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柏崎刈羽原子力発電所6号及び7号炉審査資料
資料番号
KK67-0036 改23
提出年月日
平成28年8月26日

柏崎刈羽原子力発電所 6号及び7号炉重大事故等対策の有効性評価について（補足説明資料）

平成28年8月
東京電力ホールディングス株式会社

目 次
1. 原子炉の減圧操作について
2. 重要事故シーケンスの起因とする過渡事象の選定について
3. G 値について
4. 格納容器内における気体のミキシングについて
5. 深層防護の考え方について
6. 原子炉圧力挙動の解析上の取扱いについて
7. 原子炉隔離時冷却系（RCIC）の運転継続及び原子炉減圧の判断について
8. 6/7 号炉 原子炉冷却材再循環ポンプからのリークの有無について
9. 崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）における平均出力燃料集合体での燃料被覆管最高温度の代表性について
10. 非常用ディーゼル発電機が起動成功した場合の影響について(崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）)
11. 原子炉注水手段がない場合の原子炉減圧の考え方について
12. 溶融炉心・コンクリート相互作用に対するドライウェルサンプの影響について
13. 水蒸気爆発評価の解析コードについて
14. エントレインメントの影響について
15. 復水補給水系(MUWC)の機能分散について
16. サプレッション・チェンバのスクラビングによるエアロゾル捕集効果
17. 再循環流量制御系の運転モードによる評価結果への影響
18. ほう酸水注入系(SLC)起動後の炉心状態(冷却材保有量等)について
19. 給水ポンプ・トリップ条件を復水器ホットウェル枯渇とした場合の評価結果への影響
20. 給水流量をランアウト流量(68%)で評価することの妥当性
21. 実効 G 値に係る電力共同研究の追加実験について
22. 想定事故 2 においてサイフォン現象を想定している理由について
23. 使用済燃料プール（SFP）ゲートについて
24. サイフォン現象による SFP 水の漏えい停止操作について
25. 反応度誤投入における炉心の状態等の不確かさについて
26. 格納容器過圧・過温破損シナリオにおける原子炉冷却材再循環ポンプからのリークの有無について27. 炉心損傷及び原子炉圧力容器破損後の注水及び除熱の考え方
28. 常設重大事故等対処設備を可搬型設備に置き換えた場合の成立性
29. 高圧・低圧注水機能喪失及び LOCA 時注水機能喪失シナリオにおける原子炉圧力の最大値の差異について30. 有効性評価「水素燃焼」における，ドライウェル及びサプレッション・チェンバの気体組成の推移についての補足説明
31. 最長許容炉心露出時間及び水位不明判断曲線
32. 原子炉水位及びインターロックの概要

目次 11.原子炉の減圧操作について
原子炉の減圧には以下の２通りがある。
・

熱応力による影響を考慮した温度変化率「55℃／ｈ以下」での減圧→プラント通常起動／停止時。

・

事故操作対応中に熱応力を考慮するよりも事象を収束させるための減圧（急速減圧）→原子炉が高圧状態において高圧注水系機能喪失等により原子炉水位が低下した場合，低圧で注水する設備が確保された場合は，速やかに減圧し炉心冷却を維持する必要がある。
→格納容器の除熱機能喪失が想定される場合には，喪失前に原子炉のエネルギーをサプレッション・
プール（S/P）水に落とす必要がある。

急速減圧は，事故収束に必要な操作のため自動減圧系（ADS）「８弁」※１を使用して減圧する。
※１

ADS は機能の名称であるため，正確には「ADS 機能付き SRV」となる。

運転操作上の「急速減圧」操作の概要は以下の通り。
（図１参照）

S/P 水熱容量制限曲線

設計基準事故時

有効燃料棒頂部以下

S/P 水位

ドライウェル（Ｄ/Ｗ）

運転禁止領域

最高圧力超過原子炉注水確保

制限値超過

最高使用温度超過

原子炉急速減圧
条件成立

ADS 全弁順次開放（ADS8 弁開放）N

Y
ADS＋SRV で
8 弁まで
追加開放

N

Y
ADS＋SRV
2 弁以上開可能NY

代替減圧手段
原子炉急速減圧

図１

原子炉「急速減圧」操作概要

急速減圧操作は，ADS「８弁」を手動開放することを第一優先とする。それができない場合は ADS 以外の
SRV を含めた「８弁」を手動開放する。さらに，それもできない場合は，急速減圧に必要な最小弁数である

1-1

「２弁」を手動開放することにより急速減圧する。SRV による減圧ができない場合は，代替の減圧手段を試みる。
急速減圧に必要な最小弁数「２弁」は，低圧注水系（LPFL）1 台注水を仮定した場合に燃料被覆管最高温
度が 1200℃以下に抑えられることを条件として設定している。

運転員による操作が無い場合でも，事故事象を収束させるための原子炉減圧としては，自動減圧系（ADS）
及び代替自動減圧機能（SA-ADS）の２つがある。概要は以下の通り。
・ADS
非常用炉心冷却系の一部であり，高圧炉心注水系のバックアップ設備として，SRV を開放し原子炉
圧力を速やかに低下させ，低圧注水系の早期注水を促す。
具体的には，「原子炉水位低（レベル 1）」及び「格納容器圧力高（13.7kPa[gage]）」信号が 30 秒間継続し，高圧炉心注水系（HPCF）又は残留熱除去系（RHR）ポンプが運転中であれば，ADS８弁が開放する。

・

SA-ADS
非常用炉心冷却系の自動減圧機能が動作しない場合においても，炉心の著しい損傷及び格納容器の破損を防止する。ADS の動作信号の内，格納容器圧力高（13.7kPa[gage]）信号が成立しなくても，原
子炉の水位が低い状態で一定時間経過した場合は，低圧注水系の起動を条件に SA-ADS は動作する。
具体的には，「原子炉水位低（レベル 1）」信号が 10 分間継続し，RHR ポンプが運転中であれば，SAADS４弁※２が開放する。
※２

SA-ADS は機能の名称であるため，正確には「SA-ADS 付き SRV」となる。

SA-ADS は，原子炉水位低（レベル 1）に「10 分間」の時間遅れを考慮して，炉心損傷に至らない台数を検討した結果，３弁を開放すれば炉心損傷の制限値（燃料被覆管温度 1200℃以下，被覆管酸化割
合 15％以下）を満足するため，余裕として１弁を追加して４弁と設定した。

運転員の操作がなくても原子炉を減圧する機能ではあるが，原子炉停止機能喪失（ATWS）の場合は，原子炉の自動減圧により低温の水が注水されることを防止するため，運転員の判断により自動減圧を阻止及び自己保持回路をリセットするための操作スイッチがある。
各 SRV の機能を表１に整理する。
表１

SRV 機能一覧

逃がし弁

安全弁

ADS

SA-ADS

SRV（B）（D）（E）（G）（J）（K）（M）（P）（S）
（U）

○

○

－

－

SRV
（A）（F）（L）（R）

○

○

○

－

SRV
（C）（H）（N）（T）

○

○

○

○

機能

1-2

ADS 及び SA-ADS は運転員の操作を考慮しないが，運転員が各論理の動作状況を確認できるように警報を発する。ADS 及び SA-ADS の動作回路図及び警報発生箇所を以下に示す。
（図２，３参照）

ＡＤＳ／ＳＡ－ＡＤＳ自動起動阻止

原子炉水位低（Ｌ－１）

ＡＤＳ起動信号リセット
ＡＤＳ起動信号リセット
（Ｗ．Ｏ）

警報１

警報２

Ｔ．Ｄ
(３０sec)

（Ｗ．Ｏ）

（Ｗ．Ｏ）

ドライウェル圧力高
警報５
警報３

ＡＤＳ動作
残留熱除去ポンプ（Ａ）
吐出圧力高

残留熱除去ポンプ（Ｂ）
吐出圧力高
警報４

残留熱除去ポンプ（Ｃ）
吐出圧力高
高圧炉心ポンプ（Ｂ）
吐出圧力高

高圧炉心ポンプ（Ｃ）
吐出圧力高

警報１：ＡＤＳ（Ａ）論理タイマ動作
警報２：ＡＤＳ（Ａ）作動（６号炉）
警報３：ＡＤＳ（Ａ）作動（７号炉）
警報４：ＡＤＳ（Ａ）ＥＣＣＳポンプ吐出圧力確立
警報５：主蒸気逃がし安全弁（ＡＤＳ）開・・・弁リミットスイッチより＊Ｂ系の場合は（Ａ）を（Ｂ）に読み替える。

図２

ADS 動作回路

ＳＡ－ＡＤＳ起動信号リセット
Ｔ．Ｄ(１０min)ＡＤＳ／ＳＡ－ＡＤＳ自動起動阻止

原子炉水位低（Ｌ－１）

警報１

（Ｗ．Ｏ）
（Ｗ．Ｏ）

警報３

ＳＡ－ＡＤＳ動作
残留熱除去ポンプ（Ａ）
吐出圧力高
警報２

残留熱除去ポンプ（Ｂ）
吐出圧力高
残留熱除去ポンプ（Ｃ）
吐出圧力高

警報１：ＳＡ－ＡＤＳ（Ａ）論理タイマ動作
警報２：ＳＡ－ＡＤＳ（Ａ）ＲＨＲポンプ吐出圧力確立
警報３：ＳＡ－ＡＤＳ（Ａ）作動＊Ｂ系の場合は（Ａ）を（Ｂ）に読み替える。

図３

SA-ADS 動作回路

これらの警報により，ADS または SA-ADS の論理が動作していることを確認し，自動減圧に備える。
なお，SA-ADS 動作による自動減圧中に有効燃料棒頂部（TAF）を下回った場合は，運転操作手順書に則り，残りの ADS４弁を開操作する。

1-3

2. 重要事故シーケンスの起因とする過渡事象の選定について

各種 PRA 等の結果により実施した重要事故シーケンスの選定の結果として，当社では多くのシーケンスグループにおいて過渡事象を起因とする事故シーケンスを重要事故シーケ
ンスとして選定している。
内部事象運転時レベル 1PRA 報告書に示した通り，過渡事象としては運転時の異常な過渡変化及び事故の一部を考慮しているが，有効性評価において解析を実施するに際しては，その具体的な事象を設定する必要がある。
その考え方は，「柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉 事故シーケンスグループ及び重要事故シーケンス等の選定について」(平成 27 年 7 月)にも一部示しているが，本資料では，
高圧・低圧注水機能喪失を例に，設定の考え方を補足する。
1. 過渡事象の特徴と選定に際しての整理
表 1 に柏崎刈羽６号炉及び７号炉（KK6/7 号炉）設置許可申請書添付書類十において評価の対象とした運転時の異常な過渡変化，事故について，分類・整理した結果を示す。
表 1 の右端の事象分類は，事象発生時のプラント応答を考慮して分類した結果である。
これらを事象の特徴に応じて更にグループ化する。その上で，重要事故シーケンスで想定する過渡事象のグループを選定し，グループ内の過渡事象からより評価に適した事象を選定する。表 2 にグループ化の結果を示す。
高圧・低圧注水機能喪失では，現状の設置許可ベースの注水機能を喪失した際の，重大事故等対処設備の有効性を確認する。本事象には代替の注水機能による注水が有効な対策と考えられ，KK6/7 号炉の有効性評価においても主に低圧代替注水系(常設)の有効性を確認している。
代替の注水機能によって低圧状態の炉心の重大事故(炉心損傷)の防止を図る場合，注水開始までの時間余裕がその事象への対応の厳しさを左右する。注水までの時間余裕は原子炉水位の低下速度に左右されると考えると，スクラムに至る際の原子炉水位が低い事
象が厳しいと考えられる。
外部電源の有無の影響は次項において述べるため除外すると，上記の観点で厳しい事
象としては，「全給水喪失」が該当する。このため，高圧・低圧注水機能喪失の重要事故
シーケンスの評価においては起因となる過渡事象として「全給水喪失」を設定した。
2. 外部電源有無の影響
外部電源の有無が事象進展及びパラメータの変動に及ぼす影響については，重要事故
シーケンスの有効性評価の詳細な条件を設定する段階で感度解析等を実施し，選定した。
高圧・低圧注水機能喪失についても，外部電源の有無が事象進展及びパラメータの変2-1

動に及ぼす影響を確認している。評価条件を表 3 に，評価結果を図 1 に示す。
評価の結果を比較すると，外部電源有りの場合，過渡事象発生後も再循環ポンプが停止しないため※1，過渡事象発生から原子炉水位低(レベル３)による原子炉スクラムまでは
原子炉出力が高く維持され，原子炉水位の低下が早い。このため，外部電源有りの場合の方が原子炉水位低(レベル３)によってスクラムに至るタイミングが僅かに早い。スクラ
ム後の水位の低下も外部電源有りの場合の方が早い。これは，過渡事象発生から原子炉
水位低(レベル３)による原子炉スクラムまでは原子炉出力が高く維持されており，活発に
核分裂反応が生じていることから，スクラム後の崩壊熱が高くなるためである。また，運転員操作の余裕時間の観点でも外部電源有りの場合の方が厳しい。手順としては高圧・低圧注水機能の喪失を確認後，代替低圧注水系(常設)の準備を開始し，注入の準備が出来次第，原子炉の減圧操作となるため，外部電源の有無が減圧のタイミングを決定するものではないが，減圧時の減圧沸騰及び再冠水により炉心の著しい損傷を防止するという観点では，原子炉水位の低下が早い外部電源有りの場合の方が，より早いタイミン
グでの減圧が必要となる。但し，燃料被覆管最高温度(PCT)は，早いタイミングで減圧した外部電源有りの場合の方が高い値を示しているものの，その差は約 5 °C であり，外部電源の有無によって大きな差が表れるものではない。
上記の通り，外部電源有りの場合の方がスクラムのタイミング及び水位の低下が早い
ものの，急速減圧に伴う PCT の差は僅かであり，他のパラメータにも時間差以外の大きな違いは見られないことから，結果的に，外部電源の有無は本事故シーケンスの評価において有意な違いをもたらす条件ではないと考える。
※1 過渡事象及び設計基準事故における「原子炉冷却材流量の喪失（再循環ポンプ・
トリップ）
」を除く
3. 初期水位の影響
初期水位が事象進展及びパラメータの変動に及ぼす影響については，重要事故シーケ
ンスの有効性評価の詳細な条件を設定する段階で感度解析等を実施し，確認した。
高圧・低圧注水機能喪失についても，初期水位が事象進展及びパラメータの変動に及ぼす影響を確認している。評価条件を表 4 に，評価結果を図 2 に示す。
評価の結果から，初期水位を低くすると水位低下及び炉心露出時間に差が表れるものの，急速減圧に伴う PCT の差は約 7 °C と僅かであり，他のパラメータにも時間差以外の大きな違いは見られないことから，結果的に，初期水位は本事故シーケンスの評価において有意な違いをもたらす条件ではないと考える。
以

2-2

上

表 1 過渡変化・事故による起因事象の同定

2-3

表 2 過渡変化・事故事象のグループ化

2-4

事象分類

事象の特徴(グループ化の観点)事象グループA, B1, B2

タービントリップなどにより原子炉がスクラムする事象であり，タービンバイパス弁は正常に作動する事象であることから，いずれも事象初期から継続して給復水系が利用できる。

非隔離事象

C, D1,D2, E

主蒸気隔離弁（MSIV）などが閉鎖する事象であり，原子炉とタービン側が互いに隔離される事象である。事象初期には給復水系が利用できるが，水源である主復水器のホットウェルが隔離されるため，給復水系の運転継続に支障が生ずる。

隔離事象

F

タービンからの給水流量が全喪失する事象であり，原子炉水位が低下することにより原子炉スクラムに至る事象である。
事象初期には給復水系が利用できず，他の事象とはプラント応答が異なる。水位低下の観点では給復水系が利用できないことから「G」の水位低下事象よりも厳しい事象と考えられる。

全給水喪失

G

タービンからの給水流量が減少し，原子炉水位が低下することにより原子炉スクラムに至る事象である。給水流量の全喪失までには至らないため，機能は低下しているが事象の初期にも給復水系は利用可能である。

水位低下事象H1, H2

原子炉保護系（RPS）の誤動作が起因となっている事象や，制御棒の誤引抜きに関する事象など出力の増加が軽微な事象である。事象初期で原子炉が隔離されないため，給復水系が利用可能である。

RPS 誤動作等

I

外部電源が喪失する事象であり，事象の発生により非常用電源の確保が必要になるなど，他の事象とはプラント応答が異なる。

外部電源喪失J

原子炉運転中に S/R 弁が誤開放する事象である。誤開放を想定する弁数は発生頻度の観点から 1 弁としているため，本
事象は事象発生後速やかにスクラムに至る事象では無い。原子炉冷却材(蒸気)の流出を伴うが，原子炉水位の低下には給水系による対応が可能である。S/R 弁を通じてサプレッションプール水中に蒸気が放出されるため，復水器ホットウェル(H/W)への補給が不足すると復水器 H/W の水位が低下し，給水喪失に至る可能性がある。しかしながら，この場合の事象進展から全給水喪失に至る頻度を概算すると、起因事象「S/R 弁誤開放」の発生頻度(1×10-3/炉年)と，少なくとも「S/R
弁漏えい」警報の認知失敗，「サプレッションプール水温度高」警報の認知失敗，「主復水器 H/W 水位低」警報の認知失敗の重畳が生じると考えられ，各警報の認知失敗確率を保守的に 0.1 としても，全給水喪失に至る頻度は 1×10-6/炉年となる。これは他の起因事象の発生頻度と比較しても低い値であり，その他のパラメータの変化や認知失敗確率の保守性を考慮すると，更に低い値になると考えられる。以上の通り，起因事象「S/R 弁誤開放」の後，「全給水喪失」に至る頻
度は十分に低く，起因事象として考慮する必要性は低いものと考える。

S/R 弁誤開放表 3 外部電源有無の感度解析における主要解析条件
項目

初期条件
事故条件

解析条件

備考

原子炉熱出力3926 MW

定格出力，申請解析と同じ

原子炉圧力7.07 MPa[gage]

定格圧力，申請解析と同じ

原子炉水位

通常運転水位

申請解析と同じ

最大線出力密度44.0 kW/m

申請解析と同じ

原子炉停止後の崩壊熱

ANSI/ANS-5.1-1979(燃焼度 33 GWd/t)

申請解析と同じ

起因事象

給水流量の全喪失

申請解析と同じ

高圧・低圧注水機能喪失

RCIC, HPCF, LPFL の喪失
申請解析と同じ有り/無し

感度解析対象スクラム信号

原子炉水位低(L3)

申請解析と同じ

逃がし安全弁

8弁

申請解析と同じ

最大 300 m3/h で注水，その後は炉心を冠水維持可能な注水量に制御

申請解析と同じ

低圧代替注水系(常設)の追加
起動及び中央制御室における系統構成

急速減圧実施までに完了

申請解析と同等

原子炉急速減圧操作

原子炉水位（レベル１）
到達から 5 分後

申請解析と同等

安全機能の喪失に対する仮定
外部電源

重大事故対策に関連する機器条件

低圧代替注水系(常設)

重大事故対策に関連する操作2-5

表 4 原子炉初期水位に関する感度解析における主要解析条件
項目

初期条件

解析条件

備考

原子炉熱出力3926 MW

定格出力，申請解析と同じ

原子炉圧力7.07 MPa[gage]

定格圧力，申請解析と同じ

原子炉水位①通常運転水位(NWL)(13.4 m)②原子炉水位低(L3)(12.85 m)

感度解析対象44.0 kW/m

申請解析と同じ

原子炉停止後の崩壊熱

ANSI/ANS-5.1-1979(燃焼度 33 GWd/t)

申請解析と同じ

起因事象

給水流量の全喪失

申請解析と同じ

高圧・低圧注水機能喪失

RCIC, HPCF, LPFL の喪失
申請解析と同じ有り

申請解析と同じ

原子炉水位低(L3)

申請解析と同じ

原子炉水位 L3 で RIP4 台停止，原子炉水位 L2 で RIP6 台停止

申請解析と同じ

8弁

申請解析と同じ

最大 300 m3/h で注水，その後は炉心を冠水維持可能な注水量に制御

申請解析と同じ

急速減圧実施までに完了

申請解析と同等

原子炉水位 L1 到達から 5 分後－

最大線出力密度事故条件

安全機能の喪失に対する仮定
外部電源
スクラム信号

重大事故対策に関連する機器条件

再循環ポンプ(RIP)トリップ

逃がし安全弁

低圧代替注水系(常設)
重大事故対策に関連する操作

低圧代替注水系(常設)の追加
起動及び中央制御室における系統構成

原子炉急速減圧操作

2-6

SA3KK7LOF99AF57R002

SA3KK7LOF99AF57R002

20

10

原
子
炉
水
位

8
原

15

（

子

6

シ
ュ
ラ
ウ
ド
内
水
位

炉
圧
4
力

）

（MPa[abs]）

10

TAF
BAF

5

2

（ｍ）

0
0

10

20

30

40

0

50

0

10

事 故 後 の 時 間（ｍ）
（分）

20

30

SA3KK7LOF99AF3IR000

原子炉水位(シュラウド内水位)変化
CH8KK7LOF99AF57R004

SA3KK7LOF99AF57R002

1200

燃
料

注

800

被

600

覆

流

管
量

燃料被覆管最高温度
外部電源有 ：874 °C
外部電源無 ：869 °C

1000

800

水

50

SA3KK7LOF99AF3IR000

原子炉圧力変化

1000

40

事 故 後 の 時 間（ｍ）
（分）

400

600

温
度

（t/h）

400

（℃）

200

200

0
0

10

20

30

40

0

50

0

10

事 故 後 の 時 間（ｍ）
（分）

20

30

SA3KK7LOF99AF3IR000

燃料被覆管最高温度変化

）

シ
ュ
ラ
ウ
ド
外
水
位

CH8KK7LOF99AF57R004

SA3KK7LOF99AF57R002

20

燃

15

L8
L3
L2
L1.5
L1

（

原
子
炉
水
位

50

CH8KK7LOF99AF3IR001

原子炉注水流量変化

2040

事 故 後 の 時 間（ｍ）
（分）

10

料

15%

15

被
覆
管
酸

10

化
割

5

合

5

（％）

（ｍ）

0

0

0

10

20

30

40

50

0

10

事 故 後 の 時 間（ｍ）
（分）

20

30

40

50

事 故 後 の 時 間（ｍ）
（分）
CH8KK7LOF99AF3IR001

SA3KK7LOF99AF3IR000

原子炉水位(シュラウド外水位)変化

燃料被覆管酸化割合最大値変化：外部電源無し：外部電源有り(申請解析)

図 1 高圧・低圧注水機能喪失シーケンスにおける外部電源有無の感度解析(K7, ADS(L1+5 分後減圧)+MUWC 2 台作動)

2-7

SA3KK7LOF99AF57R003

SA3KK7LOF99AF57R003

20

10

原
子
炉
水
位

8
原

15

（

子

6

シ
ュ
ラ
ウ
ド
内
水
位

炉
圧
4
力

）

（MPa[abs]）

10

TAF
5

2

BAF

（ｍ）

0

0
0

10

20

30

40

50

0

10

事 故 後 の 時 間（ｍ）
（分）

20

30

SA3KK7LOF99AF3IR000

原子炉水位(シュラウド内水位)変化
SA3KK7LOF99AF57R003

CH8KK7LOF99AF57R008

1200

燃料被覆管最高温度
初期水位 L3：881 °C
初期水位 NWL ：874 °C

1000

800
燃

注
水

料

800

被

600

覆

流

管

量

50

SA3KK7LOF99AF3IR000

原子炉圧力変化

1000

40

（分）
事 故 後 の 時 間（ｍ）

400

600

温
度

（t/h）

400

（℃）

200

200

0

0

0

10

20

30

40

50

0

10

（分）
事 故 後 の 時 間（ｍ）

20

30

SA3KK7LOF99AF3IR000

燃料被覆管最高温度変化

）

シ
ュ
ラ
ウ
ド
外
水
位

CH8KK7LOF99AF57R008

SA3KK7LOF99AF57R003

20

燃

15

L8
L3
L2
L1.5
L1

（

原
子
炉
水
位

50

CH8KK7LOF99AF3IR001

原子炉注水流量変化

2040

事 故 後 の 時 間（ｍ）
（分）

10

料

15%

15

被
覆
管
酸

10

化
割

5

合

5

（％）

（ｍ）

0

0

0

10

20

30

40

50

0

10

事 故 後 の 時 間（ｍ）
（分）

20

30

40

50

事 故 後 の 時 間（ｍ）
（分）
CH8KK7LOF99AF3IR001

SA3KK7LOF99AF3IR000

原子炉水位(シュラウド外水位)変化

燃料被覆管酸化割合最大値変化：初期水位 L3(申請解析)：初期水位 NWL

図 2 原子炉初期水位に関する感度解析(K7, ADS(L1)+MUWC 2 台作動)

