東海第二発電所 審査資料
資料番号
PS-C-1 改 15
提出年月日
平成 29 年 6 月 5 日

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

平成 29 年 6 月
日本原子力発電株式会社
本資料のうち，は商業機密又は核物質防護上の観点から公開できません。

下線部：今回提出資料
目

1.

次

重大事故等への対処に係る措置の有効性評価の基本的考え方
1.1

概

1.2

評価対象の整理及び評価項目の設定

1.3

評価にあたって考慮する事項

1.4

有効性評価に使用する計算プログラム

1.5

有効性評価における解析の条件設定方針

1.6

解析の実施方針

1.7

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針

1.8

必要な要員及び資源の評価方針

付録１

要事故シーケンスグループの抽出及び重要事故シーケンスの選定について

付録２

原子炉格納容器の限界温度・圧力

付録３

重大事故等対策の有効性評価に係るシビアアクシデント解析コード
について

2.

運転中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故
2.1

高圧・低圧注水機能喪失

2.2

高圧注水・減圧機能喪失

2.3

全交流動力電源喪失

2.3.1

全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）

2.3.2

全交流動力電源喪失（ＴＢＤ，ＴＢＵ）

2.3.3

全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）
目-1

2.4

3.

2.4.1

取水機能が喪失した場合

2.4.2

残留熱除去系が故障した場合

2.5

原子炉停止機能喪失

2.6

ＬＯＣＡ時注水機能喪失

2.7

格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）

2.8

津波浸水による注水機能喪失

重大事故
3.1

4.

5.

崩壊熱除去機能喪失

雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）

3.1.1

格納容器破損モードの特徴，格納容器破損防止対策

3.1.2

代替循環冷却系を使用する場合

3.1.3

代替循環冷却系を使用しない場合

3.2

高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱

3.3

原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用

3.4

水素燃焼

3.5

溶融炉心・コンクリート相互作用

使用済燃料プールにおける重大事故に至るおそれがある事故
4.1

想定事故１

4.2

想定事故２

運転停止中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故
5.1

崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障による停止時冷却機能喪失）

5.2

全交流動力電源喪失
目-2

6.

5.3

原子炉冷却材の流出

5.4

反応度の誤投入

必要な要員及び資源の評価
6.1

必要な要員及び資源の評価条件

6.2

重大事故等対策時に必要な要員の評価結果

6.3

重大事故等対策時に必要な水源，燃料及び電源の評価結果

目-3

添付資料

目次

添付資料 1.2.1

定期検査工程の概要

添付資料 1.3.1

重大事故等対策の有効性評価における作業毎の成立性確認結果について

添付資料 1.3.2

運転員等の操作時間に対する仮定

添付資料 1.4.1

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

東海第二発電所の重大事故等対策の有効性評価の一般データ

添付資料 1.5.2

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

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

添付資料 1.7.1

解析コード及び解析条件の不確かさ影響評価フロー

添付資料 2.1.1

安定状態について（高圧・低圧注水機能喪失）

添付資料 2.1.2

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

添付資料 2.1.3

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

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

常設代替交流電源設備の負荷（高圧・低圧注水機能喪失）

目-4添付資料 2.2.1

安定状態について（高圧注水・減圧機能喪失）

添付資料 2.2.2

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

添付資料 2.2.3

高圧注水・減圧機能喪失時における低圧非常用炉心冷却系の作動台数の考え方

添付資料 2.2.4

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

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

添付資料 2.3.1.2

蓄電池による給電時間評価結果について添付資料 2.3.1.3

安定状態について（全交流動力電源喪失（長期ＴＢ））

添付資料 2.3.1.4

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

添付資料 2.3.1.5

逃がし安全弁作動用の窒素の供給について添付資料 2.3.1.6

7 日間における水源の対応について（全交流動力電源喪失（長期ＴＢ））

添付資料 2.3.1.7

7 日間における燃料の対応について（全交流動力電源喪失（長期ＴＢ））

添付資料 2.3.1.8

常設代替交流電源設備の負荷（全交流動力電源喪失（長期ＴＢ））

添付資料 2.3.2.1

全交流動力電源喪失（ＴＢＤ，ＴＢＵ）時における高圧代
替注水系の 8 時間継続運転が可能であることの妥当性について目-5添付資料 2.3.2.2

蓄電池による給電時間評価結果について添付資料 2.3.2.3

安定状態について（全交流動力電源喪失（ＴＢＤ，ＴＢ
Ｕ））

添付資料 2.3.2.4

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

添付資料 2.3.2.5

7 日間における水源の対応について（全交流動力電源喪失（ＴＢＤ，ＴＢＵ））

添付資料 2.3.2.6

7 日間における燃料の対応について（全交流動力電源喪失（ＴＢＤ，ＴＢＵ））

添付資料 2.3.2.7

常設代替交流電源設備の負荷（全交流動力電源喪失（ＴＢ
Ｄ，ＴＢＵ））

添付資料 2.3.3.1

安定状態について（全交流動力電源喪失（ＴＢＰ））

添付資料 2.3.3.2

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

添付資料 2.3.3.3

減圧・注水開始の時間余裕について

添付資料 2.3.3.4

7 日間における水源の対応について（全交流動力電源喪失（ＴＢＰ））

添付資料 2.3.3.5

7 日間における燃料の対応について（全交流動力電源喪失（ＴＢＰ））

添付資料 2.3.3.6

常設代替交流電源設備の負荷（全交流動力電源喪失（ＴＢ
Ｐ））

添付資料 2.4.1.1

安定状態について（崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失
目-6した場合））
添付資料 2.4.1.2

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

添付資料 2.4.1.3

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

添付資料 2.4.1.4

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

添付資料 2.4.1.5

常設代替交流電源設備の負荷（崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合））

添付資料 2.4.2.1

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

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

添付資料 2.4.2.3

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

添付資料 2.4.2.4

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

添付資料 2.4.2.5

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

添付資料 2.5.1

プラント動特性評価における評価対象炉心の選定について

添付資料 2.5.2

自動減圧系の自動起動阻止操作の考慮について添付資料 2.5.3

安定状態について（原子炉停止機能喪失）

添付資料 2.5.4

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について（原目-7

子炉停止機能喪失）
添付資料 2.5.5

リウェットを考慮しない場合の燃料被覆管温度への影響

添付資料 2.5.6

原子炉への注水に使用する水源とその水温の影響

添付資料 2.5.7

高圧炉心スプレイ系及び原子炉隔離時冷却系の運転可能性に関する水源温度の影響

添付資料 2.5.8

外部電源の有無による評価結果への影響

添付資料 2.5.9

ほう酸水注入系を手動起動としていることについての整理

添付資料 2.6.1「ＬＯＣＡ時注水機能喪失」の事故条件の設定について

添付資料 2.6.2

敷地境界外での実効線量評価について

添付資料 2.6.3

安定状態について（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）

添付資料 2.6.4

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

添付資料 2.6.5

原子炉注水開始が遅れた場合の影響について

添付資料 2.6.6

7 日間における水源の対応について（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）添付資料 2.6.7

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

常設代替交流電源設備の負荷（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）

添付資料 2.7.1

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

安定状態について（格納容器バイパス（インターフェイスシ
ステムＬＯＣＡ））

添付資料 2.7.3

解析コード条件及び解析条件の不確かさの影響評価について
目-8

（格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ））
添付資料 2.7.4

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

添付資料 2.7.5

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

添付資料 2.7.6

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

添付資料 2.8.1

基準津波を超え敷地に遡上する津波に対する施設の防護方針について

添付資料 2.8.2

地震発生と同時に津波が到達するとした評価上の想定の妥当性について

添付資料 2.8.3

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

添付資料 3.1.2.1

炉心損傷の判断基準及び炉心損傷判断前後の運転操作の差異について

添付資料 3.1.2.2

原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えい量について

添付資料 3.1.2.3

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

添付資料 3.1.2.4

安定状態について（代替循環冷却系を使用する場合）

添付資料 3.1.2.5

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

添付資料 3.1.2.6

非凝縮性ガスの影響について

添付資料 3.1.2.7

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について目-9（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用する場合））
添付資料 3.1.2.8

注水操作が遅れる場合の影響について

添付資料 3.1.2.9

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

添付資料 3.1.2.10

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

添付資料 3.1.2.11

常設代替交流電源設備の負荷（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用する場合））添付資料 3.1.3.1

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

添付資料 3.1.3.2

原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えい量について

添付資料 3.1.3.3

安定状態について（代替循環冷却系を使用しない場合）

添付資料 3.1.3.4

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

添付資料 3.1.3.5

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

添付資料 3.1.3.6

7 日間における燃料の対応について（雰囲気圧力・温度に目-10よる静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用しない場合））
添付資料 3.1.3.7

常設代替交流電源設備の負荷（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用しない場合））添付資料 3.2.1

原子炉建屋から大気中への Cs-137 の漏えい量について

添付資料 3.2.2

高温環境下での逃がし安全弁の開保持機能維持について添付資料 3.2.3

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

添付資料 3.2.4

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

添付資料 3.2.5

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

添付資料 3.2.6

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

添付資料 3.2.7

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

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

添付資料 3.3.2

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

ペデスタル（ドライウェル部）への水張りの適切性

添付資料 3.3.4

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について（原目-11子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用）
添付資料 3.3.5

エントレインメント係数の圧力スパイクに対する影響

添付資料 3.3.6

プラント損傷状態をＬＯＣＡとした場合の圧力スパイクへの影響

添付資料 3.4.1

Ｇ値の不確かさによる評価結果への影響

添付資料 3.4.2

水の放射線分解の評価について

添付資料 3.4.3

安定状態について添付資料 3.4.4

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について（水素燃焼）

添付資料 3.4.5

原子炉注水開始時間の評価結果への影響

添付資料 3.5.1

安定状態について添付資料 3.5.2

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

添付資料 3.5.3

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

添付資料 3.5.4

ペデスタル（ドライウェル部）床部の構造について添付資料 4.1.1

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

水遮蔽厚に対する貯蔵中の使用済燃料からの線量率の算出に
ついて
目-12

添付資料 4.1.3

安定状態について添付資料 4.1.4

使用済燃料プール水沸騰・喪失時の未臨界性評価

添付資料 4.1.5

評価条件の不確かさの影響評価について（想定事故１）添付資料 4.1.6

7 日間における水源の対応について（想定事故１）添付資料 4.1.7

7 日間における燃料の対応について（想定事故１）添付資料 4.2.1

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

使用済燃料プールサイフォンブレーカについて

添付資料 4.2.3

安定状態について添付資料 4.2.4

評価条件の不確かさの影響評価について（想定事故２）添付資料 4.2.5

7 日間における水源の対応について（想定事故２）添付資料 4.2.6

7 日間における燃料の対応について（想定事故２）添付資料 5.1.1

運転停止中の崩壊熱除去機能喪失及び全交流動力電源喪失における基準水位到達までの時間余裕と必要な注水量の計算
方法について添付資料 5.1.2

重要事故シーケンスの選定結果を踏まえた有効性評価の条件
設定

添付資料 5.1.3

崩壊熱除去機能喪失及び全交流動力電源喪失における崩壊熱
設定の考え方

添付資料 5.1.4

安定停止状態について（運転停止中

添付資料 5.1.5

原子炉停止中崩壊熱除去機能喪失）

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

評価条件の不確かさの影響評価について（運転停止中
目-13

崩壊

熱除去機能喪失）添付資料 5.1.7

7 日間における燃料の対応について（運転停止中

崩壊熱除去機能喪失）

添付資料 5.2.1

安定停止状態について（運転停止中

全交流動力電源喪失）

添付資料 5.2.2

評価条件の不確かさの影響評価について（運転停止中

全交

流動力電源喪失）添付資料 5.2.3

7 日間における水源の対応について（運転停止中

全交流動

力電源喪失）
添付資料 5.2.4

7 日間における燃料の対応について（運転停止中

全交流動

力電源喪失）
添付資料 5.2.5

常設代替交流電源設備の負荷（運転停止中

全交流動力電源喪失）

添付資料 5.3.1

原子炉圧力容器開放時における運転停止中の線量評価について添付資料 5.3.2「原子炉冷却材の流出」におけるプラント状態選定の考え方

添付資料 5.3.3

安定停止状態について（運転停止中

添付資料 5.3.4

評価条件の不確かさの影響評価について（運転停止中

原子炉冷却材の流出）
原子炉冷却材の流出）添付資料 5.3.5

7 日間における燃料の対応について（運転停止中

原子炉冷却材の流出）

添付資料 5.4.1

安定停止状態について（運転停止中

添付資料 5.4.2

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について（運目-14

反応度の誤投入）転停止中

反応度の誤投入）

添付資料 5.4.3

反応度誤投入事象の代表性について

添付資料 6.1.1

同時被災時における必要な要員及び資源について

添付資料 6.2.1

重大事故等対策の要員の確保及び所要時間について添付資料 6.2.2

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

水源，燃料，電源負荷評価結果について

目-15

5

運転停止中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故

5.1

崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障による停止時冷却機能喪失）

5.1.1

事故シーケンスグループの特徴，燃料損傷防止対策(1)

事故シーケンスグループ内の事故シーケンス
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障による停止時冷却機能喪失）」において，燃料損傷防止対策の有効性に含まれる事故シーケンスとしては，「1.2

評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，①「残留熱除去系の故障（ＲＨＲ喪失）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗」，②「残留熱除去系の故障（ＲＨＲＳ喪失）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗」，③「外部電源喪失＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗」である。

(2)

事故シーケンスグループの特徴及び燃料損傷防止対策の基本的考え方
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障による停止時冷却機能喪失）」では，原子炉の運転停止中に残留熱除去系の故障により，崩壊熱除去機能が喪失することを想定する。このため，燃料の崩壊熱により原子炉冷却材が蒸発することから，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燃料が露出し燃料損傷に至る。
本事故シーケンスグループは，崩壊熱除去機能を喪失したことによって燃料損傷に至る事故シーケンスグループである。このため，運転停止中の原子炉における燃料損傷防止対策の有効性評価としては，崩壊熱除去機能を有する設備に期待することが考えられる。
したがって，本事故シーケンスグループでは，運転員が異常を認知して，待機中の残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水を行うことによって燃料損傷の防止を図る。また，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の運転による最終的な熱の逃がし場へ熱の輸送を行うことにより原子炉除熱
5.1-1

1

を行う。

(3)

燃料損傷防止対策
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障による停止時冷却機能喪失）」における機能喪失に対して，燃料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，待機中の残留熱除去系（低圧注水系）及び残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉注水手段及び除熱手段を整備する。また，残留熱除去系海水系喪失により残留熱除去機能が喪失した場合については，「5.2 全交流動力電源喪失」
にて燃料損傷防止対策の有効性を確認する。これらの対策の概略系統図を
第 5.1-1 図に，手順の概要を第 5.1-2 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 5.1-1 表に示す。
本事故シーケンスグループにおける重要事故シーケンスにおいて，必要な要員は，初動対応要員 7 名である。
初動対応要員の内訳は，発電長 1 名，副発電長 1 名，運転操作対応を行う運転員 3 名，通報連絡等を行う災害対策要員 2 名である。必要な要員と作業項目について第 5.1-3 図に示す。
なお，重要事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目
を重要事故シーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，初動対応
要員 7 名で対処可能である。

ａ．残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の停止確認
中央制御室の巡視により，崩壊熱除去機能が喪失していることを確認
する。
5.1-2

2

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の故障に伴う崩壊熱除去機能喪失を判断するために必要な計装設備は，残留熱除去系熱交換器入口温度等である。

ｂ．逃がし安全弁による原子炉の低圧状態維持
崩壊熱除去機能喪失により原子炉水温が 100℃に到達すると，原子炉圧力が上昇する。原子炉を低圧状態に維持するため，中央制御室からの遠隔操作により逃がし安全弁 1 弁を開操作する。
逃がし安全弁による原子炉の低圧状態維持を確認するために必要な計装設備は，原子炉圧力等である。

ｃ．待機中残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水
崩壊熱除去機能喪失により原子炉冷却材が蒸発し原子炉水位が低下するため，中央制御室からの遠隔操作により待機していた残留熱除去系（低圧注水系）運転による原子炉注水を開始し，原子炉水位を回復する。
残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水を確認するために必要な計装設備は，残留熱除去系系統流量等である。

ｄ．原子炉保護系母線の受電操作
常設代替高圧電源装置による非常用母線受電操作の完了後，非常用母線を介して原子炉保護系母線を受電する。

ｅ．残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉冷却残留熱除去系（低圧注水系）運転による原子炉水位回復後，中央制御室及び現場にて残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）へ切替を行い，崩
5.1-3

3

壊熱除去機能を回復する。
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による崩壊熱除去機能回復を確認するために必要な計装設備は，残留熱除去系熱交換器入口温度等である。
崩壊熱除去機能回復後，逃がし安全弁を全閉とし，原子炉低圧状態の維持を停止する。
ｆ．使用済燃料プールの冷却操作対応可能な要員にて使用済燃料プールの冷却操作を実施する。

5.1.2

燃料損傷防止対策の有効性評価(1)

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

評価対象事象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，「残留熱除去系の故障（ＲＨＲ喪失）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗」である。
本重要事故シーケンスにおいて想定する状態は，崩壊熱，原子炉冷却材の保有水量及び注水手段の多様性の観点から，「 ＰＯＳ−Ａ

ＰＣＶ／ＲＰ

Ｖ開放及び原子炉ウェル満水への移行状態」が燃料有効長頂部の冠水，放射線の遮蔽が維持される水位の確保及び未臨界の確保に対して，最も厳しい想定である。したがって，当該プラント状態を基本とし，他のプラント状態も考慮した想定において評価項目を満足することを確認することにより，運転停止中の他のプラント状態においても，評価項目を満足できる。
また，評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，本重要事故シーケ
ンスにおける運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。
（添付資料 5.1.1，5.1.2）
5.1-4

4

(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評価条件を第5.1-2 表に示す。また，主要な評価条件について，本重要事故シーケンス
特有の評価条件を以下に示す。
ａ．初期条件(a)

原子炉圧力容器の状態
原子炉圧力容器の未開放時について評価する。原子炉圧力容器の開放時については，遮蔽維持水位到達までの時間余裕の観点で厳しくなる未開放時の評価に包絡される。

(b)

崩壊熱
原子炉停止後の崩壊熱は，ＡＮＳＩ／ＡＮＳ−５．１−１９７９の式に基づくものとし，また，崩壊熱を厳しく見積もるために，原子炉停止 1 日後の崩壊熱を用いる。この時の崩壊熱は約 18.8MW である。
なお，崩壊熱に相当する冷却材の蒸発量は約 27m ３ ／h である。
（添付資料 5.1.3）(c)

原子炉初期水位及び原子炉初期水温
事象発生前の原子炉水位は通常運転水位とし，また，原子炉初期水
温は残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の設計温度である 52℃とする。

(d)

原子炉初期圧力原子炉の初期圧力は大気圧が維持されているものとする。また，解析上，原子炉の水位低下量を厳しく見積もるために，逃がし安全弁の
5.1-5

5

開操作によって原子炉圧力が大気圧に維持されているものとする ※ 。
※：実操作では残留熱除去系（低圧注水系）の準備が完了した時点で減圧を実施することとなり，残留熱除去系（低圧注水系）の注水特性に応じて大気圧より高い圧力で注水が開始されることとなる。このため，原子炉圧力が大気圧で維持されているとした評価は保守的な評価となる。

ｂ．事故条件(a)

起因事象
起因事象として，運転中の残留熱除去系の故障によって，崩壊熱除去機能を喪失するものとする。

(b)

外部電源
外部電源は事象発生 1 時間後に喪失するものと仮定する。
外部電源喪失が発生すると原子炉保護系電源が喪失し，格納容器隔
離信号により格納容器隔離弁が閉となる。この状態ではインターロッ
クにより残留熱除去系ポンプが起動不可となるため，崩壊熱除去機能喪失を認知可能である。このため，事象発生 1 時間後（事象を認知す
る時刻）までは，事象認知の観点で厳しくなる外部電源がある場合を想定する。事象発生 1 時間以降は，原子炉保護系電源の復旧等，運転員操作に時間を要する外部電源がない場合を想定する。
（添付資料 5.1.6）

ｃ．重大事故等対策に関連する機器条件(a)

残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水流量
残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水流量は 1,605m ３ ／h
（0.14MPa[dif]において）とする。
5.1-6

6

(b)

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）
伝熱容量は，熱交換器 1 基当たり 43MW（原子炉冷却材温度 100℃，
海水温度 32℃において）とする。

d.

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

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

残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水は，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）故障に伴う崩壊熱除去機能喪失確認を考慮し，事象発生から 2 時間後に実施するものとする。

(3)

有効性評価の結果
本重要事故シーケンスの事象進展を第 5.1-2 図に，原子炉水位の推移を
第 5.1-4 図に示す。
ａ．事象進展事象発生後，残留熱除去系の故障に伴い崩壊熱除去機能が喪失することにより原子炉水温が上昇し，約 1.1 時間後に沸騰，蒸発することにより原子炉水位は低下し始める。残留熱除去系の機能喪失に伴う原子炉水温の上昇による異常を認知し，事象発生から 2 時間後に待機中の残留熱除去系ポンプを起動し，残留熱除去系（低圧注水系）による注水を行う。
原子炉水位回復から 2.3 時間後，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）
への切替，除熱を開始することによって，原子炉水温は低下する。なお，
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による除熱開始が遅れた場合であっても，サプレッション・プール水温度が 100℃に到達するのは事象発
5.1-7

7

生から約 20.3 時間後であり，十分な時間余裕がある。

ｂ．評価項目等
原子炉水位は，第 5.1-4 図に示すとおり，燃料有効長頂部の約 4.3m
上まで低下するに留まり，燃料は冠水維持される。
原子炉圧力容器は未開放であり，第 5.1-5 図に示すとおり，必要な遮蔽が維持できる水位（必要な遮蔽の目安とした 10mSv／h が維持される水位） ※ である燃料有効長頂部の約 1.7m 上まで低下することがないため，放射線の遮蔽は維持される。また，全制御棒挿入状態が維持されるため，未臨界は確保されている。
原子炉水位回復後，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による除熱を継続することで，長期的に安定状態を維持できる。
本評価では，「1.2.4.2

有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(3)の評価項目について，対策の有効性を確認した。
※：必要な遮蔽の目安は緊急作業時の被ばく限度（100mSv）と比べ，十分余裕のある値であり，かつ施設定期検査作業での原子炉建屋最上階における現場作業の実績値（約 3.5mSv／h）を考慮した値（10mSv／h）とする。この線量率となる水位は，有効燃料長頂部の約 1.7m 上（通常水位から約 3.6m
下）の位置である。

（添付資料 5.1.4，5.1.5）

5.1.3

評価条件の不確かさの影響評価

評価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
ものとする。
5.1-8

8

本重要事故シーケンスは，原子炉の運転停止中に残留熱除去系の故障により，崩壊熱除去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，待機中の残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水操作とする。

(1)

評価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5.1-2 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の影響を評価する。また，評価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響を与えると考えられる燃料の崩
壊熱，事象発生前の原子炉初期水温，原子炉初期水位，原子炉初期圧力及び原子炉圧力容器の状態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
初期条件の燃料の崩壊熱は，評価条件の約 18.8MW に対して最確条
件は 18MW 以下であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合，評価条件で設定している燃料の崩壊熱より小さくなるため，
原子炉水温上昇及び原子炉水位低下速度は緩やかになるが，原子炉への注水操作は崩壊熱に応じた対応をとるものではなく，崩壊熱除去機能喪失による異常の認知を起点とするものであるため，運転員
等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉初期水温は，評価条件の 52℃に対して最確条件
は約 43℃〜51℃であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合，評価条件で設定している原子炉初期水温より低くなるた
5.1-9

9

め，時間余裕が長くなることが考えられるが，原子炉への注水操作
は原子炉水温に応じた対応をとるものではなく，崩壊熱除去機能喪失による異常の認知を起点とするものであるため，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉初期水位は，評価条件の通常運転水位に対して最確条件は通常運転水位以上であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合，評価条件で設定している原子炉初期水位より高くなるため，燃料有効長頂部まで水位が低下する時間は長くなる
が，原子炉への注水操作は原子炉水位に応じた対応ではなく，崩壊熱除去機能喪失による異常の認知を起点とするものであるため，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉初期圧力は，評価条件の大気圧に対して最確条
件も大気圧であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした
場合，評価条件と同様であるため，事象進展に与える影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。仮に，原子炉圧力が大気圧より高い場合は，沸騰開始時間が遅くなり，水位低下速度は緩やかになるが，原子炉への注水操作は原子炉初期圧力に応じた対応をとるものではなく，崩壊熱除去機能喪失による異常の認知を起点とするものであるため，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容器の状態は，評価条件の原子炉圧力容器
未開放に対して最確条件は事故事象毎であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合，原子炉圧力容器未開放状態の場合
は評価条件と同様であるため，事象進展に与える影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。また，原子炉圧力容器開放状態とした場合は原子炉減圧操作が不要となるが，事象進展に与える影
5.1-1010

響は小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

(b)

評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の燃料の崩壊熱は，評価条件の約 18.8MW に対して最確条
件は 18MW 以下であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合，評価条件で設定している燃料の崩壊熱より小さくなるため，
原子炉水温上昇及び原子炉水位低下速度は緩やかになることから，評価項目となるパラメータの判断基準に対する余裕が大きくなる。
逆に原子炉停止後の時間が短く，燃料の崩壊熱が大きい場合は燃料有効長頂部が露出するまでの時間余裕が短くなる。原子炉スクラムによる原子炉停止から 12 時間後の燃料の崩壊熱によって燃料有効長
頂部が露出するまでの時間余裕を評価すると，必要な遮蔽が維持できる水位（必要な遮蔽の目安とした 10mSv／h が維持できる水位）である燃料有効長頂部の約 1.7m 上の高さに到達するまでの時間は約
3.8 時間，燃料有効長頂部までの時間は約 5.3 時間となり，評価条件
である原子炉停止 1 日後の評価より時間余裕は短くなる。ただし，必要な放射線の遮蔽は維持され，注水操作に対して十分な時間が確保されているため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
初期条件の原子炉初期水温は，評価条件の 52℃に対して最確条件
は約 43℃〜51℃であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合，評価条件で設定している原子炉初期水温より低くなることから，原子炉水位が燃料有効長頂部まで低下するまでの時間余裕は長くなり，評価項目となるパラメータの判断基準に対する余裕は大きくなる。
5.1-1111

初期条件の原子炉初期水位は，評価条件の通常運転水位に対して最確条件は通常運転水位以上であり，本評価条件の不確かさとして最確条件とした場合，評価条件で設定している原子炉初期水位より高くなるため，原子炉水位が燃料有効長頂部まで低下するまでの時
間は長くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕が大きくなる。
初期条件の原子炉初期圧力は，評価条件の大気圧に対して最確条
件も大気圧であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした
場合，評価条件と同様であることから，事象進展に与える影響はな
く，評価項目となるパラメータに与える影響はない。仮に，原子炉圧力が大気圧より高い場合は，沸騰開始時間が遅くなり，原子炉水位の低下速度は緩やかになることから，評価項目となるパラメータの判断基準に対する余裕が大きくなる。
初期条件の原子炉圧力容器の状態は，評価条件の原子炉圧力容器
未開放に対して最確条件は事故事象毎であり，本評価条件の不確かさとして最確条件とした場合，原子炉圧力容器未開放状態の場合は評価条件と同様であるため，事象進展に与える影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。原子炉圧力容器が開放の場合は原子炉減圧操作が不要となるが，事象進展に与える影響は小さく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作に係る不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の 6 要因に分類し，これらの要因が運転員等操作時間に与える影響
5.1-12

12

を評価する。また，運転員等操作時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価する。評価結果を以下に示す。
(a)

運転員等操作時間に与える影響
操作条件の待機中の残留熱除去系（低圧注水系）の注水操作は，評価上の操作開始時間として，事象発生から 2 時間を設定している。
運転員等操作時間に与える影響として，原子炉水位低下時に原子炉注水の必要性を認知し操作を実施することは容易であり，評価では事象発生から 2 時間後の注水操作開始を設定しているが，実際の注水操作開始時間は早くなる場合が考えられ，原子炉水位の回復が早
くなる。

(b)

評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の待機中の残留熱除去系（低圧注水系）の注水操作は，運転員等操作時間に与える影響として，注水開始が早くなる場合は原子炉水位の低下が抑制され，評価項目となるパラメータの判断基
準に対する余裕が大きくなる。
（添付資料 5.1.6）(2)

操作時間余裕の把握操作遅れによる影響を把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認し，その結果を以下に示す。
操作条件の待機中の残留熱除去系（低圧注水系）の注水操作については，
通常運転水位から放射線の遮蔽が維持される最低水位に到達するまでの時
間は約 4.5 時間，燃料有効長頂部まで原子炉水位が低下するまでの時間は
5.1-1313

約 6.3 時間であり，これに対して，事故を検知して注水を開始するまでの
時間は 2 時間であることから，準備時間が確保できるため，時間余裕がある。
（添付資料 5.1.6）

(3)

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

5.1.4

必要な要員及び資源の評価(1)

必要な要員の評価
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障による停止時冷却機能喪失）」において，重大事故等対策時に必要な初動対応
要員は，「5.1.3(3)

燃料損傷防止対策」に示すとおり 7 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」で示す運転員及び災害対策要員の 37 名で対処可能である。

(2)

必要な資源の評価
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障による停止時冷却機能喪失）」において，水源，燃料及び電源の資源は，「 6.1(2)
資源の評価条件」の条件にて評価をしている。その結果を以下に示す。
5.1-1414

ａ．水源
残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水については，必要な注水量が少なく，また，サプレッション・チェンバのプール水を水源とすることから，水源が枯渇することはないため，7 日間の対応が可能である。

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，事象発生直後からの運転を想定すると，7 日間の運転継続に約 484.0kL の軽油が必要となる。高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機による電源供給については，
事象発生直後からの運転を想定すると，7 日間の運転継続に約 130.3kLの軽油が必要となる。軽油貯蔵タンクに約 800kL の軽油を保有していることから，非常用ディーゼル発電機及び高圧炉心スプレイ系ディーゼル
発電機による電源供給について，7 日間の継続が可能である。
（添付資料 5.1.7）
ｃ．電源
重大事故等対策時に必要な負荷のうち，非常用ディーゼル発電機等からの電源供給を考慮する負荷については，非常用ディーゼル発電機等の容量内に収まることから，電源供給が可能である。

5.1.5

結論

事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障による停止時冷却機能喪失）」では，原子炉の運転停止中に残留熱除去系の故障により，崩壊熱除去機能を喪失することが特徴である。事故シーケンスグルー
プ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障による停止時冷却機能喪失）」
5.1-1515

に対する燃料損傷防止対策としては，残留熱除去系による原子炉注水手段及び除熱手段を整備している。
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障による停止時冷却機能喪失）」の重要事故シーケンス「残留熱除去系の故障（ＲＨ
Ｒ喪失）＋崩壊熱除去・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，残留熱除去系による原子炉注水及び除熱を実施す
ることにより，燃料損傷することはない。
その結果，燃料有効長頂部の冠水，放射線遮蔽の維持及び未臨界の確保ができることから，評価項目を満足している。また，安定状態を維持できる。
評価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，運転員及び対策本部要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
以上のことから，事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障による停止時冷却機能喪失）」において，残留熱除去系による原子炉注水及び除熱等の燃料損傷防止対策は，選定した重要事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機
能喪失（残留熱除去系の故障による停止時冷却機能喪失）」に対して有効である。

5.1-1616

第 5.1-1 表

崩壊熱除去機能喪失における重大事故等対策について

操作及び確認手順

残留熱除去系（原子炉停止時冷却・中央制御室の巡視により，崩壊熱除去機能が喪失しているこ系）の停止確認

重大事故等対処設備
常設設備
−

可搬型設備
−

計装設備
【残留熱除去系系統流量】※１【残留熱除去系ポンプ吐出圧力】※１とを確認する。

【残留熱除去系熱交換器入口温度】※２【残留熱除去系熱交換器出口温度】※３【残留熱除去系海水系系統流量】※４
逃がし安全弁による原子炉の低圧状態維持

・残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の運転停止により原子炉水温が 100℃に到達すると，原子炉圧力が上昇する。原子逃がし安全弁

−所内常設直流電源設備

原子炉圧力
原子炉圧力（SA）

炉圧力を低圧状態に維持するため，中央制御室からの遠隔操作により逃がし安全弁 1 弁を開操作する。
待機中残留熱除去系（低圧注水系） ・崩壊熱除去機能喪失により原子炉冷却材が蒸発し原子炉水位【残留熱除去系（低圧注による原子炉注水

水系）】が低下するため，中央制御室からの遠隔操作により待機して−

5.1-17

いた残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水を開始し， 【非常用ディーゼル発電
原子炉水位を回復する。

原子炉水位（広帯域，燃料域）
原子炉水位（SA 広帯域，SA 燃料域）
【残留熱除去系系統流量】

機】
軽油貯蔵タンク

原子炉保護系母線の受電操作

・常設代替高圧電源装置による非常用母線受電操作の完了後，非常用母線を介して原子炉保護系母線を受電する。

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）運転による原子炉冷却・残留熱除去系（低圧注水系）運転による原子炉水位回復後，常設代替高圧電源装置−−

