志賀原子力発電所１号機の臨界事故についての報告書の提出について
平成19年3月30日
北陸電力株式会社

当社は、平成11年6月に、志賀原子力発電所１号機において、臨界事故が発生していたにもかかわらず、国および石川県、地元志賀町にご報告しておりませんでした。関係ご
当局、地域の皆さまをはじめ広く社会の皆さまからの信頼を大きく損ねてしまいました。原子力行政への影響も懸念されるような重大な事態を発生させ、かつご報告していなかったことは真に申し訳なく、深く反省し心からお詫び申し上げます。
本件について、平成19年3月15日に経済産業大臣より志賀原子力発電所１号機における臨界事故に関し報告書提出の指示を受けたことに基づき、社外の専門家を加えた調査委
員会において調査をすすめてまいりました。
本日、本事故の「事実関係及びその根本的な原因究明」並びに「早急に実施することができる技術的な再発防止対策の策定」に関する報告をとりまとめ、経済産業大臣に提出いたしましたのでお知らせいたします。
なお、「根本的な原因を踏まえた抜本的な再発防止対策の策定」については、4月13日までに改めて報告いたします。
以上平成 19 年 3 月 30 日
北陸電力株式会社

志賀原子力発電所 1 号機の臨界に係る事故についての報告（概要版）
当社は、平成 11 年 6 月に、志賀原子力発電所 1 号機の原子炉において臨界に係る事故を起こしていましたが、必要な記録を残すことなく、国および自治体に報告しておりませんでした。
誠に申し訳なく、深く反省しお詫び申し上げます。
当社は、経済産業大臣からの指示を受け、社長を委員長とする「志賀 1 号機事故調査対策委員会」を設置し、「事実関係及びその根本的な原因究明」並びに「早急に実施することができる
技術的な再発防止対策の策定」に関する報告をとりまとめ、平成 19 年 3 月 30 日に、経済産業大臣に提出いたしました。概要は以下のとおりです。
１．調査方法今回の調査は、以下の方法で行った・聞き取りおよび文書類の調査＞聞き取り調査： 延べ 230 名（当社経営層・原子力関係者・OB・メーカー関係者）＞弁護士から構成される社外調査団により、経営層を含む重要な関係者へ聞き取り調査を行い、中立的・専門的な立場から事実の認定に努めた

原子炉建屋

・事故事象の解明＞制御棒引き抜け挙動解明、炉心挙動解析、被ばく線量評価を実施した

２．事実関係の把握

定期検査のため，原子炉
格納容器，原子炉圧力容器の上蓋を外した状態であった。

（1）事故発生に至る経緯
・「原子炉停止機能強化工事機能確認試験」の準備のため、制御棒駆動機構の弁(101,102)を順次全閉す
る操作を行ったが、制御棒駆動系の流量調節弁が開いている状態で操作を始めてしまった

原子炉圧力容器・根本原因分析＞炉心挙動解析や根本原因分析等において、日本原子力技術協会の協力を得て実施した

炉
心

原子炉格納容器
制御棒
８９本

・このため、制御棒駆動系の系統圧力が徐々に高くなり、101 弁を閉止したことにより制御棒３本が引き抜けた・原子炉が臨界になり自動スクラム信号が発生したが、制御棒が直ちに挿入されず、15 分後に制御棒が全挿入され、原子炉は未臨界状態となった（2）意思決定の過程
・当直長が一連の初期対応を終えた後、発電課長の連絡により、所長以下 14 名の関係者が発電所の緊急時対策所に集合した・全員が「臨界」が起きたとの認識ではなかったが、原子炉停止中に制御棒が落ち、中性子束が上昇するという大変な事が起きたとの認識が多くの関係者にあった・多くの出席者は、本件を報告した場合の重大さ（志賀２号機着工への影響など）を十分認識しており、
一部「臨界ではないか」との発言もあったものの、最終的には所長は社外に報告しないことを決断した
・その後、発電所・本店原子力部・東京支社・石川支店との間でテレビ会議が行われたが、発電所から、誤信号であったとの結論が報告され、テレビ会議は終了した
・このことから、発電所の意思決定に対する本店の関与は認められなかった・当時の経営層については、本人からの聞き取り調査の結果、本事実についての認識はなく、また、他の証言からも関与は認められなかった（3）事故記録の改ざん
・発電課長は、誤信号であるから、引継日誌に本事故に関する記述をしないように指示した・本事故を隠すため、炉心中性子束モニタの記録計チャートに「点検」と記載した（関与者不明）
・緊急時対策所での協議の際に、切り取られた警報等印字記録（アラームタイパー）は、本来保管されるべきであるにもかかわらず、コピーが個人的に保管されていただけであった

制御棒駆動機構
サプレッション・プール

・原子炉戻りラインの弁を開けなかったことに加え、流制御棒
量調節弁が開いたまま
101 弁を閉としたことか
ｽｸﾗﾑ弁
ら、矢印の圧力がかかり、スクラム
排 出 容 器 制御棒が想定外に引き抜
102
へ
かれた。
ｵﾘﾌｨｽ
・原子炉が臨界状態となり、
他水圧制御
原子炉自動停止信号が発
ユニットへ
流量調節弁
生したが、101 弁が閉であ引抜ったこと及び水圧制御ユ
ｽｸﾗﾑ弁
101
ニットアキュムレータに
制御棒駆動機構
制御棒駆動水
圧力が充てんされていなポンプかったことから、直ちに制水圧制御ユニット
御棒が挿入されなかった。
原子炉戻
アキュムレータ（充填圧力なし）りライン

（4）事故後の措置
・事故発生直後、運転員は一連のモニタにより放射線レベルに異常がないことを確認した
・通常業務の中で、作業者に異常な被ばくがないこと、放射性物質の放出状況に異常値がないことを確認した
・燃料の健全性について、炉水の核種分析などにより、破損がないと判断した
・制御棒駆動系の圧力上昇が原因と推定し、系統圧力の上昇をなくし、制御棒の引き抜け防止策を施した手順を策定した・当該制御棒が正常に動作することを確認した
３．事故事象の解明
・当時行った操作により制御棒引き抜け事象が発生したメカニズムを明確にするとともに、この事象をモックアップ試験により再現・検証した
・事故時の炉心挙動について解析し、反応度と熱量を評価することにより、燃料の健全性を確認した・フィルムバッチ記録から作業従事者（６名）の中性子による被ばくの恐れはないことを確認した
・放射性希ガス、放射性よう素による外部影響がなかったことを、事故発生前後の測定結果により確認した
４．根本原因の究明（1）臨界事故発生の原因①現場作業管理上の原因
a．「原子炉停止機能強化工事機能確認試験」関係者の連携不足から、制御棒駆動系の流量調節弁を閉とする前に (101,102)弁の全閉操作を始めてしまった
b．電気保修課員は、作業票に試験手順書を添付しなかったため、運転員は事前に試験手順をチェックできず、また試験に係る操作の内容を知らなかった
c．試験を実施した電気保修課員と運転員との打合せ等が不十分であり、(101,102)弁の隔離操作が当直長の指揮下で行われなかった以上の根本原因に対して現在では以下のとおり改善が図られている
・制御棒駆動機構の隔離操作は全て発電課が実施し、操作・監視が確実に行われている・制御棒駆動機構の隔離操作は１体毎に実施するよう手順を定めるとともに、系統圧力上昇による引き抜けの可能性を追記して注意喚起し、臨界防止面での改善が図られている・工事要領書は工事担当課が審査・承認するとともに、必要なものは作業票に添付され、発電課にてダブルチェックすることとなっている
・試験時の電力内部の役割分担を管理要領類にて明確にしている②設備上の原因
a．制御棒駆動系の系統圧力が高くなったことを知らせる警報が、他の作業のため除外されていた（2）事故を隠した原因
a．経営層の責任：
臨界事故隠しを防げなかったこと、その後８年間それを見つけ出すことができなかったこと

b．工程優先意識：
経営計画の最重要課題である志賀２号機の建設着工がおよそ２ヵ月後に控えている状況にあり、原子力発電所は工程遵守を必達と考え、何よりも優先させるとの意識を形成させたこと
c．真実究明からの逃避：
本事故対応の困難さや直前のトラブル対応も相まって、炉心中性子モニタの指示値急変に関する
虚偽の理屈付けを行い、事故データを改ざんしたこと
d．意思決定に係る閉鎖性と決定プロセスの不透明性：
価値観や意識を共有する原子力発電所の関係者のみで協議して決定したこと
意思決定に際して、ルールが不明確であり、各職位が自らの職務・責任に応じた当事者意識も低かったため、適切な決定が行われなかったこと
e．議論できない組織風土：
当時は、「言いたいことが言えない」、「言っても無視される」ような組織風土があったこと
５．技術的再発防止策
現状は臨界事故の再発防止を十分図っていると考えるが、更に確実な対応を図る為、以下の改善策を実施していくこととする
a．操作手順の改善
制御棒駆動機構の隔離手順について臨界防止措置を考慮したものに改善する
HCU 隔離弁の管理を厳重にするための施錠措置、HCU 隔離弁の操作に関する注意標示
制御棒駆動機構の隔離操作中は関係パラメータを連続監視する
運転操作要領の制御棒駆動機構の隔離に関係する手順の明確化を図る
b．運用管理面の改善
監視に必要な計器及び警報が供用状態にあることを制御棒駆動機構の隔離前に確認することを手順に明記する
試験時の具体的な役割分担を事前に明確化することを規定する
c．設備対策
制御棒駆動系の系統圧力が高くなったことを知らせる警報は、現在差圧の高側と低側が共通であることから、これを分離・識別し、運転員への情報提供の明確化を図る■ 弁護士３名で構成される社外調査団を組織し、中立的・専門的な立場からの事実の認定に努めた。社外調査団の結論は以下の通り。
①発電所緊急時対策所での協議参加者は、発電所長の判断によって誤信号と結論が出されたこともあり、事故に関して本店等に報告した事実は認められない。
②発電所緊急時対策所以外の場所でテレビ会議に参加した者も、発電所から説明された結論が誤信号とのことであったため、これを上司等に報告した事実は認められない。また、テレビ会議に参加していなかった本店役職員の中に、事故を認知する者がいたという事情も認められない。
③発電所中央制御室にいた当日の当直長や運転員は、発電課長から事故について引継日誌に記載しないように指示されていたため、この事故を本店等に報告した者がいたとは認められない。

今後、当社では、今回究明しました根本的な原因を踏まえて、抜本的な再発防止対策を策定し、4 月 13 日までにご報告させていただきます。
「隠さない風土と安全文化の構築」に向けて、全社をあげて最大限の努力を傾注してまいる所存です。あらためて、地域の皆さま方に深くお詫び申し上げます。

志賀原子力発電所１号機の臨界に係る事故についての報告

平成 19 年 3 月 30 日
北陸電力株式会社

目次

１．はじめに ････････････････････････････････････････････････

１

２．調査・検討体制及び調査方法 ･･････････････････････････････
２．１ 調査・検討体制 ･･･････････････････････････････････
２．２ 調査方法 ･････････････････････････････････････････

２
２
４

３．事実関係の把握 ･･････････････････････････････････････････
３．１ 事故発生に至る経緯 ･･･････････････････････････････
３．２ 意思決定の過程 ･･･････････････････････････････････
３．３ 事故後の措置 ･････････････････････････････････････

５
５
１０
１１

４．事故事象の解明 ･･････････････････････････････････････････
４．１ 制御棒引き抜け挙動の解明 ･･････････････････････････
４．２ 炉心挙動の解析 ･･･････････････････････････････････
４．３ 被ばく線量の評価 ･････････････････････････････････

１４
１４
１６
２１

５．事故発生当時の品質保証体制等の状況 ･･････････････････････
５．１ 目的･･･････････････････････････････････････････････
５．２ 品質保証体制及び作業ルール ･･･････････････････････
５．３ 権限・意思決定のルール ･･･････････････････････････
５．４ コンプライアンスの状況 ･･･････････････････････････

２５
２５
２５
２６
２７

６．根本原因の究明 ･･････････････････････････････････････････
６．１ 臨界事故発生の原因 ･･･････････････････････････････
６．２ 事故を隠し実施すべきことをしなかった原因 ･････････

２８
２８
２９

７．技術的再発防止策 ････････････････････････････････････････
７．１ 操作手順に係る改善策の立案 ･･･････････････････････
７．２ 設備対策 ･････････････････････････････････････････

３１
３１
３２

８．まとめ（隠さない風土と安全文化の構築に向けて） ････････････ ３３
添付資料リスト････････････････････････････････････････････････

３４

１．はじめに
当社は、平成 11 年 6 月に、志賀原子力発電所 1 号機の原子炉において臨界に係る事故を起こすとともに、必要な記録を残すことなく、国および自治体に報告しておりませんでした。
今回の事故により、立地地域の皆さまをはじめ、広く社会の皆さまからの信頼を当社自らが失墜させてしまいました。原子力行政への影響も懸念されるような重大な事態を発生させ、かつ報告していなかったことは誠に申し訳なく、深く反省し、お詫び申し上げます。
事故の事実は、経済産業省原子力安全・保安院長の「発電設備に係る点検について」（平成 18 年 11 月 30 日）の指示による当社の点検、調査の中で判明いたしました。
当社は、平成 19 年 3 月 15 日、経済産業大臣より、今回の臨界事故に対して厳重注意を受けるとともに、本事故の事実関係及びその根本的な原因の究明と早急に実施することができる技術的な再発防止対策を平成 19 年 3 月 30 日までに報告すること、抜本的な再発防止対策を平成 19 年 4 月 13 日までに報告すること、との指示を受けました。
当社は、このたびの指示を真摯に受け止め、志賀原子力発電所 1 号機の定期検査を前倒しして安全の総点検を進めるとともに、今回の臨界事故に関し報告書提出の指示を受けたことを踏まえ､二度とこのような事態を惹起しないという決意のもと、「志賀
１号機事故調査対策委員会」を設置いたしました。
本委員会は、社長を委員長とし、社外の原子力安全及び法律の専門家の方々にも加わっていただき、事実関係・原因の調査、究明を行うとともに、技術的な再発防止対策を検討し、加えて原子力の品質保証体制の再構築など抜本的な再発防止対策の検討を行っております。
本報告書は、当社がこれまで取り組んでまいりました調査で判明した事実関係、根本原因、および技術的な再発防止対策についてご報告申し上げるものです。
引き続き、抜本的な再発防止対策について鋭意検討を進め、詳細については、4 月
13 日までに改めて報告させていただく所存です。

