東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備考7.2.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）
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）
7.2.1.1 格納容器破損モードの特徴，格納容器破損防止対策
3.1.1 格納容器破損モードの特徴，格納容器破損防止対策(1) 格納容器破損モード内のプラント損傷状態(1) 格納容器破損モード内のプラント損傷状態
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破に至る可能性のあるプラント損傷状態は，「6.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」
損）」に至る可能性のあるプラント損傷状態は，「1.2 評価対象の整理及び評価項目に示すとおり，TQUV，TQUX，LOCA，長期 TB，TBU，TBP 及び TBD である。の設定」に示すとおり，ＴＱＵＶ，ＴＱＵＸ，長期ＴＢ，ＴＢＵ，ＴＢＰ，ＴＢＤ
及びＬＯＣＡである。
・文章表現に多少の違いはあるが，実(2) 格納容器破損モードの特徴及び格納容器破損防止対策の基本的考え方(2) 格納容器破損モードの特徴及び格納容器破損防止対策の基本的考え方
態として相違点はない
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破では，発電用原子炉の運転中に運転時の異常な過渡変化，原子炉冷却材喪失事故（LOCA）
損）」では，発電用原子炉の運転中に異常な過渡変化，原子炉冷却材喪失（ＬＯＣ
又は全交流動力電源喪失が発生するとともに，非常用炉心冷却系等の安全機能の喪失がＡ）又は全交流動力電源喪失が発生するとともに，非常用炉心冷却系等の安全機能重畳する。このため，緩和措置がとられない場合には，原子炉格納容器内へ流出した高の喪失が重畳する。このため，緩和措置がとられない場合には，格納容器内へ流出
温の原子炉冷却材や溶融炉心の崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気，ジルコニウム－
した高温の原子炉冷却材や溶融炉心の崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気，ジル水反応等によって発生した非凝縮性ガス等の蓄積によって，原子炉格納容器内の雰囲気
コニウム－水反応等によって発生した非凝縮性ガス等の蓄積によって，格納容器圧
圧力・温度が徐々に上昇し，原子炉格納容器の過圧・過温により原子炉格納容器の破損
力及び温度が徐々に上昇し，格納容器の過圧・過温により格納容器破損に至る。
に至る。
したがって，本格納容器破損モードでは，損傷炉心の冷却のための低圧代替注水系（常したがって，本格納容器破損モードでは，損傷炉心の冷却のための常設低圧代替設）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注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）及び代替循環冷却系による原子炉注
却，また，代替循環冷却系又は格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱によ
水，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）によって原子炉格納容器の破損及び放射性物質の異常な水準での敷地外への放出を防止する格納容器冷却並びに代替循環冷却系又は格納容器圧力逃がし装置による格納容る。
器除熱によって格納容器の破損及び放射性物質の異常な水準での敷地外への放出を防止する。
また，格納容器内における水素燃焼を防止するため，格納容器内の水素濃度及び ・期待するＳＡ設備の違い
酸素濃度が可燃領域に至るまでに，格納容器内へ窒素供給することによって，格納容器の破損を防止する。
本格納容器破損モードは，原子炉格納容器バウンダリに対する過圧・過温の観点で厳本格納容器破損モードは，格納容器バウンダリに対する過圧・過温の観点で厳ししい事象であり，代替循環冷却系の使用可否により，格納容器圧力・温度等の挙動が異い事象であり，代替循環冷却系の使用可否により，格納容器圧力・雰囲気温度等のなることが想定されるため，代替循環冷却系を使用する場合と使用しない場合の両者に挙動が異なることが想定されるため，代替循環冷却系を使用する場合と使用しない
ついて，格納容器破損防止対策の有効性評価を行う。代替循環冷却系が使用できる場合
場合の両者について，格納容器破損防止対策の有効性評価を行う。代替循環冷却系には，格納容器圧力逃がし装置よりも優先して使用する。
が使用できる場合には，格納容器圧力逃がし装置よりも優先して使用する。
なお，本格納容器破損モードの評価では重大事故等対処設備による原子炉注水機能に
なお，「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）」の評
期待しており，原子炉圧力容器破損に至ることはないが，重大事故等対処設備による原
価では重大事故等対処設備による原子炉注水機能に期待しており，原子炉圧力容器
子炉注水機能に期待せず原子炉圧力容器破損に至る場合については，「7.2.2 高圧溶融
破損に至ることはないが，重大事故等対処設備による原子炉注水機能に期待せず原
物放出／格納容器雰囲気直接加熱」,「7.2.3 原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相
子炉圧力容器破損に至る場合の本格納容器破損モードに対する評価については，互作用」及び「7.2.5 溶融炉心・コンクリート相互作用」にて確認する。
「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」にて確認する。

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重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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備考7.2.1.2 代替循環冷却系を使用する場合
3.1.2 代替循環冷却系を使用する場合
7.2.1.2.1 格納容器破損防止対策
3.1.2.1 格納容器破損防止対策
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」で想定される事故シーケンスに対して，原子炉格納容器の破損を防止し，かつ，放射性で想定される事故シーケンスに対して，格納容器の破損を防止し，かつ，放射性物質
物質が異常な水準で敷地外へ放出されることを防止するため，初期の対策として低圧代が異常な水準で敷地外へ放出されることを防止するため，初期の対策として常設低圧替注水系（常設）による原子炉注水手段を整備する。また，安定状態に向けた対策とし代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水手段及び代替格 ・期待するＳＡ設備の違い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及び代替循環冷
納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却手段を整備する。また，安定状態
却系による原子炉格納容器除熱手段を整備する。
に向けた対策として代替循環冷却系による原子炉注水手段及び格納容器除熱手段，長 ・期待するＳＡ設備の違い
本格納容器破損モードの重大事故等対策の概略系統図を第 7.2.1.2－1 図から第期的な格納容器内酸素濃度の上昇を抑制する観点から，可搬型窒素供給装置を用いた
7.2.1.2－4 図に，対応手順の概要を第 7.2.1.2－5 図に示すとともに，重大事故等対策
格納容器内への窒素供給手段を整備する。対策の概略系統図を第 3.1.2-1 図に，対応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手順の関係を第 7.2.1.2－1
手順の概要を第 3.1.2-2 図に，対策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策の手表に示す。
順と設備との関係を第 3.1.2-1 表に示す。
（添付資料 3.1.2.1）
本格納容器破損モードにおける評価事故シーケンスにおいて，事象発生 10 時間まで
本格納容器破損モードにおける評価事故シーケンスにおいて，必要な要員は初動対 ・プラント基数，設備設計及び運用のの 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応要員 20 名及び事象発生から 2 時間以降に期待する招集要員 2 名である。
違いにより必要要員数は異なるが，急時対策要員で構成され，合計 28 名※1 である。その内訳は次のとおりである。中央
初動対応要員の内訳は，発電長 1 名，副発電長 1 名，運転操作対応を行う運転員 4
タイムチャートにより要員の充足
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
名，通報連絡等を行う災害対策要員 2 名，現場操作を行う重大事故等対応要員 12 名
性は確認されるを行う運転員 12 名である。発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等を行うである。
・東海第二では招集要員は 2 時間以内
緊急時対策本部要員は 5 名，緊急時対策要員（現場）は 8 名※1 である。
招集要員の内訳は，燃料補給作業を行う重大事故等対応要員 2 名である。必要な要に参集可能なことを確認している
また，事象発生 10 時間以降に追加で必要な要員は，代替原子炉補機冷却系作業等を員と作業項目について第 3.1.2-3 図に示す。
ことから，2 時間以降に期待する評行うための参集要員 36 名である。必要な要員と作業項目について第 7.2.1.2－6 図に価としている示す。
なお，評価事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目を評価事故シ
なお，評価事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目を評価事故
ーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，28 名で対処可能である。
シーケンスと比較し必要な要員数を確認した結果，代替循環冷却系を使用しない場合※1 有効性評価で考慮しない作業（原子炉ウェル注水）に必要な要員 4 名を含めると， の初動対応要員 21 名及び招集要員 5 名で対処可能である。
・東海第二では格納容器頂部注水の着緊急時対策要員（現場）が 12 名，合計が 32 名になる。
手判断に達しないため実施しない
a. 原子炉スクラム確認及び非常用炉心冷却系機能喪失確認
運転時の異常な過渡変化，原子炉冷却材喪失事故（LOCA）又は全交流動力電源喪失が発生して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。
非常用炉心冷却系等の安全機能の喪失を確認する。
非常用炉心冷却系の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。
なお，対応操作は，原子炉水位，格納容器圧力等の徴候に応じて行うため，破断面積
や破断位置が今回の想定と異なる場合や，破断位置が特定できない場合においても，対応する操作手順に変更はない。

ａ．原子炉スクラム，ＬＯＣＡ発生及び全交流動力電源喪失の確認
・記載箇所の相違
運転時の異常な過渡変化，原子炉冷却材喪失（ＬＯＣＡ）又は全交流動力電源喪失が発生して原子炉がスクラムしたことを確認する。また，主蒸気隔離弁の閉止，再循環ポンプの停止及びＬＯＣＡが発生したことを確認する。
原子炉スクラム，ＬＯＣＡ発生及び全交流動力電源喪失の確認に必要な計装設備は，平均出力領域計装等である。

なお，対応操作は，原子炉水位，格納容器圧力等の徴候に応じて行うため，破断面積や破断位置が今回の想定と異なる場合や，破断位置が特定できない場合においても，対応する操作手順に変更はない。
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比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

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b. 全交流動力電源喪失及び早期の電源回復不能判断並びに対応準備
外部電源が喪失するとともに，全ての非常用ディーゼル発電機が機能喪失する。これにより所内高圧系統（6.9kV）の母線が使用不能となり，全交流動力電源喪失に至る。
中央制御室からの操作により外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動ができず，非常用高圧母線（6.9kV）の電源回復ができない場合，早期の電源回復不可と判断する。これにより，常設代替交流電源設備，代替原子炉補機冷却系及び低圧代替注水系（常設）の準備を開始する。
c. 炉心損傷確認
大破断 LOCA 時に非常用炉心冷却系の機能及び全交流動力電源が喪失するため，原子炉水位は急激に低下し，炉心が露出することで炉心損傷に至る。炉心損傷の判断は，ドライウェル又はサプレッション・チェンバ内のガンマ線線量率が設計基準事故相当のガ
ンマ線線量率の 10 倍を超えた場合とする。
炉心損傷を確認するために必要な計装設備は，格納容器内雰囲気放射線レベルである。
また，炉心損傷判断後は，原子炉格納容器内の pH 制御のため薬品注入の準備を行う。
サプレッション・チェンバのプール水の pH を 7 以上に制御することで，分子状無機よう素の生成が抑制され，その結果，有機よう素の生成についても抑制される。これにより，環境中への有機よう素の放出量を低減させることができる。なお，有効性評価においては，pH 制御には期待しない。
d. 水素濃度監視
炉心損傷が発生すれば，ジルコニウム－水反応等により水素ガスが発生することから，原子炉格納容器内の水素濃度を確認する。
原子炉格納容器内の水素濃度を確認するために必要な計装設備は，格納容器内水素濃度(SA)である。
e. 常設代替交流電源設備による交流電源供給及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備考ｂ.原子炉への注水機能喪失の確認
・記載箇所の相違
原子炉水位が原子炉水位異常低下（レベル２）設定点に到達後，原子炉隔離時冷却系が自動起動に失敗したことを確認する。
原子炉への注水機能喪失の確認に必要な計装設備は，原子炉隔離時冷却系系統流量である。
ｃ．炉心損傷確認
原子炉水位の低下による炉心の露出に伴い，炉心損傷したことを確認する。炉
心損傷の判断は，格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）又は（Ｓ／Ｃ）の指示
値が設計基準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍以上となった場合とする。
炉心損傷を確認するために必要な計装設備は，格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）等である。
（添付資料 3.1.3.1，3.1.3.2）
ｄ．早期の電源回復不能の確認
全交流動力電源喪失の確認後，中央制御室からの遠隔操作により外部電源受電
及び非常用ディーゼル発電機等の起動ができず，非常用母線の電源回復ができない場合，早期の電源回復不能と判断する。これにより，常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電準備操作を開始する。

・記載箇所の相違

ｅ．常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作並びに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 ・東海第二では代替格納容器スプレイ
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比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

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常設代替交流電源設備による交流電源供給を開始し，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を開始する。これにより，原子炉圧力容器破損に至ることなく，原子炉水位が回復し，炉心は冠水する。

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，復水
補給水系流量（RHR B 系代替注水流量）等である。
なお，大破断 LOCA により格納容器温度が上昇し，ドライウェル雰囲気温度計の指示が原子炉圧力の飽和温度を超えている場合は，水位不明と判断する。
水位不明判断に必要な計装設備は，原子炉圧力及びドライウェル雰囲気温度である。
水位不明と判断した場合，原子炉水位は，崩壊熱及び原子炉注水流量から推定して把握することができる。具体的には，直前まで把握していた原子炉水位を起点とし，原子炉注水流量と崩壊熱除去に必要な水量の差を算出し，その差分を原子炉圧力容器水量レ
ベル換算から原子炉水位変化量を求めることにより，推定することができる。

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作
中央制御室からの遠隔操作により常設代替高圧電源装置による緊急用母線への交流電源供給を開始し，原子炉冷却材浄化系吸込弁の閉止操作，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及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を開始する。具体的には，格納容器スプレイ弁と原子炉注水弁を用いて中央制御室からの遠隔操作により格納容器スプレイと原子炉注水に分配し，それぞれ連続で格納容器スプレイ及び原子炉注水を実施する。
(a) 常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作
早期の電源回復不能の確認後，中央制御室からの遠隔操作により常設代替高圧電源装置から緊急用母線を受電する。
常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作に必要な計装設備は，緊
急用Ｍ／Ｃ電圧である。
(b) 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
原子炉注水に伴い炉心部で発生する過熱蒸気により，格納容器圧力及び雰囲
気温度が急激に上昇する。格納容器圧力及び雰囲気温度上昇を抑制する観点から，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を実施する。
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のために必要な計装設備は，低圧代替注水系格納容器ス
プレイ流量等である。
(c) 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
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
水を開始することで，原子炉圧力容器破損に至ることなく，ジェットポンプ上端（以下「原子炉水位Ｌ０」という。
）以上まで原子炉水位が回復し，炉心は冠水する。
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
水を確認するために必要な計装設備は，低圧代替注水系原子炉注水流量等である。
なお，ＬＯＣＡにより格納容器雰囲気温度が上昇し，ドライウェル雰囲気温
度が原子炉圧力の飽和温度を超えている場合は，水位不明と判断する。
水位不明判断に必要な計装設備は，原子炉圧力等である。
水位不明と判断した場合，原子炉水位Ｌ０まで冠水させるために必要な水量を注水する。具体的には，原子炉底部から原子炉水位Ｌ０まで冠水させるために必要な原子炉注水量及び崩壊熱分の注水量を考慮し，原子炉注水流量に応じた必要注水時間の原子炉注水を実施する。

備

考と代替原子炉注水を同時に実施可
能な設備及び運用としている・記載箇所の相違

・東海第二では代替格納容器スプレイと代替原子炉注水を同時に実施可
能な設備及び運用としている

・ＢＷＲ５とＡＢＷＲの設計の相違

・原子炉水位不明時の対応手順の相違

・対応手順の相違
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比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

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f. 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
原子炉格納容器内に崩壊熱等の熱によって発生した水素等が放出されるため，格納容器圧力及び温度が徐々に上昇する。崩壊熱及び原子炉注水流量による原子炉水位推定に
より炉心の冠水を確認した後，ドライウェル雰囲気温度計を用いて格納容器温度が190℃超過を確認した場合又は格納容器内圧力を用いて格納容器圧力が 0.465MPa[gage]
到達を確認した場合は，中央制御室からの遠隔操作により復水移送ポンプ 2 台を使用した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。
また，格納容器圧力 0.465MPa[gage]到達によって開始した場合は格納容器圧力が0.39MPa[gage]以下となった時点で停止する。
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，復水補給水系流量（RHR B 系代替注水流量）等である。
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と同時に原子炉格納容器内の pH 制御のため薬品注入を実施する。
炉心を冠水維持できる範囲（原子炉水位低（レベル 1）から破断口高さ）を，崩壊熱及び原子炉注水流量からの推定手段により確認し，原子炉注水と格納容器スプレイの切替えを繰り返し行う。

東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備考

原子炉水位Ｌ０まで冠水した後は，代替循環冷却系による原子炉注水及び格納容器除熱を開始後に，サプレッション・プール水位の上昇抑制により格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱操作の遅延を図り，可能な限り外部への影響を軽減する観点から，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）による原子炉注水及び代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格
納容器冷却を停止する。なお，代替循環冷却系による原子炉注水及び格納容器
除熱ができない場合は，サプレッション・プール水位の上昇抑制により格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱操作の遅延を図り，可能な限り外部への影響を軽減する観点から，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を崩壊熱相当に調整するとともに，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を停止する。
（添付資料 3.1.2.2，3.1.3.2） ・対応手順の相違（東海第二では代替
格納容器スプレイと代替原子炉注水を同時に実施可能な設備及び運用としている）・東海第二では，解析上考慮しない操
ｆ．電源確保操作対応
作も含め，手順に従い必ず実施する
早期の電源回復不能の確認後，対応可能な要員により非常用ディーゼル発電機
操作を記載
等の機能回復操作及び外部電源の機能回復操作を実施する。
ｇ．可搬型代替注水大型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）の起動準備操作
全交流動力電源喪失に伴う低圧注水機能喪失の確認後，可搬型代替注水大型ポ
ンプ準備及びホース敷設等を実施する。
ｈ．常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電操作
常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作完了後，中央制御室及び現
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比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

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g. 代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱
代替原子炉補機冷却系の準備が完了した後，代替循環冷却系の運転準備のため，低圧
代替注水系（常設）の最大流量にて原子炉注水を実施し水位を回復する。崩壊熱及び原
子炉注水流量からの原子炉水位推定により破断口高さまで水位回復後，格納容器スプレ
イに切り替え，最大流量にてスプレイを行うことで原子炉格納容器冷却を実施する。
崩壊熱及び原子炉注水流量からの原子炉水位推定により原子炉水位低（レベル 1）に到達した時点で，復水移送ポンプを停止し，代替循環冷却系の運転準備を実施する。復水移送ポンプを停止している期間は可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による原子炉への注水を実施し，水位の回復を図る。
代替循環冷却系の運転準備が完了した後，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による原子炉注水を停止し，代替原子炉補機冷却系を用いた代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱を開始する。代替循環冷却系の循環流量は，復水補給水系流量計（RHR A 系代替注水流量）及び復水補給水系流量計（RHR B 系代替注水流量）を用いて，原子炉注入弁と格納容器スプレイ弁を中央制御室からの遠隔操作により原子炉注水と格納容器スプ
レイに分配し，それぞれ連続で原子炉注水及び格納容器スプレイを実施する。
代替循環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，復水補給水系
流量（RHR A 系代替注水流量）等であり，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，復水補給水系流量（RHR B 系代替注水流量），格納容器内圧力，サプレッ
ション・チェンバ・プール水温度等である。
また，水の放射線分解により水素ガス及び酸素ガスが発生することから，原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度を確認する。
原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度を確認するために必要な計装設備は，格納容器内酸素濃度等である。

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備考場にて常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電準備操作を実施し，中央制
御室からの遠隔操作により常設代替高圧電源装置から緊急用母線を介して非常用母線を受電する。
常設代替高圧電源装置による非常用母線受電操作に必要な計装設備は，Ｍ／Ｃ
２Ｃ（２Ｄ）電圧である。
ⅰ．原子炉建屋ガス処理系及び中央制御室換気系の起動操作
常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電操作完了後，中央制御室からの遠隔操作により原子炉建屋ガス処理系及び中央制御室換気系を起動する。
ｊ．ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入操作
常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電操作完了後，中央制御室からの遠隔操作によりほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入操作を実施する。なお，有効性評価においては，ほう酸水注入系による原子炉圧力容器
へのほう酸水注入操作には期待しない。
ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入操作に必要な計装設
備は，ほう酸水注入ポンプ吐出圧力である。
・緊急用海水系及び代替循環冷却系のｋ．緊急用海水系による海水通水操作
仕様の違いによる対応手順の相違
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及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を開始後，中央制御室にて非常用母線の負荷となっている緊急用海水系及び代替循環冷却系の弁を対象に，緊急用母線から電源が供給されるよう電源切り替え操作を実施する。
また，中央制御室からの遠隔操作により緊急用海水系ポンプを起動し，緊急用海
水系に海水を通水する。
緊急用海水系による海水通水操作に必要な計装設備は，緊急用海水系流量（残留熱除去系熱交換器）である。
ｌ．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
緊急用海水系に海水を通水した後，中央制御室からの遠隔操作により代替循環
冷却系ポンプを起動することで原子炉注水及び格納容器除熱を実施する。具体的には，原子炉注水弁と格納容器スプレイ弁を中央制御室からの遠隔操作により原子炉注水と格納容器スプレイに分配し，それぞれ連続で原子炉注水及び格納容器
スプレイを実施する。
代替循環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，代替循
環冷却系原子炉注水流量等であり，格納容器除熱を確認するために必要な計装設備は，代替循環冷却系格納容器スプレイ流量等である。
以降，損傷炉心の冷却は，代替循環冷却系による原子炉注水により継続的に行
い，また，格納容器除熱は，代替循環冷却系により継続的に行う。
・記載箇所の相違

6／49

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備考・対応手順の相違
ｍ．常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部水位確保操作
代替循環冷却系による格納容器除熱操作を実施後，中央制御室からの遠隔操作により常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水操作を実施する。この場合の注水は，水蒸
気爆発の発生を仮定した場合の影響を抑制しつつ溶融炉心・コンクリート相互作
用の影響を緩和する観点から格納容器下部水位を約 1m に調整することが目的であるため，格納容器下部水位が 1m を超えて上昇したことを確認後，ペデスタル（ドライウェル部）への注水を停止する。その後，ペデスタル（ドライウェル部）
水はサプレッション・プールに排水され，格納容器下部水位は約 1m に調整される。
常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部水位確保操作のために必要な計装設備は，低圧代替注水系格納容器下部注
水流量等である。
・記載箇所の相違
ｎ．水素濃度及び酸素濃度監視設備の起動操作
炉心損傷が発生すれば，ジルコニウム－水反応により水素が発生し，水の放射線分解により水素及び酸素が発生することから，常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部水位確保操作の実施後は，中央制御室からの遠隔操作により水素濃度及び酸素濃度監視設備を起動し，格納容器内の水素濃度及び酸素濃度を確認する。
水素濃度及び酸素濃度監視設備の起動操作に必要な計装設備は，格納容器内水
素濃度（ＳＡ）等である。
ｏ．サプレッション・プールｐＨ制御装置による薬液注入操作
水素濃度及び酸素濃度監視設備の起動操作を実施後，中央制御室からの遠隔操作によりサプレッション・プールｐＨ制御装置（自主対策設備）による薬液注入を行う。サプレッション・プール水のｐＨを 7 以上に制御することで，サプレッ
ション・プール水中での分子状無機よう素の生成が抑制され，その結果，有機よう素の生成についても抑制される。これにより，環境中への有機よう素の放出量を低減させることができる。なお，有効性評価においては，ｐＨ制御には期待しない。
・東海第二では，解析上考慮しない操ｐ．使用済燃料プールの冷却操作
作も含め，手順に従い必ず実施する
対応可能な要員にて使用済燃料プールの冷却操作を実施する。
操作を記載
ｑ．可搬型窒素供給装置を用いた格納容器内窒素供給操作
・対応手順の相違
格納容器内酸素濃度が 4.0vol％（ドライ条件）に到達した場合，可搬型窒素供給装置を用いて格納容器内へ窒素を供給することで，格納容器内酸素濃度の上昇を抑制する。
可搬型窒素供給装置を用いた格納容器内窒素供給操作に必要な計装設備は，格7／49

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所備考

納容器内酸素濃度（ＳＡ）等である。
ｒ．タンクローリによる燃料補給操作
タンクローリにより可搬型設備用軽油タンクから可搬型窒素供給装置に燃料補給を実施する。
7.2.1.2.2 格納容器破損防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法
3.1.2.2 格納容器破損防止対策の有効性評価
・文章表現に多少の違いはあるが，実本格納容器破損モードを評価する上で選定した評価事故シーケンスは，「6.2 評価対 (1) 有効性評価の方法
態として相違点はない
象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，過圧及び過温への対策の有効性を総合的
本格納容器破損モードを評価する上で選定した評価事故シーケンスは，「1.2 評に評価する観点から，プラント損傷状態を LOCA に全交流動力電源喪失事象を加えた状
価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，中小破断ＬＯＣＡに比べて破断態とし，中小破断 LOCA に比べて破断口径が大きいことから事象進展が早く，格納容器
口径が大きいことから事象進展が早く，格納容器圧力及び気温度上昇の観点で厳し
圧力及び温度上昇の観点で厳しい大破断 LOCA を起因とする，「大破断 LOCA＋ECCS 注水
い大破断ＬＯＣＡに加えて，ＥＣＣＳ注水機能が喪失する「大破断ＬＯＣＡ＋高圧
機能喪失+全交流動力電源喪失」である。
炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗」である。
・東海第二では，有効性評価におけるなお，本評価事故シーケンスにおいては，電源の復旧，注水機能の確保等，必要考慮として全交流動力電源喪失のとなる事故対処設備が多く，格納容器への注水・除熱を実施するまでの対応時間を
重畳を仮定
本評価事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱厳しく評価する観点から，全交流動力電源喪失の重畳を考慮する。
伝達，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）
・
本評価事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒内温度変化，燃料棒表
対向流，原子炉圧力容器における ECCS 注水（給水系・代替注水設備含む），炉心損傷後面熱伝達，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（水の原子炉圧力容器におけるリロケーション，
構造材との熱伝達，
原子炉圧力容器内 FP 挙位変化）・対向流，原子炉圧力容器におけるＥＣＣＳ注水（給水系・代替注水設備
動，原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，サプレッション・プール冷却，含む），炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション，構造材との熱伝達，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達，スプレイ冷却並びに炉心損傷後
原子炉圧力容器内ＦＰ挙動，原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，サの原子炉格納容器における原子炉格納容器内 FP 挙動が重要現象となる。
プレッション・プール冷却，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達，よって，これらの現象を適切に評価することが可能であり，原子炉圧力容器内及び原スプレイ冷却並びに炉心損傷後の原子炉格納容器における格納容器内ＦＰ挙動が子炉格納容器内の熱水力モデルを備え，かつ，炉心損傷後のシビアアクシデント特有の重要現象となる。よって，これらの現象を適切に評価することが可能であり，原子溶融炉心挙動に関するモデルを有するシビアアクシデント総合解析コード MAAP により
炉圧力容器内及び格納容器内の熱水力モデルを備え，かつ，炉心損傷後のシビアア
原子炉水位，燃料最高温度，格納容器圧力，格納容器温度等の過渡応答を求める。
クシデント特有の溶融炉心挙動に関するモデルを有するシビアアクシデント総合
解析コードＭＡＡＰにより原子炉水位，燃料最高温度，格納容器圧力，格納容器雰
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，評価事故シーケ
囲気温度等の過渡応答を求める。
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
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，本評価事故及び操作時間余裕を評価する。
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
本評価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 7.2.1.2－2 表 (2) 有効性評価の条件に示す。また，主要な解析条件について，本評価事故シーケンス特有の解析条件を以下
本評価事故シーケンスに対する主要な解析条件を第 3.1.2-2 表に示す。また，主に示す。
要な解析条件について，本評価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
ａ．事故条件起因事象として，大破断 LOCA が発生するものとする。破断箇所は，原子炉圧力容器(a) 起因事象
内の保有水量を厳しく評価するため，残留熱除去系の吸込配管とする。
起因事象として，大破断ＬＯＣＡが発生するものとする。破断箇所は，原子 ・ＢＷＲ５とＡＢＷＲの設計の相違
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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機(b) 安全機能の喪失に対する仮定
全ての非常用ディーゼル発電機の機能喪失を想定し，全交流動力電源が喪失するものとする。さらに非常用炉心冷却系が機能喪失するものとする。
(c) 外部電源
外部電源は使用できないものと仮定する。
送電系統又は所内主発電設備の故障等によって，外部電源が喪失するとともに，全ての非常用ディーゼル発電機の機能喪失を想定する。
(d) 水素ガスの発生
水素ガスの発生については，ジルコニウム－水反応を考慮するものとする。なお，解析コード MAAP の評価結果では水の放射線分解等による水素ガス発生は考慮していないため，「(4) 有効性評価の結果」にてその影響を評価する。
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，事象の発生と同時に発生するものとする。

(b) 低圧代替注水系（常設）による原子炉注水
最大 300m3/h にて原子炉注水し，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。
(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
格納容器圧力及び温度上昇の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。

(d) 可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による原子炉注水
代替循環冷却系の運転準備において復水移送ポンプを停止する期間に，90m3/h の流量で原子炉注水を行う。

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備考

炉圧力容器から格納容器への冷却材流出を大きく見積もる厳しい設定として，再循環系の吸込配管とする。
（添付資料 1.5.2）(b) 安全機能の喪失に対する仮定
高圧注水機能として高圧炉心スプレイ系及び原子炉隔離時冷却系，低圧注水機能として低圧炉心スプレイ系及び残留熱除去系（低圧注水系）が機能喪失するものとし，さらに全交流動力電源喪失の重畳を考慮するものとする。
(c) 外部電源
外部電源は使用できないものとする。
安全機能の喪失に対する仮定に基づき，外部電源なしを想定する。
(d) 水素の発生
水素の発生については，ジルコニウム－水反応を考慮するものとする。なお，
解析コードＭＡＡＰの評価結果では水の放射線分解による水素及び酸素の発生は考慮していないため，「(4) 有効性評価の結果」にてその影響を評価する。
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
原子炉スクラムは，原子炉水位低（レベル 3）信号によるものとする。
(b) 主蒸気隔離弁
主蒸気隔離弁は，事象発生と同時に閉止するものとする。
(c) 再循環ポンプ
再循環ポンプは，事象発生と同時に停止するものとする。
(d) 低圧代替注水系（常設）
原子炉注水は 230m３／h（一定）を用いるものとする。なお，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水は，格納容器冷却と同じ常設低圧代替注水系ポン
プを用いて流量分配することで実施する。
（添付資料 3.1.2.3）(e) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）
格納容器冷却は，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇を抑制可能な流量を考慮し，130m３／h（一定）を用いるものとする。なお，代替格納容器スプレイ冷
却系（常設）による格納容器冷却は，原子炉注水と同じ常設低圧代替注水系ポンプを用いて流量分配することで実施する。
（添付資料 3.1.2.3）

・東海第二では，原子炉水位の低下を厳しくする条件として，外部電源がある場合の原子炉水位低（レベル 3）信号による原子炉スクラムを設定

・設備設計及び運用の違い

・設備設計及び運用の違い

・設備設計及び運用の違い（東海第二は評価において可搬型設備による
原子炉注水は実施しない）(f) 格納容器下部注水系（常設）9／49

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機(e) 代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱
代替循環冷却系の循環流量は，全体で約 190m3/h とし，原子炉注水へ約 90m3/h，格
納容器スプレイへ約 100m3/h にて流量分配し，それぞれ連続注水及び連続スプレイを実施する。

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，「6.3.5 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) 交流電源は，常設代替交流電源設備によって供給を開始し，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作は，事象発生 70 分後から開始する。なお，原子炉注水は，代替循環冷却系の運転準備時に停止する。
(b) 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，原子炉水位が破断口高さまで水位回復後，格納容器温度が 190℃に到達した場合に開始する。
なお，格納容器スプレイは，代替循環冷却系の運転準備時に停止する。
(c) 代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱操作は，代替原子炉補機冷却系の準備時間等を考慮し，事象発生約 22.5 時間後から開始する。なお，代替原子炉補機冷却系の運転操作は事象発生 20 時間後から開始する。

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備

考

格納容器雰囲気温度の挙動を厳しく評価するため，初期条件としてペデスタ
ル（ドライウェル部）のプール水を考慮していないことから，常設低圧代替注
水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部水位確保操作についても考慮しない。
(g) 代替循環冷却系
・設備設計及び運用の違い
代替循環冷却系の循環流量は，炉心冷却の維持に必要な流量，格納容器圧力及び雰囲気温度の抑制に必要なスプレイ流量を考慮し，全体で 250m３／h とし，ドライウェルへ 150m３／h，原子炉へ 100m３／h にて流量分配し，それぞれ連続
スプレイ及び連続注水を実施する。
・設備設計及び運用の違い(h) 緊急用海水系
代替循環冷却系から緊急用海水系への伝熱容量は，約 14MW（サプレッション・プール水温度 100℃，海水温度 32℃において）とする。
(i) 可搬型窒素供給装置
可搬型窒素供給装置は，窒素 198m３／h 及び酸素 2m３／h の流量で格納容器内に注入するものとする。
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) 交流電源は，常設代替高圧電源装置によって供給を開始し，常設低圧代替注 ・設備設計及び運用の違い
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 ・東海第二では代替格納容器スプレイ
却操作及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作は，事象発生 25と代替原子炉注水を同時に実施可
分後から開始する。なお，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器
能な設備及び運用としている
スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水は，代替循環冷却系の起動により停止する。
(b) 緊急用海水系及び代替循環冷却系による原子炉注水及び格納容器除熱操作 ・設備設計及び運用の違い
は，緊急用海水系及び代替循環冷却系の準備時間等を考慮して，事象発生 90分後から開始するものとする。
・設備設計及び運用の違い(c) 可搬型窒素供給装置を用いた格納容器内への窒素供給操作は，格納容器内酸素濃度が 4.0vol%（ドライ条件）に到達した場合にサプレッション・チェン
バ内へ窒素供給を開始する。なお，可搬型窒素供給装置を用いた格納容器内への窒素供給は格納容器圧力 310kPa[gage]到達により停止する。

(3) 有効性評価（Cs-137 の放出量評価）の条件
a. 事象発生直前まで，定格出力の 100%で長時間にわたって運転されていたものとする。 (3) 有効性評価（Ｃｓ－137 放出量評価）の条件
その運転時間は，燃料を約 1/4 ずつ取り替えていく場合の平衡炉心を考え，最高(a) 事象発生直前まで，定格出力の 100％で長時間にわたって運転されていたも
50,000 時間とする。
のとする。その運転時間は，燃料を約 1／4 ずつ取り替えていく場合の平衡
b. 代替循環冷却系を用いた場合の環境中への総放出量の評価においては，原子炉内に炉心を考え，最高 50,000 時間とする。
内蔵されている核分裂生成物が事象進展に応じた割合で，原子炉格納容器内に放出※(b) 原子炉内に内蔵されている核分裂生成物は，事象進展に応じた割合で，格納10／49

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
2 されるものとする。
※2 セシウムの原子炉格納容器内への放出割合については，本評価事故シーケンスにおいては解析コード MAAP の評価結果の方が NUREG-1465 より大きく算出する。
c. 原子炉格納容器内に放出された Cs-137 については，格納容器スプレイやサプレッション・チェンバのプール水でのスクラビングによる除去効果を考慮する。
d. 原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えいについて考慮する。
漏えい量の評価条件は以下のとおりとする。
(a) 原子炉格納容器からの漏えい量は，格納容器圧力に応じた設計漏えい率をもとに評価する。
(b) 原子炉建屋から大気中に漏えいする放射性物質を保守的に見積もるため，非常用ガス処理系により原子炉建屋の設計負圧が達成されるまでの期間は，原子炉建屋内の放射性物質の保持機能に期待しないものとする。
非常用ガス処理系により設計負圧を達成した後は設計換気率 0.5 回/日相当を考慮する
非常用ガス処理系は，事象発生 30 分後から，常設代替交流電源設備からの交流電源の供給を受け自動起動し，起動後 10 分間で設計負圧が達成されることを想定する。

(c) 原子炉建屋内での放射能の時間減衰は考慮せず，また，原子炉建屋内での粒子状物
質の除去効果は保守的に考慮しない。

(4) 有効性評価の結果
本評価事故シーケンスにおける原子炉水位（シュラウド内外水位），注水流量及び原
子炉圧力容器内の保有水量の推移を第 7.2.1.2－7 図から第 7.2.1.2－9 図に，燃料最高温度の推移を第 7.2.1.2－10 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 7.2.1.2－11 図から第 7.2.1.2－14 図に示す。

a. 事象進展大破断 LOCA 時に非常用炉心冷却系の機能及び全交流動力電源が喪失するため，原子炉水位は急速に低下する。水位低下により炉心は露出し，事象発生から約 0.3 時間後に燃料被覆管の最高温度は 1,000K（約 727℃）に到達し，炉心損傷が開始する。燃料被覆
管の最高温度は事象発生から約 0.4 時間後に 1,200℃に到達し，また，事象発生から約0.7 時間後に燃料温度は 2,500K（約 2,227℃）に到達する。事象発生から 70 分後，常設
代替交流電源設備による交流電源の供給を開始し，復水移送ポンプ 2 台を用いた低圧代
替注水系（常設）による原子炉注水を開始することによって，原子炉圧力容器破損に至ることなく，原子炉水位は回復し，炉心は再冠水する。

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備

考

容器内に放出されるものとする。

(c) 格納容器内に放出されたＣｓ－137 は，格納容器スプレイやサプレッション・プールでのスクラビング等による除去効果を受けるものとする。
(d) 原子炉建屋から大気中へ漏えいするＣｓ－137 の漏えい量評価条件は以下のとおりとする。
a) 格納容器からの漏えい率は，設計漏えい率及びＡＥＣの式等に基づき設定
した漏えい率を基に格納容器圧力に応じて変動するものとする。
b) 漏えい量を保守的に見積もるため，原子炉建屋ガス処理系（非常用ガス処
理系及び非常用ガス再循環系で構成）により原子炉建屋の負圧が達成されるまでの期間は，原子炉建屋内の放射性物質の保持機能に期待しないもの ・設備設計及び運用の違いとする。また，原子炉建屋ガス処理系により負圧を達成した後は，大気への放出率を 1 回／日（設計値）とする。
なお，原子炉建屋ガス処理系は，常設代替高圧電源装置からの交流電源の供給を受けて中央制御室からの遠隔操作により事象発生 115 分後に起動し，起動後 5 分間で負圧が達成されることを想定する。
c) 原子炉建屋内での放射能の時間減衰及び除去効果は考慮しないものとする。
（添付資料 3.1.2.4，3.1.2.5）(4) 有効性評価の結果
本評価事故シーケンスにおける原子炉水位（シュラウド内外水位），注水流量及び原子炉圧力容器内の保有水量の推移を第 3.1.2-4 図から第 3.1.2-8 図に，燃料最高温度の推移を第 3.1.2-9 図に，格納容器圧力，格納容器雰囲気温度，サプレッション・プール水位及びサプレッション・プール水温度の推移を第 3.1.2-10 図から
第 3.1.2-15 図に示す。
・評価条件，運用・設備設計，事象進
ａ．事象進展
展等の違いに起因する記載の相違
大破断ＬＯＣＡ時に高圧・低圧注水機能及び全交流動力電源が喪失するため，はあるが，実態として記載内容に違
原子炉水位は急速に低下する。水位低下により炉心は露出し，事象発生から約 4
いはない
分後に燃料被覆管の最高温度は 1,000K（約 727℃）に到達し，炉心損傷が開始する。燃料被覆管の最高温度は事象発生から約 9 分後に 1,200℃に到達し，また，事象発生から約 27 分後に燃料温度は 2,500K（約 2,227℃）に到達する。事象発
生から 25 分後，常設代替高圧電源装置による交流電源の供給を開始し，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）による原子炉注水を開始す
ることによって，原子炉圧力容器破損に至ることなく，原子炉水位は回復し，炉11／49

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重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所備考

心は冠水する。
原子炉格納容器内に崩壊熱等の熱によって発生した水素等が放出されるため，格納容器圧力及び温度は徐々に上昇する。そのため，格納容器スプレイを間欠的に実施することによって，格納容器圧力及び温度の上昇を抑制する事象発生から約 22.5 時間経過した時点で，代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱を開始する。代替循環冷却系により，原子炉圧力容器は破断口より原子炉冷却材が流出することで溢水状態となり，原子炉格納容器は除熱効果により格納容器圧力及び温度の上昇が抑制され，その後，徐々に低下する。

b. 評価項目等
格納容器圧力は，第 7.2.1.2－11 図に示すとおり，原子炉格納容器内に崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気等が放出されるため徐々に上昇するが，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代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱を行うことによって,圧力上昇は抑制される。その結果，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力の最大値は約 0.60MPa[gage] となり，原子炉格納容器の限界圧力
0.62MPa[gage]を超えない。なお，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力が最大となる事象発生約 12 時間後において，水の放射線分解によって発生する水素ガス及び酸素
ガスは，原子炉格納容器内の非凝縮ガスに占める割合の 1%以下※3 であるため，その影
響は無視し得る程度である。
※3 格納容器圧力が最大値の約 0.60MPa[gage]を示す事象発生から約 12 時間後の原
子炉格納容器内の非凝縮性ガス（水素ガス，酸素ガス及び窒素ガス）の物質量は約8×105mol であり，水の放射線分解によって発生する水素ガス及び酸素ガスの物質
量の和は約 8×103mol 以下である。これが仮にドライウェルよりも体積の小さいサ
プレッション・チェンバの気相部に集中するものとしても，そのサプレッション・
チェンバでの分圧は 0.01MPa[abs]未満であることから，水の放射線分解によって発生する水素ガス及び酸素ガスが格納容器圧力に与える影響は無視し得る程度と考えられる。
格納容器温度は，第 7.2.1.2－12 図に示すとおり，原子炉格納容器内に崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気等が放出されるため徐々に上昇し，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代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱を（添付資料 3.1.2.6）
格納容器内に崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気等が放出されるため，格納
容器圧力及び雰囲気温度が徐々に上昇する。このため，原子炉注水と同時に常設
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を実施することによって，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇は抑制される。
事象発生から 90 分経過した時点で，代替循環冷却系による原子炉注水及び格納容器除熱を開始する。代替循環冷却系による原子炉注水により，冷却材の一部は破断口から流出するが，溶融炉心は原子炉水位Ｌ０位置相当で冠水維持される。また，格納容器除熱により，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇は抑制され，その後，徐々に低下する。
・設備設計及び運用の違い
事象発生から約 84 時間後に格納容器内酸素濃度が 4.0vol％（ドライ条件）に到達し，可搬型窒素供給装置を用いたサプレッション・チェンバへの窒素供給を実施するため格納容器圧力が徐々に上昇するが，事象発生から約 163 時間後に格
納容器圧力が 310kPa[gage]に到達し窒素供給を停止するため，格納容器圧力の上昇は停止する。
・評価条件，運用・設備設計，事象進
ｂ．評価項目等
展等の違いに起因する記載の相違
格納容器圧力は，第 3.1.2-10 図に示すとおり，格納容器内に崩壊熱等の熱にはあるが，実態として記載内容に違よって発生した水蒸気等が放出されるため徐々に上昇するが，常設低圧代替注水
いはない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及び代替循環冷却系による格納容器除熱を行うことによって，圧力上昇は抑制される。その結果，格納容器バウンダリにかかる圧力の最大値は約 0.31MPa[gage]となり，評価項目である最高使用圧力の 2 倍（0.62MPa[gage]）を下回る。なお，
格納容器バウンダリにかかる圧力が最大となる事象発生約 163 時間後において，
水の放射線分解によって発生する水素及び酸素は，格納容器内の非凝縮性ガスに占める割合の 3％未満であるため，その影響は無視し得る程度である。
・東海第二は評価の詳細を添付資料に（添付資料 3.1.2.7）
記載

格納容器雰囲気温度は，第 3.1.2-11 図に示すとおり，格納容器内に崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気等が放出されるため徐々に上昇するが，常設低圧代
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重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機行うことによって，温度上昇は抑制される。その結果，原子炉格納容器バウンダリにかかる温度（壁面温度）の最高値は約 165℃となり,原子炉格納容器の限界温度 200℃を超えない。なお，事象開始直後，破断口から流出する過熱蒸気により一時的に格納容器温度は約 207℃となるが，この時の原子炉格納容器バウンダリにかかる温度（壁面温度）は約 144℃であり，原子炉格納容器の限界温度 200℃を超えない。

第 7.2.1.2－7 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り炉心が冠水し，炉心の冷却が維持される。その後は，第 7.2.1.2－11 図及び第 7.2.1.2－12
図に示すとおり，約 22.5 時間後に開始する代替循環冷却系の運転により，原子炉格納容器除熱に成功し，格納容器圧力及び温度の上昇を抑制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。事象を通じて原子炉格納容器の限界圧力に到達せず，格
納容器圧力逃がし装置を使用することなく，原子炉格納容器が過圧・過温破損に至らないことを確認した。
本評価では，「6.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)，(2)及び(7)の評価項目について，対策の有効性を確認した。
(7)の評価項目のうち，可燃性ガスの蓄積については，ジルコニウム－水反応等によって発生した可燃性ガスの蓄積を考慮しても，原子炉格納容器が過圧・過温破損に至らないことをもって，その影響について確認した。
また，(7)の評価項目のうち，可燃性ガスの燃焼については，「7.2.4 水素燃焼」において，酸素濃度が可燃限界に至らないことをもって，可燃性ガスの燃焼が生じないことを確認している。
なお，原子炉格納容器が健全であるため，原子炉格納容器から原子炉建屋への放射性物質の漏えい量は制限され，また，大気中へはほとんど放出されないものと考えられる。
これは，原子炉建屋内に漏えいした放射性物質は，原子炉建屋内で時間減衰し，また，
粒子状放射性物質は，原子炉建屋内での重力沈降や水蒸気の凝縮に伴い，原子炉建屋内に沈着すると考えられるためである。原子炉建屋内での放射性物質の時間減衰及び粒子状放射性物質の除去効果等を保守的に考慮せず，原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えいを想定した場合，漏えい量は約 15TBq（7 日間）となり，100TBq を下回る。
事象発生からの 7 日間以降，Cs-137 の漏えいが継続した場合の影響評価を行ったところ，約 15TBq(30 日間)及び約 15TBq(100 日間)であり，100TBq を下回る。

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所備

考

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及び代替循環冷却系による格納容器除熱を行うことによって，温度上昇は抑制される。その結果，格納容器バウンダリにかかる温度（壁面温度）の最高値は約139℃となり，評価項目である 200℃を下回る。なお，事象発生直後，破断口から流出する過熱蒸気により一時的に格納容器雰囲気温度は約 202℃となるが，この時の格納容器バウンダリにかかる温度（壁面温度）は約 137℃であり，評価項目
である 200℃を下回る。
（添付資料 3.1.2.8）
第 3.1.2-4 図及び第 3.1.2-6 図に示すとおり，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）による注水継続により炉心が冠水し，炉心の冷却が維持される。その後は，第 3.1.2-10 図及び第 3.1.2-11 図に示すとおり，90 分後に開始する代替循環冷却系の運転により，格納容器除熱を行うことによって，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇を抑制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。
・記載箇所の相違

大気中へのＣｓ－137 放出量は約 7.5TBq（事象発生 7 日間）であり，評価項目
である 100TBq を下回る。また，事象発生からの 7 日間以降，Ｃｓ－137 の放出が継続した場合の放出量評価を行った結果，約 7.5TBq（30 日間）及び約 7.5TBq（100日間） であり，いずれの場合も 100TBq を下回る。なお，放出量評価においては，
原子炉建屋内での放射性物質の時間減衰及び除去効果を保守的に考慮しておらず，これらの効果を考慮した場合，放出量は小さくなると考える。
（添付資料 3.1.2.4，3.1.2.5）
・記載箇所の相違
本評価では，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(3)及び(7)の評価項目について，対策の有効性を確認した。(7)の評価項目のうち，可燃性ガスの蓄積については，ジルコニウム－水反応等によって発生した可燃性ガスの蓄積を考慮しても，格納容器が過圧・過温破損に至らないことをもって，その影響について確認した。
また，(7)の評価項目のうち，可燃性ガスの燃焼については，「3.4 水素燃焼」
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重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備考において，酸素濃度が可燃限界に至らないことをもって，可燃性ガスの燃焼が生じないことを確認している。
（添付資料 3.1.2.7，3.1.2.9，3.1.2.10，3.1.3.12）
7.2.1.2.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
・文章表現に多少の違いはあるが，実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 3.1.2.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
態として相違点はない
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する。
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格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」 のとする。
（代替循環冷却系を使用する場合）では，原子炉格納容器内へ流出した高温の原子炉冷格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」
却材や溶融炉心の崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気，ジルコニウム－水反応等によ（代替循環冷却系を使用する場合）では，格納容器内へ流出した高温の原子炉冷却材って発生した非凝縮性ガス等が蓄積することが特徴である。
や溶融炉心の崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気，ジルコニウム－水反応等によっ
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 時間程度までのて発生した非凝縮性ガス等が蓄積することが特徴である。
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，常また，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
設代替交流電源設備からの受電操作，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作， 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，代替原子炉補機て，常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作並びに常設低圧代替注水系ポ
冷却系運転操作及び代替循環冷却に系による原子炉格納容器除熱操作とする。
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及び低圧代替
注水系（常設）による原子炉注水操作，緊急用海水系による海水通水操作及び代替循
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
本格納容器破損モードにおいて不確かさの影響評価を行う重要現象とは，「6.7 解析 (1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
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
本格納容器破損モードにおいて不確かさの影響評価を行う重要現象とは，「1.7
さの影響評価は以下のとおりである。
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
a. 運転員等操作時間に与える影響の不確かさの影響評価は以下のとおりである。
炉心における燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管
ａ．運転員等操作時間に与える影響
変形の不確かさとして，炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現
炉心における燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料性及び CORA 実験についての再現性を確認している。炉心ヒートアップの感度解析（ジ被覆管変形の不確かさとして，炉心ヒートアップに関するモデルは，ＴＭＩ事故
ルコニウム－水反応速度の係数についての感度解析）では，炉心溶融時間に与える影響についての再現性及びＣＯＲＡ実験についての再現性を確認している。炉心ヒーは小さいことを確認している。原子炉注水操作については，非常用炉心冷却系による原トアップの感度解析（ジルコニウム－水反応速度の係数についての感度解析）で子炉への注水機能が喪失したと判断した場合，速やかに低圧代替注水系（常設）によるは，炉心溶融時間に与える影響は小さいことを確認している。常設低圧代替注水
原子炉注水（電源の確保含む）を行う手順となっており，燃料被覆管温度等を操作開始
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については，高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
圧・低圧注水機能が喪失したと判断した場合，速やかに常設低圧代替注水系ポン
い。また，格納容器スプレイ操作については，炉心ヒートアップの感度解析では，格納プを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水（電源の確保含む）を行う
容器圧力及び温度への影響は小さいことを確認していることから，運転員等操作時間に手順となっており，燃料被覆管温度等を操作開始の起点としている運転員等操作与える影響は小さい。
はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。また，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による格納容器冷却操作については，炉心ヒートアップの感度解析では，格納容器圧力及び雰囲気温度への影 ・対応手順の相違
響は小さいことを確認しており，格納容器圧力及び雰囲気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
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重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