軽油貯蔵タンク【残留熱除去系（原子炉−

原子炉水位（広帯域，燃料域）

中央制御室及び現場にて残留熱除去系（原子炉停止時冷却

停止時冷却系）】

原子炉水位（SA 広帯域，SA 燃料域）

系）へ切替を行い，崩壊熱除去機能を回復する。

【非常用ディーゼル発電【残留熱除去系系統流量】

機】【残留熱除去系熱交換器入口温度】

軽油貯蔵タンク【残留熱除去系熱交換器出口温度】

・崩壊熱除去機能回復後，逃がし安全弁を全閉とし，原子炉低圧状態の維持を停止する。

【残留熱除去系海水系系統流量】
使用済燃料プールの冷却操作・対応可能な要員にて使用済燃料プールの冷却操作を実施す

−

−

−

る。
※１：残留熱除去系ポンプの運転失敗時に当該計装設備で崩壊熱除去機能喪失を認知※２：残留熱除去系ポンプの運転継続成功かつ熱交換器バイパス弁の誤開時に当該計装設備で崩壊熱除去機能喪失を認知※３：残留熱除去系ポンプの運転継続成功かつ熱交換器入口弁の誤閉時に当該計装設備で崩壊熱除去機能喪失を認知※４：残留熱除去系海水ポンプの運転失敗時に当該計装設備で崩壊熱除去機能喪失を認知【 】：重大事故等対処設備（設計基準拡張）：有効性評価上考慮しない操作17

第 5.1-2 表
項目主要評価条件（崩壊熱除去機能喪失）（1／2）

主要評価条件

原子炉圧力容器の状態 原子炉圧力容器未開放

初期条件

崩壊熱

原子炉初期水位

約18.8MW（9×9燃料（A型），原子炉停止1日後※１）
通常運転水位（セパレータスカート下端
から+126cm）

条件設定の考え方
燃料の崩壊熱及び保有水量の観点から設定
崩壊熱が大きい方が原子炉水位低下及び格納容器圧力上昇の観点で厳しい設定となるため，崩壊熱が大きくなる燃焼度の高い条件として，1サイクルの運転期間（13ヶ月）に調整運転期間（約1ヶ月）を考慮した運転期間に対応する燃焼度を設定
運転停止1日後の水位から保守性を持たせた値
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の設計値及び運転停止1日後の原子炉水温の5.1-18原子炉初期水温52℃

原子炉初期圧力大気圧

原子炉の運転停止1日後の実績を設定

起因事象

残留熱除去系機能喪失

運転中の残留熱除去系の故障を想定

実績値（43℃〜51℃）を踏まえて設定

事故条件

外部電源喪失が発生すると原子炉保護系電源が喪失し，格納容器隔離信号により格納容器隔離弁が閉となる。この状態ではインターロックにより残留熱除去系ポ
外部電源

事象認知まで：外部電源あり
事象認知後 ：外部電源なし

ンプが起動不可となるため，崩壊熱除去機能喪失を認知可能である。このため，事象発生1時間後（中央制御室の巡視により事象を認知する時刻）までは，事象認知の観点で厳しくなる外部電源がある場合を想定する。事象発生1時間以降は，原子炉保護系電源の復旧等，運転員操作に時間を要する外部電源がない場合を想定
する※１：原子炉停止 1 日後とは全制御棒全挿入からの時間を示している。通常停止操作において原子炉の出力は全制御棒全挿入完了及び発電機解列以前から徐々に低下させるが、崩壊熱評価はスクラ
ムのような瞬時に出力を低下させる保守的な計算条件となっている。

18

第 5.1-2 表
項目

重大事故等対策に関連する機器条件

残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水流量
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱量

重大事故等対策に関連する操作条件

5.1-19残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水主要評価条件（崩壊熱除去機能喪失）（2／2）

主要評価条件
1,605m３／h

条件設定の考え方

残留熱除去系（低圧注水系）の設計値を設定

熱交換器1台当たり43MW（原子炉
冷却材温度100℃，海水温度32℃

残留熱除去系の設計値を設定

において）事象発生から 2 時間後事象発生の認知及び操作の時間を基に，更に時間余裕を考慮して設定

19

＊開 操作 に 当た って 格 納
容器 隔離 信 号の リセ ッ
トが 必要 な 弁

逃が し安 全 弁

ター ビン へ
原子炉圧力容器

非常用ディーゼル発電機
＊

＊

Ｇ
←

軽油貯蔵タンク→＊

サプ レッ シ ョン ・チェ ンバ

残留熱除去系
海水系ポンプＡ，Ｃ

5.1-20→

サプ レッ シ ョン ・
プー ル

※1

→

＊

→
※2

→
残留熱除去系
海水系ポンプ
Ｂ，Ｄ

※1 海へ

←

→

残留 熱除 去 系
ポン プＡ

残留 熱除 去 系
ポン プＢ→

常設 低圧 代 替
海へ ※2↑

↑ 注水 ポン プ Ａ，Ｂ

残留 熱除 去 系ポ ンプ Ｃ
海

代替 淡水 貯 槽

第 5.1-1 図

崩壊熱除去機能喪失時の重大事故等対策の概略系統図（1／2）（原子炉減圧及び原子炉注水）20

＊開 操作 に 当た って 格 納
容器 隔離 信 号の リセ ッ
トが 必要 な 弁

逃が し安 全 弁

ター ビン へ
原子炉圧力容器

非常用ディーゼル発電機

＊

＊

Ｇ
←
軽油貯蔵タンク

サプ レッ シ ョン ・チェ ンバ

残留熱除去系
海水系ポンプＡ，Ｃ→→＊

5.1-21

サプ レッ シ ョン ・
プー ル

※1

→

＊

→
※2

→
残留熱除去系
海水系ポンプ
Ｂ，Ｄ

※1 海へ

←

→

残留 熱除 去 系
ポン プＡ

残留 熱除 去 系
ポン プＢ→

常設 低圧 代 替
海へ ※2↑

↑ 注水 ポン プ Ａ，Ｂ

残留 熱除 去 系ポ ンプ Ｃ
海

代替 淡水 貯 槽

第 5.1-1 図

崩壊熱除去機能喪失時の重大事故等対策の概略系統図（2／2）（原子炉停止時冷却）21

プラ ント 前 提条 件・プ ラン ト 停止 1 日後
・原 子炉 圧 力容 器閉鎖中・格 納容 器 開放 中・主 蒸気 隔 離弁 全閉
・残 留熱 除 去系 （Ａ）運転中
・残 留熱 除 去系 （Ｂ）待機中
・残 留熱 除 去系 （Ｃ）点検中
・原 子炉 水 位は 通常運転水位※１：中央制御室の巡視により，崩壊熱除去機能が喪失していることを確

凡例

認す る。

(解 析上 の時刻)
残留熱除去系（0秒） （原子炉停止時冷却系）の停止： 操 作・ 確認 （ 運転 員）※２：外 部電 源 は事 象発 生1時間 後 に喪 失 する もの と 仮定 する 。外 部 電源 喪

： プ ラン ト状 態 （解 析）失が発生すると原子炉保護系電源が喪失し，格納容器隔離信号によ：判断

り格納容器隔離弁が閉となる。この状態ではインターロックにより： 解 析上 考慮 し ない 操作

残留熱除去系ポンプが起動不可となるため，崩壊熱除去機能喪失を： 重 大事 故等 対 応要 員（ 現 場） の作 業

認知 可能 で ある 。この ため ，事象 発生 1時 間後（事 象 を認 知 する 時刻 ）： 運 転員 と重 大 事故 等対 応 要員 （現 場） の 共同 作業

までは，事象認知の観点で厳しくなる外部電源がある場合を想定する。事 象発 生1時間 以 降は ，原 子 炉保 護 系 電源 の復 旧 等，運 転員 操作に時 間を 要 する 外部 電 源が な い場 合を 想 定す る。
※３：解析上，原子炉の水位低下量を厳しく見積もるために，逃がし安全（約 1時間） 残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の停止確認 ※ １

弁の開操作によって原子炉圧力が大気圧に維持されているものとす

使用 済燃 料 プー ル冷 却 操作る。
※ ４ ： 注 水 前 の 原 子 炉 水 位 は 燃 料 有 効 長 頂 部 ＋4.2m（ レ ベ ル ３ −0.3m）となる 。

外部電源喪失 ※ ２※５：原子炉水位（広帯域，燃料域）等により原子炉水位の回復を確認する。

（約 1.1時間）

非常 用デ ィ ーゼ ル発 電 機等
自動 起動 確 認

原子炉水温100℃到達※６：残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の取水ラインの格納容器隔離
弁を開状態にするために，原子炉保護系母線の受電操作を行い，格5.1-22

納容 器隔 離 信号 をリ セ ット す る。
（70分）

逃がし安全弁による原子炉の低圧状態維持 ※ ３（2時間）

待機中残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水 ※ ４（約 2.1時間）

原子炉の水位回復，
原子炉安定停止状態確認 ※ ５※７ ：残 留 熱除 去系 の 系統 加 圧ラ イン の 手動 弁閉 状 態に する 。

【有 効性 評 価の 対象 と して い ない が他 に 取り 得る 手 段】
Ⅰ

待機 中残 留 熱除 去系（ 低圧 注水 系 ）以 外 によ る原 子 炉注 水・低 圧代 替 注水 系（ 常 設） に よる 原子 炉 注水・可 搬 型代 替 注 水大 型 ポン プ を用 い た低 圧代 替 注水 系 による 原子 炉 注水・代 替循 環 冷却 系に よ る原 子 炉注 水・消 火系 に よる 原子 炉 注水・補 給水 系 によ る原 子 炉注 水

原子 炉保 護 系母 線の 受 電操 作

残留 熱除 去 系海 水系 以 外に よ る残 留熱 除 去系 の補 機 冷却・緊 急用 海 水系 によ る 残留 熱 除去 系の 補 機冷 却
・代 替残 留 熱除 去系 海 水系 に よる 残留 熱 除去 系の 補 機冷 却

待機 中残 留 熱除 去系（低 圧 注水 系）と同 等 の流 量は 確 保で きな い が，
低圧 代替 注 水系 （常 設）， 可搬 型代 替 注水 大型 ポン プ を用 いた 低 圧代
替注 水系 に よる 原子 炉 注水 ，代 替循 環冷 却系 ，消火 系 及び 補給 水 系による 原子 炉 注水 も実 施 可能 で ある 。
Ⅱ
緊急 用海 水 系に よる 残 留熱 除 去系 熱交 換 器へ の海 水 通水 も実 施 可能で ある 。

Ⅰ

代替 残留 熱 除去 系海 水 系に よ る残 留熱 除 去系 熱交 換 器へ の海 水 通
水は ，残留 熱 除去 系海 水 系 ，緊 急用 海 水 系に 比べ て 準備 に時 間 を要 する。

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉冷却 ※ ７

逃がし安全弁「全閉」※６Ⅱ

残 留 熱 除 去系 （ 原 子 炉 停 止 時 冷 却系 ） に よ
り 冷 却 を 継続 し ， 機 能 喪 失 し て いる 設 備 の復旧に努める第 5.1-2 図

崩壊熱除去機能喪失時の対応手順の概要

22

停止中の崩壊熱除去機能喪失

経過時間（時間）
1

2

3

4

5

備 考

実施箇所・必要要員数

事象発生

約 1 時間 プラント状況判断【 】は他作業後移動してきた要員

約 1.1 時間
責任者

発電長

1人

中央監視
運転操作指揮

補佐

副発電長

1人

運転操作指揮補佐

通報連絡者

災害対策要員2人

災害対策本部連絡
発電所外部連絡

操作項目

原子炉水温 100℃到達

操作の内容

運転員
(中央制御室)運転員(現場)

2 時間 残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水開始
約 2.1 時間 原子炉水位回復，原子炉安定停止状態確認

重大事故等対応要員(現場)●原子炉水温上昇，残留熱除去系の系統流量低下等による崩壊熱除去機
能喪失の確認●外部電源喪失の確認
1人
A

状況判断

−

10 分

−

●非常用ディーゼル発電機等自動起動確認

残留熱除去系（Ａ）●残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の停止確認
逃がし安全弁による原子炉の低圧状態維持

5.1-23

【1人】
A

−

−

●逃がし安全弁の開放操作

【1人】
A

−

−

●原子炉保護系母線の復旧準備操作−●原子炉保護系母線の復旧操作

2分
10 分

原子炉保護系母線の受電操作
−

2人
B，C

待機中残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水

【1人】
A

−

−

●待機中残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水

原子炉保護系母線の受電操作

【1人】
A

−

−

●原子炉保護系母線の復旧操作【1人】
A

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉冷却

85 分

5分
40 分

−

−

●待機中残留熱除去系（低圧注水系）の停止

【1人】
A

−

−

●残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）への系統構成

−

【2人】
B，C

−

●残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）への系統構成

【1人】
A

−

−

2分
30 分

●残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の起動操作

使用済燃料プールの冷却操作

必要要員数 合計6分

●残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）運転による原子炉状態監視

−

−

−

1人
A

2人
B，C

0人

残留熱除去系（Ｂ）

45 分

適宜監視
使用済燃料プールの除熱機能が喪失した場合でも，プール
水温度が80℃に到達するまでには1日以上の時間余裕があるため，本操作は対応可能な要員にて実施する。

●使用済燃料プールの冷却操作

第 5.1-3 図

崩壊熱除去機能喪失時の作業と所要時間

23原子炉水温 100℃到達（事象発生約 1.1 時間後）
水位回復後は崩壊熱相当の注水を実施し，その後停止時
冷却系による崩壊熱除去を実施（注水により水位は直ちに通常運転水位まで回復）

残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水開始（事象発生 2 時間後，水位は燃料有効長頂部から約 4.2m 上）

第5.1-4図

原子炉水位の推移

5.1-2424

1.0E+06

1.0E+05

1.0E+04
燃料を線源とした線量率が支配的な水位

1.0E+03

線 量 率1.0E+02

燃料及び上部格子板を線源とした線量率が支配的な水位（mSv／h）
目標線量率（10mSv／h）

1.0E+01
蒸気乾燥器及びシュラウド
ヘッドを線源とした線量率が支配的な水位
1.0E+00

1.0E-01

1.0E-02

水位の低下（燃料有効長頂部から約 4.2m）

遮蔽が維持される水位（10mSv／h）

1.0E-03
通常運転水位
燃料有効長頂部からの水位（m）

図5.1-5

原子炉水位と線量率

5.1-2525

添付資料 5.1.1

運転停止中の崩壊熱除去機能喪失及び全交流動力電源喪失における基準水位到達までの時間余裕と必要な注水量の計算方法について

運転停止中の崩壊熱除去機能喪失及び全交流動力電源喪失により，基準水位到達までの時間余裕と必要な注水量について，以下の式を用いて計算を行った。
なお，事象を詳しく評価するため，発生する崩壊熱は全て原子炉水温の上昇及び蒸発に寄与するものとし，原子炉圧力容器や水面からの放熱は考慮しない。

(1)

100℃に至るまでの時間
100℃に至るまでの時間は次の式で求める。
ｔ １ ＝（ｈ １ ０ ０ −ｈ ５ ２ ）×Ｖ ｃ ×ρ ５ ２ ／（Ｑ×3600）＝約 1.1[h]ｔ１：100℃に至るまでの時間[h]ｈ １ ０ ０ ：100℃の飽和水の比エンタルピ[kJ／kg]＝419.10

(2)

ｈ５２

：52℃の飽和水の比エンタルピ[kJ／kg]＝217.70

Ｖｃ：通常運転水位時の原子炉保有水の体積[m ３ ]＝381

ρ５２：52℃の水密度[kg／m ３ ]＝987

Ｑ：崩壊熱[kW]＝1.88×10 ４基準水位（燃料有効長頂部）又は放射線の遮蔽が維持される目安の水位に至るまでの時間
崩壊熱（蒸発）によって基準水位に至るまでの時間は次の式で求める。
ｔ＝ｔ １ ＋ｔ ２ ＝約 6.3[h]ｔ ２ ＝（ｈ ｓ −ｈ １ ０ ０ ）×Ｖ ｕ ×ρ ５ ２ ／（Ｑ×3600）＝約 5.2[h]添付 5.1.1-126

ｔ ：基準水位に至るまでの時間[h]ｔ ２ ：100℃到達から基準水位に至るまでの時間[h]ｈ ｓ ：飽和蒸気の比エンタルピ[kJ／kg]＝2675.57
Ｖ ｕ ：基準水位までの水の体積[m ３ ] ＝157(3)

必要な注水量崩壊熱によって喪失する冷却材を補うために必要な注水量は次の式で求める。
ｆ＝（Ｑ×3600）／（（ｈ ｓ −ｈ ｆ ）×ρ ｆ ）ｆ ：必要な注水量[m ３ ／h]ρ ｆ ：注水（飽和水）の密度[kg／m ３ ]ｈ ｆ ：注水（飽和水）の比エンタルピ[kJ／kg]

水源がサプレッション・プール（水温：32℃）の場合及び外部水源（水温 35℃）の飽和水の密度，飽和水の比エンタルピ及び必要注水量の評価結果は次のとおりである。
水源 サプレッション・
パラメータ

チェンバ

飽和水の密度（ρ ｆ ）[kg／m ３ ]

外部水源

995

994

飽和水の比エンタルピ（ｈ ｆ ）[kJ／kg]

134.11

146.64

必要注水流量（ｆ）[m ３ ／h]

約 26.7

約 26.9添付 5.1.1-2

27添付資料 5.1.2
重要事故シーケンスの選定結果を踏まえた有効性評価の条件設定

1.

「崩壊熱除去機能喪失」の重要事故シーケンスの選定
運転停止中原子炉における燃料損傷防止対策の有効性評価のうち，「崩壊熱除去機能喪失」の重要事故シーケンスは，他のほとんどの重要事故シーケンス等の選定と同様に，ＰＲＡから抽出された事故
シーケンスグループから，「実用発電用原子炉に係る運転停止中原子炉における燃料損傷防止対策の有効性評価に関する審査ガイド」（以下「 審 査 ガ イ ド 」と い う 。）に 示 さ れ た 着 眼 点 を 考 慮 し て 選 定 し て いる。
「崩壊熱除去機能喪失」の重要事故シーケンスは，審査ガイドに示された着眼点に加えて，事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」における評価内容との差別化を図ることを考慮し，次の事
故シーケンスを選定した。
・残留熱除去系の故障（ＲＨＲ喪失）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗2.

重要事故シーケンスに対する燃料損傷防止対策の選定
有効性評価では，設計基準事故対処設備の機能喪失により燃料損
傷に至る重要事故シーケンスに対し，重大事故等対処設備を用いて燃料損傷を防止することができることを確認する。この観点では，全ての崩壊熱除去機能及び注水機能の喪失を想定して重大事故等対処設備を用いて燃料損傷を防止することができることの有効性を評
価 す る こ と も 考 え ら れ る が ，こ の 場 合 ，事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ「 全交流動力電源喪失」において選定した重要事故シーケンスで有効性
添付 5.1.2-1

28

を評価する対策と同じ対策の有効性を評価することとなる。
こ の た め ，「 崩 壊 熱 除 去 機 能 喪 失 」の 重 要 事 故 シ ー ケ ン ス に 対 す る
有効性評価では，審査ガイドの主要解析条件及び対策例を参照し，待機中の残留熱除去系によって崩壊熱除去機能を確保し，燃料損傷を防止可能であることを確認している。

3.

プラント状態の選定
重要事故シーケンスの選定プロセスでは，同じ事故シーケンスグ
ループに含まれる事故シーケンスの中から有効性評価の対象とする
重要事故シーケンスを選定しているが，プラント状態（以下「ＰＯＳ 」と い う 。）に つ い て は 選 定 し て お ら ず ，有 効 性 評 価 の 評 価 条 件 を設定する際に選定している。
「 崩 壊 熱 除 去 機 能 喪 失 」の 事 故 シ ー ケ ン
スグループにおいては，代替の崩壊熱除去機能及び原子炉への注水機能を用いて炉心損傷を防止することとなる。このため，ＰＯＳを選定する上では，事象発生から燃料損傷に至るまでの時間余裕が短い，すなわち崩壊熱が高く，保有水量が少ないプラント状態を選定することが適切であると考えられる。時間余裕が最も短いＰＯＳは
ＰＯＳ−Ｓであり，次にＰＯＳ−Ａ，その次がＰＯＳ−Ｂという順となる。保有水の観点では原子炉水位が通常運転水位付近の可能性があるＰＯＳ−Ｓ，ＰＯＳ−Ａ，ＰＯＳ−Ｃ及びＰＯＳ−Ｄが厳しい。
次に崩壊熱除去・注水機能を持つ設備の事故時の使用可否について考えると，ＰＯＳ−Ｓ及びＰＯＳ−Ｄの原子炉停止直後・起動準備において，給水系を除く緩和設備が原子炉運転中と同様に待機状
態 又 は 早 期 復 旧 に よ り 使 用 可 能 な 状 態 で あ る ※ 。そ の た め ，緩 和 設 備
添付 5.1.2-2

29

についてはＰＯＳ−Ｓ及びＰＯＳ−Ｄ以外のＰＯＳ−Ａ〜ＰＯＳ−
Ｃが厳しい条件となる。
な お ，原 子 炉 圧 力 容 器 蓋 閉 時 は 原 子 炉 圧 力 の 上 昇 が 考 え ら れ る が ，急激に原子炉圧力が上昇するような事象ではないこと，原子炉圧力が上昇しても逃がし安全弁で減圧できることから低圧注水系が使用できるとしている。
このため，本評価では，ＰＯＳ−Ｓの次に崩壊熱が高く，原子炉
圧力容器内の保有水量が少ないことに加え，使用可能な緩和設備が原子炉運転中と同等であるＰＯＳ−Ｓ，ＰＯＳ−Ｓ以外のＰＯＳとして，ＰＯＳ−Ａを選定している。なお，ＰＯＳ−Ａは「ＰＣＶ／ＲＰＶ開放への移行状態」と定義される状態であり，原子炉ウェル
水張り完了までの期間であるが，本評価では燃料損傷までの時間余裕の観点から厳しくなる，原子炉圧力容器内の保有水量が少ない原
子炉圧力容器閉鎖状態を想定した。
停 止 時 レ ベ ル 1Ｐ Ｒ Ａ に お け る Ｐ Ｏ Ｓ の 分 類 及 び 定 期 検 査 工 程 の
概 要 を 第 1図 に 示 す 。ま た ，Ｐ Ｏ Ｓ の 選 定 方 法 及 び 原 子 炉 圧 力 容 器 の
閉 鎖 ／ 開 放 状 態 を 第 1表 に 示 す 。

※ 一 例 と し て 後 述 す る「 添 付 資 料 5.1.5

6.Ｒ Ｃ Ｉ Ｃ に よ る 注 水 に ついて」に示すとおり，ＰＯＳ−Ｓ及びＰＯＳ−Ｄにおいては原子炉圧力容器が閉鎖状態であるため，原子炉圧力が上昇した後は原
子炉隔離時冷却系による注水も使用可能となる。

4.

他の燃料損傷防止対策を想定した場合の影響
本評価で確認している，待機中の残留熱除去系による崩壊熱除去
添付 5.1.2-330

機 能 確 保 と は 別 の 燃 料 損 傷 防 止 対 策 と し て ，低 圧 代 替 注 水 系（ 常 設 ）又は待機中のＥＣＣＳによる原子炉注水が考えられるが，低圧代替
注水系（常設）については「全交流動力電源喪失」で選定される重要事故シーケンスにおいて，本評価と同じＰＯＳ−Ａでその有効性を確認している。また，待機中のＥＣＣＳについては，注水流量が
低 圧 代 替 注 水 系（ 常 設 ）に 比 べ て 多 い こ と か ら ，低 圧 代 替 注 水 系（ 常設）の有効性評価に包絡される。

添付 5.1.2-4

31

POS
定検日数
代表水位
ＣＲＤ点検
ＬＰＲＭ点検

A
S
1 2 3
通常水位

4

5

B1
6

7

8

B5
B2
B3
B4
B6
C1
C2
D
9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82
通常水位
原子炉ウェル満水

ＲＨＲ−Ａ
除熱系
ＲＨＲ−Ｂ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ
ＨＰＣＳ
注水系

ＬＰＣＳ

ＬＰＣＩ−Ａ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−ＣＲＨＲＳ−Ａ
補機冷却系
ＲＨＲＳ−Ｂ

添付5.1.2-5

ＤＧ−２Ｃ
電源系

ＤＧ−２Ｄ
ＨＰＣＳ−ＤＧ
日数

1
除熱系

使用可能
緩和設備

注水系

2

※1 RHR-A
RHR-B
HPCS
LPCS
LPCI-A※2 LPCI-B
CST-A
CST-B

5

3

14

8

12

13

8

9

7

RHR-A

RHR-B

RHR-B

RHR-A

LPCI-B
CST-A

LPCI-B
CST-B

RHR-A
RHR-B
HPCS
LPCS
LPCI-A
LPCI-B
LPCI-C
CST-A
CST-B

RHR-A
RHR-B
HPCS
LPCS
LPCI-A
LPCI-B
LPCI-C
CST-A
CST-B

RHR-B

LPCI-A
CST-A

RHR-A
RHR-B
HPCS
LPCS
LPCI-A
LPCI-B
CST-A
CST-B

RHR-A
RHR-B
HPCS
LPCS
LPCI-A
LPCI-B
LPCI-C
CST-A
CST-B

HPCS
LPCS
LPCI-A
CST-A
CST-B※1：RHR-A，RHR-B※2：HPCS，LPCS，LPCI-A，LPCI-B，LPCI-C，CST-A，CST-B
：運転

：待機

第1図

：待機除外

停止時レベル 1ＰＲＡにおけるＰＯＳの分類及び施設定期検査工程

HPCS
LPCS
LPCI-B
LPCI-C
CST-A
CST-B

32

第1表
プラント状態（ＰＯＳ）

各プラント状態における評価項目に対する影響（崩壊熱除去機能喪失及び全交流動力電源喪失）
包絡事象

重大事故等対処設備等

S

原子炉冷温停止への移行状態「崩壊熱除去機能喪失（ＰＯＳ−Ａ）」，及び「全交流動力電源喪失（ＰＯＳ−Ａ）」を想定した有効性評価の条件に包絡・残留熱除去系−Ａ，Ｂ，Ｃ・高圧炉心スプレイ系
・低圧炉心スプレイ系
・低圧代替注水系（常設）A

ＰＣＶ／ＲＰＶ開放への移行状態−

・残留熱除去系−Ａ，Ｂ
・高圧炉心スプレイ系
・低圧炉心スプレイ系
・低圧代替注水系（常設）
・残留熱除去系−Ａ・低圧代替注水系（常設）・低圧代替注水系（可搬型）・代替燃料プール注水系（常設）
・代替燃料プール注水系（可搬型）

B1「全交流動力電源喪失（ＰＯＳ−Ａ）」及び「使用済燃料プール 想定事故１」を想定した有効性評価の条件に包絡B2・残留熱除去系−Ｂ
・低圧代替注水系（常設）・低圧代替注水系（可搬型）・代替燃料プール注水系（常設）
・代替燃料プール注水系（可搬型）

添付5.1.2-6

・残留熱除去系−Ｂ
・低圧代替注水系（常設）・低圧代替注水系（可搬型）・代替燃料プール注水系（常設）
・代替燃料プール注水系（可搬型）B3

燃料有効長頂部の冠水

閉鎖

原子炉圧力容器が未開放であり，原子炉圧力容器
蓋，蒸気乾燥器及び気水分離器の遮蔽にも期待でき
ＰＯＳ−Ａに同じ。
ることから，必要な遮蔽は確保される。
（添付資料5.1.5）

有効性評価において評価項目を満足することを確認している。

閉鎖

有効性評価において評価項目を満足することを確認している。
（原子炉圧力容器が未開放であり，原子炉圧力容器
蓋，蒸気乾燥器及び気水分離器の遮蔽にも期待できることから，必要な遮蔽は確保される（添付資料5.1.5））

開放

原子炉ウェル満水時は保有水量が多いため，遮蔽が維持される水位到達前に注水が可能である。
ＰＯＳ−Ａに同じ。
また，使用済燃料プールにおける放射線の遮蔽確保 燃料の取出・装荷に関わる作業はについては「使用済燃料プール 想定事故1」に包 「反応度誤投入」に包絡。
絡される。

B4

ＰＯＳ−Ａに比べて崩壊熱が低く，保有水量が多いことから，燃料有効長頂部が露出するまでの時間余裕は長くなるため，ＰＯＳ−Ａを想定した有効性評価に包絡される。。
また，高圧炉心スプレイ系等による原子炉注水に加え，プールゲー
ト開放時は代替燃料プール注水系（常設）及び代替燃料プール注水
系（可搬型）による使用済燃料プールへの注水により，燃料有効長
頂部の冠水は維持できる。

B5「全交流動力電源喪失（ＰＯＳ−Ａ）」，及び「使用済燃料プール 想定事故１」を想定した有効性評価の条件に包絡・残留熱除去系−Ａ・高圧炉心スプレイ系
・低圧炉心スプレイ系
・低圧代替注水系（常設）・低圧代替注水系（可搬型）・代替燃料プール注水系（常設）
・代替燃料プール注水系（可搬型）

ＰＯＳ−Ａに比べて崩壊熱が低く，保有水量が多いことから，燃料有効長頂部が露出するまでの時間余裕は長くなる。
崩壊熱除去機能喪失の発生により残留熱除去系の喪失となるが，高圧炉心スプレイ系等よる原子炉への注水に加え，プールゲート開放
時は代替燃料プール注水系（常設）及び代替燃料プール注水系（可搬型）による使用済燃料プールへの注水により，燃料有効長頂部の冠水は維持できる。

B6「崩壊熱除去機能喪失（ＰＯＳ−Ａ）」，「全交流動力電源喪失（ＰＯＳ−Ａ）」，及び「使用済燃料プール 想定事故１」を想定した有効性評価の条件に包絡・残留熱除去系−Ａ，Ｂ，Ｃ・高圧炉心スプレイ系
・低圧炉心スプレイ系
・低圧代替注水系（常設）・低圧代替注水系（可搬型）・代替燃料プール注水系（常設）
・代替燃料プール注水系（可搬型）

ＰＯＳ−Ａに比べて崩壊熱が低く，保有水量が多いことから，燃料有効長頂部が露出するまでの時間余裕は長くなるため，ＰＯＳ−Ａを想定した有効性評価に包絡される。。
また，高圧炉心スプレイ系等による原子炉注水に加え，プールゲー
ト開放時は代替燃料プール注水系（常設）及び代替燃料プール注水
系（可搬型）による使用済燃料プールへの注水により，燃料有効長
頂部の冠水は維持できる。

C1「崩壊熱除去機能喪失（ＰＯＳ−Ａ）」，及び「全交流動力電源喪失（ＰＯＳ−Ａ）」を想定した有効性評価の条件に包絡・残留熱除去系−Ａ，Ｂ，Ｃ・高圧炉心スプレイ系
・低圧炉心スプレイ系
・低圧代替注水系（常設）・低圧代替注水系（可搬型）

ＰＯＳ−Ａに比べて崩壊熱が低く，燃料有効長頂部が露出するまでの時間余裕は長くなるため，ＰＯＳ−Ａを想定した有効性評価に包絡される。

「全交流動力電源喪失（ＰＯＳ−Ａ）」を想定した有効性評価の条件に包絡・残留熱除去系−Ｂ，Ｃ・高圧炉心スプレイ系
・低圧炉心スプレイ系
・低圧代替注水系（常設）・低圧代替注水系（可搬型）

崩壊熱除去機能喪失の発生により残留熱除去系の喪失となるが，Ｐ
ＯＳ−Ａに比べて崩壊熱が低く，燃料有効長頂部が露出するまでの時間余裕は長くなるため，ＰＯＳ−Ａを想定した「全交流動力電源喪失」の有効性評価に包絡される。

「崩壊熱除去機能喪失（ＰＯＳ−Ａ）」，及び，「全交流動力電源喪失（ＰＯＳ−Ａ）」を想定した有効性評価の条件に包絡・残留熱除去系−Ａ，Ｂ，Ｃ・高圧炉心スプレイ系
・低圧炉心スプレイ系
・低圧代替注水系（常設）・低圧代替注水系（可搬型）

ＰＯＳ−Ａに比べて崩壊熱が低く，燃料有効長頂部が露出するまでの時間余裕は長くなるため，ＰＯＳ−Ａを想定した有効性評価に包
絡される。

C2

D

起動準備状態※重大事故等対処設備等のうち下線が引いてあるものは，津波襲来時にも使用可能な設備

有効性評価において評価項目を満足することを確認している。
制御棒引き抜きに関わる試験は「反応度誤投入」に包絡。

ＰＯＳ−Ａに比べて崩壊熱が低く，保有水量が多いことから，燃料有効長頂部が露出するまでの余裕時間は長くなる。
崩壊熱除去機能喪失の発生により残留熱除去系の喪失となるが，低圧代替注水系（常設）及び低圧代替注水系（可搬型）による原子炉への注水に加え，プールゲート開放時は代替燃料プール注水系（常設）及び代替燃料プール注水系（可搬型）による使用済燃料プールへの注水により，燃料有効長頂部の冠水は維持できる。

・残留熱除去系−Ａ，Ｂ
・高圧炉心スプレイ系
・低圧炉心スプレイ系
・低圧代替注水系（常設）・低圧代替注水系（可搬型）・代替燃料プール注水系（常設）
・代替燃料プール注水系（可搬型）

ＰＣＶ／ＲＰＶ閉鎖への移行状態

未臨界の確保ＰＯＳ−Ａに比べて崩壊熱は高いため，燃料有効長頂部が露出するまでの時間余裕（約5.3時間）は短いが，有効性評価で考慮している操作開始時間（約2時間）で燃料損傷を防止できることから，Ｐ
ＯＳ−Ａを想定した有効性評価の条件に包絡される。

「崩壊熱除去機能喪失（ＰＯＳ−Ａ）」，「全交流動力電源喪失（ＰＯＳ−Ａ）」，及び「使用済燃料プール 想定事故１」を想定した有効性評価の条件に包絡原子炉ウェル満水状態

運転停止中の評価項目
原子炉圧力容器
放射線の遮蔽が維持できる水位の確保
蓋の開閉状態閉鎖
原子炉圧力容器が未開放であり，原子炉圧力容器
蓋，蒸気乾燥器及び気水分離器の遮蔽にも期待でき
ＰＯＳ−Ａに同じ。
ることから，必要な遮蔽は確保される。
（添付資料5.1.5）

閉鎖33

添付資料 5.1.3
崩壊熱除去機能喪失及び全交流動力電源喪失における崩壊熱設定の考え方

1.