１２．調査・検討体制及び調査方法
２．１ 調査・検討体制
当社は、経済産業大臣からの指示を受け、「志賀１号機事故調査対策委員会（以下、「本委員会」という。）」を設置するとともに、本委員会の下に３つの部会を設置した。
また、弁護士 3 名による社外調査団を編成することとした。
２．１．１ 志賀１号機事故調査対策委員会の設置
平成 19 年 3 月 16 日、本委員会を設置し、事実関係・原因の調査、究明を行うとともに、技術的な再発防止対策の策定、原子力の品質保証体制の再構築などの抜本的な再発防止対策及び設備の安全点検計画について、審議・検討を行うこととした。
本委員会は、永原社長を委員長とし、髙田副社長を委員長代理とした。その他、副社長、２常務、原子力推進本部部長及び経営管理部長が委員として参加している。
また、審議・検討の客観性・透明性を確保するため、社外からシステム量子工学、法律を専門とする大学教授２名に委員としてご就任いただき、調査の方法や評価等に対して幅広くご意見をいただいた。
２．１．２ 部会の設置
本委員会における審議・検討の実効性を高め、詳細な調査や具体的な対策の検討などを行うため、３つの部会を設置した。
「事実関係・原因究明部会」では、事実関係・根本原因の解明及び技術的再発防止対策の検討・立案を行い、「再発防止対策部会」では、根本原因を踏まえた抜本的再発防止対策の検討・立案を行うこととした。また、「設備安全対策総点検部会」では、設備の安全点検計画の策定等を行うこととした。
なお、各部会は本委員会の指示・指導の下、それぞれの課題について検討を進めるとともに、相互に緊密な連携をとりながら活動を推進した。
２．１．３ 社外調査団の編成
本委員会における審議・検討には正確な事実関係の徹底究明が不可欠であるとの観点から、弁護士３名による社外調査団を編成し、今回の臨界事故が直ちに報告されなかったことについて、中立的・専門的立場から、調査に対して助言・指導をいただくとともに、重要人に対する直接調査を踏まえて、本委員会にその内容を報告いただくこととした。
なお、社外調査団のメンバーは、元大阪高検検事長である杉原弘泰弁護士を団長とし、元検事である辻嶋彰弁護士及び原子力訴訟の代理人を務めるなど原子力関係に詳しい八木宏弁護士にご参加いただいた。

２

以上の調査・検討体制を下図に示す。
社外調査団

志賀１号機事故調査対策委員会

メンバー：

委

杉原弘泰 弁護士

委 員 長 代 理： 髙田憲一 副社長

辻嶋

彰 弁護士

八木

宏 弁護士

依頼

員

委

長： 永原 功 社長

員： 大橋弘忠 東京大学教授（システム量子工学）
中島史雄 金沢大学名誉教授 高岡法科大学教授 弁護士【役割】

濱田昌一 副社長

・社内調査に対する

清原邦彦 常務取締役

指導助言・重要人に対する
直接調査

報告、

松長 賢 常務取締役

指導
助言

荒井行雄 原子力推進本部部長

・調査報告書の作成

村田幸平 経営管理部長
事

務局： 塩谷敏文 経営企画部長
報告

指示

事実関係・原因究明部会

再発防止対策部会

設備安全対策総点検部会

部会長：松長 賢 常務取締役

部会長：濱田昌一 副社長

部会長：松長 賢 常務取締役

【課題】

【課題】

【課題】

・事実関係・根本原因の・根本原因を踏まえた抜本

・設備の安全点検計画の解明
・技術的再発防止対策の連携的再発防止対策の検討･

連携

立案

検討・立案

志賀 1 号機事故 調査・対策体制

３策定
・設備安全点検の実施

２．２ 調査方法
今回の調査は以下の方法で事実の確認を行った。
２．２．１ 聞き取り及び文書類の調査「事実関係・原因究明部会」を中心に、志賀原子力発電所及び本店原子力部等の関係者に加え、当時、関わりのあったＯＢ・メーカー関係者から、幅広く聞き取り調査を行った。
また、弁護士から構成される社外調査団により、経営層を含む重要な関係者に対する聞き取り調査を行い、中立的・専門的な立場から事実の認定に努めた。
（聞き取り調査総数）
実施主体
事実関係・原因究明部会
再発防止対策部会
社外調査団
計

対象者
期 間
社員、OB、ﾒｰｶｰ
3 月 16 日～25 日
社員、OB
役員、社員
3 月 23 日～25 日

延べ人数
147 名
59 名
24 名
230 名

本店原子力部内及び志賀原子力発電所内等に保管されている資料やデータを記した記録紙等の文書類を調査し、その内容を精査・検討した。
（調査した社内資料）
・引継日誌（当直長、運転員）（平成 11 年 6 月 18 日）
・警報等の印字記録
・テレビ会議回線の接続記録
・キングファイル（5cm）で約 900 冊相当 等
２．２．２ 事故事象の解明
想定外に制御棒３本が引き抜け、原子炉が臨界状態となったことを重視し、事故に至ったメカニズムの解明や安全性評価等を行うため、制御棒引き抜け挙動解明、炉心挙動解析、被ばく線量評価について、日本原子力技術協会等の協力を得て調査を実施した。
２．２．３ 根本原因分析
事実確認調査に基づき、事故発生に至る作業項目を時系列的に整理した。また、作業が適切に行われていれば事故発生を防止できたと考えられる作業項目に着目し、なぜ適切に行われなかったかを問題点として洗い出した。
当該事故に関して報告しなかった問題も含め、洗い出した問題点について、その根本的な原因まで踏み込んだ調査・分析を日本原子力技術協会の協力を得て行った。

４

３．事実関係の把握
３．１ 事故発生に至る経緯
３．１．１ 定期検査時の作業管理
定期検査時に実施される各種設備の点検や試運転、試験の際には、工事担当課と関係各課間における作業の通知、予定連絡、及び作業開始、終了時の確認等、様々な事項を管理する必要があるが、志賀原子力発電所では「作業票」によりこれらを行っている。
特に、感電や水漏れ等のトラブルを防止するため、電源の「切」や弁の「閉」といった安全処置を行う必要があり、これらを一般的に「アイソレーション」と呼んでいる。アイソレーションは作業毎に発効する作業票の中にリストアップされ、さらにア
イソレーション毎にタグ管理（各機器に状態を記載した札を取り付ける管理）を行っている。また、アイソレーションには、作業に伴う操作スイッチの操作許可や試験条件作成なども含まれる。
工事担当課は作業を実施するにあたり、作業計画を立て、作業内容及びアイソレー
ションを十分に検討のうえ作業票を発効する。また、作業の重要度に応じて、作業管
理体制、作業手順を定めた「作業計画書」を添付する必要がある。
工事担当課が作成した作業票は発電課に送付され、当直長は、作業票に基づき必要な操作計画を立てるとともに、関係各課と打ち合わせを行い、作業内容に係るアイソ
レーションを改めて検討後実施する。なお、アイソレーションの内容が変わる場合には、その都度、作業票による手続きを行い、発電課がアイソレーションを変更した後に次のステップに進むこととなっている。また、当直長は作業期間中の作業票について作業状況を把握する必要がある。
なお、アイソレーションには作業の実態にあわせて以下の３つの区分が存在する。
① 発電課による実施：発電課がアイソレーションを実施② 工事担当課実施：技術的、物理的理由で工事担当課にアイソレーションを依頼する方が望ましい場合に、当直の監督下において工事担当課が操作を実施③ 特別承認：他系統への影響がなく、安全が損なわれない範囲で、工事担当課が操作を実施（当直の監督下にない状態での操作）
３．１．２ 臨界事故の直接原因となった試験
今回の臨界事故の直接原因となった試験は、電気保修課が担当した「原子炉停止機
能強化工事機能確認試験」（以下、「ARI 試験」という。）である。原子炉停止機能強化
工事は、アクシデントマネジメント（AM）対策工事の一環として第５回定期検査の期間に実施された特殊な改良工事であり、志賀１号機では初めて実施する試験であった。
本試験を実施するためには、試験の対象となる１本の制御棒を除き残り８８体の制御棒駆動系水圧制御ユニット（以下、「HCU」という。）を隔離する必要があることか５

ら、電気保修課は作業票を発行し、HCU の隔離弁等について「工事担当課実施」によりアイソレーションすることとした。作業票は電気保修課での検討後に発電課に送付され、発電課でのアイソレーションの検討が行われたが、この際作業票に試験要領書は添付されていなかった。
（問題点①：「６．根本原因の究明」における問題点に対応。
以下、同じ。）
一方、ARI 試験の直前には機械保修課が担当する「制御棒駆動系機能検査（原子炉起動前）」のうちの「単体スクラム試験」が計画されていた。単体スクラム試験は、制御棒を１体ずつスクラムさせ、制御棒の挿入速度を測定する試験であり、中央制御室での単体スクラム操作と現場での HCU のアキュムレータの充填操作を、「特別承認」
扱いとし工事担当課員の指示のもとメーカーが実施していた。
なお、制御棒の引き抜き操作についても、原子炉停止中であり燃料取替インターロ
ックで１本しか引き抜けないようになっていることから、安全上の問題がないため工事担当課員やメーカーの担当者に実施させていた。
３．１．３ 試験に用いられた要領書と試験実施前の調整
ARI 試験を実施するためにメーカーから電気保修課に「第５回定期検査 AM 対策工事の内 原子炉停止機能強化工事 機能確認試験要領書（以下、「ARI 試験要領書」という。）」が提出された。ここでは、「(1)試験対象を除いた制御棒(88 本)のアキュムレー
タ充填水をブローし」、「(2)試験対象の制御棒を全引き抜きした後に制御棒駆動系駆
動水流量を「０」とし」、「(3) 試験対象を除いた制御棒(88 本)の挿入元弁（101 弁）、引抜元弁（102 弁）及び充填水元弁（113 弁）を全閉する」となっており、HCU の隔離弁の操作を１体ずつ行う手順でなかった。また、原子炉への戻りラインを使う運転（以下、「リターン運転」という。」ではなく制御棒駆動系駆動水流量を「０」とする運転（以下、「ノンリターン運転」という。
）としており、制御棒駆動系冷却水ヘッダの圧力が高くなると制御棒の誤引き抜けが発生する可能性があることの注意喚起についても記載されていなかった。（問題点②、③）
一方、「単体スクラム試験」は第１回定期検査より定期検査毎に実施していたもので、この試験要領については平成８年時点で「制御棒駆動機構機能試験標準要領書」（以下、「CRD 試験要領書」という。）として標準化され確立していた。ここでは、「(1)
試験対象の制御棒を全引き抜きし」、「(2)試験対象の制御棒の単体スクラムを行い」、「(3)スクラムした制御棒のアキュムレータを充填する」ことを全８９体の制御棒について繰り返す手順としていた。
前述のとおり、「単体スクラム試験」と「ARI 試験」は連続して行われることとなっていたことから、二つの試験を効率的に進めるための調整が行われた。なお、この調整において２つの試験の手順をまとめた「複合手順メモ」も作成されていたが、実際には用いられず、連続で実施するための考え方を ARI 試験に取り入れた形に止まった。
調整は具体的には以下のように行われた。

６

a.メーカーから提出された「ARI 試験要領書」及び「CRD 試験要領書」について、工事担当課担当者が内容を確認後、副課長が審査し、課長が承認した。
b.その後、メーカーは二つの試験を効率的に進めるため「複合手順メモ」を電気保修課担当者に提案した。電気保修課担当者は、「複合手順メモ」を全面的には使わなかったが、発電課定検班、機械保修課へ配布するとともに、その考え方を一部取り入れ、次のように調整した。
c.まず、機械保修課が ARI 試験の直前に実施する単体スクラム試験において、「ア
キュムレータに水をチャージする」操作をしないこととし、「１ノッチ引抜・挿入操作」は ARI 試験側で実施することにした。
d.それにより、電気保修課が使う「ARI 試験要領書」における「(2)試験対象 CRD を除いた制御棒(88 本)のアキュムレータ充填水をブローする」というステップは事
実上「ブロー後の圧力を確認する」ということだけになった。また、これにより当該試験における現場での最初の実操作は「試験対象を除いた制御棒（88 本）の挿入元弁（101 弁）、引抜元弁（102 弁）及び充填水元弁（113 弁）を全閉する」という内容になった。これらの操作については、特に手順書等を作成せず行われており、機械保修課、電気保修課ともこれらの手順内容の変更について承認行為を行っていなかった。（問題点④）e.なお、この「複合手順メモ」を通じた調整でも制御棒の誤引き抜けを防止する観点での注意喚起が行われた形跡は認められなかった。
３．１．４ 試験要領書どおりの操作を行わなかったことによる臨界事故の発生
これまで調査した記録及び関係者の聞き取り調査結果等から、臨界事故は以下のように発生したものと推定される。
平成 11 年 6 月 15 日、CRD 単体スクラム試験の作業票が発電課により発効された。
この際、単体スクラム試験時に圧力が変動して「原子炉・CRD 冷却水ヘッダ間差圧高/低」警報が頻発することを避けるため、警報を除外するアイソレーション（「リフト」と呼ばれる）が実施され、これ以降、冷却水ヘッダの圧力が上昇しても警報が発生しない状態となった。「リフト」は本来ならば単体スクラム試験の終了時に復旧されるべきだが、臨界事故の翌日まで外されなかった。二つの試験が連続で実施されたことから「ARI 試験」で必要な警報が無い状態となったものであるが、ARI 試験要領にも試験の際にこの警報を必要とする記載はなかった。（問題点⑤）
平成 11 年 6 月 17 日、ARI 試験の作業票が発電課により発効された。この作業において、当直長は自らの指揮のもとで工事監理員にアイソレーションを実施させるため、アイソレーションが必要な時にタグを渡すべきであったが、試験に係る「担当課実施」のタグはこの時点で既に電気保修課に渡されていた。（問題点⑥）
平成 11 年 6 月 17 日、20 時 43 分から単体スクラム試験が開始された。当時、原子炉は原子炉圧力容器上蓋及び原子炉格納容器上蓋が取り外されており、原子炉ウェルを満水とした状態であった。また、中性子束モニタについては、中性子源領域モニタ７及び中間出力領域モニタが計測中であったが、平均出力領域モニタについては点検中であった。
翌 18 日の 1 時 34 分、全 89 本の単体スクラム試験が終了し、1 時 57 分頃から、最も挿入速度の遅い２本の制御棒について、アキュムレータ圧力を最低圧力の約 11MPaとした状態での単体スクラム試験を実施し、2 時 8 分頃、単体スクラム試験が全て終了した。
一方、ARI 試験の関係者は、単体スクラム試験が終了するのを待っていたが、単体
スクラム試験の終了が近づいた 1 時 44 分〜50 分の間に管理区域内に入域した。2 時 8分頃の単体スクラム試験の終了後、中央制御室において、運転員は電気保修課員に単体スクラム試験が終了したので、ARI 試験を実施して良いと伝えた。聞き取り調査の結果では、ARI 試験の関係者と当該の運転員は事前に打合せを行っておらず、作業票にも試験要領書が添付されていなかったことから、運転員は電気保修課が行おうとしている具体的な操作内容を把握していなかった。（問題点⑥）
運転員の了解を受け、中央制御室の電気保修課員が試験対象の制御棒[14-31]を全引き抜きするための準備をしていたところ、現場の電気保修課員とメーカー作業員が現場における最初の実操作、すなわち、試験対象を除く 88 本の制御棒駆動機構の隔離弁（101 弁、102 弁）の全閉操作を開始してしまった。この操作は、「ARI 試験要領書」では、試験対象の制御棒[14-31]を全引き抜きとし、駆動水流量を「０」とした後に行う必要があった。（問題点⑦）
101 弁、102 弁の全閉操作は４名で同時に行い、まず南側の HCU を隔離し、引き続き北側の HCU の隔離を開始した。隔離操作が始まった後の 2 時 11 分頃、中央制御室
では[14-31]を全引き抜きする前の１ノッチ引抜・挿入操作が行われていたが、この時点で冷却水ヘッダ圧力の上昇が始まっていたため、制御棒の駆動は正常に行われなかった。
現場での隔離が進むにつれ、冷却水ヘッダ圧力の上昇は継続し、流水音が大きくなるとともに、現場での弁操作が重くなり両手で操作しないと動かなくなっていたが、操作した電気保修課員とメーカーの作業員は制御棒の引き抜けについての知識がなく異常と判断しなかった。
当直長以下の運転員はこの時点で HCU の隔離操作が行われていることを認識しておらず、従って制御棒駆動系の駆動水流量や冷却水ヘッダ圧力の監視等は実施していなかった。また前述のとおり、「原子炉・CRD 冷却水ヘッダ間差圧高/低」警報が発生しないようになっていたため、制御棒の誤引き抜けの発生する可能性がある圧力まで上昇していたにも拘らず、だれも認識することができなかった。
2 時 17 分に最初の制御棒の引き抜けが始まり、最終的に３本の制御棒（[30-39]、[26-39]、[34-35]）が引き抜け、2 時 18 分に原子炉が臨界となり、同時刻に中間領域
モニタ高高信号により原子炉の自動スクラム信号が発生した。

