東海第二発電所 審査資料
資料番号PS-1-7 改 3
提出年月日
平成 29 年 5 月 15 日

東海第二発電所

確率論的リスク評価，事故シーケンスグループ
及び重要事故シーケンス等の選定について
審査会合における指摘事項の回答

平成 29 年 5 月
日本原子力発電株式会社

目次：他の項目と併せてご説明する項目
No.

審査会合
日付

評価種別

：他の資料にてご説明する項目

当社／他社

指摘事項

対応状況
有効性評価で
回答

目次−1

377-1

2016/7/7

シーケンス選定

当社

資料 2-1-2 の福島事故の分類における、直流電源の喪失による機器・設備等の影響範囲を、有効性評価等の審査で説明すること。

377-2

2016/7/7

シーケンス選定

当社

全交流動力電源喪失における TBD の対策が TBU
及 び TBP の 対策を包絡して いること について
は、有効性評価で今後議論する。

有効性評価で回答

377-3

2016/7/7

シーケンス選定

当社

原子炉建屋や海水ポンプの防護の考えについて
は、有効性評価等で今後議論する。

有効性評価で
回答

資料に
反映済み

資料に
反映済み

377-4

2016/7/7

シーケンス選定

当社

事故シーケンスグループの主要な炉心損傷防止
対策及び炉心損傷頻度において、注記※２の炉心損傷防止対策及び納容器破損防止対策の有効性を確認する対象から外すという考え方はガイドに無いため適正化すること。

379-2

2016/7/12

シーケンス選定

他社

原子炉停止失敗+SBO のシーケンスは、発生頻度と影響度の観点から説明すること。(女川、浜岡、
島根)：当社は対象外と認識している項目対応する補足悦明資料の番号，備考等「重大事故等対策の有効性評価」
・2.3.1 全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）
・添付資料 2.3.1.2 蓄電池による給電時間評価について「重大事故等対策の有効性評価」
・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）「重大事故等対策の有効性評価」
・2.8 津波浸水による注水機能喪失
・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
・PS-C-1 改 12 付録 1 1.2.4 有効性評価の対象となる事故シーケンス
・PS-C-1 改 12 付録 1 表 1-2 ＰＲＡの結果に基づ
く新たな事故シーケンスグループの検討
・PS-C-1 改 12 付録 1 表 1-3 事故シーケンスグル
ープの主要な炉心損傷防止対策及び炉心損傷頻度・直流電源喪失＋原子炉停止失敗，交流電源喪失＋原子炉停止失敗は，地震時の挙動を現実的に想定すると，最大加速度よりも十分小さな加速度でスクラム信号「地震加速度大」が発信し，炉内構造物が損傷する前に制御棒の挿入が完了すると考えられることから，現実的には発生しがたいと考えられ，炉心損傷防止対策の有効性を確認する事故シーケンスとして取り扱わないこととしたことを記載。
・PS-C-1 改 12 付録 1 1.2.4 有効性評価の対象となる事故シーケンス
・PS-C-1 改 12 付録 1 表 1-2 ＰＲＡの結果に基づ
く新たな事故シーケンスグループの検討
・PS-C-1 改 12 付録 1 表 1-3 事故シーケンスグルー
プの主要な炉心損傷防止対策及び炉心損傷頻度・直流電源喪失＋原子炉停止失敗，交流電源喪失＋原子炉停止失敗は，地震時の挙動を現実的に想定すると，最大加速度よりも十分小さな加速度でスクラム信号「地震加速度大」が発信し，炉内構造物が損傷する前に制御棒の挿入が完了すると考えられることから，現実的には発生しがたいと考えられ，炉心損傷防止対策の有効性を確認する事故シーケンスとして取り扱わないこととしたことを記載。

目次：他の項目と併せてご説明する項目
No.

審査会合
日付

評価種別

当社／他社

：他の資料にてご説明する項目

指摘事項

対応状況

目次−2

377-5

2016/7/7

シーケンス選定

当社

重要事故シーケンス等の選定は、「高」の数だ
けではなく、他のシーケンスへの対策の包絡性も考慮して選定すること。

資料に
反映済み

377-8

2016/7/7

シーケンス選定

当社

資料内で記載の整合をとること。

資料に
反映済み

377-6

2016/7/7

シーケンス選定

当社

ＭＣＣＩについて、落下する溶融炉心が持っているエネルギーが高いＰＤＳを選定し評価しているのかは、有効性評価等で議論する。

資料に
反映済み

377-7

2016/7/7

シーケンス選定

当社停止時の外部事象 PRA は学会標準には無いが、外部事象への対応について内部事象のみ考慮している考え方を説明すること。

資料に
反映済み

379-1

2016/7/12

シーケンス選定

他社

全交流動力電源喪失シーケンスについて、交流
動力電源が 24 時間使用できないというガイドの条件を踏まえ検討すること。（浜岡、島根）

資料に
反映済み

：当社は対象外と認識している項目対応する補足悦明資料の番号，備考等

・PS-C-1 改 12 付録 1 1.3 重要事故シーケンスの選
定・PS-C-1 改 12 付録 1 表 1-4 重要事故シーケンス等の選定
・PS-C-1 改 12 付録 1 別紙 6 内部事象ＰＲＡにおける主要なカットセット及びＦＶ重要度に照らした重大事故等防止対策の有効性について・LOCA 時注水機能喪失の「手動減圧」に下線を追記。
また，選定した重要事故シーケンスにおける他の事故
シーケンスへの対策の包絡性を記載。
No.377-5 と合わせて回答
・PS-C-1 改 12 付録 1 表 1-4 重要事故シーケンス等の選定・LOCA 時注水機能喪失の「手動減圧」に下線を記載。
・PS-C-1 改 12 付録 1 第 2-4 表 格納容器破損防止対策の評価事故シーケンスの選定
・ＭＣＣＩの評価対象ＰＤＳを選定した理由を記載。
・PS-C-1 改 12 付録 1 別紙 1 3．運転停止中原子炉
における炉心損傷防止対策の事故シーケンスグルー
プ抽出に係る検討
・運転停止中原子炉における燃料損傷防止対策の事故シーケンスグループ抽出に係る検討を記載。
・PS-C-1 改 12 付録 1 1.3.2(3) 全交流動力電源喪失・PS-C-1 改 12 付録 1 表 1-4 重要事故シーケンス等の選定
・全交流動力電源喪失の各事故シーケンスグループについて，審査ガイドの条件を踏まえた検討結果を記載。

目次：他の項目と併せてご説明する項目
審査会合
日付

評価種別

379-3

No.

：他の資料にてご説明する項目：当社は対象外と認識している項目

当社／他社

指摘事項

対応状況

対応する補足悦明資料の番号，備考等

2016/7/12

レベル１．５ＰＲＡ

他社

IVR の説明において、「これらの物理化学現象」とは何か記載すること。(浜岡)

資料に
反映済み

・PS-C-1 改 12 付録 1 別添 4.1.1.6（2）a.物理
化学現象に関する分岐確率の設定
・レベル１．５ＰＲＡにおいて考慮した物理化学現象を示していることを記載。

379-4

2016/7/12

シーケンス選定

他社

マスキングの範囲について検討すること。(女川、浜岡、島根)

対象外

他事業者への指摘事項のため対象外と認識していま
す。

431-6

2017/1/19

シーケンス選定

他社

雨水により機能喪失する機器を明確にすること。

対象外

他事業者への指摘事項のため対象外と認識していま
す。

431-7

2017/1/19

シーケンス選定

他社

建屋開口部の影響を、運転時と停止時を比較して説明すること。

対象外

他事業者への指摘事項のため対象外と認識していま
す。

目次−3

371-1

2016/6/21

地震レベル１
ＰＲＡ

当社

建屋・機器リストとフラジリティデータ（P75）において、機能損傷に対して鉛直方向と水平方向のうち、片方を採用した理由を記載すること。

資料に
反映済み

371-2

2016/6/21

地震レベル１
ＰＲＡ

当社

建屋・機器リストとフラジリティデータ（P77）
外電喪失について、開閉所設備の碍子部を評価
部位の代表とする妥当性を説明すること。

資料に
反映済み

2016/6/21

地震レベル１
ＰＲＡ

当社

耐震バックチェックの評価結果を一様ハザード
スペクトルによる耐震評価結果に補正して用いる値（P21、P29 等）について、保守性の考え方
及び算出に用いた比率の根拠を説明すること。

資料に
反映済み

371-3

・PS-C-1 改 12 付録 1 別添 3.2.1 地震ＰＲＡ 第3.2.1.1-3 表 建屋・機器リストとフラジリティデータ・建屋・機器リストとフラジリティデータの機能損傷に「水平方向評価」を記載。
・PS-C-1 改 12 付録 1 別添 3.2.1 地震ＰＲＡ 添
付資料 3.2.1.3-3-3 機能損傷に対するフラジリテ
ィ評価で片方向の評価を採用する理由について・機能損傷に対するフラジリティ評価について水平方
向及び鉛直方向の耐震評価結果のうち，裕度の小さい方向の評価結果を採用していることを記載。
・PS-C-1 改 12 付録 1 別添 3.2.1 地震ＰＲＡ 添
付資料 3.2.1.1-3 建屋・機器リストとフラジリテ
ィデータの外部電源喪失において，開閉所設備の碍子部を評価部位の代表箇所とする妥当性について
・開閉所設備の碍子部を評価部位の代表箇所とする妥
当性を記載。
・PS-C-1 改 12 付録 1 別添 3.2.1 地震ＰＲＡ 添
付資料 3.2.1.1-2 耐震Ｂ・Ｃクラスの評価対象設
備の取扱いについて
・外部電源系の記載について，本文との整合がとれる
よう修正。
・PS-C-1 改 12 付録 1 別添 3.2.1 地震ＰＲＡ 添
付資料 3.2.1.3-3-2 機器フラジリティ評価に用いる比率補正の考え方について
・比率の算出方法及び保守性の考え方を記載。

目次：他の項目と併せてご説明する項目
審査会合
日付

評価種別

2016/6/21

地震レベル１
ＰＲＡ

371-5

371-6

No.

371-4

：他の資料にてご説明する項目

目次−4

当社／他社

指摘事項

対応状況

当社

機器フラジリティの設定において、「規格値に含まれる余裕」の考え方を説明すること。

資料に
反映済み

2016/6/21

地震レベル１
ＰＲＡ

当社

機器損傷に関する機器間の相関の取扱い（P104）について、直流電源系のケーブルトレイ損傷に対して区分Ⅰ〜Ⅲ間で完全相関とした考え方を配置図等を用いて説明すること。

資料に
反映済み

2016/6/21

地震レベル１
ＰＲＡ

当社

起因事象別炉心損傷頻度寄与割合（P158）について、地震加速度と起因事象別の事故シーケンス図（表）を追加すること。

資料に
反映済み

資料に
反映済み

資料に
反映済み

371-102016/6/21

地震レベル１
ＰＲＡ

当社

評価における仮定を明確にした上で、人的過誤
が炉心損傷頻度全体に占める割合、ストレスフ
ァクターの設定根拠、地震加速度区分毎の炉心損傷頻度（P159）の確からしさについて説明す
ること。

371-9

2016/6/21

地震レベル１
ＰＲＡ

当社

地震加速度区分別炉心損傷頻度（P159）について、0.7G 以降、炉心損傷頻度が変化する理由は何か。

：当社は対象外と認識している項目対応する補足悦明資料の番号，備考等

・PS-C-1 改 12 付録 1 別添 3.2.1 地震ＰＲＡ 添
付資料 3.2.1.3-3-1 機器フラジリティの設定における「規格値に含まれる余裕」の考え方について・規格値に含まれる余裕の説明を記載。
・PS-C-1 改 12 付録 1 別添 3.2.1 地震ＰＲＡ 添
付資料 3.2.1.4-1 高圧炉心スプレイ系の相関の取扱いについて・ケーブルトレイの区分Ⅰ〜Ⅲの配置図を追加。
・PS-C-1 改 12 付録 1 別添 3.2.1 地震ＰＲＡ 第3.2.1.4-11 表 地震加速度−起因事象別の炉心損
傷頻度・地震加速度と起因事象別の炉心損傷頻度評価結果の表を記載。
ストレスファクタの設定根拠
・補足説明資料 1 ＰＲＡの評価条件見直し結果
・ストレスファクタ見直し後の評価結果を記載。
人的過誤が炉心損傷頻度全体に占める割合
・ PS-C-1 改 12 付 録 1 別添 3.2.1 地震ＰＲＡ 第3.2.1.4-12 表 ＦＶ重要度評価結果
・人的過誤を含めたＦＶ重要度を記載。
地震加速度区分毎の炉心損傷頻度の確からしさ
・PS-C-1 改 12 付録 1 別添 3.2.1 地震ＰＲＡ 添付
資料 3.2.1.1-2 耐震Ｂ・Ｃクラスの評価対象設備の取扱いについて・地震区分 6 から地震区分 7 にかけて，炉心損傷頻度が大きく変化する理由について記載。
No.371-10 と合わせて回答
・PS-C-1 改 12 付録 1 別添 3.2.1 地震ＰＲＡ 第3.2.1.4-5 表 起因事象発生後の人的過誤
・PS-C-1 改 12 付録 1 別添 3.2.1 地震ＰＲＡ 添付
資料 3.2.1.1-2 耐震Ｂ・Ｃクラスの評価対象設備の取扱いについて・地震区分 6 から地震区分 7 にかけて，炉心損傷頻度が大きく変化する理由について記載。

目次：他の項目と併せてご説明する項目
No.

審査会合
日付

評価種別

当社／他社

：他の資料にてご説明する項目

指摘事項

対応状況

目次−5

371-7

2016/6/21

地震レベル１ＰＲＡ

当社

ＦＶ重要度評価結果（P111）について、ＦＶ重要度が大きい人的過誤も省略せず記載し、その対策について説明すること。

資料に
反映済み

371-8

2016/6/21

地震レベル１
ＰＲＡ

当社

改良標準化前のプラントである東海第二のＰＲＡの特徴や対策を説明すること。

資料に
反映済み

371-11

2016/6/21

津波レベル１
ＰＲＡ

当社

プラントの水密化対策の実施状況を踏まえた炉
心損傷頻度を示すこと。（現評価結果からどの程度 CDF が下がるのか示すこと。）

資料に
反映済み

371-12

2016/6/21

津波レベル１ＰＲＡ

当社

津波 PRA の仮定の置き方を説明すること。

資料に
反映済み

371-13

2016/6/21

津波レベル１
ＰＲＡ

当社

資料はなるべくマスキングを外すようにするこ
と。

資料に
反映済み

：当社は対象外と認識している項目対応する補足悦明資料の番号，備考等

No.371-10 と合わせて回答
ＦＶ重要度
・PS-C-1 改 12 付録 1 別添 3.2.1 地震ＰＲＡ 第3.2.1.4-12 表 ＦＶ重要度評価結果
・ＦＶ重要度評価結果について，人的過誤を含めて記載。また，各々の人的過誤事象の発生により，どのような炉心損傷状態に至るかを記載。
対策について・PS-C-1 改 12 付録 1 別添 別紙 7 地震ＰＲＡ，
津波ＰＲＡにおける主要な事故シーケンスの対策について
・各炉心損傷状態の対策を記載。
・補足説明資料 2 改良標準化以前のプラントのＰＲ
Ａの特徴について・改良標準化前のプラントである東海第二のＰＲＡの特徴等について記載。
・PS-C-1 改 12 付録 1 別添 3.2.2 津波ＰＲＡ 添
付資料 3.2.2.1-2 今回実施した津波ＰＲＡの前提
条件について・プラントの水密化対策を考慮したときの炉心損傷頻度を記載。
・ PS-C-1 改 12 付 録 1 別 添 3.2.2 津 波 Ｐ Ｒ Ａ
3.2.2.(1)ｃ．今回実施した津波ＰＲＡの前提条件
について
・PS-C-1 改 12 付録 1 別添 3.2.2 津波ＰＲＡ 添
付資料 3.2.2.1-2 今回実施した津波ＰＲＡの前提
条件について・前提条件の補足説明を記載。
・マスキング対象箇所の見直しを実施。

補足説明資料1

ＰＲＡの評価条件見直し結果

1.

はじめに
東海第二発電所の設置変更許可申請に伴うＰＲＡについて，これまでの審査及びＰＲＡピアレビューの実施結果を踏まえた人間信頼性解析の見直しを実施するとともに，確率論的地震ハザードの変更
及び確率論的津波ハザードの変更を地震・津波ＰＲＡに反映し，評価条件見直し前後における評価結果の比較，及び事故シーケンス選
定への影響の確認を行った。

2.

見直し内容

2.1

人間信頼性解析の見直し
東海第二発電所の設置変更許可申請に伴うＰＲＡにおける人間信

頼性解析について，起因事象発生後の人的過誤のストレスファクタを 変 更 す る と と も に ，人 的 過 誤 確 率 の 評 価 方 法 と し て Ｔ Ｈ Ｅ Ｒ Ｐ（ Ｎ
ＵＲＥＧ／ＣＲ−１２７８）のＡｐｐｅｎｄｉｘ−Ａの手法を適用し た 。こ こ で ，Ａ ｐ ｐ ｅ ｎ ｄ ｉ ｘ − Ａ の 手 法 と は ，運 転 操 作 に お け る
各サブタスクが持つ不確実さの伝搬を考慮して評価する手法である。
ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−１２７８に記載されている，ストレスと熟練度 に よ る 人 的 過 誤 確 率 へ の 補 正 係 数 を 表 1に 示 す 。起 因 事 象 発 生 後 の人的過誤のストレスファクタは，内部事象出力運転時レベル１ＰＲ
Ａ及び内部事象停止時レベル１ＰＲＡについては，起因事象の発生
により，運転員のストレスレベルが通常時に比べて高くなると考えら れ る た め ，ス ト レ ス レ ベ ル は「 作 業 負 荷 が や や 高 い（ 段 階 的 操 作 ）」
補足1-1

1

を 適 用 し ，ス ト レ ス フ ァ ク タ を 原 則 2と 設 定 し た 。た だ し ，大 中 破 断
ＬＯＣＡ時では余裕時間が極端に短いことを考慮して，ストレスレ
ベ ル は「 作 業 負 荷 が 極 度 に 高 い（ 動 的 操 作 又 は 診 断 操 作 ）」を 適 用 し ，
認 知 失 敗 の 人 的 過 誤 確 率 を 固 定 値 （ 中 央 値 ： 0.25） と 設 定 し た 。
ま た ，内 部 事 象 出 力 運 転 時 レ ベ ル １ ．５ Ｐ Ｒ Ａ に つ い て は ，炉 心 損
傷後の対応操作であるため，運転員のストレスは炉心損傷前と比べて高くなると考えられることから，ストレスレベルは「作業負荷が極 度 に 高 い（ 段 階 的 操 作 ）」を 適 用 し ，ス ト レ ス フ ァ ク タ を 5と 設 定 した。
地震・津波ＰＲＡについては，内部事象に比べて運転員のストレスが高くなると考えられることから，ストレスレベルは「作業負荷が 極 度 に 高 い（ 段 階 的 操 作 ）」を 適 用 し ，ス ト レ ス フ ァ ク タ を 5と 設 定
した。

2.2
(1)

確率論的地震ハザードの見直し
確率論的地震ハザードの変更内容
特 定 震 源 モ デ ル で 考 慮 し て い る 震 源 に 関 し て ，海 溝 型 地 震 に つ
い て は 東 北 地 方 太 平 洋 沖 型 地 震 を 追 加 し ，内 陸 地 殻 内 地 震 に つ いてはＦ１断層，北方陸域の断層の連動の長さ変更等の見直しを行
っ て お り ，ま た 地 震 動 伝 播 モ デ ル に 関 し て ，距 離 減 衰 式 に 用 い る
補 正 係 数 の 扱 い を 変 更 し た こ と 等 に 伴 い ，確 率 論 的 地 震 ハ ザ ー ドが 変 更 と な る 。見 直 し 後 の 確 率 論 的 地 震 ハ ザ ー ド と 見 直 し 前 の 確
率 論 的 地 震 ハ ザ ー ド を 図 1に 示 す 。

補足1-2

2

(2)

フラジリティへの影響
確率論的地震ハザードの変更に伴うフラジリティへの影響を，
従来の一様ハザードスペクトルと変更後の一様ハザードスペク
ト ル の 比 較 か ら 評 価 し た 。な お ，東 海 第 二 発 電 所 で は ，耐 震 バ ッ
ク チ ェ ッ ク の 評 価 結 果 を ，一 様 ハ ザ ー ド ス ペ ク ト ル に よ る 耐 震 評
価 結 果 に 補 正 し て 用 い て い る こ と か ら ，一 様 ハ ザ ー ド ス ペ ク ト ルの形状の違いに着目した評価を実施した。
ス ペ ク ト ル 比 較 を 図 2に 示 す 。 ス ペ ク ト ル の 比 較 か ら 全 周 期 を通 し て 形 状 が ほ ぼ 変 わ ら な い こ と ，短 周 期 側 の 機 器 の 固 有 周 期 帯に お い て は ，ス ペ ク ト ル の 形 状 の 違 い を 新 た な ス ペ ク ト ル 形 状 係数Ｆ１として反映した場合に，フラジリティがわずかに向上することから，フラジリティ評価の見直しは行わないこととした。

2.3
(1)

