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

東海第二発電所

7.1.3.4 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗

2.3.3 全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）

7.1.3.4.1 事故シーケンスグループの特徴，炉心損傷防止対策

2.3.3.1 事故シーケンスグループの特徴，炉心損傷防止対策(1) 事故シーケンスグループ内の事故シーケンス(1) 事故シーケンスグループ内の事故シーケンス

事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋

事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）」に含まれる事故シSRV 再閉失敗」に含まれる事故シーケンスは，「6.2 評価対象の整理及び評価項

ーケンスは，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，①「外目の設定」に示すとおり，「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV

部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ失敗」，②「サポー

再閉失敗」である。

ト系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ失敗」である。

(2) 事故シーケンスグループの特徴及び炉心損傷防止対策の基本的考え方

考(2) 事故シーケンスグループの特徴及び炉心損傷防止対策の基本的考え方

事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋

事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）」では，全交流動力

SRV 再閉失敗」では，全交流動力電源喪失と同時に逃がし安全弁 1 個が開状態の電源喪失と同時に逃がし安全弁 1 個が開状態のまま固着し，蒸気駆動の注水系がまま固着し，蒸気駆動の注水系が動作できない範囲に原子炉圧力が低下すること動作できない範囲に原子炉圧力が低下することで，原子炉注水機能を喪失するこで，原子炉注水機能を喪失することを想定する。

とを想定する。

このため，開状態のまま固着した逃がし安全弁からの蒸気流出により原子炉圧

このため，開状態のまま固着した逃がし安全弁からの蒸気流出により原子炉圧

力容器内の保有水量が減少し，原子炉水位が低下することから，緩和措置がとら

力容器内の保有水量が減少し，原子炉水位が低下することから，緩和措置がとられない場合には，原子炉水位の低下により炉心が露出し，炉心損傷に至る。

れない場合には，原子炉水位の低下により炉心が露出し，炉心損傷に至る。

本事故シーケンスグループは，全交流動力電源が喪失した状態において，逃が本事故シーケンスグループは，全交流動力電源が喪失した状態において，逃がし安全弁 1 個が開固着し，蒸気駆動の注水系が動作できない範囲に原子炉圧力し安全弁 1 個が開固着し，蒸気駆動の注水系が動作できない範囲に原子炉圧力がが低下することで原子炉注水機能を喪失したことによって炉心損傷に至る事故

低下することで原子炉注水機能を喪失したことによって炉心損傷に至る事故シシーケンスグループである。このため，重大事故等対策の有効性評価には，直流ーケンスグループである。このため，重大事故等対策の有効性評価には，直流電電源及び交流電源供給機能に加えて高圧注水機能及び低圧注水機能に対する重源及び交流電源供給機能に加えて高圧注水機能及び低圧注水機能に対する重大大事故等対処設備に期待することが考えられる。

事故等対処設備に期待することが考えられる。

したがって，本事故シーケンスグループでは，逃がし安全弁 1 個の開固着にしたがって，本事故シーケンスグループでは，逃がし安全弁 1 個の開固着によ

よって，蒸気駆動の注水系が動作できない範囲に原子炉圧力が低下するまでの間って，蒸気駆動の注水系が動作できない範囲に原子炉圧力が低下するまでの間

は，所内蓄電式直流電源設備より電源を給電した原子炉隔離時冷却系により炉心を冷却し，原子炉隔離時冷却系による注水停止後は，低圧代替注水系（可搬型）

は，所内常設直流電源設備より電源を給電した原子炉隔離時冷却系により炉心を冷却し，原子炉隔離時冷却系による注水停止後は，低圧代替注水系（可搬型）にによる注水の準備が完了した後，逃がし安全弁の手動開操作により原子炉を減圧よる注水の準備が完了した後，逃がし安全弁の手動開操作により原子炉を減圧し，原子炉減圧後に低圧代替注水系（可搬型）により炉心を冷却し，常設代替交

し，原子炉減圧後に低圧代替注水系（可搬型）により炉心を冷却し，常設代替交

流電源設備による給電及び残留熱除去系（低圧注水モード）による注水の準備が流電源設備による給電及び残留熱除去系（低圧注水系）による注水の準備が完了完了した以降は残留熱除去系（低圧注水モード）により炉心を冷却することによした以降は残留熱除去系（低圧注水系）により炉心を冷却することによって炉心って炉心損傷の防止を図る。

損傷の防止を図る。

また，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器冷却，代備

また，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却，残留熱除1／21

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東海第二発電所

替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール

去系（格納容器スプレイ冷却系）及び残留熱除去系（サプレッション・プール冷

水冷却モード），格納容器圧力逃がし装置及び耐圧強化ベント系による原子炉格却系）による格納容器除熱を実施する。

備考

納容器除熱を実施する。

(3) 炉心損傷防止対策(3) 炉心損傷防止対策

事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋

事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）」における機能喪失

SRV 再閉失敗」における機能喪失に対して，炉心が著しい損傷に至ることなく，に対して，炉心が著しい損傷に至ることなく，かつ，十分な冷却を可能とするたかつ，十分な冷却を可能とするため，初期の対策として原子炉隔離時冷却系，低め，初期の対策として原子炉隔離時冷却系，低圧代替注水系（可搬型）及び逃が圧代替注水系（可搬型）及び逃がし安全弁による原子炉注水手段を整備し，安定し安全弁（自動減圧機能）による原子炉注水手段を整備し，安定状態に向けた対状態に向けた対策として，残留熱除去系（低圧注水モード）による炉心冷却を継策として，残留熱除去系（低圧注水系）による炉心冷却を継続する。また，格納続する。また，原子炉格納容器の健全性を維持するため，安定状態に向けた対策

容器の健全性を維持するため，安定状態に向けた対策として代替格納容器スプレとして代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器冷却手段，

イ冷却系（可搬型）による格納容器冷却手段及び残留熱除去系（格納容器スプレ

代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プー

イ冷却系）による格納容器除熱手段を整備する。これらの対策の概略系統図を第ル水冷却モード），格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱手段を

2.3.3－1 図に，手順の概要を第 2.3.3－2 図に示すとともに，重大事故等対策の整備する。これらの対策の概略系統図を第 7.1.3.4－1 図から第 7.1.3.4－4 図

概要を以下に示す。また，重大事故等対策における設備と操作手順の関係を第に，手順の概要を第 7.1.3.4－5 図に示すとともに，重大事故等対策の概要を以2.3.3－1 表に示す。

下に示す。また，重大事故等対策における設備と操作手順の関係を第 7.1.3.4－
1 表に示す。
本事故シーケンスグループの重要事故シーケンスにおいて，事象発生 10 時間

本事故シーケンスグループの重要事故シーケンスにおいて，事象発生 2 時間ままでの 6 号及び 7 号炉同時の重大事故等対策に必要な要員は，中央制御室の運での重大事故等対策に必要な要員は，災害対策要員（初動）24 名である。その転員及び緊急時対策要員で構成され，合計 32 名である。その内訳は次のとおり

内訳は次のとおりである。中央制御室の運転員は，当直発電長 1 名，当直副発電である。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

長 1 名及び運転操作対応を行うための当直運転員 5 名である。発電所構内に常駐

2 名，運転操作対応を行う運転員 12 名である。発電所構内に常駐している要員

している要員のうち，通報連絡等を行う要員は 4 名及び現場操作を行うための重のうち，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 12 名である。

大事故等対応要員 13 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

また，事象発生 2 時間以降に追加で必要な参集要員は，タンクローリによる燃業等を行うための参集要員 46 名である。必要な要員と作業項目について第料給油操作を行うための重大事故等対応要員 2 名，低圧代替注水系（可搬型）に

7.1.3.4－6 図に示す。

よる原子炉注水の調整操作を行うための重大事故等対応要員 2 名並びに代替格
納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器スプレイの系統構成操作及び流量調整操作を行うための重大事故等対応要員 2 名である。必要な要員と作業項目について第 2.3.3－3 図に示す。
2／21

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東海第二発電所

備

考

なお，重要事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目を重要
事故シーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，24 名で対処可能である。
a. 全交流動力電源喪失及び原子炉スクラム確認

ａ．全交流動力電源喪失及び原子炉スクラム確認

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等が機能喪失る。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

力電源喪失に至る。全交流動力電源喪失の発生により原子炉がスクラムしたこ

動力電源喪失に至る。全交流動力電源喪失の発生により原子炉がスクラムしたとを確認する。

ことを確認する。また，全交流動力電源喪失の確認より，低圧代替注水系（可搬型）の準備を開始する。

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. 原子炉隔離時冷却系による原子炉注水

原子炉のスクラムを確認するために必要な計装設備は，平均出力領域計装等である。
ｂ．原子炉隔離時冷却系による原子炉注水

原子炉スクラム後，原子炉水位は低下するが，原子炉水位低（レベル 2）で原子炉スクラム後，原子炉水位は低下するが，原子炉水位異常低下（レベル

原子炉隔離時冷却系が自動起動し，原子炉注水を開始することにより，原子炉２）で原子炉隔離時冷却系が自動起動し，原子炉注水を開始することにより，水位が回復する。

原子炉水位が回復する。

原子炉隔離時冷却系による原子炉注水を確認するために必要な計装設備は，原子炉隔離時冷却系による原子炉注水を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位，原子炉隔離時冷却系系統流量等である。

原子炉水位（広帯域），原子炉隔離時冷却系系統流量等である。

原子炉隔離時冷却系による原子炉注水は，逃がし安全弁 1 個の開固着によって，原子炉隔離時冷却系が動作できない範囲に原子炉圧力が低下するまでの原子炉隔離時冷却系による原子炉注水は，逃がし安全弁 1 個の開固着によって，原子炉隔離時冷却系が動作できない範囲に原子炉圧力が低下するまでの間継続する。

間継続する。

c. 早期の電源回復不能判断及び対応準備

ｃ．早期の電源回復不能判断及び対応準備

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等起動ができず，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，早期電源回復不能と判断する。これにより，常設代替交流電源設備，代替原子炉補の電源回復不能と判断する。これにより，常設代替交流電源設備の準備を開始

機冷却系の準備を開始する。

する。
3／21

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東海第二発電所

備

考また，逃がし安全弁１個の開固着により原子炉圧力が低下し，原子炉隔離時
冷却系による継続した原子炉水位維持が困難となることが想定されることから，低圧代替注水系（可搬型）の準備を開始する。
逃がし安全弁開固着による原子炉圧力低下を確認するために必要な計装設
備は，原子炉圧力である。
d. 低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水準備

逃がし安全弁開固着による原子炉圧力低下を確認するために必要な計装設
備は，原子炉圧力である。
ｄ．低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水準備

低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水の準備として，建屋内操作にて原子炉注水に必要な電動弁（残留熱除去系注入弁）の手動開操作，バイパス流

低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水の準備として，原子炉建屋原子炉棟内の操作にて原子炉注水に必要な電動弁（原子炉注水弁及び残留熱除去系防止弁の閉操作及び接続口内側隔離弁の開操作を実施する。

注入弁）の手動開操作を実施する。

屋外操作にて可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）の建屋近傍への配置，ホース接続を実施する。また，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）の燃料給油準備を実屋外操作にて可搬型代替注水中型ポンプの準備及びホース敷設を実施する。
また，可搬型代替注水中型ポンプの燃料給油準備を実施する。

施する。
e. 逃がし安全弁による原子炉急速減圧

ｅ．逃がし安全弁による原子炉急速減圧

低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水の準備が完了後，中央制御室か低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水の準備が完了後，中央制御室からの遠隔操作によって逃がし安全弁 2 個を手動開操作し原子炉を急速減圧す

らの遠隔操作によって再閉鎖に失敗した 1 個に加えて逃がし安全弁（自動減圧る。

機能）6 個を手動開操作し原子炉を急速減圧する。

原子炉急速減圧を確認するために必要な計装設備は，原子炉圧力である。
f. 低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水

原子炉急速減圧を確認するために必要な計装設備は，原子炉圧力である。
ｆ．低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水逃がし安全弁による原子炉急速減圧により，原子炉圧力が可搬型代替注水ポ

逃がし安全弁 1 個の開固着及び逃がし安全弁による原子炉急速減圧により，ンプ（A-2 級）の吐出圧力以下であることを確認後，建屋内操作にて電動弁（残原子炉圧力が可搬型代替注水中型ポンプの吐出圧力以下であることを確認し，留熱除去系注入ライン洗浄水止め弁）を手動開し，屋外操作にて接続口外側隔

原子炉建屋原子炉棟内の操作にて電動弁（原子炉圧力容器注水流量調整弁）を離弁の開操作を実施することで，原子炉注水が開始され，原子炉水位が回復す

手動開し，屋外操作にて高所東側接続口の弁の開操作を実施することで，原子る。

炉注水が開始され，原子炉水位が回復する。

低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水を確認するために必要な計装設

低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水を確認するために必要な計装設

備は，原子炉水位，復水補給水系流量（RHR A 系代替注水流量）等である。

備は，原子炉水位（広帯域），低圧代替注水系原子炉注水流量（常設ライン用）
等である。

g. 代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器冷却ｇ．代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却崩壊熱除去機能を喪失しているため，格納容器圧力及び温度が上昇する。格崩壊熱除去機能を喪失しているため，格納容器圧力及び雰囲気温度が上昇す

納容器圧力が 0.18MPa[gage]に到達した場合又はドライウェル雰囲気温度がる。格納容器圧力が 0.279MPa［gage］に到達した場合又はドライウェル雰囲

171℃に接近した場合は，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子気温度が 171℃に接近した場合は，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）に

炉格納容器冷却を実施する。
建屋内操作にて原子炉格納容器冷却に必要な電動弁（残留熱除去系格納容器

よる格納容器冷却を実施する。
原子炉建屋原子炉棟内の操作にて格納容器冷却に必要な電動弁（残留熱除去

冷却流量調節弁，残留熱除去系格納容器冷却ライン隔離弁及び残留熱除去系注系Ｄ／Ｗスプレイ弁，代替格納容器スプレイ注水弁及び代替格納容器スプレイ

入ライン洗浄水止め弁）の手動開操作を実施することで原子炉格納容器冷却が流量調整弁）の手動開操作を実施することで格納容器冷却が開始される。

開始される。

なお，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水と代替格納容器スプレイ

なお，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水と代替格納容器スプレイ
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冷却系（可搬型）による原子炉格納容器冷却は，異なる残留熱除去系の流路を

東海第二発電所備

考

冷却系（可搬型）による格納容器冷却は，同時に実施する。

使用し，同時に実施する。
代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器冷却を確認す

代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却を確認するため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 系代に必要な計装設備は，ドライウェル圧力，低圧代替注水系格納容器スプレイ流

替注水流量）等である。

量（常設ライン用）等である。

h. 格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱
格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱の準備として，原子炉
格納容器一次隔離弁を原子炉建屋内の原子炉区域外からの人力操作により開する。
格納容器圧力が 0.31MPa[gage]に到達した場合，原子炉格納容器二次隔離弁を原子炉建屋内の原子炉区域外からの人力操作によって中間開操作することで，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を実施する。
格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を確認するために必要な計装設備は，格納容器内圧力等である。
格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を実施している間に炉心損傷していないことを確認するために必要な計装設備は，格納容器内雰囲
気放射線レベル等である。
サプレッション・チェンバ側からの格納容器圧力逃がし装置等のベントライ
ンが水没しないことを確認するために必要な計装設備は，サプレッション・チ
ェンバ・プール水位である。
i. 残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水

ｈ．残留熱除去系（低圧注水系）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を確認後，代替格納容器スプレイ

常設代替交流電源設備による交流電源供給を確認後，低圧代替注水系（可搬

冷却系（可搬型）による原子炉格納容器冷却で使用した残留熱除去系の電動弁型）による原子炉注水及び代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納を待機状態とする。代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（低圧注水モ

容器冷却で使用した残留熱除去系の電動弁を待機状態とする。残留熱除去系ード）による原子炉注水の準備として，中央制御室からの遠隔操作により残留（低圧注水系）による原子炉注水の準備として，中央制御室からの遠隔操作に熱除去系ポンプ 1 台を手動起動する。

より残留熱除去系海水系を手動起動する。

代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（低圧注水モード）による原子残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水の準備が完了した時点で,低炉注水の準備が完了した時点で,低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水

圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水及び代替格納容器スプレイ冷却系（可を停止し，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（低圧注水モード）に搬型）による格納容器冷却を停止し，残留熱除去系（低圧注水系）による原子よる原子炉注水を開始する。
残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水を確認するために必要な炉注水を開始する。
残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水を確認するために必要な計装計装設備は,原子炉水位，残留熱除去系系統流量等である。

設備は，原子炉水位（広帯域），残留熱除去系系統流量等である。

j. 残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）運転

ｉ．残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）による格納容器除熱

代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（低圧注水モード）による原子原子炉水位を原子炉水位高（レベル８）まで上昇させた後，中央制御室から炉注水により，原子炉水位高（レベル 8）まで原子炉水位が回復した後，原子の遠隔操作により残留熱除去系（低圧注水系）運転から残留熱除去系（格納容

炉注水を停止し，残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モ器スプレイ冷却系）運転に切り替える。

ード）の運転を開始する。格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除5／21

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備

考熱が行われている場合は，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を停止する。
残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）運転を確認するために必要な計装設備は，サプレッション・チェンバ・プール水温度等

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）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，残留熱除去系系統流量等である。

である。
残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）運転時に，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）による格納容器除熱に，原子炉水

原子炉水位が原子炉水位低（レベル 3）まで低下した場合は，中央制御室からの遠隔操作により残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モ

位が原子炉水位低（レベル３）まで低下した場合は，中央制御室からの遠隔操作により残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）の運転を停止し，残留熱除ード）運転を停止し，残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水を実去系（低圧注水系）による原子炉注水を実施する。

施する。
原子炉水位高（レベル 8）まで原子炉水位が回復した後，原子炉注水を停止
し，サプレッション・チェンバ・プール水冷却を再開する。

原子炉水位高（レベル８）まで原子炉水位が回復した後，原子炉注水を停止
し，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）の運転を再開する。
また，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）による格納容器除熱時に，格納容器圧力が 13.7kPa［gage］まで低下した場合は，残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）による格納容器除熱に切り替える。

以降，炉心冷却及び原子炉格納容器除熱は，残留熱除去系により継続的に行う。

以降，炉心冷却及び格納容器除熱は，残留熱除去系により継続的に行う。

7.1.3.4.2 炉心損傷防止対策の有効性評価

2.3.3.2 炉心損傷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

本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケンスは，

本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケンスは，「6.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，外部電源喪失を起因「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，外部電源喪失を起事象とし，全ての非常用ディーゼル発電機を喪失することで原子炉隔離時冷却系

因事象とし，全ての非常用ディーゼル発電機を喪失することで原子炉隔離時冷却を除く注水機能を喪失し，逃がし安全弁の再閉失敗により蒸気駆動の注水系が動系を除く注水機能を喪失し，逃がし安全弁の再閉失敗により蒸気駆動の注水系が作できない範囲に原子炉圧力が低下した後は，原子炉隔離時冷却系を喪失し，全動作できない範囲に原子炉圧力が低下した後は，原子炉隔離時冷却系を喪失し，ての注水機能を喪失する「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV

全ての注水機能を喪失する「外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

再閉失敗」である。

＋ＨＰＣＳ失敗」である。

本重要事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒表面熱伝達，気液熱本重要事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒表面熱伝達，気液熱

非平衡，沸騰遷移，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化，気非平衡，沸騰遷移，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化，気液分離（水位変化）・対向流，三次元効果，原子炉圧力容器における沸騰・凝縮・液分離（水位変化）・対向流及び三次元効果，原子炉圧力容器における沸騰・凝

ボイド率変化，気液分離（水位変化）
・対向流，冷却材放出（臨界流・差圧流），

縮・ボイド率変化，気液分離（水位変化）
・対向流，冷却材放出（臨界流・差圧

ECCS 注水（給水系・代替注水設備含む）並びに原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達，スプ流）及びＥＣＣＳ注水（給水系・代替注水設備含む）並びに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，

レイ冷却，格納容器ベント，サプレッション・プール冷却が重要現象となる。

スプレイ冷却及びサプレッション・プール冷却が重要現象となる。

よって，これらの現象を適切に評価することが可能である長期間熱水力過渡変

よって，これらの現象を適切に評価することが可能である長期間熱水力過渡変化解析コード SAFER，シビアアクシデント総合解析コード MAAP により原子炉圧化解析コードＳＡＦＥＲ及びシビアアクシデント総合解析コードＭＡＡＰによ力，原子炉水位，燃料被覆管温度，格納容器圧力，格納容器温度等の過渡応答をり原子炉圧力，原子炉水位，燃料被覆管温度，格納容器圧力，格納容器雰囲気温求める。

度等の過渡応答を求める。

また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，本重要事

また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，本重要事
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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

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。

タに与える影響及び操作時間余裕を評価する。

(2) 有効性評価の条件

本重要事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な解析条件を第 2.3.3

7.1.3.4－2 表に示す。また，主要な解析条件について，本重要事故シーケンス－2 表に示す。また，主要な解析条件について，本重要事故シーケンス特有の解

特有の解析条件を以下に示す。
a. 事故条件

析条件を以下に示す。
ａ．事故条件(a) 起因事象(a) 起因事象
起因事象として，送電系統又は所内主発電設備の故障等によって，外部電源を喪失するものとする。

源を喪失するものとする。

(b) 安全機能の喪失に対する仮定(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，全交流動力電源を喪

全ての非常用ディーゼル発電機等の機能喪失を想定し，全交流動力電源を失するものとする。さらに，逃がし安全弁 1 個の開固着が発生するものとす

喪失するものとする。さらに，逃がし安全弁 1 個の開固着が発生するものとる。
(c) 外部電源
外部電源は使用できないものと仮定する。起因事象として，外部電源を喪失するものとしている。

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。起因事象として，外部電源を喪失するものとしている。

b. 重大事故等対策に関連する機器条件

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(a) 原子炉スクラム信号

原子炉スクラムは，タービン蒸気加減弁急速閉信号によるものとする。

考(2) 有効性評価の条件

本重要事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な解析条件を第起因事象として，送電系統又は所内主発電設備の故障等によって，外部電

備

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。
原子炉水位低下を厳しくする観点で，外部電源喪失に伴うタービン蒸気加減弁急閉信号及び原子炉保護系電源喪失による原子炉スクラムについては
保守的に期待しないものとする。

(b) 原子炉隔離時冷却系
原子炉隔離時冷却系が原子炉水位低（レベル 2）で自動起動し，182m3/h（8.12～1.03MPa[dif]において）の流量で注水するものとする。

(b) 原子炉隔離時冷却系
原子炉隔離時冷却系が原子炉水位異常低下（レベル２）で自動起動し，136.7m３／h（7.86MPa［gage］～1.04MPa［gage］において）の流量で注水す
るものとする。

(c) 逃がし安全弁(c) 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上昇を抑えるものとする。また，原子炉減圧には再閉鎖に失敗した 1 個

