資料2-3
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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11
提出年月日
平成27年8月27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27年8月
東京電力株式会社

目 次：今回のご説明範囲
1. 設備概要
1.1 常設代替電源設備
1.2 代替原子炉補機冷却系
1.3 低圧代替注水系（常設）
1.4 ｐＨ制御設備
1.5 高圧代替注水系
1.6 可搬型代替直流電源設備
2. 可搬型設備保管場所及びアクセスルートについて
3. 現場操作機器配置図（建屋内）
4. 重大事故対策の成立性
5. 重要事故シーケンス等の選定
6. 最長許容炉心露出時間及び水位不明判断曲線
7. 原子炉水位及びインターロックの概要
8. 有効性評価における LOCA 時の破断位置及び口径設定の考え方について
9. 原子炉の減圧操作について
10. 他号機との同時被災時における必要な要員及び資源について
11. 運転操作手順書における重大事故対応について
12. 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
13. 原子炉停止機能喪失時の運転点について
14. 原子炉停止機能喪失時の運転員の事故対応について
15. 格納容器スプレイ時の下部ドライウェル水位上昇の影響について
16. 復水移送ポンプ以外による代替注水操作について
17. ６／７号炉 使用済み燃料プールサイフォンブレーカについて
18. 配管の全周破断及び逆止弁の全開固着を想定した場合について
19. 定期検査工程の概要
20. 反応度投入事象を起因事象から除外した考え方について
21. G 値について
22. 格納容器内における気体のミキシングについて
23. 水素の燃焼条件
24. 使用済燃料貯蔵プール監視設備の仕様等について
25. 柏崎刈羽６，７号機 SFP プール水沸騰・喪失時の未臨界性評価
26. 内部事象 PRA における主要なカットセットと FV 重要度に照らした重大事故等防止対策の対応状況
27. 地震 PRA、津波 PRA から抽出される事故シーケンスと対策の有効性

11

：今回のご説明範囲

28. 深層防護の考え方について
29. 希ガス保持による減衰効果について
30. 原子炉圧力挙動の解析上の取扱いについて
31. 事象発生時の状況判断について
32. 安定状態の考え方について
33. 炉心損傷開始の判断基準及び炉心損傷判断前後の運転操作の差異について
34. 逃がし安全弁の作動用の窒素の供給について
35. 全交流動力電源喪失時のサプレッション・チェンバ・プール水位について
36. 格納容器内に存在する亜鉛の反応により発生する水素の影響について
37. サプレッション・チェンバ等水位上昇時の計装設備への影響について
38. 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
39. 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
40. 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シュラウド外水位の推移について
41. 逃がし安全弁に係る実態と解析の違い及びその影響について
42. SGTS による系外放出を考慮した被ばく評価について
43. 有効性評価解析条件の見直しについて
44. 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
45. 外部電源喪失を仮定することによる沸騰遷移発生の有無について
46. サプレッション・チェンバの水位上昇に係る構造的な耐性について
47. 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）)
48. 逃がし安全弁（SRV）出口温度計による炉心損傷の検知性について
49. 原子炉満水操作の概要について
50. 外部水源温度の条件設定の根拠について
51. 注水温度の違いによる解析結果への影響について
52. 原子炉注水手段がない場合の減圧のタイミングについて
53. 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
54. 格納容器下部の水張りの水位について
55. 格納容器下部注水手順について
56. 水蒸気爆発評価の解析コードについて
57. 格納容器頂部注水について
58. LOCA 解析における燃料の代表性について
59. エントレインメントの影響について
60. 有効性評価の主要解析条件と設置変更許可申請書添付書類八との整合性について

2

2

61. 原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えい量について
62. 放射線防護具類着用の判断について
63. 放射線環境下における作業の成立性
64. 非凝縮性ガスの影響について
65. ドライウェルクーラの使用を仮定した場合の格納容器除熱効果について
66. MUWC の機能分散について
67. 中小 LOCA の事象想定について
68. 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
69. 真空破壊装置の水没の影響と海外での運用について
70. 格納容器ベント操作について
71. 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
72. ほう酸水注入系のほう酸濃度、貯蔵量、10B の比率等の初期条件
73. 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
74. 中性子束振動の判断について
75. 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
76. SLC 起動を手動起動としている理由
77. ATWS 時の原子炉低温低圧状態まで導く手順概要について
78. 全制御棒挿入失敗の想定が、部分制御棒挿入失敗により出力に偏りが生じた場合を包絡しているかについて
79. 米国等の知見に照らした原子炉停止機能喪失事象の解析条件の妥当性
80. 原子炉停止機能喪失時における給水流量を低下操作の考え方と給水ランバックの自動化を今後の課題とする理由
81. 評価におけるブローアウトパネルの位置付けについて
82. ＩＳ－ＬＯＣＡ発生時の低圧配管破断検知について
83. 系統圧力によるＩＳ－ＬＯＣＡ検知判断について
84. ADS 自動起動阻止操作の失敗による評価結果への影響

33

1. 設備概要

1.1 常設代替電源設備

ガスタービン発電機 ※ガスタービン
台数

使用燃料

3（うち2台は予備）
軽油

発電機
台

数

3（うち2台は予備）

種類

横軸回転界磁3相同期発電機

容量約4,500kVA／台

力

率

0.8

電

圧

6.9kV

周 波 数

50Hz

※ 6 号及び 7 号炉共用

4

4

5

ガスタービン発電機車

系統図（6 号）

5

（

）

Ａ

直
流
１
２
５
Ｖ
充
電
器
盤
６
Ａ

ＭＣＣ
６Ｃ－１－７

Ａ

（

交
流
１
２
０
Ｖ
中
央
制
御
室
計
測
用
主
母
線
盤
６
Ａ
Ａ
Ｍ
用
直
流
１
２
５
Ｖ
充
電
器
盤

ＭＣＣ
６Ｃ－１－５

（
）

Ｃ

）

Ｂ

復
水
移
送
ポ
ン
プ

復
水
移
送
ポ
ン
プ

（

ー

）

２

直
流
１
２
５
Ｖ
充
電
器
盤
６
Ａ

ＭＣＣ
６Ｃ－１－８

Ｐ／Ｃ ６Ｃ－１

大
容
量
可
搬
型
空
調
機

ＡＭ用ＭＣＣ６Ｂ

残
留
熱
除
去
系
ポ
ン
プ

Ｍ／Ｃ

直
流
１
２
５
Ｖ
充
電
器
盤
６
Ｂ

ＭＣＣ
６Ｄ－１－７

Ｂ

）

復
水
移
送
ポ
ン
プ

ＭＣＣ
６Ｃ－１－２

残
留
熱
除
去
系
ポ
ン
プ

Ｍ／Ｃ ６Ｃ

緊急用Ｍ／Ｃ

（

非
常
用
照
明

ＭＣＣ
６Ｄ－１－８：変圧器：断路器：配線用遮断器：遮断器

Ｐ／Ｃ ６Ｄ－１

６Ｄ【凡例】

ガスタービン発電機車

系統図（7 号）

７Ｃ

直
流
１
２
５
Ｖ
充
電
器
盤
７
Ａ

交
流
１
２
０
Ｖ
中
央
制
御
室
計
測
用
主
母
線
盤
７
Ａ

ＭＣＣ
７Ｃ－１－７

Ａ
Ｍ
用
直
流
１
２
５
Ｖ
充
電
器
盤

ＭＣＣ
７Ｃ－１－４

Ｐ／Ｃ ７Ｃ－１

（
）

（

Ｃ

）

Ｂ

復
水
移
送
ポ
ン
プ
復
水
移
送
ポ
ン
プ

（

ー

２

直
流
１
２
５
Ｖ
充
電
器
盤
７
Ａ

ＭＣＣ
７Ｃ－１－６

Ａ

）

）

Ａ

非
常
用
照
明

（

復
水
移
送
ポ
ン
プ

ＭＣＣ
７Ｃ－１－１

残
留
熱
除
去
系
ポ
ン
プ

Ｍ／Ｃ

緊急用Ｍ／Ｃ

大
容
量
可
搬
型
空
調
機

ＡＭ用ＭＣＣ７Ｂ

直
流
１
２
５
Ｖ
充
電
器
盤
７
Ｂ

残
留
熱
除
去
系
ポ
ン
プ

Ｂ

：変圧器

：断路器

：配線用遮断器：遮断器

Ｐ／Ｃ ７Ｄ－１

７Ｄ

【凡例】

ＭＣＣ
７Ｄ－１－７

Ｍ／Ｃ

（
）

6

6

1.2 代替原子炉補機冷却系（1） 熱交換器ユニット
台

数

伝 熱 容 量1
約 23MW／台（海水温度 30℃において）※※海水温度は，設置許可申請書に記載の過去の採取データの最高値であり，関連の既設設備の設計でも同一の値を用いている。

（2） 代替原子炉補機冷却海水ポンプ
台

数

2

容

量

約 420ｍ3／ｈ／台

揚

程

約 35ｍ

7

7

8

8

熱 交 換 器

残留熱除去系機器

系残
熱留
交熱
換除
器去

循環ポンプ

中間ループ

MO

屋内

原子炉補機冷却系 区分Ⅰ

熱交換器
ユニット
設置場所

屋外

代替原子炉補機冷却系系統概要図（6 号炉）

代替原子炉補機
冷却海水ポンプ

熱 交 換 器 ユ ニ ッ ト

淡水
海水

9

9

低圧代替注水系（常設）系統概要図

1.3 低圧代替注水系（常設）原子炉格納容器

pH 制御設備 系統概略図

洗浄水供給配管

隔離弁

スプレイライン

復水貯蔵槽

ｐＨ制御設備

復水移送ポンプ

薬液
タンク

アルカリ薬液タンク

サプレッション・プール水のアルカリ性を維持する方法を検討している。

管を経由してドライウェルスプレイライン及びサプレッション・チェンバスプレイラインから原子炉格納容器内にアルカリ薬液を注入し，具体的な設備構成については，現在も検討を続けているところであるが，下記に示すとおり，復水補給水系統に薬液を混入し，既設の配1.4 pH 制御設備

原子炉圧力容器

10

10

11

11

給水系から

MO

AO

MO

原子炉隔離時冷却系
ポンプ

MO

MO

AO

高圧代替注水系系統概要図

1.5 高圧代替注水系

HO

MO

AO

MO

給水系

MO

MO

AO

原子炉格納容器

原子炉隔離時冷却系
タービン

サプレッション・チェンバ

原
子
炉
圧
力
容
器

ドライウェル

MO

MO

MO

主蒸気管

復 水
貯蔵槽

MO

MO

タービン

高圧代替注水系

タービンへ

ポンプ

高圧代替注水系

12

12

電流 360A

電圧 125V・充電器

容量 400Ah

電圧 125V

・直流 125V 可搬型代替蓄電池

可搬型代替直流電源設備の主要機器仕様

可搬型代替直流電源設備にて発電した交流電源を直流電源に変換し，直流電源を供給する設備

可搬型代替直流電源設備の写真および仕様

1.6 可搬型代替直流電源設備

資料－4-6
格納容器ベント準備操作
・ベント準備
格納容器ベント操作
・フィルタベント操作
格納容器ベント停止操作
・フィルタベント停止操作
1．操作概要フィルタベントを使用したＳ／Ｃ側ベントのためのライン構成を現場にて手動で行う。
2．作業場所
原子炉建屋 非管理区域（中 4 階，地下 1 階）
3．必要要員数および操作時間
必要要員数

：2 人

有効性評価で想定する時間：ベント準備 60 分
フィルタベント操作 60 分（事象発生 16 時間後）フィルタベント停止操作 30 分
訓練実績

：ＰＣＶベントライン構成 ８分（移動時間含む）
ＰＣＶフィルタベント操作

８分（移動時間含む）

フィルタベント停止操作 ９分（移動時間含む）
4．操作の成立性について
作業環境（照明）：バッテリー内蔵型ＬＥＤ照明を作業エリアに配備しており，建屋内
常用照明消灯時における作業性を確保している。また，ヘッドライ
ト・懐中電灯をバックアップとして携帯している。
移動経路：バッテリー内蔵型ＬＥＤ照明をアクセスルート上に配備しており近接可能である。また，ヘッドライト・懐中電灯をバックアップとして携帯している。
アクセスルート上に支障となる設備はない。
操作性 ：操作対象弁は通路付近にあり，操作性に支障はない。
連絡手段：携帯型音声呼出電話（ブレスト）により，中操に連絡する。

電動駆動弁 エクステンション

空気駆動弁 専用ボンベ
70

13

5. 重要事故シーケンス等の選定
5.1 炉心損傷事故シーケンスと炉心損傷防止対策及び重要事故シーケンスの選定
着眼点との関係と重要事故シーケンス選定の考え方

解釈の事故
シーケンス
グループ

主要な事故シーケンス※1

喪失した機能

対応する主要な炉心損傷防止対策(下線は有効性を確認する主な対策)◎ ①過渡事象＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗－ ③通常停止＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗－ ④通常停止＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗

・高圧注水機能・低圧注水機能

高圧・低圧 － ⑤サポート系喪失＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗
注水機能喪失－ ⑥サポート系喪失＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗－ ⑦最終ヒートシンク喪失＋RCIC 失敗－ ⑧最終ヒートシンク喪失＋SRV 再閉失敗－

⑨最終ヒートシンク喪失＋全交流電源喪失(電源盤浸水)＋RCIC 失敗－

⑩最終ヒートシンク喪失＋全交流電源喪失(電源盤浸水)＋SRV 再閉失敗

cd－ ③通常停止＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
・高圧注水機能・原子炉減圧機能－ ④通常停止＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗－ ⑤サポート系喪失＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗⑥サポート系喪失＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗

高 低 高 高・高圧注水機能・低圧注水機能・全交流電源(浸水又は最終ヒ ・津波による浸水防止ートシンク喪失に伴う喪失)
・除熱機能－ ②過渡事象＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗

高圧注水
・減圧
機能喪失

・高圧代替注水系(常設代替直流電源設備) 中 高 低 低・手動減圧・低圧代替注水系(常設)(復水補給水系)
中 低 高 低・代替格納容器冷却スプレイ系
・代替原子炉補機冷却系(熱交換ユニット+
中 低 低 低代替原子炉補機冷却海水ポンプ)
・格納容器圧力逃がし装置
・可搬型代替注水ポンプ(水源補給)
高 低 高 低高 低 低 低◎ ①過渡事象＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗※1 ◎は選定した重要事故シーケンスを示す。

b

中 高 高 低－ ②過渡事象＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗－a

高 低 低 中高 低 高 高高 低 低 中備考(a：共通原因故障※2 又は系統間機能依存性,
b：余裕時間, c：設備容量, d：代表性)選定した重要事故
シーケンスと選定理由

a.主要な事故シーケンスのカットセットに共通原因故障が含 a.⑤,⑥ではサポート系 1 区分の喪失を起まれている事故シーケンスを「中」とした。その上でサポー
因としているが，他の区分は健全であ
ト系喪失(1 系統)は，起因事象の時点で系統間の機能の依存るため，対応手段が著しく制限される性によって同区分の複数の設備が機能喪失することから状態ではない。⑦～⑩の最終ヒートシ「高」とした。また，最終ヒートシンク喪失に至るシーケン
ンクの喪失の発生原因は津波に伴う浸スでは，除熱を必要とする多くの機能が喪失するため「高」 水によるものであり，対策としては防とした。
潮堤の設置や建屋内止水等の止水対策
b.過渡事象(全給水喪失事象)は原子炉水位低(L3)が事象進展のとなるため，重大事故防止対策の有効起点となるため，通常水位から原子炉停止に至る手動停止， 性の確認には適さない。
サポート系喪失と比較して事象進展が早い。このため過渡事 b, c.両着眼点について「高」と考えたシ象を起因とするシーケンスを「高」とした。手動停止，サポーケンスとして①を抽出。
ート系喪失は通常水位から原子炉停止に至るため，また，津 d.頻度の観点では⑦, ⑨が支配的である波によるシーケンスでは津波襲来までに原子炉停止していが，起因となる最終ヒートシンクの喪るため，水位の低下後に原子炉停止に至る過渡事象よりも事失の発生原因は津波に伴う浸水による象進展が遅いことから「低」とした。
ものであり，浸水防止がその対策とな
c. SRV 再閉失敗を含む場合は SRV から一定程度減圧されるたるため，重大事故防止対策の有効性をめ，再閉成功の場合よりも速やかに低圧状態に移行でき，低確認するためのシーケンスには適さな
圧系での代替注水を開始できることから「低」とし，SRVい。なお，⑦～⑩を除いた場合，①が再閉失敗を含まない場合を「高」とした。
支配的なシーケンスとなる。
d.全 CDF に対して 10%以上又は事故シーケンスグループの中で最も CDF の高いシーケンスを「高」とした。また，全 CDF 以上より，①を重要事故シーケンスとしに対して 0.1%未満のシーケンスを「低」とした。
て選定。

中 高 高 高 a.主要な事故シーケンスのカットセットに共通原因故障が含まれている事故シーケンスを「中」とした。その上でサポート系喪失(1 系統)は，起因事象の時点で系統間の機能の依存性によって同区分の複数の設備が機能喪失することから
中 高 低 低「高」とした。
b.過渡事象(全給水喪失事象)は原子炉水位低(L3)が事象進展の a.⑤,⑥ではサポート系 1 区分の喪失を起起点となるため，通常水位から原子炉停止に至る手動停止， 因としているが，他の区分は健全であ
サポート系喪失と比較して事象進展が早い。このため過渡事るため，対応手段が著しく制限される
・減圧自動化ロジック(残留熱除去系ポンプ 中 低 高 低
象を起因とするシーケンスを「高」とした。手動停止，サポ状態ではない。
吐出圧確立+原子炉水位低(レベル 1)+ート系喪失は通常水位から原子炉停止に至るため，水位の低 b, c.両着眼点について「高」と考えたシ
600 秒経過で SRV4 弁開放)
下後に原子炉停止に至る過渡事象よりも事象進展が遅いこーケンスとして①を抽出。
・高圧代替注水系(常設代替直流電源設備)とから「低」とした。
d.頻度の観点では①が支配的となった。
・残留熱除去系(低圧注水. 除熱)
中 低 低 低c. SRV 再閉失敗を含む場合は SRV から一定程度減圧されるため，バックアップ手段による減圧を実施した場合，再閉成功 以上より，①を重要事故シーケンスとしの場合よりも速やかに低圧状態に移行でき，低圧系での注水 て選定。
を開始できることから「低」とし，SRV 再閉失敗を含まな
高 低 高 低い場合を「高」とした。
d.全 CDF に対して 10%以上又は事故シーケンスグループの中で最も CDF の高いシーケンスを「高」とした。また，全 CDF
に対して 0.1%未満のシーケンスを「低」とした。
高 低 低 低※2 地震 PRA では多重化された機器を完全従属としていることから，多重化された機器の損傷が生じるカットセットでは共通原因故障が生じるものとした。

82

14

解釈の事故
シーケンス
グループ

詳細化した
事故シーケンス
グループ

長期 TB

喪失した機能主要な事故シーケンス※1
電源

冷却機能

対応する主要な炉心損傷防止対策(下線は有効性を確認する主な対策)

着眼点との関係と重要事故シーケンス選定の考え方
a

b

c

d

TBU

TBP

・RCIC(動作可能な範囲に原子炉圧力が保たれる間)・高圧代替注水系(動作可能な範囲に原子炉圧力が保たれる間)・手動減圧①全交流電源喪失(外部電全ての注水・ ・低圧代替注水系(常設)(復水補給水系)－ － － －◎
源 喪 失 ＋ DG 喪 失 ) ＋ 全交流電源
除熱機能※3 ・代替格納容器冷却スプレイ系
SRV 再閉失敗
・代替原子炉補機冷却系(熱交換ユニット+
代替原子炉補機冷却海水ポンプ)
・格納容器圧力逃がし装置
・常設代替交流電源設備
・可搬型代替注水ポンプ(水源補給)

TBD

選定した重要事故
シーケンスと選定理由

・RCIC(所内直流電源設備の確保)
・高圧代替注水系(常設代替直流電源設備)
・手動減圧
原子炉隔離時 ・低圧代替注水系(常設)(復水補給水系)抽出されたシーケンスが 1 つであることから着眼①全交流電源喪失(外部電
冷却系(RCIC) ・代替格納容器冷却スプレイ系◎
全交流電源－ － － － 点に照らした整理は行わず，全ての着眼点につい ①を重要事故シーケンスとして選定。
源喪失＋DG 喪失)
を除く注水・ ・代替原子炉補機冷却系(熱交換ユニット+て「－」とした。
代替原子炉補機冷却海水ポンプ)
除熱機能
・格納容器圧力逃がし装置
・常設代替交流電源設備
・可搬型代替注水ポンプ(水源補給)・高圧代替注水系(常設代替直流電源設備)
・手動減圧・低圧代替注水系(常設)(復水補給水系)
・代替格納容器冷却スプレイ系①全交流電源喪失(外部電全ての注水・
・代替原子炉補機冷却系(熱交換ユニット+ － － － －◎源 喪 失 ＋ DG 喪 失 ) ＋ 全交流電源
除熱機能
代替原子炉補機冷却海水ポンプ)
RCIC 失敗
・格納容器圧力逃がし装置
・常設代替交流電源設備
・可搬型代替注水ポンプ(水源補給)

全交流動力
電源喪失

備考(a：共通原因故障※2 又は系統間機能依存性,
b：余裕時間, c：設備容量, d：代表性)・高圧代替注水系(常設代替直流電源設備)
・手動減圧・低圧代替注水系(常設)(復水補給水系)
・代替格納容器冷却スプレイ系◎ ① 外部電源 喪失＋ 直流電 全交流電源 全ての注水・・代替原子炉補機冷却系(熱交換ユニット+ 高 － － 低
源喪失
直流電源
除熱機能
代替原子炉補機冷却海水ポンプ)
・格納容器圧力逃がし装置
・常設代替交流電源設備
・可搬型代替注水ポンプ(水源補給)② 最終ヒー トシン ク喪失＋全交流電源喪失(電源 全交流電源 全ての注水・・津波による浸水防止－盤浸水)＋直流電源喪失 直流電源
除熱機能
(電源設備浸水)

高 － － 高各重要事故シーケンスそれぞれに対し，地震 PRA からは，
全交流動力電源と最終ヒート
シンク喪失の重畳を伴う事故
シーケンスも抽出されるが，全交流電源喪失時には，最終ヒー
トシンクの機能を有する設備も電源喪失によって機能喪失に至るため，地震による損傷の抽出されたシーケンスが 1 つであることから着眼点に照らした整理は行わず，全ての着眼点につい ①を重要事故シーケンスとして選定。 有無に係らず最終ヒートシンクの喪失が生じる。交流電源のて「－」とした。
復旧後については，電源供給に伴う最終ヒートシンクの復旧可否の観点で対応に違いが表れると考えられ，設備損傷によって最終ヒートシンクの機能喪失が生じている場合の方が緩和手段が少なくなる。但し，設備損傷によって最終ヒート
シンクの喪失が生じている場
抽出されたシーケンスが 1 つであることから着眼合においても格納容器圧力逃点に照らした整理は行わず，全ての着眼点につい ①を重要事故シーケンスとして選定。 がし装置による除熱が可能でて「－」とした。
あり，交流電源の復旧によって最終ヒートシンクの機能を復旧可能な場合には，これに加えて代替原子炉補機冷却系の有効性を確認することができる。
これを考慮し，重要事故シーケ
ンスには，設備損傷による最終
ヒートシンクの喪失を設定しa. 主要な事故シーケンスのカットセットに共通原ていない。
因故障が含まれていること及び，電源を必要と②は頻度の観点で支配的であるもの
する多くの機能が喪失することから「高」としの，その発生原因が津波に伴う浸水にた。
よるものであり，対策としては防潮堤
b. 事象発生後，いずれの注水手段にも期待できなの設置や建屋内止水等の止水対策とない点は同等であり，余裕時間に差異は無いと考るため，重大事故防止対策の有効性のえられることから「－」とした。
確認には適さない。
c. 原子炉圧力容器内が高圧状態で推移する点は同等であり，電源喪失後，少なくとも蒸気駆動の以上より，より多くの対策の有効性を
高圧注水及び制御用直流電源を確保すれば必要確認出来る点で①が本事故シーケンス
な設備容量は同等であることから「－」とした。
グループの事故シーケンスを代表してd. 全 CDF に対して 10%以上又は詳細化した事故いると考え，①を重要事故シーケンス
シーケンスグループの中で最も CDF の高いシとして選定。
ーケンスを「高」とした。また，全 CDF に対して 0.1%未満のシーケンスを「低」とした。
。

※1 ◎は選定した重要事故シーケンスを示す。
※2 地震 PRA では多重化された機器を完全従属としていることから，多重化された機器の損傷が生じるカットセットでは共通原因故障が生じるものとした。
※3 蒸気駆動の注水系が動作できない範囲に原子炉圧力が低下するまでは，RCIC を用いることで原子炉水位を維持することができる。

1583

解釈の事故シーケンス
グループ

主要な事故シーケンス※1

喪失した機能◎ ①過渡事象＋崩壊熱除去失敗－ ②過渡事象＋SRV 再閉失敗＋崩壊熱除去失敗－ ③通常停止＋崩壊熱除去失敗－ ④通常停止＋SRV 再閉失敗＋崩壊熱除去失敗
崩壊熱除去
機能喪失

・除熱機能

－ ⑤サポート系喪失＋崩壊熱除去失敗－ ⑥サポート系喪失＋SRV 再閉失敗＋崩壊熱除去失敗－ ⑦小 LOCA＋崩壊熱除去失敗－ ⑧中 LOCA＋RHR 失敗－ ⑨大 LOCA＋RHR 失敗

対応する主要な炉心損傷防止対策(下線は有効性を確認する主な対策)

a

b

c

d

中 高 中 高・代替制御棒挿入機能
・代替冷却材再循環ポンプ・トリップ機能 中 中 中 低・ほう酸水注入系
・原子炉停止機能・高圧炉心注水系
・原子炉隔離時冷却系
中 中 高 低・残留熱除去系－ ②小 LOCA＋原子炉停止失敗
原子炉停止
機能喪失
－ ③中 LOCA＋原子炉停止失敗－ ④大 LOCA＋原子炉停止失敗

中 高 低 低－ ①小 LOCA＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗

・高圧注水機能・低圧注水機能◎ ③中 LOCA＋HPCF 注水失敗＋低圧 ECCS 注水失敗

－ ④中 LOCA＋HPCF 注水失敗＋原子炉減圧失敗

格納容器バイパ◎ ①インターフェイスシステム LOCA(ISLOCA)ス(ISLOCA)

a.主要な事故シーケンスのカットセットに共通原因故障が含まれている事故シーケンスを「中」とした。
b.過渡事象(主蒸気隔離弁閉)は LOCA と比較して反応度投入に伴う出力抑制の観点で厳しく，大 LOCA は LOCA 後の水位低下の観点で厳しいと考えられることから「高」とし，中小 LOCA については「中」とした。
c.停止機能の設備容量については事故シーケンス間に有意な差が無
いと考えられるが，原子炉内が中圧～高圧で維持されるシーケン
スでは注水可能な系統が高圧に限定されることから，RCIC の使用可能性も考慮し，過渡事象及び小 LOCA を「中」とし，中 LOCAについては「高」，大 LOCA については「低」とした。
d.全 CDF に対して 10%以上又は事故シーケンスグループの中で最も CDF の高いシーケンスを「高」とした。また，全 CDF に対して 0.1%未満のシーケンスを「低」とした。

選定した重要事故
シーケンスと選定理由

a.⑤,⑥ではサポート系 1 区分の喪失を起因としているが，他の区分は健全であるため，対応手段が著しく制限される状態ではない。
b, c.⑦～⑨の両着眼点について LOCA を「高」としたが，これらは LOCA から派生したシー
ケンスであって，崩壊熱除去機能喪失に対する対策の有効性を確認するシーケンスとしては適切でないと考える。LOCA を起因とする
シーケンスについては崩壊熱除去機能の代替手段も含めて他のシーケンスグループで評価する。よって，b の事象対応の余裕時間の観点で①②が厳しい。
d.頻度の観点では①が支配的となった。
以上より，①を重要事故シーケンスとして選定。

a.全シーケンスに共通であるため選定理由から除外した。
b, c.②～④は LOCA から派生したシーケンスであって，反応度制御が重要となる原子炉停止
機能喪失事象への対策の有効性を確認するシーケンスとしては適切でないと考える。
LOCA に伴う水位低下の影響については他のシーケンスグループで評価している。このため，反応度投入に伴う出力抑制の観点で厳しい①が評価対象として適切なシーケンスと考える。
d.頻度の観点では①が支配的となった。
以上より，①を重要事故シーケンスとして選定。

a.主要な事故シーケンスのカットセットに共通原因故障が含まれている事故シーケンスを「中」とした。
b.中 LOCA の方が事象進展が早いことから「高」とし，小 LOCA
a.全シーケンスに共通であるため選定理由から・手動減圧
を「低」とした。
除外した。
・低圧代替注水系(常設)(復水補給水系)
中 低 低 低 c 減圧に用いる SRV は十分な台数が備えられている一方，低圧注水
・代替格納容器冷却スプレイ系
b, c.両着眼点について「高」と考えたシーケンの代替となる設備容量は低圧 ECCS より少ない。このため代替・代替原子炉補機冷却系(熱交換ユニット
スとして③を抽出。
となる設備容量の観点で低圧 ECCS 失敗を含むシーケンスが厳+代替原子炉補機冷却海水ポンプ)
d.頻度の観点では③が支配的となった。
しいと考え，「高」とし，原子炉減圧失敗を含むシーケンスを「低」中 高 高 高・格納容器圧力逃がし装置とした。
・可搬型代替注水ポンプ(水源補給)
以上より，③を重要事故シーケンスとして選定。
d.全 CDF に対して 10%以上又は事故シーケンスグループの中で最も CDF の高いシーケンスを「高」とした。また，全 CDF に対中 高 低 低して 0.1%未満のシーケンスを「低」とした。
中 低 高 低－ ②小 LOCA＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
LOCA 時
注水機能喪失備考(a：共通原因故障※2 又は系統間機能依存性,
b：余裕時間, c：設備容量, d：代表性)中 中 低 高 a.主要な事故シーケンスのカットセットに共通原因故障が含まれている事故シーケンスを「中」とした。その上でサポート系喪失(1 系統)は，起因事象の時点で系統間の機能の依存性によって同
中 中 低 中
区分の複数の設備が機能喪失することから「高」とした。
b.過渡事象(全給水喪失事象)は手動停止，サポート系喪失と比較し中 低 低 中て事象進展が早いことから「中」とした。また，LOCA は直接・代替格納容器冷却スプレイ系
D/W に蒸気が放出されるため，格納容器圧力上昇の観点で厳し
・代替原子炉補機冷却系(熱交換ユニット
中 低 低 低+代替原子炉補機冷却海水ポンプ)
いと考え「高」とした。
・格納容器圧力逃がし装置
手動停止，サポート系喪失は通常水位から原子炉停止に至るた
高 低 低 中・可搬型代替注水ポンプ(水源補給)
め，水位の低下後に原子炉停止に至る過渡事象よりも事象進展が・手動減圧遅いことから「低」とした。
高 低 低 低・低圧代替注水系(常設)(復水補給水系)
c. LOCA は直接 D/W に蒸気が放出されるため，S/C での蒸気凝縮
・常設代替交流電源設備に十分に期待できない分格納容器圧力上昇の観点で厳しいと考中 高 高 低
え「高」とした。他の起因事象については，崩壊熱除去に関する設備容量に差異は無いと考え「低」とした。
中 高 高 低 d.全 CDF に対して 10%以上又は事故シーケンスグループの中で最も CDF の高いシーケンスを「高」とした。また，全 CDF に対中 高 高 低して 0.1%未満のシーケンスを「低」とした。

◎ ①過渡事象＋原子炉停止失敗※1 ◎は選定した重要事故シーケンスを示す。

着眼点と重要事故シーケンス選定の考え方－

・ISLOCA 発生箇所の隔離・高圧炉心注水系
・手動減圧・低圧炉心注水系－ － － －

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

※2 地震 PRA では多重化された機器を完全従属としていることから，多重化された機器の損傷が生じるカットセットでは共通原因故障が生じるものとした。

84

16

5.2.1 格納容器破損防止対策の評価対象とするプラント損傷状態(PDS)の選定
解釈で想定する
格納容器破損モード

雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧破損)

破損モード別 該当する
CFF(/炉年)
PDS

3.9×10-10

1
雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過温破損)

高圧溶融物放出/格
2 納容器雰囲気直接
加熱

原子炉圧力容器外
3 の溶融燃料-冷却材
相互作用

8.4×10-9

1.2×10-12

3.8×10-13

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

PDS 別
破損モードの CFF
CFF(/炉年) に占める割合(%)
0.1
2.5×10-13-1046.3
1.8×10< 0.1
3.0×10-18
29.0
1.1×10-10
20.5
8.0×10-11-11
4.2
1.6×10－

9.5×10-10
2.2×10-9
4.5×10-9
2.7×10-10
2.9×10-10
5.7×10-11
8.0×10-11

溶融炉心・コンクリ
ート相互作用5 水素燃焼17

1.2×10-11

－

3.0
－

1.1×10-12
4.7×10-15

96.6
0.4
－

3.3×10-15

0.3

TQUV

1.1×10-16

< 0.1

TQUX

1.3×10-13

35.2

LOCA

2.1×10-13

56.3

長期 TB

9.7×10-15

2.5

TBU

1.9×10-14

4.9

TBP

4.0×10-15

1.1

TQUV
TQUX
LOCA
長期 TB
TBU
TBP
TBD

－

選定した
PDS

【事象進展(過圧・過温)緩和の余裕時間及び設備容量の厳しさ】
・TQUX，TQUV，TB の各シナリオと比較し，LOCA は一次冷却材の流出を伴うことから水位低下が早く，事象進展が早い。
・過圧破損については長期 TB や TBU が支配的であることから，全交流動力電源喪失の寄与が高い。
・過圧破損については対策として格納容器の除熱が必要となる。
・過温破損については LOCA の寄与が高い。
LOCA+SBO
・過温破損については対策として格納容器(損傷炉心)への注水が必要となる。
・LOCA に ECCS 注水機能喪失及び全交流動力電源喪失を加えることで，電源の復旧，注水機能の確保等必要となる事故対処設備が多く，格納容器
破損防止対策を講じるための対応時間が厳しいシナリオとなる。また，格納容器への注水・除熱対策の有効性を網羅的に確認可能なシナリオとなる。
以上より，LOCA に全交流動力電源喪失事象(SBO)を加え，過圧及び過温への対策の有効性を総合的に評価するための PDS とする。

－

3.5×10-14

TBD

4

11.4
26.7
53.5
3.2
3.5
0.7
1.0

最も厳しい PDS の考え方－

1.6×10-14

TQUX

以上より，最も厳しい PDS から，TQUX を代表として選定した。
【事象(FCI における発生エネルギーの大きさ)の厳しさ】
・溶融炉心落下時の発生エネルギーは，格納容器下部の水中に落下する溶融炉心の量が多く，溶融炉心の保有エネルギーが大きいほど大きくなる。この観点から，高圧の状態が維持される TQUX 及び TBD，TBU，長期 TB は選定対象から除外した。
・LOCA は，炉内での蒸気の発生状況の差異から，酸化ジルコニウムの質量割合が他の低圧破損シーケンス(TQUV，TBP)より小さくなり※，デブリの内部エネルギーが小さくなると考えられる。また，LOCA では破断口から高温の冷却材が流出し，ペデスタル部に滞留する。FCI は低温の水に落下する場合の方が厳しい事象であることから，LOCA を選定対象から除外した。
・過渡事象のうち，原子炉の水位低下が早い事象を選定することで対応が厳しいシーケンスとなる。

TQUV

以上より，TQUV が最も厳しい PDS となる。
※LOCA 事象は一次冷却材の流出を伴い，発生蒸気によるジルコニウム酸化割合が他の低圧破損シーケンスよりも少ないため。

0.1
69.9
< 0.1
12.7
14.4
2.8

8.1×10-12
2.2×10-20
1.5×10-12
1.7×10-12
3.2×10-13【事象進展緩和(減圧)の余裕時間の厳しさ】
・長期 TB は事象初期において RCIC による冷却が有効なシーケンスであり，減圧までの時間余裕の観点では TQUX，TBD，TBU の方が厳しい。
・高圧状態で炉心損傷に至る点では TQUX，TBD，TBU に PDS 選定上の有意な違いは無い。

【事象(MCCI に寄与する溶融炉心のエネルギーの大きさ)の厳しさ】
・MCCI の観点からは，格納容器下部に落下する溶融炉心の割合が多くなる原子炉圧力容器が低圧で破損に至るシーケンスが厳しい。この観点で，高圧の状態が維持される TQUX 及び TBD，TBU，長期 TB を選定対象から除外した。
・LOCA はペデスタルへの冷却材の流入の可能性があり，MCCI の観点で厳しい事象ではないと考えられるため，選定対象から除外した。
・過渡事象のうち，原子炉の水位低下が早い事象を選定することで対応が厳しいシーケンスとなる。

TQUV

－

以上より，TQUV が最も厳しい PDS となる。

－

【有効性評価に関する審査ガイドの選定基準等との整合】・審査ガイド 3.2.3(4)b.(a)では「PRA に基づく格納容器破損シーケンスの中から水素燃焼の観点から厳しいシーケンスを選定する。
」と記載されているが，柏崎刈羽原子力発電所(KK)6 号炉及び 7 号炉では格納容器内を窒素で置換しているため，水素燃焼による格納容器破損シーケンスは抽出されない。このため，KK6 号炉及び 7 号炉において評価することが適切と考えられるシーケンスを選定するものとする。
【評価において着目するパラメータ】
・KK6 号炉及び 7 号炉では，格納容器内が窒素置換され，初期酸素濃度が低く保たれている。また，炉心損傷に伴い，水素濃度は容易に可燃限界を超えるをことから，水素燃焼防止の観点からは酸素濃度が重要になる。このため，水の放射線分解に伴う酸素濃度の上昇に着目する。
LOCA+SBO【KK6 号炉及び 7 号炉において評価する事故シーケンス】
・KK6 号炉及び 7 号炉において，国内外の先進的な対策を考慮しても炉心損傷を防止できない事故シーケンスであるが，格納容器においてその事象進展を緩和できる考えられる事故シーケンスとしては，大 LOCA と ECCS 注水機能の喪失が重畳する事故シーケンスが抽出されている。このため，
PDS としては LOCA(大 LOCA＋ECCS 注水機能喪失)を選定することが適切と考えられる。これに加え，「雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容
器過圧・過温破損)」の評価事故シーケンスでは，対応の厳しさの観点で SBO の重畳を設定していることを考慮し，LOCA(大 LOCA＋ECCS 注水機能喪失)+SBO を PDS として選定する。