確率論的津波ハザードの見直し
確率論的津波ハザードの変更内容
最 新 知 見（ 土 木 学 会（ 2016）等 ），基 準 津 波 の 策 定 に 関 す る 審 査
結 果 等 を 踏 ま え ，プ レ ー ト 間 地 震 と 津 波 地 震 の 連 動 型 地 震 に つ いて は ，マ グ ニ チ ュ ー ド 範 囲 ，波 源 領 域 の 設 定 等 の 変 更 を 考 慮 し たこと，海洋プレート内の正断層地震及び津波地震については，
1611年 の 津 波 の 地 震 発 生 様 式 を 考 慮 し た こ と 等 に 伴 い ，確 率 論 的
津 波 ハ ザ ー ド が 変 更 と な る 。見 直 し 前 後 の 確 率 論 的 津 波 ハ ザ ー ド
を 図 3に 示 す 。

(2)

フラジリティへの影響
今 回 の 津 波 Ｐ Ｒ Ａ 評 価 に お い て は ，フ ラ ジ リ テ ィ 評 価 を ス テ ッ
補足1-3

3

プ 関 数 で 扱 っ て お り ，機 器 の 設 置 高 さ や 開 口 部 の 高 さ の み か ら 設
定 さ れ て い る 。し た が っ て ，確 率 論 的 津 波 ハ ザ ー ド が 変 更 と な った場合においてもフラジリティは影響を受けない。
な お ，フ ラ ジ リ テ ィ の 設 定 に 影 響 の あ る 敷 地 内 浸 水 解 析 に つ いて ，最 新 の 解 析 で は ，廃 止 措 置 中 の 東 海 発 電 所 を 無 く し た 条 件 で実 施 し て い る 。こ の 条 件 変 更 に よ り ，敷 地 南 側 か ら の 津 波 の 浸 水
経 路 が 阻 害 さ れ な く な っ た こ と か ら ， 原 子 炉 建 屋 1階 床 面 高 さ に
到 達 す る 津 波 高 さ が ， 変 更 前 は T.P.＋ 23mで あ っ た の に 対 し ， 変
更 後 は T.P.＋ 22mに 低 下 し て い る 。

(3)

津波ＰＲＡにおける津波区分の見直し
確率論的津波ハザードの見直しを反映した津波ＰＲＡにおいて は ，最 新 の 敷 地 内 浸 水 解 析 結 果 を 踏 ま え ，津 波 が 防 潮 堤 を 越 流
し て 敷 地 内 を 遡 上 す る も の の 原 子 炉 建 屋 1階 床 面 高 さ に 到 達 し な
い 津 波 高 さ で あ る 津 波 区 分 １ の 津 波 高 さ を T.P. ＋ 20m 〜 T.P. ＋22mに 見 直 し た 。ま た ，T.P.＋ 22mを 超 え る 津 波 時 は ，津 波 が 敷 地
内 に 浸 水 し ，原 子 炉 建 屋 内 に 流 入 す る が ，防 潮 堤 の 損 傷 が 発 生 した 場 合 は ，防 潮 堤 の 損 傷 に よ る 津 波 の 影 響 を 特 定 す る こ と が 困 難
で あ る 。 こ の た め ， 防 潮 堤 の 健 全 性 が 維 持 さ れ る T.P.＋ 24mま での 津 波 高 さ を 津 波 区 分 ２ （ T.P.＋ 22m〜 T.P.＋ 24m）， 防 潮 堤 が 損
傷 す る お そ れ の あ る 津 波 高 さ 以 上 の 領 域 を 津 波 区 分 ３（ T.P.+24m〜 ）と し た 。ま た ，防 潮 堤 損 傷 時 は 多 量 の 津 波 が 敷 地 に 流 入 す る
こ と で ，非 常 用 海 水 ポ ン プ が 被 水・ 没 水 し て 最 終 ヒ ー ト シ ン ク が
喪 失 す る と と も に ，屋 内 外 の 施 設 が 広 範 囲 に わ た り 機 能 喪 失 す ると 考 え ら れ る た め ，「 防 潮 堤 損 傷 」 を 直 接 炉 心 損 傷 に 至 る 起 因 事
補足1-4

4

象とした。

3.
(1)

見直し結果
内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡ
内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡにおいて使用している人的
過 誤 確 率 の 見 直 し 前 後 で の 比 較 を 表 2に 示 す 。ま た ，人 的 過 誤 の 分
析 例 を 添 付 資 料 1に 示 す 。
また，人的過誤確率の見直しに伴い，インターフェイスシステ
ムＬＯＣＡの起因事象発生頻度，システム非信頼度，炉心損傷頻
度 等 が 変 更 と な る 。そ れ ぞ れ の 見 直 し 前 後 の 比 較 を 表 3〜 表 10，図4及 び 図 5に 示 す 。
人 的 過 誤 確 率 の 見 直 し 後 に お け る 全 炉 心 損 傷 頻 度 は 6.1E-05 ／炉 年 と な り ，人 的 過 誤 確 率 の 見 直 し 前 の 3.7E-05／ 炉 年 に 比 べ て 約
1.6倍 と な っ た 。ま た ，支 配 的 な 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ は 人 的 過
誤 確 率 の 見 直 し 前 と 同 様 に 崩 壊 熱 除 去 機 能 喪 失（ Ｔ Ｗ ）で あ り ，全
炉 心 損 傷 頻 度 に 対 し て 約 99.8％ を 占 め て い る 。
炉心損傷頻度が増加した主な要因は，全炉心損傷頻度に対して支配的な崩壊熱除去機能喪失のシーケンスに関連するＲＨＲ操作
失 敗 の 人 的 過 誤 確 率 が 約 2倍 に 増 加 し た こ と で あ る 。

(2)

内部事象出力運転時レベル１．５ＰＲＡ
内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡの評価結果の反映，及び内部事象出力運転時レベル１．５ＰＲＡにおける人的過誤確率の見
直 し の 結 果 ，格 納 容 器 破 損 頻 度 は 6.1E-05／ 炉 年 と な り ，人 的 過 誤
確 率 の 見 直 し 前 の 3.7E-05／ 炉 年 に 比 べ て 約 1.6倍 と な っ た 。ま た ，
補足1-5

5

支配的な格納容器破損モードは人的過誤確率の見直し前と同様に
過 圧 破 損（ 崩 壊 熱 除 去 失 敗 ）で あ り ，格 納 容 器 破 損 頻 度 に 対 し て 約
99.8％ を 占 め て い る 。 格 納 容 器 破 損 頻 度 の 見 直 し 前 後 の 比 較 を 表
11， 図 6及 び 図 7に 示 す 。

(3)

内部事象停止時レベル１ＰＲＡ
内部事象停止時レベル１ＰＲＡにおいて使用している人的過誤
確 率 の 見 直 し 前 後 の 比 較 を 表 12に 示 す 。 人 的 過 誤 確 率 の 見 直 し 後の 全 炉 心 損 傷 頻 度 は 5.0E-06／ 施 設 定 期 検 査 と な り ，人 的 過 誤 確 率の 見 直 し 前 の 4.7E-05／ 炉 年 に 比 べ て 約 1.6倍 と な っ た 。 支 配 的 な
事故シーケンスグループは，人的過誤確率の見直し前と同様に全交流動力電源喪失及び崩壊熱除去機能喪失であり，全炉心損傷頻
度 に 対 し て そ れ ぞ れ 約 71.1％ お よ び 約 28.8％ を 占 め て い る 。 起 因事 象 発 生 頻 度 及 び 炉 心 損 傷 頻 度 の 見 直 し 前 後 の 比 較 を 表 13〜 14，
図 8及 び 図 9に 示 す 。

(4)

地震ＰＲＡ
人 的 過 誤 確 率 の 見 直 し （ 表 15） 及 び 確 率 論 的 地 震 ハ ザ ー ド の 見
直 し （ 図 1） を 行 っ た 結 果 ， 全 炉 心 損 傷 頻 度 は 1.0E-05／ 炉 年 と な
り ， 見 直 し 前 の 8.7E-06／ 炉 年 に 比 べ て 約 1.2倍 と な っ た 。 支 配 的な事故シーケンスグループは，見直し前と同様に崩壊熱除去機能
喪 失（ Ｔ Ｗ ）及 び 全 交 流 動 力 電 源 喪 失（ Ｔ Ｂ Ｄ ）で あ り ，全 炉 心 損
傷 頻 度 に 対 し て そ れ ぞ れ 約 52.5％ ， 約 20.5％ を 占 め て い る 。 見 直
し 前 後 の 比 較 を 表 16， 図 10及 び 図 11に 示 す 。

補足1-6

6

(5)

津波ＰＲＡ
人 的 過 誤 確 率 の 見 直 し （ 表 17） 及 び 確 率 論 的 津 波 ハ ザ ー ド の 見
直 し（ 図 3）を 行 っ た 結 果 ，全 炉 心 損 傷 頻 度 は ，4.3E-06／ 炉 年 と な
り ， 見 直 し 前 の 全 炉 心 損 傷 頻 度 に 比 べ て 9分 の 1程 度 に 低 減 し た 。
支配的な事故シーケンスグループは，見直し前と同様に最終ヒー
ト シ ン ク 喪 失（ Ｒ Ｃ Ｉ Ｃ 成 功 ）で あ り ，全 炉 心 損 傷 頻 度 に 対 し て 約
73.9％ を 占 め て い る 。 炉 心 損 傷 頻 度 の 見 直 し 前 後 の 比 較 を 表 18，
図 12及 び 図 13に 示 す 。

4.

事故シーケンス選定への影響
事故シーケンス別の炉心損傷頻度，及びカットセットの分析等か
ら，有効性評価の対象とする重要事故シーケンスの選定は変更不要
で あ る こ と を 確 認 し た 。ま た ，見 直 し 後 の 津 波 Ｐ Ｒ Ａ で は ，防 潮 堤 の損傷の有無によりプラントの状況が大きく変化すると考えられることから，「 防 潮 堤 損 傷 」を 直 接 炉 心 損 傷 に 至 る 事 故 シ ー ケ ン ス と し て
追 加 し て い る も の の ， こ の 「 防 潮 堤 損 傷 」 の 炉 心 損 傷 頻 度 は 3.3×10−７／ 炉 年 で あ り ，全 炉 心 損 傷 頻 度（ 7.5×10 − ５ ）に 占 め る 割 合 が 1％未満と小さい。また，防潮堤損傷時は敷地内に多量の津波が敷地内に流入することで，非常用海水ポンプが被水・没水して最終ヒート
シンクが喪失するとともに，屋内外の施設が広範囲にわたり機能喪失することが考えられるが，防潮堤の損傷による津波の影響を特定することが困難であるため，新たな事故シーケンスグループとして追加する必要はないと判断した。
以上より，ＰＲＡの評価条件の見直しによる，事故シーケンス選
定への影響はないことを確認した。重要事故シーケンスの選定につ
補足1-7

7

い て ， 表 19〜 表 24に 示 す 。

5.

まとめ
東海第二発電所の設置変更許可申請に伴うＰＲＡについて，これまでの審査及びＰＲＡピアレビューの実施結果を踏まえた人間信頼性解析の見直しを実施するとともに，確率論的地震ハザードの見直
し 及 び 確 率 論 的 津 波 ハ ザ ー ド の 見 直 し を 地 震・津 波 Ｐ Ｒ Ａ に 反 映 し ，
評価結果への影響を確認した。その結果，炉心損傷頻度及び格納容器破損頻度が若干増減するものの，事故シーケンス選定への影響はないことを確認した。また，津波ＰＲＡにおいて新たに「防潮堤損傷」の事故シーケンスを抽出したものの，頻度と影響の観点から新
たな事故シーケンスグループとしての追加は不要であると判断した。

補足1-8

8

表1

ストレスと熟練度による人的過誤確率への補正係数（ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−１２７８から抜粋）

HEPs の増倍係数
項目

ストレスレベル
熟練者

熟練度の低い者

1.

作業負荷が大変低い

×2

×2

2.

作業負荷が適度

×1

×1

×1

×2

×2

×4

×5

×10

×5

×10

.25 ( EF = 5 ).50 ( EF = 5 )（段階的操作）3.

作業負荷が適度（動的操作）

4.

作業負荷がやや高い（段階的操作）5.

作業負荷がやや高い（動的操作）

6.

作業負荷が極度に高い（段階的操作）7.

作業負荷が極度に高い（動的操作又は診断操作）

極度にストレス・レベルが高い場合は，増倍係数ではなく，複数のクルーを対象とした固定値を用いる。
注 ： 日 本 原 子 力 学 会 標 準「 原 子 力 発 電 所 の 出 力 運 転 状 態 を 対 象 と し た
確 率 論 的 安 全 評 価 に 関 す る 実 施 基 準（ レ ベ ル 1 P S A 編 ）：2 0 0 8 」の 解
説 表 23-4か ら 転 記

補足1-9

9

表2

人的過誤確率見直し前後の比較（内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡ）

人的過誤
弁の開け忘れ・閉め忘れ
事象
発生前

ＥＦ

10.0

-

×1

8.3E-05

4.8

×1

3.9E-03

3.0

-

×1

3.9E-03

6.8

-

×1

1.6E-03

10.0

-

×1

2.0E-03

3.5

×2

×1

1.4E-03

5.0

×2

×2

2.5E-03

6.5

×2

×1

1.4E-03

5.0

×2

×2

2.5E-03

6.5

×2

×1

1.4E-03

5.0

×2

×2

2.5E-03

6.5

×2

×1

8.9E-05

10.0

×2

×2

1.1E-0435.6（固定値） ※ １

×1

2.0E-015.0（固定値） ※ １×2

1.8E-01

6.7

×1

×1

4.4E-05

10.0

×2

×2

1.1E-04

35.6

×2

-

7.9E-04

10.0

×2

-

1.0E-0313.8（固定値） ※ １-

4.0E-015.0（固定値） ※ １-

4.0E-015.0

高圧注水系起動操作失敗-

×2

2.5E-03

3.0

-

×2

2.5E-03

3.0

原子炉手動減圧失敗（ＬＯＣＡ）-

×2

1.4E-01

3.0

-

×2

1.9E-013.5

低圧注水系起動操作失敗-

× 5 ※２

1.5E-01

3.0-

× 2 ※２

1.9E-01

3.5

補足1-10

原子炉水位制御操作失敗
水源切替操作失敗（ＣＳＴ→Ｓ／Ｐ，
大中破断ＬＯＣＡ以外）
原子炉手動減圧失敗（ＬＯＣＡ以外）

発生後

ＥＦ

人的過誤確率の見直し後
ストレスファクタ
過誤確率
認知失敗
操作失敗 （平均値）-

ＤＧ試験時ガバナ操作後の復旧失敗
弁の開け忘れ・閉め忘れ（ＩＳＬＯＣＡ）

事象

人的過誤確率の見直し前
ストレスファクタ
過誤確率
操作失
（平均値）
認知失敗
敗
×1
6.5E-05

ＤＧ燃料油補給操作失敗
水源切替操作失敗（ＣＳＴ→Ｓ／Ｐ，
中破断ＬＯＣＡ）
ＲＨＲ系操作失敗
注水不能認知失敗（大中破断ＬＯＣＡ以外）
注水不能認知失敗（大中破断ＬＯＣＡ）※ １ :余 裕 時 間 が 極 め て 短 く ， 操 作 員 の ス ト レ ス が 非 常 に 高 い と 考 え ら れ る た め ， ス ト レ ス レ ベ ル 「 作 業 負 荷 が 極 度 に 高 い （ 動 的 操 作 又 は 診 断 操 作 ） 」 の 固
定 値 0.25を 用 い て 評 価 し た 。
※ ２ ： 人 的 過 誤 確 率 の 見 直 し 前 は ， 高 圧 注 水 系 起 動 操 作 の バ ッ ク ア ッ プ 操 作 で あ り 余 裕 時 間 が 短 い と 考 え ら れ る た め ， ス ト レ ス フ ァ ク タ を 5に 設 定 し て い た
も の の ， 人 的 過 誤 確 率 の 見 直 し 後 は ， 余 裕 時 間 が 極 め て 短 い 操 作 以 外 は ， ス ト レ ス フ ァ ク タ を 一 律 で 2に 設 定 し た 。

10

表3

人的過誤確率見直し前後での起因事象発生頻度の比較（内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡ）
人的過誤確率の見直し前

人的過誤確率の見直し後

発生頻度
（／炉年）

ＥＦ

発生頻度
（／炉年）

ＥＦ

非隔離事象

1.7E-01

3.0

1.7E-01

3.0

隔離事象

2.7E-023.0

2.7E-02

3.0

全給水喪失

1.0E-023.0

1.0E-023.0

水位低下事象2.7E-023.0

2.7E-023.0

原子炉緊急停止系誤動作等

5.5E-02

3.0

5.5E-02

3.0

逃がし安全弁誤開放

1.0E-033.0

1.0E-033.0

外部電源喪失4.2E-03

3.0

4.2E-03

3.0

計画外停止

4.3E-023.0

4.3E-023.0

残留熱除去系海水系故障（区分Ⅰ）7.2E-04

3.0

7.2E-043.0

残留熱除去系海水系故障（区分Ⅱ）7.2E-04

3.0

7.2E-043.0

交流電源故障（区分Ⅰ）1.5E-043.0

1.5E-043.0

交流電源故障（区分Ⅱ）

1.5E-043.0

1.5E-04

3.0

タービン・サポート系故障

7.2E-04

3.0

7.2E-04

3.0

2.8E-04

3.0

2.8E-04

3.0

2.8E-04

3.0

2.8E-04

3.0

大破断ＬＯＣＡ

2.0E-05

20.0

2.0E-05

20.0

中破断ＬＯＣＡ

2.0E-0420.0

2.0E-0420.0

小破断ＬＯＣＡ

3.0E-04

10.0

3.0E-04

10.0

インターフェイスシステム ＬＯＣＡ

4.1E-10

24.6

4.8E-10

19.6

起因事象

過渡事象

外部電源喪失補足1-11手動停止／
サポート系喪失（手動停止）

サポート系喪失（自動停止）

直流電源故障（区分Ⅰ）
サポート系喪失（直流電源故障） 直流電源故障（区分Ⅱ）
ＬＯＣＡ

格納容器バイパス

備考

発生頻度の算出に当たって人的過誤確率を用いていない事象

人的過誤確率の再評価の影響による変更11

表4

人的過誤確率見直し前後での代表的なシステム信頼性（フォールトツリー）の評価結果の比較（内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡ）
非 信 頼 度 （ 平 均 値 ）（ ／ 要 求 時 ）システム（系統）

人的過誤確率の見直し前

人的過誤確率の見直し後

補足1-12

過渡事象

ＬＯＣＡ

過渡事象

ＬＯＣＡ

ＨＰＣＳ

2. 2E - 0 3

2. 8 E- 0 3

2. 5 E- 0 3

3 .0 E- 0 3

ＲＣＩＣ

3. 3E - 0 3

5 .4 E -0 3

3. 3 E- 0 3

6 .6 E- 0 3

ＡＤＳ（手動減圧）

2. 2E -0 3

2. 1 E- 0 6

3. 5 E- 0 3

2 .9 E- 0 6

ＬＰＣＳ

1. 8E - 0 3

1. 8 E- 0 3

2. 0 E- 0 3

1 .9 E- 0 3

ＬＰＣＩ−Ａ

2. 0 E- 0 3

1. 9 E- 0 3

2. 2 E- 0 3

2 .1 E- 0 3

ＬＰＣＩ−Ｂ

2. 0 E- 0 3

1. 9 E- 0 3

2. 2 E- 0 3

2 .1 E- 0 3

ＬＰＣＩ−Ｃ

1. 9 E- 0 3

1. 8 E- 0 3

2. 1 E- 0 3

2 .0 E- 0 3

ＲＨＲ−Ａ

2 .0 E- 0 3

2. 0 E- 0 3

2. 3 E- 0 3

2 .3 E- 0 3

ＲＨＲ−Ｂ

2 .0 E- 0 3

2. 0 E- 0 3

2. 2 E- 0 3

2 .2 E- 0 3

スクラム系

1 .2 E- 0 7

1. 2E -0 7

1. 2E - 0 7

1 .2 E- 0 7

12

表5

人的過誤確率見直し前後での事故シーケンスグループ別炉心損傷頻度の比較（内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡ）
人的過誤確率の見直し前

事故シーケンスグループ

人的過誤確率の見直し後

炉心損傷頻度（／炉年）

寄与割合

炉心損傷頻度（／炉年）

寄与割合

高圧・低圧注水機能喪失

ＴＱＵＶ

3 . 0E- 0 9＜ 0 .1 ％3 .5 E- 0 9＜ 0 .1 ％

高圧注水・減圧機能喪失

ＴＱＵＸ

1 . 2E- 0 8＜ 0 .1 ％2 .0 E- 0 8＜ 0 .1 ％長期ＴＢ

7. 6E -0 8

0. 2 ％

7 .7 E- 0 8

0 .1 ％ＴＢＵ

2. 0E -0 8

＜ 0 .1 ％2 .1 E- 0 8＜ 0 .1 ％ＴＢＰ

5. 1E -1 0

＜ 0 .1 ％5 .3 E- 1 0＜ 0 .1 ％ＴＢＤ

5. 7E -1 2

＜ 0 .1 ％6 .0 E- 1 2＜ 0 .1 ％ＴＷ

3 . 3E- 0 5

87 . 2％

5 .6 E- 0 5

91 . 9％ＴＢＷ

4. 6E -0 6

12 . 4％

4 .8 E- 0 6

7 .9 ％ＴＣ

2 . 5E- 0 8＜ 0 .1 ％2 .5 E- 0 8＜ 0 .1 ％ＡＥ

1 . 3E- 1 2＜ 0 .1 ％1 .4 E- 1 2＜ 0 .1 ％Ｓ１Ｅ

1. 8E -1 1

＜ 0 .1 ％2 .0 E- 1 1＜ 0 .1 ％Ｓ２Ｅ

1. 2E -1 3

＜ 0 .1 ％1 .6 E- 1 3＜ 0 .1 ％ＩＳＬＯＣＡ

4. 1E- 1 0＜ 0 .1 ％4 .8 E- 1 0＜ 0 .1 ％3. 7 E- 0 5

10 0 ％

6 .1 E -0 5

1 00 ％

全交流動力電源喪失

補足1-13
崩壊熱除去機能喪失
原子炉停止機能喪失

ＬＯＣＡ時注水機能喪失

格納容器バイパス（インターフェイスシステム
ＬＯＣＡ）
合計

13

表6

人的過誤確率の見直し前後での炉心損傷頻度に対して支配的なシーケンスの比較（内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡ）

