本資料のうち，枠囲みの内容は，

東海第二発電所 工事計画審査資料

営業秘密あるいは防護上の観点

資料番号

補足-190-3 改 4から公開できません

提出年月日

平成 30 年 7 月 27 日

工事計画添付書類に係る補足説明資料

非常用炉心冷却設備その他原子炉注水設備のポンプの有効吸込水頭について

（関係する添付書類名：非常用炉心冷却設備その他原子炉注水設備のポンプの有効吸込水頭に関する説明書に係る補足説明資料）

本資料は，工認添付書類「非常用炉心冷却設備その他原子炉注水設備のポンプの有効吸込水頭に関する説明書」の記載内容を補足するものである。以下に補足説明項目を示す。

目 次
補足 1. 非常用炉心冷却設備その他原子炉注水設備のポンプの有効吸込水頭について
補足 2. 原子炉隔離時冷却系ポンプ及び常設高圧代替注水系ポンプの有効吸込水頭の評価における原子炉格納容器の背圧の考慮について
補足 3． 原子炉隔離時冷却系ストレーナの圧損評価について

補足 1

1. 非常用炉心冷却設備その他原子炉注水設備のポンプの有効吸込水頭について(1) 原子炉隔離時冷却系ポンプの有効吸込水頭に関する補足説明
原子炉隔離時冷却系ポンプ（評価流量：142 m3/h）
記載内容
項目
Ha：吸込み液面に作用する絶対圧力

根拠値

原子炉隔離時冷却系ポンプ運転中の有効 NPSH 評価上厳しい条件となる，サプレッション・チェンバ圧力（み液面に作用する絶対圧力はkPa[gage]）に加えて，大気圧 101.325kPa を考慮し，吸込m としている。
m

静水頭は，以下の差分●水源の E.L.：

Hs：吸込揚程m としている。
m（サプレッション・プールの最低水位）

水源の E.L.としては，サプレッション・プールの低水位管理値を保守的に丸めた値とした。
●ポンプの吸込み口高さ：E.L.：m

配管及び弁類圧損は，水源となるサプレッション・プールからポンプ入口までの配管及び弁類圧損とする。
サプレッション・プールから原子炉隔離時冷却系ポンプまでの配管及び弁類圧損は，原子炉隔離時冷却系ポンプが以下の流量＊で運転することを想定する。
この場合，サプレッション・プールから原子炉隔離時冷却系ポンプまでの配管及び弁類圧損の合計値は，
H1：ポンプ吸込配管中の圧力損

補足 1-1失水頭

m となる。

●原子炉隔離時冷却系ポンプ：142 m3/h×1 台
ポンプ吸込配管中の圧力損失水頭は，圧損合計値よりm に設定する。

注記＊：サプレッション・プールから原子炉隔離時冷却系ポンプの吸込配管は，単独取水する配管構成となっているため，他の非常用炉心冷却設備のポンプの運転流量を圧損計算上で考慮する必要はない。
H2：異物付着なしの状態におけるストレーナ圧力損失水

異物付着なしの状態におけるストレーナ圧損を，以下に示す。
●ストレーナ（ティー及びペネ含む）圧損：m頭
hs：ポンプ吸込口における飽和蒸気圧水頭

原子炉隔離時冷却系ポンプ運転中のサプレッション・プール水最高運転温度が約 100 ℃であるため，これを上回る温度として 100 ℃における飽和蒸気圧力している。
有効 NPSH は，以下の計算式により算出している。

有効 NPSH

有効 NPSH＝Ha＋Hs－H1－H2－hs(Ha+Hs－H1－H2－hs)＝＝m

原子炉隔離時冷却系ポンプ運転流量 142 m3/h における必要 NPSH としてポンプ性能より設定している。
必要 NPSH以上の計算結果より，有効 NPSH と必要 NPSH との関係は以下のとおりとなり，必要 NPSH が確保されることからポンプ運転状態として問題ない結果となる。
有効 NPSH：m＞必要 NPSH：

mmと(2) 常設高圧代替注水系ポンプの有効吸込水頭に関する補足説明
常設高圧代替注水系ポンプ（評価流量：136.7 m3/h）
記載内容
項目
Ha：吸込み液面に作用する絶対圧力