85

5.2.2 格納容器破損防止対策の評価事故シーケンスの選定
格納容器破損 評価対象とし
モード
た PDS

格納容器破損防止対策該当する事故シーケンス※1◎ ①大 LOCA＋HPCF 注水失敗＋低圧 ECCS 注水失敗＋損傷炉心冷却失敗＋(デブリ冷却成功)＋RHR 失敗
雰囲気圧力・温－ ②中 LOCA＋HPCF 注水失敗＋低圧 ECCS 注水失敗＋損傷炉心冷却失敗＋(デブリ冷却成功)＋RHR 失敗
度による静的
LOCA+SBO － ③中 LOCA＋HPCF 注水失敗＋原子炉減圧失敗＋損傷炉心冷却失敗＋(デブリ冷却成功)＋RHR 失敗
負荷(格納容器－ ④小 LOCA＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗＋損傷炉心冷却失敗＋(デブリ冷却成功)＋RHR 失敗
過圧破損)－ ⑤小 LOCA＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗＋損傷炉心冷却失敗＋(デブリ冷却成功)＋RHR 失敗◎ ①大 LOCA＋HPCF 注水失敗＋低圧 ECCS 注水失敗＋損傷炉心冷却失敗＋下部 D/W 注水失敗
雰囲気圧力・温－ ②中 LOCA＋HPCF 注水失敗＋低圧 ECCS 注水失敗＋損傷炉心冷却失敗＋下部 D/W 注水失敗
度による静的
LOCA+SBO － ③中 LOCA＋HPCF 注水失敗＋原子炉減圧失敗＋損傷炉心冷却失敗＋下部 D/W 注水失敗
負荷(格納容器－ ④小 LOCA＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗＋損傷炉心冷却失敗＋下部 D/W 注水失敗
過温破損)
－ ⑤小 LOCA＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗＋損傷炉心冷却失敗＋下部 D/W 注水失敗

評価事故シーケンス選定の考え方【事象進展(過圧)緩和の余裕時間及び設備容量の厳しさ】 左記の通り，過圧・過温・低圧代替注水系(常設)に・中小 LOCA と比較し，大 LOCA は原子炉水位の低下が 各々において，損傷炉心よる原子炉注水
早いため，対応時の余裕時間の観点で厳しい。
冷却失敗までは同じ事故
・代替格納容器冷却スプレ
・中小 LOCA と比較し，大 LOCA は水位回復に必要な流 シ ー ケ ン ス が 選 定 さ れ
イ系による格納容器の量が大きいため，必要な設備容量の観点で厳しい。
る。また，各評価事故シ
圧力制御以上より，①を評価事故シーケンスとして選定。
ーケンスの対策は損傷炉・格納容器圧力逃がし装置【事象進展(過温)緩和の余裕時間及び設備容量の厳しさ】 心 へ の 注 水 (損 傷 炉 心 冷による除熱・中小 LOCA と比較し，大 LOCA は原子炉水位の低下が 却 )の 点 で 同 じ と な る こ
・代替循環冷却(低圧代替とから，有効性評価では早いため，対応時の余裕時間の観点で厳しい。
注水系及び代替原子炉
・中小 LOCA と比較し，大 LOCA は水位回復に必要な流 過圧・過温を同じ事故シ
補機冷却系を用いた除ーケンスで評価してい量が大きいため，必要な設備容量の観点で厳しい。
熱)る。
以上より，①を評価事故シーケンスとして選定。

【余裕時間の厳しさ】
・過渡事象(全給水喪失事象)は原子炉水位低(L3)が事象進展の起点となるため，通常－ ②過渡事象＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗＋炉心損傷後の原子炉減圧失敗＋DCH 発生
水位から原子炉停止に至る手動停止，サポート系喪失と比較して事象進展が早い。
・原子炉圧力容器破損まで
このため，対応時の余裕時間の観点で厳しい。
－ ③通常停止＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗＋炉心損傷後の原子炉減圧失敗＋DCH 発生に手動操作により原子 【事象(DCH 発生時の炉圧)の厳しさ】－ ④通常停止＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗＋炉心損傷後の原子炉減圧失敗＋DCH 発生
炉を減圧
・原子炉圧力容器破損時には原子炉圧力が高圧で維持されている場合の方が，DCH発生の可能性及び発生時の影響の観点で厳しいと考えられるこのため，SRV 再閉－ ⑤サポート系喪失＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗＋炉心損傷後の原子炉減圧失敗＋DCH 発生
失敗を含まないシーケンスの方が厳しい。
－ ⑥サポート系喪失＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗＋炉心損傷後の原子炉減圧失敗＋DCH 発生
以上より，①を評価事故シーケンスとして選定。

◎ ①過渡事象＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗＋炉心損傷後の原子炉減圧失敗＋DCH 発生
高圧溶融物放出/格納容器雰
囲気直接加熱(DCH)

TQUX◎ ①過渡事象＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗＋損傷炉心冷却失敗＋FCI 発生－ ②過渡事象＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗＋損傷炉心冷却失敗＋FCI 発生
原子炉圧力容器外の溶融燃料-冷却材相互作用(FCI)

TQUV－ ③通常停止＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗＋損傷炉心冷却失敗＋FCI 発生－ ④通常停止＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗＋損傷炉心冷却失敗＋FCI 発生－ ⑤サポート系喪失＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗＋損傷炉心冷却失敗＋FCI 発生－ ⑥サポート系喪失＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗＋損傷炉心冷却失敗＋FCI 発生

・なし。(原子炉圧力容器 【余裕時間の厳しさ】
外の溶融燃料-冷却材相 ・過渡事象(全給水喪失事象)は原子炉水位低(L3)が事象進展の起点となるため，通常互作用が発生しても格水位から原子炉停止に至る手動停止，サポート系喪失と比較して事象進展が早い。
納容器圧力バウンダリ
このため，対応時の余裕時間の観点で厳しい。
の機能喪失には至らな 【事象(FCI 発生時)の厳しさ】
い。なお，本事象では， ・いずれのシーケンスも原子炉圧力が低圧の状態で原子炉容器破損に至ることから，発生時の厳しさの観点
定性的にも各シーケンスで FCI が発生した際の事象の厳しさを比較することは困からペデスタルへの水難である。
張りを考慮して有効性 以上より，発生頻度の観点で大きいと考えられる SRV 再閉失敗を含まない，①を評評価を実施している。) 価事故シーケンスとして選定。

◎ ①過渡事象＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗＋損傷炉心冷却失敗＋(下部 D/W 注水成功)＋デブリ冷却失敗【余裕時間の厳しさ】
・過渡事象(全給水喪失事象)は原子炉水位低(L3)が事象進展の起点となるため，通常水位から原子炉停止に至る手動停止，サポート系喪失と比較して事象進展が早い。
・溶融炉心落下までに格納
このため，対応時の余裕時間の観点で厳しい。
－ ③通常停止＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗＋損傷炉心冷却失敗＋(下部 D/W 注水成功)＋デブリ冷却失敗
容器ペデスタルへの水【事象(MCCI 発生時)の厳しさ】
張り及び落下後の崩壊④通常停止＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗
・いずれのシーケンスも原子炉圧力が低圧の状態で原子炉容器破損に至ることから，－熱除去に必要な流量で＋損傷炉心冷却失敗＋(下部 D/W 注水成功)＋デブリ冷却失敗
定性的にも各シーケンスで MCCI が発生した際の事象の厳しさを比較することはの注水困難である。
－ ⑤サポート系喪失＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗＋損傷炉心冷却失敗＋(下部 D/W 注水成功)＋デブリ冷却失敗
以上より，発生頻度の観点で大きいと考えられる SRV 再閉失敗を含まない，①を評
価事故シーケンスとして選定。
⑥サポート系喪失＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗②過渡事象＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗－＋損傷炉心冷却失敗＋(下部 D/W 注水成功)＋デブリ冷却失敗

溶融炉心・コン
クリート相互作用(MCCI)

TQUV

－

水素燃焼

LOCA+SBO＋損傷炉心冷却失敗＋(下部 D/W 注水成功)＋デブリ冷却失敗【事象(酸素濃度上昇)の厳しさ】
・水-ジルコニウム反応による水素の過剰な発生を抑制する観点から，炉心損傷後に交流電源を復旧して原子炉注水を実施し，その後の事象進展に対応するシナリオを評価するものとする。
・窒素置換による格納容器 ・格納容器ベントを実施する場合，格納容器内の水素及び酸素が大気中に放出され，雰囲気の不活性化
格納容器内の水素及び酸素濃度が大きく低下することから，格納容器ベントを実施しないシナリオを評価するものとする。
・重大事故等対処設備によって炉心損傷を防止できる PDS についても，事象発生後の格納容器内の気体の流れ等，酸素濃度の上昇の観点で LOCA+SBO と大きく異なる PDS については，有効性評価において適宜その感度を確認するものとする。

－※1 ◎は選定した重要事故シーケンスを示す。また，各シーケンスの赤字で示した部分が炉心損傷まで，青字で示した部分が炉心損傷以降のシーケンスを示す。
8618

5.3 運転停止中原子炉における燃料損傷防止対策の評価事故シーケンスの選定
事故
シーケンス

主要事故シーケンス *1

対応する主要な燃料損傷防止対策（下線部は有効性評価で用いる重大事故等対処設備等を示す）
炉心損傷防止に必要な機能

崩壊熱除去機能喪失＋崩壊熱除去・注水系失敗
－

崩壊熱除去
機能喪失
－

― *3

原子炉への注水機能・待機中のECCS（残留熱除去系[低圧注水系]） *4
・低圧代替注水系（常設）・MUWP、SPCU、FP、消防車 *5

崩壊熱除去機能 *3― *3②崩壊熱除去機能喪失（代替除熱機能喪失[フロントライン]）＋
崩壊熱除去・注水系失敗③崩壊熱除去機能喪失（補機冷却系機能喪失）＋
崩壊熱除去・注水系失敗

*2

－ *2

崩壊熱除去機能 *3①崩壊熱除去機能喪失（RHR機能喪失[フロントライ
ン]）＋
崩壊熱除去・注水系失敗◎

外部電源喪失＋
崩壊熱除去・注水系失敗

対策設備④外部電源喪失＋
崩壊熱除去・注水系失敗

着眼点（a.余裕時間、b.設備容量、c.代表シーケンス）a.

b.

着眼点と選定理由

c.

a
低

低

低

低

異常の認知や待機中のECCS・低圧代替注水系の起動といった緩和措置の実施までに掛かる時
間（最大2時間）に比べて十分時間がある（最も短いPOS-Sで約3.9時間）ため「低」とした

中b

待機中のECCS・低圧代替注水系といった緩和措置の設備容量（HPCF 727m3/h、LPFL
954m3/h、MUWC(原子炉側注水) 90m3/h）に比べて十分小さいため（最も崩壊熱の大きなPOS-S
においても51m3/h）「低」とした

c

事故シーケンスグループに対する寄与割合が98%と支配的である③の事故シーケンスを「高」とし，寄与割合が1%である①と④の事故シーケンスを「中」とした

低原子炉への注水機能・上記の破線内の注水対策

崩壊熱除去機能 *3・代替原子炉補機冷却系

原子炉への注水機能・上記の破線内の注水対策

原子炉への注水に必要な交流電源の復旧

・常設代替交流電源設備

・②の代替除熱機能喪失[フロントライン]はＣＵＷ等であり、これらの使用期間は①で想定しているRHRよりも崩壊熱が減少した場合であるため、「a.余裕時間」、「b.設備容量」が①の想定より厳しくなく、②の事故シーケンスは選定しない

崩壊熱除去機能 *3・代替原子炉補機冷却系

・有効性評価では外部電源喪失の重畳を考慮しており、③の事故シーケンスに外部電源喪失の重畳を考慮すると「全交流動力電源喪失」で考慮している⑥の事故シーケンスと同様の事象進展及び対策となるため（全交流動力電源喪失の有効性評価では補機冷却系機能喪失も考慮しているため）、③の事故シーケンスは選定しない

原子炉への注水機能・上記の破線内の注水対策

低

低

低

低

高

中

・④の事故シーケンスはＤ／Ｇに期待できるシナリオであり、「全交流動力電源喪失」
で考慮している⑥の事故シーケンスと比べて事象進展や対策が厳しくなく選定しない・以上から、①のRHR機能喪失[フロントライン]を起因事象とする事故シーケンスを選定－

外部電源喪失＋
直流電源喪失＋
崩壊熱除去・注水系失敗⑤外部電源喪失＋
直流電源喪失＋
崩壊熱除去・注水系失敗

原子炉への注水設備に必要な交流電源の復旧

・隣接プラントからの低圧
電源融通
・非常用ディーゼル発電機（直流電源の復旧後）・常設代替交流電源設備

原子炉への注水に必要な直流電源の復旧（D/G起動等の為）・常設代替直流電源設備
・可搬型代替直流電源設備

崩壊熱除去機能
全交流動力
電源喪失

◎

外部電源喪失＋
交流電源喪失＋
崩壊熱除去・注水系失敗⑥外部電源喪失＋
交流電源喪失＋
崩壊熱除去・注水系失敗

*3

低

低

中

・低圧代替注水系（常設）（交流電源復旧後）*5・FP、消防車

原子炉への注水設備に必要な交流電源の復旧

・常設代替交流電源設備

崩壊熱除去機能 *3・代替原子炉補機冷却系（交流電源復旧後）・低圧代替注水系（常設）（交流電源復旧後）
・消防車 *5

GTGの起動、低圧代替注水系による注水といった緩和措置の実施までに掛かる時間（約70分）に比べて十分時間（最も短いPOS-Sで約3.9時間）があるため「低」とした

b

待機中のECCS・低圧代替注水系といった緩和措置の設備容量（HPCF 727m3/h、LPFL
954m3/h、MUWC(原子炉側注水) 90m3/h）に比べて十分小さいため（最も崩壊熱の大きなPOS-S
においても51m3/h）「低」とした

c

事故シーケンスグループに対する寄与割合が78%と支配的である⑥の事故シーケンスを「高」とした・代替原子炉補機冷却系（交流電源復旧後）原子炉への注水機能

原子炉への注水機能

a・⑤の「外部電源喪失＋直流電源喪失」を含む事故シーケンスは炉心損傷頻度が低く、常設代替交流電源設備や可搬型代替直流電源設備等による電源供給や消防車による注水により炉心損傷が防止できることから選定しない ＊ 6
低低高・以上を踏まえた上で、ガイドの主要解析条件も参照し、外部電源喪失時に原子炉補機冷却系の機能が喪失して全交流動力電源喪失に至るシーケンス（⑥の事故シーケンス）を重要事故シーケンスとして選定*1◎は選定した重要事故シーケンスを示す。

*2⑥の全交流動力電源喪失に至る事故シーケンスにて、対策の有効性を確認*3

停止時において崩壊熱除去機能が喪失した場合であっても、原子炉注水を実施することで炉心損傷を防止できる

*4
*5
*6
*7

PRA上、残留熱除去系の喪失も考えられるがその場合は事象進展や対策が「全交流動力電源喪失」と同様になるため、ガイド等を参照し、対策に追加使用する注水ラインや設備によっては必ずしも重大事故等対処設備ではないが、シーケンスによって使用できる可能性のある緩和設備
発生頻度が低く、主要な起事象である蓄電池の共通原因故障については、PRA上は区分Ⅳのバッテリーの直流電源融通やＡＭ策として増強した蓄電池（区分Ⅰの増強（A,A-2）等）を考慮していないため、さらに発生の可能性は低くなると考えられる発生の可能性が低く、発生を仮定してもその影響が限定的であるため、リスク評価上重要性が低いと判断し、PRAの評価対象から除外したもの（原子炉建屋（原子炉開放時）や格納容器（原子炉未開放時）へ崩壊熱を逃すことで炉心損傷を防止し、その後長期的な安定状態の確保の為に残留熱除去系等を復旧する）

19

87

事故
シーケンス

主要事故シーケンス*1

対応する主要な燃料損傷防止対策（下線部は有効性評価で用いる重大事故等対処設備等を示す）
炉心損傷防止に必要な機能

対策設備

着眼点
（a.余裕時間、b.設備容量、c.代表シーケンス）a.

b.

着眼点と選定理由c.
a－⑦原子炉冷却材流出(CRD点検（交換）時の作業誤り)＋
崩壊熱除去・注水系失敗－⑧原子炉冷却材流出(LPRM点検（交換）時の作業誤り)＋
崩壊熱除去・注水系失敗

低低異常の認知、 漏えい箇所の隔離や待機中のECCS・低圧代替注水系の起動といった緩和措置の実施までに掛かる時間（最大2時間）に比べて十分時間がある（２時間以上）ため「低」とし
た

低

b
低

低

待機中のECCS・低圧代替注水系といった緩和措置の設備容量（HPCF 727m3/h、LPFL
954m3/h、MUWC(原子炉側注水) 90m3/h）に比べて十分小さいため（最も冷却材流出量の大き
なRHR切り替え時のミニフロー弁操作誤りにおいても87m3/h）「低」とした

低

c

原子炉冷却
材の流出

－

原子炉冷却材流出＋
崩壊熱除去・注水系失敗⑨原子炉冷却材流出(RIP点検時の作業誤り)＋
崩壊熱除去・注水系失敗

原子炉への注水機能(事象の認知を含めたもの)

・待機中のECCS（残留熱除去系[低圧注水系]）
・低圧代替注水系（常設）・MUWP、SPCU、FP、消防車 *5⑩原子炉冷却材流出(CUWブロー時の操作誤り)＋
崩壊熱除去・注水系失敗－⑪原子炉冷却材流出(RHR切り替え時のミニフロー弁操作誤り)＋
崩壊熱除去・注水系失敗

◎

低

低

高

低

低

中

低

低

-

事故シーケンスグループに対する寄与割合が89%と支配的である⑨の事故シーケンスを「高」とし，寄与割合が11%である⑩の事故シーケンスを「中」とした

・⑪の「RHR切り替え時のミニフロー弁操作誤り」は、燃料の露出に至らないために
PRAで起因事象の選定の際に除外した事象であるが審査ガイドにおける有効性評価の評価項目である「放射線の遮蔽が維持される水位を確保すること」を考慮し、改めて重大事故シーケンスの選定対象として追加した
・「RIP点検時の作業誤り」等の点検作業に伴う冷却材流出事象（⑦，⑧，⑨の事故
シーケンス）は、運転操作に伴う冷却材流出事象と異なり、作業・操作場所と漏洩発生箇所が同一であるため、認知が容易であること、また「RHR切り替え時のミ
ニフロー弁操作誤り」は流出流量が87m 3 /hと他の漏洩事象（⑦～⑩の事故シーケンス）より大きいことから、⑪の事故シーケンスを重大事故シーケンスとして選定した
a、b 事象発生後も崩壊熱除去や注水機能は喪失しないため、それらの緩和設備実施までの余裕時間の考慮は不要
c

反応度誤投
入事象

*1

◎

反応度の誤投入⑫反応度の誤投入＊7

安全保護機能・安全保護系--

PRA評価において選定していない起因事象 *5 による事故シーケンスであるため、「－」とした

・代表性の観点から停止中に実施される試験等により、最大反応度価値を有する制
御棒１本が全引き抜きされている状態から、他の１本の制御棒が操作量の制限を超える誤った操作によって引き抜かれ、臨界近傍を認知できずに臨界に至る事象を想定◎は選定した重要事故シーケンスを示す。

*2⑥の全交流動力電源喪失に至る事故シーケンスにて、対策の有効性を確認*3

停止時において崩壊熱除去機能が喪失した場合であっても、原子炉注水を実施することで炉心損傷を防止できる

*4
*5
*6
*7

PRA上、残留熱除去系の喪失も考えられるがその場合は事象進展や対策が「全交流動力電源喪失」と同様になるため、ガイド等を参照し、対策に追加使用する注水ラインや設備によっては必ずしも重大事故等対処設備ではないが、シーケンスによって使用できる可能性のある緩和設備
発生頻度が低く、主要な起事象である蓄電池の共通原因故障については、PRA上は区分Ⅳのバッテリーの直流電源融通やＡＭ策として増強した蓄電池（区分Ⅰの増強（A,A-2）等）を考慮していないため、さらに発生の可能性は低くなると考えられる発生の可能性が低く、発生を仮定してもその影響が限定的であるため、リスク評価上重要性が低いと判断し、PRAの評価対象から除外したもの（原子炉建屋（原子炉開放時）や格納容器（原子炉未開放時）へ崩壊熱を逃すことで炉心損傷を防止し、その後長期的な安定状態の確保の為に残留熱除去系等を復旧する）

8820

6. 最長許容炉心露出時間及び水位不明判断曲線「最長許容炉心露出時間」
手順書に記載している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「水位不明判断曲線」
手順書に記載しているドライウェル空間部温度と原子炉圧力の関係図

8921

7. 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

9022

９．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「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。

99

23

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）
及び重大事故等時の逃がし安全弁（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，SA-ADS
４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 機能付き 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
機能

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）

○

○

○

○

100

24

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。

101

25

10. 他号機との同時被災時における必要な要員及び資源について
柏崎刈羽 6,7 号炉運転中に重大事故が発生した場合，他号炉についても重大事故等が発生すると想定し，他号炉の対応を含めた同時被災時に必要な要員，資源について整理する。
現在，柏崎刈羽 1～5 号炉は，停止状態にあり，各プラントで有する燃料からの崩壊熱の継続的な除去が必要となる。そのため，他号炉を含めた同時被災が発生すると，他号炉への対応が，6,7 号炉への対応に必要な要員及び資源の十分性に影響を与えることが考えられる。また，必要な要員及び資源が十分であっても，同時被災による他号炉の状態により，
6,7 号炉への対応が阻害されることが考えられる。
以上を踏まえ，他号炉を含めた同時被災時に必要な要員及び資源の十分性を確認すると
ともに，他号炉における高線量場の発生を前提として 6,7 号炉への対応の成立性を確認する。
１．同時被災時に必要な要員及び資源の十分性(1)想定する重大事故等
福島第一原子力発電所の事故及び共通要因による複数炉の重大事故等の発生の可能性を考慮し，柏崎刈羽 1～7 号炉について，全交流動力電源喪失及び使用済燃料プールでのスロッシングの発生を想定する。
また，不測の事態を想定し，柏崎刈羽 1～5 号炉のうち，いずれか 1 つの号炉において事象発生直後に内部火災が発生していることを想定する。なお，水源評価に際してはすべての号炉における消火活動による水の消費を考慮する。
柏崎刈羽 6,7 号炉については，有効性評価の各シナリオの内，必要な要員及び資源（水源，
燃料，及び電源）毎に最も厳しいシナリオを想定する。
表 1 に想定する各号炉の状態を示す。上記に対して，7 日間の対応に必要な要員，必要な資源，6,7 号炉の対応への影響を確認する。
(2)必要となる対応操作及び必要な要員及び資源の整理「(1) 想定する重大事故等」にて必要となる対応操作，必要な要員，7 日間の対応に必要となる資源について，表 2 及び図 1 のとおり整理する。
(3)評価結果
柏崎刈羽 1～5 号炉にて「(1)想定する重大事故等」が発生した場合の必要な要員及び必要な資源についての評価結果を以下に示す。
(a)必要な要員の評価
重大事故発生時に必要な操作については，各号炉の中央制御室に常駐している運転員，自衛消防隊，緊急時対策要員，10 時間以降の発電所外からの参集要員にて対応可能である。

102

26

(b)必要な資源の評価
a.水源
6,7 号炉において，水源の使用量が最も多い「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」を想定すると，炉心注水及び格納容器スプレイに使用する分として，7 日間の対応で号炉あたり合計約 7,300m3 の水が必要となる(6,7号炉で合計約 14,600m3)。
また，表 3 に示すとおり，6,7 号炉における使用済燃料プールへの注水（通常水位までの回復）は，7 日間の対応を考慮すると，合計約 3,251m3 の水が必要となり，
1～5 号炉においては，スロッシング後の蒸発による水位低下を防止することを想定
すると，内部火災に対する消火活動に必要な水源を含め，7 日間の対応で合計約674m3 の水が必要となる（1～7 号炉で合計約 3,925m3）。
したがって，スロッシング後の蒸発による水位低下を防止することを想定※すると，1～7 号炉にて合計約 18,525m3 の水が必要であるが，6,7 号炉の復水貯蔵槽及び淡水貯水池において合計約 21,400m3 の水を保有していることから，7 日間の対応が可能である。
なお，1～5 号炉においても，使用済燃料プール水がサイフォン効果により流出する場合に備え，6,7 号炉と同様のサイフォンブレーク孔を設け，サイフォン現象による使用済燃料プール水の流出を停止することが可能な設計としている。
また，スロッシングによる水位低下により，線量率が上昇しオペレーティングフ
ロアでの使用済燃料プールへの注水操作が困難になる場合に備え，ディーゼル駆動の消火系やガスタービン発電機により給電した補給水系等，当該現場作業を必要としない注水手段を確保している。さらに，あらかじめ注水用ホースを設置すること
で，オペレーティングフロア階下での注水操作が可能な設計としている。
注水及び給電に用いる設備の台数と共用の関係は表４に示す通りである。ガスタ
ービン発電機は発電所全体として３台保有しており，柏崎刈羽原子力発電所６，７号炉での事故対応に必要な台数は１台であるため，予備として保有しているものを
１～５号炉での対応で使用することも可能である。
※：使用済燃料プール（1～4 号炉については原子炉ウェル及び D/S ピットを含む）の通常水位までの回復を想定した場合，1～5 号炉においては，内部火災に対する消火活動に必要な水源と合わせ，合計約 11,069m3 の水が必要となる（1～7号炉で合計約 14,320m3）。
したがって，使用済燃料プールの通常水位までの回復を想定すると，1～7 号
炉にて合計約 28,920m3 の水が必要であるが，6,7 号炉の復水貯蔵槽及び淡水貯水池における保有水は合計約 21,400m3 であり，これは，6,7 号炉及び内部火災（７日間で５箇所）への対応を実施したうえで，1～5 号炉の使用済燃料プール（1～4 号炉については原子炉ウェル及び D/S ピットを含む）の水位を通常水位－約 4m まで回復させることができる水量に相当する。事象発生から無注水の

103

27

状態で 1～5 号炉の使用済燃料有効長頂部が露出するまでには 7 日以上の時間余裕があり，10 時間以降の発電所外からの参集要員にて消防車による注水が可能であること，及び復水貯蔵槽及び淡水貯水池の他に外部からの水源供給などにも期待できることから，1～5 号炉の使用済燃料プールの水位を通常水位まで回復させることが可能である。
b.燃料（軽油）
6,7号炉において，燃料の使用量が最も多い「ＬＯＣＡ時注水機能喪失」を想定す
ると，非常用ディーゼル発電機(3台)の7日間の運転継続に号炉あたり750,960Ｌ＊，
復水貯蔵槽補給用消防車(2台)の7日間の運転継続に号炉あたり6,048Ｌ＊が必要となる(6,7号炉で合計約1,514,016Ｌ)。
また，「(1)想定する重大事故等」では常設代替交流電源設備及び消防車の燃料が必要となるが，保守的な想定として，1～5号炉において全出力で非常用ディーゼル
発電機(2台)が起動した場合，７日間で号炉あたり6,31,344Ｌの軽油が必要となる(1～5号炉で合計3,156,720Ｌ)。
さらに，1～7号炉における使用済燃料プールへの適宜の注水と，火災が発生した号炉での消火活動に対して，保守的に消防車（注水と消火でそれぞれ1台）の7日間の運転継続を仮定すると6,048Ｌ*が必要となる。
加えて，免震棟ガスタービン発電機及びモニタリングポスト用仮設発電機(3台)の7
日間運転継続にも合計約70,896Ｌの軽油が必要となる。
よって，1～7号炉にて合計約4,747,680Ｌの軽油が必要となるが，発電所内で約5,344,000Ｌの軽油を保有しており，7日間の対応は可能である。
＊：保守的に事象発生直後から運転を想定し，燃費は最大負荷時を想定。
c.電源
常設代替交流電源設備による電源供給により，重大事故等の対応に必要な負荷(計器類)に電源供給が可能である。なお，常設代替交流電源設備による給電ができない
場合に備え，デジタルレコーダ接続等の手順を用意している。
(4)柏崎刈羽 6,7 号炉の重大事故時対応への影響について「(3)評価結果」に示すとおり，重大事故発生時に必要となる対応操作は，各号炉の中央制御室に常駐している運転員，自衛消防隊，緊急時対策要員及び 10 時間以降の発電所外からの参集要員にて対応可能であることから，6,7 号炉の重大事故に対応する要員に影響を与えない。
また，資源については，6,7 号炉で使用する資源を考慮しても，発電所内で保有している資源にて 7 日間の対応が可能である。
以上のことから，柏崎刈羽 1～5 号炉に重大事故等が発生した場合にも，柏崎刈羽 6,7号炉の重大事故時対応への影響はない。

104

28

105

29

・「想定事故 2（使用済燃料プール漏えい）」※1

・「崩壊熱除去機能喪失(取水機能が喪失した場合)」・使用済燃料プールでのスロッシング発生

・全交流電源喪失

・「想定事故 2（使用済燃料プール漏えい）」※1

・「LOCA 時注水機能喪失」

・使用済燃料プールでのスロッシング発生

・全交流電源喪失※2

・「想定事故 2（使用済燃料プール漏えい）」※1

・「雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧・過温破損)」

・使用済燃料プールでのスロッシング発生

・全交流電源喪失

・「想定事故 2（使用済燃料プール漏えい）」※1

・「崩壊熱除去機能喪失(取水機能が喪失した場合)」・使用済燃料プールでのスロッシング発生

・全交流電源喪失

6,7 号炉・内部火災（1 つの号炉）※3

・使用済燃料プールでのスロッシング発生

・全交流電源喪失※2

1～5 号炉※1 サイフォン現象による漏えいは，各号炉（１～７号炉）のサイフォン発生防止用の逆止弁及びサイフォンブレーク孔により停止される。
したがって，この漏えいによる影響はスロッシングによる溢水に包絡されるため，使用済燃料プールからの漏えいは，スロッシングによる漏えいを想定する。
※2 燃料については消費量の観点から非常用ディーゼル発電機の運転継続を想定する。
※3 6,7 号炉は火災防護措置が強化されることから，1～5 号炉での内部火災を想定する。また，1～5 号炉で複数の内部火災を想定することが考えられるが，時間差で発生することを想定し，全交流電源喪失及び使用済燃料プールでのスロッシングと同時に発生する内部火災としては 1 つの号
炉とする。ただし，消火活動に必要な水源は，5 プラント分の消費を想定する。

電源

燃料

水源

要員

項目

表１ 想定する各号炉の状態

30

106

○燃料
常設代替交流電源設備：約 859,320Ｌ（1,705Ｌ/h×24h×7 日×3 台）－

各注水系による SFP または原子炉運転員及び 10 時間への給水を行い，停止中の炉心燃料以降の発電所外からや使用済燃料からの崩壊熱の継続の参集要員的な除去を行う

緊急時対策要員及び運転員
10 時間以降の発電所
外からの参集要員

常設代替交流電源設備による給電・受電操作を実施する

消防車及び常設代替交流電源設備に給油を行う各注水系による SFP または原子炉への給水（復水補給水系や燃料プー
ル補給水系，消火系，消防車
による SFP 給水／
復水補給水系や残留熱除去
系，消火系，消防車による原子炉給水）

常設代替交流電源設備による給電

燃料給油作業○燃料
消防車：15,120Ｌ(18Ｌ/h×24h×7 日×5 台)※6,7 号炉については有効性評価「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」で想定している水源も含む

建屋内での火災を想定し，当該火災
自衛消防隊に対する現場確認・消火活動を実施(運転員を含む)する○水源180m3（36m3/プラント×5 プラント）○燃料
消防車：3,024Ｌ(18Ｌ/h×24h×7 日×1 台)○水源（詳細は表 3 参照）
1 号炉：約 98m3
2 号炉：約 96m3
3 号炉：約 123m3
4 号炉：約 90m3
5 号炉：約 87m3
6 号炉：約 8,816m3
7 号炉：約 9,035m3

－

必要な資源

内部火災に対する消火活動(火災発生した号炉のみ)必要となる対応操作
対応操作概要対応要員
非常用ディーゼル発電機等
非常用ディーゼル発電機等の現場の現場確認，直流電源の負荷 の状態確認および，直流電源の延命 運転員
制限のための負荷制限を実施する

表 2 柏崎刈羽 1～5 号炉に重大事故等が発生した場合の対応操作及び必要な要員及び資源

107

31

ＫＫ４
停止中
炉
ＳＦＰ

2,574

2,601

189

123

33

14

830

2,511

249

90

43

18

830

32

807

32

81

-

0

各重要
事故
シーケ
ンスに
よる

885

515

55

100

41

1,516

148

896

26

11

620

スロッシングによる漏洩+SBO

スロッシング
による漏洩
+SBO

830

NWL

各重要
事故
シーケ
ンスに
よる

1,735

158

905

24

10

830

スロッシング
による漏洩
+SBO

NWL

未開放（プール
ゲート閉）

装荷済

ＫＫ７
運転中
炉
ＳＦＰ

※「必要な注水量①」：スロッシング後の蒸発による水位低下防止に必要な注水量。
「必要な注水量②」：通常水位までの回復に必要な注水量。
※１～5 号炉の溢水量は，6，7 号炉の評価結果に基づきプールからのスロッシングによる溢水量を設定（１～５号炉の燃料プールは 6，7 号炉に比べて保有水量やプール表面積が小さ
いため溢水量は少なくなると考えられる）。
また,必要な注水量は原子炉開放状態（プールゲート状態）を考慮して評価。

2,286

必要な注水量②[m3@168h]

235

96

98

634

43

79

事故発生から
TAF到達までの時間[hour]

18

33

65℃到達までの時間[hour]
100℃到達までの時間[hour]
必要な注水量①[m3@168h]

830

830

スロッシング溢水量[m3]

SBO

スロッシングに スロッシングに スロッシングに スロッシングによる漏洩+SBO よる漏洩+SBO よる漏洩+SBO よる漏洩+SBO

未開放（プール
ゲート閉）

装荷済

ＫＫ６
運転中
炉
ＳＦＰ

NWL

未開放（プール
ゲート閉）

想定するプラン
トの状態

開放（プール
ゲート開放）

ウェル満水
ウェル満水
ウェル満水
ウェル満水
ＮＷＬ付
近
（プールＮＷＬ） （プールＮＷＬ） （プールＮＷＬ） （プールＮＷＬ）

開放（プール
ゲート開放）

装荷済

ＫＫ５
停止中
炉
ＳＦＰ

水位

開放（プール
ゲート開放）

全燃料取り出し 全燃料取り出し 全燃料取り出し

ＫＫ３
停止中
炉
ＳＦＰ

開放（プール
ゲート開放）

装荷済

ＫＫ２
停止中
炉
ＳＦＰ

原子炉開放状
態

炉心燃料

ＫＫ１
停止中
炉
ＳＦＰ

表 3 各号炉の必要な水量（平成 26 年 10 月時点での崩壊熱により計算）

32

108

給電設備

注水設備

－

－

ＧＴＧ

電源車

－

消防車

1

３（１）

ＭＵＷＣ

ＤＤ ＦＰ

３（１）

ＲＨＲ

ＫＫ１

３（１）

３（１）

ＫＫ３

３（１）

３（１）

ＫＫ４

－

－

－

－

－

－

－

－

－

1

３（１）

３（１）

ＫＫ５

必要な台数に対して 十分時間余裕があるため、１台を用い十分な台数を保有て、必要な箇所に順次注水を実施して（1）いくことが可能ＫＫ１～４は共通の消火ポンプを使用、ＫＫ５～７は共通の消火ポンプを使用。
十分時間余裕があるため、１台を用いて、必要な箇所に順次注水を実施していくことが可能

ＳＢＯ時はＧＴＧや電源車による給電を実施することで使用可能

ＳＢＯ時はＧＴＧによる給電を実施する
ことで使用可能
電源負荷を考慮して、記載は設置台数であり、（）内は必要台数
備考

必要な台数に対して 十分時間余裕があるため、１台を用い十分な台数を保有て、必要な箇所に順次注水を実施して（1）いくことが可能共通設備
３台の内、ＫＫ６，７で用３台（２台予備があり、６，７号の対応にいなかったものを使用
は１台のみで対応可能である）

－

－

－

共通

表４ １～５号炉の注水及び給電に用いる設備の台数

－

－

－

ＫＫ１と共通 ＫＫ１と共通 ＫＫ１と共通

３（１）

３（１）

ＫＫ２

109

33

A,

（B）

－

－

２人※２

（２人）※２
c, d

（１人）
a

－

（２人）

緊急時対策要員にて対応（２人）
C, D （ 又 は b, e , B)

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

自衛消防隊にて対
応

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

自衛消防隊

機能回復

機能回復

30分

50分

９

適宜実施
適宜実施

適宜実施
適宜実施

適宜実施

適宜実施

適宜実施

適宜実施

11

13

14

15

対応可能な要員により、対応する対応可能な要員により、対応する

備考

図 1 １～５号炉における各作業と所要時間

また，時間差で発生する複数の内部火災に対しては，自衛消防隊が火災現場を都度移動することにより，現在の想定する要員での対応が可能である。

在の想定する要員での対応が可能である。

側の事故対応が収束に向かっている状態での対応となり，緊急時対策要員や参集要員により対応可能である。またプラント状態の監視においても，原子炉側で期待している運転員が併せて使用済燃料プール側を監視できるため，現

なお，６，７号炉において原子炉運転中を想定した場合，原子炉側と使用済燃料プール側との重大事故等対応の重畳も考えられるが，運転中に使用済燃料プールに貯蔵されている燃料の崩壊熱が低いことから（表３参照），原子炉

適宜実施

6,7号炉の作業を優先に適宜実施

6,7号炉の作業を優先に適宜実施

6,7号炉の作業を優先に適宜実施

6,7号炉の作業を優先に適宜実施

参集要員による作業開始

12

経過時間（時間）10

6/7号炉の給電を実施後適宜実施

50分（隣接プラントからの応援が必要な
際は応援が到着してから50分）

消火活動継続実施

10分

８

常設代替交流電源設備による受電SA事象と火災が発生した際の初期消火の体制については今後の検討により見直すこともある（詳細検討中）

１0分

１0分

３

直流電源の負荷制限作業開始

当直長を含む人数

燃料給油作業

常設代替交流電源設備による給電・受電【５号炉の場合】消防車による原子炉給水

消防車による燃料プール給水（復水補給水系等の給水が不可能な場合）

子炉給水【５号炉の場合】
復水補給水系や残留熱除去系、消火系による原復水補給水系や燃料プール補給水系、消火系による燃料プール給水（解析上考慮せず）

非常用ディーゼル発電機

直流電源の負荷制限

非常用ディーゼル発電機の現場確認

消火活動

自衛消防隊を現場誘導

火災現場確認（給電不可能な場合等：デジタルレコーダ接続
等による計器監視）

プラント監視プラント状況判断

【５号炉の場合】消防車による原子炉給水

消防車によるSFP給水（復水補給水系等の給水が不可能な場合）

子炉給水【５号炉の場合】
復水補給水系や残留熱除去系、消火系による原よるSFP給水

復水補給水系や燃料プール補給水系、消火系に非常用ディーゼル発電機（解析上考慮せず）

非常用ディーゼル発電機の現場確認
直流電源の負荷制限

プラント監視（給電不可能な場合等：デジタルレコーダ接続
等による計器監視）

プラント状況判断

操作項目※２）内の数字は他の作業終了後、移動して対応する人員数。

参集要員にて対応

参集要員にて対応

参集要員にて対応（２人）
b , ｄ(又は e ,B)b , ｄ（又は e
, B）

－

－

, B）

参集要員にて対応－－

参集要員にて対応（２人）
b , ｄ（又は e
, B）

（２人）
b , ｄ（又は e

－

－

－

－

な際は応援に期
待b , e (又は B)（2人）
隣接プラントからの応援が必要（1～2人）c , （ d）

－

－

－

d

－

２～３人
a, b , （e）

c,

－

－

－

－

参集要員にて
対応

（２人）
C, D

－

－

参集要員にて
対応

（２人）
C, D

対応

参集要員にて
対応

D

（２人）
C, D

－

C,

－

参集要員にて

－

（２人）

－

－

２人
C, D

－

－

－

緊急時対策要員（現場）－応援が必要な際は１名となる

隣接プラントの火災時において

－

－

２人
A, B

（1～２人）

運転員（現場）

実施箇所・必要人員数

運転員
※1
（中操）

2

※１

（

共通

ロッシング並びに火災発生」を想定する号炉「全交流動力電源喪失及び使用済燃料プールのス「全交流動力電源喪失及び使用済燃料プールのス
ロッシング」を想定する
号炉

号機

事象発生

1

２．他号炉における高線量場発生による 6,7 号炉対応への影響(1)想定する高線量場発生
6,7 号炉への対応に必要となる緊急時対策所機能，及び重大事故等対策への影響を確認する観点から，3 号炉又は 5 号炉において使用済燃料プール内の水による放射線遮へいが喪失
し，燃料の露出による高線量場の発生を仮定する。
(2)6,7 号炉対応への影響
3 号炉又は 5 号炉において使用済燃料プール内の燃料の露出により，高線量場が発生した
場合の 6,7 号炉対応への影響を評価した。
a. 緊急時対策所及び 3 号炉原子炉建屋内緊急時対策所における活動への影響
3 号炉原子炉建屋内緊急対策所に最も近い 3 号炉の使用済燃料プールにおいて，高線量場が発生した場合の，緊急時対策所及び 3 号炉原子炉建屋内緊急時対策所での線量率の評価結果を表 4 に示す。線量率の評価結果から，緊急時対策所及び 3 号炉原子炉
建屋内緊急時対策所については，7 日間の滞在でも被ばく線量はそれぞれ 2mSv，0.5mSv 程度であり，6,7 号炉の重大事故等に伴うプルーム通過中及びプルーム通過後の被ばく評価結果（対策要員の 7 日間の実効線量：緊急時対策所にて約 79mSv，3 号炉原子炉建屋内緊急時対策所にて約 30mSv）※を考慮しても重大事故等発生時における活動に影響はない。
※「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧・過温破損)」に示すように，
これらの事故シーケンスにおける 6,7 号炉の格納容器除熱の手段として，格納容器圧力逃がし装置等よりも代替循環冷却を優先して使用する。ただし，ここでは被ばく量を厳しくする観点より 6,7 号炉での同時ベントにより発生するプルーム通過中及びプルーム
通過後の影響を考慮した評価を用いた。
b. 屋外作業への影響
6,7 号炉対応に関する屋外作業としては，3 号炉原子炉建屋内緊急時対策所への参集などのアクセスや，6,7 号炉の重大事故等への対応作業がある。図 2～図 4 に，3 号炉
又は 5 号炉で高線量場が発生した場合の線量率の概略分布を示す。
1) 3 号炉原子炉建屋内緊急時対策所への参集・作業への影響
3 号炉原子炉建屋内緊急時対策所については，緊急時対策所からの移動は最短で15 分であり，移動中の線量率と移動時間をそれぞれ 15mSv/h，1 時間と仮定しても被ばく線量は 15mSv となる。したがって，重大事故等発生時における活動が可能である。
2) 6,7 号炉の重大事故等への対応作業への影響
11034