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炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）
・対向流の不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）は，原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コード SAFER の評価結果との比較により水位低下幅は解析
コード MAAP の評価結果の方が保守的であり，注水操作による有効燃料棒頂部までの水位回復時刻は解析コード SAFER の評価結果との差異は小さいことを確認している。原子炉注水操作については，非常用炉心冷却系による原子炉への注水機能が喪失したと判断した場合，速やかに低圧代替注水系（常設）による原子炉注水（電源の確保含む）を行
う手順となっており，原子炉水位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。
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，気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）
は 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され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）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）に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材との熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性を確認している。本評
価事故シーケンスでは，炉心の損傷状態を起点に操作開始す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。

炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器内 FP 挙動の不確かさとして，核分裂生成物（FP）
挙動モデルはPHEBUS-FP 実験解析により原子炉圧力容器内へのFP 放出の開始時間を適切に再現できることを確認している。PHEBUS-FP 実験解析では，燃料被覆管破裂後の FP 放出について実験結果より急激な放出を示す結果が確認されたが，小規模体系の模擬性が原因と推測され，実機の大規模な体系においてこの種の不確かさは小さくなると推定される。本評価事故シーケンスでは，炉心損傷後の原子炉圧力容器
内 FP 放出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。

東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

い。
炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）
・対向流の不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）は，原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コードＳＡＦＥＲの評価結果との比較
により水位低下幅は解析コードＭＡＡＰの評価結果の方が保守的であり，注水操
作による有効燃料棒頂部までの水位回復時刻は解析コードＳＡＦＥＲの評価結果との差異は小さいことを確認している。原子炉注水操作については，高圧・低圧注水機能が喪失したと判断した場合，速やかに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（電源の確保含む）を行う手順となっており，原子炉水位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。
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，気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）はＨＤＲ実験解析では区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃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された不確かさは小さくなるものと推定される。しかし，全体 ・対応手順の相違
としては格納容器圧力及び雰囲気温度の傾向を適切に再現できており，本評価事
故シーケンスでは，格納容器圧力及び雰囲気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。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。本評価事故シーケンスでは，格納容器圧力及び雰囲気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。
炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材との熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルはＴＭＩ事故についての再現性を確認している。また，炉心ノード崩壊のパラメータを低下させた感度解析により原子炉
圧力容器破損時間に与える影響は小さいことを確認している。本評価事故シーケ
ンスでは，リロケーションを起点に操作開始す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。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器内ＦＰ挙動の不確かさとして，核分裂生成物（ＦＰ）挙動モデルはＰＨＥＢＵＳ―ＦＰ実験解析により原
子炉圧力容器内へのＦＰ放出の開始時間を適切に再現できることを確認している。ＰＨＥＢＵＳ―ＦＰ実験解析では，燃料被覆管破裂後のＦＰ放出について実験結果より急激な放出を示す結果が確認されたが，小規模体系の模擬性が原因と推測され，実機の大規模な体系においてこの種の不確かさは小さくなると推定される。本評価事故シーケンスでは，炉心損傷後の原子炉圧力容器内ＦＰ放出を操
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比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
炉心損傷後の原子炉格納容器における原子炉格納容器内 FP 挙動の不確かさとして，核分裂生成物（FP）挙動モデルは ABCOVE 実験解析により原子炉格納容器内のエアロゾ
ル沈着挙動を適正に評価できることを確認している。本評価事故シーケンスでは，炉心損傷後の原子炉格納容器内 FP 挙動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。
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内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管
変形の不確かさとして，炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現性及び CORA 実験についての再現性を確認している。炉心ヒートアップの感度解析（ジルコニウム－水反応速度の係数についての感度解析）では，格納容器圧力及び温度への影響は小さい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。
炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）
・対向流の不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）は，原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コード SAFER の評価結果との比較により水位低下幅は解析
コード MAAP の評価結果の方が保守的であり，注水操作による有効燃料棒頂部までの水位回復時刻は解析コード SAFER の評価結果との差異は小さい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。
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，気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）
は 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され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，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
ることを確認しており，その差異は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材との熱伝達の不確かさとして，
溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性を確認している。
また，炉心ノード崩壊のパラメータを低下させた感度解析により炉心溶融時間に与える影響
は小さいことを確認しており，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ない。

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備

考

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。
炉心損傷後の格納容器における格納容器内ＦＰ挙動の不確かさとして，核分裂生成物（ＦＰ）挙動モデルはＡＢＣＯＶＥ実験解析により格納容器内のエアロゾ
ル沈着挙動を適正に評価できることを確認している。本評価事故シーケンスでは，
炉心損傷後の格納容器内ＦＰ挙動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。
（添付資料 3.1.2.11）
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内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管変形の不確かさとして，炉心ヒートアップに関するモデルは，ＴＭＩ事故についての再現性及びＣＯＲＡ実験についての再現性を確認している。炉心ヒー
トアップの感度解析（ジルコニウム－水反応速度の係数についての感度解析）では，格納容器圧力及び雰囲気温度への影響は小さい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。
炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）
・対向流の不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）は，原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コードＳＡＦＥＲの評価結果との比較
により水位低下幅は解析コードＭＡＡＰの評価結果の方が保守的であり，注水操
作による有効燃料棒頂部までの水位回復時刻は解析コードＳＡＦＥＲの評価結果との差異は小さい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。
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，気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）はＨＤＲ実験解析では区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃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され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雰囲気温度の傾向を適切に再現できていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。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，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材との熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルはＴＭＩ事故についての再現性を確認している。また，炉心ノード崩壊のパラメータを低下させた感度解析により炉心溶融時間に与える影響は小さいことを確認しており，事象進展はほぼ変わらないこ
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重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器内 FP 挙動の不確かさとして，核分裂生成物（FP）
挙動モデルはPHEBUS-FP 実験解析により原子炉圧力容器内へのFP 放出の開始時間を適切に再現できることを確認している。PHEBUS-FP 実験解析では，燃料被覆管破裂後の FP 放出について実験結果より急激な放出を示す結果が確認されたが，小規模体系の模擬性が原因と推測され，実機の大規模な体系においてこの種の不確かさは小さくなると推定される。

炉心損傷後の原子炉格納容器における原子炉格納容器内 FP 挙動の不確かさとして，核分裂生成物（FP）挙動モデルは ABCOVE 実験解析により原子炉格納容器内のエアロゾ
ル沈着挙動を適正に評価できることを確認している。本評価事故シーケンスでは，代替
循環冷却系の運転により格納容器ベントを回避できることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備

考とから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器内ＦＰ挙動の不確かさとして，核分裂生成物（ＦＰ）挙動モデルはＰＨＥＢＵＳ-ＦＰ実験解析により原子
炉圧力容器内へのＦＰ放出の開始時間を適切に再現できることを確認している。
ＰＨＥＢＵＳ-ＦＰ実験解析では，燃料被覆管破裂後のＦＰ放出について実験結果
より急激な放出を示す結果が確認されたが，小規模体系の模擬性が原因と推測され，実機の大規模な体系においてこの種の不確かさは小さくなると推定される。
本評価事故シーケンスでは，代替循環冷却系の運転により格納容器ベントを回避できることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
炉心損傷後の格納容器における格納容器内ＦＰ挙動の不確かさとして，核分裂生成物（ＦＰ）挙動モデルはＡＢＣＯＶＥ実験解析により格納容器内のエアロゾ
ル沈着挙動を適正に評価できることを確認している。本評価事故シーケンスでは，
代替循環冷却系の運転により格納容器ベントを回避できることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
（添付資料 3.1.2.11）(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 7.2.1.2－2 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。

(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 3.1.2-2 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， 設計値を用いるか又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(a) 運転員等操作時間に与える影響
果を以下に示す。
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 に対応したものとし(a) 運転員等操作時間に与える影響ており，その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，
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
最確条件は燃焼度約 33GWd／t 以下であり，解析条件の不確かさとして，最確る蒸気量は少なくなり，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おおむね小さくなる
器圧力及び温度の上昇が遅くなるが，操作手順（原子炉水位が破断口高さまで水位回復ため，発生する蒸気量は少なくなり，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なく ・対応手順の相違
後に原子炉注水から格納容器スプレイへ切り替えること）に変わりはないことから，運なることから，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇が遅くなる。本評価事故シ
転員等操作時間に与える影響はない。
ーケンスでは，格納容器圧力及び雰囲気温度を操作開始の起点としている運転
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。
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
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器体積（サプレッシ
器温度は，解析条件の不確かさとして，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得る
ョン・チェンバ）の気相部及び液相部，サプレッション・プール水位及び格納が，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。
容器雰囲気温度は，解析条件の不確かさとして，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，運転員等操作事故条件の起因事象は，解析条件の不確かさとして，Excessive LOCA を考慮した場合，時間に与える影響は小さい。
原子炉冷却材の流出量が増加することにより炉心損傷開始等が早くなるが，操作手順
事故条件の起因事象は，解析条件の不確かさとして，Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ Ｌ
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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機（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。
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。
機器条件の可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）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。
機器条件の代替循環冷却系は，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），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。

(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
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 に対応したものとしており，その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ことから，格納容器圧力及び温度の上昇が遅くなるが，格納容器圧力及び温度の上昇は格納容器スプレイ及び代替循環冷却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対する余裕は大きくなる。
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，解析条件の不確かさとして，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は，解析条件の不確かさとして，Excessive LOCA を考慮した場合，原子炉冷却材の流出量が増加することにより炉心損傷開始等が早くなるが，原子炉格納容器へ放出されるエネルギは大破断 LOCA の場合と同程度であり，第 7.2.1.2－15 図及び第 7.2.1.2－16 図に示すとおり，格納容器圧力は 0.62MPa[gage]を下回っていること

東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備考

ＯＣＡを考慮した場合，原子炉冷却材の流出量が増加することにより炉心損傷開始等が早くなるが，操作手順（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を実施すること）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。
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。本評価事故シーケンスでは，原子炉水位を起点としている運転・設備設計及び運用の違い（東海第二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。
は評価において可搬型設備による
原子炉注水は実施しない）
機器条件の代替循環冷却系は，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），格納容器圧力及び雰囲気
温度の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・設備設計及び運用の違い
転員等操作時間に与える影響はない。
機器条件の緊急用海水系は，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場
合には，海水温度がおおむね低めとなり除熱性能が向上するため，格納容器圧
力及び雰囲気温度の上昇の抑制効果は大きくなる。本評価事故シーケンスでは，格納容器圧力及び雰囲気温度を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。
（添付資料 3.1.2.11）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
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燃焼度約 33GWd／t 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，解析条件で設定している崩壊熱よりもおおむね小さくなる
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ことから，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇が遅くなるが，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇は代替格納容器スプレ
イ冷却系及び代替循環冷却系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対する余裕は大きくなる。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器体積（サプレッション・チェンバ）の気相部及び液相部，サプレッション・プール水位及び格納
容器雰囲気温度は，解析条件の不確かさとして，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は，解析条件の不確かさとして，Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ Ｌ
ＯＣＡを考慮した場合，原子炉冷却材の流出量が増加することにより炉心損傷開始等が早くなるが，格納容器へ放出されるエネルギは大破断ＬＯＣＡの場合
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重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
から，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

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り，格
納容器圧力及び温度上昇の抑制効果は大きくなるが，格納容器圧力及び温度の上昇に有意な影響を与えないことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
機器条件の可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）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り，格納容器圧力及び温度上昇の抑制効果は大きくなるが，格納容器圧力及び温度の上昇に有意な影響を与えないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
機器条件の代替循環冷却系は，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，原子炉水位の回復は早くなり，格納容器圧力及び温度上昇の抑制効果は大きくなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

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
操作条件の常設代替交流電源設備からの受電及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作は，解析上の操作開始時間として事象発生から 70 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，常設代替交流電源設備からの受電操作について実態の運転操作時間に基づき解析上の想定時間を設定していることから，運転員等操作時間に与える影響はない。なお，有効性評価では 2 系列の非常用高圧母線の電源回復を想定しているが，低圧代替注水系(常設)は非常用高圧母線 D 系の電源回復後に実施可能であり，この場合も原子炉注水の開始時間が早くなる可能性があることから，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作については，復水移送ポンプの起動操作が常設代替交流電源設備からの受電操作の影響を受けるが，低圧代替注水系(常設)は非常用高圧母線 D 系の電源回復後に実施可能であり，

東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備考と同程度であり，第 3.1.2-16 図及び第 3.1.2-17 図に示すとおり，格納容器圧
力及び温度は，それぞれ評価項目である最高使用圧力の 2 倍（0.62MPa[gage]）及び 200℃を下回っていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
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
復は早くなり，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇の抑制効果は大きくなる
が，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇に有意な影響を与えないことから，評・設備設計及び運用の違い（東海第二価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
は評価において可搬型設備による
原子炉注水は実施しない）

機器条件の代替循環冷却系は，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，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇の抑制効果は大きくな
・設備設計及び運用の違いることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
機器条件の緊急用海水系は，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場
合には，海水温度がおおむね低めとなり除熱性能が向上するため，格納容器圧
力及び雰囲気温度の上昇の抑制効果は大きくことから，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 3.1.2.11，3.1.2.12）
ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作に係る不確かさを「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
操作条件の常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作並びに常設 ・対応手順の相違
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
納容器冷却及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作は，解析上の操
作開始時間として事象発生から 25 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，常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作については認知に 10 分間，操作所要時間に 6 分間，常設低圧代替注水系ポンプを用 ・対応手順の相違（東海第二では代替
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及び常設低圧代
格納容器スプレイと代替原子炉注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につい水を同時に実施）ては操作所要時間に 9 分間，合計 25 分間を想定しており，解析上の操作開始時間と同等であり，操作開始時間に与える影響は小さい。
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比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
この場合も原子炉注水の開始時間が早くなる可能性があることから，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原子炉水位が破断口高さまで水位回復後，格納容器温度が190℃超過を確認した時点を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，解析結果は原子炉水位が破断口高さまで水位回復前に既に格納容器温度は 190℃を超えており，実態の操作も原子炉水位が破断口高さまで水位回復後に低圧代替注水系（常設）から代替格納容器スプレイへ切り替えることとしており，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であるため，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。代替格納容器スプレイへの切り替え後，原子炉水位が原子炉水位低（レベル 1）まで低下した場合，
低圧代替注水系(常設)へ切り替えを行う。当該操作開始時間は，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。また，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。
操作条件の代替原子炉補機冷却系運転操作は，解析上の操作開始時間として事象発生から 20 時間後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，代替原子炉補機冷却系の準備は，緊急時対策要員の参集に 10 時間，その後の作業に 10 時間の合計 20時間を想定しているが，準備操作が想定より短い時間で完了する可能性があるため，操作開始時間が早まる可能性があることから，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。
操作条件の代替循環冷却系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
として事象発生から 22.5 時間後を設定している。
運転員等操作時間に与える影響として，代替循環冷却系の運転は事象発生約 22.5 時
間後に開始することとしているが，時間余裕を含めて設定されているため操作の不確かさ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。また，本操作の操作開始時間は，代替原子炉補機冷却系の準備期間を考慮して設定したものであり，代替原子炉補機冷却系の操作開始時間が早まれば，本操作の操作開
始時間も早まる可能性があり，代替循環冷却系の運転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。
(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の常設代替交流電源設備からの受電及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作は，運転員等操作時間に与える影響として，常設代替交流電源設備からの受電操作について，解析上の原子炉注水開始時間(70 分後)は準備操作に時間余裕を含めて設定されており，原子炉水位の回復は早くなる可能性があるが，ジルコニウム－水反応

東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備考・緊急用海水系及び代替循環冷却系の仕様の違いによる対応手順の相違

操作条件の緊急用海水系による海水通水操作及び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は，解析上の運転開始時間として事象発生から 90 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，代替循
環冷却系運転は事象発生 90 分後に開始することとしているが，時間余裕を含めて設定されているため運転員等操作時間に与える影響は小さい。また，本操
作の操作開始時間は，緊急用海水系の準備期間を考慮して設定したものであり，緊急用海水系の操作開始時間が早まれば，本操作の操作時間も早まる可能性があり，代替循環冷却系の運転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。
（添付資料 3.1.2.11）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作並びに常設 ・対応手順の相違
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
納容器冷却及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作は，運転員等操
作時間に与える影響として，実際の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等で
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比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所量により発熱量が増加する等の影響があるため，格納容器圧力及び温度の上昇に大きな差異はない。また，原子炉注水操作は，代替格納容器スプレイとの切替え操作であり，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ない。
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，代替格納容器スプレイの操作開始は原子炉水位
が破断口高さまで水位回復後，格納容器温度が 190℃に到達時となり，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ない。
操作条件の代替原子炉補機冷却系運転操作は，運転員等操作時間に与える影響として，準備操作が想定より短い時間で完了する可能性があり，格納容器圧力及び温度を早期に低下させる可能性があることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
操作条件の代替循環冷却系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，代替原子炉補機冷却系の操作開始時間が早まった場合には，本操作も早まる可能性があり，格納容器圧力及び温度を早期に低下させる可能性があることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

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。

(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。
操作条件の常設代替交流電源設備からの受電操作及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作については，第 7.2.1.3－14 図から第 7.2.1.3－16 図に示すとおり，事象発生から 90 分後（操作開始時間 20 分程度の遅れ）までに常設代替交流電源設備からの受電操作を行い低圧代替注水系（常設）による原子炉注水が開始できれば，損傷炉心は炉心位置に保持され，評価項目を満足する結果となることから，時間余裕がある。

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，事象発生から 90 分後（操作開始時間 20 分程度の遅れ）に低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を開始した場合の解析では，格納容器スプレイ開始のタイミング
は約 2.3 時間後であるため，現行の 2 時間に対して約 20 分程度の準備時間を確保できることから，時間余裕がある。
操作条件の代替原子炉補機冷却系運転操作及び代替循環冷却系による原子炉格納容

備考・対応手順の相違（東海第二では代替
格納容器スプレイと代替原子炉注水を同時に実施）

・緊急用海水系及び代替循環冷却系の仕様の違いによる対応手順の相違

操作条件の緊急用海水系による海水通水操作及び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は，運転員等操作時間に与える影響として，緊急用海水系の操作開始時間が早まった場合には，本操作も早まる可能性があり，この場合，格納容器圧力及び雰囲気温度等を早期に低下させる可能性があることから，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 3.1.2.11）(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。
第 3.1.3-16 図から第 3.1.3-18 図に示すとおり，操作条件の常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作並びに常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格 ・対応手順の相違
納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作については，事象発生から 50 分後（操作開始時間の 25 分程度の遅れ）までに常設代替高圧電源装置からの受電操作を行い，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及び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）による原子炉注水が開始できれば，損傷炉心は炉心位置に保持され，評価項目を満足する結果となり，時間余裕がある。
・対応手順の相違（東海第二では代替
格納容器スプレイと代替原子炉注水を同時に実施）

操作条件の緊急用海水系による海水通水操作及び代替循環冷却系による原子炉
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重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
器除熱操作については，代替原子炉補機冷却系運転開始までの時間は，事象発生から 20
時間あり，準備時間が確保できるため，時間余裕がある。なお，本操作が大幅に遅れるような事態になった場合でも，原子炉格納容器の限界圧力に到達しないよう継続して低圧代替注水系（常設）による原子炉注水及び代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器スプレイを行うこととなる。代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格
納容器スプレイは，ベントラインの水没防止のために，格納容器ベントに伴うサプレッ
ション・チェンバ・プール水位の上昇を考慮しても，サプレッション・チェンバ・プー
ル水位がベントライン-1m を超えないように格納容器スプレイを停止する。原子炉格納容器の限界圧力 0.62MPa［gage］に至るまでの時間は，事象発生から約 38 時間あり，約15 時間以上の余裕があることから，時間余裕がある。
(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。このほか，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。

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備

考

注水操作及び格納容器除熱操作については，緊急用海水系による海水通水操作及び代替循環冷却系による格納容器除熱操作開始までの時間は事象発生から 90 分であ ・東海第二では，代替スプレイを考慮しない場合に対する時間余裕を記
り，準備時間が確保できるため，時間余裕がある。なお，本操作が大幅に遅れるよ載うな事態になった場合でも，格納容器圧力が評価項目となるパラメータである最高使用圧力の 2 倍（0.62MPa[gage]）に到達するまでの時間は事象発生約 14 時間後であり，約 12 時間の余裕があることから，時間余裕がある。
（添付資料 3.1.2.11，3.1.3.7）(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。このほか，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。

・評価条件，運用・設備設計，事象進展等の違いに起因する記載の相違
7.2.1.2.4 必要な要員及び資源の評価
3.1.2.4 必要な要員及び資源の評価はあるが，実態として記載内容に違(1) 必要な要員の評価(1) 必要な要員の評価
いはない
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損)」
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破において，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 時間までの必要損）」において，重大事故等対策に必要な初動対応要員は，「3.1.2.1 格納容器破損
な要員は，「7.2.1.2.1 格納容器破損防止対策」に示すとおり 28 名である。
「7.5.2 重大防止対策」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
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及び緊急時対策要員等の結果」で示す運転員及び災害対策要員の 39 名で対処可能である。
72 名で対処可能である。有効性評価で考慮しない作業（原子炉ウェル注水）に必要
また，事象発生 2 時間以降に必要な招集要員は 2 名であり，発電所構外から 2 時
な要員を 4 名含めた場合でも対処可能である。
間以内に招集可能な要員の 71 名で対応可能である。
また，事象発生 10 時間以降に必要な参集要員は 36 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(2) 必要な資源の評価
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破において，必要な水源，燃料及び電源は，「7.5.1(2)資源の評価条件」の条件にて評価
損）」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」の条件を行い，その結果を以下に示す。
にて評価を行い，以下のとおりである。
a. 水源
ａ．水源
低圧代替注水系（常設）又は可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による原子炉注水及び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
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器スプレイは，7 日間の対応を考慮
及び代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却については，7 日
すると，号炉あたり約 2,900m3 の水が必要となる。6 号及び 7 号炉の同時被災を考慮す
間の対応を考慮すると，合計約 400m３の水が必要となる。水源として，代替淡水22／49

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所備考３

ると，合計約 5,800m3 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である。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。

貯槽に約 4,300m の水量を保有していることから，水源が枯渇することなく，7日間の対応が可能である。
（添付資料 3.1.2.13）

b. 燃料
常設代替交流電源設備による電源供給については，保守的に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 6 号及び 7 号炉において合計約 504kL 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。代替原子炉補機冷却系用の電源車については，保守的に事象発生直後からの運転を想定すると，7 日間の運転継続に号
炉あたり約 37kL の軽油が必要となる。代替原子炉補機冷却系用の大容量送水車（熱交換器ユニット用）については，保守的に事象発生直後からの大容量送水車（熱交換器ユニット用）の運転を想定すると，7 日間の運転継続に号炉あたり約 11kL 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 643kL）6 号及び 7号炉の各軽油タンク（約 1,020kL）及びガスタービン発電機用燃料タンク（約 100kL）
にて合計約 2,140kL 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，常設
代替交流電源設備による電源供給，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，代替原子炉補機冷却系の運転，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。

ｂ．燃料
常設代替交流電源設備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 日間の運転継続に約 352.8kL の軽油が必要となる。軽油貯蔵タン
クに約 800kL の軽油を保有していることから，常設代替交流電源設備による電源供給について，７日間の継続が可能である。
可搬型窒素供給装置による格納容器への窒素供給については，事象発生からの運転を想定すると，7 日間の運転継続に約 18.5kL の軽油が必要となる。可搬型設
備用軽油タンクに約 210kL の軽油を保有していることから，可搬型窒素供給装置
による格納容器への窒素供給について，7 日間の継続が可能である。
（添付資料 3.1.2.14）

c. 電源
常設代替交流電源設備の電源負荷については，重大事故対策等に必要な負荷として，
6 号炉で約 1,104kW，7 号炉で約 1,071kW 必要となるが，常設代替交流電源設備は連続定格容量が 1 台あたり 2,950kW であり，必要負荷に対しての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。

ｃ．電源
常設代替交流電源設備の電源負荷については，重大事故等対策時に必要な負荷として約 1,996kW 必要となるが，常設代替交流電源設備の連続運転許容負荷容量
は 5,520kW であり，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
（添付資料 3.1.2.15）

7.2.1.2.5 結論
3.1.2.5 結論
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」

・文章表現に多少の違いはあるが，実態として相違点はない

23／49

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
では，原子炉格納容器内へ流出した高温の原子炉冷却材や溶融炉心の崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気，ジルコニウム－水反応等によって発生した非凝縮性ガス等が蓄積することによって，格納容器内雰囲気圧力・温度が徐々に上昇し，原子炉格納容器の過圧・過温により原子炉格納容器の破損に至ることが特徴である。格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」に対する格納容器破損防止対策としては，初期の対策として低圧代替注水系（常設）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
冷却手段及び代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱手段等を整備している。

格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の評価事故シーケンス「大破断 LOCA＋ECCS 注水機能喪失＋全交流動力電源喪失」について，代替循環冷却系を使用する場合の有効性評価を行った。
上記の場合においても，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，代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱を実施することにより，原子炉格納容器冷却及び除熱が可能である。
その結果，格納容器圧力逃がし装置を使用せず，事象を通じて原子炉格納容器の限界
圧力に到達することはなく，ジルコニウム－水反応等により可燃性ガスの蓄積が生じた場合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，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）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，代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱等の格納容器破損防止対策は，選定した評価事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」に対して有効である。

東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備考では，格納容器内へ流出した高温の原子炉冷却材や溶融炉心の崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気，ジルコニウム－水反応等によって発生した非凝縮性ガス等が蓄積することによって，格納容器圧力及び温度が徐々に上昇し，格納容器の過圧・過温により格納容器の破損に至ることが特徴である。格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」に対する格納容器破損防止対策として
は，初期の対策として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）による原子炉注水手段及び代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却手段を整備している。また，安定状態に向けた対策として代替循環冷却系による原子炉 ・設備設計及び運用の違い
注水手段及び格納容器除熱手段，長期的な格納容器内酸素濃度の上昇を抑制する観点から，可搬型窒素供給装置を用いた格納容器内への窒素供給手段を整備している。
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の評価事故シーケンス「大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗」について，代替循環冷却系を使用する場合の有効性評価を行った。
上記の場合においても，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）による原子炉注水及び代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却，並びに代替循環冷却系による原子炉注水及び格納容器除熱を実施することで，格納容器
冷却及び除熱が可能である。
その結果，格納容器圧力逃がし装置を使用せず，ジルコニウム－水反応等により可燃性ガスの蓄積が生じた場合においても，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，安定状態を維持することができる。
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，運転員及び災害対策要員にて確保可能である。
また，必要な水源，燃料及び電源については，外部支援を考慮しないとしても，7 日間以上の供給が可能である。
以上のことから，格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容
器過圧・過温破損）」において，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）による原子炉注水及び代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器 ・設備設計及び運用の違い
冷却，代替循環冷却系による原子炉注水及び格納容器除熱，可搬型窒素供給装置を用いた格納容器内への窒素供給手段等の格納容器破損防止対策は，選定した評価事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」に対して有効である。

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重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）） 黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備

考

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重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）） 黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備

考

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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）） 黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備

考

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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）） 黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備

考

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重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）） 黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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備

考

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重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）） 黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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備

考

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重大事故等対策の有効性評価
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）） 黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備

考

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重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）） 黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備

考

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重大事故等対策の有効性評価
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）） 黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備

考

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重大事故等対策の有効性評価
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）） 黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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備

考

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重大事故等対策の有効性評価
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）） 黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備

考

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重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）） 黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備

考

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重大事故等対策の有効性評価

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）） 黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

備

考

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重大事故等対策の有効性評価

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）） 黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備

考

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重大事故等対策の有効性評価

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）） 黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

備

考

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重大事故等対策の有効性評価

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）） 黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備

考

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重大事故等対策の有効性評価

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）） 黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

備

考

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重大事故等対策の有効性評価

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）） 黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備

考

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重大事故等対策の有効性評価
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）） 黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備

考

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重大事故等対策の有効性評価
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）） 黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備

考

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重大事故等対策の有効性評価
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）） 黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備

考

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重大事故等対策の有効性評価
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）） 黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備

考

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重大事故等対策の有効性評価
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）） 黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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備

考

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重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）） 黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備

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重大事故等対策の有効性評価
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）） 黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備

考

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重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

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東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備考3.1.3 代替循環冷却系を使用しない場合
7.2.1.3 代替循環冷却系を使用しない場合
7.2.1.3.1 格納容器破損防止対策
3.1.3.1 格納容器破損防止対策
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」で想定される事故シーケンスに対して，代替循環冷却系を使用しない場合を想定し，代で想定される事故シーケンスに対して，代替循環冷却系を使用しない場合を想定し，替循環冷却系以外の設備による格納容器破損防止対策の有効性を評価する。
代替循環冷却系以外の設備による格納容器破損防止対策の有効性を評価する。
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」 ・東海第二では「代替循環冷却系を使で想定される事故シーケンスにおいて，格納容器の破損を防止し，かつ，放射性物質
用する場合」と同様に，対策手段をが異常な水準で敷地外へ放出されることを防止するため，初期の対策として常設低圧記載
代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水手段及び代替格
納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却手段を整備する。また，安定状態に向けた対策として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手段及び格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱
本格納容器破損モードの重大事故等対策の概略系統図を第 7.2.1.3−1 図から第手段を整備する。対策の概略系統図を第 3.1.3-1 図に，対応手順の概要を第 3.1.3-2
7.2.1.3−3 図に，対応手順の概要を第 7.2.1.3−4 図に示すとともに，重大事故等対策
図に示すとともに，対策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策における手順と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手順の関係を第 7.2.1.3−
設備との関係を第 3.1.3-1 表に示す。
1 表に示す。
（添付資料 3.1.2.1）
本格納容器破損モードにおける評価事故シーケンスにおいて，事象発生 10 時間まで
本格納容器破損モードにおける評価事故シーケンスにおいて，必要な要員は初動対 ・プラント基数，設備設計及び運用のの 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応要員 21 名及び事象発生から 2 時間以降に期待する招集要員 5 名である。
違いにより必要要員数は異なるが，急時対策要員で構成され，合計 28 名※1 である。その内訳は次のとおりである。中央
初動対応要員の内訳は，発電長 1 名，副発電長 1 名，運転操作対応を行う運転員 5
タイムチャートにより要員の充足
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
名，通報連絡等を行う災害対策要員 2 名，現場操作を行う重大事故等対応要員 12 名
性は確認されるを行う運転員 12 名である。発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等を行うである。
・東海第二では招集要員は 2 時間以内
緊急時対策本部要員は 5 名，緊急時対策要員（現場）は 8 名※1 である。に参集可能なことを確認している
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
招集要員の内訳は，燃料補給作業を行う重大事故等対応要員 2 名，現場手動によることから，2 時間以降に期待する評
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 7.2.1.3−5 図に示
格納容器ベント操作を行う重大事故等対応要員 3 名である。必要な要員と作業項目に価としているす。
ついて第 3.1.3-3 図に示す。
なお，評価事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目を評価事故シ
なお，評価事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目を評価事故
ーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，28 名で対処可能である。
シーケンスと比較し必要な要員数を確認した結果，初動対応要員 21 名及び招集要員※1 有効性評価で考慮しない作業（原子炉ウェル注水）に必要な要員 4 名を含める
5 名で対処可能である。
・東海第二では格納容器頂部注水の着と，緊急時対策要員（現場）が 12 名，合計が 32 名になる。
手判断に達しないため実施しない
a. 原子炉スクラム確認及び非常用炉心冷却系機能喪失確認
原子炉スクラム確認及び非常用炉心冷却系機能喪失確認については，「7.2.1.2.1 a.
原子炉スクラム確認及び非常用炉心冷却系機能喪失確認」と同じ。

ａ．原子炉スクラム，ＬＯＣＡ発生及び全交流動力電源喪失の確認
原子炉スクラム，ＬＯＣＡ発生及び全交流動力電源喪失の確認については，「3.1.2.1 ａ．原子炉スクラム，ＬＯＣＡ発生及び全交流動力電源喪失の確認」と同じ。
ｂ．原子炉への注水機能喪失の確認
・記載箇所の相違
原子炉への注水機能喪失の確認については，「3.1.2.1 ｂ．原子炉への注水機
能喪失の確認」と同じ。
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重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

b. 全交流動力電源喪失及び早期の電源回復不能判断並びに対応準備
全交流動力電源喪失及び早期の電源回復不能判断並びに対応準備については，「7.2.1.2.1 b. 全交流動力電源喪失及び早期の電源回復不能判断並びに対応準備」と同じ。
c. 炉心損傷確認
炉心損傷確認については，「7.2.1.2.1 c. 炉心損傷確認」と同じ。
d. 水素濃度監視
水素濃度監視については，「7.2.1.2.1 d. 水素濃度監視」と同じ。
e. 常設代替交流電源設備による交流電源供給及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水
常設代替交流電源設備による交流電源供給及び低圧代替注水系（常設）による原子炉
注水については，「7.2.1.2.1 e. 常設代替交流電源設備による交流電源供給及び低圧代
替注水系（常設）による原子炉注水」と同じ。

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備

考ｃ．炉心損傷確認
炉心損傷確認については，「3.1.2.1 ｃ．炉心損傷確認」と同じ。
（添付資料 3.1.3.1）
ｄ．早期の電源回復不能の確認
早期の電源回復不能の確認については，「3.1.2.1 ｄ．早期の電源回復不能の確認」と同じ。
・記載箇所の相違

ｅ．常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作並びに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 ・東海第二では代替格納容器スプレイ
及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作と代替原子炉注水を同時に実施可
常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作並びに常設低圧代替注水
能な設備及び運用としている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
及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作については，「3.1.2.1 ｅ．常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作並びに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及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作」と同じ。
（添付資料 3.1.2.2，3.1.3.2）
ｆ．電源確保操作対応
・東海第二では，解析上考慮しない操
電源確保操作対応については，「3.1.2.1 ｆ．電源確保操作対応」と同じ。
作も含め，手順に従い必ず実施する
ｇ．可搬型代替注水大型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）の起動準備操作
操作を記載
可搬型代替注水大型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）の起動準備操作については，「3.1.2.1 ｇ．可搬型代替注水大型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）の起動準備操作」と同じ。
ｈ．常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電操作
常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電操作については，「3.1.2.1 ｈ．
常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電操作」と同じ。
ⅰ．原子炉建屋ガス処理系及び中央制御室換気系の起動操作
原子炉建屋ガス処理系及び中央制御室換気系の起動操作については，「3.1.2.1
ｉ．原子炉建屋ガス処理系及び中央制御室換気系の起動操作」と同じ。
ｊ．ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入操作
ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入操作については，「3.1.2.1 ｊ．ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入操作」と同じ。
ｋ．常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）による格納容 ・対応手順の相違
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重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

f. 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
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については，「7.2.1.2.1 f. 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」と同じ。

格納容器スプレイを継続することによりサプレッション・チェンバ・プール水位が上昇するため，格納容器ベントに伴うサプレッション・チェンバ・プール水位の上昇を考慮（約 2m）し，サプレッション・チェンバ・プール水位がベントライン-1m を超えないように格納容器スプレイを停止する。
格納容器スプレイの停止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。

g. 格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱
格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱の準備として，原子炉格納容器二東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考器下部水位確保操作
常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部水位確保操作については，「3.1.2.1 ｍ．常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部水位確保操作」と同じ。
ｌ．水素濃度及び酸素濃度監視設備の起動操作
・記載箇所の相違
水素濃度及び酸素濃度監視設備の起動操作については，「3.1.2.1 ｎ．水素濃度及び酸素濃度監視設備の起動操作」と同じ。
ｍ．サプレッション・プールｐＨ制御装置による薬液注入操作
サプレッション・プールｐＨ制御装置による薬液注入操作については，「3.1.2.1 ｏ．サプレッション・プールｐＨ制御装置による薬液注入操作」と同じ。
ｎ．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
格納容器内に崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気等が放出されるため，格納
容器圧力及び雰囲気温度が徐々に上昇する。格納容器圧力が 465kPa[gage]に到達 ・対応手順の相違
した場合は，中央制御室からの遠隔操作により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を実施し，格納容器
圧力が 400kPa[gage]到達により格納容器冷却を停止する。以降，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）の運転により，格納容器圧力を 400kPa[gage]から 465kPa[gage]の範囲で制御する。これは，格納容器
圧力を 400kPa[gage]から 465kPa[gage]の高い領域で維持することでスプレイ効
果を高め，サプレッション・プール水位の上昇抑制により格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱操作の遅延を図り，可能な限り外部への影響を軽減するための運用として設定している。
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に必要な計装設備は，低圧代替注水系格納容器スプレイ流量等である。
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に伴い，サプレッション・プール水位は徐々に上昇する。格納容器ベントに伴うサプレッション・プール水位の上昇（約 2m）を考慮しても，サプ ・対応手順の相違
レッション・プール水位がベントライン下端位置を超えないようにサプレッション・プール水位が通常水位＋6.5m で格納容器冷却を停止する。
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の停止を確認するため必要な計装設備はサプレッション・プール
水位である。
ｏ．格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱操作（サプレッション・チェンバ側）
サプレッション・プール水位が通常水位＋5.5m に到達した時点で，格納容器圧
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重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
次隔離弁を中央制御室からの遠隔操作により開する。
格納容器圧力が原子炉格納容器の限界圧力 0.62MPa[gage]に接近した場合又はサプレッション・チェンバ・プール水位が格納容器真空破壊弁高さに到達した場合，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って全開することで，格納容器圧力逃がし装置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。
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・プール水位等である。
以降，損傷炉心の冷却は，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により継続的に行う。

東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備考

力逃がし装置による格納容器除熱の準備として，中央制御室からの遠隔操作により格納容器圧力逃がし装置一次隔離弁の開操作を実施する。
さらに，サプレッション・プール水位が通常水位＋6.5m に到達した場合，常設 ・対応手順の相違
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の停止後，中央制御室からの遠隔操作により格納容器圧力逃がし装置二次隔離弁を全開としサプレッション・チェンバ側から格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱を実施する。
格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱を確認するために必要な計装設
備は，サプレッション・チェンバ圧力等である。
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・プール水位等である。
以降，損傷炉心の冷却は，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）による原子炉注水により継続的に行い，また，格納容器除熱は，格納容器圧力逃がし装置により継続的に行う。
ｐ．使用済燃料プールの冷却操作
・東海第二では，解析上考慮しない操
使用済燃料プールの冷却操作については，「3.1.2.1 ｐ．使用済燃料プールの作も含め，手順に従い必ず実施する冷却操作」と同じ。
操作を記載
ｑ．可搬型代替注水大型ポンプによる水源補給操作
アクセスルートの復旧，可搬型代替注水大型ポンプ準備及びホース敷設等の実施後，代替淡水貯槽の残量に応じて，可搬型代替注水大型ポンプにより北側淡水池又は高所淡水池から代替淡水貯槽へ水源補給操作を実施する。
可搬型代替注水大型ポンプによる水源補給操作に必要な計装設備は，代替淡水貯槽水位である。
ｒ．タンクローリによる燃料補給操作
タンクローリにより可搬型設備用軽油タンクから可搬型代替注水大型ポンプに燃料補給を実施する。

7.2.1.3.2 格納容器破損防止対策の有効性評価
3.1.3.2 格納容器破損防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法(1) 有効性評価の方法
・文章表現に多少の違いはあるが，実本格納容器破損モードを評価する上で選定した評価事故シーケンスは，「6.2 評価対
本格納容器破損モードを評価する上で選定した評価事故シーケンスは，「1.2 評
態として相違点はない
象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，過圧及び過温への対策の有効性を総合的
価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，中小破断ＬＯＣＡに比べて破断に評価する観点から，プラント損傷状態を LOCA に全交流動力電源喪失事象を加えた状
口径が大きいことから事象進展が早く，格納容器圧力及び雰囲気温度上昇の観点で態とし，中小破断 LOCA に比べて破断口径が大きいことから事象進展が早く，格納容器
厳しい大破断ＬＯＣＡに加えて，ＥＣＣＳ注水機能が喪失する「大破断ＬＯＣＡ＋
圧力及び温度上昇の観点で厳しい大破断 LOCA を起因とする，「大破断 LOCA＋ECCS 注水
高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗」である。
機能喪失＋全交流動力電源喪失」である。
なお，本評価事故シーケンスにおいては，電源の復旧，注水機能の確保等，必要 ・東海第二では，有効性評価におけるとなる事故対処設備が多く，格納容器への注水・除熱を実施するまでの対応時間を考慮として全交流動力電源喪失の厳しく評価する観点から，全交流動力電源喪失の重畳を考慮する。
重畳を仮定
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重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
本評価事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，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，原子炉圧力容器における ECCS 注水（給水系・代替注水設備含む），炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション，構造材との熱伝達，原子炉圧力容器内 FP
挙動，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，格納容器ベント並びに炉心損傷後の原子炉格
納容器における原子炉格納容器内 FP 挙動が重要現象となる。
よって，これらの現象を適切に評価することが可能であり，原子炉圧力容器内及び原子炉格納容器内の熱水力モデルを備え，かつ，炉心損傷後のシビアアクシデント特有の溶融炉心挙動に関するモデルを有するシビアアクシデント総合解析コード MAAP により
原子炉水位，燃料最高温度，格納容器圧力，格納容器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，本評価事故シー
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
本評価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 7.2.1.3−2 表に示す。また，主要な解析条件について，本評価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
起因事象として，大破断 LOCA が発生するものとする。破断箇所は，原子炉圧力容器内の保有水量を厳しく評価するため，残留熱除去系の吸込配管とする。
(b) 安全機能の喪失に対する仮定
全ての非常用ディーゼル発電機の機能喪失を想定し，全交流動力電源が喪失するものとする。さらに非常用炉心冷却系が機能喪失するものとする。なお，代替循環冷却系は使用しないものとする。
(c) 外部電源
外部電源は使用できないものと仮定する。
送電系統又は所内主発電設備の故障等によって，外部電源が喪失するとともに，全ての非常用ディーゼル発電機の機能喪失を想定する。
(d) 水素ガスの発生
水素ガスの発生については，ジルコニウム−水反応を考慮するものとする。なお，解析コード MAAP の評価結果では水の放射線分解等による水素ガス発生は考慮していない
ため，「(4)有効性評価の結果」にてその影響を評価する。

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備

考

本評価事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，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，原子炉圧力容器におけるＥＣＣＳ注水（給水系・代替注水設備含む），炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション，構造材との熱伝達，原子炉圧力容器内ＦＰ挙動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，格納容器ベント並びに炉心損傷後の原子炉格納容器における格納容器内ＦＰ挙動が重要現象となる。よって，これらの現象を適切に評価することが可能であり，原子炉圧力容
器内及び格納容器内の熱水力モデルを備え，かつ，炉心損傷後のシビアアクシデン
ト特有の溶融炉心挙動に関するモデルを有するシビアアクシデント総合解析コー
ドＭＡＡＰにより原子炉水位，燃料最高温度，格納容器圧力，格納容器雰囲気温度
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，本評価事故
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
本評価事故シーケンスに対する主要な解析条件を第 3.1.3-2 表に示す。また，主要な解析条件について，本評価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
起因事象として，大破断ＬＯＣＡが発生するものとする。破断箇所は，原子炉圧力容器内の保有水量を厳しく評価するため，再循環系の吸込配管とする。 ・ＢＷＲ５とＡＢＷＲの設計の相違（添付資料 1.5.2）(b) 安全機能の喪失に対する仮定
高圧注水機能として高圧炉心スプレイ系及び原子炉隔離時冷却系，低圧注水機能として低圧炉心スプレイ系及び残留熱除去系（低圧注水系）が機能喪失するものとし，さらに全交流動力電源喪失の重畳を考慮するものとする。なお，
代替循環冷却系は使用しないものとする。
(c) 外部電源
外部電源は使用できないものとする。
安全機能の喪失に対する仮定に基づき，外部電源なしを想定する。
(d) 水素の発生
水素の発生については，ジルコニウム−水反応を考慮するものとする。なお，
解析コードＭＡＡＰの評価結果では水の放射線分解による水素及び酸素の発生は考慮していないため，「(4) 有効性評価の結果」にてその影響を評価する。
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重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
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，事象の発生と同時に発生するものとする。

(b) 低圧代替注水系（常設）による原子炉注水
最大 300m3/h にて原子炉注水し，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。

(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
格納容器圧力及び温度上昇の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。

(d) 格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱
格納容器圧力 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央制御室からの遠隔操作による中間開操作（流路面積 50%開）にて原子炉格納容器除熱を実施する。
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，「6.3.5 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) 交流電源は，常設代替交流電源設備によって供給を開始し，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作は，事象発生 70 分後から開始する。

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所
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
原子炉スクラムは，原子炉水位低（レベル３）信号によるものとする。
(b) 主蒸気隔離弁
主蒸気隔離弁は，事象発生と同時に閉止するものとする。
(c) 再循環ポンプ
再循環ポンプは，事象発生と同時に停止するものとする。
(d) 低圧代替注水系（常設）
原子炉注水は 230m３／h（一定）を用いるものとし，原子炉水位Ｌ０まで回復
後は，崩壊熱による蒸発量相当の注水流量で注水するものとする。なお，低圧
代替注水系（常設）による原子炉注水は，格納容器冷却と同じ常設低圧代替注
水系ポンプを用いて流量配分することで実施する。
（添付資料 3.1.2.3）(e) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）
格納容器冷却は，格納容器圧力及び雰囲気温度上昇抑制に必要なスプレイ流量を考慮し，130m３／h（一定）を用いるものとする。なお，代替格納容器スプ
レイ冷却系（常設）による格納容器冷却は，原子炉注水と同じ常設低圧代替注
水系ポンプを用いて流量分配することで実施する。
（添付資料 3.1.2.3）(f) 格納容器下部注水系（常設）
格納容器雰囲気温度の挙動を厳しく評価するため，初期条件としてペデスタ
ル（ドライウェル部）のプール水を考慮していないことから，常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部水位確保操作についても考慮しない。
(g) 格納容器圧力逃がし装置
サプレッション・チェンバ圧力 310kPa[gage]において，13.4 kg／s の排気流量にて格納容器除熱を実施するものとする。

備考・東海第二では，原子炉水位の低下を厳しくする条件として，外部電源がある場合の原子炉水位低（レベル 3）信号による原子炉スクラムを設定

・設備設計及び運用の違い

・設備設計及び運用の違い

・設備設計及び運用の違い

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) 交流電源は，常設代替高圧電源装置によって供給を開始し，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 ・設備設計及び運用の違い
却操作及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作は，事象発生 25 分
後から開始する。なお，代替循環冷却系による格納容器除熱ができないこと
及び原子炉水位Ｌ０まで回復したことを確認し，原子炉注水流量を崩壊熱相
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重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機(b) 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，原子炉水位が破断口高さまで水位回復後，格納容器温度が 190℃に到達した場合に開始する。
なお，格納容器ベントに伴うサプレッション・チェンバ・プール水位の上昇（約 2m）を考慮し，サプレッション・チェンバ・プール水位がベントライン-1m を超えないよ
うに格納容器スプレイを停止する。
(c) 格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱操作は，格納容器圧力が0.62MPa[gage]に接近した場合に実施する。

東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備考

当に調整するとともに，格納容器冷却を停止する。
(b) 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 ・設備設計及び運用の違い
よる格納容器冷却操作は，格納容器圧力が 465kPa[gage]に到達した場合に開始し，400kPa[gage]に到達した場合は停止する。なお，格納容器スプレイは
サプレッション・プール水位が通常水位＋6.5m に到達した場合に格納容器冷却を停止する。
(c) 格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱は，サプレッション・プール
水位が通常水位＋6.5m 到達から 5 分後に実施する。

(3) 有効性評価（Cs-137 の放出量評価）の条件(3) 有効性評価（Ｃｓ−137 放出量評価）の条件
a. 事象発生直前まで，定格出力の 100%で長時間にわたって運転されていたものとする。
(a) 事象発生直前まで，定格出力の 100％で長期間にわたって運転されていたもその運転時間は，燃料を約 1/4 ずつ取り替えていく場合の平衡炉心を考え，最高のとする。その運転時間は，燃料を約 1／4 ずつ取り替えていく場合の平衡50,000 時間とする。
炉心を考え，最高 50,000 時間とする。
b. 格納容器圧力逃がし装置を用いた場合の環境中への総放出量の評価においては，原(b) 原子炉内に内蔵されている核分裂生成物は，事象進展に応じた割合で，格納子炉内に内蔵されている核分裂生成物が事象進展に応じた割合で，原子炉格納容器内
容器内に放出されるものとする。
に放出※2 され，サプレッション・チェンバ又はドライウェルのベントラインを通じ・記載箇所の相違て格納容器圧力逃がし装置に至るものとする。
格納容器圧力逃がし装置に到達した核分裂生成物は，格納容器圧力逃がし装置内のフィルタによって除去された後，格納容器圧力逃がし装置排気管から放出される。
※2 セシウムの原子炉格納容器内への放出割合については，本評価事故シーケンスに・東海第二は評価の詳細を添付資料においては解析コード MAAP の評価結果の方が NUREG-1465 より大きく算出する。
記載
c. 格納容器圧力逃がし装置を用いた場合の Cs-137 放出量は，以下の式で計算される。
Cs-137 の放出量（Bq） = f̲Cs × Bq̲Cs-137 ×（1/DF）
f̲Cs = f̲CsOH + （M̲I / M̲Cs） × （W̲Cs / W̲I） × （f̲CsI - f̲CsOH）
f̲Cs：原子炉格納容器からのセシウムの放出割合
f̲CsI：原子炉格納容器からの CsI の放出割合（MAAP コードでの評価値）
f̲CsOH：原子炉格納容器からの CsOH の放出割合（MAAP コードでの評価値）
M̲I：よう素の初期重量（kg）
M̲Cs：セシウムの初期重量（kg）
W̲I：よう素の分子量（kg/kmol）
W̲Cs：セシウムの分子量（kg/kmol）
Bq̲Cs-137：Cs-137 の炉内内蔵量（Bq）
DF：格納容器圧力逃がし装置の除染係数
d. 原子炉格納容器内に放出された Cs-137 については，格納容器スプレイやサプレッ(c) 格納容器内に放出されたＣｓ−137 は，格納容器スプレイやサプレッション・
ション・チェンバのプール水でのスクラビングによる除去効果を考慮する。
プールでのスクラビング等による除去効果を受けるものとする。
(d) 格納容器圧力逃がし装置を介して大気中へ放出されるＣｓ−137 の放出量評 ・記載箇所の相違
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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

e. 格納容器圧力逃がし装置による粒子状放射性物質に対する除染係数は 1,000 とする。
f. 原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えいについても考慮する。
漏えい量の評価条件は以下のとおりとする。
(a) 原子炉格納容器からの漏えい量は，格納容器圧力に応じた設計漏えい率をもとに評価する。
(b) 原子炉建屋から大気中に漏えいする放射性物質を保守的に見積もため，非常用ガス
処理系により原子炉建屋の設計負圧が達成されるまでの期間は，原子炉建屋内の放射性物質の保持機能に期待しないものとする。非常用ガス処理系により設計負圧を達成
した後は設計換気率 0.5 回/日相当を考慮する。
非常用ガス処理系は，事象発生 30 分後から，常設代替交流電源設備からの交流電源の供給を受け自動起動し，起動後 10 分間で設計負圧が達成されることを想定する。
(c) 原子炉建屋内での放射能の時間減衰は考慮せず，また，原子炉建屋内での粒子状物
質の除去効果は保守的に考慮しない。

