東海第二発電所 審査資料
資料番号
PS-C-1 改 11
提出年月日
平成 29 年 5 月 12 日

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

平成 29 年 5 月
日本原子力発電株式会社
本資料のうち，は商業機密又は核物質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

1.

次

重大事故等への対処に係る措置の有効性評価の基本的考え方
1.1

概

1.2

評価対象の整理及び評価項目の設定

1.3

評価にあたって考慮する事項

1.4

有効性評価に使用する計算プログラム

1.5

有効性評価における解析の条件設定方針

1.6

解析の実施方針

1.7

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針

1.8

必要な要員及び資源の評価方針

付録１

要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

付録２

原子炉格納容器の限界温度・圧力

付録３

重大事故等対策の有効性評価に係るシビアアクシデント解析コード
について

2.

運転中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故
2.1

高圧・低圧注水機能喪失

2.2

高圧注水・減圧機能喪失

2.3

全交流動力電源喪失

2.3.1

全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）

2.3.2

全交流動力電源喪失（ＴＢＤ，ＴＢＰ，ＴＢＵ）

2.4

崩壊熱除去機能喪失
目-1

3.

2.4.1

取水機能が喪失した場合

2.4.2

残留熱除去系が故障した場合

2.5

原子炉停止機能喪失

2.6

ＬＯＣＡ時注水機能喪失

2.7

格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）

2.8

津波浸水による注水機能喪失

重大事故
3.1

4.

5.

雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）

3.1.1

格納容器破損モードの特徴，格納容器破損防止対策

3.1.2

代替循環冷却系を使用する場合

3.1.3

代替循環冷却系を使用しない場合

3.2

高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱

3.3

原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用

3.4

水素燃焼

3.5

溶融炉心・コンクリート相互作用

使用済燃料プールにおける重大事故に至るおそれがある事故
4.1

想定事故１

4.2

想定事故２

運転停止中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故
5.1

崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障による停止時冷却機能喪失）

5.2

全交流動力電源喪失

5.3

原子炉冷却材の流出
目-2

5.4

6.

反応度の誤投入

必要な要員及び資源の評価
6.1

必要な要員及び資源の評価条件

6.2

重大事故等対策時に必要な要員の評価結果

6.3

重大事故等対策時に必要な水源，燃料及び電源の評価結果

目-3

添付資料

目次

添付資料 1.2.1

定期検査工程の概要

添付資料 1.3.1

重大事故等対策の有効性評価における作業毎の成立性確認結果について

添付資料 1.3.2

運転員等の操作時間に対する仮定

添付資料 1.4.1

有効性評価に使用している解析コード／評価手法の開発に係る当社の関与について添付資料 1.5.1

東海第二発電所の重大事故等対策の有効性評価の一般データ

添付資料 1.5.2

有効性評価におけるＬＯＣＡ時の破断位置及び口径設定の考え方について添付資料 1.5.3

使用済み燃料プールにおける重大事故に至るおそれがある事
故（想定事故１及び２）の有効性評価における共通評価条件
について

添付資料 1.7.1

解析コード及び解析条件の不確かさ影響評価フロー

添付資料 2.1.1

安定状態について（高圧・低圧注水機能喪失）

添付資料 2.1.2

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について（高圧・低圧注水機能喪失）

添付資料 2.1.3

7 日間における水源の対応について（高圧・低圧注水機能喪失）添付資料 2.1.4

7 日間における燃料の対応について（高圧・低圧注水機能喪失）添付資料 2.1.5

常設代替交流電源設備の負荷（高圧・低圧注水機能喪失）

目-4添付資料 2.2.1

安定状態について（高圧注水・減圧機能喪失）

添付資料 2.2.2

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について（高圧注水・減圧機能喪失）

添付資料 2.2.3

高圧注水・減圧機能喪失時における低圧非常用炉心冷却系の作動台数の考え方

添付資料 2.2.4

7 日間における燃料の対応について（高圧注水・減圧機能喪
失）添付資料 2.3.1.1

全交流動力電源喪失時における原子炉隔離時冷却系の 8 時
間継続運転が可能であることの妥当性について

添付資料 2.3.1.2

蓄電池による給電時間評価結果について添付資料 2.3.1.3

安定状態について（全交流動力電源喪失（長期ＴＢ））

添付資料 2.3.1.4

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について（全交流動力電源喪失（長期ＴＢ））

添付資料 2.3.1.5

逃がし安全弁作動用の窒素の供給について添付資料 2.3.1.6

7 日間における水源の対応について（全交流動力電源喪失（長期ＴＢ））

添付資料 2.3.1.7

7 日間における燃料の対応について（全交流動力電源喪失（長期ＴＢ））

添付資料 2.3.1.8

常設代替交流電源設備の負荷（全交流動力電源喪失（長期ＴＢ））

添付資料 2.3.2.1

安定状態について（全交流動力電源喪失（ＴＢＤ，ＴＢＵ，
ＴＢＰ））

添付資料 2.3.2.2

解析コード条件及び解析条件の不確かさの影響評価につい目-5

て（全交流動力電源喪失（ＴＢＤ，ＴＢＰ，ＴＢＵ））
添付資料 2.3.2.3

7 日間における水源の対応について（全交流動力電源喪失（ＴＢＤ，ＴＢＰ，ＴＢＵ））

添付資料 2.3.2.4

7 日間における燃料の対応について（全交流動力電源喪失（ＴＢＤ，ＴＢＰ，ＴＢＵ））

添付資料 2.3.2.5

常設代替交流電源設備の負荷（全交流動力電源喪失（ＴＢ
Ｄ，ＴＢＰ，ＴＢＵ））

添付資料 2.4.1.1

安定状態について（崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合））

添付資料 2.4.1.2

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について（崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合））

添付資料 2.4.1.3

7 日間における水源の対応について（崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合））

添付資料 2.4.1.4

7 日間における燃料の対応について（崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合））

添付資料 2.4.1.5

常設代替交流電源設備の負荷（崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合））

添付資料 2.4.2.1

安定状態について（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））添付資料 2.4.2.2

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））

添付資料 2.4.2.3

7 日間における水源の対応について（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））
目-6

添付資料 2.4.2.4

7 日間における燃料の対応について（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））

添付資料 2.4.2.5

常設代替交流電源設備の負荷（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））

添付資料 2.5.1

プラント動特性評価における評価対象炉心の選定について

添付資料 2.5.2

自動減圧系の自動起動阻止操作の考慮について添付資料 2.5.3

安定状態について（原子炉停止機能喪失）

添付資料 2.5.4

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について（原子炉停止機能喪失）添付資料 2.5.5

リウェットを考慮しない場合の燃料被覆管温度への影響

添付資料 2.5.6

原子炉への注水に使用する水源とその水温の影響

添付資料 2.5.7

高圧炉心スプレイ系及び原子炉隔離時冷却系の運転可能性に関する水源温度の影響

添付資料 2.5.8

外部電源の有無による評価結果への影響

添付資料 2.5.9

ほう酸水注入系を手動起動としていることについての整理

添付資料 2.6.1「ＬＯＣＡ時注水機能喪失」の事故条件の設定について

添付資料 2.6.2

敷地境界外での実効線量評価について

添付資料 2.6.3

安定状態について（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）

添付資料 2.6.4

解析コード条件及び解析条件の不確かさの影響評価について（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）

添付資料 2.6.5

原子炉注水開始が遅れた場合の影響について

添付資料 2.6.6

7 日間における水源の対応について（ＬＯＣＡ時注水機能喪
失）目-7

添付資料 2.6.7

7 日間における燃料の対応について（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）添付資料 2.6.8

常設代替交流電源設備の負荷（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）

添付資料 2.7.1

インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時の破断面積及び現場環境等について添付資料 2.7.2

安定状態について（格納容器バイパス（インターフェイスシ
ステムＬＯＣＡ））

添付資料 2.7.3

解析コード条件及び解析条件の不確かさの影響評価について（格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ））

添付資料 2.7.4

7 日間における水源の対応について（格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ））

添付資料 2.7.5

7 日間における燃料の対応について（格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ））

添付資料 2.7.6

常設代替交流電源設備の負荷（格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ））

添付資料 2.8.1

基準津波を超え敷地に遡上する津波に対する施設の防護方針について

添付資料 2.8.2

地震発生と同時に津波が到達するとした評価上の想定の妥当性について

添付資料 2.8.3

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について（津波浸水による注水機能喪失）

添付資料 3.1.2.1

炉心損傷の判断基準及び炉心損傷判断前後の運転操作の差
目-8異について添付資料 3.1.2.2

原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えい量について

添付資料 3.1.2.3

雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）における炉心の損傷状態及び損傷炉心の位置について

添付資料 3.1.2.4

安定状態について（代替循環冷却系を使用する場合）

添付資料 3.1.2.5

格納容器内に存在するアルミニウム／亜鉛の反応により発生する水素の影響について

添付資料 3.1.2.6

非凝縮性ガスの影響について

添付資料 3.1.2.7

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用する場合））

添付資料 3.1.2.8

注水操作が遅れる場合の影響について

添付資料 3.1.2.9

7 日間における水源の対応について（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用する場合））

添付資料 3.1.2.10

7 日間における燃料の対応について（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用する場合））

添付資料 3.1.2.11

常設代替交流電源設備の負荷（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））添付資料 3.1.3.1

雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用しない場合）におけるＣｓ137 放出量評価について
目-9添付資料 3.1.3.2

原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えい量について

添付資料 3.1.3.3

安定状態について（代替循環冷却系を使用しない場合）

添付資料 3.1.3.4

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用しない場合））

添付資料 3.1.3.5

7 日間における水源の対応について（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用しない場合））

添付資料 3.1.3.6

7 日間における燃料の対応について（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用しない場合））

添付資料 3.1.3.7

常設代替交流電源設備の負荷（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しない場合））添付資料 3.2.1

原子炉建屋から大気中への Cs-137 の漏えい量について

添付資料 3.2.2

高温環境下での逃がし安全弁の開保持機能維持について添付資料 3.2.3

格納容器破損モード「ＤＣＨ」，「ＦＣＩ」，「ＭＣＣＩ」の評
価事故シーケンスの位置付け

添付資料 3.2.4

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）

添付資料 3.2.5

7 日間における水源の対応について（高圧溶融物放出／格納
容器雰囲気直接接触）

添付資料 3.2.6

7 日間における燃料の対応について（高圧溶融物放出／格納
容器雰囲気直接接触）
目-10添付資料 3.2.7

常設代替交流電源設備の負荷（高圧溶融物放出／格納容器雰
囲気直接接触）添付資料 3.3.1

原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用（炉外ＦＣＩ）に関する知見の整理について

添付資料 3.3.2

水蒸気爆発の発生を仮定した場合の原子炉格納容器の健全性への影響評価添付資料 3.3.3

ペデスタル（ドライウェル部）への水張りの適切性

添付資料 3.3.4

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について（原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用）

添付資料 3.3.5

エントレインメント係数の圧力スパイクに対する影響

添付資料 3.3.6

プラント損傷状態をＬＯＣＡとした場合の圧力スパイクへの影響

添付資料 3.4.1

Ｇ値の不確かさによる評価結果への影響

添付資料 3.4.2

水の放射線分解の評価について

添付資料 3.4.3

安定状態について添付資料 3.4.4

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について（水素燃焼）

添付資料 3.4.5

原子炉注水開始時間の評価結果への影響

添付資料 3.5.1

安定状態について添付資料 3.5.2

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について（溶融燃料・コンクリート相互作用）

目-11添付資料 3.5.3

溶融炉心の崩壊熱及び溶融炉心からプール水ヘの熱流束を保守的に考慮する場合のペデスタル（ドライウェル部）のコン
クリートの浸食量及び溶融炉心・コンクリート相互作用によって発生する非凝縮性ガスの影響評価

添付資料 3.5.4

ペデスタル（ドライウェル部）床部の構造について添付資料 4.1.1

使用済燃料プールの水位低下と遮蔽水位に関する評価について添付資料 4.1.2

水遮蔽厚に対する貯蔵中の使用済燃料からの線量率の算出について添付資料 4.1.3

安定状態について添付資料 4.1.4

使用済燃料プール水沸騰・喪失時の未臨界性評価

添付資料 4.1.5

評価条件の不確かさの影響評価について（想定事故１）添付資料 4.1.6

7 日間における水源の対応について（想定事故１）添付資料 4.1.7

7 日間における燃料の対応について（想定事故１）添付資料 4.2.1

使用済燃料プールの水位低下と遮蔽水位に関する評価について添付資料 4.2.2

使用済燃料プールサイフォンブレーカについて

添付資料 4.2.3

安定状態について添付資料 4.2.4

評価条件の不確かさの影響評価について（想定事故２）添付資料 4.2.5

7 日間における水源の対応について（想定事故２）添付資料 4.2.6

7 日間における燃料の対応について（想定事故２）添付資料 5.1.1

運転停止中の崩壊熱除去機能喪失及び全交流動力電源喪失に目-12

おける基準水位到達までの余裕時間と必要な注水量の計算
方法について添付資料 5.1.2

重要事故シーケンスの選定結果を踏まえた有効性評価の条件
設定

添付資料 5.1.3

崩壊熱除去機能喪失及び全交流動力電源喪失における崩壊熱
設定の考え方

添付資料 5.1.4

安定停止状態について（運転停止中

崩壊熱除去機能喪失）

添付資料 5.1.5

運転停止中における崩壊熱除去機能喪失及び全交流動力電源
喪失時における放射線の遮蔽維持について添付資料 5.1.6

評価条件の不確かさの影響評価について（運転停止中

崩壊

熱除去機能喪失）添付資料 5.1.7

7 日間における燃料の対応について（運転停止中

崩壊熱除去機能喪失）

添付資料 5.2.1

安定停止状態について（運転停止中

全交流動力電源喪失）

添付資料 5.2.2

評価条件の不確かさの影響評価について（運転停止中

全交

流動力電源喪失）添付資料 5.2.3

7 日間における水源の対応について（運転停止中

全交流動

力電源喪失）
添付資料 5.2.4

7 日間における燃料の対応について（運転停止中

全交流動

力電源喪失）
添付資料 5.2.5

常設代替交流電源設備の負荷（運転停止中

全交流動力電源喪失）

添付資料 5.3.1

原子炉圧力容器開放時における運転停止中の線量評価につい目-13

て
添付資料 5.3.2「原子炉冷却材の流出」におけるプラント状態選定の考え方

添付資料 5.3.3

安定停止状態について（運転停止中

添付資料 5.3.4

評価条件の不確かさの影響評価について（運転停止中

原子炉冷却材の流出）
原子炉冷却材の流出）添付資料 5.3.5

7 日間における燃料の対応について（原子炉冷却材の流出）

添付資料 5.4.1

安定停止状態について（運転停止中

添付資料 5.4.2

評価条件の不確かさの影響評価について（運転停止中

反応度の誤投入）
反応

度の誤投入）
添付資料 5.4.3

反応度誤投入事象の代表性について

添付資料 6.1.1

同時被災時における必要な要員及び資源について

添付資料 6.2.1

重大事故等対策の要員の確保及び所要時間について添付資料 6.2.2

重要事故（評価事故）シーケンス以外の事故シーケンスの要員の評価について添付資料 6.3.1

水源，燃料，電源負荷評価結果について

目-14

2.2

高圧注水・減圧機能喪失

2.2.1

事故シーケンスグループの特徴，炉心損傷防止対策(1)

事故シーケンスグループ内の事故シーケンス
事故シーケンスグループ「高圧注水・減圧機能喪失」に含まれる事故シーケンスとしては，「1.2

評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すと

おり，①「過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋手動減圧失敗」，②「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」及び③「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」である。
コメント No.148-12,158-08,49,50 に対する回答(2)

事故シーケンスグループの特徴及び炉心損傷防止対策の基本的考え方
事故シーケンスグループ「高圧注水・減圧機能喪失」は，運転時の異常な過渡変化又は設計基準事故（原子炉冷却材喪失事故を除く。）の発生後，高圧注水機能が喪失するとともに，原子炉減圧機能も喪失することで原子炉へ注水する機能が喪失することを想定する。このため，原子炉圧力制御に伴い原子炉圧力容器内の蒸気が流出し，保有水量が減少することで原子炉水位が低下し，緩和措置が取られない場合には，原子炉水位の低下が継続し，炉心が露出することで炉心損傷に至る。
本事故シーケンスグループは，低圧注水機能は維持されるが高圧注水機能が喪失するとともに原子炉が高圧のまま減圧できないため炉心損傷に至る事故シーケンスグループである。このため，重大事故等対処設備の有効性評価としては，高圧注水機能又は減圧機能に対する重大事故等対処設備に期待することが考えられる。高圧注水・減圧機能喪失が発生した場合，重大事故等対処設備により高圧の原子炉注水を実施する方が，より早期に原子炉注水を開始することが可能となり，原子炉水位の低下が小さくなる
2.2-1

1

ことで評価項目に対する余裕は大きくなる。また，高圧の原子炉注水を実施した場合でも，中長期的にはサプレッション・プール熱容量制限に到達した時点で原子炉を減圧して低圧の原子炉注水に移行するため，事象進展は同じとなる。このため，本事故シーケンスグループに対しては，代表として減圧機能に対する重大事故等対処設備の有効性を確認することとする。
以上により，本事故シーケンスグループでは，代替の原子炉減圧機能に
より原子炉を減圧し低圧注水機能を用いて原子炉へ注水することによって炉心損傷の防止を図る。また，最終的な熱の逃がし場へ熱の輸送を行うことによって除熱を行い格納容器破損の防止を図る。

(3)

炉心損傷防止対策
事故シーケンスグループ「高圧注水・減圧機能喪失」において，炉心が著しい損傷に至ることなく，かつ，十分な冷却を可能とするため，初期の対策として過渡時自動減圧回路を用いた逃がし安全弁（過渡時自動減圧機能）による原子炉自動減圧手段並びに低圧炉心スプレイ系及び残留熱除去
系（低圧注水系）による原子炉注水手段を整備する。また，格納容器の健全性を維持するため，安定状態に向けた対策として，残留熱除去系による格納容器除熱手段を整備する。対策の概略系統図を第 2.2-1 図に，対応手順の概要を第 2.2-2 図に，対策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策における手順と設備との関係を第 2.2-1 表に示す。
本事故シーケンスグループにおける重要事故シーケンスにおいて，重大事故等対策に必要な要員は，中央制御室の運転員及び災害対策要員で構成され，合計 6 名である。その内訳は次のとおりである。中央制御室の運転
員は，発電長 1 名，副発電長 1 名，運転操作対応を行う運転員 2 名である。
発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等を行う災害対策要員は
2.2-2

2

2 名である。これらの要員と作業項目について第 2.2-3 図に示す。
なお，重要事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目
を重要事故シーケンスと比較し必要な要員数を確認した結果，6 名で対処可能である。
ａ．原子炉スクラムの確認
運転時の異常な過渡変化又は設計基準事故が発生して原子炉がスクラムしたことを確認する。
原子炉スクラムの確認に必要な計装設備は，平均出力領域計装等である。
ｂ．高圧注水機能喪失の確認
原子炉スクラム後，原子炉水位の低下が継続し，原子炉水位異常低下（レベル２）設定点に到達したが，高圧炉心スプレイ系及び原子炉隔離時冷却系が自動起動していないことを確認し，中央制御室からの遠隔操
作によりこれらの系統の手動起動を試みるが，これにも失敗したことを確認する。また，主蒸気隔離弁が閉止するとともに，再循環ポンプがトリップしたことを確認する。
高圧注水機能喪失の判断に必要な計装設備は，各系統の流量計等である。
ｃ．高圧代替注水系による原子炉注水
高圧注水機能喪失の確認後，中央制御室からの遠隔操作により高圧代替注水系を起動し，原子炉注水を開始することで原子炉水位が回復する
ことを確認する。なお，本操作は解析上考慮しない。
高圧代替注水系による原子炉注水に必要な計装設備は，高圧代替注水
系系統流量計等である。
ｄ．高圧注水機能の回復操作
2.2-3

3

対応可能な要員にて高圧炉心スプレイ系及び原子炉隔離時冷却系の回復操作を実施する。
ｅ．低圧炉心スプレイ系等の自動起動の確認
原子炉水位異常低下（レベル１）信号発信により低圧炉心スプレイ系
及び残留熱除去系（低圧注水系）３系統が自動起動する。
低圧炉心スプレイ系等の自動起動の確認に必要な計装設備は，原子炉水位計（広帯域，燃料域），低圧炉心スプレイ系吐出圧力計等である。
外部電源が喪失している場合は，ディーゼル発電機が自動起動し，非常用母線に電源を供給する。
ｆ. 原子炉自動減圧の確認
原子炉水位異常低下（レベル１）信号発信の 10 分後，かつ低圧炉心ス
プレイ系又は残留熱除去系（低圧注水系）が吐出圧が確保されている場
合，過渡時自動減圧回路により逃がし安全弁（過渡時自動減圧機能）2
弁が自動開放することで原子炉が減圧される。
原子炉自動減圧の確認に必要な計装設備は，原子炉水位計（広帯域，
燃料域），原子炉圧力計等である。
炉心損傷がないことの継続的な確認に必要な計装設備は，格納容器雰
囲気放射線モニタ（Ｄ/Ｗ，Ｓ/Ｃ）である。
ｇ．原子炉水位の調整操作
過渡時自動減圧回路を用いた逃がし安全弁（過渡時自動減圧機能）による原子炉減圧により，原子炉圧力が低圧炉心スプレイ系の吐出圧力を下回ると，原子炉注水が開始されることで原子炉水位が回復する。
原子炉水位回復後は，原子炉水位を監視しつつ，低圧炉心スプレイ系
により原子炉水位を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の間で維持する。
2.2-4

4

原子炉水位の調整操作に必要な計装設備は，原子炉水位計（広帯域，
燃料域），原子炉圧力計等である。
ｈ．残留熱除去系（サプレッション・プール水冷却系）によるサプレッション・プール冷却
低圧炉心スプレイ系による原子炉水位維持を確認後，低圧注水運転をしていた残留熱除去系をサプレッション・プール冷却運転に切換えることでサプレッション・プール冷却を開始する。
残留熱除去系（サプレッション・プール水冷却系）によるサプレッション・プール冷却に必要な計装設備は，サプレッション・プール水温度計等である。
以降，炉心冷却は低圧炉心スプレイ系を用いた原子炉注水により継続的に行い，格納容器除熱は残留熱除去系により継続的に行う。
ｉ．使用済燃料プールの冷却操作対応可能な要員にて使用済燃料プールの冷却操作を実施する。
ｊ．可搬型代替注水大型ポンプによる水源補給操作
対応可能な要員にて可搬型代替注水大型ポンプにより淡水貯水池から代替淡水貯槽へ水源補給操作を実施する。
ｋ．タンクローリによる燃料補給操作
対応可能な要員にてタンクローリにより可搬型設備用軽油タンクから可搬型代替注水大型ポンプに燃料補給を実施する。

2.2.2

炉心損傷防止対策の有効性評価(1)

有効性評価の方法
本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケンス
は，「1.2

評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，過渡事象
2.2-5

5

（原子炉水位低下の観点で厳しい給水流量の全喪失を選定）を起因事象とする「過渡事象（給水流量の全喪失）＋高圧炉心冷却失敗＋手動減圧失敗」
である。
本重要事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒表面熱伝達，沸騰遷移，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化，気液分離（水位変化）・対向流，気液熱非平衡及び三次元効果，原子炉圧力容器における冷却材放出（臨界流・差圧流），沸騰・凝縮・ボイド率変化，気液分離（水位変化）・対向流及びＥＣＣＳ注水（給水系・代替注水設備含む）
並びに格納容器における格納容器各領域間の流動，気液界面の熱伝達，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，サプレッション・プール冷却が重要現象となる。よって，これらの現象を適切に評価することが可能である長期間
熱水力過渡変化解析コードＳＡＦＥＲ及びシビアアクシデント総合解析コ
ードＭＡＡＰにより，原子炉圧力，原子炉水位，燃料被覆管温度，格納容
器圧力，格納容器雰囲気温度等の過渡応答を求める。なお，本有効性評価
では，ＳＡＦＥＲコードによる燃料被覆管温度の評価結果は，ベストフィット曲線の破裂判断基準に対して十分な余裕があることから，燃料棒やチャンネルボックスの幾何学的配置を考慮した詳細な輻射熱伝達計算を行う
ことで燃料被覆管温度の評価結果がＳＡＦＥＲコードより低くなるＣＨＡ
ＳＴＥコードは使用しない。
また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，本
重要事故シーケンスにおける運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。

(2)

有効性評価の条件
本重要事故シーケンスに対する主要な解析条件を第 2.2-2 表に示す。ま
2.2-6

6

た，主要な解析条件について，本重要事故シーケンス特有の解析条件を以下に示す。
ａ．事故条件(a)

起因事象
起因事象として，給水流量の全喪失が発生するものとする。

(b)

安全機能の喪失に対する仮定
高圧注水機能として高圧炉心スプレイ系及び原子炉隔離時冷却系，原子炉減圧機能として自動減圧系の機能が喪失するものとする。

(c)

外部電源
外部電源はあるものとする。
外部電源がある場合，原子炉スクラムは，原子炉水位低（レベル３）

信号にて発生し，再循環ポンプトリップは，原子炉水位異常低下（レベル２）信号にて発生する。このため，原子炉水位の低下が大きくなることで，燃料被覆管温度の観点で厳しくなる。
ｂ．重大事故等対策に関連する機器条件(a)

原子炉スクラム
原子炉スクラムは，原子炉水位低（レベル３）信号によるものとする。

(b)

ＡＴＷＳ緩和設備（代替原子炉再循環ポンプトリップ機能）
ＡＴＷＳ緩和設備（代替原子炉再循環ポンプトリップ機能）は，原

子炉水位異常低下（レベル２）信号により再循環ポンプを全台トリッ
プさせるものとする。
(c)

逃がし安全弁
逃がし安全弁（安全弁機能）にて原子炉冷却材圧力バウンダリの過度の圧力上昇を抑制するものとする。また，過渡時自動減圧回路を用
2.2-7

7

いた逃がし安全弁（過渡時自動減圧機能）による原子炉減圧は，原子炉水位異常低下（レベル１）設定点到達から 10 分後に開始し，逃がし
安全弁（過渡時自動減圧機能）2 弁により原子炉を自動開放するものとし，容量として 1 弁当たり定格主蒸気流量の約 6％を処理するもの
とする。
(d)

低圧炉心スプレイ系
原子炉水位異常低下（レベル１）信号で自動起動し，逃がし安全弁（過渡時自動減圧機能）による原子炉減圧後に，最小流量特性（0〜1,561m３ ／h，注水圧力 0〜1.99MPa[dif]※ において）で原子炉へ注水す
るものとする。また，原子炉水位が原子炉水位高（レベル８）設定点まで回復した以降は，原子炉水位を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の範囲に維持する。
※：MPa[dif]…原子炉圧力容器と水源との差圧。（以下同様）(e)

残留熱除去系（低圧注水系）
原子炉水位異常低下（レベル１）信号で 3 系統が自動起動し，逃がし安全弁による原子炉減圧後に，1 台あたり最小流量特性（0〜1,676m
３／h，注水圧力 0〜1.55MPa[dif]）で原子炉へ注水するものとする。

また，原子炉水位が原子炉水位高（レベル８）設定点まで回復し，低圧炉心スプレイ系のみにより原子炉水位の維持が可能な場合は，注水を停止する。
(f)

残留熱除去系（サプレッション・プール水冷却系）
低圧注水運転にて自動起動した残留熱除去系のうち，1 系統をサプ
レッション・プール冷却運転に切り替えるものとし，伝熱容量は，熱交換器 1 基当たり約 43MW（サプレッション・プール水温度 100℃，海水温度 32℃において）とする。
2.2-8

8

ｃ．重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件として，「1.3.5

運転員等の操作時間に対する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。
(a)

残留熱除去系によるサプレッション・プール冷却操作は，運転手順に基づき，原子炉水位の制御範囲（原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点）を踏まえ，原子炉注水による炉心冷却達成後の操作として，運転モードの切替えに要する時間を考慮し，原子炉水位高（レベル８）設定点到達の 5 分後に実施
する。

(3)

有効性評価の結果
本重要事故シーケンスにおける原子炉圧力，原子炉水位（シュラウド内外水位） ※ ，注水流量，逃がし安全弁からの蒸気流量及び原子炉圧力容器内の保有水量の推移を第 2.2-4 図から第 2.2-8 図に，燃料被覆管温度，燃料被覆管最高温度発生位置における熱伝達係数，燃料被覆管最高温度発生
位置におけるボイド率，高出力燃料集合体のボイド率，炉心下部プレナム
部のボイド率の推移及び燃料被覆管破裂が発生した時点の燃料被覆管温度と燃料被覆管の円周方向の応力の関係を第 2.2-9 図から第 2.2-14 図に，格納容器圧力，格納容器雰囲気温度，サプレッション・プール水位及びサプ
レッション・プール水温度の推移を第 2.2-15 図から第 2.2-18 図に示す。
※：炉心冷却の観点ではシュラウド内水位に着目し，運転員操作の観点ではシュ
ラウド外水位に着目するためシュラウド内外水位を合わせて示している。な
お，炉心の再冠水過程においては，シュラウド内は炉心部で発生するボイドを含む二相水位であることから，シュラウド内水位の方が高めの水位となる

2.2-9

9

こともある。

ａ．事象進展給水流量の全喪失が発生することで原子炉水位は低下し，原子炉水位
低（レベル３）信号により原子炉がスクラムする。その後，原子炉水位
が原子炉水位異常低下（レベル２）設定点まで低下すると，主蒸気隔離
弁の閉止及び再循環ポンプトリップが発生するとともに，原子炉隔離時
冷却系及び高圧炉心スプレイ系の自動起動信号が発信するが，機器故障等により自動起動及び手動起動に失敗する。
事象発生の約 21 分後に原子炉水位が原子炉水位異常低下（レベル１）
設定点に到達すると，低圧炉心スプレイ系及び残留熱除去系（低圧注水系）が自動起動するとともに，過渡時自動減圧回路の作動タイマーが動作し，この 10 分後，事象発生の約 31 分後に過渡時自動減圧回路により逃がし安全弁（過渡時自動減圧機能）2 弁が自動開放する。原子炉減圧が開始されると，逃がし安全弁（過渡時自動減圧機能）開放による蒸気流出によって原子炉水位は低下し，燃料有効長頂部を下回るが,原子炉圧力が低下し低圧炉心スプレイ系等による原子炉注水が開始されると，原子炉水位が回復し炉心は再冠水する。
燃料被覆管最高温度発生位置のボイド率は，原子炉減圧による原子炉
圧力の低下に伴い上昇する。熱伝達係数は，燃料被覆管最高温度発生位
置が露出し，核沸騰冷却から蒸気冷却に移行することで低下する。原子
炉圧力が低下し，低圧炉心スプレイ系等による原子炉注水流量が増加することで炉心が再冠水すると，ボイド率は低下し，熱伝達係数が上昇することで燃料被覆管温度は低下する。高出力燃料集合体及び炉心下部プ
レナムのボイド率については，上記の挙動に伴い増減する。
2.2-1010また，炉心が再冠水した以降は，残留熱除去系による格納容器除熱を実施することで，格納容器圧力及び雰囲気温度は安定又は低下傾向となる。
ｂ．評価項目等
コメント No.181-18 に対する回答

燃料被覆管温度は，第 2.2-9 図に示すとおり，低圧炉心スプレイ系等
による原子炉注水により原子炉水位が回復するまでの期間は，一時的な炉心の露出に伴い上昇し，事象発生の約 41 分後に最高温度の約 711℃に到達するが，評価項目である 1,200℃を下回る。燃料被覆管の最高温度
は，高出力燃料集合体で発生している。また，燃料被覆管の酸化量は，酸化反応が著しくなる前の燃料被覆管厚さの 1％以下であり，評価項目
である 15％を下回る。
原子炉圧力は，第 2.2-4 図に示すとおり，逃がし安全弁（安全弁機能機能）の作動により，約 7.79MPa[gage]以下に維持される。このため，原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力は，原子炉圧力と原子炉圧力容器底部圧力との差（0.3MPa 程度）を考慮しても，約 8.09[gage]以下であり，評価項目である最高使用圧力の 1.2 倍（10.34MPa[gage]）を下回る。
格納容器圧力は，第 2.2-15 図に示すとおり，事象発生後に上昇傾向が継続するが，事象発生の約 41 分後にサプレッション・プール冷却を実施することにより上昇が抑制され，崩壊熱が残留熱除去系の除熱能力を下回った以降に低下傾向となる。このため，格納容器バウンダリにかかる圧力の最高値は，約 0.04MPa[gage]となり，評価項目である最高使用圧
力の 2 倍（0.62MPa[gage]）を下回る。
格納容器雰囲気温度は，第 2.2-16 図に示すとおり，事象発生の約 128
時間後に最高値の約 90℃となり，以降は低下傾向となっていることから，
2.2-1111原子炉格納容器バウンダリにかかる温度は，評価項目である 200℃を下回る。
第 2.2-5 図に示すように，低圧炉心スプレイ系による原子炉注水を継続することで，原子炉の冠水状態を維持し，高温停止状態での炉心冷却が確保されている。第 2.2-15 図及び第 2.2-16 図に示すように，残留熱除去系による格納容器除熱を実施することで，安定状態が確立し，またその状態を維持することが可能である。
（添付資料 2.2.1）
安定状態が確立した以降は，機能喪失している設備の復旧に努めるとともに，残留熱除去系を原子炉停止時冷却モード運転とし，冷温停止状態とする。
以上により，本評価では，「1.2.1.2

有効性を確認するための評価項

目の設定」に示す（1）から（4）の評価項目について，対策の有効性を
確認した。

2.2.3

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲としては，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。
本重要事故シーケンスは，高圧注水・減圧機能喪失に伴い原子炉水位が低下するため，低圧炉心スプレイ系及び残留熱除去系（低圧注水系）が自動起動した後に過渡時自動減圧回路により原子炉が自動減圧し炉心を冷却すること並びに残留熱除去系による格納容器除熱を実施することが特徴である。よって，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，事象進展に有意な影響を与えると考えられる操作及び事象発生から 12 時間程度までの短時間に期待
2.2-1212

する操作として，残留熱除去系（サプレッション・プール水冷却系）によるサプレッション・プール冷却操作とする。
(1)

解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
本重要事故シーケンスにおいて不確かさの影響評価を実施する重要現象

は，「1.7

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すとおりであり，影響評価の結果を以下に示す。
ａ．運転員等操作時間に与える影響
炉心における燃料棒表面熱伝達，沸騰遷移及び気液熱非平衡の不確かさとして，解析コードは実験結果の燃料被覆管温度に比べて＋50℃高めに評価することから，解析結果は燃料棒表面の熱伝達係数を小さく評価する可能性がある。よって，実際の燃料棒表面での熱伝達は大きくなり，
燃料被覆管温度は低くなるが，事象初期の原子炉注水は低圧炉心スプレ
イ系等の自動起動及び過渡時自動減圧回路による原子炉自動減圧により確保され，燃料被覆管温度を操作開始の起点とする運転員等操作はない
ことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは酸化量
及び発熱量の評価について保守的な結果を与えるため，解析結果は燃料被覆管酸化を大きく評価する可能性があるが，事象初期の原子炉注水は
低圧炉心スプレイ系等の自動起動及び過渡時自動減圧回路による原子炉
自動減圧により確保され，燃料被覆管温度を操作開始の起点とする運転
員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
格納容器における格納容器各領域間の流動，気液界面の熱伝達並びに構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさとして，格納容器モデル（格
納容器の熱水力モデル）はＨＤＲ実験解析において区画によって格納容
器雰囲気温度を十数℃程度，格納容器圧力を 1 割程度高めに評価する傾
2.2-1313

向が確認されているが，ＢＷＲの格納容器内の区画とは異なる等，不確
かさは実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においては不確かさが小さくなるものと推定される。全体としては格納容器圧力及び雰囲
気温度の傾向を適切に再現できており，また，格納容器圧力及び雰囲気
温度を操作開始の起点とする運転員等操作はないことから，運転員等操
作時間に与える影響はない。また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，ＣＳＴＦ実験解析により格納容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認しており，その差異は小さいく，格納容器圧力及び雰囲気温度を操作開始の起点としている運転員等操作はないため，運転員等操作時間に与える影響はない。
（添付資料 2.2.2）

ｂ．評価項目となるパラメータに与える影響
炉心における燃料棒表面熱伝達，沸騰遷移及び気液熱非平衡の不確かさとして，解析コードは実験解析において熱伝達モデルの保守性により
燃料被覆管温度を高めに評価し，有効性評価解析においても燃料被覆管
温度を高めに評価することから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは酸化量
及び発熱量の評価について保守的な結果を与えるため，燃料被覆管温度を高く評価することから，実際の燃料被覆管温度は低めとなり，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
格納容器における格納容器各領域間の流動，気液界面の熱伝達並びに構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさとして，格納容器モデル（格2.2-1414納容器の熱水力モデル）はＨＤＲ実験解析において区画によって格納容
器雰囲気温度を十数℃程度，格納容器圧力を 1 割程度高めに評価する傾向が確認されているが，ＢＷＲの格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においては不確かさが小さくなるものと推定される。全体としては格納容器圧力及び雰囲気温度の傾向を適切に再現できているため，評価項目となるパラメータに与える影
響は小さい。また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，ＣＳＴＦ実験解析により格納容器雰囲
気温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認しているため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
（添付資料 2.2.2）(2)

解析条件の不確かさの影響評価
ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，第2.2-2 表に示すとおりであり，これらの条件設定を設計値等の最確条件とした場合の影響を評価する。解析条件の設定にあたっては，設計値を用いるか又は評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなるよう
保守的な設定をしていることから，この中で事象進展に有意な影響を与える可能性がある項目について，評価結果を以下に示す。
(a)

運転員等操作時間に与える影響
初期条件の燃料棒最大線出力密度は，解析条件で設定した 44.0kW／
m に対して最確条件は約 33〜41kW／m であり，最確条件とした場合は燃料被覆管温度の上昇が緩和されるが，事象初期の原子炉注水は低圧
炉心スプレイ系等の自動起動及び過渡時自動減圧回路による原子炉自2.2-1515動減圧により確保され，燃料被覆管温度を操作開始の起点とする運転
員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件で設定した燃焼度
33GWd／t に対して最確条件は 33GWd／t 以下であり，最確条件とした場合は崩壊熱が小さくなる傾向となるため，原子炉からサプレッション・プールに流出する蒸気量が減少することで，原子炉水位の低下は遅くなるが，事象初期の原子炉注水は低圧炉心スプレイ系等の自動起動及び過渡時自動減圧回路による原子炉自動減圧により確保されることから，運転員等操作時間に与える影響はない。また，格納容器圧力，
サプレッション・プール水位及びサプレッション・プール水温度の上昇が遅くなるが，これらのパラメータを起点とする運転員等操作はないことから運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器圧力，ドライウェル雰囲気温度，格納容器容積（ウェットウェル）の空間部及び液相部，サプレッション・プール水位は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，事象進展に与える影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
事故条件の外部電源の有無については，外部電源がない場合でも，非常用母線は非常用ディーゼル発電機等から自動的に受電されること
で低圧炉心スプレイ系等の電源は確保されるため，運転員等操作時間に与える影響はない。
機器条件の低圧炉心スプレイ系及び残留熱除去系（低圧注水系）は，最確条件とした場合は実際の注水流量が解析よりも大きくなるため，注水開始後の原子炉水位の回復が早くなり，炉心冷却達成後（炉心冠水後）に実施する残留熱除去系によるサプレッション・プール冷却操
2.2-1616

作の開始は早くなる。
（添付資料 2.2.2）(b)

評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の燃料棒最大線出力密度は，解析条件で設定した 44.0kW／
m に対して最確条件は約 33〜41kW／m であり，最確条件とした場合は燃料被覆管温度の上昇が緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件で設定した燃焼度
33GWd／t に対して最確条件は 33GWd／t 以下であり，最確条件とした場合は崩壊熱が小さくなる傾向となるため，原子炉からサプレッション・プールに流出する蒸気量が減少することで，原子炉水位の低下は緩和され，格納容器圧力等の上昇は遅くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
事故条件の外部電源の有無については，事象進展の観点では，起因事象発生から原子炉スクラムまでの期間の原子炉水位の低下を厳しくする条件として，外部電源ありを想定する。外部電源がない場合は，外部電源喪失に伴い原子炉スクラム，再循環ポンプトリップ等が発生するため，外部電源がある場合と比較して原子炉水位の低下は緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
なお，外部電源がない場合は非常用ディーゼル発電機等により電源が確保される。
機器条件の低圧炉心スプレイ系及び残留熱除去系（低圧注水系）は，
本解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注
水特性の保守性），燃料被覆管温度の上昇が緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
2.2-1717

（添付資料 2.2.2）

ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作に係る不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の 6 要因に分類し，これらの要因が運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転員等操作時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価する。評価結果を以下に示す。
(a)

運転員等操作時間に与える影響
操作条件の残留熱除去系（サプレッション・プール水冷却系）によるサプレッション・プール冷却操作は，解析上の操作開始時間として原子炉水位高（レベル８）設定点到達（事象発生から約 36 分）から 5分後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，不確かさ要因により操作開始時間に与える影響はなく，実態の操作開始時間
は解析上の設定とほぼ同等となる。本操作は，解析条件（操作条件を除く。）の不確かさにより，操作開始時間が早くなる可能性があるが，他の操作との重複もないことから，この他の操作に与える影響はない。
（添付資料 2.2.2）(b)

評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の残留熱除去系（サプレッション・プール水冷却系）によるサプレッション・プール冷却操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の操作開始時間よりも早くなる可能性があるが，この場合には，格納容器除熱の開始が早くなることで格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇は緩和され，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
2.2-1818

（添付資料 2.2.2）(3)

操作時間余裕の把握操作遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認し，その結果を以下に示す。
操作条件の残留熱除去系（サプレッション・プール水冷却系）のサプレ
ッション・プール冷却操作は，サプレッション・プール冷却の開始は事象発生から約 41 分後であり，運転操作が遅れる場合においても，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作の実施基準である279kPa［gage］に到達するまでの時間は，事象進展が同様となる「2.1高圧・低圧注水機能喪失」に示すとおり事象発生から約 14 時間後であり，準備時間が確保できるため，時間余裕がある。
（添付資料 2.2.2）

(4)

まとめ
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作
時間余裕を確認した。この結果，解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間には時間余裕がある。

2.2.4

必要な要員及び資源の評価
2.2-1919

(1)必要な要員の評価
事故シーケンスグループ「高圧注水・減圧機能喪失」において重大事故等対策に必要な要員は，「2.2.1(3)名である。「6.2

炉心損傷防止対策」に示すとおり 6

重大事故等対策時に必要な要員の評価結果」で示す運転員及び災害対策要員の 39 名で対処可能である。

(2)

必要な資源の評価
事故シーケンスグループ「高圧注水・減圧機能喪失」において，必要な水源，燃料及び電源は，「 6.1(2)

資源の評価条件」の条件にて評価を行い，以下のとおりである。
ａ．水源

低圧炉心スプレイ系及び残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注
水については，サプレッション・プールを水源とすることから，水源が枯渇することはなく，7 日間の注水継続が可能である。
なお，外部電源喪失を想定した場合でも同様の対応である。

ｂ．燃料

外部電源喪失を想定していない。
なお，外部電源喪失を想定した場合，非常用ディーゼル発電機による電源供給については，事象発生直後からの運転を想定すると，7 日間の運転継続に約 484.0kL の軽油が必要となる。高圧炉心スプレイ系ディー
ゼル発電機による電源供給については，事象発生直後からの運転を想定
すると，7 日間の運転継続に約 130.3kL の軽油が必要となる。軽油貯蔵
タンクに約 800kL の軽油を保有していることから，非常用ディーゼル発
電機及び高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機による電源供給について，
2.2-2020

7 日間の継続が可能である。
（添付資料 2.2.4）

ｃ．電源

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

2.2.5

結

論

事故シーケンスグループ「高圧注水・減圧機能喪失」では，高圧注水機能及び減圧機能が喪失することで，原子炉水位の低下が継続し，炉心損傷に至ることが特徴である。事故シーケンスグループ「高圧注水・減圧機能喪失」
に対する炉心損傷防止対策としては，初期の対策として過渡時自動減圧回路を用いた逃がし安全弁（過渡時自動減圧機能）による原子炉自動減圧手段並
びに低圧炉心スプレイ系及び残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水
手段，安定状態に向けた対策として，残留熱除去系による格納容器除熱手段を整備している。
事故シーケンスグループ「高圧注水・減圧機能喪失」の重要事故シーケン
ス「過渡事象（給水流量の全喪失）＋高圧炉心冷却失敗＋手動減圧失敗」について有効性評価を行った。
上記の場合においても，過渡時自動減圧回路を用いた逃がし安全弁（過渡時自動減圧機能）による原子炉自動減圧，低圧炉心スプレイ系等による原子炉注水及び残留熱除去系による格納容器除熱を実施することで，炉心の著し
2.2-2121

い損傷を防止することができる。
その結果，燃料被覆管最高温度及び酸化量，原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力並びに格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，評価項目を満足している。また，安定状態を維持することができる。
解析コード及び解析条件の不確かさの影響について確認した結果，運転員
等操作時間に与える影響及び評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
重大事故等対策時に必要な要員は，運転員及び災害対策要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源については，外部支援を考慮しないとしても，7 日間以上の供給が可能である。
以上のことから，事故シーケンスグループ「高圧注水・減圧機能喪失」において，過渡時自動減圧回路を用いた逃がし安全弁（過渡時自動減圧機能）による原子炉自動減圧，低圧炉心スプレイ系による原子炉注水等の炉心損傷防止対策は、選定した重要事故シーケンスに対して有効性であることが確認でき，事故シーケンスグループ「高圧注水・減圧機能喪失」に対して有効である。

2.2-2222

第 2.2-1 表
操作及び確認
原子炉スクラムの確認

高圧注水・減圧機能喪失における重大事故等対策について（1／2）
手順

・原子炉がスクラムしたことを確認する。

常設設備−

高圧注水機能喪失の確認

2.2-2
3

・原子炉水位が，原子炉水位異常低下（レベル２） 【 主 蒸 気 隔 離弁】
設定点に到達したことを確認する。
・高圧炉心スプレイ系及び原子炉隔離時冷却系の ＡＴ Ｗ Ｓ 緩 和設
備（ 代 替 原 子炉
自動起動に失敗したことを確認する。
・高圧炉心スプレイ系及び原子炉隔離時冷却系の 再循 環 ポ ン プト
手動起動操作を実施し，手動起動に失敗したこ リップ機能）とを確認する。
・これらにより，高圧注水機能喪失と判断する。
・主蒸気隔離弁が自動閉止したことを確認する。
・再循環ポンプがトリップしたことを確認する
高 圧 代 替 注 水 系 に よ る 原 子 炉 ・高圧注水機能喪失の確認後，高圧代替注水系を 高圧代替注水系
注水
起動する。

