東海第二発電所 審査資料
資料番号
PS-C-1 改 73
提出年月日
平成 30 年 1 月 18 日

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

平成 30 年 1 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：今回提出範囲
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

評価に当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の方針

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

原子炉格納容器の温度及び圧力に関する評価

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できない場合

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

て（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）
添付資料2.6.7

原子炉注水開始が遅れた場合の影響について（ＬＯＣＡ時
注水機能喪失）添付資料2.6.8

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2.6.9

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2.6.10

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発生時の対応操作について

添付資料2.7.2

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2.7.3

ＩＳＬＯＣＡ時の格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度に対する設計基準事故の代表性について

添付資料2.7.4

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2.7.5

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

添付 資料2.7.6

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2.7.7

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2.7.8

常設代替交流電源設備の負荷（格納容器バイパス（インタ目-10事故シーケンス

重要事故シーケンス等の選定（1／2）◎ ①過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗－

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

a

b

c

d

低

高

高

高

低

高

中

低

低

低

低

低

低

低

・手動減圧
③手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋高圧炉心冷却失敗 ・低圧代替注水系（常設）中＋低圧炉心冷却失敗
・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－

高圧・低圧注水機能喪失－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

中

中

高

低

－

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

中

中

中

低

低

高

高

高

中

低

低

低

◎ ①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

－

3
4

－

・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

・原子炉隔離時冷却系
・手動減圧・低圧代替注水系（可搬型）・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失 ・常設代替高圧電源装置－
敗＋ＨＰＣＳ失敗（ＲＣＩＣ成功）
・常設代替直流電源設備◎ ①外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋ＨＰＣＳ失敗（ＲＣＩＣ成功）

長期ＴＢ◎ 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

ＴＢＤ
ＴＢＵ

－ ④外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋高圧炉心冷却失敗（ＴＢＵ）－⑤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（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
・手動減圧
Ｓ失敗
・低圧代替注水系（可搬型）・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失 ・常設代替高圧電源装置－
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

・高圧代替注水系
・手動減圧
・低圧代替注水系（可搬型）・代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）
・残留熱除去系
・常設代替高圧電源装置
・常設代替直流電源設備◎

重要事故シーケンスとして選定した事故シーケンス

中

中

中

低

高

低

低

高

高

低

低

中

高

高

高

高

高

中

中

中

高

中

中

低

高

中

中

高

高

中

中

中

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. 過渡事象（給水流量の全喪失）を起因とす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。また，サポート系喪失（自動停止）を起因とする事故シーケンスについては，過渡事象（給水流量の全喪失）に比べて事象進展が緩やかであることから「中」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，崩壊熱が高く原子炉注水に必要な設備容量が大きくなる。また，逃がし安全弁の再閉鎖に失敗する事故シーケンスは，代替注水の開始時点で原子炉が一定程度減圧されているため，逃がし安全弁の設備容量は再閉鎖成功時の方が厳しくなる。以上より，過渡事象（給水流量の全喪失）又はサポート系喪失（自動停止）を起因として逃がし安全弁の再閉鎖に成功している事故シーケンスを「高」，過渡事象（給水流量の全喪失）又はサポート系喪失（自動停止）を起因として逃がし安全弁の再閉鎖に失敗している事故シーケンスを「中」，手動停止／サポート系喪失（手動停止）を起因とす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。

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. 過渡事象（給水流量の全喪失）を起因とす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。また，サポート系喪失（自動停止）を起因とする事故シーケンスについては，過渡事象（給水流量の全喪失）に比べて事象進展が緩やかであることから「中」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，崩壊熱が高く原子炉減圧に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（給水流量の全喪失）を起因とする事故シー
ケンスを「高」，サポート系喪失（自動停止）を起因とする事故シーケンスを「中」，手動停止／サポート系喪失（手動停止）を起因とす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。