図 4 に示すように，6,7 号炉の重大事故等への対応作業のうち，比較的時間を要する操作として代替原子炉補機冷却系の準備操作（資機材配置及びホース布設，起動及び系統水張り）が想定されるが，5 号炉の使用済燃料プールに近い 6 号炉での当該操作場所での線量率は，図 4 に示す線量率を内挿すると約 7mSv/h となる。当該操
作の想定操作時間は 10 時間又は 11 時間であること，及びこの想定操作時間には当
該操作場所への移動時間が含まれていること，あるいは参集要員による操作要員の交代も可能であることから，重大事故等発生時における活動が可能である。
表 4 線量率評価結果※（緊急時対策所及び 3 号炉原子炉建屋内緊急時対策所）
評価点
緊急時対策所
3 号炉原子炉建屋内
緊急時対策所

直接線

スカイシャイン線

合計（mSv/h）（mSv/h）（mSv/h）

4.1×10-9

9.9×10-3

9.9×10-3

5.4×10-8

2.4×10-3

2.4×10-3※：使用済制御棒の線源強度を添付資料 4.1.2 と同じにした場合の評価結果

111

35

図 2 線量率の概略分布（3 号炉での高線量場発生）

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112

36

図 3 線量率の概略分布（5 号炉での高線量場発生）

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113

37

図 4 線量率の概略分布（5～7 号炉周辺）

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114

38

３．まとめ
上記１．及び２．に示すとおり，高線量場の発生を含め，柏崎刈羽 1～5 号炉に重大事故等が発生した場合にも，柏崎刈羽 6,7 号炉の重大事故時対応への対応は可能である。

115

39

【補足】使用済燃料プール内の燃料が露出した場合の線量評価
１．評価条件（１）使用済燃料の計算条件
使用済燃料プール内のラックに燃料が全て満たされた状態を仮定し，その時の燃料を線源とする。
計算条件を以下に示す。
○線源形状：使用済燃料プール内のラックの全てに燃料が満たされた状態○線量材質：下表の材質とする。
評価項目

線源

材質

密度(g/cm3)

UO2

燃料

1.56

SUS
スカイシャイン線

燃料上部構造物

インコネル

0.527

ジルカロイ
直接線

制御棒

水

0.958

燃料・燃料上部構造物・制御棒

水

0.958

○ガンマ線エネルギ:計算に使用するガンマ線は，エネルギ 18 群（ORIGEN 群構造）とする＊。
＊ORIGEN 群構造での分類。ガンマ線のエネルギ毎に異なる遮へい能力を正しく評価するため，18 のエネルギスペクトルの群に各核種を分類し，群毎の放射線量や線源強度を算出するもの○線源強度は，以下の条件で ORIGEN2 コードを使用して算出した。
・燃料照射期間：1,915 日(燃焼度 50GWd/t 相当の値)
・燃料組成：STEPⅢ 9×9A 型 (低 Gd)
・濃縮度：(wt.%)(kg)

・U 重量：燃料一体あたり
・停止後の期間：1,000 日○計算モデル：直方体線源

線量率計算は QAD-CGGP2R コードを用いておりその評価モデルを補足図 1 及び補足
図 2 に示す。また，計算により求めた線源強度を補足表 1 及び補足表 2 に示す。

116

40

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補足図 1 使用済燃料の線量率計算モデルと遮へい条件（平面図）

使用済制御棒補足図 2 使用済燃料の線量率計算モデルと遮へい条件（断面図）

117

41

補足表 1 使用済燃料の線源強度
ガンマ線
群

燃料線源強度エネルギ(cm-3・s-1)

（MeV）
1

1.00×10-2

1.19×1010

2

2.50×10-2

2.76×1093

3.75×10-2

2.86×1094

5.75×10-2

2.42×1095

8.50×10-2

1.68×1096

1.25×10-1

1.80×1097

2.25×10-1

1.43×1098

3.75×10-1

8.22×1089

5.75×10-1

1.71×1010

10

8.50×10-1

6.17×10911

1.25×100

9.43×10812

1.75×100

4.19×10713

2.25×100

3.69×10714

2.75×100

1.03×10615

3.50×100

1.32×10516

5.00×100

1.05×10217

7.00×100

1.21×101

18

9.50×100

1.39×100
5.00×1010

合計

補足表 2 燃料上部構造物の線源強度
線源強度

5.6×1016（photons・s-1）

118

42

（２）使用済制御棒の計算条件
使用済燃料プール内の使用済制御棒を線源とする計算条件を以下に示す。
○線源形状：使用済制御棒貯蔵ハンガの全てに使用済制御棒が満たされた状態○線源材料：水(密度 0.958g/cm3)
65℃から 100℃までの飽和水の密度のうち，最小となる 100℃の値を採用○ガンマ線エネルギ：計算に使用するガンマ線はエネルギ 18 群(ORIGEN 群構造)とす
る＊。
＊ORIGEN 群構造での分類。ガンマ線のエネルギ毎に異なる遮へい能力を正しく評価するため，18 のエネルギスペクトルの群に各核種を分類し，群毎の放射線量や線源強度を算出するもの○線源強度は，使用済制御棒を高さ方向に 3 領域に分割しモデル化している。使用済
制御棒中間部は制御棒を挿入時(照射期間 426 日)にのみ，使用済制御棒上部と下部は挿入時と引き抜き時(照射期間 1,278 日)の間，炉心下部の出力ピーキングに応じた中性子が照射されるものとする。
制御棒のタイプは Hf タイプ，冷却期間は 1,000 日，全貯蔵本数は 204 本とした。
○計算モデル：直方体線源
線量率計算は QAD-CGGP2R コードを用いておりその評価モデルを補足図 3 及び補足
図 4 に示す。また，計算により求めた線源強度を補足表 3 に示す。

119

43

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補足図 3 使用済制御棒の線量率計算モデル（平面図）

補足図 4 使用済制御棒の線量率計算モデル（断面図）

120

44

補足表 3 使用済制御棒の線源強度
ガンマ線

制御棒上部

制御棒中間部

制御棒下部

エネルギ

線源強度

線源強度

線源強度

（MeV）

(cm-3・s-1)(cm-3・s-1)(cm-3・s-1)

11.00×10-2

6.23×107

2.90×107

1.41×1082

2.50×10-2

6.87×106

2.49×106

1.52×1073

3.75×10-2

3.90×106

1.61×106

8.65×1064

5.75×10-2

4.39×106

2.33×107

9.73×10658.50×10-2

1.73×106

2.65×106

3.83×1066

1.25×10-1

6.63×105

4.64×106

1.47×1067

2.25×10-1

2.19×105

6.41×106

4.85×1058

3.75×10-1

6.15×104

3.88×104

1.36×10595.75×10-1

5.01×104

5.86×104

1.11×10510

8.50×10-1

1.56×108

6.87×107

3.66×10811

1.25×100

1.49×109

4.84×108

3.30×10912

1.75×100

8.49×102

4.02×102

1.87×10313

2.25×100

7.88×103

2.50×103

1.75×10414

2.75×100

2.44×101

9.04×100

5.41×10115

3.50×100

8.25×10-12

1.86×10-1

1.90×10-11

16

5.00×100

0.00×100

1.23×10-5

0.00×100177.00×100

0.00×100

1.42×10-6

0.00×10018

9.50×100

0.00×100

1.63×10-7

0.00×100

合計

1.72×109

6.23×108

3.84×109

群※遮へい計算で設定した使用済制御棒を線源とした計算モデルでは，気中に露出した使用済制御棒は遮へい性能の低い水としている。また，使用済制御棒と使用済制御
棒の間にも線源があるものとしていることや使用済制御棒自体に十分な自己遮へいがあることなどから保守的なモデルとなっている。

121

45

（３）線量率の計算
直接線は，添付資料 4.1.2「『水遮へい厚に対する貯蔵中の使用済燃料からの線量率』の算出について」における「3.線量率の評価」に示す方法で計算している。また，スカイシ
ャイン線の計算に当たっては，実績のある G33-IE コードを使用した。
直接線及びスカイシャイン線の計算モデル及び遮へい条件を前述の補足図 1～補足図 4，及び以下の補足図 5～補足図 9 に示す。

補足図 5 線量率計算モデル（平面図）

122

46

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。

補足図 6 線量率計算モデルと緊急時対策所の遮へい条件（平面図）

補足図 7 線量率計算モデルと緊急時対策所の遮へい条件（断面図）

123

47

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。

補足図 8 線量率計算モデルと 3 号炉原子炉建屋内緊急時対策所の遮へい条件（平面図）

補足図 9 線量率計算モデル（断面）

124

48

２．線量率の評価結果
使用済燃料プール内の燃料が露出した場合の屋外における線量率を補足表 4 に示す。
また，使用済燃料プール内の燃料の露出が 3 号炉で発生することを想定した場合の緊急時対策所及び 3 号炉原子炉建屋内緊急時対策所における線量率を補足表 5 に示す。
補足表 4 線量率評価結果（屋外）
線源からの

直接線

スカイシャイン線

合計

距離(m)

（mSv/h）（mSv/h）（mSv/h）150

3.1×10-6

11

11

2

80

1.0×10-6

15

15

3

200

9.2×10-8

5

5

4

500

3.9×10-9

0.22

0.22

5

1,000

1.2×10-10

1.5×10-3

1.5×10-3※※：使用済制御棒の線源強度を添付資料 4.1.2 と同じにした場合の評価結果
補足表 5 線量率評価結果※（緊急時対策所及び 3 号炉原子炉建屋内緊急時対策所）
評価点
緊急時対策所
3 号炉原子炉建屋内
緊急時対策所

直接線

スカイシャイン線

合計（mSv/h）（mSv/h）（mSv/h）

4.1×10-9

9.9×10-3

9.9×10-3

5.4×10-8

2.4×10-3

2.4×10-3※：使用済制御棒の線源強度を添付資料 4.1.2 と同じにした場合の評価結果

125

49

【参考】使用済燃料プール水瞬時全喪失時の使用済燃料の冷却性について
使用済燃料プールの保有水が全喪失した場合であっても，崩壊熱量が小さいときには，露出した使用済燃料が，空気の自然対流により冷却される場合が考えられる。
これらの検討は，建屋が損壊している福島第一原子力発電所４号炉の燃料プールの状態（大気開放）を想定した評価※1,2 やオペレーティングフロアを考慮した評価※3 が実施されている。
ここでは，より自然対流の空気冷却が厳しくなるオペレーティングフロアについても考慮した評価について示す。
オペレーティングフロアを考慮した評価
電力中央研究所による使用済燃料プールの事故時の過渡解析※によると，使用済燃料プールにおいて瞬時の LOCA が発生しても，使用済燃料プール内の全崩壊熱が約 1MW 以下の場合，気相の自然循環冷却と使用済燃料プール壁への輻射伝熱により被覆管の健全性は維持されるとしている（参考図 1，参考図 2）。
なお，本解析モデルでは，ヒートシンクとして設定している使用済燃料プールの天井部
分は，使用済燃料プール床面積と同じ断面積で模擬しており，実際のオペレーティングフ
ロアに比べて非常に小さく，建屋からの放熱の観点からは保守的な設定となっている。また，空調設備には期待していない。使用済燃料ラックについては高密度型燃料ラックをモデル化しており，燃料間ピッチは 1～5 号炉のラックと比較し，同等若しくは保守的となっている。
現在の 1～5 号炉における使用済燃料プール内の燃料集合体の全崩壊熱は，参考表 1 に示
すとおり，各号炉とも 1MW 未満と低く，評価での想定より建屋の壁面の除熱を多く考慮できることから，使用済燃料は空気の自然対流による冷却でも健全性が維持されるものと考えられる。
※１：Analysis of Fuel Heat-up in a Spent Fuel Pool during a LOCA 平成 24 年 7 月 24
日，JNES「使用済燃料プール瞬時 LOCA 時の燃料被覆管温度の解析」
東京電力（株）福島第一原子力発電所事故に関する技術ワークショップ※２：Detailed analysis of the accident progression of Units 1 to 3 by using MAAP code
平成 24 年 7 月 23 日 ，東京電力株式会社「１Fー4 の使用済燃料プール瞬時 LOCA 時(LOCA)及び冷却機能喪失時の蒸発による水位低下(Non-LOCA)発生による PCT（MAAP）」※３：使用済燃料プールの事故時冷却特性評価―MAAP コードを用いた冷却機能及び冷却材喪失事故解析－（研究報告：L12007） 平成 25 年 5 月，電力中央研究所

126

50

参考表 1 使用済燃料の崩壊熱の比較

項目

解析
ケース

1 号炉

2 号炉

3 号炉

4 号炉

5 号炉

全 崩 壊熱
（MW）

1.01

約 0.5

約 0.5

約 0.5

約 0.4

約 0.5

集合体
1 体当た
り(kW)

0.84

約 0.5

約 0.3

約 0.6

約 0.3

約 0.5

備考
1～5 号炉：平成 27 年 1
月時点
1～5 号炉：平成 27 年 1
月時点

参考図 1 解析モデル

127

51

参考図 2 崩壊熱を変化させた時の燃料チャンネル最高
温度の比較（プール水瞬時全量喪失を仮定）

128

52

11.運転操作手順書における重大事故対応について
有効性評価の各シナリオについて，運転操作手順書における重大事故対応についてフロー図に示す。

12953

高圧・低圧注水機能喪失【事故対応操作補足事項】
Ａ：「給水全喪失」事故発生
ＡＯＰの「給水全喪失」により対応する。
原子炉水位低信号によりスクラムしＥＯＰへ移行して対応するが、その他の必要な操作でＥＯＰに記載のない操作は引き続きＡＯＰ「給水全喪失」事故手順で対応する。
Ｂ：ＥＯＰ「スクラム」制御
最初に「原子炉出力」制御にて原子炉の停止状態を確認する。続いて「原子炉水位」「原子炉圧力」「タービン・電源」の制御を並行して行う。また、「格納容器制御導入」を継続監視する。
全給水喪失により原子炉水位Ｌ３維持不可のため「水位確保」 制御へ移行する。
Ｃ：ＥＯＰ「水位確保」制御
プラント状態を的確に把握し、作動すべきものが作動していない場合は手動作動させる。
原子炉水位Ｌ３～Ｌ８が維持できない場合は代替注水系を準備する。
代替注水系２台以上起動を確認し「急速減圧」制御へ移行
する。
Ｄ：ＥＯＰ「急速減圧」制御
注水可能系統を確認し、ＡＤＳ全弁開放し原子炉を減圧する。
減圧後は原子炉水位計が正常であることを確認する。
原子炉水位計正常を確認後「水位回復」制御へ移行する。
Ｅ：ＥＯＰ「水位回復」制御
原子炉減圧によりＭＵＷＣによる代替注水が開始され原子炉水位が上昇することを確認する。
ＴＡＦを下回っていた時間を測定し「最長許容炉心露出時間」を確認する。
ＴＡＦ以上で安定していることを確認後「水位確保」制御へ移行する。
Ｆ：ＥＯＰ「水位確保」制御
ＭＵＷＣによる代替注水により、原子炉水位をＬ３～Ｌ８で維持するように制御する。
ＭＵＷＣによる代替注水によりＬ３～Ｌ８維持可能を確認
後「スクラム」制御へ移行する。
Ｇ ：ＥＯＰ「ＰＣＶ圧力制御」
格納容器の圧力を監視し適時格納容器スプレイ及び格納
容器ベントを実施する。
ＲＨＲによる格納容器スプレイが実施不可の場合はＭＵＷＣ
代替格納容器スプレイを実施する。代替格納容器スプレイ実
施時に原子炉水位がＬ３まで低下した場合は代替格納容器
スプレイを停止し、原子炉注水を開始する。原子炉水位がＬ８まで回復した後原子炉注水を停止し、代替格納容器スプレイを再開する。
Ｓ／Ｐ圧力「１８０kPa[gage]」到達時、代替格納容器スプレイを実施する。
Ｓ／Ｐ圧力「３１０kPa[gage]」到達時、格納容器ベントを実施する。

図１「高圧・低圧注水機能喪失」事故対応フロー13054高圧注水・減圧機能喪失【事故対応操作補足事項】
Ａ ：「給水全喪失」事故発生
ＡＯＰの「給水全喪失」により対応する。
原子炉水位低信号によりスクラムしＥＯＰへ移行して対応するが、その他の必要な操作でＥＯＰに記載のない操作は引き続きＡＯＰ「給水全喪失」事故手順で対応する。
Ｂ：ＥＯＰ「スクラム」制御
最初に「原子炉出力」制御にて原子炉の停止状態を確認する。続いて「原子炉水位」「原子炉圧力」「タービン・電源」の制御を並行して行う。
また、「格納容器制御導入」を継続監視する。
全給水喪失により原子炉水位Ｌ３維持不可のため「水位確保」 制御へ移行する。
Ｃ：ＥＯＰ「水位確保」制御
プラント状態を的確に把握し、作動すべきものが作動していない場合は手動作動させる。
原子炉水位低下により原子炉水位Ｌ１にて低圧注水系統起動を確認する。
高圧注水系統なしにより原子炉水位「ＴＡＦ以上維持不可」のため「水位回復」制御へ移行する。
Ｄ：ＥＯＰ「水位回復」制御
ＴＡＦを下回っていた時間を測定し「最長許容炉心露出時間」を確認する。
ＳＡ－ＡＤＳにより４弁急速減圧を確認後「急速減圧」制御へ移行する。
Ｅ ：ＥＯＰ「急速減圧」制御
Ｌ１到達＋低圧注水系統起動＋１０分後、ＡＤＳ４弁が自動開放し原子炉を減圧する。
減圧後は原子炉水位計が正常であることを確認する。
原子炉水位計正常を確認後「水位回復」制御へ移行する。
Ｆ：ＥＯＰ「水位回復」制御
原子炉減圧により低圧注水系統による注水が開始され原子炉水位が上昇することを確認する。
ＴＡＦを下回っていた時間を測定し「最長許容炉心露出時間」を確認する。
ＴＡＦ以上で安定していることを確認後「水位確保」制御へ移行する。
Ｇ：ＥＯＰ「水位確保」制御
Ｃの時と同様に、原子炉水位をＬ３～Ｌ８で維持するように制御する。
低圧注水系統による注水によりＬ３～Ｌ８維持可能を確認後「 スクラム」制御へ移行する。
Ｈ：ＥＯＰ「Ｓ／Ｐ温度制御」
ＲＨＲにより原子炉水位をＬ３～Ｌ８で維持するように制御し、ＲＨＲによりサプレッションプール水冷却を実施する。

図２「高圧注水・減圧機能喪失」事故対応フロー13155

全交流動力電源喪失【事故対応操作補足事項】
Ａ：「外部系統事故」発生
ＡＯＰの「全交流電源喪失」により対応する。
全交流電源喪失によりスクラムしＥＯＰへ移行して対応する
が、その他の必要な操作でＥＯＰに記載のない操作は引き続きＡＯＰ「全交流電源喪失」事故手順で対応する。
Ｂ：ＥＯＰ「スクラム」制御
最初に「原子炉出力」制御にて原子炉の停止状態を確認する。続いて「原子炉水位」「原子炉圧力」「タービン・電源」の制御を並行して行う。
また、「格納容器制御導入」を継続監視する。
全交流電源喪失により原子炉水位Ｌ３維持不可のため「水位確保」制御へ移行する。
Ｃ：ＥＯＰ「水位確保」制御
原子炉水位Ｌ２にてＲＣＩＣが自動起動し、ＲＣＩＣにより注水が開始され原子炉水位が上昇することを確認する。
原子炉水位をＬ３～Ｌ８で維持するように制御する。※１※１解析では原子炉水位をＬ２～Ｌ８で維持する。
Ｄ：ＥＯＰ「ＰＣＶ圧力制御」
全交流電源喪失のため、ＲＨＲによる格納容器スプレイが実施できないため、格納容器の圧力を監視し格納容器ベントを実施する。
Ｓ／Ｐ圧力「３１０KPa[gage]」到達時、格納容器ベントを実施する。
Ｅ：ＥＯＰ「Ｓ／Ｐ温度制御」
常設代替交流電源設備（ＧＴＧ）による非常用電源回復が完了したのを確認し、ＲＨＲによるサプレッションプール水冷却を実施する。
サプレッションプール水冷却起動完了確認後、格納容器ベントを停止する。
S/P水熱容量制限値以下に維持できない為、「急速減圧」制御に移行するが、注水機能がＲＣＩＣのみのため、ＭＵＷＣポン
プ2台起動確認及び原子炉水位高（Ｌ8）でＲＣＩＣが原子炉注水を停止したことを確認後、「急速減圧」制御に移行する※２※２ 実際の操作においては、ＲＨＲ系による原子炉注水も実施するが、解析ではＲＨＲ系はサプレッションプール水冷却のみに使用するとしている
Ｆ：ＥＯＰ「急速減圧」制御
注水可能系統を確認し、ＡＤＳ２弁開放し原子炉を減圧する。
※３
減圧後は原子炉水位計が正常であることを確認する。
原子炉水位をＬ３～Ｌ８で維持するように制御する。
ＴＡＦを下回っていた時間を測定し「最長許容炉心露出時間」を確認する。
※３ 実際の操作ではＡＤＳ全弁開放するが、解析では減圧するための最小弁数２弁にて減圧する。

図３「全交流動力電源喪失」事故対応フロー
132

56

15. 格納容器スプレイ時の下部ドライウェル水位上昇の影響について
1.はじめに重大事故等において，格納容器スプレイを実施するとサプレッション・チェンバ水位が上昇し，リターンラインを通じて下部ドライウェルに流れ込み，下部ドライウェル水位を上昇させる。ここでは下部ドライウェル水位が形成される影響について考察する。
2.下部ドライウェル水位上昇に伴う影響について
下部ドライウェル水位が上昇するシナリオとして，図 1 に崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）の重要事故シーケンスにおけるサプレッション・チェンバ水位と下部
ドライウェルの関係を示す。本重要事故シーケンスでは，事象開始約 5 時間後に格納容器
スプレイが開始され，事象開始約 25 時間後に格納容器スプレイを停止する。
格納容器スプレイによりスプレイされた水は，図 2 に示すようにサプレッション・チェ
ンバからリターンラインを通じて下部プレナムに落下し，下部ドライウェルの水位を上昇させる。更に事象開始後約 25 時間後に格納容器スプレイを停止すると，ドライウェルとウェットウェルの間に圧力差が生じ，その影響で下部ドライウェルの水位は低下する。
下部ドライウェルに水位が形成されても，当面の事象対応に影響しないが，所員用エアロック(7.55m)を通じた下部ドライウェルのアクセスが不可能となるため，長期的には仮設ポンプ等を用いた水抜きが必要となる。
なお，連通孔ダクトを通じて上部ドライウェル及び下部ドライウェルが通気されるため，局所が加圧される恐れはない。

20

下部ドライウェルベントライン(約17m)

ドライウェルとウェットウェルの圧力差により，水位低下

真空破壊装置(約14m)

15

格
納
容
器
内
水
位

サプレッション・チェンバ10

リターンライン(ｍ)

リターンラインを通じて，
下部プレナム部に流入し，水位上昇

5（サプレッションプール床を基準とした水位）
0
0

10

20

30

40

事故後の時間(ｈ)JOB No.MA404K-7TW--AF7G004

図１：サプレッション・チェンバ水位と下部ドライウェル水位の関係(崩壊熱除去機能喪失(取水機能が喪失した場合))

156

57

図 2：格納容器の構造図(ABWR)

157

58

補足説明資料
26. 内部事象 PRA における主要なカットセットと FV 重要度に照らした重大事
故等防止対策の対応状況

各事故シーケンスグループに分類される事故シーケンスについて，炉心損傷
又は格納容器破損に至る要因をカットセットレベルまで展開し，炉心損傷頻度
又は格納容器破損頻度への寄与割合の観点で整理し，主要なカットセットに対する重大事故防止対策の対応状況等を確認した。
また，事故シーケンスグループ別に FV 重要度※を評価し，FV 重要度が高い
基事象に対する重大事故防止対策の対応状況等を確認した。
※ Fussell-Vesely 重要度(FV 重要度)
炉心損傷の発生を仮定した時に，当該事象の発生が寄与している割合を表す指標。特定の機器の故障や人的過誤の発生確率を低減することにより，どれ程の安全性の向上が望めるかを示す指標とみることもできる。プラントのリスクの低減を図る際に注目すべき機器等の候補を同定する際に有用な指標。
以下に，内部事象運転時レベル 1PRA，内部事象運転時レベル 1.5PRA，内部
事象停止時レベル 1PRA それぞれのカットセットの分析結果及び内部事象運転時レベル 1PRA，内部事象停止時レベル 1PRA において FV 重要度が高い基事象に対する重大事故防止対策の対応状況の確認結果を示す。

221

59

１．内部事象運転時レベル 1PRA
1-1. 主要なカットセットに照らした重大事故等防止対策の対応状況の確認(1) 選定条件
事故シーケンスの種類によっては展開されるカットセットが無数に存在するため，ここでは，各事故シーケンスについて以下の基準を基に主要なカットセットを抽出した。
・主要な事故シーケンス※のうち，最も炉心損傷頻度の大きな事故シーケ
ンスについて，上位 3 位までのカットセット
各事故シーケンスにおける主要なカットセット及び炉心損傷防止対策の整備状況等を第 1-1 表に示す。
※

主要な事故シーケンスは，同じ事故シーケンスグループに含まれる
複数のシーケンスを，シーケンスの上の主な特徴に着目して詳細化して分類したもの。

(2) 主要なカットセットの確認結果
第 1-1 表に示した通り，一部に炉心損傷防止が困難な事故シーケンスが存在するものの，大半の事故シーケンスに対しては，主要なカットセット
レベルまで展開しても，整備された重大事故等防止対策により炉心損傷を防止できることを確認した。
一方，事故シーケンスグループのうち，「高圧注水・減圧機能喪失」，「全
交流動力電源喪失」，「LOCA 時注水機能喪失」に含まれる一部の事故シー
ケンスにおいて，故障モードによっては有効性評価で考慮した対策では対応できない場合があることを確認した。
(3) カットセットを踏まえた事故シーケンスへの対策の対応性
今回の分析では，各事故シーケンスグループのうち，主要な事故シーケ
ンスそれぞれについて支配的なカットセットを確認し，対策の有効性を定性的に考察した。支配的なカットセットであっても，事故シーケンスグル
ープ全体の炉心損傷頻度(CDF)に対しては小さな割合となる場合もある。このため，今回確認したカットセットの CDF の合計が事故シーケンスグルー
プの CDF に占める割合は事故シーケンスグループ毎に異なり，約 27～76%の幅が生じた。また，全 CDF から見ると，「崩壊熱除去機能喪失」のシー
ケンスグループが約 99.9%を占めており，今回，「崩壊熱除去機能喪失」については CDF の約 66%のカットセットを確認したことから，全 CDF に対しても，約 66%のカットセットを確認し，対策の有効性を定性的に確認したものと整理できる。
222

60

また，
「崩壊熱除去機能喪失」は除熱機能の喪失によって格納容器が先行破損し，炉心損傷に至るシーケンスグループであることから，対策としては除熱機能の多重化及び多様化が有効であると考えられる。除熱機能については，大気を最終ヒートシンクとする耐圧強化ベント系や格納容器圧力逃がし装置を設置し，その機能を多様化している。耐圧強化ベント系や格
納容器圧力逃がし装置は残留熱除去系等に対して独立な系統であり，共通原因による機能喪失のリスクを可能な限り低減している。このことから，
全 CDF の約 99.9%を占める「崩壊熱除去機能喪失」に対しては CDF の殆どの割合に対して，有効性評価で考慮した対策が有効なものであると考えられる。
(2)で述べた有効性評価で考慮した対策では対応できない場合について，「高圧注水・減圧機能喪失」，「LOCA 時注水機能喪失」のカットセットを確認すると，人的過誤(注水失敗の認知失敗等)と計測制御系の故障(計器や自動起動ロジック故障)の重畳が抽出されている。全 CDF から見た場合，これらのカットセットの頻度は非常に小さな値であるが，これらについて
は，訓練等により人的過誤の発生可能性の低減に努めるとともに，計測制御系の故障時にも，正常に動作・計測されている他の計器・パラメータによってプラントの異常を検知できるよう訓練等による対応能力の向上に努めていく。また，「全交流動力電源喪失」における逃がし安全弁開固着を伴う事故シーケンスは，炉心損傷を防止できないと整理していたシーケンスであって，格納容器破損防止対策で対応する事故シーケンスとして整理していたものである。これについては，カットセットからも，有効性評価で考慮した対策での対応が困難であることが確認された。
上記の通り，人的過誤と計測制御系の故障が重畳する非常に頻度の小さな場合において，有効性評価で考慮した対策では対応できない場合が考えられるものの，有効性評価で考慮した対策と設計基準設備の共用部分(注入弁等)の故障を伴う様なカットセットは，支配的なカットセットとしては抽出されていない。有効性評価で考慮した対策は，基本的に設計基準設備に対して多様化された，独立な系統機能の追加であることから，これらの共用部分の故障を伴うカットセットが支配的なカットセットとして抽出されていない以上，有効性評価で考慮した対策は，殆どのシーケンスに対して有効であると考えられる。また，全 CDF の約 99.9%を占める「崩壊熱除去機能喪失」についても，今回考慮した除熱機能である残留熱除去系に対して，独立かつ多様化された系統である格納容器圧力逃がし装置等が設けられていることから，全 CDF の殆どの割合に対して，有効性評価で考慮した対策が有効なものであると考えられる。

223

61

0.1
0.1
0.1

5.7
4.1
1.8
1.8
1.8
1.8
1.8
3.5
3.5

非隔離事象+S/R 弁再閉鎖失敗+原子炉補機冷却系ポンプ継続運転失敗(共通原因故障)+復水器ホットウェル水
4.2×10-12
位制御失敗

非隔離事象+S/R 弁再閉鎖失敗+原子炉補機冷却海水系ポンプ継続運転失敗(共通原因故障)+復水器ホットウェ
3.0×10-12
ル水位制御失敗

1.3×10-12
TQUVの水補給失敗(現場弁閉失敗に伴う 5 号機原子炉建屋側への誤送水)
過渡事象(高圧・低圧注+S/R 弁再閉鎖失敗 非隔離事象+S/R 弁再閉鎖失敗+原子炉補機冷却系ポンプ継続運転失敗(共通原因故障) +MUWP による CSP へ
水機能喪失)
1.3×10-12+高圧/低圧注水失敗 の水補給失敗(現場弁閉失敗に伴う 5 号機タービン建屋側への誤送水)-10(9.6×10(7.4×10-11 /炉年) 非隔離事象+S/R 弁再閉鎖失敗+原子炉補機冷却系ポンプ継続運転失敗(共通原因故障) +MUWP による CSP へ/炉年)
1.3×10-12の水補給失敗(現場弁閉失敗に伴う 6 号機原子炉建屋側への誤送水)

非隔離事象+S/R 弁再閉鎖失敗+原子炉補機冷却系ポンプ継続運転失敗(共通原因故障) +MUWP による CSP へ
1.3×10-12の水補給失敗(現場弁閉失敗に伴う 6 号機タービン建屋側への誤送水)

非隔離事象+S/R 弁再閉鎖失敗+原子炉補機冷却系ポンプ継続運転失敗(共通原因故障) +MUWP による CSP へ
1.3×10-12の水補給失敗(現場弁閉失敗に伴う 7 号機原子炉建屋側への誤送水)

通常停止+原子炉補機冷却系ポンプ継続運転失敗(共通原因故障)+MUWP による CSP への水補給失敗(現場弁1.5×10-11
閉失敗に伴う 5 号機原子炉建屋側への誤送水)+原子炉隔離時冷却系水源切替操作失敗

通常停止+原子炉補機冷却系ポンプ継続運転失敗(共通原因故障)+MUWP による CSP への水補給失敗(現場弁1.5×10-11
閉失敗に伴う 5 号機タービン建屋側への誤送水)+原子炉隔離時冷却系水源切替操作失敗

224

1.6

3.5
3.5

通常停止+原子炉補機冷却系ポンプ継続運転失敗(共通原因故障)+MUWP による CSP への水補給失敗(現場弁1.5×10-11
閉失敗に伴う 7 号機原子炉建屋側への誤送水)+原子炉隔離時冷却系水源切替操作失敗※1 主要な事故シーケンスの中の支配的なシーケンスに対する分析結果を示す。
※2 主要な事故シーケンスは，同じ事故シーケンスグループに含まれる複数のシーケンスを，シーケンスの上の主な特徴に着目して詳細化して分類したもの。
括弧内は主要な事故シーケンスに含まれるシーケンスの CDF の合計を示す。

1.6

1.6

3.5

1.6

1.6

0.1

0.1

0.3

0.4

通常停止
通常停止+原子炉補機冷却系ポンプ継続運転失敗(共通原因故障)+MUWP による CSP への水補給失敗(現場弁1.5×10-11+高圧/低圧注水失敗 閉失敗に伴う 6 号機原子炉建屋側への誤送水)+原子炉隔離時冷却系水源切替操作失敗-10(4.3×10 /炉年)
通常停止+原子炉補機冷却系ポンプ継続運転失敗(共通原因故障)+MUWP による CSP への水補給失敗(現場弁1.5×10-11
閉失敗に伴う 6 号機タービン建屋側への誤送水)+原子炉隔離時冷却系水源切替操作失敗

非隔離事象+S/R 弁再閉鎖失敗+原子炉補機冷却系ポンプ継続運転失敗(共通原因故障) +MUWP による CSP へ

1.5

非隔離事象+原子炉補機冷却系ポンプ継続運転失敗(共通原因故障)+MUWP による CSP への水補給失敗(現場
1.6×10-12
弁閉失敗に伴う 7 号機原子炉建屋側への誤送水)+原子炉隔離時冷却系水源切替操作失敗

0.2

0.2

1.5

0.2
0.2

1.5

非隔離事象+原子炉補機冷却系ポンプ継続運転失敗(共通原因故障)+MUWP による CSP への水補給失敗(現場
1.6×10-12
弁閉失敗に伴う 5 号機タービン建屋側への誤送水)+原子炉隔離時冷却系水源切替操作失敗

0.2

主要な事故
事故シーケンス
シーケンスへの グループへの寄与割合 (%)
寄与割合 (%)

1.5

(/炉年)

非隔離事象+原子炉補機冷却系ポンプ継続運転失敗(共通原因故障)+MUWP による CSP への水補給失敗(現場
1.6×10-12
弁閉失敗に伴う 5 号機原子炉建屋側への誤送水)+原子炉隔離時冷却系水源切替操作失敗

主要なカットセット

炉心損傷頻度

1.5

主要な事故シーケンス※2

第 1-1 表 事故シーケンスの分析(最小カットセットの抽出)結果(1/7)※1

過渡事象
非隔離事象+原子炉補機冷却系ポンプ継続運転失敗(共通原因故障)+MUWP による CSP への水補給失敗(現場+高圧/低圧注水失敗 弁閉失敗に伴う 6 号機原子炉建屋側への誤送水)+原子炉隔離時冷却系水源切替操作失敗
1.6×10-12-10(1.1×10 /炉年)
非隔離事象+原子炉補機冷却系ポンプ継続運転失敗(共通原因故障)+MUWP による CSP への水補給失敗(現場
1.6×10-12
弁閉失敗に伴う 6 号機タービン建屋側への誤送水)+原子炉隔離時冷却系水源切替操作失敗

事故
シーケンス
グループ

62
・高圧代替注水系
・手動減圧
・低圧代替注
水系(常設)(復水補給
水系)
・代替格納容器冷却スプ
レイ系
・代替原子炉
補機冷却系
(熱交換ユ
ニット+代
替原子炉補
機冷却海水
ポンプ)
・格納容器圧力逃がし装
置・可搬型代替
注水ポンプ(水源補給)

主な対策

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

対策
有効性

225

3.1

10
10

通常停止+S/R 弁再閉鎖失敗+原子炉補機冷却海水系ポンプ継続運転失敗(共通原因故障)+復水器ホットウェル
3.0×10-11
水位制御失敗

<0.1

0.2

0.2

0.2

※1 主要な事故シーケンスの中の支配的なシーケンスに対する分析結果を示す。
※2 主要な事故シーケンスは，同じ事故シーケンスグループに含まれる複数のシーケンスを，シーケンスの上の主な特徴に着目して詳細化して分類したもの。
括弧内は主要な事故シーケンスに含まれるシーケンスの CDF の合計を示す。

0.9

タービン補機冷却系故障+S/R 弁再閉鎖失敗+ECCS デジタル制御系(DTM)故障(共通原因故障)+高圧注水系起3.8×10-14
動操作失敗

44

1.9×10-1233

6.6

2.3×10-12

0.3

8.3

1.4×10-12

サポート系喪失+S/R 弁再閉鎖失敗
タービン補機冷却系故障+S/R 弁再閉鎖失敗+原子炉補機冷却海水系ポンプ継続運転失敗(共通原因故障)+高圧/低圧注水失敗(4.3×10-12 /炉年)

タービン補機冷却系故障+S/R 弁再閉鎖失敗+原子炉補機冷却系ポンプ継続運転失敗(共通原因故障)

