東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価

比較表（原子炉停止機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

7.1.5 原子炉停止機能喪失

2.5 原子炉停止機能喪失

7.1.5.1 事故シーケンスグループの特徴，炉心損傷防止対策

2.5.1 事故シーケンスグループの特徴，炉心損傷防止対策(1) 事故シーケンスグループ内の事故シーケンス(1) 事故シーケンスグループ内の事故シーケンス

事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」に含まれる事故シーケンスは，

事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」に含まれる事故シーケンスは，｢6.2 評価対象の整理及び評価項目の設定｣に示すとおり，①「過渡事象＋原子炉停「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＋原子炉止失敗」，②「小破断 LOCA＋原子炉停止失敗」，③「中破断 LOCA＋原子炉停止失敗」

停止失敗」，②「サポート系喪失（自動停止）＋原子炉停止失敗」，③「小破断ＬＯ及び④「大破断 LOCA＋原子炉停止失敗」である。

ＣＡ＋原子炉停止失敗」，④「中破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗」及び⑤「大破断Ｌ
ＯＣＡ＋原子炉停止失敗」である。

(2) 事故シーケンスグループの特徴及び炉心損傷防止対策の基本的考え方

考(2) 事故シーケンスグループの特徴及び炉心損傷防止対策の基本的考え方

事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」では，運転時の異常な過渡変化

事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」では，運転時の異常な過渡変化の発生後，原子炉停止機能が喪失することを想定する。このため，原子炉は臨界状の発生後，原子炉停止機能が喪失することを想定する。このため，原子炉は臨界状態を継続し，原子炉出力が高い状態が維持されることから，緩和措置がとられない態を継続し，原子炉出力が高い状態が維持されることから，緩和措置がとられない

場合には，炉心損傷に至る。

場合には，炉心損傷に至る。

本事故シーケンスグループは，原子炉停止機能を喪失したことによって最終的に本事故シーケンスグループは，原子炉停止機能を喪失したことによって最終的に炉心損傷に至る事故シーケンスグループである。このため，重大事故等対策の有効

炉心損傷に至る事故シーケンスグループである。このため，重大事故等対策の有効性評価には，原子炉停止機能に対する重大事故等対処設備に期待することが考えら

性評価には，原子炉停止機能に対する重大事故等対処設備に期待することが考えら

れる。

れる。

したがって，本事故シーケンスグループでは，代替制御棒挿入機能による原子炉

したがって，本事故シーケンスグループでは，代替制御棒挿入機能による原子炉停止又は代替冷却材再循環ポンプ・トリップ機能によって原子炉出力を低下させる

停止又はＡＴＷＳ緩和設備（代替再循環系ポンプトリップ機能）によって原子炉出こと等によって炉心損傷の防止を図り，ほう酸水注入系による炉心へのほう酸水の力を低下させること等によって炉心損傷の防止を図り，ほう酸水注入系による炉心注入によって原子炉停止する。また，残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・

へのほう酸水の注入によって原子炉停止する。また，残留熱除去系（サプレッショ

プール水冷却モード）による原子炉格納容器除熱を実施する。

ン・プール冷却系）による格納容器除熱を実施する。

(3) 炉心損傷防止対策

備(3) 炉心損傷防止対策

事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」における機能喪失に対して，炉事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」における機能喪失に対して，炉心が著しい損傷に至ることなく，かつ，十分な冷却を可能とするため，初期の対策

心が著しい損傷に至ることなく，かつ，十分な冷却を可能とするため，初期の対策として代替制御棒挿入機能又は代替冷却材再循環ポンプ・トリップ機能及びほう酸として代替制御棒挿入機能又はＡＴＷＳ緩和設備（代替再循環系ポンプトリップ機

水注入系による原子炉停止又は反応度抑制手段を整備するとともに高圧炉心注水系

能）及びほう酸水注入系による原子炉停止又は反応度抑制手段を整備するとともに及び原子炉隔離時冷却系による原子炉注水手段を整備し，安定状態に向けた対策と高圧炉心スプレイ系及び原子炉隔離時冷却系による原子炉注水手段を整備し，安定して，高圧炉心注水系及び原子炉隔離時冷却系による炉心冷却を継続する。また，
原子炉格納容器の健全性を維持するため，安定状態に向けた対策として残留熱除去

状態に向けた対策として，高圧炉心スプレイ系による炉心冷却を継続する。また，格納容器の健全性を維持するため，安定状態に向けた対策として残留熱除去系（サ系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）による原子炉格納容器除熱

プレッション・プール冷却系）による格納容器除熱手段を整備する。

手段を整備する。
ただし，重要事故シーケンスに対する有効性評価では，保守的に代替制御棒挿入

ただし，重要事故シーケンスに対する有効性評価では，保守的に代替制御棒挿入

機能には期待しないものとする。これらの対策の概略系統図を第 7.1.5－1 図から機能には期待しないものとする。これらの対策の概略系統図を第 2.5－1 図に，手順

第 7.1.5－3 図に，手順の概要を第 7.1.5－4 図に示すとともに，重大事故等対策のの概要を第 2.5－2 図に示すとともに，重大事故等対策の概要を以下に示す。また，概要を以下に示す。また，重大事故等対策における設備と操作手順の関係を第 7.1.5

重大事故等対策における設備と操作手順の関係を第 2.5－1 表に示す。
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比較表（原子炉停止機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所備

考－1 表に示す。
本事故シーケンスグループの重要事故シーケンスにおいて，6 号及び 7 号炉同時本事故シーケンスグループの重要事故シーケンスにおいて，重大事故等対策に必の重大事故等対策に必要な要員は，中央制御室の運転員及び緊急時対策要員で構成

要な要員は，災害対策要員（初動）10 名である。その内訳は次のとおりである。中され，合計 12 名である。その内訳は次のとおりである。中央制御室の運転員は，

央制御室の運転員は，当直発電長 1 名，当直副発電長 1 名及び運転操作対応を行う

当直長 1 名（6 号及び 7 号炉兼任），
当直副長 2 名，
運転操作対応を行う運転員 4 名

ための当直運転員 4 名である。発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等である。発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等を行う緊急時対策本部を行う要員は 4 名である。必要な要員と作業項目について第 2.5－3 図に示す。

要員は 5 名である。必要な要員と作業項目について第 7.1.5－5 図に示す。
なお，重要事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目を重要事

なお，重要事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目を重要事

故シーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，12 名で対処可能である。

故シーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，10 名で対処可能である。

a. 原子炉スクラム失敗確認

ａ.原子炉スクラム失敗確認

運転時の異常な過渡変化の発生に伴い，原子炉がスクラムすべき状況にもかか

運転時の異常な過渡変化の発生に伴い，原子炉がスクラムすべき状況にもかかわらず，制御棒が原子炉に緊急挿入されない場合，原子炉スクラム失敗を確認す

わらず，制御棒が原子炉に緊急挿入されない場合，原子炉スクラム失敗を確認す

る。

る。

原子炉スクラムの失敗を確認するために必要な計装設備は，平均出力領域モニ

原子炉スクラムの失敗を確認するために必要な計装設備は，平均出力領域計装タ等である。また，主蒸気隔離弁の閉止による原子炉圧力高信号により再循環ポ等である。また，主蒸気隔離弁の閉止による原子炉圧力高信号により再循環系ポンプ 4 台がトリップし，炉心流量が低下し，原子炉出力が低下する。主蒸気隔離

ンプ 2 台全てがトリップし，炉心流量が低下し，原子炉出力が低下する。主蒸気弁の閉止によりタービン駆動給水ポンプはトリップするが，電動駆動給水ポンプ

隔離弁の閉止によりタービン駆動給水ポンプはトリップするが，電動駆動給水ポが自動起動して給水を継続する。主蒸気遮断により給水加熱喪失の状態となり，ンプが自動起動して給水を継続する。主蒸気遮断により給水加熱喪失の状態とな

給水温度が低下するため，徐々に出力が増加する傾向となる。

り，給水温度が低下するため，徐々に出力が増加する傾向となる。

b. 格納容器圧力上昇による高圧・低圧注水系起動確認

ｂ．格納容器圧力上昇による高圧・低圧注水系起動確認

逃がし安全弁の作動により，格納容器圧力が上昇し，ドライウェル圧力高

逃がし安全弁の作動により，格納容器圧力が上昇し，ドライウェル圧力高（13.7kPa [gage]）により，原子炉隔離時冷却系，高圧炉心注水系及び低圧注水（13.7kPa［gage］）により，高圧炉心スプレイ系，低圧炉心スプレイ系及び残留系が自動起動する。高圧・低圧注水系の起動を確認するために必要な計装設備は，熱除去系（低圧注水系）が自動起動する。高圧・低圧注水系の起動を確認するた

各系統の流量指示等である。

めに必要な計装設備は，各系統の流量等である。

c. 原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系による原子炉水位維持

ｃ. 原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系による原子炉水位維持

主蒸気隔離弁の閉止により，復水器ホットウェルの水位が低下し給復水ポンプ

主蒸気隔離弁の閉止により，復水器ホットウェルの水位が低下し給水・復水系

がトリップする。これにより給水流量の全喪失となり，原子炉水位は低下するが，のポンプがトリップする。これにより給水流量の全喪失となり，原子炉水位は低原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系による原子炉注水が継続しているため炉心の冠水は維持される。なお，ここでの原子炉水位の低下に伴い，原子炉水位低下し，原子炉水位異常低下（レベル２）により原子炉隔離時冷却系が自動起動する。原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系による原子炉注水により炉心冷（レベル 2）で再循環ポンプ 6 台がトリップし，炉心流量が低下し，原子炉出力

却は維持される。この後は，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系の流量が低下する。この後は，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系の流量を調整すを調整することにより原子炉水位異常低下（レベル１）近傍に水位を維持する。

ることにより原子炉水位低（レベル 1.5）以上に水位を維持する。原子炉隔離時

原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系による原子炉水位の維持を確認する

冷却系及び高圧炉心注水系による原子炉水位の維持を確認するために必要な計装ために必要な計装設備は，原子炉水位（広帯域）及び各系統の流量等である。

設備は，原子炉水位及び各系統の流量指示等である。

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比較表（原子炉停止機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉
d. 自動減圧系の自動起動阻止

東海第二発電所備

考ｄ．自動減圧系の自動起動阻止

ドライウェル圧力高（13.7kPa[gage]）信号と原子炉水位低（レベル 1）信号のドライウェル圧力高（13.7kPa［gage］）信号と原子炉水位異常低下（レベル１）

両方が 30 秒継続した場合であって，高圧炉心注水系又は低圧注水系のポンプが 1

信号の両方が 120 秒継続した場合であって，低圧炉心スプレイ系又は残留熱除去台以上運転している（各ポンプの吐出側の系統圧力が設定値を超えている）場合，系（低圧注水系）のポンプが 1 台以上運転している（各ポンプの吐出側の系統圧

自動減圧系が自動起動する。原子炉スクラム失敗時に自動減圧系が自動起動する力が設定値を超えている）場合，自動減圧系が自動起動する。原子炉スクラム失と，高圧炉心注水系及び低圧注水系から大量の冷水が注水され，出力の急激な上敗時に自動減圧系が自動起動すると，高圧炉心スプレイ系，低圧炉心スプレイ系

昇に繋がる可能性があるため，自動減圧系の起動阻止スイッチを用いて自動減圧
系の自動起動を未然に阻止する。なお，自動減圧系の起動阻止スイッチの操作に及び残留熱除去系（低圧注水系）から大量の冷水が注水され，出力の急激な上昇につながる可能性があるため，自動減圧系の起動阻止スイッチを用いて自動減圧より，代替自動減圧ロジックによる自動減圧も未然に阻止される。

系の自動起動を未然に阻止する。なお，自動減圧系の起動阻止スイッチの操作により，過渡時自動減圧機能による自動減圧も未然に阻止される。

e. ほう酸水注入系による原子炉未臨界操作

ｅ．ほう酸水注入系による原子炉未臨界操作

原子炉スクラムの失敗を確認後，ほう酸水注入系を中央制御室からの遠隔操作

原子炉スクラムの失敗を確認後，ほう酸水注入系を中央制御室からの遠隔操作により手動起動し，炉心へのほう酸水の注入を開始する。ほう酸水の注入により，により手動起動し，炉心へのほう酸水の注入を開始する。ほう酸水の注入により，中性子束が徐々に減少し原子炉は臨界未満に至る。

中性子束が徐々に減少し原子炉は臨界未満に至る。

原子炉の臨界未満確保を確認するために必要な計装設備は，起動領域モニタ等である。
f. 残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）運転

原子炉の臨界未満確保を確認するために必要な計装設備は，起動領域計装等である。
ｆ．残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）運転

事象発生直後からの逃がし安全弁の作動により，サプレッション・チェンバ・

事象発生直後からの逃がし安全弁の作動により，サプレッション・プール水温

プール水温が上昇する。サプレッション・チェンバ・プール水温が 49℃を超えて度が上昇する。サプレッション・プール水温度が 32℃以上の場合，中央制御室か上昇する場合，中央制御室からの遠隔操作により残留熱除去系（サプレッション・

らの遠隔操作により残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）の運転を開チェンバ・プール水冷却モード）の運転を開始し，原子炉格納容器除熱を開始す

始し，格納容器除熱を開始する。残留熱除去系による格納容器除熱を確認するたる。残留熱除去系による原子炉格納容器除熱を確認するために必要な計装設備は，めに必要な計装設備は，残留熱除去系系統流量及びサプレッション・プール水温

残留熱除去系系統流量及びサプレッション・チェンバ・プール水温度である。

度である。

以降，炉心冷却及び原子炉格納容器除熱は，残留熱除去系により継続的に行う。

以降，炉心冷却は高圧炉心スプレイ系による注水により継続的に行い，また，格納容器除熱は，残留熱除去系により継続的に行う。

7.1.5.2 炉心損傷防止対策の有効性評価

2.5.2 炉心損傷防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法
本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケンスは，「6.2(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（反応度印加の観点

評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，過渡事象（反応度印加の観点で最も厳しく，原子炉隔離によって炉心からの発生蒸気が全て原子炉格納容器に流で最も厳しく，原子炉隔離によって炉心からの発生蒸気が全て格納容器に流入する

入する主蒸気隔離弁の誤閉止を選定）を起因事象とし，原子炉圧力上昇による反応

主蒸気隔離弁の誤閉止を選定）を起因事象とし，原子炉圧力上昇による反応度印加

度印加に伴う出力増加の観点で厳しくなる「過渡事象（主蒸気隔離弁の誤閉止）＋に伴う出力増加の観点で厳しくなる「過渡事象（主蒸気隔離弁の誤閉止）＋原子炉

原子炉停止失敗」である。

停止失敗」である。

本重要事故シーケンスでは，炉心における核分裂出力，出力分布変化，反応度フ

本重要事故シーケンスでは，炉心における核分裂出力，出力分布変化，反応度フ
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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

備ィードバック効果（ボイド・ドップラ/ボロン），崩壊熱，燃料棒内温度変化，燃料ィードバック効果（ボイド・ドップラ／ボロン），崩壊熱，燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，沸騰遷移，沸騰・ボイド率変化，気液熱非平衡，原子炉圧力容器に棒表面熱伝達，沸騰遷移，沸騰・ボイド率変化及び気液熱非平衡，原子炉圧力容器

おける冷却材流量変化，冷却材放出（臨界流・差圧流），ECCS 注水（給水系・代替における冷却材流量変化，冷却材放出（臨界流・差圧流），ＥＣＣＳ注水（給水系・注水設備含む），ほう酸水の拡散並びに原子炉格納容器におけるサプレッション・プ

代替注水設備含む）及びほう酸水の拡散並びに格納容器におけるサプレッション・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

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あるプラント動特性解析コード REDY，単チャンネル熱水力解析コード SCAT によりであるプラント動特性解析コードＲＥＤＹ及び単チャンネル熱水力解析コードＳＣ

中性子束，平均表面熱流束，燃料被覆管温度，炉心流量，原子炉圧力，原子炉水位，
サプレッション・チェンバ・プール水温，格納容器圧力等の過渡応答を求める。

ＡＴにより中性子束，平均表面熱流束，燃料被覆管温度，炉心流量，原子炉圧力，
原子炉水位，サプレッション・プール水温度，格納容器圧力等の過渡応答を求める。

また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，本重要事故

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。

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(2) 有効性評価の条件

本重要事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な解析条件を第 7.1.5－2

本重要事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な解析条件を第 2.5－2 表

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

を以下に示す。

以下に示す。

a. 事故条件

ａ．事故条件(a) 起因事象(a) 起因事象

起因事象として，主蒸気隔離弁の誤閉止が発生するものとする。
(b) 安全機能等の喪失に対する仮定

起因事象として，主蒸気隔離弁の誤閉止が発生するものとする。
(b) 安全機能等の喪失に対する仮定ａ) 原子炉停止機能喪失として原子炉スクラム失敗を仮定する。

ⅰ) 原子炉停止機能喪失として原子炉スクラム失敗を仮定する。

ｂ) 手動での原子炉スクラムを実施できないものと仮定する。

ⅱ) 手動での原子炉スクラムを実施できないものと仮定する。

ｃ) 代替制御棒挿入機能は保守的に作動しないものと仮定する。
(c) 評価対象とする炉心の状態評価対象とする炉心の状態は，平衡炉心のサイクル末期とする。

考ⅲ) 代替制御棒挿入機能は保守的に作動しないものと仮定する。
(c) 評価対象とする炉心の状態評価対象とする炉心の状態は，平衡炉心のサイクル末期とする。

これは，本評価では，サイクル末期の方がサイクル初期に比べて動的ボイド

これは，本評価では，サイクル末期の方がサイクル初期に比べて動的ボイド

係数の絶対値が大きいためボイド反応度印加割合が大きく，保守的な評価とな係数の絶対値が大きいためボイド反応度印加割合が大きく，保守的な評価となることを考慮してサイクル末期として設定したものである。

ることを考慮してサイクル末期として設定したものである。
（添付資料 2.5.1）(d) 外部電源(d) 外部電源

外部電源は使用できるものとする。外部電源がある場合，事象発生と同時に再循環ポンプがトリップしないことにより，原子炉出力が高く維持されること

外部電源は使用できるものとする。外部電源がある場合，事象発生と同時に給水・復水系及び再循環系ポンプがトリップしないことにより，原子炉出力がから，燃料被覆管温度，格納容器圧力及びサプレッション・チェンバ・プール

高く維持されることから，燃料被覆管温度，格納容器圧力及びサプレッション・

水温の上昇の観点で事象進展が厳しくなる。

プール水温度の上昇の観点で事象進展が厳しくなる。

b. 重大事故等対策に関連する機器条件

ｂ．重大事故等対策に関連する機器条件(a) 主蒸気隔離弁の閉止に要する時間(a) 主蒸気隔離弁の閉止に要する時間

主蒸気隔離弁の閉止に要する時間は，最も短い時間として設計値の下限であ

主蒸気隔離弁の閉止に要する時間は，最も短い時間として設計値の下限であ
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比較表（原子炉停止機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所備

考る 3 秒とする。

る 3 秒とする。
(b) 代替冷却材再循環ポンプ・トリップ機能(b) ＡＴＷＳ緩和設備（代替再循環系ポンプトリップ機能）

代替冷却材再循環ポンプ・トリップ機能は， 原子炉圧力高（7.48MPa[gage]）

ＡＴＷＳ緩和設備（代替再循環系ポンプトリップ機能）は，原子炉圧力高又は原子炉水位低（レベル 3）信号により再循環ポンプ 4 台がトリップし，原（7.39MPa［gage］）又は原子炉水位異常低下（レベル２）信号により再循環系

子炉水位低（レベル 2）信号により残り再循環ポンプ 6 台がトリップするもの

ポンプ 2 台が全てトリップするものとする。

とする。なお，4 台以上の再循環ポンプがトリップした際に残りの再循環ポン
プの回転速度を 5%/秒で速やかに低下させる高速ランバック機能については，保守的に使用できないものと仮定する。
また，再循環ポンプが 2 台以上トリップしている状態で運転点が運転特性図

また，再循環系ポンプが 1 台以上トリップしている状態で運転点が運転特性上の高出力－低炉心流量領域に入った場合に作動する選択制御棒挿入について

図上の高出力－低炉心流量領域に入った場合に作動する選択制御棒挿入についも作動しないものと仮定する。

ても作動しないものと仮定する。
(c) 逃がし安全弁(c) 逃がし安全弁
逃がし安全弁の逃がし弁機能にて，原子炉冷却材圧力バウンダリの過度の圧

原子炉圧力が低めに維持される方が，原子炉圧力に依存する高圧炉心スプレ

力上昇を抑えるものとする。また，逃がし安全弁（18 個）は，容量として，1 個

イ系の注水流量が大きくなり，原子炉水位が高めに維持されることで，原子炉あたり定格主蒸気流量の約 5%を処理するものとする。

出力の観点で厳しい設定となる。このため，原子炉圧力が低めに維持される逃がし安全弁（逃がし弁機能）にて，原子炉冷却材圧力バウンダリの過度の圧力上昇を抑えるものとする。また，逃がし安全弁（18 個）は，容量として，1 個当たり定格主蒸気流量の約 6％を処理するものとする。
(d) 電動駆動給水ポンプ(d) 電動駆動給水ポンプ
主蒸気隔離弁の閉止によりタービン駆動給水ポンプがトリップした後，電動主蒸気隔離弁の閉止によりタービン駆動給水ポンプがトリップした後，電動駆動給水ポンプが自動起動するものとする。また，復水器ホットウェル水位の駆動給水ポンプが自動起動するものとする。また，復水器ホットウェル水位の低下により電動駆動給水ポンプがトリップするものとする。

低下により電動駆動給水ポンプがトリップするものとする。
(e) 原子炉隔離時冷却系(e) 原子炉隔離時冷却系

原子炉隔離時冷却系は原子炉水位異常低下（レベル２）で自動起動し，136.7m

原子炉隔離時冷却系は原子炉水位低（レベル 2）又はドライウェル圧力高3（13.7kPa[gage]）で自動起動し，182m /h（8.12～1.03MPa[dif]において）の流３量で給水するものとする。

するものとする。また，サプレッション・プール水温度が原子炉隔離時冷却系／h（原子炉圧力 7.86MPa［gage］～1.04MPa［gage］において）の流量で給水の高温耐性（116℃）に余裕を考慮した温度である 106℃に到達した時点で停止するものとする。
(f) 高圧炉心注水系(f) 高圧炉心スプレイ系

高圧炉心注水系は原子炉水位低（レベル 1.5）又はドライウェル圧力高

高圧炉心スプレイ系は原子炉水位異常低下（レベル２）又はドライウェル圧（13.7kPa[gage]）で自動起動し，182～727m3/h（8.12～0.69MPa[dif]において）力高（13.7kPa［gage］）で自動起動し，145m３／h～1,506m３／h（8.30MPa［dif］の流量で給水するものとする。

～0MPa［dif］において）の流量で給水するものとする。注水流量は，炉心に冷水が大量に注水され，原子炉水位が高めに維持される方が原子炉出力の観点で
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比較表（原子炉停止機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

備考厳しい設定となることから，ポンプ性能評価に基づく大きめの注水流量特性を設定している。
(g) ほう酸水注入系
ほう酸水注入系は原子炉スクラムの失敗を確認後，10 分間が経過した時点で手動起動し，190L/min の流量及びほう酸濃度 13.4wt%で注入するものとする。
(h) 残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）
伝熱容量は，熱交換器 1 基あたり約 8MW（サプレッション・チェンバ・プー
ル水温 52℃，海水温度 30℃において）とする。
c. 重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件として，「6.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」(g) ほう酸水注入系
ほう酸水注入系は事象発生から 6 分後に手動起動し，163L／min の流量及びほう酸濃度 13.4wt％で注入するものとする。
(h) 残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）
伝熱容量は，熱交換器 1 基当たり約 53MW（サプレッション・プール水温度
100℃，海水温度 27.2℃において）とする。
ｃ．重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件として，「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。

に示す分類に従って以下のとおり設定する。

(a) 自動減圧系の自動起動阻止操作(a) 自動減圧系等の起動阻止操作

原子炉が停止できない場合にドライウェル圧力高（13.7kPa[gage]）及び原子炉水位低（レベル 1）によって自動減圧系の自動起動信号が発信されることを阻

原子炉停止機能喪失の確認及び自動減圧系等の起動阻止操作に要する時間を考慮して，事象発生 4 分後に自動減圧系等の起動阻止操作を実施する。
（添付資料 2.5.2）

止するため，自動減圧系の自動起動阻止を手順に定めている。本評価では運転員による自動減圧系の自動起動を阻止する操作を期待する。

(b) ほう酸水注入系及び残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷
却モード）運転操作
本評価では，ほう酸水注入系は原子炉スクラムの失敗を確認後，10 分間が経過した時点で手動起動することとしている。残留熱除去系（サプレッション・
チェンバ・プール水冷却モード）は，サプレッション・チェンバのプール水の(b) ほう酸水注入系の起動操作
自動減圧系等の起動阻止操作が完了する事象発生の 4 分後からほう酸水注入
系の起動操作に要する時間を考慮して，事象発生から 6 分後にほう酸水注入系の起動操作を実施する。
(c) 残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）による格納容器除熱操作

平均温度が 49℃に到達することをもって実施することとしており，サプレッシ

事象発生の約 1 分後にドライウェル圧力高信号が発信してから 10 分間は低圧ョン・チェンバ・プール水温が 49℃に到達した時点から，10 分間が経過した時

注水モード優先のインターロックがあることから，これに操作に要する時間を点で残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）を手動考慮して，事象発生 17 分後に残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）

起動することとしている。

による格納容器除熱操作を実施する。

(3) 有効性評価の結果(3) 有効性評価の結果

本重要事故シーケンスにおける中性子束，平均表面熱流束，炉心流量，原子炉蒸本重要事故シーケンスにおける中性子束，平均表面熱流束，炉心流量，原子炉蒸気流量，給水流量，原子炉隔離時冷却系流量，高圧炉心注水系流量，原子炉圧力，

気流量，給水流量，原子炉隔離時冷却系流量，高圧炉心スプレイ系流量，原子炉圧

原子炉水位（シュラウド外水位）※1，逃がし安全弁の流量，炉心平均ボイド率，燃力，原子炉水位（シュラウド外水位）※１，逃がし安全弁の流量，炉心平均ボイド率，

料被覆管温度，熱伝達係数及びクオリティの推移を第 7.1.5－6 図から第 7.1.5－20

燃料被覆管温度，熱伝達係数及びクオリティの推移を第 2.5－4 図から第 2.5－18
6／51

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価

比較表（原子炉停止機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

図に，サプレッション・チェンバ・プール水温及び格納容器圧力の推移を第 7.1.5

図に，サプレッション・プール水温度及び格納容器圧力の推移を第 2.5－19 図に示－21 図に示す。

す。

※1 非常用炉心冷却系の起動信号となる原子炉水位計（広帯域）の水位及び運転※1 非常用炉心冷却系の起動信号となる原子炉水位（広帯域）の水位及び運転員

員が炉心冠水状態において主に確認する原子炉水位計（広帯域・狭帯域）のが炉心冠水状態において主に確認する原子炉水位（広帯域）及び原子炉水位

水位は，シュラウド外の水位であることから，シュラウド外の水位を示す。

（狭帯域）の水位は，シュラウド外の水位であることから，シュラウド外の

a. 事象進展
主蒸気隔離弁の誤閉止の発生後，主蒸気隔離弁閉信号が発生するものの，このａ．事象進展主蒸気隔離弁の誤閉止の発生後，主蒸気隔離弁閉信号が発生するものの，この信号による原子炉スクラムに失敗する。主蒸気隔離弁が閉止されると原子炉圧力信号による原子炉スクラムに失敗する。主蒸気隔離弁が閉止されると原子炉圧力が上昇し，これによるボイドの減少によって正の反応度が印加され，中性子束がが上昇し，これによるボイドの減少によって正の反応度が印加され，中性子束が増加するとともに平均表面熱流束が上昇し，これに伴い燃料被覆管表面で沸騰遷増加するとともに平均表面熱流束が上昇し，これに伴い燃料被覆管表面で沸騰遷移が生じるため，燃料被覆管の温度が一時的に約 730℃まで上昇する。約 2 秒後移が生じるため，燃料被覆管の温度が一時的に約 872℃まで上昇する。約 2 秒後に原子炉圧力高信号で代替冷却材再循環ポンプ・トリップ機能により再循環ポンに原子炉圧力高信号でＡＴＷＳ緩和設備（代替再循環系ポンプトリップ機能）に