事故シー
ケンス
グループ

人的過誤確率の見直し前
事故シーケンスの概要

サポート系喪失（自動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
手動停止／サポート系喪失（手動停止）
Ｔ Ｑ Ｕ Ｖ ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋手動減圧失敗
サポート系喪失（自動停止）
Ｔ Ｑ Ｕ Ｘ ＋高圧炉心冷却失敗＋手動減圧失敗
手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋手動減圧失敗
外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋ＨＰＣＳ失敗（ＲＣＩＣ成功）
長期ＴＢ
サポート系喪失（直流電源故障）＋ＤＧ失敗＋ＨＰＣＳ失敗（ＲＣＩＣ成功）
サポート系喪失（直流電源故障）
ＴＢＵ
＋ＤＧ失敗
＋高圧炉心冷却失敗
外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗
ＴＢＰ
サポート系喪失（直流電源故障）＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗
外部電源喪失ＴＢＤ＋直流電源失敗＋高圧炉心冷却失敗
過渡事象＋ＲＨＲ失敗ＴＷ,
手動停止／サポート系喪失（手動停止）
ＴＢＷ＋ＲＨＲ失敗サポート系喪失（自動停止）＋ＲＨＲ失敗
ＴＣ

ＡＥ,
Ｓ１Ｅ,
Ｓ２Ｅ

過渡事象＋原子炉停止失敗
ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗

ＩＳ
インターフェイスシステムＬＯＣＡ
ＬＯＣＡ

人的過誤確率の見直し後
炉心損傷
頻度
（／炉年）
2.2E-09

3.5E-10

2.7E-10

5.2E-09

5.0E-09

1.4E-09

5.7E-08

1.9E-08

1.9E-083.0E-10

2.1E-10

5.7E-12
2.5E-05
6.7E-06
5.4E-06
2.5E-08
1.5E-11

4.0E-12
4.1E-10

事故シーケンスの概要
サポート系喪失（自動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋手動減圧失敗
サポート系喪失（自動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋手動減圧失敗
手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋手動減圧失敗
外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋ＨＰＣＳ失敗（ＲＣＩＣ成功）
サポート系喪失（直流電源故障）＋ＤＧ失敗＋ＨＰＣＳ失敗（ＲＣＩＣ成功）
サポート系喪失（直流電源故障）＋ＤＧ失敗＋高圧炉心冷却失敗
外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗
サポート系喪失（直流電源故障）＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗
外部電源喪失＋直流電源失敗＋高圧炉心冷却失敗
過渡事象＋ＲＨＲ失敗手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋ＲＨＲ失敗サポート系喪失（自動停止）＋ＲＨＲ失敗
過渡事象＋原子炉停止失敗
ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗
インターフェイスシステムＬＯＣＡ

補足1-14

炉心損傷
頻度
（／炉年）
2.5E-09

4.2E-10

3.2E-10

9.4E-09

8.3E-09

2.6E-09

5.7E-082.0E-08

2.1E-083.0E-10

2.3E-10

6.0E-12
4.4E-05
9.9E-06
1.7E-06
2.5E-08
1.5E-11

4.6E-12
4.8E-1014表7 人的過誤確率見直し前後での事故シーケンスの分析の比較（内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡ）（1／9）
炉心損傷モード（事故シーケンスグループ）

見直し前（3.0E-09／炉年）
ＴＱＵＶ（高圧・低圧注水
機能喪失）
見直し後（3.5E-09／炉年）

支配的な事故シーケンス
サポート系喪失（自動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗（2.2E-09／炉年）

補足1-15サポート系喪失（自動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗（2.5E-09／炉年）

主要なカットセット

炉心損傷
頻度
（／炉年）

事故シーケンスに対する寄与割合①直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテ
ナンス

2.4E-1010.9%②直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンス

1.6E-107.4%③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧメンテナンス＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテ
ナンス

1.0E-104.7%○①直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテ
ナンス

2.4E-109.6%○②直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンス

1.6E-106.5%③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧメンテナンス＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテ
ナンス

1.0E-10

4.2%

主な対策

対策
有効性
○

・低圧代替注水系（常設）

・低圧代替注水系
（常設）

○

○
○

15

表7 人的過誤確率見直し前後での事故シーケンスの分析の比較（内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡ）（2／9）
炉心損傷モード（事故シーケンスグループ）

見直し前（1.2E-08／炉年）

支配的な事故シーケンス

過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋手動減圧失敗（5.2E-09／炉年）

ＴＱＵＸ（高圧注水・減圧機能喪失）

補足1-16

見直し後（2.0E-08／炉年）

過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋手動減圧失敗（9.4E-09／炉年）

主要なカットセット

炉心損傷
頻度
（／炉年）

事故シーケン
スに対する寄与割合①非隔離事象＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷメンテナンス＋ＲＣＩＣポンプ起動失敗＋原子炉手動減圧失敗

9.4E-111.8%②非隔離事象＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷメンテナンス＋ＲＣＩＣポンプ起動失敗＋注
水不能認知失敗

5.3E-111.0%①非隔離事象＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷストレーナ閉塞＋ＲＣＩＣポンプ起動失敗＋原子炉手動減圧失敗

4.5E-110.9%○①非隔離事象＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷメンテナンス＋ＲＣＩＣポンプ起動失敗＋原子炉手動減圧失敗

1.7E-101.8%○②非隔離事象＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷストレーナ閉塞＋ＲＣＩＣポンプ起動失敗＋原子炉手動減圧失敗

8.1E-110.9%③非隔離事象＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷメンテナンス＋ＲＣＩＣポンプ起動失敗＋注
水不能認知失敗

6.7E-11

0.7%

主な対策

対策
有効性
○

・過渡時自動減圧
機能・過渡時自動減圧
機能

○

○

○

16

表7 人的過誤確率見直し前後での事故シーケンスの分析の比較（内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡ）（3／9）
炉心損傷モード（事故シーケンスグループ）

支配的な
事故シーケンス

見直し前（9.9E-08／炉年）

外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋ＨＰＣＳ失敗（ＲＣＩＣ成功）（5.7E-08／炉年）

ＴＢ（全交流動力電源喪失）

補足1-17

見直し後（9.9E-08／炉年）

外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋ＨＰＣＳ失敗（ＲＣＩＣ成功）（5.7E-08／炉年）

炉心損傷
頻度
（／炉年）

事故シーケンスに対する寄与割合①外部電源喪失＋軽油貯蔵タンク閉塞

4.8E-0884.7%②外部電源喪失＋軽油貯蔵タンク破損

3.2E-095.6%③外部電源喪失＋ＤＧ−２Ｃ／２Ｄ運転継続失敗共通要因故障＋ＨＰ
ＣＳ−ＤＧ運転継続失敗

4.6E-100.8%○①外部電源喪失＋軽油貯蔵タンク閉塞

4.8E-0884.1%○②外部電源喪失＋軽油貯蔵タンク破損

3.2E-095.6%③外部電源喪失＋ＤＧ−２Ｃ／２Ｄ運転継続失敗共通要因故障＋ＨＰ
ＣＳ−ＤＧ運転継続失敗

4.6E-100.8%

主要なカットセット

主な対策

対策
有効性
○

・低圧代替注水系（可搬型）

・低圧代替注水系
（可搬型）

○

○

○

17

表7 人的過誤確率見直し前後での事故シーケンスの分析の比較（内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡ）（4／9）
炉心損傷モード（事故シーケンスグループ）

見直し前（5.7E-12／炉年）

支配的な事故シーケンス

外部電源喪失＋直流電源失敗＋高圧炉心冷却失敗（5.7E-12／炉年）

ＴＢＤ，ＴＢＵ（全交流動力電源喪失）

補足1-18

見直し後（6.0E-12／炉年）

外部電源喪失＋直流電源失敗＋高圧炉心冷却失敗（6.0E-12／炉年）

主要なカットセット

炉心損傷
頻度
（／炉年）

事故シーケンスに対する寄与割合①外部電源喪失＋蓄電池−Ａ／Ｂ給電失敗共通要因故障＋ＨＰＣＳ−
ＤＧ運転継続失敗

1.6E-12＜0.1%②外部電源喪失＋蓄電池−Ａ／Ｂ給電失敗共通要因故障＋ＨＰＣＳ−
ＤＧ起動失敗1.1E-12＜0.1%③外部電源喪失＋蓄電池−Ａ／Ｂ給電失敗共通要因故障＋ＨＰＣＳ−
ＤＧメンテナンス

6.8E-13＜0.1%○①外部電源喪失＋蓄電池−Ａ／Ｂ給電失敗共通要因故障＋ＨＰＣＳ−
ＤＧ運転継続失敗

1.6E-12＜0.1%○②外部電源喪失＋蓄電池−Ａ／Ｂ給電失敗共通要因故障＋ＨＰＣＳ−
ＤＧ起動失敗1.1E-12＜0.1%③外部電源喪失＋蓄電池−Ａ／Ｂ給電失敗共通要因故障＋ＨＰＣＳ−
ＤＧメンテナンス

6.8E-13

＜0.1%

主な対策

対策
有効性
○

・低圧代替注水系（可搬型）

・低圧代替注水系
（可搬型）

○

○

○

18

表7 人的過誤確率見直し前後での事故シーケンスの分析の比較（内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡ）（5／9）
炉心損傷モード（事故シーケンスグループ）

見直し前（5.1E-10／炉年）
ＴＢＰ（全交流動力電源喪失）

補足1-19

見直し後（5.3E-10／炉年）

支配的な事故シーケンス

主要なカットセット①外部電源喪失＋蓄電池−Ａ／Ｂ給電失敗共通要因故障＋ＨＰＣＳ−
ＤＧ運転継続失敗
外部電源喪失＋ＤＧ失敗②外部電源喪失＋蓄電池−Ａ／Ｂ給電失敗共通要因故障＋ＨＰＣＳ−＋逃がし安全弁再閉鎖失敗
ＤＧ起動失敗＋高圧炉心冷却失敗③外部電源喪失＋蓄電池−Ａ／Ｂ給電失敗共通要因故障＋ＨＰＣＳ−（3.0E-10／炉年）
ＤＧメンテナンス①外部電源喪失＋蓄電池−Ａ／Ｂ給電失敗共通要因故障＋ＨＰＣＳ−
外部電源喪失ＤＧ運転継続失敗＋ＤＧ失敗②外部電源喪失＋蓄電池−Ａ／Ｂ給電失敗共通要因故障＋ＨＰＣＳ−＋逃がし安全弁再閉鎖失敗
ＤＧ起動失敗＋高圧炉心冷却失敗③外部電源喪失＋蓄電池−Ａ／Ｂ給電失敗共通要因故障＋ＨＰＣＳ−（3.0E-10／炉年）
ＤＧメンテナンス

炉心損傷
頻度
（／炉年）

事故シーケンスに対する寄与割合

2.5E-1049.3%

1.7E-11

3.3%

2.4E-120.5%○

2.5E-1047.8%○

1.7E-11

3.2%

2.4E-12

0.5%

主な対策

対策
有効性
○

・低圧代替注水系（可搬型）

・低圧代替注水系
（可搬型）

○

○

○

19

表7 人的過誤確率見直し前後での事故シーケンスの分析の比較（内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡ）（6／9）
炉心損傷モード（事故シーケンスグループ）

支配的な
事故シーケンス

主要なカットセット①非隔離事象＋ＲＨＲ系操作失敗
見直し前（3.7E-05／炉年）

過渡事象＋ＲＨＲ失敗（2.5E-05／炉年）

ＴＷ，ＴＢＷ（崩壊熱除去機能
喪失）

炉心損傷
頻度
（／炉年）

事故シーケン
スに対する寄与割合

7.4E-06

30.0%

主な対策

[ＲＨＲ故障時]対策
有効性○・格納容器圧力逃が②非隔離事象＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通要因故障

2.9E-06

11.8%③原子炉緊急停止系誤動作等＋ＲＨＲ系操作失敗

2.4E-06

9.7%①非隔離事象＋ＲＨＲ系操作失敗

1.9E-0530.7%

し装置又は耐圧強化ベント○[取水機能喪失時]
・緊急用海水系○○[ＲＨＲ故障時]

補足1-20

見直し後（6.0E-05
／炉年）

過渡事象
ＲＨＲ失敗
（4.4E-05／炉年）②原子炉緊急停止系誤動作等＋ＲＨＲ系操作失敗

6.0E-069.9%・格納容器圧力逃が○し装置又は耐圧強化ベント③隔離事象＋ＲＨＲ系操作失敗

2.9E-06

4.9%[取水機能喪失時]○

・緊急用海水系③水位低下事象＋ＲＨＲ系操作失敗

2.9E-06

4.9%

○

20

表7 人的過誤確率見直し前後での事故シーケンスの分析の比較（内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡ）（7／9）
炉心損傷モード（事故シーケンスグループ）

見直し前（2.5E-08／炉年）

支配的な事故シーケンス

過渡事象＋原子炉停止失敗（2.5E-08／炉年）

補足1-21

ＴＣ（原子炉停止機能喪失）

見直し後（2.5E-08／炉年）

過渡事象＋原子炉停止失敗（2.5E-08／炉年）

炉心損傷
頻度
（／炉年）

事故シーケン
スに対する寄与割合①非隔離事象＋スクラムコンタクタＡ／Ｃ作動失敗共通要因故障

4.6E-0918.1%①非隔離事象＋スクラムコンタクタＢ／Ｄ作動失敗共通要因故障

4.6E-0918.1%①非隔離事象＋スクラムコンタクタＥ／Ｇ作動失敗共通要因故障

4.6E-0918.1%①非隔離事象＋スクラムコンタクタＦ／Ｈ作動失敗共通要因故障

4.6E-0918.1%①非隔離事象＋スクラムコンタクタＡ／Ｃ作動失敗共通要因故障

4.6E-0918.1%①非隔離事象＋スクラムコンタクタＢ／Ｄ作動失敗共通要因故障

4.6E-0918.1%①非隔離事象＋スクラムコンタクタＥ／Ｇ作動失敗共通要因故障

4.6E-0918.1%①非隔離事象＋スクラムコンタクタＦ／Ｈ作動失敗共通要因故障

4.6E-0918.1%

主要なカットセット

主な対策

・代替制御棒挿入機能
・代替原子炉再循環ポンプト
リップ回路
・ほう酸水注入系

・代替制御棒挿入機能
・代替原子炉再循環ポンプト
リップ回路
・ほう酸水注入
系

対策
有効性
○

○

○

○

○

○

○

○

21

表7 人的過誤確率見直し前後での事故シーケンスの分析の比較（内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡ）（8／9）
炉心損傷モード（事故シーケンスグループ）

見直し前（2.2E-11／炉年）

支配的な事故シーケンス

中小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗（1.5E-11／炉年）

ＬＯＣＡ（ＬＯＣＡ時
注水機能喪失）補足1-22見直し後（2.2E-11／炉年）

中小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗（1.5E-11／炉年）

主要なカットセット

炉心損傷
頻度
（／炉年）

事故シーケンスに対する寄与割合①中破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ入口逆止弁（Ｓ／Ｐ側）開失敗＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通要因故障

1.1E-12

5.3%②中破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷメンテナンス＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通要因故障

9.3E-13

4.3%③中破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ海水ストレーナ閉塞＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通要因故障

4.5E-132.1%△※１①中破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ入口逆止弁（Ｓ／Ｐ側）開失敗＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通要因故障

1.1E-125.3%△※１②中破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷメンテナンス＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通要因故障

9.3E-13

4.3%③中破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ海水ストレーナ閉塞＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通要因故障

4.5E-13

2.1%※１：ＬＯＣＡの破断面積が低圧代替注水系（常設）の注水容量を超える場合は炉心損傷を防止できない

主な対策

対策
有効性

△※１
・手動減圧
・低圧代替注水系
（常設）

・手動減圧
・低圧代替注水
系（常設）

△※１

△※１

△※１

22

表7 人的過誤確率見直し前後での事故シーケンスの分析の比較（内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡ）（9／9）
炉心損傷モード（事故シーケンスグループ）

見直し前（4.1E-10／炉年）

支配的な事故シーケンス

インターフェイス
システムＬＯＣＡ（4.1E-10／炉年）

ＩＳＬＯＣＡ（格納容器バイパス）

補足1-23

見直し後（4.8E-10／炉年）

インターフェイス
システムＬＯＣＡ（4.8E-10／炉年）

主要なカットセット①ＲＨＲ−Ａテスタブル逆止弁定期試験＋ＲＨＲ−Ａ注入弁定期試験時の通常状態への復旧失敗＋ＲＨＲ−Ａテスタブル逆止弁閉失敗＋ＲＨＲ−Ａ吐出配管破断①ＲＨＲ−Ｂテスタブル逆止弁定期試験＋ＲＨＲ−Ｂ注入弁定期試験時の通常状態への復旧失敗＋ＲＨＲ−Ｂテスタブル逆止弁閉失敗＋ＲＨＲ−Ｂ吐出配
管破断③ＲＨＲ−Ｃテスタブル逆止弁定期試験＋ＲＨＲ−Ｃ注入弁定期試験時の通常状態への復旧失敗＋ＲＨＲ−Ｃテスタブル逆止弁閉失敗＋ＲＨＲ−Ｃ吐出配管破断①ＲＨＲ−Ａテスタブル逆止弁定期試験＋ＲＨＲ−Ａ注入弁定期試験時の通常状態への復旧失敗＋ＲＨＲ−Ａテスタブル逆止弁閉失敗＋ＲＨＲ−Ａ吐出配管破断①ＲＨＲ−Ｂテスタブル逆止弁定期試験＋ＲＨＲ−Ｂ注入弁定期試験時の通常状態への復旧失敗＋ＲＨＲ−Ｂテスタブル逆止弁閉失敗＋ＲＨＲ−Ｂ吐出配
管破断③ＲＨＲ−Ｃテスタブル逆止弁定期試験＋ＲＨＲ−Ｃ注入弁定期試験時の通常状態への復旧失敗＋ＲＨＲ−Ｃテスタブル逆止弁閉失敗＋ＲＨＲ−Ｃ吐出配
管破断

炉心損傷
頻度
（／炉年）

事故シーケンスに対する寄与割合

1.2E-1028.9%

1.2E-1028.9%

4.7E-1111.5%

1.5E-1030.4%

1.5E-1030.4%

5.9E-11

12.1%

主な対策

・破断系統の隔離操作
・破断系統を除く原子炉注水機能・破断系統の隔離操作
・破断系統を除く原子炉注水
機能

対策
有効性
○

○

○

○

○

○

23

表8

人的過誤確率見直し前後でのＦＶ重要度の比較（内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡ）
人的過誤確率の見直し前

補足1-24

順位

系統

1

ＲＨＲ

2

ＲＨＲＳ

3

ＲＨＲＳ

4

ＲＨＲ

5

ＤＧ

6

ＤＧ

7

ＲＨＲＳ

8

ＲＨＲＳ

9

ＲＨＲ

9

ＲＨＲ

11

ＲＨＲＳ

人的過誤確率の見直し後
ＦＶ
重要度

ＲＡＷ

順位

系統

4.0E-01

9.1E+03

1

ＲＨＲ

1.6E-01

9.1E+03

2

ＲＨＲＳ

3.3E-02

9.1E+033

2.0E-02

9.1E+034

ＤＧ−２Ｄ運転継続失敗

1.9E-02

9.4E+00

5

ＤＧ

ＤＧ−２Ｃ運転継続失敗

1.9E-02

9.4E+00

6ＤＧ

ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ／Ｃ／Ｄ海水ポンプ起動
失敗共通要因故障

1.9E-02

9.1E+03

7

ＲＨＲＳ

1.7E-02

4.5E+018

1.7E-02

9.1E+03

1.7E-02
1.7E-02

基事象
ＲＨＲ系操作失敗
ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通
要因故障
ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ流量制御弁開失敗共通要因故障
ＲＨＲ−Ａ／Ｂ熱交換器バイパス弁閉失敗
共通要因故障ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外
ＲＨＲ−Ａ／Ｂポンプ起動失敗共通要因故障
ＲＨＲ−Ａ／Ｂポンプ室空調ファン起動失敗共通要因故障ＲＨＲＳ−Ａメンテナンスによる待機除外

ＦＶ
重要度

ＲＡＷ

6.2E-01

5.6E+03

9.7E-02

5.6E+032.0E-02

5.6E+03

1.3E-02

5.6E+03

ＤＧ−２Ｄ運転継続失敗

1.2E-02

6.2E+00

ＤＧ−２Ｃ運転継続失敗

1.2E-02

6.2E+00

ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ／Ｃ／Ｄ海水ポンプ起動失敗
共通要因故障1.1E-02

5.6E+03

ＲＨＲＳ ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

1.1E-02

2.9E+01

9

ＲＨＲＳ ＲＨＲＳ−Ａメンテナンスによる待機除外

1.1E-02

2.9E+01

9.1E+03

10ＲＨＲ

1.0E-02

5.6E+03

4.5E+01

10ＲＨＲ

1.0E-02

5.6E+03

基事象
ＲＨＲ系操作失敗

ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通要因
故障
ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ流量制御弁開失敗共通要因故
ＲＨＲＳ
障
ＲＨＲ−Ａ／Ｂ熱交換器バイパス弁閉失敗共通
ＲＨＲ
要因故障