高圧注水機能の回復操作・対応可能な要員にて高圧炉心スプレイ系及び原 −
子炉隔離時冷却系の回復操作を実施する。
低 圧 炉 心 ス プ レ イ 系 等 の 自 動 ・原子炉水位が，原子炉水位異常低下（レベル１） 【低圧炉心スプ
起動
設定点に到達した時点で低圧炉心スプレイ系 レイ系】
及び低圧注水系が自動起動したことを確認す 【残留熱除去系
る。
（低圧注水系）】
・外部電源が喪失している場合には，非常用ディ 【非常用ディーーゼル発電機が自動起動し，非常用母線に電源 ゼル発電機】
軽油貯蔵タンクを供給する。

【

重大事故等対処設備
可搬型設備
計装設備
−
平均出力領域計装
起動領域計装−原子 炉水 位計（広帯 域，燃料域）
原子炉水位計（SA 広帯域，SA燃料域）【 高圧炉 心スプレイ系 系統 流量計】
【 原子炉 隔離時冷却系 系統 流量計】
原子炉圧力計
原子炉圧力計（SA）−
原 子炉水 位計（広帯域 ，燃 料域）
原子炉水位計（SA 広帯域，SA燃料域）
高圧代替注水系系統流量計−−
原子 炉水 位計（広帯 域，燃料域）
原子炉水位計（SA 広帯域，SA燃料域）【 低圧炉 心スプレイ系 ポン プ
吐出圧力計】【 残留熱 除去系ポンプ 吐出 圧
力計】】：重大事故等対処設備（設計基準拡張）：有効性評価上考慮しない操作23

第 2.2-1 表
操作及び確認

高圧注水・減圧機能喪失における重大事故等対策について（2／2）
手

順

2.2-2
4

原子炉自動減圧の確認

・原子炉水位異常低下（レベル１）設定点到達の 10 分後に過渡時原子炉自動減圧回路が作動することにより逃がし安全弁（過渡時自動減圧機能）2 弁が自動開放したことを確認する。

原子炉水位の調整操作

・原子炉減圧に伴い低圧炉心スプレイ系及び低圧注水系による原子炉注水が開始され，原子炉水位が回復することを確認する。
・以降，低圧炉心スプレイ系により原子炉水位は，原子炉水位低（レベル３）設定点か
ら原子炉水位高（レベル８）設定点の間に
維持する。

常設設備
過渡時自動減圧回路
逃がし安全弁（過渡時自動減圧機能）

逃がし安全弁（過渡時自動減圧機能）【低圧炉心スプレイ
系】【残留熱除去系（低圧
注水系）】

【

重大事故等対処設備
可搬型設備
計装設備
−
原子炉水位計（広帯域，燃料域）
原子炉水位計（SA 広帯域，
SA 燃料域）
原子炉圧力計
原子炉圧力計（SA）【低圧炉心スプレイ系ポン
プ吐出圧力計】【残留熱除去系ポンプ吐出
圧力計】−
原子炉水位計（広帯域，燃料域）
原子炉水位計（SA 広帯域，
SA 燃料域）
原子炉圧力計
原子炉圧力計（SA）【低圧炉心スプレイ系ポン
プ吐出圧力計】【残留熱除去系ポンプ吐出圧力計】】：重大事故等対処設備（設計基準拡張）

24

第 2.2-1 表
操作及び確認
残留熱除去系（サプレッション・プール水冷却系）によるサプレッション・プール冷却

使用済燃料プールの冷却操作
可搬型代替注水大型ポンプによる水源補給操作

2.2-2
5

タンクローリによる燃料補給操作

高圧注水・減圧機能喪失における重大事故等対策について（3／3）
手順

・低圧炉心スプレイ系のみにより原子炉水位を維持可能であることを確認後，残留熱除去系（サプレッション・プール水冷却系）
によりサプレッション・プール冷却を開始する。
・対応可能な要員にて使用済燃料プールの冷却操作を実施する。
・対応可能な要員にて可搬型代替注水大型ポンプにより淡水貯水池から代替淡水貯槽へ水源補給を実施する。
・対応可能な要員にてタンクローリにより可搬型代替注水設備用軽油タンクから可搬型
代替注水大型ポンプに燃料補給を実施する。

常設設備【残留熱除去系（サプ
レッション・プール水冷却系）】

重大事故等対処設備
可搬型設備
計装設備
−
サプレッション・プール水
温度計【残留熱除去系系統流量
計】

−

−

−

−

−

−

−

−

−

【

】：重大事故等対処設備（設計基準拡張）：有効性評価上考慮しない操作25

コメント No.163-46 に対する回答

第 2.2-2 表
項

目

解析コード
原子炉熱出力原子炉圧力（圧力容器ドーム部）

主要解析条件（高圧注水・減圧機能喪失）（1／5）

主要解析条件
原子炉側：ＳＡＦＥＲ
格納容器側：ＭＡＡＰ

条件設定の考え方
本重要事故シーケンスの重要現象を評価できる解析コード

3,293MW

定格熱出力を設定

6.93MPa[gage]

定格圧力を設定

初期条件

2.2-2
6

原子炉水位

通常運転水位（セパレータ
スパート下端から＋126cm）

炉心流量48,300t／h

定格流量を設定

炉心入口温度

約 278℃

熱平衡計算による値

炉心入口サブクール度

約 9℃

熱平衡計算による値

燃料

９×９燃料（Ａ型）

燃料棒最大線出力密度44.0kW／m

原子炉停止後の崩壊熱

ANSI／ANS-5.1-1979（燃焼度 33GWd／t）

格納容器圧力
格納容器雰囲気温度

5kPa[gage]
57℃

通常運転水位を設定

９×９燃料(Ａ型)と９×９燃料(Ｂ型)は，熱水力的な特性はほぼ同等であり，その他の核的特性等の違いは燃料棒最大線出力密度の保守性に包含されることから，代表的に９×９燃料(Ａ型)を設定
初期の燃料棒線出力密度が大きい方が燃料被覆管温度に対して厳しい設定となるため，保安規定の運転上の制限における上限値を設定
崩壊熱が大きい方が原子炉水位低下及び格納容器圧力上昇の観点で厳しい設定となるため，崩壊熱が大きくなる燃焼度の高い条件として，1 サイクルの運転期間（13 ヶ月）に調整運転期間（約 1 ヶ月）を考慮した運転期間に対応する燃焼度を設定
格納容器圧力の観点で厳しい高めの設定として，通常運転時の圧力を包含す
る値を設定
ドライウェル内ガス冷却装置の設計温度を設定

26

第 2.2-2 表
項

目

初期条件

格納容器体積（ドライウェル）格納容器体積（ウェットウェル）サプレッション・プール
水位
サプレッション・プール
水温度

主要解析条件（高圧注水・減圧機能喪失）（2／5）

主要解析条件5,700m３
空間部：4,100m３
液相部：3,300m３
6.983m（通常水位−4.7cm）
32℃

事故条件

2.2-2
7

起因事象

給水流量の全喪失

安全機能の喪失に対する仮定

高圧注水機能喪失
減圧機能喪失外部電源

外部電源あり条件設定の考え方
設計値を設定サプレッション・プールでの圧力抑制効果が厳しくなる少なめの水量として，保安規定の運転上の制限における下限値を設定
サプレッション・プールでの圧力抑制効果が厳しくなる低めの水位として，
保安規定の運転上の制限における下限値を設定
サプレッション・プールでの圧力抑制効果が厳しくなる高めの水温として，保安規定の運転上の制限における上限値を設定
運転時の異常な過渡変化の中で原子炉水位の低下が早く，炉心損傷までの余裕時間が短い給水流量の全喪失を設定
高圧注水機能として高圧炉心スプレイ系及び原子炉隔離時冷却系，原子炉減圧機能として自動減圧系の機能喪失を設定
外部電源がある場合，原子炉スクラム及び再循環ポンプトリップは，それぞれ原子炉水位低（レベル３）信号及び原子炉水位異常低下（レベル２）信号となり，原子炉水位の低下が大きくなることで，燃料被覆管温度の観点で厳しくなる

重大事故等対策に関連する機器条件

原子炉スクラム

原子炉水位低（レベル３）信号（遅れ時間：1.05 秒）

事象進展の観点で，起因事象発生から原子炉スクラムまでの期間の原子炉水位の低下を厳しくする条件として，外部電源がある場合の原子炉水位低（レベル３）信号による原子炉スクラムを設定

ＡＴＷＳ緩和設備（代替原
子炉再循環ポンプトリップ
機能）

原子炉水位異常低下（レベル２）信号で全台停止事象進展の観点で，起因事象発生から原子炉スクラムまでの期間の原子炉水位の低下を厳しくする条件として，外部電源がある場合の原子炉水位異常低下（レベル２）信号による再循環ポンプトリップを設定

27

第 2.2-2 表
項

目

2.2-2
8

重 大 事 故 等 対 策 に 関連 す る 機 器 条 件

低圧炉心スプレイ系

主要解析条件（高圧注水・減圧機能喪失）（3／5）
主要解析条件

原子炉水位異常低下（レベル１）信号で自動起動
原子炉水位が原子炉水位高（レベル８）設定点まで回復した以降は原子炉水位を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設
定点の範囲に維持

条件設定の考え方
炉心冷却性の観点で厳しい設定として，設計基準事故の解析で用いる最小流量特性を設定

最小流量特性・注水流量：0〜1,561m３ ／h
・注水圧力：0〜1.99MPa[dif]残留熱除去系（低圧注水系）

原子炉水位異常低下（レベル１）信号で自動起動
し 3 台で注水
原子炉水位が原子炉水位高（レベル８）設定点まで回復し，低圧炉心スプレイ系のみにより原子炉水位の維持が可能な場合は注水停止
最小流量特性（1 台あたり）
・注水流量：0〜1,676m３ ／h
・注水圧力：0〜1.55MPa[dif]炉心冷却性の観点で厳しい設定として，設計基準事故の解析で用いる最小流量特性を設定

28

第 2.2-2 表
項

主要解析条件（高圧注水・減圧機能喪失）（4／5）

目

主要解析条件

条件設定の考え方

残留熱除去系（サプレッション・プール水冷却系）

約 43MW（サプレッション・プール水温 100℃，海水温度 32℃において）残留熱除去系の除熱性能を厳しくする観点で，過去の実績を包含する高めの海水温度を設定

重大事故等対策に関連する機器条件

2.2-2
9

原子炉減圧機能（原子炉圧力制御）
安全弁機能
7.79MPa[gage]×2 個，385.2t／h／個
8.10MPa[gage]×4 個，400.5t／h／個
8.17MPa[gage]×4 個，403.9t／h／個
8.24MPa[gage]×4 個，407.2t／h／個
8.31MPa[gage]×4 個，410.6t／h／個
過渡時自動減圧回路による逃がし安全弁（過渡時自動減圧機能）2 弁を開放することによる原子炉
減圧
作動時間：原子炉水位異常低下（レベル１）設定点到達から 10 分後＜原子炉圧力と逃がし安全弁蒸気流量の関係＞
2500

設計値を設定逃がし安全弁の設計値に基づく原子炉圧力と蒸気流量の関
係から設定

（7弁）

2000

蒸
気

1500

流
量

1000

（t/h）

（2弁）
500

0
0

2

4

6

8

10

原 子 炉 圧 力（MPa[abs]）

ベント管真空破壊装置
作動差圧

3.45kPa（ドライウェル−サプレッション・チェ
ンバ間差圧）

設計値を設定29

第 2.2-2 表
項

目

重大事故等対策に関連する操作条件

残留熱除去系によるサプレッ
ション・プール冷却操作

主要解析条件（高圧注水・減圧機能喪失）（5／5）
主要解析条件

条件設定の考え方

原子炉水位高（レベル８）設定点到達から 5 分後運転手順に基づき，原子炉水位の制御範囲（原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点）を踏
まえ，原子炉注水による炉心冷却達成後の操作として，運転モードの切替えに要する時間を考慮して設定

2.2-3
0

30

非常用ディーゼル発電機等

Ｇ

過渡時自動減圧回路

常設代替高圧電源装置
タービンへ

軽油貯蔵タンク

ドライウェル
代替
循環
冷却系
ポンプ

↑

2.2-3
1

→

→
残留熱除去系
海水系ポンプＢ，Ｄ→

常設低圧代替注水
ポンプＡ及びＢ→

残留熱除去系
ポンプＡ

残留熱除去系
ポンプＢ

※1 海へ

←

→

低圧炉心スプレイ系ポンプ

残留熱除去系ポンプＣ

※1
※2

※3

←

※1

緊急用海水系
ポンプ

格納容器圧力逃がし装置

サプレッション
・プール

→

※2

※3

サプレッション・
チェンバ

残留熱除去系
海水系ポンプＡ，Ｃ

→

耐圧強化
ベント系

原子炉圧力容器

Ｇ

←

↑

↑

海へ ※2

→
高圧炉心
スプレイ系ポンプ

原子炉隔離時冷却系ポンプ

海

復水貯蔵タンク

代替淡水貯槽←高圧代替注水系ポンプ（評価上考慮しない）

第 2.2-1 図 高圧注水・減圧機能喪失時の重大事故等対策の概略系統図（1／2）（低圧炉心スプレイ系及び残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水段階）
コメント No.182-15 に対する回答

31

非常用ディーゼル発電機等

Ｇ

過渡時自動減圧回路

常設代替高圧電源装置
タービンへ

軽油貯蔵タンク

ドライウェル
代替
循環
冷却系
ポンプ

※3

↑

※3

サプレッション
・プール

2.2-3
2

→
→

残留熱除去系
ポンプＡ→
残留熱除去系
海水系ポンプ
Ｂ，Ｄ

緊急用海水系
ポンプ

→

※1 海へ

※2

残留熱除去系
ポンプＢ←→

低圧炉心スプレイ系ポンプ

残留熱除去系ポンプＣ※1

常設低圧代替注水
ポンプＡ及びＢ

→

←

※1

※2

格納容器圧力逃がし装置

サプレッション・
チェンバ

残留熱除去系
海水系ポンプＡ，Ｃ

→

耐圧強化
ベント系

原子炉圧力容器

Ｇ

←

↑

↑

海へ ※2

→
高圧炉心
スプレイ系ポンプ

原子炉隔離時冷却系ポンプ

海

復水貯蔵タンク

代替淡水貯槽←高圧代替注水系ポンプ（評価上考慮しない）

第 2.2-1 図 高圧注水・減圧機能喪失時の重大事故等対策の概略系統図（2／2）（低圧炉心スプレイ系による原子炉注水及び残留熱除去系による格納容器除熱段階）

32

(解析 上 の時刻)
(0秒)

凡

例

給水流量の全喪失：操 作・ 確 認（ 運転 員）：プ ラン ト 状態 （解 析）：判 断：解 析上 考 慮し ない 操作

原子炉水位低（レベル３）
設定点到達：重 大事 故 等対 応要 員（ 現 場） の作 業
：運 転員 と 重大 事故 等対 応 要員 （現 場 ）の共 同作 業

原子炉スクラムの確認 ※ １(約20秒)

原子炉水位異常低下（レベル２）設定点到達

高圧注水機能喪失確認(約21分)※２

主蒸 気隔 離 弁閉 止
逃が し安 全 弁に よる
原子 炉圧 力 制御 の確 認 ※ ２

再循 環ポ ン プ
トリ ップ の 確認 ※ ２

高圧 代替 注 水系の起 動操 作

高圧 注水 機 能の回復 操作

原子炉水位異常低下（レベル１）設定点到達

可搬 型代 替 注水 大型
ポン プに よ る
水源 補給 操 作

タン クロ ー リに よる
燃料 補給 操 作

使用 済燃 料 プー ル
冷却 操作

高圧 注水 機 能以 外に よる 原 子炉 注水・制御 棒駆 動水 圧系 に よる 原子 炉 注水Ⅰ
過渡 時自 動 減圧 回路 の
リセ ット 確 認 ※ ３

低圧炉心スプレイ系及び残留熱除去系の自動起動の確認 ※ ４※１ ：原 子 炉ス クラ ムは ， 中央 制御 室 に て平 均出 力 領域 計装 等に よ り確 認す る 。
※２ ：中 央 制御 室に て機 器 ラン プ表 示 ， 警報 ，系 統 流量 計指 示等 に て確 認す る 。

(約31分)

Ａ

過渡時自動減圧回路による原子炉自動減圧（逃がし安全弁（過渡時自動減圧機能）2弁自動開放）※３ ：過 渡 時自 動減 圧回 路の 10 分 間タ イマ ー動 作 中に 高圧 代替 注 水系 の起 動 又 は高 圧注 水 機能 の回 復に成 功し ，原 子炉 水 位異 常低 下（ レベ ル １）設 定 点に 回復 し た場 合は ，タ イマ ー がリ セッ ト され
たこ とを 警 報復 帰に より 確 認す る。
※４ ：中 央 制御 室に て機 器 ラン プ表 示 ， 警報 ，ポ ン プ吐 出圧 力計 指 示等 にて 確 認 する 。
※５：原子 炉水 位 が燃 料有 効 長頂 部以 下 とな った 場 合は ，格納 容器 雰 囲気 監視 系 等に より 格 納容 器内 の水素 ・酸 素 濃度 を確 認す る 。

原子炉自動減圧の確認※６ ：炉 心 損傷 は， 以下 に より 判断 す る 。
（燃 料損 傷 をも って 炉心 損 傷後 の手 順 へ 移行 ）・格納容器雰囲気放射線モニタγ線線量率が設計基準原子炉冷却材喪失事故時追加放出相当の10 倍以 上

(約34分) 原子炉水位が燃料有効長頂部に到達※５

炉心 損傷 な しの 継続 確認

原子炉水位不明
でないことの確認 ※７

水位 不明

水位不明ではない※７ ：原 子 炉水 位不 明は ， 以下 の場 合 に 判断 する 。
・ド ライ ウ ェル 雰囲 気温 度 と原 子炉 圧 力 の関 係が 原 子炉 水位 不明 領 域に 入っ た 場 合・原 子炉 水 位計 の電 源が 喪 失し た場 合・原 子炉 水 位計 のば らつ き が大 きく 燃 料 有効 長頂 部 以上 であ るこ と が判 断で き な い場 合※６

炉心損傷が確認された
場合 は，炉 心 損傷 後の 対
応手 順に 移 行す る

※８：原 子炉 水位 不 明の 場合 は，原子 炉 圧力 容器 を 満水 とし ，原 子炉 圧力 と サプ レッ ショ ン・チェ ン バ
圧力 との 差 圧を 確認 する こ とで ，原 子 炉 水位 が燃 料 有効 長頂 部以 上 であ るこ と を 確認 する 。

原子 炉満 水 操作 ※８※９：原子 炉 水位 が燃 料有効 長頂 部以 下 とな った 場 合は ，燃料 有 効長 頂部 以下 の 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 るか を 確認 する とと も に ，格 納容 器 雰囲 気監 視 系γ
線モ ニタ に より 燃料 の健 全 性を 確認 す る 。
※１ ０：低圧 炉心 ス プレ イ系 によ り，原 子炉 水位 を 原子 炉水 位低（レ ベル ３）設 定点 から 原 子炉 水位 高
（レ ベル ８ ）設 定点 の間 に 維持 する 。

原子炉水位が燃料有効長頂部以上に回復※９※１ １：低 圧炉 心 スプ レイ 系 のみ によ り 原子 炉水 位 を維 持可 能な こ とを 確認 し ，残留 熱除 去 系は サプ レ
ッシ ョン・プー ル 冷却 に切 り 換え る 。解 析上 は ，原 子炉 水 位が 原子 炉 水位 高（レ ベル ８ ）設 定点に到 達し た 時点 で切 替操 作 を開 始し ，こ の 5 分後 に サプ レッ ショ ン・プー ル冷 却 運転 を開 始 する
想定 とし て いる 。

原子炉水位の調整操作 ※ １ ０

Ａ(約41分) 残留熱除去系（サプレッション・
プール水冷却系）によるサプレッション・プール冷却操作 ※ １ １

低圧炉心スプレイ系により原子炉水位を維持し，残留 熱除去系のサプレッション・プール冷却モードによ る 格納容器除熱を継続する。また，機能喪失している設 備 の復旧に努めるとともに，残留熱除去系を原子炉停止 時 冷却モード運転とし，冷温停止状態とする。

第 2.2-2 図【有 効性 評 価の 対象 とし て いな いが 他 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 水圧 系に 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。

高圧注水・減圧機能喪失の対応手順の概要

コメント No.147-19,20,23,25,29,
148-01,17,150-28 に対する回答

33

2.2-33

高圧 注 水・ 減圧 機 能 喪失

経過 時 間（ 分）0

実施箇所・必要要員数

1人

発電長

20

30

約20秒

1人

運転員
(中央制御室)

災害対策要員
運転員
(現場)

2人

70

80

90

100

110

備 考

プラ ント 状 況判 断

中央監視
運転操作指揮約21分

原 子炉 水位 異常 低 下（ レベ ル １ ）設 定点 到 達
約31分

運転操作指揮補佐

過 渡時 自動 減圧 回 路自 動作 動

約34分
通報連絡者

60

原 子炉 水位 異常 低 下（ レベ ル ２ ）設 定点 到 達

操作の内容
副発電長

50

原子 炉ス ク ラム

操作項目
補佐

40

事象 発生

【 】は他作業後移動してきた要員

責任者

10

災害対策本部連絡
発電所外部連絡原 子炉 水位 燃料 有 効長 頂部 到 達
約41分

残 留熱 除去 系（ サ プレ ッシ ョ ン ・プ ール 水 冷却 系） への 移 行

重大事故等対応要員(現場)●給水流量全喪失の確認● 原子 炉ス ク ラム 確 認

状況判断

2人
A，B

● ター ビン 手 動停 止 操作
−

−

10 分

●再循環ポンプトリップの確認●高圧炉心スプレイ系及び原子炉隔離時冷却系の 自動起動失敗の確認●主蒸気隔離弁閉止及び逃がし安全弁による原子 炉圧力制御の確
認

高圧注水機能喪失の判断【 1人 】
A−−● 高 圧 炉 心 ス プ レイ 系 及 び 原 子 炉 隔 離 時 冷 却 系 の手 動 起 動 操 作（失敗）

高圧代替注水系の起動操作【 1人 】
A−−●高圧代替注水系の手動起動操作

高圧注水機能の回
復操作

−

−

−

● 高圧 炉心 ス プレ イ 系の 回復 操 作

低圧炉心スプレイ系等の自動起動

【1人】
A

−

−

● 低圧 炉心 ス プレ イ 系及 び残 留 熱除 去 系 （ 低圧 注 水 系）の自動 起動 確 認

原子炉自動減圧の
確認

【1人】
A

原子炉水位の調整
操作

【1 人】
A

−

−

●低圧炉心スプレイ系による原子炉注水の調整操作

残留熱除去系（サプレッション・プ
ール水冷却系）によるサプレッション・プール冷却操
作

2分
4分

解析上考慮しない
対応可能な要員にて実施● 逃が し安 全 弁（ 過 渡時 自動 減 圧機 能 ） 2弁

適宜 確認
適宜 確認

自 動開 放確 認

原子 炉水 位 を原 子炉 水位 低 （レ ベル ３ ） 設定 点か ら 原子 炉水 位高 （ レベ ル８ ） 設 定点 の間 に 維持

●低圧注水モードからサプレッション・プール冷 却モードへの切替え操作（1系列）
【1人】
B

−

4分

−

適宜 確認

●サプレッション・プール冷却運転の状態監視

使用済燃料プール
の冷却操作

−

−

−

可搬型代替注水大型ポンプによる水
源補給操作

−

−

−

タンクローリによる燃料補給操作−

必要要員合計

2人
A,B

使用済燃料プールの除熱機能が喪失した場合でも ， プ ー ル 水 温 度 が 80℃に到達するまでには1日程度の時間余裕があるた
め，本操作は対応可能な要員にて実 施する。

●使用済燃料プールの冷却操作●可搬型代替注水大型ポンプの移動，ホース敷設等対応可能な要員にて実施
する●ポンプ起動及び水源補給操作●可搬型設備用軽油タンクからタンクローリへの補給−対応可能な要員にて実施
する−●可搬型代替注水大型ポンプへの給油

0人

手順 上は 原子炉 水位燃料
有効 長頂 部回復 で実施するが、解析上は原子炉水位
高到達から5分後に開始

0人

コメント No.147-27 に対する回答

第 2.2-3 図

高圧注水・減圧機能喪失時の作業と所要時間

2.2-3434

過渡時自動減圧回路作動による自動減圧（原子炉水位異常低下（レベル１）信号＋10 分）

10
逃がし安全弁（安全弁機能）開閉による圧力制御（最大値：約 7.79MPa[gage]）

8

原子炉圧力

原子炉圧力

(MPa[abs])（MPa[abs]）

6
低圧炉心スプレイ系の注水開始に伴い，蒸気が大量に発生することにより減圧率が鈍化

主蒸気隔離弁閉鎖による圧力上昇

4

2

0
0

10

20

30

40

50

60

事故後の時間（min）
SA3NT2LOF99AG2NR001

第 2.2-4 図
コメント No.147-02,18 に対する回答

原子炉圧力の推移

自動減圧に伴う減圧沸騰
による水位上昇20

逃がし安全弁からの蒸気の流出による水位の低下

原子炉の減圧に伴い，ダウンカマ部にボイドが発生し，シュラウド外の二相水位が上昇

原子炉減圧に伴う蒸気

原子炉水位 （シュラウ ド内外水位）

原子炉水位（シュラウド内外水位）

流出による水位低下
シュラウド内（炉心上部プレナム）

15

レベル 8
レベル 3
レベル 2
低圧注水系等の注水による水位上昇10

レベル 1
燃料有効長頂部
シュラウド外シュラウド内（高出力燃料集合体）

5

燃料有効長底部

シュラウド内（炉心下部プレナム）

（ｍ）
(m)

原子炉の減圧に伴い，炉心下部プレナムのボイド率が増加
し，満水が維持できなくなるため，水位が形成される

0
0

10

20

30

40

50

60

事故後の時間（min）
SA3NT2LOF99AG2NR001

第 2.2-5 図

原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移

2.2-3535

コメント No.147-05 に対する回答

原子炉水位高（レベル８）設定点到達による注水停止

5000

4000

注水流量

注水流量

残留熱除去系（低圧注水系）
３系列による注水

3000３／h) 2000/h）（m3(m低圧炉心スプレイ系
による注水

1000

0
0

10

20

30

40

50

60

事故後の時間（min）
SA3NT2LOF99AG2NR001

第 2.2-6 図

注水流量の推移

3000

2500

蒸気流量

蒸気流量

2000
過渡時自動減圧回路作動による自動減圧（原子炉水位異常低下（レベル１）信号＋10 分）

1500

（t/h）
(t／h)

原 子 炉 水 位 が 主蒸 気 管 の
高 さ に 到 達 し ，逃 が し 安
全弁から冷却材が流出

逃がし安全弁（安全弁機能）

1000

500

0
0

10

20

30

40

50

60

事故後の時間（min）
SA3NT2LOF99AG2NR001

第 2.2-7 図

逃がし安全弁からの蒸気流量の推移

2.2-3636

500

原子炉圧力容器内の保有水 量

原子炉圧力容器内の保有水量

（ｔ）
(t)

過渡時自動減圧回路作動（2 弁） 注水停止による
水量減少
による水量減少400
逃がし安全弁（安全弁機能）の圧力制御による水量減少

300

200

100
原子炉注水開始による水量回復

0
0

10

20

30

40

50

60

事故後の時間（min）
SA3NT2LOF99AG2NR001

第 2.2-8 図

原子炉圧力容器内の保有水量の推移

1200

1000

燃料被覆管温度

燃料被覆管温度(℃)（℃）

燃料被覆管最高温度発生（約 711℃，約 41 分）（発熱部 10 分割中，下から 7 番目の位置）

原子炉スクラム後の出力低下及び減圧に伴う冷却材飽和温度低下により燃料被覆
管温度が低下800

炉心露出による
燃料被覆管温度上昇

600
原子炉減圧による飽和温度の低下

炉心再冠水により飽和温度付近まで低下

400

200

0
0

10

20

30

40

50

60

事故後の時間（min）
SA3NT2LOF99AG2NR001

第 2.2-9 図

燃料被覆管温度の推移

2.2-3737

コメント No.147-02 に対する回答

1.0E+6
蒸気冷却

核沸騰冷却（ボイド率に対応した値）

1.0E+5

核沸騰冷却（再冠水後）
沸騰遷移冷却

熱伝達係数

熱伝達係 数

膜沸騰冷却（冠水時）
噴霧流冷却（露出時）

1.0E+4
ボイド率増加に伴う熱伝達係数低下

1.0E+3(W／(m２・K))（W/(m2･K)）
1.0E+2

1.0E+1

燃料被覆管最高温度
発生位置露出燃料被覆管
最高温度発生位置再冠水

1.0E+0
0

10

20

30

40

50

60

事故後の時間（min）
SA3NT2LOF99AG2NR001

第 2.2-10 図

燃料被覆管最高温度発生位置における熱伝達係数の推移

コメント No.147-02,05 に対する回答

1.2
燃料被覆管最高温度
発生位置再冠水

燃料被覆管最高温度
発生位置露出

1

ボイド率

ボイド率

原子炉減圧に伴うボイド率の上昇

0.8

逃がし安全弁（安全弁機能）開閉によるボイド率増減

0.6

（−）
(−)
0.4

再冠水過程における
露出と冠水の繰り返しによるボイド率の増減

0.2
炉心下部プレナムから未飽和水が流入することに伴いボイド率が低下し，低圧炉心スプレイ系等の注水が停止するタイミングで再びボイド率が上昇

0
0

10

20

30

40

50

60

事故後の時間（min）
SA3NT2LOF99AG2NR001

第 2.2-11 図

燃料被覆管最高温度発生位置におけるボイド率の推移

2.2-3838

コメント No.147-02,05 に対する回答

1.2
低圧注水系等の原子炉注水開始による水位上昇に伴うボイド率の増減

1

ボイド率

ボイド率

原子炉減圧に伴うボイド率の上昇0.8

0.6

逃がし安全弁（安全弁機能）
開閉によるボイド率増減

(−)
（−）
0.4

0.2
炉心下部プレナムから未飽和水が流入することに伴いボイド率が低下し，低圧炉心スプレイ系等の注水が停止するタイミングで再びボイド率が上昇

0
0

10

20

30

40

50

60

事故後の時間（min）
SA3NT2LOF99AG2NR001

第 2.2-12 図

高出力燃料集合体のボイド率の推移

コメント No.147-02,05 に対する回答

1.2

1

ボイド率

ボイド率

0.8

原子炉圧力低下に伴うボイド率の上昇

0.6

（−）
(−)
低圧炉心スプレイ系の注水に伴うボイド率の低下

0.4

低圧炉心スプレイ系等の注水に伴うボイド率の低下

0.2
原子炉減圧に伴うボイド率の上昇

0
0

10

20

30

40

50

60

事故後の時間（min）
SA3NT2LOF99AG2NR001

第 2.2-13 図

炉心下部プレナム部のボイド率の推移

2.2-3939

10000
GEMP731
ORNL3626
ORNL3626(照射)燃 料被 覆管 の最 高温 度 及 び
円周方向応力の最大値

GEMP683
GEVNC(0.56℃/s)(8×8)(Vallecitosのデータ)
GEVNC(2.8 ℃/s)(8×8)(Vallecitosのデータ)
GEVNC(5.6 ℃/s)(8×8)(Vallecitosのデータ)
GEVNC(0.56℃/s)(7×7)(Vallecitosのデータ)

1000

円 周 方 向 の 応 力

GEVNC(2.8 ℃/s)(7×7)(Vallecitosのデータ)
GEVNC(5.6 ℃/s)(7×7)(Vallecitosのデータ)

円

NUREG-0630,DATA F(ORNL)周NUREG-0630,DATA H(KfK FABIOLA)NUREG-0630,DATA I(ORNL)

方NUREG-0630,DATA J(KfK)

向の

KfK(0.8〜1.6K/s)(REBEKA Single Rod)JNES(内圧破裂試験)

100

NFI他(内圧破裂試験)

応

ベストフィット曲線

力
平均値−２σ曲線2) ２ )
(N／mm
(N/mm

10

1
0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

1100

1200

1300

1400

1500

1600

燃 料 被 覆 管 温 度 (℃)

第 2.2-14 図

燃料棒破裂発生時点の燃料被覆管温度と燃料被覆管の円周方向の応力の関係

2.2-4040

0.8
ドライウェルサプレッション・チェンバ

格納容器圧力

格
納
容
器
圧
力

0.6

原子炉減圧に伴う格納容器圧力上昇

0.4

残留熱除去系（サプレッション・プール水冷却系）作動による圧力上昇の抑制（13.7kPa[gage]）(MPa[gage])(MPa[gage])

最大圧力：約 0.04MPa［gage］（約 17 時間）

0.2

0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2TQUXGG23001

第 2.2-15 図

格納容器圧力の推移

300
ドライウェルサプレッション・チェンバ

格納容器雰囲気温 度

格
納
容
器
温
度

200

原子炉減圧に伴い原子炉飽和温度が低下することで，圧力容器壁面（内表面）温度が低下し，熱伝導の遅れを伴って，外表面の温度も低下し，格納容器気相部温度の低下に繋がる。また，格納容器気相部から壁面への伝熱により，壁面温度が上昇することで格納容器気相部温度が低下する

(℃)

(℃)

100

残留熱除去系（サプレッション・プール水冷却系） 最高温度：約 90℃作動による温度上昇の抑制（約 128 時間）
0
0

24

48

72

原子炉減圧に伴い，原子炉内の蒸気が流入することによる温度上昇

第 2.2-16 図

96

120

144

168

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2TQUXGG23001

格納容器雰囲気温度の推移

2.2-4141

コメント No.147-05,40 に対する回答

20

ー

ル
水
位

サプレッシ ョン・ プール水位

サ
プ
レ
ッ
シ
ョ
ン
・
プ

ベントライン（約 15m）
15

原子炉減圧に伴い，蒸気が流入するため水位が上昇

10

5

（m）

(m)
0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2TQUXGG23001

第 2.2-17 図

サプレッション・プール水位の推移

コメント No.147-05 に対する回答

300

原子炉減圧状態の維持により原子炉内の蒸気が流出し水温が徐々に上昇
200

残留熱除去系（サプレッション・プール水冷却系）
による温度上昇の抑制

ー

サ プ レ ッ シ ョ ン・プ ー ル 水 温 度

サ
プ
レ
ッ
シ
ョ
ン
・
プ
ル
水
温
度

最高温度：約 76℃（約 6 時間）

100

（℃）
(℃)

0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2TQUXGG23001

第 2.2-18 図

サプレッション・プール水温度の推移

2.2-4242

添付資料 2.2.1
安定状態について（高圧注水・減圧機能喪失）

高圧注水・減圧機能喪失時の安定状態については，以下のとおり。
原子炉安定停止状態：事象発生後，設計基準事故対処設備又は重大事故等対処
設備 を用 い た 炉 心 冷 却 が 維持 可 能で あ り ，ま た ，冷却 のため の設 備 が そ の 後 も 機 能維 持 でき ，か つ ，必 要な 要 員の不足や資源の枯渇等のあらかじめ想定される事象悪化のおそれがない場合に安定停止状態が確立されたものとする。
格納容器安定状態 ：炉心冷却が維持された後に，設計基準事故対処設備又は重大事故等対処設備を用いた格納容器除熱により格納
容器圧力及び温度が安定又は低下傾向に転じ，また，格納容器除熱のための設備がその後も機能維持でき，かつ，必要な要員の不足や資源の枯渇等のあらかじめ想定される事象悪化のおそれがない場合に安定状態が確立されたものとする。
【安定状態の確立について】
原子炉安定停止状態の確立について
逃がし安全弁により原子炉減圧状態を維持し，低圧炉心スプレイ系を用いた原子炉注水を継続することで，炉心の冷却は維持され原子炉安定停止状態が確立される。
格納容器安定状態の確立について
炉心冷却を継続し，事象発生の約 1 時間後に残留熱除去系による格納容器除熱 を 実 施 す る こ と で ，格 納 容 器 圧 力 及 び 雰 囲 気 温 度 は 安 定 又 は 低 下 傾 向 と な る 。
格 納 容 器 雰 囲 気 温 度 は 1 50℃ を 下 回 る と と も に ， ド ラ イ ウ ェ ル 雰 囲 気 温 度 は ，
低 圧 注 水 継 続 の た め の 逃 が し 安 全 弁 の 機 能 維 持 が 確 認 さ れ て い る 126℃ を 上 回ることはなく，格納容器安定状態が確立される。
また，重大事故等対策時に必要な要員は確保可能であり，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
【安定状態の維持について】
上記の炉心損傷防止対策を継続することにより安定状態を維持できる。
また，残留熱除去系の機能を維持し除熱を継続することで，安定状態の維持が可能となる。
（ 添 付 資 料 2.1.1 別 紙 1）

添付 2.2.1-1

43

コメント No.148-21,265-06,07,08 に対する回答

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について（高圧注水・減圧機能喪失）

第 1-1 表分類

解析コードにおける重要現象の不確かさが運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（ＳＡＦＥＲ）（1／2）

重要 現象

崩壊 熱

添付 2.2.2-1

燃料棒表面熱伝達，沸騰 遷移，気液熱 非平 衡炉心

燃料 被覆 管酸化燃料 被覆 管変形

解析モデル

崩壊熱モデル

燃料棒表面熱伝
達モデル

不確 かさ

運転 員等 操 作時 間に 与え る 影響

評価 項目 と なる パラ メー タ に与 える 影 響

入力値に含 まれ る。
最確 条件 を 包 絡 で き る 条 件 を 設 定 す る こ と に より崩壊熱を 大き くす るよ う 考慮 して い る 。
TBL，ROSA-Ⅲ の 実 験 解 析 に お い て ， 熱 伝 達 係 数を低 めに 評 価 す る 可 能 性 が あ り ， 他 の 解 析 モ デルの 不確 か さ と あ い ま っ て コ ー ド 全 体 と し て ，スプ レイ 冷 却 の な い 実 験 結 果 の 燃 料 被 覆 管 温 度に比 べて ＋ 50℃ 程 度 高 め に 評 価 す る 。 ま た 、 低
圧代 替注 水 系 （ 常 設 ） に よ る 注 水 で の 燃 料 棒 冷
却過 程に お け る 蒸 気 単 相 冷 却 又 は 噴 霧 流 冷 却 の不確かさは 20℃〜 40℃程 度で ある 。
酸化 量及 び 酸 化 反 応 に 伴 う 発 熱 量 を よ り 大 き く
見積もる Baker-Just 式 によ る 計算 モデ ル を採 用しており， 保守 的な 結果 を 与え る。

「解 析 条件 を最 確 条件 と した 場合 の 運転 員等 操 作時 間及 び 評価 項
目と なる パ ラメ ータ に与 え る影 響」 に て 確認 。

「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項
目と なる パ ラメ ータ に与 え る影 響」 に て 確認 。

解析 コ ード は， 実 験結 果 の燃 料被 覆 管温 度に 比 べて ＋50℃ 高め に
評価 す るこ とか ら ，解 析 結果 は燃 料 棒表 面の 熱 伝達 係数 を 小さ く
評価 す る可 能性 が ある 。 よっ て， 実 際の 燃料 棒 表面 での 熱 伝達 は
大き く なる こと で ，燃 料 被覆 管温 度 は低 くな る が， 事象 初 期の 原子炉 注 水は 低圧 炉 心ス プ レイ 系等 の 自動 起動 及 び過 渡時 自 動減 圧
回路 に よる 原子 炉 自動 減 圧に より 確 保さ れ， 燃 料被 覆管 温 度を 起
点と す る運 転員 等 操作 は ない こと か ら， 運転 員 等操 作時 間 に与 え
る影 響は な い。
解析 コ ード は， 酸 化量 及 び発 熱熱 の 評価 につ い て保 守的 な 結果 を与え る ため ，解 析 結果 は 燃料 被覆 管 温度 を高 く 評価 する 可 能性 がある。よ って，実 際の 燃料 被 覆管 温度 は低 くな るが ，操 作手 順（ 速やか に 注水 手段 を 準備 す るこ と） に 変わ りは な く， 事象 初 期の 原子炉 注 水は 低圧 炉 心ス プ レイ 系等 の 自動 起動 及 び過 渡時 自 動減 圧
回路 に よる 原子 炉 自動 減 圧に より 確 保さ れ， 燃 料被 覆管 温 度を 起
点と す る運 転員 等 操作 は ない こと か ら， 運転 員 等操 作時 間 に与 え
る影 響は な い。
解析 コ ード は， 燃 料被 覆 管の 破裂 判 定に おい て おお むね 保 守的 な
判定 結 果を 与え ， 有効 性 評価 解析 に おけ る燃 料 被覆 管の 最 高温 度
は 711℃ で ある こ とか ら ，ベ スト フ ィッ ト曲 線 の破 裂判 断 基準 に対し て 180℃程 度 の余 裕 があ り， 燃 料被 覆管 の 破裂 判定 の 不確 か
さが 運転 員 等操 作に 与え る 影響 はな い 。

解析 コー ド は， 実験 解析 に おい て熱 伝 達 モデ ルの 保 守性 によ り燃
料被 覆管 温 度を 高め に評 価 し， 有効 性 評 価解 析に お いて も燃 料被覆管 温度 を 高め に評 価す る こと から ， 評 価項 目と な るパ ラメ ータに対 する 余 裕は 大き くな る 。

ジルコニウム−
水反応モデル

膨れ・破裂評価モデル

膨れ ・破 裂 は ， 燃 料 被 覆 管 温 度 と 円 周 方 向 応 力に基 づい て 評 価 さ れ ， 燃 料 被 覆 管 温 度 は 上 述 のよう に高 め に 評 価 さ れ ， 円 周 方 向 応 力 は 燃 焼 期
間中 の変 化 を 考 慮 し て 燃 料 棒 内 圧 を 大 き く 設 定
し保 守的 に 評 価 し て い る 。 し た が っ て ， ベ ス ト
フィ ット 曲 線 を 用 い る 場 合 も 破 裂 の 判 定 は お お
むね保守的 とな る。

解析コードは，酸化量及び発熱熱の評価について保守的な結果を与えるため，燃料被覆管温度を高く評価することから，評価項目とな るパ ラ メー タに 対す る 余裕 は大 き く なる 。

破裂発生前の被覆管の膨れ及び破裂発生の有無は，伝熱面積やギャップ熱伝達係数，破裂後の金属−水反応熱に影響を与え，燃料被覆管温度に影響を与える。解析コードは，燃料被覆管の破裂判定においておおむね保守的な判定結果を与え，有効性評価解析に
おけ る燃 料 被覆 管の 最高 温 度は 711℃ であ るこ とか ら，ベス トフ ィ
ット 曲線 の 破裂 判断 基準 に 対して 180℃程 度の 余裕 が あり，燃料 被覆管の破裂判定の不確かさにより，評価項目となるパラメータに与える影響はない。また，低圧注水系等の注水開始タイミングを早め る可 能 性が ある 点に つ いて は， LPCS スプ レイ に よる もの であり，「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評
価項目となるパラメータに与える影響」の残留熱除去系（低圧注
水系 ）にて LPCI1 台で も評 価項 目 を満 足 する こと を 確認 して いる 。

添付資料 2.2.2

44

第 1-1 表
分類

炉心

解析コードにおける重要現象の不確かさが運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（ＳＡＦＥＲ）（2／2）

重要 現象

沸騰・ボ イド率変化，気液 分離（水位変 化 ）・対向流，三次 元効 果添付 2.2.2-2

冷却 材放 出（臨界流・ 差圧 流）

原子 炉
圧力 容器

解析モデル

二相流体の流動モデル

臨界流モデル沸騰・ボ イド率変化，気液 分離（水位変 化 ）・対向流，三次 元効 果二相流体の流動モデル

ECCS 注 水（給水
系・代替 注水系含
む）

原子炉注水系モデル

不確 かさ

運転 員等 操 作時 間に 与え る 影響

評価 項目 と なる パラ メー タ に与 える 影 響

TBL，ROSA-Ⅲ，FIST-ABWR の 実験 解析 にお いて ，
二相水位変 化は ，解 析結 果 に重 畳す る 水 位振 動成分を除い て， 実験 結果 と おお むね 同 等 の結 果が得られて いる 。低 圧代 替 注水 系の 注 水 によ る
燃料棒冷却 （蒸 気単 相冷 却 又は 噴霧 流 冷 却） の
不確かさは 20℃〜 40℃程 度で ある 。
また，原子炉 圧 力の 評価 に おい て，ROSA-Ⅲで は，
LPCS スプレイ の影 響 により 2MPa より 低い 圧力で系統的に 圧力 低下 を早 め に予 測す る 傾 向を 呈しており， 解析 上， 低圧 注 水系 等の 注 水 開始 タ
イミングを 早め る可 能性 が ある が， こ の 場合 でも解析コー ドは 被覆 管温 度 を高 めに 評 価 して おり，評価項 目と なる パラ メ ータ に対 し て は保 守的な結果を 与え る。
TBL，ROSA-Ⅲ，FIST-ABWR の 実験 解析 にお いて ，
圧力 変化 は 実 験 結 果 と お お む ね 同 等 の 解 析 結 果が得 られ て お り ， 臨 界 流 モ デ ル に 関 し て 特 段 の不確かさを 考慮 する 必要 は ない 。

運転 操作 は シュ ラウ ド外 水 位（ 原子 炉 水 位計 ）に 基 づく 操作 であるこ とか ら ，運 転員 等操 作 時間 に与 え る 影響 は原 子 炉圧 力容 器の分類 にて 示 す。

解析 コー ド は， 燃料 被覆 管 温度 に対 し て ，解 析結 果 に重 畳す る水位振 動に 伴 う燃 料棒 冷却 の 不確 かさ の 影 響を 考慮 す ると 20℃ 〜
40℃ 程度 低 めに 評価 する 可 能性 があ る が ，有 効性 評 価解 析に おける燃 料被 覆 管の 最高 温度 は 711℃ であ り，評価 項目 に 対し て十 分な
余裕 があ る こと から ，そ の 影響 は非 常 に 小さ い。 ま た， 低圧 炉心
スプ レイ 系 に期 待す る場 合 ，原 子炉 圧 力 の評 価に お いて ，解 析コード は， 2MPa より 低 い圧 力で 系統 的 に圧 力低 下を 早 めに 予測 する
傾向 を呈 し てお り， 低圧 注 水系 等の 注 水 開始 タイ ミ ング を早 める
可能 性が あ るが ，こ の場 合 でも 解析 コ ー ドは 被覆 管 温度 を高 めに評価 する こ とか ら， 評価 項 目と なる パ ラ メー タに 対 する 余裕 は大きく なる 。

解析 コ ード は， 原 子炉 圧 力変 化を 適 切に 評価 す るこ とか ら ，運 転員等 操作 時 間に 与え る影 響 は小 さい 。
破断 口 及び 逃が し 安全 弁 から の流 出 は， 圧力 容 器ノ ズル 又 はノ ズ
ルに 接 続す る配 管 を通 過 し， 平衡 均 質流 に達 す るの に十 分 な長 さであ る こと から ， 管入 口 付近 の非 平 衡の 影響 は 無視 でき る と考 えられ ，平 衡 均質 臨界 流モ デ ルを 適用 可 能 であ る。
解析 コ ード は， ダ ウン カ マ部 の二 相 水位 変化 を 適切 に評 価 する ことか ら， 運 転員 等操 作時 間 に与 える 影 響 は小 さい 。