タービン補機冷却系故障+ECCS デジタル制御系(DTM)故障(多重故障)+高圧注水系起動操作失敗

0.8

21

3.1

4.4

14

通常停止+S/R 弁再閉鎖失敗+原子炉補機冷却系ポンプ継続運転失敗(共通原因故障)+復水系起動操作失敗

4.4

主要な事故
事故シーケンス
シーケンスへの グループへの寄与割合 (%)
寄与割合 (%)

通常停止+S/R 弁再閉鎖失敗+原子炉補機冷却系ポンプ継続運転失敗(共通原因故障)+復水器ホットウェル水位
通常停止
4.2×10-11
制御失敗+S/R 弁再閉鎖失敗+高圧/低圧注水失敗-11(3.1×10-10 /炉年) 通常停止+S/R 弁再閉鎖失敗+原子炉補機冷却海水系ポンプ継続運転失敗(共通原因故障)+復水系起動操作失敗 3.0×10

(/炉年)
14

主要なカットセット

炉心損傷頻度

4.2×10-11

主要な事故シーケンス※2

第 1-1 表 事故シーケンスの分析(最小カットセットの抽出)結果(1/7(続き))※1

TQUV
タービン補機冷却系故障+ECCS デジタル制御系(DTM)故障(共通原因故障)+高圧注水系起動操作失敗
7.2×10-12(高圧・低圧注
水機能喪失)
サポート系喪失(9.6×10-10 +高圧/低圧注水失敗 タービン補機冷却系故障+原子炉水位計不動作/誤高出力(共通原因故障)+高圧注水系起動操作失敗+低圧注水 2.9×10-12
系起動操作失敗/炉年)(3.5×10-11 /炉年)

事故
シーケンス
グループ

63

・高圧代替注水系
・手動減圧
・低圧代替注
水系(常設)(復水補給
水系)
・代替格納容器冷却スプ
レイ系
・代替原子炉
補機冷却系
(熱交換ユ
ニット+代
替原子炉補
機冷却海水
ポンプ)
・格納容器圧力逃がし装
置・可搬型代替
注水ポンプ(水源補給)

主な対策

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

対策
有効性

【主要なカットセットに対する検討】(高圧・低圧注水機能喪失(TQUV))○

第 1-1 表より，事故シーケンスグループ「高圧・低圧注水機能喪失」については
CDF の約 27%のカットセットを確認した。なお，「高圧・低圧注水機能喪失」は
全 CDF に占める CDF の割合が 0.1%未満であり，全 CDF に対して寄与割合の低い事故シーケンスグループである。

○

主要な事故シーケンスのうち，「過渡事象＋高圧/低圧注水失敗」，「過渡事象＋S/R
弁再閉鎖失敗＋高圧/低圧注水失敗」，「通常停止＋高圧/低圧注水失敗」，「通常停止＋S/R 弁再閉鎖失敗＋高圧/低圧注水失敗」，「サポート系喪失＋S/R 弁再閉鎖失敗＋高圧/低圧注水失敗」では，高圧・低圧注水機能が喪失する要因として，原子炉補機冷却系又は原子炉補機冷却海水系の起動又は継続運転失敗の共通原因故
障による電動の ECCS 注水ポンプの機能喪失と合わせて，S/R 弁の開固着又は起動失敗等による RCIC の機能喪失が挙げられている。炉心損傷防止対策としては，機能喪失した ECCS 注水系の代替となる，低圧代替注水系(常設)による注水が有
効である。

○

「サポート系喪失＋高圧/低圧注水失敗」については，計測・制御機器の共通原因
故障と合わせて，高圧/低圧 ECCS の起動失敗が挙がっている。炉心損傷防止対策としては，機能喪失した ECCS 注水系の代替となる，低圧代替注水系(常設)による注水が有効である。

○

いずれの事故シーケンスについても，注水による炉心冷却を確保した後は，代替
原子炉補機冷却系又は格納容器圧力逃がし装置を用いて除熱を行う。なお，上位のカットセットとしては抽出されていないが，残留熱除去系が機能喪失している
場合には，格納容器圧力逃がし装置を用いて除熱を行う。

64

226

227

0.1
<0.1
<0.1

11
4.6
2.7
2.3

全給水喪失事象+S/R 弁再閉鎖失敗+原子炉注水自動起動不能の認知失敗+原子炉水位計不動作/誤過渡事象
2.4×10-12+S/R 弁再閉鎖失敗 高出力(共通原因故障)+高圧注水失敗 全給水喪失事象+S/R 弁再閉鎖失敗+原子炉減圧操作失敗+HPCF 室空調起動失敗(共通原因故障) 1.4×10-12+原子炉減圧失敗 全給水喪失事象+S/R 弁再閉鎖失敗+原子炉注水自動起動不能の認知失敗+HPCF 室空調起動失敗
1.2×10-12(5.2×10-11 /炉年) (共通原因故障)

0.6
0.5

0.1
0.1
<0.1

21
18
4.5
2.5
2.2
12
11
3.4

直流電源故障(区分 1)+原子炉注水自動起動不能の認知失敗+原子炉水位計不動作/誤高出力(共通原
1.3×10-11
因故障)
7.3×10-12
6.3×10-12

直流電源故障(区分 1)+原子炉減圧操作失敗+HPCF 室空調起動失敗(共通原因故障)

直流電源故障(区分 1)+原子炉注水自動起動不能の認知失敗+HPCF 室空調起動失敗(共通原因故障)

直流電源故障(区分 2)+S/R 弁再閉鎖失敗+原子炉減圧操作失敗+ECCS デジタル制御系(SLU)故障 5.1×10-12

0.2

0.2

0.3

※1 主要な事故シーケンスの中の支配的なシーケンスに対する分析結果を示す。
※2 主要な事故シーケンスは，同じ事故シーケンスグループに含まれる複数のシーケンスを，シーケンスの上の主な特徴に着目して詳細化して分類したもの。
括弧内は主要な事故シーケンスに含まれるシーケンスの CDF の合計を示す。

サポート系喪失+S/R 弁再閉鎖失敗 直流電源故障(区分 2)+S/R 弁再閉鎖失敗+原子炉注水自動起動不能の認知失敗+ECCS デジタル制
4.4×10-12+高圧注水失敗 御系(SLU)故障+原子炉減圧失敗 直流電源故障(区分 2)+S/R 弁再閉鎖失敗+原子炉減圧操作失敗+HPCF(C 系)室空調機冷却水入口
1.4×10-12(4.1×10-11 /炉年) 弁開忘れ

サポート系喪失+高圧注水失敗+原子炉減圧失敗(2.9×10-10 /炉年)

0.7

23

4.3

9.0

3.8

9.3

20

8.0

4.5

5.0

11

1.9×10-10

全給水喪失+原子炉減圧操作失敗+原子炉水位高(L8)誤信号

全給水喪失+原子炉注水自動起動不能の認知失敗+原子炉水位計不動作/誤高出力(共通原因故障)
12

過渡事象+高圧注水失敗+原子炉減圧失敗(1.8×10-9 /炉年)

全給水喪失+原子炉注水自動起動不能の認知失敗+ECCS デジタル制御系(DTM)故障(共通原因故
2.1×10-10
障)

(/炉年)

主要な事故
事故シーケンス
シーケンスへの グループへの寄与割合 (%)
寄与割合 (%)

26

主要なカットセット

炉心損傷頻度

4.6×10-10

主要な事故シーケンス※2

第 1-1 表 事故シーケンスの分析(最小カットセットの抽出)結果(2/7)※1

通常停止+原子炉注水自動起動不能の認知失敗+原子炉水位計不動作/誤高出力(共通原因故障)+給
3.9×10-10
通常停止
水系操作失敗+高圧注水失敗
通常停止+原子炉注水自動起動不能の認知失敗+ ECCS デジタル制御系(DTM)故障(共通原因故+原子炉減圧失敗
1.8×10-10障)+給水系操作失敗
TQUX(2.0×10-9 /炉年)
通常停止+原子炉減圧操作失敗+原子炉水位高(L8)誤信号+給水系操作失敗
1.6×10-10(高圧注水・減圧機能喪失)
通常停止+S/R 弁再閉鎖失敗+原子炉補機冷却系ポンプ継続運転失敗(共通原因故障)+原子炉減圧操
2.8×10-11
通常停止(4.2×10-9
作失敗+S/R 弁再閉鎖失敗/炉年)
通常停止+S/R 弁再閉鎖失敗+原子炉補機冷却系ポンプ継続運転失敗(共通原因故障)+原子炉注水自+高圧注水失敗
2.5×10-11
動起動不能の認知失敗+原子炉減圧失敗(1.2×10-10 /炉年) 通常停止+S/R 弁再閉鎖失敗+原子炉補機冷却海水系ポンプ継続運転失敗(共通原因故障)+原子炉減 2.1×10-11
圧操作失敗

事故
シーケンス
グループ

65

・減圧自動化
ロジック
(残留熱除
去系ポンプ
吐出圧確立
+原子炉水
位低(レベ
ル 1) +600
秒 経過で
SRV4 弁開放)・高圧代替注水系
・残留熱除去系(低圧注
水. 除熱)

主な対策

○

×

○

○

○

×

○

○

○

○

×

×

○

○

×

○

×

×

対策
有効性

【主要なカットセットに対する検討】(高圧注水・減圧機能喪失(TQUX))○

第 1-1 表より，事故シーケンスグループ「高圧注水・減圧機能喪失」については
CDF の約 41%のカットセットを確認した。なお，「高圧注水・減圧機能喪失」は
全 CDF に占める CDF の割合が 0.1%未満であり，全 CDF に対して寄与割合の低い事故シーケンスグループである。

○

いずれの主要な事故シーケンスのカットセットからも，原子炉注水自動起動不能の認知失敗のヒューマンエラー，原子炉減圧操作失敗のヒューマンエラーが抽出され，「通常停止+S/R 弁再閉鎖失敗+高圧注水失敗+原子炉減圧失敗」を除く主要な事故シーケンスのカットセットからは，原子炉水位計不動作/誤高出力(共通原因故障)等の信号系の故障も抽出された。このうち，原子炉注水自動起動不能の認知失敗と信号系の共通原因故障が重畳する場合，認知失敗により重大事故等対処設備として設置した高圧代替注水系の手動起動に期待できず，実際には故障の内容によるが，信号系の共通原因故障の場合は減圧自動化ロジックにも期待できないとすると，重大事故等防止対策に期待できず，炉心損傷を防止できない。この基事象の組み合わせ以外の場合には，高圧代替注水系による高圧注水のバック
アップや減圧自動化ロジックによる低圧状態への移行等により，注水による炉心冷却を確保できる。

○

注水による炉心冷却の確保に成功した後は，代替原子炉補機冷却系又は格納容器
圧力逃がし装置を用いて除熱を行う。なお，上位のカットセットとしては抽出されていないが，残留熱除去系が機能喪失している場合には，格納容器圧力逃がし装置を用いて除熱を行う。

○

全 CDF から見た場合，炉心損傷を防止できないカットセットの頻度は非常に小さな値に抑えられていると考えるが，炉心損傷を防止できないカットセットに含まれている原子炉注水自動起動不能の認知失敗については，訓練等によりその発生可能性の低減に努めていく。

66

228

229

67

6.0
2.0
32
2.6
0.8
33
24

9.8×10-8
1.2×10-7
9.8×10-9
3.2×10-9
8.8×10-7
6.4×10-7
7.2×10-11

隔離事象+原子炉補機冷却海水系ポンプ起動失敗(共通原因故障)

隔離事象+原子炉補機冷却系ポンプ起動失敗(共通原因故障)

非隔離事象+S/R 弁再閉鎖失敗+残留熱除去系起動操作失敗
過渡事象+S/R 弁再閉鎖失敗 非隔離事象+S/R 弁再閉鎖失敗+原子炉補機冷却海水系ポンプ起動失敗(共通原因
+除熱失敗
故障)
(3.8×10-7 /炉年) 非隔離事象+S/R 弁再閉鎖失敗+原子炉補機冷却水ポンプ起動失敗(共通原因故障)

通常停止+原子炉補機冷却系ポンプ継続運転失敗(共通原因故障)

通常停止+原子炉補機冷却海水系ポンプ継続運転失敗(共通原因故障)

通常停止+外部電源喪失(使命時間中の機能喪失)+非常用ディーゼル発電機(D/G)
継続運転失敗(共通原因故障)

1.5
1.5

3.1×10-10
3.1×10-10
3.1×10-10
3.1×10-10
3.1×10-10
3.1×10-10

通常停止+S/R 弁再閉鎖失敗+起動用グランド蒸気元弁開失敗+残留熱除去系起動
操作失敗

通常停止+S/R 弁再閉鎖失敗+起動停止用蒸気式空気抽出系第一段蒸気入口弁開
通常停止+S/R 弁再閉鎖失敗 失敗+残留熱除去系起動操作失敗+除熱失敗
通常停止+S/R 弁再閉鎖失敗+起動停止用蒸気式空気抽出系第二段蒸気入口弁開(2.1×10-8 /炉年) 失敗+残留熱除去系起動操作失敗

通常停止+S/R 弁再閉鎖失敗+起動停止用蒸気式空気抽出系第一段空気入口弁開失敗+残留熱除去系起動操作失敗

通常停止+S/R 弁再閉鎖失敗+起動停止用蒸気式空気抽出系第二段空気入口弁開失敗+残留熱除去系起動操作失敗

通常停止+S/R 弁再閉鎖失敗+起動停止用蒸気式空気抽出系空気出口弁開失敗+残留熱除去系起動操作失敗

1.5

1.5

1.5

1.5

2.4

5.0×10-10

通常停止+S/R 弁再閉鎖失敗+原子炉補機冷却海水系ポンプ起動失敗(共通原因故障)+常用系(復水器)を用いた除熱操作失敗

29

6.1×10-9

通常停止+S/R 弁再閉鎖失敗+常用系(復水器)を用いた除熱操作失敗+残留熱除去
系起動操作失敗

通常停止+除熱失敗(2.7×10-6 /炉年)

<0.1

72

過渡事象
+除熱失敗
(5.0×10-6 /炉年)
3.0×10-7

(/炉年)

<0.1

<0.1

<0.1

<0.1

<0.1

<0.1

<0.1

0.1

<0.1

7.4

10

<0.1

0.1

1.4

1.1

3.4

41

主要な事故
事故シーケンス
シーケンスへの グループへの寄与割合 (%)
寄与割合 (%)

3.6×10-6

主要なカットセット

炉心損傷頻度

隔離事象+残留熱除去系起動操作失敗

主要な
事故シーケンス※2
主な対策

・手動減圧
・低圧代替注水系(常設) (復水補給水系)
・代替格納容器
冷却スプレ
イ系
・代替原子炉補機冷却系(熱交換ユニッ
ト+代替原子炉補機冷却海水ポンプ)
・格納容器圧力逃がし装置
・常設代替交流
電源設備
・可搬型代替注
水ポンプ(水源補給)※1 主要な事故シーケンスの中の支配的なシーケンスに対する分析結果を示す。
※2 主要な事故シーケンスは，同じ事故シーケンスグループに含まれる複数のシーケンスを，シーケンスの上の主な特徴に着目して詳細化して分類したもの。
括弧内は主要な事故シーケンスに含まれるシーケンスの CDF の合計を示す。
※3 長期 TB の対策で対応可能。

TW(崩壊熱除去
機能喪失)(8.7×10-6
/炉年)

事故
シーケンス
グループ

第 1-1 表 事故シーケンスの分析(最小カットセットの抽出)結果(3/7)※1

○

○

○

○

○

○

○

○

△ ※3

○

○

○

○

○

○

○

○

対策
有効性

68

230

7.9×10-9

5.0×10-10

8.0×10-11

4.1×10-11

原子炉補機冷却海水系故障(C 系)+原子炉補機冷却海水系ポンプ起動
失敗(共通原因故障(三重以上))

原子炉補機冷却海水系故障(C 系)+S/R 弁再閉鎖失敗+残留熱除去系
起動操作失敗サポート系喪失+S/R 弁再閉鎖失敗 原子炉補機冷却海水系故障(C 系)+S/R 弁再閉鎖失敗+原子炉補機冷+除熱失敗
却海水系ポンプ起動失敗(共通原因故障(二重))(2.9×10-9 /炉年)

原子炉補機冷却海水系故障(C 系)+S/R 弁再閉鎖失敗+原子炉補機冷却海水系ポンプ起動失敗(共通原因故障(三重以上))

9.6×10-8

1.4

2.8

17

1.4

2.7

17

(/炉年)

炉心損傷頻度
主要な事故
シーケンスへの寄与割合 (%)

1.5×10-8

原子炉補機冷却海水系故障(C 系)+残留熱除去系起動操作失敗

主要なカットセット

原子炉補機冷却海水系故障(C 系)+原子炉補機冷却海水系ポンプ起動
失敗(共通原因故障(二重))サポート系喪失+除熱失敗(5.5×10-7 /炉年)

主要な事故シーケンス※2

<0.1

<0.1

<0.1

0.1

0.2

1.1

事故シーケンス
グループへの寄与割合 (%)

・手動減圧
・低圧代替注水系(常設) (復水補給水系)
・代替格納容器冷却
スプレイ系
・代替原子炉補機冷却系(熱交換ユニット +代 替 原 子 炉 補機冷却海水ポンプ)
・格納容器圧力逃がし装置
・常設代替交流電源
設備
・可搬型代替注水ポンプ(水源補給)主な対策※1 主要な事故シーケンスの中の支配的なシーケンスに対する分析結果を示す。
※2 主要な事故シーケンスは，同じ事故シーケンスグループに含まれる複数のシーケンスを，シーケンスの上の主な特徴に着目して詳細化して分類したもの。
括弧内は主要な事故シーケンスに含まれるシーケンスの CDF の合計を示す。

TW(崩壊熱除去
機能喪失)(8.7×10-6
/炉年)

事故
シーケンス
グループ

第 1-1 表 事故シーケンスの分析(最小カットセットの抽出)結果(3/7(続き))※1

○

○

○

○

○

○

対策
有効性

【主要なカットセットに対する検討】(崩壊熱除去機能喪失(TW))○

第 1-1 表より，事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」については CDFの約 66%のカットセットを確認した。なお，「崩壊熱除去機能喪失」は全 CDFに占める CDF の割合が約 99.9%であり，全 CDF の殆どを占める事故シーケン
スグループである。

○

いずれの主要な事故シーケンスのカットセットからも，残留熱除去系，原子炉補機冷却系又は原子炉補機冷却海水系の起動又は継続運転失敗の共通原因故障が抽出されている。この基事象に対しては，代替原子炉補機冷却系ユニットによる海水への熱除去機能の代替や，格納容器圧力逃がし装置による大気への除熱によ

○

○

○

り炉心損傷(格納容器先行破損)を防止できる。
主要な事故シーケンスのうち，「過渡事象＋除熱失敗」，「過渡事象＋S/R 弁再閉
鎖失敗＋除熱失敗」では，残留熱除去系起動操作失敗のヒューマンエラーが抽出されている。この基事象に対しては，格納容器圧力逃がし装置による大気への除熱により炉心損傷(格納容器先行破損)を防止できる。
主要な事故シーケンスのうち，「通常停止＋除熱失敗」では，使命時間中の外部電源喪失等，電源喪失により炉心損傷(格納容器先行破損)に至るカットセットが抽出されている。このカットセットに対しては，長期 TB のシーケンスにおける対策により炉心損傷を防止できる。
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」に対する主要な対策と考えられる格納容器圧力逃がし装置は残留熱除去系，原子炉補機冷却系及び原子炉補機冷却海水系に対して独立な系統であり，共通原因による機能喪失のリスクを可能な限り低減している。このことから，全 CDF の約 99.9%を占める「崩壊熱除去機能喪失」に対しては CDF の殆どの割合に対して，有効性評価で考慮した対策が有効なものであると考えられる。

231

69

232

3.1
0.4

33
4.4

外部電源喪失+外部電源復旧失敗+非常用ディーゼル発電機(D/G)
継続運転失敗(共通原因故障)+MUWP による CSP への水補給失 3.2×10-11敗(現場弁閉失敗に伴う 7 号機原子炉建屋側への誤送水)

2.5

2.5

5.3

5.3

2.5

2.5

2.5

5.3

5.3

外部電源喪失+外部電源復旧失敗+非常用ディーゼル発電機(D/G)
継続運転失敗(共通原因故障)+MUWP による CSP への水補給失 3.2×10-11敗(現場弁閉失敗に伴う 5 号機タービン建屋側への誤送水)

外部電源喪失外部電源喪失+外部電源復旧失敗+非常用ディーゼル発電機(D/G)+D/G 全台起動失敗
TBU
継続運転失敗(共通原因故障)+MUWP による CSP への水補給失 3.2×10-11+RCIC 失敗敗(現場弁閉失敗に伴う 6 号機原子炉建屋側への誤送水)(6.0×10-10 /炉年)
外部電源喪失+外部電源復旧失敗+非常用ディーゼル発電機(D/G)
継続運転失敗(共通原因故障)+MUWP による CSP への水補給失 3.2×10-11敗(現場弁閉失敗に伴う 6 号機タービン建屋側への誤送水)

5.3

外部電源喪失+外部電源復旧失敗+非常用ディーゼル発電機(D/G)
継続運転失敗(共通原因故障)+MUWP による CSP への水補給失 3.2×10-11敗(現場弁閉失敗に伴う 5 号機原子炉建屋側への誤送水)

1.7・高圧代替注水系(常設代替直流電源)
・上記の点線枠内の対策

・原子炉隔離時冷却系
・高圧代替注水系(常設代替直流電源)
・上記の点線枠内の対策

・原子炉隔離時冷却系(所内直流電源設備の確保)
・高圧代替注水系
・手動減圧
・低圧代替注水系(常設)(復水補給水系)
・代替格納容器冷却スプレイ系
・格納容器圧力逃がし装置
・代替原子炉補機冷却系
・常設代替交流電源設備
・可搬型代替注水ポンプ(水源補給)

主な対策

TBD

外部電源喪失・高圧代替注水系(常設代替直流電源)+直流電源喪失
外部電源喪失+バッテリーからの給電失敗(共通原因故障)
8.1×10-11100
6.2
・上記の点線枠内の対策(8.1×10-11 /炉年)
※1 主要な事故シーケンスの中の支配的なシーケンスに対する分析結果を示す。
※2 主要な事故シーケンスは，同じ事故シーケンスグループに含まれる複数のシーケンスを，シーケンスの上の主な特徴に着目して詳細化して分類したもの。
括弧内は主要な事故シーケンスに含まれるシーケンスの CDF の合計を示す。
※3 S/R 弁からの蒸気流出によって原子炉隔離時冷却系又は高圧代替注水系が機能喪失する前に交流電源を復旧し，低圧注水に移行出来れば炉心損傷を回避できる。

TB
(全交流
動力電源
喪失)
(1.3×10-9
/炉年)

4.4

48

外部電源喪失+S/R 弁再閉鎖失敗+外部電源復旧失敗+非常用ディ
5.7×10-11
ーゼル発電機(D/G)継続運転失敗(共通原因故障)

外部電源喪失+D/G 全台起動失敗 外部電源喪失+S/R 弁再閉鎖失敗+外部電源復旧失敗+非常用ディ
TBP
4.0×10-11+S/R 弁再閉鎖失敗 ーゼル発電機(D/G)起動失敗(共通原因故障)(1.2×10-10 /炉年) 外部電源喪失+S/R 弁再閉鎖失敗+外部電源復旧失敗+非常用ディ
5.3×10-12
ーゼル発電機(D/G)非常用送風機起動失敗(共通原因故障)

4.4

外部電源喪失+外部電源復旧失敗+非常用ディーゼル発電機(D/G)
2.1×10-11
非常用送風機起動失敗(共通原因故障)+高圧電源融通失敗

12

17

主要な事故
事故シーケンス
シーケンスへの グループへの寄与割合 (%)
寄与割合 (%)

31

(/炉年)

外部電源喪失長期
外部電源喪失+外部電源復旧失敗+非常用ディーゼル発電機(D/G)+D/G 全台起動失敗
1.5×10-10
TB
起動失敗(共通原因故障)+高圧電源融通失敗(4.8×10-10 /炉年)

主要なカットセット

炉心損傷頻度

46

主要な事故シーケンス※2

第 1-1 表 事故シーケンスの分析(最小カットセットの抽出)結果(4/7)※1

外部電源喪失+外部電源復旧失敗+非常用ディーゼル発電機(D/G)
2.2×10-10
継続運転失敗(共通原因故障)+高圧電源融通失敗

事故シーケンス
グループ

70

○

○

○

○

○

○

△※3

△※3

△※3

○

○

○

対策
有効性

【主要なカットセットに対する検討】(全交流動力電源喪失(TB))○ 第 1-1 表より，事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」については CDFの約 56%のカットセットを確認した。なお，「全交流動力電源喪失」は全 CDFに占める CDF の割合が 0.1%未満であり，全 CDF に対して寄与割合の低い事故
シーケンスグループである。
○ 主要な事故シーケンスのうち，「外部電源喪失+D/G 全台起動失敗」(長期 TB)では，外部電源，非常用ディーゼル発電機による給電を喪失し，外部電源の復旧，高圧電源融通にも失敗するカットセットが抽出されている。このカットセットに対しては，常設代替交流電源設備により電源を復旧するほか，原子炉隔離時冷却系の運転による長時間の炉心冷却の確保と格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱によってプラントを安定な状態に維持することが有効である。
○ 主要な事故シーケンスのうち，「外部電源喪失+D/G 全台起動失敗＋S/R 弁再閉鎖失敗」(TBP)では，全交流電源喪失により電動駆動の ECCS 注水設備が機能喪失することに加え，S/R 弁再閉鎖失敗により，長時間の RCIC 及び高圧代替注水系には期待できない。このため，RCIC 又は高圧代替注水系による注水が継続している間に常設代替交流電源設備によって電源を復旧し，低圧代替注水系等による低圧注水に移行できる場合には炉心損傷を防止できる。また，低圧注水への移行に失敗し，炉心損傷に至る場合については，LOCA 時に ECCS による注水が出来ず，炉心損傷に至るシーケンスに包絡されると考えられ，炉心損傷に至るものの，電源復旧等の後，圧力容器又は格納容器に注水し，格納容器圧力逃がし装置等による除熱を行うことで，格納容器の破損防止を防止することができる。
○ 主要な事故シーケンスのうち，「外部電源喪失+D/G 全台起動失敗＋RCIC 失敗」(TBU)では，外部電源，非常用ディーゼル発電機による給電を喪失し，短時間での外部電源の復旧に失敗し，RCIC の運転継続に必要な復水貯蔵槽(CSP)への補
給に失敗するカットセットが抽出されている。このカットセットに対しては，同
じ CSP を水源とする高圧代替注水系は有効な対策とならない。一方，CSP への補給に失敗するため，RCIC が使命時間 24 時間の運転を継続することはできな
いものの，元々CSP に蓄えられている水量を注水に費やせると考えると，少なくとも炉心損傷までに数時間程度の時間余裕を有するカットセットである。このため，今回抽出されたカットセットに対しては，常設代替交流電源設備等による電源復旧によって低圧の注水機能の復旧を図ること等により，炉心損傷を防止することが出来ると考えられる。また，今回のカットセットとしては抽出されなかったが，事象発生と同時に RCIC が故障等によって機能喪失に至る等，対応の時間余裕が短い場合は，高圧代替注水系によって炉心損傷を防止することができる。
○ 主要な事故シーケンスのうち，「外部電源喪失+直流電源喪失」(TBD)では，外部電源を喪失し，共通原因故障により全てのバッテリーからの給電に失敗するカットセットが抽出され，主要な事故シーケンスのうち 100%の割合を占めた。この
カットセットに対しては，常設代替直流電源設備を用いて直流電源を復旧することにより，炉心損傷を防止することができる。

233

71

72

234

主要な
事故シーケンス※2

非隔離事象+制御棒挿入失敗+SLC 手動操作失敗

主要なカットセット

<0.1
<0.1

2.1×10-16

44

6.1×10-16

2.2×10-12

(/炉年)

<0.1

<0.1

43

主要な事故
事故シーケンス
シーケンスへの グループへの寄与割合 (%)
寄与割合 (%)

炉心損傷頻度・代替制御棒挿入機能
・代替冷却材再循環ポン
プ・トリップ機能・ほう酸水注入系
・高圧炉心注水系
・原子炉隔離時冷却系・残留熱除去系

主な対策※1 主要な事故シーケンスの中の支配的なシーケンスに対する分析結果を示す。
※2 主要な事故シーケンスは，同じ事故シーケンスグループに含まれる複数のシーケンスを，シーケンスの上の主な特徴に着目して詳細化して分類したもの。
括弧内は主要な事故シーケンスに含まれるシーケンスの CDF の合計を示す。

TC
過渡事象(原子炉停止機能喪失) +原子炉停止失敗 非隔離事象+制御棒挿入失敗+SLC ほう酸水タンク閉塞(5.1×10-12 /炉年)
(5.0×10-12 /炉年)
非隔離事象+制御棒挿入失敗+SLC ほう酸水タンク保温用
ヒーター制御回路遮断器閉失敗

事故シーケンスグループ

第 1-1 表 事故シーケンスの分析(最小カットセットの抽出)結果(5/7)※1

―

―

―

対策
有効性

【主要なカットセットに対する検討】(原子炉停止機能喪失(TC))○

第 1-1 表より，事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」については CDFの約 43%のカットセットを確認した。なお，「原子炉停止機能喪失」は全 CDFに占める CDF の割合が 0.1%未満であり，全 CDF に対して寄与割合の低い事故○○

シーケンスグループである。
主要な事故シーケンスとして，「過渡事象+原子炉停止失敗」について評価したと
ころ，制御棒挿入失敗(機械系故障)に加えて SLC の機能喪失に関する基事象のカットセットが抽出された。原子炉停止機能について，ABWR である柏崎刈羽原
子力発電所 6 号炉及び 7 号炉では，今回重大事故対処設備として位置づけた機能・設備がプラント設計当初より設置されていたことから，今回はこれらの機能・設備を考慮して PRA を実施した。このため，これらの機能・設備の喪失を含めて炉心損傷に至るカットセットが抽出されており，対策の有効性を確認する
ことはできない。
原子炉停止機能喪失の事故シーケンスグループは，グループの炉心損傷頻度が5.1×10-12 /炉年であり，評価全体の炉心損傷頻度に占める割合は全シーケンスグ
ループの中で最も小さい。主要なカットセットに今回重大事故対処設備として位置づけた SLC が含まれていることからも，これらの今回重大事故対処設備の寄与も含めて，非常に小さな炉心損傷頻度に抑えられていると考えられる。

235

73

74

236

中 LOCA+原子炉補機冷却海水系ポンプ起動失敗(共通原
因故障)

主要なカットセット

19
7.7
72
23
0.7

3.0×10-10
4.3×10-11
1.4×10-11
3.9×10-13

59

7.6×10-10

2.3×10-9

(/炉年)

<0.1

0.3

1.0

6.8

17

51

主要な事故
事故シーケンス
シーケンスへの グループへの寄与割合 (%)
寄与割合 (%)

炉心損傷頻度・手動減圧・低圧代替注水系(常設) (復水補給
水系)
・代替格納容器冷
却スプレイ系
・代替原子炉補機
冷却系
・格納容器圧力逃がし装置
・可搬型代替注水
ポンプ(水源補
給)主な対策※1 主要な事故シーケンスの中の支配的なシーケンスに対する分析結果を示す。
※2 主要な事故シーケンスは，同じ事故シーケンスグループに含まれる複数のシーケンスを，シーケンスの上の主な特徴に着目して詳細化して分類したもの。
括弧内は主要な事故シーケンスに含まれるシーケンスの CDF の合計を示す。

(DTM)故障(共通原因故障)+高圧注水系起動操作失敗

LOCA
中 LOCA+原子炉補機冷却系ポンプ起動失敗(共通原因故+高圧/低圧注水失敗
障)(3.9×10-9 /炉年)
中 LOCA+原子炉補機冷却系電動弁(原子炉補機冷却系熱LOCA
交換器出口)開失敗(共通原因故障)(LOCA 時注水
機能喪失)
中 LOCA+ 注 水 不 能 認 知 失敗 +ECCS デ ジ タ ル 制 御 系(4.5×10-9 /炉年)
(DTM)故障(共通原因故障)
LOCA
中 LOCA+ 注 水 不 能 認 知 失敗 +ECCS デ ジ タ ル 制 御 系+高圧注水失敗+原子炉減圧失敗 (DTM)故障(多重故障)(6.0×10-11 /炉年) 中 LOCA+原子炉減圧操作失敗+ECCS デジタル制御系

事故シーケンス
主要なグループ
事故シーケンス※2

第 1-1 表 事故シーケンスの分析(最小カットセットの抽出)結果(6/7)※1

×

×

×

○

○

○

対策
有効性

【主要なカットセットに対する検討】(LOCA 時注水機能喪失(LOCA))○

第 1-1 表より，事故シーケンスグループ「LOCA 時注水機能喪失」については
CDF の約 76%のカットセットを確認した。なお，「LOCA 時注水機能喪失」は全
CDF に占める CDF の割合が約 0.1%であり，全 CDF に対して寄与割合の低い事

○

○

○

故シーケンスグループである。
主要な事故シーケンスのうち，「LOCA+高圧/低圧注水失敗」では，原子炉補機冷
却系又は原子炉補機冷却海水系の起動又は熱交換器の弁故障の共通原因故障が抽出されている。中 LOCA により RCIC に期待できず，原子炉補機冷却系等の喪失により，駆動機構の冷却が必要な電動駆動の ECCS 注水系に期待できない状況であるため，このカットセットに対しては，逃がし安全弁の手動作動により原子炉を減圧し，駆動機構の冷却を必要としない常設の低圧代替注水系(常設)(復水補給水系)により注水することで炉心損傷を防止できると考えられる。
主要な事故シーケンスのうち，「LOCA+高圧注水失敗+原子炉減圧失敗」では，注水不能の認知に失敗するヒューマンエラーとデジタル制御系の共通原因故障，
又は多重故障によるカットセットが抽出されている。この場合，代替の注水手段への移行の必要性に気付けないことから，逃がし安全弁の手動作動等の運転員操作に期待することができないため，これらの重大事故等防止対策に期待できず，
炉心損傷を防止できない。また，高圧 ECCS 注水及び原子炉の減圧操作に失敗するヒューマンエラーとデジタル制御系の共通原因故障による ECCS 系の自動起動に失敗するカットセットが抽出されている。この場合，原子炉を減圧できな
い一方で，LOCA により蒸気駆動の高圧代替注水設備にも期待できないことから，
炉心損傷を防止できない。
LOCA が発生しているにも係わらず，認知に失敗したまま長時間気付かない場合
や，操作に失敗したにも係わらずその後の対応をとらないことは現実的には考えにくく，全炉心損傷頻度から見た場合，これらの炉心損傷を防止できないカット
セットの頻度は非常に小さな値に抑えられているが，原子炉注水自動起動不能の認知失敗等のヒューマンエラーについては，訓練等によりその発生可能性の低減に努めていく。

237

75

76

238

15

1.4×10-11
1.4×10-11

定例試験時 HPCF(C 系)注入隔離弁誤開+HPCF(C 系)ポンプ吸込部配管破損+HPCF(C 系)試験可能逆止弁閉失敗
15

16

1.5×10-11

定例試験時 HPCF(C 系)試験可能逆止弁内部リーク+HPCF(C系)ポンプ吸込部配管破損+HPCF(C 系)注入隔離弁閉失敗
ISLOCA(9.5×10-11 /炉年) 定例試験時 HPCF(B 系)注入隔離弁誤開+HPCF(B 系)ポンプ吸込部配管破損+HPCF(B 系)試験可能逆止弁閉失敗

16

15

15

16

16

事故シーケンス
グループへの寄与割合 (%)

・ISLOCA 発生箇所の隔離・高圧炉心注水系
・手動減圧・低圧炉心注水系

主な対策※1 主要な事故シーケンスの中の支配的なシーケンスに対する分析結果を示す。
※2 主要な事故シーケンスは，同じ事故シーケンスグループに含まれる複数のシーケンスを，シーケンスの上の主な特徴に着目して詳細化して分類したもの。
括弧内は主要な事故シーケンスに含まれるシーケンスの CDF の合計を示す。

ISLOCA(9.5×10-11 /炉年)

(/炉年)

主要な事故
シーケンスへの寄与割合 (%)

1.5×10-11

主要なカットセット

炉心損傷頻度

定例試験時 HPCF(B 系)試験可能逆止弁内部リーク+HPCF(B系)ポンプ吸込部配管破損+HPCF(B 系)注入隔離弁閉失敗

事故シーケンス
主要なグループ
事故シーケンス※2

第 1-1 表 事故シーケンスの分析(最小カットセットの抽出)結果(7/7)※1

○

○

○

○

対策
有効性

【主要なカットセットに対する検討】(ISLOCA)○

第 1-1 表より，事故シーケンスグループ「ISLOCA」については CDF の約61%のカットセットを確認した。なお，「ISLOCA」は全 CDF に占める CDFの割合が 0.1%未満であり，全 CDF に対して寄与割合の低い事故シーケン○

スグループである。
主要な事故シーケンスである，「ISLOCA」では，HPCF の定例試験時の弁リークや誤開放に伴うカットセットが抽出されている。これらのカットセットに対しては，高圧炉心注水系又は原子炉を減圧した後に高圧又は低圧
炉心注水系による炉心の水位維持によって炉心損傷を防ぐことが出来る。
その後は，注入隔離弁の再閉操作等，破断箇所の隔離を試みると共に，使用可能な緩和系で水位維持，除熱を行うことで，炉心を安定な状態とする
ことができる。

239

77

1-2. FV 重要度に照らした重大事故等防止対策の対応状況の確認(1) 実施内容
今回は，FV 重要度の高い基事象に対し，その基事象の発生に伴って生じる系統機能の喪失に重大事故等防止対策が有効か否かを定性的に考察した。
なお，今回の整理は定量的に評価した FV 重要度に対し，対策の有効性の観点で定性的な考察を加えたものであり，あくまで定性的な分析結果である。
対策の有効性を定量的に把握する観点では，新たに講じた対策をモデル化した上で PRA を実施し，その結果を比較することが望ましいが，今回はプラント運転開始時の内部事象運転時レベル 1PRA の結果のみを定量的な検討材料として分析することとし，この確認を実施した。
(2) 選定条件
事故シーケンスグループ別に FV 重要度※を分析し，その値が 10-3 を超える基事象について，重大事故等防止対策の対応状況を確認することとした。
FV 重要度が小さい基事象は，重大事故等防止対策による対応が可能であったとしても，CDF の低減効果が小さいことから，事故シーケンスグループの支配的なリスク要因を網羅的に確認する範囲として，今回は 10-3 を基準とすることとし，10-3 未満の基事象については確認対象外とした。
(3) 確認結果
FV 重要度が 10-3 を超える基事象を確認したところ，事故シーケンスグル
ープ「高圧・低圧注水機能喪失(TQUV)」，「高圧注水・減圧機能喪失(TQUX)」，「崩壊熱除去機能喪失(TW)」，「全交流動力電源喪失」に含まれる全ての事
故シーケンスグループ(長期 TB, TPU, TBP, TBD)，「インターフェイスシス
テム LOCA(ISLOCA)」については，抽出された全ての基事象に対して，定
性的には何らかの重大事故等防止対策が有効であることを確認した。また，「LOCA 時注水機能喪失(S1E, S2E)」，「原子炉停止機能喪失(TC)」については，抽出された基事象の一部に対して，定性的には有効な重大事故等防止対策が確認されなかった。
今回の内部事象運転時レベル 1PRA では，TW がその CDF のほぼ 100%を占めており，TW に対しては，FV 重要度が 10-3 を超える全ての基事象に重大事故等対処設備(具体的には耐圧強化ベント系等による除熱機能の代替)が有効であることを確認した。このことから，重大事故等対処設備によって，プラント運転開始時の内部事象運転時レベル 1PRA の全 CDF は 10-3 程度まで低減されるものと考えられる。このことから，重大事故等対処設備による，
内部事象を起因とした炉心損傷リスクへの対策の網羅性は 99%以上と整理