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に加えて逃がし安全弁（自動減圧機能）（6 個）を使用するものとし，容量と流量の約 5%を処理するものとする。
(d) 低圧代替注水系（可搬型）

して，1 個当たり定格主蒸気流量の約 6％を処理するものとする。
(d) 低圧代替注水系（可搬型）

逃がし安全弁による原子炉減圧後に，84m3/h で原子炉注水し，その後は炉逃がし安全弁による原子炉減圧後に，最大 110m３／h で原子炉注水し，そ心を冠水維持するように注水する。また，低圧代替注水系（可搬型）によるの後は炉心を冠水維持するように注水する。また，低圧代替注水系（可搬型）

原子炉注水を代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器による原子炉注水を代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器
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冷却と併せて行う場合は，40m3/h の流量で原子炉注水するものとする。
(e) 代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）
格納容器圧力及び温度抑制に必要なスプレイ流量を考慮し，80m3/h にて原子炉格納容器内にスプレイする。

東海第二発電所備

考３

冷却と併せて行う場合は，50m ／h の流量で原子炉注水するものとする。
(e) 代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）
格納容器圧力及び雰囲気温度抑制に必要なスプレイ流量を考慮し，130m３／h にて格納容器内にスプレイする。

(f) 格納容器圧力逃がし装置等
格納容器圧力逃がし装置等により，格納容器圧力 0.62MPa[gage]における最大排出流量 31.6kg/s に対して，原子炉格納容器二次隔離弁の中間開操作（流路面積 70%開※1）にて原子炉格納容器除熱を実施する。
※1 操作手順においては，原子炉格納容器除熱は原子炉格納容器二次隔離
弁を流路面積 70%相当で中間開操作するが，格納容器圧力の低下傾向を確認
できない場合は，増開操作を実施する。なお，耐圧強化ベント系を用いた場
合は，格納容器圧力逃がし装置を用いた場合と比較して，排出流量は大きくなり，格納容器圧力の低下傾向は大きくなることから，格納容器圧力逃がし装置を用いた場合の条件に包絡される。
(g) 代替原子炉補機冷却系
伝熱容量は約 23MW（サプレッション・チェンバ・プール水温 100℃，海水
温度 30℃において）とする。
(h) 残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）(f) 残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）及び残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）
原子炉水位を原子炉水位高（レベル８）まで上昇させた後に，残留熱除去
系（格納容器スプレイ冷却系）を使用する場合は，1,692m３／h にて格納容器

伝熱容量は，熱交換器 1 基あたり約 8MW（サプレッション・チェンバ・プ
ール水温 52℃，海水温度 30℃において）とする。
(i) 残留熱除去系（低圧注水モード）
残留熱除去系（低圧注水モード）は，954m3/h（0.27MPa[dif]において）の流量で注水するものとする。
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，「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。

内にスプレイするものとする。また，伝熱容量は，熱交換器 1 基当たり約 43MW
（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) 残留熱除去系（低圧注水系）
残留熱除去系（低圧注水系）は，1,605m３／h（0.14MPa［dif］において）（最大 1,676m３／h）の流量で注水するものとする。
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 24 時間使用できないものとし，事象発生から 24 時間後に常設
代替交流電源設備によって供給を開始する。

(a) 交流電源は 24 時間使用できないものとし，事象発生から 24 時間後に常設
代替交流電源設備によって供給を開始する。

(b) 低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水操作は，事象発生 4 時間後か(b) 低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水操作は，事象発生 3 時間後から開始する。
(c) 逃がし安全弁による原子炉急速減圧操作は，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水の準備が完了した時点で開始する。
(d) 代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器冷却操作は，ら開始する。
(c) 逃がし安全弁による原子炉急速減圧操作は，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水の準備が完了した時点で開始する。
(d) 代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却操作は，格納
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東海第二発電所

格納容器圧力が 0.18MPa[gage]に到達した場合に実施する。なお，格納容

容器圧力が 0.279MPa［gage］に到達した場合に実施する。なお，格納容器スプレイは，格納容器圧力が 0.31MPa[gage]に到達した後，格納容器ベ器スプレイは，残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水を開始する

ント実施前に停止する。

前に停止する。

備考(e) 格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作は，格納容器圧
力が 0.31MPa[gage]に到達した場合に実施する。
(f) 代替原子炉補機冷却系運転操作は，事象発生から 24 時間後に開始する。
(g) 代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（低圧注水モード）の起動操
作は，事象発生から 25.5 時間後に開始する。
(h) 代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（サプレッション・チェン
バ・プール水冷却モード）の起動操作は，原子炉水位高（レベル 8）に到

(e)

残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水操作及び残留熱除去系（格
納容器スプレイ冷却系）による格納容器除熱操作は，常設代替交流電源
設備による交流電源の供給開始後に，残留熱除去系の起動操作に要する時間を考慮して，事象発生から 24 時間 10 分後に実施する。

達した場合に開始する。

(3) 有効性評価の結果(3) 有効性評価の結果

本重要事故シーケンスにおける原子炉圧力，原子炉水位（シュラウド内及びシ本重要事故シーケンスにおける原子炉圧力，原子炉水位（シュラウド内及びシュラウド内外）※2，注水流量，逃がし安全弁からの蒸気流量，原子炉圧力容器内

ュラウド内外）※，注水流量，逃がし安全弁からの蒸気流量及び原子炉圧力容器の保有水量の推移を第 7.1.3.4－7 図から第 7.1.3.4－12 図に，燃料被覆管温度，

内の保有水量の推移を第 2.3.3－4 図から第 2.3.3－9 図に，燃料被覆管温度，燃

燃料被覆管の最高温度発生位置における熱伝達係数，燃料被覆管の最高温度発生

料被覆管の最高温度発生位置における熱伝達係数，燃料被覆管の最高温度発生位位置におけるボイド率，高出力燃料集合体のボイド率，炉心下部プレナム部のボ

置におけるボイド率，平均出力燃料集合体のボイド率，炉心下部プレナム部のボ

イド率の推移及び燃料被覆管に破裂が発生する時点の燃料被覆管温度と燃料被イド率の推移及び燃料被覆管に破裂が発生する時点の燃料被覆管温度と燃料被覆管の円周方向の応力の関係を第 7.1.3.4－13 図から第 7.1.3.4－18 図に，格納覆管の円周方向の応力の関係を第 2.3.3－10 図から第 2.3.3－15 図に，格納容器

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

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・

移を第 7.1.3.4－19 図から第 7.1.3.4－22 図に示す。

プール水温度の推移を第 2.3.3－16 図から第 2.3.3－19 図に示す。

※2 炉心露出から再冠水の過程を示すという観点で，シュラウド内の水位を示※ 炉心露出から再冠水の過程を示すという観点で，シュラウド内の水位を示す。シュラウド内は，炉心部から発生するボイドを含んだ二相水位を示しす。シュラウド内は，炉心部から発生するボイドを含んだ二相水位を示しているため，シュラウド外の水位より，見かけ上高めの水位となる。一方，ているため，シュラウド外の水位より，見かけ上高めの水位となる。一方，

非常用炉心冷却系の起動信号となる原子炉水位計（広帯域）の水位及び運

非常用炉心冷却系の起動信号となる原子炉水位（広帯域）の水位及び運転

転員が炉心冠水状態において主に確認する原子炉水位計（広帯域・狭帯域）の水位は，シュラウド外の水位であることから，シュラウド内外の水位を員が炉心冠水状態において主に確認する原子炉水位（広帯域），原子炉水位（狭帯域）の水位は，シュラウド外の水位であることから，シュラウド

併せて示す。なお，水位が有効燃料棒頂部付近となった場合には，原子炉内外の水位を併せて示す。なお，水位が燃料有効長頂部付近となった場合

水位計（燃料域）にて監視する。6 号炉の原子炉水位計（燃料域）はシュには，原子炉水位（燃料域）にて監視する。原子炉水位（燃料域）はシュ

ラウド内を，7 号炉の原子炉水位計（燃料域）はシュラウド外を計測してラウド内を計測している。

いる。

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a. 事象進展東海第二発電所

考

ａ．事象進展全交流動力電源喪失後，タービン蒸気加減弁急速閉信号が発生して原子炉がスクラムし，また，原子炉水位低（レベル 2）で原子炉隔離時冷却系が自動起

全交流動力電源喪失後，原子炉水位低（レベル３）信号が発生して原子炉がスクラムし，また，原子炉水位異常低下（レベル２）で原子炉隔離時冷却系が動して原子炉水位は維持される。再循環ポンプについては，外部電源喪失によ自動起動して原子炉水位は維持される。再循環系ポンプについては，外部電源り，事象発生とともに 10 台全てがトリップする。

喪失により，事象発生とともに 2 台全てがトリップする。

逃がし安全弁（1 個）が開固着しているため，蒸気の流出が継続し，事象発逃がし安全弁（1 個）が開固着しているため，蒸気の流出が継続し，事象発生から約 1.5 時間が経過した時点で原子炉隔離時冷却系が動作できない範囲

生から約 1.3 時間が経過した時点で原子炉隔離時冷却系が動作できない範囲

まで原子炉圧力が低下する。このため，原子炉隔離時冷却系が停止する。低圧まで原子炉圧力が低下する。このため，原子炉隔離時冷却系が停止する。低圧

代替注水系（可搬型）による原子炉注水の準備が完了した時点で原子炉急速減代替注水系（可搬型）による原子炉注水の準備が完了した時点で原子炉急速減

圧及び低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水を開始する。原子炉急速減

圧及び低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水を開始する。原子炉急速減圧は，中央制御室からの遠隔操作によって，逃がし安全弁 2 個を手動開するこ

圧は，開固着した 1 個に加えて中央制御室からの遠隔操作によって逃がし安全とで実施する。逃がし安全弁（1 個）の開固着及び原子炉急速減圧による原子弁（自動減圧機能）（6 個）を手動開することで実施する。逃がし安全弁（1 個）

炉冷却材の流出により原子炉水位は低下し，有効燃料棒頂部を下回るが，低圧の開固着及び原子炉急速減圧による原子炉冷却材の流出により原子炉水位は

代替注水系（可搬型）による注水が開始されると原子炉水位が回復し，炉心は低下し，燃料有効長頂部を下回るが，低圧代替注水系（可搬型）による注水が再冠水する。

開始されると原子炉水位が回復し，炉心は再冠水する。

燃料被覆管の最高温度発生位置におけるボイド率は，原子炉減圧により，原燃料被覆管の最高温度発生位置におけるボイド率は，原子炉減圧により，原子炉水位が低下し，炉心が露出することから上昇する。その結果，燃料被覆管

子炉水位が低下し，炉心が露出することから上昇する。その結果，燃料被覆管の伝熱様式は核沸騰冷却から蒸気冷却となり熱伝達係数は低下する。その後，の伝熱様式は核沸騰冷却から蒸気冷却となり熱伝達係数は低下する。その後，

低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水により，燃料被覆管の最高温度発低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水により，燃料被覆管の最高温度発

生位置におけるボイド率及び熱伝達係数は増減する。炉心が再冠水すると，ボ

生位置におけるボイド率及び熱伝達係数は増減する。炉心が再冠水すると，ボイド率が低下し，熱伝達係数が上昇することから，燃料被覆管温度は低下する。

イド率が低下し，熱伝達係数が上昇することから，燃料被覆管温度は低下する。

高出力燃料集合体及び炉心下部プレナム部のボイド率については，原子炉水

平均出力燃料集合体及び炉心下部プレナム部のボイド率については，原子炉位及び原子炉圧力の変化に伴い変化する。

備

水位及び原子炉圧力の変化に伴い変化する。

崩壊熱除去機能を喪失しているため，原子炉圧力容器内で崩壊熱により発生

崩壊熱除去機能を喪失しているため，原子炉圧力容器内で崩壊熱により発生する蒸気が原子炉格納容器内に流入することで，格納容器圧力及び温度は徐々に上昇する。そのため，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉

する蒸気が格納容器内に流入することで，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，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容

格納容器冷却及び格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を行

器冷却を行う。

う。原子炉格納容器除熱は，事象発生から約 18 時間経過した時点で実施する。
なお，原子炉格納容器除熱時のサプレッション・チェンバ・プール水位は，真空破壊装置（約 14m）及びベントライン（約 17m）に対して，十分に低く推移するため，真空破壊装置の健全性は維持される。
常設代替交流電源設備による電源供給を開始した後は，事象発生から 25.5

常設代替交流電源設備による電源供給を開始した後は，事象発生から約 24
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東海第二発電所

備

時間後に低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水から残留熱除去系（低圧

時間後に低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水から残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水に切替える。原子炉水位が維持されることを確

注水系）による原子炉注水に切り替える。原子炉水位が維持されることを確認認した後，ベントラインを閉じて，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去

した後，残留熱除去系による格納容器除熱を行うものとする。

考系による原子炉格納容器除熱を行うものとする。
b. 評価項目等

ｂ．評価項目等

燃料被覆管の最高温度は，第 7.1.3.4－13 図に示すとおり，原子炉水位が回復するまでの間に炉心が一時的に露出するため燃料被覆管の温度が上昇し，燃料被覆管の最高温度は，第 2.3.3－10 図に示すとおり，原子炉水位が回復するまでの間に炉心が一時的に露出するため燃料被覆管の温度が上昇し，約

約 805℃ に到達するが，1,200℃以下となる。燃料被覆管の最高温度は，高出

746℃に到達するが，1,200℃以下となる。燃料被覆管の最高温度は，平均出力

力燃料集合体にて発生している。また，燃料被覆管の酸化量は酸化反応が著し

燃料集合体にて発生している。また，燃料被覆管の酸化量は酸化反応が著しくくなる前の燃料被覆管厚さの 2%以下であり，15%以下となる。

なる前の燃料被覆管厚さの 1％以下であり，15％以下となる。

原子炉圧力は，第 7.1.3.4－7 図に示すとおり，逃がし安全弁の作動により，

原子炉圧力は，第 2.3.3－4 図に示すとおり，逃がし安全弁の作動により，約 7.52MPa[gage]以下に抑えられる。原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧

約 8.16MPa［gage］以下に抑えられる。原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる力は，原子炉圧力と原子炉圧力容器底部圧力との差（高々約 0.3MPa）を考慮

圧力は，原子炉圧力と原子炉圧力容器底部圧力との差（高々約 0.3MPa）を考し て も ， 約 7.82MPa[gage] 以 下 で あ り ， 最 高 使 用 圧 力 の 1.2 倍

慮しても，約 8.46MPa［gage］以下であり，最高使用圧力の 1.2 倍（10.34MPa（10.34MPa[gage]）を十分下回る。

［gage］）を十分下回る。

また，崩壊熱除去機能を喪失しているため，原子炉圧力容器内で崩壊熱によまた，崩壊熱除去機能を喪失しているため，原子炉圧力容器内で崩壊熱により発生する蒸気が原子炉格納容器内に流入することによって，格納容器圧力及り発生する蒸気が格納容器内に流入することによって，格納容器圧力及び雰囲

び温度は徐々に上昇するが，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原

気温度は徐々に上昇するが，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格子炉格納容器冷却及び格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱

納容器冷却及び残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）による格納容器除熱を行うことによって，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度の最大を行うことによって，格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度の最大値は，値は，約 0.31MPa[gage]及び約 144℃に抑えられ，原子炉格納容器の限界圧力

約 0.28MPa［gage］及び約 141℃に抑えられ，格納容器の限界圧力及び限界温

及び限界温度を下回る。

度を下回る。

第 7.1.3.4－8 図に示すとおり，低圧代替注水系（可搬型）による注水継続

第 2.3.3－5 図に示すとおり，低圧代替注水系（可搬型）による注水継続ににより炉心が冠水し，炉心の冷却が維持される。その後は，25.5 時間後に代より炉心が冠水し，炉心の冷却が維持される。その後は，約 24 時間後に残留

替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系による原子炉注水及び原子炉格納

熱除去系による原子炉注水及び格納容器除熱を開始することで安定状態が確

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。

立し，また，安定状態を維持できる。
（添付資料 2.3.3.1）

格納容器圧力逃がし装置等による格納容器ベント時の敷地境界での実効線量の評価結果は，事象発生から格納容器圧力逃がし装置等の使用までの時間が本事象より短く放射性物質の減衰効果が少ない「7.1.3.1 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）」の実効線量の評価結果以下となり，5mSv を下回ることから，周辺の公衆に対して著しい放射線被ばくのリスクを与えることはない。
本評価では，「6.2.1.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(4)の評価項目及び周辺の公衆に対して著しい放射線被ばくのリスクを与本評価では，「1.2.1.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(4)の評価項目について，対策の有効性を確認した。

えないことについて，対策の有効性を確認した。

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7.1.3.4.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価

東海第二発電所備考2.3.3.3 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

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価するものとする。全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失

価するものとする。全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）では，事象発生直後の原子炉敗では，事象発生直後の原子炉隔離時冷却系による炉心冷却には成功するが，逃隔離時冷却系による炉心冷却には成功するが，逃がし安全弁の再閉失敗による原がし安全弁の再閉失敗による原子炉圧力の低下により，原子炉隔離時冷却系の注子炉圧力の低下により，原子炉隔離時冷却系の注水機能を喪失することが特徴で

水機能を喪失することが特徴である。また，不確かさの影響を確認する運転員等
操作は，事象発生から 12 時間程度までの短時間に期待する操作及び事象進展に有ある。また，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，事象進展に有意な影響を与えると考えられる操作として，逃がし安全弁による原子炉急速減圧操作（低意な影響を与えると考えられる操作として，逃がし安全弁による原子炉減圧操作，

圧代替注水系（可搬型）の準備操作含む。
）及び代替格納容器スプレイ冷却系（可低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水操作，代替格納容器スプレイ冷却系搬型）による格納容器冷却操作とする。

（可搬型）による原子炉格納容器冷却操作，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作及び代替原子炉補機冷却系運転操作とする。

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

本重要事故シーケンスにおいて不確かさの影響評価を行う重要現象とは，「6.7

本重要事故シーケンスにおいて不確かさの影響評価を行う重要現象とは，「1.7

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すとおりであり，それ

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。

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

ａ．運転員等操作時間に与える影響

炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，解析コードは実験結果の炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，解析コードは実験結果の燃料被覆管温度に比べて+50℃高めに評価することから，解析結果は燃料棒表

燃料被覆管温度に比べて＋50℃高めに評価することから，解析結果は燃料棒表面の熱伝達係数を小さく評価する可能性がある。よって，実際の燃料棒表面で面の熱伝達係数を小さく評価する可能性がある。よって，実際の燃料棒表面での熱伝達は大きくなり燃料被覆管温度は低くなるが，操作手順（原子炉減圧後の熱伝達は大きくなり燃料被覆管温度は低くなるが，操作手順（原子炉減圧後速やかに低圧注水に移行すること）に変わりはなく，燃料被覆管温度を操作開速やかに低圧注水に移行すること）に変わりはなく，燃料被覆管温度を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える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。

影響はない。

炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは酸化量及び酸炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは酸化量及び酸化反応に伴う発熱量の評価について保守的な結果を与えるため，解析結果は燃化反応に伴う発熱量の評価について保守的な結果を与えるため，解析結果は燃

料被覆管酸化を大きく評価する可能性がある。よって，実際の燃料被覆管温度

料被覆管酸化を大きく評価する可能性がある。よって，実際の燃料被覆管温度は低くなり，原子炉水位挙動に影響を与える可能性があるが，操作手順（原子は低くなり，原子炉水位挙動に影響を与える可能性があるが，操作手順（原子炉減圧後速やかに低圧注水に移行すること）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。

炉減圧後速やかに低圧注水に移行すること）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。

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

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，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℃

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

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

いてはこの解析で確認した不確かさは小さくなるものと推定される。

体系においてはこの解析で確認した不確かさは小さくなるものと推定される。
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東海第二発電所

備

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

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代

プレイ冷却系（可搬型）及び格納容器圧力逃がし装置等に係る運転員等操作時

替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）に係る運転員等操作時間に与える影響は間に与える影響は小さい。

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

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さにおいては，ＣＳＴＦ実験解析により格納容器雰囲気温度及び非凝縮性ガス

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，格納容器圧力及び雰囲気温度を操作開始の起点としている代替格納容

却系（可搬型）及び格納容器圧力逃がし装置等に係る運転員等操作時間に与え器スプレイ冷却系（可搬型）に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。
（添付資料 2.3.3.2）

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

考

ｂ．評価項目となるパラメータに与える影響

炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，実験解析では熱伝達モデ

炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，実験解析では熱伝達モデ

ルの保守性により燃料被覆管温度を高めに評価し，有効性評価解析でも燃料被ルの保守性により燃料被覆管温度を高めに評価し，有効性評価解析でも燃料被覆管温度を高めに評価することから，評価項目となるパラメータに対する余裕

覆管温度を高めに評価することから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

は大きくなる。

炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは燃料被覆管の炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは燃料被覆管の酸化について，酸化量及び酸化反応に伴う発熱量に保守的な結果を与え，燃料酸化について，酸化量及び酸化反応に伴う発熱量に保守的な結果を与え，燃料被覆管温度を高めに評価することから，評価項目となるパラメータに対する余被覆管温度を高めに評価することから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

裕は大きくなる。

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

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，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℃

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

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

いてはこの解析で確認した不確かさは小さくなるものと推定される。

体系においてはこの解析で確認した不確かさは小さくなるものと推定される。

しかし，全体としては格納容器圧力及び温度の傾向を適切に再現できている

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ため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，格納容器各領ているため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，格納容域間の流動，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

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，

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

ＣＳＴＦ実験解析により格納容器雰囲気温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定することを確認していることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

データと良く一致することを確認していることから，評価項目となるパラメー
タに与える影響は小さい。
（添付資料 2.3.3.2）(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(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 7.1.3.4

初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，第 2.3.3－－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

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
13／21

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

東海第二発電所

備

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

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

に示す。

示す。

(a) 運転員等操作時間に与える影響(a) 運転員等操作時間に与える影響

初期条件の最大線出力密度は，解析条件の 44.0kW/m に対して最確条件は初期条件の最大線出力密度は，解析条件の 44.0kW／m に対して最確条件は

約 42kW/m 以下であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，燃料被覆管温度の上昇は緩和されるが，操作手順（原子炉減圧後速やかに低約 33kW／m～約 41kW／m であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，燃料被覆管温度の上昇は緩和されるが，操作手順（原子炉減圧後圧注水に移行すること）に変わりはなく，燃料被覆管温度を操作開始の起点

速やかに低圧注水に移行すること）に変わりはなく，燃料被覆管温度を操作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ない。

える影響はない。

初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd/t に対応し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

したものとしており，その最確条件は平均的燃焼度約 31GWd／t であり，解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

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

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

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，原子炉水位のは緩和され，また，炉心露出後の燃料被覆管温度の上昇は緩和され，それに低下は緩和され，また，炉心露出後の燃料被覆管温度の上昇は緩和され，そ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

昇が遅くなるが，操作手順（格納容器圧力に応じて格納容器ベントを実施す

気温度の上昇が遅くなるが，操作手順（格納容器圧力に応じて格納容器スプること）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。

レイを実施すること）に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える考影響はない。
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