(4) 有効性評価の結果
本評価事故シーケンスにおける原子炉水位（シュラウド内外水位），注水流量及び原
子炉圧力容器内の保有水量の推移を第 7.2.1.3−6 図から第 7.2.1.3−8 図に，燃料最高温度の推移を第 7.2.1.3−9 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 7.2.1.3−10 図から第 7.2.1.3−13 図に示す。

a. 事象進展大破断 LOCA 時に非常用炉心冷却系の機能及び全交流動力電源が喪失するため，原子炉水位は急速に低下する。水位低下により炉心は露出し，事象発生から約 0.3 時間後に燃料被覆管の最高温度は 1,000K（約 727℃）に到達し，炉心損傷が開始する。燃料被覆
管の最高温度は事象発生から約 0.4 時間後に 1,200℃に到達し，また，事象発生から約0.7 時間後に燃料温度は 2,500K（約 2,227℃）に到達する。事象発生から 70 分後，常設
代替交流電源設備による交流電源の供給を開始し，復水移送ポンプ 2 台を用いた低圧
代替注水系（常設）による原子炉注水を開始することによって，原子炉圧力容器破損に至ることなく，原子炉水位は回復し，炉心は再冠水する。

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所備

考

価条件は以下のとおりとする。
ⅰ) サプレッション・チェンバ又はドライウェルのベントラインを通じて格納
容器圧力逃がし装置を介して大気中に放出するものとする。
ⅱ) 格納容器内から原子炉建屋への漏えいはないものとする。
ⅲ) 格納容器圧力逃がし装置のフィルタによる除去係数は，1,000（設計値）とする。
(e) 原子炉建屋から大気中へ漏えいするＣｓ−137 の漏えい量評価条件は以下のとおりとする。
ⅰ) 格納容器からの漏えい率は，設計漏えい率及びＡＥＣの式等に基づき設定
した漏えい率を基に格納容器圧力に応じて変動するものとする。
ⅱ) 漏えい量を保守的に見積もるため，原子炉建屋ガス処理系（非常用ガス処
理系及び非常用ガス再循環系で構成）により原子炉建屋の負圧が達成されるまでの期間は，原子炉建屋内の放射性物質の保持機能に期待しないものとする。また，原子炉建屋ガス処理系により負圧を達成した後は，大気へ ・設備設計及び運用の違いの放出率を 1 回／日（設計値）とする。
なお，原子炉建屋ガス処理系は，常設代替高圧電源装置からの交流電源の供給を受けて中央制御室からの遠隔操作により事象発生 115 分後に起動し，起動後 5 分間で負圧が達成されることを想定する。
ⅲ) 原子炉建屋内での放射能の時間減衰及び除去効果は考慮しないものとする。
（添付資料 3.1.3.3，3.1.3.4，3.1.3.5）(4) 有効性評価の結果
本評価事故シーケンスにおける原子炉水位（シュラウド内外水位），注水流量，
原子炉圧力容器内の保有水量の推移を第 3.1.3-4 図から第 3.1.3-8 図に，燃料最高温度の推移を第 3.1.3-9 図に，格納容器圧力，格納容器雰囲気温度，サプレッション・プール水位及びサプレッション・プール水温度の推移を第 3.1.3-10 図から第3.1.3-15 図に示す。
ａ．事象進展
・評価条件，運用・設備設計，事象進
大破断ＬＯＣＡ時に高圧・低圧注水機能及び全交流動力電源が喪失するため，展等の違いに起因する記載の相違
原子炉水位は急速に低下する。水位低下により炉心は露出し，事象発生から約 4はあるが，実態として記載内容に違分後に燃料被覆管の最高温度は 1,000K（約 727℃）に到達し，炉心損傷が開始す
いはないる。燃料被覆管の最高温度は事象発生から約 9 分後に 1,200℃に到達し，また，事象発生から約 27 分後に燃料温度は 2,500K（約 2,227℃）に到達する。事象発
生から 25 分後，常設代替高圧電源装置による交流電源の供給を開始し，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）による原子炉注水を開始す
ることによって，原子炉圧力容器破損に至ることなく，原子炉水位は回復し，炉8／46

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重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備考

心は冠水する。
原子炉格納容器内に崩壊熱が蒸気として放出されるため，格納容器圧力及び温度は徐々に上昇する。そのため，格納容器スプレイを間欠的に実施することによって，格納
容器圧力及び温度の上昇を抑制する。

ベントラインの水没防止のために，格納容器ベントに伴うサプレッション・チェンバ・
プール水位の上昇（約 2m）を考慮し，サプレッション・チェンバ・プール水位がベント
ライン-1m を超えないように格納容器スプレイを停止することから，格納容器圧力は上昇し，事象発生から約 38 時間経過した時点で原子炉格納容器の限界圧力に接近する。
原子炉格納容器の限界圧力接近時点で，格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱を実施し，格納容器圧力及び温度を低下させる。

格納容器温度は，格納容器ベントによる格納容器温度低下後，溶融炉心からの放熱によって数時間は上昇傾向となるが，崩壊熱の減少に伴い低下傾向に転じて，その後は徐々に低下する。格納容器圧力については格納容器ベントによる格納容器圧力低下後，徐々に低下する。

b. 評価項目等
格納容器圧力は，第 7.2.1.3−10 図に示すとおり，原子炉格納容器内に崩壊熱が蒸気として放出されるため徐々に上昇するが，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原子炉格納容器の限界圧力に接近した場合に格納容器圧力逃がし装置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の最大値は，原子炉格納容器の限界圧力 0.62MPa[gage]を超えない。なお，
原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力が最大となる事象開始約 38 時間後において，（添付資料 3.1.2.6）
格納容器内に崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気等が放出されるため，格納
容器圧力及び雰囲気温度が徐々に上昇する。このため，原子炉注水と同時に常設
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を実施することによって，格納容器の圧力及び雰囲気温度の上昇は抑制される。
原子炉水位が原子炉水位Ｌ０に回復後，サプレッション・プール水位の上昇を ・設備設計及び運用の違い抑制するため，崩壊熱による蒸発量相当の原子炉注水流量とすることで原子炉水
位Ｌ０を維持するとともに，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を一時停止する。
その後，崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気等の格納容器内への放出により，格納容器圧力及び雰囲気温度は徐々に上昇する。そのため，再度，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を実施することによって，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇は抑制される。
ベントラインの水没防止のために，格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱操作に伴うサプレッション・プール水位の上昇（約 2m）を考慮し，サプレッション・プール水位がベントライン下端を超えないように，サプレッション・プー
ル水位が通常水位＋6.5m に到達した時点で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を停止する。事象発生から約 19 時間経過した時点でサプレッション・プール水位が通常水位＋6.5m に到達にするため，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を停止後，格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱を実施し，格納容器圧力及び雰囲気温度を低下させる。格納容器雰囲気温
度は，格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱を実施後，溶融炉心からの放熱によって上昇傾向となる期間が生じるが，崩壊熱の減少に伴い低下傾向に転じて，その後は徐々に低下する。格納容器圧力については格納容器除熱操作の実施により低下する。なお，格納容器除熱実施時のサプレッション・プール水位は，
ベント管真空破壊装置及びサプレッション・チェンバ側のベントライン設置高さと比較して十分に低く推移するため，これらの設備の機能は維持される。
ｂ．評価項目等
・評価条件，運用・設備設計，事象進
格納容器圧力は，第 3.1.3-10 図に示すとおり，格納容器内に崩壊熱等の熱に展等の違いに起因する記載の相違
よって発生した水蒸気等が放出されるため徐々に上昇するが，常設低圧代替注水はあるが，実態として記載内容に違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及びいはない
格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱を行うことによって，格納容器バウ
ンダリにかかる圧力の最大値は約 0.47MPa[gage]となり，評価項目である最高使用圧力の 2 倍（0.62MPa [gage]）を下回る。なお，格納容器バウンダリにかかる
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重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
水の放射線分解によって発生する水素ガス及び酸素ガスは，原子炉格納容器内の非凝縮ガスに占める割合の 2%以下であるため，その影響は無視し得る程度である。
格納容器温度は，第 7.2.1.3−11 図に示すとおり，原子炉格納容器内に崩壊熱が蒸気として放出されるため徐々に上昇するが，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温度（壁面温度）の最高値は約 165℃となり,原子炉格納容器の限界温度 200℃を超えない。なお，事象開始直後，破断口から流出する過熱蒸気により一時的に格納容器温度は約 207℃となるが，この時の原子炉格
納容器バウンダリにかかる温度（壁面温度）は約 144℃であり，原子炉格納容器の限界
温度 200℃を超えない。
サプレッション・チェンバのベントラインを経由した場合の格納容器圧力逃がし装置
による大気中への Cs-137 の総放出量は約 1.4×10-3TBq（7 日間）であり，100TBq を下回る。
ドライウェルのベントラインを経由した場合の格納容器圧力逃がし装置による大気中への Cs-137 の総放出量は約 2.0TBq（7 日間）であり，100TBq を下回る。
なお，原子炉格納容器が健全であるため，原子炉格納容器から原子炉建屋への放射性物質の漏えい量は制限され，また，大気中へはほとんど放出されないものと考えられる。
これは，原子炉建屋内に漏えいした放射性物質は，原子炉建屋内で時間減衰し，また，
粒子状放射性物質は，原子炉建屋内での重力沈降や水蒸気の凝縮に伴い，原子炉建屋内に沈着すると考えられるためである。原子炉建屋内での放射性物質の時間減衰及び粒子状放射性物質の除去効果等を保守的に考慮せず，原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えいを想定した場合，漏えい量は約 14TBq（7 日間）となる。原子炉建屋から大気中への Cs-137 の漏えい量に，ドライウェルのベントラインを経由した格納容器圧力逃がし装置による Cs-137 の放出量を加えた場合でも，約 16TBq（7 日間）であり，100TBqを下回る。
事象発生からの 7 日間以降，Cs-137 の放出が継続した場合の影響評価を行ったところ，サプレッション・チェンバのベントラインを経由した格納容器圧力逃がし装置による総放出量は，約 4.0×10-3TBq(30 日間)及び約 8.5×10-3TBq(100 日間)である。ドラ
イウェルのベントラインを経由した場合には，約 3.1TBq(30 日間)及び約 3.2TBq(100日間)である。原子炉建屋から大気中への Cs-137 の漏えい量にドライウェルのベント
ラインを経由した格納容器圧力逃がし装置による Cs-137 の放出量を加えた場合でも，
約 18TBq（30 日間）及び約 18TBq（100 日間）であり，100TBq を下回る。
第 7.2.1.3−6 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り炉心が冠水し，炉心の冷却が維持される。その後は，第 7.2.1.3−10 図に示すとおり，原子

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備

考

圧力が最大となる事象発生約 18 時間後（最も遅く最大値に到達する時間）において，水の放射線分解によって発生する水素及び酸素は，格納容器内の非凝縮性ガスに占める割合の約 2％であるため，その影響は無視し得る程度である。
格納容器雰囲気温度は，第 3.1.3-11 図に示すとおり，格納容器内に崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気等が放出されるため徐々に上昇するが，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及び格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱を行うことによって，格納容器バウンダリにかかる温度（壁面温度）の最高値は約 157℃となり，評価項目である 200℃を下回る。なお，事象開始直後，破断口から流出する過熱蒸気により一時的に格納容器雰囲気温度は約 202℃となるが，この時の格納容器バウンダリにかかる温度（壁面温度）は約 137℃であり，評価項目である 200℃を下回る。
（添付資料 3.1.2.8）
大気中へのＣｓ−137 放出量について，ベントラインへの移行量においては保守的に格納容器からの漏えいがない場合を想定し評価しており，サプレッショ
ン・チェンバのベントラインを経由した場合の格納容器圧力逃がし装置による大気中へのＣｓ−137 の放出量は約 1.2×10−４TBq（事象発生 7 日間）であり，評価項目である 100TBq を下回る。また，ドライウェルのベントラインを経由した場
合の放出量は約 3.7TBq（事象発生 7 日間）であり，評価項目である 100TBq を下回る。
原子炉建屋から大気中へ漏えいするＣｓ−137 の漏えい量については，約
14.3TBq （事象発生 7 日間）であり，格納容器からの漏えいがない場合の評価におけるサプレッション・チェンバのベントラインを経由した場合の格納容器圧力逃がし装置による大気へのＣｓ−137 の放出量を加えた場合でも，約 15TBq（事象発生 7 日間）であり，評価項目である 100TBq を下回る。なお，ドライウェルのベ
ントラインを経由した場合の放出量を加えた場合でも，約 18TBq（事象発生 7 日間）であり，100TBq を下回る。

事象発生 7 日間以降，Ｃｓ−137 の放出が継続した場合の放出量評価を行った
結果，サプレッション・チェンバのベントラインを経由した場合の格納容器逃がし装置による放出量は，約 1.2×10−４TBq（30 日間）及び 1.4×10−４TBq（100 日間）であり，原子炉建屋から大気中へのＣｓ−137 の漏えい量を加えた場合でも，
約 15TBq（30 日間）及び約 15TBq（100 日間）であり，いずれの場合も 100TBq を下回る。
（添付資料 3.1.3.3，3.1.3.4，3.1.3.5）
第 3.1.3-4 図及び第 3.1.3-7 図に示すとおり，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継続により炉心が冠水し，炉心10／46

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重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
炉格納容器の限界圧力接近時点で，約 38 時間後に格納容器圧力逃がし装置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。

本評価では，「6.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)，(2)及び(3)の評価項目について，対策の有効性を確認した。

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備

考の冷却が維持される。その後は，第 3.1.3-14 図に示すとおり，約 19 時間後にサプレッション・プール水位が通常水位＋6.5m に到達した時点で，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を停止し，格納容器圧力逃がし装置による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。
本評価では，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」のうち，(1)から(3)及び(7)の評価項目について対策の有効性を確認した。
（添付資料 3.1.3.6）

7.2.1.3.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
3.1.3.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
・文章表現に多少の違いはあるが，実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は，運転員等操作時間
態として相違点はない
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する。
ものとする。
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」（代替循環冷却系を使用しない場合）では，原子炉格納容器内へ流出した高温の原子炉（代替循環冷却系を使用しない場合）では，格納容器内へ流出した高温の原子炉冷却
冷却材や溶融炉心の崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気，ジルコニウム−水反応等に材や溶融炉心の崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気，ジルコニウム−水反応等によよって発生した非凝縮性ガス等が蓄積することが特徴である。
って発生した非凝縮性ガス等が蓄積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
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，常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設代替交流電源設備からの受電操作，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作，て，常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作並びに常設低圧代替注水系ポ
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及び低圧代替逃がし装置による原子炉格納容器除熱操作とする。
注水系（常設）による原子炉注水操作，格納容器圧力逃がし装置による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
本格納容器破損モードにおいて不確かさの影響評価を行う重要現象とは，「6.7 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内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管
変形の不確かさとして，炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現性及び CORA 実験についての再現性を確認している。炉心ヒートアップの感度解析（ジルコニウム−水反応速度の係数についての感度解析）では，炉心溶融時間に与える影響
は小さいことを確認している。原子炉注水操作については，非常用炉心冷却系による原子炉への注水機能が喪失したと判断した場合，速やかに低圧代替注水系（常設）による原子炉注水（電源の確保含む）を行う手順となっており，燃料被覆管温度等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。また，格納容器スプレイ操作については，炉心ヒートアップの感度解析では，格納(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
本格納容器破損モード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内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管変形の不確かさとして，炉心ヒートアップに関するモデルは，ＴＭＩ事故についての再現性及びＣＯＲＡ実験についての再現性を確認している。炉心ヒー
トアップの感度解析（ジルコニウム−水反応速度の係数についての感度解析）では，炉心溶融時間に与える影響は小さいことを確認している。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）による原子炉注水操作については，高圧・低圧注水機能が喪失したと判断した場合，速やかに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（電源の確保含む）を行う
手順となっており，燃料被覆管温度等のパラメータを操作開始の起点としている
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重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
容器圧力及び温度への影響は小さいことを確認していることから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）
・対向流の不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）は，原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コード SAFER の評価結果との比較により水位低下幅は解析
コード MAAP の評価結果の方が保守的であり，注水操作による有効燃料棒頂部までの水位回復時刻は解析コード SAFER の評価結果との差異は小さいことを確認している。原
子炉注水操作については，非常用炉心冷却系による原子炉への注水機能が喪失したと判断した場合，速やかに低圧代替注水系（常設）による原子炉注水（電源の確保含む）を行う手順となっており，原子炉水位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。
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，気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）
は 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され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に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。

炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材との熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性を確認している。本評
価事故シーケンスでは，炉心の損傷状態を起点に操作開始す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。

炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器内 FP 挙動の不確かさとして，核分裂生成物（FP）挙動モデルは PHEBUS-FP 実験解析により原子炉圧力容器内への FP

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備

考

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。また，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による格納容器冷却操作については，炉心ヒートアップの感度解析では，格納容器圧力及び雰囲気
温度への影響は小さいことを確認していることから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）
・対向流の不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）は，原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コードＳＡＦＥＲの評価結果との比較
により水位低下幅は解析コードＭＡＡＰの評価結果の方が保守的であり，注水操
作による燃料有効長頂部までの水位回復時刻は解析コードＳＡＦＥＲの評価結果との差異は小さいことを確認している。原子炉注水操作については，高圧・低圧注水機能が喪失したと判断した場合，速やかに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（電源の確保含む）を行う手順となっており，原子炉水位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。
格納容器における格納容器各領域間の流動，気液界面の熱伝達並びに構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）はＨＤＲ実験解析において区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃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不確かさが小さくなるものと推定さる。しかし，全体としては格納容器
圧力及び雰囲気温度の傾向を適切に再現できていることから，格納容器圧力を操作開始の起点としている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よ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，格納容器圧力を操作開始の起点としている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に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材との熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルはＴＭＩ事故についての再現性を確認している。また，炉心ノード崩壊のパラメータを低下させた感度解析により原子
炉圧力容器破損時間に与える影響は小さいことを確認している。本評価事故シー
ケンスでは，リロケーションを起点に操作開始す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。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器内ＦＰ挙動の不確かさ
として，核分裂生成物（ＦＰ）挙動モデルはＰＨＥＢＵＳ−ＦＰ実験解析により12／46

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重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

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放出の開始時間を適切に再現できることを確認している。PHEBUS-FP 実験解析では，燃料被覆管破裂後の FP 放出について実験結果より急激な放出を示す結果が確認されたが，小規模体系の模擬性が原因と推測され，実機の大規模な体系においてこの種の不確
かさは小さくなると推定される。本評価事故シーケンスでは，炉心損傷後の原子炉圧力容器内 FP 放出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。
炉心損傷後の原子炉格納容器における原子炉格納容器内 FP 挙動の不確かさとして，核分裂生成物（FP）挙動モデルは ABCOVE 実験解析により原子炉格納容器内のエアロゾ
ル沈着挙動を適正に評価できることを確認している。本評価事故シーケンスでは，炉心損傷後の原子炉格納容器内 FP 挙動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。
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内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管
変形の不確かさとして，炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現性及び CORA 実験についての再現性を確認している。炉心ヒートアップの感度解析（ジルコニウム−水反応速度の係数についての感度解析）では，格納容器圧力及び温度への影響は小さい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。
炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）
・対向流の不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）は，原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コード SAFER の評価結果との比較により水位低下幅は解析
コード MAAP の評価結果の方が保守的であり，注水操作による有効燃料棒頂部までの水位回復時刻は解析コード SAFER の評価結果との差異は小さい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。
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，気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）
は 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され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，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
ることを確認しており，その差異は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備考

原子炉圧力容器内へのＦＰ放出の開始時間を適切に再現できることを確認している。ＰＨＥＢＵＳ−ＦＰ実験解析では燃料被覆管破裂後のＦＰ放出について実験結果より急激な放出を示す結果が確認されたが，小規模体系の模擬性が原因を推測され，実機の大規模な体系においてこの種の不確かさは小さくなると推定される。本評価事故シーケンスでは，炉心損傷後の原子炉圧力容器内ＦＰ放出を操
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。
炉心損傷後の格納容器における格納容器内ＦＰ挙動の不確かさとして，核分裂生成物（ＦＰ）挙動モデルはＡＢＣＯＶＥ実験解析により，格納容器内のエアロ
ゾル沈着挙動を適正に評価できることを確認している。本評価事故シーケンスでは，炉心損傷後の格納容器内ＦＰ挙動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。
（添付資料 3.1.3.7）
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内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管変形の不確かさとして，炉心ヒートアップに関するモデルは，ＴＭＩ事故についての再現性及びＣＯＲＡ実験についての再現性が確認されている。また，
炉心ヒートアップの感度解析（ジルコニウム−水反応速度の係数についての感度解析）では，格納容器圧力及び雰囲気温度への影響は小さい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。
炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）
・対向流の不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）では，原子炉水位挙動について原
子炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コードＳＡＦＥＲの評価結果との比較により，水位低下幅は解析コードＭＡＡＰの評価結果の方が保守的であり，注
水操作による有効燃料棒頂部までの水位回復時刻は解析コードＳＡＦＥＲの評
価結果との差異は小さい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。
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並びに気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）はＨＤＲ実験解析では区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃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不確かさが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
力及び雰囲気温度の傾向を適切に再現できていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。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
及び非凝縮性ガス濃度の挙動は測定データとよ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，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
13／46

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重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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東海第二発電所

炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材との熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性を確認している。また，炉心ノード崩壊のパラメータを低下させた感度解析により炉心溶融時間に与える影
響は小さいことを確認しており，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ない。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器内 FP 挙動の不確かさとして，核分裂生成物（FP）挙動モデルは PHEBUS-FP 実験解析により原子炉圧力容器内への FP
放出の開始時間を適切に再現できることを確認している。PHEBUS-FP 実験解析では，燃料被覆管破裂後の FP 放出について実験結果より急激な放出を示す結果が確認されたが，小規模体系の模擬性が原因と推測され，実機の大規模な体系においてこの種の不確
かさは小さくなると推定される。炉心損傷後の原子炉格納容器における原子炉格納容器
内 FP 挙動の不確かさとして，核分裂生成物（FP）挙動モデルは ABCOVE 実験解析により原子炉格納容器内のエアロゾル沈着挙動を適正に評価できることを確認している。したがって，大気中への Cs-137 の総放出量の観点で評価項目となるパラメータに与える影響はない。なお，本評価事故シーケンスにおける格納容器圧力逃がし装置による大気中への Cs-137 の総放出量は，評価項目（100TBq を下回っていること）に対して，サプ
レッション・チェンバのベントラインを経由した場合は約 1.4×10-3TBq（7 日間），ド
ライウェルのベントラインを経由した場合は約 2.0TBq（7 日間）であり，評価項目に対して余裕がある。

炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材との熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルはＴＭＩ事故についての再現性を確認している。また，炉心ノード崩壊のパラメータを低下させた感度解析により炉心溶融時間に与える影響は小さいことを確認しており，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ない。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器内ＦＰ挙動及び炉心損
傷後の格納容器内ＦＰ挙動の不確かさとして，核分裂生成物（ＦＰ）挙動モデル
は，ＰＨＥＢＵＳ−ＦＰ実験解析により，原子炉圧力容器内へのＦＰ放出の開始
時間を適切に再現できることを確認している。ＰＨＥＢＵＳ−ＦＰ実験解析では，燃料被覆管破裂後のＦＰ放出について実験結果より急激な放出を示す結果が確認されたが，小規模体系の模擬性が原因と推測され，実機の大規模な体系においてこの種の不確かさは小さくなると推定される。炉心損傷後の格納容器における格納容器内ＦＰ挙動の不確かさとして，核分裂生成物（ＦＰ）挙動モデルは，
ＡＢＣＯＶＥ実験解析により格納容器内のエアロゾル沈着挙動を適正に評価できることが確認されている。したがって，大気中へのＣｓ−137 の放出量の観点で評価項目となるパラメータに与える影響はない。なお，本評価事故シーケンスにおける格納容器圧力逃がし装置によるＣｓ−137 の放出量は，
評価項目（100TBq
を下回っていること）に対して，サプレッション・チェンバのベントラインを経由した場合は約 1.2×10−４TBq（7 日間），ドライウェルのベントラインを経由した場合は約 3.7TBq（7 日間）であり，評価項目である 100TBq に対して余裕がある。
（添付資料 3.1.3.7）(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 3.1.3-2 表に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等の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，設計値を用いるか又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 33GWd／t 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，解析条件で設定している崩壊熱よりもおおむね小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなり，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなることから，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇が遅くなるが，操作手順（常設低圧
代替注水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
冷却操作及び格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベント操作を実施する(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 7.2.1.3−2 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
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd/t に対応したものとしており，その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，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(原子炉水位が破断口高さまで水位回復
後に原子炉注水から格納容器スプレイへ切り替えること及び格納容器圧力に応じて格納容器ベントを実施すること)に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影

備

考

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比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
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，解析条件の不確かさとして，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は，解析条件の不確かさとして，Excessive LOCA を考慮した場
合，原子炉冷却材の流出量が増加することにより炉心損傷開始等が早くなるが，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。
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。
機器条件の格納容器圧力逃がし装置は，解析条件の不確かさとして，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。

(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
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 に対応したものとしており，その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ことから，格納容器圧力及び温度の上昇が遅くなるが，格納容器圧力及び温度の上昇は格納容器スプレイ及び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対する余裕は大きくなる。
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，解析条件の不確かさとして，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は，解析条件の不確かさとして，Excessive LOCA を考慮した場
合，原子炉冷却材の流出量が増加することにより炉心損傷開始等が早くなるが，原子炉格納容器へ放出されるエネルギは大破断 LOCA の場合と同程度であり，第 7.2.1.2−15

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備考こと）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，格納容器体積（サプレッション・チェンバ）の気相部及び液相部，サプレッション・プール水位及びドラ
イウェル雰囲気温度は，解析条件の不確かさとして，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は，解析条件の不確かさとして，Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ Ｌ
ＯＣＡを考慮した場合，原子炉冷却材の流出量が増加することにより炉心損傷開始等が早くなるが，操作手順（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を実施すること）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。
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），原子炉水位の回復が早くなる可能性がある。溶融炉心の冠水後の操作として崩壊熱による蒸発を補う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。
機器条件の格納容器圧力逃がし装置は，解析条件の不確かさとして，実際の流量が解析より多い場合，格納容器圧力及び雰囲気温度の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。
（添付資料 3.1.2.12，3.1.3.7）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
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 33GWd／t 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，解析条件で設定している崩壊熱がおおむね小さくなるため，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ことから，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇が遅くなるが，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇は格納容器スプレイ及び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対する余裕は大きくなる。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器体積（サプレッション・チェンバ）の気相部及び液相部，サプレッション・プール水位及びドラ
イウェル雰囲気温度は，解析条件の不確かさとして，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は，解析条件の不確かさとして，Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ Ｌ
ＯＣＡを考慮した場合，原子炉冷却材の流出量が増加することにより炉心損傷開始等が早くなるが，格納容器へ放出されるエネルギは大破断ＬＯＣＡの場合
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比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

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図及び第 7.2.1.2−16 図に示すとおり，格納容器圧力は 0.62MPa[gage]を下回っていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

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り，格納容器圧力及び温度上昇の抑制効果は大きくなるが，格納容器圧力及び温度の上昇に有意な影響を与えないことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
機器条件の格納容器圧力逃がし装置は，解析条件の不確かさとして，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。

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
操作条件の常設代替交流電源設備からの受電及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作は，解析上の操作開始時間として事象発生から 70 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，常設代替交流電源設備からの受電操作について，
実態の運転操作時間に基づき解析上の想定時間を設定していることから，運転員等操作時間に与える影響はない。なお，有効性評価では 2 系列の非常用高圧母線の電源回復を想定しているが，低圧代替注水系(常設)は非常用高圧母線 D 系の電源回復後に実施可能
であり，この場合も原子炉注水の開始時間が早くなる可能性があることから，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作については，復水移送ポンプの起動操作が常設代替交流電源設備からの受電操作の影響を受けるが，低圧代替注水系(常設)は非常用高圧母線 D 系の電源回復後に実施可能であり，この場合も原子炉注水の開始時間が早くなる可能性があることから，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原子炉水位が破断口高さまで水位回復後，格納容器温度が190℃超過を確認した時点を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，解東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備考と同程度であり，第 3.1.2-16 図及び第 3.1.2-17 図に示すとおり，格納容器圧
力及び温度は，それぞれ評価項目である最高使用圧力の 2 倍（0.62MPa[gage]）及び 200℃を下回っていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
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）は原子炉水位の回復は早くなり，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇の抑制効果は大きくなる
が，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇に有意な影響を与えないことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
機器条件の格納容器圧力逃がし装置は，解析条件の不確かさとして，実際の流量が解析より多い場合，格納容器圧力及び雰囲気温度の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。
（添付資料 3.1.2.12，3.1.3.7）
ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作に係る不確かさを「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
操作条件の代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作並びに常設低圧
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 ・対応手順の相違
器冷却及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作は，解析上の操作開始時間として事象発生から 25 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，操作所要時間を踏まえて解析上の想定時間を設定していることから，運転員等操作時間に与える影響はない。また，原子炉注水によって原子炉水位が原子炉水位Ｌ０まで回復した場合，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）による原子炉注水流量を崩壊熱による蒸発を補う流量に変更するとともに，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を停止する。当該操作開始時間は，解析上の想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。また，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，格納容器圧力 465kPa[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，実態の操作開始時間は解
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比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
析結果は原子炉水位が破断口高さまで水位回復前に既に格納容器温度は 190℃を超えており，実態の操作も原子炉水位が破断口高さまで水位回復後に低圧代替注水系（常設）から代替格納容器スプレイへ切り替えることとしており，実態の操作開始時間は，解析上の設定とほぼ同等であるため，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。代替格納容器スプレイへの切替え後，原子炉水位が原子炉水位低（レベル 1）まで低下した場合，
低圧代替注水系(常設)へ切り替えを行う。当該操作開始時間は，解析上の想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。また，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 0.62MPa[gage]接近時を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，格納容器圧力が 0.62MPa[gage]に接近するのは，事象発生から約38 時間後である。また，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操作が可能であり，格納容器ベント操作の操作所要時間は時間余裕を含めて設定されていることから，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であり，格納容器圧力 0.62MPa[gage]に至るまでに確実に原子炉格納容器除熱操作をすることが可能であるため，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）を配置しており，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。

(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の常設代替交流電源設備からの受電及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作は，運転員等操作時間に与える影響として，常設代替交流電源設備からの受電操作について，解析上の原子炉注水開始時間(70 分後)は準備操作に時間余裕を含めて設定されており，原子炉水位の回復は早くなる可能性があるが，ジルコニウム−水反
応量により発熱量が増加する等の影響があるため，格納容器圧力及び温度の上昇に大きな差異はない。また，原子炉注水操作は，代替格納容器スプレイとの切替え操作であり，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ない。
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，代替格納容器スプレイの操作開始は原子炉水位
が破断口高さまで水位回復後，格納容器温度が 190℃に到達時となり，実態の操作開始

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備考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。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くなる可能性がある
が，中央制御室で行う操作であり，他の操作と重複もないことから，他の操作に与える影響はない。
・対応手順の相違（東海第二では代替
格納容器スプレイと代替原子炉注水を同時に実施）

操作条件の格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱操作は，解析上の操
作開始時間として，サプレッション・プール水位が通常水位＋6.5m 到達から 5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，炉心損傷後の格納容器ベントの実施基準（サプレッション・プール水位通常水位＋6.5m）に到達するのは，事象発生の約 19 時間後である。また，格納容器ベントの準備操
作はサプレッション・プール水位の上昇傾向を監視しながらあらかじめ操作が可能であり，格納容器ベント操作の操作所要時間は時間余裕を含めて設定されていることから，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であり，サプ
レッション・プール水位通常水位＋6.5m 到達時に速やかに格納容器除熱をすることが可能であるため，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くなる可能性があるが，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。
（添付資料 3.1.3.7）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作並びに常設低圧
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 ・対応手順の相違（東海第二では代替
器冷却及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作は，運転員等操作時
格納容器スプレイと代替原子炉注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
水を同時に実施）
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，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冷却操作の開始は原子炉水位Ｌ０まで水位
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重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
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。
操作条件の格納容器圧力逃がし装置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。
(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。
操作条件の常設代替交流電源設備からの受電操作及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作については，第 7.2.1.3−14 図から第 7.2.1.3−16 図に示すとおり，事象発生から 90 分後（操作開始時間 20 分程度の遅れ）までに常設代替交流電源設備からの受電操作を行い低圧代替注水系（常設）による原子炉注水が開始できれば，損傷炉心は炉心位置に保持され，評価項目を満足する結果となることから，時間余裕がある。

なお，格納容器ベント時における Cs 放出量は炉心損傷の程度の影響を受けるが，格納容器ベント開始時間はほぼ同等であることから，放出量に与える影響は小さい。
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，事象発生から 90 分後（操作開始時間 20 分程度の遅れ）に低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を開始した場合の解析では，格納容器スプレイ開始のタイミング
は約 2.3 時間後であるため，現行の 2 時間に対して約 20 分程度の準備時間を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 38 時間後の操作であり，準備時間が確保できるため，時間余裕がある。
(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東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備考回復し格納容器冷却を一時停止させた後，格納容器圧力 465kPa[gage]到達時点となり，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。
操作条件の格納容器圧力逃がし装置による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。
（添付資料 3.1.3.7）(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。
操作条件の常設代替交流電源設備からの受電操作並びに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及び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につい ・対応手順の相違ては，第 3.1.3-16 図から第 3.1.3-18 図に示すとおり，事象発生から 50 分後（操作開始時間の 25 分程度の遅れ）までに常設代替高圧電源装置からの受電操作を行い，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及び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）による原子炉注水が開始できれば，損傷炉心は炉心位置に保持され，評価項目を満足する結果となることから，時間余裕がある。
なお，格納容器ベント時におけるＣｓ放出量は炉心損傷の程度の影響を受ける
が，格納容器ベント開始時間はほぼ同等であることから，放出量に与える影響は小さい。
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については，代替格納容器スプレイ冷却系による格納
容器冷却操作開始までの時間は，事象発生から約 3.9 時間あり，準備時間が確保できるため，時間余裕がある。
なお，操作が大幅に遅れるような場合でも，格納容器圧力が評価項目となるパラメータである最高使用圧力の 2 倍（0.62MPa[gage]）に到達するまでの時間は事象
発生後約 14 時間後であり，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 19 時間後の操作であり，準備時間が確保できるため，時間余裕がある。
（添付資料 3.1.3.7，3.1.3.8）(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
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重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
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。このほか，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。

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備考

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。このほか，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。

7.2.1.3.4 必要な要員及び資源の評価
3.1.3.4 必要な要員及び資源の評価
・評価条件，運用・設備設計，事象進(1) 必要な要員の評価(1) 必要な要員の評価
展等の違いに起因する記載の相違
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破はあるが，実態として記載内容に違において，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 時間までに必損）」において，重大事故等対策に必要な初動対応要員は，「3.1.3.1 格納容器破損
いはない
要な要員は，「7.2.1.3.1 格納容器破損防止対策」に示すとおり 28 名である。
「7.5.2 重防止対策」に示すとおり 21 名である。
「6.2 重大事故等対策時に必要な要員の評価
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及び緊急時対策要員等結果」で示す運転員及び災害対策要員の 39 名で対処可能である。
の 72 名で対処可能である。有効性評価で考慮しない作業（原子炉ウェル注水）に必要な要員を 4 名含めた場合でも対処可能である。
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
また，事象発生 2 時間以降に必要な招集要員は 5 名であり，発電所構外から 2 時
間以内に参集可能な要員の 106 名で確保可能である。
間以内に招集可能な要員の 71 名で対処可能である。
(2) 必要な資源の評価(2) 必要な資源の評価
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破において，必要な水源，燃料及び電源は，「7.5.1(2)資源の評価条件」の条件にて評価を損）」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」の条件に行い，その結果を以下に示す。
て評価を行い，以下のとおりである。
a. 水源
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系（常設）
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）による原子炉注水による格納容器スプレイは，7 日間の対応を考慮すると，号炉あたり約 7,400m3 の水が及び代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却については，7 日必要となる。6 号及び 7 号炉の同時被災を考慮すると，合計約 14,800m3 の水が必要であ間の対応を考慮すると，合計約 5,490m３の水が必要となる。水源として，代替淡る。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
水貯槽に約 4,300m３，北側淡水池に約 2,500m３及び高所淡水池に約 2,500m３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，必要な水源はを保有しており，可搬型代替注水大型ポンプを用いて，北側淡水池又は高所淡水確保可能である。また，事象発生 12 時間以降に淡水貯水池の水を，可搬型代替注水ポ池から代替淡水貯槽への補給を行うことで，代替淡水貯槽を枯渇させることなンプ（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
く，7 日間の注水継続が可能である。
復水貯蔵槽を水源とした 7 日間の注水継続実施が可能である。ここで，復水貯蔵槽への（添付資料 3.1.3.9）
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。
b. 燃料
常設代替交流電源設備による電源供給については，保守的に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 6 号及び 7 号炉において合計約 504kL 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

ｂ．燃料
常設代替交流電源設備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 日間の運転継続に約 352.8kL の軽油が必要となる。軽油貯蔵タン
クに約 800kL の軽油を保有していることから，常設代替交流電源設備による電源供給について，7 日間の継続が可能である。
可搬型代替注水大型ポンプによる代替淡水貯槽への給水については，事象発生
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重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
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 547kL）6 号及び 7 号炉の各軽油タンク（約 1,020kL）及びガスタービン発電機用燃料タンク（約 100kL）にて合計約 2,140kL 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，常設代替交流電源設備による電源供給，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，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。
c. 電源
常設代替交流電源設備の電源負荷については，重大事故等対策に必要な負荷として，
6 号炉で約 1,104kW，7 号炉で約 1,071kW 必要となるが，常設代替交流電源設備は連続定格容量が 1 台あたり 2,950kW であり，必要負荷に対しての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。

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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備

考からの運転を想定すると，7 日間の運転継続に約 36.6kL の軽油が必要となる。可
搬型設備用軽油タンクに約 210kL の軽油を保有していることから，可搬型代替注
水大型ポンプによる給水について，7 日間の継続が可能である。
（添付資料 3.1.3.10）

ｃ．電源
常設代替交流電源設備の電源負荷については，重大事故等対策時に必要な負荷として約 2,186kW 必要となるが，常設代替交流電源設備の連続運転許容負荷容量
は 5,520kW であり，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
（添付資料 3.1.3.11）

7.2.1.3.5 結論
3.1.3.5 結論
・文章表現に多少の違いはあるが，実格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」 態として相違点はない
では，原子炉格納容器内へ流出した高温の原子炉冷却材や溶融炉心の崩壊熱等の熱によ
では，格納容器内へ流出した高温の原子炉冷却材や溶融炉心の崩壊熱等の熱によってって発生した水蒸気，ジルコニウム−水反応等によって発生した非凝縮性ガス等が蓄積発生した水蒸気，ジルコニウム−水反応等によって発生した非凝縮性ガス等が蓄積すすることによって，格納容器内雰囲気圧力・温度が徐々に上昇し，原子炉格納容器の過ることによって，格納容器圧力及び温度が徐々に上昇し，格納容器の過圧・過温によ
圧・過温により原子炉格納容器の破損に至ることが特徴である。格納容器破損モード「雰り格納容器の破損に至ることが特徴である。格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度
囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」に対する格納容器破損防止による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」に対する格納容器破損防止対策として対策としては，初期の対策として低圧代替注水系（常設）による原子炉注水手段，安定は，初期の対策として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
よる原子炉注水手段及び代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却手却手段及び格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱手段を整備している。
段を整備している。また，安定状態に向けた対策として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手段及び格納容器圧
力逃がし装置による格納容器除熱手段を整備している。
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の評価事故シーケンス「大破断 LOCA＋ECCS 注水機能喪失＋全交流動力電源喪失」につの評価事故シーケンス「大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗」にいて，代替循環冷却系を使用しない場合を想定し，格納容器圧力逃がし装置を使用する
ついて，代替循環冷却系を使用しない場合を想定し，格納容器圧力逃がし装置を使用場合の有効性評価を行った。
する場合の有効性評価を行った。
上記の場合においても，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水，代替格納容器ス
上記の場合においても，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）
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による原子
による原子炉注水を継続し，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
炉格納容器除熱を実施することにより，原子炉格納容器雰囲気の冷却及び除熱が可能で
イ冷却系（常設）による格納容器冷却及び格納容器圧力逃がし装置による格納容器除ある。
熱を実施することで，格納容器冷却及び除熱が可能である。
その結果，ジルコニウム−水反応等により可燃性ガスの蓄積が生じた場合においてもその結果，ジルコニウム−水反応等により可燃性ガスの蓄積が生じた場合において原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度，放射性物質の総放出量は，評価項目
も格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度，放射性物質の総放出量は，評価項目をを満足している。また，安定状態を維持できる。
満足している。また，安定状態を維持することができる。
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重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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東海第二発電所

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。

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，運転員及び災害対策要員にて確保可能である。
また，必要な水源，燃料及び電源については，外部支援を考慮しないとしても，7 日間以上の供給が 可能である。
以上のことから，格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容
器過圧・過温破損）」において，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）による原子炉注水及び代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器
冷却，格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱等の格納容器破損防止対策は，選定した評価事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」に対して有効である。

以上のことから，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，格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱等の格納容器破損防止対策は，選定した評価事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器
過圧・過温破損）」に対して有効である。

備

考

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比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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重大事故等対策の有効性評価
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比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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重大事故等対策の有効性評価
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比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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重大事故等対策の有効性評価
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比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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重大事故等対策の有効性評価
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比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

34／46

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

35／46

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

36／46

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

37／46

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

38／46

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽発電所６／７号機

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

39／46

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽発電所６／７号機

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

40／46

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽発電所６／７号機

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

41／46

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽発電所６／７号機

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

42／46

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

43／46

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽発電所６／７号機

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

44／46

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽発電所６／７号機

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

45／46

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽発電所６／７号機

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

46／46

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備考7.2.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱
3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱
7.2.2.1 格納容器破損モードの特徴，格納容器破損防止対策
3.2.1 格納容器破損モードの特徴，格納容器破損防止対策(1) 格納容器破損モード内のプラント損傷状態(1) 格納容器破損モード内のプラント損傷状態
格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」に至る可能性のあ
格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」に至る可能性
るプラント損傷状態は，「6.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，TQUX，のあるプラント損傷状態は，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すと
長期 TB，TBU 及び TBD である。
おり，ＴＱＵＸ，長期ＴＢ，ＴＢＵ及びＴＢＤである。
(2) 格納容器破損モードの特徴及び格納容器破損防止対策の基本的考え方
格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」では，発電用原子炉の運転中に運転時の異常な過渡変化又は全交流動力電源喪失が発生するとともに，非常用炉心冷却系等の安全機能の喪失が重畳する。このため，緩和措置がとられない場合には，原子炉圧力が高い状況で原子炉圧力容器が損傷し，溶融炉心，水蒸気，水素ガス等が急速に放出され，原子炉格納容器雰囲気が直接加熱されることにより，急速に格納
容器圧力が上昇する等，原子炉格納容器に熱的・機械的な負荷が発生して原子炉格納容器の破損に至る。
したがって，本格納容器破損モードでは，溶融炉心，水蒸気及び水素ガスの急速な放出に伴い原子炉格納容器に熱的・機械的な負荷が加えられることを防止するため，原子炉圧力容器破損までに逃がし安全弁の手動開操作により原子炉減圧を実施することによって，原子炉格納容器の破損を防止する。
また，原子炉圧力容器の下部から溶融炉心が落下するまでに，格納容器下部注水系（常設）によって原子炉格納容器下部に溶融炉心の冷却に十分な水位及び水量を確保するとともに，溶融炉心が落下するまで，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。溶融炉心の落下後は，格納容器下部注水系（常設）によって溶融炉心を冷却するとともに，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。その後，代替循環冷却系又は格納容器圧力逃がし装置によって原
子炉格納容器の圧力及び温度を低下させる。
なお，本格納容器破損モードの有効性評価を実施する上では，重大事故等対処設備による原子炉注水機能についても使用できないものと仮定し，原子炉圧力容器破損に至るものとする。

(2) 格納容器破損モードの特徴及び格納容器破損防止対策の基本的考え方
・文章表現に多少の相違はあるが，実格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」では，発電用態として相違点はない
原子炉の運転中に異常な過渡変化又は全交流動力電源喪失が発生するとともに，非常用炉心冷却系等の安全機能の喪失が重畳する。このため，緩和措置がとられない
場合には，原子炉圧力が高い状態で原子炉圧力容器が破損し，溶融炉心，水蒸気，水素等が急速に放出され，格納容器雰囲気が直接加熱されることにより，急速に格
納容器圧力が上昇する等，格納容器に熱的・機械的な負荷が発生して格納容器の破損に至る。
したがって，本格納容器破損モードでは，溶融炉心，水蒸気，水素等の急速な放出に伴い格納容器に熱的・機械的な負荷が加えられることを防止するため，原子炉
圧力容器破損までに原子炉を減圧することによって，格納容器の破損を防止する。
また，原子炉圧力容器の下部から溶融炉心が落下するまでに，ペデスタル（ドライウェル部）に溶融炉心の冷却に十分な水位及び水量を確保するとともに，長期的には，最終的な熱の逃がし場へ熱の輸送を行うことにより，格納容器の破損を防止する。
さらに，格納容器内における水素燃焼を防止するため，格納容器内の水素濃度及 ・期待するＳＡ設備の相違
び酸素濃度が可燃領域に至るまでに，格納容器内へ窒素供給することによって，格納容器の破損を防止する。
本格納容器破損モードに対する有効性を評価するためには，原子炉圧力容器が破 ・東海第二では，シナリオの想定と損した時点及びその後のプラント状態を評価する必要があることから，原子炉圧力
してＲＰＶ破損までは原子炉注水
容器破損までは原子炉への注水を考慮しないものとする。一方，本格納容器破損モ
しないが，ＲＰＶ破損後はＲＰＶードに対しては，原子炉圧力容器破損後の格納容器破損防止のための重大事故等対内を冷却するための原子炉注水を策の有効性についても評価するため，原子炉圧力容器破損後は重大事故等対策に係実施する手順とするため，ＲＰＶる手順に基づきプラント状態を評価することとする。したがって，本評価では原子破損後は代替循環冷却系による原炉圧力容器破損後も原子炉圧力容器内に残存する放射性物質の冷却のために原子子炉注水を実施する想定としてい炉に注水する対策及び手順を整備することから，これを考慮した有効性評価を実施
る。
することとする。また，原子炉圧力容器破損後の原子炉注水を考慮しない場合の影 ・東海第二では，原子炉注水を考慮し響について評価することとする。
ない場合の感度解析を実施

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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所(3) 格納容器破損防止対策
格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」で想定される事故
シーケンスに対して，原子炉圧力が高い状況で原子炉圧力容器が損傷し，溶融炉心，水蒸気，水素ガス等が急速に放出され，原子炉格納容器に熱的・機械的な負荷が発生することに対して，原子炉減圧を可能とするため，逃がし安全弁の手動開操作による原子炉
減圧手段を整備する。
また，原子炉圧力容器破損前における格納容器温度の上昇を抑制し，逃がし安全弁の環境条件を緩和する観点から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を整備し，原子炉圧力容器破損後の格納容器圧力及び温度の上昇を抑制する観点から，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及び代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱手段並びに格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱手段を整備する。なお，これらの原子炉圧力容器破損以降の格納容器
過圧・過温に対応する手順及び重大事故等対策は「7.2.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」と同じである。

(3) 格納容器破損防止対策
格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」で想定される
事故シーケンスに対して，原子炉圧力が高い状況で原子炉圧力容器が損傷し，格納容器雰囲気が直接加熱されることを防止するため，逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動開操作による原子炉減圧手段を整備する。

本格納容器破損モードの防止及びそれ以降の一連の対応も含めた重大事故等対策の概要を以下の a.から j.に示すとともに，a.から j.の重大事故等対策における設備と手順の関係を第 7.2.2−1 表に示す。このうち，本格納容器破損モードに対する重大事故等対策は以下の a.から f.及び h.である。
本格納容器破損モードの防止及びそれ以降の一連の対応も含めた重大事故等対策の概略系統図を第 7.2.2−1 図から第 7.2.2−4 図に，対応手順の概要を第 7.2.2−5 図に示す。このうち，本格納容器破損モードの重大事故等対策の概略系統図は第 7.2.2−
1 図及び第 7.2.2−3 図である。
本格納容器破損モードにおける評価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 28 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，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，代替原子炉補機冷却系作業等を行うための参集要員 26 名※1 である。必要な要員と作業項目について第 7.2.2−6 図に示す。
なお，評価事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目を評価事故シ

備考

また，原子炉圧力容器の下部から落下する溶融炉心の冷却の観点から，常設低圧
代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）による溶融炉心への注水手段を整備する。
さらに，原子炉圧力容器破損前における格納容器からの除熱のため，緊急用海水系による海水通水手段及び代替循環冷却系による格納容器除熱手段を整備する。な ・東海第二では格納容器除熱手段の効
お，この格納容器除熱手段には逃がし安全弁の環境条件を緩和する効果がある。原
果について記載
子炉圧力容器破損後の格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇を抑制する観点から，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
容器冷却手段，緊急用海水系による海水通水手段及び代替循環冷却系による格納容器除熱手段並びに格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱手段を整備する。
また，長期的な格納容器内酸素濃度の上昇を抑制する観点から，可搬型窒素供給 ・期待するＳＡ設備の相違
装置を用いた格納容器内への窒素供給手段を整備する。
本格納容器破損モードの防止及びその他の対応を含めた一連の重大事故等対策の概要を以下に示す。対策の概略系統図を第 3.2-1 図に，対応手順の概要を第 3.22 図に示す。また，重大事故等対策の手順と設備との関係を第 3.2-1 表に示す。

本格納容器破損モードにおける評価事故シーケンスにおいて，必要な要員は初動 ・プラント基数，設備設計及び運用の対応要員 20 名及び事象発生から 2 時間以降に期待する招集要員 2 名である。
相違により必要要員数は異なるが，初動対応要員の内訳は，発電長 1 名，副発電長 1 名，運転操作対応を行う運転員
タイムチャートに要員の充足性を
4 名，通報連絡等を行う災害対策要員 2 名，現場操作を行う重大事故等対応要員 12
確認している。
名である。
・東海第二では招集要員は 2 時間以降
招集要員の内訳は，燃料補給作業を行う重大事故等対応要員 2 名である。必要なに期待する評価としている
要員と作業項目について第 3.2-3 図に示す。
なお，評価事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目を評価事
故シーケンスと比較し必要な要員数を確認した結果，初動対応要員 20 名及び招集
要員 2 名で対処可能である。