プ 4 台がトリップする。なお，本評価では保守的に期待していない代替制御棒挿より再循環系ポンプが 2 台全てトリップする。なお，本評価では保守的に期待し入機能は，本来この原子炉圧力高信号（7.48MPa[gage]）で作動する。

ていない代替制御棒挿入機能は，本来この原子炉圧力高信号（7.39MPa［gage］）

備

考水位を示す。

で作動する。
主蒸気隔離弁の閉止により，タービン駆動給水ポンプはトリップするが，電動主蒸気隔離弁の閉止により，タービン駆動給水ポンプはトリップするが，電動駆動給水ポンプが自動起動して給水が継続される。炉心流量の低下に伴い中性子駆動給水ポンプが自動起動して給水が継続される。炉心流量の低下に伴い中性子束及び平均表面熱流束も低下するが，再循環ポンプの回転速度が最低となり，炉束及び平均表面熱流束も低下するが，炉心流量が安定した後は徐々に出力が増加

心流量が安定した後は徐々に出力が増加する。これは，主蒸気が遮断されて給水する。これは，主蒸気が遮断されて給水加熱喪失状態となるため，給水温度が低

加熱喪失状態となるため，給水温度が低下して炉心入口サブクール度が増加する

下して炉心入口サブクール度が増加するためである。これに伴い燃料被覆管表面ためである。これに伴い燃料被覆管表面で沸騰遷移が生じるため，燃料被覆管ので沸騰遷移が生じるため，燃料被覆管の温度が一時的に約 839℃まで上昇する。

温度が一時的に約 1,060℃まで上昇する。
逃がし安全弁の逃がし弁機能の作動により主蒸気がサプレッション・チェンバ

逃がし安全弁の逃がし弁機能の作動により主蒸気がサプレッション・チェンバへ流入するため，サプレッション・チェンバ・プール水位が上昇し，事象発生かへ流入するため，格納容器圧力が上昇し，事象発生から約 57 秒後にドライウェルら約 24 秒後に高圧炉心注水系の水源が復水貯蔵槽からサプレッション・チェン

圧力高信号（13.7kPa［gage］）によって高圧炉心スプレイ系，低圧炉心スプレイ

バのプール水へと自動で切り替わる。あわせて格納容器圧力も上昇するため，事系及び残留熱除去系（低圧注水系）が起動する。サプレッション・プール水温度

象発生から約 34 秒後にドライウェル圧力高信号（13.7kPa[gage]）によって原子も上昇し，事象発生から約 85 秒後にサプレッション・プール水温度が 49℃に到炉隔離時冷却系の水源がサプレッション・チェンバのプール水へと自動で切り替達し，その後も上昇傾向が継続する。

わるとともに，原子炉隔離時冷却系，高圧炉心注水系及び低圧注水系が起動する。
サプレッション・チェンバ・プール水温も上昇し，事象発生から約 43 秒後にサプレッション・チェンバ・プール水温が 49℃に到達し，その後も上昇傾向が継続する。
事象発生から約 173 秒後に復水器ホットウェルの水位低下により電動駆動給水

事象発生から約 131 秒後に復水器ホットウェルの水位低下により給水・復水系

ポンプがトリップするため，原子炉水位が低下し，事象発生から約 191 秒後に原のポンプがトリップするため，原子炉水位が低下し，事象発生から約 153 秒後に子炉水位低（レベル 2）信号で代替冷却材再循環ポンプ・トリップ機能によって原子炉水位異常低下（レベル２）信号で原子炉隔離時冷却系が起動する。

残り 6 台の再循環ポンプがトリップする。
原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系による原子炉注水が継続しているた

原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系による原子炉注水が継続している
7／51

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価

比較表（原子炉停止機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉
め，炉心は冠水維持される。

東海第二発電所

備

考ため，炉心冷却は維持される。

事象発生から約 11 分後（原子炉スクラムの失敗確認から 10 分後），手動操作

事象発生から 6 分後，手動操作によりほう酸水注入系による炉心へのほう酸水

によりほう酸水注入系による炉心へのほう酸水の注入を開始する。同時に（サプの注入を開始する。事象発生から 17 分後に残留熱除去系（サプレッション・プー

レッションプール水温高到達から 10 分後）残留熱除去系ポンプ 3 台によるサプル冷却系）2 台による格納容器除熱操作を開始する。

レッション・チェンバ・プール水冷却モードも手動起動する。ほう酸水の注入開

ほう酸水の注入開始後，中性子束は徐々に減少し，臨界未満に至る。これに伴始後，中性子束は徐々に減少し，臨界未満に至る。これに伴い，原子炉出力の上い，原子炉出力の上昇が抑制されるため，原子炉水位は上昇し，高圧炉心スプレ

昇が抑制されるため，原子炉水位は上昇し，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注
水系の運転員操作により，原子炉水位低（レベル 1.5）以上に原子炉水位を維持

イ系の運転員操作により，原子炉水位異常低下（レベル１）近傍に原子炉水位を維持する※2 とともに，サプレッション・プール冷却を維持する。

する※2 とともに，サプレッション・チェンバのプール水の冷却を維持する。
※2 ほう酸水注入による原子炉出力の抑制は継続しているが，原子炉水位上昇によ※2 ほう酸水注入による原子炉出力の抑制は継続しているが，原子炉水位上昇にり原子炉出力が上昇するおそれがあるため事故対応手順に基づき原子炉出力のより原子炉出力が上昇するおそれがあるため事故対応手順に基づき原子炉上昇を抑制するために原子炉水位低（レベル 1.5）以上に原子炉水位を維持す

出力の上昇を抑制するために原子炉水位異常低下（レベル１）近傍に原子炉る。

水位を維持する。

b. 評価項目等

ｂ．評価項目等

燃料被覆管の温度は，第 7.1.5－11 図に示すとおり，給水加熱喪失の状態によ

燃料被覆管の温度は，第 2.5－10 図に示すとおり，主蒸気隔離弁閉止に伴い炉って出力が増加し，沸騰遷移が生じる期間が最も厳しく，事象発生から約 176 秒

内のボイドが急減することで出力が増加し，沸騰遷移が生じる期間が最も厳しく，で最高の約 1,060℃に到達するが，1,200℃以下となる。また，燃料被覆管の酸化事象発生から約 13 秒で最高の約 872℃に到達するが，1,200℃以下となる。また，

量は酸化反応が著しくなる前の燃料被覆管厚さの 2%以下であり，15%以下となる。

燃料被覆管の酸化量は酸化反応が著しくなる前の燃料被覆管厚さの 1％以下であり，15％以下となる。

原子炉圧力は，第 7.1.5－9 図に示すとおり，逃がし安全弁の作動により，約

原子炉圧力は，第 2.5－7 図に示すとおり，逃がし安全弁の作動により，約8.92MPa[gage]以下に抑えられる。原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力は，8.19MPa［gage］ 以下に抑えられる。原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力

原子炉圧力と原子炉圧力容器底部圧力との差（高々約 0.3MPa）を考慮しても，約は，原子炉圧力と原子炉圧力容器底部圧力との差（高々約 0.3MPa）を考慮しても，

9.22MPa[gage]以下であり，最高使用圧力の 1.2 倍（10.34MPa[gage]）を十分下

約 8.49MPa［gage］ 以下であり，最高使用圧力の 1.2 倍（10.34MPa［gage］）を回る。

十分下回る。

また，ほう酸水注入系と残留熱除去系の起動後も，格納容器圧力及びサプレッ

また，ほう酸水注入系と残留熱除去系の起動後も，格納容器圧力及びサプレッ

ション・チェンバ・プール水温は緩やかに上昇するが，それぞれ約 0.19MPa[gage]，

ション・プール水温度は緩やかに上昇するが，それぞれ約 0.20MPa［gage］及び約 113℃以下に抑えられ，原子炉格納容器の限界圧力及び限界温度を下回る。

約 115℃以下に抑えられ，格納容器の限界圧力及び限界温度を下回る。

ほう酸水注入系による炉心へのほう酸水の注入によって中性子束は徐々に減少

ほう酸水注入系による炉心へのほう酸水の注入によって中性子束は徐々に減少

し，臨界未満に至る。その後は，原子炉水位及びサプレッション・チェンバのプ

し，臨界未満に至る。その後は，原子炉水位及びサプレッション・プール冷却を

ール水の冷却を維持することで安定状態が確立し，また，安定状態を維持できる。

維持することで安定状態が確立し，また，安定状態を維持できる。
（添付資料 2.5.3）

本評価では，「6.2.1.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)か

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)ら(4)の評価項目について，対策の有効性を確認した。
7.1.5.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価

から(4)の評価項目について，対策の有効性を確認した。
2.5.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価するも与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価するも8／51

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価

比較表（原子炉停止機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉のとする。

東海第二発電所

考のとする。

原子炉停止機能喪失では，運転時の異常な過渡変化の発生後，原子炉停止機能を喪

原子炉停止機能喪失では，運転時の異常な過渡変化の発生後，原子炉停止機能を喪失することが特徴である。また，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，事象発失することが特徴である。また，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，事象進生から 12 時間程度までの短時間に期待する操作及び事象進展に有意な影響を与える

展に有意な影響を与えると考えられる操作として，自動減圧系等の起動阻止操作，ほと考えられる操作として，自動減圧系の自動起動阻止操作，ほう酸水注入系運転操作

う酸水注入系の起動操作及び残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）による及び残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）運転操作とす

格納容器除熱操作とする。

る。
(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価

本重要事故シーケンスにおいて不確かさの影響評価を行う重要現象とは，「6.7 解本重要事故シーケンスにおいて不確かさの影響評価を行う重要現象とは，「1.7析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すとおりであり，それらの解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すとおりであり，それら

不確かさの影響評価は以下のとおりである。

の不確かさの影響評価は以下のとおりである。

a. 運転員等操作時間に与える影響

ａ．運転員等操作時間に与える影響

炉心における出力分布変化の不確かさとして，解析コードでは保守的に中央ピ炉心における出力分布変化の不確かさとして，解析コードでは保守的に中央ピークに基づく軸方向出力分布を代表的に与えるため，解析結果は燃料被覆管温度ークに基づく軸方向出力分布を代表的に与えるため，解析結果は燃料被覆管温度を高めに評価する可能性がある。よって，実際の燃料被覆管温度は低くなるが，を高めに評価する可能性がある。よって，実際の燃料被覆管温度は低くなるが，燃料被覆管温度をパラメータとして操作開始の起点としている運転員等操作はな

燃料被覆管温度をパラメータとして操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

いことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

炉心における燃料棒内温度変化の不確かさとして，解析コードでは燃料ペレッ

炉心における燃料棒内温度変化の不確かさとして，解析コードでは燃料ペレッ

トと燃料被覆管間のギャップ熱伝達係数を高めに設定するため，解析結果は燃料トと燃料被覆管間のギャップ熱伝達係数を高めに設定するため，解析結果は燃料被覆管温度を高めに評価する可能性がある。よって，実際の燃料被覆管温度は低被覆管温度を高めに評価する可能性がある。よって，実際の燃料被覆管温度は低くなるが，燃料被覆管温度を操作開始の起点としている運転員等操作はないこと

くなるが，燃料被覆管温度を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

から，運転員等操作時間に与える影響はない。

炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，解析コードは保守的な熱伝炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，解析コードは保守的な熱伝達モデル等を採用しているため，解析結果は燃料棒表面の熱伝達係数を小さく評

達モデル等を採用しているため，解析結果は燃料棒表面の熱伝達係数を小さく評価する可能性がある。よって，実際の燃料棒表面での熱伝達は大きくなり燃料被価する可能性がある。よって，実際の燃料棒表面での熱伝達は大きくなり燃料被覆管温度は低くなるが，燃料被覆管温度を操作開始の起点としている運転員等操覆管温度は低くなるが，燃料被覆管温度を操作開始の起点としている運転員等操

作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

炉心における沸騰遷移の不確かさとして，解析コードは沸騰遷移が生じやすい

備

炉心における沸騰遷移の不確かさとして，解析コードは沸騰遷移が生じやすい条件として MCPR に関する燃料の許容設計限界（以下「SLMCPR」という。
）で沸騰条件としてＭＣＰＲに関する燃料の許容設計限界（以下「ＳＬＭＣＰＲ」という。
）

遷移が発生するよう設定しているため，解析結果は燃料被覆管温度を高めに評価

で沸騰遷移が発生するよう設定しているため，解析結果は燃料被覆管温度を高めする可能性がある。よって，実際の燃料被覆管温度は低くなるが，燃料被覆管温度を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に評価する可能性がある。よって，実際の燃料被覆管温度は低くなるが，燃料被覆管温度を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操に与える影響はない。

作時間に与える影響はない。

原子炉圧力容器におけるほう酸水の拡散の不確かさとして，解析コードは保守

原子炉圧力容器におけるほう酸水の拡散の不確かさとして，解析コードは保守的な値を用いているため，実際の炉心内におけるほう酸水の拡散は早く，ボロン的な混合特性を用いるため，実際の炉心内におけるほう酸水の拡散は早くなり，反応度印加割合が大きくなり臨界未満までの時間が早くなるが，ほう酸水の注入

ボロン反応度の印加が早くなることで未臨界の達成時間が早くなることから，格開始以降に実施する運転操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響は

納容器圧力及びサプレッション・プール水温度が低下傾向に転じる時間も早くなない。

るが，これらのパラメータの上昇が遅れる側であり，関連する運転員等操作に与9／51

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価

比較表（原子炉停止機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

備

考える影響は小さいことから，運転員等操作に与える影響はない。
添付資料 2.5.4）
b. 評価項目となるパラメータに与える影響

ｂ．評価項目となるパラメータに与える影響

炉心における出力分布変化の不確かさとして，解析コードは保守的に中央ピー

炉心における出力分布変化の不確かさとして，解析コードは保守的に中央ピー

クに基づく軸方向出力分布を代表的に与えることにより燃料被覆管温度を高めにクに基づく軸方向出力分布を代表的に与えることにより燃料被覆管温度を高めに評価し，有効性評価解析でも燃料被覆管温度を高めに評価することから，評価項

評価し，有効性評価解析でも燃料被覆管温度を高めに評価することから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
炉心における燃料棒内温度変化の不確かさとして，解析コードは燃料ペレット

目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
炉心における燃料棒内温度変化の不確かさとして，解析コードは燃料ペレットと燃料被覆管間のギャップ熱伝達係数を高めに設定することにより燃料被覆管温と燃料被覆管間のギャップ熱伝達係数を高めに設定することにより燃料被覆管温度を高めに評価し，有効性評価解析でも燃料被覆管温度を高めに評価することか度を高めに評価し，有効性評価解析でも燃料被覆管温度を高めに評価することか

ら，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

ら，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，解析コードは保守的な熱伝炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，解析コードは保守的な熱伝達モデル等により燃料被覆管温度を高めに評価するため，有効性評価解析でも燃達モデル等により燃料被覆管温度を高めに評価するため，有効性評価解析でも燃料被覆管温度を高めに評価することから，評価項目となるパラメータに対する余料被覆管温度を高めに評価することから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。なお，燃料棒表面熱伝達についての更に保守的な取扱いとして，

裕は大きくなる。なお，燃料棒表面熱伝達についての更に保守的な取扱いとして，

リウェットを考慮しない場合の感度解析を「(3) 感度解析」にて実施する。

リウェットを考慮しない場合の感度解析を「(3) 感度解析」にて実施する。

炉心における沸騰遷移の不確かさとして，解析コードは沸騰遷移が生じやすい

炉心における沸騰遷移の不確かさとして，解析コードは沸騰遷移が生じやすい

条件設定により燃料被覆管温度を高めに評価する可能性があり，有効性評価解析

条件設定により燃料被覆管温度を高めに評価する可能性があり，有効性評価解析

でも燃料被覆管温度を高めに評価する可能性があることから，評価項目となるパでも燃料被覆管温度を高めに評価する可能性があることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

ラメータに対する余裕は大きくなる。

原子炉圧力容器におけるほう酸水の拡散の不確かさとして，解析コードはほう

原子炉圧力容器におけるほう酸水の拡散の不確かさとして，解析コードはほう酸水の拡散に関して保守的な値を用いているため，臨界未満までの時間を遅く評

酸水の拡散に関して保守的な値を用いているため，臨界未満までの時間を遅く評

価し，サプレッション・チェンバ・プール水温及び格納容器圧力を高めに評価す

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

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。
（添付資料 2.5.4，2.5.5）(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(2) 解析条件の不確かさの影響評価
ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件

初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，第 7.1.5－2 表

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 2.5－2 表にに示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件とした場合の影響示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件とした場合の影響をを評価する。また，解析条件の設定に当たっては，評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなるような設定があることから，その中で事象進展に有意な評価する。また，解析条件の設定に当たっては，評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなるような設定があることから，その中で事象進展に有意な影影響を与えると考えられる項目に関する影響評価の結果を以下に示す。

響を与えると考えられる項目に関する影響評価の結果を以下に示す。

(a) 運転員等操作時間に与える影響(a) 運転員等操作時間に与える影響

初期条件の炉心流量は，解析条件の 52,200t/h（定格流量（100%））に対して初期条件の炉心流量は，解析条件の約 41,060ｔ／h（定格流量（85％））に対最確条件は定格流量の約 91%～約 110%である。炉心流量が少ない場合は相対的して最確条件は定格流量の約 86％～約 104％である。炉心流量が大きい場合はにボイド率が高くなるため，主蒸気隔離弁の閉止による圧力上昇時に印加され相対的にボイド率が低くなるため，主蒸気隔離弁の閉止による圧力上昇時に印る正のボイド反応度が大きくなり，事象進展に影響を与え，運転員等操作時間

加される正のボイド反応度が小さくなり，原子炉出力の上昇が緩和されること
10／51

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比較表（原子炉停止機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所に影響を与える。よって，炉心流量が少ない場合（定格流量の 90%）の感度解析

で事象初期の運転員等操作時間に対する余裕は大きくなるが，事象発生の約 2を「(3) 感度解析」にて実施する。

秒後に原子炉圧力高信号により再循環系ポンプが 2 台全てトリップするため，

備考

この影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
初期条件の最小限界出力比は，解析条件の 1.22 に対して最確条件は 1.30 以

初期条件の最小限界出力比は，解析条件の 1.24（限界出力比指標※(1.00)）

上であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合，解析条件よりもに対して最確条件は限界出力比指標で 0.98 以下であり，解析条件の不確かさと大きくなるため，燃料被覆管温度の上昇は緩和されるが，燃料被覆管温度を操して，最確条件とした場合，最小限界出力比は解析条件よりも大きくなるため，作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

燃料被覆管温度の上昇は緩和されるが，燃料被覆管温度を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

初期条件の最大線出力密度は，解析条件の 44.0kW/m に対して最確条件は約

初期条件の最大線出力密度は，解析条件の 44.0kW／m に対して最確条件は約42kW/m 以下であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合，燃料被33kW／m～約 41kW／m であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合，

覆管温度の上昇は緩和されるが，燃料被覆管温度をパラメータとして操作開始

燃料被覆管温度の上昇は緩和されるが，燃料被覆管温度をパラメータとして操の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影

作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与響はない。

える影響はない。

初期条件の核データ（動的ボイド係数）は，解析条件の平衡サイクル末期の初期条件の核データ（動的ボイド係数）は，解析条件の平衡サイクル末期の値の 1.25 倍に対して最確条件は平衡サイクル初期から末期の値であり，解析条

値の 1.25 倍に対して最確条件は平衡サイクル初期から末期の値であり，解析条

件の不確かさとして，最確条件とした場合，動的ボイド係数の絶対値が小さく件の不確かさとして，最確条件とした場合，動的ボイド係数の絶対値が小さくなるため燃料被覆管温度の上昇が緩和されるが，これによるプラント挙動へのなるため燃料被覆管温度の上昇が緩和されるが，これによるプラント挙動への影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。なお，解析影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。なお，解析

コードの不確かさ等を考慮して設定している動的ボイド係数の保守因子の大きコードの不確かさ等を考慮して設定している動的ボイド係数の保守因子の大きさは，本重要事故シーケンスの事象進展に応じて変動し得るが，動的ボイド係

さは，本重要事故シーケンスの事象進展に応じて変動し得るが，動的ボイド係数の保守因子の変動に動的ドップラ係数の保守因子の変動も考慮して厳しい組

数の保守因子の変動に動的ドップラ係数の保守因子の変動も考慮して厳しい組

み合せとした場合においても，プラント挙動への影響は小さいことを確認して合せとした場合においても，プラント挙動への影響は小さいことを確認していいる（「追補２．Ⅲ 重大事故等対策の有効性評価に係るシビアアクシデント解る（「付録３ 重大事故等対策の有効性評価に係るシビアアクシデント解析コー

析コードについて」）。

ドについて」）。

初期条件の核データ（動的ドップラ係数）は，解析条件の平衡サイクル末期

初期条件の核データ（動的ドップラ係数）は，解析条件の平衡サイクル末期の値の 0.9 倍に対して最確条件は平衡サイクル初期から末期の値であり，解析の値の 0.9 倍に対して最確条件は平衡サイクル初期から末期の値であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合，動的ドップラ係数の絶対値が大条件の不確かさとして，最確条件とした場合，動的ドップラ係数の絶対値が大きくなるため燃料被覆管温度の上昇が緩和されるが，これによるプラント挙動きくなるため燃料被覆管温度の上昇が緩和されるが，これによるプラント挙動への影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。なお，への影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。なお，

解析コードの不確かさ等を考慮して設定している動的ドップラ係数の保守因子

解析コードの不確かさ等を考慮して設定している動的ドップラ係数の保守因子に関しては，核データ（動的ボイド係数）に記載のとおりプラント挙動への影
響は小さいことを確認している（「追補２．Ⅲ 重大事故等対策の有効性評価にに関しては，核データ（動的ボイド係数）に記載のとおりプラント挙動への影
響は小さいことを確認している（「付録３ 重大事故等対策の有効性評価に係る係るシビアアクシデント解析コードについて」）。

シビアアクシデント解析コードについて」）。

初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積（ウェットウ

初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器体積（サプレッシェル）の空間部及び液相部，格納容器圧力及びサプレッション・チェンバ・プ

ョン・チェンバ）の空間部及び液相部，格納容器圧力並びにサプレッション・ール水温は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，事象進展に与プール水温度は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，事象進展える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

事故条件の外部電源の有無については，炉心冷却上厳しくする観点から，事事故条件の外部電源の有無については，炉心冷却上厳しくする観点から，事11／51

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価

比較表（原子炉停止機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所備

象発生と同時に再循環ポンプがトリップせず，また，電動駆動給水ポンプによ象発生と同時に再循環系ポンプがトリップせず，また，電動駆動給水ポンプにる原子炉圧力容器への低温の給水が継続することにより，原子炉出力が高く維よる原子炉圧力容器への低温の給水が継続することにより，原子炉出力が高く持されることから，燃料被覆管温度，格納容器圧力及びサプレッション・チェ

維持されることから，燃料被覆管温度，格納容器圧力及びサプレッション・プ

ンバ・プール水温の上昇の観点で厳しくなるよう外部電源がある状態を設定しール水温度の上昇の観点で厳しくなるよう外部電源がある状態を設定していている。なお，外部電源がない場合は非常用ディーゼル発電機により電源が供る。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供給給されることから，運転員等操作時間に与える影響はない。

されることから，運転員等操作時間に与える影響はない。

機器条件の主蒸気隔離弁の閉止に要する時間は，解析条件の 3 秒に対して最確条件は 3 秒以上 4.5 秒以下であり，解析条件の不確かさとして，解析条件で機器条件の主蒸気隔離弁の閉止に要する時間は，解析条件の 3 秒に対して最確条件は 3 秒以上 4.5 秒以下であり，解析条件の不確かさとして，解析条件で設定している主蒸気隔離弁の閉止時間を長くした場合，初期の原子炉圧力上昇

設定している主蒸気隔離弁の閉止時間を長くした場合，初期の原子炉圧力上昇

により印加される反応度は小さくなるが，事象発生からごく短時間での動作でにより印加される反応度は小さくなり，原子炉出力の上昇が緩和されることであることから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

事象初期の運転員等操作時間に対する余裕は大きくなるが，事象発生の約 2 秒

考後に原子炉圧力高信号により再循環系ポンプが 2 台全てトリップするため，この影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
※ 限界出力比指標は，運転管理に用いる指標であり，最小限界出力比の運転上の制限を実際の最小限界出力比で除したものであり，この値が 1 以
下であれば最小限界出力比は運転上の制限を下回らない。
（添付資料 2.5.4，2.5.6）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響(b) 評価項目となるパラメータに与える影響

初期条件の炉心流量は，解析条件の 52,200t/h（定格流量（100%））に対して初期条件の炉心流量は，解析条件の約 41,060ｔ／h（定格流量（85％））に対最確条件は定格流量の約 91%～約 110%である。炉心流量が少ない場合は相対的して最確条件は定格流量の約 86％～約 104％である。炉心流量が大きい場合はにボイド率が高くなるため，主蒸気隔離弁の閉止による圧力上昇時に印加され相対的にボイド率が低くなるため，主蒸気隔離弁の閉止による圧力上昇時に印る正のボイド反応度が大きくなる等により，評価項目となるパラメータに影響加される正のボイド反応度が小さくなり，原子炉出力の上昇が小さくなることを与える。よって，炉心流量が少ない場合（定格流量の 90%）の感度解析を「(3)から，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなるが，事象発生の約 2

感度解析」にて実施する。

秒後に原子炉圧力高信号により再循環系ポンプが 2 台全てトリップするため，
この影響は小さい。

初期条件の最小限界出力比は，解析条件の 1.22 に対して最確条件は 1.30 以

初期条件の最小限界出力比は，解析条件の 1.24（限界出力比指標※(1.00)）

上であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合，燃料被覆管温度に対して最確条件は限界出力比指標で 0.98 以下であり，解析条件の不確かさとの上昇は緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きして，最確条件とした場合，燃料被覆管温度の上昇は緩和されることから，評くなる。

価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

初期条件の最大線出力密度は，解析条件の 44.0kW/m に対して最確条件は約42kW/m 以下であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合，燃料被初期条件の最大線出力密度は，解析条件の 44.0kW／m に対して最確条件は約33kW／m～約 41kW／m であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合，

覆管温度の上昇は緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余燃料被覆管温度の上昇は緩和されることから，評価項目となるパラメータに対裕は大きくなる。

する余裕は大きくなる。

初期条件の核データ（動的ボイド係数）は，解析条件の平衡サイクル末期の初期条件の核データ（動的ボイド係数）は，解析条件の平衡サイクル末期の値の 1.25 倍に対して最確条件は平衡サイクル初期から末期の値であり，解析条

値の 1.25 倍に対して最確条件は平衡サイクル初期から末期の値であり，解析条

件の不確かさとして，最確条件とした場合，燃料被覆管温度の上昇は緩和され

件の不確かさとして，最確条件とした場合，燃料被覆管温度の上昇は緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなるが，その影ることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなるが，その影
12／51