根拠値

常設高圧代替注水系ポンプ運転中の有効 NPSH 評価上厳しい条件となる，サプレッション・チェンバ圧力（み液面に作用する絶対圧力はkPa[gage]）に加えて，大気圧 101.325kPa を考慮し，吸込m としている。
m

静水頭は，以下の差分●水源の E.L.：

Hs：吸込揚程m としている。
m（サプレッション・プールの最低水位）

水源の E.L.としては，サプレッション・プールの異常低水位（ポンプ運転下限水位とする）とした。
●ポンプの吸込み口高さ：m

配管及び弁類圧損は，水源となるサプレッション・プールからポンプ入口までの配管及び弁類圧損とする。
サプレッション・プールから常設高圧代替注水系ポンプまでの配管及び弁類圧損は，常設高圧代替注水系ポンプが以下の最大流量＊で運転することを想定する。
この場合，サプレッション・プールから常設高圧代替注水系ポンプまでの配管及び弁類圧損の合計値は，評価上，H1：ポンプ吸込配管中の圧力損失水頭m となる。

3/

●原子炉隔離時冷却系ポンプ：136.7 m h×1 台
ポンプ吸込配管中の圧力損失水頭は，圧損合計値よりm に設定する。

補足 1-2

注記＊：サプレッション・プールから常設高圧代替注水系ポンプの吸込配管は，単独取水する配管構成となっているため，他の非常用炉心冷却設備のポンプの運転流量を圧損計算上で考慮する必要はない。
H2：異物付着なしの状態におけ異物付着なしの状態におけるストレーナ圧損を，以下に示す。
m＊るストレーナ圧力損失水●異物付着なしの状態におけるストレーナ圧力損失水頭：頭＊兼用している高圧炉心スプレイ系ストレーナの異物付着なしの状態における圧力損失水頭を示す。

hs：ポンプ吸込口における飽和蒸気圧水頭

原子炉隔離時冷却系ポンプ運転中のサプレッション・プール水最高運転温度が約 100 ℃であるため，これを上回る温度として 100 ℃における飽和蒸気圧力している。
有効 NPSH は，以下の計算式により算出している。

有効 NPSH

有効 NPSH＝Ha＋Hs－H1－H2－hs(Ha+Hs－H1－H2－hs)＝＝m

常設高圧代替注水系ポンプ運転流量 136.7 m3/h における必要 NPSH としてポンプ性能より設定している。
必要 NPSH以上の計算結果より，有効 NPSH と必要 NPSH との関係は以下のとおりとなり，必要 NPSH が確保されることからポンプ運転状態として問題ない結果となる。
有効 NPSH：m＞必要 NPSH：mmと補足 2