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，原子炉注水に必要な設備容量が大きくないため「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. 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おり，事象進展の早さに差異はないものの，直流電源が喪失する事故シーケンスは代替注水設備の起動に必要な直流電源を緊急用蓄電池から給電するための直流電源の切替操作が必要となることから，直流電源が喪失する事故シーケンスを「高」，それ以外の事故シーケンスを「中」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に必要な設備容量に差異はないものの，代替直流電源の必要容量は直流電源が喪失する事故シーケンスの方が多くなることから，直流電源が喪失する事故シーケンスを「高」，それ以外の事故シーケンスを「中」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，原子炉注水に必要な設備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。

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.の着眼点について「高」と考えた事故シーケンスとして①，②を抽出した。
c.の着眼点について「高」と考えた事故シーケンスとして①，⑤を抽出した。
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した。
なお，有効と考えられる主な対策に差異がないため，起因事象発生後の事象進展が早いと考えられる過渡事象を起因とした①の事故シーケンスは，②～⑥の事故シーケンスに対して包絡性を有しているものと考える。

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.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した。
なお，有効と考えられる主な対策に差異がないため，起因事象発生後の事象進展が早いと考えられる過渡事象を起因とした①の事故シーケンスは，②～③の事故シーケンスに対して包絡性を有しているものと考える。

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した。
なお，有効と考えられる主な対策に差異がないため，①の事故シーケンスは，②の事故シーケンスに対して包絡性を有しているものと考える。
a.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。
b.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した。
なお，有効と考えられる主な対策に差異はないため，③の事故シーケンスは緊急用蓄電池への直流電源の切替操作が必要となることから，④，⑤の事故シーケンスに対して包絡性を有しているものと考える。

a.～c.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した。
なお，有効と考えられる主な対策に差異がないため，⑥の事故シーケンスは，⑦の事故シーケンスに対して包絡性を有しているものと考える。

「付録１ 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」より抜粋

第 1－4 表事故シーケンスグループ

1

第 1－4 表
事故シーケンス
グループ

崩壊熱除去
機能喪失

事故シーケンス

重要事故シーケンス等の選定（2／2）
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

中

低

中

高

中

中

中

低

中

高

低

低

低

中

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

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）を起因とする事故シーケンスは，いずれも全交流動力電源喪失に至る事故シーケンスであり，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. いずれの事故シーケンスも代替除熱手段に係る炉心損傷防止対策の実施に対する余裕時間に有意な差はないものの，事象発生初期の炉心損傷防止対策の実施に対する時間余裕の観点から，原子炉水位の低下が早い過渡事象（給水流量の全喪失）又はＬＯＣＡを起因とす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）を起因とする事故
シーケンスを「低」，上記以外の事故シーケンスを「中」とした。
c. いずれの事故シーケンスも崩壊熱除去に必要な設備容量の観点からは有意な差異はないものの，事象初期の原子炉水位の低下の観点から，事象初期の事象進展が早く余裕時間が短い場合，崩壊熱が高く原子炉注水に必要な設備容量が大きくなる。また，逃がし安全弁の再閉鎖に失敗する事故シーケンスは，代替注水の開始時点で原子炉が一定程度減圧されているため，逃がし安全弁の設備容量は再閉鎖成功時の方が厳しくなる。以上より，過渡事
象（給水流量の全喪失）又はサポート系喪失（自動停止）を起因として逃がし安全弁の再閉鎖に成功している事故シーケンス並びにＬＯＣＡを起因とする事故シーケンスを「高」，過渡事象（給水流量の全喪失）又はサポート系喪失（自動停止）を起因として逃がし安全弁の再閉鎖に失敗している事故シーケンスを「中」，手動停止／サポート系喪失（手動停止）を起因とす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。

低

低

低

[取水機能喪失時]※
・原子炉隔離時冷却系⑨サポート系喪失（自動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋Ｒ
・手動減圧
－
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失 ・残留熱除去系－
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失 ・常設代替高圧電源装置－
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