2-8

3. G 値について

1. これまでの許認可解析に用いた G 値と今回の申請で採用した G 値について
従来，G値は可燃性ガス濃度制御系性能評価解析で使用しており，以前にはその値として，Regulatory Guide 1.7(Rev.2)の記載に基づき，G(H2)/G(O2)=0.5/0.25が使用されていた。この値はRegulatory Guide 1.7の前身であるSafety Guide7(1971年3月)[1]に既に記載されている。当時，既に，一般的知見として水の放射線分解の短時間内の1次反応に基づくG値(以下「初期G値」という。)はG(H2)=0.43～0.45となることが知られており，Regulatory Guide 1.7(Rev.2)のG値はこの初期G値を包絡するものとなっている。
しかし，この初期G値は水の放射線分解の1次反応に基づく値であるため，その後の2次反応，つまり水素と酸素の再結合反応を含めた最終的な水素，酸素の発生割合を示す実効的なG値(以下「実効G値」という。)に比べてかなり大きい値となる。
格納容器内の可燃性ガス濃度の評価においても必要となるのは正味の発生割合を表すこの実効G値である。これに関して電力共同研究「事故時放射線分解に関する研究」(昭和61年～62年度)[2](以下「電共研」という。)にて水の放射線分解に関する実験を実施し，可燃性ガス濃度制御系性能評価条件下での実効G値として次の結果を得た。
沸騰状態 ：G(H2)<0.4， G(O 2)<0.2
非沸騰状態 ：G(H2)<0.25， G(O 2)<0.125
この結果に基づき，柏崎刈羽原子力発電所6，7号炉(昭和63年申請)や東京電力東通原子力発電所1号炉等，沸騰水型原子力発電所では，可燃性ガス濃度の評価 [3]において，沸騰状態でG(H2)/G(O2)=0.4/0.2，非沸騰状態でG(H2)/G(O 2)=0.25/0.125を採用している。
電共研では，苛酷事故条件を想定した環境下でも実験を実施しており，実効G値
として次の結果を得ている。
沸騰状態 ：G(H2)<0.27， G(O 2)≒0
非沸騰状態 ：G(H2)<0.06， G(O 2)<0.03
この結果に基づき，今回の申請では，水素燃焼の評価において，非沸騰状態でのG値(G(H2)/G(O 2)=0.06/0.03)を採用している。

3-1

改訂５

2. 電力共同研究「事故時放射線分解に関する研究」 [2]の概要(1)実験装置及び実験方法
電力共同研究「事故時放射線分解に関する研究」では，BWR の実機事故条件を模擬した水の放射線分解実験を実施することにより，種々の事故条件下で生成される可燃性ガスの生成割合(G 値)の検討を行った。
実験に使用した実験装置を図 2-1 及び図 2-2 に示す。非沸騰実験では 15 リット
ルの硬質ガラス製照射容器を使用。また沸騰実験では 1.8 リットルのステンレス製照射容器を使用している。
実験は照射容器内に純水を所定量注入した後，高純度アルゴン(Ar)ガスで脱気し，水素ガス，酸素ガスボンベを用いて雰囲気条件(気液相の水素，酸素初期濃度)を設定する。その後よう素，鉄，銅等の不純物を所定量添加し，循環ポンプで均一混合させる。沸騰実験の場合，更にマントルヒータにより加熱，沸騰させる。
全ての条件が定常状態に達した後，60Co の γ 線源に照射を開始，水の放射線分解で生成される水素，酸素濃度を溶存水素計(DH 計)，溶存酸素計(DO 計)及びガスクロマトグラフで測定する。水の吸収線量は，水を媒体とした標準的な換算係数を用いて評価した。
実機の事故条件を考慮して，実験では LOCA 条件，FCS 性能解析条件，苛酷
事故条件 3 種類の事故条件を想定し，各事故条件下で G 値の実測を実施した。
なお，以下で示す図 2-3～図 2-8 は，連続測定である液相中の濃度を除き，サンプリングにより計測された濃度測定値に基づいてフィッティングを行っている。
(2) 実験条件及び実験結果
表 2-1 に実験でのパラメータ設定範囲と実機の想定事故条件との比較を示す。
実機の想定事故条件は実機の事故時の環境条件及び照射設備を考慮して設定した。
実験結果を表 2-2，図 2-3～図 2-8 に示す。
実験結果は，γ 線の吸収線量に対する液相中及び気相中の水素及び酸素濃度(絶対量)で整理している。また，γ 線の吸収線量とこれによる分子量の増加量から実効 G 値を求めている。
なお，G 値とは 100eV の放射線エネルギー吸収により発生する分子数であるが，水の放射線分解で生成する水素及び酸素は，水中で起こる化学反応により分子数が変化するため，ここでは，化学反応による変化(よう素等の不純物の影響)を考えに入れた値を実効 G 値として評価している。
(a) LOCA ベースの結果：図 2-3，2-4
非沸騰条件の場合には，液相中及び気相中の水素及び酸素濃度にほとんど変化がないことから，実効 G 値は 0 と見なしうる。
沸騰条件の場合には，水素濃度の実効 G 値は，照射開始初期は約 0.4 分子/100eV と高いが，その後に安定し 0.2 分子/100eV 程度になる。また，酸素濃度の場合は 0 と見なしうる。
3-2

改訂５

沸騰実験で得られた実効 G 値は，非沸騰実験に比べガスの気相への移行速
度が大きくなるため全般に大きくなる。
(b) FCS 性能解析ベースの結果：図 2-5，2-6
非沸騰条件の場合には，得られた実効 G 値として水素は 0.14 分子/100eV，
酸素は 0.06 分子/100eV である。
沸騰条件の場合には，照射開始初期の水素は 0.43 分子/100eV だが，その後安定し 0.36 分子/100eV 程度になる。また，酸素は 0.14 分子/100eV である。
FCS 性能解析では，沸騰条件の水素の G 値として実験結果の 0.36 分子/100eV に余裕を見て 0.4 分子/100eV の一定値を用いている。
(c) 苛酷事故ベースの結果：図 2-7，2-8
非沸騰条件の場合には，初期水素濃度が高いことによる抑制効果(再結合効果)によって，得られた実効 G 値として水素は 0.06 分子/100eV，酸素は 0.03
分子/100eV となり，FCS 性能解析ベースの約半分である。
沸騰条件の場合には，非沸騰条件の場合と同様，水素による抑制効果により実効 G 値は低減され，水素は 0.27 分子/100eV，酸素はほぼ 0 になる。
(3)実験から得られた知見
以上の実験結果及び他のパラメータ実験結果からの知見を以下に示す。
(a) よう素放出の無い LOCA 条件下，非沸騰状態での実効 G 値は水素，酸素のいずれも 0 と見なしうる。LOCA 条件下での実効 G 値は以下の値となる。
沸騰 状態 ： G(H 2 )<0.2， G(O 2 )<0.1(b) 多量のよう素放出と小さな金属－水反応を仮定した FCS 性能解析条件下での実効 G 値は以下の値となる。
沸騰状態 ：G(H2)<0.4， G(O 2)<0.2
非沸騰状態 ：G(H2)<0.25， G(O 2)<0.125(c) 多量のよう素放出と大きな金属－水反応を仮定した苛酷事故条件下での実効G 値は以下の値となる。上記(b)項の FCS 性能解析条件下での値より小さくな
る理由は，金属－水反応によって格納容器中に水素が多く存在するため，水
素と酸素の再結合反応が促進されたことによるものと考えられる。
沸騰状態 ：G(H2)<0.27， G(O 2)≒0
非沸騰状態 ：G(H2)<0.06， G(O 2)<0.03(d) (a)～(c)項より，実効 G 値はよう素放出量が高くなると増加し，金属－水反応
割合(水素放出量)が大きくなると減少する。
(e) 初期酸素濃度の実効 G 値に及ぼす影響は小さい。ただし，酸素濃度が高くな
ると若干増加する傾向がある。
(f) よう素以外の不純物(Fe2＋，Cu2＋等)の実効 G 値に及ぼす影響は小さく，よう素を多量に含む場合は無視しうる。また，よう素を含まない場合には，実効G 値を幾分増加させるが，Fe2＋については酸素を減少させる傾向がある。

3-3

改訂５
表 2-1 実験条件のパラメータ範囲と実機の想定事故条件との比較
条件

想定事故条件

実験条件

パラメータ

LOCA

FCS 性能解析

苛酷事故

初期水素濃度(金属－水反応)
初期酸素濃度初期よう素濃度(炉心からの放出割合)
不純物
温度
pH

表 2-2 実験結果
実測値(実効 G 値)

パラメータ
事故条件

LOCA
条件

FCS 性能
解析条件

苛酷事故
条件

［分子/100eV］

金属-水 初期酸素

よう素

不純物

反応割合

放出割合

添加

濃度

非沸騰
沸騰
非沸騰
沸騰
非沸騰
沸騰

3-4

温度

G(H2)

G(O2)

図 2-1 非沸騰実験装置の概要

図 2-2 沸騰実験装置の概要

3-5

3-6
図 2-3 気相部と液相部における水素及び酸素濃度(LOCA ベース：非沸騰状態)

図 2-4 気相部と液相部における水素及び酸素濃度(LOCA ベース：沸騰状態)

3-7
図 2-5 気相部と液相部における水素及び酸素濃度(FCS 性能解析ベース：非沸騰状態)

図 2-6 気相部と液相部における水素及び酸素濃度(FCS 性能解析ベース：沸騰状態)

3-8
図 2-7 気相部と液相部における水素及び酸素濃度(苛酷事故ベース：非沸騰状態)

図 2-8 気相部と液相部における水素及び酸素濃度(苛酷事故ベース：沸騰状態)

改訂５

3. 電力共同研究「事故時放射線分解に関する研究」 [2]の妥当性に関する補足
電力共同研究「事故時放射線分解に関する研究」(以下，「電共研」という。)では，研究を進める上での手法の妥当性を確認するため，実験結果に関する過去の知見[4, 5]との比較を行っている。また，この電共研の結果から得られた G 値は，可燃性ガス濃度制御系の性能確認に使用されている。[3] 以下，電共研の概要について示
す。
(1)実験方法について
電共研では，純水に対する照射を行い，照射量と水素及び過酸化水素濃度について，確認している。また，オークリッジ国立研究所(ORNL)においても純水に対する照射の実験が行われており，照射量と水素濃度の関係が報告されている。
[4] これらの結果は，照射量に対する水素の生成割合が照射開始から徐々に低下する点で同等の傾向を示している。純水に対する照射試験について，電共研及びORNL における実験の概要を図 3-1 及び図 3-2 に，実験の結果を図 3-3 及び図 3-4に示す。
電共研では，上記の純水に対する照射を行った試験装置を用い，よう素や水素濃度を上昇させた条件での実験を行っている。このことから，照射及びこれに伴って生じる水素及び酸素の濃度を測定する点で，電共研での実験方法は妥当なものと考える。
(2) 添加物の影響と G 値の増減添加された場合，G 値に影響を及ぼすよう素と水素について，添加量と G 値の変化の傾向について確認するとともに，過去の知見[5]と電共研の実験結果の傾向が同様であることを確認している。
○よう素を添加した場合水中へのよう素の添加が G 値を上昇させる側に作用することについては，従来から知られていたものの，[5] 電共研では，実験系内によう素を添加した場合についての，添加量と G 値の関係を確認している。傾向として，よう素の添加量が増加すると水素及び酸素共に G 値は上昇する傾向を示している。また，この増加の要因は，式①の再結合反応が，式②のよう素が OH ラジカルを還元する反応によって阻害されることによるものと考えられている。これは，式②の反応速度定数k2 と式①の反応速度定数 k1 に大きな差があることからも推定できる。

H2
I

-

OH
OH

H H 2O
I OH-

k1 = 3.5×107 mol/l /s
k2 = 1.5×1010 mol/l /s

式①式②○よう素及び水素を添加した場合
電共研では，実験系内に水素を添加した場合についての，添加量と G 値の関係

3-9

改訂５

を確認している。傾向として，水素の添加量が増加すると水素及び酸素共に G 値は低下する傾向を示している。水素の G 値の傾向については，米国原子力規制委
員会(NRC)によって反応モデルの作成及び評価が実施されており，よう素が添加されていても水素の添加量が増加すると G 値は低下すると報告されている。[5] また，この低下の要因は，水素濃度の増加によって式①の再結合反応が促進される
ことで，水素及び酸素の発生割合が低下することによるものと考えられる。NRCにおける評価の結果を図 3-5 に，電共研における実験の結果を図 3-6 に示す。
4. 参考文献[1] Regulatory Guide 1.7 (Rev. 2 Nov. 1978) Control of Combustible Gas
Concentrations In Containment Following A Loss-of-Coolant Accident.
[2] 電力共同研究「事故時放射線分解に関する研究」(昭和 63 年 3 月)
[3]「沸騰水型原子力発電所 可燃性ガス濃度制御系について」(株式会社東芝，
TLR0002A 改訂 3，平成 10 年 2 月)
[4] Zittel, H.E., “Boiling water reactor accident radiolysis studies”, ORNL-TM2412 Part Ⅷ (1970).
[5] Prczewski, K.I., et.al., “Generation of hydrogen and oxygen by radiolytic
decomposition of water in some BWR’s”, U.S. NRC Joint ANS/ASME
Conference, Aug. (1984).

3-10

改訂５
カプセル液相
タンク気相
タンク液相
循環流量
初期温度
(実験パラメータ)容積100 cm3
350 cm3
250 cm3
15 cm3/min
15 ℃, 95 ℃

図 3-1 ORNL による照射実験のループ

図 3-2 電共研による純水照射の手順と実験で用いた容器の略図

3-11

改訂５

図 3-3 ORNL による実験結果(純水に対する照射)

図 3-4 電共研による実験結果(純水に対する照射)

3-12

改訂５

3-13
図 3-5 NRC による評価結果(よう素及び水素の濃度と G(H2)の変化)

酸素濃度変化量(×10-5 mol/l)

1 M = 1mol/l
試験条件
初期水素濃度：水-ジルコニウム反応割合
0～50%(0～6.7×10-4 mol/l)相当
初期酸素濃度 ：3.5%(気相中)初期よう素濃度 ：50%放出相当
温度：室温

吸収線量(×103 Gy)
図 3-6 電共研による実験結果(溶存水素濃度と吸収線量の関係(溶存水素濃度を変化させた場合))

3-14

4. 格納容器内における気体のミキシングについて
BWR の格納容器内の気体のミキシング効果については，電力共同研究等 [1][2]によって確認している。その結果として，格納容器内は格納容器スプレイや温度差による自然対流に伴う攪拌効果がある場合には十分なミキシング効果が短時間に得られることを確認している。
今回の申請における「水素燃焼」のシナリオでは，事象発生から約 20 時間後までは間欠的なスプレイの実施及び格納容器内の温度差により，格納容器内は十分にミキシングされるものと考えられる。20 時間後以降は格納容器内の温度差によってミキシングされるものと考えられる。
格納容器スプレイを実施している場合の格納容器内の気体の流動については，
過去に格納容器内への触媒式 FCS の設置を検討した際に，汎用 CFD コード(STAR-CD)を用いて RCCV 型格納容器をモデル化し，各ノードの水素濃度を評価している。[1] 評価結果を図 1 に示す。評価の結果，格納容器内の気体は良く混合されることが確認されており，この結果からも，LOCA 後の長時間経過後に格納容器スプレイを継続している間は十分にミキシングされることが分かる。
温度差がある場合のミキシング効果についての実験結果 [2]を図 2 に示す。図 2
は 5℃の温度差がある場合のミキシング効果を示しており，He 等の軽い気体を含んでいても，実験開始から約 20 分後には十分にミキシングされることを示している。BWR の格納容器内では，原子炉圧力容器が熱源として考えられるため，
少なくとも 5℃以上の温度差は生じているものと考えられる。このため，BWR の格納容器内において，気体が成層化する等の位置的な濃度の偏りが生じる可能性は低いと考える。
[1] 社内研究「触媒式 FCS 導入に向けた格納容器内熱流動特性の評価(フェーズ2)」(平成 19 年 3 月)
[2] 電力共同研究「格納容器内ミキシング確認試験に関する研究」(昭和 58 年 3 月)

4-1

図 1 事故(LOCA)発生後 1000 時間(準定常状態)における格納容器内水素濃度分布4-2

図 2 温度差によるミキシングの影響

4-3

5．深層防護の考え方について
１．基本的な考え方
深層防護の3層と4層との境界は，著しい炉心損傷の防止という原子炉安全上の重要な目的に照らして，著しい炉心損傷があるか否かで区分する。すなわち，3層＝著しい炉心損傷防止，4層＝著しい炉心損傷後の格納容器損傷防止，とすることが適切である。
ここで，著しい炉心損傷の有無の境界となる3層と4層の間は，防護策間の独立性が特に重要となるが，実運用上は，3層と4層で同じ設備を用いる場合もあることから，従属要因及び共通要因が排除できること，それぞれのレイヤーで多様な設備を有し高い信頼性を確保していることに加え，（後述の）事象評価
上の仮定であり3層と4層間の独立性の要求とは異なる考慮であることを明確にする。
２．実態を踏まえた運用
１．で述べたような深層防護のレイヤー設定を踏まえ重大事故等対処設備を設置・運用しているが，原子炉圧力容器内に燃料がある以上は，炉心損傷の前後によらず原子炉圧力容器内に注水する必要があり，「著しい炉心損傷」の前後という深層防護の考え方における境界と，注水先としての原子炉圧力容器・格納容器の境界は必ずしも一致しない。
BWR では，制御棒のみで未臨界を確保でき，原子炉注水も格納容器スプレイも低圧条件ならほぼ同じ設備構成で可能となる。したがって，格納容器内へのス
プレイ（または注水）について，専用のポンプ，弁，配管，水源，電源などを設けることを考えたとしても，少しの設備追加で原子炉圧力容器への注水も可能となるため，炉心損傷の防止（3 層での事象の収束）を一層確実にする観点か
らも，格納容器へのスプレイ（または注水）に特化した設備にするよりも原子炉圧力容器内にも注水できる設備とする方が原子炉安全上有益である。
また，BWR は事象進展（水位低下）が極めて早い大破断 LOCA であっても，炉心のリロケーションが発生するまでには無注水が継続しても 1 時間半程度あり，3 層での事象の収束が不可能な場合（炉心損傷する場合）でも，原子炉圧力容器
内での損傷炉心冷却とするために原子炉圧力容器内への注水を何よりも優先すべきである。よって，深層防護の考え方としては 3 層と 4 層を明確に区別しているものの，実際の設備としては，3 層用，4 層用といった明確な区別をしない
方が原子炉安全上有益であり，例えば注水手段は，原子炉圧力容器と格納容器のどちらにも注水できる設備として設置・運用していくことになる。
一方，重大事故のうち，原子炉圧力容器外における格納容器破損モードを評5-1

価する上では，著しい炉心損傷や溶融炉心の格納容器内への落下に伴う格納容器内の現象を生じさせるために，あえて原子炉圧力容器内への注水をしないといった評価上の仮定を置いたものであり，個々のレイヤー内に十分な信頼性をもたせようとする 3 層と 4 層間の独立性の考え方とは別個の要請に基づく処理である。
したがって，あるレイヤーで特定の現象を生じさせることを目的とした機能停止を，次のレイヤーにおける機能喪失と扱う必然性はなく，当該機能の信頼性を踏まえて個別に設定すべきである。

３．復水補給水系（MUWC）について
MUWC は，深層防護の 3 層（著しい炉心損傷の防止）における原子炉圧力容器
内への注水として，4 層（格納容器の損傷防止策）における代替格納容器スプレ
イ，代替循環冷却，損傷炉心の冷却のためのペデスタル注水手段として，個々の評価にあたりクレジットをとっている。
MUWC 自体は 3 台のポンプをもっていることに加え，3 層の原子炉圧力容器注水機能を構成するものとしては，MUWC の他にも高圧代替注水系（HPAC）や消防車を有している。同じく 4 層の格納容器の破損防止機能としては，循環冷却，格納容器ベント，消防車を有している。
以上を踏まえると，3 層，4 層それぞれのレイヤーで高い信頼性を有していることから，現象を生じさせるための評価上の仮定として 3 層で MUWC による原子炉圧力容器注水を期待しない場合でも，4 層の代替格納容器スプレイ，ペデスタ
ル注水としてクレジットをとることは適切である。（表及び図参照）

以

5-2

上

表：重大事故の各現象におけるクレジットの取り方
現象

格納容器
3.1

過圧・過
温破損

代表シーケンス

大破断 LOCA
×SBO

DCH

までに電源を供給できないため原子炉注

MUWC2 台で RPV 内の損傷炉心 MUWC2 台で格納容器にスプレイ水ができず著しい炉心損傷に至るに注水＝3 層では現象を生じさせるために注水機【事象後期（20h～）】

TQUX【事象初期（～20h）】（原子炉注水とのスイッチング）

MUWC2 台を用いた循環冷却（炉注・スプレイ同時実施）
MUWC1 台で原子炉格納容器

同左

下部に溶融炉心の落下に先＋立って水張りMUWC2 台で格納容器にスプレイ

同上

同左

5-3

子炉注水ができず著しい炉心損傷に至る

炉外 FCI＝3 層では現象を生じさせるために注水機
TQUV

3.5

格納容器の破損防止【事象初期（～20h）】

全ての原子炉注水機能が喪失するため，原3.3

損傷炉心の冷却常設代替交流電源設備（GTG）が炉心損傷能に期待せず
3.2

4 層（④-1）

3 層（③-2）

能に期待せずMCCI

落下した溶融炉心とペデスタル部の水との反応に伴いペデスタル部に付加される荷重を評価することで格納容器の健全性を確認

同上＋その後の原子炉格納容器下部への注水同上落下した溶融炉心がペデスタル部で冷却され，コンクリートの浸食量を評価することで格納容器の健全性を確認

3.4

水素燃焼

大破断 LOCA
×SBO

3.1 格納容器過圧・過温破損に同じ

3.1 格納容器過圧・過温破損に同じ

③-2 層：著しい炉心損傷防止

4 層：格納容器の破損防止
損傷炉心の冷却HPAC
評価上クレジットをとっていないが減圧

炉注水
HPAC を加えることで、

MUWC

炉注水の信頼性が向上※１

消防車

消防車により信頼性を向上※２

MUWC（代替スプレイ）
5-4

格納容器除熱MUWC（循環冷却）
消防車
ベント
MUWC

格納容器下部注水

消防車

MUWC に過大なクレジットをとっているわけではない※１：TQUV，TW（LUHS，RHR 機能喪失），SBO 等の一次圧力バウンダリの喪失（LOCA 等）を除く事故に対して初期炉心冠水維持が可能※２：フェーズドアプローチに基づき，原則として事故発生 12 時間までは恒設設備での対応とし，可搬型設備はアクセス性等を考慮し，
12 時間以降に期待できると整理している
図：③-2 層，4 層における注水等に期待する設備

6．原子炉圧力挙動の解析上の取扱いについて
１．BWR の圧力制御方式について
従来の BWR では，圧力制御方式としてタービン入口圧力制御方式を採用しており，主蒸気加減弁は弁上流側の圧力により通過蒸気流量を制御している。
SAFER の主蒸気流量モデルは，このタービン入口圧力制御方式による圧力制御を簡略的に模擬しており，通過蒸気流量は以下の式により計算される。

WST

WSR
2 PR

GS

2

4 PR P

PR

GS

PR

GS

ここで，

WST

：主蒸気加減弁を通過する流量

WSR：定格主蒸気流量

ΔPR：定常状態での配管内圧力低下

GS：圧力調整幅P：過渡時の圧力PR：定格圧力２．ABWR の圧力制御方式及び SAFER の ABWR への適用性について
ABWR では，圧力制御方式として原子炉ドーム圧力制御方式を採用しており，主蒸気加減弁は原子炉ドーム圧力により通過蒸気流量を制御している。
原子炉スクラム後は，タービン入口圧力制御方式及び原子炉ドーム圧力制御方式によらず，主蒸気加減弁及びタービンバイパス弁により圧力設定に応じた一定の原子炉圧力制御に移行することとなる。
（図１参照）SAFER の主蒸気流量モデルは，原子炉ドーム圧力制御方式を模擬したものではないが，有効性評価においては，早期に原子炉スクラムすることから，圧力制御方式の差異は，図１に示す一定の原子炉圧力まで低下する事象発生初期のごく短時間に現れる程度である。
上記より事故後長期の冷却材インベントリ評価に対する影響は無視できる。
また，MSIV 閉止後においては，タービン系が隔離されることから，原子炉圧力は逃がし
安全弁による制御となるため圧力制御による差異は発生しない。
このことから，原子炉ドーム圧力制御方式を採用している ABWR に SAFER 解析を適用する影響は無視しうる程度と考えられる。