原子炉隔離時冷却系ポンプ及び常設高圧代替注水系ポンプの有効吸込水頭の評価における原子炉格納容器の背圧の考慮について
重大事故等時，格納容器圧力及びサプレッション・プール水温度は時間経過とともに変化するが，格納容器圧力は常にサプレッション・プール水温度に対応する飽和蒸気圧力を超えている。したがって，原子炉隔離時冷却系ポンプ及び常設高圧代替注水系ポンプの有効吸込水頭の評価に当たっては，格納容器圧力よりサプレッション・プール水温度に対応する飽和蒸気圧力を差し引いた圧力である，原子炉格納容器の背圧を見込むことができる。原子炉格納容器の背圧を考慮する場合には，有効吸込水頭（以下，「有効 NPSH」という。
）の評価を保守的にするため，原子炉格納容器の背圧を小さく評価する必要がある。このため，原子炉格納容器圧力及びサプレッション・プール水温度に影響する評価条件を設定した解析を行い，保守的な原子炉格納容器の背圧を考慮した場合の有効 NPSH が，ポンプの必要吸込水頭（以下，「必要 NPSH」という。）を上回ることを確認する。
１．評価事象の選定（１）評価事象評価の対象とする事象は，原子炉隔離時冷却系ポンプ又は常設高圧代替注水系ポンプに期待する炉心損傷防止対策の有効性評価における重要事故シーケンスの中から，原子炉格納容器の背圧が最も小さくなる重要事故シーケンスを選定する。
第 1 表に有効 NPSH 評価事象の整理を示す。原子炉隔離時冷却系ポンプの評価については，全交流動力電源喪失（長期 TB）を対象とする。また，常設高圧代替注水系ポンプの評価については，全交流動力電源喪失（TBD，TBU）を対象とする。
なお，有効性評価解析においては，低圧代替注水系の有効性を確認する観点より，逃がし安全弁（自動減圧機能）による急速減圧開始と同時に，原子炉隔離時冷却系ポンプ又は常設高圧代替注水系ポンプによる原子炉注水を停止する扱いとしている。
（２）評価事象の包絡性
原子炉停止機能喪失及び逃がし安全弁再閉鎖失敗を想定する事故シーケンス以外の事故シーケンスでは，崩壊熱とのバランスで逃がし安全弁（安全弁機能）2 個によって原子炉圧力が制御されるため，その排気によりサプレッション・プール水温度が上昇し，原子炉格納容器の背圧が小さくなっていく。このため，原子炉圧力制御時間が長く，ポンプの運転時間が長くなる事故シーケンスほど原子炉格納容器の背圧条件が厳しくなる。
ここで，全交流動力電源喪失（長期 TB）及び全交流動力電源喪失（TBD，TBU）の重要事故
シーケンスは，事象発生直後より逃がし安全弁（安全弁機能）による原子炉圧力制御が開始される事故シーケンスであり，また，低圧代替注水系の注水準備が整い，急速減圧を開始す
る約 8 時間までポンプの運転を継続する事故シーケンスであることから，原子炉格納容器の背圧条件としては最も厳しくなる。なお，実際には 8 時間よりも早く低圧代替注水系の準備
補足 2-1

を整えることが可能であることから，ポンプの運転時間が 8 時間より長くなることはない。
原子炉停止機能喪失は格納容器圧力の上昇が早い事象であるため，ポンプ運転中の原子炉格納容器の背圧は大きめに推移する。また，逃がし安全弁再閉鎖失敗を想定する事故シーケ
ンスでは，原子炉圧力の減少が早く，ポンプ運転時間が短くなるため，ポンプ運転停止時の原子炉格納容器の背圧は大きくなる。
以上のことより，原子炉隔離時冷却系ポンプ及び常設高圧代替注水系ポンプの有効 NPSH 評
価に当たっては，ポンプの運転時間が長くなる全交流動力電源喪失（長期 TB）及び全交流動力電源喪失（TBD，TBU）の重要事故シーケンスを対象に評価することで，保守的な原子炉格納容器の背圧条件を設定することができる。
２．解析条件
保守的に原子炉格納容器の背圧を小さくする観点より，添付書類十で示した有効性評価解
析の条件よりも，格納容器圧力を低めに評価する解析条件を設定する。また，サプレッション・プール水位及びサプレッション・プール水温度については，有効性評価解析において，サプレッション・プール水温度を高めに評価する条件を設定しており，本評価においても同一の条件を設定する。第 2 表に解析条件を示す。
３．評価結果
第 3 表及び第 4 表に有効 NPSH 算定結果を，第 5 表及び第 6 表に有効 NPSH 評価結果を示す。
また，第 1 図から第 6 図に，格納容器圧力の推移，サプレッション・プール水温度の推移，有効 NPSH の推移を示す。
ポンプの運転期間中において，原子炉格納容器の背圧が最も厳しくなるポンプ停止時点（約8 時間）での有効 NPSH を第 5 表に示す。なお，ポンプ吸込口における飽和蒸気圧水頭については，保守的に解析結果を包絡する 100 ℃の飽和蒸気圧に基づき算定した値を設定している。
第 6 表に示すとおり，保守的な原子炉格納容器の背圧を考慮した場合においても，原子炉隔離時冷却系ポンプ及び常設高圧代替注水系ポンプによる原子炉注水に期待する期間の有効NPSH は，それぞれのポンプの必要 NPSH を上回る。

