東海第二発電所
資 料 番 号
提出年月日

審査資料

Ｃ-17-6改0

平成 30 年 2 月 23 日

東海第二発電所設置変更許可申請書の審査資料における燃料有効長頂部の寸法値に係る対策及び水平展開について（ 別 冊 ）

平成３０年２月２３日
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。

No.1-1

修正必要添付資料 1.2.5
原子炉水位計の校正条件について技術的能力審査基準において，監視計器のうち原子炉水位（狭帯域），原子炉水位（広帯域），原子炉水位（燃料域），原子炉水位（ＳＡ広帯域）及び原子炉水位（ＳＡ燃料域）について，使用用途と校正条件を整理する。

7
18

第1図

原子炉水位計の指示範囲

1.2－97

事故後の水位監視－ 3,800～ 1,300mm※ ２⑤原子炉水位（ＳＡ燃料域）

1.2－98大気圧・飽和温度

大気圧・飽和温度

定格運転時の圧力・温度

定格運転時の圧力・温度

定格運転時の圧力・温度

校正条件

炉水位（燃料域）及び原子炉水位（ＳＡ燃料域）補正曲線」（第 2 図）を用いる。

Ａ燃料域）にて原子炉圧力容器内水位を確認する場合は，原子炉水位計の校正条件の違いから，「原子第 1 表より，原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時において，原子炉水位（燃料域）及び原子炉水位（Ｓ⇒9,203mm

事故後の水位監視－ 3,800～ 1,300mm※ ２④原子炉水位（燃料域）

水 位 計 測 基 準 点 ： 蒸 気 乾 燥 器 ス カ ー ト 下 端 （ 圧 力 容 器 基 準 点 よ り 13,400mm）
水 位 計 測 基 準 点 ： 有 効 燃 料 頂 部 （ 圧 力 容 器 基 準 点 よ り 9,152mm）

過渡時の水位監視－ 3,800～ 1,500mm※ １③原子炉水位（ＳＡ広帯域）※1※2

過渡時の水位監視－ 3,800～ 1,500mm※ １②原子炉水位（広帯域）

通常の運転水位監視

用途

0～ 1,500mm※ １

指示範囲

原子炉水位計①原子炉水位（狭帯域）

計器名称

第 1 表

修正必要

No.1-2

修正必要No.1-3⇒-1118第2図

原子炉水位（燃料域）及び原子炉水位（ＳＡ燃料域）補正曲線

1.2－99

No.2-1

修正必要第 1.6－4 表

格納容器スプレイ開始，停止の判断基準（炉心の著しい損傷防止のための対応）
残留熱除去系
による格納容器
スプレイ（内部水源）

代替循環冷却系による格納容器
スプレイ ※３（内部水源）

代替格納容器スプレイによる
格納容器スプレイ（外部水源）

ドライウェル圧力指示値が 13.7kPa［gage］以上で，原子炉水位（広帯域）指示
値で-3,800mm 未満を経験し原子炉水位（燃料域）指示値で-1,067mm 以上に維持されている場合Ｄ／Ｗ，Ｓ／Ｐ－－

サプレッション・チェンバ圧力指示値が 13.7kPa［gage］以上で,24 時間継続した
場合

Ｓ／Ｐ

－

－

サプレッション・チェンバ圧力指示値が 98kPa［gage］以上で，24 時間継続した
場合

Ｄ／Ｗ，Ｓ／Ｐ－－

サプレッション・チェンバ圧力指示値が 245kPa［gage］（0.8Pd）以上の場合

Ｄ／Ｗ，Ｓ／Ｐ

Ｄ／Ｗ－

サプレッション・チェンバ圧力指示値が 279kPa［gage］（0.9Pd）以上の場合 ※１

Ｄ／Ｗ，Ｓ／Ｐ

Ｄ／Ｗ

Ｄ／Ｗ

ドライウェル雰囲気温度指示値が 171℃に近接した場合

Ｄ／Ｗ

Ｄ／Ｗ

Ｄ／Ｗ

サプレッション・チェンバ雰囲気温度指示値が 104℃に近接した場合

Ｓ／Ｐ－

Ｓ／Ｐ ※４

サプレッション・プール水位指示値が＋6.0m に近接した場合

Ｄ／Ｗ

Ｄ／Ｗ

Ｄ／Ｗ

格納容器スプレイ開始の判断基準

格納容器スプレイ停止の判断基準

圧力制御

圧力制御・ 温度制御 ・水位制 御炉心の著し い損傷防 止のため の 対応⇒-1118mm
以下のいずれかの条件でスプレイを停止する。
・サプレッション・チェンバ圧力指示値が 13.7kPa［gage］未満まで低下した場合・ドライウェル内ガス冷却装置戻り温度指示値が 65℃以下かつドライウェル雰囲気
温度指示値が 66℃以下
・サプレッション・チェンバ雰囲気指示値が 82℃未満まで低下した場合
・サプレッション・プール水位指示値が＋6.5m 以上の場合

温度制御

水位制御 ※２※1：残留熱除去系（低圧注水系）が起動し原子炉の冷却を実施している場合は，原子炉の冷却を優先するが，サプレッション・チェンバ圧力指示値が 279kPa［gage］（0.9Pd）を超える場合は，残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉の冷却を停止し，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）による格納容器スプレイを実施することにより，原子炉格納容器の健全性を維持する。
※2：原子炉冷却材喪失時，真空破壊弁の機能喪失前に原子炉格納容器内の圧力を低下させ，ドライウェルとサプレッション・チェンバの圧力を平衡にする。
※3：代替循環冷却系は，Ｄ／Ｗのみ格納容器スプレイを実施する。残留熱除去系におけるＳ／Ｐスプレイの流量配分は，系統全流量に対して 5％相当であり，残留熱除去系よりも系統流量が少ない代替循環冷却系にてＳ／Ｐスプレイを実施してもスプレイによる除熱効果
は低く，また，代替循環冷却系はサプレッション・プールを循環することでサプレッション・プール水の除熱が可能であることから，Ｓ／Ｐスプレイを設計上考慮していない。
※4：消火系及び補給水系による代替格納容器スプレイに限る。

1.6－131

No.2-2

修正必要第 1.6－5 表

格納容器スプレイ開始，停止の判断基準（原子炉格納容器破損を防止するための対応）

格納容器スプレイ開始の判断基準

内部水源

代替格納容 器スプレ イによる格納容器ス プレイ

外部水源

残留熱除去 系による格納容器ス プレイ

内部水源

ＡＭ初期対 応・除熱 ―１・除 熱 ―３

格納容器 破 損を 防止 する ため の 対応

代 替 循 環冷 却系に よ る
格納容器ス プレイ

代替循環冷却系

格納容器
スプレイ流量（m ３ ／h）[最大流量]

圧力容器
破損前

圧力容器
破損後

格納容器スプレイ停止の判断基準

150

Ｄ／Ｗ

Ｄ／Ｗ

ドライウェル圧力又はサプレッション・チェンバ圧力指示値が 13.7kPa［gage］
未満まで低下した場合

炉心損傷した場合

ドライウェル圧力指示値が 13.7kPa［gage］以上で，原子炉水位（燃料域）指示
値で-1,067mm 以上に維持できず，炉心損傷した場合，原子炉水位（燃料域）指
示値で-1,067mm まで水位が回復した場合⇒-1118mm

代替格納容器スプレイ（常設）
代替格納容器スプレイ（可搬型）（自主対策設備：消火系，補給水系）

炉心損傷した場合

130

Ｄ／Ｗ

Ｄ／Ｗ

サプレッション・プール水位指示値が＋6.5m 以上の場合ドライウェル雰囲気温度指示値が 171℃未満及び原子炉圧力容器が健全である
時，内部水源による格納容器スプレイが開始された場合ドライウェル圧力又はサプレッション・チェンバ圧力指示値が 13.7kPa［gage］
未満まで低下した場合

残留熱除去系

ドライウェル圧力又はサプレッション・チェンバ圧力指示値が 245kPa［gage］（0.8Pd）以上の場合①，②は優先順位を示す。

1.6－132

1,690

①Ｓ／Ｐ
②Ｄ／Ｗ

①Ｄ／Ｗ
②Ｓ／Ｐ

ドライウェル圧力又はサプレッション・チェンバ圧力指示値が 13.7kPa［gage］
未満まで低下した場合

修正必要

1.0.6-別紙 3-5

No.3-1
別紙３（5/15）

赤数字：操作内容の判断は別紙５参照

修正必要

1.0.6-別紙 3-8

No.3-2
別紙３（8/15）

赤数字：操作内容の判断は別紙５参照

No.3-3

修正必要

使用済燃料プール制御（ＳＦ/Ｃ）

脱出条件

脱出条件

使用済燃料プール温度高 50℃未満

使用済燃料プール水位低（NWL－142mmw）を超える水位に回復

監視強化

監視強化

図－1
使用済燃料プール温度高警報
50℃

スクラム
ＲＣ

66

使用済燃料プール水位低警報
NWL－142mm

使用済燃料プール制御（水温）ＳＦ／Ｃ（Ｔ）

停止時原子炉水位

97 制御ＳＤ／ＬＣ

停止時ＥＯＰ

使用済燃料プール制御（水位）ＳＦ／Ｃ（Ｌ）

停止時崩壊熱除去

96 制御ＳＤ／ＲＬ

停止時ＥＯＰ

表－1

71

スクラム
ＲＣ

表－1

表－1

表－2

表－2
現場対応は，R/B ６階放射線モニタ指示と燃料プール
水位の状況に応じてアクセス可否を判断すること

使用済燃料プール（SFP）水位，水温R/B ６階放射線モニタ指示
確認

使用済燃料プール（SFP）水温，水位
R/B ６階放射線モニタ指示
確認

プロセス
放射線
モニタ

ＳＦＰ監視カメラ視認確認及び監視カメラ用冷却装置起動

ＳＦＰ監視カメラ視認確認及び監視カメラ用冷却装置起動

警報

設定値

R/B EXHAUST PLENUM RADIATION HIGH

7.48 E-3 mSv/h

R/B REFUELING EXHAUST RADIATION HIGH

4.15 E-2 mSv/h

REFUELING FLOOR EXHAUST RADIATION HIGH

30cps (高)REFUELING FLOOR EXHAUST RADIATION HI-HI

150cps(高高)

表－2

AM ⑨
警報

②
ＳＦＰ注水を実施
・代替燃料プール注水系（注水ライン）
常設低圧代替注水系ポンプ
可搬型代替注水ポンプ
・補給水系
・消火系（消火栓又はＲＨＲライン使用）

SFC1-1ＳＦＰ水位
Ｏ／Ｆ水位付近
維持可能

SFC1-2Ｎ

FLOOR AREA

建屋
放射線
モニタ

使用済燃料プール

0.05 mSv/h

RADIATION HIGH
R/B AREA

原子炉ウェル(低感度)

5 mSv/h

RADIATION HIGH

原子炉ウェル(高感度)0.3 mSv/h

漏えい個所の隔離，緩和措置・漏えい個所を隔離する
・漏えい緩和措置を災対本部へ依頼

Ｎ

AM ⑩

SFC1-3AM ⑫

Ｙ
代替燃料プール冷却系による燃料プール冷却を実施

Ｎ①

SFC2-1ＳＦＰ水位
戻り配管下端位置（NWL－230mm）以上
維持可能

Ｙ

Ｎ

(並行操作)AM ⑨

Ｙ

SFC1-4

ＳＦＰスプレイを実施
・代替燃料プール注水系（常設ｽﾌﾟﾚｲﾍｯﾀﾞ）
常設低圧代替注水系ポンプ
可搬型代替注水ポンプ
・代替燃料プール注水系（可搬型ｽﾌﾟﾚｲﾉｽﾞﾙ）
可搬型代替注水ポンプ(並行操作)Ｎ

ＳＦＰ水温
低下傾向確認Ｙ

SFC1-5Ｎ

設定値

機器の復旧状況，水温の上昇傾向により，ＳＦＰ注水又はスプレイによる除熱を判断

Ｙ

燃料プール冷却浄化系及びＲＨＲ（SFP 冷却及び補給）の状態を確認し燃料プール冷却系を起動又は再起動

冷却のため同時に運転可能な系統は
使用する

計測箇所

REFUELING

FRVS/SGTS 起動

ＳＦＰ水温上昇
監視強化

ＳＦＰ水温50℃ 未満

原子炉建屋
SD サンプポンプ及びOD サンプポンプ
起動阻止

SFC2-2
SFC1-6

ＳＦＰ水位
上昇

Ｙ
ＳＦＰ水温
65℃ 以上Ｎ
MCR 非常用換気系起動

原子炉建屋
ED サンプポンプ及びFD サンプポンプ起動①（水位）制御へＹ

監視強化

漏えい箇所の隔離又は漏えい緩和措置を完了

図－1

ＳＦＰ注水及びスプレイを継続
又，復旧可能な機器があれば復旧し使用する

SFC2-3
Ｎ

HI 警報
NWL
LO 警報
戻り配管下端ＳＦＰ水位低警報値（NWL－142mm）以上
水位回復
Ｙ

EL.46231 ㎜（NWL＋36mm)
EL.46195 ㎜（NWL 0mm)
EL.46053 ㎜（NWL－142mm）
EL.45965 ㎜（NWL－230mm）

AM

スキマー
サージタンクAM 設備別操作手順書
AM 設備別操作手順書から実施可能な手順を選択し，対応する。重大事故等時に恒設設備が使用不能の場合に対応する手順もまとめられている。

災対本部へ大気への拡散抑制を依頼
・可搬型ポンプ（放水用）及び放水砲による放射性物質の拡散抑制を依頼
監視強化②（水温）制御へ
SFP ゲート底部
有効燃料頂部

EL.39215 ㎜
EL.38939 ㎜①電源確保②反応度制御③原子炉注水
④原子炉減圧⑤原子炉格納容器冷却⑥原子炉格納容器減圧⑦原子炉格納容器下部注水⇓EL.38935mmに修正

SFP 底部

EL.34689 ㎜⑧水素対策⑨使用済燃料プール注水⑩使用済燃料プール冷却⑪除熱⑫冷却水確保
⑬中央制御室居住性確保

重大事故等対策要領（大規模損壊編）

東海第二発電所

使用済燃料プール制御（ＳＦ/Ｃ）
1.0.6-別紙3-12
SH
4－7－2

（新規作成

H

. . ）

修正必要

⇒-1118mm

No.5-1

修正必要⇒-1118mm

No.5-2

No.6-1

修正必要第1表

代表的な原子炉圧力容器に接続する配管

第2表

破断位置の感度解析結果

破断位置

破断面積

①主蒸気配管（出口ノズル）（気相部配管）②再循環配管（出口ノズル）（シュラウド外の液相部配管）③底部ドレン配管（出口ノズル）（シュラウド内の液相部配管）

燃料被覆管
最高温度
338℃

約 3.7 ㎝ ２

616℃
617℃

ｂ．破断面積炉心損傷防止対策の有効性を確認する上で，「 ＬＯＣＡ時注水機能喪失」の事象進展の特徴を代表できる破断面積約 3.7cm２（0.004ft２ ）を設定し添付 1.5.2-2

No.7-1

修正必要

1. 原子炉圧力変化（×0.01MPa）
2. 原子炉水位（シュラウド外水位）変化（×5cm）

主蒸気隔離弁の閉止に伴う原子炉圧力の上昇

逃がし安全弁（逃がし弁機能）の開閉に伴う蒸気流量の変動

事故後の時間(min)第 2.5－17 図

原子炉圧力及び原子炉水位の推移（長期）タービン駆動給水ポンプトリップに伴う原子炉水位の低下

1. 原子炉水位（シュラウド外水位）変化（×5cm）

電動駆動給水ポンプ及び非常用炉心 冷却系の起動による原子炉水位回復
約 131 秒後に電動駆動給水ポンプの停止による原子炉水位の低下

高 圧 炉 心 ス プ レイ 系 に⇒9,203mm高さの補助線
よ る 原 子 炉 水 位低 下 維
約 28 分後にサプレッション・プ
ール水温度の上昇により原子炉隔離時冷却系を停止したことで，原子炉水位が低下

持操作
ほう酸 水注入 系の 反応度 抑制
効果に伴う原子炉水位の回復

事故後の時間(min)第 2.5－18 図

原子炉水位（シュラウド外水位）の推移（長期）2.5-54

No.7-2

修正必要

1.原 子 炉 圧 力 変 化 （ ×0.01MPa）
2.原 子 炉 水 位 （ シ ュ ラ ウ ド 外 水 位 ） 変 化 （ ×5cm）

事 故 後 の 時 間 (m)

第 12 図原子炉圧力及び原子炉水位（シュラウド外水位）の推移（長期）
1.原 子 炉 水 位 （ シ ュ ラ ウ ド 外 水 位 ） 変 化 （ ×5cm）⇒9,203mm高さの補助線

第 13 図原子炉水位（シュラウド外水位）の推移（長期）添付 2.5.7-9

修正必要
第1表

代表的な原子炉圧力容器に接続する配管

添付 2.6.1-4

No.8-1

原子炉水位の調整操作（低圧代替注水系（常設））※１１

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※９

低圧炉心スプレイ系の起動操作※８失敗

中央制御室における残留熱除去系の注入弁の閉止操作

ISLOCA 発生の確認※５

原子炉隔離時冷却系の自動起動の確認※３，４

原子炉水位異常低下（レベル２）
設定点到達

原子炉スクラムの確認※２

原子炉水位低（レベル３）
設定点到達

ISLOCA 発生（給水流量の全喪失※１）

原子炉水位の調整操作（低圧炉心スプレイ系）※１３

現場における残留熱除去系の注入弁の閉止操作

再循環ポンプトリップの確認※４

断

ＩＳＬＯＣＡ発生時に中央制御室からの注入弁閉止による隔離に失敗した場合は，低圧で注水可能な系統を確保した
後に漏えい抑制のため原子炉を減圧する。

※９

第 2.7－2 図※１３

2.7-39⇒－4,197mm

補足２
ＩＳＬＯＣＡの発生時は，原子炉水位異常低下（レベル２）以上を維持しつつ，漏えい抑制のため可能な限り原子炉水位を低めに維持する。
・原子炉水位低（レベル３）
・・・・・・・・300mm
・原子炉水位異常低下（レベル２）
・・・・・－950mm
・高圧炉心スプレイ系注水ノズル ・・・・・－1,227mm
・低圧炉心スプレイ系注水ノズル ・・・・・－1,227mm
・原子炉水位異常低下（レベル１）
・・・・・－3,800mm
・残留熱除去系注水ノズル・・・ ・・・・・－3,938mm
・燃料有効長頂部 ・・・・・・・・・・・・－4,248mm（基準水位（蒸気乾燥器下端レベル）を 0 ㎜とした相対水位を示す）【有効性評価の対象としていないが他に取り得る手段】
Ⅰ
技術基準上の全ての要求事項を満たすことや全てのプラント状況において使用することは困難であるが，プラント状況によっては，事故対応に有効な設備となる制御棒駆動水圧系，ほう酸水注入系，消火系，補給水系及び可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水も実施可能である。
また，高圧代替注水系による原子炉注水も可能である。

残留熱除去系の注入弁の閉止完了後は，原子炉注水を低圧炉心スプレイ系に切り替え，原子炉水位を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の間に維持する。

格納容器バイパス（ＩＳＬＯＣＡ）の対応手順の概要

監視可能であれば，以下のパラメータによる情報も勘案し総合的にＩＳＬＯＣＡ発生を確認する。
・系統異常過圧警報（RHR PUMP DISCH PRESS ABNORMAL HI/LOW 等）発報
・区画浸水警報（RHR Hx AREA FLOODING 等）発報
・区画温度上昇警報（RHR EQUIPMENT AREA AMBIENT TEMP HI 等）発報
・火災警報発報
・原子炉建屋内空間線量率上昇警報（R/B AREA RADIATION HIGH）発報
・原子炉建屋内ダストモニタ上昇警報（DUST MONITOR SYS ABNORMAL）発報
・主蒸気流量と給水流量とのミスマッチ発生・原子炉建屋内異常漏えい警報（R/B FD SUMP LEAKAGE HIGH，R/B FD SUMP LEVEL HI-HI 等）発報
・原子炉建屋機器ドレンサンプ温度高（R/B ED SUMP TEMP HIGH）発報
・ドライウェル圧力及び雰囲気温度が有意に上昇していない

記載のみ

補足１
ＩＳＬＯＣＡの発生は，隔離弁等の開操作実施時に以下のパラメータにより確認する。
・弁操作を実施した系統の圧力変動（残留熱除去系ポンプ吐出圧力）・主蒸気隔離弁が閉止し，原子炉隔離時冷却系による原子炉注水が開始されたにも関わらず原子炉水位の低下，原子炉隔離時冷却系系統流量）が継続（原子炉水位（広帯域，ＳＡ広帯域，燃料域，ＳＡ燃料域）

中央制御室における残留熱除去系の弁の閉止操作※１０

格納容器バイパス事象であるが，漏えい抑制のための原子炉減圧等に伴いサプレッション・プール水温度が 32℃を超える場合は，残留熱除去系によるサプレッション・プール冷却を実施する。

原子炉注水を原子炉隔離時冷却系のみで実施中の場合は，漏えい抑制のための原子炉減圧操作の実施前に低圧炉心ス
プレイ系等を起動し低圧で注水可能な系統を確保する。

※８

Ⅰ

※１２

ＩＳＬＯＣＡ発生時は，外部水源の原子炉注水系統を確保するため，常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注
水系（常設）を起動する。外部電源がない場合には，常設代替高圧電源装置による緊急用母線受電操作を実施する。

※７

ＩＳＬＯＣＡ発生時は，隔離操作が完了するまでの間，漏えい抑制のために原子炉水位を低めに維持するのが望ましいこと及び原子炉水位異常低（レベル２）にて高圧炉心スプレイ系の自動起動信号，主蒸気隔離弁の自動閉止信号等が発信することを踏まえ，運転手順に従い原子炉水位異常低下（レベル２）以上で可能な限り原子炉水位を低く維持する。
（補足２）

原子炉水位挙動の変化，残留熱除去系の吐出圧の変化，原子炉建屋床ドレンサンプポンプ運転頻度の低下等により総合的に隔離成功を確認する。
※６※１１

複数のパラメータによりＩＳＬＯＣＡの発生を確認する（補足１）。

※５

残留熱除去系の弁の閉止操作は，原子炉減圧操作に伴い原子炉圧力が残留熱除去系の低圧設計部の最高使用圧力を下回る圧力である3MPa[gage]以下まで低下した後に実施する。

中央制御室にて，機器ランプ表示，自動起動警報，ポンプ吐出圧力，系統流量，原子炉水位（広帯域），原子炉圧力等にて確認する。

※４
低圧炉心スプレイ系以外による原子炉注水・制御棒駆動水圧系による原子炉注水
・ほう酸水注入系による原子炉注水・消火系による原子炉注水・補給水系による原子炉注水・可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）の原子炉注水・高圧代替注水系による原子炉注水※１０

原子炉水位異常低下（レベル２）信号にて高圧炉心スプレイ系も自動起動するが，評価上は漏えいが発生する西側区画に設置されている高圧炉心スプレイ系の機能喪失を想定している。

※３

原子炉圧力 3MPa[gage]到達

原子炉スクラムは，中央制御室にて平均出力領域計装等により確認する。

使用済燃料プールの冷却操作（現場）の共同作業：運転員と重大事故等対応要員：重大事故等対応要員（現場）：解析上考慮しない操作：判：プラント状態（解析）：操作・確認（運転員）※２

タンクローリによる燃料給油操作例

評価上は給水流量の全喪失を想定している。

常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）の起動操作※７

可搬型代替注水中型
ポンプによる
水源補給操作凡※１

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

隔離成功の確認※６

主蒸気隔離弁閉止及び逃がし安全弁による原子炉圧力制御の確認※４

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

（約17分）

成功

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

(5時間)（21分） 残留熱除去系（サプレッション・プ
ール冷却系）によるサプレッション・プール冷却操作※１２（15分）（約20秒）（0秒）(解析上の時刻)

残留熱除去系Ｂ系注入弁全開試験
時「RHR PUMP B DISCH PRESS ABNORMAL
HI/LO」警報発報

定期試験開始「残留熱除去系Ｂ系
電動弁作動試験」

修正必要No.9-1

No.10-1

修正不要と線量率の関係を第 5.1－5 図に示す。
ａ．事象進展事象発生後，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の故障に伴い崩壊熱除去機能が喪失することにより原子炉水温が上昇し，約 1.1 時間後に沸騰，蒸発することにより原子炉水位は低下し始める。1 時間毎の中央制御室の巡視により，崩壊熱除去機能が喪失していることを確認し，事象発生から 2 時間後に，待機中の残留熱除去系（低圧注水系）を起動し，原子炉注水を行う。
事象発生から 4 時間 40 分後，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）への切替操作を実施し，崩壊熱除去機能を回復することによって，原子炉
水温は低下する。
ｂ．評価項目等
原子炉水位は，第 5.1－4 図に示すとおり，燃料有効長頂部の約 4.2m
上まで低下するに留まり，燃料の冠水は維持される。 ⇒再評価の結果，値の修正不要原子炉圧力容器は未開放であり，第 5.1－5 図に示すとおり，必要な遮蔽が維持できる水位（必要な遮蔽の目安とした 10mSv／h※ が維持される水位）である燃料有効長頂部の約 1.7m 上まで低下することはないため，⇒再評価の結果，
放射線の遮蔽は維持される。なお，線量率の評価点は燃料取替機床上と値の修正不要している。また，全制御棒全挿入状態が維持されるため，未臨界は確保されている。
原子炉水位回復後，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による除熱を継続することで，長期的に安定状態を維持できる。
本評価では，「1.2.4.2

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

本事故シーケンスグループにおける必要な遮蔽の目安とした線量率は，原5.1－9

No.10-2

修正必要

止後の時間が短く，燃料の崩壊熱が大きい場合は燃料有効長頂部が露出するまでの時間余裕が短くなる。原子炉水温が 100℃かつ原子炉停止から 12 時間後の燃料の崩壊熱の場合でも，必要な遮蔽が維持できる水位（必要な遮蔽の目安とした 10mSv／h が維持できる水位）である燃
料有効長頂部の約 1.7m 上の高さに到達するまでの時間は約 2.9 時間，⇒約2.8時間⇒再評価の結果，
燃料有効長頂部までの時間は約
4.3 時間であり，必要な放射線の遮蔽
値の修正不要⇒約4.2時間は維持され，原子炉への注水操作に対して十分な時間余裕が確保されているため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
初期条件の原子炉初期水温は，評価条件の 52℃に対して最確条件は
約 47℃～約 58℃である。本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件で設定している原子炉初期水温より高くなる場合があり，原子炉水位が燃料有効長頂部まで低下するまでの時間余裕は短くなる。原子炉水温が 100℃かつ原子炉停止から 12 時間後の燃料の崩壊熱の場合でも，必要な遮蔽が維持できる水位（必要な遮蔽の目安とした 10mSv／h が維持できる水位）である燃料有効長頂部の約 1.7m

⇒再評価の結果，上の高さに到達するまでの時間余裕は約 2.9 時間，燃料有効長頂部ま値の修正不要⇒約2.8時間
での時間余裕は約 4.3 時間であり，必要な放射線の遮蔽は維持され，原子炉への注水操作に対して十分な時間余裕が確保されているため，⇒約4.2時間
評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
初期条件の原子炉初期水位は，評価条件の通常運転水位（燃料有効長頂部から約 5.1m 上）に対して最確条件は通常運転水位に対してゆらぎ（通常運転水位±10cm 程度）がある。本評価条件の不確かさとして最確条件とした場合，評価条件で設定している原子炉初期水位より低くなる場合があるものの，原子炉初期水位のゆらぎによる変動量は，事象発生後の水位低下量に対して十分小さいことから，評価項目とな
5.1－13

No.10-3

修正不要(2)

操作時間余裕の把握操作遅れによる影響を把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認し，その結果を以下に示す。
操作条件の待機中の残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水操作については，通常運転水位から放射線の遮蔽が維持される最低水位に到達するまでの時間は約 4.5 時間，燃料有効長頂部まで原子炉水位が低下する⇒再評価の結果，値の修正不要までの時間は約 6.3 時間であり，これに対して，事故を認知して注水を開⇒再評価の結果，始するまでの時間は2 時間であることから，準備時間が確保できるため，値の修正不要