240

78

できる。
事故シーケンスグループ別の確認結果は以下の通り。
○高圧・低圧注水機能喪失(TQUV)FV 重要度が 10-3 を超える全ての基事象に何らかの重大事故等防止対策が有効であることを確認した。
支配的な基事象として，原子炉補機冷却系，原子炉補機冷却海水系の共通原因故障や水源である復水貯蔵槽(CSP)への補給失敗が抽出されたが，これらに対しては低圧代替注水系による原子炉注水及び消防車による CSP への補給によって対応することが可能である。
○高圧注水・減圧機能喪失(TQUX)
FV 重要度が 10-3 を超える全ての基事象に何らかの重大事故等防止対策が有効であることを確認した。
支配的な基事象として，高圧注水不能の認知失敗及び高圧注水及び減圧機能の不動作に繋がる信号系の故障が抽出された。D/W 圧力高を伴わない高圧注水不能の状況下では，ADS による原子炉の減圧機能に期待できないが，重大事故等対処設備として導入した代替減圧自動化ロジック(残留熱除去系ポンプ吐出圧確立+原子炉水位低(レベル 1) +600 秒経過
で SRV4 弁開放)によって減圧されるため，その後の低圧注水に期待できる。また，減圧機能の不動作に対しては，高圧代替注水系による対応が可能である。
なお，高圧注水不能の認知に失敗(FV 重要度約 0.76)し，高圧注水及び減圧機能の不動作に繋がる信号系の故障(代替減圧自動化ロジックにも期待できない状況)(内上位の基事象の FV 重要度約 0.34)が重畳する場
合，有効な対策が見当たらない状況となる。これは TQUX のカットセットとしても抽出(TQUX の CDF の約 11%)されており，有効な対策が見当たらない場合として整理している。
○崩壊熱除去機能喪失(TW)FV 重要度が 10-3 を超える全ての基事象に何らかの重大事故等防止対策が有効であることを確認した。
支配的な基事象として，残留熱除去系，原子炉補機冷却系，原子炉補機冷却海水系の共通原因故障が抽出されたが，これらに対しては独立な系統である耐圧強化ベント系等によって除熱機能を確保することが可
能である。

241

79

○全交流動力電源喪失(長期 TB, TPU, TBP, TBD)
FV 重要度が 10-3 を超える全ての基事象に何らかの重大事故等防止対策が有効であることを確認した。
支配的な基事象として，長期 TB 及び TBP では交流電源の喪失，TBU
ではこれに加えて原子炉隔離時冷却系の機器故障，TBD ではバッテリーの共通原因故障が抽出されたが，これらに対しては高圧代替注水系で対応が可能であり，その時間余裕の間に代替交流電源による電源復旧が可能である。
○LOCA 時注水機能喪失(S1E, S2E)
FV 重要度が 10-3 を超える基事象のうち，重大事故等防止対策の有効が確認できない基事象は以下の通り。
・ LOCA 時の ECCS による注水不能の認知失敗(FV 重要度：中 LOCA(S1E) 1.4×10-2, 小 LOCA(S2E) 7.4×10-1)
これはヒューマンエラーによる基事象であり，FV 重要度の高い小LOCA(S2E)では主要なカットセットにも含まれている。この基事象については，訓練等による発生確率の低減に努めることが，今後も継続して取り組むべき対策の 1 つであると考える。
この他に支配的な基事象として，原子炉補機冷却海水系の共通原因故障が抽出された。中 LOCA(S1E)に対しては破断口径の大きさによるが，これらに対しては低圧代替注水系による注水機能を確保することが可能であると整理した。
○原子炉停止機能喪失(TC)FV 重要度が 10-3 を超える基事象のうち，重大事故等防止対策の有効が確認できない基事象は以下の通り。
・ ATWS 時の SLC 起動操作失敗(FV 重要度：9.4×10-1)
これは重大事故等防止対策に対する，ヒューマンエラーによる基事象である。原子炉停止機能喪失(TC)に対しては ABWR の設計上，プラン
ト運転開始時点で今回重大事故等対処設備に位置づけた設備を備えていたことから，上記の基事象が抽出されたものである。この基事象については，訓練等による発生確率の低減に努めることが，今後も継続して取り組むべき対策の 1 つであると考える。
この他に支配的な基事象として，原子炉保護系の共通原因故障が抽出されたが，これらに対しては SLC 等による原子炉停止が可能である整

242

80

理した。
○インターフェイスシステム LOCA(ISLOCA)
FV 重要度が 10-3 を超える全ての基事象に何らかの重大事故等防止対策が有効であることを確認した。
支配的な基事象として，高圧炉心注水系の配管破断が抽出されたが，これに対しては発生箇所の隔離又は原子炉減圧及び低圧注水系等による対応が可能である。

243

81

２．内部事象運転時レベル 1.5PRA(1) 選定条件
事故シーケンスの種類によっては展開されるカットセットが無数に存在する
ため，ここでは，各事故シーケンスについて以下の基準を基に主要なカットセットを抽出した。また，格納容器先行破損シーケンスについては，炉心損傷防止対策の有効性を確認しているため，カットセットの分析対象から除外した。
・格納容器破損モードの中で最も炉心損傷頻度の大きな事故シーケンスについて，上位 3 位までのカットセット
各事故シーケンスにおける主要なカットセット及び格納容器破損防止対策の整備状況等を第 2-1 表に示す。
(2) 主要なカットセットの確認結果
第 2-1 表に示した通り，主要なカットセットレベルまで展開しても，整備された重大事故等防止対策により格納容器破損を防止できることを確認した。

244

82

245

格納容器
破損モード

LOCA

8.6×10-10
3.6×10-10
5.0×10-13

LOCA+原子炉補機冷却系ポンプ起動失敗(共通原因故障)

LOCA+原子炉補機冷却系電動弁(原子炉補機冷却系熱交換器出口)開失敗(共通原因故障)

外部電源喪失+非常用 D/G 運転継続失敗(共通原因故障)+外部電源復旧失敗+高圧電源融通失敗

TQUX

溶融炉心・コンクリ
ート相互作用(1.2×10-11 /炉年)

2.3
1.8

2.8×10-13
2.2×10-13

給水操作失敗+原子炉注水自動起動不能の認知失敗+原子炉水位高(L8)誤信号

5.5

給水操作失敗+原子炉注水自動起動不能の認知失敗+原子炉水位計不動作/誤高出力(共通原因故障) 6.6×10-13

給水操作失敗+原子炉減圧操作失敗+原子炉水位高(L8)誤信号

4.4

1.7×10-14

LOCA+原子炉補機冷却系電動弁(原子炉補機冷却系熱交換器出口)開失敗(共通原因故障)

1132
4.0×10-14

1.2×10-13

LOCA+原子炉補機冷却系ポンプ起動失敗(共通原因故障)

LOCA+原子炉補機冷却海水系ポンプ起動失敗(共通原因故障)※1 最も格納容器破損頻度の高いシーケンスを抽出しているため，有効性評価における PDS とは一致しない。
※2 格納容器が先行破損に至る崩壊熱除去機能喪失(TW)，原子炉停止機能喪失(TC)による格納容器破損頻度を除く。

LOCA

原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相
互作用(3.8×10-13 /炉年)

3.7

28

41

4.3

10

31

LOCA+原子炉補機冷却海水系ポンプ起動失敗(共通原因故障)

2.6×10-90.1

外部電源喪失+非常用 D/G 運転継続失敗(共通原因故障)+高圧電源融通失敗+残留熱除去系操作失5.6×10-13
敗(外部電源復旧成功後)

1.4
1.0

5.6×10-12[/炉年]

格納容器破損モードへの寄与割合 [%]

格納容器破損頻度

3.9×10-12

外部電源喪失+非常用 D/G 運転継続失敗(共通原因故障)+外部電源復旧失敗+高圧電源融通失敗

主要なカットセット

長期 TB 外部電源喪失+非常用 D/G 起動失敗(共通原因故障)+外部電源復旧失敗+高圧電源融通失敗

プラント
損傷状態
(PDS)※1

第 2-1 表 事故シーケンスの分析(最小カットセットの抽出)結果

高圧溶融物放出/格納
容器雰囲気直接加熱 長期 TB 外部電源喪失+非常用 D/G 起動失敗(共通原因故障)+外部電源復旧失敗+高圧電源融通失敗
3.4×10-13(1.2×10-12 /炉年)
外部電源喪失+非常用 D/G 非常用送風機起動失敗(共通原因故障)+外部電源復旧失敗+高圧電源融4.4×10-14
通失敗

雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過温破損)(8.4×10-9 /炉年)

雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧破損)(3.9×10-10 /炉年)※2

83

・溶融炉心落下までに格納容器
ペデスタルへの水張り及び落下後の崩壊熱除去も必要な流量での注水・なし。(FCI が発生しても格納容器圧力バウンダリの機能喪失には至らない。)

・原子炉圧力容器破損までに手動操作により原子炉圧力容器を減圧・低圧代替注水系(常設)による
原子炉注水
・代替格納容器冷却スプレイ系
による格納容器の圧力制御
・格納容器圧力逃がし装置による除熱
・常設代替交流電源設備

主な対策

○

○

○

－

－

－

○

○

○

○

○

○

○

○

○

対策
有効性

【主要なカットセットに対する検討】◎ 雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧破損)
支配的な事故シーケンスは，長期 TB によって炉心損傷に至った後に過圧破損に至るシーケンスであり，主要なカットセットには全ての交流電源が失われるケースと，外部電源の復旧に成功するも，格納容器スプレイ(残留熱除去系)の起動に失敗する基事象の組み合わせが抽出されている。これらのカットセットに対しては，格
納容器圧力逃がし装置が過圧破損防止に有効である。また，常設代替交流電源設備
によって電源を復旧し，代替格納容器冷却スプレイ系によって格納容器圧力の上昇抑制を図ることも有効である。
◎ 雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過温破損)
支配的な事故シーケンスは，LOCA によって炉心損傷に至った後に過温破損に至るシーケンスであり，主要なカットセットには原子炉補機冷却系又は原子炉補機冷却海水系の起動又は熱交換器の弁故障の共通原因故障が抽出されている。これらのカットセットに対しては，低圧代替注水系(常設)による損傷炉心への注水が有効である。
◎ 高圧溶融物放出/格納容器直接加熱
支配的な事故シーケンスは，長期 TB によって炉心損傷に至った後に高圧溶融物
放出/格納容器雰囲気直接加熱に至るシーケンスであり，主要なカットセットには全ての交流電源が失われる基事象の組み合わせが抽出されている。交流電源を喪失しても原子炉圧力容器の減圧操作は可能であることから，現状の対策である原子炉圧
力容器の減圧操作によって，本モードによる格納容器破損を防止できる。
◎ 原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用
支配的な事故シーケンスは，LOCA によって炉心損傷に至った後に原子炉圧力容器が損傷し，原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用に至るシーケンスであり，主要なカットセットには原子炉補機冷却系又は原子炉補機冷却海水系の起動又は熱交換器の弁故障の共通原因故障が抽出されている。この事象については，仮に発生した場合であっても格納容器の破損に至らないことを確認しており，対策は講じていない。
◎ 溶融炉心・コンクリート相互作用
支配的な事故シーケンスは，TQUX によって炉心損傷に至った後に原子炉圧力容器が損傷し，ペデスタル床面での溶融炉心・コンクリート相互作用が継続するシーケンスであり，主要なカットセットには原子炉注水自動起動不能の認知失敗のヒューマンエラー，原子炉減圧操作失敗のヒューマンエラー，原子炉水位計不動作/誤高出力(共通原因故障)等の信号系の故障が抽出されている。認知の失敗等により炉心損傷に至るものの，炉心損傷後にはその状況を認知するとともに，炉心損傷から圧力容器の損傷までの間に低圧代替注水系等を用いて，ペデスタルへの水張りを行う
ことで，溶融炉心・コンクリート相互作用の継続を防止することができる。

246

84

３．停止時レベル 1PRA
3-1. 主要なカットセットに照らした重大事故等防止対策の対応状況の確認(1) 選定条件
事故シーケンスの種類によっては展開されるカットセットが非常に多くある。事故
シーケンスグループ毎に主要なシナリオ（“添付資料 3.1.2.d-1 柏崎刈羽原子力発電所 6，7 号機 内的事象停止時レベル 1ＰＲＡイベントツリー”の各分岐で分けられたシーケンスの炉心損傷頻度が高いもの）を抽出した結果を表 3-1 に示す。
(2) 主要なカットセットの確認結果
各事故シーケンスグループの炉心損傷頻度が最上位であるシーケンス（図 3-1，3-2，3-3）においてミニマルカットセットの分析(MCS)を実施し（表 3-2，3-3，3-4），整備された炉心損傷防止対策が有効となることを確認した＊。
＊ 実施した炉心損傷防止策は起因事象である外部電源喪失や崩壊熱除去機能喪失に対応した対策（代替交流電源の確保や注水・除熱機能の確保）であるため，
MCS 分析をした事故シーケンス以外のシーケンスにも有効である。
表 3-1 事故シーケンスグループ毎の主要シーケンス

247

85

86

248

2.1E-09

崩壊熱除去機能喪失（補機
冷却系機能喪失）＋崩壊熱除去・注水失敗＋＋＋

注水系復旧失敗MUWC系 Ｒ／Ｂ供給ライン逆止弁

補機冷却系(B)機能喪失

注水系復旧失敗MUWC系 T/B 積算流量計バイパス弁失敗（人的過誤） ＋

補機冷却系(B)機能喪失

注水系復旧失敗MUWC系 T/B 積算流量計バイパス弁
失敗 ＋

補機冷却系(B)機能喪失

主要なカットセット

開失敗＋

現場操作

手動弁閉

6.3E-11

9.7E-10

1.1E-09

ＣＤＦ

3%

46%

52%

寄与割合

・代替補機冷却系
・注水機能の信頼性向上・
多様化

対策

○

○

○

対策の有効性

バイパス隔離弁の追設置等の信頼性向上を実施した MUWC 系］，消防車）であり，当社の実施している炉心損傷防止対策は有効である。

【主要なカットセットに対する検討】○ POS C1 においては，保有水が少ないために炉心損傷までの時間が短く，また取水路点検等により A 及び C 系の補機冷却系に期待していないため，期待する注水機能が少ない状態である。この状態で補機冷却系（Ｂ系）が機能喪失すると，運転中であった
RHR（Ｂ系）だけでなく，待機中の HPCF（Ｂ系）についても機能を喪失する。
そのため，期待出来る注水機能は補機冷却系と系統間の従属性を持たない MUWC（A～C 系）のみとなり，MUWC の全系統が機能喪失する「T/B 復水積算流量計バイパス弁の手動弁閉失敗」等の共通の基事象を含むカットセットが主要なカットセットとして抽出された。
○ 主要なカットセットに対する対策としては代替補機冷却系，注水機能の信頼性向上・多様化（低圧代替注水（常設）［MUWC T/B

ＣＤＦ

崩壊熱除去機能喪失（補機冷却系機能喪失）の主要なカットセット（POS C1 シーケンス No.12）

事故シーケンス

表 3-2

249

87

4.8E-11

外部電源喪失＋電源確保失敗

復旧失敗

復旧失敗

外部電源（長期）復旧失敗

外部電源（短期）復旧失敗＋

原子炉補機冷却海水ポンプ（Ａ）～（Ｆ）起動失敗（共通原因故障）＋

外部電源喪失＋

非常用Ｄ／Ｇ

外部電源（長期）復旧失敗＋

外部電源（短期）復旧失敗＋

非常用Ｄ／Ｇ（Ａ），（Ｂ），（Ｃ）起動失敗（共通原因故障）＋

外部電源喪失＋

非常用Ｄ／Ｇ

外部電源（長期）復旧失敗＋

外部電源（短期）復旧失敗＋

非常用Ｄ／Ｇ（Ａ），（Ｂ），（Ｃ）運転継続失敗（共通原因故障）＋

外部電源喪失＋

主要なカットセット

5.0E-12

1.3E-11

1.8E-11

ＣＤＦ

全交流動力電源喪失の主要なカットセット（POS S シーケンス No.358）

10%

27%

38%

寄与割合

・常設代替交流電源設備
・注水系の多
様化

対策

○

○

○

対策の有効性【主要なカットセットに対する検討】○ POS S においては，除熱系や注水系は多くあるが，崩壊熱量が大きく保有水が少ないので余裕時間は短く，高圧電源融通に期待していない。外部電源が喪失し，D/G が全台起動に失敗すると全交流動力電源喪失となる。そのため，D/G の運転継続失敗や起動失敗の CCF を含むカットセットが主要なカットセットとして抽出された。
○ 対策として常設代替交流電源設備（GTG）や注水系の多様化（消火系による原子炉注水）であり，当社の実施している炉心損傷防止対策は有効である。

ＣＤＦ

事故シーケンス

表 3-3

88

250

3.8E-11

冷却材流出（ＣＵＷブロー）＋認知失敗

運転員による水位低下の認知失敗

冷却材流出（ＣＵＷブロー）＋

主要なカットセット
3.8E-11

ＣＤＦ
100%

寄与割合

一次冷却材バウンダリ喪失（CUW ブロー）の主要なカットセット（POS C1 シーケンス No. 9）・運転員への
注意喚起等

対策

×

対策の有効性【主要なカットセットに対する検討】○ 本シーケンスでのカットセットは定期検査中の水位調整のためにＣＵＷブローにより目標水位まで原子炉水位を低下させた後，ブローの停止し忘れにより冷却材の流出が継続し，その後，水位低下の認知に失敗することで発生するものである。
このリスクに対しては運転員の定期的な原子炉水位の監視に加え，手順書等による作業時の注意喚起を実施している。また，急激な水位の低下が継続しないようにブロー量の管理もされており十分認知のための時間があること，通常原子炉水位計による警報機能にも期待できることから，ＰＲＡ上の想定より運転員の水位低下の認知はより容易になると考えられる。
○ 対策としては運転員への注意喚起等の運用をこれからも継続的に実施していくことだと考える。

ＣＤＦ

事故シーケンス

表 3-4

251

89

RHR-B

RHR-C

CUW

MUWC

SPCU

HPCF-BHPCF-C

LPFL-A

LPFL-B

LPFL-C

注水系復 消火ポン
MUWP
旧プ

図 3-1 崩壊熱除去機能喪失の主要なシーケンス（POS C1 崩壊熱除去機能喪失（補機冷却系機能喪失））

×：プラント状態や起因事象との関係により期待できない設備

崩壊熱除
去機能喪
失（RHR/ 短時間診
RHR-A
代替除熱 断
フロントラ
イン）
消防車

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23

燃料損傷
燃料損傷

No. 最終状態

発生頻度
（／日）

崩壊熱除去機能喪失

崩壊熱除去機能喪失

事故シーケンスグループ

90

252

DG-A，B
及びC起
動失敗
（TE8）

外電復旧 外電復旧 高圧電源 DG復旧
（短期）
（長期）
融通
（1台）
RHR-A

RHR-C

図 3-2

RHR-B

外部電源
DG-A
直流電源
喪失
起動

MUWC

HPCF-B

DG-C
起動

HPCF-C

LPFL-B

LPFL-C

注水系復 消火ポン
旧
プ
313
314
315
316
317
318
319
320
321
322
323
324
325
326
327
328
329
330
331
332
333
334
335
336
337
338
339
340
341
342
343
344
345
346
347
348
349
350
351
352
353
354
355
356
357
358

燃料損傷
燃料損傷
燃料損傷
燃料損傷
燃料損傷

No. 最終状態

発生頻度
事故シーケンスグループ
（／日）
TE1へ
TE2へ
TE3へ
TE4へ
TE5へ
TE6へ
TE7へ
TE8へ
燃料損傷
全交流電源喪失

最終状態

LPFL-A

1-24
25-72
73-120121-168
169-216217-264265-312313-358359No.

全交流電源喪失の主要なシーケンス（POS S 外部電源喪失）

CUW

DG-B
起動

崩壊熱除去機能喪失
全交流電源喪失

崩壊熱除去機能喪失

崩壊熱除去機能喪失

崩壊熱除去機能喪失

発生頻度
事故シーケンスグループ
（／日）

253

91

HPCF-BHPCF-C

LPFL-A

LPFL-B

LPFL-C

消火ポン
プ
1
2
3
4
5
6
7
8
9

燃料損傷
燃料損傷

No. 最終状態

図 3-3 原子炉冷却材の流出の主要なシーケンス（POS C1 一次冷却材バウンダリ喪失（CUW ブロー））×：プラント状態や起因事象との関係により期待できない設備

冷却材流水位降下 漏洩箇所
出（CUWブ
MUWC
認知
隔離
ロー時）

原子炉冷却材の流出
原子炉冷却材の流出

発生頻度
事故シーケンスグループ（／日）

3-2. FV 重要度に照らした重大事故等防止対策の対応状況の確認
FV 重要度が 1.0×10-4 *1 を超える基事象に対して，有効性評価で考慮している対策が有効であるかを検討し，その大部分について有効となることを確認した。
また，有効性評価中で考慮している対策が有効とならないものを以下の通り抽出し，これらの基事象が主要なカットセットで確認したものと同様，注水機能の信頼性向
上・多様化（消防車,MUWP, SPCU,FP）や運転員への注意喚起等の継続的実施，区
分Ⅰ～Ⅳの直流電源に期待しない GTG の給電等によって炉心損傷の発生頻度をさらに低下させることが可能であることを確認した。
a. MUWC による原子炉注水が有効とならない基事象
停止時レベル１PRA においては時間余裕が十分長いことから重大事故対処設備である MUWC による原子炉等への注水に期待している。そのためこの機能が喪失する基事象は有効性評価で考慮している対策が有効とならない基事象として表 3-5に抽出される。
これらの基事象の FV 重要度が高い原因は，POS C1 の補機冷却機能喪失を起因事象とする事故シーケンスでは MUWC 以外の注水設備がないことによるものだと考えられる。ただし，POS C1 においては時間余裕が約 27 時間と長く，LPFL や
MUWC（有 効性評 価 で期待し ている注水手段）以外の対策（消防車,MUWP,
SPCU,FP）を考慮することで炉心損傷を防止することが可能である。
b. 冷却材流出事象において LPFL，MUWC の原子炉注水が有効とならない基事象
冷却材流出事象が発生して，運転員が認知に失敗した場合は考慮している対策が有効とならず，炉心損傷に至る（表 3-6）。
対策として運転員の定期的な原子炉水位の監視に加え，マニュアルや手順等による操作時の注意喚起を実施している（例：社内で実施するリスク評価の際に抽出された「水位低下の操作」等に対して注意喚起の連絡の実施）。また，急激な水位の低下が継続しないようにブロー量の管理もされており十分認知のための時間余裕があること，ブロー水の排水先であるＲＷ設備の運転員による異常の認知にも期待できることから，ＰＲＡ上の想定より運転員の水位低下の認知はより容易になると考えられる。
c. 有効性評価で考慮している GTG からの給電操作が有効とならない基事象
有効性評価では交流電源の喪失に対して GTG から緊急用 M/C，非常用電源母線
等を経由して各負荷までの給電を実施している。この対策は表 3-7 に示すように非常用電源母線の遮断器故障や区分Ⅰ～Ⅲの直流電源に関連した故障が発生した場合は有効とならない。ただし，この場合であっても，非常用電源母線や区分Ⅰ～
Ⅲの直流電源に期待しない GTG から緊急用 M/C，AM 用電源母線を経由した
MUWC 等の負荷へ給電，隣接プランからの電源融通，消火系や消防車での注水，
254

92

可搬型代替直流電源設備を用いた直流電源の復旧等の手段を用いることで炉心損傷の防止が可能である。
*1 停止時における FV 重要度は，個々の事故シーケンスの事象進展や対策に大きな差異がないことから，全炉心損傷頻度に対する分析を実施した。その際，全 CDF
に対する個々の事故シーケンスグループの寄与割合も考慮し，運転時レベル１
PRA より一桁小さい 1.0×10-4 を基準としてそれを超える基事象について抽出を実施した。
表 3-5 MUWC による原子炉注水が有効とならない基事象と FV 重要度
基事象①MUWC 供給ライン
止弁開失敗

FV 重要度逆②HPCF 洗浄水補給止め弁
現場操作失敗(B)③MUWC 電動ポンプ起動失敗の共通原因故障④MUWC 電動ポンプ継続
運転失敗の共通原因故障⑤HPCF 洗浄水補給止め弁
開失敗(B)⑥HPCF 注入隔離弁作業失敗(B)⑦MUWC 吐出逆止弁開失敗の共通原因故障⑧RHR 洗浄水ライン止め弁
手動開操作忘れ(B)⑨HPCF 洗浄用補給水一次
逆止弁開失敗(B)⑩HPCF 洗浄用補給水二次
逆止弁開失敗(B)

2.9×10-2
2.6×10-3
1.8×10-3
4.9×10-4
4.0×10-4
3.4×10-4
1.8×10-4
1.0×10-4
1.7×10-4
1.7×10-4

基事象の説明供給ラインにある逆止弁は通常開であるが，外部電源喪失等の理由により一時的に閉状態となり，その後の開動作に失敗
する基事象
MUWC を用いた原子炉注水をする際に使用する注水ラインの洗浄水補給止め弁(B)の現場操作に誤る基事象
複数系統の電動機が共通原因故障により起動失敗する基事象
複数系統の電動機が共通原因故障により運転継続に失敗する
基事象
MUWC を用いた原子炉注水をする際に使用する注水ラインの洗浄水補給止め弁(B)の開動作に失敗する基事象
MUWC を用いた原子炉注水をする際に使用する注水ラインの注入隔離弁(B)の開動作に失敗する基事象
複数系統の吐出逆止弁が共通原因故障により開動作に失敗す
る基事象
MUWC の原子炉注水ラインである RHR 洗浄水ライン止め弁(B)の開操作を忘れることで原子炉注水に失敗する基事象
MUWC の原子炉への注水ラインである HPCF 洗浄用補給水
一次逆止弁開失敗(B)の開動作に失敗する基事象
MUWC の原子炉への注水ラインである HPCF 洗浄用補給水
二逆止弁開失敗(B)の開動作に失敗する基事象

255

93

表 3-6 冷却材流出事象において LPFL，MUWC の原子炉注水が有効とならない基事
象と FV 重要度
基事象
①冷却材流出時の水位低下認
知失敗

FV 重要度
3.5×10-3

基事象の説明冷却材流出事象が発生して，運転員が認知に失敗した場合は考慮している対策が有効とならず，炉心損傷に至る基事象

表 3-7 有効性評価で考慮している GTG からの給電操作が有効とならない基事象とFV 重要度基事象①蓄電池給電失敗の共通原因
故障②蓄電池(B)給電失敗③P/C 7D-1-2B 遮断器誤開④M/C

7D-2A 遮断器誤開FV 重要度
1.7×10-3
4.4×10-4
1.5×10-4
1.5×10-4

基事象の説明
複数区分の蓄電池が共通原因故障により給電に失敗する基事象
蓄電池(B)の給電に失敗する基事象
M/C 7D からの動力変圧器を通じた給電を行う際に遮断器が誤開放され，給電できなくなる基事象
P/C 7D への給電を行う際に遮断器が誤開放され，給電できなく
なる基事象

256

94

補足説明資料
27. 地震 PRA，津波 PRA から抽出される事故シーケンスと対策の有効性

内部事象 PRA から抽出される事故シーケンスには，一部を除いてそれぞれ有
効な炉心損傷防止対策等が講じられている。内部事象 PRA では，機器の故障等の発生確率をランダム要因によるものとして炉心損傷頻度等を評価しているが，
外部事象 PRA では，外部事象によっても機器の故障等が発生するため，例えばランダム要因では壊れにくいが地震に対しては脆弱な機器等が含まれる場合等，同じ事故シーケンスあるいはカットセットであってもその発生頻度及び寄与率には違いが表れる。このため，地震レベル 1PRA，津波レベル 1PRA から抽出される事故シーケンスについても，支配的な事故シーケンスに対してカットセットを分析し，炉心損傷防止対策の有効性を整理した。

257

95

１．地震レベル 1PRA
(1) 選定条件
事故シーケンスの種類によっては展開されるカットセットが無数に存在する
ため，ここでは，各事故シーケンスについて以下の基準を基に主要なカットセットを抽出した。
・事故シーケンスグループのうち，最も炉心損傷頻度の大きな事故シーケンスについて，上位 3 位までのカットセット
各事故シーケンスにおける主要なカットセット及び炉心損傷防止対策の整備状況等を第 1-1 表に示す。
(2) 主要なカットセットの確認結果
第 1-1 表に示した通り，一部に炉心損傷防止が困難な事故シーケンスが存在するものの，大半の事故シーケンスに対しては，主要なカットセットレベルまで展
開しても，整備された重大事故等対処設備により炉心損傷を防止できることを確認した。なお，地震により重大事故等対処設備の機能が失われる可能性もあるが，その際は機能喪失を免れた設備等を用いて対応することとなる。
一方，事故シーケンスグループのうち，「高圧注水・減圧機能喪失」，「全交流動力電源喪失」に含まれる一部の事故シーケンスにおいて，故障モードによっては有効性評価で考慮した対策では対応できない場合があることを確認した。また，「LOCA 時注水機能喪失」，「計測・制御系喪失」，「格納容器バイパス」，「格納容
器・圧力容器損傷」，「原子炉建屋損傷」の炉心損傷直結事象についても，地震動に応じた詳細な損傷の程度や影響を評価することは困難なことから，現状，炉心損傷直結事象として整理しているものの，実際には損傷の程度に応じて使用可能な重大事故等対処設備等を用いて対応することにより，炉心損傷を防止できる可能性があることを確認した。

258

96

259

1650

TC
(原子炉停止機能喪失)(3.6×10-7 /炉年)

8.6×10-9
3.4×10-9

地震による碍子の構造損傷(外部電源喪失)+地震による制御棒駆動系配管の構造損傷+
地震による原子炉補機冷却系熱交換器の構造損傷

地震による碍子の構造損傷(外部電源喪失)+地震による上部格子板の構造損傷+地震による非常用取水路の構造損傷

9.5×10-9

地震による碍子の構造損傷(外部電源喪失)+地震による上部格子板の構造損傷+地震による原子炉補機冷却系熱交換器の構造損傷

9

22

24

4

5.7×10-8

残留熱除去系ランダム故障(A,B,C 従属故障)

残留熱除去系系統操作失敗

782

1.1×10-6

原子炉注水自動起動不能の認知失敗+原子炉水位計不動作/誤高出力(共通原因故障)

9.4×10-810

9.3×10-10

原子炉補機冷却海水系ポンプ起動失敗(共通原因故障)

35

3.3×10-946

原子炉注水自動起動不能の認知失敗+原子炉水位高(L8)誤信号

4.3×10-9

3.0×10-10

地震による原子炉補機冷却系熱交換器の構造損傷+地震による RCIC 配管の構造損傷

原子炉減圧操作失敗+原子炉水位高(L8)誤信号

13地震による原子炉補機冷却系配管の構造損傷+RCIC ランダム故障

1345寄与割合※4[%]

3.0×10-10[/炉年]

炉心損傷頻度

1.1×10-9

地震による原子炉補機冷却系熱交換器の構造損傷+RCIC ランダム故障

主要なカットセット※3

評価対象とした地震加速度領域におけるカットセットの分析結果※2

第 1-1 表 事故シーケンスの分析(最小カットセットの抽出)結果(1/3)※1 主要な事故シーケンスは，同じ事故シーケンスグループに含まれる複数のシーケンスを，シーケンスの上の主な特徴に着目し，詳細化して分類したもの。
括弧内は主要な事故シーケンスに含まれるシーケンスのうち，支配的なシーケンスの炉心損傷頻度(CDF)を示す。
※2 主要な事故シーケンスの中で最も高い CDF を示したシーケンスのうち，最も高い CDF を示す地震加速度領域におけるカットセットの分析結果を示す。
※3 地震 PRA では機器の損傷を完全相関としているため，多重化されたある機器が地震により損傷する場合，他の多重化された機器も全て損傷する。
※4 評価対象とした地震加速度領域における CDF に対するカットセットの寄与割合を示す。

全交流電源喪失+原子炉停止失敗(1.7×10-7 /炉年)

150

TＷ
(崩壊熱除去
過渡事象+除熱失敗
機能喪失)(3.0×10-6 /炉年)
-6(5.3×10 /炉年)

過渡事象
+高圧注水失敗+原子炉減圧失敗(1.8×10-8 /炉年)

150

評価対象
とした地震
加速度領域
[gal]

TQUX
(高圧注水・減圧機能喪失)(2.3×10-8 /炉年)

主要な事故シーケンス※1

1200

事故
シーケンス
グループ

TQUV
過渡事象
(高圧・低圧注水+高圧/低圧注水失敗
機能喪失)(6.4×10-9 /炉年)
(1.3×10-8 /炉年)

97

・代替制御棒挿入
機能・代替冷却材再循
環ポンプ・トリップ機能・ほう酸水注入系

・代替格納容器冷
却スプレイ系
・代替原子炉補機
冷却系
・格納容器圧力逃がし装置
・可搬型代替注水
ポンプ・減圧自動化ロジ
ック
・高圧代替注水系

・低圧代替注水系(常設)(復水補給
水系)

主な対策

－

－

－

○

○

○

×

×

○

○

○

○

対策
有効性

260

1550

1550

全交流電源喪失+RCIC 失敗
(3.5×10-7 /炉年)

直流電源喪失(6.0×10-8 /炉年)

TBD

1400

全交流電源喪失+S/R 弁再閉鎖失敗(1.9×10-8 /炉年)

TBU

TBP

1350

評価対象
とした地震
加速度領域
[gal]

全交流電源喪失(3.3×10-6 /炉年)

主要な事故シーケンス※1

84
9
7

4.4×10-10

地震による直流電源主母線盤の機能損傷
地震による直流電源充電器盤の機能損傷

地震による直流電源電線管の構造損傷

5.6×10-10

8.3×10-9

地震による碍子の構造損傷(外部電源喪失)+地震による復水貯蔵槽(CSP)周り
配管の構造損傷+地震による原子炉補機冷却系配管の構造損傷

5.5×10-914

8.6×10-9

地震による碍子の構造損傷(外部電源喪失)+地震による復水貯蔵槽(CSP)周り
配管の構造損傷+地震による非常用取水路の構造損傷

1448

地震による碍子の構造損傷(外部電源喪失)+地震による復水貯蔵槽(CSP)周り
配管の構造損傷+地震による原子炉補機冷却系熱交換器の構造損傷

2.9×10-81463

地震による碍子の構造損傷(外部電源喪失)+地震による非常用取水路の構造
2.7×10-10
損傷+S/R 弁再閉鎖失敗(ランダム故障)

1.3×10-9

地震による碍子の構造損傷(外部電源喪失)+地震による原子炉補機冷却系熱交換器の構造損傷+S/R 弁再閉鎖失敗(ランダム故障)

1217

4.4×10-8

地震による碍子の構造損傷(外部電源喪失)+地震による非常用取水路の構造
損傷

18

64

寄与割合※4[%]

地震による碍子の構造損傷(外部電源喪失)+地震による原子炉補機冷却系配3.4×10-10管の構造損傷+S/R 弁再閉鎖失敗(ランダム故障)

6.3×10-8

2.3×10-7[/炉年]

炉心損傷頻度地震による碍子の構造損傷(外部電源喪失)+地震による原子炉補機冷却系配管の構造損傷地震による碍子の構造損傷(外部電源喪失)+地震による原子炉補機冷却系熱交換器の構造損傷

主要なカットセット※3

評価対象とした地震加速度領域におけるカットセットの分析結果※2

第 1-1 表 事故シーケンスの分析(最小カットセットの抽出)結果(2/3)

・常設代替直流電源設備

・原子炉隔離時冷却系※6・高圧代替注水系※7・常設代替交流電源設備
・格納容器圧力逃がし装置

・原子炉隔離時冷却系
・高圧代替注水系
・低圧代替注水系(常設)(復水補給水系)
・常設代替交流電源設備
・格納容器圧力逃がし装置

・原子炉隔離時冷却系(所内直流電源設備の確保)
・格納容器圧力逃がし装置
・常設代替交流電源設備
・可搬型代替注水ポンプ(水源補給)

主な対策※1 主要な事故シーケンスは，同じ事故シーケンスグループに含まれる複数のシーケンスを，シーケンスの上の主な特徴に着目し，詳細化して分類したもの。
括弧内は主要な事故シーケンスに含まれるシーケンスのうち，支配的なシーケンスの炉心損傷頻度(CDF)を示す。
※2 主要な事故シーケンスの中で最も高い CDF を示したシーケンスのうち，最も高い CDF を示す地震加速度領域におけるカットセットの分析結果を示す。
※3 地震 PRA では機器の損傷を完全相関としているため，多重化されたある機器が地震により損傷する場合，他の多重化された機器も全て損傷する。
※4 評価対象とした地震加速度領域における CDF に対するカットセットの寄与割合を示す。
※5 S/R 弁からの蒸気流出によって原子炉隔離時冷却系又は高圧代替注水系が機能喪失する前に交流電源を復旧し，低圧注水に移行出来れば炉心損傷を回避できる。
※6 CSP が機能喪失するカットセットに対しても，CSP から S/C への水源切替に期待出来る場合は RCIC による注水が可能。
※7 CSP が機能喪失するカットセットには有効でないため，今回抽出された主要なカットセットには対応できない

TB
(全交流
動力電源
喪失)
(4.0×10-6
/炉年)

長期
TB

事故シーケンス
グループ

98
○

○

○

△※6

△※6

△※6

△※5

△※5

△※5

○

○

○

対策
有効性

261

1500

1750

計測・制御系の損傷(6.9×10-8 /炉年)

低耐震クラス配管破断+格納容器隔離弁損傷(1.2×10-7 /炉年)

格納容器・圧力容器の損傷(8.9×10-7 /炉年)

原子炉建屋・
構築物の損傷(3.8×10-6 /炉年)

計測・制御系喪失(6.9×10-8 /炉年)

格納容器
バイパス
(1.2×10-7 /炉年)

格納容器・圧力容器損傷(8.9×10-7 /炉年)

原子炉建屋損傷(3.8×10-6 /炉年)

9

14
66

4.4×10-9

1.7×10-9
4.6×10-8

地震によるバイタル分電盤の機能損傷
地震による原子炉冷却材浄化系吸込ライン隔離弁の機能損傷+地震による原子炉
冷却材浄化系吸込ライン隔離弁の下流側配管の構造損傷
地震による残留熱除去系停止時冷却モード吸込ライン隔離弁の機能損傷+地震による残留熱除去系停止時冷却モード吸込ライン隔離弁の下流側配管の構造損傷
地震による原子炉冷却材浄化系吸込ライン隔離弁の下流側配管の構造損傷+高圧
交流分電盤の機能損傷(隔離弁の電源喪失)
地震による圧力容器ペデスタルの構造損傷

89
11

1.9×10-7
2.4×10-8

地震による原子炉建屋の損傷

10

6.6×10-9

地震による原子炉冷却材再循環系ポンプモータケーシングの構造損傷
地震により原子炉建屋が基礎地盤すべり線に沿って動くことによる損傷

14

9.9×10-933

地震による制御棒駆動系ハウジング(制御棒駆動機構の外側支持部分)の構造損傷

4.0×10-914
1.2×10-9

地震による直立盤(制御盤・多重伝送盤)の機能損傷

3663

1.7×10-9

地震によるコントロール建屋の構造損傷

8.0×10-9100

寄与割合※4[%]

