2.6 LOCA 時注水機能喪失
2.6.1 事故シーケンスグループの特徴，炉心損傷防止対策(1)事故シーケンスグループ内の事故シーケンス
事故シーケンスグループ「LOCA 時注水機能喪失」に含まれる事故シーケン
スは，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，①「小破断LOCA＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗」，②「小破断 LOCA＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗」，③「中破断 LOCA＋HPCF 注水失敗＋低圧 ECCS 注水失敗」及び④「中破断 LOCA＋HPCF 注水失敗＋原子炉減圧失敗」である。
また，事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」からも LOCA を起因とする事故シーケンスとして，⑤「小破断 LOCA＋崩壊熱除去失敗」及び⑥「中破断 LOCA＋RHR 失敗」が抽出された。
なお，大破断 LOCA を起因とする事故シーケンスについては，炉心損傷を防止することができないため，格納容器破損防止対策を講じて，その有効性を確認する。

(2)事故シーケンスグループの特徴及び炉心損傷防止対策の基本的考え方
事故シーケンスグループ「LOCA 時注水機能喪失」では，原子炉の出力運転中に原子炉冷却材圧力バウンダリを構成する配管の中小破断の発生後，高圧
注水機能及び低圧注水機能が喪失することを想定する。このため，破断箇所
から原子炉冷却材が流出し，原子炉水位が低下することから，緩和措置がとられない場合には，原子炉水位の低下により炉心が露出し，炉心損傷に至る。
また，低圧注水機能喪失を想定することから，あわせて残留熱除去系機能喪失に伴う崩壊熱除去機能喪失等を想定する。
本事故シーケンスグループは，小破断 LOCA 又は中破断 LOCA が発生し，同時に高圧及び低圧の注水機能を喪失したことによって炉心損傷に至る事故シー
2.6-1

ケンスグループである。このため，重大事故等対策の有効性評価には，小破断 LOCA 又は中破断 LOCA 発生時の高圧注水機能又は低圧注水機能に対する重大事故等対処設備に期待することが考えられる。
ここで，小破断 LOCA 又は中破断 LOCA 発生後に高圧・低圧注水機能喪失が生じた際の状況を想定すると，事象発生後，重大事故等対処設備によって高圧注水を実施して炉心損傷を防止することも考えられるが，重大事故等対処設備である高圧代替注水系は蒸気駆動の設備であり，小破断 LOCA 又は中破断
LOCA が発生している状況では，その運転継続に対する不確かさが大きい。このことから，本事故シーケンスグループにおいては，高圧代替注水系には期待せず，低圧注水機能に対する対策の有効性を評価することとする。
したがって，本事故シーケンスグループでは，逃がし安全弁の手動開操作
により原子炉を減圧し，原子炉減圧後に低圧代替注水系（常設）により炉心を冷却することによって炉心損傷の防止を図る。また，代替格納容器スプレ
イ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却，格納容器圧力逃がし装置及び耐圧強化ベント系による原子炉格納容器除熱を実施する。

(3) 炉心損傷防止対策
事故シーケンスグループ「LOCA 時注水機能喪失」における機能喪失に対して，炉心が著しい損傷に至ることなく，かつ，十分な冷却を可能とするため，初期の対策として低圧代替注水系（常設）及び逃がし安全弁による原子炉注
水手段を整備し，安定状態に向けた対策として，逃がし安全弁を開維持する
ことで，低圧代替注水系（常設）による炉心冷却を継続する。また，原子炉
格納容器の健全性を維持するため，安定状態に向けた対策として代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却手段，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱手段を整備する。これらの対策の概略
2.6-2

系統図を第 2.6.1 図から第 2.6.3 図に，手順の概要を第 2.6.4 図に示すとともに，重大事故等対策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策における設備と操作手順の関係を第 2.6.1 表に示す。
本事故シーケンスグループの重要事故シーケンスにおいて，事象発生 10 時間までの 6 号及び 7 号炉同時の重大事故等対策に必要な要員は，中央制御室の運転員及び緊急時対策要員で構成され，合計 24 名である。その内訳は次のとおりである。中央制御室の運転員は，当直長 1 名（6 号及び 7 号炉兼任），当直副長 2 名，運転操作対応を行う運転員 8 名である。発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等を行う緊急時対策本部要員は 5 名，緊急時対策要員（現場）は 8 名である。
また，事象発生 10 時間以降に追加で必要な要員は，フィルタ装置薬液補給作業を行うための参集要員 20 名である。必要な要員と作業項目について第2.6.5 図に示す。
なお，重要事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目を
重要事故シーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，24 名で対処可能である。
a. 外部電源喪失及び原子炉スクラム確認
原子炉の出力運転中に原子炉冷却材圧力バウンダリを構成する配管の中
小破断の発生と同時に外部電源喪失となり，原子炉がスクラムしたことを確認する。
原子炉のスクラムを確認するために必要な計装設備は，平均出力領域モ
ニタ等である。
b. 高圧・低圧注水機能喪失確認
原子炉スクラム後，原子炉水位は低下し続け，原子炉水位低（レベル 2）で原子炉隔離時冷却系，原子炉水位低（レベル 1.5）で高圧炉心注水系，
2.6-3

原子炉水位低（レベル 1）で残留熱除去系（低圧注水モード）の自動起動信号が発生するが全て機能喪失していることを確認する。
高圧・低圧注水機能喪失を確認するために必要な計装設備は，各系統の流量指示等である。
c. 逃がし安全弁による原子炉急速減圧
高圧・低圧注水機能喪失を確認後，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水の準備として，中央制御室からの遠隔操作により復水移送ポンプ 1台を追加起動し，2 台運転とする。また，原子炉注水に必要な電動弁（残留熱除去系注入弁及び残留熱除去系洗浄水弁）が開動作可能であることを確認する。低圧代替注水系（常設）のバイパス流防止系統構成のためにタービン建屋負荷遮断弁を全閉にする。
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水の準備が完了後，中央制御室からの遠隔操作によって逃がし安全弁 8 個を手動開操作し原子炉を急速減圧する。
原子炉急速減圧を確認するために必要な計装設備は，原子炉圧力である。
d. 低圧代替注水系（常設）による原子炉注水逃がし安全弁による原子炉急速減圧により，原子炉圧力が低圧代替注水系（常設）の系統圧力を下回ると，原子炉注水が開始され，原子炉水位が回復する。
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位，復水補給水系流量（RHR B 系代替注水流量）等である。
原子炉水位回復後は，原子炉水位を原子炉水位低（レベル 3）から原子炉水位高（レベル 8）の間で維持する。
2.6-4

e. 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却崩壊熱除去機能を喪失しているため，格納容器圧力及び温度が上昇する。
格納容器圧力が 0.18MPa[gage]に到達した場合又はドライウェル雰囲気温度が 171℃に接近した場合は，中央制御室からの遠隔操作により代替格納
容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却を実施する。
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却を確認するために必要な計装設備は，格納容器内圧力及び復水補給水系流量（RHR B 系代替注水流量）である。
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却時に，原子炉水位が原子炉水位低（レベル 3）まで低下した場合は，中央制御室からの遠隔操作により代替格納容器スプレイ冷却系（常設）を停止し，原
子炉注水を実施する。原子炉水位高（レベル 8）まで原子炉水位が回復した後，原子炉注水を停止し，格納容器スプレイを再開する。
f. 格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱
格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱の準備として，原
子炉格納容器一次隔離弁を原子炉建屋内の原子炉区域外からの人力操作により開する。
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却を実施
しても，格納容器圧力が 0.31MPa[gage]に到達した場合，原子炉格納容器
二次隔離弁を中央制御室からの遠隔操作によって中間開操作することで，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を実施する。
格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を確認するために必要な計装設備は，格納容器内圧力等である。
格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を実施している間に炉心損傷していないことを確認するために必要な計装設備は，格納容器
2.6-5

内雰囲気放射線レベル等である。
サプレッション・チェンバ側からの格納容器圧力逃がし装置等のベント
ラインが水没しないことを確認するために必要な計装設備は，サプレッション・チェンバ・プール水位である。
以降，炉心冷却は，低圧代替注水系（常設）による注水により継続的に行い,また，原子炉格納容器除熱は，格納容器圧力逃がし装置等により継続的に行う。

2.6.2 炉心損傷防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法
本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケンスは，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，中破断 LOCA を起因事象とし，全ての注水機能を喪失する「中破断 LOCA＋HPCF 注水失敗＋低圧
ECCS 注水失敗」である。なお，中破断 LOCA は，破断口からの原子炉格納容器への蒸気の流出に伴う原子炉圧力の低下により，原子炉隔離時冷却系の運転に期待できない規模の LOCA と定義していることから，本評価では原子炉隔離
時冷却系の運転にも期待しないものとする。
本重要事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒表面熱伝達，気液熱非平衡，沸騰遷移，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化，気液分離（水位変化）・対向流，三次元効果，原子炉圧力容器における沸騰・凝縮・ボイド率変化，気液分離（水位変化）・対向流，冷却材放出（臨界流・差圧流），ECCS 注水（給水系・代替注水設備含む）並びに原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達，スプレイ冷却，格納容器ベントが重要現象となる。よって，
これらの現象を適切に評価することが可能である長期間熱水力過渡変化解析
2.6-6

コード SAFER，シビアアクシデント総合解析コード MAAP，炉心ヒートアップ解析コード CHASTE により原子炉圧力，原子炉水位，燃料被覆管温度，格納容器
圧力，格納容器温度等の過渡応答を求める。
本重要事故シーケンスでは，炉心露出時間が長く，燃料被覆管の最高温度が高くなるため，輻射による影響が詳細に考慮される CHASTE により燃料被覆
管の最高温度を詳細に評価する。
また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，本重要事故シーケンスにおける運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。

(2) 有効性評価の条件
本重要事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な解析条件を第 2.6.2
表に示す。また，主要な解析条件について，本重要事故シーケンス特有の解析条件を以下に示す。
ａ．事故条件(a) 起因事象
破断箇所は原子炉圧力容器下部のドレン配管（配管断面積約 26cm2）とし，破断面積を 1cm2 とする。
（添付資料 2.6.1）(b) 安全機能の喪失に対する仮定
高圧注水機能として原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系，低圧注
水機能として残留熱除去系（低圧注水モード）の機能が喪失するものとする。また，原子炉減圧機能として自動減圧系の機能が喪失するものとする。
(c) 外部電源
2.6-7

外部電源なしの場合は，給復水系による給水がなく，原子炉水位の低下が早くなることから，外部電源は使用できないものと仮定し，非常用
ディーゼル発電機によって給電を行うものとする。

ｂ．重大事故等対策に関連する機器条件(a) 原子炉スクラム信号
原子炉スクラムは，事象発生と同時に想定している外部電源喪失に起因する再循環ポンプ・トリップに伴う炉心流量急減信号によるものとする。
(b) 逃がし安全弁
逃がし安全弁の逃がし弁機能にて，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ものとする。また，原子炉減圧には自動減圧機能
付き逃がし安全弁（8 個）を使用するものとし，容量として，1 個あたり定格主蒸気流量の約 5%を処理するものとする。
(c) 低圧代替注水系（常設）
逃がし安全弁による原子炉減圧後に，最大 300m3/h にて原子炉に注水し，その後は炉心を冠水維持するように注水する。なお，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水は，格納容器スプレイと同じ復水移送ポン
プを用いて弁の切替えにて実施する。
(d) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）
格納容器圧力及び温度抑制に必要なスプレイ流量を考慮し，140m3/h にて原子炉格納容器内にスプレイする。なお，格納容器スプレイは，原子炉注水と同じ復水移送ポンプを用いて弁の切替えにて実施する。
(e) 格納容器圧力逃がし装置等
格納容器圧力逃がし装置等により，格納容器圧力 0.62MPa[gage]におけ
2.6-8

る最大排出流量 31.6kg/s に対して，原子炉格納容器二次隔離弁の中間開操作（流路面積 70%開※1）にて原子炉格納容器除熱を実施する。
※1 操作手順においては，原子炉格納容器除熱は原子炉格納容器二次隔離
弁を流路面積 70%相当で中間開操作するが，格納容器圧力の低下傾向を確認できない場合は，増開操作を実施する。なお，耐圧強化ベント系を用いた場合は，格納容器圧力逃がし装置を用いた場合と比較して，排出流量は大きくなり，格納容器圧力の低下傾向は大きくなることか
ら，格納容器圧力逃がし装置を用いた場合の条件に包絡される。

ｃ．重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件として，「1.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。
(a)低圧代替注水系（常設）の追加起動及び中央制御室における系統構成
は，高圧・低圧注水機能喪失を確認後実施するが，事象判断の時間を考慮して，事象発生から 14 分後に開始するものとし，操作時間は約 4分間とする。
(b)逃がし安全弁による原子炉急速減圧操作は，中央制御室操作における低圧代替注水系（常設）の準備時間を考慮して，事象発生から約 18 分
後に開始する。
(c)代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作
は，格納容器圧力が 0.18MPa[gage]に到達した場合に実施する。なお，
格納容器スプレイは，格納容器圧力が 0.31MPa[gage]に到達した後，格納容器ベント実施前に停止する。
(d)格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作は，格納容器圧力が 0.31MPa[gage]に到達した場合に実施する。
2.6-9

(3) 有効性評価の結果
本重要事故シーケンスにおける原子炉圧力，原子炉水位（シュラウド内及びシュラウド内外）※2，注水流量，逃がし安全弁からの蒸気流量，原子炉圧力容器内の保有水量の推移を第 2.6.6 図から第 2.6.11 図に，燃料被覆管温度，
燃料被覆管の最高温度発生位置における熱伝達係数，燃料被覆管の最高温度発生位置におけるボイド率，高出力燃料集合体のボイド率，炉心下部プレナ
ム部のボイド率，破断流量の推移及び燃料被覆管に破裂が発生する時点の燃料被覆管温度と燃料被覆管の円周方向の応力の関係を第 2.6.12 図から第2.6.18 図に，格納容器圧力，格納容器温度，サプレッション・チェンバ・プ
ール水位及び水温の推移を第 2.6.19 図から第 2.6.22 図に示す。
※2 炉心露出から再冠水の過程を示すという観点で，シュラウド内の水位を示す。シュラウド内は，炉心部から発生するボイドを含んだ二相水位を示しているため，シュラウド外の水位より，見かけ上高めの水位となる。一方，非常用炉心冷却系の起動信号となる原子炉水位計（広帯域）の水位及び運転員が炉心冠水状態において主に確認する原子炉水位計（広帯域・狭帯域）の水位は，シュラウド外の水位であることから，シュラウド内外の水位をあわせて示す。なお，水位が有効燃料棒頂部付近となった場合には，原子炉水位計（燃料域）にて監視する。6 号炉の原
子炉水位計（燃料域）はシュラウド内を，7 号炉の原子炉水位計（燃料域）はシュラウド外を計測している。

a. 事象進展
事象発生後に外部電源喪失となり，炉心流量急減信号が発生して原子炉がスクラムするが，原子炉水位低（レベル 2）で原子炉隔離時冷却系の自動
2.6-10

起動に失敗し，原子炉水位低（レベル 1.5）で高圧炉心注水系の自動起動に失敗し，原子炉水位低（レベル 1）で残留熱除去系（低圧注水モード）の自動起動に失敗する。これにより，残留熱除去系（低圧注水モード）の吐出圧力が確保されないため，自動減圧系についても作動しない。
再循環ポンプについては，外部電源喪失により，事象発生とともに 10 台
全てがトリップする。主蒸気隔離弁は，原子炉水位低（レベル 1.5）で全閉する。
事象発生から約 18 分後に中央制御室からの遠隔操作によって逃がし安全
弁 8 個を手動開することで，原子炉急速減圧を実施し，原子炉減圧後に，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を開始する。
原子炉急速減圧を開始すると，原子炉冷却材の流出により原子炉水位は低下し，有効燃料棒頂部を下回るが，低圧代替注水系（常設）による注水が開始されると原子炉水位が回復し，炉心は再冠水する。
燃料被覆管の最高温度発生位置におけるボイド率は，原子炉減圧により，原子炉水位が低下し，炉心が露出することから上昇する。その結果，燃料被覆管の伝熱様式は核沸騰冷却から蒸気冷却となり熱伝達係数は低下する。
その後，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水により，燃料の露出と冠水を繰り返すため，燃料被覆管の最高温度発生位置におけるボイド率及び熱伝達係数は増減する。炉心が再冠水すると，ボイド率が低下し，熱伝達係数が上昇することから，燃料被覆管温度は低下する。
高出力燃料集合体及び炉心下部プレナム部のボイド率については，原子炉水位及び原子炉圧力の変化に伴い変化する。崩壊熱除去機能を喪失しているため，原子炉圧力容器内で崩壊熱により発生する蒸気が原子炉格納容器内に流入することで，格納容器圧力及び温度は徐々に上昇する。そのため，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却及び2.6-11

格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を行う。原子炉格納容器除熱は，事象発生から約 17 時間経過した時点で実施する。なお，原子炉格納容器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。

b. 評価項目等
燃料被覆管の最高温度は，第 2.6.12 図に示すとおり，原子炉水位が回復するまでの間に炉心が一時的に露出するため燃料被覆管の温度が上昇し，
約 821℃に到達するが，1,200℃以下となる。燃料被覆管の最高温度は，高出力燃料集合体にて発生している。また，燃料被覆管の酸化量は酸化反応が著しくなる前の燃料被覆管厚さの 1%以下であり，15%以下となる。
原子炉圧力は，第 2.6.6 図に示すとおり，逃がし安全弁の作動により，約 7.52MPa[gage]以下に抑えられる。原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる
圧力は，原子炉圧力と原子炉圧力容器底部圧力との差（高々約 0.3MPa）を
考 慮 し て も ， 約 7.82MPa[gage] 以 下 で あ り ， 最 高 使 用 圧 力 の 1.2 倍（10.34MPa[gage]）を十分下回る。
また，崩壊熱除去機能を喪失しているため，原子炉圧力容器内で崩壊熱により発生する蒸気が原子炉格納容器内に流入することによって，格納容器圧力及び温度は徐々に上昇するが，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却及び格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格
納容器除熱を行うことによって，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力
及び温度の最大値は，約 0.31MPa[gage]及び約 144℃に抑えられ，原子炉格
納容器の限界圧力及び限界温度を下回る。
第 2.6.7 図に示すとおり，低圧代替注水系（常設）による注水継続によ2.6-12

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原子炉格納容器除熱を開始することで安定状態が確立し，また，安定状態を維持できる。
（添付資料 2.6.2）
格納容器圧力逃がし装置等による格納容器ベント時の敷地境界での実効線量の評価結果は，事象発生から格納容器圧力逃がし装置等の使用までの時間が本事象より短く放射性物質の減衰効果が少ない「2.3.1 全交流動力
電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）」の実効線量の評価結果以下となり，
5mSv を下回ることから，周辺の公衆に対して著しい放射線被ばくのリスクを与えることはない。なお，LOCA 時注水機能喪失においては，破断口より
原子炉格納容器内に直接蒸気が排出されるものの，本評価では考慮していないが，原子炉格納容器内での自然沈着や格納容器スプレイによる除去に期待できるため，サプレッション・チェンバ内でのスクラビング等による除染係数（10）に対して遜色ない効果が得られるものと考える。
本評価では，「1.2.1.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(4)の評価項目及び周辺の公衆に対して著しい放射線被ばくのリ
スクを与えないことについて，対策の有効性を確認した。

2.6.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操
作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価するものとする。
LOCA 時注水機能喪失では，原子炉の出力運転中に原子炉冷却材圧力バウン
ダリを構成する配管の中小破断の発生後，高圧注水機能及び低圧注水機能が喪失し，かつ，自動減圧系が機能喪失することが特徴である。また，不確か
2.6-13

さの影響を確認する運転員等操作は，事象発生から 12 時間程度までの短時間に期待する操作及び事象進展に有意な影響を与えると考えられる操作として，
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作（原子炉急速減圧操作を含む），代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作
及び格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作とする。

(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
本重要事故シーケンスにおける解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価については，「2.1.3(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価」と同じ。
（添付資料 2.6.3）(2) 解析条件の不確かさの影響評価
ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は， 第2.6.2 表に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件とした場合の影響を評価する。また，解析条件の設定に当たっては，評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなるような設定があることから，その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられる項目に関する影響評価の結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
初期条件の最大線出力密度は，解析条件の 44.0kW/m に対して最確条
件は約 42kW/m 以下であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，燃料被覆管温度の上昇は緩和されるが，操作手順（速やかに注水手段を準備すること）に変わりはなく，燃料被覆管温度を操作
開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時
2.6-14

間に与える影響はない。
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd/t に対して最確条件は平均的燃焼度約 30GWd/t であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉水位の低下は緩和され，また，炉心露出後の燃料被覆管温度の上昇は緩和され，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなることから，格納容器圧力及び温度の上昇が遅くなるが，操作手順（速やかに注水手段を準備すること）に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積（ウェットウェル）の空間部及び液相部，サプレッション・チェンバ・プ
ール水位，格納容器圧力及び格納容器温度は，ゆらぎにより解析条件
に対して変動を与え得るが，事象進展に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
事故条件の起因事象については，非常用炉心冷却系のような大口径
配管を除いた中小配管（計測配管を除く）のうち，流出量が大きくなる箇所として有効燃料棒頂部より低い位置にある配管を選定し，破断面積は，炉心損傷防止対策の有効性を確認する上で，事故シーケンス
グループ「LOCA 時注水機能喪失」の事象進展の特徴を代表できる破断面積 1cm2 を設定している。なお，第 2.6.23 図から第 2.6.25 図に示すと
おり，CHASTE 解析によれば，破断面積が 5.6cm2 までは，燃料被覆管破裂を回避することができ，原子炉急速減圧の開始時間は約 16 分後となる。本解析（破断面積が 1cm2）における原子炉急速減圧の開始時間は約18 分後であり，運転員等操作時間に与える影響は小さい。破断面積が2.6-15

大きく，炉心損傷（燃料被覆管破裂を含む）に至る場合については，「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）」の対応となる。
事故条件の外部電源の有無については，事象進展を厳しくする観点から，給復水系による給水がなくなり，原子炉水位の低下が早くなる
外部電源がない状態を設定している。なお，外部電源がある場合は，給復水系による原子炉圧力容器への給水機能は維持されることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
機器条件の低圧代替注水系（常設）は，解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），
原子炉水位の回復は早くなる。冠水後の操作として冠水維持可能な注水量に制御するが，注水後の流量調整操作であることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
（添付資料 2.6.3）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の最大線出力密度は，解析条件の 44.0kW/m に対して最確条
件は約 42kW/m 以下であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，燃料被覆管温度の上昇は緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd/t に対して最確条件は平均的燃焼度約 30GWd/t であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉水位の低下は緩和され，また，炉心露出後の燃料被覆管温度の上昇は緩和され，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなることから，格納容器圧力及2.6-16

び温度の上昇は格納容器ベントにより抑制されることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積（ウェットウェル）の空間部及び液相部，サプレッション・チェンバ・プ
ール水位，格納容器圧力及び格納容器温度は，ゆらぎにより解析条件
に対して変動を与え得るが，事象進展に与える影響は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
事故条件の起因事象については，非常用炉心冷却系のような大口径
配管を除いた中小配管（計測配管を除く）のうち，流出量が大きくなる箇所として有効燃料棒頂部より低い位置にある配管を選定し，破断面積は，炉心損傷防止対策の有効性を確認する上で，事故シーケンス
グループ「LOCA 時注水機能喪失」の事象進展の特徴を代表できる破断面積 1cm2 を設定している。なお，第 2.6.23 図から第 2.6.25 図に示すと
おり，CHASTE 解析によれば，破断面積が 5.6cm2 までは，燃料被覆管破裂を回避することができ，燃料被覆管の最高温度は約 886℃となる。破
断面積が大きく，炉心損傷（燃料被覆管破裂を含む）に至る場合については，「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）」の対応となる。
事故条件の外部電源の有無については，事象進展を厳しくする観点から，給復水系による給水がなくなり，原子炉水位の低下が早くなる
外部電源がない状態を設定している。なお，外部電源がある場合は，給復水系による原子炉圧力容器への給水機能は維持されるため，事象進展が緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
機器条件の低圧代替注水系（常設）は，解析条件の不確かさとして，
2.6-17

実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），
原子炉水位の回復が早くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
（添付資料 2.6.3，2.6.4）
ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作の不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の 6 要因に分類し，これらの要因が運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転員等操作時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価し，評価結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
操作条件の低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作（原子炉
急速減圧操作を含む）は，解析上の操作開始時間として事象発生から約 18 分後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，高圧・低圧注水機能喪失の認知に係る確認時間及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水準備の操作時間は，時間余裕を含めて設定していることから，その後に行う原子炉急速減圧の操作開始時間は解析上の設定よりも若干早まる可能性があり，原子炉注水の開始時間も早まることから，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。
操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作は，解析上の操作開始時間として格納容器圧力 0.18MPa［gage］到達時を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，実態の運転操作においては，原子炉注水を優先するため，原子炉
水位高（レベル 8）到達後に低圧代替注水系（常設）から代替格納容器
スプレイ冷却系（常設）へ切り替えることとしており，原子炉注水の2.6-18

状況により格納容器スプレイの操作開始は格納容器圧力 0.18MPa[gage]付近となるが，操作開始時間に与える影響は小さいことから，運転員
等操作時間に与える影響も小さい。当該操作は，解析コード及び解析
条件（操作条件を除く）の不確かさにより操作開始時間は遅れる可能性があるが，中央制御室で行う操作であり，他の操作との重複もない
ことから，他の操作に与える影響はない。
操作条件の格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操
作は，解析上の操作開始時間として格納容器圧力 0.31MPa［gage］到達時を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，実態の運転操作においては，炉心損傷前の格納容器ベントの操作実施基準（格
納容器圧力 0.31MPa［gage］）に到達するのは，事象発生の約 17 時間後であり，格納容器ベントの準備操作は格納容器圧力の上昇傾向を監視しながらあらかじめ実施可能である。また，格納容器ベントの操作
時間は時間余裕を含めて設定していることから，実態の操作開始時間
は解析上の設定とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響も小さい。ただし，格納容器ベント実施時に遠隔操作に失敗した場合は，現場操作にて対応するため，約 20 分程度操作開始時間が遅れる可能性があるが，原子炉格
納容器の限界圧力は 0.62MPa[gage]のため，原子炉格納容器の健全性という点では問題とならない。当該操作は，解析コード及び解析条件（操作条件を除く）の不確かさにより操作開始時間は遅れる可能性があるが，中央制御室で行う操作であり，他の操作との重複もないことから，他の操作に与える影響はない。なお，格納容器ベント実施時に遠隔操作に失敗した場合においても，現場操作にて対応することから，他の操作に与える影響はない。
2.6-19

（添付資料 2.6.3）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作（原子炉
急速減圧操作を含む）は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定よりも早まる可能性があり，その場
合には燃料被覆管温度は解析結果よりも低くなり，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作は，運転員等操作時間に与える影響として，原子炉注水の状況により格納容器スプレイの操作開始は格納容器圧力0.18MPa[gage]付近となるが，格納容器圧力の上昇は緩やかであり，格納容器スプレイ開始時間が早くなる場合，遅くなる場合のいずれにおいても，事象進展はほぼ変わらないことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
操作条件の格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操
作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は
解析上の設定とほぼ同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。仮に，格納容器ベント実施時に遠隔操作に失敗した場合は，現場操作にて対応するため，約 20 分程度操作開始時間が遅れる可能性がある。格納容器ベント操作開始時間が遅くなった場
合，格納容器圧力は 0.31MPa［gage］より若干上昇するため，評価項目となるパラメータに影響を与えるが，原子炉格納容器の限界圧力は0.62MPa［gage］であることから，原子炉格納容器の健全性という点では問題とはならない。
（添付資料 2.6.3）
2.6-20(3) 操作時間余裕の把握
操作開始時間の遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認し，その結果を以下に示す。
操作条件の低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作については，操作開始時間の 5 分程度の時間遅れまでに低圧代替注水系（常設）による注水が開始できれば，炉心の著しい損傷は発生せず，評価項目を満足することから時間余裕がある。また，格納容器ベント時の敷地境界線量は 1.4mSv であり，
5mSv を下回る。操作開始時間 10 分程度の時間遅れでは，炉心の著しい損傷は発生せず，評価項目を満足するが，格納容器ベント時の敷地境界線量は 5mSvを超える。この場合，格納容器内雰囲気放射線レベル計（CAMS）により炉心損傷の判断を行い，格納容器圧力 0.62MPa［gage］に至るまでに格納容器ベントすることとなることから,重大事故での対策の範囲となる。
操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作については，格納容器スプレイ開始までの時間は事象発生から約 10 時間あり，準備時間が確保できることから，時間余裕がある。
操作条件の格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作については，格納容器ベント開始までの時間は事象発生から約 17 時間あり，準備時間が確保できるため，時間余裕がある。また，遠隔操作の失敗により，格
納容器ベント操作開始時間が遅れる場合においても，格納容器圧力は 0.31MPa［gage］から上昇するが，格納容器圧力の上昇は緩やかであるため，原子炉
格納容器の限界圧力 0.62MPa［gage］に至るまでの時間は，過圧の観点で厳しい「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）」においても事象発生約 38 時間後であり，約 20 時間以上の準備時間が確保できることから，時間余裕がある。
2.6-21

（添付資料 2.1.3，2.6.3）(4) まとめ
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操
作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認した。その結果，解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間には時間余裕がある。

2.6.4 必要な要員及び資源の評価(1) 必要な要員の評価
事故シーケンスグループ「LOCA 時注水機能喪失」において，6 号及び 7 号炉
同時の重大事故等対策時における事象発生 10 時間までに必要な要員は，「2.6.1(3) 炉心損傷防止対策」に示すとおり 24 名である。「6.2 重大事故等対策時に必要な要員の評価結果」で説明している運転員，緊急時対策要員等の 72 名で対処可能である。
また，事象発生 10 時間以降に必要な参集要員は 20 名であり，発電所構外から 10 時間以内に参集可能な要員の 106 名で確保可能である。

(2) 必要な資源の評価
事故シーケンスグループ「LOCA 時注水機能喪失」において，必要な水源，
燃料及び電源は，「6.1(2) 資源の評価条件」の条件にて評価を行い，その結果を以下に示す。
ａ．水源
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水及び代替格納容器スプレイ冷却
2.6-22

系（常設）による格納容器スプレイについては，7 日間の対応を考慮すると，号炉あたり合計約 5,400m3 の水が必要となる。6 号及び 7 号炉の同時被災を考慮すると，合計約 10,800m3 の水が必要である。水源として，各号炉の復水貯蔵槽に約 1,700m3 及び淡水貯水池に約 18,000m3 の水を保有している。これにより，6 号及び 7 号炉の同時被災を考慮しても，必要な水源は確保可能である。
また，事象発生 12 時間以降に淡水貯水池の水を，可搬型代替注水ポンプ（A-2級）により復水貯蔵槽へ給水することで，復水貯蔵槽を枯渇させることなく
復水貯蔵槽を水源とした 7 日間の注水継続実施が可能となる。ここで，復水貯蔵槽への補給の開始を事象発生 12 時間後としているが，これは，可搬型設備を事象発生から 12 時間以内に使用できなかった場合においても，その他の設
備にて重大事故等に対応できるよう設定しているものである。
（添付資料 2.6.5）
ｂ．燃料
非常用ディーゼル発電機による電源供給については，事象発生後 7 日間最大負荷で運転した場合，号炉あたり約 753kL の軽油が必要となる。可搬型代替注
水ポンプ（A-2 級）による復水貯蔵槽への給水については，保守的に事象発生直後からの可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）の運転を想定すると，7 日間の運転継続に号炉あたり約 15kL の軽油が必要となる。5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備及びモニタリング・ポスト用発電機による電源供給については，事象発生直後からの運転を想定すると，7 日間の運転継続に合計
約 13kL の軽油が必要となる（6 号及び 7 号炉合計約 1,549kL）。
6 号及び 7 号炉の各軽油タンクにて約 1,020kL（6 号及び 7 号炉合計約 2,040kL）の軽油を保有しており，これらの使用が可能であることから，可搬型代替注
水ポンプ（A-2 級）による復水貯蔵槽への給水，非常用ディーゼル発電機による電源供給，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備による電源供
2.6-23

給及びモニタリング・ポスト用発電機による電源供給について，7 日間の継続が可能である。
（添付資料 2.6.6）
ｃ．電源
外部電源は使用できないものと仮定し，各号炉の非常用ディーゼル発電機によって給電を行うものとする。6 号及び 7 号炉において重大事故等対策時に必要な負荷は，各号炉の非常用ディーゼル発電機負荷に含まれることから，
非常用ディーゼル発電機による電源供給が可能である。
また，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備及びモニタリン
グ・ポスト用発電機についても，必要負荷に対しての電源供給が可能である。

2.6.5 結論
事故シーケンスグループ「LOCA 時注水機能喪失」では，原子炉の出力運転中に原子炉冷却材圧力バウンダリを構成する配管の中小破断の発生後，高圧
注水機能及び低圧注水機能が喪失し，かつ，自動減圧系が機能喪失することで，破断箇所から原子炉冷却材が流出し，原子炉水位の低下により炉心が露出して炉心損傷に至ることが特徴である。事故シーケンスグループ「LOCA 時
注水機能喪失」に対する炉心損傷防止対策としては，初期の対策として低圧
代替注水系（常設）及び逃がし安全弁による原子炉注水手段，安定状態に向けた対策として代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器
冷却手段，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱手段を整備している。
事故シーケンスグループ「LOCA 時注水機能喪失」の重要事故シーケンス「中破断 LOCA＋HPCF 注水失敗＋低圧 ECCS 注水失敗」について有効性評価を行った。
2.6-24