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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備考ーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，28 名で対処可能である。
※1 本格納容器破損モードの評価事故シーケンスは取水機能の喪失を伴うものではないが，必要な要員の評価においては，保守的に代替原子炉補機冷却系の使用を想定。
a. 原子炉スクラム確認
運転時の異常な過渡変化又は全交流動力電源喪失が発生して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，原子炉水位低で非常用炉心冷却系の自動起動信号が発生するが，全ての非常用炉心冷却系が機能喪失※2 していることを確認する。
非常用炉心冷却系の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。
※2 非常用炉心冷却系による注水が出来ない状態。高圧炉心注水系及び低圧注水系の機能喪失が重畳する場合や高圧炉心注水系及び自動減圧系の機能喪失に伴い低圧注水系による原子炉注水ができない場合を想定。

ａ．原子炉スクラム及び全交流動力電源喪失の確認
・東海第二では，運転員の対応を厳
運転時の異常な過渡変化又は全交流動力電源喪失が発生して原子炉がスクラ
しく評価する観点から，ＳＢＯをムしたことを確認する。また，主蒸気隔離弁が閉止するとともに，再循環ポンプ
想定が停止したことを確認する。
原子炉スクラム及び全交流動力電源喪失の確認に必要な計装設備は，平均出力
領域計装等である。
ｂ．原子炉への注水機能喪失の確認
・東海第二では，解析上考慮しない操
原子炉水位が原子炉水位異常低下（レベル２）設定点に到達後，原子炉隔離時
作も含め，手順に従い必ず実施する
冷却系が自動起動に失敗したことを確認する。
操作を記載
原子炉への注水機能喪失の確認に必要な計装設備は，原子炉隔離時冷却系系統
流量である。
ｃ．早期の電源回復不能の確認
全交流動力電源喪失の確認後，中央制御室からの遠隔操作により外部電源受電
及び非常用ディーゼル発電機等の起動ができず，非常用母線の電源回復ができない場合，早期の電源回復不能と判断する。これにより，常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電準備操作を開始する。
ｄ．常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作
早期の電源回復不能の確認後，中央制御室からの遠隔操作により常設代替高圧
電源装置から緊急用母線を受電する。
常設代替高圧電源装置による緊急母線受電操作に必要な計装設備は，緊急用Ｍ／Ｃ電圧である。
ｅ．電源確保操作対応
早期の電源回復不能の確認後，対応可能な要員により非常用ディーゼル発電機
等の機能回復操作及び外部電源の機能回復操作を実施する。
ｆ．可搬型代替注水大型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）の起動準備操作
全交流動力電源喪失に伴う低圧注水機能喪失の確認後，可搬型代替注水大型ポ
ンプ準備及びホース敷設等を実施する。
ｇ．高圧注水機能喪失の確認
原子炉スクラム後，原子炉水位の低下が継続し，原子炉水位異常低下（レベル２）設定点に到達した後，中央制御室からの遠隔操作により原子炉隔離時冷却系の手動起動を試みるが失敗したことを確認する。
高圧注水機能喪失の確認に必要な計装設備は，原子炉隔離時冷却系系統流量等
である。
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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所
ｈ．常設高圧代替注水系ポンプを用いた高圧代替注水系の起動操作
高圧注水機能喪失の確認後，中央制御室からの遠隔操作により高圧代替注水系を起動する。なお，有効性評価においては，高圧代替注水系による原子炉注水操
作には期待しない。
高圧代替注水系による原子炉注水に必要な計装設備は，高圧代替注水系系統流量である。
ｉ．常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電操作
常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作完了後，中央制御室及び現場にて常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電準備操作を実施し，中央制
御室からの遠隔操作により常設代替高圧電源装置から緊急用母線を介して非常用母線を受電する。
常設代替高圧電源装置による非常用母線受電操作に必要な計装設備は，Ｍ／Ｃ
２Ｃ（２Ｄ）電圧である。
ｊ．原子炉建屋ガス処理系及び中央制御室換気系の起動操作
常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電操作完了後，中央制御室からの遠隔操作により原子炉建屋ガス処理系及び中央制御室換気系を起動する。
ｋ．ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入操作
常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電操作完了後，中央制御室からの遠隔操作によりほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入操作を実施する。なお，有効性評価においては，ほう酸水注入系による原子炉圧力容器
へのほう酸水注入操作には期待しない。
ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入操作に必要な計装設
備は，ほう酸水注入ポンプ吐出圧力である。
ｌ．緊急用海水系による海水通水操作
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）による原子炉注水機能喪失を確認した後，中央制御室にて，非常用母線の負荷となっている緊急用
海水系及び代替循環冷却系の弁を対象に，緊急用母線から電源が供給されるよう電源切り替え操作を実施する。また，中央制御室からの遠隔操作により緊急用海水系ポンプを起動し，緊急用海水系に海水を通水する。
緊急用海水系による海水通水操作に必要な計装設備は，緊急用海水系流量（残留熱除去系熱交換器）である。
ｍ．代替循環冷却系による格納容器除熱操作
緊急用海水系に海水を通水した後，中央制御室からの遠隔操作により代替循環
冷却系ポンプを起動することで，格納容器スプレイを実施し，格納容器除熱を実施する。
代替循環冷却系による格納容器除熱操作に必要な計装設備は，代替循環冷却系
格納容器スプレイ流量等である。

備

考・記載箇所の相違

・東海第二では，運転員の対応を厳しく評価する観点から，ＳＢＯを想定

・緊急用海水系及び代替循環冷却系の仕様の相違による対応手順の相違

・記載箇所の相違

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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
c. 炉心損傷確認
原子炉水位が更に低下し，炉心が露出し，炉心損傷したことを確認する。炉心損傷の判断は，ドライウェル又はサプレッション・チェンバ内のガンマ線線量率が設計基準事
故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えた場合とする。
炉心損傷を確認するために必要な計装設備は，格納容器内雰囲気放射線レベルである。
また，炉心損傷判断後は，原子炉格納容器内の pH 制御のため薬品注入の準備を行う。
サプレッション・チェンバのプール水の pH を 7 以上に制御することで，分子状無機よう素の生成が抑制され，その結果，有機よう素の生成についても抑制される。これにより，環境中への有機よう素の放出量を低減させることができる。なお，有効性評価においては，pH 制御には期待しない。
d. 水素濃度監視
炉心損傷が発生すれば，ジルコニウム−水反応等により水素ガスが発生することから，原子炉格納容器内の水素濃度を確認する。
原子炉格納容器内の水素濃度を確認するために必要な計装設備は，格納容器内水素濃度(SA)である。
e. 逃がし安全弁による原子炉急速減圧
原子炉水位の低下が継続し，有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達した時点で，原子炉注水の手段が全くない場合でも，中央制御室からの遠隔操作によって逃がし安全弁 2 個を手動で開放し，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，原子炉水位及び原子炉圧力である。
原子炉急速減圧後は，逃がし安全弁の開状態を保持し，原子炉圧力を低圧状態に維持する。

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備

考

ｎ．炉心損傷確認
原子炉水位の低下による炉心の露出に伴い，炉心損傷したことを確認する。炉
心損傷の判断は，格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）又は（Ｓ／Ｃ）の指示
値が設計基準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍以上となった場合とする。
炉心損傷を確認するために必要な計装設備は，格納容器雰囲気放射線モニタ（
Ｄ／Ｗ）等である。
・記載箇所の相違・記載箇所の相違

ｏ．逃がし安全弁（自動減圧機能）2 弁による原子炉急速減圧操作
原子炉水位の低下が継続し，燃料有効長底部から燃料有効長の 20％上の位置 ・運用の相違に到達した時点で，中央制御室からの遠隔操作により逃がし安全弁（自動減圧機
能）2 弁を手動で開放し，原子炉を急速減圧する。なお，この原子炉減圧のタイ ・東海第二では，原子炉減圧タイミン
ミングは，原子炉水位が燃料有効長頂部以下となった場合，原子炉減圧を遅らせグの考え方について記載
た方が，原子炉圧力容器内の原子炉冷却材の量を多く維持できるため，原子炉圧
力容器破損に至る時間を遅らせることができる一方で，ジルコニウム−水反応が著しくなる前に原子炉を減圧することで水素の発生量を抑えられることを考慮して設定したものである。
原子炉急速減圧を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位（燃料域）等である。
原子炉急速減圧後は，逃がし安全弁（自動減圧機能）の開状態を保持し，原子炉圧力を低圧状態に維持する。
（添付資料 3.2.1）

f. 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
原子炉圧力容器下鏡部温度 300℃到達により溶融炉心の炉心下部プレナムへの移行を確認した場合，格納容器圧力 0.465MPa[gage]到達を確認した場合又は格納容器温度
190℃到達を確認した場合は，中央制御室からの遠隔操作により復水移送ポンプ 2 台を使用し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※3 を実施する。また，格納容器圧力 0.465MPa[gage]到達によって開始した場合は格納容器圧力5／62

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が 0.39MPa[gage]以下となった時点で停止する。
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，ドライウェル雰囲気温度，復水補給水系流量（RHR B 系代替注水流量）等である。
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と同時に原子炉格納容器内の pH 制御のため薬品注入を実施する。
※3 原子炉格納容器内の温度を低下させ，逃がし安全弁の環境条件を緩和する目的で実施する操作。なお，本操作に期待しない場合であっても，評価上，原子炉圧
力容器底部が破損に至るまでの間，逃がし安全弁は原子炉減圧機能を維持できる。
g. 原子炉格納容器下部への注水
原子炉への注水手段がないため，炉心が溶融して炉心下部プレナムへ溶融炉心が移行する。
炉心下部プレナムへの溶融炉心移行を確認するために必要な計装設備は，原子炉圧力容器下鏡部温度である。
原子炉圧力容器下鏡部温度 300℃到達により炉心下部プレナムへの溶融炉心移行を確認した場合，原子炉圧力容器破損に備えて中央制御室からの遠隔操作によって格納容器
下部注水系（常設）による原子炉格納容器下部への注水を実施する。この場合の注水は，原子炉格納容器下部への水張りが目的であるため，原子炉格納容器下部の水位が 2m（注水量 180m3 相当）に到達していることを確認した後，原子炉格納容器下部への注水を停止する。
原子炉格納容器下部への注水を確認するために必要な計装設備は，復水補給水系流量（格納容器下部注水流量）及び格納容器下部水位である。
また，原子炉格納容器下部への注水と同時に原子炉格納容器内の pH 制御のため薬品注入を実施する。

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備考ｐ．常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）による格納容 ・設備，運用の相違
器下部水位確保操作
代替循環冷却系による格納容器除熱操作を実施後，原子炉圧力容器破損に備えて，中央制御室からの遠隔操作により常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水操作を実施する。この場合の注水は，水蒸気爆発の発生を仮定した場合の影響を抑制しつつ溶融炉心・コンクリートの影響を緩和する観点から格納容器下部水位を約 1.0mに調整することが目的であるため，格納容器下部水位が 1m を超えて上昇したことを確認後，ペデスタル（ドライウェル部）への注水を停止する。その後，ペデスタル（ドライウェル部）水はサプレッション・プールに排水され，格納容器下部水位は約 1.0m に調整される。
常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部水位確保操作に必要な計装設備は，格納容器下部水位等である。
ｑ．水素濃度及び酸素濃度監視設備の起動操作
炉心損傷が発生すれば，ジルコニウム−水反応により水素が発生し，水の放射線分解により水素及び酸素が発生することから，常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部水位確保操作を実施後，中央制御室からの遠隔操作により水素濃度及び酸素濃度監視設備を起動し，格納容
器内の水素濃度及び酸素濃度を確認する。
格納容器内の水素濃度及び酸素濃度を確認するために必要な計装設備は，格納容器内水素濃度（ＳＡ）等である。
ｒ．サプレッション・プールｐＨ制御装置による薬液注入操作
・記載箇所の相違
水素濃度及び酸素濃度監視設備の起動操作を実施後，中央制御室からの遠隔操 ・設備，運用の相違
作によりサプレッション・プールｐＨ制御装置（自主対策設備）による薬液注入を行う。サプレッション・プール水のｐＨを 7 以上に制御することで，サプレッ
ション・プール水中での分子状無機よう素の生成が抑制され，その結果，有機よう素の生成についても抑制される。これにより，環境中への有機よう素の放出量を低減させることができる。なお，有効性評価においては，ｐＨ制御には期待し
ない。
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h. 原子炉圧力容器破損確認
原子炉圧力容器破損を直接確認する計装設備はないため，複数のパラメータの変化傾向により判断する。
原子炉圧力容器破損の徴候として，原子炉水位の低下，制御棒位置の指示値喪失数増
加，原子炉圧力容器下鏡部温度の指示値喪失数増加といったパラメータの変化が生じる。また，原子炉圧力の急激な低下，ドライウェルの圧力の急激な上昇，原子炉格納容器下部の雰囲気温度の急激な上昇といったパラメータの変化によって原子炉圧力容器破損を判断する。
これらにより原子炉圧力容器破損を判断した後は，原子炉圧力とドライウェルの圧力の差圧が 0.10MPa[gage]以下であること及び原子炉格納容器下部の雰囲気温度が飽和温度以上であることで原子炉圧力容器破損を再確認する。
i. 溶融炉心への注水
溶融炉心の冷却を維持するため，原子炉圧力容器が破損し，溶融炉心が原子炉格納容器下部に落下した後は，格納容器下部注水系（常設）による原子炉格納容器下部への注
水を崩壊熱相当の流量にて継続して行う。
格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部注水を確認するために必要な計装設
備は，復水補給水系流量（格納容器下部注水流量）等である。
格納容器下部注水系（常設）により溶融炉心の冷却が継続して行われていることは，
復水補給水系流量（格納容器下部注水流量）のほか，格納容器下部水位計によっても確認することができるが，原子炉圧力容器破損時の影響により，格納容器下部水位計による監視ができない場合であっても，以下の条件の一部又は全てから総合的に溶融炉心の冷却が継続して行われていることを把握することができる。
原子炉格納容器下部の雰囲気温度が飽和温度程度で推移していること
ドライウェルの雰囲気温度が飽和温度程度で推移していること
原子炉格納容器内の水素濃度の上昇が停止すること
これらは，短時間ではなく数時間の推移を確認する。
溶融炉心の冷却維持は，主に格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部注水によって実施するが，サプレッション・チェンバ・プール水位がリターンライン高さ（通常
運転水位+約 1.5m）を超える場合には，リターンラインを通じたサプレッション・チェ
ンバのプール水の原子炉格納容器下部への流入による溶融炉心の冷却に期待でき，サプ

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備考ｓ．格納容器下部水温の継続監視・設備，運用の相違
原子炉圧力容器破損の徴候として，原子炉水位の低下，制御棒位置の指示値の喪失数増加，原子炉圧力容器温度（下鏡部）の 300℃到達といったパラメータの変化を確認する。原子炉圧力容器温度（下鏡部）が 300℃に到達した場合には，原子炉圧力容器の破損を速やかに判断するために格納容器下部水温を継続監視する。
格納容器下部水温の継続監視の開始に必要な計装設備は，原子炉圧力容器温度等である。
ｔ．原子炉圧力容器破損の判断
格納容器下部水温の指示上昇又はダウンスケールといったパラメータの変化 ・設備，運用の相違
によって，原子炉圧力容器破損を判断する。
原子炉圧力容器の破損判断に必要な計装設備は，格納容器下部水温である。
（添付資料 3.2.2）
ｕ．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
原子炉圧力容器破損の判断後，中央制御室からの遠隔操作により常設低圧代替
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を実施する。
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のために必要な計装設備は，低圧代替注水系格納容器スプレ
イ流量等である。
ｖ．常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）による溶融炉
心への注水操作
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 ・設備，運用の相違
る格納容器冷却操作を実施後，中央制御室からの遠隔操作により常設低圧代替注
水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）により格納容器下部水位 2.75m
までペデスタル（ドライウェル部）注水を実施する。以降は，ペデスタル（ドライウェル部）満水付近で溶融炉心の冠水状態を維持するとともに，サプレッション・プール水位の上昇抑制により格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱操
作の遅延を図り，可能な限り外部への影響を軽減する観点から，約 2.25m から約2.75m の範囲に水位を維持する。ただし，高さ 0.2m までの溶融炉心堆積が検知されない場合は，断続的に溶融炉心が落下した際の水蒸気爆発の発生を仮定した場合の影響を抑制する観点から，約 0.5m から約 1m の範囲に水位を維持する。
常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）による溶融炉
心への注水操作に必要な計装設備は，低圧代替注水系格納容器下部注水流量等である。
格納容器下部注水系（常設）により溶融炉心が冠水可能な水位に維持されていることは，格納容器下部水位計によって確認することができる。高さ 0.2m までの
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レッション・チェンバ・プール水位計によってこれを推定することができる。

j. 代替循環冷却系による溶融炉心冷却及び原子炉格納容器除熱※4
代替原子炉補機冷却系の準備が完了した後，復水移送ポンプを停止し，代替循環冷却系の運転の準備を実施する。代替循環冷却系の運転の準備が完了した後，代替原子炉補機冷却系を用いた代替循環冷却系の運転による溶融炉心冷却及び原子炉格納容器除熱を開始する。代替循環冷却系の循環流量は，復水補給水系流量計（格納容器下部注水流量）及び復水補給水系流量計（RHR B 系代替注水流量）を用いて格納容器下部注水弁と格納容器スプレイ弁を中央制御室から遠隔操作することで，格納容器下部注水と格納容器スプレイに分配し，それぞれ連続で格納容器下部注水及び格納容器スプレイを実施する。
代替循環冷却系による溶融炉心冷却を確認するために必要な計装設備は，復水補給水系流量（格納容器下部注水流量）等であり，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，復水補給水系流量（RHR B 系代替注水流量）,格納容器内圧力，サプレッション・チェンバ・プール水温度等である。
※4 本格納容器破損モードの評価事故シーケンスは取水機能の喪失を伴うものではないが，代替循環冷却系による除熱量の評価においては，保守的に代替原子炉補機冷却系の設計値を用いる。

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備考

溶融炉心堆積を検知した場合は，原子炉圧力容器破損時の影響を受けないペデス
タル外側のボックス内の格納容器下部水位計（2.25m 及び 2.75m 位置にそれぞれ複数設置）によって格納容器下部水位を監視し，溶融炉心が冠水可能な水位に維持されていることを確認できる。また，高さ 0.2m までの溶融炉心堆積が検知されない場合は，格納容器下部水位計（0.5m 及び 1m 位置にそれぞれ複数設置）によって，溶融炉心が冠水可能な水位に維持されていることを確認できる。なお，格納容器下部雰囲気温度により格納容器下部の雰囲気温度が飽和温度程度で推移していることを確認することによっても，溶融炉心の冷却が継続して行われていることを把握することができる。
（添付資料 3.2.3）
ｗ．代替循環冷却系による原子炉注水及び格納容器除熱操作
・東海第二では代替格納容器スプレイ「ｍ．代替循環冷却系による格納容器除熱操作」以降，代替循環冷却系によると代替原子炉注水を同時に実施可
格納容器除熱を継続するが，原子炉圧力容器破損後に格納容器圧力が低下傾向に能な設備及び運用としている
転じた後は，原子炉圧力容器内の冷却及び格納容器の除熱のため，中央制御室からの遠隔操作により代替循環冷却系の注水先を原子炉注水と格納容器スプレイに分配し，それぞれ連続で原子炉注水と格納容器スプレイを実施する。サプレッ
ション・プールを水源として原子炉注水及び格納容器スプレイを実施し，緊急用
海水系により格納容器内の熱を海に逃がすことで，格納容器外からの注水によるサプレッション・プール水位の上昇抑制を図る。
代替循環冷却系による原子炉注水及び格納容器除熱に必要な計装設備は，代替
循環冷却系原子炉注水流量等である。
ｘ．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）による格納容器圧力制御操作
代替循環冷却系による原子炉注水及び格納容器除熱操作を実施後，サプレッション・プール水位の上昇抑制により格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱操作の遅延を図り，可能な限り外部への影響を軽減する観点から，「ｓ．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」を一旦停止し，格納容器への水の持ち込みを制限する。ただし，格
納容器圧力が 465kPa [gage]に到達した場合は，中央制御室からの遠隔操作により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）による格納容器スプレイを実施し，格納容器圧力が 400kPa[gage]到達により格納容器
冷却を停止する。以降，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）の運転により，格納容器圧力を 400kPa[gage]から 465kPa[gage]の範囲で制御する。これは，格納容器圧力を 400kPa[gage]から 465kPa[gage]の高い領域で維持することでスプレイ効果を高め，サプレッション・プール水位の上昇抑制により格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱操作の遅延を図り，可能な限り外部への影響を軽減するための運用として設定している。
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
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考る格納容器圧力制御操作に必要な計装設備は，低圧代替注水系格納容器スプレイ
流量等である。
ｙ．使用済燃料プールの冷却操作
・記載方針の相違
使用済燃料プールの冷却操作を実施する。
ｚ．可搬型窒素供給装置を用いた格納容器内窒素供給操作・設備，運用の相違
格納容器内酸素濃度が 4.0vol％（ドライ条件）に到達した場合，可搬型窒素供給装置を用いて格納容器内へ窒素を供給することで，格納容器内酸素濃度の上昇を抑制する。
可搬型窒素供給装置を用いた格納容器内窒素供給操作に必要な計装設備は，格納容器内酸素濃度（ＳＡ）である。
ａａ．タンクローリによる燃料補給操作
タンクローリにより可搬型設備用軽油タンクから可搬型窒素供給装置に燃料補給を実施する。
7.2.2.2 格納容器破損防止対策の有効性評価
3.2.2 格納容器破損防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法(1) 有効性評価の方法
本格納容器破損モードを評価する上で選定した評価事故シーケンスは，「6.2 評価対
本格納容器破損モードを評価する上で選定した評価事故シーケンスは，「1.2 評
象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，プラント損傷状態を TQUX とし，事象進
価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，プラント損傷状態をＴＱＵＸと展が早く炉心損傷までの時間余裕の観点で厳しい過渡事象を起因事象とし，逃がし安全
し，逃がし安全弁再閉失敗を含まず高圧状態が維持される「過渡事象＋高圧炉心冷弁再閉失敗を含まず高圧状態が維持される「過渡事象＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
却失敗＋手動減圧失敗＋炉心損傷後の手動減圧失敗＋ＤＣＨ」である。
＋炉心損傷後の原子炉減圧失敗（＋DCH 発生）」である。
本評価事故シーケンスは「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」の格納容器破本評価事故シーケンスでは「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」の格納 ・東海第二では，シナリオの想定とし損防止対策の有効性を評価するためのシーケンスであることから，炉心損傷までは事象
容器破損防止対策の有効性評価として，原子炉圧力容器破損時の原子炉冷却材圧力てＲＰＶ破損までは原子注水しなを進展させる前提での評価となる。このため，前提とする事故条件として，設計基準事を確認する観点より，原子炉圧力容器破損までは事象を進展させることを前提とすいが，ＲＰＶ破損後はＲＰＶ内を冷故対処設備による原子炉注水機能（非常用炉心冷却系）のみならず，重大事故等対処設る必要があり，原子炉への注水失敗により原子炉圧力容器破損に至る状況を仮定す却するたの原子炉注水を実施する備による原子炉注水機能を含む全ての原子炉注水機能が使用できないものと仮定した。
る。具体的には，炉心損傷前の段階で設計基準事故対処設備の非常用炉心冷却系で手順とするため，ＲＰＶ破損後は代
また，高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱の発生防止を確認する観点から，原子ある高圧炉心スプレイ系，低圧炉心スプレイ系及び低圧注水系並びに原子炉隔離時
替循環冷却系による原子炉注水を
炉圧力容器破損に至る前提とした。
冷却系のみならず，重大事故等対処設備である低圧代替注水系（常設）等を含む全実施する想定としている。
ての低圧注水機能が失われることで「2.2 高圧注水・減圧機能喪失」に示した過渡時自動減圧回路が作動せず，低圧注水機能を含む全ての注水機能が失われている場
合の手順に従って原子炉減圧しないまま炉心が損傷し，その後，原子炉圧力容器破損に至る状況を仮定する。
仮に炉心損傷後の原子炉注水に期待できる場合には，原子炉圧力容器が破損するまで
仮に炉心損傷後の原子炉注水に期待できる場合には，原子炉圧力容器が破損するの時間の遅れや原子炉格納容器下部への落下量の抑制等，事象進展の緩和に期待できるまでの時間の遅れやペデスタル（ドライウェル部）への落下量の抑制等，事象進展と考えられるが，本評価の前提とする事故条件は原子炉注水による事象進展の緩和の不の緩和に期待できると考えられるが，本評価の前提とする事故条件は原子炉注水に確かさを包絡する保守的な条件である。
よる事象進展の緩和の不確かさを包絡する保守的な条件である。
さらに，本評価事故シーケンスにおいては，電源の復旧，注水機能の確保等，必要となる事故対処設備が多く，格納容器への注水・除熱を実施するまでの対応時間
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なお，格納容器過圧・過温破損の観点については，「7.2.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」にて示したとおり，LOCA をプラント損傷状態とする評価事故シーケンスで確認している。これは，過圧の観点では LOCA によるドライウ
ェルへの蒸気の放出及び原子炉注水による蒸気の発生が重畳する事故シーケンスへの対応が最も厳しいためであり，過温の観点では，事象初期に炉心が露出し過熱状態に至る事故シーケンスへの対応が最も厳しいためである。また，本格納容器破損モードを評価する上では，原子炉圧力容器が高圧の状態で破損に至る事故シーケンスを選定する必要があることから，LOCA をプラント損傷状態とする事故シーケンスは，本格納容器破損モードの評価事故シーケンスには適さない。

本格納容器破損モードの評価事故シーケンスに示される，炉心損傷前に原子炉減圧に失敗し，炉心損傷後に再度原子炉減圧を試みる状況としては，炉心損傷前の段階で非常用炉心冷却系である低圧注水系のみならず，重大事故等対処設備である低圧代替注水系（常設）等を含む全ての低圧注水機能が失われることで「7.1.2 高圧注水・減圧機能喪失」に示した代替自動減圧ロジックが作動せず，全ての低圧注水機能が失われている場
合の手順に従って原子炉減圧しないまま炉心損傷に至る状況が考えられる。
手順上，全ての低圧注水機能が失われている状況では，原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達する時点までは原子炉を減圧しない。この
原子炉減圧のタイミングは，原子炉水位が有効燃料棒頂部以下となった場合，原子炉減圧を遅らせた方が，原子炉圧力容器内の原子炉冷却材の量を多く維持できるため，原子炉圧力容器破損に至る時間を遅らせることができる一方で，ジルコニウム−水反応等が著しくなる前に原子炉を減圧することで水素ガスの発生量を抑えられることを考慮して設定したものである。また，代替自動減圧ロジックは低圧注水系の起動が作動条件の一つであるため，低圧注水系が失われている状況では作動しない。
これを考慮し，本評価では評価事故シーケンスに加えて全ての低圧注水機能も失われている状況を想定した。
なお，この評価事故シーケンスへの対応及び事象進展は，「7.2.3 原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用」及び「7.2.5 溶融炉心・コンクリート相互作用」の評価
事故シーケンスへの対応及び事象進展と同じものとなる。
本格納容器破損モードではプラント損傷状態を TQUX とし，「7.2.3 原子炉圧力容器
外の溶融燃料−冷却材相互作用」及び「7.2.5 溶融炉心・コンクリート相互作用」ではプラント損傷状態を TQUV としており，異なるプラント状態を選定している。TQUX とTQUV では喪失する設計基準事故対処設備が異なり，原子炉減圧について，TQUV では設計基準事故対処設備である逃がし安全弁の機能に期待し，TQUX では重大事故等対処設備としての逃がし安全弁の機能に期待する点が異なる。手順に従う場合，TQUV では原子炉減圧機能は維持されているが低圧注水機能を喪失しているため，原子炉水位が有効燃

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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備考を厳しく評価する観点から，全交流動力電源喪失の重畳を考慮する。
なお，格納容器過圧・過温破損の観点については，「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）」にて示したとおり，ＬＯＣＡをプラント損
傷状態とする評価事故シーケンスで確認している。これは，過圧の観点ではＬＯＣ
Ａによるドライウェルへの蒸気の放出及び原子炉注水による蒸気の発生が重畳する事故シーケンスへの対応が最も厳しいためであり，過温の観点では，事象初期に炉心が露出し過熱状態に至る事故シーケンスへの対応が最も厳しいためである。また，本格納容器破損モードを評価する上では，原子炉圧力容器が高圧の状態で破損に至る事故シーケンスを選定する必要があることから，ＬＯＣＡをプラント損傷状
態とする事故シーケンスは，本格納容器破損モードの評価事故シーケンスには適さない。
本格納容器破損モードではプラント損傷状態をＴＱＵＸとし，「3.3 原子炉圧力 ・東海第二では，シナリオの想定とし
容器外の溶融燃料−冷却材相互作用」及び「3.5 溶融炉心・コンクリート相互作用」 てＲＰＶ破損までは原子注水しなではプラント損傷状態をＴＱＵＶとしており，異なるプラント損傷状態を選定して
いが，ＲＰＶ破損後はＲＰＶ内を冷いる。
却するたの原子炉注水を実施する
ＴＱＵＶでは，安全機能の喪失に対する仮定として，減圧機能は喪失していない
手順とするため，ＲＰＶ破損後は代が，低圧注水機能が喪失していることから原子炉注水ができないため，原子炉水位
替循環冷却系による原子炉注水をが燃料有効長底部から燃料有効長の 20％上の位置に到達した時点で逃がし安全弁実施する想定としている。
（自動減圧機能）の手動開操作によって原子炉を減圧し，高圧溶融物放出／格納容 ・運用の相違
器雰囲気直接加熱の発生防止を図る。
ＴＱＵＸでは，安全機能の喪失に対する仮定として，減圧機能が喪失しているため，原子炉水位が燃料有効長底部から燃料有効長の 20％上の位置に到達した時点
で，重大事故等対処設備としての逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動開操作によって原子炉を減圧し，高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱の発生防止を図
る。

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料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達した時点で逃がし安全弁の手動開操作によって原子炉を減圧することとなる。また，TQUX は高圧溶融物放出／格納容器
雰囲気直接加熱に進展し得るとして選定したプラント損傷状態であるが，重大事故等対処設備としての逃がし安全弁に期待し，原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達した時点で逃がし安全弁の手動開操作によって原子炉を減圧することにより，高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱の発生防止を図る。
以上のとおり，どちらのプラント損傷状態であっても事象発生から原子炉減圧までの対応は同じとなり，運転員等操作時間やパラメータの変化も同じとなる。また，原子炉減圧以降も，溶融炉心の挙動に従って一連の流れで生じる各格納容器破損モードを，定められた一連の手順に従って防止することとなる。このことから，格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」，「原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用」及び「溶融炉心・コンクリート相互作用」については，同様のシーケンスへの一連の対応の中で各格納容器破損モードに対する格納容器破損防止対策の有効性を評価する。

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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備考以上のとおり，どちらのプラント損傷状態であっても事象発生から原子炉減圧までの対応は同じとなり，運転員等操作時間やパラメータの変化も同じとなる。また，
原子炉減圧以降も，溶融炉心の挙動に従って一連の流れで生じる各格納容器破損モードを，定められた一連の手順に従って防止することとなる。このことから，本評 ・記載方針の相違
価事故シーケンスへの対応及び事象進展は，「3.3 原子炉圧力容器外の溶融燃料−
冷却材相互作用」及び「3.5 溶融炉心・コンクリート相互作用」の評価事故シーケ
ンスへの対応及び事象進展と同じものとなる。よって，格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」,「原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用」及び「溶融炉心・コンクリート相互作用」については，同じシーケンス
で各格納容器破損モードに対する格納容器破損防止対策の有効性を評価する。

本評価事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，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，原子炉圧力容器における冷却材放出（臨界流・差圧流），炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション，原子炉圧力容器内 FCI（溶融炉心細粒化），原子炉圧力容器内 FCI（デブリ粒子熱伝達），構造材との熱伝達，下部プレナムでの溶融炉心の熱伝達並びに原子炉圧力容器破損が重要現象となる。
よって，これらの現象を適切に評価することが可能であり，原子炉圧力容器内及び原子炉格納容器内の熱水力モデルを備え，かつ，炉心損傷後のシビアアクシデント特有の溶融炉心挙動に関するモデルを有するシビアアクシデント総合解析コード MAAP により
原子炉圧力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，本評価事故シー
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。

本評価事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，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，原子炉圧力容器における冷却材放出（臨界流・差圧流），炉心損
傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション，原子炉圧力容器内ＦＣＩ（溶融炉
心細粒化），原子炉圧力容器内ＦＣＩ（デブリ粒子熱伝達），構造材との熱伝達，下部プレナムでの溶融炉心の熱伝達並びに原子炉圧力容器破損が重要現象となる。よって，これらの現象を適切に評価することが可能であり，原子炉圧力容器内及び格納容器内の熱水力モデルを備え，かつ，炉心損傷後のシビアアクシデント特有の溶融炉心挙動に関するモデルを有するシビアアクシデント総合解析コードＭＡＡＰ
により原子炉圧力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，本評価事故
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
本評価事故シーケンス対する初期条件も含めた主要な解析条件を第 7.2.2−2 表に示す。また，主要な解析条件について，本評価事故シーケンス特有の解析条件を以下に示す。

(2) 有効性評価の条件
本評価事故シーケンスに対する主要な解析条件を第 3.2-2 表に示す。また，主要な解析条件について，本評価事故シーケンス特有の解析条件を以下に示す。

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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
a. 事故条件(a) 起因事象
起因事象として，給水流量の全喪失が発生するものとする。
(b) 安全機能等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の機能喪失を，低圧注水機能として低圧注水系の機能喪失を想定する。
さらに重大事故等対処設備による原子炉注水にも期待しない※5 ものとする。これは，炉心損傷前には原子炉を減圧できない状況を想定するためである。
※5 代替原子炉注水弁（残留熱除去系注入弁）制御不能による低圧代替注水系機能喪失を想定。格納容器下部注水系等，復水移送ポンプを用いた原子炉注水以外の緩和
機能には期待する。

(c) 外部電源
外部電源は使用できないものと仮定する。
本評価事故シーケンスへの事故対応に用いる設備は非常用高圧母線に接続されており，非常用ディーゼル発電機からの電源供給が可能であるため，外部電源の有無は事象進展に影響を与えないが，非常用ディーゼル発電機に期待する場合の方が資源の観点で厳しいことを踏まえ，外部電源なしとして設定する。
(d) 高温ガスによる配管等のクリープ破損や漏えい等による影響
原子炉圧力を厳しく評価するため，高温ガスによる配管等のクリープ破損や漏えい等は，考慮しないものとする。
(e) 水素ガス及び酸素ガスの発生
水素ガスの発生については，ジルコニウム−水反応及び溶融炉心・コンクリート相互作用を考慮するものとする。なお，解析コード MAAP の評価結果では水の放射線分解による水素ガス及び酸素ガスの発生を考慮していない。このため，水の放射線分解による水素ガス及び酸素ガスの発生量は「7.2.4 水素燃焼」と同様に，解析コード MAAP で得られる崩壊熱をもとに評価するものとし「7.2.5 溶融炉心・コンクリート相互作用」にてその影響を確認する。
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，事象の発生と同時に発生するものとする。

東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備考ａ．事故条件(a) 起因事象
起因事象として，給水流量の全喪失が発生するものとする。
(b) 安全機能の喪失に対する仮定
高圧注水機能として高圧炉心スプレイ系及び原子炉隔離時冷却系，低圧注水機能として低圧炉心スプレイ系及び残留熱除去系（低圧注水系）が機能喪失す・東海第二では，運転員の対応を厳しるものとし，さらに全交流動力電源喪失の重畳を考慮するものとする。
く評価する観点から，ＳＢＯを想定(c) 重大事故等対処設備による原子炉注水に対する仮定
原子炉圧力容器破損までは重大事故等対処設備による原子炉への注水を考慮
しない※１ものとする。
また，原子炉圧力容器破損後の原子炉注水を考慮しない場合の影響を「3.2.3 ・東海第二では，ＲＰＶ破損後に原子解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価」において考慮するものとする。 炉注水に期待しない場合の感度解※１ 常設低圧代替注水系ポンプを用いた原子炉注水以外の緩和機能となる析をを実施
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）及び格納容器下部注水系（常設）には期待する。また，原子炉圧力容器破損後は，原子炉圧力容器内の冷却を考慮し，代替循環冷却系による原子炉注水を行うものとする。
(d) 外部電源
・マネジメントの観点でＳＢＯを想
外部電源は使用できないものとする。
定。資源の観点では常設代替高圧電
安全機能の喪失に対する仮定に基づき，外部電源なしを想定する。
源装置 5 台が事象発生から 7 日間継続起動した場合でも軽油貯蔵タン
クの容量以下の消費であることを別途評価している。
(e) 高温ガスによる配管等のクリープ破損や漏えい等による影響
原子炉圧力を厳しく評価するため，高温ガスによる配管等のクリープ破損や漏えい等は，考慮しないものとする。
（添付資料 3.2.4）(f) 水素及び酸素の発生
水素の発生については，ジルコニウム−水反応及び溶融炉心・コンクリート
相互作用を考慮するものとする。なお，解析コードＭＡＡＰの評価結果では水の放射線分解による水素及び酸素の発生を考慮していない。このため，水の放射線分解による水素及び酸素の発生量は「3.4 水素燃焼」と同様に，解析コー
ドＭＡＡＰで得られる崩壊熱をもとに評価する。初期条件の初期酸素濃度並び ・東海第二では，本評価事故シーケンに事故条件の水素及び酸素の発生については，「3.4 水素燃焼」と同じである。
スにおいて水素及び酸素の発生の影響を確認
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
原子炉スクラムは，原子炉水位低（レベル３）信号によるものとする。
・解析における原子炉水位低下を厳しく見積もる観点から，原子炉水位低12／62東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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備考（レベル３）信号によりスクラムするものとしている。
・記載方針の相違(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（2 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) 格納容器下部注水系（常設）
原子炉圧力容器破損前に，格納容器下部注水系（常設）により 90m3/h で原子炉格納容器下部に注水し，水位が 2m に到達するまで水張りを実施するものとする。
原子炉圧力容器が破損して溶融炉心が原子炉格納容器下部に落下した後は，格納容器
下部注水系（常設）により崩壊熱相当の注水を行うものとする。
(d) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）
原子炉圧力容器破損前に，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）により 70m3/h で原子炉格納容器内にスプレイする。原子炉圧力容器破損後は，格納容器圧力及び温度上昇の抑制に必要なスプレイ流量を考慮し，130m3/h 以上で原子炉格納容器内にスプレイする。
(e) 代替循環冷却系※6
代替循環冷却系の循環流量は，全体で約 190m3/h とし，ドライウェルへ約 140m3/h，
原子炉格納容器下部へ約 50m3/h にて流量分配し，それぞれ連続スプレイ及び連続注水を実施する。
※6 本格納容器破損モードの評価事故シーケンスは原子炉補機冷却系の機能喪失を伴うものではないが，代替循環冷却系による除熱量の評価においては，保守的に代
替原子炉補機冷却系の設計値を用いる。

(b) 主蒸気隔離弁
主蒸気隔離弁は，事象発生と同時に閉止するものとする。
(c) 再循環ポンプ
再循環ポンプは，事象発生と同時に停止するものとする。
(d) 逃がし安全弁
逃がし安全弁（安全弁機能）にて原子炉冷却材圧力バウンダリの過度の圧力 ・東海第二では，原子炉圧力が高めに維持され，また，原子炉減圧時に原上昇を抑制するものとする。また，原子炉減圧には，逃がし安全弁（自動減圧
子炉圧力が所定の圧力に到達する機能）2 弁を使用するものとし，容量として，1 弁当たり定格主蒸気流量の約までの時間が遅くなることで，ひょ6％を処理するものとする。
うか項目に対して厳しい条件となる安全弁機能に期待している。
(e) 代替循環冷却系
代替循環冷却系の循環流量は，炉心冷却の維持に必要な流量，格納容器圧力及び雰囲気温度の抑制に必要なスプレイ流量を考慮し，全体で 250m３／h とし，原子炉圧力容器破損前及び原子炉圧力容器破損後の格納容器圧力が低下傾向となるまではドライウェルへ 250m３／h で連続スプレイを実施する。原子炉圧
力容器破損後の格納容器圧力が低下傾向に転じた後は，ドライウェルへ 150m３／h，原子炉へ 100m３／h にて流量配分し，それぞれ連続スプレイ及び連続注水を実施する。
(f) 緊急用海水系
代替循環冷却系から緊急用海水系への伝熱容量は，約 14MW（サプレッション・プール水温度 100℃，海水温度 32℃において）とする。
(g) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）
原子炉圧力容器破損の判断後に，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇を抑制
可能な流量を考慮し，300m３／h にて格納容器内にスプレイするものとする。格
納容器圧力が低下傾向となれば，一旦格納容器スプレイを停止するが，再度格
納容器圧力が上昇し，格納容器圧力 465kPa[gage]に到達した場合は，130m３／
h にて格納容器内にスプレイするものとする。
(h) 格納容器下部注水系（常設）
原子炉圧力容器破損の判断後に，溶融炉心の冠水継続が可能な流量を考慮
し，80m３／h にてペデスタル（ドライウェル部）に注水するものとする。
(i) 可搬型窒素供給装置
可搬型窒素供給装置は，窒素 198m３／h 及び酸素 2m３／h の流量で格納容器内に注入するものとする。
(j) コリウムシールド耐熱材の種類
コンクリートの侵食を防止する観点から，ジルコニア耐熱材を設定する。

・設備，運用の相違

・運用の相違・東海第二ではＲＰＶ破損後の溶融
炉心クエンチまでの発生蒸気抑制のためスプレイ流量を増加させるマネ
ジメントとしている。

・運用の相違・設備の相違13／62

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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備考(k) コリウムシールド耐熱材の侵食開始温度
ジルコニア耐熱材の侵食試験結果に基づき，2,100℃を設定する。
（添付資料 3.5.1）(l) ペデスタル（ドライウェル部）床面積
溶融炉心の拡がり面積が狭いことにより，コンクリート侵食量の観点で厳しくなることから，コリウムシールドを考慮した床面積を設定する。
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，「6.3.5 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) 原子炉急速減圧操作は，設計基準事故対処設備による原子炉注水機能（非常用炉心冷却系）のみならず，重大事故等対処設備による原子炉注水機能を含む全ての原子炉
注水機能が喪失している場合の運転手順に従い，原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達した時点で開始する。
(b) 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（原子炉圧力容器破損前の原子炉格納容器冷却）は，原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達したことを確認して開始し，原子炉圧力容器破損を確認した場合に停止する。
(c) 格納容器下部注水系（常設）による原子炉格納容器下部への注水操作（原子炉圧力容器破損前の先行水張り）は，原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達したことを確認して開始し，原子炉格納容器下部の水位が 2m（注水量 180m3 相当）に到達したことを確認した場合に停止する。
(d) 格納容器下部注水系（常設）による原子炉格納容器下部への注水操作（原子炉圧力容器破損後の注水）は，原子炉圧力容器破損を確認した場合に開始する。
(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操作（原子炉圧力容器破損後の原子炉格納容器冷却）は，格納容器圧力が 0.465MPa[gage]又は格納容器
温度が 190℃に到達した場合に開始する。なお，格納容器スプレイは，代替原子炉補機冷却系の準備時間を考慮し，事象発生から約 20 時間後に停止するものとする。
(f) 代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱操作※7 は，代替循環冷却系への切替えの準備時間等を考慮し，格納容器スプレイ停止から 0.5 時間後の，事象発生から 20.5
時間後から開始するものとする。
※7 本格納容器破損モードの評価事故シーケンスは原子炉補機冷却系の機能喪失を伴うものではないが，代替循環冷却系による除熱は保守的に代替原子炉補機冷却系を用いて実施するものとし，除熱操作の開始は，代替原子炉補機冷却系の準備に要する時間を設定する。

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) 原子炉急速減圧操作は，設計基準事故対処設備による原子炉注水機能（非常用炉心冷却系及び原子炉隔離時冷却系）のみならず，重大事故等対処設備による原子炉注水機能を含む全ての原子炉注水機能が喪失している場合の運
転手順に従い，原子炉水位が燃料有効長底部から燃料有効長の 20％上の位 ・運用の相違
置に到達した時点で開始するものとする。
(b) 代替循環冷却系による格納容器除熱操作は，緊急用海水系及び代替循環冷却 ・東海第二では，緊急用海水系及び系の準備時間等を考慮し，事象発生 90 分後から開始するものとする。その 代替循環冷却系による格納容器除熱後，原子炉圧力容器破損後に格納容器圧力が低下傾向に転じて 30 分後に， を実施
ドライウェルと原子炉へ流量配分し，それぞれ連続スプレイ及び連続注水を実施することで，代替循環冷却系による原子炉注水及び格納容器除熱を実施するものとする。
(c) 常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）による格納 ・運用の相違
容器下部水位確保操作は，炉心損傷後に代替循環冷却系による格納容器除熱操作を実施した後に開始し，格納容器下部水位が 1m を超えて上昇したことを確認した場合に停止するが，ペデスタル（ドライウェル部）には事象初期から 1m の水位を形成していることから，有効性評価上は本操作を考慮しないものとする。
(d) 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 ・東海第二では溶融炉心クエンチまよる格納容器冷却操作は，原子炉圧力容器破損の判断及び操作実施に必要な での発生蒸気抑制のため原子炉圧力時間を考慮し，原子炉圧力容器破損の 6 分後に開始するものとする。また， 容器破損時点で格納容器スプレイを
原子炉圧力容器破損後に格納容器圧力が低下傾向に転じて 30 分後に停止す 実施する。
るものとする。その後，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）による格納容器圧力制御操作は，格納容器圧力が465kPa[gage]に到達した場合に開始し，格納容器圧力が 400kPa[gage]まで低下した場合に停止する間欠注水を行うものとする。
(e) 常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）による溶融 ・運用の相違
炉心への注水操作は，操作実施に必要な時間を考慮し，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
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青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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備考

作の 1 分後に開始するものとする。また，格納容器下部水位が 2.75m に到達した場合に停止するものとする。その後は，格納容器下部水位が 2.25m まで低下した場合に注水を開始し，2.75m に到達した場合に停止する間欠注水を行うものとする。
(f) 可搬型窒素供給装置を用いた格納容器内への窒素供給操作は，格納容器内酸 ・運用の相違
素濃度が 4.0vol％（ドライ条件）に到達した場合にサプレッション・チェン
バ内へ窒素供給を開始するものとする。
(3) 有効性評価（Cs-137 の放出量評価）の条件(3) 有効性評価（Ｃｓ−137 放出量評価）の条件
a. 事象発生直前まで，定格出力の 100%で長時間にわたって運転されていたものとする。
(a) 事象発生直前まで，定格出力の 100％で長期間にわたって運転されていたもその運転時間は，燃料を約 1/4 ずつ取り替えていく場合の平衡炉心を考え，最高のとする。その運転時間は，燃料を約 1／4 ずつ取り替えていく場合の平衡炉
50,000 時間とする。
心を考え，最高 50,000 時間とする。
b. 代替循環冷却系を用いた場合の環境中への総放出量の評価においては，原子炉内に(b) 原子炉内に内蔵されている核分裂生成物は，事象進展に応じた割合で，格納内蔵されている核分裂生成物が事象進展に応じた割合で，原子炉格納容器内に放出※
容器内に放出されるものとする。
8 されるものとする。
※8 セシウムの原子炉格納容器内への放出割合については，本評価事故シーケンスにおいては解析コード MAAP の評価結果の方が NUREG-1465 より大きく算出する。
c. 原子炉格納容器内に放出された Cs-137 については，格納容器スプレイやサプレッ
ション・チェンバのプール水でのスクラビングによる除去効果を考慮する。

(c) 格納容器内に放出されたＣｓ−137 については，格納容器スプレイやサプレ
ッション・プール水でのスクラビング等による除去効果を受けるものする。

d. 原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えいについて考慮する。
漏えい量の評価条件は以下のとおりとする。
a) 原子炉格納容器からの漏えい量は，格納容器圧力に応じた設計漏えい率をもとに評価する。
b) 非常用ガス処理系による原子炉建屋の設計負圧が維持されていることを想定し，設計換気率 0.5 回/日相当を考慮する。

(d) 原子炉建屋から大気中へ漏えいするＣｓ−137 の漏えい量評価条件は以下のとおりとする。
a) 格納容器からの漏えい率は，設計漏えい率及びＡＥＣの式等に基づき設定
した漏えい率を基に格納容器圧力に応じて変動するものとする。
b) 漏えい量を保守的に見積もるため，原子炉建屋ガス処理系（非常用ガス再 ・東海第二では，準備時間等を考慮して，事象発生 2 時間後から原子循環系及び非常用ガス処理系で構成）により原子炉建屋の負圧が達成され炉建屋ガス処理系の効果に期待しるまでの期間は，原子炉建屋内の放射性物質の保持機能に期待しないものており，起動前後で評価方法を変とする。また，原子炉建屋ガス処理系により負圧を達成した後は，大気への更している。
放出率を 1 回／日（設計値）とする。
なお，原子炉建屋ガス処理系は，常設代替高圧電源装置からの交流電源の供給を受けて中央制御室からの遠隔操作により事象発生 115 分後に起動し，起動後 5 分間で負圧が達成されることを想定する。
c) 原子炉建屋内での放射能の時間減衰及び除去効果は考慮しないものとする。
（添付資料 3.2.5）c ) 原子炉建屋内での放射能の時間減衰は考慮せず，また，原子炉建屋内での粒子状物質の除去効果は保守的に考慮しない。

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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備考(4) 有効性評価の結果
本評価事故シーケンスにおける原子炉圧力，原子炉水位（シュラウド内外水位），格納
容器圧力，格納容器温度，サプレッション・チェンバ・プール水位及び注水流量の推移
を第 7.2.2−7 図から第 7.2.2−12 図に示す。