6-1

10

圧力制御方式により差異が生じる箇所

8
原
子

6

炉

原子炉圧力は圧4一定制御となる力（MPa[abs]）
2

0
0

10

20

30

40

50

事 故 後 の 時 間（ｍ）
SA3KK7LOF99AF3IR000

図１ 原子炉圧力の推移（高圧・低圧注水機能喪失の例）

6-2

7．原子炉隔離時冷却系（RCIC）の運転継続及び原子炉減圧の判断について
１．事象初期の注水
RCIC は事象初期に原子炉が高圧状態でかつ交流電源が全て喪失した状態でも原子炉注水を可能とする重要な設備である。
事象初期に全交流電源喪失となった場合，あるいは，交流電源が活きていた場合でも LOCA のように大容量の注水を必要とする事象を除き，崩壊熱を消費しサプレッ
ション・チェンバ・プール（S/P）への熱負荷を軽減する観点から RCIC による原子炉注
水を継続する。
２．低圧注水への移行の判断
福島事故時の福島第一３号炉の高圧注水系（HPCI）停止・再起動不可の反省も踏
まえ，低圧注水機能の信頼性が高い*ことを確認した時点で,高圧注水(RCIC)から低圧注水に移行するのが基本的な方針である。
*「低圧注水機能の信頼性が高い」の例：低圧注水 2 系統が駆動源や水源も含め待機でき冗長性が確保されていること。→常設代替交流電源設備（GTG）で駆動し復水貯蔵槽（CSP）
を水源とする低圧代替注水系（常設）（MUWC）で 1 系統，付帯するディーゼル機関で駆動
し，ろ過水タンクを水源とする消火ポンプでもう 1 系統，等。

３．原子炉減圧のペース
原子炉減圧は，RCIC による注水で原子炉水位を維持しつつ，逃がし安全弁（SRV）の 1 弁ないし 2 弁を使用し，S/P の熱容量の制限にかからないよう徐々に減圧する。こうすることで，急激な減圧による冷却材の流出に伴う炉心露出を回避することができる。
４．低圧注水の信頼性を確保できないと判断した場合
低圧注水機能の信頼性を確保できないと判断した場合には，RCIC による原子炉
注水を継続する。RCIC の最長継続運転時間は，RCIC の制御に用いる蓄電池の容量から決まる 24 時間となる。RCIC で注水継続している時間内に低圧注水機能の信頼性を確保し低圧注水に移行する。
最長継続時間を超えるおそれがある場合，もしくは RCIC が機能喪失した場合には，
低圧注水機能の信頼性が高くなくても低圧注水に移行する。

7-1

５．操作に伴うパラメータの挙動（１）評価○事象の流れ事象発生 → RCIC で注水 → 低圧注水確保 → SRV1 弁を開閉し減圧 →SRV2 弁を開保持 → 炉圧 1MPa 以下を維持 → 注水を MUWC2 台に切替
○結果
SRV1 弁の開閉に伴う原子炉圧力の変動はあるものの（図 1-1），原子炉水位は減圧に伴う変動も小さく安定的に維持されていることが確認できる（図 1-2）。

SRV1 弁開閉による減圧開始（1 時間後）

SRV2 弁開保持による減圧維持（5.5 時間後）

図 1-1：原子炉圧力の挙動

水位は大きな変動はなく，低圧注水
切替え時の炉心露出も生じない

図 1-2：減圧時の原子炉水位（シュラウド内）の挙動

7-2

（２）福島事故時の福島第二４号炉（2F-4）の実挙動
福島事故時の 2F-4 では，津波到達後の 3 月 11 日 15 時 46 分から SRV による炉圧調整を開始するとともに，15 時 54 分から RCIC による原子炉注水を開始。
SRV により炉圧を滑らかに低減させる間に，復水補給水系（MUWC）による注水を準備し，RCIC を約 8 時間運転させた後の 3 月 12 日 00 時 16 分に MUWC による注水に移行した。
図 2-1 に原子炉圧力の挙動，図 2-2 に原子炉水位の挙動を示す。炉圧をゆっくりと下げつつ，炉心の冠水を常に維持しながら RCIC から MUWC に注水を切り替えている。

15:46 SRV による炉圧調整開始
SRV により滑らかに減圧

図 2-1：原子炉圧力の挙動（2F-4）

15:54 RCIC による注水開始
水位は変動するものの炉心の冠水は常に確保

00:16 MUWC による注水開始

図 2-2：原子炉水位（狭帯域）の挙動（2F-4）

以 上

7-3

8．6/7 号炉 原子炉冷却材再循環ポンプからのリークの有無について
１．概要
原子炉冷却材再循環ポンプ（RIP）は図-1(a)に示すように，ポンプ本体及び補助系統（モータ冷却水系，パージ水系，並びに 2 次シール水系）から構成される。モータ冷却水系は，ポンプ軸に設置したスラストカラー（補助インペラ）により強制循環させた冷却水によりモータ部の冷却を行い，熱交換器を介して熱を放出する閉ループ構造となっている。パー
ジ水系は，原子炉冷却材中の不純物（クラッド）がケーシング内に侵入するのを防ぐため，制御棒駆動系（CRD 系）からパージ水を供給し，ケーシング側から原子炉圧力容器側に向かう流れを作る構造となっている。なお，2 次シール水系については分解点検時に使用するため，通常運転時はシール水が供給されず，閉ループが構成される。

インぺラ

モータカバー

原子炉圧力容器

シール端子モールド
Ｏリング
絶縁リング

軸

シール端子ロッド

パージ水
2次シール水

熱
交
換
器

モータ
冷却水
ケーシング
モータ
スラストカラー

電源ケーブル
ケーブル貫通部(a) 通常運転時(b) ケーブル貫通部のシール部
図-1 原子炉冷却材再循環ポンプ

原子炉冷却材再循環ポンプと CRD 系が停止し，モータ冷却水とパージ水が喪失した場合，モータ冷却水系と 2 次シール水系は閉ループで構成されていること，またパージ水系についても逆止弁があることから，これらの補助系統から原子炉冷却材が漏えいすることはな
い。
一方，図-1(b)に示すケーブル貫通部は，原子炉冷却材温度の影響は受けにくいものの，
周辺温度である下部ドライウェル雰囲気温度の影響を受け易く，下部ドライウェル雰囲気
温度の上昇により，ケーブル貫通部のシール機能が維持できず原子炉冷却材が漏えいする可能性がある。
以上から，炉心損傷防止の重要事故シーケンスの中で下部ドライウェル雰囲気温度が最も高くなる「全交流動力電源喪失」について，原子炉冷却材再循環ポンプのケーブル貫通部からの漏えいの発生有無の評価を行った。

8-1

2．ケーブル貫通部からの漏えいの発生有無の評価
全交流動力電源喪失時の下部ドライウェル雰囲気温度の解析結果を図-2 に示す。

図-2 全交流動力電源喪失時の下部ドライウェル雰囲気温度
下部ドライウェル雰囲気温度は最大で 145℃程度である。このことから，ケーブル貫通部のシール部温度についても周辺温度である下部ドライウェル雰囲気温度以上の温度になるとは考えられず，最大でも 145℃程度となると考えられる。
一方，ケーブル貫通部のシール部には，表-1 の部品及び材料が使われている。
表-1 原子炉冷却材再循環ポンプのケーブル貫通部の部品及び許容温度
部品

材料

許容温度

シール端子モールド

硬質ゴム

約 70［℃］

シール端子ロッド絶縁部

FRP／絶縁リング（繊維強化プラスチック）

約 150［℃］

ケーブル貫通部のシール部材の許容温度はそれぞれ約 70℃，約 150℃となっており，シール端子モールド及びそれに取り付く O リングについてはシール機能を維持できないが，シール端子ロッド絶縁部及び絶縁リングについてはシール機能を維持できると考えられる。
以上から，下部ドライウェル雰囲気温度が最も高くなる全交流動力電源喪失時でも，ケーブル貫通部のシール機能は維持され，有意な原子炉冷却材の漏えいが発生することはな
いと考えられる。

8-2

9．崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）における平均出力燃料集合体での燃料被覆管最高温度の代表性について
１．燃料集合体初期出力の燃料被覆管最高温度への影響の整理
崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）において，平均出力燃料集合体で燃料被覆管最高温度が発生する理由は，以下のように整理できる。
・ 注水設備の観点からは，本事故シーケンスでは高圧注水系（原子炉隔離時冷却系）と低圧注水系（低圧代替注水系（常設））を用いた原子炉注水を行うため，広範囲の原子炉圧力において注水がなされることにより，高出力燃料集合体が過度に露出することはない。平均出力燃料集合体と高出力燃料集合体は，上下プレナム間差圧が均等になるよう集合体入口流量が配分されるため，燃料集合体初期出力が高く，発生するボイドの割合が大きい高出力燃料集合体では，二相水位としては高めとなり，燃料被覆
管温度の上昇が抑制される。
・ 崩壊熱の観点からは，本事故シーケンスは事故後時間が経過しているため崩壊熱が十分低下しており，平均出力燃料集合体と高出力燃料集合体の燃料棒 1 本当たりの出力の差（絶対値）は，事故直後に比べて小さくなり，温度上昇率の差が小さくなる。このため，二相水位が低いことにより炉心露出期間が長くなる平均出力燃料集合体における燃料被覆管温度が高くなる傾向となる。
２．燃料集合体初期出力に対する燃料被覆管最高温度の感度解析
燃料集合体初期出力の燃料被覆管最高温度への影響を確認するため，
表 1 に示すとおり，
代表的な事故シーケンスについて，高出力燃料集合体の初期出力を変化させた場合の燃料被覆管最高温度に関する感度解析を実施した。
図 1 に，燃料集合体初期出力と燃料被覆管最高温度の関係を示す。高圧・低圧注水機能喪失及び LOCA 時注水機能喪失では，申請解析条件での高出力燃料集合体初期出力の場合において燃料被覆管最高温度が最も高くなり，崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）では，いずれの高出力燃料集合体初期出力の場合においても，ほぼ同等の燃料被覆
管最高温度となっている。
以上から，崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）において，不確かさを考慮
すれば平均出力燃料集合体の燃料被覆管最高温度を代表としても問題とならない。

9-1

表 1 解析ケース
事故シーケンス

高圧・低圧注水機能喪失

LOCA 時注水機能喪失

崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）

初期出力（高出力燃料集合体）
約 9MW

申請解析条件

約 6MW

申請解析と平均出力燃料集合体初期出力の中間

約 4.5MW

平均出力燃料集合体初期出力と同じ

約 9MW

申請解析条件

約 6MW

申請解析と平均出力燃料集合体初期出力の中間

約 4.5MW

平均出力燃料集合体初期出力と同じ

約 9MW

申請解析条件

約 6MW

申請解析と平均出力燃料集合体初期出力の中間

約 4.5MW

平均出力燃料集合体初期出力と同じ

1200

申請解析条件PCT (℃)

1000
800

高圧・低圧注水機能喪失 (高出力燃料集合体)

600

LOCA時注水機能喪失 (高出力燃料集合体)

400

崩壊熱除去機能喪失(取水機能喪失) (高出力燃料集合体)
崩壊熱除去機能喪失(取水機能喪失) (平均出力燃料集合体)

200
0
4

6
8
初期集合体出力 (MW)10

図 1 燃料集合体初期出力に対する燃料被覆管最高温度（PCT）の感度解析結果

9-2

10. 非常用ディーゼル発電機が起動成功した場合の影響について(崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）)
1.はじめに有効性評価の崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）シナリオにおいては，外部電源の喪失に加え，取水機能喪失により非常用ディーゼル発電機の冷却水の冷却手段が喪失することから，全交流動力電源喪失を想定している。実際には，冷却水の冷却手段を喪失した状態でも，非常用ディーゼル発電機は起動可能であり，一定時間の電源供給が行われると考えられる。ここでは，これによる影響について考察する。
2.非常用ディーゼル発電機による給電の影響について
図 1 に，冷却水の冷却手段を喪失した非常用ディーゼル発電機の起動(外部電源なし)を考慮
した対応手順の概要を示す。
取水機能喪失により冷却水の冷却手段が喪失した状態で，非常用ディーゼル発電機が起動することで，全交流動力電源喪失は回避される。しかし，この際も逃がし安全弁の動作の影響や崩壊熱による原子炉冷却材の蒸発により，原子炉水位は低下する。原子炉水位がレベル 2 に到達した時点で原子炉隔離時冷却系による原子炉注水が開始され，原子炉水位の維持が行われる。
この時，非常用ディーゼル発電機は，冷却水の冷却手段を喪失しているため，運転継続によって，冷却水及び潤滑油温度が上昇し，その運転が不可能になることが想定される。このため，
非常用ディーゼル発電機による電源供給は可能であるものの，早期の電源回復不能と判断し，常設代替交流電源設備及び低圧代替注水系(常設)の起動準備を開始する。その後，非常用ディーゼル発電機を停止し，全交流動力電源喪失に至った時点で，常設代替交流電源設備からの電源供給を開始し，逃がし安全弁による原子炉減圧及び低圧代替注水系(常設)による原子炉注水を行う。非常用ディーゼル発電機を停止するまでの対応は，中央制御室のみで実施可能であり，要員の配置に与える影響はなく，また，その後の対応手順は，全交流動力電源喪失を最初から想定した場合と同様である。なお,非常用ディーゼル発電機が起動することによって,待機中の機器（原子炉補機冷却系など）が自動起動するが,プラントに悪影響を及ぼすものではない。
3.まとめ
取水機能が喪失し，冷却水の冷却手段が喪失した場合も非常用ディーゼル発電機の起動は可能である。この場合，冷却水の冷却手段がないことにより非常用ディーゼル発電機を停止するまで，給電が行われ，全交流電源喪失に至る時間が延長されるのみであり，対応手順に影響は及ぼさない。
外部電源喪失発生

給水流量の全喪失発生

タービン蒸気加減弁急速閉
動作

非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機
起動失敗

原子炉スクラム・タービントリップを確認

全交流動力電源喪失

非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機自動起動確認

交流電源回復自動起動機器確認時
原子炉補機冷却海水系停止を確認

原子炉隔離
・計装用空気喪失による主蒸気隔離弁「閉」
・高圧制御油系喪失によるタービンバイパス弁「不動作」

原子炉水位低（レベル2）
高圧給水機能設備作動値に到達

原子炉隔離時冷却系自動起動確認
原子炉注水流量確認

原子炉隔離時冷却系による
原子炉注水確認

Yes

原子炉水位回復確認＊以後，レベル2からレベル8で原子炉注水早期の電源回復不能と判断

逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認

原子炉補機冷却海水系起動不可
により非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機運転継続不可判断

非常用交流電源負荷の抑制
及び他号機からの電力融通検討

No

高圧代替注水系
起動操作

高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず

非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機停止時期検討
及び全交流動力電源喪失対応準備省略

図 1 冷却水が喪失した非常用ディーゼル発電機が起動した時の対応手順の概要(抜粋)(崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）)
10-1

11.原子炉注水手段がない場合の原子炉減圧の考え方について
炉心損傷後，原子炉へ注水できない場合には，蒸気冷却による燃料の冷却効果に期待するために原子炉減圧を遅らせ，シュラウド内の原子炉水位計(燃料域水位計)で原子炉水位が「有効燃料長棒底部(BAF)+10%」を下回った場合に逃がし安全弁 2 弁で原子炉の減圧を実施する手順としている。
減圧を実施する水位および弁数は，以下の評価結果をもとに決定している。
(1) 原子炉減圧のタイミングについて
原子炉へ注水できない場合の原子炉減圧のタイミングを決定するため，原子炉水位が「原子炉水位低(レベル 1)」に到達してから 10 分，20 分，30 分，40 分，50 分，60 分後のそれぞれのタイミングで減圧する場合の解析を実施し，水素の積算発生量を評価した。
ここでの減圧は，自動減圧機能付逃がし安全弁全弁によって実施されるものとした。
評価結果を表 1 に示す。水素の積算発生量については，50 分後と 60 分後の間に大きな差が表れた。
この評価結果から，酸化反応(ジルコニウム－水反応)が活発になる前の，原子炉水位低(レベル１)から 40 分後までに減圧を実施する必要があると判断した。
なお，表 1 の自動減圧機能付逃がし安全弁全弁での 10 分，20 分，30 分，40 分のタイ
ミングでの減圧の結果からは，減圧のタイミングを遅くすることで水素発生量が減少している。しかしながら，表 2 の SRV2 弁及び 1 弁で減圧する場合を見ると，減圧のタイ
ミングを遅くしても，水素発生量は減少せず，10 分，20 分，30 分，40 分で増減(ばらつき)を示している。表 2 の SRV2 弁及び 1 弁で減圧する場合の評価結果を踏まえると，表1 の自動減圧機能付逃がし安全弁全弁での評価結果もばらつきが表れた結果であり，顕著な傾向を示したものでは無いと考える。しかしながら、50 分後と 60 分後の間に大きな差が生じるのはこのばらつきの影響ではなく、炉心形状が維持されている段階での炉心のヒートアップのタイミングに大量の蒸気が通過することによるものであると考えられる。
このため，10 分，20 分，30 分，40 分での水素発生量のばらつきは本結論に影響を与えるものではない。
(2) 減圧の弁数について
減圧の際に開放する弁数を決定するため，原子炉水位低(レベル 1)到達から 10～40 分
後に，逃がし安全弁 1 弁，2 弁，自動減圧機能付逃がし安全弁全弁で減圧した場合のそれぞれについて，水素発生量と燃料被覆管の荷重を評価した。
評価結果を表 2 に示す。水素発生量は，逃がし安全弁 1 弁で減圧した場合以外は，ほぼ同等となった。減圧時の炉内蒸気流量の観点では，自動減圧系機能付逃がし安全弁全弁で減圧した場合よりも，逃がし安全弁 2 弁で減圧した場合の方が流量が少ないことから，被覆管に対する負荷が小さいものと考える。
減圧完了までの時間については，図 1 に示す通り，弁数が少ないほど長くなるが，いずれの場合も原子炉圧力容器内破損までの時間に対しては十分な余裕があるため，原子炉
11-1

圧力容器破損時の溶融炉心落下量など，原子炉圧力容器破損後の事象進展に与える影響は小さい。また，炉心下部プレナムへの大部分の溶融炉心の落下及び原子炉圧力容器破損
は減圧完了後に生じるため，これらの現象に対する減圧の際に開放する弁数の影響は小さい※ものと考えられる。
以上から，減圧の際に開放する弁数は逃がし安全弁 2 弁とした。
※

原子炉圧力容器破損時の溶融炉心落下量が評価結果に影響する「原子炉圧力容器外の溶融燃料-冷却材相互作用」及び「溶融炉心・コンクリート相互作用」の評価においては，保守的に溶融炉心の全量落下を仮定している。

(3) 減圧を実施する水位について(1)の評価結果から，原子炉の減圧を原子炉水位低(レベル 1)到達から 50 分後以降に実施する場合に水素の積算発生量の顕著な増加が見られること及び，(2)の評価結果から，原子炉の減圧を原子炉水位低(レベル 1)到達から 10～40 分後に実施する場合には，減圧実施時間に応じた水素の積算発生量に傾向が確認されないことを踏まえ，蒸気冷却による燃料の冷却効果に期待する観点から，原子炉減圧は水位低(レベル１)から 40 分後に実施するものとし，判断基準としてはこれに相当する原子炉水位を用いることとした。原子
炉水位低(レベル 1)から 40 分後の原子炉水位を評価すると，原子炉水位は BAF+10%程度であるため，これを減圧実施の水位とした。
なお，海外における同様の判断基準を調査した結果，米国の緊急時操作ガイドライン(EPG)[1]の例では，不測事態の蒸気冷却の手順において，原子炉へ注水できない場合の減圧の判断基準を BAF+70%程度としていることを確認した。これは，BAF+70%程度よりも原子炉水位が高い状況では，注水が無くかつ減圧していない状態でも冠水部分の燃料から発生する蒸気により露出部分の燃料を冷却できると判断しているものと推定される。
当社の判断基準は，米国の例との差違はあるものの，上述の評価結果を踏まえ定めているものであり，妥当であると考える。
(4) 原子炉水位の確認手段について
原子炉水位は，原子炉水位計(燃料域水位計)によって確認する。
原子炉水位が BAF+10%に到達する時点(事象発生から約 1.4 時間後)では，原子炉圧力容器内の気相部温度は飽和温度を超えているが，ドライウェル内の気相部温度は約 80 °C であることから，原子炉水位計の凝縮槽内の水位は維持され，原子炉水位計による原子炉水位の確認は可能と考える。
また，仮に水位不明となった場合は急速減圧を実施する手順となっており，同等の対応となることから，運転員の対応に影響はない。
以上[参考文献][1] “ABWR design Control Document [Tier 2, Chapter 18 Human Factors Engineering]” ,GE Nuclear Energy, Mar. , 199711-2

表1 原子炉減圧のタイミングに関する評価結果(自動減圧機能付逃がし安全弁全弁で減圧した場合)
原子炉水位低(レベル１)
10 分
20 分
30 分
40 分
50 分
到達後の時間遅れ
370

水素発生量［kg］

270

220

180

60 分

270

820

表2 減圧弁数に関する評価結果
減圧弁数

自動減圧機能付
逃がし安全弁全弁

SRV 2弁

SRV 1弁

原子炉水位低(レベル１)
到達後の時間遅れ
10分
20分
30分
40分
10分
20分
30分
40分
10分
20分
30分
40分

水素発生量[kg]

被覆管への荷重※

370
270
220
180
360
400
280
400
560
640
510
620

100
270
210
220
90
140
80
70
70
60
50
60

※ 減圧時の最大炉内蒸気流量[kg/s]

10.0

原子炉圧力[MPa]

8.0

6.0

自動減圧機能付逃がし安全弁全弁
逃がし安全弁 2 弁

4.0

逃がし安全弁 1 弁
2.0

0
0

0.5

1.0

1.5

2.0

時間[h]
図1 減圧時の原子炉圧力の推移

11-3

2.5

3.0

12．溶融炉心・コンクリート相互作用に対するドライウェルサンプの影響について

格納容器下部の床面には，格納容器内で発生した廃液の収集のために，図 1,2 のとおり高電導度廃液サンプと低電導度廃液サンプが設置されている。溶融炉心がサンプ内に流入することを考慮すると，サンプ底部と鋼製ライナまでの距離が近いことや，溶融炉心の堆積厚さが増すことにより，溶融炉心・コンクリート相互作用(以下，「MCCI」という。)による格納容器バウンダリ(鋼製ライナ)の損傷リスクが高くなると考えられる。溶融炉心の落下時及び落下後の挙動は不確かさが大きいと考え，申請解析ではサンプを考慮していないことから，ここでは，溶融炉心がサンプ内に流入した場合を考慮し，MCCI による侵食量及び鋼製
ライナへの到達の有無を確認する。

(1) 解析条件
・ 溶融炉心の堆積厚さは，溶融炉心がサンプを満たし，残りが下部ドライウェル床面に均一に拡がってサンプの溶融炉心の上に堆積するものとして設定する。
・ 溶融炉心からプール水への熱流束は，圧力依存ありとしたKutateladzeの式から算出された値(約1,500 kW/m2)とする。
・ 上記以外は，有効性評価(MCCI評価)の条件と同じとする。
(2) 解析体系
・MAAP コードでは，サンプのような直方体の形状を模擬できないため，床面積を実際の大きさに合わせた円柱で模擬した。サンプ侵食解析の体系を図 3 に示す。
・溶融炉心の堆積厚さは，サンプ深さの 1.4 m に加え，下部ドライウェル床面に均一に拡がってサンプの溶融炉心の上に堆積する高さの 0.5 m の合計である 1.9 m とした。
(3) 解析結果
サンプ領域のコンクリート侵食量の変化を図4に示す。コンクリート侵食量は，壁面約0.15 m，床面約0.17 mとなった。床面方向の格納容器底部の鋼製ライナまでの距離は0.2 mであり，鋼製ライナまで浸食は到達しない。
(4) 本評価の保守性
本評価は以下の点において，実現象に対する保守性を有していると考える。
・溶融炉心はRPVの構造上，下部D/Wの中央近傍に落下する可能性が高いと考えられ，
水中への落下後は下部D/W床面を拡がる間にも冷却されることで塊状デブリが一部ク
ラスト化し，サンプへの流入量が抑制される可能性が考えられること。また，クラスト化した溶融炉心がサンプに流入した場合，クラストに含まれる空隙に水が浸入すること等により，高い除熱量が得られると考えられること※。
・評価では，溶融炉心がサンプ内を充填し，さらにその上にも均一に広がって堆積する高さを加えて評価しているが，サンプは下部D/Wの端にあり，上記のような落下箇所からの下部D/W床面の拡がり過程を経た場合，サンプ部分の堆積面の高さは他の下部D/W
床面の堆積高さよりも低くなる可能性が考えられること。