中

中

高

中

中

中

中

低

高

中

高

中

高

中

中

低

低

高

高

低

－ ⑬大破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗

低

高

高

低

◎ ①過渡事象＋原子炉停止失敗

低

高

高

高

中

中

中

低

低

中

中

低

低

低

低

低

低

高

高

高

低

高

低

中

－

－

－

－

高

高

高

中

低

中

中

高

中

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。逃高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ことから「中」とした。
低 c. 原子炉建屋内浸水を起因とする事故シーケンスは，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。

－ ⑧サポート系喪失（自動停止）＋ＲＨＲ失敗－ 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
4－ 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
ＬＯＣＡ時注水機能喪失－ ②中小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗

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◎ ①インターフェイスシステムＬＯＣＡ

・手動減圧・低圧代替注水系（常設）・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

・手動減圧・破損系統を除く原子炉注水機能・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－ ④最終ヒートシンク喪失＋逃がし安全弁再閉鎖失敗◎※

・津波防護対策
・原子炉隔離時冷却系
・手動減圧・低圧代替注水系（可搬型）・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

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. 過渡事象（主蒸気隔離弁の誤閉止）に起因する事故シーケンスは，原子炉圧力の上昇が早く，反応度印加の観点で厳しい事象であり，事象進展が早いことから「高」とした。また，サポート系喪失（自動停止）については，過渡事象（主蒸気隔離弁の誤閉止）に比べて事象進展が緩やかであることから「中」とした。さらに，大破断ＬＯＣＡを起因とする
事故シーケンスは原子炉の減圧に伴い反応度が抑制されることから「低」とし，中小破断
ＬＯＣＡを起因とする事故シーケンスは「中」とした。
c. 事象進展が早く余裕時間が短い場合，反応度印加の観点で厳しく出力抑制に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（主蒸気隔離弁の誤閉止）を起因とする事故シーケンスを「高」，サポート系喪失（自動停止）を起因とする事故シーケン
スを「中」，大破断ＬＯＣＡを起因とする事故シーケンスを「低」，中小破断ＬＯＣＡを起因とする事故シーケンスを「中」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. 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. 原子炉減圧に用いる逃がし安全弁は十分な台数が設置されているが，低圧の代替注水設備の設備容量は低圧ＥＣＣＳより少ない。このため，低圧炉心冷却失敗を含む事故シーケン
スを「高」とし，原子炉減圧失敗を含む事故シーケンスを「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，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.の着眼点について，「高」と考えた事故シーケンスとして①，②，⑫，⑬を抽出した。
c.の着眼点について，「高」と考えた事故シーケンスとして，①，③，⑤，⑧，⑩，⑫，⑬を抽出した。
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した。
なお，ＬＯＣＡを起因とする事故シーケンスについては，
ＬＯＣＡ時注水機能喪失及び雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）において，代替除熱手段に係る重大事故等対策の有効性を含めて確認する。
また，交流電源の喪失により崩壊熱除去機能が喪失している事故シーケンスが含まれるものの，主要な炉心損傷防止
対策の電源を代替電源とする場合，有効と考えられる主な対策に差異がないため，過渡事象を起因とした①の事故
シーケンスは，②～⑬の事故シーケンスに対して包絡性を有しているものと考える。

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，「高」と考えた事故シーケンスとして①を抽出した。
d.頻度の観点では①が支配的となった。なお，②，③，④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した。
なお，ＬＯＣＡを起因とする場合，ほう酸水注入系が有効に機能しないことも考えられるが，代替制御棒挿入機能に期待することにより対応可能であり，そのＣＤＦは極めて小さい。そのため，反応度制御の観点で厳しい過渡事象を起因とする①の事故シーケンスは，本事故シーケンスグ
ループにおいて代表性を有しているものと考える。

a.b.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。
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した。
なお，有効と考えられる主な対策に差異がないため，①の事故シーケンスは，②の事故シーケンスに対して包絡性を有しているものと考える。

抽出された事故シーケンスが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①を重要事故シーケンスとして選定した。
点について「－」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を抽出した。
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を抽出した。
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を抽出した。
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。
なお，有効と考えられる主な対策に差異がないため，①の事故シーケンスは②～④の事故シーケンスに対して包絡性を有しているものと考える。