時間余裕がある。

(3)

ま と め
評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認した。その結果，評価条件等の不確かさを考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間には時間余裕がある。
（添付資料 5.1.8）

5.1.4

必要な要員及び資源の評価(1)

必要な要員の評価
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障による停止時冷却機能喪失）」の重大事故等対策時における必要な災害対策要5.1－16

No.10-4

修正不要：操作・確認（運転員）※2：プラント状態（解析）：判断：解析上考慮しない操作：重大事故等対応要員（現場）の作業：運転員と重大事故等対応要員（現場）の共同作業

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の停止(解析上の時刻)
（0秒）

※1

凡例

プラント前提条件
・原子炉の運転停止 1 日後
・原子炉圧力容器未開放
・格納容器開放・残留熱除去系（Ａ）：原子炉停止時冷却系の状態で運転中・残留熱除去系（Ｂ）：低圧注水系の状態で待機中
・残留熱除去系（Ｃ）：点検に伴い待機除外中
・全ての非常用ディーゼル発電機等：待機中
・原子炉水位は通常運転水位※3※4（約1時間）

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の停止確認 ※ １※5
※6
※7
作業員への退避指示

外部電源喪失 ※ ２（約1.1時間）※３※8

崩壊熱除去機能の確保操作

運転中の残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）が故障した場合は，警報等により速やかに事象発生を認知できるが，運転員による対応操作の時間余裕を厳しく評価する観点から，本評価では警報による認知には期待せず，1時間毎の中央制御室の巡視により残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）が停止
していることを認知するものとしている。
外部電源は事象発生1時間後に喪失するものと仮定する。ここで，事象発生と同時に外部電源が喪失することを想定した場合，原子炉保護系電源の喪失により格納容器隔離信号が発信し，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）のポンプ吸込ラインの格納容器隔離弁が自動閉となる。待機中の残留熱除去
系（原子炉停止時冷却系）を起動するためには，格納容器隔離信号のリセット操作が必要であるため，運転員は事象後速やかに崩壊熱除去機能が喪失したことを認知することができる。このため，本評価においては，運転員による対応操作を厳しく評価する観点から，事象発生1時間後（1時間毎の中央制
御室の巡視により事象を認知する時刻）までは外部電源がある場合を想定する。事象発生1時間以降
は，外部電源の有無によらず事象進展は同様であるが，資源の評価の観点から厳しくなる，外部電源がない場合を想定する。
現場作業員は，当直発電長のページングによる退避指示を確認後，退避する。なお，全ての現場作業員の退避が完了するまでの時間は，1時間程度である。
実操作においては，作業員の退避後に操作を実施するが，解析上，原子炉の水位低下量を厳しく見積もるために，原子炉水温が100℃に到達した時点で，逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動操作によって原子炉圧力が大気圧に維持されているものとする。
注水前の原子炉水位は燃料有効長頂部から4.2m上（原子炉水位低（レベル３）から0.3m下）となる。
原子炉水位（広帯域，燃料域）等により原子炉水位の回復を確認する。
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）のポンプ吸込ラインの格納容器隔離弁を開状態にするために，原子炉保護系母線の受電操作を行い，格納容器隔離信号をリセットする。
残留熱除去系の系統加圧ラインの手動弁を閉状態にする。

非常用ディーゼル発電機等の自動起動の確認

原子炉水温100℃到達⇒再評価の結果，値の修正不要⇒再評価の結果，値の修正不要

使用済燃料プールの冷却操作（70分）逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動操作による原子炉の低圧状態維持 ※４（2時間）

待機中の残留熱除去系（低圧注水系）
による原子炉注水操作 ※ ５【有効性評価の対象としていないが他に取り得る手段】（約2.1時間）（4時間40分）

原子炉の水位回復※６

待機中の残留熱除去系（低圧注水系）以外による原子炉注水操作
・高圧炉心スプレイ系による原子炉注水操作
・低圧炉心スプレイ系による原子炉注水操作
・常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作
・代替循環冷却系による原子炉注水操作
・可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水操作
・消火系（ディーゼル駆動ポンプ）による原子炉注水操作
・補給水系による原子炉注水操作

Ⅰ
原子炉保護系母線の受電操作 ※７

Ⅰ

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）
による原子炉除熱操作 ※ ８

逃がし安全弁（自動減圧機能）「 全閉」

待機中の残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水を優先するが，高圧炉心スプレイ系による原子炉注水，低圧炉心スプレイ系による原子炉注水，常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設），可搬型代替注水中型
ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水も実施可能である。
技術基準上の全ての要求事項を満たすことや全てのプラント状況において使用することは困難であるが，プラント状況によっては，事故対応に有効な設備となる，代替循環冷却系，消火系（ディーゼル駆動ポンプ）及び補給水系による原子炉注水も実施可能である。
Ⅱ

残留熱除去系海水系を用いた残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）以外による原子炉除熱操作
・緊急用海水系，代替残留熱除去系海水系を用いた残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱操作
・原子炉冷却材浄化系による原子炉除熱操作

Ⅱ

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

第 5.1－2 図

崩壊熱除去機能喪失時の対応手順の概要

5.1－26

残留熱除去系海水系を用いた残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）を優先す
るが，緊急用海水系を用いた残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱も実施可能である。
技術基準上の全ての要求事項を満たすことや全てのプラント状況において使用することは困難であるが，プラント状況によっては，事故対応に有効な設備となる，代替残留熱除去系海水系を用いた残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）
による原子炉除熱，及び原子炉冷却材浄化系による原子炉除熱も実施可能である。

No.10-5

修正必要

原子炉水温 100℃到達（事象発生約 1.1 時間後）
原子炉水位の回復後は，崩壊熱による蒸発を補うために必要な流量での注水を実施し，その後，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による崩壊熱除去を実施する

Ｌ８

Ｌ３

Ｌ２

残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水開始（事象発生 2 時間後，水位は燃料有効長頂部から約 4.2m 上）
Ｌ１

第5.1－4図

原子炉水位の推移⇒再評価の結果，
グラフ差し替え要

5.1－28

No.10-6

修正必要

1.0E+06

1.0E+05

1.0E+04
燃料を線源とした線量率が支配的な水位

1.0E+03

線 量 率1.0E+02

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

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

1.0E-01

1.0E-02

水位の低下（燃料有効長頂部から約 4.2m 上）遮蔽が維持される水位（10mSv／h，燃料有効長頂部から約 1.7m 上）

1.0E-03
通常運転水位（燃料有効長頂部から約 5.1m 上）
燃料有効長頂部からの水位（m）

第5.1－5図

原子炉水位と線量率⇒再評価の結果，
グラフ差し替え要
5.1－29ＰＯＳ－Ａに比べて崩壊熱が低く，燃料有効長頂部が露出するまでの時間余裕は長くなるため，ＰＯＳ－Ａを想定した有効性評価に包絡される。

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

B6

C1

※

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

・残留熱除去系－Ａ，Ｂ，Ｃ・高圧炉心スプレイ系
・低圧炉心スプレイ系
・常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）・可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）・常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替燃料プール注水系
・可搬型代替注水中型ポンプを用いた代替燃料プール注水系「崩壊熱除去機能喪失（ＰＯＳ－Ａ）」，「全交流動力電源喪失（ＰＯＳ－Ａ）」，及び「使用済燃料プール 想定事故１」を想定した有効性評価の条件に包絡B5

添付5.1.3-6
ＰＯＳ－Ａに比べて崩壊熱が低く，燃料有効長頂部が露出するまでの時間余裕は長くなるため，ＰＯＳ－Ａを想定した有効性評価に包絡される。

・残留熱除去系－Ａ，Ｂ，Ｃ・高圧炉心スプレイ系
・低圧炉心スプレイ系
・常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）・可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）「全交流動力電源喪失（ＰＯＳ－Ａ）」を想定した有効性評価の条件に包絡「崩壊熱除去機能喪失（ＰＯＳ－Ａ）」及び「全交流動力電源喪失（ＰＯＳ－Ａ）」を想定した有効性評価の条件に包絡C2

D

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

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

・残留熱除去系－Ｂ，Ｃ・高圧炉心スプレイ系
・低圧炉心スプレイ系
・常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）・可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）

ＰＣＶ／ＲＰＶ閉鎖への移行状態

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

・残留熱除去系－Ａ・高圧炉心スプレイ系
・低圧炉心スプレイ系
・常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）・可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）・常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替燃料プール注水系
・可搬型代替注水中型ポンプを用いた代替燃料プール注水系「全交流動力電源喪失（ＰＯＳ－Ａ）」及び「使用済燃料プール 想定事故１」を想定した有効性評価の条件に包絡

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

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

・残留熱除去系－Ｂ・常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）・可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）・常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替燃料プール注水系
・可搬型代替注水中型ポンプを用いた代替燃料プール注水系

・残留熱除去系－Ｂ・常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）・可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）・常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替燃料プール注水系
・可搬型代替注水中型ポンプを用いた代替燃料プール注水系

・残留熱除去系－Ａ・常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）・可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）・常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替燃料プール注水系
・可搬型代替注水中型ポンプを用いた代替燃料プール注水系

有効性評価において評価項目を満足することを確認している。

・残留熱除去系－Ａ，Ｂ
・高圧炉心スプレイ系
・低圧炉心スプレイ系
・常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）・可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）⇒約4.2時間

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

燃料有効長頂部の冠水・残留熱除去系－Ａ，Ｂ，Ｃ・高圧炉心スプレイ系
・低圧炉心スプレイ系
・常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）・可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）重大事故等対処設備等

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

包絡事象

未開放

未開放

開放

未開放

未開放

放射線の遮蔽が維持できる水位の確保

原子炉圧力容器が未開放であり，原子炉圧力容器蓋，蒸気乾燥器
及び気水分離器の遮蔽にも期待できることから，必要な遮蔽は確保される。
（添付資料5.1.7）

原子炉ウェル満水時は保有水量が多いため，遮蔽が維持される水位到達前に注水が可能である。
また，使用済燃料プールにおける放射線の遮蔽確保については「使用済燃料プール 想定事故１」に包絡される。

有効性評価において評価項目を満足することを確認している。
原子炉圧力容器が未開放であり，原子炉圧力容器蓋，蒸気乾燥器
及び気水分離器の遮蔽にも期待できることから，必要な遮蔽は確保される。
（添付資料5.1.7）

原子炉圧力容器が未開放であり，原子炉圧力容器蓋，蒸気乾燥器
及び気水分離器の遮蔽にも期待できることから，必要な遮蔽は確保される。
（添付資料5.1.7）

運転停止中の評価項目
原子炉圧力容器蓋の開閉状態

各プラント状態における評価項目に対する影響（崩壊熱除去機能喪失及び全交流動力電源喪失）「崩壊熱除去機能喪失（ＰＯＳ－Ａ）」「全交流動力電源喪失（ＰＯＳ－Ａ）」及び「使用済燃料プール 想定事故１」を想定した有効性評価の条件に包絡

B4

B3

B2

原子炉ウェル満水状態

ＰＣＶ／ＲＰＶ開放への移行状態

A

B1

原子炉冷温停止への移行状態

S

プラント状態（ＰＯＳ）

第1表

ＰＯＳ－Ａに同じ。

ＰＯＳ－Ａに同じ。
燃料の取出・装荷に関わる作業
は「反応度の誤投入」に包絡。

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

ＰＯＳ－Ａに同じ。

未臨界の確保修正必要No.10-7

修正不要No.10-8
添付資料 5.1.4

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

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

(1)

100℃に至るまでの時間
100℃に至るまでの時間は次の式で求める。
ｔ １ ＝（ｈ １ ０ ０ －ｈ ５ ２ ）×Ｖ ｃ ×ρ ５ ２ ／（Ｑ×3,600）＝約 1.1h

ｔ１

：100℃に至るまでの時間（h）

ｈ １ ０ ０ ：100℃の飽和水の比エンタルピ（kJ／kg）＝419.10

(2)

ｈ５２

：52℃の飽和水の比エンタルピ（kJ／kg）＝217.70

Ｖｃ：通常運転水位時の原子炉保有水の体積（m３ ）＝381

ρ５２：52℃の水密度（kg／m３ ）＝987

Ｑ：崩壊熱（MW）＝18.8

基準水位（燃料有効長頂部）又は放射線の遮蔽が維持される目安の水位に至るまでの時間
崩壊熱（蒸発）によって基準水位に至るまでの時間は次の式で求める。
ｔ＝ｔ １ ＋ｔ ２ ＝約 6.3h

⇒再評価の結果，
ｔ ２ ＝（ｈｓ －ｈ １ ０ ０ ）×Ｖ ｕ ×ρ ５ ２ ／（Ｑ×3,600）＝約 5.2h
値の修正不要添付 5.1.4-1⇒再評価の結果，値の修正不要No.10-9

修正必要
ｔ ：基準水位に至るまでの時間（h）
ｔ ２ ：100℃到達から基準水位に至るまでの時間（h）
ｈ ｓ ：飽和蒸気の比エンタルピ（kJ／kg）＝2,675.57
Ｖ ｕ ：基準水位までの水の体積（m３ ）＝157⇒156
崩壊熱（蒸発）によって放射線の遮蔽が維持される水位に至るまでの時間は次の式で求める。
ｔ＝ｔ １ ＋ｔ ３ ＝約 4.5h
ｔ ３ ＝（ｈ ｓ⇒再評価の結果，－ｈ １ ０ ０ ）×Ｖ ｕ ×ρ ５ ２ ／（Ｑ×3,600）＝約 3.4h

値の修正不要⇒再評価の結果，
ｔ ：放射線の遮蔽が維持される水位に至るまでの時間（h）
値の修正不要ｔ ３ ：100℃到達から放射線の遮蔽が維持される水位に至るまでの時間（h）
Ｖ ｕ ：放射線の遮蔽が維持される水位までの水の体積（m３ ）＝105

⇒104
(3)

崩壊熱による蒸発量
崩壊熱によって蒸発する冷却材の量は次の式で求める。
Ｖ ｈ ＝（Ｑ×3,600）／（（ｈ ｓ －ｈ １ ０ ０ ）×ρ １ ０ ０ ）＝約 32m／h３Ｖｈ：蒸発量（m３ ／h）

ρ １０ ０ ：100℃の水密度（kg／m３ ）＝958(4)

必要な注水量崩壊熱によって蒸発する冷却材を補うために必要な注水量は次の式で求める。
ｆ＝（Ｑ×3,600）／（（ｈ ｓ －ｈ ｆ ）×ρ ｆ ）ｆ ：必要な注水量（m３ ／h）

添付 5.1.4-2

修正必要

No.10-10
添付資料 5.1.5

崩壊熱除去機能喪失及び全交流動力電源喪失における崩壊熱の設定の考え方

1.

本評価における崩壊熱の設定
運転停止中の原子炉における燃料損傷防止対策の有効性評価のうち ，「 崩 壊 熱 除 去 機 能 喪 失 」 及 び 「 全 交 流 動 力 電 源 喪 失 」 の 重 要 事 故
シ ー ケ ン ス に 対 す る 有 効 性 評 価 で は ， 原 子 炉 停 止 か ら 1日 後 ※ の 崩 壊熱を用いて原子炉水温の上昇及び蒸発による原子炉水位の低下を評価している。
一般に，定期検査期間が数十日であることを考慮すると，原子炉
停 止 か ら 1 日（ 2 4時 間 ）後 の 崩 壊 熱 を 用 い る こ と は 保 守 的 な 設 定 で あると考えられるが，仮に原子炉停止からの時間がより短い時点での崩壊熱を用いれば，より厳しい評価条件となる。
※

原 子 炉 停 止 か ら 1 日（ 2 4 時 間 ）後 と は ，発 電 機 解 列 か ら の 時 間 を 示 し ている。通常停止操作において原子炉の出力は発電機解列以前から徐々に低下させるが，崩壊熱評価は原子炉スクラムのような瞬時に出力を低下させる保守的な計算条件となっている。

2.

より厳しい崩壊熱を設定した場合の時間余裕への影響
プラント停止時の期間を復水器真空破壊からとすると，通常，復水器真空破壊のタイミングは通常のプラント停止操作における発電機 解 列 か ら 1 2時 間 以 上 経 過 し て い る 。仮 に ，原 子 炉 水 温 が 100℃ か つ
原 子 炉 停 止 か ら 12 時 間 後 の 崩 壊 熱 を 評 価 条 件 と し た 場 合 ， 燃 料 有 効
長 頂 部 ま で 原 子 炉 水 位 が 低 下 す る ま で の 時 間 余 裕 は 約 4.3 時 間 と な
り ， Ｐ Ｏ Ｓ － Ａ に 比 べ て 時 間 余 裕 が 約 2時 間 短 く な る⇒約4.2時間
が ，「 崩 壊 熱 除
添付 5.1.5-1⇒再評価の結果，値の修正不要No.10-11

修正必要

去 機 能 喪 失 」 に お け る 原 子 炉 注 水 開 始 は 事 象 発 生 か ら 2 時 間 後 ，「 全交 流 動 力 電 源 喪 失 」 に お け る 原 子 炉 注 水 開 始 は 事 象 発 生 か ら 25 分 後であるため，燃料有効長頂部の冠水は維持される。
ま た ， 遮 蔽 維 持 水 位 到 達 ま で の 時 間 余 裕 は ， 約 2 .9 時 間 と な り ， Ｐ⇒約2.8時間Ｏ Ｓ － Ａ に 比 べ て 時 間 余 裕 が 約 1.6時 間 短 く な る
も の の ，放 射 線 の 遮
蔽 に 必 要 な 水 位 は 維 持 さ れ る⇒約1.7時間。
（ 添 付 資 料 5.1.7）
このように，より厳しい崩壊熱を設定した場合においても，燃料有効長頂部の冠水は維持され，放射線の遮蔽に必要な水位は維持されることを確認した。

添付 5.1.5-2

修正不要

No.10-12

上階での線量率は十分小さくなる。また，この状態はコンクリートハ
ッ チ ， 格 納 容 器 蓋 が 未 開 放 状 態 で あ り ，後 述 す る ① -2 の 状 態 に 包 含 される。
以上より，この状態における放射線の遮蔽の評価は不要である。
※

一 例 と し て Ｃ ｏ － 60 を 線 源 と し た 時 の 10cm の 鉄 の 実 効 線 量 透 過 率 は 約
8.2E-02， 155cm の コ ン ク リ ー ト の 実 効 線 量 透 過 率 は 約 4 .1E -0 7 で あ る 。
（参考

放 射 線 施 設 の し ゃ へ い 計 算 実 務 マ ニ ュ ア ル 2000 公 益 財 団 法 人

原子力安全技術センター）① -2

コ ン ク リ ー ト ハ ッ チ 取 外 し 及 び 格 納 容 器 蓋 取 外 し（ 第 1 図 中 の 2・3， 4）

コンクリートハッチ，格納容器蓋の開放後は，これらの遮蔽効果には期待できなくなり，期待できる遮蔽効果は，原子炉圧力容器蓋，蒸気乾燥器，気水分離器となる。この状態における通常運転水位時が①-1 及 び 後 述 す る ② ，③ を 包 含 す る 最 も 厳 し い 状 態 で あ る た め ， こ の 状
態を線量率の評価対象とする。

② 原 子 炉 圧 力 容 器 蓋 取 外 し （ 第 1 図 中 の 5）
原 子 炉 圧 力 容 器 蓋 開 放 時 は フ ラ ン ジ 約 0.5m 下 ま で 原 子 炉 水 位 を 上昇させた後，原子炉圧力容器蓋開放作業を実施する。この際，原子炉水位の上昇により炉心燃料や上部格子板からの放射線の影響は非常に小さくなる。また，保有水量が多くなるため，沸騰開始までの時間余
裕 は ① -2 に 比 べ て 長 く な る （ 約 1.4 時 間 程 度 ）。 こ の た め ， こ の 状 態
における放射線の遮蔽の評価
は ， 上 記 の ① -2 の 評 価 に 包 絡 さ れ る 。
⇒再評価の結果，値の修正不要

なお，原子炉圧力容器蓋の取外し中に全交流動力電源喪失等の事故が発生した場合でも，原子炉圧力容器蓋を完全に移動させていなけれ

添付 5.1.7-5

修正必要

No.10-13

E L 約 49 .4

約 2 0. 0 － Ｔ

V oid

原子炉圧力容器
鉄（ 密 度 7.8 g ／ c m ３ ）E L 約 42 .4

V oid
蒸気乾燥器
鉄（ 密 度 7.8 g ／ c m ３ ）水（ 密 度 0. 9 58g／ cm ３ ）E L 約 34 .6 ( NW L)

シュラウドヘッド鉄（ 密 度 7. 8g／ c m ３ ）EL 約 30. 6

EL 約 2 9.4⇒EL約29.5

E L 約 25 .7⇒EL約25.8（誤ったTAF位置から
燃料有効長分を引いた値を設定していた）

約 3 .7

パラメータ（Ｔ）

EL 約 3 5.7

線 源 （ 円 柱 ） φ 約 4. 6m× 約 3 . 7m
燃料（密度g／ cm ３ ）φ 約 4. 6

単位：m
×： 評 価 点 （ 燃 料 取 替 機 床 上 ）第 3図

燃料の線量率計算モデル

添付 5.1.7-9

修正不要
線源材質
※

平板（密度

：

シュラウドヘッドの材質

No.10-14

g／ cm ３ ） ※の 密 度 は ，同 等 で あ る

で代

表した

線 量 率 計 算 モ デ ル （ 遮 蔽 ） を 第 3， 4 図 に 示 す 。

(3)

現場の線量率の評価結果(1)， (2)の 条 件 を 用 い て 評 価 し た 現 場 の 線 量 率 と 原 子 炉 水 位 の 関 係

を第 7 図に示す。
グ ラ フ よ り 必 要 な 遮 蔽 を 確 保 で き る 水 位 （ 目 安 と 考 え る 10mSv／ h）
は ，「 燃 料 有 効 長 頂 部 の 約 1.7m 上 」 と し た 。

⇒再評価の結果，値の修正不要添付 5.1.7-17

修正必要No.10-15

1.0E+06

1.0E+05

1.0E+04

1.0E+03線
1.0E+02量

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

率

目 標 線 量 率 （ 10 m Sv ／ h ）1.0E+01（ mS v ／ h ）1.0E+00

1.0E-01

1.0E-02

通常運転水位（ 燃 料 有 効 長 頂 部 か ら 約 5. 1m 上 ）1.0E-03
燃 料 有 効 長 頂 部 か ら の 水 位 （ m）

第 7図

原子炉水位と線量率⇒再評価の結果，
グラフ差し替え要

添付 5.1.7-18

修正必要
(4)

No.10-16

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

持 に 必 要 な 水 位 到 達 ま で の 時 間 を ，「 添 付 資 料 5.1.3」 の 計 算 を 用 いて求めた。
計 算 は 後 述 す る「 添 付 資 料 5.1.8」の 評 価 条 件 の 不 確 か さ を 踏 ま え ，原 子 炉 停 止 か ら 12 時 間 後 と 1 日 後 の 2 ケ ー ス を 実 施 し た 。
算出条件及び算出結果を第 2 表に示す。
その結果，原子炉停止 1 日後における必要な遮蔽を確保できる水
位到達までの時間余裕は，崩壊熱除去機能喪失時の注水までの時間（ 2 時 間 ），全 交 流 動 力 電 源 喪 失 時 の 注 水 開 始 ま で の 時 間（ 25 分 ）に対して十分な余裕があることを確認した。

第2表

必要な遮蔽を確保できる水位到達までの時間余裕の算出条件及び算出結果
算出条件

算出結果
必要な遮蔽を確保

原子炉停止後の時間

原子炉初期水温

崩壊熱できる水位到達までの時間余裕⇒約2.8時間

12 時間（不確かさで確認す燃料有効長頂部までの時間余裕⇒約4.2時間

100℃

約 22.4MW

約 2.9 時間※

約 4.3 時間52℃

約 18.8MW

約 4.5 時間

約 6.3 時間

る感度解析ケース）
24 時間（有効性評価で確認するベースケース）※5.