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価

比較表（原子炉停止機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所備

響は小さい。なお，解析コードの不確かさ等を考慮して設定している動的ボイ

響は小さい。なお，解析コードの不確かさ等を考慮して設定している動的ボイド係数の保守因子の大きさは，本重要事故シーケンスの事象進展に応じて変動

ド係数の保守因子の大きさは，本重要事故シーケンスの事象進展に応じて変動し得るが，動的ボイド係数の保守因子の変動に動的ドップラ係数の保守因子のし得るが，動的ボイド係数の保守因子の変動に動的ドップラ係数の保守因子の変動も考慮して厳しい組み合せとした場合においても，評価項目となるパラメ

変動も考慮して厳しい組合せとした場合においても，評価項目となるパラメー

ータに対する影響は小さいことを確認している（「追補２．Ⅲ 重大事故等対策

タに対する影響は小さいことを確認している（「付録３ 重大事故等対策の有効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」）。

性評価に係るシビアアクシデント解析コードについて」）。

初期条件の核データ（動的ドップラ係数）は，解析条件の平衡サイクル末期の値の 0.9 倍に対して最確条件は平衡サイクル初期から末期の値であり，解析

初期条件の核データ（動的ドップラ係数）は，解析条件の平衡サイクル末期の値の 0.9 倍に対して最確条件は平衡サイクル初期から末期の値であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合，燃料被覆管温度の上昇は緩和さ

条件の不確かさとして，最確条件とした場合，燃料被覆管温度の上昇は緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

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。

解析コードの不確かさ等を考慮して設定している動的ドップラ係数の保守因

解析コードの不確かさ等を考慮して設定している動的ドップラ係数の保守因子に関しては，核データ（動的ボイド係数）に記載のとおり評価項目となるパ子に関しては，核データ（動的ボイド係数）に記載のとおり評価項目となるパラメータに対する影響は小さいことを確認している（「追補２．Ⅲ 重大事故等

ラメータに対する影響は小さいことを確認している（「付録３ 重大事故等対策

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」）。

の有効性評価に係るシビアアクシデント解析コードについて」）。

初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積（ウェットウ

初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器体積（サプレッシェル）の空間部及び液相部，格納容器圧力及びサプレッション・チェンバ・プ

ョン・チェンバ）の空間部及び液相部，格納容器圧力並びにサプレッション・ール水温は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，事象進展に与プール水温度は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，事象進展える影響は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

に与える影響は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小考さい。
事故条件の外部電源の有無については，炉心冷却上厳しくする観点から，事事故条件の外部電源の有無については，炉心冷却上厳しくする観点から，事象発生と同時に再循環ポンプがトリップせず，また，電動駆動給水ポンプによ象発生と同時に再循環系ポンプがトリップせず，また，電動駆動給水ポンプにる原子炉圧力容器への低温の給水が継続することにより，原子炉出力が高く維よる原子炉圧力容器への低温の給水が継続することにより，原子炉出力が高く持されることから，燃料被覆管温度，格納容器圧力及びサプレッション・チェ

維持されることから，燃料被覆管温度，格納容器圧力及びサプレッション・プ

ンバ・プール水温の上昇の観点で厳しくなるよう外部電源がある状態を設定しール水温度の上昇の観点で厳しくなるよう外部電源がある状態を設定していている。仮に事象発生とともに外部電源喪失が発生する場合は，第 7.1.5－22 図る。仮に事象発生とともに外部電源喪失が発生する場合は，第 2.5－21 図からから第 7.1.5－26 図に示すとおり，外部電源喪失と同時に再循環ポンプがトリ

第 2.5－25 図に示すとおり，外部電源喪失と同時に再循環系ポンプがトリップ

ップし，電動駆動給水ポンプによる原子炉圧力容器への給水も行われず，原子し，電動駆動給水ポンプによる原子炉圧力容器への給水も行われず，原子炉出

炉出力が低くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きく力が低くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

なる。なお，外部電源がない場合は非常用ディーゼル発電機により電源が供給

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供給され

される。

る。

機器条件の主蒸気隔離弁の閉止に要する時間は，解析条件の 3 秒に対して最確条件は 3 秒以上 4.5 秒以下であり，解析条件の不確かさとして，主蒸気隔離

機器条件の主蒸気隔離弁の閉止に要する時間は，解析条件の 3 秒に対して最確条件は 3 秒以上 4.5 秒以下であり，解析条件の不確かさとして，主蒸気隔離

弁の閉止時間を長くした場合，初期の原子炉圧力上昇により印加される反応度

弁の閉止時間を長くした場合，初期の原子炉圧力上昇により印加される反応度は小さくなり，初期の原子炉出力上昇が小さくなることから，評価項目となるは小さくなり，初期の原子炉出力上昇が小さくなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

パラメータに対する余裕は大きくなるが，事象発生の約 2 秒後に原子炉圧力高信号により再循環系ポンプが 2 台全てトリップするため，この影響は小さい。
（添付資料 2.5.4，2.5.6，2.5.7）

13／51

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価

比較表（原子炉停止機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉
b. 操作条件

東海第二発電所

備考ｂ．操作条件

操作条件の不確かさとして，操作の不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，

操作条件の不確かさとして，操作の不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の 6 要因に分類し，「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

これらの要因が運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転員等操作時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価し，評価結果

時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価し，評価結果を以下に示す。

を以下に示す。

(a) 運転員等操作時間に与える影響
操作条件の自動減圧系の自動起動阻止操作は，解析上の操作開始時間として(a) 運転員等操作時間に与える影響
操作条件の自動減圧系等の起動阻止操作は，解析上の操作開始時間として事

原子炉水位低（レベル 1）到達後 30 秒以内を設定している。運転員等操作時間

象発生から 4 分後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，自に与える影響として，ほう酸水注入系の起動操作，制御棒の挿入操作等他の事

動減圧系のタイマーが作動した場合には本操作が遅れないように警報が発報

象収束のための操作を並行して行うため，操作開始時間は変動し得るが，本操し，この 120 秒後に逃がし安全弁が自動開放すること，中央制御室の制御盤の作が遅れないようにタイマー動作の警報が発報すること及び運転員は 2 名で対スイッチによる簡易な操作であり不確かさ要因により操作開始時間に与える影

応することから，操作が遅れる可能性は低く，実態の操作開始時間は解析上の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り，設定とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は小さいことから，運転員

操作開始時間に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響

等操作時間に与える影響も小さい。当該操作は，解析コード及び解析条件（操も小さい。当該操作は，操作手順に変わりがなく，パラメータを起点としてい作条件を除く）の不確かさにより，操作開始時間は遅れる可能性があるが，中ない操作であることから，解析コード及び解析条件（操作条件を除く。
）の不確央制御室で行う操作であり，他の操作との重複もないことから，他の操作に与かさにより，操作開始時間に与える影響はない。また，当該操作は，中央制御

える影響はない。

室で行う操作であり，他の操作との重複もないことから，他の操作に与える影響はない。

操作条件のほう酸水注入系運転操作は，解析上の操作開始時間として原子炉
スクラムの失敗を確認した後から 10 分後を設定している。

操作条件のほう酸水注入系の起動操作は，解析上の操作開始時間として事象発生から 6 分後を設定している。

運転員等操作時間に与える影響として，状態把握の時間及び操作時間に余裕

運転員等操作時間に与える影響として，前段に実施する原子炉停止機能喪失

を含めて解析上は 10 分間を想定しているが，ほう酸水注入系の起動操作は，制の認知に係る確認時間及び自動減圧系等の起動阻止の操作時間並びにほう酸水

御棒挿入失敗が確認され次第，再循環ポンプの停止及び自動減圧系の自動起動

注入系起動の操作時間は，時間余裕を含めて設定しており，また，本操作は中阻止操作後に速やかに実施する手順となっていること，また，本操作は中央制央制御室内での簡易なスイッチ操作であることから，操作が遅れる可能性は低御室内での簡易なスイッチ操作であることから，操作開始時間は解析上の設定

く，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であり，操作開始時間に与よりも早まる可能性があり，原子炉圧力容器へのほう酸水注入系による注入開える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響も小さい。当該操始時間も早まることから，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。当該

作は，操作手順に変わりがなく，パラメータを起点としていない操作であるこ操作は，操作手順に変わりがなく，パラメータを起点としていない操作であるとから，解析コード及び解析条件（操作条件を除く。
）の不確かさによる操作開ことから，解析コード及び解析条件（操作条件を除く）の不確かさによる操作

始時間に与える影響はない。また，当該操作は，中央制御室で行う操作であり，開始時間に与える影響はない。また，当該操作は，中央制御室で行う操作であり，他の操作と重複もないことから，他の操作に与える影響はない。

他の操作と重複もないことから，他の操作に与える影響はない。

操作条件の残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）

操作条件の残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）による格納容器

運転操作は，解析上の操作開始時間としてサプレッション・チェンバ・プール

除熱操作は，
解析上の操作開始時間として事象発生から 17 分後を設定している。

水温 49℃到達後 10 分後を設定している。運転員等操作時間に与える影響とし運転員等操作時間に与える影響として，サプレッション・プール水温度の上昇て，ほう酸水注入系の起動操作，制御棒の挿入操作等他の事象収束のための操に伴い警報が発報し，また，中央制御室内での簡易なスイッチ操作であること

作を並行して行うことも踏まえて，状況把握の時間及び操作時間に時間余裕をから，操作が遅れる可能性は低く，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ
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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価

比較表（原子炉停止機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

備含めて設定していることから，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等同等であり，操作開始時間に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間であり，操作開始時間に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与に与える影響も小さい。当該操作は，操作手順に変わりがなく，パラメータをえる影響も小さい。当該操作は，解析コード及び解析条件（操作条件を除く）

起点としていない操作であることから，解析コード及び解析条件（操作条件をの不確かさにより，操作開始時間は遅れる可能性があるが，中央制御室で行う除く。
）の不確かさにより，操作開始時間に与える影響はない。また，当該操作操作であり，他の操作との重複もないことから，他の操作に与える影響はない。

は，中央制御室で行う操作であり，他の操作との重複もないことから，他の操考作に与える影響はない。
（添付資料 2.5.4）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響(b) 評価項目となるパラメータに与える影響

操作条件の自動減圧系の自動起動阻止操作は，運転員等操作時間に与える影

操作条件の自動減圧系等の起動阻止操作は，運転員等操作時間に与える影響

響として，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であることから，評として，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であることから，評価

価項目となるパラメータに与える影響はない。

項目となるパラメータに与える影響はない。

操作条件のほう酸水注入系運転操作は，操作の不確かさが操作開始時間に与操作条件のほう酸水注入系の起動操作は，運転員等操作時間に与える影響とえる影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定よりも早くなり，その場して，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であることから，評価項

合，格納容器圧力及び温度は解析結果よりも低くなることから，評価項目とな目となるパラメータに与える影響はない。

るパラメータに対する余裕は大きくなる。なお，燃料被覆管温度は，ほう酸水注入系運転操作開始前に最大となることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
操作条件の残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）

操作条件の残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）による格納容器

運転操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解

除熱操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影

析上の設定とほぼ同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影

響は小さい。

響は小さい。
（添付資料 2.5.4）(3) 感度解析(3) 感度解析

解析条件の不確かさとして，初期条件の炉心流量が少ない場合には，評価項目となるパラメータに影響を与えることから，本重要事故シーケンスにおいて炉心流量
を定格流量の 90%とした感度解析を行う。その結果，第 7.1.5－27 図から第 7.1.5－31 図に示すとおり，燃料被覆管の最高温度は約 1,080℃となり，「7.1.5.2(3) 有効性評価の結果」で示す最高温度約 1,060℃に比べて上昇するものの，1,200℃を下回っている。燃料被覆管の酸化量は酸化反応が著しくなる前の燃料被覆管厚さの 3%以下であり，「7.1.5.2(3) 有効性評価の結果」で示す燃料被覆管厚さの 2%以下に比べて上昇するものの，15%を下回っている。また，原子炉冷却材圧力バウンダリにかか る 圧 力 の 最 高 値 は 約 9.12MPa[gage] ※ 3 で あ り ， 最 高 使 用 圧 力 の 1.2 倍（10.34MPa[gage]）を下回っている。なお，その他の評価項目である，燃料被覆管の酸化量，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及びサプレッション・チェンバ・
プール水温については，「7.1.5.2(3) 有効性評価の結果」で示す最高値と同じであ
る。
15／51

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価

比較表（原子炉停止機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

備

解析コードにおける重要現象の不確かさとして，燃料棒表面熱伝達が小さい場合

解析コードにおける重要現象の不確かさとして，燃料棒表面熱伝達が小さい場合には，評価項目となるパラメータに影響を与えることから，保守的な取扱いとして，には，評価項目となるパラメータに影響を与えることから，保守的な取扱いとして，

リウェットを考慮しないことを仮定した場合の感度解析を行う。その結果，初期条

リウェットを考慮しないことを仮定した場合の感度解析を行う。その結果，第 2.5

件の炉心流量が定格流量の場合には，第 7.1.5－32 図に示すとおり，燃料被覆管の－20 図に示すとおり，燃料被覆管の最高温度は約 1,060℃であり，「2.5.2(3) 有効

最高温度は約 1,150℃であり，「7.1.5.2(3) 有効性評価の結果」で示す最高温度約性評価の結果」で示す最高温度約 872℃に比べて上昇するものの，1,200℃を下回っ

1,060℃に比べて上昇するものの，1,200℃を下回っている。燃料被覆管の酸化量はている。燃料被覆管の酸化量は酸化反応が著しくなる前の燃料被覆管厚さの約 2％酸化反応が著しくなる前の燃料被覆管厚さの 4%以下であり，「7.1.5.2(3) 有効性評
価の結果」で示す燃料被覆管厚さの 2%以下に比べて増加するものの，15%を下回っ以下であり，「2.5.2(3) 有効性評価の結果」で示す燃料被覆管厚さの 1％以下に比べて増加するものの，15％を下回っている。

ている。また，初期条件の炉心流量が少ない場合（定格流量の 90%）には，第 7.1.5（添付資料 2.5.5）

考－33 図に示すとおり，燃料被覆管の最高温度は約 1,180℃であり，リウェットを考慮した場合における最高温度約 1,080℃に比べて上昇するものの，1,200℃を下回っている。燃料被覆管の酸化量は酸化反応が著しくなる前の燃料被覆管厚さの 5%以下であり，リウェットを考慮した場合における燃料被覆管厚さの 3%以下に比べて上昇するものの，15%を下回っている。
※3 解析コードによる評価結果を示す。一方，「7.1.5.2(3) 有効性評価の結果」では，原子炉圧力の最高値に原子炉圧力と原子炉圧力容器底部に加わる圧力との差（高々約 0.3MPa）を加えた値を原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力の最高値として示している。本感度解析の結果についても「7.1.5.2(3) 有効性評
価の結果」と同様に原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力の最高値を評価する場合，その最高値は，原子炉圧力の最高値（8.97MPa）に原子炉圧力と原子
炉圧力容器底部に加わる圧力との差（高々約 0.3MPa）を加えた値の 9.27MPa となるが，この値は最高使用圧力の 1.2 倍（10.34MPa[gage]）を下回っている。
(4) 操作時間余裕の把握(4) 操作時間余裕の把握

操作遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメータに対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。

下に示す。

操作条件の自動減圧系の自動起動阻止操作については，自動減圧系の自動起動阻

操作条件の自動減圧系等の起動阻止操作については，解析上，ドライウェル圧力止操作が行われなかった場合でも，自動減圧系の作動による原子炉減圧開始から低高（13.7kPa［gage］）及び原子炉水位異常低下（レベル１）の設定点に到達し自動圧注水系による原子炉注水が開始されるまでには，低圧注水系による注水が可能な減圧系のタイマーが作動するのは事象発生の約 232 秒後であり，仮に，自動減圧系

圧力に原子炉が減圧されるまで約 160 秒の時間があり，この間に自動起動阻止操作
及び開放された逃がし安全弁の閉止操作を実施することで低圧注水系による原子炉等の起動阻止操作が遅れた場合には，この 120 秒後に逃がし安全弁（自動減圧機能）が自動開放する。操作が遅れた自動減圧系が作動した場合でも，原子炉圧力が低圧

注水を防止でき，実際にはこの間についても操作時間として確保できることから，

炉心スプレイ系の注水開始圧力に低下するまでに本操作を実施し，自動開放した逃

時間余裕がある。運転状態の原子炉圧力（約 7MPa）から逃がし安全弁 8 個で減圧すがし安全弁を閉止することで，原子炉減圧及び低圧炉心スプレイ系からの注水に伴る場合について，同操作を実施している「7.1.1 高圧・低圧注水機能喪失」を参照

う急激な原子炉水位上昇による正の反応度印加は防止できる。逃がし安全弁（自動すると，原子炉圧力（第 7.1.1－6 図参照）は逃がし安全弁 8 個による減圧開始後減圧機能）7 個にて原子炉減圧をする場合について，同じ操作を実施している「2.1

約 160 秒で約 2MPa まで低下している。このことから，自動減圧系の作動により逃

高圧・低圧注水機能喪失」を参照すると，減圧開始から約 160 秒で原子炉圧力が約がし安全弁 8 個による減圧が開始された場合であっても，減圧開始から約 160 秒の2MPa［gage］まで低下している。よって，合計で解析上の操作開始時間である事象
16／51

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価

比較表（原子炉停止機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉間に自動減圧系の自動起動阻止操作を実施することで，低圧注水系による原子炉注

東海第二発電所備

考発生の 4 分後から約 270 秒程度の時間余裕がある。

水を防止できる。
ほう酸水注入系運転操作は，手順上，事象発生直後に行う再循環ポンプの停止及操作条件のほう酸水注入系の起動操作については，操作開始時間が遅れた場合にび自動減圧系の自動起動阻止操作後に開始する操作としている。ほう酸水注入系のは未臨界達成タイミングが遅れることで格納容器圧力及びサプレッション・プール

運転開始時間は，主にサプレッション・チェンバ・プール水温及び格納容器圧力に

水温度の上昇が大きくなる。操作開始時間が 10 分程度遅れる場合においても，格納影響するが，事象発生から 10 分後に操作を開始した場合でも，格納容器圧力及び容器圧力及びサプレッション・プール水温度の最高値はそれぞれ約 0.20MPa［gage］，

温度の最大値は原子炉格納容器の限界圧力及び限界温度をそれぞれ下回るため，10分以上の操作時間が確保できることから，時間余裕がある。

約 115℃から上昇するが，これらのパラメータの上昇は緩やかであるため，格納容器の限界圧力 0.62MPa［gage］及び限界温度 200℃に対して十分な余裕があることか
ら時間余裕がある。

操作条件の残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）運

操作条件の残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッショ

転操作については，サプレッション・チェンバ・プール水温の高警報の発報から 10

ン・プール冷却操作については，操作が遅れた場合にはサプレッション・プール水分程度あり，操作時間が確保できることから，時間余裕がある。

温度の上昇が大きくなる。操作開始時間が遅れる場合においても，サプレッション・
プール水温度の最高値は約 115℃から上昇するが，サプレッション・プール水温度の上昇は緩やかであるため，限界温度 200℃に対して十分な余裕があることから時間余裕がある。
（添付資料 2.5.4，2.5.8）(5) まとめ(5) ま と め

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認しに与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認した。その結果，解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影

た。その結果，解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内に

この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間には時間余裕がある。

おいて，操作時間には時間余裕がある。

7.1.5.4 必要な要員及び資源の評価

2.5.4 必要な要員及び資源の評価(1) 必要な要員の評価(1) 必要な要員の評価

事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」において，6 号及び 7 号炉同時事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」において，重大事故等対策時にの重大事故等対策時における必要な要員は，「7.1.5.1(3) 炉心損傷防止対策」に示おける必要な要員は，「2.5.1(3) 炉心損傷防止対策」に示すとおり 10 名である。

すとおり 12 名である。
「7.5.2 重大事故等対策時に必要な要員の評価結果」で説明「6.2 重大事故等対策時に必要な要員の評価結果」で説明している災害対策要員

している運転員，緊急時対策要員等の 72 名で対処可能である。

（初動）の 39 名で対処可能である。

(2) 必要な資源の評価(2) 必要な資源の評価

事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」において，必要な水源，燃料及事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」において，必要な水源，燃料及び電源は，「7.5.1(2) 資源の評価条件」の条件にて評価を行い，その結果を以下にび電源は，「6.1(2) 資源の評価条件」の条件にて評価を行い，その結果を以下に示

示す。

す。
ａ．水

a. 水源
原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系による原子炉注水については，事象発源

原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系による原子炉注水については，サ
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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価

比較表（原子炉停止機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所備

生初期に復水貯蔵槽からサプレッション・チェンバ・プールに水源が切り替わっ

プレッション・チェンバのプール水を水源として注水することから，水源が枯渇た後は，サプレッション・チェンバのプール水を水源として注水することから，することはない。

水源が枯渇することはないため，7 日間の注水継続実施が可能である。なお，外考

なお，外部電源喪失を想定した場合でも同様の対応となる。

部電源喪失を想定した場合でも同様の対応となる。
ｂ．燃

b. 燃料

料

本重要事故シーケンスの評価では外部電源の喪失は想定していないが，仮に外部電源が喪失して非常用ディーゼル発電機による電源供給を想定し，事象発生後

本重要事故シーケンスの評価では外部電源の喪失は想定していないが，仮に外部電源が喪失して非常用ディーゼル発電機等及び常設代替交流電源設備（常設代

7 日間非常用ディーゼル発電機を最大負荷で運転した場合，号炉あたり約 753kL

替高圧電源装置 2 台）による電源供給を想定し，事象発生後 7 日間これらを最大の軽油が必要となる。5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備及びモ

負荷で運転した場合，合計約 755.5kL の軽油が必要となる。軽油貯蔵タンクにてニタリング・ポスト用発電機による電源供給については，事象発生直後からの運約 800kL の軽油を保有しており，この使用が可能であることから，非常用ディー転を想定すると，7 日間の運転継続に合計約 13kL の軽油が必要となる（6 号及びゼル発電機等及び常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 2 台）による電7 号炉合計約 1,519kL）。

源供給について，7 日間の継続が可能である。緊急時対策所用発電機による電源

6 号及び 7 号炉の各軽油タンクにて約 1,020kL（6 号及び 7 号炉合計約供給については，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2,040kL）の軽油を保有しており，これらの使用が可能であることから，非常用デ70.0kL の軽油が必要となる。緊急時対策所用発電機燃料油貯蔵タンクにて約 75kL

ィーゼル発電機による電源供給，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源の軽油を保有しており，この使用が可能であることから，緊急時対策所用発電機

設備による電源供給及びモニタリング・ポスト用発電機による電源供給について，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 2.5.9）

7 日間の継続が可能である。
ｃ．電

c. 電源

源

本重要事故シーケンスの評価では外部電源の喪失は想定していないが，仮に外本重要事故シーケンスの評価では外部電源の喪失は想定していないが，仮に外部電源が喪失して非常用ディーゼル発電機による電源供給を想定した場合におい部電源が喪失して非常用ディーゼル発電機等による電源供給を想定した場合におても，6 号及び 7 号炉において重大事故等対策時に必要な負荷は，各号炉の非常いても，重大事故等対策時に必要な負荷は，非常用ディーゼル発電機等の負荷に用ディーゼル発電機負荷に含まれることから，非常用ディーゼル発電機による電含まれることから，非常用ディーゼル発電機等による電源供給が可能である。常源供給が可能である。

設代替交流電源設備の電源負荷については，重大事故等対策時に必要な負荷としまた，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備及びモニタリング・
ポスト用発電機についても，必要負荷に対しての電源供給が可能である。

て，約 951kW 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）の連続定格容量は約 2,208kW であり，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
また，緊急時対策所用発電機についても，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
（添付資料 2.5.10）

7.1.5.5 結論

2.5.5 結論

事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」では，運転時の異常な過渡変化の事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」では，運転時の異常な過渡変化の発生後，原子炉停止機能を喪失し，反応度制御や原子炉水位の維持に失敗し，炉心損発生後，原子炉停止機能を喪失し，反応度制御や原子炉水位の維持に失敗し，最終的傷に至ることが特徴である。事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」に対すに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「原子炉停止機能喪失」

る炉心損傷防止対策としては，初期の対策として代替冷却材再循環ポンプ・トリップ

に対する炉心損傷防止対策としては，初期の対策としてＡＴＷＳ緩和設備（代替再循機能による炉心流量の低減，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系による原子炉水環系ポンプトリップ機能）による炉心流量の低減，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心位の維持，ほう酸水注入系による炉心へのほう酸水の注入手段，安定状態に向けた対スプレイ系による原子炉水位の維持，ほう酸水注入系による炉心へのほう酸水の注入
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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価

比較表（原子炉停止機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所策として残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）による原手段，安定状態に向けた対策として残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）

子炉格納容器除熱手段を整備している。また，重要事故シーケンスに対する有効性評

による格納容器除熱手段を整備している。また，重要事故シーケンスに対する有効性

価では使用できないものと仮定したものの，原子炉停止機能のバックアップとして代

評価では使用できないものと仮定したものの，原子炉停止機能のバックアップとして替制御棒挿入機能，手動での原子炉スクラムの手段を整備している。

代替制御棒挿入機能，手動での原子炉スクラムの手段を整備している。

事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」の重要事故シーケンス「過渡事象（主蒸気隔離弁の誤閉止）＋原子炉停止失敗」について有効性評価を行った。

上記の場合においても，代替冷却材再循環ポンプ・トリップ機能による炉心流量の低減，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系による原子炉水位の維持，ほう酸水注

上記の場合においても，ＡＴＷＳ緩和設備（代替再循環系ポンプトリップ機能）による炉心流量の低減，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系による原子炉水位

入系による炉心へのほう酸水の注入，残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プ

の維持，ほう酸水注入系による炉心へのほう酸水の注入，残留熱除去系（サプレッシ

ール水冷却モード）による原子炉格納容器除熱を実施することにより，炉心損傷する

ョン・プール冷却系）による格納容器除熱を実施することにより，炉心損傷することことはない。

はない。

その結果，燃料被覆管温度及び酸化量，原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力，

その結果，燃料被覆管温度及び酸化量，原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力，

原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，評価項目を満足している。また，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，安定安定状態を維持できる。

状態を維持できる。

解析コード及び解析条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操作時間に与解析コード及び解析条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操作時間に与える影響及び評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，対策の有効性

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，操作が遅れた場が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，操作が遅れた場

合でも一定の余裕がある。なお，解析条件の不確かさ等を考慮して感度解析を実施し合でも一定の余裕がある。なお，解析条件の不確かさ等を考慮して感度解析を実施しており，いずれの場合においても評価項目を満足することを確認している。

ており，いずれの場合においても評価項目を満足することを確認している。

る。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。

考

事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」の重要事故シーケンス「過渡事象（主蒸気隔離弁の誤閉止）＋原子炉停止失敗」について有効性評価を行った。

重大事故等対策時に必要な要員は，運転員及び緊急時対策要員にて確保可能であ

備

重大事故等対策時に必要な要員は，災害対策要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。

以上のことから，代替冷却材再循環ポンプ・トリップ機能による炉心流量の低減，以上のことから，ＡＴＷＳ緩和設備（代替再循環系ポンプトリップ機能）による炉原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系による原子炉水位の維持，ほう酸水注入系に心流量の低減，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系による原子炉水位の維よる炉心へのほう酸水の注入，残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水

持，ほう酸水注入系による炉心へのほう酸水の注入，残留熱除去系（サプレッション・

冷却モード）による原子炉格納容器除熱等の炉心損傷防止対策は，選定した重要事故

プール冷却系）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シーケンスに対して有効であることが確認でき，事故シーケンスグループ「原子炉停