上記の場合においても，逃がし安全弁による原子炉減圧，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原
子炉格納容器冷却及び格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を実施することにより，炉心損傷することはない。
その結果，燃料被覆管温度及び酸化量，原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，評価項目を満足している。また，安定状態を維持できる。
なお，格納容器圧力逃がし装置等の使用による敷地境界での実効線量は，周辺の公衆に対して著しい放射線被ばくのリスクを与えることはない。
解析コード及び解析条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操作時間に与える影響及び評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
重大事故等対策時に必要な要員は，運転員及び緊急時対策要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
以上のことから，低圧代替注水系（常設）及び逃がし安全弁による原子炉
注水，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱等の炉心損傷防止対策は，選定した重要事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，
事故シーケンスグループ「LOCA 時注水機能喪失」に対して有効である。

2.6-25

非常用ディーゼル
発電機

原子炉格納容器※2

Gen

逃がし安全弁主タービン系へ

原子炉圧力容器

給水系
より

外部電源

※1

低圧代替注水系
（常設）

破断箇所
復水貯蔵槽
原子炉冷却材浄化系へ復水移送ポンプＡ(Ｃ)Ｃ
高圧炉心注水系ポンプ
※1

Ａ

Ｂ

残留熱除去系ポンプ

残留熱除去系ポンプ※2

原子炉隔離時冷却系ポンプ

第 2.6.1 図「LOCA 時注水機能喪失」の重大事故等対策の概略系統図（1/3）（原子炉急速減圧及び原子炉注水）

タンクローリ
（4kL）

外部電源

軽油タンク
原子炉建屋
非常用ディーゼル
発電機

原子炉格納容器
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）
格納容器スプレイ・ヘッダ

Gen
逃がし安全弁主タービン系へ

原子炉圧力容器

淡水貯水池

低圧代替注水系（常設）

可搬型代替注水
ポンプ（A-2級）
破断箇所
復水貯蔵槽
原子炉冷却材浄化系へ

残留熱除去系
ポンプ

Ｂ
Ａ(Ｃ)

復水移送
ポンプ

※低圧代替注水系（常設）と代替格納容器スプレイ冷却系（常設）は，同じ復水移送ポンプを用いて弁の切替えにより実施する。

第 2.6.2 図「LOCA 時注水機能喪失」の重大事故等対策の概略系統図（2/3）（原子炉注水及び原子炉格納容器冷却）2.6-26

外部電源

非常用ディーゼル
発電機

主
排
気
筒

Gen
耐圧強化ベント系 ※1

原子炉建屋
原子炉格納容器

タンクローリ（4kL）
軽油タンク

逃がし安全弁主タービン系へ

原子炉圧力容器

淡水貯水池

低圧代替注水系（常設）※1

可搬型代替注水
ポンプ（A-2級）
破断箇所

可搬型
薬液注入装置

復水貯蔵槽
原子炉冷却材浄化系へ

残留熱除去系
ポンプ

Ｂ
Ａ(Ｃ)

格納容器圧力逃がし装置
復水移送
ポンプ

ドレン移送ポンプ

第 2.6.3 図「LOCA 時注水機能喪失」の重大事故等対策の概略系統図（3/3）（原子炉注水及び原子炉格納容器除熱）

2.6-27

（解析上の時刻）（0分）

中小LOCA発生
外部電源喪失発生※1

重大事故等発生を通信連絡設備により確認した現場作業員は退避を実施する※2 中央制御室盤にて機器ランプ表示，機器故障警報，流量指示計等にて機能喪失を確認する
非常用ディーゼル発電機自動起動確認
非常用高圧母線（6.9kV）復旧確認

炉心流量急減動作※3 実態は，ドライウェル圧力高信号により自動起動信号が発生し機能喪失を確認するが，解析上では考慮しない※1（約60秒後）※4 代替注水系の準備は，中央制御室から容易に操作が可能であり，注水可能流量が大きい設備から準備する
原子炉注水に必要な弁が動作可能であることを確認する
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する

非常用ディーゼル発電機運転状態確認

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※5 急速減圧中は「水位不明判断曲線」による原子炉圧力と格納容器温度から水位不明領域に入っていないことを確認する※6 原子炉水位計（燃料域）により有効燃料棒頂部（TAF）到達を確認した場合は，格納容器内雰囲気モニタ（CAMS）等により格納容器水素・酸素濃度の確認を実施する※2
高圧給水機能喪失を確認（機器作動状況，系統流量による確認）※7（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※2
高圧注水機能喪失を確認※3（機器作動状況，系統流量による確認）

原子炉圧力指示計0.34MPa[gage]以下により，原子炉急速減圧完了を確認する※8 水位不明判断は以下により確認する・水位計の電源が喪失
・指示計のバラツキが大きく有効燃料棒頂部（TAF）以上であることが判定できない・水位不明判断曲線の水位不明領域
・凝縮槽液相部温度と気相部温度がほぼ一致し，有意な差が認められない

主蒸気隔離弁自動「全閉」確認※9 原子炉水位計（燃料域）により有効燃料棒頂部（TAF）回復を確認した場合は，有効燃料棒頂部（TAF）以下継続時間を測定し「最長許容炉心露出時間」の禁止領域に入っていることを確認する。燃料の健全性を格納容器内雰囲気放射線レベル計等により確認する

逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認※10 防火水槽を用いた可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による復水貯蔵槽への補給も可能である（約13分後）原子炉水位低（レベル1）
低圧注水機能作動値に到達

高圧代替注水系
起動操作
高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず※2
低圧注水機能喪失を確認（機器作動状況，系統流量による確認） ※3

Ⅰ（14分後）

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ
1台追加起動・2台運転確認

高圧／低圧注水機能
回復操作

復水移送ポンプ以外による原子炉注水・制御棒駆動水ポンプによる原子炉注水・消火ポンプによる代替注水・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による代替注水※4
回復は解析上考慮せず

操作時間約4分間を設定

Ⅱ
低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ
2台注水準備完了

復水移送ポンプによる代替原子炉注水と同等の流量確保または注水開始不可No

代替注水系2台以上準備※11 原子炉水位計（広帯域）指示によりレベル3到達確認後，原子炉注水を開始し，原子炉水位がレベル8到達確認後，原子炉注水を停止する。解析上，注水流量は約90m3/hとする。以後，本操作を繰り返す

Yes（約18分後）中央制御室での逃がし安全弁8個による原子炉急速減圧※5（約23分後）原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）
到達（約24分後）低圧代替注水系（常設）による原子炉注水開始
原子炉水位回復確認※12

格納容器圧力指示計0.18MPa[gage]により，格納容器スプレイ操作を開始する※13

ドライウェルスプレイ実施中に原子炉水位計（広帯域）により原子炉水位がレベル3到達確認後，ドライウェルスプレイを停止し原子炉注水を開始する
原子炉水位がレベル8到達確認後，原子炉注水を停止しドライウェルスプレイを再開する。以後，本操作を繰り返す※14 格納容器圧力計指示0.31MPa[gage]到達（格納容器最高使用圧力到達）により，格納容器ベント操作前に格納容器スプレイを停止する※6※15

格納容器圧力計指示0.31MPa[gage]到達（格納容器最高使用圧力到達）により，炉心損傷がないことを格納容器内雰囲気放射線レベル計等により確認し，格納容器ベン
ト操作を開始する※16

格納容器ベント実施時に格納容器内雰囲気放射線レベル計等により炉心損傷が確認された場合は，格納容器ベントを停止し，炉心損傷後の対応手順に移行する。格納容器ベント停止後は，格納容器圧力逃がし装置の窒素ガスパージを実施する※17

格納容器圧力逃がし装置のフィルタ装置には，原子炉格納容器からの蒸気が凝縮することにより水位が上昇することが考えられる。フィルタ装置の水位を監視し，上限水位に到達した場合にサプレッション・チェンバ・プールへのドレン移送によりフィルタ装置水位を制御する。また，フィルタ装置への薬品注入を適宜実施する※18

機能喪失した設備の回復手段として，除熱手段である残留熱除去系の復旧手順を整備しており，原子炉補機冷却海水ポンプ電動機及び原子炉補機冷却水ポンプの予備品を確保している
また，可搬型格納容器除熱系や可搬熱交換器等を用いた除熱手段を実施することも可能である※7（約30分後）原子炉圧力0.34MPa[gage]
急速減圧操作完了※8No

原子炉水位判明（水位不明ではない）

Yes（約37分後）（約103分後）※9

原子炉満水操作

原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）
回復

炉心損傷なし継続確認

原子炉水位高（レベル8）にて
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水停止

燃料供給準備（タンクローリ（4kL）
給油準備）

※10
淡水貯水池から
復水貯蔵槽への補給準備（可搬型代替注水ポンプ（A-2級）
による復水貯蔵槽への補給）

炉心損傷を確認した場合は
炉心損傷後の対応手順に移行する

原子炉水位低（レベル3）にて ※11
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水再開

Ⅲ

使用済燃料プール冷却 開始

淡水タンクから防火水槽への補給

原子炉・格納容器の状態が静定後使用済燃料プール冷却を再開する（約12時間後）
サプレッション・チェンバ空間部温度49℃
超過確認後
サプレッション・チェンバスプレイ実施※12（約10時間後）可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の準備が完了格納容器内圧力0.18MPa[gage]
到達

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給

ⅤⅤⅣ（約12時間後）タンクローリ（4kL）
による給油準備完了

原子炉水位高（レベル8）到達後
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によるドライウェルスプレイ開始

代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による代替格納容器スプレイ

消火ポンプによる代替格納容器スプレイ（適宜実施）

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）
による復水貯蔵槽への補給

フィルタ装置排水ポンプ水張り（適宜実施）

可搬設備への燃料補給

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）と同等の流量確保不可

No

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）復水移送ポンプ2台によるドライウェルスプレイ可能

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）
復水移送ポンプ1台
又はその他代替格納容器スプレイ準備

Yes
Ⅵ

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水と代替格納容器スプレイ冷却系（常設）
ドライウェルスプレイを交互に実施※13（約17時間後）

格納容器内圧力0.31MPa[gage]にて代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によるドライウェルスプレイ停止

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水と代替格納容器スプレイ冷却系（常設）
ドライウェルスプレイを並行して実施（異なる供給ラインがある場合）

代替格納容器スプレイによるドライウェルスプレイ実施

Ⅱ※14

残留熱除去系Bラインを優先して使用するが，残留熱除去系Aラインからの原子炉注水も可能である
現場操作により洗浄水弁を開することにより，残留熱除去系Cライン，高圧炉心注水系B，Cラインからの原子炉注水も可能である

格納容器内圧力0.279MPa[gage]
維持不可
Ⅲ

Ⅶ

防火水槽を用いた復水貯蔵槽への補給の場合は，「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は淡水貯水池からろ過水タンクへの補給もあわせて実施する

原子炉満水操作（約17時間後）Ⅳ

格納容器内圧力0.31MPa[gage]にて格納容器ベント実施※15

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる
純水補給水系から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプ（A-2級）と同時に補給することも可能である
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の水源は「淡水貯水池」以外に「海水」も可能である
Ⅴ

No「格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」
Yes

代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器スプレイも可能である
流量は少ないが消火ポンプによる代替格納容器スプレイも実施可能である
以下の優先順位で格納容器ベントを実施する

優先② 「格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」
優先③ 「耐圧強化ベント系」「サプレッション・チェンバ側ベント」
優先④ 「耐圧強化ベント系」「ドライウェル側ベント」

No

炉心損傷なし【有効性評価の対象とはしていないが，ほかに取り得る手段】
Ⅰ
炉心損傷防止としての流量は確保できないが制御棒駆動水ポンプが再起動し，原子炉への注水が継続していることを確認する。また，追加起動の準備も開始する
復水移送ポンプと同等の流量は確保できないが，消火ポンプによる代替注水も実施可能である
注水開始時間は遅くなるが，可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による代替注水も実施可能である

Ⅵ
残留熱除去系Bライン以外に復水移送ポンプによる代替注水が可能な系統がある場合，原子炉注水と格納容器スプレイを同時に実施できるⅦ
格納容器ベント操作前に，原子炉の隔離状態を確認し水位を高めに維持する。原子炉格納容器への熱放出を抑制し圧力上昇を抑制する

※16

Yes
格納容器ベント停止※17

凡例

フィルタ装置排水操作
フィルタ装置薬品注入操作※18
低圧代替注水系（常設）による原子炉水位を維持し，格納容器ベントによる格納容器圧力の低下傾向を確認する。また機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後，原子炉圧力容器は原
子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態へ，格納容器ベントは格納容器スプレイ冷却モード
及びサプレッション・チェンバ・プール水冷却モードにより冷却が可能であること及び水素濃度制御が可能であることを確認し停止する：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）の
みの作業

：判断

：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業：解析上考慮しない操作・判断結果

2.6-28
第 2.6.4 図「LOCA 時注水機能喪失」の対応手順の概要

ＬＯＣＡ時注水機能喪失

経過時間（分）

10

当直長

操作項目

指揮者
通報連絡者

6号
7号

当直副長
当直副長

緊急時対策本部要員

運転員（中央制御室）
6号
7号

1人

中央監視
緊急時対策本部連絡

1人
1人

各号炉運転操作指揮

5人

運転員
（現場）
6号

7号

30

40

50

60

70

80

90

100

110

備考

120

事象発生
原子炉スクラム実施箇所・必要人員数
責任者

20

約60秒 原子炉水位低（レベル2）
約8分

原子炉水位低（レベル1.5）
プラント状況判断
約13分

操作の内容

原子炉水位低（レベル1）※シュラウド内水位に基づく時間

約18分 原子炉急速減圧

中央制御室連絡
発電所外部連絡緊急時対策要員
（現場）
6号
7号

約23分

原子炉水位有効燃料棒頂部到達※

約24分 低圧代替注水系 原子炉注水開始
約37分 原子炉水位有効燃料棒頂部回復※

約103分 原子炉水位高（レベル8）

・外部電源喪失確認

・原子炉スクラム，タービン・トリップ確認

・非常用ディーゼル発電機起動確認
2人
A,B

状況判断

2人
a,b

－

－

－

－

10分
・原子炉隔離時冷却系
自動起動／機能喪失確認
・高圧炉心注水系
自動起動／機能喪失確認
・高圧代替注水系起動操作

高圧／低圧注水機能喪失（解析上考慮せず）

低圧注水機能調査，復旧操作

起動確認

低圧代替注水系（常設）

準備操作

－

－

（1人）

（1人）

A

a

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

解析上考慮せず

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

・復水移送ポンプ起動／運転確認
・低圧代替注水系（常設） 系統構成－－

・放射線防護装備準備

2人

2人

C,D

c,d
－

－

・現場移動
・低圧代替注水系（常設）－・原子炉隔離時冷却系，高圧炉心注水系，残留熱除去系

・残留熱除去系

機能回復

対応可能な要員により対応する

1分

自動起動／機能喪失確認

4分

10分

現場系統構成30分※復水貯蔵槽吸込ライン切替え
原子炉急速減圧操作

低圧代替注水系（常設）

注水操作

（1人）

（1人）

A

a

（1人）

（1人）

A

a

－

－

－

－

・逃がし安全弁

8個

手動開放操作－－－－・残留熱除去系

注入弁操作

第 2.6.5 図

5分

格納容器スプレイ実施までレベル3～レベル8維持「LOCA 時注水機能喪失」の作業と所要時間（1/2）

2.6-29

ＬＯＣＡ時注水機能喪失

経過時間（時間）2

運転員（中央制御室）
6号
7号

運転員
（現場）
6号

7号

緊急時対策要員
（現場）
6号
7号

－

－

－

－

・残留熱除去系 注入弁操作

代替格納容器スプレイ冷却系（常設） 操作

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・残留熱除去系 スプレイ弁操作

（1人）

（1人）

B

b

－

－

－

－

（1人）

（1人）

B

b

－

－

－

－

（1人）

（1人）

A

a

－

－

－

貯水池から復水貯蔵槽への補給

格納容器ベント準備操作

－

（1人）
B

（1人）
b

－

－

－

－

－

－

－

－

（2人）

（2人）

C,D

c,d

－

3人

18

20

22

備考

24

レベル8到達後格納容器スプレイ切替え
レベル3到達後原子炉注水切替え

レベル3～レベル8維持・スキマサージタンク水位調整

30分

・燃料プール冷却浄化系系統構成

・再起動準備としてろ過脱塩器の隔離及びスキマサージタンクへの補給を実施する
燃 料 プ ー ル 水 温 「 77℃ 」 以 下 維 持

30分

・燃料プール冷却浄化系再起動要員を確保して対応する

・燃料プール冷却浄化ポンプを再起動し使用済燃料プールの冷却を再開する
・必要に応じてスキマサージタンクへの補給を実施する

格納容器圧力0.279MPa[gage]以下維持不可の場合，原子炉格納容器空間部への熱の放出を防止するた

解析上考慮せず

め，原子炉への注水量を増やしできるだけ高く維持する

10分

・現場移動
・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による復水貯蔵槽への注水準備（可搬型代替注水ポンプ（A-2級）移動，ホース敷設（淡水貯水池から可搬

360分

型代替注水ポンプ（A-2級），可搬型代替注水ポンプ（A-2級）から接続口），
ホース接続，ホース水張り）

－

－

16

原子炉注水と格納容器スプレイの切り替えを繰り返し実施

・原子炉注水量の増加

3人

－

14

約10時間
格納容器圧力0.18MPa[gage]到達

格納容器スプレイ実施までレベル3～レベル8維持

・放射線防護装備準備

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による淡水

12

約17時間
格納容器圧力0.31MPa[gage]到達（1人）
a（解析上考慮せず）

10

約24分 低圧代替注水系（常設） 原子炉注水開始（1人）
A

原子炉満水操作8

操作の内容

低圧代替注水系（常設） 注水操作

使用済燃料プール冷却 再開（解析上考慮せず）

6

事象発生

実施箇所・必要人員数
操作項目4（2人）,※1（2人）,※2－－

・格納容器ベント準備（バウンダリ構成）－－

・放射線防護装備準備

－

－

適宜実施

60分

10分

・現場移動

90分
60分

・格納容器ベント準備（格納容器一次隔離弁操作，バウンダリ構成）
・6号炉フィルタ装置水位調整準備－

現場確認中断（一時待避中）

適宜実施

・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による復水貯蔵槽への補給

60分（排水ポンプ水張り）※1,※2

格納容器ベント操作

－

－

（1人）

（1人）

B

b

（1人）

（1人）

B

b

－

－

（1人）
B

（1人）
b

－

－

－

－

－

－

(2人)

(2人)

C,D

c,d

－

－

・7号炉フィルタ装置水位調整準備

60分（排水ポンプ水張り）－－

・格納容器ベント操作（格納容器二次隔離弁操作）

格納容器ベント操作後，・格納容器ベント状態監視

適宜ベント状態監視
格納容器ベント操作後，適宜ベント状態監視－－

・格納容器ベント状態監視－－

・格納容器ベント操作（格納容器二次隔離弁操作）

10人
（参集）

10人
（参集）

遠隔操作に失敗した場合は，現場操作にて格納容器ベントを行う
操作は，現場への移動を含め，約5分後から開始可能である（操作完了は，約20分後)
具体的な操作方法は，弁駆動部に設置された遠隔手動弁操作設備により，原子炉建屋内の原子炉区域外から操作を行う

解析上考慮せず

解析上考慮せず

20分

・フィルタ装置水位調整
・フィルタ装置pH測定
・フィルタ装置薬液補給

適宜実施

中央制御室からの連絡を受けて現場操作を実施する・ドレン移送ライン窒素パージ

10分

・放射線防護装備準備
給油準備

－

－

－

－
2人

給油作業
必要人員数 合計

－

－

－

－

2人
A,B

2人
a,b

2人
C,D

2人
c,d

・軽油タンクからタンクローリ（4kL）への補給

タンクローリ（4kL）残量に応じて適宜軽油タンク

140分

・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）への給油

から補給
適宜実施

作業中断
（一時待避中）

一時待避前に燃料が枯渇しないように補給する

8人（参集要員20人）（ ）内の数字は他の作業終了後，移動して対応する人員数。

第 2.6.5 図「LOCA 時注水機能喪失」の作業と所要時間（2/2）
2.6-30

10

逃がし安全弁開閉による圧力制御（最大値：約 7.52MPa[gage]，約 11 分）
8

逃がし安全弁 8 個による手動減圧（約 18 分）

原
子

6

炉

主蒸気隔離弁の閉止による圧力上昇圧4
力

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

0
0

10

20

30

40

50

事 故 後 の 時 間（ｍ）
SA3KK71IN99AF3IR000

第 2.6.6 図

原子炉圧力の推移

20

手動減圧に伴う減圧沸騰
による水位上昇
原
子
15
炉
水
位
（
シ
ュ
10
ラ
ウ
ド
内
水
位
5
）
（ｍ）

原子炉減圧による蒸気流出
により水位低下

炉心上部プレナム

注水開始後，徐々に水位が回復
有効燃料棒頂部
高出力燃料集合体
有効燃料棒底部
炉心下部プレナム

0

0

10

20

30

40

50

事 故 後 の 時 間（ｍ）

第 2.6.7 図

SA3KK71IN99AF3IR000

原子炉水位（シュラウド内水位）の推移

2.6-3120

手動減圧に伴う減圧沸騰
による水位上昇
原子炉減圧による蒸気流出
炉心上部プレナム
により水位低下

原
子
15
炉
水
位
（
シ
ュ
10
ラ
ウ
ド
内
外
水
5
位
）
（ｍ）

レベル 8
レベル 3
レベル 2

注水開始後
徐々に水位が回復

レベル 1.5
レベル 1
有効燃料棒頂部

シュラウド外高出力燃料集合体

有効燃料棒底部
炉心下部プレナム

0

0

10

20

30

40

50

事 故 後 の 時 間（ｍ）
SA3KK71IN99AF3IR000

第 2.6.8 図

原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移

1000

800
注
水

600

流
量

低圧代替注水系（常設）

400

（t/h）
200

0

0

10

20

30

40

50

事 故 後 の 時 間（ｍ）
SA3KK71IN99AF3IR000

第 2.6.9 図

注水流量の推移

2.6-32

3000

逃がし安全弁(8 個)
2500

蒸
蒸

2000

気
流
流

1500

量

量
（t/h）

1000

逃がし安全弁
500

0

0

10

20

30

40

50

事 故 後 の 時 間（ｍ）
SA3KK71IN99AF3IR000

第 2.6.10 図

逃がし安全弁からの蒸気流量の推移

500

400
原
原
子
子
炉
炉
圧
冷
300
力
却
容
材
器
保
内
有
の
水
200
保
量
有
水
（ｔ）
量
100
（t）

逃がし安全弁（8 個）による手動減圧に伴う水量減少
原子炉注水開始による水量回復

原子炉注水流量低減
による水量減少

0

0

10

20

30

40

50

事 故 後 の 時 間（ｍ）
SA3KK71IN99AF3IR000

第 2.6.11 図

原子炉圧力容器内の保有水量の推移

2.6-331200

燃料被覆管の最高温度発生（約 821℃，約 32 分後）(発熱部 10 分割中，下から 8 番目の位置)

1000

燃
料

800

炉心露出による
燃料被覆管温度の上昇

被
覆
管

600

温
度

炉心再冠水により飽和温度付近まで低下

原子炉減圧による飽和温度の低下

400

（℃）
（℃）

200

0

0

10

20

30

40

50

事 故 後 の 時 間（ｍ）
CH8KK71IN99AF3IR003

第 2.6.12 図

燃料被覆管温度の推移

1.00E+06

核沸騰冷却（ボイド率に対応した値）

遷移沸騰冷却
蒸気冷却

核沸騰冷却(再冠水後)

1.00E+05

膜沸騰冷却（冠水時）
噴霧流冷却（露出時）

熱伝

1.00E+04

ボイド率増加に伴う熱伝達係数低下達係

1.00E+03

数
1.00E+02

燃料被覆管の最高温度
発生位置露出（W/(m2 ・K)）
1.00E+01

燃料集合体内を流れる蒸気流量の変化に応じて，熱伝達係数が変化する
1.00E+00
0

10

20

30

事 故 後 の 時 間（ｍ）

4050

燃料被覆管の最高温度
発生位置再冠水
CH8KK71IN99AF3IR003

第 2.6.13 図

燃料被覆管の最高温度発生位置における熱伝達係数の推移

2.6-341.2

燃料被覆管の最高温度
発生位置露出燃料被覆管の最高温度
発生位置再冠水

1

ボ

0.8

イ
ド

露出と冠水
を繰り返す

0.6

率
（－）

0.4

原子炉減圧に伴うボイド率増加

0.2

0

0

10

20

30

40

50

事 故 後 の 時 間（ｍ）
SA3KK71IN99AF3IR000

第 2.6.14 図

燃料被覆管の最高温度発生位置におけるボイド率の推移

1.2

1

ボ

0.8

イ
ド

0.6

率
（－）

0.4

0.2

原子炉減圧に伴うボイド率増加
0

0

10

20

30

40

50

事 故 後 の 時 間（ｍ）
SA3KK71IN99AF3IR000

第 2.6.15 図

高出力燃料集合体のボイド率の推移

2.6-35

1.2

1

ボ

0.8

減圧率の低下に伴いボイド率減少

イ
ド

0.6

率
（－）

炉心下部プレナム水位形成により炉心部の原子炉冷却材が落下しボイド率が増加

原子炉減圧に伴うボイド率増加

0.4

0.2

0

0

10

20

30

40

50

事 故 後 の 時 間（ｍ）
SA3KK71IN99AF3IR000

第 2.6.16 図

炉心下部プレナム部のボイド率の推移

150

平衡均質流モデル

破差圧流モデル

100

断
流
量
（t/h）

原子炉減圧により差圧流モデルに切替わり流量が増加するが，逃がし安全弁の圧力制御による 燃料被覆管温度の推移に与える影響
原子炉圧力変化に伴う変化
は小さい

50

0

0

10

20

30

40

50

事 故 後 の 時 間（ｍ）
SA3KK71IN99AF3IR000

第 2.6.17 図

破断流量の推移

2.6-36

10000
GEMP731
ORNL3626

×

ORNL3626(照射)燃料被覆管の最高温度及び円周方向応力の最大値

GEMP683

GEVNC(0.56℃/s)(8×8)(Vallecitosのデータ)
GEVNC(2.8 ℃/s)(8×8)(Vallecitosのデータ)

GEVNC(5.6 ℃/s)(8×8)(Vallecitosのデータ)
GEVNC(0.56℃/s)(7×7)(Vallecitosのデータ)

1000

GEVNC(2.8 ℃/s)(7×7)(Vallecitosのデータ)

円

GEVNC(5.6 ℃/s)(7×7)(Vallecitosのデータ)

周

NUREG-0630,DATA H(KfK FABIOLA)NUREG-0630,DATA F(ORNL)NUREG-0630,DATA I(ORNL)

方NUREG-0630,DATA J(KfK)

向の

KfK(0.8～1.6K/s)(REBEKA Single Rod)JNES(内圧破裂試験)

100

NFI他(内圧破裂試験)

応

ベストフィット曲線

力
平均値－２σ曲線(N/mm 2)
10

1
0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600

燃 料 被 覆 管 温 度 (℃)

第 2.6.18 図

燃料被覆管に破裂が発生する時点の燃料被覆管温度と燃料被覆管の円周方向の応力の関係

2.6-37

0.8

ドライウェル
ウェットウェル
格納容器ベント（約 17 時間）による圧力低下
最大圧力 0.31MPa[gage]

0.6

格
格
納
納
容
容
器
器
内
圧
圧
力
力

格納容器スプレイ作動に伴う圧力変化

0.4（MPa[gage]）MPa[gage]

原子炉注水のための低圧代替注水系（常設）の起動／停止による原子炉圧力変化の影響を受ける

原子炉減圧に伴う格納容器内圧力上昇

0.2

ウェットウェルベントによりドライウェルに比べて圧力低下が早い
0.0
0

10

20

30

40

事故後の時間(ｈ)

事故後の時間（h）

第 2.6.19 図

JOB No.MA404K-7AE--AF7T000

格納容器圧力の推移

300
ドライウェル

格
納
格
容
納
器
容
器
気
内
相
温
部
度
温
(℃)
度
（℃）

ウェットウェル

格納容器ベント（約 17 時間）
による温度低下
最高温度約 144℃

200

格納容器スプレイ作動
により温度上昇が抑制

100

原子炉減圧に伴い，原子炉内の蒸気が流入することによる温度上昇
0
0

10

20

30

事故後の時間(ｈ)
事故後の時間（h）
JOB No.MA404K-7AE--AF7T000

第 2.6.20 図

格納容器気相部温度の推移

2.6-38

40

20

サ
プ
サ
レ
プ
ッ
レ
シ
ッ
ョ
シ
ン
ョ
・
ン
チ
・
ェ
チ
ン
ェ
バ
ン
・
バ
プ
水
位
ー
ル
(ｍ)
水
位

ベントライン(約 17m)真空破壊装置(約 14m)15

格納容器スプレイ作動

格納容器ベント以降有意な増加はしない

105

原子炉格納容器下部にサプレッション・チェンバのプール水が流出するため水位上昇が抑制

原子炉減圧に伴い原子炉内の蒸気が流入するため水位が上昇

（m）
0
0

10

20

30

40

事故後の時間(ｈ)
事故後の時間（h）
JOB No.MA404K-7AE--AF7T000

第 2.6.21 図 サプレッション・チェンバ・プール水位の推移

400

サ
プ
レ
サ
ッ
プ
シ
レ
ョ
ッ
ン
シ
・
ョ
ン
チ
・
ェ
チ
ン
ェ
バ
ン
・
バ
プ
水
ー
温
ル
(℃)
水
温

300

格納容器ベントによる圧力低下により飽和温度が低下
原子炉減圧状態の維持により原子炉内の蒸気が流出し水温が徐々に上昇

200

100

（℃）

原子炉減圧に伴い原子炉内の蒸気が流入するため水温が上昇

0
0

10

20

30

事故後の時間(ｈ)
事故後の時間（h）
JOB No.MA404K-7AE--AF7T000

第 2.6.22 図 サプレッション・チェンバ・プール水温の推移

2.6-3940

10逃がし安全弁開閉による圧力制御

8

逃がし安全弁 8 個による手動減圧(約 16 分）

原
子

6

炉
圧
力

主蒸気隔離弁の閉止による圧力上昇4

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

0
0

10

20

30

40

50

事 故 後 の 時 間 (ｍ)SA3KK71IN99AF48R007

原子炉圧力の推移（破断面積：5.6cm2）

第 2.6.23 図
20

原
子
炉
水
位
（
シ
ュ
ラ
ウ
ド
内
外
水
位
）

手動減圧に伴う減圧沸騰
による水位上昇15

原子炉減圧による蒸気流出
により水位低下

炉心上部プレナム

レベル 8
レベル 3
レベル 2

注水開始後
徐々に水位が回復

レベル 1.5
レベル 1
有効燃料棒頂部

10

シュラウド外高出力燃料集合体

有効燃料棒底部

5(ｍ)

炉心下部プレナム

0
0

10

20

30

40

50

事 故 後 の 時 間 (ｍ)SA3KK71IN99AF48R007

第 2.6.24 図

原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移（破断面積：5.6cm2）

2.6-401200

燃料被覆管の最高温度発生（約 886℃，約 32 分後）
1000
燃
料
被

800

覆
管

600

温
度

400

（℃）
200

0
0

10

20

30

40

50

事 故 後 の 時 間 (ｍ)

第 2.6.25 図

CH8KK71IN99AF4OR060

燃料被覆管温度の推移（破断面積：5.6cm2）

2.6-41

第 2.6.1 表「LOCA 時注水機能喪失」の重大事故等対策について
有効性評価上期待する事故対処設備

判断及び操作

手順
常設設備

可搬型設備

【非常用ディーゼル発電機】【軽油タンク】－

2.6-42

外部電源喪失及び原子炉
スクラム確認

原子炉の出力運転中に原子炉冷却材圧力バウンダリを構成する配管の中小破断発生後に外部電源喪失となり，原子炉がスクラムしたことを確認する。

高圧・低圧注水機能喪失
確認

原子炉水位による自動起動信号が発生するが，各ポンプの自動起動
失敗又は各ポンプの系統流量計の指示が上昇しないことにより高圧・低圧注水機能喪失を確認する。

－－

高圧代替注水系による原子炉注水

高圧・低圧注水機能喪失確認後，高圧代替注水系を起動し，原子炉水位を回復する。

高圧代替注水系
復水貯蔵槽－

逃がし安全弁による原子炉急速減圧

高圧・低圧注水機能喪失確認後，低圧代替注水系（常設）を 2 台運転とし，中央制御室にて逃がし安全弁を全開し，原子炉急速減圧す
る。

復水移送ポンプ
逃がし安全弁

－低圧代替注水系（常設）による原子炉注水

逃がし安全弁による原子炉急速減圧により，低圧代替注水系（常設）の系統圧力を下回ると原子炉注水が開始され，原子炉水位が回復する。原子炉水位は原子炉水位低（レベル 3）から原子炉水位高（レベル 8）の間で維持する。

復水移送ポンプ
復水貯蔵槽－

代替格納容器スプレイ冷
却系（常設）による原子炉格納容器冷却格納容器圧力が 0.18MPa[gage]に到達した場合，代替格納容器スプレ
イ冷却系（常設）により原子炉格納容器冷却を実施する。格納容器
スプレイ中に原子炉水位が原子炉水位低（レベル 3）まで低下した場
合は，格納容器スプレイを停止し原子炉注水を実施する。原子炉水位高（レベル 8）まで回復後，原子炉注水を停止し，格納容器スプレ
イを再開する。

復水移送ポンプ
復水貯蔵槽－

格納容器圧力逃がし装置
等による原子炉格納容器
除熱

格納容器圧力が 0.31MPa[gage]に到達した場合，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を実施する。