(4) 有効性評価の結果
本評価事故シーケンスにおける原子炉圧力，原子炉水位（シュラウド内外水位）
及び原子炉圧力容器下部ヘッド温度の推移を第 3.2-4 図から第 3.2-6 図に，格納容
器圧力，格納容器雰囲気温度，サプレッション・プール水位及び注水流量の推移を
第 3.2-7 図から第 3.2-14 図に，ペデスタル（ドライウェル部）の水位，ペデスタ
ル（ドライウェル部）の壁面及び床面のコンクリート侵食量並びにドライウェル及びサプレッション・チェンバの気相濃度（ウェット条件，ドライ条件）の推移を第3.2-15 図から第 3.2-25 図にそれぞれ示す。
a. 事象進展
ａ．事象進展事象発生後，全ての設計基準事故対処設備による原子炉注水機能（非常用炉心冷却系）
事象発生後，全ての設計基準事故対処設備による原子炉注水機能（非常用炉心が機能喪失し，重大事故等対処設備による原子炉注水機能についても使用できないもの
冷却系及び原子炉隔離時冷却系）が機能喪失し，重大事故等対処設備による原子と仮定することから，原子炉水位は急速に低下する。水位低下により炉心が露出し，事炉注水機能についても使用できないものと仮定することから，原子炉水位は急速象発生から約 1.0 時間後に炉心損傷に至る。原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料に低下する。水位低下により炉心が露出し，事象発生から約 35 分後に炉心損傷
棒の長さの 10%上の位置に到達した時点（事象発生から約 1.4 時間後）で，中央制御室が開始する。原子炉水位が燃料有効長底部から燃料有効長の 20％上の位置に到 ・運用の相違
からの遠隔操作により逃がし安全弁 2 個を手動で開放することで，原子炉急速減圧を達した時点（事象発生から約 38 分後）で，中央制御室からの遠隔操作により逃実施する。原子炉減圧後の低圧代替注水系（常設）による原子炉注水は実施しないもの
がし安全弁（自動減圧機能）2 弁を手動で開放することで，原子炉急速減圧を実と仮定するため，事象発生から約 7.0 時間後に原子炉圧力容器破損に至る。
施する。
・設備，運用による相違
事象発生から約 3.7 時間後，原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達した時点で，事象発生から 90 分後に代替循環冷却系による格納容器除熱を行う。
格納容器下部注水系（常設）による原子炉圧力容器破損前の原子炉格納容器下部への水
また，代替循環冷却系による格納容器除熱操作を実施後，常設低圧代替注水系張りを開始すると同時に，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
ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部水位確保操作を冷却を行うことにより格納容器温度の上昇を抑制する。格納容器下部注水系（常設）に実施し，格納容器下部水位を約 1.0m に調整する。
よる注水流量を約 90m3/h とし，水位が 2m に到達するまで約 2 時間の注水を実施する
原子炉減圧後の低圧代替注水系（常設）又は代替循環冷却系による原子炉注水ことで原子炉格納容器下部に 2m の水位を確保し，事象発生から約 5.7 時間後に原子炉は実施しないものと仮定するため，事象発生から約 4.5 時間後に原子炉圧力容器破損に至る。
格納容器下部への水張りを停止する。
原子炉圧力容器が破損し，溶融炉心が原子炉格納容器下部の水位約 2m の水中に落下
原子炉圧力容器が破損し，溶融炉心がペデスタル（ドライウェル部）の水位約 ・運用（手順）による相違
する際に，溶融炉心から原子炉冷却材への伝熱が起こり，水蒸気が発生することに伴う圧力上昇が生じる。
溶融炉心が原子炉格納容器下部に落下した後は，格納容器下部注水系（常設）により原子炉格納容器下部に崩壊熱相当の注水を継続的に行い，溶融炉心を冷却する。

崩壊熱が原子炉格納容器内に蒸気として放出されるため，格納容器圧力は急激に上昇する。格納容器圧力が 0.465MPa[gage]に到達した時点で代替格納容器スプレイ冷却系（常設）の流量を 130m3/h 以上にすることにより，格納容器圧力及び温度の上昇は抑制される。

1m の水中に落下する際に，溶融炉心からペデスタル（ドライウェル部）プール水への伝熱が起こり，水蒸気が発生することに伴う圧力上昇が生じる。
溶融炉心がペデスタル（ドライウェル部）に落下した後は，常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）によりペデスタル（ドライウェル部）に 80m３／h の注水を行い，溶融炉心を冠水維持することで，継続的に溶融炉心の冷却を実施する。
崩壊熱が格納容器内に蒸気として放出されるため，格納容器圧力は急激に上昇する。原子炉圧力容器破損前から代替循環冷却系による格納容器除熱操作により250m３／h の格納容器スプレイを実施していること，原子炉圧力容器破損を判断した時点で，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により 300m３／h の格納容器スプレイを実施す
ることにより，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇は抑制される。

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
事象発生から 20.5 時間が経過した時点で，代替原子炉補機冷却系による代替循環冷却系の運転を開始する。代替循環冷却系により，格納容器圧力及び温度の上昇は抑制され，その後，徐々に低下するとともに，原子炉格納容器下部の溶融炉心は安定的に冷却される。

なお，事象発生から約 7.0 時間後の原子炉圧力容器破損までは，逃がし安全弁によって原子炉圧力を 2.0MPa[gage]以下に維持することが必要となるが，炉心損傷後の原子
炉圧力容器から逃がし安全弁を通ってサプレッション・チェンバへ放出される高温流体
や格納容器温度等の熱的影響を考慮しても，逃がし安全弁は確実に開状態を維持することが可能である。

b. 評価項目等
原子炉圧力容器破損直前の原子炉圧力は約 0.3MPa[gage]であり，2.0MPa[gage]以下に低減されている。
本評価では，「6.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(4)の評価項
目について，原子炉圧力をパラメータとして対策の有効性を確認した。なお，「6.2.2.2
有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(5)及び(8)の評価項目については「7.2.3 原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用」及び「7.2.5 溶融炉心・コン
クリート相互作用」にて評価項目を満足することを確認している。また，原子炉格納容器下部に落下した溶融炉心及び原子炉格納容器の安定状態維持については「7.2.5 溶融
炉心・コンクリート相互作用」にて確認している。
なお，「6.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(3)の評価
項目については「7.2.1 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，選定された評価事故シーケンスに対して対策の有効性を確認しているが，溶融炉心が原子炉格納容器下部に落下した場合については， 本評価において，「6.2.2.2
有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(3)の評価項目について対策の有効性を確認できる。

東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備考

格納容器圧力が低下傾向となった時点で，常設低圧代替注水系ポンプを用いた
格納容器冷却を停止するとともに，代替循環冷却系の循環流量をドライウェルへ
150m３／h，原子炉へ 100m３／h に分配する。その後，格納容器圧力が 465kPa[gage]に到達した時点で，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 130m３／h の格納容器スプレイを実施する。これらによって，格納容器圧力及び雰囲気圧力及び温度の上昇は抑制され，その後，徐々に低下するとともに，ペデスタル（ドライウェル部）の溶融炉心は安定的に冷却される。
また，格納容器内酸素濃度が 4.0vol％（ドライ条件）に到達した時点で，可搬型窒素供給装置を用いた格納容器（サプレッション・チェンバ）内への窒素供給操作を実施することで，格納容器内酸素濃度の上昇が抑制される。
なお，事象発生から約 4.5 時間後の原子炉圧力容器破損までは，逃がし安全弁（自動減圧機能）によって原子炉圧力を 2.0MPa[gage]以下に維持することが必要となるが，炉心損傷後の原子炉圧力容器から逃がし安全弁（自動減圧機能）を通ってサプレッション・チェンバへ放出される高温流体や格納容器温度等の熱的影響を考慮しても，逃がし安全弁（自動減圧機能）は確実に開状態を維持することが可能である。
（添付資料 3.2.6）
ｂ．評価項目等
格納容器圧力は，第 3.2.-7 図及び第 3.2-9 図に示すとおり，格納容器内に崩 ・東海第二では，本評価事故シーケ
壊熱等の熱によって発生した水蒸気等が放出されるため徐々に上昇するが，常設ンスに(5)及び(8)以外の評価項目
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）による格納を記載
容器冷却及び代替循環冷却系による格納容器除熱を行うことによって，圧力上昇は抑制される。事象発生の約 7.4 時間後に最高値の約 0.47MPa[gage]となるが，以降は低下傾向となることから，格納容器バウンダリにかかる圧力は，評価項目である最高使用圧力の 2 倍（0.62MPa[gage]）を下回る。なお，格納容器バウン
ダリにかかる圧力が最大となる事象発生約 7.4 時間後においても，水の放射線分解によって発生する水素及び酸素は，格納容器内の非凝縮性ガスに占める割合の3％未満であるため，その影響は無視し得る程度である。
（添付資料 3.2.7）
格納容器雰囲気温度は，第 3.2-8 図及び第 3.2-10 図に示すとおり，格納容器内に崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気等が放出されるため徐々に上昇する
が，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及び代替循環冷却系による格納容器除熱を行うことによって，温度上昇は抑制される。事象発生の約 7.4 時間後に最高値の約 151℃となるが，以降は低下傾向となることから，評価項目である 200℃を下回る。
原子炉圧力は，第 3.2-4 図に示すとおり，原子炉圧力容器の破損直前で約0.2MPa[gage]であり，原子炉圧力容器の破損までに 2.0MPa[gage]以下に低減され
る。
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ここで，「6.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(3)の評価項目については，原子炉格納容器が健全であるため，原子炉格納容器から原子炉建屋への放射性物質の漏えい量は制限され，また，大気中へはほとんど放出されないものと考えられる。これは，原子炉建屋内に漏えいした放射性物質は，原子炉建屋内で時間減衰し，また，粒子状放射性物質は，原子炉建屋内での重力沈降や水蒸気の凝縮に伴い，原子炉建
屋内に沈着すると考えられるためである。原子炉建屋内での放射性物質の時間減衰及び粒子状放射性物質の除去効果等を保守的に考慮せず，原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えいを想定した場合，漏えい量は約 2.5TBq（7 日間）となり，100TBq を下回る。
事象発生からの 7 日間以降，Cs-137 の漏えいが継続した場合の影響評価を行ったところ，約 2.6TBq(30 日間)及び約 2.6TBq(100 日間) であり，100TBq を下回る。

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備

考

格納容器内の水素濃度は，第 3.2-24 図及び第 3.2-25 図に示すとおり，ジルコ ・東海第二では，本評価事故シーケ
ンスに(5)及び(8)以外の評価項目
ニウム−水反応等により発生した水素が格納容器へ放出されることで 13vol％をを記載
上回るが，第 3.2-20 図及び第 3.2-21 図に示すとおり，格納容器内酸素濃度が4.0vol％（ドライ条件）に到達した時点で可搬型窒素供給装置を用いた格納容器
内への窒素供給を行うことによって，酸素濃度の最高値は約 4.0vol％（ドライ条件）にとどまることから，可燃限界である 5vol％を下回る。なお，コリウムシー
ルドによってペデスタル（ドライウェル部）の壁面及び床面のコンクリートの侵食は抑制されることから，溶融炉心・コンクリート相互作用による可燃性ガスは発生しない。
第 3.2-9 図及び第 3.2-10 図に示すとおり，事象発生から約 4.5 時間後に溶融
炉心がペデスタル（ドライウェル部）へ落下するが，常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）への注
水，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並びに代替循環冷却系による原子炉注水及び格納容器除熱を行うことで，第 3.2-7 図及び第 3.2-8 図に示すとおり，格納容器圧力及び格納容
器雰囲気温度は低下傾向を示し，ペデスタル（ドライウェル部）に落下した溶融
炉心及び格納容器雰囲気は安定して除熱される。
事象発生から 7 日までの大気中へのＣｓ−137 放出量は，約 3.2×10−２TBq で ・記載方針の相違あり，評価項目である 100TBq を下回る。また，事象発生から 7 日間以降，Ｃｓ−137 の放出が継続した場合の放出量評価を行ったところ，約 3.4×10−２TBq（事象発生 30 日間）及び約 3.9×10−２TBq（事象発生 100 日間）であり，いずれの場
合も 100TBq を下回る。
（添付資料 3.2.5，3.2.8）
本評価では，「1.2.2.2 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)，(6)及び(7)の評価項目並びにペデスタル（ドライウェル部）に落下した
溶融炉心及び格納容器の安定状態の維持について，対策の有効性を確認した。
「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(5)の評価項目については，「3.3 原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用」において確認している。また，(8)の評価項目については，「3.5 溶融炉心・コンクリート相互作用」において確認している。

7.2.2.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
3.2.3 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
する。
のとする。
格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」では，設計基準事
格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」では，設計基準
故対処設備による原子炉注水機能（非常用炉心冷却系）のみならず，重大事故等対処設
事故対処設備による原子炉注水機能（非常用炉心冷却系及び原子炉隔離冷却系）のみ
備による原子炉注水機能を含む全ての原子炉注水機能が喪失して炉心損傷に至り，原子ならず，重大事故等対処設備による原子炉注水機能を含む全ての原子炉注水機能が喪
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炉圧力容器が破損する前に手動操作により原子炉減圧を行うことが特徴である。
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，原
子炉急速減圧操作及び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（原子炉圧力容器破損前の原子炉格納容器冷却）とする。
本評価事故シーケンスの有効性評価における現象の不確かさとしては，溶融炉心落下
流量，溶融ジェット径，溶融炉心粒子化割合，冷却材とデブリ粒子の伝熱，炉心ヒート
アップ，炉心崩壊挙動，溶融炉心と上面水プールとの伝熱，溶融炉心と原子炉圧力容器間の熱伝達，原子炉圧力容器破損判定が挙げられる。
これらの不確かさに対して，燃料ペレットが崩壊する時間及び温度，溶融ジェット径，
エントレインメント係数，デブリ粒子径，ジルコニウム−水反応速度，限界熱流束に係る係数，下部プレナムギャップ除熱量に係る係数，溶接部破損時の最大ひずみを変化させた場合の本格納容器破損モードに対する影響は小さいことを確認している。
また，
原子炉水位を監視し，原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に達した時点で原子炉急速減圧を行うといった，徴候を捉えた対応を図ること
によって，炉心下部プレナムへの溶融炉心移行が発生する前に速やかに 2.0MPa[gage]を十分下回る圧力まで原子炉を減圧可能であることを確認している。
(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
本格納容器破損モードにおいて不確かさの影響評価を行う重要現象とは，「6.7 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内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管
変形の不確かさとして，炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現性及び CORA 実験についての再現性を確認している。炉心ヒートアップの感度解析（ジルコニウム−水反応速度の係数についての感度解析）では，炉心溶融時間及び炉心下部
プレナムへの溶融炉心移行の開始時間に対する感度は数分程度であり，影響は小さいことを確認している。本評価事故シーケンスでは，重大事故等対処設備を含む全ての原子炉への注水機能が喪失することを想定しており，最初に実施すべき操作は原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達した時点の原子炉減圧操作であり，また，燃料被覆管温度等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。また，原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達した時点で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（原子炉圧力容器破損前の原子炉格納容器冷却）を実施するが，炉心下部プレナムへの

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備

考失して炉心損傷に至り，原子炉圧力容器が破損する前に手動操作により原子炉減圧を行うことが特徴である。
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，原子炉急速減圧操作，緊急用海水系による海水通水操作及び代替循環冷却系によ ・東海第二ではＲＰＶ破損前から格る格納容器除熱操作とする。
納容器圧力及び雰囲気温度緩和のための代替循環冷却系による格納容器
本評価事故シーケンスの有効性評価における現象の不確かさとしては，溶融炉心落 除熱を実施する。
下流量，溶融ジェット径，溶融炉心粒子化割合，冷却材とデブリ粒子の伝熱，炉心ヒートアップ，炉心崩壊挙動，溶融炉心と上面水プールとの伝熱，溶融炉心と原子炉圧力容器間の熱伝達，原子炉圧力容器破損判定が挙げられる。
これらの不確かさに対して，燃料ペレットが崩壊する時間及び温度，溶融ジェット
径，エントレインメント係数，デブリ粒子径，ジルコニウム−水反応速度，限界熱流束に係る係数，下部プレナムギャップ除熱量に係る係数，溶接部破損時の最大ひずみを変化させた場合の本格納容器破損モードに対する影響は小さいことを確認している。
また，原子炉水位を監視し，原子炉水位が燃料有効長底部から燃料有効長の 20％上 ・運用の相違の位置に到達した時点で原子炉急速減圧を行うといった，徴候を捉えた対応を図ることによって，炉心下部プレナムへの溶融炉心移行が発生する前に速やかに2.0MPa[gage]を十分下回る圧力まで原子炉を減圧可能であることを確認している。
(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
本格納容器破損モード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内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管変形の不確かさとして，炉心ヒートアップに関するモデルは，ＴＭＩ事故についての再現性及びＣＯＲＡ実験についての再現性を確認している。炉心ヒー
トアップの感度解析（ジルコニウム−水反応速度の係数についての感度解析）では，炉心溶融時間及び炉心下部プレナムへの溶融炉心移行の開始時間に対する感度は数分程度であり，影響は小さいことを確認している。本評価事故シーケンス
では，重大事故等対処設備を含む全ての原子炉への注水機能が喪失することで原
子炉圧力容器破損に至ることを想定しており，最初に実施すべき操作は原子炉水位が燃料有効長底部から燃料有効長の 20％上の位置に到達した時点の原子炉減圧操作であり，また，燃料被覆管温度及び原子炉圧力容器温度等を操作開始の起 ・東海第二では格納容器下部水温計
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
により原子炉圧力容器の破損を判い。
断する手順としており，原子炉圧
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溶融炉心移行の開始時間の不確かさは小さく，炉心下部プレナムへ溶融炉心が移行した
際の原子炉圧力容器下鏡部温度の上昇は急峻であることから，原子炉圧力容器下鏡部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）による原子炉格納容器冷却操作（原子炉圧力容器破損前の原子炉格納容器冷却）に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。
炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）
・対向流の不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）は，原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コード SAFER の評価結果との比較により水位低下幅は解析
コード MAAP の評価結果の方が保守的であることを確認している。このため，原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達する時間が早まる可能性があるが，数分程度の差異であることから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材との熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性を確認している。また，炉心ノード崩壊のパラメータを低下させた感度解析により原子炉圧力容器破損時間に与える影響は小さいことを確認している。リロケーションの影響を受ける可能性がある操作としては，原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達した時点での代替格納容器
スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作（原子炉圧力容器破損前の原子炉格納容器冷却）があるが，炉心下部プレナムへの溶融炉心移行の開始時間の不確かさは小さく，炉心下部プレナムへ溶融炉心が移行した際の原子炉圧力容器下鏡部温度の上昇は急峻であることから，原子炉圧力容器下鏡部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）による原子炉格納容器冷却操作（原子炉圧力容器破損
前の原子炉格納容器冷却）に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器内 FCI（溶融炉心細粒化）及び原
子炉圧力容器内 FCI（デブリ粒子熱伝達）の不確かさとして，下部プレナムでの溶融炉
心の挙動に関する感度解析により，原子炉圧力容器破損時の原子炉圧力に与える影響は小さいことを確認している。本評価事故シーケンスでは，原子炉圧力容器内 FCI 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。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における炉心下部プレナムでの溶融炉心の熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性を確認している。また，炉心下部プレナムと溶融炉心の熱伝達に関する感度解析により原子炉圧力容器破損
時間に与える影響は小さいことを確認している。炉心下部プレナムでの溶融炉心の熱伝
達の不確かさの影響を受ける可能性がある操作としては，原子炉圧力容器下鏡部温度が300℃に到達した時点で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（原子炉圧力容器破損前の原子炉格納容器冷却）があるが，炉心下部プレナム
での溶融炉心の熱伝達の不確かさは小さいことから，原子炉圧力容器下鏡部温度を操作
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）による原子炉格納容器冷却東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備考

力容器内の重要現象の不確かさの影響はない。

炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）
・対向流の不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）は，原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コードＳＡＦＥＲの評価結果との比較
により水位低下幅は解析コードＭＡＡＰの評価結果の方が保守的であることを確認している。このため，原子炉水位が燃料有効長底部から燃料有効長の 20％上の位置に到達する時間が早まる可能性があるが，数分程度の差違であることから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材との熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルはＴＭＩ事故についての再現性を確認している。また，炉心ノード崩壊のパラメータを低下させた感度解析により原子 ・東海第二では格納容器下部水温計
炉圧力容器破損時間に与える影響は小さいことを確認している。本評価事故シー
により原子炉圧力容器の破損を判
ケンスでは，リロケーション及び構造材との熱伝達を操作開始の起点としている
断する手順としており，原子炉圧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。
力容器内の重要現象の不確かさの影響はない。

炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器内ＦＣＩ（溶融炉心細粒化）及び原子炉圧力容器内ＦＣＩ（デブリ粒子熱伝達）の不確かさとして，下部
プレナムでの溶融炉心の挙動に関する感度解析により，原子炉圧力容器破損時の原子炉圧力に与える影響は小さいことを確認している。本評価事故シーケンスでは，原子炉圧力容器内ＦＣＩ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。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における炉心下部プレナムでの溶融炉心の熱伝
達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルはＴＭＩ事故についての再現性を確認している。また，炉心下部プレナムと溶融炉心の熱伝達に関する感度解析により原子炉圧力容器破損時間に与える影響は小さいことを確認している。本評価事 ・東海第二では格納容器下部水温計
故シーケンスでは，下部プレナムでの溶融炉心の熱伝達を操作開始の起点としてにより原子炉圧力容器の破損を判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。
断する手順としており，原子炉圧
力容器内の重要現象の不確かさの影響はない。

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
操作（原子炉圧力容器破損前の原子炉格納容器冷却）に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器破損の不確かさとして，制御棒
駆動機構ハウジング溶接部の破損判定に用いる最大ひずみ（しきい値）に関する感度解析により最大ひずみを低下させた場合に原子炉圧力容器破損時間が早まることを確認している。
本評価事故シーケンスでは，原子炉圧力容器破損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。

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内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管
変形の不確かさとして，炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現性及び CORA 実験についての再現性を確認している。炉心ヒートアップの感度解析（ジルコニウム−水反応速度の係数についての感度解析）では，炉心溶融時間及び炉心下部
プレナムへの溶融炉心移行の開始時間への感度は数分程度であり，影響は小さいことを確認している。本評価事故シーケンスでは，原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達した時点での運転員等操作による原子炉急速減圧によって速やかに原子炉圧力を 2.0MPa[gage]以下に低減し，原子炉圧力容器破損時の原子炉
圧力を 2.0MPa[gage]以下に維持しているため，運転員等操作時間に与える影響はない
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。
炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）
・対向流の不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）は，原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コード SAFER の評価結果との比較により水位低下幅は解析
コード MAAP の評価結果の方が保守的であることを確認している。このため，原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達する時間が早まる可能性があるが，数分程度の差異であり，原子炉急速減圧操作後に原子炉圧力は速やかに低下することから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材との熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性を確認している。また，炉心ノード崩壊のパラメータを低下させた感度解析により炉心溶融時間に与える影
響は小さいことを確認している。本評価事故シーケンスでは，原子炉圧力容器が破損す

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備

考

炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器破損の不確かさとして，制御棒駆動機構ハウジング溶接部の破損判定に用いる最大ひずみ（しきい値）に関する感度解析により最大ひずみを低下させた場合に原子炉圧力容器破損時間が早まることを確認している。本評価事故シーケンスでは，原子炉圧力容器破損を操作開始の起点としている操作として常設低圧代替注水系ポンプを用いた代 ・運用の相違
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があるが，原子炉圧
力容器破損（事象発生から約 4.5 時間後）に対して早まる時間はわずかであり，また，原子炉圧力容器温度（下鏡部）が 300℃に到達したこと等をもって破損兆候を検知し，原子炉圧力容器の破損判断パラメータである格納容器下部水温計の指示を継続監視することで，原子炉圧力容器破損を速やかに判断可能であることから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
（添付資料 3.2.9）
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内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管変形の不確かさとして，炉心ヒートアップに関するモデルは，ＴＭＩ事故についての再現性及びＣＯＲＡ実験についての再現性を確認している。炉心ヒー
トアップの感度解析（ジルコニウム−水反応速度の係数についての感度解析）では，炉心溶融時間及び炉心下部プレナムへの溶融炉心移行の開始時間への感度は数分程度であり，影響は小さいことを確認している。本評価事故シーケンスでは，
原子炉水位が燃料有効長底部から燃料有効長の 20％上の位置に到達した時点での 運 転 員 等 操 作 に よ る 原 子 炉 急 速 減 圧 に よ っ て 速 や か に 原 子 炉 圧 力 を ・運用の相違
2.0MPa[gage] 以 下 に 低 減 し ， 原 子 炉 圧 力 容 器 破 損 ま で に 原 子 炉 圧 力 を2.0MPa[gage]以下に維持しているため，運転員等操作時間に与える影響はないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）
・対向流の不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）は，原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コードＳＡＦＥＲの評価結果との比較
により水位低下幅は解析コードＭＡＡＰの評価結果の方が保守的であることを確認している。このため，原子炉水位が燃料有効長底部から燃料有効長の 20％上の位置に到達する時間が早まる可能性があるが，数分程度の差異であり，原子炉
急速減圧操作後に原子炉圧力は速やかに低下することから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材との熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルはＴＭＩ事故についての再現性を確認している。また，炉心ノード崩壊のパラメータを低下させた感度解析より炉心溶融時間に与える影響は小さいことを確認している。本評価事故シーケンスでは，
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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
る前に， 十分な時間余裕をもって手動減圧により原子炉圧力を 2.0MPa[gage]以下に維持していることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器内 FCI（溶融炉心細粒化）及び原子炉圧力容器内 FCI（デブリ粒子熱伝達）の不確かさとして，下部プレナムでの溶融
炉心の挙動に関する感度解析により，原子炉圧力容器破損時の原子炉圧力に与える影響
は小さいことを確認している。本評価事故シーケンスでは，原子炉圧力容器が破損する
前に， 十分な時間余裕をもって手動減圧により原子炉圧力を 2.0MPa[gage]以下に維持していることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における炉心下部プレナムでの溶融炉心の熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性を確認している。また，炉心下部プレナムと溶融炉心の熱伝達に関する感度解析により原子炉圧力容器破損
時間に与える影響は小さい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。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器破損の不確かさとして，制御棒
駆動機構ハウジング溶接部の破損判定に用いる最大ひずみ（しきい値）に関する感度解析により最大ひずみを低下させた場合に原子炉圧力容器破損が早まることを確認しているが，原子炉圧力容器破損（事象発生から約 7 時間後）に対して早まる時間はわずかであることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備考

原子炉圧力容器破損が発生する前に，十分な時間余裕をもって手動減圧により原子炉圧力を 2.0MPa[gage]以下に維持していることから，評価項目となるパラメー
タに与える影響はない。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器内ＦＣＩ（溶融炉心細粒化）及び原子炉圧力容器内ＦＣＩ（デブリ粒子熱伝達）の不確かさとして，下部
プレナムでの溶融炉心の挙動に関する感度解析により，原子炉圧力容器破損時の原子炉圧力に与える影響は小さいことを確認している。本評価事故シーケンスでは，原子炉圧力容器破損が発生する前に，十分な時間余裕をもって手動減圧により原子炉圧力を 2.0MPa[gage]以下に維持していることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における炉心下部プレナムでの溶融炉心の熱伝
達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルはＴＭＩ事故についての再現性を確認している。また，炉心下部プレナムと溶融炉心の熱伝達に関する感度解析により原子炉圧力容器破損時間に与える影響は小さい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。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器破損の不確かさとして，制御棒駆動機構ハウジング溶接部の破損判定に用いる最大ひずみ（しきい値）に対する感度解析により最大ひずみを低下させた場合に原子炉圧力容器破損が早まることを確認しているが，原子炉圧力容器破損（事象発生から約 4.5 時間後）に対して早まる時間はわずかであることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
（添付資料 3.2.9）(2) 解析条件の不確かさの影響評価(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
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 7.2.2−2 表に示
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 3.2-2 表にすとおりであり，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。
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。
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
(a) 運転員等操作時間に与える影響
最確条件は 33GWd／t 以下であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とし ・炉心設計の相違
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 に対応したものとした場合は，解析条件で設定している崩壊熱よりもおおむね小さくなるため，発ており，その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，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（原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
子炉急速減圧操作を実施すること）に変わりはないことから，運転員等操作時
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（原子炉水位に応間に与える影響はない。また，原子炉圧力容器破損に至るまでの事象進展は緩じて急速減圧を実施すること）に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影和されるが，操作手順（緊急用海水系ポンプを用いた緊急用海水系による海水響はない。また，原子炉圧力容器破損に至るまでの事象進展は緩和されるが，操作手順
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柏崎刈羽原子力発電所６／７号機（原子炉圧力容器下鏡部温度に応じて原子炉格納容器冷却操作（原子炉圧力容器破損前の原子炉格納容器冷却）を実施すること）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，原子炉水位及び炉心流量は，解析条件の不確かさとして，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。
(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
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 に対応したものとしており，その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，原子炉急速減圧操作の開始が遅くなるが，原子炉圧力容器破損も遅くなり，原子炉急速減圧操作開始後に原子炉圧力は速やかに低下することから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位及び炉心流量は，解析条件の不確かさとして，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。
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
操作条件の原子炉急速減圧操作は，解析上の操作時間として原子炉水位が有効燃料棒
底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達時（事象発生から約 1.4 時間後）を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，原子炉水位が有効燃料棒底部から
有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達するまでに事象発生から約 1.4 時間の時間余裕があり，また，原子炉急速減圧操作は原子炉水位の低下傾向を監視しながらあらかじめ準備が可能であり，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であるため，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，中央制御室で行う作業であり，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（原東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備考

通水操作及び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 ・設備，運用の相違
系（常設）による格納容器冷却操作を実施すること）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，原子炉水位及び炉心流量は，解析条件の不確かさとして，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。
（添付資料 3.2.9）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
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 33GWd／t 以下であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とし ・炉心設計の相違た場合は，解析条件で設定している崩壊熱よりもおおむね小さくなるため，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，原子炉急速減圧操作の開始が遅くなるが，原子炉圧力容器破損も遅くなり，原子炉急速減圧操作
開始後に原子炉圧力は速やかに低下することから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位及び炉心流量は，解析条件の不確かさとして，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。
（添付資料 3.2.9）
ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作に係る不確かさを「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
操作条件の原子炉急速減圧操作は，解析上の操作時間として原子炉水位が燃
料有効長底部から燃料有効長の 20％上の位置に到達時（事象発生から約 38 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，原子炉水位が燃 ・運用の相違
料有効長底部から燃料有効長の 20％上の位置に到達するまでには事象発生か
ら約 38 分の時間余裕があり，また，原子炉急速減圧操作は原子炉水位の低下傾向を監視しながらあらかじめ準備が可能であり，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であるため，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くなる可能性があるが，中央制御室で行う作業であり，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。
操作条件の緊急用海水系による海水通水操作及び代替循環冷却系による格23／62

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

子炉圧力容器破損前の原子炉格納容器冷却）は，解析上の操作開始時間として原子炉圧
力容器下鏡部温度が 300℃に到達したことを確認しての開始を設定している。運転員等
操作時間に与える影響として，原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達するまでに事象発生から約 3.7 時間の時間余裕がある。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操作は原子炉圧力容器下鏡部温度を監視しながらあらかじめ準備が可能であり，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であるため，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，中央制御室で行う作業であり，また，他の並列操作を加味して操作の所要時間を算定していることから，他の操作に与える影響はない。

納容器除熱操作は，解析上の操作開始時間として事象発生から 90 分後を設定 ・運用の相違している。運転員等操作時間に与える影響として，代替循環冷却系運転は事象
発生 90 分後に開始することとしているが，時間余裕を含めて設定されているため操作の不確かさ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は小さい。また，本操作の操作開始時間は，緊急用海水系の準備期間を考慮して設定したものであり，緊急用海水系の操作開始時間が早まれば，本操作の操作時間も早まる可能性があり，代替循環冷却系の運転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。
（添付資料 3.2.9）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の原子炉急速減圧操作は，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。
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（原子炉圧力容器破損前の原子炉格納容器冷却）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。

(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の原子炉急速減圧操作は，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。
操作条件の緊急用海水系による海水通水操作及び代替循環冷却系による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，操作開始時間が早 ・設備の相違
まった場合には，本操作も早まる可能性があり，格納容器圧力及び雰囲気温度を早期に低下させる可能性があることから，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 3.2.9）(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。
操作条件の原子炉急速減圧操作については，原子炉圧力容器破損までに完了する必要があるが，原子炉圧力容器破損までの時間は事象発生から約 7.0 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（原子炉圧力容器破損前の原子炉格納容器冷却）については，原子炉圧力容器下鏡部温度が300℃に到達後，速やかに実施することが望ましいが，原子炉圧力容器破損前は，本操作が実施できないと仮定しても，格納容器圧力及び温度が原子炉格納容器の限界圧力及び限界温度に到達することはなく，逃がし安全弁による原子炉減圧機能維持も可能である
ことから，時間余裕がある。

(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。
操作条件の原子炉急速減圧操作については，原子炉圧力容器破損までに完了する必要があるが，原子炉圧力容器破損までの時間は事象発生から約 4.5 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。
・運用の相違操作条件の緊急用海水系による海水通水操作及び代替循環冷却系による格納容器除熱操作については，格納容器除熱開始までの時間は事象発生から 90 分あり，準備時間が確保できるため，時間余裕がある。なお，本操作が大幅に遅れるような事態になった場合でも，原子炉圧力容器破損に至るまでの時間は事象発生から約4.5 時間であり，約 3 時間以上の余裕があることから，時間余裕がある。
（添付資料 3.2.9）

備考(4) 原子炉圧力容器破損後の原子炉注水を考慮しない場合の影響評価
重大事故等対処設備による原子炉注水に対する仮定として，原子炉圧力容器破損 ・東海第二では，原子炉注水を考慮
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所までは重大事故等対処設備による原子炉への注水を考慮しないものとしているが，故障により原子炉注水ができない状態であった場合，故障要因を除去できないま
ま，原子炉圧力容器破損後も原子炉へ注水できないことも考えられる。この影響を考慮した感度解析を実施した。その結果，原子炉圧力容器破損後に原子炉へ注水できない場合においても，格納容器圧力及び格納容器雰囲気温度の観点では大きな影
響はないことから，評価項目となるパラメータに対する影響は小さい。
（添付資料 3.2.10）(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。このほか，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。

備

考しない場合の感度解析を実施(5) 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。また，原子炉圧力容器破損後も原子炉へ注水できない場合の感度解析を実施した。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。このほか，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。

7.2.2.4 必要な要員及び資源の評価
3.2.4 必要な要員及び資源の評価(1) 必要な要員の評価(1) 必要な要員の評価
格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」において，6 号及格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」において，重び 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，大事故等対策に必要な初動対応要員は，「3.1.2.1 格納容器破損防止対策」と同様 ・体制の相違「7.2.2.1(3) 格納容器破損防止対策」に示すとおり 28 名である。
「7.5.2 重大事故等
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」で示す運転員及び対策時に必要な要員の評価結果」で説明している運転員及び緊急時対策要員等の 72 名
災害対策要員の 39 名で対処可能である。
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 26 名であり，発電所構外から 10 時
また，事象発生 2 時間以降に必要な招集要員は 2 名であり，発電所構外から 2 時
・東海第二では，事象初期に参集要間以内に参集可能な要員の 106 名で確保可能である。
間以内に招集可能な要員の 71 名で対処可能である。
員に期待する操作はない。
(2) 必要な資源の評価
格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」において，必要な水源，燃料及び電源は，「7.5.1(2) 資源の評価条件」の条件にて評価している。その結果を以下に示す。
a. 水源
低圧代替注水系（常設）による原子炉格納容器下部への注水及び代替格納容器スプレ
イ冷却系（常設）による格納容器スプレイは，7 日間の対応を考慮すると，号炉あたり
約 2,700m3 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 5,400m3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(2) 必要な資源の評価
格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」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，以下のとおりである。
ａ．水 源
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及び格納容器下部注水系（常設）による溶融炉心への注水につい ・設備，運用の相違ては，7 日間の対応を考慮すると，合計約 380m３の水が必要となる。水源として，
代替淡水貯槽に約 4,300m３の水量を保有していることから，水源が枯渇することなく，7 日間の対応が可能である。
（添付資料 3.2.11）
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所備

考型代替注水ポンプ（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。
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。本評価事故シーケンスでは取水機能の喪失は想定していないが，仮に取水機能が喪失して代替原子炉補機冷却系による原子炉
格納容器除熱を想定し，事象発生後 7 日間代替原子炉補機冷却系専用の電源車を運転した場合，号炉あたり約 37kL の軽油が必要となる。代替原子炉補機冷却系用の大容量送水車（熱交換器ユニット用）については，保守的に事象発生直後からの大容量送水車（熱交換器ユニット用）の運転を想定すると，7 日間の運転継続に号炉あたり約 11kL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
1,645kL）。
6 号及び 7 号炉の各軽油タンク（約 1,020kL）にて合計約 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，代替原子炉補機冷却系の運転，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。

ｂ．燃 料
常設代替交流電源設備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 日間の運転継続に約 352.8kL の軽油が必要となる。軽油貯蔵タン ・東海第二では全交流動力電源の喪
クに約 800kL の軽油を保有していることから，常設代替交流電源設備による電源失を仮定
供給について，7 日間の継続が可能である。
可搬型窒素供給装置による格納容器への窒素供給については，事象発生からの運転を想定すると，7 日間の運転継続に約 18.5kL の軽油が必要となる。可搬型設
備用軽油タンクに約 210kL の軽油を保有していることから，可搬型窒素供給装置
による格納容器への窒素供給について，7 日間の継続が可能である。
（添付資料 3.2.12）

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。

ｃ．電 源
常設代替交流電源設備の電源負荷については，重大事故等対策時に必要な負荷として約 2,339kW 必要となるが，常設代替交流電源設備の連続運転許容負荷容量 ・東海第二では全交流動力電源の喪は 5,520kW であり，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
失を仮定（添付資料 3.2.13）

7.2.2.5 結論
3.2.5 結 論
格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」では，運転時の異格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」では，運転時の常な過渡変化又は全交流動力電源喪失が発生するとともに，非常用炉心冷却系等の安全
異常な過渡変化又は全交流動力電源喪失が発生するとともに，非常用炉心冷却系等の26／62

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所機能の喪失が重畳する。このため，原子炉圧力容器が高い圧力の状況で損傷し，溶融炉
心，水蒸気及び水素ガスが急速に放出され，原子炉格納容器に熱的・機械的な負荷が発生して原子炉格納容器の破損に至ることが特徴である。格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」に対する格納容器破損防止対策としては，逃がし安全弁による原子炉減圧手段を整備している。
格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」の評価事故シーケ
ンス「過渡事象＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗＋炉心損傷後の原子炉減圧失敗（＋DCH
発生）」について，有効性評価を行った。
上記の場合においても，逃がし安全弁の手動開操作による原子炉減圧により，原子炉
圧力容器破損時の原子炉圧力を 2.0MPa[gage]以下に低減することが可能である。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，逃がし安全弁の手動開操作による原子炉減圧の格納容器破損防止対策は，選定した評価事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，格納容器破損
モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」に対して有効である。

安全機能の喪失が重畳する。このため，原子炉圧力が高い状態で原子炉圧力容器が損傷し，溶融炉心，水蒸気，水素等が急速に放出され，格納容器に熱的・機械的な負荷が発生して格納容器破損に至ることが特徴である。格納容器破損モード「高圧溶融物
放出／格納容器雰囲気直接加熱」に対する格納容器破損防止対策としては，逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉減圧手段を整備している。
格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」の評価事故シーケンス「過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋手動減圧失敗＋炉心損傷後の手動減圧失敗＋ＤＣＨ」について有効性評価を行った。
上記の場合においても，逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動開操作による原子炉
減圧により，原子炉圧力容器破損までに原子炉圧力を 2.0MPa[gage]以下に低減することが可能である。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，運転員及び災害対策要員にて確保可能である。
また，必要な水源，燃料及び電源については，外部支援を考慮しないとしても，7 日間以上の供給が可能である。
以上のことから，格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」において，逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動開操作による原子炉減圧の格
納容器破損防止対策は，選定した評価事故シーケンスに対して有効であることが確
認でき，格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」に対して有効である。

備

考

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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

29／62

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

30／62

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

31／62

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

42／62

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

44／62

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）
東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

45／62

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

46／62

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）
東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

47／62

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

48／62

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）
東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

50／62

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

51／62

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

52／62

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

53／62

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

54／62

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

55／62

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備考・感度解析実施項目の相違（東海第二発電所では，原子炉圧力容器破損後に原子炉注水しない場合の感度解析を実施）

62／62

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備考7.2.3 原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用
3.3 原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用
7.2.3.1 格納容器破損モードの特徴，格納容器破損防止対策
3.3.1 格納容器破損モードの特徴，格納容器破損防止対策(1) 格納容器破損モード内のプラント損傷状態(1) 格納容器破損モード内のプラント損傷状態
格納容器破損モード「原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用」に至る可能性
格納容器破損モード「原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用」に至る可 ・ＰＲＡの違いによりプラント損傷状のあるプラント損傷状態は，「6.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，
能性のあるプラント損傷状態は，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示態に違いがあるが，実態として相違
TQUV，TQUX，LOCA，長期 TB，TBU 及び TBP である。
すとおり，ＴＱＵＶ，ＴＱＵＸ，長期ＴＢ，ＴＢＵ，ＴＢＰ，ＴＢＤ及びＬＯＣＡ
点はない
である。
(2) 格納容器破損モードの特徴及び格納容器破損防止対策の基本的考え方
格納容器破損モード「原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用」では，発電用原子炉の運転中に運転時の異常な過渡変化，原子炉冷却材喪失事故（LOCA）又は全交流
動力電源喪失が発生するとともに，非常用炉心冷却系等の安全機能の喪失が重畳する。
このため，緩和措置がとられない場合には，溶融炉心と原子炉圧力容器外の水が接触して一時的な格納容器圧力の急上昇が生じ，このときに発生するエネルギが大きい場
合に構造物が破壊され原子炉格納容器の破損に至る。
原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用による水蒸気爆発事象については，これまでに実ウランを用いて種々の実験が行われている。
水蒸気爆発は，溶融炉心が水中に落下し，細粒化して分散する際に蒸気膜を形成し，そこに何らかの外乱が加わることによって蒸気膜が崩壊した際に，瞬時の圧力伝播を生じ，大きなエネルギを発生させる事象である。細粒化した溶融炉心を覆う蒸気膜には安定性があり，何らかの外乱がなければ蒸気膜の崩壊は起こりにくいという知見が実験等により得られている。原子炉格納容器下部に張られた水は準静的であり，外乱が加わる
要素は考えにくい。このことから，実機において水蒸気爆発に至る可能性は極めて小さ
いと考えられる。
また，水蒸気爆発とは別に，溶融炉心から原子炉冷却材への伝熱によって水蒸気が発生することに伴う急激な格納容器圧力の上昇（以下「圧力スパイク」という。
）が発生する。
上記のとおり，現実的には水蒸気爆発が発生する可能性は極めて小さいと考えられることから，本評価では，圧力スパイクについてその影響を評価する。
したがって，本格納容器破損モードでは，原子炉格納容器を冷却及び除熱し，溶融炉
心から原子炉格納容器下部の水への伝熱による，水蒸気発生に伴う格納容器圧力の上昇を抑制することにより，原子炉格納容器の破損を防止する。
また，溶融炉心の落下後は，格納容器下部注水系（常設）によって溶融炉心を冷却するとともに，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。その後，代替循環冷却系又は格納容器圧力逃がし装置によって原子炉格納容器の圧(2) 格納容器破損モードの特徴及び格納容器破損防止対策の基本的考え方
格納容器破損モード「原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用」では，発 ・文章表現に多少の違いはあるが，実電用原子炉の運転中に異常な過渡変化，原子炉冷却材喪失（ＬＯＣＡ）又は全交流
態として相違点はない。
動力電源喪失が発生するとともに，非常用炉心冷却系等の安全機能の喪失が重畳する。このため，緩和措置がとられない場合には，溶融炉心と原子炉圧力容器外の水が接触して一時的な格納容器圧力の急上昇が生じ，このときに発生するエネルギが大きい場合には構造物が破壊され格納容器の破損に至る。
原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用による水蒸気爆発事象について
は，これまでに実ウランを用いて種々の実験が行われている。水蒸気爆発は，溶融炉心が水中に落下し，細粒化して分散する際に蒸気膜を形成し，そこに何らかの外乱が加わることによって蒸気膜が崩壊した際に，瞬時の圧力伝播を生じ，大きなエネルギを発生させる事象である。細粒化した溶融炉心を覆う蒸気膜には安定性があり，何らかの外乱がなければ蒸気膜の崩壊は起こりにくいという知見が実験等により得られている。ペデスタル（ドライウェル部）に張られた水は準静的であり，外乱が加わる要素は考えにくい。このことから，実機において水蒸気爆発に至る可能性は極めて小さいと考えられる。
（添付資料 3.3.1，3.3.2，3.3.3，3.3.4，3.3.5）
また，水蒸気爆発とは別に，溶融炉心から原子炉冷却材への伝熱によって水蒸気が発生することに伴う急激な格納容器圧力の上昇（以下「圧力スパイク」という。）が発生する。
上記のとおり，現実的には水蒸気爆発が発生する可能性は極めて小さいと考えられることから，本評価では，圧力スパイクについてその影響を評価する。
したがって，本格納容器破損モードでは，ペデスタル（ドライウェル部）の水位を約1mに維持し，溶融炉心からペデスタル（ドライウェル部）のプール水への伝熱による，水蒸気発生に伴う格納容器圧力の上昇を抑制することにより，格納容器の破損を防止する。
また，原子炉圧力容器の下部から溶融炉心が落下するまでに，ペデスタル（ドライウェル部）に溶融炉心の冷却に十分な水位及び水量を確保するとともに，長期的には，最終的な熱の逃がし場へ熱の輸送を行うことにより，格納容器の破損を防止
1／23

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
力及び温度を低下させる。

なお，本格納容器破損モードの有効性評価を実施する上では，重大事故等対処設備による原子炉注水機能についても使用できないものと仮定し，原子炉圧力容器破損に至るものとする。

東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

する。
さらに，格納容器内における水素燃焼を防止するため，格納容器内の水素濃度及 ・東海第二では水素燃焼対策としてＰ
び酸素濃度が可燃領域に至るまでに，格納容器内へ窒素供給することによって，格ＣＶへの窒素注入を実施
納容器の破損を防止する。
本格納容器破損モードに対する有効性を評価するためには，原子炉圧力容器が破損した時点及びその後のプラント状態を評価する必要があることから，原子炉圧力容器破損までは原子炉への注水を考慮しないものとする。一方，本格納容器破損モ ・東海第二ではＲＰＶ破損後はＲＰＶードに対しては，原子炉圧力容器破損後の格納容器破損防止のための重大事故等対への注水を手順に基づき実施する策の有効性についても評価するため，原子炉圧力容器破損後は重大事故等対策に係条件としているる手順に基づきプラント状態を評価することとする。したがって本評価では，原子炉圧力容器破損後も原子炉圧力容器内に残存する放射性物質の冷却のために原子炉に注水する対策及び手順を整備することから，これを考慮した有効性評価を実施することとする。また，原子炉圧力容器破損後の原子炉注水を考慮しない場合の影響について評価することとする。

(3) 格納容器破損防止対策(3) 格納容器破損防止対策
格納容器破損モード「原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用」で想定される格納容器破損モード「原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用」で想定さ事故シーケンスでは，原子炉格納容器下部への溶融炉心落下を想定する。この状況では，れる事故シーケンスでは，ペデスタル（ドライウェル部）への溶融炉心の落下を想
原子炉格納容器下部における「溶融炉心・コンクリート相互作用」を緩和する観点から，定する。この状況では，ペデスタル（ドライウェル部）における「溶融炉心・コン
溶融炉心落下前に格納容器下部注水系（常設）による原子炉格納容器下部への水張りを
クリート相互作用」を緩和する観点から，ペデスタル（ドライウェル部）に水プー ・東海第二は通常運転時から 1m の水行うことから，溶融炉心落下時には原子炉格納容器下部に水が張られた状態を想定す
ルが存在することから，溶融炉心落下時にはペデスタル（ドライウェル部）に水が張りる。なお，この水張り深さは，「原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用」に伴う張られた状態を想定する。なお，この水張り水位は，「原子炉圧力容器外の溶融燃
圧力スパイクの発生を仮定した場合の影響を小さく抑えつつ，「溶融炉心・コンクリー
料−冷却材相互作用」に伴う水蒸気爆発の発生を仮定した場合の影響を小さく抑えト相互作用」の緩和効果に期待できる深さを考慮して約 2m としている。また，その後つつ，「溶融炉心・コンクリート相互作用」の緩和効果に期待できる深さを考慮しの格納容器圧力及び温度の上昇を抑制する観点から，代替格納容器スプレイ冷却系（常て約1mとしており，ペデスタル（ドライウェル部）の水位を約1mに維持する手段を ・通常運転時からの 1m の水張り、窒素設）による原子炉格納容器冷却手段及び代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱手段
整備する。
注入等の対策の違いに起因する記又は格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱手段を整備する。なお，これら
また，原子炉圧力容器の下部から落下する溶融炉心の冷却の観点から，常設低圧
載の相違の原子炉圧力容器破損以降の格納容器過圧・過温に対応する手順及び重大事故等対策は代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）による溶融炉心への注水手「7.2.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」と同じである。
段を整備する。
さらに，原子炉圧力容器破損後の格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇を抑制する観点から，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手段，緊急用海水系による海水通水手段及び代替循環冷却系による格納容器除熱手段並びに格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱手段を整備する。
また，長期的な格納容器内酸素濃度の上昇を抑制する観点から，可搬型窒素供給装置を用いた格納容器内への窒素供給手段を整備する。
本格納容器破損モードに至るまでの事象進展への対応，本格納容器破損モードによる
本格納容器破損モードの防止及びその他の対応を含めた一連の重大事故等対策
原子炉格納容器の破損防止及び原子炉格納容器の破損を防止した以降の対応を含めたの概要は，「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」の3.2.1(3)と同様で
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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
一連の重大事故等対策の概要は，「7.2.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」の 7.2.2.1(3)の a.から j.に示している。このうち，本格納容器破損モードに対する重大事故等対策は，「7.2.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」の 7.2.2.1(3)に示す g.及び h.である。なお，g.の原子炉格納容器下部への注水は，原子炉格納容器下部における「溶融炉心・コンクリート相互作用」を緩和する観点から実施するものであるが，原子炉格納容器下部に溶融炉心が落下した際の「原子炉圧力容器外の溶融燃料−
冷却材相互作用」への影響も考慮して原子炉格納容器下部への注水量及び原子炉格納容器下部の水位を定めていることから，本格納容器破損モードの対策として整理した。
本格納容器破損モードに至るまでの事象進展への対応，本格納容器破損モードによる原子炉格納容器の破損防止及び原子炉格納容器の破損を防止した以降の対応を含めた一連の重大事故等対策の概略系統図は「7.2.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」に示す第 7.2.2−1 図から第 7.2.2−4 図である。このうち，本格納容器破損モードの重大事故等対策の概略系統図は第 7.2.2−2 図及び第 7.2.2−3 図である。本格納容
器破損モードに対応する手順及び必要な要員と作業項目は「7.2.2 高圧溶融物放出／格
納容器雰囲気直接加熱」と同じである。