ケンスに対して有効であることが確認でき，事故シーケンスグループ「原子炉停止機

止機能喪失」に対して有効である。

能喪失」に対して有効である。

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7.1.6 LOCA 時注水機能喪失

2.6 ＬＯＣＡ時注水機能喪失

7.1.6.1 事故シーケンスグループの特徴，炉心損傷防止対策

2.6.1 事故シーケンスグループの特徴，炉心損傷防止対策(1) 事故シーケンスグループ内の事故シーケンス(1) 事故シーケンスグループ内の事故シーケンス

事故シーケンスグループ「LOCA 時注水機能喪失」に含まれる事故シーケンス

事故シーケンスグループ「ＬＯＣＡ時注水機能喪失」に含まれる事故シーケンは，「6.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，①「小破断 LOCA

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，①「小破断Ｌ＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗」，②「小破断 LOCA＋高圧注水失敗＋原子炉減圧

ＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗」，②「小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉失敗」，③「中破断 LOCA＋HPCF 注水失敗＋低圧 ECCS 注水失敗」及び④「中破断LOCA＋HPCF 注水失敗＋原子炉減圧失敗」である。

心冷却失敗＋原子炉減圧失敗」，③「中破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧
炉心冷却失敗」及び④「中破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗」

備

考

である。
また，事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」からも LOCA を起因とする事故シーケンスとして，⑤「小破断 LOCA＋崩壊熱除去失敗」及び⑥「中破断 LOCA＋RHR 失敗」が抽出された。

なお，大破断 LOCA を起因とする事故シーケンスについては，炉心損傷を防止

なお，大破断ＬＯＣＡのように破断規模が一定の大きさを超える場合は，国内することができないため，格納容器破損防止対策を講じて，その有効性を確認す

外の先進的な対策を考慮しても炉心損傷防止対策の有効性が確認できないため，る。

格納容器破損防止対策を講じて，その有効性を確認する。

(2) 事故シーケンスグループの特徴及び炉心損傷防止対策の基本的考え方(2) 事故シーケンスグループの特徴及び炉心損傷防止対策の基本的考え方

事故シーケンスグループ「LOCA 時注水機能喪失」では，原子炉の出力運転中

事故シーケンスグループ「ＬＯＣＡ時注水機能喪失」では，原子炉の出力運転に原子炉冷却材圧力バウンダリを構成する配管の中小破断の発生後，高圧注水機

中に原子炉冷却材圧力バウンダリを構成する配管の中小破断の発生後，高圧注水

能及び低圧注水機能が喪失することを想定する。このため，破断箇所から原子炉機能及び低圧注水機能が喪失することを想定する。このため，破断箇所から原子冷却材が流出し，原子炉水位が低下することから，緩和措置がとられない場合に炉冷却材が流出し，原子炉水位が低下することから，緩和措置がとられない場合

は，原子炉水位の低下により炉心が露出し，炉心損傷に至る。また，低圧注水機には，原子炉水位の低下により炉心が露出し，炉心損傷に至る。また，低圧注水

能喪失を想定することから，あわせて残留熱除去系機能喪失に伴う崩壊熱除去機

機能喪失を想定することから，併せて残留熱除去系機能喪失に伴う崩壊熱除去機

能喪失等を想定する。

能喪失等を想定する。

本事故シーケンスグループは，小破断 LOCA 又は中破断 LOCA が発生し，同時に高圧及び低圧の注水機能を喪失したことによって炉心損傷に至る事故シーケ

本事故シーケンスグループは，小破断ＬＯＣＡ又は中破断ＬＯＣＡが発生し，同時に高圧及び低圧の注水機能を喪失したことによって炉心損傷に至る事故シンスグループである。このため，重大事故等対策の有効性評価には，小破断 LOCA

ーケンスグループである。このため，重大事故等対策の有効性評価には，小破断

又は中破断 LOCA 発生時の高圧注水機能又は低圧注水機能に対する重大事故等

ＬＯＣＡ又は中破断ＬＯＣＡ発生時の高圧注水機能又は低圧注水機能に対する対処設備に期待することが考えられる。ここで，小破断 LOCA 又は中破断 LOCA 発

重大事故等対処設備に期待することが考えられる。ここで，小破断ＬＯＣＡ又は生後に高圧・低圧注水機能喪失が生じた際の状況を想定すると，事象発生後，重中破断ＬＯＣＡ発生後に高圧・低圧注水機能喪失が生じた際の状況を想定する

大事故等対処設備によって高圧注水を実施して炉心損傷を防止することも考えと，事象発生後，重大事故等対処設備によって高圧注水を実施して炉心損傷を防られるが，重大事故等対処設備である高圧代替注水系は蒸気駆動の設備であり，止する場合よりも，高圧注水に期待せず，原子炉を減圧し，低圧注水に移行して
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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

小破断 LOCA 又は中破断 LOCA が発生している状況では，その運転継続に対する

炉心損傷を防止する場合の方が，原子炉の減圧により原子炉圧力容器内の保有水

不確かさが大きい。このことから，本事故シーケンスグループにおいては，高圧量が減少し，原子炉水位がより早く低下することから，事故対応として厳しいと

代替注水系には期待せず，低圧注水機能に対する対策の有効性を評価することと考えられる。このことから，本事故シーケンスグループにおいては，高圧注水機する。

能に期待せず，原子炉の減圧後，低圧注水に移行して炉心損傷を防止する対策の備考

有効性を評価することとする。

したがって，本事故シーケンスグループでは，逃がし安全弁の手動開操作によしたがって，本事故シーケンスグループでは，逃がし安全弁の手動開操作により原子炉を減圧し，原子炉減圧後に低圧代替注水系（常設）により炉心を冷却す

り原子炉を減圧し，原子炉減圧後に低圧代替注水系（常設）により炉心を冷却す

ることによって炉心損傷の防止を図る。また，代替格納容器スプレイ冷却系（常ることによって炉心損傷の防止を図る。また，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却，格納容器圧力逃がし装置及び耐圧強化ベント系

設）による格納容器冷却，格納容器圧力逃がし装置等による格納容器除熱を実施

による原子炉格納容器除熱を実施する。

する。なお，代替循環冷却系による格納容器除熱も実施可能である。

(3) 炉心損傷防止対策(3) 炉心損傷防止対策

事故シーケンスグループ「LOCA 時注水機能喪失」における機能喪失に対して，

事故シーケンスグループ「ＬＯＣＡ時注水機能喪失」における機能喪失に対し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，初対策として低圧代替注水系（常設）及び逃がし安全弁による原子炉注水手段を整期の対策として低圧代替注水系（常設）及び逃がし安全弁（自動減圧機能）によ

備し，安定状態に向けた対策として，逃がし安全弁を開維持することで，低圧代る原子炉注水手段を整備し，安定状態に向けた対策として，逃がし安全弁（自動替注水系（常設）による炉心冷却を継続する。また，原子炉格納容器の健全性を減圧機能）を開維持することで，低圧代替注水系（常設）による炉心冷却を継続維持するため，安定状態に向けた対策として代替格納容器スプレイ冷却系（常設）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代による原子炉格納容器冷却手段，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容

替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却手段，格納容器圧力逃が器除熱手段を整備する。これらの対策の概略系統図を第 7.1.6－1 図から第7.1.6－3 図に，手順の概要を第 7.1.6－4 図に示すとともに，重大事故等対策

し装置等による格納容器除熱手段を整備する。これらの対策の概略系統図を第2.6－1 図に，手順の概要を第 2.6－2 図に示すとともに，重大事故等対策の概要の概要を以下に示す。また，重大事故等対策における設備と操作手順の関係を第を以下に示す。また，重大事故等対策における設備と操作手順の関係を第 2.6－

7.1.6－1 表に示す。

1 表に示す。

本事故シーケンスグループの重要事故シーケンスにおいて，事象発生 10 時間

本事故シーケンスグループの重要事故シーケンスにおいて，事象発生 2 時間ままでの 6 号及び 7 号炉同時の重大事故等対策に必要な要員は，中央制御室の運での重大事故等対策に必要な要員は，災害対策要員（初動）18 名である。その転員及び緊急時対策要員で構成され，合計 24 名である。その内訳は次のとおり

内訳は次のとおりである。中央制御室の運転員は，当直発電長 1 名，当直副発電である。中央制御室の運転員は，当直長 1 名（6 号及び 7 号炉兼任），当直副長

長 1 名及び運転操作対応を行う当直運転員 4 名である。発電所構内に常駐してい2／54

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

2 名，運転操作対応を行う運転員 8 名である。発電所構内に常駐している要員

る要員のうち，通報連絡等を行う要員は 4 名及び現場操作を行う重大事故等対応のうち，通報連絡等を行う緊急時対策本部要員は 5 名，緊急時対策要員（現場）要員は 8 名である。

備

考は 8 名である。
また，事象発生 10 時間以降に追加で必要な要員は，フィルタ装置薬液補給作

また，事象発生 2 時間以降に追加で必要な参集要員は，タンクローリによる燃業を行うための参集要員 20 名である。必要な要員と作業項目について第 7.1.6

料給油操作を行うための重大事故等対応要員 2 名及び格納容器圧力逃がし装置－5 図に示す。

等による格納容器除熱操作を行うための重大事故等対応要員 3 名である。必要な要員と作業項目について第 2.6－3 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

なお，重要事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目を重要

事故シーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，24 名で対処可能であ

事故シーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，18 名で対処可能である。

る。

a. 外部電源喪失及び原子炉スクラム確認

ａ．外部電源喪失及び原子炉スクラム確認

原子炉の出力運転中に原子炉冷却材圧力バウンダリを構成する配管の中小

原子炉の出力運転中に原子炉冷却材圧力バウンダリを構成する配管の中小破断の発生と同時に外部電源喪失となり，原子炉がスクラムしたことを確認す

破断の発生と同時に外部電源喪失となり，原子炉がスクラムしたことを確認する。

る。

原子炉のスクラムを確認するために必要な計装設備は，平均出力領域モニタ等である。
b. 高圧・低圧注水機能喪失確認

原子炉のスクラムを確認するために必要な計装設備は，平均出力領域計装等である。
ｂ．高圧・低圧注水機能喪失確認

原子炉スクラム後，原子炉水位は低下し続け，原子炉水位低（レベル 2）で原子炉スクラム後，原子炉水位は低下し続け，原子炉水位異常低下（レベル

原子炉隔離時冷却系，原子炉水位低（レベル 1.5）で高圧炉心注水系，原子炉２）で原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系が自動起動及び手動起動に

水位低（レベル 1）で残留熱除去系（低圧注水モード）の自動起動信号が発生失敗する。その後，低圧炉心スプレイ系及び残留熱除去系（低圧注水系）の手するが全て機能喪失していることを確認する。高圧・低圧注水機能喪失を確認

動起動にも失敗し全て機能喪失していることを確認する。高圧・低圧注水機能するために必要な計装設備は，各系統の流量指示等である。

喪失を確認するために必要な計装設備は，各系統の流量等である。

c. 逃がし安全弁による原子炉急速減圧

ｃ．逃がし安全弁による原子炉急速減圧

高圧・低圧注水機能喪失を確認後，低圧代替注水系（常設）による原子炉注

高圧・低圧注水機能喪失を確認後，低圧代替注水系（常設）による原子炉注

水の準備として，中央制御室からの遠隔操作により復水移送ポンプ 1 台を追加起動し，2 台運転とする。また，原子炉注水に必要な電動弁（残留熱除去系注水の準備として，中央制御室からの遠隔操作により常設低圧代替注水系ポンプ2 台を起動する。また，原子炉注水に必要な電動弁（残留熱除去系注入弁）が入弁及び残留熱除去系洗浄水弁）が開動作可能であることを確認する。低圧代開動作可能であることを確認する。

替注水系（常設）のバイパス流防止系統構成のためにタービン建屋負荷遮断弁を全閉にする。
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水の準備が完了後，中央制御室から低圧代替注水系（常設）による原子炉注水の準備が完了後，中央制御室からの遠隔操作によって逃がし安全弁 8 個を手動開操作し原子炉を急速減圧する。

の遠隔操作によって逃がし安全弁（自動減圧機能）7 個を手動開操作し原子炉
3／54

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

備

考を急速減圧する。
原子炉急速減圧を確認するために必要な計装設備は，原子炉圧力である。
d. 低圧代替注水系（常設）による原子炉注水

原子炉急速減圧を確認するために必要な計装設備は，原子炉圧力である。
ｄ．低圧代替注水系（常設）による原子炉注水逃がし安全弁による原子炉急速減圧により，原子炉圧力が低圧代替注水系

逃がし安全弁による原子炉急速減圧により，原子炉圧力が低圧代替注水系（常設）の系統圧力を下回ると，原子炉注水が開始され，原子炉水位が回復す（常設）の系統圧力を下回ると，原子炉注水が開始され，原子炉水位が回復する。

る。

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を確認するために必要な計装設備
は，原子炉水位，復水補給水系流量（RHR B 系代替注水流量）等である。

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を確認するために必要な計装設備
は，原子炉水位（広帯域），原子炉水位（燃料域），低圧代替注水系原子炉注水流量（常設ライン用）等である。

原子炉水位回復後は，原子炉水位を原子炉水位低（レベル 3）から原子炉水位高（レベル 8）の間で維持する。
e. 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却

原子炉水位回復後は，原子炉水位を原子炉水位低（レベル３）から原子炉水位高（レベル８）の間で維持する。
ｅ．代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却崩壊熱除去機能を喪失しているため，格納容器圧力及び温度が上昇する。格崩壊熱除去機能を喪失しているため，格納容器圧力及び雰囲気温度が上昇す

納容器圧力が 0.18MPa[gage]に到達した場合又はドライウェル雰囲気温度がる。格納容器圧力が 0.279MPa［gage］に到達した場合又はドライウェル雰囲

171℃に接近した場合は，中央制御室からの遠隔操作により代替格納容器スプ

気温度が 171℃に接近した場合は，中央制御室からの遠隔操作により代替格納

レイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却を実施する。

容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却を実施する。また，低圧代替
注水系（常設）による原子炉注水を継続する。なお，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水及び代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷
却は，常設低圧代替注水系ポンプ 2 台により同時に実施可能な設計としている。

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却を確認する

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却を確認するためにために必要な計装設備は，格納容器内圧力及び復水補給水系流量（RHR B 系代

必要な計装設備は，ドライウェル圧力，サプレッション・チェンバ圧力，低圧

替注水流量）である。

代替注水系格納容器スプレイ流量（常設ライン用）等である。

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却時に，原子炉水位が原子炉水位低（レベル 3）まで低下した場合は，中央制御室からの遠隔操作により代替格納容器スプレイ冷却系（常設）を停止し，原子炉注水を実施する。原子炉水位高（レベル 8）まで原子炉水位が回復した後，原子炉注水を停止し，格納容器スプレイを再開する。
f. 格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱
格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱の準備として，原子炉
格納容器一次隔離弁を原子炉建屋内の原子炉区域外からの人力操作により開ｆ．格納容器圧力逃がし装置等による格納容器除熱
格納容器圧力逃がし装置等による格納容器除熱の準備として，第一弁を中央制御室からの遠隔操作により開する。
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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉する。

東海第二発電所

備考

サプレッション・プール水位が，通常水位＋6.5m に到達した場合，中央制
御室からの遠隔操作により代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却を実施して器冷却を停止する。代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却も，格納容器圧力が 0.31MPa[gage]に到達した場合，原子炉格納容器二次隔離の停止後，格納容器圧力は徐々に上昇する。格納容器圧力が 0.31MPa［gage］

弁を中央制御室からの遠隔操作によって中間開操作することで，格納容器圧力に到達した場合，第二弁を中央制御室からの遠隔操作によって全開操作するこ逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を実施する。

とで，格納容器圧力逃がし装置等による格納容器除熱を実施する。

格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を確認するために必要な計装設備は，格納容器内圧力等である。

格納容器圧力逃がし装置等による格納容器除熱を確認するために必要な計装設備は，サプレッション・チェンバ圧力等である。

格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を実施している間に格納容器圧力逃がし装置等による格納容器除熱を実施している間に炉心損

炉心損傷していないことを確認するために必要な計装設備は，格納容器内雰囲

傷していないことを確認するために必要な計装設備は，格納容器雰囲気放射線

気放射線レベル等である。

モニタ（Ｄ／Ｗ）等である。

サプレッション・チェンバ側からの格納容器圧力逃がし装置等のベントライ

サプレッション・チェンバ側からの格納容器圧力逃がし装置等のベントライ

ンが水没しないことを確認するために必要な計装設備は，サプレッション・チ

ンが水没しないことを確認するために必要な計装設備は，サプレッション・プ

ェンバ・プール水位である。

ール水位である。

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

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

7.1.6.2 炉心損傷防止対策の有効性評価

2.6.2 炉心損傷防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法(1) 有効性評価の方法

本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケンスは，

本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケンスは，「6.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，中破断 LOCA を起因「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，中破断ＬＯＣＡを事象とし，全ての注水機能を喪失する「中破断 LOCA＋HPCF 注水失敗＋低圧 ECCS

起因事象とし，全ての注水機能を喪失する「中破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗

注水失敗」である。

＋低圧炉心冷却失敗」である。

なお，中破断 LOCA は，破断口からの原子炉格納容器への蒸気の流出に伴う原子炉圧力の低下により，原子炉隔離時冷却系の運転に期待できない規模の LOCAと定義していることから，本評価では原子炉隔離時冷却系の運転にも期待しないものとする。
本重要事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒表面熱伝達，気液熱本重要事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒表面熱伝達，気液熱

非平衡，沸騰遷移，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化，気非平衡，沸騰遷移，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化，気液分離（水位変化）・対向流，三次元効果，原子炉圧力容器における沸騰・凝縮・液分離（水位変化）・対向流及び三次元効果，原子炉圧力容器における沸騰・凝

ボイド率変化，気液分離（水位変化）
・対向流，冷却材放出（臨界流・差圧流），

縮・ボイド率変化，気液分離（水位変化）
・対向流，冷却材放出（臨界流・差圧

ECCS 注水（給水系・代替注水設備含む）並びに原子炉格納容器における格納容流）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器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達，スプ

納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達，

レイ冷却，格納容器ベントが重要現象となる。よって，これらの現象を適切に評

スプレイ冷却及び格納容器ベントが重要現象となる。よって，これらの現象を適
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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所備

価することが可能である長期間熱水力過渡変化解析コード SAFER，シビアアクシ

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及デント総合解析コード MAAP，炉心ヒートアップ解析コード CHASTE により原子炉

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，

圧力，原子炉水位，燃料被覆管温度，格納容器圧力，格納容器温度等の過渡応答

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。

考本重要事故シーケンスでは，ＳＡＦＥＲコードによる燃料被覆管温度の評価結を求める。
本重要事故シーケンスでは，炉心露出時間が長く，燃料被覆管の最高温度が高くなるため，輻射による影響が詳細に考慮される CHASTE により燃料被覆管の最果は，燃料被覆管の破裂判断基準に対して十分な余裕があることから，輻射による影響が詳細に考慮されるＣＨＡＳＴＥコードは使用しない。

高温度を詳細に評価する。
また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，本重要事

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

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。

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(2) 有効性評価の条件

本重要事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な解析条件を第 7.1.6

本重要事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な解析条件を第 2.6－2－2 表に示す。また，主要な解析条件について，本重要事故シーケンス特有の解表に示す。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

析条件を以下に示す。

件を以下に示す。

a. 事故条件

ａ．事故条件(a) 起因事象(a) 起因事象

破断箇所は原子炉圧力容器下部のドレン配管（配管断面積約 26cm2）とし，2

破断面積を 1cm とする。

破断箇所は再循環系配管（出口ノズル）（最大破断面積約 2,900 ㎝２）とし，破断面積を約 3.7 ㎝２とする。
（添付資料 2.6.1）(b) 安全機能の喪失に対する仮定(b) 安全機能の喪失に対する仮定

高圧注水機能として原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系，低圧注水機

高圧注水機能として原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系，低圧注

能として残留熱除去系（低圧注水モード）の機能が喪失するものとする。ま

水機能として残留熱除去系（低圧注水系）及び低圧炉心スプレイ系の機能がた，原子炉減圧機能として自動減圧系の機能が喪失するものとする。

喪失するものとする。また，原子炉減圧機能として自動減圧系の機能が喪失するものとする。

(c) 外部電源(c) 外部電源

外部電源なしの場合は，給復水系による給水がなく，原子炉水位の低下が外部電源なしの場合は，給水・復水系による給水がなく，原子炉水位の低早くなることから，外部電源は使用できないものと仮定し，非常用ディーゼ

下が早くなることから，外部電源は使用できないものと仮定し，非常用ディル発電機によって給電を行うものとする。

ーゼル発電機等及び常設代替交流電源設備によって給電を行うものとする。

また，原子炉スクラムまでの原子炉出力が高く維持され，原子炉水位の低6／54

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東海第二発電所

備

考下が大きくなることで，炉心の冷却の観点で厳しくなり，外部電源がある場
合を包含する条件として，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，再循環系ポンプトリップは，原子炉水位異常低下（レベル２）
信号にて発生するものとする。
b. 重大事故等対策に関連する機器条件

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

位低（レベル３）信号によるものとする。
(b) 逃がし安全弁(b) 逃がし安全弁
逃がし安全弁の逃がし弁機能にて，原子炉冷却材圧力バウンダリの過度の逃がし安全弁（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えるものとする。また，原子炉減圧には自動減圧機能付き逃が圧力上昇を抑えるものとする。また，原子炉減圧には逃がし安全弁（自動減し安全弁（8 個）を使用するものとし，容量として，1 個あたり定格主蒸気

圧機能）（7 個）を使用するものとし，容量として，1 個当たり定格主蒸気流

流量の約 5%を処理するものとする。

量の約 6％を処理するものとする。

(c) 低圧代替注水系（常設）(c) 低圧代替注水系（常設）3

逃がし安全弁による原子炉減圧後に，最大 300m /h にて原子炉に注水し，逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉減圧後に，最大 378m３／h に

その後は炉心を冠水維持するように注水する。なお，低圧代替注水系（常設）て原子炉に注水し，その後は炉心を冠水維持するように注水する。また，原による原子炉注水は，格納容器スプレイと同じ復水移送ポンプを用いて弁の子炉注水と格納容器スプレイを同時に実施する場合は，230m３／h にて原子炉切替えにて実施する。

へ注水する。

(d) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）
格納容器圧力及び温度抑制に必要なスプレイ流量を考慮し，140m3/h にて原子炉格納容器内にスプレイする。なお，格納容器スプレイは，原子炉注水と同じ復水移送ポンプを用いて弁の切替えにて実施する。
(e) 格納容器圧力逃がし装置等(d) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）
格納容器圧力及び雰囲気温度抑制に必要なスプレイ流量を考慮し，130m３／h にて格納容器内にスプレイする。
(e) 格納容器圧力逃がし装置等

格納容器圧力逃がし装置等により，格納容器圧力 0.62MPa[gage]における格納容器圧力逃がし装置等により，格納容器圧力 0.31MPa［gage］におけ

最大排出流量 31.6kg/s に対して，原子炉格納容器二次隔離弁の中間開操作

る排出流量 13.4kg／s に対して，第二弁を全開にて格納容器除熱を実施する。

（流路面積 70%開※1）にて原子炉格納容器除熱を実施する。
※1 操作手順においては，原子炉格納容器除熱は原子炉格納容器二次隔離弁
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東海第二発電所備

考を流路面積 70%相当で中間開操作するが，格納容器圧力の低下傾向を確認できない場合は，増開操作を実施する。なお，耐圧強化ベント系を用

なお，耐圧強化ベント系を用いた場合は，格納容器圧力逃がし装置を用いいた場合は，格納容器圧力逃がし装置を用いた場合と比較して，排出流た場合と比較して，排出流量は大きくなり，格納容器圧力の低下傾向は大き

量は大きくなり，格納容器圧力の低下傾向は大きくなることから，格納くなることから，格納容器圧力逃がし装置を用いた場合の条件に包絡され

容器圧力逃がし装置を用いた場合の条件に包絡される。

る。

c. 重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件として，「6.3.5 運転員等の操作時間に対する仮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。

定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。
(a) 低圧代替注水系（常設）の追加起動及び中央制御室における系統構成は，
高圧・低圧注水機能喪失を確認後実施するが，事象判断の時間を考慮して，事象発生から 14 分後に開始するものとし，操作時間は約 4 分間とする。
(b) 逃がし安全弁による原子炉急速減圧操作は，中央制御室操作における低(a) 逃がし安全弁による原子炉急速減圧操作は，中央制御室において，状況

圧代替注水系（常設）の準備時間を考慮して，事象発生から約 18 分後判断の時間，高圧・低圧注水機能喪失の確認時間及び低圧代替注水系（常設）の準備時間を考慮して，事象発生から 25 分後に開始する。

に開始する。
(c) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作は，(b) 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は，格納格納容器圧力が 0.18MPa[gage]に到達した場合に実施する。なお，格納容器圧力が 0.279MPa［gage］に到達した場合に実施する。なお，格納容

容器スプレイは，格納容器圧力が 0.31MPa[gage]に到達した後，格納容器スプレイは，サプレッション・プール水位が通常水位＋6.5m に到達した場合に停止する。

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

圧力が 0.31MPa[gage]に到達した場合に実施する。

【以下，敷地境界外での実効線量評価の条件は長期ＴＢの記載を転記】(3) 有効性評価（敷地境界での実効線量評価）の条件(3) 有効性評価（敷地境界及び非居住区域境界での実効線量評価）の条件

本重要事故シーケンスでは炉心損傷は起こらず，燃料被覆管の破裂も発生して

本重要事故シーケンスでは炉心損傷は起こらず，燃料被覆管の破裂も発生していないため，放射性物質の放出を評価する際は，設計基準事故時の評価手法を採いないため，放射性物質の放出を評価する際は，設計基準事故時の評価手法を採用することで保守性が確保される。このため，敷地境界での実効線量評価に当た用することで保守性が確保される。このため，敷地境界及び非居住区域境界でのっては，発電用軽水型原子炉施設の安全評価に関する審査指針（原子力安全委員

実効線量評価に当たっては，「実用発電用軽水型原子炉施設の安全評価に関する会 平成 2 年 8 月 30 日）に示されている評価手法を参照した。具体的な評価条

審査指針（原子力安全委員会 平成 2 年 8 月 30 日）」に示されている評価手法を

件を以下に示す。
a. 事象発生時の原子炉冷却材中の核分裂生成物の濃度は，運転上許容される参照した。具体的な評価条件を以下に示す。
ａ．事象発生時の原子炉冷却材中の核分裂生成物の濃度は，運転上許容される

I-131 の最大濃度とし，その組成を拡散組成とする。これにより,事象発生

I-131 の最大濃度とし，その組成を拡散組成とする。これにより，事象発生

12時に原子炉冷却材中に存在するよう素は，I-131 等価量で約 1.3×10 Bq となる。

時に原子炉冷却材中に存在するよう素は，I-131 等価量で約 4.7×10１２Bq となる。

b. 原子炉圧力の低下に伴う燃料棒からの核分裂生成物の追加放出量は，I-131

ｂ．原子炉圧力の低下に伴う燃料棒からの核分裂生成物の追加放出量は，I-131

については先行炉等での実測値の平均値に適切な余裕をみた値※2 である 3.7については先行炉等での実測値の平均値に適切な余裕をみた値 ※ である

13

×10 Bq とし，その他の核分裂生成物についてはその組成を平衡組成として2.22×10１４Bq とし，その他の核分裂生成物についてはその組成を平衡組成8／54

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

備

求め，希ガスについてはよう素の 2 倍の放出があるものとする。これにより，として求め，希ガスについてはよう素の 2 倍の放出があるものとする。これ

原子炉圧力の低下に伴う燃料棒からの追加放出量は，希ガスについてはガンにより，原子炉圧力の低下に伴う燃料棒からの追加放出量は，希ガスについマ線実効エネルギ 0.5MeV 換算値で約 9.9×1014Bq，よう素については I-131てはガンマ線実効エネルギ 0.5MeV 換算値で約 6.0×10１５Bq，よう素につい13