本評価における崩壊熱の設定
運転停止中の原子炉における燃料損傷防止対策の有効性評価のうち ，「 崩 壊 熱 除 去 機 能 喪 失 」及 び「 全 交 流 動 力 電 源 喪 失 」の 重 要 事 故シーケンスに対する有効性評価では，原子炉スクラムによる原子炉
停 止 か ら 1日 後 の 崩 壊 熱 を 用 い て 原 子 炉 水 温 の 上 昇 及 び 蒸 発 に よ る
原子炉水位の低下を評価している。
一般に，定期検査期間が数十日であることを考慮すると，原子炉
停 止 か ら 1日（ 24時 間 ）後 の 崩 壊 熱 を 用 い る こ と は 保 守 的 な 設 定 で あると考えられるが，仮に原子炉停止からの時間がより短い時点での崩壊熱を用いれば，より厳しい評価条件となる。
※：原 子 炉 停 止 か ら 1 日（ 24時 間 ）後 と は 全 制 御 棒 全 挿 入 か ら の 時 間 を 示 している。通常停止操作において原子炉の出力は全制御棒全挿入完了及び発電機解列以前から徐々に低下させるが，崩壊熱評価はスクラムのような瞬時に出力を低下させる保守的な計算条件となっている。具体的には制御棒の挿入開始及び発電機解列の実績は，全制御棒全挿入完
了 を 基 準 と す る と そ れ ぞ れ 十 数 時 間 以 前 ，2〜 3 時 間 以 前 と な っ て お り ，
実際の崩壊熱は評価値より小さくなる。

2.

より厳しい崩壊熱を設定した場合の時間余裕への影響
プラント停止時の期間を復水器真空破壊からとすると，通常，復水器真空破壊のタイミングは通常のプラント停止操作における全制
御 棒 挿 入 完 了 か ら 12時 間 以 上 経 過 し て い る 。 仮 に ， 原 子 炉 ス ク ラ ム
添付 5.1.3-1

34

に よ る 原 子 炉 停 止 か ら 12時 間 後 の 崩 壊 熱 に よ っ て ， 燃 料 有 効 長 頂 部
ま で 原 子 炉 水 位 が 低 下 す る ま で の 時 間 余 裕 は 約 5.3 時 間 で あ る こ とか ら ，時 間 余 裕 の 観 点 で は 約 1時 間 短 く な る が ，本 重 要 事 故 シ ー ケ ン
スにおける「崩壊熱除去機能喪失」では事象発生から原子炉注水開
始 ま で の 対 応 は 2時 間 ，「 全 交 流 動 力 電 源 喪 失 」 で は 24分 で あ る こ とから，十分対応可能な範囲である。
また，必要な遮蔽の確保の観点においても，現場作業員の退避まで の 時 間 余 裕 は 原 子 炉 停 止 か ら 1日（ 24時 間 後 ）の 崩 壊 熱 の 場 合 は 約
4.5時 間 に 対 し て ，12時 間 後 の 場 合 は 約 3.8時 間 後 と 短 く な る も の の ，十分退避可能である。
（ 添 付 資 料 5.1.5）
このように，崩壊熱の設定によっては原子炉注水及び現場作業員の退避の時間余裕に変動が生じるが，最確条件より高めの崩壊熱を設 定 し て い る こ と ,及 び 原 子 炉 注 水 ま で の 時 間 余 裕 の 評 価 で は 崩 壊熱の減衰を考慮していないこと等，様々な保守性を含めた評価としていることから，本重要事故シーケンスにおいて，原子炉注水が間に合わず，燃料損傷に至る状況，及び作業員が過度な被ばくを受ける状況は想定し難いものと考える。

添付 5.1.3-235添付資料 5.1.4
安定停止状態について（運転停止中

崩壊熱除去機能喪失）

運転停止中の崩壊熱除去機能喪失時の安定停止状態については以下のとおり。
原子炉安定停止状態：事象発生後，設計基準事故対処設備及び重大事故等対処設備を用いた炉心冷却により，炉心冠水が維持でき，また，冷却のための設備
が そ の 後 も 機 能 維 持 で き る と 判 断 さ れ ，か つ ，必要な要員の不足や資源の枯渇等のあらかじめ想定される事象悪化のおそれがない場合，
安定停止状態が確立されたものとする。
【安定状態の確立について】
原子炉安定停止状態の確立について
崩壊熱除去機能喪失により原子炉水温が上昇し，沸騰開始による原子炉水位の低下が始まるが，待機していた残留熱除去系（低圧注水系）による注水継続により原子炉水位は回復し，炉心の冷却が維持される。
その後，残留熱除去系を原子炉停止時冷却系に切り替え，原子炉除熱を開始することで冷温停止状態に移行し，原子炉安定停止状態が確立される。
重大事故等対策時に必要な要員は確保可能であり，また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
【安定停止状態の維持について】
上記の燃料損傷防止対策により安定停止状態を維持できる。
また，残留熱除去系の機能を維持し，除熱を行うことにより，安定停止状態後の状態維持が可能である。

添付 5.1.4-1

36添付資料 5.1.5
原子炉停止中崩壊熱除去機能喪失及び全交流動力電源喪失時における放射線の遮蔽維持について

運 転 停 止 中 の「 崩 壊 熱 除 去 機 能 喪 失 」，及 び「 全 交 流 動 力 電 源 喪 失 」における放射線の遮蔽維持について評価を行い，事故時の作業員の退避を考慮すると，退避までの間，放射線の遮蔽維持に必要な水位（目安と考え る 10mSv／ h ※ ） が 維 持 さ れ る こ と を 確 認 し た た め ， そ の 結 果 を 以 下 に示す。
※ ： 必 要 な 遮 へ い の 目 安 と す る 線 量 率 は ， 緊 急 作 業 時 の 被 ば く 限 度 （ 100mSv）
及 び 緊 急 作 業 時 の 被 ば く 限 度 を 適 用 す る 作 業 区 域 （ 15mSv を 超 え る 区 域 ）等の条件から十分余裕のある値であり，かつ定期検査作業での原子炉建屋
最 上 階 に お け る 現 場 作 業 の 実 績 値 （ 3.5mSv／ h（ 東 海 第 二 発 電 所
年 8月

平 成 28

蒸 気 乾 燥 器 及 び 気 水 分 離 器 取 外 し 作 業 の 例 ））を 考 慮 し て 10mSv／

h とした。

なお，事故対応に関わる操作は，原子炉建屋最上階のように現場の線量率が大きく上昇する場所では実施しないため，作業員の現場退避を評
価の代表とした。
また，放射線の遮蔽を検討する際，原子炉圧力容器開放作業の流れ，
原子炉圧力容器等構造物，原子炉水位が重要となるため，それらを考慮した評価とした。

1.

原子炉圧力容器開放作業の流れ○原子炉圧力容器開放作業の流れ①原子炉圧力容器開放作業の開始前，コンクリートハッチ取外し，原子 炉 格 納 容 器 蓋 取 外 し （ 第 1 図 中 の 1， 2・ 3， 4）
原子炉を停止後，残留熱除去系（停止時冷却系）で除熱可能な圧

添付 5.1.5-137

力に減圧されるまでは，原子炉は主蒸気系を介して，復水器によって除熱される。残留熱除去系（停止時冷却系）による除熱を開始した後，復水器真空破壊を経て，復水器による除熱を停止する。
これらの原子炉の冷温停止状態に向けた操作と並行して，コンク
リートハッチ及び原子炉格納容器蓋の取外し作業を実施する。

② 原 子 炉 圧 力 容 器 蓋 取 外 し （ 第 1 図 中 の 5）原子炉が冷温停止状態になった後，原子炉の水位を徐々に上昇させ，原子炉圧力容器保温材及び原子炉圧力容器蓋を開放する（原子炉 圧 力 容 器 開 放 時 の 水 位 は フ ラ ン ジ 下 0.5m 程 度 ）。

③ 蒸 気 乾 燥 器 取 外 し （ 第 1 図 中 の 6）
蒸気乾燥器をドライヤー気水分離器貯蔵プールへと移動する（蒸気 乾 燥 器 は 気 中 移 動 ）。

④ 気 水 分 離 器 取 外 し （ 第 1 図 中 の 7）
気水分離器をドライヤー気水分離器貯蔵プールへと移動する（気水 分 離 器 は 水 中 移 動 ）。

なお，原子炉起動に向けて実施する原子炉圧力容器閉鎖作業においては開放作業の逆の流れで実施される。この状況においては原子炉圧
力容器開放作業時に比べ，原子炉停止後の冷却時間が長く燃料の崩壊
熱及び線源強度が小さくなる。そのため，放射線の遮蔽維持における影響は原子炉圧力容器開放作業時に包絡される。
（ 添 付 資 料 5.1.2）

添付 5.1.5-238

＜参考＞原子炉開放の流れ※

原子炉圧力容器の取外し作業に向けてフランジ部付近まで原子炉水位を上昇

第 1図

原子炉圧力容器開放作業の流れ※ http://www.tepco.co.jp/nu/f2-np/handouts/j140528a-j.pdf
東海第二発電所では蒸気乾燥器の取外しが気中移動

添付 5.1.5-3

39

40

源からの放射線の多くはこれらに遮られ，原子炉建屋上階での線量率は十分小さくなる。そのため，原子炉圧力容器開放作業の開始前において，原子炉水位低下に伴う放射線の遮蔽の評価は不要である。
※ ： 一 例 と し て ６ ０ Ｃ ｏ を 線 源 と し た 時 の 10cm の 鉄 の 実 効 線 量 透 過 率 は 約
8.2E-02， 155cm の コ ン ク リ ー ト の 実 効 線 量 透 過 率 は 約 4.1E-07 で あ る 。
（ 参 考 ： 放 射 線 施 設 の し ゃ へ い 計 算 実 務 マ ニ ュ ア ル 2000 公 益 財 団 法 人
原子力安全技術センター）① -2

コンクリートハッチ取外し，原子炉格納容器蓋取外し（第 1 図中の 2・ 3， 4）

コンクリートハッチ，原子炉格納容器蓋の開放後は，これらの遮蔽効果には期待できなくなるが，原子炉圧力容器蓋，蒸気乾燥器，気水
分離器の遮蔽効果に期待できる。さらに原子炉圧力容器蓋の開放作業に向けて，原子炉の水位の上昇操作を実施するため，上昇した原子炉水位の遮蔽効果にも期待できる。この状態で原子炉建屋最上階にて原子炉圧力容器開放に向けた作業を実施していることも考えられるため，コンクリートハッチ及び原子炉格納容器蓋の遮蔽に期待しない場合の現場線量率の評価が必要である。

② 原 子 炉 圧 力 容 器 蓋 取 外 し （ 第 1 図 中 の 5）
原 子 炉 圧 力 容 器 蓋 開 放 時 は フ ラ ン ジ 下 0.5m 程 度 ま で 水 位 を 上 昇 させた後，開放作業を実施する。この際，水位上昇により炉心燃料や上部格子盤からの放射線の影響は非常に小さくなる。また，保有水量が多 く な る た め ，沸 騰 開 始 ま で の 時 間 は 更 に 長 く な る（ 約 1.4 時 間 程 度 ）。
仮に原子炉圧力容器蓋を取外し中に全交流動力電源喪失事象等の事
故事象が発生した際を考えても，原子炉圧力容器蓋を完全に移動させ

添付 5.1.5-541

てなければ，その遮蔽に期待できる。
また，取り外した後の状態にて全交流動力電源喪失の水位低下を仮定した場合も，原子炉水位をフランジより更に上昇させている可能性があること，炉心燃料及び上部格子板からの放射線影響は後述する原子炉冷却材の流出の原子炉水位と線量率の関係（第 7 図）に包絡できる こ と か ら ， 必 要 な 遮 蔽 の 目 安 と し た 10mSv／ h を 超 え る こ と は な い 。
なお，蒸気乾燥器及び気水分離器からの放射線影響においても線源強度が大きくないこと，水位低下により露出する蒸気乾燥器は通常作業でも気中移動させる設備であることから，これらを考慮しても必要な遮蔽は維持される。
以上より，原子炉水位低下に伴う放射線の遮蔽の評価は不要である（ 上 記 の ① -2 で の 評 価 に 包 絡 ）。

③ 蒸 気 乾 燥 器 取 外 し （ 第 1 図 中 の 6） 及 び ④ 気 水 分 離 器 取 外 し （ 第 1 図
中 の 7）
蒸 気 乾 燥 器 の 取 り 出 し に 合 わ せ ，水 位 を 上 昇 さ せ て い く 状 態 で あ り ，
崩壊熱除去機能喪失や全交流動力電源喪失事象が発生した場合においても，沸騰開始及び水位低下まで十分に時間余裕があるため，原子炉
水位低下に伴う放射線の遮蔽の評価は不要である。

4.

放射線の遮蔽維持に必要な水位
放 射 線 の 遮 蔽 維 持 に 必 要 な 水 位 （ 目 安 と 考 え る 10mSv／ h） は ， 3 章

での検討を踏まえ，「 ① -2

コ ン ク リ ー ト ハ ッ チ 取 外 し ，原 子 炉 格 納 容

器 取 外 し （ 第 1 図 中 の 2・ 3， 4）」 の 状 態 を 想 定 し て 評 価 を 行 っ た 。
線 量 率 の 算 出 は ，「 添 付 資 料 4.1.2「 水 遮 蔽 厚 に 対 す る 貯 蔵 中 の 使 用済燃料からの線量率」の算出について」と同様にＱＡＤ−ＣＧＧＰ２

添付 5.1.5-6

42

43

源強度を使用する。
・ 燃 料 照 射 期 間 ： 10 ６ 時 間・運 転 停 止 後 の 期 間 ：停 止 12 時 間 ※ ２ （ 原 子 炉 未 解 放 状 態 で の実績を考慮して設定した値）
・ 燃 料 集 合 体 当 た り の 熱 出 力 ： 4.31MW／ 体 （ Ｓ Ｔ Ｅ Ｐ Ⅲ ９ ×
９Ａ型）
・ 燃 料 集 合 体 体 積 ： 7.179E+04cm ３ （ Ｓ Ｔ Ｅ Ｐ Ⅲ ９ ×９ Ａ 型 ）※ １ ： Blizard E.P. and Abbott L.S.,ed.,Vol.Ⅲ Part B,SHIELDINGREACTOR HANDBOOK.2nd ed.

, INTERSCIENCE PUBLISHERS,New

York,London,1962※ ２：停 止 後 の 期 間 は 全 制 御 棒 全 挿 入 か ら の 時 間 を 示 し て い る 。通 常 停止操作において原子炉の出力は全制御棒全挿入完了及び発電機
解 列 以 前 か ら 徐 々 に 低 下 さ せ る が ，線 源 強 度 評 価 は 崩 壊 熱 評 価 と同様にスクラムのような瞬時に出力を低下させる保守的な計算条件となっている。

○計算モデル：円柱線源
線量率計算モデルを第 3 図に示す。また，計算により求めた線
源強度を第 2 表に示す。

添付 5.1.5-8

44

45

46

47

48

49

50

51

52

53

1.0E+06

1.0E+05

1.0E+04

1.0E+03線
1.0E+02量

必要 な遮 蔽を 確保 で きる水 位（ 10mSv ／ h）
燃 料 有 効 長 頂 部 の 約 1.7 m 上

率

目 標 線 量 率 （ 10mSv／ h）

1.0E+01（ mSv ／ h ）1.0E+00

1.0E-01

1.0E-02

1.0E-03
燃 料 有 効 長 頂 部 か ら の 水 位 （ m）

第 7図

原子炉水位と炉心燃料及び上部格子板からの線量率

添付 5.1.5-18

54

(4)

必要な遮蔽を確保できる水位到達までの時間余裕
崩壊熱除去喪失及び全交流動力電源喪失から放射線の遮蔽維持に

必 要 な 水 位 到 達 ま で の 時 間 を ，「 添 付 資 料 5.1.1」 の 「 原 子 炉 圧 力 上昇による原子炉冷却材蒸発の抑制効果を考慮しない簡易計算」を用いて求めた。
計 算 は 後 述 す る「 添 付 5.1.6」の 評 価 条 件 の 不 確 か さ を 踏 ま え ，原子 炉 停 止 後 12 時 間 後 と 1 日 後 の 2 ケ ー ス を 実 施 し た 。
算出条件及び算出結果を第 1 表に示す。
評価より，原子炉停止 1 日後の状態は崩壊熱除去機能喪失時の注
水 ま で の 時 間（ 2 時 間 ），全 交 流 動 力 電 源 喪 失 時 の 注 水 ま で の 時 間（ 24分）に対して十分であることが分かった。
ま た ， 原 子 炉 停 止 後 12 時 間 後 の 状 態 で は ， 保 守 的 な 「 添 付 資 料
5.1.1」の 簡 易 計 算 を 用 い た 場 合 ，現 場 の 線 量 率 が 目 安 と 考 え る 10mSv／ h を 約 2.9 時 間 後 に 超 え る こ と が 分 か っ た 。

第1表

必要な遮蔽を確保できる水位到達までの時間余裕の算出条件と結果
原子炉初期崩壊熱（MW） 必 要 な 遮 蔽

燃料有効長

崩壊熱除去

全交流動力

後の時間（h） 水温（℃）

を確保でき

頂部までの

機能喪失時

電源喪失時

る水位到達

時間余裕（h） の 注 水 ま で

の注水まで

までの時間

の時間（h）の時間（h）

原子炉停止

余裕（h）
12 時間
（不確かさ
で確認する

100

約 22.4

約 3.8 時間

約 5.3 時間

2 時間以内※１

24 分

52

約 18.8

約 4.5 時間

約 6.3 時間

2 時間

24 分

ケース）
24 時間
（有効性評
価で確認す
るケース）
※１：水位低下の発生が早まるため，運転員の事象認知が早まる。

添付 5.1.5-19

55

5.

事故時の退避について
事故発生時の原子炉建屋最上階又は原子炉格納容器内にいる現場作

業員の退避について確認した。事象発生時，当直長のページングによる 退 避 指 示 ， 又 は 現 場 の 状 況 変 化 に よ り ， 作 業 員 は 異 常 を 認 知 し ， 30
分程度で原子炉建屋最上階又は原子炉格納容器内より退避する，全交
流動力電源喪失により現場の照明設備が消灯することも考えられるが，作業員はヘッドライト等のバッテリー式の照明を保有しており，現場
環 境 が 悪 化 す る 前 （ 4 章 よ り 最 短 約 3.8 時 間 ） の 退 避 が 十 分 可 能 で ある。
なお，作業者の避難が必要な場合は，避難指示，立入制限が実施されるため，作業者は緊急作業を除き現場の安全性が確認される前に再入域することはない。
復旧に際しては放射能汚染等を確認し，現場の安全性が確認された後実施する。

6.

ＲＣＩＣによる注水について
Ｒ Ｃ Ｉ Ｃ の 設 計 と し て ， 作 動 に は 1.04MPa[gage]以 上 の 原 子 炉 圧 力を必要としており，停止時の原子炉の初期圧力は大気圧程度まで低下しているため，評価においてＲＣＩＣによる注水に期待していない。
ただし，有効性評価で想定しているような原子炉未開放状態において事象進展とともに原子炉の圧力が上昇し，ＲＣＩＣによる注水が可能となることが考えられる。なお，ＲＣＩＣの点検の準備として弁の電源等に隔離操作（アイソレーション）を実施していることも考えられるが，これらの事故時にＲＣＩＣでの注水を必要とした際は，運転員がただちに復旧を実施することが可能であるため，ＲＣＩＣの使用の問題とならない。

添付 5.1.5-20

56

7.

まとめ
崩壊熱除去機能喪失及び全交流動力電源喪失で想定する原子炉停止

1 日後において，必要な遮蔽を確保できる水位を下回ることはない。
ま た ，評 価 条 件 の 不 確 か さ を 考 慮 し て 原 子 炉 停 止 12 時 間 後 の 状 態 を想定した場合でも，現場の作業員の退避を考慮すると 4 章で評価した
必 要 な 遮 蔽 を 確 保 で き る 水 位 到 達 ま で の 時 間 余 裕 で あ る 約 3.8 時 間 に比べ十分時間がある。
以上より，運転員及び作業員が現場にいる間，放射線の遮蔽は維持される。

添付 5.1.5-21

57

評価条件の不確かさの影響評価について（運転停止中
第 1表

崩壊熱除去機能喪失）

評価条件を最確条件とした場合の運転員の操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（運転停止中

項目

燃料の崩壊熱評価条件（初期，事故及び機器条件）の不確かさ
評価条件
最確条件

約 18.8MW（ANSI/ANS-5.1-1979）（原子炉停止後 1 日）

18.8MW 以下（実績値）

評価条件設定の考え方

停止後の時間については，停止後の時間が短くなるように 1 日後の状態を想定初期条件

添付資料 5.1.6-1

運転員等の操作時間に与える影響

評価項目となるパラメータに与える影響

最確条件では評価条件で設定している燃料の崩
壊熱より小さくなるため，
原子炉水温上昇及び原
子炉水位低下速度は緩やかになるが，原子炉への注水操作は崩壊熱に応じた対応をとるものではなく，崩壊熱除去機能喪失による異常の認知を起点とするものであるため，運転員等操作時間に与える影響はない。

最確条件では評価条件で設定している燃料の崩壊熱より小さくなるため，原子炉水温上昇及び原子炉水位低下速度は緩やかになることから，評価項目となるパラメータの判断基準に対する余裕が大きくなる。
逆に原子炉停止後の時間が短く，燃料の崩壊熱が大きい場合は，燃料有効長頂部が露出するまでの時間余裕が短くなる。原子炉
スクラムによる原子炉停止から 12 時間後の燃料の崩壊熱によって燃料有効長頂部が露出するまでの時間を評価すると，放射線の遮蔽が維持される最低水位に達するまでの時間は約 3.8 時間，燃料有効長頂部到達までの時間は約 5.3 時間となる。注水操作（事象開始から 2 時間後）に対して十分な時間が確保されているため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
最確条件では評価条件で設定している原子炉初期水温より低くなることから，原子炉水位が燃料有効長頂部まで低下するまでの時間余裕は長くなり，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

最確条件では評価条件で設定している原子炉初期水位より高くなるため，原子炉水位が燃料有効長頂部まで低下するまでの時間余裕は長くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
最確条件と評価条件は同様であることから，事象進展に与える影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
仮に，原子炉圧力が大気圧より高い場合は，沸騰開始時間が遅くなり，原子炉水位の低下速度は緩やかになることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

添付資料 5.1.6

最確条件では評価条件で設定している原子炉初期水温より低くなるため，原子炉水位が燃料有効長頂部まで低下するまでの時間余裕が長くなる
約 43℃〜51℃※１
ことが考えられるが，原子炉への注水操作は原子原子炉初期水温
52℃（実績値）
炉水温に応じた対応をとるものではなく，崩壊熱除去機能喪失による異常の認知を起点とする操作であるため，
運転員等操作時間に与える影響はない。
最確条件では評価条件で設定している原子炉初期水位より高くなるため，原子炉水位が燃料有効
通常運転水位以上
通常運転水位
原子炉停止初期の通長頂部まで低下するまでの時間余裕が長くなる（セパレータスカー
原子炉初期水位（セパレータスカート
常水位付近にある状が，原子炉への注水操作は原子炉水位に応じた対ト下端から約 122cm〜
下端から＋126cm）
態を想定
応をとるものではなく，崩壊熱除去機能喪失によ＋132cm）（実績値）
る異常の認知を起点とするものであるため，運転員等操作時間に与える影響はない。
最確条件は評価条件と同様であることから，事象進展に与える影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。仮に，原子炉圧力が大気圧より高い場合は，沸騰開始時間が遅くなり，原子炉水原子炉停止から
1
日後位の低下速度は緩やかになるが，原子炉への注水
原子炉初期圧力大気圧
大気圧※２の原子炉圧力を想定
操作は原子炉圧力に応じた対応をとるものではなく，崩壊熱除去機能喪失による異常の認知を起点とする操作であるため，運転員等操作時間に与える影響はない。
※ １ ： 過 去 の プ ラ ン ト 停 止 操 作 実 施 時 の 全 制 御 棒 全 挿 入 か ら 約 24 時 間 経 過 後 の 原 子 炉 水 温 の 実 績 デ ー タ 。
※２：原子炉停止直後や原子炉圧力容器耐圧試験実施時等の特殊な場合を除く。
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の設計
値及び運転停止 1 日後の原子炉水温の実績
値（43℃〜51℃）を踏まえて設定

崩 壊 熱 除 去 機 能 喪 失 ） (1／ 2)

58

第 1表

評価条件を最確条件とした場合の運転員の操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（運転停止中

項目

初
期
条
件

原子炉圧力容器の状態

評価条件（初期，事故及び機器条件）
の不確かさ
評価条件
最確条件

原子炉圧力容器
未開放

添付資料 5.1.6-2

評価条件設定の考え方

運転員等の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

事故事象毎

原子炉圧力容器が未開放状態
での水位を想定

原子炉圧力容器が未開放の場合は，評価条件と同様であることから，事象進展に与える影響はな
く，運転員等操作時間に与える影響はない。また，
原子炉圧力容器が開放の場合は，原子炉減圧操作は不要となるが，事象進展に与える影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響はない。

原子炉圧力容器が未開放の場合は，評価条件と同様であることから，事象進展に与える影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
また，原子炉圧力容器が開放の場合は，原
子炉減圧操作は不要となるが，事象進展に与える影響は小さく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

通常時の軽油貯蔵タンクの管理値を参考に，最確条件を包絡できる条件を設定最確条件とした場合には，解析条件よりも燃料容量の余裕が大きくなる。また，事象発生直後から最大負荷運転を想定しても燃料は枯渇しないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

−

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

解析条件と最確条は同様であることから，事象進展に与える影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

・事象認知前：外部電源がない場合は崩壊熱除去
機能喪失の認知が早まるため，運転員操作の開始時間は早くなる。
・事象認知後：外部電源がある場合は，必要な運転員操作が少なくなるため，運転員操作の完了時間が早くなる。

外部電源がない場合と外部電源がある場合
では，事象進展は同じであることから，評価項目となるパラメータに与える影響はな
い。

燃料の容量

約 800kL

800kL 以上

起因事象

運転中の
残留熱除去系の機能喪失

運転中の残留熱除去系の
機能喪失

事
故
条
件

事象認知まで：外部電源あり
外部電源

事故事象毎
事象認知後
：外部電源なし

機器
条
件

待機中の残留熱除去系（低圧注水系） 1,605m３／hの注水流量
熱交換器 1 基当残留熱除去系（原 たり 43MW（原子子炉停止時冷却 炉 冷 却 材 温 度
100℃，海水温度系）の除熱量32℃において）崩 壊 熱 除 去 機 能 喪 失 ） (2／ 2)

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）1 台による原子炉の崩壊熱除去を実施中に，残留熱除去系ポンプの故障等により機能喪失するものとして設定
外部電源喪失が発生すると原子炉保護系電源が喪失し，格納容器隔離信号により格納容器
隔離弁が閉となる。この状態ではインターロックにより残留熱除去系ポンプが起動不可となるため，崩壊熱除去機能喪失を認知可能である。このため，事象発生 1 時間後（事象を認知する時刻）までは，事象認知の観点で厳しくなる外部電源がある場合を想定する。事象発生
1 時間以降は，原子炉保護系電源の復旧等，運転員操作に時間を要する外部電源がない場合を想定する

1,605m３／h

低圧注水系の設計値を設定

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

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

熱交換器 1 基当たり 43MW（原子炉冷却材温度 100℃，海水温度 32℃において）残留熱除去系の設計値を設定

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

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

59

第 2 表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（運転停止中項目

添付資料 5.1.6-3

操
作
条
件

待機中の残留熱除去系（低圧注
水系）の注水操作

評価条件(操作条件)
評価上の評価条件設定の操作開始条件考え方

事象発生から
2 時間後事象の認知及び操作に要する時
間に，更に時間余裕を考慮して設定

操作の不確かさ要因【認知】評価では中央制御室の巡視により，崩壊熱除去機能が喪失していることを認知すると想定している。原子炉水位低下を認知した
後に原子炉注水操作の必要性を認知することは容易であり，評価上の原子炉注水操作
開始時間に対して，実際の原子炉注水操作
開始時間は早くなる場合が考えられる。
【要員配置】
中央制御室での操作のみであり，運転員は中央制御室に常駐していることから，操作時間に与える影響はない。
【移動】
中央制御室での操作のみであり，操作開始
時間に与える影響はない。
【操作所要時間】
待機中の残留熱除去系ポンプ起動操作及び注入弁の開操作は，制御盤の操作スイッチ
による操作のため，容易な操作である。操作時間は 5 分を想定しており，原子炉水位の低下に対して操作に要する時間は短い。
【他の並列操作の有無】
当該操作を実施する運転員は，残留熱除去
系（低圧注水系）による原子炉注水操作時に他の並列操作はないため，操作時間に与える影響はない。
【操作の確実さ】
中央制御室における操作は，制御盤の操作スイッチによる容易な操作のため，誤操作
は起こりにくく，誤操作等により操作時間が長くなることは考え難い。

運転員等操作時間に与える影響

原子炉水位低下を認知した際に原子炉注
水の必要性を認知することは容易であり，評価では事象発生から 2 時間後の原子炉注水操作開始を設定しているが，実際の原
子炉注水操作開始時
間は早くなることが考えられ，原子炉水位の回復が早くなる。

崩 壊 熱 除 去 機 能 喪 失 ）（ 1 ／ 2 ）評価項目となるパラ
メータに与える影響

操作余裕時間

訓練実績等

原子炉注水操作開始が早くなる場合は原子炉水位低下が抑制
され，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

原子炉水位が通常運転水位から放射線の遮蔽が維持される最低水位に到達するまでの時間
は約 4.6 時間，燃料有効長頂部まで低下するまでの時間は約 6.3 時間であり，これに対して崩壊熱除去機能喪失を認知して注水を開始するまでの時間は 2 時間としていることから，時間余裕がある。

中央制御室における操作のため，
シミュレータにて訓練実績を取得した。
所要時間を 5 分と想定しているところ，訓練実績
では約 4 分である。
想定で意図している運転操作が実施可能なことを確認した。

60

第 2 表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（運転停止中

項目

操
作
条
件

待機中の残
留熱除去系
（原子炉停
止 時 冷 却
系）による
崩壊熱除去
機能復旧

評 価 条 件 (操 作 条 件 )評価上の評価条件設定の操作開始条件考え方

添付資料 5.1.6-4

状況判断，逃がし安全弁による
原子炉の低圧状
態維持，原子炉
保護系電源の受
電操作，待機中
残留熱除去系
事 象 発 生 か （低圧注水系）
ら 4.4 時 間 に よ る 原 子 炉 注
後水，及び待機中の残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による
崩壊熱除去機能復旧に要する時間を考慮して設定

操作の不確かさ要因

残留熱除去系（低圧注水系）により，原子炉への注水を実施していることから，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による崩壊熱除
去機能復旧には時間余裕がある。

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−

崩 壊 熱 除 去 機 能 喪 失 ）（ 2 ／ 2 ）操作時間余裕訓練実績等−

所要時間を 51 分と想定しているところ，訓練実績では，約 38 分である。
想定で意図している運転操作が実施
可能なことを確認した。

61

添付資料 5.1.7
7 日間における燃料の対応について（運転停止中崩壊熱除去機能喪失）

事 象 :保 守 的 に 全 て の 設 備 が ，事 象 発 生 直 後 か ら 燃 料 を 消 費 す る も の と して評価する。
時系列
非常用ディーゼル発電機 2 台起動※１
1,440.4L/h(燃 料 消 費 率 )×168h（ 運 転 時 間 ） ×2 台（ 運 転 台
数 ） ＝ 約 484.0kL
高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機 1 台起動※２（燃料消費率は保守的に定格出力運転時を想定）
775.6L/h(燃 料 消 費 率 )×168h（ 運 転 時 間 ）×1 台（ 運 転 台 数 ）＝ 約 130.3kL

※１

合計

判定

7 日間の軽油消費量
約 614.3kL

軽油貯蔵タ
ンクの容量
は 約 800kL
であり，7
日間対応可
能

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

※２

事故収束に必要ではないが，保守的に起動を仮定した。

添付 5.1.7-1

62

5.2

全交流動力電源喪失

5.2.1

事故シーケンスグループの特徴，炉心損傷防止対策(1)

事故シーケンスグループ内の事故シーケンス
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」に含まれる事故シーケ
ンスとしては，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，①「外部電源喪失＋交流電源失敗＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗」，②「外部電源喪失＋直流電源失敗＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗」である。

(2)