８

３．１．５ 臨界時の対応
運転員はスクラム警報が発生した時点で初めて異常に気付き、当直長は運転員に制御棒の状況、中性子束、及び、放射線モニタ等の関係パラメータを確認させた。本来なら制御棒が緊急挿入されるところ、ARI 試験の途中だったためにアキュムレータが充填されておらず、また挿入元弁（101 弁）が閉められていたため、制御棒は緊急挿入されなかった。当直長は、電気保修課が実施していた操作の内容を確認し、それまで実施していた制御棒駆動機構の隔離操作が原因と判断し、2 時 25 分、現場の電気保修課員に弁の復旧を指示した。
現場では、当直長の指示により、全制御棒の挿入元弁（101 弁）引抜元弁（102 弁）の開操作を実施し、引き抜けた 3 本の制御棒の 101 弁、102 弁が開いたことにより、制御棒駆動水系の圧力が制御棒駆動機構に加わり、制御棒の挿入が始まった。
最終的には 15 分後に制御棒が挿入され原子炉は未臨界状態となった。
事象発生時の記録計チャート、関係者が個人的に保管していたプロセス計算機の記録及び過渡現象記録装置出力帳票から確認された時系列は以下のとおりであった。
平成 11 年 6 月 18 日
・2 時 17 分 27 秒
制御棒が引き抜け始めた。
・2 時 18 分 41〜43 秒「SRM 炉周期」が 11 秒と短くなり、更に計測範囲を逸脱し、かつ「SRM 高」が発生し、原子炉が臨界に達した。
・2 時 18 分 44 秒
「IRM 高高／動作不能」「原子炉自動スクラム」により原子炉緊急停止条件が成立し、「原子炉スクラム」信号が発生した。
・2 時 18 分 45 秒
IRM の各チャンネルが表示範囲を逸脱した。
・2 時 18 分 53〜54 秒
制 御 棒 [30-39] が 20 ポ ジ シ ョ ン 位 置 、 制 御 棒[26-39]が 16 ポジション位置、制御棒[34-35]が 08
ポジション位置にあることを確認した。
・2 時 18 分 53〜57 秒「SRM 炉周期」が正常復帰し、20 秒以上になり、中性子束の上昇が緩やかになった。
・2 時 24 分 28 秒
IRM の各チャンネルが順次正常復帰していること〜26 分 48 秒 から、IRM のレンジを上げて可視範囲とし、運転員が中性子束を確認したと考えられる。また、「IRM
高高／動作不能」が「正常復帰」し、原子炉緊急
停止信号発生レベルより低下した。
・2 時 32 分 19 秒
「SRM 炉周期」がレンジ逸脱し、「SRM レベル」が9.90×104cps に低下したことから、制御棒の挿入に伴い未臨界状態に向けて中性子束が低下し始めた。また、同時期に IRM レベルも低下している。
・2 時 33 分 00 秒
引き抜けた制御棒３本が全挿入した。

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３．２ 意思決定の過程
３．２．１ 事故発生に関する発電所関係者への第一報
スクラム警報が発生し、初めて異常に気付いたとき、中央制御室には、当直長以下４人の運転員がいた。事故発生から、現場状況及び電気保修課が実施していた操作内容等を確認し、制御棒を挿入するまで、約 15 分を要した。
当直長は、一連の初期対応を終えた後、発電課長に連絡した。発電課長は所長以下関係者に連絡し、関係者が発電所の緊急時対策所に集合したが、既にその時点で事故発生から、外部への第一報の目安である 30 分を大幅に経過していたと思われる。
（問
題点⑧）
緊急時対策所に集まった者として特定されたのは、所長以下 14 名であった。なお、その他にも出席者がいたという証言がある。
３．２．２ 緊急時対策所での協議内容
緊急時対策所において、発電課長から以下の状況説明及び事実確認が行われた。
・原子炉停止機能強化工事の機能確認試験の準備として、制御棒関連の弁を操作していたところ、想定外に制御棒が数本引き抜け中性子束（IRM）高高で、スクラ
ム信号が発信された。
・制御棒全挿入までにかなり時間を要した。
・現在、制御棒が全挿入され原子炉は安定に停止している。
３．２．３ 事故に対する関係者の認識
出席者は各自の専門知識の違いもあり、この事象に対する理解は様々であった。全員が「臨界」が起きたとの認識ではなかった。
しかし、原子炉停止中に制御棒が落ち、中性子束が上昇するという大変な事が起きたとの認識が多くの関係者にあった。（問題点⑨）３．２．４ 対応策の検討と意思決定
事実確認の後、対応策の検討に入ったが、多くの出席者は、この件を報告した場合の重大さを十分認識していたと思われる。
すなわち、志賀 2 号機がおよそ 2 ヶ月後の平成 11 年 9 月に着工を控えており、今回の事故が外部公表となれば着工が延期されることは容易に予想された。
また、事故発生 4 日前の平成 11 年 6 月 14 日、非常用ディーゼル発電設備のクラン
ク軸にひびが発見され、この事象の対策に追われていた真最中であり、1 号機立ち上げの目処が全く立っていない状況にあった。
こうしたなかで、「ノイズの可能性があるのでは」との発言(発言者不明)がある一
方、技術課担当からは、「臨界ではないか」との発言もあった。（問題点⑩）
最終的には、「この事象が外部に出ると２号の工程に遅れがでる」との意見もあり、所長は、社外に報告しないことを決断した。（問題点⑪）
なお、次長(炉主任)は、所長に「報告すべき」という意見具申する役割を果たさず、

１０公表しないことに反対しなかった。
その後、発電所と本店原子力部、東京支社、石川支店間でテレビ会議が行われた。
テレビ会議では、発電所の考えとして、「制御棒が過挿入により、位置不明の表示となったこと」「何らかのノイズにより IRM に信号が入ったこと」「実際に出力が上がっていないことから、連絡対象でないこと」が説明され、誤信号であったとの結論が報告された。
発電所からの上記報告に対し、異論が特に出されることはなく、テレビ会議は終了した。（問題点⑩）
このことから、発電所の意思決定に対する本店の関与は認められなかった。
また、当時の経営層については、本人からの聞き取り調査の結果、本事実についての認識はなく、また他の証言からも関与は認められなかった。
３．２．５ 事故記録の改ざん
発電課長は、発電所中央制御室に行き、当直長らに対し、本事故は誤信号であるから、当直長及び運転員の引継日誌に本事故に関する記述をしないように指示した。その結果、当直長及び担当運転員は、引継日誌に本事故に関する事項を記載しなかった。
また、本事故を隠すため、炉心中性子束モニタ（SRM、IRM）の記録計チャートには「点検」と記載しているが、その記載時期及び関与者は不明である。
緊急時対策所での協議の際に、中央制御室から切り取られてきた警報等印字記録（アラームタイパー）は、本来保管されるべきものにもかかわらず、そのコピーが個人的に保管されていたのみであり、その原本は所在不明となっている。その関与者については不明である。
３．３ 事故後の措置
事故発生後、事故状況の把握、原因調査及び再発防止対策等の検討、措置が必要である。これらの必要な検討、対応に対し、何が行われていたかを、当時の状況を知っていると思われる社員 22 名に対し、当時取った措置について聞き取り調査を行うとともに、記録の有無の確認を行った。
その結果、事故の解明、原因調査、再発防止対策等の必要な検討・措置に関し、個々人が自ら成し得る範囲において個別に検討・対応を実施していたものの、組織立った対応は行われなかった。（問題点⑫）また、事故の原因となった試験については、手順を改訂の上、３日後に実施していた。
３．３．１ 状況把握
事故発生直後、運転員は、原子炉スクラム後の操作確認、作業状況の確認、現場の重点パトロールを行う必要がある。また、事故発生の連絡を受け、緊急時対策所に参集した関係者は、運転員への助言や社内外への連絡等のため、事故状況を正確に把握する必要があった。
調査の結果、運転員は、原子炉周りの状況把握を行うとともに、速やかに作業状況

１１

の把握を行い、適切に発電課長に連絡していたが、現場の重点パトロールは行っていなかった。
また、技術課担当は、原子炉の詳細なパラメータから、臨界状態となったことを確認していた。
３．３．２ 事故発生直後の影響調査
事故発生直後、運転員及び安全管理課員は、エリア放射線モニタの指示値の変化、作業者の被ばく評価、放射性物質の環境への放出量を評価する必要があった。
調査の結果、運転員及び安全管理課員は、事故直後に、エリア放射線モニタ等の指示値に有意な変化がないことを確認した。安全管理課員は、通常の管理業務の中で、作業者に異常な被ばくがないことを確認していたが、中性子による被ばくの評価は行っていなかった。また、環境への放射性物質の放出については、事故直後に安全管理課副課長が通常の管理でよいと判断した上で、通常の管理業務において異常な放出がないことを確認していた。
３．３．３ 設備健全性評価（１）燃料の健全性
事故後、燃料の健全性を確認し、継続使用の可否を判断する必要があり、このためには、出力変化や燃料エンタルピ等の評価、炉水分析による燃料破損の有無の確認を行うとともに、必要により、燃料集合体の外観検査を行うべきであった。
調査の結果、技術課長の指示もあり、技術課担当は、IRM 挙動から算出した炉周期から反応度を求め、安全解析結果と対比して燃料エンタルピを評価し、燃料の健全性に問題はないと結論付けて技術課長に報告していた。ただし、計算を誤り、過小評価を行っていた。
また、安全管理課副課長は、炉水の分析により、短半減期核種のマンガン 56が検出されたことで臨界になったことを確信したが、核分裂生成物の濃度に異常がないことから燃料に破損がないと判断していた。
（２）制御棒、制御棒駆動機構、HCU の健全性
事故発生後、制御棒、制御棒駆動機構、HCU について、機能試験により機能上問題がないことを確認するとともに、必要に応じて、分解点検等の詳細点検を実施し、故障等がないことを確認する必要があった。
調査の結果、制御棒の外観点検や各機器の分解点検までは実施していないものの、再試験時又は通常の定期検査時の試験として、単体スクラム試験、常駆動試験、ストールフロー試験等を実施し、制御棒が正常に動作することを確認していた。
なお、制御棒の外観点検や各機器の分解点検については、第６回定期検査以降行われている。

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３．３．４ 原因調査、再発防止対策、水平展開
制御棒引き抜けが発生した原因を調査し、再発防止対策を策定、実施するとともに、類似作業においても制御棒の引き抜けが生じないよう水平展開方策を策定、実施する必要があった。
調査の結果、原因を詳細に検討したという事実は確認されなかったものの、制御棒
引き抜けの再発防止のため、隔離前後の CRD 系統の流量・圧力の確認及び系統圧力流量調整弁全閉後、前後弁を閉とし、確実に流量を０とすることや HCU の隔離を 1 体毎にすることを手順に加えており、系統圧力の上昇が制御棒引き抜けの原因であると推定したものと推測される。
また、水平展開として、制御棒駆動系の隔離時には、リターンラインを構成するよう、運転指示として当直長間で引継ぎが行なわれていた。

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４． 事故事象の解明
４．１ 制御棒引き抜け挙動の解明
４．１．１ 目的
第５回定期検査の「ARI 機能検査」時に行った操作により制御棒引き抜け事象が発生したメカニズムを明確にするとともに、この事象をモックアップ試験により再現・検証する。
４．１．２ 制御棒の引き抜け事象が発生した推定メカニズム
制御棒が引き抜けたメカニズムは以下のとおりと推定される。
制御棒駆動機構の隔離前は、駆動水流量は 125ℓ／min であり、制御棒駆動系原子炉耐圧テスト止め弁（036 弁）は開けられておらず、原子炉への戻りラインは構成されていなかった。この状態で、試験を行う制御棒駆動機構以外の水圧制御ユニットにおいて、制御棒駆動系挿入配管隔離弁（101 弁）および制御棒駆動系引抜配管隔離弁（102弁）を順次閉止する隔離操作が行われたことにより、冷却水ヘッダ圧力が徐々に上昇した。
冷却水ヘッダ圧力の上昇に伴い、挿入配管側には制御棒を押し上げる方向に冷却水の水圧が加わった。また、引抜配管側についても、オリフィス付き制御棒駆動系排出水逆止弁（038A 弁、038B 弁）と制御棒駆動系常駆動切換弁（121 弁）を通過した冷却水により加圧されていった。
挿入側の押し上げ力が制御棒の重量に打ち勝つためには、原子炉と冷却水ヘッダの差圧（以下、「冷却水ヘッダ差圧」という。）約 0.5MPa 以上が必要であるが、引抜配管側からの押し下げ力も加わるので、冷却水ヘッダ差圧が約 0.7MPa 以上となった場
合に制御棒が挿入側に移動する可能性がある。また、コレットフィンガは冷却水ヘッダ差圧が約 0.7MPa でばね力に打ち勝ち移動し始め、約 1.0MPa で上端位置に保持される。
この状態で 101 弁を閉止すると、挿入配管からの冷却水圧力が無くなり、引抜配管からの冷却水が、コレットフィンガを押し上げたまま制御棒を引き抜き側に押し下げるために制御棒が引き抜ける。
以上より、制御棒の引き抜けが発生する冷却水差圧の状況を推定すると以下のようになる。
①冷却水ヘッダ差圧 約 0.7MPa 以下の場合
制御棒が過挿入とならず、またコレットフィンガも押し上げられないので、ラッチは外れず引き抜きは発生しない。
②冷却水ヘッダ差圧 約 0.7〜約 1.0MPa の場合
制御棒が過挿入となり、コレットフィンガも押し上げられラッチが外れるので、引き抜けが発生する可能性がある。なお、コレットフィンガの位置によっては再１４

