東海第二発電所 審査資料
資料番号
PS-C-1 改 61
提出年月日
平成 29 年 11 月 29 日

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

平成 29 年 11 月
日本原子力発電株式会社
本資料のうち，は商業機密又は核物質防護上の観点から公開できません。

下線部：今回提出範囲
目

1.

次

重大事故等への対処に係る措置の有効性評価の基本的考え方
1.1

概

1.2

評価対象の整理及び評価項目の設定

1.3

評価に当たって考慮する事項

1.4

有効性評価に使用する計算プログラム

1.5

有効性評価における解析の条件設定の方針

1.6

解析の実施方針

1.7

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針

1.8

必要な要員及び資源の評価方針

付録１

要事故シーケンスグループの抽出及び重要事故シーケンスの選定について

付録２

原子炉格納容器の温度及び圧力に関する評価

付録３

重大事故等対策の有効性評価に係るシビアアクシデント解析コード
について

2.

運転中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故
2.1

高圧・低圧注水機能喪失

2.2

高圧注水・減圧機能喪失

2.3

全交流動力電源喪失

2.3.1

全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）

2.3.2

全交流動力電源喪失（ＴＢＤ，ＴＢＵ）

2.3.3

全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）
目-1

2.4

3.

2.4.1

取水機能が喪失した場合

2.4.2

残留熱除去系が故障した場合

2.5

原子炉停止機能喪失

2.6

ＬＯＣＡ時注水機能喪失

2.7

格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）

2.8

津波浸水による注水機能喪失

重大事故
3.1

4.

5.

崩壊熱除去機能喪失

雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）

3.1.1

格納容器破損モードの特徴，格納容器破損防止対策

3.1.2

代替循環冷却系を使用する場合

3.1.3

代替循環冷却系を使用できない場合

3.2

高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱

3.3

原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用

3.4

水素燃焼

3.5

溶融炉心・コンクリート相互作用

使用済燃料プールにおける重大事故に至るおそれがある事故
4.1

想定事故１

4.2

想定事故２

運転停止中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故
5.1

崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障による停止時冷却機能喪失）

5.2

全交流動力電源喪失
目-2

添付資料1.5.4

外部水源温度の条件設定の根拠について

添付資料1.5.5

給水流量をランアウト流量（68％）で評価することの妥当性

添付資料1.5.6

逃がし安全弁の解析条件設定について

添付資料1.5.7

原子炉停止機能喪失の解析条件設定の考え方について

添付資料1.5.8

重大事故等対処設備としての逃がし安全弁7弁の十分性について

添付資料1.5.9

使用済燃料プールにおける重大事故に至るおそれがある事
故（想定事故１及び２）の有効性評価における共通評価条
件について

添付資料1.7.1

解析コード及び解析条件の不確かさ影響評価フロー

添付資料2.1.1

平均出力燃料集合体での燃料被覆管最高温度の代表性について

添付資料2.1.2

安定状態について（高圧・低圧注水機能喪失）

添付資料2.1.3

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（高圧・低圧注水機能喪失）

添付資料2.1.4

7日間における水源の対応について（高圧・低圧注水機能喪失）

添付資料2.1.5

7日間における燃料の対応について（高圧・低圧注水機能喪失）

添付資料2.1.6

常設代替交流電源設備の負荷（高圧・低圧注水機能喪失）

添付資料2.2.1

安定状態について（高圧注水・減圧機能喪失）

添付資料2.2.2

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
目-5添付資料3.1.2.11

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（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用する場合））