12-1

※：SAMPSONコードによるABWR格納容器ペデスタル上の炉心デブリの3次元拡がり評価[1]によれば，2m Wet床条件では、デブリ落下開始の約10秒後にはデブリの拡がり先端で凝固が始まり、その後、デブリの拡がり面積は増加と停滞を繰り返す。これは，デブリの堆積高さが水位より低い場合は、拡がり先端が凝固することにより拡がりが停止してデブリの堆積高さが増加するが、その高さが水位より高くなった時点で凝固した領域を乗り越えて周囲に拡がりそれを繰り返したためとされている。これによりデブリの拡がり面積率は500秒程度かけて100%近くに到達するとの結果になっている。このことからも，事前水張りされたペデスタルでのデブリの拡がり挙動として，拡がり過程における冷却効果は大きく，仮にサンプに流入した場合においても，凝固したデブリが流入する可能性が高いものと考えられる。

(5) まとめ
サンプを考慮した場合でも，溶融炉心による侵食は格納容器底部の鋼製ライナまで到達せず，溶融炉心・コンクリート相互作用による格納容器破損を防止できることを確認した。
(6) 参考文献[1] 中島 他，SAMPSON コードによる ABWR 格納容器ペデスタル上の炉心デブリの 3
次元拡がり評価，日本原子力学会「2013 年秋の大会」H12，2013 年 9 月
以

12-2

上

図 1 格納容器の構造図(ABWR, RCCV 型格納容器)

図 2 ドライウェルサンプの配置(K7 の例)

12-3

床上堆積
厚さ約 0.5 m

冷却水

下部ドライウェル床面高さサンプ深さ
約 1.4 m

溶融炉心

約 1.95 m2

浸食量(ｍ)

図 3 サンプ領域の解析体系(円柱で模擬)

RPV 破損後の時間(h)図 4 サンプ領域の壁面および床面の浸食量の変化

12-4※ サンプ床面積の小さい KK7 で代表(KK6 は 2.58 m2)

【補足】コリウムシールドの設備概要及びこれを考慮した場合の MCCI の評価

コリウムシールドは，RPV 外に流出した溶融デブリがサンプに流入することを防ぐために，サンプ周囲を耐熱煉瓦で囲む設備である。
柏崎刈羽原子力発電所 6 号炉及び 7 号炉においては，現状の対応にて MCCI による格納容器の破損防止を達成可能と考えるが，MCCI が不確かさの大きな現象であることを考慮し，更なる安全性向上の観点から，自主対策としてコリウムシールドを設置する。
以下に，コリウムシールドの設備概要及び設置後に下部ドライウェル床面積が縮小する
ことに伴うMCCIの評価結果への影響について示す。

1. コリウムシールド(自主対策設備)について(1) 設備概要
炉心損傷後に原子炉圧力容器底部が破損し，格納容器下部ドライウェルへの溶融炉心の落下に至り，落下してきた溶融炉心がドライウェル高電導度廃液サンプ及びドライウェル
低電導度廃液サンプ(以下，「ドライウェルサンプ」という。)内に流入する場合，ドライウェルサンプ底面から格納容器バウンダリである鋼製ライナまでの距離が小さいことから，
サンプ底面コンクリートの浸食により溶融炉心が鋼製ライナに接触し，格納容器のバウン
ダリ機能が損なわれるおそれがある。このリスクへの自主対策として，ドライウェルサンプ
への溶融炉心の流入を防ぎ，格納容器下部注水系と合わせて，サンプ底面のコンクリートの浸食を抑制し，溶融炉心が格納容器バウンダリに接触することを防止するため，格納容器下部にコリウムシールドを設置することとしている。
コリウムシールド概要図を補足図1に，溶融炉心落下時のドライウェルサンプへの溶融炉
心流入防止のイメージを補足図2に示す。
(2) 仕様コリウムシールドの仕様を補足表1に示す。コリウムシールドの耐熱材には，高い融点を有するジルコニアを選定した。コリウムシールド高さについては，全溶融炉心が格納容器下部に落下したとしても，コリウムシールドを乗り越えてドライウェルサンプへと流入することがないように適切な高さを選定した。また，コリウムシールド厚さについては，落下してきた溶融炉心によりコリウムシールドが溶融，破損し，溶融炉心がドライウェルサンプに流れ込むことがないよう，適切な厚さを選定した。

2. コリウムシールドを考慮した場合のMCCIの評価(1) 評価条件
プラント初期条件等の解析条件は有効性評価(MCCI評価)と同じとし，ペデスタル床面積にはコリウムシールド設置後の床面積を設定した。
(2) 評価結果
コリウムシールドを考慮したMCCI評価の侵食量を補足表2にまとめた。また，炉心溶融12-5

による侵食量の時間変化を補足図3及び補足図4に示す。
床面積が狭くなることで伝熱面積が減少し，若干デブリ冷却が遅れることで侵食量が増加するが，ベースケースとほぼ同等の結果となった。
(3) 結論
コリウムシールドを設置した場合，MCCI による侵食量は数 cm 程度変化するものの，判断基準に対しては十分な余裕がある。
以上

補足表 1 コリウムシールドの仕様

補足表2 コリウムシールドを考慮したMCCI評価の侵食量
条件

床面積 62.0 m2(6号炉)

床面積 75.7 m2(7号炉)(参考)床面積 約88 m2(コリウムシールド設置前,
6/7号炉共通)

床面

6.9 cm

5.7 cm5.1 cm壁面

5.7 cm

2.8 cm

2.0 cm12-6

補足図 1 コリウムシールド概要図

補足図 2 溶融炉心落下時のドライウェルサンプへの溶融炉心流入防止のイメージ

12-7

格納容器下部床面の侵食量
格納容器下部壁面の侵食量

補足図3 浸食量の時間変化(床面積 75.7 m2)

格納容器下部床面の侵食量

格納容器下部壁面の侵食量

補足図4 浸食量の時間変化(床面積 62.0 m2)

12-8

13.水蒸気爆発評価の解析コードについて
重大事故等対策の有効性評価に適用する解析コードに関しては，審査資料「重大事故等対策の有効性評価に係るシビアアクシデント対策コードについて」の中で，適用性等を示している。
一方，水蒸気爆発の解析については，実機において大規模な水蒸気爆発に至る可能性は極めて小さいと考えられ，水蒸気爆発が生じるとした場合の参考解析という位置付けで実施しているため，上記の審査資料には含んでいない。
ここでは，水蒸気爆発による格納容器への影響評価で使用している 2 つの解析コードについて，その概要を示す。
1. JASMINE(1) 解析コードの概要
水蒸気爆発解析コード JASMINE は，水蒸気爆発現象を機構論的に解くコードであり，水蒸気爆発の粗混合過程及び伝播膨張過程(爆発過程)における伝熱流動現象の解析を行うもので，二相流モデルと融体モデルから成る。水蒸気爆発の粗混合過程(比較的ゆっくりとした融体の分裂と混相混合)と伝播・膨張過程(衝撃波による高速な融体の細粒化と伝熱，衝撃波の成長)に対応する構成
式が組み込まれており，通常の計算では，まず初期境界条件に基づいた粗混合過程の解析を行い，その結果のある時点の状態を初期条件とし，トリガリングの条件を与えて伝播・膨張過程の解析を行うことにより，水蒸気爆発の負荷(機械エネルギー)を評価する。
融体モデルは，水中に落下する融体ジェットの z 方向 1 次元モデル，融体ジェットの分裂により発生し水中に分散する融体液滴に関する Lagrange 粒子群モデル，及び，水プールの底に到達して広がる融体プールの r 方向 1 次元モデルから成る。
(2) 解析条件
・水蒸気爆発に関係する格納容器下部の領域を二次元でモデル化した。
・格納容器内の雰囲気条件や溶融炉心の放出条件は，事象進展を考慮し，MAAP で評価されたデータをインプットとして使用した。
・その他のパラメータは，JASMINE の標準パラメータを使用した。
・水蒸気爆発のトリガリングのタイミングは，粗混合融体質量が最初のピークをとる時刻とした。
(3) 解析結果の妥当性
溶融炉心のもつ熱エネルギー約 2,530 MJ に対して，JASMINE で評価された水蒸気爆発に寄与するエネルギーは約 27 MJ であり，熱から機械エネルギーへの変換効率は約 1.1%となった。
既存の知見(参考文献(1))では，熱から機械エネルギーへの変換効率は 0.2～3%程度とされており，
本評価結果はこの範囲に収まっていることから，妥当なものと考える。
2. AUTODYN-2D(1) 解析コードの概要
構造応答解析コード AUTODYN-2D は，爆発・衝撃をはじめとした非線形時刻歴応答解析に適した計算機コードであり，陰解法ソルバを採用した有限要素法解析ツールとは異なり，収束計算を必要としない陽解法ソルバを採用している汎用構造解析ソフトウェアである。非線形性の強い
下記のような問題を扱うことが可能となっている。
・爆発(水蒸気爆発)，爆風及び衝撃波伝播問題
・非線形を含む動力学問題
・流体－構造連成問題
また，以下の通り多くのソルバが用意されており，気体／液体／固体等，解析対象に応じた解13-1

析を行うことができる。加えて，各ソルバ間での自動的かつ動的な連成解析を行うことができる。
・ ラグランジュソルバ(FE)・ オイラーソルバ(CFD)・ ALE ソルバ
・ メッシュフリーソルバ(SPH)(2) 解析条件
水蒸気爆発時の構造応答評価として，水中に配置した圧力源から発生する高速の圧力波が周囲の水を伝播し，鋼板とコンクリートからなる構造物(RPV ペデスタル)に作用した際の構造応答を評価対象とした。そのため，AUTODYN-2D 上での作動流体として空気(理想気体)，水(多項式モデル)，エネルギーソース(GASBAG モデル※)をオイラーソルバで定義し，流体－構造の連成解析を実施することにより，当該事象を模擬した。解析条件を以下に示す。
※ 水プール中の点(底近くの中心軸上等)に高圧気泡を置き、この気泡の膨張によって所定の仕事をさせるモデル
・ 水蒸気爆発に関係する格納容器下部の領域を二次元でモデル化した。各領域の物性値は以下のとおり。
・コンクリート部： 体積弾性率 K = 1.35×104 MPa，横弾性率 G = 1.01×104 MPa
・鋼板部： 体積弾性率 K = 1.69×105 MPa，横弾性率 G = 7.81×104 MPa
・作動流体部(液相部) ： 密度 1.0 g/cm3，体積弾性率 K＝2.44×103MPa
・作動流体部(気相部) ： 密度 1.225×10-3 g/cm3
・JASMINE による評価で得られた水蒸気爆発によるエネルギーをインプットとして標準パラメータを使用する。
・水蒸気爆発の発生位置は液相部の中心高さとした。
(3) 解析結果の妥当性
水蒸気爆発時の構造応答挙動は，図 1 に示す解析モデルを用いて二次元軸対称体系で解析した。これは，RPV ペデスタルは一部開口等があるものの，基本的に周期対称形状であるためである。また，二次元軸対称体系であっても，衝撃波の伝播・反射等の影響は考慮可能である。
以下に，衝撃波の反射の影響についての考察を示す。
図 2 に有効性評価で示した内側鋼板の応力履歴を示す。図 2 は，圧力源のエネルギー開放が完了するまでの時間(約 10 ms)の倍の時間として 20 ms までの応力履歴を示している。
ここで，図 2 と同じ解析における応力履歴を 40 ms までプロットした履歴を図 3 に示す。図3 のグラフから，圧力源のエネルギー開放が終わり，ある程度の時間が経過した後においても発生応力が周期的に変動していることが確認される。これは，圧力源から伝播し，内側鋼板に作用した衝撃力が，コンクリートを介して外側鋼板へ伝わった後，反射によって再度内側鋼板に作用していることを示唆しているものと考えられるが，当該反射波により生じる鋼板の発生
応力は 4.8 ms 時点で発生する最大応力値(約 10 MPa)を上回ることは無い。また，ペデスタルの降伏応力が 490 MPa であることを考慮すると，反射波の重畳を考慮した場合でも，有効性評価で示した RPV ペデスタルの健全性評価結果への影響は小さい。
なお，参考として内側鋼板(没水部)に作用する圧力履歴(0～40 ms)を図 4 に示す。圧力履歴においても，応力履歴と同様に反射波によるものと思われるピークが確認されるものの，20 msまでの最大圧力に包絡される。このことからも，反射波が健全性評価に及ぼす影響は小さいと言える。
3. 参考文献(1) 財団法人 原子力安全研究協会 「シビアアクシデント対策評価のための格納容器イベント
ツリーに関する検討」平成 13 年 7 月
13-2

図 1 解析モデル(単位：mm)

13-3

50
45

40
応力(MPa)

35
30
25
20

15
10
5
0
0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

時間(ms)

図 2 RPV ペデスタル(内側鋼板)の応力履歴(0～20ms までのプロット)

50
45
40
応力(MPa)

35
30
25
20
15
10
5
0

0

5

10

15

20

25

30

35

40

時間(ms)

図 3 RPV ペデスタル(内側鋼板)の応力履歴(0～40ms までのプロット)

3.0
2.5
2.0

圧力(MPa)

1.5
1.0
0.5
0.0
-0.5
-1.0
-1.5
-2.0
0

5

10

15

20

25

30

35

時間(ms)

図 4 内側鋼板(没水部)に作用する圧力履歴(0～40ms までのプロット)

13-4

40

14．エントレインメントの影響について
１．はじめに有効性評価シナリオにおいて，最もサプレッション・チェンバ・プール水位が上昇するシ
ナリオは，格納容器過圧・過温破損シナリオであり，原子炉注水，格納容器スプレイを継続した場合，サプレッション・チェンバ・プール水位は上昇し，格納容器ベント実施後に，サプレッション・チェンバ・プール水位は最も高くなる。
ここでは，上記状態におけるエントレインメントの影響について評価する。
２．エントレインメントの影響
サプレッション・チェンバのプール水が飽和温度となっている状態で，サプレッション・
チェンバからの格納容器ベントを実施すると，サプレッション・チェンバ内の気体が排出されるため，ドライウェルに蓄水していた水やベント管内の水がサプレッション・チェンバへ流入し，真空破壊装置近辺であったサプレッション・チェンバ・プール水位が約 16.3m まで上昇する（図１参照）。
このとき，以下に示すように，サプレッション・チェンバのプール水が全て減圧沸騰するという保守的な仮定により水位上昇を評価すると，サプレッション・チェンバ・プール水位は約 0.7m 上昇し，約 17.0m となる。サプレッション・チェンバのベントライン下端高さは約 17.2m であるため，エントレインメントは回避できると考えられる。
なお，現実的にはサプレッション・チェンバ・プールの下部には水頭圧がかかるため全体が減圧沸騰することはないことから，サプレッション・チェンバ・プール水位は約 17.0m より低くなると考えられる。
また，サプレッション・チェンバのプール水面の飛沫が，格納容器ベント時に同伴してベント配管内に取り込まれたとしても，配管内に滞留水が形成されない構造の設計としているため，ベントラインが閉塞することはない。
＜サプレッション・チェンバ・プール水位上昇評価＞
減圧沸騰時のボイド率からサプレッション・チェンバ・プール水位の上昇分を求める。
サプレッション・チェンバのプール水中で一様な蒸気発生がある場合の平均ボイド率は，
ドリフトフラックスモデルから以下の計算により求める。

：サプレッション・チェンバのプール表面での見かけ蒸気速度(9.42×10-3m/s)：ドリフト速度(0.227m/s)：分布定数(1.0)
14-1よって，平均ボイド率αを求めると約 0.040 となる。
以上より，減圧沸騰によりサプレッション・チェンバのプール水は約 4.0%体積膨張する。
格納容器ベント時のサプレッション・チェンバ・プール水位は約 16.3m に対して，減圧沸騰により水位は約 0.7m 上昇し，約 17.0m となる。

サプレッ ション ・チェ ンバ・ プール 水 位

ベントライン（約 17m）

真空破壊装置（約 14m）

（m）

図１ サプレッション・チェンバ・プールの水位変化（格納容器過圧・過温破損シナリオ）
以上

14-2

15. 復水補給水系（MUWC）の機能分散について

1．復水補給水系（MUWC）の機能
MUWC は以下の 3 つの機能に期待している。
○深層防護の 3 層（著しい炉心損傷の防止）
・原子炉水位を維持し炉心損傷を防止するための低圧代替注水機能○深層防護の 4 層（原子炉格納容器の損傷防止策）
・格納容器の過圧・過温破損防止のための代替格納容器スプレイ機能
・原子炉格納容器内での損傷炉心の冷却のための格納容器下部注水機能
2．MUWC の操作の容易さ（1）低圧代替注水と代替格納容器スプレイそれぞれの単独操作
図 1 に MUWC による低圧代替注水，代替格納容器スプレイの基本的な操作の流れを示す。現場操作が生じるのは注水前の吸込配管の操作のみである（(a)のステップ）。また，それぞれの操作の相違点は，中央制御室におけるラインアップのみである（(b)のステップ）。このようにそれぞれについて特段困難な操作はない。

代替格納容器スプレイ

低圧代替注水(a)

MUWC の吸込配管のモード切替（２つの手動弁を現場で開操作）

MUWC の吸込配管のモード切替（２つの手動弁を現場で開操作）(b)

RHR 系配管を使って炉注水をするためのラインアップとする（複数の電動弁を中央制御室で操作または開閉状態を確認）

RHR 系配管を使って格納容器スプレイをするためのラインアップとする（複数の電動弁を中央制御室で操作または開閉状態を確認）

MUWC と RHR を接続する電動弁を中央制御室で開操作し炉注水を開始

MUWC と RHR を接続する電動弁を中央制御室で開操作し格納容器スプレイを開始(c)

図-1：低圧代替注水，代替格納容器スプレイそれぞれの単独操作（2）低圧代替注水を開始し途中から代替格納容器スプレイとスイッチングする操作
スイッチング操作は有効性評価でクレジットをとっており，例えば高圧・低圧注水機
能喪失のシナリオでは，原子炉水位が L-8 になったら低圧代替注水から代替格納容器ス
15-1

プレイに切替え，L-3 になったら代替格納容器スプレイから低圧代替注水に切替える。
スイッチングの操作は，原子炉水位を媒介にして L-8 と L-3 で原子炉注水のラインに水を導くラインアップと格納容器スプレイに水を導くラインアップを，中央制御室での弁操作で切替えるのみである（図 2 の赤線で示した閉ループ）。操作自体は（１）の単独操作の繰り返しであり特段の困難はない。なお，復水補給水系にはミニフローラインがあることから，ポンプが締め切り運転となることはない。

低圧代替注水代替格納容器スプレイ（初回操作のみ）
MUWC の吸込配管のモード切替（２つの手動弁を現場で開操作）①
RHR 系配管を使って炉注水をするためのラインアップとする（複数の電動弁を中央制御室で操作または開閉状態を確認）
②

⑩,⑱

L-8

炉注水を開始④⑫（初回操作のみ）
MUWC と RHRを接続する電動弁を中央制御室で開操作し炉注
水を開始

③

⑤,⑬

RHR 系配管を使って格納容器スプレイをするためのラインアップとする（複数の電動弁を中央制御室で操作または開閉状態を確認）
⑥,⑭

⑪,⑲
原子炉水位

格納容器スプレイを開始
⑧
⑯

⑦,⑮

L-3

⑨,⑰

図 2：低圧代替注水の途中で代替格納容器スプレイとスイッチングをする操作
次に，低圧代替注水と代替格納容器スプレイのスイッチングの頻度について，事象進展が早い大破断 LOCA（格納容器過圧・過温破損）で確認する。
大破断 LOCA では，事象発生後約 70 分後に低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を開始し，事象発生から約 2 時間後に炉心が再冠水した後は，原子炉水位を破断口～L1 に維持する。原子炉水位が破断口に到達したら代替格納容器スプレイにスイッチする。
このスイッチングは，事象発生から約 38 時間後に格納容器ベントをするまでの約 36時間の間に 30 回行う（図 3）。頻度は約 1.2 時間に 1 回となり運転員の負担も小さく，運転員訓練にもこのスイッチングが取り込まれていることから，運転員に過度な負担が生じるものではないと考える。

15-2

400

格納容器ベント後，崩壊熱除去に必要な注水量に切替えるため，
その後，一定保有水量で推移

原子炉保有水量(ｔ)300

低圧代替注水→代替格納容器スプレイ：15 回
代替格納容器スプレイ→低圧代替注水：15 回
200

破断口～レベル 1 水位で炉内への間欠注水を実施するため，増減を繰返す100

低圧代替注水系(常設)による炉内注水により増加
0
0

12

24

36

48

60

72

84

96

事故後の時間(ｈ)

108

120

132

144

156

168

JOB No.MA404K

図 3：大破断 LOCA における低圧代替注水と代替格納容器スプレイのスイッチング
以上から，MUWC を用いた低圧代替注水と代替格納容器スプレイの操作に複雑さやスイッチング頻度が多いことが理由で所定の機能が達成されないおそれは非常に小さいと考える。
3．機能分散について
2．で述べたように，MUWC の機能を重畳して用いるのは低圧代替注水と代替格納容器
スプレイであるが，これらのスイッチングが原因で機能喪失するおそれは小さい。
また，MUWC 自体は 3 台のポンプを有していることに加え，3 層の原子炉圧力容器注水機能を構成するものとしては，MUWC の他にも高圧代替注水系（HPAC）や消防車を有している。4 層の格納容器の破損防止機能としては，代替循環冷却，格納容器ベント，代替
原子炉補機冷却系，消防車を有している。このように各機能について冗長性をもたせる
形で機能分散を図っている（図 4）。
以上から，MUWC は，低圧代替注水，代替格納容器スプレイ，格納容器下部注水系の機能を持っているが，各機能を適切に切替えることが可能であり，機能分散も図っている。
以 上

15-3

③-2 層：著しい炉心損傷防止

4 層：格納容器の破損防止
損傷炉心の冷却HPAC
評価上クレジットをとっていないが減圧

炉注水
HPAC を加えることで，炉注水の信頼性が向上※１

消防車により信頼性を向上※２

MUWC
消防車

MUWC（代替スプレイ）
MUWC（循環冷却）

格納容器除熱

消防車
15-4

ベント
MUWC
格納容器下部注水

消防車

MUWC に過大なクレジットをとっているわけではない※１：TQUV，TW（LUHS，RHR 機能喪失），SBO 等の一次圧力バウンダリの喪失（LOCA 等）を除く事故に対して初期炉心冠水維持が可能※２：フェーズドアプローチに基づき，原則として事故発生 12 時間までは恒設設備での対応とし，可搬型設備はアクセス性等を考慮し，12 時間以降に期待できると整理している

図-4：③-2 層，4 層における注水等に期待する設備

16. サプレッション・チェンバのスクラビングによるエアロゾル捕集効果「添付資料 3.1.3.1」で評価している“雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧・過温破損)時における格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置を用いた場
合の Cs-137 の放出量”は，サプレッション・チェンバのスクラビングによるエアロゾル状の放射性物質の捕集についても期待しており，その捕集効果は MAAP コード内（SUPRA
評価式）で考慮している。
事故発生後サプレッション・プール水は沸騰するが，沸騰時には気泡中の水蒸気凝縮に伴う除去効率の向上が見込めないため，捕集効果に影響を及ぼす可能性がある。
ここでは，サプレッション・プール水の沸騰による，捕集効果への影響について検討を行った。
１．スクラビング時のサプレッション・プール水の状態
事故発生後，CsI 及び CsOH は原子炉圧力容器から格納容器内気相部へ移行し，また，その大部分は格納容器内液相部に移行する。MAAP 解析により得られた格納容器内液相部
中の CsI 及び CsOH の存在割合の時間推移を図 1 に，サプレッション・プール水温の時間推移を図 2 に示す。
図 1 より，格納容器の壁面等に沈着した核分裂生成物がドライウェルスプレイによって洗い流される効果や初期のブローダウンによるスクラビングの効果等により，CsI 及び
CsOH の大部分が初期の数時間で液相部へと移行することが分かる。また，図 2 より，最初の数時間においては，サプレッション・プール水温は未飽和状態であり，沸騰は起きていないことがわかる。すなわち，サプレッション・プールでスクラビングされる大部分のCsI 及び CsOH は，最初の数時間で非沸騰状態下でのその効果を受け，残りの少量の CsI及び CsOH が沸騰状態下でのスクラビングを受けることになる。
このことから，サプレッション・チェンバの総合的な捕集効果に対しては，沸騰条件下でのスクラビング効果の影響よりも，非沸騰状態下でのスクラビング効果の影響の方が支配的になると考えられる。

