東海第二発電所 審査資料
資料番号
PS-C-9 改 14
提出年月日
平成 30 年 3 月 20 日

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
比較表

平成 30 年 3 月
日本原子力発電株式会社
本資料のうち，は商業機密又は核物質防護上の観点から公開できません。

下線部：今回提出範囲
目

次

重大事故等対策の有効性評価

1.

重大事故等への対処に係る措置の有効性評価の基本的考え方

2.

運転中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故
2.1

高圧・低圧注水機能喪失

2.2

高圧注水・減圧機能喪失

2.3

全交流動力電源喪失

2.3.1

全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）

2.3.2

全交流動力電源喪失（ＴＢＤ，ＴＢＵ）

2.3.3

全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）

2.4

3.

崩壊熱除去機能喪失

2.4.1

取水機能が喪失した場合

2.4.2

残留熱除去系が故障した場合

2.5

原子炉停止機能喪失

2.6

ＬＯＣＡ時注水機能喪失

2.7

格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）

重大事故
3.1

雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）

3.1.1

格納容器破損モードの特徴，格納容器破損防止対策

3.1.2

代替循環冷却系を使用する場合
目-1

3.1.34.

5.

6.

代替循環冷却系を使用できない場合

3.2

高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱

3.3

原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用

3.4

水素燃焼

3.5

溶融炉心・コンクリート相互作用

使用済燃料プールにおける重大事故に至るおそれがある事故
4.1

想定事故１

4.2

想定事故２

運転停止中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故
5.1

崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障による停止時冷却機能喪失）

5.2

全交流動力電源喪失

5.3

原子炉冷却材の流出

5.4

反応度の誤投入

必要な要員及び資源の評価

付録１

事故シーケンスグループの抽出及び重要事故シーケンスの選定について目-2

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（高圧・低圧注水機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備考7.1.1 高圧・低圧注水機能喪失
2.1 高圧・低圧注水機能喪失
7.1.1.1 事故シーケンスグループの特徴，炉心損傷防止対策
2.1.1 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(1) 事故シーケンスグループ内の事故シーケンス
・ＰＲＡの違いにより事故シーケンス
事故シーケンスグループ「高圧・低圧注水機能喪失」に含まれる事故シーケンスは，
事故シーケンスグループ「高圧・低圧注水機能喪失」に含まれる事故シーケンス
名称に違いがあるが，実態として相「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＋高圧注水
としては，「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「過渡事違点はない。
失敗＋低圧注水失敗」，②「過渡事象＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗」，
象＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗」，②「過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失③「通常停止＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗」，④「通常停止＋SRV 再閉失敗＋高圧
敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗」，③「手動停止／サポート系喪失（手動注水失敗＋低圧注水失敗」，⑤「サポート系喪失＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗」及停止）＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗」，④「手動停止／サポート系喪失（手び⑥「サポート系喪失＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗」である。
動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗」，⑤「サ
ポート系喪失（自動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗」及び⑥「サポート系喪失（自動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗」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
事故シーケンスグループ「高圧・低圧注水機能喪失」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，高圧注水機能が喪失し，原子炉減圧には成功するが，低圧注水機能が喪失することを想定する。このため，逃がし安全弁
による圧力制御に伴う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。また，低圧注水機能喪失を想定することから，あわせて残留熱除去系機能喪失に伴う崩壊熱除去機能喪失等を想定する。
本事故シーケンスグループは，原子炉圧力容器内への高圧・低圧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，高圧・低圧注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。ここで，高圧・低圧注水機能喪失が生じた際の状況を想定すると，事象発生後，重大事故等対処設備によって高圧注水を実施して炉心損傷を防止す
る場合よりも，高圧注水に期待せず，原子炉を減圧し，低圧注水に移行して炉心損傷を防止する場合の方が，原子炉の減圧により原子炉圧力容器内の保有水量が減少し，原子炉水位がより早く低下することから，事故対応として厳しいと考えられる。このことから，本事故シーケンスグループにおいては，高圧注水機能に期待せず，原子炉の減圧後，低圧注水に移行して炉心損傷を防止する対策の有効性を評価することとする。なお，高圧・低圧注水機能喪失が生じ，重大事故等対処設備の高圧注水機能のみに期待する事故シーケンスとしては，全交流動力電源喪失時の原子炉隔離時冷却系喪失があり，「7.1.3.2 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋RCIC 失敗」
において主に高圧代替注水系の有効性を確認している。
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（常設）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，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原(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
・文章表現に多少の違いはあるが，実事故シーケンスグループ「高圧・低圧注水機能喪失」は，運転時の異常な過渡変態として相違点はない。
化又は設計基準事故（原子炉冷却材喪失事故を除く。
）の発生後，高圧及び低圧注水機能が喪失することで原子炉へ注水する機能が喪失することを想定する。このため，
原子炉圧力制御に伴い原子炉圧力容器内の蒸気が流出し，保有水量が減少すること
で原子炉水位が低下し，緩和措置が取られない場合には，原子炉水位の低下が継続
し，炉心が露出することで炉心損傷に至る。また，低圧注水機能喪失を想定することから，併せて残留熱除去系の機能喪失に伴う崩壊熱除去機能喪失を想定する。
本事故シーケンスグループは，高圧及び低圧の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ーケンスグループである。このため，重大事故等対処
設備の有効性評価としては，高圧又は低圧注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。高圧・低圧注水機能喪失が発生した場合，重大事故等対処設備により高圧の原子炉注水を実施する方が，より早期に原子炉注水を開始す
ることが可能となり，原子炉水位の低下が小さくなることで評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。また，高圧の原子炉注水を実施した場合でも，中 ・高圧注水機能に対する重大事故等対長期的にはサプレッション・プール熱容量制限に到達した時点で原子炉を減圧して処設備に期待した場合の事象進展
低圧の原子炉注水に移行するため，事象進展は同じとなる。このため，本事故シーは，中長期的に見ると熱容量制限でケンスグループに対しては，代表として低圧注水機能に対する重大事故等対処設備
原子炉減圧して低圧の原子炉注水の有効性を確認することとする。
に移行するため本事故シーケンスと同じとなることを説明。
なお，柏崎刈羽と同様に東海第二でも「全交流動力電源喪失（ＴＢＤ，以上により，本事故シーケンスグループでは，原子炉圧力容器を強制的に減圧し， ＴＢＵ）
」においては高圧注水機能に低圧の注水機能を用いて原子炉へ注水することにより炉心損傷の防止を図るととも対する重大事故等対処設備の有効性に，格納容器内の冷却を行い，最終的な熱の逃がし場へ熱の輸送を行うことによっを，本事故シーケンスについては低
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重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（高圧・低圧注水機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
子炉格納容器冷却，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納容器除熱を実施する。
(3) 炉心損傷防止対策
事故シーケンスグループ「高圧・低圧注水機能喪失」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）による炉心冷却を継続する。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として代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却手段，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整備する。
これらの対策の概略系統図を第 7.1.1－1 図から第 7.1.1－3 図に，手順の概要を第7.1.1－4 図に示すとともに，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ける設備と操作手順の関係を第 7.1.1－1 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 時間までの 6 号及び 7 号炉同時の重大事故等対策に必要な要員は，中央制御室の運転員及び緊急時対策要員で構成され，合計 24 名である。その内訳は次のとおりである。中央
制御室の運転員は，当直長 1 名（6 号及び 7 号炉兼任），当直副長 2 名，運転操作対応を行う運転員 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。
また，事象発生 10 時間以降に追加で必要な要員は，フィルタ装置薬液補給作業を行うための参集要員 20 名である。必要な要員と作業項目について第 7.1.1－5 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. 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。
b. 高圧・低圧注水機能喪失確認
原子炉スクラム後，原子炉水位は低下し続け，原子炉水位低（レベル 2）で原子炉隔離時冷却系，原子炉水位低（レベル 1.5）で高圧炉心注水系，原子炉水位低（レベル 1）で残留熱除去系（低圧注水モード）の自動起動信号が発生するが全て機能喪失

東海第二発電所て除熱を行い，格納容器破損の防止を図る。

備考

圧注水機能に対する重大事故等対処
設備の有効性を確認しているという点で実態として違いはない。

(3) 炉心損傷防止対策
事故シーケンスグループ「高圧・低圧注水機能喪失」において，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，初期の対策として逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧及び常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水手段を整備し，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）を開維持することで常設低圧代替注水系
ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による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，安定状態に向けた対策として，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却手段並びに格納容器圧力逃がし装置及び耐圧強化ベント系（以下「格納容器圧力逃がし装置等」という。
）による格納容器減圧及び除熱手段を整備する。対策の概略系統図を第 2.1－1 図に，対応手順の概要を第 2.1－2 図に示すとともに，対策の概要を以下に示す。
また，重大事故等対策における手順と設備との関係を第 2.1－1 表に示す。
本事故シーケンスグループにおける重要事故シーケンスにおいて必要な要員は， ・プラント基数，設備設計及び運用の災害対策要員（初動）19 名及び参集要員 5 名である。
違いにより必要要員数は異なるが，災害対策要員（初動）の内訳は，当直発電長 1 名，当直副発電長 1 名，運転操作
タイムチャートにより要員の充足対応を行うための当直運転員 5 名，指揮，通報連絡を行うための災害対策要員（指性は確認される。
揮者等）4 名及び現場操作を行うための重大事故等対応要員 8 名である。
・格納容器圧力逃がし装置の設計の違参集要員の内訳は，タンクローリによる燃料給油操作を行うための重大事故等対いにより，東海第二では「フィルタ応要員 2 名及び格納容器圧力逃がし装置等による格納容器減圧及び除熱操作（現場
装置薬液補給作業」は不要。
での第二弁操作）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 2.1－3 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，作業項目を重要事
故シーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，災害対策要員（初動）19 名及び参集要員 5 名で対処可能である。
ａ．原子炉スクラムの確認
運転時の異常な過渡変化又は設計基準事故（原子炉冷却材喪失事故を除く。
）が発生して原子炉がスクラムしたことを確認する。
原子炉スクラムの確認に必要な計装設備は，平均出力領域計装等である。
ｂ．高圧注水機能喪失の確認
・東海第二では，高圧注水機能の自動原子炉スクラム後，原子炉水位の低下が継続し，原子炉水位異常低下（レベル
起動失敗を確認した場合には，運転
２）設定点に到達したが，高圧炉心スプレイ系及び原子炉隔離時冷却系が自動起手順に従い，一連の操作として以下
動していないことを確認し，中央制御室からの遠隔操作によりこれらの系統の手を実施し，これら全てに失敗した場
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重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（高圧・低圧注水機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
していることを確認する。

高圧・低圧注水機能喪失を確認するために必要な計装設備は，各系統の流量指示等である。

c. 逃がし安全弁による原子炉急速減圧
高圧・低圧注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して，中央制御室からの遠隔操作により復水移送ポンプ 1 台を追加起動し，2 台運転とする。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。
低圧代替注水系（常設）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 8 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。
d. 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（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。
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。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。

東海第二発電所
動起動を試みるが，これにも失敗したことを確認する。また，主蒸気隔離弁が閉止し，逃がし安全弁（安全弁機能）により原子炉圧力が制御されるとともに，再循環系ポンプがトリップしたことを確認する。
高圧注水機能喪失の確認に必要な計装設備は，各系統の流量等である。

備

考合に低圧代替注水系の起動操作を実施する。
・高圧注水機能の手動起動
・高圧代替注水系の手動起動
・低圧注水機能の手動起動

ｃ．高圧代替注水系の起動操作（解析上考慮しない）
高圧注水機能喪失の確認後，一連の操作として中央制御室からの遠隔操作により高圧代替注水系の系統構成及び起動操作を実施し，原子炉注水を開始すること
で原子炉水位が回復することを確認する。なお，高圧代替注水系の起動操作は解析上考慮しない。
ｄ．低圧注水機能喪失の確認
高圧注水機能喪失の確認及び高圧代替注水系の起動操作の失敗後，一連の操作として中央制御室からの遠隔操作により低圧炉心スプレイ系及び残留熱除去系（低圧注水系）の手動起動を試みるが，これにも失敗したことを確認する。
低圧注水機能喪失の確認に必要な計装設備は，各系統のポンプ吐出圧力である。
ｅ．常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）の起動操作
低圧注水機能喪失の確認後，一連の操作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を用いた低圧代替注水系（常設）を起動する。
常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）の起動操作に必要な計装設備は，常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力である。
外部電源が喪失している場合は，中央制御室からの遠隔操作により常設代替高 ・東海第二では，原子炉水位低下の観点で厳しい外部電源ありを評価条
圧電源装置を起動し，緊急用母線を受電する。
件としつつ，運転員等操作において緊急用母線の受電に必要な計装設備は，緊急用Ｍ／Ｃ電圧である。
は，外部電源がない場合も考慮
ｆ．逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作
常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）の起動操作の完了 ・設備設計の違いにより，東海第二ではバイパス流防止系統構成は不要。
後，中央制御室からの遠隔操作により逃がし安全弁（自動減圧機能）7 個を手動開放し，原子炉減圧を実施する。
逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作に必要な計装設備
は，原子炉圧力等である。

原子炉水位が燃料有効長頂部に到達した場合は炉心損傷がないことを継続的に ・運転手順に従い，燃料有効長頂部に確認する。
到達した場合は，炉心損傷がないこ
炉心損傷がないことを継続的に確認するために必要な計装設備は，格納容器雰とを確認する旨を記載
囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）及び格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）である。
ｇ．原子炉水位の調整操作（低圧代替注水系（常設））
逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作により，原子炉圧力が常設低圧代替注水系ポンプの吐出圧力を下回ると，原子炉注水が開始され，
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重大事故等対策の有効性評価

比較表（高圧・低圧注水機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

e. 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却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 0.18MPa[gage]に到達した場合又はドライウェル雰囲気温度が 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，格納容器内圧力及び復水補給
水系流量（RHR B 系代替注水流量）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。

f. 格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱

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

東海第二発電所

備考

原子炉水位が回復したことを確認する。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）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の間で維持する。
原子炉水位の調整操作（低圧代替注水系（常設））に必要な計装設備は，原子炉水位（広帯域），原子炉水位（燃料域）等である。
ｈ．代替循環冷却系による原子炉注水操作及び格納容器除熱操作（解析上考慮しない）
海水系による冷却水供給が確保された時点で中央制御室からの遠隔操作により，代替循環冷却系を起動し，原子炉注水を実施する。また，格納容器圧力が245kPa[gage]に到達した場合は，中央制御室からの遠隔操作により，代替循環冷却系による格納容器除熱を実施する。なお，代替循環冷却系による原子炉注水操
作及び格納容器除熱操作は解析上考慮しない。
ｉ．常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作
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る。
格納容器圧力が 279kPa[gage]に到達した場合又はドライウェル雰囲気温度がドラ
イウェル設計温度である 171℃に近接した場合は，中央制御室からの遠隔操作に
より常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却を実施する。また，常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代
替注水系（常設）による原子炉注水を継続する。
常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作に必要な計装設備は，ドライウェル圧力，サプレッション・
チェンバ圧力，低圧代替注水系格納容器スプレイ流量，サプレッション・プール
水位等である。
・東海第二の常設低圧代替注水系ポン
プは，原子炉注水と格納容器スプレ
イとを同時に実施可能な設計としていることから，切替操作は不要。
常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によ ・東海第二では，中央制御室からの遠隔操作に失敗した場合の操作時間
る格納容器冷却に伴い，サプレッション・プール水位は徐々に上昇する。サプレ
余裕を確保するため，通常水位＋ッション・プール水位が，通常水位＋5.5m に到達した場合，格納容器圧力逃がし装置等による格納容器減圧及び除熱の準備として，中央制御室からの遠隔操作に5.5ｍ到達にて格納容器圧力逃がしより第一弁の開操作を実施する。さらに，サプレッション・プール水位が，通常装置第一弁を中央制御室から開操
水位＋6.5m に到達した場合，中央制御室からの遠隔操作により常設低圧代替注水作する運用としている。
系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却を停止する。
ｊ．格納容器圧力逃がし装置等による格納容器減圧及び除熱操作（サプレッション・
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重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（高圧・低圧注水機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備考

チェンバ側）
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。
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しても，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。
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，
原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。

常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却の停止後，格納容器圧力逃がし装置等による格納容器減圧及び除熱操作に備え炉心損傷が発生していないことを確認する。また，格納容器減圧及び除熱操作前に，原子炉満水操作として，原子炉水位を可能な限り高く維持する
ことで，格納容器への放熱を抑制し，格納容器圧力の上昇を緩和する。なお，原子炉満水操作は，解析上考慮しない。
格納容器圧力が 310kPa[gage]に到達した場合，中央制御室からの遠隔操作により第二弁を全開としサプレッション・チェンバ側から格納容器圧力逃がし装置等 ・東海第二の格納容器圧力逃がし装置
による格納容器減圧及び除熱操作を実施する。
第二弁は全開運用にて設計していなお，格納容器圧力逃がし装置が使用できない場合には，耐圧強化ベント系にる。
よる格納容器減圧及び除熱を実施する。
格納容器圧力逃がし装置等による格納容器減圧及び除熱操作に必要な計装設備
は，ドライウェル圧力，サプレッション・チェンバ圧力，格納容器雰囲気放射線
モニタ（Ｄ／Ｗ），格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）等である。
また，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。
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・プール
水位等である。
以降，炉心冷却は常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水により継続的に実施し，格納容器減圧及び除熱は格納容器圧力逃がし装置等により継続的に実施する。

7.1.1.2 炉心損傷防止対策の有効性評価
2.1.2 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，「6.2
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，「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，逃がし安全弁により原子ず高圧状態が継続される「過渡事象（給水流量の全喪失）＋高圧注水失敗＋低圧注水
炉圧力が高圧状態に制御される「過渡事象（給水流量の全喪失）＋高圧炉心冷却失失敗」である。
敗＋低圧炉心冷却失敗」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，気液熱非平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，沸騰遷移，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・ボイド率変化，向流，気液熱非平衡及び三次元効果，原子炉圧力容器における冷却材放出（臨界流・気液分離（水位変化）
・対向流，冷却材放出（臨界流・差圧流），ECCS 注水（給水系・
差圧流），沸騰・凝縮・ボイド率変化，気液分離（水位変化）
・対向流及びＥＣＣＳ
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
注水（給水系及び代替注水設備含む）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流動，気液界面の熱伝達，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，スプレイ冷却及び格
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重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（高圧・低圧注水機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
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
力過渡変化解析コード SAFER，シビアアクシデント総合解析コード MAAP，炉心ヒート
アップ解析コード CHASTE により原子炉圧力，原子炉水位，燃料被覆管温度，格納容
器圧力，格納容器温度（以降，格納容器温度とは原子炉格納容器気相部の温度を指す。
）
等の過渡応答を求める。
本重要事故シーケンスでは，炉心露出時間が長く，燃料被覆管の最高温度が高くなるため，輻射による影響が詳細に考慮される CHASTE により燃料被覆管の最高温度を詳細に評価する。
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 7.1.1－2 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特有の解析条件を以下に示す。
a. 事故条件(a) 起因事象
起因事象として，給水流量の全喪失が発生するものとする。
(b) 安全機能の喪失に対する仮定
高圧注水機能として原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系，低圧注水機能として
残留熱除去系（低圧注水モード）の機能が喪失するものとする。
(c) 外部電源
外部電源は使用できるものとする。
外部電源がある場合，事象発生と同時に原子炉冷却材再循環ポンプ（以下「再循環ポンプ」という。
）がトリップしないことにより，原子炉水位低（レベル 3）による原
子炉スクラムまでは原子炉出力が高く維持され，原子炉水位の低下が早いため，炉心冷却上厳しくなる。

b. 重大事故等対策に関連する機器条件(a) 原子炉スクラム信号
原子炉スクラムは，原子炉水位低（レベル 3）信号によるものとする。

東海第二発電所

備考

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，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等の過渡応答を求める。なお，本有効性評価では，ＳＡ ・低圧代替注水系（常設）の設備仕様（注水流量）の違いに主に起因しＦＥＲコードによる燃料被覆管温度の評価結果は，ベストフィット曲線の破裂判断て，東海第二では燃料被覆管温度の基準に対して十分な余裕があることから，燃料被覆管温度が高温となる領域におい評価結果が破裂判断基準に対してて，燃料棒やチャンネルボックスの幾何学的配置を考慮した詳細な輻射熱伝達計算
十分な余裕があることからＣＨＡを行うことで燃料被覆管温度をＳＡＦＥＲコードよりも低めに評価するＣＨＡＳＴ
ＳＴＥコードによる詳細評価は実
Ｅコードは使用しない。
施しない。
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。
(2) 有効性評価の条件
本重要事故シーケンスに対する主要な解析条件を第 2.1－2 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特有の解析条件を以下に示す。
ａ．事故条件(a) 起因事象
起因事象として，給水流量の全喪失が発生するものとする。
(b) 安全機能の喪失に対する仮定
高圧注水機能として高圧炉心スプレイ系及び原子炉隔離時冷却系，低圧注水機能として低圧炉心スプレイ系及び残留熱除去系（低圧注水系）の機能喪失を想定する。
(c) 外部電源
外部電源はあるものとする。
外部電源がある場合，原子炉スクラムは，原子炉水位低（レベル３）信号にて発生し，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）信号にて発生する。このため，原子炉スクラムまでは原子炉出力が高く維持され，原子炉水位の低下が大きくなることで，炉心の冷却の観点で厳しくなる。なお，
運転員等操作においては，外部電源喪失についても考慮する。
ｂ．重大事故等対策に関連する機器条件(a) 原子炉スクラム
原子炉スクラムは，原子炉水位低（レベル３）信号によるものとする。
(b) 主蒸気隔離弁
主蒸気隔離弁は，原子炉水位異常低下（レベル２）信号により閉止するもの
とする。
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重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（高圧・低圧注水機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機(b) ATWS 緩和設備（代替冷却材再循環ポンプ・トリップ機能）
ATWS 緩和設備（代替冷却材再循環ポンプ・トリップ機能）（以下「代替冷却材再循
環ポンプ・トリップ機能」という。
）は，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プ 6 台を自動停止するものとする。
(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し安全弁（8 個）を使用するものとし，容量として，1 個あたり定格主蒸気流量の約 5%を処理するものとする。

(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）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）
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。
(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，格納容器圧力の東海第二発電所

備考(c) ＡＴＷＳ緩和設備（代替再循環系ポンプトリップ機能）
ＡＴＷＳ緩和設備（代替再循環系ポンプトリップ機能）は，原子炉水位異常 ・設備設計の違い
低下（レベル２）信号により再循環系ポンプを全台トリップさせるものとする。