等価量で約 6.5×10 Bq となる。

ては I-131 等価量で約 3.9×10１４Bq となる。

※2 過去に実測された I-131 追加放出量から，全希ガス漏えい率（f 値）※ 過去に実測された I-131 の追加放出量から，熱出力 1,000MW 当たりの追7

1mCi/s（3.7×10 Bq/s）あたりの追加放出量を用いて算出している。全加放出量の出現頻度を用いて算出している。原子炉熱出力 3,440MW（定希ガス漏えい率が 3.7×109Bq/s（100mCi/s）の場合，全希ガス漏えい率
あたりの I-131 の追加放出量の平均値にあたる値は 1.4×1012Bq（37Ci）

格の約 105％）の場合，熱出力 1,000MW 当たりの I-131 の追加放出量の平均値に当たる値は 2.78×10１３Bq（750Ci）であり，東海第二発電所のであり，6 号及び 7 号炉の線量評価で用いる I-131 追加放出量は，これ線量評価で用いる追加放出量は，これに余裕を見込んだ 2.22×10１４Bq

13に余裕を見込んだ 3.7×10 Bq（1000Ci）を条件としている。
（1Ci = 3.7

考（6,000Ci）を条件としている。
（1Ci＝3.7×10１０Bq）

×1010Bq）
出典元

出典元

・
「沸騰水型原子力発電所 事故時の被ばく評価手法について」（TLR-032）・「沸騰水型原子力発電所 事故時の被ばく評価手法について」（HLR-021）

・「沸騰水型原子力発電所 事故時の被ばく評価手法について」（HLR-021）

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

機よう素とする。

は無機よう素とする。

d. 燃料棒から追加放出される核分裂生成物のうち，希ガスはすべて瞬時に気相部

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

無機よう素が気相部にキャリーオーバされる割合は 2％とする。

e. 原子炉圧力容器気相部の核分裂生成物は，逃がし安全弁等を通して崩壊熱相当

ｅ．原子炉圧力容器気相部の核分裂生成物は，逃がし安全弁等を通して崩壊熱相の蒸気に同伴し，原子炉格納容器内に移行するものとする。この場合，希ガス

当の蒸気に同伴し，格納容器内に移行するものとする。この場合，希ガス及及び有機よう素は全量が，無機よう素は格納容器ベント開始までに発生する崩び有機よう素は全量が，無機よう素は格納容器ベント開始までに発生する崩壊熱相当の蒸気に伴う量が移行するものとする。

壊熱相当の蒸気に伴う量が移行するものとする。

f. サプレッション・チェンバの無機よう素は，スクラビング等により除去されな

ｆ．サプレッション・チェンバでのスクラビング等による核分裂生成物の除去効

かったものが原子炉格納容器の気相部へ移行するものとする。希ガス及び有機

果については考慮しないものとする。また，核分裂生成物の自然減衰は，格

よう素については，スクラビングの効果を考えない。また，核分裂生成物の自納容器ベント開始までの期間について考慮する。

然減衰は，格納容器ベント開始までの期間について考慮する。

g. 敷地境界における実効線量は，内部被ばくによる実効線量及び外部被ばくによｇ．敷地境界及び非居住区域境界における実効線量は，内部被ばくによる実効線

る実効線量の和として計算し，よう素の内部被ばくによる実効線量は，主蒸気量及び外部被ばくによる実効線量の和として計算し，よう素の内部被ばくに隔離弁閉止後のよう素の内部被ばくによる実効線量を求める以下の式（1）で，よる実効線量は，主蒸気隔離弁閉止後のよう素の内部被ばくによる実効線量

また，希ガスのガンマ線外部被ばくによる実効線量は，放射性気体廃棄物処理を求める以下の式(1)で，また，希ガスのガンマ線外部被ばくによる実効線

施設の破損時の希ガスのガンマ線外部被ばくによる実効線量を求める以下の量は，放射性気体廃棄物処理施設の破損時の希ガスのガンマ線外部被ばくに

式（2）で計算する。

よる実効線量を求める以下の式(2)で計算する。

HI＝R ･ H∞ ･ χ/Q ･ QＩ ・・・・・・・・・・・・（1）

ＨＩ２＝Ｒ・Ｈ∞・χ／Ｑ・ＱＩ

(1)
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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

3

Ｒ

R ：呼吸率（m /s）

備

考

３

：呼吸率（m ／s）

呼吸率Ｒは，事故期間が比較的短いことを考慮し，小児の呼吸率（活動時）

呼吸率Ｒは，事故期間が比較的短いことを考慮し，小児

0.31m3/h を秒当たりに換算して用いる。

の呼吸率（活動時）0.31m３／h を秒当たりに換算して用いる。

H∞ ：よう素（I-131）を 1Bq 吸入した場合の小児の実効線量（1.6×10-7Sv/Bq）Ｈ∞：よう素（I－131）を 1Bq 吸入した場合の小児の実効線量（1.6×10－７Sv／Bq）

3

χ/Q：相対濃度（s/m ）QI ：事故期間中のよう素の大気放出量（Bq）

χ／Ｑ
ＱＩ：相対濃度（s／m３）：事故期間中のよう素の大気放出量（Bq）（I-131 等価量－小児実効線量係数換算）（I-131 等価量－小児実効線量係数換算）

Hγ＝K ･ D/Q ･ Qγ ・・・・・・・・・・・・・（2）

Ｈγ＝Ｋ・Ｄ／Ｑ・Ｑγ

K ：空気吸収線量から実効線量当量への換算係数(2)Ｋ：空気吸収線量から実効線量への換算係数

D/Q ：相対線量（Gy/Bq）

Ｄ／Ｑ：相対線量（Gy／Bq）

Qγ ：事故期間中の希ガスの大気放出量（Bq）

Ｑγ：事故期間中の希ガスの大気放出量（Bq）（K＝1Sv/Gy）（K=1Sv／Gy）（ガンマ線実効エネルギ 0.5MeV 換算値）

（ガンマ線実効エネルギ 0.5MeV 換算値）
ｈ．敷地境界における大気拡散条件については，格納容器圧力逃がし装置を用いる場合は，地上放出，実効放出継続時間 1 時間の値として，相対濃度（χ／Ｑ）を 8.2×10－５（s／m３），相対線量（Ｄ／Ｑ）を 9.9×10－１９（Gy／Bq）とし，耐圧強化ベント系を用いる場合は，排気筒放出，実効放出継続時間 1
時間の値として，相対濃度（χ／Ｑ）は 2.0×10－６（s／m３），相対線量（Ｄ／Ｑ）は 8.0×10－２０（Gy／Bq）とする。また，非居住区域境界における大h. 大気拡散条件については，格納容器圧力逃がし装置を用いる場合は，格納容器

気拡散条件については，格納容器圧力逃がし装置を用いる場合は，地上放出，

圧力逃がし装置排気管からの放出，実効放出継続時間 1 時間の値として， 相

実効放出継続時間 1 時間の値として，相対濃度（χ／Ｑ）を 2.9×10－５（s

-5

3

-19

対濃度（χ/Q）を 1.2×10 （s/m ），相対線量（D/Q）を 1.9×10 （Gy/Bq）と／m３），相対線量（Ｄ／Ｑ）を 4.0×10－１９（Gy／Bq）とし，耐圧強化ベント

し，耐圧強化ベント系を用いる場合は，主排気筒放出，実効放出継続時間 1 時系を用いる場合は，排気筒放出，実効放出継続時間 1 時間の値として，相対間の値として，相対濃度（χ/Q）は 6.2×10-6（s/m3），相対線量（D/Q）は 1.2

濃度（χ／Ｑ）は 2.0×10－６（s／m３），相対線量（Ｄ／Ｑ）は 8.1×10－２０-19×10 （Gy/Bq）とする。
i. サプレッション・チェンバ内でのスクラビング等による除染係数は 10，格納容器圧力逃がし装置による除染係数は 1,000，排気ガスに含まれるよう素を除去（Gy／Bq）とする。
ｉ．格納容器圧力逃がし装置による有機よう素の除染係数を 50，無機よう素の除染係数を 100 とする。

するためのよう素フィルタによる除染係数は 50 とする。

(3) 有効性評価の結果（添付資料 2.6.2，2.6.3，2.6.4）(4) 有効性評価の結果

本重要事故シーケンスにおける原子炉圧力，原子炉水位（シュラウド内及びシ本重要事故シーケンスにおける原子炉圧力，原子炉水位（シュラウド内及びシュラウド内外）※2，注水流量，逃がし安全弁からの蒸気流量，原子炉圧力容器内

ュラウド内外）※，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
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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所の保有水量の推移を第 7.1.6－6 図から第 7.1.6－11 図に，燃料被覆管温度，燃内の保有水量の推移を第 2.6－4 図から第 2.6－9 図に，燃料被覆管温度，燃料被料被覆管の最高温度発生位置における熱伝達係数，燃料被覆管の最高温度発生位

覆管の最高温度発生位置における熱伝達係数，燃料被覆管の最高温度発生位置に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

おけるボイド率，平均出力燃料集合体のボイド率，炉心下部プレナム部のボイド

ド率，破断流量の推移及び燃料被覆管に破裂が発生する時点の燃料被覆管温度と率，破断流量の推移及び燃料被覆管に破裂が発生する時点の燃料被覆管温度と燃

燃料被覆管の円周方向の応力の関係を第 7.1.6－12 図から第 7.1.6－18 図に，料被覆管の円周方向の応力の関係を第 2.6－10 図から第 2.6－16 図に，格納容器

格納容器圧力，格納容器温度，サプレッション・チェンバ・プール水位及び水温

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・の推移を第 7.1.6－19 図から第 7.1.6－22 図に示す。
※2 炉心露出から再冠水の過程を示すという観点で，シュラウド内の水位を示

プール水温度の推移を第 2.6－17 図から第 2.6－20 図に示す。
※ 炉心露出から再冠水の過程を示すという観点で，シュラウド内の水位を示す。シュラウド内は，炉心部から発生するボイドを含んだ二相水位を示しす。シュラウド内は，炉心部から発生するボイドを含んだ二相水位を示しているため，シュラウド外の水位より，見かけ上高めの水位となる。一方，ているため，シュラウド外の水位より，見かけ上高めの水位となる。一方，

非常用炉心冷却系の起動信号となる原子炉水位計（広帯域）の水位及び運

非常用炉心冷却系の起動信号となる原子炉水位（広帯域）の水位及び運転

転員が炉心冠水状態において主に確認する原子炉水位計（広帯域・狭帯域）

員が炉心冠水状態において主に確認する原子炉水位（広帯域），原子炉水の水位は，シュラウド外の水位であることから，シュラウド内外の水位を位（狭帯域）の水位は，シュラウド外の水位であることから，シュラウド

あわせて示す。なお，水位が有効燃料棒頂部付近となった場合には，原子内外の水位を併せて示す。なお，水位が燃料有効長頂部付近となった場合

炉水位計（燃料域）にて監視する。6 号炉の原子炉水位計（燃料域）はシには，原子炉水位（燃料域）にて監視する。原子炉水位（燃料域）はシュ

ュラウド内を，7 号炉の原子炉水位計（燃料域）はシュラウド外を計測しラウド内を計測している。

備

考

ている。

a. 事象進展

ａ．事象進展事象発生後に外部電源喪失となり，炉心流量急減信号が発生して原子炉がス

事象発生後に外部電源喪失となり，原子炉水位低（レベル３）信号が発生しクラムするが，原子炉水位低（レベル 2）で原子炉隔離時冷却系の自動起動にて原子炉がスクラムするが，原子炉水位異常低下（レベル２）で原子炉隔離時失敗し，原子炉水位低（レベル 1.5）で高圧炉心注水系の自動起動に失敗し，冷却系及び高圧炉心スプレイ系の起動に失敗し，その後，低圧炉心スプレイ系

原子炉水位低（レベル 1）で残留熱除去系（低圧注水モード）の自動起動に失及び残留熱除去系（低圧注水系）の起動にも失敗する。これにより，低圧炉心敗する。これにより，残留熱除去系（低圧注水モード）の吐出圧力が確保されスプレイ系及び残留熱除去系（低圧注水系）の吐出圧力が確保されないため，

ないため，自動減圧系についても作動しない。

自動減圧系についても作動しない。

再循環ポンプについては，外部電源喪失により，事象発生とともに 10 台全

再循環系ポンプについては，原子炉水位異常低下（レベル２）で全台がトリてがトリップする。主蒸気隔離弁は，原子炉水位低（レベル 1.5）で全閉する。

ップする。主蒸気隔離弁は，原子炉水位異常低下（レベル２）で全閉する。

事象発生から約 18 分後に中央制御室からの遠隔操作によって逃がし安全弁
8 個を手動開することで，原子炉急速減圧を実施し，原子炉減圧後に，低圧代

事象発生から 25 分後に中央制御室からの遠隔操作によって逃がし安全弁（自動減圧機能）7 個を手動開することで，原子炉急速減圧を実施し，原子炉替注水系（常設）による原子炉注水を開始する。原子炉急速減圧を開始すると，減圧後に，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を開始する。原子炉急速

原子炉冷却材の流出により原子炉水位は低下し，有効燃料棒頂部を下回るが，減圧を開始すると，原子炉冷却材の流出により原子炉水位は低下し，燃料有効低圧代替注水系（常設）による注水が開始されると原子炉水位が回復し，炉心長頂部を下回るが，低圧代替注水系（常設）による注水が開始されると原子炉は再冠水する。燃料被覆管の最高温度発生位置におけるボイド率は，原子炉減

水位が回復し，炉心は再冠水する。燃料被覆管の最高温度発生位置におけるボ圧により，原子炉水位が低下し，炉心が露出することから上昇する。その結果，イド率は，原子炉減圧により，原子炉水位が低下し，炉心が露出することから

燃料被覆管の伝熱様式は核沸騰冷却から蒸気冷却となり熱伝達係数は低下す上昇する。その結果，燃料被覆管の伝熱様式は核沸騰冷却から蒸気冷却となり
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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所る。その後，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水により，燃料の露出と熱伝達係数は低下する。その後，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水に冠水を繰り返すため，燃料被覆管の最高温度発生位置におけるボイド率及び熱より，燃料の露出と冠水を繰り返すため，燃料被覆管の最高温度発生位置にお伝達係数は増減する。炉心が再冠水すると，ボイド率が低下し，熱伝達係数がけるボイド率及び熱伝達係数は増減する。炉心が再冠水すると，ボイド率が低上昇することから，燃料被覆管温度は低下する。

下し，熱伝達係数が上昇することから，燃料被覆管温度は低下する。

高出力燃料集合体及び炉心下部プレナム部のボイド率については，原子炉水考

平均出力燃料集合体及び炉心下部プレナム部のボイド率については，原子炉位及び原子炉圧力の変化に伴い変化する。

水位及び原子炉圧力の変化に伴い変化する。

崩壊熱除去機能を喪失しているため，原子炉圧力容器内で崩壊熱により発生する蒸気が原子炉格納容器内に流入することで，格納容器圧力及び温度は徐々

崩壊熱除去機能を喪失しているため，原子炉圧力容器内で崩壊熱により発生する蒸気が格納容器内に流入することで，格納容器圧力及び雰囲気温度は徐々に上昇する。そのため，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格に上昇する。そのため，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器

納容器冷却及び格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を行う。

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を行う。格納容器除熱

原子炉格納容器除熱は，事象発生から約 17 時間経過した時点で実施する。なは，事象発生から約 28 時間経過した時点で実施する。なお，格納容器除熱時

お，原子炉格納容器除熱時のサプレッション・チェンバ・プール水位は，真空のサプレッション・プール水位は，真空破壊装置（約 15m）及びベントライン

破壊装置（約 14m）及びベントライン（約 17m）に対して，十分に低く推移す（約 15m）に対して，十分に低く推移するため，真空破壊装置の健全性は維持るため，真空破壊装置の健全性は維持される。

される。

b. 評価項目等

備

ｂ．評価項目等

燃料被覆管の最高温度は，第 7.1.6－12 図に示すとおり，原子炉水位が回復

燃料被覆管の最高温度は，第 2.6－10 図に示すとおり，原子炉水位が回復すするまでの間に炉心が一時的に露出するため燃料被覆管の温度が上昇し，約るまでの間に炉心が一時的に露出するため燃料被覆管の温度が上昇し，約821℃に到達するが，1,200℃以下となる。燃料被覆管の最高温度は，高出力燃

616℃に到達するが，1,200℃以下となる。燃料被覆管の最高温度は，平均出力料集合体にて発生している。また，燃料被覆管の酸化量は酸化反応が著しくな燃料集合体にて発生している。また，燃料被覆管の酸化量は酸化反応が著しくる前の燃料被覆管厚さの 1%以下であり，15%以下となる。

なる前の燃料被覆管厚さの 1％以下であり，15％以下となる。

原子炉圧力は，第 7.1.6－6 図に示すとおり，逃がし安全弁の作動により，

原子炉圧力は，第 2.6－4 図に示すとおり，逃がし安全弁（安全弁機能）の

約 7.52MPa[gage]以下に抑えられる。原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧作動により，約 7.79MPa［gage］以下に抑えられる。原子炉冷却材圧力バウン

力は，原子炉圧力と原子炉圧力容器底部圧力との差（高々約 0.3MPa）を考慮

ダリにかかる圧力は，原子炉圧力と原子炉圧力容器底部圧力との差（高々約

し て も ， 約 7.82MPa[gage] 以 下 で あ り ， 最 高 使 用 圧 力 の 1.2 倍

0.3MPa）を考慮しても，約 8.09MPa［gage］以下であり，最高使用圧力の 1.2（10.34MPa[gage]）を十分下回る。

倍（10.34MPa［gage］）を十分下回る。

また，崩壊熱除去機能を喪失しているため，原子炉圧力容器内で崩壊熱によまた，崩壊熱除去機能を喪失しているため，原子炉圧力容器内で崩壊熱により発生する蒸気が原子炉格納容器内に流入することによって，格納容器圧力及び温度は徐々に上昇するが，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子り発生する蒸気が格納容器内に流入することによって，格納容器圧力及び雰囲
気温度は徐々に上昇するが，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納

炉格納容器冷却及び格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を

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を行うことによ行うことによって，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度の最大値って，格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度の最大値は，
約 0.31MPa［gage］

は，約 0.31MPa[gage]及び約 144℃に抑えられ，原子炉格納容器の限界圧力及及び約 143℃に抑えられ，格納容器の限界圧力及び限界温度を下回る。第 2.6

び限界温度を下回る。第 7.1.6－7 図に示すとおり，低圧代替注水系（常設）－5 図に示すとおり，低圧代替注水系（常設）による注水継続により炉心が冠による注水継続により炉心が冠水し，炉心の冷却が維持される。その後は，約水し，炉心の冷却が維持される。その後は，約 28 時間後に格納容器圧力逃が17 時間後に格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を開始する

し装置等による格納容器除熱を開始することで安定状態が確立し，また，安定
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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉
ことで安定状態が確立し，また，安定状態を維持できる。

東海第二発電所

備

考状態を維持できる。

格納容器圧力逃がし装置等による格納容器ベント時の敷地境界での実効線量の評価結果は，事象発生から格納容器圧力逃がし装置等の使用までの時間が本事象より短く放射性物質の減衰効果が少ない「7.1.3.1 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）」の実効線量の評価結果以下となり，5mSv を下回ることから，周辺の公衆に対して著しい放射線被ばくのリスクを与えることはない。なお，LOCA 時注水機能喪失においては，破断口より原子炉格納容器内に直接蒸気が排出されるものの，本評価では考慮していないが，原子炉格納容
器内での自然沈着や格納容器スプレイによる除去に期待できるため，サプレッ
ション・チェンバ内でのスクラビング等による除染係数（10）に対して遜色ない効果が得られるものと考える。

【以下，実効線量評価の評価結果は長期ＴＢの記載より引用】
格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベント時の敷地境界での実効線量

格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベント時の敷地境界での実効線量の評価結果は約 9.9×10-3mSv であり，5mSv を下回る。また，耐圧強化ベントの評価結果は約 4.1×10－１mSv であり，5mSv を下回る。また，耐圧強化ベント

系による格納容器ベント時の敷地境界での実効線量の評価結果は約 4.9×

系による格納容器ベント時の敷地境界での実効線量の評価結果は約 6.2×10－10-2mSv であり，5mSv を下回る。いずれの場合も周辺の公衆に対して著しい放１

射線被ばくのリスクを与えることはない。

線被ばくのリスクを与えることはない。また，格納容器圧力逃がし装置による【引用終わり】

mSv であり，5mSv を下回る。いずれの場合も周辺の公衆に対して著しい放射格納容器ベント時の非居住区域境界での実効線量の評価結果は約 1.6×10－１
mSv であり，耐圧強化ベント系による格納容器ベント時の非居住区域境界での実効線量の評価結果は約 6.2×10－１mSv であることから，5mSv を下回る。
（添付資料 2.6.2，2.6.5）

本評価では，「6.2.1.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)

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)の評価項目及び周辺の公衆に対して著しい放射線被ばくのリスクを与から(4)の評価項目及び周辺の公衆に対して著しい放射線被ばくのリスクを与えないことについて，対策の有効性を確認した。

えないことについて，対策の有効性を確認した。

7.1.6.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価

2.6.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評間に与える影響，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ものとする。
LOCA 時注水機能喪失では，原子炉の出力運転中に原子炉冷却材圧力バウンダリ

価するものとする。
ＬＯＣＡ時注水機能喪失では，原子炉の出力運転中に原子炉冷却材圧力バウンを構成する配管の中小破断の発生後，高圧注水機能及び低圧注水機能が喪失し，ダリを構成する配管の中小破断の発生後，高圧注水機能及び低圧注水機能が喪失

かつ，自動減圧系が機能喪失することが特徴である。また，不確かさの影響を確し，かつ，自動減圧系が機能喪失することが特徴である。また，不確かさの影響

認する運転員等操作は，事象発生から 12 時間程度までの短時間に期待する操作及を確認する運転員等操作は，事象進展に有意な影響を与えると考えられる操作とび事象進展に有意な影響を与えると考えられる操作として，低圧代替注水系（常して，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作（原子炉急速減圧操作を含設）による原子炉注水操作（原子炉急速減圧操作を含む），代替格納容器スプレイ

む。），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及び格納容

冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作及び格納容器圧力逃がし装置等に器圧力逃がし装置等による格納容器除熱操作とする。
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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

備

考よる原子炉格納容器除熱操作とする。
(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価(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ける解析コードにおける重要現象の不確かさの影

本重要事故シーケンスにおける解析コードにおける重要現象の不確かさの影

響評価については，「7.1.1.3(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響

響評価については，「2.1.3(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評評価」と同じ。

価」と同じ。

(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(2) 解析条件の不確かさの影響評価
ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件

初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，第 7.1.6－

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 2.6－2

2 表に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件とした場合

表に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件とした場合のの影響を評価する。また，解析条件の設定に当たっては，評価項目となるパラ影響を評価する。また，解析条件の設定に当たっては，評価項目となるパラメ

メータに対する余裕が小さくなるような設定があることから，その中で事象進ータに対する余裕が小さくなるような設定があることから，その中で事象進展展に有意な影響を与えると考えられる項目に関する影響評価の結果を以下にに有意な影響を与えると考えられる項目に関する影響評価の結果を以下に示

示す。

す。

(a) 運転員等操作時間に与える影響(a) 運転員等操作時間に与える影響

初期条件の最大線出力密度は，解析条件の 44.0kW/m に対して最確条件は初期条件の最大線出力密度は，解析条件の 44.0kW／m に対して最確条件は

約 42kW/m 以下であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，

約 33kW／m～約 41kW／m であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とし燃料被覆管温度の上昇は緩和されるが，操作手順（速やかに注水手段を準備た場合は，燃料被覆管温度の上昇は緩和されるが，操作手順（速やかに注水すること）に変わりはなく，燃料被覆管温度を操作開始の起点としている運手段を準備すること）に変わりはなく，燃料被覆管温度を操作開始の起点と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。

している運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd/t に対応し初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd／t に対応たものとしており，その最確条件は平均的燃焼度約 30GWd/t であり，解析条

したものとしており，その最確条件は平均的燃焼度約 31GWd／t であり，解件の不確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊

析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している

熱よりも小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉水位の低下

崩壊熱よりも小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉水位のは緩和され，また，炉心露出後の燃料被覆管温度の上昇は緩和され，それに低下は緩和され，また，炉心露出後の燃料被覆管温度の上昇は緩和され，そ伴う原子炉冷却材の放出も少なくなることから，格納容器圧力及び温度の上れに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなることから，格納容器圧力及び雰囲

昇が遅くなるが，操作手順（速やかに注水手段を準備すること）に変わりは

気温度の上昇が遅くなるが，操作手順（速やかに注水手段を準備すること）

ないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積（ウェット

初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器体積（サプレッウェル）の空間部及び液相部，サプレッション・チェンバ・プール水位，格納容器圧力及び格納容器温度は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えション・チェンバ）の空間部及び液相部，サプレッション・プール水位，格納容器圧力並びに格納容器雰囲気温度は，ゆらぎにより解析条件に対して変得るが，事象進展に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与え動を与え得るが，事象進展に与える影響は小さいことから，運転員等操作時る影響は小さい。

間に与える影響は小さい。

事故条件の起因事象については，非常用炉心冷却系のような大口径配管を事故条件の起因事象については，炉心冷却の観点で厳しい液相部配管の中除いた中小配管（計測配管を除く）のうち，流出量が大きくなる箇所としてで最大口径である再循環系配管を選定し，破断面積は，炉心損傷防止対策の

有効燃料棒頂部より低い位置にある配管を選定し，破断面積は，炉心損傷防有効性を確認する上で，事故シーケンスグループ「ＬＯＣＡ 時注水機能喪止対策の有効性を確認する上で，事故シーケンスグループ「LOCA 時注水機能失」の事象進展の特徴を代表できる破断面積である約 3.7 ㎝２を設定してい14／54

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉
2

東海第二発電所

備喪失」の事象進展の特徴を代表できる破断面積 1cm を設定している。なお，

る。なお，第 2.6－21 図から第 2.6－24 図に示すとおり，ＳＡＦＥＲ解析に第 7.1.6－23 図から第 7.1.6－25 図に示すとおり，CHASTE 解析によれば，よれば，破断面積が約 9.5cm２までは，燃料被覆管破裂を回避することができ

2

破断面積が 5.6cm までは，燃料被覆管破裂を回避することができ，原子炉急る。原子炉急速減圧の開始時間は，状況判断の時間，高圧・低圧注水機能喪

速減圧の開始時間は約 16 分後となる。本解析（破断面積が 1cm2）における失の確認時間及び低圧代替注水系（常設）の準備時間を考慮して設定してお原子炉急速減圧の開始時間は約 18 分後であり，運転員等操作時間に与えるり，破断面積の違いの影響を受けないことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。破断面積が大きく，炉心損傷（燃料被覆管破裂を含む）に至影響はない。破断面積が大きく，炉心損傷（燃料被覆管破裂を含む。）に至る場合については，「7.2.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の対応となる。

る場合については，「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）」の対応となる。

事故条件の外部電源の有無については，事象進展を厳しくする観点から，事故条件の外部電源の有無については，事象進展を厳しくする観点から，給復水系による給水がなくなり，原子炉水位の低下が早くなる外部電源がな

給水・復水系による給水がなくなり，原子炉水位の低下が早くなる外部電源い状態を設定している。なお，外部電源がある場合は，給復水系による原子がない状態を設定している。なお，外部電源がある場合は，給水・復水系に