補足 2-2

第 1 表 有効 NPSH 評価事象の整理重要事故シーケンス

ポンプ＊１

減圧時間＊２ポンプに期待する期間の原子炉格納容器の背圧条件

評価事象

炉心損傷防止対策有効性評価

補足 2-32.1

高圧･低圧注水機能喪失－

約 25 分RCIC 及び AHPI に期待していない。

2.2

高圧注水･減圧機能喪失－約 31 分RCIC 及び AHPI に期待していない。

2.3.1 全交流動力電源喪失（長期 TB）

RCIC

約 8 時間他の重要事故シーケンスに比べて，RCIC 運転時間が長いことから，RCIC 停止時のサプレッション･プール水温が高めになり，原子炉格納容器の背圧が小さくなる。

RCIC◎

2.3.2 全交流動力電源喪失（TBD，TBU）

AHPI

約 8 時間AHPI 運転時間が長く，サプレッション･プール水温が高めになり，原子炉格納容器の背圧が小さくなる。

AHPI◎

2.3.3 全交流動力電源喪失（TBP）

RCIC

事象発生
直後

長期 TB に比べて，減圧タイミングが早く，RCIC 運転時間が短くなることから，RCIC 停止時のサプレッション･プール水温度が低めになり，原子炉格納容器の背圧が大きくなる。

2.4.1 崩壊熱除去機能喪失（取水機能喪失）

RCIC

約 2 時間同上

2.4.2 崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系故障）

RCIC

約 2 時間同上

2.5

原子炉停止機能喪失

RCIC

－

2.6

LOCA 時注水機能喪失（中破断 LOCA）－

約 25 分RCIC 及び AHPI に期待していない。

2.7

格納容器バイパス（ISLOCA）

RCIC

約 15 分

長期 TB に比べて，減圧タイミングが早く，RCIC 運転時間が短くなることから，RCIC 停止時のサプレッション･プール水温度が低めになり，原子炉格納容器の背圧が大きくなる。

2.8

津波浸水による最終ヒートシンク喪失

長期 TB に比べて，サプレッション･プール水温度は高めになるが，格納容器圧力の上昇が早いことから，長期 TB よりも RCIC 停止時の原子炉格納容器の背圧が大きくなる。

2.3.1 全交流動力電源喪失（長期 TB）と同じ＊１：添付書類十の有効性評価解析において期待しているポンプ（RCIC：原子炉隔離時冷却系ポンプ，AHPI：常設高圧代替注水系ポンプ）＊２：添付書類十の有効性評価解析における逃がし安全弁による原子炉減圧の開始時間（事象発生からの時間）

第 2 表 解析条件
有効 NPSH 評価
項目

有効性評価解析（参考）

解析条件

条件選定理由格納容器圧力大気圧

実機条件に対して低めの値として設定。
初期圧力が低い方が，ポンプ停止時の格納容器圧力が低くなり，原子炉格納容器の背圧が小さくなる。

5 kPa［gage］

格納容器雰囲気温度

10 ℃

実機条件に対して低めの値として設定。
初期温度が低い方が，ポンプ停止時の格納容器圧力が低くなり，原子炉格納容器の背圧が小さくなる。

57 ℃

補足 2-4

格納容器体積（ドライウェル）

5,700 m３

格納容器体積（ウェットウェル）

空間部：4,100 m３
液相部：3,300 m３

サプレッション・プール水位の運用下限値に基づき設定。
液相部が小さい方が，ポンプ停止時のサプレッション・プール水温度が高くなり，原子炉格納容器の背圧が小さくなる。

空間部：4,100 m３
液相部：3,300 m３

サプレッション・プール水位

6.983 m（E.L. 2.983 m）

サプレッション・プール水位の運用下限値に基づき設定。
水位が低い方が，ポンプ停止時のサプレッション・プール水温度が高くなり，原子炉格納容器の背圧が小さくなる。

6.983 m（E.L. 2.983 m）

サプレッション・プール水温度

32 ℃

サプレッション・プール水温度の運用上限値を設定。
初期の温度が高い方が，ポンプ停止時のサプレッション・プール水温度が高くなり，原子炉格納容器の背圧が小さくなる。

32 ℃

設計値を設定。

5,700 m３

第 3 表 原子炉隔離時冷却系ポンプの有効 NPSH 算定結果
（単位：m）
重大事故等時
Ha：吸込み液面に作用する絶対圧力
Hs：吸込揚程
H1：ポンプ吸込配管圧損
H2：異物付着なしの状態におけるストレーナ圧損＊１
hs：ポンプ吸込口における飽和蒸気圧水頭
有効 NPSH（Ha＋Hs－H1－H2－hs）＊１：原子炉隔離時冷却系ポンプは LOCA 事象において使用しないため。
＊２：ティー及びペネ部を含む。
＊３：解析結果を包絡する 100 ℃の飽和蒸気圧に基づき算定した値。