解析コードは，原子炉圧力変化を適切に評価することから，評価
項目 とな る パラ メー タに 与 える 影響 は 小 さい 。
破断口及び逃がし安全弁からの流出は，圧力容器ノズル又はノズ
ルに接続する配管を通過し，平衡均質流に達するのに十分な長さであることから，管入口付近の非平衡の影響は無視できると考えられ ，平 衡 均質 臨界 流モ デ ルを 適用 可 能 であ る。
解析コードは，ダウンカマ部の二相水位変化を適切に評価することか ら， 評 価項 目と なる パ ラメ ータ に 与 える 影響 は 小さ い。

「解 析 条件 を最 確 条件 と した 場合 の 運転 員等 操 作時 間及 び 評価 項
目と なる パ ラメ ータ に与 え る影 響」 に て 確認 。

「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項
目と なる パ ラメ ータ に与 え る影 響」 に て 確認 。

下部 プレ ナ ム の 二 相 水 位 を 除 き ， ダ ウ ン カ マ の
二相 水位 （ シ ュ ラ ウ ド 外 水 位 ） に 関 す る 不 確 かさを 取り 扱 う 。 シ ュ ラ ウ ド 外 水 位 に つ い て は ，
燃料 被覆 管 温 度 及 び 運 転 員 操 作 の ど ち ら に 対 しても 二相 水 位 及 び こ れ を 決 定 す る 二 相 流 動 モ デルの 妥当 性 の 有 無 は 重 要 で な く ， 質 量 及 び 水 頭のバ ラン ス だ け て 定 ま る コ ラ プ ス ト 水 位 が 取 り
扱え れば 十 分 で あ る 。 こ の た め ， 特 段 の 不 確 かさを考慮す る必 要は ない 。
入力値に含 まれ る。
各系 統の 設 計 条 件 に 基 づ く 原 子 炉 圧 力 と 注 水 流
量の 関係 を 使 用 し て お り ， 実 機 設 備 仕 様 に 対 して注 水流 量 を 少 な め に 与 え ， 燃 料 被 覆 管 温 度 を高めに評価 する 。

45

第 1-2 表

解析コードにおける重要現象の不確かさが運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（ＭＡＡＰ）

分類

重要 現象

解析モデル

不確 かさ

運転 員等 操 作時 間に 与え る 影響

評価 項目 と なる パラ メー タ に与 える 影 響

炉心

崩壊 熱

炉 心 モ デ ル
（原子炉出力及び崩壊熱）

入力値に含まれる。
保守的な崩壊熱を入力 値 に 用 い て お り ， 解 析 モ デ ル の 不 確 か さ の 影
響はない。
入力値に含まれる。
保守的な注水特性を入 力 値 に 用 い て お り ， 解 析 モ デ ル の 不 確 か さ の影響はない。

「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評
価項 目と な るパ ラメ ータ に 与え る影 響 」 にて 確認 。

「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評
価項 目と な るパ ラメ ータ に 与え る影 響 」 にて 確認 。

「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評
価項 目と な るパ ラメ ータ に 与え る影 響 」 にて 確認 。

「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評
価項 目と な るパ ラメ ータ に 与え る影 響 」 にて 確認 。

解 析 コ ー ド は ， HDR 実 験 解 析 に お い て 区 画 に よ っ て 格 納 容 器
雰囲 気温 度 を十 数℃ 程度 ， 格納 容器 圧 力 を 1 割程 度 高め に評価する傾向が確認されているが，ＢＷＲの格納容器内の区画とは異なる等，実機体系においては不確かさが小さくなるものと推定され，全体としては格納容器圧力及び温度の傾向を適切に再現できているため，格納容器圧力を操作開始の起点としている代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納
容器冷却及び格納容器圧力逃がし装置等による格納容器除熱に係 る運 転 員等 操作 時間 に 与え る影 響 は 小さ い。
また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部
熱伝導の不確かさにおいては，ＣＳＴＦ実験解析において格納容器雰囲気温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認しており，その差異は小さいため，格
納容器圧力及び雰囲気温度を操作開始の起点としている代替
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等による格納容器除熱に係る運転員等
操作 時間 に 与え る影 響は 小 さい 。
「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評
価項 目と な るパ ラメ ータ に 与え る影 響」 にて 確認 。

解析 コー ド は，HDR 実験 解 析に おい て 区画 によ って 格 納容 器雰
囲気 温度 を 十数 ℃程 度，格 納容 器圧 力を 1 割程 度高 め に評 価す
る傾 向が 確 認さ れて いる が 、Ｂ ＷＲ の 格納 容器 内の 区 画と は異なる 等，実 機体 系に おい て は不 確か さ が小 さく なる も のと 推定
され ，全 体 とし ては 格納 容 器圧 力及 び 温度 の傾 向を 適 切に 再現
でき てい る ため ，評 価項 目 とな るパ ラ メー タに 与え る 影響 は小さい 。
また ，格 納 容器 各領 域間 の 流動 ，構 造 材と の熱 伝達 及 び内 部熱伝導 の不 確 かさ にお いて は ，Ｃ ＳＴ Ｆ 実験 解析 によ り 格納 容器
雰囲気温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致する こと を 確認 して いる た め，評価 項 目と なる パラ メ ータ に与える 影響 は 小さ い。

原子 炉
圧力 容器

添付 2.2.2-3

格納 容器

ECCS 注 水（ 給 水系・代替 注
水 設 備 含む）
格 納 容 器各 領 域 間の流 動
気 液 界 面の熱 伝達

構 造 材 との 熱 伝 達及 び 内 部熱伝 導

サ プ レ ッショ ン・プール 冷却

安全系モデル（非常用炉心冷却系）

格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）

安全系モデル（非常用炉心冷却系）

ＨＤＲ実験解析では， 格 納 容 器 圧 力 及 び 雰 囲 気 温 度 に つ い て ， 温 度
成層化を含めて傾向を よ く 再 現 で き る こ と を 確 認 し た 。 格 納 容 器 雰
囲気温度を十数℃程度高 め に， 格納 容 器 圧力 を 1 割 程度 高め に 評価する傾向が確認された が ， 実 験 体 系 に 起 因 す る も の と 考 え ら れ ， 実
機体系においてはこの種の不確かさは小さくなるものと考えられる。また，非凝縮性ガ ス 濃 度 の 挙 動 に つ い て ， 解 析 結 果 が 測 定 デ ー
タとよく一致することを 確 認し た。
格納容器各領域間の流 動 ， 構 造 材 と の 熱 伝 達 及 び 内 部 熱 伝 導 の 不 確
かさにおいては，ＣＳ Ｔ Ｆ 実 験 解 析 で は ， 格 納 容 器 雰 囲 気 温 度 及 び
非凝縮性ガス濃度の挙 動 に つ い て ， 解 析 結 果 が 測 定 デ ー タ と よ く 一
致することを確認した。

入力値に含まれる。
ポンプ流量及び除熱量 は ， 設 計 値 に 基 づ き 与 え ら れ て お り ， 解 析 モ
デルの不確かさの影響は な い。

「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評
価項 目と な るパ ラメ ータ に 与え る影 響 」 にて 確認 。

46

第2表

解析条件を最確条件とした場合に運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（1／4）
解析条件の不確かさ項

条件 設定 の 考え 方

目
解析条件

最確 条件

原子 炉熱 出力3,293MW

約 3,279〜
約 3,293MW（実 績値 ）

原子 炉圧力(圧力 容 器ド ーム部)

6.93MPa[gage]

約 6.91〜 約
6.94MPa[gage]（実 績値 ）

定格 熱出 力 を設 定

定格 圧力 を 設定

通常 運転 水 位を 設定

原子 炉水位
初期条件

添付 2.2.2-4

通常運転水位（セパレータスカー
ト下端から＋126cm）

通常 運転 水 位
（セパレ ー タス カー
ト下端か ら約 122cm〜＋132cm）（実 績値 ）

定格 流量 を 設定
炉心 流量

燃

料

燃料 棒最大線出 力密度

48,300t／h（定格流量（100％流量））

９×９燃料
(Ａ型)

44.0kW／m

定格流量の約 86％〜約 104％（実績値）

装荷 炉心 ご と

約 33〜 41kW／m（実 績値 ）

９ ×９ 燃 料 (Ａ 型 )と ９ ×９ 燃 料 (Ｂ 型 )は ，
熱水力的な特性はほぼ同等であり，その他の核的特性等の違いは燃料棒最大線出力密度の保守性に包含されることから，代表的に９×９ 燃料 (Ａ 型)を設 定
初期の燃料棒線出力密度が大きい方が燃料被覆 管温 度 に対 して 厳し い 設定 とな る
このため，保安規定の運転上の制限におけ
る上 限値 を 設定

運転 員等 操 作時 間に 与え る 影響
最確条件とした場合には最大線出力密度及び原子炉
停 止 後 の 崩 壊 熱 が 緩和 さ れ る 。 最 確 条 件 と し た 場 合の 運 転 員 等 操 作 時 間及 び 評 価 項 目 と な る パ ラ メ ー タに 与 え る 影 響 は ， 最大 線 出 力 密 度 及 び 原 子 炉 停 止 後の崩 壊熱 に て説 明す る。
最 確 条 件 と し た 場 合に は ， ゆ ら ぎ に よ り 解 析 条 件 に
対 し て 変 動 を 与 え うる が ， 事 故 初 期 に お い て 主 蒸 気
隔 離 弁 が 閉 止 し ， 原子 炉 圧 力 は 逃 が し 安 全 弁 に よ り
制 御 さ れ る た め 事 象進 展 に 及 ぼ す 影 響 は 小 さ く ， 運
転員 等操 作 時間 に与 える 影 響は ない 。
最 確 条 件 と し た 場 合に は ， ゆ ら ぎ に よ り 解 析 条 件 に対して変動を与えうるが，ゆらぎの幅は事象発生後の水位低下量に対して非常に小さい。例えば，解析条件で設定した通常運転水位から高圧炉心スプレイ系等の自動起動信号が発信する原子炉水位異常低下（レ ベル ２ ）まで の原 子 炉水 位の 低下 量 は約 2m であるの に対 し てゆ らぎ によ る 水位 低下 量 は 約 40mm で あり非常に小さい。したがって，事象進展に及ぼす影
響は 小さ く ，運転 員等 操 作時 間に 与え る 影響 はな い。
最確条件とした場合には，炉心流量の運転範囲において解析条件から変動しうるが，事故初期において原子炉がスクラムするとともに，再循環ポンプがトリップするため，初期炉心流量が事象進展に及ぼす影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい 。
最 確 条 件 と し た 場 合 に は ， ９ ×９ 燃 料 (Ａ 型 )及 び ９×９ 燃 料 (Ｂ 型 )の 混在 炉 心 又 は そ れ ぞ れ 型 式 の 単 独
炉 心 と な る 場 合 が ある が ， 両 型 式 の 燃 料 の 特 性 は ほ
ぼ 同 等 で あ る こ と から ， 事 象 進 展 に 及 ぼ す 影 響 は 小
さく ，運 転 員等 操作 時間 に 与え る影 響 は ない 。
最 確 条 件 は 解 析 条 件で 設 定 し て い る 燃 料 棒 線 出 力 密
度 よ り も 小 さ く な る。 こ の た め ， 燃 料 被 覆 管 温 度 上
昇 が 緩 和 さ れ る が ，事 象 初 期 の 原 子 炉 注 水 は 低 圧 炉
心 ス プ レ イ 系 等 の 自動 起 動 及 び 過 渡 時 自 動 減 圧 回 路に よ る 原 子 炉 自 動 減圧 に よ り 確 保 さ れ ， 燃 料 被 覆 管
温 度 を 起 点 と す る 運転 員 等 操 作 は な い こ と か ら ， 運
転員 等操 作 時間 に与 える 影 響は ない 。

評価 項目 と なる パラ メー タ に与え る影 響
最確条件とした場合には最大線出力密度及び原子炉停止 後の 崩 壊熱 が緩 和さ れ る。最 確 条件 と した 場合 の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与え る影 響 は，最 大 線出 力密 度及 び 原子 炉 停止 後の 崩壊熱 にて 説 明す る。
最確 条件 と した 場合 には ，ゆ らぎ に より 解 析条 件に 対して 変動 を 与え うる が，事故 初期 に おい て 主蒸 気隔 離弁が 閉止 し，原子 炉 圧力 は逃 がし 安 全弁 に より 制御 される ため ，事 象 進展 に及 ぼす 影 響は 小さ く，評価 項目とな るパ ラ メー タに 与え る 影響 はな い 。
最確 条件 と した 場合 には ，ゆ らぎ に より 解 析条 件に 対して 変動 を 与え うる が，ゆら ぎの 幅 は事 象 発生 後の 水
位低 下量 に 対し て非 常に 小 さい 。例 えば ，解析 条件 で設定した通常運転水位から高圧炉心スプレイ系等の自動 起動 信 号が 発信 する 原 子炉 水位 異 常 低下（ レ ベル
２） まで の 原子 炉水 位の 低 下量 は 約 2m で ある のに 対
して ゆら ぎ によ る水 位低 下 量は 約 40mm で あり 非常 に小さ い 。し たが って ，事象 進 展に 及ぼ す 影 響は 小さ く，
評価 項目 と なる パラ メー タ に与 える 影 響 はな い。
最確 条件 と した 場合 には ，炉 心流 量 の運 転 範囲 にお いて解 析条 件 から 変動 しう る が，事 故 初期 に おい て原 子
炉が スク ラ ムす ると とも に，再循 環 ポン プ がト リッ プ
する ため ，初 期炉 心 流量 が事 象進 展 に及 ぼ す影 響は 小
さく，評 価項 目と な るパ ラメ ータ に 与え る 影響 は小 さい。
最確 条件 と した 場合 には ，９×９燃 料(Ａ 型)及 び ９×
９ 燃 料 (Ｂ 型 )の 混 在 炉 心 又 は そ れ ぞ れ 型 式 の 単 独 炉
心と なる 場 合が ある が，両型 式の 燃 料の 特 性は ほぼ 同等で ある こ とか ら，炉心 冷却 性 に大 きな 差は 無く ，評
価項 目と な るパ ラメ ータ に 与え る影 響 は ない 。
最確条件は解析条件で設定している燃料棒線出力密
度よ りも 小 さく なる 。こ のた め，燃 料被 覆 管温 度上 昇が緩 和さ れ るこ とか ら，評価 項目 と なる パ ラメ ータ に対す る余 裕 は大 きく なる 。

47

第2表

解析条件を最確条件とした場合に運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（2／4）
解析条件の不確かさ

項

目
解析条件

原子 炉停 止 後の崩壊 熱

格納 容器 圧 力

初期条件

添付 2.2.2-5

ドラ イウ ェ ル
雰囲 気温 度

格納 容器 体 積
（ド ライ ウ ェル）

格納 容器 体 積
（ウ ェッ ト ウェル）

サプ レッ シ ョン・
プー ル水 位

サプ レッ シ ョン・
プー ル水 温 度

ANSI/ANS-5.1-1979
燃焼度 33GWd／t

燃焼 度
33GWd／t 以下（実績値 ）

5kPa[gage]

約 2.2〜
4.7kPa[gage]（実績値 ）

57℃

5,700m ３

空間部：4,100m ３
液相部：3,300m ３

運転 員等 操 作時 間に 与え る 影響

崩壊熱が大きい方が，原子炉水位低下
及び格納容器圧力上昇の観点で厳しい設定となる。このため，崩壊熱が大き
くな る燃 焼 度の 高い 条件 と して ，1 サ イ
クル の運 転 期間(13 ヶ月 )に 調整 運転 期
間 (1 ヶ 月 ) を 考 慮 し た 運 転 期 間 に 対 応する 燃焼 度 を設 定

最 確条 件 は 解析 条 件 で 設定 し て いる 崩 壊 熱 より も 小 さく な る
傾 向と な る ため ， 原 子 炉か ら サ プレ ッ シ ョ ン・ プ ー ルに 流 出
す る蒸 気 量 が減 少 す る こと で ， 原子 炉 水 位 の低 下 が 遅く な るが ，事 象 初 期の 原 子 炉 注水 は 低 圧炉 心 ス プ レイ 系 等 の自 動 起
動 及び 過 渡 時自 動 減 圧 回路 に よ る原 子 炉 自 動減 圧 に より 確 保
さ れる こ と から ， 運 転 員等 操 作 時間 に 与 え る影 響 は ない 。 また ，格 納 容 器圧 力 ， サ プレ ッ シ ョン ・ プ ー ル水 位 及 びサ プ レ
ッ ショ ン ・ プー ル 水 温 度の 上 昇 が遅 く な る が， こ れ らの パ ラ
メ ータ を 起 点と す る 運 転員 等 操 作は な い こ とか ら 運 転員 等 操
作時 間に 与 える 影響 はな い 。
最 確条 件 は 解析 条 件 で 設定 し て いる 格 納 容 器初 期 圧 力よ り も小 さく な る 。こ の た め ，格 納 容 器圧 力 が 低 めに 推 移 する が ，こ れら の パ ラメ ー タ を 起点 と す る運 転 員 等 操作 は な いこ と から運 転員 等 操作 時間 に与 え る影 響は な い 。

最確条件は解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなる 傾向 と なる ため ，燃 料 から の発 熱 が 小さ くな り，原 子
炉か らサ プ レッ ショ ン・プ ール に流 出 する 蒸気 量が 減 少するこ とで ，原 子 炉水 位の 低 下並 びに 格 納容 器圧 力及 び 雰囲
気温 度の 上 昇が 緩和 され る こと から ，評価 項目 とな る パラ
メー タに 対 する 余裕 が大 き くな る。

ドライウェル内ガス冷却装置の設計温
度を 設定

最 確条 件 と した 場 合 に は， ゆ ら ぎに よ り 解 析条 件 に 対し て 変
動 を与 え う るが ， 格 納 容器 圧 力 が上 昇 し 格 納容 器 ス プレ イ を
実 施し た 場 合， ド ラ イ ウェ ル 雰 囲気 温 度 は 飽和 温 度 とな る ことか ら，初期 温度 の ゆら ぎが 事 象進 展に 与 える 影響 は 小さ く，
運転 員等 操 作時 間に 与え る 影響 は小 さ い 。

設計 値を 設 定

解 析条 件 は 最確 条 件 と 同等 で あ るこ と か ら ，事 象 進 展に 影 響
はな く， 運 転員 等操 作時 間 に与 える 影 響 はな い。

サプレッション・プールでの圧力抑制
効果が厳しくなる少なめの水量として，保安規定の運転上の制限における下限 値を 設 定

最 確条 件 と した 場 合 に は， 格 納 容器 体 積 （ ウェ ッ ト ウェ ル ）の 液相 部 の 運転 範 囲 に おい て 解 析条 件 よ り 高め の 水 位と な るが ，ゆ ら ぎ の幅 は 非 常 に小 さ い 。例 え ば ， サプ レ ッ ショ ン ・
プー ル水 位が 6.983m の 時の 水量 は 3,300m ３ であ るの に対 し，
ゆら ぎ（ 0.087m）に よる 水 量変 化は 約 42m ３ であ り，その 割合
は 初期 保 有 水 量 の 1.3％ 程 度 と 非常 に 小 さ い。 し た が って ，事 象進 展 に 与え る 影 響 は小 さ く ，運 転 員 等 操作 時 間 に与 え る
影響 は小 さ い。
最 確条 件 と した 場 合 に は， サ プ レッ シ ョ ン ・プ ー ル 水位 の 運
転 範囲 に お いて 解 析 条 件よ り 高 めの 水 位 と なる が ， ゆら ぎ の幅 は非 常 に 小さ い 。 例 えば ， サ プレ ッ シ ョ ン・ プ ー ル水 位 が6.983m の 時 の 水 量 は 3,300m ３ で あ る の に 対 し 、 ゆ ら ぎ（0.087m）に よる 水量 変 化は約 42m ３ であ り ，そ の割 合 は初 期
保 有水 量 の 1.3％ 程 度と 非 常 に 小さ い 。 し たが っ て ， 事象 進
展 に与 え る 影響 は 小 さ く， 運 転 員等 操 作 時 間に 与 え る影 響 は小さ い。
最確条件は解析条件で設定している水温よりも低くなるた
め ，サ プ レ ッシ ョ ン ・ プー ル で の圧 力 抑 制 効果 が 高 まり 格 納
容 器圧 力 の 上昇 は 緩 和 され る が ，格 納 容 器 圧力 を 起 点と す る
運 転員 等 操 作は な い こ とか ら 運 転員 等 操 作 時間 に 与 える 影 響
はな い。

最確 条件 と した 場合 には ，ゆら ぎに よ り解 析条 件に 対 して変動 を与 え うる が，格納 容 器圧 力が 上 昇し 格納 容器 ス プレ
イを 実施 し た場 合，ドラ イ ウェ ル雰 囲 気温 度は 飽和 温 度となる こと か ら，初期 温度 の ゆら ぎが 事 象進 展に 与え る 影響
は小 さく ，評 価 項目 とな る パラ メー タ に与 える 影響 は 小さい。
解析 条件 は 最確 条件 と同 等 であ るこ と か ら，事象 進展 に 影
響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
最確 条件 と した 場合 には ，格 納容 器体 積（ ウェ ット ウ ェル）の液相部の運転範囲において解析条件より高めの水位となる が，ゆら ぎの 幅 は非 常に 小さ い。例え ば，サ プ レッ シ
ョン ・プ ー ル水 位が 6.983m の 時の 水 量 は 3,300m ３ で あ る
のに 対し 、 ゆら ぎ（ 0.087m）に よる 水 量 変化 は約 42m ３ であり，そ の割 合は 初期 保 有水 量の 1.3％程 度と 非常 に 小さい。し た がっ て，事象 進展 に 与え る影 響は 小さ く，評価 項
目と なる パ ラメ ータ に与 え る影 響は 小 さ い。
最確 条件 と した 場合 には ，サプ レッ シ ョ ン・プー ル水 位 の
運転 範囲 に おい て解 析条 件 より 高め の 水 位と なる が，ゆ ら
ぎの 幅は 非 常に 小さ い。例え ば，サプ レッ ショ ン・プー ル
水位 が 6.983m の時 の水 量は 3,300m ３ であ るの に対 し 、ゆらぎ （0.087m） によ る水 量 変化 は約 42m ３ であ り， そ の割合は 初期 保 有水 量の 1.3％ 程 度と 非常 に小 さい。し たが って，事象 進展 に 与え る影 響 は小 さく ，評価 項目 とな る パラ
メー タに 与 える 影響 は小 さ い。
最確条件は解析条件で設定している水温よりも低くなる
ため ，サ プレ ッ ショ ン・プ ール での 圧 力抑 制効 果が 高 まり
格納 容器 圧 力の 上昇 は緩 和 され る。こ の ため ，評 価項 目 となる パラ メ ータ に対 する 余 裕は 大き く な る。

格納容器圧力の観点で厳しい高めの設定として，通常運転時の圧力を包含す
る値 を設 定約 25〜 58℃
（実績値 ）

5,700m ３（設計値 ）
空間部：
約 4,092m ３ 〜 約
4,058m ３
液相部：
約 3,308m ３ 〜 約
3,342m ３（実績値 ）

6.983m（通常運転水位-4.7cm）

7.000m〜 7.070m（実績値 ）

32℃

約 15〜約 32℃（実績値 ）

評価 項目 と なる パラ メー タ に与え る影 響条件 設定 の 考え 方
最確条件

サプレッション・プールでの圧力抑制
効果が厳しくなる低めの水位として，
保安規定の運転上の制限における下限
値を 設定

サプレッション・プールでの圧力抑制
効果が厳しくなる高めの水温として，保安規定の運転上の制限における上限値を 設定

最確条件は解析条件で設定している格納容器初期圧力よりも 小さ く なる 。こ のた め ，格 納容 器 圧力 が低 めに 推 移す
るこ とか ら，評 価項 目と な るパ ラメ ー タに 対す る余 裕 は大きく なる 。

48

第2表

解析条件を最確条件とした場合に運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（3／4）
解析条件の不確かさ

項

目

事故条件

解析条件

最確 条件

起因 事象

給水流量の
全喪失

−

安全 機能 の喪失に対 する 仮定

高圧注水機能喪失
減圧機能喪失−外部 電源

重大事故等対策に関連する機器条件

添付 2.2.2-6

原子 炉ス クラム

ＡＴ ＷＳ 緩 和設備（代 替原 子 炉再循環
ポン プト リ ップ機能）

外部電源あり原子炉水位低(レベル３)信号（遅れ時間 1.05 秒）

原子炉水位異常低下（レベル２）−

原子 炉水 位 低
(レベ ル ３)信号（遅れ時 間 1.05 秒 ）原子炉水 位 異常 低下（レ ベル ２ ）条件 設定 の 考え 方

運転 員等 操 作時 間に 与え る 影響

評価 項目 と なる パラ メー タ に与え る影 響運転時の異常な過渡変化の中で原子炉水位の低下が早く，炉心損傷までの余裕時間が短い 給水 流 量の 全喪 失を 設 定
高圧注水機能として高圧炉心スプレイ系及び原子炉隔離時冷却系，減圧機能喪失として手 動減 圧 の失 敗を 設定−−

事象進展の観点では，起因事象発生から原
子炉スクラムまでの期間の原子炉水位の低下を厳しくする条件として，外部電源ありを設 定

外部 電源 の 有無 によ らず ， 非常 用母 線 は 外部 電源 又は非 常用 デ ィー ゼル 発電 機 等か ら自 動 的 に受 電さ れるこ とで 低 圧炉 心ス プレ イ 系等 の電 源 は 確保 され る
ため ，運 転 員等 操作 時間 に 与え る影 響 は ない

事象進展の観点で，起因事象発生から原子炉スクラムまでの期間の原子炉水位の低下を厳しくする条件として，外部電源がある
場合の原子炉水位低（レベル３）信号による原 子炉 ス クラ ムを 設定

事象進展の観点で，起因事象発生から原子炉スクラムまでの期間の原子炉水位の低下を厳しくする条件として，外部電源がある
場合の原子炉水位異常低下（レベル２）信号に よる 再 循環 ポン プト リ ップ を設 定

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進
展に影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない 。

外部 電源 が ない 場合 は ，外 部 電源 喪失 に 伴 い原 子炉 ス
クラ ム ，再 循環 ポ ンプ トリ ップ 等 が発 生 する ため ，外部電 源が あ る場 合と 比較 し て原 子炉 水 位 の低 下は 緩
和さ れる こ とか ら ，評 価項 目 とな るパ ラ メ ータ に対 する余 裕は 大 きく なる 。
解析 条件 と 最確 条件 は同 様 であ るこ と か ら ，事 象進 展に影 響は な く ，評 価項 目と な るパ ラメ ー タ に与 える 影
響は ない 。

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進
展に影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない 。

解析 条件 と 最確 条件 は同 様 であ るこ と か ら ，事 象進 展に影 響は な く ，評 価項 目と な るパ ラメ ー タ に与 える 影
響は ない 。

49

第2表

解析条件を最確条件とした場合に運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（4／4）
解析条件 の 不確 かさ

項

目

低圧 炉心
スプ レイ系

残留 熱除 去系
（低 圧注 水系）

重大事故等対策に関連する機器条件

添付 2.2.2-7

逃が し安 全弁

解析条件

最確 条件

原子炉水位異常低下（レベル１）信号にて自動起動

原子 炉水 位 異常 低下（ レベ ル １ ）信
号に て自 動 起動

最小流量特性・注水流量：0〜1,561m ３ ／h
・注水圧力：0〜1.99MPa[dif]原子炉水位異常低下（レベル１）信号にて自動起動
3 台注水・注 水流 量 ：0〜 1,561m ３ ／h 以 上・注 水圧 力 ：0〜 1.99MPa[dif]原子 炉水 位 異常 低下（ レベ ル １ ）信
号に て自 動 起動
3 台注 水最小流量特性・注水流量：0〜1,676m ３ ／h
・注 水流 量 ：0〜 1,676m ３ ／h 以 上・注水圧力：0〜1.55MPa[dif]・注 水圧 力 ：0〜 1.55MPa[dif]（原子炉圧力制御時）（原 子炉 圧 力制 御時 ）安全弁機能
安全 弁機 能7.79〜8.31MPa[gage]
7.79〜8.31MPa[gage]385.2〜410.6t／h／個
385.2〜410.6t／ h／ 個
（設 計値 ）
（原子炉自動減圧時）（原 子炉 自 動減 圧時 ）過渡時自動減圧回路により逃
過渡時自動減圧回路により逃がしがし安全弁（過渡時自動減圧機
安全 弁（過 渡時 自動 減 圧機 能 ）2 弁
能）2 弁を自動開放することでを自動開放することで原子炉を減
原子炉を減圧
圧

評価 項目 と なる パラ メー タ に与え る影 響条件 設定 の 考え 方

運転 員等 操 作時 間に 与え る 影響

炉心冷却性の観点で厳し い設 定 とし て ，設計基準事故の解析で用いる最小流量特性を設 定最確条件とした場合には，実際の注水流量が解析よりも大きくなるため，注水開始後の原子炉水位の回復が早くなり，炉心冷却達成後（炉心冠水後）に実施する残留熱除去系によるサプレッション・プール
冷却 操作 の 開始 は早 くな る 。

実際の注水量が解析より多い場合（注水特性の保守性） ，燃 料 被覆 管温 度の 上 昇が 緩和 さ れ るこ とか ら ，
評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

設計 値を 設 定

解析条件は最確条件と同等であることから，事象進
展 に 差 異 は な く ， 運転 員 等 操 作 時 間 に 与 え る 影 響 はない 。

解析 条件 は 最確 条件 と同 等 であ るこ と か ら ，事 象進 展に差 異は な く ，評 価項 目と な るパ ラメ ー タ に与 える 影
響は ない 。

逃がし安全弁の設計値に基づく原子炉圧
力と蒸気流量の関係から 設定

解 析 条 件 は 最 確 条 件と 同 等 で あ る こ と か ら ， 事 象 進
展 に 差 異 は な く ， 運転 員 等 操 作 時 間 に 与 え る 影 響 はない 。

解析 条件 は 最確 条件 と同 等 であ るこ と か ら ，事 象進 展に差 異は な く ，評 価項 目と な るパ ラメ ー タ に与 える 影
響は ない 。

設計 値を 設 定

解析条件と最確条件は同等であることから，事象進
展に影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない 。

解析 条件 と 最確 条件 は同 等 であ るこ と か ら ，事 象進 展に影 響は な く ，評 価項 目と な るパ ラメ ー タ に与 える 影
響は ない 。

ベン ト管
真空 破壊 装置
作動 差圧

作動差圧：3.45kPa（ドライウェル−サプレッション・チェンバ間差圧）

作動 差圧 ：3.45kPa（ドライウェル−サプレッション・ チェ ン バ間 差圧 ）（設 計値 ）

熱交換器 1 基あたり
約 43MW（サプレッション・プール水温度 100℃，海水温度 32℃において）

熱交 換器 1 基あ たり
約 43MW（サプレッション・プール水温度
100℃ ， 海水 温度 32℃ にお い て）
（設 計値 ）

設計 値を 設 定

残留 熱除 去系
（サ プレ ッ ション・プ
ール 冷却 モ ード）

解析条件は最確条件と同等であることから，事象進
展 に 差 異 は な く ， 運転 員 等 操 作 時 間 に 与 え る 影 響 はない 。

解析 条件 は 最確 条件 と同 等 であ るこ と か ら ，事 象進 展に差 異は な く ，評 価項 目と な るパ ラメ ー タ に与 える 影
響は ない 。

燃料 の容量

約 1,010kL

約 1,010kL 以上（軽 油貯 蔵 タン ク＋ 可搬 型 設備 用
軽油 タン ク ）軽油貯蔵タンクの管理下 限値 を 設定

管理 値下 限 の容 量と して 事 象発 生か ら 7 日間 後ま でに 必 要 な 容 量 を 備 えて お り ， 燃 料 は 枯 渇 し な い こ とから 運転 員 等操 作時 間に 与 える 影響 は な い。

−

50

第3表
項

目

操作条件

残留熱除去
系によるサ
プレッショ
ン・プ ール 冷
却操 作

操作条件が要員の配置による他の操作，評価項目となるパラメータ及び操作時間余裕に与える影響

解析上の操作開始条件

原子炉水位が原子炉水位高（レベル８）
設定点到達から 5 分後添付 2.2.2-8

条件設定の
考え方

操作 の不 確 かさ 要因

運転 員等 操 作時 間に与え る影 響

評価 項目 と なる
パラ メー タ に与え る影 響操作 時間 余 裕

訓練 実績 等運転手順に基づき，原子炉水位の制御範囲（原子炉
水位低（レベル
３）設定点から原
子炉水位高（レベル８）設定点）を踏まえ，原子炉注
水による炉心冷却達成後の操作として，運転モー
ドの切替えに要する時間を考慮して設定【認 知】
事故 時に は 重要 監視 パラ メ ータ であ る 原 子炉 水位 を 継続 監視 して い るた め，認知に 大幅 な 遅れ が生 じる こ とは 考え に く い 。さ らに ，運転 員 の認 知を 助 ける た
めに 原子 炉 水位 の上 昇に 伴 い複 数の 警 報 が消 灯又 は 点灯 する こと か ら，認知 遅
れが 操作 開 始時 間に 影響 を 及ぼ す可 能 性 は非 常に 小 さい 。
【要 員配 置 】
中央制御室での操作のみであり，運転員は中央制御室に常駐していることから， 要員 配 置が 操作 開始 時 間に 与え る 影 響は ない 。
【移 動】
中央 制御 室 内で の操 作の み であ り， 移 動 が操 作開 始 時間 に与 える 影 響は ない 。
【操 作所 要 時間 】
残留 熱除 去 系の 低圧 注水 モ ード から サ プ レッ ショ ン・プー ル 冷却 モー ド への 切
換え 操作 と して 余裕 時間 を 含めて 4 分 を 設定 して い る。中 央 制御 室の 制 御盤 の操作 スイ ッ チに よる 簡易 な 操作 であ り，操作 所要 時 間が 長く なる 可 能性 は十 分に低 く， 操 作所 要時 間が 操 作開 始時 間 に 影響 を及 ぼ す可 能性 は非 常 に小 さい 。
【他 の並 列 操作 有無 】
原子 炉水 位 の調 整操 作を 並 列し て実 施 す る場 合が あ るが，異 なる 運転 員 が実 施する こと か ら， 他の 並列 操 作が 操作 開 始 時間 に与 え る影 響は ない 。
【操 作の 確 実さ 】
中央 制御 室 の制 御盤 の操 作 スイ ッチ に よ る簡 易な 操 作の ため ，誤 操作 は 起こ りにく いこ と から，誤 操作 等が 操 作開 始時 間に 影響 を 及ぼ す可 能性 は 非常 に小 さい。

左記のとおり操作不確かさ要因により操
作開始時間に与える影響は小さいことから，実態 の操 作 開始 時
間は解析上の設定とほぼ 同等 で ある 。
本操 作は ，解 析 コー ド
及び 解析 条 件（ 操作 条件を 除く 。）の 不確 かさにより操作開始時
間が早くなる可能性があ るが ，中 央 制御 室
で行 う操 作 であ り，本操作行う運転員には他の並列操作もない
こと から ，こ の 他の 操作に与える影響もない。

実態の操作開始時間
は解析上の設定とほぼ同等であることから，評価 項 目に 与え る
影響 はな い 。
解析コード及び解析
条件（操作条件を除く。）の 不 確か さに より，操作 開 始時 間が 早くなる場合には格納容器除熱の開始が早くなることで格納容器圧力及び雰囲気温度の 上昇 は 緩和 され ，
評価項目となるパラ
メータに対する余裕は大 きく な る。

残留熱除去系による
サプ レッ シ ョン・プ ー
ル冷却操作開始までの時間は事象発生から 約 41 分 後で あり ，
運転操作が遅れる場
合に おい て も，格納 容器圧力が代替格納容器スプレイの実施基
準 で あ る 279kPa［gage］に 到達 する ま
での 時間 は ，事 象進 展
が 同 様 と な る 「 2.1
高圧・低 圧 注水 機能 喪失」に示 す とお り事 象
発生 から 約 14 時間 後
であ り，十 分な 時間 余裕が ある 。

中央制御室における操作のため，シミュレータ（模擬操作含む。）にて訓練実績を取得。
残留熱除去系の低圧注水モードから
サプレッション・
プール冷却モードへの切換え操作は
所要 時間 を 4 分 想定しているところ，訓練実績ではを約 4 分。 想定 の範囲内で意図している運転操作が実施可能であることを確 認し た 。

51

添付資料 2.2.3
高圧注水・減圧機能喪失時における低圧非常用炉心冷却系の作動台数の考え方

1.

はじめに
高圧注水・減圧機能喪失は，運転時の異常な過渡変化又は設計基

準 事 故 （ 原 子 炉 冷 却 材 喪 失 事 故 を 除 く 。） 発 生 後 ， 高 圧 注 水 機 能 が 喪
失 し ，か つ ，原 子 炉 減 圧 機 能 が 機 能 喪 失 す る 事 故 シ ー ケ ン ス で あ る 。
本事故シーケンスにおいては，低圧非常用炉心冷却系（以下「低圧Ｅ Ｃ Ｃ Ｓ 」 と い う 。） は 健 全 で あ り ， 自 動 起 動 す る こ と を 想 定 し て いることから，実機挙動を考慮し，低圧炉心スプレイ系及び残留熱除去 系（ 低 圧 注 水 系 ）3 系 列 に よ る 原 子 炉 注 水 に 期 待 し た 評 価 を 実 施 している。
な お ，残 留 熱 除 去 系（ 低 圧 注 水 系 ）1 系 列 に よ る 原 子 炉 注 水 を 想 定
した場合でも，過渡時自動減圧回路を用いた逃がし安全弁（過渡時
自 動 減 圧 機 能 ）2 弁 に よ る 原 子 炉 減 圧 に よ り 評 価 項 目 を 満 足 す る こ とを以下のとおり確認している。

2.

残留熱除去系（低圧注水系）1 系列に期待した場合の解析結果
残 留 熱 除 去 系（ 低 圧 注 水 系 ）1 系 列 に よ り 原 子 炉 注 水 を 実 施 し た 場

合の解析結果を，第１表及び第 1 図から第 4 図に示す。
残留熱除去系（低圧注水系）は，低圧炉心スプレイ系と比較して吐出圧力が低く，原子炉減圧後の注水開始タイミングが遅くなること に よ り ，燃 料 被 覆 管 の 最 高 温 度 は 約 821℃ と な る が ，こ の 場 合 で も判断基準を満足することを確認した。

添付 2.2.3-1

52

第 1表

解析結果

感度解析ケース

ベースケース

低圧ＥＣＣＳ作動数

残 留 熱 除 去 系（ 低 圧 注 水 系 ）× 1

残 留 熱 除 去 系 （ 低 圧 注 水 系 ） ×3
低 圧 炉 心 ス プ レ イ 系 ×1

約 821℃（燃料被覆管の破裂なし）

約 711℃（燃料被覆管の破裂なし）

解析結果

解析ケース

燃料被覆管温度10
逃がし安全弁（安全弁機能）開閉による圧力制御（ 最 大 値 ： 約 7.79MPa[gage]）
過渡時自動減圧回路作動による自動減圧

8

原子炉圧力

6
主蒸気隔離弁閉鎖
による圧力上昇(MPa[abs]) 4
MPa[abs]）

2

0
0

10

20

30

40

50

60

事故後の時間（min）
SA3NT2LOF99AG76R001

第 1図

原子炉圧力の推移（感度解析ケース）

添付 2.2.3-253自動減圧に伴う減圧沸騰
による水位上昇20

原子炉減圧による蒸気

原 子 炉 水 位（ シ ュ ラ ウ ド 内 外 水 位 ）逃がし安全弁からの蒸気の流出による水位の低下

流出により水位低下

炉心上部プレナム

15

レベル 8
レベル 3
レベル 2

低圧注水系の注水による水位上昇10

レベル 1
燃料有効長頂部

シュラウド外高出力燃料集合体

燃料有効長底部

5
炉心下部プレナム（ｍ）(m)

注水された冷却材により炉心下部プレナムのボイド率が低下し，二相水位による満水が維持できなくなるた
め，水位が形成される

0
0

10

20

30

40

50

60

事故後の時間（min）
SA3NT2LOF99AG76R001

第 2図

原 子 炉 水 位（ シ ュ ラ ウ ド 内 外 水 位 ）の 推 移（ 感 度 解 析 ケ ー ス ）

1200

1000

燃料被覆管温度）(℃ )燃 料 被 覆 管 最 高 温 度 発 生 （ 約 821℃ ， 約 43 分 ）（ 発 熱 部 10 分 割 中 ， 下 か ら 7 番 目 の 位 置 ）原子炉スクラム後の出力低下及び減圧に伴う冷却材飽
和温度低下により燃料被覆管温度が低下

800

炉心露出による
燃料被覆管温度上昇

600

炉心再冠水により飽和温度付近まで低下原子炉減圧による飽和温度の低下

400

200

0
0

10

20

30

40

50

60

事故後の時間（min）
SA3NT2LOF99AG76R001

第 3図

燃料被覆管温度の推移（感度解析ケース）

添付 2.2.3-3

5410000
GEMP731
ORNL3626
ORNL3626(照射)燃料被覆管の最高温度及び円周方向応力の最大値

GEMP683
GEVNC(0.56℃/s)(8×8)(Vallecitosのデータ)
GEVNC(2.8 ℃/s)(8×8)(Vallecitosのデータ)

円 周 方 向 の 応 力

GEVNC(5.6 ℃/s)(8×8)(Vallecitosのデータ)
GEVNC(0.56℃/s)(7×7)(Vallecitosのデータ)

1000

GEVNC(2.8 ℃/s)(7×7)(Vallecitosのデータ)
GEVNC(5.6 ℃/s)(7×7)(Vallecitosのデータ)

円

NUREG-0630,DATA F(ORNL)周NUREG-0630,DATA H(KfK FABIOLA)NUREG-0630,DATA I(ORNL)

方NUREG-0630,DATA J(KfK)
KfK(0.8〜1.6K/s)(REBEKA Single Rod)向JNES(内圧破裂試験)

100のNFI他(内圧破裂試験)

応
ベストフィット曲線

力
平均値−２σ曲線
２( N ／ m m2 )(N/mm )
10

1
0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

1100

1200

1300

1400

1500

1600

燃 料 被 覆 管 温 度 (℃)

第 4図

燃料棒破裂発生時点の燃料被覆管温度と燃料被覆管の円周方向の応力の関係

添付 2.2.3-455添付資料 2.2.4
7 日間における燃料の対応について（高圧注水・減圧機能喪失）

事象:保守的に全ての設備が，事象発生直後から燃料を消費するものとして評価する。
時系列
非常用ディーゼル発電機 2 台起動 ※１（燃料消費率は保守的に定格出力運転時を想定）
1,440.4L/h(燃料消費率)×168h（運転時間）×2 台（運転台数）＝約 484.0kL
高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機 1 台起動 ※２（燃料消費率は保守的に定格出力運転時を想定）
775.6L/h(燃料消費率)×168h（運転時間）×1 台（運転台数）＝約 130.3kL

※１
※２

合計

判定

7 日間の軽油
消費量
約 614.3kL

軽油貯蔵タン
クの容量は約800kL であり，７日間対応可能

事故収束に必要なディーゼル発電機は非常用ディーゼル発電機 1 台であるが，保守的にディーゼル発電機 2 台の起動を仮定した。
事故収束に必要ではないが，保守的に起動を仮定した。

添付 2.2.4-1

56

2.7

格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）

2.7.1

事故シーケンスグループの特徴，炉心損傷防止対策(1)

事故シーケンスグループ内の事故シーケンス
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）」に含まれる事故シーケンスとしては，「1.2

評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，「インターフェイスシステムＬＯＣＡ（以下「ＩＳＬＯＣＡ」という。）」のみである。
コメント No.148-12 に対する回答(2)

事故シーケンスグループの特徴及び炉心損傷防止対策の基本的考え方
事故シーケンスグループ「格納容器バイパス（ＩＳＬＯＣＡ）」は，原子炉冷却材圧力バウンダリと接続された系統において，高圧設計部分と低圧設計部分を分離するための隔離弁の誤開等により，低圧設計部分が過圧されて破損し，原子炉冷却材が格納容器外へ漏えいすることを想定する。このため，破断箇所からの原子炉冷却材の流出により，原子炉圧力容器内の保有水量が減少し原子炉水位が低下することから，緩和措置が取られない
場合には，炉心が露出することで炉心損傷に至る。
本事故シーケンスグループは，ＩＳＬＯＣＡが発生することによって炉心損傷に至る事故シーケンスグループである。このため，重大事故等対処
設備の有効性評価としては，ＩＳＬＯＣＡに対する重大事故等対処設備に期待することが考えられる。
以上により，本事故シーケンスグループでは，健全な原子炉注水機能を用いて原子炉へ注水することによって炉心損傷の防止を図るとともに，原子炉を減圧することにより原子炉冷却材の流出の抑制を図り，漏えい箇所を隔離することによって格納容器外への原子炉冷却材の流出の停止を図る。
また，最終的な熱の逃がし場へ熱を輸送することによって除熱を行い，格
2.7-1

57

納容器破損の防止を図る。

(3)

炉心損傷防止対策
事故シーケンスグループ「格納容器バイパス（インターフェイスシステ
ムＬＯＣＡ）」において，炉心が著しい損傷に至ることなく，かつ，十分な冷却を可能とするため，初期の対策として原子炉隔離時冷却系，低圧炉心スプレイ系及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水手段，逃がし安全弁（自動減圧機能）を用いた原子炉減圧による漏えい抑制手段並びに隔離弁閉止による漏えい箇所の隔離手段を整備する。また，格納容器の健全性を維持するため，安定状態に向けた対策として，残留熱除去系による格納容器除熱手段を整備する。対策の概略系統図を第 2.7-1 図に，対応手順の概要を第 2.7-2 図に，対策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策における手順と設備の関係を第 2.7-1 表に示す。
本事故シーケンスグループにおける重要事故シーケンスにおいて，重大事故等対策に必要な要員は，中央制御室の運転員及び災害対策要員で構成され，合計 10 名である。その内訳は次のとおりである。中央制御室の運転
員は，発電長 1 名，副発電長 1 名，運転操作対応を行う運転員 5 名である。
発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等を行う災害対策要員は2 名，重大事故等対応要員（現場）は 1 名である。この必要な要員と作業
項目について第 2.7-3 図に示す。
ａ．ＩＳＬＯＣＡの発生
原子炉冷却材圧力バウンダリと接続された系統で，高圧設計部分と低圧設計部分とを分離するための隔離弁の誤開等により，低圧設計部分が過圧されて破損することで，ＩＳＬＯＣＡが発生する。