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。
重要事故シーケンスとして選定した事故シーケンス
取水機能喪失時（ＲＨＲＳ喪失時）は低圧ＥＣＣＳが従属的に機能喪失する。そのため，高圧注水系に成功している場合は崩壊熱除去機能喪失の事故シーケンスグループで取り扱うが，高圧注水系に失敗した場合は他の事故シーケンスグループ等（①，②，⑥～⑨：高圧・低圧注水機能喪失，③～⑤，⑩，⑪：全交流動力電源喪失，⑫ＬＯＣＡ時注水機能喪失，⑬雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））で重大事故対策の有効性を確認する。

2「2.1 高圧・低圧注水機能喪失」より抜粋
2.38MPa[dif]）とし，原子炉注水と格納容器スプレイを同時に実施する場合，230m ３ ／h（一定）を用いるものとする。また，原子炉水位が
原子炉水位高（レベル８）設定点まで回復した以降は，原子炉水位を
原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の範囲に維持する。
※(f)

MPa[dif]…原子炉圧力容器と水源との差圧（以下同様）

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）
常設低圧代替注水系ポンプ 2 台を使用するものとし，スプレイ流量
は，運転手順における調整範囲（102m ３ ／h～130m ３ ／h）の上限である
130m ３ ／ h （ 一 定 ） を 用 い る も の と す る 。 ま た ， 格 納 容 器 圧 力 が217kPa[gage]に到達した場合に停止し，279kPa[gage]に到達した場合に再開する。

(g)

格納容器圧力逃がし装置
格納容器圧力逃がし装置二次隔離弁を全開とし，格納容器圧力が310kPa[gage]において 13.4kg／s の排気流量にて格納容器減圧及び除熱操作を実施するものとする。
なお，耐圧強化ベント系を使用する場合には，格納容器圧力逃がし装置を使用する場合と比較して実際の排気流量が大きくなり，格納容
器圧力の低下傾向が大きくなることから，格納容器圧力逃がし装置を用いた場合の条件に包含される。

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

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

逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作（常設
2.1-123

第 2.1－1 表
操作及び確認

高圧・低圧注水機能喪失における重大事故等対策について（2／5）
手

順

常設設備
・高圧炉心スプレイ系，原子炉隔離時冷却系， －低圧炉心スプレイ系及び残留熱除去系（低圧注水系）の回復操作を実施する。
常 設 低 圧 代 替 注 水 系 ポ ン プ を ・低圧注水機能喪失の確認後，常設低圧代替 常 設 低 圧 代 替 注 水
注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常 系ポンプ
用いた低圧代替注水系（常設）の起動操作設）を起動する。
代替淡水貯槽・外部電源が喪失している場合は，常設代替 常 設 代 替 高 圧 電 源
高圧電源装置を起動し，緊急用母線を受電 装置
軽油貯蔵タンクする。
可 搬 型 代 替 注 水 中 型 ポ ン プ を ・低圧注水機能喪失の確認後，可搬型代替注 西側淡水貯水設備
用いた低圧代替注水系（可搬水中型ポンプ準備，ホース敷設等を実施す型）の起動準備操作る。
逃がし安全弁（自動減圧機能） ・常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代 逃 が し 安 全 弁 （ 自替注水系（常設）の起動操作の完了後，逃 動減圧機能） ＊の手動による原子炉減圧操作がし安全弁（自動減圧機能）7 弁を手動開放 非 常 用 窒 素 供 給 系することにより，原子炉減圧操作を実施す 高圧窒素ボンベ
所内常設直流電源る。
・原子炉水位が燃料有効長頂部を下回った場 設備
合は，炉心損傷がないことを継続的に確認する。
高圧注水機能及び低圧注水機
能の回復操作

2.1-35＊

重大事故等対処設備
可搬型設備
－
－

計装設備

－

常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力
緊急用Ｍ／Ｃ電圧

可搬型代替注水中型ポンプ－－

原子炉圧力 ＊
原子炉圧力（ＳＡ）
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ） ＊
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ） ＊