格納容器圧力逃がし装置
耐圧強化ベント系－

計装設備
平均出力領域モニタ
起動領域モニタ
原子炉水位（SA）
原子炉水位【原子炉隔離時冷却系系統流量】【高圧炉心注水系系統流量】【残留熱除去系ポンプ吐出圧力】
原子炉水位（SA）
原子炉水位
高圧代替注水系系統流量
復水貯蔵槽水位（SA）
原子炉圧力（SA）
原子炉圧力
原子炉圧力（SA）
原子炉圧力
原子炉水位（SA）
原子炉水位
復水補給水系流量（RHR B 系代替注水流量）
復水貯蔵槽水位（SA）
格納容器内圧力（D/W）
格納容器内圧力（S/C）
原子炉水位（SA）
原子炉水位
復水補給水系流量（RHR B 系代替注水流量）
復水貯蔵槽水位（SA）
格納容器内圧力（D/W）
格納容器内圧力（S/C）
サプレッション・チェンバ・プール水位
格納容器内雰囲気放射線レベル（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル（S/C）
フィルタ装置水位
フィルタ装置入口圧力
フィルタ装置出口放射線モニタ
フィルタ装置金属フィルタ差圧【 】：重大事故等対処設備（設計基準拡張）
有効性評価上考慮しない操作

第 2.6.2 表

主要解析条件（LOCA 時注水機能喪失）（1/4）

項目

条件設定の考え方

原子炉熱出力原子炉側：SAFER，CHASTE
原子炉格納容器側：MAAP
3,926MWt

定格原子炉熱出力として設定

原子炉圧力

7.07MPa[gage]

定格原子炉圧力として設定

解析コード

－

炉心流量

通常運転水位（セパレータスカート下端
から+119cm）
52,200t/h

炉心入口温度

約 278℃

熱平衡計算による値

炉心入口サブクール度

約 10℃

熱平衡計算による値

燃料

9×9 燃料（A 型）

最大線出力密度44.0kW/m

設計限界値として設定

原子炉停止後の崩壊熱

ANSI/ANS-5.1-1979
燃焼度 33GWd/t

格納容器容積（ドライウェル）

7,350m3

格納容器容積（ウェットウェル）

空間部：5,960m3
液相部：3,580m3

サイクル末期の燃焼度のばらつきを考慮し，10%の保守性を考慮して設定
ドライウェル内体積の設計値（全体積から内部機器及び構造物の体積を除いた値）
ウェットウェル内体積の設計値（内部機器及び構造物の体積を除いた値）

真空破壊装置3.43kPa（ドライウェル－サプレッション・チェ
ンバ間差圧）

原子炉水位

2.6-43
初期条
件

主要解析条件

サプレッション・チェンバ・プール水位
サプレッション・チェンバ・プール水
温7.05m（通常運転水位）35℃

通常運転時の原子炉水位として設定
定格流量として設定－

真空破壊装置の設定値
通常運転時のサプレッション・チェンバ・プール水位として設定
通常運転時のサプレッション・チェンバ・プール水温の上限値として設定

格納容器圧力5.2kPa[gage]

通常運転時の格納容器圧力として設定

格納容器温度57℃

通常運転時の格納容器温度として設定

外部水源の温度

50℃（事象開始 12 時間以降は 45℃，事象開始 24 時間以降は 40℃）

復水移送ポンプ吐出温度を参考に設定

第 2.6.2 表
項目主要解析条件（LOCA 時注水機能喪失）（2/4）
主要解析条件

条件設定の考え方
中小破断 LOCA に対する条件を下記に基づき設定
・破断箇所は非常用炉心冷却系のような大配管を除いた中小
配管（計測配管を除く）のうち，流出量が大きくなる箇所として有効燃料棒頂部より低い位置にある配管を選定。原

起因事象

原子炉圧力容器下部のドレン配管の破断
破断面積は 1cm

2

子炉圧力容器下部のドレン配管の破断 LOCA は，液相の流出が長期的に継続し，原子炉の高圧状態が維持されるため，注水のための原子炉減圧が必要となり，厳しい事象となる・破断面積は炉心損傷防止対策の有効性を確認する上で，事2.6-44事
故条件

故シーケンスグループ「LOCA 時注水機能喪失」の事象進展の特徴を代表できる破断面積として 1cm2 を設定
高圧注水機能として原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系
安全機能の喪失に対する仮定

高圧注水機能，低圧注水機能及び原子炉の機能喪失を，低圧注水機能として残留熱除去系（低圧注水減圧機能喪失モード）の機能喪失を設定。原子炉減圧機能として自動減圧系の機能喪失を設定
外部電源の有無を比較し，外部電源なしの場合は給復水系に

外部電源

外部電源なしよる給水がなく，原子炉水位の低下が早くなることから，外部電源なしを設定

第 2.6.2 表
項目
原子炉スクラム信号

逃がし安全弁

主要解析条件
炉心流量急減（遅れ時間：2.05 秒）
逃がし弁機能7.51 MPa[gage]×1 個, 363 t/h/個
7.58 MPa[gage]×1 個, 367 t/h/個
7.65 MPa[gage]×4 個, 370 t/h/個
7.72 MPa[gage]×4 個, 373 t/h/個
7.79 MPa[gage]×4 個, 377 t/h/個
7.86 MPa[gage]×4 個, 380 t/h/個
自動減圧機能付き逃がし安全弁の 8 個を開することによる原子炉急速減圧<原子炉圧力と逃がし安全弁 1 個あたり
の蒸気流量
の関係>

条件設定の考え方
安全保護系等の遅れ時間を考慮して設定

逃がし安全弁の逃がし弁機能の設計値として設定

逃がし安全弁の設計値に基づく蒸気流量及び原子炉
圧力の関係から設定設計値に注入配管の流路圧損を考慮した値として設定
1.0

0.8

低圧代替注水系（常設）

最大 300m3/h で注水，その後は炉心を冠水維持するよう注水

原子炉圧力（MPa[dif]）

2.6-45

重
大
事
故
等
対
策
に
関
連
す
る
機
器
条
件

主要解析条件（LOCA 時注水機能喪失）（3/4）

復水移送ポンプ 2 台による注水特性

0.6

0.4

0.2

0.0
0

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）
格納容器圧力逃がし装置等

140m3/h にて原子炉格納容器内へスプレ
イ
格納容器圧力が 0.62MPa[gage]における最大排出流量 31.6kg/s に対して，原子炉格納容器二次隔離弁の中間開操作（流路面積 70%開）にて原子炉格納容器
除熱

50

100

150
200
注水流量（m3/h）

250

300

350

格納容器圧力及び温度抑制に必要なスプレイ流量を考慮し，設定格納容器圧力逃がし装置等の設定値を考慮して，格
納容器圧力及び温度を低下させる排出流量を確保可
能な弁開度として設定

第 2.6.2 表
項目
低圧代替注水系（常設）の追加起動及び中央制御室における系統構成

2.6-46

重
大
事
故
等
対
策
に
関
連
す
る
操
作
条
件

逃がし安全弁による原子炉急速減圧操作

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作

格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作

主要解析条件（LOCA 時注水機能喪失）（4/4）
主要解析条件

条件設定の考え方
高圧・低圧注水機能喪失を確認後実施するが，事象

事象発生から 14 分後判断時間を考慮して，事象発生から 14 分後に開始
し，操作時間は約 4 分間として設定

事象発生から約 18 分後

中央制御室操作における低圧代替注水系（常設）の準備時間を考慮して設定

格納容器圧力 0.18MPa[gage]到達時

設計基準事故時の最高圧力を踏まえて設定

格納容器圧力 0.31MPa[gage]到達時

格納容器最高使用圧力を踏まえて設定

添付資料 2.6.1
中小破断 LOCA の事象想定について
1．
「LOCA 時注水機能喪失」（中小破断 LOCA）の事象進展
中小破断 LOCA では，シナリオの前提条件として全ての非常用炉心冷却系が機能喪失するとしていることから，事象直後から原子炉注水ができず原子炉水位の低下が早い※1。また，
サプレッション・チェンバ・プールを介さずに原子炉格納容器内に冷却材が漏えいすることから，格納容器圧力の上昇も早く格納容器ベントを実施する※2 ことになる。
※1 低圧代替注水系（常設）による原子炉注水は事象発生の約 24 分後から始まり，注水開始の 1 分前に原子炉水位は有効燃料棒頂部（以下「TAF」という。
）まで低下している。
※2 事象発生後，約 17 時間後に格納容器圧力が 0.31MPa[gage]に到達し格納容器ベントを実施する。

2．中小破断 LOCA の評価に関連する規定と評価の考え方
中小破断 LOCA を評価するにあたり，「実用発電用原子炉及びその附属施設の位置，構造及び設備基準に関する規則の解釈」及びそれに対する「審査ガイド」に基づき，以下の条件を満たす必要がある。
①燃料被覆管の最高温度が1,200℃以下であること。
②燃料被覆管の酸化量は，酸化反応が著しくなる前の被覆管厚さの15%以下であること。
③格納容器圧力逃がし装置を使用する事故シーケンスグループの有効性評価では，敷地境界での実効線量を評価し，周辺の公衆に対して著しい放射線被ばくのリスクを与えないこと（発生事故当たりおおむね5mSv以下）。
中小破断LOCAの評価では，1．で述べた事象進展のとおり，①,②の要件を満たす破断（破断面積）であっても，燃料被覆管の破裂を伴う場合は，③の要件を満たすことができなくなるため，炉心損傷防止としての有効性を評価するにあたっては，燃料被覆管の破裂を引き起こさないことを判定の目安※3としている。
※3 炉心損傷の判断は，格納容器内雰囲気放射線レベル計（CAMS）を用いて行う。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，設計基準事故相当のγ線線量率の10倍を超えた場合に炉心損傷と判断する。また，CAMSが使用不能の場合は「原子炉圧力容器表面温度：300℃以上」を判断基準として手順に追加する方針である。

3．中小破断 LOCA の評価（1）中小破断 LOCA の解析条件設定について
2．で述べた評価の考え方に基づき，解析条件は低圧代替注水系（常設）の原子炉注水により燃料被覆管破裂を回避できる範囲を設定することとした。中小破断 LOCA の破断想定箇所としては，TAF を境に，上部配管と下部配管の二つに分けられるが，冷却材の流出量が最も大きくなる箇所は水頭がかかり，かつ，液相部である下部配管となる。よって，原子炉圧力容器下部のドレン配管に 1cm2 の破断が生じることを解析条件として設定した。
添 2.6.1-1

なお，解析条件の設定に際しては SAFER の PCT 評価結果を参考に燃料被覆管破裂が発生する配管破断面積の目安を設定し（1cm2），有効性評価結果は，これに基づく CHASTE の詳細な評価結果を示している。図１に破断面積 1cm2 と 5.6cm2 のパラメータ推移の比較を示す。
なお，SAFER と比較し輻射による詳細な影響が考慮され燃料被覆管温度が詳細に評価される
CHASTE 評価によれば，多少大きめの破断面積（5.6cm2 まで）では，燃料被覆管破裂を回避することは可能であり，図１に示すように事象の進展について大きく差が生じるものではない。また，運転員操作である原子炉減圧の開始時間についてもほぼ同等であり，LOCA 時の運転員操作（原子炉水位の低下を確認し，非常用炉心冷却系機能喪失を確認した上で，速やかに原子炉減圧及び低圧代替注水を開始すること）は変わることはなく，1cm2 の破断面積
は本事象の特徴を代表できる条件であると考える。
（2）炉心損傷防止対策が有効である破断面積について(1)に示すとおり，原子炉圧力容器下部のドレン配管の破断面積が 5.6cm2 までは炉心損傷防止対策が有効であり，同様の注水設備で炉心損傷防止対策が有効という観点で，TAF 以上の位置に接続された配管（RHR 配管）に適用するとその破断面積は 420cm2 となる。この破断面積（420cm2）は，「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）」で解析条件としている RHR 吸込配管完全破断の約半分の面積に相当するものであり，図２に示すとおり，低圧代替注水系（常設）により燃料被覆管破裂を回避できる。
PRA では NUREG-1150 の定義と同様に漏えいを表 1 LOCA 関連事象の分類定義のとおりに分類しており，125A(約 126cm2)以上の配管破断は大破断 LOCA と定義されることから，炉心損傷防止対策が有効である TAF 以上の位置に接続された配管の破断面積は，大破断 LOCA 相当となる。一方，TAF 以下の配管の LOCA は，破断面積が小さく，表 1（NUREG-1150 の定義）
では気相破断や液相破断の区別がないため，破断面積としては小破断 LOCA 相当となる。しかしながら，液相の流出が長期的に継続し，さらに TAF 以上の配管と異なり原子炉の高圧状態が維持されるため，注水のための原子炉減圧が必要となることから，事象進展の厳しさとしては中破断 LOCA 相当となる。
上記より，炉心損傷防止対策が有効である破断面積 LOCA の範囲は，・TAF 以下の配管では 5.6cm2 以下の破断面積の LOCA
・TAF 以上の配管では 420cm2 以下の破断面積の LOCAとなる。
また，破断面積が，炉心損傷防止対策が有効である破断面積より大きい場合，操作に要する時間を考慮すると，自動起動のインターロックがなければ炉心損傷の回避は困難であり，
炉心損傷回避が困難なシナリオとして，大破断 LOCA での原子炉格納容器の過圧・過温防止のシナリオにて包絡する整理としている。

添 2.6.1-2

表1

LOCA関連事象の分類定義

原子炉圧力容器下部のドレン配管破断のような TAF 以下に存在する配管の破断は，液相破断 LOCA となり，RHR 配管のような TAF 以上に存在する配管の破断は最終的に気相破断
LOCA となる。両事象では起因事象が異なるため，プラントパラメータ（原子炉圧力，原子炉水位等）の推移が異なり，かつ，運転員による事象緩和のための操作の開始時間も異なることから，単純に両事象の厳しさを比較するのは困難である。
しかしながら，ここでは液相破断 LOCA と気相破断 LOCA の事象の厳しさを比較するため，流出量による比較を行う。各破断 LOCA による流出量は次式により算出を行った。
・RHR 配管破断 LOCA の流出量
＝ 破断口からの液相流出（RHR 配管上部の保有水のみ）＋ 崩壊熱による蒸発分・ドレン配管破断の流出量＝ 破断口からの液相流出（ボトムからの継続流出）＋ 崩壊熱による蒸発分

添 2.6.1-3

図 3 に各破断 LOCA の崩壊熱による蒸発分を含めた流出量の比較を示した。図 3 に示すとおり，ドレン配管破断 LOCA は液相の流出が長期的に継続するため，合計の流出量は RHR 配
管破断 LOCA より大きくなり，厳しい事象となる。
(3) 原子炉圧力容器下部のドレン配管の破断に伴う炉心損傷の発生頻度について
原子炉圧力容器バウンダリの溶接箇所において配管の破断が起こり，LOCA が発生することを想定し，かつ，非常用炉心冷却系による LOCA 発生後の事象緩和に期待できないものとして炉心損傷頻度を算出した（式 1）。なお，LOCA 発生頻度及び全非常用炉心冷却系機能喪
失確率は PRA で用いた値とした。表 2 に各系統における溶接線数と LOCA 後炉心損傷頻度について示す。
原子炉圧力容器下部のドレン配管の破断により LOCA が発生し，非常用炉心冷却系による事象緩和ができず炉心損傷に至る頻度は 3.1×10-10[/炉年]である。なお，破断面積 5.6cm2
以下の LOCA は，炉心損傷防止可能であるため，実態の炉心損傷に至る頻度は 3.1×10-10[/
炉年]より小さくなる。
また，国内外の先進的な対策を考慮しても炉心損傷を防ぐことができない大破断 LOCA については，PRA において，炉心損傷頻度は 5.0×10-10[/炉年]としている。なお，破断面積420cm2 以下の LOCA は，
炉心損傷防止可能であるため，実態の炉心損傷に至る頻度は 5.0×1010[/炉年]より小さくなる。したがって，原子炉圧力容器下部のドレン配管の破断により発生する LOCA で炉心損傷に至る頻度は十分に小さいものであると整理される。

・CUW ボトムドレン配管の破断による炉心損傷頻度＝

CUW ボトムドレン配管の溶接線数
原子炉圧力容器バウンダリでの全溶接線数

× 各𝐿𝑂𝐶𝐴発生頻度 × 全𝐸𝐶𝐶𝑆機能喪失確率

・・・・・（式 1）

添 2.6.1-4

表 2 各系統における溶接線数と LOCA 後炉心損傷頻度
小破断 LOCA

数※1

配管破断
発生頻度
[/炉年]

全 ECCS
喪失確率

HPCF(B)25※2

2.8×10-5

HPCF(C)

8

系統

RCIC

中破断 LOCA
溶接線
数※1

配管破断
発生頻度
[/炉年]

全 ECCS
喪失確率

-※6

25※2

1.9×10-5-※6

8.8×10-6-※68

6.0×10-6

-※6

128※3

1.4×10-4

-※6

128※3

9.6×10-5

-※6

炉心損傷に

※4

-5

※6

※4

-5

※6

至らない

溶接線

LPFL(A)26

2.9×10-

LPFL(B)

19

2.1×10-5-※6

LPFL(C)
CUW ボ ト
ムドレン
配管
その他の
原子炉
圧力バウ
ンダリ
合計

17

1.9×10-5-※6

21

2.3×10-5

4.0×10-730

3.3×10-5-※6274

3.0×10-4

炉心損傷
頻度※5
[/炉年]

炉心損傷に
至らない

9.2×10-12
炉心損傷に
至らない

26

2.0×10-19

1.5×10-5-※6

17

1.3×10-5-※6

20

1.5×10-5

2.0×10-526

2.0×10-5-※6269

2.0×10-4

炉心損傷
頻度※5
[/炉年]

3.0×10-10
炉心損傷に
至らない

※1 溶接線数はクラス 1 機器の検査カテゴリ B-F 及び B-J から抽出
※2 HPCF(B)に合流する SLC の配管を考慮※3 主蒸気系及び給水系の溶接部のうち，RCIC の機能喪失に繋がる箇所を考慮※4 給水系の溶接部のうち，LPFL(A)の機能喪失に繋がる箇所を考慮※5 全ての非常用炉心冷却系の機能喪失により，事象緩和ができずに炉心損傷に至る※6 CUW ボトムドレン配管の破断による炉心損傷頻度の算出には不必要のため，記載せず

添 2.6.1-5

破断面積：1cm2

破断面積：5.6cm21010原子炉減圧開始時間 約 18 分

8
原子

原子炉減圧開始時間 約 16 分

8
原
子

6

6

炉

炉

圧

圧
4

力

力

4

(MPa[abs])（MPa[abs]）

2

2

0

0
0

10

20

30

40

0

50

10

20

30

40

SA3KK71IN99AF48R007

SA3KK71IN99AF3IR000

原子炉圧力

原子炉圧力
20

20

原
子
15
炉
水
位
（
シ
ュ
10
ラ
ウ
ド
内
外
水
5
位
）
（ｍ）

炉心上部プレナム
レベル 8
レベル 3
レベル 2
レベル 1.5
レベル 1
TAF
シュラウド外高出力燃料集合体
BAF
炉心下部プレナム

原
子
炉
水
位
（
シ
ュ
ラ
ウ
ド
内
外
水
位
）

15

炉心上部プレナム
レベル 8
レベル 3
レベル 2
レベル 1.5
レベル 1
TAF

10

シュラウド外高出力燃料集合体
BAF

5

炉心下部プレナム

(ｍ)

0

0

0

10

20

30

40

0

50

10

20

30

40

SA3KK71IN99AF3IR000

SA3KK71IN99AF48R007

原子炉水位(シュラウド内外水位)

原子炉水位(シュラウド内外水位)
1200

1200

1000

最高温度約 821℃

1000

料

800

被

被

800

覆

覆
600

管

600

温

温
度

最高温度約 886℃

燃

燃

管

50

事 故 後 の 時 間 (ｍ)事 故 後 の 時 間（ｍ）

料

50

事 故 後 の 時 間 (ｍ)事 故 後 の 時 間（ｍ）

400

度

400

（℃）

（℃）

200

200

0

0

0

10

20

30

40

50

0

10

20

30

40

50

事 故 後 の 時 間 (ｍ)事 故 後 の 時 間（ｍ）
CH8KK71IN99AF3IR003

燃料被覆管温度

CH8KK71IN99AF4OR060

燃料被覆管温度

図１ 破断面積 1cm2 と 5.6cm2 のパラメータ推移の比較
添 2.6.1-6

10

8
原
子

6

炉
圧
力

4

原子炉減圧開始時間 約 8 分(MPa[abs])
2

0
0

10

20

30

40

50

事 故 後 の 時 間 (ｍ)SA3KK7RHR99AF5FJ001

原子炉圧力
20

原
子
炉
水
位
（
シ
ュ
ラ
ウ
ド
内
外
水
位
）

15

炉心上部プレナム
レベル 8
レベル 3
レベル 2
レベル 1.5
レベル 1
TAF

10

高出力燃料集合体
シュラウド外BAF

5

炉心下部プレナム

(ｍ)

0
0

10

20

30

40

50

事 故 後 の 時 間 (ｍ)SA3KK7RHR99AF5FJ001

原子炉水位(シュラウド内外水位)
1200

燃

最高温度 約 863℃

1000

料
被

800

覆
管

600

温
度

400

（℃）
200

0
0

10

20

30

40

50

事 故 後 の 時 間 (ｍ)CH8KK7RHR99AF5FJ000

燃料被覆管温度

図２ RHR 吸込配管が破断面積 420cm2 で破断した場合のパラメータ推移

添 2.6.1-7

液相破断 LOCA は液相の流出が長期的に継続するため，合計の流出量
は気相破断 LOCA より大きくなる。

＜気相破断 LOCA＞
RHR 配管の破断を想定すると，崩壊熱による蒸発分に加えて，破断口から約 135.8ｔの水が流出し得る。
(水位が RHR 破断口に到達すると破断口から

流
出
量
(t)

の冷却材の流出は停止)＜液相破断 LOCA＞
原子炉圧力容器下部のドレン配管の破断(破断面
積 5.6cm2)を想定すると，崩壊熱による蒸発分に加えて，破断口から定格圧力にて 78.5t/h の流量
で水が流出する。
(原子炉圧力容器の下部に存在する配管の破断のため，冷却材の流出は継続)

図 3 崩壊熱による蒸発分を含めた液相破断 LOCA と気相破断 LOCA の流出量の比較

添 2.6.1-8

４．国内外の先進的な対策との比較
炉心損傷防止対策が有効である破断面積以上の LOCA に対しては，重大事故等対処設備による炉心損傷の回避は困難であるが，対策が「十分な対策が計画されていること」（国内外の先進的な対策と同等のものが講じられていること）を確認する必要がある。
着眼点として，「著しい炉心損傷」をもたらすような配管破断が生じた場合でも炉心損傷を回避できる大容量かつ即時の原子炉注水手段，LOCA 時のペースの速い格納容器圧力上昇を抑制し格納容器ベントを回避できる格納容器除熱手段が必要となる。
柏崎刈羽 6 号及び 7 号炉と欧米のプラントで講じられている諸対策を，LOCA 以外の事故
シーケンスグループも含めて対比したものを別表-1 に示す。
別表-1 に示すとおり，LOCA 以外の事故シーケンスグループも含め，基本的に全ての機能に対して国外と同等の対策を講じてきている。特に，表３に示すとおり，高圧注水機能の強化策である蒸気駆動の高圧代替注水系（HPAC）は，国外では見られない対策であり，時間余
裕の小さい事象初期に重要な高圧注水機能の多重性を向上させる点，駆動源の多様性を向上させる点で有用な対策となっている。
しかしながら，LOCA が生じた場合に燃料被覆管破裂を確実に回避できる大容量かつ即時の原子炉注水手段（インターロックを備えている等）及び LOCA 時のペースの速い格納容器
圧力上昇を抑制し格納容器ベントを回避できる格納容器除熱手段については，確認されなかった。
表３ 原子炉への注水機能の整理
駆動源
原子炉の状態
大破断 LOCA を除く
原子炉 と事象初期は高圧が高圧→時間余裕の小さい事象初期に重要

原子炉
が低圧

電動駆動

蒸気駆動

ディーゼル駆動

SBO では給電された後に機能する

大規模な LOCA を除き事象初期から機能する

LOCA も 含 む 各
事象で機能する・HPCF×2
・CRD
・給復水系

大破断 LOCA を除く

・LPFL×3と原子炉減圧後に・MUWC×3

必要

・消防車

・RCIC
・HPAC（当社）（蒸気駆動は不適）－

・消火ポンプ

以 上

添 2.6.1-9

別表-1

米国・欧州での重大事故対策に関する設備例の比較(1/3)
【 】：設計基準事故対処設備，※：有効性評価において有効性を評価した対策

添 2.6.1-10
注)

本件は，米国において NRC の要請によって実施された，内的事象に対する個別プラント評価(IPE)に関連して，NRC より出された Generic Letter 88-20 追補 1 の添付 2 より抽出したもの。

別表-1

米国・欧州での重大事故対策に関する設備例の比較(2/3)
【 】：設計基準事故対処設備，※：有効性評価において有効性を評価した対策

添 2.6.1-11

別表-1

米国・欧州での重大事故対策に関する設備例の比較(3/3)
【 】：設計基準事故対処設備，※：有効性評価において有効性を評価した対策

添 2.6.1-12

添付資料 2.6.2
安定状態についてLOCA 時注水機能喪失時の安定状態については以下のとおり。
原子炉安定停止状態：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，安定停止状態が確立されたものとする。
原子炉格納容器安定状態：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原子炉格納容器除熱機能（格納容器圧力逃がし装置
等，残留熱除去系又は代替循環冷却系）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，原子炉格納容器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。
【安定状態の確立について】
原子炉安定停止状態の確立について
逃がし安全弁を開維持することで，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，原子炉安定停止状態が確立される。
原子炉格納容器安定状態の確立について
炉心冷却を継続し，事象発生から約 17 時間後に格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格
納容器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り,格納容器
温度は 150℃を下回るとともに，ドライウェル温度は，低圧注水継続のための逃がし安全弁の機能維持が確認されている 126℃を上回ることはなく，原子炉格納容器安定状態が確立される。なお,除熱機能として格納容器圧力逃がし装置等を使用するが,本事象より使用までの時間が短く放射性物質の減衰効果が少ない「2.3.1 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）」の実効線量約 4.9×10-2mSv 以下となり，燃料被覆管破裂は発生しないため,周辺の公衆に対して著しい放射線被ばくのリスクを与えることはなく，敷地境界での実効線量評価は 5mSv を十分に下回る。
また，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。
【安定状態の維持について】
上記の炉心損傷防止対策を継続することにより安定状態を維持できる。
また，代替循環冷却系を用いて又は残留熱除去系機能を復旧して除熱を行い，さらに原子炉格納容器を隔離することによって，安定状態の更なる除熱機能の確保及び維持が可能となる。
（添付資料 2.1.1 別紙 1）

添 2.6.2-1

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について（LOCA 時注水機能喪失）

添付資料 2.6.3

表 1－1 解析コードにおける重要現象の不確かさが運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（LOCA 時注水機能喪失）（1/2）
【SAFER，CHASTE】
分類
重要現象
崩壊熱

解析モデル
崩壊熱モデル

燃料棒表面熱伝達モデル
燃料棒表面熱伝達，気液熱非平衡，沸騰遷移輻射熱伝達モデル

燃料被覆管酸化

ジルコニウム－水反応モデル

炉心
燃料被覆管変形

沸騰・ボイド率変化，気液分離（水位変化）・
対向流，三次元効果

膨れ・破裂評価モデル

二相流体の流動モデル

不確かさ
入力値に含まれる。最確条件を包絡できる条件を設定することにより崩壊熱を大きくするよう考慮している。
TBL，ROSA-Ⅲの実験解析において，熱伝達係数を低めに評価する可能性があり，他の解析モデルの不確
かさともあいまってコード全体として，スプレイ冷
却のない実験結果の燃料被覆管最高温度に比べて+50℃程度高めに評価する。また，低圧代替注水系による注水での燃料棒冷却過程における蒸気単相冷
却又は噴霧流冷却の不確かさは 20℃～40℃程度である。
入力値に含まれる。輻射率は，1,200℃付近のジルカ
ロイ被覆管の酸化面における輻射率（0.7～0.8）を踏まえて 0.67 を用いることで，輻射伝熱を小さくするよう考慮している。なお，輻射率 0.67 を用いた場合の PCT は，輻射率 0.75 を用いた場合に比べて数℃程度高くなる。また，部分長燃料棒より上部にも出力燃料棒が存在すると仮定して輻射伝熱を小さくするよう考慮している。
酸化量及び酸化反応に伴う発熱量をより大きく見
積もる Baker-Just 式による計算モデルを採用しており，保守的な結果を与える。
膨れ・破裂は，燃料被覆管温度と円周方向応力に基づいて評価され，SAFER コードから引き継ぐ対流熱伝達係数及び燃料の最大線出力密度などの解析条
件を保守的に取り扱うことにより燃料被覆管温度は高めに評価され，円周方向応力は燃焼期間中の変化を考慮して燃料棒内圧を大きく設定し保守的に評価している。ベストフィット曲線を用いる場合も破裂の判定はおおむね保守的となる。
TBL，ROSA-Ⅲ，FIST-ABWR の実験解析において，二相水位変化は，解析結果に重畳する水位振動成分を除いて，実験結果とおおむね同等の結果が得られている。低圧代替注水系の注水による燃料棒冷却（蒸気単相冷却又は噴霧流冷却）の不確かさは 20℃～
40℃程度である。
また，原子炉圧力の評価において，ROSA-Ⅲでは 2MPaより低い圧力で系統的に圧力低下を早めに予測する傾向を呈しており，解析上，低圧注水系の起動タ
イミングを早める可能性が示される。しかし，実験
で圧力低下が遅れた理由は，水面上に露出した上部
支持格子等の構造材の温度が燃料被覆管からの輻射や過熱蒸気により上昇し，LPCS スプレイの液滴で冷却された際に蒸気が発生したためであり，低圧注
水系を注水手段として用いる事故シーケンスでは考慮する必要のない不確かさである。このため，燃料被覆管温度に大きな影響を及ぼす低圧代替注水
系の注水タイミングに特段の差異を生じる可能性はないと考えられる。

運転員等操作時間に与える影響

評価項目となるパラメータに与える影響「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響」にて確認。

「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評
価項目となるパラメータに与える影響」にて確認。

解析コードは実験結果の燃料被覆管温度に比べて+50℃高めに評価することから，解析
結果は燃料棒表面の熱伝達係数を小さく評価する可能性がある。よって，実際の燃料棒
表面での熱伝達は大きくなり燃料被覆管温度は低くなるが，操作手順（速やかに注水手段を準備すること）に変わりはなく，燃料被覆管温度を操作開始の起点としている運転
員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

実験解析では熱伝達モデルの保守性により燃料被覆管温度を高めに評価し，有効性評価解析でも燃料被覆管温度を高めに評価することから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

解析コードは燃料集合体断面の幾何学的配置に基づいて，燃料被覆管，チャンネルボッ
クスの温度を詳細に評価し，対流熱伝達係数，燃料の最大線出力密度等の解析条件により，全体として燃料被覆管温度を高く評価するが，操作手順（速やかに注水手段を準備すること）に変わりはなく，燃料被覆管温度を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

燃料集合体断面の幾何学的配置に基づいて，燃料被覆管，チャンネルボックスの温度を詳細に評価し，対流熱伝達係数，燃料の最大線出力密度等の解析条件により，全体として燃料被覆管
温度を高く評価することから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

解析コードは酸化量及び酸化反応に伴う発熱量の評価について保守的な結果を与える
ため，解析結果は燃料被覆管酸化を大きく評価する可能性がある。よって，実際の燃料
被覆管温度は低くなり，原子炉水位挙動に影響を与える可能性があるが，操作手順（速やかに注水手段を準備すること）に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
解析コードは燃料被覆管温度を高めに評価することから，破裂の判定としてベストフィット曲線を用いる場合においてもおおむね保守的な判定結果を与えるものと考える。仮に格納容器内雰囲気放射線レベル計（CAMS）を用いて，設計基準事故相当のγ線線量率の 10 倍を超える大量の燃料被覆管破裂を計測した場合には，炉心損傷後の運転操作を適用する必要があり，格納容器圧力逃がし装置等による格納容器除熱操作の起点が，格納容器圧力が限界圧力に到達するまでとなる。しかしながら，格納容器除熱操作までには本解析においても約 17 時間後の操作であり，十分な時間余裕があることから，運転員等の判断・操作に対して問題となることはない。

運転操作はシュラウド外水位（原子炉水位計）に基づく操作であることから運転操作に与える影響は原子炉圧力容器の分類にて示す。

添 2.6.3-1

解析コードは燃料被覆管の酸化について，酸化量及び酸化反応に伴う発熱量に保守的な結果を与え，燃料被覆管温度を高めに評価することから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
破裂発生前の燃料被覆管の膨れ及び破裂発生の有無は，伝熱面積やギャップ熱伝達係数，破裂後のジルコニウム－水反応熱に影響を与え，燃料被覆管の最高温度及び酸化割合に影響を与えることとなる。解析コードは前述の判定を行うための燃料被覆
管温度を高めに評価することから，おおむね保守的な結果を与えるものと考える。

炉心内の二相水位変化をおおむね同等に評価することから，有効性評価解析における燃料被覆管温度に対し，水位振動に伴うクェンチ時刻の早期化を考慮した影響を取り込む必要がある
が，炉心の著しい損傷が発生せず，かつ，燃料被覆管の破裂を著しく増加させない燃料被覆管温度に対して,約 120℃の余裕があることからその影響は小さい。
（添付資料 2.1.3）

表 1－1 解析コードにおける重要現象の不確かさが運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（LOCA 時注水機能喪失）（2/2）
【SAFER，CHASTE】
分類

重要現象

沸騰・凝縮・ボ
イド率変化，気液分離（水位変化）・対向流

原
子
炉
圧
力
容
器

解析モデル

二相流体の流動モデル

不確かさ
下部プレナムの二相水位を除き，ダウンカマの二相水位（シュラウド外水位）に関する不確かさを取り扱う。シュラウド外水位については，燃料被覆管温度及び運転員操作のどちらに対しても二相水位及びこれを決定する二相流動モデルの妥当性の有無は重要でなく，質量及び水頭のバランスだけで定まるコラプス水位が取り扱えれば十分である。このため，特段の不確かさを考慮する必要はない。