16-1

事象開始２時間後から実施するドライウェルスプレイによる壁面等に沈着した核分裂生成物の洗い流し効果が支配的

図 1 格納容器内液相部中の存在割合

図 2 サプレッション・プール水温

16-2

２．沸騰時のスクラビング効果
沸騰後においても少量のエアロゾル粒子がサプレッション・プールのスクラビングを受けるため，沸騰時のスクラビング効果が極めて小さい場合は，サプレッション・チェンバの総合的な捕集効果に与える影響は大きくなる可能性がある。
沸騰時のスクラビング効果については，電力共同研究にて実験が行われており，未飽和
時のスクラビング効果との比較が行われている。試験の概要と試験結果を以下に示す。
（１）試験の概要
試験装置は直径約 1m，高さ 5m の図 3 に示す円筒状容器であり，表 1 に示す試験条件のもと，スクラバ水のスクラビング効果を測定している。
（２）試験結果
スクラバ水が未飽和である場合と，沸騰している場合の試験結果を図 4 に示す。図 4 では未飽和時の実験データを白丸，沸騰時の実験データを黒丸で示しており，スクラバ水の水深を実機と同程度（約 3m）とした場合では，スクラビング効果は沸騰時と未飽和時で同等程度となっている。このことから，実機においても，沸騰後にサプレッション・プールのスクラビング効果が全く無くなる（DF=1）ことにはならず，沸騰後のスクラビングがサ
プレッション・チェンバの総合的な捕集効果に与える影響は限定的となると考えられる。

表 1 試験条件

図 3 試験装置の概要

16-3

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。

図 4 エアロゾル粒子に対するスクラビング効果
出典：共同研究報告書「放射能放出低減装置に関する開発研究」（PHASE2）最終報告書 平
成5年3月

16-4

17. 再循環流量制御系の運転モードによる評価結果への影響
1. はじめに原子炉停止機能喪失の有効性評価においては，再循環流量制御系について自動運転モードを想定している。これは，通常運転時，再循環流量制御系は自動運転モードであり，手動運転モードに変更するのは，原子炉出力が変化するような試験実施時，炉心流量を一定としたいコーストダウン運転時等，限られた状況(1 サイクルでの合計で十数時間程度)であることを考慮したものである。
ここでは，再循環流量制御系について手動運転モードを想定した場合の影響を確認する
ため，感度解析を実施した。
2. 評価条件
再循環流量制御系の運転モード以外の条件は今回の申請において示した解析ケース(以下，「ベースケース」という。)における評価条件と同じである。
3. 評価結果
評価結果を図 1 から図 12 に示す。評価結果のまとめを表 1 に示す。
再循環流量制御系を手動運転モードにすることにより，4 台の再循環ポンプトリップ後の炉心流量増加による原子炉出力上昇が生じないため，原子炉圧力は MSIV 閉鎖による上昇
後，逃がし弁の開動作により低下する。これにより原子炉冷却材圧力バウンダリの圧力の最大値は低めになる。また，ベースケースにおいて炉心流量の低下に伴い出力が低下してくる
約 30 秒後以降，手動モードの場合は炉心流量が減少しないため原子炉出力も低下せず，発生蒸気が多く原子炉水位がより早く低下する。その結果，原子炉水位は約 55 秒で L2 に到達し，6 台の再循環ポンプがトリップして自然循環状態に移行する。炉心流量が自然循環状態となるため，給水加熱喪失状態における原子炉出力上昇割合は低下し，発生する蒸気が少なくなり，給水流量が上限値まで達しない状態で運転されることから，復水器水位低で MDRFP がトリップするタイミングが遅くなる。
PCT および燃料被覆管酸化量については，ベースケースと比べると，給水加熱喪失時に再循環ポンプが全台トリップしているため炉心流量が低く，軸方向出力の高い第 4 スペー
サまで沸騰遷移状態が長く継続するため，燃料被覆管温度は高めに推移する結果となるが，判断基準である 1200 °C を下回っている。また，事象発生による燃料被覆管酸化量は約 4%となり，判断基準である酸化反応が著しくなる前の被覆管厚さの 15%以下を下回っている。
以上

17-1

表1 再循環流量制御系を手動モードとした場合の判断基準への影響
項目

解析結果
感度解析
ベースケース

判断基準

再循環流量制御系

手動モード

自動モード

－

燃料被覆管最高温度(°C)

約 1140約 9201200 °C以下

燃料被覆管の酸化量(%)

4%以下

1%以下

酸化反応が著しくなる前の被覆管厚さの15%以下

原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力(MPa[gage])

8.93

9.08

10.34 MPa[gage](最高使用圧力の1.2倍)を下回る

原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力(MPa[gage])

0.19

0.19

0.62 MPa[gage](限界圧力)を下回る

原子炉格納容器バウンダリの温度(サプレッションプール水温(°C))

113

113

200 °C (限界温度)を下回る

17-2

事象発生からの時間 (s)図 1 中性子束の時間変化(事象発生から 250 秒後まで)

事象発生からの時間 (s)図 2 炉心流量の時間変化(事象発生から 250 秒後まで)

17-3

事象発生からの時間 (s)図 3 原子炉蒸気流量, 給水流量の時間変化(事象発生から 250 秒後まで)
1.逃がし安全弁(%)
2.原子炉隔離時冷却系(RCIC)(%)
3.高圧炉心注水系(HPCF)(%)

事象発生からの時間 (s)※※ 100%は定格給水流量(7.64×103 t/h)を示す。

図 4 逃がし安全弁, 原子炉隔離時冷却系(RCIC), 高圧炉心注水系(HPCF)の流量の時間変化(事象発生から 250 秒後まで)

17-4

事象発生からの時間 (s)図 5 原子炉圧力, 原子炉水位(シュラウド外水位)の時間変化(事象発生から 250 秒後まで)

事象発生からの時間 (s)図 6 燃料被覆管温度(PCT)の時間変化(事象発生から 400 秒後まで)

17-5

事象発生からの時間 (s)図 7 中性子束の時間変化(事象発生から 2500 秒後まで)

事象発生からの時間 (s)図 8 炉心流量の時間変化(事象発生から 2500 秒後まで)

17-6

事象発生からの時間 (s)図 9 原子炉蒸気流量, 給水流量の時間変化(事象発生から 2500 秒後まで)

1.逃がし安全弁(%)
2.原子炉隔離時冷却系(RCIC)(%)
3.高圧炉心注水系(HPCF)(%)

事象発生からの時間 (s)※※ 100%は定格給水流量(7.64×103 t/h)を示す。

図 10 逃がし安全弁, 原子炉隔離時冷却系(RCIC), 高圧炉心注水系(HPCF)の流量の時間変化(事象発生から 2500 秒後まで)

17-7

事象発生からの時間 (s)図 11 原子炉圧力, 原子炉水位(シュラウド外水位)の時間変化(事象発生から 2500 秒後まで)

事象発生からの時間 (s)図 12 サプレッションプールの水温, 格納容器圧力の時間変化(事象発生から 2500 秒後まで)

17-8

18. ほう酸水注入系(SLC)起動後の炉心状態(冷却材保有量等)について
現行の設置許可変更申請における SLC の設計条件は，今回の申請解析におけるプラント状態に対しても原子炉を未臨界とすることが可能である。以下に，ほう酸水注入完了後に
RHR 停止時冷却モードを運転しても原子炉の未臨界確保が可能であることを示す。
○原子炉の未臨界確保の確認
RHR 停止時冷却モードを起動する時点では，ほう酸水は原子炉圧力容器内でほぼ均一化
された状態にある。柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉(KK6/7)のほう酸濃度設計値は1320ppm であることから，これを起点として評価する。
RHR 停止時冷却モードは，圧力容器に直結した RHR 配管から炉水を取水し，RHR ポン
プ，熱交換器を介し，給水配管又は低圧注水系配管へ戻すことにより，冷却された炉水を再び原子炉圧力容器へ注入する。RHR 配管に存在する系統水は，給水ノズル又は低圧注水ノズルを通り，セパレータからの再循環流と混合し，給水スパージャ又は低圧注水スパージャからダウンカマ領域に注入される。
ほう素を含まない RHR 系統水 950 m3/h(0ppm)は低圧注水スパージャからほう素を含む
再循環流 1925 m3/h(1320ppm)に注入され，約 9 m のダウンカマを下降する間に十分混合されて 880ppm の混合水になる。これら混合水は，原子炉冷却材再循環ポンプを通ること
による，流路の縮流，拡大によりさらに混合され，下部プレナムへと入る。
＜混合水の濃度の算出＞(950 m3/h×0ppm+1925 m3/h×1320 ppm)／(950 m3/h＋1925 m3/h)＝約 880ppm
また，原子炉冷却材再循環ポンプを通り，下部プレナムへ入る約 880ppm の混合水は，
下部プレナムにおいてその他多くの原子炉冷却材再循環ポンプから吐き出された濃度の高いほう酸水と制御棒駆動機構ハウジングの間を横切りながら合流し，上向き流れとなり，制御棒案内管の隙間を流れるに従い十分混合されるため，炉心部に到達するまでには更にほう素濃度が上昇している。
各部位における流量とほう素濃度をまとめて図 1 に示す。RHR 配管に存在するほう素を含まない系統水がダウンカマ領域に注入されても炉心に流入する時には約 880ppm 以上，炉心に到達するまでにはそれ以上の十分に高いほう素濃度となっており，KK6/7 の SLC の系統設計上，未臨界に必要なほう素濃度である 850ppm を満足しているため未臨界性は維持される。
以上より，RHR 停止時冷却モードにより，RHR 配管に存在するほう素を含まない系統
水が注入されることを考慮しても，安全余裕を確保できる。
以上

18-1

低圧注水スパージャ近傍では一時的にほう酸水の濃度が低下するものの，その他の角度での濃度低下は小さいと考えられ，一時的に濃度が低下したほう酸水も下部プレナムで高い濃度のほう酸水と混合さ
れる。

再循環流

RHR 系統水1925 m3/h

950 m3/h(1320ppm)(0ppm)

880ppm の混合水

図 1 RHR 停止時冷却モード概略系統図

18-2

19. 給水ポンプ・トリップ条件を復水器ホットウェル枯渇とした場合の評価結果への影響
1. はじめに原子炉停止機能喪失の有効性評価では，事象発生から約 173 秒後に復水器水位低下により電動駆動給水ポンプがトリップして原子炉水位が低下し，原子炉水位低信号(レベル 2)で代替冷却材再循環ポンプ・トリップ機能によって残り 6 台の冷却材再循環ポンプがトリップするものとしている。
一方，更に保守的な仮定として，復水器水位低下で電動駆動給水ポンプがトリップせず，
復水器ホットウェルが枯渇するまで運転継続すると仮定した場合，原子炉水位が高めに維持され，原子炉水位低信号(レベル2)での代替冷却材再循環ポンプ・トリップが発生する時
刻が遅くなり，炉心流量および原子炉出力が高くなる。その結果，サプレッション・プール
水温度および格納容器圧力は今回の申請において示した解析ケース(以下，「ベースケース」という。)に比べ高めに推移すると考えられる。
このため，復水器ホットウェルが枯渇するまで運転継続すると仮定した場合の影響について感度解析を実施した。
2. 評価条件
電動駆動給水ポンプのトリップの条件を復水器ホットウェル枯渇とした以外はベースケースと同じである。
3. 評価結果
ベースケースと同等の条件で電動駆動給水ポンプのトリップの条件を復水器ホットウェ
ル枯渇とした場合の評価結果を図 1 から図 12 に示す。また，評価結果のまとめを表 1 に示す。
電動駆動給水ポンプが停止するまでの時刻は事象発生から約 255 秒後となり，ベースケ
ースの約 173 秒から約 82 秒遅れる結果となった。
燃料被覆管温度(PCT)は，流量と出力のミスマッチが継続することで，ベースケースよりも高くなるが，判断基準は満足している。サプレッション・プール水温度の最高値は 127 °C，格納容器バウンダリの圧力の最高値は 0.29MPa[gage]であり，判断基準を満足している。
以上の結果より，電動駆動給水ポンプがトリップせず，復水器ホットウェルが枯渇するまで運転継続すると仮定した場合についても判断基準を満足する。従って，炉心損傷防止対策の有効性を確認するという観点からは，設計通りに復水器水位低下で電動駆動給水ポンプ
がトリップする設定とすることは評価条件として妥当であると考える。
なお，実際の操作においては，反応度制御中は原子炉から放出される蒸気によるサプレッ
ション・プール水温の上昇及び格納容器過圧を防止するため，原子炉出力及び原子炉の隔離状態に応じて給水を手動で絞り，原子炉出力を抑制する。
以
19-1

上

表1 電動駆動給水ポンプ運転継続による判断基準への影響
項目

電動駆動給水ポンプ

感度解析

ベースケース

判断基準

復水器ホットウ
復水器水位低ェルが枯渇するでトリップまで運転継続(約 173 秒後)(約 255 秒後)－

燃料被覆管最高温度(°C)

約 1100※約 9201200 °C以下

燃料被覆管の酸化量(%)

2%以下

1%以下

酸化反応が著しくなる前の被覆管厚さの15%以下

原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力(MPa[gage])

9.08

9.08

10.34 MPa[gage](最高使用圧力の1.2倍)を下回る

原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力(MPa[gage])

0.29

0.19

0.62 MPa[gage](限界圧力)を下回る

原子炉格納容器バウンダリの温度(サプレッション・プール水温(°C))

127

113

200 °C (限界温度)を下回る※ 熱伝達相関式(修正Dougall-Rohsenow式)の適用性について
SCAT コードの説明資料1では，燃料被覆管温度 700～800 °C 程度の範囲について，5×5 高温ポスト BT
試験と解析の結果を比較している。比較の結果，クォリティが 0.9 程度となる位置で修正 DougallRohsenow 式の評価の保守性が小さくなることを確認したことから，クォリティが大きくなることで保守性が小さくなる傾向を示すものと考えている。
これは，修正 Dougall-Rohsenow 式では燃料被覆管表面温度を保守側に評価するために燃料被覆管表面での液滴蒸発の効果を無視している特性が影響しているものと考えられる。
本評価における，燃料被覆管最高温度が発生する時間領域での燃料被覆管最高温度の発生位置(第 4 ス
ペーサ位置)のクォリティは 0.6～0.7 程度である。この場合，修正 Dougall-Rohsenow 式の評価の保守性は小さくなる傾向であると考えられるものの，修正 Dougall-Rohsenow 式を適用することによって保守側の評価結果が得られると考えられる。このため，燃料被覆管最高温度が 1200 °C 以下であることを確認する観点で，修正 Dougall-Rohsenow 式を適用することに問題は無いと考える。

1

柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉 重大事故等対策の有効性評価について 付録 3 重大事故等対策の有効性評価に係るシビアアクシデント解析コードについて 第 4 部 SCAT

19-2

ベースケース

事象発生からの時間 (s)図 1 中性子束の時間変化(事象発生から 500 秒後まで)

ベースケース

事象発生からの時間 (s)図 2 炉心流量の時間変化(事象発生から 500 秒後まで)

19-3

ベースケース

事象発生からの時間 (s)図 3 原子炉蒸気流量, 給水流量の時間変化(事象発生から 500 秒後まで)

1.逃がし安全弁(%)
ベースケース 2.原子炉隔離時冷却系(RCIC)(%)

3.高圧炉心注水系(HPCF)(%)
4.逃がし安全弁(%)
5.原子炉隔離時冷却系(RCIC)(%)
6.高圧炉心注水系(HPCF)(%)

事象発生からの時間 (s)※※ 100%は定格給水流量(7.64×103 t/h)を示す。

図 4 逃がし安全弁, 原子炉隔離時冷却系(RCIC), 高圧炉心注水系(HPCF)の流量の時間変化(事象発生から 500 秒後まで)

19-4

ベースケース

事象発生からの時間 (s)図 5 原子炉圧力, 原子炉水位(シュラウド外水位)の時間変化(事象発生から 500 秒後まで)

事象発生からの時間 (s)図 6 燃料被覆管温度(PCT)の時間変化(事象発生から 400 秒後まで)

19-5

ベースケース

事象発生からの時間 (s)図 7 中性子束の時間変化(事象発生から 2500 秒後まで)

ベースケース

事象発生からの時間(s)(s)
事象発生からの時間

図 8 炉心流量の時間変化(事象発生から 2500 秒後まで)

19-6

ベースケース

事象発生からの時間 (s)図 9 原子炉蒸気流量, 給水流量の時間変化(事象発生から 2500 秒後まで)

ベースケース

事象発生からの時間 (s)1.逃がし安全弁(%)
2.原子炉隔離時冷却系(RCIC)(%)
3.高圧炉心注水系(HPCF)(%)
4.逃がし安全弁(%)
5.原子炉隔離時冷却系(RCIC)(%)
6.高圧炉心注水系(HPCF)(%)※※ 100%は定格給水流量(7.64×103 t/h)を示す。

図 10 逃がし安全弁, 原子炉隔離時冷却系(RCIC), 高圧炉心注水系(HPCF)の流量の時間変化(事象発生から 2500 秒後まで)

19-7

ベースケース

事象発生からの時間 (s)図 11 原子炉圧力, 原子炉水位(シュラウド外水位)の時間変化(事象発生から 2500 秒後まで)

ベースケース

事象発生からの時間 (s)図 12 サプレッション・プールの水温, 格納容器圧力の時間変化(事象発生から 2500 秒後まで)

19-8

20. 給水流量をランアウト流量（68%）で評価することの妥当性
今回の申請において示した解析ケースでは，給水流量をランアウト流量（68%）で評価しているが，原子炉圧力が高い場合，給水流量は 68%以下となることが考えられる。この場合，
ホットウェル水位低までの時間が長くなり，評価結果に影響を与える可能性がある。以下に，現状の解析条件の妥当性について示す。
給水流量は，原子炉圧力が高くなることにより減少する傾向であるが，次の通り，原子炉
停止機能喪失解析において 68%を設定していることは有効性評価の目的に照らして妥当であると判断している。
給水流量を 68%よりも少なく設定した場合には，復水器ホットウェル水位低による給水喪失までの時間は長くなる。一方で，給水流量が少ない場合は，炉心入口サブクール変化が小さくなり出力上昇が抑制される傾向となるため，燃料被覆管温度の最大値はより低下すると考えられる。同様に，原子炉から発生する蒸気量が低下するため，サプレッションプール
水温度や圧力上昇は抑制される。
給水流量が少なくなり，給水喪失までの時間が長くなったとしても，出力が抑制されることになるため，解析結果としては給水流量 68%の場合と同程度になり，判断基準を逸脱する
ようなことはないと考えられる。
なお，給水流量 68％は，添付書類十の過渡解析における「給水制御系の故障」の最大給水流量条件として，炉心入口サブクールの増加による出力上昇を大きめにすることにより解析結果を厳しくする観点から設定されている値である。
以

20-1

上

21. 実効 G 値に係る電力共同研究の追加実験について
１．電力共同研究（基本実験）
有効性評価における水の放射線分解の評価では，電力共同研究「事故時放射線分解に関す［1］る研究（以下，「電共研（基本実験）」）」の実験結果をもとに，水素及び酸素の実効 G 値（100 eV あたりの分子発生量））を，それぞれ 0.06，0.03 としている。
電共研（基本実験）では，苛酷事故の際の格納容器内の環境を想定し，試験条件を設定した。実験装置及び実験方法を別添１に示す。試験条件及び実験結果を表１に示す。また，吸収線量と水素濃度・酸素濃度の相関を図 1 に示す（有効性評価「3.4 水素燃焼」 添付資料
3.4.2 図１と同じ）。図 1 のとおり，水素・酸素の増加量は吸収線量の増加とともに飽和する傾向にあり，有効性評価に用いた実効 G 値（水素：0.06，酸素：0.03）は，事象発生から
1.5 時間後までのサプレッション・プールでの吸収線量に相当する 1×104 Gy の傾きから求めたものである。
２．電力共同研究（追加実験）
その後，電共研「シビアアクシデントにおける可燃性ガスの挙動に関する研究（以下，「電［2］
共研（追加実験）」という。
）」
において，水の放射線分解に係る追加実験を行った。追加

実験では，試験条件の温度，沸騰状態，水素濃度，よう素濃度の感度による G 値への影響を確認した。実験装置及び実験方法を別添 2 に示す。電共研（追加実験）の試験条件及び実験結果を表 2 に示す。表 2 に示すとおり，沸騰している場合は，水素・酸素の G 値が 0 である
こと，また，沸騰していない場合は試験条件により G 値に若干のばらつきがあることを確認した。
加えて，ベースケースの B④では，長期試験を行い吸収線量と水素・酸素の変化量の相関を確認した。吸収線量と水素・酸素の変化量の相関を図 2 に示す。図 2 に示すとおり，水素・酸素共にその増加量が吸収線量の増加とともに飽和する傾向を確認できた。吸収線量
1×104 Gy における実効 G 値は，水素：0.036，酸素：0.023 であり，電共研（基本実験）と同程度であった。
３．実験結果の不確かさについて
電共研（基本実験）と電共研（追加実験）は，異なる実験装置，異なる実験実施者によって行われたが，追加実験により同程度の実効 G 値が確認できたことから，実効 G 値の有する不確かさは小さいと考える。また，水素・酸素の増加量が吸収線量の増加とともに飽和する
点で同様の傾向を確認できたことから，実効 G 値を事象発生初期（1.5 時間後※）の吸収線量から定めることは，事象発生から 168 時間後までを評価する本事象に適用する上で保守的な設定と考える。よって，前回の実験結果をもとに有効性評価に用いる実効 G 値を定めていること及び長期試験の結果を踏まえて，1×104 Gy における G 値を用いるのは妥当と考える。
21-1

【参考文献】[1]「事故時放射線分解に関する研究」BWR 電力共同研究 昭和 63 年 3 月[2]「シビアアクシデントにおける可燃性ガスの挙動に関する研究」BWR 電力共同研究
平成 12 年 3 月

21-2

表 1 電共研（基本実験）の試験条件及び実験結果
試験
ｹｰｽ

温度
[℃]

沸騰/
非沸騰

A①

室温

非沸騰

試験条件
水素濃度 酸素濃度
M-W 反応[vol%]
相当[%]
5.5

1.5

よう素濃度
放出相当
[%]
50

実験結果
吸収線量 水素
[Gy]
G値

酸素
G値

2×103

0.06

表 2 電共研（追加実験）の試験条件及び実験結果

21-3

0.12

酸素濃度(×10-4 mol/l)
水素濃度(×10-4 mol/l)

吸収線量(×103 Gy)

吸収線量(×103 Gy)

図 1 電共研（基本実験）の実験結果：水素・酸素濃度と吸収線量の関係（A①及び A①’の G 値）
21-4

図 2 電共研（追加実験）の実験結果：水素・酸素の変化量と吸収線量の関係（B④及び B④’の G 値）

21-5

別添 1
電力共同研究「事故時放射線分解に関する研究（電共研（基本実験））」（昭和 61 年度～昭和 62 年度）では，実機事故時を模擬した照射実験装置により，多量のよう素を含む系及び沸騰状態の系等，総合的かつ広範囲に水の放射線分解に関する実験を行った。
実験に使用した装置を図 1 及び図 2 に示す。装置は照射容器，液相循環ライン，気相サン
プリングライン，ガス注入ライン等から成る。非沸騰実験の照射容器は約 15ℓ の硬質ガラ
ス，沸騰実験では約 1.8ℓ のステンレス製容器を使用する。照射容器及び液相循環ラインに所定の純水を注入後，Ar ガスで脱気し，H2，O2 ガスで気相及び液相の H2，O2 初期濃度の調整を行う。その後，よう素，鉄，銅などの不純物を添加し，循環ポンプで均一混合させた。沸騰実験の場合，更にマントルヒーターにより加熱，沸騰させる。
全ての条件が定常状態に達した後，Co-60γ線源にて照射を開始し，溶存水素計（DH 計）
及び溶存酸素計（DO 計）で液相の水素・酸素濃度を測定するとともに，ガスクロマトグラ
フでバッチサンプリングを行い気相中の水素・酸素濃度を測定した。
実機の事故条件（ライセンスベース，各種事故ベース，苛酷事故ベース）を模擬し，各事
故条件下での G 値の実測を実施した。