添付資料3.1.2.12

大破断ＬＯＣＡを上回る規模のＬＯＣＡに対する格納容器
破損防止対策の有効性について

添付資料3.1.2.13

7日間における水源の対応について（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用する場合））

添付資料3.1.2.14

7日間における燃料の対応について（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用する場合））

添付資料3.1.2.15

常設代替交流電源設備の負荷（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用する場合））

添付資料3.1.2.16

格納容器内の酸素濃度上昇抑制のための対応操作について

添付資料3.1.3.1

東海第二発電所の格納容器設計の特徴を踏まえた過圧破損防止対策について

添付資料3.1.3.2

炉心損傷の判断基準及び炉心損傷判断前後の運転操作の差異について

添付資料3.1.3.3

崩壊熱による蒸発量相当の注水量について

添付資料3.1.3.4

格納容器圧力逃がし装置を用いて大気中へ放出されるＣｓ−137の放出量評価

添付資料3.1.3.5

原子炉建屋から大気中へ漏えいするＣｓ−137の漏えい量評価等について目-12「2.1 高圧・低圧注水機能喪失」より抜粋

解析上の操作開始時間よりも遅くなる可能性があるが，この場合でもパラメータが操作実施基準に到達した時点で開始することで同等の効果が得られ，有効性評価解析における格納容器圧力の最大値に変わりがないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。仮に格納容器ベント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，75 分程度操作開始時間は遅れる可能性がある。この場合，格納容器圧力は 0.31MPa[gage]より若干上昇し，評価項目となるパラメータに影響を及ぼすが，この場合でも 0.62MPa[gage]を十分に下回ると考えられることから，格納容器の健全性の観点からは問題とならない。
（添付資料 2.1.3）(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。
操作条件の逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動操作による原子炉減圧（常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作）は，高圧・低圧注水機能喪失及び給水流量の全喪失を想定することから安全機能の喪失状態等が同じであり，原子炉減圧操作も同じ 25分であるが，原子炉水位低下の観点では本重要事故シーケンスより厳しい「ＬＯＣＡ時注水機能喪失」において，10 分の減圧操作開始遅れを想定した場合でも，燃料被覆管の最高温度は約 706℃であり，燃料被覆管の破裂は発生せず，評価項目を満足することから時間余裕がある。
操作条件の常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷
却系（常設）による格納容器冷却操作は，事象発生の約 14 時間後に実施す
2.1-261

るものであり，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による格納容器減圧及び除熱操作は，事象発生の約 28 時間後に実施するものであり，準備時間が確保できること
から，時間余裕がある。仮に，中央制御室からの遠隔操作に失敗し，現場操作にて格納容器圧力逃がし装置二次隔離弁の開操作を実施する場合には，格納容器ベント操作の開始が遅れることで，格納容器圧力は0.31MPa[gage]から上昇するが，格納容器スプレイの停止した時点の格納容
器圧力約 0.25MPa[gage]から 0.31MPa[gage]到達までの時間が約 1 時間であることから 0.31MPa[gage]に到達してから 0.62MPa[gage]に到達するまで
少なくとも数時間程度の時間余裕があると考えられ，現場操作に要する時
間は 75 分程度であることから，時間余裕がある。
（添付資料 2.1.3，2.6.6）

(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。この結果，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。

2.1.4

必要な要員及び資源の評価(1)

必要な要員の評価
事故シーケンスグループ「高圧・低圧注水機能喪失」の重大事故等対策
2.1-272

（別紙 1）
安定状態の維持について

1.

安定状態の維持に関する定量評価
サプレッション・プール水温度に関する長期間解析及び残留熱除去系の復旧に関する定量評価について以下に示す。

(1)

格納容器ベントを使用した場合のサプレッション・プール水温度に関する長期間解析
格納容器ベントを使用した場合の長期的なサプレッション・プール水温度の挙動を確認するため，運転中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故において格納容器ベントを実施する事故シーケンスのうち，サプレッション・プール水温度が高く推移する「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合）」について，サプレッション・プール水温度が約100℃に低下するまでの長期間解析を実施した。
第 1 図から第 3 図に格納容器圧力，温度，サプレッション・プール水温度の解析結果を示す。第 3 図に示すとおり，事象発生から 7 日後時点では，
サプレッション・プール水温度は最高使用温度の 104℃（格納容器設計条
件を決定するための冷却材喪失事故時の解析結果での最高温度に余裕をもたせた温度）を上回っているが，事象発生から 7 日以降の 100℃に低下するまでの全期間にわたって 150℃を下回っている。トップヘッドフランジ
や機器搬入用ハッチに使用されている改良ＥＰＤＭ製シール材は一般特性
として耐温度性は 150℃であることから，格納容器の放射性物質の閉じ込め機能は維持される。
したがって，事故発生 7 日以降にサプレッション・プール水温度が最高
使用温度を上回っていても格納容器の健全性が問題となることはない。また，事象発生 7 日後においては，サプレッション・プール水が飽和状態で添付 2.1.2-23あるため，外部水源を用いた原子炉への注水量と同等の水量が格納容器ベントにより排出されることから，サプレッション・プール水位は上昇していない。さらに，サプレッション・プールから原子炉建屋への放熱量は概算でおおよそ数十 KW 程度であり，約 1 年後の崩壊熱量は概算でおおよそ数MW 程度であることから，崩壊熱量の方が十分大きくサプレッション・プー
ルの飽和状態は長期間にわたって継続するため，サプレッション・プール
水位は上昇しないものと考えられる。なお，実際には重大事故等対処設備である代替循環冷却系及び緊急用海水系による内部水源を用いた原子炉注水に移行することから，以降はサプレッション・プール水位の上昇はない。
また，緊急用海水系及び代替循環冷却系の起動操作は，中央制御室からの遠隔操作により約 1 時間で実施可能であり，第 4 図に示すとおり事象発生
7 日までに十分な時間余裕をもって完了することができる。