ラッチする可能性もある。
③冷却水ヘッダ差圧約 1.0MPa 以上の場合
制御棒が過挿入となり、コレットフィンガも上端位置にあるので、引き抜けが発生する可能性がある。
制御棒の引き抜け動作は、引抜配管の圧力が約 0.7MPa まで下がりコレットフィン
ガが元の位置に戻りラッチされるまで継続することから、スクラム信号によりスクラム出口弁（127 弁）が開動作するか、102 弁が閉止することで圧力が下がり、コレッ
トフィンガがラッチして引き抜けが止まったと推定される。なお、引き抜けた制御棒
は、101 弁が閉止されているため、スクラム信号が発生し、制御棒駆動系スクラム入口弁（126 弁）および制御棒駆動系スクラム出口弁（127 弁）が開動作しても、水圧制御ユニットアキュムレータの圧力の有無にかかわらず当該制御棒のスクラム挿入はできない状態であった。
この状態から 101 弁、102 弁を開ければ、挿入配管からの冷却水圧力が加わり、制御棒が挿入される。
４．１．３ モックアップによる確認（１）方法
メーカーの工場において、志賀１号機と同一型式の試験用高速型制御棒駆動機構により、以下のとおり今回推定したメカニズムどおりの動作となるか、再現・検証を行う。
また、炉心挙動解析に適用する引き抜け速度評価モデルの妥当性を検証するため、冷却水ヘッダ差圧及び制御棒引き抜け速度を実測する。
① 冷却水ヘッダ差圧が高い状態を模擬し、101 弁、102 弁両弁開状態から、101 弁
のみを閉止することにより、同様に制御棒が引き抜かれる事象が発生するか確認する。
② ①の状態が確認された後、以下の２ケースにより制御棒が停止することを確認する。
ケース１：102 弁を閉止する。
ケース２：102 弁開状態で制御棒駆動系スクラム出口弁（127 弁）を開する。
③ ②の状態が確認された後、以下の２ケースにより制御棒が挿入されることを確認する。
ケース１：102 弁を開状態とした後、101 弁を開状態とする。
ケース２：102 弁開状態、制御棒駆動系スクラム出口弁（127 弁）の開状態で、101 弁を開状態とする。

１５

（２）結果モックアップ試験の結果から、今回推定した以下のメカニズムどおりの動作となり、再現性が検証できた。
また、引き抜け速度評価モデルの妥当性を検証するため、冷却水ヘッダ差圧及び制
御棒引き抜け速度を実測した。
① 冷却水ヘッダ差圧が高い状態で 101 弁を閉止すると制御棒が引き抜ける事象が発生する。
② この状態で 102 弁を閉止するか制御棒駆動系スクラム出口弁（127 弁）が開となると、制御棒の引き抜けが停止する。
③ その後、制御棒駆動系スクラム出口弁（127 弁）が開の状態で、101 弁、102 弁
を開ければ、制御棒が挿入される。

４．２ 炉心挙動の解析
４．２．１ 目的
志賀１号機第５回定期検査中の臨界事故時に引き抜けた制御棒周りに装荷していた燃料集合体（以下、４．２では「当該燃料集合体」という。）については、その後燃料漏えいはなく健全に使用を終えているが、ここで、事故当時の炉心挙動の解析を行うことにより反応度、原子炉出力等の経時変化を把握するとともに、解析の結果か
ら燃料の健全性の評価を行う。また、使用済燃料貯蔵プールで貯蔵している当該燃料集合体の外観点検を行い、実際に燃料の健全性について確認する。

４．２．２ 反応度評価並びに出力及び燃料健全性の解析・評価（１）方法
志賀１号機第５回定期検査中の臨界事故時の炉心状態を解析・評価するに当たり、
事故当時の制御棒の引き抜け速度、原子炉冷却材温度等を入力条件として設定する。
これを基に解析コード（プログラム）を用いて炉心挙動解析を実施し、制御棒の引き抜けにより投入された反応度、出力変化から、その時の燃料エンタルピ（燃料ペレッ
トの持つ熱量）を求め、燃料の健全性を評価する。
燃料の健全性については、解析結果の燃料エンタルピを「発電用軽水型原子炉施設の反応度投入事象に関する評価指針」に定める燃料の許容設計限界及び「発電用軽水型原子炉施設の反応度投入事象における燃焼の進んだ燃料の取扱いについて」に定め
るＰＣＭＩ破損しきい値のめやすと比較することによって評価する。

１６

（２）解析条件
評価は、原子炉設置許可申請書の安全解析で使用している許認可解析コードを用いて実施し、原子炉設置許可申請書の安全解析結果との比較も行う。
ａ．解析コード
使用する解析コードは以下のとおり。
解析コード名引抜き制御棒反応度算出 三次元沸騰水型原子炉模擬計算コード
事象進展の解析

反応度投入事象解析コード（ＡＰＥＸ）

燃料エンタルピの解析

単チャンネル熱水力解析コード（ＳＣＡＴ）

ｂ．主要入力条件解析で使用する、炉心燃料配置、冷却材温度等の入力データとしては、事故当時の値が明らかなものについてはその値を用いるとともに、制御棒引き抜け順番や引き抜け速度等、値が明らかでないものについては、想定できる範囲内で解析結果を厳しくする値を用いる。
解析結果に大きな影響を与える、制御棒の引き抜け順番及び引き抜け速度については、以下の考え方により設定した。
制御棒の引き抜け順番の考え方
・引き抜けた３本の制御棒の停止位置は制御棒[26-39]が 16 ポジション、制御棒[30-39]が 20 ポジション、制御棒[34-35]が８ポジションであった。
・上記３本の制御棒は、スクラム直後に行った制御棒位置確認により、引き抜けが確認されたものであり、それ以外の制御棒は全挿入状態であったことから、引き抜けていた制御棒は上記３本のみである。
・１本目の制御棒が引き抜け始めたことにより、「全制御棒全挿入信号」が「ＮＯ」となった。
・この制御棒は、作業員が 102 弁を閉めたことにより引抜配管の圧力が下がり、停止したものと推定される。
・制御棒[34-35]の停止位置（８ポジション）は他と比較すると高い位置であるため、102 弁閉によるものではなく、原子炉スクラム信号発信、スクラム弁開により系統圧力が急降下したため停止した可能性が高く、３本目に引き抜けたと仮定。
・２本目の制御棒がどの時点で引き抜け、停止したかはわからないため、解析結
果を厳しくする（臨界近傍での反応度添加率を高くする）よう制御棒[34-35]と同様に原子炉スクラム信号により停止したものと仮定。
・制御棒[26-39]と制御棒[30-39]のどちらが先に引き抜けた制御棒かが不明なため、解析結果を厳しくする（臨界近傍での反応度添加率を高くする）観点から、

１７制御棒[30-39]が最初に引き抜けたものと仮定。
以上のことから、制御棒[30-39]が最初に引き抜けて「全制御棒全挿入信号」を「ＮＯ」とし、制御棒[26-39]は制御棒[34-35]と共に引き抜けて原子炉スクラム信号により停止したとして解析を行う。
引き抜け速度の考え方
・原子炉−冷却水ヘッダ間差圧から制御棒引き抜け速度を算出する評価モデルを構築した。
その評価モデルによる評価値を「４.１.３ モックアップによる確認」によって得られた実測値と比較した結果、構築した評価モデルが保守性を有することが確認された。
・事故発生時の原子炉−冷却水ヘッダ間差圧は特定困難なことから、想定される最大値である約 13ＭPa（制御棒駆動水ポンプミニマムフロー運転時のポンプ吐出圧力）を事故発生時の差圧と仮定するとともに、全制御棒の工場出荷試験時の流路抵抗実測値（平均値）を用いて、評価モデルにより制御棒引き抜け速度を計算した結果、47mm/ｓとなった。
また、引き抜けの発生した３本の制御棒について至近の定期検査時（第２回定期検査時）の流路抵抗測定結果を条件として引き抜け速度を計算した結果、それぞれ約 45mm/ｓ台[26-39]、47mm/ｓ台[30-39]及び約 48mm/ｓ台[34-35]となり、その平均は約 47mm/ｓであった。
・このため、解析では、制御棒引き抜け速度として 47mm/ｓを用いることとした。
（３）結果
事故発生前、原子炉の実効増倍率は約 0.956 であった。
制御棒[30-39]の引き抜けにより、全制御棒全挿入信号が「ＮＯ」となり、その後
102 弁閉止により制御棒[30-39]は停止位置 20 ポジションで停止した（解析条件）。この時原子炉は未臨界であった。
その後、制御棒[26-39]及び[34-35]の 101 弁が順次閉止されたことにより、それぞれの制御棒の引き抜けが始まった（解析条件）。これにより原子炉の実効増倍率は臨界点である 1.0 に到達した。この時の原子炉出力は定格出力の約 10−６％程度と推定した。その後、さらに臨界点を超えて臨界超過となり、原子炉出力は増加し始めた。
IRM（レンジ１）高高の設定値を超えたため、原子炉スクラム信号が発信し、これにより制御棒[26-39]及び[34-35]はラッチされ制御棒の引き抜けは停止した（解析条件）。引き抜け停止時刻は、最も遅れた場合で原子炉スクラム信号発信の約 3.2 秒後である（解析条件）。

１８

ａ．事故時の整定出力を基に超過反応度を求めた場合
臨界事故発生後の整定原子炉出力を基に算出した超過反応度 0.5％Δｋを用いて許認可解析コードにより解析した結果は以下のとおり。
炉心平均中性子束は原子炉スクラム信号発信後約６秒で定格値の約２％まで上昇
し、これに伴う燃料ペレット温度の上昇によるドップラ効果の自己制御性が働き、負の反応度フィードバックが加わって降下し始めた。
燃料エンタルピの最大値は約 93kJ/kgＵＯ２［約 22cal/ｇＵＯ２］となり、４．２．
２（１）に述べる判断基準を満足していることから、燃料が健全であることが確認された。
また、今回の臨界事故では、浸水燃料の存在を仮定しても浸水燃料の破損は生じない。
ｂ．冷温臨界試験の結果から超過反応度を求めた場合
第６サイクル初期に実施した冷温臨界試験の結果を基に算出した超過反応度0.789％Δｋを用いて許認可解析コードを用いて解析した結果は以下のとおり。
炉心平均中性子束は原子炉スクラム信号発信後約 2 秒で定格値の約 15％まで上昇
し、これに伴う燃料ペレット温度の上昇によるドップラ効果の自己制御性が働き、急激な負の反応度フィードバックが加わって即時に降下し始めた。原子炉スクラム信号
発信から約 15 秒後には炉心平均中性子束は定格値の 1％を下回り、その後も低下し整定した。
燃料エンタルピの最大値は約 171kJ/kgＵＯ２［約 41cal/ｇＵＯ２］、ピーク出力部燃料エンタルピの増分の最大値は約 52kJ/kgＵＯ２［約 13cal/ｇＵＯ２］となり、４．２．
２（１）に述べる判断基準を満足していることから、燃料が健全であることが確認された。
また、今回の臨界事故では、浸水燃料の存在を仮定しても浸水燃料の破損は生じない。

１９以上ａ．及びｂ．の解析結果と事故当時使用していた高燃焼度８×８燃料の採用に係る原子炉設置変更許可申請書での安全解析結果との比較を次表に示す。

安全解析結果の比較（許認可解析コードによる解析結果）
ピーク出力部
燃料エンタルピの燃料エンタルピの
最大値
投入制御棒
制御棒
増分の最大値［kJ/kgＵＯ
反応度
引き抜け速度２］［kJ/kgＵＯ２］([cal/ｇＵＯ２])[％Δｋ][mm/ｓ]([cal/ｇＵＯ２])
解析値 判断基準 解析値 判断基準
今回の事故
の解析

ａ

約0.5
47

ｂ

起動時の制御安棒の異常な引全
き抜き解析 制御棒落下約0.789約 93（約 22）
約171（約 41）−−

約 52（約 13）

約0.5

91

約126
385＊１
（約 30） (92)＊１

−＊２

1.5

950

約830
963
（約198） (230)

−＊２

−

(a)＊３
−

＊１：ペレット燃焼度 40GWd/t 未満＊２：「発電用軽水型原子炉施設の反応度投入事象における燃焼の進んだ燃料の取扱いについて」
は、燃料集合体最高燃焼度 55,000ＭＷｄ/ｔを目標とした高燃焼度燃料の安全審査以降に適用＊３：(ａ)；ペレット燃焼度 25GWd/t 未満の場合：460(110)、
ペレット燃焼度 25GWd/t 以上 40GWd/t 未満の場合：355(85)

安全解析のうち「運転時の異常な過渡変化」の解析の一つである「起動時の制御棒の異常な引き抜き」では、最大制御棒価値の制御棒が最大引き抜き速度で１本引き抜かれるとしている。今回の事故は３本の引き抜けであったが、中間位置で停止したこと、最大価値の制御棒ではなかったこと、引き抜け速度も小さかったことから、超過
反応度の設定によっては燃料エンタルピが起動時の制御棒の異常な引き抜きの解析
結果を超えたものの、過渡変化の判断基準を満足していた。
さらに、安全解析では「事故」の解析の一つとして「制御棒落下」の解析を行っているが、今回の事故は制御棒落下の解析結果および判断基準も満足していた。

４．２．３ 燃料集合体外観点検（１）方法
当該燃料集合体（高燃焼度８×８燃料）は、事故発生後、第１０回定期検査までの各定期検査時に原子炉から順次取り出され、現在は、全て使用済燃料貯蔵プールに貯蔵している。

２０

これら燃料集合体について、燃料棒表面に付着したクラッド(注)を除去し、水中テレ
ビカメラを用いて外観点検を実施する。
(注)クラッドとは、原子炉冷却中において、配管系の金属材料の腐食によって生ずる腐食
生成物のうち、水に溶けない金属酸化物の総称である。

（２）結果
事故当時相対出力の大きかったと思われる燃料集合体から順に９体、燃料集合体外観点検を行い，その結果、燃料棒及び燃料棒以外の構成要素に、著しい損傷、変形及び腐食は認められなかった。
４．３ 被ばく線量の評価
４．３．１ 目的
臨界事故発生時に管理区域内に滞在した放射線業務従事者に有意な被ばくがあったのか、また、一般公衆に対する影響があったのかを調査する。
４．３．２ 放射線業務従事者に係る調査（１）管理区域滞在者の被ばく線量の確認
ａ．管理区域滞在者の確認
放射線管理計算機に保存されている放射線業務従事者の管理区域出入実績から、臨界事故が発生した時間帯（制御棒が引き抜け始めた 2 時 17 分から全制御棒が全挿入となった 2 時 33 分まで）に管理区域に滞在していた放射線業務従事者（以下「管理区域滞在者」という。）を確認した結果、制御棒駆動機構の試験に関係する電力社員
２名とメーカー作業員２名、及びその他の作業に従事していた２名の計６名であった。
臨界事故発生時時間帯