：有効性評価上考慮しない操作
既許可の対象となっている設備を重大事故等対処設備に位置付けるもの

4

「2.5 原子炉停止機能喪失」より抜粋※(e)MPa[dif]…原子炉圧力容器と水源との差圧（以下同様）

原子炉隔離時冷却系
原子炉水位異常低下（レベル２）信号により自動起動し，136.7m ３／h（原子炉圧力 1.04MPa[gage]～7.86MPa[gage]において）の流量で原子炉へ注水するものとする。また，運転手順に従い，サプレッション・プール水温度が原子炉隔離時冷却系の高温耐性（116℃）に余裕を考慮した温度である 106℃に到達した時点で停止する。

(f)

ほう酸水注入系
注入流量 163L／min 及びほう酸濃度 13.4wt％にて注水するものとする。

(g)

残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）
伝熱容量は，熱交換器 1 基当たり約 53MW（サプレッション・プール
水温度 100℃，海水温度 27.2℃において）とする。

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)

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

ほう酸水注入系の起動操作は，自動減圧系等の作動阻止操作が完了する事象発生の 4 分後からほう酸水注入系の起動操作に要する時間を考慮して，事象発生から 6 分後に実施する。

(c)

残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッシ
2.5-105なお，本評価では期待していない代替制御棒挿入機能は，本来この原子
炉圧力高信号にて作動する。
また，タービン駆動給水ポンプはトリップし，電動駆動給水ポンプが自動起動することで，給復水系による原子炉注水が継続される。中性子束及び平均表面熱流束は，再循環ポンプトリップによる炉心流量の低下に伴い低下するが，給水加熱喪失により給水温度が低下することで徐々に上昇する。これに伴い燃料棒表面で沸騰遷移が発生し，燃料被覆管温度が一時的に上昇するが，この期間の燃料被覆管温度の最大値は約839℃程度であり，初期のピーク温度（872℃）未満となる。
原子炉で発生した蒸気が逃がし安全弁を介してサプレッション・プー
ルに流入するため，サプレッション・プール水温度及び格納容器圧力が上昇し，事象発生の約 57 秒後にドライウェル圧力高信号（13.7kPa[gage]）
により高圧炉心スプレイ系，低圧炉心スプレイ系等が自動起動する。また，事象発生の約 85 秒後にサプレッション・プール水温度は 49℃に到達し，この後も上昇傾向が継続する。
事象発生から約 131 秒後に復水器ホットウェル水位の低下により給復水系が停止することで原子炉水位が低下し，事象発生から約 153 秒後に原子炉水位異常低下（レベル２）信号により原子炉隔離時冷却系が自動起動する。給復水系による原子炉注水の停止後は，高圧炉心スプレイ系
及び原子炉隔離時冷却系による原子炉注水により炉心冷却が維持される。
また，原子炉隔離時冷却系は，サプレッション・プール水温度が 106℃に近接した場合は停止するが，その後も高圧炉心スプレイ系により炉心冷却は維持される。
事象発生の 6 分後にほう酸水注入系を起動し，炉心へのほう酸水の注入を開始する。ほう酸水の注入に伴い炉心の反応度が低下し，原子炉水2.5-126主蒸気隔離弁閉止に伴う圧力上昇でボイドが減少し，中性子束が上昇（中性子束最大値 560％）
炉心流量の減少に伴うボイド増加により中性子束低下

1.中性子束（％）
2.平均表面熱流速（％）
3.炉心流量（％）

主蒸気隔離弁閉止による給水加熱喪失に伴い給水温度が低下することで，約 131 秒後に給復水系が停止するまでの間，中性子束及び平均表
面熱流束が徐々に上昇

約 131 秒後に給復水系の停止に伴う 原子 炉水 位の 低下 に より炉心 流量 が低 下す るこ と で中性子 束及 び平 均表 面熱 流 束が低下

中性子 束低 下に 伴い 原子 炉 での蒸気 発生 量が 低下 する 過 程におい て， 圧力 設定 点の 異 なる逃が し安 全弁 が一 連で 開 閉
し，原 子炉 圧力 の変 動幅 が 大
きくな るこ とで 中性 子束 の 変
動幅も大きくなっている