⇒再評価の結果， ⇒再評価の結果，値の修正不要値の修正不要

格納容器蓋等による放射線の遮蔽には期待していない

事故時の退避について
事故発生時の現場作業員の退避について確認した。事象発生時，作業員は，発電長のページングによる退避指示により，現場からの退避を開始し，全ての現場作業員の退避が完了するまでの時間は，1 時間

添付 5.1.7-19

修正必要No.10-17

初 期 水 温 100℃ の 状 態 を 想 定 し た 場 合 で も ， Ｐ Ｏ Ｓ － Ａ に 比 べ て 1.6
時 間 短 く な る も の の ， 放 射 線 の 遮 蔽 に 必 要 な 水 位 は 維 持 さ れ る 。⇒約1.7時間

添付 5.1.7-21

添付 5.1.8-1

通常運転水位（燃料有効長頂部から約 5.1m）

原子炉初期水位

原子炉停止初期の
通常水位付近にある状態を想定残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の設計値を設
定停止後の時間については，停止後の時間が短くなるよ
うに 1 日後の状態を想定

評価条件設定の考え方最確条件では評価条件で設定している原子炉初期水位より低くなる場合があり，原子炉水位が燃料有効長頂部まで低下するまでの時間余裕が短くなる場合があるものの，原子炉への注水操作は原子炉水位に応じた対応をとるものではなく，崩壊熱除去機能喪失の認知を起点とするものであるため，運転員等操
作時間に与える影響はない。

⇒約2.8時間⇒再評価の結果，値の修正不要⇒約4.2時間⇒約2.8時間⇒再評価の結果，値の修正不要最確条件では評価条件で設定している燃料の崩壊熱より小さくなるため，原子炉水温上昇及び原子炉水位低下速度は緩やかになることから，評価項目となるパラメータの判断基準に対する余裕が大きくなる。
また，原子炉停止後の時間が短く，燃料の崩壊熱が大きい場合は注水までの時間余裕が短くなる。原子炉水温が 100℃かつ原子炉停止から 12 時間後の燃料の崩壊熱の場合でも，必要な遮蔽が維持できる水位（必要な遮蔽の目安とした 10mSv／h が維持できる水位）である燃料有効長頂部の約 1.7m 上の高さに到達するまでの時間は約 2.9 時間，燃料有効長頂部までの時間は約 4.3 時間であり，必要な放射線の遮蔽は維持され，原子炉への注水操作に対して十分な時間余裕が確保されているため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
最確条件では，評価条件で設定している原子炉初期水温より高くなる場合があり，原子炉水位が燃料有効長頂部まで低下するまでの時間余裕は短くなる。原子炉水温が100℃かつ原子炉停止から 12 時間後の燃料の崩壊熱の場合でも，必要な遮蔽が維持できる水位である燃料有効長頂部の約 1.7m 上の高さに到達するまでの時間余裕は約 2.9
時間，燃料有効長頂部までの時間余裕は約
4.3 時間であり，必要な放射線の遮蔽は維持され，原子炉への注水操作に対して十分な
時間余裕が確保されているため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
最確条件では評価条件で設定している原子炉初期水位より低くなる場合があり，原子炉水位が燃料有効長頂部まで低下するまでの時間余裕は短くなる場合があるものの，原子炉初期水位のゆらぎによる変動量は，事象発生後の水位低下量に対して十分小さ
いため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

評価項目となるパラメータに与える影響⇒約4.2時間

最確条件では評価条件で設定している原子炉初期水温より高くなる場合があり，原子炉水位が燃料有効長頂部まで低下するまでの時間余裕が短くなる場合があるものの，原子炉への注水操作は原子炉水温に応じた対応をとるものではなく，崩壊熱除去機能喪失の認知を起点とする操作であるため，運転員等操
作時間に与える影響はない。

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

運転員等の操作時間に与える影響

過 去 の プ ラ ン ト 停 止 操 作 実 施 時 の 発 電 機 解 列 か ら 約 24 時 間 経 過 後 の 原 子 炉 水 温 の 実 績 デ ー タ 。

通常運転水位（通常運転水位±10cm 程度）
（実績値）

52℃

約 18.8MW 以下

原子炉初期水温※1

初期条件
約 47℃～約 58℃※１（実績値）

約 18.8MW
ANSI／ANS-5.1-1979（9×9 燃料（A 型），燃
焼度 33GWd／t，原子炉
停止 1 日後）

評価条件（初期，事故及び機器条件）の不確かさ
評価条件
最確条件

崩 壊 熱 除 去 機 能 喪 失 ） (1／ 3)

崩壊熱除去機能喪失）

評価条 件を最 確条件 とした 場合の 運転員の操作 時間及 び評価 項目となる パラメー タに与 える影響（ 運転停 止中

燃料の崩壊熱項目

第 1表

評価条件の不確かさの影響評価について（運転停止中

修正必要
No.10-18

添付資料 5.1.8

操
作
条
件

⇒再評価の結果，値の修正不要⇒再評価の結果，値の修正不要運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕（運転停止中
崩 壊 熱 除 去 機 能 喪 失 ）（ 1 ／ 2 ）評価条件(操作条件)
運転員等操作時間に評価項目となるパラ
項目
操作の不確かさ要因
操作余裕時間
訓練実績等
評価上の評価条件設定の与える影響
メータに与える影響
操作開始条件考え方【認知】
評価では，1 時間毎の中央制御室の巡視により，崩壊熱除去機能が喪失していることを確認すると想定している。原子炉水位低
原子炉注水操作開始
下を認知した後に原子炉注水操作の必要性が早くなる場合は原を認知することは容易であり，評価上の原
子炉注水操作開始時間に対して，実際の原 原子炉水位低下を認 子炉水位低下が抑制
原子炉水位が通常
子炉注水操作開始時間は早くなる場合が考 知した際に原子炉注 され，評価項目となる
運転水位から放射えられる。
中央制御室にお水の必要性を認知す パラメータに対する線の遮蔽が維持さ【要員配置】
ける操作のため，ることは容易であり， 余裕は大きくなる。な
れる最低水位に到
中央制御室での操作のみであり，運転員は 評価では事象発生か お，運転中の残留熱除シミュレータに達するまでの時間
中央制御室に常駐していることから，操作 ら 2 時間後の原子炉 去系の故障時には，警て訓練実績を取は約 4.5 時間，燃時間に与える影響はない。
得した。
注水操作開始を設定 報により事象発生を
事象の認知及び料有効長頂部まで
待機中の残留熱【移動】
所要時間を 5 分
しているが，実際の原 検知可能であり，待機操作に要する時低下するまでの時除去系（低圧注 事象発生から
中央制御室での操作のみであり，移動が操 子炉注水操作開始時 中の残留熱除去系をと想定している間に，更に時間余
間は約 6.3 時間で水系）による注 2 時間後
作開始時間に与える影響はない。
ところ，訓練実績
間は早くなることが 原子炉停止時冷却系
裕を考慮して設あり，これに対し
水操作【操作所要時間】では約 4 分であ考えられ，原子炉水位 として，速やかに起動
定て崩壊熱除去機能
中央制御室の制御盤のスイッチによる簡易 の回復が早くなる。ま することで崩壊熱除る。
喪失を認知して原な操作であり，緩やかな原子炉水位低下に た，その他の操作と並 去機能を回復するこ
想定で意図して子炉注水を開始す
対して操作に要する時間は短く，操作開始 列して実施する場合 とができるため，評価いる運転操作がるまでの時間は 2
時間に影響を及ぼす可能性は非常に小さ でも，順次実施し所定 項目となるパラメー
実施可能なこと時間であることかの時間までに操作を タの判断基準に対すい。
を確認した。
ら，時間余裕があ完了できることから る余裕が大きくなる【他の並列操作の有無】
る。
が，本評価ではこれに他の並列操作はないことから，操作時間に 影響はない。
期待しないこととす
与える影響はない。
る。
【操作の確実さ】
中央制御室の制御盤のスイッチによる容易な操作のため，誤操作は起こりにくいことから，誤操作等が操作開始時間に影響を及ぼす可能性は非常に低い。

第 2 表

修正不要

添付 5.1.8-4

No.10-19

修正不要No.11-1とにより，原子炉水温が上昇し，約 1.1 時間後に沸騰，蒸発することで原子炉水位は低下し始めるが，事象発生後速やかに全交流動力電源喪失を判断し，中央制御室からの遠隔操作により常設代替高圧電源装置による交流電源の供給を開始し，事象発生から 25 分経過した時点で常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）の起動操作を完了
し，原子炉冷却材の蒸発量を補うために必要な注水流量で原子炉注水を実施することによって，原子炉水位を通常運転水位付近で維持することができる。
事象発生から 4 時間 55 分経過した時点で，緊急用海水系を用いた残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）復旧後の原子炉除熱を開始することによって，原子炉水温は低下する。
ｂ．評価項目等
原子炉水位は，第 5.2－4 図に示すとおり，蒸発量に応じた注水により通常運転水位付近で維持でき，燃料は冠水を維持する。
原子炉圧力容器は未開放であり，第 5.2－5 図に示すとおり，必要な遮蔽を確保できる水位（必要な遮蔽の目安とした 10mSv／h※ が確保される水位）である燃料有効長頂部の約 1.7m 上まで低下することがないため，⇒再評価の結果，
放射線の遮蔽は維持される（必要な遮蔽の目安とした
10mSv／h を下回
値の修正不要る）。なお，線量率の評価点は燃料取替機床上としている。また，全制御
棒全挿入状態が維持されているため，未臨界は確保されている。
なお，事象発生前に現場にいた作業員の退避における放射線影響については，現場環境が悪化する前に退避が可能であるため，影響はない。
事象発生から 4 時間 55 分経過した時点で，緊急用海水系を用いた残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）復旧後の原子炉除熱を開始すること
により，長期的に安定状態を維持できる。
5.2－10修正必要(b)

No.11-2

評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の燃料の崩壊熱は，評価条件の約 18.8MW に対して最確条
件は約 18.8MW 以下であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合，評価条件で設定している燃料の崩壊熱より小さくなるため，
原子炉水温上昇及び原子炉水位低下速度は緩やかになることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。また，原子炉停止後の時間が短く，燃料の崩壊熱が大きい場合は注水までの時間余裕が短くなる。原子炉水温が 100℃かつ原子炉停止から 12 時間後の燃料の崩壊熱の場合でも，必要な遮蔽が維持できる水位（必要な遮蔽の目安とした 10mSv／h が維持できる水位）である燃料有効長頂部の約 1.7m

⇒再評価の結果，上の高さに到達するまでの時間は約 2.9 時間，燃料有効長頂部までの値の修正不要⇒約2.8時間
時間は約 4.3 時間であり，必要な放射線の遮蔽は維持され，原子炉へ⇒約4.2時間の注水操作に対して十分な時間余裕が確保されているため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
初期条件の原子炉初期水温は，評価条件の 52℃に対して最確条件は
約 47℃～約 58℃である。本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件で設定している原子炉初期水温より高くなる場合があり，原子炉水位が燃料有効長頂部まで低下するまでの時間余裕は短くなる。原子炉水温が 100℃かつ原子炉停止から 12 時間後の燃料の崩壊熱の場合でも，必要な遮蔽が維持できる水位（必要な遮蔽の目安とした 10mSv／h が維持できる水位）である燃料有効長頂部の約 1.7m

⇒再評価の結果，上の高さに到達するまでの時間余裕は約 2.9 時間，燃料有効長頂部ま値の修正不要⇒約2.8時間
での時間余裕は約 4.3 時間であり，必要な放射線の遮蔽は維持され，⇒約4.2時間
原子炉への注水操作に対して十分な時間余裕が確保されているため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
5.2－14

No.11-3

修正不要に与える影響は小さい。

(2)

操作時間余裕の把握操作遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲での操作時間余裕を確認し，その結果を以下に示す。
操作条件の常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）⇒再評価の結果，値の修正不要の起動操作の時間余裕については，原子炉水位が通常水位から放射線の遮蔽が維持される最低水位に到達するまでの時間は事象発生から約 4.5 時間，
通常水位から燃料有効長頂部まで低下するまでの時間余裕は約 6.3 時間で⇒再評価の結果，あり，事象発生から 25 分で原子炉注水準備が完了するため，十分な時間余値の修正不要裕を確保できる。

ま と め

(3)

評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認した。その結果，評価条件等の不確かさを考慮した場合においても評価項目となるパラメータに与える影響はない。
この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間には時間余裕がある。
（添付資料 5.2.2，5.2.3）

5.2.4

必要な要員及び資源の評価(1)

必要な要員の評価
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」の重大事故等対策にお5.2－17

修正必要

第 5.2－5 図

原子炉水位と線量率

5.2－31

No.11-4⇒再評価の結果，
グラフ差し替え要初期条件

添付 5.2.2-1

52℃

約 47℃～約 58℃※１（実績値）

約 18.8MW 以下

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の設計
値及び運転停止 1 日後の原子炉水温の実績値（47℃～58℃）を踏ま
えて設定

停止後の時間について
は，停止後の時間が短くなるように 1 日後の状態を想定⇒再評価の結果，値の修正不要⇒再評価の結果，値の修正不要最確条件では評価条件で設定している原子炉
初期水位より低くなる場合があり，原子炉水位が燃料有効長頂部まで低下するまでの時間余
裕は短くなる場合があるものの，燃料有効長頂部まで水位が低下する時間は長くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

⇒約4.2時間⇒約2.8時間

最確条件では評価条件で設定している原子炉
初期水位より低くなる場合があり，原子炉水位が燃料有効長頂部まで低下するまでの時間余
裕が短くなる場合があるものの，原子炉への注水操作は原子炉水位に応じた対応をとるもの
ではなく，崩壊熱除去機能喪失の認知を起点とするものであるため，運転員等操作時間に与える影響はない。

⇒約4.2時間⇒約2.8時間

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

最確条件では評価条件で設定している原子炉初期水位より低くなる場合があり，原子炉水位が
燃料有効長頂部まで低下するまでの時間余裕が通常運転水位通常運転水位
原子炉停止初期の通常短くなる場合があるものの，注水操作や給電操
原子炉初期水位（燃料有効長頂部から （通常運転水位±10cm
水位付近にある状態を
作は原子炉水位に応じた対応をとるものではな
約 5.1m）
程度）
（実績値）
想定
く，全交流動力電源の喪失の認知を起点とする操作であるため，運転員等操作時間に与える影響はない。
※ 1 過 去 の プ ラ ン ト 停 止 操 作 実 施 時 の 発 電 機 解 列 か ら 約 24 時 間 経 過 後 の 原 子 炉 水 温 の 実 績 デ ー タ 。

原子炉初期水温

約 18.8MW（ANSI/ANS-5.1-1979）（9×9 燃料（A 型），燃
焼度 33GWd／t，原子炉停止後 1 日）最確条件では評価条件で設定している燃料の崩壊熱より小さくなるため，原子炉水温上昇及び原子炉水位低下速度は緩やかになることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
また，原子炉停止後の時間が短く，燃料の崩壊熱が大きい場合は注水までの時間余裕が短くなる。原子炉水温が 100℃かつ原子炉停止から12 時間後の燃料の崩壊熱の場合でも，必要な遮蔽が維持できる水位（必要な遮蔽の目安とした 10mSv／h が維持できる水位）である燃料有
効長頂部の約 1.7m 上の高さに到達するまでの時間は約 2.9 時間，燃料有効長頂部までの時間
は約 4.3 時間であり，必要な放射線の遮蔽は維持され，原子炉への注水操作に対して十分な時
間余裕が確保されているため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
最確条件では，評価条件で設定している原子炉
初期水温より高くなる場合があり，原子炉水位が燃料有効長頂部まで低下するまでの時間余
裕は短くなる。原子炉水温が 100℃かつ原子炉停止から 12 時間後の燃料の崩壊熱の場合でも，必要な遮蔽が維持できる水位である燃料有
効長頂部の約 1.7m 上の高さに到達するまでの時間余裕は約 2.9 時間，燃料有効長頂部までの時間余裕は約 4.3 時間であり，必要な放射線の遮蔽は維持され，原子炉への注水操作に対して十分な時間余裕が確保されているため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

評価項目となるパラメータに与える影響

全 交 流 動 力 電 源 喪 失 ） (1／ 3)

全交流動力電源喪失）

評価条 件を最 確条件 とした 場合の 運転員の操作 時間及 び評価 項目となる パラメー タに与 える影響（ 運転停 止中
評価条件（初期，事故及び機器条件）の不確かさ
評価条件設定の考え方
運転員等の操作時間に与える影響
評価条件
最確条件

燃料の崩壊熱項目

第 1表

評価条件の不確かさの影響評価について（運転停止中修正必要
添付資料 5.2.2

No.11-5操
作条件

常設低圧代替注
水系ポンプを用いた低圧代替注
水系（常設）の
起動操作

項目

第 2表

常設低圧
代替注水
系ポンプ
を用いた
低圧代替
注水系（常
設）の起動
操作：事象
発生から
25 分後

状況判断，全交流動
力電源喪失の判断，
常設代替高圧電源装
置からの受電操作，及び常設低圧代替注
水系ポンプを用いた
低圧代替注水系（常設）の起動操作に要する時間を考慮して設定

評価条件(操作条件)
評価上の評価条件設定の
操作開始
考え方
条件

常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）の起動操作は，常設代替
高圧電源装置からの受電操作後に実施するため，受電操作の影響を受けるが，実際の操作時間が評価上の操作開始時間とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は
小さい。

【認知】
中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機等の電源回復ができない場合，早期の電源回復不可と判断し，これにより常設低圧代替注水系
ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）の準備を開始する手順としている。事象判断の時間として 10 分を想定しており，全交流動力電源喪失時に交流電源及び注水手段の確保の必要性を認知することは容易であることから，認知遅れが操作開始時間に影響を及ぼす可能性は非常に小さい。
【要員配置】
中央制御室での操作のみであり，運転員は中央制御室に常駐していることか
ら，操作時間に与える影響はない。
【移動】
中央制御室での操作のみであり，移動が操作開始時間に与える影響はない。
【操作所要時間】
操作所要時間は 1 分単位で設定しており，実際の操作時間は評価上の想定時間よりも早くなることから，操作開始
時間に与える影響はない。
【他の並列操作の有無】
他の並列操作はないことから，操作開始時間に与える影響はない。
【操作の確実さ】
中央制御室の制御盤のスイッチによる簡単な操作であり，誤操作は起こりにくいことから，誤操作等が操作開始時間に影響を及ぼす可能性は非常に小さい。

評価項目となるパラメータに与える
影響

原子炉水位が通常運転水位から放射線の遮蔽が維持される最低水位に到達するまでの時間
は 4.5 時間，通常水位から燃料有効
長頂部まで低下す
るまでの時間は約
6.3 時間であり，これに対して全交
流動力電源喪失を認知して注水準備を完了するまでの
時間は 25 分であることから，時間余裕がある。

操作時間余裕⇒再評価の結果，値の修正不要とほぼ同等である
ことから，評価項
目となるパラメー
タに与える影響は小さい。

⇒再評価の結果，実際の操作開始時
値の修正不要間は評価上の設定

運転員等操作時間に与える影響

操作の不確かさ要因

常設低圧代替注水系ポンプを用いた
低圧代替注水系（常設）の起動操
作は，所要時間を
3 分と想定しているところ，訓練実
績では約 3 分である。
想定で意図している運転操作が実現可能なことを確認
した。

訓練実績等

運 転 員 等 操 作 時 間 に 与 え る 影 響 ， 評 価 項 目 と な る パ ラ メ ー タ に 与 え る 影 響 及 び 操 作 時 間 余 裕 （ 1 ／ 2）

修正不要

添付 5.2.2-4

No.11-6

修正不要(c)No.12-1

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の運転は，原子炉冷却材流出箇所の隔離操作後に実施するものとする。

(3)

有効性評価の結果
本重要事故シーケンスの原子炉水位の推移を第 5.3－4 図に，原子炉水位と線量率の関係を第 5.3－5 図に示す。
ａ．事象進展事象発生後，原子炉冷却材が流出することにより，原子炉水位は低下し始めるが，原子炉水位の低下により異常事象を認知し，事象発生から2 時間経過した時点で，待機中の残留熱除去系ポンプを起動し，残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水を行う。
その後は原子炉冷却材の流出箇所を隔離することによって流出を止め，また，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の運転により原子炉除熱を行う。

ｂ．評価項目等
原子炉水位は，第 5.3－4 図に示すとおり，燃料有効長頂部の約 2.1m
上まで低下するにとどまり，燃料は冠水維持される。

⇒再評価の結果，値の修正不要原子炉圧力容器は未開放であり，必要な遮蔽が維持できる水位（必要な遮蔽の目安とした 10mSv／h ※ が維持される水位）である燃料有効長頂部の約 1.7m 上を下回ることがないため，放射線の遮蔽は維持される。なお，線量率の評価点は燃料取替機床上としている。また，全制御棒全挿⇒再評価の結果，値の修正不要入状態が維持されているため，未臨界は確保されている。
原子炉水位回復後，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の運転による原子炉除熱を行うことで，安定状態を維持できる。
5.3－8

No.12-2

修正不要(b)

評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の原子炉初期水位及び原子炉圧力容器の状態については，
評価条件として設定した通常運転水位及び原子炉圧力容器未開放に対し，最確条件は事故事象毎に異なる。原子炉圧力容器が開放状態で，原子炉初期水位が原子炉ウェル満水又は原子炉ウェル満水への移行期
間，かつプールゲートが閉状態の場合においては，評価条件よりも原子炉初期水位が高くなるため，ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡにより遮蔽が維持される水位まで原子炉水位が低下するまでの時間は約 18.4 時間となり，評価条件に比べて時間余裕が長くなる。また，プールゲート⇒再評価の結果，値の修正不要が開状態の場合は更に時間余裕が長くなることから，評価項目となるパラメータに与える余裕は更に大きくなる。
初期条件の原子炉初期圧力は，評価条件の大気圧に対して最確条件
も大気圧であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合，評価条件と同様であることから，事象進展に与える影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。

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

運転員等操作時間に与える影響
操作条件の待機中の残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水操作は，評価上の操作開始条件として，事象発生から 2 時間後を設定
5.3－11

修正不要

No.12-3

操作条件の原子炉冷却材流出箇所の隔離操作は，運転員等操作時間に与える影響として，原子炉冷却材流出の停止操作が早くなる場合は原子炉水位の低下が抑制され，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

(2)

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

(3)

ま と め
評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認した。その結果，評価条件等の不確かさを考慮した場合においても評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間には時間余裕がある。
（添付資料 5.3.4）
5.3－13

※5
※6
※7

※3
※4

※2

※1

残留熱除去系海水系を用いた残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）
以外による原子炉除熱操作
・緊急用海水系，代替残留熱除去系海水系を用いた残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱操作
・原子炉冷却材浄化系による原子炉除熱操作

待機中の残留熱除去系（低圧注水系）以外による原子炉注水操作
・高圧炉心スプレイ系による原子炉注水操作
・低圧炉心スプレイ系による原子炉注水操作
・常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作
・可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプを用いた低圧代替注水系による原子炉注水操作
・代替循環冷却系による原子炉注水操作
・消火系による原子炉注水操作
・補給水系による原子炉注水操作

作業員への退避指示 ※４

ⅡⅠ

第 5.3-2 図⇒再評価の結果，値の修正不要

5.3－22事故シーケンスグループ｢原子炉冷却材の流出｣の対応手順の概要⇒再評価の結果，値の修正不要技術基準上の全ての要求事項を満たすことや全てのプラント状況において使用することは困難であるが，プラント状況によっては，事故対応に有効な設備となる，代替残留熱除去系海水系を用いた残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱，及び原子炉冷却材浄化系による原子炉除熱も実施可能である。

残留熱除去系海水系を用いた残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）を優先するが，緊急用海水系用いた残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱も実施可能である。

Ⅱ

技術基準上の全ての要求事項を満たすことや全てのプラント状況において使用することは困難であるが，プラント状況によっては，事故対応に有効な設備となる，代替循環冷
却系，可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水，消火系及び補給水系による原子炉注水も実施可能である。

待機中の残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水を優先するが，常設低圧代替注
水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）も実施可能である。

Ⅰ【有効性評価の対象としていないが他に取り得る手段】

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱を継続する。また，原子炉冷却材流出箇所の更なる隔離に努める。

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱操作 ※７

サプレッション・プールへの原子炉冷却材流出停止により，原子炉水位の低下停止

原子炉冷却材流出箇所の隔離操作 ※ ６

原子炉水位回復確認 ※ ５

待機中の残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水操作 ※ ３

原子炉冷却材流出の確認 ※２：運転員と重大事故等対応要員（現場）の共同作業：重大事故等対応要員（現場）の作業：解析上考慮しない操作：操作及び判断：判断：プラント状態（解析）：操作・確認（運転員）

停止した残留熱除去系の低圧注水系への系統構成操作凡例

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の運転号機の切替時，原子炉停止時冷却系流量調整弁の開度が不十分な状態で切替後に運転する残留熱除去系ポンプを起動することにより，ミニマムフロー弁が自動開となり，開固着することで原子炉冷却材がサプレッション・プールに流出することを想定する（原子炉冷却材の流出量は45m ３ ／h，原子炉水位の低下速度は約1.5m／h）。
原子炉冷却材の流出が発生した場合は，警報等により速やかに事象発生を認知できるが，運転員による対応操作の時間余裕を厳しく評価する観点から，本評価では警報による認知には期待せず，1時間毎の中央制御室の巡視により原子炉水位の低下及びサプレッション・プール水位の上昇を認知するものとしている。
注水前の原子炉水位は燃料有効長頂部から約2.1m上（原子炉水位低（レベル３）－約2.4m）となる。
現場作業員は，当直発電長のページングによる退避指示を確認後，退避する。なお，全ての現場作業員の退避が完了するまでの時間は，1時間程度である。
中央制御室において，原子炉水位（広帯域，燃料域）等により原子炉水位の回復を確認する。
残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水操作で原子炉水位を維持した状態での操作であるため，十分な時間余裕がある。
残留熱除去系の系統加圧ラインの手動弁を閉状態にする。

（約2.1時間）（2時間）（約1時間）(解析上の時刻)
切替後に運転する残留熱除去系ポンプ起動時に，ミニ(0秒)
マムフローラインからサプレッション・プールへ原子炉冷却材が流出することで原子炉水位低下が開始 ※１

切替後に運転する残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の起動操作

切替後に運転する残留熱除去系の原子炉停止時冷却系への系統構成操作

運転中の残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の停止操作

プラント前提条件
・原子炉の運転停止 1 日後
・原子炉圧力容器未開放
・格納容器開放・残留熱除去系（Ａ）：原子炉停止時冷却系の状態で運転中・残留熱除去系（Ｂ）：低圧注水系の状態で待機中
・残留熱除去系（Ｃ）：点検中
・原子炉水位は通常運転水位

修正不要

No.12-4

修正必要No.12-5

事象発生約 2.1 時間後に通常運転水位まで回復，
流出箇所の隔離操作開始

Ｌ８

Ｌ３

Ｌ２

原子炉注水開始(2 時間後 燃料有効長頂部から約 2.1m 上)
Ｌ１

第 5.3－4 図

原子炉冷却材の流出における原子炉水位の変化（燃料有効長頂部からの水位）⇒再評価の結果，
グラフ差し替え要

5.3－24

修正必要No.12-6

1.0E+06

1.0E+05

1.0E+04
燃料を線源とした線量率が支配的な水位

1.0E+03

線 量 率1.0E+02

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

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

1.0E-01

1.0E-02
遮蔽が維持される水位（10mSv／h，燃料有効長頂部から約 1.7m 上）

水位の低下（燃料有効長頂部から約2.1m 上）1.0E-03
通常運転水位（燃料有効長頂部から約 5.1m 上）
燃料有効長頂部からの水位（m）

第5.3－5図

原子炉水位と線量率⇒再評価の結果，
グラフ差し替え要

5.3－25

No.12-7

修正必要
EL約 4 9 .4

水
（ 密 度：0 .9 5 8g ／ c m ３ ）

パラメータ
（Ｔ）

EL 約 29 . 4⇒EL約29.5

EL約 2 5 .7

⇒EL約25.8（誤ったTAF位置から
燃料有効長分を引いた値を設定していた）

約 3. 7線 源（ 円 柱 ）

燃料及び水
（密度：

g／ cm３ ）φ 約 4. 6
単位：m

×： 評 価 点 （ 燃 料 取 替 機 床 上 ）第 1図

燃料の水深と線量率の計算モデル

第 1表

(2)

燃料の線源強度

エネルギ

線源強度

（ MeV）（ cm － ３・s － １ ）1.0

6.0E+112.0

1.1E+113.0

2.0E+09

4.0

3.0E+07

上部格子板
添付 5.3.1-3

修正必要

No.12-8線源からの線量率を求める際に設定する評価点は，保守的に燃料取 替 機 床 上 と し た 。 な お ， 評 価 で は 第 1図 ～ 第 4図 の 線 量 率 計 算 モ デルに示すように原子炉ウェル筐体による遮蔽は考慮せず，線源から評価点までの距離を入力として評価している。

(2)

放射線の遮蔽が維持される水位
運転停止中の崩壊熱除去機能喪失，全交流動力電源喪失及び原子炉冷却材の流出では，評価点とした燃料取替機床上がある原子炉建屋最上階での操作は不要であり，仮に事象発生時に作業員が原子炉建屋最上階で施設定期検査による作業を実施している場合であっても，退避警報による事象認知後に速やかに退避するため，水位低下後に長時間作業することはない。
放 射 線 の 遮 蔽 を 維 持 す る た め に 必 要 な 水 位 ※ は 第 5図 よ り ，燃 料 有
効 長 頂 部 か ら 約 6.4m 上 と な り ， 原 子 炉 ウ ェ ル 満 水 時 の 水 位 か ら 約
10.4m低 下 し た 水 位 で あ る 。

⇒約6.3m※ 本事故シーケンスグループにおける必要な遮蔽の目安とした線量率は，⇒再評価の結果，値の修正不要原 子 炉 建 屋 原 子 炉 棟 6 階 で の 操 作 時 間 か ら 10mSv ／ h と 設 定 し た 。 原 子 炉
建 屋 原 子 炉 棟 6階 で の 操 作 は ， 使 用 済 燃 料 プ ー ル の 同 時 被 災 時 に お け る
重 大 事 故 等 対 応 要 員 に よ る 使 用 済 燃 料 プ ー ル ス プ レ イ の 準 備 操 作（ 可 搬型 ス プ レ イ ノ ズ ル の 設 置 及 び ホ ー ス 敷 設 等 ）を 想 定 し て お り ，原 子 炉 建
屋 原 子 炉 棟 6階 を 含 め ，原 子 炉 建 屋 内 に 滞 在 す る 時 間 は 2.2時 間 以 内 で ある 。そ の た め ，重 大 事 故 等 対 応 要 員 の 被 ば く 量 は 最 大 で も 22mSvで あ り ，
緊 急 作 業 時 に お け る 被 ば く 限 度 の 100mSvに 対 し て 余 裕 が あ る 。
ま た ， 作 業 員 等 が 事 象 発 生 時 に 原 子 炉 建 屋 原 子 炉 棟 6階 に 滞 在 し て い た
場 合 で も ，事 象 発 生 後 速 や か に 管 理 区 域 外 へ 退 避 す る た め ，原 子 炉 建 屋
原 子 炉 棟 6階 で の 被 ば く 量 は 限 定 的 で あ る 。

添付 5.3.1-9

No.12-9

修正必要
1.0E+06
燃料が放射線源として支配的な水位

1.0E+05

1.0E+04線

1.0E+03

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

1.0E+01

1.0E+00

1.0E-01

1.0E-02

遮蔽が維持される 水 位 （ 10mSv／
h， 燃 料 有 効 長 頂部 か ら 約 6.4m上 ）原子炉ウェル
満 水 時 の 水 位（ 燃
料有効長頂部から 約 1 6.7 m上 ）1.0E-03

燃 料 有 効 長 頂 部 か ら の 水 位 （ m）

第 5図

原子炉水位と線量率⇒再評価の結果，
グラフ差し替え要

添付 5.3.1-11

修正不要
3.