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，格納容器圧力及び格納容器温度は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え

納容器圧力並びに格納容器雰囲気温度は，ゆらぎにより解析条件に対して変得るが，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，運転員等操作時る影響は小さい。

間に与える影響は小さい。

機器条件の残留熱除去系（低圧注水モード）及び低圧代替注水系（可搬型）

機器条件の残留熱除去系（低圧注水系）及び低圧代替注水系（可搬型）は，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，運ら，運転員等操作時間に与える影響はない。

転員等操作時間に与える影響はない。
（添付資料 2.3.3.2）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響(b) 評価項目となるパラメータに与える影響

初期条件の最大線出力密度は，解析条件の 44.0kW/m に対して最確条件は初期条件の最大線出力密度は，解析条件の 44.0kW／m に対して最確条件は

約 42kW/m 以下であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，

約 33kW／m～約 41kW／m であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とし燃料被覆管温度の上昇は緩和されることから，評価項目となるパラメータにた場合は，燃料被覆管温度の上昇は緩和されることから，評価項目となるパ

対する余裕は大きくなる。

ラメータに対する余裕は大きくなる。

初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd/t に対応し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

したものとしており，その最確条件は平均的燃焼度約 31GWd／t であり，解14／21

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

備

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

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

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

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，原子炉水位のは緩和され，また，炉心露出後の燃料被覆管温度の上昇は緩和され，それに低下は緩和され，また，炉心露出後の燃料被覆管温度の上昇は緩和され，そ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

昇は遅くなるが，格納容器圧力及び温度の上昇は格納容器ベントにより抑制

気温度の上昇は遅くなるが，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇は格納容器されることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

スプレイにより抑制されることから，評価項目となるパラメータに与える影

考

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

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，格納容器圧力及び格納容器温度は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え

納容器圧力並びに格納容器雰囲気温度は，ゆらぎにより解析条件に対して変得るが，事象進展に与える影響は小さいことから，評価項目に与える影響は動を与え得るが，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

小さい。

パラメータに与える影響は小さい。

機器条件の残留熱除去系（低圧注水モード）及び低圧代替注水系（可搬型）

機器条件の残留熱除去系（低圧注水系）及び低圧代替注水系（可搬型）は，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（設性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復が早くなることから，評価項目計値）の保守性），原子炉水位の回復が早くなることから，評価項目となるとなるパラメータに対する余裕は大きくなる。

パラメータに対する余裕は大きくなる。
（添付資料 2.3.3.2）

b. 操作条件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「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

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，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。

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(a) 運転員等操作時間に与える影響

操作条件の逃がし安全弁による原子炉減圧操作は，解析上の操作開始時間

操作条件の逃がし安全弁による原子炉減圧操作は，解析上の操作開始時間

として事象発生から 4 時間後を設定している。運転員等操作時間に与える影として事象発生から 3 時間 1 分後を設定している。運転員等操作時間に与え響として，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，る影響として，全交流動力電源喪失の認知に係る確認時間，低圧代替注水系

運転員等操作時間に与える影響はない。

（可搬型）による原子炉注水準備の操作時間及び逃がし安全弁の操作時間
は，時間余裕を含めて設定していることから，操作開始時間は解析上の設定
よりも若干早まる可能性があるが，同一の運転員による並列操作はなく，原子炉への注水開始時間も早まることから，運転員等操作時間に与える影響も小さい。

操作条件の低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水操作は，解析上の操作条件の低圧代替注水系（可搬型）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 4 時間後を設定している。運転員操作時間

操作開始時間として事象発生から 3 時間後を設定している。運転員等操作時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間に与える影響として，全交流動力電源喪失の認知に係る確認時間及び低圧15／21

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＴＢＰ）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉ため，操作時間に与える影響はない。

東海第二発電所備考

代替注水系（可搬型）による原子炉注水準備の操作時間は，時間余裕を含めて設定していることから，操作開始時間は解析上の設定よりも若干早まる可能性があるが，同一の運転員による並列操作はなく，原子炉への注水開始時間も早まることから，運転員等操作時間に与える影響も小さい。

操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器

操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却操

冷却操作は，解析上の操作開始時間として格納容器圧力 0.18MPa[gage]到達時を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始

作は，解析上の操作開始時間として格納容器圧力 0.279MPa［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，可搬型代替注水中型

時間は解析上の設定とほぼ同等であることから，操作時間に与える影響はな

ポンプ 2 台により格納容器スプレイと原子炉注水を同時に実施可能な流量がい。

確保されており，また，並列して実施する場合がある操作は異なる要員による実施が可能であるため，不確かさ要因により操作開始時間に与える影響は小さく，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

当該操作は，解析コード及び解析条件（操作条件を除く。
）の不確かさにり操作開始時間は遅れる可能性があるが，運転員（現場）は，他の操作とのより操作開始時間は遅れる可能性があるが，並列して実施する場合がある操

重複もないことから，他の操作に与える影響はない。

作は異なる要員による実施が可能であるため，この他の操作に与える影響はない。
（添付資料 2.3.3.2）

操作条件の格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作は，解析上の操作開始時間として格納容器圧力 0.31MPa[gage]到達時を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，実態の運転操作においては，
炉心損傷前の格納容器ベントの操作実施基準（格納容器圧力 0.31MPa[gage]）に到達するのは，事象発生の約 18 時間後であり，格納容器ベントの準備操
作は格納容器圧力上昇の傾向を監視しながらあらかじめ実施可能である。また，格納容器ベント操作も同様に格納容器圧力の上昇の傾向を監視しながらあらかじめ準備が可能である。よって，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，操作開始
時間に与える影響も小さい。操作開始時間が遅れた場合においても，原子炉格納容器の限界圧力は 0.62MPa[gage]であることから，原子炉格納容器の健全性という点では問題とはならない。
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。
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
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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所備

考て事象発生から 24 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ことで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。
(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の逃がし安全弁による原子炉減圧操作は，運転員等操作時間に与(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の逃がし安全弁による原子炉減圧操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であるたえる影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定よりも早くなる可能性

め，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

があり，その場合には燃料被覆管温度は解析結果よりも低くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

操作条件の低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水操作は，運転員等

操作条件の低圧代替注水系（可搬型）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，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定よりも早等であるため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

くなる可能性があり，その場合には燃料被覆管温度は解析結果よりも低くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器

操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却操

冷却操作は，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

作は，運転員等操作時間に与える影響として，可搬型代替注水中型ポンプ 2

解析上の設定とほぼ同等であるため，評価項目となるパラメータに与える影台により格納容器スプレイと原子炉注水を同時に実施可能な流量が確保さ響は小さい。格納容器スプレイ開始時間が早くなる場合，遅くなる場合のいれており，また，並列して実施する場合がある操作は異なる要員による実施

ずれにおいても，事象進展はほぼ変わらないことから，評価項目となるパラが可能であるため，不確かさ要因により操作開始時間に与える影響は小さ

メータに与える影響は小さい。

く，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 2.3.3.2）

操作条件の格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
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，実態の操作開始時間は解析上の設定から早まり，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。
なお，常設代替交流電源設備からの受電を事象発生から 24 時間後に制限する場合，代替原子炉補機冷却系運転操作開始時間のみが早まったとしても，常設代替交流電源設備から受電する設備を運転できないため，評価項目となるパラメータに影響しない。
(3) 操作時間余裕の把握(3) 操作時間余裕の把握
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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

備

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

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

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。

し，その結果を以下に示す。

第 7.1.3.4－23 図から第 7.1.3.4－25 図に示すとおり，操作条件の逃がし安全

第 2.3.3－20 図から第 2.3.3－22 図に示すとおり，操作条件の逃がし安全弁に弁による原子炉減圧操作及び低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水操作による原子炉減圧操作及び低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水操作についついては，運転員による原子炉隔離時冷却系の再起動を考慮した場合において，ては，運転員による原子炉隔離時冷却系の再起動を考慮した場合において，事象

事象発生から 5 時間 10 分後（操作開始時間 70 分の時間遅れ）までに逃がし安全
弁による原子炉減圧操作を開始し低圧代替注水系（可搬型）による注水が開始で発生から 3 時間 56 分後（操作開始時間 55 分の時間遅れ）までに逃がし安全弁による原子炉減圧操作を開始し低圧代替注水系（可搬型）による注水が開始できれきれば，燃料被覆管の最高温度は約 808℃となり 1,200℃以下となることから，

ば，燃料被覆管の最高温度は約 875℃となり 1,200℃以下となることから，炉心炉心の著しい損傷は発生せず，評価項目を満足することから時間余裕がある。

の著しい損傷は発生せず，評価項目を満足することから時間余裕がある。

操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器冷却操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却操作に操作については，格納容器スプレイ開始までの時間は事象発生から約 9 時間あついては，格納容器スプレイ開始までの時間は事象発生から約 14 時間あり，準り，準備時間が確保できることから，時間余裕がある。

備時間が確保できることから，時間余裕がある。

考（添付資料 2.3.3.2，2.3.3.3）
操作条件の格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作については，格納容器ベント開始までの時間は事象発生から約 18 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。
また，格納容器ベント操作開始時間が遅れる場合においても， 格納容器圧力は 0.31MPa[gage]から上昇するが，格納容器圧力の上昇は緩やかであるため，原子炉格納容器の限界圧力 0.62MPa[gage]に至るまでの時間は，過圧の観点で厳しい「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）」においても事象発生約 38 時間後であり，約 20 時間以上の準備時間が確保できること
から，時間余裕がある。
操作条件の代替原子炉補機冷却系運転操作については，事象想定として常設代
替交流電源設備からの受電を事象発生から 24 時間後としており，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 24 時間あり，準備時間が確保できるため，時間余裕がある。
(4) まとめ(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

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

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。

できる範囲内において，操作時間には時間余裕がある。

7.1.3.4.4 必要な要員及び資源の評価

2.3.3.4 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
18／21

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

東海第二発電所

備

事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋

事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）」において，重大事

SRV 再閉失敗」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

故等対策時における事象発生 2 時間までに必要な要員は，「2.3.3.1（3） 炉心発生 10 時間までに必要な要員は，「7.1.3.4.1(3) 炉心損傷防止対策」に示すと損傷防止対策」に示すとおり 24 名である。
「6.2 重大事故等対策時に必要な要おり 32 名である。｢7.5.2 重大事故等対策時に必要な要員の評価結果｣で説明し員の評価結果」で説明している災害対策要員（初動）の 39 名で対処可能である。

考ている運転員，緊急時対策要員等の 72 名で対処可能である。
また，事象発生 10 時間以降に必要な参集要員は 46 名であり，発電所構外からまた，事象発生 2 時間以降に必要な参集要員は 6 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 72 名で確保可能である。

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
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失） ＋

事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）」において，必要なSRV 再閉失敗」において， 必要な水源， 燃料及び電源は，「7.5.1(2) 資源の評

水源， 燃料及び電源は，「6.1(2) 資源の評価条件」の条件にて評価を行い，そ価条件」の条件にて評価を行い，その結果を以下に示す。

の結果を以下に示す。

a. 水源

ａ．水

源

原子炉隔離時冷却系，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水及び代替

低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水及び代替格納容器スプレイ冷却

格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器スプレイについては，7 日

系（可搬型）による格納容器スプレイについては，7 日間の対応を考慮すると，間の対応を考慮すると，号炉あたり合計約 2,100m3 の水が必要となる。6 号及合計約 2,160m３の水が必要である。水源として，西側淡水貯水設備に約 4,300m

び 7 号炉の同時被災を考慮すると，合計約 4,200m3 の水が必要である。水源と

３

3

3

して，各号炉の復水貯蔵槽に約 1,700m 及び淡水貯水池に約 18,000m の水を保の水を保有している。これにより，必要な水源は確保可能であり，水源を枯渇させることなく 7 日間の注水継続実施が可能である。

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，必要な水原子炉隔離時冷却系による原子炉注水については，サプレッション・チェン

源は確保可能であり，水源を枯渇させることなく 7 日間の注水継続実施が可能

バのプール水を水源として注水することから，水源が枯渇することはない。
（添付資料 2.3.3.4）

である。
b. 燃料

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

常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 5 台）による電源供給につい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）による原子炉注352.8kL の軽油が必要となる。軽油貯蔵タンクにて約 800kL の軽油を保有して水及び格納容器スプレイについては，保守的に事象発生直後からの可搬型代替

おり，この使用が可能であることから，常設代替交流電源設備（常設代替高圧

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

電源装置 5 台）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

21kL の軽油が必要となる。代替原子炉補機冷却系専用の電源車については，

代替注水中型ポンプ（2 台）による原子炉注水及び格納容器スプレイについて

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は，保守的に事象発生直後からの可搬型代替注水中型ポンプ（2 台）の運転をり約 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（熱想定すると，7 日間の運転継続に約 12.0kL の軽油が必要となる。可搬型設備
用軽油タンクにて約 210kL の軽油を保有しており，この使用が可能であること

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から，可搬型代替注水中型ポンプ（2 台）による原子炉注水及び格納容器スプ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

レイについて，7 日間の継続が可能である。

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

緊急時対策所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

からの運転を想定すると，7 日間の運転継続に合計約 13kL の軽油が必要となを想定すると，7 日間の運転継続に約 70.0kL の軽油が必要となる。緊急時対る（6 号及び 7 号炉合計約 655kL）。6 号及び 7 号炉の各軽油タンク（約 1,020kL）

策所用発電機燃料油貯蔵タンクにて約 75kL の軽油を保有しており，この使用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 の軽油が可能であることから，緊急時対策所用発電機による電源供給について，7 日
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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（ＴＢＰ）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉を保有しており，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

東海第二発電所

備

考間の継続が可能である。
（添付資料 2.3.3.5）による電源供給，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による原子炉注水及び格納
容器スプレイ，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。
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

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 1,174kW，7 号炉で約 1,184kW 必要となるが，常設代替交として，約 4,510kW 必要となるが，常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源

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装置 5 台）は連続定格容量が約 5,520kW であり，必要負荷に対しての電源供給

電源供給が可能である。

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。

また，緊急時対策所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。
（添付資料 2.3.3.6）

7.1.3.4.5 結論

2.3.3.5 結論

事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV

事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）」では，全交流動力電

再閉失敗」では，全交流動力電源喪失と同時に逃がし安全弁 1 個が開状態のまま源喪失と同時に逃がし安全弁 1 個が開状態のまま固着し，蒸気駆動の注水系が動固着し，蒸気駆動の注水系が動作できない範囲に原子炉圧力が低下することで，作できない範囲に原子炉圧力が低下することで，原子炉注水機能を喪失し，原子原子炉注水機能を喪失し，原子炉水位の低下により炉心が露出し，炉心損傷に至炉水位の低下により炉心が露出し，炉心損傷に至ることが特徴である。

ることが特徴である。
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV

事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）」に対する炉心損傷防再閉失敗」に対する炉心損傷防止対策としては，初期の対策として原子炉隔離時止対策としては，初期の対策として原子炉隔離時冷却系，低圧代替注水系（可搬冷却系，低圧代替注水系（可搬型）及び逃がし安全弁による原子炉注水手段，安型）及び逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉注水手段，安定状態に向け

定状態に向けた対策として，残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水た対策として，残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水手段，代替格納容

手段，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器冷却手段，

器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却手段並びに残留熱除去系（代替代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プー

格納容器スプレイ冷却系）及び残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）

ル水冷却モード）及び格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱手段

による格納容器除熱手段を整備している。

を整備している。
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV

事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）」の重要事故シーケン

再閉失敗」の重要事故シーケンス「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗」について有効性評価を行った。

ス「外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ失敗」について有効性評価を行った。

上記の場合においても，原子炉隔離時冷却系，低圧代替注水系（可搬型）及び上記の場合においても，原子炉隔離時冷却系，低圧代替注水系（可搬型）及び逃がし安全弁による原子炉注水，残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉

逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉注水，残留熱除去系（低圧注水系）

注水，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器冷却，代替による原子炉注水，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水

並びに残留熱除去系（代替格納容器スプレイ冷却系）及び残留熱除去系（サプレ

冷却モード），格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を実施するこッション・プール冷却系）による格納容器除熱を実施することにより，炉心損傷とにより，炉心損傷することはない。

することはない。
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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（ＴＢＰ）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

その結果，燃料被覆管温度及び酸化量，原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる

その結果，燃料被覆管温度及び酸化量，原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる

圧力，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，評価項目を満足して

圧力，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。

いる。また，安定状態を維持できる。

また，安定状態を維持できる。

備考

なお，格納容器圧力逃がし装置等の使用による敷地境界での実効線量は，周辺の公衆に対して著しい放射線被ばくのリスクを与えることはない。
解析コード及び解析条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操作時間に与える影響及び評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
重大事故等対策時に必要な要員は，運転員及び緊急時対策要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。

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，災害対策要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。

以上のことから，原子炉隔離時冷却系，低圧代替注水系（可搬型）及び逃がし以上のことから，原子炉隔離時冷却系，低圧代替注水系（可搬型）及び逃がし

安全弁による原子炉注水，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉

安全弁（自動減圧機能）による原子炉注水，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬格納容器冷却，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系及び格納容器圧力逃型）による格納容器冷却，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）による格納がし装置等による原子炉格納容器除熱等の炉心損傷防止対策は，選定した重要事

容器除熱等の炉心損傷防止対策は，選定した重要事故シーケンスに対して有効で故シーケンスに対して有効であることが確認でき，事故シーケンスグループ「全あることが確認でき，事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）」

交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗」に対して有効であに対して有効である。

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（ＴＢＰ）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

備
考

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

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東海第二発電所

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崎刈羽原子力発電所６／７号炉

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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（崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合））
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

7.1.4 崩壊熱除去機能喪失

2.4 崩壊熱除去機能喪失

7.1.4.1 取水機能が喪失した場合

2.4.1 取水機能が喪失した場合

7.1.4.1.1 事故シーケンスグループの特徴，炉心損傷防止対策

2.4.1.1 事故シーケンスグループの特徴，炉心損傷防止対策(1) 事故シーケンスグループ内の事故シーケンス

備考(1) 事故シーケンスグループ内の事故シーケンス

事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」に含まれる事故シーケンスは，

事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」に含まれる事故シーケンスは，「6.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，①「過渡事象＋崩壊「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，①「過渡事象＋Ｒ

熱除去失敗」，②「過渡事象＋SRV 再閉失敗＋崩壊熱除去失敗」，③「通常停止＋
崩壊熱除去失敗」，④「通常停止＋SRV 再閉失敗＋崩壊熱除去失敗」，⑤「サポー

ＨＲ失敗」，②「過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗」，③「外部電
源喪失＋ＤＧ失敗（ＨＰＣＳ成功）」，④「外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全

ト系喪失＋崩壊熱除去失敗」，⑥「サポート系喪失＋SRV 再閉失敗＋崩壊熱除去

弁再閉鎖失敗（ＨＰＣＳ成功）」，⑤「外部電源喪失＋直流電源喪失（ＨＰＣＳ成失敗」，⑦「小破断 LOCA＋崩壊熱除去失敗」，⑧「中破断 LOCA＋RHR 失敗」及び

功）」，⑥「手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋ＲＨＲ失敗」，⑦「手動停⑨「大破断 LOCA＋RHR 失敗」である。

止／サポート系喪失（手動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗」，⑧「サポート系喪失（自動停止）＋ＲＨＲ失敗」，⑨「サポート系喪失（自動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗」，⑩「サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗（ＨＰＣＳ成功）」，⑪「サポート系喪失（直流電源
故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗（ＨＰＣＳ成功）」，⑫「小破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗」，⑬「中破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗」及び⑭「大破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗」である。

(2) 事故シーケンスグループの特徴及び炉心損傷防止対策の基本的考え方(2) 事故シーケンスグループの特徴及び炉心損傷防止対策の基本的考え方
本事故シーケンスグループは，ＬＯＣＡを起因事象とする事故シーケンスも含め炉心冷却に成功する。中長期的な格納容器圧力及び雰囲気温度上昇の観点では，崩壊熱が支配要因となることからＬＯＣＡも過渡事象も同等となり，崩壊熱除去機能喪失に対する重大事故等対策に違いはないが，ＬＯＣＡ時注水機能喪失
及び雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）にて，ＬＯＣ
Ａに加えて崩壊熱除去機能が喪失した場合の重大事故等対策の有効性を確認している。

事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）」以上を踏まえ，事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪では，運転時の異常な過渡変化又は設計基準事故（LOCA を除く）の発生後，炉失した場合）」では，運転時の異常な過渡変化又は設計基準事故（ＬＯＣＡを除心冷却には成功するが，取水機能の喪失により崩壊熱除去機能が喪失することをく。）の発生後，炉心冷却には成功するが，取水機能の喪失により崩壊熱除去機想定する。このため，原子炉冷却材温度の上昇により発生する蒸気が逃がし安全能が喪失することを想定する。このため，原子炉冷却材温度の上昇により発生す

弁により原子炉格納容器に放出され，格納容器圧力が上昇することから，緩和措置がとられない場合には，炉心損傷より先に原子炉格納容器が破損する。これにる蒸気が逃がし安全弁により格納容器に放出され，格納容器圧力が上昇することから，緩和措置がとられない場合には，炉心損傷より先に格納容器が破損する。

伴って炉心冷却機能を喪失する場合には，原子炉水位の低下により炉心が露出

これに伴って炉心冷却機能を喪失する場合には，原子炉水位の低下により炉心がし，炉心損傷に至る。また，取水機能の喪失を想定することから，あわせて非常露出し，炉心損傷に至る。また，評価上，非常用ディーゼル発電機等の取水機能用ディーゼル発電機も機能喪失する。ここで，対応がより厳しい事故シーケンスも喪失するものとする。ここで，対応がより厳しい事故シーケンスとする観点かとする観点から，外部電源の喪失を設定し，全交流動力電源喪失が生じるものとら，外部電源の喪失を設定し，全交流動力電源喪失が生じるものとした。

した。
本事故シーケンスグループは，取水機能を喪失したことによって最終的に炉心本事故シーケンスグループは，取水機能を喪失したことによって最終的に炉心損傷に至る事故シーケンスグループである。このため，重大事故等対策の有効性
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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（崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合））
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉損傷に至る事故シーケンスグループである。このため，重大事故等対策の有効性

東海第二発電所

備

考

評価には，取水機能に対する重大事故等対処設備に期待することが考えられる。

評価には，取水機能に対する重大事故等対処設備に期待することが考えられる。

したがって，本事故シーケンスグループでは，原子炉隔離時冷却系による原子

したがって，本事故シーケンスグループでは，原子炉隔離時冷却系による原子炉注水によって原子炉水位を適切に維持しつつ，常設代替交流電源設備による給電及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水の準備が完了したところで，逃

炉注水によって原子炉水位を適切に維持しつつ，常設代替交流電源設備による給電及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水の準備が完了した後に，逃がしがし安全弁の手動開操作により原子炉を減圧し，原子炉減圧後に低圧代替注水系

安全弁の手動開操作により原子炉を減圧し，原子炉減圧後に低圧代替注水系（常（常設）及び代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（低圧注水モード）に設）及び緊急用海水系を用いた残留熱除去系（低圧注水系）により炉心を冷却す

