二次隔離弁又は二次隔離弁バイパス弁の全閉操作を実施する。
1.7-2313