2.7-2

58

ｂ．原子炉スクラムの確認
事象発生後に給水流量の全喪失が発生し，原子炉がスクラムしたことを確認する。
原子炉スクラムの確認に必要な計装設備は，平均出力領域計装等である。
ｃ．原子炉隔離時冷却系の自動起動の確認
原子炉水位が原子炉水位低（レベル２）設定点に到達し，原子炉隔離時冷却系が自動起動することにより，原子炉への注水が開始されたことを確認する。
原子炉隔離時冷却系の自動起動の確認に必要な計装設備は，原子炉水位計（広帯域，燃料域）原子炉隔離時冷却系系統流量計等である。
ｄ．ＩＳＬＯＣＡ発生の確認
隔離弁（残留熱除去系の注入弁）の開操作に伴いポンプ吐出圧力が変動したこと，主蒸気隔離弁が閉止し原子炉隔離時冷却系が自動起動したにも関わらず原子炉水位の低下が継続していること等によりＩＳＬＯＣＡが発生したことを確認する。
ＩＳＬＯＣＡ発生の確認に必要な計装設備は，原子炉水位計（広帯域，
燃料域），残留熱除去系ポンプ吐出圧力計等である。
監視可能であれば，原子炉建屋内空間線量率，区画浸水警報，火災警報等による情報も総合的に確認する。
ｅ．中央制御室における残留熱除去系の注入弁の閉止操作
中央制御室からの遠隔操作により残留熱除去系の注入弁の閉止操作を実施するが，これに失敗する。
中央制御室における残留熱除去系の注入弁の閉止操作に必要な計装設
備は，原子炉水位計（広帯域，燃料域）等である。
2.7-3

59

ｆ．低圧炉心スプレイ系の起動操作
中央制御室における残留熱除去系の注入弁の閉止失敗後，中央制御室からの遠隔操作により低圧炉心スプレイ系を起動する。
低圧炉心スプレイ系の起動操作に必要な計装設備は，低圧炉心スプレ
イ系ポンプ吐出圧力計である。
外部電源が喪失している場合は，ディーゼル発電機が自動起動し，非常用母線に電源を供給する。
ｇ．逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉減圧操作
低圧炉心スプレイ系の起動後，破断箇所からの漏えい抑制のため，中央制御室からの遠隔操作により逃がし安全弁（自動減圧機能）7 弁を手動開放し，原子炉減圧を実施する。
逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉減圧操作に必要な計装設
備は，原子炉圧力計等である。
ｈ．低圧代替注水系（常設）の起動準備操作
ＩＳＬＯＣＡ発生の確認後，外部水源にて注水可能な系統として中央制御室からの遠隔操作により低圧代替注水系（常設）を起動する。
低圧代替注水系（常設）の起動準備操作に必要な計装設備は，常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力計である。
外部電源が喪失している場合は，中央制御室からの遠隔操作により常設代替高圧電源装置から緊急用母線を受電する。
ｉ．原子炉水位の調整操作
原子炉水位が原子炉水位低（レベル３）設定点以上に回復した後は，破断口からの漏えい抑制のため，原子炉水位異常低下（レベル２）設定点以上で，低圧代替注水系（常設）により原子炉水位を可能な限り低めに維持する。
2.7-460

原子炉水位の調整操作に必要な計装設備は，原子炉水位計（広帯域）等である。
ｊ．中央制御室における残留熱除去系の弁の閉止操作
原子炉圧力が 3MPa［gage］に到達後，中央制御室からの遠隔操作により残留熱除去系の注入弁以外の電動弁の閉止操作を実施する。
中央制御室における残留熱除去系の注入弁の閉止操作に必要な計装設
備は，原子炉水位計（広帯域，燃料域），原子炉圧力計等である。
ｋ．残留熱除去系によるサプレッション・プール冷却操作
サプレッション・プール水温度が 32℃に到達したことを確認し，中央制御室からの遠隔操作により残留熱除去系によるサプレッション・プー
ル冷却操作を実施する。
残留熱除去系によるサプレッション・プール冷却操作に必要な計装設
備は，サプレッション・プール水温度計等である。
ｌ．現場における残留熱除去系の注入弁の閉止操作
現場操作により残留熱除去系の注入弁を閉止し，残留熱除去系を隔離する。
現場における残留熱除去系の注入弁の閉止操作に必要な計装設備は，原子炉水位計（広帯域，燃料域）等である。
ｍ．原子炉水位の調整操作
残留熱除去系の隔離成功後は，低圧炉心スプレイ系により原子炉水位
を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定
点の間で維持する。
原子炉水位の調整操作に必要な計装設備は，原子炉水位計（広帯域，燃料域）等である。
以降，炉心冷却は低圧炉心スプレイ系を用いた原子炉注水により，格
2.7-5

61

納容器除熱は残留熱除去系により継続的に行う。
ｎ．使用済燃料プールの冷却操作対応可能な要員にて使用済燃料プールの冷却操作を実施する。
ｏ．可搬型代替注水大型ポンプによる水源補給操作
可搬型代替注水大型ポンプにより淡水貯水池から代替淡水貯槽へ水源補給操作を実施する。
ｐ．タンクローリによる燃料補給操作
タンクローリにより可搬型設備用軽油タンクから可搬型代替注水大型ポンプに燃料補給を実施する。

2.7.2

炉心損傷防止対策の有効性評価(1)

有効性評価の方法
本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケンス
は，「1.2

評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，原子炉冷却材圧力バウンダリと接続された系統で，高圧設計部分と低圧設計部分とを分離するための隔離弁の誤開等により，低圧設計部分が過圧されて破損する「ＩＳＬＯＣＡ」である。また，原子炉水位の低下を厳しくする観点で，評価上は給水流量の全喪失を想定する。
本重要事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒表面熱伝達，沸騰遷移，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化，気液分離（水位変化）・対向流，三次元効果及び気液熱非平衡並びに原子炉圧力容器における冷却材放出（臨界流・差圧流），沸騰・凝縮・ボイド率変化，
気液分離（水位変化）
・対向流及びＥＣＣＳ注水（給水系及び代替注水設備含む）が重要現象となる。よって，これらの現象を適切に評価することが可能である長期間熱水力過渡変化解析コードＳＡＦＥＲにより原子炉圧力，
2.7-6

62

原子炉水位，燃料被覆管温度等の過渡応答を求める。なお，本有効性評価
では，ＳＡＦＥＲコードによる燃料被覆管温度の評価結果は，ベストフィット曲線の破裂判断基準に対して十分な余裕があることから，燃料棒やチャンネルボックスの幾何学的配置を考慮した詳細な輻射熱伝達計算を行う
ことで燃料被覆管温度の評価結果がＳＡＦＥＲコードより低くなるＣＨＡ
ＳＴＥコードは使用しない。
また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，本
重要事故シーケンスにおける運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。

(2)

有効性評価の条件
本重要事故シーケンスにおける主要な解析条件を第 2.7-2 表に示す。また，主要な解析条件について，本重要事故シーケンス特有の解析条件を以下に示す。
ａ．事故条件(a)

起因事象
起因事象として，残留熱除去系Ｂ系の注入弁の誤開放による残留熱除去系の圧力上昇により，残留熱除去系Ｂ系の熱交換器フランジ部から破断面積約 21cm２ 相当の漏えいが発生するものとする。
破断面積は，ＩＳＬＯＣＡ発生時の系統加圧状態を保守的に考慮した構造健全性評価 ※ の結果，系統に破損が発生しないことを確認したことから，加圧範囲のうち最も大きなシール構造であり，破損により原子炉冷却材が流出した際の影響が最も大きい残留熱除去系の熱交換器フランジ部に対して，保守的にガスケットに期待しない場合にフランジ部に生じる間隙の面積を設定した。
2.7-7

63

※；保守的に圧力 8.2MPa[gage]及び温度 288℃が継続して負荷される条件にて構造健全性評価を実施（添付資料 2.7.1）(b)

安全機能の喪失に対する仮定
ＩＳＬＯＣＡの発生を想定する残留熱除去系Ｂ系が機能喪失するものとする。
また，原子炉冷却材の漏えいにより残留熱除去系Ｂ系が設置されている原子炉建屋西側は高温多湿となるため，保守的に同じ原子炉建屋西側に設置されている高圧炉心スプレイ系及び残留熱除去系Ｃ系も機能喪失するものとする。

(c)

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

ｂ．重大事故等対策に関連する機器条件(a)

原子炉スクラム
原子炉スクラムは，原子炉水位低（レベル３）信号によるものとする。

(b)

ＡＴＷＳ緩和設備（代替再循環ポンプトリップ機能）
ＡＴＷＳ緩和設備（代替原子炉再循環ポンプトリップ機能）は，原
子炉水位異常低下（レベル２）信号により再循環ポンプを全台トリッ
プさせるものとする。
2.7-8

64

(c)

逃がし安全弁
逃がし安全弁（安全弁機能）にて原子炉冷却材圧力バウンダリの過度の圧力上昇を抑制するものとする。また，原子炉減圧には，逃がし
安全弁（自動減圧機能）7 弁を使用するものとし，容量として，1 弁当
たり定格主蒸気流量の約 6％を処理するものとする。

(d)

原子炉隔離時冷却系
原子炉水位異常低下（レベル２）信号により自動起動し，136.7m ３／h（原子炉圧力 1.04〜7.86MPa[dif] ※ において）の流量で原子炉へ注水する。原子炉水位が原子炉水位高（レベル８）設定点まで回復した以降は，原子炉水位を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の範囲に維持する。また，原子炉減圧と同時に注水を停止するものとする。
※：MPa[dif]…原子炉圧力容器と水源との差圧。（以下同様）(e)

低圧炉心スプレイ系
逃がし安全弁（自動減圧機能付き）による原子炉減圧後に，最小流量特性（0〜1,561m ３ ／h，注水圧力 0〜1.99MPa[dif] ※ において）で原子炉へ注水するものとする。また，ＩＳＬＯＣＡ発生時は隔離成功までの期間において外部水源による注水を優先するため，原子炉減圧後に低圧代替注水系（常設）による原子炉注水が開始し，原子炉水位が
原子炉水位低（レベル３）設定点まで回復した 1 分後に注水を停止す
るものとし，残留熱除去系の隔離成功後は，原子炉水位を原子炉水位
低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の範囲に維持するものとする。

(f)

低圧代替注水系（常設）
常設低圧代替注水ポンプを 2 台使用するものとし，原子炉注水のみ
2.7-9

65

を実施する場合は，炉心冷却を厳しく評価する観点で機器設計上の最小要求値である最小流量特性（注水流量：0〜378m３ ／h，注水圧力：0〜2.38MPa[dif]）で原子炉へ注水するものとする。また，運転手順に従い，ＩＳＬＯＣＡ発生時は隔離成功までの期間において，漏えい抑制のために原子炉水位を原子炉水位異常低下（レベル２）から原子炉
水位低（レベル３）の範囲に維持することから，評価上は，漏えい量を厳しくする観点で原子炉水位を原子炉水位低（レベル３）設定点以上に維持するものとする。また，隔離成功後は低圧炉心スプレイ系による内部水源の原子炉注水に切り替えることから，残留熱除去系の隔離に成功した 1 分後に注水を停止するものとする。

ｃ．重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件として，「1.3.5

運転員等の操作時間に対する仮定」に示す分類に従って，以下のとおり設定する。
(a)

逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉減圧操作は，状況判断，
中央制御室における残留熱除去系の注入弁の閉止操作，低圧炉心ス
プレイ系の起動操作及び逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉減圧操作に要する時間を考慮して，事象発生 15 分後に実施するものとする。なお，外部電源がない場合でも，非常用ディーゼル発電機等が自動起動し非常用母線に電源を供給することから運転員等操作に与える影響はない。

(b)

低圧代替注水系（常設）の起動準備操作は，外部電源がない場合も考慮し，状況判断，常設代替高圧電源装置による緊急用母線受及び
低圧代替注水系（常設）の起動準備に要する時間を考慮して，事象発生 17 分後に完了するものとする。
2.7-1066

(c)

現場における残留熱除去系の注入弁の閉止操作は，ＩＳＬＯＣＡ発生時の現場環境並びに現場移動及び操作に要する時間を考慮して，事象発生 5 時間後に完了するものとする。

(3)

有効性評価の結果
本重要事故シーケンスにおける原子炉圧力，原子炉水位（シュラウド内外水位） ※ ，注水流量，逃がし安全弁からの蒸気流量及び原子炉圧力容器内の保有水量の推移を第 2.7-4 図から第 2.7-8 図に，燃料被覆管温度，燃料被覆管最高温度発生位置における熱伝達係数，燃料被覆管最高温度発生
位置におけるボイド率，高出力燃料集合体のボイド率，炉心下部プレナム
部のボイド率，破断流量の推移並びに燃料被覆管破裂が発生した時点の燃料被覆管温度と燃料被覆管の円周方向の応力の関係を第 2.7-9 図から第2.7-15 図に示す。
※：炉心冷却の観点ではシュラウド内水位に着目し，運転員操作の観点ではシュ
ラウド外水位に着目するためシュラウド内外水位を合わせて示している。な
お，炉心の再冠水過程においては，シュラウド内は炉心部で発生するボイドを含む二相水位であることから，シュラウド内水位の方が高めの水位となることもある。

ａ．事象進展事象発生と同時に給水流量が全喪失することで原子炉水位は低下し，原子炉水位低（レベル３）信号により原子炉がスクラムする。その後原子炉水位が原子炉水位異常低下（レベル２）設定点まで低下すると，主蒸気隔離弁の閉止及び再循環ポンプトリップが発生するとともに，原子炉隔離時冷却系が自動起動することで，原子炉注水が開始され，原子炉水位は回復する。この後，中央制御室からの遠隔操作により残留熱除去
2.7-1167

系の注入弁の閉止を試みるが，これに失敗するため，低圧炉心スプレイ
系を起動し，逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉減圧操作を実施し，原子炉冷却材の漏えいを抑制する。また，低圧代替注水系（常設）を起動し，漏えいの隔離に成功するまでの期間は，外部水源による原子炉注水を実施する。
事象発生の 5 時間後に，現場操作により残留熱除去系の破断箇所を隔離した後は，低圧炉心スプレイ系により原子炉水位は適切に維持される。
高出力燃料集合体のボイド率については，原子炉減圧や原子炉注水により増減するが，炉心の冠水状態は維持されるため燃料被覆管温度が上昇することはない。

ｂ．評価項目等
燃料被覆管温度は，第 2.7-9 図に示すとおり，炉心の冠水が維持され，初期値（約 309℃）以下にとどまることから，評価項目である 1,200℃をコメント No.181-18 に対する回答下回る。燃料被覆管最高温度は，高出力燃料集合体で発生している。また，燃料被覆管の酸化量は，酸化反応が著しくなる前の燃料被覆管厚さの 1％以下であり，評価項目である 15％を下回る。
原子炉圧力は，第 2.7-4 図に示すとおり，逃がし安全弁（安全弁機能）の作動により約 7.79MPa［gage］以下に維持される。このため，原子炉
冷却材圧力バウンダリにかかる圧力は，原子炉圧力と原子炉圧力容器底部圧力との差（0.3MPa 程度）を考慮しても，約 8.09MPa[gage]以下であり，評価項目である最高使用圧力の 1.2 倍（10.34MPa[gage]）を下回る。
格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，原子炉減圧や破断箇所
から原子炉建屋へ流出するものを除く蒸気がサプレッション・プールへ流入することで上昇する。一方，設計基準事故「原子炉格納容器内圧力，2.7-1268

雰囲気等の異常な変化」の「原子炉冷却材喪失」においては，事象開始から原子炉圧力容器内で発生した蒸気はすべて格納容器内に流入し続けることを想定し解析しており，この場合でも格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度の最大値は，それぞれ約 0.25MPa[gage]及び約 136℃にとどまる。このため，本事象においても格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，評価項目である最高使用圧力の 2 倍（0.62MPa[gage]）及び200℃を下回る。
第 2.7-5 図に示すように，中央制御室における残留熱除去系の注入弁の閉止操作には失敗するが，逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉減圧操作を実施することで破断箇所からの原子炉冷却材の漏えいが抑制され，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を継続することで，炉心の冠水が維持される。その後，現場における残留熱除去系の注入弁の閉止操作を実施し，低圧炉心スプレイ系による原子炉注水を継続する
ことで，炉心の冠水状態が維持され，高温停止状態での炉心の冷却が確保されている。残留熱除去系によるサプレッション・プール冷却操作を実施することで，安定状態が確立し，またその状態を長期的に維持することが可能である。
（添付資料 2.7.2）
安定状態が確立した以降は，機能喪失している設備の復旧に努めるとともに，残留熱除去系を原子炉停止時冷却モード運転とし，冷温停止状態とする。
以上により，本評価では，「1.2.1.2

有効性を確認するための評価項

目」に示す（1）から（4）の評価項目について，対策の有効性を確認した。

2.7-1369

2.7.3

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲としては，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。
本重要事故シーケンスは，給水流量の全喪失及びＩＳＬＯＣＡの発生に伴い原子炉水位が低下するため，原子炉を減圧することで原子炉冷却材の漏えい量を抑制すること及び漏えい箇所の隔離操作を実施することが特徴である。
よって，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，事象進展に有意な影響を与えると考えられる操作及び事象発生から 12 時間程度までの短時間に期待する操作として，逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉減圧操作（低圧炉心スプレイ系による原子炉注水操作），低圧代替注水系（常設）の起動準
備操作及び現場における残留熱除去系の注入弁の閉止操作とする。

(1)

解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
本重要事故シーケンスにおいて不確かさの影響評価を実施する重要現象

は，「1.7

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すとおりであり，影響評価の結果を以下に示す。
ａ．運転員等操作時間に与える影響
炉心における燃料棒表面熱伝達，沸騰遷移及び気液熱非平衡の不確かさとして，解析コードは実験結果の燃料被覆管温度に比べて＋50℃高めに評価することから，解析結果は燃料棒表面の熱伝達係数を小さく評価する可能性がある。よって，実際の燃料棒表面での熱伝達は大きくなり，
燃料被覆管温度は低くなるが，事象初期の原子炉注水は原子炉隔離時冷却系の自動起動により確保され，燃料被覆管温度を操作開始の起点とする運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
2.7-1470

炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは酸化量
及び発熱量の評価について保守的な結果を与えるため，解析結果は燃料被覆管酸化を大きく評価する可能性があるが，事象初期の原子炉注水は原子炉隔離時冷却系の自動起動により確保され，燃料被覆管温度を操作
開始の起点とする運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
（添付資料 2.7.3）

ｂ．評価項目となるパラメータに与える影響
炉心における燃料棒表面熱伝達，沸騰遷移及び気液熱非平衡の不確かさとして，解析コードは実験解析において熱伝達モデルの保守性により
燃料被覆管温度を高めに評価し，有効性評価解析においても燃料被覆管
温度を高めに評価することから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは酸化量
及び発熱量の評価について保守的な結果を与えるため，燃料被覆管温度を高く評価することから，実際の燃料被覆管温度は低めとなり，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
（添付資料 2.7.3）(2)

解析条件の不確かさの影響評価
ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，第2.7-2 表に示すとおりであり，これらの条件設定を設計値等の最確条件とした場合の影響を評価する。解析条件の設定にあたっては，設計値を2.7-1571

用いるか又は評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなるよう
保守的な設定をしていることから，この中で事象進展に有意な影響を与える可能性がある項目について，評価結果を以下に示す。
(a)

運転員等操作時間に与える影響
初期条件の燃料棒最大線出力密度は，解析条件で設定した 44.0kW／
m に対して最確条件は約 33〜41kW／m であり，最確条件とした場合は燃料被覆管温度の上昇が緩和されるが，事象初期の原子炉注水は原子炉隔離時冷却系の自動起動により確保され，燃料被覆管温度を操作開始の起点とする運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件で設定した燃焼度
33GWd／t に対して最確条件は 33GWd／t 以下であり，最確条件とした場合は崩壊熱が小さくなる傾向となるため，原子炉からサプレッション・プールに流出する蒸気量が減少することで，原子炉水位の低下は遅くなるが，事象初期の原子炉注水は原子炉隔離時冷却系の自動起動により確保されることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
また，格納容器圧力及びサプレッション・プール水温度の上昇が遅くなり，これらのパラメータを起点とする運転員等操作の開始時間は遅くなる。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位及び炉心流量は，ゆらぎにより
解析条件に対して変動を与えうるが，事象進展に与える影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
事故条件の外部電源の有無については，外部電源がない場合でも，非常用母線は非常用ディーゼル発電機等から自動的に受電されること
で低圧炉心スプレイ系の電源は確保され，また，低圧代替注水系（常2.7-1672設）の起動準備操作時間は，外部電源がない場合も考慮して設定していることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
機器条件の低圧炉心スプレイ系及び低圧代替注水系（常設）は，最確条件とした場合は注水開始後の原子炉水位の回復が早くなり，原子炉水位の維持操作の開始が早くなるが，原子炉減圧から水位回復までの原子炉水位を継続監視している期間の流量調整操作であるため，運転員等操作時間に与える影響はない。
（添付資料 2.7.3）(b)

評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の燃料棒最大線出力密度は，解析条件で設定した 44.0kW／
m に対して最確条件は約 33〜41kW／m であり，最確条件とした場合は燃料被覆管温度の上昇が緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件で設定した燃焼度
33GWd／t に対して最確条件は 33GWd／t 以下であり，最確条件とした場合は崩壊熱が小さくなる傾向となるため，原子炉からサプレッション・プールに流出する蒸気量が減少することで，原子炉水位の低下は緩和され，格納容器圧力等の上昇は遅くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
事故条件の外部電源の有無については，事故条件の外部電源の有無については，起因事象発生から原子炉スクラムまでの期間の原子炉水位の低下を厳しくする条件として，外部電源ありを想定するとともに，保守的に給水流量の全喪失も想定している。外部電源がない場合は，外部電源喪失に伴い原子炉スクラム，再循環ポンプトリップ等が発生するため，外部電源がある場合と比較して原子炉水位の低下は緩和さ
2.7-1773

れるが，この場合でも初期の原子炉注水は原子炉水位異常低下（レベル２）にて原子炉隔離時冷却系が自動起動することで確保されることから評価項目となるパラメータに与える影響はない。
機器条件の低圧炉心スプレイ系及び低圧代替注水系（常設）は，最確条件とした場合は注水開始後の原子炉水位の回復が早くなることで，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
（添付資料 2.7.3）

ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作に係る不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の 6 要因に分類し，これらの要因が運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転員等操作時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価する。評価結果を以下に示す。
(a)

運転員等操作時間に与える影響
操作条件の逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉減圧操作（低圧炉心スプレイ系による原子炉注水操作）は，解析上の操作開始時間
として事象発生から 15 分後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，認知時間及び操作所要時間は，余裕時間を含めて設定
していることから，実態の操作開始時間は解析上の設定よりも若干早まる可能性がある。
操作条件の低圧代替注水系（常設）の起動準備操作は，解析上の操
作開始時間として事象発生 17 分後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，認知時間及び操作所要時間は，外部電源がない場合も考慮し，余裕時間を含めて設定していることから，実態の操作
2.7-1874

開始時間は解析上の設定よりも若干早まる可能性がある。
操作条件の現場における残留熱除去系の注入弁の閉止操作は，解析上の操作開始時間として事象発生から 5 時間後を設定している。運転
員等操作時間に与える影響として，認知時間及び移動・操作所要時間
は，余裕時間を含めて設定していることから，実態の操作開始時間は
解析上の設定よりも若干早まる可能性がある。
（添付資料 2.7.3）(b)

評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉減圧操作（低圧炉心スプレイ系による原子炉注水操作）は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の操作開始時間よりも早くなる可能性があり，この場合，減圧時点の崩壊熱が高くなるが，原子炉隔離時冷却系及び低圧炉心スプレイ系の原子炉注水により炉心の冠水状態は維持されることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
操作条件の低圧代替注水系（常設）の起動準備操作は，運転員等操
作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の操作開始
時間よりも早くなる可能性があるが，低圧代替注水系（常設）による
外部水源注水への切換えは，低圧炉心スプレイ系により炉心の冠水状態が維持されていることを確認した後に実施することから，この場合でも評価項目となるパラメータに与える影響はない。
操作条件の現場における残留熱除去系の注入弁の閉止操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の操
作開始時間よりも早くなる可能性があるが，低圧代替注水系（常設）の原子炉注水により炉心の冠水状態は維持されることから，評価項目
2.7-1975

となるパラメータに与える影響はない。
（添付資料 2.7.3）(3)

操作時間余裕の把握操作遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認し，その結果を以下に示す。
操作条件の逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉減圧操作（低圧
炉心スプレイ系による原子炉注水操作）は，減圧が遅れた場合でも原子炉
隔離時冷却系の原子炉注水により，炉心の冠水状態は維持されることから，時間余裕がある。
操作条件の低圧代替注水系（常設）の起動準備操作は，操作が遅れた場
合でも低圧炉心スプレイ系により炉心の冠水状態が維持されることから，時間余裕がある。
操作条件の現場における残留熱除去系の注入弁の閉止操作は，閉止操作の有無に関わらず，低圧代替注水系（常設）の原子炉注水により，炉心の冠水状態は維持されることから，時間余裕がある。
（添付資料 2.7.3）

(4)

まとめ
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作
時間余裕を確認した。この結果，解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間には時間
2.7-2076

余裕がある。

2.7.4

必要な要員及び資源の評価(1)

必要な要員の評価
事故シーケンスグループ「格納容器バイパス（ＩＳＬＯＣＡ）」において，重大事故等対策に必要な要員は，「2.7.1(3）とおり 10 名であり，「6.2

炉心損傷防止対策」に示す

重大事故等対策時に必要な要員の評価結果」で示す運転員及び災害対策要員の 39 名で対処可能である。

(2)

必要な資源の評価
事故シーケンスグループ「格納容器バイパス（ＩＳＬＯＣＡ）」において，必要な水源，燃料及び電源は,「 6.1(2)

資源の評価条件」にて評価を行い，以下のとおりである。
ａ．水源

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水については，7 日間の対応を考慮すると，合計約 490m ３ 必要となる。
水源として，代替淡水貯槽に約 4,300m３ の水を保有している。これにより，水源が枯渇することなく注水継続が可能である。
なお，外部電源喪失を想定した場合でも同様の対応である。
（添付資料 2.7.4）

ｂ．燃料

外部電源喪失を想定していない。
なお，外部電源喪失を想定した場合，非常用ディーゼル発電機による電源供給については，事象発生直後からの運転を想定すると，7 日間の2.7-2177

運転継続に約 484.0kL の軽油が必要となる。高圧炉心スプレイ系ディー
ゼル発電機による電源供給については，事象発生直後からの運転を想定
すると，7 日間の運転継続に約 130.3kL の軽油が必要となる。常設代替
交流電源設備による電源供給については，事象発生直後からの運転を想定すると，7 日間の運転継続に約 141.2kL の軽油が必要となる。軽油貯蔵タンクに約 800kL の軽油を保有していることから，非常用ディーゼル
発電機，高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機及び常設代替交流電源設
備による電源供給について，7 日間の継続が可能である。
（添付資料 2.7.5）

ｃ．電源

外部電源喪失を想定していない。
なお，外部電源喪失を想定した場合，重大事故等対策時に必要な負荷のうち，非常用ディーゼル発電機等からの電源供給を考慮する負荷については，非常用ディーゼル発電機等の容量内に収まることから，電源供給が可能である。
常設代替交流電源設備からの電源供給を考慮する負荷については約982kW 必要となるが，常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 2台）の連続定格容量は 2,208kW であることから，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
（添付資料 2.7.6）

2.7.5

結

論

事故シーケンスグループ「格納容器バイパス（ＩＳＬＯＣＡ）」では，ＩＳ
ＬＯＣＡの発生により原子炉冷却材が流出し，原子炉水位の低下が継続し，
2.7-2278

炉心損傷に至ることが特徴である。事故シーケンスグループ「格納容器バイパス（ＩＳＬＯＣＡ）」に対する炉心損傷防止対策としては，初期の対策として原子炉隔離時冷却系，低圧炉心スプレイ系及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水手段，逃がし安全弁（自動減圧機能）を用いた原子炉減圧による漏えい抑制手段，隔離弁閉止による漏えい箇所の隔離手段並びに安定状態に向けた対策として残留熱除去系による格納容器除熱手段を整備している。
事故シーケンスグループ「格納容器バイパス（ＩＳＬＯＣＡ）」の重要事故
シーケンス「ＩＳＬＯＣＡ」について有効性評価を行った。
上記の場合においても，原子炉隔離時冷却系，低圧炉心スプレイ系及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水並びに残留熱除去系による格納容器
除熱を実施することで炉心の著しい損傷を防止することができる。
この結果，燃料被覆管温度及び酸化量，原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力並びに格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，評価項目を満足している。また，安定状態を維持することができる。
解析コード及び解析条件の不確かさの影響について確認した結果，運転員
等操作時間に与える影響及び評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
重大事故等対策時に必要な要員は，運転員及び災害対策要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
以上のことから，事故シーケンスグループ「格納容器バイパス（ＩＳＬＯ
ＣＡ）」において，原子炉隔離時冷却系，低圧炉心スプレイ系及び低圧代替注
水系（常設）による原子炉注水，逃がし安全弁（自動減圧機能）を用いた原子炉減圧による漏えい抑制，残留熱除去系による格納容器除熱等の炉心損傷防止対策は，選定した重要事故シーケンスに対して有効であることが確認で2.7-2379

き，事故シーケンスグループ「格納容器バイパス（ＩＳＬＯＣＡ）」に対して有効である。

2.7-2480

第 2.7-1 表
操作及び確認
ＩＳＬＯＣＡの発生

原子炉スクラムの確認

格納容器バイパス（ＩＳＬＯＣＡ）における重大事故対策について（1／4）
手順

重大事故等対処設備
可搬型設備
計装設備
−
−

常設設備

原子炉冷却材圧力バウンダリと接続された系統で，高圧 −設計部分と低圧設計部分とを分離するための隔離弁の誤開等により，低圧設計部分が過圧されて破損することで，ＩＳＬＯＣＡが発生する。
・原子炉がスクラムしたことを確認する。
−−

平均出力領域計装
起動領域計装【原子炉隔離時
冷却系】【主蒸気隔離弁】
ＡＴＷＳ緩和設
備（代替再循環
ポンプトリップ
機能）
ＩＳＬＯＣＡ発生の確 ・隔離弁の開操作に伴いポンプ吐出圧力が変動したこと， −認
主蒸気隔離弁が閉止し原子炉隔離時冷却系が自動起動したにも関わらず原子炉水位の低下が継続していること等によりＩＳＬＯＣＡが発生したことを確認する。

−

原子炉水位計（広帯域）
原子炉水位計（SA 広帯域）
【原子炉隔離時冷却系系統流量計】
原子炉圧力計
原子炉圧力計（SA）−

中央制御室における残留熱除去系の注入弁の閉止操作−

原子炉水位計（広帯域）
原子炉水位計（SA 広帯域）
【原子炉隔離時冷却系系統流量計】
残留熱除去系ポンプ吐出圧力計
原子炉水位計（広帯域）
原子炉水位計（SA 広帯域）

原子炉隔離時冷却系の自動起動の確認

2.7 25

・原子炉水位が，原子炉水位異常低下（レベル２）設定点に到達したことを確認する。
・原子炉隔離時冷却系が自動起動し，原子炉注水を開始したことを確認する。
・主蒸気隔離弁が自動閉止したことを確認する。
・再循環ポンプがトリップしたことを確認する。

・中央制御室からの遠隔操作により残留熱除去系の注入 −弁の閉止操作を実施するが，これに失敗する。
・残留熱除去系ポンプのコントロールスイッチを停止位置に固定するとともに，レグシールポンプを停止する。

【】：重大事故等対処設備（設計基準拡張）

81

第 2.7-1 表
操作及び確認

格納容器バイパス（ＩＳＬＯＣＡ）における重大事故対策について（2／4）
手

順・中央制御室からの残留熱除去系の注入弁の閉止失敗後，低圧炉心スプレイ系を起動する。
・外部電源が喪失している場合には，非常用ディーゼル発電機が自動起動し，非常用母線に電源を供給する。
逃がし安全弁（自動減圧機能） ・低圧炉心スプレイ系の起動操作の完了後，による原子炉減圧操作
逃がし安全弁（自動減圧機能）7 弁を手動開放することにより，原子炉減圧操作を実施する。
・原子炉減圧に伴い，低圧炉心スプレイ系か
らの原子炉注水が開始され，原子炉水位が回復することを確認する。
・炉心損傷がないことを継続的に確認する。
低圧炉心スプレイ系の起動操作

2.7 26低圧代替注水系（常設）の起動
準備操作

・ＩＳＬＯＣＡ発生の確認後，低圧代替注水系（常設）を起動する。
・外部電源喪失が喪失している場合は，常設
代替高圧電源装置を起動し，緊急用母線を受電する。

原子炉水位の維持操作

・原子炉水位が原子炉水位低（レベル３）設
定点以上に回復した後に，低圧代替注水系（常設）により，原子炉水位異常低下（レベル２）設定点以上で可能な限り低めに維
持する。

常設設備
【低圧炉心スプレ
イ系】【非常用ディーゼ
ル発電機】
軽油貯蔵タンク

重大事故等対処設備
可搬型設備
計装設備
−
【低 圧炉 心スプレイ 系ポンプ
吐出圧力計】

逃がし安全弁（自動減圧機能）−

常設低圧代替注水系ポンプ
代替淡水貯槽
常設代替高圧電源装置
軽油貯蔵タンク
常設低圧代替注水系ポンプ
代替淡水貯槽
常設代替高圧電源装置
軽油貯蔵タンク−【−

原子 炉水 位計（広帯 域，燃料域）
原子炉水位計（SA 広帯域，SA
燃料域）
原子炉圧力計
原子炉圧力計（SA）【低圧炉心スプレイ系流量計】
格納容器雰囲気放射線モニタ
常設 低圧 代替注水系 ポンプ吐
出圧力計

原子 炉水 位計（広帯 域，燃 料域）
原子炉水位計（SA 広帯域，SA
燃料域）
低 圧代替 注水系原子炉 注水 流量計
代替淡水貯槽水位計】：重大事故等対処設備（設計基準拡張）

82

第 2.7-1 表
操作及び確認

格納容器バイパス（ＩＳＬＯＣＡ）における重大事故対策について（3／4）
手

順

常設設備

2.7 27中央制御室における残留熱除
去系の弁の閉止操作

・原子炉圧力が 3MPa［gage］到達後，中央制
御室からの遠隔操作により残留熱除去系の電動弁の閉止操作を実施する。

−

残留熱除去系によるサプレッ
ション・プール冷却操作

・サプレッション・プール水温度が 32℃に到達したことを確認する。
・残留熱除去系によりサプレッション・プー
ル冷却を開始する。
・現場操作により残留熱除去系の注入弁を閉止し，残留熱除去系を隔離する。

【残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）】【残留熱除去系注入弁】

現場における残留熱除去系の注入弁の閉止操作【

重大事故等対処設備
可搬型設備
計装設備
−
原子炉圧力計
原子炉圧力計（SA）
原 子炉水 位計（広帯域 ，燃 料域）
原子炉水位計（SA 広帯域，SA燃料域）−
サプ レッ ション・プ ール水温度計
【残留熱除去系系統流量計】−

原子 炉水 位計（広帯 域，燃料域）
原子炉水位計（SA 広帯域，SA
燃料域）
残 留熱除 去系ポンプ吐 出圧 力計】：重大事故等対処設備（設計基準拡張）

83

第 2.7-1 表
操作及び確認

格納容器バイパス（ＩＳＬＯＣＡ）における重大事故対策について（4／4）
手順

2.7 28原子炉水位の調整操作

・残留熱除去系の隔離成功後は，低圧炉心ス
プレイ系により原子炉水位を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の間で維持する。

使用済燃料プールの冷却操作・対応可能な要員にて使用済燃料プールの冷却操作を実施する。
・対応可能な要員にて可搬型代替注水大型ポンプにより淡水貯水池から代替淡水貯槽へ水源補給を実施する。
・対応可能な要員にてタンクローリにより可搬型代替注水設備用軽油タンクから可搬型
代替注水大型ポンプに燃料補給を実施する。

可搬型代替注水大型ポンプによる水源補給操作
タンクローリによる燃料補給操作−

重大事故等対処設備
可搬型設備
計装設備
−
原子 炉水 位計（広帯 域，燃 料域）
原子炉水位計（SA 広帯域，SA
燃料域）
原子炉圧力計
原子炉圧力計（SA）【低圧炉心スプレイ系流量
計】
−
−

−

−

−

−

−

−

常設設備
【低圧炉心スプレ
イ系】【非常用ディーゼ
ル発電機】
軽油貯蔵タンク【】：重大事故等対処設備（設計基準拡張）：有効性評価上考慮しない操作84コメント No.163-46 に対する回答

第 2.7-2 表
項

主要解析条件（格納容器バイパス（ＩＳＬＯＣＡ））（1／6）

目

主要解析条件

解析コード

ＳＡＦＥＲ

原子炉熱出力

条件設定の考え方
本重要事故シーケンスの重要現象を評価できるコード

3,293MW

定格熱出力を設定

6.93MPa[gage]

定格圧力を設定

原子炉水位

通常運転水位（セパレータ
スカート下端から＋126cm）

通常水位を設定

炉心流量48,300t／h（100％流量）

定格流量を設定

原子炉圧力（圧力容器ドーム部）

初期条件

2.7 29

炉心入口温度

約 278℃

熱平衡計算による値

炉心入口サブクール度

約 9℃

熱平衡計算による値

燃料

９×９燃料（Ａ型）

燃料棒最大線出力密度44.0kW／m

原子炉停止後の崩壊熱

ANSI／ANS-5.1-1979（燃焼度 33GWd／t）

９×９燃料（Ａ型）と９×９燃料（Ｂ型）は，熱水力的な特性はほぼ同等であり，その他の核的特性等の違いは燃料棒最大線出力密度の保守性に包含されることから，代表的に９×９燃料（Ａ型）を設定
初期の燃料棒線出力密度が大きい方が燃料被覆管温度の観点で厳しい設定となるため，保安規定の運転上の制限における上限値を設定
崩壊熱が大きい方が原子炉水位低下の観点で厳しい設定となる。このため，崩壊熱が大きくなる燃焼度の高い条件として，1 サイクルの運転期間（13か月）に調整運転期間（約 1 か月）を考慮した運転期間に対応する燃焼度を設定

85

第 2.7-2 表
項

目

起因事象

主要解析条件（格納容器バイパス（ＩＳＬＯＣＡ））（2／6）

事故条件

主要解析条件

条件設定の考え方

残留熱除去系Ｂ系
熱交換器フランジ部に約 21cm２ の破断面積を想定

残留熱除去系の構造健全性評価の結果，残留熱除去系は注入弁の誤開放による加圧事象発生時（圧力 8.2MPa[gage]，温度 288℃）においても破損が生じることはないため，加圧範囲のうち最も大きなシール構造であり，開口により原子炉冷却材が流出した際の影響が最も大きい熱交換器フランジ部に対して，ガスケットに期待しない場合にフランジ部に生じる間隙の面積を破断面積として設定（添付資料 2.7.1）

ＩＳＬＯＣＡの発生を想定する
残留熱除去系Ｂ系の機能喪失

2.7 30

安全機能の喪失に対する
仮定

外部電源

原子炉建屋西側に設置されている高圧炉心スプレイ系及び残留熱除去系Ｃ系の機能喪失
外部電源ありＩＳＬＯＣＡが発生した系統の機能喪失を想定
原子炉冷却材の原子炉建屋への漏えいにより残留熱除去系Ｂ系が設置されている原子炉建屋西側は高温多湿となるため，保守的に同じ原子炉建屋西側に設置されている高圧炉心スプレイ系及び残留熱除去系Ｃ系は事象発生と同時に機能喪失するものと設定
外部電源がある場合，原子炉スクラムは，原子炉水位低（レベル３）信号にて発生し，再循環ポンプトリップは，原子炉水位異常低下（レベル２）信号にて発生する。このため，原子炉水位の低下の観点で厳しくなる86

第 2.7-2 表
項

主要解析条件（格納容器バイパス（ＩＳＬＯＣＡ））（3／6）

2.7 31

重 大 事 故 等 対 策 に 関連 す る 機 器 条 件

目

主要解析条件

原子炉スクラム

原子炉水位低（レベル３）信号（遅れ時間：1.05 秒）

ＡＴＷＳ緩和設備（代替原
子炉再循環ポンプトリップ
機能）

原子炉水位異常低下（レベル２）信号で全台停止

原子炉水位異常低下（レベル２）信号にて自動起動
原子炉減圧操作と同時に注水停止
原子炉隔離時冷却系

条件設定の考え方
起因事象発生から原子炉スクラムまでの期間の原子炉水位の低下を厳しくする条件として，外部電源がある場合の原子炉水位低（レベル３）信号による原子炉スクラムを設定
起因事象発生から原子炉スクラムまでの期間の原子炉水位の低下を厳しくする条件として，外部電源がある場合の原子炉水位異常低下（レベル２）信号による再循環ポンプトリッ
プを設定
設計値を設定原子炉隔離時冷却系は，タービン回転数制御により原子炉圧力に依らず一定の流量にて注水する設計となっている

最小流量特性：・注水流量：136.7m３ ／h
・注水圧力： 1.04〜7.86MPa[dif]MPa[dif]：原子炉圧力容器と水源との差圧

低圧炉心スプレイ系

原子炉減圧後は，原子炉水位が原子炉水位低（レベル３）設定点まで回復した 1 分後に注水停止
残留熱除去系の隔離成功後は，原子炉水位を原子炉
水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の範囲に維持
最小流量特性・注水流量：0〜1,561m３ ／h
・注水圧力：0〜1.99MPa[dif]設計値を設定原子炉水位の観点で厳しい設定として，最小流量特性を設定

87

第 2.7-2 表

2.7 32

重
大
事
故
等
対
策
に
関
連
す
る
機
器
条
件

目

主要解析条件

原子炉減圧後は，原子炉水位が原子炉水位低（レベル３）設定点まで回復した以降に，原子炉水位を原
子炉水位低（レベル３）設定点以上に維持
残留熱除去系の隔離成功の 1 分後に注水停止
低圧代替注水系（常設）

条件設定の考え方

炉心冷却の観点で厳しい設定として，機器設計上の最低要求値である最小流量特性を設定＜常設低圧代替注水ポンプ 2 台による注水特性＞
4.0

3.0

（原子炉注水単独時）
最小流量特性（2 台）
・注水流量：0〜378m３ ／h
・注水圧力：0〜2.38MPa[dif]原 子炉圧 力（MPa[dif]）項

主要解析条件（格納容器バイパス（ＩＳＬＯＣＡ））（4／6）

2.0

1.0

0.0
0

100

200

300
流 量（m3 /h）

400

500

88

第 2.7-2 表
項目

2.7 33

重大事故等対策に関連する機器条件

逃がし安全弁

主要解析条件（格納容器バイパス（ＩＳＬＯＣＡ））（5／6）
主要解析条件（原子炉圧力制御時）
安全弁機能
7.79MPa［gage］×2 個，385.2t／h／個
8.10MPa［gage］×4 個，400.5t／h／個
8.17MPa［gage］×4 個，403.9t／h／個
8.24MPa［gage］×4 個，407.2t／h／個
8.31MPa［gage］×4 個，410.6t／h／個（原子炉減圧操作時）
逃がし安全弁（自動減圧機能）7 弁を開放すること
による原子炉減圧＜原子炉圧力と逃がし安全弁蒸気流量の関係＞

条件設定の考え方

設計値を設定逃がし安全弁の設計値に基づく原子炉圧力と蒸気流量の関
係から設定

89

第 2.7-2 表
項目

主要解析条件（格納容器バイパス（ＩＳＬＯＣＡ））（6／6）
主要解析条件

重大事故等対策に関連する操作条件

2.7 34

逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉減圧操作

事象発生から 15 分後

低圧代替注水系（常設）の起動準備操作

事象発生から 17 分後

現場における残留熱除去系の注入弁の閉止操作

事象発生から 5 時間後

条件設定の考え方
運転手順に基づきＩＳＬＯＣＡが発生し，中央制御室からの遠隔隔離操作に失敗した場合に，原子炉圧力容器からの漏えいを抑制するために実施することから，状況判断，中央制御室からの遠隔隔離操作及び減圧操作に要する時間を考慮して設定。
運転手順に基づき，ＩＳＬＯＣＡの発生を確認した場合に実施することから，外部電源がない場合も考慮し，状況判断，
常設代替高圧電源装置による緊急用母線受電及び低圧代替
注水系（常設）の起動準備に要する時間を考慮して設定
ＩＳＬＯＣＡ発生時の現場環境並びに現場移動及び操作に要する時間を考慮して，事象発生 5 時間後に隔離が完了するものとして設定90

非常 用デ ィ ーゼル発電機等
逃が し安 全 弁
（安 全弁 機 能）Ｇ
常設 代替 高圧電源装置

ター ビン へ

軽油 貯蔵タンクドラ イウ ェ ル

2.7 35

代替
循環
冷却系
ポンプ

→

残留 熱除 去 系
海水 系ポ ン プ
Ｂ， Ｄ

→

→

残留 熱除 去 系
ポン プＡ

残留 熱除 去 系
ポン プＢ

※1 海へ

←

※1

低圧 炉心 ス プレ イ系 ポン プ
※2

常設 低圧 代 替注 水
ポン プＡ 及 びＢ

←

※1

→

※3

サプ レッ シ ョン
・プ ール

→

緊急用海水系
ポンプ

格納 容器 圧 力逃 がし 装置

漏えい想定
箇所

↑

※2

※3

サプ レッ シ ョン ・チェ ンバ

残留 熱除 去 系
海水 系ポ ン プＡ ，Ｃ

→

耐圧 強化
ベン ト系

原子炉圧力容器Ｇ→
残留 熱除 去 系ポ ンプ Ｃ

←

↑

↑

海へ ※2

→

高圧 炉心
スプ レイ 系 ポン プ

原子炉隔離 時冷 却系 ポン プ

海

復水 貯蔵 タ ンク

代替 淡水 貯 槽←
高圧 代替 注 水系 ポン プ
（評 価上 考 慮し ない ）第 2.7-1 図

格納容器バイパス（ＩＳＬＯＣＡ）時の重大事故等対策の概略系統図（1／4）（原子炉隔離時冷却系による原子炉注水段階）

コメント No.182-15 に対する回答

91

非常 用デ ィ ーゼル発電機等
逃が し安 全 弁
（自 動減 圧 機能 ）Ｇ
常設 代替 高圧電源装置

ター ビン へ

軽油 貯蔵タンクドラ イウ ェ ル

2.7 36

代替
循環
冷却系
ポンプ

タン クロ ー リ

緊急用海水系
ポンプ→←→
残留 熱除 去 系
ポン プＢ

※1 海へ

←

※1

低圧 炉心 ス プレ イ系 ポン プ
※2

常設 低圧 代 替注 水
ポン プＡ 及 びＢ

残留 熱除 去 系
ポン プＡ

※1

→

残留 熱除 去 系
海水 系ポ ン プ
Ｂ， Ｄ※3

サプ レッ シ ョン
・プ ール

→

→

格納 容器 圧 力逃 がし 装置

漏えい想定
箇所

↑

※2

※3

サプ レッ シ ョン ・チェ ンバ

残留 熱除 去 系
海水 系ポ ン プＡ ，Ｃ

→

耐圧 強化
ベン ト系

原子炉圧力容器Ｇ→↑
可搬 型代 替 注水 大型 ポン プ

残留 熱除 去 系ポ ンプ Ｃ

←

↑
海へ ※2

→

高圧 炉心
スプ レイ 系 ポン プ

原子炉隔離 時冷 却系 ポン プ

海

復水 貯蔵 タ ンク

代替 淡水 貯 槽

淡水 貯水 池←高圧 代替 注 水系 ポン プ
（評 価上 考 慮し ない ）第 2.7-1 図

格納容器バイパス（ＩＳＬＯＣＡ）時の重大事故等対策の概略系統図（2／3）（低圧炉心スプレイ系及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水段階）