より炉心を冷却することによって炉心損傷の防止を図る。また，代替格納容器ス

ることによって炉心損傷の防止を図る。また，緊急用海水系を用いた残留熱除去

プレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却，代替原子炉補機冷却系を介し系（格納容器スプレイ冷却系）及び残留熱除去系（サプレッション・プール冷却た残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）による原子系）による格納容器除熱を実施する。

炉格納容器除熱を実施する。

(3) 炉心損傷防止対策(3) 炉心損傷防止対策

事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）」

事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）」における機能喪失に対して，炉心が著しい損傷に至ることなく，かつ，十分な冷における機能喪失に対して，炉心が著しい損傷に至ることなく，かつ，十分な冷却を可能とするため，初期の対策として原子炉隔離時冷却系，低圧代替注水系（常却を可能とするため，初期の対策として原子炉隔離時冷却系，低圧代替注水系（常設）及び逃がし安全弁による原子炉注水手段を整備し，安定状態に向けた対策と設）及び逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉注水手段を整備し，安定状して，逃がし安全弁を開維持することで，低圧代替注水系（常設）及び代替原子態に向けた対策として，逃がし安全弁（自動減圧機能）を開維持することで，低炉補機冷却系を介した残留熱除去系（低圧注水モード）による炉心冷却を継続す

圧代替注水系（常設）及び緊急用海水系を用いた残留熱除去系（低圧注水系）にる。また，原子炉格納容器の健全性を維持するため，安定状態に向けた対策としよる炉心冷却を継続する。また，格納容器の健全性を維持するため，安定状態に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，代替原向けた対策として緊急用海水系を用いた残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却

子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷系）及び残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）による格納容器除熱手却モード）による原子炉格納容器除熱手段を整備する。

段を整備する。

これらの対策の概略系統図を第 7.1.4.1－1 図から第 7.1.4.1－4 図に，手順

これらの対策の概略系統図を第 2.4.1－1 図に，手順の概要を第 2.4.1－2 図にの概要を第 7.1.4.1－5 図に示すとともに，重大事故等対策の概要を以下に示示すとともに，重大事故等対策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策におす。また，重大事故等対策における設備と操作手順の関係を第 7.1.4.1－1 表にける設備と操作手順の関係を第 2.4.1－1 表に示す。

示す。
本事故シーケンスグループの重要事故シーケンスにおいて，事象発生 10 時間

本事故シーケンスグループの重要事故シーケンスにおいて，重大事故等対策に必要な要員は，災害対策要員（初動）20 名である。その内訳は次のとおりであまでの 6 号及び 7 号炉同時の重大事故等対策に必要な要員は，中央制御室の運る。中央制御室の運転員は，当直発電長 1 名，当直副発電長 1 名及び運転操作対

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

応を行う当直運転員 4 名である。発電所構内に常駐している要員のうち，通報連である。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

絡等を行う要員は 4 名及び現場操作を行う重大事故等対応要員は 10 名である。

2 名，運転操作対応を行う運転員 12 名である。発電所構内に常駐している要員

必要な要員と作業項目について第 2.4.1－3 図に示す。

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。
2／49

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合））
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

備

考また，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を行うための参集要員 26 名である。
必要な要員と作業項目について第 7.1.4.1－6 図に示す。
なお，重要事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目を重要

なお，重要事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目を重要

事故シーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，28 名で対処可能であ

事故シーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，20 名で対処可能である。

る。

a. 全交流動力電源喪失及び原子炉スクラム確認

ａ．全交流動力電源喪失及び原子炉スクラム確認

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等が機能喪失る。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

力電源喪失に至る。全交流動力電源喪失の発生により原子炉がスクラムしたこ

動力電源喪失に至る。全交流動力電源喪失の発生により原子炉がスクラムしたとを確認する。

ことを確認する。また，全交流動力電源喪失の確認より，低圧代替注水系（可搬型）の準備を開始する。

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. 原子炉隔離時冷却系による原子炉注水

原子炉のスクラムを確認するために必要な計装設備は，平均出力領域計装等である。
ｂ．原子炉隔離時冷却系による原子炉注水

原子炉スクラム後，原子炉水位は低下するが，原子炉水位低（レベル 2）で原子炉スクラム後，原子炉水位は低下するが，原子炉水位異常低下（レベル

原子炉隔離時冷却系が自動起動し，原子炉注水を開始することにより，原子炉２）で原子炉隔離時冷却系が自動起動し，原子炉注水を開始することにより，水位が回復する。

原子炉水位が回復する。

原子炉隔離時冷却系による原子炉注水を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位及び原子炉隔離時冷却系系統流量等である。
原子炉水位回復後は，原子炉水位を原子炉水位低（レベル 2）から原子炉水位高（レベル 8）の間で維持する。
c. 早期の電源回復不能判断及び対応準備

原子炉隔離時冷却系による原子炉注水を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位（広帯域），原子炉隔離時冷却系系統流量等である。
原子炉水位回復後は，原子炉水位を原子炉水位低（レベル３）から原子炉水位高（レベル８）の間で維持する。
ｃ．早期の電源回復不能判断及び対応準備

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等の起動ができず，非常用高圧母線（6.9kV）の電源回復ができない場合，早期電源回復不能と判断する。これにより，常設代替交流電源設備，代替原子炉補の電源回復不能と判断する。これにより，常設代替交流電源設備の準備を開始

機冷却系，低圧代替注水系（常設）の準備を開始する。

する。
ｄ．取水機能喪失の確認
常設代替交流電源設備による交流電源供給を確認後，残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）による格納容器除熱の準備として，中央制御室から3／49

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東海第二発電所

備

考の遠隔操作により残留熱除去系海水系を手動起動するが，これに失敗し，機能喪失していることを確認する。これにより，緊急用海水系及び低圧代替注水系（常設）の準備を開始する。
取水機能喪失を確認するために必要な計装設備は，残留熱除去系海水系系統
流量等である。

d. 逃がし安全弁による原子炉急速減圧

ｅ．逃がし安全弁による原子炉急速減圧

常設代替交流電源設備による交流電源供給を確認後，低圧代替注水系（常設）

取水機能喪失を確認後，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水の準備とによる原子炉注水の準備として，中央制御室からの遠隔操作により復水移送ポ

して，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 2 台を手動

ンプ 2 台を手動起動する。また，原子炉注水に必要な電動弁（残留熱除去系起動する。また，原子炉注水に必要な電動弁（残留熱除去系注入弁）が開動作

注入弁及び残留熱除去系洗浄水弁）が開動作可能であることを確認する。低圧可能であることを確認する。

代替注水系（常設）のバイパス流防止系統構成のためにタービン建屋負荷遮断
弁を全閉にする。
原子炉隔離時冷却系による原子炉注水停止を確認し，サプレッション・チェ

サプレッション・プール熱容量制限により，中央制御室からの遠隔操作によ

ンバのプール水の熱容量温度制限により，中央制御室からの遠隔操作によってって低圧代替注水系（常設）による原子炉注水の準備が完了後，逃がし安全弁

逃がし安全弁 2 個を手動開操作し原子炉を急速減圧する。

（自動減圧機能）7 個を手動開操作し原子炉を急速減圧する。また，原子炉隔離時冷却系による原子炉注水が停止したことを確認する。

原子炉急速減圧を確認するために必要な計測設備は，原子炉圧力である。

e. 低圧代替注水系（常設）による原子炉注水

原子炉急速減圧を確認するために必要な計装設備は，原子炉圧力である。

ｆ．低圧代替注水系（常設）による原子炉注水逃がし安全弁による原子炉急速減圧により，原子炉圧力が低圧代替注水系

逃がし安全弁による原子炉急速減圧により，原子炉圧力が低圧代替注水系（常設）の系統圧力を下回ると，原子炉注水が開始され，原子炉水位が回復す（常設）の系統圧力を下回ると，原子炉注水が開始され，原子炉水位が回復する。

る。

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を確認するために必要な計装設備
は，原子炉水位，復水補給水系流量（RHR B 系代替注水流量）等である。

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を確認するために必要な計装設備
は，原子炉水位（広帯域），低圧代替注水系原子炉注水流量（常設ライン用）
等である。

原子炉水位回復後は，原子炉水位を原子炉水位低（レベル 3）から原子炉水位高（レベル 8）の間で維持する。
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

原子炉水位回復後は，原子炉水位を原子炉水位低（レベル３）から原子炉水位高（レベル８）の間で維持する。

崩壊熱除去機能を喪失しているため，格納容器圧力及び温度が上昇する。格納容器圧力が 13.7kPa[gage]到達後に，原子炉水位が原子炉水位高（レベル 8）に到達した場合は，中央制御室からの遠隔操作により代替格納容器スプレイ冷
却系（常設）による原子炉格納容器冷却を実施する。
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却を確認するために必要な計装設備は，格納容器内圧力，復水補給水系流量（RHR B 系代替
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東海第二発電所

備考注水流量）等である。
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却時に，原子炉水位が原子炉水位低（レベル 3）まで低下した場合は，中央制御室からの遠隔操作により代替格納容器スプレイ冷却系（常設）を停止し，原子炉注水を実施する。原子炉水位高（レベル 8）まで原子炉水位が回復した後，原子炉注水を停止し，格納容器スプレイを再開する。
g. 残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）運転
代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系の準備が完了後，中央制御室かｇ．残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）による格納容器除熱
緊急用海水系を用いた残留熱除去系の準備が完了後，中央制御室からの遠隔らの遠隔操作により残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却操作により残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）による格納容器除熱を開モード）運転を開始する。残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール

始する。

水冷却モード）運転を確認するために必要な計装設備は，サプレッション・チ
ェンバ・プール水温度等である。
h. 残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）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，ドライウェル圧力等である。
ｈ．残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水

サプレッション・チェンバ・プール水位が真空破壊装置-1m に到達後，低圧

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）による格納容器除熱を開始した後，代替注水系（常設）による原子炉注水を停止し，代替原子炉補機冷却系を介し原子炉水位が原子炉水位高（レベル８）に到達した時点で，低圧代替注水系（常た残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水を開始する。

設）による原子炉注水を停止する。
残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）運転時に，原子炉水位が原子炉水位低（レベル３）まで低下した場合は，中央制御室からの遠隔操作により残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）の運転を停止し，残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水を実施する。

残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水を確認するために必要な計装設備は,原子炉水位及び残留熱除去系系統流量等である。

残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位（広帯域），残留熱除去系系統流量である。

原子炉水位回復後は，原子炉水位低（レベル 3）から原子炉水位高（レベル

原子炉水位回復後は，原子炉水位低（レベル３）から原子炉水位高（レベル8）の間で維持する。原子炉水位高（レベル 8）まで原子炉水位が回復した後，８）の間で維持する。原子炉水位高（レベル８）まで原子炉水位が回復した後，原子炉注水を停止し，サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード運転を

原子炉注水を停止し，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）の運転を再開

再開する。

する。
また，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）の運転時に，格納容器圧力が 13.7kPa［gage］まで低下した場合は，残留熱除去系（サプレッション・プ
ール冷却系）による格納容器除熱に切り替える。

以降，炉心冷却及び原子炉格納容器除熱は，残留熱除去系により継続的に行う。

以降，炉心冷却及び格納容器除熱は，残留熱除去系により継続的に行う。

7.1.4.1.2 炉心損傷防止対策の有効性評価

2.4.1.2 炉心損傷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

本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケンスは，

本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケンスは，「6.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，過渡事象（原子炉水「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，過渡事象（原子炉位低下の観点で厳しい給水流量の全喪失を選定）を起因事象とし，逃がし安全弁

水位低下の観点で厳しい給水流量の全喪失を選定）を起因事象とし，逃がし安全
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再閉失敗を含まず高圧状態が継続される「過渡事象（給水流量の全喪失）＋崩壊

弁再閉失敗を含まず高圧状態が継続される「過渡事象（給水流量の全喪失）＋Ｒ

熱除去失敗」である。

ＨＲ失敗」である。

なお，取水機能を喪失することで，非常用ディーゼル発電機も機能喪失するこ

なお，非常用ディーゼル発電機等の取水機能も喪失するものとし，本評価では，とから，本評価では，より厳しい条件とする観点から外部電源の喪失も設定し，より厳しい条件とする観点から外部電源の喪失も設定し，取水機能喪失に全交流取水機能喪失に全交流動力電源喪失が重畳するものとして，取水機能喪失時の炉動力電源喪失が重畳するものとして，取水機能喪失時の炉心損傷防止対策の有効

心損傷防止対策の有効性を確認する。

性を確認する。

本重要事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒表面熱伝達，気液熱
非平衡，沸騰遷移，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化，気本重要事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒表面熱伝達，気液熱
非平衡，沸騰遷移，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化，気液分離（水位変化）・対向流，三次元効果，原子炉圧力容器における沸騰・凝縮・液分離（水位変化）・対向流及び三次元効果，原子炉圧力容器における沸騰・凝

ボイド率変化，気液分離（水位変化）
・対向流，冷却材放出（臨界流・差圧流），

縮・ボイド率変化，気液分離（水位変化）
・対向流，冷却材放出（臨界流・差圧

ECCS 注水（給水系・代替注水設備含む）並びに原子炉格納容器における格納容流）及びＥＣＣＳ注水（給水系・代替注水設備含む）並びに格納容器における格器各領域間の流動，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

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，

レイ冷却，サプレッション・プール冷却が重要現象となる。よって，これらの現スプレイ冷却及びサプレッション・プール冷却が重要現象となる。よって，これ象を適切に評価することが可能である長期間熱水力過渡変化解析コード SAFER，らの現象を適切に評価することが可能である長期間熱水力過渡変化解析コード

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，原子炉水位，燃料

ＳＡＦＥＲ及び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，

被覆管温度，格納容器圧力，格納容器温度等の過渡応答を求める。

原子炉水位，燃料被覆管温度，格納容器圧力，格納容器雰囲気温度等の過渡応答

備

考

を求める。
また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，本重要事

また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，本重要事

故シーケンスにおける運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメー

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。

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(2) 有効性評価の条件

本重要事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な解析条件を第本重要事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な解析条件を第 2.4.1

7.1.4.1－2 表に示す。また，主要な解析条件について，本重要事故シーケンス－2 表に示す。また，主要な解析条件について，本重要事故シーケンス特有の解

特有の解析条件を以下に示す。

析条件を以下に示す。

a. 事故条件

ａ．事故条件(a) 起因事象(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
取水機能の喪失により崩壊熱除去機能が喪失するものとする。
(c) 外部電源
外部電源は以下の観点により使用できないものと仮定する。
a) 事象の進展に対する影響起因事象として，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
取水機能の喪失により崩壊熱除去機能が喪失するものとする。
(c) 外部電源
外部電源は以下の観点により使用できないものと仮定する。
a) 事象の進展に対する影響

外部電源がある場合，事象発生と同時に再循環ポンプがトリップしないこ

外部電源がある場合，事象発生と同時に再循環系ポンプがトリップしなとにより，原子炉水位低（レベル 3）による原子炉スクラムまでは原子炉出いことにより，原子炉水位低（レベル３）による原子炉スクラムまでは原力が高く維持され，原子炉水位の低下が早いため，事象初期の炉心冷却とい

子炉出力が高く維持され，原子炉水位の低下が早いため，事象初期の炉心う観点では厳しくなる。しかし，本評価では，事故直後から原子炉隔離時冷冷却という観点では厳しくなる。このため，外部電源がある場合を包含す

却系により炉心は冠水維持され，原子炉減圧により炉心は露出するが，低圧る条件として，原子炉スクラムは，原子炉水位低（レベル３）信号にて発6／49

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代替注水系（常設）により炉心冷却が継続されることから外部電源の有無の影響は小さい。
b) 重大事故等対策に対する影響

東海第二発電所にて発生するものとする。
b) 重大事故等対策に対する影響

本解析においては，取水機能の喪失を仮定しており，原子炉隔離時冷却系

本解析においては，評価上，非常用ディーゼル発電機等の取水機能も喪失するものとし，非常用炉心冷却系及び非常用交流電源設備は使用できな

外部電源なしを仮定することにより，常設代替交流電源設備等の更なる重大い。よって，外部電源なしを仮定することにより，常設代替交流電源設備

事故等対策が必要となることから要員，資源等の観点で厳しい条件となる。

等の更なる重大事故等対策が必要となることから要員，資源等の観点で厳しい条件となる。

b. 重大事故等対策に関連する機器条件

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(a) 原子炉スクラム信号(b) 原子炉隔離時冷却系
原子炉隔離時冷却系が原子炉水位低（レベル 2）で自動起動し，182m3/h（8.12～1.03MPa[dif]において）の流量で注水するものとする。

考生し，再循環系ポンプトリップは，原子炉水位異常低下（レベル２）信号を除く非常用炉心冷却系及び非常用交流電源設備は使用できない。よって，

原子炉スクラムは，タービン蒸気加減弁急速閉信号によるものとする。

備

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) 原子炉隔離時冷却系
原子炉隔離時冷却系は，原子炉水位異常低下（レベル２）で自動起動し，136.7m３／h（7.86MPa［gage］～1.04MPa［gage］において）の流量で注水す
るものとする。

(c) 逃がし安全弁(c) 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圧力上昇を抑えるものとする。また，原子炉減圧には逃がし安全弁（自動減し安全弁（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

圧機能）（7 個）を使用するものとし，容量として，1 個当たり定格主蒸気流

流量の約 5%を処理するものとする。

量の約 6％を処理するものとする。

(d) 低圧代替注水系（常設）
逃がし安全弁による原子炉減圧後に，最大 300m3/h にて原子炉注水し，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）(d) 低圧代替注水系（常設）
逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉減圧後に，最大 378m３／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。

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。
(e) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）7／49

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東海第二発電所備

考

格納容器圧力及び温度抑制に必要なスプレイ流量を考慮し，140m3/h にて原子炉格納容器内にスプレイする。なお，格納容器スプレイは，原子炉注水と同じ復水移送ポンプを用いて弁の切替えにて実施する。
(e) 緊急用海水系(f) 代替原子炉補機冷却系
伝熱容量は約 23MW（サプレッション・チェンバ・プール水温 100℃，海水

伝熱容量は約 24MW（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。

温度 30℃において）とする。

(f) 残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）及び残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）(g) 残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）

残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）を使用する場合は，1,692m３／h
にて格納容器内にスプレイするものとする。また，伝熱容量は，熱交換器 1
伝熱容量は，熱交換器 1 基あたり約 8MW（サプレッション・チェンバ・プ
ール水温 52℃，海水温度 30℃において）とする。

基当たり約 24MW（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。

(h) 残留熱除去系（低圧注水モード）(g) 残留熱除去系（低圧注水系）

残留熱除去系（低圧注水モード）は，サプレッション・チェンバ・プール
3

水 位 が 真 空 破 壊 装 置 -1m に 到 達 し た 時 点 で 手 動 起 動 し ， 954m /h

残留熱除去系（低圧注水系）は，1,605m３／h（0.14MPa[dif]において）（最大 1,676m３／h）の流量で注水するものとする。

（0.27MPa[dif]において）の流量で注水するものとする。
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，「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。

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，事象発生から 70 分後に常設代替交流電源設備によって供給を開始する。
(b) 低圧代替注水系（常設）起動操作は，事象発生から 70 分後の常設代替交流
電源設備からの給電の直後に開始する。なお，サプレッション・チェンバ・
プール水位が真空破壊装置-1m に到達した場合，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を停止する。
(c) 逃がし安全弁による原子炉減圧操作は，低圧代替注水系（常設）起動操作(a) 逃がし安全弁による原子炉急速減圧操作は，低圧代替注水系（常設）起後，原子炉水位がレベル 8 に到達する事象発生から約 3 時間後に開始する。

動操作後，サプレッション・プール水温度が 65℃に到達した場合に開始(d) 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，する。

原子炉水位高（レベル 8）に到達した場合に開始する。なお，格納容器ス
プレイは，事象発生から約 25 時間後に停止する。
(e) 代替原子炉補機冷却系運転操作は，事象発生から 20 時間後に開始する。
(f) 代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・(b) 緊急用海水系を用いた残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）による

プール水冷却モード）の起動操作は，事象発生から 20 時間後に開始する。

格納容器除熱操作は，余裕時間を確認する観点で代替格納容器スプレイ(g) 代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（低圧注水モード）による原の実施基準である格納容器圧力 0.279MPa［gage］に到達した場合に開始

子炉注水は,サプレッション・チェンバ・プール水位が真空破壊装置-1m にする。また，残留熱除去系による格納容器除熱の開始後に，原子炉水位到達後に開始する。

が原子炉水位高（レベル８）に到達した場合は，常設低圧代替注水系ポ
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東海第二発電所

備

考

ンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を停止し，以降は残留熱除去系による原子炉注水により原子炉水位を維持する。

(3) 有効性評価の結果(3) 有効性評価の結果

本重要事故シーケンスにおける原子炉圧力，原子炉水位（シュラウド内及びシ本重要事故シーケンスにおける原子炉圧力，原子炉水位（シュラウド内及びシュラウド内外）※1，注水流量，逃がし安全弁からの蒸気流量，原子炉圧力容器内の保有水量の推移を第 7.1.4.1－7 図から第 7.1.4.1－12 図に，燃料被覆管温度，

ュラウド内外）※，注水流量，逃がし安全弁からの蒸気流量及び原子炉圧力容器内の保有水量の推移を第 2.4.1－4 図から第 2.4.1－9 図に，燃料被覆管温度，高燃料被覆管の最高温度発生位置における熱伝達係数，燃料被覆管の最高温度発生

出力燃料集合体のボイド率及び炉心下部プレナム部のボイド率の推移を第位置におけるボイド率，平均出力燃料集合体のボイド率，炉心下部プレナム部の2.4.1－10 図から第 2.4.1－12 図に，格納容器圧力，格納容器雰囲気温度，サプ

ボイド率の推移及び燃料被覆管に破裂が発生する時点の燃料被覆管温度と燃料

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 2.4.1－

被覆管の円周方向の応力の関係を第 7.1.4.1－13 図から第 7.1.4.1－18 図に，格13 図から第 2.4.1－16 図に示す。

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 7.1.4.1－19 図から第 7.1.4.1－22 図に示す。
※1 炉心露出から再冠水の過程を示すという観点で，シュラウド内の水位を示※ シュラウド内は，炉心部から発生するボイドを含んだ二相水位を示していす。シュラウド内は，炉心部から発生するボイドを含んだ二相水位を示してるため，シュラウド外の水位より，見かけ上高めの水位となる。一方，非いるため，シュラウド外の水位より，見かけ上高めの水位となる。一方，非常用炉心冷却系の起動信号となる原子炉水位（広帯域）の水位及び運転員

常用炉心冷却系の起動信号となる原子炉水位計（広帯域）の水位及び運転員

が炉心冠水状態において主に確認する原子炉水位（広帯域），原子炉水位が炉心冠水状態において主に確認する原子炉水位計（広帯域・狭帯域）の水（狭帯域）の水位は，シュラウド外の水位であることから，シュラウド内