添付 2.1.2-34

0.8
ドライウェルサプレッション・チェンバ
格納容器圧力

0.6

格
納
容
器
圧
力

格納容器ベントによる圧力低下
0.4(MPa[gage])(MPa[gage])
0.2

0
0

72

144

216

288

360

432

504

576

648

720

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2TW--GG9G004

第1図

格納容器圧力の推移（崩壊熱除去系機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））

300
ドライウェル格 納 容 器 雰 囲 気 温度

格
納
容
器
温
度

サプレッション・チェンバ

格納容器ベントによる温度低下

200

(℃)
(℃)
100

0
0

72

144

216

288

360

432

504

576

648

720

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2TW--GG9G004

第2図

格納容器雰囲気温度の推移（崩壊熱除去系機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））
添付 2.1.2-4

5

300

サプレッション・プー
ール 水 温 度

サ
プ
レ
ッ
シ
ョ
ン
・
プ
ル
水
温
度

格納容器ベントによる温度低下

200

104℃到達時間
約 334h

100

(℃)
（℃）

0
0

72

144

216

288

360

432

504

576

648

720

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2TW--GG9G004

第3図

サプレッション・プール水温度の推移（崩壊熱除去系機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））

添付 2.1.2-5

6

崩 壊熱 除去 機 能喪 失 （ 残留 熱 除去 系 が 故障 し た場 合）

経過 時間 （ 時 間）
4

12

16

20

24

28

32

36

40

44

48

備 考

事象 発生

実施箇所・必要要員数

約2時 間【 】は他作業後移動してきた要員

操作項目

8

サ プレ ッシ ョ ン・ プー ル水 温 度65℃到 達

操作の内容

約 13時 間格 納容 器圧 力279kPa［ gage］ 到達
約24時間

サプ レッ シ ョン ・ プー ル水 位
約27時間

当 直運 転員(中 央制 御 室 )当直 運転 員(現 場)

重大 事故 等 対 応要 員
(現 場)

原子 炉水 位の 調整操作
(原 子炉 隔離 時冷 却系及
び高圧炉心スプレイ系)

【1人】
A

−

−

●原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系による原子炉注水の調整操作

常設 低圧 代替 注水系ポンプ を用 いた 低圧代替
注水系（常設）の準備操
作

【 1人】
A

−

−

●常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水の系統構成操作及び起動操作

3分

逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動操作による
原子炉減圧

【 1人】
B

−

−

●逃がし安全弁（自動減圧機能）7弁の手動開放操作1分

原子 炉水 位の 調整操作
(低 圧代替注水系（常
設）)

