東海第二発電所 審査資料
資料番号
PS-C-9 改 13
提出年月日
平成 30 年 3 月 12 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（基本的考え方）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備考6. 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
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
6.1 概 要1.1 概 要本発電用原子炉施設において，｢運転中の原子炉における重大事故に至るおそれが本発電用原子炉施設において，「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｣，「運転中の原子炉における重大事故」，「使用済燃料プールにおける重大事
ある事故」，「運転中の原子炉における重大事故」，「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」及び「運転停止中の原子炉における重大事故に至るおそ
故に至るおそれがある事故」及び「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」（以下「重大事故等」という。
）が発生した場合にも，炉心や燃料の著れがある事故」（以下「重大事故等」という。
）が発生した場合にも，炉心の著しい損
しい損傷の防止あるいは原子炉格納容器の破損及び敷地外への放射性物質の異常な傷の防止，燃料体又は使用済燃料（以下「燃料体等」という。
）の著しい損傷の防止，水準の放出の防止に講じることとしている措置（以下「重大事故等対策」という。
）
燃料体の著しい損傷の防止あるいは原子炉格納容器（以下「格納容器」という。
）のが有効であることを示すため，以下のとおり，評価対象とする事故シーケンスを整理
破損及び発電所外への放射性物質の異常な水準の放出の防止のために講ずることとし，対応する評価項目を設定した上で，計算プログラムを用いた解析等の結果を踏ましている措置（以下「重大事故等対策」という。
）が有効であることを示すため，以えて，設備，手順及び体制の有効性を評価する。
下のとおり，評価対象とする事故シーケンスを整理し，対応する評価項目を設定した上で，計算プログラムを用いた解析等を踏まえて，設備，手順及び体制の有効性を評価する。
（添付資料 1.1.1）
6.1.1 評価対象の整理及び評価項目の設定
本発電用原子炉施設を対象とした確率論的リスク評価（以下「PRA」という。
）の知
見等を踏まえ，重大事故等に対処するための措置が基本的に同じである事故シーケンスのグループ化を行い，措置の有効性を確認するための代表的な事故シーケンス（以下「重要事故シーケンス等」という。
）を選定して，対応する措置の有効性評価を行う。
有効性評価に際しては，事故の様相やプラントの特徴を踏まえて有効性を確認する
ための評価項目を設ける。
具体的には「6.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」による。

1.1.1 評価対象の整理及び評価項目の設定
本発電用原子炉施設を対象とした確率論的リスク評価（以下「ＰＲＡ」という。
）の知見等を踏まえ，重大事故等に対処するための措置が基本的に同じである事故シー
ケンスのグループ化を行い，措置の有効性を確認するための代表的な事故シーケンス（以下「重要事故シーケンス」という。
）を選定して，対応する措置の有効性評価を行う。
有効性評価に際しては，事故の様相やプラントの特徴を踏まえて有効性を確認する
ための評価項目を設ける。
具体的には「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」による。