原子炉への注水開始は，給水喪失に伴う原子炉水位（シュラウド外水位）の低下開始を起点として，非常用炉心冷却系注水機能喪失確認及び代替低圧注水準備を速やかに開始することとなり，水位低下挙動が早い場合であっても，これら操作手順（速やかに注水
シュラウド外水位を適切に評価することから，評価項目となる手段を準備すること）に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
パラメータに与える影響は小さい。
水位低下挙動が遅い場合においては操作に対する時間余裕は大きくなる。なお，解析コ
ードはシュラウド外水位を現実的に評価することから不確かさは小さい。

解析コードは原子炉からの蒸気及び冷却材流出を現実的に評価する。関連する運転操作として急速減圧後の注水操作があるが，注水手段が確立してから減圧を行うことが手順の前提であり，原子炉圧力及び原子炉水位の変動が運転員等操作時間に与える影響はな
い。

主蒸気逃がし弁流量は，設定圧力で設計流量が放出されるように入力で設定するため不確かさの影響はない。破断口からの流出は実験結果と良い一致を示す臨界流モデルを適用している。
有効性評価解析でも圧力変化を適切に評価し，原子炉への注水のタイミング及び注水流量を適切に評価するため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。破断口及び主蒸気逃がし弁からの流出流量は，圧力容器ノズルまたはノズルに接続する配管を通過し，平衡均質流に達するのに十分な長さであることから，管入口付近の非平衡の影響は無視できると考えられ，
平衡均質臨界流モデルを適用可能である。

「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響」にて確認。

「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評
価項目となるパラメータに与える影響」にて確認。

冷却材放出（臨界流・差圧流）臨界流モデル

TBL，ROSA-Ⅲ，FIST-ABWR の実験解析において，圧力変化は実験結果とおおむね同等の解析結果が得られており，臨界流モデルに関して特段の不確かさを考慮する必要はない。

ECCS 注水（給水系・代替注水設
備含む）

原子炉注水系モデル

入力値に含まれる。各系統の設計条件に基づく原子炉圧力と注水流量の関係を使用しており，実機設備仕様に対して注水流量を少なめに与え，燃料被覆管
温度を高めに評価する。

運転員等操作時間に与える影響

添 2.6.3-2

評価項目となるパラメータに与える影響

表 1－2 解析コードにおける重要現象の不確かさが運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（LOCA 時注水機能喪失）【MAAP】
分類

炉
心

原
子
炉
圧
力
容
器

重要現象

解析モデル

不確かさ

運転員等操作時間に与える影響

評価項目となるパラメータに与える影響

崩壊熱

炉心モデル（原
子炉出力及び崩壊熱）

入力値に含まれる。

「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメー
タに与える影響」にて確認。

「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響」にて確認。

ECCS 注水（給水系・代替注水設
備含む）

安全系モデル（非常用炉心冷却系）
安全系モデル（代替注水設備）

入力値に含まれる。

「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメー
タに与える影響」にて確認。

「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響」にて確認。

格納容器モデル（格納容器の
熱水力モデル）HDR 実験解析では，格納容器圧
力及び温度について，温度成層化を含めて傾向を良く再現できることを確認した。
格納容器温度を十数℃程度高めに，格納容器圧力を１割程度高めに評価する傾向が確認されたが，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においては
この種の不確かさは小さくなるものと考えられる。
また，非凝縮性ガス濃度の挙動について，解析結果が測定デー
タと良く一致することを確認した。
格納容器各領域間の流動，構造
材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，CSTF 実験
解析では，格納容器温度及び非凝縮性ガス濃度の挙動について，解析結果が測定データと良く一致することを確認した。

HDR 実験解析では区画によって格納容器温度を十数℃程度，格納容器圧力を１割程度高めに評価する傾向を確認しているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認した不確かさ
は小さくなるものと推定される。しかし，全体としては格納容器圧力及び温度の傾向を適切に再現できていることから，格納容器圧力及び温度を操作開始の起点としている代替格納容器スプレイ冷却系（常設）及び格納容器圧力逃がし装置等に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。
また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，CSTF 実験解析により格納容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認しており，その差異は小さいことから，格納容器圧力及び温度を操作開始の起点としている代替格納容器スプレイ冷却系（常設）及び格納容器圧力逃がし装置等に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。

HDR 実験解析では区画によって格納容器温度を十数℃程度，格納容器圧力を１割程度高めに評価する傾向を確認しているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認した不確かさは小さくなるものと推定される。しかし，全体としては格納容器圧力及び温度の傾向を適切に再現できているため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，CSTF 実験解析により格納容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認していることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

安全系モデル（格納容器スプレイ）
安全系モデル（代替注水設備）

入力値に含まれる。
スプレイの水滴温度は短時間で雰囲気温度と平衡に至ることから伝熱モデルの不確かさはない。

「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメー
タに与える影響」にて確認。

「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響」にて確認。

格納容器モデル（格納容器の
熱水力モデル）

入力値に含まれる。
MAAP コードでは格納容器ベントについては，設計流量に基づいて流路面積を入力値として与え，格納容器各領域間の流動と同様の計算方法が用いられている。

「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメー
タに与える影響」にて確認。

「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響」にて確認。

格納容器各領域間の流動構造材との熱伝達及び内部
熱伝導

気液界面の熱
伝達

原
子
炉
格
納
容
器

スプレイ冷却

格納容器ベント

添 2.6.3-3

表2
解析条件（初期条件，事故条件及び機器条件）の不確かさ
解析条件
最確条件

項目

条件設定の考え方

原子炉熱出力3,926MWt

3,925MWt 以下（実績値）

定格原子炉熱出力として設定
原子炉熱出力のゆらぎを考慮した最確条件を包絡できる条件

原子炉圧力7.07MPa[gage]

約 7.05MPa[gage]～
約 7.12MPa[gage]（実測値）

定格原子炉圧力として設定

原子炉水位

通常運転水位（セパレー タスカー
ト下端から+119cm）

通常運転水位（ セ パ レ ー タス カ ー
ト 下 端 か ら 約 +116cm～約+119cm）（実測値）

通常運転時の原子炉水位として設定

炉心流量

定格流量の約 91%～
52,200t/h
約 110%（定格流量（100%））（実測値）

定格流量として設定

9×9 燃料（A 型）

装荷炉心ごと9×9 燃料（A 型）と 9×9 燃料（B 型）
は，熱水的な特性はほぼ同等であり，その他の核的特性等の違いは燃料棒最大線出力密度の保守性に包絡されることから，代表的に 9×9 燃料（A 型）を設定

最大線出力密度

44.0kW/m

約 42kW/m 以下（実績値）

設計限界値として設定最確条件を包絡できる条件

原子炉停止後の崩壊熱

ANSI/ANS-5.1-1979
燃焼度 33GWd/t

ANSI/ANS-5.1-1979
平均的燃焼度約 30GWd/t（実績値）

サイクル末期の燃焼度のばらつきを考慮し，10％の保守性を考慮して設定最確条件を包絡できる条件

格納容器容積（ドライウェ
ル）

7,350m3

7,350m3（設計値）

ドライウェル内体積の設計値（全体積から内部機器及び構造物の体積を除いた値）

格納容器容積（ウェットウェル）

空間部：5,960m3
液相部：3,580m3

空間部：
約 5,980m3～約 5,945m3
液相部：
約 3,560 m3～約 3,595m3（実測値）

ウェットウェル内体積の設計値（内部機器及び構造物の体積を除いた値）

サプレッショ
ン・チェンバ・
プール水位

7.05m（通常運転水位）

約 7.01m～約 7.08m（実測値）

通常運転時のサプレッション・チェン
バ・プール水位として設定

サプレッショ
ン・チェンバ・
プール水温35℃

約 30℃～約 35℃（実測値）

通常運転時のサプレッション・チェン
バ・プール水温の上限値として設定最確条件を包絡できる条件

燃料

初
期
条
件

解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（LOCA 時注水機能喪失）（1/3）
運転員等操作時間に与える影響

評価項目となるパラメータに与える影響

最確条件とした場合は，最大線出力密度及び原子炉停止後の崩壊熱が緩和 最確条件とした場合は，最大線出力密度及び原子炉停止後の崩壊熱が緩和される。最確条件とした場合の運転員等操作時間への影響は，最大線出力 される。最確条件とした場合の評価項目となるパラメータに与える影響は，
密度及び原子炉停止後の崩壊熱にて説明する。
最大線出力密度及び原子炉停止後の崩壊熱にて説明する。
最確条件とした場合は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得る 最確条件とした場合は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，が，原子炉圧力は逃がし安全弁により制御されるため事象進展に与える影 原子炉圧力は逃がし安全弁により制御されるため事象進展に与える影響は響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
最確条件とした場合は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得る 最確条件とした場合は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，が，ゆらぎの幅は事象発生後の水位低下量に対して非常に小さい。例えば， ゆらぎの幅は事象発生後の水位低下量に対して非常に小さい。例えば，原子原子炉スクラム 10 分後までの崩壊熱による原子炉水位の低下量は，高圧 炉スクラム 10 分後までの崩壊熱による原子炉水位の低下量は，高圧が維持が維持された状態でも通常運転水位約-4m であるのに対してゆらぎによる された状態でも通常運転水位約-4m であるのに対してゆらぎによる水位低
水位低下量は約-30mm であり非常に小さい。したがって，事象進展に与え 下量は約-30mm であり非常に小さい。したがって，事象進展に与える影響はる影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
炉心の反応度補償のため初期値は変化するが，事象発生後早期に原子炉は 炉心の反応度補償のため初期値は変化するが，事象発生後早期に原子炉はスクラムするため，初期炉心流量が事象進展に与える影響は小さいことか スクラムするため，初期炉心流量が事象進展に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
ら，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
最確条件とした場合は，9×9 燃料の A 型又は B 型の炉心となるか，それらの混在炉心となるが，いずれの燃料の熱水力特性はほぼ同等であり，事象進展に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

最確条件とした場合は，9×9 燃料の A 型又は B 型の炉心となるか，それらの混在炉心となるが，いずれの型式も燃料の熱水力特性はほぼ同等であり，事象進展に与える影響は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

最確条件とした場合は，燃料被覆管温度の上昇は緩和されるが，操作手順（速やかに注水手段を準備すること）に変わりはなく，燃料被覆管温度を 最確条件とした場合は，燃料被覆管温度の上昇は緩和されることから，評価操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時 項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
間に与える影響はない。
最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなる 最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなる
ため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉水位の低下は緩和され，また， ため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉水位の低下は緩和され，また，
炉心露出後の燃料被覆管温度の上昇は緩和され，それに伴う原子炉冷却材 炉心露出後の燃料被覆管温度の上昇は緩和され，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなることから，格納容器圧力及び温度の上昇が遅くなる の放出も少なくなることから，格納容器圧力及び温度の上昇は遅くなるが，が，操作手順（速やかに注水手段を準備すること）に変わりはないことか 格納容器圧力及び温度の上昇は格納容器ベントにより抑制されることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
ら，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響はな
く，運転員等操作時間に与える影響はない。

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

最確条件とした場合は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得る
が，ゆらぎによる格納容器容積（ウェットウェル）の液相部（空間部）の変化分は通常時に対して非常に小さい。例えば，通常時の液相部の熱容量は約 3,600m3 相当分であるのに対して，ゆらぎによる容積減少分の熱容量
は約 20m3 相当分であり，その減少割合は通常時の約 0.6%程度と非常に小さい。したがって，事象進展に与える影響は小さいことから，運転員等操
作時間に与える影響は小さい。
最確条件とした場合は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得る
が，ゆらぎによるサプレッション・チェンバ・プール水位低下分の熱容量
は通常水位時に対して非常に小さい。例えば，通常水位時（7.05m）の熱容量は約 3600m3 相当分であるのに対して，ゆらぎによる水位低下分（通常水位-0.04m 分）の熱容量は約 20m3 相当分であり，その低下割合は通常水位時の約 0.6%程度と非常に小さい。したがって，事象進展に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
最確条件とした場合は，解析条件で設定している水温よりも低くなるた
め，格納容器圧力上昇が遅くなり，格納容器スプレイ及び格納容器ベント操作の開始が遅くなるが，その影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

最確条件とした場合は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，ゆらぎによる格納容器容積（ウェットウェル）の液相部（空間部）の変化分
は通常時に対して非常に小さい。例えば，通常時の液相部の熱容量は約3,600m3 相当分であるのに対して，ゆらぎによる容積減少分の熱容量は約20m3 相当分であり，その減少割合は通常時の約 0.6%程度と非常に小さい。
したがって，事象進展に与える影響は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
最確条件とした場合は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，ゆらぎによるサプレッション・チェンバ・プール水位低下分の熱容量は通常水位時に対して非常に小さい。例えば，通常水位時（7.05m）の熱容量は約3600m3 相当分であるのに対して，ゆらぎによる水位低下分（通常水位-0.04m分）の熱容量は約 20m3 相当分であり，その低下割合は通常水位時の約 0.6%程度と非常に小さい。したがって，事象進展に与える影響は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

添 2.6.3-4

最確条件とした場合は，解析条件で設定している水温よりも低くなるため，格納容器の熱容量は大きくなり格納容器ベントに至るまでの時間が長くなるがその影響は小さく，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

表2
項目

解析条件（初期条件，事故条件及び機器条件）の
不確かさ
解析条件
最確条件

条件設定の考え方

運転員等操作時間に与える影響
最確条件とした場合は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，ゆらぎによる格納容器圧力の上昇量が格
納容器ベント時間に与える影響は小さい。例えば，事象発生から格納容器ベントまでの圧力上昇率（平均）は 1 時間
あたり約 18kPa であるのに対して，ゆらぎによる圧力上昇
量は約 2kPa であり，格納容器ベント時間が約 7 分早くなる程度である。したがって，事象進展に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
最確条件とした場合は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，格納容器温度は格納容器スプレイにより飽和温度となることから，初期温度が事象進展に与える影
響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

評価項目となるパラメータに与える影響
最確条件とした場合は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，ゆらぎによる格納容器圧力の上昇量が格納容器ベント時間に与える影響は小さい。例えば，事象発生から格納容器ベントまでの圧力上昇率（平均）は 1 時間あたり約 18kPa であるのに対して，ゆらぎによる圧力上昇量は約2kPa であり，格納容器ベント時間が約 7 分早くなる程度である。したがって，事象進展に与える影響は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

5.2kPa[gage]

約 3kPa[gage]～
約 7kPa[gage]（実測値）

通常運転時の格納容器圧力として設定

格納容器温度57℃

約 43℃～約 62℃（実測値）

通常運転時の格納容器温度として設定

真空破壊装置3.43kPa（ドライウェル－サプレ
ッション・チェンバ間差圧）

3.43kPa（ドライウェル－サプレ
ッション・チェンバ間差
圧）
（設計値）

真空破壊装置の設定値

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

最確条件とした場合は，解析条件で設定している水温よりも低くなる可能性があり，炉心の再冠水までの挙動に影響する可能性はあるが，この顕熱分の影響は小さく，燃料被覆管温度の上昇に与える影響は小さい。
また，格納容器圧力上昇に対する格納容器スプレイによる圧力抑制効果は大きくなり，格納容器圧力逃がし装置等の操作開始時間が遅くなるが，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

格納容器圧力初期
条件

解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（LOCA 時注水機能喪失）（2/3）

外部水源の温度

外部水源の容量

燃料の容量

最確条件とした場合は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，格納容器温度は格納容器スプレイにより飽和温度となることから，初期温度が事象進展に与える影響は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

50℃（事象開始 12 時間以
降は 45℃，
事象開始 24 時
間以降は 40℃）

約 35℃～約 50℃（実測値）

復水移送ポンプ吐出温度を参考に設定
最確条件を包絡できる条件

最確条件とした場合は，解析条件で設定している水温よりも低くなる可能性があり，格納容器圧力上昇に対する格納容器スプレイによる圧力抑制効果は大きくなり，間欠スプ
レイの間隔に影響するが，スプレイ間隔は原子炉水位維持操作に依存することから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

約 21,400m3

21,400m3 以上（淡水貯水池水量＋復水
貯蔵槽水量）

淡水貯水池及び通常運転中の復水貯蔵槽の水量を参考に設定最確条件とした場合は，解析条件よりも水源容量の余裕は大きくなる。また，事象発生 12 時間後からの可搬型代替注
水ポンプ（A-2 級）による補給により復水貯蔵槽は枯渇しないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

－

約 2,040kL

2,040kL 以上（軽油タンク容量）

通常時の軽油タンクの運用値を参考に設定最確条件とした場合は，解析条件よりも燃料容量の余裕は大きくなる。また，事象発生直後から最大負荷運転を想定しても燃料は枯渇しないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

－

添 2.6.3-5

表2
項目

解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（LOCA 時注水機能喪失）（3/3）

解析条件（初期条件，事故条件及び機器条件）の
不確かさ
解析条件
最確条件

起因事象

原子炉圧力容器下部のドレン配管の破断（1cm²）－

安全機能の喪失に対する仮定

高圧注水機能，低圧注水機能喪失及び減圧機能喪失

－

外部電源

外部電源なし－原子炉スクラム信号

炉心流量急減（遅れ時間：2.05 秒）
逃がし弁機能7.51MPa[gage]～
7.86MPa[gage]363t/h/個～380 t/h/個
自動減圧機能付き逃がし
安全弁の 8 個開による原子炉急速減圧

炉心流量急減（遅れ時間：2.05 秒）
逃がし弁機能7.51MPa[gage]～
7.86MPa[gage]363t/h/個～380t/h/個
自動減圧機能付き逃がし安全弁の 8 個開による原子炉
急速減圧

低圧代替注水系（常設）

最大 300m3/h で注水，その後は炉心を冠水維持可能な注水量に制御

代替格納容器
スプレイ冷却
系（常設）

格納容器圧力逃がし装置等事
故条件

逃がし安全弁機器
条件

条件設定の考え方

運転員等操作時間に与える影響

評価項目となるパラメータに与える影響

破断箇所は非常用炉心冷却系のような大配管を除いた中小配管（計測配管を除く）
破断面積は，炉心損傷防止対策の有効性を確認する上で，事のうち，流出量が大きくなる箇所として
故シーケンスグループ「LOCA 時注水機能喪失」の事象進展
有効燃料棒頂部より低い位置にある配管
破断面積は，炉心損傷防止対策の有効性を確認する上で，事故の特徴を代表できる破断面積 1cm2 を設定している。なお，を選定。原子炉圧力容器下部のドレン配シーケンスグループ「LOCA 時注水機能喪失」の事象進展の特徴
CHASTE 解析によれば，破断面積が 5.6cm2 までは，燃料被覆
管の破断 LOCA は，液相の流出が長期的にを代表できる破断面積 1cm2 を設定している。なお，CHASTE 解析
管破裂を回避することができ，原子炉急速減圧の開始時間
継続し，原子炉の高圧状態が維持されるによれば，破断面積が 5.6cm2 までは，燃料被覆管破裂を回避すは約 16 分後となる。本解析（破断面積が 1cm2）における原ため，注水のための原子炉減圧が必要とることができ，燃料被覆管の最高温度は約 886℃となる。破断
子炉急速減圧の開始時間は約 18 分後であり，運転員等操作なり，厳しい事象となる
面積が大きく，炉心損傷（燃料被覆管破裂を含む）に至る場合
時間に与える影響は小さい。破断面積が大きく，炉心損傷
破断面積は，炉心損傷防止対策の有効性については，「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容（燃料被覆管破裂を含む）に至る場合については，「3.1 雰を確認する上で，事故シーケンスグルー
器過圧・過温破損）」の対応となる。
囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」
プ「LOCA 時注水機能喪失」の事象進展のの対応となる。
特徴を代表できる破断面積として 1cm2 を設定
高圧注水機能として原子炉隔離時冷却系
及び高圧炉心注水系の機能喪失を，低圧注水機能として残留熱除去系（低圧注水－－モード）の機能喪失を設定。原子炉減圧機能として，自動減圧系の機能喪失を設定
事象進展を厳しくする観点から，給復水系による給水がな 事象進展を厳しくする観点から，給復水系による給水がなくな
外部電源の有無を比較し，外部電源なし くなり，原子炉水位の低下が早くなる外部電源がない状態 り，原子炉水位の低下が早くなる外部電源がない状態を設定しの場合は給復水系による給水がなく，原 を設定している。
ている。
子炉水位の低下が早くなることから，外 なお，外部電源がある場合は，給復水系による原子炉圧力容 なお，外部電源がある場合は，給復水系による原子炉圧力容器部電源なしを設定
器への給水機能は維持されることから，運転員等操作時間 への給水機能は維持されるため，事象進展が緩和されることかに与える影響はない。
ら，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与 解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える安全保護系等の遅れ時間を考慮して設定える影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。
影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
逃がし安全弁の逃がし弁機能の設計値として設定解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

逃がし安全弁の設計値に基づく蒸気流量及び原子炉圧力の関係から設定

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

最大 300m3/h で注水，その後は炉心を冠水維持可能な
注水量に制御設計値に注入配管の流路圧損を考慮した値として設定実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保
実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守守性），原子炉水位の回復は早くなる。冠水後の操作として性），原子炉水位の回復が早くなることから，評価項目となる
冠水維持可能な注水量に制御するが，注水後の流量調整操パラメータに対する余裕は大きくなる。
作であることから，運転員等操作時間に与える影響はない。

140m3/h にて原子炉格納容器内へスプレイ

140m3/h 以上で原子炉格納容器内へスプレイ

格納容器温度及び圧力抑制に必要なスプ
レイ流量を考慮し，設定

スプレイ流量は運転員による調整が行われ，その増減により圧力抑制効果に影響を受けるが，操作手順に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

スプレイ流量は運転員による調整が行われ，その増減により圧力抑制効果に影響を受けるものの，格納容器内に蓄積される崩壊熱量に変わりはないため，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

格納容器圧力が0.62MPa[gage]における，最大排出流量31.6kg/s に対して，原子炉格納容器
二次隔離弁の中間開操作（流路面積70%開）にて格
納容器除熱

格納容器圧力が0.62MPa[gage]における，最大排出流量31.6kg/s に対して，原子炉格納容器二次隔離弁の中間開操作（流路面積70%開）にて格納容器除熱

格納容器圧力逃がし装置等の設計値を考慮して，格納容器圧力及び温度を低下させる排出流量を確保可能な弁開度として設定

実際の流量が解析より多い場合，格納容器圧力及び温度上昇の抑制効果は大きくなるが，操作手順に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

実際の流量が解析より多い場合，格納容器圧力及び温度上昇の抑制効果は大きくなるが，格納容器圧力の最大値は格納容器ベント時のピーク圧力であり，ベント後の格納容器圧力挙動への影響はほとんどないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

添 2.6.3-6

表 3 運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕（LOCA 時注水機能喪失）（1/3）
解析条件（操作条件）の不確かさ
項目

操
作
条
件

低圧代替注水系（常設）による
原子炉注水操作（原子炉急速減圧操作を含む）

解析上の操作開始時間

事象発生から約18 分後

条件設定の考え方

高圧・低圧注水機能喪失を確認後実施するが，事象判断時間を考慮
して，事象発生から 14 分後に低圧
代替注水系（常設）の追加起動を行い，その操作終了後（約 4 分後）に原子炉急速減
圧操作を開始す
ることを設定運転員等操作時間に与える影響

操作の不確かさ要因【認知】中央制御室盤にて機器ランプ表示，機器故障警報，流量指示計等にて高圧・低圧注
水機能喪失を確認する。高圧・低圧注水機能喪失の確認時間については，詳細を以下に示すとおり，非常用炉心冷却系ポンプ等の手動起動操作による確認を考慮した
場合は 8 分間程度と想定している。よって，解析上の原子炉減圧の操作開始時間の約 18 分間のうち，時間余裕を含め 14 分間を高圧・低圧注水機能喪失の確認時間と想定している。
［非常用炉心冷却系ポンプ等の手動起動操作による確認を考慮した場合］

原子炉スクラム，タービントリップ及び非常用ディーゼル発電機の自動起動の確認の所要時間に 1 分間を想定

原子炉隔離時冷却系機能喪失の確認及び他の非常用炉心冷却系の起動操作判
断の所要時間に 2 分間を想定

高圧炉心注水系の 2 系列の手動起動及びその後の機能喪失の確認の所要時間に 2 分間を想定

低圧注水系の 3 系列の手動起動及びその後の機能喪失の確認の所要時間に 3分間を想定

これらの確認時間等の合計により，非常用炉心冷却系ポンプ等の手動起動操作による確認を考慮した場合に，高圧・低圧注水機能喪失確認の所要時間を 8分間と想定【要員配置】
中央制御室内での操作のみであり，運転員は中央制御室に常駐していることから，操作開始時間に与える影響はなし。
【移動】
中央制御室内での操作のみであり，操作開始時間に与える影響はなし。
【操作所要時間】低圧代替注水系（常設）による原子炉注水準備の操作は，復水補給水系の隔離弁（1弁）の閉操作による系統構成，低圧代替注水系（常設）の追加起動であり，何れも制御盤の操作スイッチによる操作のため，1 操作に 1 分間を想定し，合計 2 分間であり，それに時間余裕を含めて操作時間約 4 分を想定している。また，低圧代替注
水系（常設）による原子炉注水準備の操作が完了した後に，自動減圧系による原子炉の急速減圧操作を行うため，原子炉の急速減圧の開始を事象発生から約 18 分後と想定している。
【他の並列操作有無】
事象発生直後，原子炉の停止確認後は冷却材確保としての原子炉注水を最優先に実施するため，他の並列操作はなく，操作開始時間に与える影響はなし。
【操作の確実さ】
中央制御室内の制御盤の操作スイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起こりにくく，そのため誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。

添 2.6.3-7

高圧・低圧注水機能喪失の認知に係る確認時間
及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水準備の操作時間は，時間余
裕を含めて設定していることから，その後に行う原子炉急速減圧の操作開始時間は解析上の設定よりも若干早まる
可能性があり，原子炉注
水の開始時間も早まる
ことから，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。

評価項目となるパラ
メータに与える影響

操作時間余裕

訓練実績等

実態の操作開始時間
は解析上の設定よりも早まる可能性があり，その場合には燃料被覆管温度は解析
結果よりも低くな
り，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

操作開始時間の 5 分程度の時間遅れまでに低圧代替注水系（常設）による注水が開始できれば，炉心の著しい損傷は発生せず，評価項目を満足することから時間余裕がある。また，格納容器ベント
時の敷地境界線量は1.4mSv であり，5mSv を下回る。操作開始時間 10 分
程度の時間遅れでは，炉心の著しい損傷は発生せず，評価項目を満足するが，格納容器ベント時の敷地境界線量は 5mSv を超える。この場合，格納容器
内雰囲気放射線レベル計（CAMS）により炉心損傷の判断を行い，格納容器
圧力 0.62MPa［gage］に至るまでに格納容器ベントすることとなることから,重大事故での対策の範囲となる。
（添付資料 2.1.3）

中央制御室における操作のため，シミュレータにて訓練実績を取得。解析上においては，起因事象の給水流量の全喪失か
ら高圧・低圧注水機
能喪失の認知及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水準備後の原子炉減圧操作まで約 18 分を想定しているところ，
訓練実績は約 9 分。
想定で意図している
運転操作が実施可能なことを確認した。

操
作
条
件

表 3 運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕（LOCA 時注水機能喪失）（2/3）
解析条件（操作条件）の不確かさ
評価項目となるパ
運転員等操作時間に与える項目
操作の不確かさ要因
ラメータに与える
解析上の操作開影響
条件設定の考え方
影響
始時間
【認知】
炉 心 損 傷 前 の 格 納 容 器 ス プ レ イ の 操 作 実 施 基 準 （ 格 納 容 器 圧 力 実態の運転操作においては，
0.18MPa[gage]）に到達するのは事象発生約 10 時間後であり，それまでに格 原子炉注水を優先するため，原子炉注水の状況
納容器圧力の上昇を十分に認知できる時間があるため，認知遅れにより操作 原子炉水位高（レベル 8）到により格納容器ス
開始時間に与える影響はなし。
達後に低圧代替注水系（常プレイの操作開始【要員配置】
設）から代替格納容器スプレ
は格納容器圧力中央制御室内での操作のみであり，運転員は中央制御室に常駐していること イ冷却系（常設）へ切り替え
0.18MPa[gage] 付
から，操作開始時間に与える影響はなし。
ることとしており，原子炉注
近となるが，格納
代替格納【移動】
水の状況により格納容器ス
容器圧力の上昇は容器スプ
中央制御室内での操作のみであり，操作開始時間に与える影響はなし。
プレイの操作開始は格納容緩やかであり，格レ イ 冷 却 格 納 容 器 圧 力 設計基準事故時の 【操作所要時間】
器圧力 0.18MPa[gage]付近と納容器スプレイ開系（常設） 0.18MPa[gage] 到 最高圧力を踏まえ 低圧代替注水系（常設）から格納容器スプレイ冷却系（常設）への切替えは制 なるが，操作開始時間に与え
始時間が早くなるに よ る 格 達時て設定
御盤の操作スイッチによる操作のため，簡易な操作である。操作時間は特に る影響は小さいことから，運場合，遅くなる場
納容器冷設定していないが，格納容器の緩やかな圧力上昇に対して操作開始時間は十 転員等操作時間に与える影合のいずれにおい
却操作
分に短い。
響も小さい。当該操作は，解ても，事象進展は【他の並列操作有無】
析コード及び解析条件（操作ほぼ変わらないこ
原子炉への注水が優先であり，原子炉水位高（レベル 8）到達後に，低圧代替 条件を除く）の不確かさによとから，評価項目
注水系（常設）から代替格納容器スプレイ冷却系（常設）へ切替えることとし り操作開始時間は遅れる可となるパラメータており，原子炉注水の状況により，格納容器スプレイの操作開始時間は変動 能性があるが，中央制御室でに与える影響は小しうる。
行う操作であり，他の操作とさい。
【操作の確実さ】の重複もないことから，他の中央制御室内の制御盤の操作スイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起 操作に与える影響はない。
こりにくく，そのため誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。

復水貯蔵
槽への補
給

各機器へ
の給油
（可搬型
代替注水
ポンプ（A2 級））

事象発生から 12時間後

事象発生から 12
時間後以降，適宜

可搬型設備に関して，事象発生から
12 時間までは，その機能に期待しな
いと仮定

各機器への給油は，解析条件ではないが，解析で想定している操作の成立や継続に必要な操作・作業
各機器の使用開始
時間を踏まえて設
定復水貯蔵槽への補給までの時間は，事象発生から 12 時間あり十分な時間余裕がある。

各機器への給油開始までの時間は，事象発生から 12 時間あり十分な時間余裕がある。

添 2.6.3-8

－

－

－

－

操作時間
余裕

訓練実績等

格納容器
スプレイ
開始まで
の時間は
事象発生
から約 10
時 間 あ
り，準備
時間が確
保できる
こ と か
ら，時間
余裕があ
る。

中央制御室における操作のため，シミュレータにて訓練実績を取得。訓練では，格納容器圧力の上昇傾向及び原子炉水位の状況を同時に監視し，格
納容器圧力 0.18MPa［gage］に到達する前に，低圧代替注水系（常設）から代替格納容器スプレイ
冷却系（常設）へ切替操作を実施，切替操作に要する時間は訓練実績では約 1 分。
想定で意図している運転操作が実施可能なことを確認した。

－

復水貯蔵槽への補給は，淡水貯水池から可搬型代
替注水ポンプ（A-2 級）を用いて実施する。可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）の配置，淡水貯水池
から復水貯蔵槽への補給のホース敷設等の注水準備は，所要時間 360 分想定のところ，訓練実績
等により約 345 分であり，想定で意図している作業が実施可能なことを確認した。

－

有効性評価では，復水貯蔵槽への補給用の可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）（6 号及び 7 号炉：
各 4 台）への給油を期待している。
各機器への給油準備作業について，可搬型代替
注水ポンプ（A-2 級）への給油準備（現場移動開始からタンクローリ（4kL）への補給完了まで）は，所要時間 140 分のところ訓練実績等では約 98 分で実施可能なことを確認した。
また，各機器への給油作業は，各機器の燃料が枯渇しない時間間隔（許容時間）以内で実施することとしている。
可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）への給油作業は，許容時間 180 分のところ訓練実績等では約 98 分であり，許容時間内で意図している作業が実施可
能であることを確認した。

表 3 運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕（LOCA 時注水機能喪失）（3/3）
項目