(d) 逃がし安全弁
逃がし安全弁（安全弁機能）にて原子炉冷却材圧力バウンダリの過度の圧力 ・東海第二では，原子炉圧力制御時に上昇を抑制するものとする。また，手動による原子炉減圧には，逃がし安全弁
原子炉圧力が高めに維持され，原子（自動減圧機能）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
炉減圧操作時に原子炉圧力が所定
流量の約 6％を処理するものとする。
の圧力に到達するまでの時間が遅くなるため，事象発生初期において高圧注水機能が喪失し低圧注水機
能を用いて原子炉注水を実施する
事故シーケンスにおいては，評価項目に対して厳しい条件となる安全弁機能を設定(e) 低圧代替注水系（常設）
常設低圧代替注水系ポンプ 2 台を使用するものとし，注水流量は，原子炉注
水のみを実施する場合，機器設計上の最小要求値である最小流量特性（注水流 ・設備設計の違い
量：0m３／h～378m３／h，注水圧力：0MPa[dif] ※～2.38MPa[dif]）とし，原子炉注水と格納容器スプレイを同時に実施する場合，230m３／h（一定）を用いるものとする。また，原子炉水位が原子炉水位高（レベル８）設定点まで回復した以降は，原子炉水位を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の範囲に維持する。
※ MPa[dif]…原子炉圧力容器と水源との差圧（以下同様）(f) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）
常設低圧代替注水系ポンプ 2 台を使用するものとし，スプレイ流量は，運転 ・設備設計の違い
手順における調整範囲（102m３／h～130m３／h）の上限である 130m３／h（一定）を用いるものとする。また，格納容器圧力が 217kPa[gage]に到達した場合に停止し，279kPa[gage]に到達した場合に再開する。
(g) 格納容器圧力逃がし装置等
格納容器圧力逃がし装置の第二弁を全開とし，格納容器圧力が 310kPa[gage] ・設備設計の違い
において 13.4kg／s の排気流量にて格納容器減圧及び除熱操作を実施するものとする。

なお，耐圧強化ベント系を使用する場合には，格納容器圧力逃がし装置を使用する場合と比較して実際の排気流量が大きくなり，格納容器圧力の低下傾向
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重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（高圧・低圧注水機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
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。
c. 重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件として，「6.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。
(a) 低圧代替注水系（常設）の追加起動及び中央制御室における系統構成は，高圧・低圧注水機能喪失を確認後実施するが，事象判断の時間を考慮して，事象発生から 10 分
後に開始するものとし，操作時間は約 4 分間とする。
(b) 逃がし安全弁による原子炉急速減圧操作は，中央制御室操作における低圧代替注水系（常設）の準備時間を考慮して，事象発生から約 14 分後に開始する。

(c) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作は，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，格納容器ベント実施前に停止する。
(d) 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
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，原子炉圧力容器内の保有
水量の推移を第 7.1.1－6 図から第 7.1.1－11 図に，燃料被覆管温度，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 7.1.1－12 図から第 7.1.1－17 図に，格納容器圧力，格納容器温度，サプレッ
ション・チェンバ・プール水位及び水温の推移を第 7.1.1－18 図から第 7.1.1－21 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，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，原子炉水位計（燃料域）にて監視する。6 号炉の原子炉水位計（燃料域）

東海第二発電所

備考が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含される。
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，「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) 逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作（常設低圧代替
注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作）は，外部電源がない場合も考慮し，状況判断，高圧注水機能喪失の確認，解析上 ・東海第二では，外部電源がない場合も考慮して操作条件を設定考慮しない高圧代替注水系の起動操作，低圧注水機能喪失の確認，常設代替
高圧電源装置による緊急用母線の受電操作，常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）の起動操作及び逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作に要する時間を考慮して，事象発生 25 分後に実施する。
(b) 常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）に ・手順の違い
よる格納容器冷却操作は，格納容器圧力が 279kPa[gage]に到達した場合に実施する。なお，格納容器スプレイは，サプレッション・プール水位が通常水位＋6.5m に到達した場合に停止する。
(c) 格納容器圧力逃がし装置等による格納容器減圧及び除熱操作は，格納容器圧
力が 310kPa[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（シュラウド内外水位）※，
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 2.1－4 図から第 2.1－8 図に，燃料被覆管温度，燃料被覆管最高温度発生位置における熱伝達係数，燃料被覆管最高温度発生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ボイド率の推移及び燃料被覆管破裂が発生した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 2.1－9 図から第 2.1－14 図に，格納容器圧力，格納容器雰囲気温度，サプレッション・プー
ル水位及びサプレッション・プール水温度の推移を第 2.1－15 図から第 2.1－18 図に示す。
※ 炉心冷却の観点ではシュラウド内水位に着目し，運転員操作の観点ではシュ
ラウド外水位に着目するためシュラウド内外水位を合わせて示している。なお，シュラウド内は炉心部で発生するボイドを含む水位であることから，原子炉水位が低下する過程ではシュラウド外水位と比較して高めの水位を示
す。

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重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（高圧・低圧注水機能喪失）

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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いる。
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。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するが，原子炉水位低（レベル 2）で原子炉隔離時冷却系の起動に失敗し，原子炉水位低（レベル 1.5）で高圧炉心注水系の起動に失敗し，原子炉水位低（レベル 1）で残留熱除去系（低圧注水モード）の起動に失敗する。これにより，残留熱除去系（低圧注水モード）の吐出圧力が確保されないため，自動減圧系についても作動しない。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。主蒸気隔離
弁は，原子炉水位低（レベル 1.5）で全閉する。事象発生から約 14 分後に中央制御室からの遠隔操作によって逃がし安全弁 8 個を手動開することで，原子炉急速減圧を実施し，原子炉減圧後に低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を開始する。原子炉急速減圧を開始すると，原子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，低圧代替注水系（常設）による注水が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，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水により，燃料の露出と冠水を繰り返すため，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（常設）による原子炉格納容器冷却及び格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を行う。原子炉格納容器除熱は，事象発生から約 17 時間経過した時点で実施する。

東海第二発電所

備

考ａ．事象進展給水流量の全喪失が発生することで原子炉水位は低下し，原子炉水位低（レベ ・評価条件，運用・設備設計，事象進展等に違いに起因する記載の相違
ル３）信号により原子炉がスクラムする。原子炉水位が原子炉水位異常低下（レはあるが，実態として記載内容に違ベル２）設定点まで低下すると，主蒸気隔離弁の閉止及び再循環系ポンプトリッ
いはない。
プが発生するとともに，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
信号が発信するが，機器故障等により自動起動及び手動起動に失敗する。その後，一連の操作として低圧炉心スプレイ系及び残留熱除去系（低圧注水系）の手動起動を試みるが，機器故障等により失敗し，低圧炉心スプレイ系及び残留熱除去系（低圧注水系）の吐出圧力が確保されないため，自動減圧系についても作動しない。このため，常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）の起動操作を実施し，事象発生の 25 分後に，手動操作により逃がし安全弁（自動減圧機能）7 個による原子炉減圧を実施することで，常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作を開始する。原子炉減圧を開始すると，原子炉冷却材の流出により原子炉水位は低下し，燃料有効長頂部を下回るが，原子炉圧力が低下し常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水が開始されると，原子炉水位が回復し炉心は再冠水する。
燃料被覆管最高温度発生位置のボイド率は，原子炉減圧操作による原子炉圧力の低下に伴い上昇する。熱伝達係数は，燃料被覆管最高温度発生位置が露出し，核沸騰冷却から蒸気冷却に移行することで低下する。原子炉圧力が低下し，常設
低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水流量が増加することで炉心が再冠水すると，ボイド率は低下し，熱伝達係数が上昇する
ことで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増減する。
また，崩壊熱除去機能が喪失しているため，原子炉圧力容器で発生した蒸気が逃がし安全弁を介して格納容器内に放出されることで，格納容器圧力及び雰囲気
温度が上昇する。このため，格納容器圧力が 279kPa[gage]に到達した時点で，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格
納容器冷却を実施するで，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇は抑制される。また，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却を実施することでサプレッション・プール水位は徐々に上昇し，事象発生の約 27 時間後にサプレッション・プール水位が通常水位＋6.5m 到達した時点でサプレッション・チェンバ側のベントラインの機能維持のために常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却を停止する。これにより格納容器圧力及び雰囲気温度は再び上昇傾向に転じ，事象発生の約 28 時間後に格納容器圧力が 310kPa[gage]に到達した時点で格9／49

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重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（高圧・低圧注水機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
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。

b. 評価項目等
燃料被覆管の最高温度は，第 7.1.1－12 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 874℃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 7.1.1－6 図に示すとおり，逃がし安全弁の作動により，約7.51MPa[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）を考慮しても，約7.81MPa[gage]以下であり，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，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。

第 7.1.1－7 図に示すとおり，低圧代替注水系（常設）による注水継続により炉心が冠水し，炉心の冷却が維持される。その後は，約 17 時間後に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

東海第二発電所備考

納容器圧力逃がし装置等による格納容器減圧及び除熱を実施することにより，格
納容器圧力及び雰囲気温度は安定又は低下傾向となる。なお，格納容器減圧及び除熱実施時のサプレッション・プール水位は，ベント管真空破壊装置及びサプレッション・チェンバ側のベントライン設置高さと比較して十分に低く推移するため，これらの設備の機能は維持される。

ｂ．評価項目等
燃料被覆管温度は，第 2.1－9 図に示すとおり，常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）の原子炉注水により原子炉水位が回復するまでの期
間は，一時的な炉心の露出に伴い上昇し，事象発生の約 35 分後に最高温度の約338℃に到達するが，評価項目である 1,200℃を下回る。燃料被覆管の最高温度は，平均出力燃料集合体で発生している。また，燃料被覆管の酸化量は，酸化反応が著しくなる前の燃料被覆管厚さの 1％以下であり，評価項目である 15％を下回る。
（添付資料 2.1.1）
原子炉圧力は，第 2.1－4 図に示すとおり，逃がし安全弁（安全弁機能）の作動により，約 7.79MPa[gage]以下に維持される。このため，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容器底部圧力との差（0.3MPa 程度）を考慮しても，約 8.09MPa[gage]以下であり，評価項目である最高使用圧力の 1.2 倍（10.34MPa[gage]）を下回る。
格納容器圧力は，第 2.1－15 図に示すとおり，崩壊熱除去機能が喪失している
ため，原子炉圧力容器で発生した蒸気が格納容器内に放出されることによって，事象発生後に上昇傾向が継続するが，格納容器圧力逃がし装置等による格納容器
減圧及び除熱により低下傾向となる。事象発生の約 28 時間後に最高値の約0.31MPa[gage]となるが，格納容器バウンダリにかかる圧力は，評価項目である最高使用圧力の 2 倍（0.62MPa[gage]）を下回る。格納容器雰囲気温度は，第 2.1－
16 図に示すとおり，事象発生の約 28 時間後に最高値の約 143℃となり，以降は低下傾向となっていることから，格納容器バウンダリにかかる温度は，評価項目である 200℃を下回る。
第 2.1－5 図に示すように，常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を継続することで，炉心の冠水状態が維持され，炉心冷却が維持される。また，第 2.1－15 図及び第 2.1－16 図に示すように，格納容器圧力逃がし装置等による格納容器減圧及び除熱を継続することで，高温停止での安定状態が確立する。
格納容器圧力逃がし装置等による格納容器減圧及び除熱実施時の非居住区域境 ・東海第二では，事故時の線量評価に
界及び敷地境界での実効線量は，ベントタイミングに有意な差はないが，原子炉ついて安全評価指針に従い周辺公
冷却材圧力バウンダリの破断箇所からドライウェルに放出された核分裂生成物が衆への放射線の影響を確認する観10／49

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（高圧・低圧注水機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
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えないことについて，対策の有効性を確認した。

東海第二発電所
ドライウェルベントによりサプレッション・プールでのスクラビング効果による除染を見込まずに環境へ放出される評価としているため，非居住区域境界及び敷地境界の実効線量が厳しくなる「2.6 ＬＯＣＡ時注水機能喪失」の評価結果（非居住区域境界：約 1.6×10－１mSv（格納容器圧力逃がし装置使用時），約 6.2×10－
１
mSv（耐圧強化ベント系使用時），敷地境界：約 4.1×10－１mSv（格納容器圧力逃がし装置使用時），約 6.2×10－１mSv（耐圧強化ベント系使用時））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。
（添付資料 2.1.2）
安定状態が確立した以降は，残留熱除去系を復旧した後，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）により冷温停止状態とする。
以上により，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
クを与えないことについて，対策の有効性を確認した。

備

考点から，非居住区域境界に線量評価点を設定し評価していることを踏
まえ，有効性評価においても非居住区域境界の評価を実施するとともに，有効性評価ガイドに従い敷地境
界の実効線量も評価している。

7.1.1.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
2.1.3 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，運転員等操作時間に
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲としては，運転員等操作時間
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のとする。高圧・低圧注水機能喪失では，高圧注水機能が喪失し，原子炉減圧には成る。
本重要事故シーケンスでは，高圧・低圧注水機能喪失に伴い原子炉水位が低下する
功するが，低圧注水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ため，常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）の起動後に手動操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作により原子炉を減圧して原子炉注水を実施すること並びに崩壊熱除去機能喪失に
象進展に有意な影響を与えると考えられる操作として，低圧代替注水系（常設）によ伴い格納容器圧力及び雰囲気温度が上昇するため，常設低圧代替注水系ポンプを用いる原子炉注水操作（原子炉急速減圧操作を含む），代替格納容器スプレイ冷却系（常た代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却を実施すること及び格納設）に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除熱操作とする。
容器圧力逃がし装置等による格納容器減圧及び除熱を実施することが特徴である。よって，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（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作（常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作），常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作並びに格納容器圧力逃がし装置等による格納容器減圧及び除熱操作とする。
(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実施する重要現象は，「1.7
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，「6.7 解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
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，それらの不の不確かさの影響評価の結果を以下に示す。
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，沸騰遷移及び気液熱非平衡の不確かさとして，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解析コードは実験結果の燃料被覆管温度に比べて最大 50℃程度高めに評価するこ
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
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重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（高圧・低圧注水機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
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（速やかに注水手段を準備すること）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（速やかに注水手段を準備すること）に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）
は HDR 実験解析では区画によって格納容器温度を十数℃程度，格納容器圧力を１割程度高めに評価する傾向を確認しているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認した不確かさ
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ことから，格納容器圧力及び温度を操作開始の起点としている代替格納容器スプレイ冷却系（常設）及び格納容器圧力逃がし装置等に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，CSTF 実験解析により格納容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認しており，その差異は小さいことから，格納容器圧力及び温度を操作開始の起点としている代替格納容器スプレ
イ冷却系（常設）及び格納容器圧力逃がし装置等に係る運転員等操作時間に与える影
響は小さい。

b. 評価項目となるパラメータに与える影響
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。
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

東海第二発電所備

考とから，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の熱伝達は大きくなることで，燃料被覆管温度は低くなるが，操作手順（速やかに注水手段を準備すること）に変わりはなく，燃料被覆管温度を操作開始の起点とする運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
炉心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，燃料被覆管温度を高めに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るが，操作手順（速やかに注水手段を準備すること）に変わりはなく，燃料被覆管温度を操作開始の起点とする運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導並びに気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）はＨＤＲ実験解析において区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃程
度，格納容器圧力を 1 割程度高めに評価する傾向が確認されているが，ＢＷＲの格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系
においては不確かさが小さくなるものと推定され，全体としては格納容器圧力及び雰囲気温度の傾向を適切に再現できていることから，格納容器圧力及び雰囲気
温度を操作開始の起点とする常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器ス
プレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作並びに格納容器圧力を操作開始の起点とする格納容器圧力逃がし装置等による格納容器減圧及び除熱操作に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，ＣＳＴＦ実験解析により格納
容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認しており，その差異は小さいことから，格納容器圧力及び雰囲気温度を操作開始の起点としている常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作並びに格納容器圧力を操作開始の起点とする格納容器圧力逃がし装置等による格納容器減圧及び除熱操作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 2.1.3）
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，沸騰遷移及び気液熱非平衡の不確かさとして，
解析コードは実験解析において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，有効性評価解析において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，燃料被覆管温度を12／49

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重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（高圧・低圧注水機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
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部熱伝導，気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）
は HDR 実験解析では区画によって格納容器温度を十数℃程度，格納容器圧力を１割程度高めに評価する傾向を確認しているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認した不確かさ
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さにおいては，CSTF 実験解析により格納容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認していることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

東海第二発電所

備考高く評価することから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導並びに気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）はＨＤＲ実験解析において区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃程
度，格納容器圧力を 1 割程度高めに評価する傾向が確認されているが，ＢＷＲの格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系
においては不確かさが小さくなるものと推定され，全体としては格納容器圧力及び雰囲気温度の傾向を適切に再現できていることから，評価項目となるパラメー
タに与える影響は小さい。また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，ＣＳＴＦ実験解析により格納容器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 2.1.3）(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 2.1－2 表に示すとおりであり，これらの条件設定を設計値等の最確条件とした場合の影響を評価する。解析条件の設定に当たっては，設計値を用いるか又は評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなるよう保守的な設定をしていることから，この中で事象進展に有意な影響を与える可能性がある項目について，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
初期条件の燃料棒最大線出力密度は，解析条件で設定した 44.0kW／m に対し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，燃料被覆管温度のて最確条件は約 33kW／m～約 41kW／m であり，最確条件とした場合は燃料被覆管
上昇は緩和されるが，操作手順（速やかに注水手段を準備すること）に変わりはなく，温度の上昇が緩和されるが，操作手順（速やかに注水手段を準備すること）に
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
変わりはなく，燃料被覆管温度を操作開始の起点とする運転員等操作はないこ
操作時間に与える影響はない。
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 に対応したものと初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件で設定した燃焼度 33GWd／t に対して最確条件は燃焼度 33GWd／t 以下であり，最確条件とした場合は解析条件しており，その最確条件は平均的燃焼度約 30GWd/t であり，解析条件の不確かさとしで設定している崩壊熱と同等以下となる。燃焼度 33GWd／t の場合は，解析条件て，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，と最確条件は同等であることから運転員等操作時間に与える影響はない。また，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，また，炉心露出後の燃
燃焼度 33GWd／t 未満の場合は，原子炉からサプレッション・プールに流出する
料被覆管温度の上昇は緩和され，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなることか
蒸気量が減少することで，原子炉水位の低下は遅くなり，燃料被覆管温度の上ら，格納容器圧力及び温度の上昇が遅くなるが，操作手順（速やかに注水手段を準備
昇は緩和されるが，操作手順（速やかに注水手段を準備すること）に変わりはすること）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。
なく，燃料被覆管温度を操作開始の起点とする操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。また，同様に格納容器圧力及び雰囲気温度並びにサプレッション・プール水位及びサプレッション・プール水温度の上昇が遅(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 7.1.1－2 表に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件とした場合の影響を評価する。また，解析条件の設定に当たっては，評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなるような設定があることから，その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられる項目に関する影響評価の結果を以下に示す。

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重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（高圧・低圧注水機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積（ウェットウェル）の空間部及び液相部，サプレッション・チェンバ・プール水位，格納容器圧力及び格
納容器温度は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，事象進展に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
事故条件の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。
機器条件の低圧代替注水系（常設）は，解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復は早くなる。
冠水後の操作として冠水維持可能な注水量に制御するが，注水後の流量調整操作であることから，運転員等操作時間に与える影響はない。

(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 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ことから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd/t に対応したものとしており，その最確条件は平均的燃焼度約 30GWd/t であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉水位の低下は緩和され，また，炉心露出後の燃料被覆管温度の上昇は緩和され，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなることか
ら，格納容器圧力及び温度の上昇は遅くなるが，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。

東海第二発電所備

考くなり，これらのパラメータを操作開始の起点とする運転員等操作の開始時間は遅くなる。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量及びドライウェル雰囲気温度
は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，事象進展に与える影響
は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
事故条件の外部電源の有無については，起因事象発生から原子炉スクラム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，外部電源ありを想定している。外部電源がない場合でも，非常用母線は非常用ディーゼル発電機及び高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機（以下「非常用ディーゼル発電機等」という。
）から自動的に受電され，また，常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧
代替注水系（常設）の起動操作時間は，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。
機器条件の低圧代替注水系（常設）は，最確条件とした場合，おおむね注水
開始後の原子炉水位の回復が早くなり，炉心冠水後の原子炉水位の維持操作の開始が早くなるが，原子炉減圧から水位回復までの原子炉水位を継続監視している期間の流量調整操作であることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
機器条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）は，解析条件で設定したス
プレイ流量（130m３／h 一定）に対して，最確条件は運転手順における流量調整の範囲（102m３／h～130m３／h）となる。最確条件とした場合，サプレッション・
プール水位の上昇が緩和されることから，サプレッション・プール水位を操作
開始の起点とする運転員等操作の開始時間は遅くなる。
（添付資料 2.1.3）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の燃料棒最大線出力密度は，解析条件で設定した 44.0kW／m に対して最確条件は約 33kW／m～約 41kW／m であり，最確条件とした場合は燃料被覆管
温度の上昇が緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件で設定した燃焼度 33GWd／t に対して最確条件は燃焼度 33GWd／t 以下であり，最確条件とした場合は解析条件で設定している崩壊熱と同等以下となる。燃焼度 33GWd／t の場合は，解析条件と最確条件は同等であることから評価項目となるパラメータに与える影響はな
い。また，燃焼度 33GWd／t 未満の場合は，原子炉からサプレッション・プールに流出する蒸気量が減少することで，原子炉水位の低下は遅くなり，炉心露出
後の燃料被覆管温度の上昇は緩和される。また，同様に格納容器圧力及び雰囲
気温度並びにサプレッション・プール水位及びサプレッション・プール水温度の上昇は遅くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きく
なる。
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重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（高圧・低圧注水機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積（ウェットウェル）の空間部及び液相部，サプレッション・チェンバ・プール水位，格納容器圧力及び格
納容器温度は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，事象進展に与える影響は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
事故条件の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り，炉心露出時間も短くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。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。
機器条件の低圧代替注水系（常設）は，解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復が早くなる
ことから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

b. 操作条件
操作条件の不確かさとして，操作の不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，「操
作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の 6 要因に分類し，これらの要因が運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転員等操作時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価し，評価結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
操作条件の低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作（原子炉急速減圧操作を含む）は，解析上の操作開始時間として事象発生から約 14 分後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，高圧・低圧注水機能喪失の認知に係る確認時間
及び低圧代替注水系（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定していることから，その後に行う原子炉急速減圧の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り，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。

東海第二発電所

備

考初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量及びドライウェル雰囲気温度
は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，事象進展に与える影響
は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
事故条件の外部電源の有無については，起因事象発生から原子炉スクラム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，外部電源ありを想定している。外部電源がない場合は，外部電源喪失に伴い原子炉スクラム，再循環系ポンプトリップ等が発生するため，外部電源がある場合と比較して原子炉水位の低下は緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