約 2 秒後にＡＴＷＳ緩和設備（代替原
子炉再循環ポンプトリップ機能）の作動により炉心流量は減少し，自然循環状態に移行

事故後の時間(s)
逃がし安全弁（逃がし弁機能）の開閉による圧力変化の影響で中性子束が変動第 2.5－4 図

中性子束，平均表面熱流束及び炉心流量の推移（短期）

原子 炉圧 力 の変 動に 伴 い開 放す る逃が し安 全 弁の 数が 変 動す るこ とで蒸気流量も変動する

1. 原子炉蒸気流量（％）
2. 給水流量（％）

主蒸気隔離弁閉止に伴う蒸気流量の減少

逃がし安全弁の開閉に伴う給水流量の変動

主蒸気隔離弁閉止によりタービン駆動給水ポ
ンプはトリップし，電動駆動給水ポンプが自動起動して給水が継続

第 2.5－5 図

事故後の時間(s)約 131 秒後に復水器の水位低下に伴い給復水系が停止することによる給水流量の低下

原子炉蒸気流量及び給水流量の推移（短期）2.5-47

7

1400

1200
主蒸気隔離弁の閉止に伴う原子炉出力の上昇により沸騰遷移が発生し，燃料被覆管
温度は上昇

燃
燃料 被覆 管 温度

料

1000

給 復 水 系 停 止 に よ る 原 子炉 水 位 低
下 後 ， 逃 が し 安 全 弁 の 開閉 に よ り
沸騰遷移とリウェットを繰り返す

被
覆

800

管
(℃)
温

600

度

400

（℃）

200

0
0

100

200

300

事故後の時間(s)第 2.5－9 図

燃料被覆管温度（燃料被覆管最高温度発生位置）の推移（短期）1. 燃料被覆管温度（第 24 ノード）（℃）
2. 燃料被覆管温度（第 20 ノード）（℃）
3. 燃料被覆管温度（第 17 ノード）（℃）
4. 燃料被覆管温度（第 14 ノード）（℃）

第 1 スペ ー サ

第 2 スペ ー サ

燃料 被覆 管 温度

燃 料 被 覆 管 の 最 高 温 度 ： 約 872℃
（約 13 秒）

燃料被覆管温度：約 839℃
（約 135 秒）

第 3 スペ ー サ

燃料被覆管温度：約 723℃
（約 230 秒）
第 4 スペ ー サ

第 5 スペ ー サ※(℃)
第 6 スペ ー サ

第 7 スペ ー サ

ス ペ ー サ 位 置 と ノ ー ドの関係（● が各 ノ ード を示 す。）

事故後の時間(s)第 2.5－10 図※

第 5 ス ペー サ位 置
では沸騰遷移は発
生し てい な い。

燃料被覆管温度（沸騰遷移発生位置）の推移（短期）

燃料被覆管については，外面より内面の方が高い温度となるものの，今回の評価が燃料の著しい損傷の有無（重大事故防止）を確認していることに鑑み，燃料が露出し燃料温度が上昇した場合に，酸化の有無によって破損が先行すると考えられる燃料被覆管表面で，最高温度を評価している。

2.5-508

「2.7 格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）」より抜粋
2.7.2

炉心損傷防止対策の有効性評価(1)