操
作
条
件

格納容器
圧力逃が
し装置等
による格
納容器除
熱操作

解析条件（操作条件）の不確かさ
解析上の操作
条件設定の考え
開始時間
方

格納容器圧力0.31MPa[gage]
到達時

格納容器最高使
用圧力を踏まえて設定

運転員等操作時間に与える影響

操作の不確かさ要因

実態の運転操作においては，炉心損傷前の格納容器ベントの操作実施基準【認知】（格納容器圧力 0.31MPa
炉心損傷前の格納容器ベントの操作実施基準（格納容器圧力 0.31MPa[gage]）に到達する ［gage］）に到達するののは，事象発生の約 17 時間後であり，それまでに格納容器圧力の上昇を十分に認知でき は，事象発生の約 17 時間
る時間があるため，認知遅れにより操作開始時間に与える影響はなし。
後であり，格納容器ベン【要員配置】
トの準備操作は格納容器
格納容器圧力逃がし装置等による格納容器ベントは，中央制御室における操作と現場にお 圧力の上昇傾向を監視しける操作が必要であるが，現場の操作は中央制御室で行う操作とは別の運転員（現場）及 ながらあらかじめ実施可
び緊急時対策要員を配置している。当該の運転員（現場）及び緊急時対策要員は，他の作 能である。また，格納容器業を兼任しているが，それら作業は事象発生の 12 時間後までに行う作業であり，格納容 ベントの操作時間は時間
器ベントの操作開始時間に与える影響はなし。
余裕を含めて設定してい【移動】ることから，実態の操作運転員（現場）は，中央制御室から操作現場である二次格納施設外までのアクセスルート 開始時間は解析上の設定
は，通常 10 分程度で移動可能であるが，それに時間余裕を加えて操作所要時間を想定し とほぼ同等であり，操作ている。また，緊急時対策要員は，緊急時対策本部から操作現場へ徒歩にて移動すること 開始時間に与える影響はを想定している。仮に地震等の外部事象が起因事象の場合に，アクセスルートの被害があ 小さいことから，運転員っても，可搬設備を使用しないため徒歩によりアクセスは可能であり，操作開始時間に与 等操作時間に与える影響
える影響はなし。
も小さい。ただし，格納容【操作所要時間】器ベント実施時に遠隔操制御電源が使用可能な状況における炉心損傷前の格納容器ベントについて，中央制御室に 作に失敗した場合は，現おける格納容器ベント準備操作は操作スイッチによる 1 弁の操作に 10 分の操作時間と 8 場 操 作 に て 対 応 す る た
弁の開閉状態確認を含めて 60 分を想定し，格納容器ベント操作は操作スイッチによる 1 め，約 20 分程度操作開始
弁の操作に約 1 分の操作時間を想定しており，十分な時間余裕を確保している。現場にお 時間が遅れる可能性があ
ける運転員（現場）の格納容器ベント準備操作は伸縮継手を用いた原子炉格納容器一次隔 るが，原子炉格納容器の離弁の手動操作として移動時間を含めて 90 分の操作時間を想定しており，時間余裕を確 限界
圧
力は保している。緊急時対策要員の格納容器ベント準備操作（格納容器圧力逃がし装置のフィ 0.62MPa[gage]のため，原ルタ装置水位調整準備）は，現場での手動弁 4 個の操作に移動時間を含めて 60 分の操作 子炉格納容器の健全性と時間を想定しており，時間余裕を確保している。よって，操作所要時間が操作時間に与え いう点では問題とならな
る影響はなし。
い。当該操作は，解析コー【他の並列操作有無】
ド及び解析条件（操作条
格納容器ベントの操作時に，当該操作に対応する運転員，緊急時対策要員に他の並列操作 件を除く）の不確かさにはなく，操作開始時間に与える影響はなし。
より操作開始時間は遅れ【操作の確実さ】
る可能性があるが，中央
中央制御室における操作は，制御盤の操作スイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起 制 御 室 で 行 う 操 作 で あ
こりにくく，そのため誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。また，現場操作 り，他の操作との重複もは，操作の信頼性向上や要員の安全のため 2 人 1 組で実施することとしており，誤操作は ないことから，他の操作起こりにくく，誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。なお，格納容器ベント に与える影響はない。な
実施時に遠隔操作に失敗した場合は現場操作にて格納容器ベントを行うこととしており， お，格納容器ベント実施
格納容器ベント操作の信頼性を向上している。ただし，この場合，現場操作に移動を含め 時に遠隔操作に失敗した
約 20 分の時間の増分が発生する。
場合においても，現場操作にて対応することから，他の操作に与える影響はない。

添 2.6.3-9

評価項目となるパラ
メータに与える影響

操作時間余裕

訓練実績等

実 態 の 操 作開 始 時 間は 解 析 上 の設 定 と ほ
ぼ 同 等 で ある こ と から，評価項目となるパ
ラ メ ー タ に与 え る 影
響は小さい。仮に，格納 容 器 ベ ント 実 施 時に 遠 隔 操 作に 失 敗 した場合は，現場操作にて対応するため，約 20分 程 度 操 作開 始 時 間が 遅 れ る 可能 性 が ある。格納容器ベント操
作 開 始 時 間が 遅 く なった場合，格納容器圧
力は 0.31MPa［gage］
よ り 若 干 上昇 す る ため，評価項目となるパ
ラ メ ー タ に影 響 を 与えるが，原子炉格納容器 の 限 界 圧 力 は0.62MPa［gage］である
ことから，原子炉格納
容 器 の 健 全性 と い う
点 で は 問 題と は な らない。

格納容器ベント開
始までの時間は事象発生から約 17 時
間あり，準備時間が確保できるた
め，時間余裕がある。また，遠隔操作の失敗により，格
納容器ベント操作
開始時間が遅れる
場合においても，
格納容器圧力は0.31MPa［gage］から上昇するが，格
納容器圧力の上昇は緩やかであるため，原子炉格納容器 の 限 界 圧 力
0.62MPa［gage］に至るまでの時間は，過圧の観点で厳しい「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）」においても事象発生約 38 時間後であり，約 20 時間
以上の準備時間が確保できることから，時間余裕がある。

訓練実績等より，中央制
御室における格納容器ベ
ント準備操作は操作スイッチによる 1 弁の操作に
約 9 分の操作時間を，格納容器ベント操作は操作
スイッチによる 1 弁の操作に約 1 分の操作時間を要した。運転員（現場）の伸縮継手を用いた原子炉
格納容器一次隔離弁の手動操作は，移動時間含め
約 31 分の操作時間で完了する見込みを得た。また，
格納容器圧力逃がし装置のフィルタ装置水位調整
準備は，設備設置中のため，同様の弁の手動操作
時間を考慮して，移動時間を含めて 60 分の操作時間で完了する見込みを得た。また，格納容器ベント
実施時に遠隔操作に失敗
した場合は現場操作にて対応するが，移動時間を含め約 12 分で操作を実施できた。
想定で意図している運転操作が実施可能なことを確認した。

添付資料 2.6.4
LOCA 事象の破断面積に係る感度解析についてLOCA 事象の破断面積によって流出量は変化し，初期の原子炉水位低下挙動に影響を与えうることから，LOCA 事象の破断面積をパラメータとした CHASTE による燃料被覆管破裂に関する感度解析を実施した。
感度解析の結果，下表に示すとおり，本事故シーケンスにて選定した原子炉圧力容器下部のドレン配管の破断（液相破断）については，燃料被覆管破裂が発生しない破断面積の限界は 5.6cm2 となった。また，気相破断については高圧炉心注水系配管（HPCF 配管）及び残留熱除去系吸込配管（RHR 吸込配管）において，破断面積がそれ
ぞれ 100cm2 及び 420cm2 の場合でも燃料被覆管破裂が発生しないことを確認した。
表 燃料被覆管破裂に関する破断面積の感度解析結果
破断面積

液相破断

気相破断

燃料被覆管の最高温度

破裂の有無

5.3cm

2

約 860℃

無5.4cm2

約 867℃

無5.5cm2

約 873℃

無

5.6cm

2

約 886℃

無5.7cm2

約 895℃

有

約 879℃

無約 863℃無HPCF 配管
100cm2（完全破断の約 80%）
RHR 吸込配管
420cm2（完全破断の約 53%）

添 2.6.4-1

7 日間における水源の対応について（LOCA 時注水機能喪失）○水源
復水貯蔵槽水量：約1,700m3
淡水貯水池：約18,000m3①低圧代替注水系（常設）による原子炉注水
事象発生後に原子炉冠水までは定格流量で注水する。
冠水後は，原子炉水位高（レベル8）～原子炉水位低（レベル3）の範囲で注水する（約110m3/h）。

水量[m3]○水使用パターン添 2.6.5-1②代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による代替格納容器スプレイ
格納容器圧力が0.18MPa[gage]到達後に開始し，原子炉水位高（レベル8）～原子炉水位低（レベル3）
までの間，代替格納容器スプレイを実施する（140m3/h）。
③淡水貯水池から復水貯蔵槽への移送
事象発生12時間後から可搬型代替注水ポンプ（A-2級）4台を用いて130m3/hで淡水貯水池の水を復水貯蔵槽へ給水する。

○時間評価（右上図）○水源評価結果
時間評価の結果から復水貯蔵槽が枯渇することはない。また，7日間の対応を考慮すると，6号及び7号炉のそれぞれで約5,400m3必要となる。
6号及び7号炉の同時被災を考慮すると，約10,800m3必要となる。各号炉の復水貯蔵槽に約1,700m3及び淡水貯水池に約18,000m3の水を保有することから，6号及び7号炉の同時被災を考慮した場合も必要水量を確保可能であり，安定して冷却を継続することが可能である。

添付資料 2.6.5

事象発生12時間までは復水貯蔵槽を水源として原子炉注水及び代替格納容器スプレイを実施するため，復水貯蔵槽水量は減少する。事象発
生12時間後から復水貯蔵槽への補給を開始するため，水量の減少割合は低下する。格納容器ベントと同時に格納容器スプレイを停止し，その後は崩壊熱相当で注水することから復水貯蔵槽水量は回復し，以降安定して冷却が可能である。

7 日間における燃料の対応について（LOCA 時注水機能喪失）
プラント状況：6 号及び 7 号炉運転中。1～5 号炉停止中。
事象：LOCA 時注水機能喪失は 6 号及び 7 号炉を想定。保守的に全ての設備が，事象発生直後から燃料を消費するものとして評価する。
なお，全プラントで外部電源喪失が発生することとし，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備等，プラントに関連しない設備も対象とする。
号炉
時系列
事象発生直後～事象発生後 7 日間
7 号炉

非常用ディーゼル発電機 3 台起動。 ※1（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,493L/h×24h×7 日×3 台＝752,472L

復水貯蔵槽給水用 可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）
4 台起動。
21L/h×24h×7 日×4 台＝14,112L

合計

判定

7 日間の
軽油消費量
約 768kL

7 号炉軽油タンク容量は
約 1,020kL であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 768kL

6 号炉軽油タンク容量は
約 1,020kL であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

1 号炉軽油タンク容量は約 632kL であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

2 号炉軽油タンク容量は約 632kL であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

3 号炉軽油タンク容量は約 632kL であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

4 号炉軽油タンク容量は約 632kL であり，
7 日間対応可能。

事象発生直後～事象発生後 7 日間
6 号炉

非常用ディーゼル発電機 3 台起動。 ※1（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,493L/h×24h×7 日×3 台＝752,472L

復水貯蔵槽給水用 可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）
4 台起動。
21L/h×24h×7 日×4 台＝14,112L

事象発生直後～事象発生後 7 日間
1 号炉

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L
事象発生直後～事象発生後 7 日間

添 2.6.6-1

2 号炉

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L
事象発生直後～事象発生後 7 日間

3 号炉

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L
事象発生直後～事象発生後 7 日間

4 号炉

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L
事象発生直後～事象発生後 7 日間

5 号炉

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

その他

5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備 1 台起動。（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
45L/h×24h×7 日＝7,560L
モニタリング・ポスト用発電機 3 台起動。（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
9L/h×24h×7 日×3 台＝4,536L※1 事故収束に必要な非常用ディーゼル発電機は 2 台であるが，保守的に非常用ディーゼル発電機 3 台を起動させて評価した。
※2 事故収束に必要な非常用ディーゼル発電機は 1 台であるが，保守的に非常用ディーゼル発電機 2 台を起動させて評価した。

7 日間の
軽油消費量
約 13kL

1～7 号炉軽油タンク
及びガスタービン発電機
用燃料タンク（容量約100kL）の残容量（合計）は
約 591kL であり，
7 日間対応可能。

添付資料 2.6.6

事象発生直後～事象発生後 7 日間

5 号炉軽油タンク容量は約 632kL であり，
7 日間対応可能。

2.7 格納容器バイパス（インターフェイスシステム LOCA）
2.7.1 事故シーケンスグループの特徴，炉心損傷防止対策(1) 事故シーケンスグループ内の事故シーケンス
事故シーケンスグループ「格納容器バイパス（インターフェイスシステム
LOCA）」において，炉心損傷防止対策の有効性を確認する事故シーケンスは，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，「インターフェイ
スシステム LOCA」（インターフェイスシステム LOCA の発生後，隔離できない
まま炉心損傷に至るシーケンス）である。

(2) 事故シーケンスグループの特徴及び炉心損傷防止対策の基本的考え方
事故シーケンスグループ「格納容器バイパス（インターフェイスシステム
LOCA）」では，原子炉冷却材圧力バウンダリと接続された系統で，高圧設計部
分と低圧設計部分のインターフェイスとなる配管のうち，隔離弁の隔離失敗
等により低圧設計部分が過圧され破断することを想定する。このため，破断箇所から原子炉冷却材が流出し，原子炉水位が低下することから，緩和措置がとられない場合には，原子炉水位の低下により炉心が露出し，炉心損傷に至る。
本事故シーケンスグループは，インターフェイスシステム LOCA が発生したことによって，最終的に炉心損傷に至る事故シーケンスグループである。このため，重大事故等対策の有効性評価には，インターフェイスシステム LOCAに対する重大事故等対処設備及びインターフェイスシステム LOCA の発生箇所の隔離に期待することが考えられる。
ここで，インターフェイスシステム LOCA が生じた際の状況を想定すると，原子炉を減圧した後，低圧注水機能による原子炉注水を実施することも考えられるが，本事故シーケンスグループにおいては，低圧注水機能による原子2.7-1

炉への注水には期待せず，高圧注水機能に対する対策の有効性を評価することとする。
したがって，本事故シーケンスグループでは，原子炉隔離時冷却系及び高
圧炉心注水系により炉心を冷却することによって炉心損傷の防止を図り，また，逃がし安全弁によって原子炉を減圧することによる原子炉冷却材の漏えいの抑制及びインターフェイスシステム LOCA の発生箇所の隔離によって，原
子炉格納容器外への原子炉冷却材の流出の防止を図る。また，残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）による原子炉格納容器除熱を実施する。

(3) 炉心損傷防止対策
事故シーケンスグループ「格納容器バイパス（インターフェイスシステム
LOCA）」における機能喪失に対して，炉心が著しい損傷に至ることなく，かつ，十分な冷却を可能とするため，初期の対策として原子炉隔離時冷却系及び高
圧炉心注水系による原子炉注水手段，逃がし安全弁による原子炉減圧手段及び運転員の破断箇所隔離による漏えい停止手段を整備し，安定状態に向けた対策として，高圧炉心注水系による炉心冷却を継続する。また，原子炉格納容器の健全性を維持するため，安定状態に向けた対策として残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）による原子炉格納容器
除熱手段を整備する。これらの対策の概略系統図を第 2.7.1 図から第 2.7.3 図に，手順の概要を第 2.7.4 図に示すとともに，重大事故等対策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策における設備と操作手順の関係を第 2.7.1 表に示す。
本事故シーケンスグループの重要事故シーケンスにおいて,6 号及び 7 号炉
同時の重大事故等対策に必要な要員は，中央制御室の運転員及び緊急時対策
2.7-2

要員で構成され，合計 20 名である。その内訳は次のとおりである。中央制御室の運転員は，当直長 1 名（6 号及び 7 号炉兼任），当直副長 2 名，運転操作対応を行う運転員 12 名である。発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等を行う緊急時対策本部要員は 5 名である。必要な要員と作業項目について第 2.7.5 図に示す。
a. インターフェイスシステム LOCA 発生
原子炉冷却材圧力バウンダリと接続された系統で，高圧設計部分と低圧設計部分のインターフェイスとなる配管のうち，隔離弁の隔離失敗等により低圧設計部分が過圧され破断することで，インターフェイスシステム
LOCA が発生する。
b. 外部電源喪失及び原子炉スクラム確認
事象発生後に外部電源喪失が発生し，原子炉がスクラムしたことを確認する。
原子炉のスクラムを確認するために必要な計装設備は，平均出力領域モ
ニタ等である。
c. 原子炉隔離時冷却系による原子炉注水
原子炉スクラム後，原子炉水位は低下するが，原子炉水位低(レベル 2)で原子炉隔離時冷却系が自動起動し，原子炉注水を開始することにより，原子炉水位が回復する。
原子炉隔離時冷却系による原子炉注水を確認するために必要な計装設備
は，原子炉水位，原子炉隔離時冷却系系統流量等である。
d. インターフェイスシステム LOCA 発生確認
原子炉水位及び原子炉圧力の低下により LOCA 事象を確認し，格納容器温度，格納容器圧力の上昇がないことから原子炉格納容器外での漏えい事象であることを確認し，高圧炉心注水系ポンプ吐出圧力指示の上昇（破断面2.7-3積が大きく漏えい量が多い場合は，運転員の対応なしに低下傾向を示す場
合もある）により低圧設計部分が過圧されたことを確認し，インターフェ
イスシステム LOCA が発生したことを確認する。
インターフェイスシステム LOCA の発生を確認するために必要な計装設備
は，原子炉水位，格納容器内圧力，高圧炉心注水系ポンプ吐出圧力等である。
なお，監視可能であればエリア放射線モニタ，床漏えい警報，火災報知器動作等により原子炉建屋内の状況を参考情報として得ることが可能である。
e. 中央制御室での高圧炉心注水系隔離失敗
中央制御室からの遠隔操作により高圧炉心注水系の隔離操作を実施する
が，高圧炉心注入隔離弁の閉操作に失敗する。
高圧炉心注水系の隔離失敗を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位及び原子炉圧力である。
f. 逃がし安全弁による原子炉急速減圧
中央制御室からの遠隔操作による高圧炉心注水系の隔離が失敗するため，
破断箇所からの漏えい量を抑制するため原子炉を急速減圧する。
原子炉急速減圧を確認するために必要な計装設備は，原子炉圧力である。
g. 高圧炉心注水系による原子炉注水
原子炉急速減圧操作により原子炉水位が低下し，原子炉水位低(レベル1.5)で健全側の高圧炉心注水系が自動起動する。
高圧炉心注水系の自動起動を確認するために必要な計装設備は，高圧炉心注水系系統流量である。
原子炉水位回復後は，破断箇所からの漏えい抑制のため，破断箇所の隔離が終了するまで原子炉水位は高圧炉心注水系ノズル部以下で維持する。
2.7-4

原子炉水位の維持を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位及び高圧炉心注水系系統流量である。
h. 残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）運転
原子炉急速減圧によりサプレッション・チェンバ・プール水温が 35℃を超えた時点で，残留熱除去系によるサプレッション・チェンバ・プール水
冷却モード運転を開始する。
残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）運転を確認するために必要な計装設備は，サプレッション・チェンバ・プール
水温度等である。
i. 現場操作での高圧炉心注水系隔離操作
破断箇所からの漏えい抑制が継続し，現場操作により高圧炉心注入隔離
弁の全閉操作を実施し，高圧炉心注水系を隔離する。
高圧炉心注水系の隔離を確認するための計装設備は，原子炉水位である。
j. 高圧炉心注水系隔離後の水位維持
高圧炉心注水系の隔離が成功した後は，健全側の高圧炉心注水系により，原子炉水位を原子炉水位低（レベル 3）から原子炉水位高（レベル 8）の間で維持する。
原子炉水位の維持を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位及び高圧炉心注水系系統流量である。
以降，炉心冷却及び原子炉格納容器除熱は，残留熱除去系により継続的に行う。

2.7.2 炉心損傷防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法
本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケンスは，
2.7-5

「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，原子炉冷却材圧
力バウンダリと接続された系統で，高圧設計部分と低圧設計部分とのインターフェイスが，直列に設置された 2 個の隔離弁のみで隔離された系統において，隔離弁が両弁ともに破損又は誤開放することで，低圧設計部分が過圧される「インターフェイスシステム LOCA」である。
本重要事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒表面熱伝達，気液熱非平衡，沸騰遷移，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化，気液分離（水位変化）・対向流，三次元効果並びに原子炉圧力容器における沸騰・凝縮・ボイド率変化，気液分離（水位変化）・対向流，冷却材放出（臨界流・差圧流），ECCS 注水（給水系・代替注水設備含む）が重要現象となる。よって，これらの現象を適切に評価することが可能である長期間熱水力
過渡変化解析コード SAFER により原子炉圧力，原子炉水位，燃料被覆管温度等の過渡応答を求める。
また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，本重要事故シーケンスにおける運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。

(2) 有効性評価の条件
本重要事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な解析条件を第 2.7.2
表に示す。また，主要な解析条件について，本重要事故シーケンス特有の解析条件を以下に示す。

ａ．事故条件(a) 起因事象
破断箇所は，運転中に弁の開閉試験を実施する系統のうち，原子炉圧
2.7-6力容器から低圧設計配管までの弁数が 2 個であり，インターフェイスシ
ステム LOCA が発生する可能性が最も高い高圧炉心注水系の吸込配管とする（原子炉隔離時冷却系及び残留熱除去系（低圧注水モード）の注水ラ
インについては，原子炉圧力容器から低圧設計配管までの弁数が 3 個であり，高圧炉心注水系の吸込配管に比べてインターフェイスシステム
LOCA の発生頻度は低くなる）。破断面積は，低圧設計部の耐圧バウンダ
リとなる箇所に対して，実耐力を踏まえた評価を行った結果，1cm2 を超えないことを確認しているが，保守的に 10cm2 とする。
（添付資料 2.7.1）(b) 安全機能の喪失に対する仮定
インターフェイスシステム LOCA が発生した側の高圧炉心注水系が機能喪失するものとする。

(c) 外部電源
外部電源なしの場合は，給復水系による給水がなく，原子炉水位の低下が早くなることから，外部電源は使用できないものと仮定し，非常用
ディーゼル発電機によって給電を行うものとする。

ｂ．重大事故等対策に関連する機器条件(a) 原子炉スクラム信号
原子炉スクラムは，事象発生と同時に想定している外部電源喪失に起因する再循環ポンプ・トリップに伴う炉心流量急減信号によるものとする。
(b) 原子炉隔離時冷却系
原子炉隔離時冷却系が原子炉水位低 （レベル 2）で自動起動し，2.7-7

182m3/h（8.12～1.03MPa[dif]において）の流量で注水するものとする。
(c) 高圧炉心注水系
高圧炉心注水系が原子炉水位低（レベル 1.5）で自動起動し，727m3/h（0.69MPa[dif]において）の流量で注水するものとする。
(d) 逃がし安全弁
原子炉減圧には自動減圧機能付き逃がし安全弁（8 個）を使用するものとし，容量として，1 個あたり定格主蒸気流量の約 5%を処理するものとする。

ｃ．重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件として，「1.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。
(a) 逃がし安全弁による原子炉急速減圧操作は，インターフェイスシステ
ムLOCAの発生を確認した後，中央制御室において隔離操作を行うが，その隔離操作失敗の判断時間及び逃がし安全弁の操作時間を考慮して事象発生から15分後に開始するものとする。
(b) 高圧炉心注水系の破断箇所隔離操作は，インターフェイスシステム
LOCA発生時の現場環境条件を考慮し，事象発生から3時間後に開始するものとし，操作時間は60分間とする。
（添付資料2.7.1）(3) 有効性評価の結果
本重要事故シーケンスにおける原子炉圧力，原子炉水位（シュラウド内及びシュラウド内外）※1，注水流量，逃がし安全弁からの蒸気流量，原子炉圧力容器内の保有水量の推移を第 2.7.6 図から第 2.7.11 図に，燃料被覆管温度，2.7-8

高出力燃料集合体のボイド率，炉心下部プレナム部のボイド率，破断流量の推移を第 2.7.12 図から第 2.7.15 図に示す。
※1 シュラウド内は，炉心部から発生するボイドを含んだ二相水位を示しているため，シュラウド外の水位より，見かけ上高めの水位となる。一方，非常用炉心冷却系の起動信号となる原子炉水位計（広帯域）の水位及び運転員が炉心冠水状態において主に確認する原子炉水位計（広帯域・狭帯域）の水位は，シュラウド外の水位であることから，シュラウ
ド内外の水位を併せて示す。なお，水位が有効燃料棒頂部付近となった
場合には，原子炉水位計（燃料域）にて監視する。6 号炉の原子炉水位計（燃料域）はシュラウド内を，7 号炉の原子炉水位計（燃料域）はシュラ
ウド外を計測している。

a. 事象進展
事象発生後に外部電源喪失となり，炉心流量急減信号が発生して原子炉
はスクラムし，また，原子炉水位低（レベル 2）で原子炉隔離時冷却系が自動起動する。
再循環ポンプについては，外部電源喪失により，事象発生とともに 10 台
全てがトリップする。
破断口から原子炉冷却材が流出することにより原子炉水位は低下するが，原子炉水位低（レベル 2）で原子炉隔離時冷却系による原子炉注水を開始する。
事象発生 15 分後の中央制御室における破断箇所の隔離に失敗するため，
中央制御室からの遠隔操作によって逃がし安全弁 8 個を手動開することで，原子炉を減圧し，原子炉冷却材の漏えいの抑制を図る。原子炉減圧により，原子炉隔離時冷却系が機能喪失するものの，原子炉水位低（レベル 1.5）で
2.7-9

健全側の高圧炉心注水系が自動起動し，原子炉水位が回復する。また，主蒸気隔離弁は，原子炉水位低(レベル 1.5)で全閉する。
事象発生 4 時間後，現場操作により高圧炉心注水系の破断箇所を隔離した後は，健全側の高圧炉心注水系により原子炉水位は適切に維持される。
高出力燃料集合体及び炉心下部プレナム部のボイド率については，原子炉減圧により増加する。また，高圧炉心注水系による原子炉注水が継続され，その原子炉圧力変化により増減する。
その後は，残留熱除去系による原子炉圧力容器及び原子炉格納容器除熱手順に従い，冷温停止状態に移行することができる。

b. 評価項目等
燃料被覆管の最高温度は，第 2.7.12 図に示すとおり，初期値(約 310℃)
を上回ることなく，1,200℃以下となる。また，燃料被覆管の酸化量は酸化反応が著しくなる前の燃料被覆管厚さの 1％以下であり，15%以下となる。
原子炉圧力は，第 2.7.6 図に示すとおり，約 7.07MPa[gage]以下に抑えられる。原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力は，原子炉圧力と原子炉
圧力容器底部圧力との差（高々約 0.3MPa）を考慮しても，約 7.37MPa[gage]
以下であり，最高使用圧力の 1.2 倍（10.34MPa[gage]）を下回る。
原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，原子炉減圧及び破断箇所隔離後の原子炉格納容器内への蒸気流入により上昇する。一方，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度が最も高くなる設計基準事故である「原子炉格納容器内圧力，雰囲気等の異常な変化」の「原子炉冷却材喪失」においては，インターフェイスシステム LOCA とは異なり，事象開始から原子炉格納容器内に原子炉冷却材が流出し続ける事故を想定し解析しており，この場合でも原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温2.7-10度の最大値は，約 0.25MPa[gage]及び約 138℃にとどまる。このため，本事象においても原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，原子炉格納容器の限界圧力及び限界温度を下回る。
中央制御室からの遠隔操作による高圧炉心注水系の破断箇所隔離には失敗するが，逃がし安全弁による原子炉減圧を実施し破断箇所からの原子炉
冷却材の漏えい抑制を図り，健全側の高圧炉心注水系による原子炉注水を継続することで，炉心の冷却が維持される。その後は，現場操作にて高圧
炉心注水系の破断箇所を隔離し，健全側の高圧炉心注水系による原子炉注
水及び残留熱除去系による原子炉圧力容器及び原子炉格納容器除熱を開始することで安定状態が確立し，また，安定状態を維持できる。
（添付資料 2.7.2）
本評価では，「1.2.1.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(4)の評価項目について，対策の有効性を確認した。

2.7.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操
作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価するものとする。
格納容器バイパス（インターフェイスシステム LOCA）では，原子炉冷却材
圧力バウンダリと接続された系統で，高圧設計部分と低圧設計部分のインターフェイスとなる配管のうち，隔離弁の隔離失敗等により低圧設計部分が過圧され破断し，原子炉格納容器外へ原子炉冷却材が流出することが特徴である。また，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，事象発生から 12 時間程度までの短時間に期待する操作及び事象進展に有意な影響を与えると考えられる操作として，逃がし安全弁による原子炉急速減圧操作及び高圧炉心注
2.7-11

水系の破断箇所隔離操作とする。

(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
本重要事故シーケンスにおいて不確かさの影響評価を行う重要現象とは，「1.7 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すとおりであり，それらの不確かさの影響評価は以下のとおりである。

ａ．運転員等操作時間に与える影響
炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，解析コードは実験
結果の燃料被覆管温度に比べて+50℃高めに評価することから，解析結果
は燃料棒表面の熱伝達係数を小さく評価する可能性がある。よって，実際の燃料棒表面での熱伝達は大きくなり燃料被覆管温度は低くなるが，原子炉注水は原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系の自動起動により行われ，燃料被覆管温度を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは酸化量及び酸化反応に伴う発熱量の評価について保守的な結果を与えるため，解析結果は燃料被覆管酸化を大きく評価する可能性がある。よって，実際の燃料被覆管温度は低くなり，原子炉水位挙動に影響を与える可能性があるが，原子炉注水は原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系の自動起動により行われることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
（添付資料 2.7.3）

ｂ．評価項目となるパラメータに与える影響
炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，実験解析では熱伝
2.7-12

達モデルの保守性により燃料被覆管温度を高めに評価し，有効性評価解析でも燃料被覆管温度を高めに評価するが，原子炉水位は有効燃料棒頂部を下回ることなく，炉心は冠水維持されるため，燃料被覆管の最高温
度は初期値(約 310℃)を上回ることはないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは，燃料被覆管の酸化について，酸化量及び酸化反応に伴う発熱量に保守的な結果を与え，燃料被覆管温度を高めに評価するが，原子炉水位は有効燃料
棒頂部を下回ることなく，炉心は冠水維持されるため，燃料被覆管の最高温度は初期値(約 310℃)を上回ることはないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
（添付資料 2.7.3）(2) 解析条件の不確かさの影響評価
ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は， 第2.7.2表に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件とした場合の影響を評価する。また，解析条件の設定に当たっては，評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなるような設定があることから，その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられる項目に関する影響評価の結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
初期条件の最大線出力密度は，解析条件の44.0kW/mに対して最確条
件は約42kW/m以下であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，燃料被覆管温度の上昇は緩和されるが，原子炉注水は原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系の自動起動により行われ，燃料被2.7-13

覆管温度を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度33GWd/tに対して最確条件は平均的燃焼度約30GWd/tであり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉水位の低下は緩和されるが，操作手順（炉心冠水操作）に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位及び炉心流量は，ゆらぎにより
解析条件に対して変動を与え得るが，事象進展に与える影響は小さい
ことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
事故条件の外部電源の有無については，事象進展を厳しくする観点から，給復水系による給水がなくなり，原子炉水位の低下が早くなる
外部電源がない状態を設定している。なお，外部電源がある場合は，給復水系による原子炉圧力容器への給水機能は維持されることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
機器条件の原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系は，解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復は早くなる。冠水後の操作として冠水維持可能な注水量に制御するが，注水後の流量調整操作であることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
（添付資料2.7.3）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の最大線出力密度は，解析条件の44.0kW/mに対して最確条
件は約42kW/m以下であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とし
2.7-14

た場合は，燃料被覆管温度の上昇は緩和されるが，原子炉水位は有効
燃料棒頂部を下回ることなく，炉心は冠水維持されるため，燃料被覆管の最高温度は初期値(約310℃)を上回ることはないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度33GWd/tに対して最確条件は平均的燃焼度約30GWd/tであり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉水位の低下は緩和され，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなるが，本重要事
故シーケンスは格納容器バイパス事象であることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位及び炉心流量は，ゆらぎにより
解析条件に対して変動を与え得るが，事象進展に与える影響は小さい
ことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
事故条件の外部電源の有無については，事象進展を厳しくする観点から，給復水系による給水がなくなり，原子炉水位の低下が早くなる
外部電源がない状態を設定している。なお，外部電源がある場合は，給復水系による原子炉圧力容器への給水機能は維持されるため，事象進展が緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
機器条件の原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系は，解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復が早くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
（添付資料2.7.3）
2.7-15

ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作の不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の6要因に分類し，これらの要因が運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転員等操作時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価し，評価結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
操作条件の逃がし安全弁による原子炉減圧操作は，解析上の操作開始時間として事象発生から15分後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，破断箇所の隔離操作の失敗の認知により原子炉減圧の操作開始時間は変動する可能性があるが，原子炉隔離時冷却系
及び高圧炉心注水系による原子炉注水により，炉心は冠水維持されるため，原子炉水位維持の点では問題とならない。
操作条件の高圧炉心注水系の破断箇所隔離操作は，解析上の操作開始時間として事象発生から3時間を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，隔離操作を実施すべき弁を容易に認知でき，現場での操作場所は漏えい箇所と異なる場所にあり，漏えいの影響を受けにくいため，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響も小さい。
（添付資料2.7.3）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の逃がし安全弁による原子炉減圧操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間が早まった場合，原子炉
2.7-16減圧時点の崩壊熱が大きくなるが，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心
注水系の原子炉注水により，炉心は冠水維持されるため，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
操作条件の高圧炉心注水系の破断箇所隔離操作は，運転員等操作時間に与える影響として，隔離操作の有無に関わらず，健全側の高圧炉
心注水系の原子炉注水継続により，炉心は冠水維持されるため，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
（添付資料2.7.3）(3) 操作時間余裕の把握
操作遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメー
タに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認し，その結果を以下に示す。
操作条件の逃がし安全弁による手動原子炉減圧操作については，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系の原子炉注水により，炉心は冠水維持されることから，時間余裕がある。
操作条件の高圧炉心注水系の破断箇所隔離操作は，隔離操作の有無に関わらず，健全側の高圧炉心注水系の原子炉注水継続により，炉心は冠水維持されることから，時間余裕がある。
（添付資料2.7.3）(4) まとめ
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操
作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認した。その結果，解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメ
2.7-17