位は，シュラウド外の水位であることから，シュラウド内外の水位をあわせ外の水位を併せて示す。なお，水位が燃料有効長頂部付近となった場合にて示す。なお，水位が有効燃料棒頂部付近となった場合には，原子炉水位計

は，原子炉水位（燃料域）にて監視する。原子炉水位（燃料域）はシュラ（燃料域）にて監視する。6 号炉の原子炉水位計（燃料域）はシュラウド内

ウド内を計測している。

を，7 号炉の原子炉水位計（燃料域）はシュラウド外を計測している。

a. 事象進展

ａ．事象進展取水機能喪失に伴う全交流動力電源喪失後，タービン蒸気加減弁急速閉信号

取水機能喪失に伴う全交流動力電源喪失後，原子炉水位低（レベル３）信号が発生して原子炉がスクラムし，また，原子炉水位低（レベル 2）で原子炉隔が発生して原子炉がスクラムし，また，原子炉水位異常低下（レベル２）で原

離時冷却系が自動起動して原子炉水位は維持される。

子炉隔離時冷却系が自動起動して原子炉水位は維持される。

再循環ポンプについては，外部電源喪失により，事象発生とともに 10 台全てがトリップする。

再循環系ポンプについては，原子炉水位異常低下（レベル２）により 2 台全てがトリップする。

事象発生から 70 分経過した時点で，常設代替交流電源設備による交流電源

事象発生から 104 分経過した時点で，常設代替交流電源設備による交流電源の供給を開始し，その後，原子炉急速減圧及び低圧代替注水系（常設）によるの供給を開始し，その後，原子炉急速減圧及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を開始する。原子炉急速減圧は，中央制御室からの遠隔操作によっ

原子炉注水を開始する。原子炉急速減圧は，中央制御室からの遠隔操作によって逃がし安全弁 2 個を手動開することで実施する。

て逃がし安全弁（自動減圧機能）7 個を手動開することで実施する。

原子炉急速減圧を開始すると，原子炉冷却材の流出により原子炉水位が低下

原子炉急速減圧を開始すると，原子炉冷却材の流出により原子炉水位が低下

し，有効燃料棒頂部を下回るが，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水がするが，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水が開始されると原子炉水位
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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉開始されると原子炉水位が回復し，炉心は再冠水する。

東海第二発電所

備考が回復し，炉心の冠水は維持される。

燃料被覆管の最高温度発生位置におけるボイド率は，原子炉減圧により，原燃料被覆管の最高温度発生位置におけるボイド率は，原子炉減圧により上昇

子炉水位が低下し，炉心が露出することから上昇する。その結果，燃料被覆管する。その後，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水により，燃料被覆管の伝熱様式は核沸騰冷却から蒸気冷却となり熱伝達係数は低下する。その後，
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水により，燃料被覆管の最高温度発生の最高温度発生位置におけるボイド率は増減する。

位置におけるボイド率及び熱伝達係数は増減する。炉心が再冠水すると，ボイド率が低下し，熱伝達係数が上昇することから，燃料被覆管温度は低下する。
平均出力燃料集合体及び炉心下部プレナム部のボイド率については，原子炉水位及び原子炉圧力の変化に伴い変化する。

高出力燃料集合体及び炉心下部プレナム部のボイド率については，原子炉水位及び原子炉圧力の変化に伴い変化する。

崩壊熱除去機能を喪失しているため，原子炉圧力容器内で崩壊熱により発生

崩壊熱除去機能を喪失しているため，原子炉圧力容器内で崩壊熱により発生する蒸気が原子炉格納容器内に流入することで，格納容器圧力及び温度は徐々する蒸気が格納容器内に流入することで，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，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格に上昇する。そのため，事象発生から約 13 時間経過した時点での緊急用海水

納容器冷却及び事象発生から 20 時間経過した時点での代替原子炉補機冷却系系を用いた残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）による格納容器除熱を行を介した残留熱除去系による原子炉格納容器除熱を行う。

う。

b. 評価項目等

ｂ．評価項目等

燃料被覆管の最高温度は，第 7.1.4.1－13 図に示すとおり，原子炉水位が燃料被覆管の最高温度は，第 2.4.1－10 図に示すとおり，初期値（約 309℃）

回復するまでの間に炉心が一時的に露出するため燃料被覆管の温度が上昇し，を上回ることはなく，1,200℃以下となる。燃料被覆管の最高温度は，高出力

約 427℃に到達するが，1,200℃以下となる。燃料被覆管の最高温度は，平均

燃料集合体にて発生している。また，燃料被覆管の酸化量は酸化反応が著しく

出力燃料集合体にて発生している。また，燃料被覆管の酸化量は酸化反応が著なる前の燃料被覆管厚さの 1％以下であり，15％以下となる。

しくなる前の燃料被覆管厚さの 1%以下であり，15%以下となる。
原子炉圧力は，第 7.1.4.1－7 図に示すとおり，逃がし安全弁の作動により，

原子炉圧力は，第 2.4.1－4 図に示すとおり，逃がし安全弁（安全弁機能）

約 7.52MPa[gage]以下に抑えられる。原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧の作動により，約 7.79MPa［gage］以下に抑えられる。原子炉冷却材圧力バウ

力は，原子炉圧力と原子炉圧力容器底部圧力との差（高々約 0.3MPa）を考慮

ンダリにかかる圧力は，原子炉圧力と原子炉圧力容器底部圧力との差（高々約

し て も ， 約 7.82MPa[gage] 以 下 で あ り ， 最 高 使 用 圧 力 の 1.2 倍

0.3MPa）を考慮しても，約 8.09MPa［gage］以下であり，最高使用圧力の 1.2（10.34MPa[gage]）を十分下回る。

倍（10.34MPa［gage］）を十分下回る。

また，崩壊熱除去機能を喪失しているため，原子炉圧力容器内で崩壊熱によまた，崩壊熱除去機能を喪失しているため，原子炉圧力容器内で崩壊熱により発生する蒸気が原子炉格納容器内に流入することによって，格納容器圧力及り発生する蒸気が格納容器内に流入することによって，格納容器圧力及び雰囲
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東海第二発電所

備

び温度は徐々に上昇するが，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子気温度は徐々に上昇するが，緊急用海水系を用いた残留熱除去系による格納容

炉格納容器冷却及び代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系による原子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及び温度の最大

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

値は，約 0.28MPa［gage］及び約 141℃に抑えられ，格納容器の限界圧力及び及び温度の最大値は，約 0.30MPa[gage]及び約 143℃に抑えられ，原子炉格納限界温度を下回る。

考

容器の限界圧力及び限界温度を下回る。
第 7.1.4.1－8 図に示すとおり，低圧代替注水系（常設）による注水継続に

第 2.4.1－5 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より約 4 時間後に炉心が冠水し，炉心の冷却が維持される。その後は，20 時
間後に代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系による原子炉格納容器除り炉心の冷却が維持される。その後は，約 13 時間後に緊急用海水系を用いた残留熱除去系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，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。

安定状態を維持できる。
（添付資料 2.4.1.1）

本評価では，「6.2.1.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(4)の評価項目について，対策の有効性を確認した。
7.1.4.1.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価

本評価では，「1.2.1.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(4)の評価項目について，対策の有効性を確認した。
2.4.1.3 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

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価するものとする。

価するものとする。

崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）では，炉心冷却には成功する

崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）では，炉心冷却には成功する

が，取水機能の喪失により崩壊熱除去機能が喪失することが特徴である。また，が，取水機能の喪失により崩壊熱除去機能が喪失することが特徴である。また，

不確かさの影響を確認する運転員等操作は，事象発生から 12 時間程度までの短時

不確かさの影響を確認する運転員等操作は，事象進展に有意な影響を与えると考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，えられる操作として，逃がし安全弁による原子炉減圧操作及び緊急用海水系を用常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

いた残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）による格納容器除熱操作とする。

水操作，逃がし安全弁による原子炉減圧操作，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作及び代替原子炉補機冷却系運転操作とする。
(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価

本重要事故シーケンスにおいて不確かさの影響評価を行う重要現象とは，「6.7

本重要事故シーケンスにおいて不確かさの影響評価を行う重要現象とは，「1.7

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すとおりであり，それ

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。

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

ａ．運転員等操作時間に与える影響

炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，解析コードは実験結果の燃料被覆管温度に比べて+50℃高めに評価することから，解析結果は燃料棒表

炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，解析コードは，炉心が冠水維持する場合では燃料被覆管温度は上昇しないため不確かさは小さい。操作

面の熱伝達係数を小さく評価する可能性がある。よって，実際の燃料棒表面で手順（原子炉減圧後速やかに低圧注水に移行すること）に変わりはなく，燃料の熱伝達は大きくなり燃料被覆管温度は低くなるが，操作手順（原子炉減圧後被覆管温度を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員

速やかに低圧注水に移行すること）に変わりはなく，燃料被覆管温度を操作開等操作時間に与える影響はない。

始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは酸化量及び酸炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは酸化量及び酸
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備

化反応に伴う発熱量の評価について保守的な結果を与えるため，解析結果は燃化反応に伴う発熱量の評価について保守的な結果を与えるため，解析結果は燃

料被覆管酸化を大きく評価する可能性がある。よって，実際の燃料被覆管温度

料被覆管酸化を大きく評価する可能性がある。よって，実際の燃料被覆管温度は低くなり，原子炉水位挙動に影響を与える可能性があるが，操作手順（原子は低くなり，原子炉水位挙動に影響を与える可能性があるが，操作手順（原子炉減圧後速やかに低圧注水に移行すること）に変わりはないことから，運転員

炉減圧後速やかに低圧注水に移行すること）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。

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（原子炉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℃

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

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，実機系においてはこの解析で確認した不確かさは小さくなるものと推定される。し体系においてはこの解析で確認した不確かさは小さくなるものと推定される。

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

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

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緊急用海水系を用い

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，格納た残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）に係る運転員等操作時間に与える

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

伝導の不確かさにおいては，ＣＳＴＦ実験解析により格納容器雰囲気温度及び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

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

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）

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緊急用海水系に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。

を用いた残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）に係る運転員等操作時間に考与える影響は小さい。
（添付資料 2.4.1.2）
b. 評価項目となるパラメータに与える影響

ｂ．評価項目となるパラメータに与える影響

炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，実験解析では熱伝達モデ

炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，炉心が冠水維持される実ルの保守性により燃料被覆管温度を高めに評価し，有効性評価解析でも燃料被験解析では燃料被覆管温度をほぼ同等に評価する。有効性評価解析において覆管温度を高めに評価することから，評価項目となるパラメータに対する余裕

も，炉心部の冠水は維持されるため，燃料被覆管の最高温度は，初期値（約は大きくなる。

309℃）を上回ることはないことから，評価項目となるパラメータに与える影
響はない。

炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは燃料被覆管の炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは燃料被覆管の酸化について，酸化量及び酸化反応に伴う発熱量に保守的な結果を与え，燃料酸化について，酸化量及び酸化反応に伴う発熱量に保守的な結果を与え，燃料被覆管温度を高めに評価することから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

被覆管温度を高めに評価することから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

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

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，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℃

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

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

いてはこの解析で確認した不確かさは小さくなるものと推定される。しかし，体系においてはこの解析で確認した不確かさは小さくなるものと推定される。
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東海第二発電所

備全体としては格納容器圧力及び温度の傾向を適切に再現できているため，評価

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項目となるパラメータに与える影響は小さい。

いるため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確か

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さにおいては，ＣＳＴＦ実験解析により格納容器雰囲気温度及び非凝縮性ガス

測定データと良く一致することを確認していることから，評価項目となるパラの挙動は測定データと良く一致することを確認していることから，評価項目とメータに与える影響は小さい。

なるパラメータに与える影響は小さい。

考（添付資料 2.4.1.2）(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(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 7.1.4.1

初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，第 2.4.1－－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

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

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

に示す。

示す。

(a) 運転員等操作時間に与える影響(a) 運転員等操作時間に与える影響

初期条件の最大線出力密度は，解析条件の 44.0kW/m に対して最確条件は初期条件の最大線出力密度は，解析条件の 44.0kW／m に対して最確条件は

約 42kW/m 以下であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，

約 33kW／m～約 41kW／m であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とし燃料被覆管温度の上昇は緩和されるが，操作手順（原子炉減圧後速やかに低た場合は，燃料被覆管温度の上昇は緩和されるが，操作手順（原子炉減圧後圧注水に移行すること）に変わりはなく，燃料被覆管温度を操作開始の起点

速やかに低圧注水に移行すること）に変わりはなく，燃料被覆管温度を操作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ない。

える影響はない。

初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd/t に対応し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

したものとしており，その最確条件は平均的燃焼度約 31GWd／t であり，解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

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

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

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，原子炉水位のは緩和され，また，炉心露出後の燃料被覆管温度の上昇は緩和され，それに低下は緩和され，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

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（原子炉減圧後速昇が遅くなるが，操作手順（原子炉減圧後速やかに低圧注水に移行すること）

やかに低圧注水に移行すること）に変わりはないことから，運転員等操作時に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積（ウェット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，格納容器圧力及び格納容器温度は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え

納容器圧力並びに格納容器雰囲気温度は，ゆらぎにより解析条件に対して変得るが，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，運転員等操作時る影響は小さい。

間に与える影響は小さい。

事故条件の外部電源の有無については，全交流動力電源喪失となり事象進

事故条件の外部電源の有無については，全交流動力電源喪失となり事象進展が厳しくなる外部電源がない状態を設定している。なお，外部電源がある展が厳しくなる外部電源がない状態を設定している。また，原子炉スクラム
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東海第二発電所

備

場合は，原子炉水位の低下が早くなるが，事象発生初期は原子炉隔離時冷却及び再循環系ポンプトリップについては，起因事象発生から原子炉スクラム

系にて原子炉水位が維持され，原子炉減圧により炉心は露出するものの，低までの期間の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

圧代替注水系（常設）により炉心冷却が継続されるため，事象進展に影響は合を包含する条件を設定している。なお，外部電源がある場合は，事象発生ないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

初期は原子炉隔離時冷却系にて原子炉水位が維持され，原子炉減圧後も低圧

考

代替注水系（常設）により炉心冷却が継続されるため，事象進展に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。
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

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。

はない。
（添付資料 2.4.1.2）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響(b) 評価項目となるパラメータに与える影響

初期条件の最大線出力密度は，解析条件の 44.0kW/m に対して最確条件は初期条件の最大線出力密度は，解析条件の 44.0kW／m に対して最確条件は

約 42kW/m 以下であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，

約 33kW／m～約 41kW／m であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とし燃料被覆管温度の上昇は緩和されることから，評価項目となるパラメータにた場合は，燃料被覆管温度の上昇は緩和されるが，炉心部の冠水は維持され対する余裕は大きくなる。

るため，燃料被覆管の最高温度は初期値（約 309℃）を上回ることはないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd/t に対応し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

したものとしており，その最確条件は平均的燃焼度約 31GWd／t であり，解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

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

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

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，原子炉水位のは緩和され，また，炉心露出後の燃料被覆管温度の上昇は緩和され，それに低下は緩和され，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

納容器圧力及び雰囲気温度の上昇が遅くなり，評価項目となるパラメータに昇が遅くなり，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

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

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，格納容器圧力及び格納容器温度は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え

納容器圧力並びに格納容器雰囲気温度は，ゆらぎにより解析条件に対して変得るが，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

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

タに与える影響は小さい。

パラメータに与える影響は小さい。

事故条件の外部電源の有無については，全交流動力電源喪失となり事象進展が厳しくなる外部電源がない状態を設定している。なお，外部電源がある

事故条件の外部電源の有無については，全交流動力電源喪失となり事象進展が厳しくなる外部電源がない状態を設定している。また，原子炉スクラム

場合は，原子炉水位の低下が早くなるが，事象発生初期は原子炉隔離時冷却及び再循環系ポンプトリップについては，起因事象発生から原子炉スクラム

系にて原子炉水位が維持され，原子炉減圧により炉心は露出するが，低圧代までの期間の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

替注水系（常設）により炉心冷却が継続されるため，事象進展に影響はない

合を包含する条件を設定している。なお，外部電源がある場合は，事象発生ことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

初期は原子炉隔離時冷却系にて原子炉水位が維持され，原子炉減圧後も低圧
代替注水系（常設）により炉心冷却が継続されるため，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。
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東海第二発電所備

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

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

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

くなる。

くなる。

考

（添付資料 2.4.1.2）
b. 操作条件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

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

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，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。

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(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 分後に低圧代替注水系（常設）への電源供給が完了することを設定している。運転員等操作時間に与える影響として，実態の運転操作は約 30 分間で完了可能であり，解析上の受電完了時間（70 分後）は時間余裕を含めて設定していることから，低圧代替注水系（常設）の起動
操作が早まる可能性がある。
これにより，逃がし安全弁による原子炉減圧操作が早まる可能性があるが，当該操作は原子炉水位高（レベル 8）到達後に，原子炉隔離時冷却系から低圧代替注水系（常設）に切り替えるための減圧操作であり，原子炉水位維持の観点では問題とならない。
操作条件の逃がし安全弁による原子炉減圧操作は，解析上の操作開始時間

操作条件の逃がし安全弁による原子炉減圧操作は，解析上の操作開始時間

として事象発生から約 3 時間後を設定している。運転員等操作時間に与えるとしてサプレッション・プール水温度 65℃到達時を設定している。運転員等

影響として，実態の運転操作においては，原子炉水位維持を優先するため，操作時間に与える影響として，取水機能喪失の認知に係る確認時間及び低圧

原子炉水位高（レベル 8）到達後に原子炉隔離時冷却系から低圧代替注水系

代替注水系（常設）による原子炉注水準備の操作時間は時間余裕を含めて設（常設）に切り替えるための原子炉減圧操作を行うこととしており，原子炉

定しており，また，その後に行う原子炉急速減圧操作は同一の運転員による隔離時冷却系による原子炉注水の状況により原子炉減圧の操作開始時間は

並列操作はないことから，不確かさ要因により操作開始時間に与える影響は変動する可能性があるが，原子炉水位維持の点では問題とならない。

小さく，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。

操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作は，解析上の操作開始時間として格納容器圧力 13.7kPa［gage］到達
後の原子炉水位高（レベル 8）到達時を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，実態の運転操作においては原子炉注水を優先するため，
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備考

原子炉水位高（レベル 8）到達後に低圧代替注水系（常設）から代替格納容器スプレイ冷却系（常設）へ切り替えることとしており，原子炉注水の状況により格納容器スプレイの操作開始は格納容器圧力 13.7kPa[gage]到達後の原子炉水位高（レベル 8）到達付近となるが，運転員等操作時間に与える影響はない。当該操作は，解析コード及び解析条件（操作条件を除く）の不確
かさにより操作開始時間は遅れる可能性があるが，中央制御室で行う操作であり，他の操作との重複もないことから，他の操作に与える影響はない。
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操作条件の緊急用海水系を用いた残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）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

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格納容器圧力として，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，

0.279MPa［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，準備操作が想定よして，操作開始時間は，時間余裕を含めて設定しており，準備操作が想定より短い時間で完了することで操作開始時間が早まる可能性があることから，

り短い時間で完了することで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。

運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。
（添付資料 2.4.1.2）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響(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，実態の運転操作は約 30 分で完了可能であり，解析上の受電完了時間（70 分後）は時間余裕を含めて設定していることから，低圧代替注水系（常設）の起動操
作が早まる可能性がある。これにより，逃がし安全弁による原子炉減圧操作が早まる可能性があるが，当該操作は原子炉水位高（レベル 8）到達後に，原子炉隔離時冷却系から低圧代替注水系（常設）に切り替えるための減圧操作であり，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小さい。
操作条件の逃がし安全弁による原子炉減圧操作は，運転員等操作時間に与操作条件の逃がし安全弁による原子炉減圧操作は，運転員等操作時間に与える影響として，原子炉減圧時点において崩壊熱は十分減衰していることかえる影響として，取水機能喪失の認知に係る確認時間及び低圧代替注水系

ら，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

（常設）による原子炉注水準備の操作時間は時間余裕を含めて設定しており，また，その後に行う原子炉急速減圧操作は同一の運転員による並列操作はないことから，不確かさ要因により操作開始時間に与える影響は小さく，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等となることから，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16／49

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備考

却操作は，運転員等操作時間に与える影響として，原子炉注水の状況により格納容器スプレイの操作開始は格納容器圧力 13.7kPa[gage]到達後の原子炉水位高（レベル 8）到達付近となるが格納容器圧力の上昇は緩やかであり，格納容器スプレイ開始時間が早くなる場合，遅くなる場合のいずれにおいても，事象進展はほぼ変わらないことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
操作条件の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，実態の操作開始時間は解析上の設定から早まり，格納容器圧力操作条件の緊急用海水系を用いた残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）
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

始時間は，時間余裕を含めて設定しており，準備操作が想定より短い時間でータに対する余裕は大きくなる。

完了することで，実態の操作開始時間は解析上の設定から早まり，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 2.4.1.2）(3) 操作時間余裕の把握(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

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

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。

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については，低圧代替注水系（常設）の運転に必要な常設代替交流電源設備からの受電は，初期の原子炉隔離時冷却系による注水可能継続時間（24 時間）内に実施することで炉心損傷を回避することが可能であることから，時間余裕がある。
操作条件の逃がし安全弁による原子炉減圧操作については，低圧代替注水系

操作条件の逃がし安全弁による原子炉減圧操作については，低圧代替注水系（常設）への移行は，初期の原子炉隔離時冷却系による注水可能継続時間（24（常設）への移行は，初期の原子炉隔離時冷却系による注水可能継続時間（事象時間）内に実施することで炉心損傷を回避することが可能であることから，時間発生から少なくとも 8 時間程度）内に実施することで炉心損傷を回避することが余裕がある。

可能であることから，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，格納容器スプレイ開始までの時間は事象発生から約 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。
操作条件の代替原子炉補機冷却系運転操作については，代替原子炉補機冷却系

操作条件の緊急用海水系を用いた残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）に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こと

よる格納容器除熱操作については，格納容器圧力が 0.279MPa［gage］に到達すから，時間余裕がある。また，操作が遅れる場合においても，原子炉格納容器のるまでの時間は，事象発生から約 13 時間あり，準備時間が確保できることから，

限界圧力 0.62MPa［gage］に至るまでの時間は，過圧の観点で厳しい「7.2.1 雰

時間余裕がある。また，操作が遅れる場合においても，格納容器圧力は約 0.28MPa

囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」においても事象発［gage］から上昇するが，格納容器圧力の上昇は緩やかであるため，残留熱除去
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生約 38 時間後であり，約 18 時間以上の余裕があることから，時間余裕がある。

東海第二発電所

備

考系（格納容器スプレイ冷却系）による格納容器スプレイの実際の実施基準である
0.245MPa［gage］から解析条件で設定した 0.279MPa［gage］到達までの時間が約 0.9 時間であることを考慮すると， 格納容器の限界圧力 0.62MPa［gage］に到達するまでに 9 時間程度の準備時間が確保でき，残留熱除去系の起動操作に要する時間は 2 分程度であることから，時間余裕がある。
（添付資料 2.4.1.2）(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