No.12-10

ＰＯＳを選定する上で考慮した点
残留熱除去系は通常，2 系統あるうち 1 系統を用いて崩壊熱除去を実施しており，ＰＯＳ－ＡからＰＯＳ－Ｄの期間において，作業や点検等に伴い運転号機の切替を実施する場合がある。これらのＰＯＳより，以下の点を考慮してＰＯＳの選定を行った。

(1)

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

(2)

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

⇒再評価の結果，値の修正不要(3)

事象発生時の認知性
事象発生時の認知性の観点では，時間余裕が短い，すなわち保有水量が少ないＰＯＳの方が適切である。なお，原子炉圧力容器の上蓋が閉止されている場合，原子炉水位の低下による警報発生や緩和設備の自動起動等に期待できる場合があるが，有効性評価ではこれらに期待しないことで認知性をより厳しく扱った。
添付 5.3.2-3

No.12-11

修正必要
(4)

原子炉水位低下時の作業環境
原子炉水位低下時の作業環境への影響の観点では，原子炉圧力容器の上蓋が閉止されている場合，原子炉水位が燃料有効長頂部から約 1.7m 上に低⇒再評価の結果，下するまでは原子炉圧力容器の上蓋等により遮蔽される。一方，原子炉圧値の修正不要

力容器の上蓋が開放されている場合は，原子炉水位が燃料有効長頂部から約 6.4m 上に低下するまでは原子炉ウェルの水により遮蔽される。
いずれの場合においても，遮蔽が維持される下限水位到達までに注水す⇒約6.3mることが可能であり遮蔽が維持されることから，作業環境に与える影響はない。

4.

ＰＯＳの選定結果と考察
重要事故シーケンスとして選定したＲＨＲ切替時のＬＯＣＡのプラント状
態は，ＲＨＲ切替を実施する場合があるＰＯＳ－ＡからＰＯＳ－Ｄのうち，時間余裕の観点で厳しい原子炉水位が通常運転水位であるＰＯＳ－Ａ，Ｃ，Ｄを選定した。また，他のＰＯＳの評価が，ＰＯＳ－Ａ，Ｃ，ＤのＲＨＲ切替時のＬＯＣＡの評価に包絡されることを第 2 表で確認した。

添付 5.3.2-4

※

Ｂ

Ｂ

原子炉ウェル満水

原子炉ウェル満水

通常水位

1,056

1,056

157

157

⇒1055
93

⇒1055
204

し，使用済燃料プールの保有水量を含めない。）。

⇒再評価の結果，値の修正不要

12.1

5.5

3.5

3.5

⇒15645⇒1564522.7

余裕時間（h）

燃料損傷までの⇒1055
47（m３ ／h）の保有水量（m ３ ） ※1,056

冷却材流出流量

燃料損傷に至るまで

原子炉ウェル満水状態における保有水量は，原子炉側のみの水量を考慮（プールゲートが閉止状態であることを想定のＬＯＣＡ

ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ

ＣＲＤ点検時

のＬＯＣＡ

Ｃ，Ｄ

Ａ，Ｃ，Ｄ

のＬＯＣＡ

ＣＵＷブロー時

原子炉ウェル満水

Ｂ

ＲＨＲ切替時
通常水位

原子炉水位

ＰＯＳ

燃料損傷までの余裕時間

事故シーケンス

第1表

修正必要

添付 5.3.2-5

No.12-12

初
期
条
件

項目

原子炉初期圧力大気圧

通常運転水位及び原子炉圧力容
器未開放

大気圧

事故事象毎

評価条件（初期，事故及び機器条件）
の不確かさ
評価条件
最確条件

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

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

評価項目となるパラメータに対して時間余裕が厳しくなる，通常水位を想定

原子炉停止から 1 日後の状態を想定⇒再評価の結果，値の修正不要評価項目となるパラメータに与える影響

運転員等の操作時間に与える影響

原 子 炉 冷 却 材 の 流 出 ） (1／ 2)

評価条件設定の考え方

評価条 件を最 確条件 とした 場合の 運転員の操作 時間及 び評価 項目となる パラメー タに与 える影響（ 運転停 止中

原子炉の初期水位
及び原子炉圧力容
器の状態

第 1表

評価条件の不確かさの影響評価について（原子炉冷却材の流出）

修正不要

添付 5.3.4-1

添付資料 5.3.4

No.12-13

操
作
条
件

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

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

原子炉水位低下時に原子炉注水操作の必要性を認知することは容易であり，評価では事象発生から 2 時
間後の原子炉注水開始を設定しているが，実際は運転員の残留熱除去系（原子炉停止
時冷却系）の運転号機の切替時のプラント
状態確認（原子炉水位等）による早期の認知に期待でき，その後速やかに原子炉注水操作を実施するため，その開始時間は早くなると考えられ，原子炉水位の回復が早くなる。また，その他の操作と並列して実施する場合でも，順次実施
し所定の時間までに操作を完了できることから影響はない。

【認知】
評価では，原子炉水位の低下及びサプレッ
ション・プールの水位の上昇を，1 時間毎の中央制御室の巡視により確認すると想定している。実際は，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の運転号機の切替時のプラント状態（原子炉水位等）の確認により，早期に原子炉冷却材流出を認知できる可能性がある。
【要員配置】
中央制御室内での操作のみであり，運転員は中央制御室に常駐していることから，要員配置が操作時間に与える影響はない。
【移動】
中央制御室内での操作のみであり，移動が操作開始時間に与える影響はない。
【操作所要時間】
残留熱除去系（低圧注水系）のポンプ起動
操作及び注入弁の開操作は，中央制御室内の操作盤でのスイッチによる操作であるため，容易な操作である。操作時間は 5 分を想定しており，原子炉水位の低下に対して操作に要する時間は短い。
【他の並列操作の有無】
他の並列操作はないことから，操作開始時間に与える影響はない。
【操作の確実さ】
中央制御室内の制御盤のスイッチによる簡単な操作であり，誤操作は起こりにくいことから，誤操作等が操作開始時間に影響を及ぼす可能性は非常に小さい。

評価項目となるパラ
メータに与える影響

所要時間を 5 分で想定しているとこ
ろ，訓練実績では
約 4 分である。
想定で意図している運転操作時間が実施可能なことを
確認した。

訓練実績等

⇒再評価の結果，値の修正不要子炉水位低下が抑制
され，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

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

操作時間余裕原 子 炉 冷 却 材 の 流 出 ）（ 1 ／ 2 ）⇒再評価の結果，
原子炉注水操作開始
値の修正不要が早くなる場合は原運転員等操作時間に与える影響

操作の不確かさ要因

運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕（運転停止中

待機中の残留熱除去系（低圧注
水系）の注水操
作

項目

第 2 表

修正不要

添付 5.3.4-3

No.12-14

No.13-1
本図については図面の縮尺も含め，全面的に適正化する。
1

原子炉水位及びインターロックの概要

原子炉圧力容器水位計装概要図を第 1 図に，インターロックの概要
を第 1 表に示す。

第 1図

原子炉圧力容器水位計装概要図
補足 1-1

No.14-1

修正不要
4.

運転停止中原子炉の有効性評価における評価条件の変更前後の評価結果
評価条件の変更前後における各重要事故シーケンスの評価結果を第 13 表から第 15 表に示す。

第 13 表
評価項目
原子炉水位

評価結果（崩壊熱除去機能喪失）

変更前（申請時）
原子炉水位の低下
なし⇒再評価の結果，
変更後
評価項目
値の修正不要 燃料有効長頂部冠水
燃料有効長頂部から約 4.2m 上

未臨界の維持未臨界を維持未臨界を維持※：必要な遮蔽が維持される原子炉水位は燃料有効長頂部の約 1.7m 上第 14 表
評価項目
原子炉水位

原子炉水位の低下
なし

変更後

原子炉水位

評価項目
燃料有効長頂部冠水
遮蔽維持（目安：10mSv／h※ ）未臨界の維持原子炉水位の低下
なし

未臨界の維持未臨界を維持未臨界を維持※：必要な遮蔽が維持される原子炉水位は燃料有効長頂部の約 1.7m 上

評価項目⇒再評価の結果，値の修正不要評価結果（全交流動力電源喪失）

変更前（申請時）

第 15 表遮蔽維持（目安：10mSv／h※ ）未臨界の維持⇒再評価の結果，値の修正不要評価結果（原子炉冷却材の流出）⇒再評価の結果，
変更前（申請時）
値の修正不要燃料有効長頂部から約 3.7m 上⇒再評価の結果，
変更後
評価項目
値の修正不要 燃料有効長頂部冠水
燃料有効長頂部から約 2.2m 上

未臨界の維持未臨界を維持未臨界を維持※：必要な遮蔽が維持される原子炉水位は燃料有効長頂部の約 1.7m 上

補足 7-30

遮蔽維持（目安：10mSv／h※ ）未臨界の維持⇒再評価の結果，値の修正不要No.15-1

修正必要

第3図

中性子束の水位（60 分まで）

グラフ補助線のみ修正

第4図

原子炉水位の水位（60 分まで）

補足 13-3

No.16-1

修正必要

1 .原 子 炉 圧 力 変 化 （ ×0.01MPa）
2. 原 子 炉 水 位 （ シ ュ ラ ウ ド 外 ） 変 化 （ ×5cm）

第 10 図原子炉圧力及び原子炉水位（シュラウド外水位）の推移（長期）

グラフ補助線のみ修正

第 11 図原子炉水位（シュラウド外水位）の推移（長期）補足 14-9

No.17-1

修正必要

い「想定事故２」において，使用済燃料プール水位は通常水位から約 0.6m 下の水位まで低下するに留まり，不確かさを考慮しても燃料有効長頂部は冠水維持される。
(b)

放射線の遮蔽については，水位低下の観点で最も厳しい「想定事故２」において，使用済燃料プール水位が通常水位から約 0.6m
下の水位となった場合の原子炉建屋原子炉棟 6 階の床付近の線量率は約 3mSv／h であり，不確かさを考慮しても放射線の遮蔽は維
持される。

(c)

未臨界の維持については，使用済燃料プールではボロン添加ス
テンレス鋼製ラックセルに燃料が貯蔵されており，必要な燃料間距離をとる等の設計により水密度の状態によらず臨界未満となるため，使用済燃料プールの未臨界は維持される。

ｄ．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(a)

燃料有効長頂部の冠水については，原子炉水位の低下が最も厳しい「原子炉冷却材の流出」において，原子炉水位は燃料有効長
頂部の約 2.1m 上の水位まで低下するに留まり，不確かさを考慮⇒再評価の結果，しても燃料有効長頂部は冠水維持される。
値の修正不要(b)

放射線の遮蔽が維持される水位の確保については，原子炉水位の低下が最も厳しい「原子炉冷却材の流出」において，原子炉水位は燃料有効長頂部の約 2.1m 上の水位まで低下するに留まり，⇒再評価の結果，必要な遮蔽が維持できる水位である燃料有効長頂部の約1.7m を値の修正不要⇒再評価の結果，下回ることがないため，不確かさを考慮しても放射線の遮蔽は維値の修正不要持される。
(c)

未臨界の確保については，「原子炉の運転停止中に制御棒の誤引き抜きにより反応度が投入される事故」において，制御棒の引
－474－

修正必要

No.18-11. 原子炉圧力変化（×0.01MPa）
2. 原子炉水位（シュラウド外水位）変化（×5cm）

主蒸気隔離弁の閉止に伴う原子炉圧力の上昇

逃がし安全弁（逃がし弁機能）の開閉に伴う蒸気流量の変動

事故後の時間(min)第 7.1.5－17 図

原子炉圧力及び原子炉水位の推移（長期）タービン駆動給水ポンプトリップに伴う原子炉水位の低下

1. 原子炉水位（シュラウド外水位）変化（×5cm）

電動駆動給水ポンプ及び非常用炉心 冷却系の起動による原子炉水位回復
電動駆動給水ポンプの停止による原子炉水位の低下

高 圧 炉 心 ス プ レイ 系 によ る 原 子 炉 水 位低 下 維
持操作⇒9,203mm高さの補助線

サプレッション・プール水温度の上昇により原子炉隔離時冷却系を停止したことで，原子炉水位が低下

ほう酸 水注入 系の 反応度 抑制
効果に伴う原子炉水位の回復

事故後の時間(min)第 7.1.5－18 図

原子炉水位（シュラウド外水位）の推移（長期）10－7－417

原子炉水位の調整操作※１３

現場における残留熱除去系の注入弁の閉止操作

残留熱除去系による
サプレッション・プール冷却操作※１２

原子炉水位の維持操作※１１

逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動操作による原子炉減圧※９低圧炉心スプレイ系の起動操作※８失敗

中央制御室における残留熱除去系の注入弁の閉止操作

ISLOCA 発生の確認※５

原子炉隔離時冷却系の自動起動の確認※３，４

原子炉水位異常低下（レベル２）
設定点到達

原子炉スクラムの確認※２

原子炉水位低（レベル３）
設定点到達

ISLOCA 発生（給水流量の全喪失※１）

再循環ポンプトリップの確認※４

断

ＩＳＬＯＣＡ発生時に中央制御室からの注入弁閉止による隔離に失敗した場合は，低圧で注水可能な系統を確保した
後に漏えい抑制のため原子炉を減圧する。

※９

第 7.1.7－2 図※１３

異なる値を記載しており修正が必要(－4,197mm)

補足２
ＩＳＬＯＣＡの発生時は，原子炉水位異常低下（レベル２）以上を維持しつつ，漏えい抑制のため可能な限り原子炉水位を低めに維持する。
・原子炉水位低（レベル３）
・・・・・・・・300mm
・原子炉水位異常低下（レベル２）
・・・・・－950mm
・高圧炉心スプレイ系注水ノズル ・・・・・－1,227mm
・低圧炉心スプレイ系注水ノズル ・・・・・－1,227mm
・原子炉水位異常低下（レベル１）
・・・・・－3,800mm
・残留熱除去系注水ノズル・・・ ・・・・・－3,938mm
・燃料有効長頂部 ・・・・・・・・・・・・－4,248mm【有効性評価の対象としていないが他に取り得る手段】
Ⅰ
技術基準上の全ての要求事項を満たすことや全てのプラント状況において使用することは困難であるが，プラント状況によっては，事故対応に有効な設備となる制御棒駆動水圧系，ほう酸水注入系，消火系，補給水系及び可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水も実施可能である。
また，高圧代替注水系による原子炉注水も可能である。

残留熱除去系の注入弁の閉止完了後は，原子炉注水を低圧炉心スプレイ系に切り替え，原子炉水位を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の間に維持する。

10－7－526

格納容器バイパス（ＩＳＬＯＣＡ）の対応手順の概要記載のみ監視可能であれば，以下のパラメータによる情報も勘案し総合的にＩＳＬＯＣＡ発生を確認する。
・系統異常過圧警報（RHR PUMP DISCH PRESS ABNORMAL HI/LOW 等）発報
・区画浸水警報（RHR Hx AREA FLOODING 等）発報
・区画温度上昇警報（RHR EQUIPMENT AREA AMBIENT TEMP HI 等）発報
・火災警報発報
・原子炉建屋内空間線量率上昇警報（R/B AREA RADIATION HIGH）発報
・原子炉建屋内ダストモニタ上昇警報（DUST MONITOR SYS ABNORMAL）発報
・主蒸気流量と給水流量とのミスマッチ発生・原子炉建屋内異常漏えい警報（R/B FD SUMP LEAKAGE HIGH，R/B FD SUMP LEVEL HI-HI 等）発報
・原子炉建屋機器ドレンサンプ温度高（R/B ED SUMP TEMP HIGH）発報
・ドライウェル圧力及び雰囲気温度が有意に上昇していない

記載のみ

補足１
ＩＳＬＯＣＡの発生は，隔離弁等の開操作実施時に以下のパラメータにより確認する。
・弁操作を実施した系統の圧力変動（残留熱除去系ポンプ吐出圧力）・主蒸気隔離弁が閉止し，原子炉隔離時冷却系による原子炉注水が開始されたにも関わらず原子炉水位の低下が継続（原子炉水位（広帯域，ＳＡ広帯域，燃料域，ＳＡ燃料域），原子炉隔離時冷却系系統流量）

中央制御室における残留熱除去系の弁の閉止操作※１０

格納容器バイパス事象であるが，漏えい抑制のための原子炉減圧等に伴いサプレッション・プール水温度が 32℃を超える場合は，残留熱除去系によるサプレッション・プール冷却を実施する。

原子炉注水を原子炉隔離時冷却系のみで実施中の場合は，漏えい抑制のための原子炉減圧操作の実施前に低圧炉心ス
プレイ系等を起動し，低圧で注水可能な系統を確保する。

※８

Ⅰ

※１２

ＩＳＬＯＣＡ発生時は，外部水源の原子炉注水系統を確保するため，常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注
水系（常設）を起動する。外部電源がない場合には，常設代替高圧電源装置による緊急用母線受電操作を実施する。

※７

ＩＳＬＯＣＡ発生時は，隔離操作が完了するまでの間，漏えい抑制のために原子炉水位を低めに維持するのが望ましいこと及び原子炉水位異常低（レベル２）にて高圧炉心スプレイ系の自動起動信号，主蒸気隔離弁の自動閉止信号等が発信することを踏まえ，原子炉水位異常低下（レベル２）以上で可能な限り原子炉水位を低く維持する。
（補足２）

原子炉水位挙動の変化，残留熱除去系の吐出圧の変化，原子炉建屋床ドレンサンプポンプ運転頻度の低下等により総合的に隔離成功を確認する。

※６

※１１

複数のパラメータによりＩＳＬＯＣＡの発生を確認する（補足１）。

※５

残留熱除去系の弁の閉止操作は，原子炉減圧操作に伴い原子炉圧力が残留熱除去系の低圧設計部の最高使用圧力である3MPa[gage]以下まで低下した後に実施する。

中央制御室にて，機器ランプ表示，自動起動警報，ポンプ吐出圧力，系統流量，原子炉水位（広帯域），原子炉圧力等にて確認する。

※４
低圧炉心スプレイ系以外による原子炉注水・制御棒駆動水圧系による原子炉注水
・ほう酸水注入系による原子炉注水・消火系による原子炉注水・補給水系による原子炉注水・可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）の原子炉注水・高圧代替注水系による原子炉注水※１０

原子炉水位異常低下（レベル２）信号にて高圧炉心スプレイ系も自動起動するが，評価上は漏えいが発生する西側区画に設置されている高圧炉心スプレイ系の機能喪失を想定している。

※３

原子炉圧力 3MPa[gage]到達

原子炉スクラムは，中央制御室にて平均出力領域計装等により確認する。

使用済燃料プールの冷却（現場）の共同作業：運転員と重大事故等対応要員：重大事故等対応要員（現場）：解析上考慮しない操作：判：プラント状態（解析）：操作・確認（運転員）※２

タンクローリによる燃料給油操作例

評価上は給水流量の全喪失を想定している。

常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）の起動準備操作※７

可搬型代替注水中型
ポンプによる
水源補給操作凡※１

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

隔離成功の確認※６

主蒸気隔離弁閉止及び逃がし安全弁による原子炉圧力制御の確認※４

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

（約17分）

成功

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

(5時間)

（15分）

（約20秒）（0秒）(解析上の時刻)

残留熱除去系Ｂ系注入弁全開試験
時「RHR PUMP B DISCH PRESS ABNORMAL
HI/LO」警報発報

定期試験開始「残留熱除去系Ｂ系
電動弁作動試験」

修正必要

No.19-1

No.20-1

修正不要
運転員等操作に関する条件として，「6.3.5

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

待機中の残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水は，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の故障の認知及び操作の時間を基に，更に時間余裕を考慮して，事象発生から 2 時間後に実施するものとする。

(3)

有効性評価の結果
本重要事故シーケンスの原子炉水位の推移を第 7.4.1－4 図に，原子炉水位と線量率の関係を第 7.4.1－5 図に示す。
ａ．事象進展事象発生後，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の故障に伴い崩壊熱除去機能が喪失することにより原子炉水温が上昇し，約 1.1 時間後に沸騰，蒸発することにより原子炉水位は低下し始める。1 時間毎の中央制御室の巡視により，崩壊熱除去機能が喪失していることを確認し，事象発生から 2 時間後に，待機中の残留熱除去系（低圧注水系）を起動し，原子炉注水を行う。
事象発生から 4 時間 40 分後，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）への切替操作を実施し，崩壊熱除去機能を回復することによって，原子炉
水温は低下する。
ｂ．評価項目等
原子炉水位は，第 7.4.1－4 図に示すとおり，燃料有効長頂部の約 4.2m
上まで低下するに留まり，燃料の冠水は維持される。

⇒再評価の結果，値の修正不要原子炉圧力容器は未開放であり，第 7.4.1－5 図に示すとおり，必要な遮蔽が維持できる水位（必要な遮蔽の目安とした 10mSv／h※ が維持され10－7－874

修正不要No.20-2

る水位）である燃料有効長頂部の約 1.7m まで低下することはないため，放射線の遮蔽は維持される。なお，線量率の評価点は燃料取替機床上と⇒再評価の結果，値の修正不要している。また，全制御棒全挿入状態が維持されるため，未臨界は確保されている。
原子炉水位回復後，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による除熱を継続することで，長期的に安定状態を維持できる。
本評価では，「6.2.4.2

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

本事故シーケンスグループにおける必要な遮蔽の目安とした線量率は，原
子炉建屋原子炉棟 6 階での操作時間から 10mSv／h と設定した。原子炉建屋
原子炉棟 6 階での操作は，使用済燃料プールの同時被災時における重大事
故等対応要員による使用済燃料プールへの注水準備操作（可搬型スプレイ
ノズルの設置及びホース敷設等）を想定しており，原子炉建屋原子炉棟 6階を含め，原子炉建屋内に滞在する時間は 2.2 時間以内である。そのため，重大事故等対応要員の被ばく量は最大でも 22mSv であり，緊急作業時における被ばく限度の 100mSv に対して余裕がある。
また，作業員等が事象発生時に原子炉建屋原子炉棟 6 階に滞在していた場
合でも，事象発生後速やかに管理区域外へ退避するため，原子炉建屋原子炉棟 6 階での被ばく量は限定的である。

7.4.1.3

評価条件の不確かさの影響評価

評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する
ものとする。
本重要事故シーケンスは，原子炉の運転停止中に，運転中の残留熱除去系
10－7－875修正必要No.20-3

運転員等操作時間に与える影響は小さい。

(b)

評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の燃料の崩壊熱は，評価条件の約 18.8MW に対して最確条件
は約 18.8MW 以下であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合，評価条件で設定している燃料の崩壊熱より小さくなるため，
原子炉水温上昇及び原子炉水位低下速度は緩やかになることから，評価項目となるパラメータの判断基準に対する余裕が大きくなる。また，
原子炉停止後の時間が短く，燃料の崩壊熱が大きい場合は燃料有効長
頂部が露出するまでの時間余裕が短くなる。原子炉水温が 100℃かつ原子炉停止から 12 時間後の燃料の崩壊熱の場合でも，必要な遮蔽が維⇒再評価の結果，持できる水位（必要な遮蔽の目安とした値の修正不要 10mSv／h が維持できる水位）である燃料有効長頂部の約 1.7m 上の高さに到達するまでの時間は約
2.9 時間，燃料有効長頂部までの時間は約 4.3 時間であり，必要な放射線の遮蔽は維持され，原子炉への注水操作に対して十分な時間余裕⇒約4.2時間⇒約2.8時間が確保されているため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
初期条件の原子炉初期水温は，評価条件の 52℃に対して最確条件は
約 47℃～約 58℃である。本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件で設定している原子炉初期水温より高くなる場合があり，原子炉水位が燃料有効長頂部まで低下するまでの時間余裕は短くなる。原子炉水温が 100℃かつ原子炉停止から 12 時間後の燃料の⇒再評価の結果，
崩壊熱の場合でも，必要な遮蔽が維持できる水位（必要な遮蔽の目安
値の修正不要とした 10mSv／h が維持できる水位）である燃料有効長頂部の約 1.7m
上の高さに到達するまでの時間余裕は約 2.9 時間，燃料有効長頂部ま10－7－878⇒約2.8時間

修正必要

No.20-4での時間余裕は約 4.3 時間であり，必要な放射線の遮蔽は維持され，⇒約4.2時間
原子炉への注水操作に対して十分な時間余裕が確保されているため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
初期条件の原子炉初期水位は，評価条件の通常運転水位（燃料有効長頂部から約 5.1m）に対して最確条件は通常運転水位に対してゆらぎ（通常運転水位±10cm 程度）がある。本評価条件の不確かさとして最確条件とした場合，評価条件で設定している原子炉初期水位より低くなる場合があるものの，原子炉初期水位のゆらぎによる変動量は，事象発生後の水位低下量に対して十分小さいことから，評価項目となるパラメータに対する影響は小さい。
初期条件の原子炉初期圧力は，評価条件の大気圧に対して最確条件
も大気圧であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合，評価条件と同様であることから，事象進展に与える影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。仮に，原子炉圧力が大気圧より高い場合は，沸騰開始時間が遅くなり，原子炉水位の低下速度は緩やかになることから，評価項目となるパラメータの判断基準に対する余裕が大きくなる。
初期条件の原子炉圧力容器の状態は，評価条件の原子炉圧力容器未開放に対して最確条件は事故事象毎であり，本評価条件の不確かさとして最確条件とした場合，原子炉圧力容器未開放の場合は評価条件と同様であるため，事象進展に与える影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。原子炉圧力容器が開放の場合は原子炉減
圧操作が不要となるが，事象進展に与える影響は小さく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

10－7－879

修正不要
(2)

No.20-5

操作時間余裕の把握操作遅れによる影響を把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認し，その結果を以下に示す。
操作条件の待機中の残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水操作については，通常運転水位から放射線の遮蔽が維持される最低水位に到達⇒再評価の結果，値の修正不要するまでの時間は約 4.5 時間，燃料有効長頂部まで原子炉水位が低下するまでの時間は約 6.3 時間であり，これに対して，事故を認知して注水を開始するまでの時間は2 時間であることから，準備時間が確保できるため，⇒再評価の結果，値の修正不要

時間余裕がある。

(3)

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

7.4.1.4(1)

必要な要員及び資源の評価

必要な要員の評価
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障による停止時冷却機能喪失）」の重大事故等対策時における必要な初動対応要員は，「7.4.1.3(3)

燃料損傷防止対策」に示すとおり 9 名であり，災害対
10－7－881

No.20-6

修正不要
※1

凡例

プラント前提条件
・原子炉の運転停止 1 日後
・原子炉圧力容器未開放
・残留熱除去系（Ａ）運転中・残留熱除去系（Ｂ）待機中
・残留熱除去系（Ｃ）点検中
・原子炉水位は通常運転水位：操作・確認（運転員）※2：プラント状態（解析）：判断：解析上考慮しない操作：重大事故等対応要員（現場）の作業：運転員と重大事故等対応要員（現場）の共同作業

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の停止(解析上の時刻)
（0秒）

※3
※4

（約1時間）

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の停止確認 ※１※5
※6
※7
作業員への退避指示

外部電源喪失 ※２（約1.1時間）※３※8

崩壊熱除去機能の回復操作

運転中の残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）が故障した場合は，警報等により速やかに事象発生を認知できるが，運転員による対応操作の時間余裕を厳しく評価する観点から，本評価では警報による認知には期待せず，1時間毎の中央制御室の巡視により残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）が停止していることを認知するものとしている。
外部電源は事象発生1時間後に喪失するものと仮定する。ここで，事象発生と同時に外部電源が喪失することを想定した場合，原子炉保護系電源の喪失により格納容器隔離信号が発信し，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）のポンプ吸込ラインの格納容器隔離弁が自動閉となる。待機中の残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）を起動するためには，格納容器隔離信号のリセット操作が必要であるため，運転員は事象後速やかに崩壊熱除去機能が喪失したことを認知することができる。このため，本評価においては，運転員による対応操作を厳しく評価する観点から，事象発生1
時間後（1時間毎の中央制御室の巡視により事象を認知する時刻）までは外部電源がある場合を想定する。事象発生1時間以降は，外部電源の有無によらず事象進展は同様であるが，資源の評価の観点から厳しくなる，外部電源がない場合を想定する。
現場作業員は，発電長のページングによる退避指示を確認後，退避する。なお，全ての現場作業員の退避が完了するまでの時間は，1時間程度である。
実操作においては，作業員の退避後に操作を実施するが，解析上，原子炉の水位低下量を厳しく見積もるために，原子炉水温が100℃に到達した時点で，逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動操
作によって原子炉圧力が大気圧に維持されているものとする。
注水前の原子炉水位は燃料有効長頂部＋4.2m（原子炉水位低（レベル３）－0.3m）となる。
原子炉水位（広帯域，燃料域）等により原子炉水位の回復を確認する。
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の取水ラインの格納容器隔離弁を開状態にするために，原子炉保護系母線の受電操作を行い，格納容器隔離信号をリセットする。
残留熱除去系の系統加圧ラインの手動弁を閉状態にする。