21-6

図 1 電共研（基本実験）の非沸騰実験装置

図 2 電共研（基本実験）の沸騰実験装置
21-7

別添 2
電力共同研究「シビアアクシデントにおける可燃性ガスの挙動に関する研究（電共研（基本実験）」（平成 11 年度）では，常温から高温に至るケースについて試験を行うため，170℃（飽和蒸気圧 691kPa[gage]）までの試験が可能な照射容器を用いた。
実験に使用した装置を図 1 に示す。装置は照射容器，液相循環ライン，気相サンプリング
ライン，ガス注入ライン等から成る。照射容器はステンレス製で，容量は 2ℓ である。照射容器内には 3 本のガス注入ラインが接続されており，水素，酸素，窒素ガスにより所定の初期水質に調整することができる。照射容器内の水はバンドヒーターにより所定の温度に昇温される。液相中の水はポンプにより循環される。液相循環ラインには DH 計，DO 計，導電率計等が設置されている。試験水は冷却された後，DH 計，DO 計により，液相中の水素，酸素濃度を連続測定される。気相中のガスはポンプにより循環される。気相中のガスはポンプにより循環される。気相循環ラインにはガスクロマトグラフが設けられている。ガンマ線照射により発生したガスは冷却された後，ガスクロマトグラフで気相中の水素，酸素濃度をバッチ測定する。
全ての条件が定常状態に達した後，Co-60γ線源にて照射を開始し，溶存水素計（DH 計）
及び溶存酸素計（DO 計）で液相の水素・酸素濃度を測定するとともに，ガスクロマトグラ
フでバッチサンプリングを行い気相中の水素・酸素濃度を測定した。
実験は，温度，沸騰の有無，初期水素濃度，よう素濃度を試験パラメータとして変化させ
G 値の実測を実施した。

21-8

21-9
図 1 電共研（追加実験）の実験装置

22.想定事故 2 においてサイフォン現象を想定している理由について
想定事故 2 において，使用済燃料プール(以下，SFP)に接続される配管から漏えいが発生した際に逆止弁の機能が十分に働かず，サイフォン現象によるプール水の小規模な喪失が発生することを想定している。
しかしながら，SFP からの水の漏えいは，他の事象が起因となることも考えられる。ここでは，サイフォン現象によるプール水の漏えいを想定事故 2 の想定とした理由について示す。
１．SFP から水の漏えいを引き起こす可能性のある事象
SFP から水が漏えいする可能性のある事象としては，以下が考えらえる。
① サイフォン現象による漏えい② SFP ライナー部の損傷③ SFP ゲートの損傷④ プールゲート開放時の原子炉ウェル及び D/S ピット側のライナー部の損傷⑤ 地震発生に伴うスロッシングによる漏えい
２．各事象の整理①サイフォン現象による漏えい
サイフォン現象による漏えいは設計で考慮されているサイフォン防止用逆止弁が機能せず,かつ配管が破断した場合において発生する。サイフォン現象による漏えいが停止されない場合，SFP の底部にあるディフューザ付近まで漏洩が継続する。
SFP の冷却時に使用する配管は残留熱除去系配管のように基準地震動を考慮しても高い信頼性を持つが，燃料プール冷却浄化系にはろ過脱塩装置廻り等のＢクラスの配管が含まれる。
逆止弁の固着及び配管破断による小規模な漏えいが発生した場合，運転員は現場の漏えい検知器
やスキマサージタンクの水位低下，SFP 水位の低下等により事象を認知できるため,検知は容易である。
補給の手段は,配管の破断箇所及び隔離箇所に依存することから,残留熱除去系やサプレッション
プール水浄化系の注水ラインからの注水ができない場合も考えられる。
なお,漏えい量はサイフォン防止用逆止弁の異物噛み込みによる固着及び配管のクラック破断を想定すると最大約 70m3/h となる。運転員は，事象認知後に燃料プール代替注水設備を用いて漏えい量に応じた補給を実施することで，SFP の水位及び冷却機能は維持される。
②SFP ライナー部の破損
SFP の筐体は基準地震動によっても機能が維持される設計であり，高い信頼性を持つ設備である。
仮に SFP ライナー部が破損し漏えいが発生した場合, 漏えいした使用済燃料プールの保有水は SFP
ライナー漏えい検出器のドレン溜に流れ込み，この水位によりプール水の漏えいを検知し警報が発信される（図１参照）。
運転員はこの警報発生やプール水位の低下等により事象を認知できるため,検知は容易である。た22-1

だし，ライナードレン部は使用済燃料プールのバウンダリとしての機能を持たないことから漏洩を停止することが困難であり，漏洩が継続する。
補給等の対応手段は，ライナー部破損による漏えいが残留熱除去系やサプレッションプール水浄化系といった注水ラインに影響を与えないため，常用の注水設備及び重大事故等対処設備（燃料プール代替注水系）となる。
なお,SFP ライナー部からの漏えい量（一部の箇所の破損を想定）を評価すると，最大でも 40m3/h（ライナードレンの配管径と水頭圧の関係より算出）程度となり，漏えいしたプール水はライナー
ドレンよりＨＣＷサンプへと流出する。漏えい量に応じた補給の継続が可能であれば SFP の水位及び冷却機能は維持されるが，漏えいの継続による排水対策も必要であるため，大規模損壊の対応となる。この場合，使用済燃料プール代替注水系（可搬型）等による SFP スプレイの実施や漏えいした水を水源として再び SFP へと注水を実施する等の対応により,使用済燃料の著しい損傷の進行を緩
和できる。

図１

使用済燃料プール，原子炉ウェル，及び蒸気乾燥器・気水分離器貯蔵プール(D/S ピット)のライナー部③SFP ゲートの破損
使用済燃料プールゲートは補足説明資料「９５．使用済燃料プール（SFP）ゲートについて」に示
すように十分信頼性があり，地震発生時においてもその機能が維持される。仮にゲートが外れてプール水の漏えいが発生した場合であっても，ゲート下端（スロット部）は使用済燃料の有効長頂部
より高い位置にあるため，ゲート下端（スロット部）到達後に漏えいは停止し，その後の崩壊熱相
当の蒸発量に応じた注水を実施することで冠水は維持される。
運転員はプールゲート破損による漏えい警報確認やプール水位の低下等により事象を認知できるため,検知は容易である。
冠水維持完了後，原子炉ウェル及び D/S ピット側の筐体に異常がなければ注水によって水位を回復させ，SFP の水位及び冷却機能を維持することができる。また, 原子炉ウェル及び D/S ピット側の筐体から漏えいがある場合であっても常用の注水設備及び重大事故等対処設備（燃料プール代替注水系）等を用いることで崩壊熱による水の蒸発に応じた給水作業が可能なため，燃料の健全性が確
保される。

22-2

④プールゲート開放時の原子炉ウェル及び D/S ピット側のライナー部の損傷
SFP ゲート開放時における原子炉ウェル及び D/S ピット側のライナー部破損においても②と同様，
破断箇所の特定や検知が容易であることに加えて，③と同様にゲート下端（スロット部）以下には水位は低下せず，使用済燃料の有効長頂部との位置関係により燃料の冠水は維持される。
その後，原子炉ウェル及び D/S ピット側の筐体に異常がなければ注水によって水位を回復させ，
SFP の水位及び冷却機能を維持することができる。また, 原子炉ウェル及び D/S ピット側の筐体から漏えいがある場合であっても常用の注水設備及び重大事故等対処設備（燃料プール代替注水系）等を用いることで崩壊熱による水の蒸発に応じた給水作業が可能なため，燃料の健全性が確保される。
⑤地震発生に伴うスロッシングによる漏えい
地震発生時，スロッシングにより使用済燃料プールの保有水が漏えいし，その漏えい量は最大で約 710m3（「KK67-0014 内部溢水の影響評価について」参照）となる。この時，通常運転水位から 3ｍ程度まで水位が低下するが，燃料有効長頂部の冠水は維持される。
スロッシング発生時，運転員は現場の漏えい検知器，SFP 水位の低下，燃料貯蔵プールエリアの線
量率上昇等により事象を認知できるため,検知は容易である。
初期に SFP 水位が低下し現場環境が悪化するため，オペレーティングフロアでの作業を伴う対応は困難となる。ただし，水位低下が燃料有効長頂部に到達するまでの時間余裕は２日以上あり，オ
ペレーティングフロアでの作業が不要である常設スプレイ配管を用いた使用済燃料プール代替注水系（可搬型）等による注水を行うことで燃料の健全性が確保される。
３．想定事故２及び大規模損壊での想定
有効性評価では「２．各事象の整理」で想定する事象の中で，「②SFP ライナー部の破損」を除く事
象に対して，燃料の損傷を防止できることを確認している。
大規模損壊は,これらの想定時に常用の注水設備及び重大事故等対処設備による注水操作ができな
い状態，漏洩が継続する状況（「②SFP ライナー部の破損」を含む），及び常用の注水設備及び重大事故等対処設備による注水能力を超える漏えいにより水位が維持できない状況を想定した事象である。
この対策として，燃料プール代替注水系（可搬型）（スプレイ機能）や放水設備等によるスプレイを実施することで使用済燃料の著しい損傷の進行の緩和及び環境への放射性物質放出の低減を行う。
４．結論
SFP からプール水の漏えいが発生する可能性のある①～⑤の事象について検討した。
使用済燃料有効長頂部より高い位置で漏洩が停止する事象は③，④，⑤であり，基準地震動の地震の影響を考慮して発生のおそれが小さいものは②，③である。
①の「サイフォン現象による漏えい」は，逆止弁固着を想定するとＢクラス配管が含まれることから漏洩が使用済燃料有効長頂部以下まで継続する恐れがあり，また注水ラインの破断により対応可能な注
水手段が限定されることから有効性評価において選定している。
以

22-3

上

23. 使用済燃料プール（SFP）ゲートについて○使用済燃料プールゲートについては，以下の理由により十分信頼性があるため，大規模な流出はない。
（1）SFPゲートはSFPと原子炉ウェルの流路に設けられたフックに設置され，ストッパー
により浮き上がりを防止する設計とし，SFPゲートのフック及びストッパーは基準地
震動Ssによる地震荷重に対し強度上問題ないことを確認。
（2）SFPゲートについて基準地震動Ssによる地震荷重，静水圧及び動水圧（スロッシング荷重）を考慮して評価を行い，強度上問題ないことを確認。
（3）SFPゲートパッキンの材質はシリコーンゴムであり，納入時に特性試験（耐水試験（JISK 6258）：100℃―70ｈ，圧縮永久ひずみ試験（JIS K 6262）：150℃―70ｈ）により材料健全性を確認しており，SFP保有水が沸騰した場合においてもシート性能を確保可能。

図１ SFP ゲートの構造図（６号炉，内側ゲートの例）

23-1

○SFPゲートのシール機能について以下に示す。
（1）SFPゲートは原子炉ウェルとSFPの流路に二重に設置されおり，内側のゲートからリークした場合においても外側のゲートによりシート性能を確保可能。
（2）SFPゲートのパッキンは二重シールとなっており，外側のパッキンからリークした場
合においても内側のパッキンによりシート性能を確保可能。
（パッキンは水圧により面圧を確保し，ストッパーにより据付状態を保持）

図２ SFP ゲート据付状態の概要図（６号炉の例）

23-2

（参考）SFPゲートが外れた場合
万一，SFPゲートが外れることによりSFP水が原子炉ウェル側へ流出した場合の水位及び線量等に対する評価を参考に実施した。
○評価条件
・SFPゲートは，地震等が発生した場合も十分信頼性があるものであるが，保守的にSFPゲートが外れ，かつゲート下端（スロット部）まで水位が低下した場合を想定し，燃料有
効長頂部まで水位が低下するまでの時間余裕を評価した。
なお，原子炉が未開放の状態であった場合，漏えいした燃料プールの保有水が，原子炉ウェルやD/Sピットに流れ込むことで原子炉ウェル側の水位を上昇させ，水位が原子
炉ウェル側とSFP側が均一になった際にSFPからの保有水の漏えいを停止させることも考えられるが，ここではその効果に期待しないものとした。
・熱負荷は，想定事故1および想定事故2と同様に約11MWtとした。
・サイフォン等による漏えいはサイフォンブレーク孔や現場の隔離操作により停止されるものとした。

6号炉
7号炉

SFP保有水量（流出前）

原子炉ウェル等への流水量

プール保有水量（流出後）約2080m3
約2090m3

約1560m3
約1600m3

約520m3
約490m3

プール水位
低下量(通常運転
水位からの低下)
約6.7m
約6.9m

* 燃料有効長頂部冠水部は燃料有効長頂部を設定（有効性評価で保守的に用いている燃料ハンドル上部（燃料有効長頂部より0.5m程度高い位置）は用いない）○算定結果
評価の結果，事象発生開始から使用済燃料プールの保有水が沸騰を開始するまでの時間
余裕は約1.8時間(７号炉の場合)であった。また，沸騰による水位低下により燃料有効長頂部まで水位が低下するまでの時間余裕は約5.5時間であった。
水位の低下により線量率は上昇するためオペレーティングフロアでの作業は困難となるが，事象開始から燃料有効長頂部まで水位が低下する時間余裕は5時間以上あるため, オペ
レーティングフロアでの作業が不要である注水手段（燃料プール代替注水系により燃料損傷の防止が可能である。

冷却機能停止及びゲートからの流出後，沸騰までの時間
事象開始から燃料有効長頂部まで水位が低下する時間

6号炉
約1.9時間
約7.0時間7号炉
約1.8時間
約5.5時間スロット部およびプールゲート（プールゲートが喪失し，ゲート下端まで水位が低下した状態を想定）
原子炉

N.W.L.：T.M.S.L.約31.4m
ＳＦＰ側漏えいした燃料プ ールの保有水により,ウェ ルやＤ／Ｓピットの水位が上昇
し，漏えいが停止した場合（約2.0m）

制
御
棒
約0.5m
燃
料
集
合
体

T.M.S.L.約24.5m
T.M.S.L.約24.0m

約4.1m
T.M.S.L.約19.9m

23-3

○まとめ
ゲート部はスロッシング荷重等を考慮しても十分に信頼性のあるものであり,かつ万一，
使用済燃料プールのゲート部からリークがあった場合であっても，水位が最大6.9m低下す
るが，燃料が露出することはなく，燃料有効長頂部まで水位が低下する時間の約5.5時間後までにオペレーティングフロアでの作業が不要である注水手段（燃料プール代替注水系（常設又は可搬型））により注水することで燃料損傷の防止が可能である。

23-4

24. サイフォン現象による SFP 水の漏えい停止操作について
有効性評価の「想定事故 2」では,サイフォンブレーク孔による静的な漏えい隔離効果に期待しない場合であっても，事象発生から 2.5 時間以内に運転員が隔離弁を閉止することで，サイフォン現象による漏えいを停止することとしている。ここではその隔離操作の確実性を示す。
隔離操作は，運転員が漏えい警報や水位の低下等による異常認知後，中央制御室からの電動弁や現場の手動弁により実施する。
現場手動弁の隔離操作概要は補足説明資料「4. 重大事故対策の成立性」の「資料 4-17 サ
イフォン効果等による SFP 水流出防止」に示した弁（原子炉建屋 2 階燃料プール冷却浄化
系弁室の燃料プール再循環元弁）によって行う。本対象弁は原子炉建屋 2 階に設置されており,各系統への分岐部よりも上流側の弁であるため，サイフォン現象による大部分の漏えいは当該弁の隔離操作による停止が可能である。
また当該弁より上流の配管で破断があった場合，最上流の弁（FPC 使用済燃料貯蔵プー
ル散水管入口弁）を閉止することで確実に隔離することが可能である。

原子炉建屋
最上流の弁
FPC散水管入口弁(オペレーティングフロア設置)

燃料プール再循環元弁
当該弁を隔離することですべてのサイフォンによる漏えいの停止可能

固着を想定
する逆止弁
スキマせき
復水補給水系より

サイフォンブレーク孔位置
スキマサージタンク
有効性評価で隔離操作を想定する弁
燃料プール再循
環元弁（原子炉建屋2階
設置）

使用済燃料

燃料プール再循環元弁より下流のサイフォンによる漏えいは
当該弁を隔離することで停止可能

燃料プール冷却浄化系
熱交換器

ろ過脱塩装置
燃料プール冷却浄化ポンプ
破断箇所

原子炉補機冷却系
残留熱除去系
熱交換器
残留熱除去系ポンプ
圧力抑制プール水
浄化系より

固着を想定
する逆止弁

原子炉補機冷却系

復水補給水系より重大事故等対策概略系統図（可搬型代替注水ポンプ）

24-1

なお，最上流の弁はオペレーティングフロアに設置されており，水位低下により空間線量が高い場合はアクセスできないため，スロッシングのように初期のプール水位が低下している状況は対応が困難となるが，それらの場合はサイフォンブレーク孔が露出しており,
サイフォン現象による漏えいは発生しない。
またスロッシングが発生していない状況であれば，放射線の遮へいが維持される高さま
で水位が低下するまでの余裕時間は７時間程度あること（有効性評価での想定している
68m3/h での漏えい）に対して事象認知後１時間程度で隔離できることから，現場の線量率が悪化する前に隔離することが可能である。
スロッシング及びサイフォン現象の漏えいに対する現場操作の溢水影響は，以下の観点
より操作の妨げとならないことを確認している。
・作業に対する時間余裕も充分あるため，スロッシングによる溢水はハッチ等の開口部
より建屋最地下階への流れ落ちているため，作業の阻害とはならない。
・漏えい箇所が操作箇所（原子炉建屋 2 階）より低いフロアの場合は，漏えいが操作の妨げとならない。漏えい箇所が操作箇所と同一フロアで発生した場合であっても最上流の弁（FPC 使用済燃料貯蔵プール散水管入口弁）を閉止することで隔離が可能である。
・アクセスルートが建屋最地下階のような最終的な溢水の滞留区画ではなく，ハッチ等の開口部による排水効果も期待できることからアクセス性に問題がない。
・使用済燃料プール水の温度が極端に高くなく,内包する放射性物質の濃度も高くないことから，漏えいにより,現場の温度や線量率が現場作業を阻害するまで上昇することは考えられない。

24-2

25. 反応度誤投入における炉心の状態等の不確かさについて
反応度誤投入事象の評価において炉心状態を「平衡炉心のサイクル初期」とし，「最大反応度価値制御棒及びその斜め隣接の制御棒」が引き抜かれる想定をして評価している。実
炉心においてはこれらの想定と異なり，引抜制御棒価値，引抜制御棒反応度曲線，スクラ
ム反応度曲線，実効遅発中性子割合等のパラメータに不確かさがあるため,有効性評価での想定とこれらの不確かさの影響について以下にまとめた。
１．感度解析の条件
炉心状態の不確かさの影響を考慮するパラメータとして「解析コードの APEX」の重要現象の特定を参考に「引抜制御棒価値」,「引抜制御棒反応度曲線」,「スクラム反応度曲線」,「実効遅発中性子割合」の４つについて表１に示す感度解析を実施した。
なお，原子炉初期出力と初期燃料温度については既に「解析コードの APEX」にて感度解析を実施していること，出力分布変化は制御棒価値を厳しく設定し,さらに局所ピーキン
グ係数が燃焼寿命を通じた最大値となるようにしていることから今回対象としていない。
・引抜制御棒価値
有効性評価において核的制限値を超えないように管理している値（臨界近接時においては最大反応度価値を 1.0%Δk 以下とすること）を超える制御棒価値として最大反応度
価値制御棒の斜め隣接の制御棒（平衡炉心サイクル初期）の 1.04%Δk を設定している。
そのため,感度解析を実施する上のノミナルな条件としては管理値の 1.0%Δk を設定した。
なお，制御棒反応度価値の影響については過渡解析「原子炉起動時における制御棒の以上な引き抜き」に示されるように 3.5%Δk の価値を有する制御棒グループが引き抜かれた場合であっても反応度は１ドル未満（約 0.7 ドル）にとどまっていることから，今回の感度評価の影響確認の対象外とした。
・引抜制御棒反応度曲線
有効性評価において表１に示すＡ型平行炉心のサイクル初期を想定している。
ノミナル条件としてサイクル初期及びサイクル末期での引抜制御棒反応度曲線を1.0%Δk に規格したものを考慮した。
不確かさ評価としてサイクル初期及びサイクル末期の炉心状態において,１ドル位置における引抜制御棒反応度印加率がＢ型の平衡炉心での印加率の変動を包含するように設定した。
感度解析に用いたサイクル初期及びサイクル末期の引抜制御棒反応度曲線を図 1, 図
2 に示す。
25-1

・スクラム反応度曲線
有効性評価において表１に示すサイクル初期を想定して評価を実施しており，感度解析においてはサイクル末期の炉心状態のスクラム反応度曲線の影響についても確認した。
・実効遅発中性子割合
有効性評価において表１に示すサイクル初期を想定して評価を実施しており，感度解析においてはサイクル末期の炉心状態の実効遅発中性子割合の影響についても確認した。
２．感度解析の結果
解析結果を表２にまとめた。サイクル初期及びサイクル末期の不確かさを考慮したケースにおいても１ドルを超えるケースとはならず，最大の投入反応度は不確かさ評価（サイクル末期）の 0.6144 ドルであった。そのため，これらの不確かさを考慮しても,燃料エンタ
ルピの増加に伴う燃料の破損は発生せず，事象は収束して安定状態に導かれることが分か
った。

25-2

表１. 反応度誤投入における炉心の状態等の不確かさの感度解析項目

項目
引抜制御棒価値

申請解析
1.04%Δk

ノミナルケース（サイクル初期）

不確かさ評価（サイクル初期）

1.0%Δk

1.0%Δkノミナルケース（サイクル末期）

不確かさ評価（サイクル末期）

1.0%Δk

1.0%Δk

サイクル末期炉心のLOGOS 解析結果（制御棒価
値 1.0%Δk に規格化）

1 ドル位置における引抜制
御棒反応度曲線の反応度印
加率がノミナルケース（サイクル末期）の 1.2 倍＊2 になるように補正する。ただし，引抜制御棒反応度が 1.0%Δkを超える部分については，
1.0%Δk で一定とする。

25-3

引抜制御棒反応度曲線

サイクル初期炉心の LOGOS
解析結果

申請解析の反応度曲線を制御
棒価値 1.0%Δk に規格化

1 ドル位置における引抜制御棒反応度曲線の反応度印加率がノミナルケース（サイクル初期）の 1.5 倍＊1 になるように補正する。ただし，引抜制御棒反応度が 1.0%Δk を超える部分については，1.0%Δk で一定とする。

スクラム反応度曲線

サイクル初期炉心の LOGOS
解析結果

変更なし

変更なし

サイクル末期炉心のLOGOS 解析結果

サイクル末期炉心のLOGOS 解析結果

実効遅発中性子割合

サイクル初期炉心に対応した
値

変更なし

変更なし

サイクル末期相当の値として 0.88 倍(0.0053/0.0060=0.8833) ＊3

サイクル末期相当の値として 0.88 倍(0.0053/0.0060=0.8833) ＊3＊1 : 制御棒落下事故解析における落下制御棒反応度曲線(サイクル初期低温時)より B 型平衡炉心の反応度印加率の変動を包含するようにふり幅を設定。
＊2 : 制御棒落下事故解析における落下制御棒反応度曲線(サイクル末期低温時)より B 型平衡炉心の反応度印加率の変動を包含するようにふり幅を設定。
＊3 : 実効遅発中性子割合の設置変更許可申請書記載値(ウラン炉心平衡サイクル初期 : 0.0060，ウラン炉心平衡サイクル末期：0.0053)より算出

表 2. 反応度誤投入における炉心の状態等の不確かさの感度解析結果
ノミナルケース

不確かさ評価ケース

ノミナルケース

不確かさ評価ケース（サイクル初期）（サイクル初期）（サイクル末期）（サイクル末期）

1.04

1.00

1.00

1.00

1.00

Δk/Δn ＊10.000520.000490.000730.00060

0.00072－

0.006083

0.006083

0.006083

0.005353

0.005353%Δk0.33420.32780.35680.3186

0.3289ドル

0.54930.53880.58660.59520.6144

項目

単位

申請解析

引抜制御棒価値%Δk

引抜制御棒反応度曲線の 1 ド
ル位置における反応度印加率
実効遅発中性子割合＊2
最大投入反応度

注：値は保守側の切り上げ/切り下げ処理を行わず，全て四捨五入している。
＊1：制御棒を 1 ノッチ引き抜いた時の印加反応度25-4＊2：APEX により計算される実効遅発中性子割合