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

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。

きる範囲内において，操作時間には時間余裕がある。

7.1.4.1.4 必要な要員及び資源の評価

2.4.1.4 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

事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）」

事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）」

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 時間まにおいて，重大事故等対策時に必要な要員は，「2.4.1.1(3) 炉心損傷防止対策」

でに必要な要員は，「7.1.4.1.1(3) 炉心損傷防止対策」に示すとおり 28 名であに示すとおり 20 名である。
「6.2 重大事故等対策時に必要な要員の評価結果」

る。
「7.5.2 重大事故等対策時に必要な要員の評価結果」で説明している運転員，で説明している災害対策要員（初動）の 39 名で対処可能である。

緊急時対策要員等の 72 名で対処可能である。
また，事象発生 10 時間以降に必要な参集要員は 26 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
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）」

事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）」

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」の条件にてて評価を行い，その結果を以下に示す。

評価を行い，その結果を以下に示す。

a. 水源
原子炉隔離時冷却系及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水及び代替ａ．水源
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水については，7 日間の対応を考慮

格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器スプレイについては，7 日間の対応を考慮すると，号炉あたり合計約 3,500m3 の水が必要となる。6 号及び 73号炉の同時被災を考慮すると，合計約 7,000m の水が必要である。水源として，すると，合計約 620m３の水が必要となる。
水源として，代替淡水貯槽に約 4,300m３の水を保有している。これにより，必要な水源は確保可能である。

各号炉の復水貯蔵槽に約 1,700m3 及び淡水貯水池に約 18,000m3 の水を保有している。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
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備考

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。
原子炉隔離時冷却系及び残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水については，サプレッション・チェンバのプール水を水源として注水することから，水源が枯渇することはない。
（添付資料 2.4.1.4）
b. 燃料

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

常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 5 台）による電源供給につい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352.8kL の軽油が必要となる。軽油貯蔵タンクにて約 800kL の軽油を保有して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

おり，この使用が可能であることから，常設代替交流電源設備（常設代替高圧（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 の軽油電源装置 5 台）による電源供給について，7 日間の継続が可能である。

が必要となる。代替原子炉補機冷却系専用の電源車については，保守的に事象

緊急時対策所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 のを想定すると，7 日間の運転継続に約 70.0kL 軽油が必要となる。緊急時対策

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

所用発電機燃料油貯蔵タンクに約 75kL の軽油を保有しており，この使用が可ト用）については，保守的に事象発生直後からの大容量送水車（熱交換器ユニ能であることから，緊急時対策所用発電機による電源供給について，7 日間のット用）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 の軽油継続が可能である。
（添付資料 2.4.1.5）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。
c. 電源

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

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 1,649kW，7 号炉で約 1,615kW 必要となるが，常設代替交として，約 3,186kW 必要となるが，常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源

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装置 5 台）は連続定格容量が約 5,520kW であり，必要負荷に対しての電源供給

電源供給が可能である。

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

また，緊急時対策所用発電機についても，必要負荷に対しての電源供給が可
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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。

東海第二発電所

備

考

能である。
（添付資料 2.4.1.6）

7.1.4.1.5 結論

2.4.1.5 結論

事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）」で事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）」では，炉心冷却には成功するが，取水機能の喪失により崩壊熱除去機能が喪失し，は，炉心冷却には成功するが，取水機能の喪失により崩壊熱除去機能が喪失し，炉心損傷より先に原子炉格納容器が破損し，これに伴って炉心冷却機能を喪失する場合には，原子炉水位の低下により炉心が露出して炉心損傷に至ることが特徴

炉心損傷より先に格納容器が破損し，これに伴って炉心冷却機能を喪失する場合には，原子炉水位の低下により炉心が露出して炉心損傷に至ることが特徴である。

である。事故シーケンスグループ｢崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場

事故シーケンスグループ｢崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）｣に対合）｣に対する炉心損傷防止対策としては，初期の対策として原子炉隔離時冷却系，する炉心損傷防止対策としては，初期の対策として原子炉隔離時冷却系，低圧代

低圧代替注水系（常設）及び逃がし安全弁による原子炉注水手段，安定状態に向替注水系（常設）及び逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉注水手段，安けた対策として低圧代替注水系（常設）及び代替原子炉補機冷却系を介した残留定状態に向けた対策として低圧代替注水系（常設）及び緊急用海水系を用いた残熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水手段，代替格納容器スプレイ冷却

留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水手段並びに緊急用海水系を用いた残系（常設）による原子炉格納容器冷却手段，代替原子炉補機冷却系を介した残留留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）及び残留熱除去系（サプレッション・プ

熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）による原子炉格納ール冷却系）による格納容器除熱手段を整備している。

容器除熱手段を整備している。
事故シーケンスグループ｢崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）｣の事故シーケンスグループ｢崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）｣の

重要事故シーケンス「過渡事象（給水流量の全喪失）＋崩壊熱除去失敗」につい

重要事故シーケンス「過渡事象（給水流量の全喪失）＋ＲＨＲ失敗」について有て有効性評価を行った。

効性評価を行った。

上記の場合においても，原子炉隔離時冷却系，低圧代替注水系（常設），代替原

上記の場合においても，原子炉隔離時冷却系，低圧代替注水系（常設），緊急用

子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（低圧注水モード）及び逃がし安全弁によ海水系を用いた残留熱除去系（低圧注水系）及び逃がし安全弁（自動減圧機能）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，による原子炉注水並びに緊急用海水系を用いた残留熱除去系（格納容器スプレイ

代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プー

冷却系）及び残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）による格納容器除ル水冷却モード）による原子炉格納容器除熱を実施することにより，炉心損傷す

熱を実施することにより，炉心損傷することはない。

ることはない。
その結果，燃料被覆管温度及び酸化量，原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる

その結果，燃料被覆管温度及び酸化量，原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる

圧力，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，評価項目を満足して

圧力，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。

いる。また，安定状態を維持できる。

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

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。

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重大事故等対策時に必要な要員は，災害対策要員にて確保可能である。また，ある。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。

必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。

以上のことから，原子炉隔離時冷却系，低圧代替注水系（常設），代替原子炉補以上のことから，原子炉隔離時冷却系，低圧代替注水系（常設），緊急用海水系

機冷却系を介した残留熱除去系（低圧注水モード）及び逃がし安全弁による原子を用いた残留熱除去系（低圧注水系）及び逃がし安全弁（自動減圧機能）による

炉注水，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（サプレッション・チェン

原子炉注水，緊急用海水系を用いた残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）に

バ・プール水冷却モード）による原子炉格納容器除熱等の炉心損傷防止対策は，よる格納容器除熱等の炉心損傷防止対策は，選定した重要事故シーケンスに対し
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東海第二発電所選定した重要事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，事故シーケンて有効であることが確認でき，事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（取スグループ「崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）」に対して有効であ

水機能が喪失した場合）」に対して有効である。

備

考

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（崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合））
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

備
考

42／49

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合））
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

備
考

43／49

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合））
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

前ページと同じ

備
考

44／49

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合））
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所
前ページと同じ

備
考

45／49

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合））
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

備
考

46／49

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合））
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

前ページと同じ

備
考

47／49

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合））
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

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 比較表（崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合））
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

備
考

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7.1.4.2 残留熱除去系が故障した場合

2.4.2 残留熱除去系が故障した場合

7.1.4.2.1 事故シーケンスグループの特徴，炉心損傷防止対策

2.4.2.1 事故シーケンスグループの特徴，炉心損傷防止対策(1) 事故シーケンスグループ内の事故シーケンス(1) 事故シーケンスグループ内の事故シーケンス

事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」に含まれる事故シーケンスは，

事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」に含まれる事故シーケンスは，「6.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，①「過渡事象＋崩壊「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，①「過渡事象＋ＲＨ

熱除去失敗」，②「過渡事象＋SRV 再閉失敗＋崩壊熱除去失敗」，③「通常停止＋

Ｒ失敗」，②「過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗」，③「外部電源

崩壊熱除去失敗」，④「通常停止＋SRV 再閉失敗＋崩壊熱除去失敗」，⑤「サポー
ト系喪失＋崩壊熱除去失敗」，⑥「サポート系喪失＋SRV 再閉失敗＋崩壊熱除去失喪失＋ＤＧ失敗（ＨＰＣＳ成功）」，④「外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁
再閉鎖失敗（ＨＰＣＳ成功）」，⑤「外部電源喪失＋直流電源喪失（ＨＰＣＳ成功）」，敗」，⑦「小破断 LOCA＋崩壊熱除去失敗」，⑧「中破断 LOCA＋RHR 失敗」及び⑨「大⑥「手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋ＲＨＲ失敗」，⑦「手動停止／サポ

破断 LOCA＋RHR 失敗」である。

ート系喪失（手動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗」，⑧「サポート

備考系喪失（自動停止）＋ＲＨＲ失敗」，⑨「サポート系喪失（自動停止）＋逃がし安
全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗」，⑩「サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗（ＨＰＣＳ成功）」，⑪「サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗（ＨＰＣＳ成功）」，⑫「小破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗」，⑬「中破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗」及び⑭「大破断ＬＯ
ＣＡ＋ＲＨＲ失敗」である。
(2) 事故シーケンスグループの特徴及び炉心損傷防止対策の基本的考え方(2) 事故シーケンスグループの特徴及び炉心損傷防止対策の基本的考え方
本事故シーケンスグループは，ＬＯＣＡを起因事象とする事故シーケンスも含め炉心冷却に成功する。中長期的な格納容器圧力及び雰囲気温度上昇の観点では，崩壊熱が支配要因となることからＬＯＣＡも過渡事象も同等となり，崩壊熱除去
機能喪失に対する重大事故等対策に違いはない。また，ＬＯＣＡ時注水機能喪失
及び雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）にて，ＬＯＣ
Ａに加えて崩壊熱除去機能が喪失した場合の重大事故等対策の有効性を確認している。

事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合）」以上を踏まえ，事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系

では，運転時の異常な過渡変化又は設計基準事故（LOCA を除く）の発生後，炉心が故障した場合）」では，運転時の異常な過渡変化又は設計基準事故（ＬＯＣＡを

冷却には成功するが，残留熱除去系の故障により崩壊熱除去機能が喪失すること除く。
）の発生後，炉心冷却には成功するが，残留熱除去系の故障により崩壊熱除を想定する。このため，原子炉冷却材温度の上昇により発生する蒸気が逃がし安去機能が喪失することを想定する。このため，原子炉冷却材温度の上昇により発全弁により原子炉格納容器に放出され，格納容器圧力が上昇することから，緩和生する蒸気が逃がし安全弁により格納容器に放出され，格納容器圧力が上昇する措置がとられない場合には，炉心損傷より先に原子炉格納容器が破損する。これに伴って炉心冷却機能を喪失する場合には，原子炉水位の低下により炉心が露出ことから，緩和措置がとられない場合には，炉心損傷より先に格納容器が破損する。これに伴って炉心冷却機能を喪失する場合には，原子炉水位の低下により炉し，炉心損傷に至る。

心が露出し，炉心損傷に至る。

本事故シーケンスグループは，残留熱除去系が故障したことによって最終的に本事故シーケンスグループは，残留熱除去系が故障したことによって最終的に炉心損傷に至る事故シーケンスグループである。このため，重大事故等対策の有炉心損傷に至る事故シーケンスグループである。このため，重大事故等対策の有効性評価には，残留熱除去系の有する炉心冷却及び原子炉格納容器除熱機能に対効性評価には，残留熱除去系の有する炉心冷却及び格納容器除熱機能に対する重する重大事故等対処設備に期待することが考えられる。

大事故等対処設備に期待することが考えられる。

したがって，本事故シーケンスグループでは，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉

したがって，本事故シーケンスグループでは，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉
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東海第二発電所

心注水系により炉心を冷却することによって炉心損傷の防止を図る。また，代替

心スプレイ系により炉心を冷却することによって炉心損傷の防止を図る。また，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し装置及び耐圧強化ベント系による原子炉格納容器除熱を実施する。

装置等による格納容器除熱を実施する。

(3) 炉心損傷防止対策

備考(3) 炉心損傷防止対策

事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合）」

事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合）」における機能喪失に対して，炉心が著しい損傷に至ることなく，かつ，十分な冷却を可能とするため，初期の対策として原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系における機能喪失に対して，炉心が著しい損傷に至ることなく，かつ，十分な冷却を可能とするため，初期の対策として原子炉隔離時冷却系，高圧炉心スプレイ

による原子炉注水手段を整備し，安定状態に向けた対策として，逃がし安全弁を系，低圧代替注水系（常設）及び逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉注開維持することで，高圧炉心注水系による炉心冷却を継続する。また，原子炉格

水手段を整備し，安定状態に向けた対策として，逃がし安全弁（自動減圧機能）

納容器の健全性を維持するため，安定状態に向けた対策として代替格納容器スプを開維持することで，低圧代替注水系（常設）による炉心冷却を継続する。また，

レイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却手段，格納容器圧力逃がし装置等

格納容器の健全性を維持するため，安定状態に向けた対策として代替格納容器スによる原子炉格納容器除熱手段を整備する。これらの対策の概略系統図を第プレイ冷却系（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等に

7.1.4.2－1 図から第 7.1.4.2－3 図に，手順の概要を第 7.1.4.2－4 図に示すとよる格納容器除熱手段を整備する。これらの対策の概略系統図を第 2.4.2－1 図

ともに，重大事故等対策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策における設に，手順の概要を第 2.4.2－2 図に示すとともに，重大事故等対策の概要を以下に

備と操作手順の関係を第 7.1.4.2－1 表に示す。

示す。また，重大事故等対策における設備と操作手順の関係を第 2.4.2－1 表に示す。

本事故シーケンスグループの重要事故シーケンスにおいて，事象発生 10 時間

本事故シーケンスグループの重要事故シーケンスにおいて，事象発生 2 時間ままでの 6 号及び 7 号炉同時の重大事故等対策に必要な要員は，中央制御室の運転での重大事故等対策に必要な要員は，災害対策要員（初動）18 名である。その内員及び緊急時対策要員で構成され，合計 24 名である。その内訳は次のとおりで訳は次のとおりである。中央制御室の運転員は，当直発電長 1 名，当直副発電長ある。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，

1 名及び運転操作対応を行うための当直運転員 4 名である。

運転操作対応を行う運転員 8 名である。
発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等を行う緊急時対策本部要員
は 5 名，緊急時対策要員（現場）は 8 名である。

発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等を行う要員は 4 名及び現場操作を行うための重大事故等対応要員は 8 名である。

また，事象発生 10 時間以降に追加で必要な要員は，フィルタ装置薬液補給作

また，事象発生 2 時間以降に追加で必要な参集要員は，タンクローリによる燃業を行うための参集要員 20 名である。必要な要員と作業項目について第 7.1.4.2

料給油操作を行うための重大事故等対応要員 2 名及び格納容器圧力逃がし装置等－5 図に示す。

による格納容器除熱操作を行うための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ついて第 2.4.2－3 図に示す。

なお，重要事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目を重要

なお，重要事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目を重要

事故シーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，24 名で対処可能である。

事故シーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，18 名で対処可能である。

a. 原子炉スクラム確認

ａ．原子炉スクラム確認

運転時の異常な過渡変化又は設計基準事故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。

運転時の異常な過渡変化又は設計基準事故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，平均出力領域計装等
である。
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b. 原子炉隔離時冷却系による原子炉注水

東海第二発電所
原子炉スクラム後，原子炉水位は低下するが，原子炉水位異常低下（レベル

子炉隔離時冷却系が自動起動し，原子炉注水を開始することにより，原子炉水２）で原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系が自動起動し，原子炉注水

位が回復する。

を開始することにより，原子炉水位が回復する。

原子炉水位及び原子炉隔離時冷却系系統流量等である。

考

ｂ．原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系による原子炉注水

原子炉スクラム後，原子炉水位は低下するが，原子炉水位低（レベル 2）で原原子炉隔離時冷却系による原子炉注水を確認するために必要な計装設備は，

備

原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系による原子炉注水を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位（広帯域），原子炉隔離時冷却系系統流量等である。

原子炉水位回復後は，原子炉水位を原子炉水位低（レベル 2）から原子炉水位
高（レベル 8）の間で維持する。
c. 残留熱除去系機能喪失確認

原子炉水位回復後は，原子炉水位を原子炉水位低（レベル３）から原子炉水位高（レベル８）の間で維持する。
ｃ．残留熱除去系機能喪失確認

原子炉隔離時冷却系運転により，サプレッション・チェンバ・プール水温が原子炉隔離時冷却系運転により，サプレッション・プール水温度が上昇する

上昇するため，残留熱除去系によるサプレッション・チェンバ・プール水冷却ため，残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）を起動するが，残留熱モードを起動するが，残留熱除去系の故障によりサプレッション・プール冷却除去系の故障によりサプレッション・プール冷却は失敗する。

は失敗する。
残留熱除去系の故障を確認するために必要な計装設備は，残留熱除去系ポン
プ吐出圧力等である。
d. 逃がし安全弁による原子炉減圧

残留熱除去系の故障を確認するために必要な計装設備は，残留熱除去系ポン
プ吐出圧力等である。
ｄ．逃がし安全弁による原子炉急速減圧
残留熱除去系機能喪失を確認後，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水の準備※として，中央制御室からの遠隔操作により常設低圧代替注水系ポンプ 2台を起動する。また，原子炉注水に必要な電動弁（残留熱除去系注入弁）が開動作可能であることを確認する。

運転時の異常な過渡変化又は設計基準事故により，主復水器による原子炉減

サプレッション・プール熱容量制限により，中央制御室からの遠隔操作によ

圧ができないため，中央制御室からの遠隔操作によって主蒸気隔離弁を手動でって低圧代替注水系（常設）による原子炉注水の準備が完了後，逃がし安全弁

全閉し，かつ，逃がし安全弁を手動開操作し原子炉を減圧する。

（自動減圧機能）7 個を手動開操作し原子炉を急速減圧する。また，原子炉隔離時冷却系による原子炉注水が停止したことを確認する。

原子炉減圧を確認するために必要な計測設備は，原子炉圧力である。

原子炉急速減圧を確認するために必要な計装設備は，原子炉圧力である。
※ 本事故シーケンスでは，低圧で注水可能な系統として，高圧炉心スプレ
イ系，低圧炉心スプレイ系又は残留熱除去系（低圧注水系）Ｃ系に期待することも可能であるが，原子炉減圧時の水位回復性能を確認する観点
で，注水流量の小さい低圧代替注水系（常設）に期待した評価としてい
る。

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e. 高圧炉心注水系による原子炉注水

東海第二発電所
逃がし安全弁による原子炉急速減圧により，原子炉圧力が低圧代替注水系（常位低（レベル 1.5）で高圧炉心注水系が自動起動し，原子炉水位は回復する。

設）の系統圧力を下回ると，原子炉注水が開始され，原子炉水位が回復する。

高圧炉心注水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，高圧
原子炉水位回復確認後，原子炉隔離時冷却系は停止する。

考ｅ．低圧代替注水系（常設）による原子炉注水

原子炉圧力が低下するため，原子炉隔離時冷却系系統流量が低下し原子炉水炉心注水系系統流量等である。

備

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を確認するために必要な計装設備
は，原子炉水位（広帯域），低圧代替注水系原子炉注水流量（常設ライン用）等である。

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崩壊熱除去機能を喪失しているため，格納容器圧力及び温度が上昇する。格

ｆ．代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却崩壊熱除去機能を喪失しているため，格納容器圧力及び雰囲気温度が上昇す

納容器圧力が 0.18MPa[gage]に到達した場合又はドライウェル雰囲気温度がる。格納容器圧力が 0.279MPa［gage］に到達した場合又はドライウェル雰囲気

171℃に接近した場合は，中央制御室からの遠隔操作により代替格納容器スプレ

温度が 171℃に接近した場合は，中央制御室からの遠隔操作により代替格納容器

イ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却を実施する。

スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却を実施する。また，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を継続する。なお，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は，
常設低圧代替注水系ポンプ 2 台により同時に実施可能な設計としている。

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を確認する

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確認するために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

必要な計装設備は，ドライウェル圧力，サプレッション・チェンバ圧力，低圧

注水流量）等である。

代替注水系格納容器スプレイ流量（常設ライン用）等である。

g. 格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱
格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱の準備として，原子炉
格納容器一次隔離弁を原子炉建屋内の原子炉区域外からの人力操作により開す

ｇ．格納容器圧力逃がし装置等による格納容器除熱
格納容器圧力逃がし装置等による格納容器除熱の準備として，第一弁を中央制御室からの遠隔操作により開する。

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継続してサプレッション・プール水位が，通常水位＋6.5m に到達した場合，中央制御

も，格納容器圧力が 0.31MPa[gage]に到達した場合，原子炉格納容器二次隔離弁室からの遠隔操作により代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器を中央制御室からの遠隔操作によって中間開操作することで，格納容器圧力逃冷却を停止する。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がし装置等による原子炉格納容器除熱を実施する。

停止後，格納容器圧力は徐々に上昇する。格納容器圧力が 0.31MPa［gage］に到達した場合，第二弁を中央制御室からの遠隔操作によって全開操作することで，格納容器圧力逃がし装置等による格納容器除熱を実施する。
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格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を確認するために必要な計装設備は，格納容器内圧力等である。

東海第二発電所
格納容器圧力逃がし装置等による格納容器除熱を確認するために必要な計装格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を実施している間に炉格納容器圧力逃がし装置等による格納容器除熱を実施している間に炉心損傷していないことを確認するために必要な計装設備は，格納容器雰囲気放射線モ

放射線レベル等である。

ニタ（Ｄ／Ｗ）等である。

サプレッション・チェンバ側からの格納容器圧力逃がし装置等のベントライ

サプレッション・チェンバ側からの格納容器圧力逃がし装置等のベントライ

ンが水没しないことを確認するために必要な計装設備は，サプレッション・チ
ェンバ・プール水位である。

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
ール水位である。

以降，炉心冷却は，高圧炉心注水系による注水により継続的に行い，また，原7.1.4.2.2 炉心損傷防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法

以降，炉心冷却は，低圧代替注水系（常設）による注水により継続的に行い，また，格納容器除熱は，格納容器圧力逃がし装置等により継続的に行う。
2.4.2.2 炉心損傷防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法

本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケンスは，

本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケンスは，「6.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，過渡事象（原子炉水「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，過渡事象（原子炉水位低下の観点で厳しい給水流量の全喪失を選定）を起因事象とし，逃がし安全弁

位低下の観点で厳しい給水流量の全喪失を選定）を起因事象とし，逃がし安全弁

再閉失敗を含まず高圧状態が継続される「過渡事象（給水流量の全喪失）＋崩壊

再閉失敗を含まず高圧状態が継続される「過渡事象（給水流量の全喪失）＋ＲＨ

熱除去失敗」である。

Ｒ失敗」である。

本重要事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒表面熱伝達，気液熱本重要事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒表面熱伝達，気液熱