可搬 型設 備 用軽 油タ ンク

92

非常 用デ ィ ーゼル発電機等
逃が し安 全 弁
（自 動減 圧 機能 ）Ｇ
常設 代替 高圧電源装置

ター ビン へ

軽油 貯蔵タンクドラ イウ ェ ル

2.7 37

代替
循環
冷却系
ポンプ

タン クロ ー リ

残留 熱除 去 系
ポン プＡ
緊急用海水系
ポンプ

→

※1 海へ

←

※1

低圧 炉心 ス プレ イ系 ポン プ
※2

常設 低圧 代 替注 水
ポン プＡ 及 びＢ

→

←

※1

→

残留 熱除 去 系
海水 系ポ ン プ
Ｂ， Ｄ※3

サプ レッ シ ョン
・プ ール

→

→

格納 容器 圧 力逃 がし 装置

漏えい想定
箇所

↑

※2

※3

サプ レッ シ ョン ・チェ ンバ

残留 熱除 去 系
海水 系ポ ン プＡ ，Ｃ

→

耐圧 強化
ベン ト系

原子炉圧力容器Ｇ

残留 熱除 去 系
ポン プＢ

→

↑
可搬 型代 替 注水 大型 ポン プ

残留 熱除 去 系ポ ンプ Ｃ

←

↑
海へ ※2

→

高圧 炉心
スプ レイ 系 ポン プ

原子炉隔 離 時冷 却系 ポン プ

海

復水 貯蔵 タ ンク

代替 淡水 貯 槽

淡水 貯水 池←高圧 代替 注 水系 ポン プ
（評 価上 考 慮し ない ）第 2.7-1 図

格納容器バイパス（ＩＳＬＯＣＡ）時の重大事故等対策の概略系統図（3／3）（残留熱除去系Ｂ系隔離後の低圧炉心スプレイ系による原子炉注水及び残留熱除去系による格納容器除熱段階）

可搬 型設 備 用軽 油タ ンク

93本評価においては，残留熱除去系Ｂ系のＩＳＬＯＣＡ事象を想定しているが，残留熱除去系Ａ系等においてＩＳＬＯＣＡ事象が発生した場合，同様の対応を取ることにより事象を収束することができる。
なお，残留熱除去系Ａ系におけるＩＳＬＯＣＡを想定し，保守的に原子炉建屋東側に設置されている機器の機能喪失を仮定する場合，原子炉隔離時冷却系及び低圧炉心スプレイ系に代わり，高圧炉心スプレイ系を使用する。

定期試験開始「残留熱除去系Ｂ系
電動弁作動試験」
残留熱除去系Ｂ系注入弁全開試験
時「RHR PUMP B DISCH PRESS ABNORMAL
HI/LO」警報発報

凡

例：操作・確認（運転員）：プラント状態（解析）：判

断：解析上考慮しない操作：重大事故等対応要員（現場）(解析上の時刻)（0秒）：運転員と重大事故等対応要員
ISLOCA 発生（給水流量の全喪失※１）（現場）の共同作業

原子炉水位低（レベル３）
設定点到達

原子炉スクラムの確認※２

可搬型代替注水大型ポンプによる水源補給操作原子炉水位異常低下（レベル２）
設定点到達

主蒸気隔離弁閉止及び逃がし安全弁による原子炉圧力制御の確認※４

原子炉隔離時冷却系の自動起動の確認※３，４

タンクローリによる燃料補給操作使用済燃料プール
冷却操作

再循環ポンプトリップの確認※４

ISLOCA 発生の確認※５

中央制御室における残留熱除去系の注入弁の閉止操作

低圧代替注水系（常設）の起動準備操作※９成功

隔離成功の確認※６失敗
原子炉隔離時冷却系により原子炉水位を維持し，残留熱除去系によるサプレッション・プール冷却を実施する。その後，原子炉を減圧し，残留熱除去系を原子炉停止時冷却モード運転とし，冷温停止状態とする。

低圧炉心スプレイ系の起動操作※７（15分）

逃がし安全弁による原子炉減圧操作（低圧炉心スプレイ系による原子炉注水操作）※８

原子炉水位の維持操作※１１

原子炉圧力 3MPa[gage]到達※１：評価上は給水流量の全喪失を想定している。
中央制御室における残留熱除去系の弁の閉止操作※１０※３：原子炉水位異常低下（レベル２）信号にて高圧炉心スプレイ系も自動起動するが，残留熱除去系Ｂ系でのＩＳ
ＬＯＣＡ発生に伴い，同区分の区画に設置されている高圧炉心スプレイ系は機能喪失を想定する。
※４：中央制御室にて，機器ランプ表示，自動起動警報，ポンプ吐出圧力計，系統流量計指示，原子炉水位計（広帯域），原子炉圧力計等にて確認する。

残留熱除去系による
サプレッション・プール冷却操作※１２(5時間)※２：原子炉スクラムは，中央制御室にて平均出力領域計装等により確認する。

※５：複数のパラメータによりＩＳＬＯＣＡの発生を確認する（補足１）。
※６：原子炉水位挙動の変化，残留熱除去系の吐出圧，原子炉建屋床ドレンサンプポンプ運転頻度の低下等により総合的に隔離成功を確認する。

現場における残留熱除去系の注入弁の閉止操作※７：原子炉注水を原子炉隔離時冷却系のみで実施中の場合は，漏えい抑制のための原子炉減圧操作の実施前に低圧
炉心スプレイ系等を起動し，低圧で注水可能な系統を確保する。
※８：ＩＳＬＯＣＡ発生時に中央制御室からの注入弁閉止による隔離に失敗した場合は，漏えい抑制のため原子炉を減圧する。

原子炉水位の調整操作※１３※９：ＩＳＬＯＣＡ発生時は，外部水源の原子炉注水系統を確保するため，低圧代替注水系（常設）を起動する。外部電源がない場合には，常設代替高圧電源装置による緊急用母線受電操作を実施する。
※１０：残留熱除去系の弁の閉止操作は，原子炉減圧操作に伴い原子炉圧力が残留熱除去系の低圧設計部の最高使用圧力である3MPa(gage)以下まで低下した後に実施する。

低圧炉心スプレイ系により原子炉水位を維持し，残留熱除去系によるサプレッション・プール冷却を継続する。その後，残留熱除去系を原子炉停止
時冷却モード運転とし，冷温停止状態とする。

※１１：ＩＳＬＯＣＡ発生時は，隔離操作が完了するまでの間，漏えい抑制のために原子炉水位を低めに維持するのが望ましいこと及び原子炉水位異常低（レベル２）にて高圧炉心スプレイ系の自動起動信号，主蒸気隔離弁の自動閉止信号等が発信することを踏まえ，原子炉水位異常低下（レベル２）以上で可能な限り原子炉水位を低く維持する。（補足２）※１２：格納容器バイパス事象であるが，漏えい抑制のための原子炉減圧等に伴いサプレッション・プール水温度が32℃を超える場合は，残留熱除去系によるサプレッション・プール冷却を実施する。
※１３：残留熱除去系の注入弁の閉止完了後は，原子炉注水を低圧炉心スプレイ系に切替え，原子炉水位を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の間に維持する。

補足１
ＩＳＬＯＣＡの発生は，隔離弁等の開操作実施時に以下のパラメータにより確認する。
・弁操作を実施した系統の圧力変動（残留熱除去系ポンプ吐出圧力計）
・主蒸気隔離弁が閉止し，原子炉隔離時冷却系による原子炉注水が開始されたにも関わらず原子炉水位の低下が継続（原子炉水位計（広帯域，ＳＡ広帯域），原子炉隔離時冷却系系統流量計）
監視可能であれば，以下のパラメータによる情報も勘案し総合的にＩＳＬＯＣＡ発生を確認する。
・系統異常過圧警報（RHR PUMP DISCH PRESS ABNORMAL HI/LOW 等）発報
・区画浸水警報（RHR Hx AREA FLOODING 等）発報
・区画温度上昇警報（RHR EQUIPMENT AREA AMBIENT TEMP HI 等）発報
・火災警報発報
・原子炉建屋内空間線量率上昇警報（R/B AREA RADIATION HIGH）発報
・原子炉建屋内ダストモニタ上昇警報（DUST MONITOR SYS ABNORMAL）発報
・主蒸気流量と給水流量とのミスマッチ発生・原子炉建屋内異常漏えい警報（R/B FD SUMP LEAKAGE HIGE，R/B FD SUMP LEVEL HI-HI 等）発報
・原子炉建屋床ドレンサンプポンプ運転頻度増加又は連続運転
・ドライウェル圧力及び雰囲気温度が有意に上昇していない

第 2.7-2 図

補足２
ＩＳＬＯＣＡの発生時は，原子炉水位異常低下（レベル２）以上を維持しつつ，漏えい抑制のため可能な限り原子炉水位を低めに維持する。
・原子炉水位低（レベル３）・・・・・・・・300mm
・原子炉水位異常低下（レベル２）・・・・・−950mm
・高圧炉心スプレイ系注水ノズル ・・・・・−1,227mm
・低圧炉心スプレイ系注水ノズル ・・・・・−1,227mm
・原子炉水位異常低下（レベル１）・・・・・−3,800mm
・残留熱除去系注水ノズル・・・ ・・・・・−3,983mm
・燃料有効長頂部 ・・・・・・・・・・・・−4,248mm

格納容器バイパス（ＩＳＬＯＣＡ）の対応手順の概要

コメント No.147-19,20,23,25,29,
148-01,17,205-08 に対する回答

94

2.7-38

格 納容 器バ イ パス （ ＩＳ ＬＯ Ｃ Ａ）

経 過時 間0

実施箇所・必要要員数

10

20

30

40

50

60
分

2

3

4

5

6
時間

備 考

事象 発生
原子 炉ス ク ラム

【 】は他作業後移動してきた要員

約20秒

責任者

発電長

1人

中央監視
運転操作指揮

補佐

副発電長

1人

運転操作指揮補佐

通報連絡者

災害対策要員2人

災害対策本部連絡
発電所外部連絡操作項目

原 子炉 水位 異常 低 下（ レベ ル ２ ）設 定点 到 達
プラ ント 状 況判 断

操作の内容

運転員
(中央制御室)

運転員
(現場)

約15分

原 子炉 減圧 開始

約17分

原 子炉 圧力 3MPa[gage]到達

約 5時 間残 留 除 去 系からの漏 えい 停 止

重大事故等対応要員(現場)●残留熱除去系におけるＩＳＬＯＣＡ発生の確認●外部電源喪失の確認●原子炉スクラム確認

状況確認

2人
A，B

外部電源喪失の確認及び非常用ディーゼル発電機等の自動起 動の確認 は，外部電源がない場合に実施する●タービン手動停止操作
−

10 分

−
●非常用ディーゼル発電機等の自動起動確認●原子炉隔離時冷却系の自動起動の確認●ISLOCA発生の確認●高圧炉心スプレイ系の機能喪失確認

中央制御室における残留熱除去系の注入弁の閉止操作【 1人 】
A−−●残留熱除去系の注入弁の閉止操作（失敗）●残留熱除去系レグシールポンプの停止操作

低圧炉心スプレイ系の起動操作【 1人 】
A−−●低圧炉心スプレイ系の起動操作

2分

逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉減圧操作【 1人 】
A−−●逃がし安全弁（自動減圧機能）7弁の開放操作

1分

残留熱除去系によるサプレッション・プール冷却操
作

【1人】
A

−

−

●残留熱除去系によるサプレッション・プール冷却操作

常設代替高圧電源装置による緊急用
母線受電操作【 1人 】
B−−●常設代替高圧電源装置2台起動及び緊急用母線
受電操作

低圧代替注水系（常設）の起動準
備操作【 1人 】
B−−●低圧代替注水系（常設）による原子炉注水
統構成

原子炉水位の維持操作【 1人 】
B−−●低圧代替注水系（常設）による原子炉水位調整
操作

中央制御室における残留熱除去系の弁の閉止操作

【1人】
A

−

−

●熱交換器出入口弁等の閉止操作

現場における残留熱除去系の注入弁
の閉止操作

−

3人
C,D,E

1人
a

●保護具装備/装備補助●現場移動●残留熱除去系B系の注入弁の閉止操作

原子炉水位の維持操作【 1人 】
B−−●低圧炉心スプレイ系による原子炉水位調整操作

使用済燃料プール
の冷却操作

−

−

−

可搬型代替注水大型ポンプによる水
源補給操作

−

−

−

タンクローリによる燃料補給操作

−

2分

系

6分

外部電源がない場合に実
施する

4分

3分

漏え い抑 制 のた め原 子炉 水 位を 原子 炉 水 位異 常低 下 （レ ベル ２） 設 定点 から 原 子 炉水 位低 （ レベ ル３ ）設 定 点の 間に 維 持

解析上考慮 しない

115分
原子 炉水 位 低（ レベ ル３）
設定点から原子炉水位高（レ ベル ８）設定 点 に維持
使用済燃料プールの除熱機能が喪失した場合でも ， プ ー ル 水 温 度 が 80℃に到達するまでには1日程度の時間余裕があるた
め，本操作は対応可能な要員にて実 施する。

●使用済燃料プールの冷却操作●可搬型代替注水大型ポンプの移動，ホース 敷設等

対応可能な要員にて実施
する●ポンプ起動及び水源補給操作●可搬型設備用軽油タンクからタンクローリ への補給−

対応可能な要員にて実施
する−●可搬型代替注水大型ポンプへの給油

必要要員合計

2人
A,B

3人
C,D,E

1人
a

第 2.7-3 図

格納容器バイパス（ＩＳＬＯＣＡ）の作業と所要時間

2.7-3995

10（最大値：約 7.79MPa[gage]）
逃がし安全弁（自動減圧機能） による
手動減圧

8

原子炉圧 力

原子炉圧力

MPa[abs]（MPa[abs]）

主蒸気隔離弁
閉鎖による
圧力上昇

6

4

臨界流モデルの切り替わりによる
圧力低下

2

0
0

1

2

3

4

5

6

事故後の時間（ｈ）(h)
SA3NT2LPI99AG3AN000

第2.7-4図

原子炉圧力の推移

コメント No.147-02,18 に対する回答

20

低圧炉心スプレイ系の起動／停止による水位制御

原子炉減圧操作に伴いボイドが発生し，二相水位が上昇

原子炉水位︵シ ュラウド内外水位︶

原子炉水位︵シュラウド内外水位︶

シュラウド外低圧代替注水系（常設）による
水位維持

15

レベル 8
レベル 3
レベル 2
シュラウド内（炉心上部プレナム）

10臨界流モデルの切り替わりに伴い減圧することで二相水位が上昇
レベル 1
燃料有効長頂部

シュラウド内（高出力燃料集合体）

燃料有効長底部

5

シュラウド内（炉心下部プレナム）（ｍ） (m)

0
0

1

2

3

4

5

6

(h)
事故後の時間（ｈ）
SA3NT2LPI99AG3AN000

第2.7-5図

原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移

2.7-4096

コメント No.147-05 に対する回答

2000
低圧炉心スプレイ系による注水（原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の間に維持するよう注水）

1500

注水流量

注水 流量

低圧炉心スプレイ系による注水（原子炉水位高（レベル８）設定点到達時に注水停止）

1000

原子炉隔離時冷却系による注水

３(m ／h)（m3/h）
臨界流モデルの切り替わりに伴う過渡的な注水流
量の変化

500

低圧代替注水系（常設）による注水（原子炉水位低（レベル３）設定点以上に維持するよう注水）

0
0

1

2

3

4

5

6

(h)
事故後の時間（ｈ）
SA3NT2LPI99AG3AN000

第2.7-6図

注水流量の推移

5000

4000

蒸気流量

蒸 気流量

3000

逃がし安全弁
逃がし安全弁（自動減圧機能）7 弁(t／h) 2000（t/h）

臨界流モデルの切り替わりに伴う蒸気流量の増加

1000

0
0

1

2

3

4

5

6

事故後の時間（ｈ）(h)
SA3NT2LPI99AG3AN000

第2.7-7図

逃がし安全弁からの蒸気流量の推移

2.7-4197

500
破断による冷却材流出により水量減少

原子炉圧 力容器内の保 有水量

原子炉圧力容器内の保有水量（ｔ）(t)

低圧代替注水系（常設）による水量維持低圧炉心スプレイ系の起動／停止による水量の変化400

300
臨界流モデルの切り替わりに伴う，破断流量の増加により保有水量が減少

200

100
注水開始による水量回復

0
0

1

2

3

4

5

6

事故後の時間（ｈ）(h)
SA3NT2LPI99AG3AN000

第2.7-8図

1200

燃料被覆管 温度(℃)

原子炉圧力容器内の保有水量の推移（最高温度：初期値（約 309℃）を上回らない）

1000

800

600

原子炉減圧による飽和温度の低下400

炉心は冠水維持されているため
燃料被覆管温度は飽和温度を維持

200

0
0

1

2

3

4

5

6

事故後の時間（ｈ）(h)
SA3NT2LPI99AG3AN000

第 2.7-9 図

燃料被覆管温度の推移

2.7-4298

コメント No.147-02 に対する回答

1.0E+6
核沸騰冷却（再冠水後）

核沸騰冷却（ボイド率に対応した値）

1.0E+5

熱伝達係数

熱 伝 達 係数

1.0E+4

1.0E+3低圧炉心スプレイ系の原子炉注水に伴い圧力が低下し，ボイド率が一時的に増加する
ことで，熱伝達係数が低下(W／(m２・K))（W/(m2･K)）
1.0E+2

1.0E+1

1.0E+0
0

1

2

3

4

5

6

事故後の時間（ｈ）(h)
SA3NT2LPI99AG3AN000

第2.7-10図

燃料被覆管最高温度発生位置における熱伝達係数の推移

コメント No.147-02,05 に対する回答

1.2
低圧炉心スプレイ系
注水時の減圧によるボイド率増加原子炉減圧に伴うボイド率増加

1

ボイド率

0.8
臨界流モデルの切り替わりに伴う，破断流量の増
加により減圧することでボイド率が増加

0.6
(−)
0.4

0.2

0
0

1

2

3

4

5

6

事故後の時間（ｈ）(h)
SA3NT2LPI99AG3AN000

第 2.7-11 図

燃料被覆管最高温度発生位置におけるボイド率の推移

2.7-4399

コメント No.147-02,05 に対する回答

1.2
低圧炉心スプレイ系
作動時の減圧によるボイド率増加1

原子炉減圧に伴うボイド率増加

ボイド率

ボイ ド率

0.8
臨界流モデルの切り替わりに伴う，破断流量の増加により減圧することでボイド率が増加

0.6

(−)
（−）
0.4

0.2

0
0

1

2

3

4

5

6

(h)
事故後の時間（ｈ）
SA3NT2LPI99AG3AN000

第2.7-12図

高出力燃料集合体のボイド率の推移

コメント No.147-02,05 に対する回答

1.2

1

ボイド率

ボイド率

0.8

原子炉減圧に伴うボイド率増加0.6

低圧炉心スプレイ系
作動に伴う減圧によるボイド発生（−）(−)
原子炉減圧完了に伴う
ボイド消滅

0.4

0.2

0
0

1

2

3

4

5

6

事故後の時間（ｈ）(h)
SA3NT2LPI99AG3AN000

第 2.7-13 図

炉心下部プレナム部のボイド率の推移

2.7-44

100

500
平衡均質流
モデル

差圧流モデル

400

破断流量
破断流量

逃がし安全弁（安全弁機能）の圧力制御による原子炉圧力変化に伴う変化

300

（t/h）
(t/h)

200

臨界流モデルが平衡均質流モデルから差圧流モデルに切り替わるタイミングでの不連続な変化（差圧流モデルは単純な理論式により破断流量を大きめに評価）

100

0
0

1

2

3

4

5

6

事故後の時間（ｈ）(h)

第 2.7-14 図

破断流量の推移

2.7-45

SA3NT2LPI99AG3AN000

101

10000
GEMP731
ORNL3626
ORNL3626(照射)燃 料被 覆管 の最 高温 度 及 び
円周方向応力の最大値

GEMP683
GEVNC(0.56℃/s)(8×8)(Vallecitosのデータ)
GEVNC(2.8 ℃/s)(8×8)(Vallecitosのデータ)
GEVNC(5.6 ℃/s)(8×8)(Vallecitosのデータ)

周方
向

円周方向の応力円のGEVNC(0.56℃/s)(7×7)(Vallecitosのデータ)

1000

GEVNC(2.8 ℃/s)(7×7)(Vallecitosのデータ)
GEVNC(5.6 ℃/s)(7×7)(Vallecitosのデータ)
NUREG-0630,DATA F(ORNL)NUREG-0630,DATA H(KfK FABIOLA)NUREG-0630,DATA I(ORNL)NUREG-0630,DATA J(KfK)
KfK(0.8〜1.6K/s)(REBEKA Single Rod)JNES(内圧破裂試験)

100

NFI他(内圧破裂試験)

応

ベストフィット曲線

力
平均値−２σ曲線
2) ２
(N/mm
(N／mm
)

10

1
0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

1100

1200

1300

1400

1500

1600

燃 料 被 覆 管 温 度 (℃)

第2.7-15図

燃料被覆管破裂が発生した時点の燃料被覆管温度と燃料被覆管の円周方向の応力の関係

2.7-46102

添付資料 2.7.1
コメント No.182-10,11,13,19,20,205-09,11 に対する回答

インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時の破断面積及び現場環境等について

1.

事象発生を想定する系統について
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Ｌ

ＯＣＡ）」（以下「ＩＳＬＯＣＡ」という。）では，原子炉冷却材圧力バウンダリと接続される系統において，高圧設計部分と低圧設計部分を分離する隔離弁の誤開等により低圧設計部分が過圧され，格納容器外での原子炉冷却材の漏えいが発生することを想定する。
東海第二発電所の主要系統のうち，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は以下のとおりである。
・給水系注入配管
・高圧炉心スプレイ系注入配管
・原子炉隔離時冷却系原子炉圧力容器頂部スプレイ配管
・原子炉隔離時冷却系蒸気供給配管
・低圧炉心スプレイ系注入配管
・残留熱除去系原子炉注入配管
・残留熱除去系原子炉圧力容器頂部スプレイ配管
・残留熱除去系停止時冷却モード吸込配管・残留熱除去系停止時冷却モード原子炉圧力容器戻り配管
・制御棒駆動水圧系制御棒挿入側配管
・制御棒駆動水圧系制御棒引抜側配管
・ほう酸水注入系注入配管
・原子炉冷却材浄化系入口配管
・主蒸気系配管
添付 2.7.1-1103

・原子炉圧力容器計装系計装配管
・試料採取系サンプリング配管

これらの系統のうち，原子炉圧力容器接続部の配管口径が小さくＩＳＬＯＣ
Ａの発生を想定した場合でもその影響が軽微である制御棒駆動水圧系配管及び試料採取系サンプリング配管並びに高圧バウンダリのみで構成される原子炉冷却材浄化系入口配管，原子炉圧力容器計装系配管及び主蒸気系配管は除外する。
また，発生頻度の観点から低圧設計部が 4 弁以上の弁或いは 3 弁以上の弁及び高圧ポンプの吐出圧で隔離されている給水系配管，残留熱除去系原子炉圧力容器頂部スプレイ配管及びほう酸水注入系配管は除外する。さらに，通常運転中に隔離弁の開閉試験を実施しない残留熱除去系停止時冷却モード配管について
は，隔離弁 2 弁の内部リークによりＩＳＬＯＣＡが発生する場合があるが，弁間差圧等により 1 弁の内部リークが発生した時点で容易に認知可能と考えられることから対象外とする。
したがって，以下の配管が評価対象として選定される。
・高圧炉心スプレイ系注入配管
・原子炉隔離時冷却系原子炉圧力容器頂部スプレイ配管
・低圧炉心スプレイ系注入配管
・残留熱除去系原子炉注入配管（Ａ系，Ｂ系）
・残留熱除去系原子炉注入配管（Ｃ系）

これらの評価対象に対して構造健全性評価を実施し，この結果に基づき有効性評価における破断面積を設定する。

添付 2.7.1-2

104

2.

想定するＩＳＬＯＣＡ及び低圧設計部における過圧条件について
低圧設計部の構築物，系統及び機器は系統間で有意な差がないことから，
以下では代表として残留熱除去系Ａ系に対する構造健全性評価の結果を示す。
残留熱除去系は，通常運転中に原子炉圧力が負荷される高圧設計部と低圧設計部とを内側隔離弁（逆止弁（テスタブルチェッキ弁））及び外側隔離弁（電動弁）の 2 弁により隔離している。外側隔離弁には，弁の前後差圧が低い場
合のみ開動作を許可するインターロックが設けられており，開許可信号が発信した場合は警報が発報する。また，これらの弁の開閉状態は中央制御室にて監視が可能である。本重要事故シーケンスでは，内側隔離弁の内部リーク
及び外側隔離弁前後差圧低の開許可信号が誤発信している状態を想定し，この状態で外側隔離弁が誤開放することを想定する。また，評価上は，保守的に逆止弁の全開状態を想定する。
隔離弁によって原子炉定格圧力が負荷されている高圧設計部と低圧設計部
が物理的に分離されている状態から，隔離弁を開放すると，高圧設計部から低圧設計部に水が移動し，配管内の圧力は最終的に原子炉定格圧力にほぼ等しい圧力で静定する。
一般に，大きな圧力差のある系統間が隔離弁の誤開放等により突然連通し
た場合，低圧側の系統に大きな水撃力が発生することが知られている。特に低圧側の系統に気相部が存在する場合，圧力波の共振が発生し，大きな水撃力が発生する場合があるが，残留熱除去系は満水状態で運転待機状態にある
ため，その懸念はない。
一方，満水状態であったとしても，隔離弁の急激な開動作（以下「急開」という。）となる場合は大きな水撃力が発生するが，緩やかな開動作であれば管内で生じる水撃力も緩やかとなり，また，後述するとおり圧力波の共振による大きな水撃力も発生せず，圧力がバランスするまで低圧側の系統が加圧
添付 2.7.1-3

105

される。
電動弁は，駆動機構にねじ構造やギアボックス等があるため機械的要因では急開とはなり難い。また，電動での開放時間は約 10.6 秒であり，電気的要因でも急開とならないことから，誤開放を想定した場合，水撃作用による圧力変化が大きくなるような急開とはならない。
文献 ※１ によると，配管端に設置された弁の急開又は急閉により配管内で水撃作用による圧力変化が大きくなるのは，弁の開放時間又は閉止時間（Ｔ）
が圧力波の管路内往復時間（μ）より短い場合であるとされている。
T

1

2L

Ｔ：弁の開放時間（s）
μ：圧力波の管路内往復時間（s）
Ｌ：配管長（m）
α：圧力波の伝搬速度（m／s）

ここで，αは管路内の流体を伝わる圧力波の伝播速度であり，音速とみなすことができ，保守的に圧力波の管路内往復時間が長くなるように水の音速（α）を 1,400m／s ※２ とし，実機の残留熱除去系（低圧注水系）の注水配管の配管長を基に配管長（Ｌ）を保守的に 130m とすると，圧力波の管路内往復時間（μ）は約 0.19 秒となる。残留熱除去系の外側隔離弁（電動弁）の開放
時間（Ｔ）は約 10.6 秒であることから，水撃作用による大きな圧力変化が生じることはなく，低圧設計部に負荷される圧力は原子炉圧力を大きく上回る
ことはないと考えられる。
添付 2.7.1-4

106※１：水撃作用と圧力脈動[改定版]第 2 編「水撃作用」（（財）電力中央研究所

元特任研究員秋元徳三）※２：圧力 0.01MPa[abs]，水温 0℃の場合，水の音速は約 1,412.3m／sとなる。なお，液体の音速の圧力及び温度の依存性は小さいが，圧力が小さいほど，温度が約 70℃までは温度が小さいほど音速は小さくなる。

以上より，残留熱除去系の隔離弁の誤開放等により系統が加圧される場合においても，原子炉圧力を大きく超える圧力は発生しないものと考えられるが，残留熱除去系の逆止弁が全開状態において電動弁が 10.6 秒で全閉から全開する場合の残留熱除去系の圧力推移をＴＲＡＣＧコードにより評価した。
残留熱除去系過圧時の各部の圧力最大値を第 1 表に，圧力推移図を第 1 図
に示す。

第1表

残留熱除去系過圧時の各部の圧力最大値

位
置
注入弁（F042A）出口
逃がし弁（F25A）入口
熱交換器
ポンプ出口逆止弁（F031A）出口

圧力最大値（MPa[abs]）
約 7.50
約 7.10
約 8.00
約 8.01

添付 2.7.1-5107

注 入 弁（ F042A ） 出 口
逃 が し弁 （ F025A ） 出口
熱 交 換器ポ ン プ出 口 逆止 弁（ F031A ）出 口

第1図

残留熱除去系過圧時の圧力推移

弁開放直後は，定格運転状態の残留熱除去系（低圧注水系）の注入弁出口の圧力（7.2MPa[abs]）に比べて最大約 0.8MPa 高い圧力（8.01MPa[abs]）まで上昇し，その後，上昇幅は減衰し，10 秒程度以降では原子炉圧力相当に静定する。
次項の構造健全性評価にあたっては，圧力の最大値であるポンプ出口逆止弁 出 口におけ る約 8.01MPa［abs］に， 加圧される範 囲の最 下端の水頭 圧（ 0.24MPa ） を 加 え た 約 8.25MPa[abs] を 丸 め て ゲ ー ジ 圧 力 に 変 換 し た
8.2MPa[gage]が系統に負荷され続けることを評価上は保守的に想定する。また，圧力の上昇は 10 秒程度で静定することからこの間に流体温度や構造材温度が大きく上昇することはないと考えられるが，評価上は保守的に構造材温度が原子炉冷却材温度である 288℃となっている状態を想定する。

添付 2.7.1-6

108

3.

構造健全性評価3.1

構造健全性評価の対象とした機器等について
残留熱除去系の隔離弁の誤開放等により加圧される範囲において，圧力バ

ウンダリとなる以下の箇所に対して 2.で評価した圧力（8.2MPa[gage]），温度（288℃）の条件下に晒された場合の構造健全性評価を実施した。
①

熱交換器

②

逃がし弁

③

弁

④

計

⑤

配管・配管フランジ部

器

詳細な評価対象箇所を第 2 図及び第 2 表に示す。

添付 2.7.1-7109復水移送系より

MO
F086

F018-202
FT-N013F018-201

原子炉隔離時冷却系へ
F061

F023

FT

MO

F016A

F017A
dPT-N058A

格納容器スプレイヘッダ

F170A

可燃性ガス濃度制御系へ
FF101A
FF020-215

FT-N015A

FT
F007
-206

FF020-205

FF022
-223

FF029-202

FF022-205

復水移送系より
F063A

MO

F009
-202

MO

FF022-230

NO

F042A

F041A

高圧設計

F092A

NO

FD042A-1
F053A

原子炉再循環系へ
F050A

V25-606

F090A

F025A
FF012

FT

FF020-230

F027A

F024A

FD053A-1

MO

FT-N060A

FF022
-221

F009
-201

吐出圧設計

FF029-201
F007
-207

dPT

FF104A

原子炉圧力容器

MO

FF022-219

F091

F009

MO

F008

MO

添付 2.7.1-8

原子炉再循環系より

サプレッション・チェンバスプレイへ

サプレッション・チェンバへ
MO
F049

F048A

残留熱除去系
熱交換器

MO

TE

F073A

F074A

FF006-202

低圧炉心スプレイ系より
PT-N002A TE-N004A

PT

F065A

FF006-201
F007
-208

AO

F003A

MO
F084A
FR004A

TE

F007
-204
PT-N026A

PT

MO
F047A

FF020-201

F080A F060A

F007
-203

F085A

PT

PT-N053A

TE-N027A

MO

F087A

MO

F181A

MO

サプレッション・チェンバより

F071A

F072A

MO

残留熱除去系ポンプ A

F098A

F006A

F051A
F031A
F179A

吐出圧設計

第 2図

低圧設計

残留熱除去系Ａ系の評価対象範囲

残留熱除去系の隔離弁の誤開放等により加圧される範囲

110

第2表
機

評価対象範囲に設置された機器

器

弁番号，個数等

①

熱交換器

1個

②

逃がし弁

③

弁

1台
F025A
20 台
F003A，F016A，F023，F024A，F027A，F031A，
F047A，F048A，F049，F051A，F053A，F063A，
F085A，F086，F087A，F098A，F170A，FF012，
FF101A，FF104A
17 台
F065A，F072A，F073A，F074A，F080A，
F171 ， F179A ， F181 ， FF020-201 ，FF020-206 ， FF020-215 ， FF020-230 ，FF022-205 ， FF022-219 ， FF022-221 ，FF022-223,FF022-230
10 台
FF006-201 ， FF006-202 ， FF007-203 ，FF007-204 ， FF007-206 ， FF007-207 ，FF007-208 ， FF009-201 ， FF018-201 ，
FF018-202
4台
F060A，FF029-201，FF029-202，V25-606
10 個
TE-N004A ， TE-N027A ， PT-N002A ，
PT-N026A ， PT-N053A ， dPT-N058A ，
FT-N013，FT-N015A，FT-N060A，
FT-N060A
1式

プロセス弁

その他の弁

ベント弁
ドレン弁

計器
隔離弁

サンプル弁
④

計

器

⑤

配

管

添付資料 2.7.1-9

111

3.2

構造健全性評価の結果

(1)

熱交換器
熱交換器については，隔離弁の誤開放等による加圧事象発生時に加圧，加温される部位について「東海第二発電所

工事計画認可申請書」を基に設計上の裕度を確認し，評価上の想定圧力（8.2MPa[gage]）と系統の最高使用圧力（3.45MPa[gage]）との比である 2.4 より裕度が小さい胴板（厚肉部，薄肉部），胴側鏡板及び胴側入り口・出口管台について評価した。また，フランジ部について内圧及び熱の伸びによる漏えいの有無を評価した。
ａ．胴側胴板（厚肉部，薄肉部）「発電用原子力設備規格を含む））＜第Ⅰ編

設計・建設規格（2005 年版（2007 年追補版

軽水炉規格＞（JSME S NC1-2005/2007）」（以下「設計・建設規格」という。）「PCV-3122

円筒形の胴の厚さの規定」を適用

し，胴板の必要最小厚さを算出した。その結果，実機の最小厚さは必要最小厚さ以上であり，評価した各部位は破損せず漏えいは発生しないことを確認した。
実機の最小厚さ
計算上必要な厚さ ※ １
判定 ※２
(mm)
(mm)
(t ｓ ≧t)
厚肉部
SB410
53.32
35.71
○
薄肉部
SB410
37.05
35.71
○
※1：１次一般膜応力 0.6Su 適用値。設計引張強さ（Sｕ ）までの余裕を考えると，さらなる余裕が含まれることなる。
※2：実機の最小厚さが計算上必要な厚さ以上であること
評価部位

材

料

ｂ．胴側鏡板設計・建設規格「PCV-3225

半だ円形鏡板の厚さの規定 1」を適用し，胴側鏡板の必要最小厚さを算出した。その結果，実機の最小厚さは必要最小厚さ以上であり，評価した各部位は破損せず漏えいは発生しないことを確認した。

添付 2.7.1-10

112

評価部位

材

料

実機の最小厚さ
(mm)
56.95

胴側鏡板
SB410
※1：１次一般膜応力 0.6Su 適用値※2：実機の最小厚さが計算上必要な厚さ以上であること

計算上必要な厚さ ※ １
(mm)
35.08

判定 ※２
(t ｓ ≧t)○ｃ．胴側入口・出口管台設計・建設規格「PVC-3610

管台の厚さの規定」を適用し，胴側入口・出口管台の必要最小厚さを算出した。その結果，実機の最小厚さは必要最小厚さ以上であり，評価した各部位は破損せず漏えいは発生しないことを確認した。
評価部位

材

料

実機の最小厚さ(mm)

胴側入口・
SF490A14.55
出口管台※1：１次一般膜応力 0.6Su 適用値※2：実機の最小厚さが計算上必要な厚さ以上であること

計算上必要な厚さ ※ １
(mm)

判定 ※２
(t ｓ ≧t)8.62○

ｄ．フランジ部
内圧と熱によるボルトの伸び量並びに管板及びフランジ部の伸び量を算出した。その結果，全部材の伸び量はガスケット厚さ以下であり，評価した各部位は破損せず漏えいは発生しないことを確認した。
伸び量（mm）
＋
＋
⊿L1
⊿L2
フランジ部
0.19
1.31
⊿L1：荷重によるボルト伸び量⊿L2：ボルト熱伸び量⊿L3：管板及びフランジ部の熱伸び量※：ガスケット厚さが全部材伸び量以上であること
評価部位

(2)

−
⊿L3
1.19

全部材
伸び量
(mm)
0.31

ｶﾞｽｹｯﾄ
厚さ
(mm)
4.5

判定 ※
○

逃がし弁
ａ．弁

座

設計・建設規格「VVC-3230

耐圧部に取り付く管台の必要最小厚さ」

を適用し，必要な最小厚さを算出した。その結果，実機の最小厚さは必
要最小厚さ以上であり，評価した各部位は破損せず漏えいは発生しないことを確認した。
添付 2.7.1-11

113

実機の最小厚さ
(mm)
弁 座
2.8
※：実機の最小厚さが計算上必要な厚さ以上であること
評価部位

ｂ．弁

計算上必要な厚さ
(mm)
0.7

判定 ※
○

体

弁体下面にかかる圧力が全て弁体の最小肉厚部に作用するとして発生するせん断応力を評価した。その結果，許容せん断応力は発生せん断応
力以上であり，評価した部位は破損せず漏えいは発生しないことを確認した。
発生せん断応力
(MPa)
弁 体
81
※：発生せん断応力が許容せん断応力以下であること
評価部位

許容せん断応力
(MPa)
88

判定 ※
○

ｃ．弁本体の耐圧部
設計・建設規格「解説 VVB-3100

弁の圧力温度基準」を適用し，必要な最小厚さを算出した。その結果，実機の最小厚さは必要厚さ以上であり，評価した部位は破損せず漏えいは発生しないことを確認した。
実機の最小厚さ(mm)
弁本体の耐圧部
9.0※：実機の最小厚さが計算上必要な厚さ以上であること
評価部位

必要な最小厚さ
(mm)
4.8

判定 ※
○

ｄ．弁耐圧部の接合部
ボンネットボルトの内圧と熱による伸び量及びボンネットフランジと弁箱フランジの熱による伸び量を算出した。その結果，ボンネットボル
トの伸び量からボンネットフランジと弁箱フランジの伸び量を差し引いた伸び量がマイナスであり，弁耐圧部の接合部が圧縮されることになるが，許容応力が発生応力以上であり，評価した部位は破損せず漏えいは発生しないことを確認した。

添付 2.7.1-12

114

発生応力
(MPa)
ﾎﾞﾝﾈｯﾄﾅｯﾄ座面
61※：発生応力が許容応力以下であること

許容応力
(MPa)
152

評価部位

(3)

判定 ※
○

弁
ａ．弁本体
設計・建設規格「解説 VVB-3100

弁の圧力温度基準」を適用し，必要な最小厚さを算出した。その結果，実機の最小厚さは計算上必要な厚さ以上であり，評価した部位は破損せず漏えいは発生しないことを確認し
た。
弁番号

材

料

実機の最小厚さ
(mm)
22.0
20.0
24.0
10.0
22.5
22.0
31.0
7.0
11.0
8.0
23.0
16.0
8.0
11.0
11.0
6.5
12.5
12.5

F003A
SCPH2
F016A
SCPL1
F024A
SCPL1
F027A
SCPH2
F031A
SCPH2
F047A
SCPH2
F048A
SCPH2
F049
SCPH2
F063A
SCPH2
F086
SCPH2
F098A
SCPH2
F170A
SCPL1
F065A
SCPH2
F072A
SCPH2
F080A
SCPH2
F060A
SCPH2
FF029-201
SUS304
FF029-202
SUS304※1：１次一般膜応力 0.6Su 適用値※2：実機の最小厚さが計算上必要な厚さ以上であること

計算上必要な厚さ ※１
(mm)
10.6
9.5
10.9
3.2
9.8
10.6
14.6
4.1
4.1
2.0
11.1
6.4
3.1
4.1
2.3
1.2
1.5
1.5

判定 ※ ２(tｓ ≧t)
○
○
○
○
○
○
○
○
○
○
○
○
○
○
○
○
○
○

ｂ．弁耐圧部の接合部
設計・建設規格「VVC-3310

弁箱と弁ふたがフランジ結合の弁のフランジの応力評価」を適用して算出したボルトの必要な断面積及び許容応力を算出した。その結果，ボルトの実機の断面積がボルトの必要な断面積以上であり，かつ，発生応力が許容圧力以下の弁の評価した部位は破損せず漏えいは発生しないことを確認した。

添付 2.7.1-13

115

ボルトの
ボルトの
許容
発生
実機の
必要な
応力
判定 ※
弁番号
応力
断面積
断面積
(MPa)
(MPa)
２
２
(mm )
(mm )
F003A
13,672
18,675
253
177
−
F016A
11,033
14,289
237
168
−
F024A
16,406
15,451
167
168
○
F027A
1,758
2,919
197
177
−
F031A
13,40011,608
305
177
−
F047A
13,672
18,675
253
177
−
F048A
11,03324,157
153
177
−
F049
2,770
3,818
181
177
−
F063A
1,803
2,060
206
177
−
F086
901
693
127
177
○
F098A
11,241
13,372
315
177
−
F170A
5,411
5,821
242
168
−
F065A
1,204
1,192
124
165
○
F072A
1,803
2,060
206
177
−
F080A
901
833
118
177
○
F060A
321
261
86
177
○
FF029-201
601
318
47
165
○
FF029-202
601
318
47
165
○
※：ボルトの実機の断面積がボルトの必要な断面積以上であり，かつ，発生応力が許容圧力以下であること

また，上記の条件を満たさない弁については，ボンネットボルトの内圧と熱による伸び量及びボンネットフランジと弁箱フランジの熱による伸び量を算出した。その結果，ボンネットボルトの伸び量からボンネッ
トフランジと弁箱フランジの伸び量を差し引いた伸び量がプラスである
弁については，伸び量がガスケットの復元量を下回ることを確認した。
伸び量がマイナスの弁についてはボンネットフランジとリフト制限板がメタルタッチしており，それ以上ガスケットが圧縮しない構造となっていることから，ボンネットナット座面の面圧とボンネットフランジとリ
フト制限板の合わせ面の面圧が材料の許容応力を下回ることを確認した。

添付 2.7.1-14

116

ｶﾞｽｹｯﾄ
復元量
発生応力
許容応力
判定 ※
(mm)
F003A
0.008
0.1
−
−
○
F016A
0.004
0.1
−
−
○
F024A
−
−
−
−
−
F027A
0.015
0.1
−
−
○
F031A
−0.029
−
85
596
○
F047A
0.008
0.1
−
−
○
F048A
0.063
0.1
−
−
○
F049
0.001
0.1
−
−
○
F063A
0.001
0.2
−
−
○
F086
−
−
−
−
−
F098A
0.002
0.2
−
−
○
F170A
0.001
0.2
−
−
○
F065A
−
−
−
−
−
F072A
0.001
0.2
−
−
○
F080A
−
−
−
−
−
F060A
−
−
−
−
−
FF029-201−−−−−
FF029-202−−−−−※：伸び量がプラスの場合は，伸び量がガスケット復元量以下であること。伸び量がマイナスの場合は，発生応
力が許容応力以下であること。
伸び量
(mm)

弁番号

なお，以下の弁は加圧時の温度，圧力以上で設計していることから，破損は発生しないことを確認した。
評価部位
プロセス弁

弁番号
F023，F051A

また，以下の弁は設計・建設規格第Ⅰ編

設計圧力8.62MPa

設計温度
302℃

別表１にて温度 300℃における許容圧力を確認し，加圧時の圧力を上回ることから，破損は発生しないことを確認した。
評価部位
プロセス弁

その他の弁

ベント弁
ドレン弁

計器隔離弁

サンプル弁

弁番号
F087A，FF104A
FF012
F053A
F085A，FF101A
F073A，F074A
F171，F179A，F181A，FF020-201，FF020-206，FF020-215，
FF020-230，FF022-205，FF022-219，FF022-221，FF022-223，
FF022-230
FF009-201
FF006-201，FF006-202，FF007-203，FF007-204，FF007-206，
FF007-207，FF007-208，FF018-201，FF018-202
V25-606

添付 2.7.1-15

許容圧力14.97MPa
13.30MPa
10.58MPa
9.97MPa
14.97MPa
9.97MPa
14.97MPa
9.97MPa
25.9MPa

117

(4)

計

器

ａ．圧力計，差圧計
以下の圧力計及び差圧計は隔離弁の誤開放等による加圧事象発生時の温度，圧力以上で設計していることから，破損は発生しないことを確認した。
計装設備耐圧（MPa）14.7(150kg/cm2 )14.7(150kg/cm2 )14.7(150kg/cm2 )13.7(140kg/cm2 )14.7(150kg/cm 2 )14.7(150kg/cm2 )14.7(150kg/cm2 )14.7(150kg/cm 2 )計器番号PT-E12-N002A-1
PT-E12-N026A
PT-E12-N053A
dPT-E12-N058A
FT-E12-N013
FT-E12-N015A
FT-E12-N060A
FT-C61-N001

判定
○
○
○
○
○
○
○
○

ｂ．温度計
日 本 機 械 学 会 「 配 管 内 円 柱 状 構 造 物 の 流 量 振 動 評 価 指 針 」（ JSME
S012-1998）を適用し，同期振動発生の回避又は抑制の判定並びに応力評
価及び疲労評価を実施した。その結果，換算流速 Vγ が 1 より小さく，許容値が組み合わせ応力を上回り，かつ，設計疲労限σ Ｆ が応力振幅を上回ることから，評価した部位は破損せず漏えいは発生しないことを確認した。
（同期振動発生の回避又は抑制評価）
計器番号

流速 V
(m／s)

換算流速 Vγ

換算係数率 C ｎ

TE-N004A

0.77

0.08

0.05

TE-N027A

0.76

0.08

0.05

判定 ※
○
（Vγ ＜1 のため）○
（Vγ ＜1 のため）※：Vγ ＜1，Cｎ ＞64，Vγ ＜3.3 かつ C ｎ ＞2.5 のいずれかを満足すること（流体振動に対する強度評価）
組合せ応力
許容値
応力振幅
設計疲労限σ Ｆ
(MPa)
(MPa)
（MPa）
（MPa）
TE-N004A
14.7
184
0.43
76
TE-N027A
14.7
184
0.41
76
※：組合せ応力が許容値以下であること，かつ，応力振幅が設計疲労限以下であること
計器番号

添付 2.7.1-16

判定 ※
○
○

118

(5)

配

管

ａ．管
設計・建設規格「PPC-3411

直管(1)内圧を受ける直管」を適用し，必要最小厚さを算出した。その結果，実機の最小厚さは必要厚さ以上であり，評価した部位は破損せず漏えいは発生しないことを確認した。
評価部位

既工認配管 No

実機の最小厚さ
(mm)
12.80
12.80
9.71
5.25
5.25
5.25
6.21
7.17
11.20
4.55
14.40
9.01
12.51
12.51

3
4
6
9
10
17
26
管
31
34
37
39
40
56
58
※1：１次一般膜応力 0.6Su 適用値※2：実機の最小厚さが計算上必要な厚さ以上であること

計算上必要な厚さ ※ １
（mm）
8.26
8.26
5.94
1.91
1.91
1.91
2.76
3.61
6.23
1.28
10.09
5.32
7.63
7.63

判定 ※２
○
○
○
○
○
○
○
○
○
○
○
○
○
○

ｂ．フランジ部
設計・建設規格「PPC-3414

フランジ」を適用してフランジ応力算定

用応力を算出し，フランジボルトの伸び量を評価した。その結果，伸び量がマイナスであり，フランジ部が圧縮されることになるが，ガスケッ
トの許容圧縮量が合計圧縮量以上であり，評価した部位は破損せず漏えいは発生しないことを確認した。
伸び量
（mm）
【最小値】

ｶﾞｽｹｯﾄのｶﾞｽｹｯﾄの
初期圧縮量
合計圧縮量（mm）
（mm）
【最大値】
1.20
1.21
−0.01
ﾌﾗﾝｼﾞ部
2.40
2.41
−0.04
2.40
2.44
※：伸び量がマイナスの場合は，発生応力が許容応力以下であること。
評価部位

4.