図１. 引抜制御棒反応度曲線（サイクル初期）

25-5図２. 引抜制御棒反応度曲線（サイクル末期）

25-6

26．格納容器過圧・過温破損シナリオにおける原子炉冷却材再循環ポンプからのリークの有無について
補足説明資料「8. 6/7 号炉 原子炉冷却材再循環ポンプからのリークの有無について」に
おいて，炉心損傷防止の重要事故シーケンスの中で下部ドライウェル雰囲気温度が最も高くなる「全交流動力電源喪失」について，原子炉冷却材再循環ポンプ（RIP）のケーブル貫通部からの漏えいの発生有無の評価結果を示した。
ここでは，格納容器過圧・過温破損シナリオについて，RIP のケーブル貫通部からの漏えいの発生有無の評価を行った。
１．ケーブル貫通部からの漏えいの発生有無の評価（１）下部ドライウェル雰囲気温度の解析結果
格納容器過圧・過温破損シナリオのうち，事故発生約 38 時間後に格納容器ベントを実施するケースにおける下部ドライウェル雰囲気温度の MAAP の解析結果※を図 1 に示す。
下部ドライウェル雰囲気温度は最大で約 180℃となる。一方，ケーブル貫通部のシール
部には，表 1 の部品及び材料が使われており，下部ドライウェル雰囲気温度がこれらの許容温度を超える期間がある。このことから，RIP 下部温度の経時的な変化を評価した。
※ 放熱量は RPV のみならず，主蒸気配管や SRV からの放熱量も考慮して設定している。しかし，MAAP では，主蒸気配管や SRV はモデル化されていないため，RPV から PCV への伝
熱量については RPV 表面積に比例配分される。このため，MAAP 解析における下部ドライ
ウェル雰囲気温度は保守性を含んだ結果であると考えられる。

図 1 格納容器過圧・過温破損シナリオ（ベントケース）の下部ドライウェル雰囲気温度26-1

表 1 RIP のケーブル貫通部の部品及び許容温度
部品

材料

許容温度

シール端子モールド

硬質ゴム

約 70［℃］

シール端子ロッド絶縁部

FRP／絶縁リング（繊維強化プラスチック）

約 150［℃］（２）RIP 下部温度の概略評価
RIP 廻りを簡易的にモデル化し，RIP 下部温度の経時的な変化を概略的に評価した。評
価の仮定を以下に示す。
① 径方向の温度分布は無視して，軸方向の温度分布のみを考慮② 軸，モータ，ケーシングの材料は区別せず，また，内部の詳細形状も無視して，一様な材料の単純な形状であるものとした（物性値は，軸とケーシングを比較した上で，結果が保守的となるケーシング常温の物性値を使用）③ 伝熱について，炉水温度（炉心下部プレナム温度）と，下部ドライウェル雰囲気
温度は，解析結果を包絡する保守的な評価条件を簡易的に設定した④ 気体の熱伝達は，保守的な値となる 10[W/(m2･℃)]を固定条件として使用した
RIP 下部温度の評価結果を図 2 に示す。下部ドライウェル雰囲気温度の最大値が約180℃であるのに対し，RIP 下部の最高温度としては約 160℃にとどまっている。

図 2 RIP モータ下部（ケーブル貫通部近傍）の温度の概略評価結果

26-2

（３）ケーブル貫通部からの漏えいの発生有無
RIP 下部の最高温度は約 160℃となるため，RIP 下部のケーブル貫通部のシール端子モールド及びそれに取り付く O リングのシール機能の維持には期待できない。
また，FRP でできたシール端子ロッド絶縁部／絶縁リングについても，許容温度を超えることになる。ただし，当該 FRP はガラスクロスと硬化エポキシ樹脂により構成されているため，以下の理由により，160℃程度の温度であれば，その基本的な形状は維持され，有意な原子炉冷却材の漏えいが発生することはないと考えられる。
①ガラスクロス
ガラスクロスの融点は 1,000℃を超えるような高い温度レベルであり，160℃
程度の温度であれば，特性に有意な悪影響はない。
②硬化エポキシ樹脂
硬化エポキシ樹脂は許容温度である約 150℃を上回り，ガラス転移温度を超えると，その機械的強度が著しく低下するとともに，熱膨張係数が大きく増加す
ることが考えられる。
RIP に用いられている FRP については，実験により表 2 に示すようにガラス転移温度の実力値が確認されている。これによると，当該 FRP のガラス転移温度の実力値は 175～180℃のレベルであり，160℃程度の温度であれば，FRP に有意な変形が生じる可能性は小さい。
表 2 RIP の FRP のガラス転移温度の実験結果
実験

ガラス転移温度[℃]①176.9～180.5②

176.4～177.2

２．まとめ
格納容器過圧・過温破損シナリオにおいては，下部ドライウェル雰囲気温度は最大で約 180℃に至り，これに伴い，RIP 下部温度は 160℃程度まで上昇する可能性がある。この温度は RIP ケーブル貫通部の各部品の許容温度を上回るが，FRP で構成されているシー
ル端子ロッド絶縁部／絶縁リング部については，160℃程度の温度であれば，FRP の基本的な形状は維持されると考えられる。
従って，格納容器過圧・過温破損シナリオにおいても，RIP ケーブル貫通部より，有意な原子炉冷却材の漏えいが発生することはないと考えられる。
以

26-3

上

27. 炉心損傷及び原子炉圧力容器破損後の注水及び除熱の考え方
柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉(以下，「KK6/7」という。)では，炉心損傷が生じた場合あるいは事象が進展し，原子炉圧力容器(以下，「RPV」という。)破損に至った場合の緊急時組織の対応をアクシデントマネジメントガイド(以下，「AMG」という。)にまとめており，運転員による対応を，事故時運転操作書(シビアアクシデント)(以下，「SOP」という。)に定めている。このため，有効性評価における炉心損傷後の重大事故時の運転員の対応は SOP に従ったものとなっている。
SOP には，炉心損傷後の状況に応じた対応が可能となるよう対応フローを定めており，対応の優先順位等についても定めている。このため，想定される状況に対して網羅的に対応可能な手順になっていると考えるが，ここでは，炉心損傷後の格納容器内の状況を場合分けし，それらについて SOP による対応が可能であることを確認する。SOP の対応フローを図1 に示す。また，格納容器の構造図を図 2 に示す。
1. 各炉心損傷モードへの対応の網羅性
炉心損傷モードのうち，格納容器先行破損の炉心損傷モード1を除くと，TQUV，TQUX，TB(長期 TB，TBU，TBP，TBD)，LOCA が抽出される。
このうち，TQUV，TQUX，TB(長期 TB，TBU，TBP，TBD)は，炉心損傷の時点で RPVが健全であり，RPV 内の冷却材は SRV を通じてサプレッション・チェンバ(以下，「S/C」という。)に放出されている点で，炉心損傷の時点での RPV の健全性及び格納容器の冷却材の状況が同じ炉心損傷モードである。TQUV，TBP は炉心損傷の時点で RPV 内が減圧されていることに対し，TQUX，長期 TB，TBU，TBD では炉心損傷の時点で RPV 内が減圧されていないが，SOP において，原子炉水位が有効燃料長底部から 10%の時点で RPV を減圧する手順としていることから，その後は同じ対応となる。
一方 LOCA(LOCA 後の注水失敗による炉心損傷)は，炉心損傷の時点で RPV のバウンダ
リ機能を喪失しており，RPV 内の冷却材が上部ドライウェル(以下，「D/W」という。)に直接放出される炉心損傷モードである。このため，炉心損傷時点での格納容器の圧力，温度等のパラメータには他の炉心損傷モードとの違いが生じるが，各々のパラメータに応じた運転操作が SOP に定められており，対応は可能である。
また，LOCA が発生し，上部 D/W に放出された冷却材の多くは，連通孔からその真下にあるベント管(垂直管)を通って S/C に流入すると考えられるものの，連通孔とベント管(垂直管)は直結されておらず，その間には下部 D/W に対して開放されている箇所があり，LOCA によって放出された冷却材の一部は下部 D/W に流入すると考えられる。これにより，
下部 D/W に水位が形成される可能性が考えられる。
1

格納容器先行破損の炉心損傷モードによって炉心損傷に至った場合，炉心損傷の時点で格納容器が破損していることから，SOP に想定する対応の可否についての不確かさが大きいと考え，ここでの考察から除外した。しかしながら，現実的には SOP に準じ，注水及び除熱を試みるものと考えられる。

27-1

炉心損傷後の手順として，
RPV の破損及び下部 D/W への溶融炉心落下に備えた下部 D/Wへの注水を定めており，注水量は 180 m3(水位 2.0 m 相当)としている。先述の通り，LOCAの場合には予め水位が形成されている可能性が考えられるものの，それによる注水量の調整等は考慮しておらず，どの炉心損傷モードを経た場合であっても 180 m3(水位 2.0 m 相当)の注水を行うこととしている。なお，この注水量は水位ではなく注水の積算量で確認する手順としている。
溶融炉心落下時の下部 D/W の水位は，原子炉圧力容器外の溶融燃料-冷却材相互作用(以下，「炉外 FCI」という。)及び溶融炉心・コンクリート相互作用(以下，「MCCI」という。)
への対応を考慮し，2.0 m 相当としている。しかしながら，仮に下部 D/W の水位が 2.0 m
より高い場合であっても，炉外 FCI や MCCI による格納容器の機能維持に問題は無いことを確認2しており，LOCA 時の下部 D/W への冷却材の流入による水位形成を考慮した手順とする必要は無いものと考える。
以上より，いずれの炉心損傷モードを経た場合についても SOP よって炉心損傷後の対応をとることが可能である。
2. 注水及び除熱の考え方
炉心損傷後の注水及び除熱の考え方については，RPV の破損の有無で大別している。
先ず，RPV の破損に至る前の段階においては，RPV 内の炉心の状況によらず RPV への注水を優先する手順としている。その後，RPV を破損させることなく原子炉水位を安定させることに成功した場合は RPV への注水及び必要に応じて格納容器からの除熱を並行して実施する手順としている。但し，RPV 下鏡温度が 300 °C に到達し，RPV 下部プレナムへの溶融炉心の落下が想定される場合は RPV への注水と並行して下部 D/W への注水(注水量は 180 m3(水位 2.0 m 相当))を実施する手順としている。
次に，RPV が破損した後は，下部 D/W に崩壊熱に相当する量の注水を実施する手順としている。SOP 及び AMG に定める RPV 破損の判定方法に基づき RPV の破損を判定した後は，下部 D/W に直接崩壊熱相当量の注水を実施することとしており，その注水量は格納容
器外の流量計にて確認する手順としている。なお，この流量計の先に下部 D/W 以外への分岐は無く，確実に下部 D/W への注水量を確認出来る設備構成となっている。また，格納容器からの除熱が必要な場合は下部 D/W への注水と格納容器からの除熱とを並行して実施する手順としている。
2

柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉 重大事故等対策の有効性評価について 3.3 原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用 添付資料 3.3.3 格納容器下部の水張りの適切性」参照。下部 D/W 水位の増加によって物理現象発生時の格納容器への負荷が高くなると考えられる炉外 FCI について，下部 D/W 水
位が 7.0 m(リターンライン相当)の場合であっても，格納容器下部ドライウェルの内側鋼板の最大応力は約 80 MPa であり，水位 2 m の場合の約 10 MPa と比べて約 8 倍に増加しているが，格納容器下部ドラ
イウェルの内側鋼板の降伏応力(490 MPa)を十分に下回っており，格納容器破損に至るおそれはないことを確認している。格納容器下部ドライウェルの水位上昇の要因が LOCA に起因する冷却材である場合,サブクール度は低くなり炉外 FCI 発生可能性そのものを小さくするとともに,発生した場合でも発生する
最大応力は小さくなるものと考える。

27-2しかしながら，RPV が破損した後は，RPV 内の溶融炉心の状態，RPV 破損口の状態，下部 D/W への溶融炉心の落下量，格納容器圧力及び温度等，格納容器内の状態の不確かさが大きく，また，注水又は除熱を実施可能な設備が限定され，注水又は除熱に使用できる流量が不足する場合を想定すると，重大事故時に確実なアクシデントマネジメントを実施できるよう，注水及び除熱の優先順位を明確化しておく必要がある。このため，SOP 及び AMG
では RPV 破損判定後の運転操作の優先順位を次の様に定めている。
優先順位 1：D/W スプレイ(上部 D/W)
・開始条件：格納容器圧力 465 kPa(1.5 Pd)以上又は格納容器温度 190 °C 以上
・停止条件：格納容器圧力 390 kPa 以下
・流量：140 m3/h 以上
優先順位 2：S/C スプレイ
・開始条件，停止条件及び流量は①と同じ
優先順位 3：下部 D/W 注水
・流量：崩壊熱相当量(スクラム後 5～10 時間：50 m3/h, 10～20 時間：40 m3/h，20
時間以降：35 m3/h)で注水
優先順位 4：RPV 破損後の RPV への注水
・流量：30 m3/h(S/C 水源で ECCS を運転できる場合は全量注水)
これらは可能な限り並行して実施すべきものであるが，中でもスプレイを優先する理由
は，D/W スプレイ(上部 D/W)又は S/C スプレイを開始する状況は格納容器過圧又は過温破損の防止及び早期の格納容器ベントを抑制するための運転操作が必要な状況であり，これに即応する必要があるためである。D/W スプレイ(上部 D/W)と S/C スプレイでは，より広い空間にスプレイすること等により，格納容器の圧力及び温度の抑制効果が高いと考えられる D/W スプレイ(上部 D/W)を優先することとしている。
下部 D/W の溶融炉心の冷却については，RPV 破損前の注水により 180 m3(スクラム後 5～10 時間後の崩壊熱に換算すると約 3.6 時間分)の冷却材が確保されていること及びスプレ
イされた冷却材の流入により S/C 水位が上昇した後は，リターンラインから下部 D/W への冷却材の流出による下部 D/W への注水にも期待できる(NWL からリターンラインまでの体積は約 810 m3 であり，流量 140 m3/h で連続スプレイする場合，スプレイ開始から約 5.8 時
間で S/C 水位がリターンラインに到達する。)ことを考慮し，スプレイに次ぐ優先順位としている。
RPV 破損後の RPV への注水には，RPV 内に残存する溶融炉心の冷却及び RPV 破損口
から冷却材が流出することによる下部 D/W の溶融炉心の冷却にも期待できると考えられるが，RPV 破損口からの冷却材の流出の状況を確実に把握することは困難なことから，下部
D/W 注水に必要な流量を確保した後の優先順位としている。

27-3

しかしながら，RPV が破損した後の注水及び除熱の優先順位については，現在改めて検討を進めているところであり，検討の結果によっては今後，前述の優先順位は変わりうるものと考えている。
スプレイ又は注水により，S/C 水位が S/C ベントラインから 1 m 下(S/C 底面から約 9.1m)の高さまで到達する時点でスプレイを停止し，格納容器ベントを実施する。
S/C 水位がリターンラインを上回る場合等，状況に応じて下部 D/W への注水の流量を抑制する余地はあると考えられるものの，下部 D/W の溶融炉心を確実に冷却する観点から，
下部 D/W 注水を停止する手順は定めておらず，崩壊熱相当量を注水し続ける手順としている。
以上の通り，格納容器内の状態の不確かさを考慮しても，SOP によって確実なアクシデ
ントマネジメントを実施することが可能である。
以

27-4

上

図1

SOP の対応フロー(全体)27-5図 2 格納容器の構造図(ABWR, RCCV 型格納容器)
27-6

28. 常設重大事故等対処設備を可搬型設備に置き換えた場合の成立性
事故シーケンスグループ

柏崎刈羽6号及び7号炉 重要事故シーケンス(運転中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故)の概要

事象と対応の概要

炉心損傷防止設備
格納容器除熱炉心冷却※常設設備を別の常設設備に変更することは考慮していない
恒設設備の可搬型設備での代替

電源・水源＜炉心損傷防止＞
炉心損傷回避のためには，約1時間までに高圧で注水する必要があるが，可搬型設備の使用開始は12時間を想定しているため，可搬型設備では炉心損傷は防止できない。
【高圧注水】－

高圧・低圧注水機能喪失(TQUV)【事象概要】過渡事象(全給水喪失)発生と共に高圧及び低圧のECCS注水機能喪失が発生する。これに対し代替低圧注水設備(MUWC)により炉心へ注水し，格納容器ベントにより除熱する。
【機能喪失の前提】
・高圧ECCS注水機能(HPCF, RCIC)
・低圧ECCS注水機能(LPFL)【減圧】S/R弁(8弁)
・事象発生から約14分後に手動減圧【低圧注水】MUWC×2台
・RHR(B)洗浄水ライン経由で注入
・再冠水まで定格流量
・再冠水後110m3/h，L3～L8水位維持(PCVスプレイとの切替運転)【PCVスプレイ】MUWC×2台
・RHR(B)洗浄水ライン経由で注入
・PCV圧力180kPa[gage]到達以降140m 3/hでスプレイ(炉注水との切替運転)【海水除熱】－【ベント】FV又は耐圧強化(W/W)ベント
・PCV圧力1Pdで実施（約17時間後）【電源】外部電源※外部電源「無し」の場合，事象発生と同時にRIPが全台トリップするため事象進展が遅くなる。
解析結果を厳しくするため，外部電源「有り」を想定

×【水源(補給含む)】CSP, 消防車
・12時間後から130m3/hで防火水槽よりCSPに補給＜格納容器破損防止＞
リロケーション後，MCCIの発生防止のために下部ペデスタルに
3
7時間までに180m (水深2m)の水張りを完了させる必要があるが，可搬型設備の使用開始は12時間を想定しているため，可搬型設備では対応できない。

＜可搬型設備の実力値を考慮した場合＞
消防車の注水は，事象発生後1時間で開始した訓練実績を踏まえると，消防車による注水の実施により，リロケーションを回避
でき，RPVの破損及びPCVの破損は回避できると考えられる。

高圧注水・減圧機能喪失(TQUX)【事象概要】過渡事象(全給水喪失)発生と共に高圧のECCS注水【高圧注水】－
機能及び自動減圧機能喪失が発生する。これに対し代替の自動減圧機能により原子炉を減圧，低圧ECCSにより注水し，RHRによ【減圧】トランジェントADS(4弁)り除熱する。
・L1到達10分後に自動減圧【機能喪失の前提】
・高圧ECCS注水機能(HPCF, RCIC)・自動減圧機能(ADS)

全交流動力電源喪失(TB)【低圧注水】RHR-LPFL×1台
・定格流量，L3～L8水位維持【高圧注水】RCIC【事象概要】全交流動力電源喪失が発生すると共に，24時間は・L2～L8間で水位維持
代替電源等による交流電源復旧も不可となる。これに対し容量を増強した直流電源により24時間RCICによる原子炉注水を継続 【減圧】S/R弁(2弁)し，格納容器ベントにより除熱する。24時間後からは空冷式GTG
・24時間後,RHRが待機状態になった後，手動減圧から給電したLPFLにより注水し(約30分)，水位回復後，格納容器スプレイに切り替えを行う。加えて，低圧代替注水系(常設) 【低圧注水】RHR-LPFL(B)×1台を起動し，これにより原子炉への注水を行う。
・手動減圧後，定格流量で注水
・原子炉水位L8になった時点で，PCVスプレイ【機能喪失の前提】に切り替え
・全交流動力電源(外部電源, 非常用D/G)
MUWC×2台
・RHR(A)洗浄ライン経由で注水【事象概要】全交流動力電源喪失が発生すると共に，24時間は代替電源等による交流電源復旧も不可となる。加えて，RCICの機能喪失が重畳する。AM用直流電源により24時間HPACによる原子炉注水を継続し，格納容器ベントにより除熱する。24時間後からは空冷式GTGから給電したLPFLにより注水し(約30分)，水位
全交流電源喪失＋RCIC失敗
回復後，格納容器スプレイに切り替えを行う。加えて，低圧代 【高圧注水】HPAC(TBU)
・事象発生約25分で，手動起動
替注水系(常設)を起動し，これにより原子炉への注水を行う。
・L2～L8間で水位維持【機能喪失の前提】【減圧】S/R弁(2弁)・全交流動力電源(外部電源, 非常用D/G)
・24時間後,RHRが待機状態になった後，手動減圧・原子炉隔離時冷却系【事象概要】全交流動力電源喪失が発生すると共に，24時間は代替電源等による交流電源復旧も不可となる。加えて，直流電源の機能喪失が重畳する。AM用直流電源により，24時間HPACによる原子炉注水を継続し，格納容器ベントにより除熱する。24
時間後からは空冷式GTGから給電したLPFLにより注水し(約30全交流電源喪失＋直流電源 分)，水位回復後，格納容器スプレイに切り替えを行う。加え喪失(TBD)て，低圧代替注水系(常設)を起動し，これにより原子炉への注水を行う。

【低圧注水】RHR-LPFL(B)×1台
・手動減圧後，定格流量で注水
・原子炉水位L8になった時点で，PCVスプレイに切り替え
MUWC×2台
・RHR(A)洗浄ライン経由で注水【PCVスプレイ】－【電源】外部電源【海水除熱】RHR-S/Cクーリング×1, RHR-SHC×2
・12時間後にRHR-LPFLを停止，RHR-S/Cクーリング×1,
RHR-SHC×2で除熱【水源(補給含む)】S/C
・初期水量のみで対応可能。
・RHR-SHCへの移行により注水不要となる。

―

―

○

＜炉心損傷防止＞事象発生24時間後までは，RCICによる注水を継続し，その後，消防車を用いた炉注水または，MUWC(電源車からの受電)と格納容器ベントによるフィードアンドブリードを実施することで炉心損傷を防止できる。

○＜炉心損傷防止＞事象発生24時間後までは，HPACによる注水を継続し，その後，消防車を用いた炉注水または，MUWC(電源車からの受電)と格納容器ベントによるフィードアンドブリードを実施することで炉心損傷を防止できる。

【ベント】－【PCVスプレイ】RHR(B)-PCVスプレイ
・LPFLにより，原子炉水位L8に到達した時点で切り替え【海水除熱】代替Hx
・24時間後に代替Hxを起動【ベント】FV又は耐圧強化(W/W)ベント
・PCV圧力1Pdで実施（約16時間後）・原子炉減圧に合わせてベント停止【PCVスプレイ】RHR(B)-PCVスプレイ
・LPFLにより，原子炉水位L8に到達した時点で切り替え【海水除熱】代替Hx
・24時間後に代替Hxを起動【ベント】FV又は耐圧強化(W/W)ベント
・PCV圧力1Pdで実施（約16時間後）・原子炉減圧に合わせてベント停止【電源】直流電源, 空冷式GTG
・外部電源無し
・直流電源の負荷切離しを実施し，24時間RCICに供給
・24時間後に空冷式GTGから給電【水源(補給含む)】CSP, 消防車
・12時間後から130m3/hで防火水槽よりCSPに補給【電源】AM用直流電源, 空冷式GTG
・外部電源無し
・24時間HPACに供給
・24時間後に空冷式GTGから給電【水源(補給含む)】CSP, 消防車
・12時間後から130m3/hで防火水槽よりCSPに補給【機能喪失の前提】
・全交流動力電源(外部電源, 非常用D/G)
・直流電源

全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋SRV 再閉失敗(TBP)【高圧注水】RCIC
・L2～L8で水位維持【事象概要】全交流動力電源喪失が発生すると共に，SRV1弁が開固着する。開固着したSRVからの蒸気流出により、RCICが動作不能となるまではRCICにより注水する。事象発生から70分後に 【減圧】（・開固着したS/R弁1弁からの蒸気流出）
・S/R弁(2弁)空冷式GTGより交流電源を受電し，RCICが動作不能になった時点
RCICが動作不能となった時点(約1.5時間後)で，SRV2弁の手動開により原子炉を減圧し，MUWCでの注水を行で手動減圧う。20時間後からは代替原子炉補機冷却系を接続・起動し，RHRにより除熱する。
【低圧注水】MUWC×2台
・RHR(B)洗浄水ライン経由で注入【機能喪失の前提】
・注水開始，再冠水まで定格流量・全交流動力電源(外部電源, 非常用D/G)・SRV1弁開固着
・再冠水後90m3/h，L3～L8水位維持(PCVスプレイとの切替運転)○：可搬型設備で代替することで炉心損傷を防止できる
×：可搬型設備の代替では炉心損傷を防止できない【PCVスプレイ】MUWC×2台
・RHR(B)洗浄水ライン経由で注入
・再冠水後140m3/hでスプレイ(炉注水との切替運転)【海水除熱】代替Hx, RHR(A)-S/Cクーリング
・20時間後に代替Hxを起動＜炉心損傷防止＞開固着したS/R弁からの蒸気流出により，RCICの運転継続ができない。原子炉圧力の低下によるRCIC停止までに MUWC(電源車からの受電)による原子炉注水を実施する必要があるが，時間的余裕が小さく，可搬型設備では炉心損傷は防止できない。
【電源】空冷式GTG
・外部電源無し
・70分後から給電(RHR, MUWC等に給電)【水源(補給含む)】CSP, 消防車
・12時間後から130m3/hで防火水槽よりCSPに補給