非常用ディーゼル発電機等
自動起動確認

原子炉水温100℃到達⇒再評価の結果，値の修正不要⇒再評価の結果，値の修正不要

使用済燃料プールの冷却（70分） 逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動操作による原子炉の低圧状態維持 ※４（2時間）

待機中の残留熱除去系（低圧注水系）
による原子炉注水 ※５【有効性評価の対象としていないが他に取り得る手段】
Ⅰ（約2.1時間）（4時間40分）

原子炉の水位回復 ※６

待機中の残留熱除去系（低圧注水系）以外による原子炉注水・常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水
・代替循環冷却系による原子炉注水・可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水・消火系（ディーゼル駆動ポンプ）による原子炉注水・補給水系による原子炉注水

原子炉保護系母線の受電操作 ※７

ⅡⅠ

緊急用海水系，代替残留熱除去系海水系を用いた残留熱除去系（原子炉停止
時冷却系）も実施可能である。

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）
による原子炉除熱 ※８

逃がし安全弁（自動減圧機能）「 全閉」

緊急用海水系，代替残留熱除去系海水系を用いた残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱Ⅱ

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

第 7.4.1－2 図

崩壊熱除去機能喪失時の対応手順の概要

10－7－891

待機中の残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水を優先するが，常設
低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設），可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水も実施可能である。
技術基準上の全ての要求事項を満たすことや全てのプラント状況において使用することは困難であるが，プラント状況によっては，事故対応に有効な設備となる，代替循環冷却系，消火系及び補給水系による原子炉注水も実施可能である。

No.20-7

修正必要

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

Ｌ８

Ｌ３

Ｌ２

残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水開始（事象発生 2 時間後，水位は燃料有効長頂部から約 4.2m）
Ｌ１

第7.4.1－4図

原子炉水位の推移⇒再評価の結果，
グラフ差し替え要

10－7－893

No.20-8

修正必要

1.0E+06

1.0E+05

1.0E+04
燃料を線源とした線量率が支配的な水位

1.0E+03線
量 率1.0E+02

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

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

1.0E-01

1.0E-02

水位の低下（燃料有効長頂部から約 4.2m）

遮蔽が維持される水位（10mSv／h，燃料有効長頂部から約 1.7m）

1.0E-03
通常運転水位（燃料有効長頂部から約 5.1m）
燃料有効長頂部からの水位（m）

第7.4.1－5図

原子炉水位と線量率⇒再評価の結果，
グラフ差し替え要
10－7－894

No.21-1

修正不要で維持することができる。
事象発生から 4 時間 35 分経過した時点で，残留熱除去系（原子炉停止
時冷却系）による原子炉圧力容器の除熱を開始することによって，原子炉水温は低下する。
ｂ．評価項目等
原子炉水位は，第 7.4.2－4 図に示すとおり，蒸発量に応じた注水により通常運転水位付近で維持でき，燃料は冠水を維持する。
原子炉圧力容器は未開放であり，第 7.4.2－5 図に示すとおり，必要な遮蔽を確保できる水位（必要な遮蔽の目安とした 10mSv／h※ が確保される水位）である燃料有効長頂部の約 1.7m 上まで低下することがないため，放射線の遮蔽は維持される（必要な遮蔽の目安とした 10mSv／h を下⇒再評価の結果，値の修正不要回る）。なお，線量率の評価点は燃料取替機床上としている。また，全制
御棒全挿入状態が維持されているため，未臨界は確保されている。
なお，事象発生前に現場にいた作業員の退避における放射線影響については，現場環境が悪化する前に退避が可能であるため，影響はない。
事象発生から 4 時間 35 分経過した時点で，残留熱除去系（原子炉停止
時冷却系）の運転を再開することにより，長期的に安定状態を維持できる。
以上により，本評価では，「6.2.4.2

有効性を確認するための評価項

目の設定」に示す(1)から(3)の評価項目について，対策の有効性を確認した。
※

本事故シーケンスグループにおける必要な遮蔽の目安とした線量率は，原
子炉建屋原子炉棟 6 階での操作時間から 10mSv／h と設定した。原子炉建屋
原子炉棟 6 階での操作は，使用済燃料プールの同時被災時における重大事
故等対応要員による使用済燃料プールへの注水準備操作（可搬型スプレイ

10－7－903

修正必要No.21-2の崩壊熱の場合でも，必要な遮蔽が維持できる水位（必要な遮蔽の目安とした 10mSv／h が維持できる水位）である燃料有効長頂部の約 1.7m

⇒再評価の結果，上の高さに到達するまでの時間は約 2.9 時間，燃料有効長頂部までの値の修正不要⇒約2.8時間
時間は約 4.3 時間であり，必要な放射線の遮蔽は維持され，原子炉へ⇒約4.2時間の注水操作に対して十分な時間余裕が確保されているため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
初期条件の原子炉初期水温は，評価条件の 52℃に対して最確条件は
約 47℃～約 58℃である。本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件で設定している原子炉初期水温より高くなる場合があり，原子炉水位が燃料有効長頂部まで低下するまでの時間余裕は短くなる。原子炉水温が 100℃かつ原子炉停止から 12 時間後の燃料の崩壊熱の場合でも，必要な遮蔽が維持できる水位（必要な遮蔽の目安とした 10mSv／h が維持できる水位）である燃料有効長頂部の約 1.7m

⇒再評価の結果，上の高さに到達するまでの時間余裕は約 2.9 時間，燃料有効長頂部ま値の修正不要での時間余裕は約 4.3 時間であり，必要な放射線の遮蔽は維持され，⇒約2.8時間⇒約4.2時間
原子炉への注水操作に対して十分な時間余裕が確保されているため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
初期条件の原子炉初期水位は，評価条件の通常運転水位（燃料有効長頂部から約 5.1m）に対して最確条件は通常運転水位に対してゆらぎ（通常運転水位±10cm 程度）がある。本評価条件の不確かさとして最確条件とした場合，評価条件で設定している原子炉初期水位より低くなる場合があるものの，原子炉初期水位のゆらぎによる変動量は，事象発生後の水位低下量に対して十分小さいことから，評価項目となるパラメータに対する影響は小さい。
初期条件の原子炉初期圧力は，評価条件の大気圧に対して最確条件
10－7－907

修正不要No.21-3による原子炉注水操作は，常設代替交流電源設備からの受電操作後に実施するため，受電操作の完了時刻の影響を受けるが，実態の操作時間が評価上の操作開始時間とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は小さい。

(b)

評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の常設代替高圧電源装置からの緊急用母線の受電，及び常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作は，運転員操作時間に与える影響として，実態の操作開始
時間は解析上の設定とほぼ同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

(2)

操作時間余裕の把握操作遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲での操作時間余裕を確認し，その結果を以下に示す。
操作条件の常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作の時間余裕については，原子炉水位が通常水位から⇒再評価の結果，
放射線の遮蔽が維持される最低水位に到達するまでの時間は事象発生から値の修正不要約 4.5 時間，通常水位から燃料有効長頂部まで低下するまでの時間余裕は
約 6.3 時間であり，事象発生から 25 分で原子炉注水準備が完了するため，十分な時間余裕を確保できる。
⇒再評価の結果，値の修正不要(3)

ま と め
評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与え10－7－909

No.21-4

修正必要

第 7.4.2－5 図

原子炉水位と線量率

10－7－923⇒再評価の結果，
グラフ差し替え要No.22-1

修正不要

め，また，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の運転により崩壊熱除去機能を回復する。

ｂ．評価項目等
原子炉水位は，第 7.4.3－4 図に示すとおり，燃料有効長頂部の約 2.1mまで低下するにとどまり，燃料は冠水維持される。

⇒再評価の結果，値の修正不要原子炉圧力容器は未開放であり，必要な遮蔽が維持できる水位（必要な遮蔽の目安とした 10mSv／h ※ が維持される水位）である燃料有効長頂部の約 1.7m を下回ることがないため，放射線の遮蔽は維持される。なお，線量率の評価点は燃料取替機床上としている。また，全制御棒全挿入状⇒再評価の結果，値の修正不要態が維持されているため，未臨界は確保されている。

原子炉水位回復後，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の運転による崩壊熱除去機能を回復することで，安定状態を維持できる。
本評価では，「6.2.4.2

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

本事故シーケンスグループにおける必要な遮蔽の目安とした線量率は，原
子炉建屋原子炉棟 6 階での操作時間から 10mSv／h と設定した。原子炉建屋
原子炉棟 6 階での操作は，使用済燃料プールの同時被災時における重大事
故等対応要員による使用済燃料プールへの注水準備操作（可搬型スプレイ
ノズルの設置及びホース敷設等）を想定しており，原子炉建屋原子炉棟 6階を含め，原子炉建屋内に滞在する時間は 2.2 時間以内である。そのため，重大事故等対応要員の被ばく量は最大でも 22mSv であり，緊急作業時における被ばく限度の 100mSv に対して余裕がある。
また，作業員等が事象発生時に原子炉建屋原子炉棟 6 階に滞在していた場
合でも，事象発生後速やかに管理区域外へ退避するため，原子炉建屋原子10－7－930

修正不要No.22-2

プールゲートが閉状態の場合については，評価条件よりも原子炉初期
水位が高くなるため時間余裕が長くなるが，残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉への注水操作及び原子炉冷却材流出の停止操作は原
子炉冷却材流出の認知を起点とする操作であるため，運転員等操作時間に与える影響はない。また，プールゲートが開状態の場合は更に時
間余裕が長くなるが，同様の理由により運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉初期圧力は，評価条件の大気圧に対して最確条件
も大気圧であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合，評価条件と同様であることから，事象進展に与える影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。

(b)

評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の原子炉初期水位及び原子炉圧力容器の状態については，
評価条件として設定した通常運転水位及び原子炉圧力容器未開放に対し，最確条件は事故事象毎に異なる。原子炉圧力容器が開放状態で，原子炉初期水位が原子炉ウェル満水又は原子炉ウェル満水への移行期
間，かつプールゲートが閉状態の場合においては，評価条件よりも原子炉初期水位が高くなるため，ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡにより遮蔽が維持される水位まで原子炉水位が低下するまでの時間は約 18.4 時間⇒再評価の結果，となり，評価条件に比べて時間余裕が長くなる。また，プールゲート
値の修正不要が開状態の場合は更に時間余裕が長くなることから，評価項目となるパラメータに与える余裕は更に大きくなるが，残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉への注水操作及び原子炉冷却材流出の停止操作は
原子炉冷却材流出の認知を起点とする操作であるため，評価項目とな
10－7－932

修正不要
(b)

No.22-3

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

(2)

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

(3)

ま と め
評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認
10－7－934

※6
※7
※8

※3
※4
※5

※2

※1

第 7.4.3－2 図ⅡⅠ⇒再評価の結果，値の修正不要緊急用海水系，代替残留熱除去系海水系を用いた残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）も実施可能である。

Ⅱ

技術基準上の全ての要求事項を満たすことや全てのプラント状況において使用することは困難であるが，プラント状況によっては，事故対応に有効な設備となる，代替循環冷却系，消火系及び補給水系による原子炉注水も実施可能である。

待機中の残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水を優先するが，常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設），可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水も実施可能である。

Ⅰ【有効性評価の対象としていないが他に取り得る手段】

10－7－944

事故シーケンスグループ｢原子炉冷却材の流出｣の対応手順の概要⇒再評価の結果，値の修正不要残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）により冷却を継続し，機能喪失している設備の復旧に努める

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉冷却 ※８

サプレッション・プールへの原子炉冷却材流出停止により，原子炉水位の低下停止

緊急用海水系，代替残留熱除去系海水系を用いた残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱

待機中の残留熱除去系（低圧注水系）以外による原子炉注水・低圧代替注水系（常設）による原子炉注水・可搬型代替注中型ポンプを用いた低圧代替注水系による原子炉注水
・代替循環冷却系による原子炉注水・消火系による原子炉注水・補給水系による原子炉注水

原子炉水位回復確認 ※６

原子炉冷却材流出箇所の隔離操作 ※７

作業員への退避指示 ※ ５

停止した残留熱除去系を低圧注水系に系統構成：運転員と重大事故等対応要員（現場）の共同作業：重大事故等対応要員（現場）の作業：解析上考慮しない操作：操作及び判断：判断：プラント状態（解析）：操作・確認（運転員）

待機中の残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水操作 ※ ３，４

原子炉冷却材流出の確認 ※２

凡例

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の運転号機の切替時，原子炉停止時冷却系流量調整弁の開度が不十分な状態で切替後に運転する残留熱除去系ポンプを起動することにより，ミニマムフロー弁が自動開となり，開固着することで原子炉冷却材がサプレッション・プールに流出することを想定する（原子炉冷却材の流出量は45m ３ ／h，原子炉水位の低下速度は1.5m／h）。実際は，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の運転号機の切替後にプラント状態（原子炉水位，原子炉水温等）を確認するため，早期に原子炉冷却材の流出を確認することができる。
原子炉冷却材の流出が発生した場合は，警報等により速やかに事象発生を認知できるが，運転員による対応操作の時間余裕を厳しく評価する観点から，本評価では警報による認知には期待せず，1時間毎の中央制御室の巡視により原子炉水位の低下及びサプレッション・プール
水位の上昇を認知するものとしている。
実操作においては，作業員の退避後に操作を実施する。
注水前の原子炉水位は燃料有効長頂部＋2.1m（原子炉水位低（レベル３）－2.4m）となる。
現場作業員は，発電長のページングによる退避指示を確認後，退避する。なお，全ての現場作業員の退避が完了するまでの時間は，1時間程度である。
中央制御室において，原子炉水位（広帯域，燃料域）等により原子炉水位の回復を確認する。
残留熱除去系（低圧注水系）により原子炉水位を維持した状態での操作であるため，十分な時間余裕がある。
残留熱除去系の系統加圧ラインの手動弁を閉状態にする。

（約2.1時間）（2時間）（約1時間）(解析上の時刻)
切替後に運転する残留熱除去系ポンプ起動時に，ミニ(0秒)
マムフローラインからサプレッション・プールへ原子炉冷却材が流出することで原子炉水位低下が開始 ※１

切替後に運転する残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の起動操作

切替後に運転する残留熱除去系を
原子炉停止時冷却系へ系統構成

運転中の残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の停止操作

プラント前提条件
・原子炉の運転停止 1 日後
・原子炉圧力容器未開放
・残留熱除去系（Ａ）運転中・残留熱除去系（Ｂ）待機中
・残留熱除去系（Ｃ）点検中
・原子炉水位は通常運転水位

修正不要

No.22-4

No.22-5

修正必要

事象発生約 2.1 時間後に通常運転水位まで回復，
流出箇所の隔離操作開始

Ｌ８

Ｌ３

Ｌ２

原子炉注水開始(2 時間後 燃料有効長頂部から約 2.1m)
Ｌ１

第 7.4.3－4 図

原子炉冷却材の流出における原子炉水位の変化（燃料有効長頂部からの水位）⇒再評価の結果，
グラフ差し替え要

10－7－946

No.22-6

修正必要
1.0E+06

1.0E+05

1.0E+04
燃料を線源とした線量率が支配的な水位

1.0E+03

線 量 率1.0E+02

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

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

1.0E-01

1.0E-02
遮蔽が維持される水位（10mSv／h，燃料有効長頂部から約 1.7m）

水位の低下（燃料有効長頂部から約
2.1m）

1.0E-03
通常運転水位（燃料有効長頂部から約 5.1m）
燃料有効長頂部からの水位（m）

第7.4.3－5図

原子炉水位と線量率⇒再評価の結果，
グラフ差し替え要

10－7－947

分類

※2
※2
※2
※2
※2
※2
※2
※2

代替循環冷却系原子炉注水流量

原子炉隔離時冷却系系統流量

高圧炉心スプレイ系系統流量

残留熱除去系系統流量

低圧炉心スプレイ系系統流量

原子炉圧力

原子炉圧力（ＳＡ）

サプレッション・チェンバ圧力※21

原子炉水位（ＳＡ燃料域）

低圧代替注水系原子炉注水流量

1

原子炉水位（ＳＡ広帯域）※22

原子炉水位（燃料域）

高圧代替注水系系統流量

2

原子炉水位（広帯域）

個数

設計基準

炉心の冷却状況を把握する上で,原子炉水位制御範囲レベル３～８（300～1,400mm ※4）及び燃料有効長底部まで監視可能。

把握能力（計測範囲の考え方）③ 原 子 炉圧 力 容 器 内 の 水 位

58 条－38「⑦原子炉格納容器内の圧力」を監視するパラメータと同じ。

「②原子炉圧力容器内の圧力」を監視するパラメータと同じ。

「④原子炉圧力容器への注水量」を監視するパラメータと同じ。

⇒ 397

448～1,300 ㎜※5－3,800～1,400 ㎜※4448～1,300 ㎜※5－3,800～1,400 ㎜※4448－3,800～1,300 ㎜※5－3,800～1,500 ㎜※4－3,800～1,300 ㎜※5－3,800～1,500 ㎜※4

計測範囲

重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータ（重大事故等対処設備）（2／11）

重要監視パラメータ
重要代替監視パラメータ

第 6.4－3 表

1

可搬型
計測器
個数

No.23-1

分類

10－ ２ ～10 ５ Sv／h
10－ ３ ～10 ４ mSv／h

1
1－

0～120℃

1※21

10～120℃

1
※20

－※6

－※6

－※6

66℃以下

＋6,818mm（EL.46,195mm）－4,300～＋7,200mm※19（EL.35,077～46,577mm）

1

重大事故等時において使用済燃料プール及びその周辺の状況を監視可能。

重大事故等時に変動する可能性がある放射線量率（3.0mSv／h 以下）を監視可能。

重大事故等時に変動する可能性のある使用済燃料プールの温度（100℃）を監視可能。

－

－

1

－

重大事故等時に変動する可能性のある使用済燃料プール
上部から使用済燃料ラック下端（EL.35,097mm）までの範囲にわたり水位を監視可能。
重大事故等時に変動する可能性のある使用済燃料プールの温度（100℃）を監視可能。

可搬型
計測器
個数

把握能力（計測範囲の考え方）※1 ：分類のうち，重要監視パラメータとしてのみ使用する。
※2：分類のうち，重要代替監視パラメータとしてのみ使用する。
※3 ：設計基準事故時に想定される原子炉圧力容器の最高圧力に対する飽和温度。
※4 ：基準点は蒸気乾燥器スカート下端（ベッセルゼロレベルより 1,340cm）。
※5：基準点は燃料有効長頂部（ベッセルゼロレベルより 915cm）。
915cm⇒920cm※6 ：重大事故等時に使用する設備のため，設計基準事故時は値なし。
※7 ：常設設備による対応時及び可搬型設備による対応時の両方で使用。
※8：可搬型設備による対応時に使用。
※9：狭帯域流量。
※10：ＲＰＶ破損及びデブリ落下・堆積検知（高さ 0m,0.2m 位置水温計兼デブリ検知器）。
※11：ペデスタル底面（コリウムシールド上表面：EL.11,806mm）からの高さ。
※12：基準点は通常運転水位 EL.3,030mm（サプレッション・チェンバ底部より 7,030mm）。
※13：ＲＰＶ破損前までの水位管理（高さ 1m 超水位計）。
※14：ＲＰＶ破損後の水位管理（デブリ堆積高さ＜0.2m の場合）（高さ 0.5m,1.0m 未満水位計）。
※15：ＲＰＶ破損後の水位管理（デブリ堆積高さ≧0.2m の場合）（満水管理水位計）。
※16：炉心損傷は，原子炉停止後の経過時間における格納容器雰囲気放射線モニタの値で判断する。原子炉停止直後に炉心損傷した場合の判断値は約 10Sv／h（経過時間とともに判断値は低くなる）であり，設計基準では炉心損傷しないことからこの値を下回る。
※17：平均出力領域計装 A～F の 6 チャンネルのうち，A,B の 2 チャンネルが対象。平均出力領域計装の A,C,E チャンネルにはそれぞれ 21 個，B,D,F にはそれぞれ 22 個の検出器がある。
※18：2 個の静的触媒式水素再結合器に対して出入口に 1 個ずつ設置。
※19：基準点は使用済燃料ラック上端 EL.39,377mm（使用済燃料プール底部より 4,688mm）。
※20：検出点 2 箇所。
※21：検出点 8 箇所。

⑰ 使 用 済燃 料 プ ー ル の 監 視

使用済燃料プール監視カメラ

使用済燃料プールエリア放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）

使用済燃料プール温度（ＳＡ）

使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ
広域）

設計基準

計測範囲

個数

重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータ（重大事故等対処設備）（11／11）

重要監視パラメータ
重要代替監視パラメータ

第 6.4－3 表

No.23-2

58 条－47

No.23-3

第 3.15－2 表
名称

計装設備の主要機器仕様（4／4）

検出器の種類

計測範囲

個数

取付箇所

触媒式
水素検出器

0～10vol％

2

原子炉建屋原子炉棟 6 階

熱伝導式
水素検出器

0～20vol％

3

原子炉建屋原子炉棟地下
1 階，2 階熱電対

0～300℃

4 ※13

原子炉建屋原子炉棟 6 階

磁気力式
酸素検出器

0～25vol％

1

原子炉建屋原子炉棟 3 階

ガイドパルス式
水位検出器－4,300～＋7,200mm ※14（EL.35,077～46,577mm）

1

測温抵抗体

0～120℃

1

※15

熱電対

0～120℃

1 ※16

10 －２ ～10 ５ Sv／h

1

10－ ３ ～10 ４ mSv／h

1

原子炉建屋水素濃度

静的触媒式水素再結合器
動作監視装置
格納容器内酸素濃度（ＳＡ）
使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）
使用済燃料プール温度（ＳＡ）
使用済燃料プールエリア
放射線モニタ（高レンジ・
低レンジ）
使用済燃料プール監視カメラ（使用済燃料プー
ル監視カメラ用空冷装置含む）

原子炉建屋原子炉棟 6 階

イオンチェンバ

原子炉建屋原子炉棟 6 階

原子炉建屋原子炉棟 6 階

赤外線カメラ－1

原子炉建屋原子炉棟 6 階（使用済燃料プール監視
カメラ用空冷装置：原子炉建屋付属棟 4 階）

※1 ：基準点は蒸気乾燥器スカート下端（ベッセルゼロレベルより 1,340cm）※2 ：基準点は燃料有効長頂部（ベッセルゼロレベルより 915cm）
915cm⇒920cm※3 ：常設設備による対応時及び可搬型設備による対応時の両方で使用※4 ：可搬型設備による対応時に使用※5 ：狭帯域流量※6 ：ＲＰＶ破損及びデブリ落下・堆積検知（高さ 0m,0.2m 位置水温計兼デブリ検知器）※7 ：ペデスタル底面（コリウムシールド上表面：EL.11,806mm）からの高さ※8 ：基準点は通常運転水位 EL.3,030mm（サプレッション・チェンバ底部より 7,030mm）※9 ：ＲＰＶ破損前までの水位管理（高さ 1m 超水位計）※10：ＲＰＶ破損後の水位管理（デブリ堆積高さ＜0.2m の場合）（高さ 0.5m,1.0m 未満水位計）※11：ＲＰＶ破損後の水位管理（デブリ堆積高さ≧0.2m の場合）（満水管理水位計）※12：平均出力領域計装 A～F の 6 チャンネルのうち，A,B の 2 チャンネルが対象。平均出力領域計装の A,C,E チャンネルにはそれぞれ 21 個，B,D,F にはそれぞれ 22 個の検出器がある。
※13：2 個の静的触媒式水素再結合器に対して，出入口に 1 個ずつ設置※14：基準点は使用済燃料ラック上端 EL.39,377mm（使用済燃料プール底部より 4,688mm）※15：検出点 2 箇所
※16：検出点 8 箇所

3.15－23

No.23-4

第 3.15－14 表
名称

多重性を有する対象パラメータ
計測範囲

個数

原子炉圧力

0～10.5MPa[gage]

2

原子炉建屋原子炉棟 3 階

原子炉圧力（ＳＡ）

0～10.5MPa[gage]

2

原子炉建屋原子炉棟 3 階

原子炉水位（広帯域）－3,800～1,500mm※ １2

原子炉建屋原子炉棟 3 階

原子炉水位（燃料域）－3,800～1,300mm※ ２2

原子炉建屋原子炉棟 2 階

格納容器下部水温0～500℃ ※３（ペデスタル床面 0m，0.2m） ※４

各5

原子炉格納容器内＋1.05m ※４ ,※ ５
（EL.12,856mm）

2

原子炉格納容器内＋0.50m,＋0.95m ※４ ,※ ６
（EL.12,306mm，12,756mm）

各2

原子炉格納容器内＋2.25m,＋2.75m ※４ ,※ ７
（EL.14,056mm，14,556mm）

各2

原子炉格納容器内

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ)

10－ ２ ～10 ５ Sv／h

2

原子炉建屋原子炉棟 3 階

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ)

10－ ２ ～10 ５ Sv／h

2

原子炉建屋原子炉棟地下 1 階

起動領域計装10－ １ ～10 ６ cps（1.0×10 ３ ～1.0×10９
cm－ ２ ・s －１ ）0～40％又は 0～125％(1.0×10８ ～1.5×10１３
cm －２ ・s－ １ )8

原子炉格納容器内

平均出力領域計装0～125％(1.0×10 １２ ～1.0×10 １４
cm －２ ・s－ １ )2 ※８

原子炉格納容器内

フィルタ装置水位

180～5,500mm

2

格納 容 器圧 力 逃が し 装置 格 納
槽内フィルタ装置出口放射線モニタ（高レンジ）

10－ ２ ～10 ５ Sv／h

2

原子炉建屋廃棄物処理棟 1 階，
屋外（原子炉建屋南側外壁面）

フィルタ装置入口水素濃度0～100vol％2

原子炉建屋廃棄物処理棟 3 階

0～10vol％

2

原子炉建屋原子炉棟 6 階

0～20vol％

3

原子炉建屋原子炉棟地下 1 階，
2階

格納容器下部水位

原子炉建屋水素濃度

取付場所※1：基準点は蒸気乾燥器スカート下端（ベッセルゼロレベルより 1,340cm）※2：基準点は燃料有効長頂部（ベッセルゼロレベルより 915cm）
915cm⇒920cm※3：ＲＰＶ破損及びデブリ落下・堆積検知（高さ 0m,0.2m 位置水温計兼デブリ検知器）※4：ペデスタル底面（コリウムシールド上表面：EL.11,806mm）からの高さ※5：ＲＰＶ破損前までの水位管理（高さ 1m 超水位計）※6：ＲＰＶ破損後の水位管理（デブリ堆積高さ＜0.2m の場合）（高さ 0.5m,1.0m 未満水位計）※7：ＲＰＶ破損後の水位管理（デブリ堆積高さ≧0.2m の場合）（満水管理水位計）※8：平均出力領域計装 A～F の 6 チャンネルのうち，A,B の 2 チャンネルが対象。平均出力領域計装の A,C,E チャンネルにはそれぞれ 21 個，B,D,F にはそれぞれ 22 個の検出器がある。

3.15－49

分類

差圧式 水位検出器
差圧式 水位検出器
差圧式 水位
検出器

区 分Ⅰ ,Ⅱ
直 流電 源※ 22
緊急用
直 流電 源※ 22
緊急用
直 流電 源※ 22

炉心の冷却状況を把握する上で,原子炉水位制
御範囲レベル３～８（300～1,400mm※4）及び－ 3,800～1,500 ㎜ － 3,800～1,400 ㎜ 燃料有効長底部まで監視可能。
Ss 機 能※4※4
維持－ 3,800～1,300 ㎜
※5