機器条件の低圧代替注水系（常設）は，最確条件とした場合，おおむね注水
開始後の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。
機器条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）は，解析条件で設定したス
プレイ流量（130m３／h 一定）に対して，最確条件は運転手順における流量調整の範囲（102m３／h～130m３／h）となる。最確条件とした場合でも，スプレイ流量は，格納容器圧力の上昇を抑制可能な範囲で調整し，また，代替格納容器ス
プレイ冷却系（常設）の停止後に格納容器最高使用圧力に到達した時点で格納容器ベントを実施する運転員等操作に変わりはなく，格納容器圧力の最高値はおおむね格納容器ベント時の圧力で決定されることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
（添付資料 2.1.3）
ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作に係る不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の 6 要因に分類し，これらの要因が運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転員
等操作時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価した。
評価結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
操作条件の逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作（常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作）は，解析上の操作開始時間として，事象発生から 25 分後を設定している。
運転員等操作時間に与える影響として，認知時間及び操作所要時間は，余裕時間を含めて設定していることから，実態の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，状況判断から原子炉減圧操作までは一連の操作として実施し，同一の運転員による並列操作はないことから，影響はない。
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重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（高圧・低圧注水機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
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 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，実態の運転操作においては，原子炉注水を優先するため，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 0.18MPa[gage]付近となるが，操作開始時間に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響も小さい。
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，原子炉注水との切替え操作であるため，他の操作との重複もないことから，他の操作に与える影響はない。
操作条件の格納容器圧力逃がし装置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
17 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。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，現場操作にて対応するため，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。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，現場操作にて対応することから，他の操作に与える影響はない。
(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作（原子炉急速減圧操作を含む）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よりも早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（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，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 0.18MPa［gage］付近となるが，格納容器圧力の上昇は緩やかであり，格納容器スプレイの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

東海第二発電所

備

考

操作条件の常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作は，解析上の操作開始時間として，格納容器
圧力 279kPa[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，不確かさ要因により操作開始時間に与える影響は小さいことから，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等となる。本操作は，解析コード及び解析条件（操作条件を除く。
）の不確かさにより，操作開始時間は遅くなる可能性があるが，並列して実施する場合がある原子炉水位の調整操作（低圧代替注水系（常設））とは同一の制御盤による対応が可能であることから，この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格納容器減圧及び除熱操作は，解析上の操作開始時間として，格納容器圧力 310kPa[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，不確かさ要因により操作開始時間に与える影響は小さいことから，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等となる。仮に中央制御室での遠隔操作に失敗した場合は，現場操作にて対応するため，75 分程度操作開始時間が遅れる可能性がある。本操作は，解析コー
ド及び解析条件（操作条件を除く。
）の不確かさにより，操作開始時間は遅くな ・ベント時に遠隔操作に失敗した場合る可能性があるが，並列して実施する場合がある原子炉水位の調整操作（低圧の格納容器健全性に与える影響に
代替注水系（常設））とは異なる運転員による対応が可能であることから，このついては，(b)評価項目となるパラ
他の操作に与える影響はない。なお，遠隔操作失敗時に現場操作にて対応する
メータに与える影響に記載
場合にも，異なる要員により対応が可能であることから，この他の操作に与える影響はない。
（添付資料 2.1.3）(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（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作（常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作）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操作開始時間よりも早くなる可能性があり，この場合は，原子炉への注水開始が早くなることで，原子炉水位の回復が早くなり，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対する余裕は大きくなる。
操作条件の常設低圧代替注水系ポンプを用いた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，
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，実態の操作開始時間は解析上の操作開始時間よりも遅くなる可能性があるが，この場合でもパラメータが操作実施基準に到達した時点で開始することで同等の効果が得ら
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重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（高圧・低圧注水機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
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，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。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。

(3) 操作時間余裕の把握
操作開始時間の遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認し，その結果を以下に示す。
第 7.1.1－22 図から第 7.1.1－24 図に示すとおり，操作条件の低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作については，事象発生から約 19 分後（操作開始時間 5 分程度の遅れ）までに低圧代替注水系（常設）による注水が開始できれば，燃料被覆管の最高温度は約 944℃となり 1,200℃以下となることから，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。また，ウェットウェルのベント
ラインを経由した格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベント時の敷地境界線量は約 4.3×10-2mSv，ドライウェルのベントラインを経由した耐圧強化ベント系による格納容器ベント時の敷地境界線量は約 1.4mSv であり，5mSv を下回る。事象発生から約 24 分後（操作開始時間 10 分程度の遅れ）では，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。また，ウェットウェルのベントラインを経由した格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベント時の敷地境界線量は約1.3mSv となり，また，ドライウェルのベントラインを経由した耐圧強化ベント系による格納容器ベント時の敷地境界線量は約 36mSv であり，5mSv を超える。この場合，格納容器内雰囲気放射線レベル計（CAMS）により炉心損傷の判断を行い，格納容器圧力0.62MPa［gage］に至るまでに格納容器ベントすることとなることから,重大事故での対策の範囲となる。
操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作については，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，準備時間が確保できることから，時間余裕がある。

東海第二発電所

備

考れ，有効性評価解析における格納容器圧力の最高値に変わりがないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
操作条件の格納容器圧力逃がし装置等による格納容器減圧及び除熱操作は，運転員等操作時間に与える影響として，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，実態の操作開始時間は解析上の操作開始時間よりも遅くなる可能性があるが，この場合でもパラメータが操作実施基準に到達した時点で開始することで同等の効果が得られ，有効性評価解析における格納容器
圧力の最高値に変わりがないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。仮に格納容器ベント時に遠隔操作に失敗した場合は，現場操作にて対応するため，75 分程度操作開始時間は遅れる可能性がある。この場合，格納容器圧力は 0.31MPa[gage]より若干上昇し，評価項目となるパラメータに影響を及ぼすが，この場合でも 0.62MPa[gage]を十分に下回ることから，格納容器の健全性の観点からは問題とならない。
（添付資料 2.1.3）(3) 操作時間余裕の把握
操作開始時間の遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認し，その結果を以下に示す。
操作条件の逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作（常設低 ・東海第二では，事象進展が同様で PCTの評価結果の高い LOCA 時注水機能
圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作）は，喪失における操作遅れ時間の感度
高圧・低圧注水機能喪失及び給水流量の全喪失を想定することから安全機能の喪失
解析結果を引用しており，柏崎刈羽状態等が同じであり，原子炉減圧操作も同じ 25 分であるが，原子炉水位低下の観点では本重要事故シーケンスより厳しい「2.6 ＬＯＣＡ時注水機能喪失」において， は逆に LOCA 時注水機能喪失にて
TQUV の感度解析を引用しているこ
10 分の減圧操作開始遅れを想定した場合でも，燃料被覆管の最高温度は約 706℃であり，燃料被覆管の破裂は発生せず，評価項目を満足することから時間余裕がある。 とから，実態として違いはない。
また，25 分の減圧操作遅れを想定した場合には，
燃料被覆管の最高温度は約 1,000℃となり，一部の燃料被覆管に破裂が発生するが，炉心の著しい損傷は発生せず，この時の格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベント時の非居住区域境界の実効線
量は約 1.1mSv，耐圧強化ベント系による格納容器ベント時の非居住区域境界の実効線量は約 4.4mSv となる。また，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベント時の
敷地境界の実効線量は約 2.8mSv，耐圧強化ベント系による格納容器ベント時の敷地
境界の実効線量は約 4.4mSv となる。したがって，いずれも 5mSv を下回るが，この場合には格納容器雰囲気放射線モニタにより炉心損傷の判断を行い，炉心損傷後の対応手順に移行するため，重大事故での対策の範囲となる。
操作条件の常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作は，事象発生の約 14 時間後に実施するものであり，準備時間が確保できることから，時間余裕がある。
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重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（高圧・低圧注水機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
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 17 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，遠隔操作の失敗により，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。

東海第二発電所

備

考

操作条件の格納容器圧力逃がし装置等による格納容器減圧及び除熱操作は，事象発生の約 28 時間後に実施するものであり，準備時間が確保できることから，時間余裕がある。仮に，中央制御室からの遠隔操作に失敗し，現場操作にて第二弁の開操作を実施する場合には，格納容器ベント操作の開始が遅れることで，格納容器圧力 ・東海第二では，外挿評価により余裕時間を算出
は 0.31MPa[gage]から上昇するが，格納容器スプレイを停止した時点の格納容器圧
力約0.247MPa[gage]から0.310MPa[gage]到達までの時間が約1 時間であることから外挿すると，0.31MPa[gage]から 0.62MPa[gage]に到達するまでに 5 時間程度の時間余裕があり，現場操作に要する時間は 75 分程度であることから，時間余裕がある。
（添付資料 2.1.3，2.1.7，2.6.7）(4) まとめ(4) ま と め
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に
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
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。
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た。この結果，解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影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，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。
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
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作時間には時間余裕がある。
おいて，操作時間には時間余裕がある。
7.1.1.4 必要な要員及び資源の評価
2.1.4 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「高圧・低圧注水機能喪失」において，6 号及び 7 号炉同事故シーケンスグループ「高圧・低圧注水機能喪失」の重大事故等対策に必要な時の重大事故等対策時における事象発生 10 時間までに必要な要員は，「7.1.1.1(3) 炉
災害対策要員（初動）は，「2.1.1（3）炉心損傷防止対策」に示すとおり 19 名であ心損傷防止対策」に示すとおり 24 名である。
る。
「6.2 重大事故等対策時に必要な要員の評価結果」で説明している災害対策要員（初動）の 39 名で対処可能である。
「7.5.2 重大事故等対策時に必要な要員の評価結果」で説明している運転員，緊急また，必要な参集要員は，「2.1.1（3）炉心損傷防止対策」に示すとおり 5 名であ時対策要員等の 72 名で対処可能である。
り，参集要員 72 名に含まれることから対処可能である。
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。
(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「高圧・低圧注水機能喪失」において，必要な水源，燃料事故シーケンスグループ「高圧・低圧注水機能喪失」において，必要な水源，燃及び電源は，「7.5.1(2) 資源の評価条件」の条件にて評価している。その結果を以下
料及び電源は，「6.1(2) 資源の評価条件」の条件にて評価を行い，以下のとおりで
に示す。
ある。
a. 水源
ａ．水
源
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水及び代替格納容器スプレイ冷却系（常設）
常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水による格納容器スプレイについては，7 日間の対応を考慮すると，号炉あたり合計約操作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操作について
5,300m3 の水が必要となる。6 号及び 7 号炉の同時被災を考慮すると，合計約 10,600m3
は，7 日間の対応を考慮すると，合計約 5,350m３の水が必要となる。
の水が必要である。水源として，各号炉の復水貯蔵槽に約 1,700m3 及び淡水貯水池に水源として，代替淡水貯槽に 4,300m３及び西側淡水貯水設備に 4,300m３，合計
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重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（高圧・低圧注水機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
約 18,000m3 の水を保有している。これにより，6 号及び 7 号炉の同時被災を考慮しても，必要な水源は確保可能である。また，事象発生 12 時間以降に淡水貯水池の水を，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）により復水貯蔵槽へ給水することで，復水貯蔵槽を枯渇させることなく復水貯蔵槽を水源とした 7 日間の注水継続実施が可能となる。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。
なお，外部電源喪失を想定した場合でも同様の対応である。
b. 燃料
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，保守的に
事象発生直後からの可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）の運転を想定すると，7 日間の運転継続に号炉あたり約 15kL の軽油が必要となる。本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，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 の軽油が必要となる。5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備及びモニタリング・ポスト用発電機による電源供給については，事象発生直後からの運転を想定すると，7 日間の運転継続に合計約 13kL の軽油が必要となる（6 号及び 7 号炉合計約 1,549kL）。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 2,040kL）の軽油を保有しており，これらの使用が可能であることから，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による復水貯蔵槽への給水，
非常用ディーゼル発電機による電源供給，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
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，各号炉の非常用ディーゼル
発電機負荷に含まれることから，非常用ディーゼル発電機による電源供給が可能である。
また，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備及びモニタリング・ポス

東海第二発電所備

考３8,600m の水を保有しており，西側淡水貯水設備を水源とした可搬型代替注水中型
ポンプによる代替淡水貯槽への補給操作を行うことで，代替淡水貯槽を枯渇させることなく，7 日間の対応が可能である。
なお，外部電源喪失を想定した場合でも同様である。
（添付資料 2.1.4）

ｂ．燃料
外部電源喪失を想定した場合，事象発生直後から 7 日間の非常用ディーゼル発
電機，高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機及び常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 2 台）の運転を想定すると，非常用ディーゼル発電機については
約 484.0kL，高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機については約 130.3kL，常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 2 台）については約 141.2kL，合計で755.5kL の軽油が必要となる。軽油貯蔵タンクには約 800kL の軽油を保有していることから，非常用ディーゼル発電機，高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機及 ・柏崎刈羽は，以下の観点からモニタ
リングポストを記載しているもの
び常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 2 台）による 7 日間の電源供給と推察する。
の継続が可能である。
・燃料評価について，燃料は設備
可搬型代替注水中型ポンプ（1 台）による西側淡水貯水設備から代替淡水貯槽間で共用しており，緊対の燃料への補給について，事象発生直後から 7 日間の可搬型代替注水中型ポンプ（1 台）
消費量がプラント側の有効性評の運転を想定すると，約 6.0kL の軽油が必要となる。可搬型設備用軽油タンクに価に影響があるとして記載
は約 210kL の軽油を保有していることから，可搬型代替注水中型ポンプ（1 台）
・電源評価について，電源供給能による 7 日間の西側淡水貯水設備から代替淡水貯槽への補給の継続が可能であ力は直接影響はないが，燃料評る。
価を記載しているため合わせて
緊急時対策所用発電機による電源供給について，事象発生直後から 7 日間の緊記載
急時対策所用発電機の運転を想定すると，約 70.0kL の軽油が必要となる。緊急時
東海第二のモニタリングポストは，対策所用発電機燃料油貯蔵タンクに約 75kL の軽油を保有していることから，緊急時対策所用発電機による 7 日間の電源供給の継続が可能である。
非常用ディーゼル発電機又は常設（添付資料 2.1.5）
代替高圧電源装置から電気を供給可能な設計であり，個別で資源を消ｃ．電源
費する設備はないことから記載し
外部電源喪失を想定した場合，重大事故等対策時に必要な負荷のうち，非常用ていない。
ディーゼル発電機等からの電源供給を考慮する負荷については，非常用ディーゼ
ル発電機等の容量内に収まることから，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
常設代替交流電源設備からの電源供給を考慮する負荷については約 1,128kW で ・期待する設備の違いあるが，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19／49

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重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（高圧・低圧注水機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
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2,208kW であることから，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
緊急時対策所用発電機については，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
（添付資料 2.1.6）

7.1.1.5 結論
2.1.5 結論
事故シーケンスグループ「高圧・低圧注水機能喪失」では，高圧注水機能が喪失し，
事故シーケンスグループ「高圧・低圧注水機能喪失」では，高圧・低圧注水機能が
原子炉減圧には成功するが，低圧注水機能が喪失することで，原子炉水位の低下によ喪失することで，原子炉水位の低下が継続し，炉心損傷に至ることが特徴である。事り炉心が露出し，炉心損傷に至ることが特徴である。事故シーケンスグループ「高圧・ 故シーケンスグループ「高圧・低圧注水機能喪失」に対する炉心損傷防止対策として
低圧注水機能喪失」に対する炉心損傷防止対策としては，初期の対策として低圧代替
は，初期の対策として逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作及注水系（常設）及び逃がし安全弁による原子炉注水手段，安定状態に向けた対策としび常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水手段て代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却手段及び格納容器を整備し，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）を開維持す
圧力逃が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。
ることで常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による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，安定状態に向けた対策として
常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納
容器冷却手段及び格納容器圧力逃がし装置等による格納容器減圧及び除熱手段を整備している。
事故シーケンスグループ「高圧・低圧注水機能喪失」の重要事故シーケンス「過渡事故シーケンスグループ「高圧・低圧注水機能喪失」の重要事故シーケンス「過渡事象（給水流量の全喪失）＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗」について有効性
事象（給水流量の全喪失）＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗」について有効性評価を行評価を行った。
った。
上記の場合においても，逃がし安全弁による原子炉減圧，低圧代替注水系（常設）
上記の場合においても，逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧及による原子炉注水，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却， び常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水，常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より，炉心損
設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容
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
器冷却並びに格納容器圧力逃がし装置等による格納容器減圧及び除熱を実施するこ
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，評価項目をとで，炉心の著しい損傷を防止することができる。
満足している。また，安定状態を維持できる。
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
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，安定状態を維持することができる。
なお，格納容器圧力逃がし装置等の使用による敷地境界での実効線量は，周辺の公
なお，格納容器圧力逃がし装置等の使用による非居住区域境界及び敷地境界での実 ・同上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。
効線量は，周辺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の影響について確認した結果，運転員等操作時
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
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
れた場合でも一定の余裕がある。
合でも一定の余裕がある。
重大事故等対策に必要な要員は，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
水源，燃料及び電源を供給可能である。
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，事故シーケンスグループ「高圧・低圧注水機能喪失」において，以上のことから，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，格逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧及び常設低圧代替注水系ポン
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，選定しプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水，常設低圧代替注水系ポンプを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ープ
20／49

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機「高圧・低圧注水機能喪失」に対して有効である。

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

比較表（高圧・低圧注水機能喪失）
東海第二発電所

備

考

用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却並びに格納容器圧力逃がし装置等による格納容器減圧及び除熱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あることが確認でき，事故シーケンスグループ「高圧・低圧注水機能喪失」に対して有効である。

21／49

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

比較表（高圧・低圧注水機能喪失）
東海第二発電所

備

考

22／49

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

比較表（高圧・低圧注水機能喪失）
東海第二発電所

備

考

23／49

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

比較表（高圧・低圧注水機能喪失）
東海第二発電所

備

考

24／49

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（高圧・低圧注水機能喪失）
柏崎刈羽発電所６／７号機

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

備

考

25／49

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（高圧・低圧注水機能喪失）
東海第二発電所

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

備

考

26／49

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（高圧・低圧注水機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

備

考

27／49

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（高圧・低圧注水機能喪失）
東海第二発電所

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

備

考

28／49

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（高圧・低圧注水機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

備

考

29／49

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（高圧・低圧注水機能喪失）
東海第二発電所

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

備

考

30／49

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

比較表（高圧・低圧注水機能喪失）
東海第二発電所

備

考

31／49

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

比較表（高圧・低圧注水機能喪失）
東海第二発電所

備

考・KK67 においては再冠水過程を示すた
めにシュラウド内のみの水位を第7.1.1-7 図においては示しているが，東海第二ではシュラウド内外水
位で再冠水過程を十分確認できるためシュラウド内のみの図は不要と判断した。

32／49

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

比較表（高圧・低圧注水機能喪失）
東海第二発電所

備

考

33／49

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

比較表（高圧・低圧注水機能喪失）
東海第二発電所

備

考

34／49

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

比較表（高圧・低圧注水機能喪失）
東海第二発電所

備

考

35／49

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

比較表（高圧・低圧注水機能喪失）
東海第二発電所

備

考

36／49

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

比較表（高圧・低圧注水機能喪失）
東海第二発電所

備

考

37／49

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

比較表（高圧・低圧注水機能喪失）
東海第二発電所

備

考

38／49

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

比較表（高圧・低圧注水機能喪失）
東海第二発電所

備

考

39／49

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

比較表（高圧・低圧注水機能喪失）
東海第二発電所

備

考東海第二においてはより燃料被覆管
最高温度が高くなる「7.1.6 ＬＯＣＡ
時注水機能喪失」で同様の感度解析を実施している。

40／49

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

比較表（高圧・低圧注水機能喪失）
東海第二発電所

備

考

41／49

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

比較表（高圧・低圧注水機能喪失）
東海第二発電所

備考前ページと同じ

42／49

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

比較表（高圧・低圧注水機能喪失）
東海第二発電所

備考前ページと同じ

43／49

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

比較表（高圧・低圧注水機能喪失）
東海第二発電所

備考前ページと同じ

44／49

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

比較表（高圧・低圧注水機能喪失）
東海第二発電所

備

考

45／49

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

比較表（高圧・低圧注水機能喪失）
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
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

比較表（高圧・低圧注水機能喪失）
東海第二発電所

備

考

47／49

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

比較表（高圧・低圧注水機能喪失）
東海第二発電所

備考前ページと同じ

48／49

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

比較表（高圧・低圧注水機能喪失）
東海第二発電所

備

考

49／49

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（高圧注水・減圧機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考2.2 高圧注水・減圧機能喪失
7.1.2 高圧注水・減圧機能喪失
2.2.1 事故シーケンスグループの特徴，炉心損傷防止対策
7.1.2.1 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
・PRA の成功基準の違い
事故シーケンスグループ「高圧注水・減圧機能喪失」に含まれる事故シーケンス
事故シーケンスグループ「高圧注水・減圧機能喪失」に含まれる事故シーケンス
東海第二は逃がし安全弁 1 弁の開放としては，
「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「過渡事は，「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＋高圧（再閉鎖失敗を含む）にて原子炉減象＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗」，②「手動停止／サポート系喪失（手動停
注水失敗＋原子炉減圧失敗」，②「過渡事象＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋原子炉圧に成功するため，「逃がし安全弁止）＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗」及び③「サポート系喪失（自動停止）
減圧失敗」，③「通常停止＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗」，④「通常停止＋SRV 再
再閉鎖失敗」を含む事故シーケンス＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗」である。
閉失敗＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗」，⑤「サポート系喪失＋高圧注水失敗＋原は高圧・低圧注水機能喪失（TQUV）
子炉減圧失敗」及び⑥「サポート系喪失＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋原子炉減の事故シーケンスグループに分類
圧失敗」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
事故シーケンスグループ「高圧注水・減圧機能喪失」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，高圧注水機能が喪失し，かつ，原
子炉減圧機能（自動減圧機能）が喪失することを想定する。このため，原子炉注水ができず，逃がし安全弁による圧力制御（逃がし弁機能）に伴う蒸気流出により原
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，原子炉が減圧できず高圧のままで炉心損傷に至る
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，高圧注水機能又は原子炉減圧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。
ここで，高圧注水・減圧機能喪失が生じた際の状況を想定すると，事象発生後，重大事故等対処設備によって高圧注水を実施して炉心損傷を防止する場合よりも，高圧注水に期待せず，設計基準事故対処設備による原子炉減圧にも失敗した後に，重大事故等対処設備によって原子炉を減圧し，低圧注水に移行して炉心損傷を防止する場合の方が，原子炉の減圧により原子炉圧力容器内の保有水量が減少し，原子炉水位がより早く低下することから，事故対応として厳しいと考えられる。このことから，本事故シーケンスグループにおいては，高圧注水機能に期待せず，原子炉減圧機能に対する対策の有効性を評価することとする。なお，高圧注水及び原子炉
減圧機能喪失が生じ，重大事故等対処設備の注水手段としては高圧注水のみに期待する事故シーケンスとして，全交流動力電源喪失時の直流電源喪失があり，「7.1.3.3
全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋直流電源喪失」において主に高圧
代替注水系の有効性を確認している。
したがって，本事故シーケンスグループでは，代替自動減圧ロジックを用いた逃がし安全弁による原子炉減圧を行い，原子炉減圧後に残留熱除去系（低圧注水モー(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