ＲＨＲ−Ａ／Ｂポンプ室空調ファン起動失敗共通要因故障
ＲＨＲ−Ａ／Ｂポンプ起動失敗共通要因故障

24

表9

人的過誤確率見直し前後でのＲＡＷの比較（内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡ）
人的過誤確率の見直し前

順位

系統

1

ＲＨＲ

1
1
1

補足1-25

1
1
1
1
1
1
1

基事象
ＲＨＲ系操作失敗

ＲＨＲ−Ａ／Ｂ熱交換器バイパス弁閉失
敗共通要因故障
ＲＨＲ−Ａ／Ｂポンプ起動失敗共通要因
ＲＨＲ
故障
ＲＨＲ−Ａ／Ｂポンプ室空調ファン起動
ＲＨＲ
失敗共通要因故障
ＲＨＲ−Ａ／Ｂポンプ運転継続失敗共通
ＲＨＲ
要因故障
ＲＨＲ−Ａ／Ｂ／Ｃポンプ起動失敗共通
ＲＨＲ
要因故障
ＲＨＲ−Ａ／Ｂ／Ｃポンプ室空調ファン
ＲＨＲ
起動失敗共通要因故障
ＲＨＲ−Ａ／Ｂポンプ室空調ファン運転
ＲＨＲ
継続失敗共通要因故障
ＲＨＲ−Ａ／Ｂ／Ｃポンプ運転継続失敗
ＲＨＲ
共通要因故障ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ／Ｃ／Ｄポンプ運転継
ＲＨＲＳ
続失敗共通要因故障
ＲＨＲ−Ａ／Ｂ／Ｃミニフローライン逆ＲＨＲ
止弁開失敗共通要因故障
ＲＨＲ

人的過誤確率の見直し後
ＲＡＷ

ＦＶ
重要度

系統

9.1E+03

4.0E-01

ＲＨＲ

9.1E+032.0E-02

9.1E+03

1.7E-02

9.1E+03

1.7E-02

9.1E+03

9.4E-03

9.1E+03

8.6E-03

9.1E+03

8.6E-03

9.1E+035.0E-03

9.1E+03

4.8E-03

9.1E+03

3.5E-03

9.1E+03

1.7E-03

基事象
ＲＨＲ系操作失敗

ＲＨＲ−Ａ／Ｂ熱交換器バイパス弁閉失敗
共通要因故障ＲＨＲ−Ａ／Ｂポンプ起動失敗共通要因故
ＲＨＲ
障
ＲＨＲ−Ａ／Ｂポンプ室空調ファン起動失
ＲＨＲ
敗共通要因故障
ＲＨＲ−Ａ／Ｂポンプ運転継続失敗共通要
ＲＨＲ
因故障
ＲＨＲ−Ａ／Ｂ／Ｃポンプ起動失敗共通要
ＲＨＲ
因故障
ＲＨＲ−Ａ／Ｂ／Ｃポンプ室空調ファン起
ＲＨＲ
動失敗共通要因故障
ＲＨＲ−Ａ／Ｂポンプ室空調ファン運転継
ＲＨＲ
続失敗共通要因故障
ＲＨＲ−Ａ／Ｂ／Ｃポンプ運転継続失敗共
ＲＨＲ
通要因故障
ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ／Ｃ／Ｄポンプ運転継続
ＲＨＲＳ
失敗共通要因故障
ＲＨＲ−Ａ／Ｂ／Ｃミニフローライン逆止
ＲＨＲ
弁開失敗共通要因故障
ＲＨＲ

ＲＡＷ

ＦＶ
重要度

5.6E+03

6.2E-01

5.6E+03

1.3E-02

5.6E+03

1.0E-02

5.6E+03

1.0E-02

5.6E+03

5.8E-03

5.6E+03

5.3E-03

5.6E+03

5.3E-03

5.6E+03

3.1E-03

5.6E+033.0E-03

5.6E+03

2.2E-03

5.6E+03

1.0E-0325

表10

人的過誤確率見直し前後での不確実さ解析の評価結果の比較（内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡ）
人的過誤確率の見直し前

事故シーケンスグループ

人的過誤確率の見直し後

平均値
（／炉年）

ＥＦ

平均値
（／炉年）

ＥＦ

1.2E-08

7.0

2.1E-08

7.7

補足1-26高圧注水・減圧機能喪失
ＴＱＵＸ
高圧・低圧注水機能喪失
ＴＱＵＶ
全交流動力電源喪失 ※4.5E-09

6.6

4.0E-09

5.8

1.1E-07-

1.1E-07-

長期ＴＢ

8.7E-08

5.8

8.6E-08

5.5

ＴＢＵ

2.4E-08

5.6

2.4E-08

5.2

ＴＢＰ

6.4E-10

21.0

6.3E-10

20.7

ＴＢＤ

6.6E-12

14.0

6.9E-1213.8※

3.8E-05-

6.4E-05-

3.4E-05
4.6E-06

3.6
2.7

5.9E-05
4.8E-06

4.5
2.7

3.1E-0838.0

3.1E-0838.0

2.0E-11
1.4E-12
1.9E-11
1.7E-13

37.5
31.9
25.6

1.8E-11
1.2E-12
1.7E-11
1.8E-13

35.0
30.3
23.0

7.0E-10

24.6

8.3E-10

19.6

3.8E-05

3.0

6.4E-053.8

崩壊熱除去機能喪失

ＴＷ
ＴＢＷ
原子炉停止機能喪失
ＴＣ
ＬＯＣＡ時注水機能喪失 ※
ＡＥ
Ｓ１Ｅ
Ｓ２Ｅ
インターフェイスシステムＬＯＣＡ
ＩＳＬＯＣＡ合計※各炉心損傷モードの平均値の積算値を記載

26

表11

人的過誤確率見直し前後でのプラント損傷状態別の格納容器破損頻度の比較（内部事象出力運転時レベル１．５ＰＲＡ）
人的過誤確率の見直し前

人的過誤確率の見直し後

格納容器破損モード

補足1-27

格納容器破損頻度
（／炉年）

寄与割合

格納容器破損頻度
（／炉年）

寄与割合

インターフェイスシステムLOCA

4.1E-10＜0.1%

4.8E-10＜0.1%

格納容器隔離失敗

5.5E-10＜0.1%

6.1E-10＜0.1%

過圧破損（未臨界確保失敗）

2.5E-08＜0.1%

2.5E-08＜0.1%

過圧破損（崩壊熱除去失敗）

3.7E-05

99.7%

6.0E-0599.8%

過圧破損（長期冷却失敗）

1.9E-08＜0.1%

2.0E-08＜0.1%

過温破損（RPV高圧破損）

7.2E-080.2%

7.9E-080.1%

過温破損（RPV低圧破損）

4.7E-10＜0.1%

4.9E-10＜0.1%

格納容器雰囲気直接加熱

8.3E-09＜0.1%

8.5E-09＜0.1%

水蒸気爆発（ペデスタル（ドライウェル部））

1.5E-14＜0.1%

2.2E-14＜0.1%

水蒸気爆発（サプレッション・プール）

2.4E-09＜0.1%

2.5E-09＜0.1%

溶融炉心・コンクリート相互作用

1.3E-10＜0.1%

1.3E-10＜0.1%

全格納容器破損頻度

3.7E-05100%

6.1E-05

100%

27

表12

人的過誤確率の見直し前後での比較（内部事象停止時レベル１ＰＲＡ）
人的過誤確率の見直し前

人的過誤

ストレスファクタ

人的過誤確率の見直し後
ストレスファクタ

過誤確率
（平均値）

ＥＦ

認知
失敗

操作
失敗

ＥＦ

×1

8.3E-5

4.8−

×1

3.9E-3

6.8

30.0

×2

−

1.8E-742.7

1.5E-07

30.0

×2

−

3.0E-7122.7

×1

2.7E-02

10.0

−

×2

5.3E-2

10.0

−

×1

2.7E-04

10.0

−

×2

5.3E-410.0

手動操作失敗−×1

4.3E-04

10.0

−

×2

1.1E-33.5

原子炉水位制御操作失敗

×2

×1

1.4E-03

5.0

×2

×2

2.5E-3

6.5

水源切替操作失敗

×2

×1

1.4E-03

5.0

×2

×2

2.5E-36.5

ＤＧ燃料油補給操作失敗

×2

×1

8.9E-05

10.0

×2

×2

1.1E-4

35.6

操作
失敗

弁の開け忘れ・閉め忘れ−

×1

6.5E-05

10.0−

ＤＧ試験時ガバナ操作後の復旧失敗−

×1

3.9E-03

3.0

×1

−

1.1E-07

×1

−

−

事象

運転員の認知失敗（ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ）
運転員の認知失敗（ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ）
隔離失敗（ＣＲＤ，ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ）
隔離失敗（ＲＨＲ切替，ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ）

発生後

事象
発生前

補足1-28

過誤確率
（平均値）

認知
失敗

28

表13

人的過誤確率見直し前後での起因事象の発生頻度の比較（内部事象停止時レベル１ＰＲＡ）
人的過誤確率の見直し前

人的過誤確率の見直し後

備考

起因事象
発生頻度

ＥＦ

発生頻度

ＥＦ

崩壊熱除去機能喪失

補足1-29

ＲＨＲ喪失

5.6E-05（／日）3.0

5.6E-05（／日）3.0

ＲＨＲＳ喪失7.1E-06（／日）3.0

7.1E-06（／日）

3.0

2.6E-05（／日）3.0

2.6E-05（／日）3.0

ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ

2.9E-04（／回）

10.0

2.3E-04（／回）

4.9

ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ

1.3E-04（／回）

10.0

9.7E-05（／回）33.9

ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡ

1.1E-06（／本）

10.0

1.1E-06（／本）10.0

ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ

5.4E-07（／本）

10.0

5.4E-07（／本）10.0

人的過誤確率の再評価の影響を受けない

外部電源喪失外部電源喪失原子炉冷却材の流出
人的過誤確率の再評価の影響による変更

29

表14 人的過誤確率見直し前後での事故シーケンスグループ別炉心損傷頻度の比較（内部事象停止時レベル１ＰＲＡ）
人的過誤確率の見直し前
事故シーケンス
グループ

人的過誤確率の見直し後

炉心損傷頻度
（／施設定期検査）

寄与割合

炉心損傷頻度
（／施設定期検査）

寄与割合

残留熱除去系の故障＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

1.1E-06

24.0％

1.1E-0622.6％

外部電源喪失＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

1.6E-07

3.3％

3.1E-076.3％

外部電源喪失＋交流電源失敗＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

3.4E-06

72.7％

3.5E-0671.1％

外部電源喪失＋直流電源失敗＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

1.3E-10＜0.1％

1.3E-10＜0.1％

原子炉冷却材の流出＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

1.1E-10＜0.1％

1.9E-10＜0.1％

4.7E-06−

5.0E-06−

事故シーケンス

崩壊熱除去機能喪失

全交流動力電源喪失

補足1-30

原子炉冷却材の流出

合計30

表15 人的過誤確率の見直し前後での比較（地震ＰＲＡ）

起因事象発生後の人的過誤

補足1-31

原子炉水位制御操作失敗
水源切替操作失敗
注水不能
認知失敗
起動信号共
高圧注水系起動
通原因故障
操作失敗
時
低圧注水系起動
操作失敗
原子炉手動減圧失敗
ＲＨＲ系操作失敗
非常用ディーゼル発電機燃料油補給操作失敗人的過誤確率の見直し前
ストレス
過誤確率
ファクタ
（平均値）
ＥＦ
認知
操作
（／d）
失敗
失敗
×5
×2
3.3E-035.0
×5×2
3.3E-035.0

人的過誤確率の見直し後
ストレス
過誤確率
ファクタ
（平均値）
ＥＦ
認知
操作
（／d）
失敗
失敗
×5
×5
6.6E-03
6.4
×5
×5
6.6E-03
6.4

×5-

2.1E-03

10.0

×5

-

2.6E-03

13.8

-

×5

6.2E-03

3.0

-

×5

6.2E-03

3.0

-

×5

1.5E-01

3.0

-

×5

2.0E-01

3.5

×5
×2

×2
×2

3.3E-03
9.0E-05

5.0
10.0

×5
×5

×5
×5

6.6E-03
2.8E-04

6.4
35.6

×5

×2

2.3E-04

10.0

×5

×5

2.8E-0435.6

31

表16 評価条件見直し前後での事故シーケンスグループ別炉心損傷頻度の比較（地震ＰＲＡ）
評価条件見直し前
事故シーケンスグループ

評価条件見直し後

炉心損傷頻度（／炉年）

寄与割合

炉心損傷頻度（／炉年）

寄与割合

高圧・低圧注水機能喪失

ＴＱＵＶ

5.9E-07

6.7％

4.6E-074.5％

高圧注水・減圧機能喪失

ＴＱＵＸ

8.1E-079.2％

1.3E-06

12.5％

長期ＴＢ

5.4E-09＜0.1％

5.6E-09

＜0.1％

ＴＢＵ

5.7E-07

6.5％

4.4E-07

4.3％

ＴＢＰ

3.0E-09＜0.1％

2.4E-09

＜0.1％

ＴＢＤ

2.5E-06

28.9％

2.1E-06

20.5％

ＴＷ

3.4E-06

39.3％

5.5E-06

52.5％

ＴＢＷ

6.3E-08

0.7％

6.4E-08

0.6％

ＴＣ

1.7E-071.9％

1.2E-071.1％

原子炉建屋損傷

2.4E-07

2.7％

1.5E-071.5％

格納容器損傷6.9E-09＜0.1％

4.1E-09＜0.1％

原子炉圧力容器損傷

3.0E-07

3.4％

2.2E-072.1％

格納容器バイパス

3.3E-08

0.4％

3.2E-080.3％

4.8E-10＜0.1％

3.0E-10＜0.1％

計装・制御系喪失

6.5E-10＜0.1％

3.7E-10＜0.1％

合計

8.7E-06

100.0％

1.0E-05

100.0％

全交流動力電源喪失

補足1-32

崩壊熱除去機能喪失
原子炉停止機能喪失

原子炉冷却材圧力バウンダリ喪失（Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ

ＬＯＣＡ）

32

表17 人的過誤確率見直し前後での比較（津波ＰＲＡ）
人的過誤確率の見直し前
ストレス
ファクタ

起因事象発生後の人的過誤

過誤確率
（平均値）
（／d）

ＥＦ

認知
失敗

操作
失敗

原子炉水位制御操作失敗

×5×2

3.3E-03

水源切替操作失敗

×5

×2

×5

−

注水不能認知失敗

人的過誤確率の見直し後
ストレス
ファクタ

過誤確率
（平均値）
（／d）

ＥＦ

補足1-33

認知
失敗

操作
失敗

5.0

×5

×5

6.6E-03

6.4

3.3E-03

5.0

×5

×5

6.6E-03

6.4−

2.1E-03

10.0

×5

−

2.6E-03

13.8

×5

6.2E-03

3.0

−

×5

6.2E-033.0

起動信号共通原因故障時

高圧注水系起動
操作失敗

33

表18 評価条件見直し前後での事故シーケンスグループ別炉心損傷頻度の比較（津波ＰＲＡ）
評価条件見直し前
事故シーケンス
津波区分
最終ヒートシンク喪失（ＲＣＩＣ成功）
最終ヒートシンク喪失＋高圧注水機能喪失
最終ヒートシンク喪失（／炉年）
2.4E-05

寄与割合(T.P.+20m〜

8.2E-08

補足1-34複数の緩和機能喪失(T.P.+23m〜)

防潮堤破損

−

（／炉年）

寄与割合

3.2E-06

73.9％

0.2％

(T.P.+20m〜

1.1E-08

0.3％

1.7E-08

0.4％

7.6E-0717.7％

3.3E-07

7.7％

4.3E-06

100％

T.P.+22m)
1.3E-07

津波区分２

炉心損傷頻度

津波区分１

T.P.+23m)

原子炉建屋内浸水による

津波区分

68.0％

津波区分１

＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

全炉心損傷頻度

炉心損傷頻度

評価条件見直し後

0.4％
津波区分２

1.1E-05

31.4％(T.P.+22m〜
T.P.+24m)−−

3.5E-05

100％

津波区分３
(T.P.+24m〜)

34

第19表

ＰＲＡの結果に基づく新たな事故シーケンスグループの検討

事故シ−ケンス

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

全ＣＤＦに
対する割合
（％）

過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗(1)

3.2E-10

4.6E-07−

4.6E-070.6

過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗(2)2.0E-10

2.5E-09−

2.7E-09＜0.1

手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗(16)

4.2E-10−−

4.2E-10＜0.1

手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗(17)

4.3E-11−−

4.3E-11＜0.1

サポート系喪失（自動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗(21)

2.5E-09−−

2.5E-09＜0.1

サポート系喪失（自動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗(22)3.0E-11−−

3.0E-11

過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗(3)9.4E-09

1.3E-06−

1.3E-06

1.7

手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗(18)

2.6E-09−−

2.6E-09＜0.1

サポート系喪失（自動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗(23)8.3E-09−−

8.3E-09＜0.1

外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋ＨＰＣＳ失敗（ＲＣＩＣ成功）(7)

5.7E-08

5.6E-09−

6.3E-08＜0.1

サポート系喪失（直流電源故障）＋（外部電源喪失＋）ＤＧ失敗＋ＨＰＣＳ失敗（ＲＣＩＣ成功）(27)

2.0E-08−−2.0E-08＜0.1

外部電源喪失＋直流電源失敗＋ＨＰＣＳ失敗(10)

6.0E-12

2.1E-06−

2.1E-062.8

外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ失敗(9)

3.0E-10

2.4E-09−

2.7E-09＜0.1

サポート系喪失（直流電源故障）＋（外部電源喪失＋）ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ失敗(29)

2.3E-10−−

2.3E-10＜0.1

2.0E-10

4.4E-07

補足1-35(8)

サポート系喪失（直流電源故障）＋（外部電源喪失＋）ＤＧ失敗＋高圧炉心冷却失敗(28)

2.1E-08−−

2.1E-08＜0.1

過渡事象＋ＲＨＲ失敗(4)

4.4E-05

5.4E-06−

4.9E-0565.1

過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗(5)

3.8E-07

2.9E-08−

4.1E-070.5

外部電源喪失＋ＤＧ失敗（ＨＰＣＳ成功）(19)

6.9E-07

6.4E-08−

7.5E-071.0

外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗（ＨＰＣＳ成功）(20)

3.6E-09

3.5E-10−

4.0E-09＜0.1

外部電源喪失＋直流電源失敗（ＨＰＣＳ成功）(24)

6.9E-10

1.2E-11−

7.0E-10＜0.1

手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋ＲＨＲ失敗(25)

9.9E-06−−

9.9E-06

13.2

手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗(33)

5.2E-08−−

5.2E-08

サポート系喪失（自動停止）＋ＲＨＲ失敗(37)

1.7E-06−−

1.7E-06

2.3

サポート系喪失（自動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗(11)

8.9E-09−−

8.9E-09＜0.1

サポート系喪失（直流電源故障）＋（外部電源喪失＋）ＤＧ失敗（ＨＰＣＳ成功）(12)

4.1E-06−−

4.1E-06

5.4

サポート系喪失（直流電源故障）＋（外部電源喪失＋）ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗（ＨＰＣＳ成功）(13)

2.1E-08−−

2.1E-08＜0.1

中小破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗(31)

7.4E-08−−

7.4E-08＜0.1

大破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗(30)

3.0E-09−−

3.0E-09＜0.1

過渡事象＋原子炉停止失敗(6)2.5E-08

7.9E-08−

1.0E-070.1

サポート系喪失（自動停止）＋原子炉停止失敗(26)

3.8E-11−−

3.8E-11

＜0.1

解釈1-2
との対応

高圧・低圧注水機能喪失

4.7E-07

0.6

1-2(a)

高圧注水・減圧機能喪失

1.3E-06

1.8

1-2(a)

全交流動力電源喪失

2.7E-06

3.6

1-2(a)

崩壊熱除去機能喪失

6.6E-05

87.6

1-2(b)

原子炉停止機能喪失

1.4E-070.2

1-2(b)

3.2E-10＜0.1

1-2(a)

0.6

1-1(a)
の事故
シーケンス

＜0.1

(38)

5.4E-11

大破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗(34)

2.2E-12−−2.2E-12＜0.1

直流電源喪失＋原子炉停止失敗

(14)

−

2.6E-08−

2.6E-08＜0.1

交流電源喪失＋原子炉停止失敗

(15)

−

1.4E-08−

1.4E-08＜0.1

中小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗(35)

1.5E-11−−

1.5E-11＜0.1

中小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗(36)

4.6E-12−−

4.6E-12＜0.1

大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗(32)

1.4E-12−−

1.4E-12

＜0.1

(44)

−

3.0E-10−3.0E-10＜0.1−

インターフェイスシステムＬＯＣＡ(39)

4.8E-10−−

4.8E-10＜0.1

格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）

4.8E-10＜0.1

1-2(b)

原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失

(47)

−

−

7.6E-07

7.6E-071.0
津波浸水による注水機能喪失

4.0E-06

5.3

1-2(a)

ＬＯＣＡ）

5.4E-11グル−プ別 全ＣＤＦに
ＣＤＦ
対する割合
（／炉年）
（％）

中小破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗

原子炉冷却材圧力バウンダリ喪失（Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ−

4.5E-07

事故シ−ケンスグル−プ＜0.1

外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋高圧炉心冷却失敗

−

−

解釈1-1
との対応

＜0.1

最終ヒートシンク喪失（ＲＣＩＣ成功）

(48)