ｶﾞｽｹｯﾄの
許容圧縮量
（mm）
1.30
2.60
2.60

判定 ※
○
○
○

破断面積の設定について
3.の評価結果から，隔離弁の誤開放等により残留熱除去系の低圧設計部分

添付 2.7.1-17119

が加圧されたとしても，破損は発生しないことを確認した。
そこで，残留熱除去系の過圧範囲のうち最も大きなシール構造であり，損傷により原子炉冷却材が流出した際の影響が最も大きい熱交換器フランジ部
に対して，保守的に弁開放直後の圧力ピーク値（8.2MPa［gage］），原子炉冷却材温度（288℃）に晒され続け，かつ，ガスケットに期待しないことを想定した場合の破断面積を評価した。
評価部位

圧力
(MPa)

温度
(℃)

＋
⊿L1

熱交換器
8.2
288
0.19
フランジ部
⊿L1：ボルトの内圧による伸び量⊿L2：ボルトの熱による伸び量⊿L3：管板及びフランジ部の熱による伸び量

伸び量（mm）
＋
⊿L2

−
⊿L3

1.31

1.19

内径
(mm)

全部材
伸び量
(mm)

破断面積
(cm ２ )

2,120

0.31

約 21

その結果，破断面積は約 21cm ２ となり，有効性評価のＩＳＬＯＣＡでは，残留熱除去系熱交換器フランジ部に約 21cm ２ の漏えいが発生することを想定する。
なお，他の系統において過圧事象が発生したとしても，本構造健全性評価の結果から，破損が発生することはなく，仮に破損が発生したとしても熱交換器がないため，破断面積は本評価における想定以下に留まるものと考えられる。

5.

現場の環境評価
ＩＳＬＯＣＡが発生した場合，事象を収束させるために,健全な原子炉注
水系統による原子炉注水操作，逃がし安全弁による原子炉減圧操作及び残留熱除去系によるサプレッション・プール冷却操作を実施する。また，漏えい箇所の隔離は，残留熱除去系（低圧注水系）の注入弁を現場にて閉止する想定としている。
ＩＳＬＯＣＡ発生に伴い原子炉冷却材が原子炉建屋内に漏えいすること
添付 2.7.1-18

120

で，建屋下層階への漏えい水の滞留並びに高温水及び蒸気による建屋内の雰
囲気温度，湿度，圧力及び放射線量の上昇が想定されることから，設備の健全性及び現場作業の成立性に与える影響を評価した。
なお，事故条件，重大事故等対策に関連する機器条件及び重大事故等対策に関連する操作条件は，有効性評価の解析と同様であり，ＩＳＬＯＣＡは残留熱除去系Ｂ系にて発生することを想定する。
(1)

設備の健全性に与える影響について
有効性評価において，残留熱除去系Ｂ系におけるＩＳＬＯＣＡ発生時に期待する設備は，原子炉隔離時冷却系，低圧炉心スプレイ系，残留熱除去
系Ａ系及び低圧代替注水系（常設），逃がし安全弁並びに関連する計装設備である。
ＩＳＬＯＣＡ発生時の原子炉建屋内環境を想定した場合の設備の健全性への影響について以下のとおり評価した。
ａ．溢水による影響
東海第二発電所の原子炉建屋は，地下 2 階から 5 階まで耐火壁を設置
し東側区分と西側区分に区画化することで，非常用炉心冷却系を物理的に分離する方針である。ＩＳＬＯＣＡによる原子炉冷却材の漏えいは，残留熱除去系Ｂ系が設置されている西側区画において発生するのに対して，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Ａ系は東側区画に位置していることから，溢水の影響はない。
低圧代替注水系（常設）は，ポンプが原子炉建屋から物理的に分離された区画に設置されているため，溢水の影響はない。また，低圧代替注
水系（常設）の電動弁のうち原子炉建屋内に設置されるものは原子炉建
屋 3 階以上に位置しているが，事象発生から有効性評価において現場隔離操作の完了タイミングとして設定している 5 時間までの原子炉冷却材
添付 2.7.1-19121

の流出量は 300t であり，原子炉冷却材が全て水として存在すると仮定しても浸水深は地下 2 階の床面から約 2m 程度であるため，溢水の影響はない。

ｂ．雰囲気温度・湿度による影響
別紙 7 に示すとおり，東側区画における温度・湿度については，初期値から有意な上昇がなく，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Ａ系への影響はない。また，低圧代替注水系（常設）の原子炉建屋内の電動弁は，西側区画に位置するものが 2 弁あるが，これらはＩＳＬＯＣＡ発生時の原子炉建屋内の環境を考慮しても機能が維持される設計とすることから影響はない。逃がし安全弁及び関連する計装設備についても，別紙 6 に示す温度・湿度条件において機能喪失するこ
とはない。

(2)

現場操作の成立性に与える影響について
有効性評価において，残留熱除去系Ｂ系におけるＩＳＬＯＣＡ発生時に必要な現場操作は，残留熱除去系Ｂ系の注入弁の閉止操作である。また，
ＩＳＬＯＣＡ発生時のアクセスルートは，原子炉建屋内の環境を考慮して，残留熱除去系Ｂ系におけるＩＳＬＯＣＡ発生時には漏えいが発生している
原子炉建屋西側とは逆の原子炉建屋東側区画から入域し，東側区画の 3 階まで昇った後に注入弁の閉止操作場所である西側区画 3 階に移動して作業を実施する。残留熱除去系Ｂ系の注入弁の操作場所及びアクセスルートを
第 3 図に示す。
ＩＳＬＯＣＡ発生時の原子炉建屋内環境を想定した場合のアクセス性への影響を以下のとおり評価した。
添付 2.7.1-20

122

ａ．溢水による影響
東側区画は，ＩＳＬＯＣＡによる原子炉冷却材漏えいが発生する西側
区画とは物理的に分離されていることから，溢水による東側区画のアクセス性への影響はない。また，別紙 7 に示すとおり，注入弁は西側区画の 3 階に設置されており，この場所において注入弁の現場閉止操作を実施するが，事象発生から有効性評価において現場隔離操作の完了タイミ
ングとして設定している 5 時間までの原子炉冷却材の流出量は 300t であり，原子炉冷却材が全て水として存在すると仮定しても浸水深は地下 2階の床面から約 2m 程度であるため，操作及び操作場所へのアクセスへの影響はない。
なお，別紙 8 に示すとおりブローアウトパネルに期待しない場合でも，同様に操作及び操作場所へのアクセスへの影響はない。

ｂ．雰囲気温度・湿度による影響
別紙 7 に示すとおり，東側区画における温度・湿度については，初期値から有意な上昇がなく，アクセス性への影響はない。また，西側区画のうちアクセスルート及び操作場所である 3 階においては，原子炉減圧操作後に建屋内環境が静定する事象発生 2 時間から有効性評価において現場隔離操作の完了タイミングとして設定している 5 時間までの雰囲気
温度の最大値は約 41℃程度であり，操作場所へのアクセス及び操作は可能である ※ 。
なお，別紙 8 に示すとおりブローアウトパネルに期待しない場合でも，同様に操作及び操作場所へのアクセスは可能である。
※：想定している作業環境（最大約 41℃）においては，主に低温やけどが懸念されるが，一般的に，接触温度と低温やけどになるまで
添付 2.7.1-21

123

のおおよその時間の関係は，44℃で 3〜4 時間として知られている。
（出典：消費者庁

News Release（平成 25 年 2 月 27 日））

ｃ．放射線による影響
別紙 9 に示すとおり，原子炉減圧時に燃料から追加放出される核分裂生成物の全量が，原子炉建屋内に瞬時に移行するという保守的な条件で評価した結果，線量率は最大でも約 15.2mSv／h 程度である。残留熱除去
系Ｂ系の注入弁の閉止操作は 2 チーム体制で交代で実施し，1 チーム当たりの原子炉建屋内の滞在時間は約 36 分であるため，作業時間を 1 時間と設定し時間減衰を考慮しない場合においても作業員の受ける実効線量は約 15.2mSv である。
また，時間減衰によってその線量率も低下するため，線量率の上昇が期待している機器の機能維持を妨げることはない。
なお，事故時には原子炉建屋内に漏えいした放射性物質の一部はブローアウトパネルを通じて環境へ放出されるおそれがあるが，これらの事
故時においては原子炉建屋放射能高の信号により中央制御室の換気系は閉回路循環運転となるため，中央制御室内にいる運転員は過度な被ばくの影響を受けることはない。

添付 2.7.1-22

124

添付 2.7.1-23
第 3図

操作場所へのアクセスルート

125

(3)

結

論

ＩＳＬＯＣＡ発生時の原子炉建屋内環境を想定した場合でも，ＩＳＬＯ
ＣＡ対応に必要な設備の健全性は維持される。また，中央制御室の隔離操作に失敗した場合でも，現場での隔離操作が可能であることを確認した。

6.

敷地境界外の実効線量評価について
ＩＳＬＯＣＡが発生後，原子炉建屋が加圧されブローアウトパネルが開放された場合，原子炉建屋内に放出された核分裂生成物がブローアウトパネルから大気中に放出されるため，この場合における敷地境界外の実効線量を評価した。
その結果，敷地境界外における実効線量は約 1.2×10−１ mSv となり，
「2.6

Ｌ

ＯＣＡ時注水機能喪失」における耐圧強化ベント系によるベント時の実効線量（約 6.2×10−１ mSv）及び事故時線量限度の 5mSv を下回ることを確認した。

添付資料 2.7.1-24

126

別紙 1
熱交換器からの漏えいの可能性について

既工認から設計上の裕度を算出し，裕度の低い胴板（厚肉部，薄肉部），胴側
鏡板及び胴側入口・出口管台について，隔離弁の誤開放等による加圧事象発生
時の圧力（8.2MPa[gage]），温度（288℃）の条件下で破損が発生しないことを
以下のとおり確認した。

1.

強度評価

1.1

評価部位の選定

既工認から設計上の裕度を算出し，裕度が 2.4（隔離弁の誤開放等による加圧事象発生時の圧力 8.2MPa[gage]と最高使用圧力 3.45MPa[gage]の比）より小
さい胴板（厚肉部，薄肉部），胴側鏡板及び胴側入口・出口管台について評価した。
別第 1-1 表に既工認強度計算結果の設計裕度及び第 1-1 図に熱交換器の構造を示す。

添付資料 2.7.1-25

127

別第 1-1 表

既工認強度計算結果の設計裕度（3.45MPa，249℃）

評価部位
胴板（厚肉部）
胴板（薄肉部）
胴側鏡板
胴側出口
胴側液面計
胴側ドレン
胴側ベント(1)
胴側ベント(2)
胴側入口
胴側逃がし弁（座）胴側逃がし弁（管）

1.2

評価方法

(1)

胴側胴板の評価

実機の値
53.32mm
最小厚さ
37.05mm
最小厚さ
56.95mm
最小厚さ
14.55mm
最小厚さ
6.15mm
最小厚さ62.50mm
最小厚さ
5.50mm
最小厚さ10.00mm
最小厚さ
14.55mm
最小厚さ
5.45mm
最小厚さ
3.20mm
最小厚さ

設計・建設規格「PVC-3122

判定基準≧34.21mm
必要厚さ≧34.21mm
必要厚さ≧33.64mm
必要厚さ≧7.78mm
必要厚さ≧0.56mm
必要厚さ≧2.26mm
必要厚さ≧0.84mm
必要厚さ≧0.42mm
必要厚さ≧7.78mm
必要厚さ≧0.84mm
必要厚さ≧0.80mm
必要厚さ

裕

度

1.55
1.08
1.69
1.87
10.98
27.65
6.54
23.80
1.87
6.48
4.00

円筒形の胴の厚さの規定」を適用して必要な最小厚さを算出し，実機の最小厚さが必要な最小厚さを上回ることを確
認した。
t

PD
2S
1. 2 Pi

t：胴側胴板の計算上必要な厚さ（mm）
P：隔離弁の誤開放等による加圧事象発生時の圧力（＝8.2MPa）
Dｉ ：胴の内径（＝2,000mm）
S：胴板の設計引張強さ（Su＝391MPa，at 288℃

SB410）

η：継手効率（＝1.0）
添付 2.7.1-26

128

(2)

胴側鏡板の評価
設計・建設規格「PVC-3225

半だ円形鏡板の厚さの規定１」を適用して必要な最小厚さを算出し，実機の最小厚さが計算上必要な厚さを上回ることを確認した。
t

PD K
2S
0.2 P
i

t：胴側鏡板の計算上必要な厚さ（mm）
P：隔離弁の誤開放等による加圧事象発生時の圧力（＝8.2MPa）
Dｉ ：鏡板の内面における長径（＝2,000mm）
K：半だ円形鏡板の形状による係数（＝1.0）
S：鏡板の設計引張強さ（Su＝391MPa，at 288℃

SB410）

η：継手効率（＝1.0）(3)

胴側入口，出口管台設計・建設規格「PVC-3610

管台の厚さの規定」を適用して必要な最小厚さを算出し，実機の最小厚さが必要な最小厚さを上回ることを確認した。
t

PD
2S
0.8 P
0

t：胴側入口，出口管台の計算上必要な厚さ（mm）
P：隔離弁の誤開放等による加圧事象発生時の圧力（＝8.2MPa）
D０ ：管台の外径（＝558.8mm）
S：管台の設計引張強さ（Su＝438MPa，at 288℃

SF490A）

η：継手効率（＝1.0）

添付 2.7.1-27

129

1.3

評価結果

熱交換器の各部位について評価した結果，別第 1-2 表に示すとおり実機の値は判定基準を満足し，隔離弁の誤開放等による加圧事象発生時の圧力（8.2MPa[gage]），温度（288℃）の条件下で破損せず，漏えいは発生しないことを確認した。

別第 1-2 表
評価部位
胴側胴板（厚肉部）
胴側胴板（薄肉部）
胴側鏡板
胴側入口・出口管台

評価結果

実機の値
53.32mm（実機の最小厚さ）
37.05mm（実機の最小厚さ）
56.95mm（実機の最小厚さ）
14.55mm（実機の最小厚さ）

添付 2.7.1-28

判定基準
35.71mm（計算上必要な厚さ）
35.71mm（計算上必要な厚さ）
35.08mm（計算上必要な厚さ）
8.62mm（計算上必要な厚さ）

130

別紙 2
逃がし弁からの漏えいの可能性について逃がし弁について，隔離弁の誤開放等による加圧事象発生時の圧力（8.2MPa[gage]），温度（288℃）の条件下で破損が発生しないことを以下のとおり確認した。

1.

強度評価

1.1

評価部位

逃がし弁については，隔離弁の誤開放等による加圧事象発生時において吹き出し前に加圧される弁座，弁体及び入口配管並びに吹き出し後に加圧される弁耐圧部及び弁耐圧部の接合部について評価した。

1.2

評価方法

隔離弁の誤開放等による加圧事象発生時には 8.2MPa[gage]になる前に逃がし弁が吹き出し，圧力は低下すると考えられるが，ここでは，逃がし弁の吹き出し前に加圧される箇所と吹き出し後に加圧される箇所ともに 8.2MPa[gage]，
288℃になるものとして評価する。

(1)

弁座の評価
設計・建設規格には安全弁に関する強度評価手法の記載がない。弁座は円筒形の形状であることから，設計・建設規格「VVC-3230

耐圧部に取り付く管台の必要最小厚さ」を準用し，計算上必要な厚さを算出し，実機の最小厚さが計算上必要な厚さを上回ることを確認した。
t

PD
2S
0.8 P
0

添付 2.7.1-29

131

t：管台の計算上必要な厚さ（mm）
P：隔離弁の誤開放等による加圧事象発生時の圧力（＝8.2MPa）
D０ ：管台の外径（mm）
S：使用温度における許容引張応力（MPa）
η：継手効率 ※※：弁座は溶接を実施していないため，1.0 を使用

(2)

弁体の評価
設計・建設規格には安全弁に関する強度評価手法の記載がない。弁体の中心部は弁棒で支持されており，外周付近は構造上拘束されていることから，弁体下面にかかる圧力（8.2MPa[gage]）がすべての弁体の最小肉厚部に作用するとして発生するせん断応力を算出し，許容せん断応力を下回ることを確認する。
F
A

F

1.05

4

D

4

P

σ：せん断応力（MPa）
F：せん断力（N）
A：弁体最小断面積（mm ２ ）D：弁座口の径（mm）
P：隔離弁の誤開放等による加圧事象発生時の圧力（＝8.2MPa）(3)

弁本体の耐圧部の評価
設計・建設規格「解説 VVB-3100

弁の圧力温度基準」を適用し必要な最添付 2.7.1-30

132小厚さを算出し，実機の最小厚さが計算上必要な厚さを上回ることを確認
した。
t

Pd
2S 1.2 P

t：弁箱の必要な厚さ
P：隔離弁の誤開放等による加圧事象発生時の圧力（＝8.2MPa）d：内径（mm）
S：設計降伏点(4)

弁耐圧部の接合部の評価
弁耐圧部の接合部については，ボンネットボルトの内圧と熱による伸び量及びボンネットフランジと弁箱の熱による伸び量を評価し，ボンネット
ボルトの伸び量からボンネットフランジと弁箱フランジの伸び量を差し引
いた伸び量がプラスの場合とマイナスの場合について評価した。
・伸び量がプラスの場合
ボンネットボルトの伸び量からボンネットフランジと弁箱フランジの伸び量を差し引いた伸び量がガスケットの復元量 ※ を下回ることを確認した。
※：ガスケットに締付面圧を加えていくと弾性変形が生じ，更に締付面圧を加えていくと塑性変形が生じる。塑性変形したガスケットの締付面圧を緩和した場合，弾性領域分のみが復元する性質がある。弁耐圧部の接合部のシールのため，ガスケットには塑性領域まで締付面圧を加えており，
締付面圧緩和時に弾性領域分の復元が生じ，復元量以下であればシール性は確保される。ガスケットの復元量は，メーカ試験によって確認した値。

添付 2.7.1-31133

・伸び量がマイナスの場合
伸び量がマイナスの場合は，弁耐圧部の接合部は増し締めされることになる。弁耐圧部の接合部については，ボンネットフランジとリフト制
限板がメタルタッチしており，それ以上ガスケットが圧縮しない構造となっていることから，ボンネットナット座面の面圧並びにボンネットフ
ランジ及びリフト制限板の合わせ面の面圧が材料の許容応力を下回ることを確認した。
ａ．伸び量によるフランジの評価(a)

内圧による伸び量
・ボンネットボルトの発生応力④＝(1,000×①

⑧

＝(π×⑤

⑨

＝④

−⑧

⑩

＝⑨

／②

⑫

＝⑩

／⑪

×②

)／(0.2×③

×8.2／4)×(⑤

)

＋8×⑥

×⑦

)

①

：締付けトルク値（N・m）②：ボンネットボルト本数（本）③：ボンネットボルト外径（mm）④：ボンネットボルト締付けトルクによる全締付荷重（N）⑤：ガスケット反力円の直径（mm）⑥：ガスケット有効幅（mm）⑦：ガスケット係数⑧：8.2MPa の加圧に必要な最小荷重（N）⑨：不足する荷重（N）
添付 2.7.1-32

134

⑩

：ボンネットボルト 1 本あたりに発生する荷重（N）⑪：ボンネットボルト径面積（mm２ ）⑫：ボンネットボルトの発生応力（MPa）

・ボンネットボルトの内圧による伸び量⑦＝(⑫

×(①＋②))／③①：ボンネットフランジ厚さ（mm）②：弁箱フランジ厚さ（mm）③：ボンネットボルト材料の縦弾性係数（MPaat 288℃）⑦：ボンネットボルトの熱による伸び量（mm）(b)

熱による伸び量・ボンネットボルトの熱による伸び量⑧＝④×(①＋②)×(288℃−20℃ ※ )①：ボンネットフランジ厚さ（mm）②：弁箱フランジ厚さ（mm）④：ボンネットボルト線膨張係数（mm／mm℃

at 288℃）⑧：ボンネットボルトの熱による伸び量（mm）※：伸び量を大きく見積もるため，隔離弁の誤開放等による加圧事象
発生前後の温度差を大きくするように保守的に低めの温度を設
定・ボンネットフランジ及び弁箱フランジの熱による伸び量⑨＝⑤×①×(288℃−20℃)＋⑥×②×(288℃−20℃ ※ )①：ボンネットフランジ厚さ（mm）②：弁箱フランジ厚さ（mm）⑤：ボンネットフランジ線膨張係数（mm／mm℃⑥：弁箱フランジ線膨張係数（mm／mm℃

添付 2.7.1-33

at 288℃）

at 288℃）

135

⑨：ボンネットフランジ及び弁箱フランジの熱による伸び量（mm）※：伸び量を大きく見積もるため，隔離弁の誤開放等による加圧事象
発生前後の温度差を大きくするように保守的に低めの温度を設
定

(c)

伸び量
伸び量（mm）＝⑦＋⑧−⑨⑦：ボンネットボルトの内圧による伸び量（mm）⑧：ボンネットボルトの熱による伸び量（mm）⑨：ボンネットフランジ及び弁箱フランジの熱による伸び量（mm）

ｂ．ボンネット座面の面圧
ボンネットボルト締付荷重として評価された荷重⑧をボンネットナ

ット座面の面積 S で除し面圧を算出する。
・ボンネットナット座面の面積（ナット座面丸面の場合）
S＝(a２ −b ２ )／4×π
a：ボンネットナット面外径（mm）
b：ボンネット穴径（mm）
S：ボンネットナット面面積（mm２ ）・ボンネットナット座面の面積（ナット座面平面の場合）
S＝(√3／16×a ２ ×6)−(b ２ ×π／4)
a：ボンネットナット面外径（mm）
b：ボンネット穴径（mm）
S：ボンネットナット面面積（mm２ ）添付 2.7.1-34

136

・ボンネット座面の面圧
d＝⑧／(S×c)

c：ボンネットボルト本数（本）d：ボンネットナット応力（MPa）
S：ボンネットナット面面積（MPa）

ｃ．ボンネットフランジ及び弁箱フランジの合わせ面の面圧
ボンネットボルト締付荷重として評価された⑧を合わせ面の面積 Sで除し面圧を算出する。
・ボンネットフランジ及びリフト制限板の合わせ面の面積
S＝(a２ −b ２ )／4×π
a：メタルタッチ部外径（mm）
b：メタルタッチ部内径（mm）
S：メタルタッチ部面積（mm２ ）・ボンネットフランジ及びリフト制限板の合わせ面の面圧
d＝⑧／S

d：メタルタッチ部応力（MPa）
S：メタルタッチ部面積（mm２ ）

1.3

評価結果

逃がし弁の各部位について評価した結果，別第 2-1 表〜2-5 表に示すとおり実機の値は判定基準を満足し，隔離弁の誤開放等による加圧事象発生時の圧力（8.2MPa[gage]），温度（288℃）の条件下で破損せず，漏えいは発生しないことを確認した。

添付 2.7.1-35

137

別第 2-1 表

評価結果（弁座）

評価部位

材料

P：内圧
（MPa）

D０ ：外径（mm）

弁座

SUS3048.2

19

別第 2-2 表

添付 2.7.1-36

評価部位

材料

弁本体の耐圧部

SCPH2

P：内圧
（MPa）
8.2

d：内径（mm）
50

計算上必要な厚さ
（mm）

2.8

0.7

S：設計引張強さ（MPa）
191

実機の最小厚さ（mm）
9.0

計算上必要な厚さ（mm）
4.8

許容せん断応力 ※(MPa)
88

発生せん断応力(MPa)81

評価結果（弁体）

P：内圧
A：弁体最小断面積（MPa）（mm２ ）
弁体
SUS3048.2
19※：ボイラー構造規格より設計の許容値として 0.8S を適用した。
材料

実機の最小厚さ（mm）

評価結果（弁本体の耐圧部）

別第 2-3 表
評価部位

S：使用温度における許容引張応力（MPa）110

D：弁座口の径
(mm)
15

138

別第 2-4 表

評価部位①ﾎﾞﾝﾈｯﾄ
ﾌﾗﾝｼﾞ
厚さ
(ふた)
(mm)

②弁箱
ﾌﾗﾝｼﾞ
厚さ
(mm)

弁耐圧部の
接合部

16

16

弁耐圧部の接合部の評価結果（ボンネットボルトの伸び量）③縦弾性係数(ﾎﾞﾝﾈｯﾄﾎﾞﾙﾄ)
(MPa)

④線膨張
係数
(ﾎﾞﾝﾈｯﾄﾎﾞ
ﾙﾄ)
(mm／
mm℃)

1839601.29E-05

別第 2-5 表
添付 2.7.1-37

評価
部位

① 締付
ﾄﾙｸ値
(N・m)

② ﾎﾞﾝﾈｯﾄ
ﾎﾞﾙﾄ本数(本)③
ﾎﾞﾝﾈｯﾄﾎﾞﾙﾄ外径
(mm)

弁耐圧部の
接合部

25.01

6

12

ﾎﾞﾝﾈｯﾄ
ﾎﾞﾙﾄの材料⑤線膨張係数(ﾎﾞﾝﾈｯﾄﾌﾗﾝ
ｼﾞ)(mm／mm℃)

ﾎﾞﾝﾈｯﾄ
ﾌﾗﾝｼﾞの材料⑥線膨張係数(弁箱ﾌﾗﾝｼﾞ)（mm／mm℃）

S45C

1.29E-05

SCPH2

1.29E-05

弁箱
ﾌﾗﾝｼﾞ
の材料

⑦ﾎﾞﾝﾈｯﾄﾎﾞﾙﾄの内圧による伸び量(mm)⑧ﾎﾞﾝﾈｯﾄ
ﾎﾞﾙﾄの
熱による
伸び量
(mm)

⑨ﾎﾞﾝﾈｯﾄ
ﾌﾗﾝｼﾞ及び弁箱ﾌﾗﾝｼﾞ
の熱によ
る伸び量
(mm)

⑩伸び量
(mm)

SCPH2

−0.003

0.111

0.111

−0.003弁耐圧部の接合部の評価結果（ボンネットボルトの発生応力）④ﾎﾞﾝﾈｯﾄﾎﾞﾙﾄ
締付ﾄﾙｸ
による
全締付荷重
(N)

⑤
ｶﾞｽｹｯﾄ
反力円の
直径
(mm)

⑥
ｶﾞｽｹｯﾄの
有効幅(mm)

62,525

62.5

3.25

⑦
ｶﾞｽｹｯﾄ係数8.2MPa の
加圧に
必要な
最小荷重
(N)

⑨
不足する
荷重
(N)

⑩
ﾎﾞﾝﾈｯﾄﾎﾞﾙﾄ
1 本当たり
に発生する
荷重
(N)

⑪
ﾎﾞﾝﾈｯﾄﾎﾞﾙﾄ
径面積(mm２ )⑫ ﾎﾞﾝﾈｯﾄﾎﾞﾙﾄの
発生応力
(MPa)

2.75

53,937

8,588−1,431

84.3

17

⑧

139

別紙 3
弁（逃がし弁を除く。）からの漏えいの可能性について逃がし弁を除く弁について，隔離弁の誤開放等による加圧事象発生時の圧力（8.2MPa[gage]），温度（288℃）の条件下で破損が発生しないことを以下のとおり確認した。
ここで，以下の弁については隔離弁の誤開放等による加圧事象発生時の圧力，温度以上で設計していることから破損が発生しないことを確認した。

別第 3-1 表機器等
プロセス弁

弁の設計圧力・温度

弁番号F023，F051A

設計圧力8.62MPa

また，以下の弁は設計・建設規格第Ⅰ編

設計温度
302℃

別表１にて温度 300℃における許容圧力を確認し，加圧時の圧力を上回ることから，破損は発生しないことを確認した。

別第 3-2 表
機器等
プロセス弁

ベント弁
ドレン弁

計器隔離弁

サンプル弁

弁の許容圧力

弁番号
F023，F051A
FF012
F053A
F085A，FF101A
F073A，F074A
F171 ， F179A ， F181 ， FF020-201 ， FF020-206 ，FF020-215，FF020-230，FF022-205，FF022-219，
FF022-221，FF022-223，FF022-230
FF009-201
FF006-201，FF006-202，FF007-203，FF007-204，
FF007-206，FF007-207，FF007-208，FF018-201，
FF018-202
V25-606

添付 2.7.1-38

許容圧力14.97MPa
13.30MPa
10.58MPa
9.97MPa
14.97MPa
9.97MPa
14.97MPa
9.97MPa
25.9MPa

140

1.

強度評価
評価対象弁の構成部品のうち，隔離弁の誤開放等による加圧事象発生時に破損が発生すると想定される部位として，弁箱及び弁蓋からなる弁本体の耐圧部並びに弁本体耐圧部の接合部について評価した。
(1)

弁本体の耐圧部の評価
設計・建設規格「解説 VVB-3100

弁の圧力温度基準」を適用し必要な最小厚さを算出し，実機の最小厚さが必要な最小厚さを上回ることを確認した。
Pd
2S 1.2 Ptt：弁箱の必要な厚さ
P：ＩＳＬＯＣＡ発生時の圧力（＝8.2MPa）d：内径（mm）
S：設計降伏点(2)

弁耐圧部の接合部の評価
設計・建設規格「VVC-3310

弁箱と弁ふたがフランジ結合の弁のフランジ応力評価」を適用しボルトの必要な断面積及び許容応力を算出し，実機のボルトの断面積がボルトの必要な断面積を上回り，かつ，発生応力が許
容応力を下回ることを確認した。
別第 3-3 表
弁番号
F024A
F086
F065A
F080A
F060A
FF029-201
FF029-202

ボルトの必要な断面積と許容応力ボルトの実機の断面積(mm２ )
16,406
901
1,204
901
321
601
601

ボルトの必要な断面積(mm２ )
15,451
693
1,192
833
262
318
318

添付 2.7.1-39

発生応力
(MPa)
167
127
124
118
82
47
47

許容応力
(MPa)
168
177
165
177
177
165
165

141

上記の条件を満たさない弁については，ボンネットボルトの内圧と熱による伸び量及びボンネットフランジと弁箱の熱による伸び量を評価し，ボ
ンネットボルトの伸び量からボンネットフランジと弁箱フランジの伸び量を差し引いた伸び量がプラスの場合とマイナスの場合について評価した。
・伸び量がプラスの場合
ボンネットボルトの伸び量からボンネットフランジと弁箱フランジの伸び量を差し引いた伸び量がガスケットの復元量 ※ ３ を下回ることを確認した。
※３：ガスケットに締付面圧を加えていくと弾性変形が生じ，更に締付面圧を加えていくと塑性変形が生じる。塑性変形したガスケットの締付面圧を緩和した場合，弾性領域分のみが復元する性質がある。弁耐圧部の接合部のシールのため，ガスケットには塑性領域まで締付面圧を加えており，締付面圧緩和時に弾性領域分の復元が生じ，復元量以下であればシール性は確保される。ガスケットの復元量は，メーカ試験によって確認した値。

・伸び量がマイナスの場合
伸び量がマイナスの場合は，弁耐圧部の接合部は増し締めされることになる。弁耐圧部の接合部については，ボンネットフランジとリフト制
限板がメタルタッチしており，それ以上ガスケットが圧縮しない構造となっていることから，ボンネットナット座面の面圧並びにボンネットフ
ランジ及びリフト制限板の合わせ面の面圧が材料の許容応力を下回ることを確認した。

添付 2.7.1-40

142

ａ．伸び量によるフランジの評価(a)

内圧による伸び量
・ボンネットボルトの発生応力④＝(1,000×①

⑧

＝(π×⑤

⑨

＝④

−⑧

⑩

＝⑨

／②

⑫

＝⑩

／⑪

×②

)／(0.2×③

×8.2／4)×(⑤

)

＋8×⑥

×⑦

)

①

：締付けトルク値（N・m）②：ボンネットボルト本数（本）③：ボンネットボルト外径（mm）④：ボンネットボルト締付けトルクによる全締付荷重（N）⑤：ガスケット反力円の直径（mm）⑥：ガスケット有効幅（mm）⑦：ガスケット係数⑧：8.2MPa の加圧に必要な最小荷重（N）⑨：不足する荷重（N）⑩：ボンネットボルト 1 本あたりに発生する荷重（N）⑪：ボンネットボルト径面積（mm２ ）⑫：ボンネットボルトの発生応力（MPa）

・ボンネットボルトの内圧による伸び量⑦＝(⑫

×(①＋②))／③①：ボンネットフランジ厚さ（mm）②：弁箱フランジ厚さ（mm）
添付 2.7.1-41

143

③：ボンネットボルト材料の縦弾性係数（MPaat 288℃）⑦：ボンネットボルトの内圧による伸び量（mm）(b)

熱による伸び量・ボンネットボルトの熱による伸び量⑧＝④×(①＋②)×(288℃−20℃)①：ボンネットフランジ厚さ（mm）②：弁箱フランジ厚さ（mm）④：ボンネットボルト線膨張係数（mm／mm℃

at 288℃）⑧：ボンネットボルトの熱による伸び量（mm）※：伸び量を大きく見積もるため，隔離弁の誤開放等による加圧事象
発生前後の温度差を大きくするように保守的に低めの温度を設
定・ボンネットフランジ及び弁箱フランジの熱による伸び量⑨＝⑤×①×(288℃−20℃)＋⑥×②×(288℃−20℃)①：ボンネットフランジ厚さ（mm）②：弁箱フランジ厚さ（mm）⑤：ボンネットフランジ線膨張係数（mm／mm℃⑥：弁箱フランジ線膨張係数（mm／mm℃

at 288℃）

at 288℃）⑨：ボンネットフランジ及び弁箱フランジの熱による伸び量（mm）※：伸び量を大きく見積もるため，隔離弁の誤開放等による加圧事象
発生前後の温度差を大きくするように保守的に低めの温度を設
定

添付 2.7.1-42

144

(c)

伸び量
伸び量（mm）＝⑦＋⑧−⑨⑦：ボンネットボルトの内圧による伸び量（mm）⑧：ボンネットボルトの熱による伸び量（mm）⑨：ボンネットフランジ及び弁箱フランジの熱による伸び量（mm）

ｂ．ボンネット座面の面圧
ボンネットボルト締付荷重として評価された荷重⑧をボンネットナ

ット座面の面積 S で除し面圧を算出する。
・ボンネットナット座面の面積（ナット座面丸面の場合）
S＝(a２ −b ２ )／4×π
a：ボンネットナット面外径（mm）
b：ボンネット穴径（mm）
S：ボンネットナット面面積（mm２ ）・ボンネットナット座面の面積（ナット座面平面の場合）
S＝(√3／16×a ２ ×6)−(b ２ ×π／4)
a：ボンネットナット面外径（mm）
b：ボンネット穴径（mm）
S：ボンネットナット面面積（mm２ ）・ボンネット座面の面圧
d＝⑧／(S×c)

c：ボンネットボルト本数（本）d：ボンネットナット応力（MPa）
S：ボンネットナット面面積（MPa）
添付 2.7.1-43

145

ｃ．ボンネットフランジ及び弁箱フランジの合わせ面の面圧
ボンネットボルト締付荷重として評価された⑧を合わせ面の面積 Sで除し面圧を算出する。
・ボンネットフランジ及びリフト制限板の合わせ面の面積
S＝(a２ −b ２ )／4×π
a：メタルタッチ部外径（mm）
b：メタルタッチ部内径（mm）
S：メタルタッチ部面積（mm２ ）・ボンネットフランジ及びリフト制限板の合わせ面の面圧
d＝⑧／S

d：メタルタッチ部応力（MPa）
S：メタルタッチ部面積（mm２ ）

1.3

評価結果

弁（逃がし弁を除く。）の各部位について評価した結果，別第 3-3 表〜3-5 表に示すとおり実機の値は判定基準を満足し，隔離弁の誤開放等による加圧事象
発生時の圧力（8.2MPa[gage]），温度（288℃）の条件下で破損せず，漏えいは発生しないことを確認した。

添付 2.7.1-44

146

別第 3-3 表

弁耐圧部の強度評価結果

添付 2.7.1-45

評価部位

材料

P：内圧
（MPa）

d：内径（mm）

S：設計引張強さ（MPa）

実機の最小厚さ（mm）

計算上必要な厚さ
（mm）

F003A
F016A
F024A
F027A
F031A
F047A
F048A
F049
F063A
F086
F098A
F170A
F065A
F072A
F080A
F060A
FF029-201
FF029-202

SCPH2
SCPL1
SCPL1
SCPH2
SCPH2
SCPH2
SCPH2
SCPH2
SCPH2
SCPH2
SCPH2
SCPL1
SCPH2
SCPH2
SCPH2
SCPH2
SUS304
SUS304

8.2
8.2
8.2
8.2
8.2
8.2
8.2
8.2
8.2
8.2
8.2
8.2
8.2
8.2
8.2
8.2
8.2
8.2

480
416
480
144
444.5
480
660
184
184
90
500
280
136.5
184
102
54
45
45

191
186
186
191
191
191
191
191
191
191
191
186
191
191
191
191
128
128

22.0
20.0
24.0
10.0
22.5
22.0
31.0
7.0
11.0
8.0
23.0
16.0
8.0
11.0
11.0
6.5
12.5
12.5

10.6
9.5
10.9
3.2
9.8
10.6
14.6
4.1
4.1
2.0
11.1
6.4
3.1
4.1
2.3
1.2
1.5
1.5

147

別第 3-4 表

弁耐圧部の接合部評価結果（ボンネットボルトの伸び量）

添付 2.7.1-46

ﾎﾞﾝﾈｯﾄ
ﾎﾞﾙﾄの材料⑤線膨張係数(ﾎﾞﾝﾈｯﾄﾌﾗﾝ
ｼﾞ)(mm／mm℃)

186,960
186,960
186,960④線膨張
係数(ﾎﾞﾝﾈｯﾄ
ﾎﾞﾙﾄ)
(mm／
mm℃)
1.33E-05
1.33E-05
1.33E-05

A193 B7
A320 L7
A193 B7

1.29E-05
1.29E-05
1.29E-05

64

186,960

1.29E-05

SCM435

1.29E-05

66
65
41
26
54
53
26

186,960
186,960
186,960
186,960
186,960
186,960
186,960

1.33E-05
1.33E-05
1.33E-05
1.29E-05
1.29E-05
1.29E-05
1.29E-05

A193 B7
A193 B7
A193 B7
SCM3
SCM3
SNB7
SCM3

1.29E-05
1.29E-05
1.29E-05
1.29E-05
1.29E-05
1.29E-05
1.29E-05

弁番号①ﾎﾞﾝﾈｯﾄ
ﾌﾗﾝｼﾞ
厚さ
(ふた)
(mm)

②弁箱
ﾌﾗﾝｼﾞ
厚さ
(mm)

③縦弾
性係数
(ﾎﾞﾝﾈｯﾄ
ﾎﾞﾙﾄ)
(MPa)

F003A
F016A
F027A

66
62
36

66
62
36

F031A

58

F047A
F048A
F049
F063A
F098A
F170A
F072A

66
65
41
11
60
47
11

別第 3-5 表

弁番号

① 締付
ﾄﾙｸ値
(N・m)

② ﾎﾞﾝﾈｯﾄ
ﾎﾞﾙﾄ本数(本)③
ﾎﾞﾝﾈｯﾄﾎﾞﾙﾄ外径
(mm)

F031A

911

20

33

ﾎﾞﾝﾈｯﾄ
ﾌﾗﾝｼﾞ
の材料
SCPH2
SCPL1
SCPH2
ASTM
A515
SCPH2
SCPH2
SCPH2
SCPH2
SCPH2
SCPL1
SCPH2

⑥線膨張
係数
(弁箱
ﾌﾗﾝｼﾞ)（mm／
mm℃）
1.29E-05
1.29E-05
1.29E-05

弁箱
ﾌﾗﾝｼﾞ
の材料

⑦ﾎﾞﾝﾈｯﾄ
ﾎﾞﾙﾄの
内圧によ
る伸び量
(mm)

⑧ﾎﾞﾝﾈｯﾄ
ﾎﾞﾙﾄの
熱による
伸び量
(mm)

⑨ﾎﾞﾝﾈｯﾄ
ﾌﾗﾝｼﾞ及び弁箱ﾌﾗﾝｼﾞの熱による伸び
量(mm)

⑩伸び量
(mm)

ｶﾞｽｹｯﾄ
の
復元量

SCPH2
SCPL1
SCPH2

−0.004−0.007
0.008

0.469
0.440
0.256

0.457
0.429
0.249

0.008
0.004
0.015

0.1
0.1
0.1

1.29E-05

SCPH2−0.029

0.422

0.422

−0.029

−1.29E-05
1.29E-05
1.29E-05
1.29E-05
1.29E-05
1.29E-05
1.29E-05

SCPH2
SCPH2
SCPH2
SCPH2
SCPH2
SCPL1
SCPH2

−0.0040.051−0.006
0.001
0.002
0.001
0.001

0.469
0.462
0.291
0.128
0.394
0.346
0.128

0.457
0.450
0.284
0.128
0.394
0.346
0.128

0.008
0.063
0.001
0.001
0.002
0.001
0.001

0.1
0.1
0.1
0.2
0.2
0.2
0.2

弁耐圧部の接合部の評価結果（ボンネットボルトの発生応力）④ﾎﾞﾝﾈｯﾄﾎﾞﾙﾄ
締付ﾄﾙｸ
による
全締付荷重
(N)
2,760,606⑤
ｶﾞｽｹｯﾄ
反力円の
直径
(mm)

⑥
ｶﾞｽｹｯﾄの
有効幅
(mm)

498.2

10.9

⑧
⑦
ｶﾞｽｹｯﾄ係数8.2MPa の
加圧に
必要な
最小荷重
(N)

⑨
不足する
荷重
(N)

2

2,158,064

602,542⑩
ﾎﾞﾝﾈｯﾄﾎﾞﾙﾄ
1 本当たりに発生する
荷重(N)−30,127⑪
ﾎﾞﾝﾈｯﾄﾎﾞﾙﾄ
径面積(mm２ )⑫ ﾎﾞﾝﾈｯﾄﾎﾞﾙﾄの
発生応力
(MPa)

670.2

−45

148

別紙 4
計器からの漏えいの可能性について

計器について，隔離弁の誤開放等による加圧事象発生時の圧力（8.2MPa[gage]），温度（288℃）の条件下で破損が発生しないことを以下のとおり確認した。

1.

圧力計，差圧系計
隔離弁の誤開放等による加圧事象発生時に加圧される以下の全ての計器について，隔離弁の誤開放等による加圧事象発生時の圧力，温度以上で設計していることから破損が発生しないことを確認した。

別第 4-1 表

圧力計，差圧計の設計圧力計装設備耐圧（MPa）14.7(150kg/cm2 )14.7(150kg/cm2 )14.7(150kg/cm2 )13.7(140kg/cm2 )14.7(150kg/cm2 )14.7(150kg/cm2 )14.7(150kg/cm2 )14.7(150kg/cm2 )計器番号PT-E12-N002A-1
PT-E12-N026A
PT-E12-N053A
dPT-E12-N058A
FT-E12-N013
FT-E12-N015A
FT-E12-N060A
FT-C61-N001

2.