・文章表現に多少の違いはあるが，実事故シーケンスグループ「高圧注水・減圧機能喪失」は，運転時の異常な過渡変態として相違点はない。
化又は設計基準事故（原子炉冷却材喪失事故を除く。
）の発生後，高圧注水機能が喪失するとともに，原子炉減圧機能（自動減圧機能）も喪失することで原子炉へ注水する機能が喪失することを想定する。このため，原子炉圧力制御に伴い原子炉圧力容器内の蒸気が流出し，保有水量が減少することで原子炉水位が低下し，緩和措置が取られない場合には，原子炉水位の低下が継続し，炉心が露出することで炉心損傷に至る。
本事故シーケンスグループは，低圧注水機能は維持されるが高圧注水機能が喪失するとともに原子炉が高圧のまま減圧できないため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，重大事故等対処設備の有効性評価としては，高圧注水
機能又は原子炉減圧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。高圧注水・減圧機能喪失が発生した場合，重大事故等対処設備により高圧の原
子炉注水を実施する方が，より早期に原子炉注水を開始することが可能となり，原子炉水位の低下が小さくなることで評価項目に対する余裕は大きくなる。また，高 ・重大事故等対処設備の高圧注水機能
圧の原子炉注水を実施した場合でも，中長期的にはサプレッション・プール熱容量に期待した場合の事象進展につい制限に到達した時点で原子炉を減圧して低圧の原子炉注水に移行するため，事象進ては，中長期的に熱容量制限で減圧
展は同じとなる。このため，本事故シーケンスグループに対しては，代表として原して低圧の原子炉注水に移行する
子炉減圧機能に対する重大事故等対処設備の有効性を確認することとする。
ため本事故シーケンスと同じとなることを説明。なお，東海第二でも
柏崎刈羽と同様にＴＢＵシーケンスにおいては高圧代替注水系に期待した評価としており，また，本事
故シーケンスについては低圧注水
以上により，本事故シーケンスグループでは，代替の原子炉自動減圧機能により機能に対する重大事故等対処設備
原子炉を減圧し低圧注水機能を用いて原子炉へ注水することにより炉心損傷の防止の有効性を確認しているという点
1／38

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（高圧注水・減圧機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
ド）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，残留熱除去
系（原子炉停止時冷却モード及びサプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）
による原子炉圧力容器及び原子炉格納容器除熱を実施する。

東海第二発電所を図るとともに，最終的な熱の逃がし場へ熱の輸送を行うことによって除熱を行い格納容器破損の防止を図る。

備

考で実態として違いはない。

(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「高圧注水・減圧機能喪失」における機能喪失に対して，
事故シーケンスグループ「高圧注水・減圧機能喪失」において，炉心が著しい損
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，初期の対策として過渡時自 ・東海第二では TQUX の機能喪失状態を踏まえ，低圧 ECCS4 台に期待した策として代替自動減圧ロジックを用いた逃がし安全弁による原子炉減圧手段及び残動減圧機能を用いた逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉自動減圧並びに低留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水手段を整備し，安定状態に向けた
圧炉心スプレイ系及び残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水手段を整備し， 有効性評価を実施している。なお，
残留熱除去系（低圧注水系）1 台の対策として，逃がし安全弁を開維持することで，残留熱除去系（低圧注水モード）
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）を開維持することでみに期待した場合の感度解析も合による炉心冷却を継続する。また，原子炉格納容器の健全性を維持するため，安定
低圧炉心スプレイ系に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
わせて実施している。
状態に向けた対策として残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード及びサプレッショ
るため，安定状態に向けた対策として，残留熱除去系（サプレッション・プール冷ン・チェンバ・プール水冷却モード）による原子炉圧力容器及び原子炉格納容器除却系）による格納容器除熱手段を整備する。対策の概略系統図を第 2.2－1 図に，対熱手段を整備する。これらの対策の概略系統図を第 7.1.2－1 図から第 7.1.2－2 図
応手順の概要を第 2.2－2 図に示すとともに，対策の概要を以下に示す。また，重大に,手順の概要を第 7.1.2－3 図に示すとともに，重大事故等対策の概要を以下に示事故等対策における手順と設備との関係を第 2.2－1 表に示す。
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 7.1.2－1 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，6 号及び 7 号炉同時本事故シーケンスグループにおける重要事故シーケンスにおいて必要な要員は， ・プラント基数，設備設計及び運用の違いにより必要要員数は異なるが，の重大事故等対策に必要な要員は，中央制御室の運転員及び緊急時対策要員で構成
災害対策要員（初動）10 名である。
タイムチャートにより要員の充足され，合計 16 名である。その内訳は次のとおりである。中央制御室の運転員は，災害対策要員（初動）の内訳は，当直発電長 1 名，当直副発電長 1 名，運転操作性は確認される。
当直長 1 名（6 号及び 7 号炉兼任），
当直副長 2 名，
運転操作対応を行う運転員 8 名
対応を行うための当直運転員 4 名，指揮，通報連絡を行うための災害対策要員（指である。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
揮者等）4 名である。
要員は 5 名である。必要な要員と作業項目について第 7.1.2－4 図に示す。
必要な要員と作業項目について第 2.2-3 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，作業項目を重要事
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，16 名で対処可能である。
故シーケンスと比較し必要な要員数を確認した結果，災害対策要員（初動）10 名で対処可能である。
a. 原子炉スクラム確認
ａ．原子炉スクラムの確認
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
運転時の異常な過渡変化又は設計基準事故（原子炉冷却材喪失事故を除く。
）がを確認する。
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原子炉スクラムの確認に必要な計装設備は，平均出力領域計装等である。
ある。
ｂ．高圧注水機能喪失の確認
原子炉スクラム後，原子炉水位の低下が継続し，原子炉水位異常低下（レベルb. 高圧注水機能喪失確認
２）設定点に到達したが，高圧炉心スプレイ系及び原子炉隔離時冷却系が自動起原子炉スクラム後，原子炉水位は低下し続け，原子炉水位低（レベル 2）で原子動していないことを確認し，中央制御室からの遠隔操作によりこれらの系統の手
炉隔離時冷却系，原子炉水位低（レベル 1.5）で高圧炉心注水系の自動起動信号が動起動を試みるが，これにも失敗したことを確認する。また，主蒸気隔離弁が閉発生するが全て機能喪失していることを確認する。
止し，逃がし安全弁（安全弁機能）により原子炉圧力が制御されるとともに，再高圧注水機能喪失を確認するために必要な計装設備は，各系統の流量指示等であ循環系ポンプがトリップしたことを確認する。
る。
高圧注水機能喪失の確認に必要な計装設備は，各系統の流量等である。
原子炉水位は更に低下し，原子炉水位低（レベル 1）で残留熱除去系（低圧注水モード）が自動起動する。
2／38

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（高圧注水・減圧機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

c. 代替自動減圧ロジック動作確認
原子炉水位低（レベル 1）到達の 10 分後及び残留熱除去系ポンプ運転時に代替自動減圧ロジックにより，逃がし安全弁 4 個が自動で開放し，原子炉が急速減圧される。
原子炉急速減圧を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位及び原子炉圧力である。

d. 残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水
代替自動減圧ロジックを用いた逃がし安全弁による原子炉急速減圧により，原子炉圧力が残留熱除去系（低圧注水モード）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。
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。
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。

e. 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
残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉水位維持を確認後，異なる残留熱

東海第二発電所

備考ｃ．高圧代替注水系の起動操作（解析上考慮しない）
高圧注水機能喪失の確認後，一連の操作として，中央制御室からの遠隔操作に ・東海第二では，解析上考慮しない操作も含め，手順に従い必ず実施するより高圧代替注水系の系統構成及び起動操作を実施し，原子炉注水を開始するこ
操作を記載とで原子炉水位が回復することを確認する。なお，高圧代替注水系による原子炉
注水は，解析上考慮しない。
高圧代替注水系の起動操作に必要な計装設備は，高圧代替注水系系統流量等である。
ｄ．低圧炉心スプレイ系等の自動起動の確認
原子炉水位異常低下（レベル１）信号により低圧炉心スプレイ系及び残留熱除去系（低圧注水系）3 系統が自動起動する。
低圧炉心スプレイ系等の自動起動の確認に必要な計装設備は，原子炉水位（広帯域），原子炉水位（燃料域），低圧炉心スプレイ系吐出圧力等である。
外部電源が喪失している場合は，非常用ディーゼル発電機等が自動起動し，非常用母線に電源を供給する。
ｅ．原子炉自動減圧の確認
原子炉水位異常低下（レベル１）信号発信の 10 分後，かつ低圧炉心スプレイ系
又は残留熱除去系（低圧注水系）の吐出圧力が確立されている場合，過渡時自動減圧機能により逃がし安全弁（自動減圧機能）2 個が自動開放することで原子炉が減圧される。
原子炉自動減圧の確認に必要な計装設備は，原子炉水位（広帯域），原子炉水位（燃料域），原子炉圧力等である。
原子炉水位が燃料有効長頂部に到達した場合は，炉心損傷がないことを継続的 ・運転手順に従い，ＴＡＦに到達した
場合は，炉心損傷がないことを確認に確認する。
する旨を記載炉心損傷がないことを継続的に確認するために必要な計装設備は，格納容器雰
囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）及び格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）である。
ｆ．原子炉水位の調整操作（低圧炉心スプレイ系）
過渡時自動減圧機能及び逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉自動減圧により，原子炉圧力が低圧炉心スプレイ系又は残留熱除去系（低圧注水系）の吐出圧力を下回ると，原子炉注水が開始され，原子炉水位が回復したことを確認する。
原子炉水位回復後は，低圧炉心スプレイ系により原子炉水位を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の間で維持する。
原子炉水位の調整操作（低圧炉心スプレイ系）に必要な計装設備は，原子炉水位（広帯域），原子炉水位（燃料域），低圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力，残留熱除去系ポンプ吐出圧力等である。
ｇ．残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッション・プー
ル冷却操作
サプレッション・プール水温度が 32℃以上で，かつ低圧炉心スプレイ系により
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重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（高圧注水・減圧機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
除去系によるサプレッション・チェンバ・プール水冷却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・プール水冷却モード）の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。

東海第二発電所

考

原子炉水位が維持可能であることを確認した後，残留熱除去系（低圧注水系）を
残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）に切り替えることでサプレッション・プール冷却を開始する。
残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッション・プー
ル冷却操作に必要な計装設備は，サプレッション・プール水温度等である。
・東海第二では，残留熱除去系の原子
炉停止時冷却モードを使用した場
合の長期的な安全状態の維持に関する定量評価は，「添付資料 2.1.1（別紙１）安定状態の維持について」において提示

f. 残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）運転
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）の運転により，サプレッション・チェンバ・プール水温が静定することを確認後，サプレッション・
チェンバ・プール水冷却モード運転以外の残留熱除去系を原子炉停止時冷却モード
運転に切り替える。これにより原子炉は冷温停止状態に移行する。
残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）の運転を確認するために必要な計装設備は，残留熱除去系熱交換器入口温度等である。
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。

備以降，炉心冷却は低圧炉心スプレイ系を用いた原子炉注水により継続的に実施し，格納容器除熱は残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）により継続的に実施する。また，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）に切り替え，冷温停止状態とする。

7.1.2.2 炉心損傷防止対策の有効性評価
2.2.2 炉心損傷防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法(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，「6.2
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，「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，逃がし安全弁再閉失敗を観点で厳しい給水流量の全喪失を選定）を起因事象とする「過渡事象（給水流量の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）＋高圧注水失敗＋原全喪失）＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗」である。
子炉減圧失敗」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，沸騰遷移，
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
向流，気液熱非平衡及び三次元効果，原子炉圧力容器における冷却材放出（臨界流・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・ボイド
差圧流），沸騰・凝縮・ボイド率変化，気液分離（水位変化）
・対向流及びＥＣＣＳ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），ECCS 注水
注水（給水系及び代替注水設備含む）並びに格納容器における格納容器各領域間の（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，気液界面の熱伝達，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，サプレッション・プ
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，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，原子炉圧力，原子炉水位，燃料被覆管温度，格納容器圧力，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
格納容器雰囲気温度等の過渡応答を求める。なお，本有効性評価では，ＳＡＦＥＲ ・東海第二では燃料被覆管温度の評価
MAAP により原子炉圧力，原子炉水位，燃料被覆管温度，格納容器圧力，格納容器温コードによる燃料被覆管温度の評価結果は，ベストフィット曲線の破裂判断基準に
度等の過渡応答を求める。
結果が破裂判断基準に対して十分
対して十分な余裕があることから，燃料被覆管温度が高温となる領域において，燃な余裕があることからＣＨＡＳＴ
料棒やチャンネルボックスの幾何学的配置を考慮した詳細な輻射熱伝達計算を行う
Ｅコードによる詳細評価は実施し4／38

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重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（高圧注水・減圧機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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。
(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 7.1.2－2
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析条件を以下に示す。
a. 事故条件(a) 起因事象
起因事象として，給水流量の全喪失が発生するものとする。
(b) 安全機能の喪失に対する仮定
高圧注水機能として原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系，原子炉減圧機能として自動減圧系の機能が喪失するものとする。
(c) 外部電源
外部電源は使用できるものとする。
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力が高く維持され，原子炉水位の低下が早いため，炉心冷却上厳しくなる。

b. 重大事故等対策に関連する機器条件(a) 原子炉スクラム信号
原子炉スクラムは，原子炉水位低（レベル 3）信号によるものとする。

(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プ 6 台を自動停止するものとする。
(c) 原子炉減圧機能
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，逃がし安全弁による原子炉手動減圧に失敗することを想定する。代替自動減圧ロジックを用いた自動減圧機能付き逃がし安全弁による東海第二発電所
ことで燃料被覆管温度をＳＡＦＥＲコードよりも低めに評価するＣＨＡＳＴＥコー
ドは使用しない。
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。

備考ないことを明記しているが，本事故
シーケンスで使用する解析コードに違いはない。

(2) 有効性評価の条件
本重要事故シーケンスに対する主要な解析条件を第 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析条件を以下に示す。
ａ．事故条件(a) 起因事象
起因事象として，給水流量の全喪失が発生するものとする。
(b) 安全機能の喪失に対する仮定
高圧注水機能として高圧炉心スプレイ系及び原子炉隔離時冷却系，原子炉減圧機能として自動減圧系の機能喪失を想定する。
(c) 外部電源
外部電源はあるものとする。
外部電源がある場合，原子炉スクラムは，原子炉水位低（レベル３）信号にて発生し，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）信号にて発生する。このため，原子炉スクラムまでは原子炉出力が高く維持され，原子炉水位の低下が大きくなることで，炉心の冷却の観点で厳しくなる。なお，
運転員等操作においては，外部電源喪失についても考慮する。
ｂ．重大事故等対策に関連する機器条件(a) 原子炉スクラム
原子炉スクラムは，原子炉水位低（レベル３）信号によるものとする。
(b) 主蒸気隔離弁
主蒸気隔離弁は，原子炉水位異常低下（レベル２）信号により閉止するものとする。
(c) ＡＴＷＳ緩和設備（代替再循環系ポンプトリップ機能）
ＡＴＷＳ緩和設備（代替再循環系ポンプトリップ機能）は，原子炉水位異常 ・設備設計の違い
低下（レベル２）信号により再循環系ポンプを全台トリップさせるものとする。
(d) 逃がし安全弁
逃がし安全弁（安全弁機能）にて原子炉冷却材圧力バウンダリの過度の圧力上昇を抑制するものとする。また，過渡時自動減圧機能は，原子炉水位異常低下（レベル１）設定点到達から 10 分後に作動し，逃がし安全弁（自動減圧機能）
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重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（高圧注水・減圧機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
原子炉減圧は，原子炉水位低（レベル 1）到達から 10 分後に開始し，自動減圧機能
付き逃がし安全弁 4 個により原子炉減圧する。容量として，1 個あたり定格主蒸気
流量の約 5%を処理するものとする。

(d) 残留熱除去系（低圧注水モード）
原子炉水位低（レベル 1）到達後，残留熱除去系（低圧注水モード）が自動起動
し， 逃がし安全弁による原子炉減圧後に， 954m3/h（0.27MPa[dif]において）にて
原子炉注水する。

(e) 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及び原子炉停止時
冷却モード）
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
温又は原子炉冷却材温度 52℃，海水温度 30℃において）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。
(a) 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）運転操作は，原子炉水位高（レベル 8）を確認後，開始する。

(b) 残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）運転操作は，原子炉圧力が 0.93MPa[gage]まで低下したことを確認後，事象発生 12 時間後に開始する。
(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東海第二発電所備

考

2 個により原子炉を自動で減圧するものとし，容量として 1 個当たり定格主蒸気 ・設備設計の違い
流量の約 6％を処理するものとする。
(e) 低圧炉心スプレイ系
原子炉水位異常低下（レベル１）信号で自動起動し，過渡時自動減圧機能及 ・東海第二では TQUX の機能喪失状態を踏まえ，低圧 ECCS4 台に期待したび逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉自動減圧後に，機器設計上の最３
３
有効性評価を実施している。なお，
小要求値である最小流量特性（注水流量：0m ／h～1,561m ／h，注水圧力：※
残留熱除去系（低圧注水系）1 台の0MPa[dif] ～1.99MPa[dif]において）で原子炉へ注水するものとする。また，
みに期待した場合の感度解析も合
原子炉水位が原子炉水位高（レベル８）設定点まで回復した以降は，原子炉水わせて実施している。
位を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の範囲に維持する。
※ MPa[dif]…原子炉圧力容器と水源との差圧（以下同様）(f) 残留熱除去系（低圧注水系）
原子炉水位異常低下（レベル１）信号で 3 系統が自動起動し，過渡時自動減圧機能及び逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉自動減圧後に，1 台当たり機器設計上の最小要求値である最小流量特性（注水流量：0m３／h～1,676m３／h，注水圧力：0MPa[dif]～1.55MPa[dif]）で原子炉へ注水するものとする。
また，原子炉水位が原子炉水位高（レベル８）設定点まで回復し，低圧炉心ス
プレイ系のみにより原子炉水位の維持が可能な場合は，注水を停止する。
(g) 残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）
自動起動した残留熱除去系（低圧注水系）のうち，1 系統を残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）に切り替えるものとする。
伝熱容量は，熱交換器の設計性能に基づき 1 基当たり約 43MW（サプレッショ ・設備設計の違い
ン・プール水温度 100℃，海水温度 32℃において）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) 残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッション・プ
ール冷却操作は，原子炉水位の制御範囲（原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点）及び切替えに要する時間を考慮し， ・東海第二では，Ｌ８到達後に操作に原子炉水位高（レベル８）設定点到達の 5 分後に実施する。
要する時間を考慮して設定
・東海第二では，残留熱除去系の原子
炉停止時冷却モードを使用した場
合の長期的な安全状態の維持に関(3) 有効性評価の結果
する定量評価は，「添付資料 2.1.1
本重要事故シーケンスにおける原子炉圧力，原子炉水位（シュラウド内外水位）（別紙１）安定状態の維持につい※，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て」において提示
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重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（高圧注水・減圧機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
有水量の推移を第 7.1.2－5 図から第 7.1.2－10 図に，燃料被覆管温度，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 7.1.2－11 図から第 7.1.2－16 図に，格納容器圧力，格納容器温度，
サプレッション・チェンバ・プール水位及び水温の推移を第 7.1.2－17 図から第7.1.2－20 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，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いる。
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。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するが，原子炉水位低（レベル 2）で原子炉隔離
時冷却系の起動に失敗し，原子炉水位低（レベル 1.5）で高圧炉心注水系の起動に失敗し，原子炉水位低（レベル 1）で残留熱除去系（低圧注水モード）が起動する。
原子炉水位低（レベル 1）到達の 10 分後に代替自動減圧ロジックにより，逃がし安全弁 4 個が開き，原子炉が急速減圧される。原子炉減圧後に，残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水が開始される。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。主蒸気隔離弁は，原子炉水位低（レベル 1.5）で全閉する。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は低下し，有効燃料棒頂部を下回るが，残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水が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，残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水により，燃料の露出と冠水を繰り返すため，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，原子炉水位

東海第二発電所備

考移を第 2.2－4 図から第 2.2－8 図に，燃料被覆管温度，燃料被覆管最高温度発生位
置における熱伝達係数，燃料被覆管最高温度発生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イド率の推移及び燃料被覆管破裂が発生した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 2.2－9
図から第 2.2－14 図に，格納容器圧力，格納容器雰囲気温度，サプレッション・プ
ール水位及びサプレッション・プール水温度の推移を第 2.2－15 図から第 2.2－18
図に示す。
※ 炉心冷却の観点ではシュラウド内水位に着目し，運転員操作の観点ではシュ
ラウド外水位に着目するためシュラウド内外水位を合わせて示している。なお，シュラウド内は炉心部で発生するボイドを含む水位であることから，原子炉水位が低下する過程ではシュラウド外水位と比較して高めの水位を示す。

ａ．事象進展給水流量の全喪失が発生することで原子炉水位は低下し，原子炉水位低（レベル３）信号により原子炉がスクラムする。原子炉水位が原子炉水位異常低下（レベル２）設定点まで低下すると，主蒸気隔離弁の閉止及び再循環系ポンプトリッ
プが発生するとともに，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 ・評価条件，運用・設備設計，事象進信号が発信するが，機器故障等により自動起動及び手動起動に失敗する。
展等に違いに起因する記載の相違
事象発生の約 21 分後に原子炉水位が原子炉水位異常低下（レベル１）設定点にはあるが，実態として記載内容に違到達すると，低圧炉心スプレイ系及び残留熱除去系（低圧注水系）3 系統が自動いはない。
起動するとともに，過渡時自動減圧機能の作動タイマーが作動し，この 10 分後，事象発生の約 31 分後に過渡時自動減圧機能により逃がし安全弁（自動減圧機能）
2 個が自動開放し，原子炉が自動減圧される。原子炉減圧を開始すると，原子炉
冷却材の流出により原子炉水位は低下し，燃料有効長頂部を下回るが，原子炉圧力が低下し低圧炉心スプレイ系等による原子炉注水が開始されると，原子炉水位が回復し炉心は再冠水する。
燃料被覆管最高温度発生位置のボイド率は，原子炉減圧による原子炉圧力の低下に伴い上昇する。熱伝達係数は，燃料被覆管最高温度発生位置が露出し，核沸騰冷却から蒸気冷却に移行することで低下する。原子炉圧力が低下し，低圧炉心スプレイ系等による原子炉注水流量が増加することで炉心が再冠水すると，ボイド率は低下し，熱伝達係数が上昇することで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
圧力の変化に伴い増減する。
炉心が再冠水した以降は，残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）に
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重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（高圧注水・減圧機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

及び原子炉圧力の変化に伴い変化する。また，炉心が再冠水した以降は，残留熱除去系を用いた原子炉圧力容器及び原子炉格納容器除熱手順に従い，冷温停止状態に移行することができる。