入域

退域
入域

退域
入域

退域
退域

入域

6 月 18 日

2 時 17 分

2 時 33 分

制御棒引き抜け始め

制御棒全挿入臨界事故発生時の管理区域滞在者の例

２１

ｂ．管理区域滞在者のγ線による線量の確認
管理区域滞在者の線量のうちγ線による線量について、放射線業務従事者が管理区域に立ち入る都度携行する警報付ポケット線量計（以下「APD」という。
）の測定値により確認した結果、全員が 0.00mSv であった。
ｃ．管理区域滞在者の中性子線による線量の確認
中性子線については、100%出力運転中であっても、通常人が立ち入る場所の線量率は測定下限（0.001mSv/h）未満であり、その被ばくを考慮する必要はない。
しかし、臨界事故発生時には、原子炉圧力容器及び原子炉格納容器の上蓋が取り外されており、原子炉建屋４階原子炉ウェル周りには原子炉を直視できる位置があったこと、また、原子炉格納容器の所員用エアロック等が開放されており、原子炉格納容器内に立ち入ることが物理的に可能であったことから、原子炉建屋４階及び原子炉格
納容器内では中性子線による被ばくのおそれがあった。
そのため、管理区域滞在者６名が当該場所に立ち入ったかどうかについて、管理区
域入域時の作業件名及び聞き取りにより確認した結果、原子炉建屋４階及び原子炉格
納容器内に立ち入っていないことが分かった。
また、管理区域滞在者はフィルムバッジを着用しており、熱中性子線による線量は測定できるため、平成 11 年 6 月のフィルムバッジ測定算定記録を確認したところ、当該の６名の熱中性子による線量は全て検出限界未満（X）であった。
以上の結果より、中性子線による被ばくのおそれはないと考えられる。
警報付ポケット線量計（ＡＰＤ）

フィルムバッジ（ＦＢ）（２）中性子線による被ばくを仮定した場合の線量評価
APD はγ線による線量を測定できるが、中性子線による線量は測定できない。また、フィルムバッジも熱中性子線による線量は測定できるが、速中性子線による線量を測定できない。
そのため、管理区域滞在者が中性子線による被ばくをしていたと仮定した場合の線２２

量を以下のとおり推定した。
①管理区域滞在者のγ線による線量は、APD による測定で 0.00mSv であることから、保守的に 0.005ｍSv 未満であったとする。
（APD は、0.005ｍSv 未満は「0.00」の表示となる。）②中性子線による線量は、中性子線とγ線の線量率の比率（以下、「n/γ比」という。）をγ線による線量に乗じて算出する。なお、評価に用いる n/γ比は、運転中に原子炉施設において実際の中性子線量率を測定でき、かつ、n/γ比が高い所員用エアロック前の 20 を用いる。
（実測値を用いているため、実際の中性子エネルギーにおける比率であり、熱中
性子及び速中性子による線量を評価することになる。）
その結果、中性子線による被ばくを仮定した場合であっても線量は 0.1mSv（＝0.005mSv×20）未満となり、検出限界値（標記は「X」）であることから、中性子線による線量を含めた評価線量は「X」と推定される。（評価線量の算出にあたって「X」
は数値として加算されない）

γ線による線量（APD による測定値）「X」（0.005mSv 未満）

中性子線による線量（ｎ／γ比による計算値）「X」（0.1mSv 未満）

評価線量
「X」

４．３．３ 一般公衆に係る調査（１）放射性希ガスに係る確認
臨界事故により燃料が破損し、燃料被覆管の中から希ガスが漏えいした場合には、原子炉建屋４階から換気空調系を経由して排気筒から環境へ放出されるおそれがあるため、排気筒モニタ及び敷地境界に設置されているモニタリングポストの指示値を確認した結果、指示値に変動はなく、臨界事故に起因した希ガスによる外部への影響はなかった。
（２）放射性よう素に係る確認
臨界事故により燃料が破損した場合は、放射性よう素が排気筒から環境へ放出されるおそれがあるため、排気筒のチャコールフィルタにて１週間（臨界事故発生日を含む 6 月 16 日から 22 日）捕集した放射性よう素の測定値を確認した結果、検出限界未満であり、臨界事故に起因した放射性よう素による外部への影響はなかった。
（３）直接線・スカイシャイン線に係る確認
臨界事故により原子炉建屋から放出される直接線・スカイシャイン線による一般公衆に対する影響を以下のとおり確認した。

２３

①炉心挙動解析結果から得られた原子炉出力（ピーク値）をもとに、臨界事故時の原子炉建屋４階及び原子炉格納容器外側における線量率を評価する。
②直接線については、原子炉建屋から放出された放射線が直接評価点に到達するものであり、原子炉格納容器外側にて評価した線量率から敷地境界までの距離（最短で約 450ｍ）による減衰補正を行い、評価点での線量率を求める。
なお、保守的に原子炉建屋原子炉棟のコンクリート壁による遮へい効果は考慮しない。
③スカイシャイン線については、原子炉建屋から放出された放射線が上方の空気で散乱され評価点に到達するものであるが、評価点での線量率は保守的に原子炉建屋４階における線量率と同じと仮定する。
④線量率評価のベースとなっているピーク出力状態が、制御棒が引き抜け始めた 2
時 17 分から全挿入となった 2 時 33 分までの 15 分間継続していたと仮定して、
上記②、③にて求めた線量率から直接線・スカイシャイン線による線量を求める。
その結果、直接線・スカイシャイン線による線量は、以下のとおり十分小さな値となっており、線量目標値（年間 50 μSv）と比べても無視できるものである。
1.7×10−６ μSv
4.9×10−７ μSv
年間 50 μSv

直接線による線量
スカイシャイン線による線量
線量目標値 ※※：「発電用軽水型原子炉施設周辺の線量目標値に関する指針（原子力安全委員会）」に定める原子炉施設の通常運転時における周辺の公衆の受ける線量についての目
標値

２４

５．事故発生当時の品質保証体制等の状況
５．１ 目的「３．事実関係の把握」に加えて、事故発生当時の品質保証体制、権限・意思決定
ルール、コンプライアンスの状況について整理する。
５．２ 品質保証体制及び作業ルール
５．２．１ 品質保証体制の状況
当社の原子力における品質保証体制は、昭和 62 年に志賀原子力発電所１号機の建設に向け、本店原子力部を対象とした「原子力発電所 総合品質保証計画書（要則）」を制定したことに始まる。平成元年に志賀原子力発電所建設所の設置に伴い、「志賀原子力発電所建設工事品質保証計画書」（その後、組織廃止に伴い廃止）を制定するとともに、それらの上位規則である「原子力発電所 品質保証要則（規程）」を制定した。
平成 5 年の志賀原子力発電所１号機運転開始に合わせ「志賀原子力発電所 品質保証計画書」を制定した。これらの規則は、国際原子力機関（IAEA）の「原子力発電所の安全基準−品質保証−」（1988）を参考として作られた日本電気協会「原子力発電所の品質保証指針」（JEAG 4101-1993）の要求事項を反映したものであった。今回事故の発生した平成 11 年当時は、上記規則をその後の状況変化に応じて改正したものを運用していた。
（１）トップマネジメント
当時の品質保証体制では、トップマネジメントの概念（平成 16 年導入）は、まだ取り入れられていなかったが、設置者責任の概念のもと品質保証活動を総括する
ため、原子力本部に品質保証総括責任者を置き、原子力本部長がこれに当たると定めていた。
（２）現場のＰＤＣＡ(Plan-Do-Check-Act のサイクル)
当時の品質保証体制では、計画から監査に至る個々の基本事項に関しては定められていたものの、ＰＤＣＡサイクルという一連の概念はまだ取り入れられていなかった。そのため、個々の基本事項に対する管理に重きが置かれていた。
調達管理では、品質に関する要求事項を調達文書中に明示することを定め、調達業務を実施していた。
不適合管理では、重大な不適合と軽微な不適合に分けて管理していた。
是正処置では、国の検査、保守点検及び故障・トラブル等で指摘または発見された不適合に対し、その重要度に応じて対応の手順を定めていた。
予防処置では、さまざまなチャネルを通じて国内外原子力発電所のトラブル情報を収集検討し、当社設備への展開を図っていた。

２５

（３）内部監査
当時の品質保証体制では、原子力監査規程に基づき、原子力部門から独立した部門（社長室 原子力監査担当）が内部監査を行うこととしていた。
５．２．２ 作業ルールの状況（１）アイソレーションにおける役割分担「志賀原子力発電所 保守作業手続要領」に基づき、アイソレーションには作業の実態に合わせ、①発電課実施、②工事担当課実施、③特別承認の３つの区分があった。
（２）工事要領書・作業票
工事要領書には作業の実施内容・手順等が定められており、工事担当課が審査・承認を行うことになっていた。
作業票は、作業通知・アイソレーション・作業終了の確認などに使用しており、工事担当課から発電課等に送付されていた。
５．３ 権限・意思決定のルール
５．３．１ 事故・故障時の国、自治体への報告（１）報告の判断基準
事故・故障等対応要領では、報告対象は法令等で定める範囲とし、法令別・事象
種類別に列挙のうえ報告期限が設定されており、報告対象か否かが定かでない場合には、官庁に確認することとなっていた。
社内の慣例では、昼間は発電所の技術課長が判断し、夜間・休日は連絡当番が判断することになっていたが、判断に迷う場合には、発電所において「判定会議」を開催していた。
（２）報告手順
事故・故障等対応要領に基づき報告対象であることが明らかな場合は、実用炉規則等により国へ、安全協定により自治体へ報告を行っていた。
（３）報告までの時間
事故・故障等対応要領には、法令別・事象種類別に、「直ちに」、「速やかに」、「その他(何日以内)」という報告期限が規定されていた。また、通商産業省（当時）の原子力発電運転管理室文書「トラブル情報および運転管理情報の連絡要項」（平成10 年 8 月）では、事故情報が「夜間・休日を問わず直ちに連絡するもの」、「夜間に連絡は必要ないが、休日でも翌朝速やかに連絡するもの」、「原則通常の勤務時間内に連絡するもの」の３つに分類されていた。
これに対し、社内の慣例上、「直ちに」に該当する事象は 30 分以内に連絡することになっていた。

２６

５．３．２ 原子炉主任技術者の職務
原子炉主任技術者は、「核原料物質、核燃料物質及び原子炉の規制に関する法律」
及び「保安規定」に規定されている。
この保安規定には、原子炉主任技術者が、保安上必要な場合、「所長へ意見具申」、「運転従事者へ指示」、「各職位に助言・協力」すること、及び所長は「原子炉主任
技術者の意見を尊重」することが規定されていた。
５．３．３ 発電所が設置する保安運営委員会
事故の再発防止対策を審議する原子力発電保安運営委員会は、当時の保安規定に「発電所における原子炉施設の保安運営に関する具体的重要事項を審議する」と規定されていた。
保安運営委員会運営要領には、運転管理、燃料管理、放射性廃棄物管理、放射線管理、保守管理に関する具体的重要事項に加え、保安規定等の改廃の上申に関する事項も審議することが位置づけられていた。
５．３．４ 本店原子力部の役割
本店原子力部は、発電所に対して、専門的立場から方針、計画、規程等を説明し、必要であれば専門的な意見を提供していた。
５．４ コンプライアンスの状況
平成 9 年 10 月に「電気事業連合会行動指針」が制定され、当社においても平成
10 年 3 月に、社達「企業倫理の徹底について」が出されるなど、当時は、コンプラ
イアンス意識醸成に向けての取組みが緒に付いたところであった。

２７

６．根本原因の究明
６．１ 臨界事故発生の原因
６．１．１ 時系列に沿った事実確認と問題点の抽出
当社社員及びメーカー作業員からの聞き取り、並びに記録等により判明した事実を時系列に沿って整理し、各プロセスの流れの中で、臨界事故発生に至った問題点を抽出した。
① 保守作業手続要領に基づき、電気保修課員は、作業票に ARI 試験の手順を添付すべきであったが、実際は添付していなかったこと。
② 電気保修課員は、臨界防止に関する検討が十分でなかったため、HCU を１本毎隔離することの重要性を認識していなかったこと。
③ 原子炉・CRD 冷却水ヘッダ間差圧が、警報値に達する可能性のある操作であり、リターン運転の方が好ましかったが、実際はノンリターン運転としたこと。
④ 承認された試験要領書を変更する場合は、その都度試験要領書を改訂し、承認を受けるべきだったこと。
⑤ 原子炉停止時運用管理要領に基づき、ARI 試験の実施前に、「原子炉・CRD 冷
却水ヘッダ間差圧高/低」警報のリフトを解除し、差圧を監視できるようにすべきだったこと。
⑥ 保守作業手続要領に基づき、当直長は、電気保修課員を指揮し、CRD の隔離弁
（101、102 弁）を閉操作させるべきだったが、実際は指揮していなかったこと。
⑦ 電気保修課員は、承認された ARI 試験要領書の通り、メーカー作業員に試験を実施させるべきであったが、実際はメーカー作業員は手順を守らなかったこと。（系統流量を 0 とした後、CRD 隔離弁を閉とする）
６．１．２ 根本原因分析
今回の事象について、臨界事故が発生したことを出発点とし、その背後要因を「なぜなぜ分析」で掘り下げ、根本的な原因を究明した。
以下に、根本原因分析結果を現場作業管理上の原因と設備上の原因の２つに整理した結果を示す。
（１）現場作業管理上の原因
ａ．電気保修課員は、保守作業手続要領に基づき作業票に試験手順を添付すべきであったが、実際には添付しなかったため、当直長は事前に試験手順をチェックできず、試験に係わる操作の内容を理解できなかったこと。
ｂ．ARI 試験要領書に従い、中央制御室において試験対象制御棒を全引き抜きし、系統流量を「０」とする操作を完了した後に、現場において CRD 隔離弁（101、102 弁）の閉操作を実施すべきところ、連携不足から中央制御室と現場の操