6.1.2 評価に当たって考慮する事項
1.1.2 評価に当たって考慮する事項
有効性評価は，「5．重大事故の発生及び拡大の防止に必要な措置を実施するために有効性評価は，「実用発電用原子炉に係る発電用原子炉設置者の重大事故の発生及必要な技術的能力」で講じることとしている措置のうち，「添付書類八 1.10.2 発電び拡大の防止に必要な措置を実施するために必要な技術的能力に係る審査基準」に係用原子炉設置変更許可申請（平成 25 年 9 月 27 日申請）に係る実用発電用原子炉及る適合性状況説明資料（以下「技術的能力に係る審査基準への適合状況説明資料」とびその附属施設の位置，構造及び設備の基準に関する規則への適合」で重大事故等対いう。
）で講ずることとしている措置のうち，「重大事故等対処設備について」で重大処設備としている設備を用いたものを対象とするが，手順及び体制としてはその他の事故等対処設備としている設備を用いたものを対象とするが，手順及び体制としては措置との関係を含めて必要となる水源，燃料及び電源の資源や要員を整理した上で，その他の措置との関係を含めて必要となる水源，燃料及び電源の資源並びに要員を整
安全機能の喪失に対する仮定，外部電源に対する仮定，単一故障に対する仮定，運転理した上で，安全機能の喪失に対する仮定，外部電源に対する仮定，単一故障に対す員等（運転員と緊急時対策要員）の操作時間に対する仮定等を考慮して，原則としてる仮定，運転員及び重大事故等対応要員（以下「運転員等」という。
）の操作時間に事故が収束し，｢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｣について対する仮定等を考慮して，原則として事故が収束し，「運転中の原子炉における重大は原子炉が安定停止状態に，「運転中の原子炉における重大事故」については原子炉事故に至るおそれがある事故」及び「運転中の原子炉における重大事故」については
及び原子炉格納容器が安定状態に，「使用済燃料プールにおける重大事故に至るおそ
原子炉及び格納容器が安定状態に，「使用済燃料プールにおける重大事故に至るおそ
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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（基本的考え方）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所れがある事故」については使用済燃料プール水位が回復し，水位及び温度が安定した状態に，「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」について
は原子炉が安定状態（以下「原子炉等が安定停止状態等」という。
）に導かれる時点までを対象とする。
具体的には「6.3 評価に当たって考慮する事項」による。

れがある事故」については使用済燃料プールの水位が回復し，水位及び温度が安定した状態に，「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」については原子炉が安定状態（以下「原子炉等が安定停止状態等」という。
）に導かれる時
点までを対象とする。
具体的には「1.3 評価に当たって考慮する事項」による。

備考6.1.3 有効性評価に使用する計算プログラム
1.1.3 有効性評価に使用する計算プログラム
有効性評価において使用する計算プログラム（以下「解析コード」という。
）は，有効性評価において使用する計算プログラム（以下「解析コード」という。
）は，
事故シーケンスの特徴に応じて，評価項目となるパラメータに有意な影響を与える現事故シーケンスの特徴に応じて，評価項目となるパラメータに有意な影響を与える現
象や運転員等操作に有意な影響を与える現象（以下「重要現象」という。
）がモデル
象や運転員等操作に有意な影響を与える現象（以下「重要現象」という。
）がモデル化されており，実験等をもとに妥当性が確認され，適用範囲を含めてその不確かさが化されており，実験等を基に妥当性が確認され，適用範囲を含めてその不確かさが把把握されているものを選定して使用する。
握されているものを選定して使用する。
具体的には「6.4 有効性評価に使用する計算プログラム」に示す解析コードを使用
具体的には「1.4 有効性評価に使用する計算プログラム」に示す解析コードを使する。
用する。
6.1.4 有効性評価における解析の条件設定
有効性評価における解析の条件設定については，「6.3 評価に当たって考慮する事項」による仮定等を考慮するとともに，事象進展の不確かさを考慮して，設計値等の現実的な条件を基本としつつ，原則，有効性を確認するための評価項目となるパラメータに対して余裕が小さくなるような設定とする。また，解析コードや解析条件の不確かさが大きい場合には，影響評価において感度解析等を行うことを前提に設定する。
具体的には「6.5 有効性評価における解析の条件設定の方針」による。

1.1.4 有効性評価における解析の条件設定
有効性評価における解析の条件設定については，「1.3 評価に当たって考慮する事項」による仮定等を考慮するとともに，事象進展の不確かさを考慮して，設計値等の現実的な条件を用いるか又は有効性を確認するための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設定する。また，解析コードや解析条件の不確かさの影響が大きい場合には，影響評価において感度解析等を実施することを前提に設定する。
具体的には「1.5 有効性評価における解析の条件設定の方針」による。