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

評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，原子炉冷却材圧力バウンダリと接続された系統で，高圧設計部分と低圧設計部分とを分離するための隔離弁の誤開等により，低圧設計部分が過圧されて破損する「ＩＳＬＯＣＡ」である。また，原子炉水位の低下を厳しくする観点で，評価上は給水流量の全喪失を想定する。
なお，重要事故シーケンスでは，残留熱除去系Ｂ系におけるＩＳＬＯＣ
Ａの発生を想定しているが，残留熱除去系Ａ系におけるＩＳＬＯＣＡの発生を想定する場合には，原子炉隔離時冷却系及び低圧炉心スプレイ系に代わり，高圧炉心スプレイ系に期待することで同等の対応が可能である。
本重要事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒表面熱伝達，沸騰遷移，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化，気液分離（水位変化）・対向流，気液熱非平衡及び三次元効果並びに原子炉圧力容器における冷却材放出（臨界流・差圧流），沸騰・凝縮・ボイド率変化，
気液分離（水位変化）
・対向流及びＥＣＣＳ注水（給水系及び代替注水設備含む）が重要現象となる。よって，これらの現象を適切に評価することが可能である長期間熱水力過渡変化解析コードＳＡＦＥＲにより原子炉圧力，
原子炉水位，燃料被覆管温度等の過渡応答を求める。なお，本有効性評価
では，ＳＡＦＥＲコードによる燃料被覆管温度の評価結果は，ベストフィット曲線の破裂判断基準に対して十分な余裕があることから，燃料被覆管
温度が高温となる領域において，燃料棒やチャンネルボックスの幾何学的配置を考慮した詳細な輻射熱伝達計算を行うことで燃料被覆管温度をＳＡ
ＦＥＲコードよりも低めに評価するＣＨＡＳＴＥコードは使用しない。
2.7-7

9

また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，本
重要事故シーケンスにおける運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。
(2)

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

起因事象
起因事象として，残留熱除去系Ｂ系の注入弁の誤開放による残留熱除去系の系統圧力上昇により，残留熱除去系Ｂ系の熱交換器フランジ部に破断面積約 21cm２ 相当の漏えいが発生するものとする。
対象系統は，出力運転中に高圧設計部と低圧設計部とを分離する隔離弁の誤開放等により低圧設計部が過圧されることでＩＳＬＯＣＡ発生の可能性がある系統のうち，隔離弁が 3 弁以下で，かつ定期試験等に伴い隔離弁の開閉試験を実施する系統 ※１ とする。
破断面積は，ＩＳＬＯＣＡ発生時の系統加圧状態を保守的に考慮した対象系統に対する構造健全性評価 ※２ により，系統に破損が発生しないことを確認したことから，加圧範囲のうち最も大きなシール構造である残留熱除去系の熱交換器フランジ部に対して，保守的にガスケットに期待しない場合にフランジ部に生じる間隙の面積を設定する。
※１

具体的には，高圧炉心スプレイ系注入配管，原子炉隔離時冷却系原子炉圧力容器頂部スプレイ配管，低圧炉心スプレイ系注入配管，残留熱除去系Ａ系原子炉注入配管，残留熱除去系Ｂ系原子炉注入配管及び残留熱除去系Ｃ系原子炉注入配管をいう。

2.7-8

10

AO

MO

原子炉隔離時冷却系原子炉圧力容器頂部スプレイ
配管
残留 熱除 去 系原 子 炉圧
力容 器頂 部 スプ レ イ配
管

NO

MO

NO

MO

NO

MO

NO

MO

NO

MO

NO

逃が し安 全 弁

高圧炉心 ス プレ イ 系
注入配管
低圧炉心 ス プレ イ 系
注入配管

AO

NO

AO
主蒸 気系 配 管

原子炉圧力 容器

添付 2.7.2-3

残留熱除 去 系Ａ 系
注入配管
残留熱除 去 系Ｂ 系
注入配管
残留熱除 去 系Ｃ 系
注入配管

MO

MO
原子炉隔離時冷却系
蒸気 供給 配 管

AO
給水注入 配 管
ほう 酸水 注 入系
注入 配管

圧力容器 計 装系
計装配管

残留熱除 去 系
停止時冷 却 モー ド
吸込配管

制御 棒 駆 動水 圧 系
制御 棒引 抜 側配 管

MO

制御 棒 駆 動水 圧 系
制御 棒挿 入 側配 管
MO

NO
MO

MO
原子炉冷 却 材浄 化 系
入口配管

MO

原子 炉再 循 環ポ ン プ

原子 炉再 循 環ポ ン プ
MO

MO

MO

残留熱除 去 系
停止時冷 却 モー ド
注入配管

MO

MO

MO

MO

MO
確率論的 リ スク 評 価に おけ る
ＩＳＬＯ Ｃ Ａ評 価 対象

試料採取 系 サン プ リン グ配 管

第1図

原子炉冷却材圧力バウンダリに接続し，格納容器外に敷設されている配管「添付資料2.7.2 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」より抜粋