よる格納容器除熱を実施することで，格納容器圧力及び雰囲気温度は安定又は低下傾向となる。

b. 評価項目等
燃料被覆管の最高温度は，第 7.1.2－11 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 761℃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 7.1.2－5 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）を考慮しても，約 7.82MPa[gage]以下であり，最高使用圧力の 1.2 倍（10.34MPa[gage]）を十分下回る。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，約 0.07MPa[gage]及び約 101℃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。

ｂ．評価項目等
燃料被覆管温度は，第 2.2－9 図に示すとおり，低圧炉心スプレイ系等による原子炉注水により原子炉水位が回復するまでの期間は，一時的な炉心の露出に伴い上昇し，事象発生の約 41 分後に最高温度の約 711℃に到達するが，評価項目である 1,200℃を下回る。燃料被覆管の最高温度は，高出力燃料集合体で発生している。また，燃料被覆管の酸化量は，酸化反応が著しくなる前の燃料被覆管厚さの1％以下であり，評価項目である 15％を下回る。
原子炉圧力は，第 2.2－4 図に示すとおり，逃がし安全弁（安全弁機能機能）の作動により，約 7.79MPa[gage]以下に維持される。このため，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容器底部圧力との差（0.3MPa程度）を考慮しても，約 8.09MPa[gage]以下であり，評価項目である最高使用圧
力の 1.2 倍（10.34MPa[gage]）を下回る。
格納容器圧力は，第 2.2－15 図に示すとおり，原子炉圧力容器で発生した蒸気が格納容器内に放出されることによって，事象発生後に上昇傾向が継続するが，事象発生の約 41 分後に残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッション・プール冷却操作を実施することにより上昇が抑制され，崩壊熱が残留熱除去系の除熱能力を下回った以降に低下傾向となる。このため，格納容器
バウンダリにかかる圧力は，事象発生の約 17 時間後に最高値の約 0.04MPa[gage]となり，評価項目である最高使用圧力の 2 倍（0.62MPa[gage]）を下回る。
格納容器雰囲気温度は，第 2.2－16 図に示すとおり，事象発生の約 128 時間後に最高値の約 90℃となり，以降は低下傾向となっていることから，格納容器バウ
ンダリにかかる温度は，評価項目である 200℃を下回る。
第 2.2－5 図に示すように，低圧炉心スプレイ系による原子炉注水を継続することで，炉心の冠水状態が維持され，炉心冷却が維持される。また，第 2.2－15 図及び第 2.2－16 図に示すように，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を実施することで，高温停止での安定状態が確立する。
（添付資料 2.2.1）
安定状態が確立した以降は，機能喪失している設備の復旧に努めるとともに，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）により冷温停止状態とする。
以上により，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。

第 7.1.2－6 図に示すとおり，残留熱除去系（低圧注水モード）による注水継続
により炉心が冠水し，炉心の冷却が維持される。

その後は，12 時間後に残留熱除去系による原子炉圧力容器及び原子炉格納容器除熱を開始することで安定状態が確立し，また，安定状態を維持できる。
本評価では，「6.2.1.2 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。

備

考2.2.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
7.1.2.3 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は，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
8／38

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（高圧注水・減圧機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機に与える影響，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。高圧注水・減圧機能喪失では，高圧注水機能及び原子炉減圧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，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）運転操作とする。

東海第二発電所備

考に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。

本重要事故シーケンスでは，高圧注水・減圧機能喪失に伴い原子炉水位が低下する
ため，低圧炉心スプレイ系及び残留熱除去系（低圧注水系）が自動起動した後に過渡時自動減圧機能により原子炉が自動減圧し炉心を冷却すること並びに残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）による格納容器除熱操作を実施することが特徴である。よって，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，残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッション・プール冷却操作とする。
(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 解本重要事故シーケンスにおいて不確かさの影響評価を実施する重要現象は，「1.7
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
不確かさの影響評価は以下のとおりである。
の不確かさの影響評価の結果を以下に示す。
a. 運転員等操作時間に与える影響
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，沸騰遷移及び気液熱非平衡の不確かさとして，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
解析コードは実験結果の燃料被覆管温度に比べて最大 50℃程度高めに評価するこ
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って，実際の燃料棒表面での熱伝達は大きくなることで，燃料被覆管温度は低くくなり燃料被覆管温度は低くなるが，原子炉注水は代替自動減圧ロジックを用いたなるが，事象初期の原子炉注水は低圧炉心スプレイ系等の自動起動及び過渡時自逃がし安全弁による原子炉減圧及び残留熱除去系の自動起動により行われ，燃料被動減圧機能による原子炉自動減圧により確保され，燃料被覆管温度を操作開始の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，運転員等操作起点とする運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
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化反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
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，燃料被覆管温度を
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，高めに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るが，事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（冠水後の流量調整操作）
象初期の原子炉注水は低圧炉心スプレイ系等の自動起動及び過渡時自動減圧機能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。
による原子炉自動減圧により確保され，燃料被覆管温度を操作開始の起点とする
運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
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
伝導，気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モ
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（格納容器の熱水力デル）は HDR 実験解析では区画によって格納容器温度を十数℃程度，格納容器圧力モデル）はＨＤＲ実験解析において区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃程
を１割程度高めに評価する傾向を確認しているが，BWR の格納容器内の区画とは異度，格納容器圧力を 1 割程度高めに評価する傾向が確認されているが，ＢＷＲの格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認においては不確かさが小さくなるものと推定され，全体としては格納容器圧力及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び雰囲気温度の傾向を適切に再現できており，また，格納容器圧力及び雰囲気温
及び温度の傾向を適切に再現できており，また，格納容器圧力及び温度を操作開始
度を操作開始の起点とする運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与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
える影響はない。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ない。また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確か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
挙動は測定データと良く一致することを確認しており，その差異は小さく，また，ータと良く一致することを確認しており，その差異は小さく，また，格納容器圧力9／38

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（高圧注水・減圧機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

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

格納容器圧力及び雰囲気温度を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
（添付資料 2.2.2）

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。
原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）は HDR 実験解析では区画によって格納容器温度を十数℃程度，格納容器圧力を１割程度高めに評価する傾向を確認しているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認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さにおいては，CSTF 実験解析により格納容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認していることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

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，沸騰遷移及び気液熱非平衡の不確かさとして，
解析コードは実験解析において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，有効性評価解析において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，燃料被覆管温度を高く評価することから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導並びに気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）はＨＤＲ実験解析において区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃程
度，格納容器圧力を 1 割程度高めに評価する傾向が確認されているが，ＢＷＲの格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系
においては不確かさが小さくなるものと推定され，全体としては格納容器圧力及び雰囲気温度の傾向を適切に再現できていることから，評価項目となるパラメー
タに与える影響は小さい。また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，ＣＳＴＦ実験解析により格納容器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 2.2.2）(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
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 7.1.2－2 表に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件とした場合の影響を評価する。
また，解析条件の設定に当たっては，評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなるような設定があることから，その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられる項目に関する影響評価の結果を以下に示す。

(2) 解析条件の不確かさの影響評価
ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，第 2.2－2 表に示すとおりであり，これらの条件設定を設計値等の最確条件とした場合の影響を評価する。解析条件の設定に当たっては，設計値を用いるか又は評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなるよう保守的な設定をしていることから，この中で事象進展に有意な影響を与える可能性がある項目について，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
初期条件の燃料棒最大線出力密度は，解析条件で設定した 44.0kW／m に対して最確条件は約 33kW／m～約 41kW／m であり，最確条件とした場合は燃料被覆管
温度の上昇が緩和されるが，事象初期の原子炉注水は低圧炉心スプレイ系等の自動起動及び過渡時自動減圧機能による原子炉自動減圧により確保され，燃料(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 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，原子炉注水は代替自動減圧ロジックを用いた逃がし安全弁
による原子炉減圧及び残留熱除去系の自動起動により行われ，燃料被覆管温度を操

備

考

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重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（高圧注水・減圧機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
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 に対応したものとしており，その最確条件は平均的燃焼度約 30GWd/t であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなる
ため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉水位の低下は緩和され，また，炉心露出後の燃料被覆管温度の上昇は緩和され，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなることから，格納容器圧力及び温度の上昇が遅くなるが，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）への移行は冠水後の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。

初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積（ウェットウェル）の空間部及び液相部，サプレッション・チェンバ・プール水位，格納容器圧力及び格納容器温度は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，事象進展に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
事故条件の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。
機器条件の残留熱除去系（低圧注水モード）は，解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復は早くなる。冠水後の操作として冠水維持可能な注水量に制御するが，注水後の流量調整操作であることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
(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 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ことから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd/t に対応したものとしており，その最確条件は平均的燃焼度約 30GWd/t であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなる
ため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉水位の低下は緩和され，また，炉心露出後の燃料被覆管温度の上昇は緩和され，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なく

東海第二発電所

備

考

被覆管温度を操作開始の起点とする運転員等操作はないことから，運転員等操
作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件で設定した燃焼度 33GWd／t に対して最確条件は燃焼度 33GWd／t 以下であり，最確条件とした場合は解析条件で設定している崩壊熱と同等以下となる。燃焼度 33GWd／t の場合は，解析条件と最確条件は同等であることから，運転員等操作時間に与える影響はない。また，燃焼度 33GWd／t 未満の場合は，原子炉からサプレッション・プールに流出する蒸気量が減少することで，原子炉水位の低下は遅くなり，燃料被覆管温度の上昇は緩和されるが，事象初期の原子炉注水は低圧炉心スプレイ系等の自動起動及び過渡時自動減圧機能による原子炉自動減圧により確保されることから，運転員等操作時間に与える影響はない。また，同様に格納容器圧力及び雰
囲気温度並びにサプレッション・プール水位及びサプレッション・プール水温
度の上昇が遅くなるが，これらのパラメータを操作開始の起点とする運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量及びドライウェル雰囲気温度
は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，事象進展に与える影響
は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
事故条件の外部電源の有無については，起因事象発生から原子炉スクラム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，外部電源ありを想定している。外部電源がない場合でも，非常用母線は非常用ディーゼル発電機等から自動的に受電されることで低圧炉心スプレイ系等の電源は確保されるため，運転員等操作時間に与える影響はない。
機器条件の低圧炉心スプレイ系及び残留熱除去系（低圧注水系）は，最確条件とした場合，おおむね注水開始後の原子炉水位の回復が早くなることから，
炉心冷却達成後に実施する残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッション・プール冷却操作の開始は早くなる。
（添付資料 2.2.2）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の燃料棒最大線出力密度は，解析条件で設定した 44.0kW／m に対して最確条件は約 33kW／m～約 41kW／m であり，最確条件とした場合は燃料被覆管
温度の上昇が緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件で設定した燃焼度 33GWd／t に対して最確条件は燃焼度 33GWd／t 以下であり，最確条件とした場合は解析条件で設定している崩壊熱と同等以下となる。燃焼度 33GWd／t の場合は，解析条件と最確条件は同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。また，33GWd／t 未満の場合は，原子炉からサプレッション・プールに流
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重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（高圧注水・減圧機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
なり，格納容器圧力及び温度の上昇が遅くなることから，評価項目となるパラメー
タに対する余裕は大きくなる。

初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積（ウェットウェル）の空間部及び液相部，サプレッション・チェンバ・プール水位，格納容器圧力及び格納容器温度は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，事象進展に与える影響は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
事故条件の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り，炉心露出時間も短くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。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。
機器条件の残留熱除去系（低圧注水モード）は，解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復が早くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

b. 操作条件
操作条件の不確かさとして，操作の不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，「操
作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の 6 要因に分類し，これらの要因が運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転員等操作時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価し，評価結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
操作条件の残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）運
転操作は，解析上の操作開始時間として原子炉水位高（レベル 8）到達後（事象発生から約 60 分後）を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，複数の残留熱除去系を用いて低圧注水モードによる原子炉水位維持操作とサプレッショ
ン・チェンバ・プール水冷却モードの運転操作を同じ運転員が行うことから，サプ
レッション・チェンバ・プール水冷却モードの操作開始時間は変動し得るが，その時間は短く，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）の不確かさにより操作開始時間は早まる可能性があるが，中央制御室で行う操作であることから，他の操作に与える影響はない。

東海第二発電所

備

考

出する蒸気量が減少することで，原子炉水位の低下は遅くなり，炉心露出後の燃料被覆管温度の上昇は緩和される。また，同様に格納容器圧力及び雰囲気温度並びにサプレッション・プール水位及びサプレッション・プール水温度の上昇は遅くなることから，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，炉心流量及びドライウェル雰囲気温度
は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，事象進展に与える影響
は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
事故条件の外部電源の有無については，起因事象発生から原子炉スクラム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，外部電源ありを想定している。外部電源がない場合は，外部電源喪失に伴い原子炉スクラム，再循環系ポンプトリップ等が発生するため，外部電源がある場合と比較して原子炉水位の低下は緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
機器条件の低圧炉心スプレイ系及び残留熱除去系（低圧注水系）は，最確条件とした場合，おおむね注水開始後の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。
（添付資料 2.2.2）
ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作に係る不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の 6 要因に分類し，これらの要因が運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転員
等操作時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価する。
評価結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
操作条件の残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッ
ション・プール冷却操作は，解析上の操作開始時間として原子炉水位高（レベル８）設定点到達（事象発生から約 36 分）から 5 分後を設定している。運転員
等操作時間に与える影響として，不確かさ要因により操作開始時間に与える影
響はなく，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等となる。本操作は，
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，操作開始時間は早くなる可能性があるが，並列して実施する場合がある操作とは異なる当直
運転員による対応が可能であることから，この他の操作に与える影響はない。
（添付資料 2.2.2）

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重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（高圧注水・減圧機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）運
転操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

東海第二発電所

備考(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッ
ション・プール冷却操作は，運転員等操作時間に与える影響として，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，実態の操作開始時間は
解析上の操作開始時間よりも早くなる可能性があるが，この場合には，格納容器除熱の開始が早くなることで格納容器圧力及び雰囲気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対する余裕は大きくなる。
（添付資料 2.2.2）(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，評価項目となるパラ
操作開始時間の遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認し，そメータに対して，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。
の結果を以下に示す。
操作条件の残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッショ
操作条件の残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）運ン・プール冷却操作は，事象発生の約 41 分後に実施するものであり，仮に運転操作
転操作については，サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード運転開始までが遅れる場合でも，格納容器圧力が常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容の時間は事象発生から約 60 分後であり，操作開始が遅れる場合においても，格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作の実施基準である 279kPa［gage］ ・東海第二では，ＲＨＲによる格納容器圧力が 0.31MPa[gage]に到達するまでの時間は，事象進展が同様となる「7.1.1 高器除熱が遅れた場合の操作時間余に到達するまでの時間は，高圧注水機能が喪失し低圧での代替原子炉注水を実施す
圧・低圧注水機能喪失」に示すとおり約 17 時間であり，約 16 時間以上の時間余裕裕として，代替スプレイの実施基準
るために原子炉を減圧することから格納容器への熱負荷の観点では本重要事故シーがある。また，原子炉格納容器の限界圧力 0.62MPa［gage］に至るまでの時間は，（279kPa[gage]）到達までの時間余
ケンスと同様であり，また低圧注水機能喪失を想定することから残留熱除去系によ
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・過裕を評価している。ベント実施基準
る崩壊熱除去機能喪失も想定するため格納容器圧力の上昇が継続する「2.1 高圧・
温破損）」においても事象発生約 38 時間後であり，約 37 時間以上の時間余裕がある。
（310kPa[gage]）までの操作時間余低圧注水機能喪失」に示すとおり事象発生から約 14 時間後であり，準備時間が確保
裕はこれより大きくなるが，いずれできることから，時間余裕がある。
にしても 10 時間以上の時間余裕が（添付資料 2.2.2）確保されていることから，実態として違いはない(4) まとめ(4) ま と め
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認した。その結果，解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間には時間余裕がある。

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認した。この結果，解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間には時間余裕がある。

7.1.2.4 必要な要員及び資源の評価
2.2.4 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「高圧注水・減圧機能喪失」において，6 号及び 7 号炉事故シーケンスグループ「高圧注水・減圧機能喪失」において重大事故等対策に同時の重大事故等対策時における必要な要員は，「7.1.2.1(3)炉心損傷防止対策」に必要な災害対策要員（初動）は，「2.2.1(3) 炉心損傷防止対策」に示すとおり 10示すとおり 16 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」で説名である。
「6.2 重大事故等対策時に必要な要員の評価結果」で説明している災害
13／38

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（高圧注水・減圧機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所明している運転員，緊急時対策要員等の 72 名で対処可能である。
(2) 必要な資源の評価
事故シーケンスグループ「高圧注水・減圧機能喪失」において，必要な水源，燃料及び電源は，「7.5.1(2) 資源の評価条件」の条件にて評価している。その結果を以下に示す。
a. 水源
残留熱除去系（低圧注水モード）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ため，7 日間の注水継続実施が可能である。なお，外部電源喪失を想定した場合でも同様の対応である。

対策要員（初動）の 39 名で対処可能である。
(2) 必要な資源の評価
事故シーケンスグループ「高圧注水・減圧機能喪失」において，必要な水源，燃料及び電源は，「6.1(2) 資源の評価条件」の条件にて評価を行い，以下のとおりで
ある。
ａ．水
源
低圧炉心スプレイ系による原子炉注水操作，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（サプレッション・プール冷却系）による格
納容器除熱操作については，サプレッション・チェンバを水源とすることから，水源が枯渇することはなく，7 日間の対応が可能である。
なお，外部電源喪失を想定した場合でも同様である。

b. 燃料
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，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 の軽油が必要となる。5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備及びモニタリン
グ・ポスト用発電機による電源供給については，事象発生直後からの運転を想定す
ると，7 日間の運転継続に合計約 13kL の軽油が必要となる（6 号及び 7 号炉合計約
1,519kL）。
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 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，非常用ディーゼル発電機による電源供給，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
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，各号炉の非常用ディーゼル発電機負荷に含まれることから，非常用ディーゼル発電機による電源供給が可能である。
また，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備及びモニタリング・ポ
スト用発電機についても，必要負荷に対しての電源供給が可能である。

備

考

ｂ．燃
料
外部電源喪失を想定した場合，事象発生直後から 7 日間の非常用ディーゼル発
電機，高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機及び常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 2 台）の運転を想定すると，非常用ディーゼル発電機については
約 484.0kL，高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機については約 130.3kL，常設代 ・柏崎刈羽は，以下の観点からモニタ
替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 2 台）については約 141.2kL，合計でリングポストを記載しているもの
755.5kL の軽油が必要となる。軽油貯蔵タンクには約 800kL の軽油を保有していと推察する。
ることから，非常用ディーゼル発電機，高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機及・燃料評価について，燃料は設備
び常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 2 台）による 7 日間の電源供給間で共用しており，緊対の燃料の継続が可能である。
消費量がプラント側の有効性評
緊急時対策所用発電機による電源供給について，事象発生直後から 7 日間の緊価に影響があるとして記載
急時対策所用発電機の運転を想定すると，約 70.0kL の軽油が必要となる。緊急時
・電源評価について，電源供給能対策所用発電機燃料油貯蔵タンクに約 75kL の軽油を保有していることから，緊急力は直接影響はないが，燃料評時対策所用発電機による 7 日間の電源供給の継続が可能である。
価を記載しているため合わせて（添付資料 2.2.4）
記載
東海第二のモニタリングポストは，
ｃ．電源
非常用ディーゼル発電機又は常設代
外部電源喪失を想定した場合，重大事故等対策時に必要な負荷のうち，非常用
替高圧電源装置から電気を供給可能
ディーゼル発電機等からの電源供給を考慮する負荷については，非常用ディーゼな設計であり，個別で資源を消費す
ル発電機等の容量内に収まることから，必要負荷に対しての電源供給が可能である設備はないことから記載していなる。
い。
常設代替交流電源設備からの電源供給を考慮する負荷については約 938kW であるが，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2,208kW であることから，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
緊急時対策所用発電機については，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
（添付資料 2.2.5）
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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（高圧注水・減圧機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所備

考2.2.5 結論
7.1.2.5 結論
事故シーケンスグループ「高圧注水・減圧機能喪失」では，高圧注水機能及び原事故シーケンスグループ「高圧注水・減圧機能喪失」では，高圧注水機能及び原子子炉減圧機能が喪失することで，原子炉水位の低下により炉心が露出し，炉心損傷
炉減圧機能が喪失することで，原子炉水位の低下が継続し，炉心損傷に至ることが特に至ることが特徴である。事故シーケンスグループ｢高圧注水・減圧機能喪失｣に対徴である。事故シーケンスグループ「高圧注水・減圧機能喪失」に対する炉心損傷防する炉心損傷防止対策としては，初期の対策として代替自動減圧ロジックを用いた止対策としては，初期の対策として過渡時自動減圧機能を用いた逃がし安全弁（自動逃がし安全弁による原子炉減圧手段，残留熱除去系（低圧注水モード）による原子減圧機能）による原子炉自動減圧及び低圧炉心スプレイ系並びに残留熱除去系（低圧
炉注水手段，安定状態に向けた対策として残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード注水系）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，逃がし安全及びサプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）による原子炉圧力容器及び弁（自動減圧機能）を開維持することで低圧炉心スプレイ系による炉心冷却を継続す
原子炉格納容器除熱手段を整備している。
る。また，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，残留熱除去系による格納容器除熱手段を整備している。
事故シーケンスグループ｢高圧注水・減圧機能喪失｣の重要事故シーケンス「過渡事故シーケンスグループ「高圧注水・減圧機能喪失」の重要事故シーケンス「過渡事象（給水流量の全喪失）＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗」について有効性評価
事象（給水流量の全喪失）＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗」について有効性評を行った。
価を行った。
上記の場合においても，過渡時自動減圧機能を用いた逃がし安全弁（自動減圧機能）
上記の場合においても，代替自動減圧ロジックを用いた逃がし安全弁による原子
による原子炉自動減圧及び低圧炉心スプレイ系等による原子炉注水並びに残留熱除炉減圧，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（原子
去系（サプレッション・プール冷却系）による格納容器除熱を実施することで，炉心炉停止時冷却モード及びサプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）によるの著しい損傷を防止することができる。
原子炉圧力容器及び原子炉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。
また，安定状態を維持できる。
解析コード及び解析条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操作時間に与える影響及び評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
重大事故等対策時に必要な要員は，運転員及び緊急時対策要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
以上のことから，代替自動減圧ロジックを用いた逃がし安全弁による原子炉減圧，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（原子炉停止時
冷却モード及びサプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）による原子炉圧
力容器及び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「高圧注水・減
圧機能喪失」に対して有効である。

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
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，安定状態を維持することができる。
解析コード及び解析条件の不確かさの影響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，事故シーケンスグループ「高圧注水・減圧機能喪失」において，過渡時自動減圧機能を用いた逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉自動減圧及
び低圧炉心スプレイ系等による原子炉注水並びに残留熱除去系（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性であることが確認でき，事故シーケンスグループ「高圧注水・減圧機能喪失」に対して有効である。

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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

比較表（高圧注水・減圧機能喪失）
東海第二発電所

備

考

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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