ータに与える影響は小さい。この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間には時間余裕がある。

2.7.4 必要な要員及び資源の評価(1) 必要な要員の評価
事故シーケンスグループ「格納容器バイパス（インターフェイスシステム
LOCA）」において，6号及び7号炉同時の重大事故等対策時における必要な要員は，「2.7.1(3) 炉心損傷防止対策」に示すとおり20名である。「6.2 重大事故等対策時に必要な要員の評価結果」で説明している運転員，緊急時対策
要員等の72名で対処可能である。
(2) 必要な資源の評価
事故シーケンスグループ「格納容器バイパス（インターフェイスシステム
LOCA）」において，必要な水源，燃料及び電源は，「6.1(2) 資源の評価条件」の条件にて評価を行い，その結果を以下に示す。
ａ．水源
インターフェイスシステム LOCA 発生後の隔離までの各号炉における流出量
は，約 100m3 となる。6 号及び 7 号炉の同時被災を考慮すると，流出量は合計
約 200m3 となり，流出量分の注水が必要となる。水源として，各号炉の復水貯蔵槽に約 1,700m3 及び淡水貯水池に約 18,000m3 の水を保有している。インターフェイスシステム LOCA により復水貯蔵槽が使用できない場合においても，各号炉のサプレッション・チェンバに約 3,600m3 の水を保有しており，高圧炉心
注水系による原子炉注水は，サプレッション・チェンバのプール水を水源として注水することから，水源が枯渇することはない。これにより 6 号及び 7 号
炉の同時被災を考慮しても，必要な水量が確保可能であり，7 日間の注水継続実施が可能である。
2.7-18

ｂ．燃料
非常用ディーゼル発電機による電源供給については，事象発生後7日間最大負荷で運転した場合，号炉あたり約753kLの軽油が必要となる。5号炉原子炉
建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備及びモニタリング・ポスト用発電機による電源供給については，事象発生直後からの運転を想定すると，7日間の運転継続に合計約13kLの軽油が必要となる（6号及び7号炉合計約1,519kL）。
6 号及び 7 号炉の各軽油タンクにて約 1,020kL（6 号及び 7 号炉合計約 2,040kL）の軽油を保有しており，これらの使用が可能であることから，非常用ディー
ゼル発電機による電源供給，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設
備による電源供給及びモニタリング・ポスト用発電機による電源供給について，7 日間の継続が可能である。
(添付資料 2.7.4)

c．電源
外部電源は使用できないものと仮定し，各号炉の非常用ディーゼル発電機によって給電を行うものとする。6 号及び 7 号炉において重大事故等対策時に必要な負荷は，各号炉の非常用ディーゼル発電機負荷に含まれることから，非常用ディーゼル発電機による電源供給が可能である。
また，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備及びモニタリン
グ・ポスト用発電機についても，必要負荷に対しての電源供給が可能である。

2.7.5 結論
事故シーケンスグループ「格納容器バイパス（インターフェイスシステム
2.7-19

LOCA）」では，原子炉冷却材圧力バウンダリと接続された系統で，高圧設計
部分と低圧設計部分のインターフェイスとなる配管のうち，隔離弁の隔離失敗等により低圧設計部分が過圧され破断することで，原子炉格納容器外へ原子炉冷却材が流出することで，原子炉水位の低下により炉心が露出して炉心損傷に至ることが特徴である。事故シーケンスグループ「格納容器バイパス(インターフェイスシステム LOCA)」に対する炉心損傷防止対策としては，初期の対策として原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系による原子炉注水手段，逃がし安全弁による原子炉減圧手段及び運転員の破断箇所隔離による漏えい停止手段，安定状態に向けた対策として残留熱除去系（サプレッショ
ン・チェンバ・プール水冷却モード）による原子炉格納容器除熱手段を整備している。
事故シーケンスグループ「格納容器バイパス（インターフェイスシステム
LOCA）」の重要事故シーケンス「インターフェイスシステムLOCA」について有効性評価を行った。
上記の場合においても，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系による原子炉注水，残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）
による原子炉格納容器除熱を実施することにより，炉心損傷することはない。
その結果，燃料被覆管温度及び酸化量，原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，評価項目を満足している。また，安定状態を維持できる。
解析コード及び解析条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操作時間に与える影響及び評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
重大事故等対策時に必要な要員は，運転員及び緊急時対策要員にて確保可
2.7-20能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
以上のことから，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系による原子炉注
水，逃がし安全弁による原子炉急速減圧，運転員の破断箇所隔離による漏えい停止，残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）
による原子炉格納容器除熱等の炉心損傷防止対策は，選定した重要事故シー
ケンスに対して有効であることが確認でき，事故シーケンスグループ「格納容器バイパス（インターフェイスシステムLOCA）」に対して有効である。

2.7-21

原子炉建屋

外部電源

非常用ディーゼル
発電機

原子炉格納容器

ブローアウトパネル

軽油タンク

Gen

※3
逃がし安全弁主タービン系へ

給水系
より
復水貯蔵槽

開固着

※2

※4

※1

高圧炉心注水系ポンプ

※2

※1
誤開放

原子炉圧力容器C

高圧代替注水系ポンプ

破断箇所

※3

B
高圧炉心注水系ポンプ

原子炉隔離時冷却系ポンプ※4

第 2.7.1 図AC

残留熱除去系ポンプ

残留熱除去系ポンプ「格納容器バイパス（インターフェイスシステム LOCA）」の重大事故等対策の概略系統図（1/3）（原子炉急速減圧及び原子炉注水）

非常用ディーゼル
発電機

原子炉格納容器
復水貯蔵槽
軽油タンク

外部電源

Gen

※3
逃がし安全弁主タービン系へ
給水系
より
開固着

※2
※1
※2

※1
誤開放

C

原子炉圧力容器
高圧代替注水系ポンプ

高圧炉心注水系ポンプ
破断箇所

※3

B

※4

高圧炉心注水系ポンプ

第 2.7.2 図

原子炉隔離時冷却系ポンプ

AC

残留熱除去系ポンプ

残留熱除去系ポンプ※4「格納容器バイパス（インターフェイスシステム LOCA）」の重大事故等対策の概略系統図（2/3）（原子炉注水及び原子炉格納容器除熱）

2.7-22非常用ディーゼル
発電機

原子炉格納容器
復水貯蔵槽
隔離操作弁

外部電源

Gen

逃がし安全弁主タービン系へ

給水系
より

軽油タンク

開固着

原子炉圧力容器

破断箇所

B
高圧炉心注水系ポンプ

CC

高圧炉心注水系ポンプ

A

残留熱除去系ポンプ

残留熱除去系ポンプ

第 2.7.3 図「格納容器バイパス（インターフェイスシステム LOCA）」の重大事故等対策の概略系統図（3/3）（原子炉注水，原子炉格納容器除熱及び原子炉冷却）2.7-23

凡例

本評価においては，高圧炉心注水系のISLOCA事象を想定しているが，残留熱除去系等においてISLOCA事象が発生した場合，同様の対応を取ることにより事象を収束させることができる

定例試験開始「高圧炉心注水系電動弁手動全開全閉試験」

高圧炉心注入隔離弁全開試験時
HPCFポンプ吸込圧力高警報発生：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）の
みの作業

：判断

：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業：解析上考慮しない操作・判断結果

高圧炉心注水ポンプ吐出圧力上昇確認
系統過圧発生確認（解析上の時間）（約0分）

外部電源喪失発生
ISLOCA発生

※1

※2

※3

HPCFポンプ吸込圧力高警報クリア※1 高圧炉心注水ポンプ吸込圧力計は現場計器のため，中央制御室で監視できる高圧炉心注水ポン
プ吐出圧力計指示が通常値を超えた事で「系統過圧」であると判断できる※2 シナリオ解析上，高圧炉心注水系の系統過圧対応として，高圧炉心注入隔離弁の閉操作と同時に外部電源喪失が発生し当該弁の電源が喪失する。非常用ディーゼル発電機により電源が復旧しても10分後から隔離操作を開始することとする。また，ISLOCA事象も発生することとする

非常用ディーゼル発電機自動起動確認
非常用高圧母線（6.9kV）復旧確認

炉心流量急減動作※3

ISLOCA事象発生により系統圧力が低下し警報がクリアする※4

重大事故等発生を通信連絡設備により確認した現場作業員は退避を実施する※4
非常用ディーゼル発電機運転状態確認

原子炉スクラム，タービン・トリップを確認（約70秒後）※5 中央制御室にて機器ランプ表示，タービン回転速度，ポンプ吐出圧力，流量指示計等により起動を確認する

原子炉水位低（レベル2）
高圧給水機能設備作動値に到達※6
原子炉隔離時冷却系自動起動確認
原子炉注水流量確認

複数のパラメータによりISLOCA発生を確認する（補足1）
ISLOCA発生を確認した高圧炉心注水ポンプは操作スイッチにより自動起動を阻止する※5

原子炉隔離時冷却系による
原子炉注水確認No

補足１
ISLOCA発生は以下のパラメータにより確認する
・原子炉隔離時冷却系の注水継続でも原子炉水位の上昇が見られない・・・LOCA事象と確認
・原子炉隔離状態にも関わらず原子炉圧力の低下が継続する・・・・・・・LOCA事象と確認
・原子炉圧力の低下に比べ格納容器圧力・温度の上昇が少ない・・・・・・格納容器外での漏えいと確認
・高圧炉心注水系の系統圧力が待機圧力よりも上昇している・・・・・・・高圧炉心注水系の低圧設計部が過圧されていることを確認する
・高圧炉心注水系の系統過圧が運転員の対応なしに低下している・・・・・高圧炉心注水系統での漏えいが考えられる

高圧代替注水系 起動
Yes
高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず

原子炉水位低下継続確認

監視可能であれば以下のパラメータを参考に原子炉建屋内の状況を確認する
・原子炉建屋各放射線モニタ指示値上昇・・・・・・・・・・・・・・・・原子炉建屋内での一次系統水の漏えいが考えられる
・原子炉建屋サンプポンプ運転頻度増加・・・・・・・・・・・・・・・・原子炉建屋内での漏えいが考えられる
・高圧炉心注水ポンプ室床漏えい警報発生・・・・・・・・・・・・・・・高圧炉心注水ポンプ室内での漏えいが考えられる
・高圧炉心注水ポンプ室の監視カメラによる確認・・・・・・・・・・・・高圧炉心注水ポンプ室内の状況を確認できる
・高温の蒸気による火災報知器の動作・・・・・・・・・・・・・・・・・高圧炉心注水ポンプ室内での漏えいが考えられる

原子炉隔離操作※6（約10分後）ISLOCA発生を確認

LOCA事象確認による
原子炉隔離操作は解析上考慮せず（ポンプ水源側からの流出防止のための隔離操作）

中央制御室からの遠隔操作による
高圧炉心注入ポンプ吸込弁「全閉」

中央制御室での遠隔操作による
高圧炉心注入隔離弁「全閉」※7
復水貯蔵槽側吸込弁「全閉」操作No

中央制御室からの遠隔隔離操作失敗

原子炉圧力静定後
上昇傾向確認Yes（15分後）

中央制御室での逃がし安全弁8個による原子炉急速減圧

No

※8
Yes

※9
原子炉水位を
レベル3からレベル8で維持健全側の高圧炉心注水ポンプ及び原子炉隔離時冷却系ポンプ
水源切替え
高圧炉心注入ポンプ
サプレッション・プール吸込弁「全閉」
健全側の高圧炉心注水ポンプ及び原子炉隔離時冷却系ポンプの水源切替えが完了後，復水貯蔵槽の出口手動弁を「全閉」とする（約18分後）高圧注水系により原子炉水位を維持し，サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード起動後，原子炉圧力容器を減圧する。減圧後，原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態とする
原子炉建屋内のサーベイを実施し，漏えい水を排水処理する

原子炉水位低（レベル1.5）
高圧注水機能設備作動値に到達

高圧炉心注水系自動起動確認
原子炉注水流量確認※10

主蒸気隔離弁自動「全閉」確認

原子炉水位上昇確認（約20分後）（約35分後）※11
残留熱除去系2系列による
サプレッション・チェンバ・プール水冷却開始※7 サプレッション・チェンバ・プール水位が上昇すると，高圧炉心注水系の水源は復水貯蔵槽からサプ
レッション・チェンバ・プールに切り替わる。また，原子炉水位低（レベル1.5）信号発生により，原子炉
隔離時冷却系の水源もサプレッション・チェンバ・プールに切り替わる※8

原子炉隔離が完了するため原子炉圧力の低下が止まり，上昇傾向に変わる※9

原子炉水位計（広帯域）を確認し，原子炉水位をレベル3からレベル8に維持をする※10 中央制御室にて機器ランプ表示，ポンプ吐出圧力指示計等にて起動を確認する
実態は，原子炉急速減圧操作前に高圧炉心注水系を起動し，原子炉圧力低下により原子炉隔離時冷却系が隔離しても原子炉への注水を維持する。解析では，原子炉水位低下による高圧炉心注水系の自動起動及び原子炉圧力低下による原子炉隔離時冷却系の隔離を想定する

原子炉水位高（レベル8）にて
高圧炉心注水系原子炉注水停止確認※11 解析上，原子炉急速減圧操作前の残留熱除去系起動を考慮せず，高圧炉心注水系による原子炉水位上昇
確認後にサプレッション・チェンバ・プール水冷却を開始する※12
原子炉水位を
レベル1からレベル1.5で維持（4時間後）※12 ISLOCAによる漏えい量抑制のため，隔離操作が完了するまで原子炉水位計（広帯域）を確認し，原子炉水位をレベル1からレベル1.5を維持する（補足2）

原子炉建屋内にて電動弁手動操作による
高圧炉心注入隔離弁「全閉」

No

電動弁手動操作による隔離操作成功2.7-24

格納容器窒素ガスパージ操作

Yes

原子炉格納容器内にて
高圧炉心注入系手動隔離弁「全閉」

原子炉水位を
レベル3からレベル8で維持※9

高圧炉心注水系により原子炉水位を維持し，残留熱除去系1系列による原子炉停止時冷却モード
により冷温停止状態とする。残留熱除去系1系列によるサプレッション・チェンバ・プール水冷
却モードを継続する
原子炉建屋内のサーベイを実施し，漏えい水を排水処理する

第 2.7.4 図

補足２
ISLOCA発生時の漏えい量抑制のため原子炉圧力容器への注水ノズルの高さ以下に維持することが好ましい
下記に各ノズル高さと原子炉水位の基準を示す
レベル2 ・・・・・・・・・・・-590mm
給水ノズル ・・・・・・・・・-629mm
低圧炉心注水ノズル
・・・・・-1321mm
高圧炉心注水ノズル ・・・・・・-1930mm
レベル1.5 ・・・・・・・・・・-2040mm
レベル1
・・・・・・・・・・-2880mm
有効燃料棒頂部(TAF) ・・・・・-3190mm「格納容器バイパス（インターフェイスシステム LOCA）」の対応手順の概要

格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）

経過時間（分）

2

4

6

8

10

12

14

／

16

18

20

22

24

経過時間（時間）

2

3

4

5

6

7

8

事象発生

実施箇所・必要人員数

原子炉スクラム

当直長

責任者
指揮者

操作項目

通報連絡者

6号
7号

当直副長
当直副長

緊急時対策本部要員

運転員（中央制御室）
6号
7号

1人

中央監視
緊急時対策本部連絡

1人
1人

各号炉運転操作指揮

5人

運転員
（現場）
6号

7号

15分
約70秒

原子炉急速減圧

原子炉水位低（レベル2）

操作の内容

中央制御室連絡
発電所外部連絡緊急時対策要員
（現場）
6号
7号

約18分

原子炉水位低（レベル1.5）

4時間 高圧炉心注水系からの漏えい停止
プラント状況判断

・高圧炉心注水系吸込配管破断確認

・外部電源喪失確認

状況判断

2人

2人

A,B

a,b

－

－

－

－

・原子炉スクラム，タービン・トリップ確認

・非常用ディーゼル発電機

・原子炉隔離時冷却系

高圧炉心注水系からの漏えい停止操作（中央制御室操作）

原子炉急速減圧操作

高圧炉心注水系(健全側）

自動起動確認

（1人）
A

（1人）
a

（1人）

（1人）

A

a

（1人）

（1人）

B

b

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

・高圧炉心冷却系

・逃がし安全弁

（1人）
A

（1人）
a

注入隔離弁閉操作

8個

高圧炉心注水系からの漏えい停止操作（現場操作）－（1人）
B

原子炉水位調整操作

必要人員数

合計

－

（1人）
b

4人
c,d

E,F

e,f

（2人）
C,D

（2人）
c,d

－

－

2人

2人

4人

4人

A,B

a,b

C,D,E,Fc,d,e,f（

5分

注入隔離弁全閉失敗を想定

5分

手動開放操作・高圧炉心注水系（健全側）
自動起動確認

5分

レベル8到達後
レベル1～レベル1.5 維持・高圧炉心注水系（健全側）
注入弁操作

・残留熱除去系

4人
C,D

自動起動確認

自動起動確認・残留熱除去系ポンプ
残留熱除去系 サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード操作

10分

手動起動

試験用調節弁操作

5分

サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード運転を継続

・現場移動

30分

・保護具装着／装着補助
－

－
・現場移動
・高圧炉心冷却系－－

注入隔離弁閉操作

・高圧炉心注水系（健全側）

60分

レベル3～レベル8維持

0人）内の数字は他の作業終了後，移動して対応する人員数。

第 2.7.5 図「格納容器バイパス（インターフェイスシステム LOCA）」の作業と所要時間

2.7-25

9

10

備考

10

（最大値：約 7.07MPa[gage]）（原子炉圧力は初期値を上回らない）
8

原

高圧炉心注水系配管破断
による減圧

子

原
炉
子
炉
圧
圧
力

逃がし安全弁 8 個による手動減圧（15 分）

6（MPa[abs]）

4

2

0
0

1

2

3

4

5

6

7

8

事故後の時間（ｈ）
SA3KK7HPC99AGB8N002

第 2.7.6 図

20

原
子
炉
水
位
（
シ
ュ
ラ
ウ
ド
内
水
位
）

手動減圧に伴う減圧沸騰
による水位上昇15

原子炉圧力の推移

高圧炉心注水系の停止による
一時的水位低下

炉心上部プレナム

10

有効燃料棒頂部
高出力燃料集合体
有効燃料棒底部

5（ｍ）

炉心下部プレナム

0
0

1

2

3

4

5

6

7

事故後の時間（ｈ）

第 2.7.7 図

SA3KK7HPC99AGB8N002

原子炉水位（シュラウド内水位）の推移

2.7-26

8

20

原
子
炉
水
位
（
シ
ュ
ラ
ウ
ド
内
外
水
位
）

手動減圧に伴う減圧沸騰
による水位上昇
逃がし安全弁の流出モデル切替えに伴う減圧沸騰による水位上昇

15

レベル 8
レベル 3
レベル 2

炉心上部プレナム

レベル 1.5
レベル 1
有効燃料棒頂部

10

HPCF スパージャ
ノズル下端

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

1

2

3

4

5

6

7

8

事故後の時間（ｈ）
SA3KK7HPC99AGB8N002

第 2.7.8 図

原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移

1000

高圧炉心注水系

800
注
水
注
入
流
流
量

(t/h)

600

原子炉隔離時
冷却系

400

200

0
0

1

2

3

4

5

6

7

事故後の時間（ｈ）
SA3KK7HPC99AGB8N002

第 2.7.9 図

注水流量の推移

2.7-27

8

3000

2500
蒸
気
蒸
流
気
流
量
量

2000

逃がし安全弁（8 個）

1500

(t/h)
1000

500

0
0

1

2

3

4

5

6

7

8

事故後の時間（ｈ）
SA3KK7HPC99AGB8N002

第 2.7.10 図

逃がし安全弁からの蒸気流量の推移

500

破断による原子炉冷却材流出により水量減少
原
子
炉
圧
原
力
子
容
炉
器
冷
内
却
の
材
保
保
有
有
水
水
量
量

高圧炉心注水系の流量に応じた変化

400

300

200

破断口隔離による
水量回復

(t)

注水による
水量回復

100

0
0

1

2

3

4

5

6

7

事故後の時間（ｈ）
SA3KK7HPC99AGB8N002

第 2.7.11 図

原子炉圧力容器内の保有水量の推移

2.7-288

1200（最高温度：約 310℃）
燃

1000

料
被

燃
覆
料
被
管
覆
管
温
温
度
度

800

(℃)

400

600

原子炉減圧による飽和温度の低下
原子炉圧力の変化に応じて飽和温度が変化し燃料被覆管温度もこれに追従する（燃料被覆管温度は初期値を上回らない）

200

0
0

1

2

3

4

5

6

7

8

事故後の時間（ｈ）
SA3KK7HPC99AGB8N002

第 2.7.12 図 燃料被覆管温度の推移

1.2

原子炉減圧に伴うボイド率増加高圧炉心注水系の起動停止による原子炉圧力変化に伴うボイド率変化

1
ボ
イ
ボ
ド
イ
ド
率
率

0.8

0.6

（－）
0.4

0.2

0
0

1

2

3

4

5

6

7

事故後の時間（ｈ）
SA3KK7HPC99AGB8N002

第 2.7.13 図 高出力燃料集合体のボイド率の推移

2.7-29

8

1.2

1
ボ
イ
ボ
ド
イ
ド
率
率

0.8

原子炉減圧に伴うボイド率増加0.6（－）

高圧炉心注水系の起動停止による原子炉圧力変化に伴うボイド率変化

0.4

0.2

0
0

1

2

3

4

5

6

7

8

事故後の時間（ｈ）
SA3KK7HPC99AGB8N002

第 2.7.14 図 炉心下部プレナム部のボイド率の推移

100

平衡均質
流モデル
80

逃がし安全弁 8 個による減圧に伴い破断流量が減少

破
断
破
断
流
流
量

(t/h)

差圧流モデル60

破断流モデルの切替えによる流量の増加
40

破断箇所の隔離

20

0
0

1

2

3

4

5

6

7

事故後の時間（ｈ）
SA3KK7HPC99AGB8N002

第 2.7.15 図 破断流量の推移

2.7-308

第 2.7.1 表「格納容器バイパス（インターフェイスシステム LOCA）」の重大事故等対策について(1/2)

判断及び操作手順

インターフェイスシステム LOCA 発生

原子炉冷却材圧力バウンダリと接続された系統で，高圧設計
部分と低圧設計部分のインターフェイスとなる配管のうち，隔離弁の隔離失敗等により低圧設計部分が過圧され破断することで，インターフェイスシステム LOCA が発生する。

外部電源喪失及び原子炉スクラム確認

外部電源喪失が発生し，原子炉がスクラムしたことを確認する。

原子炉隔離時冷却系による原子炉注水

原子炉スクラム後，原子炉水位は低下し続け，原子炉水位低(レベル 2)で原子炉隔離時冷却系が自動起動し原子炉注水を開始する。

高圧代替注水系による原子炉注水

高圧注水機能喪失確認後，高圧代替注水系を起動し原子炉水位を回復する。

2.7-31

インターフェイスシステム LOCA 発生確認

中央制御室での高圧炉心注水系隔離失敗有効性評価上期待する事故対処設備
常設設備

可搬型設備

計装設備

―

―

―

【非常用ディーゼル発電機】【軽油タンク】【原子炉隔離時冷却系】
復水貯蔵槽

高圧代替注水系

―

―

―

復水貯蔵槽

原子炉水位及び原子炉圧力の低下により LOCA 事象を確認
し，格納容器温度，格納容器圧力の上昇がないことから原子炉格納容器外での漏えい事象であることを確認し，高圧炉心
注水系ポンプ吐出圧力指示の上昇（破断面積が大きく漏えい
量が多い場合は，運転員の対応なしに低下傾向を示す場合もある）により低圧設計部分が過圧されたことを確認し，イン
ターフェイスシステム LOCA が発生したことを確認する。

――

中央制御室からの遠隔操作により高圧炉心注水系の隔離操作を実施するが，高圧炉心注入隔離弁の閉操作に失敗し，高圧
炉心注水系の隔離に失敗する。

――

逃がし安全弁による原子炉急速減圧

高圧炉心注水系の隔離に失敗するため，破断箇所からの漏えい量を抑制するため原子炉を急速減圧する。

高圧炉心注水系による原子炉注水

原子炉急速減圧により原子炉水位が低下し，原子炉水位低(レベル 1.5)で健全側の高圧炉心注水系が自動起動し原子炉注水を開始する。原子炉水位回復後は，破断箇所からの漏えい抑制のため高圧炉心注水系ノズル部以下で維持する。

逃がし安全弁【高圧炉心注水系】
復水貯蔵槽

平均出力領域モニタ
起動領域モニタ
原子炉水位（SA）
原子炉水位【原子炉隔離時冷却系系統流量】
復水貯蔵槽水位（SA）
原子炉水位（SA）
原子炉水位
高圧代替注水系系統流量
復水貯蔵槽水位（SA）
原子炉圧力（SA）
原子炉圧力
原子炉水位（SA）
原子炉水位
ドライウェル雰囲気温度
格納容器内圧力（D/W）
【高圧炉心注水系ポンプ吐出圧力】
原子炉圧力（SA）
原子炉圧力
原子炉水位（SA）
原子炉水位―

原子炉圧力（SA）
原子炉圧力―

原子炉水位（SA）
原子炉水位【高圧炉心注水系系統流量】
復水貯蔵槽水位（SA）【 】：重大事故等対処設備（設計基準拡張）：有効性評価上考慮しない操作

第 2.7.1 表「格納容器バイパス（インターフェイスシステム LOCA）」の重大事故等対策について(2/2)

判断及び操作残留熱除去系（サプレッション・チェ
ンバ・プール水冷却モード）運転

有効性評価上期待する事故対処設備

手順

原子炉急速減圧によりサプレッション・チェンバ・プール水温が35℃を超えた時点で，残留熱除去系によるサプレッション・チェ
ンバ・プール水冷却モード運転を開始する。

常設設備【残留熱除去系(サプレッショ
ン・チェンバ・プール水冷却モ

可搬型設備

計装設備

―

サプレッション・チェンバ・プール水温度【残留熱除去系系統流量】

ード)】

2.7-32

現場操作での高圧炉心注水系隔離操作

破断箇所からの漏えい抑制を継続し，現場操作により高圧炉心注入隔離弁の全閉操作を実施し，高圧炉心注水系を隔離する。

【高圧炉心注入隔離弁】―

原子炉水位（SA）
原子炉水位

高圧炉心注水系隔離後の水位維持

高圧炉心注水系の隔離に成功した後は，健全側の高圧炉心注水系
により，原子炉水位を原子炉水位低(レベル 3)から原子炉水位高(レベル 8)の間で維持する。

【高圧炉心注水系】―

原子炉水位（SA）
原子炉水位【高圧炉心注水系系統流量】
サプレッション・チェンバ・プール水位【 】：重大事故等対処設備（設計基準拡張）

第 2.7.2 表

主要解析条件（格納容器バイパス（インターフェイスシステム LOCA））（1/4）

項目
解析コード

条件設定の考え方

SAFER－

原子炉熱出力3,926MWt

定格原子炉熱出力として設定

原子炉圧力

7.07MPa[gage]

定格原子炉圧力として設定

原子炉水位

2.7-33

初期条
件

主要解析条件通常運転水位（セパレータスカート下端から+119cm）

通常運転時の原子炉水位として設定

炉心流量52,200t/h

定格流量として設定

炉心入口温度

約 278℃

熱平衡計算による値

炉心入口サブクール度

約 10℃

熱平衡計算による値

燃料

9×9 燃料（A 型）

最大線出力密度44.0kW/m

設計限界値として設定

ANSI/ANS-5.1-1979

サイクル末期の燃焼度のばらつきを考慮し，10％の燃焼度 33GWd/t

保守性を考慮して設定

原子炉停止後の崩壊熱

外部水源の温度

50℃（事象開始 12 時間以降は 45℃，
事象開始 24 時間以降は 40℃）－

復水移送ポンプ吐出温度を参考に設定

第 2.7.2 表

主要解析条件（格納容器バイパス（インターフェイスシステム LOCA））（2/4）

項目
起因事象

事
故
条
件

安全機能の喪失に対する仮定

主要解析条件

条件設定の考え方

高圧炉心注水系の吸込配管の破断

圧力応答評価に基づき評価された漏えい面積に十分

破断面積は 10cm2に余裕をとった値として設定

インターフェイスシステム LOCA が発

インターフェイスシステム LOCA が発生した側の高圧

生した側の高圧炉心注水系の機能喪失

炉心注水系が機能喪失するものとして設定
外部電源の有無を比較し，外部電源なしの場合は給外部電源

外部電源なし復水系による給水がなく，原子炉水位の低下が早くなることから，外部電源なしを設定

2.7-34

第 2.7.2 表

主要解析条件（格納容器バイパス（インターフェイスシステム LOCA）（3/4）

項目
原子炉スクラム信号

主要解析条件
炉心流量急減（遅れ時間：2.05 秒）

条件設定の考え方
安全保護系等の遅れ時間を考慮して設定
原子炉隔離時冷却系の設計値として設定
10.0

原子炉水位低（レベル 2）にて自動起動
182m3/h（8.12～1.03MPa[dif]において）
にて注水

原子炉圧力（MPa[dif]）

原子炉隔離時冷却系

8.0

6.0

4.0

2.0

0.0
0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

流量（m 3 /h）

高圧炉心注水系の設計値として設定
10.0

原子炉水位低（レベル 1.5）にて自動起動
高圧炉心注水系

727m3/h（0.69MPa[dif]において）にて注
水8.0

原子炉圧力（MPa[dif]）

2.7-35

重
大
事
故
等
対
策
に
関
連
す
る
機
器
条
件

原 子炉隔離 時冷
却 系による 注水特性

高圧炉心注水系ポンプ 1 台による注水特性

6.0

4.0

2.0

0.0
0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

流量（m3 /h）

自動減圧機能付き逃がし安全弁の 8 個を開することによる原子炉急速減圧<原子炉圧力と逃がし安全弁 1 個あたりの蒸気流量の関係>
逃がし安全弁

逃がし安全弁の設計値に基づく蒸気流量及び原子炉圧力の関係から設定

第 2.7.2 表

主要解析条件(格納容器バイパス(インターフェイスシステム LOCA))(4/4)

項目

2.7-36

重
大
事
故
等
対
策
に
関
連
す
る
操
作
条
件

主要解析条件

条件設定の考え方
インターフェイスシステム LOCA の発生を確認し逃がし安全弁による原子炉減圧操作

事象発生 15 分後た後，中央制御室において隔離操作を行うが，その隔離操作失敗の判断時間及び逃がし安全弁の操作時間を考慮して事象発生 15 分後を設定

破断面積 10cm2 のインターフェイスシステム
高圧炉心注水系の破断箇所隔離操作

事象発生 4 時間後

LOCA 発生時における原子炉建屋原子炉区域の現場環境条件を考慮し，運転員の現場移動時間及び操作時間等を踏まえて設定

添付資料 2.7.1
インターフェイスシステム LOCA 発生時の破断面積及び現場環境等について
インターフェイスシステム LOCA 発生時の破断箇所は，運転中に弁の開閉試験を実施する系統のうち，インターフェイスシステム LOCA が発生する可能性が最も高い高圧炉心注水系の吸込配管としている。ここでは，高圧炉心注水系の低圧設計部となっている配管，弁及び計装設備の耐圧バウンダリとなる箇所に対して，各構造の実耐力を踏まえた評価を行い，破断面積の評価及びインターフェイスシステム LOCA 発生時の現場環境への影響について評価する。
また，低圧注水系についても，運転中に弁の開閉試験を実施するものの，原子炉圧力容器から低圧設計部までに 3 弁が存在するため，インターフェイスシステム LOCA の発生頻度は
高圧炉心注水系に比較して低いと考えられる。しかし，3 弁目は中圧設計の配管上に存在するため，添付資料 1.5.2 において，過圧時もその機能が確保されることを確認していることを示した。本資料においては，低圧注水系の中圧設計部についても実耐力評価を行った結果も合わせて示す。
1. 想定するインターフェイスシステム LOCA 及び低圧設計部における過圧条件について
申請解析と同様に，高圧炉心注水系の電動弁開閉試験にて，原子炉注入逆止弁が故障により開固着しており，原子炉注入電動弁が誤動作した場合，高圧炉心注水系の低圧設計部であるポンプ吸込配管の過圧を想定する。
低圧設計部の配管等に対しては，運転中の原子炉圧力（約 7.2MPa）及び水頭による圧力を考慮し，7.5MPa の圧力が伝播するものとして低圧設計部の構造健全性について評価を行うこととする。
隔離弁によって高圧設計部分と低圧設計部分が物理的に分離されている状態から，隔離弁が開放すると，高圧設計部分から低圧設計部分に水が移動し，配管内の圧力は最終的にほぼ等しい圧力で落ち着く。高圧設計部分が原子炉圧力容器に連通している場合，最終的な配管内の圧力は原子炉圧力とほぼ等しくなる。
隔離弁の急激な開動作（以下「急開」という。
）を想定した場合，高圧設計部分及び原子炉圧力容器内から配管の低圧設計部分に流れ込む水の慣性力により，配管内の圧力が一時的に原子炉圧力よりも大きくなることが知られている。この現象は水撃作用と呼ばれる※1。
しかし，隔離弁が緩やかな開動作をする場合，水撃作用による圧力変化は小さく，配管内の圧力が原子炉圧力を大きく上回ることはない。
電動仕切弁は，駆動機構にねじ構造やギアボックス等があるため，機械的要因では急開となり難い。また，電動での開弁速度は，約 6 秒となっており，電気的要因では急開とならないことから，誤開を想定した場合，水撃作用による圧力変化が大きくなるような急開とならない。

添 2.7.1-1

文献※1 によると，配管端に設置された弁の急開，急閉により配管内で水撃作用による圧力変化が大きくなるのは，弁の開放時間もしくは閉止時間（T）において，圧力波が長さ（L）の管路内を往復するのに要する時間（μ）より短い場合であるとされている。



T



2L



1



 : 弁の時間定数
T : 弁の開放時間もしくは 閉止時間 (s) : 管路内を圧力が往復す る時間 (s)L : 配管長 (m) : 圧力波の伝播速度 (m / s)

ここで（α）は管路内の流体を伝わる圧力波の伝播速度であり，音速とみなすことができ，配管長（L）を実機の高圧炉心注水系の注水配管の配管長※2 を元に保守的に 100m※3 とし，水の音速（α）を 1,500m/s※4 とすると，管路内を圧力波が往復する時間（μ）は約 0.14 秒となる。即ち，弁開放時間（T）を高圧炉心注水系の電動仕切弁の約 6 秒とすると水撃作用による大きな圧力変化は生じることはなく，低圧設計部分の機器に原子炉圧力を大きく上回る荷重がかかることはないこととなる。
なお，仮に高圧炉心注水系の電動弁開閉に伴う水撃作用が生じた場合であっても，極めて短時間（数秒間）に起きる現象であり，かつ，大幅な圧力上昇を引き起こすことは考えにくい。さらにこの時の配管内の流体は，一次冷却材（288℃）の水が低圧部まで到達せず低温の状態であると推測され，温度による影響（熱伸び等）を受けることはない。
また，次項以降，強度評価において，例えば配管について最も厳しい No.①の管の最小厚さ（ts）8.31mm での許容圧力は約 10MPa（1 次一般膜応力 0.6Su 適用値）であり十分な余裕がある。さらに，設計引張強さ（Su）までの余裕を考えると，さらなる余裕が含まれることとなる。
よって，この影響は無視し得る程小さいものと考え，構造健全性評価としては考慮しないこととする。
※1：水撃作用と圧力脈動〔改訂版〕第 2 編「水撃作用」（（財）電力中央研究所 元特任研究員 秋元徳三）※2：高圧炉心注水系の原子炉圧力容器開口部から低圧設計部分の末端の逆止弁までの長さは約 70m※3：配管長を実機より長く設定することは相対的に弁の開放時間を短く評価することにな
り，水撃作用の発生条件に対し保守的となる。
※4：圧力 7.2MPa[abs]，水温 38℃の場合，水の音速は約 1,540m/s となる。

添 2.7.1-2

2. 構造健全性評価の対象とした機器等について
高圧炉心注水系の低圧設計部において圧力バウンダリとなる範囲を抽出し，具体的には
下記対象範囲について評価を行った。
a)配管（ドレン／ベント，計装配管等の小口径配管も対象に含む）
b)計装設備（ポンプ吸込側に設置されている圧力計）c)弁（圧力バウンダリとなる弁）d)フランジ部（ボルトの伸びによる漏えい量評価を実施）
e)ポンプ（ポンプ吸込側の低圧設計部）
具体的な対象箇所については図 1-1 から図 1-5 に示す。

添 2.7.1-3

PCV

MO

NO
LO

F004

F003

F005

RPV

復水貯蔵槽

MO

S/P

⑥
PＴ

③
PI

③

⑤

①
高圧注水ポンプ
高圧炉心注水ポンプ

MO

②

③

高圧設計配管
低圧設計配管④

図 1-1 評価対象の配管範囲
PCV

MO

NO
LO

F003

F004

F005

RPV

復水貯蔵槽

MO

S/P

①
②

PＴ

MO

PI

高圧注水ポンプ
高圧炉心注水ポンプ

図 1-2 評価対象の計装設備

添 2.7.1-4

PCV

MO

NO
LO

F003

F004

F005

RPV

復水貯蔵槽

S/P

MO

③

②

PＴ

⑤ ①

MO

PI

⑤
④

⑤

高圧注水ポンプ
高圧炉心注水ポンプ⑤⑤

図 1-3 評価対象の弁

PCV

MO

NO
LO

F003

F004

F005

RPV

復水貯蔵槽

MO

S/P

③

PＴ

②

MO

PI

①
高圧注水ポンプ
高圧炉心注水ポンプ

図 1-4 評価対象のフランジ

添 2.7.1-5

⑤
MO

PCV

NO
LO

F003

F004

F005

RPV

復水貯蔵槽

MO

S/P

①

PＴ

MO

PI

高圧注水ポンプ
高圧炉心注水ポンプ

図 1-5 評価対象のポンプ

添 2.7.1-6

3. 構造健全性評価の結果
各機器に対する評価結果について以下に示す。
破断が想定される箇所としては計装設備であり，また，フランジ部についてもボルトの伸びによる漏えいが想定されるものの，合計でも漏えい面積は 1cm2 を超えることはないとの結果となった。
ａ)配管
圧力

温度

外径

公称厚さ

（MPa）

（℃）

（mm）

（mm）

①

406.4

9.5

②

406.4

12.7

③

27.2

3.9

60.5

5.5

34.0

4.5

17.3

2.3

9.52

2.0

9.52

1.3

No.