東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備考ある。対策の概略系統図及び対応手順の概要は「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰
囲気直接加熱」に示す第3.2-1図及び第3.2-2図である。また，重大事故等対策の手 ・柏崎刈羽は概要図と対策の関係を記載（ＰＷＲには当該記載無し）
順と設備との関係は，「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」に示す第3.2-1表である。

7.2.3.2 格納容器破損防止対策の有効性評価
3.3.2 格納容器破損防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法(1) 有効性評価の方法
本格納容器破損モードを評価する上で選定した評価事故シーケンスは，「6.2 評価対
本格納容器破損モードを評価する上で選定した評価事故シーケンスは，「1.2 評
象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，プラント損傷状態を TQUV とし，事象進
価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，プラント損傷状態をＴＱＵＶと展が早く炉心損傷までの時間余裕の観点で厳しい過渡事象を起因事象とし，逃がし安全
し，逃がし安全弁再閉失敗を含まない，「過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心
弁再閉失敗を含まない，「過渡事象＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗＋損傷炉心冷却失敗
冷却失敗＋損傷炉心冷却失敗＋ＦＣＩ（ペデスタル）」である。
（＋FCI 発生）」である。ここで，逃がし安全弁再閉失敗を含まない事故シーケンスとした理由は，プラント損傷状態が TQUV であるため，事故対応に及ぼす逃がし安全弁再閉の成否の影響は小さいと考え，発生頻度の観点で大きい事故シーケンスを選定したた
めである。
また，
「6.2.2.1(3)c. 原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用」に示すとおり，
1.2.2.1(3)に示すとおり，プラント損傷状態の選定では，溶融炉心の内部エネル
プラント損傷状態の選定では，水蒸気爆発に対する条件設定の厳しさを考慮し，溶融炉ギの観点でより厳しいと考えられるＴＱＵＶを選定した。一方，プラント損傷状態
心の内部エネルギの観点でより厳しいと考えられる TQUV を選定した。一方，プラントをＬＯＣＡとする場合，事象発生直後から原子炉冷却材が格納容器内に流出するた損傷状態を LOCA とする場合，事象発生直後から原子炉冷却材が原子炉格納容器内に流め原子炉圧力容器破損までの時間が短くなる。この時の圧力スパイクへの影響につ出するため原子炉圧力容器破損までの時間が短くなる。この時の圧力スパイクへの影響
いては，解析条件のうち事故条件の不確かさとして評価する。
については，解析条件のうち初期条件の不確かさとして評価する。
また，本評価事故シーケンスにおいては，電源の復旧，注水機能の確保等，必要 ・東海第二では，全交流動力電源喪失の重畳を考慮
となる事故対処設備が多く，格納容器への注水・除熱を実施するまでの対応時間を厳しく評価する観点から，全交流動力電源喪失の重畳を考慮する。
なお，本評価事故シーケンスは，「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加
なお，本評価事故シーケンスは，「7.2.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」
熱」及び「3.5 溶融炉心・コンクリート相互作用」において有効性を評価したシー及び「7.2.5 溶融炉心・コンクリート相互作用」において有効性を評価したシーケンス
ケンスと同様のシーケンスである。本格納容器破損モード及び「3.5 溶融炉心・コと同様のシーケンスである。本格納容器破損モード及び「7.2.5 溶融炉心・コンクリー
ンクリート相互作用」ではプラント損傷状態をＴＱＵＶとし，「3.2 高圧溶融物放ト相互作用」ではプラント損傷状態を TQUV とし，「7.2.2 高圧溶融物放出／格納容器雰
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囲気直接加熱」ではプラント損傷状態を TQUX としており，異なるプラント損傷状態を選定している。しかしながら，どちらのプラント損傷状態であっても原子炉水位が有効
燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達した時点で逃がし安全弁の手動開操作によって原子炉を減圧する手順であり，原子炉減圧以降も，溶融炉心の挙動に従って一連の流れで生じる各格納容器破損モードを，定められた一連の手順に従って防止することとなる。このことから，これらの格納容器破損モードについては同様のシーケ
ンスで評価する。
本評価事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，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，炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション，構造材との熱伝達，原子炉圧力容器破損，原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，炉心損傷後の原子炉格納容器における原子炉圧力容器外 FCI(溶融炉心細粒化)並びに原子炉圧力容器外FCI(デブリ粒子熱伝達)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り，原子炉圧力容器内及び原子炉格納容器内の熱水力モデルを備え，かつ，炉心損傷後のシビアアクシデント特有の溶融炉心挙動に関するモデルを有するシビアアクシデント総合解析コード MAAP により格納容器圧力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，本評価事故シー
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。

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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備

考出／格納容器雰囲気直接加熱」ではプラント損傷状態をＴＱＵＸとしており，異なるプラント損傷状態を選定している。しかしながら，どちらのプラント損傷状態であっても原子炉水位が燃料有効長底部から燃料有効長の20％上の位置に到達した ・対応手順の相違
時点で逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動開操作によって原子炉を減圧する手順
であり，原子炉減圧以降も，溶融炉心の挙動に従って一連の流れで生じる各格納容
器破損モードを，定められた一連の手順に従って防止することとなる。このことか
ら，これらの格納容器破損モードについては同じシーケンスで評価する。
本評価事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，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，炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション，構造材との熱伝達，原子炉圧力容器破損，格納容器における格納容器各領域間の流動，炉心損傷後の格納容器における原子炉圧力容器外ＦＣＩ（溶融炉心細粒化）並びに原
子炉圧力容器外ＦＣＩ（デブリ粒子熱伝達）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り，原子炉圧力容器内及び格納容器内の熱水力モデルを備え，かつ，炉心損傷後のシビアアクシデント特有の溶融炉心挙動に関するモデルを有するシビアアクシデント総合解析コードＭＡ
ＡＰにより格納容器圧力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，本評価事故
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
本評価事故シーケンスの有効性評価の条件は，「7.2.2 高圧溶融物放出／格納容器雰
囲気直接加熱」の条件と同じである。

(2) 有効性評価の条件
本評価事故シーケンスの有効性評価の条件は，「3.2 高圧溶融物放出／格納容器
雰囲気直接加熱」の条件と同じである。

(3) 有効性評価の結果
本評価事故シーケンスにおける原子炉圧力及び原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移を第 7.2.3−1 図及び第 7.2.3−2 図に，格納容器圧力，格納容器温度，原子炉格納容器下部の水位及び注水流量の推移を第 7.2.3−3 図から第 7.2.3−6 図に示す。

(3) 有効性評価の結果
本評価事故シーケンスにおける格納容器圧力及び格納容器雰囲気温度の推移を ・東海第二はＤＣＨにて記載
第3.3-1図及び第3.3-2図に示す。

a. 事象進展
事象進展は「7.2.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」と同じである。

ａ．事象進展事象進展は「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」と同じである。

b. 評価項目等
圧力スパイクによって原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力の最大値は，約0.51MPa[gage]に抑えられる。原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力は，原子炉格納容器の限界圧力 0.62MPa[gage]を下回るため，原子炉格納容器バウンダリの機能は維持される。

ｂ．評価項目等
格納容器圧力は，第3.3-1図に示すとおり，溶融炉心とペデスタル（ドライウェ ・評価条件，運用・設備設計，事象進展等の違いに起因する記載の相違
ル部）の水との相互により約0.22MPa[gage]とどまることから，格納容器バウン
はあるが，実態として記載内容に違ダリにかかる圧力は，評価項目である最高使用圧力の2倍（0.62MPa[gage]）を下回る。また，格納容器雰囲気温度は，第3.3-2図に示すとおり，約118℃にとどま
いはない
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圧力スパイクによって原子炉格納容器バウンダリにかかる温度の最大値は，約 146℃に抑えられる。原子炉格納容器バウンダリにかかる温度は，原子炉格納容器の限界温度の 200℃を下回るため，原子炉格納容器バウンダリの機能は維持される。
本評価では，「6.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(5)の評価項
目について，格納容器圧力をパラメータとして対策の有効性を確認した。なお，「6.2.2.2
有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(4)及び(8)の評価項目の評価結果については「7.2.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」及び「7.2.5 溶融炉心・コンクリート相互作用」にて評価項目を満足することを確認している。また，原子炉格納容器下部に落下した溶融炉心及び原子炉格納容器の安定状態維持については「7.2.5 溶
融炉心・コンクリート相互作用」にて確認している。

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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備考ることから，格納容器バウンダリにかかる温度は，評価項目である200℃を下回る。これらのことから，溶融炉心とペデスタル（ドライウェル部）の水との相互作用による熱的・機械的荷重は格納容器の健全性に影響を与えるものではない。
本評価では，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(5)の評価項目について，対策の有効性を確認した。
「1.2.2.2 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)，(6) ・各シーケンスで確認対象とする評価
項目の整理の相違
及び(7)に示す評価項目並びにペデスタル（ドライウェル部）に落下した溶融炉
心及び格納容器の安定状態維持については，「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰
囲気直接加熱」において確認している。また，(8)の評価項目については，「3.5
溶融炉心・コンクリート相互作用」において確認している。
（添付資料 3.2.8）

7.2.3.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
3.3.3 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
する。
のとする。
格納容器破損モード「原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用」では，重大事
格納容器破損モード「原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用」では，重大故等対処設備を含む全ての原子炉注水機能が喪失して炉心損傷及び原子炉圧力容器破事故等対処設備を含む全ての原子炉注水機能が喪失して炉心損傷及び原子炉圧力容損に至り，溶融炉心が原子炉格納容器下部の水中に落下して大きいエネルギを発生する
器破損に至り，溶融炉心がペデスタル（ドライウェル部）の水中に落下して大きいエ
ことが特徴である。
ネルギを発生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
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，溶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
融炉心落下前の格納容器下部注水（常設）による水張り操作とする。
て，緊急用海水系による海水通水操作及び代替循環冷却系による格納容器除熱操作， ・対策の相違
常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部
水位確保操作とする。
本評価事故シーケンスの有効性評価における現象の不確かさとしては，溶融炉心落下
本評価事故シーケンスの有効性評価における現象の不確かさとしては，溶融炉心落
速度，細粒化量，プール水とデブリ粒子の伝熱が挙げられる。
下速度，細粒化量，プール水とデブリ粒子の伝熱が挙げられる。本評価事故シーケン
本評価事故シーケンスの評価では，溶融炉心落下速度，細粒化量の不確かさに対して， スの評価では，溶融炉心の落下速度，細粒化量の不確かさに対して，エントレインメ
エントレインメント係数を変化させた場合の影響評価を実施する。なお，プール水とデント係数を変化させた場合の影響評価を実施する。なお，プール水とデブリ粒子の伝ブリ粒子の伝熱の不確かさに対してデブリ粒子径を変化させた場合の本格納容器破損
熱の不確かさに対してデブリ粒子径を変化させた場合の本格納容器破損モードに対
モードに対する影響は小さいことを確認している。
する影響は小さいことを確認している。
・東海第二は影響評価の結果は「運転エントレインメント係数を変化させた場合の影響評価の結果，運転員等操作時間に与員等操作時間絵に与える影響」，「評
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小さいことを確認してい価項目となるパラメータに与えるる。
影響」に記載なお，これまでの FCI 実験の知見からは，一部の二酸化ウラン混合物を用いて実機条
なお，これまでのＦＣＩ実験の知見からは，一部の二酸化ウラン混合物を用いて実件よりも高い溶融物温度の条件のもとで実施された実験においてトリガなしで水蒸気機条件よりも高い溶融物温度の条件のもとで実施された実験においてトリガなしで爆発が発生している例が報告されているが，実機で想定される程度の溶融物の温度にお水蒸気爆発が発生している例が報告されているが，実機で想定される程度の溶融物のいて実施された実験においてトリガなしで水蒸気爆発が発生している例は確認されて温度において実施された実験においてトリガなしで水蒸気爆発が発生している例は
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

いないことから，実機条件においては原子炉格納容器の損傷に至る大規模な原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用の発生の可能性は低いと推定される。

確認されていないことから，実機条件においては格納容器の損傷に至る大規模な原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用の発生の可能性は低いと推定される。

(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
本評価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，「6.7 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。

(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
本格納容器破損モード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内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管
変形の不確かさとして，炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現性及び CORA 実験についての再現性を確認している。炉心ヒートアップの感度解析（ジルコニウム−水反応速度の係数についての感度解析）では，炉心溶融時間及び炉心下部
プレナムへの溶融炉心移行の開始時間に対する感度は数分程度であり，影響は小さいことを確認している。本評価事故シーケンスでは，原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達した時点で原子炉格納容器下部への初期水張り操作を実施するが，炉心下部プレナ
ムへの溶融炉心移行の開始時間の不確かさは小さく，炉心下部プレナムへ溶融炉心が移行した際の原子炉圧力容器下鏡部温度の上昇は急峻であることから，原子炉圧力容器下
鏡部温度を操作開始の起点としている原子炉格納容器下部への初期水張り操作に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。
炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）
・対向流の不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）は，原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コード SAFER の評価結果との比較により水位低下幅は解析
コード MAAP の評価結果の方が保守的であるものの，その差異は小さいことを確認していることから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）は 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され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おり，また，格納容器圧力及び温度を操作
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。

炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材との熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性を確認している。ま備

考ａ．運転員等操作時間に与える影響
炉心における燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管変形の不確かさとして，炉心ヒートアップに関するモデルは，ＴＭＩ事故についての再現性及びＣＯＲＡ実験についての再現性を確認している。炉心ヒー
トアップの感度解析（ジルコニウム−水反応速度の係数についての感度解析）では，炉心溶融時間及び炉心下部プレナムへの溶融炉心移行の開始時間に対する感度は数分程度であり，影響は小さいことを確認している。本評価事故シーケンス
では，燃料棒被覆管温度等を操作開始の起点としている運転員等操作はないこと ・対応手順の相違から，運転員等操作時間に与える影響はない。

炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）
・対向流の不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）は，原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コードＳＡＦＥＲの評価結果との比較
により水位低下幅は解析コードＭＡＡＰの評価結果の方が保守的であるものの，その差異は小さいことを確認していることから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
格納容器における格納容器各領域間の流動の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）は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，Ｂ
ＷＲ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され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雰囲気温度の傾向を適切に再現できていることから，格納容器圧力及び雰囲気温度を操作開始の起点としている常設
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 ・対応手順の相違
容器圧力及び雰囲気温度制御操作に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材との熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルはＴＭＩ事故についての再現性を確認
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た，炉心ノード崩壊のパラメータを低下させた感度解析により原子炉圧力容器破損時間に与える影響は小さいことを確認している。リロケーションの影響を受ける可能性がある操作としては，原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達した時点での原子炉格納容器下部への初期水張り操作があるが，炉心下部プレナムへの溶融炉心移行の開始時間の不確かさは小さく，炉心下部プレナムへ溶融炉心が移行した際の原子炉圧力容器下鏡部
温度の上昇は急峻であることから，原子炉圧力容器下鏡部温度を操作開始の起点としている原子炉格納容器下部への初期水張り操作に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器破損の不確かさとして，制御棒
駆動機構ハウジング溶接部の破損判定に用いる最大ひずみ（しきい値）に関する感度解析により最大ひずみを低下させた場合に原子炉圧力容器破損時間が早まることを確認している。本評価事故シーケンスでは，原子炉圧力容器破損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。

炉心損傷後の原子炉格納容器における溶融燃料−冷却材相互作用の不確かさとして，溶融炉心の細粒化モデルにおけるエントレインメント係数及びデブリ粒子径の感度解析により原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用による圧力スパイクに与える影響は小さいことを確認している。本評価事故シーケンスでは，原子炉圧力容器外の溶
融燃料−冷却材相互作用による圧力スパイクを起点とした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。
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内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管
変形の不確かさとして，炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現性及び CORA 実験についての再現性を確認している。炉心ヒートアップの感度解析（ジルコニウム−水反応速度の係数についての感度解析）では，格納容器圧力挙動への影響
は小さい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。
炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）
・対向流の不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）は，原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コード SAFER の評価結果との比較により水位低下幅は解析
コード MAAP の評価結果の方が保守的であるものの，その差異は小さい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。

東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備考している。また，炉心ノード崩壊のパラメータを低下させた感度解析により原子
炉圧力容器破損時間に与える影響は小さいことを確認している。本評価事故シー
ケンスでは，リロケーション及び構造材との熱伝達を操作開始の起点としている ・対応手順の相違
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。

炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器破損の不確かさとして，制御棒駆動機構ハウジング溶接部の破損判定に用いる最大ひずみ（しきい値）に関する感度解析により最大ひずみを低下させた場合に原子炉圧力容器破損時間が早まることを確認している。本評価事故シーケンスでは，原子炉圧力容器破損を操作開始の起点としている操作として常設低圧代替注水系ポンプを用いた代 ・対応手順の相違
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があるが，原子炉圧
力容器破損（事象発生から約 4.5 時間後）に対して早まる時間はわずかであり，また，原子炉圧力容器温度（下鏡部）が 300℃に到達したこと等をもって破損兆候を検知し，原子炉圧力容器の破損判断パラメータである格納容器下部水温計の指示を継続監視することで，原子炉圧力容器破損を速やかに判断可能であることから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉格納容器における溶融燃料−冷却材相互作用の不確かさとして，溶融炉心の細粒化モデルにおけるエントレインメント係数及びデブリ粒
子径の感度解析により原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用による圧力スパイクに与える影響は小さいことを確認している。本評価事故シーケンスでは，原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用による圧力スパイクを起点とした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。
（添付資料3.3.6）
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内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管変形の不確かさとして，炉心ヒートアップに関するモデルは，ＴＭＩ事故についての再現性及びＣＯＲＡ実験についての再現性を確認している。炉心ヒー
トアップの感度解析（ジルコニウム−水反応速度の係数についての感度解析）では，格納容器圧力挙動への影響は小さい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。
炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）・対向流の不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）は，原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コードＳＡＦＥＲの評価結果との比較
により水位低下幅は解析コードＭＡＡＰの評価結果の方が保守的であるものの，その差異は小さい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
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原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）は 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され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，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材との熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性を確認している。また，炉心ノード崩壊のパラメータを低下させた感度解析により原子炉圧力容器破損時間に与える影響は小さいことを確認しており，原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用による格納容器圧力上昇に与える影響はほぼないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器破損の不確かさとして，制御棒
駆動機構ハウジング溶接部の破損判定に用いる最大ひずみ（しきい値）に関する感度解析により最大ひずみを低下させた場合に原子炉圧力容器破損時間が早まることを確認しているが，原子炉圧力容器破損（事象発生から約 7 時間後）に対して早まる時間は僅
かであることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉格納容器における溶融燃料−冷却材相互作用の不確かさとして，
エントレインメント係数について感度解析を行った結果，第 7.2.3−7 図及び第 7.2.3−8 図に示すとおり，エントレインメント係数を変化させた場合においても原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用による圧力スパイクに与える影響は小さい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。

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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備

考える影響は小さい。
格納容器における格納容器各領域間の流動の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）はＨＤＲ実験解析では区画によって格納容器雰囲気
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され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雰囲気温度の傾向を適切に再現できていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材との熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルはＴＭＩ事故についての再現性を確認している。また，炉心ノード崩壊のパラメータを低下させた感度解析により原子
炉圧力容器破損時間に与える影響は小さいことを確認しており，原子炉圧力容器
外の溶融燃料−冷却材相互作用による格納容器圧力上昇に与える影響はほぼないことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器破損の不確かさとして，制御棒駆動機構ハウジング溶接部の破損判定に用いる最大ひずみ（しきい値）に関する感度解析により，最大ひずみを低下させた場合に原子炉圧力容器破損が早まることを確認しているが，原子炉圧力容器破損（事象発生から約 4.5 時間後）に対して早まる時間はわずかであることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
炉心損傷後の格納容器における溶融燃料−冷却材相互作用の不確かさとして， ・記載方針の相違
溶融炉心の細粒化モデルにおけるエントレインメント係数及びデブリ粒子径の感度解析により，ＢＷＲ５，Ｍａｒｋ−Ⅰ改良型格納容器プラントにおいては原
子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用による圧力スパイクに与える影響
は小さいことを確認している。このうち，ＢＷＲ５，Ｍａｒｋ−Ⅱ型格納容器プ
ラントおいては，最も感度のあるエントレインメント係数について感度解析を行った結果，第3.3-3図及び第3.3-4図に示すとおり，エントレインメント係数を変化させた場合においても原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用による
圧力スパイクに与える影響が小さい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。
（添付資料 3.3.6，3.3.7）(2) 解析条件の不確かさの影響評価(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
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 7.2.2−2 表に示
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3.2-2表にすとおりであり，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。
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
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
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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項目に関する影響評価の結果を以下に示す。

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
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd/t に対応したものとしており，その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，原子炉圧力容器破損に至るまでの事象進展は緩和されるが，操作手順（原子炉圧力容器下鏡部温度に応じて原子炉格納容器下部への初期水張り操作を実施すること）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。

(a) 運転員等操作時間に与える影響
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33GWd／t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，解析条件で設定している崩壊熱よりもおおむね小さくなるため，発生す
る蒸気量は少なくなり，原子炉圧力容器破損に至るまでの事象進展は緩和されるが，操作手順（常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部水位確保を実施すること）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。
初期条件の外部水源の温度は，解析条件の35℃に対して最確条件は35℃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，ペデスタル（ドライウェル部）への注水温度がおおむね低くなるが，注水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。

初期条件の外部水源の温度は，解析条件の 50℃（事象開始 12 時間以降は 45℃，事象
開始 24 時間以降は 40℃）に対して最確条件は約 35℃〜約 50℃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，原子炉格納容器下部への注水温度が低くなり，原子炉圧力容器破損時の原子炉格納容器下部プール水温度が低くなるが，注水温度を操作
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，解析条件の不確かさとして，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は，解析条件の不確かさとして，大破断 LOCA を考慮した場合，原子炉冷却材の放出量が増加することにより原子炉圧力容器破損に至るまでの事象進展は早まるが，操作手順（原子炉圧力容器下鏡部温度に応じて原子炉格納容器下部への初期水張りを実施すること）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。
(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
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 に対応したものとしており，その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，溶融炉
心の持つエネルギが小さくなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
初期条件の外部水源の温度は，解析条件の 50℃（事象開始 12 時間以降は 45℃，事象
開始 24 時間以降は 40℃）に対して最確条件は約 35℃〜約 50℃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，原子炉格納容器下部への注水温度が低くなり，原子炉圧力容器破損時の原子炉格納容器下部プール水温度が低くなるが，原子炉格納容器
下部プール水温度が低い場合は，顕熱によるエネルギの吸収量が多くなり，潜熱で吸収

備考

初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器体積（サプレッション・チェンバ）の空間部及び液相部，サプレッション・プール水位及びドラ
イウェル雰囲気温度は，解析条件の不確かさとして，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は，解析条件の不確かさとして，大破断ＬＯＣＡを考慮した場合，原子炉冷却材の放出量が増加することにより原子炉圧力容器破損に至るまでの事象進展は早まるが，操作手順（常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部水位確保を実施すること）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。
（添付資料3.3.6，3.3.8）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
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33GWd／t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，解析条件で設定している崩壊熱よりもおおむね小さくなるため，溶融炉
心の持つエネルギが小さくなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
初期条件の外部水源の温度は，解析条件の35℃に対して最確条件は35℃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，ペデスタル（ドライウェル部）への注水温度がおおむね低くなり，原子炉圧力容器破損後時のペデスタル（ドライウェル部）のプール水温度が低くなるが，ペデスタル（ドライウェル部）のプール水温度が低い場合は，顕熱によるエネルギの吸収量が9／23

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するエネルギが相対的に減少し，圧力スパイクに寄与する水蒸気発生量が低下すること
で格納容器圧力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，解析条件の不確かさとして，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は，原子炉圧力容器への給水はできないものとして給水流量の全喪失を設定している。事故条件について，原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作
用による圧力スパイクを評価するにあたり，溶融炉心落下時の崩壊熱の影響を確認する
観点から感度解析を実施した。感度解析は，事故シーケンスを「大破断 LOCA＋ECCS 注
水機能喪失」とし，本評価事故シーケンスの解析条件と同様，電源の有無に係らず重大事故等対処設備による原子炉注水機能についても使用できないものと仮定した場合，原
子炉圧力容器破損のタイミングが早くなることを考慮したものである。その結果，第7.2.3−9 図に示すとおり，事象発生から約 6.4 時間後に原子炉圧力容器破損に至り，圧力スパイクの最大値は約 0.44MPa[gage]となったが，圧力スパイクの最大値は本評価の結果と同程度であり，原子炉格納容器の限界圧力 0.62MPa[gage]以下であることから，評価項目を満足する。

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

操作条件の溶融炉心落下前の格納容器下部注水系（常設）による水張り操作は，解析上の操作時間として原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達した時点を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備考多くなり，潜熱で吸収するエネルギが相対的に減少し，圧力スパイクに寄与す
る水蒸気発生量が低下することで格納容器圧力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。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器体積（サプレッション・チェンバ）の空間部及び液相部，サプレッション・プール水位及びドラ
イウェル雰囲気温度は，解析条件の不確かさとして，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 ・評価条件，運用・設備設計，事象進となるパラメータに与える影響は小さい。
展等の違いに起因する記載の相違
事故条件の起因事象は，原子炉圧力容器への給水はできないものとして給水はあるが，実態として記載内容に違流量の全喪失を設定している。事故条件について，原子炉圧力容器外の溶融燃
いはない
料−冷却材相互作用による圧力スパイクを評価するにあたり，溶融炉心落下時の崩壊熱の影響を確認する観点から感度解析を実施した。感度解析は，事故シーケンスを「大破断ＬＯＣＡ＋注水機能喪失」とし，本評価事故シーケンスの解析条件と同様，電源の有無に係らず重大事故等対処設備による原子炉注水機能についても使用できないものと仮定した場合，原子炉圧力容器破損のタイミ
ングが早くなることを考慮したものである。その結果，第3.3-5図に示すとおり，事象発生から約3.3時間後に原子炉圧力容器破損に至り，圧力スパイクの最大値は約0.20MPa[gage]となったが，圧力スパイクの最大値は本評価の結果と同程度であり，評価項目である最高使用圧力の2倍（0.62MPa[gage]）以下であることから，評価項目を満足する。
（添付資料 3.3.6，3.3.8）
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。
・対応手順の相違(a) 運転員等操作時間に与える影響
操作条件の緊急用海水系による海水通水操作及び代替循環冷却系による格納容器除熱操作は，事象発生90分後に開始することとしているが，余裕時間を含めて設定されているため操作の不確かさが操作開始時間に与える影響は小さい。また，本操作の操作開始時間は，緊急用海水系の準備期間を考慮して設定したものであり，緊急用海水系の操作開始時間が早まれば，本操作の操作時間も早まる可能性があり，代替循環冷却系の運転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。
操作条件の常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部水位確保操作は，解析上考慮していないが，操作時間として代替循環冷却系による格納容器除熱操作実施から24分後を想定している。運10／23

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するまでに事象発生から約 3.7 時間の時間余裕があり，また，原子炉格納容器下部の水張り操作は原子炉圧力容器下鏡部温度を監視しながら溶融炉心の炉心下部プレナムへの移行を判断し，水張り操作を実施するため，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。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）を配置しており，また，他の並列操作を加味して操作の所要時間を算定していることから，他の操作に与える影響はない。

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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備

考

転員等操作時間に与える影響として，原子炉圧力容器破損までに事象発生から約4.5時間の時間余裕があり，実態の操作時間は想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3.3.6）

・対応手順の相違(b) 評価項目となるパラメータに与える影響

操作条件の溶融炉心落下前の格納容器下部注水系（常設）による水張り操作は，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。

(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。

操作条件の溶融炉心落下前の格納容器下部注水系（常設）による水張り操作について
は，原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達するまでの時間は事象発生から約 3.7 時間あり，原子炉格納容器下部への注水操作は原子炉圧力容器下鏡部温度の上昇傾向を監視しながらあらかじめ準備が可能である。また，原子炉圧力容器下鏡部温度 300℃到達
時点での中央制御室における原子炉格納容器下部への注水操作の操作時間は約 5 分間である。溶融炉心落下前の格納容器下部注水系（常設）による水張りは約 2 時間で完了することから，水張りを事象発生から約 3.7 時間後に開始すると，事象発生から約 5.7
時間後に水張りが完了する。事象発生から約 5.7 時間後の水張りの完了から，事象発生から約 7.0 時間後の原子炉圧力容器破損までの時間を考慮すると，原子炉格納容器下部(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の緊急用海水系による海水通水操作及び代替循環冷却系による格納容器除熱操作は，緊急用海水系の操作開始時間が早まった場合には，本操作も早まる可能性があり，格納容器圧力及び雰囲気温度を早期に低下させる可能性があることから，評価項目となるパラメータに対する余裕が大きくなる。
操作条件の常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部水位確保操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作時間は想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。
（添付資料3.3.6）(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 ・対応手順の相違の結果を以下に示す。
操作条件の緊急用海水系による海水通水操作及び代替循環冷却系による格納容器除熱操作については，格納容器除熱開始までの時間は事象発生から90分あり，準備時間が確保できるため，時間余裕がある。なお，本操作が大幅に遅れるような事態になった場合でも，原子炉圧力容器破損に至るまでの時間は事象発生から約4.5 ・対応手順の相違
時間であり，約3時間の時間余裕がある。
操作条件の常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部水位確保操作については，事象発生から90分後の代替循環冷却系による格納容器除熱操作実施に対し，原子炉圧力破損までの時間は事象発生から約4.5時間ある。操作時間は約24分間であることから，操作完了後の排水時間5分を考慮しても，操作遅れに対して約2.5時間程度の時間余裕がある。
（添付資料3.3.6）

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青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備考への注水操作は操作遅れに対して 1 時間程度の時間余裕がある。
(4) まとめ(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
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。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
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。このほか，評価
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
い。このほか，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 ・東海第二特有の感度解析に係る記載には時間余裕がある。
囲内において，操作時間には時間余裕がある。
なお，「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」において，原子炉圧力容器破損後の原子炉注水を考慮しない場合の影響について感度解析を実施しており，評価項目となるパラメータに対する影響は小さいことを確認している。
（添付資料3.2.10）
7.2.3.4 必要な要員及び資源の評価
3.3.4 必要な要員及び資源の評価
本評価事故シーケンスは，「7.2.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」と同じ
本評価事故シーケンスは，「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」と同であることから，必要な要員及び資源の評価は「7.2.2.4 必要な要員及び資源の評価」
じであることから，必要な要員及び資源の評価は「3.2.4 必要な要員及び資源の評価」と同じである。
と同じである。
・文章表現に多少の違いはあるが，実態として相違点はない
7.2.3.5 結論
3.3.5 結 論
格納容器破損モード「原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用」では，運転時格納容器破損モード「原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用」では，運の異常な過渡変化，原子炉冷却材喪失事故（LOCA）又は全交流動力電源喪失が発生する
転時の異常な過渡変化，原子炉冷却材喪失（ＬＯＣＡ）又は全交流動力電源喪失がとともに，非常用炉心冷却系等の安全機能の喪失が重畳する。このため，溶融炉心と原発生するとともに，非常用炉心冷却系等の安全機能の喪失が重畳する。このため，
子炉圧力容器外の水が接触して一時的な圧力の急上昇が生じ，このときに発生するエネ
溶融炉心と原子炉圧力容器外の水が接触して一時的な格納容器圧力の急上昇が生ルギが大きい場合に構造物が破壊され原子炉格納容器の破損に至ることが特徴である。
じ，このときに発生するエネルギが大きい場合には構造物が破壊され格納容器が破
格納容器破損モード「原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用」に対する格納容損に至ることが特徴である。格納容器破損モード「原子炉圧力容器外の溶融燃料−器破損防止対策としては，格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部注水により冷却材相互作用」に対する格納容器破損防止対策としては，ペデスタル（ドライウ
原子炉圧力容器破損前に原子炉格納容器下部へ約 2m の水張りを実施する手段を整備しェル部）の水位を約 1m に維持する手段を整備している。
ている。
格納容器破損モード「原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用」の評価事故シ
格納容器破損モード「原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用」の評価事
ーケンス「過渡事象＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗＋損傷炉心冷却失敗（＋FCI 発生）」 故シーケンス「過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗＋損傷炉心冷却失について，有効性評価を行った。
敗＋ＦＣＩ（ペデスタル）」について，有効性評価を行った。
上記の場合には，水蒸気発生によって圧力スパイクが発生するが，原子炉格納容器バ
上記の場合には，水蒸気発生によって圧力スパイクが発生するが，格納容器バウ
ウンダリにかかる圧力は， 原子炉格納容器の限界圧力 0.62MPa[gage]を下回るため，原
ンダリにかかる圧力は，評価項目である最高使用圧力の 2 倍（0.62MPa[gage]）を下
子炉格納容器バウンダリの機能は維持できる。また，安定状態を維持できる。
回るため，格納容器バウンダリの機能は維持される。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。
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
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
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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用）

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

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。

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，運転員及び災害対策要員にて確保可能である。
また，必要な水源，燃料及び電源については，外部支援を考慮しないとしても，7日間以上の供給が可能である。
以上のことから，格納容器破損モード「原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用」において，常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部水位確保等の格納容器破損防止対策は，選定した評価事故
シーケンスに対して有効であることが確認でき，格納容器破損モード「原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用」に対して有効である。

以上のことから，格納容器下部注水系（常設）による原子炉格納容器下部への注水等の格納容器破損防止対策は，選定した評価事故シーケンスに対して有効であることが確
認でき，格納容器破損モード「原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用」に対して有効である。

備

考

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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用）
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備考・東海第二ではＤＣＨにて記載

・東海第二ではＤＣＨにて記載

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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用）
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用）
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備考・東海第二ではＤＣＨにて記載

・東海第二ではＤＣＨにて記載

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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用）
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用）
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（水素燃焼）
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備

考3.4 水素燃焼
7.2.4 水素燃焼
3.4.1 格納容器破損モードの特徴，格納容器破損防止対策
7.2.4.1 格納容器破損モードの特徴，格納容器破損防止対策(1) 格納容器破損モード内のプラント損傷状態
・文章表現に多少の違いはあるが，実(1) 格納容器破損モード内のプラント損傷状態
格納容器破損モード「水素燃焼」に至る可能性のあるプラント損傷状態は，確率態として相違点はない。
格納容器破損モード「水素燃焼」に至る可能性のあるプラント損傷状態は，確率論的論的リスク評価の結果からは抽出されない。このため，「1.2 評価対象の整理及びリスク評価の結果からは抽出されない。このため，「6.2 評価対象の整理及び評価項目の評価項目の設定」に示すとおり，「水素燃焼」の観点で評価することが適切と考え設定」に示すとおり，「水素燃焼」の観点で評価することが適切と考えられる評価事故られる評価事故シーケンスを選定する。
シーケンスを選定する。
(2) 格納容器破損モードの特徴及び格納容器破損防止対策の基本的考え方(2) 格納容器破損モードの特徴及び格納容器破損防止対策の基本的考え方
格納容器破損モード「水素燃焼」では，ジルコニウム−水反応，水の放射線分解，
格納容器破損モード「水素燃焼」では，ジルコニウム−水反応，水の放射線分解，金
金属腐食及び溶融炉心・コンクリート相互作用等により発生する水素によって格納
属腐食，溶融炉心・コンクリート相互作用等によって発生する水素ガスによって原子炉容器内の水素濃度が上昇し，水の放射線分解により発生する酸素によって格納容器
格納容器内の水素濃度が上昇し，水の放射線分解によって発生する酸素ガスによって原内の酸素濃度が上昇する。このため，緩和措置がとられない場合には，格納容器内
子炉格納容器内の酸素濃度が上昇する。このため，緩和措置がとられない場合には，ジの水素と酸素が反応することによって激しい燃焼が生じ，格納容器の破損に至る。
ルコニウム−水反応等によって発生する水素ガスと原子炉格納容器内の酸素ガスが反応することによって激しい燃焼が生じ，原子炉格納容器の破損に至る。
したがって，本格納容器破損モードでは，窒素置換による格納容器内雰囲気の不したがって，本格納容器破損モードは，窒素ガス置換による原子炉格納容器内雰囲気活性化及び格納容器内への窒素供給によって，格納容器内の水素濃度及び酸素濃度 ・マネジメント及び期待するＳＡ設備の不活性化によって，原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度が可燃領域に至ること
を可燃限界未満に維持し，格納容器の破損を防止する。また，溶融炉心・コンクリ の違いを防止することにより，原子炉格納容器の破損を防止する。また，溶融炉心・コンクリ
ート相互作用による水素発生に対しては「3.5 溶融炉心・コンクリート相互作用」
ート相互作用による水素ガス発生に対しては「7.2.5 溶融炉心・コンクリート相互作用」のとおり，コリウムシールドの設置及びペデスタル（ドライウェル部）への注水にのとおり，格納容器下部注水によって水素ガス発生を抑制する。
よって水素発生を抑制する。
なお，格納容器内の水素濃度がドライ条件に換算して 13vol％以下又は酸素濃度
なお，6 号及び 7 号炉において重大事故が発生した場合，ジルコニウム−水反応によ※1が 5vol％以下であれば爆轟を防止できると判断されるが，東海第二発電所においてって水素濃度は 13vol% を大きく上回る。このため，本格納容器破損モードによる原子炉格納容器の破損を防止する上では，水素濃度及び酸素濃度が可燃領域に至ることを重大事故が発生した場合，ジルコニウム−水反応によって水素濃度は 13vol％を大防止することが重要であるが，特に酸素濃度が可燃領域に至ることを防止することが重きく上回る。このため，本格納容器破損モードによる格納容器の破損を防止する上要である。また，水の放射線分解，金属腐食，溶融炉心・コンクリート相互作用等によでは，酸素濃度が可燃領域に至ることを防止することが重要である。
る水素ガス発生の影響は小さい。
※1 原子炉格納容器内の水素濃度がドライ条件に換算して 13vol%以下又は酸素濃度が 5vol%以下であれば爆轟を防止できると判断される。
(3) 格納容器破損防止対策
格納容器破損モード「水素燃焼」で想定される事故シーケンスに対して，窒素ガス置換による原子炉格納容器内雰囲気の不活性化により，水素燃焼による原子炉格納容器の破損を防止する。
「7.2.4.2 格納容器破損防止対策の有効性評価」に示すとおり，格納容器破損モード「水素燃焼」において評価対象とした事故シーケンスは，「7.2.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」のうち，「7.2.1.2 代替循環冷却系を使用す(3) 格納容器破損防止対策
格納容器破損モード「水素燃焼」で想定される事故シーケンスに対して，窒素置換による格納容器内雰囲気の不活性化及び可搬型窒素供給装置を用いた格納容器
内への窒素供給により，水素燃焼による格納容器破損を防止する。
「3.4.2 格納容器破損防止対策の有効性評価」に示すとおり，格納容器破損モード「水素燃焼」において評価対象とした事故シーケンスは，「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）」のうち，「3.1.2 代替循環冷却系
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（水素燃焼）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
る場合」と同じであることから，格納容器破損防止対策は「7.2.1.2.1 格納容器破損防止対策」と同じである。

東海第二発電所

備考を使用する場合」と同じであることから，格納容器破損防止対策は「3.1.2.1 格納容器破損防止対策」と同じである。

7.2.4.2 格納容器破損防止対策の有効性評価
3.4.2 格納容器破損防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法(1) 有効性評価の方法
本格納容器破損モードを評価する上で選定した評価事故シーケンスは，「6.2 評価対
本格納容器破損モードを評価する上で選定した評価事故シーケンスは，「1.2 評 ・文章表現に多少の違いはあるが，実態として相違点はない。
象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，酸素濃度が他のプラント損傷状態よりも価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，国内外の先進的な対策を考慮し相対的に高くなる可能性が考えられ，炉心損傷を防止できない事故シーケンスとして抽ても炉心損傷を防止できない事故シーケンスであるが，格納容器において事象進展出されている「大破断 LOCA＋ECCS 注水機能喪失+全交流動力電源喪失」である。
を緩和できると考えられる事故シーケンスとして抽出されている「大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗」である。
この事故シーケンスは，「7.2.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・
この事故シーケンスは，「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）」の評価事故シーケンスと同じであることから，本格納容器破損モードの評
過温破損）」の評価事故シーケンスと同じであることから，本格納容器破損モード
価事故シーケンスは，「7.2.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温の評価事故シーケンスは，「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・
破損）
」のうち，
「7.2.1.2 代替循環冷却系を使用する場合」と同じ評価事故シーケンス
過温破損）」のうち，「3.1.2 代替循環冷却系を使用する場合」と同じ評価事故シとした。また，評価事故シーケンスを「7.2.1.3 代替循環冷却系を使用しない場合」のーケンスとした。また，評価事故シーケンスを「3.1.3 代替循環冷却系を使用しな評価事故シーケンスとしない理由は，「7.2.1.3 代替循環冷却系を使用しない場合」でい場合」の評価事故シーケンスとしない理由は，「3.1.3 代替循環冷却系を使用しは格納容器圧力逃がし装置に期待することで，原子炉格納容器内の気体が排出され，水ない場合」では格納容器圧力逃がし装置に期待することで，格納容器内の気体が排素ガス及び酸素ガスの絶対量が減少し，水素ガス及び酸素ガスの分圧が低下するととも出され，水素及び酸素の絶対量が減少することで，格納容器内での水素燃焼の可能に，サプレッション・チェンバのプール水の減圧沸騰等によって発生する水蒸気ととも性が無視できる状態となるためである。
に原子炉格納容器外に排出され続けることで，水素ガス及び酸素ガスの分圧並びに水素
濃度及び酸素濃度が低く維持され，原子炉格納容器内での水素燃焼の可能性が無視できる状態となるためである。
本評価事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱本評価事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒内温度変化，燃料棒表
伝達，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）
・
面熱伝達，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（水対向流，原子炉圧力容器における ECCS 注水（給水系・代替注水設備含む），炉心損傷後位変化）・対向流，原子炉圧力容器におけるＥＣＣＳ注水（給水系・代替注水設備の原子炉圧力容器におけるリロケーション，構造材との熱伝達，放射線水分解等による含む），炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション，構造材との熱伝達，水素ガス・酸素ガス発生，原子炉圧力容器内 FP 挙動，原子炉格納容器における格納容
原子炉圧力容器破損，放射線水分解等による水素・酸素発生，原子炉圧力容器内Ｆ器各領域間の流動，サプレッション・プール冷却，スプレイ冷却，放射線水分解等によＰ挙動，原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，サプレッション・プー
る水素ガス・酸素ガス発生並びに炉心損傷後の原子炉格納容器における原子炉格納容器
ル冷却，スプレイ冷却，放射線水分解等による水素・酸素発生並びに炉心損傷後の内 FP 挙動が重要現象となる。よって，これらの現象を適切に評価することが可能であ原子炉格納容器における格納容器内ＦＰ挙動が重要現象となる。よって，これらの現象を適切に評価することが可能であり，原子炉圧力容器内及び格納容器内の熱水り，原子炉圧力容器内及び原子炉格納容器内の熱水力モデルを備え，かつ，炉心損傷後力モデルを備え，かつ，炉心損傷後のシビアアクシデント特有の溶融炉心挙動に関のシビアアクシデント特有の溶融炉心挙動に関するモデルを有するシビアアクシデンするモデルを有するシビアアクシデント総合解析コードＭＡＡＰにより格納容器
ト総合解析コード MAAP により格納容器圧力，格納容器温度，原子炉格納容器内の気相
圧力，格納容器雰囲気温度，格納容器内の気相濃度等の過渡応答を求める。
濃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，本評価事故
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，本評価事故シー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
与える影響及び操作時間余裕を評価する。
響及び操作時間余裕を評価する。

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（水素燃焼）
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備考(2) 有効性評価の条件(2) 有効性評価の条件
本評価事故シーケンスは，「7.2.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・本評価事故シーケンスは，「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過 ・文章表現に多少の違いはあるが，実態として相違点はない。
過温破損）
」のうち，
「7.2.1.2 代替循環冷却系を使用する場合」と同じであることから，
圧・過温破損）」のうち，「3.1.2 代替循環冷却系を使用する場合」と同じである
有効性評価の条件は「7.2.1.2.2(2) 有効性評価の条件」と同じである。このほかに，ことから，有効性評価の条件は「3.1.2.2(2) 有効性評価の条件」と同じである。
本評価事故シーケンスを評価する上で着目すべき主要な解析条件を第 7.2.4−1 表に示
この他に，本評価事故シーケンスを評価する上で着目すべき主要な解析条件を第す。また，主要な解析条件について，本評価事故シーケンス特有の解析条件を以下に示
3.4-1 表に示す。また，主要な解析条件について，本評価事故シーケンス特有の解す。
析条件を以下に示す。
a. 初期条件(a) 酸素濃度
原子炉格納容器の初期酸素濃度並びに水の放射線分解によって発生する水素ガス及び酸素ガスを考慮することとする。原子炉格納容器の初期酸素濃度は，運転上許容される上限の 3.5vol%とする。

ａ．初期条件(a) 初期酸素濃度
格納容器の初期酸素濃度は，保安規定の運転上の制限における上限の・運用の違い2.5vol％（ドライ条件）とする。

b. 事故条件(a) 炉心内のジルコニウム−水反応による水素ガス発生量
炉心内のジルコニウム−水反応による水素ガス発生量は，解析コード MAAP の評価結果から得られた値を用いた。これは，窒素ガス置換による原子炉格納容器内雰囲気の不活性化によって運転中の原子炉格納容器内の酸素濃度が低く管理されていること及び解析コード MAAP の評価結果で水素濃度が 13vol%を超えることを考慮すると，酸素濃度の上昇の観点から厳しいシーケンスとすることが適切と考えたためである。仮に全炉心内のジルコニウム量の 75%が水と反応し，水素ガスが発生した場合，原子炉格納容器内の水素濃度が増加するため，相対的に水の放射線分解で発生する酸素ガスの濃度は低下する。

ｂ．事故条件(a) 炉心内のジルコニウム−水反応による水素発生量
炉心内のジルコニウム−水反応による水素発生量は，全炉心内のジルコニウ
ム量の 75％が水と反応した場合と解析コードＭＡＡＰの評価結果であるジルコニウム−水反応量（約 10.1％）を比較し，水素発生量が少ない解析コードＭ
ＡＡＰの評価結果を用いた。これは，重大事故が発生した場合，ジルコニウム−水反応によって水素濃度は 13vol％を大きく上回ること及び格納容器内の水素濃度が低い場合，相対的に酸素濃度は高くなることから，酸素濃度の上昇による可燃限界到達の観点で厳しいシーケンスとなるためである。

(b) 水の放射線分解による水素ガス及び酸素ガスの発生割合
水の放射線分解によって発生する水素ガス及び酸素ガスの発生量は，解析コード MAAPで得られる崩壊熱をもとに評価する。ここで，水素ガス及び酸素ガスの発生割合（G 値（100eV あたりの分子発生量），以下「G 値」という。
）は，それぞれ 0.06，0.03 とする。また，原子炉冷却材による放射線エネルギの吸収割合は，原子炉圧力容器内については，ベータ線，ガンマ線ともに 0.1，原子炉圧力容器外の核分裂生成物については，
ベータ線，ガンマ線ともに 1 とする。

(b) 水の放射線分解による水素及び酸素の発生割合
水の放射線分解によって発生する水素及び酸素の発生量は，解析コードＭＡ
ＡＰで得られる崩壊熱をもとに評価する。ここで，水素及び酸素の発生割合（Ｇ値（100eV 当たりの分子発生量），以下「Ｇ値」という。）は，それぞれ 0.06，
0.03 とする。また，原子炉冷却材による放射線エネルギの吸収割合は，サプレッション・プール内の核分裂生成物については，ベータ線，ガンマ線ともに 1，
サプレッション・プール以外に存在する核分裂生成物ついてはベータ線，ガンマ線ともに 0.1 とする。
（添付資料 3.4.1，3.4.2）(c) 金属腐食等による水素発生量
格納容器内の亜鉛の反応や炉内構造物の金属腐食によって発生する水素の発生量は，ジルコニウム−水反応による水素発生量に比べて少なく，また，水素の発生は，格納容器内の水素濃度を上昇させ，酸素濃度を低下させると考え(c) 金属腐食等による水素ガス発生量
原子炉格納容器内の亜鉛の反応や炉内構造物の金属腐食によって発生する水素ガスの発生量は，ジルコニウム−水反応による水素ガス発生量に比べて少なく，また，水素ガスの発生は，原子炉格納容器内の水素濃度を上昇させ，酸素濃度を低下させると考え

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（水素燃焼）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
られることから，金属腐食等による水素ガス発生量は考慮しない。