炉圧力容器への給水機能は維持されることから，運転員等操作時間に与えるよる原子炉圧力容器への給水機能は維持されることから，運転員等操作時間

影響はない。

に与える影響はない。

機器条件の低圧代替注水系（常設）は，解析条件の不確かさとして，実際

機器条件の低圧代替注水系（常設）は，解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位

の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復は早くなる。冠水後の操作として冠水維持可能な注水量に制御するの回復は早くなる。冠水後の操作として冠水維持可能な注水量に制御するが，注水後の流量調整操作であることから，運転員等操作時間に与える影響

が，注水後の流量調整操作であることから，運転員等操作時間に与える影響

はない。

はない。

考

（添付資料 2.6.1，2.6.6）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響(b) 評価項目となるパラメータに与える影響

初期条件の最大線出力密度は，解析条件の 44.0kW/m に対して最確条件は初期条件の最大線出力密度は，解析条件の 44.0kW／m に対して最確条件は

約 42kW/m 以下であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，

約 33kW／m～約 41kW／m であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とし燃料被覆管温度の上昇は緩和されることから，評価項目となるパラメータにた場合は，燃料被覆管温度の上昇は緩和されることから，評価項目となるパ

対する余裕は大きくなる。

ラメータに対する余裕は大きくなる。

初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd/t に対応し初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd／t に対応たものとしており，その最確条件は平均的燃焼度約 30GWd/t であり，解析条

したものとしており，その最確条件は平均的燃焼度約 31GWd／t であり，解件の不確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊

析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している

熱よりも小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉水位の低下

崩壊熱よりも小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉水位のは緩和され，また，炉心露出後の燃料被覆管温度の上昇は緩和され，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなることから，格納容器圧力及び温度の上低下は緩和され，また，炉心露出後の燃料被覆管温度の上昇は緩和され，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなることから，格納容器圧力及び雰囲

昇は格納容器ベントにより抑制されることから，評価項目となるパラメータ

気温度の上昇は遅くなるが，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇は格納容器に与える影響はない。

ベントにより抑制されることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積（ウェット

初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器体積（サプレッウェル）の空間部及び液相部，サプレッション・チェンバ・プール水位，格ション・チェンバ）の空間部及び液相部，サプレッション・プール水位，格納容器圧力及び格納容器温度は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え

納容器圧力並びに格納容器雰囲気温度は，ゆらぎにより解析条件に対して変15／54

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東海第二発電所

備

得るが，事象進展に与える影響は小さいことから，評価項目となるパラメー

動を与え得るが，事象進展に与える影響は小さいことから，評価項目となる

タに与える影響は小さい。

パラメータに与える影響は小さい。

事故条件の起因事象については，非常用炉心冷却系のような大口径配管を事故条件の起因事象については，炉心冷却の観点で厳しい液相部配管の中除いた中小配管（計測配管を除く）のうち，流出量が大きくなる箇所としてで最大口径である再循環系配管を選定し，破断面積は，炉心損傷防止対策の

有効燃料棒頂部より低い位置にある配管を選定し，破断面積は，炉心損傷防有効性を確認する上で，事故シーケンスグループ「ＬＯＣＡ 時注水機能喪止対策の有効性を確認する上で，事故シーケンスグループ「LOCA 時注水機失」の事象進展の特徴を代表できる破断面積である約 3.7 ㎝２を設定してい2能喪失」の事象進展の特徴を代表できる破断面積 1cm を設定している。な
お，第 7.1.6－23 図から第 7.1.6－25 図に示すとおり，CHASTE 解析によれる。なお，第 2.6－21 図から第 2.6－24 図に示すとおり，ＳＡＦＥＲ解析によれば，破断面積が約 9.5cm２までは，燃料被覆管破裂を回避することができ，

ば，破断面積が 5.6cm2 までは，燃料被覆管破裂を回避することができ，燃料

燃料被覆管の最高温度は約 842℃となる。破断面積が大きく，炉心損傷（燃被覆管の最高温度は約 886℃となる。破断面積が大きく，炉心損傷（燃料被料被覆管破裂を含む。
）に至る場合については，「3.1 雰囲気圧力・温度に覆管破裂を含む）に至る場合については，「7.2.1 雰囲気圧力・温度によるよる静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の対応となる。

考

静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の対応となる。
事故条件の外部電源の有無については，事象進展を厳しくする観点から，事故条件の外部電源の有無については，事象進展を厳しくする観点から，給復水系による給水がなくなり，原子炉水位の低下が早くなる外部電源がな

給水・復水系による給水がなくなり，原子炉水位の低下が早くなる外部電源い状態を設定している。なお，外部電源がある場合は，給復水系による原子がない状態を設定している。なお，外部電源がある場合は，給水・復水系に

炉圧力容器への給水機能は維持されるため，事象進展が緩和されることか

よる原子炉圧力容器への給水機能は維持されるため，事象進展が緩和される

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。

ことから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

機器条件の低圧代替注水系（常設）は，解析条件の不確かさとして，実際

機器条件の低圧代替注水系（常設）は，解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位

の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復が早くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きの回復が早くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大き

くなる。

くなる。
（添付資料 2.6.1，2.6.6）

b. 操作条件ｂ．操作条件

操作条件の不確かさとして，操作の不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，

操作条件の不確かさとして，操作の不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の 6 要因に分「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

員等操作時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価

し，評価結果を以下に示す。

し，評価結果を以下に示す。

(a) 運転員等操作時間に与える影響(a) 運転員等操作時間に与える影響

操作条件の低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作（原子炉急速減圧操作を含む）は，解析上の操作開始時間として事象発生から約 18 分後を操作条件の低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作（原子炉急速減圧操作を含む。
）は，解析上の操作開始時間として事象発生から 25 分後を設設定している。運転員等操作時間に与える影響として，高圧・低圧注水機能

定している。運転員等操作時間に与える影響として，高圧・低圧注水機能喪喪失の認知に係る確認時間及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水準失の認知に係る確認時間，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水準備の備の操作時間は，時間余裕を含めて設定していることから，その後に行う原操作時間及び逃がし安全弁の操作時間は，時間余裕を含めて設定しているこ

子炉急速減圧の操作開始時間は解析上の設定よりも若干早まる可能性があとから，原子炉急速減圧の操作開始時間は解析上の設定よりも若干早まる可り，原子炉注水の開始時間も早まることから，運転員等操作時間に対する余能性があるが，状況判断から原子炉減圧操作までは一連の操作として実施

裕は大きくなる。

し，同一の運転員による並列操作はなく，運転員等操作時間に対する余裕は
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東海第二発電所

備考大きくなる。
操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷操作条件の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

却操作は，解析上の操作開始時間として格納容器圧力 0.18MPa［gage］到達

は，解析上の操作開始時間として格納容器圧力 0.279MPa［gage］到達時を設時を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，実態の運転操作定している。運転員等操作時間に与える影響として，常設低圧代替注水系ポにおいては，原子炉注水を優先するため，原子炉水位高（レベル 8）到達後

ンプ 2 台により格納容器スプレイと原子炉注水を同時に実施可能な流量が確に低圧代替注水系（常設）から代替格納容器スプレイ冷却系（常設）へ切り保されており，また，並列して実施する場合がある操作は同一の制御盤によ替えることとしており，原子炉注水の状況により格納容器スプレイの操作開
始は格納容器圧力 0.18MPa[gage]付近となるが，操作開始時間に与える影響る実施が可能であるため，不確かさ要因により操作開始時間に与える影響は小さく，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であり，操作開始時

は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響も小さい。当該操作は，間に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響も小さ

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

い。当該操作は，解析コード及び解析条件（操作条件を除く。
）の不確かさは遅れる可能性があるが，中央制御室で行う操作であり，他の操作との重複により操作開始時間は遅れる可能性があるが，中央制御室で行う操作であもないことから，他の操作に与える影響はない。

り，並列して実施する場合がある低圧代替注水系（常設）による原子炉注水とは同一の制御盤により実施可能であることから，他の操作に与える影響はない。

操作条件の格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作は，操作条件の格納容器圧力逃がし装置等による格納容器除熱操作は，解析上解析上の操作開始時間として格納容器圧力 0.31MPa［gage］到達時を設定しの操作開始時間として格納容器圧力 0.31MPa［gage］到達時を設定している。

ている。運転員等操作時間に与える影響として，実態の運転操作においては，

運転員等操作時間に与える影響として，実態の運転操作においては，炉心損

炉心損傷前の格納容器ベントの操作実施基準（格納容器圧力 0.31MPa［gage］）

傷前の格納容器ベントの操作実施基準（格納容器圧力 0.31MPa［gage］）に到に到達するのは，事象発生の約 17 時間後であり，格納容器ベントの準備操達するのは，事象発生の約 28 時間後であり，格納容器ベントの準備操作は

作は格納容器圧力の上昇傾向を監視しながらあらかじめ実施可能である。まサプレッション・プール水位の上昇傾向を監視しながらあらかじめ実施可能

た，格納容器ベントの操作時間は時間余裕を含めて設定していることから，である。また，当該操作は中央制御室からの遠隔操作により実施可能である

実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であり，操作開始時間に与えことから，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であり，操作開始

る影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響も小さい。ただし，時間に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響も小さ

格納容器ベント実施時に遠隔操作に失敗した場合は，現場操作にて対応する

い。ただし，格納容器ベント実施時に遠隔操作に失敗した場合は，現場操作ため，約 20 分程度操作開始時間が遅れる可能性があるが，原子炉格納容器にて対応するため，約 75 分程度操作開始時間が遅れる可能性があるが，格の限界圧力は 0.62MPa[gage]のため，原子炉格納容器の健全性という点では納容器の限界圧力は 0.62MPa［gage］のため，格納容器の健全性という点で問題とならない。当該操作は，解析コード及び解析条件（操作条件を除く）

は問題とならない。当該操作は，解析コード及び解析条件（操作条件を除く。
）の不確かさにより操作開始時間は遅れる可能性があるが，中央制御室で行うの不確かさにより操作開始時間は遅れる可能性があるが，中央制御室で行う操作であり，他の操作との重複もないことから，他の操作に与える影響はな

操作であり，並列して実施する場合がある操作とは同一の制御盤により実施

い。

可能であることから，他の操作に与える影響はない。

なお，格納容器ベント実施時に遠隔操作に失敗した場合においても，現場操作にて対応することから，他の操作に与える影響はない。

なお，格納容器ベント実施時に遠隔操作に失敗した場合においても，現場操作にて対応することから，他の操作に与える影響はない。
（添付資料 2.6.6）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響(b) 評価項目となるパラメータに与える影響

操作条件の低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作（原子炉急速減操作条件の低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作（原子炉急速減圧操作を含む）は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始

圧操作を含む。
）は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開17／54

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東海第二発電所備

時間は解析上の設定よりも早まる可能性があり，その場合には燃料被覆管温

始時間は解析上の設定よりも早まる可能性があり，その場合には燃料被覆管

度は解析結果よりも低くなり，評価項目となるパラメータに対する余裕は大

温度は解析結果よりも低くなり，評価項目となるパラメータに対する余裕はきくなる。

大きくなる。

操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷操作条件の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

却操作は，運転員等操作時間に与える影響として，原子炉注水の状況によりは，運転員等操作時間に与える影響として，常設低圧代替注水系ポンプ 2 台

格納容器スプレイの操作開始は格納容器圧力 0.18MPa[gage]付近となるが，により格納容器スプレイと原子炉注水を同時に実施可能な流量が確保され格納容器圧力の上昇は緩やかであり，格納容器スプレイ開始時間が早くなる
場合，遅くなる場合のいずれにおいても，事象進展はほぼ変わらないことかており，また，並列して実施する場合がある操作は同一の制御盤による実施が可能であるため，不確かさ要因により操作開始時間に与える影響は小さら，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

く，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，評価項考目となるパラメータに与える影響は小さい。

操作条件の格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作は，操作条件の格納容器圧力逃がし装置等による格納容器除熱操作は，運転員

運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定

等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼとほぼ同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さ同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。仮い。仮に，格納容器ベント実施時に遠隔操作に失敗した場合は，現場操作にに，格納容器ベント実施時に遠隔操作に失敗した場合は，現場操作にて対応て対応するため，約 20 分程度操作開始時間が遅れる可能性がある。格納容するため，約 75 分程度操作開始時間が遅れる可能性がある。格納容器ベン器ベント操作開始時間が遅くなった場合，格納容器圧力は 0.31MPa［gage］

ト操作開始時間が遅くなった場合，格納容器圧力は 0.31MPa［gage］より若より若干上昇するため，評価項目となるパラメータに影響を与えるが，原子干上昇するため，評価項目となるパラメータに影響を与えるが，格納容器の

炉格納容器の限界圧力は 0.62MPa［gage］であることから，原子炉格納容器

限界圧力は 0.62MPa［gage］であることから，格納容器の健全性という点での健全性という点では問題とはならない。

は問題とはならない。
（添付資料 2.6.6）(3) 操作時間余裕の把握(3) 操作時間余裕の把握

操作開始時間の遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパ

操作開始時間の遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認

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。

し，その結果を以下に示す。

【以下，柏崎刈羽 6，7 号炉 高圧・低圧注水機能喪失より該当箇所を引用】
第 7.1.1－22 図から第 7.1.1－24 図に示すとおり，操作条件の低圧代替注水系

第 2.6－25 図から第 2.6－27 図に示すとおり，操作条件の低圧代替注水系（常（常設）による原子炉注水操作については，事象発生から約 19 分後（操作開始
時間 5 分程度の遅れ）までに低圧代替注水系（常設）による注水が開始できれば，設）による原子炉注水操作（原子炉急速減圧操作を含む。）については，事象発生から 35 分後（操作開始時間 10 分程度の遅れ）までに原子炉急速減圧操作を実

燃料被覆管の最高温度は約 944℃となり 1,200℃以下となることから，炉心の著

施できれば，燃料被覆管の最高温度は約 706℃となり 1,200℃以下となることか

しい損傷は発生せず，評価項目を満足することから時間余裕がある。また，ウェら，炉心の著しい損傷は発生せず，評価項目を満足することから時間余裕がある。

ットウェルのベントラインを経由した格納容器圧力逃がし装置による格納容器

また，燃料被覆管の破裂も発生しないことから，格納容器ベント時の敷地境界及ベント時の敷地境界線量は約 4.3×10-2mSv，ドライウェルのベントラインを経

び非居住区域境界での実効線量は「2.6.2(4) 有効性評価の結果」と同等となり，由した耐圧強化ベント系による格納容器ベント時の敷地境界線量は約 1.4mSv で5mSv を下回る。事象発生から 50 分後（操作開始時間 25 分程度の遅れ）までにあり，5mSv を下回る。事象発生から約 24 分後（操作開始時間 10 分程度の遅れ）

原子炉急速減圧操作を実施できれば，燃料被覆管の最高温度は約 1,000℃となり
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東海第二発電所

では，炉心の著しい損傷は発生せず，評価項目を満足することから時間余裕があ

1,200℃以下となることから，炉心の著しい損傷は発生せず，評価項目を満足する。また，ウェットウェルのベントラインを経由した格納容器圧力逃がし装置にることから時間余裕がある。また，一部の燃料被覆管に破裂が発生するが，格納よる格納容器ベント時の敷地境界線量は約 1.3mSv となり，また，ドライウェル

容器圧力逃がし装置による格納容器ベント時の敷地境界での実効線量は約のベントラインを経由した耐圧強化ベント系による格納容器ベント時の敷地境

2.8mSv，耐圧強化ベント系による格納容器ベント時の敷地境界での実効線量は約

界線量は約 36mSv であり，5mSv を超える。この場合，格納容器内雰囲気放射線

4.4mSv であり，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベント時の非居住区域

レベル計（CAMS）により炉心損傷の判断を行い，格納容器圧力 0.62MPa［gage］

境界での実効線量は約 1.1mSv，耐圧強化ベント系による格納容器ベント時の非に至るまでに格納容器ベントすることとなることから,重大事故での対策の範囲となる。

居住区域境界での実効線量は約 4.4mSv であり，いずれの場合も 5mSv を下回る。

備考【引用ここまで】

操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操操作条件の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につ作については，格納容器スプレイ開始までの時間は事象発生から約 10 時間あいては，格納容器スプレイ開始までの時間は事象発生から約 16 時間あり，準備

り，準備時間が確保できることから，時間余裕がある。

時間が確保できることから，時間余裕がある。

操作条件の格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作につい

操作条件の格納容器圧力逃がし装置等による格納容器除熱操作については，格ては，格納容器ベント開始までの時間は事象発生から約 17 時間あり，準備時間

納容器ベント開始までの時間は事象発生から約 28 時間あり，準備時間が確保でが確保できるため，時間余裕がある。また，遠隔操作の失敗により，格納容器ベきるため，時間余裕がある。また，遠隔操作の失敗により，格納容器ベント操作

ント操作開始時間が遅れる場合においても，格納容器圧力は 0.31MPa［gage］か

開始時間が遅れる場合においても，格納容器圧力は 0.31MPa［gage］から上昇すら上昇するが，格納容器圧力の上昇は緩やかであるため，原子炉格納容器の限界

るが，格納容器圧力の上昇は緩やかであるため，格納容器の限界圧力 0.62MPa

圧力 0.62MPa［gage］に至るまでの時間は，過圧の観点で厳しい「7.2.1 雰囲気［gage］に至るまでの時間は，格納容器スプレイを停止した時点の格納容器圧力

圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」においても事象発生約

約 0.243MPa［gage］から 0.31MPa［gage］到達までの時間が約 1 時間であること

38 時間後であり，約 20 時間以上の準備時間が確保できることから，時間余裕を考慮すると，0.31MPa［gage］から 0.62MPa［gage］に到達するまでに 5 時間がある。

程度の準備時間が確保でき，現場操作に要する時間は 75 分程度であることから，時間余裕がある。
（添付資料 2.1.7，2.6.6，2.6.7）(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(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。その結果，解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与認した。その結果，解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影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

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。

きる範囲内において，操作時間には時間余裕がある。

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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

7.1.6.4 必要な要員及び資源の評価

2.6.4 必要な要員及び資源の評価(1) 必要な要員の評価(1) 必要な要員の評価

備

事故シーケンスグループ「LOCA 時注水機能喪失」において，6 号及び 7 号炉事故シーケンスグループ「ＬＯＣＡ時注水機能喪失」において，重大事故等対同時の重大事故等対策時における事象発生 10 時間までに必要な要員は，策時における事象発生 2 時間までに必要な要員は，「2.6.1(3) 炉心損傷防止対「7.1.6.1(3) 炉心損傷防止対策」に示すとおり 24 名である。

策」に示すとおり 18 名である。

「7.5.2 重大事故等対策時に必要な要員の評価結果」で説明している運転員，「6.2 重大事故等対策時に必要な要員の評価結果」で説明している災害対策

緊急時対策要員等の 72 名で対処可能である。
また，事象発生 10 時間以降に必要な参集要員は 20 名であり，発電所構外か要員（初動）の 39 名で対処可能である。
また，事象発生 2 時間以降に必要な参集要員は 5 名であり，発電所構外から 2ら 10 時間以内に参集可能な要員の 106 名で確保可能である。

時間以内に参集可能な要員の 72 名で確保可能である。

考(2) 必要な資源の評価(2) 必要な資源の評価
事故シーケンスグループ「LOCA 時注水機能喪失」において，必要な水源，燃事故シーケンスグループ「ＬＯＣＡ時注水機能喪失」において，必要な水源，料及び電源は，「7.5.1(2) 資源の評価条件」の条件にて評価を行い，その結果を

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，その結果以下に示す。

を以下に示す。

a. 水源

ａ．水

源

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水及び代替格納容器スプレイ冷却系

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水及び代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器スプレイについては，7 日間の対応を考慮すると，号（常設）による格納容器スプレイについては，7 日間の対応を考慮すると，合3炉あたり合計約 5,400m の水が必要となる。6 号及び 7 号炉の同時被災を考慮
3すると，合計約 10,800m の水が必要である。水源として，各号炉の復水貯蔵3計約 5,320m３の水が必要である。水源として，代替淡水貯槽に約 4,300m３及び西側淡水貯水設備に約 4,300m３の水を保有している。これにより，必要な水源槽に約 1,700m3 及び淡水貯水池に約 18,000m の水を保有している。これによは確保可能である。また，西側淡水貯水設備の水を可搬型代替注水中型ポンプ

り，6 号及び 7 号炉の同時被災を考慮しても，必要な水源は確保可能である。

により代替淡水貯槽へ給水することで，代替淡水貯槽を枯渇させることなく代

また，事象発生 12 時間以降に淡水貯水池の水を，可搬型代替注水ポンプ（A-2

替淡水貯槽を水源とした 7 日間の注水継続実施が可能となる。
（添付資料 2.6.8）

級）により復水貯蔵槽へ給水することで，復水貯蔵槽を枯渇させることなく復水貯蔵槽を水源とした 7 日間の注水継続実施が可能となる。ここで，復水貯蔵槽への補給の開始を事象発生 12 時間後としているが，これは，可搬型設備を事象発生から 12 時間以内に使用できなかった場合においても，その他の設
備にて重大事故等に対応できるよう設定しているものである。
b. 燃料

ｂ．燃

料

非常用ディーゼル発電機による電源供給については，事象発生後 7 日間最非常用ディーゼル発電機等及び常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装大負荷で運転した場合，号炉あたり約 753kL の軽油が必要となる。可搬型代
替注水ポンプ（A-2 級）による復水貯蔵槽への給水については，保守的に事象

置 2 台）による電源供給については，事象発生後 7 日間最大負荷で運転した場
合，合計約 755.5kL の軽油が必要となる。軽油貯蔵タンクにて約 800kL の軽油

発生直後からの可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）の運転を想定すると，7 日間を保有しており，この使用が可能であることから，非常用ディーゼル発電機等の運転継続に号炉あたり約 15kL の軽油が必要となる。5 号炉原子炉建屋内緊及び常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 2 台）による電源供給につ

急時対策所用可搬型電源設備及びモニタリング・ポスト用発電機による電源供

いて，7 日間の継続が可能である。可搬型代替注水中型ポンプ（1 台）による給については，事象発生直後からの運転を想定すると，7 日間の運転継続に合代替淡水貯槽への給水については，保守的に事象発生直後からの可搬型代替注

計約 13kL の軽油が必要となる（6 号及び 7 号炉合計約 1,549kL）。

水中型ポンプ（1 台）の運転を想定すると，7 日間の運転継続に約 6.0kL の軽6 号及び 7 号炉の各軽油タンクにて約 1,020kL（6 号及び 7 号炉合計約油が必要となる。可搬型設備用軽油タンクにて約 210kL の軽油を保有してお
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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

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備

2,040kL）の軽油を保有しており，これらの使用が可能であることから，可搬り，この使用が可能であることから，可搬型代替注水中型ポンプ（1 台）によ型代替注水ポンプ（A-2 級）による復水貯蔵槽への給水，非常用ディーゼル発る代替淡水貯槽への給水について，7 日間の継続が可能である。緊急時対策所

電機による電源供給，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備によ用発電機による電源供給については，事象発生直後からの運転を想定すると，る電源供給及びモニタリング・ポスト用発電機による電源供給について，7 日

7 日間の運転継続に約 70.0kL の軽油が必要となる。緊急時対策所用発電機燃間の継続が可能である。

料油貯蔵タンクにて約 75kL の軽油を保有しており，この使用が可能であるこ考とから，緊急時対策所用発電機による電源供給について，7 日間の継続が可能である。
（添付資料 2.6.9）
c. 電源

ｃ．電

源

外部電源は使用できないものと仮定し，各号炉の非常用ディーゼル発電機に

外部電源は使用できないものと仮定し，非常用ディーゼル発電機等及び常設

よって給電を行うものとする。6 号及び 7 号炉において重大事故等対策時に代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 2 台）によって給電を行うものとす

必要な負荷は，各号炉の非常用ディーゼル発電機負荷に含まれることから，非る。重大事故等対策時に必要な負荷は，非常用ディーゼル発電機等の負荷に含常用ディーゼル発電機による電源供給が可能である。

まれることから，非常用ディーゼル発電機等による電源供給が可能である。常設代替交流電源設備の電源負荷については，重大事故等対策時に必要な負荷として，約 1,141kW 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）は連続定格容量が約 2,208kW であり，必要負荷に対しての電源供給が可能である。

また，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備及びモニタリン
グ・ポスト用発電機についても，必要負荷に対しての電源供給が可能である。

また，緊急時対策所用発電機についても，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
（添付資料 2.6.10）

7.1.6.5 結論

2.6.5 結論

事故シーケンスグループ「LOCA 時注水機能喪失」では，原子炉の出力運転中に事故シーケンスグループ「ＬＯＣＡ時注水機能喪失」では，原子炉の出力運転

原子炉冷却材圧力バウンダリを構成する配管の中小破断の発生後，高圧注水機能

中に原子炉冷却材圧力バウンダリを構成する配管の中小破断の発生後，高圧注水

及び低圧注水機能が喪失し，かつ，自動減圧系が機能喪失することで，破断箇所

機能及び低圧注水機能が喪失し，かつ，自動減圧系が機能喪失することで，破断から原子炉冷却材が流出し，原子炉水位の低下により炉心が露出して炉心損傷に箇所から原子炉冷却材が流出し，原子炉水位の低下により炉心が露出して炉心損至ることが特徴である。事故シーケンスグループ「LOCA 時注水機能喪失」に対す

傷に至ることが特徴である。事故シーケンスグループ「ＬＯＣＡ時注水機能喪失」

る炉心損傷防止対策としては，初期の対策として低圧代替注水系（常設）及び逃に対する炉心損傷防止対策としては，初期の対策として低圧代替注水系（常設）

がし安全弁による原子炉注水手段，安定状態に向けた対策として代替格納容器ス

及び逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉注水手段，安定状態に向けた対プレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却手段，格納容器圧力逃がし装置
等による原子炉格納容器除熱手段を整備している。

策として代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却手段及び格納容器圧力逃がし装置等による格納容器除熱手段を整備している。

事故シーケンスグループ「LOCA 時注水機能喪失」の重要事故シーケンス「中破事故シーケンスグループ「ＬＯＣＡ時注水機能喪失」の重要事故シーケンス「中断 LOCA＋HPCF 注水失敗＋低圧 ECCS 注水失敗」について有効性評価を行った。

破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗」について有効性評価を行った。

上記の場合においても，逃がし安全弁による原子炉減圧，低圧代替注水系（常上記の場合においても，逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉減圧，低設）による原子炉注水，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納

圧代替注水系（常設）による原子炉注水，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）

容器冷却及び格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を実施するこ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を実施す
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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉とにより，炉心損傷することはない。

東海第二発電所
その結果，燃料被覆管温度及び酸化量，原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる

圧力，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，評価項目を満足して

圧力，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。

いる。また，安定状態を維持できる。

また，安定状態を維持できる。

の公衆に対して著しい放射線被ばくのリスクを与えることはない。
解析コード及び解析条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操作時間に与える影響及び評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
重大事故等対策時に必要な要員は，運転員及び緊急時対策要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。

考ることにより，炉心損傷することはない。

その結果，燃料被覆管温度及び酸化量，原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる

なお，格納容器圧力逃がし装置等の使用による敷地境界での実効線量は，周辺備

なお，格納容器圧力逃がし装置等の使用による敷地境界及び非居住区域境界での実効線量は，周辺の公衆に対して著しい放射線被ばくのリスクを与えることはない。
解析コード及び解析条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操作時間に与える影響及び評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
重大事故等対策時に必要な要員は，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，低圧代替注水系（常設）及び逃がし安全弁による原子炉注水，以上のことから，低圧代替注水系（常設）及び逃がし安全弁（自動減圧機能）

格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱等の炉心損傷防止対策は，による原子炉注水，格納容器圧力逃がし装置等による格納容器除熱等の炉心損傷選定した重要事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，事故シーケン防止対策は，選定した重要事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，