×＜格納容器破損防止＞
リロケーション後，MCCIの発生防止のために下部ペデスタルに7時間までに180m3(水深2m)の水張りを完了させる必要があるが，可搬型設備の使用開始は12時間を想定しているため，可搬型設備では対応できない。

【ベント】－＜可搬型設備の実力値を考慮した場合＞
消防車の注水は，事象発生後1時間で開始した訓練実績を踏まえると，消防車による注水の実施により，リロケーションを回避
でき，RPVの破損及びPCVの破損は回避できると考えられる。

28-1

28. 常設重大事故等対処設備を可搬型設備に置き換えた場合の成立性
事故シーケンスグループ

柏崎刈羽6号及び7号炉 重要事故シーケンス(運転中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故)の概要

事象と対応の概要【高圧注水】RCIC
・L2～L8で水位維持

崩壊熱除去機能喪失(取水機能喪失)(TW)

崩壊熱除去機能喪失(残留熱除去系機能喪失)(TW)【事象概要】過渡事象(全給水喪失)発生と共に取水機能喪失が 【減圧】S/R弁(2弁)発生する。これに対しRCIC, MUWCで注水を継続する。20時間後・70分以降のL8時点(約3時間後)で手動減圧に代替原子炉補機冷却系を接続・起動し，RHRにより除熱する。
【機能喪失の前提】
・取水機能(RCW, RSW)

【事象概要】過渡事象(全給水喪失)発生と共に残留熱除去系機
能喪失が発生する。これに対しRCIC, HPCFで注水を継続し，格
納容器ベントにより除熱する。
【機能喪失の前提】
・残留熱除去系(RHR)

炉心損傷防止設備
格納容器除熱炉心冷却【低圧注水】MUWC×2台
・RHR(B)洗浄水ライン経由で注入
・70分以降(約3時間後)注水開始，再冠水まで定格流量
・再冠水後110m3/h，L3～L8水位維持(PCVスプレイとの切替運転)【高圧注水】RCIC(事象初期)，HPCF【減圧】S/R弁(1弁)・手動減圧【PCVスプレイ】MUWC×2台
・RHR(B)洗浄水ライン経由で注入
・再冠水後140m3/hでスプレイ(炉注水との切替運転)【海水除熱】代替Hx, RHR(A)-S/Cクーリング
・20時間後に代替Hxを起動※常設設備を別の常設設備に変更することは考慮していない
恒設設備の可搬型設備での代替

電源・水源【電源】空冷式GTG
・外部電源無し
・70分後から給電(RHR, MUWC等に給電)○＜炉心損傷防止＞事象発生12時間後までは，RCICによる注水を継続し，その後，消防車を用いた炉注水または，MUWC(電源車からの受電)と格納容器ベントによるフィードアンドブリードを実施することで炉心損傷を防止できる。

―

―

―

―

【水源(補給含む)】CSP, 消防車
・12時間後から130m3/hで防火水槽よりCSPに補給【ベント】－【PCVスプレイ】MUWC×2台
・RHR(B)洗浄水ライン経由で注入
・PCV圧力180kPa[gage]到達以降140m 3/hでスプレイ【電源】外部電源【水源(補給含む)】CSP, 消防車
・12時間後から130m3/hで防火水槽よりCSPに補給【海水除熱】－【ベント】FV又は耐圧強化(W/W)ベント
・PCV圧力1Pdで実施（約22時間後）【原子炉停止】代替RPT, SLC×1・SLC注入はスクラム失敗確認から10分後

原子炉停止機能喪失(TC)【事象概要】過渡事象(MSIV閉)発生と共に全CR挿入失敗(ARI含む)が発生する。これに対し，代替RPTで出力上昇を抑制し，RCIC, HPCFで冠水を維持し，SLCにより未臨界を確保する。
【機能喪失の前提】
・スクラム機能(RPS)
・代替制御棒挿入機能(ARI)【PCVスプレイ】－【高圧注水】M/D-RFP, RCIC, HPCF
・M/D-RFP運転はホットウェル水位低下によるトリップまで【海水除熱】RHR-S/Cクーリング×3
・RCIC, HPCFはD/W圧力「高」で起動，L1.5付近で・S/C水温高到達から10分後
水位維持
【減圧】－

【ベント】－【電源】外部電源【水源】CSP・高圧注水の初期水源はCSPだが，事象発生から約30秒でD/W圧力「高」によりS/Cに切り替わる。

【低圧注水】－【高圧注水】－

LOCA時注水機能喪失(中小LOCA)【事象概要】小LOCA(1cm2の破損想定)発生と共に高圧及び低圧のECCS注水機能喪失が発生する。これに対し代替低圧注水設備(MUWC)により炉心へ注水し，格納容器ベントにより除熱する。

【減圧】S/R弁(8弁)
・事象発生から約18分後に手動減圧【機能喪失の前提】
・高圧ECCS注水機能(HPCF, RCIC)
・低圧ECCS注水機能(LPFL)
・自動減圧機能(ADS)【低圧注水】MUWC×2台
・RHR(A)洗浄水ライン経由で注入
・再冠水まで定格流量
・再冠水後110m3/h，L3～L8水位維持(PCVスプレイとの切替運転)＜炉心損傷防止＞
炉心損傷回避のためには，約1時間までに高圧で注水する必要があるが，可搬型設備の使用開始は12時間を想定しているため，可搬型設備では炉心損傷は防止できない。
【PCVスプレイ】MUWC×2台
・RHR(A)洗浄水ライン経由で注入
・PCV圧力180kPa[gage]到達以降140m 3/hでスプレイ(炉注水との切替運転)【電源】非常用D/G・外部電源無し【水源(補給含む)】CSP, 消防車
・12時間後から130m3/hで防火水槽よりCSPに補給【海水除熱】－

×【ベント】FV又は耐圧強化(W/W)ベント
・PCV圧力1Pdで実施（約17時間後）＜格納容器破損防止＞
リロケーション後，MCCIの発生防止のために下部ペデスタルに7時間までに180m3(水深2m)の水張りを完了させる必要があるが，可搬型設備の使用開始は12時間を想定しているため，可搬型設備では対応できない。
＜可搬型設備の実力値を考慮した場合＞
消防車の注水は，事象発生後1時間で開始した訓練実績を踏まえると，消防車による注水の実施により，リロケーションを回避
でき，RPVの破損及びPCVの破損は回避できると考えられる。

【高圧注水】RCIC(事象初期)

IS-LOCA【事象概要】ISLOCA(HPCFポンプ吸込側の配管の全破断を想定)が発生する。これに対しRCIC, HPCFで注水すると共に，破断箇所を隔離する。
【機能喪失の前提】－【減圧】・S/R弁(8弁)
事象発生から，15分後に中央制御室による破断箇所隔離に失敗し，漏えい抑制のために
手動減圧（・破断口からの減圧）格納容器バイパス事象であるため，格納容器側のマネジメン 【電源】非常用D/G
トは不要
・外部電源無し(ただし，破断箇所の隔離後は通常の停止手順で冷温停止に移行)【水源】CSP【低圧注水】HPCF(健全側)○：可搬型設備で代替することで炉心損傷を防止できる
×：可搬型設備の代替では炉心損傷を防止できない

28-2

―

―

※常設設備を別の常設設備に変更することは考慮していない

柏崎刈羽6号及び7号炉 重要事故シーケンス(運転中の原子炉における重大事故)の概要

格納容器破損モード

格納容器破損防止設備

事象設定

損傷炉心冷却

格納容器破損防護

恒設設備の可搬型設備での代替

電源・水源＜炉心損傷防止＞
炉心損傷回避のためには，約1時間までに高圧で注水する必要があるが，可搬型設備の使用開始は12時間を想定しているため，可搬型設備では炉心損傷は防止できない。
【高圧注水】－

過温・過圧破損（代替循環冷却）【減圧】(破断口からの減圧)【事象概要】大LOCA(SHC吸込配管の全破断を想定)発生と共に高圧及び低圧のECCS注水機能喪失及び全交流動力電源喪失が発生し，炉心損傷に至る。これに対し，70分後に空冷式GTGから給電しMUWCにより炉心へ注水し，代替循環冷却の実 【低圧注水】MUWC×2台(RHR(B)洗浄水ライン経由)
・70分以降注水開始，再冠水まで定格流量施により除熱する。
・再冠水後90m3/h，破断口～L1水位維持【機能喪失の前提】(PCVスプレイとの切替運転)
・高圧ECCS注水機能(HPCF, RCIC)
・代替Hxの準備が完了後，最大流量で・低圧ECCS注水機能(LPFL)
原子炉注水
・全交流動力電源(外部電源, 非常用D/G)・事象発生22時間後，MUWC全停止
消防車(RHR(B)洗浄水ライン経由)
・事象発生22.2時間から開始【PCVスプレイ】MUWC×2台
・RHR(B)洗浄水ライン経由で注入
・再冠水後140m3/hでスプレイ(炉注水との切替運転)
・20.1時間後，最大流量でPCVスプレイを実施【海水除熱】代替Hx
・事象発生20時間後準備完了【電源】空冷式GTG
・70分後から給電(MUWCに給電)【水源(補給含む)】CSP, 消防車
・12時間後から130m3/hで防火水槽よりCSPに補給

×＜格納容器破損防止＞
リロケーション後，MCCIの発生防止のために下部ペデスタルに7時間までに180m3(水深2m)の水張りを完了させる必要があるが，可搬型設備の使用開始は12時間を想定しているため，可搬型設備では対応できない。

【代替循環冷却】MUWCを用いた代替循環冷却・事象発生22.5時間から開始＜可搬型設備の実力値を考慮した場合＞
消防車の注水は，事象発生後1時間で開始した訓練実績を踏まえると，消防車による注水の実施により，リロケーションを回避でき，RPVの破損及びベント等によりPCVの破損は回避できると考えられる。

＜炉心損傷防止＞
炉心損傷回避のためには，約1時間までに高圧で注水する必要があるが，可搬型設備の使用開始は12時間を想定しているため，可搬型設備では炉心損傷は防止できない。

【事象概要】大LOCA(SHC吸込配管の全破断を想定)発生と共に高圧及び低圧のECCS注水機能喪失及び全交流動力電源喪失が発生し，炉心損傷に至る。これに対 【高圧注水】－
し，70分後に空冷式GTGから給電しMUWCにより炉心へ注水し，格納容器ベントに【減圧】(破断口からの減圧)より除熱する。
過温・過圧破損(格納容器ベント)【機能喪失の前提】
・高圧ECCS注水機能(HPCF, RCIC)
・低圧ECCS注水機能(LPFL)
・全交流動力電源(外部電源, 非常用D/G)・代替循環冷却【低圧注水】MUWC×2台(RHR(B)洗浄水ライン経由)
・70分以降注水開始，再冠水まで定格流量
・再冠水後90m3/h，破断口～L1水位維持(PCVスプレイとの切替運転)【PCVスプレイ】MUWC×2台
・RHR(B)洗浄水ライン経由で注入
・再冠水後140m3/hでスプレイ(炉注水との切替運転)【電源】空冷式GTG
・70分後から給電(MUWCに給電)【海水除熱】－【水源(補給含む)】CSP, 消防車
・12時間後から130m3/hで防火水槽よりCSPに補給【ベント】FV又は耐圧強化(W/W)ベント
・PCV圧力2Pdで実施（約38時間後）

×＜格納容器破損防止＞
リロケーション後，MCCIの発生防止のために下部ペデスタルに7時間までに180m3(水深2m)の水張りを完了させる必要があるが，可搬型設備の使用開始は12時間を想定しているため，可搬型設備では対応できない。

＜可搬型設備の実力値を考慮した場合＞
消防車の注水は，事象発生後1時間で開始した訓練実績を踏まえると，消防車による注水の実施により，リロケーションを回避でき，RPVの破損及びベント等によりPCVの破損は回避できると考えられる。

○：可搬型設備で代替することで炉心損傷を防止できる
×：可搬型設備の代替では炉心損傷を防止できない

28-3

※常設設備を別の常設設備に変更することは考慮していない

柏崎刈羽6号及び7号炉 重要事故シーケンス(運転中の原子炉における重大事故)の概要

格納容器破損モード

事象設定

格納容器破損防止設備
損傷炉心冷却

格納容器破損防護

恒設設備の可搬型設備での代替

電源・水源

高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱（HPME／DCH）【事象概要】高圧及び低圧のECCS注水機能，自動減圧機能，重大事故等対処設備の原子炉注水機能の喪失が発生，低圧注水機能を喪失しているため手順に従い手
動減圧をせず，原子炉が高圧の状態で炉心損傷に至る(※)。この後，手順に従いBAF+燃料有効長10%で手動減圧する。溶融炉心落下前(RPV下鏡300℃を起点)にペ
溶融燃料-冷却材相互作用 デスタルへの2mの水張りを行うと共に格納容器スプレイを行い確実に原子炉の減圧を継続する。RPV破損に伴い溶融炉心と水との相互作用による荷重が生じる（FCI）が，PCVの健全性は維持される。また2mの水張り及び溶融炉心落下後のペデスタ
ルへの注水によりコア・コンクリート反応は抑制される。その後は注水先を原子 【高圧注水】－
炉ではなく下部D/Wとした代替循環冷却を行い格納容器の除熱を継続する。
【減圧】S/R弁(2弁)※重大事故等対処設備(MUWCによる炉注水)に期待する場合，
・原子炉水位BAF+10%で手動減圧
上記事象による炉心損傷は防止できるため，重大事故等対処
設備による炉注水にも期待していない。
【低圧注水】－

溶融炉心・コンクリート
相互作用(MCCI)【機能喪失の前提】
・高圧ECCS注水機能(HPCF, RCIC)・自動減圧機能(ADS)・低圧ECCS注水機能(LPFL)
・低圧代替注水系(MUWC)【PCVスプレイ】代替格納容器スプレイ
・RPV下鏡温度300℃で開始(SRV環境温度緩和, 70m 3/h)
・PCV圧力465kPa[gage]で開始, 390kPa[gage]で停止(140m3/h)
・PCV温度90℃で開始(140m 3/h)
【ペデスタル注水】MUWC
・RPV破損前(下鏡温度300℃(3.7時間後)から2m(90m3/hで2時間)の水張り・RPV破損後は20時間後までMUWCで崩壊熱相当量の注水――【電源】非常用D/G【水源(補給含む)】CSP, 消防車
・12時間後から130m3/hで防火水槽よりCSPに補給＜格納容器破損防止＞
リロケーション後，MCCIの発生防止のために下部ペデスタルに7時間までに180m3(水深2m)の水張りを完了させる必要があるが，可搬型設備では対応できない。

【海水除熱】代替Hx
・事象発生20時間後準備完了

×【代替循環冷却】MUWCを用いた代替循環冷却(※)
・事象発生20.5時間から開始※本シナリオでの注水先は原子炉ではなく下部D/W＜可搬型設備の実力値を考慮した場合＞
消防車の注水は，事象発生後1時間で開始した訓練実績を踏まえると，消防車によるペデスタルへの注水の実施及びベントにより，PCVの破損は回避できると考えられる。

＜炉心損傷防止＞
過温・過圧破損（代替循環冷却）と同じ。
＜格納容器破損防止＞
過温・過圧破損（代替循環冷却）と同じ。
水素燃焼の観点では，炉心損傷及びRPV破損有無に係らず事象発生から7日間は酸素濃度が可燃限界の5vol%に到達しない。
水素燃焼

過温・過圧破損（代替循環冷却）と同じ。

過温・過圧破損（代替循環冷却）と同じ。

過温・過圧破損（代替循環冷却）と同じ。

過温・過圧破損（代替循環冷却）と同じ。

×＜可搬型設備の実力値を考慮した場合＞
過温・過圧破損（代替循環冷却）と同じ。
水素燃焼の観点では，炉心損傷及びRPV破損有無に係らず事象発生から7日間は酸素濃度が可燃限界の5vol%に到達しない。

○：可搬型設備で代替することで炉心損傷を防止できる
×：可搬型設備の代替では炉心損傷を防止できない

28-4

※常設設備を別の常設設備に変更することは考慮していない

東京電力 柏崎刈羽６，７号炉 重要事故シーケンス(炉心損傷防止)の概要
No

1

2

事故
シーケンス

想定事故１

想定事故２

シナリオ

恒設設備の可搬型設備での代替

起因事象
冷却材漏えい・隔離

注水

除熱

サポート系（電源等）

燃料プール代替注水系
・SFPスプレイラインを使った消防車による注水（12時間後）

期待しない・Ｄ／Ｇ（外電喪失時）による給電有り
・水源：防火水槽――

サイフォン現象
漏えい（FPC,RHRポン
による保有水喪
燃料プール代替注水系
プよりプール側）
失・SFPスプレイラインを使った消防（FPCまたはRHR
車による注水→隔離：現場（２Ｆ弁室）
系配管破断，逆（12時間後）弁操作G41-F017
止弁固着）

期待しない

・Ｄ／Ｇ（外電喪失時）による給電有り
・水源：防火水槽――

崩壊熱除去機能および冷却材補 なし
給機能喪失○：可搬型設備で代替することで炉心損傷を防止できる
×：可搬型設備の代替では炉心損傷を防止できない

28-5

※常設設備を別の常設設備に変更することは考慮していない

東京電力 柏崎刈羽６，７号炉 重要事故シーケンス(炉心損傷防止)の概要
シナリオ
No

1

事故
シーケンス

恒設設備の可搬型設備での代替

起因事象

崩壊熱除去機能喪失（RHR
崩壊熱除去機能による停止時喪失
冷却機能喪失
の場合）

停止系

―

減圧

注水

注水前に炉圧上 待機中のRHR LPFLモード（2時間
昇に伴い手動減 後）圧実施する。

除熱

サポート系（電源等）

注水完了後，待機中のRHR SHC
モード
・D/Gによる電源あり
格納容器の健全性については運転 ・水源：Ｓ／Ｃ プール水
時のシナリオに包括されるため評価
未実施。

―

―

＜炉心損傷防止＞
崩壊熱による冷却材の蒸発により，TAFまで約5時間で至るため，可搬型設備での代替では炉心損傷は防げない。
崩壊熱除去機能喪失（補機
冷却系全系故補機冷却系全系
障の場合）
故障＊全交流電源喪失のシナリオを含む―

3

ＲＨＲの系統切り
原子炉冷却材 替え時ミニマムの流出
フロー弁の閉操作忘れ―

4

最大価値制御棒
引き抜き時に
安全保護系
反応度の誤投誤って斜め隣接 （ＳＲＮＭペリオド
入の制御棒を引き 短短）抜く

2

注水前に炉圧上MUWC1台(145分後）
昇に伴い手動減圧実施する。

・代替Hx
代替Hx，GTGを用いてRHR SHC
・GTG
モード（20時間後）
・水源：CSP(水源切り替え不要)
格納容器の健全性については運転 注水必要量(2時間での蒸発量(約時のシナリオに包括されるため評価30m3),2時間以後の必要量23m3/h)
未実施。

＜格納容器破損防止＞
12時間後からの可搬型設備を用いた注水の実施により，格納容器破損は防止できる可能性がある。

×＜可搬型設備の実力値を考慮した場合＞
消防車の注水は，事象発生後1時間で開始した訓練実績を踏まえると，消防車による注水の実施により，燃料損傷を防止できると考えられる。

○：可搬型設備で代替することで炉心損傷を防止できる
×：可搬型設備の代替では炉心損傷を防止できない――

LPFL（２時間後）

注水完了後，RHR SHCモード

―

―

28-6

・D/Gによる電源あり
・水源（Ｓ／Ｃ）――【電源】外部電源
制御棒引き抜き阻止
スクラム

―

―

29. 高圧・低圧注水機能喪失及び LOCA 時注水機能喪失シナリオにおける原子炉圧力の最大値の差異について「高圧・低圧注水機能喪失」及び「LOCA 時注水機能喪失」の重要事故シーケンスにおいて，原子炉圧力は主蒸気隔離弁閉止後に逃がし安全弁により圧力制御される。表１にそれぞれの重要事故シーケンスにおける原子炉圧力の最大値，
図 1，2 に原子炉圧力の推移を示す。
「高圧・低圧注水機能喪失」及び「LOCA 時注水機能喪失」において，原子炉圧力の最大値に差異が生じる理由は，同じ圧力設定である逃がし安全弁による圧力制御となるため，理論的には同等の値となるが，図 1，2 に示すとおり逃がし安全弁による圧力制御に移行する
時間及び原子炉減圧時間が異なることから，取得される解析値が異なり，その後の数値処理により差異が生じたためである。
なお，上記により生じた差異は評価項目である 10.34MPa[gage]に対して十分な小さい値である。
表 1 原子炉圧力の最大値と申請書記載値
解析値

申請書記載値（MPa[gage]）（MPa[gage]）（ ）内は時刻
TQUV

7.5035（@330 秒）

7.51

中小破断 LOCA

7.5104（@666 秒）

7.52

10

最大値
7.5035MPa[gage]（@ 5.5 分）

逃がし安全弁開閉による圧力制御（最大値：約 7.51MPa[gage]）
逃がし安全弁 8 弁による手動減圧（約 14 分）

8

原
子

6

炉

主蒸気隔離弁閉鎖
による圧力上昇圧4
力

注水量が少なく，沸騰が継続しているため，注水された冷却材は発生蒸気の増加を促進し，原子炉圧力が上昇する（MPa[abs]）
2

0
0

10

20

30

40

50

事 故 後 の 時 間（ｍ）
SA3KK7LOF99AF3IR000

図 1：原子炉圧力の推移（高圧・低圧注水機能喪失）

29-1

10

逃がし安全弁開閉による圧力制御（最大値：約 7.52MPa[gage]）
逃がし安全弁 8 弁による手動減圧（約 18 分）最大値
7.5104MPa[gage]（@11 分）

8

原
子

6

炉

主蒸気隔離弁閉鎖
による圧力上昇圧4
力

注水量が少なく，減圧沸騰が継続しているため，注水された冷却材は発生蒸気の増加を促進し，原子炉圧力が上昇する（MPa[abs]）
2

0
0

10

20

30

40

50

事 故 後 の 時 間（ｍ）
SA3KK71IN99AF3IR000

図 2：原子炉圧力の推移（LOCA 時注水機能喪失）

29-2

30. 有効性評価「水素燃焼」における，ドライウェル及びサプレッション・チェンバの気体
組成の推移についての補足説明
有効性評価「水素燃焼」における，ドライウェル及びサプレッション・チェンバの気体組
成の推移のうち，主にドライ条件での酸素濃度の変化の理由について説明を補足し，図 1 に
示す。
以

30-1

上

図 1 有効性評価「水素燃焼」における，ドライウェル及びサプレッション・チェンバの気体組成についての補足説明
30-2

31. 最長許容炉心露出時間及び水位不明判断曲線（１）最長許容炉心露出時間
最長許容炉心露出時間は，原子炉停止後の経過時間と炉心の健全性が確保される時間（最長許容炉心露出時間）の関係図である。

原子炉注水により有効燃料棒頂部（TAF）回復を確認した場合は，有効燃料棒頂部（TAF）以下継続時間を測定し，左図を用いて，禁止領域（炉心損傷の可能性がある領域）に入っているかを確認する。

（２）水位不明判断曲線
水位不明判断曲線は，ドライウェル空間部温度と原子炉圧力の関係図である。

原子炉圧力がドライウェル空間部
温度に対する飽和圧力以下になると，原子炉水位計の基準面器内の水が減圧沸騰し，水位計は信頼できな
くなる。よって，左図を用いて，水位不明領域に入っているかを確認
する。

31-1

32. 原子炉水位及びインターロックの概要

原子炉水位
Ｌ－8：

圧力容器基準点（底部）からの水位

主なインターロック等

約 13．9ｍ

原子炉隔離時冷却系トリップ

原子炉水位高（レベル８）
Ｌ－3：

原子炉スクラム

約 12．9ｍ

ＲＩＰ4 台トリップ

原子炉水位低（レベル３）
Ｌ－2：

原子炉隔離時冷却系自動起動（給水機能）

約 11．7ｍ

ＲＩＰ6 台トリップ

原子炉水位低（レベル２）
Ｌ－1．5：

主蒸気隔離弁閉
約 10．2ｍ

高圧炉心注水系自動起動

原子炉水位低（レベル１．５）
Ｌ－1：

原子炉隔離時冷却系自動起動（ＥＣＣＳ機能）
約 9．4ｍ

低圧注水系自動起動

約 9ｍ

有効燃料棒頂部

原子炉水位低（レベル１）
ＴＡＦ：
有効燃料棒頂部

32-1