２８

作が同時進行となったため、結果的に系統流量を「０」としないまま CRD 隔離弁の操作が進んだこと。
ｃ．直前に機械保修課員が実施していた CRD 単体スクラム試験と電気保修課員が実施していた ARI 試験を連続して実施することによる効率化を考え、関係者の調整用に複合手順メモが作成された。複合手順メモは現場では使用されていないものの、試験要領書で定めた試験手順を変更する場合は、試験要領書を改訂し承認を受けるべきであったこと。
ｄ．電気保修課員は初めて行う試験であったことから、試験はメーカー作業員に任せていたこと。また、HCU 隔離操作は、当直長の指揮の下、行われることになっていたが、当直長は電気保修課員とメーカー作業員に任せておけば大丈夫だと思っていたこと。
ｅ．HCU 隔離時の措置については、原子炉停止時運用管理要領や設備別運転操作
要領（原子炉編）等に定められている。電気保修課担当者は、前述要領等、原子炉停止中の臨界防止に関する情報収集が十分でなく、試験要領書や作業票の審査段階で、臨界防止に関する検討が不足していたこと。
（２）設備上の原因
ａ．CRD 単体スクラム試験を実施する場合には、原子炉・CRD 冷却水ヘッダ間差圧低の警報が発報するため、アイソレーションしていたが、警報は高/低が同一のものとなっているため、高の警報も出なかったこと。
６．２ 事故を隠し実施すべきことをしなかった原因
６．２．１ 時系列に沿った事実確認と問題点の抽出
当時の関係者からの聞き取り及び記録等により判明した事実を時系列に沿って整理し、各プロセスの流れの中で、臨界事故を報告せず、事故記録を改ざんし、その後実施すべきことをしなかったことに関する問題点を抽出した。
（１）問題点の抽出⑧ 通常の連絡ルートと異なっていたこと。
⑨ どのように対応すべきなのか良く分からなかった（見通しがなかった）こと。
⑩ 隠ぺいを制止できなかったこと。
⑪ 隠ぺいすることを指示・承認したこと。
⑫ 事故後の措置については、個別に検討・対応を実施していたものの、組織立った対応を行わなかったこと。
６．２．２ 根本原因分析
今回の臨界事故を隠したことは、立地地域をはじめ広く社会の皆さまの信頼の下において活動すべき電気事業者として、大変なご迷惑をお掛けしたことを出発点とし、二度とこのようなことを起させないようにその背後要因を掘り下げた結果、以下の根

２９本原因を究明した。
（１）経営層の責任
臨界事故隠しを防げなかったこと、その後８年間それを見つけ出すことができなかったこと。
（２）工程優先意識
経営計画の最重点課題である志賀２号機建設計画について、全社一丸となって取り組んでいる中、着工がおよそ 2 ｹ月後（平成 11 年９月）に控えている状況にあり、経営層の発言等を通じて、原子力発電所は工程遵守を必達と考え、何よりも優先させるとの意識を形成させたこと。
（３）真実究明からの逃避
対応困難な未経験の臨界事故に対して、本来、技術者に求められている「真実の究明」と原子力に求められている「透明性」に反し、本事故対応の困難さや直前のトラブル対応も相まって、炉心中性子束モニタの指示値急変に関する虚偽の理屈付けを行い、事故デ−タを改ざんしたこと。
（４）意思決定に係る閉鎖性と決定プロセスの不透明性
本事故に関する対外対応は、本来、客観性・中立性を確保した上で、決定するべきであったが、価値観や意識を共有する原子力発電所の関係者のみで協議して決定したこと。
また、意思決定に際して、ルールが不明確であり、各職位が自らの職務・責任に応じた当事者意識も低かったため、適切な決定が行われなかったこと。
（５）議論できない組織風土
本事故に関する対外対応の検討は、会議メンバーが有する多様な観点に基づき行われるべきであったが、当時は、「言いたいことを言えない」、「言っても無視される」ような組織風土があったこと。

３０

７．技術的再発防止策
７．１ 操作手順に係る改善策の立案
６．１「臨界事故発生の原因」及び５．１．２「作業ルール」で抽出された原因に基づき、現状の操作手順及び運用管理がそれぞれの問題に対し再発防止できる仕組みとなっているかを検証した。
検証の結果、抽出された原因に対して現状の運転操作要領及び関連管理要領類に定める事項は次の点について改善が図られている。
・HCU 隔離操作は HCU１体毎に実施するよう手順を定めるとともに、系統圧力上昇
による制御棒引き抜けの可能性を追記して注意喚起し、臨界防止面での改善が図られている。
・HCU 隔離操作は全て発電課が実施し、操作・監視が確実に行われるようになっている。
・HCU 隔離操作前にリターン運転とする手順を定め、系統圧力上昇による制御棒引
き抜け防止を行っている。
・工事要領書は、工事担当課が審査・承認するとともに、必要なものは作業票に添付され、発電課にてダブルチェックすることとなっている。
・試験時の電力−メーカー間の役割分担を管理要領類にて明確にしている。 等
以上、現状は臨界事故の再発防止を十分図っていると考えるが、更に確実な対応を図る為、以下の改善策を実施していくこととする。
７．１．１ 操作手順の改善（１）HCU 隔離手順が臨界防止措置を考慮したものでなかったことに関する改善
・隣接した制御棒が同時に抜けることがないよう、HCU 隔離の順序を規定する等の対策について検討する。〔設備別運転操作要領(原子炉関係)〕【平成 19 年 4 月上旬迄目途】
・HCU 隔離に関する手順に、１体隔離実施毎に中央制御室に連絡をとりながら実施することを明記する。〔設備別運転操作要領(原子炉関係)〕【平成 19 年 4 月上旬迄に実施】
・HCU 隔離弁（101 弁、102 弁）の管理を厳重にするため、施錠措置を行う。また、
HCU 隔離弁の操作に関する注意表示を HCU 現場に掲示する。
【平成 19 年 4 月上旬迄に実施】
・臨界防止に係る設備に関する工事要領書は、保安運営委員会で審議を経て制定することを規定する。〔保安運営委員会運営要領、保守作業手続要領〕【平成 19 年 3 月末迄に実施】

３１

（２）HCU 隔離操作中の監視不足に関する改善・ HCU 隔離操作中の監視項目の明確化を図るため、HCU 隔離操作中は以下の項目
を連続監視することを明記する。
- 原子炉・CRD 冷却水ヘッダ間差圧- SRM 指示- 制御棒位置〔設備別運転操作要領(原子炉関係)〕【平成 19 年 4 月上旬迄に実施】（３）HCU 隔離手順にリターン運転等関連手順が織り込まれていないことに関する改善・リターン運転、ノンリターン運転及び HCU 隔離・復旧手順を順序立てて構成し直すとともに、関連性を明確に記載する。〔設備別運転操作要領(原子炉関係)〕【平成 19 年 4 月上旬迄に実施】
７．１．２ 運用管理面の改善（１）監視上必要な警報、監視計器の除外に関する改善・監視に必要な計器及び警報（「原子炉・CRD 冷却水ヘッダー間差圧高」、「制御
棒ドリフト」など）が供用状態にあることを隔離前に確認することを手順に明記する。
〔保守作業手続要領、設備別運転操作要領(原子炉関係)〕【平成 19 年 4 月上旬迄に実施】（２）試験における役割分担の明確化に対する改善・試験時における電力内での具体的な役割分担を事前に明確化することを規定する。
〔保守作業手続要領〕【平成 19 年 3 月末迄に実施】
７．２ 設備対策
３．１「事故発生に至る経緯」に示すとおり、今回の臨界事故は、原子炉・CRD 冷
却水ヘッダ間差圧の上昇により発生したと推定されることから、以下の観点での設備対策を検討する。
７．２．１ 運転監視機能の強化（１）運転員への情報提供の明確化
現状、原子炉・CRD 冷却水ヘッダ差圧については、差圧高、低の双方の場合に同一警報が発報するが、当該警報を差圧高側と低側に分離・識別し、運転員への情報提供の明確化を図る。
【平成 19 年７月迄目途】

３２

８．まとめ（隠さない風土と安全文化の構築に向けて）
本報告書では、平成 19 年３月 15 日に経済産業大臣から指示を受けました報告徴収
命令に基づき、「志賀原子力発電所１号機の臨界に係る事故」に関する事実関係の調
査及びその根本的な原因究明の結果とともに、早急に実施することができる技術的な再発防止対策についてご報告いたしました。
事実関係の調査及び根本的な原因究明におきましては、限られた期間の中ではありましたが、最善を尽くして行ってまいりました。
また、今回策定しました「操作手順の改善」、「運用管理面の改善」及び「設備対策」
といった技術的再発防止策につきましては、その具体化に向けて、必要な取り組みを進め、確実に実施してまいります。
今後は、今回究明しました根本的な原因を踏まえて、抜本的な再発防止対策を策定
し、４月 13 日までにご報告させていただく所存でございます。
当社では、「隠さない風土と安全文化の構築」に向けて、全社をあげて最大限の努力を傾注してまいる所存でございますので、何卒、皆さまのご理解を賜りますようお願い申し上げます。

３３

添付資料リスト
第１章関連資料−

第２章関連資料−

第３章関連資料
添付資料３−１
−２
−３
−４
−５
−６
−７
−８
−９
−10
−11
−12
−13
−14
−15
−16
−17
−18
−19
−20
−21
第４章関連資料
添付資料４−１
−２
−３
−４
−５
−６
−７
−８

：原子炉停止機能強化工事について：ＣＲＤ単体スクラム試験について：原子炉停止機能強化工事 機能確認試験要領書：水圧制御ユニット：制御棒駆動機構系統構成概要：複合手順メモ 単体スクラム試験及びＡＲＩ機能試験手順：試験要領書関係の図解：臨界事故当日における「ARI 試験要領書」の使われ方：操作員配置図：制御棒引抜動作開始時の状態（概要図）：臨界事故発生時の作業状況：ＡＲＩ機能確認試験時の隔離操作実施順序（推定）：炉内中性子束モニタ関係チャート：放射線モニタ関係チャート：アラームタイパー印字記録：ＡＲＩ試験及びＣＲＤ単体スクラム試験の流れ図：臨界事故発生当日の推定時系列：手順書と運転操作の比較：志賀１号機非常用ディ−ゼル発電設備クランク軸のひび割れ：当直長引継日誌：平成 11 年臨界事故発生後の確認事項：制御棒駆動機構隔離数と冷却水ヘッダ差圧の関係：制御棒が引き抜けたメカニズム：モックアップ試験概略試験構成図：モックアップ試験結果：解析に使用したコードについて：解析条件：反応度の推移（許認可解析コード）：燃料エンタルピ及び炉心平均中性子束３４

第４章関連資料
添付資料４−９
−10
−11
−12
−13
−14
−15
−16
−17
−18
−19
−20
−21
−22
−23

：安全解析結果との比較：燃料集合体の構造図（高燃焼度８×８燃料）：燃料集合体外観点検結果：燃料集合体外観：出入状況（臨界状態時における管理区域滞在者）：100％出力運転中における線量当量率測定結果：臨界事故発生時の状況管理区域：フィルムバッジ測定算定記録（管理区域滞在者を含む分）：所員用エアロックにおける線量率比（ｎ/γ）測定結果：放射線業務従事者の被ばく評価結果：放射性物質の環境への放出経路：排気筒モニタ及びモニタリングポストチャート：よう素および粒子状物質管理週報：炉心挙動解析結果に基づく放射線環境評価評価：直線・スカイシャイン線の評価

第５章関連資料−

第６章関連資料
添付資料６−１ ：志賀原子力発電所１号機で定期検査中に発生した臨界事故に関する問題点、根本原因および改善策−２ ：背後要因関連図（定検作業で臨界発生）−３ ：背後要因関連図（臨界事故を隠ぺい）
第７章関連資料
添付資料７−１ ：志賀原子力発電所１号機で定期検査中に発生した臨界事故に関する操作手順および運用面における対策−２ ：設備対策概要
添付資料：志賀原子力発電所 1 号機事故に関する調査報告書

３５2:11:29
2:11:30
2:11:32
2:11:32
2:11:32
2:11:38
2:11:52
2:11:54
2:11:54
2:12:01
2:17:27
2:17:27
2:18:41
2:18:43
2:18:43
2:18:44
2:18:44
2:18:44
2:18:44
2:18:44
2:18:44
2:18:44
2:18:45
2:18:45
2:18:45
2:18:45
2:18:45
2:18:45
2:18:45
2:18:45
2:18:46
2:18:46
2:18:46
2:18:46
2:18:46
2:18:46
2:18:47
2:18:53
2:18:53
2:18:53
2:18:54
2:18:54
2:18:54
2:18:54
2:18:54
2:18:54
2:18:55
2:18:56
2:18:56
2:18:57
2:18:57
2:19:45
2:19:59
2:19:59
2:19:59
2:19:59
2:20:10
2:20:18
2:21:50
2:21:50
2:21:52
2:23:26
2:23:36
2:24:28
2:24:43
2:24:46
2:25:36
2:25:36
2:25:37
2:26:45
2:26:48
2:26:48
2:26:48
2:26:48
2:32:19
2:32:19
2:32:24
2:32:44
2:33:00
2:33:00
2:33:01
2:33:14
2:33:52
2:34:33

時刻

原子炉スクラム
からの時間 *

制御棒座標1431 99 TO 00 操作 ????

解

中性子束レベルの上昇がゆるやかになったことにより計測範囲内に復帰

オーバーフロー正常復帰10.5 ＜ 20.0 SEC
オーバーフロー正常復帰10.9 ＜ 20.0 SEC
オーバーフロー正常復帰27.5 ℃
正常復帰
26.7 ＜ 27.0 ℃
オーバーフロー正常復帰
オーバーフロー正常復帰
全閉以外
オーバーフロー正常復帰
正常正常復帰
オーバーフロー正常復帰
オーバーフロー正常復帰
正常
正常復帰
OFF
正常復帰
正常
正常復帰
オーバーフロー正常復帰
アラーム
レンジ逸脱
レンジ逸脱
9.90+4 CPS
正常復帰
ＹＥＳ
ＹＥＳ
レンジ逸脱
正常
正常復帰
9.90+4 CPS
正常復帰
9.90+4 CPS
正常復帰

制御棒全挿入による中性子束のレベル低下により、中性子源領域モニターの警報設定値(1×105）を下回った

制御棒全挿入による中性子束のレベル低下により、炉周期の計測範囲を逸脱した
中間領域モニターの低警報の正常復帰

全制御棒全挿入(引き抜けた制御棒３本が全挿入)

制御棒挿入による中性子束のレベル低下により、中性子源領域モニターの警報設定値(1×105）を下回った

制御棒挿入による中性子束のレベル低下により、炉周期の計測範囲を逸脱した

中間領域モニターの測定レンジ変更により中間領域モニターの高警報の正常復帰
中間領域モニターの測定レンジ変更によりトリップ信号の正常復帰
中間領域モニターの測定レンジ変更によりB系トリップ信号の正常復帰
中間領域モニターの測定レンジ変更によりトレンド表示範囲内への正常復帰
制御棒挿入による中性子束のレベル低下により中間領域モニターの低警報の発生

中間領域モニターの測定レンジ変更によりトレンド表示範囲内への正常復帰

第4抽気管(A)ドレン弁全閉以外 (原子炉緊急停止に関連しないと考えられるが現在調査中)
中間領域モニターの測定レンジ変更によりトレンド表示範囲内への正常復帰
中間領域モニターの測定レンジ変更によりA系トリップ信号の正常復帰

中間領域モニターの測定レンジ変更によりトレンド表示範囲内への正常復帰

手動で制御棒位置指示の表示を要求

手動で制御棒位置指示の表示を要求

定期点検期間中のタービン潤滑油温度の低下 (原子炉緊急停止に関連しないと考えられるが現在調査中)

スクラム弁開による排水によりスクラム排出容器の水位上昇
制御棒30-39 20ポジション(引き抜け) (00ポジション=全挿入、48ポジション=全引抜)
制御棒26-39 16ポジション(引き抜け) (00ポジション=全挿入、48ポジション=全引抜)
制御棒34-35 08ポジション(引き抜け) (00ポジション=全挿入、48ポジション=全引抜)