温度計

2.1

評価方針

隔離弁の誤開放等による加圧事象発生時に加圧される温度計について，耐圧部となる温度計ウェルの健全性を評価した。評価手法として，日本機械学会「配管内円通状構造物の流量振動評価指針（JSME S 012-1998）に従い，同期振動発
生の回避又は抑制評価，一次応力評価並びに疲労評価を実施し，破損の有無を確認した。評価条件を別第 4-2 表に示す。

添付 2.7.1-47

149

別第 4-2 表
圧力8.2MPa

2.2

評価方法

(1)

評価手順

温度
288℃

評価条件

流量
200m３ ／h

流体密度736kg／m３

動粘度1.25×10−７ m２ ／s

流力振動評価指針に従った評価手順を別第 4-1 図に示す。

添付 2.7.1-48

150

スタート

漏えい有

基本固有振動数の算出

換算流速 Vγ の算出

換算減衰率 C n の算出
同期振動の回避又は抑制評価(a)〜(c)のいずれかを満足するか？
(a) V γ ＜1(b) C ｎ ＞64(c) V γ ＜3.3 かつ Cｎ ＞2.5

NoYes
流体力による応力の算出

定常抗力による応力算出（σ Ｄ ）流れの乱れによるランダム振動応力の算出（σ Ｒ ）流力振動に対する強度評価

応力制限（σ Ｄ ，σ Ｒ と他の荷重との組み合わせ）

許容応力以下？

No

Yes
疲労評価（σ Ｒ ）設計疲労限以下？

No

Yes

漏えい無

別第 4-1 図(2)

配管内円柱状構造物の流力振動フロー

評価式
流力振動評価指針に従い評価を実施する場合に使用する評価式を別第4-3 表に示す。
添付 2.7.1-49

151

別第 4-3 表
項 目
1. 各 種 パ ラ
メータの算定

評価式（その１）
評価式

・基本固有振動数 f ０
２

f

2・ ・L

０

E・ I
m

・

０

２

I

・(d
64
1.875

４

４

d )

０

０

m

ｉ

・(d

4

Ｓ

２

２

d )

０

ｉ

・d

２

０

・換算流速 Vγ

V

γ

V
f・d
０

０

流速 V には流速分布が非一様（通常，管中心部で管壁部よりも流速は大きい。）の場合は，構造物周辺平均流速 V を用いる。

2・
V

L
)
n 1 D／2
n

(

ｅ

L
n
(
)
2・n 1 D／2
L
1 (
)
D／2
ｅ

２

1

ｅ

1
2
n

(n 1)(2・n 1)
・
・V
2・n
２

ｍ

また，流速 V はエルボ等による偏流の影響を考慮して構造物周辺平均
流速 V に以下の割増係数を乗じた値とするが，今回は十分な保守性が確保されていることを確認するために割増係数「2」として計算する。
割増係数−
x：偏流発生源から構造物
までの距離
1.5
x／D≦3
D：配管内径1.25
3＜x／D≦5・換算減衰率 C ｎ

C

ｎ

2・m・σ
f・d
０

０

2・ ・
＝0.002（ねじ接合），0.0005（溶接接合）

添付 2.7.1-50

152

別第 4-3 表
項 目
2. 流 体 力 に
よる応力
の算出

評価式（その 2）
評価式

・定常抗力による応力σ Ｄ

F・L・(2・L L )2・Z
1・ ・V ・d・C
F
2
C 1.2
Ｄ

Ｄ

ｅ

ｅ

２

Ｄ

Ｄ

０

Ｄ

４

４

d )
(d
・
d
32

Z

０

ｉ

０

・ランダム振動応力振幅σ Ｒ
２E・Ｉ・y ( L）・
Z
L

０

Ｒ

Ｒ

２

２

y ( L)
Ｒ・G ( f )64・ ・m・f ・(

2・C・

０

０

０

３

３

２

０

ｆ

)

C0＝3.0ξ ｆ ＝0β ０ ＝η ０ ／λ ０sinh( ) sin( )００・cosh( ) cos( )

０

０

・(1

０

0.734

ｅ

０

1
(C・
' ・ ・V ・d )
2
２

０

２

０

C

０

L
)
L

０

G( f )

０

d
(f ・
)
V

０

０

＝0.13

4

(f )
０

1 4・ ・f
２

０

f・d
V

f

０

０

０

・外圧により円柱状構造物に発生する応力ρ Ｇ
厚肉円筒において，外圧がかかっている場合の円周方向の応力式を使
用する。

2・P・d
d
d

２

Ｇ

２

０

２

ｉ

添付 2.7.1-51

153

(3)

記号説明

B１ ，B ２
C０
CＤ
Cｎ
C
d０
dｉ
E
f０
FＤ
G

V

応力係数（−）
二乗平均値からピーク値への換算係数（−）
定常抗力係数（−）
換算減衰率
ランダム励振力係数（−）
構造物の代表外径（−）
構造物の代表内径（−）
構造物の縦弾性係数（Pa）
円柱状構造物の基本固有振動数（Pa）
単位長さ当たりの流体抗力（N／m）
単位長さ当たりのランダム励振力のパワースペクトル密度（N２ ・S／m２ ）構造物の断面二次モーメント（m ２ ）
応力集中係数（−）
構造物の長さ（m）
流体中に突き出た構造物長さ（m）
付加質量を含む構造物の単位長さ当たり質量（kg／m）
Re 数に基づく係数（−）
配管の最高使用圧力（MPa）
設計応力強さ（MPa）
流速（m／s）
断面平均流速（m／s）
構造物周辺平均流速（m／s）

VｒyＲ (L)
Z
β０
δ
ξ
ξｆ
ρ
ρｓ
σＤ
σＦ
σＲ
σＧ
Φ

換算流速（−）
ランダム振動変位振幅（m）
構造物の断面係数（m ３ ）基本振動モードの刺激係数（−）
空気中における構造物の対数減衰率（−）
空気中における構造物の臨界減衰比（−）
流体減衰（−）
流体の密度（kg／m３ ）構造物の密度（kg／m ３ ）定常抗力による応力（MPa）
設計疲労限（MPa）
ランダム振動応力振幅（MPa）
外圧により構造物に発生する応力（MPa）
ランダム励振力の規格化パワースペクトル密度（−）

I
K
L
Lｅ
m
n
P
Sｍ
V
Vｍ

添付 2.7.1-52

154

(4)

判定基準
流力振動評価指針に従い評価を実施する場合に使用する判定基準を別第4-4 表に示す。
別第 4-4 表

項 目
1. 同 期 振 動
の回避又
は抑制評
価
2. 流 力 振 動
に対する
強度評価

判定基準

判定基準
下記のいずれかを満足すること。
(a)Vγ ＜1(b)Cｎ ＞64(c)Vγ ＜3.3 かつ Cｎ ＞2.5・応力制限
組合せ応力は，設計建設規格より PPB-3520（クラス１）を適用した以下の条件を満足すること。
（クラス１）……B １・σ Ｇ ＋B２・
（σ Ｄ ＋σ Ｒ ）≦min（1.5・Sm，1.5・S）
B１ ＝1.0（ねじ接合），0.75（溶接接合）
B２ ＝4.0（ねじ接合），1.5（溶接接合）
・疲労評価
応力集中係数 K を考慮した応力振幅が以下の条件を満足すること。
K・σ Ｒ ≦σ Ｆ
K＝4.0（ねじ接合），4.2（溶接接合）

2.3

評価結果

計器について評価した結果，別第 4-5 表に示すとおり実機の値は判定基準を満足し，隔離弁の誤開放等による加圧事象発生時の圧力（8.2MPa[gage]），温度（288℃）の条件下で破損せず，漏えいは発生しないことを確認した。

添付 2.7.1-53

155

別第 4-5 表
流体条件

評価結果

配管仕様

構造物仕様

流
体
種
別

V
(m／s)

ρ
(kg／m
３
)

ク
ラ
ス

P
(MPa)

最高
使用
温度
(℃)

構造
物

計器
番号

温度
計ウ
ェル

TE-N004A,B

水

0.77

736

3

8.2

288

TE-N027A,B

水

0.76

736

3

8.2

288

構造
物

計器
番号

タイプ

材料

溶接
接合
溶接
接合

ASTM-A105
ASTM-A
105

d０
（×10
−３
m）

dｉ
（×10
−３
m）

L
（×10
−３
m）

Lｅ
（×10
−３
m）

23.85

9.1

203

203

7.85

1.55

3.33

1.84

398.19

23.85

9.1

203

155.2

7.85

1.55

3.33

1.84

398.19

同期振動評価添付 2.7.1-54

Vγ

Cｎ

(a)
V γ ＜1(b)
Cn ＞64

同期振動評価
ρｓ
（×10
３
kg／m
３
）

I
（×10
−８ ４
m ）

m
(kg／
m)

E※１
（×10
１１
Pa）

f０
(Hz)

構造物仕様
(c)
V γ ＜3.3
C ｎ ＞2.5
×

FＤ
(N／m)

Z
（×10
−６ ３
m ）
1.30

σＤ
（MPa）

yＲ (L)（×10 − ８ m）

σＲ
（MPa）

σＧ
（MPa）

温度
TE-N004A,B
0.08
0.05
○
×
6.24
0.10
54.8
0.10
19.2
計ウ
TE-N027A,B
0.08
0.05
○
×
×
6.08
1.30
0.09
52.1
0.10
19.2
ェル
※１：設計・建設規格 付録材料図表 Part6 表 1 における炭素量が 0.3％を超える炭素鋼の 288℃の値※２：Sｍ は設計・建設規格 付録材料図表 Part5 表 5 における ASTM-A105（SF490A）の 288℃の値※３：設計・建設規格 付録材料図表 Part8 図 1 における Su≦550MPa 線図の繰返しピーク応力強さを 288℃の縦弾性係数で補正した値

組合せ
応力
（MPa）
14.7
14.7

184

同期振動評価
応力
σＦ
振幅
（MPa）
(MPa)
0.43
76

184

0.41

※２

1.5・S
(MPa)

76

156

別紙 5
配管からの漏えいの可能性について

配管及び配管フランジ部について，隔離弁の誤開放等による加圧事象発生時の圧力（8.2MPa），温度（288℃）の条件下で破損が発生しないことを以下のとおり確認した。

1.

強度評価

1.1

評価部位の選定
配管の構成部品のうち漏えいが想定される部位は，高温・高圧の加わる配管と，配管と配管を繋ぐフランジ部があり，それらについて評価を実施した。
評価対象配管を別第 5-1 図に示す。

1.2

評価方法

(1)

配管の評価
クラス２配管の評価手法である設計・建設規格「PPC-3411(1)内圧を受ける直管」を適用して必要な厚さを算出し，実機の最小厚さが必要な最小厚さを上回ることを確認した。
t

PD

０

2 Su

0.8 P

t：管の計算上必要な厚さ（mm）
P：隔離弁の誤開放等による加圧事象発生時の圧力（＝8.2MPa）
D０ ：管の外径（mm）
Su：管の設計引張強さ（MPa）
η：長手継手効率

添付 2.7.1-55

157

(2)

フランジ部の評価
設計・建設規格「PPC-3411

フランジ」を適用してフランジの手法を適用してフランジ応力算定用圧力からフランジボルトの伸び量を算出したところ，伸び量がマイナスの場合は，フランジ部が増し締めされるため，ガスケット最大圧縮量を下回ることを確認した。配管フランジ部の構造を別
第 5-2 図に示す。
また，熱曲げモーメントの影響については，設計・建設規格で規定されている（PPC-1.7）式を使用し，フランジ部に作用するモーメントを圧力に換算して評価を実施した。

1.3

評価結果

配管の各部位について評価した結果，別第 5-1 表及び別第 5-2 表に示すとおり実機の値は判定基準を満足し，隔離弁の誤開放等による加圧事象発生時の圧力（8.2MPa[gage]），温度（288℃）の条件下で破損せず，漏えいは発生しないことを確認した。

添付 2.7.1-56

158

添付 2.7.1-57
別第 5-1 図

残留熱除去系Ａ系

必要板厚評価対象配管（既工認系統図）

159

別第 5-1 表

添付 2.7.1-58

配管 No.

クラス区分

外径 D ０
(mm)

公称厚さ
(mm)

3

2

457.20

14.30

4

2

457.20

14.30

6

2

355.60

11.10

9

2

114.30

6.00

10

2

114.30

6.00

17

2

114.30

6.00

26

2

165.20

7.10

31

2

216.30

8.20

34

2

406.40

12.70

37

2

76.30

5.20

39

2

558.80

15.90

40

2

318.50

10.30

56

2

457.20

14.30

58

2

457.20

14.30

材料
SM41B
(SM400B)
SM41B(SM400B)
STPT42(STPT410)
STPT42(STPT410)
STPT42(STPT410)
STPT42(STPT410)
STPT42(STPT410)
STPT42(STPT410)
SM50B(SM490B)
STPT42(STPT410)
SM41B(SM400B)
STPT42(STPT410)
STPT42(STPT410)
STPT42(STPT410)

必要厚さ評価結果

評価圧力
(MPa)

評価温度
(℃)

η

公差
(％)

最小厚さ
(mm)

0.6Su
(MPa)

必要厚さ t
(mm)

8.20

288

1.00

1.5

12.80

223.80

8.26

8.20

288

1.00

1.5

12.80

223.80

8.26

8.20

288

1.00

12.5

9.71

242.40

5.94

8.20

288

1.00

12.5

5.25

242.40

1.91

8.20

288

1.00

12.5

5.25

242.40

1.91

8.20

288

1.00

12.5

5.25

242.40

1.91

8.20

288

1.00

12.5

6.21

242.40

2.76

8.20

288

1.00

12.5

7.17

242.40

3.61

8.20

288

1.00

1.5

11.20

264.60

6.23

8.20

288

1.00

12.5

4.55

242.40

1.28

8.20

288

1.00

1.5

14.40

223.80

10.09

8.20

288

1.00

12.5

9.01

242.40

5.32

8.20

288

1.00

12.5

12.51

242.40

7.63

8.20

288

1.00

12.5

12.51

242.407.63

160

別第 5-2 表
フランジ用途F1150A 検出フランジ

フランジ部評価結果（1／2）
F2450A 検出フランジ

F3350A 検出フランジ

F4
安全弁取合フランジ

添付 2.7.1-59

F5
熱交換器ドレン
フランジ
40A
288
20
268
8.2
SUS304 4.5t×1
SCM43520
4186,960
8.2
1.00E+04

フランジ口径
150A
450A
350A
25A
評価温度(℃)
288
288
288
288
常温(℃)
20
20
20
20
評価温度⊿t(℃)＝ISLOCA 発生時温度−常温
268
268
268
268
評価圧力(MPa)
8.2
8.2
8.2
8.2
ガスケット仕様SUS304 4.5t×2
SUS304 4.5t×2
SUS304 4.5t×2
SUS304 4.5t×1
ボルト材質
SCM435
SCM435
SCM435
SCM435ボルトサイズ
20
30
30
16
ボルト仕様
本数
12
24
20
4
縦弾性係数 E(MPa)186,960
186,960
186,960
186,960
内圧(MPa)
8.2
8.2
8.2
8.2
フランジに作用する自重曲げモーメント ※ １ M(N・mm)
3.90E+05
6.42E+06
9.20E+05
2.00E+04
フランジに作用する熱伸び曲げモーメント ※１ M
3.37E+06
4.65E+07
2.81E+07
1.10E+05
2.40E+05(N・mm)※２
曲げモーメントによる等価圧力 Peq(MPa)
2.52
2.05
2.46
10.50
4.14
内圧 P＋等価圧力 Peq(MPa)
10.72
10.25
10.66
18.70
12.34
G(mm)
196.51508.78391.5339.867.5
有効断面積(mm ２ )A＝π／4G２
3.03E+04
2.03E+05
1.20E+05
1.24E+03
3.58E+03
発生荷重 F(N)＝(P＋Peq)×A
3.25E+05
2.08E+06
1.28E+06
2.33E+04
4.42E+04
ボルト 1 本当たりの荷重 F／n(N)2.71E+04
8.68E+04
6.42E+04
5.82E+03
1.10E+04
ボルト断面積 A2(mm ２ )234.9
562.09562.09150.33234.9
ボルト歪みε
6.17E-04
8.26E-04
6.11E-04
2.07E-04
2.51E-04
ボルト長さ L1(mm)
85.2
131.8
130
50
31
荷重によるボルト伸び量⊿L1(mm)
0.05
0.11
0.08
0.01
0.01
初期締付荷重(N)43,691
83,46449,45011,96025,062
初期締付による応力(MPa)
186.0
148.5
88.0
79.6
106.7
ボルト歪みε ０
9.95E-04
7.94E-04
4.71E-04
4.26E-04
5.71E-04
初期締付によるボルト伸び量⊿L0(mm)
0.08
0.10
0.06
0.02
0.02
ボルト熱膨張係数α1(mm／mm℃)
1.29E-05
1.29E-05
1.29E-05
1.29E-05
1.29E-05
フランジ熱膨張係数α2(mm／mm℃)
1.29E-05
1.29E-05
1.29E-05
1.29E-05
1.29E-05
オリフィス熱膨張係数α3(mm／mm℃)
1.71E-05
1.71E-05
1.70E-05−−
ガスケット内外輪熱膨張係数α4(mm／mm℃)
1.70E-05
1.70E-05
1.70E-05
1.70E-05
1.70E-05※１：該当するフランジを含んだ配管モデルにて応力解析を実施し，算出した値にて評価。
※２：設計・建設規格による機械的荷重による曲げモーメントを等価圧力に換算する式 Peq＝16M／(πG３)により算出。今回は，熱伸びによる曲げモーメントも本計算式により等価
圧力換算した。

161

別第 5-2 表

フランジ部評価結果（2／2）

フランジ用途F1150A 検出フランジ

F2
450A 検出フランジ

F3350A 検出フランジ

F4
安全弁取合フランジ

ボルト熱伸び対象長さ L2(mm)
フランジ熱伸び対象長さ L3(mm)オリフィス熱伸び対象長さ L4(mm)ガスケット内外輪熱伸び対象長さ L5(mm)ボルト熱伸び⊿L2＝α1・L2・⊿T(mm)
フランジ熱伸び⊿L3＝α2・L3・⊿T(mm)オリフィス熱伸び⊿4＝α3・L4・⊿T(mm)
ガスケット内外輪熱伸び⊿5＝α4・L5・⊿T(mm)
伸び量⊿L1−⊿L0＋⊿L2−⊿L3−⊿L4−⊿L5(mm)ガスケットの初期圧縮量：最大(mm)
ガスケットの合計圧縮量(mm)
ガスケットの許容圧縮量(mm)

85.2
76.2
3.0
6.0
0.29
0.26
0.01
0.03
−0.04
2.40
2.44
2.60

131.8
120.8
5.0
6.0
0.46
0.42
0.02
0.03
−0.01
2.40
2.41
2.60

130.0
108.8
16.0
6.0
0.45
0.38
0.07
0.03
−0.01
2.40
2.41
2.60

50.0
47.0
−
3.0
0.17
0.16
−
0.01
−0.01
1.20
1.21
1.30

F5
熱交換器ドレン
フランジ
31.0
28.0
−
3.0
0.11
0.10
−
0.01
−0.01
1.20
1.21
1.30

162

別紙 6
破断面積の設定について

1.

評価部位の選定と破断面積の評価方法
別紙 1〜5 の評価結果から，隔離弁の誤開放等により残留熱除去系の低圧設計部分が加圧されたとしても，破損が発生しないことを確認した。
そこで，隔離弁の誤開放による加圧事象発生時の加圧範囲のうち最も大きなシール構造であり，損傷により原子炉冷却材が流出した際の影響が最も大
きい熱交換器フランジ部に対して，保守的に弁開放直後の圧力ピーク値（8.2MPa［gage］），原子炉冷却材温度（288℃）に晒され続け，かつ，ガスケ
ットに期待しないことを想定した場合の破断面積を評価した。
ａ．内圧による伸び量
・フランジのボルト荷重⊿W
W

G・( P
２

4

２

P)
1

G：ガスケット反力円の直径（＝D０ −2b＝2,153mm）
2 .5

b

1
D D
(
2
2
０

ｉ

2)

D０ ：ガスケット接触面の外径（＝2,170mm）
Dｉ ：ガスケット接触面の内径（＝2,120mm）
P１ ：設計条件における圧力（5.18MPa）
P２ ：隔離弁の誤開放による加圧事象発生時の圧力（＝8.2MPa）・内圧による伸び量⊿L1
L1

H

ｂ

W
N・A
ｂ

1
E

Hｂ ：ボルト長さ（ナット下面−ボルト留め部間）（＝349.5mm）
添付 2.7.1-61

163

Nｂ ：ボルト本数（＝68）
A：ボルト有効径における断面積（＝π／4×46.051２ ＝1,665mm２ ）E：ボルトのヤング率（＝187,000N／mm２ at288℃[SNCM8]）ｂ．熱による伸び量
・ボルトの熱による伸び量⊿L2
L 2＝

H

１

ｂ

(288℃ 20℃)

α １ ： ボ ル ト の 熱 膨 張 係 数 （ ＝ 13.98×10 − ６ mm／ mm℃ at288℃[SNCM8]）
Nｂ ：ボルト長さ（＝349.5mm）
・管板及びフランジの熱による伸び量⊿L3
L3(h１ h 2) (288℃ 20℃)２

α ２ ：管板及び胴側フランジの熱膨張係数（＝12.91×10 − ６ mm／
mm℃ at288℃[SF50，SFV1]）
h1：胴側フランジ厚さ（＝150mm）
h2：管板厚さ（＝195mm）

ｃ．破断面積 AA

Dｉ(⊿L1＋⊿L 2 ⊿L3)

Dｉ ：ガスケット接触面の内径（＝2,120mm）

2.

破断面積の評価結果
熱交換器フランジの破断面積について評価した結果，別第 6-1 表に示すと
おり破断面積は約 21cm ２ となり，有効性評価のＩＳＬＯＣＡでは，残留熱除去系熱交換器フランジ部に約 21cm ２ の漏えいが発生することを想定する。
添付 2.7.1-62

164

別第 6-1 表
評価部位

圧力
(MPa)

温度
(℃)

＋
⊿L1
0.19

フランジ部
8.2
288
⊿L1：ボルトの内圧による伸び量⊿L2：ボルトの熱による伸び量⊿L3：管板及びフランジ部の熱による伸び量

破断面積評価結果

伸び量（mm）
＋
⊿L2
1.31

−
⊿L3
1.19

添付 2.7.1-63

内径
(mm)
2,120

全部材
伸び量
(mm)
0.31

破断
面積
(cm ２ )
約 21

165

別紙 7
ＩＳＬＯＣＡ発生時の原子炉冷却材漏えい量評価
及び原子炉建屋内環境評価

1.

評価条件
有効性評価の想定のとおり，残留熱除去系Ｂ系におけるＩＳＬＯＣＡ発生時の原子炉冷却材の漏えい量及び原子炉建屋内の環境（雰囲気温度，湿度及び圧力）を評価した。
原子炉建屋内の環境評価特有の評価条件を別第 7-1 表に，原子炉建屋のノード分割図を別第 7-1 図に示す。

添付 2.7.1-64

166

別第 7-1 表
項 目
解析コード
漏えい箇所
漏えい面積

事故シナリオ

原子炉建屋内の環境評価条件

主要解析条件ＭＡＡＰ４
残留熱除去系Ｂ系
熱交換器室
約 21cm２
・原子炉水位低下（レベル２）設定点到達時に，原子炉隔離時冷却系による原子炉注水開始
・低圧炉心スプレイ系を起動し，事象発生 15 分後に逃がし安全弁（自動減圧機能）7 弁による原子炉減圧・事象発生 17 分後に低圧代替注水系（常設）を起動・原子炉水位回復後，低圧炉心スプレ
イ系を停止し，原子炉水位を原子炉
水位（レベル３）設定点以上に維持・事象発生 30 分後，サプレッション・
プール冷却開始
・事象発生 5 時間後，残留熱除去系隔離完了

原子炉建屋モデル

別第 6-1 図参照

原子炉建屋壁から環境への放熱考慮しない

原子炉建屋換気系

考慮しない

ブローアウトパネル
開放圧力

6.9kPa[gage]

添付 2.7.1-65

条件設定の考え方−
有効性評価の解析と同様
有効性評価の解析と同様
有効性評価の解析と同様

原子炉建屋東西の物理的分離等を考慮して設定
雰囲気温度，湿度，圧力及び放射線量の観点から厳しい想定
として設定
雰囲気温度，湿度及び圧力の観点から厳しい想定として設定
ブローアウトパネル設定値を設定167

ブロ ーア ウ トパネル
6階

階段 ，大 物 搬入 口

階段
4 〜 5 階西側区画

4 〜 5 階 東側 区画

ブロ ーア ウ トパネル

ブロ ーア ウ トパ ネル

大物 搬入 口階段
3 階西側区画3 階東 側区 画

添付 2.7.1-66

大物 搬入 口階段
1 〜 2 階西側区画

1 〜 2 階 東側 区画

扉

扉

残留 熱除 去 系Ｂ
熱交 換器 室

階段
扉

地下 1 階西側区画

扉

地下 1 階 東側 区画

階段
高圧炉心
スプレイ系
ポンプ室

残留 熱除 去 系Ａ
熱交 換器 室階段

階段

残留 熱除 去 系Ｂ
ポン プ室

残留 熱除 去 系Ｃ
ポン プ室

階段
残留 熱除 去 系Ａ
ポン プ室

階段
低圧 炉心
スプ レイ 系
ポン プ室

原子 炉隔 離 時
冷却 系
ポン プ室

扉
扉

：漏 えい 箇 所

別第 7-1 図原子炉建屋内ノード分割モデル

：水 密扉

168

2.

評価結果
原子炉冷却材の積算漏えい量の推移を別第 7-2 図に，原子炉建屋内の雰囲
気温度（西側区画），雰囲気温度（東側区画），湿度（西側区画），湿度（西側区画），圧力（西側区画）及び圧力（東側区画）の推移を別第 7-3 図から別第7-8 図に示す。
別第 7-2 図に示すとおり，現場隔離操作の完了タイミングとして設定している事象発生 5 時間までの原子炉冷却材の漏えい量は 300t である。また，別第 7-3 図及び別第 7-4 図に示すとおり，原子炉減圧操作後に建屋内環境が静定する事象発生 2 時間から 5 時間までのアクセスルート及び操作場所の雰囲
気温度の最大値は 41℃である。

添付 2.7.1-67

169

500

破損系統の隔離による原子炉冷却材漏えいの停止

400

冷
却
材
流
出
量
（t）

原子炉減圧による
原子炉冷却材漏えい量の低下
300

200

100

0
0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

事故後の時間(時間)JOB No.MA47BNT2LOCAWG33001

別第 7-2 図

原子炉冷却材の積算漏えい量

添付 2.7.1-68

170

120
残留熱除去系(B)ポンプ室
残留熱除去系(C)ポンプ室

100
原
子
炉
建
屋
内
温
度
(℃)

原子炉建屋 地下1階西側
原子炉建屋 1〜2階西側
原子炉建屋 3階西側

80

原子炉建屋 4〜5階西側
原子炉建屋 6階

60

40

20

0
0

10

20

30

40

事故後の時間(時間)JOB No.MA47BNT2LOCAWG33001

別第 7-3 図原子炉建屋内の雰囲気温度の推移（西側区画）

120
LPCSポンプ室
原子炉建屋 地下1階東側

100

原子炉建屋 1〜2階東側
原
子
炉
建
屋
内
温
度
(℃)

原子炉建屋 3階東側
原子炉建屋 4〜5階東側

80

原子炉建屋 6階
60

40

20

0
0

10

20

30

40

事故後の時間(時間)JOB No.MA47BNT2LOCAWG33001

別第 7-4 図

原子炉建屋内の雰囲気温度の推移（東側区画）

添付 2.7.1-69

171

100

80
原
子
炉
建
屋
内
湿
度

60
残留熱除去系(B)ポンプ室
残留熱除去系(C)ポンプ室
原子炉建屋 地下1階西側
40

原子炉建屋 1〜2階西側(％)

原子炉建屋 3階西側
原子炉建屋 4〜5階西側
原子炉建屋 6階

20

0
0

10

20

30

40

事故後の時間(時間)JOB No.MA47BNT2LOCAWG33001

別第 7-5 図原子炉建屋内の湿度の推移（西側区画）

100
LPCSポンプ室
原子炉建屋 地下1階東側
原子炉建屋 1〜2階東側

80
原
子
炉
建
屋
内
湿
度

原子炉建屋 3階東側
原子炉建屋 4〜5階東側
原子炉建屋 6階
60

40
(％)

20

0
0

10

20

30

40

事故後の時間(時間)JOB No.MA47BNT2LOCAWG33001

別第 7-6 図原子炉建屋内の湿度の推移（東側区画）

添付 2.7.1-70

172

0.016
残留熱除去系(B)ポンプ室
0.014

残留熱除去系(C)ポンプ室
原子炉建屋 地下1階西側
原子炉建屋 1〜2階西側

0.012
原
子
炉
建
屋
内
圧
力

原子炉建屋 3階西側
原子炉建屋 4〜5階西側

0.010

原子炉建屋 6階
0.008

0.006

(MPa[gage])
0.004

0.002

0.000
0

10

20

30

40

事故後の時間(時間)JOB No.MA47BNT2LOCAWG33001

別第 7-7 図原子炉建屋内の圧力の推移（西側区画）

0.016
LPCSポンプ室
0.014

原子炉建屋 地下1階東側
原子炉建屋 1〜2階東側

0.012
原
子
炉
建
屋
内
圧
力

原子炉建屋 3階東側
原子炉建屋 4〜5階東側

0.010

原子炉建屋 6階

0.008

0.006
(MPa[gage])
0.004

0.002

0.000
0

10

20

30

40

事故後の時間(時間)JOB No.MA47BNT2LOCAWG33001

別第 7-8 図原子炉建屋内の圧力の推移（東側区画）

添付 2.7.1-71

173

別紙 8
ブローアウトパネルに期待しない場合の
ＩＳＬＯＣＡ発生時の原子炉冷却材漏えい量評価
及び原子炉建屋内環境評価

1.

評価条件
別紙 7 の評価条件のうち，ブローアウトパネルのみが開かない場合の条件
で評価を実施した。

2.

評価結果
原子炉冷却材の積算漏えい量の推移を別第 8-1 図に，原子炉建屋内の雰囲
気温度（西側区画），雰囲気温度（東側区画），湿度（西側区画），湿度（西側区画），圧力（西側区画）及び圧力（東側区画）の推移を別第 8-2 図から別第8-7 図に示す。
別第 8-1 図に示すとおり，現場隔離操作の完了タイミングとして設定している事象発生 5 時間までの原子炉冷却材の漏えい量は 300t である。また，別第 8-2 図及び別第 8-3 図に示すとおり，原子炉減圧操作後に建屋内環境が静定する事象発生 2 時間から 5 時間までのアクセスルート及び操作場所の雰囲
気温度の最大値は 44℃である。ブローアウトパネルに期待する場合と期待しない場合の比較を第 8-1 表に示す。
第 8-1 表ブローアウトパネルに期待する場合と期待しない場合の評価結果の比較

項 目
原子炉冷却材の漏えい量
事象発生 2 時間から 5 時間までのアク セ ス ル ー ト 及び 雰
囲気温度の最大値

期待する場合300t

期待しない場合
300t

41℃

44℃

添付 2.7.1-72

174

500

400

冷
却
材
流
出
量
（t）

300

200

100

0
0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

事故後の時間(時間)JOB No.MA47BNT2LOCAWG33000

別第 8-1 図

原子炉冷却材の積算漏えい量

添付 2.7.1-73

175

120
残留熱除去系(B)ポンプ室
残留熱除去系(C)ポンプ室

100
原
子
炉
建
屋
内
温
度
(℃)

原子炉建屋 地下1階西側
原子炉建屋 1〜2階西側
原子炉建屋 3階西側

80

原子炉建屋 4〜5階西側
原子炉建屋 6階

60

40

20

0
0

10

20

30

40

事故後の時間(時間)JOB No.MA47BNT2LOCAWG33000

別第 8-2 図原子炉建屋内の雰囲気温度の推移（西側区画）

120
LPCSポンプ室
原子炉建屋 地下1階東側

100

原子炉建屋 1〜2階東側
原
子
炉
建
屋
内
温
度
(℃)

原子炉建屋 3階東側
原子炉建屋 4〜5階東側

80

原子炉建屋 6階
60

40

20

0
0

10

20

30

40

事故後の時間(時間)JOB No.MA47BNT2LOCAWG33000

別第 8-3 図原子炉建屋内の雰囲気温度の推移（東側区画）

添付 2.7.1-74

176

100

80
原
子
炉
建
屋
内
湿
度

60

残留熱除去系(B)ポンプ室
40

残留熱除去系(C)ポンプ室(％)

原子炉建屋 地下1階西側
原子炉建屋 1〜2階西側
原子炉建屋 3階西側

20

原子炉建屋 4〜5階西側
原子炉建屋 6階

0
0

10

20

30

40

事故後の時間(時間)JOB No.MA47BNT2LOCAWG33000

別第 8-4 図

原子炉建屋内の湿度の推移（西側区画）

100

80
原
子
炉
建
屋
内
湿
度

60

40
(％)

LPCSポンプ室
原子炉建屋 地下1階東側
原子炉建屋 1〜2階東側

20

原子炉建屋 3階東側
原子炉建屋 4〜5階東側
原子炉建屋 6階
0
0

10

20

30

40

事故後の時間(時間)JOB No.MA47BNT2LOCAWG33000

別第 8-5 図原子炉建屋内の湿度の推移（東側区画）

添付 2.7.1-75

177

0.016
残留熱除去系(B)ポンプ室
0.014

残留熱除去系(C)ポンプ室
原子炉建屋 地下1階西側
原子炉建屋 1〜2階西側

0.012
原
子
炉
建
屋
内
圧
力

原子炉建屋 3階西側
原子炉建屋 4〜5階西側

0.010

原子炉建屋 6階
0.008

0.006

(MPa[gage])
0.004

0.002

0.000
0

10

20

30

40

事故後の時間(時間)JOB No.MA47BNT2LOCAWG33000

別第 8-6 図原子炉建屋内の圧力の推移（西側区画）

0.016
LPCSポンプ室
0.014

原子炉建屋 地下1階東側
原子炉建屋 1〜2階東側

0.012
原
子
炉
建
屋
内
圧
力

原子炉建屋 3階東側
原子炉建屋 4〜5階東側

0.010

原子炉建屋 6階

0.008

0.006
(MPa[gage])
0.004

0.002

0.000
0

10

20

30

40

事故後の時間(時間)JOB No.MA47BNT2LOCAWG33000

別第 8-7 図原子炉建屋内の圧力の推移（東側区画）

添付 2.7.1-76

178

別紙 9
ＩＳＬＯＣＡ発生時の原子炉建屋内線量率評価
及び敷地境界外の実効線量評価

1.
(1)

原子炉建屋内線量率について評価の想定
原子炉冷却材圧力バウンダリが喪失すると，原子炉冷却材が直接原子炉建屋内に放出される。
原子炉建屋内の線量率の評価に当たっては，漏えいした冷却材中から気相に移行する放射性物質及び燃料から追加放出される放射性物質が原子炉建屋から漏えいしないという条件で原子炉建屋内の線量率について評価した。
評価上考慮する核種は現行設置許可と同じものを想定し，線量評価の条件となる I-131 の追加放出量は，実績データから保守的に設定した。
運転開始から施設定期検査による原子炉停止時等に測定しているＩ-131の追加放出量の最大値は約 41Ci（約 1.5×10 １２ Bq）[昭和 62 年 4 月 9 日（第8 回施設定期検査）]であり，評価に使用するＩ-131 の追加放出量は，実績値を包絡する値として 100Ci（3.7×10 １２ Bq）と設定した。
また，放出される放射性物質には，冷却材中に含まれる放射性物質があるが，追加放出量と比較すると数％程度であり，追加放出量で見込んだ余裕分に含まれるため考慮しないものとする。
原子炉建屋内の作業の被ばく評価においては，放射線防護具（自給式呼吸用保護具等）を装備することにより内部被ばくの影響が無視できるため，
外部被ばくのみを対象とする。

添付 2.7.1-77

179

別第 9-1 表

評価値

実績値
（最大）

I-131 追加放出量（Bq）

3.7×10１２

1.5×10１２

希ガス及びハロゲン等の追加放出量（γ線 0.5MeV 換算値）（Bq）

2.3×10１４

―

項

(2)

評価条件（追加放出量）

目

評価の方法
原子炉建屋内の空間線量率は，以下のサブマージョンモデルにより計算
する。
D

6.2

10 １４ ・

Qγ
E ・ 1
V / γ

e μ・

・3600

ここで，
Ｄ

：放射線量率（Gy／h）

6.2×10−１４ ：サブマージョンモデルによる換算係数
Ｑγ

・ ３・
・

・

：原子炉建屋内放射性物質量（Bq：γ線実効エネルギ 0.5MeV 換算値）

Ｖ Ｒ/Ｂ

：原子炉区域内気相部容積（85,000m ３ ）Ｅγ：γ線エネルギ（0.5MeV／dis）

μ：空気に対するγ線のエネルギ吸収係数（3.9×10−３ ／m）

Ｒ：評価対象エリアの空間容積と等価な半球の半径（m）

R
Ｖ ＯＦ

3・V
2・π

：評価対象エリア（原子炉建屋地上 3 階）の容積（5,000m３ ）添付 2.7.1-78

180評価の結果評価結果を別第 9-1 図に示す。線量率の最大は約 15.2mSv／h 程度であり，時間減衰によって低下するため，線量率の上昇が現場操作に影響を与える
可能性は小さく，期待している機器の機能は維持される。

20

外部被ばくによる実効線量率（mSv/h）

(3)

15

10

5

0
0

別第 9-1 図

2468
10 12 14 16
原子炉建屋立ち入り開始時間（h）

1820

原子炉建屋立ち入り開始時間と線量率の関係

なお，事故時には原子炉建屋内に漏えいした放射性物質が環境へ放出される可能性があるが，これらの事故時においては原子炉建屋放射能高の信号により中央制御室の換気系は閉回路循環運転となるため，中央制御室内にいる運転員は過度な被ばくの影響を受けることはない。

添付 2.7.1-79

181

別第 3-2 表

核種

添付 2.7.1-80

I−131
I−132
I−133
I−134
I−135
Br−83
Br−84
Mo−99
Tc−99mハロゲン等
合計
Kr−83mKr−85m
Kr−85
Kr−87
Kr−88
Xe−131m
Xe−133m
Xe−133
Xe−135m
Xe−135
Xe−138
希ガス
合 計
ハロゲン等
＋希ガス
合 計

ＩＳＬＯＣＡ時の放出量

収 率
（％）
2.84
4.21
6.77
7.61
6.41
0.53
0.97
6.13
5.4

崩壊定数
（d −1）
8.60E-02
7.30
8.00E-01
1.90E+01
2.52
6.96
3.14E+01
2.49E-012.76

γ線実効エネルギ
（MeV）
0.381
2.253
0.608
2.75
1.645
0.0075
1.742
0.16
0.13

−

−

0.53
1.31
0.29
2.54
3.58
0.040
0.19
6.77
1.06
6.63
6.28

3.70E+12
5.48E+12
8.82E+12
9.91E+12
8.35E+12
6.90E+11
1.26E+12
7.99E+12
7.04E+12

追加放出量（Bq）（γ線実効エネルギ0.5MeV換算値）
2.82E+12
2.47E+13
1.07E+13
5.45E+13
2.75E+13
1.04E+10
4.40E+12
2.56E+12
1.83E+12−

5.32E+13

1.29E+14

9.09
3.71
1.77E-04
1.31E+01
5.94
5.82E-02
3.08E-01
1.31E-01
6.38E+01
1.83
7.04E+01

0.00250.159
0.0022
0.793
1.950
0.020
0.042
0.045
0.432
0.250
1.183

1.38E+12
3.41E+12
2.25E+11
6.62E+12
9.33E+12
1.04E+11
4.95E+11
1.76E+13
2.76E+12
1.73E+13
1.64E+13

6.90E+09
1.09E+12
9.91E+08
1.05E+13
3.64E+13
4.17E+09
4.16E+10
1.59E+12
2.39E+12
8.64E+12
3.87E+13−−−

7.56E+13

9.93E+13−−−

1.29E+14

2.28E+14

追加放出量（Bq）

182

2.
(1)

敷地境界外の実効線量評価について
評価想定
敷地境界外の実効線量評価では，ＩＳＬＯＣＡにより原子炉建屋内に放出された核分裂生成物が大気中に放出されることを想定し，非居住区域境
界の実効線量を評価した。評価条件は別第 9-1 表から別第 9-3 表に従うものとする。その他の条件として，破断口から漏えいする冷却材が原子炉建屋内に流入することによる減圧沸騰によって気体となる分が建屋内気相部へ移行されるものとし，破断口から漏えいする冷却材中の放射性物質が気相へ移行される割合は，運転時冷却材量と減圧沸騰による蒸発分の割合から算定した。燃料から追加放出される放射性物質が気相へ移行される割合
は，燃料棒内ギャップ部の放射性物質が原子炉圧力の低下割合に応じて冷却材中に放出されることを踏まえ，同様に運転時冷却材量と減圧沸騰による蒸発分の割合から算定した。また，破断口及び逃がし安全弁から流出す
る蒸気量は，各々の移行率に応じた量が流出するものとした。（別第 9-2
図及び別第 9-3 図参照）
その結果，放出量は別第 9-4 表に示すとおりとなった。

(2)

評価結果
敷地境界外における実効線量は約 1.2×10−１ mSv となり，「ＬＯＣＡ時注
水機能喪失」における耐圧強化ベント系によるベント時の非居住区域境界
での実効線量（約 6.2×10−１ mSv）及び事故時線量限度の 5mSv を下回った。
なお，評価上は考慮していないものの，原子炉建屋に放出された放射性物質は外部に放出されるまでの建屋内壁への沈着による放出量の低減に期待できること及び冷却材中の放射性物質の濃度は運転時冷却材量に応じた濃度を用いているが，実際は原子炉注水による濃度の希釈に期待できることにより，さらに実効線量が低くなると考えられる。
添付 2.7.1-81

183

別第 9-3 表
項目

原子炉運転日数（日）追加放出量（Ｉ−131）（Bq）

冷却材中濃度（Ｉ−131）（Bq/g）

原子炉冷却材重量（t）

放出評価条件主要解析条件

条件設定の考え方

2,000

十分な運転時間として仮定した時間

3.7×10１２

至近の I-131 追加放出量の実績値を包絡する値として設定

1.5×10２

Ｉ-131 の追加放出量に基づく全希ガ
ス漏えい率から設定（運転実績の最大のＩ-131 の冷却材
中濃度（5.6×10−１ Bq／g）を十分に包絡する値である。）

289

設計値から設定

原子炉冷却材浄化系流量（g／s）

1.68×10４

設計値から設定

主蒸気流量（g／s）

1.79×10６

設計値から設定

原子炉冷却材浄化系の除染係数

10「発電用軽水型原子炉施設周辺の線量目標値に対する評価指針」に基づき設定

冷却材から気相への放出割合（冷却材中の放射性物質）（％）

11

運転時冷却材量と減圧沸騰による蒸気分から算出冷却材から気相への放出割合（追加放出される放射性物質）（％）

4

主蒸気中への移行割合（ハロゲン）（％）

2

主蒸気中への移行割合（ハロゲン以外）（％）

0.1

別第 9-4 表
核

原子炉減圧により燃料棒内ギャップ部から冷却材中へ放出されることを踏まえ，運転時冷却材量と減圧沸騰による蒸気分から算出「発電用軽水型原子炉施設周辺の線量目標値に対する評価指針」に基づ
き設定「発電用軽水型原子炉施設周辺の線量目標値に対する評価指針」に基づ
き設定

放出量

種

放出量（Bq）

希ガス＋ハロゲン等（ガンマ線実効エネルギ 0.5MeV 換算値）

9.5×10 １２

よう素（Ｉ−131 等価量（小児実効線量係数換算））

2.8×10 １１

添付 2.7.1-82

184

冷却材中に存在するよう素，ハロゲン等
γ線 0.5MeV 換算 ：約 8.5×10 １２ Bq
Ｉ-131 等価量
：約 1.6×10 １１ Bq

無機よう素，ハロゲン等

破断口から原子炉建屋内への放出
気相部への移行割合：11％※１

燃料棒から追加放出されるよう素，ハロゲン等
γ線 0.5MeV 換算 ：約 1.3×10１４ Bq
Ｉ-131 等価量
：約 6.5×10１２ Bq

無機よう素，ハロゲン等

有機よう素逃がし安全弁からサプ
レッション・チェンバへの移行率：2％

逃がし安全弁からサプ
レッション・チェンバへの移行率：99.958％

破断口から原子炉建屋内への放出
気相部への移行割合：4％※２

破断口から原子炉建屋
内への放出
移行率：0.042％

サプレッション・チェンバのプール水のスクラビング等
による除去係数：10％

格納容器気相中のよう素，ハロゲン等格納容器からの漏えい率：0.5％／d

原子炉建屋内気相中のよう素，ハロゲン等
γ線 0.5MeV 換算 ：約 6.1×10１２ Bq
Ｉ-131 等価量
：約 2.8×10１１ Bq

環境へ放出※1 運転時冷却材量に対する減圧沸騰による蒸発分の割合として算定。
※2 燃料棒内ギャップ部の放射性物質が原子炉圧力の低下割合に応じて冷却材中に放出されることを踏まえ，急速減圧するまではその低下割合に応じた量の放射性物質が冷却材中に放出されるものとし，急速減圧以降はギャップ内の残りの放射性物質が全て冷却材中に放出されるものとして，冷却材中の放射性物質の濃度を決定し，その冷却材量に対する減圧沸騰による蒸発分の割合として算定。

別第 9-2 図

よう素，ハロゲン等の環境への放出過程

添付 2.7.1-83

185

燃料棒から追加放出される希ガス
約 9.9×10１３ Bq

逃がし安全弁からサプ
レッション・チェンバへの移行率：99.958％

破断口から原子炉建屋
内への放出
移行率：0.042％

格納容器中の希ガス格納容器からの漏えい率：0.5％／d

原子炉建屋内気相中の希ガス
約 3.5×10１２ Bq

環境へ放出

別第 9-3 図

希ガスの環境への放出過程（ガンマ線実効エネルギ 0.5MeV 換算値）

添付 2.7.1-84

186

添付資料 2.7.2
安定状態について（ 格 納 容 器 バ イ パ ス （ イ ン タ ー フ ェ イ ス シ ス テ ム Ｌ Ｏ Ｃ Ａ ））格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）時の安定状態については，以下のとおり。
原子炉安定停止状態：事象発生後，設計基準事故対処設備又は重大事故等対処
設備 を用 い た 炉 心 冷 却 が 維持 可 能で あ り ，ま た ，冷却 のため の設 備 が そ の 後 も 機 能維 持 でき ，か つ ，必 要な 要 員の不足や資源の枯渇等のあらかじめ想定される事象悪化のおそれがない場合に安定停止状態が確立されたものとする。
格納容器安定状態 ：炉心冷却が維持された後に，設計基準事故対処設備又は重大事故等対処設備を用いた格納容器除熱により格納
容器圧力及び温度が安定又は低下傾向に転じ，また，格納容器除熱のための設備がその後も機能維持でき，かつ，必要な要員の不足や資源の枯渇等のあらかじめ想定される事象悪化のおそれがない場合に安定状態が確立されたものとする。
【安定状態の確立について】
原子炉安定停止状態の確立について
事象発生の 5 時間後に現場操作により残留熱除去系の破断箇所を隔離することで漏えいが停止し，逃がし安全弁により原子炉減圧状態を維持し，低圧炉心スプレイ系を用いた原子炉注水を継続することで炉心の冷却は維持され，原子炉安定停止状態が確立される。
格納容器安定状態の確立について
残留熱除去系を用いた格納容器除熱を実施することで，格納容器安定状態が確立される。
また，重大事故等対策時に必要な要員は確保可能であり，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
【安定状態の維持について】
上記の炉心損傷防止対策を継続することにより安定状態を維持できる。
また，残留熱除去系の機能を維持し除熱を継続することで，安定状態の維持が可能となる。
（ 添 付 資 料 2.1.1 別 紙 1）

添付 2.7.2-1

187コメント No.148-21,265-06,07,08 に対する回答

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について（格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ））

第1表
分類

解析コードにおける重要現象の不確かさが運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（1／2）
重要 現象

崩壊 熱

添付 2.7.3-1

燃料棒表面熱伝
達 ，沸 騰 遷移，気液熱 非平 衡解析モデル

崩壊熱モデル

燃料棒表面熱伝達モデル

炉心
燃料 被覆 管酸化燃料 被覆 管変形

ジルコニウム−
水反応モデル

膨れ・破裂評価モデル

不確 かさ

運転 員等 操 作時 間に 与え る 影響

評価 項目 と なる パラ メー タ に与 える 影 響

入力 値に 含 ま れ る 。 最 確 条 件 を 包 絡 で き る 条 件を設 定す る こ と に よ り 崩 壊 熱 を 大 き く す る よ う
考慮してい る。
TBL，ROSA-Ⅲ の 実 験 解 析 に お い て ， 熱 伝 達 係 数を低 めに 評 価 す る 可 能 性 が あ り ， 他 の 解 析 モ デルの 不確 か さ と あ い ま っ て コ ー ド 全 体 と し て ，スプ レイ 冷 却 の な い 実 験 結 果 の 燃 料 被 覆 管 温 度に比 べて ＋ 50℃ 程 度 高 め に 評 価 す る 。 ま た ， 低
圧代 替注 水 系 に よ る 注 水 で の 燃 料 棒 冷 却 過 程 におけ る蒸 気 単 相 冷 却 又 は 噴 霧 流 冷 却 の 不 確 か さ
は 20℃〜40℃ 程度 で ある 。
酸化 量及 び 酸 化 反 応 に 伴 う 発 熱 量 を よ り 大 き く
見積もる Baker-Just 式 に よる 計算 モ デル を採 用しており， 保守 的な 結果 を 与え る。