スグループ「LOCA 時注水機能喪失」に対して有効である。

事故シーケンスグループ「ＬＯＣＡ時注水機能喪失」に対して有効である。

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備
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比較表（ＬＬＯＣＡ時注水機能喪失）
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前ページと同じ

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7.1.7 格納容器バイパス（インターフェイスシステム LOCA）

2.7 格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）

7.1.7.1 事故シーケンスグループの特徴，炉心損傷防止対策

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(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

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ＬＯ

LOCA）」において，炉心損傷防止対策の有効性を確認する事故シーケンスは，
「6.2

ＣＡ）
（以下「格納容器バイパス（ＩＳＬＯＣＡ）」という。
）」に含まれる事故シ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，「イン

ム LOCA」（インターフェイスシステム LOCA の発生後，隔離できないまま炉心損傷に至るシーケンス）である。

ターフェイスシステムＬＯＣＡ（以下「ＩＳＬＯＣＡ」という。
）」（ＩＳＬＯＣ
Ａの発生後，隔離できないまま炉心損傷に至るシーケンス）である。

(2) 事故シーケンスグループの特徴及び炉心損傷防止対策の基本的考え方

備考(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（インターフェイスシステム

事故シーケンスグループ「格納容器バイパス（ＩＳＬＯＣＡ）」では，原子炉LOCA）」では，原子炉冷却材圧力バウンダリと接続された系統で，高圧設計部分

冷却材圧力バウンダリと接続された系統で，高圧設計部分と低圧設計部分のインと低圧設計部分のインターフェイスとなる配管のうち，隔離弁の隔離失敗等によ

ターフェイスとなる配管のうち，隔離弁の隔離失敗等により低圧設計部分が過圧り低圧設計部分が過圧され破断することを想定する。

され破断することを想定する。

このため，破断箇所から原子炉冷却材が流出し，原子炉水位が低下することか

このため，破断箇所から原子炉冷却材が流出し，原子炉水位が低下することから，緩和措置がとられない場合には，原子炉水位の低下により炉心が露出し，炉ら，緩和措置がとられない場合には，原子炉水位の低下により炉心が露出し，炉心損傷に至る。

心損傷に至る。

本事故シーケンスグループは，インターフェイスシステム LOCA が発生したこ

本事故シーケンスグループは，ＩＳＬＯＣＡが発生したことによって，最終的とによって，最終的に炉心損傷に至る事故シーケンスグループである。このため，に炉心損傷に至る事故シーケンスグループである。このため，重大事故等対策の

重大事故等対策の有効性評価には，インターフェイスシステム LOCA に対する重有効性評価には，ＩＳＬＯＣＡに対する重大事故等対処設備及びＩＳＬＯＣＡの大事故等対処設備及びインターフェイスシステム LOCA の発生箇所の隔離に期待発生箇所の隔離に期待することが考えられる。

することが考えられる。
ここで，インターフェイスシステム LOCA が生じた際の状況を想定すると，原子炉を減圧した後，低圧注水機能による原子炉注水を実施することも考えられるが，本事故シーケンスグループにおいては，低圧注水機能による原子炉への注水には期待せず，高圧注水機能に対する対策の有効性を評価することとする。

したがって，本事故シーケンスグループでは，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉

したがって，本事故シーケンスグループでは，原子炉隔離時冷却系により炉心心注水系により炉心を冷却することによって炉心損傷の防止を図り，また，逃がを冷却することによって炉心損傷の防止を図り，また，逃がし安全弁によって原し安全弁によって原子炉を減圧することによる原子炉冷却材の漏えいの抑制及びインターフェイスシステム LOCA の発生箇所の隔離によって，原子炉格納容器

子炉を減圧することによる原子炉冷却材の漏えいの抑制及びＩＳＬＯＣＡの発生箇所の隔離によって，格納容器外への原子炉冷却材の流出の防止を図る。

外への原子炉冷却材の流出の防止を図る。
また，残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）による原子炉格納容器除熱を実施する。

また，残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）による格納容器除熱を
実施する。

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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ））
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉(3) 炉心損傷防止対策

東海第二発電所

備考(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

事故シーケンスグループ「格納容器バイパス（ＩＳＬＯＣＡ）」における機能LOCA）」における機能喪失に対して，炉心が著しい損傷に至ることなく，かつ，喪失に対して，炉心が著しい損傷に至ることなく，かつ，十分な冷却を可能とす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及び高圧炉るため，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

心注水系による原子炉注水手段，逃がし安全弁による原子炉減圧手段及び運転員

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）によるの破断箇所隔離による漏えい停止手段を整備し，安定状態に向けた対策として，原子炉減圧手段及び運転員の破断箇所隔離による漏えい停止手段を整備し，安定

高圧炉心注水系による炉心冷却を継続する。また，原子炉格納容器の健全性を維持するため，安定状態に向けた対策として残留熱除去系（サプレッション・チェ

状態に向けた対策として，逃がし安全弁（自動減圧機能）を開維持することで低圧炉心スプレイ系による炉心冷却を継続する。また，格納容器の健全性を維持す

ンバ・プール水冷却モード）による原子炉格納容器除熱手段を整備する。これら

るため，安定状態に向けた対策として残留熱除去系（サプレッション・プール冷の対策の概略系統図を第 7.1.7－1 図から第 7.1.7－3 図に，手順の概要を第却系）による格納容器除熱手段を整備する。これらの対策の概略系統図を第 2.7

7.1.7－4 図に示すとともに，重大事故等対策の概要を以下に示す。

－1 図に，手順の概要を第 2.7－2 図に示すとともに，重大事故等対策の概要を以下に示す。

また，重大事故等対策における設備と操作手順の関係を第 7.1.7－1 表に示す。

また，重大事故等対策における設備と操作手順の関係を第 2.7－1 表に示す。

本事故シーケンスグループの重要事故シーケンスにおいて,6 号及び 7 号炉同本事故シーケンスグループの重要事故シーケンスにおいて，重大事故等対策に

時の重大事故等対策に必要な要員は，中央制御室の運転員及び緊急時対策要員で必要な要員は，災害対策要員（初動）12 名である。その内訳は次のとおりであ構成され，合計 20 名である。その内訳は次のとおりである。

る。

中央制御室の運転員は，当直長 1 名（6 号及び 7 号炉兼任），当直副長 2 名，

中央制御室の運転員は，当直発電長 1 名，当直副発電長 1 名，運転操作対応を

運転操作対応を行う運転員 12 名である。発電所構内に常駐している要員のうち，行うための当直運転員 5 名である。発電所構内に常駐している要員のうち，通報通報連絡等を行う緊急時対策本部要員は 5 名である。必要な要員と作業項目につ連絡等を行う要員は 4 名及び現場操作を行うための重大事故等対応要員 1 名であいて第 7.1.7－5 図に示す。

る。必要な要員と作業項目について第 2.7－3 図に示す。

a. インターフェイスシステム LOCA 発生

ａ．ＩＳＬＯＣＡ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

原子炉冷却材圧力バウンダリと接続された系統で，高圧設計部分と低圧設計部分のインターフェイスとなる配管のうち，隔離弁の隔離失敗等により低圧設部分のインターフェイスとなる配管のうち，隔離弁の隔離失敗等により低圧設計部分が過圧され破断することで，インターフェイスシステム LOCA が発生す

計部分が過圧され破断することで，ＩＳＬＯＣＡが発生する。破断箇所から原る。破断箇所から原子炉冷却材が流出することにより，原子炉建屋ブローアウ

子炉冷却材が流出することにより，原子炉建屋外側ブローアウトパネルが開放

トパネルが開放する。
b. 外部電源喪失及び原子炉スクラム確認
事象発生後に外部電源喪失が発生し，原子炉がスクラムしたことを確認する。
原子炉のスクラムを確認するために必要な計装設備は，平均出力領域モニタ等である。
c. 原子炉隔離時冷却系による原子炉注水する。
ｂ．外部電源喪失及び原子炉スクラム確認
事象発生後に外部電源喪失が発生し，原子炉がスクラムしたことを確認する。
原子炉のスクラムを確認するために必要な計装設備は，平均出力領域計装等である。
ｃ．原子炉隔離時冷却系による原子炉注水

原子炉スクラム後，原子炉水位は低下するが，原子炉水位低(レベル 2)で原原子炉スクラム後，原子炉水位は低下するが，原子炉水位異常低下（レベル

子炉隔離時冷却系が自動起動し，原子炉注水を開始することにより，原子炉水２）で原子炉隔離時冷却系が自動起動し，原子炉注水を開始することにより，
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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉
位が回復する。
原子炉隔離時冷却系による原子炉注水を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位，原子炉隔離時冷却系系統流量等である。
d. インターフェイスシステム LOCA 発生確認

東海第二発電所

考

原子炉水位が回復する。
原子炉隔離時冷却系による原子炉注水を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位（広帯域），原子炉隔離時冷却系系統流量等である。
ｄ．ＩＳＬＯＣＡ発生確認

原子炉水位及び原子炉圧力の低下により LOCA 事象を確認し，格納容器温度，

原子炉水位及び原子炉圧力の低下によりＬＯＣＡ事象を確認し，格納容器雰

格納容器圧力の上昇がないことから原子炉格納容器外での漏えい事象である

囲気温度及び格納容器圧力の上昇がないことから格納容器外での漏えい事象

ことを確認し，高圧炉心注水系ポンプ吐出圧力指示の上昇（破断面積が大きく漏えい量が多い場合は，運転員の対応なしに低下傾向を示す場合もある）によであることを確認し，残留熱除去系ポンプ吐出圧力の上昇（破断面積が大きく漏えい量が多い場合は，運転員の対応なしに低下傾向を示す場合もある）により低圧設計部分が過圧されたことを確認し，インターフェイスシステム LOCA

り低圧設計部分が過圧されたことを確認し，ＩＳＬＯＣＡが発生したことを確が発生したことを確認する。

認する。

インターフェイスシステム LOCA の発生を確認するために必要な計装設備
は，原子炉水位，格納容器内圧力，高圧炉心注水系ポンプ吐出圧力等である。

ＩＳＬＯＣＡの発生を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位（広帯域），ドライウェル圧力，残留熱除去系ポンプ吐出圧力等である。

なお，監視可能であればエリア放射線モニタ，床漏えい警報，火災報知器動

なお，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

作等により原子炉建屋内の状況を参考情報として得ることが可能である。

備等により原子炉建屋原子炉棟内の状況を参考情報として得ることが可能である。

e. 中央制御室での高圧炉心注水系隔離失敗
中央制御室からの遠隔操作により高圧炉心注水系の隔離操作を実施するが，
高圧炉心注入隔離弁の閉操作に失敗する。

ｅ．中央制御室での残留熱除去系（低圧注水系）隔離失敗
中央制御室からの遠隔操作により残留熱除去系の隔離操作を実施するが，残留熱除去系注入弁の閉操作に失敗する。
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高圧炉心注水系の隔離失敗を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位
及び原子炉圧力である。
f. 逃がし安全弁による原子炉急速減圧
中央制御室からの遠隔操作による高圧炉心注水系の隔離が失敗するため，破断箇所からの漏えい量を抑制するため原子炉を急速減圧する。

東海第二発電所

備

考

残留熱除去系の隔離失敗を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位（広帯域）及び原子炉圧力である。
ｆ．逃がし安全弁による原子炉急速減圧
中央制御室からの遠隔操作による残留熱除去系の隔離が失敗するため，原子炉急速減圧の準備として，中央制御室からの遠隔操作により低圧炉心スプレイ
系を起動する。
原子炉急速減圧の準備が完了後，破断箇所からの漏えい量を抑制するため原子炉を急速減圧する。

原子炉急速減圧を確認するために必要な計装設備は，原子炉圧力である。
g. 高圧炉心注水系による原子炉注水
原子炉急速減圧操作により原子炉水位が低下し，原子炉水位低（レベル 1.5）
で健全側の高圧炉心注水系が自動起動する。

原子炉急速減圧を確認するために必要な計装設備は，原子炉圧力である。
ｇ．低圧代替注水系（常設）による原子炉注水
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。
原子炉急速減圧により，原子炉圧力が低圧代替注水系（常設）の系統圧力を下回ると，原子炉注水が開始され，原子炉水位が回復する。

高圧炉心注水系の自動起動を確認するために必要な計装設備は，高圧炉心注
水系系統流量である。

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を確認するために必要な計装設備
は，原子炉水位（広帯域），原子炉水位（燃料域），低圧代替注水系原子炉注水流量（常設ライン用）等である。

原子炉水位回復後は，破断箇所からの漏えい抑制のため，破断箇所の隔離が終了するまで原子炉水位は高圧炉心注水系ノズル部以下で維持する。

原子炉水位回復後は，破断箇所からの漏えい抑制のため，破断箇所の隔離が終了するまで原子炉水位は原子炉水位異常低下（レベル２）以上で低めに維持する。

原子炉水位の維持を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位及び高圧
炉心注水系系統流量である。
h. 残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）運転

原子炉水位の維持を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位（広帯域）及び低圧代替注水系原子炉注水流量（常設ライン用）である。
ｈ．残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）運転

原子炉急速減圧によりサプレッション・チェンバ・プール水温が 35℃を超原子炉急速減圧によりサプレッション・プール水温度が 32℃に到達した時

えた時点で，残留熱除去系によるサプレッション・チェンバ・プール水冷却モ点で，残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）の運転を開始する。

ード運転を開始する。
残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）運転を確認するために必要な計装設備は，サプレッション・チェンバ・プール水温度等である。
i. 現場操作での高圧炉心注水系隔離操作
破断箇所からの漏えい抑制が継続し，現場操作により高圧炉心注入隔離弁の全閉操作を実施し，高圧炉心注水系を隔離する。
高圧炉心注水系の隔離を確認するための計装設備は，原子炉水位である。

残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）運転を確認するために必要な計装設備は，サプレッション・プール水温度等である。
ｉ．現場操作での残留熱除去系隔離操作
破断箇所からの漏えい抑制が継続し，現場操作により残留熱除去系注入弁の全閉操作を実施し，残留熱除去系を隔離する。
残留熱除去系の隔離を確認するための計装設備は，原子炉水位（広帯域）である。

j. 高圧炉心注水系隔離後の水位維持
高圧炉心注水系の隔離が成功した後は，健全側の高圧炉心注水系により，原

ｊ．残留熱除去系隔離後の水位維持
残留熱除去系の隔離が成功した後は，低圧炉心スプレイ系により，原子炉水4／37

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子炉水位を原子炉水位低（レベル 3）から原子炉水位高（レベル 8）の間で維

東海第二発電所

備

考

位を原子炉水位低（レベル３）から原子炉水位高（レベル８）の間で維持する。

持する。
原子炉水位の維持を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位及び高圧
炉心注水系系統流量である。
以降，炉心冷却及び原子炉格納容器除熱は，残留熱除去系により継続的に行う。

原子炉水位の維持を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位（広帯域）及び低圧炉心スプレイ系系統流量である。
以降，炉心冷却は，低圧炉心スプレイ系による注水により継続的に行い，また，
格納容器除熱は，残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）により継続的に行う。

7.1.7.2 炉心損傷防止対策の有効性評価

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(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，

本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケンスは，「6.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，原子炉冷却材圧力バ「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

ウンダリと接続された系統で，高圧設計部分と低圧設計部分とのインターフェイ

バウンダリと接続された系統で，高圧設計部分と低圧設計部分とのインターフェ

スが，直列に設置された 2 個の隔離弁のみで隔離された系統において，隔離弁

イスが，直列に設置された 2 個の隔離弁のみで隔離された系統において，隔離弁

が両弁ともに破損又は誤開放することで，低圧設計部分が過圧される「インターが両弁ともに破損又は誤開放することで，低圧設計部分が過圧される「ＩＳＬＯ

フェイスシステム LOCA」である。

ＣＡ」である。

本重要事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒表面熱伝達，気液熱本重要事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒表面熱伝達，気液熱

非平衡，沸騰遷移，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化，気非平衡，沸騰遷移，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化，気液分離（水位変化）・対向流，三次元効果並びに原子炉圧力容器における沸騰・液分離（水位変化）・対向流及び三次元効果並びに原子炉圧力容器における沸騰・凝縮・ボイド率変化，気液分離（水位変化）
・対向流，冷却材放出（臨界流・差凝縮・ボイド率変化，気液分離（水位変化）
・対向流，冷却材放出（臨界流・差圧流），ECCS 注水（給水系・代替注水設備含む）が重要現象となる。よって，こ圧流）及びＥＣＣＳ注水（給水系・代替注水設備含む）が重要現象となる。よっ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

ド SAFER により原子炉圧力，原子炉水位，燃料被覆管温度等の過渡応答を求める。

コードＳＡＦＥＲにより原子炉圧力，原子炉水位，燃料被覆管温度等の過渡応答を求める。

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

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

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。

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(2) 有効性評価の条件

本重要事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な解析条件を第 7.1.7－2 表に示す。また，主要な解析条件について，本重要事故シーケンス特有の解本重要事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な解析条件を第 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

析条件を以下に示す。

件を以下に示す。

a. 事故条件

ａ．事故条件(a) 起因事象(a) 起因事象

破断箇所は，運転中に弁の開閉試験を実施する系統のうち，原子炉圧力容

破断箇所は，運転中に弁の開閉試験を実施する系統のうち，原子炉圧力容器から低圧設計配管までの弁数が 2 個であり，インターフェイスシステム

器から低圧設計配管までの弁数が 2 個であり，開閉試験時に隔離弁 1 個にてLOCA が発生する可能性が最も高い高圧炉心注水系の吸込配管とする（原子炉

隔離状態を維持する系統※1 のうち，低圧設計部の耐圧バウンダリとなる箇所
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東海第二発電所

備

隔離時冷却系及び残留熱除去系（低圧注水モード）の注水ラインについては，の中で最も大きなシール構造を有する残留熱除去系の熱交換器フランジ部

原子炉圧力容器から低圧設計配管までの弁数が 3 個であり，高圧炉心注水系とする。破断面積は，低圧設計部の耐圧バウンダリとなる箇所に対して，実の吸込配管に比べてインターフェイスシステム LOCA の発生頻度は低くな耐力を踏まえた評価を行った結果，系統に破断が発生しないことを確認してる）。破断面積は，低圧設計部の耐圧バウンダリとなる箇所に対して，実耐いるが，保守的に約 21cm２とする。

2

力を踏まえた評価を行った結果，1cm を超えないことを確認しているが，保2

守的に 10cm とする。

考※ 具体的には，低圧炉心スプレイ系並びに残留熱除去系Ａ系，Ｂ系及びＣ系をいう。このうち，残留熱除去系Ａ系及びＢ系が熱交換器を有する系統である。
（添付資料 2.7.2）(b) 安全機能の喪失に対する仮定
インターフェイスシステム LOCA が発生した側の高圧炉心注水系が機能喪(b) 安全機能の喪失に対する仮定
ＩＳＬＯＣＡが発生した残留熱除去系Ｂ系が機能喪失するものとする。

失するものとする。
また，原子炉冷却材の漏えいにより残留熱除去系Ｂ系が設置されている原子炉建屋西側は高温多湿となるため，保守的に同じ原子炉建屋西側に設置されている高圧炉心スプレイ系及び残留熱除去系Ｃ系も事象発生と同時に機能喪失するものとする。
(c) 外部電源(c) 外部電源

外部電源なしの場合は，給復水系による給水がなく，原子炉水位の低下が外部電源なしの場合は，給水・復水系による給水がなく，原子炉水位の低早くなることから，外部電源は使用できないものと仮定し，非常用ディーゼ

下が早くなることから，外部電源は使用できないものと仮定し，非常用ディル発電機によって給電を行うものとする。

ーゼル発電機等及び常設代替交流電源設備によって給電を行うものとする。
また，原子炉スクラムまでの原子炉出力が高く維持され，原子炉水位の低下が大きくなることで，炉心の冷却の観点で厳しくなり，外部電源がある場
合を包含する条件として，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，再循環系ポンプトリップは，原子炉水位異常低下（レベル２）
信号にて発生するものとする。

b. 重大事故等対策に関連する機器条件(a) 原子炉スクラム信号
原子炉スクラムは，事象発生と同時に想定している外部電源喪失に起因する再循環ポンプ・トリップに伴う炉心流量急減信号によるものとする。
(b) 原子炉隔離時冷却系
原子炉隔離時冷却系が原子炉水位低（レベル 2）で自動起動し，182m3/h（8.12～1.03MPa[dif]において）の流量で注水するものとする。

ｂ．重大事故等対策に関連する機器条件(a) 原子炉スクラム信号
原子炉スクラムは，外部電源がある場合を包含する条件として，原子炉水位低（レベル３）信号によるものとする。
(b) 原子炉隔離時冷却系
原子炉隔離時冷却系が原子炉水位異常低下（レベル２）で自動起動し，136.7m３／h（7.86MPa［gage］～1.04MPa［gage］において）の流量で注水す
るものとする。
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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉(c) 高圧炉心注水系
高圧炉心注水系が原子炉水位低（レベル 1.5）で自動起動し，727m3/h（0.69MPa[dif]において）の流量で注水するものとする。

東海第二発電所

備考(c) 低圧炉心スプレイ系
逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉減圧後に，1,419m３／h（0.84MPa［dif］において）（最大 1,561m３／h）の流量で注水するものとする。ＩＳＬ
ＯＣＡ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）による注水が開始し原子炉
水位が原子炉水位低（レベル３）まで回復した後に注水を停止するものとし，
隔離成功後に注水を再開するものとする。
(d) 低圧代替注水系（常設）
逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉減圧後に，最大 378m３／h の流量で注水するものとする。ＩＳＬＯＣＡ発生時は隔離成功までの期間において，漏えい抑制のために原子炉水位を原子炉水位異常低下（レベル２）以上で可能な限り低めに維持することから，評価上は，漏えい量を厳しくする観点で原子炉水位を原子炉水位低（レベル３）以上に維持するものとし，隔離成功後に注水を停止するものとする。

(d) 逃がし安全弁
原子炉減圧には自動減圧機能付き逃がし安全弁（8 個）を使用するものとし，容量として，1 個あたり定格主蒸気流量の約 5%を処理するものとする。

c. 重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件として，「6.3.5 運転員等の操作時間に対する仮(e) 逃がし安全弁
原子炉減圧には逃がし安全弁（自動減圧機能）（7 個）を使用するものとし，容量として，1 個当たり定格主蒸気流量の約 6％を処理するものとする。

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。

定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。

(a) 逃がし安全弁による原子炉急速減圧操作は，インターフェイスシステム(a) 逃がし安全弁による原子炉急速減圧操作は，ＩＳＬＯＣＡの発生を確認しLOCA の発生を確認した後，中央制御室において隔離操作を行うが，そのた後，中央制御室において隔離操作を行うが，その隔離操作失敗の判断時

隔離操作失敗の判断時間及び逃がし安全弁の操作時間を考慮して事象発間並びに低圧炉心スプレイ系及び逃がし安全弁（自動減圧機能）の操作時

生から 15 分後に開始するものとする。

間を考慮して事象発生から 15 分後に開始するものとする。

(b) 高圧炉心注水系の破断箇所隔離操作は，インターフェイスシステム LOCA(b) 残留熱除去系の破断箇所隔離操作は，ＩＳＬＯＣＡ発生時の現場環境条件

発生時の現場環境条件を考慮し，事象発生から 3 時間後に開始するものとし，操作時間は 60 分間とする。

を考慮し，事象発生から約 3 時間後に開始するものとし，現場移動，操作等に要する時間を考慮して事象発生の 5 時間後に完了するものとする。

(3) 有効性評価の結果(3) 有効性評価の結果

本重要事故シーケンスにおける原子炉圧力，原子炉水位（シュラウド内及びシ本重要事故シーケンスにおける原子炉圧力，原子炉水位（シュラウド内及びシュラウド内外）※1，注水流量，逃がし安全弁からの蒸気流量，原子炉圧力容器内

ュラウド内外）※，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の保有水量の推移を第 7.1.7－6 図から第 7.1.7－11 図に，燃料被覆管温度，高内の保有水量の推移を第 2.7－4 図から第 2.7－9 図に，燃料被覆管温度，高出力

出力燃料集合体のボイド率，炉心下部プレナム部のボイド率，破断流量の推移を

燃料集合体のボイド率，炉心下部プレナム部のボイド率及び破断流量の推移を第7／37

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉
第 7.1.7－12 図から第 7.1.7－15 図に示す。

東海第二発電所

備考2.7－10 図から第 2.7－13 図に示す。

※1 シュラウド内は，炉心部から発生するボイドを含んだ二相水位を示してい※ シュラウド内は，炉心部から発生するボイドを含んだ二相水位を示しているため，シュラウド外の水位より，見かけ上高めの水位となる。一方，非るため，シュラウド外の水位より，見かけ上高めの水位となる。一方，非常用炉心冷却系の起動信号となる原子炉水位計（広帯域）の水位及び運転

常用炉心冷却系の起動信号となる原子炉水位（広帯域）の水位並びに運転員が炉心冠水状態において主に確認する原子炉水位計（広帯域・狭帯域）

員が炉心冠水状態において主に確認する原子炉水位（広帯域）及び原子炉の水位は，シュラウド外の水位であることから，シュラウド内外の水位を水位（狭帯域）の水位は，シュラウド外の水位であることから，シュラウ

併せて示す。なお，水位が有効燃料棒頂部付近となった場合には，原子炉水位計（燃料域）にて監視する。6 号炉の原子炉水位計（燃料域）はシュ

ド内外の水位を併せて示す。なお，水位が燃料有効長頂部付近となった場
合には，原子炉水位（燃料域）にて監視する。原子炉水位（燃料域）はシラウド内を，7 号炉の原子炉水位計（燃料域）はシュラウド外を計測してュラウド内を計測している。

いる。
a. 事象進展

ａ．事象進展事象発生後に外部電源喪失となり，炉心流量急減信号が発生して原子炉はス

事象発生後に外部電源喪失となり，給水流量の全喪失が発生することで原子

クラムし，また，原子炉水位低（レベル 2）で原子炉隔離時冷却系が自動起動

炉水位は急速に低下する。原子炉水位低（レベル３）信号が発生して原子炉はする。

スクラムし，また，原子炉水位異常低下（レベル２）で再循環系ポンプ全台が再循環ポンプについては，外部電源喪失により，事象発生とともに 10 台全トリップするとともに，原子炉隔離時冷却系が自動起動する。

てがトリップする。
破断口から原子炉冷却材が流出することにより原子炉水位は低下するが，原破断口から原子炉冷却材が流出することにより原子炉水位は低下するが，原子炉水位低（レベル 2）で原子炉隔離時冷却系による原子炉注水を開始する。

子炉水位異常低下（レベル２）で原子炉隔離時冷却系による原子炉注水を開始する。

事象発生 15 分後の中央制御室における破断箇所の隔離に失敗するため，中事象発生 12 分後の中央制御室における破断箇所の隔離に失敗するため，低央制御室からの遠隔操作によって逃がし安全弁 8 個を手動開することで，原子圧炉心スプレイ系を起動し，中央制御室からの遠隔操作によって逃がし安全弁

炉を減圧し，原子炉冷却材の漏えいの抑制を図る。原子炉減圧により，原子炉（自動減圧機能）7 個を手動開することで，原子炉を減圧し，原子炉冷却材の隔離時冷却系が機能喪失するものの，原子炉水位低（レベル 1.5）で健全側の漏えいの抑制を図る。また，低圧代替注水系（常設）を起動する。原子炉減圧

高圧炉心注水系が自動起動し，原子炉水位が回復する。また，主蒸気隔離弁は，により，原子炉隔離時冷却系が機能喪失するものの，低圧炉心スプレイ系及び原子炉水位低（レベル 1.5）で全閉する。