1

1

原子炉 水位 （ＳＡ広 帯域 ）原子炉 水位 （ＳＡ燃 料域 ）3.15－67③原子炉圧力容器内の
水位

※2

※2

※2

※2

※2

高 圧炉心ス プレ イ系系統 流量

残 留熱 除去系系 統流 量

低 圧炉心ス プレ イ系系統 流量

原 子炉 圧力

原子炉 圧力 （ＳＡ）

サプレ ッシ ョン・チ ェン バ圧力 ※ 2※2

原 子炉隔離 時冷 却系系統 流量

代替循 環冷 却系原子 炉注 水流量 ※ 2

低圧代 替注 水系原子 炉注 水流量 ※ 2

高 圧代替注 水系 系統流量2

原 子炉 水位（燃 料域 ）※2

差圧式 水位検出器－ 3,800～1,300 ㎜※5

448⇒397

Ss 機 能維持S

Ss 機 能維持「 ⑦原子炉格納容器内の圧力」を監視するパラメータと同じ。

「 ②原子炉圧力容器内の圧力」を監視するパラメータと同じ。

「④原 子炉 圧力容器 への 注水量」 を監視す るパ ラメータ と同 じ。

448～1,300 ㎜※5448～1,300 ㎜※5－ 3,800～1,500 ㎜ － 3,800～1,400 ㎜
※4
※4

耐 震性
区 分Ⅰ ,Ⅱ
直 流電 源※ 22

2

原 子炉 水位（広 帯域 ）把 握能 力（計測 範囲 の考え方 ）検 出器 の種類

設 計基 準電源

計 測範 囲重 要監 視パラメ ータ
重 要代 替監視パ ラメ ータ

個数

重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータ（重大事故等対処設備）（2／13）

第 3.15-17 表1

可搬型
第 3.15-2
計測器,3 図 No.
個数

No.23-5

分類

設 計基準

把 握能力（ 計測 範囲の考 え方）

耐震性

10 － ２ ～ 10 ５ Sv／ h
10 － ３ ～ 10 ４ mSv／h

1
1

1

使 用済燃料 プー ルエリア
放 射線モニ タ（ 高レンジ ・低 レンジ）使 用済燃料 プー ル監視カ メラ

－※ 6

－※ 6

－※ 6

緊急用
直 流電 源

緊急用
直 流電 源カ メラ ：緊急
重 大 事 故 等 時 に お い て 使 用 済 燃 料 プ ー ル 及 Ss 機能 用直流 電源
び その 周辺の状 況を 監視可能 。
維 持 空冷装置：緊
急用交流電源重 大 事 故 等 時 に 変 動 す る 可 能 性 が あ る 放 射 Ss 機能線 量率 （3.0mSv／ h 以下） を監視可能 。
維持

重 大 事 故 等 時 に 変 動 す る 可 能 性 の あ る 使 用 Ss 機能
済 燃料 プールの 温度 （100℃）を監 視可能。 維 持

重大事故等時に変動する可能性のある使用
済 燃料 プールの 温度 （100℃）を監 視可能。

区分Ⅱ
直 流電 源
緊急用
直 流電 源電源

可搬型
第 3.15-2
計測器,3 図 No.
個数

赤外線
カメラ

イオン
チ ェン バ

熱電対

測温
抵抗体

－ ※ 24－ ※ 24

1

ガ イドパル
ス式水位 － ※ 24検出器

検 出器 の種類※ 1 ：分類 のうち， 重要 監視パラ メー タとして のみ 使用する 。 ※2：分類 のう ち，重要 代替 監視パラ メー タとして のみ 使用する 。
※ 3 ：設計 基準事故 時に 想定され る原 子炉圧力 容器 の最高圧 力に 対する飽 和温度。
※ 4 ：基準 点は蒸気 乾燥 器スカー ト下 端（ベッ セル ゼロレベ ルよ り 1,340cm）。 ※ 5：基 準点は燃料 有効 長頂部（ ベッ セルゼロ レベルよ り 915cm） 。
915cm⇒920cm※ 6 ：重大 事故等時 に使 用する設 備の ため，設 計基 準事故時 は値 なし。
※ 7 ：常設 設備によ る対 応時及び 可搬 型設備に よる 対応時の 両方 で使用。 ※8：可搬型 設備 による対 応時 に使用。
※9：狭帯 域流 量。
※ 10：ＲＰ Ｖ破損及 びデ ブリ落下 ・堆 積検知（ 高 さ 0m,0.2m 位置 水温計兼 デブリ検 知器 ）。 ※ 11： ペデスタ ル底 面（コリ ウムシー ルド 上表面： EL.11,806mm）から の高 さ。
※ 12：基準 点は通常 運転 水位 EL.3,030mm（ サプレッ ショ ン・チェ ンバ底部 よ り 7,030mm） 。 ※13： ＲＰ Ｖ破損前 まで の水位管 理（高 さ 1m 超 水位 計）。
※ 14：ＲＰＶ 破損後の 水位 管理（デブリ 堆積 高さ＜ 0.2m の場 合）（ 高 さ 0.5m,1.0m 未満 水位 計）。 ※15：ＲＰ Ｖ破 損後の水 位管理（デブ リ堆 積高さ≧ 0.2m の場合 ）（満 水管理水 位計 ）。
※ 16：炉心 損傷は， 原子 炉停止後 の経 過時間に おけ る格納容 器雰 囲気放射 線モニタ の値 で判断す る。 原子炉停 止直 後に炉心 損傷した 場合 の判断値 は 約 10Sv／h（ 経過時間 とと もに判断 値
は低く なる）で あり ，設計基 準で は炉心損 傷し ないこと から この 値を 下回る。
※ 17：平均 出力領域 計 装 A～ F の 6 チャン ネル のうち， A,B の 2 チ ャ ンネ ルが対 象。平均 出力領 域計装 の A,C,E チャン ネル には それ ぞ れ 21 個 ，B,D,F に は そ れ ぞ れ 22 個 の 検 出 器 が あ る。
※ 18：2 個 の静的 触媒 式水素再結 合器 に対して 出入 口に 1 個 ずつ 設置。 ※19：基 準点 は使用済 燃料 ラック上 端 EL.39,377mm（使用 済燃 料プール 底部 より 4,688mm）。
※ 20：検出 点 2 箇所 。 ※21：検 出 点 8 箇所。
※ 22：「設置許 可基準規 則」第 47 条 ，48 条及び 49 条で 抽出 された計装 設備は設 計基 準事故対 処設 備に対し て多 様性及び 独立性を 有し，位置的分 散を 図ることと して おり，電源 につ いては，非 常用所内 電気設 備と独立性 を有 し，位置 的分散 を図る設計 とする。 詳細 については ，「3.14 電 源設 備（「設置 許可基準規 則」 第 57 条 に対する 設計 方針を示す 章） の補足説
明資 料 57－9」参 照。なお ，各条 文に対す るパ ラメータ の選 定結 果は ，補足説 明資 料 58－10 に整 理し ている。
※ 23：「 設置 許可基 準規 則」第 51 条 で抽出 された 計装設備 は複数 のパラメ ータとす るこ とで多様 性を 有してお り，低圧 代替注水 系格納容 器下 部注水流 量及 び格納容 器下 部水位に 対し て常設低圧 代替注水 系ポ ンプ吐出 圧力 及びドラ イウ ェル雰囲 気温 度は それ ぞれ独立 性を 有する設 計と している 。電源 につ いて は ，常 設代 替交流電 源設 備又は可 搬型 代替交流 電源 設備から代替所内電源設備を経由して電源を受電できる設計とするとともに，可搬型計測器による計測が可能な設計としており，多様性を有している。詳細については，「3.14 電源設備（「設置許可基準規則」第 57 条に対する設計方針を示す章）の補足説明資料 57－9」参照。なお，各条文に対するパラメータの選定結果は，補足説明資料 58－10 に整理している。
※ 24：可搬型 計測器で 計測 できるパラ メー タでない 場合 を「－」で示 す。全交流 動力電 源喪失時 は， 水素・酸素 濃度監 視装置， 放射線監視 装置 ，炉内核計 装装 置及び使 用済 燃料プー ル監
視装置 （水位・ 温度 (ＳＡ 広域)， 監視カメ ラ） に対して 常設 代替 交流 電源設備 によ り電源供 給さ れた場合 には ，監視計 器は使用 可能 である。

⑰使用済燃料プールの監視－

0～120℃

1※21

使用済 燃料 プール温 度（ ＳＡ）

66℃以下－ 4,300～＋ 7,200mm
重大事故等時に変動する可能性のある使用※ 19＋ 6,818mm
済燃料プール上部から使用済燃料ラック下（ EL.35,077～（EL.46,195mm） 端（ EL.35,097mm）ま での範囲 にわたり 水位 Ss 機能
46,577mm）を 監視 可能。
維持

計 測範 囲0～120℃

1

個数

重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータ（重大事故等対処設備）（13／13）

1※20

使 用済燃料 プー ル水位・ 温度（ ＳＡ広域 ）重 要監 視パラメ ータ
重 要代 替監視パ ラメ ータ

第 3.15-17 表

No.23-6

3.15－78

No.24-1①

原子炉水位（広帯域），原子炉水位（燃料域），原子炉水位（ＳＡ広帯域），原子炉水位（ＳＡ燃料域）
同じ仕様のもので原子炉圧力容器内の水位を計測することができ，原子炉の状態に依存することなく適用可能である。
なお，大破断ＬＯＣＡ等により原子炉格納容器温度が上昇し，ドライウェル雰囲気
温度の指示が原子炉圧力の飽和温度を超えている場合は，水位不明と判断する。

②

原子炉圧力容器への注水流量
第 58－7－4 図より原子炉圧力容器への注水流量と崩壊熱除去に必要な水量の差を算出し，直前まで判明していた水位に変換率を考慮することにより原子炉水位を推定する。なお，炉心冷却状態を原子炉圧力容器温度にて合わせて確認する。
原子炉水位変化率［mm／min］＝原子炉圧力容器注水流量と崩壊熱除去に必要な水量の差［m ３／h］
/60［min］/
原子炉圧力容器レベル換算：
推定可能範囲：全範囲

第 58－7－4 図

原子炉圧力容器への注水量と崩壊熱除去に必要な水量の差を利用した水位の推定③

原子炉圧力，原子炉圧力（ＳＡ），サプレッション・チェンバ圧力
原子炉圧力容器が満水であることを確認することで炉心冷却状態を確認する。
具体的には，逃がし安全弁により原子炉圧力が低圧状態で維持されている状態において，高圧炉心スプレイ系，低圧炉心スプレイ系，残留熱除去系（低圧注水系）又は代替の注水系統による原子炉圧力容器への注水により，原子炉水位が主蒸気管高さまで上昇し，逃がし安全弁から蒸気ではなく水が流れ出すことで原子炉圧力容器内の圧力が上昇し，原子炉圧力又は原子炉圧力（ＳＡ）とサプレッション・チェンバ圧力の差圧が［gage］以上であれば原子炉圧力容器を満水と推定する。

58－7－8

58－6－71
32℃以下―

0～200℃

0～200℃

0～500℃ ※７（ペデスタル床面 0m，0.2m） ※８

サプレッション・
チェンバ雰囲気温度

サプレッション・
プール水温度

格納容器下部水温

32℃以下

57℃以下

5kPa[gage]

0～300℃

5kPa[gage]

ドライウェル雰囲気
温度－3,800～1,300mm※ ６

原子炉水位（ＳＡ燃料域）

1,260mm※５
1,300mm※６0～1MPa[abs]－3,800～1,500mm※ ５

原子炉水位（ＳＡ広帯域）

サプレッション・
チェンバ圧力－3,800～1,300mm※ ６

原子炉水位
（燃料域）

1,260mm※５
1,300mm※６0～1MPa[abs]－3,800～1,500mm※ ５

原子炉水位
（広帯域）

通常運転時 ※ １

ドライウェル圧力

計測範囲

名称

計測装置の計測範囲（5／10）―

104℃以下

171℃以下

171℃以下279kPa[gage]
以下

279kPa[gage]
以下

炉心損傷前

―

139℃以下143℃以下123℃以下

310kPa[gage]
以下

310kPa[gage]
以下

0℃以下又は500℃以上119℃以下132℃以下202℃以下620kPa[gage]
以下

620kPa[gage]以下

1,260mm※ ５ 以下
1,300mm※ ６ 以下

炉心損傷後

重大事故等時 ※１－3,800～1,400mm※５
0～1,300mm※６448⇒397－3,800～1,400 ㎜ ※５448～1,300 ㎜ ※６－3,800～1,400 ㎜ ※５448～1,300 ㎜ ※６

設計基準事故時 ※ １（運転時の異常な過渡変化時を含む）

プラントの状態 ※ １ と予想変動範囲

第 58－6－2 表

ペデスタルにデブリが落下・堆積した際に水温上昇又はデブリが接触し指示がダウンスケ
ールすることでデブリの落下・堆積が検知可能である。

重大事故等時のパラメータ変動を包絡するように，サプレッション・プール水温度（139℃）に余裕を見込んだ設定とする。

重大事故等時のパラメータ変動を包絡するように，サプレッション・チェンバ雰囲気温度（171℃）に余裕を見込んだ設定とする。

重大事故等時のパラメータ変動を包絡するように，ドライウェル雰囲気温度（202℃）に余裕を見込んだ設定とする。

重大事故等時のパラメータ変動を包絡するように，原子炉格納容器の限界圧力（620kPa[gage]）に余裕を見込んだ設定とする。

炉心の冷却状況を把握する上で，原子炉水位
制御範囲レベル３～８（300～1,400mm※ ５ ）及び燃料有効長底部まで監視可能である。

計測範囲の設定に関する考え方

No.24-2

※1 ：プラント状態の定義は，以下のとおり。
・通常運転時：計画的に行われる起動，停止，出力運転，高温停止，冷温停止，燃料取替等の原子炉施設の運転であって，その運転状態が所定の制限内にあるもの。通常運転時に想定される設計値を記載。
・運転時の異常な過渡変化時：原子炉施設の寿命期間中に予想される機器の単一故障若しくは誤動作又は運転員の単一の誤操作，及びこれらと類似の頻度で発生すると予想される外乱によって生ずる異常な状態。運転時の異常な過渡変化時に想定される設計値を記載。
・設計基準事故時：「運転時の異常な過渡変化」を超える異常な状態であって，発生する頻度は希であるが，原子炉施設の安全設計の観点から想定されるもの。設計基準事故時に想定される設計値を記載。
・重大事故等時：原子炉施設の安全設計の観点から想定される事故を超える事故の発生により，原子炉の炉心の著しい損傷が発生するおそれがある状態又は炉心の著しい損傷が発生した状態。重大事故等時に想定される設計値を記載。
※2 ：常設設備による対応時及び可搬型設備による対応時の両方で使用※3 ：可搬型設備による対応時に使用※4 ：狭帯域流量※5 ：基準点は蒸気乾燥器スカート下端（ベッセルゼロレベルより 1,340cm）※6 ：基準点は燃料有効長頂部（ベッセルゼロレベルより 915cm）
915cm⇒920cm※7 ：ＲＰＶ破損及びデブリ落下・堆積検知（高さ 0m,0.2m 位置水温計兼デブリ検知器）※8 ：ペデスタル底面（コリウムシールド上表面：EL.11,806mm）からの高さ※9 ：基準点は通常運転水位 EL.3,030mm（サプレッション・チェンバ底部より 7,030mm）※10：ＲＰＶ破損前までの水位管理（高さ 1m 超水位計）※11：ＲＰＶ破損後の水位管理（デブリ堆積高さ＜0.2m の場合）（高さ 0.5m,1.0m 未満水位計）※12：ＲＰＶ破損後の水位管理（デブリ堆積高さ≧0.2m の場合）（満水管理水位計）※13：炉心損傷は，原子炉停止後の経過時間における格納容器雰囲気放射線モニタの値で判断する。原子炉停止直後に炉心損傷した場合の判断値
は約 10Sv／h（経過時間とともに判断値は低くなる）であり，設計基準では炉心損傷しないことからこの値を下回る。
※14：300℃以上となる場合があるが，炉心損傷と判断し冷却未達を判断する上で問題ない。
※15：基準点は使用済燃料ラック上端 EL.39,377mm（使用済燃料プール底部より 4,688mm）

No.24-3

58－6－77

No.24-4(a) 主要パラメータの代替パラメータ（他チャンネルを除く）による推定方法について（原子炉圧力容器内の温度）
項

目

原子炉圧力容器内の温度監視パラメータ

主要
パラメータ

代替
パラメータ

計測範囲

設計基準

0～500℃

302℃以下①原子炉圧力0～10.5MPa［gage］

8.62MPa［gage］以下①原子炉圧力（ＳＡ）

0～10.5MPa［gage］

8.62MPa［gage］以下①原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）－3,800～1,500mm＊1－3,800～1,300mm＊2－3,800～1,400mm＊1
448～1,300mm＊2①原子炉水位（ＳＡ広帯域）
原子炉水位（ＳＡ燃料域）－3,800～1,500mm＊1－3,800～1,300mm＊2－3,800～1,400mm＊1
448～1,300mm＊2

0～300℃

249℃以下原子炉圧力容器温度②残留熱除去系熱交換器入口温度＊1：基準点は蒸気乾燥器スカート下端（ベッセルゼロレベルより 1,340cm）＊2：基準点は燃料有効長頂部（ベッセルゼロレベルより 915cm）

915cm⇒920cm

計測目的

重大事故等時において，主要パラメータにて原子炉圧力容器内の温度を監視する目的
は，炉心の冷却状態を把握することである。
特に原子炉冷却材喪失事故時において，原子炉圧力容器への注水に期待できない場
合，原子炉冷却材が流出することにより原子炉水位が低下し，炉心が露出すれば炉心が過熱状態となり，冷却処置が遅れると炉心損傷に至る。
このような場合，炉心の冷却状態を把握し，事故時の対応手段を判断する上で主要パラメータにて原子炉圧力容器内の温度を監視することが重要である。
原子炉圧力容器内の温度の主要パラメータである原子炉圧力容器温度の監視が不可能となった場合には，原子炉水位が燃料有効長頂部（ＴＡＦ）以上の場合は，原子炉圧
力容器内の水蒸気が飽和状態にあると想定することで，原子炉圧力より原子炉圧力容器
内の温度を推定する。
また，スクラム後，原子炉水位がＴＡＦに到達してからの経過時間より原子炉圧力容
器内の温度を推定できる。
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）が運転状態であれば，残留熱除去系熱交換器入口温度により測定可能である。
推定方法は，以下のとおりである。
①

推定方法

原子炉圧力，原子炉圧力（ＳＡ）
原子炉水位がＴＡＦ以上の場合には，飽和状態と想定し，飽和温度／圧力の関係を利用し，第 58－7－1 図を用いて原子炉圧力より原子炉圧力容器内の温度を推定する。
推定可能範囲：100～310℃

58－7－2

448⇒397

No.24-5(b) 主要パラメータの代替パラメータ（他チャンネルを除く）による推定方法について（原子炉圧力容器内の圧力）
項

目

原子炉圧力容器内の圧力
監視パラメータ

主要
パラメータ

代替
パラメータ

計測範囲

設計基準

原子炉圧力

0～10.5MPa［gage］

8.62MPa［gage］以下

原子炉圧力（ＳＡ）

0～10.5MPa［gage］

8.62MPa［gage］以下①原子炉圧力（ＳＡ）（原子炉圧力の代替）

0～10.5MPa［gage］

8.62MPa［gage］以下①原子炉圧力（原子炉圧力（ＳＡ）の代替）

0～10.5MPa［gage］

8.62MPa［gage］以下②原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）－3,800～1,500mm＊1－3,800～1,300mm＊2－3,800～1,400mm＊1
448～1,300mm＊2②原子炉水位（ＳＡ広帯域）
原子炉水位（ＳＡ燃料域）－3,800～1,500mm＊1－3,800～1,300mm＊2－3,800～1,400mm＊1
448～1,300mm＊2

0～500℃

302℃以下②原子炉圧力容器温度＊1：基準点は蒸気乾燥器スカート下端（ベッセルゼロレベルより 1,340cm）＊2：基準点は燃料有効長頂部（ベッセルゼロレベルより 915cm） 915cm⇒920cm
計測目的

重大事故等時において，主要パラメータにて原子炉圧力容器内の圧力を監視する目
的は，低圧注水選択のための減圧確認及び原子炉圧力容器の損傷確認を行うことである。
原子炉圧力容器内の圧力の主要パラメータである原子炉圧力の監視が不可能となった場合には原子炉圧力（ＳＡ）（原子炉圧力（ＳＡ）を推定する場合は原子炉圧力にて推定）により推定する。
原子炉水位から原子炉圧力容器内が飽和状態にあると想定することで，原子炉圧力容
器温度により原子炉圧力容器内の圧力を推定できる。原子炉圧力容器内が飽和状態でない場合は，不確かさが生じることを考慮する。
推定方法は，以下のとおりである。
①

原子炉圧力，原子炉圧力（ＳＡ）
同じ仕様のもので原子炉圧力容器内の圧力を計測することができ，原子炉の状態に依存することなく適用可能である。

②

原子炉圧力容器温度
飽和温度／圧力の関係を利用し，第 58－7－3 図を用いて原子炉圧力容器温度より
原子炉圧力を推定する。

推定方法

図 58－7－3

飽和温度／圧力の関係を利用した圧力の推定

58－7－5448⇒397

No.24-6(c) 主要パラメータの代替パラメータ（他チャンネルを除く）による推定方法について（原子炉圧力容器内の水位）
項

目

原子炉圧力容器内の水位監視パラメータ

主要
パラメータ

計測範囲

設計基準

原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）－3,800～1,500mm＊1－3,800～1,300mm＊2－3,800～1,400mm＊1
448～1,300mm＊2

原子炉水位（ＳＡ広帯域）
原子炉水位（ＳＡ燃料域）－3,800～1,500mm＊1－3,800～1,300mm＊2－3,800～1,400mm＊1
448～1,300mm＊1 448⇒397①原子炉水位（広帯域）－3,800～1,500mm＊1
原子炉水位（燃料域）－3,800～1,300mm＊2（原子炉水位（ＳＡ広帯域），原子炉水位（ＳＡ燃料域）の代替）－3,800～1,400mm＊1
448～1,300mm＊2 448⇒397①原子炉水位（ＳＡ広帯域）－3,800～1,500mm＊1
原子炉水位（ＳＡ燃料域）－3,800～1,300mm＊2（原子炉水位（広帯域），原子炉水位（燃料域）の代替）－3,800～1,400mm＊1
448～1,300mm＊2 448⇒397②高圧代替注水系系統流量

0～50L／s
３0～500m ／h＊3―0～ 80m ３ ／h＊3,＊5―

0～300m ３ ／h＊4―0～ 80m ３ ／h＊4,＊5―②代替循環冷却系原子炉注水流量0～150m３ ／h―②原子炉隔離時冷却系系統流量

0～50L／s

40L／s②高圧炉心スプレイ系系統流量

0～500L／s

438L／s②残留熱除去系系統流量

0～600L／s

470L／s②低圧炉心スプレイ系系統流量

0～600L／s

456L／s③原子炉圧力0～10.5MPa［gage］

8.62MPa［gage］以下③原子炉圧力（ＳＡ）

0～10.5MPa［gage］

8.62MPa［gage］以下

0～1MPa［abs］

279kPa［gage］以下②低圧代替注水系原子炉注水流量

代替
パラメータ

―

③サプレッション・チェンバ圧力＊1：基準点は蒸気乾燥器スカート下端（ベッセルゼロレベルより 1,340cm）＊2：基準点は燃料有効長頂部（ベッセルゼロレベルより 915cm） 915cm⇒920cm＊3：常設設備による対応時及び可搬型設備による対応時の両方で使用＊4：可搬型設備による対応時に使用，＊5：狭帯域流量
計測目的

推定方法

重大事故等時において，主要パラメータにて原子炉圧力容器内の水位を監視する目的
は，炉心冷却状態を確認することである。
原子炉圧力容器内の水位の主要パラメータである原子炉水位の計測が困難になった場
合，代替パラメータの①原子炉水位（ＳＡ広帯域），原子炉水位（ＳＡ燃料域）（原子炉
水位（ＳＡ広帯域），原子炉水位（ＳＡ燃料域）を推定する場合は，原子炉水位（広帯域），
原子炉水位（燃料域）にて推定），②原子炉圧力容器への注水流量（高圧代替注水系系統
流量，低圧代替注水系原子炉注水流量，代替循環冷却系原子炉注水流量，原子炉隔離時
冷却系系統流量，高圧炉心スプレイ系系統流量，残留熱除去系系統流量，低圧炉心スプ
レイ系系統流量）により原子炉圧力容器内の水位を推定することができる。
推定方法は，以下のとおりである。

58－7－7448⇒397

No.24-7(d) 主要パラメータの代替パラメータ（他チャンネルを除く）による推定方法について（原子炉圧力容器への注水量）
項

目

原子炉圧力容器への注水量
監視パラメータ

計測範囲

設計基準

0～50L／s―

0～500m ３ ／h＊1―

３0～ 80m ／h＊1,＊3―

0～300m ３ ／h＊2―

３0～ 80m ／h＊2,＊3―

代替循環冷却系原子炉注水流量0～150m ３ ／h―

原子炉隔離時冷却系系統流量

0～50L／s

40L／s

高圧炉心スプレイ系系統流量

0～500L／s

438L／s

残留熱除去系系統流量

0～600L／s

470L／s

低圧炉心スプレイ系系統流量

0～600L／s

456L／s

高圧代替注水系系統流量

低圧代替注水系原子炉注水流量
主要
パラメータ

①サプレッション・プール水位（高圧代替注水系系統流量，代替循環
冷却系原子炉注水流量，原子炉隔離時－1～9m＊4－0.5～0m
冷却系系統流量，高圧炉心スプレイ系 （EL.2,030～12,030mm）（EL.2,530～3,030mm）
系統流量，残留熱除去系系統流量，低圧
炉心スプレイ系系統流量の代替）

代替
パラメータ

①代替淡水貯槽水位（低圧代替注水系原子炉注水流量の代
替）

0～20m

―

①西側淡水貯水設備水位（低圧代替注水系原子炉注水流量の代替）

0～4.5m―②原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）－3,800～1,500mm＊5－3,800～1,300mm＊6－3,800～1,400mm＊5448～1,300mm＊6②原子炉水位（ＳＡ広帯域）
原子炉水位（ＳＡ燃料域）－3,800～1,500mm＊5－3,800～1,300mm＊6－3,800～1,400mm＊5448～1,300mm＊6 448⇒397＊1：常設設備による対応時及び可搬型設備による対応時の両方で使用＊2：可搬型設備による対応時に使用， ＊3：狭帯域流量＊4：基準点は通常運転水位 EL.3,030mm（サプレッション・チェンバ底部より 7,030mm）＊5：基準点は蒸気乾燥器スカート下端（ベッセルゼロレベルより 1,340cm）＊6：基準点は燃料有効長頂部（ベッセルゼロレベルより 915cm） 915cm⇒920cm
計測目的

重大事故等時において，主要パラメータにて原子炉圧力容器への注水量を監視する
目的は，注水設備が機能していることを確認し炉心冷却状態を把握することである。
原子炉圧力容器への注水量の主要パラメータである各系統の注水流量の計測が困難になった場合，水源であるサプレッション・プール，代替淡水貯槽又は西側淡水貯水設
備並びに注水先の原子炉圧力容器の水位変化により原子炉圧力容器への注水量を推定することができる。

推定方法

推定方法は，以下のとおりである。
①

サプレッション・プール水位
サプレッション・プールの水位容量曲線を用いて，水位の変化量から注水した水量を推定する。なお，炉心冷却状態を原子炉水位にて合わせて確認する。

58－7－10448⇒397

No.24-8(m) 主要パラメータの代替パラメータ（他チャンネルを除く）による推定方法について（格納容器バイパスの監視）※：有効監視パラメータ項目

格納容器バイパスの監視
監視パラメータ

計測範囲

設計基準

原子炉圧力容器パラメータ

主要
パラメータ

原子炉水位（広帯域）
原子炉水位（燃料域）－3,800～1,500mm＊1 －3,800～1,400mm＊1－3,800～1,300mm＊2
448～1,300mm＊2

原子炉水位（ＳＡ広帯域）
原子炉水位（ＳＡ燃料域）－3,800～1,500mm＊1 －3,800～1,400mm＊1－3,800～1,300mm＊2
448～1,300mm＊2