−

−

3.2E-06

3.2E-06

4.2

最終ヒートシンク喪失＋高圧炉心冷却失敗

(49)

−

−

1.1E-08

1.1E-08＜0.1

最終ヒートシンク喪失＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

(50)

−

−

1.7E-08

1.7E-08＜0.1

原子炉建屋損傷(40)−

1.5E-07−

1.5E-070.2

格納容器損傷(41)−

4.1E-09−

4.1E-09＜0.1

原子炉圧力容器損傷(42)−

2.2E-07−

2.2E-070.3

格納容器バイパス(43)−

3.2E-08−

3.2E-08＜0.1

計装・制御系喪失(45)−

3.7E-10−

3.7E-10

＜0.1

−

−

3.3E-07

3.3E-070.4

6.1E-05

1.0E-05

4.3E-06

7.5E-05

99.6

防潮堤損傷

(46)
合計

ＬＯＣＡ時注水機能喪失

1-1(a)
以外の事故
シーケンス
−

−

−

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

1.5E-070.2

4.1E-09＜0.1

2.2E-070.3

3.2E-08＜0.1

3.7E-10＜0.1

3.3E-070.4

7.5E-05

99.6

−

−

35

第20表

事故シーケンスグループの主要な炉心損傷防止対策及び炉心損傷頻度

事故シ ーケンスグル ープ

事故シー ケンス
過渡事 象＋高圧炉心 冷却失敗＋低 圧炉心冷却失 敗
過渡事 象＋逃がし安 全弁再閉鎖失 敗＋高圧炉心 冷却失敗＋低 圧炉心冷却失 敗

高圧・ 低圧注水機能 喪失

手動停 止／サポート 系喪失（手動 停止）＋高圧 炉心冷却失敗 ＋低圧炉心冷 却失敗
手動停 止／サポート 系喪失（手動 停止）＋逃が し安全弁再閉 鎖失敗＋高圧 炉心冷却失敗 ＋低圧炉心 冷却失敗
サポー ト系喪失（自 動停止）＋高 圧炉心冷却失 敗＋低圧炉心 冷却失敗
サポー ト系喪失（自 動停止）＋逃 がし安全弁再 閉鎖失敗＋高 圧炉心冷却失 敗＋低圧炉心 冷却失敗
過渡事 象＋高圧炉心 冷却失敗＋原 子炉減圧失敗

高圧注 水・減圧機能 喪失 手動停 止／サポート 系喪失（手動 停止）＋高圧 炉心冷却失敗 ＋原子炉減圧 失敗
サポー ト系喪失（自 動停止）＋高 圧炉心冷却失 敗＋原子炉減 圧失敗

外部電 源喪失＋ＤＧ 失敗＋ＨＰＣ Ｓ失敗（ＲＣ ＩＣ成功）
長期 ＴＢ
サポー ト系喪失（直 流電源故障） ＋（外部電源 喪失＋）ＤＧ 失敗＋ＨＰＣ Ｓ失敗（ＲＣ ＩＣ成功）
全交流 動力
電源喪失

ＴＢ Ｄ
ＴＢ Ｕ

過渡事 象＋ＲＨＲ失 敗
過渡事 象＋逃がし安 全弁再閉鎖失 敗＋ＲＨＲ失 敗
外部電 源喪失＋ＤＧ 失敗（ＨＰＣ Ｓ成功）

補足1-36

外部電 源喪失＋ＤＧ 失敗＋逃がし 安全弁再閉鎖 失敗（ＨＰＣ Ｓ成功）
外部電 源喪失＋直流 電源失敗（Ｈ ＰＣＳ成功）
手動停 止／サポート 系喪失（手動 停止）＋ＲＨ Ｒ失敗
手動停 止／サポート 系喪失（手動 停止）＋逃が し安全弁再閉 鎖失敗＋ＲＨ Ｒ失敗
サポー ト系喪失（自 動停止）＋Ｒ ＨＲ失敗
サポー ト系喪失（自 動停止）＋逃 がし安全弁再 閉鎖失敗＋Ｒ ＨＲ失敗
サポー ト系喪失（直 流電源故障） ＋（外部電源 喪失＋）ＤＧ 失敗（ＨＰＣ Ｓ成功）
サポー ト系喪失（直 流電源故障） ＋（外部電源 喪失＋）ＤＧ 失敗＋逃がし 安全弁再閉鎖 失敗（ＨＰＣ Ｓ成功）
中小破 断ＬＯＣＡ＋ ＲＨＲ失敗
大破断 ＬＯＣＡ＋Ｒ ＨＲ失敗
過渡事 象＋原子炉停 止失敗

中小破 断ＬＯＣＡ＋ 原子炉停止失 敗
大破断 ＬＯＣＡ＋原 子炉停止失敗
直流電 源喪失＋原子 炉停止失敗※２交流電 源喪失＋原子 炉停止失敗※２※３

ＬＯＣ Ａ時注水機能 喪失
中小破 断ＬＯＣＡ＋ 高圧炉心冷却 失敗＋原子炉 減圧失敗

※３

大破断 ＬＯＣＡ＋高 圧炉心冷却失 敗＋低圧炉心 冷却失敗

※４

原子炉 建屋内浸水に よる複数の緩 和機能喪失
最終ヒ ートシンク喪 失（ＲＣＩＣ 成功）
最終ヒ ートシンク喪 失＋高圧炉心 冷却失敗
最終ヒ ートシンク喪 失＋逃がし安 全弁再閉鎖失 敗[ＲＨＲ 故障時]
・原子 炉隔離時冷却系
・高圧 炉心スプレイ系
・低圧 代替注水系（常設）・手動 減圧・代替 循環冷却系
・代替 格納容器スプレイ冷却系（ 常設）・格納 容器圧力逃がし装置又は耐 圧強化ベント
・常設 代替高圧電源装置
・常設 代替直流電源設備[取水機 能喪失時]
・原子 炉隔離時冷却系
・低圧 代替注水系（常設）・手動 減圧・残留 熱除去系
・緊急 用海水系
・常設 代替高圧電源装置
・常設 代替直流電源設備−

中小破 断ＬＯＣＡ＋ 高圧炉心冷却 失敗＋低圧炉 心冷却失敗

インタ ーフェイスシ ステムＬＯＣ Ａ

・原子 炉隔離時冷却系
・上記 の点線枠内の対策

・代替 制御棒挿入機能
・代替 原子炉再循環ポンプトリッ プ
・ほう 酸水注入系
・原子 炉隔離時冷却系
・高圧 炉心スプレイ系
・残留 熱除去系

サポー ト系喪失（自 動停止）＋原 子炉停止失敗

津 波浸水による
注水機能喪失・原子 炉隔離時冷却系
・低圧 代替注水系（可搬型）・手動 減圧・代替 格納容器スプレイ冷却系（ 可搬型）
・残留 熱除系
・常設 代替高圧電源装置
・常設 代替直流電源設備

サポー ト系喪失（直 流電源故障） ＋（外部電源 喪失＋）ＤＧ 失敗＋高圧炉 心冷却失敗

サポー ト系喪失（直 流電源故障） ＋（外部電源 喪失＋）ＤＧ 失敗＋逃がし 安全弁再閉鎖 失敗＋ＨＰＣ Ｓ失敗

格 納容器バイパ ス

・高圧 代替注水系
・低圧 炉心スプレイ系
・過渡 時自動減圧機能
・残留 熱除去系

・上記 の点線枠内の対策

外部電 源喪失＋ＤＧ 失敗＋高圧炉 心冷却失敗

外部電 源喪失＋ＤＧ 失敗＋逃がし 安全弁再閉鎖 失敗＋ＨＰＣ Ｓ失敗

原子 炉停止機能喪 失・高圧 代替注水系
・低圧 代替注水系（常設）・手動 減圧・代替 格納容器スプレイ冷却系（ 常設）・代替 循環冷却系
・格納 容器圧力逃がし装置又は耐 圧強化ベント
・常設 代替高圧電源装置
・常設 代替直流電源設備

外部電 源喪失＋直流 電源失敗＋Ｈ ＰＣＳ失敗

ＴＢ Ｐ

崩壊熱除去
機能喪失

対応する主要な炉 心損傷防止対策

・高圧 代替注水系
・低圧 代替注水系（常設）・手動 減圧・代替 格納容器スプレイ冷却系（ 常設）・代替 循環冷却系
・格納 容器圧力逃がし装置又は耐 圧強化ベント
・常設 代替高圧電源装置
・常設 代替直流電源設備−
・破損 系統を除く原子炉注水機能・手動 減圧・破損 系統の隔離・常設 代替高圧電源装置
・常設 代替直流電源設備
・津波 防護対策
・原子 炉隔離時冷却系
・低圧 代替注水系（常設）・手動 減圧・残留 熱除去系
・緊急 用海水系
・常設 代替高圧電源装置
・常設 代替直流電源設備事故シ −ケンス別Ｃ ＤＦ（／炉年 ）

※１

内 部事象

地震

津波

合計

3.2E-10

4.6E-07−

4.6E-072.0E-10

2.5E-09−

2.7E-09

全ＣＤＦ
に対する割 合（％）

4.7E-070.6

1.3E-06

1.8

2.7E-06

3.6

6.6E-05

87.6

備考

＜0.1

4.2E-10−−

4.2E-10

＜0.1

−

−

4.3E-11＜0.1

2.5E-09−−

2.5E-09＜0.1

3.0E-11−−

3.0E-11＜0.1

9.4E-09

1.3E-06−

1.3E-06

1.7

2.6E-09−−

2.6E-09＜0.1

8.3E-09−−

8.3E-09＜0.1

5.7E-08

5.6E-09−

6.3E-08＜0.1

2.0E-08−−2.0E-08＜0.1

6.0E-12

2.1E-06−

2.1E-06

2.8

2.0E-10

4.4E-07−

4.5E-070.6

2.1E-08−−

2.1E-08＜0.1

3.0E-10

2.4E-09−

2.7E-09＜0.1

2.3E-10−−

2.3E-10＜0.1
65.1

4.4E-05

5.4E-06−

4.9E-05

3.8E-07

2.9E-08−

4.1E-07

6.9E-07

6.4E-08−

7.5E-071.0

3.6E-09

3.5E-10−

4.0E-09＜0.1

6.9E-10

1.2E-11

7.0E-10

全ＣＤ Ｆ
対する 割合（％ ）0.6

4.3E-11−※１

グル−プ 別ＣＤＦ（／炉年 ）

0.5＜0.1

9.9E-06−−

9.9E-06

13.2

5.2E-08−−

5.2E-08＜0.1

1.7E-06−−

1.7E-06

2.3

8.9E-09−−

8.9E-09＜0.1

4.1E-06−−

4.1E-06

5.4

2.1E-08−−

2.1E-08＜0.1

7.4E-08−−

7.4E-08＜0.1

3.0E-09−−

3.0E-09＜0.1

2.5E-08

7.9E-08−

1.0E-070.1

3.8E-11−−

3.8E-11＜0.1

5.4E-11−−

5.4E-11＜0.1

2.2E-12−−2.2E-12＜0.1−

2.6E-08−

2.6E-08＜0.1−

1.4E-08−

1.4E-08＜0.1

1.5E-11−−

1.5E-11＜0.1

4.6E-12−−

4.6E-12＜0.1

1.4E-12−−

1.4E-12＜0.1

4.8E-10−−

4.8E-10

＜0.1

−

−

7.6E-07

7.6E-071.0−−

3.2E-06

3.2E-06

4.2−−

1.1E-08

1.1E-08

＜0.1

−

−

1.7E-08

1.7E-08＜0.1

全炉心 損傷頻度 の約99％を 炉心損傷防 止対策でカ バー

1.4E-070.2

2.2E-11＜0.1

4.8E-10＜0.1

4.0E-06

5.3

6.1E-05
1.0E-05
4.0E-06
7.5E-05
99.0
7.5E-0599.0−
合計※１： 全ＣＤＦは第1-2表で新た な事故シーケ ンスグループ としての追加 は不要と判断 した事故シー ケンスの炉心損傷頻度を含 む※２： 地震発生と同時に最大の地 震加速度を受 けるものとして評価して いる地震レベ ル１ＰＲＡの 設定上抽出さ れた事故シー ケンスである が，地震時の 挙動を現実的 に想定すると ，基準地震動 よりも十分 小さな加速度 でスクラム信号「地震加速 度大」が発信 し，炉内構造 物が損傷する 加速度に到達 する前に制御 棒の挿入が 完了すると考えられること から，現実的 には発生しがたいと考え ，炉心損傷防 止対策の有効 性を確認する 対象としては 取り扱わない と判断した事 故シーケンス※３： ＬＯＣＡの破断規模が大き い場合は，国 内外の先進的な対策を考 慮しても炉心 損傷を防止す ることが困難 な事故シーケ ンス※４： 国内外の先進的な対策を考 慮しても炉心 損傷を防止することが困 難な事故シー ケンス

36

第21表
事故シーケンス
グループ

重要事故シーケンス（炉心損傷防止対策）の選定（1／2）

事故シーケンス◎ ①過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗②過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低−
圧炉心冷却失敗

高圧・低圧注水機能喪失

補足1-37高圧注水・減圧
機能喪失

ＴＢＤ
ＴＢＵ

c

d

低

高

高

高

低

高

高

低

低

低

低

低

低

低

高

高

低

中

高

高

低

◎ ①過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗

低

高

高

高

−

・低圧炉心スプレイ系②手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋高圧炉心冷却失敗
・過渡時自動減圧機能＋原子炉減圧失敗
・残留熱除去系

中

低

低

低

−

③サポート系喪失（自動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減
圧失敗

中

高

高

低

高

低

低

高

高

低

低

中

高

高

高

高

高

高

高

中

高

高

高

低

高

中

中

高

高

中

中

中

・原子炉隔離時冷却系
・低圧代替注水系（可搬型）・手動減圧・代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）
・残留熱除去系②サポート系喪失（直流電源故障）＋（外部電源喪失＋）ＤＧ ・常設代替高圧電源装置−
失敗＋ＨＰＣＳ失敗（ＲＣＩＣ成功）
・常設代替直流電源設備

・高圧代替注水系
・低圧代替注水系（可搬型）・手動減圧・代替格納容器スプレイ冷却系（可搬− ④外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋高圧炉心冷却失敗（ＴＢＵ）
型）
・残留熱除去系
・常設代替高圧電源装置⑤サポート系喪失（直流電源故障）＋（外部電源喪失＋）ＤＧ ・常設代替直流電源設備−
失敗＋高圧炉心冷却失敗（ＴＢＵ）⑥外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣ ・原子炉隔離時冷却系
・低圧代替注水系（可搬型）
Ｓ失敗
・手動減圧
・代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）
・残留熱除去系⑦サポート系喪失（直流電源故障）＋（外部電源喪失＋）ＤＧ ・常設代替高圧電源装置−
失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ失敗
・常設代替直流電源設備
◎

ＴＢＰ

b

⑥サポート系喪失（自動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高−圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗◎ ③外部電源喪失＋直流電源失敗＋高圧炉心冷却失敗（ＴＢＤ）

全交流動力
電源喪失

a

・低圧代替注水系（常設）③手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋高圧炉心冷却失敗 ・手動減圧
中−・代替格納容器スプレイ冷却系（常設）＋低圧炉心冷却失敗
・格納容器圧力逃がし装置又は耐圧強化
ベント④手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋逃がし安全弁再閉
中−・常設代替高圧電源装置
鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
・常設代替直流電源設備⑤サポート系喪失（自動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心
中
−
冷却失敗

◎ ①外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋ＨＰＣＳ失敗（ＲＣＩＣ成功）
長期ＴＢ

着眼点との関係と重要事故シーケンスの選定の考え方

対応する主要な炉心損傷防止対策◎ ：重要事故シーケンスとして選定したシーケンス

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

a. サポート系喪失を起因とする事故シーケンスは，系統間機能依存性によって同区分の複数の設備が機能喪失することから「中」とした。
b. 原子炉が自動停止する過渡事象及びサポート系喪失（自動停止）を起因としている事故
シーケンスについては事象進展が早いことから「高」とした。原子炉を通常停止させる手
動停止／サポート系喪失（手動停止）については「低」とした。
c. 事象進展が早く余裕時間が短い場合，崩壊熱が高く必要な設備容量が大きくなることか
ら，着眼点b.と同様に，過渡事象及びサポート系喪失（自動停止）を起因としている事故
シーケンスを「高」，手動停止／サポート系喪失（手動停止）を起因としている事故シー
ケンスを「低」とした。
d. 事故シーケンスグループの中で最もＣＤＦの高いドミナントシーケンスを「高」，事故
シーケンスグループ別ＣＤＦに対して1％以上の事故シーケンスを「中」，1％未満の事故
シーケンスを「低」とした。

選定した重要事故
シーケンスと選定理由
a.の着眼点について．③〜⑥はサ
ポート系１区分の喪失を起因として
いるが，他の区分は健全であるため，対応手段が著しく制限される状態ではない。
b.c.両着眼点について「高」と考えた事故シーケンスとして①，②，⑤，⑥を抽出d.頻度の観点では①が支配的となった。

以上より，①を重要事故シーケンスとして選定。

a. サポート系喪失を起因とする事故シーケンスは，系統間機能依存性によって当該区分の複数の設備が機能喪失することから「中」とした。
b. 原子炉が自動停止する過渡事象及びサポート系喪失（自動停止）を起因としている事故
シーケンスについては事象進展が早いことから「高」とし，原子炉を通常停止させる手動
停止／サポート系喪失（手動停止）を起因としている事故シーケンスについては「低」とした。
c. 事象進展が早く余裕時間が短い場合，崩壊熱が高く必要な設備容量が大きくなることか
ら，着眼点b.と同様に，過渡事象及びサポート系喪失（自動停止）を起因としている事故
シーケンスを「高」とし，手動停止／サポート系喪失（手動停止）を起因としている事故
シーケンスについては「低」とした。
d. 事故シーケンスグループの中で最もＣＤＦの高いドミナントシーケンスを「高」，事故
シーケンスグループ別ＣＤＦに対して1％以上の事故シーケンスを「中」，1％未満の事故
シーケンスを「低」とした。

a.の着眼点について，②，③はサ
ポート系１区分の喪失を起因として
いるが，他の区分は健全であるため，対応手段が著しく制限される状態ではない。
b.c.両着眼点について，「高」と考えた事故シーケンスとして①，③を抽出。
d.頻度の観点では①が支配的となった。

a. いずれの事故シーケンスも全交流動力電源喪失に至り，電源を必要とする多くの設備が機能喪失することから「高」とした。
b. いずれの事故シーケンスにおいても原子炉隔離時冷却系による炉心への注水に成功していることから，事象進展が遅いため「低」とした。
c. いずれの事故シーケンスにおいても原子炉隔離時冷却系による炉心への注水に成功しており，原子炉注水設備の必要容量は大きくないため「低」とした。
d. 長期ＴＢの中で最もＣＤＦの高いドミナントシーケンスを「高」，1％以上の事故シーケ
ンスを「中」，1％未満の事故シーケンスを「低」とした。

a.b.c.の着眼点について，全事故
シーケンスに共通であるため，選定理由から除外した。
d.頻度の観点では①が支配的となった。

a. いずれの事故シーケンスも全交流動力電源喪失に至り，電源を必要とする多くの設備が機能喪失することから「高」とした。
b. いずれの事故シーケンスも事象初期から原子炉への注水に失敗していることから，事象進
展が早く余裕時間が短いため「高」とした。
c. いずれの事故シーケンスも事象初期から原子炉への注水に失敗しており，崩壊熱が高く原
子炉注水設備の必要設備容量が大きいため「高」とした。
d. ＴＢＤ及びＴＢＵの中で最もＣＤＦの高いドミナントシーケンスを「高」，1％以上の事
故シーケンスを「中」，1％未満の事故シーケンスを「低」とした。

a. いずれの事故シーケンスも全交流動力電源喪失に至り，電源を必要とする多くの設備が機能喪失することから「高」とした。
b. いずれの事故シーケンスも原子炉圧力の低下により原子炉隔離時冷却系が使用不能となるまでの余裕時間は，初期の原子炉注水に失敗している事故シーケンスに比べて長いことから「中」とした。
c. いずれの事故シーケンスも原子炉圧力の低下により原子炉隔離時冷却系が使用不能となるまでに崩壊熱がある程度低下することから，原子炉注水設備の必要容量は事象初期に注水に失敗する事故シーケンスに比べて小さいと考えられることから「中」とした。
d. ＴＢＰの中で最もＣＤＦの高いドミナントシーケンスを「高」，1％以上の事故シーケン
スを「中」，1％未満の事故シーケンスを「低」とした。

審査ガイドの着眼点a〜dに対する影響度の観点から，厳しい順に「高」，「中」，「低」とした。

以上より，①を重要事故シーケンスとして選定。

以上より，①を重要事故シーケンスとして選定。

a.b.c.の着眼点について，全事故
シーケンスに共通であるため，選定理由から除外した。
d.頻度の観点では③が支配的となった。
以上より，③を重要事故シーケンスとして選定。

a.〜d.の着眼点について，全事故
シーケンスに共通であるが，d.の頻度の観点では⑦に比べて⑥の方が支配的となった。
以上より，⑥を重要事故シーケンスとして選定。