【1人】
A

−

−

●常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水の調整操作

常設 低圧 代替 注水系ポンプ を用 いた 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却
操作

【 1人】
A

−

−

●常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作

代替循環冷却系による原子炉注水操作及び格
納容 器 除熱 操 作

【 1人】
A

通 常水 位 ＋5.5m到 達

サプ レッ シ ョン ・ プー ル水 位

約28時間

通 常水 位 ＋6.5m到 達

格納 容器 圧 力310kPa［gage］ 到達

サプ レッション・ プー
ル熱 容量制限到達 までに実 施

原子 炉水 位 を原 子炉 水 位低 （レ ベル ３ ）設 定点 から 原 子炉 水位 高（ レ ベル ８） 設 定点 の間 に 維持

格納 容器 ス プレ イ中 ， 適宜 状態 監 視

解析 上考 慮 しな い
●代 替循 環 冷 却系 に よる 原 子 炉注 水 操作−

注水 開始 後 ，適 宜原 子 炉水 位 調整

は，低 圧代 替注 水 系（常原子炉満水操作

−

−

【1人】
A

−

原子 炉水 位を 可 能な 限り 高く 維 持●緊急用海水系による海水通水の系統構成操作及び起動操作

20 分●代替燃料プール冷却系の起動操作

15 分●格 納容 器 圧 力逃 が し装 置 に よる 格 納容 器 減 圧及 び 除熱 の準 備
操 作（ 中央 制御 室で の 第一 弁操 作）

−

−

−

【 2人】 +1人
C,D,E

−

【 1人】
A

−

−

−

−

3人
(参 集)

●第二弁現場操作場所への移動●格納容器逃がし装置による格納容器減圧及び除熱操作（現場での第二弁操作）

−

−

8人
a〜h

●可搬型代替注水中型ポンプの移動，ホース敷設等の操作

−

−

【2人 】
a,b

●可搬型代替注水中型ポンプの移動，ホース敷設等の操作

タン クロ ーリ による燃
料給油操作

−

−

2人
（参 集）

必要要員合計

2人
A,B

格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱操作（サプレッシ ョ ン・チェ ン バ側 ）

可搬 型代 替注 水中型ポ
ンプ によ る水 源補給操
作

解析 上考 慮 しな い

125 分
格 納容 器ベ ン ト実 施後 ，適 宜 状態 監視
75 分

適宜 実施

90 分
適宜 実施

8人 a〜h及び参集5人第4図

解析 上考 慮 しな い

180 分

●可搬型設備用軽油タンクからタンクローリへの給油操作
3人
C,D,E

解析 上考 慮 しな い
25時 間 後 ま で に 実 施 する

5分●第 一弁 現 場 操作 場 所へ の 移 動●格 納容 器 圧 力逃 が し装 置 に よる 格 納容 器 減 圧及 び 除熱 の準 備
操 作（ 現場 での 第一 弁 操作 ）●格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱操作（中央制御室での第二弁操作）●可搬型代替注水中型ポンプの起動操作及び水源補給操作

解析 上考 慮 しな い
解析 上考 慮 しな い
スロ ッシングによ る水
位低 下がある場合 は代
替燃 料プール冷却 系の起動 まで に 実施 する

適宜 実施

−

【 1人】
A

格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び 除 熱の 準 備操 作る

●常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水の流量増加操作●常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注水操作
使用 済燃 料プ ールの冷却操作設）によ る 注 水を 停 止す

格納 容器 ス プレ イ中 ， 適宜 状 態監 視

●代 替循 環 冷 却系 に よる 格 納 容器 除 熱操 作

【 1人】
A

代替循環冷却系のみで状態維持が可能な場合−

崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合）の作業と所要時間

7

添付 2.1.2-6

代替 淡水貯槽の枯 渇までに は十分な時間 があり， 代替淡水貯槽 の残量に 応じて適宜補 給を実施 する
タン クローリ残量 に応じて 適宜軽油タン クか
ら補 給

(2)

残留熱除去系の復旧に関する定量評価
ここでは，残留熱除去系の復旧による安定状態の維持に関する定量評価として，崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）を例に残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の運転を実施した場合の長期間解析を実施した。
第 5 図から第 7 図に格納容器圧力，サプレッション・プール水温度及び水位の解析結果を，それぞれ事象発生の 14 日後まで示す。
第 6 図に示すとおり，サプレッション・プール水温度は事象発生の約 13
時間後に残留熱除去系による格納容器除熱を開始した以降に低下傾向となり，事象発生の 7 日後までに最高使用温度（104℃）を下回る。その後，事象発生の 7 日後に残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の運転を開始すると，除熱性能が向上し，第 5 図及び第 7 図に示すとおり，格納容器圧力及びサプレッション・プール水温度は大幅に低下する。
以上から，残留熱除去系の復旧により安定状態の更なる除熱機能の確保
及び維持が可能である。