4.4×10-8[/炉年]

炉心損傷頻度地震による格納容器内配管の構造損傷

主要なカットセット※3

評価対象とした地震加速度領域におけるカットセットの分析結果※2

第 1-1 表 事故シーケンスの分析(最小カットセットの抽出)結果(3/3)※1 主要な事故シーケンスは，同じ事故シーケンスグループに含まれる複数のシーケンスを，シーケンスの上の主な特徴に着目し，詳細化して分類したもの。
括弧内は主要な事故シーケンスに含まれるシーケンスのうち，支配的なシーケンスの炉心損傷頻度(CDF)を示す。
※2 主要な事故シーケンスの中で最も高い CDF を示したシーケンスのうち，最も高い CDF を示す地震加速度領域におけるカットセットの分析結果を示す。
※3 地震 PRA では機器の損傷を完全相関としているため，多重化されたある機器が地震により損傷する場合，他の多重化された機器も全て損傷する。
※4 評価対象とした地震加速度領域における CDF に対するカットセットの寄与割合を示す。

1600

1700

1250

原子炉冷却材
圧力バウンダリの喪失(7.8×10-7 /炉年)

LOCA
(LOCA 時
注水機能喪失)(8.2×10-7 /炉年)

評価対象
とした地震
加速度領域
[gal]

主要な
事故シーケンス※1

事故
シーケンス
グループ

99

－

－

－

－

－

主な対策

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

対策
有効性

【主要なカットセットに対する検討】○ 高圧・低圧注水機能喪失(TQUV)
いずれのカットセットにも，地震による原子炉補機冷却系(RCW)の構造損傷と地震あるいはランダム故障による原子炉隔離時冷却系(RCIC)の機能喪失が含まれている。つまり，電動駆動の ECCS 注水系の機能喪失の原因については，RCWの機能喪失により空調及び駆動部の冷却機能を喪失し，注水不能となるカットセットが支配的となる。これらのカットセットに対しては，駆動部の冷却が不要な
低圧代替注水系(常設)(復水補給水系)により，圧力容器に注水することにより炉心損傷を防止できる。
○

高圧注水・原子炉減圧機能喪失(TQUX)
本事故シーケンスグループで最も高い炉心損傷頻度となる加速度領域は 150
gal であり，いずれのカットセットにも，地震による機器の損傷の基事象は含まれていない。このため対策は，内部事象レベル 1PRA の結果抽出されたカットセ
ットに対する対策と同様のものとなる。

○

崩壊熱除去機能喪失(TW)いずれのカットセットにも，残留熱除去系(RHR)のランダム故障が含まれている。この基事象に対しては，代替原子炉補機冷却系ユニットによる海水への熱除去機能の代替には期待できないが，格納容器圧力逃がし装置による大気への除熱により炉心損傷(格納容器先行破損)を防止できる。

○

原子炉停止機能喪失(TC)いずれのカットセットにも，原子炉補機冷却系又は非常用取水路の構造損傷が含まれている。原子炉スクラムが必要な際に制御棒を挿入できない場合，高圧炉
心注水系による水位制御に期待できないことから炉心損傷に至る。
原子炉停止機能について，ABWR である柏崎刈羽原子力発電所 6 号炉及び 7号炉では，今回重大事故対処設備として位置づけた機能・設備がプラント設計当初より設置されていたことから，今回はこれらの機能・設備を考慮して PRA を実施した。このため，これらの機能・設備の喪失を含めて炉心損傷に至るカット
セットが抽出されており，対策の有効性を確認することはできない。

○

全交流動力電源喪失(TB)・ 全交流電源喪失(長期 TB)
主要な事故シーケンスのうち，「全交流電源喪失」(長期 TB)では，原子炉補機
冷却系又は非常用取水路の構造損傷を含むカットセットが抽出されている。この
カットセットに対しては，常設代替交流電源設備により電源を復旧するほか，原子炉隔離時冷却系の運転による長時間の炉心冷却の確保と格納容器圧力逃がし
262

100

装置による格納容器除熱によってプラントを安定な状態に維持することが有効である。
・ 全交流電源喪失＋S/R 弁再閉鎖失敗(TBP)
主要な事故シーケンスのうち，「全交流電源喪失＋S/R 弁再閉鎖失敗」(TBP)
では，原子炉補機冷却系又は非常用取水路の構造損傷を含むカットセットが抽出されている。これにより非常用ディーゼル発電機の冷却機能が失われ，外部電源喪失と合わせて全交流電源喪失に至り，電動駆動の ECCS 注水設備が機能を喪失する。また，S/R 弁再閉鎖失敗により，長時間の RCIC 及び高圧代替注水系には期待できない。このため，RCIC 又は高圧代替注水系による注水が継続している間に常設代替交流電源設備によって電源を復旧し，低圧代替注水系等による低圧注水に移行できる場合には炉心損傷を防止できる。また，低圧注水への移行に失敗し，炉心損傷に至る場合については，LOCA 時に ECCS による注水が出来ず，炉心損傷に至るシーケンスに包絡されると考えられ，炉心損傷に至るものの，電源復旧等の後，圧力容器又は格納容器に注水し，格納容器圧力逃がし装置等による除熱を行うことで，格納容器の破損防止を防止することができる。
・ 全交流電源喪失＋RCIC 失敗(TBU)
主要な事故シーケンスのうち，「全交流電源喪失＋RCIC 失敗」(TBU)では，原
子炉補機冷却系又は非常用取水路の構造損傷及び RCIC の水源となる復水貯蔵槽(CSP)周りの配管の構造損傷を含むカットセットが抽出されている。このカットセットに対しては，同じ CSP を水源とする高圧代替注水系は有効な対策とならない。一方，S/C に水源を切り替えることができれば，一定時間原子炉隔離時
冷却系(RCIC)によって注水できると考えると，少なくとも炉心損傷までに数時間程度の時間余裕を有するカットセットである。このため，今回抽出されたカット
セットに対しては，RCIC による注水及び可搬型の低圧代替注水系によって，炉心損傷を防止することが出来ると考えられる。また，今回のカットセットとしては抽出されなかったが，事象発生と同時に RCIC が故障等によって機能喪失に至るものの CSP は機能を維持する場合等，高圧代替注水系によって炉心損傷を防止することができる場合も考えられる。
・ 直流電源喪失(TBD)
主要な事故シーケンスのうち，「直流電源喪失」(TBD)では，地震により直流電源設備の構造損傷又は機能損傷に至るカットセットが抽出された。このカット
セットに対しては，常設代替直流電源設備を用いて直流電源を復旧することにより，炉心損傷を防止することができる。
○

LOCA 時注水機能喪失(LOCA)
263

101

カットセットとしては，地震による格納容器内配管の構造損傷が抽出された。
地震動に応じた詳細な損傷の程度を評価することは困難なことから，格納容器内配管の構造損傷を以って炉心損傷直結としているものの，実際には配管損傷の規模に応じて炉心損傷を防止できる場合も考えられる。
○

その他の炉心損傷直結事象
計測・制御系喪失，格納容器バイパス，格納容器・圧力容器損傷，建屋・構築物損傷については，別紙 2 の通り，評価方法にかなりの保守性を有しており，また，地震動に応じた詳細な損傷の程度や影響を評価することは困難なことから，現状，炉心損傷直結事象として整理しているものの，実際には損傷の程度に応じて使用可能な重大事故等対処設備等を用いて対応することにより，炉心損傷を防止できる可能性があるものと考える。その場合は，損傷した機能に応じて内部事
象運転時レベル 1PRA の結果から抽出された既存の事故シーケンスグループに包絡されるものと考える。
例えば，別紙 2 の 2.1 建屋・構築物(原子炉建屋)の損傷の(4)に示した通り，現
実的には考えにくいものの，仮に基礎地盤の変形が生じ，建屋間での配管破断に至り，原子炉建屋内への水の流入によって高圧・低圧注水機能の喪失に至ったとしても，サプレッションプールを水源とした原子炉隔離時冷却系(RCIC)による注
水や可搬型の低圧代替注水系によって対応できると考える。
また，別紙 2 の 2.2 建屋・構築物(格納容器・圧力容器)の損傷の(4)に示した通り，フラジリティの評価手法が有する保守性により，現実的には PRA の結果以上に起こりにくい事象と考えるものの，仮にペデスタルにおける支持機能の喪失が発生し，一次系の配管破断等が発生した場合は，LOCA と同等の対応として，使用可能な注水設備による注水及び格納容器圧力逃がし装置等を用いた除熱によって，プラントを安定な状態に導くことが出来ると考える。

264

102

２．津波レベル 1PRA
津波 PRA の結果，今回評価の対象としたプラント状態では，津波高さ 4.2 m以上の場合，取水口からの浸水により炉心損傷に至る。津波高さと機能喪失する
安全上重要な機器の組み合わせから，高圧・低圧注水機能喪失(TQUV)，直流電源喪失(TBD)に事故シーケンスグループを区分しているものの，安全上重要な機器の機能喪失の原因はいずれも浸水であり，対策としては浸水防止対策が最も有効であると考える。
また，何らかの要因により浸水防止対策が機能せず，建屋内に浸水した場合には，喪失した機能に応じ，重大事故等対処設備等を用いて対応することで，炉心損傷を防止できるものと考える。何らかの要因による建屋内への浸水時に重大事
故等対処設備等に期待できるか否かについては，建屋内への浸水の状況等による部分もあるが，建屋内部の浸水防止対策や高台に配備した設備等により対応することが可能であると考える。
以 上

265

103

28．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104

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 層の格納容器の損傷防止機能としては，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 上

105

106

破損

3.3 水素燃焼

3.5 シェルアタック

3.6 MCCI

3.3 炉外 FCI

大 LOCA×SBO

じない

容器の構造上生

ABWR では格納

TQUX

大 LOCA×SBO

静的過圧・過温

3.2 雰囲気直接加熱

3.1

代表シーケンス現象

スプレイ（原子炉注水との傷炉心に注水－3.1 静的過圧・過温破損に同じ

期待せず

同左

3.1 静的過圧・過温破損に同じ－ことで格納容器の健全性を確認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への注水

同上＋その後のペデスタルる荷重を評価することで格納容器の健全性を確認＝3 層では現象を生じさせるために注水機能に同左同左

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

同上

水張り

溶融炉心の落下に先立って

MUWC1 台でペデスタルに

MUWC2 台を用いた循環冷却（炉注・スプレイ同時実施）【事象後期（20h~）】

MUWC2 台で格納容器に

MUWC2 台で RPV 内の損

スイッチング）【事象初期（~20h）】

格納容器の損傷防止【事象初期（~20h）】

損傷炉心の冷却4 層（④-1）

子炉注水ができず著しい炉心損傷に至る

自動減圧機能が喪失するため MUWC での原

期待せず＝3 層では現象を生じさせるために注水機能にめ原子炉注水ができず著しい炉心損傷に至る

電源（GTG）が炉心損傷までに供給できないた3 層（③-2）

表：重大事故の各現象におけるクレジットの取り方

107

消防車

MUWC

防車により信頼性を向上※２

評価上クレジットをとっていないが消

消防車

MUWC

ベント

消防車

MUWC（循環冷却）

MUWC（代替スプレイ）

MUWC に過大なクレジットをとっているわけではない

注水の信頼性が向上※１

HPAC を加えることで、炉減圧

損傷炉心の冷却4 層：格納容器の損傷防止

図：③-2 層，4 層における注水等に期待する設備期待できると整理していることから，有効性評価では直接の注水系としてクレジットをとっていない※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，可搬設備はアクセス性等を考慮し，12 時間以降にペデスタル注水

格納容器除熱炉注水

HPAC③-2 層：著しい炉心損傷防止

29．希ガス保持による減衰効果について
希ガスは，炉心損傷に伴い，燃料被覆管内より放出される燃料の核分裂生成ガス（FP ガス）に含まれる。Kr，Xe の同位体が主な核種で，気体であり，化学的に安定であり，配管，機器等への付着が期待できず，また，水等の液体にも溶解しないため，環境へ放出されやすく，外部被ばくの主たる要因となる。
重大事故の事故シーケンス「大 LOCA＋注水機能喪失＋全交流動力電源喪失」では，原
子炉水位は急激に低下し，炉心が露出することで炉心損傷に至る。本事故シーケンスをもとに，燃料被覆管より全ての希ガスが格納容器内に放出されると仮定し，事故から 25 時間
後に格納容器ベントする場合と事故から 38 時間後に格納容器ベントする場合の，希ガスの放出量割合（0.5MeV 換算値［Bq］）を図１及び図２に示す。
図１に示すとおり，プラント停止時（事故時）の燃料被覆管インベントリは，Kr-87（半減期：76.3ｍ）及び Kr-88（半減期：2.80h）が支配的であるが，これらの核種は減衰が早く，事故から 25 時間後以降の格納容器ベントでは希ガスの放出量には寄与しない。一方，
図２に示すとおり，事故から 25 時間後の格納容器ベントでは，希ガスの放出量に占める
Xe-135（半減期：9.083h）の割合が高いが，この Xe-135 の減衰の効果により，事故から38 時間後の格納容器ベントでは，事故 25 時間後の格納容器ベントに比べ希ガス合計の放出量が約６割に低減する。
希ガスは，このような特性を有するため，格納容器内にできるだけ長くとどめ，放射能量を可能な限り時間減衰させることが環境中への希ガスの放出量を低減させるための有効な対策となる。
（実効線量評価においても，希ガスに対して，格納容器圧力逃がし装置やサ
プレッション・チェンバ・プールによるスクラビングの除染係数は加味していない）
このため，炉心損傷後は，格納容器の圧力上昇を抑制し，格納容器ベントの実施に至るまでの時間をできるだけ延ばすために，格納容器スプレイの実施や水源への補給等の対策を講じている。

108

100%
停止時インベントリ

希ガスの放出量割合（0.5MeV換算値［Bq］）

90%

事故から25時間後にW/Wベント

事故から38時間後にW/Wベント※希ガスの放出量割合（0.5MeV換算値［Bq］）：プラント停止直後の燃料被覆管内の希ガスのインベン
トリを100％として、全ての希ガスが格納容器内に放出されると仮定し、事故から25時間後、38時間後に格納容器ベントした場合に格納容器内での減衰を加味した希ガスの放出量（0.5MeV換算値［Bq］）
の割合。

80%
70%

停止時に支配的な Kr-87，Kr-88 は半減期が非常に短く，事故 24 時間
後以降の格納容器ベントでは減衰しており，希ガスの放出量に寄与
しない

60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%
合計

Kr-87
【76.3m】

Kr-88【2.80h】
希ガスの主な核種【半減期】

図１．希ガスの放出量（７日間放出インベントリ

Xe-133【5.29d】

0.5Mev 換算値［Bq］）の割合

Xe-135【9.083h】

その１

10%
事故から25時間後にW/Wベント

事故から38時間後にW/Wベント

希ガスの放出量割合（0.5MeV換算値［Bq］）※

9%※希ガスの放出量割合（0.5MeV換算値［Bq］）：プラント停止直後の燃料被覆管内の希ガスのインベントリを100％として、全ての希ガスが格納容器内に放出されると仮定し、事故から25時間後、38時間後に格納容器ベントした場合に格納容器内での減衰を加味した希ガスの放出量（0.5MeV換算値［Bq］）の割合。

8%
7%
6%
5%

事故 24 時間後の格納容器ベントでは，希ガスの放出量は Xe-135 が支配的であるが，事故 38 時間後の格
納容器ベントでは，Xe-135 が減衰するため（半減期約９時間），事故
24 時間後に比べ希ガスの合計の放出量は約６割に低減する

4%
3%
2%
1%
0%
合計

Kr-87
【76.3m】

Kr-88【2.80h】
希ガスの主な核種【半減期】

図２．希ガスの放出量（７日間放出インベントリ

Xe-133【5.29d】

0.5Mev 換算値［Bq］）の割合

Xe-135【9.083h】

その２109

30．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。

1

110

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）

2111

31. 事象発生時の状況判断について
有効性評価においては，事故事象発生後「10 分間」は状況判断としており，原則事故対応操作は「10 分後」から開始するものとしている。
各事故事象では，機能喪失する設備が多数に及ぶ場合がある。
そのため，「10 分間」での機能喪失判断が必要な有効性評価における事故シナリオ（※）
について抽出を行い，それが実際の操作において，「10 分間」で機能喪失判断が可能である
こと及び，「10 分後」から事故対応操作が開始可能であることを確認する。
以下に，抽出された有効性評価の事故シナリオにおける状況判断「10 分間」の実際の操作について整理し，余裕時間を持って対応可能であることを示す。
※ 機能喪失判断が，その後の事故対応操作に直接影響しない以下の事故シナリオは対象外とした。
＜対象外とした事故シナリオ＞
・原子炉停止機能喪失 (TC)・格納容器バイパス (インターフェイスシステム LOCA)
・高圧溶融物放出／格納容器雰囲気加熱 (HPME/DCH)
・溶融燃料－冷却材相互作用 (FCI)
・溶融炉心・コンクリート相互作用 (MCCI)・想定事故 1・想定事故 2
・(停止時) 崩壊熱除去機能喪失
・(停止時) 原子炉冷却材の流出

以上

112

高圧・低圧注水機能喪失（ＴＱＵＶ）【解析上の時間】

解析上で想定している
事象

【実操作】
全給水喪失

「０秒」

「約１分後」

原子炉スクラム・タービントリップを確認「原子炉水位低（レベル２）」
高圧給水機能設備作動値に到達「約２1秒後」

故障要因等で想定するもの「約２分後」ＲＣＩＣトリップ信号発生（蒸気漏えい、排気Ｄ／Ｆ破損等）

１
分
間

対応操作として実施するもの「約３分後」

ＨＰＣＦポンプ（Ｂ）起動操作

１分
間「約４分後」

ＨＰＣＦ（Ｂ）トリップ発生（電気故障等）「約４分後」「原子炉水位低（レベル１．５）」
高圧注水機能作動値に到達

１分
間

ＨＰＣＦ（Ｃ）トリップ発生（電気故障等）「約５分後」

ＲＨＲポンプ（Ａ）起動操作

１
分
間

ＲＨＲ（Ａ）トリップ発生（電気故障等）

ＲＨＲポンプ（Ｂ）起動操作「約６分後」

１分
間

ＲＨＲ（Ｂ）トリップ発生（電気故障等）

ＲＨＲポンプ（Ｃ）起動操作「約７分後」

ＲＨＲ（Ｃ）トリップ発生（電気故障等）１分
間「原子炉水位低（レベル１）」
低圧注水機能作動値に到達「約９分後」「約１０分後」ＨＰＣＦポンプ（Ｃ）起動操作「約８分後」

低圧代替注水系（ＭＵＷＣポンプ）
１台追加起動・２台運転確認

約２分間の余裕が発生

113

高圧注水・減圧機能喪失（ＴＱＵＸ）【解析上の時間】

解析上で想定している
事象

【実操作】
全給水喪失

「０秒」

「約１分後」

原子炉スクラム・タービントリップを確認「原子炉水位低（レベル２）」
高圧給水機能設備作動値に到達「約２1秒後」

故障要因等で想定するもの「約２分後」ＲＣＩＣトリップ信号発生（蒸気漏えい、排気Ｄ／Ｆ破損等）

１
分
間

対応操作として実施するもの「約３分後」

ＨＰＣＦポンプ（Ｂ）起動操作

１
分
間

ＨＰＣＦ（Ｂ）トリップ発生（電気故障等）「約４分後」

ＨＰＣＦポンプ（Ｃ）起動操作

１
分
間

ＨＰＣＦ（Ｃ）トリップ発生（電気故障等）「原子炉水位低（レベル１．５）」
高圧注水機能作動値に到達「約４分後」
１分
間

高圧給水機能の全喪失を確認
１分
間「約９分後」「原子炉水位低（レベル１）」
低圧注水機能作動値に到達

残留熱除去系自動起動確認（機器動作状況、系統圧力による確認）

高圧注水機能喪失確認後の対応操作は、解析上必要としていないため時間的影響を考慮する必要はない。

114

全交流動力電源喪失（ＴＢ）【解析上の時間】【実操作】

解析上で想定している事象
全給水喪失発生全交流電源喪失発生「０秒」「約１分後」

原子炉スクラム・タービントリップを確認「約２分後」

外部電源全喪失を確認

故障要因等で想定するもの

給・復水系ポンプ全台停止を確認（電源喪失による停止）

１分
間

Ｄ／Ｇ（Ａ）（Ｂ）（Ｃ）

停止中確認

対応操作として実施す
るもの

ＲＣＩＣ起動操作「約３分後」

全交流電源喪失（ＳＢＯ）と判断「約３分後」

１分
間「約３分後」「約４分後」「原子炉水位低（レベル２）」
高圧給水機能設備作動値に到達

１分
間

Ｄ／Ｇ（Ａ）（Ｂ）（Ｃ）
起動操作
４
分
間

ＤＧ起動操作１分間×３台で約３分間の操作時間
原子炉水位回復確認＊以後、レベル２～レベル８で原子炉注水「約４分後」

約
７
分
間

３
分
間
Ｄ／Ｇ（Ａ）（Ｂ）（Ｃ）
トリップ発生（ロックアウト動作等）
により手動起動失敗「約７分後」

３分
間「約１０分後」早期の電源回復不能と判断
及び原子炉補機冷却系機能喪失判断「約１０分後」交流電源喪失後の原子炉注水対応操作は、解析上運転員の操作を必要としていないため時間
的影響を考慮する必要はない。

「ＳＢＯ判断」から「早期の電源回復不能判断」をするまで約７分間であり、約３分間余裕のある時間となっている。

115

全交流動力電源喪失・原子炉隔離時冷却系機能喪失（ＴＢＵ）【解析上の時間】【実操作】
全給水喪失発生全交流電源喪失発生「０秒」「約１分後」

原子炉スクラム・タービントリップを確認「約２分後」

外部電源全喪失を確認

解析上で想定している事象

故障要因等で想定するもの

給・復水系ポンプ全台停止を確認（電源喪失による停止）

１分
間

Ｄ／Ｇ（Ａ）（Ｂ）（Ｃ）
停止中確認

対応操作として実施す
るもの

ＲＣＩＣ起動操作「約３分後」

１分
間

全交流電源喪失（ＳＢＯ）と判断「 約３分後」ＲＣＩＣトリップ（排気Ｄ／Ｆ破損等）「約３分後」「約４分後」「原子炉水位低（レベル２）」
高圧給水機能設備作動値に到達

高圧代替注水系起動操作

１
分
間

５
分
間
「約５分後」

原子炉水位回復確認＊以後、レベル２～レベル８で原子炉注水

Ｄ／Ｇ（Ａ）（Ｂ）（Ｃ）
起動操作

ＤＧ起動操作１分間×３台で約３分間
の操作時間

３
分
間

約
７
分
間

Ｄ／Ｇ（Ａ）（Ｂ）（Ｃ）
トリップ発生（ロックアウト動作等）
により手動起動失敗「約８分後」

２分
間「約１０分後」早期の電源回復不能と判断
及び原子炉補機冷却系機能喪失判断「 約１０分後」

原子炉隔離時冷却系の起動失敗確認後に、代替高圧注水系の起動操作を実施したとしても、「早期の電源回復不能判断」は可能である。

「ＳＢＯ判断」から「早期の電源回復不能判断」をするまで約７分間であり、高圧代替注水系の起動操作を行ったとしても、約２分間余裕のある時間となっている。

116

崩壊熱除去機能喪失（取水機能喪失）（ＴＷ）【解析上の時間】

【実操作】

「０秒」

「０秒」

１
分
間

解析上で想定している事象
全給水喪失発生全交流電源喪失発生

原子炉スクラム・タービントリップを確認

Ｄ／Ｇ停止中確認

全交流電源喪失（ＳＢＯ）と判断「約１分後」
１
分間

対応操作として実施す
るもの
Ｄ／Ｇ手動起動操作「約２分後」
１分
間「約３分後」「約３分後」「原子炉水位低（レベル２）」
高圧給水機能設備作動値に到達

ＤＧ起動操作１分間×３台で約３分間の操作時間

ＲＣＩＣ自動起動確認
原子炉注水流量確認

２分
間

故障要因等で想定するもの

原子炉水位回復確認※以降、レベル２～レベル８で原子炉注水

Ｄ／Ｇ（Ａ）（Ｂ）（Ｃ）
トリップ発生（ロックアウト動作等）
により手動起動失敗「約５分後」
１分
間「約１０分後」「約６分後」

早期の電源回復不能と判断

約４分間の余裕が発生

117

崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系機能喪失）（ＴＷ）【解析上の時間】

【実操作】

「０秒」

「０秒」

解析上で想定している
事象
全給水喪失発生原子炉スクラム・タービントリップを確認「原子炉水位低（レベル２）」
高圧給水機能設備作動値に到達「約２１秒後」ＲＣＩＣ自動起動確認
原子炉注水流量確認

２分
間

原子炉水位回復確認※以降、レベル２～レベル８で原子炉注水「約１０分後」サプレッションプール冷却のため
残留熱除去（Ａ）系起動「約２分後」

故障要因等で想定す
るもの

１
分
間

「約１１分後」残留熱除去（Ａ）系トリップ発生（電気故障等）

サプレッションプール冷却のため
残留熱除去（Ｂ）系起動「約３分後」

１分
間「約１２分後」残留熱除去（Ｂ）系トリップ発生（電気故障等）

サプレッションプール冷却のため
残留熱除去（Ｃ）系起動「約４分後」

１分
間「約１３分後」残留熱除去（Ｃ）系トリップ発生（電気故障等）「約５分後」

約８分間の余裕が発生

118

対応操作として実施するもの

残留熱除去機能喪失確認（機器作動状況、系統流量により確認）

LOCA時注水機能喪失（中小LOCA）【解析上の時間】

解析上で想定している
事象

【実操作】
中小ＬＯＣＡ発生
外部電源喪失発生

「０秒」

１
分
間

原子炉スクラム・タービントリップを確認

Ｄ／Ｇ（Ａ）（Ｂ）（Ｃ）自動起動「約１分後」「約１分後」

１分
間「原子炉水位低（レベル２）」
高圧給水機能設備作動値に到達

ＲＣＩＣトリップ（排気Ｄ／Ｆ破損等）

Ｄ／Ｇ（Ａ）（Ｂ）（Ｃ）起動状態確認（母線電圧確認等）
故障要因等で想定するもの
対応操作として実施するもの
ＨＰＣＦポンプ（Ｂ）起動操作「約２分後」

１
分
間

ＨＰＣＦ（Ｂ）トリップ発生（電気故障等）

ＨＰＣＦポンプ（Ｃ）起動操作「約３分後」

１
分
間

ＨＰＣＦ（Ｃ）トリップ発生（電気故障等）

ＲＨＲポンプ（Ａ）起動操作「約４分後」１分
間

ＲＨＲ（Ａ）トリップ発生（電気故障等）

ＲＨＲポンプ（Ｂ）起動操作「約５分後」

１分
間

ＲＨＲ（Ｂ）トリップ発生（電気故障等）

ＲＨＲポンプ（Ｃ）起動操作「約６分後」１分
間

ＲＨＲ（Ｃ）トリップ発生（電気故障等）

高圧・低圧給水機能の全喪失を確認「約７分後」「 約８分後」「原子炉水位低（レベル１．５）」
高圧注水機能作動値に到達

レベル１．５（高圧注水機能作動値）の約８分後までに、１分程度の余裕をもって高圧・低圧給水機能全喪失の確認をすることが出来る。

119

格納容器過圧・過温破損防止（大ＬＯＣＡ）【解析上の時間】【実操作】

解析上で想定している
事象
大ＬＯＣＡ発生全交流電源喪失発生「０秒」

格納容器圧力高「１３．７kPa[gage]」
到達
１分
間
原子炉スクラム・タービントリップを確認

ＲＣＩＣ機能喪失（駆動蒸気喪失等）「約１分後」

故障要因等で想定するもの

ＨＰＣＦ（Ｂ／Ｃ）起動失敗（電源喪失）

ＲＨＲ（Ａ／Ｂ／Ｃ）起動失敗（電源喪失）

外部電源全喪失を確認

Ｄ／Ｇ（Ａ）（Ｂ）（Ｃ）
停止中確認

１
分
間

原子炉への注水機能喪失を確認「約２分後」

全交流電源喪失（ＳＢＯ）
と判断

１
分
間

Ｄ／Ｇ（Ａ）（Ｂ）（Ｃ）
起動操作「約３分後」

ＤＧ起動操作１分間×３台で約３分間の操作時間

３分
間

Ｄ／Ｇ（Ａ）（Ｂ）（Ｃ）
トリップ発生（ロックアウト動作等）
により手動起動失敗「約６分後」

１分
間「約１０分後」「約７分後」

早期の電源回復不能と判断

早期の電源回復不能と判断するまで，約３分間の余裕が発生

120

32．安定状態の考え方について
1.

基本的な考え方（１）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
審査ガイドの要求事項
有効性評価においては，原則として事故が収束し，原子炉が安定停止状態（高温停止状態
又は低温停止状態）に導かれる時点までを評価する。
（少なくとも外部支援がないものとして 7 日間評価する。ただし，7 日間より短い期間で安定状態に至った場合は，その状態を維持できることを示すこと。）－安定状態に対する考え方
1) 安定状態〇原子炉
事象発生後，設計基準事故対処設備及び重大事故等対処設備を用いた炉心冷却により，炉心冠水が維持でき，また，冷却のための設備がその後も機能維持できると判断され，かつ，必要な要員の不足や資源の枯渇等のあらかじめ想定される事象悪化のおそれがない場合，安定状態が確立されたものとする。
〇格納容器※１
炉心冠水後に，設計基準事故対処設備及び重大事故等対処設備を用いた格納容器除熱機能（格納容器圧力逃し装置又は残留熱除去系，代替循環冷却）により，格納容器
圧力及び温度が安定又は低下傾向に転じ，また，除熱のための設備がその後も機能維持できると判断され，かつ，必要な要員の不足や資源の枯渇等のあらかじめ想定される事象悪化のおそれがない場合，安定状態が確立されたものとする。
2) 安定状態後の長期的な状態維持
代替循環冷却を用いて又は残留熱除去系を復旧させ，除熱を行うことができる場合，安定状態後の長期的な状態維持が確立されたものとする。
※１：審査ガイドの要求事項として，格納容器側に対する安定状態に対する要求はない。
しかしながら，炉心冷却を安定的に維持するためには格納容器側の挙動の静定は必要要件となることから，格納容器側の安定状態についても定義した。
（２）重大事故
審査ガイドの要求事項
有効性評価においては，原則として事故が収束し，原子炉及び原子炉格納容器が安定状態に導かれる時点までを評価する。（少なくとも外部支援がないものとして 7 日間評価する。
ただし，7 日間より短い期間で安定状態に至った場合は，その状態を維持できることを示す
こと。
）
1

121

－安定状態に対する考え方
1) 安定状態〇原子炉
事象発生後，重大事故等対処設備を用いた損傷炉心冷却により，損傷炉心の冠水が維持でき，また，冷却のための設備がその後も機能維持できると判断され，かつ，必要な要員の不足や資源の枯渇等のあらかじめ想定される事象悪化のおそれがない場合，安定状態が確立されたものとする。
〇格納容器
損傷炉心を冠水させた後に，重大事故等対処設備を用いた格納容器除熱機能（格納容器圧力逃し装置又は代替循環冷却）により，格納容器圧力及び温度が安定又は低下傾向に転じ，また，除熱のための設備がその後も機能維持できると判断され，かつ，必要な要員の不足や資源の枯渇等のあらかじめ想定される事象悪化のおそれがない場
合，安定状態が確立されたものとする。
2) 安定状態後の長期的な状態維持
代替循環冷却を用いて又は残留熱除去系を復旧させ，除熱を行うことができる場合，安定状態後の長期的な状態維持が確立されたものとする※1，※2。
※１：安定状態後の長期的な状態維持に関する具体的な要件は以下のとおりであり，重大事故を評価するにあたって安全機能の喪失を仮定した設備の復旧等の措置が必要となる。
① 格納容器除熱機能として代替循環冷却使用又は残留熱除去系復旧による冷却への移行② 格納容器内の水素・酸素濃度の制御を目的とした可燃性ガス濃度制御系の復旧及び格納容器内への窒素封入（パージ）③ 上記の安全機能の維持に必要な電源（外部電源），冷却水系等の復旧④ 長期的に維持される格納容器の状態（温度・圧力）に対し，適切な地震力に対する格納容器の頑健性の確保※３※２：高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱，原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材
相互作用，溶融炉心・コンクリート相互作用の評価上の扱いについて
高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱，原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用，溶融炉心・コンクリート相互作用は，炉心損傷後，損傷炉心の冷却が十分でなく，原子炉圧力容器破損が生じることで発生する可能性がある物理化学現象である。したがって，損傷炉心の冷却により原子炉圧力容器破損に至らないことが示されれば，これらの物理化学現象による格納容器破損防止は達成されることから，第一義的にはこれら物理化学現象による格納容器破損防止対策は損傷炉心の冷2122

却になると考える。
一方，これら物理化学現象への対策の有効性については，審査ガイドにおいて，
これら物理化学現象の発生を前提とした評価を求めていることから，これら物理化
学現象の観点から厳しい結果となるように，格納容器過圧・過温の観点で格納容器破損防止対策となる損傷炉心の冷却手段に期待せずに評価を行っている（図 1.1 参照）。したがって，着目する物理化学現象の進展が防止又は停止した後の，格納容器
パラメータの推移は，着目する物理化学現象を厳しくするための評価条件に依存してしまうことになるため，格納容器過圧・過温の観点が注目される期間の推移を評価することは適切ではない。
よって，格納容器過圧・過温は，あくまで雰囲気圧力・温度による静的負荷（格
納容器過圧・過温破損）の事故シーケンスでの代表事象で評価することとし，高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱，原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用，溶融炉心・コンクリート相互作用の評価として用いる事故シーケンスに対しては，着目する物理化学現象の進展の防止又は停止を評価し，静的負荷による過圧・過温は評価しない。

代表
シーケンス

炉心損傷防止
深層防護

深層防護

+SBO

（TQUX）深層防護

3 層（③-1） 3 層（③-2）

大 LOCA
TQUV

格納容器破損防止

ECCS 喪失

4 層（④-1）

炉心損傷

リロケーション
回避

過温・過圧

炉心損傷

RPV 破損

HPME/DCH
FCI
MCCI

代替注水

損傷炉心注水減圧

D/W スプレイ

D/W 下部注水

ベント

損傷炉心注水（シナリオ上考慮せず）-CRD-DD-FP-可搬型注水ポンプ

代替循環冷却D/W クーラー（シナリオ上考慮せず）

図 1.1 代表シーケンスの事象進展と対策

3123※３：長期的に維持される格納容器の状態（温度・圧力）での，適切な地震力に対する格納容器の頑健性の確保の考え方について
重大事故発生時における格納容器の耐震性評価として対象となる事故シーケンス
は，格納容器温度・圧力条件が厳しい格納容器破損防止の事故シーケンス（格納容
器過圧・過温破損シナリオ）が対象となる。
格納容器の耐震評価に際しては，① 事故後の運転状態Ⅴ(L)のうち初期（例：3 日後）における適切な地震力との組合せ評価② 事故後の運転状態Ⅴ(L)のうち長期（例：60 日後）における適切な地震力との組合せ評価を行うこととなる。②に対しては，保守的な想定として，格納容器圧力逃し装置によるフィード・アンド・ブリード冷却が継続することを前提に評価するという方法もあるが，崩壊熱除去機能が喪失した福島第二でも，ベントすることなく 3 日程度
で残留熱除去系が復旧したことを踏まえれば，例えば 60 日程度での格納容器除熱の復旧を考えることは合理的といえる。
よって，②においては，代替循環冷却の使用又は残留熱除去系の復旧に期待することを前提に評価を実施すべきであると考える。また，高圧溶融物放出／格納容器
雰囲気直接加熱，原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用，溶融炉心・コン
クリート相互作用の評価として用いる事故シーケンスに対しては，※２で示した理由と同様に評価対象シナリオとはしない。
（３）使用済燃料プールにおける重大事故に至るおそれがある事故
審査ガイドの要求事項
有効性評価においては，使用済燃料貯蔵槽の水位が回復し，水位及び温度が安定した状態に導かれる時点までを評価する。
（少なくとも外部支援がないものとして 7 日間評価する。ただし，7 日間より短い期間で安定状態に至った場合は，その状態を維持できることを示すこと。
）－安定状態に対する考え方
1) 安定状態
事象発生後，設計基準事故対処設備又は重大事故等対処設備を用いた使用済燃料プールの冷却により，ある時点で，水位及び温度が安定した状態であり，冷却のための設備がその後も機能維持できると判断され，かつ，必要な要員の不足や資源の枯渇等のあらかじめ想定される事象悪化のおそれがない場合，安定状態が確立されたものとする。
2) 安定状態後の長期的な状態維持
残留熱除去系や燃料プール冷却材浄化系等を復旧させ，除熱を行うことができる場
4124

合，安定状態後の長期的な状態維持が確立されたものとする。
（４）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
審査ガイドの要求事項
有効性評価においては，原則として事故が収束し，原子炉が安定状態に導かれる時点までを評価する。
－安定状態に対する考え方
1) 安定状態
事象発生後，設計基準事故対処設備又は重大事故等対処設備を用いた運転停止中における原子炉の冷却により，ある時点で，水位及び温度が安定した状態であり，冷却のための設備がその後も機能維持できると判断され，かつ，必要な要員の不足や資源の枯渇等のあらかじめ想定される事象悪化のおそれがない場合，安定状態が確立されたものとする。
2) 安定状態後の長期的な状態維持
代替循環冷却を用いて又は残留熱除去系を復旧させ，除熱を行うことができる場合，安定状態後の長期的な状態維持が確立されたものとする。

5

125

2.