事故シーケンスグループの特徴及び燃料損傷防止対策の基本的考え方
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」では，原子炉の運転停止中に全交流動力電源が喪失することにより，原子炉注水機能及び崩壊熱除去機能が喪失することを想定する。このため，燃料の崩壊熱により原子炉冷却材が蒸発することから，緩和措置が取られない場合には，原子炉水位の低下により燃料が露出し燃料損傷に至る。
本事故シーケンスグループは，全交流動力電源を喪失したことにより燃料損傷に至る事故シーケンスグループである。このため，運転停止中原子炉における燃料損傷防止対策の有効性評価としては，代替交流電源からの給電が可能な原子炉への注水機能を有する重大事故等対処設備に期待することが考えられる。
したがって，本事故シーケンスグループでは，運転員が異常を認知して，常設代替高圧電源装置による電源供給，及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を行うことによって，燃料損傷の防止を図る。また，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による最終的な熱の逃がし場への熱輸送を行うことにより原子炉除熱を行う。

5.2-1

63

(3)

燃料損傷防止対策
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」における機能喪失に対して，燃料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，初期の対策として常設代替高圧電源装置による給電手段，低圧代替
注水系（常設）による原子炉注水手段を整備する。また，安定状態に向けた対策として，残留熱除去系による除熱手段を整備する。これらの対策の概略系統図を第 5.2-1 図に，対応手順の概要を第 5.2-2 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，重大事故対策における設備と手順の関係を第 5.2-1 表に示す。
本事故シーケンスグループにおける重要事故シーケンスにおいて，必要な要員は，初動対応要員 7 名である。
初動対応要員の内訳は，発電長 1 名，副発電長 1 名，運転操作対応を行う運転員 3 名，通報連絡等を行う災害対策要員 2 名である。必要な要員と作業項目について第 5.2-3 図に示す。
なお，重要事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目
を重要事故シーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，初動対応
要員 7 名で対処可能である。
ａ．全交流動力電源喪失の確認
原子炉の運転停止中に全交流動力電源が喪失し，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）運転停止により崩壊熱除去機能が喪失する。
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）運転停止による崩壊熱除去機能喪失を確認するために必要な計装設備は，残留熱除去系系統流量である。
ｂ．常設代替高圧電源装置による緊急用母線受電操作
非常用ディーゼル発電機の機能喪失が発生したことを確認し，中央制
御室からの遠隔操作により外部電源の受電ができず，非常用母線（6.9
5.2-2

64

）の電源回復ができない場合，早期の電源回復不能と判断する。これ
により，常設代替高圧電源装置による緊急用母線受電操作を行う。
ｃ．低圧代替注水系（常設）の起動準備操作
緊急用母線受電操作完了後，低圧代替注水系（常設）による原子炉注
水の系統構成を実施する。
ｄ．常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電準備操作
早期の電源回復不能の確認後，中央制御室及び現場にて常設代替高圧
電源装置による非常用母線の受電準備操作を実施する。
ｅ．逃がし安全弁による原子炉の低圧状態維持
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）運転停止により原子炉水温が100℃に到達して原子炉圧力が上昇したことを確認し，原子炉圧力を低圧状態に維持するため，中央制御室からの遠隔操作により逃がし安全弁 1
弁を開操作する。
逃がし安全弁による原子炉の低圧状態維持を確認するために必要な計装設備は，原子炉圧力等である。
ｆ．原子炉水位の調整操作
低圧代替注水系（常設）により原子炉冷却材の蒸発量に応じた原子炉注水を実施し，原子炉水位を通常運転水位付近で維持する。
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（ＳＡ広帯域，ＳＡ燃料域）及び低圧代替注水系
原子炉注水流量等である。
ｇ．常設代替高圧電源装置による非常用母線受電操作
常設代替高圧電源装置による緊急用母線受電操作及び非常用母線の受電準備操作の完了後，中央制御室からの遠隔操作により常設代替高圧電源装置から緊急用母線を介して非常用母線を受電する。
5.2-3

65

ｈ．原子炉保護系母線の受電操作
常設代替高圧電源装置による非常用母線受電操作の完了後，非常用母線を介して原子炉保護系母線を受電する。
ｉ．残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉冷却常設代替高圧電源装置による緊急用母線を介した非常用母線及び原子炉保護系母線の受電操作の完了後，中央制御室からの遠隔操作により残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の運転を再開する。残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の運転開始を確認するために必要な計装は，残留熱除去系熱交換器入口温度等である。
崩壊熱除去機能回復後，逃がし安全弁を全閉とし，原子炉低圧状態の維持を停止する。
ｊ．使用済燃料プールの冷却操作対応可能な要員にて使用済燃料プールの冷却操作を実施する。

5.2.2

燃料損傷防止対策の有効性評価(1)

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

評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，「外部電源喪失＋交流電源喪失＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗」である。
なお，「5.1

崩壊熱除去機能喪失」で考慮している事故シーケンス「残留熱除去系の故障（ＲＨＲＳ喪失）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗」は，事象進展が同様なので併せて本事故重要シーケンスにおいて燃料損傷防止対策の有効性を確認する。
本重要事故シーケンスで想定するプラント状態においては，崩壊熱，原子炉冷却材の保有水量及び注水手段の多様性の観点から，「 ＰＯＳ−Ａ
5.2-4

Ｐ

66

ＣＶ／ＲＰＶ開放及び原子炉ウェル満水への移行状態」が燃料有効長頂部の冠水，放射線の遮蔽が維持される水位の確保及び未臨界の確保に対して最も厳しい想定であり，当該プラントの状態を基本とし，他のプラント状態も考慮した想定において評価項目を満足することを確認することにより，運転停止中の他のプラント状態においても全ての評価項目を満足できる。
また，評価条件の不確かさの影響評価として，本重要事故シーケンスにおける運転員等の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。
（添付資料 5.1.1，5.1.2）(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5.2-2 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
特有の解析条件を以下に示す。
ａ．初期条件(a)

原子炉圧力容器の状態
原子炉圧力容器の未開放時について評価する。原子炉圧力容器の開放時については，遮蔽維持水位到達までの時間余裕の観点で厳しくなる未開放時の評価に包絡される。

(b)

崩壊熱
原子炉停止後の崩壊熱は，ＡＮＳＩ／ＡＮＳ−５．１−１９７９の式に基づくものとし，また，崩壊熱を厳しく見積もるために，原子炉停止 1 日後の崩壊熱を用いる。このときの崩壊熱は約 18.8MW である。
なお，崩壊熱に相当する冷却材の蒸発量は約 27m ３ ／h である。
（添付 5.1.3）(c)

原子炉初期水位及び初期水温
5.2-5

67

事象発生前の原子炉の水位は通常運転水位とし，また，原子炉初期
水温は残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の設計温度である 52℃と
する。
(d)

原子炉圧力
原子炉の初期圧力は大気圧が維持されているものとする。また，事象発生後において，水位低下量を厳しく見積もるために，逃がし安全弁の開操作によって原子炉圧力は大気圧程度に維持されているものとする ※ 。
※：実操作では低圧代替注水系（常設）の準備が完了した時点で減圧を実施することとなり，低圧代替注水系(常設）の注水特性に応じて大気圧より高い圧力で注水が開始されることとなる。このため，原子炉圧力が大気圧で維持されているとした評価は保守的な評価となる。

ｂ．事故条件(a)

起因事象
送電系統又は主発電設備の故障等によって，外部電源が喪失するも
のとする。

(b)

安全機能の喪失に対する仮定
全ての非常用ディーゼル発電機及び高圧炉心スプレイ系ディーゼル
発電機が機能喪失するものとする。

(c)

外部電源
外部電源は使用できないものと仮定する。起因事象として，外部電源が喪失するものとしている。

ｃ．重大事故等対策に関連する機器条件
5.2-6

68

(a)

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水流量
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水流量は，崩壊熱による蒸発を上回る流量とする。

(b)

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）
伝熱容量は，熱交換器 1 基当たり 43MW（原子炉冷却材温度 100℃，

海水温度 32℃において）とする。

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

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

常設代替高圧電源装置による緊急用母線への交流電源の供給操作
は，状況判断の時間を考慮して，事象発生 13 分後から開始する。

(b)

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水準備操作は，事象発生
21 分後から開始する。

(c)

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の運転は，非常用母線及び原子炉保護系母線の受電操作が必要となるため，事象発生 4.1 時間
後から開始する。

(3)

有効性評価の結果
本重要事故シーケンスの事象進展を第 5.2-2 図に，原子炉水位の推移を
第 5.2-4 図に，原子炉水位と線量率の関係を第 5.2-5 図に示す。
(a)

事象進展
事象発生後，全交流動力電源喪失に伴い崩壊熱除去機能が喪失することにより，原子炉水温が上昇し，約 1.1 時間後に沸騰，蒸発するこ
5.2-7

69

とで原子炉水位は低下し始めるが，事象発生後速やかに全交流動力電
源喪失を判断し，中央制御室からの遠隔操作により常設代替高圧電源装置による交流電源の供給を開始し，事象発生から 21 分経過した時点で低圧代替注水系（常設）を起動し，原子炉注水準備操作を行い原子炉冷却材の蒸発量に応じて原子炉注水を実施することによって，原子炉水位を通常運転水位付近で維持することができる。
事象発生から 4.1 時間経過した時点で，残留熱除去系（原子炉停止
時冷却系）原子炉圧力容器の除熱を開始することによって，原子炉水温は低下する。

(b)

評価項目等
原子炉水位は，第 5.2-4 図に示すとおり，蒸発量に応じた注水により通常運転水位付近で維持でき，燃料有効長頂部は冠水を維持する。
原子炉圧力容器は未開放であり，第 5.2-6 図に示すとおり，必要な遮蔽を確保できる水位（必要な遮蔽の目安とした 10mSv／h が確保される水位） ※ である燃料有効長頂部の約 1.7m を下回ることがないため，放射線の遮蔽は維持される（必要な遮蔽の目安とした 10mSv／h を下回る）。また，全制御棒全挿入状態が維持されているため，未臨界は確保されている。
なお，事象発生前に現場にいた作業員の待避における放射線影響については，現場環境が悪化する前に退避が可能であるため，影響はな
い。
事象発生から 4.1 時間経過した時点で，残留熱除去系（原子炉停止
時冷却系）の運転を再開することにより，安定状態を維持できる。
本評価では，「1.2.4.2

有効性を確認するための評価項目の設定」
5.2-8

70

に示す(1)から(3)の評価項目について，対策の有効性を確認した。
※：必要な遮蔽の目安は緊急作業時の被ばく限度（100mSv）と比べ，十分余裕のある値であり，かつ施設定期検査作業での原子炉建屋最上階における現場作業の実績値（約 3.5mSv／h）を考慮した値（10mSv／h）とする。
この線量率となる水位は，有効燃料長頂部の約 1.7m 上（通常水位から約3.6m 下）の位置である。

（添付資料 5.1.5，5.2.1）

5.2.3

不確かさの影響評価

評価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
ものとする。
本重要事故シーケンスは，原子炉の運転停止中に全交流動力電源が喪失し，残留熱除去系等による崩壊熱除去機能が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，常設代替高圧電源装置による受電，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作とする。

(1)

評価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，事故条件および重大事故等対策に関連する機器条件は，第5.2-2 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の影響を評価する。また，評価条件の設定に当たっては，原則，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としていることから，その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられる燃料の崩壊熱，事象発生前の原子炉初期水温，原子炉初期水位，原子
5.2-9

71

炉初期圧力及び原子炉圧力容器の状態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
初期条件の燃料の崩壊熱は，評価条件の約 18.8MW に対して最確条件
は 18MW 以下であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場
合，評価条件で設定している燃料の崩壊熱より小さくなるため，原子炉水温上昇及び原子炉水位低下速度は緩やかになるが，注水操作や給電操作は崩壊熱に応じた対応をとるものではなく，全交流動力電源の喪失による異常の認知を起点とする操作であるため，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉初期水温は，評価条件の 52℃に対して最確条件は
約 43℃〜51℃であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした
場合，評価条件で設定している原子炉初期水温より低くなるため，時間余裕が長くなることが考えられるが，注水操作や給電操作は原子炉
水温に応じた対応をとるものではなく，全交流動力電源の喪失による異常の認知を起点とする操作であるため，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉初期水位は，評価条件の通常運転水位に対して最確条件は通常運転水位以上であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合，評価条件で設定している原子炉初期水位より高くなるため，燃料有効長頂部まで水位が低下する時間は長くなるが，注水操作や給電操作は原子炉水位に応じた対応をとるものではなく，全交流動力電源の喪失による異常の認知を起点とする操作であるため，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉初期圧力は，評価条件の大気圧に対して，最確条
5.2-1072

件も大気圧であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場
合，評価条件と同様であることから，事象進展に与える影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。仮に，原子炉圧力が大気圧より高い場合は，沸騰開始時間が遅くなり，水位低下速度は緩やかになるが，注水操作や給電操作は崩壊熱に応じた対応をとるものではなく，全交流動力電源の喪失による異常の認知を起点とする操作であるため，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容器の状態は，評価条件の原子炉圧力容器未開放に対して最確条件は事故事象毎であり，本評価条件の不確かさとして，原子炉圧力容器未開放の場合は評価条件と同様であるため，事象進展に与える影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。
また，原子炉圧力容器開放状態とした場合は原子炉減圧操作が不要となるが，事象進展に与える影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
(b)

評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の燃料の崩壊熱は，評価条件の約 18.8MW に対して最確条件
は 18MW 以下であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場
合，評価条件で設定している燃料の崩壊熱より小さくなるため，原子炉水温上昇及び原子炉水位低下速度は緩やかになることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。逆に原子炉停止後の時間が短く，燃料の崩壊熱が大きい場合は注水までの時間余裕が短くなる。原子炉停止から 12 時間後の燃料の崩壊熱によって原子炉冷却材
温度が 100℃に到達するまでの時間余裕が約 0.9 時間であることに対し，事象発生から 21 分経過した時点で低圧代替注水系（常設）を起動
し，原子炉注水準備操作を行い原子炉冷却材の蒸発量に応じて原子炉
5.2-1173

注水を実施することによって，原子炉水位を通常運転水位付近で維持することができるため，原子炉水位が必要な遮蔽を確保できる水位（必要な遮蔽の目安とした 10mSv／h が確保される水位）を下回ることはな
く，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
初期条件の原子炉初期水温は，評価条件の 52℃に対して最確条件は
約 43℃〜51℃であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした
場合，評価条件で設定している原子炉初期水温より低くなることから，
原子炉冷却材の沸騰開始までの時間余裕が長くなり，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
初期条件の原子炉初期水位は，評価条件の通常運転水位に対して最確条件は通常水位以上であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合，評価条件で設定している原子炉初期水位より高くなる
ため，燃料有効長頂部まで水位が低下する時間は長くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
初期条件の原子炉初期圧力は，評価条件の大気圧に対して最確条件
も大気圧であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合，評価条件と同様であることから，事象進展に与える影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。仮に，原子炉圧力が大気圧より高い場合は，沸騰開始時間が遅くなり，水位低下速度は緩やかになることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
初期条件の原子炉圧力容器の状態は，評価条件の原子炉圧力容器未開放に対して最確条件は事故事象毎であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合，原子炉圧力容器未開放状態の場合は，評価条件と同様であるため，事象進展に与える影響はなく，評価項目と5.2-1274

なるパラメータに与える影響はない。原子炉圧力容器が開放の場合は原子炉減圧操作が不要となるが，事象進展に与える影響は小さく，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作に係る不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の 6 要因に分類し，これらの要因が，運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転員等操作時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価し，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
操作条件の常設代替高圧電源装置からの緊急用母線の受電，及び低圧代替注水系（常設）の起動による原子炉注水操作は，評価上の操作開始時間として，事象発生から 21 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，常設代替高圧電源装置からの緊急用母線の受電操作について実態の運転操作は，移動及び操作所要時間を合計して約 4 分間であり，評価上の受電完了時間とほぼ同等であり，操作開
始時間に与える影響は小さい。操作条件の低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作は，常設代替交流電源設備からの受電操作後に実施するため，受電操作の完了時刻の影響を受けるが，実態の操作時間が評価上の操作開始時間とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影
響は小さい。

(b)

評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の常設代替高圧電源装置からの緊急用母線の受電，及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作は，運転員操作時間に与5.2-1375

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響は小さい。
（添付資料 5.2.2）(2)

操作時間余裕の把握操作遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲での操作時間余裕を確認し，その結果を以下に示す。
操作条件の常設代替高圧電源装置からの緊急用母線の受電，及び低圧代
替注水系（常設）による原子炉注水操作の時間余裕については，原子炉水
位が通常水位から放射線の遮蔽が維持される最低水位に到達するまでの時
間は事象発生から約 4.6 時間，通常水位から燃料有効長頂部まで低下するまでの時間余裕は約 6.3 時間であり，事象発生から 24 分で原子炉注水準備が完了するため，十分な時間余裕を確保できる。
（添付資料 5.2.2）

(3)

まとめ
評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認した。その結果，評価条件等の不確かさを考慮しても操作時間に対する十分な時間余裕を確保でき，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
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，操作時間に対して一定の時間余裕がある。

5.2.4

必要な要員及び資源の評価
5.2-1476

(1)

必要な要員の評価
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」において，重大事故等対策時に必要な要員は，「5.2.1(3)名である。「6.2

燃料損傷防止対策」に示すとおり 7

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及び災害対策要員の 37 名で対応可能である。

(2)

必要な資源の評価
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」において，水源，燃料及び電源は，「6.1(2)

資源の評価条件」の条件にて評価している。その結果を以下に示す。
ａ．水源
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水については，7 日間の対応を考慮すると，合計約 90m３ 必要となる。
水源として，代替淡水貯槽に約 4,300m ３ の水を保有している。これにより，水源が枯渇することなく注水継続が可能である。
（添付資料 5.2,3）ｂ．燃料
常設代替交流電源設備による電源供給については，事象発生直後からの運転を想定すると，7 日間の運転継続に約 352.8kL の軽油が必要となる。軽油貯蔵タンクに約 800kL の軽油を保有していることから，常設代替交流電源設備による電源供給について，7 日間の継続が可能である。
（添付資料 5.2.4）
ｃ．電源
常設代替交流電源設備の負荷については，重大事故等対策時に必要な負荷として約 4,255kW 必要となるが，常設代替交流電源設備（常設代替
5.2-1577

高圧電源装置 5 台）の連続定格容量は 5,520kW であることから，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
また，蓄電池の容量については，交流電源が復旧しない場合を想定しても，不要な負荷の切離しを行うことにより，事象発生後 24 時間の直流電源の供給が可能である。
（添付資料 5.2.5）

5.2.5

結論

事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」では，原子炉の運転停止
中に全交流動力電源が喪失し，残留熱除去系等による崩壊熱除去機能を喪失することが特徴である。事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」に対する燃料損傷防止対策としては，初期の対策として，常設代替高圧電源装置による緊急用母線への交流電源の供給手段，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水手段，長期の安定状態に向けた対策として，残留熱除去系による原子炉圧力容器の除熱手段を整備している。
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」の重要事故シーケンス「外部電源喪失＋交流電源失敗＋崩壊熱除去・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，常設代替高圧電源装置による緊急用母線への交流電源の給電，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水及び残留熱除去系による原子炉圧力容器の除熱を実施することにより，燃料損傷することはない。
その結果，燃料有効長頂部の冠水，放射線遮蔽の維持及び未臨界の確保ができることから，評価項目を満足している。また，安定状態を維持できる。
評価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
5.2-1678

る範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
重大事故等対策時に必要な要員は，運転員及び災害対策要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
以上のことから，事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」において，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水及び残留熱除去系による原子炉除熱等の燃料損傷防止対策は，選定した重要事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」に対して有効である。

5.2-1779

第 5.2-1 表
操作及び確認
全交流動力電源喪失の確認

常設代替高圧電源装置による緊急用母線受電操作

低圧代替注水系（常設）の起動準備操作

5.2-18常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電準備操
作
逃がし安全弁による原子炉の低圧状態維持

原子炉水位の調整操作

手

全交流動力電源喪失における重大事故対策について順

常設設備
・原子炉の運転停止中に全交流動力電源が喪失し， 所内常設直流電
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）運転停止 源設備により崩壊熱除去機能が喪失する。
・非常用ディーゼル発電機の機能喪失を確認し， 常設代替高圧電中央制御室からの遠隔操作により外部電源の受 源装置
電ができず，非常用母線（6.9kV）の電源回復ができない場合，早期の電源回復不能と判断する。
これにより，常設代替高圧電源装置による緊急用母線受電操作を行う。
・緊急用母線受電操作完了後，低圧代替注水系（常 常設低圧代替注設）による原子炉注水の系統構成を実施する。 水系ポンプ
常設代替高圧電源装置
軽油貯蔵タンク
代替淡水貯槽・早期の電源回復不能の確認後，中央制御室及び 常設代替高圧電現場にて常設代替高圧電源装置による非常用母 源装置
軽油貯蔵タンク
線の受電準備操作を実施する。
・残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の運転停 逃がし安全弁
止により原子炉水温が 100℃に到達して原子炉 所内常設直流電
圧力が上昇したことを確認し，原子炉圧力を低 源設備
圧状態に維持するため，中央制御室からの遠隔操作により逃がし安全弁 1 弁を開操作する。
・低圧代替注水系（常設）により原子炉冷却材の 常設低圧代替注
蒸発量に応じた原子炉注水を実施し，原子炉水 水系ポンプ
位を通常運転水位付近で維持する。
常設代替高圧電源装置
軽油貯蔵タンク
代替淡水貯槽

重大事故等対処設備
可搬型設備
計装設備
−
−

−

−

−

原子炉水位（広帯域，燃料域）
原子炉水位（SA 広帯域，SA 燃料域）
原子炉圧力
原子炉圧力（SA）
低圧代替注水系原子炉注水流量
代替淡水貯槽水位
−

−

−

原子炉圧力
原子炉圧力（SA）−

原子炉水位（広帯域，燃料域）
原子炉水位（SA 広帯域，SA 燃料域）
原子炉圧力
原子炉圧力（SA）
低圧代替注水系原子炉注水流量
代替淡水貯槽水位【 】：重大事故等対処設備（設計基準拡張）

80

第 5.2-1 表
操作及び確認
常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電操作

原子炉保護系母線の受電操
作
残留熱除去系（原子炉停止
時冷却系）による原子炉冷却

5.2-19

使用済燃料プールの冷却操
作

手

全交流動力電源喪失における重大事故対策について
順

・常設代替高圧電源装置による緊急用母線受電操作の完了後，中央制御室からの遠隔操作により常設代替高圧電源装置から緊急用母線を介して非常用母線を受電する。
・常設代替高圧電源装置による非常用母線受電操作の完了後，非常用母線を介して原子炉保護系
母線を受電する。
・常設代替高圧電源装置による緊急用母線を介した非常用母線及び原子炉保護系母線の受電操作の完了後，中央制御室からの遠隔操作により残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の運転を再開する。
・崩壊熱除去機能回復後，逃がし安全弁を全閉とし，原子炉低圧状態の維持を停止する。
・対応可能な要員にて使用済燃料プールの冷却操作を実施する。

常設設備
常設代替高圧電源装置
軽油貯蔵タンク
常設代替高圧電源装置
軽油貯蔵タンク【残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）】
常設代替高圧電源装置
軽油貯蔵タンク−

重大事故等対処設備
可搬型設備
計装設備
−
−

−

−

−

原子炉水位（広帯域，燃料域）
原子炉水位（SA 広帯域，SA 燃料域）
【残留熱除去系系統流量】【残留熱除去系熱交換器入口温度】【残留熱除去系熱交換器出口温度】【残留熱除去系海水系系統流量】

−

−
【 】
：重大事故等対処設備（設計基準拡張）：有効性評価上考慮しない操作81

第 5.2-2 表
項目
原子炉圧力容器の状態

崩壊熱

主要評価条件（全交流動力電源喪失）(1／2)

主要評価条件
原子炉圧力容器未開放

燃料の崩壊熱及び保有水量の観点から設定

約18.8MW

崩壊熱が大きい方が原子炉水位低下及び格納容器圧力上昇の観点で厳しい設定と（9×9燃料（A型），原子炉停止 なるため，崩壊熱が大きくなる燃焼度の高い条件として，1サイクルの運転期間（13初期条件

1日後※１）
原子炉初期水位

通常運転水位（セパレータスカ
ート下端から+126cm）

5.2-20原子炉初期水温52℃

原子炉初期圧力

大気圧

水源の温度

35℃

起因事象

外部電源喪失事故条件

安全機能の喪失に
対する仮定
外部電源

条件設定の考え方

全交流動力電源喪失

外部電源なしヶ月）に調整運転期間（約1ヶ月）を考慮した運転期間に対応する燃焼度を設定
原子炉の運転停止1日後の水位から保守性を持たせた値
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の設計値及び運転停止1日後の原子炉水温の実績値（43℃〜51℃）を踏まえて設定
原子炉の運転停止1日後の実績を設定
原子炉注水による原子炉水位維持の観点で厳しい高めの水温として，年間の気象条
件変化を包含する高めの水温を設定
送電系統又は所内主発電設備の故障等によって，外部電源が喪失するものとして設定
全ての非常用ディーゼル発電機及び高圧炉心スプレイディーゼル発電機の機能喪失を想定
起因事象として外部電源の喪失を設定※１：原子炉停止 1 日後とは全制御棒全挿入からの時間を示している。通常停止操作において原子炉の出力は全制御棒全挿入完了及び発電機解列以前から徐々に低下させるが，崩壊熱評価はスクラ
ムのような瞬時に出力を低下させる保守的な計算条件となっている。

82

第 5.2-2 表
項目

重大事故等対策に関連する機器条件

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水流量主要評価条件（全交流動力電源喪失）(2／2)

主要評価条件

27m３／h

条件設定の考え方

崩壊熱による蒸発量と同等の注水流量を設定

熱交換器1基当たり約
残留熱除去系海水系

43MW（原子炉冷却材温度
100℃，海水温度32℃にお設計値を設定（熱交換器は緊急用海水系と共用）

5.2-21

重大事故等対策に関連する操作条件

いて）常設代替高圧電源装置から緊急用母線への給電

常設代替高圧電源装置起動操作時間，緊急用高圧母線受電操作時間，及び原子炉注
事象発生から 21 分後

低圧代替注水系（常設）起動準備操作 事象発生から 24 分後

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）
事象発生から 4.1 時間後による原子炉除熱

水に必要な負荷の非常用高圧母線から緊急用高圧母線への電源切替操作の操作時間を考慮して設定
常設代替高圧電源装置からの受電後であること，及び低圧代替注水系（常設）の操
作時間を考慮して設定

残留熱除去系の操作時間を考慮して設定

83

＊開 操作 に 当た って 格 納
容器 隔離 信 号の リセ ッ
トが 必要 な 弁

逃が し安 全 弁

ター ビン へ
原子炉圧力容器

非常用ディーゼル発電機＊

Ｇ←

常設代替高圧電源装置

＊

→
＊

Ｇ

5.2-22

軽油貯蔵タンク

サプ レッ シ ョン ・チェ ンバ

残留熱除去系
海水系ポンプＡ，Ｃ

サプ レッ シ ョン ・
プー ル

→

＊
※1

→
→
※2

→

※1 海へ

←

→

残留 熱除 去 系
ポン プＡ

残留 熱除 去 系
ポン プＢ→

常設 低圧 代 替注 水系 ポ ン
プＡ ，Ｂ（ 常設 低圧代 替注水系
海へ ※2

↑

↑ ポンプ 1 台 でも崩壊 熱による蒸発 を上回る 注
水流量を確 保可能 ）残留 熱除 去 系ポ ンプ Ｃ
残留熱除去系
海水系ポンプＢ，Ｄ海

代替 淡水 貯 槽

第 5.2-1 図

全交流動力電源喪失時の重大事故等対策の概略系統図（1／2）（原子炉減圧及び原子炉注水）84

＊開 操作 に 当た って 格 納
容器 隔離 信 号の リセ ッ
トが 必要 な 弁

逃が し安 全 弁

ター ビン へ
原子炉圧力容器

非常用ディーゼル発電機
＊

＊

Ｇ
←

常設代替高圧電源装置→＊

Ｇ
サプ レッ シ ョン ・チェ ンバ

軽油貯蔵タンク

5.2-23

サプ レッ シ ョン ・プー ル＊

残留熱除去系
海水系ポンプ
Ａ，Ｃ

→
※1

※1 海へ

→

←

→

残留 熱除 去 系
ポン プＡ

残留 熱除 去 系
ポン プＢ→

常設 低圧 代 替
注水 系ポ ン プＡ ，
Ｂ

海へ ※2

↑

↑

残留 熱除 去 系ポ ンプ Ｃ→
※2→
残留熱除去 系
海水系ポン プＢ ，Ｄ代替 淡水 貯 槽

海

第 5.2-1 図

全交流動力電源喪失時の重大事故等対策の概略系統図（2／2）（原子炉停止時冷却）85

プラント前提条件
・プラント停止 1 日後
・原子炉圧力容器閉鎖中
・格納容器開放中・主蒸気隔離弁全閉
・残留熱除去系（Ａ）運転中・残留熱除去系（Ｂ）待機中
・残留熱除去系（Ｃ）点検中
・全ての非常用ディーゼル発電機待機中
・原子炉水位は通常運転水位(解析上の時刻)(0秒)

外部電源喪失※１（13分）

全交流動力電源喪失の確認※２（17分）

常設代替高圧電源装置による緊急用母線受電操作（24分）

低圧代替注水系（常設）の起動準備操作凡例【有効性評価の対象としていないが，他に取り得る手段】
Ⅰ
低圧代替注水系（常設）と同等の流量は確保できないが，代替循環冷却系及び消火系（ディーゼル駆動）による原子炉注水も実施可能である。
注水開始時間は遅くなるが，可搬型代替注水大型ポンプを用いた低圧代替注水系による原子炉注水も実施可能である。

：操作・確認（運転員）：プラント状態（解析）：判断：解析上考慮しない操作：重大事故等対応要員（現場）の作業：運転員と重大事故等対応要員（現場）の共同作業

Ⅱ
緊急用海水系による残留熱除去系の補機冷却も実施可能である。
代替残留熱除去系海水系による残留熱除去系の補機冷却は，残留熱除去系海水系，緊急用海水系に比べて準備に時間を要する。
Ⅲ
電源容量により使用できる設備が限られるが，常設代替交流電源設備が使用できない場合は可搬型代
替交流電源設備により受電する。

交流電源の回復操作

可搬型代替交流電源設備による受電操作

使用済燃料プール冷却操作

Ⅲ

5.2-24（約1.1時間）

原子炉水温100℃到達

逃がし安全弁による原子炉の低圧状態維持※３

低圧代替注水系（常設）以外による原子炉注水・可搬型代替注水大型ポンプを用いた低圧代替注水系
による原子炉注水
・代替循環冷却系による原子炉注水・消火系（ディーゼル駆動ポンプ）による原子炉注水

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水開始

常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電準備操作

常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電操作
Ⅰ

原子炉水位の調整操作※４

原子炉保護系母線の受電操作（4.1時間） 残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉冷却※５
Ⅱ
残留熱除去系海水系以外による残留熱除去系の補機冷却・緊急用海水系による残留熱除去系の補機冷却・代替残留熱除去系海水系による残留熱除去系の補機冷却※１：起因事象として，外部電源が喪失するものとする。
※２：外部電源が喪失し，非常用ディーゼル発電機等の自動起動及び手動起動操作に失敗することにより，全交流動力電源の喪失を確認する。また，逃がし安全弁「全閉」

全交流動力電源喪失に伴う残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の運転停止により，崩壊熱除去機能の喪失を確認する。
※３：解析上，原子炉の水位低下量を厳しく見積もるために，逃がし安全弁の開操作によって原子炉圧力が大気圧に維持されているものとする。
※４：蒸発量に応じた原子炉注水を実施し，原子炉水位を通常運転水位付近で維持する。
※５：常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電後，中央制御室からの遠隔操作により残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の運転を再開する。

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）により冷却を継続し，機能喪失している設備の復旧に努める。

第 5.2-2 図

全交流動力電源喪失時の対応手順の概要

86

停止中の全交流動力電源喪失

経過時間（時間）
0

1

2

3

4

5

備 考

実施箇所・必要要員数【 】は他作業後移動してきた要員

責任者

発電長

1人

事象発生
約 10 分

中央監視
運転操作指揮

状況判断

補佐

副発電長

1人

運転操作指揮補佐

通報連絡者

災害対策要員2人

災害対策本部連絡
発電所外部連絡運転員(中央制御室)運転員(現場)

重大事故等対応要員
（現場）

1人
A

−

−

約 1.1 時間

●外部電源喪失の確認

10 分●高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機の手動起動操作（失敗）1分●非常用ディーゼル発電機等の手動起動操作（失敗）2分

常設代替高圧電源装置による緊急用母線受電操作

【1人】
A

−

−

低圧代替注水系（常設）の起
動準備操作

【1人】
A

−

−

【1人】
A

−

−

●非常用母線受電準備

−

2人
B，C

−

●非常用母線受電準備

逃がし安全弁による原子炉の低圧状態維持

【1人】
A

−

−

●逃がし安全弁の開放操作

原子炉水位の調整操作

【1人】
A

−

−

●低圧代替注水系（常設）による原子炉注水の調整操作

5.2-25

常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電操作

原子炉保護系母線の受電操作

原子炉水温 100℃到達●非常用ディーゼル発電機等の自動起動失敗確認−

常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電準備操作−●常設代替高圧電源装置2台起動及び緊急用母線受電操作