比較表（高圧注水・減圧機能喪失）
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（高圧注水・減圧機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

備

考

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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（高圧注水・減圧機能喪失）
東海第二発電所

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

備

考

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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（高圧注水・減圧機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

備

考

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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（高圧注水・減圧機能喪失）
東海第二発電所

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

備

考

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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

比較表（高圧注水・減圧機能喪失）
東海第二発電所

備

考

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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

比較表（高圧注水・減圧機能喪失）
東海第二発電所

備

考・KK67 においては再冠水過程を示すた
めにシュラウド内のみの水位を示しているが，東海第二ではシュラウド内
外水位で再冠水過程を十分確認できるためシュラウド内のみの図は不要と判断した。

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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

比較表（高圧注水・減圧機能喪失）
東海第二発電所

備

考

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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

比較表（高圧注水・減圧機能喪失）
東海第二発電所

備

考

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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

比較表（高圧注水・減圧機能喪失）
東海第二発電所

備

考

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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

比較表（高圧注水・減圧機能喪失）
東海第二発電所

備

考

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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

比較表（高圧注水・減圧機能喪失）
東海第二発電所

備

考

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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

比較表（高圧注水・減圧機能喪失）
東海第二発電所

備

考

29／38

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

比較表（高圧注水・減圧機能喪失）
東海第二発電所

備

考

30／38

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

比較表（高圧注水・減圧機能喪失）
東海第二発電所

備

考

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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

比較表（高圧注水・減圧機能喪失）
東海第二発電所

備考前ページと同じ

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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

比較表（高圧注水・減圧機能喪失）
東海第二発電所

備考前ページと同じ

33／38

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

比較表（高圧注水・減圧機能喪失）
東海第二発電所

備

考

34／38

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

比較表（高圧注水・減圧機能喪失）
東海第二発電所

備

考

35／38

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

比較表（高圧注水・減圧機能喪失）
東海第二発電所

備

考

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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

比較表（高圧注水・減圧機能喪失）
東海第二発電所

備

考

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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

比較表（高圧注水・減圧機能喪失）
東海第二発電所

備考前ページと同じ

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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（長期ＴＢ）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考

2.3 全交流動力電源喪失
7.1.3 全交流動力電源喪失
2.3.1 全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）
7.1.3.1 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）
2.3.1.1 事故シーケンスグループの特徴，炉心損傷防止対策
7.1.3.1.1 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(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（長期ＴＢ）」に含まれる事故シー ・東海第二は２Ｃ／２ＤのＤＧとＨＰ
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）
」に含ま
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「外部電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，「全
ＣＳのＤＧがわかれているため表
源喪失＋ＤＧ失敗＋ＨＰＣＳ失敗（ＲＣＩＣ成功）」及び②「サポート系喪失（直流交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）（蓄電池枯渇後 RCIC 停止）」である。
現が異なるが，実態として相違はな
電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗＋ＨＰＣＳ失敗（ＲＣＩＣ成功）」である。
い。
(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）」では，全交流動力電源喪失後，原子炉隔離時冷却系が自動起動し，設計基準事故対処設備として期待する期間は運転を継続するものの，その期間を超えた後に蓄電池の直流電源供給能力が枯渇して原子炉隔離時冷却系に期待できなくなることを想定する。このため，逃がし安全弁による圧力制御に伴う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。

(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
・文章表現に多少の違いはあるが，実事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）」は，原子炉の出力運態として相違点はない。
転中に全交流動力電源喪失が発生し，蒸気駆動の原子炉隔離時冷却系が自動起動し設計基準事故対処設備として期待する期間は運転を継続するものの，その期間を超えた後に蓄電池の直流電源供給能力の枯渇により機能喪失することで，原子炉へ注水する機能が喪失することを想定する。このため，原子炉圧力制御に伴い原子炉圧力容器内の蒸気が流出し，保有水量が減少することで原子炉水位が低下し，緩和措置が取られない場合には，原子炉水位の低下が継続し，炉心が露出することで炉心損傷に至る。
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，直流電源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，直流電が枯渇した以降の原子炉圧力容器内への注水機能を喪失したことによって炉心損傷源の枯渇により蒸気駆動の原子炉注水機能も喪失することで炉心損傷に至る事故シ
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，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としては，直流直流電源及び交流電源供給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
電源及び交流動力電源の供給機能に対する重大事故等対処設備並びに交流動力電源 ・東海第二では原子炉隔離時冷却系のられる。
を必要としない重大事故等対処設備に期待することが考えられる。
水源をサプレッション・プールとししたがって，本事故シーケンスグループでは，所内蓄電式直流電源設備から電源を以上により，本事故シーケンスグループでは，一定期間の蓄電池からの給電を確ていることから，サプレッション・
給電した原子炉隔離時冷却系による原子炉注水によって事象発生 24 時間後まで炉心保し蒸気駆動の原子炉注水機能を用いた原子炉注水により原子炉水位を維持し，そプール水温上昇により原子炉隔離を冷却し，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），の後，原子炉圧力容器を強制的に減圧し，可搬型の原子炉注水機能を用いて原子炉時冷却系の運転継続ができなくな
低圧代替注水系（常設）による注水の準備が完了したところで逃がし安全弁の手動開へ注水することによって炉心損傷の防止を図る。また，可搬型の格納容器冷却機能る前に，交流電源に依存しない可搬操作により原子炉を減圧し，原子炉減圧後に残留熱除去系（低圧注水モード）によりを用いて格納容器冷却を実施するとともに，代替の交流電源供給機能により交流動型設備による原子炉注水を実施し，力電源を復旧し，最終的な熱の逃がし場へ熱の輸送を行うことによって除熱を行い， 同じポンプを用いて格納容器スプ
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，代替原子炉補機冷却系を
格納容器破損の防止を図る。
介した残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード），格納容器圧力逃がし装置及びレイも実施する。また，可搬型設備
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。
による格納容器スプレイを実施することから，交流電源の復旧を想定(3) 炉心損傷防止対策(3) 炉心損傷防止対策する 24 時間後まで，格納容器圧力事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）」において，炉心が著
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）」におけは，格納容器ベント実施基準に到達
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，初期の対策として所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しない。
内常設直流電源設備，原子炉隔離時冷却系，逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動するため，初期の対策として原子炉隔離時冷却系による原子炉注水手段を整備し，安による原子炉減圧及び可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）
定状態に向けた対策として，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（自設）による炉心冷却を継続する。また，原子炉格納容器の健全性を維持するため，安1／55

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（長期ＴＢ）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
定状態に向けた対策として代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（格納容器ス
プレイ冷却モード），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整備する。これらの対策の概略系統図を第 7.1.3.1－1 図から第 7.1.3.1－4 図に，手順の概要を第 7.1.3.1－5 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 7.1.3.1－1 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 時間までの 6 号及び 7 号炉同時の重大事故等対策に必要な要員は，中央制御室の運転員及び緊急時対策要員で構成され，合計 28 名である。その内訳は次のとおりである。中央制
御室の運転員は，当直長 1 名（6 号及び 7 号炉兼任），当直副長 2 名，運転操作対応を行う運転員 12 名である。発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等を行う
緊急時対策本部要員は 5 名，緊急時対策要員（現場）は 8 名である。
また，事象発生 10 時間以降に追加で必要な要員は，代替原子炉補機冷却系作業等を行うための参集要員 46 名である。

必要な要員と作業項目について第 7.1.3.1－6 図に示す。

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る。これにより所内高圧系統（6.9kV）の母線が使用不能となり，全交流動力電源喪失に至る。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とを確認する。
原子炉のスクラムを確認するために必要な計装設備は，平均出力領域モニタ等である。
b. 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，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。

東海第二発電所備

考

動減圧機能）を開維持することで常設代替高圧電源装置からの給電後に残留熱除去
系（低圧注水系）により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，安定状態に向けた対策として，可搬型代替注水中型ポンプを用い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手段並びに常設代替高圧電源装
置からの給電後の残留熱除去系（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）による格納容器除熱手段を整備する。対策の概略系
統図を第 2.3.1－1 図に，対応手順の概要を第 2.3.1－2 図に示すとともに，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ける手順と設備との関係を第 2.3.1－1 表に示す。
本事故シーケンスグループにおける重要事故シーケンスにおいて必要な要員は， ・プラント基数，設備設計及び運用の違いにより必要要員数は異なるが，災害対策要員（初動）24 名及び参集要員 6 名である。
タイムチャートにより要員の充足
災害対策要員（初動）の内訳は，当直発電長 1 名，当直副発電長 1 名，運転操作性は確認される。
対応を行うための当直運転員 5 名，指揮，通報連絡を行うための災害対策要員（指揮者等）4 名及び現場操作を行うための重大事故等対応要員 13 名である。
参集要員の内訳は，タンクローリによる燃料給油操作を行うための重大事故等対応要員 2 名，可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）に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 名並びに可搬型代替注水
中型ポンプを用い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 2.3.1－3 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，作業項目を重要事 （・柏崎刈羽 6，7 号炉では本事故シ
故シーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，災害対策要員（初動）24 名
ーケンスグループ内の事故シーケ
及び参集要員 6 名で対処可能である。
ンスが一つのため，その他の事故シａ．原子炉スクラム及び全交流動力電源喪失の確認
ーケンスに関する記載がない）
外部電源が喪失するとともに，非常用ディーゼル発電機等が全て機能喪失することで，全交流動力電源喪失となり，原子炉がスクラムしたことを確認する。また，主蒸気隔離弁が閉止し，逃がし安全弁（安全弁機能）により原子炉圧力が制御されるとともに，再循環系ポンプが停止したことを確認する。
原子炉スクラム及び全交流動力電源喪失の確認に必要な計装設備は，平均出力
領域計装，原子炉圧力等である。
ｂ．原子炉隔離時冷却系の自動起動の確認
原子炉水位が原子炉水位異常低下（レベル２）設定点に到達した時点で原子炉隔離時冷却系が自動起動したことを確認する。
原子炉隔離時冷却系の自動起動の確認に必要な計装設備は，原子炉水位（広帯域），原子炉水位（燃料域），原子炉隔離時冷却系系統流量等である。
ｃ．原子炉水位の調整操作（原子炉隔離時冷却系）
原子炉隔離時冷却系の起動により原子炉注水が開始され，原子炉水位が回復したことを確認する。また，原子炉水位回復後は，原子炉水位を原子炉水位低（レ2／55

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（長期ＴＢ）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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，代替原子炉補機冷却系，低圧代替
注水系（常設）の準備を開始する。

d. 直流電源切替え
原子炉隔離時冷却系で使用している直流電源の枯渇を防止するため，事象発生から

東海第二発電所

備考ベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の間で維持する。
原子炉水位の調整操作（原子炉隔離時冷却系）に必要な計装設備は，原子炉水位（広帯域），原子炉水位（燃料域）等である。
ｄ．早期の電源回復不能の確認
全交流動力電源喪失の確認後，中央制御室からの遠隔操作により外部電源の受電及び非常用ディーゼル発電機等の起動ができず，非常用母線の電源回復ができない場合，早期の電源回復不能と判断する。これにより，常設代替高圧電源装置
による非常用母線の受電準備操作を開始する。
ｅ．可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）の起動準備操作
全交流動力電源喪失に伴う低圧注水機能喪失の確認後，可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水準備を開始する。原子
炉建屋内の現場操作にて原子炉注水に必要な系統構成を実施し，屋外の現場操作にて可搬型代替注水中型ポンプの準備，ホース敷設等を実施後にポンプ起動操作を実施する。
ｆ．逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作
サプレッション・プール水温度がサプレッション・プール熱容量制限（原子炉 ・東海第二では，運転手順に従い S/P
熱容量制限に到達し，可搬型設備のが高圧の場合は 65℃）に到達したことを確認し，可搬型代替注水中型ポンプを用準備が完了した時点で，低圧代替注
いた低圧代替注水系（可搬型）の起動準備操作が完了した後に，中央制御室から水系（可搬型）による原子炉注水にの遠隔操作により逃がし安全弁（自動減圧機能）7 個を手動開放し，原子炉減圧移行する。
を実施する。
逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作に必要な計装設備
は，原子炉圧力等である。
原子炉水位が燃料有効長頂部に到達した場合は炉心損傷がないことを継続的に確認する。
炉心損傷がないことを継続的に確認するために必要な計装設備は，格納容器雰
囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）及び格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）である。
ｇ．原子炉水位の調整操作（低圧代替注水系（可搬型））
逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作により，原子炉圧力が可搬型代替注水中型ポンプの吐出圧力を下回ると，原子炉注水が開始され，原子炉水位が回復したことを確認する。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）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の間で維持する。また，原子炉圧力の低下により原子炉隔離時冷却系が停止したことを確認する。
原子炉水位の調整操作（低圧代替注水系（可搬型））に必要な計装設備は，原子炉水位（広帯域），原子炉水位（燃料域），低圧代替注水系原子炉注水流量等である。
ｈ．直流電源の負荷切離操作
早期の電源回復不能の確認後，中央制御室内及び現場にて所内常設直流電源設 ・直流電源の枯渇防止のため，柏崎 6/7
3／55

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（長期ＴＢ）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
8 時間経過するまでに所内蓄電式直流電源設備切替え（蓄電池 A から蓄電池 A-2 に切り替え）を実施する。事象発生から，19 時間経過するまでに所内蓄電式直流電源
設備切替え（蓄電池 A-2 から AM 用直流 125V 蓄電池に切り替え）を実施することにより 24 時間にわたって直流電源の供給を行う。なお，所内蓄電式直流電源設備の切替え操作を実施する際には，時間的裕度を確保するため，原子炉水位高（レベル 8）近傍まで原子炉水位を上昇させた後，原子炉隔離時冷却系を停止し，切替え操作を実施する。

東海第二発電所
備の不要な負荷の切離しを実施することにより 24 時間後までの蓄電池による直流電源供給を確保する。

備

考号では直流電源設備の切り替え，東海第二では，直流電源の負荷切離しを実施する。
・東海第二では，不要負荷の切離時にRCIC の停止は不要

ｉ．可搬型代替注水中型ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）に ・東海第二では，運転手順に従い，格
納容器圧力 279kPa[gage]到達時による格納容器冷却操作
代替格納容器スプレイ冷却系（可搬
全交流動力電源喪失に伴い崩壊熱除去機能を喪失しているため，格納容器圧力型）を用いた格納容器スプレイを実及び雰囲気温度が上昇する。格納容器圧力が 279kPa[gage]に到達した場合又はド施する。
ライウェル雰囲気温度がドライウェル設計温度である 171℃に近接した場合は，現場操作にて可搬型代替注水中型ポンプを用い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を実施する。また，同じ可搬型代替注水中型ポンプを用いて原子炉注水を継続する。
可搬型代替注水中型ポンプを用い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操作に必要な計装設備は，ドライウェル圧力，サプレッション・
チェンバ圧力，低圧代替注水系格納容器スプレイ流量，サプレッション・プール
水位等である。
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
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。
f. 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，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）による原子炉注水の準備として，中央制御室からｊ．常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作
外部電源喪失の確認後，中央制御室からの遠隔操作により常設代替高圧電源装 ・東海第二では，運転手順に従い，常置から緊急用母線を受電する。
設代替高圧電源装置からの給電に
4／55

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（長期ＴＢ）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機の遠隔操作により残留熱除去系ポンプ 1 台を手動起動する。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）による原子炉注水の準備が完了した後，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。
g. 残留熱除去系（低圧注水モード）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,原子炉圧力が残留熱除去系（低圧注水モード）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。
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である。
h. 残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）による原子炉格納容器除熱
原子炉水位を原子炉水位高（レベル 8）まで上昇させた後，中央制御室からの遠隔操作により残留熱除去系を低圧注水モードから格納容器スプレイ冷却モード（ドライ
ウェル側のみ）に切り替えるとともに，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除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（格納容器スプレイ冷却モード）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，残留熱除去系系統流量等である。
i. 低圧代替注水系（常設）による原子炉注水
残留熱除去系の低圧注水モードから格納容器スプレイ冷却モード（ドライウェル側のみ）への切替え後は，低圧代替注水系（常設）を用いて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。
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 A 系代替注水流量）等である。
以降，炉心冷却及び原子炉格納容器除熱は，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系により継続的に行う。

7.1.3.1.2 炉心損傷防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法
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を除く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）（蓄電池枯渇後 RCIC 停

東海第二発電所
常設代替高圧電源装置による緊急用母線受電操作に必要な計装設備は，緊急用
Ｍ／Ｃ電圧である。

備考より残留熱除去系海水系を起動する。

ｋ．常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電準備操作
早期の電源回復不能の確認後，中央制御室及び現場にて常設代替高圧電源装置
による非常用母線の受電準備操作を実施する。
ｌ．常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電操作
常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作及び非常用母線の受電準備操作の完了後，中央制御室からの遠隔操作により常設代替高圧電源装置から緊急用母線を介して非常用母線を受電する。
常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電操作に必要な計装設備は，Ｍ／Ｃ ２Ｃ及びＭ／Ｃ ２Ｄ電圧である。
ｍ．残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水操作並びに残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）又は残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）による格納容器除熱操作
常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電操作の完了後，残留熱除去系海水系の起動操作を実施する。その後，可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代
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系（可搬型）による格納容器冷却を停止し，残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水並 ・可搬型設備による原子炉注水及び格びに残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）又は残留熱除去系（サプレッション・
納容器スプレイは，RHR と配管を共プール冷却系）による格納容器除熱を実施する。
有している。このため，RHR インサ
残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水並びに残留熱除去系（格納容器
ービス前に可搬型設備による注水
スプレイ冷却系）又は残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）による格納を停止する運用としている。
容器除熱操作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等である。
以降，炉心冷却は残留熱除去系（低圧注水系）を用いた原子炉注水により原子炉
水位を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の間で維持することで継続的に実施し，格納容器除熱は，原子炉注水の停止期間中に残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）又は残留熱除去系（サプレッション・プー
ル冷却系）により実施する。また，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）に切り替 ・東海第二では残留熱除去系が機能喪
え，冷温停止状態とする。
失していないシーケンスグループ
について冷温停止まで示している。
2.3.1.2 炉心損傷防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法
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，「1.2
評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，外部電源喪失を起因事象とし，全ての非常用ディーゼル発電機等が機能喪失することで原子炉隔離時冷却系を除く
注水機能が喪失する「外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋ＨＰＣＳ失敗（ＲＣＩＣ成功）」で
5／55

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（長期ＴＢ）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
止）」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・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），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。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 7.1.3.1－2
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特有の解析条件を以下に示す。
a. 事故条件(a) 起因事象
起因事象として，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。
(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失するものとする。
(c) 外部電源
外部電源は使用できないものと仮定する。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(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。

東海第二発電所備考ある。
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，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，気液熱非平衡及び三次元効果，原子炉圧力容器における冷却材放出（臨界流・
差圧流），沸騰・凝縮・ボイド率変化，気液分離（水位変化）
・対向流及びＥＣＣＳ
注水（給水系及び代替注水設備含む）並びに格納容器における格納容器各領域間の流動，気液界面の熱伝達，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，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，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等の過渡応答を求める。なお，本有効性評 ・東海第二では燃料被覆管温度の評価
結果が破裂判断基準に対して十分価では，ＳＡＦＥＲコードによる燃料被覆管温度の評価結果は，ベストフィット曲
な余裕があることからＣＨＡＳＴ
線の破裂判断基準に対して十分な余裕があることから，燃料被覆管温度が高温とな
Ｅコードによる詳細評価は実施しる領域において，燃料棒やチャンネルボックスの幾何学的配置を考慮した詳細な輻ないことを明記しているが，本事故
射熱伝達計算を行うことで燃料被覆管温度をＳＡＦＥＲコードよりも低めに評価す
シーケンスで使用する解析コード
るＣＨＡＳＴＥコードは使用しない。
に違いはない。
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。
(2) 有効性評価の条件
本重要事故シーケンスに対する主要な解析条件を第 2.3.1－2 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特有の解析条件を以下に示す。
ａ．事故条件(a) 起因事象
起因事象として，送電系統又は所内主発電設備の故障等によって，外部電源が喪失するものとする。
(b) 安全機能の喪失に対する仮定
全ての非常用ディーゼル発電機等の機能喪失を想定し，全交流動力電源喪失を想定する。
(c) 外部電源起因事象として，外部電源が喪失することを想定している。

ｂ．重大事故等対策に関連する機器条件(a) 原子炉スクラム
原子炉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6／55

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（長期ＴＢ）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備考

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考慮せず，原子炉水位低（レベル３）信号により原子炉スクラムするものとする。
(b) 主蒸気隔離弁
主蒸気隔離弁は，外部電源喪失により制御電源である原子炉保護系電源が喪失し，閉止するものとする。

(b) 原子炉隔離時冷却系
原子炉隔離時冷却系は，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。

(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し安全弁（2 個）を使用するものとし，容量として，1 個あたり定格主蒸気流量の約 5%を処理するものとする。
(d) 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）は事象発生から 24 時間後に手動起動し，954m3/h（0.27MPa[dif]において）の流量で注水するものとする。

(c) 再循環系ポンプ
再循環系ポンプは，外部電源喪失により駆動電源が喪失し，全台停止するものとする。
(d) 逃がし安全弁
逃がし安全弁（安全弁機能）にて原子炉冷却材圧力バウンダリの過度の圧力上昇を抑制するものとする。また，原子炉減圧には，逃がし安全弁（自動減圧機能）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 6％を処理するものとする。
（添付資料 2.3.1.1）(e) 原子炉隔離時冷却系
原子炉水位異常低下（レベル２）信号により自動起動し，136.7m３／h（原子 ・設備設計の違い
炉圧力 1.04MPa[gage]～7.86MPa[gage]において）の流量で原子炉へ注水するものとする。原子炉水位が原子炉水位高（レベル８）設定点まで回復した以降は，原子炉水位を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）
設定点の範囲に維持する。また，原子炉減圧時の可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉水位回復性能を確認する観点で，原子炉減圧と同時に注水を停止する。
・東海第二では，原子炉圧力が高めに維持され，原子炉減圧操作時に原子炉圧力が所定の圧力に到達するま
での時間が遅くなるため，事象発生初期において高圧注水機能が喪失(f) 残留熱除去系（低圧注水系）
残留熱除去系ポンプ 1 台を使用するものとし，非常用母線の受電が完了した
し低圧注水機能を用いて原子炉注３３※後に手動起動し，0m ／h～1,676m ／h（0MPa[dif] ～1.55MPa[dif]において）水を実施する事故シーケンスにおの流量で原子炉へ注水するものとする。伝熱容量は，熱交換器の設計性能に基いては，評価項目に対して厳しい条
づき 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℃
件となる安全弁機能を設定していにおいて）とする。なお，原子炉水位を原子炉水位低（レベル３）設定点からる。
原子炉水位高（レベル８）設定点の間で維持しつつ，原子炉注水の停止期間中 ・設備設計の違いに格納容器スプレイ又はサプレッション・プール冷却を実施するものとする。
※ MPa[dif]…原子炉圧力容器と水源との差圧（以下同様）(e) 残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）
7／55