7.5

④

288

⑤

⑥

材料
STPT42（STPT410）
STPT42（STPT410）
STPT42（STPT410）
STPT42（STPT410）
STPT42（STPT410）
SUS304TP

ts

t※1

判定※2

（mm）

（mm）

(ts≧t)

8.31

6.22※3○

11.11

6.22※3

○

3.40

0.97

○

4.81

2.14

○

3.93

1.21

○

2.0

0.6

2.0

0.4

1.3

0.4

○

※1： t=PD0/(2Sη+0.8P)※2：管の最小厚さ（ts）が管の計算上必要な厚さ（t）以上であること※3：1 次一般膜応力 0.6Su 適用値ｂ)計装設備
No.

圧力計装設備耐圧

（MPa）

（MPa）

①
（E22-PT-001）②（E22-PI-002）

判定

3.67

×

1.65

×

7.5

破断想定箇所

開口面積
（cm2）

漏えい

－

なし※1
破断
（Φ5 導圧）

約 0.2※1：計装設備内部のダイヤフラムは破損する可能性はあるものの，その外側の高圧フラン
ジ面は約 15MPa までの耐圧構造であるため，外部への漏えいはないと判断した

添 2.7.1-7

ｃ)弁

No.

弁 No.

①

E22-F002

圧力

温度

口径

(MPa)

(℃)

(A)

型式

材料

TCH

SCPL1

400

ts

t※1

判定※2

（mm）

（mm）

（ts≧t）

22.0

7.8※3

○

※3

②

E22-F007

400

CH

SCPL1

20.0

7.8

○

③

E22-F020

20/50

RV.VS

SCPH2

9.0

4.8

○

④

E22-F012

50

GL

S28C

8.5

5.4

○

20

GL

S28C

6.7

4.5

○

E22-F027

7.5

288

E22-F500⑤

E22-F515
E22-F516
E22-F700※1：t=t1+(((P-P1)(t2-t1))/(P2-P1))※2：弁箱，弁ふたの最小厚さ（ts）が計算上必要な厚さ（t）以上であること※3：t=Pd/（2S-1.2P）を適用
ｄ)フランジ部
No.

圧力
（MPa）

①
②
③

7.5

伸び量（mm）

内径

全部材

漏えい

伸び量

面積

（mm）

（cm2）

+

-

+

-

-

-

⊿L1

⊿L0

⊿L2

⊿L3

⊿L4

⊿L5

0.10

0.07

0.31

0.30

-

0.01

432

0.03

0.11

0.08

0.36

0.30

0.04

0.03

432

0.02

0.01

0.02

0.13

0.12

-

0.01

49

-0.01

⊿L1：荷重によるボルト伸び量⊿L0：初期締付によるボルト伸び量⊿L2：ボルト熱伸び量⊿L3：フランジ熱伸び量⊿L4：オリフィス熱伸び量⊿L5：ガスケット内外輪熱伸び量

添 2.7.1-8

（mm）

約 0.7

図 1-6 各部材の伸び方向及び伸び時隙間想定位置
ｅ)ポンプ
No.

計算部位

圧力

温度

公称厚さ

(MPa)

(℃)

（mm）

ディス
チャージ

38.0

ケーシング
アウター
①

ケーシング

7.5

288

吸込み口
ケーシング
カバー
管台

材料
SFVC2B/
SGV410

ts

t

判定※1

（mm）

（mm）

（ts≧t）

34.5

15.7※2○

19.0

SGV41014.0

13.2※2○

38.0

SFVC2B

36.9

15.7※2○

165.0

SFVC2B

158.7

3.9

STPT410

3.4

138.8
※2

1.0

○
○

※1：最小厚さ（ts）が管の計算上必要な厚さ（t）以上であること※2：1 次一般膜応力 Su 適用値

計算部位
耐圧ボルト

圧力

温度

引張応力

（MPa）

（℃）

（MPa）

7.5

288

277

※1：1 次一般膜応力 0.6Su 適用値

添 2.7.1-9

材料
SCM435

許容引張応力
（MPa）
508※1

判定
○

伸び量（mm）

計算

圧力

部位

（MPa）

フラン
ジ部

7.5

+

-

+

-

-

-

⊿L1

⊿L0

⊿L2

⊿L3

⊿L4

⊿L5

0.20

0.12

0.28

0.28

0.00

0.00

内径
（mm）
1636

全部材

漏えい

伸び量

面積

（mm）

（cm2）

0.08

約 0.00※1⊿L1：荷重によるボルト伸び量⊿L0：初期締付によるボルト伸び量⊿L2：ボルト熱伸び量⊿L3：フランジ熱伸び量⊿L4：オリフィス熱伸び量⊿L5：ガスケット内外輪熱伸び量※1：O リングのつぶししろを確保しているため漏えいには至らない※2：各部材の伸び方向及び伸び時隙間想定位置は図 1-6 を参照
4. インターフェイスシステム LOCA における破断面積の設定
3.で述べたとおり，高圧炉心注水系の電動弁開閉試験にて，原子炉注入逆止弁が故障により開固着し，原子炉注入電動弁が誤操作又は誤動作した場合，高圧炉心注水系の低圧設計のポンプ吸込配管の過圧を想定しても，その漏えい面積は 1cm2 を超えることはない。
そこで，インターフェイスシステム LOCA における破断面積は，保守的な想定とはなるがフランジ部の漏えい面積として保守的に 10cm2 を想定することとする。
5. 現場の想定
・評価の想定と事象進展解析
破断面積 10cm2 のインターフェイスシステム LOCA による炉心内の挙動は，「2.7.2(3) 有効性評価の結果」に示したとおりである。
ここでは，破断面積 10cm2 のインターフェイスシステム LOCA 発生時の現場環境（原子炉建屋内）に着眼し評価を行った。評価条件を表 1 に示す。また，評価に使用する原子炉建屋のノード分割モデルを図 1 に示す。
事象進展解析（MAAP）の実施に際して主要な仮定を以下に示す。
前提条件：事象発生と同時に外部電源喪失し原子炉スクラム，
インターフェイスシステム LOCA 時破断面積 10cm2，
健全側高圧炉心注水系による注入
事象進展：弁誤開又はサーベイランス時における全開誤操作（連続開）（この時内側テスタブルチェッキも同時に機能喪失（全開））・状況判断の開始（弁の開閉状態確認，HPCF 室漏えい検出，ポンプ吐出圧
力，エリアモニタ指示値上昇）
原子炉水位 L2 到達：原子炉隔離時冷却系の自動起動

添 2.7.1-10

事象発生約 15 分後：急速減圧
原子炉水位 L1.5 到達：高圧炉心注水系の自動起動
事象発生約 4 時間後：インターフェイスシステム LOCA 発生箇所隔離・評価の結果○温度・湿度・圧力の想定
主要なパラメータの時間変化を図 2 から図 4 に示す。
原子炉建物内の温度は，事象発生直後は上昇するものの 15 分後に原子炉減圧した後は低下する。また，弁隔離操作のためにアクセスする弁室の温度も同様に，原子炉減圧操作後に低下した後，約 38℃程度で推移する。湿度については破断箇所からの漏えいが継続するた
め高い値で維持されるものの，原子炉減圧及び破断箇所隔離操作を実施することで，事象発
生約 4 時間以降低下する傾向にある。圧力については破断直後に上昇するもののブローア
ウトパネルが開放され，その後は大気圧相当となる。
○冷却材漏えいによる影響
破断面積 10cm2 のインターフェイスシステム LOCA に伴う原子炉建屋内への原子炉内及び復水貯蔵槽からの漏えい量は，原子炉圧力容器及び復水貯蔵槽からの流出量を考慮しても最大で約 200m3/h であり，高圧炉心注入ポンプ吸込弁または復水貯蔵槽側吸込弁の閉止や原子炉水位を漏えい配管の高さ付近で維持することでさらに漏えい量を少なくすることができる。
破断した系統の区分と他区分の非常用炉心冷却系が機能喪失に至る約 1,800m3（浸水高さ
約 2.5m）に到達するには 9 時間以上の十分な時間余裕がある。
○現場の線量率の想定について・評価の想定原子炉格納容器バウンダリが喪失することで，原子炉圧力容器から直接的に放射性物質が原子炉建屋原子炉区域内に放出される。
漏えいした冷却材中から気相へと移行される放射性物質及び燃料から追加放出される
放射性物質が原子炉建屋から漏えいしないという条件で現場の線量率について評価した。
評価上考慮する核種は現行許認可と同じものを想定し（詳細は表 2，3 参照），全希ガス
漏えい率（f 値）については，近年の運転実績データの最大値である 3.7×108Bq/s を採用
して評価する。なお，現行許認可ベースの f 値はこの値にさらに一桁余裕を見た 10 倍の値である。これに伴い，原子炉建屋内へ放出される放射性物質量は，許認可評価の MSLBA（主蒸気管破断事故）時に追加放出される放射性物質量の 1/10 となる。なお，冷却材中に存在する放射性物質量は，追加放出量の数％程度であり大きな影響はない。また，現場作業の被ばくにおいては，放射線防護具（酸素呼吸器等）を装備することにより内部被ばくの影響が無視できるため，外部被ばくのみを対象とした。

添 2.7.1-11

・評価の方法
原子炉建屋内の空間線量率は，以下のサブマージョンモデルにより計算する。
𝑄

D = 6.2 × 10−14 ∙ 𝑉 𝛾 ∙𝐸𝛾 ∙{1−𝑒 −𝜇∙𝑅 } ∙ 3600
𝑅/𝐵

ここで，
：放射線量率（Gy/h）

D

3

∙𝐺𝑦
6.2 × 10−14 ：サブマージョンモデルによる換算係数 (𝑑𝑖𝑠∙𝑚)
𝑀𝑒𝑉∙𝐵𝑞∙𝑠𝑄𝛾：原子炉区域内放射能量（Bq：γ 線実効エネルギ 0.5MeV 換算値）

𝑉𝑅/𝐵

：原子炉区域内気相部容積（86,000m3）

𝐸𝛾：γ線エネルギ（0.5MeV/dis）𝜇：空気に対する γ 線のエネルギ吸収係数（3.9×10-3/m）

R：評価対象部屋の空間容積と等価な半球の半径（m）

𝑉𝑂𝐹：評価対象エリア（原子炉建屋地上 1 階）の容積（2,500m3）
3

R = √3∙𝑉2∙𝜋𝑂𝐹・評価の結果評価結果を図 5 に示す。外部被ばくは最大でも約 15mSv/h 程度であり，時間減衰によってその線量率も低下するため，線量率の上昇が現場操作や期待している機器の機能維持を妨げることはない。
なお，事故時には原子炉建屋内に漏えいした放射性物質の一部がブローアウトパネル
を通じて環境へ放出されるが，中央制御室換気空調系の換気口の位置はプルームの広がりを取り込みにくい箇所にあり，中央制御室内に放射性物質を大量に取り込むことはな
いと考えられる（図 6）。さらに，これらの事故時においては原子炉区域排気放射能高の信号により中央制御室換気空調系が非常時運転モード（循環運転）となるため，中操にいる運転員は過度な被ばくを受けることはない。
6. 現場の隔離操作
現場での高圧炉心注水隔離弁の隔離操作が必要となった場合，運転員は床漏えい検知器
やサンプポンプの起動頻度増加等により現場状態を把握するとともに，換気空調系による換気や破断からの蒸気の漏えいの低減（原子炉減圧や原子炉停止時冷却（実施可能な際において））等を行うことで現場環境の改善を行う。
現場の温度は 3 時間程度で約 38℃程度まで低下することから，酸素呼吸器及び耐熱服等の防護装備の着用を実施することで現場での隔離操作は実施可能である。
7. 公衆被ばくについて
インターフェイスシステム LOCA が発生した場合，原子炉建屋内に放出された核分裂生成物がブローアウトパネルの開放により大気中に放出される。この場合における敷地境界で添 2.7.1-12

の実効線量を評価した。評価条件は表 1～3（但し，表 1 の「原子炉建屋への流出経路条件」
は除く）に従うものとし，その他の条件として，破断口から漏えいする冷却材が減圧沸騰によって気体となる分が建屋内気相部へ移行されるものとし，破断口から漏えいする冷却材
中の放射性物質が気相へ移行される割合は，運転時冷却材量と減圧沸騰による蒸発分の割合から算定した。燃料から追加放出される放射性物質が気相へ移行される割合は，燃料棒内ギャップ部の放射性物質が原子炉圧力の低下割合に応じて冷却材中に放出されることを踏
まえ，同様に運転時冷却材量と減圧沸騰による蒸発分の割合から算定した。また，破断口及び逃がし安全弁から流出する蒸気量は，各々の移行率に応じた量が流出するものとした（詳細は図 7 参照）。
評価の結果，敷地境界における実効線量は約 4.7×10-2mSv となり，
「2.3.1 全交流動力電
源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）」における耐圧強化ベント系によるベント時の敷地境界での実効線量（約 4.9×10-2mSv）及び 5mSv を下回った。
なお，評価上は考慮していないものの，原子炉建屋内に放出された放射性物質はブローア
ウトパネルから外部に放出されるまでの建屋内壁への沈着による放出量の低減に期待できること，及び冷却材中の放射性物質の濃度は運転時冷却材量に応じた濃度を用いているが実際は原子炉注水による濃度の希釈に期待できることにより，更に実効線量が低くなると考えられる。
8. まとめ5.及び 6.で示した評価結果より，破断面積 10cm2 のインターフェイスシステム LOCA 発生による現場の温度上昇は小さく（3 時間程度で約 38℃程度）,また，現場線量率についても 15mSv/h 以下であることから現場操作の妨げとはならず，また設備の機能も維持される。したがって，炉心損傷防止対策として期待している原子炉隔離時冷却系による炉心冷
却，残留熱除去系による原子炉格納容器除熱等の機能も維持可能である。

添 2.7.1-13

表 1 破断面積 10cm2 のインターフェイスシステム LOCA 時における評価条件
項目

内容

根拠
外部電源なしの場合は給復水系による給水がなく，原子炉水位の低下が早くなることから設定
漏えいを想定した高圧炉心注水系の低圧設計部（計装設備やフランジ部等）
の設置場所

外部電源

外部電源なし漏えい箇所

高圧炉心注水（B）ポンプ室

漏えい面積

高圧炉心冷却系配管：10cm2（1.0×10-3m2）

圧力応答評価に基づき評価された漏えい面積に十分に余裕をとった値

原子炉水位 L2 到達時点で，原子炉隔離時冷却系による原子炉注水開始

インターロック設定値

事象発生 15 分後に手動減圧（逃がし安全弁
8 個）
事故シナリオ中央制御室における破断箇所の隔離操
作失敗の判断時間及び逃がし安全弁の操作時間を考慮して事象発生 15 分後を設定
漏えい量低減のために実施する操作を想定
減圧実施によるサプレッション・チェ
ンバのプール水の温度上昇を抑えるた
めの操作を想定
運転員の現場移動時間及び操作時間等を踏まえて設定

原子炉建屋への流出経路条
件
評価コード

水位回復後は崩壊熱除去相当の注水を実施
し破断配管の高さにて水位制御
サプレッション・チェンバ・プール水冷却
モード運転は急速減圧後に実施（事象発生
20 分後）
事象発生約 4 時間後にインターフェイスシ
ステム LOCA 発生箇所隔離
原子炉格納容器及び原子炉建屋からの漏え
いなし
MAAP4

原子炉建屋モデル

分割モデル

現実的な伝播経路を想定

原子炉建屋壁からの放熱

考慮しない

保守的に考慮しない

原子炉スクラム

事象発生とともにスクラム

主蒸気隔離弁

原子炉水位 L1.5 にて自動閉

高圧炉心注水系の水源

復水貯蔵槽
0～12 時間：50℃
12～24 時間：45℃
24 時間以降：40℃

高圧炉心注水系設計条件

3.4kPa[gage]

ブローアウトパネル設定値

復水貯蔵槽の水温
ブローアウトパネル
開放圧力

保守的に考慮しない－

事象発生とともに外部電源喪失し，原子炉スクラムすることを想定
インターロック設定値

復水移送ポンプ吐出温度を参考に設定

添 2.7.1-14

表 2 評価条件（f 値，追加放出量）
項目

評価ケース

現行許認可ベース（参考）

f値

3.7×108Bq/s（現行許認可の 1/10）

3.7×109Bq/s

追加放出量（Bq）（γ 線 0.5MeV 換算値）

2.28×1014

2.28×1015

添 2.7.1-15

表 3 インターフェイスシステム LOCA 時の追加放出量
核種

添 2.7.1-16

I-131
I-132
I-133
I-134
I-135
Br-83
Br-84
Mo-99
Tc-99mハロゲン等
合計
Kr-83m
Kr-85m
Kr-85
Kr-87
Kr-88
Xe-131m
Xe-133m
Xe-133
Xe-135m
Xe-135
Xe-138
希ガス
合計
ハロゲン等
＋希ガス

収率
（%）
2.84
4.21
6.77
7.61
6.41
0.53
0.97
6.13
5.40

崩壊定数
（d-1）
8.60E-02
7.30
8.00E-01
1.90E+01
2.52
6.96
3.14E+01
2.49E-012.76

γ 線実効エネルギ
（MeV）
0.381
2.253
0.608
2.75
1.645
0.0075
1.742
0.16
0.13

3.70E+12
5.48E+12
8.82E+12
9.91E+12
8.35E+12
6.90E+11
1.26E+12
7.99E+12
7.04E+12

追加放出量（Bq）（γ 線実効エネルギ 0.5MeV 換算値）
2.82E+12
2.47E+13
1.07E+13
5.45E+13
2.75E+13
1.04E+10
4.40E+12
2.56E+12
1.83E+12－－－

5.32E+13

1.29E+14

0.53
1.31
0.29
2.54
3.58
0.04
0.19
6.77
1.06
6.63
6.28

9.09
3.71
1.77E-04
1.31E+01
5.94
5.82E-02
3.08E-01
1.31E-01
6.38E+01
1.83
7.04E+01

0.00250.159
0.0022
0.793
1.95
0.02
0.042
0.045
0.432
0.25
1.183

1.38E+12
3.41E+12
2.25E+11
6.62E+12
9.33E+12
1.04E+11
4.95E+11
1.76E+13
2.76E+12
1.73E+13
1.64E+13

6.90E+09
1.09E+12
9.91E+08
1.05E+13
3.64E+13
4.17E+09
4.16E+10
1.59E+12
2.39E+12
8.64E+12
3.87E+13－－－

7.56E+13

9.93E+13－－－

1.29E+14

2.28E+14

追加放出量（Bq）

図 1 インターフェイスシステム LOCA における原子炉建屋ノード分割モデル

添 2.7.1-17

120
110
TGRB(5)
原子炉棟その他

100

TGRB(10)
弁室(B)

原子炉建屋内温度(℃)

90

原
子
炉
建
屋
内
の
温
度

(℃)

原子炉急速減圧（15 分後）により原
子炉圧力容器内から原子炉建屋へ漏えいする蒸気量は低下する

80
70

HPCF(B)ポンプ室
TGRB(17)

60

50
40
30
20
10
0
0

10

20

30

時間(h)
時間(h)

40

50

60

JOB No.MA404K-7AE--UGAR000

図 2 原子炉建屋内の温度の時間変化（インターフェイスシステム
LOCA）
図 トレンドグラフ
100
90
80
70

原子炉建屋内湿度(%)

原
子
炉
建
屋
内
の
湿
度

(％)

原子炉急速減圧や破断位置以下での水位調整により，蒸気等の溢水量を低減させる。また，残留熱除去系（サプレッション・
チェンバ・プール水冷却モード）により，格納容器圧力の上昇を抑制することで原
子炉圧力容器内から発生した蒸気の多く
はサプレッション・チェンバへと移行するため，さらに現場の環境が改善される

60
50
40
30
20

Comp5湿度
原子炉棟その他

Comp10湿度
弁室(B)Comp17湿度
HPCF(B)ポンプ室

10
0
0

10

20

30

時間(h)
時間(h)

40

50

JOB No.MA404K-7AE--UGAR000

図 3 原子炉建屋内の湿度の時間変化（インターフェイスシステム
LOCA）
図 トレンドグラフ

添 2.7.1-18

60

110
109
PRB(5)
原子炉棟その他

原
子
炉
建
屋
内
の
圧
力

原子炉建屋内圧力(KＰａ[abs])

108(kPa[abs])

弁室(B)
PRB(10)
PRB(17)
HPCF(B)ポンプ室

107

破断発生に伴う原子炉建屋内の圧力上昇はブローアウトパネルの開放により緩和されるため,原子炉建屋内の圧力はほぼ大気圧程度で維持される

106
105
104
103
102
101
100
0

10

20

30

時間(h)
時間(h)

40

50

60

JOB No.MA404K-7AE--UGAR000

図 トレンドグラフ
図 4 原子炉建屋内の圧力の時間変化（インターフェイスシステム
LOCA）

原
子
炉
建
屋
内
空
間
線
量
率
（mSv/h)10

原子炉建屋内立入り開始時間（h)図 5 原子炉建屋内立入り開始時間と線量率の関係（インターフェイスシステム LOCA）

添 2.7.1-19

（ａ）平面図（ｂ）断面図
図 6 原子炉建屋／中央制御室の配置と換気口・ブローアウトパネルの位置関係（インターフェイスシステム LOCA）

添 2.7.1-20

※4

添 2.7.1-21※3

図 7 核分裂生成物の環境中への放出について（インターフェイスシステム LOCA 時）※1 I-131 等価量※2 ガンマ線 0.5MeV 換算値※3 運転時冷却材量に対する減圧沸騰による蒸発分の割合として算定した。
※4 燃料棒内ギャップ部の放射性物質が原子炉圧力の低下割合に応じて冷却材中に放出されることを踏まえ，急速減圧す
るまではその低下割合に応じた量の放射性物質が冷却材中に放出されるものとし，急速減圧以降はギャップ内の残りの放射性物質が全て冷却材中に放出されるものとして，冷却材中の放射性物質の濃度を決定し，その冷却材量に対する減圧沸騰による蒸発分の割合として算定した。

（参考）高圧炉心注水系の吸込配管の全周破断を想定した場合の現場環境について
インターフェイスシステム LOCA 発生箇所は,高圧炉心注水系の吸込配管としており,低圧設計部の耐圧バウンダリとなる箇所に対して，実耐力を踏まえた評価を行った結果，破断面
積は 1cm2 を超えないことを確認している。したがって，インターフェイスシステム LOCA により，高圧炉心注水系の吸込配管に全周破断(破断面積約 127cm2※)が発生する可能性は極めて小さいと考えられるが，ここでは，全周破断の発生を想定した場合の現場環境について示す。
※高圧炉心注水系スパージャから破断口に至る経路のうち，高圧炉心注水系ノズル部において臨界流が生じるとし，破断面積を約 127cm2 とする・評価条件
MAAP 解析の主要な仮定を以下に示す。
前提条件：事象発生と同時に外部電源喪失し原子炉スクラム，
インターフェイスシステム LOCA の発生箇所は，高圧炉心注水系吸込配管(破断面積約 127cm2(全周破断))
事故シナリオ：弁誤開又はサーベイランス時における全開誤操作（連続開）（この時内側テスタブルチェッキも同時に機能喪失（全開））・状況判断の開始（弁の開閉状態確認，HPCF 室漏えい検出，ポンプ吐出圧力，エリアモニタ指示値上昇）
原子炉水位 L2 到達：原子炉隔離時冷却系の自動起動
約 15 分後：急速減圧
原子炉水位 L1.5 到達：高圧炉心注水系の自動起動
約 3 時間後：原子炉区域・タービン区域換気空調系を復旧
その他の評価条件は 5.で示したものと同じとする。また，図 8 に本評価における原子炉建屋のノード分割モデルを示す。
・評価結果
図 9～11 に全周破断時の原子炉建屋の環境条件を示す。図 9～11 に示すとおり，原子炉
建屋の環境条件は，電動弁の耐環境設計(温度 100℃，蒸気環境，6 時間継続)を下回ることから，仮に全周破断が発生し,かつ，隔離操作が遅れた場合においても，電動弁は機能喪失
することはなく，中央制御室での隔離操作は可能である。
また，事象発生 3 時間後に原子炉区域・タービン区域換気空調系を復旧し使用開始を想定した場合，原子炉建屋の温度は約 32℃まで低下することから，酸素呼吸器，耐熱服等の防護装備の着用を実施することで現場での隔離作業は可能である。

添 2.7.1-22

図 8 インターフェイスシステム LOCA における原子炉建屋ノード分割モデル(全周破断，原子炉区域・タービン区域換気空調系の復旧を考慮)

添 2.7.1-23

180
TGRB(5)
原子炉棟その他

160

原子炉水位を L1～L1.5 で制御しているが，原子炉注水実施時にはTGRB(10)
弁室(B)ポンプ室への液相漏えいが増加し，温度が低下する挙動となる
140

原子炉建屋内温度(℃)

原
子
炉 120
建
屋
内 100
の
温 80
度

(℃)

TGRB(17)
HPCF(B)ポンプ室

事象発生 3 時間後に原子炉区域・タービン区域換気空調系の復旧により，温度が約 32℃まで低下

60
40
20
0
0

10

20

30

時間(h)
時間(h)

40

50

60

JOB No.MA404K-7AE--UGCK000

図 9 原子炉建屋内の温度の時間変化（全周破断，原子炉区域・タービン区域換気空調系の復旧を考慮）

100

事象発生 12 時間後までは高圧炉心注水系 1 台による L1～L1.5 水位制御のため，原子炉注水の間隔が短く，それに伴う湿度変動の間隔も短いが，12 時間後に残留熱除去系(原子炉停止時冷却モード)1 台を
インサービスする事により，L1～L1.5 水位制御の炉内注水間隔が長くなる

9080

原子炉建屋内湿度(%)

原
子
炉
建
屋
内
の
湿
度

70
60
50
40

(％) 30Comp5湿度
原子炉棟その他

20

弁室(B)Comp10湿度
HPCF(B)ポンプ室
Comp17湿度

10
0
0

10

20

30

時間(h)
時間(h)

40

50

JOB No.MA404K-7AE--UGCK000

図 10 原子炉建屋内の湿度の時間変化（全周破断，原子炉区域・タービン区域換気空調系の復旧を考慮）

添 2.7.1-24

60

110

原子炉建屋内圧力(ｋＰａ[abs])

109

原
子
炉
建
屋
内
の
圧
力

原子炉棟その他
PRB(5)108
PRB(10)
弁室(B)107
PRB(17)
HPCF(B)ポンプ室

106
105
104
103

(kPa[abs])

102
101
100
0

10

20

30

時間(h)
時間(h)

40

50

JOB No.MA404K-7AE--UGCK000

図 11 原子炉建屋内の圧力の時間変化（全周破断，原子炉区域・タービン区域換気空調系の復旧を考慮）

添 2.7.1-25

60

(補足)低圧注水系の中圧設計部における実耐力評価について
低圧注水系の注入ラインは，隔離弁として高圧設計の弁 2 弁に加え，中圧設計の弁 1 弁に期待できることから，高圧設計の弁 2 弁の高圧炉心注水系に比較して ISLOCA の発生頻度は十分低いとして除外している。
ここでは，低圧注水系の配管，弁及び計装設備の耐圧バウンダリとなる箇所に対して，各構造の実耐力を踏まえた評価を行った結果を示す。
(1)過圧条件について
ISLOCA による低圧注水系の中圧設計部の過圧条件については，高圧炉心注水系における
ISLOCA 発生時の漏えい評価と同じとし，以下のとおりとした。
・圧力：7.5MPa
・温度：288℃(2)構造健全性評価の対象とした機器等について
低圧注水系の中圧設計部において圧力バウンダリとなる範囲を抽出し，具体的には下記の対象範囲について評価を行った。
a)配管（ドレン／ベント，計装配管等の小口径配管も対象に含む）
b)計装設備（圧力バウンダリ内に接続されている計器）c)弁（圧力バウンダリとなる弁）d)フランジ部（ボルトの伸びによる漏えい量評価を実施）
e)熱交換器
具体的な対象箇所については図-補 1 から図-補 5 に示す。

添 2.7.1-26

④
⑦,⑧
④,⑤

⑰
⑦,⑧,⑨

⑩,⑪
⑭

⑯

⑬

⑰

①

⑫

⑦,⑧
④,⑤
④,⑤

⑬

⑰
③

⑥

⑯

⑰

⑮

高圧設計配管
中圧設計配管
低圧設計配管⑭④,⑤②

図-補１：評価対象の配管範囲

②,③
⑤

④
①

図-補２：評価対象の計装設備

添 2.7.1-27

8
7

23
20

4

32
14

16

19

13

5
28～31

6

17
9

12

3

11 10

25
15
18

22

2

24

21
1
26,27

図-補３：評価対象の弁

④

⑤

③

②

①

図-補４：評価対象のフランジ

添 2.7.1-28①

図-補５：評価対象の熱交換器

添 2.7.1-29

(3)構造健全性評価の結果
各機器等に対する評価結果について以下に示す。各機器等において，漏えいは発生しない結果となった。
ａ)配管
ts

t※1

判定※2

（mm）

（mm）

(ts≧t)

STPT410

3.3

0.8

◯

3.9

STPT410

3.5

1.0

◯

17.3

2.3

SUS304TP

2.0

0.6

◯

9.52

2.0

SUS304TP

2.0

0.4

◯

9.52

1.3

SUS304TP

1.3

0.4

◯

27.2

3.9

STPT410

3.5

1.0

◯

17.3

2.3

SUS304TP

2.0

0.6

◯

9.52

2.0

SUS304TP

2.0

0.4

◯

9.52

1.3

SUS304TP

1.3

0.4

◯

27.2

2.9

SUS316LTP

2.6

1.1

◯

27.2

3.9

SUS316LTP

3.5

1.1

◯

318.5

14.3

STPT410

12.51

11.27

◯

318.5

17.4

STS410

15.22

11.27

◯

⑥

508.0

26.2

STS410

22.92

17.98

◯

⑦

267.4

15.1

STS410

13.21

9.46

◯

⑧

267.4

12.7

STPT410

11.11

9.46

◯

⑨

267.4

15.1

STPT410

13.21

9.46

◯

⑩

125.5

11.6

SFVC2B

10.00

3.83

◯

⑪

114.3

6.0

SFVC2B

4.40

3.49

◯

⑫

114.3

6.0

STPT410

5.25

4.05

◯

⑬

165.2

7.1

STPT410

6.21

5.85

◯

⑭

60.5

5.5

STPT410

4.81

2.14

◯

⑮

48.6

5.1

STPT410

4.46

1.72

◯

⑯

34.0

4.5

STPT410

3.93

1.21

◯

⑰

27.2

3.9

STPT410

3.41

0.97

◯

No.