37

第21表
事故シーケンス
グループ

崩壊熱除去
機能喪失

重要事故シーケンス（炉心損傷防止対策）の選定（2／2）

事故シーケンス

a

b

c

d

◎ ①過渡事象＋ＲＨＲ失敗

低

高

高

高

− ②過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗

低

高

高

低

高

高

高

中

[ＲＨＲ故障時]− ③外部電源喪失＋ＤＧ失敗（ＨＰＣＳ成功）
・原子炉隔離時冷却系④外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗（ＨＰＣ ・高圧炉心スプレイ系−
・低圧代替注水系（常設）
Ｓ成功）
・手動減圧
− ⑤外部電源喪失＋直流電源失敗（ＨＰＣＳ成功）
・代替格納容器スプレイ冷却系（常設）・格納容器圧力逃がし装置又は耐圧強化− ⑥手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋ＲＨＲ失敗
ベント⑦手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋逃がし安全弁再閉 ・常設代替高圧電源装置−
鎖失敗＋ＲＨＲ失敗
・常設代替直流電源設備

高

高

高

低

高

高

高

低

中

低

低

中

中

低

低

低

− ⑧サポート系喪失（自動停止）＋ＲＨＲ失敗

中

高

高

中

[取水機能喪失時]⑨サポート系喪失（自動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋Ｒ ・原子炉隔離時冷却系−
ＨＲ失敗
・低圧代替注水系（常設）⑩サポート系喪失（直流電源故障）＋（外部電源喪失＋）ＤＧ ・手動減圧−
・残留熱除去系
失敗（ＨＰＣＳ成功）
・緊急用海水系⑪サポート系喪失（直流電源故障）＋（外部電源喪失＋）ＤＧ ・常設代替高圧電源装置−
失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗（ＨＰＣＳ成功）
・常設代替直流電源設備− ⑫中小破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗− ⑬大破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗◎ ①過渡事象＋原子炉停止失敗

補足1-38− ②サポート系喪失（自動停止）＋原子炉停止失敗
原子炉停止
機能喪失
− ③中小破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗

・代替制御棒挿入機能
・代替原子炉再循環ポンプトリップ
・ほう酸水注入系
・原子炉隔離時冷却系
・高圧炉心スプレイ系
・残留熱除去系− ④大破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗◎ ①中小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

中

高

高

低

高

高

高

中

高

高

高

低

低

高

高

低

低

高

高

低

低

高

高

高

中

高

高

低

低

高

高

低

低

高

高

低

・低圧代替注水系（常設）
低・手動減圧・代替格納容器スプレイ冷却系（常設）・格納容器圧力逃がし装置又は耐圧強化
ベント
・常設代替高圧電源装置
低・常設代替直流電源設備

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

a. 外部電源喪失及びサポート系喪失（直流電源故障）を起因とするシーケンスは，いずれも全交流動力電源喪失に至るシーケンスであり，電源を必要とする多くの設備が機能喪失することから「高」とした。また，サポート系喪失を起因とするシーケンスは，系統間機能依存性によって同区分の複数の設備が機能喪失することから「中」とした。
b. 原子炉が自動停止する過渡事象，外部電源喪失，サポート系喪失（自動停止），サポート
系喪失（直流電源故障）及びＬＯＣＡを起因とするシーケンスは事象進展が早いことから「高」とした。原子炉を通常停止させる手動停止／サポート系喪失（手動停止）を起因としているシーケンスは事象進展が比較的遅いことから「低」とした。
c. 事象進展が早く余裕時間が短い場合，崩壊熱が高く必要な設備容量が大きくなることか
ら，着眼点b.と同様に，過渡事象，外部電源喪失，サポート系喪失（自動停止），サポー
ト系故障（直流電源故障）及びＬＯＣＡを起因としているシーケンスを「高」，手動停止／サポート系喪失（手動停止）を起因としているシーケンスを「低」とした。
d. 事故シーケンスグループの中で最もＣＤＦの高いドミナントシーケンスを「高」，事故
シーケンスグループ別ＣＤＦに対して1％以上のシーケンスを「中」，1％未満のシーケン
スを「低」とした。

a. サポート系喪失を起因とする事故シーケンスは，系統間機能依存性によって当該区分の複数の設備が機能喪失することから「中」とした。
b. 原子炉停止に失敗した場合，いずれの事故シーケンスにおいても原子炉出力状態が維持され事象進展が早いことから全て「高」とした。
c. 原子炉停止に失敗した場合，いずれの事故シーケンスにおいても原子炉出力状態が維持されるため，原子炉を未臨界とするための必要な設備容量が大きくなることから，全て「高」とした。
d. 事故シーケンスグループの中で最もＣＤＦの高いドミナントシーケンスを「高」，事故
シーケンスグループ別ＣＤＦに対して1％以上の事故シーケンスを「中」，1％未満の事故
シーケンスを「低」とした。

高

高

高

高

中

−

−

−

−

高

高

高

中

低

中

中

高

中

− ④最終ヒートシンク喪失＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

中

中

中

中 a. 原子炉建屋内浸水を起因とする事故シーケンスでは，建屋内の多くの設備が機能喪失することから「高」とした。最終ヒートシンク喪失を起因とする事故シーケンスでは，除熱を必要とする設備が機能喪失することから「中」とした。
b. 事象初期から原子炉への注水に失敗している事故シーケンスについては「高」，原子炉隔離時冷却系による原子炉注水に成功している事故シーケンスについては，「低」とした。
高
逃がし安全弁再閉鎖失敗により原子炉隔離時冷却系が機能喪失する事故シーケンスは，原
子炉隔離時冷却系が動作できない範囲に原子炉圧力が低下するまで炉心への注水が継続されるため，事象初期から注水に失敗している事故シーケンスと比較して，事象進展が遅い
ため「中」とした。
低 c. 原子炉建屋内浸水を起因とするシーケンスは，津波防護対策に要求される防護高さも高くなることから「高」とし，最終ヒートシンク喪失を起因とする事故シーケンスは「中」とした。
d. 最もＣＤＦの高いドミナントシーケンスを「高」，事故シーケンスグループ別ＣＤＦに対低して1％以上の事故シーケンスを「中」，1％未満の事故シーケンスを「低」とした。

◎ ：重要事故シーケンスとして選定したシーケンス

審査ガイドの着眼点a〜dに対する影響度の観点から，厳しい順に「高」，「中」，「低」とした。

− ②中小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗◎ ①インターフェイスシステムＬＯＣＡ

・破損系統を除く原子炉注水機能・手動減圧・破損系統の隔離・常設代替高圧電源装置
・常設代替直流電源設備◎ ①原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失− ②最終ヒートシンク喪失（ＲＣＩＣ成功）
津波浸水による
注水機能喪失− ③最終ヒートシンク喪失＋高圧炉心冷却失敗

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

選定した重要事故
シーケンスと選定理由

a.の着眼点について，⑥〜⑨はサ
ポート系１区分の喪失を起因として
いるが，他の区分は健全であるため，対応手段が著しく制限される状態ではない。また，③，④，⑤，⑨，⑩は電源の喪失により崩壊熱除去機能が喪失しているものの，代替電源により崩壊熱除去機能の回復が可能であることから，対応手段が著
しく制限される状態ではない。
b.c.の両着眼点について，「高」と考えたシーケンスとして①〜⑤，⑧〜⑬を抽出。
d.頻度の観点では①が支配的となった。
以上より，①を重要事故シーケンスとして選定。

a.の着眼点について，②はサポート
系１区分の喪失を起因としている
が，他の区分は健全であるため，対応手段が著しく制限される状態ではない。
b.c.の着眼点について，全事故シー
ケンスに共通であるため，選定理由から除外した。
d.頻度の観点では①が支配的となった。なお，ＬＯＣＡと原子炉停止失
敗が重畳する③，④のＣＤＦはいず
れも1×10-10／炉年未満であり，極めて小さい。
以上より，①を重要事故シーケンスとして選定。

a. 中小破断ＬＯＣＡを起因とする事故シーケンスは，系統間機能依存性がないことから，全て「低」とした。
b. 中小破断ＬＯＣＡを起因とする事故シーケンスは，事象進展が早いことから全て「高」とした。
c. 中小破断ＬＯＣＡを起因とする事故シーケンスは，必要な設備容量が大きいことから全て「高」とした。
d. 事故シーケンスグループの中で最もＣＤＦの高いドミナントシーケンスを「高」，事故
シーケンスグループ別ＣＤＦに対して1％以上の事故シーケンスを「中」，1％未満の事故
シーケンスを「低」とした。

高

ＬＯＣＡ時注水
機能喪失

格納容器バイパス

着眼点との関係と重要事故シーケンスの選定の考え方

対応する主要な炉心損傷防止対策

a.b.c.の着眼点について，全事故
シーケンスに共通であるため，選定理由から除外した。
d.頻度の観点では①が支配的となった。
以上より，①を重要事故シーケンスとして選定。

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

a.の着眼点について，「高」と考えた事故シーケンスとして，津波浸水により建屋内の多くの設備が機能喪失する①を抽出。
b.の着眼点について，「高」と考えた事故シーケンスとして①，③を抽出。
c.の着眼点について，「高」と考えた事故シーケンスとして①を抽出。
d.頻度の観点では②が支配的となった。
以上より，①を重要事故シーケンスとして選定。なお，②は頻度の観点では支配的となるが，津波防護対策に要求される防護高さは津波高さが高くなる①に包絡される。

38

第22表
解釈で想定する格納容器破損モード

雰囲 気圧力 ・温度による静的負荷（格 納容器 過圧破損）

格納容器破損頻度（／炉年）

2.2E-09

雰囲 気圧力 ・温度による静的負荷（格 納容器 過温破損）

7.9E-08

高圧 溶融物 ／格納容器雰囲気直接加熱（Ｄ ＣＨ） ※１

8.5E-09

補足1-39原子 炉圧力 容器外の溶融燃料−冷却材相互作用（Ｆ ＣＩ） ※１，２

2.2E-14

評価対象とするプラント損傷状態（ＰＤＳ）の選定

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

格納容器破損頻度（／炉年）−
2.2E-09−−−−−−
6.3E-09
6.9E-08
4.2E-09−
5.9E-12
2.1E-11−
2.4E-11
8.5E-09
1.6E-11−
2.2E-14
−

寄与 割合
（％）
−
100.0
−
−
−
−
−
−
8.0
86.7
5.3
−
<0.1
<0.1
−
0.3
99.5
0.2
−
<0.1
−

ＴＱＵＶ

−

−

ＴＱＵＸ

2.2E-14

100.0

長期ＴＢ

−

−

ＴＢＵ

−

−

ＰＤＳ

評価対象となるＰＤＳの選定の考え方【事象進展（過圧・過温）緩和の余裕時間及び設備容量の厳しさ】
・ 他の ＰＤＳと比較して，ＬＯＣＡは原子炉冷却材の流出を伴うことから，水位低下が早く， 事象進 展が早い。
・ 過圧 破損については対策として格納容器の除熱が必要となる。
・ 過温 破損については対策として格納容器（損傷炉心）への注水が必要となる。
・ ＬＯ ＣＡにＥＣＣＳ注水機能喪失及び全交流動力電源喪失を加えることで，電源の復旧，注 水機能 の確保等必要となる事故対処設備が多く，格納容器破損防止対策を 講じるための対応時間が厳しくなり，格納容器への注水・除熱対策の有効性を網羅的に 確認可 能なシナリオとなる。なお，いずれのＰＤＳを選定しても必要な監 視機能は維持可能である。

評価対象
ＰＤＳ

ＬＯＣＡ
＋ＳＢＯ

以上より，ＬＯＣＡにＳＢＯを加え，過圧及び過温への対策の有効性を総合的に評価するためのＰＤＳとする。

【事象進展緩和（減圧）の余裕時間の厳しさ】
・ 長期 ＴＢは事象初期においてＲＣＩＣによる冷却が有効なＰＤＳであり，減圧までの余裕時 間の観 点ではＴＱＵＸ，ＴＢＤ．ＴＢＵの方が厳しい。
・ 高圧 状態で原子炉圧力容器破損に至る点ではＴＱＵＸ，ＴＢＤ，ＴＢＵにＰＤＳ選定上の有 意な違 いはない。

ＴＱ ＵＸ

以上より，最も厳しいＰＤＳから，ＴＱＵＸを評価対象ＰＤＳとして選定する。なお，いずれのＰＤＳを選定しても必要な監視機能は維持可能である。

【事象（ＦＣＩにおける発生エネルギーの大きさ）の厳しさ】
・溶融 燃料−冷却材相互作用の発生エネルギーは，格納容器下部の水中に落下する溶融炉心の 量が多 く，保有エネルギーが大きくなるほど厳しくなる。この観点から， 高圧状態が維持されるＰＤＳであるＴＱＵＸ，ＴＢＤ，ＴＢＵ，長期ＴＢはＦＣＩの観 点で厳 しい事象とはならないと考えられる。
・ＬＯ ＣＡは，炉内での蒸気の発生状況の差異から，酸化ジルコニウムの質量割合が他の低圧 破損シ ーケンス（ＴＱＵＶ，ＴＢＰ）より小さくなり，デブリの内部
エネ ルギーが小さくなると考えられる ※３。
・ＴＢ Ｐについて，事象初期のＲＣＩＣによる一時的な注水を考慮すると，ＴＱＵＶに比べて 水位低 下が遅く事象進展が遅い。
・過渡 事象のうち，原子炉の水位低下が早い事象を選定することで対応が厳しいシーケンスと なる。
ＴＱ ＵＶ
以上より，ＦＣＩの厳しさの観点でＴＱＵＶを評価対象ＰＤＳとして選定する。なお，いずれのＰＤＳを選定しても必要な監視機能は維持可能である。

ＴＢＰ

−

−

ＴＢＤ

−

−

ＬＯＣＡ

2.8E-20

<0.1

ＴＱＵＶ

3.3E-0915.7【事象（ＭＣＣＩに寄与する溶融炉心のエネルギーの大きさ）及び事象緩和のための対応の厳しさ】

ＴＱＵＸ

7.0E-103.3・ ＭＣ ＣＩの観点からは，ペデスタル（ドライウェル部）に落下する溶融炉心の割合が多くな る原子 炉圧力容器が低圧で破損に至るシーケンスが厳しい。この観点で， 高圧状態が維持されるＰＤＳであるＴＱＵＸ，ＴＢＤ，ＴＢＵ，長期ＴＢはＭＣＣＩの 観点で 厳しい事象とはならないと考えられる。
・ ＬＯ ＣＡは，原子炉圧力容器破損のタイミングが過渡事象より早いため，溶融炉心の崩壊熱 は過渡 事象に比べて高いが，有効性評価における本格納容器破損モードに 対しては，原子炉圧力容器破損までの原子炉注水に期待していない評価としていること ，原子 炉圧力容器破損までの余裕時間は事象発生から3時間以上あることか ら，事象緩和のための対応操作の観点で大きな差異はない。
・ ＦＣ ＩとＭＣＣＩは原子炉圧力容器破損後に発生する一連の物理現象であることから，ＦＣ Ｉと同 じＰＤＳを選定することにより，一連のプラント挙動を確認す
るこ とができる。

※３：ＬＯＣＡ事象は原子炉冷却材の流出を伴い，発生蒸気によるジルコニウム酸化割合が他の低圧破損シーケンスより少ないため。

溶融 炉心・ コンクリート相互作用（Ｍ ＣＣＩ ） ※１

水素 燃焼

2.1E-08

−

長期ＴＢ

−

−

ＴＢＵ

1.7E-08

78.5

ＴＢＰ

5.2E-10

2.5

ＴＢＤ

−

−

ＬＯＣＡ

6.8E-16

<0.1

−

−

−

以上より，ＭＣＣＩへの対応の厳しさの観点でＴＱＵＶを評価対象ＰＤＳとして選定する。なお，いずれのＰＤＳを選定しても必要な監視機能は維持可能である。
【有効性評価に関する審査ガイドの選定基準等との整合】・ 審査 ガイドでは「ＰＲＡに基づく格納破損シーケンスの中から水素燃焼の観点から厳しいシ ーケン スを選定する。」と記載されているが，東海第二発電所では格
納容 器内を窒素で置換しているため，レベル１．５ＰＲＡでは水素燃焼により格納容器容器 が破損 するシーケンスは考慮していない。このため，東海第二発電所にお いて評価することが適切と考えられる評価事故シーケンスを選定するものとする。
【評価において着目するパラメータ】
・ 東海第二発電所では，格納容器内が窒素置換され，初期酸素濃度が低く保たれている。また，炉心損傷に伴い，水素は容易に可燃限界を超えることから，水素燃
焼防 止の観点では酸素濃度が重要となる。このため，水の放射線分解に伴う酸素濃度の上昇 に着目 する。
【東海第二発電所において評価するシーケンス】
・ 東海第二発電所において、国内外の先進的な対策を考慮しても炉心損傷を防止できない事故シーケンスであるが，格納容器において事象進展を緩和できると考え
らえ る事故シーケンスとして，ＬＯＣＡとＥＣＣＳ注水機能喪失が重畳する事故シーケンス が抽出 されている。このため，評価シーケンスとしては，ＬＯＣＡ（Ｌ ＯＣＡ＋ＥＣＣＳ注水機能喪失）を想定することが適切であると考えられる。これに加 え，「 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損」の評 価シーケンスでは，対応の厳しさの観点でＳＢＯの重畳を想定していることを考慮し， ＬＯＣ Ａ＋ＳＢＯをＰＤＳとして選定する。

ＴＱ ＵＶ

ＬＯＣＡ
＋ＳＢＯ

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

39

第23表
格納容 器破損モ ード

評価対 象としたＰ ＤＳ

雰囲気 圧力・ 温度によ る静的 負荷（格納 容器過 圧破損）

重要事故シーケンス（格納容器破損防止対策）の選定

該当す る事故 シーケ ンス ※２◎① 大 破断Ｌ ＯＣＡ ＋高圧炉 心冷却 失敗＋ 低圧炉 心冷却失 敗＋損 傷炉心 冷却失敗 ＋（デ ブリ冷 却 成功 ） ＋ 格納
容 器注水 （ドラ イウェ ル）失敗 ※3−② 中 小破断 ＬＯＣ Ａ＋高圧 炉心冷 却失敗 ＋低圧 炉心冷却 失敗＋ 損傷炉 心冷却失 敗＋（ デブリ 冷 却成 功 ） ＋格
納 容器注 水（ド ライウ ェル）失 敗 ※3

格納容 器破損防 止対策

評価 対象事故 シーケ ンスの 選定の考 え方【余 裕時間の 厳しさ 】
・ 中小破断 ＬＯＣ Ａと比 較し，大 破断Ｌ ＯＣＡ は原子 炉水位の 低下が 早いた め，対応 時の余 裕時間 の観点 で厳しい 。
【設 備容量の 厳しさ 】
・ 中小破断 ＬＯＣ Ａと比 較し，大 破断Ｌ ＯＣＡ は原子 炉水位回 復に必 要な流 量が大き いため ，必要 な設備 容量の観 点で厳 しい。
【代 表性】
・ ①，②は 原子炉 減圧の 成否で異 なるシ ーケン スとな っている ものの ，発生 頻度の大 きさの 観点で ，①が 代表性を 有する 。
以上 より，① を評価 事故シ ーケンス として 選定。

ＬＯＣ Ａ
＋ＳＢ Ｏ

雰囲気 圧力・ 温度によ る静的 負荷（格納 容器過 温破損）

③ 中 小破断 ＬＯＣ Ａ＋高圧 炉心冷 却失敗 ＋原子 炉減圧失 敗＋損 傷炉心 冷却失敗 ＋（デ ブリ冷 却 成功 ） ＋ 格納−
※3・ 低圧代替 注水系 (常設)
容 器注水 （ドラ イウェ ル）失敗
・ 代替格納 容器ス プレイ 冷却系(常設)・ 格納容器 圧力逃 がし装 置【余 裕時間の 厳しさ 】① 大 破断Ｌ ＯＣＡ ＋高圧炉 心冷却 失敗＋ 低圧炉 心冷却失 敗＋損 傷炉心 冷却失敗 ＋格納 容器注 水 （ド ラ イ ウェ ・ 代替循環 冷却系
・ 中小破断 ＬＯＣ Ａと比 較し，大 破断Ｌ ＯＣＡ は原子 炉水位の 低下が 早いた め，対応 時の余 裕時間 の観点 で厳しい 。
◎【設 備容量の 厳しさ 】ル ）失敗
・ 中小破断 ＬＯＣ Ａと比 較し，大 破断Ｌ ＯＣＡ は原子 炉水位回 復に必 要な流 量が大き いため ，必要 な設備 容量の観 点で厳 しい。
【代 表性】② 中 小破断 ＬＯＣ Ａ ＋高 圧 炉 心冷 却 失 敗＋ 低 圧 炉心 冷 却 失敗＋ 損 傷炉 心 冷 却失 敗 ＋ 格納 容 器 注水 （ ド ライ
・ ①，②は 原子炉 減圧の 成否で異 なるシ ーケン スとな っている ものの ，発生 頻度の大 きさの 観点で ，①が 代表性を 有する 。
−
ウ ェル） 失敗
以上 より，① を評価 事故シ ーケンス として 選定。
− ③

中 小破断 ＬＯＣ Ａ＋高圧 炉心冷 却失敗 ＋原子 炉減圧失 敗＋損 傷炉心 冷却失敗 ＋格納 容器注 水 （ド ラ イ ウェル ）失敗
【余 裕時間の 厳しさ 】
・ 原子炉が 自動停 止する 過渡事象 及びサ ポート 系喪失 （自動停 止）を 起因と している シーケ ンスは ，通常 停止させ るシー ケンス と比較し て事象 進展が 早い。こ のため，対応 時の余 裕時間 の観点で 厳しい 。

◎ ① 過 渡事象 ＋高圧 炉心冷 却失敗＋ 手動減 圧失敗 ＋炉心損 傷後の 手動減 圧失敗＋ ＤＣＨ

高圧溶 融物放 出／格納 容器雰 囲気
直接加 熱（ＤＣ Ｈ） ※1

ＴＱＵ Ｘ

−

左 記のとお り，過 圧・過温 の各々に おいて 損傷炉
心 冷却失敗 までは 同じ事
故 シーケン スとな り，各事 故シーケ ンスの 対策は損 傷炉心へ の注水 （損傷
炉 心冷却） の点で 同じとな ることか ら，有 効性評
価 では過圧 ・過温 を同じ事 故シーケ ンスで 評価して いる。