東海第二発電所

備考られることから，金属腐食等による水素発生量は考慮しない。
（添付資料 3.1.2.10）(3) 有効性評価の結果(3) 有効性評価の結果
・文章表現に多少の違いはあるが，実本評価事故シーケンスは，「7.2.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・本評価事故シーケンスは，「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過態として相違点はない。
過温破損）
」のうち，
「7.2.1.2 代替循環冷却系を使用する場合」と同じであることから，
圧・過温破損）」のうち，「3.1.2 代替循環冷却系を使用する場合」と同じである
有効性評価の結果は「7.2.1.2.2 (4) 有効性評価の結果」と同じである。このほかに，ことから，有効性評価の結果は「3.1.2.2(4) 有効性評価の結果」と同じである。
本評価事故シーケンスを評価する上で着目すべき評価結果として，格納容器圧力，格納
この他に，本評価事故シーケンスを評価する上で着目すべき評価結果として，格納
容器温度，ドライウェル及びサプレッション・チェンバの気相濃度（ウェット条件，ド
容器圧力，格納容器雰囲気温度，ドライウェル及びサプレッション・チェンバの気ライ条件）の推移を第 7.2.4−1 図から第 7.2.4−6 図に，事象発生から 7 日後（168 時
相濃度（ウェット条件，ドライ条件）の推移を第 3.4-1 図から第 3.4-10 図に，事 ・東海第二では窒素供給による酸素濃間後）の酸素濃度を第 7.2.4−2 表に示す。
象発生から 7 日間における酸素濃度の最大値と到達時間を第 3.4-2 表に示す。
度低減に伴い最大値は 7 日後以前のタイミングとなる
a. 事象進展
ａ．事象進展事象進展は 7.2.1.2.2 (4) a.と同じである。
事象進展は 3.1.2.2(4)ａ.と同じである。
上記の事象進展に伴い，主に炉心の露出から炉心再冠水までの間に，全炉心内のジル
上記の事象進展に伴い，主に炉心の露出から炉心再冠水までの間に，全炉心のコニウム量の約 16.6%が水と反応して水素ガスが発生する。また，炉心再冠水に伴い，ジルコニウム量の約 10.1％が水と反応して水素が発生する。また，炉心の冠水に事象発生から約 2.5 時間後にジルコニウム−水反応は停止する。発生した水素ガスは原伴い，事象発生から約 2.7 時間後にジルコニウム−水反応は停止する。発生した
子炉圧力容器内で発生する蒸気とともに，破断口から上部ドライウェルに流入する。ま
水素は原子炉圧力容器内で発生する蒸気とともに，破断口からドライウェルに流た，原子炉圧力容器内及びサプレッション・チェンバ内における核分裂生成物による水入する。また，原子炉圧力容器内及びサプレッション・チェンバ内における核分の放射線分解により水素ガス及び酸素ガスが発生する。
裂生成物による水の放射線分解により水素及び酸素が発生する。代替循環冷却系
代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱の開始後は，サプレッション・チェンバ内による格納容器除熱の開始後は，サプレッション・チェンバ内で蒸気の凝縮が進で蒸気の凝縮が進むことに伴い，原子炉格納容器内の酸素濃度が相対的に上昇する。
むことに伴い，格納容器内の酸素濃度が相対的に上昇する。事象発生から約 84 ・東海第二では窒素供給による酸素濃時間後に，格納容器内酸素濃度が 4.0vol％（ドライ条件）に到達し，可搬型窒素度低減に伴い最大値は 7 日後以前の供給装置を用いた格納容器内への窒素供給操作を実施することで，格納容器内酸タイミングとなる
素濃度の上昇が抑制される。なお，可搬型窒素供給装置を用いた格納容器内への窒素供給は，格納容器圧力が 310kPa[gage]に到達した時点で停止する。
ｂ．評価項目等
b. 評価項目等
格納容器内の水素濃度は，事象発生直後から 13vol％を上回るが，格納容器内 ・水素燃焼対策としての窒素供給等の原子炉格納容器内の水素濃度は，ウェット条件においても事象発生直後から 13vol%酸素濃度が 4.0vol％（ドライ条件）に到達した時点で可搬型窒素供給装置を用いを上回るが，ウェット条件における酸素濃度は，事象発生から 7 日後までの間，原子炉評価条件，運用・設備設計，事象進た格納容器内への窒素供給を行うことによって，ドライ条件における酸素濃度の格納容器の初期酸素濃度である 3.5vol%を上回ることはなく，酸素ガスの蓄積が最も進展等に違いに起因する記載の相違
最高値は約 4.0vol％であり，可燃限界を下回る。
む事象発生から 7 日後においても約 3.4vol%であり，可燃限界を下回る。
ドライ条件では，事象発生の約 5 時間後から約 18 時間後までの間，ドライウェルにおける酸素濃度が可燃限界である 5vol%を上回る。この間，ウェット条件では，LOCA 後のブローダウンによって，ドライウェルに存在する非凝縮性ガスが水蒸気とともにサプ
レッション・チェンバに送り込まれ，破断口から供給される水蒸気でドライウェル内が満たされるため，ドライウェル内のほぼ 100%が水蒸気となっている。そのため，この間のドライ条件でのドライウェル内の気体組成は，ほぼ水の放射線分解によって生じる水
素ガス及び酸素ガスの割合となり，
そのウェット条件での濃度は1vol%未満（約0.2vol%）・東海第二では，ドライ条件での酸素濃度管理を実施

4／23

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（水素燃焼）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機である。また，ドライウェル内の非凝縮性ガス(水素ガス，酸素ガス及び窒素ガス)の分
圧 の 和 は 大 気 圧 よ り も 低 く ， 0.02MPa [abs] 未 満 ( 水 素 及 び 酸 素 の 分 圧 の 和 は0.01MPa[abs]未満)である。この間のサプレッション・チェンバ内のウェット条件での水蒸気の濃度は約 5vol%であり，サプレッション・チェンバ内の全圧が 0.50MPa[abs]以上であることから，非凝縮性ガス( 水素ガス， 酸素ガス及び窒素ガス) の分圧は少な
くとも 0.47MPa[abs]以上である。このため，仮にドライウェル内の水蒸気が凝縮してドライウェル内の圧力が低下し，相対的に水素濃度及び酸素濃度が上昇しても，ドライウ
ェル内の水素濃度及び酸素濃度が可燃限界を上回る前に，サプレッション・チェンバから酸素濃度が 5.0vol%未満の気体が流入する。このため，この間においてドライウェルの酸素濃度が現実に可燃限界である 5vol%を上回ることはない。事象発生の約 18 時間
後以降は，
ドライ条件を仮定しても酸素濃度は5.0vol%未満で推移し，事象発生から7 日
後の酸素濃度は，ドライウェルにおいて約 3.7vol%，サプレッション・チェンバにおいて約 3.9vol%である。したがって，格納容器スプレイの誤動作等により水蒸気量が低下しても，可燃限界である 5vol%に達することはない。
その後も水素濃度及び酸素濃度を監視し，原子炉格納容器内の水素及び酸素濃度が可燃領域に至る場合については，格納容器ベントによって，その水素濃度及び酸素濃度を低減することで，安定状態を維持できる。
また，原子炉格納容器内は，原子炉冷却材の蒸発によって発生する水蒸気で満たされるため，原子炉格納容器内がドライ条件となることは考えにくい。なお，事象発生の 168
時間後における崩壊熱は約 11.6MW であるが，これに相当する水蒸気発生量は約 2.3×
104Nm3/h である。このため，水素燃焼の可能性の有無は，ウェット条件における気相濃度において判断することが妥当であると考える。
本評価では，「6.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(6)の評価項
目について，酸素濃度をパラメータとして対策の有効性を確認した。また，(7)の評価
項目について，可燃性ガスの燃焼が生じないことを確認した。(7)の評価項目のうち，可燃性ガスの蓄積による(1)の評価項目への影響については，「7.2.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」のうち，「7.2.1.2 代替循環冷却系を使用する場合」にて評価項目を満足することを確認している。
なお，本評価は選定された評価事故シーケンスに対する，「6.2.2.2 有効性を確認する
ための評価項目の設定」に示す(6)の評価項目について対策の有効性を評価するものであり，原子炉格納容器下部に溶融炉心が落下しない場合の評価であるが，溶融炉心が原
子炉格納容器下部に落下した場合の溶融炉心・コンクリート相互作用による水素ガス発生の影響については，「7.2.5 溶融炉心・コンクリート相互作用」において，「6.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(6)及び(7)の評価項目について対策の有効性を確認できる。

東海第二発電所

備

考その後も水素濃度及び酸素濃度を監視し,格納容器内の水素及び酸素濃度が可燃領域に至る可能性のある場合については,格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱操作によって水素及び酸素を排出し，水素濃度及び酸素濃度を低減する
ことで，安定状態を維持できる。
・東海第二では，ドライ条件での酸素濃度管理を実施

本評価では，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(6)の評価項目について，酸素濃度をパラメータとして対策の有効性を確認した。また，(7)の評価項目について，可燃性ガスの燃焼が生じないことを確認した。(7)の評価項目のうち，可燃性ガスの蓄積による(1)の評価項目への影響については，
評価事故シーケンス及び格納容器破損防止対策が同じである「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）」のうち，「3.1.2 代替循環冷却系を使用する場合」にて評価項目を満足することを確認している。
なお，本評価は選定された評価事故シーケンスに対する，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(6)及び(7)の評価項目について対策の有効性を評価するものであり，ペデスタル（ドライウェル部）に溶融炉心が落下しない場合の評価であるが，溶融炉心がペデスタル（ドライウェル部）に落下した
場合の水素発生の影響については，「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接 ・評価項目に対する確認の記載箇所の加熱」において，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(6)相違及び(7)の評価項目について対策の有効性を確認できる。

5／23

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（水素燃焼）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備考7.2.4.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
3.4.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
本評価事故シーケンスは，「7.2.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・本評価事故シーケンスは，「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）
」のうち，
「7.2.1.2 代替循環冷却系を使用する場合」と同じであることから， 過温破損）」のうち，「3.1.2 代替循環冷却系を使用する場合」と同じであることか
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価は「7.2.1.2.3 解析コード及び解析条件
ら，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価は「3.1.2.3 解析コード及び解析の不確かさの影響評価」と同様である。よって以下では，格納容器破損モード「水素燃条件の不確かさの影響評価」と同様である。よって以下では，格納容器破損モード「水焼」を評価する上で着目すべき不確かさの影響評価結果を示す。
素燃焼」を評価する上で着目すべき不確かさの影響評価結果を示す。
(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
本評価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
本格納容器破損モードにおける，解析コードにおける重要現象の不確かさの影響
は，「7.2.1.2.3(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価」と同様である。
評価は，「3.1.2.3(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価」と同様である。
(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，「7.2.1.2.3(2)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」と同様であるが，本評価事
故シーケンスを評価する上で，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
初期条件の酸素濃度は，解析条件の 3.5vol%に対して最確条件は約 3vol%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，初期酸素濃度が低くなるため，本評価事故シーケンスにおける原子炉格納容器内の酸素濃度推移が低く抑えられるが，本評価事故シーケンスにおいては原子炉格納容器内の酸素濃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。
事故条件の炉心内のジルコニウム−水反応による水素ガス発生量は，解析条件の全炉
心内のジルコニウム量の約 16.6%が水と反応して発生する水素ガス量に対して，最確条
件は事象進展に依存するものであり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合
は，水素ガス発生量が変動する可能性があるが，本評価事故シーケンスにおいては水素
ガス発生量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。
金属腐食等による水素ガス発生量は，最確条件とした場合は，水素ガス発生量が増加するため，本評価事故シーケンスにおける原子炉格納容器内の酸素濃度推移が低く抑えられるが，本評価事故シーケンスにおいては原子炉格納容器内の酸素濃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。
事故条件の水の放射線分解による G 値は，解析条件の水素ガス：0.06，酸素ガス：0.03(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，「3.1.2.3(2)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」と同様である
が，本評価事故シーケンスを評価する上で，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
初期条件の初期酸素濃度は，解析条件の 2.5vol％に対して最確条件は約
1vol％〜約 2vol％であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合には，初期酸素濃度が低くなるため，本評価事故シーケンスにおける格納容器内の酸素濃度推移が低く抑えられるため，格納容器内の酸素濃度を操作開始の起 ・東海第二では水素燃焼対策としてＰ点としている可搬型窒素供給装置を用いた格納容器内への窒素供給の開始時
ＣＶへの窒素供給を実施
間は遅くなることから，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。
事故条件の炉心内のジルコニウム−水反応による水素発生量は，解析条件の
全炉心内のジルコニウム量の約 10.1％ が水と反応して発生する水素量に対して最確条件は事象進展に依存するものであり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合には水素発生量が変動する可能性があるが，本評価事故シー
ケンスにおいては，水素発生量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。
金属腐食等による水素発生量は，最確条件とした場合には水素発生量が増加するため，本評価事故シーケンスにおける格納容器内の酸素濃度推移が低く抑えられるため，格納容器内の酸素濃度を操作開始の起点としている可搬型窒素 ・東海第二では水素燃焼対策としてＰ供給装置を用いた格納容器内への窒素供給の開始時間は遅くなることから，運ＣＶへの窒素供給を実施
転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。
事故条件の水の放射線分解によるＧ値は，解析条件の水素：0.06，酸素：0.03
6／23

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（水素燃焼）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所備

考に対して最確条件は同じであるが，G 値の不確かさにより水の放射線分解による酸素ガ
ス発生量が大幅に増加する場合，原子炉格納容器内の酸素濃度が可燃領域又は爆轟領域となる可能性がある。その場合には，格納容器圧力逃がし装置又は耐圧強化ベント系（ウェットウェルベント）を使用し，原子炉格納容器内の気体を排出する必要がある。なお，
格納容器圧力逃がし装置に係る運転員等の操作については，「7.2.1.3 代替循環冷却系を使用しない場合」において，成立性を確認している。また，耐圧強化ベント系（ウェットウェルベント）を用いる場合は，あらかじめ不活性ガスによる大気開放ラインのパージを実施するほかはおおむね同様の対応となる。

に対して最確条件は同じであるが，Ｇ値の不確かさにより水の放射線分解による酸素発生量が大幅に増加する場合，格納容器内の酸素濃度が可燃領域又は爆轟領域となる可能性がある。その場合には，格納容器圧力逃がし装置を使用し， ・東海第二では炉心損傷後に耐圧強化
ベントは使用しない運用としてい格納容器内の気体を排出する必要がある。なお，格納容器圧力逃がし装置に係る。
る運転員等の操作については，「3.1.3 代替循環冷却系を使用しない場合」に(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の酸素濃度は，解析条件の 3.5vol%に対して最確条件は約 3vol%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，初期酸素濃度が低くなるため，本評価事故シーケンスにおける原子炉格納容器内の酸素濃度推移が低く抑えられることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の初期酸素濃度は，解析条件の 2.5vol％に対して最確条件は約
1vol％〜約 2vol％であり，本解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合には初期酸素濃度が低くなるため，本評価事故シーケンスにおける格納容器内の酸素濃度推移が低く抑えられることから，評価項目となるパラメータに対す
る余裕は大きくなる。
事故条件の炉心内のジルコニウム−水反応による水素発生量は，解析条件の
全炉心内のジルコニウム量の約 10.1％が水と反応して発生する水素量に対して，最確条件は事象進展に依存するものであり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合には，水素発生量が変動する可能性がある。炉心内のジルコニウム−水反応による水素発生量は，運転員等操作であ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操作開始時間に依存して変動するが，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操作開始時間については，「3.1.2.3(2)ｂ．操作条件」
にて解析上の操作開始時間と実態の操作開始時間はほぼ同等と評価しており，炉心内のジルコニウム−水反応による水素発生量に与える影響は小さい。仮に ・水素燃焼対策としてのＰＣＶへの窒
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
素供給等の評価条件，運用・設備設の操作開始が大幅に早まった場合，
第 3.4-11 図及び第 3.4-12 図に示すとおり， 計，事象進展等に違いに起因する記
全炉心内のジルコニウム量の約 15.3％が水と反応し，炉心内のジルコニウム−
載の相違
水反応による水素発生量は 5 割程度増加 するが，ドライ条件における酸素濃度の最大値は約 4.0vol％であり，可燃限界を下回る。また，本評価における酸素濃度と同等の値であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，仮に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操作開始が遅れた場合，第 3.4-13 図及び第 3.4-14 図に示すとおり，全炉心内のジルコニウム量の約 7.6％が水と反応し，炉心内のジルコニウム−水反応による水素発生量は 1 割程度減少するが，ドライ条件における酸素濃度の最大値は約 4.0vol％であり，可燃限界を下回る。また，本評価における酸素濃度と同等の値であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

事故条件の炉心内のジルコニウム−水反応による水素ガス発生量は，解析条件の全炉
心内のジルコニウム量の約 16.6%が水と反応して発生する水素ガス量に対して，最確条
件は事象進展に依存するものであり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合
は，水素ガス発生量が変動する可能性がある。炉心内のジルコニウム−水反応による水素ガス発生量は，運転員等操作である低圧代替注水系（常設）による原子炉注水の操作開始時間に依存して変動するが，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水の操作開始
時間については，「7.2.1.2.3(2)ｂ. 操作条件」にて解析上の操作開始時間と実態の操作開始時間はほぼ同等と評価しており，炉心内のジルコニウム−水反応による水素ガス
発生量に与える影響は小さい。仮に低圧代替注水系（常設）による原子炉注水の操作開始が大幅に早まった場合，第 7.2.4−7 図及び第 7.2.4−8 図に示すとおり，全炉心内のジルコニウム量の約 18.2%が水と反応し，炉心内のジルコニウム−水反応による水素ガ
ス発生量は 1 割程度増加するが，ウェット条件における酸素濃度は，酸素ガスの蓄積が最も進む事象発生から 7 日後においても約 3.6vol%であり，可燃限界を下回る。また，本評価における酸素濃度と同等の値であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，仮に低圧代替注水系（常設）による原子炉注水の操作開始が遅れた場合，第 7.2.4−9 図及び第 7.2.4−10 図に示すとおり，全炉心内のジルコニウム
量の約17.1%が水と反応し，炉心内のジルコニウム−水反応による水素ガス発生量は3％程度増加するが，ウェット条件における酸素濃度は，酸素ガスの蓄積が最も進む事象発生から 7 日後においても約 3.9vol%であり，可燃限界を下回る。また，本評価における酸素濃度と同等の値であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

おいて，成立性を確認している。
（添付資料 3.4.3，3.4.4）

7／23

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（水素燃焼）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
金属腐食等による水素ガス発生量は，最確条件とした場合は，水素ガス発生量が増加するため，本評価事故シーケンスにおける原子炉格納容器内の酸素濃度推移が低く抑えられることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
事故条件の水の放射線分解による G 値は，解析条件の水素ガス：0.06，酸素ガス：0.03
に対して最確条件は同じであるが，G 値の不確かさにより水の放射線分解による酸素ガ
ス発生量が大幅に増加する場合，原子炉格納容器内の酸素濃度が可燃領域又は爆轟領域となる可能性がある。その場合には，格納容器圧力逃がし装置又は耐圧強化ベント系（ウェットウェルベント）を使用し，原子炉格納容器内の気体を排出することが可能である
ため，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
G 値の不確かさにより水の放射線分解による酸素ガス発生量が大幅に増加する場合について，設計基準事故対処設備である可燃性ガス濃度制御系の性能評価に用いている G
値（水素ガス：0.4，酸素ガス：0.2）を使用した感度解析を実施した。第 7.2.4−11 図から第 7.2.4−15 図に示すとおり，原子炉格納容器内の酸素濃度は，ウェット条件において事象発生から約 51 時間で 5vol%に到達するが，格納容器圧力逃がし装置又は耐圧強化ベント系（ウェットウェルベント）を用いた原子炉格納容器内の気体の排出操作には十分な時間余裕がある。5vol%到達時点で原子炉格納容器内の気体の排出操作を実施す
ると，水蒸気とともに非凝縮性ガスが原子炉格納容器外に押し出され，また，原子炉格
納容器内は，減圧沸騰による原子炉冷却材の蒸発によって発生する水蒸気で満たされる
ため，原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度はほぼ 0vol%まで低下する。また，ドライ条件では，ドライウェルの酸素濃度が 5vol%を超えるが，これはドライウェルの大部分が継続的に水蒸気で占められるためであり，実際の状況下でドライ条件となり，水素燃焼が発生することはない。
ドライ条件とならないことを確認するため，水蒸気の凝縮が過剰に進む場合として，格納容器圧力が最も低下する事象発生から 7 日後（168 時間後）において，残留熱除去
系による格納容器スプレイをドライウェルに連続で実施した場合を評価し，原子炉格納容器内の気相濃度の推移を確認した。
第 7.2.4−16 図から第 7.2.4−18 図に示すとおり，
格納容器スプレイによる水蒸気の凝縮を考慮しても，格納容器スプレイ開始後約 4 時間
（原子炉格納容器内が負圧となる時間）までは，原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度が可燃限界に至ることはない。なお，ベント弁を開放している状況下で格納容器ス
プレイを実施する手順とはしておらず，格納容器スプレイにインターロックによる自動起動はないことから誤動作のおそれはない。運転員の誤操作によって格納容器スプレイ
を連続で実施しても，原子炉格納容器内が負圧に至るまでは格納容器スプレイ開始から
約 4 時間の時間余裕がある。また，格納容器スプレイの停止操作は中央制御室での簡易な操作であることから，約 4 時間の時間余裕の間での運転員による格納容器スプレイの停止に期待できる。このため，現実として原子炉格納容器内が負圧になることはなく，したがって原子炉格納容器内がドライ条件になることはない。
格納容器圧力逃がし装置等による対応が生じる場合，その対応フローは「7.2.1 雰囲
気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」のうち，「7.2.1.3 代替循環

東海第二発電所

備

考

金属腐食等による水素発生量は，最確条件とした場合には水素発生量が増加するため，本評価事故シーケンスにおける格納容器内の酸素濃度推移が低く抑えられることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
事故条件の水の放射線分解によるＧ値は，解析条件の水素：0.06，酸素：0.03
に対して最確条件は同じであるが，本解析条件の不確かさとして，Ｇ値の不確かさにより水の放射線分解による酸素発生量が大幅に増加する場合，格納容器
内の酸素濃度が可燃領域又は爆轟領域となる可能性がある。その場合には，格 ・東海第二では炉心損傷後に耐圧強化
ベントは使用しない運用としてい
納容器圧力逃がし装置を使用し，格納容器内の気体を排出することが可能である。
るため，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
Ｇ値の不確かさにより水の放射線分解による酸素発生量が大幅に増加する
場合として，Ｇ値を設計基準事故対処設備である可燃性ガス濃度制御系の性能評価に用いているＧ値（沸騰状態の場合，水素：0.4，酸素：0.2，非沸騰状態の場合，水素：0.25，酸素：0.125）を使用した感度解析を実施した。第 3.4-15
図から第 3.4-17 図に示すとおり，格納容器内の酸素濃度は，ドライ条件において事象発生から約 26.4 時間 で 4.3vol％に到達するが，格納容器圧力逃がし ・東海第二では炉心損傷後に耐圧強化
ベントは使用しない運用としてい装置を用いた格納容器内の気体の排出操作には十分な時間余裕がある。
4.3vol％（ドライ条件）到達時点で格納容器内の気体の排出操作を実施すると， る。
水蒸気とともに非凝縮性ガスが格納容器外に押し出される。また，可搬型窒素 ・水素燃焼対策としてのＰＣＶへの窒供給設備を用いた格納容器内への窒素供給により，ドライ条件においても酸素素供給等の評価条件，運用・設備設
濃度は可燃限界である 5vol％に到達しないため，水素燃焼が発生することはな
計，事象進展等に違いに起因する記い。
載の相違

・東海第二では，ドライ条件での酸素濃度管理を実施

格納容器圧力逃がし装置による対応が生じる場合，その対応フローは「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）」のうち，「3.1.3
8／23

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（水素燃焼）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
冷却系を使用しない場合」と同じであり，格納容器圧力逃がし装置等の操作が必要となる時間は，「7.2.1.3 代替循環冷却系を使用しない場合」よりも，本感度解析による評
価結果の方が遅いことから，水素燃焼を防止する観点での事故対応は十分に可能となる。大気中への Cs-137 の総放出量の観点でも，本感度解析による評価結果の方が，事象発生から原子炉格納容器内の気体の排出操作までの時間が長いことから，「7.2.1.3
代替循環冷却系を使用しない場合」の評価結果である約 2.0TBq を超えることはなく，評価項目である 100TBq を十分に下回る。

東海第二発電所

b. 操作条件
本評価事故シーケンスにおける操作条件は，「7.2.1.2.3(2)ｂ. 操作条件」と同様である。

代替循環冷却系を使用しない場合」と同じであり，格納容器圧力逃がし装置の操作が必要となる時間は，「3.1.3 代替循環冷却系を使用しない場合」よりも，
本感度解析による評価結果の方が遅いことから，水素燃焼を防止する観点での事故対応は十分に可能となる。大気中へのＣｓ−137 の総放出量の観点でも，本感度解析による評価結果の方が，事象発生から格納容器内の気体の排出操作までの時間が長いことから，「3.1.3 代替循環冷却系を使用しない場合」の評価結果である約 3.6TBq を超えることはなく，評価項目である 100TBq を十分に下回る。
（添付資料 3.4.3，3.4.4，3.4.5）
ｂ．操作条件
本評価事故シーケンスにおける操作条件は，「3.1.2.3(2)ｂ. 操作条件」と同様である。

(3) 操作時間余裕の把握
本評価事故シーケンスにおける操作時間余裕の把握は「7.2.1.2.3(3)操作時間余裕の把握」と同様である。

(3) 操作時間余裕の把握
本評価事故シーケンスにおける操作時間余裕の把握は「3.1.2.3(3) 操作時間余裕の把握」と同様である。

(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。このほか，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。

(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。

備考7.2.4.4 必要な要員及び資源の評価
3.4.4 必要な要員及び資源の評価
本評価事故シーケンスは，「7.2.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・本評価事故シーケンスは，「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）
」のうち，
「7.2.1.2 代替循環冷却系を使用する場合」と同じであることから， 過温破損）」のうち，「3.1.2 代替循環冷却系を使用する場合」と同じであることか必要な要員及び資源の評価は「7.2.1.2.4 必要な要員及び資源の評価」と同じである。
ら，必要な要員及び資源の評価は「3.1.2.4 必要な要員及び資源の評価」と同じである。
7.2.4.5 結論
3.4.5 結論
格納容器破損モード「水素燃焼」では，ジルコニウム−水反応等によって発生した水格納容器破損モード「水素燃焼」では，ジルコニウム−水反応等によって発生した
素ガスと，水の放射線分解によって発生した酸素ガスが原子炉格納容器内で反応するこ
水素と，水の放射線分解によって発生した酸素が格納容器内で反応することによって激しい燃焼が生じ，格納容器の破損に至ることが特徴である。格納容器破損モード「水とによって激しい燃焼が生じ，原子炉格納容器の破損に至ることが特徴である。格納容素燃焼」に対する格納容器破損防止対策としては，窒素置換による格納容器内雰囲気
器破損モード「水素燃焼」に対する格納容器破損防止対策としては，窒素ガス置換によの不活性化を実施するとともに，長期的な格納容器内酸素濃度の上昇を抑制する観点 ・設備設計及び運用の違い
る原子炉格納容器内雰囲気の不活性化を実施している。
から，可搬型窒素供給装置を用いた格納容器内への窒素供給手段を整備している。
格納容器破損モード「水素燃焼」では，酸素濃度が他のプラント損傷状態よりも相対
9／23

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（水素燃焼）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
的に高くなる可能性が考えられ，炉心損傷を防止できない事故シーケンスとして抽出されている評価事故シーケンス「大破断 LOCA＋ECCS 注水機能喪失+全交流動力電源喪失」
について，有効性評価を行った。
上記の場合においても，窒素ガス置換による原子炉格納容器内雰囲気の不活性化により，酸素濃度が可燃限界である 5vol%以下となることから，水素燃焼に至ることはなく，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，窒素ガス置換による原子炉格納容器内雰囲気の不活性化等の格納容器破損防止対策は，選定した評価事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，格納容器破損モード「水素燃焼」に対して有効である。

東海第二発電所備

考

格納容器破損モード「水素燃焼」では，酸素濃度が他のプラント損傷状態よりも相対的に高くなる可能性が考えられ，炉心損傷を防止できない事故シーケンスとして抽出されている評価事故シーケンス「大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗」について，代替循環冷却系を使用する場合の有効性評価を行った。
上記の場合においても，窒素置換による格納容器内雰囲気の不活性化及び可搬型窒 ・設備設計及び運用の違い
素供給装置を用いた格納容器内への窒素供給により，酸素濃度はドライ条件においても可燃限界である 5vol％以下となることから，水素燃焼に至ることはなく，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，運転員及び災害対策要員にて確保可能である。
また，必要な水源，燃料及び電源については，外部支援を考慮しないとしても，7 日間以上の供給が可能である。
以上のことから，窒素置換による格納容器内雰囲気の不活性化及び可搬型窒素供給 ・設備設計及び運用の違い
装置を用いた格納容器内への窒素供給手段等の格納容器破損防止対策は，選定した評
価事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，格納容器破損モード「水素燃焼」に対して有効である。

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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備

考

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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備

考

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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備

考

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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備

考

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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備

考

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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備

考

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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備

考

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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備

考

18／23

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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備

考

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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備

考・東海第二はドライ条件のみ記載（酸素濃度をドライ条件で管理するため）

・東海第二はドライ条件のみ記載（酸素濃度をドライ条件で管理するた
め）

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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備

考

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（水素燃焼）
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備

考・感度解析の実施項目の相違（東海第二は酸素濃度をドライ条件
で管理するため，本感度解析は不要）

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（水素燃焼）
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備

考・感度解析の実施項目の相違（東海第二は酸素濃度をドライ条件
で管理するため，本感度解析は不要）

・感度解析の実施項目の相違（東海第二は酸素濃度をドライ条件
で管理するため，本感度解析は不要）

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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（溶融炉心・コンクリート相互作用）
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備考7.2.5 溶融炉心・コンクリート相互作用
3.5 溶融炉心・コンクリート相互作用
7.2.5.1 格納容器破損モードの特徴，格納容器破損防止対策
3.5.1 格納容器破損モードの特徴，格納容器破損防止対策(1) 格納容器破損モード内のプラント損傷状態(1) 格納容器破損モード内のプラント損傷状態
格納容器破損モード「溶融炉心・コンクリート相互作用」に至る可能性のあるプラン
格納容器破損モード「溶融炉心・コンクリート相互作用」に至る可能性のあるプ ・ＰＲＡの違いによりプラント損傷状
ト損傷状態は，「6.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，TQUV，TQUX，ラント損傷状態は，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，Ｔ態に違いがあるが，実態として相違
LOCA，長期 TB，TBU 及び TBP である。
ＱＵＶ，ＴＱＵＸ，長期ＴＢ，ＴＢＵ，ＴＢＰ，ＴＢＤ及びＬＯＣＡである。
点はない(2) 格納容器破損モードの特徴及び格納容器破損防止対策の基本的考え方
格納容器破損モード「溶融炉心・コンクリート相互作用」では，発電用原子炉の運転中に運転時の異常な過渡変化，原子炉冷却材喪失事故（LOCA）又は全交流動力電源喪失が発生するとともに，非常用炉心冷却系等の安全機能の喪失が重畳する。このため，緩和措置がとられない場合には，原子炉圧力容器内の溶融炉心が原子炉格納容器内へ流れ出し，溶融炉心からの崩壊熱や化学反応によって，原子炉格納容器下部のコンクリートが侵食され，原子炉格納容器の構造材の支持機能を喪失し，原子炉格納容器の破損に至る。
したがって，本格納容器破損モードでは，原子炉圧力容器の下部から溶融炉心が落下する時点で，原子炉格納容器下部に溶融炉心の冷却に十分な水位及び水量を確保し，かつ，溶融炉心の落下後は，格納容器下部注水系（常設）によって溶融炉心を冷却することにより，原子炉格納容器の破損を防止するとともに，溶融炉心・コンクリート相互作
用による水素ガス発生を抑制する。

また，溶融炉心の落下後は，格納容器下部注水系（常設）によって溶融炉心を冷却するとともに，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。その後，代替循環冷却系又は格納容器圧力逃がし装置によって原子炉格納容器の圧力及び温度を低下させる。
なお，本格納容器破損モードの有効性評価を実施する上では，重大事故等対処設備による原子炉注水機能についても使用できないものと仮定し，原子炉圧力容器破損に至るものとする。

(2) 格納容器破損モードの特徴及び格納容器破損防止対策の基本的考え方
格納容器破損モード「溶融炉心・コンクリート相互作用」では，発電用原子炉の ・文章表現に多少の違いはあるが，実運転中に異常な過渡変化，原子炉冷却材喪失（ＬＯＣＡ）又は全交流動力電源喪失
態として相違点はないが発生するとともに，非常用炉心冷却系等の安全機能の喪失が重畳する。このため，緩和措置がとられない場合には，原子炉圧力容器内の溶融炉心が格納容器へ流れ出し，溶融炉心からの崩壊熱や化学反応等によって，ペデスタル（ドライウェル部）のコンクリートが侵食され，格納容器の構造部材の支持機能を喪失し，格納容器の破損に至る。
したがって，本格納容器破損モードでは，ペデスタル（ドライウェル部）にコリ ・ＭＣＣＩ対策としてのコリウムシー
ウムシールドを設置するとともに，通常運転中にあらかじめペデスタル（ドライウ
ルドの設置等の違いに起因する記ェル部）に約 1m の水位で水張りを実施した上で，原子炉圧力容器の下部から溶融載の相違炉心が落下するまでに，ペデスタル（ドライウェル部）に溶融炉心の冷却に十分な水位及び水量を確保し，また，溶融炉心の落下後は，溶融炉心への注水によって溶
融炉心を冷却することにより，溶融炉心・コンクリート相互作用による水素ガス発
生を抑制するとともに格納容器の破損を防止する。
また，長期的には，最終的な熱の逃がし場へ熱の輸送を行うことにより，格納容器の破損を防止する。
さらに，格納容器内における水素燃焼を防止するため，格納容器内の水素濃度及 ・東海第二では水素燃焼対策としてＰ
び酸素濃度が可燃領域に至るまでに，格納容器内へ窒素供給することによって，格ＣＶへの窒素注入を実施
納容器の破損を防止する。
本格納容器破損モードに対する有効性を評価するためには，原子炉圧力容器が破損した時点及びその後のプラント状態を評価する必要があることから，原子炉圧力容器破損までは原子炉への注水を考慮しないものとする。一方，本格納容器破損モ ・東海第二ではＲＰＶ破損後はＲＰＶードに対しては，原子炉圧力容器破損後の格納容器破損防止のための重大事故等対への注水を手順基づき実施する条策の有効性についても評価するため，原子炉圧力容器破損後は重大事故等対策に係件としているる手順に基づきプラント状態を評価することとする。したがって本評価では，原子炉圧力容器破損後も原子炉圧力容器内に残存する放射性物質の冷却のために原子炉に注水する対策及び手順を整備することから，これを考慮した有効性評価を実施することとする。また，原子炉圧力容器破損後の原子炉注水を考慮しない場合の影響について評価することとする。
1／27

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備考(3) 格納容器破損防止対策(3) 格納容器破損防止対策
格納容器破損モード「溶融炉心・コンクリート相互作用」で想定される事故シーケン
格納容器破損モード「溶融炉心・コンクリート相互作用」で想定される事故シースに対して，原子炉格納容器下部のコンクリートの侵食による原子炉圧力容器の支持機
ケンスに対して，ペデスタル（ドライウェル部）のコンクリートの侵食による原子能喪失を防止するため，格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部注水手段を整炉圧力容器の支持機能喪失を防止するため，ペデスタル（ドライウェル部）にコリ備する。また，ドライウェル高電導度廃液サンプ及びドライウェル低電導度廃液サンプ
ウムシールドを設置するとともに，通常運転中にあらかじめペデスタル（ドライウ（以下「ドライウェルサンプ」という。
）への溶融炉心の流入を抑制し，かつ格納容器下ェル部）に約 1m の水位で水張りを実施した上で，常設低圧代替注水系ポンプを用 ・柏崎刈羽はドライウェルサンプへの部注水系（常設）と合わせて，ドライウェルサンプ底面のコンクリートの侵食を抑制し，いた格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部水位確保手段及び溶融炉心へ
溶融炉心流入抑制のためにコリウ
溶融炉心が原子炉格納容器バウンダリに接触することを防止するために，原子炉格納容の注水手段を整備する。
ムシールドを設置
器下部にコリウムシールドを設置する。
また，その後の格納容器圧力及び温度の上昇を抑制する観点から，代替格納容器スプまた，原子炉圧力容器破損後の格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇を抑制する観レイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却手段及び代替循環冷却系による原子炉格点から，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）
納容器除熱手段又は格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱手段を整備すによる格納容器冷却手段，緊急用海水系による海水通水手段及び代替循環冷却系にる。なお，これらの原子炉圧力容器破損以降の格納容器過圧・過温に対応する手順及びよる格納容器除熱手段並びに格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱手段を ・柏崎刈羽は概要図と対策の関係を記
重大事故等対策は「7.2.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」
整備する。
載（ＰＷＲには当該記載無し）と同じである。
本格納容器破損モードに至るまでの事象進展への対応，本格納容器破損モードによる原子炉格納容器の破損防止及び原子炉格納容器の破損を防止した以降の対応を含めた一連の重大事故等対策の概要は，「7.2.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」の 7.2.2.1(3)の a.から j.に示している。このうち，本格納容器破損モードに対する重大事故等対策は，「7.2.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」の 7.2.2.1.(3)に示す g.から j.である。
本格納容器破損モードに至るまでの事象進展への対応，本格納容器破損モードによる
本格納容器破損モードの防止及びその他の対応を含めた一連の重大事故等対策
原子炉格納容器の破損防止及び原子炉格納容器の破損を防止した以降の対応を含めたの概要は，「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」の 3.2.1(3)と同様で一連の重大事故等対策の概略系統図は「7.2.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加ある。対策の概略系統図及び対応手順の概要は「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰熱」に示す第 7.2.2－1 図から第 7.2.2－4 図である。このうち，本格納容器破損モー
囲気直接加熱」に示す第 3.2-1 図及び第 3.2-2 図である。また，重大事故等対策のドの重大事故等対策の概略系統図は第 7.2.2－2 図及び第 7.2.2－3 図である。本格納手順と設備との関係は，「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」に示す
容器破損モードに対応する手順及び必要な要員と作業項目は「7.2.2 高圧溶融物放出／
第 3.2-1 表である。
格納容器雰囲気直接加熱」と同じである。
7.2.5.2 格納容器破損防止対策の有効性評価
3.5.2 格納容器破損防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法(1) 有効性評価の方法「1.2 評 ・文章表現に多少の違いはあるが，実本格納容器破損モードを評価する上で選定した評価事故シーケンスは，「6.2 評価対
本格納容器破損モードを評価する上で選定した評価事故シーケンスは，
価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，プラント損傷状態をＴＱＵＶと象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，プラント損傷状態を TQUV とし，事象進態として相違点はない。
し，逃がし安全弁再閉失敗を含まない，「過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心
展が早く炉心損傷までの時間余裕の観点で厳しい過渡事象を起因事象とし，逃がし安全
冷却失敗＋損傷炉心冷却失敗＋デブリ冷却失敗（ペデスタル）」である。
弁再閉失敗を含まない「過渡事象＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗＋損傷炉心冷却失敗
1.2.2.1(3)に示すとおり，プラント損傷状態の選定では，ＬＯＣＡとＴＱＵＶを（＋デブリ冷却失敗）」である。ここで，逃がし安全弁再閉失敗を含まない事故シーケ
比較し，事象緩和のための対応操作の観点で大きな差異はないこと，原子炉圧力容ンスとした理由は，プラント損傷状態が TQUV であるため，事故対応に及ぼす逃がし安2／27

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（溶融炉心・コンクリート相互作用）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
全弁再閉の成否の影響は小さいと考え，発生頻度の観点で大きい事故シーケンスを選定したためである。
また，「6.2.2.1(3)e. 溶融炉心・コンクリート相互作用」に示すとおり，プラント損
傷状態の選定では，LOCA と TQUV を比較し，LOCA の場合は原子炉格納容器下部に原子炉冷却材が流入することで溶融炉心・コンクリート相互作用が緩和される可能性等を考慮し，より厳しいと考えられる TQUV を選定した。

なお，本評価事故シーケンスは，「7.2.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」
及び「7.2.3 原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」において有効性を評価したシーケンスと同様のシーケンスである。
本格納容器破損モード及び「7.2.3 原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」
ではプラント損傷状態を TQUV とし，「7.2.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」ではプラント損傷状態を TQUX としており，異なるプラント損傷状態を選定している。しかしながら，どちらのプラント損傷状態であっても原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達した時点で逃がし安全弁の手動開操作によって原子炉減圧する手順であり，原子炉減圧以降も，溶融炉心の挙動に従って一連の流れで生じる各格納容器破損モードを，定められた一連の手順に従って防止することとなる。このことから，これらの格納容器破損モードについては同様のシーケンスで評価する。
本評価事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，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，炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション，構造材との熱伝達，下部プレナムでの溶融炉心の熱伝達，原子炉圧力容器破損，原子炉圧力容器内 FP 挙動，
炉心損傷後の原子炉格納容器における原子炉格納容器下部床面での溶融炉心の拡がり，
原子炉圧力容器外 FCI（溶融炉心細粒化），原子炉圧力容器外 FCI（デブリ粒子熱伝達），
溶融炉心と原子炉格納容器下部プール水との伝熱，溶融炉心とコンクリートの伝熱並びにコンクリート分解及び非凝縮性ガス発生が重要現象となる。
よって，これらの現象を適切に評価することが可能であり，原子炉圧力容器内及び原子炉格納容器内の熱水力モデルを備え，かつ，炉心損傷後のシビアアクシデント特有の溶融炉心挙動に関するモデルを有するシビアアクシデント総合解析コード MAAP により原子炉格納容器下部の床面及び壁面のコンクリート侵食量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，本評価事故シー
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。

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所備

考

器外の溶融燃料－冷却材相互作用と溶融炉心・コンクリート相互作用は原子炉圧力容器破損後に生ずる一連の物理現象であることから，「3.3 原子炉圧力容器外の溶
融燃料－冷却材相互作用」と同じプラント損傷状態を選定し一連のプラント挙動を確認することを考慮し，ＴＱＵＶを選定した。

また，本評価事故シーケンスにおいては，電源の復旧，注水機能の確保等，必要 ・東海第二では，全交流動力電源喪失の重畳を考慮
となる事故対処設備が多く，格納容器への注水・除熱を実施するまでの対応時間を厳しく評価する観点から，全交流動力電源喪失の重畳を考慮する。
なお，本評価事故シーケンスは，「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」及び「3.3 原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」において有効性を評価したシーケンスと同様のシーケンスである。本格納容器破損モード及び「3.3原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」ではプラント損傷状態をＴＱＵＶとし，「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」ではプラント損傷状態を
ＴＱＵＸとしており，異なるプラント損傷状態を選定している。しかしながら，どちらのプラント損傷状態であっても原子炉水位が燃料有効長底部から燃料有効長 ・対応手順の相違の 20％上の位置に到達した時点で逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動開操作によって原子炉を減圧する手順であり，原子炉減圧以降も，溶融炉心の挙動に従って一連の流れで生じる各格納容器破損モードを，定められた一連の手順に従って防止することとなる。このことから，これらの格納容器破損モードについては同様のシーケンスで評価する。
本評価事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，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，炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション，構造材との熱伝達，下部プレナムでの溶融炉心の熱伝達，原子炉圧力容器破損，原子炉圧力容器内ＦＰ挙動，炉心損傷後の格納容器におけるペデスタル（ドライウェル部）床
面での溶融炉心の拡がり，原子炉圧力容器外ＦＣＩ（溶融炉心細粒化），原子炉圧力容器外ＦＣＩ（デブリ粒子熱伝達），溶融炉心とペデスタル（ドライウェル部）プー
ル水との伝熱，溶融炉心とコンクリートの伝熱並びにコンクリート分解及び非凝縮性ガス発生が重要現象となる。
よって，これらの現象を適切に評価することが可能であり，原子炉圧力容器内及び格納容器内の熱水力モデルを備え，かつ，炉心損傷後のシビアアクシデント特有の溶融炉心挙動に関するモデルを有するシビアアクシデント総合解析コードＭＡ
ＡＰによりペデスタル（ドライウェル部）の壁面及び床面のコンクリート侵食量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，本評価事
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。
3／27

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（溶融炉心・コンクリート相互作用）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備考(2) 有効性評価の条件(2) 有効性評価の条件
本評価事故シーケンスの有効性評価の条件は，「7.2.2 高圧溶融物放出／格納容器雰
本評価事故シーケンスの有効性評価の条件は，「3.2 高圧溶融物放出／格納容器
囲気直接加熱」の条件と同じである。原子炉格納容器下部の侵食量評価に対しては，コ
雰囲気直接加熱」の条件と同じである。また，初期条件の初期酸素濃度並びに事故 ・複数号炉の変更申請に係る記載
リウムシールドの外側の面積が小さい 6 号炉の床面積を用いた。また，初期条件の初期
条件の水素及び酸素の発生については，「3.4 水素燃焼」と同じである。
酸素濃度並びに事故条件の水素ガス及び酸素ガスの発生については，「7.2.4 水素燃焼」と同じである。
(3) 有効性評価の結果
本評価事故シーケンスにおける原子炉圧力及び原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移を第 7.2.5－1 図及び第 7.2.5－2 図に，格納容器圧力，格納容器温度，ドライウェ
ル及びサプレッション・チェンバの気相濃度（ウェット条件，ドライ条件），サプレッション・チェンバ・プール水位，格納容器下部水位並びに溶融炉心・コンクリート相互作
用による原子炉格納容器下部床面及び壁面のコンクリート侵食量の推移を第 7.2.5－
3 図から第 7.2.5－11 図に示す。

(3) 有効性評価の結果
本評価事故シーケンスにおけるペデスタル（ドライウェル部）の水位，ペデスタ ・東海第二はＤＣＨにて記載
ル（ドライウェル部）の壁面及び床面のコンクリート侵食量の推移を第 3.5-1 図及び第 3.5-2 図に示す。

a. 事象進展
事象進展は「7.2.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」と同じである。

ａ．事象進展事象進展は「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」と同じである。

b. 評価項目等
溶融炉心落下前の原子炉格納容器下部への水張り及び溶融炉心落下後の原子炉格納容器下部への注水の継続によって，コンクリート侵食量は原子炉格納容器下部の床面で約 1cm，壁面で約 1cm に抑えられ，原子炉格納容器下部の溶融炉心は適切に冷却される。
原子炉格納容器下部壁面のコンクリート侵食に対しては，コンクリート侵食が内側鋼
板及び厚さ約 1.64m のコンクリート部を貫通して外側鋼板まで到達しない限り，原子炉圧力容器の支持機能を維持できる。
評価の結果，原子炉格納容器下部壁面のコンクリート侵食量は約 1cm に抑えられ，原子炉圧力容器の支持機能を維持できる。
原子炉格納容器下部床面のコンクリート侵食に対しては，原子炉格納容器下部の床面
以下のコンクリート厚さが約 7.1m であり，原子炉格納容器下部床面のコンクリート侵
食量が約 1cm であるため，原子炉圧力容器の支持機能を維持できる。
また，溶融炉心・コンクリート相互作用による可燃性ガスの発生は，原子炉格納容器
下部についてはコンクリートの侵食量が約 1cm であるため，約 4kg の可燃性ガス及びその他の非凝縮性ガスが発生するが，ジルコニウム－水反応によって約 1,400kg の水素ガスが発生することを考慮すると，溶融炉心・コンクリート相互作用による可燃性ガ
ス及びその他の非凝縮性ガスの発生が格納容器圧力に与える影響は小さい。このため，
溶融炉心・コンクリート相互作用による可燃性ガスの発生が格納容器圧力に与える影響

ｂ．評価項目等
第 3.5-2 図に示すとおり，コリウムシールドの設置によりコンクリートの侵食 ・評価条件，運用・設備設計，事象進展等に違いに起因する記載の相違を抑制するとともに，常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（東海第二はコンクリート侵食（常設）による格納容器下部水位確保及び溶融炉心への注水によりペデスタル
0cm、可燃性ガスの発生なし）（ドライウェル部）に落下した溶融炉心を冷却することで，ペデスタル（ドライウェル部）の壁面及び床面のコンクリートの温度は融点に至らず侵食は生じない。このため，原子炉圧力容器の支持機能を維持できる。
なお，ＭＡＡＰコードによる評価においては，コリウムシールドと溶融炉心の接触面温度は 2,100℃未満であり，コリウムシールドの侵食は生じない。ただし，溶融炉心中の酸化鉄成分との共晶反応も含めて評価した場合には，コリウムシー
ルドには 3.3cm 程度の侵食が生じるが，この場合においてもペデスタル（ドライウェル部）の壁面及び床面のコンクリート温度は融点に至らず侵食は生じない。
このため，原子炉圧力容器の支持機能を維持できる。また，コリウムシールドの侵食に伴うガスの発生は生じず，溶融炉心・コンクリート相互作用による可燃性ガスは発生しない。
（添付資料 3.5.1，3.5.2，3.5.3）

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は小さい。なお，原子炉格納容器下部への溶融炉心落下後の本評価における水素濃度は，ドライウェルにおいて最低値を示すが，ウェット条件で 12vol%以上，ドライ条件で
34vol%以上となり，ドライ条件においては 13vol%を上回る。一方，酸素濃度は水の放射線分解によって徐々に上昇するものの，事象発生から 7 日後（168 時間後）においても酸素濃度はウェット条件で約 2.1vol%，ドライ条件で約 2.6vol%であり，可燃限界である 5vol%を下回る。溶融炉心・コンクリート相互作用によって，可燃性ガス及びその他の非凝縮性ガスが発生するが，ジルコニウム－水反応によって発生する水素ガスも考慮
すると，原子炉格納容器内に存在する可燃性ガスとしては水素ガスが支配的であり，一酸化炭素の影響は無視できる。溶融炉心・コンクリート相互作用では酸素ガスは発生しないため，溶融炉心・コンクリート相互作用により発生する可燃性ガス及びその他の非凝縮性ガスを考慮することは原子炉格納容器内の酸素濃度を下げる要因となり，上記の酸素濃度（ウェット条件で 2.1vol%，ドライ条件で 2.6vol%）以下になるものと考えられる。このため，原子炉格納容器内での可燃性ガスの燃焼が発生するおそれはない。
その後は，原子炉格納容器下部に崩壊熱相当の流量での格納容器下部注水を継続して行うことで，安定状態を維持できる。
本評価では，「6.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(8)の評価項
目について，原子炉格納容器下部床面及び壁面のコンクリート侵食量※ 1 をパラメータとして対策の有効性を確認した。なお，「6.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(4)及び(5)の評価項目の評価結果については「7.2.2 高圧溶融物放出／格
納容器雰囲気直接加熱」及び「7.2.3 原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」
にて評価項目を満足することを確認している。
※1 溶融炉心が適切に冷却されることについても，原子炉格納容器の構造部材の支持機能が維持される範囲で原子炉格納容器下部床面及び壁面のコンクリートの侵食が停止することで確認した。
なお，「6.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(6)の評価項目については「7.2.4 水素燃焼」において，(7)の評価項目については「7.2.1 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，それぞれ選定された評価事故
シーケンスに対して対策の有効性を確認しているが，溶融炉心が原子炉格納容器下部に落下した場合については，本評価において，「6.2.2.2 有効性を確認するための評価項
目の設定」に示す(6)及び(7)の評価項目について対策の有効性を確認できる。

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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備考本評価では，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(8)の評価項目について，対策の有効性を確認した。
「1.2.2.2 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)，(6) ・各シーケンスで確認対象とする評価
及び(7)に示す評価項目並びにペデスタル（ドライウェル部）に落下した溶融炉
項目の整理の相違
心及び格納容器の安定状態維持については，「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰
囲気直接加熱」において確認している。また，(5)の評価項目については，「3.3
原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」において確認している。
（添付資料 3.2.8）