添付 2.1.2-78

0.8
ドライウェルサプレッション・チェンバ

格納容器圧力

格
納
容
器
圧
力

0.6

格納容器スプレイによる
圧力低下
0.4

(MPa[gage])(MPa[gage])

残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）
運転開始
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）
運転開始（7 日後）

0.2

0
0

48

96

144

192

240

288

336

事故後の時間(h)第5図

格納容器圧力の推移

300

格納容器スプレイによる圧力低下

ドライウェルサプレッション・チェンバ

格
納
容
器
温
度

残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）
運転開始
200

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）
運転開始（7 日後）

(℃)
100

0
0

48

96

144

192

240

288

336

事故後の時間(h)第6図

格納容器雰囲気温度の推移

添付 2.1.2-8

9

300

サプレッション・プール水温度
ー

サ
プ
レ
ッ
シ
ョ
ン
・
プ

ル
水
温
度

格納容器スプレイによる温度低下
残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）
運転開始

200

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）
運転開始（7 日後）
100

(℃)
（℃）

0
0

48

96

144

192

240

288

336

事故後の時間(h)第7図

サプレッション・プール水温度の推移

添付 2.1.2-9

10

2.

残留熱除去系の復旧方法について(1)

残留熱除去系の復旧方法及び予備品の確保について
残留熱除去系の機能喪失の原因によっては，大型機器の交換が必要となり復旧に時間かかる場合も想定されるが，予備品の活用やサイト外からの支援等を考慮すれば，1 ヶ月程度で残留熱除去系を復旧させることが可能である
場合もあると考えられる。
残留熱除去系の復旧に当たり，残留熱除去系海水系については，予備品を保有することで復旧までの時間が短縮でき，成立性の高い作業で機能回復できる機器であり，機械的故障と電気的故障の要因が考えられる残留熱除去系
海水系ポンプ電動機を予備品として確保し，重要安全施設との位置的分散を考慮し保管する。
（詳細は添付資料 1.0.3「予備品等の確保及び保管場所について」参照）
一方，残留熱除去系については，防潮堤等の津波対策及び原子炉建屋内の内部溢水対策により区分分離されていることから，複数の残留熱除去系が同時浸水により機能喪失することはないと考えられる。
なお，ある 1 系統の残留熱除去系の電動機が浸水し，当該の残留熱除去系が機能喪失に至った場合においても，残りの系統の残留熱除去系の電動機を接続することにより復旧する手順を準備する。

(2)

残留熱除去系の復旧手順について
炉心損傷又は格納容器破損に至る可能性のある事象が発生した場合に，災害対策要員が残留熱除去系を復旧するための手順を「アクシデントマネジメ
ント故障機器復旧手順ガイドライン」にて整備している。
本手順では，機器の故障個所，復旧に要する時間，炉心損傷あるいは格納容器破損に対する時間余裕に応じて「恒久対策」，「応急対策」，又は「代替対添付 2.1.2-10

11

策」のいずれかを選択するものとしている。具体的には，故障個所の特定と対策の選択を行い，故障個所に応じた復旧手順にて復旧を行う。

添付 2.1.2-11

12

＜参考＞

ANSI/ANS-5.1-1979
0.07000

0.06000

崩壊
壊熱 [運転時出力比]0.05000

0.04000

0.03000

0.02000

0.0055(約18MW)

0.01000

0.00080(約2.6MW)

0.00000

0

1000000

約11日後

2000000

3000000

4000000

5000000
経過時間 [sec]6000000

7000000

8000000

9000000

10000000

約115日後13

添付資料 3.1.3.2
炉心損傷の判断基準及び炉心損傷判断前後の運転操作の差異について

1.