非平衡，沸騰遷移，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化，気非平衡，沸騰遷移，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化，気液分離（水位変化）・対向流，三次元効果，原子炉圧力容器における沸騰・凝縮・液分離（水位変化）・対向流及び三次元効果，原子炉圧力容器における沸騰・凝縮・

ボイド率変化，気液分離（水位変化）
・対向流，冷却材放出（臨界流・差圧流），

ボイド率変化，気液分離（水位変化）
・対向流，冷却材放出（臨界流・差圧流）及ECCS 注水（給水系・代替注水設備含む）並びに原子炉格納容器における格納容器

びＥＣＣＳ注水（給水系・代替注水設備含む）並びに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，スプレ各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達，スプレ

イ冷却，格納容器ベントが重要現象となる。

イ冷却及び格納容器ベントが重要現象となる。

よって，これらの現象を適切に評価することが可能である長期間熱水力過渡変

よって，これらの現象を適切に評価することが可能である長期間熱水力過渡変化解析コード SAFER，シビアアクシデント総合解析コード MAAP により原子炉圧化解析コードＳＡＦＥＲ及びシビアアクシデント総合解析コードＭＡＡＰにより力，原子炉水位，燃料被覆管温度，格納容器圧力，格納容器温度等の過渡応答を

原子炉圧力，原子炉水位，燃料被覆管温度，格納容器圧力，格納容器雰囲気温度求める。

等の過渡応答を求める。

また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，本重要事
故シーケンスにおける運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメー

また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，本重要事
故シーケンスにおける運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメー

タに与える影響及び操作時間余裕を評価する。

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

考設備は，サプレッション・チェンバ圧力等である。

心損傷していないことを確認するために必要な計装設備は，格納容器内雰囲気

子炉格納容器除熱は，格納容器圧力逃がし装置等により継続的に行う。

備(2) 有効性評価の条件

本重要事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な解析条件を第 7.1.4.2

本重要事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な解析条件を第 2.4.2－2－2 表に示す。また，主要な解析条件について，本重要事故シーケンス特有の解表に示す。また，主要な解析条件について，本重要事故シーケンス特有の解析条

析条件を以下に示す。

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（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

a. 事故条件

ａ．事故条件(a) 起因事象(a) 起因事象

備考

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。

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(b) 安全機能の喪失に対する仮定
残留熱除去系の故障により崩壊熱除去機能が喪失するものとする。

残留熱除去系の故障により崩壊熱除去機能が喪失するものとする。
(c) 外部電源(c) 外部電源

外部電源は以下の観点により使用できるものと仮定する。
a) 事象の進展に対する影響

外部電源は以下の観点により使用できるものと仮定する。
a) 事象の進展に対する影響
外部電源がある場合，事象発生と同時に再循環ポンプがトリップしないこ

外部電源がある場合，事象発生と同時に再循環系ポンプがトリップしないとにより，原子炉水位低（レベル 3）による原子炉スクラムまでは原子炉出ことにより，原子炉水位低（レベル３）による原子炉スクラムまでは原子炉力が高く維持され，原子炉水位の低下が早いため，事象初期の炉心冷却とい

出力が高く維持され，原子炉水位の低下が早いため，事象初期の炉心冷却とう観点では厳しくなる。

いう観点では厳しくなる。

しかし，本評価では，初期の炉心冠水維持は原子炉隔離時冷却系にて行い，

しかし，本評価では，初期の炉心冠水維持は原子炉隔離時冷却系及び高圧

その後に高圧炉心注水系による注水に移行し，炉心冷却が継続されることか

炉心スプレイ系にて行い，その後に低圧代替注水系（常設）による注水に移行し，炉心冷却が継続されることから，外部電源の有無の影響は小さい。

ら，外部電源の有無の影響は小さい。

b) 重大事故等対策に対する影響

b) 重大事故等対策に対する影響
本解析においては，残留熱除去系の喪失を仮定しており，非常用交流電源

外部電源喪失時には，低圧代替注水系（常設）の起動前に常設代替交流電設備は使用可能であることから，外部電源の有無によって，常設代替交流電源設備の起動が必要となるが，運転員等操作においては，外部電源喪失につ

源設備等の更なる重大事故等対策が必要となることはない。

いても考慮することで，外部電源がない場合を包含する評価となる。

b. 重大事故等対策に関連する機器条件

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(a) 原子炉スクラム信号

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。

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) ＡＴＷＳ緩和設備（代替再循環系ポンプトリップ機能）(b) 代替冷却材再循環ポンプ・トリップ機能
原子炉水位の低下に伴い，原子炉水位低（レベル 3）信号により再循環ポン
プ 4 台を自動停止し，原子炉水位低（レベル 2）信号により残りの再循環ポン

原子炉水位の低下に伴い，原子炉水位異常低下（レベル２）信号により再循環系ポンプ 2 台全てを自動停止するものとする。

プ 6 台を自動停止するものとする。
(c) 原子炉隔離時冷却系(c) 原子炉隔離時冷却系
3

原子炉隔離時冷却系が原子炉水位低（レベル 2）で自動起動し，182m /h（8.12～1.03MPa[dif]において）の流量で注水するものとする。
(d) 高圧炉心注水系
高圧炉心注水系が原子炉水位低（レベル 1.5）で自動起動し，727m3/h（0.69MPa[dif]において）の流量で注水するものとする。

原子炉隔離時冷却系が原子炉水位異常低下（レベル２）で自動起動し，136.7m３／h（7.86MPa［gage］～1.04MPa［gage］において）の流量で注水す
るものとする。
(d) 高圧炉心スプレイ系
高圧炉心スプレイ系が原子炉水位異常低下（レベル２）で自動起動し，1,419m３／h（1.38MPa[dif] において）（最大 1,419m３／h）の流量で注水するものとする。

(e) 逃がし安全弁(e) 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圧力上昇を抑えるものとする。また，原子炉減圧には逃がし安全弁（自動減6／46東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

し安全弁（1 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

圧機能）（7 個）を使用するものとし，容量として，1 個当たり定格主蒸気流量の約 5%を処理するものとする。

量の約 6％を処理するものとする。

備考(f) 低圧代替注水系（常設）
逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉減圧後に，最大 378m３／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。また，原子炉
注水と格納容器スプレイを同時に実施する場合は，230m３／h にて原子炉へ注水する。
(f) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）
格納容器温度及び圧力抑制に必要なスプレイ流量を考慮し，140m3/h にて原子炉格納容器内にスプレイする。
(g) 格納容器圧力逃がし装置等(g) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）
格納容器圧力及び雰囲気温度抑制に必要なスプレイ流量を考慮し，130m３／
h にて格納容器内にスプレイする。
(h) 格納容器圧力逃がし装置等

格納容器圧力逃がし装置等により，格納容器圧力 0.62MPa[gage]における最格納容器圧力逃がし装置等により，格納容器圧力 0.31MPa［gage］における大排出流量 31.6kg/s に対して，原子炉格納容器二次隔離弁の中間開操作（流排出流量 13.4kg／s に対して，第二弁を全開にて格納容器除熱を実施する。

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

くなることから，格納容器圧力逃がし装置を用いた場合の条件に包絡される。

c. 重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件として，「6.3.5 運転員等の操作時間に対する仮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。

定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。

(a) 逃がし安全弁による原子炉減圧操作は，サプレッション・チェンバ・プー(a) 逃がし安全弁による原子炉急速減圧操作は，サプレッション・プール水温

ル水温が 49℃に到達した場合に実施する。

度が 65℃に到達した場合に実施する。
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東海第二発電所(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，(b) 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

格納容器圧力が 0.18MPa[gage]に到達した場合に実施する。なお，格納容器圧力が 0.279MPa［gage］に到達した場合に実施する。なお，格納容器ス器スプレイは，格納容器圧力が 0.31MPa[gage]に到達した後，格納容器ベ

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

ント実施前に停止する。

に停止する。

(c) 格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作は，格納容器圧
力が 0.31MPa[gage]に到達した場合に実施する。
(3) 有効性評価の結果

(c)

備

考

格納容器圧力逃がし装置等による格納容器除熱操作は，格納容器圧力が0.31MPa［gage］に到達した場合に実施する。

(3) 有効性評価の結果

本重要事故シーケンスにおける原子炉圧力，原子炉水位（シュラウド内及びシ本重要事故シーケンスにおける原子炉圧力，原子炉水位（シュラウド内及びシュラウド内外）※2，注水流量，逃がし安全弁からの蒸気流量及び原子炉圧力容器

ュラウド内外）※，注水流量，逃がし安全弁からの蒸気流量及び原子炉圧力容器内

内の保有水量の推移を第 7.1.4.2－6 図から第 7.1.4.2－11 図に，燃料被覆管温度，の保有水量の推移を第 2.4.2－4 図から第 2.4.2－9 図に，燃料被覆管温度，高出

高出力燃料集合体のボイド率及び炉心下部プレナム部のボイド率の推移を第力燃料集合体のボイド率及び炉心下部プレナム部のボイド率の推移を第 2.4.2－

7.1.4.2－12 図から第 7.1.4.2－14 図に，格納容器圧力，格納容器温度，サプレ

10 図から第 2.4.2－12 図に，格納容器圧力，格納容器雰囲気温度，サプレッショッション・チェンバ・プール水位及び水温の推移を第 7.1.4.2－15 図から第ン・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 2.4.2－13 図から

7.1.4.2－18 図に示す。

第 2.4.2－16 図に示す。

※2 シュラウド内は，炉心部から発生するボイドを含んだ二相水位を示してい※ シュラウド内は，炉心部から発生するボイドを含んだ二相水位を示しているため，シュラウド外の水位より，見かけ上高めの水位となる。一方，非るため，シュラウド外の水位より，見かけ上高めの水位となる。一方，非常用炉心冷却系の起動信号となる原子炉水位計（広帯域）の水位及び運転

常用炉心冷却系の起動信号となる原子炉水位（広帯域）の水位及び運転員

員が炉心冠水状態において主に確認する原子炉水位計（広帯域・狭帯域）が炉心冠水状態において主に確認する原子炉水位（広帯域），原子炉水位（狭の水位は，シュラウド外の水位であることから，シュラウド内外の水位を帯域）の水位は，シュラウド外の水位であることから，シュラウド内外の併せて示す。なお，水位が有効燃料棒頂部付近となった場合には，原子炉水位を併せて示す。なお，水位が燃料有効長頂部付近となった場合には，

水位計（燃料域）にて監視する。6 号炉の原子炉水位計（燃料域）はシュ

原子炉水位（燃料域）にて監視する。原子炉水位（燃料域）はシュラウド

ラウド内を，7 号炉の原子炉水位計（燃料域）はシュラウド外を計測して内を計測している。

いる。

a. 事象進展

ａ．事象進展給水流量の全喪失後，原子炉水位は急速に低下する。また，原子炉水位低（レ

給水流量の全喪失後，原子炉水位は急速に低下する。また，原子炉水位低（レベル 3）信号が発生して原子炉がスクラムし，原子炉水位低（レベル 2）で原子

ベル３）信号が発生して原子炉がスクラムし，原子炉水位異常低下（レベル２）

炉隔離時冷却系が自動起動して原子炉水位は適切に維持される。

で原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系が自動起動して原子炉水位は適切に維持される。

再循環ポンプについては，原子炉水位低（レベル 3）で 4 台トリップし，原
子炉水位低（レベル 2）で残り 6 台がトリップする。

再循環系ポンプについては，原子炉水位異常低下（レベル２）で 2 台全てがトリップする。

原子炉水位が回復した時点で，残留熱除去系の早期復旧が期待できないこと

低圧代替注水系（常設）を起動し，サプレッション・プール水温度がサプレを考慮して，中央制御室からの遠隔操作によって逃がし安全弁 1 個を手動開す

ッション・プール熱容量制限である 65℃に到達した時点で，中央制御室からのることで，原子炉を減圧する。原子炉減圧後も原子炉隔離時冷却系による原子遠隔操作によって逃がし安全弁（自動減圧機能）7 個を手動開することで，原子炉注水を継続し，原子炉水位低（レベル 1.5）で高圧炉心注水系が自動起動した炉を減圧する。原子炉減圧により原子炉隔離時冷却系は停止する。その後は，
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後，原子炉隔離時冷却系を手動停止する。その後は，高圧炉心注水系による原低圧代替注水系（常設）による原子炉注水によって，原子炉水位は適切に維持

子炉注水によって，原子炉水位は適切に維持される。

される。

高出力燃料集合体及び炉心下部プレナム部のボイド率については，原子炉減

高出力燃料集合体及び炉心下部プレナム部のボイド率については，原子炉減

圧により増加する。また，高圧炉心注水系による原子炉注水時に，炉心上部プ圧により増加する。また，高圧炉心スプレイ系による原子炉注水時に，炉心上レナム部の蒸気が凝縮され，原子炉が減圧されることにより，ボイド率が一時

部プレナム部の蒸気が凝縮され，原子炉が減圧されることにより，ボイド率が的に増加し，高出力燃料集合体が一時的に露出する。

一時的に増加し，高出力燃料集合体が一時的に露出する。

崩壊熱除去機能を喪失しているため，原子炉圧力容器内で崩壊熱により発生する蒸気が原子炉格納容器内に流入することで，格納容器圧力及び温度は徐々

崩壊熱除去機能を喪失しているため，原子炉圧力容器内で崩壊熱により発生する蒸気が格納容器内に流入することで，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，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格に上昇する。そのため，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器

納容器冷却及び格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を行う。

冷却及び格納容器圧力逃がし装置等による格納容器除熱を行う。格納容器除熱

原子炉格納容器除熱は，事象発生から約 22 時間経過した時点で実施する。
なお，は，事象発生から約 28 時間経過した時点で実施する。

原子炉格納容器除熱時のサプレッション・チェンバ・プール水位は，真空破壊

なお，格納容器除熱時のサプレッション・プール水位は，真空破壊装置（約装置（約 14m）及びベントライン（約 17m）に対して，十分に低く推移するため，15m）及びベントライン（約 15m）に対して，十分に低く推移するため，真空破

真空破壊装置の健全性は維持される。

壊装置の健全性は維持される。

b. 評価項目等

備考

ｂ．評価項目等

原子炉水位はおおむね有効燃料棒頂部を下回ることなく，炉心はおおむね冠

原子炉水位はおおむね燃料有効長頂部を下回ることなく，炉心はおおむね冠水維持されるため，燃料被覆管の最高温度は，第 7.1.4.2－12 図に示すとおり

水維持されるため，燃料被覆管の最高温度は，第 2.4.2－10 図に示すとおり初初期値（約 310℃）を上回ることはなく，1,200℃以下となる。また，燃料被覆期値（約 309℃）を上回ることはなく，1,200℃以下となる。また，燃料被覆管

管の酸化量は酸化反応が著しくなる前の燃料被覆管厚さの 1％以下であり，15%の酸化量は酸化反応が著しくなる前の燃料被覆管厚さの 1％以下であり，15％以以下となる。

下となる。

原子炉圧力は，第 7.1.4.2－6 図に示すとおり，7.07MPa[gage]以下に抑えら

原子炉圧力は，第 2.4.2－4 図に示すとおり，約 7.79MPa［gage］ 以下に抑えれる。原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力は，原子炉圧力と原子炉圧力られる。原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力は，原子炉圧力と原子炉圧

容器底部圧力との差（高々約 0.3MPa）を考慮しても，約 7.37MPa[gage]以下で

力容器底部圧力との差（高々約 0.3MPa）を考慮しても，約 8.09MPa［gage］ 以

あり，最高使用圧力の 1.2 倍（10.34MPa[gage]）を十分下回る。

下であり，最高使用圧力の 1.2 倍（10.34MPa［gage］）を十分下回る。

また，崩壊熱除去機能を喪失しているため，原子炉圧力容器内で崩壊熱によまた，崩壊熱除去機能を喪失しているため，原子炉圧力容器内で崩壊熱により発生する蒸気が原子炉格納容器内に流入することによって，格納容器圧力及り発生する蒸気が格納容器内に流入することによって，格納容器圧力及び雰囲

び温度は徐々に上昇するが，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子気温度は徐々に上昇するが，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納

炉格納容器冷却及び格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を行

容器冷却及び格納容器圧力逃がし装置等による格納容器除熱を行うことによっうことによって，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度の最大値は，て，格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度の最大値は，約 0.31MPa［gage］

約 0.31MPa[gage]及び約 144℃に抑えられ，原子炉格納容器の限界圧力及び限界
温度を下回る。

及び約 143℃に抑えられ，格納容器の限界圧力及び限界温度を下回る。

第 7.1.4.2－7 図に示すとおり，高圧炉心注水系による注水継続により炉心が第 2.4.2－5 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おおむね冠水し，炉心の冷却が維持される。その後は，約 22 時間後に格納容器

炉心がおおむね冠水し，炉心の冷却が維持される。その後は，約 28 時間後に格圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を開始することで安定状態が確立

納容器圧力逃がし装置等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。格納容器圧力逃がし装置等による格納容器

し，また，安定状態を維持できる。格納容器圧力逃がし装置等による格納容器

ベント時の敷地境界での実効線量の評価結果は，事象発生から格納容器圧力逃

ベント時の非居住区域境界及び敷地境界での実効線量の評価結果は，サプレッがし装置等の使用までの時間が本事象より短く放射性物質の減衰効果が少ない

ション・プールでのスクラビングによる放射性物質の除染効果を見込まない厳
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備「7.1.3.1 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）」の実効線量の評価

しい評価としている「2.6 ＬＯＣＡ時注水機能喪失」のドライウェルベント時

結果以下となり，5mSv を下回ることから，周辺の公衆に対して著しい放射線被の実効線量の評価結果以下となり，5mSv を下回ることから，周辺の公衆に対しばくのリスクを与えることはない。

て著しい放射線被ばくのリスクを与えることはない。

考（添付資料 2.4.2.1）
本評価では，「6.2.1.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)

本評価では，「1.2.1.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(4)の評価項目及び周辺の公衆に対して著しい放射線被ばくのリスクを与から(4)の評価項目及び周辺の公衆に対して著しい放射線被ばくのリスクを与えないことについて，対策の有効性を確認した。

えないことについて，対策の有効性を確認した。

7.1.4.2.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価

2.4.2.3 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

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価すに与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価す

るものとする。

るものとする。

崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合）では，炉心冷却には成功す

崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合）では，炉心冷却には成功す

るが，残留熱除去系の故障により崩壊熱除去機能が喪失することが特徴である。まるが，残留熱除去系の故障により崩壊熱除去機能が喪失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 時間程度までのた，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，事象進展に有意な影響を与えると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考えられる操作として，逃がし安全弁による原子炉急速減圧操作，代替格納容器スて，逃がし安全弁による原子炉減圧操作，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）にプレイ冷却系（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等によよる原子炉格納容器冷却操作及び格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器

る格納容器除熱操作とする。

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(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価

本重要事故シーケンスにおいて不確かさの影響評価を行う重要現象とは，「6.7

本重要事故シーケンスにおいて不確かさの影響評価を行う重要現象とは，「1.7

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すとおりであり，それ

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

らの不確かさの影響評価は以下のとおりである。
ａ．運転員等操作時間に与える影響

炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，解析コードは，炉心が冠炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，解析コードは，炉心が冠水維持する場合では燃料被覆管温度は上昇しないため不確かさは小さい。原子水維持する場合では燃料被覆管温度は上昇しないため不確かさは小さい。原子

炉注水は原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系の自動起動により行われ，燃炉注水は原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系の自動起動により行わ

料被覆管温度を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転れ，また，操作手順（原子炉減圧後速やかに低圧注水に移行すること）に変わ

員等操作時間に与える影響はない。

りはなく，燃料被覆管温度を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
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備

炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは酸化量及び酸炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは酸化量及び酸化反応に伴う発熱量の評価について保守的な結果を与えるため，解析結果は燃化反応に伴う発熱量の評価について保守的な結果を与えるため，解析結果は燃

料被覆管酸化を大きく評価する可能性がある。よって，実際の燃料被覆管温度

料被覆管酸化を大きく評価する可能性がある。よって，実際の燃料被覆管温度は低くなり，原子炉水位挙動に影響を与える可能性があるが，原子炉注水は原は低くなり，原子炉水位挙動に影響を与える可能性があるが，原子炉注水は原

子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系の自動起動により行われることから，運子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系の自動起動により行われ，また，操転員等操作時間に与える影響はない。

作手順（原子炉減圧後速やかに低圧注水に移行すること）に変わりはないこと

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

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，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℃

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

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

いてはこの解析で確認した不確かさは小さくなるものと推定される。しかし，体系においてはこの解析で確認した不確かさは小さくなるものと推定される。

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，

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代替

系（常設）及び格納容器圧力逃がし装置等に係る運転員等操作時間に与える影

格納容器スプレイ冷却系（常設）及び格納容器圧力逃がし装置等に係る運転員

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

容器雰囲気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，格納容器圧力及び雰囲気温度を操作

レイ冷却系（常設）及び格納容器圧力逃がし装置等に係る運転員等操作時間に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）及び格納容器圧力与える影響は小さい。

逃がし装置等に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。

考（添付資料 2.4.2.2）
b. 評価項目となるパラメータに与える影響

ｂ．評価項目となるパラメータに与える影響

炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，炉心が冠水維持される実炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，炉心が冠水維持される実験解析では燃料被覆管温度をほぼ同等に評価する。有効性評価解析においても，

験解析では燃料被覆管温度をほぼ同等に評価する。有効性評価解析においても，

原子炉水位はおおむね有効燃料棒頂部を下回ることなく，炉心はおおむね冠水

原子炉水位はおおむね燃料有効長頂部を下回ることなく，炉心はおおむね冠水維持されるため，燃料被覆管の最高温度は初期値（約 310℃）を上回ることはな

維持されるため，燃料被覆管の最高温度は初期値（約 309℃）を上回ることはな

いことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

いことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは燃料被覆管の酸化について，酸化量及び酸化反応に伴う発熱量に保守的な結果を与え，燃料炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは燃料被覆管の酸化について，酸化量及び酸化反応に伴う発熱量に保守的な結果を与え，燃料被覆管温度を高めに評価するが，原子炉水位はおおむね有効燃料棒頂部を下回

被覆管温度を高めに評価するが，原子炉水位はおおむね燃料有効長頂部を下回ることなく，炉心はおおむね冠水維持されるため，燃料被覆管の最高温度は初ることなく，炉心はおおむね冠水維持されるため，燃料被覆管の最高温度は初期値（約 310℃）を上回ることはないことから，評価項目となるパラメータに与期値（約 309℃）を上回ることはないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

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11／46

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備

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，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℃

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

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

いてはこの解析で確認した不確かさは小さくなるものと推定される。しかし，体系においてはこの解析で確認した不確かさは小さくなるものと推定される。

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，

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

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

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雰囲気温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定デ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。

ータと良く一致することを確認していることから，評価項目となるパラメータ

考に与える影響は小さい。
（添付資料 2.4.2.2）(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(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 7.1.4.2

初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，第 2.4.2－2－2 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