スクラム弁開による排水によりスクラム排出容器(B)の水位上昇

スクラム排出容器水位高による制御棒引抜阻止信号の発生

スクラム弁開による排水によりスクラム排出容器(A)の水位上昇

中性子束レベルの上昇がゆるやかになったことによる警報の正常復帰

中性子束レベルの上昇がゆるやかになったことにより計測範囲内に復帰

中性子束レベルの上昇がゆるやかになったことによる警報の正常復帰

制御棒34-35 08ポジション（引き抜け） (00ポジション=全挿入、48ポジション=全引抜)

制御棒30-39 20ポジション(引き抜け) (00ポジション=全挿入、48ポジション=全引抜)
中性子束レベルの上昇がゆるやかになったことにより計測範囲内に復帰
制御棒26-39 16ポジション(引き抜け) (00ポジション=全挿入、48ポジション=全引抜)

炉周期の計測範囲を逸脱した

中性子束レベルの上昇により中性子源領域モニターの指示が警報設定値(1×105）を超えている
中性子束レベルの上昇により中間領域モニターのトレンド表示の範囲を逸脱した中性子源モニターCh.Bの正常復帰

中性子束レベルの上昇により中間領域モニターのトレンド表示の範囲を逸脱した

中性子束レベルの上昇により中性子源領域モニターCh.Bの動作不能

中性子束レベルの上昇により中性子源領域モニターの指示が警報設定値(1×105）を超えている

反応度投入により炉周期が短くなった（炉周期が20秒以下:20秒は警報設定値)
さらに炉周期が短くなり炉周期の計測範囲を逸脱した
中性子束レベルが高くなり中性子源領域モニタの警報設定値(1×105）に到達した
中性子束レベルが高くなり中間領域モニター（レンジ１：1×10-５〜4×10-４%）の警報設定値（3.4×10-4%)に到達した
中性子レベル上昇により中間領域モニター（レンジ１：1×10 -５〜4×10 -４%）のトリップ設定値（レンジ１：3.8×10 -4 %)に到達した
緊急停止信号B系が発生
中性子束レベルが上昇により中間領域モニターCh.B（レンジ１：1×10-５〜4×10-４%）のトリップ設定値（レンジ１：3.8×10-4%)に到達した
緊急停止信号A系が発生
原子炉緊急停止が発生
中性子束レベルが上昇により中間領域モニターCh.A（レンジ１：1×10-５〜4×10-４%）のトリップ設定値（レンジ１：3.8×10-4%)に到達した
中性子束レベルの上昇により中性子源領域モニターの指示が警報設定値(1×105）を超えている
中性子束レベルの上昇により中性子束レベルの上昇により中間領域モニターのトレンド表示の範囲を逸脱した

全制御棒全挿入でなくなった（制御棒が動き始めたと推定）

挿入操作を行った（制御棒は動いていない）

引抜操作を行った（制御棒は動いていない）

オーバーフロー正常復帰20.9 SEC
正常復帰
20.8 SEC
正常復帰
16.8 ＜ 20.0 SEC
24.4 SEC
正常復帰23.2 SEC
正常復帰
アラーム
アラーム
アラーム
アラーム
アラーム
アラーム
ON

説

制御棒14-31ドリフト(位置不明)から00ポジションまで操作 (アラームタイパーのコピーには下半分しか残っておらず、印字内容を推定したもの)

アラームタイパー印字記録の解説
ＹＥＳ
ＹＥＳ
NO
NO
NO
NO
ＹＥＳ
ＹＥＳ
ＹＥＳ
NO
NO
NO
11.0 ＜ 20.0 SEC
オーバーフロー
アラーム
アラーム
ＯＮ
スクラム
アラーム
スクラム
ＯＮ
アラーム
2.89+5 > 1.00+5 CPS
オーバーフロー1.06+5 > 1.00+5 CPS
1.28+5 > 1.00+5 CPS
アラーム
オーバーフロー
オーバーフロー
オーバーフロー
オーバーフロー
1.86+5 > 1.00+5 CPS
オーバーフロー
正常正常復帰
オーバーフロー
オーバーフロー
オーバーフローアラームタイパー印字記録-05分58秒-07分15秒 制御棒選択駆動中-05分57秒-07分14秒 制御棒引抜中-05分55秒-07分12秒 制御棒引抜中-05分55秒-07分12秒 全制御棒全挿入ＣＨ．Ａ-05分55秒-07分12秒 全制御棒全挿入ＣＨ．Ｂ-05分49秒-07分06秒 制御棒選択駆動中-05分35秒-06分52秒 制御棒選択駆動中-05分33秒-06分50秒 全制御棒全挿入ＣＨ．Ａ-05分33秒-06分50秒 全制御棒全挿入ＣＨ．Ｂ-05分26秒-06分43秒 制御棒選択駆動中
00分00秒-01分17秒 全制御棒全挿入ＣＨ．Ａ
00分00秒-01分17秒 全制御棒全挿入ＣＨ．Ｂ
01分14秒-00分03秒 ＳＲＭ炉周期（Ｂ）
01分16秒-00分01秒 ＳＲＭ炉周期（Ｂ）
01分16秒-00分01秒 ＳＲＭ高01分17秒
00分00秒 Ｉ
ＲＭ高
01分17秒
00分00秒 中性子束高／計装動作不能トリップ
01分17秒
00分00秒 原子炉自動スクラム（Ｂ）
01分17秒
00分00秒 Ｉ
ＲＭ（Ｂ）高高／動作不能
01分17秒
00分00秒 原子炉自動スクラム（Ａ）
01分17秒
00分00秒 原子炉スクラム
01分17秒
00分00秒 Ｉ
ＲＭ(Ａ)高高／動作不能
01分18秒
00分01秒 ＳＲＭレベル（Ｂ）
01分18秒
00分01秒 Ｉ
ＲＭレベル（Ｂ）トレンド表示
01分18秒
00分01秒 ＳＲＭレベル（Ａ）
01分18秒
00分01秒 ＳＲＭレベル（Ｃ）
01分18秒
00分01秒 ＳＲＭ ＣＨ．Ｂ動作不能
01分18秒
00分01秒 Ｉ
ＲＭレベル（Ｄ）トレンド表示
01分18秒
00分01秒 Ｉ
ＲＭレベル（Ａ）トレンド表示
01分18秒
00分01秒 Ｉ
ＲＭレベル（Ｃ）トレンド表示
01分19秒
00分02秒 Ｉ
ＲＭレベル（Ｆ）トレンド表示
01分19秒
00分02秒 ＳＲＭレベル（Ｄ）
01分19秒
00分02秒 Ｉ
ＲＭレベル（Ｅ）トレンド表示
01分19秒
00分02秒 ＳＲＭ ＣＨ．Ｂ動作不能
01分19秒
00分02秒 ＳＲＭ炉周期（Ｃ）
01分19秒
00分02秒 ＳＲＭ炉周期（Ａ）
01分20秒
00分03秒 ＳＲＭ炉周期（Ｄ）
01分26秒
00分09秒 制御棒座標 3039 ドリフト DATA=/02540BDF
01分26秒
00分09秒 ＳＲＭ炉周期（Ｂ）
01分26秒
00分09秒 制御棒座標 2639 ドリフト DATA=/02550BE9
01分27秒
00分10秒 ＳＲＭ炉周期（Ｃ）
01分27秒
00分10秒 ＳＲＭ炉周期（Ｃ）
01分27秒
00分10秒 ＳＲＭ炉周期（Ｄ）
01分27秒
00分10秒 ＳＲＭ炉周期（Ｄ）
01分27秒
00分10秒 ＳＲＭ炉周期（Ａ）
01分27秒
00分10秒 制御棒座標 3435 ドリフト DATA=/02730BF7
01分28秒
00分11秒 ＳＲＭ炉周期(Ｄ)01分29秒
00分12秒 ＳＲＭ炉周期(Ｂ)
01分29秒
00分12秒 ＳＲＭ炉周期(Ａ)01分30秒
00分13秒 ＳＲＭ炉周期(Ｃ)01分30秒
00分13秒 ＳＲＭ炉周期(Ａ)02分18秒
01分01秒 ＣＲＤスクラム排出容器（Ａ）水位高
02分32秒
01分15秒 スクラム排出容器（Ａ）水位高
02分32秒
01分15秒 燃料取替モード制御棒引抜阻止
02分32秒
01分15秒 制御棒引抜阻止
02分32秒
01分15秒 ＣＲＤスクラム排出容器（Ｂ）水位高
02分43秒
01分26秒 スクラム排出容器（Ｂ）水位高
02分51秒
01分34秒 スクラム排出容器水位高トリップ
04分23秒
03分06秒 制御棒座標 3039 ドリフト DATA=/02540BDF
04分23秒
03分06秒 制御棒座標 2639 ドリフト DATA=/02550BE9
04分25秒
03分08秒 制御棒座標 3435 ドリフト DATA=/02730BF7
05分59秒
04分42秒 油冷却器出口油温度
06分09秒
04分52秒 油冷却器出口油温度
07分01秒
05分44秒 Ｉ
ＲＭレベル（Ｅ）トレンド表示
07分16秒
05分59秒 Ｉ
ＲＭレベル（Ｆ）トレンド表示
07分19秒
06分02秒 第4抽気管（A)ドレン弁全閉
08分09秒
06分52秒 Ｉ
ＲＭレベル（Ｃ）トレンド表示
08分09秒
06分52秒 Ｉ
ＲＭ(Ａ)高高／動作不能
08分10秒
06分53秒 Ｉ
ＲＭレベル（Ａ）トレンド表示
09分18秒
08分01秒 Ｉ
ＲＭレベル（Ｂ）トレンド表示
09分21秒
08分04秒 Ｉ
ＲＭ高
09分21秒
08分04秒 中性子束高／計装動作不能トリップ
09分21秒
08分04秒 Ｉ
ＲＭ(B)高高／動作不能
09分21秒
08分04秒 Ｉ
ＲＭレベル（D）トレンド表示
14分52秒
13分35秒 Ｉ
ＲＭ低
14分52秒
13分35秒 ＳＲＭ炉周期（Ｄ）
14分57秒
13分40秒 ＳＲＭ炉周期（Ａ）
15分17秒
14分00秒 ＳＲＭレベル（Ｄ）
15分33秒
14分16秒 全制御棒全挿入ＣＨ．Ａ
15分33秒
14分16秒 全制御棒全挿入ＣＨ．Ｂ
14分20秒
14分17秒 ＳＲＭ炉周期（Ｃ）
14分31秒
14分29秒 Ｉ
ＲＭ低
15分09秒
15分07秒 ＳＲＭレベル（Ａ）
15分49秒
15分48秒 ＳＲＭレベル（Ｃ）＊アラームタイパーの時刻から計算で求めた

引き抜け始めてからの時間 *

添付資料３−１５ (3/3)

添付資料３−１６

ARI試験及びCRD単体スクラム試験の流れ図
ARI試験関連
日時

設備状態

メーカー

CRD単体スクラム試験関連
電力
発電課

電気保修課

ARI試験要領書作成
H11.5.13
H11.6.17（訂2）

メーカー

機械保修課
要領書発行

要領書発行

ARI試験要領書承認

CRD試験要領書（単体
スクラム試験含む）作成
H8.9（標準要領書）
H11.4.12（当該回要領
書）

要領書承認

ARI試験作業票作成
作業票発行

CRD試験（単体スクラム
作業票発行 試験を含む）作業票作
成（H11.6.3）
作業票を検討（H11.6.5）

H11.6.15
20:00

作業票を検討
原子炉・冷却水ヘッダ
差圧警報をリフト状態

アイソレーション実施[20:00]アイソレーション完了

作業票発効[20:00]
作業票受領

H11.6.17
16:00

作業票発効

複合手順メモ作成※担当課実施のため、発電課による具体的
アイソレーションなし[16:00]
作業票受領

16:10
提案

[16:00]アイソレーション完了[16:10]
電気保修課が複合手順
メモを発電課定検班，
機械保修課に配布

操作依頼

配布[16:10]⑥
複合手順メモを受領
20:43〜

複合手順メモを受領
CRD系統流量：125"/min
駆動水差圧：
18.3kg/cm2設定

操作完了[6/17 20:43〜6/18 1:34]
単体スクラム試験（89本実施）⑧

H11.6.18
1:44
1:50

2:00

HCUアキュムレータ充填水圧力:
約84kg/cm2[2:00]
CRD系統流量：7.4t/h（=123"/min）
制御棒位置：
14-31:02ポジション
その他:全挿入14-31全挿入位置（単体スクラム試験を実施したためドリフト
した後全挿入となっ
た）

2:08
2:11

[1:50]
ﾒｰ ｶｰ １名が管理区域に入域
単体スクラム試験を担当していた１名と合わせて管理区域内には計２
名[2:17]
3本の制御棒（3039，26-39，34-35）が引抜かれ始める

2:18[2:18]
原子炉臨界中央制御室には１名
連絡

中央制御室には２名

単体スクラム試験が終了したため，電気保修課にARI試験ができることを連絡

14-31及び18-27について１ノッチ引抜・挿入操作及びアキュムレータ最低使用圧力(110kg/cm2）での単体スクラム試験を実施(1:57頃〜2:06頃と推定）

連絡

発電課から連絡を受けたため、試験を開始
操作依頼

指示
CRDの隔離弁（101弁，102弁）を順次全閉[2:08]
制御棒位置：全挿入

2:17[1:44]
電気保修課２名が管理区域に入域

冷却水ヘッダ圧力の上昇が影響したものと推定[2:11]
何れかの制御棒を１ノッ
チ引抜・挿入操作実施（01までは引抜きされていない）※試験対象は14-31であり，当該座標の連続引抜き操作前の１ノッチ引抜・挿入操作を実施したものと推定※聴取調査では実施者不明

弁操作を継続[2:18]
原子炉自動停止信号発生[2:18]
スクラム排出容器水位高[2:18]
制御棒位置・30-39:20ポジション
・26-39:16ポジション
・34-35:08ポジション
2:20

2:21

2:25

[2:20？]
CRD系統流量：125"/minを0"/minに操作[2:21]
制御棒位置・30-39:20ポジション
・26-39:16ポジション
・34-35:08ポジション

指示

指示[2:25]CRDの隔離弁（101弁，
102弁）を全開
2:30
2:31
2:33
2:36

2:45頃

3:03

[2:25]
電気保修課がﾒｰ ｶｰ に対して操作した弁を元に戻すよう指示し，中央制
御室へ向かう機械出力，チャートによる確認結果
人が作成した記録による確認結果[2:31]
電気保修課２名が管理区域から退域[2:33]
制御棒全挿入[2:25]
当直長が電気保修課に対して操作した弁を元に戻すよう指示