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（長期ＴＢ）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
逃がし安全弁による原子炉減圧後，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手動起動し，954m3/h にて原子炉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 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。
(f) 低圧代替注水系（常設）
残留熱除去系の低圧注水モードから格納容器スプレイ冷却モード（ドライウェル側のみ）への切替え後に，約 90m3/h にて崩壊熱相当量で原子炉注水し，その後は炉心を冠水維持する。

東海第二発電所

備考(g) 低圧代替注水系（可搬型）
可搬型代替注水中型ポンプ 2 台を使用するものとし，注水流量は，原子炉注
水のみを実施する場合は，機器設計上の最小要求値である最小流量特性（注水
流量：0m３／h～110m３／h，注水圧力：0MPa[dif]～1.4MPa[dif]）とし，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，50m３／h（一定）を用いるものとする。また，原子炉水位が原子炉水位高（レベル８）設定点まで回復した以降は，原子炉水位を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の範囲に維持し，交流動力電源復旧後の事象発生から 24 時間 5分後に停止する。

(g) 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。

(h) 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) 代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）
低圧代替注水系（可搬型）と同じ可搬型代替注水中型ポンプ 2 台を使用するものとし，スプレイ流量は，運転手順に基づき 130m３／h（一定）を用いるものとする。また，格納容器圧力が 217kPa[gage]に到達した場合に停止し，279kPa[gage]に到達した場合に再開し，交流動力電源復旧後の事象発生から 24
時間 5 分後に停止する。
(i) 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）
残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水を停止している期間に 1.9×10
３ ３m ／h の流量で格納容器へスプレイするものとし，そのうち 95％をドライウェ
ルへ，5％をサプレッション・チェンバへ分配するものとする。なお，格納容器
スプレイ実施中に格納容器圧力が 13.7kPa[gage]に到達した時点でサプレッション・プール冷却運転に切り替える。
伝熱容量は，熱交換器の設計性能に基づき 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。

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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（長期ＴＢ）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
c. 重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件として，「6.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。
(a) 交流電源は 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) 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。

(c) 逃がし安全弁による原子炉急速減圧操作は，事象発生から 24 時間後に開始する。

(d) 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。
(e) 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 24 時間後に開始する。
(f) 低圧代替注水系（常設）起動操作は，事象発生から 24 時間後に開始する。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。
(g) 代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）の起動操作は，事象発生から約 25 時間後に開始する。
(3) 有効性評価（敷地境界での実効線量評価）の条件
本重要事故シーケンスでは炉心損傷は起こらず，燃料被覆管の破裂も発生していな
いため，放射性物質の放出を評価する際は，設計基準事故時の評価手法を採用することで保守性が確保される。このため，敷地境界での実効線量評価に当たっては，発電用軽水型原子炉施設の安全評価に関する審査指針（原子力安全委員会 平成 2 年 8 月
30 日）に示されている評価手法を参照した。具体的な評価条件を以下に示す。
a. 事象発生時の原子炉冷却材中の核分裂生成物の濃度は，運転上許容される I-131 の最大濃度とし，その組成を拡散組成とする。これにより,事象発生時に原子炉冷却材中に存在するよう素は，I-131 等価量で約 1.3×1012Bq となる。
b. 原子炉圧力の低下に伴う燃料棒からの核分裂生成物の追加放出量は，I-131 について

東海第二発電所

備

考

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) 交流動力電源は 24 時間使用できないものとし，事象発生から 24 時間後に常設代替高圧電源装置により非常用母線への給電を開始する。

(b) 所内常設直流電源設備は，事象発生から 1 時間経過するまでに中央制御室にて不要な負荷を切り離し，事象発生から 8 時間後に現場にて不要な負荷の切離しを実施する。
(c) 逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作（可搬型代替注
水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水操作）は，余裕時間を確認する観点で事象発生の 8 時間後に可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）の起動準備操作が完了するものとし，原
子炉減圧操作に要する時間を考慮して，事象発生から 8 時間 1 分後に実施する。なお，全交流動力電源喪失時において，直流電源の容量やポンプ室の温度上昇等を考慮しても，少なくとも事象発生から約 8 時間後まではサプレッ
ション・チェンバを水源とした原子炉隔離時冷却系による原子炉注水が継続可能であることを確認している。
(d) 可搬型代替注水中型ポンプを用い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操作は，格納容器圧力が 279kPa[gage]に到達した場合に実施する。
(e) 残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水操作並びに残留熱除去系（格
納容器スプレイ冷却系）又は残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）
による格納容器除熱操作は，常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電操作の完了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。
・東海第二では，LOCA 時注水機能喪失において非居住区域境界及び敷地境界での実効線量評価を実施して
いる。

9／55

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（長期ＴＢ）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機※2

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

東海第二発電所備

考

13は先行炉等での実測値の平均値に適切な余裕をみた値 である 3.7×10 Bq とし，その他の核分裂生成物についてはその組成を平衡組成として求め，希ガスについてはよう素の 2 倍の放出があるものとする。これにより，原子炉圧力の低下に伴う燃料棒からの追加放出量は，希ガスについてはガンマ線実効エネルギ 0.5MeV 換算値で約 9.9×1014Bq，よう素については I-131 等価量で約 6.5×1013Bq となる。
※2 過去に実測された I-131 追加放出量から，全希ガス漏えい率（f 値）1mCi/s（3.7×107Bq/s）あたりの追加放出量を用いて算出している。全希ガス漏えい率が3.7×109Bq/s（100mCi/s）の場合，全希ガス漏えい率あたりの I-131 の追加放出量の平均値にあたる値は 1.4×1012Bq（37Ci）であり，6 号及び 7 号炉の線量評価で用いる I-131 追加放出量は，これに余裕を見込んだ 3.7×1013Bq（1000Ci）を条件としている。
（1Ci = 3.7×1010Bq）
出典元・「沸騰水型原子力発電所 事故時の被ばく評価手法について」（TLR-032）・「沸騰水型原子力発電所 事故時の被ばく評価手法について」（HLR-021）
c. 燃料棒から追加放出されるよう素のうち有機よう素は 4%とし，残りの 96%は無機よう素とする。
d. 燃料棒から追加放出される核分裂生成物のうち，希ガスはすべて瞬時に気相部に移行するものとする。有機よう素のうち，10%は瞬時に気相部に移行するものとし，残りは分解するものとする。有機よう素から分解したよう素及び無機よう素が気相部にキャリーオーバーされる割合は 2%とする。
e. 原子炉圧力容器気相部の核分裂生成物は，逃がし安全弁等を通して崩壊熱相当の蒸気に同伴し，原子炉格納容器内に移行するものとする。
この場合，希ガス及び有機よう素は全量が，無機よう素は格納容器ベント開始までに発生する崩壊熱相当の蒸気に伴う量が移行するものとする。
f. サプレッション・チェンバの無機よう素は，スクラビング等により除去されなかったものが原子炉格納容器の気相部へ移行するものとする。希ガス及び有機よう素については，スクラビングの効果を考えない。また，核分裂生成物の自然減衰は，格納容器ベント開始までの期間について考慮する。
g. 敷地境界における実効線量は，内部被ばくによる実効線量及び外部被ばくによる実効線量の和として計算し，よう素の内部被ばくによる実効線量は，主蒸気隔離弁閉止
後のよう素の内部被ばくによる実効線量を求める以下の式（1）で，また，希ガスのガンマ線外部被ばくによる実効線量は，放射性気体廃棄物処理施設の破損時の希ガスのガンマ線外部被ばくによる実効線量を求める以下の式（2）で計算する。
（1）
HI＝R ･ H∞ ･ χ/Q ･ QＩ ・・・・・・・・・・・・
3
R ：呼吸率（m /s）
呼吸率Ｒは，事故期間が比較的短いことを考慮し，小児の呼吸率（活動時）0.31m3/h
を秒当たりに換算して用いる。
H∞ ：よう素（I-131）を 1Bq 吸入した場合の小児の実効線量（1.6×10-7Sv/Bq）
10／55

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（長期ＴＢ）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所備考3

χ/Q：相対濃度（s/m ）QI ：事故期間中のよう素の大気放出量（Bq）（I-131 等価量－小児実効線量係数換算）
Hγ＝K ･ D/Q ･ Qγ ・・・・・・・・・・・・・（2）
K ：空気吸収線量から実効線量当量への換算係数（K＝1Sv/Gy）
D/Q ：相対線量（Gy/Bq）
Qγ ：事故期間中の希ガスの大気放出量（Bq）（ガンマ線実効エネルギ 0.5MeV 換算値）
h. 大気拡散条件については，格納容器圧力逃がし装置を用いる場合は，格納容器圧力逃がし装置排気管からの放出，実効放出継続時間 1 時間の値として， 相対濃度（χ/Q）を 1.2×10-5（s/m3），相対線量（D/Q）を 1.9×10-19（Gy/Bq）とし，耐圧強化ベント系を用いる場合は，主排気筒放出，実効放出継続時間 1 時間の値として，相対濃度，相対線量（D/Q）は 1.2×10-19（Gy/Bq）とする。
（χ/Q）は 6.2×10-6（s/m3）
i. サプレッション・チェンバ内でのスクラビング等による除染係数は 10，格納容器圧
力逃がし装置による除染係数は 1,000，排気ガスに含まれるよう素を除去するためのよう素フィルタによる除染係数は 50 とする。
(4) 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ュラ
ウド内外）※3，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 7.1.3.1－7 図から第 7.1.3.1－12 図に，燃料被覆管温度，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 7.1.3.1－13 図から
第 7.1.3.1－15 図に，格納容器圧力，格納容器温度，サプレッション・チェンバ・プ
ール水位及び水温の推移を第 7.1.3.1－16 図から第 7.1.3.1－19 図に示す。
※3 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いる。
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(3) 有効性評価の結果
・評価条件，運用・設備設計，事象進※
本重要事故シーケンスにおける原子炉圧力，原子炉水位（シュラウド内外水位） ， 展等に違いに起因する記載の相違
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はあるが，実態として記載内容に違第 2.3.1－4 図から第 2.3.1－8 図に，燃料被覆管温度，燃料被覆管最高温度発生位
いはない。
置における熱伝達係数，燃料被覆管最高温度発生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イド率の推移及び燃料被覆管破裂が発生した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 2.3.1－
9 図から第 2.3.1－14 図に，格納容器圧力，格納容器雰囲気温度，サプレッション・
プール水位及びサプレッション・プール水温度の推移を第 2.3.1－15 図から第 2.3.1－18 図に示す。
※ 炉心冷却の観点ではシュラウド内水位に着目し，運転員操作の観点ではシュ
ラウド外水位に着目するためシュラウド内外水位を合わせて示している。なお，シュラウド内は炉心部で発生するボイドを含む水位であることから，原子炉水位が低下する過程ではシュラウド外水位と比較して高めの水位を示す。
ａ．事象進展全交流動力電源喪失後，原子炉スクラム，主蒸気隔離弁の閉止及び再循環系ポンプの停止が発生し，原子炉水位が原子炉水位異常低下（レベル２）設定点に到達すると，原子炉隔離時冷却系が自動起動し，原子炉への注水が開始されること
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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（長期ＴＢ）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機に 10 台全てがトリップする。
所内蓄電式直流電源設備は，負荷切離しを行わずに 8 時間，その後は不要な負荷の切離し及び直流電源切替え（蓄電池 A から蓄電池 A-2）を実施し，加えて事象発生から 19 時間経過するまで直流電源切替え（蓄電池 A-2 から AM 用直流 125V 蓄電池）を実施し，更に 16 時間の合計 24 時間にわたり，重大事故等の対応に必要な設備に電源を供給する。この間，原子炉隔離時冷却系が原子炉水位低（レベル 2）での自動起動及び原子炉水位高（レベル 8）でのトリップを繰り返すことによって，原子炉水位は適切に維持される。

事象発生から 24 時間経過した時点で，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，中央制御室からの遠隔操作により逃がし安全弁 2 個を手動開することで，原子炉の急速減圧を実施し，原子炉減圧後に残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水を開始する。原子炉の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は低下するが，残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉
注水が開始され,原子炉水位が回復する。
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に上昇する。
そのため，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。原子炉格納容器除熱は，事象発生から約 16 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。この点と，蒸気の流入によってサプレッション・チェンバ・プール水
温が上昇することを考慮し，その確実な運転継続を確保する観点から，原子炉隔離時
冷却系の水源は復水貯蔵槽とする。常設代替交流電源設備による電源供給を開始した
後は，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
燃料被覆管の最高温度は，第 7.1.3.1－13 図に示すとおり，初期値をわずかに上回
る約 311℃となるが，1,200℃以下となる。また，燃料被覆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%以下となる。

東海第二発電所

備考で，原子炉水位は維持される。
所内常設直流電源設備は，事象発生から 1 時間経過するまでに中央制御室にて，事象発生から 8 時間後に現場にて不要な負荷の切離しを実施することにより，24
時間にわたり重大事故等の対応に必要な設備に電源を供給可能である。
（添付資料 2.3.1.2）

事象発生の 8 時間後に可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）の起動準備操作が完了した時点で，逃がし安全弁（自動減圧機能）7 個の手動による原子炉減圧を実施する。逃がし安全弁（自動減圧機能）開放による蒸気流出によって原子炉水位は低下するが，可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水が開始されることで原子炉水位は回復
し，炉心の冷却は維持される。なお，原子炉隔離時冷却系は，原子炉減圧と同時に停止する想定とする。
（添付資料 2.3.1.3）
事象発生から 24 時間後に常設代替高圧電源装置による非常用母線への交流動力電源供給を開始し，その後中央制御室からの遠隔操作により残留熱除去系（低圧注水系）を起動し，原子炉注水を開始することで，その後も炉心の冷却は維持される。

また，全交流動力電源喪失に伴い崩壊熱除去機能が喪失しているため，原子炉
圧力容器内で発生した蒸気が逃がし安全弁を介して格納容器内に放出されること
で，格納容器圧力及び雰囲気温度は徐々に上昇する。このため，事象発生の約 13
時間後に格納容器圧力が 279kPa[gage]に到達した時点で，可搬型代替注水中型ポンプを用い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を開始
し，事象発生の 24 時間後に交流動力電源が復旧した後は残留熱除去系（格納容器
スプレイ冷却系）又は残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）による格
納容器除熱を実施することで，格納容器圧力及び雰囲気温度は安定又は低下傾向となる。

ｂ．評価項目等
燃料被覆管温度は，第 2.3.1－9 図に示すとおり，炉心冷却が維持され，初期値（約 309℃）以下にとどまることから，評価項目である 1,200℃を下回る。燃料被覆管の最高温度は，高出力燃料集合体で発生している。また，燃料被覆管の酸化
量は，酸化反応が著しくなる前の燃料被覆管厚さの 1％以下であり，評価項目で12／55

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（長期ＴＢ）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
原子炉圧力は，第 7.1.3.1－7 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）を考慮しても，約7.82MPa[gage]以下であり，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，格納容器圧力及び温度は徐々に上昇するが，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，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。第
7.1.3.1－8 図に示すとおり，原子炉隔離時冷却系による注水継続により炉心が冠水し，炉心の冷却が維持される。その後は，約 16 時間後に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開始し，さら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熱を実施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
結果は約 9.9×10-3mSv であり，5mSv を下回る。また，耐圧強化ベント系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約 4.9×10-2mSv であり，5mSv を下回る。いずれの場合も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えないことについて，対策の有効性を確認した。
7.1.3.1.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価

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

東海第二発電所備考ある 15％を下回る。
原子炉圧力は，第 2.3.1－4 図に示すとおり，逃がし安全弁（安全弁機能）の作動により，約 8.16MPa[gage]以下に維持される。このため，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容器底部圧力との差（0.3MPa程度）を考慮しても，約 8.46MPa[gage]以下であり，評価項目である最高使用圧
力の 1.2 倍（10.34MPa[gage]）を下回る。
格納容器圧力は，第 2.3.1－15 図に示すとおり，全交流動力電源喪失に伴い崩壊熱除去機能が喪失しているため，原子炉で発生した蒸気が格納容器内に放出されることによって，事象発生後に上昇傾向が継続するが，可搬型代替注水中型ポンプを用い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並びに残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）又は残留熱除去系（サプレッション・
プール冷却系）による格納容器除熱により低下傾向となる。事象発生の約 13 時間
後に最高値の約 0.28MPa[gage]となるが，格納容器バウンダリにかかる圧力は，評価項目である最高使用圧力の 2 倍（0.62MPa[gage]）を下回る。格納容器雰囲気
温度は，第 2.3.1－16 図に示すとおり，
事象発生の約 23 時間後に最高値の約 141℃となり，以降は低下傾向となっていることから，格納容器バウンダリにかかる温度は，評価項目である 200℃を下回る。
第 2.3.1－5 図に示すように，原子炉隔離時冷却系及び可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水を継続することで，炉心の冠水状態が維持され，炉心冷却が維持される。
また，第 2.3.1－15 図及び第 2.3.1－16 図に示すように，事象発生の約 24 時間後に，残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水並びに残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）又は残留熱除去
系（サプレッション・プール冷却系）による格納容器除熱を実施することで，高温停止での安定状態が確立する。
（添付資料 2.3.1.4）
安定状態が確立した以降は，原子炉建屋ガス処理系及び中央制御室換気系を起動し，また，機能喪失している設備の復旧に努めるとともに，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）により冷温停止状態とする。

以上により，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。

2.3.1.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
13／55

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（長期ＴＢ）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

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るものとする。
全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）では，全交流動力電源喪失後，原子炉隔離時冷却系が自動起動し，設計基準事故対処設備として期待する期間は運転を継続するものの，その期間を超えた後に蓄電池の直流電源供給能力が枯渇して原子炉隔
離時冷却系に期待できなくな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意な影響を与えると考えられる操作として，所内蓄電式直流電源設備切替え操作（A→A-2），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，所内蓄電式直流電源設備切替え操作（A-2→AM）及び代替原子炉補機冷却系運転操作とする。

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲としては，運転員等操作時間に与える影響，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。

備

考

本重要事故シーケンスでは，全交流動力電源の喪失を想定することから，直流電源の負荷切離しを実施すること，逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧を実施し可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水を実施すること，可搬型代替注水中型ポンプを用い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操作を実施すること並びに交流動力電源の復旧後に残留熱除去系による原子炉注水及び格納容器除熱を実施することが特徴である。よって，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，直流電源の負荷切離操作，逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作（可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水操作），可搬型代替注水中型ポンプを用いた代替格納容器ス
プレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却操作並びに残留熱除去系（低圧注水系）
による原子炉注水操作並びに残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）又は残留熱除去系（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実施する重要現象は，「1.7
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，「6.7 解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
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，それらの不の不確かさの影響評価を以下に示す。
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，解析コードは炉心の冠水が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，炉心が冠水維持維持される実験解析において，燃料被覆管温度をほぼ同等に評価する。有効性評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。操作手順（原子炉
価解析では，おおむね炉心の冠水状態が維持されており，燃料被覆管の最高温度
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
は初期値以下にとどまることから，不確かさは小さく，また，事象初期の原子炉ない。
注水は原子炉隔離時冷却系の自動起動により確保され，燃料被覆管温度を操作開始の起点とする運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
炉心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
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，燃料被覆管温度をを大きく評価する可能性がある。
高めに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るが，事よって，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
象初期の原子炉注水は原子炉隔離時冷却系の自動起動により確保され，燃料被覆があるが，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
管温度を操作開始の起点とする運転員等操作はないことから，運転員等操作時間いことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
に与える影響はない。
原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝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
導，気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）
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（格納容器の熱水力は HDR 実験解析では区画によって格納容器温度を十数℃程度，格納容器圧力を１割程モデル）はＨＤＲ実験解析において区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃程度高めに評価する傾向を確認しているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる等，実度，格納容器圧力を 1 割程度高めに評価する傾向が確認されているが，ＢＷＲの14／55

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重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（長期ＴＢ）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認した不確かさ
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ことから，格納容器圧力を操作開始の起点としている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響は小さい。
また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，CSTF 実験解析により格納容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認しており，その差異は小さいことから，格納容器圧力を操作
開始の起点としている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響は小さい。

格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系
においては不確かさが小さくなるものと推定され，全体としては格納容器圧力及び雰囲気温度の傾向を適切に再現できていることから，格納容器圧力及び雰囲気
温度を操作開始の起点とする可搬型代替注水中型ポンプを用いた代替格納容器ス
プレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却操作に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，ＣＳＴＦ実験解析により格納容器温度及び非凝縮性
ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認しており，その差異は小さいことから，格納容器圧力及び雰囲気温度を操作開始の起点としている可搬型代替
注水中型ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器
冷却操作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 2.3.1.5）

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，原子炉水位は有効燃料棒頂部を下回ることなく，炉心は冠水維持されるため，燃料被覆管の最高温度は初期値をわずかに上回る約 311℃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，燃料被覆管温度を高めに評価するが，原子炉水位は有効燃料棒頂部を下回ることなく，炉心は冠水維持されるため，燃料被覆管の最高温度は初期値をわずかに上回る
約 311℃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ない。原子炉格
納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）は HDR 実
験解析では区画によって格納容器温度を十数℃程度，格納容器圧力を１割程度高めに評価する傾向を確認しているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認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さにおいては，CSTF
実験解析により格納容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認していることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

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，解析コードは炉心の冠水が維持される実験解析において，燃料被覆管温度をほぼ同等に評価する。有効性評
価解析では，おおむね炉心の冠水状態が維持されており，燃料被覆管の最高温度は初期値以下にとどまることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
炉心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，燃料被覆管温度を高く評価することから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
ただし，炉心部の冠水がおおむね維持される本事故シーケンスでは，この影響は小さい。
格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導並びに気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）はＨＤＲ実験解析において区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃程
度，格納容器圧力を 1 割程度高めに評価する傾向が確認されているが，ＢＷＲの格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系
においては不確かさが小さくなるものと推定され，全体としては格納容器圧力及び雰囲気温度の傾向を適切に再現できていることから，評価項目となるパラメー
タに与える影響は小さい。また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，ＣＳＴＦ実験解析により格納容器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 2.3.1.5）(2) 解析条件の不確かさの影響評価

備考(2) 解析条件の不確かさの影響評価
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重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（長期ＴＢ）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
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 7.1.3.1－2 表に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件とした場合の影響を評価する。また，解析条件の設定に当たっては，評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなるような設定があることから，その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられる項目に関する影響評価の結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
初期条件の最大線出力密度は，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 に対応したものとしており，その最確条件は平均的燃焼度約 30GWd/t であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉水位の低下は緩和され，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなることから，格納容器圧力及び温度の上昇が遅くなるが，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ること）に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積（ウェットウェル）の空間部及び液相部，サプレッション・チェンバ・プール水位，格納容器圧力及び格
納容器温度は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，事象進展に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
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（常設）は，解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復は早くなる。冠水後の操作として冠水維持可能な注水量に制御するが，注水後の流量調整操作であることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
(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 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，原子炉水位は有効燃料棒頂部を下回ることなく，炉心は冠水維持されるため，燃料被覆管の最高温度は初期値をわずかに上回る約 311℃となること