炉心損傷の判断基準

1.1

炉心損傷の判断基準について
炉心損傷に至るケースとしては，注水機能喪失により原子炉水位が燃料有

効長頂部（以下「ＴＡＦ」という。）以上に維持できない場合において，原子炉水位が低下し，炉心が露出し冷却不全となる場合が考えられる。
炉心損傷の判断基準は非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）において，原子炉への注水系統を十分に確保できず原子炉水位がＴＡＦ未満となった場合，格納容器雰囲気放射線モニタを用いてドライウェル及びサプレッション・チ
ェンバ内のガンマ線線量率の状況を確認し，第 1 図に示す設計基準事故における原子炉冷却材喪失 ※ １ 時の追加放出量（以下「追加放出量」という。）に相当する指示値の 10 倍以上となった場合を，炉心損傷の判断としている。炉心損傷により燃料被覆管から原子炉内に放出される希ガス等の核分裂生成物（ＦＰ）が，逃がし安全弁等を介して格納容器内に流入する事象進展を踏まえて，格納容器内のガンマ線線量率の値の上昇を，運転操作における炉心損
傷の判断及び炉心損傷の進展割合の推定に用いる。
※１

設計基準事故の中で格納容器内の核分裂生成物の存在量が最大となる事象

また，格納容器内雰囲気放射線モニタが使用不能の場合は，原子炉圧力容器表面温度（下鏡部）300℃以上を炉心損傷判断基準として手順に追加する。
原子炉圧力容器内表面温度（下鏡部）は，炉心が冠水している場合には，逃がし安全弁動作圧力（安全弁機能の最大 8.31MPa[gage]）における飽和温度
約 299℃を超えることなく，300℃以上にはならない。一方，炉心損傷が進展し，溶融炉心が原子炉圧力容器下部に移行する場合には，原子炉圧力容器表

添付 3.1.3.2−114面温度（下鏡部）は飽和温度を超えて上昇するため，300℃以上になると考えられる。上記より，炉心損傷の判断基準を 300℃以上としている。
なお，炉心損傷判断は格納容器内雰囲気放射線モニタが使用可能な場合には，当該計装設備にて判断を行う。

1.2

炉心損傷の判断基準の根拠について
炉心損傷の判断基準は，設計基準事故の状態を有意に超えるとともに，炉心損傷の判断が遅くならないよう，追加放出量の 10 倍に相当するＦＰが燃料から放出された状態を設定しており，以下の理由から妥当と考えている。
①

東海第二発電所では，設計基準事故における原子炉冷却材喪失時の評
価では燃料棒の破裂は発生していない。そのため，設計基準事故時の追加放出量を超える放出量を確認した場合には，設計基準事故を超える状態と判断されること。

②

炉心冷却が不十分な事象において，格納容器雰囲気モニタのガンマ線線量率が追加放出量の 10 倍に相当する値に至る場合には，その後，ごく短時間で 10 倍に相当する値を大きく上回る線量率に至っていること。また，これは，大量のＦＰが格納容器内に放出されたことを意味しており，
これ以降，格納容器の健全性を確保することが極めて重要となること（第1 図の線量率の上昇を参考 ※２ ）。

③

追加放出量の 10 倍のＦＰが放出された時点では，有効性評価における評価項目（燃料被覆管最高温度 1,200℃以下，酸化量 15％以下）に至っていない可能性もあるが，上記②のとおり，炉心冷却が不十分な事象において，追加放出量の 10 倍に相当するＦＰが放出された以降の事象進展は非常に早く，有効性評価において炉心損傷と判断する時間との差異が小さいと考えられること。
添付 3.1.3.2−2