圧力

温度

外径

公称厚さ

（MPa）

（℃）

（mm）

（mm）

21.7

3.7

27.2
①

②

③
④
⑤

7.5

288

材料

※1：t=PD0/(2Sη+0.8P)※2：管の最小厚さ（ts）が管の計算上必要な厚さ（t）以上であること

添 2.7.1-30

ｂ)計装設備No.

圧力計装設備耐圧

（MPa）

（MPa）

①
(E11-PT-005)

開口面積

判定

破断想定箇所

14.7◯

破断箇所なし－22.1◯

破断箇所なし

－

（cm2）

7.5

②，③
(E11-FT-008-1,2)

温度計については，耐圧部となる温度計ウェルの健全性を評価した。
No.

圧力

温度

(MPa)

(℃)

④
(E11-TE-006)⑤

7.5(E11-TE-007)

応力許容値

外圧による

破断想

開口面積

(MPa)※1

応力(MPa)※2

定箇所

(cm2)

SUS316L

144.66

16.92

SUS316L

144.66

16.92

材料

288

※1：許容応力 1.5S
※2：厚肉円筒に外圧が掛かった場合の円周方向の応力

添 2.7.1-31

破断箇
所なし
破断箇
所なし

－
－

ｃ)弁
No.

弁 No.

1

E11-F002

圧力

温度

口径

(MPa)

(℃)

(A)
300

型式

材料

CH

SCPL1

弁の許容圧力(MPa)(300℃)
4.79

判定※1
×

ts

t※2

判定※3

（mm）

（mm）

（ts≧t）

20.0

19.5

◯

※4

◯

2

E11-F003

300

WG

SCPL1

4.79

×

19.0

6.82

3

E11-F004

300

GL

SCPL1

4.79

×

18.5

7.86※4◯

4

E11-F005

250

WG

SCPL1

14.38

◯

－

－

－
※4

◯

5

E11-F008

250

GL

SCPL1

4.79

×

22.0

11.16

6

E11-F013

300

GL

SCPL1

4.79

×

18.5

7.86※4◯※4◯

添 2.7.1-32

7

E11-F014

300

WG

SCPL1

4.79

×

19.0

6.82

8

E11-F017

250

GL

SCPL1

4.79

×

17.0

6.62※4◯

9

E11-F019

100

WG

SCPH2

5.00

×

14.0

9.5

◯

10

E11-F023

25

CL

S28C

9.97

◯

－

－

－

11

E11-F024

25

STCH

S28C

9.97

◯

－

－

－

12

E11-F029

150

WG

SCPH2

5.00

×

16.0

11.6

◯

13

E11-F033

150

CH

SCPH2

5.00

×

14.0

11.4

◯

14

E11-F034

20

GL.BS

S28C

14.97

◯

－

－

－

15

E11-F043

20

GL

SUSF316L

5.64

×

9.0

6.3

◯

7.5

288

※1：弁の許容圧力が評価条件以上であること※2：t=t1+(((P-P1)(t2-t1))/(P2-P1))※3：弁箱，弁ふたの最小厚さ（ts）が計算上必要な厚さ（t）以上であること※4：t=Pd/(2S-1.2P)を適用

No.

弁 No.

16

E11-F051

17

圧力

温度

口径

(MPa)

(℃)

(A)

弁の許容圧力

※1

t

判定※2

（mm）

（mm）

（ts≧t）

添 2.7.1-33

型式

材料

25×50

RV.BS

SCPH2

5.70

×

9.0

4.8

◯

E11-F061

150

WG

SCPH2

5.00

×

16.0

11.6

◯

18

E11-F502

20

GL

S28C

9.97

◯

－

－

－

19

E11-F504

20

GL

S28C

9.97

◯

－

－

－

20

E11-F511

20

GL

S28C

9.97

◯

－

－

－

21

E11-F519

40

GL

S28C

9.97

◯

－

－

－

22

E11-F521

25

GL

S28C

9.97

◯

－

－

－

23

E11-F524

20

GL

S28C

14.97

◯

－

－

－

24

E11-F527

50

GL

S28C

9.97

◯

－

－

－

25

E11-F539

20

GL

S28C

9.97

◯

－

－

－

26

E11-F706

20

GL

S28C

9.97

◯

－

－

－

27

E11-F707

20

GL

S28C

9.97

◯

－

－

－

28

E11-F708

20

GL

S28C

9.97

◯

－

－

－

29

E11-F709

20

GL

S28C

9.97

◯

－

－

－

30

E11-F710

20

GL

S28C

9.97

◯

－

－

－

31

E11-F711

20

GL

S28C

9.97

◯

－

－

－

32

T49-F010

50

GL

S25C

5.00

×

19.0

5.9

◯

7.5

288

(MPa)(300℃)※1：弁の許容圧力が評価条件以上であること※2：弁箱，弁ふたの最小厚さ（ts）が計算上必要な厚さ（t）以上であること判定

tsｄ)フランジ部
No.

圧力

伸び量（mm）

内径

全部材

漏えい

伸び量

面積

（mm）

（cm2）

+

-

+

-

-

-

⊿L1

⊿L0

⊿L2

⊿L3

⊿L4

⊿L5

①

0.06

0.07

0.37

0.36

-

0.01

320

-0.01

②

0.06

0.07

0.37

0.36

-

0.01

320

-0.01

0.08

0.07

0.39

0.36

0.01

0.03

320

0.00

④

0.08

0.07

0.42

0.36

0.05

0.03

320

-0.01

⑤

0.01

0.04

0.16

0.15

-

0.01

49

-0.03

③

（MPa）

7.5

（mm）

⊿L1：荷重によるボルト伸び量⊿L0：初期締付によるボルト伸び量⊿L2：ボルト熱伸び量⊿L3：フランジ熱伸び量⊿L4：オリフィス熱伸び量⊿L5：ガスケット内外輪熱伸び量

図-補 6 各部材の伸び方向及び伸び時隙間想定位置

添 2.7.1-34

0.00ｅ)熱交換器
No.

計算部位

圧力

温度

(MPa)

(℃)

実機の値

判断基準

24.63mm(最小厚さ)

13.44mm(必要厚さ)※1◯

管板

218.00mm(最小厚さ)

190.35mm(必要厚さ)※1◯

管側出入口管台29.10mm(最小厚さ)

7.50mm(必要厚さ)※1◯

管側ベント管台13.50mm(最小厚さ)

2.70mm(必要厚さ)※1◯

6.20mm(最小厚さ)

2.70mm(必要厚さ)※1◯1.02mm(最小厚さ)

0.67mm(必要厚さ)※1

◯

管側鏡板

管側ドレン管台
①

伝熱管

7.5

管側出入口管台288

38.323×10 mm

2

3

判定

2

6.307×10 mm(補強に有効な面積)(補強に必要な面積)※1

管側出入口管台1.349×104 mm2

6.593×103 mm2

フランジ(ボルト)(総断面積)(所要総断面積)※2

管側出入口管台

204MPa262MPa(発生応力)(許容応力)※1(補強計算)

フランジ※1：1 次一般膜応力 0.6Su 適用値※2：許容応力 F/1.5 を適用
計算

圧力

温度

伸び量（mm）

ガスケット

漏えい面積

部位

（MPa）

(℃)

⊿L

⊿LT

部 GAP(mm)

（cm2）

7.5

288

0.026

-0.044-0.018

0.00

ガスケ
ット部

⊿L：荷重によるボルト伸び量⊿LT：温度影響を考慮したガスケット部の伸び量

⊿L

⊿LT
⊿LT

機器管台フランジ⊿L

図-補 7：フランジ部外形

添 2.7.1-35◯◯◯

管側入口管台

管側鏡板

伝熱管

管側出口管台管側ベント管台

管板

管側ドレン管台※6 号炉は管板(伝熱管側)－
水室間がフランジ接続

図-補 8：残留熱除去系の熱交換器 外形図(7 号炉)

添 2.7.1-36

なお，6 号炉においては残留熱除去系の熱交換器の管板(伝熱管側)-水室間がフランジでの接続である。当該のフランジ接続部の評価結果を示す。

No.

圧力
（MPa）

①

7.5

伸び量（mm）
+

-

+

-

-

-

⊿L1

⊿L0

⊿L2

⊿L3

⊿L4

⊿L5

0.57

0.60

1.47

1.43

-

0.01

内径
（mm）
1660

全部材

漏えい

伸び量

面積

（mm）

（cm2）

0.00

0.00

⊿L1：荷重によるボルト伸び量⊿L0：初期締付によるボルト伸び量⊿L2：ボルト熱伸び量⊿L3：フランジ熱伸び量⊿L4：オリフィス熱伸び量⊿L5：ガスケット内外輪熱伸び量※ 各部材の伸び方向及び伸び時隙間想定位置は図-補 6 を参照(4)まとめ(3)で示したとおり，低圧注水系において中圧設計部が過圧された場合も，漏えいは発生しないと考えられる。また，低圧注水系については，原子炉圧力容器から低圧設計部の間に存在する 3 弁に期待できる。したがって，低圧設計部までの隔離弁数が 2 弁の高圧炉心注
水系に比較して ISLOCA の発生頻度は低くなると考えられる。
よって，有効性評価においては，ISLOCA 発生時の破断箇所として，ISLOCA が発生する可能性が最も高い高圧炉心注水系を選定し，重大事故等対策の有効性を確認している。
以 上

添 2.7.1-37

添付資料 2.7.2
安定状態について格納容器バイパス（インターフェイスシステム LOCA）時の安定状態については以下のとおり。
原子炉安定停止状態：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，安定停止状態が確立されたものとする。
原子炉格納容器安定状態：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原子炉格納容器除熱機能（格納容器圧力逃がし装置
等，残留熱除去系又は代替循環冷却系）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，原子炉格納容器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。
【安定状態の確立について】
原子炉安定停止状態の確立について
事象発生 4 時間後に高圧炉心注水系の破断箇所を現場操作にて隔離されることで漏えいが停止し，健全側の高圧炉心注水系による注水継続により炉心が冠水し，炉心の冷却が維持され，原子炉安定停止状態が確立される。
原子炉格納容器安定状態の確立について
残留熱除去系による原子炉格納容器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，原子炉格納容器安定状態が確立される。
また，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。
【安定状態の維持について】
上記の炉心損傷防止対策を継続することにより安定状態を維持できる。
また，残留熱除去系機能を維持し，除熱を行うことによって，安定状態の維持が可能となる。

添 2.7.2-1

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について（インターフェイスシステム LOCA）
表 1 解析コードにおける重要現象の不確かさが運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（インターフェイスシステム LOCA）

添付資料 2.7.3【SAFER】
分類

重要現象
崩壊熱

解析モデル
崩壊熱モデル

不確かさ
入力値に含まれる。最確条件を包絡できる条件を設定することにより崩壊熱を大きくするよう考慮している。

運転員等操作時間に与える影響「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響」にて確認。

評価項目となるパラメータに与える影響「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響」にて確認。

TBL，ROSA-Ⅲの実験解析において，熱伝達係数を低めに評価する可能性があり，他の解析モデルの不確かさとも相まってコード全体として，ス
プレイ冷却のない実験結果の燃料被覆管最高温度に比べて+50℃程度高めに評価する。また，低圧代替注水系による注水での燃料棒冷却過程における蒸気単相冷却又は噴霧流冷却の不確かさは 20℃～40℃程度である。

解析コードは実験結果の燃料被覆管温度に比べて+50℃高めに評価することから，解析結果は燃料棒表面の熱伝達係数を小さく評価する可能性がある。
よって，実際の燃料棒表面での熱伝達は大きくなり燃料被覆管温度は低くなるが，原子炉注水は原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系の自動起動により行われ，燃料被覆管温度を操作開始の起点としている運転員等操作はない
ことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
解析コードは酸化量及び酸化反応に伴う発熱量の評価について保守的な結果を与えるため，解析結果は燃料被覆管酸化を大きく評価する可能性がある。
よって，実際の燃料被覆管温度は低くなり，原子炉水位挙動に影響を与える可能性があるが，原子炉注水は原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系の自動起動により行われることから，運転員等操作時間に与える影響はない。

実験解析では熱伝達モデルの保守性により燃料被覆管温度を高めに評価し，有効性評価解析でも燃料被覆管温度を高めに評価するが，原子炉水位は有効燃料棒頂部を下回ることなく，炉心は冠水維持されるため，燃料被覆管の最高温度は初期値（約 310℃）を上回ることはないことから，評価項目となるパラメータに影響を与えることはな
い。
解析コードは燃料被覆管の酸化について，酸化量及び酸化反応に伴う発熱量に保守的な結果を与え，燃料被覆管温度を高めに評価するが，原子炉水位は有効燃料棒頂部を下回ることなく，炉心は冠水維持されるため，燃料被覆管の最高温度は初期値（約 310℃）を上回ることはないことから，評価項目となるパラメータに影響を与えることはない。

燃料棒表面熱伝達，気液熱非平衡，沸騰遷移燃料棒表面熱伝達モデル

燃料被覆管酸化

ジルコニウム－水反応モデル

酸化量及び酸化反応に伴う発熱量をより大きく見積もる Baker-Just
式による計算モデルを採用しており，保守的な結果を与える。

膨れ・破裂評価モデル

解析コードは燃料被覆管温度を高めに評価することから，破裂の判定としてベストフィット曲線を用いる場合においてもおおむね保守的な判定結果を与膨れ・破裂は，燃料被覆管温度と円周方向応力に基づいて評価され，燃 えるものと考える。仮に格納容器内雰囲気放射線レベル計（CAMS）を用いて， 燃料被覆管温度を高めに評価することから，破裂判定は厳しめの結料被覆管温度は上述のように高めに評価され，円周方向応力は燃焼期間 設計基準事故相当のγ線線量率の 10 倍を超える大量の燃料被覆管破裂を計 果を与える。原子炉水位は有効燃料棒頂部を下回ることなく，炉心は中の変化を考慮して燃料棒内圧を大きく設定し保守的に評価している。 測した場合には，炉心損傷後の運転操作を適用する必要があり，格納容器圧 冠水維持されるため，燃料被覆管の最高温度は初期値(約 310℃)を上
従って，ベストフィット曲線を用いる場合も破裂の判定はおおむね保守 力逃がし装置等による格納容器除熱操作の起点が，格納容器圧力が限界圧力 回ることはないことから評価項目となるパラメータに影響を与える的となる。
に到達するまでとなる。しかしながら，原子炉水位は有効燃料棒頂部を下回 ことはない。
ることなく，炉心は冠水維持されるため，燃料被覆管の最高温度は初期値（約310℃）を上回ることはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

二相流体の流動モデル

TBL，ROSA-Ⅲ，FIST-ABWR の実験解析において，二相水位変化は，解析結果に重畳する水位振動成分を除いて，実験結果とおおむね同等の結果が得られている。低圧代替注水系の注水による燃料棒冷却（蒸気単相冷却又は噴霧流冷却）の不確かさは 20℃～40℃程度である。

二相流体の流動モデル

下部プレナムの二相水位を除き，ダウンカマの二相水位（シュラウド外水位）に関する不確かさを取り扱う。シュラウド外水位については，燃料被覆管温度及び運転員操作のどちらに対しても二相水位及びこれを決定する二相流動モデルの妥当性の有無は重要でなく，質量及び水頭のバランスだけで定まるコラプス水位が取り扱えれば十分である。このため，特段の不確かさを考慮する必要はない。

炉心

燃料被覆管変形

沸騰・ボイド率変化，気液分離（水位変化）・
対向流，三次元効果

沸騰・凝縮・ボ
イド率変化，気液分離（水位変化）・対向流

原
子
炉
圧
力
容
器

運転操作はシュラウド外水位（原子炉水位計）に基づく操作であることから運転操作に与える影響は原子炉圧力容器の分類にて示す。

炉心内の二相水位変化をおおむね同等に評価することから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
原子炉水位は有効燃料棒頂部を下回ることなく，炉心は冠水維持されるため，燃料被覆管の最高温度は初期値（約 310℃）を上回ることはないことから評価項目となるパラメータに影響を与えることはな
い。

初期の注水開始は自動起動であるため，運転員等操作時間に与える影響はない。

シュラウド外水位を適切に評価することから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
なお，原子炉水位は有効燃料棒頂部を下回ることなく，炉心は冠水維持されるため，燃料被覆管の最高温度は初期値（約 310℃）を上回ることはないことから評価項目となるパラメータに影響を与えることはない。

冷却材放出（臨界流・差圧流）臨界流モデル

TBL，ROSA-Ⅲ，FIST-ABWR の実験解析において，圧力変化は実験結果とおおむね同等の解析結果が得られており，臨界流モデルに関して特段の不確かさを考慮する必要はない。

原子炉注水開始は自動起動であるため，運転員等操作時間に与える影響はな
い。

主蒸気逃がし弁流量は，設定圧力で設計流量が放出されるように入力で設定するため不確かさの影響はない。
破断口からの流出は実験結果と良い一致を示す臨界流モデルを適用している。有効性評価解析でも圧力変化を適切に評価し，原子炉への注水のタイミング及び注水流量を適切に評価するため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。なお，原子炉水位は有効燃料
棒頂部を下回ることなく，炉心は冠水維持されるため，燃料被覆管の最高温度は初期値（約 310℃）を上回ることはないことから評価項目となるパラメータに影響を与えることはない。

ECCS 注水（給水系・代替注水設
備含む）

原子炉注水系モデル

入力値に含まれる。各系統の設計条件に基づく原子炉圧力と注水流量の「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパ関係を使用しており，実機設備仕様に対して注水流量を少なめに与え，
ラメータに与える影響」にて確認。
燃料被覆管温度を高めに評価する。

「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響」にて確認。

添 2.7.3-1

表 2 解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（インターフェイスシステム LOCA）
（1/2）
項目

原子炉熱出力原子炉圧力

解析条件（初期条件，事故条件及び機器条件）の
不確かさ
解析条件
最確条件

3,926MWt

3,925MWt 以下（実績値）

7.07MPa[gage]

約 7.05MPa[gage]～
約 7.12MPa[gage]（実測値）

条件設定の考え方

運転員等操作時間に与える影響

評価項目となるパラメータに与える影響

定格原子炉熱出力として設定
原子炉熱出力のゆらぎを考慮
した最確条件を包絡できる条件

最確条件とした場合は，最大線出力密度及び原子炉停止後の崩壊熱が緩和される。最確条件とした場合の運転員等操作時間への影響は，最大線出力密度及び原子炉停止後の崩壊熱にて説明する。

最確条件とした場合は，最大線出力密度及び原子炉停止後の崩壊熱が緩和される。
最確条件とした場合の評価項目となるパラメータに与える影響は，
最大線出力密度及び原子炉停止後の崩壊熱にて説明する。

定格原子炉圧力として設定最確条件とした場合は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，原子炉圧力は逃がし安全弁により制御されるため事象進展に与える影響は小さいことから，運転員
等操作時間に与える影響は小さい。

最確条件とした場合は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，原子炉圧力は逃がし安全弁により制御されるため事象進展に与える影響は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

最確条件とした場合は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，ゆらぎの幅は事象発生後の水位低下量に 最確条件とした場合は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，対して非常に小さい。例えば，原子炉スクラム 10 分後まで ゆらぎの幅は事象発生後の水位低下量に対して非常に小さい。例えば，原の崩壊熱による原子炉水位の低下量は，高圧が維持された 子炉スクラム 10 分後までの崩壊熱による原子炉水位の低下量は，高圧が状態でも通常運転水位約-4m であるのに対してゆらぎによ 維持された状態でも通常運転水位約-4m であるのに対してゆらぎによる水る水位低下量は約-30mm であり非常に小さい。したがって， 位低下量は約-30mm であり非常に小さい。したがって，事象進展に与える
事象進展に与える影響は小さいことから，運転員等操作時 影響は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
間に与える影響は小さい。
炉心の反応度補償のため初期値は変化するが，事象発生後
炉心の反応度補償のため初期値は変化するが，事象発生後早期に原子炉は早期に原子炉はスクラムするため，初期炉心流量が事象進スクラムするため，初期炉心流量が事象進展に与える影響は小さいことか展に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与ら，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
える影響は小さい。

原子炉水位

通常運転水位（セパレータスカート下端から+119cm）

通常運転水位（セパレータスカート下
端 か ら 約 +116cm ～ 約+119cm）（実測値）

通常運転時の原子炉水位とし
て設定

炉心流量

52,200t/h（定格流量（100%））

定格流量の約 91%～
約 110%（実測値）

定格流量として設定

装荷炉心ごと9×9 燃料（A 型）と 9×9 燃料（B 型）は，熱水的な特性はほぼ同等であり，燃料棒最大線出力密度の保守性に包絡されることから，代表的に 9×9 燃料（A 型）を設定最確条件とした場合は，9×9 燃料の A 型又は B 型の炉心となるか，それらの混在炉心となるが，いずれの燃料の熱水
力特性はほぼ同等であり，事象進展に与える影響は小さい
ことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

最確条件とした場合は，9×9 燃料の A 型又は B 型の炉心となるか，それらの混在炉心となるが，いずれの型式も燃料の熱水力特性はほぼ同等であり，事象進展に与える影響は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

44.0kW/m

約 42kW/m 以下（実績値）

設計限界値として設定最確条件を包絡できる条件

最確条件とした場合は，燃料被覆管温度の上昇は緩和されるが，原子炉注水は原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系の自動起動により行われ，燃料被覆管温度を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操
作時間に与える影響はない。

最確条件とした場合は，燃料被覆管温度の上昇は緩和されるが，原子炉水位は有効燃料棒頂部を下回ることなく，炉心は冠水維持されるため，燃料被覆管の最高温度は初期値(約 310℃)を上回ることはないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

原子炉停止後の崩壊熱

ANSI/ANS-5.1-1979
燃焼度 33GWd/t

ANSI/ANS-5.1-1979
平均的燃焼度約 30GWd/t（実績値）

サイクル末期の燃焼度のばらつきを考慮し，10％の保守性を考慮して設定最確条件を包絡できる条件

最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉水位の低下は緩和されるが，操作手順（炉心冠水操作）に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなる
ため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉水位の低下は緩和され，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなるが，本重要事故シーケンスは格納容器バイパス事象であることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

外部水源の温度

50℃（事象開始 12 時間以
降は 45℃，
事象開始 24 時
間以降は 40℃）

約 35℃～約 50℃（実測値）

復水移送ポンプ吐出温度を参考に設定
最確条件を包絡できる条件

最確条件とした場合は，解析条件で設定している水温よりも低くなる可能性があるため，原子炉注水による炉心冷却効果は高くなるが，操作手順（炉心を冠水維持する操作）に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

最確条件とした場合は，解析条件で設定している水温よりも低くなる可能性があるため，原子炉水位回復までの挙動に影響する可能性はあるが，この顕熱分の影響は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影
響は小さい。

21,400m3 以上（淡水貯水池水量＋復水
貯蔵槽水量）

淡水貯水池及び通常運転中の復水貯蔵槽の水量を参考に設
定2,040kL 以上（軽油タンク容量）

通常時の軽油タンクの運用値を参考に設定燃料

9×9 燃料（A 型）

初期条
件
最大線出力密度

外部水源の容量

約 21,400m

燃料の容量

約 2,040kL

3

最確条件とした場合は，解析条件よりも水源容量の余裕は大きくなる。また，事象発生 12 時間後からの可搬型代替注
水ポンプ（A-2 級）による補給により復水貯蔵槽は枯渇しないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
最確条件とした場合は，解析条件よりも燃料容量の余裕は大きくなる。また，事象発生直後から最大負荷運転を想定しても燃料は枯渇しないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

添 2.7.3-2－－

表 2 解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（インターフェイスシステム LOCA）
（2/2）
項目

事
故
条
件

機
器
条
件

解析条件（初期条件，事故条件及び機器条件）の
不確かさ
解析条件
最確条件

起因事象

高圧炉心注水系の吸込配管の破断（破断面積10cm2）

安全機能の喪失に対する仮定インターフェイスシステ
ム LOCA が発生した側の高圧炉心注水系の機能喪失条件設定の考え方

運転員等操作時間に与える影響

評価項目となるパラメータに与える影響

－

－

－

圧力応答評価に基づき評価された漏えい面積に十分に余裕をとった値として設定－

インターフェイスシステム
LOCA が発生した側の高圧炉心注水系が機能喪失するものとして設定－

外部電源の有無を比較し，外部電源なしの場合は給復水系による給水がなく，原子炉水位の低下が早くなることから，外部電源なしを設定

事象進展を厳しくする観点から，給復水系による給水がな
くなり，原子炉水位の低下が早くなる外部電源がない状態を設定している。
なお，外部電源がある場合は，給復水系による原子炉圧力容器への給水機能は維持されることから，運転員等操作時間に与える影響はない。

事象進展を厳しくする観点から，給復水系による給水がなくなり，原子炉
水位の低下が早くなる外部電源がない状態を設定している。
なお，外部電源がある場合は，給復水系による原子炉圧力容器への給水機
能は維持されるため，事象進展が緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

炉心流量急減（遅れ時間：2.05 秒）

安全保護系等の遅れ時間を考慮して設定

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響はな
く，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

外部電源

外部電源なし原子炉スクラム信号

炉心流量急減（遅れ時間：2.05 秒）

原子炉隔離時
冷却系

原子炉水位低（レベル 2） 原子炉水位低（レベル 2）
にて自動起動にて自動起動原子炉隔離時冷却系の設計値
182m3/h（8.12～1.03MPa
182m3/h（8.12～1.03MPa
として設定[dif]において）注水[dif]において）注水

高圧炉心注水系

原子炉水位低（レベル1.5）にて自動起動
727m3/h （0.69MPa[dif]において）にて注水

原子炉水位低（レベル1.5）にて自動起動
727m3/h （0.69MPa[dif]において）にて注水

高圧炉心注水系の設計値として設定

逃がし安全弁自動減圧機能付き逃がし
安全弁の 8 個開による原子炉急速減圧

自動減圧機能付き逃がし
安全弁の 8 個開による原子炉急速減圧

逃がし安全弁の設計値に基づ
く蒸気流量及び原子炉圧力の関係から設定実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復は早くなる。冠水後の操作として冠水維持可能な注水量に制御するが，注水後の流量調整操作であることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復は早くなる。冠水後の操作として冠水維持可能な注水量に制御するが，注水後の流量調整操作であることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。

添 2.7.3-3

実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復が早くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復が早くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響はな
く，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

表3
解析条件（操作条件）の不確かさ
項目

逃がし安
全弁によ
る原子炉
急速減圧
操作

解析上の操作開始時間

事象発生 15 分後

運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕（インターフェイスシステム LOCA）

条件設定の考え方

インターフェイスシ
ステム LOCA の発生を確認した後，中央制御室において隔離操作を行うが，その隔離操作失敗の判断
時間及び逃がし安全弁の操作時間を考慮
して事象発生 15 分
後を設定

操
作
条
件

2

高圧炉心
注水系の
破断箇所
隔離操作

事象発生 4 時間後に隔離完了（事象発生 3 時
間後に操作開始）

破断面積 10cm のインターフェイスシス
テム LOCA 発生時における原子炉建屋原
子炉区域の現場環境条件を考慮し，運転員の現場移動時間及び操作時間等を踏まえて設定

操作の不確かさ要因

運転員等操作時間に与え
る影響

【認知】
高圧炉心注水系の電動弁の開閉試験にて発生した事象であり，隔離箇所の認知及びその隔離操作の失敗の認知についても容易であり，認知の遅れから操作開始
時間に与える影響なし。
【要員配置】
中央制御室内での操作のみであり，運転員は中央制御室に常駐していることから，操作開始時間に与える影響はなし。
【移動】
中央制御室内での操作のみであり，操作開始時間に与える影響はなし。
【操作所要時間】
逃がし安全弁による原子炉減圧操作は制御盤の操作スイッチによる操作のた
め，操作開始時間に与える影響はなし。
【他の並列操作有無】
原子炉減圧操作時に，当該操作に対応する運転員に他の並列操作はなく，操作開始時間に与える影響はなし。
【操作の確実さ】
中央制御室内の制御盤の操作スイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起こりにくく，そのため誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。

破断箇所の隔離操作の失敗の認知により原子炉減圧の操作開始時間は変動する可能性があるが，原子炉隔離時冷却系及び高圧
炉心注水系による原子炉
注水により，炉心は冠水維持されるため，原子炉水位維持の点では問題となら
ない。

【認知】
高圧炉心注水系の電動弁の開閉試験にて発生した事象であり，隔離箇所を認知することは容易であり，認知の遅れから操作開始時間に与える影響なし。
【要員配置】
現場操作のため，中央制御室の運転員とは別に現場操作を行う運転員(現場)を配置している。運転員(現場)は，高圧炉心注水系の破断箇所の隔離操作を行っている期間，他の操作を担っていない。よって，操作開始時間に与える影響はなし。
【移動】
運転員（現場）は中央制御室から操作現場である原子炉建屋１階までのアクセ
スルートは通常 20 分程度で移動可能であるが，それに時間余裕を加えて操作所
要時間を想定している。このため，移動が操作開始時間に与える影響はない。
【操作所要時間】
誤操作した電動弁を閉める操作であり，簡単な操作であるため操作所要時間が操作開始時間に与える影響なし。
【他の並列操作有無】
隔離操作時に，当該操作に対応する運転員に他の並列操作はなく，操作時間に与える影響はなし。
【操作の確実さ】
現場操作は，操作の信頼性の向上や要員の安全のため，2 人 1 組で実施することとしており，誤操作は起こりにくく，誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。

隔離操作を実施すべき弁を容易に認知でき，現場での操作場所は漏えい箇所と異なる場所にあり，漏えいの影響を受けにくいため，実態の操作開始時間は
解析上の設定とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響も小さい。

添 2.7.3-4

評価項目となるパラメー
タに与える影響

操作時間余裕

訓練実績等

実態の操作開始時間が早まった場合，原子炉減圧時点の崩壊熱が大きくなる
が，原子炉隔離時冷却系及
び高圧炉心注水系の原子
炉注水により，炉心は冠水維持されるため，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注
水系の原子炉注水により，炉心は冠水維持されることから，時間余裕がある。

中央制御室における操作のため，シミュレータにて訓練実績を取得。訓練では，逃がし安全弁による原子炉
減圧操作開始まで
約 1 分。
想定で意図している運転操作が実施
可能なことを確認した。

隔離操作の有無に関わらず，健全側の高圧炉心注水系の原子炉注水継続により，炉心は冠水維持されるため，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

訓練実績等より，
高圧炉心注入隔離弁の電動弁手動閉
隔離操作の有無に
操作に，状況確認
関わらず，健全側の及び移動時間を含高圧炉心注水系のめ約 1 時間で完了
原子炉注水継続にする見込みを得
より，炉心は冠水維た。
持されることから，想定で意図してい時間余裕がある。
る運転操作が実施
可能なことを確認した。

7 日間における燃料の対応について（インターフェイスシステム LOCA）
プラント状況：6 号及び 7 号炉運転中。1～5 号炉停止中。
事象：インターフェイスシステム LOCA は 6 号及び 7 号炉を想定。保守的に全ての設備が，事象発生直後から燃料を消費するものとして評価する。
なお，全プラントで外部電源喪失が発生することとし，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備等，プラントに関連しない設備も対象とする。
号炉

時系列

合計

判定

事象発生直後～事象発生後 7 日間
7 号炉

非常用ディーゼル発電機 3 台起動。 ※1（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,493L/h×24h×7 日×3 台＝752,472L

7 日間の
軽油消費量
約 753kL

7 号炉軽油タンク容量は
約 1,020kL であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 753kL

6 号炉軽油タンク容量は
約 1,020kL であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

1 号炉軽油タンク容量は約 632kL であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

2 号炉軽油タンク容量は約 632kL であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

3 号炉軽油タンク容量は約 632kL であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

4 号炉軽油タンク容量は約 632kL であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

5 号炉軽油タンク容量は約 632kL であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 13kL

1～7 号炉軽油タンク
及びガスタービン発電機
用燃料タンク（容量約100kL）の残容量（合計）は
約 621kL であり，
7 日間対応可能。

事象発生直後～事象発生後 7 日間
6 号炉

非常用ディーゼル発電機 3 台起動。 ※1（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,493L/h×24h×7 日×3 台＝752,472L
事象発生直後～事象発生後 7 日間

1 号炉

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L
事象発生直後～事象発生後 7 日間

添 2.7.4-1

2 号炉

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L
事象発生直後～事象発生後 7 日間

3 号炉

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L
事象発生直後～事象発生後 7 日間

4 号炉

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L
事象発生直後～事象発生後 7 日間

5 号炉

事象発生直後～事象発生後 7 日間
その他

5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備 1 台起動。（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
45L/h×24h×7 日＝7,560L
モニタリング・ポスト用発電機 3 台起動。（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
9L/h×24h×7 日×3 台＝4,536L※1 事故収束に必要な非常用ディーゼル発電機は 2 台であるが，保守的に非常用ディーゼル発電機 3 台を起動させて評価した。
※2 事故収束に必要な非常用ディーゼル発電機は 1 台であるが，保守的に非常用ディーゼル発電機 2 台を起動させて評価した。

添付資料 2.7.4

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L