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備考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 2.3.1－2 表に示すとおりであり，これらの条件設定を設計値等の最確条件とした場合の影響を評価する。解析条件の設定に当たっては，設計値を用いるか又は評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなるよう保守的な設定をしていることから，
この中で事象進展に有意な影響を与える可能性がある項目について，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
初期条件の燃料棒最大線出力密度は，解析条件で設定した 44.0kW／m に対して最確条件は約 33kW／m～約 41kW／m であり，最確条件とした場合は燃料被覆管
温度の上昇が緩和されるが，事象初期の原子炉注水は原子炉隔離時冷却系の自動起動により確保され，燃料被覆管温度を操作開始の起点とする運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件で設定した燃焼度 33GWd／t に対して最確条件は燃焼度 33GWd／t 以下であり，最確条件とした場合は解析条件で設定している崩壊熱と同等以下となる。燃焼度 33GWd／t の場合は，解析条件と最確条件は同等であることから，運転員等操作時間に与える影響はない。また，燃焼度 33GWd／t 未満の場合は，原子炉からサプレッション・プールに流出する蒸気量が減少することで，原子炉水位の低下は遅くなるが，事象初期の原子炉注水は原子炉隔離時冷却系の自動起動により確保されることから，運転員
等操作時間に与える影響はない。また，同様に格納容器圧力及び雰囲気温度並びにサプレッション・プール水位及びサプレッション・プール水温度の上昇が遅くなり，これらのパラメータを操作開始の起点とする運転員等操作の開始時間は遅くなる。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量及びドライウェル雰囲気温度
は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，事象進展に与える影響
は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
機器条件の低圧代替注水系（可搬型）及び残留熱除去系（低圧注水系）は，最確条件とした場合，おおむね注水開始後の原子炉水位の回復が早くなり，炉心冠水後の原子炉水位の維持操作の開始が早くなるが，原子炉水位を継続監視している期間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 2.3.1.5）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の燃料棒最大線出力密度は，解析条件で設定した 44.0kW／m に対して最確条件は約 33kW／m～約 41kW／m であり，最確条件とした場合は燃料被覆管
温度の上昇が緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。ただし，炉心部の冠水がおおむね維持される本事故シーケンスで16／55

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重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（長期ＴＢ）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
から，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
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 に対応したものとしており，その最確条件は平均的燃焼度約 30GWd/t であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉水位の低下は緩和され，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなり，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（常設）は，解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復が早くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
b. 操作条件
操作条件の不確かさとして，操作の不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，「操
作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の 6 要因に分類し，これらの要因が運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転員等操作時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価し，評価結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
操作条件の所内蓄電式直流電源設備切替え操作（A→A-2）は，解析上の操作開始時
間として事象発生から 8 時間経過するまでを設定している。運転員等操作時間に与える影響として，本操作は停電切替え操作であり，負荷である原子炉隔離時冷却系の停止操作が必要となることから，原子炉水位の状況により切替え操作の操作開始時間は変動する可能性があるが，炉心は冠水維持されることから，運転員等操作時間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，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
16 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及び温度の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

東海第二発電所

備

考は，この影響は小さいと考えられる。
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件で設定した燃焼度 33GWd／t に対して最確条件は燃焼度 33GWd／t 以下であり，最確条件とした場合は解析条件で設定している崩壊熱と同等以下となる。燃焼度 33GWd／t の場合は，解析条件と最確条件は同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。また，33GWd／t 未満の場合は，原子炉からサプレッション・プールに流出する蒸気量が減少することで，原子炉水位の低下は緩和される。また，同様に格納容器圧力及び雰囲気温度並びにサプレッション・プール水位及びサプレッション・プール水温度の上昇は遅くなることから，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，炉心流量及びドライウェル雰囲気温度
は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，事象進展に与える影響
は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
機器条件の低圧代替注水系（可搬型）及び残留熱除去系（低圧注水系）は，最確条件とした場合，おおむね注水開始後の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。
（添付資料 2.3.1.5）

ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作に係る不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の 6 要因に分類し，これらの要因が運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転員
等操作時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価する。
評価結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
操作条件の直流電源の負荷切離操作（中央制御室）は，解析上の操作開始時
間として事象発生から 1 時間経過するまでを設定しており，直流電源の負荷切離操作（現場）は，解析上の操作開始時間として事象発生から 8 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，認知時間及び移動・操作所
要時間は，余裕時間を含めて設定していることから，実態の操作開始時間は解
析上の操作開始時間よりも若干早まる可能性があるが，その他の操作と重複する場合でも，順次実施し所定の時間までに操作を完了できることから影響はない。
操作条件の逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作（可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（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 8 時間 1 分後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，認知時間及び移動・操作所要時
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重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（長期ＴＢ）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
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，運転員等操作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。
操作条件の所内蓄電式直流電源設備切替え操作（A-2→AM）は，解析上の操作開始
時間として事象発生から 19 時間経過するまでを設定している。運転員等操作時間に与える影響として，本操作は停電切替え操作であり，負荷である原子炉隔離時冷却系の停止操作が必要となることから，原子炉水位の状況により切替え操作の操作開始時
間は変動する可能性があるが，炉心は冠水維持されることから，運転員等操作時間に与える影響はない。操作条件の代替原子炉補機冷却系運転操作は，解析上の操作開始
時間として事象発生から 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
操作条件の所内蓄電式直流電源設備切替え操作（A→A-2）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変動する可能性がある
が，直流電源設備は原子炉注水等のサポート設備であり，操作開始時間が変動しても，枯渇しなければ評価項目となるパラメータに与える影響はない。
操作条件の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。
操作条件の所内蓄電式直流電源設備切替え操作（A-2→AM）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変動する可能性がある
が，直流電源設備は原子炉注水等のサポート設備であり，操作開始時間が変動しても，枯渇しなければ評価項目となるパラメータに与える影響はない。
操作条件の代替原子炉補機冷却系運転操作は，運転員等操作時間に与える影響として，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。

東海第二発電所

備

考

間は，余裕時間を含めて設定していることから，実態の操作開始時間は解析上の操作開始時間より若干早まる可能性があるが，この場合でも他の操作との重複が無いことから，この他の操作に与える影響はない。
操作条件の可搬型代替注水中型ポンプを用い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操作は，解析上の操作開始時間として格納容器
圧力 279kPa[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，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。本操作は，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，この場合でも異なる要員による対応が可能であることから，この他の操作に与える影響はない。
操作条件の残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水並びに残留熱除去
系（格納容器スプレイ冷却系）又は残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）による格納容器除熱操作は，解析上の操作開始時間として事象発生から24 時間 10 分後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，認知時間及び移動・操作所要時間は，余裕時間を含めて設定していることから，実態の操作開始時間は解析上の操作開始時間より若干早まる可能性がある。
（添付資料 2.3.1.5）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の直流電源の負荷切離操作は，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操作開始時間より若干早まる可能性があるが，解析条件ではないことから，所定の時間までに実施することで，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
操作条件の逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作（可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（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，解析上の注水開始時間は余
裕時間を含めて設定されており，実態の操作開始時間は解析上の操作開始時間
より若干早まる可能性があるが，可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替
注水系（可搬型）による原子炉注水に移行するまでの期間は原子炉隔離時冷却系により原子炉注水が確保されていることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
操作条件の可搬型代替注水中型ポンプを用い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操作は，運転員等操作時間に与える影響として，
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，実態の操作開始時間は解析上の操作開始時間よりも遅くなる可能性があるが，この場合でもパラメータが操作実施基準に到達した時点で開始することで同等の効果が得ら
れ，有効性評価解析における格納容器圧力の最高値に変わりがないことから，
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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（長期ＴＢ）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考評価項目となるパラメータに与える影響はない。
操作条件の残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水操作並びに残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）又は残留熱除去系（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操作開始時間よりも早くなる可能性があるが，この場合には，格納容器除熱の開始が早くなることで格納容器圧力及び雰囲気
温度の上昇は緩和され，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 2.3.1.5）(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，評価項目となるパラメ
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，そ果を以下に示す。
の結果を以下に示す。
操作条件の所内蓄電式直流電源設備切替え操作（A→A-2）については，原子炉水位
操作条件の直流電源の負荷切離操作（中央制御室）は事象発生から 1 時間経過す
高（レベル 8）到達後に原子炉隔離時冷却系が停止した際に切替え操作を実施するが，るまでに実施し，直流電源の負荷切離操作（現場）は事象発生から 8 時間後に実施
原子炉水位高（レベル 8）から有効燃料棒頂部まで原子炉水位が低下するには約 1 時するものであり，準備時間が確保できることから，時間余裕がある。
間以上あり，準備時間が確保できることから，時間余裕がある。
操作条件の逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作（可搬型
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，
代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水操作）は，格納容器ベント開始までの時間は事象発生から約 16 時間あり，準備時間が確保でき可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）の準備完了後に実施ることから，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するものであり，評価上は余裕時間を確認する観点で事象発生の 8 時間後に準備がいても，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完了するものとしているが，低圧代替注水系（可搬型）の準備に要する時間は事象やかであるため，原子炉格納容器の限界圧力 0.62MPa［gage］に至るまでの時間は，初期の状況判断から 170 分程度であることから，時間余裕がある。
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
操作条件の可搬型代替注水中型ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（可破損）」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搬型）による格納容器冷却操作は，事象発生の約 13 時間後に実施するものであり，
きることから，時間余裕がある。
低圧代替注水系（可搬型）と同じ可搬型代替注水中型ポンプを使用する。評価上は操作条件の所内蓄電式直流電源設備切替え操作（A-2→AM）については，原子炉水余裕時間を確認する観点で可搬型代替注水中型ポンプの準備完了を事象発生の 8 時
位高（レベル 8）到達後に原子炉隔離時冷却系が停止した際に切替え操作を実施する間後と想定しており，準備時間が確保できることから，時間余裕がある。
が，原子炉水位高（レベル 8）から有効燃料棒頂部まで原子炉水位が低下するには約操作条件の残留熱除去系による原子炉注水及び格納容器除熱は，非常用母線の受電後に実施するものであり，評価上は事象発生の 24 時間後に非常用母線の受電操作
1 時間以上あり，準備時間が確保できることから，時間余裕がある。
が完了する想定としており，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，事象想定として常設代替交（添付資料 2.3.1.5）
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ことから，時間余裕がある。
(4) まとめ
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認した。
その結果，解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を(4) ま と め
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認した。この結果，解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影
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重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（長期ＴＢ）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。このほか，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，
操作時間には時間余裕がある。

東海第二発電所

備考

響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
この他，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。

7.1.3.1.4 必要な要員及び資源の評価
2.3.1.4 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「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）」におい事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）」の重大事故等対策にて，6 号及び 7 号炉同時の重大事故等対策時における事象発生 10 時間までに必要な要
必要な災害対策要員（初動）は，「2.3.1.1（3）炉心損傷防止対策」に示すとおり
員は，「7.1.3.1.1(3) 炉心損傷防止対策」に示すとおり 28 名である。
「7.5.2 重大事
24 名である。
「6.2 重大事故等対策時に必要な要員の評価結果」で説明している災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，緊急時対策要員等の 72
害対策要員（初動）の 39 名で対処可能である。
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，また，必要な参集要員は，「2.3.1.1（3）炉心損傷防止対策」に示すとおり 6 名で発電所構あり，参集要員 72 名に含まれることから対処可能である。
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
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）」において，必要な水源，燃料及び電源は，「7.5.1(2)資源の評価条件」の条件にて評価している。その結果を以下に示す。

(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（長期ＴＢ）」において，必要な水源，燃料及び電源は，「6.1（2） 資源の評価条件」の条件にて評価を行い，以下のとおりである。
（添付資料 2.3.1.6）

a. 水源
原子炉隔離時冷却系，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水については，7 日間の対応を考慮すると，号炉あたり約 1,600m3の水が必要となる。6 号及び 7 号炉の同時被災を考慮すると，合計約 3,200m3の水が必要である。水源として，各号炉の復水貯蔵槽に約 1,700m3及び淡水貯水池に約 18,000m3の水を保有している。これにより，6号及び 7 号炉の同時被災を考慮しても，必要な水源は確保可能である。また，事象発
生 12 時間以降に淡水貯水池の水を，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）により復水貯蔵槽へ給水することで，復水貯蔵槽を枯渇させることなく復水貯蔵槽を水源とした 7 日間の注水継続実施が可能となる。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。

ａ．水源
可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注
水操作及び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ついては，7 日間の対応を考慮すると，合計約 2,130m３の水が必要となる。
水源として，西側淡水貯水設備に 4,300m３の水を保有していることから，水源が枯渇することはなく，7 日間の対応が可能である。
原子炉隔離時冷却系による原子炉注水操作，残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水操作，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操作については，サプレッション・チェンバを水源とすることから，水源が枯渇することはなく，7 日間の対応が可能である。
なお，可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原
子炉注水操作の開始時間が，評価時間の 8 時間から早まった場合においても全交
流動力電源喪失（ＴＢＰ）と同等の評価結果となるため，水源が枯渇することはなく，7 日間の対応が可能である。
（添付資料 2.3.1.7）

b. 燃料

ｂ．燃

料
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重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（長期ＴＢ）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
常設代替交流電源設備による電源供給については，保守的に事象発生直後からの運転を想定すると，7 日間の運転継続に 6 号及び 7 号炉において合計約 504kL の軽油が必要となる。可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による復水貯蔵槽への給水については，
保守的に事象発生直後からの可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）の運転を想定すると，7日間の運転継続に号炉あたり約 15kL の軽油が必要となる。代替原子炉補機冷却系専用の電源車については，保守的に事象発生直後からの運転を想定すると，7 日間の運転継続に号炉あたり約 37kL の軽油が必要となる。代替原子炉補機冷却系用の大容量送水車（熱交換器ユニット用）については，保守的に事象発生直後からの大容量送水車（熱交換器ユニット用）の運転を想定すると，7 日間の運転継続に号炉あたり約 11kLの軽油が必要となる。5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備及びモニタ
リング・ポスト用発電機による電源供給については，事象発生直後からの運転を想定
すると，7 日間の運転継続に合計約 13kL の軽油が必要となる（6 号及び 7 号炉合計約643kL）。
6 号及び 7 号炉の各軽油タンク（約 1,020kL）及びガスタービン発電機用燃料タン
ク（約 100kL）にて合計約 2,140kL の軽油を保有しており，これらの使用が可能であることから，常設代替交流電源設備による電源供給，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による復水貯蔵槽への給水，代替原子炉補機冷却系の運転，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備による電源供給及びモニタリング・ポスト用発電機による電源供給について，7 日間の継続が可能である。
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 1,284kW，7 号炉で約 1,294kW 必要となるが，常設代替交流電源設備は連続定格容量が 1 台あたり 2,950kW であり，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
また，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備及びモニタリング・ポス
ト用発電機についても，必要負荷に対して電源供給が可能である。
蓄電池の容量については，交流電源が復旧しない場合を想定しても，不要な直流負荷の切離し，蓄電池の切替え等を行うことにより，事象発生後 24 時間の直流電源供給が可能である。

東海第二発電所

備

考

常設代替交流電源設備による電源供給について，事象発生直後から 7 日間の常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 5 台）の運転を想定すると，
約 352.8kLの軽油が必要となる。軽油貯蔵タンクには約 800kL の軽油を保有していることから，常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 5 台）による 7 日間の電源供給の継続が可能である。
可搬型代替注水中型ポンプ（2 台）を用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水等について，事象発生直後から 7 日間の可搬型代替注水中型ポンプ（2台）の運転を想定すると，約 12.0kL の軽油が必要となる。可搬型設備用軽油タン
クには約 210kL の軽油を保有していることから，可搬型代替注水中型ポンプ（2台）を用いた低圧代替注水系（可搬型）による 7 日間の原子炉注水等の継続が可 ・柏崎刈羽は，以下の観点からモニタ能である。
リングポストを記載しているもの
緊急時対策所用発電機による電源供給について，事象発生直後から 7 日間の緊と推察する。
急時対策所用発電機の運転を想定すると，約 70.0kL の軽油が必要となる。緊急時
・燃料評価について，燃料は設備
対策所用発電機燃料油貯蔵タンクに約 75kL の軽油を保有していることから，緊急間で共用しており，緊対の燃料時対策所用発電機による 7 日間の電源供給の継続が可能である。
消費量がプラント側の有効性評（添付資料 2.3.1.8）
価に影響があるとして記載
・電源評価について，電源供給能
力は直接影響はないが，燃料評価を記載しているため合わせて
記載
ｃ．電源
東海第二のモニタリングポストは，重大事故等対策時に必要な負荷は約 4,497kW であるが，常設代替交流電源設備
非常用ディーゼル発電機又は常設代（常設代替高圧電源装置 5 台）の連続定格容量は 5,520kW であることから，必要替高圧電源装置から電気を供給可能負荷に対しての電源供給が可能である。
な設計であり，個別で資源を消費す
なお必要な負荷には，有効性評価で期待しないが電源供給される不要な負荷もる設備はないことから記載していな
含まれている。
い。
蓄電池の容量については，交流動力電源が復旧しない場合を想定しても，不要な負荷の切離しを行うことにより，事象発生後 24 時間の直流電源の供給が可能である。
緊急時対策所用発電機については，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
（添付資料 2.3.1.9）

2.3.1.5 結論
7.1.3.1.5 結論
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）」では，原子炉の出力
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）」では，運転中に全交流動力電源喪失が発生し，蒸気駆動の原子炉隔離時冷却系が自動起動し全交流動力電源喪失後，原子炉隔離時冷却系が自動起動し，設計基準事故対処設備と設計基準事故対処設備として期待する期間は運転を継続するものの，その期間を超えして期待する期間は運転を継続するものの，その期間を超えた後に蓄電池が枯渇してた後に蓄電池の直流電源供給能力の枯渇により機能喪失し，原子炉へ注水する機能が原子炉隔離時冷却系が機能喪失することで，原子炉水位の低下により炉心が露出し，喪失することで，原子炉水位の低下が継続し，炉心損傷に至ることが特徴である。事
炉心損傷に至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21／55

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重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（長期ＴＢ）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

部電源喪失＋DG 喪失）｣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等による原子炉注水手段，安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）及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水手段，代替原子炉
補機冷却系を介した残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）による原子炉格納容器除熱手段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を整備している。

故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）」に対する炉心損傷防止対策としては，初期の対策として所内常設直流電源設備，原子炉隔離時冷却系，逃がし
安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧及び可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）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（自動減圧機能）を開維持することで常設代替高圧電源装置
からの給電後に残留熱除去系（低圧注水系）により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，安定状態に向けた対策として，可搬型代替注水中型ポンプを用い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手段並びに常設代替高圧電源装置からの給電後の残留熱除去系（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）を用いた格納容器除熱手段を整備している。
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）」の重要事故シーケン
ス「外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋ＨＰＣＳ失敗（ＲＣＩＣ成功）」について有効性評価を行った。
上記の場合においても，所内常設直流電源設備，原子炉隔離時冷却系，逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧及び可搬型代替注水中型ポンプを用いた
低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水を継続し，可搬型代替注水中型ポンプを用い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及び常設代替高圧
電源装置からの給電後の残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水並びに残留熱除去系（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）による格納容器除熱を実施することで，炉心の著しい損傷を防止することができる。
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
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，安定状態を維持することができる。

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）｣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）（蓄電池枯渇後 RCIC 停止）」について有効性評価を行った。
上記の場合においても，蓄電池の容量増強に伴う原子炉隔離時冷却系の長時間運
転，残留熱除去系（低圧注水モード）及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水，逃がし安全弁による原子炉減圧，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）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。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。
以上のことから，原子炉隔離時冷却系等による原子炉注水，格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ープ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）」に対して有効である。

備考

解析コード及び解析条件の不確かさの影響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，事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）」において，所内常設直流電源設備，原子炉隔離時冷却系，逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧及び可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水，可搬型代替注水中型ポンプを用い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並びに常設代替高圧電源装置からの給電後の残22／55

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

比較表（長期ＴＢ）
東海第二発電所

備考

留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水並びに残留熱除去系（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）による格納容器除熱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（長期ＴＢ）」に対して有効であ
る。

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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

比較表（長期ＴＢ）
東海第二発電所

備

考

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重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

比較表（長期ＴＢ）
東海第二発電所

備

考

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重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

比較表（長期ＴＢ）
東海第二発電所

備

考

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重大事故等対策の有効性評価
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

比較表（長期ＴＢ）
東海第二発電所

備

考

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重大事故等対策の有効性評価

比較表（長期ＴＢ）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

備

考

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重大事故等対策の有効性評価

比較表（長期ＴＢ）
東海第二発電所

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

備

考

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比較表（長期ＴＢ）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

備

考

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重大事故等対策の有効性評価

比較表（長期ＴＢ）
東海第二発電所

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

備

考

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重大事故等対策の有効性評価

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

備

考

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重大事故等対策の有効性評価

比較表（長期ＴＢ）
東海第二発電所

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

備

考

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重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

比較表（長期ＴＢ）
東海第二発電所

備

考

34／55

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

比較表（長期ＴＢ）
東海第二発電所

備

考・KK67 においては再冠水過程を示すた
めにシュラウド内のみの水位を示しているが，東海第二ではシュラウド内
外水位で再冠水過程を十分確認できるためシュラウド内のみの図は不要と判断した。

35／55

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

比較表（長期ＴＢ）
東海第二発電所

備

考

36／55

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

比較表（長期ＴＢ）
東海第二発電所

備

考

37／55

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

比較表（長期ＴＢ）
東海第二発電所

備

考

38／55

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

比較表（長期ＴＢ）
東海第二発電所

備

考

39／55

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

比較表（長期ＴＢ）
東海第二発電所

備

考

40／55

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

比較表（長期ＴＢ）
東海第二発電所

備

考

41／55

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

比較表（長期ＴＢ）
東海第二発電所

備

考

42／55

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

比較表（長期ＴＢ）
東海第二発電所

備

考

43／55

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

比較表（長期ＴＢ）
東海第二発電所

備

考

44／55

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

比較表（長期ＴＢ）
東海第二発電所

備考前ページと同じ

45／55

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

比較表（長期ＴＢ）
東海第二発電所

備考前ページと同じ

46／55

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

比較表（長期ＴＢ）
東海第二発電所

備考前ページと同じ

47／55

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

比較表（長期ＴＢ）
東海第二発電所

備考前ページと同じ

48／55

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

比較表（長期ＴＢ）
東海第二発電所

備

考

49／55

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

比較表（長期ＴＢ）
東海第二発電所

備

考

50／55

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

比較表（長期ＴＢ）
東海第二発電所

備

考

51／55

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

比較表（長期ＴＢ）
東海第二発電所

備考前ページと同じ

52／55

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

比較表（長期ＴＢ）
東海第二発電所

備

考

53／55

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

比較表（長期ＴＢ）
東海第二発電所

備考前ページと同じ

54／55

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

比較表（長期ＴＢ）
東海第二発電所

備

考55／55