原子炉圧力0～10.5MPa［gage］

8.62MPa［gage］以下

原子炉圧力（ＳＡ）

0～10.5MPa［gage］

8.62MPa［gage］以下

448⇒397448⇒397

原子炉格納容器パラメータ
ドライウェル雰囲気温度
ドライウェル圧力

0～300℃

171℃以下0～1MPa［abs］

279kPa［gage］以下

原子炉建屋パラメータ
10－ ４ ～10 ０ mSv／h―①ドライウェル雰囲気温度（原子炉水位（広帯域），原子炉水位（燃料域），原子炉水位（ＳＡ広帯域），原子炉水位（ＳＡ燃料域），原子炉圧力，原子炉圧力（ＳＡ），［エリア放射線モニタ］※］の代替）

0～300℃

171℃以下①ドライウェル圧力（原子炉水位（広帯域），原子炉水位（燃料域），原子炉水位（ＳＡ広帯域），原子炉水位（ＳＡ燃料域），原子炉圧力，原子炉圧力（ＳＡ），［エリア放射線モニタ］※の代替）

0～1MPa［abs］

279kPa［gage］以下①［エリア放射線モニタ］※（原子炉水 位（広帯域 ），原子 炉水位（燃料域），原 子炉水位（ＳＡ広帯 域），原 子
炉水位（ ＳＡ燃料域），原 子炉圧力，原子炉圧力（ＳＡ ），ドライウェ ル雰囲気
温度，ドラ イウェル圧力の代 替）

10－ ４ ～10 ０ mSv／h―［エリア放射線モニタ］※

代替
パラメータ

①原子炉水位（広帯域）－3,800～1,500mm＊1 －3,800～1,400mm＊1
原子炉水位（燃料域）－3,800～1,300mm＊2
448～1,300mm＊2（ドライウェル雰囲気温度，ドライウェ
ル圧力，［ エリア放射線モニタ］※の代替）

448⇒397①原子炉水位（ＳＡ広帯域）－3,800～1,500mm＊1 －3,800～1,400mm＊1
原子炉水位（ＳＡ燃料域）－3,800～1,300mm＊2
448～1,300mm＊2（ドライウェル雰囲気温度，ドライウェ
ル圧力，［ エリア放射線モニタ］※の代替）

448⇒397①原子炉圧力（ドライウェル雰囲気温度，ドライウェ 0～10.5MPa［gage］
ル圧力，［ エリア放射線モニタ］※の代替）

8.62MPa［gage］以下①原子炉圧力（ＳＡ）（ドライウェル雰囲気温度，ドライウェ 0～10.5MPa［gage］
ル圧力，［ エリア放射線モニタ］※の代替）

8.62MPa［gage］以下

58－7－36

No.24-9＊1：基準点は蒸気乾燥器スカート下端（ベッセルゼロレベルより 1,340cm）＊2：基準点は燃料有効長頂部（ベッセルゼロレベルより 915cm） 915cm⇒920cm

計測目的

重大事故等時において，主要パラメータにて格納容器バイパスを監視する目的は，原子炉格納容器外にて冷却材漏えい事象が発生したことを確認することである。
なお，格納容器バイパスの監視は，プラントの状態を監視することで確認でき，単一パラメータで確認することは困難であり，複数のパラメータを組み合わせることにより監視が可能である。
格納容器バイパス監視の主要パラメータは，＜原子炉圧力容器パラメータ＞，＜格納容器パラメータ＞，＜原子炉建屋パラメータ＞に分けられる。
＜原子炉圧力容器パラメータ＞の主要パラメータである原子炉水位（広帯域），原子炉水位（燃料域），原子炉水位（ＳＡ広帯域），原子炉水位（ＳＡ燃料域），原子炉圧力，
原子炉圧力（ＳＡ）の計測が困難になった場合，代替パラメータの＜格納容器パラメー
タ＞，＜原子炉建屋パラメータ＞により推定する。
＜格納容器パラメータ＞の主要パラメータであるドライウェル雰囲気温度，ドライウ
ェル圧力の計測が困難になった場合，代替パラメータの＜原子炉圧力容器パラメータ＞，＜原子炉建屋パラメータ＞により推定する。
＜原子炉建屋パラメータ＞の主要パラメータであるエリア放射線モニタの計測が困難になった場合，代替パラメータの＜原子炉圧力容器パラメータ＞，＜原子炉格納容器
パラメータ＞により推定する。
推定方法は，以下のとおりである。

推定方法＜原子炉圧力容器パラメータ＞①＜格納容器パラメータ＞，＜原子炉建屋パラメータ＞＜原子炉圧力容器パラメータ＞の計測が困難になった場合，＜格納容器パラメータ＞に漏えいの傾向がないこ と及び＜原子炉建屋パラメータ＞に漏えいの傾向があ る
ことにより，格納容器バイパスの発生を推定することができる。
＜格納容器パラメータ＞①＜原子炉圧力容器パラメータ＞，＜原子炉建屋パラメータ＞＜格納容器パラメータ＞の計測が困難になった場合，＜原子炉圧力容器パラメータ＞に漏えいの傾向があるこ と及び＜原子炉建屋パラメータ＞に漏えいの傾向があ る
ことにより，格納容器バイパスの発生を推定することができる。
＜原子炉建屋パラメータ＞①＜原子炉圧力容器パラメータ＞，＜格納容器パラメータ＞＜原子炉建屋パラメータ＞の計測が困難になった場合，＜原子炉圧力容器パラメー
タ＞に漏えいの傾向がある こと及び＜格納容器パラメータ＞に漏えいの傾向がな いことにより，格納容器バイパスの発生を推定することができる。

推定の評価

格納容器バイパス発生は，原子炉圧力容器からの漏えい発生を＜原子炉圧力容器パラメータ＞により確認し，原子炉格納容器内での漏えいの傾向がないことを＜格納容器パラメータ＞により確認し，原子炉建屋での漏えい傾向があることを＜原子炉建屋パラメータ＞
により確認することで可能である。
いずれかのパラメータが計測不可能になったとしても残りのパラメータにより，原子炉格納容器外での漏えい発生を確認することができるため，この推定の方法は，格納容器バイパス発生を把握する上で適切である。

＜誤差による影響について＞
格納容器バイパスの監視を実施する目的は，原子炉格納容器外にて冷却材漏えい事象

58－7－37

No.24-10②原子炉水位（広帯域）（代替淡水貯槽水位，西側淡水貯蔵設
備水位の代替）－3,800～1,500mm＊1－3,800～1,400mm＊1②原子炉水位（燃料域）（代替淡水貯槽水位，西側淡水貯蔵設
備水位の代替）－3,800～1,300mm＊6448～1,300mm＊6②原子炉水位（ＳＡ広帯域）（代替淡水貯槽水位，西側淡水貯蔵設
備水位の代替）－3,800～1,500mm＊5－3,800～1,400mm＊5②原子炉水位（ＳＡ燃料域）（代替淡水貯槽水位，西側淡水貯蔵設
備水位の代替）－3,800～1,300mm＊6448～1,300mm＊6448⇒397②サプレッション・プール水位－1～9m＊1－0.5～0m（代替淡水貯槽水位，西側淡水貯蔵設（EL.2,030～12,030mm）（EL.2,530～3,030mm）
備水位の代替）③常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力（代替淡水貯槽水位の代替）

0～5MPa［gage］―＊1：基準点は通常運転水位 EL.3,030mm（サプレッション・チェンバ底部より 7,030mm）＊2：常設設備による対応時及び可搬型設備による対応時の両方で使用＊3：可搬型設備による対応時に使用， ＊4：狭帯域流量＊5：基準点は蒸気乾燥器スカート下端（ベッセルゼロレベルより 1,340cm）＊6：基準点は燃料有効長頂部（ベッセルゼロレベルより 915cm）
915cm⇒920cm
計測目的

重大事故等時において，主要パラメータにて水源を確認する目的は，原子炉圧力容器及び原子炉格納容器への注水が継続可能であることを確認することである。
サプレッション・プール，代替淡水貯槽又は西側淡水貯蔵設備を水源とするポンプの注水量，吐出圧力により，サプレッション・プール水位，代替淡水貯槽水位又は西側淡水貯蔵設備水位を推定する。また，注水先の原子炉水位及びサプレッション・プール水位の水位変化により代替淡水貯槽水位又は西側淡水貯水設備水位を推定する。なお，代替淡水貯槽又は西側淡水貯水設備の補給状況も考慮した上で水位を推定する。
推定方法は，以下のとおりである。

推定方法＜サプレッション・プール水位＞① サプレッション・プールを水源とする注水系の流量
サプレッション・プールを水源とする高圧代替注水系，代替循環冷却系，原子炉隔離時冷却系，高圧炉心スプレイ系，残留熱除去系及び低圧炉心スプレイ系の流量から，
これら系統が正常に動作していることを把握することにより，水源であるサプレッション・プールの水位が確保されていることを推定する。
②

サプレッション・プールを水源とする注水系のポンプ吐出圧力
サプレッション・プールを水源とする常設高圧代替注水系ポンプ，代替循環冷却系
ポンプ，原子炉隔離時冷却系ポンプ，高圧炉心スプレイ系ポンプ，残留熱除去系ポン
プ及び低圧炉心スプレイ系ポンプの吐出圧力から，各ポンプが正常に動作していることを把握することにより，水源であるサプレッション・プール水位が確保されていることを推定する。

＜代替淡水貯槽水位＞① 低圧代替注水系原子炉注水流量，低圧代替注水系格納容器スプレイ流量，低圧代替
注水系格納容器下部流量
代替淡水貯槽の水位容量曲線を用いて，低圧代替注水系原子炉注水流量，低圧代替
注水系格納容器スプレイ流量，低圧代替注水系格納容器下部流量から推定する。

58－7－40448⇒397

No.24-11（参考）第 58－7－1 表計装設備の計器誤差について（4／4）

検出器
の種類

計測範囲

個数

取付箇所

誤差 ※17

触媒式
水素検出器

0～10vol％

2

原子炉建屋原子炉棟
6階±0.51vol％

熱伝導式
水素検出器

0～20vol％

3

原子炉建屋原子炉棟
2 階，地下 1 階±1.02vol％静的触媒式水素再結合器
動作監視装置熱電対

0～300℃4※ 13

原子炉建屋原子炉棟
6階

±3.2℃

格納容器内酸素濃度（Ｓ
Ａ）

磁気力式
酸素検出器

0～25vol％

1

原子炉建屋原子炉棟
3階±0.6vol％

ガイド
パルス式
水位検出器

－4,300～＋7,200mm※ 14（EL.35,077～46,577mm）

1

測温抵抗体

0～120℃

1※ 15

熱電対

0～120℃

1※ 16

名称

原子炉建屋水素濃度

使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）

使用済燃料プール温度（ＳＡ）

10
使用済燃料プールエリア
放射線モニタ（高レンジ・
低レンジ）

５

～10 Sv／h

赤外線カメラ

原子炉建屋原子炉棟
6階

原子炉建屋原子炉棟
6階－３

４～10 mSv／h－

1

1±173mm

±2.9℃

1

イオン
チェンバ
10

使用済燃料プール監視カ
メラ（使用済燃料プール
監視カメラ用空冷装置含む）－２

原子炉建屋原子炉棟
6階

原子炉建屋原子炉棟
6 階（使用済燃料プー
ル監視カメラ用空冷装置：原子炉建屋付
属棟 4 階）±0.9℃
5.3×10Ｎ－ １ ～1.9×10Ｎ Sv／h
N:－2～55.3×10Ｎ－ １ ～1.9×10Ｎ mSv／h
N:－2～5－（映像）※1 ：基準点は蒸気乾燥器スカート下端（ベッセルゼロレベルより 1,340cm）※2 ：基準点は燃料有効長頂部（ベッセルゼロレベルより 915cm）
915cm⇒920cm※3 ：可搬型設備による対応時に使用※4 ：常設設備による対応時及び可搬型設備による対応時の両方で使用※5 ：狭帯域流量※6 ：ＲＰＶ破損及びデブリ落下・堆積検知（高さ 0m,0.2m 位置水温計兼デブリ検知器）※7 ：ペデスタル底面（コリウムシールド上表面：EL.11,806mm）からの高さ※8 ：基準点は通常運転水位 EL.3,030mm（サプレッション・チェンバ底部より 7,030mm）※9 ：ＲＰＶ破損前までの水位管理（高さ 1m 超水位計）※10：ＲＰＶ破損後の水位管理（デブリ堆積高さ＜0.2m の場合）（高さ 0.5m,1.0m 未満水位計）※11：ＲＰＶ破損後の水位管理（デブリ堆積高さ≧0.2m の場合）（満水管理水位計）※12：平均出力領域計装 A～F の 6 チャンネルのうち，A,B の 2 チャンネルが対象。平均出力領域計装の A,C,E チャ
ンネルにはそれぞれ 21 個，B,D,F にはそれぞれ 22 個の検出器がある。
※13：2 個の静的触媒式水素再結合器に対して出入口に 1 個ずつ設置※14：基準点は使用済燃料ラック上端 EL.39,377mm（使用済燃料プール底部より 4,688mm）※15：検出点 2 箇所
※16：検出点 8 箇所
※17：検出器～ＳＰＤＳ表示装置の誤差（詳細設計により，今後変更になる可能性がある）

58－7－54＊1 ：測定可能範囲については，カタログ値より抜粋。
＊2 ：基準点は蒸気乾燥器スカート下端（ベッセルゼロレベルより 1,340cm）：温度，圧力・水位・流量計測用＊3 ：基準点は燃料有効長頂部（ベッセルゼロレベルより 915cm）
915cm⇒920cm＊4 ：常設設備による対応時及び可搬型設備による対応時の両方で使用＊5 ：可搬型設備による対応時に使用：圧力・水位・流量計測用＊6 ：狭帯域流量＊7 ：ＲＰＶ破損及びデブリ落下・堆積検知（高さ 0m,0.2m 位置水温計兼デブリ検知器）＊8 ：ペデスタル底面（コリウムシールド上表面：EL.11,806mm）からの高さ＊9 ：基準点は通常運転水位 EL.3,030mm（サプレッション・チェンバ底部より 7,030mm）＊10：ＲＰＶ破損前までの水位管理（高さ 1m 超水位計）＊11：ＲＰＶ破損後の水位管理（デブリ堆積高さ＜0.2m の場合）（高さ 0.5m,1.0m 未満水位計）＊12：ＲＰＶ破損後の水位管理（デブリ堆積高さ≧0.2m の場合）（満水管理水位計）＊13：定格出力時の値に対する比率で示す。
＊14：平均出力領域計装 A～F の 6 チャンネルのうち，A,B の 2 チャンネルが対象。平均出力領域計装の A,C,E チャンネルにはそれぞれ 21 個，B,D,F にはそれぞれ 22 個の検出器がある。
＊15：2 個の静的触媒式水素再結合器に対して出入口に 1 個ずつ設置＊16：基準点は使用済燃料ラック上端 EL.39,377mm（使用済燃料プール底部より 4,688mm）＊17：検出点 2 箇所
＊18：検出点 8 箇所
＊19：全交流動力電源喪失時は，水素・酸素監視装置，放射線監視装置，炉内核計装装置及び使用済燃料プール監視装置（水位・温度(ＳＡ広域)，監視カメラ）に対して常設代替交流電源設備により電源供給された場合には，監視計器は使用可能である。

配備台数：可搬型計測器（圧力・水位・流量計測用）を 19 個（測定時の故障を想定した 1 個含む）配備する。なお，故障時及び保守点検時の予備として 19 個配備する。（今後の検討によって可搬型計測器の必要個数は変更の可能性がある。）

配備個数：可搬型計測器（温度，圧力，水位，流量計測用）を 20 個（測定時の故障を想定した 1 個含む）配備する。なお，故障時及び保守点検時の予備として 20 個配備する。（今後の検討によって可搬型計測器の必要個数は変更の可能性がある。）

No.24-12

58－8－6

No.24-13

本図については図面の縮尺も含め，全面的に適正化する。
参考資料
原子炉水位の概要図と計測範囲との関係
原 子 炉 水 位 の 概 要 図 を 第 58 － 6－ 6 0 図 に ， イ ン タ ー ロ ッ ク の 概 要 を
第 58－ 6－ 4 表 に 示 す 。

第 58－ 6－ 60 図

原子炉水位の概要図

58－6－81

No.24-14

修正必要第 58－ 6－ 4 表
原子炉水位

インターロック概要

基準水位との差

主要なインターロック

Ｌ８：
原子炉水位高（レベル８）＋1,400mm

原子炉隔離時冷却系自動停止
高圧炉心スプレイ系注入弁閉止

Ｌ５６＋900mm

通常運転水位Ｌ３：
原子炉水位低（レベル３）＋300mm原子炉スクラム
非常用ガス処理系自動起動

Ｌ２：
原子炉水位異常低下（レベル２）－950mm

原子炉隔離時冷却系自動起動
高圧炉心スプレイ系自動起動
主蒸気隔離弁閉止
原子炉再循環ポンプトリップ

Ｌ１：
原子炉水位異常低下（レベル１）－3,800mm低圧注水系自動起動
低圧炉心スプレイ系自動起動
自動減圧系タイマー作動※

ＴＡＦ：
燃料有効長頂部－4,248mm（燃料有効長頂部）

Ｌ０：
ジェットポンプ上端⇒-4197mm－5,315mm（ジェットポンプ上端）※：ドライウェル圧力高信号とのアンド条件で作動

58－6－82

No.24-15

第 58－7－1 図

飽和温度／圧力の関係を利用した温度の推定①

原子炉水位（広帯域），原子炉水位（燃料域），原子炉水位（ＳＡ広帯域），原子炉
水位（ＳＡ燃料域）
原子炉水位がＴＡＦ以下の場合には，原子炉水位がＴＡＦ以下になった時間から発生する崩壊熱より原子炉圧力容器内の温度を推定する。
（専用入力シートに原子炉水位等を入力することによって温度を推定する。）
測定可能範囲：全範囲※推定概要＜推定方法＞
第 58－7－2 図に示すシートに時間（スクラムからの時間），原子炉水位を入力することにより，ＴＡＦ到達後の崩壊熱から原子炉圧力容器内の温度を推定する。
＜注意事項＞
原子炉内燃料温度推定計算シートは，輻射伝熱及び燃料棒鉛直方向の熱伝導等を考慮していないため，実際の温度より高めに温度が算出される可能性がある。

第 58－7－2 図

燃料表面温度

蒸気
温度

蒸気温度

3000
2500

[℃]
304
324
345
372
402
435
470
507
546
586
627
669
711
755
800
845
892
939
987
1036
1087
1138

温度 （ ℃）

結果
燃料
表面
温度
［℃］
319
340
360
387
417
450
485
522
560
600
641
683
726
769
814
859
906
953
1001
1050
1100
1151

2000
1500
1000
500
0
0

20

40

60

80

120

140

原子炉水位
4000
2000
0
‐2000
‐4000
0

50

100
時 間 （ min）

原子炉内燃料温度推定計算シート

58－7－3100

時 間 (min)

原 子炉 水 位(mm)

入力
原子炉
崩壊熱
水位*
（燃料域）
[min]
[mm]
［ＭＷｔ｝
95
-627
38.41
97
-713
38.15
99
-798
37.89
101
-883
37.63
103
-967
37.38
105
-1051
37.14
107
-1134
36.89
109
-1217
36.66
111
-1299
36.43
113
-1381
36.20
115
-1462
35.97
117
-1543
35.75
119
-1623
35.54
121
-1703
35.32
123
-1782
35.11
125
-1861
34.91
127
-1940
34.71
129
-2018
34.51
131
-2095
34.31
133
-2172
34.12
135
-2249
33.92
137
-2325
33.74
＊燃料域0mm：TAF+621mm
時間

150

分類

差圧式 水位検出器
差圧式 水位検出器
差圧式 水位
検出器

区 分Ⅰ ,Ⅱ
直 流電 源※ 22
緊急用
直 流電 源※ 22
緊急用
直 流電 源※ 22

炉心の冷却状況を把握する上で,原子炉水位制
御範囲レベル３～８（300～1,400mm ※4）及び－ 3,800～1,500 ㎜ － 3,800～1,400 ㎜ 燃料有効長底部まで監視可能。
Ss 機 能※4※4
維持－ 3,800～1,300 ㎜
※5

1

1

原子炉 水位 （ＳＡ広 帯域 ）原子炉 水位 （ＳＡ燃 料域 ）1.15－43③原子炉圧力容器内の
水位

※2

※2

※2

※2

※2

高 圧炉心ス プレ イ系系統 流量

残 留熱 除去系系 統流 量

低 圧炉心ス プレ イ系系統 流量

原 子炉 圧力

原子炉 圧力 （ＳＡ）

サプレ ッシ ョン・チ ェン バ圧力 ※ 2※2

原 子炉隔離 時冷 却系系統 流量

代替循 環冷 却系原子 炉注 水流量 ※ 2

低圧代 替注 水系原子 炉注 水流量 ※ 2

高 圧代替注 水系 系統流量2

原 子炉 水位（燃 料域 ）※2

差圧式 水位検出器

448⇒397－ 3,800～1,300 ㎜※5

Ss 機 能維持S

Ss 機 能維持「 ⑦原子炉格納容器内の圧力」を監視するパラメータと同じ。

「 ②原子炉圧力容器内の圧力」を監視するパラメータと同じ。

「④原 子炉 圧力容器 への 注水量」 を監視す るパ ラメータ と同 じ。

448～1,300 ㎜※5448～1,300 ㎜※5－ 3,800～1,500 ㎜ － 3,800～1,400 ㎜
※4
※4

耐 震性
区 分Ⅰ ,Ⅱ
直 流電 源※ 22

2

原 子炉 水位（広 帯域 ）把 握能 力（計測 範囲 の考え方 ）検 出器 の種類

設 計基 準電源

計 測範 囲重 要監 視パラメ ータ
重 要代 替監視パ ラメ ータ

個数

重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータ（重大事故等対処設備）（2／13）

第 1.15－2 表1

可搬型
第 1.15－3
計測器
図 No.
個数

No.25-1

分類

設 計基準

把 握能力（ 計測 範囲の考 え方）

耐震性

10 － ２ ～ 10 ５ Sv／ h
10 － ３ ～ 10 ４ mSv／h

1
1

1

使 用済燃料 プー ルエリア
放 射線モニ タ（ 高レンジ ・低 レンジ）使 用済燃料 プー ル監視カ メラ

－※ 6

－※ 6

－※ 6

緊急用
直 流電 源

緊急用
直 流電 源カ メラ ：緊急
重 大 事 故 等 時 に お い て 使 用 済 燃 料 プ ー ル 及 Ss 機能 用直流 電源
び その 周辺の状 況を 監視可能 。
維 持 空冷装置：緊
急用交流電源重 大 事 故 等 時 に 変 動 す る 可 能 性 が あ る 放 射 Ss 機能線 量率 （3.0mSv／ h 以下） を監視可能 。
維持

重 大 事 故 等 時 に 変 動 す る 可 能 性 の あ る 使 用 Ss 機能
済 燃料 プールの 温度 （100℃）を監 視可能。 維 持

重大事故等時に変動する可能性のある使用
済 燃料 プールの 温度 （100℃）を監 視可能。

区分Ⅱ
直 流電 源
緊急用
直 流電 源電源

可搬型
第 1.15－3
計測器
図 No.
個数

赤外線
カメラ

イオン
チ ェン バ

熱電対

測温
抵抗体

－ ※ 24－ ※ 24

1

ガ イドパル
ス式水位 － ※ 24検出器

検 出器 の種類※ 1 ：分類 のうち， 重要 監視パラ メー タとして のみ 使用する 。 ※2：分類 のう ち，重要 代替 監視パラ メー タとして のみ 使用する 。
※ 3 ：設計 基準事故 時に 想定され る原 子炉圧力 容器 の最高圧 力に 対する飽 和温度。
※ 4 ：基準 点は蒸気 乾燥 器スカー ト下 端（ベッ セル ゼロレベ ルよ り 1,340cm）。 ※ 5：基 準点は燃料 有効 長頂部（ ベッ セルゼロ レベルよ り 915cm） 。915cm⇒920cm※ 6 ：重大 事故等時 に使 用する設 備の ため，設 計基 準事故時 は値 なし。
※ 7 ：常設 設備によ る対 応時及び 可搬 型設備に よる 対応時の 両方 で使用。 ※8：可搬型 設備 による対 応時 に使用。
※9：狭帯 域流 量。
※ 10：ＲＰ Ｖ破損及 びデ ブリ落下 ・堆 積検知（ 高 さ 0m,0.2m 位置 水温計兼 デブリ検 知器 ）。 ※ 11： ペデスタ ル底 面（コリ ウムシー ルド 上表面： EL.11,806mm）から の高 さ。
※ 12：基準 点は通常 運転 水位 EL.3,030mm（ サプレッ ショ ン・チェ ンバ底部 よ り 7,030mm） 。 ※13： ＲＰ Ｖ破損前 まで の水位管 理（高 さ 1m 超 水位 計）。
※ 14：ＲＰＶ 破損後の 水位 管理（デブリ 堆積 高さ＜ 0.2m の場 合）（ 高 さ 0.5m,1.0m 未満 水位 計）。 ※15：ＲＰ Ｖ破 損後の水 位管理（デブ リ堆 積高さ≧ 0.2m の場合 ）（満 水管理水 位計 ）。
※ 16：炉心 損傷は， 原子 炉停止後 の経 過時間に おけ る格納容 器雰 囲気放射 線モニタ の値 で判断す る。 原子炉停 止直 後に炉心 損傷した 場合 の判断値 は 約 10Sv／h（ 経過時間 とと もに判断 値
は低く なる）で あり ，設計基 準で は炉心損 傷し ないこと から この 値を 下回る。
※ 17：平均 出力領域 計 装 A～ F の 6 チャン ネル のうち， A,B の 2 チ ャ ンネ ルが対 象。平均 出力領 域計装 の A,C,E チャン ネル には それ ぞ れ 21 個 ，B,D,F に は そ れ ぞ れ 22 個 の 検 出 器 が あ る。
※ 18：2 個 の静的 触媒 式水素再結 合器 に対して 出入 口に 1 個 ずつ 設置。 ※19：基 準点 は使用済 燃料 ラック上 端 EL.39,377mm（使用 済燃 料プール 底部 より 4,688mm）。
※ 20：検出 点 2 箇所 。 ※21：検 出 点 8 箇所。
※ 22：「設置許 可基準規 則」第 47 条 ，48 条及び 49 条で 抽出 された計装 設備は設 計基 準事故対 処設 備に対し て多 様性及び 独立性を 有し，位置的分 散を 図ることと して おり，電源 につ いては，非 常用所内 電気設 備と独立性 を有 し，位置 的分散 を図る設計 とする。 詳細 については ，「3.14 電 源設 備（「設置 許可基準規 則」 第 57 条 に対する 設計 方針を示す 章） の補足説
明資 料 57－9」参 照。なお ，各条 文に対す るパ ラメータ の選 定結 果は ，補足説 明資 料 58－10 に整 理し ている。
※ 23：「 設置 許可基 準規 則」第 51 条 で抽出 された 計装設備 は複数 のパラメ ータとす るこ とで多様 性を 有してお り，低圧 代替注水 系格納容 器下 部注水流 量及 び格納容 器下 部水位に 対し て常設低圧 代替注水 系ポ ンプ吐出 圧力 及びドラ イウ ェル雰囲 気温 度は それ ぞれ独立 性を 有する設 計と している 。電源 につ いて は ，常 設代 替交流電 源設 備又は可 搬型 代替交流 電源 設備から代替所内電源設備を経由して電源を受電できる設計とするとともに，可搬型計測器による計測が可能な設計としており，多様性を有している。詳細については，「3.14 電源設備（「設置許可基準規則」第 57 条に対する設計方針を示す章）の補足説明資料 57－9」参照。なお，各条文に対するパラメータの選定結果は，補足説明資料 58－10 に整理している。
※ 24：可搬型 計測器で 計測 できるパラ メー タでない 場合 を「－」で示 す。全交流 動力電 源喪失時 は， 水素・酸素 濃度監 視装置， 放射線監視 装置 ，炉内核計 装装 置及び使 用済 燃料プー ル監
視装置 （水位・ 温度 (ＳＡ 広域)， 監視カメ ラ） に対して 常設 代替 交流 電源設備 によ り電源供 給さ れた場合 には ，監視計 器は使用 可能 である。