「解 析条 件 を最 確条 件と し た場 合の 運 転 員等 操作 時 間及 び評 価項
目と なる パ ラメ ータ に与 え る影 響」 に て 確認 。

「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項
目と なる パ ラメ ータ に与 え る影 響」 に て 確認 。

解析 コー ド は， 実験 結果 の 燃料 被覆 管 温 度に 比べ て ＋50℃高 めに評価 する こ とか ら， 解析 結 果は 燃料 棒 表 面の 熱伝 達 係数 を小 さく
評価 する 可 能性 があ る。 よ って ，実 際 の 燃料 棒表 面 での 熱伝 達は
大き くな る こと で， 燃料 被 覆管 温度 は 低 くな るが ， 事象 初期 の原
子炉 注水 は 原子 炉隔 離時 冷 却系 の自 動 起 動に より 確 保さ れ， 燃料
被覆 管温 度 を起 点と する 運 転員 等操 作 は ない こと か ら， 運転 員等
操作 時間 に 与え る影 響は な い。

解析 コー ド は， 実験 解析 に おい て熱 伝 達 モデ ルの 保 守性 によ り燃
料被 覆管 温 度を 高め に評 価 し， 有効 性 評 価解 析に お いて も燃 料被覆管 温度 を 高め に評 価す る こと から ， 評 価項 目と な るパ ラメ ータに対 する 余 裕は 大き くな る 。

解析 コー ド は， 酸化 量及 び 発熱 熱の 評 価 につ いて 保 守的 な結 果を与え るた め ，解 析結 果は 燃 料被 覆管 温 度 を高 く評 価 する 可能 性がある 。よ っ て， 実際 の燃 料 被覆 管温 度 は 低く なる が ，事 象初 期の原子 炉注 水 は原 子炉 隔離 時 冷却 系の 自 動 起動 によ り 確保 され ，燃料被 覆管 温 度を 起点 とす る 運転 員等 操 作 はな いこ と から ，運 転員
等操 作時 間 に与 える 影響 は ない 。
有効 性評 価 解析 では 炉心 の 冷却 は維 持 さ れ， 燃料 被 覆管 最高 温度
は初 期値 を 上回 るこ とが な いこ とか ら ， 燃料 被覆 管 の破 裂判 定の不確 かさ が 運転 員等 操作 に 与え る影 響 は ない 。

解析コードは，酸化量及び発熱熱の評価について保守的な結果を与えるため，燃料被覆管温度を高く評価することから，評価項目とな るパ ラ メー タに 対す る 余裕 は大 き く なる 。

膨れ ・破 裂 は ， 燃 料 被 覆 管 温 度 と 円 周 方 向 応 力に基 づい て 評 価 さ れ ， 燃 料 被 覆 管 温 度 は 上 述 のよう に高 め に 評 価 さ れ ， 円 周 方 向 応 力 は 燃 焼 期
間中 の変 化 を 考 慮 し て 燃 料 棒 内 圧 を 大 き く 設 定
し保 守的 に 評 価 し て い る 。 し た が っ て ， ベ ス ト
フィ ット 曲 線 を 用 い る 場 合 も 破 裂 の 判 定 は 概 ね
保守的とな る。

有効性評価解析では炉心の冷却は維持され，燃料被覆管最高温度
は初期値を上回ることがないことから，燃料被覆管の破裂判定の不確 かさ が 評価 項目 とな る パラ メー タ に 与え る影 響 はな い。

添付資料 2.7.3

188

第1表
分類

炉心

解析コードにおける重要現象の不確かさが運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（2／2）
重要 現象

沸騰・ボ イド率変化，気液 分離（水位変 化 ）・対向流，三次 元効 果添付 2.7.3-2

沸騰・ボ イド率変化，気液 分離（水位変 化 ）・対向流，三次 元効 果解析モデル

二相流体の流動モデル

二相流体の流動
モデル

原子 炉
圧力 容器
冷却 材放 出（臨界流・ 差圧 流）臨界流モデルECCS 注 水 （ 給 水系・代替 注水系含む。 ）原子炉注水系モデル

不確 かさ

運転 員等 操 作時 間に 与え る 影響

評価 項目 と なる パラ メー タ に与 える 影 響

TBL，ROSA-Ⅲ，FIST-ABWR の 実験 解析 にお いて ，
二相水位変 化は ，解 析結 果 に重 畳す る 水 位振 動成分を除い て， 実験 結果 と 概ね 同等 の 結 果が 得られている 。低 圧代 替注 水 系の 注水 に よ る燃 料
棒冷却（蒸 気単 相冷 却又 は 噴霧 流冷 却 ） の不 確
かさは 20℃〜40℃ 程 度で ある 。
また，原子炉 圧 力の 評価 に おい て，ROSA-Ⅲで は，
2MPa より低 い圧 力 で系 統的 に 圧力 低下 を 早め に予測 する 傾 向 を 呈 し て お り ， 解 析 上 ， 低 圧 炉 心
スプ レイ 系 の 注 水 開 始 タ イ ミ ン グ を 早 め る 可 能性が 示さ れ る 。 し か し ， 実 験 で 圧 力 低 下 が 遅 れた理 由は ， 水 面 上 に 露 出 し た 上 部 支 持 格 子 等 の構造 材の 温 度 が 燃 料 被 覆 管 か ら の 輻 射 や 過 熱 蒸
気により上 昇し ，LPCS スプ レ イの 液滴 で 冷却 された 際に 蒸 気 が 発 生 し た た め で あ り ， 炉 心 が 冠
水を 維持 す る 事 故 シ ー ケ ン ス で は 考 慮 す る 必 要のない不確 かさ であ る。
下部 プレ ナ ム の 二 相 水 位 を 除 き ， ダ ウ ン カ マ の
二相 水位 （ シ ュ ラ ウ ド 外 水 位 ） に 関 す る 不 確 かさを 取り 扱 う 。 シ ュ ラ ウ ド 外 水 位 に つ い て は ，
燃料 被覆 管 温 度 及 び 運 転 員 操 作 の ど ち ら に 対 しても 二相 水 位 及 び こ れ を 決 定 す る 二 相 流 動 モ デルの 妥当 性 の 有 無 は 重 要 で な く ， 質 量 及 び 水 頭のバ ラン ス だ け て 定 ま る コ ラ プ ス ト 水 位 が 取 り
扱え れば 十 分 で あ る 。 こ の た め ， 特 段 の 不 確 かさを考慮す る必 要は ない 。
TBL，ROSA-Ⅲ，FIST-ABWR の 実験 解析 にお いて ，
圧力 変化 は 実 験 結 果 と お お む ね 同 等 の 解 析 結 果が得 られ て お り ， 臨 界 流 モ デ ル に 関 し て 特 段 の不確かさを 考慮 する 必要 は ない 。

運転 操 作は シュ ラ ウド 外 水位 （原 子 炉水 位計 ） に基 づく 操 作で あるこ と から ，運 転 員等 操 作時 間に 与 える 影響 は 原子 炉圧 力 容器 の分類 にて 示 す。

解析 コー ド は， 燃料 被覆 管 温度 に対 し て ，解 析結 果 に重 畳す る水位振 動に 伴 う燃 料棒 冷却 の 不確 かさ の 影 響を 考慮 す ると 20℃ 〜
40℃ 程度 低 めに 評価 する 可 能性 があ る が ，有 効性 評 価解 析で は低
圧炉 心ス プ レイ 系等 の注 水 に伴 うボ イ ド 率上 昇に よ る一 時的 な原
子炉 水位 の 低下 を除 き炉 心 の冠 水は 維 持 され るた め ，炉 心露 出後の再 冠水 過 程で 現れ る解 析 結果 に重 畳 す る水 位振 動 成分 や LPCS 注
水に 伴う 原 子炉 圧力 低下 の 鈍化 を考 慮 す る必 要が な いた め， 評価
項目 とな る パラ メー タに 与 える 影響 は な い。

解析 コ ード は， ダ ウン カ マ部 の二 相 水位 変化 を 適切 に評 価 する ことか ら， 運 転員 等操 作時 間 に与 える 影 響 は小 さい 。

解析コードは，ダウンカマ部の二相水位変化を適切に評価することか ら， 評 価項 目と なる パ ラメ ータ に 与 える 影響 は 小さ い。

解析 コ ード は， 原 子炉 圧 力変 化を 適 切に 評価 す るこ とか ら ，運 転員等 操作 時 間に 与え る影 響 は小 さい 。
破断 口 及び 逃が し 安全 弁 から の流 出 は， 圧力 容 器ノ ズル 又 はノ ズ
ルに 接 続す る配 管 を通 過 し， 平衡 均 質流 に達 す るの に十 分 な長 さであ る こと から ， 管入 口 付近 の非 平 衡の 影響 は 無視 でき る と考 えられ ，平 衡 均質 臨界 流モ デ ルを 適用 可 能 であ る。
「解 析 条件 を最 確 条件 と した 場合 の 運転 員等 操 作時 間及 び 評価 項
目と なる パ ラメ ータ に与 え る影 響」 に て 確認 。

解析コードは，原子炉圧力変化を適切に評価することから，評価
項目 とな る パラ メー タに 与 える 影響 は 小 さい 。
破断口及び逃がし安全弁からの流出は，圧力容器ノズル又はノズ
ルに接続する配管を通過し，平衡均質流に達するのに十分な長さであることから，管入口付近の非平衡の影響は無視できると考えられ ，平 衡 均質 臨界 流モ デ ルを 適用 可 能 であ る。
「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項
目と なる パ ラメ ータ に与 え る影 響」 に て 確認 。

入力値に含 まれ る。
各系 統の 設 計 条 件 に 基 づ く 原 子 炉 圧 力 と 注 水 流
量の 関係 を 使 用 し て お り ， 実 機 設 備 仕 様 に 対 して注 水流 量 を 少 な め に 与 え ， 燃 料 被 覆 管 温 度 を高めに評価 する 。

189

第2表

解析条件を最確条件とした場合に運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（1／3）
解析条件の不確かさ項

条件 設定 の 考え 方

目
解析条件

最確 条件

3,293MW

約 3,279〜
約 3,293MW（実 績値 ）

6.93MPa[gage]

約 6.91〜 約
6.94MPa[gage]（実 績値 ）

定格 熱出 力 を設 定
原子 炉熱出力定格 圧力 を 設定
原子 炉圧力(圧力 容 器ド ーム部)

通常 運転 水 位を 設定
通常 運転 水 位
（セパレ ー タス カー
ト下端か ら約 122cm〜＋132cm）（実 績値 ）

48,300t／h（定格流量（100％流量））

定格流量の約 86％〜約 104％（実績値）

定格 流量 を 設定
初期条件

添付 2.7.3-3

原子 炉水位通常運転水位（セパレータスカー
ト下端から＋126cm）

炉心 流量

燃

料

燃料 棒最大線出 力密度原子 炉停 止後の
崩壊 熱

９×９燃料
(Ａ型)

44.0kW／m

ANSI/ANS-5.1-1979
燃焼度 33GWd／t

装荷 炉心 ご と

約 33〜 41kW／m（実 績値 ）

燃焼 度
33GWd／t 以下（実 績値 ）

９×９ 燃 料(Ａ型)と ９×９ 燃 料(Ｂ型)は，熱水力的な特性はほぼ同等であり，その他の核的特性等の違いは燃料棒最大線出力密度の保守性に包含されることから，代表的に９×９ 燃 料(Ａ型)を 設定
初期の燃料棒線出力密度が大きい方が燃料被覆 管温 度 に対 して 厳し い 設定 とな る
このため，保安規定の運転上の制限におけ
る上 限値 を 設定

崩壊熱が大きい方が，原子炉水位低下及び格納容器圧力上昇の観点で厳しい設定となる。このため，崩壊熱が大きくなる燃焼度の高い条件として，1 サイクルの運転期間(13 ヶ 月)に調 整 運転 期間 (1 ヶ月)を 考慮 した運 転期 間 に対 応す る燃 焼 度を 設定

運転 員等 操 作時 間に 与え る 影響
最 確 条 件 と し た 場 合に は 最 大 線 出 力 密 度 及 び 原 子 炉
停 止 後 の 崩 壊 熱 が 緩和 さ れ る 。 最 確 条 件 と し た 場 合の 運 転 員 等 操 作 時 間及 び 評 価 項 目 と な る パ ラ メ ー タに 与 え る 影 響 は ， 最大 線 出 力 密 度 及 び 原 子 炉 停 止 後の崩 壊熱 に て説 明す る。
最 確 条 件 と し た 場 合に は ， ゆ ら ぎ に よ り 解 析 条 件 に
対 し て 変 動 を 与 え うる が ， 事 故 初 期 に お い て 主 蒸 気
隔 離 弁 が 閉 止 し ， 原子 炉 圧 力 は 逃 が し 安 全 弁 に よ り
制 御 さ れ る た め 事 象進 展 に 及 ぼ す 影 響 は 小 さ く ， 運
転員 等操 作 時間 に与 える 影 響は ない 。
最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対 し て 変 動 を 与 え うる が ， ゆ ら ぎ の 幅 は 事 象 発 生 後の 水 位 低 下 量 に 対 して 非 常 に 小 さ い 。 例 え ば ， 解 析
条 件 で 設 定 し た 通 常運 転 水 位 か ら 原 子 炉 隔 離 時 冷 却
系 等 の 自 動 起 動 信 号が 発 信 す る 原 子 炉 水 位 異 常 低 下（レ ベル ２ ）まで の原 子 炉水 位の 低下 量 は約 2m であるの に対 し てゆ らぎ によ る 水位 低下 量 は 約 40mm で あり 非 常 に 小 さ い 。 した が っ て ， 事 象 進 展 に 及 ぼ す 影
響は 小さ く ，運転 員等 操 作時 間に 与え る 影響 はな い。
最確条件とした場合には，炉心流量の運転範囲において解析条件から変動しうるが，事故初期において原子炉がスクラムするとともに，再循環ポンプがトリップするため，初期炉心流量が事象進展に及ぼす影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響はない。
最 確 条 件 と し た 場 合 に は ， ９ ×９ 燃 料 (Ａ 型 )及 び ９×９ 燃 料 (Ｂ 型 )の 混在 炉 心 又 は そ れ ぞ れ 型 式 の 単 独
炉 心 と な る 場 合 が ある が ， 両 型 式 の 燃 料 の 特 性 は ほ
ぼ 同 等 で あ る こ と から ， 事 象 進 展 に 及 ぼ す 影 響 は 小
さく ，運 転 員等 操作 時間 に 与え る影 響 は ない 。
最確条件は解析条件で設定している燃料棒線出力密度よりも小さくなる。このため，燃料被覆管温度上昇が緩和されるが，事象初期の原子炉注水は原子炉
隔離時冷却系の自動起動により確保され，燃料被覆
管温度を起点とする運転員等操作はないことから，
運転 員等 操 作時 間に 与え る 影響 はな い 。
最 確 条 件 は 解 析 条 件で 設 定 し て い る 崩 壊 熱 よ り も 小
さ く な る 。 こ の た め， 原 子 炉 か ら サ プ レ ッ シ ョ ン ・
プ ー ル に 流 出 す る 蒸気 量 が 減 少 す る こ と で ， 原 子 炉
水 位 の 低 下 が 遅 く なる が ， 事 象 初 期 の 原 子 炉 注 水 は
原 子 炉 隔 離 時 冷 却 系の 自 動 起 動 に よ り 確 保 さ れ る こ
とか ら運 転 員等 操作 時間 に 与え る影 響 は ない 。また ，格 納 容 器 圧 力 ， サ プレ ッ シ ョ ン ・ プ ー ル 水 位 及 び サ
プ レ ッ シ ョ ン ・ プ ール 水 温 度 の 上 昇 が 遅 く な り ， こ
れ ら の パ ラ メ ー タ を起 点 と す る 運 転 員 等 操 作 の 開 始
時間 は遅 く なる 。

評価 項目 と なる パラ メー タ に与え る影 響
最確条件とした場合には最大線出力密度及び原子炉停止 後の 崩 壊熱 が緩 和さ れ る。最 確 条件 と した 場合 の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与え る影 響 は，最 大 線出 力密 度及 び 原子 炉 停止 後の 崩壊熱 にて 説 明す る。
最確 条件 と した 場合 には ，ゆ らぎ に より 解 析条 件に 対して 変動 を 与え うる が，事故 初期 に おい て 主蒸 気隔 離弁が 閉止 し，原子 炉 圧力 は逃 がし 安 全弁 に より 制御 される ため ，事 象 進展 に及 ぼす 影 響は 小さ く，評価 項目とな るパ ラ メー タに 与え る 影響 はな い 。
最確 条件 と した 場合 には ，ゆ らぎ に より 解 析条 件に 対して 変動 を 与え うる が，ゆら ぎの 幅 は事 象 発生 後の 水
位低 下量 に 対し て非 常に 小 さい 。例 えば ，解析 条件 で設定した通常運転水位から原子炉隔離時冷却系等の自動 起動 信 号が 発信 する 原 子炉 水位 異 常 低下（ レ ベル
２） まで の 原子 炉水 位の 低 下量 は 約 2m で ある のに 対
して ゆら ぎ によ る水 位低 下 量は 約 40mm で あり 非常 に小さ い 。し たが って ，事象 進 展に 及ぼ す 影 響は 小さ く，
評価 項目 と なる パラ メー タ に与 える 影 響 はな い。
最確 条件 と した 場合 には ，炉 心流 量 の運 転 範囲 にお いて解 析条 件 から 変動 しう る が，事 故 初期 に おい て原 子
炉が スク ラ ムす ると とも に，再循 環 ポン プ がト リッ プ
する ため ，初 期炉 心 流量 が事 象進 展 に及 ぼ す影 響は 小
さく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
最確 条件 と した 場合 には ，９×９燃 料(Ａ 型)及 び ９×
９ 燃 料 (Ｂ 型 )の 混 在 炉 心 又 は そ れ ぞ れ 型 式 の 単 独 炉
心と なる 場 合が ある が，両型 式の 燃 料の 特 性は ほぼ 同等で ある こ とか ら，炉心 冷却 性 に大 きな 差は 無く ，評
価項 目と な るパ ラメ ータ に 与え る影 響 は ない 。
最確条件は解析条件で設定している燃料棒線出力密
度よ りも 小 さく なる 。こ のた め，燃 料被 覆 管温 度上 昇が緩 和さ れ るこ とか ら，評価 項目 と なる パ ラメ ータ に対す る余 裕 は大 きく なる 。

最確条件は解析条件で設定している崩壊熱よりも小さく なる 。 この ため ，燃 料 から の発 熱 が 小さ くな り，
原子 炉か ら サプ レッ ショ ン・プー ル に流 出 する 蒸気 量が減 少す る こと で，原子 炉水 位の 低 下並 び に格 納容 器
圧力 及び 雰 囲気 温度 の上 昇 が緩 和さ れ る こと から ，評
価項 目と な るパ ラメ ータ に 対す る余 裕 が 大き くな る。

190

第2表

解析条件を最確条件とした場合に運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（2／3）
解析条件の不確かさ

項

目
解析条件

起因 事象

事故条件

添付 2.7.3-4

安全 機能 の喪失に対 する 仮定

条件 設定 の 考え 方

運転 員等 操 作時 間に 与え る 影響

評価 項目 と なる パラ メー タ に与え る影 響

−

−

最確 条件

重大事故等対策に関連する機器条件

残留熱除去系Ｂ系熱交換器フランジ部に約 21cm ２ の破断面積を想定−起因事象として，残留熱除去系Ｂ系の注入弁の誤開放による残留熱除去系の圧力上昇により，残留熱除去系Ｂ系の熱交換器フランジ部から破断 面 積 約 21cm ２ 相 当 の 漏 え い が 発 生 す る も の とする 。
破断面積は，ＩＳＬＯＣＡ発生時の系統加圧状
態を 保守 的 に考 慮し た構 造 健全 性評 価 ※ の 結果 ，系統に破損が発生しないことを確認したことから，加圧範囲のうち最も大きなシール構造であり，破損により原子炉冷却材が流出した際の影響が最も大きい残留熱除去系の熱交換器フランジ部に対して，保守的にガスケットに期待しな
い場合にフランジ部に生じる間隙の面積を設定した 。
※； 保守 的 に圧 力 8.2MPa[gage]及び 温 度 288℃が継続して負荷される条件にて構造健全性評価
を実 施

残留熱除去系
Ｂ系の機能喪失−

本重 要事 故 シー ケン スの 前 提条 件と し て 設定

−

−

−

原子炉冷却材の原子炉建屋への漏えいにより残留熱除去系Ｂ系が設置されている原子炉建屋西側は高温多湿となるため，保守的に西側区画に設置されている高圧炉心スプレイ系及び残留熱除去系Ｃ系は事象発生と同時に機能喪失する想
定と する

−

−

外部電源がない場合でも，非常用母線は非常用
ディーゼル発電機等から自動的に受電され，また，低 圧代 替注 水系（ 常設 ）の起 動準 備 操作 は，外部電源がない場合も考慮して設定していることか ら， 運 転員 等操 作に 与 える 影響 は な い。

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に影響はなく，運転員等操作時間に与える影 響は な い。

起因事象発生から原子炉スクラムまでの期間の原子炉水 位の 低 下を 厳し くす る 条件 とし て ，外 部電 源あ りを想 定す る とと もに ，保守 的に 給水 流 量の 全喪 失も 想定し てい る 。外 部電 源 がな い場 合は ，外部 電源 喪失 に伴い 原子 炉 スク ラム ，再循 環ポ ンプ ト リッ プ等 が発 生する ため ，外部 電源 が ある 場合 と比 較 して 原子 炉水 位の低 下は 緩 和さ れる が ，こ の場 合で も 初期 の原 子炉 注
水は 原子 炉 水位 異常 低下（ レベ ル２ ）にて 原子 炉隔 離時冷却系が自動起動することにより確保されることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
解析 条件 と 最確 条件 は同 様 であ るこ と か ら，事象 進 展に影 響は な く，評価 項 目と なる パラ メ ータ に与 える 影
響は ない 。

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に影響はなく，運転員等操作時間に与える影 響は な い。

解析 条件 と 最確 条件 は同 様 であ るこ と か ら，事象 進 展に影 響は な く，評価 項 目と なる パラ メ ータ に与 える 影
響は ない 。

高圧炉心スプレイ系
及び残留熱除去系Ｃ系の機能喪失

外部 電源

外部電源あり−外部電源がある場合，原子炉スクラムは原子炉
水位低（レベル３）信号にて発生し，再循環ポ
ンプトリップは，原子炉水位異常低下（レベル２）信号にて発信する。このため，原子炉水位の観 点で 厳 しく なる

原子 炉ス クラム

原子炉水位低(レベル３)信号（遅れ時間 1.05 秒）

原子 炉水 位 低
(レベ ル ３)信号（遅れ時 間 1.05 秒 ）起因事象発生から原子炉スクラムまでの期間の原子炉水位の低下を厳しくする条件として，外部電源がある場合の原子炉水位低（レベル３）
信号 によ る 原子 炉ス クラ ム を設 定

ＡＴ ＷＳ 緩 和設備（代 替原 子 炉再循環
ポン プト リ ップ機能）

原子炉水位異常低下（レベル２）

原子炉水 位 異常 低下（レ ベル ２ ）起因事象発生から原子炉スクラムまでの期間の原子炉水位の低下を厳しくする条件として，外部電源がある場合の原子炉水位異常低下（レベル２ ）信 号 によ る再 循環 ポ ンプ トリ ッ プ を設 定

191

第2表

解析条件を最確条件とした場合に運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（3／3）
解析条件の不確かさ

項目

原子 炉隔 離 時冷却系

低圧 炉心 ス プレイ系
重大事故等対策に関連する機器条件

添付 2.7.3-5

低圧 代替 注水系
（常 設）

逃が し安 全弁

外部 水源 の容量

燃料 の容量

解析条件

最確 条件

原子炉水位異常低下（レベル２）信号にて自動起動

原子炉水位異常低下（レベル ２ ）信 号に て自動起動

・注水流量：136.7m ３／h・注水圧力：7.86〜
1.04MPa[gage]
原子炉水位異常低下（レベル１）信号にて自動起動

・注水流 量 ：136.7m ３／h・注水圧 力 7.86〜
1.04MPa[gage]
原子炉水位異常低下（レベル １ ）信 号に て自動起動

・注水流量：0〜1,561m
３／h・ 注 水 圧 力 ： 0 〜
1.99MPa[dif]（2 台）
・注水流量：0〜378 m
３／h・ 注 水 圧 力 ： 0 〜
2.38MPa[dif]（原子炉圧力制御時）
安全弁機能
7.79〜8.31MPa[gage]385.2〜410.6t／h／個・注水 流量：0〜1,561m
３／h 以上
・ 注 水 圧 力 ： 0 〜
1.99MPa[dif]（2 台 ）
・注水流 量 ：0〜 378 m
３／h 以上
・注水圧 力 ：0〜
2.38MPa[dif]（原子炉 圧 力制 御時 ）安全弁機 能7.79〜8.31MPa[gage]385.2〜410.6t／ h／ 個
（設 計値 ）
（原子炉 減 圧操 作時 ）自動減圧 機 能付 き逃がし安全 弁 7 弁 を開 放すること に よる 原子炉減圧（原子炉減圧操作時）
自動減圧機能付き逃がし安全弁 7 弁を開放することによる原子炉減圧

約 9,300m ３

約 9,300m ３ 以 上（淡水貯 水 池＋ 代替
淡水 貯槽 ）

約 1,010kL

約 1,010kL 以上（軽油貯 蔵 タン ク＋
可搬型設 備 用軽 油タ
ンク ）条件 設定 の 考え 方

運転 員等 操 作時 間に 与え る 影響

評価 項目 と なる パラ メー タ に与え る影 響設計 値を 設 定
原子炉隔離時冷却系は，タービン回転数制
御により原子炉圧力に依らず一定の流量にて注 水す る 設計 とな って い る

解 析 条 件 と 最 確 条 件は 同 様 で あ る こ と か ら ， 事 象 進
展 に 影 響 は な く ， 運転 員 等 操 作 時 間 に 与 え る 影 響 はない 。

解析 条件 と 最確 条件 は同 様 であ るこ と か ら，事 象 進展に影 響は な く，評 価 項目 とな るパ ラ メー タ に与 える 影
響は ない 。

設計 値を 設 定
原子炉水位の観点で厳しい設定として，最小流 量特 性 を設 定

最 確 条 件 と し た 場 合に は ， 注 水 開 始 後 の 原 子 炉 水 位の 回 復 が 早 く な る が， 注 水 開 始 後 に 原 子 炉 水 位 を 起
点 と す る 運 転 操 作 はな い た め ， 運 転 員 等 操 作 時 間 に与え る影 響 はな い。

最確 条件 と した 場合 には ，注 水開 始 後の 原 子炉 水位 の回復 が早 く なり ，炉 心の 再冠 水 が早 まる こと から ，評
価項目となるパラメータの判断基準に対する余裕は
大き くな る

炉心冷却性の観点で厳しい設定として，設備設計上の最低要求値である最小流量特性を設 定

最 確 条 件 と し た 場 合に は ， 注 水 開 始 後 の 原 子 炉 水 位の 回 復 が 早 く な る が， 注 水 開 始 後 に 原 子 炉 水 位 を 起
点 と す る 運 転 操 作 はな い た め ， 運 転 員 等 操 作 時 間 に与え る影 響 はな い。

最確 条件 と した 場合 には ，注 水開 始 後の 原 子炉 水位 の回復 が早 く なり ，炉 心の 再冠 水 が早 まる こと から ，評
価項目となるパラメータの判断基準に対する余裕は
大き くな る

設計 値を 設 定

解析条件は最確条件と同等であることから，事象進
展 に 差 異 は な く ， 運転 員 等 操 作 時 間 に 与 え る 影 響 はない 。

解析 条件 は 最確 条件 と同 等 であ るこ と か ら，事 象 進展に差 異は な く，評 価 項目 とな るパ ラ メー タ に与 える 影
響は ない

逃がし安全弁の設計値に基づく原子炉圧力と蒸 気流 量 の関 係か ら設 定

解 析 条 件 は 最 確 条 件と 同 等 で あ る こ と か ら ， 事 象 進
展 に 差 異 は な く ， 運転 員 等 操 作 時 間 に 与 え る 影 響 はない 。

解析 条件 は 最確 条件 と同 等 であ るこ と か ら，事 象 進展に差 異は な く，評 価 項目 とな るパ ラ メー タ に与 える 影
響は ない

淡水貯水池及び代替淡水貯槽の管理下限値
を設 定

管理 値下 限 の容 量と して 事 象発 生か ら 7 日間 後ま でに 必 要 な 容 量 を 備 えて お り ， 水 源 は 枯 渇 し な い こ とから 運転 員 等操 作時 間に 与 える 影響 は な い。

−

管理 値下 限 の容 量と して 事 象発 生か ら 7 日間 後ま でに必要な容量を備えており，燃料は枯渇しないことから 運転 員 等操 作時 間に 与 える 影響 は な い。

−

軽油貯蔵タンク及び可搬型設備用軽油タン
クの 管理 下 限値 を設 定

192

第3表

操作条件が要員の配置による他の操作，評価項目となるパラメータ及び操作時間余裕に与える影響（1／2）

項

解析上の操作開始条件目

操作条件

添付 2.7.3-6

逃がし安全
弁による原
子炉減圧操
作

事象発生から
15 分後

条件設定の
考え方

操作 の不 確 かさ 要因

運転手順に基づ
きＩＳＬＯＣＡの発生を確認し，中央制御室からの遠隔隔離操作に失敗した場合に，原子炉圧力容器からの漏えいを抑制するために実施することから，状況判断，
中央制御室からの遠隔隔離操作（失敗），低圧炉
心スプレイ系の起動操作及び減圧操作に要する
時間を考慮して設定。

【認 知】
ＩＳ ＬＯ Ｃ Ａは 定期 試験 等 によ る隔 離 弁 の開 操作 中 に発 生す る事 象 であ り，隔離弁 の開 操 作時 は原 子炉 圧 力等 の関 連 パ ラメ ータ を 継続 監視 して い るた め，ＩＳＬ ＯＣ Ａ 発生 の認 知に 大 幅な 遅れ が 生 じる こと は 考え にく い 。さ ら に ，運 転
員の 認知 を 助け るた め ，Ｉ Ｓ ＬＯ ＣＡ 発 生に 伴い 警 報が 発報 する 。事 象初 期の
状況 判断 に 余裕 時間 を含 めて 10 分 を想 定し てお り ，十 分な 余裕 時 間を 確保 し
てい るこ と から，認 知遅 れが 操 作開 始時 間に 影響 を 及ぼ す可 能性 は 非常 に小 さい。
【要 員配 置 】
中央 制御 室 での 操作 のみ で あり ，運 転 員 は中 央制 御 室に 常駐 して い るこ とから， 要員 配 置が 操作 開始 時 間に 与え る 影 響は ない 。
【移 動】
中央 制御 室 内で の操 作の み であ り， 移 動 が操 作開 始 時間 に与 える 影 響は ない 。
【操 作所 要 時間 】
残留 熱除 去 系の 注入 弁の 閉 止操 作及 び 残 留熱 除去 系 レグ シー ルポ ン プの 停止
操作 とし て 2 分，低 圧炉 心ス プ レイ 系の 起動 操作 と して 2 分 並び に 逃が し安 全
弁に よる 原 子炉 減圧 操作 と して 1 分 を 想 定し，余 裕時 間を 含 めて 操作 時 間と して 5 分を 設 定し てい る。いず れ も中 央制 御室 の制 御 盤の 操作 スイ ッ チに よる 簡
易な 操作 で あり ，操作 所要 時 間が 長く な る可 能性 は 非常 に低 く ，操 作 所要 時間
が操 作開 始 時間 に影 響を 及 ぼす 可能 性 は 非常 に小 さ い。
【他 の並 列 操作 有無 】
当該 操作 に 対応 する 運転 員 に他 の並 列 操 作は なく ，他 の並 列 操作 が操 作 開始 時
間に 与え る 影響 はな い。
【操 作の 確 実さ 】
中央 制御 室 の制 御盤 の操 作 スイ ッチ に よ る簡 易な 操 作で あり ，誤 操作 は 起こ りにく いこ と から，誤 操作 等が 操 作開 始時 間に 影響 を 及ぼ す可 能性 は 非常 に小 さい。

運転 員等 操 作時 間に与え る影 響認知時間及び操作所
要時 間は ，余裕 時間 を含めて設定していること から ，実態 の操 作
開始時間は解析上の操作開始時間よりも若干早まる可能性がある 。

評価 項目 と なる
パラ メー タ に与え る影 響実態の操作開始時間
が早 まっ た 場合 ，減 圧
時点の崩壊熱が高くなる が，原子 炉 隔離 時
冷却系及び低圧炉心
スプレイ系の原子炉注水により炉心の冠
水状態が維持されること から ，評 価 項目 となるパラメータに与える 影響 は ない 。

操作 時間 余 裕

訓練 実績 等減圧操作が遅れた場
合で も，原 子炉 隔離 時
冷却系の原子炉注水により炉心の冠水状態が維持されることから ，操 作 時間 余裕 は十分 に確 保 され る。

中央制御室における操作のため，シミュレータ（模擬操作含む。）にて訓練 実績 を 取得 。
解析上においては，起因事象のＩ
ＳＬＯＣＡ及び給水流量の全喪失の発生から残留熱除
去系の注入弁の閉止操作，残留熱除去系レグシールポ
ンプの停止，低圧
炉心スプレイ系の起動及び逃がし安全弁による原子炉
減圧 操作 ま で 15 分としているところ，訓練実績は約12 分。 想定 の範 囲
内で意図している
運転操作が実施可
能であることを確
認し た。

193

第3表
項

目

低 圧 代替 注 水系
（ 常 設） の 起動
準備 操作

操作条件が要員の配置による他の操作，評価項目となるパラメータ及び操作時間余裕に与える影響（2／2）
解析上の
操作開始条
件

条件設定の
考え方

添付 2.7.3-7

事象発生から 17 分後運転手順に基づき，外部電源がない場合も考慮して，状況判断，常設代替高圧電源装置による緊急用母線受電及び低圧代替注水系（常設）の起動準備に要する時間を考慮して設定

事象発生から 5 時間後

ＩＳＬＯＣＡ発生時の現場環境並びに現場移動及び操作に要す
る時間を考慮して，事象発生 5 時
間後に隔離が完了するものとし
て設定

操
作
条
件

現 場 にお け る残
留 熱 除去 系 の注
入弁 の閉 止 操作

操作 の不 確 かさ 要因【認 知】
Ｉ Ｓ ＬＯ Ｃ Ａ は 定 期 試験 等 に よ る 隔 離弁 の 開 操作 中 に 発 生 す る事 象 で あ り ，隔
離 弁 の開 操 作 時 は 原 子炉 圧 力 等 の 関 連パ ラ メ ータ を 継 続 監 視 して い る た め ，Ｉ
Ｓ Ｌ ＯＣ Ａ 発 生 の 認 知に 大 幅 な 遅 れ が生 じ る こと は 考 え に く い。 さ ら に ， 運転員 の 認知 を 助 け る た め， Ｉ Ｓ Ｌ Ｏ Ｃ Ａ発 生 に 伴い 警 報 が 発 報 する 。 事 象 初 期の
状況 判断 に 余裕 時間 を含 めて 10 分 を想 定 して おり ，十 分 な余 裕時 間 を確 保し ている こと か ら，認知 遅れ が 操作 開始 時間 に 影響 を及 ぼ す可 能性 は非 常 に小 さい 。
【要 員配 置 】
中央 制御 室 での 操作 のみ で あり ，運 転員 は 中央 制御 室 に常 駐し てい る こと から ，要員 配置 が 操作 開始 時間 に 与え る影 響 は ない 。
【移 動】
中央 制御 室 内で の操 作の み であ り， 移 動 が操 作開 始 時間 に与 える 影 響は ない 。
【操 作所 要 時間 】
低圧 代替 注 水系 （常 設） の 起動 準備 操 作 とし て， 外 部電 源が ない 場 合も 考慮 し
常設 代替 高 圧電 源装 置に よ る緊 急用 母 線 受電 操作 も 含め 7 分 を想 定 し， 余裕 時
間を 含め て 操作 時間 とし て 7 分 を設 定 し てい る。 中 央制 御室 の制 御 盤の 操作 ス
イッ チに よ る簡 易な 操作 で あり ，操 作所 要 時間 が長 く なる 可能 性は 非 常に 低く ，操作 所要 時 間が 操作 開始 時 間に 影響 を 及 ぼす 可能 性 は非 常に 小さ い 。
【他 の並 列 操作 有無 】
当 該 操作 に 対 応 す る 運転 員 に 他 の 並 列操 作 は なく ， 他 の 並 列 操作 が 操 作 開 始時
間に 与え る 影響 はな い。
【操 作の 確 実さ 】
中 央 制御 室 の 制 御 盤 の操 作 ス イ ッ チ によ る 簡 易な 操 作 で あ り ，誤 操 作 は 起 こりに く いこ と か ら ， 誤 操作 等 が 操 作 開 始時 間 に 影響 を 及 ぼ す 可 能性 は 非 常 に 小さい。
【認 知】
Ｉ Ｓ ＬＯ Ｃ Ａ は 定 期 試験 等 に よ る 隔 離弁 の 開 操作 中 に 発 生 す る事 象 で あ り ，隔
離 弁 の開 操 作 時 は 原 子炉 圧 力 等 の 関 連パ ラ メ ータ を 継 続 監 視 して い る た め ，Ｉ
Ｓ Ｌ ＯＣ Ａ 発 生 の 認 知に 大 幅 な 遅 れ が生 じ る こと は 考 え に く い。 さ ら に ， 運転員 の 認知 を 助 け る た め， Ｉ Ｓ Ｌ Ｏ Ｃ Ａ発 生 に 伴い 警 報 が 発 報 する 。 事 象 初 期の
状況 判断 に 余裕 時間 を含 めて 10 分 を想 定 して おり ，十 分 な余 裕時 間 を確 保し ている こと か ら，認知 遅れ が 操作 開始 時間 に 影響 を及 ぼ す可 能性 は非 常 に小 さい 。
【要 員配 置 】
現 場 操作 の た め ， 中 央制 御 室 の 運 転 員と は 別 に現 場 操 作 を 行 う運 転 員 （ 現 場）
を 配 置し て い る 。 現 場運 転 員 は ， 操 作の 実 施 期間 中 に 他 の 操 作を 担 っ て い ないこと から ， 要員 配置 が操 作 開始 時間 に 与 える 影響 は ない 。
【移 動・ 操 作所 要時 間】
現場におけ る破損系 統の注入 弁の閉 止操 作と し て 移 動 及 び 余 裕 時 間 を 含 め 115
分を 設定 し てお り，十分 な時 間 余裕 を確 保し てい る こと から ，移 動及 び 操作 所
要時 間が 操 作開 始時 間に 影 響を 及ぼ す 可 能性 は非 常 に小 さい 。
【他 の並 列 操作 有無 】
当 該 操作 に 対 応 す る 運転 員 に 他 の 並 列操 作 は なく ， 他 の 並 列 操作 が 操 作 開 始時
間に 与え る 影響 はな い。
【操 作の 確 実さ 】
当該 操作 は ，操 作の 信頼 性 の向 上や 要 員 の安 全の た め， 操作 要 員 2 人及 び 補助要員 2 人の 4 人 で実 施 する こと と して お り， 誤操 作 は起 こり にく い こと から ，
誤操 作等 が 操作 開始 時間 に 影響 を及 ぼ す 可能 性は 非 常に 小さ い。

運転 員等 操 作時 間に与え る影 響認知時間及び操作所
要時間は，余裕時間を含めて設定していることから，実態の操作開始時間は解析
上の操作開始時間よりも若干早まる可能性がある 。

認知時間及び移動・操作所要時間は，余裕時間を含めて設定していることから，実態の開始時間は解析上の操作開始条件
よりも若干早まる可能性があ る 。

評価 項目 と なる
パラ メー タ に与え る影 響実態の操作開始時間
が早 まっ た 場合，減 圧
時点の崩壊熱が高くなる が，低圧 代替 注 水系（ 常設 ）に よる 外 部
水源注水への切換えは，低 圧 炉心 スプ レ イ
系により炉心の冠水状態が維持されていることを確認した後に実 施す る こと から ，
評価項目となるパラ
メータに与える影響
はな い。

隔離操作の有無に関わら ず，低圧 代替 注 水系（ 常設 ）に よる 原 子
炉注 水に よ って，炉 心は冠水維持されるため，評 価 項目 とな る パ
ラメータに与える影
響は ない 。

操作 時間 余 裕

訓練 実績 等減圧操作が遅れた場
合で も，低 圧 炉心 スプ
レイ系の原子炉注水により炉心の冠水状態が維持されることから，操作 時 間余 裕は十分 に確 保 され る。

中央制御室における操作のため，シミュレータ（模擬操作含む。）にて訓練実績を取得。
解析上においては，起因事象のＩ
ＳＬＯＣＡ発生か
らＩＳＬＯＣＡの認知及び低圧代替
注水系（常設）の
起 動 操 作 ま で 17分としているとこ
ろ，訓練実績は約14 分。想定 の 範囲内で意図している
運転操作が実施可
能であることを確認し た。

隔離操作の有無に関わら ず，低 圧 代替 注水系（ 常 設）に よる 原子炉注 水に よ って，炉心は冠水維持されるため，操 作時 間 余裕 は十分に 確保 さ れる 。

現場における破損
系統の注入弁の閉止操 作は ， 移 動 も含め所要時間を115 分 想 定 と し ているところ，訓練
実 績 等 で は 約 108分。想定の範囲内
で意図している運転操作が実施可能であることを確認した 。

194

添付資料 2.7.4
7 日間における水源の対応について（ 格 納 容 器 バ イ パ ス （ イ ン タ ー フ ェ イ ス シ ス テ ム Ｌ Ｏ Ｃ Ａ ））1.

水源に関する評価①

淡水源（有効水量）・ 代 替 淡 水 貯 槽 ： 約 4,300m ３・淡水貯水池2.

： 約 5,000m ３（ 約 2,500m ３ ×2 基 ）水使用パターン①

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水
事 象 発 生 17 分 後 ， 原 子 炉 水 位 低 （ レ ベ ル ３ ） 設 定 点 を 維 持 す る

よう代替淡水貯槽を水源とした低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を実施する。
破断箇所の隔離操作が完了した事象発生約 5 時間 1 分後，低圧
代替注水系（常設）による原子炉注水を停止する。

3.

時間評価
原子炉注水によって，代替淡水貯槽の水量は減少する。
破断箇所の隔離操作が完了する事象発生約 5 時間から低圧炉心ス

プレイ系による原子炉注水を実施し，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を停止するため，代替淡水貯槽の水量の減少は停止する。
こ の 間 の 代 替 淡 水 貯 槽 の 使 用 水 量 は 合 計 約 490m ３ で あ る 。

添付 2.7.4-1

195

積積
算算
注注
水水
量量
( m(３m )３ )低圧代替注水系（常設）による原子炉注水開始

低 圧 代 替 注 水 系（ 常 設 ）に よ る 原 子 炉 注 水 停 止
4,300m３

第 1図

外部水源による積算注水量（ 格 納 容 器 バ イ パ ス （ イ ン タ ー フ ェ イ ス シ ス テ ム Ｌ Ｏ Ｃ Ａ ））4.

水源評価結果時 間 評 価 の 結 果 か ら ，7 日 間 の 対 応 に お い て 合 計 約 490m ３ 必 要 と なる が ， 代 替 淡 水 貯 槽 に 約 4,300m ３ の 水 を 保 有 す る こ と か ら 必 要 水 量を確保可能であり，安定して冷却を継続することが可能である。

添付 2.7.4-2

196添付資料 2.7.5
7 日間における燃料の対応について（ 格 納 容 器 バ イ パ ス （ イ ン タ ー フ ェ イ ス シ ス テ ム Ｌ Ｏ Ｃ Ａ ））事 象 :保 守 的 に 全 て の 設 備 が ，事 象 発 生 直 後 か ら 燃 料 を 消 費 す る も の として評価する。
時系列

合計

判定

7 日間の
軽油消費量
約 75 5. 5 kL

軽 油 貯 蔵 タ
ン ク の 容 量は 約 8 00 k L であり，7 日間対応可能

非常用ディーゼル発電機 2 台起動※１（燃料消費率は保守的に定格出力運転時を想定）
1, 4 40 . 4 L/ h( 燃 料 消 費 率 )× 16 8h（ 運 転 時 間 ）× 2 台（ 運転 台 数 ） ＝ 約 4 84 . 0k L
高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機 1 台起動※２（燃料消費率は保守的に定格出力運転時を想定）
77 5 .6 L / h( 燃 料 消 費 率 ) × 16 8h（ 運 転 時 間 ） × 1 台 （ 運転 台 数 ） ＝ 約 1 30 . 3k L
常設代替高圧電源装置 2 台起動※３（燃料消費率は保守的に定格出力運転時を想定）
42 0 .0 L / h( 燃 料 消 費 率 ) × 16 8h（ 運 転 時 間 ） × 2 台 （ 運転 台 数 ） ＝ 約 1 41 . 2k L

※１：事故収束に必要なディーゼル発電機は非常用ディーゼル発電機 1 台であるが，保守的にディーゼル発電機 2 台の起動を仮定した。
※２：事故収束に必要ではないが，保守的に起動を仮定した。
※３：緊急用Ｐ／Ｃの電源を，常設代替高圧電源装置 2 台で確保することを仮定した。

添付 2.7.5-1

197

添付資料 2.7.6
常設代替交流電源設備の負荷（格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ））

主要負荷リスト
起動順序【電源設備：常設代替高圧電源装置】
負荷容量
(kW)

主要機器名称緊急用母線自動起動負荷
・緊急用直流125V充電器盤
・その他負荷常設低圧代替注水系ポンプ
常設低圧代替注水系ポンプ
緊急用海水ポンプ
その他
代替燃料プール冷却系ポンプ

①
②
③
④
⑤

負荷起動時の最
大負荷容量(kW)

定常時の連続運
転負荷容量
(kW)

124.3

59.6

544.0
734.0

249.6
439.6

1,775.8

959.6

1,039.1

981.6

24.0
35.6
190.0
190.0
510.0
10.0
22.0

負荷 容量(kW)

7,000

6,000

5,000

4,000

3,000

常設 代替 高 圧電 源 装置 2台 の最 大 容量 2,760kW ※ １
常設 代替 高 圧電 源 装置 2台 の連 続 定格 容 量 2,208kW ※ ２

2,000

④
⑤

③
②

1,000

最大 負荷 容 量
1,775.8kW

①
0

▲

1

12

常設代替高圧電源装置 2 台
起動

経過 時間 (ｈ )常設 代替 高 圧電 源 装置 の負 荷 積算 イ メー ジ

※１ ：常 設代替高圧電源装置定格出力運転時の容量（ 1,380kW ×運転 台 数＝ 最大 容量 ）※２ ：常 設代替高圧電源装置定格出力運転時の 80% の 容 量（ 1,380kW × 0.8 ×運 転 台数 ＝連 続 定格 容 量）

添付 2.7.6-1

198