7.2.5.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
3.5.3 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
する。
のとする。
格納容器破損モード「溶融炉心・コンクリート相互作用」では，重大事故等対処設備
格納容器破損モード「溶融炉心・コンクリート相互作用」では，重大事故等対処設を含む全ての原子炉注水機能が喪失して炉心損傷及び原子炉圧力容器の破損に至り，溶備を含む全ての原子炉注水機能が喪失して炉心損傷及び原子炉圧力容器の破損に至融炉心が原子炉格納容器下部へ落下してコンクリートを侵食することが特徴である。
り，溶融炉心がペデスタル（ドライウェル部）に落下してコンクリートを侵食するこ
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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，溶融炉心落下前の格納容器下部注水系（常設）による水張り操作及び溶融炉心落下後の原子炉格納容器下部への注水操作とする。
本評価事故シーケンスの有効性評価における現象の不確かさとしては，溶融炉心の粒子化，溶融炉心の拡がり，デブリから水への熱伝達，コンクリート種類が挙げられる。
本評価事故シーケンスの評価では，水による拡がり抑制に対して溶融炉心の拡がりを抑制した場合，及び，デブリ上面の性状に対して上面熱流束を変化させた場合の影響評価を実施する。なお，溶融炉心の粒子化の不確かさに対してエントレインメント係数を変化させた場合，コンクリート種類に対して壁方向と床方向の熱分配を変化させた場合の本格納容器破損モードに対する影響は小さいことを確認している。これらの影響評価に加え，溶融物がドライウェルサンプに流入した場合の影響を確認する観点で，溶融物の落下量及び溶融物のポロシティを保守的に考慮した場合，及び，溶融炉心落下時の崩壊熱の影響を確認する観点から崩壊熱を変化させた場合の影響評価を実施する。
これらの影響評価の結果，運転員等操作時間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として，原子炉圧力容器の支持機能を維持できることを確認している。
また，原子炉圧力容器下鏡部温度を監視し，300℃に到達した時点（事象発生から約3.7 時間後）で原子炉格納容器下部への初期水張りを行い，原子炉格納容器下部への溶
融炉心の落下に対しては，原子炉格納容器下部の雰囲気温度，格納容器圧力等を監視することによって，原子炉圧力容器破損を認知し，原子炉格納容器下部への注水を行うといった徴候を捉えた対応によって，溶融炉心を確実に冷却できることを確認している。

(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
本評価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，「6.7 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内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管
変形の不確かさとして，炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現性及び CORA 実験についての再現性を確認している。炉心ヒートアップの感度解析（ジルコニウム－水反応速度の係数についての感度解析）では，炉心溶融時間及び炉心下部
プレナムへの溶融炉心移行の開始時間に対する感度は数分程度であり，影響は小さいこ

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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備考とが特徴である。
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，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
格納容器冷却操作及び常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）による溶融炉心への注水操作とする。
本評価事故シーケンスの有効性評価における現象の不確かさとしては，溶融炉心の ・ＭＣＣＩ対策としてのコリウムシー
粒子化，溶融炉心の拡がり，デブリから水への熱伝達，コリウムシールドを介した熱ルドの設置等の評価条件，運用・設伝達，コンクリート種類が挙げられる。また，コリウムシールドは金属酸化物との共備設計，事象進展等の違いに起因す
晶反応により侵食される可能性がある。
る記載の相違本評価事故シーケンスの評価では，溶融炉心から水への熱伝達が本格納容器破損モードに対して影響が大きいことを踏まえて，デブリ上面の性状に対して上面熱流束を変化させた場合の影響評価を実施する。なお，溶融炉心の粒子化の不確かさに対してエントレインメント係数を変化させた場合，コンクリート種類に対して壁方向と床方向の熱分配を変化させた場合の本格納容器破損モードに対する影響は小さいことを確認している。また，コリムシールドの侵食及び伝熱物性値の温度依存性を考慮した影響評価を実施する。これらの影響評価に加え，溶融炉心落下時の崩壊熱の影響を確 ・東海第二では影響評価の結果を「運認する観点から崩壊熱を変化させた場合の影響評価を実施する。
転員等操作時間絵に与える影響」，「評価項目となるパラメータに与また，ペデスタル（ドライウェル部）への溶融炉心の落下に対しては，原子炉圧力える影響」に記載
容器温度（下鏡部）が 300℃に到達したこと等をもって破損兆候を検知し，格納容器
下部水温計の指示を継続監視することで原子炉圧力容器破損を判断し，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
及び常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）による溶融炉心への注水操作を行うといった徴候を捉えた対応によって，溶融炉心を確実に冷却できることを確認している。
(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
本格納容器破損モード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内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管変形の不確かさとして，炉心ヒートアップに関するモデルは，ＴＭＩ事故についての再現性及びＣＯＲＡ実験についての再現性を確認している。炉心ヒー
トアップの感度解析（ジルコニウム－水反応速度の係数についての感度解析）では，炉心溶融時間及び炉心下部プレナムへの溶融炉心移行の開始時間に対する感
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柏崎刈羽原子力発電所６／７号機とを確認している。本評価事故シーケンスでは，原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達した時点で原子炉格納容器下部への初期水張り操作，原子炉圧力容器破損時点で原子炉格納容器下部への注水操作を実施するが，炉心下部プレナムへの溶融炉心移行の開始時間の不確かさは小さく，炉心下部プレナムへ溶融炉心が移行した際の原子炉圧力容
器下鏡部温度の上昇及び原子炉圧力容器破損時の格納容器圧力上昇は急峻であることから，原子炉圧力容器下鏡部温度及び原子炉圧力容器破損を操作開始の起点としている
原子炉格納容器下部への初期水張り操作及び原子炉圧力容器破損時の原子炉格納容器
下部への注水操作に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。

炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）
・対向流の不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）は，原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コード SAFER の評価結果との比較により水位低下幅は解析
コード MAAP の評価結果の方が保守的であるものの，その差異は小さいことを確認していることから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材との熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性を確認している。また，炉心ノード崩壊のパラメータを低下させた感度解析により原子炉圧力容器破損時間に与える影響は小さいことを確認している。リロケーションの影響を受ける可能性がある操作としては，原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達した時点での原子炉格納容器下部への初期水張り操作があるが，炉心下部プレナムへの溶融炉心移行の開始時間の不確かさは小さく，炉心下部プレナムへ溶融炉心が移行した際の原子炉圧力容器下鏡部
温度の上昇は急峻であることから，原子炉圧力容器下鏡部温度を操作開始の起点としている原子炉格納容器下部への初期水張り操作に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。原子炉圧力容器の破損の影響を受ける可能性がある操作としては，溶融炉心落
下後の原子炉格納容器下部への注水操作があるが，原子炉圧力容器破損時間の不確かさ
は小さいことから，原子炉圧力容器の破損を起点としている原子炉格納容器下部への注水操作に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。

炉心損傷後の原子炉圧力容器における炉心下部プレナムでの溶融炉心の熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性を確認している。また，炉心下部プレナムと溶融炉心の熱伝達に関する感度解析により原子炉圧力容器破損
時間に与える影響は小さいことを確認している。炉心下部プレナムでの溶融炉心の熱伝
達の不確かさの影響を受ける可能性がある操作としては，原子炉圧力容器下鏡部温度が300℃に到達した時点での原子炉格納容器下部への初期水張り操作があるが，炉心下部
プレナムでの溶融炉心の熱伝達の不確かさは小さいことから，原子炉圧力容器下鏡部温赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所
度は数分程度であり，影響は小さいことを確認している。本評価事故シーケンス
では，原子炉圧力容器破損時点で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及び常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）による溶融炉心への注水操作を実施するが，下部プレナムへの溶融炉心移行の開始時間の不確かさは小さく，下部プレナ
ムへ溶融炉心が移行した際の原子炉圧力容器温度（下鏡部）の上昇及び原子炉圧
力容器破損時の格納容器下部水温の上昇は急峻であることから，原子炉圧力容器破損を操作開始の起点としている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及び常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）による溶融炉心への注水操作に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。
炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）
・対向流の不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）は原子炉水位挙動について原子炉
圧力容器内のモデルが精緻である解析コードＳＡＦＥＲの評価結果との比較に
より水位低下幅は解析コードＭＡＡＰの評価結果の方が保守的であるものの，その差異は小さいことを確認していることから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材との熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルはＴＭＩ事故についての再現性を確認している。また，炉心ノード崩壊のパラメータを低下させた感度解析により原子
炉圧力容器破損時間に与える影響は小さいことを確認している。原子炉圧力容器の破損の影響を受ける可能性がある操作としては，溶融炉心落下後の常設低圧代
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及び常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）による溶融炉心への注水操作があるが，下部プレナムへの溶融炉心移行の開始時間の不確かさは小さく，下部プレナムへ溶融炉心が移行した際の原子炉圧力容器温度（下鏡部）の上昇及び原子炉圧力容器破損時の格納容器下部水温の上昇は急峻であることから，原子炉圧力容器の破損を起点としている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及び常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）による溶融炉心への注水操作に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における下部プレナムでの溶融炉心の熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルはＴＭＩ事故についての再現性を確認している。また，下部プレナムと溶融炉心の熱伝達に関する感度解析により原子炉
圧力容器破損時間に与える影響は小さいことを確認している。原子炉圧力容器破損の影響を受ける可能性がある操作としては，溶融炉心落下後の常設低圧代替注
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
作及び常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）による溶備

考・対応手順の相違

・対応手順の相違

・対応手順の相違

・対応手順の相違

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度を操作開始の起点としている原子炉格納容器下部への初期水張り操作に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。原子炉圧力容器破損の影響を受ける可能性がある操作としては，溶融炉心落下後の原子炉格納容器下部への注水操作があるが，原子炉圧力容器破損時間の不確かさは小さいことから，原子炉圧力容器の破損を起点としている原子炉格納容器下部への注水操作に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器破損の不確かさとして，制御棒
駆動機構ハウジング溶接部の破損判定に用いる最大ひずみ（しきい値）に関する感度解析により最大ひずみを低下させた場合に原子炉圧力容器破損時間が早まることを確認しているが，原子炉圧力容器破損（事象発生から約 7 時間後）に対して，十数分早まる程度であり，原子炉格納容器下部への注水は中央制御室から速やかに実施可能な操作であることから，原子炉圧力容器破損を操作開始の起点としている原子炉格納容器下部への注水操作に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。

炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器内 FP 挙動の不確かさとして，核分裂生成物（FP）挙動モデルは PHEBUS-FP 実験解析により原子炉圧力容器内への FP
放出の開始時間を適切に再現できることを確認している。PHEBUS-FP 実験解析では，燃料被覆管破裂後の FP 放出について実験結果より急激な放出を示す結果が確認されたが，小規模体系の模擬性が原因と推測され，実機の大規模な体系においてこの種の不確
かさは小さくなると推定される。本評価事故シーケンスでは，炉心損傷後の原子炉圧力容器内 FP 放出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，運転員等操作に与える影響はない。
炉心損傷後の原子炉格納容器における溶融燃料－冷却材相互作用の不確かさとして，溶融炉心の細粒化モデルにおけるエントレインメント係数，デブリ粒子径の感度解析により，原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用による圧力スパイクに与える影響
は小さいことを確認している。本評価事故シーケンスでは，原子炉圧力容器外の溶融
燃料－冷却材相互作用による圧力スパイクを起点とした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。
炉心損傷後の原子炉格納容器における原子炉格納容器下部床面での溶融炉心の拡がり及び溶融炉心と原子炉格納容器下部のプール水の伝熱の不確かさとして，エントレイ
ンメント係数，溶融炉心からのプール水への熱流束及び溶融プール－クラスト間の熱伝達係数がコンクリート侵食量に影響を与えることを確認している。本評価事故シーケン
スでは，コンクリート侵食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。

東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備考

融炉心への注水操作があるが，原子炉圧力容器破損時間の不確かさは小さいことから，原子炉圧力容器の破損を起点としている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及び常設低圧代
替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）による溶融炉心への注水操
作に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器破損の不確かさとして，制御棒駆動機構ハウジング溶接部の破損判定に用いる最大ひずみ（しきい値）に関する感度解析により最大ひずみを低下させた場合に原子炉圧力容器破損時間が早まることを確認しているが，原子炉圧力容器破損（事象発生から約 4.5 時間後）に対して，十数分早まる程度であり，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代 ・対応手順の相違
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及び常設低圧代替注
水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）による溶融炉心への注水操作は中央制御室から速やかに実施可能な操作であることから，原子炉圧力容器破損を操作開始の起点としている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及び常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）による溶融炉心への注水操作に係る運転員等
操作時間に与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器内ＦＰ挙動の不確かさ
として，核分裂生成物（ＦＰ）挙動モデルはＰＨＥＢＵＳ－ＦＰ実験解析により原子炉圧力容器内へのＦＰ放出の開始時間を適切に再現できることを確認している。ＰＨＥＢＵＳ－ＦＰ実験解析では，燃料被覆管破裂後のＦＰ放出について
実験結果より急激な放出を示す結果が確認されたが，小規模体系の模擬性が原因と推測され，実機の大規模な体系においてこの種の不確かさは小さくなると推定される。本評価事故シーケンスでは，炉心損傷後の原子炉圧力容器内ＦＰ放出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，運転員等操作に与える影響はない。
炉心損傷後の格納容器における溶融燃料－冷却材相互作用の不確かさとして，溶融炉心の細粒化モデルにおけるエントレインメント係数，デブリ粒子径の感度解析により，原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用による圧力スパイクに与える影響は小さいことを確認している。本評価事故シーケンスでは，原子炉
圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用による圧力スパイクを起点とした運転
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。
炉心損傷後の格納容器における格納容器下部床面での溶融炉心の拡がり及び溶融炉心と格納容器下部プール水の伝熱の不確かさとして，エントレインメント
係数，溶融炉心からのプール水への熱流束及び溶融プール－クラスト間の熱伝達係数がコンクリート侵食量に影響を与えることを確認している。これより，コリ
ウムシールド侵食量に対しても影響を与える可能性があるが，本評価事故シーケ
ンスでは，コリウムシールド及びコンクリートの侵食を操作開始の起点としてい8／27

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炉心損傷後の原子炉格納容器における溶融炉心とコンクリート伝熱，コンクリート分
解及び非凝縮性ガス発生の不確かさとして，実験解析によりコンクリート侵食量を適切に評価できることを確認している。
本評価事故シーケンスでは，コンクリート侵食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。

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内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管
変形の不確かさとして，炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現性及び CORA 実験についての再現性を確認している。炉心ヒートアップの感度解析（ジルコニウム－水反応速度の係数についての感度解析）では，炉心溶融時間及び炉心下部
プレナムへの溶融炉心移行の開始時間に対する感度は数分程度であり，影響は小さいことを確認している。本評価事故シーケンスでは，原子炉圧力容器破損時点で原子炉格納容器下部に初期水張りが実施されていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）
・対向流の不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）は，原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コード SAFER の評価結果との比較により，水位低下幅は解析コード MAAP の評価結果の方が保守的であるものの，その差異は小さいことを確認している。また，原子炉圧力容器破損時点で原子炉格納容器下部に初期水張りが実施されていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材との熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性を確認している。また，炉心ノード崩壊のパラメータを低下させた感度解析により，原子炉圧力容器破損時間に与える影響は小さいことを確認している。本評価事故シーケンスでは，原子炉圧力容器破損時点で原子炉格納容器下部に初期水張りが実施されていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における炉心下部プレナムでの溶融炉心の熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性を確認している。また，炉心下部プレナムと溶融炉心の熱伝達に関する感度解析により原子炉圧力容器破損
時間に与える影響は小さいことを確認している。本評価事故シーケンスでは，原子炉圧

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備

考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。
炉心損傷後の格納容器における溶融炉心とコンクリート伝熱，コンクリート分
解及び非凝縮性ガス発生の不確かさとして，コリウムシールド及びコンクリートの侵食量への影響が考えられるが，コリウムシールド及びコンクリートの侵食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。なお，炉心損傷後の格納容器における溶融炉心とコンクリート ・ＭＣＣＩ対策としてのコリウムシー
伝熱，コンクリート分解及び非凝縮性ガス発生の不確かさがコンクリート侵食にルドの設置等の違いに起因する記与える影響に対しては，実験解析によりコンクリート侵食量を適切に評価できる
載の相違ことを確認している。また，ＭＡＡＰコードにおける溶融炉心から構造材への伝熱は材質に依存しないモデルであり，コリウムシールドにも適用可能である。
（添付資料 3.5.1，3.5.4）
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内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管変形の不確かさとして，炉心ヒートアップに関するモデルは，ＴＭＩ事故についての再現性及びＣＯＲＡ実験についての再現性を確認している。炉心ヒー
トアップの感度解析（ジルコニウム－水反応速度の係数についての感度解析）では，炉心溶融時間及び炉心下部プレナムへの溶融炉心移行の開始時間に対する感度は数分程度であり，影響は小さいことを確認している。本評価事故シーケンス
では，原子炉圧力容器破損時点でペデスタル（ドライウェル部）に水張りが実施されていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）
・対向流の不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）は，原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コードＳＡＦＥＲの評価結果との比較
により，水位低下幅は解析コードＭＡＡＰの評価結果の方が保守的であるものの，その差異は小さいことを確認している。また，原子炉圧力容器破損時点でペデスタル（ドライウェル部）に水張りが実施されていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材との熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルはＴＭＩ事故についての再現性を確認している。また，炉心ノード崩壊のパラメータを低下させた感度解析により，原子炉圧力容器破損時間に与える影響は小さいことを確認している。本評価事故シー
ケンスでは，原子炉圧力容器破損時点でペデスタル（ドライウェル部）に水張りが実施されていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における下部プレナムでの溶融炉心の熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルはＴＭＩ事故についての再現性を確認している。また，下部プレナムと溶融炉心の熱伝達に関する感度解析により原子炉
圧力容器破損時間に与える影響は小さいことを確認している。本評価事故シーケ
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柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
力容器破損時点で原子炉格納容器下部に初期水張りが実施されていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器破損の不確かさとして，制御棒
駆動機構ハウジング溶接部の破損判定に用いる最大ひずみ（しきい値）に関する感度解析により最大ひずみを低下させた場合に原子炉圧力容器破損時間が早まることを確認しているが，原子炉圧力容器破損（事象発生から約 7 時間後）に対して，早まる時間はわずかであり，破損時間がわずかに早まった場合においても，原子炉格納容器下部に初期水張りが実施されていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器内 FP 挙動の不確かさとして，
原子炉圧力容器内 FP 挙動と溶融炉心・コンクリート相互作用による侵食量に関連はないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
炉心損傷後の原子炉格納容器における溶融燃料－冷却材相互作用の不確かさとして，
エントレインメント係数の感度解析により溶融炉心の細粒化割合がコンクリート侵食に与える感度は小さい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。

炉心損傷後の原子炉格納容器における原子炉格納容器下部床面での溶融炉心の拡がりについて，溶融炉心の拡がりを抑制した場合を想定した感度解析を実施した。評価の体系として，水中に落下した溶融炉心が初期水張り水深と同じ高さの円柱を形成し，円柱の上面から水によって除熱されるものとした。ただし，円柱の側面部分も水に接していることを想定し，上面からの除熱量は円柱上面の面積に側面の面積を加えた値とした。感度解析の結果，第 7.2.5－12 図に示すとおり，コンクリート侵食量は原子炉格納容器下部の床面で約 1cm に抑えられ，原子炉圧力容器の支持機能を維持できる。また，
溶融炉心と原子炉格納容器下部のプール水の伝熱の不確かさとして，エントレインメン
ト係数，溶融炉心からのプール水への熱流束及び溶融プール－クラスト間の熱伝達係数の感度解析を踏まえ，コンクリート侵食量について支配的な溶融炉心からのプール水への熱流束についての感度解析を実施した。感度解析の結果，第 7.2.5－13 図に示すとおり，コンクリート侵食量は原子炉格納容器下部の床面で約 8cm，壁面で約 7cm に抑えられ，原子炉圧力容器の支持機能を維持できる。なお，本感度解析では，原子炉格納容器
下部での溶融炉心・コンクリート相互作用によって約 118kg の可燃性ガス及びその他の非凝縮性ガスが発生するが，本評価においてもジルコニウム－水反応によって約1,400kg の水素ガスが発生することを考慮すると，溶融炉心・コンクリート相互作用による可燃性ガス及びその他の非凝縮性ガスの発生が格納容器圧力に与える影響は小さい。溶融炉心・コンクリート相互作用による可燃性ガスの発生が，可燃性ガスの燃焼の東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備考

ンスでは，原子炉圧力容器破損時点でペデスタル（ドライウェル部）に水張りが実施されていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器破損の不確かさとして，制御棒駆動機構ハウジング溶接部の破損判定に用いる最大ひずみ（しきい値）に関する感度解析により最大ひずみを低下させた場合に原子炉圧力容器破損時間が早まることを確認しているが，原子炉圧力容器破損（事象発生から約 4.5 時間後）に対して，早まる時間はわずかであり，破損時間がわずかに早まった場合においても，ペデスタル（ドライウェル部）に水張りが実施されていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器内ＦＰ挙動の不確かさとして，原子炉圧力容器内ＦＰ挙動と溶融炉心との相互作用によるコリウムシー
ルド及びコンクリートの侵食量に関連はないことから，評価項目となるパラメー
タに与える影響はない。
炉心損傷後の格納容器における溶融燃料－冷却材相互作用の不確かさとして，
エントレインメント係数の感度解析より溶融炉心の細粒化割合がコンクリート
侵食に与える感度は小さいことを確認している。また，このことは，エントレイ ・ＭＣＣＩ対策としてのコリウムシー
ンメント係数の不確かさにより溶融炉心の細粒化割合が変化した場合でも溶融
ルドの設置等の違いに起因する記
炉心の温度に対する感度は小さいことを示しており，コリウムシールド侵食に与載の相違える感度についても同様に小さいと考えられることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
炉心損傷後の格納容器における格納容器下部床面での溶融炉心の拡がりについて，実機では溶融炉心の落下量が多く崩壊熱による継続的な加熱も生じること
から各種実験と比較してより拡がり易い傾向となる。また，溶融炉心の拡がりが抑制されると想定した場合は，種々の不均一な堆積形状を考慮しても，拡がりが抑制されないペデスタル（ドライウェル部）への均一堆積形状の方が溶融炉心と水の伝熱面積が大きくなり，溶融炉心が冷却される傾向となる。拡がりが抑制されない均一堆積形状の場合，溶融炉心落下時点における溶融炉心とコリウムシー
ルドの接触面温度はコリウムシールドの侵食開始温度を下回っており，また，常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）による溶融炉心への注水によって溶融炉心は継続的に冷却されることから，溶融炉心の拡がりが抑制されると想定した場合においても，コリウムシールド及びコンクリートの侵食への影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。また，炉心損
傷後の溶融炉心と格納容器下部プール水の伝熱の不確かさとして，エントレイン
メント係数，溶融炉心からプール水への熱流束及び溶融プール－クラスト間の熱伝達係数の感度解析を踏まえ，コンクリート侵食量について支配的な溶融炉心からプール水への熱流束についての感度解析を実施した。その結果，コリウムシー
ルド及びコンクリートの侵食は生じていないことから，原子炉圧力容器の支持機能を維持できる。
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備

考可能性に及ぼす影響について，本評価における原子炉格納容器下部への溶融炉心落下後の原子炉格納容器内の水素濃度は，ドライウェルにおいて最低値を示すが，ウェット条件で 12vol%以上，ドライ条件で 34vol%以上となり，ドライ条件においては 13vol%を上回る。このことから，本感度解析において評価した，溶融炉心・コンクリート相互作用に伴って発生する可燃性ガスの発生量を，本評価の結果に加えて気相濃度を評価しても，原子炉格納容器内での可燃性ガスの燃焼の可能性には影響しない。
なお，溶融炉心・コンクリート相互作用によって生じる約 118kg の気体の内訳は，可燃性ガスである水素ガスが約 93kg，一酸化炭素が約 25kg，その他の非凝縮性ガスである二酸化炭素が 1kg 未満である。ジルコニウム－水反応によって発生する水素ガスも考慮すると，原子炉格納容器内に存在する可燃性ガスとしては水素ガスが支配的であり，一酸化炭素の影響は無視できる。
一方，原子炉格納容器内の酸素濃度については，溶融炉心・コンクリート相互作用では酸素ガスは発生しないため，溶融炉心・コンクリート相互作用により発生する可燃性ガス及びその他の非凝縮性ガスを考慮することは原子炉格納容器内の酸素濃度を下げる要因となる。このため，本感度解析ケースの溶融炉心・コンクリート相互作用に伴って発生する可燃性ガス及びその他の非凝縮性ガスの発生量を本評価の結果に加えて気相濃度を評価する場合，原子炉格納容器内の酸素濃度は「7.2.5.2(3)b. 評価項目等」
にて示した酸素濃度（ウェット条件で 2.1vol%，ドライ条件で 2.6vol%）以下になるものと考えられる。このため，原子炉格納容器内での可燃性ガスの燃焼が発生するおそれはない。
コリウムシールドの伝熱物性値の温度依存性の影響については，「3.5.3 (4) ・ＭＣＣＩ対策としてのコリウムシー
コリムシールドの侵食及び伝熱物性値の温度依存性を考慮した影響評価」におい
ルドの設置等の違いに起因する記て，評価項目となるパラメータに与える影響を確認する。
載の相違（添付資料 3.5.1，3.5.4）(2) 解析条件の不確かさの影響評価(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
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 7.2.2－2 表に示
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 3.2-2 表にすとおりであり，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。
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
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項目に関する影響評価の結果を以下に示す。
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
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd/t に対応したものとしており，その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，原子炉圧力容器の破損に至るまでの事象進展は緩和されるが，(a) 運転員等操作時間に与える影響
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 33GWd／t 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，解析条件で設定している崩壊熱よりもおおむね小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉圧力容器の破損に至るまでの事象進展は緩11／27

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操作手順（原子炉圧力容器下鏡部温度に応じて原子炉格納容器下部への初期水張り操作を実施すること及び溶融炉心落下後に原子炉格納容器下部への注水操作を開始すること）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。
初期条件の溶融炉心からプールへの熱流束は，解析条件の 800kW/m2 相当（圧力依存あり）に対して最確条件は 800kW/m2 相当（圧力依存あり）であり，最確条件とした場
合は，解析条件と同様であるため，事象進展に与える影響はないことから，運転員等操
作時間に与える影響はない。
初期条件のコンクリート以外の素材の扱いは，解析条件の内側鋼板，外側鋼板，リブ
鋼板及びベント管は考慮しないことに対して，最確条件はコンクリート以外の素材を考慮することであり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，コンクリート
より融点が高い内側鋼板，外側鋼板，リブ鋼板の耐熱の効果及びベント管の管内の水による除熱の効果により，溶融炉心・コンクリート相互作用によるコンクリート侵食が抑制されるが，コンクリート侵食量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。
初期条件の原子炉圧力容器下部の構造物の扱いは，解析条件の原子炉格納容器下部に落下する溶融物とは扱わないことに対して，最確条件は部分的な溶融が生じ，原子炉格
納容器下部に落下する可能性があり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合
は，溶融物の発熱密度が下がるため，溶融炉心・コンクリート相互作用によるコンクリ
ート侵食は抑制されるが，コンクリート侵食量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。

初期条件の原子炉格納容器下部床面積は，解析条件の 6 号炉の原子炉格納容器下部の床面積に対して最確条件は各号炉の設計に応じた設定であり，本解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，原子炉格納容器下部の床面積が広くなることで溶融炉心が冷却されやすくなるため，溶融炉心・コンクリート相互作用によるコンクリート侵食が抑制されるが，コンクリート侵食量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，解析条件の不確かさとして，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は，原子炉圧力容器への給水はできないものとして給水流量の全喪失を設定しているが，起因事象の違いによって操作手順（原子炉圧力容器下鏡部温度に応じて原子炉格納容器下部への初期水張り操作を実施すること及び原子炉圧力容器
破損後に原子炉格納容器下部への注水操作を開始すること）に変わりはないことから，

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備考

和されるが，操作手順（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及び常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）による溶融炉心への注水操作を実施すること）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。
初期条件の溶融炉心からプールへの熱流束は，解析条件の 800kW／m２相当（圧２
力依存あり）に対して最確条件は 800kW／m 相当（圧力依存あり）であり，最確条件とした場合は，解析条件と同様であるため，事象進展に与える影響はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件のコンクリート以外の素材の扱いは，解析条件の鉄筋は考慮しないことに対して最確条件はコンクリート以外の素材を考慮することであり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，コンクリートより融点の高い鉄筋の耐熱の効果により，コンクリートの侵食が抑制されるが，コンクリートの侵食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。また，コリウムシールドについては，機器条件に ・ＭＣＣＩ対策としてのコリウムシーて考慮している。
ルドの設置等の違いに起因する記初期条件の原子炉圧力容器下部及びペデスタル（ドライウェル部）内構造物
載の相違の扱いは，解析条件のペデスタル（ドライウェル部）に落下する溶融物とは扱わないことに対して，最確条件は部分的な溶融が生じ，ペデスタル（ドライウ
ェル部）に落下する可能性があり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，溶融物の発熱密度が下がるため，コリウムシールド及びコンクリー
トの侵食が抑制されるが，コリウムシールド及びコンクリートの侵食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。
・複数号炉の変更申請に係る記載

初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器体積（サプレッション・チェンバ）の空間部及び液相部，サプレッション・プール水位及びドラ
イウェル雰囲気温度は，解析条件の不確かさとして，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は，原子炉圧力容器への給水はできないものとして給水流量の全喪失を設定しているが，起因事象の違いによって操作手順（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及び常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常12／27

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運転員等操作時間に与える影響はない。

(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
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 に対応したものとしており，その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，溶融炉
心の持つエネルギが小さくなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
初期条件の溶融炉心からのプール水への熱流束は，解析条件の 800kW/m2 相当（圧力依存あり）に対して最確条件は 800kW/m2 相当（圧力依存あり）であり，最確条件とした場合は，解析条件と同様であるため，事象進展に影響はないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。コンクリート侵食量に対しては，実験で確認されている侵食面における侵食の不均一性等の影響を確認する観点から，コンクリート侵食量への影響が最も大きい溶融炉心からプール水への熱流束について，感度解析を実施した。感度解析の結果，第 7.2.5－13 図に示すとおり，コンクリート侵食量は原子炉格納容器下部の床面で約 8cm，壁面で約 7cm に抑えられることから，原子炉圧力容器の支持機能を維持できる。なお，本感度解析では，原子炉格納容器下部での溶融炉心・コンク
リート相互作用によって約 118kg の可燃性ガス及びその他の非凝縮性ガスが発生するが，本評価においてもジルコニウム－水反応によって約 1,400kg の水素ガスが発生することを考慮すると，溶融炉心・コンクリート相互作用による可燃性ガス及びその他の非凝縮性ガスの発生が格納容器圧力に与える影響は小さい。
溶融炉心・コンクリート相互作用による可燃性ガスの発生が，可燃性ガスの燃焼の可能性に及ぼす影響について，本評価における原子炉格納容器下部への溶融炉心落下後の原子炉格納容器内の水素濃度は，ドライウェルにおいて最低値を示すが，ウェット条件
で 12vol%以上，ドライ条件で 34vol%以上となり，ドライ条件においては 13vol%を上回る。このことから，溶融炉心・コンクリート相互作用によって発生する可燃性ガスの発生量について，感度解析の結果を本評価の結果に加えて原子炉格納容器内の気相濃度を

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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備考設）による溶融炉心への注水操作を実施すること）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。
機器条件のコリウムシールド耐熱材の種類及びペデスタル（ドライウェル ・ＭＣＣＩ対策としてのコリウムシー
ルドの設置等の違いに起因する記部）床面積は，解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える載の相違
影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。
機器条件のコリウムシールド耐熱材の侵食開始温度は，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。なお，溶融炉心中の酸化鉄成分との共晶反応も含めて評価す
ると，コリウムシールドには 3.3cm 程度の侵食が生じるものの，コリウムシー
ルドの侵食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。
（添付資料 3.5.1，3.5.4）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
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 33GWd／t 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，解析条件で設定している崩壊熱よりもおおむね小さくなるため，溶融炉心の持つエネルギが小さくなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕が大きくなる。
初期条件の溶融炉心からのプールへの熱流束は，解析条件の 800kW／m２相当 ・ＭＣＣＩ対策としてのコリウムシー（圧力依存あり）に対して最確条件は 800kW／m２相当（圧力依存あり）であり， ルドの設置等の違いに起因する記最確条件とした場合は，解析条件と同様であるため，事象進展に影響はないこ
載の相違とから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。コリウムシールド及びコンクリートの侵食量に対しては，実験で確認されている侵食面における侵食の不均一性等の影響を確認する観点から，コンクリート侵食量への影響が最も大きい溶融炉心からプール水への熱流束について，感度解析を実施した。その結果，コリウムシールド及びコンクリートの侵食は生じず，原子炉圧力容器の支持機能を維持できることを確認した。また，溶融炉心・コンクリート相互作用による可燃性ガスは発生しない。

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評価しても，原子炉格納容器内での可燃性ガスの燃焼の可能性には影響しない。
なお，溶融炉心・コンクリート相互作用によって生じる約 118kg の気体の内訳は，可燃性ガスである水素ガスが約 93kg，一酸化炭素が約 25kg，その他の非凝縮性ガスである二酸化炭素が 1kg 未満である。ジルコニウム－水反応によって発生する水素ガスも考慮すると，原子炉格納容器内に存在する可燃性ガスとしては水素ガスが支配的であり，一酸化炭素の影響は無視できる。
一方，原子炉格納容器内の酸素濃度については，溶融炉心・コンクリート相互作用では酸素ガスは発生しないため，溶融炉心・コンクリート相互作用により発生する可燃性ガス及びその他の非凝縮性ガスを考慮することは原子炉格納容器内の酸素濃度を下げる要因となる。このため，本感度解析の溶融炉心・コンクリート相互作用によって発生する可燃性ガス及びその他の非凝縮性ガスの発生量を，本評価の結果に加えて気相濃度を評価する場合，原子炉格納容器内の酸素濃度は「7.2.5.2(3)b. 評価項目等」にて示した酸素濃度（ウェット条件で 2.1vol%，ドライ条件で 2.6vol%）以下となる。このため，原子炉格納容器内での可燃性ガスの燃焼が発生するおそれはない。
初期条件のコンクリート以外の素材の扱いは，解析条件の内側鋼板，外側鋼板，リブ
鋼板及びベント管は考慮しないことに対して最確条件はコンクリート以外の素材を考慮することであり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，コンクリート
より融点が高い内側鋼板，外側鋼板，リブ鋼板の耐熱の効果及びベント管の管内の水による除熱の効果により，溶融炉心・コンクリート相互作用によるコンクリート侵食が抑制されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
初期条件の原子炉圧力容器下部の構造物の扱いは，解析条件の原子炉格納容器下部に落下する溶融物とは扱わないことに対して最確条件は部分的な溶融が生じ，原子炉格納容器下部に落下する可能性があり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，溶融物の発熱密度が下がるため，溶融炉心・コンクリート相互作用によるコンクリート
侵食が抑制されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。コンクリート侵食量に対しては，溶融物のコリウムシールド内側への流入を考慮し，ドラ
イウェルサンプに流入した場合の影響を確認する観点で，溶融物の落下量及び溶融物のポロシティを保守的に考慮した場合についての感度解析を実施した。
その結果，
第 7.2.5－14 図に示すとおり，ドライウェルサンプのコンクリート侵食量は，床面で約 9cm，壁面で約 9cm に抑えられることから，原子炉圧力容器の支持機能及び原子炉格納容器バウ
ンダリ機能を維持できることを確認した。
初期条件の原子炉格納容器下部床面積は，解析条件の 6 号炉の原子炉格納容器下部の床面積に対して最確条件は各号炉の設計に応じた設定であり，本解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，原子炉格納容器下部の床面積が広くなることで溶融炉心・コンクリート相互作用によるコンクリート侵食が抑制されることから，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

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備

考初期条件のコンクリート以外の素材の扱いは，解析条件の鉄筋は考慮しないことに対して最確条件はコンクリート以外の素材を考慮することであり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合には，コンクリートより融点の高い鉄筋の耐熱の効果により，コンクリートの侵食が抑制されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。また，コリウムシールドに ・ＭＣＣＩ対策としてのコリウムシー
ついては，機器条件にて考慮している。
ルドの設置等の違いに起因する記初期条件の原子炉圧力容器下部及びペデスタル（ドライウェル部）内構造物
載の相違の扱いは，解析条件のペデスタル（ドライウェル部）に落下する溶融物とは扱わないことに対して最確条件は部分的な溶融が生じ，ペデスタル（ドライウェ
ル部）に落下する可能性があり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした
場合は，溶融物の発熱密度が下がるため，コリウムシールド及びコンクリート ・ＭＣＣＩ対策としてのコリウムシーの侵食が抑制されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大き
ルドの設置等の違いに起因する記
くなる。
載の相違

・複数号炉の変更申請に係る記載

初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器体積（サプレッション・チェンバ）の空間部及び液相部，サプレッション・プール水位及びドラ
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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（溶融炉心・コンクリート相互作用）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
器温度は，解析条件の不確かさとして，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。
事故条件について，溶融炉心・コンクリート相互作用によるコンクリート侵食量を評価するにあたり，溶融炉心落下時の崩壊熱の影響を確認する観点から感度解析を実施した。感度解析は，起因事象の不確かさを保守的に考慮するため，溶融炉心の崩壊熱をベースケースから変更し，事象発生から 6 時間後の値とした。これは，事故シーケンスを「大破断 LOCA＋ECCS 注水機能喪失」とし，本評価事故シーケンスの解析条件と同様，電源の有無に係らず重大事故等対処設備による原子炉注水機能についても使用できな
いものと仮定する場合，原子炉水位の低下が早く，原子炉圧力容器破損までの時間が約
6.4 時間となることを考慮し保守的に設定した値である。
その結果，第 7.2.5－15 図に示すとおり，コンクリート侵食量は床面で約 3cm，壁面では約 3cm に抑えられ，原子炉圧力容器の支持機能を維持できる。また，コンクリート
侵食量が僅かであることから，本評価における溶融炉心・コンクリート相互作用による
可燃性ガスの発生量は原子炉格納容器内の気相濃度に影響を与えない。このため，溶融炉心・コンクリート相互作用による可燃性ガスの蓄積及び燃焼による格納容器圧力への影響は無く，原子炉格納容器内の気体組成の推移は「7.2.5.2(3)b 評価項目等」と同じとなる。なお，本評価における原子炉格納容器下部への溶融炉心落下後の水素濃度は，ドライウェルにおいて最低値を示すが，ウェット条件で 12vol%以上，ドライ条件で
34vol%以上となり，ドライ条件においては 13vol%を上回る。一方，酸素濃度はウェット
条件で 2.1vol%以下，ドライ条件で 2.6vol%以下であり，可燃限界である 5vol%を下回る
ことから，原子炉格納容器内での可燃性ガスの燃焼が発生するおそれはない。

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。

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備考イウェル雰囲気温度は，解析条件の不確かさとして，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。
事故条件について，溶融炉心落下時の崩壊熱の影響を確認する観点から感度解析を実施した。感度解析は，起因事象として，原子炉水位の低下の観点でよ ・ＭＣＣＩ対策としてのコリウムシー
り厳しい事象であるＬＯＣＡ等の原子炉冷却材圧力バウンダリ喪失を仮定し，ルドの設置等の違いに起因する記事故シーケンスを「大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗」
載の相違として，本評価事故シーケンスの評価条件と同様に，重大事故等対処設備による原子炉注水機能についても原子炉圧力容器破損まで使用できないものと仮定した。この場合，原子炉圧力容器破損のタイミングが早くなるため，溶融炉
心落下時の崩壊熱が大きくなるが，コリウムシールド及びコンクリートの侵食は生じず，原子炉圧力容器の支持機能を維持できることを確認した。

機器条件のコリウムシールド耐熱材の種類及びペデスタル（ドライウェル部）床面積は，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。
機器条件のコリウムシールド耐熱材の侵食開始温度は，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。なお，溶融炉心中の酸化鉄成分との共晶反応も含めて評価すると，コリウムシールドには 3.3cm 程度の侵食が生じるが，この影響については「3.5.3 (4) コリウムシールドの侵食及び伝熱物性値の温度依存性を考慮した影響評価」にて，評価項目となるパラメータに与える影響は小さいことを確認している。
（添付資料 3.5.1，3.5.4）
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
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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（溶融炉心・コンクリート相互作用）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機(a) 運転員等操作時間に与える影響
操作条件の溶融炉心落下前の格納容器下部注水系（常設）による水張り操作は，解析上の操作時間として原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達した時点を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達するまでに事象発生から約 3.7 時間の時間余裕があり，また，原子炉格納容器下部の水張り操作は原子炉圧力容器下鏡部温度を監視しながら溶融炉心の炉心下部プレナムへの移行を判断し，水張り操作を実施するため，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。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）を配置しており，また，他の並列操作を加味して操作の所要時間を算定していることから，他の操作に与える影響はない。

操作条件の格納容器下部注水系（常設）による溶融炉心落下後の原子炉格納容器下部への注水操作は，解析上の操作時間として原子炉圧力容器破損後（事象発生から約 7 時
間後）を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，原子炉圧力容器破損までに事象発生から約 7.0 時間の時間余裕があり，また，溶融炉心落下後に格納容器下部
注水が行われなかった場合でも，溶融炉心落下前に張られた水が蒸発するまでには約0.8 時間の時間余裕がある。溶融炉心落下後の原子炉格納容器下部への注水操作は原子
炉圧力，格納容器下部空間部温度及び格納容器圧力の傾向を監視しながら原子炉圧力容器破損を判断して実施することとしており，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であるため，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。

(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の溶融炉心落下前の格納容器下部注水系（常設）による水張り操作は，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。
操作条件の溶融炉心落下後の原子炉格納容器下部への格納容器下部注水系（常設）による注水操作は，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。

東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備考

果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
・対応手順の相違
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は，解析上の操作時間として原子炉圧力容器破損から 6 分後（事象発生から約 4.6 時間後）を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，原子炉圧力容器破損までに事象発生から約 4.5 時間の時間余裕があり，また，溶融炉心落下後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は，原子炉圧力容器
温度（下鏡部）が 300℃に到達したこと等をもって破損兆候を検知し，原子炉
圧力容器の破損判断パラメータである格納容器下部水温計の指示を継続監視することで原子炉圧力容器破損を判断し，格納容器冷却を実施することとしており，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。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くなる可能性があるが，中央制御室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，また，当該操作に対応する運転員に他の並列操作はないことから，操作時間に与える影響はない。
操作条件の常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設） ・対応手順の相違
による溶融炉心への注水は，解析上の操作時間として原子炉圧力容器破損から7 分後（事象発生から約 4.6 時間後）を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，原子炉圧力容器破損までに事象発生から約 4.5 時間の時間余裕があり，また，溶融炉心落下後の常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）による溶融炉心への注水は，原子炉圧力容器温度（下鏡部）が 300℃に到達したこと等をもって破損兆候を検知し，原子炉圧力容器の破損判断パラメータである格納容器下部水温計の指示を継続監視することで原子炉圧力容器破損を判断し，注水操作を実施することとしており，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。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くなる可能性があるが，中央制御室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，また，当該操作に対応する運転
員に他の並列操作はないことから，操作時間に与える影響はない。
（添付資料 3.2.2，3.5.4）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
・対応手順の相違
操作条件の溶融炉心落下後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及び常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）による溶融炉心への注水は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作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。
（添付資料 3.5.4）
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柏崎刈羽原子力発電所６／７号機(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。
操作条件の溶融炉心落下前の格納容器下部注水系（常設）による水張り操作について
は，原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達するまでの時間は事象発生から約 3.7 時間あり，原子炉格納容器下部への注水操作は原子炉圧力容器下鏡部温度の上昇傾向を監視しながらあらかじめ準備が可能である。また，原子炉圧力容器下鏡部温度 300℃到達
時点での中央制御室における原子炉格納容器下部への注水操作の操作時間は約 5 分間である。溶融炉心落下前の格納容器下部注水系（常設）による水張りは約 2 時間で完了することから，水張りを事象発生から約 3.7 時間後に開始すると，事象発生から約 5.7
時間後に水張りが完了する。事象発生から約 5.7 時間後の水張りの完了から，事象発生から約 7.0 時間後の原子炉圧力容器破損までの時間を考慮すると，原子炉格納容器下部への注水操作は操作遅れに対して 1 時間程度の時間余裕がある。
操作条件の溶融炉心落下後の原子炉格納容器下部への格納容器下部注水系（常設）による注水操作については，原子炉圧力容器破損までの時間は事象発生から約 7.0 時間あり，また，溶融炉心落下後に格納容器下部注水が行われなかった場合でも，溶融炉心落
下前に張られた水が溶融炉心の崩壊熱及びジルコニウム－水反応による発熱により蒸発するまでには約 0.8 時間の時間余裕がある。

東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備考(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。
・対応手順の相違

操作条件の溶融炉心落下後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及び常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）による溶融炉心への注水については，原子炉圧力容器破損までの時間は事象発生から約 4.5 時間あり，また，溶融炉心落下後にペデス
タル（ドライウェル部）注水が行われなかった場合でも，溶融炉心落下前に張られた水が溶融炉心の崩壊熱及びジルコニウム－水反応による発熱により蒸発するまでには約 0.3 時間の時間余裕がある。
（添付資料 3.2.14，3.5.4）(4) コリウムシールドの侵食及び伝熱物性値の温度依存性を考慮した影響評価
・東海第二特有の感度解析に係る記載
コリウムシールドの材質であるジルコニアは，溶融炉心中に存在する金属酸化物との共晶反応を考慮した場合に侵食される可能性がある。また，ＭＡＡＰコードにおけるコリウムシールドの伝熱モデルには伝熱物性値の温度依存性の不確かさが考えられる。このため，コリウムシールド設置に伴うこれらの影響を考慮した感度解析を実施した。
解析条件ついて，金属酸化物との共晶反応により侵食したコリウムシールドの厚さは，ＣＩＴ実験の知見を踏まえた侵食量を想定し 11cm とした。また，コリウムシールドの熱伝導率及び比熱はペデスタル（ドライウェル部）の温度を厳しく評価するため，常温時のジルコニアの物性値とした。
第 3.5-3 図にペデスタル（ドライウェル部）壁面及び床面のコンクリートの温度の推移を示す。感度解析の結果，溶融炉心と接するコリウムシールドの温度は融点に至らず侵食は進行しない，また，ペデスタル（ドライウェル部）コンクリートの壁面及び床面の温度も融点に至らず侵食しないことを確認した。したがって，コリ
ウムシールドの侵食及び伝熱物性値の温度依存性を考慮した場合においても，評価
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柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備

考項目となるパラメータに与える影響は小さい。
（添付資料 3.5.1）(4) まとめ(5) 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 ・東海第二特有の感度解析に係る記載
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。また，コリウムシールドの侵食及び伝熱物性値の温度依存性を考慮した感度解た場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。このほか，評価析を実施した。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
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には時間余裕がある。
響は小さい。このほか，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。
なお，「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」において，原子炉圧力容器破損後の原子炉注水を考慮しない場合の影響について感度解析を実施しており，評価項目となるパラメータに対する影響は小さいことを確認している。
（添付資料3.2.10）
7.2.5.4 必要な要員及び資源の評価
3.5.4 必要な要員及び資源の評価
本評価事故シーケンスは，「7.2.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」と同
本評価事故シーケンスは，「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」と同じであることから，必要な要員及び資源の評価は「7.2.2.4 必要な要員及び資源の評価」 じであることから，必要な要員及び資源の評価は「3.2.4 必要な要員及び資源の評と同じである。
価」と同じである。

・文章表現に多少の違いはあるが，実態として相違点はない

7.2.5.5 結論
3.5.5 結 論
格納容器破損モード「溶融炉心・コンクリート相互作用」では，運転時の異常な過渡
格納容器破損モード「溶融炉心・コンクリート相互作用」では，運転時の異常な過変化，原子炉冷却材喪失事故（LOCA）又は全交流動力電源喪失が発生するとともに，非渡変化，原子炉冷却材喪失（ＬＯＣＡ）又は全交流動力電源喪失が発生するとともに，常用炉心冷却系等の安全機能の喪失が重畳する。
非常用炉心冷却系等の安全機能の喪失が重畳する。このため，原子炉圧力容器内の溶
このため，原子炉圧力容器内の溶融炉心が原子炉格納容器内へ流れ出し，溶融炉心か融炉心が格納容器へ流れ出し，溶融炉心からの崩壊熱や化学反応等によって，ペデスらの崩壊熱や化学反応によって，原子炉格納容器下部のコンクリートが侵食され，原子タル（ドライウェル部）のコンクリートが侵食され，格納容器の構造部材の支持機能
炉格納容器の構造部材の支持機能を喪失し，原子炉格納容器の破損に至ることが特徴でを喪失し，格納容器の破損に至ることが特徴である。格納容器破損モード「溶融炉心・ある。格納容器破損モード「溶融炉心・コンクリート相互作用」に対する格納容器破損
コンクリート相互作用」に対する格納容器破損防止対策としては，ペデスタル（ドラ防止対策としては，格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部注水手段を整備しイウェル部）にコリウムシールドを設置するとともに，通常運転中にあらかじめペデている。また，原子炉格納容器下部にコリウムシールドを設置している。
スタル（ドライウェル部）に約 1m の水位で水張りを実施した上で，常設低圧代替注
水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部水位確保手段及び溶融炉心への注水手段を整備している。
格納容器破損モード「溶融炉心・コンクリート相互作用」の評価事故シーケンス「過格納容器破損モード「溶融炉心・コンクリート相互作用」の評価事故シーケンス「過渡事象＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗＋損傷炉心冷却失敗（＋デブリ冷却失敗）」につ渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗＋損傷炉心冷却失敗＋デブリ冷却失いて，有効性評価を行った。
敗（ペデスタル）」について，有効性評価を行った。
上記の場合においても，格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部注水を実施

上記の場合においても，常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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東海第二発電所することにより，溶融炉心の冷却が可能である。その結果，溶融炉心・コンクリート相
互作用によってコンクリート侵食量は原子炉格納容器下部の床面で約1cm，壁面で約1cmに抑えられ，原子炉圧力容器の支持機能を維持できる。また，安定状態を維持できる。

（常設）による格納容器下部水位確保及び溶融炉心への注水を実施することにより，溶融炉心の冷却が可能である。その結果，溶融炉心・コンクリート相互作用によるコンクリートの侵食は生じず，原子炉圧力容器の支持機能を維持できる。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，運転員及び災害対策要員にて確保可能である。
また，必要な水源，燃料及び電源については，外部支援を考慮しないとしても，7日間以上の供給が可能である。
以上のことから，格納容器破損モード「溶融炉心・コンクリート相互作用」において，コリウムシールドの設置，通常運転中のペデスタル（ドライウェル部）における約 1m の水位での水張り，常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部水位確保及び溶融炉心への注水等の格納容器破損防止対策は，選定した評価事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，格納容器破損モード「溶融炉心・コンクリート相互作用」に対して有効である。

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，格納容器下部注水系（常設）による原子炉格納容器下部への注水等の格納容器破損防止対策は，選定した評価事故シーケンスに対して有効であることが確
認でき，格納容器破損モード「溶融炉心・コンクリート相互作用」に対して有効である。

備

考

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東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備考・東海第二ではＤＣＨにて記載

・東海第二ではＤＣＨにて記載

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備考・東海第二ではＤＣＨにて記載

・東海第二ではＤＣＨにて記載

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備考・東海第二ではＤＣＨにて記載

・東海第二ではＤＣＨにて記載

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備考・東海第二ではＤＣＨにて記載

・東海第二ではＤＣＨにて記載

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備考・東海第二ではＤＣＨにて記載

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備考・感度解析の実施項目の相違

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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（溶融炉心・コンクリート相互作用）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備考・感度解析の実施項目の相違

・感度解析の実施項目の相違

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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（溶融炉心・コンクリート相互作用）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備考・感度解析の実施項目の相違

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