4分●原子炉注水，格納容器スプレイ及び原子炉減圧に必要な負荷の電源切替操作●低圧代替注水系（常設）による原子炉注水 系統構成

4分
3分
35 分
70 分
2分
原子炉水位を通常運転水位付近に維持●常設代替高圧電源装置3台追加起動操作

8分●非常用母線受電

5分

【1人】
A

−

−

【1人】
A

−

−

●原子炉保護系母線の復旧準備操作

−

【2人】
B，C

−

●原子炉保護系母線の復旧操作

【1人】
A

−

−

●原子炉保護系母線の復旧操作

10 分
85 分
40 分
6分

●残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の起動準備
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉冷却

【1人】
A

−

−

使用済燃料プールの冷却操作

−

−

−

交流電源の回復操作

−

−

−

適宜実施

使用済燃料プールの除熱機能が喪失した場合
でも，プール水温度が80℃に到達するまでには1日以上の時 間余裕があるため，本操作は対応可能な要員にて実施する。

●使用済燃料プールの冷却操作

解析上考慮しない
対応可能な要員 にて実施●非常用ディーゼル発電機の機能回復●外部電源の機能回復

合計

1人
A

2人
B，C

残留熱除去系（Ａ）
4分●残留熱除去系海水系の起動操作●残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）運転による原子炉状態監視

必要人員数

4.1 時間
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）
運転開始

24 分 低圧代替注水系（常設）準備完了【1人】
A

全交流動力電源喪失の確認

プラント状況判断

13 分 全交流動力電源喪失の確認

操作の内容

操作項目

−

第 5.2-3 図

全交流動力電源喪失時の作業と所要時間

87沸騰開始（約 1.1 時間後）までに注水準備が完了するため，通常運転水位を維持できる

第5.2-4図

全交流電源喪失における原子炉水位の変化

5.2-2688

第 5.2-5 図

原子炉水位と線量率

5.2-2789

添付資料 5.2.1
安定停止状態について（運転停止中

全交流動力電源喪失）

運転停止中の全交流動力電源喪失時の安定停止状態については以下のとおり。
原子炉安定停止状態：事象発生後，設計基準事故対処設備及び重大事故等対処設備を用いた炉心冷却により，炉心冠水が維持でき，また，冷却のための設備
が そ の 後 も 機 能 維 持 で き る と 判 断 さ れ ，か つ ，必要な要員の不足や資源の枯渇等のあらかじめ想定される事象悪化のおそれがない場合，安定状態が確立されたものとする。
【安定状態の確立について】
原子炉安定停止状態の確立について
崩壊熱除去機能喪失により原子炉水温が上昇し，沸騰開始による原子炉水位の低下が始まるが，常設代替高圧電源装置により非常用
母線への交流電源の供給を開始した後，低圧代替注水系（常設）により原子炉冷却材の蒸発量に応じて原子炉注水を実施することによって，原子炉水位を通常運転水位付近で維持することにより，炉心の冷却が維持される。
その後，残留熱除去系（停止時冷却系）により原子炉除熱を開始することで冷温停止状態に移行することができ，原子炉安定停止状態が確立される。
重大事故等対策時に必要な要員は確保可能であり，また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
【安定停止状態の維持について】
上記の燃料損傷防止対策により安定停止状態を維持できる。
また，残留熱除去系の機能を維持し，除熱を行うことにより，安定停止状態後の更なる除熱が可能となる。

添付 5.2.1-1

90評価条件の不確かさの影響評価について（運転停止中
第 1表

全交流動力電源喪失）

評価条件を最確条件とした場合の運転員の操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（運転停止中

項目

燃料の崩壊熱評価条件（初期，事故及び機器条件）の不確かさ
評価条件
最確条件

約 18.8MW（ANSI/ANS-5.1-1979）（原子炉停止後 1 日）

18MW 以下（実績値）

評価条件設定の考え方

停止後の時間について
は，停止後の時間が短くなるように 1 日後の状態
を想定

初期条件

添付 5.2.2-1

運転員等の操作時間に与える影響

評価項目となるパラメータに与える影響

最確条件では評価条件で設定している燃料の崩壊熱より小さくなるため，原子炉水温の上昇は緩やかになるが，注水操作や給電操作は崩壊熱に応じた対応をとるものではなく，全交流動力電源の喪失による異常の認知を起点とする操作であるため，運転員等操作時間に与える影響はない。

最確条件では評価条件で設定している燃料の崩壊熱より小さくなるため，原子炉
水温上昇及び原子炉水位低下速度は緩やかになることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。逆に原子炉停止後の時間が短く，燃料の崩壊熱が大きい場合は注水までの時間余裕が短くなる。原子炉停止から 12 時間後の燃料の崩壊熱によって原子炉冷却材温度が100℃に到達するまでの時間余裕が約 0.9
時間であることに対し，事象発生から 21分経過した時点で低圧代替注水系（常設）を起動し，原子炉注水準備操作を行い原
子炉冷却材の蒸発量に応じて原子炉注水を実施することによって，原子炉水位を通常運転水位付近で維持することができるため，原子炉水位が必要な遮蔽を確保
できる水位（必要な遮蔽の目安とした
10mSv／h が確保される水位）を下回ることはなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
最確条件では評価条件で設定している原子炉初期水温より低くなることから，原
子炉冷却材の沸騰開始までの時間余裕が長くなり，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
最確条件では評価条件で設定している原子炉初期水位より高くなるため，燃料有
効長頂部まで水位が低下する時間は長くなることから，評価項目となるパラメー
タに対する余裕は大きくなる。
最確条件と評価条件は同様であることから，事象進展に与える影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はな
い。
仮に，原子炉圧力が大気圧より高い場合
は，沸騰開始時間が遅くなり，水位低下
速度は緩やかになることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

添付資料 5.2.2

最確条件では評価条件で設定している原子炉
初期水温より低くなるため，時間余裕が長くなることが考えられるが，注水操作や給電操
約 43℃〜51℃※１
作は原子炉水温に応じた対応をとるものでは
原子炉初期水温
52℃（実績値）
なく，全交流動力電源の喪失による異常の認知を起点とする操作であるため，運転員等操
作時間に与える影響はない。
最確条件では評価条件で設定している原子炉
初期水位より高くなるため，燃料有効長頂部まで水位が低下する時間は長くなるが，注水
原子炉停止初期の通常水操作や給電操作は原子炉水位に応じた対応を
原子炉初期水位
通常運転水位通常運転水位以上
位付近にある状態を想定とるものではなく，全交流動力電源の喪失による異常の認知を起点とする操作であるため，運転員等操作時間に与える影響はない。
最確条件は評価条件と同様であることから，事象進展に与える影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。
仮に，原子炉圧力が大気圧より高い場合は，
原子炉初期
原子炉停止から 1 日後の沸騰開始時間が遅くなり，水位低下速度は緩
大気圧
大気圧※２
やかになるが，注水操作や給電操作は崩壊熱
圧力
原子炉圧力を想定に応じた対応をとるものではなく，全交流動
力電源の喪失による異常の認知を起点とする操作であるため，運転員等操作時間に与える影響はない。
※ １ ： 過 去 の プ ラ ン ト 停 止 操 作 実 施 時 の 全 制 御 棒 全 挿 入 か ら 約 24 時 間 経 過 後 の 原 子 炉 水 温 の 実 績 デ ー タ 。
※２：原子炉停止直後や原子炉圧力容器耐圧試験実施時等の特殊な場合を除く。
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の設計値及び運転停止 1 日後の原子炉水温の実績値（43℃〜51℃）を踏まえて設定

全 交 流 動 力 電 源 喪 失 ） (1／ 3)

91

第 1表

評価条件を最確条件とした場合の運転員の操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（運転停止中

項目

原子炉圧力容器の状態

添付 5.2.2-2

初
期
条
件

外部水源の温度

外部水源の容量

燃料の容量評価条件（初期，事故及び機器条件）の不確かさ
評価条件

原子炉圧力容器未開放

35℃

約 9,300m

約 800kL３

全 交 流 動 力 電 源 喪 失 ） (2／ 3)

評価条件設定の考え方

運転員等の操作時間に与える影響

評価項目となるパラメータに与える影響

炉心の崩壊熱及び保有水量の観点から設定

原子炉圧力容器が未開放の場合は，評価条件と同様であることから，事象進展に与える影
響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。また，原子炉圧力容器が開放の場合は，原子炉減圧操作が不要となるが，事象進展に与える影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響はない。

原子炉圧力容器が未開放の場合は，評価条件と同様であることから，事象進展に与える影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
また，原子炉圧力容器が開放の場合は，原子炉減圧操作が不要となるが，事象進展に与える影響は小さく，評価条件となるパラメータに与える影響は小さい。

35℃以下

原子炉注水による原子炉水位維持の観点で厳しい高めの水温として，年間の気象条件変化を包含する高めの水温を設定

最確条件とした場合には，評価条件で設定している外部水源の温度よりも低くなる可能性があるため，原子炉注水後の原子炉水位低下速度が遅くなることが考えられるが，常設
代替高圧電源装置からの給電操作や原子炉への注水操作は水源の温度に応じた対応をとるものではなく，全交流動力電源による異常の認知を起点とする操作であるため，運転員等操作時間に与える影響はない。

最確条件とした場合には，評価条件で設定している外部水源の温度よりも低くなる可能性があるため，原子炉注水後の原子炉水位低下速度が遅くなることが考えられるが，その影響は小さく，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

9,300m３ 以 上（淡水貯水池:4300m３ ＋ 代 替 淡 水
貯 槽 :5000m３ ）淡水貯水池及び代替淡水貯槽の管理下限値を設定最確条件は評価条件と同様であることから，事象進展に与える影響はなく，運転員等操作時間に与える影はない。

−

軽油貯蔵タンク:
800kL

軽油貯蔵タンクの管理下限値を設定最確条件とした場合には，解析条件よりも燃料容量の余裕が大きくなる。また，事象発生直後から最大負荷運転を想定しても燃料は枯渇しないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

−

最確条件

事故事象毎

92

第 1表

評価条件を最確条件とした場合の運転員の操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（運転停止中

項目
起因事象

事
故
条
件

添付 5.2.2-3

機
器
条
件

評価条件（初期，事故及び機器条件）の不確かさ
評価条件
最確条件

評価条件設定の考え方

外部電源喪失外部電源喪失起因事象として外部電源喪失が発生するものとして設定

運転員等の操作時間に与える影響

全 交 流 動 力 電 源 喪 失 ） (3／ 3)
評価項目となるパラメータに与える影響

最確条件と評価条件は同様であることから， 最確条件と評価条件は同様であることか
事象進展に与える影響はなく，運転員等操作 ら，事象進展に与える影響はなく，評価項
時間に与える影響はない。
目となるパラメータに与える影響はない。

安全機能の喪失に対する仮定

非常用交流電源喪失

非常用交流電源喪失

外部電源喪失時に非常用ディーゼル発電機及び高圧炉心スプレイ系ディー
ゼル発電機が機能喪失するものとして設定

外部電源

外部電源なし事故事象毎

起因事象として，外部電源が喪失することを想定

外部電源喪失は起因事象として設定していることから，外部電源がある場合については考慮しない。

低圧代替注水系（常設）の流量27m３／h27m３／h

崩壊熱による蒸発量と同等の注水流量を設定

最確条件と評価条件は同様であることから， 最確条件と評価条件は同様であることか
事象進展に与える影響はなく，運転員等操作 ら，事象進展に与える影響はなく，評価項
時間に与える影響はない。
目となるパラメータに与える影響はない。

残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード系）

熱交換器 1 基当たり約43MW（原子炉冷却材温度
100℃，海水温度 32℃において）熱交換器 1 基当たり約43MW（原子炉冷却材温度 100℃，
海水温度 32℃
において）残留熱除去系の設計値として設定最確条件と評価条件は同様であることから， 最確条件と評価条件は同様であることか
事象進展に与える影響はなく，運転員等操作 ら，事象進展に与える影響はなく，評価項
時間に与える影響はない。
目となるパラメータに与える影響はない。

外部電源喪失は起因事象として設定していることから，外部電源がある場合については考慮しない。

93

第 2表
項目

添付 5.2.2-4

操
作
条
件

常設代替高圧電源装置からの受電及び低圧代替
注水系（常設）による原子炉注
水準備

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 （ 1 ／ 2）
評価条件(操作条件)
評価上の評価条件設定の
操作開始
考え方
条件

常設代替
高圧電源
装置から
の受電：事
象発生か
ら 21 分後
低圧代替
注水系（常
設）による
原子炉注
水準備：事
象発生か
ら 24 分後

状況判断，全交流動
力電源喪失の判断，
常設代替高圧電源装
置からの受電，及び低圧代替注水系（常設）の準備操作に要する時間を考慮して設定

操作の不確かさ要因【認知】中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機等の電源回復ができない場合，早期の電源回復不可と判断し，これにより常設代替高圧電源装
置からの受電，及び低圧代替注水系（常設）の準備を開始する手順としている。
事象判断の時間として 10 分を想定しており，全交流動力電源喪失時に交流電源及び注水手段の確保の必要性を認知することは容易であることから，認知遅れにより操作時間に与える影響はない。
【要員配置】
中央制御室での操作のみであり，運転員は中央制御室に常駐していることか
ら，操作時間に与える影響はない。
【移動】
中央制御室での操作のみであり，運転員は中央制御室に常駐していることから，操作開始時間に与える影響はない。
【操作所要時間】
操作所要時間は 1 分単位で設定しており，実際の操作時間は解析上の想定時間よりも早くなることから，操作開始
時間に与える影響はない。
【他の並列操作の有無】
当該操作に対応する運転員に他の並列操作はなく，操作開始時間に与える影響はない。
【操作の確実さ】
操作装置による簡単な操作のため，誤操作は起こりにくく，そのため誤操作
等により操作時間が長くなる可能性は低い。

運転員等操作時間に与える影響

常設代替交流電源設備からの受電操作は，実際の運転操作についても解析上の受電完了時間とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は小さい。
低圧代替注水系（常設）の起動操作は，常設代替交流電源
設備からの受電操作と同時に実施するため，受電操作の影響を受けるが，実際の操作時間が解析上の操作開始時間とほぼ同等であり，操作開
始時間に与える影響は小さい。

評価項目となるパラメータに与える
影響

操作時間余裕

訓練実績等

実際の操作開始時
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
タに与える影響は小さい。

原子炉水位が通常運転水位から放射線の遮蔽が維持される最低水位に到達するまでの時間
は 4.6 時間，通常水位から燃料有効
長頂部まで低下す
るまでの時間は約
6.3 時間であり，これに対して全交
流動力電源喪失を認知して注水を開始するまでの時間
は 24 分であることから，時間余裕がある。

常設代替交流電源
設備からの受電操
作は，所要時間を
4 分と想定しているところ，訓練実
績では約 4 分である。
また，低圧代替注
水系（常設）の操
作は，所要時間を
3 分と想定しているところ，訓練実
績では約 3 分である。
想定で意図している運転操作が実現可能なことを確認
した。

94

第 2表

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 （ 2 ／ 2）
評 価 条 件 (操 作 条 件 )

項目

操
作
条
件

残 留 熱 除 去系（ 原 子 炉 停止時冷却系）
運転操作

添付 5.2.2-5

評価上の
操作開始
条件

評価条件設定の考え方

事 象 発 生か ら 4.1 時
間後状 況 判 断 ，全 交 流 動 力 電 源 喪 失 の
判 断 ，及 び 常 設 代 替 高 圧 電 源 装 置
か ら の 受 電 ，常 設 代 替 高 圧 電 源 装
置による非常用母線の受電準備
操 作 ，逃 が し 安 全 弁 に よ る 原 子 炉の 低 圧 状 態 維 持 ，低 圧 代 替 注 水 系（常設）による原子炉注水操作，常設代替高圧電源装置による非常 用 母 線 の 受 電 操 作 ，原 子 炉 保 護
系 母 線 の 受 電 操 作 ，及 び 残 留 熱 除
去 系（ 原 子 炉 停 止 時 冷 却 系 ）運 転
操作に要する時間を考慮して設定

操作の不確かさ要因

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の運転操作までの時間は，事
象 発 生 か ら 約 3.9 時 間あり，十分な時間余裕
がある

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−操作時間余裕

訓練実績等−

中央制御室における操作のため，
シミュレータにて訓練実績を取得した。
所要時間を 10 分で想定しているところ，訓練では
約 8 分で実施可能であることを確認した。
想定で意図している運転操作が実現可能なことを確認した。

95

添付資料 5.2.3
7 日間における水源の対応について（全交流動力電源喪失）

1.

水源に関する評価①淡水源（有効水量）
・ 代 替 淡 水 貯 槽 ： 約 4,300m ３・淡水貯水池2.

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

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水
事 象 発 生 1.1 時 間 後 ， 崩 壊 熱 に 相 当 す る 流 量 （ 最 大 約 27m ３ ／ h）

で，代替淡水貯槽を水源とした低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を実施する。
残 留 熱 除 去 系 に よ る 原 子 炉 注 水 が 開 始 さ れ る 事 象 発 生 後 約 4.1
時間後，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を停止する。

3.

時間評価
原子炉注水によって，代替淡水貯槽の水量は減少する。
事 象 発 生 後 4.1 時 間 ま で に 残 留 熱 除 去 系 （ 原 子 炉 停 止 時 冷 却 系 ）の運転を再開し，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を停止するため，代替淡水貯槽の水量の減少は停止する。
こ の 間 の 代 替 淡 水 貯 槽 の 使 用 水 量 は 合 計 約 90m ３ で あ る 。

4.

水源評価結果時 間 評 価 の 結 果 か ら ， 7 日 間 の 対 応 に お い て 合 計 約 90m ３ 必 要 と な
添付 5.2.3-1

96

る が ， 代 替 淡 水 貯 槽 に 合 計 約 4,300m ３ の 水 を 保 有 す る こ と か ら 必 要
水 量 を 確 保 可 能 で あ り ，安 定 し て 冷 却 を 継 続 す る こ と が 可 能 で あ る 。

添付 5.2.3-297添付資料 5.2.4
7 日間における燃料の対応について（運転停止中全交流動力電源喪失）

事 象 :保 守 的 に 全 て の 設 備 が ，事 象 発 生 直 後 か ら 燃 料 を 消 費 す る も の と して評価する。
時系列

合計

常設代替高圧電源装置 5 台起動
7 日間の軽（燃料消費率は保守的に定格出力運転時を想定）
油消費量420.0L/h(燃 料 消 費 率 )×168h（ 運 転 時 間 ）×5 台（ 運 転 台 数 ）
約 352.8kL＝ 約 352.8kL

添付 5.2.4-1

判定
軽油貯蔵タ
ンクの容量
は 約 800kL
であり，7
日間対応可
能

98

添付資料 5.2.5
常設代替交流電源設備の負荷（運転停止中主要負荷リスト【 電 源 設 備：常 設 代 替 高 圧 電 源 装 置 】

起動順序

①
②
③

④

⑤

⑥

⑦
⑧
⑨
⑩
⑪
⑫
⑬
⑭
⑮

全交流動力電源喪失）

負荷容量
(kW)

主要機器名称

負荷起動時の最
大負荷容量(kW)

定常時の連続運
転負荷容量
(kW)

124.3

59.6

544.0
734.0

249.6
439.6

875.9

828.8

1,165.8

1,141.9

1,446.4

1,228.8

1,808.7

1,446.5

緊急用母線自動起動負荷・ 緊 急 用 直 流 125V充 電 器 盤
・その他負荷常設低圧代替注水系ポンプ
常設低圧代替注水系ポンプ※1
非常用母線２Ｃ自動起動負荷・ 直 流 125V充 電 器 盤 ２ Ａ・非常用照明・ 120V Ａ Ｃ 計 装 用 電 源 ２ Ａ・その他負荷
非常用母線２Ｄ自動起動負荷・ 直 流 125V充 電 器 盤 ２ Ｂ
・非常用照明・ 120V Ａ Ｃ 計 装 用 電 源 ２ Ｂ・その他負荷非常用ガス再循環系ファン
非常用ガス処理系ファン
その他負荷
停止負荷

35.9
71.2
102.1
103.9
55.0
7.5
78.7
− 54.3中央制御室空調ファン
中央制御室非常用循環ファン
その他負荷
蓄電池室排気ファン
その他負荷

45.1
7.5
165.1
7.5
153.0

2,026.5

1,607.0

原子炉保護系電源装置 ２Ａ
原子炉保護系電源装置 ２Ｂ
残留熱除去系海水系ポンプ
残留熱除去系海水系ポンプ
残留熱除去系ポンプ
その他負荷
停止負荷
常 設 低 圧 代 替 注 水 系 ポ ン プ 2台
緊急用海水ポンプ
その他
代替燃料プール冷却系ポンプ

45.1
45.1
871.0
871.0
651.1
2.2

1,932.8

1,697.2

2,894.2
3,765.2

2,568.2
3,439.2

4,863.6

4,092.5− 380―

3,712.5

5,048.7

4,232.5

4,312.0

4,254.5

24.0
35.6
190.0
190.0
47.1
89.0
28.6
224.5

510.0
10.0
22.0

負 荷 容 量 (kW)
常 設 代 替 高 圧 電 源 装 置 5台 の 最 大 容 量 6,900kW※ ２

7,000

6,000

常 設 代 替 高 圧 電 源 装 置 5台 の 連 続 定 格 容 量 5,520kW※ ３

⑫

5,000

⑭
⑮

⑬
4,000

3,000

最大負荷容量5,048.7kW⑪
常 設 代 替 高 圧 電 源 装 置 2台の 最 大 容 量 2,760kW※ ２⑩

常 設 代 替 高 圧 電 源 装 置 2台の 連 続 定 格 容 量 2,208kW※ ３
2,000

1,000

⑦

③
②

⑧

⑨

⑥
⑤
④
経 過 時 間 (ｈ )

①
0

▲
1
常設代替高圧電源装置 2 台
起動▲
2
常設代替高圧電源装置 3 台
追加起動※４3412常設代替高圧電源装置の負荷積算イメージ※１：常設低圧代替注水系ポンプ 1 台でも崩壊熱による蒸発を上回る注水流量を確保可能※ ２ ： 常 設 代 替 高 圧 電 源 装 置 定 格 出 力 運 転 時 の 容 量 （ 1,380kW×運 転 台 数 ＝ 最 大 容 量 ）※ ３ ： 常 設 代 替 高 圧 電 源 装 置 定 格 出 力 運 転 時 の 80%の 容 量 （ 1,380kW×0.8×運 転 台 数 ＝ 連 続 定 格 容 量 ）※４：非常用母線の負荷への給電に伴い，負荷容量が増加するため，常設代替高圧電源装置を 3 台追加起動する

添付 5.2.5-1

99

5.3

原子炉冷却材の流出

5.3.1

事故シーケンスグループの特徴，燃料損傷防止対策(1)

事故シーケンスグループ内の事故シーケンス
事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」において，燃料損傷防止対策の有効性を確認する事故シーケンスは，「1.2

評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，①「原子炉冷却材の流出（ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗」，②「原子炉冷却材の流出（ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗」，③「原子炉冷却材の流出（ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗」，④「原子炉冷却材の流出（ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗」である。

(2)

事故シーケンスグループの特徴及び燃料損傷防止対策の基本的考え方
事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」では，運転停止中に原
子炉冷却材圧力バウンダリに接続された系統から，運転員の誤操作等により系外への原子炉冷却材の漏えいが発生し，崩壊熱除去機能が喪失することを想定する。このため，緩和措置がとられない場合には，原子炉冷却材の流出及び燃料の崩壊熱による蒸発に伴い原子炉冷却材の保有水量が減少
し，燃料損傷に至る。
本事故シーケンスグループは，原子炉冷却材の漏えいによって燃料損傷に至る事故シーケンスグループである。このため，運転停止中における燃料損傷防止対策の有効性評価としては，注水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。
したがって，本事故シーケンスグループでは，残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水や，原子炉圧力容器からの原子炉冷却材流出の停止
5.3-1

100

を行うことで必要量の原子炉冷却材を確保することによって，燃料損傷の防止を図る。また，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）運転により最終的な熱の逃がし場へ熱の輸送を行うことにより，原子炉除熱を行う。

(3)

燃料損傷防止対策
事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」において，燃料が著し
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，残留熱除去
系による原子炉注水手段及び運転員による原子炉冷却材流出の停止を整備する。これらの対策の概略系統図を第 5.3-1 図に，対応手順の概要を第5.3-2 図に，重要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 5.3-1 表に示す。
本事故シーケンスグループにおける重要事故シーケンスにおいて，必要な要員は，初動対応要員 7 名である。
初動対応要員の内訳は，発電長 1 名，副発電長 1 名，運転操作対応を行う運転員 3 名，通報連絡等を行う災害対策要員 2 名である。必要な要員と作業項目について第 5.3-3 図に示す。
なお，重要事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目
を重要事故シーケンスと比較し，必要な要員を確認した結果，初動対応要員 7 名で対処可能である。

ａ．原子炉冷却材流出の確認
中央制御室の巡視により，原子炉水位の低下及びサプレッション・プ
ールの水位の上昇を確認する。
原子炉冷却材圧力バウンダリ外への原子炉冷却材流出を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位（広帯域，燃料域）等である。
5.3-2

101

ｂ．待機中残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水
原子炉冷却材流出により低下した原子炉水位を回復するため，中央制
御室からの遠隔操作により残留熱除去系（低圧注水系）で待機中の残留熱除去系ポンプを起動し，原子炉注水を実施する。これにより，原子炉
水位は回復する。
残留熱除去系（低圧注水系）の起動確認に必要な計装設備は，残留熱除去系系統流量等である。

ｃ．原子炉冷却材漏えい箇所の隔離
原子炉冷却材圧力バウンダリに接続された系統から漏えいしている箇所の隔離を行うことで，原子炉冷却材流出が停止することを確認する。
原子炉冷却材圧力バウンダリ外への原子炉冷却材流出停止を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位（広帯域，燃料域）等である。

5.3.2 燃料損傷防止対策の有効性評価(1)

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

評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，事象認知までに要する時間（点検作業に伴う原子炉冷却材の流出事象は認知が容易）
や原子炉冷却材の流出の観点から，「原子炉冷却材の流出（ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗」である ※１ 。
残留熱除去系は通常，2 系統あるうち 1 系統を用いて崩壊熱除去を実施しており，作業や点検等に伴い運転号機の切替を実施する場合がある。運転号機の切替に当たって，原子炉冷却材が系外に流出しないように系統構
5.3-3

102

成を十分に確認して行うが，操作の誤り等によって原子炉冷却材が系外に流出する事象を想定している。
「ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ」は原子炉冷却材流出事象発生時の認知が他の作業等よりも困難な事象であり，原子炉水位が通常運転水位であるプラント状態（以下「ＰＯＳ」という。）を想定することにより，時間余裕の観点においても最も厳しい想定となる。なお，原子炉水位が通常運転水位の場合は原子炉水位（広帯域，燃料域）による警報や緩和設備の自動起動に期待できることも考えられるが，評価上これらに期待しない場合でも評価項目を満足することを確認することにより，運転停止中の他のプラント状態においても評価項目を満足できる。
本重要事故シーケンスでは，操作の誤り等による原子炉冷却材の系外流出により原子炉水位が低下するが，燃料有効長頂部の冠水及び未臨界を維持できることを評価する。さらに，原子炉水位が放射線の遮蔽が維持される水位を確保できることを評価する。
また，評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，本重要事故シーケ
ンスにおける運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。
※１：ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡによる流出は他の冷却材流出事象と比べて流出量が大きい（付録１について

別添

東海第二発電所

確率論的リスク評価（ＰＲＡ）

添付資料 3.1.2.3-13 ＬＯＣＡにおける時間余裕の評価について）（添付資料 5.3.1，5.3.2）(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評価条件を第
5.3-4

103

5.3-2 表に示す。また，主要な評価条件について，本重要事故シーケンス
特有の評価条件を以下に示す。
ａ．初期条件(a)

原子炉圧力容器の状態
原子炉圧力容器の未開放時について評価する。原子炉圧力容器の開放時については，遮蔽維持水位到達までの時間余裕の観点で厳しくなる未開放時の評価に包絡される。なお，原子炉未開放時においては原
子炉水位による警報発生や緩和設備の自動起動等に期待できる場合があるが，本評価ではこれらに期待しないこととする。

(b)

原子炉初期水位及び原子炉初期水温
事象発生前の原子炉の初期水位は通常運転水位とする。また，原子炉初期水温は残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の設計温度である
52℃とする。

ｂ．事故条件(a)

原子炉冷却材のサプレッション・チェンバへの流出流量
残留熱除去系の運転号機の切替時の原子炉冷却材流出を想定する。
具体的には，待機側の残留熱除去系の系統構成の際，原子炉停止時冷却系流量調整弁の開操作が不十分な状態で残留熱除去系ポンプを起動することにより，残留熱除去系ポンプミニマムフロー弁がインターロックにより自動開となり，開固着することによって原子炉冷却材がサプレッション・チェンバへ流出することを想定し，流出流量は 45m ３／h とする。

(b)

崩壊熱による原子炉水温の上昇及び蒸発について
本評価事象では原子炉冷却材の流出流量を厳しく評価するため，残
5.3-5

104

留熱除去系（原子炉停止時冷却系）は運転状態を想定しており，崩壊熱除去機能は維持されていることから，崩壊熱による原子炉水温の上昇及び蒸発については考慮しない。
(c)

外部電源
外部電源は使用できるものと仮定する。
外部電源がない場合は，原子炉保護系電源の喪失により残留熱除去
系（原子炉停止時冷却系）の取水ラインの格納容器隔離弁が閉となり，冷却材流出が停止することから，外部電源がある場合の方が，原子炉冷却材流出の観点で厳しくなる。

ｃ．重大事故等対策に関連する機器条件(a)

残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水流量
残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水流量は 1,605m ３ ／hを設定するものとする。

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

運転員等の操作時間に対する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。
(a)残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水，原子炉水位低下確認
後，事象発生から 2 時間後に実施するものとする。また，運転中の残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）からの漏えい箇所の隔離は，残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉水位の回復後に実施する。
（添付資料 5.3.2）(3)

有効性評価の結果
5.3-6

105

本重要事故シーケンスの事象進展を第 5.3-2 図に，原子炉水位の推移を
第 5.3-4 図に，原子炉水位と線量率の関係を第 5.3-5 図に示す。
ａ．事象進展事象発生後，原子炉冷却材が流出することにより，原子炉水位は低下し始めるが，原子炉水位の低下により異常事象を認知し，事象発生から2 時間経過した時点で，待機中の残留熱除去系ポンプを起動し，残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水を行う。
その後は原子炉冷却材の漏えい個所を隔離することによって流出を止め，また，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の運転により崩壊熱除去機能を回復する。
原子炉圧力容器は未開放であり，必要な遮蔽が維持できる水位（必要な遮蔽の目安とした 10mSv／h※ が維持される水位）である燃料有効長頂部の約 1.7m を下回ることがないため，放射線の遮蔽は維持される。
※：必要な遮蔽の目安は緊急時の被ばく限度（100mSv）と比べ，十分余裕のある
値 10mSv／h とする。この線量率となる水位は燃料有効長頂部の約 1.7m 上（通常運転水位から約 3.6m 下）である。

ｂ．評価項目等
原子炉水位は，第 5.3-4 図に示すとおり，燃料有効長頂部の約 2.1m
上まで低下するにとどまり，燃料は冠水維持される。
原子炉水位が燃料有効長頂部の約 2.1m 上の場合の線量率は約 2mSv／h
であり，必要な遮蔽の目安と考える 10mSv／h と比べて低い値であることから，放射線の遮蔽は維持されている。
また，全制御棒全挿入状態が維持されているため，未臨界は確保され
ている。
5.3-7

106

原子炉水位回復後，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の運転による崩壊熱除去機能を回復することで，安定状態を維持できる。
本評価では，「1.2.4.2

有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(3)の評価項目について，対策の有効性を確認した。
※：必要な遮蔽の目安は緊急作業時の被ばく限度（100mSv）と比べ，十分余裕のある値であり，かつ施設定期検査作業での原子炉建屋最上階における原子炉建屋現場作業の実績値（約 3.5mSv／h）を考慮した値（10mSv／h）とする。この線量率となる水位は，有効燃料長頂部の約 1.7m 上（通常水位から約 3.6m 下）の位置である。

（添付資料 5.1.5，添付資料 5.3.3）

5.3.3

評価条件の不確かさの影響評価

評価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
ものとする。
本重要事故シーケンスは，事象進展が緩やかであり，運転員等操作である
待機中の残留熱除去系（低圧注水系）により，水位を回復させ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，待機中の残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水操作とする。

(1)

評価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5.3-2 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の影響を確認する。また，評価条件の設定に当たっては，原
5.3-8

107

則，評価項目に対する余裕が小さくなるような設定としていることから，その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられる事象発生前の原子
炉初期水温，原子炉初期水位及び原子炉圧力容器の状態，並びに原子炉
初期圧力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
初期条件の原子炉初期水温は，評価条件の 52℃に対して最確条件は
約 43℃〜51℃であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした
場合，評価条件で設定している原子炉初期水温より低くなるため，時間余裕が長くなることが考えられるが，原子炉冷却材流出の停止及び注入操作は原子炉冷却材流出の認知を起点とする操作であるため，運転員等操作に与える影響はない。
初期条件の原子炉初期水位及び原子炉圧力容器の状態については，
評価条件として設定した通常運転水位かつ原子炉圧力容器が閉鎖状態
に対し，最確条件は事故事象毎に異なる。原子炉圧力容器が開放状態
で，原子炉ウェル満水期間及び原子炉ウェル満水への移行期間，かつプールゲートが閉状態の場合においては，評価条件よりも原子炉初期
水位が高くなるため時間余裕が長くなるが，残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉への注水操作及び原子炉冷却材流出の停止操作は原
子炉冷却材流出の認知を起点とする操作であるため，運転員等操作時間に与える影響はない。また，プールゲートが開状態の場合は更に時
間余裕が長くなるが，同様の理由により運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉初期圧力は，評価条件の大気圧に対して最確条件
も大気圧であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合，評価条件と同様であることから，事象進展に与える影響はなく，運転
5.3-9