第 4 表 常設高圧代替注水系ポンプの有効 NPSH 算定結果
（単位：m）
重大事故等時
Ha：吸込み液面に作用する絶対圧力
Hs：吸込揚程
H1：ポンプ吸込配管圧損
H2：異物付着なしの状態におけるストレーナ圧損＊１
hs：ポンプ吸込口における飽和蒸気圧水頭
有効 NPSH（Ha＋Hs－H1－H2－hs）＊１：常設高圧代替注水系ポンプは LOCA 事象において使用しないため。
＊２：常設高圧代替注水系ポンプの流量は，ストレーナを兼用する高圧炉心スプレイ系ポンプの流量に比べて小さく，ストレーナ圧損は低減するが，有効 NPSH 評価上保守的な評価となるように，高圧炉心スプレイ系ポンプ運転時のストレーナ圧損を使用するものとし，設備の変更がないため，高圧炉心スプレイ系ストレーナの着工事計画添付書類の算定値と同じとする。
＊３：解析結果を包絡する 100 ℃の飽和蒸気圧に基づき算定した値。

補足 2-5

第 5 表 原子炉隔離時冷却系ポンプの有効 NPSH 評価結果
（単位：m）
必要 NPSH

有効 NPSH
重大事故等時

原子炉隔離時冷却系ポンプ

第 6 表 常設高圧代替注水系ポンプの有効 NPSH 評価結果
（単位：m）
必要 NPSH
常設高圧代替注水系ポンプ

補足 2-6

有効 NPSH
重大事故等時0.20
有効NPSH評価解析
有効性評価解析0.16
格納容器圧力0.12

0.08（MPa［gage］）

0.04
原子炉隔離時冷却系ポンプ停止時の格納容器圧力 約 57 kPa（約 8 時間）

0.00
024
6
事故後の時間（h）810

第 1 図 格納容器圧力の推移［全交流動力電源喪失（長期 TB）］

サプレッションプール水温度

150
有効NPSH評価解析
有効性評価解析100

原子炉隔離時冷却系ポンプ停止時のサプレッション・プール水温度
約 98 ℃（約 8 時間）

50（℃）

00246
事故後の時間（h）

第 2 図 サプレッション・プール水温度の推移［全交流動力電源喪失（長期 TB）］

補足 2-7810

18
有効性評価解析有効NPSH評価解析
有効NPSH評価解析
有効性評価解析

15有効N
PSH

＊１12

原子炉隔離時冷却系ポンプ停止時の有効 NPSH 算定値 11.0 m＊２

原子炉隔離時冷却系ポンプ停止（約 8 時間）（NPSH 評価点）

9（m）

原子炉隔離時冷却系ポンプ必要 NPSH6.0 m

63＊1 格納容器圧力及びサプレッション・プール水温度の推移に基づき算出＊2 保守的にサプレッション・プール水温度 100 ℃の条件で算定した値

00

2

4
6
事故後の時間（h）810

第 3 図 原子炉隔離時冷却系ポンプ有効 NPSH の推移［全交流動力電源喪失（長期 TB）］

0.20
有効NPSH評価解析
有効性評価解析0.16
格納容器圧力0.120.08（MPa［gage］）

0.04
常設高圧代替注水系ポンプ停止時の格納容器圧力 約 57 kPa（約 8 時間）

0.00
0246
事故後の時間（h）

第 4 図 格納容器圧力の推移［全交流動力電源喪失（TBD，TBU）］

補足 2-8810

150
サプレッションプール水温

有効NPSH評価解析
有効性評価解析100

常設高圧代替注水系ポンプ停止時のサプレッション・プール水温度
約 98 ℃（約 8 時間）

50（℃）

00

2

46
事故後の時間（h）810

第 5 図 サプレッション・プール水温度の推移［全交流動力電源喪失（TBD，TBU）］

18
有効NPSH評価解析
＊１