重要事故シーケンス毎の安定状態に至るまでの事象進展
表 2.1 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

重要事故シーケンス
有効性評価における事象進展
2.1 高圧・低圧注水機能喪失
低圧代替注水系（常設）による注水継続により炉心が冠水し，炉心の冷（過渡事象（給水流量の全喪失） 却が維持される。その後は，約 17 時間後に格納容器圧力逃がし装置等＋ 高 圧 注 水 失 敗 ＋ 低 圧 注 水 失 による除熱を開始することで，格納容器圧力及び温度は安定又は低下傾敗）向になる。重大事故等対策時に必要な要員は確保可能であり，また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
（安定状態）
代替循環冷却を用いて又は残留熱除去系機能を復旧させ，除熱を行うことにより，安定状態後の長期的な状態維持のための冷却が可能となる。
2.2 高圧注水・減圧機能喪失
低圧注水系による注水継続により炉心が冠水し，炉心の冷却が維持され（過渡事象（給水流量の全喪失） る。その後は，約 12 時間後に残留熱除去系による除熱を開始すること＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失 で，格納容器圧力及び温度は安定又は低下傾向になる。重大事故等対策
敗）時に必要な要員は確保可能であり，また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
（安定状態）

2.3.2 全交流動力電源喪失（全交流電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失））

残留熱除去系機能を維持し，除熱を行うことにより，安定状態後の長期的な状態維持のための冷却が可能となる。
原子炉隔離時冷却系による原子炉注水により炉心が冠水し，炉心の冷却が維持される。そして事象発生から 24 時間経過した時点で，常設代替
交流電源設備による交流電源の供給を開始した後，原子炉の減圧及び低圧代替注水系（常設）による注水継続により，引き続き炉心冠水が維持される。また，事象発生約 16 時間後に格納容器圧力逃がし装置等による除熱を開始し，常設代替交流電源設備による交流電源の供給を開始後に代替原子炉補機冷却系を用いた残留熱除去系による除熱をすること
で，格納容器圧力及び温度は安定又は低下傾向になる。重大事故等対策時に必要な要員は確保可能であり，また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
（安定状態）
残留熱除去系機能を維持し，除熱を行うことにより，安定状態後の長期的な状態維持のための冷却が可能となる。

2.3.3 全交流動力電源喪失（全交流電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）+RCIC 失敗）
2.3.4 全交流動力電源喪失（全交流電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋直流電源喪失）
2.3.5 全交流動力電源喪失（全交流電源喪失＋SRV 再閉失
敗）（24 時間以内の交流動力電源復旧に期待する場合）

2.3.2 と同様（初期の原子炉注水は高圧代替注水系）

2.3.3 と同じ
低圧代替注水系（常設）による注水継続により炉心が冠水し，炉心の冷却が維持される。その後は，約 20 時間後に代替原子炉補機冷却系を用いた残留熱除去系による除熱を開始することで，格納容器圧力及び温度は安定又は低下傾向になる。重大事故等対策時に必要な要員は確保可能であり，また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。（安定状態）
残留熱除去系機能を維持し，除熱を行うことにより，安定状態後の長期的な状態維持のための冷却が可能となる。

6126

重要事故シーケンス
有効性評価における事象進展
2.4.1 崩壊熱除去機能喪失（取水 低圧代替注水系（常設）による注水継続により炉心が冠水し，炉心の冷機能が喪失した場合）却が維持される。その後は，約 20 時間後に代替原子炉補機冷却系を用（過渡事象（給水流量の全喪失） いた残留熱除去系による除熱を開始することで，格納容器圧力及び温度＋崩壊熱除去失敗）
は安定又は低下傾向になる。重大事故等対策時に必要な要員は確保可能であり，また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。（安定状態）
残留熱除去系機能を維持し，除熱を行うことにより，安定状態後の長期的な状態維持のための冷却が可能となる。
2.4.2 崩壊熱除去機能喪失（残留 高圧炉心注水系による注水継続により炉心が冠水し，炉心の冷却が維持
熱除去系が故障した場合）される。その後は，約 22 時間後に格納容器圧力逃がし装置等による除（過渡事象（給水流量の全喪失） 熱を開始することで，格納容器圧力及び温度は安定又は低下傾向にな＋崩壊熱除去失敗）
る。重大事故等対策時に必要な要員は確保可能であり，また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
（安定状態）

2.5 原子炉停止機能喪失（過渡事象（主蒸気隔離弁誤閉止）＋原子炉停止失敗）

2.6LOCA 時注水機能喪失（中小 LOCA＋高圧注水失敗＋
低圧注水失敗）2.7 格納容器バイパス（インターフェイスシステム
LOCA）

代替循環冷却を用いて又は残留熱除去系機能を復旧させ，除熱を行うことにより，安定状態後の長期的な状態維持のための冷却が可能となる。
ほう酸水を用いた炉心へのほう酸水注入により中性子束は徐々に低下
し，未臨界に至る。その後は，高圧炉心注水系及び原子炉隔離時冷却系による注水により炉心が冠水し，炉心の冷却が維持される。また，サプ
レッション・チェンバ・プール水冷却モードによる残留熱除去系での除熱を開始することで，格納容器圧力及び温度は安定又は低下傾向になる。重大事故等対策時に必要な要員は確保可能であり，また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
（安定状態）
残留熱除去系機能を維持し，除熱を行うことにより，安定状態後の長期的な状態維持のための冷却が可能となる。また，制御棒挿入機能の復旧を試み，制御棒を挿入することにより，ほう酸水による未臨界維持に代わる安定状態後の長期的な状態維持のための未臨界維持が可能になる。
低圧代替注水系（常設）による注水継続により炉心が冠水し，炉心の冷却が維持される。その後は，約 17 時間後に格納容器圧力逃がし装置等による除熱を開始することで，格納容器圧力及び温度は安定又は低下傾向になる。重大事故等対策時に必要な要員は確保可能であり，また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
（安定状態）
代替循環冷却を用いて又は残留熱除去系機能を復旧させ，除熱を行うことにより，安定状態後の長期的な状態維持のための冷却が可能となる。
事象発生約 15 分後に漏えいが停止し，高圧炉心注水系及び原子炉隔離時冷却系による注水継続により炉心が冠水し，炉心の冷却が維持される。その後は，残留熱除去系による除熱を開始することで，冷温停止状態に移行することができる。重大事故等対策時に必要な要員は確保可能であり，また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。（安定状態）
残留熱除去系機能を維持し，除熱を行うことにより，安定状態後の長期的な状態維持のための冷却が可能となる。

7127

表 2.2 重大事故
重要事故シーケンス
有効性評価における事象進展
3.1 雰囲気圧力・温度による静的 低圧代替注水系（常設）による注水継続により損傷炉心が冠水し，損傷負荷（格納容器過圧・過温破損） 炉心の冷却が維持される。その後は，代替循環冷却による除熱，又は格（大 LOCA＋注水機能喪失＋全 納容器圧力 0.62MPa[gage]到達までに格納容器圧力逃がし装置等によ交流動力電源喪失）る除熱を開始することで，格納容器圧力及び温度は安定又は低下傾向になる。重大事故等対策時に必要な要員は確保可能であり，また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
（安定状態）

3.2 高圧溶融物放出／格納容器
雰囲気直接加熱（過渡事象（全給水喪失）＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗＋
炉心損傷後の原子炉減圧・損傷
炉心冷却失敗＋DCH 発生）

3.3 原子炉圧力容器外の溶融燃
料－冷却材相互作用（過渡事象（全給水喪失）＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗＋損
傷炉心冷却失敗＋（下部 D/W 注水成功）＋デブリ冷却失敗）

3.4 水素燃焼（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋RCIC 失敗＋格納容器破損回避（圧力容器破損なし）→可燃限界到達まで維持）

代替循環冷却を用いて又は残留熱除去系機能を復旧させ，除熱を行うことにより，安定状態後の長期的な状態維持のための冷却が可能となる。
安定状態後の長期的な状態維持に関する具体的な要件は以下のとおり。
① 格納容器除熱機能として代替循環冷却使用又は残留熱除去系復旧による冷却への移行② 格納容器内の水素・酸素濃度の制御を目的とした可燃性ガス濃度制
御系の復旧及び格納容器内への窒素封入（パージ）③ 上記の安全機能の維持に必要な電源（外部電源），冷却水系等の復
旧④ 長期的に維持される格納容器の状態（温度・圧力）に対し，適切な地震力に対する原子炉格納容器の頑健性の確保
逃がし安全弁を用いた手動操作による減圧により，原子炉圧力容器破損時の原子炉圧力は約 0.2MPa[gage]であり，2.0MPa[gage]以下に低減することができる。重大事故等対策時に必要な要員は確保可能であり，また，必要な燃料及び電源を供給可能である。
（安定状態）
その後は，代替循環冷却又は格納容器圧力逃がし装置等により安定状態
後の長期的な状態維持に導く。
代替循環冷却を用いて又は残留熱除去系機能を復旧させ，除熱を行うことにより，安定状態後の長期的な状態維持のための冷却が可能となる。
安定状態後の長期的な状態維持に関する具体的な要件は上記 3.1 のとおり。
格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部への総注水量を 180m3に制御することにより，圧力スパイクによって原子炉格納容器バウンダ
リにかかる圧力は，格納容器の限界圧力 0.62MPa[gage]よりも低い値であり，また，水蒸気爆発の発生を想定した場合でも格納容器下部の内側鋼板に係る応力は約 10MPa（降伏応力：490MPa）であり，原子炉
格納容器のバウンダリ機能は維持される。重大事故等対策時に必要な要員は確保可能であり，また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
（安定状態）
その後は，代替循環冷却又は格納容器圧力逃がし装置等により安定状態
後の長期的な状態維持に導く。
代替循環冷却を用いて又は残留熱除去系機能を復旧させ，除熱を行うことにより，安定状態後の長期的な状態維持のための冷却が可能となる。
安定状態後の長期的な状態維持に関する具体的な要件は上記 3.1 のとおり。
3.1 と同じ。

8128

重要事故シーケンス
3.6 溶融炉心・コンクリート相互作用（過渡事象（全給水喪失）＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗＋損
傷炉心冷却失敗＋（下部 D/W 注水成功）＋デブリ冷却失敗）

有効性評価における事象進展
格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部への溶融炉心落下前の水張りと溶融炉心落下後の注水継続により，格納容器下部のコンクリー
ト浸食量は壁面，床面ともに約 0.1m 以下に抑えられるため，原子炉圧
力容器の支持機能を維持できる。重大事故等対策時に必要な要員は確保可能であり，また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。（安定状態）
その後は，代替循環冷却又は格納容器圧力逃がし装置等により安定状態
後の長期的な状態維持に導く。
代替循環冷却を用いて又は残留熱除去系機能を復旧させ，除熱を行うことにより，安定状態後の長期的な状態維持のための冷却が可能となる。
安定状態後の長期的な状態維持に関する具体的な要件は上記 3.1 のと
おり。

9

129

表 2.3 使用済燃料プールにおける重大事故に至るおそれがある事故
重要事故シーケンス
4.1 想定事故 1（使用済燃料プール冷却機能又は注水機能喪失）4.2 想定事故 2（使用済燃料プール内の水の小規模な喪失）

有効性評価における事象進展
事象発生 12 時間後に燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プールへの注水を開始することにより水位が回復，維持される。重大事故等対策時に必要な要員は確保可能であり，また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
（安定状態）
残留熱除去系や燃料プール冷却浄化系を復旧させ，除熱を行い保有水の温度を低下させることで，安定状態後の長期的な状態維持のための冷却が可能となる。
事象発生から 150 分後に漏えい個所が隔離され，事象発生 12 時間後に燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プールへの注水を開始することにより水位が回復，維持される。重大事故等対策時に必要な要員は確保可能であり，また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
（安定状態）
残留熱除去系や燃料プール冷却浄化系を復旧させ，除熱を行い保有水の温度を低下させることで，安定状態後の長期的な状態維持のための冷却が可能となる。

表 2.4 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
重要事故シーケンス
5.1 崩壊熱除去機能喪失（運転中の残留熱除去系の故障による崩壊熱除去機能喪失）

5.2 全交流動力電源喪失（全交流動力電源喪失に伴う残留熱除去系等による崩壊熱除去
機能喪失）

5.3 原子炉冷却材の流出（操作の誤り等によって原子炉
冷却材が系外へ流出する事象）

5.4 反応度の誤投入（検査中に誤操作により過剰な制御棒の引き抜きが行われ，臨界に至る反応度が投入される事
象）

有効性評価における事象進展
事象発生から 2 時間後に待機中の残留熱除去系ポンプを起動し，低圧注
水モードで注水を行うことにより原子炉水位が回復し，水位回復から約30 分後に，残留熱除去系を原子炉停止時冷却モードに切り替え，残留熱除去を行うことにより水位及び温度が安定した状態となる。重大事故等対策時に必要な要員は確保可能であり，また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
（安定状態）
残留熱除去系機能を維持し，除熱を行うことにより，安定状態後の長期的な状態維持のための冷却が可能となる。
事象発生 70 分後から，常設代替交流電源設備により電源を供給された
低圧代替注水系（常設）による注水により水位が回復し，事象発生から20 時間後に代替原子炉補機冷却系を用いた残留熱除去系による除熱を行うことにより水位及び温度が安定した状態となる。重大事故等対策時に必要な要員は確保可能であり，また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
（安定状態）
残留熱除去系機能を維持し，除熱を行うことにより，安定状態後の長期的な状態維持のための冷却が可能となる。
事象発生から約 2 時間後に冷却材の流出を停止させ，待機中の残留熱除去系を低圧注水モードで注水することにより水位が回復し，その後，残留熱除去系を原子炉停止時冷却モードに切り替え，残留熱除去を行うことにより水位及び温度が安定した状態となる。重大事故等対策時に必要な要員は確保可能であり，また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
（安定状態）
残留熱除去系機能を維持し，除熱を行うことにより，安定状態後の長期的な状態維持のための冷却が可能となる。
制御棒の引き抜き開始から約 30 秒後に制御棒の引き抜きが阻止される。また，制御棒の引き抜き開始から約 58 秒後に原子炉がスクラムされ，未臨界が確保される。
（安定状態）
残留熱除去系機能を維持し，除熱を行うことにより，安定状態後の長期的な状態維持のための冷却が可能となる。

10

130

3.

安定状態の整理
重大事故等に応じて整理した安定状態を表 3.1 に示す。また，表 3.2 に，事故シーケンス毎の安定状態，及び安定状態後の長期的な状態維持のための主な対策を示す。
なお，格納容器については，「原子炉格納容器限界温度・圧力に関する評価結果」に示すとおり，格納容器の限界温度・圧力の 200℃，2Pd（最高使用圧力の 2 倍：0.62MPa［gage］）
において，少なくとも 7 日間の健全性が確保できることを確認している。

表 3.1 安定状態の整理
重大事故等

安定状態

運転中の原子炉における重大事故に至る

原子炉安定停止状態

おそれがある事故

格納容器安定状態
原子炉安定状態

重大事故

格納容器安定状態

使用済燃料プールにおける重大事故に至るおそれがある事故
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

使用済燃料プールの水位，温度安定状態
原子炉安定停止状態

11

131

132

12

おそれがある事故

ける重大事故に至る

運転中の原子炉にお重大事故等

格納容器圧力逃がし装置等
低圧注水系
残留熱除去系
低圧代替注水系（常設）

格納容器安定状態
原子炉安定停止状態
格納容器安定状態
原子炉安定停止状態

残留熱除去系
代替原子炉補機冷却系
低圧代替注水系（常設）

格納容器安定状態
原子炉安定停止状態
格納容器安定状態
原子炉安定停止状態
格納容器安定状態

2.4.1 崩壊熱除去機能喪失（取水機能喪失）

2.4.2 崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系故障）

格納容器圧力逃がし装置等

高圧炉心注水系

残留熱除去系
代替原子炉補機冷却系

低圧代替注水系（常設）

残留熱除去系
代替原子炉補機冷却系

格納容器圧力逃がし装置等

低圧代替注水系（常設）

原子炉安定停止状態
格納容器安定状態

残留熱除去系
代替原子炉補機冷却系

格納容器安定状態

原子炉安定停止状態

2.3.5 全交流動力電源喪失（全交流電源喪失＋SRV 再
閉失敗）（24 時間以内の交流動力
電源復旧に期待する場合）

2.3.4 全交流動力電源喪失（全交流電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋直流
電源喪失）

低圧代替注水系（常設）

原子炉安定停止状態

2.3.3 全交流動力電源喪失（全交流電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）+RCIC
失敗）
格納容器圧力逃がし装置等

残留熱除去系
代替原子炉補機冷却系

格納容器安定状態

格納容器圧力逃がし装置等

低圧代替注水系（常設）

主な対策

原子炉安定停止状態

安定状態（全交流電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失））

2.3.2 全交流動力電源喪失

2.2 高圧注水・減圧機能喪失

2.1 高圧・低圧注水機能喪失

事故シーケンス

表 3.2 安定状態における主な対策（１／３）

代替循環冷却又は残留熱除去系復旧

残留熱除去系

残留熱除去系

残留熱除去系

残留熱除去系

残留熱除去系

残留熱除去系

代替循環冷却又は残留熱除去系復旧

安定状態後の長期的な状態維持のための主な対策

13

133

重大事故等

LOCA）
残留熱除去系

原子炉隔離時冷却系

原子炉安定停止状態

ターフェイスシステム

格納容器圧力逃がし装置等

格納容器安定状態
高圧炉心注水系

低圧代替注水系（常設）

原子炉安定停止状態

残留熱除去系

代替循環冷却又は残留熱除去系復旧

残留熱除去系

原子炉隔離時冷却系
残留熱除去系

制御棒挿入機能復旧

安定状態後の長期的な状態維持のための主な対策

高圧炉心注水系

ほう酸水注入系

主な対策

格納容器安定状態

原子炉安定停止状態

安定状態

2.7 格納容器バイパス（イン2.6LOCA 時注水機能喪失

2.5 原子炉停止機能喪失

事故シーケンス

134

14

重大事故

重大事故等

ート相互作用3.6 溶融炉心・コンクリ（シェルアタック）

3.5 格納容器直接接触

3.4 水素燃焼

作用

溶融燃料－冷却材相互

3.3 原子炉圧力容器外の納容器雰囲気直接加熱

3.2 高圧溶融物放出／格

低圧代替注水系（常設）

原子炉安定停止状態

代替循環冷却 又は格納容器圧力逃がし装置等

格納容器下部注水系（常設）

低圧代替注水系（常設）

原子炉安定停止状態
格納容器安定状態－

3.1 のとおり

格納容器安定状態－

3.1 のとおり

代替循環冷却 又は格納容器圧力逃がし装置等

原子炉安定停止状態

格納容器安定状態

低圧代替注水系（常設）

原子炉安定停止状態
格納容器下部注水系（常設）（注水量制御）代替循環冷却 又は格納容器圧力逃がし装置等

格納容器安定状態

逃がし安全弁

代替循環冷却 又は格納容器圧力逃がし装置等

格納容器安定状態

3.1 のとおり－

3.1 のとおり

3.1 のとおり

3.1 のとおり

格納容器の頑健性確保

外部電源，冷却水等復旧

可燃性ガス濃度制御系復旧

過圧・過温破損）

低圧代替注水系（常設）

代替循環冷却又は残留熱除去系復旧

安定状態後の長期的な状態維持のための主な対策

格納容器への窒素封入

原子炉安定停止状態

3.1 雰囲気圧力・温度に主な対策

よる静的負荷（格納容器安定状態

事故シーケンス

表 3.2 安定状態における主な対策（２／３）

15

135

故

至るおそれがある事における重大事故に

運転停止中の原子炉

るおそれがある事故

5.4 反応度の誤投入

5.3 原子炉冷却材の流出

5.2 全交流動力電源喪失

5.1 崩壊熱除去機能喪失

4.2 冷却水喪失

4.1 冷却・注水機能喪失

使用済燃料プールにおける重大事故に至事故シーケンス

重大事故等

原子炉安定停止状態

原子炉安定停止状態

原子炉安定停止状態

原子炉安定停止状態

水位，温度安定状態

使用済燃料プールの水位，温度安定状態

使用済燃料プールの

安定状態

スクラム

制御棒引き抜き阻止

残留熱除去系

残留熱除去系
代替原子炉補機冷却系

低圧代替注水系（常設）

残留熱除去系

燃料プール代替注水系（可搬型）

燃料プール代替注水系（可搬型）

主な対策

安定状態後の長期的な状態維持のための主な対策

残留熱除去系

残留熱除去系

残留熱除去系

残留熱除去系

燃料プール冷却浄化系復旧

残留熱除去系復旧

燃料プール冷却浄化系復旧

残留熱除去系復旧

表 3.2 安定状態における主な対策（３／３）

4.

安定状態後の長期的な状態維持に関する定量評価
残留熱除去系の復旧に関する定量評価と，サプレッション・チェンバ水温に関する長期間解析について示す。
（１）残留熱除去系の復旧に関する定量評価
ここでは，例として崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）について，残留熱除
去系の復旧による安定状態後の長期的な状態維持の評価結果を示す。なお，本事故シーケンスに関する 40 時間までの解析結果では，安定状態において，原子炉水位，格納容器圧力・温度などは回復に向かうものの，サプレッション・チェンバ水位が比較的高く，水位上昇が継続している。
図 4.1 及び図 4.2 に，格納容器圧力及びサプレッション・チェンバ水温の時間変化を，図4.3 及び図 4.4 に，注水流量及びサプレッション・チェンバ水位の時間変化を，それぞれ事故
発生後 14 日間について示す。
事故発生 40 時間以降も，代替原子炉補機冷却系を用いた残留熱除去系による除熱により，炉心及び格納容器の冷却を行いつつ，図 4.3 に示すように適宜サプレッション・チェンバを水源とした残留熱除去系による原子炉注水を行い，外部水源による注水を制限することで，
図 4.4 に示すようにサプレッション・チェンバ水位の上昇は抑制される。また，図 4.2 に示
すように，サプレッション・チェンバ水温は 40 時間以降も低下が継続し，事故発生 7 日後までには最高使用温度を下回る。事故発生 7 日後に残留熱除去系を原子炉停止時冷却モードで運転することにより，除熱能力が改善され，図 4.1 及び図 4.2 に示すように，格納容器圧
力及びサプレッション・プール水温は大幅に低下する。
以上から，残留熱除去系により安定状態後の長期的な状態維持が可能である。

16

136

0.8
ドライウェルサプレッションチェンバ
格納容器内圧力0.6

サプレッション・チェンバ・プール水
冷却モード運転による圧力低下
原子炉停止時冷却モード
運転開始（7 日後）

0.4（MPa[gage]）

1Pd

0.2

格納容器スプレイ停止による圧力上昇

0
0

48

96

144

192

240

288

336

事故後の時間（ｈ）
JOB No.MA404K-7TW--AF7K004

図 4.1 格納容器圧力の推移

300

サ
プ
レ
ッ
シ
ョ
ン
・
チ
ェ
ン
バ
水
温

サプレッション・チェンバ・プール水
冷却モード運転開始による水温低下

200

原子炉停止時冷却モード
運転開始（7 日後）

100

(℃)

0
0

48

96

144

192

240

288

336

事故後の時間(ｈ)JOB No.MA404K-7TW--AF7K004

図 4.2 サプレッション・チェンバ水温の推移

17

137

残留熱除去系の低圧注水とサプレッション・
チェンバ・プール水冷却モードの切替運転

1000

800

注
水
流
量

600

(ｔ/ｈ)

400
RCIC
原子炉隔離時冷却系

格納容器
スプレイ

200

低圧代替注水系(常設)MUWC

PCVスプレイ
格納容器スプレイ

原子炉隔離
時冷却系

低圧注水系
LPFL

0
0

48

96

144

低圧代替注水系（常設）

192

240

事故後の時間(ｈ)

288

336

JOB No.MA404K-7TW--AF7K004

図 4.3 注水流量の推移

20

ベントライン（約 17m）
サ
プ
レ
ッ
シ
ョ
ン
・
チ
ェ
ン
バ
水
位
(ｍ)

15

真空破壊装置（約 14m）

10

原子炉停止時冷却モード
運転開始（7 日後）
5

0
0

48

96

144

192

240

288

事故後の時間(ｈ)JOB No.MA404K-7TW--AF7K004

図 4.4 サプレッション・チェンバ水位の推移
18

138

336

（２）サプレッション・チェンバ水温に関する長期間解析
代替循環冷却，あるいは格納容器ベントを使用した場合の長期的なサプレッション・チェ
ンバ水温の挙動を確認するため，炉心損傷に至る格納容器過圧・過温破損シナリオ（20 時間
以降代替循環冷却継続ケース，及び 38 時間以降ウェットウェルベント継続ケース），及び炉心損傷に至らず，かつ格納容器ベントを実施するシナリオのうち事故発生 40 時間時点でのサプレッション・チェンバ水温が最も高い崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障）シナリ
オについて，サプレッション・チェンバ水温が約 100℃に低下するまでの長期間解析を実施した。
図 4.5～図 4.7 に，格納容器過圧・過温破損シナリオ（20 時間以降代替循環冷却継続ケース）における格納容器圧力・温度，及びサプレッション・チェンバ水温の解析結果を示す。
同様に，図 4.8～図 4.10 に，格納容器過圧・過温破損シナリオ（38 時間以降ウェットウェル
ベント継続ケース）の解析結果を，図 4.11～図 4.13 に，崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障）シナリオの解析結果を示す。
図 4.7，図 4.10，及び図 4.13 に示すように，いずれの解析結果においても事故後 7 日時点
でサプレッション・チェンバ水温は最高使用温度の 104℃（格納容器設計条件を決定するた
めの冷却材喪失事故時の解析結果での最高温度に余裕をもたせた温度）を上回っているが，事故発生 7 日以降の 100℃に低下するまでの全期間に亘って 150℃を下回っている。トップ
ヘッドフランジや機器搬入用ハッチに使用されている改良 EPDM 製シール材は一般特性として耐温度性は 150℃であることから，格納容器の放射性物質の閉じ込め機能は維持される。
したがって，事故発生 7 日以降にサプレション・チェンバ水温が最高使用温度を上回っていても格納容器の健全性が問題となることはない。

19

139

800
ドライウェルサプレッション・チェンバ

格納容器内圧力600400（ｋPa[gage]）

200

0
0

48

96

144

192

240

288

336

事故後の時間（ｈ）
JOB No.MA404K-7AE--PF8A000

図 4.5 格納容器圧力の推移（格納容器過圧・過温破損シナリオ）（20 時間以降代替循環冷却継続ケース）300
ドライウェルサプレッション・チェンバ
格納容器内温度

200

（℃）
100

0
0

48

96

144

192

240

288

事故後の時間（ｈ）
JOB No.MA404K-7AE--PF8A000

図 4.6 格納容器温度の推移（格納容器過圧・過温破損シナリオ）（20 時間以降代替循環冷却継続ケース）

20

140

336

200

サ
プ
レ
ッ
シ
ョ
ン
・
チ
ェ
ン
バ
水
温

150

104℃到達時間
約300ｈ

100

50

(℃)

0
0

48

96

144

192

240

288

336

事故後の時間（ｈ）
JOB No.MA404K-7AE--PF8A000

図 4.7 サプレッション・チェンバ水温の推移（格納容器過圧・過温破損シナリオ）（20 時間以降代替循環冷却継続ケース）

21

141

800
ドライウェルサプレッション・チェンバ
格納容器内圧力600400（ｋPa[gage]）

200

0
0

120

240

360

480

600

720

840

960

事故後の時間（ｈ）
JOB No.MA404K-7AE--PF8A006

図 4.8 格納容器圧力の推移（格納容器過圧・過温破損シナリオ）（38 時間以降ウェットウェルベント継続ケース）300
ドライウェルサプレッション・チェンバ
格納容器内温度

200

（℃）
100

0
0

120

240

360

480

600

720

840

事故後の時間（ｈ）
JOB No.MA404K-7AE--PF8A006

図 4.9 格納容器温度の推移（格納容器過圧・過温破損シナリオ）（38 時間以降ウェットウェルベント継続ケース）

22

142

960

200

サ
プ
レ
ッ
シ
ョ
ン
・
チ
ェ
ン
バ
水
温

104℃到達時間
約841ｈ

150

100

50

(℃)

0
0

120

240

360

480
事故後の時間（ｈ）

600

720

840

960

JOB No.MA404K-7AE--PF8A006

図 4.10 サプレッション・チェンバ水温の推移（格納容器過圧・過温破損シナリオ）（38 時間以降ウェットウェルベント継続ケース）

23

143

800
ドライウェルサプレッション・チェンバ
格納容器内圧力600400（ｋPa[gage]）

200

0
0

60

120

180

240

300

360

420

480

540

600

660

720

事故後の時間（ｈ）
JOB No.MA404K-7TW--PF8A002

図 4.11 格納容器圧力の推移（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障））

300
ドライウェルサプレッション・チェンバ
格納容器内温度

200

（℃）
100

0
0

60

120

180

240

300

360

420

480

540

600

660

720

事故後の時間（ｈ）
JOB No.MA404K-7TW--PF8A002

図 4.12 格納容器温度の推移（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障）
）

24

144

200

サ
プ
レ
ッ
シ
ョ
ン
・
チ
ェ
ン
バ
水
温
(℃)

104℃到達時間
約419ｈ

150

100

50

0
0

60

120

180

240

300

360

420

事故後の時間（ｈ）

480

540

600

660

720

JOB No.MA404K-7TW--PF8A002

図 4.13 サプレッション・チェンバ水温の推移（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障）
）

25

145

5.

残留熱除去系の復旧手順について
炉心損傷もしくは格納容器破損に至る可能性のある事象が発生した場合に，運転員及び緊急時対策要員により残留熱除去系を復旧するための手順を整備してきている。
本手順では，機器の故障個所，復旧に要する時間，炉心損傷あるいは格納容器破損に対する時間余裕に応じて「恒久対策」，「応急対策」，または「代替対策」のいずれかを選択するものとしている。
具体的には，故障個所の特定と対策の選択を行い，故障個所に応じた復旧手順にて復旧を行う。図 5.1 に，手順書の記載例を示す。

26

146

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 5.1 残留熱除去系の復旧手順書の記載例（1/5）

27

147

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図 5.1 残留熱除去系の復旧手順書の記載例（2/5）
28

148

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図 5.1 残留熱除去系の復旧手順書の記載例（3/5）

29

149

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図 5.1 残留熱除去系の復旧手順書の記載例（4/5）
30150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 5.1 残留熱除去系の復旧手順書の記載例（5/5）
3115133．炉心損傷開始の判断基準及び炉心損傷判断前後の運転操作の差異について
１．炉心損傷開始の判断基準
１．１ 炉心損傷開始の判断基準について
炉心損傷に至るケースとしては，注水機能喪失により原子炉水位が有効燃料頂部（TAF）
以上に維持できない場合において，原子炉水位が低下し，炉心が露出し冷却不全となる場合が考えられる。
事故時運転操作手順書（徴候ベース）では，原子炉への注水系統を十分に確保できず原子炉水位が TAF 未満となった際に，格納容器内雰囲気放射線レベル計（CAMS）を用いて，ドライウェル又はサプレッション・チェンバ内のγ線線量率の状況を確認し，図１に示す
設計基準事故相当のγ線線量率の 10 倍を超えた場合を，炉心損傷開始の判断としている。
炉心損傷等により燃料被覆管から原子炉内に放出される希ガス等の核分裂生成物が，逃がし安全弁等を介して格納容器内に流入する事象進展を捉まえて，格納容器内のγ線線量率の値の上昇を，運転操作における炉心損傷の判断，及び炉心損傷の進展割合の推定に用いているものである。
また，福島事故時に原子炉水位計，格納容器内雰囲気放射線レベル計等の計器が使用不能となり，炉心損傷を迅速に判断出来なかったことを鑑み，格納容器内雰囲気放射線レベル計に頼らない炉心損傷の判断基準について検討しており，その結果，格納容器内雰囲気
放射線レベル計の使用不能の場合は，「原子炉圧力容器表面温度：300℃以上」を炉心損傷の判断基準として手順に追加する方針である。
原子炉圧力容器表面温度は，炉心が冠水している場合には，ＳＲＶ動作圧力（安全弁機能の最大 8.20MPa［gage］）における飽和温度約 298℃を超えることはなく，300℃以上にはならない。一方，原子炉水位の低下により炉心が露出した場合には過熱蒸気雰囲気となり，温度は飽和温度を超えて上昇するため，300℃以上になると考えられる。上記より，炉心損傷の判断基準を 300℃以上としている。
なお，炉心損傷判断は格納容器内雰囲気放射線レベル計が使用可能な場合は，当該計器にて判断を行う。

152

（１）ドライウェルのγ線線量率（２）サプレッション・チェンバのγ線線量率
図．１ シビアアクシデント導入条件判断図

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153

１．２ 炉心損傷開始の判断基準の根拠について
炉心損傷開始の判断基準は，設計基準事故時の格納容器内雰囲気放射線レベル計γ線線量率（追加放出時）以上でなければならない。一方，基準を高めに設定すると判定が遅れることが懸念されるため，高すぎる設定値は判断基準として適さない。
炉心損傷開始の判断は，上述のとおり格納容器内雰囲気放射線レベル計のγ線線量率が設計基準事故（追加放出）の10倍を越えた場合であり，この設定値は，全燃料中に含まれる希ガスの0.1％相当が格納容器内に放出された場合のγ線線量率よりも低い，余裕のある値となっている。
上記より炉心損傷判断としては，設計基準事故を超える事象について，設計基準事故のγ線線量率より高く，かつ判定遅れが生じない基準として，設計基準事故（追加放出）の10 倍を判断目安としている。
１．３ 格納容器内雰囲気放射線レベル計について
格納容器内雰囲気放射線レベル計のγ線線量率の測定レンジは，10-2～105［Sv/h］であり，この測定レンジにおいて，「設計基準事故における燃料からの追加放出による放射線量率」，「シビアアクシデント時の炉心損傷の判断目安（追加放出の 10 倍）」並びに「大 LOCA
＋注水機能喪失＋全交流動力電源喪失のシーケンスにおける最大放射線量率」を測定可能である。
（表１参照）
格納容器内雰囲気放射線レベル計は，連続計測しており，計器の指示値は換算不要で図１の炉心損傷の判断目安と対比可能であるため，指示値が上昇すれば，すぐに炉心損傷を判断可能と考える。格納容器内雰囲気放射線レベル計の検出器は，ドライウェル内の対角位置に２カ所，サプレッション・チェンバ内の気相部の対角位置に２カ所の，合計４カ所に設置している。炉心損傷後の核分裂生成物の原子炉内から格納容器への移行は，大 LOCA
等，直接ドライウェル側に放出される場合と，原子炉圧力容器が健全で逃がし安全弁を介してサプレッション・チェンバ側に放出される場合があるが，いずれの場合においても，
炉心損傷時は希ガス等が急激に放出されるため，格納容器内雰囲気放射線レベル計にて炉心損傷に伴うγ線線量率の上昇を測定可能と考える。
また，炉心の損傷割合と燃料被覆管から放出される希ガス等の放出割合は比例すると仮定し，手順では原子炉停止後の経過時間とγ線線量率により炉心損傷の進展割合を推定することとしている。

154

表１．格納容器内雰囲気放射線レベル計の計測レンジ及び事故時格納容器内の放射線量率
格納容器内の放射線量率
格納容器内雰囲気放射線レベル計の計測レンジ

10-2～105［Sv/h］（計器の仕様）10-2～100 程度［Sv/h］
設計基準事故の追加放出

原子炉停止後の経過時間が、0.1 時間後から 100 時間後の値
10-1～101 程度［Sv/h］

炉心損傷の判断目安（設計基準事故の 10 倍）

原子炉停止後の経過時間が、0.1 時間後から 100 時間後の値「大 LOCA＋注水機能喪失＋全交流動力電源
喪失のシーケンス」における最大放射線量率（早期に炉心損傷したほうが核分裂生成物の104 程度［Sv/h］

減衰が少なく放射線量率は高くなる傾向にあ

事故後の最大値り，シビアアクシデントの中でも早期に炉心損傷する例）

155

２．炉心損傷判断前後における運転操作の差異
２．１ 原子炉への注水について
BWR の場合，事故時の対応は，原子炉への注水が最優先であり，炉心損傷の判断の前後
でその対応のマネージメントが大きく変わるものではない。原子炉に注水することで，炉心損傷前であれば，冷却による炉心損傷の発生防止が図られ，また，炉心損傷後であれば，冷却による炉心損傷の進展の抑制及び原子炉圧力容器の破損防止が図られる。
２．２ 格納容器ベント及び格納容器スプレイについて
炉心損傷後の格納容器ベントは，その実施の判断基準は，炉心損傷前の１Pd（格納容器
最高使用圧力：310［kPa(gage)］）に対し，炉心損傷後は２Pd（格納容器限界圧力：620［kPa(gage)］）に変更となる。炉心損傷前は環境へ放出される核分裂生成物の放出量が低
く，格納容器の健全性を確保することを目的に設計上の最高使用圧力（１Pd）を実施基準としているが，炉心損傷後は，より長く格納容器内で核分裂生成物を保持した方が減衰により環境へ放出する放射能量を低減できることから，限界圧力（2Pd）を実施基準としているからである。
また，格納容器ベントの判断基準が変わることで，格納容器スプレイの判断基準も変更となる。スクラム後における，炉心損傷の前後の格納容器ベント及び格納容器スプレイの実施基準の差異を表２に示す。
なお，炉心損傷前の１Pd の格納容器ベント中には，炉心の健全性を確認するため，格納容器内雰囲気放射線レベル計のγ線線量率を監視し，γ線線量率が設計基準事故（追加放出）と同等の値を示した場合には，一旦ベント操作を中断し，その後は炉心損傷後の実施基準に基づき対応する。

156

格納容器スプレイ

格納容器ベント

157

炉心損傷後

サプレッション・チェンバ圧力が 279［kPa(gage)]（格納容器圧力制限値）以下に維持できなければ，格納容器空間部へ直接放出される熱を抑制することを目的に，原子炉を満水とし，さらに格納容器の圧力が上昇
し，格納容器最高使用圧力の 310［kPa(gage)]に到達する場合には，格納容器の健全性を維持するために，ウェットウェルベントを優先として格納容器圧力逃し装置等により格納容器ベントを行う。

加えて，炉心損傷後は，格納容器内で発生する無機ヨウ素の発生の抑制を目的に，スプレイ時に水酸化ナトリウムを注入する。
格納容器限界圧力の 620［kPa(gage)]に到達すると予測される場合には，格納容器の過圧による破損を防止することを目的に，ウェットウェルベントを優先として格納容器圧力逃し装置等により格納容器ベントを行う。

（温度基準）
格納容器限界温度の 200［℃］に至らないように，ドライウェル及びサプレ
ッションプールの空間温度が 190［℃］以上となった場合に，格納容器スプレイを行う。

（圧力基準）
炉 心 損 傷 後 の 格 納 容 器 ス プ レ イ は ， 格 納 容 器 限 界 圧 力 （ 2Pd ） の 620［kPa(gage)] 以下に制御することを目的に，格納容器圧力が 465(kPa[gage])（1.5Pd）に到達した時点で開始し，390(kPa[gage])に低下した時点で停止する。間欠運転とするのは，スプレイにより格納容器内の水位を上昇させる
ことで，ベントラインの閉塞等が生じること及び格納容器の空間容積を減少（温度基準）
させ圧力の上昇を早めることから，結果として，格納容器ベントに至る時間
格納容器の最高使用温度は，ドライウェル：171［℃]，サプレッション・ も早まってしまうからである。このため，外部水源注水量制限（ウェットウ
チェンバ：104［℃]であり，空間温度がこれらの温度に到達する前に格 ェルベントライン高さ（約 17［m］）の－1［m］）に到達した場合には，外納容器スプレイを行う。
部水源による格納容器スプレイを停止する。

（圧力基準）
設計基準事故時の最高圧力は，ドライウェル：250［kPa(gage)]，サプ
レッション・チェンバ：180［kPa(gage)]であり，これらの圧力以下に維持できない場合は，格納容器の健全性を維持し，格納容器からの放射性物質の漏えいを可能な限り抑えるために，格納容器スプレイを行う。

炉心損傷前

表２．炉心損傷判断前後における格納容器スプレイ及び格納容器ベントの実施基準の差異

３．MAAP 解析における炉心損傷判定値と運転操作における炉心損傷判断基準について
有効性評価の MAAP 解析においては，炉心損傷の解析上の判定基準を，有効性評価の評価項目（「実用発電用原子炉に係る炉心損傷防止対策及び格納容器破損防止対策の有効性評価に関する審査ガイド」
を踏まえた要件）の 1200［℃］（1473［K］）よりも低い，1000［K］（727［℃］）に設定している。
この 1000［K］は，PHEBUS-FPT０実験で，燃料被覆管温度が約 1000［K］に達したときに核分裂生成物の放出開始が観察されたことを踏まえ設定されたものである。
一方，実際の運転操作においては，炉心損傷の状況を直接的に監視可能な計器は原子炉内に設置されておらず，このため，燃料の損傷により放出される希ガス等のγ線線量率の上昇を，格納容器内雰囲気
放射線レベル計によって監視し，運転操作における炉心損傷の判断に用いている。