108

員等操作時間に与える影響はない。

(b)

評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の原子炉初期水温は，評価条件の 52℃に対して最確条件は
約 43℃〜51℃であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした
場合，評価条件で設定している原子炉初期水温より低くなることから，
原子炉水位の回復は早くなり，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
初期条件の原子炉初期水位及び原子炉圧力容器の状態は，評価条件の通常運転水位及び原子炉圧力容器未開放に対して最確条件は事故事
象毎に異なる。原子炉圧力容器が開放状態で，原子炉初期水位が原子
炉ウェル満水又は原子炉ウェル満水への移行期間，かつプールゲート
が閉状態の場合，評価条件よりも原子炉初期水位が高くなるため，Ｒ
ＨＲ切替時のＬＯＣＡにより遮蔽が維持される水位まで原子炉水位が低下するまでの時間は約 18.4 時間となり，評価条件に比べて時間余裕が長くなる。また，プールゲートが開状態の場合は更に時間余裕が長くなることから，評価項目となるパラメータに与える余裕は更に大きくなるが，残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉への注水操作及び原子炉冷却材流出の停止操作は原子炉冷却材流出の認知を起点とする操作であるため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
初期条件の原子炉初期圧力は，評価条件の大気圧に対して最確条件
も大気圧であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合，評価条件と同様であることから，事象進展に与える影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。

5.3-10109

ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作に係る不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の 6 要因に分類し，これらの要員が，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
操作条件の待機中の残留熱除去系（低圧注水系）の注水操作は，評価上の操作開始条件として，事象発生から 2 時間後を設定している。
運転員等操作時間に与える影響として，原子炉水位の低下を確認した
際に原子炉注水の必要性を認知することは容易であり，評価では事象発生から 2 時間後の原子炉注水操作開始を設定しているが，実際は運転員の残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の運転号機の切替時のプラント状態確認による早期の認知に期待でき，その後速やかに原子炉
注水操作を実施するため，その開始時刻は早くなると考えられる。
操作条件の原子炉冷却材流出の停止操作は，操作条件の待機中の残留熱除去系（低圧注水系）の注水操作の開始時間が早くなることに伴い，当操作の開始時間が早くなる場合が考えられる。

(b)

評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の待機中の残留熱除去系（低圧注水系）の注水操作は，運転員等操作時間に与える影響として，原子炉注水の開始が早くなる場
合は原子炉水位低下が抑制され，評価項目となるパラメータに与える
余裕は大きくなる。
操作条件の原子炉冷却材流出の停止操作は，運転員等操作時間に与5.3-11110

える影響として，原子炉冷却材流出の停止操作が早くなる場合は原子炉水位の低下が抑制され，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
（添付資料 5.3.4）(2)

操作時間余裕の把握操作遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内で操作時間余裕を確認し，その結果を以下に示す。
操作条件の待機中の残留熱除去系（低圧注水系）の注水操作について，
当該操作に対する時間余裕は，必要な遮蔽が確保される最低水位に到達するまでに約 2.3 時間あり，これに対して，事故を認知して原子炉注水を開始するまでの時間は 2 時間であることから，時間余裕がある。
操作条件の原子炉冷却材流出の停止操作について，残留熱除去系（低圧注水系）により原子炉水位を回復させた後に実施する操作であるため，十分な時間余裕がある。
（添付資料 5.3.4）

(3)

まとめ
評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認した。その結果，評価条件等の不確かさを考慮しても操作時間に与える十分な時間余裕を確保でき，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
5.3-12111

る範囲内において，操作時間に対して一定の時間余裕がある。

5.3.4

必要な要員及び資源の評価(1)

必要な要員の評価
事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」において重大事故等対策時に必要な要員は，「5.3.1(3)ある。「6.2

燃料損傷防止対策」に示すとおり 7 名で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

運転員及び災害対策要員の 37 名で対処可能である。
(2)

必要な資源の評価
事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」において，必要な水源，
燃料及び電源は，「6.1.2(2)

資源の評価条件」の条件にて評価している。

その結果を以下に示す。
ａ．水源
残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水については，必要な注水量が少なく，また，サプレッション・チェンバのプール水を水源とすることから，枯渇することはないため，7 日間の継続実施が可能である。

ｂ．燃料
外部電源の喪失は想定していないが，燃料評価上は外部電源が喪失して非常用ディーゼル発電機及び高圧炉心スプレイディーゼル発電機から電源供給することを想定する。非常用ディーゼル発電機による電源供給については，事象発生直後からの運転を想定すると，7 日間の運転継続に約 484.0kL の軽油が必要となる。高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電
機にとる電源供給については，事象発生直後からの運転を想定すると，7日間の運転継続に約 130.3kL の軽油が必要となる。軽油貯蔵タンクに約5.3-13112

800kL の軽油を保有していることから，非常用ディーゼル発電機及び高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機による電源供給について，7 日間の継続が可能である。
（添付資料 5.3.5）

ｃ．電源
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，仮に外部電源が喪失して非常用ディーゼル発電機等からの電源供給を想定した場合においても，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容量内に収まることから，電源供給が可能である。

5.3.5

結論

事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」では，残留熱除去系の運転号機の切替時の操作誤り等によって原子炉冷却材が系外に流出することで原子炉圧力容器内の保有水量が減少し，燃料損傷に至ることが特徴である。
事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」に対する炉心損傷防止対策としては，残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水手段を整備している。
事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」の重要事故シーケンス「原子炉冷却材の流出（ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗」
について，有効性評価を実施した。
上記の場合においても，残留熱除去系による原子炉注水を行うことにより，燃料は露出することなく燃料有効長頂部は冠水しているため，燃料損傷することはない。
その結果，燃料有効長頂部の冠水，放射線の遮蔽の維持及び制御棒の全挿
5.3-14113

入状態が維持されており未臨界の確保ができることから，評価項目を満足している。また，安定状態を維持できる。
評価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，残留熱除去系による原子炉注水等の燃料損傷防止対策は，
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，事故シーケンスグ
ループ「原子炉冷却材の流出」に対して有効である。

5.3-15114

第 5.3-1 表

原子炉冷却材の流出時における重大事故等対策について
重大事故等対処設備

操作及び確認手順
常設設備

原子炉冷却材流出の確認

・中央制御室の巡視により，原子炉水位の低下及

−

可搬型設備
−

計装設備
原子炉水位（広帯域，燃料域）

びサプレッション・プールの水位の上昇を確認

原子炉水位（SA 広帯域，SA 燃料域）する。

サプレッション・プール水位

待機中残留熱除去系（低圧注水 ・原子炉冷却材流出により低下した原子炉水位を【残留熱除去−原子炉水位（広帯域，燃料域）系）による原子炉注水回復するため，中央制御室からの遠隔操作によ系（低圧注水

原子炉水位（SA 広帯域，SA 燃料域）

り残留熱除去系（低圧注水系）で待機中の残留系）】【残留熱除去系系統流量】

5.3-16

熱除去系ポンプを起動し，原子炉注水を実施する。これにより，原子炉水位は回復する。
原子炉冷却材漏えい箇所の隔離・原子炉冷却材圧力バウンダリに接続された系統から漏えいしている箇所の隔離を行うことで，−−原子炉水位（広帯域，燃料域）
原子炉水位（SA 広帯域，SA 燃料域）

原子炉冷却材流出が停止することを確認する。
【 】：重大事故等対処設備（設計基準拡張）

115

第 5.3-2 表
項目
原子炉圧力容器の状態

主要評価条件（原子炉冷却材の流出）（1／2）

主要評価条件

条件設定の考え方

原子炉圧力容器未開放
原子炉水位が遮蔽水位に到達するまでの時間余裕の観点から最も厳しくなる，原子炉圧力容器が未開放，かつ原子炉水位が通常水位の状態を想定

初期条件

5.3-17原子炉の初期水位

通常運転水位（セパレータスカート下端
から+126cm）原子炉の初期水温52℃

原子炉の初期圧力

大気圧

原子炉の運転停止1日後の実績を設定

45m３／h

残留熱除去系のミニマムフローラインの設計流量を設定

原子炉冷却材のサプレッション・チェンバへの流出量

事故条件

崩壊熱による原子炉水温の

原子炉水温の上昇及び蒸発

上昇及び蒸発は発生しない

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の設計値及び運転停止1日後の原子炉水温の実績値（43℃〜51℃）を踏まえて設定

原子炉冷却材の流出流量を厳しく評価するため，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）は運転状態を想定している。このため，崩壊熱除去機能は喪失しないことから，
原子炉水温の上昇及び蒸発は発生しない。
外部電源がない場合は，原子炉保護系電源の喪失により残留熱除去系（原子炉停止

外部電源

外部電源あり時冷却系）の取水ラインの弁が閉となり，冷却材流出が停止することから，原子炉
冷却材流出の観点で厳しい外部電源ありを設定

116

第 5.3-2 表
項目主要評価条件（原子炉冷却材の流出）（2／2）

主要評価条件

条件設定の考え方

重大事故等対策に関連する機器条件

待機中の残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉への注 1,605m３／h

残留熱除去系（低圧注水系）の設計値を設定

水流量

5.3-18

重大事故等対策に関連する操作条件

待機中の残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水

原子炉冷却材流出の停止

事象発生から 2 時間後事象の認知及び操作の時間を基に，更に時間余裕を考慮して設定−

残留熱除去系（低圧注水系）により原子炉水位を維持した状態での操作であり，十分な時間余裕がある

117

逃が し安 全 弁

ター ビン へ
原子炉圧力容器←→

5.3-19②原 子炉 停 止時 冷却 系 流量 調
整弁 の開 度 不足 によ り ，原子炉 への 注 水量 が十 分 ではない ため ， ミニ マム フ ロー
弁が イン タ ーロ ック に より
自動 開と な り， 開固 着 すること で原 子 炉冷 却材 が サプ
レッ ショ ン ・チ ェン バ へ流
出す る

サプ レッ シ ョン ・チェ ンバ

残留熱除去系
海水系ポンプ
Ａ，Ｃ→①待 機中 残 留熱 除去 系 の系 統
構成 の際 ， 原子 炉停 止 時冷却系 流量 調 整弁 の開 操 作が不十 分な 状 態で 残留 熱 除去
系ポ ンプ を 起動 する

サプ レッ シ ョン ・
プー ル

※1

→
→
※2

→
残留熱除去系
海水系ポンプ
Ｂ，Ｄ

※1 海へ

←

→

残留 熱除 去 系
ポン プＡ

残留 熱除 去 系
ポン プＢ

→

海へ ※2

↑

常設 低圧 代 替

↑ 注水 ポン プ Ａ， Ｂ

残留 熱除 去 系ポ ンプ Ｃ海
海

代替 淡水 貯 槽

第 5.3-1 図

原子炉冷却材の流出時の重大事故等対策の概略系統図（1／3）（原子炉冷却材流出）

118

逃が し安 全 弁

ター ビン へ
原子炉圧力容器←

サプ レッ シ ョン ・チェ ンバ

残留熱除去系
海水系ポンプＡ，Ｃ

5.3-20→→

サプ レッ シ ョン ・
プー ル

※1

→
→
※2

→
残留熱除去系
海水系ポンプ
Ｂ，Ｄ

※1

海へ

←

→

残留 熱除 去 系
ポン プＡ

残留 熱除 去 系
ポン プＢ

→

海へ ※2

↑

常設 低圧 代 替

↑ 注水 ポン プ Ａ，Ｂ

残留 熱除 去 系ポ ンプ Ｃ海
海

代替 淡水 貯 槽

第 5.3-1 図

原子炉冷却材の流出時の重大事故等対策の概略系統図（2／3）（原子炉注水）119

逃が し安 全 弁

ター ビン へ
原子炉圧力容器←

サプ レッ シ ョン ・チェ ンバ

残留熱除去系
海水系ポンプＡ，Ｃ

5.3-21→→

サプ レッ シ ョン ・
プー ル

※1

→
→
※2

→
残留熱除去系
海水系ポンプ
Ｂ，Ｄ

※1

←

→

残留 熱除 去 系
ポン プＡ

残留 熱除 去 系
ポン プＢ

海へ

→

海へ ※2

↑

常設 低圧 代 替

↑ 注水 ポン プ Ａ，Ｂ

残留 熱除 去 系ポ ンプ Ｃ
海
海
漏えい箇所隔離のた め閉 操 作（ 中央制 御室 操 作）
代替 淡水 貯 槽

第 5.3-1 図

原子炉冷却材の流出時の重大事故等対策の概略系統図（3／3）（漏えいの隔離操作及び原子炉冷却）120

プラ ント 前 提条件・プ ラン ト 停止 1 日後
・原 子炉 圧 力容器閉鎖中
・格 納容 器 開放中・主 蒸気 隔 離弁全閉
・残 留熱 除 去系（Ａ）運転中
・残 留熱 除 去系（Ｂ）待機中
・残 留熱 除 去系（Ｃ）点検中
・原 子炉 水 位は通常運転水位

凡例： 操 作・ 確認 （ 運転 員）： プ ラン ト状 態 （解 析）：判断： 操 作及 び判 断： 解 析上 考慮 し ない 操作： 重 大事 故等 対 応要 員（ 現 場） の作 業
： 運 転員 と重 大 事故 等対 応 要員 （現 場） の 共同 作業

運転中残留熱除去系（原子炉停止時冷却 系） の停止操作

待機中残留熱除去系を原子炉停止時冷却 系へ
系統構成

待機中残留熱除去系（原子炉停止時冷却 系） の起動操作

(解析上の時刻) 待機中の残留熱除去系ポンプ起動時に，ミニ マム(0秒)
フローラインからサプレッション・プールへ の原
子炉冷却材流出による原子炉水位低下開 始停止 した 残 留熱 除去 系 を低 圧 注水 系に
系統 構成

※１

（約1時間）

原子炉冷却材流出の確認 ※ ２（2時間）

待機中残留熱除去系（低圧注水系）に よ る
原子炉注水操作（約2.1時間）

原子炉水位回復，原子炉安定停止状態 確 認 ※ ３

待機 中残 留 熱除 去系（ 低圧 注水 系 ）以 外 によ る原 子 炉注 水・低 圧代 替 注水 系（ 常 設） に よる 原子 炉 注水・可 搬 型代 替 注 水大 型 ポン プ を用 い た低 圧代 替 注水 系 による 原子 炉 注水・代 替循 環 冷却 系に よ る原 子 炉注 水・消 火系 に よる 原子 炉 注水・補 給水 系 によ る原 子 炉注 水

原子炉冷却材流出箇所の隔離操作 ※ ４

サプレッション・プールへの原子炉冷 却 材流出停止により，原子炉水位の低下停 止

残留 熱除 去 系海 水系 以 外に よ る残 留熱 除 去系 の補 機 冷却・緊 急用 海 水系 によ る 残留 熱 除去 系の 補 機冷 却
・代 替残 留 熱除 去系 海 水系 に よる 残留 熱 除去 系の 補 機冷 却

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系） に よる
原子炉冷却 ※ ５ⅠⅡ

【有 効性 評 価の 対象 と して い ない が他 に 取り 得る 手 段】
Ⅰ
待機 中残 留 熱除 去系（低 圧 注水 系）と同 等 の流 量は 確 保で きな い が，
低圧 代替 注 水系 （常 設）， 可搬 型代 替 注水 大型 ポン プ を用 いた 低 圧代
替注 水系 に よる 原子 炉 注水 ，代 替循 環冷 却系 ，消火 系 及び 補給 水 系による 原子 炉 注水 も実 施 可能 で ある 。

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）に より 冷却を継続し，機能喪失している設備の復旧 に努 めるⅡ
緊急 用海 水 系に よる 残 留熱 除 去系 熱交 換 器へ の海 水 通水 も実 施 可能で ある 。
代替 残留 熱 除去 系海 水 系に よ る残 留熱 除 去系 熱交 換 器へ の海 水 通
水は ，残留 熱 除去 系海 水 系 ，緊 急用 海 水 系に 比べ て 準備 に時 間 を要 する。
※１ ： 残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の運転号 機 の 切替 時 ， 原子 炉 停 止時 冷却 系 流 量調 整 弁 の開 度 が 不十 分 な状 態 で待 機 中 の残留熱除去系ポンプを起動することにより，ミニ マム フ ロー 弁が 自 動開 と なり ，開固 着 する こと で 原子 炉冷 却 材が サ プレ ッシ ョ ン・
チェンバに流出することを想定する（原子炉冷 却材 流 出は 45m ３ ／h，原 子炉 水位 の 低 下速 度は 1.5m／ h）。実 際は ，残 留熱 除 去系（原子炉停止時冷却系）の運転号機の切替後にプ ラ ン ト状 態 （ 原子 炉 水 位， 原 子 炉水 温等 ） を 確認 す る ため ， 早 期に 原 子 炉冷 却材 の流出を認知することができる。
※２ ：中央制御室の巡視により，原子炉水位の低下 及び サプ レ ッシ ョ ン・ プー ル 水位 の上 昇 を確 認す る 。
※３ ：中央制御室において，原子炉水位（広帯域， 燃料 域） 等 によ り 原子 炉水 位 の回 復を 確 認す る。
※４ ：残留熱除去系（低圧注水系）により原子炉水 位を 維持 し た状 態 での 操作 で ある ため ， 十分 な時 間 余裕 が ある 。
※５ ：残留熱除去系の系統加圧ラインの手動弁を閉 状態 にす る 。

第 5.3-2 図事故シーケンスグループ｢原子炉冷却材の流出｣の対応手順の概要

5.3-22121

原子炉冷却材の流出
経過時間（時間）
-1

0

1

2

3

4

備 考

実施箇所・必要要員数【 】は他作業後移動してきた要員
責任者

発電長

1人

中央監視
運転操作指揮操作項目

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の運転
号機の切替

状況判断

5.3-23

待 機 中 残留 熱 除去 系
（低圧注水系）による
原子炉注水

原子炉冷却材
流出箇所の隔離
必要要員数

合計

事象発生

補佐

副発電長

1人

運転操作指揮補佐

通報連絡者

災害対策要員2人

災害対策本部連絡
発電所外部連絡

約1時間

操作の内容

2時間

運転員
(現場)

重大事故等対応要員
(現場)

−

2人
B，C

−

●運転中残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の停止操作

1人
A

−

−

●運転中残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の停止操作

【1人】
A

−

−

●待機中残留熱除去系を原子炉停止時冷却系へ系統構成／起動操
作

−

【2人】
B，C

−

●停止した残留熱除去系を低圧注水系へ系統構成

【1人】
A

−

−

●停止した残留熱除去系を低圧注水系への系統構成

【1人】
A

−

−

●原子炉冷却材流出の確認

【1人】
A

−

−

●原子炉水位，温度監視

45 分
9分
残留熱除去系（Ｂ）

20 分
45 分
7分

残留熱除去系（Ａ）

10 分
適宜監視

●待機中残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水−

待機側の残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水開始
及び原子炉冷却材流出の原因調査／隔離操作開始

約2.1時間 原子炉水位回復，原子炉安定停止状態確認

運転員(中央制御室)【1人】
A

原子炉水位の低下を確認

5分
残留熱除去系（Ａ）

−

【1人】
A

−

−

1人
A

2人
B，C

0人

●待機中残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水の調整操作

原子炉水位を通常運転水位付近で維持●原子炉冷却材流出の原因調査／隔離操作／残留熱除去系ポンプの停止

原因調査後，隔離操作／残留熱除去系ポンプの停止を実施

第 5.3-3 図

原子炉冷却材の流出時の作業と所要時間

122

事象発生約 2.1 時間後に通常運転水位まで回復

原子炉注水及び流出箇所隔離開始(2 時間後 燃料有効長頂部から約 2.1m 上)

第 5.3-4 図

原子炉冷却材の流出における原子炉水位の変化（燃料有効長頂部からの水位）

5.3-24123

1.0E+06

1.0E+05

1.0E+04
燃料を線源とした線量率が支配的な水位

1.0E+03線
量 率1.0E+02

燃料及び上部格子板を線源とした線量率が支配的な水位（mSv／h）
目標線量率（10mSv／h）

1.0E+01
蒸気乾燥器及びシュラウド
ヘッドを線源とした線量率が支配的な水位
1.0E+00

1.0E-01

1.0E-02
遮蔽が維持される水位（10mSv／h）

水位の低下（燃料有効長頂部から約
2.1m）

1.0E-03
通常運転水位
燃料有効長頂部からの水位（m）

第5.3-5図

原子炉水位と線量率

5.3-25124

添付資料 5.3.1
原子炉圧力容器開放時における運転停止中の線量率評価について

1.

はじめに
運転停止中の原子炉における燃料損傷防止対策の有効性評価の評価

項 目 と し て ，「 放 射 線 遮 蔽 が 維 持 さ れ る 水 位 を 確 保 す る こ と 」 が あ る 。
運 転 停 止 中 の 「 崩 壊 熱 除 去 機 能 喪 失 」，「 全 交 流 電 源 喪 失 」 に お い ては，原子炉未開放時を想定しており，原子炉上部での作業は不要であることに加えて，事象の認知は容易でありかつ事象発生から沸騰による 水 位 低 下 が 開 始 さ れ る ま で の 時 間 余 裕 は 1.1時 間 程 度 あ る た め ，作 業
員 が 現 場 に い た 場 合 も 退 避 す る こ と が 可 能 で あ る 。ま た ，「原子炉冷却
材の流出」においても原子炉未開放時を想定しており，原子炉上部での作業は不要であることに加えて，事象の認知は容易であり，必要な遮 蔽 が 確 保 さ れ る 最 低 水 位 に 到 達 す る ま で に 2.3時 間 程 度 あ る た め ，作業員が現場にいた場合も退避することが可能である。
（ 添 付 資 料 5.1.6）
運転停止中の「冷却材流出」の事故シーケンスでは崩壊熱除去機能喪失に比べて原子炉圧力容器内の保有水量の減少が大きく，点検などに係る原子炉冷却材流出事故は原子炉圧力容器開放状態にて発生することも考えられるため，ここでは，原子炉圧力容器開放状態を対象に線量率の評価を行う。

2.

炉心燃料・炉内構造物の線源強度
放射線源として燃料，上部格子板，シュラウドヘッド及び蒸気乾燥器をモデル化した。
(1)

炉心燃料
計算条件を以下に示す。

添付 5.3.1-1

125

126

127

128

EL49 ,420

水（ 密 度：0.958g ／ cm ３ ）

パラメータ
（ T）

EL29 ,914.9

368. 3線源（円柱）

上部格子坂（ 密 度 ： 0.958g／ cm ３ ）EL29,546.6
φ 5, 232.4

×：評 価 点（ 燃 料 取 替 機 床 ）

第 2図

(3)

上部格子板の水深と線量率の計算モデル

シュラウドヘッド
計算条件を以下に示す。
○線源形状：円柱線源としてモデル化○ 線 源 の 高 さ ： 5,162.2mm○ガンマ線エネルギ：計算に使用するガンマ線は，主要核種
６０

Ｃ ｏ を 想 定 し て 1.5MeVと す る 。

○ 線 源 材 質 ： 水 と 同 等 （ 密 度 0.958g／ cm ３ ※ ）添付 5.3.1-5

129

130

131

EL49,420

水（ 密 度：0.958g ／ cm ３ ）

パラメータ
（ T）

EL39,208

5,524. 5

線源（円柱）

蒸気乾燥器（ 密 度 ： 0.958g／ cm ３ ）EL33,683.5
φ 6,223

×：評 価 点（ 燃 料 取 替 機 床 ）

第 4図

2.

蒸気乾燥器の水深と線量率の計算モデル

線量率
線 量 率 は ，「 添 付 資 料 4.1.2「 水 遮 蔽 厚 に 対 す る 貯 蔵 中 の 使 用 済 燃 料
か ら の 線 量 率 の 算 出 に つ い て 」」と 同 様 に Ｑ Ａ Ｄ − Ｃ Ｇ Ｇ Ｐ ２ Ｒ コ ー ド（ Ver1.04） を 用 い て 計 算 し て い る 。

3.
(1)

線量率を求める際の評価点と放射線遮蔽が維持される水位について線量率を求める際の評価点

添付 5.3.1-8132

線源からの線量率を求める際に設定する評価点は，保守的に燃料
交 換 機 床 と し た 。 な お ， 評 価 で は 第 1図 〜 第 4図 の 線 量 率 計 算 モ デ ルに示すように原子炉ウェル筐体による遮蔽は考慮せず，線源から評価点までの距離を入力として評価している。

(2)

放射線の遮蔽が維持される水位
運 転 停 止 中 の 「 崩 壊 熱 除 去 機 能 喪 失 」，「 全 交 流 動 力 電 源 喪 失 」 及び「原子炉冷却材の流出」では，評価点とした燃料交換機床がある
原子炉建屋最上階での操作は不要であり，仮に事象発生時に作業員が原子炉建屋最上階で施設定期検査による作業を実施している場合であっても，退避警報による事象認知後に速やかに退避するため，
水位低下後に長時間作業することはない。このため，運転停止中に
お け る 線 量 率 は ， 緊 急 作 業 時 の 被 ば く 限 度 （ 100mSv） か ら 十 分 余 裕の あ る 10mSv／ hを 必 要 な 遮 蔽 の 目 安 と し た 。
放 射 線 の 遮 蔽 を 維 持 す る た め に 必 要 な 水 位 は 第 5図 よ り ，燃 料 有 効
長 頂 部 か ら 約 6.4mと な り ，ウ ェ ル 満 水 時 の 水 位 か ら 約 10.4m低 下 し た
水位である。

添付 5.3.1-9133

1.0E+06
燃料が放射線源として支配的な水位

1.0E+05

1.0E+04線

1.0E+03

上部格子板が放射線源として支配的な水位量率
1.0E+02
シュラウドヘッド及び蒸気乾燥器が放射線源として支配的な水位（ mS v／ h）

1.0E+01

1.0E+00

1.0E-01

1.0E-02

遮蔽が維持
される水位
（ 10m Sv／ h）

1.0E-03
原子炉ウェル
満水時水位

第 5図

線量評価結果添付 5.3.1-10

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

1.

本評価におけるプラント状態の決定
運転停止中の原子炉における燃料損傷防止対策の有効性評価，「 原子炉冷却材の流出」の重要事故シーケンスの評価では，次節に示すとおり，施設定期検査中に実施する作業等を確認し，原子炉冷却材の流出が生じうる作業を抽出した後，各々の作業を比較して重要事故シーケンスとする作業を選定した。
施設定期検査中に各作業が実施される時期は概ね決まっているため，評価対象とするＰＯＳを，選びうるＰＯＳの比較により選定した。

2.

原子炉冷却材の流出評価の対象とした作業等
重要事故シーケンスの選定に当たり，施設定期検査中に原子炉冷却材流出が想定され得るとして抽出した作業等は次の 4 つである。この 4 つの作業等から，本評価では「ＲＨＲ切替」を選定した。選定の理由は，燃料損傷までの時間余裕が短いこと ※ ，及び停止時ＰＲＡの結果から炉心損傷頻度が最も高く，代表性が高いことによるものである。
・ＲＨＲ切替・ＣＵＷブロー
・ＣＲＤ点検・ＬＰＲＭ点検※１：ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡによる流出は他の冷却材流出事象と比べて流出量が大きい（別添二発電所

確率論的リスク評価（ＰＲＡ）について

東海第添付資料 3.1.2.3-13 ＬＯＣＡにおける余裕

時間の評価について）

添付 5.3.2-1

135

＜ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ発生時の流出量の算出＞（1）評価条件a.

ミニマムフローラインオリフィス仕様
・オリフィス設計流量56.8m3 ／h・オリフィス設計差圧

198.1m

b.

炉圧

大気圧状態

c.

ＲＨＲポンプと原子炉水との水頭差（ＲＨＲポンプレベル：E.L−
3,400）

d.

・通常水位

38.0m（E.L.34,590〜＋E.L.3,400）

・ウェル満水42.7m（E.L.39,215〜＋E.L.3,400）

残留熱除去系（停止時冷却系）の運転中にミフマムフロー弁が全開となった場合のオリフィス差圧＝ポンプ出口圧力＝ポンプ揚程（85.3m）＋水頭差・通常水位

123.3m（E.L.34,590〜＋E.L.3,400）

・ウェル満水128.0m（E.L.39,215〜＋E.L.3,400）（2）評価式
オリフィス差圧は流量日の二乗に比例するとして評価。
ΔＰ＝198.1×（Ｑ／56.8） ２
Ｑ＝56.8×√（ΔＰ／198.1）
ΔＰ：オリフィス差圧
Ｑ：オリフィス差圧がΔＰの際の流量（m３ ／h）（3）評価結果
・通常水位：45m３ ／h・ウェル満水 ：47m３ ／h

添付 5.3.2-2

136

3.

ＰＯＳを選定する上で考慮した点
施設定期検査中にＲＨＲ切替を実施する時期としては，ＲＨＲの運転や待機の系統を変化させる場合があり，この作業は施設定期検査中のほぼ全ての期間で生じうる。このため，プラント状態についてはいずれの場合も選び得る。その上で，プラント状態の選定に当たっては，以下の点を考慮した。

(1)

崩壊熱による原子炉水温の上昇及び蒸発
崩壊熱による原子炉冷却材の減少を厳しく評価する観点では，原子炉停止後の時間が短いＰＯＳの方が適切である。ただし，本重要事故シーケン
スでは崩壊熱除去機能が喪失しないため，崩壊熱による原子炉水温の上昇
及び蒸発は発生しないことから，崩壊熱の違いによる時間余裕への影響は
ない。

(2)

原子炉圧力容器内の保有水量
原子炉圧力容器内の保有水量の観点では，原子炉ウェル満水の状態が最も余裕があり，原子炉圧力容器が通常運転水位に近いほど厳しい条件となる。原子炉ウェル満水時における遮蔽維持水位到達までの時間余裕は約
18.4 時間であるのに対して通常運転水位における遮蔽維持水位到達までの時間余裕は約 2.3 時間である。

(3)

事象発生時の認知性
事象発生時の認知性の観点では，時間余裕が短い，すなわち保有水量が少ないＰＯＳの方が適切である。なお，原子炉圧力容器の上蓋が閉止されている場合，原子炉水位の低下による警報発生や緩和設備の自動起動等に期待できるが，有効性評価ではこれらに期待しないことで認知性をより厳しく扱った。

(4)

原子炉水位低下時の作業環境
原子炉水位低下時の作業環境への影響の観点では，原子炉圧力容器の上
添付 5.3.2-3137

蓋が閉止されている場合，原子炉水位が燃料有効長頂部から約 1.7m に低下するまでは原子炉圧力容器に上蓋等により遮蔽される。一方，原子炉圧力容器の上蓋が開放されている場合は，原子炉水位が燃料有効長頂部から約6.4m に低下するまでは原子炉ウェルの水により遮蔽される。
いずれの場合においても，遮蔽が維持される下限水位到達までに注水することにより遮蔽は維持されることから，作業環境に与える影響はない。

4.