⑰使用済燃料プールの監視－

0～120℃

1※21

使用済 燃料 プール温 度（ ＳＡ）

66℃以下－ 4,300～＋ 7,200mm
重大事故等時に変動する可能性のある使用※ 19＋ 6,818mm
済燃料プール上部から使用済燃料ラック下（ EL.35,077～（EL.46,195mm） 端（ EL.35,097mm）ま での範囲 にわたり 水位 Ss 機能
46,577mm）を 監視 可能。
維持

計 測範 囲0～120℃

1

個数

重要監視パラメータ及び重要代替監視パラメータ（重大事故等対処設備）（13／13）

1※20

使 用済燃料 プー ル水位・ 温度（ ＳＡ広域 ）重 要監 視パラメ ータ
重 要代 替監視パ ラメ ータ

第 1.15－2 表

No.25-2

1.15－54＊ 1 ： 測 定可 能範 囲 につ い ては ， カタ ロ グ値 よ り抜 粋 。
＊ 2 ： 基 準点 は蒸 気 乾燥 器 スカ ー ト下 端 （ベ ッ セル ゼ ロレ ベル よ り 1,340cm）：温度，圧力・水位・流量計測用＊ 3 ： 基 準点 は燃 料 有効 長 頂部 （ ベッ セ ルゼ ロ レベ ル より 915cm）＊ 4 ： 常 設設 備に よ る対 応 時及 び 可搬 型 設備 に よる 対 応時 の両 方 で使 用
：圧力・水位・流量計測用＊ 5 ： 可 搬型 設備 に よる 対 応時 に 使用
915cm⇒920cm＊ 6 ： 狭 帯域 流量＊ 7 ： Ｒ ＰＶ 破損 及 びデ ブ リ落 下 ・堆 積 検知 （ 高さ 0m,0.2m 位置 水 温計 兼 デブ リ 検知 器 ）＊ 8 ： ペ デス タル 底 面（ コ リウ ム シー ル ド上 表 面： EL.11,806mm） か らの 高 さ＊ 9 ： 基 準点 は通 常 運転 水 位 EL.3,030mm（ サプ レ ッシ ョ ン・ チェ ン バ底 部 より 7,030mm）＊ 10： Ｒ ＰＶ 破損 前 まで の 水位 管 理（ 高 さ 1m 超水 位 計 ）＊ 11： Ｒ ＰＶ 破損 後 の水 位 管理 （ デブ リ 堆積 高 さ＜ 0.2m の場 合）（高 さ 0.5m,1.0m 未 満水 位 計）
＊ 12： Ｒ ＰＶ 破損 後 の水 位 管理 （ デブ リ 堆積 高 さ≧ 0.2m の場 合）（満 水 管理 水 位計 ）＊ 13： 定 格出 力時 の 値に 対 する 比 率で 示 す。
＊ 14： 平 均出 力領 域 計装 A～F の 6 チャ ン ネル の うち ，A,B の 2 チ ャン ネ ルが 対 象 。 平均 出 力領 域 計装 の A,C,E チャ ン ネル に はそ れぞれ 21 個 ， B,D,F には
それ ぞ れ 22 個の 検 出器 が あ る 。
＊ 15： 2 個の 静的 触 媒式 水 素再 結 合器 に 対し て 出入 口 に 1 個 ずつ 設 置＊ 16： 基 準点 は使 用 済燃 料 ラッ ク 上端 EL.39,377mm（ 使用 済燃 料 プー ル 底部 よ り 4,688mm）＊ 17： 検 出点 2 箇所
＊ 18： 検 出点 8 箇所
＊ 19： 全交流動力電源喪失時は，水素・酸素監視装置，放射線監視装置，炉内核計装装置及び使用済燃料プール監視装置（水位・温度(ＳＡ広域)，監視 カメラ）に対 して 常 設代 替 交流 電 源設 備 によ り 電源 供 給さ れた 場 合に は ，監 視 計器 は 使用 可 能で あ る。

配備台数：可搬型計測器（圧力・水位・流量計測用）を 19 個（測定時の故障を想定した 1 個含む）配備する。なお，故障時及び保守点検時の予備として 19 個配備する。（今後の検討によって可搬型計測器の必要個数は変更の可能性がある。）

配備個数：可搬型計測器（温度，圧力，水位，流量計測用）を 20 個（測定時の故障を想定した 1 個含む）配備する。なお，故障時及び保守点検時の予備として 20 個配備する。（今後の検討によって可搬型計測器の必要個数は変更の可能性がある。）

No.25-3

1.15－816448⇒397

No.26-1

915cm⇒920cm

No.26-2

448⇒397

448⇒397

No.27-1

915cm⇒920cm

No.27-2

No.28-1

修正必要

⇒EL

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39
40
41
42
43
44
45
46
47
48
49
50
51
52
53
54
55
56
57
58
59
60
61
62
63
64
65
66
67
68

No.

名称

路面高

基礎 ※
下端

地下
水位

掘削形式

アクセス
ルートへの
影響
T.P.+（m） T.P.+（m） T.P.+（m） 開削,土留 影響有：×
機械工作室用ボンベ庫
8.0
7.0
8.0
開削
○
監視所
8.0
7.0
8.0
開削
○
消防自動車車庫
8.0
7.0
8.0
開削
○
H2O2ボンベ庫
8.0
7.0
8.0
開削
○
機械工作室
8.0
7.0
8.0
開削
○
屋内開閉所
8.0
7.0
8.0
開削
○
パトロール車車庫
8.0
7.0
8.0
開削
○
H2CO2ガスボンベ貯蔵庫
8.0
7.0
8.0
開削
○
主発電機用ガスボンベ庫
8.0
7.0
8.0
開削
○
タービン建屋
8.0
-14.9
8.0
開削
○
原子炉建屋
8.0
-15.0
-15.0
開削
×
サービス建屋
8.0
7.0
8.0
開削
○
水電解装置建屋
8.0
6.8
8.0
開削
○
ベーラー建屋
8.0
7.0
8.0
開削
○
サンプルタンク室（R／W）
8.0
7.0
8.0
開削
○
ヘパフィルター室
8.0
7.0
8.0
開削
○
マイクロ無線機室
8.0
7.0
8.0
開削
○
モルタル混練建屋
8.0
7.0
8.0
開削
○
廃棄物処理建屋
8.0
-13.2
-13.2
土留
×
排気塔モニター室
8.0
7.0
8.0
開削
○
機器搬入口建屋
8.0
7.0
8.0
開削
○
地下排水上屋（東西）
8.0
7.0
8.0
開削
○
CO2ボンベ室
8.0
7.0
8.0
開削
○
チェックポイント
8.0
7.0
8.0
開削
○
サービス建屋～チェックポイント歩道上屋
8.0
7.0
8.0
開削
○
サービス建屋ボンベ室
8.0
7.0
8.0
開削
○
所内ボイラー用ボンベ庫
8.0
7.0
8.0
開削
○
擁壁①
8.0
7.0
8.0
開削
○
別館
8.0
7.0
8.0
開削
○
PR第二電気室
8.0
7.0
8.0
開削
○
給水処理建屋
8.0
7.0
8.0
開削
○
固体廃棄物貯蔵庫A棟
8.0
1.6
8.0
開削
×
固体廃棄物貯蔵庫B棟
8.0
2.6
8.0
開削
×
給水加熱器保管庫
5.0
4.0
5.0
開削
○
取水口電気室
8.0
7.0
8.0
開削
○
屋外第二電気室
8.0
7.0
8.0
開削
○
補修装置等保管倉庫
8.0
6.9
8.0
開削
○
プロパンガスボンベ室
8.0
7.0
8.0
開削
○
機材倉庫
8.0
7.0
8.0
開削
○
No.1保修用油倉庫
8.0
7.0
8.0
開削
○
No.2保修用油倉庫
8.0
7.0
8.0
開削
○
固体廃棄物作業建屋
8.0
5.0
8.0
土留
×
緊急時対策室建屋
8.0
4.0
8.0
土留
×
事務本館
8.0
7.0
8.0
開削
○
原子炉建屋（東海発電所）
8.0
-11.1
8.0
開削
○
タービンホール（東海発電所）
8.0
0.6
8.0
開削
○
サービス建屋（東海発電所）
8.0
6.6
8.0
開削
○
燃料倉庫
8.0
7.0
8.0
開削
○
工具倉庫
8.0
7.0
8.0
開削
○
固化処理建屋
8.0
6.7
8.0
開削
○
サイトバンカー建屋
8.0
2.0
8.0
開削
×
放射性廃液処理施設
8.0
4.0
8.0
開削
○
地下タンク上屋（東）
8.0
7.0
8.0
開削
○
地下タンク上屋（西）
8.0
7.0
8.0
開削
○
使用済燃料貯蔵施設
8.0
6.1
8.0
開削
○
Hバンカー
8.0
6.1
8.0
開削
○
黒鉛スリーブ貯蔵庫
8.0
6.1
8.0
開削
○
燃料スプリッタ貯蔵庫
8.0
6.1
8.0
開削
○
低放射性固体廃棄物詰ドラム貯蔵庫
8.0
7.0
8.0
開削
○
保修機材倉庫
8.0
7.0
8.0
開削
○
ボーリングコア倉庫
8.0
7.0
8.0
開削
○
ランドリー建屋
8.0
7.0
8.0
開削
○
再利用物品置場テントNo.4
8.0
7.0
8.0
開削
○
再利用物品置場テントNo.5
8.0
7.0
8.0
開削
○
再利用物品置場テントNo.6
8.0
7.0
8.0
開削
○
ボイラー上屋
8.0
7.0
8.0
開削
○
使用済燃料乾式貯蔵建屋
8.0
7.0
8.0
開削
○
非常用ディーゼルポンプ室
8.0
7.0
8.0
開削
○
※ 基礎下端高さは，基礎高さ1m未満の建屋は，基礎高さを１ｍとする。
No.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39
40
41
42
43
44
45
46
47
48
49
50
51
52
53
54
55
56
57
58
59
60
61
62
63
64
65
66
67
68

埋戻部の
沈下量
（cm）
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
23.0
－
－
－
－
－
－
－
21.2
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
14.7
12.5
－
－
－
－
－
－
－
－
6.9
9.2
－
－
－
－
－
－
－
13.8
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－

：沈下量が15㎝を超える箇所
路面高

基礎 ※
下端

地下
水位

掘削形式

アクセス
ルートへの
影響
T.P.+（m） T.P.+（m） T.P.+（m） 開削,土留 影響有：×
機械工作室用ボンベ庫
8.0
7.0
8.0
開削
○
監視所
8.0
7.0
8.0
開削
○
消防自動車車庫
8.0
7.0
8.0
開削
○
H2O2ボンベ庫
8.0
7.0
8.0
開削
○
機械工作室
8.0
6.3
8.0
開削
○
屋内開閉所
8.0
6.0
8.0
開削
○
パトロール車車庫
8.0
7.0
8.0
開削
○
H2CO2ガスボンベ貯蔵庫
8.0
7.0
8.0
開削
○
主発電機用ガスボンベ庫
8.0
7.0
8.0
開削
○
タービン建屋
8.0
-14.9
8.0
開削
×
原子炉建屋
8.0
-15.0
-15.0
開削
×
サービス建屋
8.0
6.3
8.0
開削
○
水電解装置建屋
8.0
6.9
8.0
開削
○
ベーラー建屋
8.0
4.0
8.0
開削
○
サンプルタンク室（R／W）
8.0
6.9
8.0
開削
○
ヘパフィルター室
8.0
4.1
8.0
開削
○
マイクロ無線機室
8.0
7.0
8.0
開削
○
モルタル混練建屋
8.0
7.0
8.0
開削
○
増強廃棄物処理建屋
8.0
-13.2
-13.2
土留
×
排気筒モニター室
8.0
7.0
8.0
開削
○
機器搬入口建屋
8.0
7.0
8.0
開削
○
地下排水上屋（東西）
8.0
7.0
8.0
開削
○
CO2ボンベ室
8.0
7.0
8.0
開削
○
チェックポイント
8.0
7.0
8.0
開削
○
サービス建屋～チェックポイント歩道上屋
8.0
7.0
8.0
開削
○
サービス建屋ボンベ室
8.0
7.0
8.0
開削
○
所内ボイラー用ボンベ庫
8.0
7.0
8.0
開削
○
擁壁①
8.0
7.0
8.0
開削
○
別館
11.0
9.0
11.0
開削
○
PR第二電気室
11.0
10.0
11.0
開削
○
給水処理建屋
11.0
10.0
11.0
開削
○
固体廃棄物貯蔵庫A棟
8.0
1.6
8.0
開削
×
固体廃棄物貯蔵庫B棟
8.0
2.5
8.0
開削
×
給水加熱器保管庫
5.0
4.0
5.0
開削
○
取水口電気室
3.0
2.0
3.0
開削
○
屋外第二電気室
8.0
4.5
8.0
開削
○
補修装置等保管倉庫
8.0
7.0
8.0
開削
○
プロパンガスボンベ室
8.0
7.0
8.0
開削
○
機材倉庫
8.0
7.0
8.0
開削
○
No.1保修用油倉庫
8.0
7.0
8.0
開削
○
No.2保修用油倉庫
8.0
7.0
8.0
開削
○
固体廃棄物作業建屋
8.0
5.3
8.0
土留
×
緊急時対策室建屋
8.0
4.1
8.0
土留
×
事務本館
8.0
5.7
8.0
開削
○
原子炉建屋（東海発電所）
8.0
1.6
8.0
開削
○
タービンホール（東海発電所）
8.0
0.9
8.0
開削
○
サービス建屋（東海発電所）
8.0
6.6
8.0
開削
○
燃料倉庫
8.0
7.0
8.0
開削
○
工具倉庫
8.0
7.0
8.0
開削
○
固化処理建屋
8.0
5.7
8.0
開削
○
サイトバンカー建屋
8.0
1.9
8.0
開削
×
放射性廃液処理施設
8.0
2.9
8.0
開削
○
地下タンク上屋（東）
8.0
－
－
－
○
地下タンク上屋（西）
8.0
7.0
8.0
開削
○
使用済燃料貯蔵施設
8.0
6.1
8.0
開削
○
Hバンカー
8.0
6.2
8.0
開削
○
黒鉛スリーブ貯蔵庫
8.0
6.2
8.0
開削
○
燃料スプリッタ貯蔵庫
8.0
6.2
8.0
開削
○
低放射性固体廃棄物詰ドラム貯蔵庫
8.0
7.0
8.0
開削
○
保修機材倉庫
8.0
6.8
8.0
開削
○
ボーリングコア倉庫
8.0
7.0
8.0
開削
○
ランドリー建屋
8.0
7.0
8.0
開削
○
再利用物品置場テントNo.4
8.0
7.0
8.0
開削
○
再利用物品置場テントNo.5
8.0
7.0
8.0
開削
○
再利用物品置場テントNo.6
8.0
7.0
8.0
開削
○
ボイラー上屋
8.0
7.0
8.0
開削
○
使用済燃料乾式貯蔵建屋
8.0
5.8
8.0
開削
○
非常用ディーゼルポンプ室
8.0
－
－
－
○
※ 基礎下端高さは，基礎高さ1m未満の建屋は，基礎高さを１ｍとする。
名称
（cm）
－
－
－
－
－
－
－
－
－
52.6
23.0
－
－
－
－
－
－
－
21.2
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
14.7
12.7
－
－
－
－
－
－
－
－
6.3
9.0
－
－
－
－
－
－
－
14.1
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－

埋戻部の
沈下量

：沈下量が15㎝を超える箇所

埋戻部の沈下量（建屋）見直し 比較表（1/5）＜見直し後＞＜見直し前＞
基礎下端他見直し
による増減
見直し前
沈下量の
の埋戻部
増減
の沈下量
（cm）
（cm）
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
+52.6
23.0
±0.0
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
21.2
±0.0
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
14.7
±0.0
12.5
+0.2
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
6.9
-0.6
9.2
-0.2
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
13.8
+0.3
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－

No.29-1

69
70
71
72
73
74
75
76
77
78
79
80
81
82
83
84
85
86
87
88
89
90
A
B
C
D
E
F
G
H
I
J
K
L
M
N
O
P
Q
R
S
T
U
V

No.

名称

路面高

基礎
下端

地下
水位

掘削形式

アクセス
ルートへの
影響
T.P.+（m） T.P.+（m） T.P.+（m） 開削,土留 影響有：×
C.W.P制御盤室
8.0
7.0
8.0
開削
○
油倉庫
8.0
7.0
8.0
開削
○
配電設備室
8.0
7.0
8.0
開削
○
水処理倉庫
8.0
7.0
8.0
開削
○
資料2号倉庫
8.0
7.0
8.0
開削
○
資料5号倉庫
8.0
7.0
8.0
開削
○
資料4号倉庫
8.0
7.0
8.0
開削
○
擁壁②
8.0
7.0
8.0
開削
○
常設代替高圧電源装置
8.0
7.0
8.0
開削
○
排水処理建屋
8.0
7.0
8.0
開削
○
送水ポンプ室
8.0
7.0
8.0
開削
○
受水槽量水器小屋
8.0
7.0
8.0
開削
○
加圧式空気圧縮機小屋
8.0
7.0
8.0
開削
○
飲料水ポンプ室
8.0
7.0
8.0
開削
○
空気圧縮機室
8.0
7.0
8.0
開削
○
ホットワークショップ
8.0
5.0
8.0
開削
○
屋外タンク上屋
8.0
7.0
8.0
開削
○
飲料水次亜鉛滅菌装置室
8.0
7.0
8.0
開削
○
緊急時対策所建屋
23.0
22.0
23.0
開削
○
原子力館
8.0
7.0
8.0
開削
○
正門監視所
8.0
7.0
8.0
開削
○
放管センター
8.0
7.0
8.0
開削
○
275kV送電鉄塔（No.1）
8.0
7.0
8.0
開削
○
154kV・66kV送電鉄塔（No.6）
20.0
19.0
20.0
開削
○
154kV・66kV送電鉄塔（No.7）
8.0
7.0
8.0
開削
○
154kV・66kV送電鉄塔（No.8）
8.0
7.0
8.0
開削
○
多目的タンク
8.0
7.0
8.0
開削
○
純水貯蔵タンク
8.0
7.0
8.0
開削
○
ろ過水貯蔵タンク
8.0
7.0
8.0
開削
○
原水タンク
8.0
7.0
8.0
開削
○
溶融炉苛性ソーダタンク
8.0
7.0
8.0
開削
○
溶融炉アンモニアタンク
8.0
7.0
8.0
開削
○
主要変圧器
8.0
7.0
8.0
開削
○
所内変圧器
8.0
7.0
8.0
開削
○
起動変圧器
8.0
7.0
8.0
開削
○
予備変圧器
8.0
7.0
8.0
開削
○
廃棄物処理建屋 換気空調ダクト
8.0
7.0
8.0
開削
○
排気筒
8.0
4.5
8.0
土留
○
排気筒（東海発電所）
8.0
4.5
8.0
開削
○
No.1所内トランスN2タンク
8.0
7.0
8.0
開削
○
No.1主トランスN2タンク
8.0
7.0
8.0
開削
○
No.2主トランスN2タンク
8.0
7.0
8.0
開削
○
No.2所内トランスN2タンク
8.0
7.0
8.0
開削
○
600t純水タンク
8.0
7.0
8.0
開削
○
※ 基礎下端高さは，基礎高さ1m未満の建屋は，基礎高さを１ｍとする。
（cm）
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－

埋戻部の
沈下量

：沈下量が15㎝を超える箇所

69
70
71
72
73
74
75
76
77
78
79
80
81
82
83
84
85
86
87
88
89
90
A
B
C
D
E
F
G
H
I
J
K
L
M
N
O
P
Q
R
S
T
U
V
W
X

No.

路面高

基礎
下端

地下
水位

掘削形式

アクセス
ルートへの
影響
T.P.+（m） T.P.+（m） T.P.+（m） 開削,土留 影響有：×
C.W.P制御盤室
8.0
7.0
8.0
開削
○
油倉庫
8.0
7.0
8.0
開削
○
配電設備室
8.0
7.0
8.0
開削
○
水処理倉庫
8.0
7.0
8.0
開削
○
資料2号倉庫
8.0
7.0
8.0
開削
○
資料5号倉庫
8.0
7.0
8.0
開削
○
資料4号倉庫
8.0
7.0
8.0
開削
○
擁壁②
8.0
7.0
8.0
開削
○
常設代替高圧電源装置
11.0
-18.0
11.0
土留
×
排水処理建屋
11.0
8.4
11.0
開削
○
送水ポンプ室
11.0
10.0
11.0
開削
○
受水槽量水器小屋
11.0
6.4
11.0
開削
○
加圧式空気圧縮機小屋
11.0
10.0
11.0
開削
○
飲料水ポンプ室
11.0
10.0
11.0
開削
○
空気圧縮機室
8.0
7.0
8.0
開削
○
ホットワークショップ
8.0
4.5
8.0
開削
○
屋外タンク上屋
8.0
7.0
8.0
開削
○
飲料水次亜鉛滅菌装置室
8.0
7.0
8.0
開削
○
緊急時対策所建屋
23.0
20.8
23.0
開削
×
原子力館
8.0
6.8
8.0
開削
○
正門監視所
8.0
7.0
8.0
開削
○
放管センター
8.0
6.3
8.0
開削
○
275kV送電鉄塔（No.1）
8.0
2.7
8.0
開削
○
154kV・66kV送電鉄塔（No.6）
16.4
13.6
16.4
開削
○
154kV・66kV送電鉄塔（No.7）
18.6
14.3
18.6
開削
○
154kV・66kV送電鉄塔（No.8）
14.1
9.9
14.1
開削
○
多目的タンク
11.0
10.0
11.0
開削
○
純水貯蔵タンク
11.0
10.0
11.0
開削
○
ろ過水貯蔵タンク
11.0
10.0
11.0
開削
○
原水タンク
11.0
10.0
11.0
開削
○
溶融炉苛性ソーダタンク
8.0
7.0
8.0
開削
○
溶融炉アンモニアタンク
8.0
7.0
8.0
開削
○
主要変圧器
8.0
3.5
8.0
開削
○
所内変圧器
8.0
7.0
8.0
開削
○
起動変圧器
8.0
4.0
8.0
開削
○
予備変圧器
8.0
4.0
8.0
開削
○
廃棄物処理建屋 換気空調ダクト
－
－
－
－
－
主排気ダクト
－
－
－
－
－
排気筒
8.0
4.5
8.0
土留
○
排気筒（東海発電所）
－
－
－
－
－
No.1所内トランスN2タンク
8.0
7.0
8.0
開削
○
No.1主トランスN2タンク
8.0
7.0
8.0
開削
○
No.2主トランスN2タンク
8.0
7.0
8.0
開削
○
No.2所内トランスN2タンク
8.0
7.0
8.0
開削
○
600t純水タンク
8.0
7.0
8.0
開削
○
154kV引留鉄構
11.0
9.7
11.0
開削
○
※ 基礎下端高さは，基礎高さ1m未満の建屋は，基礎高さを１ｍとする。
名称
（cm）
－
－
－
－
－
－
－
－
66.7
－
－
－
－
－
－
－
－
－
4.4
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－

埋戻部の
沈下量

：沈下量が15㎝を超える箇所

埋戻部の沈下量（建屋）見直し 比較表（2/5）＜見直し後＞＜見直し前＞
基礎下端他見直し
による増減
見直し前
沈下量の
の埋戻部
増減
の沈下量
（cm）
（cm）
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
+66.7
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
+4.4
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－

No.29-2

平均出力領域計装

起動領域計装名称
通常運転時 ※ １

58－6－67

モードスイッチ起
0～125％
動→運転：通常
１２（1.0×10 ～
7～10％
１４
－２
－１
1.0×10 cm ・s ）定格時：約 100％

奇数レンジ：
25/40％でレンジ
0～40％又は 0～125％
アップ（1.0×10８ ～偶数レンジ：
１３－２－１
1.5×10 cm ・s ）75/125％でレンジ
アップ

停止時：
10－１ ～10６ cps
100cps 前後（1.0×10３ ～
臨界時：
９
－２
－１
1.0×10 cm ・s ） ４
10 cps 前後

計測範囲

計測装置の計測範囲（1／10）定格出力の約 19 倍

設計基準事故時 ※ １（運転時の異常な過渡変化時を含む）

定格出力の
約6倍

0～40％又は 0～125％（1.0×10８ ～1.5×10１３ cm－ ２・s－１ ）10－ １ ～10６ cps（1.0×10３ ～1.0×10９
cm－ ２ ・s－ １ ）

炉心損傷前

―

―

―

炉心損傷後

重大事故等時 ※１

プラントの状態 ※ １ と予想変動範囲

第 58－6－2 表

原子炉の起動時から定格出力運転時，運転時の異常な過渡変化時並びに設計基準事故時の中性子束を測定できる範囲として 0～125％に設定している。
なお，設計基準事故時及び重大事故等時，一時的に計測範囲を超えるが，負の反応度フィードバック効果により短期間であり，かつ出力上昇及び下降は急峻であるため，現状の計測範囲でも運転監視上影響はない。また，重大事故等時においても原子炉再循環ポンプト
リップ等により中性子束は低下するため，現状の計測範囲でも対応が可能である。
「中間領域中性子束」「中性子源領域中性子束」と相まって重大事故等時における中性子束の変動範
囲を監視可能である。

原子炉の起動時から定格出力運転時の中性子束を測定できる範囲として，中性子源領域とのオーバラップを考慮して 1.0×10８ ～1.5×
10１ ３ cm－２ ・s－ １ に設定している。

原子炉の停止時から起動時の中性子束（約 100～10４ cps 前後）を測定できる範囲として
10－ １ ～10６ cps に設定している。
重大事故等時に原子炉の停止状態の確認のためのパラメータとして用いる。停止時の変動
範囲は計測範囲に包絡されている。起動領域
計装（中性子源領域）が測定できる範囲を超えた場合は，起動領域計装（中間領域），平均
出力領域計装によって監視可能である。

計測範囲の設定に関する考え方

No.30-1

No.30-1-1

運転手順書

根拠としていた資料

運転手順書

2.8 起動領域計装系

Start-Up

Range Neutron Monitoring Syst.

No.30-1-2

1.
1.1

概

要

概 要
起動領域計装(SRNM)は全ての制御棒(185本)が全挿入されている未臨界の状態から、出力領域
迄の中性子束レベルを計測している。検出器は常時、炉内に挿入されており中性子源領域、中間領域の炉内中性子を1つの検出器で計測する。計測範囲は1×103～1.5×1013nvである。
中性子源領域から中間領域への計測切替えは自動的に行う。また、中間領域における各レンジの切替えは0～125%レンジでは約75%、0～40%レンジでは約25%で自動的に行う。この切替えにおいては、出力上昇もしくは下降時の微少な中性子束の揺らぎの影響を受けずに、確実にレンジ切替えを行えるよう適当なヒステリシスをもたせている。
SRNMはペリオドトリップ方式を採用している。この方式は、制御棒誤引き抜き時等の中性子束増加に対してペリオド短を検出し以下の信号を発する。
a. 制御棒引抜阻止 (20秒)b. 原子炉スクラム (13秒)
ペリオドトリップ方式は、実際の中性子束Φを増幅し、一次遅れ回路を通したΦ”と比較する
ことにより、間接的にペリオドを監視しトリップをかけるシステムである。この方式は、微分回路等によるペリオドを直接監視する方式をとっていないため、ノイズ等による誤トリップの可能性は極めて低くなっている。

増幅器

G

Φ

Φ’ 一次遅れ回路
11+TS

Φ”トリップ設定点信号

YES

Φ

Φ≧Φ”

トリップ

中性子束信号
G:増幅器ゲイン
T:一次遅れ時定数
S:ラプラス演算子

NO

トリップなし中性子束信号Φを増幅器及び一次遅れ回路を通過した信号Φ”(トリップ設定点信号)と比較しΦがΦ”以上の場合にはトリップ信号を発生する。

2.8-1(全頁改訂2

H4.11.20)

No.30-2-1
判断に用いた資料

No.30-2-2

No.30-2-3