15

第1図

炉心損傷判定図

添付 3.1.3.2−3

16

1.3

格納容器雰囲気放射線モニタについて
格納容器雰囲気放射線モニタのガンマ線線量率の測定レンジは，10−２ 〜10

５

Sv／h であり，この測定レンジにおいて「設計基準事故における燃料からの追加放出による放射線量率」，「炉心損傷の判断目安（追加放出量相当の 10倍）」並びに「大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗」の評
価事故シーケンスにおける最大放射線量率を測定可能である（第 1 表参照）。
格納容器雰囲気放射線モニタは連続計測しており，計器の指示値は換算不要で第 1 図の炉心損傷の判断目安と対比可能であるため，指示値が上昇すればすぐに炉心損傷を判断可能と考える。格納容器雰囲気放射線モニタの検出器は，ドライウェル内の対角位置に 2 カ所，サプレッション・チェンバ内の雰囲気の対角位置に 2 カ所の合計 4 カ所に設置している。炉心損傷後のＦＰの原子炉圧力容器内から格納容器への移行は，大破断ＬＯＣＡ等の直接ドラ
イウェル側に放出される場合と，原子炉圧力容器が健全で逃がし安全弁を介してサプレッション・チェンバ側に放出される場合があるが，いずれの場合においても，格納容器雰囲気放射線モニタにて炉心損傷に伴うガンマ線線量率の上昇を測定可能である。
また，炉心の損傷割合と燃料被覆管から放出される希ガス等の放出割合は比例すると仮定し，手順では原子炉停止後の経過時間とガンマ線線量率により炉心損傷の進展割合を推定することとしている。

添付 3.1.3.2−4

17

第1表
項

事故時の放射線量と炉心損傷判断の関係

目

放射線量

添付 3.1.3.1−5

10−１〜10１Sv／h 未満
設計基準事故の追加放出（原子炉停止後の経過時間が，0.1 時間後から 100 時間後の値）
炉心損傷の判断目安
10１〜10２Sv／h 程度（設計基準事故の追加放出量相当 10 （原子炉停止後の経過時間が，倍）
0.1 時間後から 100 時間後の値）
敷地境界での実効線量を評価し，周辺【参考】の公衆に対して著しい放射線被ばく
審査ガイドによる制限のリスクを与えないこと（発生事故当たり概ね 5mSv 以下）【参考】
格納容器雰囲気放射線モニタ使用不 300℃以上
可時の炉心損傷判断の基準

計器

炉心損傷
の判断

格納容器雰囲気
放射線モニタ※

無格納容器雰囲気
放射線モニタ※有−−

原子炉圧力容器
温度（下鏡部）有「大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失
敗＋低圧炉心冷却失敗」の評価事故シーケンスにおける最大放射線量率
格納容器雰囲気10４Sv／h 程度（早期に炉心損傷した方が核分裂生（事故時の最大値）
放射線モニタ※
成物の減衰が少なく放射線量率は高くなる傾向にあり，重大事故の中でも早期に炉心損傷する例）※ 格納容器雰囲気放射線モニタ計測レンジ（計器の仕様）：10−２〜10５Sv／h

有

18

2.

炉心損傷判断前後における運転操作の差異

2.1

原子炉圧力容器への注水について
ＢＷＲの場合，炉心損傷判断後においても，炉心損傷前と同様に原子炉注水を実施するマネジメントを実施する。原子炉注水により，炉心損傷前であれば，冷却による炉心損傷の発生防止が図られ，また，炉心損傷後であれば，冷却による炉心損傷の進展の抑制及び原子炉圧力容器の破損防止が図られる。

2.2

格納容器ベント及び格納容器スプレイについて
格納容器ベント及び格納容器スプレイについては，炉心損傷を判断基準に運転操作を変更する（第 2 表）。
格納容器ベントについて，炉心損傷前の実施判断基準である 1Pd（格納容器最高使用圧力 310kPa[gage]）到達に対し，炉心損傷後はサプレッション・
プール水位が通常水位＋6.5m 到達により格納容器スプレイを停止した時点に変更となり，格納容器ベントのタイミングは 2Pd（最高使用圧力の 2 倍（620kPa[gage]））到達前となる。炉心損傷前は環境へ放出される核分裂生
成物の放出量が低く，格納容器の健全性を確保することを目的に設計上の最高使用圧力（1Pd）を実施基準としているが，炉心損傷後は，燃料に何らかの破損が生じ，設計基準事故の追加放出量相当を超えるＦＰが格納容器内に移行している可能性が高く，より長く格納容器内でＦＰを保持した方が減衰により環境へ放出する放射能量を低減できることから， 2Pd 到達前を実施基準としている。
また，格納容器ベントの判断基準が変わることで，格納容器スプレイの判断基準も変更となる。原子炉スクラム後における，炉心損傷の前後の格
納容器ベント及び格納容器スプレイの実施基準の差異を第 2 表に示す。
添付 3.1.3.1−6