有効N
P
S
H

有効性評価解析1512
常設高圧代替注水系ポンプ停止時の有効 NPSH 算定値 10.6 m＊２

9常設高圧代替注水系ポンプ必要 NPSH7.0 m（m）
6

常設高圧代替注水系ポンプ停止（約 8 時間）（NPSH 評価点）

3
＊1 格納容器圧力及びサプレッション・プール水温度の推移に基づき算出＊2 保守的にサプレッション・プール水温度 100 ℃の条件で算定した値

00246
事故後の時間（h）

第 6 図 常設高圧代替注水系ポンプ有効 NPSH の推移［全交流動力電源喪失（TBD，TBU）］

補足 2-9810

補足 3

原子炉隔離時冷却系ストレーナ圧損について

補足 3-1

1. はじめに
本書は，原子炉隔離時冷却系ポンプストレーナ（ティー部及びペネ部含む）の圧損を評価したものである。

ストレーナ
ティー部

ペネ部（格納容器貫通

図 1－1 ストレーナ（ティー部及びペネ部）圧損評価部位

補足 3-2

2. ストレーナ圧損
ストレーナ圧損は，設計上ストレーナ表面積の％が閉塞した場合のクリーン時圧失として求める。
2.1 仕様
表 2-１にポンプの定格流量を示す。
表 2-１ 原子炉隔離時冷却系ポンプの定格流量
定格流量Ｑ

ポンプ名称（m3/hr）

原子炉隔離時冷却系

142

ポンプ系

2.2 圧力損失に関する検討
2.2.1 ストレーナ近傍の平均流速

tsRi(1) ストレーナの寸法
Ｄｉ＝mm

Ｒｉ＝mm

ｔｓ＝ mmh2

Ｄｏ＝Ｄｉ＋2・ｔｓ＝
Ｒｏ＝Ｒｉ＋ｔｓ＝ｈ＝

Di Do

Ro＋2× ＝＋ ＝

h1hmmmmmm

h2＝Ｒo－2

Ｒo -ｈ1＝ｈ－ｈ2＝Ｄo22＝－ (＝mm－Ｓ1＝π・Ｄｏ・ｈ1＝π××

Ｓ2＝2・π・Ｒｏ・ｈ2＝2×π×
Ｓ＝Ｓ1＋Ｓ2＝＋＝2)2 -mm

m2＝×＝

2＝m2m2 （ストレーナ表面積の％が閉塞した場合の圧力損失を確認するため、ストレーナ 1 個の表面積を用いて圧損を評価する。
)

補足 3-3

(2) ストレーナ近傍の平均流速m2

ストレーナの表面積：S＝平均流速：Ｖ＝Ｑ602

Ｓ＝602

＝m/s

2.2.2 圧損評価式(1) ストレーナ面積比
下図に示すような正三角形モデルとすると、
π 2πd44
ストレーナ面積比：f＝＝3 23p2222＝

ここで、ｐ：ピッチ（mm)ｄ：ストレーナ穴径（mm)(2) ストレーナ通過時のレイノルズ数① ストレーナ通過時の平均流速：ｖ0＝ｖm/s
ｆ② 動粘性係数：ν＝7.636×10-7 m2/s （at 32℃）
サプレッションプール内水温 32℃の水の密度及び粘性係数は、下記に示す水の物性値 *1 を直線内挿して算出した。
注記*1：引用文献 [1] “Cameron Hydraulic Data, 16th Edition, 1984”page4-4
lists the following property for water

補足 3-4

(a) 32.2℃：0.9950 g/cm3

密度（ρ)

動粘性係数（ν) ：0.76 cSt(b) 29.4℃：0.9959 g/cm3

密度（ρ)

動粘性係数（ν) ：0.81 cSt(c) 32℃の水の密度及び粘性係数は、密度（ρ)＝0.9959＋(0.9950－0.9959)×(32-29.4)＝0.99506g/cm3(32.2-29.4)＝995.06 kg/m3
動粘性係数（ν）＝0.81＋(0.76-0.81)×(32-29.4)＝0.7636 cSt(32.2-29.4)＝7.636×10-7 m2/s