② 手 動停止 ／サポ ート系 喪失（手 動停止 ）＋高 圧炉心冷 却失敗 ＋手動 減圧失敗 ＋炉心 損傷後 の手動 減圧失敗
・ 原子炉手 動減圧＋ ＤＣＨ【設 備容量の 厳しさ 】
・ 原子炉が 自動停 止する 過渡事象 及びサ ポート 系喪失 （自動停 止）を 起因と している シーケ ンスは ，通常 停止させ るシー ケンス と比較し て事象 進展が 早い。こ のため，対応 時の減 圧に必 要な設備 容量の 観点で 厳しい 。
【代 表性】
・ ①〜③は 起因事 象が異 なるもの の，同 じ事故 シーケ ンスとな り，各 事故シ ーケンス の対策 は同様 である ことから ，代表 性を有 するもの として 過渡事 象を選定 。

− ③ サ ポート 系喪失 （自動 停止）＋ 高圧炉 心冷却 失敗＋手 動減圧 失敗＋ 炉心損傷 後の手 動減圧 失敗＋ ＤＣＨ

補足1-40以上 より，① を評価 事故シ ーケンス として 選定。
【余 裕時間の 厳しさ 】
・ 原子炉が 自動停 止する 過渡事象 及びサ ポート 系喪失 （自動停 止）を 起因と している シーケ ンスは ，通常 停止させ るシー ケンス と比較し て事象 進展が 早い。こ のため，対応 時の余 裕時間 の観点で 厳しい 。

◎ ① 過 渡事象 ＋高圧 炉心冷 却失敗＋ 低圧炉 心冷却 失敗＋損 傷炉心 冷却失 敗＋ＦＣ Ｉ（ペ デスタ ル） ※4−

原子炉 圧力容 器外の溶 融燃料 −冷却材相 互作用※1（ＦＣ Ｉ）② 過 渡事象 ＋逃が し安全弁 再閉鎖 失敗＋ 高圧炉 心冷却失 敗＋低 圧炉心 冷却失敗 ＋損傷 炉心冷 却 失敗 ＋ Ｆ ＣＩ
※4（ ペデス タル）【設 備容量の 厳しさ 】
・ 格納容器 下部注 水系（ 常設）に よるペ デスタ ル（ド ライウェ ル部） への事 前水張は ，デブ リ落下 前に実 施するた め，必 要とな る設備容 量はシ ーケン ス間で差 異がない。
③ 手 動停止 ／サポ ート系喪 失（手 動停止 ）＋高 圧炉心冷 却失敗 ＋低圧 炉心冷却 失敗＋ 損傷炉 心 冷却 失 敗 ＋Ｆ なし※4
Ｃ Ｉ（ペ デスタ ル）（原 子炉圧力 容器外 の溶融 燃料−冷 却【代 表性】
材相 互作用が 発生し ても格 納容器圧 力・ 発生頻度 の大き さの観 点で，逃 がし安 全弁再 閉鎖失 敗を含ま ない事 故シー ケンス(①，③ ，⑤)が 代表性 を有する 。①， ③，⑤ は起因事 象が異 なるも のの，同 じ事④ 手 動停止 ／サポ ート系喪 失（手 動停止 ）＋逃 がし安全 弁再閉 鎖失敗 ＋高圧炉 心冷却 失敗＋ 低 圧炉 心 冷 却失 バウ ンダリの 機能喪 失に至 らないこ と故シーケ ンスと なり， 各事故シ ーケン スの対 策は同 様である ことか ら，代 表性を有 するも のとし て過渡 事象を選 定。
−
を確 認する）
敗 ＋損傷 炉心冷 却失敗 ＋ＦＣＩ （ペデ スタル ） ※4
−

ＴＱＵ Ｖ

−

⑤ サ ポート 系喪失 （自動停 止）＋ 高圧炉 心冷却 失敗＋低 圧炉心 冷却失 敗＋損傷 炉心冷 却失敗 ＋ ＦＣ Ｉ （ ペデ
※4
ス タル）

【事 象（ＦＣ Ｉ発生 時）の 厳しさ】
・ いずれの シーケ ンスも 原子炉圧 力が低 圧状態 で原子 炉容器破 損に至 ること から，定 性的に も各シ ーケン スでＦＣ Ｉが発 生した 際事象の 厳しさ を比較 すること は困難である 。

⑥ サ ポート 系喪失 （自動停 止）＋ 逃がし 安全弁 再閉鎖失 敗＋高 圧炉心 冷却失敗 ＋低圧 炉心冷 却 失敗＋ 損 傷炉−※4
心 冷却失 敗＋Ｆ ＣＩ（ ペデスタ ル）

以上 より，① を評価 事故シ ーケンス として 選定。
【余 裕時間の 厳しさ 】
・ 原子炉が 自動停 止する 過渡事象 及びサ ポート 系喪失 （自動停 止）を 起因と している シーケ ンスは ，通常 停止させ るシー ケンス と比較し て事象 進展が 早い。こ のため，対応 時の余 裕時間 の観点で 厳しい 。

◎ ① 過 渡事象 ＋高圧 炉心冷 却失敗＋ 低圧炉 心冷却 失敗＋損 傷炉心 冷却失 敗＋デブ リ冷却 失敗（ ペデス タル）−

溶融炉 心・コ ンクリー ト相互 作用※1（ＭＣ ＣＩ）② 過 渡事象 ＋逃が し安全弁 再閉鎖 失敗＋ 高圧炉 心冷却失 敗＋低 圧炉心 冷却失敗 ＋損傷 炉心冷 却 失敗 ＋ デ ブリ
冷 却失敗 （ペデ スタル ）【設 備容量の 厳しさ 】
・ 格納容器 下部注 水系（ 常設）に よるペ デスタ ル（ド ライウェ ル部） への事 前水張は ，デブ リ落下 前に実 施するた め，必 要とな る設備容 量はシ ーケン ス間で差 異がない。

③ 手 動停止 ／サポ ート系喪 失（手 動停止 ）＋高 圧炉心冷 却失敗 ＋低圧 炉心冷却 失敗＋ 損傷炉 心 冷却 失 敗 ＋デ−
ブ リ冷却 失敗（ ペデス タル）
・ 格納容器 下部注 水系（ 常設）

ＴＱＵ Ｖ【代 表性】
・ 発生頻度 の大き さの観 点で，逃 がし安 全弁再 閉鎖失 敗を含ま ない事 故シー ケンス(①，③ ，⑤)が 代表性 を有する 。①， ③，⑤ は起因事 象が異 なるも のの，同 じ事
故シーケ ンスと なり， 各事故シ ーケン スの対 策は同 様である ことか ら，代 表性を有 するも のとし て過渡 事象を選 定。

④ 手 動停止 ／サポ ート系喪 失（手 動停止 ）＋逃 がし安全 弁再閉 鎖失敗 ＋高圧炉 心冷却 失敗＋ 低 圧炉 心 冷 却失−
敗 ＋損傷 炉心冷 却失敗 ＋デブリ 冷却失 敗（ペ デスタル ）−⑤ サ ポート 系喪失 （自動停 止）＋ 高圧炉 心冷却 失敗＋低 圧炉心 冷却失 敗＋損傷 炉心冷 却失敗 ＋ デブ リ 冷 却失
敗 （ペデ スタル ）−⑥ サ ポート 系喪失 （自動停 止）＋ 逃がし 安全弁 再閉鎖失 敗＋高 圧炉心 冷却失敗 ＋低圧 炉心冷 却 失敗＋ 損 傷炉
心 冷却失 敗＋デ ブリ冷 却失敗（ ペデス タル）【事 象（ＭＣ ＣＩ発 生時） の厳しさ 】
・ いずれの シーケ ンスも 原子炉圧 力が低 圧状態 で原子 炉容器破 損に至 ること から，定 性的に も各シ ーケン スでＭＣ ＣＩが 発生し た際事象 の厳し さを比 較するこ とは困難であ る。

以上 より，① を評価 事故シ ーケンス として 選定。

水素燃 焼

ＬＯＣ Ａ
＋ＳＢ Ｏ

−

【事 象（酸素 濃度上 昇）の 厳しさ】
・ ジルコニ ウム・ 水反応 による水 素の過 剰な発 生を抑 制する観 点から ，炉心 損傷後に 交流電 源を復 旧して 原子炉注 水を実 施し， その後の 事象進 展に対 応するシ ナリ
オを評価 するも のとす る。
・ 格納容器 ベント を実施 する場合 ，格納 容器内 の水素 及び酸素 が大気 中に放 出され． 格納容 器内の 水素及 び酸素濃 度が大 きく低 下するこ とから ，格納 容器ベン トを実施しな いシナ リオを 評価する ものと する。
・ 窒素置換 による 格納容 器雰囲気 の不重大事故 等対対 処設備 によって 炉心損 傷を防 止でき るＰＤＳ につい ても， 事象発生 後の格 納容器 内の気 体の流れ 等，酸 素濃度 の上昇の 観点で ＬＯＣ Ａ＋ＳＢ Ｏと・活性化
大きく異 なるＰ ＤＳに ついては ，有効 性評価 におい て適宜そ の感度 を確認 するもの とする 。

◎： 選定 した重 要事故 シーケン ス※１： ＤＣ Ｈ，Ｆ ＣＩ， ＭＣＣＩ におい て選定 した評 価事故シ ーケン スにつ いては， 重大事 故等対 処施設 による対 応によ り原子 炉圧力容 器内で の事象 収束が 可能だが ，原子 炉圧力 容器破損 が前提 となる 各破損モ ードに おける 物理現 象及びそ の対策 の有効 性を確認 する観 点から 仮想的 に一部の 重大事 故等対 処設備に よる対 応に期 待せず ，原子炉 圧力容 器破損 まで事象 が進展 するこ とを仮 定して評 価する ことと する。
※２： 各シ ーケン スの赤 字で示し た部分 が炉心 損傷ま で，青字 で示し た部分 が炉心損 傷以降 のシー ケンス を示す。
※３： ＰＤ ＳがＬ ＯＣＡ に該当す るシー ケンス では， 炉心及び ペデス タル（ ドライウ ェル部 ）への 注水機 能が喪失 し，デ ブリ冷 却に必ず 失敗す るため 過圧破 損に至る シーケ ンスは 抽出され ないが ，過温 破損の対 策とな る重大 事故等 対処設備 による 圧力容 器（損傷 炉心） への注 水（デ ブリ冷却 ）を考 慮して 評価シー ケンス を選定 する。
※４： ＰＤ ＳがＴ ＱＵＶ に該当す るシー ケンス では， ペデスタ ル（ド ライウ ェル部） への注 水機能 が喪失 するため ＦＣＩ が発生 するシー ケンス は抽出 されな いが，Ｍ ＣＣＩ 対策で ある事前 水張り により ＦＣＩが 発生す る可能 性を考 慮して評 価シー ケンス を選定す る。

40

第24表
事故シーケンスグループ

燃料損傷防止対策

燃料損傷防止に必要な機能−①残留熱除去系の故障（ＲＨＲ喪失）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗−③外部電源喪失＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗◎①外部電源喪失＋交流電源失敗＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

補足1-41−②外部電源喪失＋直流電源失敗＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗◎①原子炉冷却材の流出（ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗−

崩壊熱除去機能※ １・ 緊急用海水系（ＲＨＲＳ喪失時）

原子炉への注水機能・ 待機中のＥＣＣＳ（残留熱除去系（低圧注水系）※ ２ ）・ 低圧代替注水系（常設）・ 低圧代替注水系（可搬型）・ 消火系，補給水系※ ３②残留熱除去系の故障（ＲＨＲＳ喪失）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

全交流動力
電源喪失

電源の復旧

・ 常設代替高圧電源装置
・ 常設代替直流電源設備
・ 可搬型代替直流電源設備（DG起動に使用）（直流電源失敗時）

崩壊熱除去機能※ １・ 緊急用海水系

原子炉への注水機能・ 低圧代替注水系（常設）（交流電源復旧後）
・ 常設代替注水系（可搬型）・ 消火系※３②原子炉冷却材の流出（ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

原子炉冷却材
の流出

反応度の
誤投入

対応する主要な燃料損傷防止対策（下線は有効性を確認する主な対策）

事故シーケンス

◎

崩壊熱除去
機能喪失

重要事故シーケンス（運転停止中）の選定
着眼点との関係と重要事故シーケンスの選定の考え方
a

b

c

低

低

高

低

低

中

低

低

中

低

低

高

低

低

低

高

低

高

高

原子炉への注水機能

低・ 待機中のＥＣＣＳ（残留熱除去系（低圧注水系））
・ 低圧代替注水系（常設）・ 低圧代替注水系（可搬型）・ 消火系，補給水系※ ３−③原子炉冷却材の流出（ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

中

高

−

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

低

中

−

−

◎ 制御棒の誤引き抜き※ ４

安全保護機能・ 安全保護系（起動領域計装の原子炉出力ペリオド短（10秒）
信号による原子炉スクラム）◎ ：重要事故シーケンスとして選定したシーケンス※１：停止時においては崩壊熱除去機能が喪失した場合であっても，原子炉注水を実施することで燃料損傷を防止できる（原子炉建屋（原子炉開放時）又は格納容器（原子炉未開放時）へ崩壊熱を逃すことで燃料損傷を防止し，その後長期的な安定状態の確保のために残留熱除去系等を復旧する）※２：停止時ＰＲＡの評価上，残留熱除去系の喪失も考えられるが，その場合の事象進展及び対策は「全交流動力電源喪失」と同様になるため，ガイド等を参照し，対策に追加※３：重大事故等対処設備ではないが，シーケンスによって使用できる可能性のある緩和設備※４：発生の可能性が低く，発生を仮定してもその影響が限定的であるため，リスク評価上重要性が低いと判断し，ＰＲＡの評価対象から除外したもの

備考（a：余裕時間，b：設備容量，c：代表性）

選定した重要事故
シーケンスと選定理由

a. 余裕時間については，シーケンス間で差異がなく，異常の認知及び待機中のＥＣＣ
a.b.の着眼点について，全シーケンスに共通であるため，Ｓ・低圧代替注水系（常設）の起動といった緩和措置の実施に掛かる時間を保守的
選定理由から除外した。
に見積もった時間（約2時間）に比べて十分な余裕時間がある（最も短いＰＯＳ−Ｓ
c.頻度の観点では，①が支配的となった。
においても約4.1時間であり，その他のＰＯＳではさらに余裕時間が見込める）ことから，全てのシーケンスにおいて「低」とした。
以上より，①を重要事故シーケンスとして選定。
b. 原子炉への注水に必要な設備容量については，シーケンス間で差がなく，待機中のＥＣＣＳ・低圧代替注水系（常設）の設備容量（残留熱除去系：1,605 m3/h，低圧
代替注水系（常設）：378 m3/h）に比べて十分小さい（最も崩壊熱の大きなＰＯＳ−Ｓにおいても約50 m3/h）ことから，全てのシーケンスにおいて「低」とした。
事故シーケンスグループの中で最もＣＤＦの高いドミナントシーケンスを「高」，c. 事故シーケンスグループ別ＣＤＦに対して1％以上のシーケンスを「中」，1％未満のシーケンスを「低」とした。

なお，外部電源喪失を起因とする③のシーケンスは，非常用ディーゼル発電機に期待できるため，「全交流動力電源喪失」で考慮しているシーケンスと比較して事象進展や対策が厳しくないことから選定しない。

a. 余裕時間については，シーケンス間で差異がなく，常設代替直流電源設備，常設代 a.b.の着眼点について，全シーケンスに共通であるため，
替高圧電源装置による給電，低圧代替注水系（常設）による注水といった緩和措置 選定理由から除外した。
の実施に掛かる時間（約25分）に比べて十分な余裕時間がある（最も短いＰＯＳ− c.頻度の観点では，①が支配的となった。
Ｓにおいても4.1時間であり，その他のＰＯＳではさらに余裕時間が見込める）こと
以上より，①を重要事故シーケンスとして選定。
から，全てのシーケンスにおいて「低」とした。
b. 原子炉への注水に必要な設備容量については，シーケンス間で差がなく，待機中のＥＣＣＳ・低圧代替注水系（常設）の設備容量（残留熱除去系：1,605 m3/h，低圧
代替注水系（常設）：378 m3/h）に比べて十分小さい（最も崩壊熱の大きなＰＯＳ なお，直流電源喪失となる②のシーケンスは，炉心損傷頻−Ｓにおいても約50 m3/h）ことから，全てのシーケンスにおいて「低」とした。 度が低く，有効性を確認する左記下線の対策により①の事故シーケンスグループの中で最もＣＤＦの高いドミナントシーケンスを「高」， シーケンスと同様に燃料損傷防止が可能であり，さらに可c. 事故シーケンスグループ別ＣＤＦに対して1％以上のシーケンスを「中」，1％未満 搬型代替直流電源設備による非常用ディーゼル発電機の起動による対応にも期待できることから選定しない。
のシーケンスを「低」とした。

a. 燃料損傷までの余裕時間が最も短いシーケンス（①ＲＨＲ切替時，②ＣＵＷブロー
時：3.5時間）を「高」，最も長いシーケンス（④ＬＰＲＭ点検時：12.1時間）を「低」，それ以外のシーケンス（③ＣＲＤ点検時：5.5時間）を「中」とした。
流出流量が多い程，燃料損傷回避のために必要な注水設備の容量が大きくなること
b. を考慮し，冷却材流出流量が最も多いシーケンスを「高」，最も少ないシーケンス
を「低」，それ以外のシーケンスを「中」とした。
中
事故シーケンスグループの中で最もＣＤＦの高いドミナントシーケンスを「高」，c. 事故シーケンスグループ別ＣＤＦに対して1％以上のシーケンスを「中」，1％未満のシーケンスを「低」とした。

a.の着眼点について，「高」と考えたシーケンスとして①，②を抽出。
b.の着眼点について，③，④は流出流量が比較的多くなるが，燃料損傷防止対策である待機中のＥＣＣＳ・低圧代替
注水系（常設）の設備容量は，③，④における流出流量と比較して十分大きい。
c.頻度の観点では，①が支配的となった。
以上より，①を重要事故シーケンスとして選定。

なお，流出流量の大きい③，④のシーケンスについては，
ＣＲＤ点検時，ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡによる流出流量と比較して，燃料損傷防止対策となる待機中のＥＣＣＳ・
低圧代替注水系（常設）の設備容量（残留熱除去系：
中1,605 m3/h，低圧代替注水系（常設）：378 m3/h）が十分大きいこと，作業・操作場所と漏えい発生個所が同一であるため，認知が容易であることから選定しない。
（①ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡについては，ウェル満水時（ＰＯＳ−Ｂ）及び通常水位時 また，②のシーケンスについては，原子炉ウェル水位を低（ＰＯＳ−Ａ 等）のどちらでも起こり得る可能性があるが，保有水量が少なく，余裕 下させる操作であるため，原子炉ウェル水位は適宜監視さ時間の観点で厳しい通常水位時を想定して着眼点に基づく整理を行った。なお，通常水 れており，中央制御室の運転員の他にＮＲ／Ｗの運転員も位時においては，原子炉水位計による警報発生による速やかな冷却材流出事故の検知等 廃液収集タンク等の水位高を認知することができるため，低 に期待できることも考えられるが，評価上考慮しないものとする）
認知が容易であることから選定しない。

−

代表性の観点から停止中に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を想定する。

41

(T=0.02s)

1.E+00h=0.056000
5500

1.E-01

1.E-04
1.E-05(cm/s2)

1.E-034500

速 度

補足1-42

年超過確率

1.E-02

3000

加

5000

2000

4000
3500
2500
1500
1000

1.E-06500

1.E-07
0

図1

500

1000
周 期 (s)

1500

2000

0
0.01

0.1

1
周

期 (s)

変更前の確率論的地震ハザード曲線

変更前の一様ハザードスペクトル

変更後の確率論的地震ハザード曲線

変更後の一様ハザードスペクトル

確率論的地震ハザード曲線

図2

一様ハザードスペクトルの比較

1042防潮堤前面

1.E+00
1.E-01

補足1-43

年超過確率

1.E-02
1.E-03
1.E-04
1.E-05
1.E-06
1.E-070102030
津波高さ（T.P.m）

40

変更前の確率論的津波ハザード曲線
変更後の確率論的津波ハザード曲線

図3

確率論的津波ハザード曲線

5043

1.0E-04
人的過誤確率の見直し前

1.0E-05

人的過誤確率の見直し後

補足1-44

炉心損傷頻度（／炉年）

1.0E-06
1.0E-07
1.0E-08
1.0E-09
1.0E-101.0E-11
1.0E-121.0E-13
1.0E-14

事故シーケンスグループ

図4

人的過誤確率見直し前後での事故シーケンスグループ別炉心損傷頻度の比較（内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡ）

44

原子炉停止
機能喪失
<0.1%
＜0.1%

高圧注水・
減圧機能喪失
<0.1%
＜0.1%

高圧・低圧
注水機能喪失<0.1%＜0.1%

ＬＯＣＡ時注水
機能喪失
＜0.1%
<0.1%

全交流動力
電源喪失
0.3%

補足1-45
崩壊熱除去
機能喪失 99.6%

人的過誤確率の見直し前

図5

インターフェイス
システムＬＯＣＡ
＜0.1%
<0.1%

原子炉停止
機能喪失
＜0.1%

高圧注水・
減圧機能喪失＜0.1%

高圧・低圧
注水機能喪失＜0.1%

インターフェイス
システムＬＯＣＡ＜0.1%

ＬＯＣＡ時注水
機能喪失
＜0.1%

全交流動力
電源喪失
0.2%

崩壊熱除去
機能喪失 99.8%

人的過誤確率の見直し後

人的過誤確率見直し前後での事故シーケンスグループ別炉心損傷頻度寄与割合の比較（内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡ）