MO
格納 容器

11

第1表
系統名
給水系
高圧炉心スプ
レイ系
原子炉隔離時
冷却系
低圧炉心スプ
レイ系
残留熱除去系（Ａ,Ｂ,Ｃ）

残留熱除去系

残留熱除去系

制御棒駆動水圧系

ＩＳＬＯＣＡの評価対象の選定結果

原子炉冷却材圧力バウンダリに接続されている配管

選定結果
結論

①隔離弁
閉止

②隔離弁
3 弁以下

③開閉
試験

給水系注入配管

対象外

×

－

－

高圧炉心スプレイ注入配管

評価対象

○

○

○

原子炉隔離時冷却系原子炉圧力容器頂部スプレイ配管

評価対象

○

○

○

原子炉隔離時冷却系蒸気供給配管

対象外

×

－

－

低圧炉心スプレイ系注入配管

評価対象

○

○

○

残留熱除去系原子炉注入配管

評価対象

○

○

○

残留熱除去系停止時冷却モード吸
込配管

対象外

○

○

×

残留熱除去系停止時冷却モード原
子炉圧力容器戻り配管

対象外

○

○

×

対象外

○

×

－

対象外

×

－

－

対象外

×

－

－

残留熱除去系原子炉圧力容器頂部
スプレイ配管制御棒駆動水圧系制御棒挿入側配管
制御棒駆動水圧系制御棒引抜側配
管

ほう酸水注入系

ほう酸水注入系注入配管

対象外

○

×

－

原子炉冷却材
浄化系

原子炉冷却材浄化系入口配管

対象外

×

－

－

主蒸気系配管

対象外

×

－

－

原子炉圧力容器計装系配管

対象外

×

－

－

試料採取系サンプリング配管

対象外

×

－

－

主蒸気系
原子炉圧力容器計装系
試料採取系

添付 2.7.2-4

12ら評価上，現場隔離操作の完了時間として設定している 5 時間までの原
子炉冷却材の流出量は約 300t であり，原子炉冷却材が全て水として存在すると仮定しても浸水深は地下 2 階の床面から約 2m 程度であるため，操作及び操作場所へのアクセスへの影響はない。
なお，ブローアウトパネルに期待しない場合でも，同様に操作及び操作場所へのアクセスへの影響はない。

ｂ．雰囲気温度・湿度による影響（別紙 8，9）
東側区画における温度及び湿度については，初期値から有意な上昇がなく，アクセス性への影響はない。また，西側区画のうちアクセスルー
ト及び操作場所となる原子炉建屋 3 階西側において，原子炉減圧後に建屋内環境が静定する事象発生の約 2 時間後から現場隔離操作の完了時間として設定している 5 時間後までの温度及び湿度は，最大で約 44℃及び
約 100％であり，操作場所へのアクセス及び操作は可能である ※ 。なお，操作場所への移動及び現場操作を実施する場合は，放射線防護具（タイベック，アノラック，個人線量計，長靴・胴長靴，自給式呼吸用保護具，綿手袋，ゴム手袋）を着用する。
※

想定している作業環境（最大約 44℃）においては，主に低温やけどが懸念されるが，一般的に，接触温度と低温やけどになるまでのおおよその時間の関係は，44℃で 3～4 時間として知られている。（出典：消費者庁

News

Release（平成 25 年 2 月 27 日））

ｃ．放射線による影響（別紙 10）
原子炉減圧時に燃料から追加放出される核分裂生成物の全量が，原子炉建屋内に瞬時に移行するという保守的な条件で評価した結果，線量率
添付 2.7.2-24

13