19

第2表

添付 3.1.3.1−7

炉心損傷判断前後における格納容器スプレイ及び格納容器ベントの実施基準の差異
炉心損傷前
炉心損傷後
（圧力基準）（圧力基準）
炉心損傷後の格納容器スプレイは，格納容器の最高使用圧
格納容器の健全性を維持し，格納容器からの放射性物質の漏
格 え い を可能な 限り抑 えるために格 納容器 の最高使用圧力
力の 2 倍（620kPa[gage]）未満に制御することを目的に，納 （310kPa[gage]）以下で制御することを目的に，格納容器圧
格納容器圧力が 465kPa[gage]（1.5Pd）に到達した時点で開容 力が設計圧力（279kPa[gage]）に到達した時点で開始する。
始する。
器
ス （温度基準）（温度基準）
プ 格納容器最高使用温度は，ドライウェル 171℃，サプレッショ 評価項目である 200℃に至らないように，ドライウェル又は
レ ン・チェンバ 104℃であり，雰囲気温度がこれらの温度に到達 サプレッション・チェンバの雰囲気温度が 171℃以上になっ
イ する前に，格納容器スプレイを行う。
た場合に，格納容器スプレイを行う。

格
納
容
器
ベ
ン
ト

格納容器圧力が上昇し，格納容器最高使用圧力の310kPa[gage]に到達する場合には，格納容器の健全性を維持するために，サプレッション・チェンバからのベントを優先として格納容器圧力逃がし装置等により格納容器ベントを行う。

サプレッション・プール水位が通常水位＋6.5m 到達により格納容器スプレイを停止した時点で，格納容器の過圧による破損を防止することを目的に，サプレッション・チェンバからのベントを優先として格納容器圧力逃がし装置により格納容器ベントを行う。

20

3.

ＭＡＡＰ解析における炉心損傷判定値と運転操作における炉心損傷判定基
準について有効性評価のＭＡＡＰ解析においては，炉心損傷の解析上の判定基準を，有効性評価の評価項目（「実用発電用原子炉に係る炉心損傷防止対策及び格納容器破損防止対策の有効性評価に関する審査ガイド」を踏まえた要件）の燃
料被覆管最高温度 1,200℃（約 1,473K）よりも低い，1,000K（約 727℃）と設定している。
この 1,000K は，PHEBUS-FPT0 実験で，燃料被覆管温度が約 1,000K に達したときにＦＰの放出が開始されたことを踏まえて設定されたものであり，Ｍ
ＡＡＰ解析上の判定基準である。
一方，実際の運転操作においては，炉心損傷の状況を直接的に監視可能な計装設備は原子炉内に設置されておらず，このため，燃料の損傷により放出される希ガス等のガンマ線線量率の上昇を格納容器雰囲気放射線モニタによって監視し，運転操作における炉心損傷の判断に用いている。上記より，
ＭＡＡＰ解析上の炉心損傷の判定基準である 1,000K(約 727℃)は，その後の運転操作に影響を与えるものではない。

添付 3.1.3.2−821別添
炉心損傷判定図及び炉心損傷割合の推定図について

炉心損傷判定図における追加放出相当のガンマ線線量率の推移は，設計基準事故の中で格納容器内の核分裂生成物の存在量が最大となる原子炉冷却材喪失時を想定したものであり，線量率として支配的である希ガスの追加放出量を基に評価されたものである。炉心損傷はドライウェル又はサプレッション・チェ
ンバのガンマ線線量率が追加放出量相当のガンマ線線量率の 10 倍以上の領域に到達した場合に判断する。
また，炉心損傷割合の推定図における炉心損傷割合は，希ガスの炉内内蔵量に対する格納容器への放出割合を示しており，ドライウェル及びサプレッショ
ン・チェンバにそれぞれ希ガスが放出されたものとして，各炉心損傷割合のガ
ンマ線線量率の推移を示している。
第 1 図に炉心損傷判定図及び炉心損傷割合の推定図を示す。

第1図

炉心損傷判定図及び炉心損傷割合の推定図（ドライウェル）
添付 3.1.2.7−922