45

1.0E-04
人的過誤確率の見直し前

格納容器破損頻度（／炉年）

1.0E-05

人的過誤確率の見直し後

1.0E-06
1.0E-07
1.0E-08
1.0E-09
1.0E-101.0E-11
1.0E-12

補足1-46

1.0E-13
1.0E-14

格納容器破損モード

図6

人的過誤確率見直し前後での格納容器破損モード別の格納容器破損頻度の比較（内部事象出力運転時レベル１．５ＰＲＡ）

46

格納容器雰囲気
直接加熱

<0.1%
＜0.1%

水蒸気爆発
格納容器隔離失敗(サプレッション・
＜0.1%
<0.1%
プール)

過温破損
過温破損
(RPV低圧破損)（ＰＲＶ低圧破損）

＜0.1%
<0.1%

<0.1%
＜0.1%
インターフェイス
システムＬＯＣＡ

過圧破損(長期冷却失敗)

＜0.1%
<0.1%

＜0.1%
<0.1%

溶融炉心・コンク
リート相互作用

早期過圧破損(未臨界確保失敗)
<0.1%
＜0.1%

＜0.1%
<0.1%

水蒸気爆発
(ペデスタル（ドライウェル部）)

過温破損(ＲＰＶ高圧破損)
0.2%

＜0.1%
<0.1%

格納容器雰囲気
直接加熱
＜0.1%

水蒸気爆発
格納容器隔離失敗(サプレッション
＜0.1%
プール)
＜0.1%

過温破損
(ＲＰＶ低圧破損)
＜0.1%

過圧破損
(長期冷却失敗)＜0.1%

溶融炉心・コンク
リート相互作用＜0.1%
水蒸気爆発(ペデスタル（ドライウェル部）)＜0.1%

早期過圧破損(未臨界確保失敗)
＜0.1%
過温破損
(ＲＰＶ高圧破損)
0.1%

補足1-47
過圧破損(崩壊熱除去失敗)
99.7%

人的過誤確率の見直し前

図7

インターフェイス
システムＬＯＣＡ
＜0.1%

過圧破損
(崩壊熱除去失敗)
99.8%

人的過誤確率の見直し後

人的過誤確率見直し前後での格納容器破損モード別の格納容器破損頻度寄与割合の比較（内部事象出力運転時レベル１．５ＰＲＡ）

47

1.0E-05
人的過誤確率の見直し前

補足1-48

炉心損傷頻度（／炉年）

1.0E-06

人的過誤確率の見直し後

1.0E-07

1.0E-08

1.0E-09

1.0E-101.0E-11
崩壊熱除去機能喪失

全交流動力電源喪失

原子炉冷却材の流出

事故シーケンスグループ

図8

人的過誤確率見直し前後での事故シーケンスグループ別炉心損傷頻度の比較（内部事象停止時レベル１ＰＲＡ）

合計

48

原子炉冷却材の流出
＜0.1%

＜0.1%

崩壊熱除去機能喪失
28.8%

補足1-49全交流動力電源喪失
71.1%

人的過誤確率見直し前図9

人的過誤確率見直し後

人的過誤確率見直し前後での事故シーケンスグループ別炉心損傷頻度寄与割合の比較（内部事象停止時レベル１ＰＲＡ）

49

1.0E-04
見直し前

見直し後

1.0E-05

補足1-50

炉心損傷頻度（／炉年）

1.0E-06

1.0E-07

1.0E-08

1.0E-09

1.0E-10

事故シーケンスグループ

図10

評価条件見直し前後での事故シーケンスグループ別炉心損傷頻度の比較（地震ＰＲＡ）

50

原子炉建屋 TC
原子炉建屋
ＴＣ
損傷
1.9%
損傷
1.9％
2.7%
2.7％
原子炉圧力容
原子炉圧力
器損傷
容器損傷
3.4％
3.4%
ＴＢＵ
TBU
6.5％
6.5%

格納容器
格納容器バイパス
バイパス
0.4％
0.4%

TBW
ＴＢＷ
0.7%
0.7％

原子炉圧力
容器損傷
2.1％
ＴＢＵ
4.3％

原子炉建屋
損傷
1.5％

ＴＣ
1.1％

ＴＢＷ
0.6％
格納容器
バイパス
0.3％

ＴＱＵＶ
4.5％

TQUV
ＴＱＵＶ
6.7％
6.7%

ＴＷ
TW
39.3％

39.3%

ＴＱＵＸ
12.5％

補足1-51

ＴＱＵＸ
TQUX
9.2％

9.2%

TBD

ＴＢＤ
28.9%
28.9％

評価条件見直し前

図11

ＴＷ
52.5％
ＴＢＤ
20.5％

評価条件見直し後

評価条件見直し前後での事故シーケンスグループ別炉心損傷頻度寄与割合の比較（地震ＰＲＡ）

51

1.0E-04
見直し前
見直し後

炉心損傷頻度（／炉年）

1.0E-05

1.0E-06

1.0E-07

補足1-52
1.0E-08

事故シーケンス

図12

評価条件見直し前後での事故シーケンス別炉心損傷頻度の比較（津波ＰＲＡ）

52

防潮堤損傷7.7%

原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失
17.7%

原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失
31.4%

最終ヒートシンク喪失＋逃がし安全弁再閉鎖失敗
0.4%

最終ヒートシンク喪失＋逃がし安全弁再閉鎖失敗
0.4%

補足1-53

最終ヒートシンク喪失（ＲＣＩＣ成功）
68.0%

0.2%
最終ヒートシンク喪失＋高圧注水機能喪失

評価条件見直し前

図13

0.3%
最終ヒートシンク喪失＋高圧注水機能喪失

最終ヒートシンク喪失（ＲＣＩＣ成功）73.9%

評価条件見直し後

評価条件見直し前後での事故シーケンス別炉心損傷頻度寄与割合の比較（津波ＰＲＡ）

53

添付資料 1

人間信頼性解析（ＨＲＡ）見直し前後のＨＲＡツリーによる人的過誤の分析例

例 1. 事 象 発 生 前 の 弁 の 開 け 忘 れ ， 閉 め 忘 れ
例 2. 原 子 炉 注 水 後 の Ｒ Ｈ Ｒ に よ る 格 納 容 器 除 熱 操 作 失 敗

補足 1−4754

見 直 し前

備

見直し後

考

人的過誤の定義（事象発生前）： 事象発生前に操作・試験の復旧に失敗する
操 作： 弁の開け忘れ・閉め忘れ 等
１．操作内容：操作や試験に伴い 待機状態や通常の設定点を変更する場合に，当該操作後や試験実施後の復旧操作に失敗する。
２．該当手順書：
定期試験手順書等
３．人的過誤のモー ド：
待機状態への復旧 失敗や設定点の回復失敗等
４．過誤回復の可能 性：
担当運転員以外に も指導的な立場等の他の運転員からの指示や過誤回復に期待できる。
定量評価

a

手順

補足 1―48

成功

失敗a

ar

b
過誤回復
動作
成功

失敗

失敗b
br

過誤回復

brr

過誤回復
失敗
状態復旧成功ＨＲＡイベ ントツリー
分岐
ａ
ａｒ
ｂ
ｂｒ
ｂｒｒ

人的過誤の種類（認知／動作）と内容
機器の状態復旧の手順遵守に失敗する
分岐ａの過誤回復
機器の状態復旧のための動作に失敗する
分岐ｂの過誤回復
分岐ｂｒの過誤回復
平均値（点推定値）：

8.3E-05

確率分布： 対数正規分布

EF：4.8

過誤確率値（中央値）
1.0E-03 計算シート１−ａ5.1E-02 計算シート１−ａｒ
1.0E-03 計算シート１−ｂ
1.0E-02 計算シート１−ｂ
5.0E-02 計算シート１−brr（過誤回復あり）・ A pp end ix -A 手 法
ＥＦ
3
−
3
5
−

で算 出 した一 連の操 作 の人的過誤確率 は，各 操
作 の平均値 の単
純 な和 や積 とは
ならない。

55

見 直 し前

見直し後

備

考

補足 1―4956

見 直 し前

見直し後

備

考

補足 1―5057

見 直 し前

見直し後

備

考

補足 1―5158

見 直 し前

備

見直し後

考

人的過誤の定義（事象発生後）： 原子炉注水後のＲＨＲによる格納容器除熱操作に失敗する

１．操作内容：原子炉への注水に成功した後のＲＨＲによる格納容器から除熱操作に失敗する
本操作の具体的な手順は以下のとおり（ただし，ＲＨＲが既にＬＰＣＩモードで起動している場合は，Ｌ
ＰＣＩモードから格納容器スプレイ冷却モードへの切替のための弁操作のみを行う）(1) ＲＨＲＳポンプの起動(2) ＲＨＲポンプ室空調機起動(3) ＲＨＲポンプ起動(4) ＲＨＲ熱交バイパス弁閉操作(5) 格納容器スプレイ弁開操作(6) サプレッションプールスプレイ弁の開操作
２．該当手順書：
非常時運転手順書（徴候ベース），設備別運転手順書
３．余裕時間
余裕時間は格納容器除熱に対する余裕時間1時間とする
格納容器スプレイ冷却モード等は15分程度で実施できることから比較的短時間で完了できる
４．追加の指示や過誤回復の可能性：
担当運転員以外にも指導的な立場等の他の運転員からの指示や過誤回復に期待できる
定量評価a

補足 1―52

成功

ＲＨＲによる
格納容器除熱の認知

失敗a

ar

b
過誤回復

失敗

失敗b
成功

ＲＨＲによる
格納容器除熱操作

br

過誤回復

brr

過誤回復
失敗
状態復旧成功ＨＲＡイベントツリー
分岐
ａ
ａｒ
ｂ
ｂｒ
ｂｒｒ

人的過誤の種類（認知／動作）と内容
RHRによる格納容器除熱の認知に失敗する
分岐ａの過誤回復
RHRによる格納容器除熱の操作に失敗する
分岐ｂの過誤回復
分岐ｂｒの過誤回復
平均値（点推定値）：

1.1E-04

確率分布： 対数正規分布

EF：35.6

過誤確率値（中央値）
2.0E-04 計算シート７−ａ5.0E-02 計算シート７−ａｒ
2.0E-03 計算シート７−ｂー1.0E-02
5.0E-02 計算シート７−brr

ＥＦ
30
3
5
-

・ A pp end ix -A 手 法
で算 出 した一 連の操 作 の人的過誤確率 は，各 操
作 の平均値 の単
純 な和 や積 とは
ならない。

59

見 直 し前

見直し後

備

考

補足 1―5360

見 直 し前

見直し後

備

考

補足 1―5461

見 直 し前

見直し後

備

考

補足 1―5562

補足説明資料2

改良標準化以前のプラントのＰＲＡの特徴について

1.

はじめに
東海第二発電所は改良標準化以前のプラントであるため，改良標準化における改良の概要と東海第二発電所のＰＲＡの特徴について，
以下に示す。

2.

改良標準化における改良の概要
改 良 標 準 化 に お い て 実 施 さ れ た 改 良 項 目 を 第 1表 に 示 す 。な お ，第３次改良標準化の成果が反映されているのはＡＢＷＲのみであることから，ここでは，第２次改良標準化までの改良項目に着目した。
ＰＲＡに影響を及ぼす主な改良項目として，改良型格納容器の採用が挙げられる。改良型格納容器では，点検効率化の観点から作業スペースの確保が図られたことにより，熱出力当たりの格納容器の
自 由 体 積 が 増 大 し て い る (第 1,2図 参 照 )。

3.

東海第二発電所ＰＲＡの特徴
東海第二発電所の格納容器の型式はＭａｒｋ−Ⅱ型であり，改良標準化後のＭａｒｋ−Ｉ改型やＭａｒｋ−Ⅱ改型に比べて熱出力当たりの格納容器の自由体積が小さい。東海第二発電所のＰＲＡではこの特徴を踏まえた事故進展解析結果に基づき余裕時間を設定してい る 。な お ，耐 震 設 計 上 は 改 良 標 準 化 後 の プ ラ ン ト 同 様 ，原 子 力 発 電所耐震設計技術指針に定める耐震重要度分類に基づき設計しているため，改良標準化前後で大きな相違点はない。
補足2-1

63

参考文献：［ １ ］ 軽 水 炉 発 電 所 の あ ら ま し （ 改 訂 第 ３ 版 ）（ 平 成 ２ ０ 年 ９ 月 ， 財
団法人

原子力安全研究協会）

補足2-2

64

第 1表

軽 水 炉 改 良 標 準 化 の 改 良 項 目 と 内 容 （ Ｂ Ｗ Ｒ ）［ １ ］

補足2-3

65

第 1図

軽水炉改良標準化前後のＢＷＲの仕様［１］

補足2-4

66

第 2図

改良標準化におけるＢＷＲ格納容器の改良点［１］

補足2-5

67

補足説明資料3
全交流動力電源喪失の事故シーケンスグループの細分化
及び重要事故シーケンスの選定の見直しについて

1.

はじめに
東海第二発電所の全交流動力電源喪失の事故シーケンスグループの細分化及び重要事故シーケンスの選定の見直しの考え方を以下に示す。

2.

ＰＲＡから抽出された事故シーケンスの分類
ＰＲＡから抽出された全交流動力電源喪失の事故シーケンスは，
次 の 4つ に 分 類 さ れ る 。
①長期ＴＢ（ＲＣＩＣ成功）

3.

②ＴＢＤ

（直流電源喪失＋高圧炉心冷却失敗）③ＴＢＵ（高圧炉心冷却失敗）④ＴＢＰ（逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗）

事故シーケンスグループの細分化及び重要事故シーケンスの選定の考え方
全交流動力電源喪失の事故シーケンスグループの細分化及び重要事 故 シ ー ケ ン ス の 選 定 の ， 見 直 し 前 後 の 比 較 を 表 1に 示 す 。

（ 1） 見 直 し 前
審 査 ガ イ ド で は ，全 交 流 動 力 電 源 喪 失 の 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プの 主 要 解 析 条 件 と し て ，交 流 動 力 電 源 は 24時 間 使 用 で き な い も の と
す る こ と が 記 載 さ れ て い る が ，こ の 条 件 は ，全 交 流 動 力 電 源 喪 失 の
補足3-1

68

み が 発 生 す る ① の 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ に 適 用 し ，全 交 流 動 力 電
源 喪 失 に 加 え ，高 圧 注 水 ・ 減 圧 機 能 喪 失 又 は 高 圧 ・ 低 圧 注 水 機 能 喪
失 が 重 畳 す る ② 〜 ④ の 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ に 対 し て は ，こ の 条
件を適用しないこととしていた。
ま た ，② 〜 ④ の 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ は ，い ず れ も 事 象 発 生 後
速 や か に 常 設 代 替 交 流 電 源 装 置 に よ り 交 流 動 力 電 源 を 回 復 さ せ ，低圧 代 替 注 水 系（ 常 設 ）に よ り 原 子 炉 注 水 を 実 施 す る と と も に ，残 留
熱 除 去 系 海 水 系 及 び 残 留 熱 除 去 系 を 起 動 し ，格 納 容 器 除 熱 を 実 施 す
る こ と で 炉 心 損 傷 を 防 止 す る こ と が で き る た め ，ひ と つ の グ ル ー プと し た 。以 上 よ り ，全 交 流 動 力 電 源 喪 失 の 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ
を 次 の 2つ に 細 分 化 し ， そ れ ぞ れ の 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ の 中 から ， 審 査 ガ イ ド に 記 載 の 4つ の 着 眼 点 を 踏 ま え ， 重 要 事 故 シ ー ケ ン
スを選定した。
・長期ＴＢ
・ＴＢＤ，ＴＢＵ，ＴＢＰ（ 2） 見 直 し 後
審査ガイドに記載されている主要解析条件の適用の考え方は見直し前と同じであるが，東海第二発電所で整備する高圧代替注水系，常設代替直流電源設備及び低圧代替注水系（可搬型）は，全交流動力電源喪失に，高圧注水・減圧機能喪失又は高圧・低圧注
水 機 能 喪 失 が 重 畳 し ， 交 流 動 力 電 源 に 24時 間 期 待 し な い 場 合 に お
いても炉心損傷防止が可能であることから，②〜④の事故シーケ
ン ス グ ル ー プ に つ い て も 交 流 動 力 電 源 に 24時 間 期 待 し な い 条 件 を適用することとした。
補足3-2

69

①は，全交流動力電源のみが発生する事故シーケンスグループであるため，単独の事故シーケンスグループとした。
また，②及び③は，全交流動力電源喪失と高圧注水・減圧機能喪失が重畳する事故シーケンスグループであり，原子炉圧力が高圧の状態で炉心損傷に至ることから，主な炉心損傷防止対策はい
ずれも高圧代替注水系である。なお，②は直流電源が喪失しているため，設計基準事故対処設備の計装が喪失するが，炉心損傷防止対策に必要となる重大事故等対処設備の計装は，常設代替直流電源設備から給電されるため，②及び③の事故の進展，炉心損傷防止対策は同じであることから，ひとつのグループとした。
④は全交流動力電源喪失と高圧・低圧注水機能喪失が重畳する
事故シーケンスグループであるため，単独の事故シーケンスグループとした。
以上より，全交流動力電源喪失の事故シーケンスグループを次の 3つ に 細 分 化 し ， 審 査 ガ イ ド に 記 載 の 4つ の 着 眼 点 を 踏 ま え ， 重
要事故シーケンスを選定した。
・長期ＴＢ
・ＴＢＤ，ＴＢＵ
・ＴＢＰ

補足3-3

70

表1

全交流動力電源喪失の事故シーケンスグループの細分化及び重要事故シーケンスの選定
見 直し 前事 故シ ー ケンス
グ ループ

事 故シー ケンス

重 要事 故対 応す る 主 要なシ ーケ ン ス

炉 心損 傷 防 止対 策

見 直し 後着 眼点 ※abcd

重 要事 故対 応す る 主 要なシ ーケ ン ス

炉 心損 傷 防 止対 策・ 原子 炉 隔 離時 冷 却 系①外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋Ｈ
Ｐ ＣＳ 失敗（ＲＣ Ｉ Ｃ 成功 ）
長期ＴＢ

◎

高

低

高

中

◎

・ 低圧 代 替 注水 系 （ 可 搬型 ）・ 手動 減 圧

・ 手動 減 圧

・代替格納容器スプレイ冷却系

・ 代 替 格 納容 器 ス プ レ イ 冷 却 系（ 可搬 型 ）（ 可搬 型 ）障）＋（ 外部電 源喪 失＋ ）Ｄ Ｇ

・ 残留 熱 除 去系

・ 残留 熱 除 去系

−

成 功）

補足3-4

③外部電源喪失＋直流電源失敗＋ 高圧 炉心冷却失 敗

・ 常設 代 替 高圧 電 源 装 置

a

b

c

d

高

低

低

高

高

低

低

中

高

高

高

高

高

高

高

中

高

高

高

低

高

中

中

高

高

中

中

中

・ 原子 炉 隔 離時 冷 却 系②サポート系喪失（直流電源故

失 敗＋ ＨＰＣＳ失 敗（ Ｒ Ｃ Ｉ Ｃ

Ｔ ＢＤ・ 低圧 代 替 注水 系 （ 可 搬型 ）着 眼点 ※

高

低

高

低

−

・ 常設 代 替 直流 電 源 設 備・ 常設 代 替 高圧 電 源 装 置
・ 常設 代 替 直流 電 源 設 備・ 高圧 代 替 注水 系

◎

高

高

高

高

◎

・ 低圧 代 替 注水 系 （ 可 搬型 ）・ 手動 減 圧④外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋高全 交流動 力圧 炉心 冷却失敗

電 源喪失
Ｔ ＢＵ

高

中

−

・ 低圧 代 替 注水 系 （ 常 設）−

失 敗＋ 高圧炉心冷 却 失 敗

・ 手動 減 圧

高

高

高

低

−

・ 常設 代 替 高圧 電 源 装 置・ 原子 炉 隔 離時 冷 却 系

・ 常設 代 替 高圧 電 源 装 置−

・ 常設 代 替 直流 電 源 設 備

高

低

高

低

◎

・ 低圧 代 替 注水 系 （ 可 搬型 ）・ 手動 減 圧
・ 代 替 格 納容 器 ス プ レ イ 冷 却 系

Ｔ ＢＰ（ 可搬 型 ）⑦サポート系喪失（直流電源故

失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失（ 可搬 型 ）・ 常設 代 替 直流 電 源 設 備

Ｃ Ｓ失 敗障）＋（ 外部電 源喪 失＋ ）Ｄ Ｇ

・ 代 替 格 納容 器 ス プ レ イ 冷 却 系

・ 残留 熱 除 去系

⑥外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰ

高・ 残留 熱 除 去系

⑤サポート系喪失（直流電源故障）＋（ 外部電 源喪 失＋ ）Ｄ Ｇ

高−・ 残留 熱 除 去系−

敗 ＋Ｈ ＰＣＳ失敗※ ： a： 共 通 原 因 故 障 ・ 系 統 間 機 能 依 存 性 ， b： 余 裕 時 間 ， c： 設 備 容 量 ， d： 代 表 性

高

低

高

低

−

・ 常設 代 替 高圧 電 源 装 置
・ 常設 代 替 直流 電 源 設 備

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