ＰＯＳの選定結果と考察
重要事故シーケンスとして選定した「ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ」のプラン
ト状態は，上記 3.に記載の 4 つの観点のうち，時間余裕の観点で厳しい原子炉水位が通常運転水位のＰＯＳ−Ｓ，Ａ，Ｃ，Ｄの中から，残留熱除去系の切替操作の実施が考えられるＰＯＳ−Ａを選定した。また，他のプラント状態及び事故シーケンスが，ＰＯＳ−ＡのＲＨＲ切替時のＬＯＣＡの評価に包絡されることを第 1 表で確認した。なお，原子炉水位が通常運転水位の場合
は，原子炉水位低下による警報発報や緩和設備の自動起動に期待できることも考えられるが，有効性評価ではこれらに期待しないことにより認知性の観点からも厳しい扱いとした。

添付 5.3.2-4

138

第1表
プラント状態（ＰＯＳ）

S

A

重大事故等対処設備等

原子炉冷温停止への移行状態

・残留熱除去系−Ａ，Ｂ，Ｃ
ＰＯＳ−Ｓにおいては，冷却材流 ・高圧炉心スプレイ系
出事象の要因となる作業や操作を ・低圧炉心スプレイ系
実施しないため，対象外
・低圧代替注水系（常設）・低圧代替注水系（可搬型）

ＰＣＶ／ＲＰＶ開放への移行状態・残留熱除去系−Ａ，Ｂ
・高圧炉心スプレイ系
・低圧炉心スプレイ系
・低圧代替注水系（常設）・低圧代替注水系（可搬型）

B1

B2
B3

B4
原子炉ウェル満水状態（原子炉ウェル水
抜き開始まで）

B5

B6

C1
ＰＣＶ／ＲＰＶの閉鎖への移行状態
C2

D

包絡事象

各プラント状態における評価項目に対する影響（原子炉冷却材の流出）

起動準備状態−・残留熱除去系−Ａ・低圧代替注水系（常設）・低圧代替注水系（可搬型）・代替燃料プール注水系（常設）
・代替燃料プール注水系（可搬型）・残留熱除去系−Ｂ
・低圧代替注水系（常設）・低圧代替注水系（可搬型）・代替燃料プール注水系（常設）
・残留熱除去系−Ａ，Ｂ
冷却材流出事象の要因となる作業 ・高圧炉心スプレイ系として「ＲＨＲ切替」，「ＣＲＤ ・低圧炉心スプレイ系点検」及び「ＬＰＲＭ点検」が考 ・低圧代替注水系（常設）
えられるが，有効性評価でのＰＯ ・低圧代替注水系（可搬型）
Ｓ−Ａの想定に比べ，原子炉圧力 ・代替燃料プール注水系（常設）
容器が開放状態の場合原子炉水位 ・代替燃料プール注水系（可搬型）が高く，燃料損傷に至るまでの時 ・残留熱除去系−Ａ
間が長いため，「添付資料5.3.4 ・高圧炉心スプレイ系
評価条件の不確かさについて」に ・低圧炉心スプレイ系
包絡される・低圧代替注水系（常設）・低圧代替注水系（可搬型）・代替燃料プール注水系（常設）
・代替燃料プール注水系（可搬型）・残留熱除去系−Ａ，Ｂ，Ｃ・高圧炉心スプレイ系
・低圧炉心スプレイ系
・低圧代替注水系（常設）・低圧代替注水系（可搬型）・代替燃料プール注水系（常設）
・代替燃料プール注水系（可搬型）・残留熱除去系−Ａ，Ｂ，Ｃ・高圧炉心スプレイ系
・低圧炉心スプレイ系
・低圧代替注水系（常設）
冷却材流出事象の要因となる作業
・低圧代替注水系（可搬型）として「ＲＨＲ切替」及び「ＣＵ・残留熱除去系−Ｂ，Ｃ
Ｗブロー」が考えられるが，プラ・低圧炉心スプレイ系
ント状態の違い（崩壊熱等）が事
・低圧代替注水系（常設）
象進展に影響しないため，ＰＯＳ
・低圧代替注水系（可搬型）-Ａを想定した有効性評価と同じ
・残留熱除去系−Ａ，Ｂ，Ｃ
評価となる
・高圧炉心スプレイ系
・低圧炉心スプレイ系
・低圧代替注水系（常設）・低圧代替注水系（可搬型）

燃料有効長頂部の冠水
ＰＯＳ−Ｓにおいては，冷却材流出
事象の要因となる作業や操作を実施しないため，対象外

有効性評価にて評価項目を満足することを確認している

有効性評価でのＰＯＳ−Ａの想定に比べ，原子炉圧力容器が開放状態の場合原子炉水位が高く，燃料燃料長
頂部が露出するまでの時間が長いた
め，「添付資料5.4.3 評価条件の不確かさについて」に包絡される

ＰＯＳ−Ａに比べて崩壊熱が低い
が，崩壊熱除去機能を喪失しないことより崩壊熱の違いが事象進展に影響しないため，ＰＯＳ−Ａの有効性評価と同じ評価となる

運転停止中の評価項目
原子炉圧力容器
放射線の遮蔽が維持できる
蓋の開閉状態
水位の確保

閉鎖

ＰＯＳ−Ｓにおいては，冷却材流出事象の要因となる作業や操作を実施しないため，対象外

ＰＯＳ−Ｓにおいては，冷却材流出事象の要因となる作業や操作を実施しないため，対象外

閉鎖

有効性評価において評価項目を満足することを確認している（原子炉圧力容器は未開放状態
であり，原子炉圧力容器蓋，蒸気乾燥器，シュラウドヘッドの遮蔽にも期待できることから，必要な遮蔽は確保される（添付資料5.1.6）

有効性評価において評価項目を満足することを確認している
制御棒引き抜きに関する試験は「反応度の誤投入」に包絡される

開放

放射線の遮蔽を維持するために必要な水位は原子炉未開放時に比べて高くなるが，有効性評価
でのＰＯＳ−Ａの想定に比べ原子炉水位が高く，遮蔽が維持される水位を下回るまでの時間が長いため，「添付資料5.4.3 評
価条件の不確かさについて」に包絡されるプラントＰＯＳ−Ａに同じ
有効性評価において評価項目を満足することを確認している
燃料の取出・装荷に関する作業は「反応度の誤投入」に包絡される有効性評価でのＰＯＳ−Ａの想定とプラント状態が同等である
ため，ＰＯＳ−Ａの有効性評価と同じ評価となる

ＰＯＳ−Ａに同じ
有効性評価において評価項目を満足することを確認している
制御棒引き抜きに関する試験は「反応度の誤投入」に包絡される

閉鎖

閉鎖

添付 5.3.2-5

未臨界の確保139

添 付 資 料 5.3.3
安定停止状態について（原子炉冷却材の流出）
運転停止中の原子炉冷却材の流出の安定状態については以下のとおり。
原子炉安定停止状態：事象発生後，設計基準事故対処設備及び重大事故等対処設備を用いた炉心冷却及び原子炉冷却材の流出の停止により，炉心冠水が維持でき，また，冷却のための設備がその後も機能維持できると判断され，かつ，必要な要員の不足や資源の枯渇等のあらかじめ想定される事象悪化のおそれがない場
合，安定状態が確立されたものとする。
【安定状態の確立について】
原子炉安定停止状態の確立について
事象発生直後から原子炉冷却材の流出により原子炉水位が低下するが，事象発生から 2 時間後に残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水を行うことで原子炉水位が回復する。その後，原
子炉冷却材の流出を停止させ，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）に切り替えて冷却することで，冷温停止状態を維持することができ，原子炉安定停止状態が確立される。
重大事故等対策時に必要な要員は確保可能であり，また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
【安定停止状態の維持について】
上記の燃料損傷防止対策により安定停止状態を維持できる。
また，残留熱除去系の機能を維持し，除熱を行うことにより，安定停止状態後の状態維持が可能となる。

添付 5.3.3-1

140評価条件の不確かさの影響評価について（原子炉冷却材の流出）
第 1表

評価条件を最確条件とした場合の運転員の操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（運転停止中

項目

原子炉初期水温評価条件（初期，事故及び機器条件）
の不確かさ
評価条件
最確条件

52℃

約 43℃〜51℃（実績値）

原 子 炉 冷 却 材 喪 失 ） (1／ 2)

初期条件

添付資料 5.3.4-1

評価条件設定の考え方

運転員等の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

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の設計値及び運転停止 1 日後の原子炉水温の実績値（43℃〜51℃）を踏まえて設定

最確条件では評価条件で設定している原子炉
初期水温より低くなるため時間余裕が長くなることが考えられるが，残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉への注水操作及び原子炉冷却材流出の停止操作は原子炉冷却材流出の認知を起点とする操作であるため，運転員等操作時間に与える影響はない。

最確条件では評価条件で設定している原子炉
初期水温より低くなることから，原子炉水位の回復は早くなり，評価項目となるパラメー
タに対する余裕は大きくなる。

原子炉圧力容器が開放状態で，原子炉ウェル満
水又は原子炉ウェル満水への移行期間，かつプ
ールゲートが閉状態の場合，評価条件よりも原子炉初期水位が高くなるため遮蔽水位到達までの時間余裕が長くなるが，残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉への注水操作及び原子炉
冷却材流出の停止操作は原子炉冷却材流出の認知を起点とする操作であるため，運転員等操作時間に与える影響はない。
また，原子炉ウェル満水時においてプールゲー
トが開状態の場合は更に時間余裕が長くなる
が，同様の理由により運転員等操作時間に与える影響はない。
最確条件と解析条件が同様であることから，事象進展に与える影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。

原子炉の初期水位
及び原子炉圧力容器の状態

通常運転水位及び原子炉圧力容
器未開放

事故事象毎

評価項目となるパラメータに対して時間余裕が厳しくなる，通常水位を想定

原子炉初期圧力大気圧

大気圧

原子炉停止から 1 日後の状態を想定

原子炉圧力容器が開放状態で，原子炉初期水位が原子炉ウェル満水又は原子炉ウェル満水への移行期間，かつプールゲートが閉状態の場合，評価条件よりも原子炉初期水位が高くなるため，遮蔽水位到達までの時間余裕は約
18.4 時間と，評価条件に比べて長くなる。
また，プールゲートが開状態の場合は更に時
間余裕が長くなることから，評価項目となるパラメータに与える余裕は更に大きくなる
が，残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉への注水操作及び原子炉冷却材流出の停止
操作は原子炉冷却材流出の認知を起点とする操作であるため，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
評価条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

添付資料 5.3.4

141

第 1表

評価条件を最確条件とした場合の運転員の操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（運転停止中評価条件（初期，事故及び機器条件）
の不確かさ
評価条件
最確条件

評価条件設定の考え方

運転員等の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

燃料の容量

約 800kL

800kL 以上

軽油貯蔵タンクの管理下
限値を設定

管理値下限の容量として事象発生から 7 日間後までに必要な容量を備えており，燃料は枯渇しないことから，運転員等操作時間に与える影響
はない。

−

起因事象

ＲＨＲ切替時の冷却材流出

ＲＨＲ切替時の冷却材流出

冷却材流出流量45m３／h

約 45m３／h

燃料損傷までの時間余裕が厳しい事象を仮定
ミニマムフローラインの設計流量を設定
原子炉冷却材の流出流量を厳しく評価するため，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）は運転状態を想定しており，崩壊熱除去機能は喪失しないことから，原子炉水温の上昇及び蒸発は発生しない

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

最確条件と解析条件が同様であることから，事象進展に与える影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

外部電源がある場合は評価条件と同様であることから，事象進展に与える影響はなく，運転員
等操作時間に与える影響はない。また，外部電源がない場合は，原子炉保護系電源の喪失により残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の取水
ラインの格納容器隔離弁が自動閉となることで原子炉冷却材流出は停止するが，残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉への注水操作は原子炉水位低下の認知を起点とする操作であるため，運転員等操作時間に与える影響はない。

外部電源がある場合は評価条件と同様であることから，事象進展に与える影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。また，外部電源がない場合は，原子炉保護系電源の喪失により残留熱除去系（原子炉停止時
冷却系）の取水ラインの格納容器隔離弁が自動閉となることで原子炉冷却材流出は停止
するが，残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉への注水操作は原子炉水位低下の認知を起点とする操作であることから，事象進展に与える影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

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

最確条件と評価条件は同様であることから，事象進展に与える影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

項目

事故条件

添付資料 5.3.4-2

機
器
条
件

原 子 炉 冷 却 材 喪 失 ） (2／ 2)

崩壊熱による原子炉水温の上昇及び蒸発

原子炉水温の上
昇及び蒸発は発
生しない

原子炉水温の上
昇及び蒸発は発
生しな

外部電源

外部電源あり

事故事象毎

外部電源がない場合は，原子炉保護系電源の喪失により残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の吸込みラインの弁が閉とな
り，冷却材流出が停止することから，原子炉冷却材流出の観点で厳しい外部電源ありを設定

残留熱除去系（低圧注水系）の注水流量

1,605m３／h

1,605m３／h

残留熱除去系（低圧注水系）の設計値として設定

142

第 2 表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（運転停止中項目

添付資料 5.3.4-3

操
作
条
件

待機中の残留熱除去系（低圧注
水系）の注水操作

評価条件(操作条件)の不確かさ
評価上の操作
評価条件設定の開始条件
考え方

事象発生から
2 時間後事象の認知及び操作の時間を基に，さらに時間余裕を考慮して設定

操作の不確かさ要因

運転員等操作時間に
与える影響

【認知】
評価では，中央制御室の巡視により，原子炉水位低下を認知すると想定している。実際は，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の運転号機の切替時のプラント状態（原子炉水位等）の確認により，早期に原子炉冷却材流出を認知できる可能性がある。
【要員配置】
中央制御室内での操作のみであり，運転員は中央制御室に常駐していることから，要員配置が操作時間に与える影響はない。
【移動】
中央制御室内での操作のみであり，移動が操作開始時間に与える影響はない。
【操作所要時間】
残留熱除去系（低圧注水系）のポンプ起動
操作及び注入弁の開操作は，中央制御室内の操作盤での操作スイッチによる操作であるため，容易な操作である。操作時間は 5分を想定しており，原子炉水位の低下に対して操作に要する時間は短い。
【他の並列操作の有無】
当該操作を実施する運転員は，残留熱除去
系（低圧注水系）による原子炉注水操作時に他の並列操作はなく，操作開始時間に与える影響はない。
【操作の確実さ】
中央制御室内における操作は，制御盤での操作スイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起こりにくく，そのため誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。

原子炉水位低下時に原子炉注水操作の必要性を認知することは容易であり，評価では事象発生から 2 時
間後の原子炉注水操
作開始を設定しているが，実際は運転員の残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の運転
号機の切替時のプラ
ント状態確認（原子炉水位等）による早期の認知に期待でき，その後速やかに原子炉注
水操作を実施するた
め，開始時間は早くなる場合が考えられ，原子炉水位の回復が早くなる。

原 子 炉 冷 却 材 の 流 出 ）（ 1 ／ 2 ）評価項目となるパラ
メータに与える影響

操作時間余裕訓練実績等

原子炉注水操作開始が早くなる場合は原子炉水位低下が抑制
され，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

原子炉水位が放射線の遮蔽が維持される最低水位に到達するまで約 2.3
時間であり，燃料有効長頂部まで低下するまでの時間
は約 3.5 時間であり，
これに対して，事故を認知して原子炉注水を開始するまでの時間は 2時間であることから，時間余裕がある。

中央制御室における操作のため，シミュレータにて訓練実績を取得した。
所要時間を 5 分で想定しているとこ
ろ，訓練実績では
約 4 分である。
想定で意図している運転操作時間が実施可能なことを
確認した。

143

第 2 表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（運転停止中項目

添付資料 5.3.4-4

操
作
条
件

原子炉冷却材流出停止操作及び停止確認

評価条件(操作条件) の不確かさ
評価上の操作
評価条件設定の
開始条件
考え方

−

運転操作手順等を踏まえて設定

操作の不確かさ要因

運転員等操作時間に与える影響

評価項目となるパラ
メータに与える影響【認知】評価では，中央制御室の巡視により，原子炉水位低下を認知すると想定している。実際は，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の運転号機の切替時のプラント状態（原子炉水位等）の確認により，早期に原子炉冷却材流出を認知できる可能性がある。
【要員配置】
運転員による操作のみであり，運転員は中央制御室に常駐してことから，操作開始時間に与える影響はない。
【移動】
運転員による操作のみであり，移動が操作
開始時間に与える影響はない。
【操作所要時間】
残留熱除去系（低圧注水系）によって原子炉水位を維持した状態での操作となるため，十分な時間余裕がある。
【他の並列操作の有無】
原子炉水位の維持のための操作と並列した操作となるが，中央制御室での簡易な操作であるため，
操作時間に与える影響はない。
【操作の確実さ】
中央制御室内における操作は，制御盤での操作スイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起こりにくく，そのため誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。

運転員の残留熱除去
系（原子炉停止時冷却系）の運転号機の切替時のプラント状態確
認（原子炉水位等）による早期の認知に期待でき，原子炉注水操
作開始時間が想定よ
り早くなり，それに伴い実際の原子炉冷却材流出の停止操作の開始時間が早くなる
場合が考えられ，原子炉水位の回復が早くなる。

原子炉冷却材流出の停止操作の開始が早くなる可能性がある
が，残留熱除去系（低圧注水系）によって原子炉水位を維持した状態での操作であり，十分な時間余裕があるため，評価項目となるパラメータに対す
る影響はない。

原 子 炉 冷 却 材 の 流 出 ）（ 2 ／ 2 ）操作時間余裕

訓練実績等

残留熱除去系（低圧注水系）により
原子炉水位を回復させた後に実施する操作であるた
め，十分な時間余裕がある。

中央制御室における操作のため，シミュレータにて訓練実績を取得した。訓練では，原
子炉冷却材流出停止の操作時間（原因調査を除く）は
約 11 分であることを確認した。

144

添付資料 5.3.5
7 日間における燃料の対応について（運転停止中原子炉冷却材の流出）

事 象 :保 守 的 に 全 て の 設 備 が ，事 象 発 生 直 後 か ら 燃 料 を 消 費 す る も の と して評価する。
時系列
非常用ディーゼル発電機 2 台起動※１（燃料消費率は保守的に定格出力運転時を想定）
1,440.4L/h(燃 料 消 費 率 )×168h（ 運 転 時 間 ） ×2 台（ 運 転 台
数 ） ＝ 約 484.0kL
高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機 1 台起動※２（燃料消費率は保守的に定格出力運転時を想定）
775.6L/h(燃 料 消 費 率 )×168h（ 運 転 時 間 ）×1 台（ 運 転 台 数 ）＝ 約 130.3kL

※１

合計

判定

7 日間の軽油消費量
約 614.3kL

軽油貯蔵タ
ンクの容量
は 約 800kL
であり，7
日間対応可
能

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

※２

事故収束に必要ではないが，保守的に起動を仮定した。

添付 5.3.5-1

145

5.4

反応度の誤投入

5.4.1

事故シーケンスグループの特徴，燃料損傷防止対策(1)

事故シーケンスグループ内の事故シーケンス
事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」において，燃料損傷防止対策の有効性を確認する事故シーケンスは，「1.2

評価対象の整理及び評価

項目の設定」に示すとおり，「反応度の誤投入」である。

(2)

事故シーケンスグループの特徴及び燃料損傷防止対策の基本的考え方
事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」では，運転停止中に制御棒の誤引き抜き等によって，燃料に反応度が投入されることを想定する。このため，緩和措置がとられない場合には原子炉は臨界に達し，急激な反応度投入に伴う出力上昇により燃料損傷に至る。
本事故シーケンスグループは，反応度の誤投入により，原子炉が臨界に達することによって，燃料損傷に至る事故シーケンスグループである。このため，運転停止中の原子炉における燃料損傷防止対策の有効性評価には，原子炉停止機能に対する設備に期待することが考えられる。
したがって，本事故シーケンスグループでは，異常な反応度の投入に対して制御棒の引き抜きの制限及びスクラムによる負の反応度の投入により，未臨界を確保し，燃料損傷の防止を図る。

(3)

燃料損傷防止対策
事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」に対しては，燃料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，制御棒引抜阻
止機能により制御棒引き抜きを阻止し，出力の異常上昇を未然に防止するとともに，原子炉停止機能により原子炉をスクラムし，未臨界とする。対
5.4-1

146

応手順の概要を第 5.4-1 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 5.4-1
表に示す。
本事故シーケンスにおいては，重大事故等対策は全て自動で作動するため，中央制御室の運転員による確認のみであり，対応操作の要員は不要である。
なお，スクラム動作後の原子炉の状態確認については，中央制御室の運転員 1 名で実施可能である。
ａ．ＣＲ−２ ※ の「連続引き抜き」（誤操作による反応度誤投入）
運転停止中に制御棒の誤引き抜き等によって，燃料に反応度が投入されることにより，臨界に達する。
原子炉の臨界を確認するために必要な計装設備は，起動領域計装である。
※：ＣＲ−２：最大反応度価値制御棒（ＣＲ−１）の対角隣接の制御棒

ｂ．反応度誤投入後の原子炉スクラムの確認
制御棒の誤引き抜きによる反応度の投入により，原子炉出力ペリオド
短（10 秒）信号が発生することで原子炉はスクラムし，制御棒が全挿入となり，原子炉は未臨界状態となる。
原子炉のスクラムを確認するために必要な計装設備は，起動領域計装
である。

5.4.2

燃料損傷防止対策の有効性評価(1)

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

評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，
「停止中に
5.4-2

147

実施される試験等により，最大反応度価値を有する制御棒 1 本が全引き抜きされている状態から，他の 1 本の制御棒が操作量の制限を超える誤った操作によって引き抜かれ，臨界近接を認知できずに臨界に至る事象」である。
運転停止中の原子炉においては，不用意な臨界の発生を防止するため，停止余裕（最大反応度価値を有する 1 本の制御棒が引き抜かれても炉心を未臨界に維持できること）を確保できるように燃料を配置するとともに，
通常は原子炉モード・スイッチを「燃料交換」位置として，1 本を超える
制御棒の引き抜きを防止するインターロックを維持した状態で必要な制御棒の操作が実施される。
しかしながら，運転停止中の原子炉においても，検査等の実施に伴い，原子炉モード・スイッチを「起動」位置として複数の制御棒の引き抜きを実施する場合がある。このような場合，制御棒の引き抜きは原則として 1
ノッチずつ操作を行い，起動領域計装により中性子束の監視を行いながら実施している。
本重要事故シーケンスでは，誤操作によって制御棒が過剰に引き抜かれることにより臨界に至る反応度が投入されるため，炉心における核分裂出
力，出力分布変化，反応度フィードバック効果，制御棒反応度効果，燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達及び沸騰遷移が重要現象となる。
よって，この現象を適切に評価することが可能である反応度投入事象解
析コードＡＰＥＸにより炉心平均中性子束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
重要事故シーケンスにおける評価項目となるパラメータに与える影響を評価する。
さらに，解析コード及び解析条件の不確かさのうち，評価項目となるパ
5.4-3

148

ラメータに与える影響があるものについては，「5.4.3(3)

感度解析」において，それらの不確かさの重畳を考慮した影響評価を実施する。
(2)

有効性評価の条件
本重要事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な解析条件を第5.4-2 表に示す。また，主要な解析条件について，本重要事故シーケンス
特有の解析条件を以下に示す。
ａ．初期条件(a)

炉心状態
燃料交換後における余剰反応度の大きな炉心での事象発生を想定して，評価する炉心状態は，平衡炉心のサイクル初期とする。

(b)

実効増倍率
事象発生前の炉心の実効増倍率は 1.0 とする。

(c)

原子炉初期出力，原子炉初期圧力，燃料被覆管表面温度及び原子炉
冷却材温度
事象発生前の原子炉初期出力は定格値の 10 − ８ ，原子炉初期圧力は0.0MPa[gage]，燃料被覆管表面温度及び原子炉冷却材温度は 20℃とする。また，燃料エンタルピの初期値は 8kJ／kgＵＯ ２ とする。

ｂ．事故条件(a)

起因事象
運転停止中の原子炉において，制御棒 1 本が全引き抜きされている状態から，他の 1 本の制御棒が操作量の制限を超える誤った操作によって連続的に引き抜かれる事象を想定する。

(b)

誤引き抜きされる制御棒
5.4-4

149

誤引き抜きされる制御棒は，事象を厳しく評価するため，最大反応度価値を有する制御棒の対角隣接の制御棒とする。誤引き抜きされる
制御棒 1 本の反応度価値は約 1.71％Δk である。引き抜き制御棒反応度曲線を第 5.4-2 図に示す。
なお，通常，制御棒 1 本が全引き抜きされている状態の未臨界度は深く，また，仮に他の 1 本の制御棒が操作量の制限を超えた場合でも，臨界近接で引き抜かれる制御棒の反応度価値が核的制限値を超えないよう管理 ※ している。これらを踏まえ，本評価においては，誤引き抜きされる制御棒の反応度価値が，管理値を超える事象を想定した。
※：停止時冷温臨界検査の臨界近接時における制御棒の反応度価値は 1.0％
Δk 以下となるよう管理

(c)

外部電源
制御棒の引き抜き操作には外部電源が必要である。外部電源がない状態では反応度誤投入事象が想定できないことも踏まえ，外部電源は使用できるものとする。

ｃ．重大事故等対策に関連する機器条件(a)

制御棒の引き抜き速度
制御棒は，引き抜き速度の上限値 9.1cm／s にて連続で引き抜かれ ※ ，
起動領域計装の原子炉出力ペリオド短（10 秒）信号で引き抜きが阻止されるものとする。引抜制御棒反応度曲線を第 5.4-2 図に示す。
※：予め停止余裕が確認されている場合，一本目の制御棒の全挿入状態からの全引き抜き操作，及び反応度価値の小さい制御棒位置（30Pos.）以降の制
御棒引抜操作については，連続引き抜きが実施可能な手順としている。そ

5.4-5

150

のため，ここでは人的過誤等によって連続引き抜きされることを想定する。

(b)

原子炉スクラム信号
原子炉スクラムは，起動領域計装の原子炉出力ペリオド短（10 秒）
信号によるものとする。スクラム反応度曲線を第 5.4-3 図に示す。

ｄ．重大事故等対策に関連する操作条件
運転員操作に関する条件はない。

(3)

有効性評価の結果
本重要事故シーケンスの対応手順の概要を第 5.4-1 図に，炉心平均中性子束の推移を第 5.4-4 図に示す。
ａ．事象進展制御棒の引き抜き開始から約 10 秒後に起動領域計装の原子炉出力ペリオド短（10 秒）信号が発生し，制御棒の引き抜きが阻止されるとともに，原子炉はスクラムする。この時，投入される反応度は約 1.13 ドル（投入反応度最大値：0.68％Δk）であるが，原子炉出力は定格出力の約 15％まで上昇するにとどまる。また，燃料エンタルピは最大で約 85kJ／kgＵ
Ｏ ２ であり，「発電用軽水型原子炉施設の反応度投入事象評価指針」に示された燃料の許容設計限界の最低値である 272kJ／kgＵＯ ２ （65cal／g
ＵＯ ２ ）を超えることはない。燃料エンタルピ増分の最大値は約 77kJ／
kgＵＯ ２ であり，「発電用軽水型原子炉施設の反応度投入事象における燃焼の進んだ燃料の取扱いについて」に示された燃料ペレット燃焼度
65,000MWd／t 以上の燃料に対するペレット−被覆管機械的相互作用を原因とする破損を生じるしきい値の目安である，ピーク出力部燃料エン
5.4-6

151

タルピの増分で 167kJ／kgＵＯ ２ （40cal／gＵＯ ２ ）を用いた場合においても，これを超えることはなく燃料の健全性は維持される。

ｂ．評価項目等
制御棒の引き抜きによる反応度の投入に伴い一時的に臨界に至るものの，原子炉スクラムにより未臨界は確保される。なお，原子炉水位に有意な変動はないため，燃料有効長頂部は冠水を維持しており，放射線の遮蔽は維持される。
本評価では，「1.2.4.2

有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(3)の評価項目について，対策の有効性を確認した。
（添付資料 5.4.1）

5.4.3

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価

評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作に与える影響，
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。
本重要事故シーケンスでは，自動作動する原子炉緊急停止系及び制御棒引抜阻止回路により，自動的に制御棒の引き抜きを阻止するとともに，原子炉をスクラムさせることで，プラントを安定状態に導くことが特徴である。このため，運転員等操作はなく，操作時間が与える影響等はない。
(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不確かさの影響評価を行う重要現象は，「1.7

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すとおりであり，それ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
5.4-7

152

本重要事故シーケンスは，「5.4.2(2)

有効性評価の条件」に示すとおり，運転員等操作には期待しないため，運転員等操作時間に与える影響はない。

ｂ．評価項目となるパラメータに与える影響
ドップラ反応度フィードバックの不確かさは，実験にて 7〜9％と評価されていることから，これを踏まえて解析を行う必要がある。また，臨界試験との比較により，実効遅発中性子の不確かさは約 4％と評価されていることから，これを踏まえて解析を行う必要がある。この不確かさを考慮した感度解析を「(3)感度解析」にて実施する。

制御棒反応度の不確かさは約 9％と評価されていることから，これを踏まえて解析を行う必要がある。また，臨界試験との比較により，実効遅発中性子の不確かさは約 4％と評価されていることから，これを踏まえて解析を行う必要がある。この不確かさを考慮した感度解析を「(3)感度解析」にて実施する。
（添付資料 5.4.2）(2)

解析条件の不確かさの影響評価
ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，第5.4-2 表に示すとおりである。その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられる炉心状態，実効増倍率，燃料被覆管表面温度及び原子炉冷却材温度，誤引き抜きされる制御棒，制御棒引き抜き速度，制御棒引き
抜き阻止及びスクラム信号に関する影響の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
5.4-8

153

本重要事故シーケンスは，「5.4.2(2)

有効性評価の条件」に示すと

おり，運転員等操作には期待しないため，運転員操作時間に与える影
響はない。
(b)

評価項目となるパラメータに与える影響
炉心状態においては装荷炉心毎に制御棒反応度価値やスクラム反応度等の特性が変化するため，投入反応度が大きくなるおそれがある。
そのため，評価項目に対する余裕は小さくなることが考えられるが，「(5)

評価条件の不確かさが評価項目となるパラメータに与える影響評価」にて，投入される反応度について確認しており，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
実効増倍率について 0.99 の場合は，臨界到達までにかかる時間が追加で必要となり，また投入される反応度も 0.96 ドルと小さくなるため，評価項目となるパラメータに対する余裕が大きくなる。
原子炉初期出力は炉心状態毎に異なり，評価項目となるパラメータに影響を与えるため，その不確かさが与える影響を評価した。原子炉
初期出力の不確かさにより評価項目に対する余裕が変化するが，「(5)評価条件の不確かさが評価項目となるパラメータに与える影響評価」
において，原子炉初期出力の不確かさの影響を確認しており，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
初期燃料温度は炉心状態毎に異なり，評価項目となるパラメータに影響を与えるため，その不確かさが与える影響を評価した。初期燃料
温度の不確かさにより評価項目に対する余裕が変化するが，「(5)評

価条件の不確かさが評価項目となるパラメータに与える影響評価」において，初期燃料温度の不確かさの影響を確認しており，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
5.4-9

154

ｂ．操作条件
本重要事故シーケンスは，「5.4.2(2)

有効性評価の条件」に示すとおり，運転員等操作には期待しないため，運転員等操作に関する条件はない。
（添付資料 5.4.2）

(3)

感度解析
解析コードの不確かさによりドップラ反応度フィードバック効果，制御
棒反応度効果及び実効遅発中性子割合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感度解析を実施する。
ドップラ反応度を＋10％とした場合の燃料エンタルピ最大値は約 80kJ
／kgＵＯ ２ （増分の最大値：約 72kJ／kgＵＯ ２ ），−10％とした場合の燃料
エンタルピ最大値は約 92kJ／kgＵＯ ２（増分の最大値：約 83kJ／kgＵＯ ２ ），また制御棒反応度を＋10％とした場合に投入される反応度は 1.15 ドル（燃料エンタルピ最大値：約 102kJ／kgＵＯ ２ ，増分の最大値：約 94kJ／kgＵ
Ｏ ２ ），−10％とした場合に投入される反応度は 1.12 ドル，実効遅発中性子割合を＋10％とした場合に投入される反応度は 1.11 ドル，−10％とした
場合に投入される反応度は 1.16 ドル（燃料エンタルピ最大値：約 90kJ／
kgＵＯ ２ ，増分の最大値：約 82kJ／kgＵＯ ２ ）であり，これらの不確かさを考慮しても燃料の健全性に影響がない。
（添付資料 5.4.2）(4)

操作時間余裕の把握
本重要事故シーケンスは，「5.4.2(2)

有効性評価の条件」に示すとおり，運転員等操作には期待しないため，操作時間余裕に関する影響はな
5.4-10

155

い。
(5)

解析条件の不確かさが評価項目となるパラメータに与える影響評価
解析条件の不確かさにより投入される反応度が大きくなることも考えられ，評価項目となるパラメータに影響を与えることから，炉心状態の変動による評価項目となるパラメータに与える影響について確認した。サイクル初期及びサイクル末期の炉心状態においてＢ型平衡炉心の反応度印加率を包含した評価においても，投入される反応度は 1.16 ドル（燃料エンタル
ピ最大値：79.6kJ／kgＵＯ ２ ，燃料エンタルピの増分の最大値 ※：71.2kJ／
kgＵＯ ２ ）に留まることから，不確かさが評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
原子炉初期出力は炉心状態毎に異なり，評価項目となるパラメータに影響を与えるため，その不確かさが与える影響を評価した。定格出力の 10−
８の 10 倍及び 1／10 倍とした場合の感度解析を行い，有効性評価での結果（1.13 ドル）と大きく差異がない，1.09 ドル（10 倍）及び 1.17 ドル（燃料エンタルピ最大値：約 123kJ／kgＵＯ ２ ，増分の最大値：約 115kJ／kgＵ
Ｏ ２ ）（1／10 倍）であることから，初期出力の不確かさが与える影響は小さい。
初期燃料温度は炉心状態毎に異なり，評価項目となるパラメータに影響を与えるため，その不確かさが与える影響を評価した。初期燃料温度を60℃とした場合の感度解析を実施し，1.13 ドルであった。有効性評価での結果（1.13 ドル）と差異がないことから，初期燃料温度の不確かさが与える影響は小さい。
（添付資料 5.4.2）

(6)

まとめ
5.4-11156

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作
時間余裕を確認した。感度解析結果より，不確かさの重畳を考慮した場合でも評価項目となるパラメータを満足できる。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，自動作動する原子炉緊急停止系により，自動的に制御棒の引き抜きを阻止するとともに原子炉スクラムすることで，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

5.4.4

必要な要員及び資源の評価(1)

必要な要員の評価
事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」において，重大事故等対策
は自動で作動するため，対応に必要な要員はいない。

(2)

必要な資源の評価
事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」において，必要な水源，燃料及び電源の評価結果は以下のとおりである。
ａ．水源
本重要事故シーケンスの評価では，原子炉注水は想定していない。