158

34．逃がし安全弁の作動用の窒素の供給について
１．逃がし安全弁について逃がし安全弁は，原子炉冷却材圧力バウンダリの過度の圧力上昇を防止するため格納容器内の主蒸気管に設置されている。排気は，排気管により，サプレッション・チェンバのプール水面下に導き凝縮されるようにしている。逃がし安全弁は，バネ式（アクチュエータ付）で，アクチュエータにより逃がし弁として作動させることもできるバネ式安全弁である。すなわち，逃がし安全弁は，バネ式の安全弁に，外部から強制的に開閉を行うアク
チュエータを取り付けたもので，蒸気圧力がスプリングの設定圧力に達すると自動開閉するほか，外部信号によってアクチュエータのピストンに窒素ガスを供給して弁を強制的に開放することができる。逃がし安全弁は，１８個からなり，次の機能を有している。
（１） 逃がし弁機能
本機能における逃がし安全弁は，原子炉冷却材圧力バウンダリの過度の圧力上昇を抑えるため，原子炉圧力高の信号によりアクチュエータのピストンを駆動して強制的に開放する。１８個の逃がし安全弁は，すべてこの機能を有している。
（２） 安全弁機能
本機能における逃がし安全弁は，原子炉冷却材圧力バウンダリの過度の圧力上昇を抑えるため，逃がし弁機能のバックアップとして，圧力の上昇に伴いスプリングに打ち勝って自動開放されることにより，原子炉冷却材圧力バウンダリの最も過酷な圧力変化の場合にも原子炉圧力が最高使用圧力の 1.1 倍を超えないように設計されている。１８個の逃がし安全弁は，すべてこの機能を有している。
（３） 自動減圧機能
自動減圧機能は，非常用炉心冷却系の一部であり，原子炉水位低とドライウェル圧
力高の同時信号により，ピストンを駆動して逃がし安全弁を強制的に開放し，LOCA
時等に原子炉圧力を速やかに低下させて，低圧注水系の早期の注水を促す。１８個の逃がし安全弁のうち，８個がこの機能を有している。
（４） その他の機能
原子炉停止後，熱除去源としての復水器が何らかの原因で使用不能な場合に，崩壊熱により発生した蒸気を除去するため，中央制御室からの遠隔手動操作で逃がし安全弁を開放し，原子炉圧力を制御することができる。１８個の逃がし安全弁は，すべてこの機能を有している。
表１に，逃がし安全弁の吹き出し圧力を示す。

159

表１．逃がし安全弁の逃がし弁機能及び安全弁機能の吹き出し圧力（逃がし弁機能の吹き出し圧力）
吹出圧力

弁個数

［MPa(gage)］

容量／個

備考

［t/h］

7.51

1

363

P

7.58

1

367

J

7.65

4

370

B,G,M,S

7.72

4

373

D,E,K,U

7.79

4

377

C,H,N,T

7.86

4

380

A,F,L,R

容量／個

備考（安全弁機能の吹き出し圧力）
吹出圧力

弁個数

［MPa(gage)］

［t/h］

7.92

2

395

P,J

7.99

4

399

B,G,M,S

8.06

4

402

D,E,K,U

8.13

4

406

C,H,N,T

8.20

4

409

A,F,L,R※：囲み文字は，自動減圧機能付きの逃がし安全弁を示す。

160

２．逃がし安全弁の作動用の窒素の供給について逃がし安全弁の機能のうち，バネ式の安全弁機能以外の「逃がし弁機能」，「自動減圧機
能」及び「その他の機能」は，弁の開閉のためにアクチュエータを作動するため，窒素を消費する。表２に逃がし安全弁（ADS 機能付き）及び逃がし安全弁（ADS 機能なし）の動
作回数及びアキュムレータ容量を示す。
表２．逃がし安全弁の動作回数（外部からの窒素供給なしの場合）
動作回数

使用する
アキュムレータ

概略図

１回（ドライウェル最高使用
圧力（310［kPa(gage)］））
又は

ADS 機能用
アキュムレータ

逃がし安全弁

５回（ADS 機能付き）（ドライウェル通常圧力（200［リットル］）

図１参照（13.7［kPa(gage)］）以下）
１回

逃がし弁機能用（ドライウェル通常圧力

アキュムレータ（13.7［kPa(gage)］）以下） （15［リットル］）
逃がし安全弁（ADS 機能なし）

１回逃がし弁機能用（ドライウェル通常圧力

アキュムレータ

図２参照（13.7［kPa(gage)］）以下） （15［リットル］）

逃がし安全弁のアキュムレータへ窒素ガスを供給する設備は，常用系と非常用系から構成されている。常用系はフィルタ，減圧弁等により構成し，窒素ガスは不活性ガス系より供給される。非常用系は窒素ガスボンベ，減圧弁等から構成され，独立した A 系，B 系の２系列から成る高圧窒素ガス供給系及び代替高圧窒素ガス供給系より供給される。また，
常用系と非常用系の間にはタイラインを設け，通常時は，非常用系へも常用系の不活性ガ
ス系から供給される。図３に系統構成図を示す。
LOCA 後等の長期冷却時には，逃がし安全弁（ADS 機能付き）のアキュムレータに対し，窒素ガスを供給する。このとき常用系が健全であれば，常用系から供給するが，常用系が機能を喪失した場合は，非常用系の圧力低下の信号により連絡弁を閉じ，非常用系（窒素ガスボンベ）より供給する。

161

ADS 機能用

非常用系の
高 圧窒 素ガ ス供 給系

ｿﾚﾉｲﾄﾞ弁(2 弁)

常用系の高 圧窒 素ガ ス供 給 系

NO
逃がし弁機能用
ｱｷｭﾑﾚｰﾀ(15l)
ADS 機能用

主蒸気管

ｱｷｭﾑﾚｰﾀ(200l)

逃がし弁機能用
ｿﾚﾉｲﾄﾞ弁(1 弁)
ｻﾌﾟﾚｯｼｮﾝﾌﾟｰﾙへ

格納容器

図１．逃がし安全弁（ADS 機能付き）概略図

常用系の
高 圧窒 素ガ ス供 給系

逃がし弁機能用
ｿﾚﾉｲﾄﾞ弁(1 弁)NO
逃がし弁機能用
ｱｷｭﾑﾚｰﾀ(15l)
主蒸気管

ｻﾌﾟﾚｯｼｮﾝﾌﾟｰﾙへ

格納容器

図２．逃がし安全弁（ADS 機能なし）

162

図３．高圧窒素ガス供給系及び代替高圧窒素ガス供給系

系統概要図

３．窒素ガスボンベの容量の考え方について
窒素ガスボンベは，事故後，原子炉への低圧注水が可能なよう，逃がし安全弁（ADS 機
能付き）開保持による系統漏えい量を，７日間はボンベの交換なしで補給できるだけのボ
ンベ本数を確保している。系統漏えい量に対する，確保量の試算は以下のとおり。
系統漏えい量は，系統最高圧力（窒素ガスボンベの初期圧力）から系統最低圧力（窒素ガスボンベの交換圧力）までの圧力減少に応じたガス量と等しいため，以下の式が成立する。

（１系列４弁開保持による系統漏えい量）

Sl/ min / 個

N個

0.472 / min / 個
19031

D day

4個

24 hr/day

7 day

60 min/hr

24 hr/day

60 min/hr163ここで，各設計値は下記のとおりとなる。

S：開保持による系統漏えい量l：逃がし弁（ADS機能付き）１個あたりの系統漏えい量＝0.472 / min / 個
N：逃がし弁（ADS機能付き）１系列あたりの弁の個数＝4 個
D：開保持期間（７日間）＝7 day（窒素ガスボンベによる供給量）

P1 MPa ( gage) P2 MPa ( gage)
PL MPa ( gage)

Sb

14.7 MPa ( gage) 4.9 MPa ( gage)
0.1013 MPa ( gage)
4518
M

Vb / 本M本

46.7 / 本

M本

ここで，各設計値は下記のとおりとなる。

S：窒素ガスボンベによる供給量b
P：ボンベ初期充填圧力
14.7 MPa ( gage)
1
P：ボンベ交換圧力
4.9 MPa ( gage)2
PL：大気圧 1013 hPa ( gage)
V：ボンベ容量b0.1013 MPa ( gage)

46.7 /min

M：必要ボンベ本数 本

開保持による系統漏えい量（ S l ）より多い窒素ガスボンベによる供給量（ Sb ）が必要であり， S b

Sl を満たす必要ボンベ本数（M）を求める。

Sb

Sl

上記の関係式より
4518
M

M 19031

4.2

よって，必要ボンベ本数は， M

4.2 の値をまるめて５本となる。

高圧窒素ガス供給系（A 系：10 本，B 系：10 本），及び，代替高圧窒素ガス供給系（5 本）ともに必要容量を確保している。

164

４．逃がし安全弁を開保持するための更なる安全対策
逃がし安全弁を開保持するための更なる安全対策として，高圧窒素ガス供給系代替逃がし安全弁駆動機能（代替 SR 弁駆動機能）の設置を検討している。
本機能は，既設の高圧窒素ガス供給系と独立した窒素ガスボンベ及び供給ラインにより構成し，逃がし安全弁を開保持できない場合においても，格納容器外から窒素ガスを供給することで，逃がし安全弁（ADS 機能なし）10 弁のうち，A 系：2 弁，B 系：2 弁を開保持することが可能である。系統概要図を図４に示す。

図４．高圧窒素ガス供給系代替 SR 弁駆動機能

系統概要図

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165

５．常用系の高圧窒素ガス供給系が機能喪失した場合の有効性評価への影響について
有効性評価の全交流動力電源喪失シナリオにおいて，逃がし弁機能の最低設定圧力（7.51［MPa(gage)］）にて原子炉を圧力制御することを前提としている。しかしながら，不活性ガス系からの窒素供給が機能喪失し，各逃がし弁用のアキュムレータに窒素が供給されな
いまま，長期間の事故により各弁のアキュムレータ内の窒素を消費した場合，最終的に安全弁機能の最低設定圧力（7.92［MPa(gage)］）で圧力は制御されることとなる。
上記の状態においても，原子炉隔離時冷却系による注水は可能であり，原子炉系の最高使用圧力（8.62［MPa(gage)］）以下での制御されるため問題とならない。
図５～８に安全弁機能を使用した場合の全交流動力電源喪失シナリオ時の感度解析の結果を示す。図５に示すとおり，原子炉から発生する崩壊熱が蒸気として格納容器に排気されるタイミングの差異は生じるが，圧力制御を目的とした逃がし安全弁の開閉の影響は軽微で，格納容器ベント（1Pd 到達）の実施時期を含めて除熱への影響はない。
また，低圧注水等に移行するための急速減圧は，自動減圧用のアキュムレータを用いる
ため，逃がし弁用のアキュムレータ内の窒素の消費の状況に係わらず操作は可能であり，逃がし安全弁の吹出圧力が 7.51［MPa(gage)］から 7.92［MPa(gage)］に上昇することで，急速減圧時の減圧前の圧力が上昇するが，減圧時間に対する影響は軽微で，図７に示すとおり燃料被覆管温度に対しても有為な影響はない。

SA3KK7SBO99AF7DR000
10.0
原子炉圧力

安全弁機能にて原子炉圧力を制御するケース

原子炉圧力（MPa[abs]）

8.0

6.0

逃がし弁機能にて原子炉圧力を制御するケース
4.0

減圧時間に差異なし
2.0

0.0

0

0

14400

4

28800

8

43200
57600
12
16
事故後の時間(秒)

72000

20

事故後の時間（h）

図５．原子炉圧力の変化

166

86400

24

10080028

SA3KK7SBO99AECGR000

SA3KK7SBO99AF7DR000
20.0
シュラウド外水位

原子炉水位（シュラウド外水位）（ｍ）

安全弁機能にて原子炉圧力を制御するケース
15.0

L8
L3
L2
10.0

L1

逃がし弁機能にて原子炉圧力を制御するケース

5.0

0.0

0

14400

0

28800

4

43200
57600
12
16
事故後の時間(秒)

8

72000

86400

20

事故後の時間（h）

2410080028

SA3KK7SBO99AECGR000

図６．原子炉水位の変化
SA3KK7SBO99AF7DR000
1200.0軸方向ノード 5
1000.0燃料被覆管温度 (℃)

800.0

600.0

安全弁機能にて原子炉圧力を制御するケース

400.0

200.0

逃がし弁機能にて原子炉圧力を制御するケース
0.0

0

14400

0

28800

4

43200
57600
12
16
事故後の時間(秒)

8

72000

20

事故後の時間（h）

86400

24

10080028

SA3KK7SBO99AECGR000

図７．高出力燃料集合体の燃料被覆管の温度の変化

800

800

PRB(2)
D/W 圧力PRB(2)
D/W 圧力PRB(4)
S/C 圧力2Pd

600

D/W圧力(kPa[gage])

1.5Pd
1Pd

400

200

0

格納容器圧力（kPa［gage］）

D/W圧力(kPa[gage])

格納容器圧力（kPa［gage］）

S/C 圧力PRB(4)

2Pd
1.5Pd

600

1Pd

400

200

0

0

10

20

30

40

0

事故後の時間（h）
time (h)逃がし弁機能にて原子炉圧力を制御するケース

10

20

30

40

事故後の時間（h）
time (h)安全弁機能にて原子炉圧力を制御するケース

図８．格納容器圧力の変化

16735.全交流動力電源喪失時のサプレッション・チェンバ・プール水位について

全交流動力電源喪失時における，サプレッション・チェンバ・プール水位上昇における影響（真空破壊装置水没の有無，原子炉隔離時冷却系水源切替判断等）の整理について，
以下に述べる。

１．サプレッション・チェンバ・プール水位上昇時における真空破壊装置の健全性（水没の有無）について
本事故シーケンスグループでは，崩壊熱除去機能を喪失しているため，原子炉内で崩壊熱により発生する蒸気が格納容器内に流入することによって，格納容器の圧力及び温度は徐々に上昇するが，事象発生から約 16 時間後に格納容器圧力逃がし装置等による除熱を行う。
なお，格納容器圧力逃がし装置等による除熱時のサプレッション・チェンバ・プー
ル水位は，真空破壊装置(約 14m) 及び ，ベントライン(約 17m)に対して十分に低く推移するため，真空破壊装置の健全性は維持される。

２．原子炉隔離時冷却系水源切替判断について
原子炉隔離時冷却系の水源を復水貯蔵槽側よりサプレッション・チェンバ・プール
側に切り替える判断基準は，真空破壊弁機能上の水位制限値及び，サプレッション・
チェンバ・プール水温である。
具体的な判断基準は，サプレッション・チェンバ・プール水位制限値(12.7ｍ)に到達した場合，または，サプレッション・チェンバ・プール水温（平均値）が 60℃以下を維持可能となった場合である。
本事象において，サプレッション・チェンバ・プール水位は，水位制限値(12.7ｍ)に至らないこと，および，サプレッション・チェンバ・プール水温は，60℃以下に低下しないため，原子炉隔離時冷却系の水源は，復水貯蔵槽側のままとなる。

以上

168

36.格納容器内に存在する亜鉛の反応により発生する水素の影響について
１．はじめに
平成 23 年 3 月 11 日の東北地方太平洋沖地震後，福島第二原子力発電所 1,2,4 号炉の格納容器（PCV）内の水素濃度が 5%程度まで上昇していることが確認され，その原因を調査したところ，PCV 内のグレーチングに塗布しているローバル（常温亜鉛めっき）から発生した水素の影響によるものと推定されている。
ここでは，柏崎刈羽原子力発電所 6,7 号炉において，同様の事象が発生した場合の影響評価を実施する。
２．影響評価(1) 水素の発生量の評価
格納容器内のグレーチングの亜鉛めっきの反応により，水素が発生する可能性がある。
グレーチングの亜鉛めっきが全て反応することを想定して，水素発生総量を概略評価した。
○グレーチングの亜鉛めっきの条件
・上部ドライウェル（D/W）グレーチング表面積：3200m2
・サプレッション・チェンバ・プール（S/P）グレーチング表面積：1100m2
・亜鉛めっき膜厚：80μm（JIS H8641-2007記載の溶解亜鉛めっき厚判定基準値(最大値)76μmより設定, 柏崎
刈羽原子力発電所6,7号炉においても本JISに基づき亜鉛めっきを実施）
・亜鉛密度：7.2g/cm2（JIS H8641-2007 記載値）
○評価結果
<亜鉛量>
格納容器内のグレーチングに用いられる亜鉛量は，約2500kgとなる。
・上部D/W部：1843kg（＝3200m2×80μm×7.2g/cm3)
・S/P 部：634kg（＝1100m2×80μm×7.2g/cm3)<水素発生量>
亜鉛は，以下の化学反応によって水素を発生する。
・Zn + H2O → ZnO + H2↑

169亜鉛 1mol より水素が 1mol 発生するため，発生する水素ガス量は約 77kg(≒56.8+19.5)，
水素ガス体積(標準状態)は約 850Nm3 (≒631+217) となる。なお，格納容器過圧・過温破損シナリオにて発生する水素ガス量は約 600kg であることから，グレーチングの亜鉛めっきから発生する水素ガス量は十分に小さい値となっている。
・D/W部： 56.8kg (=1843000g／65.4g/mol×2.016g/mol)
631Nm3(=1843000g／65.4g/mol×0.0224Nm3/mol)・S/P部： 19.5kg (=634000g／65.4g/mol×2.016g/mol)
217Nm3(=634000g／65.4g/mol×0.0224Nm3/mol)(2)格納容器圧力への影響について
格納容器圧力への影響評価にあたり，
全交流動力電源喪失シナリオを例として評価を実施する。
表１に全交流動力電源喪失シナリオにおける格納容器ベント前における格納容器気相部のモル分率を示す。
格納容器気相部のモル分率から考えると，格納容器ベント実施時(0.31MPa)には，窒素 約0.024MPa，蒸気 約 0.285MPa を示す。亜鉛の反応により生じる水素 77kg を考慮した場
合は，窒素 約 0.024MPa，蒸気 約 0.282MPa，水素 約 0.003MPa となる。これより，全交流動力電源喪失シナリオにおいて，格納容器圧力は窒素及び原子炉内で崩壊熱により発生
し格納容器に流入する蒸気の影響が大きいと考えられ，
グレーチングの亜鉛の反応で発生す
る水素はほぼ影響を及ぼさない。
表１：格納容器気相部のモル分率

モル
分率

水素を考慮
しない
水素を考慮
する

窒素

水蒸気

水素

約 0.08

約 0.920

約 0.076

約 0.91

約 0.01(3)水素燃焼への影響について
水素及び酸素の可燃限界は，水素濃度 4vol%以上かつ酸素濃度 5vol%以上である。BWRの D/W 内は窒素ガスにより不活性化されており，本反応では酸素の発生はないことから，
本反応単独での水素の燃焼は発生しないものと考える。
３．まとめ
格納容器内のグレーチングの亜鉛めっきに含まれる亜鉛が全て反応することを想定すると，約 77kg の水素が発生する可能性がある。
しかし，全交流動力電源喪失のシナリオにおいて，格納容器圧力は，ほぼ窒素と崩壊熱により発生する蒸気の影響に左右されるため，亜鉛の反応により発生する水素は，格納容器圧力に対して優位な影響はないと考えられる。
また，水素燃焼の観点においても，BWR の D/W 内は窒素ガスにより不活性化されており，本反応では酸素の発生はないことから有意な影響はないと考えられる。

170

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。

37．サプレッション・チェンバ等水位上昇時の計装設備への影響について
１．はじめに格納容器破損防止対策において，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（S/C）及び格納容器下部（下部 D/W）の水位は上昇し，連通孔が満水となった以降は，格納容器上部（上部 D/W）の水位が上昇する。格納容器逃がし装置等による格納容器ベント実施後のウェットウェルベントラインの水没防止のため，外部水源
注水量制限（ウェットウェルベントライン高さ-1m）を設け，制限に達した場合は格納容器
スプレイを停止する。
有効性評価シナリオにおいて，最も格納容器内の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，格納容器ベント実施による圧力低下により S/C 水位及び下部 D/W は，格納容器下部底面（T.M.S.L
上昇する（それぞれ T.M.S.L）からそれぞれ約 16.3m 及び約 15.1m，及び T.M.S.L

上部 D/W はダイヤフラムフロア（T.M.S.L）評価となる。また，）から約 0.2m 上昇する（T.M.S.L 約）評価となる。ここでは，S/C 水位，下部 D/W 水位，及び上部 D/W 水位が上昇した場合の計装設備への影響を評価する。
２．評価結果格納容器（D/W 及び S/C）内に設置される計装設備は，原子炉圧力容器表面温度計（6号炉：37 台，7 号炉：31 台），原子炉格納容器雰囲気温度計（6 号炉：57 台，7 号炉：55
台），S/C 温度計（プール水温度計 48 台，気体温度計 4 台），及びペデスタル水位検知計（3台）があり，S/C 水位，
下部 D/W 水位，
及び上部 D/W 水位がそれぞれ T.M.S.L
T.M.S.L，及び T.M.S.L，まで上昇したとした場合，原子炉圧力容器表面温度計（6 号炉：9 台，7 号炉：6 台），原子炉格納容器雰囲気温度計（6 号炉：22 台，
7 号炉：22 台），S/C 温度計及びペデスタル水位検知計が水没する。これらのほとんどについて，検出器から電気貫通部までの間に接続部を設けない構造とすることで，事故時の耐環境性向上（原子炉格納容器の限界温度・圧力である 200℃，2Pd の蒸気条件下での健全性確保）を図る設計としている。
表１に格納容器（D/W 及び S/C）内の計装設備の設置高さを，図１に格納容器（D/W 及
び S/C）内の計装設備の配置を示す。表１に示すとおり，計装設備の一部が水没しても，格納容器内のパラメータを監視・推定することが可能である。

1

171

＜参考＞
福島第二原子力発電所の知見（サプレッションプール水温度検出器の中継端子箱浸水による絶縁抵抗低下について）
福島第二原子力発電所 1 号機は，事故対応中にサプレッションプール水位の上昇があり，事故後に計測設備の点検を実施したところ，サプレッションプール水温度検出器の絶縁抵抗低下が確認された。絶縁抵抗低下の原因は，格納容器内に設置されている中継端子箱の浸水による端子台の吸湿及び発錆によるものであったが，端子台を使用しない直ジョイン
ト部については絶縁抵抗低下の程度が低く判定基準を満足していた。

2

172

3

※１

ペデスタル水位検知計（電極式）は水没するが，水位計であり，また，検出器から電気貫通部までの間に接続部を設けない構造のため，影響なし。

サプレッション・プール（S/P）水温度計 48 台，及びサプレッション・チェンバ（S/C）気体温度計 4台は，全て水没するが，水温計 48 台，気体温度計 4 台については，検出器から電気貫通部までの間に接続部を設けない構造とすることで，事故時の耐環境性向上を図る設計としている。また，サプレッション・プール水温が測定不能になった場合は，他のパラメータにより推定することができる。

サプレッション・プール（S/P）水温度計 48 台，及びサプレッション・チェンバ（S/C）気体温度計 4台は，全て水没するが，水温計 48 台，気体温度計 1 台については，検出器から電気貫通部までの間に接続部を設けない構造とすることで，事故時の耐環境性向上を図る設計とする。また，サプレッション・
プール水温が測定不能になった場合は，他のパラメータにより推定することができる。

格納容器雰囲気温度計 55 台中 22 台は水没するが，それ以外の温度計 33 台で測定可能。なお，水没する 22 台は検出器から電気貫通部までの間に接続部を設けない構造とすることで，事故時の耐環境性向上を図る設計としている。

格納容器雰囲気温度計 57 台中 22 台は水没するが，それ以外の温度計 35 台で測定可能。なお，水没する 22 台は検出器から電気貫通部までの間に接続部を設けない構造とすることで，事故時の耐環境性向上を図る設計としている。

原子炉圧力容器表面温度計 31 台中 6 台は水没するが，それ以外の温度計 25 台で測定可能。なお，水没する 6 台は検出器から電気貫通部までの間に接続部を設けない構造とすることで，事故時の耐環境性向上を図る設計としている。

原子炉圧力容器表面温度計 37 台中 9 台は水没するが，それ以外の温度計 28 台で測定可能。なお，水没する 9 台は検出器から電気貫通部までの間に接続部を設けない構造とすることで，事故時の耐環境性向上を図る設計としている。

影響評価

表１．格納容器（D/W 及び S/C）内の計装設備の設置高さ

表中の丸数字は図１の丸数字に対応する。

水位検知計④ペデスタル③S/C 温度計

雰囲気温度計②原子炉格納容器

表面温度計①原子炉圧力容器

計装設備

検出器設置高さ（T.M.S.L）

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173

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図１．格納容器（D/W 及び S/C）内の計装設備の配置

4174

38．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。

1175

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

2176

（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

3

177

39．６／７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
1178

部からの漏えいの発生有無の評価を行った。
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

約 150［℃］／絶縁リング（繊維強化プラスチック）

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，
145℃に対し，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。
2179

40. 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シュラウド外水位の推移について「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は，低圧代替注水系(常設)により，原子炉への注水を確保し，その注水量を炉心の崩壊熱相当まで減少させ，シュラウド内水位を一定に維持している。
図１，２に，それぞれの重要事故シーケンスにおいて，炉心冠水後も低圧代替注水系(常設)の注水量を減少させずに，最大注水量で注水を継続した場合の原子炉水位の挙動を示す。
約 75 分後，運転員が監視するシュラウド外水位についても，有効燃料棒頂部を上回る。なお，シュラウド内は既に冠水していることから，注水流量が最大で維持する場合も，炉心冠
水後，炉心の崩壊熱相当まで注水量を減少させた場合も燃料被覆管最高温度は変化しない。
20

15

炉心上部プレナム

レベル 8

（

原
子
炉
水
位

）

シ
ュ
ラ
ウ
ド
内
外
水
位

レベル 3
レベル 2

注水開始後
除々に水位が回復

10

レベル 1.5
レベル 1
有効燃料棒頂部

高出力燃料
集合体

5

シュラウド外有効燃料棒底部

炉心下部プレナム

（ｍ）

0
0

20

40

60

80

100

事 故 後 の 時 間（ｍ）

図１：原子炉水位(シュラウド内外)の挙動(高圧・低圧注水機能喪失)
2015

炉心上部プレナム

レベル 8

（

原
子
炉
水
位

）

シ
ュ
ラ
ウ
ド
内
外
水
位

レベル 3
レベル 2

注水開始後
除々に水位が回復

レベル 1.5
レベル 1
有効燃料棒頂部

10

高出力燃料集合体

シュラウド外有効燃料棒底部

5

炉心下部プレナム

（ｍ）

0
0

20

40

60

80

100

事 故 後 の 時 間（ｍ）

図２：原子炉水位(シュラウド内外)の挙動(LOCA 時注水機能喪失)

18041．逃がし安全弁に係る実態と解析の違い及びその影響について
１．逃がし安全弁の原子炉圧力制御に係る実態と解析の違い
常用系の高圧窒素ガス供給系が使用可能であれば，逃がし安全弁の逃がし弁機能のアキュムレータに，不活性ガス系から窒素が供給され，逃がし弁機能の最低設定圧力の 7.51
［MPa(gage)］で原子炉の圧力は制御される。地震・外部電源喪失等により，常用系が使用不可の場合は，7.51［MPa(gage)］から徐々に吹出圧力が上昇し，最終的には安全弁機能の最低設定圧力の 7.92［MPa(gage)］で圧力は制御される。
有効性評価では，逃がし弁機能の最低設定圧力（7.51［MPa(gage)］）で原子炉を圧力制御することを前提に解析しているが，実態の運用としては，常用系から窒素ガスが供給されている状況では，事故時運転操作手順書（徴候ベース）に定めるとおり，逃がし安全弁による減圧にあたっては，サプレッション・チェンバ・プール水温の上昇を均一にするため，水温を監視しながら，なるべく離れた排気管クエンチャ位置の弁を順次開放することとしている。また，常用系が使用不可の状況では，逃がし弁機能の動作回数に制限がある
ため，安全弁機能にて原子炉圧力を制御することになる。
２．原子炉圧力制御に係るサプレッション・チェンバ・プールの温度成層化の影響
解析コードの補足説明資料「圧力抑制プール（S/C）の温度成層化の影響について」にて，
温度成層化の発生可能性について福島事故を踏まえ考察を纏めており，これを踏まえ，安
全弁機能にて原子炉圧力を制御する場合のサプレッション・チェンバ・プールの温度成層化の影響について，以下に述べる。
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」のように，原子炉隔離時冷却系の間欠運転によって原子炉水位を維持しつつ，逃がし安全弁で原子炉圧力の制御を行う場合には，原子炉隔離時冷却系が停止している間の逃がし安全弁の動作に伴う撹拌効果により，温度成層化の発生の可能性は小さくなる。また，逃がし安全弁のうち安全弁機能の最低設定圧
力（7.92［MPa(gage)］）を有する弁は２個あり，図１に示すように当該弁はサプレッショ
ン・チェンバ・プールの対角位置に設置されていることから，安全弁機能による原子炉圧力制御のため繰り返し動作しても，原子炉から放出される水蒸気が１カ所に偏らないよう考慮されている。
一方，原子炉隔離時冷却系を停止し，原子炉の減圧状態を維持して低圧代替注水系（常設）を用いた原子炉注水を行う場合には，逃がし安全弁が動作しないため，サプレッショ
ン・チェンバ・プールの成層化の発生の可能性はあるが，柏崎刈羽 6，7 号炉の逃がし安全
弁クエンチャの排気口はサプレッション・チェンバ・プールの底部から約 2［m］程度の下部の位置に設置されていることから，この付近を境に上下の温度差が発生したとしても，
サプレッション・チェンバ・プール水の多くを上部の温度が高い層が占めるため，格納容器圧力に対する影響は小さいものと考えられる。

181

図１．サプレッション・チェンバ・プール内の逃がし安全弁クエンチャの配置図

182

42．SGTS による系外放出を考慮した被ばく評価について
敷地境界外での実効線量は，事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」を代表として評価している。本事故シーケンスグループに対する炉心損傷防止対策の有効性評価においては，外部電源及び全ての非常用ディーゼル発電機の機能喪失を設定しており，非常用ガス処理系は起動しないため，当該系統による核分裂生成物の系外放出は発生しない。
しかしながら，事故初期に非常用ガス処理系の起動が想定され，かつ格納容器圧力逃がし装置等からの系外放出に至る事故シーケンスグループとして「高圧・低圧注水機能喪失」
及び「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合）」があるため，非常用ガス処理
系による系外放出の被ばく評価結果への影響を確認した。
「高圧・低圧注水機能喪失」及び「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合）」と同様に，事故初期に非常用ガス処理系の起動が想定され，かつ炉心損傷に至らない「原子炉冷却材喪失（事故）」の被ばく評価結果と事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」の被ばく評価結果の比較を表 1 に示す。両者の評価条件においては，表 2 に示すように，燃料から追加放出される有機よう素の格納容器気相部への移行割合は「原子炉冷却材喪失（事故）」のほうが 1 桁大きくなっているものの，格納容器からの放出速度（漏えい率）
は「原子炉冷却材喪失（事故）」のほうが小さいため，「原子炉冷却材喪失（事故）」における実効線量は，「全交流動力電源喪失」における実効線量よりも約 3 桁小さい。
したがって，非常用ガス処理系による系外放出の影響は，格納容器圧力逃がし装置等からの系外放出の影響に対して無視しうる。
表 1 敷地境界外での実効線量
事故シーケンスグループ等
全交流電源喪失
原子炉冷却材喪失（事故）

放出経路

実効線量(mSv)

格納容器圧力逃がし装置によるベント

約 9.9×10-3

耐圧強化ベント系によるベント

約 4.9×10-2

非常用ガス処理系による放出

約 1.6×10-5

1

183

184

2

非常用ガス処理系

格納容器圧力逃がし装置

よう素除去効率

換気率（回/d）

除染係数

格納容器からの漏えい率（%/d）
SBO
LOCA（事故）
SBO
LOCA（事故）
SBO
LOCA（事故）

LOCA（事故）

SBO

SBO
LOCA（事故）
炉内液相部から気相 SBO部への移行割合LOCA（事故）
格納容器への移行割合
炉内から格納容器へ SBOの移行割合
LOCA（事故）
SBO
S/C除染係数（DF）
LOCA（事故）
SBO
格納容器内低減S/P水への分配係数
LOCA（事故）
SBO
沈着等による低減
LOCA（事故）
格納容器気相部への移行割合比 （SBO/LOCA（事故））（減衰未考慮）よう素割合

0～1時間：0.6
1時間以降：0.3
1
－
－
0.5
－
－

0

1/1

－
－
100%
－
100%
100%
1
－
－
0
0%
0%

燃料から
追加放出される
希ガス

表 2 評価条件の比較

－

50
－
－

0

1/10

0～1時間：0.6
1時間以降：0.3
1000
－
－
0.5
－
99.99%

0

約6/5

燃料から
冷却材中に
追加放出される
存在する
よう素
よう素
無機よう素
有機よう素
4%
96%
100%
4%
96%
100%
6.21%
10%
－
－
100%
100%
100%
100%
10
1
－
－
－
－
100
0
0%
0%
50%
0%

43. 有効性評価解析条件の見直しについて
１．はじめに
柏崎刈羽原子力発電所 6，7 号炉の重大事故等対策の有効性評価において，審査会合の議論，更なる安全対策の実施等を踏まえ，有効性評価の評価条件について実態にあったものに見直しを行ってきている。(※１)
今回，新たに解析条件を実態にあったものに見直すことが妥当と判断された項目について，
以下のとおり各事故シーケンスに反映することとする。
※１ 平成 27 年 1 月 15 日審査会合資料「有効性評価の格納容器過圧・過温破損シナリオ(大ＬＯＣＡ＋ＥＣＣＳ機能喪失＋ＳＢＯ)等の評価条件変更について」
２．解析条件変更内容について(1) 主蒸気隔離弁の閉止タイミングについて
各事故シーケンスの格納容器側の評価は，MAAP コードを用いており，MAAP コードにおける事故後の主蒸気隔離弁の閉止のタイミングは，事象進展と一致させている。しかしな
がら，「高圧・低圧注水機能喪失」のように事象開始直後に全給水喪失が発生，原子炉水位が低下し，原子炉水位低（レベル 1.5）で主蒸気隔離弁が閉止する事象では，事象開始直後～原子炉水位低（レベル 1.5）へ低下する期間に原子炉内で発生する崩壊熱は，主蒸気隔離弁が閉止していないため，主蒸気管を介して復水器へ流入することとなり，格納容器にとって非保守的な評価となる。
したがって，各事故シーケンスにおいて，主蒸気隔離弁の閉止タイミングを事象開始直後とすることにより，この非保守性を解決する。
(2) 格納容器内の再循環ポンプ（RIP）搬出用開口部の模擬図 1 に MAAP コードにおける格納容器内のノード間のジャンクション，図 2 に RIP 搬出用開口部を追加したノード間のジャンクションを示す。
実際のプラントにおいては，事故時にサプレッション・チェンバ（S/C）水位が上昇し，真空破壊装置が水没した時点で S/C と下部ドライウェル（D/W）が隔離され，結果として
S/C と上部 D/W の均圧機能が喪失する。
しかしながら，RIP 搬出用開口部を模擬していない場合，図 1 に示すとおり，事故時に下部ドライウェル水位が上昇し，コネクティングベントが水没した時点で下部 D/W と上部
D/W が隔離され， 結果として S/C と上部 D/W の均圧機能が喪失する。
したがって，RIP 搬出用開口部を模擬することにより，格納容器内のノード間のジャンクションを実態とあったものに見直すこととする。

185

３．解析条件変更の影響について(1) 主蒸気隔離弁の閉止タイミング変更による影響について
主蒸気隔離弁の閉止タイミングを事象開始直後とすることにより，炉心で発生した崩壊熱は格納容器内に蓄積されることとなり，格納容器の圧力抑制に影響を与えると考えられる。
しかしながら，運転員が炉心注水量及び代替格納容器スプレイ量を適切に調整し，圧力制御を実施することから上記による影響は小さい。表 1 に主蒸気隔離弁閉止タイミングを変更する事故シーケンスとその影響(格納容器ベント時間)を示す。
表１ 主蒸気隔離弁閉止のタイミングによる影響
主蒸気隔離弁の事故シーケンス

変更前(※2)高圧・低圧注水
機能喪失
高圧注水・減圧機能喪失
崩壊熱除去機能喪失(RHR 機能喪失)
LOCA 時注水機能喪失
格納容器過圧・過温破損

格納容器ベント時間

閉止タイミング
変更後(※3)

変更前(※2)

変更後(※3)

18 時間

17 時間

ベントなし

ベントなし

23 時間

22 時間

17 時間

17 時間

38 時間

38 時間

原子炉水位
（レベル 1.5）
原子炉水位（レベル 1.5）
原子炉圧力低事象開始直後原子炉水位（レベル 1.5）
原子炉圧力低※2 審査会合にてご説明したもの※3 解析条件変更の全てを反映したもの(2) 格納容器内の RIP 搬出用開口部の模擬
格納容器内水位が大きく上昇しない高圧・低圧注水機能喪失シナリオの解析結果の比較を
図 3 に，格納容器内水位が大きく上昇し，今回のジャンクション変更の影響を受ける格納容器過圧・過温破損シナリオの解析結果の比較を図 4 に示す。
図 3 に示すように高圧・低圧注水機能喪失シナリオでは格納容器内水位が上昇しないことから，従来のジャンクションにおいても圧力抑制機能が維持されることから，各パラメー
タの挙動に差異はなく， RIP 搬出用開口部の模擬による影響はほとんどない。
一方，図 4 に示すように格納容器過圧・過温破損シナリオについては，格納容器内水位が上昇することから， RIP 搬出用開口部の模擬の影響により，事象開始約 30 時間後以降の格納容器圧力，S/C 水位に挙動の差異が確認された。これは，RIP 搬出用開口部の模擬をしたことにより，コネクティングベント水没以降の挙動に差異がでたものであり，結果として S/C と上部 D/W の均圧機能が喪失する時間の差異により生じたものである。

186

(D/W-R/B Leak Path)←27.2m ：D/Wベントライン

12.1m

(2 )
上部D/W

6.45m

RPV

←17.4m ：W/Wベントライン

(3 )
ベント
管

(4)
W/ W（S/ C)

下部プレナム14.35m → 真空破壊弁

17.15mｺﾈｸﾃｨﾝｸﾞﾍﾞﾝﾄ

(1 )下部D/ W

14.0m
13.0m

11.7m

ﾘﾀｰﾝﾗｲﾝ

(N.W.L. 7.05m)

注) ( ) 内番号は、MAAP解析でのコンパートメントNo.

図 1 : MAAP コードにおける格納容器内のノード間のジャンクション(RIP 搬出開口部をモデル化していない)

187

(D/W-R/B Leak Path)←27.2m ：D/Wベントライン

12.1m

(2 )
上部D/W

6.45m

RPV

←17.4m ：W/Wベントライン

(3 )
ベント
管

(4)
W/ W（S/ C)
14.35m →下部プレナム

真空破壊弁

RIP メ ン テ用開口17.15mｺﾈｸﾃｨﾝｸﾞﾍﾞﾝﾄ

(1 )下部D/ W

14.0m
13.0m

11.7m

ﾘﾀｰﾝﾗｲﾝ

(N.W.L. 7.05m)

注) ( ) 内番号は、MAAP解析でのコンパートメントNo.

図 2 : RIP 搬出開口部を追加したノード間のジャンクション

188図 3:高圧・低圧注水機能喪失シナリオにおける解析結果

189

再解析(RIP 開口なし)

感度解析(RIP 開口あり)

格納容器限界圧力(620kPa)

格納容器限界圧力(620kPa)

圧力の差異

PCV 内圧力変化

PCV 内圧力変化

格納容器限界温度(200℃)

PCV 内温度変化

格納容器限界温度(200℃)

PCV 内温度変化

ベントライン(約 17m)

ベントライン(約 17m)

真空破壊弁(約 14m)

真空破壊弁(約 14m)
水位の差異

S/C 水位変化

S/C 水位変化

図 4:格納容器過圧・過温破損シナリオにおける解析結果

190