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水が開始することで原子炉水位が回復する。また，主蒸気隔離弁は，原子炉水位異常低下（レベル２）で全閉する。

事象発生 4 時間後，現場操作により高圧炉心注水系の破断箇所を隔離した後は，健全側の高圧炉心注水系により原子炉水位は適切に維持される。

事象発生 5 時間後，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。

高出力燃料集合体及び炉心下部プレナム部のボイド率については，原子炉減

高出力燃料集合体及び炉心下部プレナム部のボイド率については，原子炉減

圧により増加する。また，高圧炉心注水系による原子炉注水が継続され，その圧により増加する。また，低圧炉心スプレイ系及び低圧代替注水系（常設）に原子炉圧力変化により増減する。
その後は，残留熱除去系による原子炉圧力容器及び原子炉格納容器除熱手順

よる原子炉注水が継続され，その原子炉圧力変化により増減する。
その後は，残留熱除去系による原子炉圧力容器及び格納容器除熱手順に従に従い，冷温停止状態に移行することができる。

い，冷温停止状態に移行することができる。

b. 評価項目等

ｂ．評価項目等

燃料被覆管の最高温度は，第 7.1.7－12 図に示すとおり，初期値（約 310℃）

燃料被覆管の最高温度は，第 2.7－10 図に示すとおり，初期値（約 309℃）を上回ることなく，1,200℃以下となる。また，燃料被覆管の酸化量は酸化反を上回ることなく，1,200℃以下となる。また，燃料被覆管の酸化量は酸化反応が著しくなる前の燃料被覆管厚さの 1％以下であり，15%以下となる。

応が著しくなる前の燃料被覆管厚さの 1％以下であり，15％以下となる。
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東海第二発電所

備

原子炉圧力は，第 7.1.7－6 図に示すとおり，約 7.07MPa[gage]以下に抑え

原子炉圧力は，第 2.7－4 図に示すとおり，約 7.79MPa［gage］以下に抑えられる。原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力は，原子炉圧力と原子炉圧られる。原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力は，原子炉圧力と原子炉圧

力容器底部圧力との差（高々約 0.3MPa）を考慮しても，約 7.37MPa[gage]以下

力容器底部圧力との差（高々約 0.3MPa）を考慮しても，約 8.09MPa［gage］ 以

であり，最高使用圧力の 1.2 倍（10.34MPa[gage]）を下回る。

下であり，最高使用圧力の 1.2 倍（10.34MPa［gage］）を下回る。

原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，原子炉減圧及び破断箇

格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，原子炉減圧及び破断箇所隔離所隔離後の原子炉格納容器内への蒸気流入により上昇する。

後の格納容器内への蒸気流入により上昇する。

一方，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度が最も高くなる設計基準事故である「原子炉格納容器内圧力，雰囲気等の異常な変化」の「原子炉一方，格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度が最も高くなる設計基準事故である「原子炉格納容器内圧力，雰囲気等の異常な変化」の「原子炉冷却材

冷却材喪失」においては，インターフェイスシステム LOCA とは異なり，事象喪失」においては，ＩＳＬＯＣＡとは異なり，事象開始から格納容器内に原子開始から原子炉格納容器内に原子炉冷却材が流出し続ける事故を想定し解析

炉冷却材が流出し続ける事故を想定し解析しており，この場合でも格納容器バしており，この場合でも原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度の最ウンダリにかかる圧力及び温度の最大値は，約 0.25MPa［gage］及び約 136℃

大値は，約 0.25MPa[gage]及び約 138℃にとどまる。

にとどまる。

このため，本事象においても原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，原子炉格納容器の限界圧力及び限界温度を下回る。

考

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，格納容器の限界圧力及び限界温度を下回る。
（添付資料 2.7.3）

中央制御室からの遠隔操作による高圧炉心注水系の破断箇所隔離には失敗

中央制御室からの遠隔操作による残留熱除去系（低圧注水系）の破断箇所隔するが，逃がし安全弁による原子炉減圧を実施し破断箇所からの原子炉冷却材離には失敗するが，逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉減圧を実施しの漏えい抑制を図り，健全側の高圧炉心注水系による原子炉注水を継続するこ

破断箇所からの原子炉冷却材の漏えい抑制を図り，低圧炉心スプレイ系及び低とで，炉心の冷却が維持される。その後は，現場操作にて高圧炉心注水系の破圧代替注水系（常設）による原子炉注水を継続することで，炉心の冷却が維持

断箇所を隔離し，健全側の高圧炉心注水系による原子炉注水及び残留熱除去系される。その後は，現場操作にて残留熱除去系（低圧注水系）の破断箇所を隔による原子炉圧力容器及び原子炉格納容器除熱を開始することで安定状態が離し，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（サプレッショ

確立し，また，安定状態を維持できる。

ン・プール冷却系）による格納容器除熱を開始することで安定状態が確立し，本評価では，「6.2.1.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(4)の評価項目について，対策の有効性を確認した。

また，安定状態を維持できる。
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。

7.1.7.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価

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，運転員等操作時

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評間に与える影響，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ものとする。

価するものとする。

格納容器バイパス（インターフェイスシステム LOCA）では，原子炉冷却材圧力バウンダリと接続された系統で，高圧設計部分と低圧設計部分のインターフェイ

ＩＳＬＯＣＡでは，原子炉冷却材圧力バウンダリと接続された系統で，高圧設計部分と低圧設計部分のインターフェイスとなる配管のうち，隔離弁の隔離失敗

スとなる配管のうち，隔離弁の隔離失敗等により低圧設計部分が過圧され破断し，等により低圧設計部分が過圧され破断し，格納容器外へ原子炉冷却材が流出する

原子炉格納容器外へ原子炉冷却材が流出することが特徴である。また，不確かさことが特徴である。また，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，事象進展の影響を確認する運転員等操作は，事象発生から 12 時間程度までの短時間に期待に有意な影響を与えると考えられる操作として，逃がし安全弁による原子炉急速する操作及び事象進展に有意な影響を与えると考えられる操作として，逃がし安減圧操作及び残留熱除去系の破断箇所隔離操作とする。

全弁による原子炉急速減圧操作及び高圧炉心注水系の破断箇所隔離操作とする。

9／37

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ））
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価

東海第二発電所備考(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価

本重要事故シーケンスにおいて不確かさの影響評価を行う重要現象とは，「6.7

本重要事故シーケンスにおいて不確かさの影響評価を行う重要現象とは，「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，それ

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すとおりであり，それらの不確かさの影響評価は以下のとおりである。

らの不確かさの影響評価は以下のとおりである。

a. 運転員等操作時間に与える影響

ａ．運転員等操作時間に与える影響

炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，解析コードは，炉心が冠水維持する場合では燃料被覆管温度は上昇しないため不確かさは小さい。原子炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，解析コードは，炉心が冠水維持する場合では燃料被覆管温度は上昇しないため不確かさは小さい。原子

炉注水は原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系の自動起動により行われ，燃炉注水は原子炉隔離時冷却系の自動起動により行われ，また，操作手順（原子料被覆管温度を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転

炉減圧後速やかに低圧注水に移行すること）に変わりはなく，燃料被覆管温度

員等操作時間に与える影響はない。

を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは酸化量及び酸炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは酸化量及び酸化反応に伴う発熱量の評価について保守的な結果を与えるため，解析結果は燃化反応に伴う発熱量の評価について保守的な結果を与えるため，解析結果は燃

料被覆管酸化を大きく評価する可能性がある。よって，実際の燃料被覆管温度

料被覆管酸化を大きく評価する可能性がある。よって，実際の燃料被覆管温度は低くなり，原子炉水位挙動に影響を与える可能性があるが，原子炉注水は原は低くなり，原子炉水位挙動に影響を与える可能性があるが，原子炉注水は原

子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系の自動起動により行われることから，運子炉隔離時冷却系の自動起動により行われ，また，操作手順（原子炉減圧後速転員等操作時間に与える影響はない。

やかに低圧注水に移行すること）に変わりはなく，燃料被覆管温度を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
（添付資料 2.7.5）

b. 評価項目となるパラメータに与える影響

ｂ．評価項目となるパラメータに与える影響

炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，炉心が冠水維持される実炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，炉心が冠水維持される実験解析では燃料被覆管温度をほぼ同等に評価する。有効性評価解析において

験解析では燃料被覆管温度をほぼ同等に評価する。有効性評価解析においても，原子炉水位は有効燃料棒頂部を下回ることなく，炉心は冠水維持されるたも，原子炉水位はおおむね燃料有効長頂部を下回ることなく，炉心はおおむね

め，燃料被覆管の最高温度は初期値（約 310℃）を上回ることはないことから，冠水維持されるため，燃料被覆管の最高温度は初期値（約 309℃）を上回るこ

評価項目となるパラメータに与える影響はない。

とはないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは燃料被覆管の炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは燃料被覆管の酸化について，酸化量及び酸化反応に伴う発熱量に保守的な結果を与え，燃料酸化について，酸化量及び酸化反応に伴う発熱量に保守的な結果を与え，燃料被覆管温度を高めに評価するが，原子炉水位は有効燃料棒頂部を下回ることなく，炉心は冠水維持されるため，燃料被覆管の最高温度は初期値（約 310℃）

被覆管温度を高めに評価するが，原子炉水位はおおむね燃料有効長頂部を下回ることなく，炉心はおおむね冠水維持されるため，燃料被覆管の最高温度は初を上回ることはないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はな

期値（約 309℃）を上回ることはないことから，評価項目となるパラメータにい。

与える影響はない。
（添付資料 2.7.5）(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(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
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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ））
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

備

初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，第 7.1.7－

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

2 表に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件とした場合

表に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件とした場合のの影響を評価する。また，解析条件の設定に当たっては，評価項目となるパラ影響を評価する。また，解析条件の設定に当たっては，評価項目となるパラメ

メータに対する余裕が小さくなるような設定があることから，その中で事象進ータに対する余裕が小さくなるような設定があることから，その中で事象進展展に有意な影響を与えると考えられる項目に関する影響評価の結果を以下にに有意な影響を与えると考えられる項目に関する影響評価の結果を以下に示

示す。

す。

(a) 運転員等操作時間に与える影響
初期条件の最大線出力密度は，解析条件の 44.0kW/m に対して最確条件は(a) 運転員等操作時間に与える影響
初期条件の最大線出力密度は，解析条件の 44.0kW／m に対して最確条件は

約 42kW/m 以下であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，

約 33kW／m～41kW／m であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした

燃料被覆管温度の上昇は緩和されるが，原子炉注水は原子炉隔離時冷却系及

場合は，燃料被覆管温度の上昇は緩和されるが，原子炉注水は原子炉隔離時

び高圧炉心注水系の自動起動により行われ，燃料被覆管温度を操作開始の起

冷却系の自動起動により行われ，また，操作手順（原子炉減圧後速やかに低点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響

圧注水に移行すること）に変わりはなく，燃料被覆管温度を操作開始の起点はない。

としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響は考ない。
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd/t に対応し初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd／t に対応たものとしており，その最確条件は平均的燃焼度約 30GWd/t であり，解析条

したものとしており，その最確条件は平均的燃焼度約 31GWd／t であり，解件の不確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊

析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している

熱よりも小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉水位の低下

崩壊熱よりも小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉水位のは緩和されるが，操作手順（炉心冠水操作）に変わりはないことから，運転低下は緩和されるが，操作手順（炉心冠水操作）に変わりはないことから，員等操作時間に与える影響はない。

運転員等操作時間に与える影響はない。

初期条件の原子炉圧力，原子炉水位及び炉心流量は，ゆらぎにより解析条

初期条件の原子炉圧力，原子炉水位及び炉心流量は，ゆらぎにより解析条

件に対して変動を与え得るが，事象進展に与える影響は小さいことから，運件に対して変動を与え得るが，事象進展に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

転員等操作時間に与える影響は小さい。

事故条件の外部電源の有無については，事象進展を厳しくする観点から，事故条件の外部電源の有無については，事象進展を厳しくする観点から，給復水系による給水がなくなり，原子炉水位の低下が早くなる外部電源がな

給水・復水系による給水がなくなり，原子炉水位の低下が早くなる外部電源い状態を設定している。なお，外部電源がある場合は，給復水系による原子がない状態を設定している。なお，外部電源がある場合は，給水・復水系に

炉圧力容器への給水機能は維持されることから，運転員等操作時間に与えるよる原子炉圧力容器への給水機能は維持されることから，運転員等操作時間

影響はない。

に与える影響はない。

機器条件の原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系は，解析条件の不確か

機器条件の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

さとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），（常設）は，解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合

原子炉水位の回復は早くなる。冠水後の操作として冠水維持可能な注水量に制御するが，注水後の流量調整操作であることから，運転員等操作時間に与（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復は早くなる。冠水後の操作として冠水維持可能な注水量に制御するが，注水後の流量調整操作であえる影響はない。

ることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
（添付資料 2.7.5）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響(b) 評価項目となるパラメータに与える影響

初期条件の最大線出力密度は，解析条件の 44.0kW/m に対して最確条件は初期条件の最大線出力密度は，解析条件の 44.0kW／m に対して最確条件は

約 42kW/m 以下であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，

約 33kW／m～41kW／m であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした

燃料被覆管温度の上昇は緩和されるが，原子炉水位は有効燃料棒頂部を下回

場合は，燃料被覆管温度の上昇は緩和されるが，原子炉水位はおおむね燃料
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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所備ることなく，炉心は冠水維持されるため，燃料被覆管の最高温度は初期値（約有効長頂部を下回ることなく，炉心はおおむね冠水維持されるため，燃料被310℃）を上回ることはないことから，評価項目となるパラメータに与える覆管の最高温度は初期値（約 309℃）を上回ることはないことから，評価項

影響はない。

目となるパラメータに与える影響はない。

初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd/t に対応し初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd／t に対応たものとしており，その最確条件は平均的燃焼度約 30GWd/t であり，解析条

したものとしており，その最確条件は平均的燃焼度約 31GWd／t であり，解件の不確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊

析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している

熱よりも小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉水位の低下は緩和され，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなるが，本重要事故シ

崩壊熱よりも小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉水位の低下は緩和され，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなるが，本重要事

ーケンスは格納容器バイパス事象であることから，評価項目となるパラメー

故シーケンスは格納容器バイパス事象であることから，評価項目となるパラ

タに与える影響はない。

メータに与える影響はない。

初期条件の原子炉圧力，原子炉水位及び炉心流量は，ゆらぎにより解析条

初期条件の原子炉圧力，原子炉水位及び炉心流量は，ゆらぎにより解析条

件に対して変動を与え得るが，事象進展に与える影響は小さいことから，評件に対して変動を与え得るが，事象進展に与える影響は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

事故条件の外部電源の有無については，事象進展を厳しくする観点から，事故条件の外部電源の有無については，事象進展を厳しくする観点から，給復水系による給水がなくなり，原子炉水位の低下が早くなる外部電源がな

給水・復水系による給水がなくなり，原子炉水位の低下が早くなる外部電源い状態を設定している。なお，外部電源がある場合は，給復水系による原子がない状態を設定している。なお，外部電源がある場合は，給水・復水系に

炉圧力容器への給水機能は維持されるため，事象進展が緩和されることか

よる原子炉圧力容器への給水機能は維持されるため，事象進展が緩和される

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。

ことから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

機器条件の原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系は，解析条件の不確か

機器条件の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

さとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），（常設）は，解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合

原子炉水位の回復が早くなることから，評価項目となるパラメータに対する（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復が早くなることから，

余裕は大きくなる。

評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

考（添付資料 2.7.5）
b. 操作条件ｂ．操作条件

操作条件の不確かさとして，操作の不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，

操作条件の不確かさとして，操作の不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の 6 要因に分類「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

し，これらの要因が運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転員

等操作時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価し，等操作時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価し，評価結果を以下に示す。

評価結果を以下に示す。

(a) 運転員等操作時間に与える影響
操作条件の逃がし安全弁による原子炉減圧操作は，解析上の操作開始時間(a) 運転員等操作時間に与える影響
操作条件の逃がし安全弁による原子炉急速減圧操作は，解析上の操作開始

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響として，破断箇所の隔離操作の失敗の認知により原子炉減圧の操作開始時る影響として，破断箇所の隔離操作の失敗の認知により原子炉減圧の操作開間は変動する可能性があるが，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系によ

始時間は変動する可能性があるが，原子炉隔離時冷却系による原子炉注水にる原子炉注水により，炉心は冠水維持されるため，原子炉水位維持の点ではより，炉心はおおむね冠水維持されるため，原子炉水位維持の点では問題と問題とならない。

ならない。

操作条件の高圧炉心注水系の破断箇所隔離操作は，解析上の操作開始時間

操作条件の残留熱除去系の破断箇所隔離操作は，解析上の操作開始時間と12／37

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

備として事象発生から 3 時間を設定している。運転員等操作時間に与える影響

して事象発生から約 3 時間後に開始し 5 時間後の完了を設定している。運転として，隔離操作を実施すべき弁を容易に認知でき，現場での操作場所は漏員等操作時間に与える影響として，隔離操作を実施すべき弁を容易に認知でえい箇所と異なる場所にあり，漏えいの影響を受けにくいため，実態の操作

き，現場での操作場所は漏えい箇所と異なる場所にあり，漏えいの影響を受

開始時間は解析上の設定とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は小けにくいため，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であり，操作

さいことから，運転員等操作時間に与える影響も小さい。

開始時間に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響も考小さい。
（添付資料 2.7.5）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響(b) 評価項目となるパラメータに与える影響

操作条件の逃がし安全弁による原子炉減圧操作は，運転員等操作時間に与操作条件の逃がし安全弁による原子炉急速減圧操作は，運転員等操作時間

える影響として，実態の操作開始時間が早まった場合，原子炉減圧時点の崩に与える影響として，実態の操作開始時間が早まった場合，原子炉減圧時点

壊熱が大きくなるが，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系の原子炉注水の崩壊熱が大きくなるが，原子炉隔離時冷却系の原子炉注水により，炉心はにより，炉心は冠水維持されるため，評価項目となるパラメータに与える影

おおむね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

響はない。

い。

操作条件の高圧炉心注水系の破断箇所隔離操作は，運転員等操作時間に与操作条件の残留熱除去系の破断箇所隔離操作は，運転員等操作時間に与ええる影響として，隔離操作の有無に関わらず，健全側の高圧炉心注水系の原る影響として，隔離操作の有無に関わらず，低圧代替注水系（常設）の原子

子炉注水継続により，炉心は冠水維持されるため，評価項目となるパラメー

炉注水継続により，炉心はおおむね冠水維持されるため，評価項目となるパタに与える影響はない。

ラメータに与える影響はない。
（添付資料 2.7.5）(3) 操作時間余裕の把握(3) 操作時間余裕の把握

操作遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメータに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。

を以下に示す。

操作条件の逃がし安全弁による手動原子炉減圧操作については，原子炉隔離時操作条件の逃がし安全弁による原子炉減圧操作については，原子炉隔離時冷却冷却系及び高圧炉心注水系の原子炉注水により，炉心は冠水維持されることか系の原子炉注水により，炉心はおおむね冠水維持されることから，時間余裕があら，時間余裕がある。

る。

操作条件の高圧炉心注水系の破断箇所隔離操作は，隔離操作の有無に関わら操作条件の残留熱除去系の破断箇所隔離操作は，隔離操作の有無に関わらず，ず，健全側の高圧炉心注水系の原子炉注水継続により，炉心は冠水維持されるこ低圧代替注水系（常設）の原子炉注水継続により，炉心はおおむね冠水維持されとから，時間余裕がある。

ることから，時間余裕がある。
（添付資料 2.7.5）(4) まとめ(4) まとめ

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時

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。その結果，解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与認した。その結果，解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影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

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。

きる範囲内において，操作時間には時間余裕がある。
13／37

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ））
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

7.1.7.4 必要な要員及び資源の評価

2.7.4 必要な要員及び資源の評価(1) 必要な要員の評価(1) 必要な要員の評価

備

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

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LOCA）」において，6 号及び 7 号炉同時の重大事故等対策時における必要な要員

大事故等対策時における必要な要員は，「2.7.1(3） 炉心損傷防止対策」に示すは，「7.1.7.1(3) 炉心損傷防止対策」に示すとおり 20 名である。
「7.5.2 重大事

とおり 12 名である。
「6.2 重大事故等対策時に必要な要員の評価結果」で説明

故等対策時に必要な要員の評価結果」で説明している運転員，緊急時対策要員等の 72 名で対処可能である。

している災害対策要員（初動）の 39 名で対処可能である。

(2) 必要な資源の評価(2) 必要な資源の評価

事故シーケンスグループ「格納容器バイパス（インターフェイスシステム

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LOCA）」において，必要な水源，燃料及び電源は，「7.5.1(2) 資源の評価条件」

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，の条件にて評価を行い，その結果を以下に示す。

その結果を以下に示す。

a. 水源

ａ．水

3

源

ＩＳＬＯＣＡ 発生後の隔離までの低圧代替注水系（常設）による原子炉注

インターフェイスシステム LOCA 発生後の隔離までの各号炉における流出量
は，約 100m3 となる。6 号及び 7 号炉の同時被災を考慮すると，流出量は合計

考

水に使用する水量は，約 490m３となる。水源として，代替淡水貯槽に約 4,300m

約 200m となり，流出量分の注水が必要となる。水源として，各号炉の復水貯３

蔵槽に約 1,700m3 及び淡水貯水池に約 18,000m3 の水を保有している。インター

子炉注水は，サプレッション・チェンバのプール水を水源として注水すること

フェイスシステム LOCA により復水貯蔵槽が使用できない場合においても，各から，水源が枯渇することはない。これにより必要な水量が確保可能であり，号炉のサプレッション・チェンバに約 3,600m3 の水を保有しており，高圧炉心

7 日間の注水継続実施が可能である。

の水を保有している。原子炉隔離時冷却系及び低圧炉心スプレイ系による原（添付資料 2.7.6）

注水系による原子炉注水は，サプレッション・チェンバのプール水を水源として注水することから，水源が枯渇することはない。これにより 6 号及び 7 号炉の同時被災を考慮しても，必要な水量が確保可能であり，7 日間の注水継続実施が可能である。
b. 燃料

ｂ．燃

料

非常用ディーゼル発電機による電源供給については，事象発生後 7 日間最大非常用ディーゼル発電機等及び常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装負荷で運転した場合，号炉あたり約 753kL の軽油が必要となる。5 号炉原子炉

置 2 台）による電源供給については，事象発生後 7 日間最大負荷で運転した場

建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備及びモニタリング・ポスト用発電機による電源供給については，事象発生直後からの運転を想定すると，7 日間の運転

合，合計約 755.5kL の軽油が必要となる。軽油貯蔵タンクにて約 800kL の軽油を保有しており，この使用が可能であることから，非常用ディーゼル発電機等

継続に合計約 13kL の軽油が必要となる（6 号及び 7 号炉合計約 1,519kL）。

及び常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 2 台）による電源供給につ6 号及び 7 号炉の各軽油タンクにて約 1,020kL（6 号及び 7 号炉合計約

いて，7 日間の継続が可能である。

2,040kL）の軽油を保有しており，これらの使用が可能であることから，非常緊急時対策所用発電機による電源供給については，事象発生直後からの運転用ディーゼル発電機による電源供給，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬を想定すると，7 日間の運転継続に約 70.0kL の軽油が必要となる。緊急時対型電源設備による電源供給及びモニタリング・ポスト用発電機による電源供給

策所用発電機燃料油貯蔵タンクにて約 75kL の軽油を保有しており，この使用について，7 日間の継続が可能である。

が可能であることから，緊急時対策所用発電機による電源供給について，7 日
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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ））
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

備

考間の継続が可能である。
（添付資料 2.7.7）
c. 電源

ｃ．電

源

外部電源は使用できないものと仮定し，各号炉の非常用ディーゼル発電機に

外部電源は使用できないものと仮定し，非常用ディーゼル発電機等及び常設

よって給電を行うものとする。6 号及び 7 号炉において重大事故等対策時に必代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 2 台）によって給電を行うものとす

要な負荷は，各号炉の非常用ディーゼル発電機負荷に含まれることから，非常用ディーゼル発電機による電源供給が可能である。

る。重大事故等対策時に必要な負荷は，非常用ディーゼル発電機等の負荷に含まれることから，非常用ディーゼル発電機等による電源供給が可能である。常設代替交流電源設備の電源負荷については，重大事故等対策時に必要な負荷として，約 1,141kW 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）は連続定格容量が約 2,208kW であり，必要負荷に対しての電源供給が可能である。

また，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備及びモニタリン
グ・ポスト用発電機についても，必要負荷に対しての電源供給が可能である。

また，緊急時対策所用発電機についても，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
（添付資料 2.7.8）

7.1.7.5 結論

2.7.5 結論

事故シーケンスグループ「格納容器バイパス（インターフェイスシステム LOCA）」

事故シーケンスグループ「格納容器バイパス（ＩＳＬＯＣＡ）」では，原子炉冷

では，原子炉冷却材圧力バウンダリと接続された系統で，高圧設計部分と低圧設

却材圧力バウンダリと接続された系統で，高圧設計部分と低圧設計部分のインタ

計部分のインターフェイスとなる配管のうち，隔離弁の隔離失敗等により低圧設

ーフェイスとなる配管のうち，隔離弁の隔離失敗等により低圧設計部分が過圧さ計部分が過圧され破断することで，原子炉格納容器外へ原子炉冷却材が流出する

れ破断することで，格納容器外へ原子炉冷却材が流出することで，原子炉水位のことで，原子炉水位の低下により炉心が露出して炉心損傷に至ることが特徴であ低下により炉心が露出して炉心損傷に至ることが特徴である。事故シーケンスグ

る。事故シーケンスグループ「格納容器バイパス（インターフェイスシステム

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，

LOCA）」に対する炉心損傷防止対策としては，初期の対策として原子炉隔離時冷却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

系及び高圧炉心注水系による原子炉注水手段，逃がし安全弁による原子炉減圧手（常設）による原子炉注水手段，逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉減段及び運転員の破断箇所隔離による漏えい停止手段，安定状態に向けた対策とし

圧手段及び運転員の破断箇所隔離による漏えい停止手段，安定状態に向けた対策て残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）による原子として残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）による格納容器除熱手段

炉格納容器除熱手段を整備している。

を整備している。

事故シーケンスグループ「格納容器バイパス（インターフェイスシステム LOCA）」の重要事故シーケンス「インターフェイスシステム LOCA」について有効性評価を

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。

行った。
上記の場合においても，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系による原子炉

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

注水，残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）による替注水系（常設）による原子炉注水並びに残留熱除去系（サプレッション・プー

原子炉格納容器除熱を実施することにより，炉心損傷することはない。

ル冷却系）による格納容器除熱を実施することにより，炉心損傷することはない。

その結果，燃料被覆管温度及び酸化量，原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる

その結果，燃料被覆管温度及び酸化量，原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる

圧力，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，評価項目を満足して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いる。また，安定状態を維持できる。

る。また，安定状態を維持できる。

解析コード及び解析条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操作時間

解析コード及び解析条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操作時間
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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉に与える影響及び評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
重大事故等対策時に必要な要員は，運転員及び緊急時対策要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。

東海第二発電所備

考に与える影響及び評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
重大事故等対策時に必要な要員は，災害対策要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。

以上のことから，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系による原子炉注水，以上のことから，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

逃がし安全弁による原子炉急速減圧，運転員の破断箇所隔離による漏えい停止，残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）による原子炉

系（常設）による原子炉注水，逃がし安全弁による原子炉急速減圧，運転員の破断箇所隔離による漏えい停止，残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）

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効であることが確認でき，事故シーケンスグループ「格納容器バイパス（インタ

して有効であることが確認でき，事故シーケンスグループ「格納容器バイパス（Ｉーフェイスシステム LOCA）」に対して有効である。

ＳＬＯＣＡ）」に対して有効である。

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