現場から中央制御室に戻る[2:30]
発電課１名が管理区域に入域[2:36]
発電課１名が管理区域から退域

出力が元の状態に戻る[3:03]
ﾒｰ ｶｰ ２名が管理区域から退域

事象収束の確認
当直長が発電課長に事象を報告聴き取りによる確認結果

推定される操作

推定時系列

事実

Ｃ
Ｒ
８
９
本
の
単
体
ス
ク
ラ
ム
終
了

54
0 30

55
0 30

57
0 30

59
0 30

0

0

30

0

1
0

30

最遅CR2本(1番目)14-31(2番目)18-27

単体スクラム試験

30

0

4
30

0

5
30

0

6
30

0

［Ｂ］

［Ｄ］

18-27単体スクラム 14-31単体スクラム

14-31全引抜操作

・CR14-31ｱｷｭﾑﾚｰﾀﾁｬｰｼﾞ
・CR14-31 V101・102開・CR14-31 1ノッチ挿入・引抜・CR14-31全引抜き
・CR14-31ｱｷｭﾑﾚｰﾀ降圧
・スクラムテスト盤
電磁オシロ接続・CR14-31単体スクラム・確認及びリセット

14-31 1ノッチ挿入

・CR18-27ｱｷｭﾑﾚｰﾀﾁｬｰｼﾞ
・CR18-27 V101・102開・CR18-27 1ノッチ挿入・引抜・CR18-27全引抜き
・CR18-27ｱｷｭﾑﾚｰﾀ降圧
・スクラムテスト盤
電磁オシロ接続・CR18-27単体スクラム・確認及びリセット

［Ａ］

0

3

7
30

0

8
30

0

9
30

0

12
30
0

13
30
0

14
30
0

0

・CR14-31ｱｷｭﾑﾚｰﾀﾁｬｰｼﾞ
・CR14-31 V101・102開・CR14-31 1ノッチ挿入・引抜

約3.7分

南側HCU隔離南側HCU隔離約5.5分

駆動水流量125 l/min

1630

ARI機能試験・CR14-31全引抜

北側HCU隔離約3.3分

北側HCU隔離約4.9分

その後引き抜こうとしていた

［Ｃ］

17
30
0

18
30
0

19
30
0

20
30
0

21
30

⑥全制御棒全挿入No(17'27")▼⑦原子炉スクラム(18'44")▼

0

4名×20秒/体，南→北移動1分

又は3名×20秒/体，南→北移動1分

3本の制御棒が全挿入でなくなった

備考①計算機タイパ記録より（
OD-7）②計算機タイパ記録より（運転記録日誌）③ＳＲＭ記録計指示より④計算機タイパ記録より（OD-7）⑤計算機タイパ記録より（アラームタイパ）⑥計算機タイパ記録より（アラームタイパ）⑦計算機タイパ記録より（アラームタイパ）［
Ｄ］：
１体あたり２０秒で隔離すると仮定し、南側４４体と北側３９体を３名又は４名で隔離した場合の作業時間を試算した。北側で残り５体となったときに全制御棒全挿入以外となったとした。なお、南側から北側への移動は１分とした。

［
Ｃ］：
手順に従い、１ノッチ引抜・挿入を実施したものと推定される。なお、手順ではその後14-31を全引抜することとなっているが、１ノッチ引抜・挿入が正常に行われなかったことから、調査していた可能性もある。この時冷却水圧力の上昇が発生していたものと思われる。

［
Ｂ］：
ＳＲＭ指示変化から制御棒の引抜と挿入が２回実施されており、手順に従い最遅制御棒２体の単体スクラムを実施したものと推定される。

［
Ａ］：
手順に従い、単体スクラムの前に１ノッチ挿入、引抜試験を実施したものと推定される。

スクラム後、駆動水流量が流れていることを運転員が確認（
証言）
▽

15
30

⑤全制御棒全挿入No( 11'32")▼⑤CR挿入操作（
11'52"-12'01"）▼⑤全制御棒全挿入YES(11'54")▼⑤CR引抜操作（
11'29"-11'38"）
▼

２時
10
11
0 30 0 30「制御棒座標14-31 99 to 00 操作」 1ノッチ操作で動かなかった
選択又はOD-7のスキャン▽
14-31 1ノッチ引抜・挿入
14-31 全引抜

③SRM指示変化▼---------------------------------------▼▼▼
SRM指示ピーク
SRM指示ピーク④CR14-31「
00」
印字
▼

30

2

▼②駆動水流量 125 l/min①CR14-31「
02」
印字
▼

58
0 30

18-27
1ノッチ引抜・挿入 14-31 1ノッチ引抜 18-27全引抜操作

１時
56
0 30

入域時間
日立指導員 1:50-3:03
電気保修課A 1:44-2:31
電気保修課B 1:44-2:31

時
53
分
秒 0 30臨界事故発生当日の推定時系列

添付資料３−１７

手順書と運転操作の比較

１

試験要領書

２

複合手順メモ３

添付資料３−１８

実際の操作

単体スクラム試験開始
1-1
ＣＲ
単体スクラム試験

2-1
ＣＲ
単体スクラム試験

3-1
ＣＲ
単体スクラム試験

凡例
中操での操作

全数繰り返し

全数繰り返しＡ：アキュムレータチャージ
Ｂ：アキュムレータ降圧
Ｃ：ＨＣＵ隔離？：推定の操作行われなかった操作

全数繰り返し① 各CRの単体スクラム試験時にHCU隔離を行
うと、単体スクラム試験中に冷却水ヘッダ圧力が上昇することから、実際には実施されなかったと推定される。

Ｃ
2-3
ＨＣＵ隔離
Ｂ
1-2
アキュムレータ降圧確認

繰り返しの試験操作操囲を示す

Ｂ
2-2
アキュムレータ降圧確認

Ｂ
3-2 ？
アキュムレータ降圧確認

Ａ
2-4
ＣＲ
アキュムレータ再チャージ

Ａ
3-3 ？
ＣＲ２本
アキュムレータ再チャージ

Ａ
1-3
アキュムレータ再チャージ

1-4
ＣＲ
１ノッチ挿入・引抜Ｃ
2-5ＣＲ
ＨＣＵ隔離解除Ｂ② 複合手順と異なり、実際には２本連続で１ノッチを行い、２本連続で最低圧力での単体スクラムを実施したものと推定される。
3-5
ＣＲ２本
１ノッチ挿入・引抜Ｂ

1-5
アキュムレータ降圧（110kg/cm2まで）

2-6
アキュムレータ降圧（110kg/cm2まで）

2-7
ＣＲ
１ノッチ挿入・引抜

２本繰り返し２本繰り返し1-6
ＣＲ
最低圧力スクラム試験

Ｂ
3-4 ？
ＣＲ
アキュムレータ降圧（110kg/cm2まで）

2-8
ＣＲ
最低圧力スクラム試験

２本繰り返し3-6
ＣＲ
最低圧力スクラム試験③ ①と同様に、実際には実施されなかったと推定される。

Ｃ
2-10
ＣＲ１本
ＨＣＵ隔離
Ａ
1-7
ＣＲ
アキュムレータ再チャージ

Ｂ
2-9
ＣＲ
アキュムレータ降圧

Ｂ
3-7 ？
ＣＲ
アキュムレータ降圧

1-8
ＣＲ
１ノッチ挿入・引抜

単体スクラム試験完了

ＡＲＩ試験開始
Ｂ
1-9
ＡＲＩ対象外ＣＲ全数
アキュムレータ降圧Ａ
2-11
ＡＲＩ対象ＣＲ
アキュムレータ再チャージ

Ａ
3-8 ？
ＡＲＩ対象ＣＲ
アキュムレータ再チャージ

1-10
ＡＲＩ対象ＣＲ
全引抜

Ｃ
3-10
ＡＲＩ対象外ＣＲ全数
ＨＣＵ隔離〔系統流量が流れている状態で実施〕

2-12
ＡＲＩ対象ＣＲ
ＨＣＵ隔離解除

2-13
ＡＲＩ対象ＣＲ
引抜挿入操作④ 現場作業員の証言によると、実際にはこの時点で隔離操作が実施されたと推定され
る。

１ノッチ

2-14
ＡＲＩ対象ＣＲ
全引抜

3-9
ＡＲＩ対象ＣＲ １ノッチ
引抜挿入操作(失敗)

3-10 ？
ＡＲＩ対象ＣＲ
全引抜〔実施されず〕

1-11
系統流量０設定Ｃ
1-12
ＡＲＩ対象外ＣＲ全数
ＨＣＵ隔離

隔離の過程で、系統
圧力が上昇

1-13
ＡＲＩ対象ＣＲ
スクラム試験

2-15
ＡＲＩ対象ＣＲ
スクラム試験

3-11
ＡＲＩ対象ＣＲ
スクラム試験

1-14
試験完了・復旧

2-16
試験完了・復旧

3-12
試験完了・復旧

2-17
全ＣＲの１ノッチ引抜挿入操作

ＡＲＩ試験終了

当該３体の隔離作
業途中で引き抜け
発生

スクラム
信号

⑤ 最後にまとめて１ノッチ引抜挿入試験を行うこととしていた。

定検作業で原子炉臨界が発生し
た。

(問題点)

対策①

ＨＣＵの配置がそうなっていた

落下した３体が近傍だった

ＨＣＵの配置順に4人が近くで同時に、１０１弁、
１０２弁閉作業を連続して行った

引抜ける条件が、3本ほぼ同時に発生した改善策②⑧

ＣＲＤ引き抜き側に圧力がかかった ※

※ 1.0MPa以上の圧力がかかった状態で101弁を閉すると引き抜ける

引抜けたCRは3本だったCRが引抜けた(背後要因)

臨界事故に係る背後要因関連図

弁閉操作も終盤となり、作業員が未完了箇所に集まってきた

4名が同時並行で操作
していた

対策①

駆動水流量調整弁を「開」のままHCU隔離操
作が進められた

ノンリターン運転だった

ＣＲＤポンプを運転していた「原子炉・ＣＲＤ冷却水
差圧高／低」警報が発生しないようになっていた

１０２弁を先に閉めるとスクラムが発生した際にＣＲＤが壊れる可能性
がある

ＯＲ要因

作業を効率的に行いた
かった

1体毎に隔離する必要性を意識していなかっ
た。

対策⑤⑧

対策①③

系統圧力が冷却水ヘッダ差圧1.0MPa以上となる状態だった

１０１弁を先に閉めてＨ
ＣＵを隔離した

通常、１０１弁から閉めることになっている

ＡＮＤ要因

疲れていた

夜間作業であった

作業量の割りに作業員が少なかった

試験を早く終了したかっ
た

設備別運転操作要領の意図を十分に理解していなかった

引抜けの可能性があると思わなかった

ＣＲ単体スクラム試験からの継続だった

リターン運転が好ましい
が、ノンリターン運転で当該試験は可能であった

アキュムレータ全数ブ
ロー済みであり、
101,102弁の操作のみで
あった

改善策

簡単な操作と思った

ＡＲＩ試験要領書ではノンリターン運転で試験を行うこととなっていた

ＡＲＩ試験ではＣＲＤをスクラムさせる必要があった「原子炉・ＣＲＤ冷却水
差圧高／低」警報が頻
発

推定要因

確定要因

上覧、当直検討でチェッ
クできなかった

担当者が記載しなかった対策

メーカ改造工事の検証だった主管課が設備、試験に慣れていなかった

メーカにまかせていた

前試験のCRD単体スク
ラム試験が特別承認だったので、ARI機能確
認試験も特別承認と思っていた

指揮者の指示があいま
いで、不正確だった

試験体制、役割が不明
確だった

操作の順序の重要性の意識が低かった

作業員は、簡単な作業であり、要領書によるチェックまで必要ないと思った

シリーズの試験を効率良くやりたかった

作業票の処理数が多く、チェック漏れした

時間がなかった

ARI試験手順が添付されていなかった

関係者の事前打合せ、調整が不十分であり、当日の試験手順の相互確認が不足していた

対策⑥

対策⑥

対策⑦

停止時運用管理要領を確認しないで作成したＡＲＩ試験要領書を確認しないで作成した

検査関係者に試験要領書による手順が周知、浸透されていなかった担当課実施であり、当直長の指揮下で操作しなければならないが、実際は指揮されていな
かった

試験関係者間の意思疎通が不足していた

ＡＲＩ試験要領書をよくみなかった

うっかりしていた

工事経験、知識が不足していた

系統流量｢0｣の記載のない複合手順メモが存
在した

対策④

対策⑥

※１

必要な系統流量｢0｣の操作が実施されていないことを誰も疑問に思わ
なかった

対策④

系統流量「0｣の操作完了後に実施すべき１０１
弁、１０２弁閉操作と同時並行作業とした

系統流量｢0｣が必要との意識が不足していた

対策④

アイソレ作業票に記載がなかった

電気保修課では初めて行う試験だった※１

簡単な作業でも要領書によるチェックを確実に行うという意識が低かった

ＡＲＩ試験要領書のとおり実施すると、重複作業が発生した

原子炉停止時の臨界防止対策の知識・経験が不足していた対策③

7.2.1
運転監視機能の強化⑧

作業票に当該工事要領書を添付するルールに関する
改善⑦(2) 試験における役割分担の明確化に対する改善⑥(1) 監視上必要な警報、監視計器の除外に対する改善⑤

7.1.2
手順書の承認及び適用に関する改善④(3) HCU隔離手順にリターン運
転等関連手順が織り込まれていないことに関する改善③(2) HCU隔離操作中の監視不足に対する改善②

7.1.1(1) HCU隔離手順が臨界防止措置を考慮したものでなかったことに関する改善①(改善策)

添付資料６−２

原子炉臨界事故を隠ぺいした(問題点)

隠ぺいを制止できなかった発電所として隠ぺいを指示・承認した

事故を対外的に説明しづらかった

背後要因関連図

本店において制止できなかった

発電所において制止できなかった

隠ぺいが可能な仕組みになっていた隠せると思った

事故の対応に割けるマ
ンパワーがないと思った

２号機の着工を遅らせたくなかった（公表すると２号機の着工に影響すると思った）

事故を公表すると（社内外で）たたかれると思った

どのように対応すべきなのか良くわからなかった（見通しがなかった）(背後要因)

原子力部から経営層へ悪い情報を報告しにく
い状況にあった原子力部には発電所から正確に情報が伝わらなかった

上の決めたことに反論できない雰囲気があった

対外的な通報連絡ができなかった

閉鎖的で責任者が明確でない会議で決定した

技術者倫理が不十分だった（真実を究明して公表するという意識が弱かった）

ノイズで説明できると考えた

すでにトラブル対応で過負荷状態であった。

工程遵守が最優先だった

２号機の着工を目前に控えていた２号機の着工は１号機の安全運転が条件との地元との約束があった

過去に経験したことのない重大な事故だった

ＡＮＤ要因

経営層と原子力部との間に距離感があった

いわゆる「一家体質」による閉鎖性から、強い権威勾配があった

連絡当番に連絡が行かなかった

決定に関するルールがなかった

定検中にはノイズによる誤指示が経験としてあった

直前にディーゼル発電機のトラブルがあった

経営計画の重点事項
だった（トップからの指
示）

ＯＲ要因

経営層と原子力部門の日常のコミュニケーショ
ンが不足していた当直長は、連絡当番には判断ができないと思い、連絡しなかった

添付資料６−３