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

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。

す。

(a) 運転員等操作時間に与える影響(a) 運転員等操作時間に与える影響

初期条件の最大線出力密度は，解析条件の 44.0kW/m に対して最確条件は約

初期条件の最大線出力密度は，解析条件の 44.0kW／m に対して最確条件は

42kW/m 以下であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，燃約 33kW／m～約 41kW／m であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした

料被覆管温度の上昇は緩和されるが，原子炉注水は原子炉隔離時冷却系及び場合は，燃料被覆管温度の上昇は緩和されるが，原子炉注水は原子炉隔離時

高圧炉心注水系の自動起動により行われ，燃料被覆管温度を操作開始の起点

冷却系及び高圧炉心スプレイ系の自動起動により行われ，また，操作手順（原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

子炉減圧後速やかに低圧注水に移行すること）に変わりはなく，燃料被覆管ない。

温度を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操
作時間に与える影響はない。

初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd/t に対応し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，解析条たものとしており，その最確条件は平均的燃焼度約 31GWd／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

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，サプレ

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，サプレッション・チェンバ・プール水温及び格納容器圧力の上昇が遅くなるが，操ッション・プール水温度及び格納容器圧力の上昇が遅くなるが，操作手順（サ

作手順（サプレッション・チェンバ・プール水温に応じて原子炉減圧するこ

プレッション・プール水温度に応じて原子炉減圧すること及び格納容器圧力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，運転員いことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

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

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，格12／46

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所備

納容器圧力及び格納容器温度は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え

納容器圧力並びに格納容器雰囲気温度は，ゆらぎにより解析条件に対して変得るが，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，運転員等操作時る影響は小さい。

間に与える影響は小さい。

事故条件の外部電源の有無については，炉心冷却上厳しくする観点から，事故条件の外部電源の有無については，炉心冷却上厳しくする観点から，事象発生と同時に再循環ポンプがトリップせず原子炉水位低の信号でトリッ

事象発生と同時に再循環系ポンプがトリップせず原子炉水位異常低下（レベプすることで原子炉水位の低下が早くなるように外部電源がある状態を設定

ル２）の信号でトリップすることで原子炉水位の低下が早くなるように外部している。なお，外部電源がない場合は非常用ディーゼル発電機により電源が供給されることから，運転員等操作時間に与える影響はない。

電源がある状態を設定している。なお，外部電源がない場合は非常用ディー
ゼル発電機等及び常設代替交流電源設備により電源が供給され，また，低圧

考

代替注水系（常設）の起動準備操作時間は外部電源がない場合も考慮して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。
機器条件の高圧炉心注水系は，解析条件の不確かさとして，実際の注水量

機器条件の高圧炉心スプレイ系は，解析条件の不確かさとして，実際の注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。

後の流量調整操作であることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
（添付資料 2.4.2.2）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響(b) 評価項目となるパラメータに与える影響

初期条件の最大線出力密度は，解析条件の 44.0kW/m に対して最確条件は約

初期条件の最大線出力密度は，解析条件の 44.0kW／m に対して最確条件は

42kW/m 以下であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，燃約 33kW／m～約 41kW／m であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした

料被覆管温度の上昇は緩和されるが，原子炉水位はおおむね有効燃料棒頂部

場合は，燃料被覆管温度の上昇は緩和されるが，原子炉水位はおおむね燃料を下回ることなく，炉心はおおむね冠水維持されるため，燃料被覆管の最高

有効長頂部を下回ることなく，炉心はおおむね冠水維持されるため，燃料被温度は初期値（約 310℃）を上回ることはないことから，評価項目となるパラ覆管の最高温度は初期値（約 309℃）を上回ることはないことから，評価項目

メータに与える影響はない。

となるパラメータに与える影響はない。

初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd/t に対応し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，解析条たものとしており，その最確条件は平均的燃焼度約 31GWd／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

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

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り，格納容器圧力及は緩和され，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなり，格納容器圧力及び温度の上昇は遅くなるが，格納容器圧力及び温度の上昇は格納容器ベント

び雰囲気温度の上昇は遅くなるが，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇は格により抑制されることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

納容器ベントにより抑制されることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積（ウェットウェル）の空間部及び液相部，サプレッション・チェンバ・プール水位，格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，格納容器圧力及び格納容器温度は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え

納容器圧力並びに格納容器雰囲気温度は，ゆらぎにより解析条件に対して変得るが，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

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

タに与える影響は小さい。

パラメータに与える影響は小さい。

事故条件の外部電源の有無については，炉心冷却上厳しくする観点から，事故条件の外部電源の有無については，炉心冷却上厳しくする観点から，事象発生と同時に再循環ポンプがトリップせず原子炉水位低の信号でトリッ

事象発生と同時に再循環系ポンプがトリップせず原子炉水位異常低下（レベプすることで原子炉水位の低下が早くなるように外部電源がある状態を設定

ル２）の信号でトリップすることで原子炉水位の低下が早くなるように外部
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東海第二発電所備している。仮に事象発生とともに外部電源喪失が発生する場合は，外部電源電源がある状態を設定している。仮に事象発生とともに外部電源喪失が発生

喪失と同時に再循環ポンプがトリップするため，原子炉水位の低下が遅くなする場合は，外部電源喪失と同時に再循環系ポンプがトリップするため，原ることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。なお，

子炉水位の低下が遅くなることから，評価項目となるパラメータに対する余

外部電源がない場合は非常用ディーゼル発電機により電源が供給される。機裕は大きくなる。なお，外部電源がない場合は非常用ディーゼル発電機等及器条件の高圧炉心注水系は，解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解び常設代替交流電源設備により電源が供給される。機器条件の高圧炉心スプ析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復が早くな

レイ系は，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。

水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復が早くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

考（添付資料 2.4.2.2）
b. 操作条件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「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

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，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。

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(a) 運転員等操作時間に与える影響

操作条件の逃がし安全弁による原子炉減圧操作は，解析上の操作開始時間

操作条件の逃がし安全弁による原子炉急速減圧操作は，解析上の操作開始

としてサプレッション・チェンバ・プール水温 49℃到達時を設定している。

時間としてサプレッション・プール水温度 65℃到達時を設定している。運転

運転員等操作時間に与える影響として，実態の運転操作においては，事故時

員等操作時間に与える影響として，実態の運転操作においては，事故時の重の重要監視パラメータとしてサプレッション・チェンバ・プール水温を継続

要監視パラメータとしてサプレッション・プール水温度を継続監視しており，

監視しており，また，サプレッション・チェンバ・プール水温の上昇は緩やまた，サプレッション・プール水温度の上昇は緩やかであることから，実態かであることから，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であり，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

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，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

確かさにより操作開始時間が遅れる可能性があるが，中央制御室で行う操作が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。

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操作条件の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

却操作は，解析上の操作開始時間として格納容器圧力 0.18MPa[gage]到達時をは，解析上の操作開始時間として格納容器圧力 0.279MPa［gage］到達時を設設定している。運転員等操作時間に与える影響として，実態の運転操作にお定している。運転員等操作時間に与える影響として，常設低圧代替注水系ポ

いては，炉心損傷前の格納容器スプレイの操作実施基準（格納容器圧力0.18MPa[gage]）に到達するのは，事象発生の約 10 時間後であり，格納容器

ンプ 2 台により格納容器スプレイと原子炉注水を同時に実施可能な流量が確保されており，また，並列して実施する場合がある操作は同一の制御盤によスプレイ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る実施が可能であるため，不確かさ要因により操作開始時間に与える影響は作が可能であることから，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等で小さく，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。

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）

当該操作は，解析コード及び解析条件（操作条件を除く。
）の不確かさによりの不確かさにより操作開始時間が遅れる可能性があるが，中央制御室で行う

操作開始時間が遅れる可能性があるが，中央制御室で行う操作であり，並列操作であり，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

して実施する場合がある操作は同一の制御盤により実施可能であることか
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い。

東海第二発電所

備

考ら，他の操作に与える影響はない。

操作条件の格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作は，操作条件の格納容器圧力逃がし装置等による格納容器除熱操作は，解析上解析上の操作開始時間として格納容器圧力 0.31MPa［gage］到達時を設定しての操作開始時間として格納容器圧力 0.31MPa［gage］到達時を設定している。

いる。運転員等操作時間に与える影響として，実態の運転操作においては，

運転員等操作時間に与える影響として，実態の運転操作においては，炉心損

炉心損傷前の格納容器ベントの操作実施基準（格納容器圧力 0.31MPa［gage］）

傷前の格納容器ベントの操作実施基準（格納容器圧力 0.31MPa［gage］）に到に到達するのは，事象発生の約 22 時間後であり，格納容器ベントの準備操作

達するのは，事象発生の約 28 時間後であり，格納容器ベントの準備操作はサ

は格納容器圧力の上昇傾向を監視しながらあらかじめ実施可能である。また，格納容器ベントの操作時間は時間余裕を含めて設定していることから，実態

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実施可能である。また，当該操作は中央制御室からの遠隔操作により実施可能であるこ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とから，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であり，操作開始時

響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響も小さい。ただし，格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。

納容器ベント実施時に遠隔操作に失敗した場合は，現場操作にて対応するた

ただし，格納容器ベント実施時に遠隔操作に失敗した場合は，現場操作にてめ，約 20 分程度操作開始時間が遅れる可能性があるが，原子炉格納容器の限対応するため，約 75 分程度操作開始時間が遅れる可能性があるが，格納容器

界圧力は 0.62MPa[gage]であることから，原子炉格納容器の健全性の点では問の限界圧力は 0.62MPa［gage］であることから，格納容器の健全性の点では問題とならない。当該操作は，解析コード及び解析条件（操作条件を除く）の題とならない。当該操作は，解析コード及び解析条件（操作条件を除く。
）の不確かさにより操作開始時間は遅れる可能性があるが，中央制御室で行う操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。

作であり，並列して実施する場合がある操作とは同一の制御盤により実施可

なお，格納容器ベント実施時に遠隔操作に失敗した場合においても，現場操能であることから，他の操作に与える影響はない。なお，格納容器ベント実作にて対応することから，他の操作に与える影響はない。

施時に遠隔操作に失敗した場合においても，現場操作にて対応することから，他の操作に与える影響はない。
（添付資料 2.4.2.2）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響(b) 評価項目となるパラメータに与える影響

操作条件の逃がし安全弁による原子炉減圧操作は，運転員等操作時間に与操作条件の逃がし安全弁による原子炉急速減圧操作は，運転員等操作時間

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に与える影響として，事故時の重要監視パラメータとしてサプレッション・から，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

プール水温度を継続監視しており，また，サプレッション・プール水温度の上昇は緩やかであることから，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であり，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操作条件の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，常設低圧代替注水系ポンプ 2 台

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により格納容器スプレイと原子炉注水を同時に実施可能な流量が確保されて影響は小さい。格納容器スプレイ開始時間が早くなる場合，遅くなる場合のおり，また，並列して実施する場合がある操作は同一の制御盤による実施がいずれにおいても，事象進展はほぼ変わらないことから，評価項目となるパ可能であるため，不確かさ要因により操作開始時間に与える影響は小さく，ラメータに与える影響は小さい。

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。格納容器スプレイ開始時間が早くなる場合，遅くなる場合のいずれにおいても，事象進展はほぼ変わらないこと
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東海第二発電所

備考から，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

操作条件の格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作は，操作条件の格納容器圧力逃がし装置等による格納容器除熱操作は，運転員

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

等操作時間に与える影響として，格納容器ベントの準備操作はサプレッショ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ン・プール水位の上昇傾向を監視しながらあらかじめ実施可能である。また，

い。仮に，格納容器ベント実施時に遠隔操作に失敗した場合は，現場操作にて対応するため，約 20 分程度操作開始時間が遅れる可能性がある。格納容器

当該操作は中央制御室からの遠隔操作により実施可能であることから，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であり，評価項目となるパラメー

ベント操作開始時間が遅くなった場合，格納容器圧力は 0.31MPa［gage］よりタに与える影響は小さい。仮に，格納容器ベント実施時に遠隔操作に失敗し若干上昇するため，評価項目となるパラメータに影響を与えるが，原子炉格た場合は，現場操作にて対応するため，約 75 分程度操作開始時間が遅れる可

納容器の限界圧力は 0.62MPa［gage］であることから，原子炉格納容器の健全能性がある。格納容器ベント操作開始時間が遅くなった場合，格納容器圧力性という点では問題とはならない。

は 0.31MPa［gage］より若干上昇するため，評価項目となるパラメータに影響を与えるが，格納容器の限界圧力は 0.62MPa［gage］であることから，格納容器の健全性という点では問題とはならない。
（添付資料 2.4.2.2）(3) 操作時間余裕の把握(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。

を以下に示す。

操作条件の逃がし安全弁による原子炉減圧操作については，逃がし安全弁によ

操作条件の逃がし安全弁による原子炉急速減圧操作については，逃がし安全弁

る原子炉減圧までの時間は事象発生から約 1 時間であり，準備時間が確保できるによる原子炉減圧までの時間は事象発生から約 2 時間であり，準備時間が確保でことから，時間余裕がある。

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操作条件の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作については，格納容器スプレイ開始までの時間は事象発生から約 10 時間あり，いては，格納容器スプレイ開始までの時間は事象発生から約 13 時間あり，準備時

準備時間が確保できることから，時間余裕がある。

間が確保できることから，時間余裕がある。

操作条件の格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作について

操作条件の格納容器圧力逃がし装置等による格納容器除熱操作については，格は，格納容器ベント開始までの時間は事象発生から約 22 時間あり，準備時間が確

納容器ベント開始までの時間は事象発生から約 28 時間あり，準備時間が確保でき保できるため，時間余裕がある。また，遠隔操作の失敗により，格納容器ベントるため，時間余裕がある。また，遠隔操作の失敗により，格納容器ベント操作開操作開始時間が遅れる場合においても，格納容器圧力は 0.31MPa［gage］から上始時間が遅れる場合においても，格納容器圧力は 0.31MPa［gage］から上昇する

昇するが，格納容器圧力の上昇は緩やかであるため，原子炉格納容器の限界圧力
0.62MPa［gage］に至るまでの時間は，過圧の観点で厳しい「7.2.1 雰囲気圧力・が，格納容器圧力の上昇は緩やかであるため，格納容器の限界圧力 0.62MPa［gage］に至るまでの時間は，格納容器スプレイを停止した時点の格納容器圧力約

温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」においても事象発生約 38 時間

0.256MPa［gage］から 0.31MPa［gage］到達までの時間が約 1 時間であることを後であり，約 16 時間以上の準備時間が確保できることから，時間余裕がある。

考慮すると，0.31MPa［gage］から 0.62MPa［gage］に到達するまでに 5 時間程度の準備時間が確保でき，現場操作に要する時間は 75 分程度であることから，時間余裕がある。
（添付資料 2.1.7，2.4.2.2）

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所備考(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

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

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。

きる範囲内において，操作時間には時間余裕がある。

7.1.4.2.4 必要な要員及び資源の評価

2.4.2.4 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

事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合）」

事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合）」

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 時間までにおいて，重大事故等対策時における事象発生 2 時間までに必要な要員は，に必要な要員は，「7.1.4.2.1(3) 炉心損傷防止対策」に示すとおり 24 名である。

「2.4.2.1(3) 炉心損傷防止対策」に示すとおり 18 名である。
「6.2 重大事故等「7.5.2 重大事故等対策時に必要な要員の評価結果」で説明している運転員，緊対策時に必要な要員の評価結果」で説明している災害対策要員（初動）の 39 名で急時対策要員等の 72 名で対処可能である。

対処可能である。

また，事象発生 10 時間以降に必要な参集要員は 20 名であり，発電所構外から10 時間以内に参集可能な要員の 106 名で確保可能である。

また，事象発生 2 時間以降に必要な参集要員は 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 72 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
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合）」

事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合）」

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」の条件にてて評価を行い，その結果を以下に示す。

評価を行い，その結果を以下に示す。

a. 水源

ａ．水

源

原子炉隔離時冷却系，高圧炉心注水系による原子炉注水及び代替格納容器ス

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

プレイ冷却系（常設）による格納容器スプレイについては，7 日間の対応を考慮（常設）による格納容器スプレイについては，7 日間の対応を考慮すると，合計

すると，号炉あたり合計約 6,200m3 の水が必要となる。6 号及び 7 号炉の同時被約 5,410m３の水が必要である。水源として，代替淡水貯槽に約 4,300m３及び西側

災を考慮すると，合計 12,400m3 の水が必要である。水源として，各号炉の復水

淡水貯水設備に約 4,300m３の水を保有している。これにより，必要な水源は確

33

貯蔵槽に約 1,700m 及び淡水貯水池に約 18,000m の水を保有している。これに保可能である。また，西側淡水貯水設備の水を可搬型代替注水中型ポンプによより，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。

り代替淡水貯槽へ給水することで，代替淡水貯槽を枯渇させることなく，代替

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淡水貯槽を水源とした 7 日間の注水継続実施が可能となる。
原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系による原子炉注水については，

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

サプレッション・チェンバのプール水を水源として注水することから，水源が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，可搬型設備を事枯渇することはない。なお，外部電源喪失を想定した場合でも同様の対応であ象発生から 12 時間以内に使用できなかった場合においても，その他の設備にてる。

重大事故等に対応できるよう設定しているものである。なお，外部電源喪失を（添付資料 2.4.2.3）

想定した場合でも同様の対応である。

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b. 燃料

東海第二発電所
ｂ．燃

備

考

料

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

可搬型代替注水中型ポンプ（1 台）による代替淡水貯槽への給水については，

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，保守的に事象発生直後からの可搬型代替注水中型ポンプ（1 台）の運転を想定す

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。本重要事故シーケ

ると，7 日間の運転継続に約 6.0kL の軽油が必要となる。可搬型設備用軽油タンンスの評価では外部電源の喪失は想定していないが，仮に外部電源が喪失してクにて約 210kL の軽油を保有しており，この使用が可能であることから，可搬

非常用ディーゼル発電機による電源供給を想定し，事象発生後 7 日間非常用ディーゼル発電機を最大負荷で運転した場合，号炉あたり約 753kL の軽油が必要

型代替注水中型ポンプ（1 台）による代替淡水貯槽への給水について，7 日間の継続が可能である。本重要事故シーケンスの評価では外部電源の喪失は想定しとなる。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・ていないが，仮に外部電源が喪失して非常用ディーゼル発電機等及び常設代替

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

交流電源設備（常設代替高圧電源装置 2 台）による電源供給を想定し，事象発ると，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

生後 7 日間これらを最大負荷で運転した場合，合計約 755.5kL の軽油が必要と

計約 1,549kL）。

なる。軽油貯蔵タンクにて約 800kL の軽油を保有しており，この使用が可能で6 号及び 7 号炉の各軽油タンクにて約 1,020kL（6 号及び 7 号炉合計 約あることから，非常用ディーゼル発電機等及び常設代替交流電源設備（常設代

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

替高圧電源装置 2 台）による電源供給について，7 日間の継続が可能である。緊代替注水ポンプ（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

急時対策所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による電源供給，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備による電源定すると，7 日間の運転継続に約 70.0kL の軽油が必要となる。緊急時対策所用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

発電機燃料油貯蔵タンクにて約 75kL の軽油を保有しており，この使用が可能でが可能であるあることから，緊急時対策所用発電機による電源供給について，7 日間の継続が可能である。
（添付資料 2.4.2.4）

c. 電源

ｃ．電

源

本重要事故シーケンスの評価では外部電源の喪失は想定していないが，仮に本重要事故シーケンスの評価では外部電源の喪失は想定していないが，仮に外部電源が喪失して非常用ディーゼル発電機による電源供給を想定した場合に外部電源が喪失して非常用ディーゼル発電機等による電源供給を想定した場合

おいても，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，各号炉においても，重大事故等対策時に必要な負荷は，非常用ディーゼル発電機等の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

負荷に含まれることから，非常用ディーゼル発電機等による電源供給が可能でによる電源供給が可能である。

ある。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 1,141kW 必要となるが，常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 2 台）の連続定格容量は約 2,208kW 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。

また，緊急時対策所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。
（添付資料 2.4.2.5）

7.1.4.2.5 結論

2.4.2.5 結論

事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合）」

事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合）」

では，炉心冷却には成功するが，残留熱除去系の故障により崩壊熱除去機能が喪失

では，炉心冷却には成功するが，残留熱除去系の故障により崩壊熱除去機能が喪失

し，炉心損傷より先に原子炉格納容器が破損し，これに伴って炉心冷却機能を喪失

し，炉心損傷より先に格納容器が破損し，これに伴って炉心冷却機能を喪失する場
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東海第二発電所する場合には，原子炉水位の低下により炉心が露出して炉心損傷に至ることが特徴

合には，原子炉水位の低下により炉心が露出して炉心損傷に至ることが特徴である。

である。事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した

事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合）」に場合）」に対する炉心損傷防止対策としては，初期の対策として原子炉隔離時冷却系

対する炉心損傷防止対策としては，初期の対策として原子炉隔離時冷却系，高圧炉及び高圧炉心注水系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

心スプレイ系，低圧代替注水系（常設）及び逃がし安全弁（自動減圧機能）による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格納容器圧力逃が原子炉注水手段，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）

し装置等による原子炉格納容器除熱手段を整備している。

による格納容器冷却手段及び格納容器圧力逃がし装置等による格納容器除熱手段を

事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合）」整備している。
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合）」の重要事故シーケンス「過渡事象（給水流量の全喪失）＋崩壊熱除去失敗」についの重要事故シーケンス「過渡事象（給水流量の全喪失）＋ＲＨＲ失敗」について有て有効性評価を行った。上記の場合においても，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心

効性評価を行った。上記の場合においても，原子炉隔離時冷却系，高圧炉心スプレ

注水系による原子炉注水，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納

イ系，低圧代替注水系（常設）及び逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉注

容器冷却，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を実施することに水，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却，格納容器圧力逃がより，炉心損傷することはない。

し装置等による格納容器除熱を実施することにより，炉心損傷することはない。

その結果，燃料被覆管温度及び酸化量，原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧

その結果，燃料被覆管温度及び酸化量，原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，評価項目を満足している。

力並びに格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，評価項目を満足している。

また，安定状態を維持できる。なお，格納容器圧力逃がし装置等の使用による敷地

また，安定状態を維持できる。なお，格納容器圧力逃がし装置等の使用による非居境界での実効線量は，周辺の公衆に対して著しい放射線被ばくのリスクを与えるこ

住区域境界及び敷地境界での実効線量は，周辺の公衆に対して著しい放射線被ばくとはない。

のリスクを与えることはない。

解析コード及び解析条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操作時間に

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。

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。

備

考

重大事故等対策時に必要な要員は，災害対策要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。

以上のことから，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系による原子炉注水，格以上のことから，原子炉隔離時冷却系，高圧炉心スプレイ系，低圧代替注水系（常納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱等の炉心損傷防止対策は，選定

設）及び逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉注水，格納容器圧力逃がし装した重要事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，事故シーケンスグル

置等による格納容器除熱等の炉心損傷防止対策は，選定した重要事故シーケンスにープ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合）」に対して有効である。

対して有効であることが確認でき，事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合）」に対して有効である。

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