③ 等価直径（流路断面が円形の場合 dh＝円形断面の直径）
4 f0dh＝Π04＝πd 24 h

π dh＝dh（m）

ここで、ｆ0：ストレーナの 1 つの穴の面積（m2）Π0：ストレーナの 1 つの穴の周長（m）④ ストレーナ通過時のレイノルズ数
Ｖⅴ 0 dh f d h
Ｒe＝＝＝＝νν7.636×10-7(3) 縮流係数
縮流係数は下式により得られる。

補足 3-5ζRe ＝①ζ+ε0Re ζ1qu2f
ζφ は、Diagram 8-5 *1 の下表の数値を用いて直線内挿して算出した。

注記*1：引用文献 [2] ”HANDBOOK of HYDRAULIC RESISTANCE 3rd Edition”(a) Re＝, f＝にて

ζφ＝(b) Re＝＝, f＝にて

ζφ＝(c) Re＝＝, f＝にて

ζφ＝②

＝ε0Ｒｅ は、Diagram 8-5 *2 の上表の数値を用いて直線内挿して算出した。
注記*2：引用文献 [2] ”HANDBOOK of HYDRAULIC RESISTANCE 3rd Edition”
Re＝にてε0Ｒｅ＝③＝

ζ1qu は、Diagram 4-15 *3 に基づいて算出した。
注記*3：引用文献 [2] ”HANDBOOK of HYDRAULIC RESISTANCE 3rd Edition”

ζ1qu = 0.5 (1-f)0.75 +τ (1-f)1.375 +(1-f)2 +λ1dh＝＝(a) τ＝(2.4－ )・10- ( ) ＝＝
補足 3-6f2

(b)

＝ ＝dh

＝

は、Diagram 4-15 *4 の式を用いて算出した。

(c)

注記*4：引用文献 (2) ”HANDBOOK of HYDRAULIC RESISTANCE 3rd Edition”＝0.25＋0.535× ( )0.05 + ( )-8 ＝0.25＋0.535×{ -8/(0.05＋ -8)}＝(d) 管摩擦係数：λ＝64

Ｒe64
λ＝ ＝Ｒe64：引用文献[3] ムーディー線図＝④ 縮流係数の計算

ζRe ＝

ζf2+ε0Re ζ1qu＝＝(4) ストレーナ部圧力損失
縮流係数を用いてストレーナ部圧力損失を計算する。
ΔＨ＝ζRe2.3 結Ｖ

2＝2 ｇ＝→m論以上の計算結果から、ストレーナ片側が閉塞した場合のストレーナの圧力損失は、m となる。
ストレーナ名称

定格圧力損失（m）

原子炉隔離時冷却系
ストレーナ

引用文献
[1]“Cameron Hydraulic Data, 16th Edition, 1984”page4-4 lists the following
property for water[2] HANDBOOK of HYDRAULIC RESISTANCE 3rd Edition[3] ムーディー線図
補足 3-7

3. ティー部の配管圧損
図 3－1 にティー部を示す。ティー部の配管圧損はティー継手及び段差の圧損を合計したものである。

Ｄ1Ｄ2Ｑｒストレーナ

段差ティー継手
図 3－1 ティー部概要図

記号部位

原子炉隔離時冷却系

3Ｑ

系統流量（m /h）

Ｄ1

ストレーナフランジ内径（m）

Ｄ2

ティー継手内径（m）

ｒ

すみの丸み（m）(1) ティー部圧損評価一般式
ティー部の圧損は，以下の式で求められる。
2ｖ
ｈ＝ζ
2ｇ
ここで，ｈ：圧損（m）
ζ：損失係数（-）
ｖ：ティー内の合流後の流速（m/s）
ｇ：重力加速度（m/s2）(2) 流速(a) ティー継手
補足 3-8

ティー継手内の合流後の流速は，系統流量とティー継手内の流路面積から求められる。

v=

Q
At=0.0394→=(m/s）

ここで，
Ｑ：流量（m3/s）⇒系統流量 142（m3/h）を m3/s の単位に変換
142（m3/h）÷3600=0.03944→0.0394（m3/s）
Ａｔ：流路面積（m2）⇒外径(m)，板厚2→π／4×d =π／4 ×(m)から算出，d=2-×2=(m)2=（m )(3) 損失係数(a) ティー継手における合流による損失係数 ζ１
合流による損失係数は，引用文献[1]を用いて求める。
引用文献[1]の図 4・95 から，合流時の損失係数は，合流前／合流後の流量比とｒ/ｄ（ティー継手合流部の丸み／内径）を用いて求める。図 3－2 にｒ及びｄ寸法について示す。