ｂ．燃料
本重要事故シーケンスの評価では，燃料の使用は想定していない。

ｃ．電源
本重要事故シーケンスの評価では，外部電源喪失は想定していない。
5.4-12157

5.4.5

結論

事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」では，誤操作により制御棒の過剰な引き抜きが行われ，臨界に至る反応度が投入されることで，原子炉が臨界に達し燃料損傷に至ることが特徴である。事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」に対する燃料損傷防止対策としては，原子炉停止機能を整備している。
事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」の重要事故シーケンス「制御棒 1 本が全引き抜きされている状態から，その隣接制御棒の 1 本が操作量の制限を超える誤った操作によって引き抜かれ，臨界に至る事故」について有効性評価を行った。
上記の場合においても，原子炉停止機能により，燃料が損傷することはな
く，未臨界を維持することが可能である。
その結果，燃料有効長頂部の冠水，放射線遮蔽の維持及び未臨界の確保ができることから，評価項目を満足している。また，安定状態を維持できる。
評価条件の不確かさについて確認した結果，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
本事故シーケンスグループにおける重大事故等対策は自動で作動するため，対応に必要な要員はいない。スクラム動作後の原子炉の状態確認において，中央制御室の運転員 1 名で実施可能である。
以上のことから，事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」において，原子炉停止機能の燃料損傷防止対策は，選定した重要事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」
に対して有効である。

5.4-13158

第 5.4-1 表
操作及び確認

反応度の誤投入における重大事故対策について
手 順

有効性評価上期待する重大事故等対処設備
常設設備

可搬型設備

計装設備

ＣＲ−２の「連続引き抜 運転停止中に制御棒の誤引き抜き等によって，燃 −き」（誤操作による反応度 料に反応度が投入されることにより，臨界に達す
誤投入）
る。

−

起動領域計装反応度誤投入後の原子炉 制御棒の誤操作による反応度の投入により，原子 −スクラムの確認
炉出力ペリオド短（10 秒）信号で原子炉はスクラムする。制御棒が全挿入し，原子炉は未臨界状態となる。

−

起動領域計装5.4-14159

第5.4-2表

主要解析条件（反応度の誤投入）（1／2）

初期条件

5.4-15

項目

主要評価条件

条件設定の考え方

解析コード

ＡＰＥＸ

−

炉心状態

平衡炉心サイクル初期

９×９燃料（Ａ型）と９×９燃料（Ｂ型）の熱水力学的な特性はほぼ同等であることから，代表的に９×９燃料（Ａ型）を設定
燃料交換後の余剰反応度の大きな炉心を想定

実効増倍率

1.0

原子炉は臨界状態にあるものとして設定

原子炉初期出力

定格出力の10−８

原子炉は臨界状態にあるものとして設定

原子炉初期圧力

0.0MPa[gage]

停止時余裕検査時の原子炉圧力を想定

燃料被覆管表面温度及び原子炉冷却材温度

20℃

初期燃料エンタルピ

8kJ／kgＵＯ２

制御棒の誤引き抜き

誤引き抜きされる制御棒

最大反応度価値制御棒及びその対角隣接の制御棒

事故条件

起因事象

冷却材温度の下限値として運用している値であり，反応度の観点からは保守的な値として設定
冷却材温度20℃における燃料エンタルピを想定
運転停止中の原子炉において，最大反応度価値の制御棒1本が全引き抜きされている状態から，他の1本の制御棒が操作量の制限を超える誤った操作によって連続的に引き抜かれる事象を想定する。
なお，通常，制御棒1本が全引き抜きされている状態の未臨界度は深く，また，停止時冷温臨界検査では，仮に他の1本の制御棒が操作量の制限を超えた場合でも，臨界近接で引き抜かれる制御棒の反応度価値が核的制限値を超えないように管理※している。これらを踏まえて，本評価においては，誤引き抜きされる制御棒の反応度価値が，管理値を超える事象を想定した。
運転停止中に実施する複数の制御棒引き抜きを伴う検査を考慮し設定（誤引き抜きされる制御棒1本の反応度価値は約1.71％Δk）。
引抜制御棒反応度曲線は，第5.4-2図のとおり。

外部電源

外部電源あり制御棒引抜操作には外部電源が必要となるため，外部電源があるものとして想定※：停止時冷温臨界検査の臨界近接時における制御棒の最大反応度価値は 1.0％Δk 以下であること

160

第5.4-2表

主要解析条件（反応度の誤投入）（2／2）

機器条件

重大事故に関連する項目

主要評価条件

制御棒の引抜速度

9.1cm／s

起動領域計装のバイパス状態スクラム信号

Ａ，Ｂチャンネルそれぞれ 1 個

原子炉出力ペリオド短信号（10 秒）

条件設定の考え方
引き抜き速度の上限値を設定
Ａ，Ｂチャンネルとも引抜制御棒に最も近い検出器が 1 個ずつバイパス状態にあるとする。スクラム信号が遅れることにより，厳しい評価となる

起動領域計装のスクラム機能を設定※※：複数の制御棒引抜を伴う検査の実施する際において，発電長が最初の制御棒引抜開始前に原子炉保護系計装及び起動領域計装の機能が維持され

5.4-16ていること（指示値の異常有無確認，点検記録及び校正記録等の確認等），制御棒のスクラムアキュムレータの圧力等を確認することで，必要な原子炉緊急停止系が正常に動作することを確認する運用としている。
そのため，本事象においてスクラム信号の機能に期待できる。

161

プラント前提条件
・複数本の制御棒引抜操作（冷温臨界検査及び原子炉停止余裕検査を考慮した想定）
・原子炉モード・スイッチ「起動」位置
引抜制御棒
ＣＲ−１：最大反応度価値制御棒
ＣＲ−２：ＣＲ−１の対角隣接の制御棒

凡例：操作・確認（運転員）：操作・確認（災害対策要員）：プラント状態（解析）：判断：解析上考慮しない

複数本の制御棒引抜操作を開始

ＣＲ−１の「全引き抜き」

ＣＲ−２の引き抜き操作開始

5.4-17（正規の操作手順）(解析上の時刻)(0秒)

ＣＲ−２の「連続引き抜き※１」（誤操作による反応度誤投入）

ＣＲ−２を1ノッチずつ引抜操作※１：人的過誤としてＣＲ−２の連続引き抜きを想定する。

（解析上考慮せず）

原子炉出力ペリオド短（10秒）

原子炉出力ペリオド短（20秒）

原子炉自動スクラム

制御棒引抜阻止（約10秒）

反応度誤投入後の原子炉スクラムの確認

制御棒全挿入により未臨界達成

第 5.4-1 図事故シーケンスグループ｢反応度の誤投入｣の対応手順の概要

162

第 5.4-2 図

反応度の誤投入における引抜制御棒反応度曲線

第 5.4-3 図

反応度の誤投入におけるスクラム反応度曲線
5.4-18163

燃料エンタルピ
最大値：約 85kJ／kgＵＯ ２
増分の最大値：約 77kJ／kgＵＯ ２

炉心平均中性子束
最大値：約 15％
(kJ／kgUO2)

出力降下及び除熱に伴う燃料エンタルピの減少

制御棒引抜による出力上
昇及びそれに伴う燃料エ
ンタルピの増加

制御棒引抜開始約 9.7 秒後
原子炉スクラム及びドップ
ラ効果により出力降下

時 間（s）

第 5.4-4 図

反応度の誤投入における事象変化

5.4-19164

添付資料 5.4.1
安定停止状態について
運転停止中の反応度の誤投入の安定状態については以下のとおり。
原子炉安定停止状態：事象発生後，設計基準事故対処設備及び重大事故等対処設備を用いた炉心冷却により，炉心冠水が維持でき，また，冷却のための設備がその後も機能維持できると判断され，かつ，必要な要員の不足や資源の枯渇等のあらかじめ想定される事象悪化のおそれがない場合，安定停止状態が確立されたものとする。
【安定状態の確立について】
原子炉安定停止状態の確立について
運転停止中に制御棒の誤引き抜き等によって，燃料に反応度が投 入 さ れ る が ， 原 子 炉 出 力 ペ リ オ ド 短 （ 10 秒 ） 信 号 に よ り 原 子 炉はスクラムして制御棒全挿入となり，未臨界状態となることで，原子炉安定停止状態が確立される。
また，重大事故等対策は自動で作動するため，対応に必要な要員はいない。
【安定状態の維持について】
上記の燃料損傷防止対策により安定停止状態を維持できる。
ま た ，残 留 熱 除 去 系 機 能 を 維 持 し ，除 熱 を 継 続 す る こ と に よ り ，
安定停止状態後の更なる除熱が可能となる。

添付 5.4.1-1

165

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について（運転停止中
第 1表
分類

炉心
（核）

反応度の誤投入）

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

解析モデル

不確かさ

運転員等操作時間に与える影響

反応度の誤投入）

評価項目パラメータに与える影響

添付 5.4.2-1

核 分 裂 出 ・一点近似動特性モデル（炉出力）考慮しない
力・出力分布は二次元拡散モデル
・核 定 数 は 三 次 元 体 系 の 炉 心 を 空 間 効 果 を考慮し二次元体系に縮約

ドップラ反応度フィードバック及び制御棒反応度効
果の不確かさに含まれる。

出 力 分 布 ・ 二 次 元 （ RZ） 拡 散 モ デ ル
考慮しない
変化・エ ン タ ル ピ ス テ ッ プ の 進 行 に 伴 う 相 対 出
力分布変化を考慮

解析では制御棒引抜に伴う反応度印加曲線を厳しく
設 定 し ，さ ら に 局 所 出 力 ピ ー キ ン グ 係 数 は 対 象 領 域 に
あ る 燃 料 の 燃 焼 寿 命 を 考 慮 し た 最 大 値 （ 燃 焼 度 0GWd
／t での値）を用いるといった保守的なモデルを適用
し て い る こ と か ら ，出 力 分 布 変 化 の 不 確 か さ は 考 慮 しない。

反 応 度 フ ・ド ッ プ ラ 反 応 度 フ ィ ー ド バ ッ ク 効 果 は 出 ・ ド ッ プ ラ 反 応 度 フ ィー ド バ ッ ク 効 果：7〜ィードバ
力分布依存で考慮
停止時の制御棒の誤引き抜
9％ッ ク 効 果 ・ 熱 的 現 象 は 断 熱 ，ボ イ ド 反 応 度 フ ィ ー ド・ 実 効 遅 発 中 性 子 割 き は ，起 動 領 域 計 装 の 原 子 炉
バック効果は考慮しない※
出 力 ペ リ オ ド 短 （ 10 秒 ） 信
合 ： 4％
号 の 発 生 に よ り ，自 動 的 に 原子炉スクラムされることで制 御 棒 反 ・三次元拡散モデル
・ 制 御 棒 反 応 度 ： 9％
未 臨 界 と な り ，事 象 は 収 束 す
応度効果 ・動特性計算では外部入力
・実効遅発中性子割
る こ と か ら ，運 転 員 等 の 操 作
合 ： 4％を必要としない。
し た が っ て ，解 析 コ ー ド の 不
確かさが運転員等操作時間
燃 料 棒 内 ・熱伝導モデル
考慮しないに与える影響を考慮する必
温 度 変 化 ・燃 料 ペ レ ッ ト − 被 覆 管 ギ ャ ッ プ 熱 伝 達 モ
要はない。
デル

実験によるとドップラ反応度フィードバックの不確
か さ は 7〜 9％ と 評 価 さ れ て い る こ と か ら ，こ れ を 踏 ま
えて解析を行う必要がある。
ま た ，臨 界 試 験 と の 比 較 に よ り ，実 効 遅 発 中 性 子 割 合の 不 確 か さ は 約 4％ と 評 価 さ れ て い る こ と か ら ， こ れを踏まえて解析を行う必要がある。

燃 料 棒 表 ・ 単 相 強 制 対 流 ： Dittus-Boelter の 式
考慮しない
面 熱 伝 達 ・ 核 沸 騰 状 態 ： Jens-Lottes の 式
炉心・ 膜 沸 騰 状 態 （ 低 温 時 ）： NSRR の 実 測 デ ー（燃料）タに基づいて導出された熱伝達相関式

低 温 時 ： Rohsenow-Griffith の 式 及 び 考 慮 し な い
Kutateladze の 式「 反 応 度 投 入 事 象 評 価 指 針 」に お い て 燃 料 棒 内 メ ッ シ
ュ の 「 制 御 棒 落 下 」 解 析 結 果 へ の 影 響 は 0％ と 報 告 さ
れ て お り ，類 似 の 事 象 で あ る 本 事 故 シ ー ケ ン ス に つ いても，影響はほとんど生じない。
本 事 象 で は 即 発 臨 界 と な り ，急 激 な 出 力 上 昇 が 生 じ るが，スクラム反応度印加により出力は速やかに降下
し ，燃 料 エ ン タ ル ピ は そ の 数 秒 後 に 最 大 値 と な る 。この よ う な 短 時 間 の 事 象 で あ る こ と か ら ，燃 料 棒 表 面 熱伝達の不確かさが燃料エンタルピの最大値に及ぼす影響はほとんどない。
事象を通じての表面熱流束は限界熱流束に対して十分 小 さ く な っ て い る こ と か ら ，沸 騰 遷 移 の 判 定 式 の 不
確かさが燃料エンタルピの最大値に与える影響はほ
とんどない。

※：ＡＰＥＸは断熱モデルに基づくドップラ反応度フィードバックモデルを採用し，減速材温度フィードバック及び減速材ボイドフィードバックは考慮しない

166

添付資料 5.4.2

沸騰遷移

制 御 棒 反 応 度 の 不 確 か さ は 約 9％ 程 度 あ る こ と か ら ，
これを踏まえて解析を行う必要がある。
ま た ，臨 界 試 験 と の 比 較 に よ り ，実 効 遅 発 中 性 子 割 合の 不 確 か さ は 約 4％ と 評 価 さ れ て い る こ と か ら ， こ れを踏まえて解析を行う必要がある。

第 2 表解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（運転停止中項目

解析条件(初期，事故及び機器条件)の不確かさ
解析条件

添付 5.4.2-2

初
期
条
件

事
故
条
件

評価条件設定の考え方

最確条件

炉心状態

装荷炉心
平 衡 炉 心 サ イ 毎，燃焼
クル初期
度毎に変
化

・装 荷 炉 心 に つ い て は 9×9 燃 料（ Ａ型）の平衡炉心を代表として設定
・燃料交換後の余剰反応度の大きな炉心としてサイクル初期を想定

実効増倍率

1.0

0.99 以 下

原子炉は臨界状態にあるものとして
設定

原子炉
初期出力

定格出力の
10 − ８定格出力の 10 − ８程度

原子炉が低温状態であることを想定
して設定

燃料被覆管
表面温度及
20℃
び冷却材温
度

事故事象
毎
20℃ 以 上

冷却材温度の下限値として運用している値であり，反応度の観点からは保守的な値として設定

燃料初期エ
8kJ／ kgＵ Ｏ ２
ンタルピ

事故事象
毎

冷 却 材 温 度 20℃ に お け る 燃 料 エ ン タ
ルピを想定

誤引き抜き 最大反応度価
解析条件
される制御 値制御棒の斜と同様
棒
め隣接制御棒誤引き抜きされる制御棒は，事象の厳しさの観点では最大反応度価値制
御棒の隣接制御棒となるが，発生確率の観点等から斜め隣接制御棒とする。
（ 添 付 資 料 5.4.3）

運転員等操作時間に与える影響

反 応 度 の 誤 投 入 ）（ 1 ／ 2 ）評価項目パラメータに与える影響
実炉心においては装荷炉心毎，燃焼度毎に制御棒反応度価値やス
クラム反応度等の特性が変化する。
これらの影響については以下の 2 つの保守的な想定をした評価に
お い て も ，投 入 さ れ る 反 応 度 は 約 1.16 ド ル（ 燃 料 エ ン タ ル ピ 最 大
値 ： 79.6kJ／ kgＵ Ｏ ２ ， 燃 料 エ ン タ ル ピ の 増 分 の 最 大 値 ： 71.2kJ／ kgＵ Ｏ ２ ）に と ど ま る こ と か ら ，不 確 か さ が 評 価 項 目 と な る パ ラ
メータに与える影響は小さい。
・サイクル初期及びサイクル末期の炉心状態においてＢ型平衡
炉心の反応度印加率を包含する引抜制御棒反応度曲線を用いた 場 合（ 補 足 説 明 資 料 77「 反 応 度 誤 投 入 に お け る 炉 心 状 態 の不確かさの感度解析について」参照）

実 効 増 倍 率 に つ い て 0.99 と し た 場 合 ，臨 界 到 達 ま で に か か る 時 間が 追 加 で 必 要 と な り ，ま た 投 入 さ れ る 反 応 度 も 0.96 ド ル と 小 さ く
停 止 時 の 制 御 棒 の 誤 引 き な る た め ，評 価 項 目 と な る パ ラ メ ー タ に 対 す る 余 裕 が 大 き く な る 。
抜きは，起 動領域計装の 初期出力は炉心状態毎に異なり，評価項目となるパラメータに影
原 子 炉 出 力 ペ リ オ ド 短 響を与えるため，その不確かさが与える影響を評価した。
（ 10 秒 ）信 号 の 発 生 に よ 定 格 出 力 の 10 − ８ の 10 倍 及 び 1／ 10 倍 と し た 場 合 の 感 度 解 析 を 行
り，自動的 に原子炉スク い，結果は以下のとおりとなった。
定 格 出 力 の 10 − ７ ： 1.09 ド ル
ラムされることで未臨界
定 格 出 力 の 10 − ９：1.17 ド ル（ 燃 料 エ ン タ ル ピ 最 大 値：約 123kJとなり，事象は収束する／ kgＵ Ｏ ２ ， 増 分 の 最 大 値 ： 約 115kJ／ kgＵ Ｏ ２ ）ことから，運転員等の操
有 効 性 評 価 で の 結 果（ 1.13 ド ル ，燃 料 エ ン タ ル ピ 最 大 値：約 85kJ
作を必要としない。
し た が っ て ， 解 析 コ ー ド ／ kgＵ Ｏ ２ ，増 分 の 最 大 値 は 約 77kJ／ kgＵ Ｏ ２ ）と 大 き く 差 異 が なの不確かさが運転員等操 いことから，初期出力の不確かさが与える影響は小さい。
作時間に与える影響を考 初期燃料被覆管表面温度は炉心状態毎に異なり，評価項目となる
慮する必要はない。
パラメータに影響を与えるため，その不確かさが与える影響を評価した。
初 期 燃 料 温 度 を 60℃ と し た 場 合 の 感 度 解 析 を 実 施 し ， 結 果 は 以 下のとおりとなった。
・ 初 期 燃 料 温 度 60℃ ： 1.13 ド ル （ 燃 料 エ ン タ ル ピ 最 大 値 ： 約
96J／ kgＵ Ｏ ２ ， 増 分 の 最 大 値 ： 約 20kJ／ kgＵ Ｏ ２ ）有 効 性 評 価 で の 結 果 （ 1.13 ド ル ） と 差 異 が な い こ と か ら ， 初 期 燃
料温度の不確かさが与える影響は小さい。

解析条件と同様であることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

167

第 2 表解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（運転停止中項目

解析条件(初期，事故及び機器条件)の不確かさ制御棒引抜速9.1cm／ s
度

機
器
条
件

9.1cm／ s 以
下

起動領域計装Ａ ，Ｂ チ ャ ン ネ バ イ パ ス なのバイパス状ルそれぞれ 1 個 し態

スクラム信号

原子炉出力ペ
解析条件とリ オ ド 短 （ 10同様秒）信号評価条件設定の考え方

引抜速度の上限値として設定
Ａ，Ｂチャンネルとも引抜制御棒に最も近い検出器が 1 個ずつバイパス状態にあるとする。スクラム
信号が遅れることにより，厳しい評価となる

設計値を設定運転員等操作時間に与える影響
停止時の制御棒の誤引き
抜きは，起動領域計装の原子炉出力ペリオド短（ 10 秒 ）信 号 の 発 生 に より，自動的に原子炉スクラムされることで未臨界となり，事象は収束する
ことから，運転員等の操作を必要としない。
したがって，解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響を考慮する必要はない。

反 応 度 の 誤 投 入 ）（ 2 ／ 2 ）評価項目パラメータに与える影響
解析上では引抜速度の上限値を設定しているが，最確条件では上限 値 に 比 べ て 遅 い 引 抜 速 度 で あ り ，投 入 反 応 度 が 小 さ く な る た め ，
評価項目となるパラメータに対する余裕が大きくなる。
バイパス状態がない場合は制御棒引抜阻止及びスクラム信号の応答が早くなり，投入反応度が小さくなるため，評価項目となるパラメータに対する余裕が大きくなる。

解析条件と同様であることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

添付 5.4.2-3

168添付資料 5.4.3
反応度誤投入事象の代表性について

1.

はじめに
有効性評価では反応度の誤投入事象として，「 原子炉停止時に最大反応度価値を有する 1 本の制御棒 1 本が全引き抜きされている状態から，その隣接制
御棒の 1 本が操作量の制限を超える誤った操作によって引き抜かれ，臨界に至る事故」を想定している。これは，運転停止中に実施する停止時冷温臨界
検査や停止余裕検査を考慮した想定であり，その検査の制御棒引き抜き事象の代表性について以下に示す。

2.

運転停止中において制御棒を複数引き抜く検査
運転停止中の原子炉においては，停止余裕（最大反応度価値を有する 1 本の制御棒が引き抜かれた状態でも炉心の未臨界を維持できること）を確保した燃料配置としていることに加え，原子炉モード・スイッチを「燃料取替」位置にすることで，1 本を超える制御棒の引き抜きを阻止するインターロッ
クが作動する状態とし，不用意な臨界の発生を防止している。
しかしながら，原子炉停止余裕検査及び停止時冷温臨界検査の実施時においては，原子炉モード・スイッチを「起動」位置として複数の制御棒の引き抜きを実施する。このため，これらの検査中に人的過誤が発生すると，想定を超える反応度が投入される可能性がある。
それぞれの検査の概要や対象となる制御棒等は以下のとおり。

(1)停止時冷温臨界検査
検査の目的：臨界予測精度の維持・向上のためのデータベースの蓄積。

検査方法：予め作成した検査用引き抜きシーケンスに従って順番に対
添付 5.4.3-1

169

象となる制御棒引き抜きを実施し，臨界状態確認後に，制御棒パターン，原子炉水温度，ペリオド等のデータを採取
する。
対象制御棒

：評価ケースにより異なる。臨界状態が確認されるまで，複数本の制御棒の引き抜きを実施する。

事故防止対策：制御棒の操作を行う運転員とは異なる運転員 1 名による監視。

(2)原子炉停止余裕検査
検査の目的：停止余裕（挿入可能な制御棒のうち最大反応度価値を有す
る制御棒 1 本が挿入されない場合でも，原子炉を常に冷温で未臨界にできること）を確認する。

検査方法：①最大価値を有する制御棒（ＣＲ−１）の全引き抜き②最大価値を有する制御棒（ＣＲ−１）を位置Ｎ ※ まで挿入する。
※：最大価値を有する制御棒（ＣＲ−１）の斜め方向に隣接した制御棒（ＣＲ−２）について停止余裕の確認に必要な引き抜き位置③最大価値を有する制御棒（ＣＲ−１）の斜め隣接の制御棒（ＣＲ−２）を位置Ｎまで引き抜く④最大価値を有する制御棒（ＣＲ−１）を再度全引き抜き
この状態で炉心が臨界未満であることを確認する。なお，
制御棒の引き抜きに際しては，1 ノッチ引き抜き毎に検査担当者で未臨界を確認している。

対象制御棒：最大反応度価値制御棒 1 本
添付 5.4.3-2170最大反応度価値制御棒の斜め隣接した制御棒 1 本
引き抜かれる制御棒は斜め隣接の制御棒のうち反応度の補正に必要な価値を有していて印加反応度が大きすぎないよ
うに選択
事故防止対策：制御棒価値ミニマイザによる制御棒操作手順の監視，又は制御棒の操作を行う運転員とは異なる運転員 1 名による監視。

3.

想定する人的過誤
想定を超えた反応度が投入されるおそれのある人的過誤として，「 燃料の誤装荷」，「制御棒の選択誤り」及び「制御棒の連続引き抜き」について検討した。

3.1

単一の人的過誤(1)

燃料の誤装荷燃料の誤装荷は，燃料の誤配置や燃料・制御棒の装荷順序の誤りにより，想定以上の反応度が投入されることが考えられる。しかしながら，燃料を装荷する際は燃料取替機が自動で燃料装荷位置まで移動し，かつ作業員による燃料装荷位置の確認や定検時燃料移動監視装置による確認等が行われる。このため，本事象が発生しても適切に認知がされることから，反応度の連続投入や急激な反応度の投入は考えにくい。

(2)

制御棒の選択誤り
操作対象制御棒の選択を誤ると，当該制御棒の反応度価値が変化する。
停止時冷温臨界検査及び停止余裕検査では，事前に対象となる制御棒の価
添付 5.4.3-3171

値が臨界近傍で大きくならないように評価により対象を選定しており，その制御棒パターンは制御棒価値ミニマイザ ※ や運転員等により監視されているため，操作対象以外の制御棒が選択されることは考えにくい。また，
選択誤りが発生した場合においても臨界付近での制御棒引き抜き操作は 1
ノッチずつであるため，反応度の急激な投入は考えにくい。
※ 停止余裕検査では使用していない(3)

制御棒の連続引き抜き
運転員，及び制御棒の操作を行う運転員とは異なる運転員が制御棒や起動領域計装の確認を実施しており，人的過誤発生時も認知が容易である。
しかし，これらの認知は運転員に期待しているため，有効性評価ではこれ
らの認知に期待せず，制御棒が連続引き抜きされることを想定する。

3.2

人的過誤の重畳
人的過誤として抽出した「燃料の誤装荷」，「制御棒の選択誤り」及び「制御棒の連続引き抜き」の重畳事象の発生について検討した。反応度の投入速
度等の理由 ※ から，検討するべき人的過誤の重畳は「制御棒の選択誤り」＋「制御棒の連続引き抜き」のみであると考えられる。
評価の結果，人的過誤の重畳は発生の可能性が低いことから，有効性評価
では単一の人的過誤である「制御棒の誤引き抜き」について検討する。
※：「制御棒の連続引き抜き」を含まない人的過誤が重畳した場合には，制御棒が 1
ノッチずつ引き抜かれるため，投入される反応度は「制御棒の連続引き抜き」に比べて小さいと考えられる。また，「燃料の誤装荷」については，燃料取替機
により自動で選択されるため，運転員等の作業時の誤りにより間違った配置になることは考えにくく，燃料の装荷順序に係るデータの入力についても十分確

添付 5.4.3-4172

認がなされていることから，「燃料の誤装荷」単一の過誤発生確率でも十分低いと考えられ，他の過誤との重畳事象は考慮する必要がないと考えられる。

(1)「制御棒の選択誤り」及び「制御棒の連続引き抜き」重畳時の人的過誤確率
人的過誤の重畳を考慮すべき試験は，「 2.

停止時において制御棒を複数引き抜く試験」に示すとおり，原子炉停止余裕検査及び冷温臨界検査である。通常，停止時冷温臨界検査では機械的に制御棒の選択の誤りを防止している。したがって，この機能を使用している場合は，人的過誤による制御棒の選択の誤りは発生しないため，人的過誤の重畳の考慮は不要である。
これらの機能に期待しないで試験を実施することもあるため，その場合における人的過誤の重畳を検討した。なお，制御棒価値ミニマイザによる運転員の制御棒操作手順の監視に期待しない場合においては，操作する運転員以外の運転員が 1 名以上監視に当たることで人的過誤の発生を防止しているため，これらについてもモデル化する。
第 1 図に「制御棒の連続引き抜き」，第 2 図に「制御棒の選択誤り」＋「制御棒の連続引き抜き」の重畳（人的過誤に従属性を考えた場合）における
ＨＲＡツリー及び人的過誤の確率を示す。
その結果，「制御棒の連続引き抜き」の単一の人的過誤に比べて「制御棒の選択誤り」＋「制御棒の連続引き抜き」の重畳を考慮すると，発生確率が小さくなっていることがわかる。なお，ここでの評価は同じ操作者・支持者による「制御棒の選択誤り」と「制御棒の連続引き抜き」の人的過誤の従属性については，ＮＵＲＥＧ／ＣＲ‐６８８３のＳＰＡＲ−Ｈ手法における従属性レベルの選定フロー（第 1 表）に基づき，高従属と設定した。
同じ操作者・指示者による「制御棒の選択誤り」と「制御棒の連続引き抜き」の人的過誤の従属性は，作業内容の差異やステップ毎に実施してい添付 5.4.3-5

173

ることから独立事象として考えることもでき，その場合についても評価した（第 3 図）。
以上のように人的過誤確率が発生する確率は低いことから，有効性評価
では単一の人的過誤である「制御棒の誤引き抜き」について検討する。

第1図「制御棒の連続引き抜き」のＨＲＡツリー及び人的過誤確率

添付 5.4.3-6

174

第2図

「制御棒の選択誤り」及び「制御棒の連続引き抜き」重畳時のＨＲＡツリー（従属性を考慮する場合）
添付 5.4.3-7

175

第3図

「制御棒の選択誤り」及び「制御棒の連続引き抜き」重畳時のＨＲＡツリー（独立事象の場合）
添付 5.4.3-8

176

第1表

4.

ＳＰＡＲ−Ｈ手法における従属性レベルの選定フロー

過去に発生した制御棒誤引き抜け事象と東海第二発電所における発生防止

対策(1)

志賀原子力発電所 1 号炉における制御棒引き抜け事象
平成 11 年 6 月，志賀原子力発電所 1 号炉において，原子炉停止機能強化
工事の機能確認工事の準備として，制御棒関連の弁を操作していたところ，
3 本の制御棒が想定外に全挿入位置から引き抜かれ，原子炉が臨界状態となった。この事象により，原子炉自動停止信号が発生したが，直ちに制御棒が挿入されず，約 15 分間制御棒が全挿入されなかった。
この事象は，制御棒駆動水圧系（以下「ＣＲＤ」という。）の原子炉戻り
ラインの弁を開けずにＣＲＤ挿入ライン隔離弁を閉としたことにより，引き抜きラインに圧力がかかり，制御棒が引き抜けた。また，原子炉自動停
止信号が発生したにも関わらず制御棒が挿入されなかったのは，ＣＲＤ挿
入ライン隔離弁が閉であったこと及び制御棒駆動水圧制御ユニット（以下「ＨＣＵ」という。）アキュムレータに圧力が充てんされていなかったことが原因である。
上記の事象を踏まえ，東海第二発電所では，次の対策を講じている。
添付 5.4.3-9

177

ａ．ＨＣＵ隔離時のＣＲＤリターンライン運転手順の整備
ｂ．原子炉−ＣＲＤ冷却水ヘッダ間差圧上昇時のＣＲＤポンプ自動トリ
ップインターロックの設置
これらの対策を考慮して制御棒の誤引き抜け事象の発生頻度を評価した
結果，4.5E-10／施設定期検査と評価され，志賀原子力発電所 1 号炉で発生した制御棒誤引き抜け事象と同様の事象が東海第二発電所で発生する頻度
は十分小さいことを確認している。

(2)

東海第二発電所における意図せぬ制御棒動作事象
東海第二発電所においては，制御棒の誤引き抜け事象等により反応度が誤投入された事象の発生実績はないが，平成 20 年 4 月，定期検査中（全燃
料取出，全制御棒全引き抜き，制御棒駆動水圧系ユニット（以下「ＨＣＵ」という。）隔離）のところ，1 本の制御棒が 44 ポジション（全引き抜き位
置（48 ポジション）から 4 ポジション挿入）に動作し，「制御棒ドリフト」
警報が発報した。
この事象は，動作した制御棒のＨＣＵの制御弁のリークテストを実施中に，当該制御弁の圧力が安定せず加圧を通常よりも長時間実施したこと，
及び当該ＨＣＵ周りの手動弁のシートパスが重畳したことが原因である。
ただし，本事象は全燃料取出状態であったこと，及び制御棒は挿入側に動作した事象であることから，反応度が投入された事象ではない。
なお，当事象への対策として，以下の対策を行った。
・当該ＨＣＵ弁の弁体取り替え
・ＨＣＵリークテストにおける圧力が安定しない場合は，当該リークテストを中止する・警報処置手順書における「制御棒ドリフト」警報に本事象を発生要添付 5.4.3-10

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因として加えることで，当該警報発報時にＨＣＵリークテストも要因の調査対象とする。

5.

重要事故シーケンスの想定
有効性評価では 2〜4 章を踏まえ，以下の理由により冷温臨界検査や原子炉停止余裕検査時に，人的過誤により制御棒が連続的に引き抜かれる事象を想定した。
この時，引き抜かれる制御棒は，以下の点を考慮して「最大反応度価値を有する制御棒が全引き抜きされている状態での隣接制御棒の 1 本の引き抜き」
を反応度誤投入の代表性があるものとして選定した。
・引き抜かれる制御棒の反応度価値が管理値を超えるもの
・停止時冷温臨界検査や停止余裕検査での試験対象や事故防止の対策
・一般的に臨界近傍まで複数の制御棒を引き抜いていくと，一本当たりの制御棒価値は相対的に低下していく傾向にあること・設計により挿入可能な制御棒のうち最大反応度価値制御棒 1 本が引き抜かれた状態であっても臨界未満が維持されていること
以上より，反応度の誤投入事象として，「原子炉停止時に最大反応度価値を有する 1 本の制御棒が全引き抜きされている状態から，その隣接制御棒の 1本が操作量の制限を超える誤った操作によって引き抜かれ，臨界に至る事故」
を代表性のあるシナリオとしている。
※：核的制限値を超えないよう設定している管理値：臨界近接時における制御棒の最大反応度価値は 1.0％ΔK 以下

添付 5.4.3-11

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