ｄｒ

図 3－2 ｒ及びｄ寸法の図示
合流前／合流後の流量比は 0.5 であり，ｒ/ｄは以下となる。
ｒ/ｄ＝/＝

ここで，ｒ：ティー継手合流部の丸み（m）⇒m であるが，保守的にｄ：ティー継手内径（m）⇒m
補足 3-9m とする。

よって，引用文献[1]図 4・95 から求めた損失係数 ζ１は以下となる。

ζ １＝(b) 段差による損失係数 ζ２ストレーナフランジ内径とティー継手内径が相違する場合の影響を考慮した損失係数を求める。図 3－3 に模式図を示す。

Ｄ２Ｄ１

図 3－3 フランジ内径とティー継手内径の段差の模式図
段差による影響は，引用文献[2]を用いて評価する。
ここで，流路が狭くなる前の断面積Ａ１（＝ストレーナフランジ内径Ｄ１：から求めた断面積）と狭くなった後の断面積Ａ２（＝ティー継手内径Ｄ２：mmから求めた断面積）は以下となる。

Ａ １＝（m2）

Ａ２＝（m2）

以上より，断面積比Ａ２/Ａ１＝となり，引用文献[2]の図 161 から読み取った損

失係数 ζ２は以下となる。

ζ２＝(c) 圧損計算(a)～(b)項より，圧損を計算すると以下の圧損値が求められる。
・ζ１による圧損
v2
h1 ＝ζ1 2g ＝＝→(m)・ζ２による圧損
h2 ＝2×ζ2

vi 22g=2×ζ2v 22 ＝2g

補足 3-10＝→(m)ここで，vi：合流前の流速 （m/s）⇒ここでは保守的に vi=v/2 とする。*
注記＊：
厳密には vi=v/2 とならず，
vi ＝Q/2 0.0394/2＝＝A2→(m/s)

このとき，h2 ＝2×ζ2

vi 2＝2g＝(m)・合計圧損
h＝h1＋h2＝＋＝（m）(4) 結果のまとめ
表 3－1 にティー部圧損のまとめを示す。
表 3－1 ティー部圧損のまとめ
ティー部系統ζ１による ζ２による圧損合計

圧損（m） 圧損（m）(m）

原子炉隔離時冷却系
引用文献[1] 技術資料 管路・ダクトの流体抵抗（日本機械学会 管路・ダクトの流体抵抗出版分
科会 編）[2] 機械工学便覧 基礎編 Ａ５ 流体工学（日本機械学会 編）

補足 3-11

4. ペネ部の圧損（１）ペネ部の圧損評価方法
ペネ部の圧損Ｈは，以下に示す式に基づき算出する。
Ｈ＝λ･(L／D)･(v２／2g)
ここで

Ｈ：ペネ部圧損（m）
Ｌ：ペネ部直管長（m）
Ｄ：ペネ部内径（m）
ｖ：流速（m/s）
ｇ：重力加速度（m/s2）
λ：管摩擦係数＊

注記＊：管摩擦係数λは，レイノルズ数と相対粗さの関数で表され，λに関する実験結果から，ムーディによって実用性の高い線図が提案されており，グラフからλを読み取る。
（２）ペネ部の圧損
表 4-1 ペネ部の圧損評価データ
単位
ペネ部外径ｍｍ

ペネ部厚さｍｍ

ペネ部内径：Ｄｍ

流量ｍ３／ｈ

流速：ｖｍ／ｓ

管摩擦係数：λ－ペネ部長さ：Ｌｍ

ペネ部Ｌ／Ｄ

－

ペネ部

以上より，
H＝＝m

5. ストレーナ（ティー部及びペネ部含む）圧損
ストレーナ圧損

m，ティー部圧損

ーナ圧損（ティー部及びペネ部含む）はm を上回る

m 及びペネ部圧損m より，ストレm となる。なお，有効吸込水頭評価上はm をストレーナ圧損（ティー部及びペネ部含む）として使用する。

補足 3-12