6.1.5 解析の実施
1.1.5 解析の実施
有効性評価における解析は，評価項目となるパラメータの推移のほか，事象進展の有効性評価における解析は，評価項目となるパラメータの推移のほか，事象進展の状況を把握する上で必要なパラメータの推移について解析を実施し，その結果を明示
状況を把握する上で必要なパラメータの推移について解析を実施し，その結果を明示する。
する。
なお，事象進展の特徴や厳しさ等を踏まえ，解析以外の方法で原子炉等が安定停止
なお，事象進展の特徴や厳しさ等を踏まえ，解析以外の方法で原子炉等が安定停止状態等に導かれ，評価項目を満足することが合理的に説明できる場合はこの限りでは状態等に導かれ，評価項目を満足することが合理的に説明できる場合はこの限りではない。
ない。
6.1.6 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価

1.1.6 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確認し，そに与える影響，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す
れらの影響を踏まえても，措置の実現性に問題なく，評価項目を満足することを感度る。また，これらの不確かさの影響を踏まえても，措置の実現性に問題がなく，評価解析等により確認する。
項目を満足することを感度解析等により確認する。
具体的には「6.7 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針」による。
具体的には「1.7 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針」による。
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重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
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（基本的考え方）
東海第二発電所

備考6.1.7 必要な要員及び資源の評価
1.1.7 必要な要員及び資源の評価
必要な要員及び資源については，少なくとも外部支援がないものとして発電所内単必要な要員及び資源については，発電所内の発電用原子炉施設で重大事故等が同時独での措置を 7 日間継続して実施できることを確認する。
期に発生することを想定して整備することから，それぞれの観点から最も厳しい重大
具体的には「1.8 必要な要員及び資源の評価方針」による。
事故等を考慮しても，少なくとも外部支援がないものとして所内単独での措置を 7 日間継続して実施できることを確認する。
具体的には「6.8 必要な要員及び資源の評価方針」による。
6.2 評価対象の整理及び評価項目の設定
1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定
重大事故等対策の有効性を確認するため，重大事故等のそれぞれについて，以下の重大事故等対策の有効性を確認するため，重大事故等のそれぞれについて，以下のとおり，事故シーケンスのグループ化，重要事故シーケンスの選定及び有効性を確認
とおり，事故シーケンスのグループ化，重要事故シーケンス等の選定及び有効性を確するための評価項目の設定を行う。
認するための評価項目の設定を行う。
炉心損傷防止対策及び運転停止中の原子炉における燃料損傷防止対策の有効性を
炉心損傷防止対策及び運転停止中の原子炉における燃料損傷防止対策の有効性を確認する事故シーケンスグループ並びに格納容器破損防止対策の有効性を確認する
確認する事故シーケンスグループ，並びに格納容器破損防止対策の有効性を確認する
格納容器破損モード（以下「事故シーケンスグループ等」という。
）の選定に当たっ
格納容器破損モード（以下「事故シーケンスグループ等」という。
）の選定に当たっては，アクシデントマネジメント策や緊急安全対策等を考慮しない仮想的なプラントては，アクシデントマネジメント策や緊急安全対策等を考慮しない仮想的なプラント状態を対象として実施したＰＲＡの結果を活用する。
状態を評価対象として実施した PRA の結果を活用する。
「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」に対しては，発電用「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」に対しては，発電用原子炉施設内部の原因によって引き起こされる事象（以下「内部事象」という。
）を
原子炉施設内部の原因によって引き起こされる事象（以下「内部事象」という。
）を対象とする内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡに加えて，ＰＲＡが適用可能な外部事対象とする内部事象運転時レベル 1PRA に加えて，PRA が適用可能な外部事象として象として地震，津波についてそれぞれ地震レベル１ＰＲＡ及び津波レベル１ＰＲＡを
地震及び津波それぞれのレベル 1PRA を活用する。
「運転中の原子炉における重大事
活用する。
「運転中の原子炉における重大事故」に対しては，内部事象出力運転時レ故」に対しては，内部事象運転時レベル 1.5PRA を活用する。
「運転停止中の原子炉にベル１．５ＰＲＡを活用する。
「運転停止中の原子炉における重大事故に至るおそれおける重大事故に至るおそれがある事故」に対しては，内部事象停止時レベル 1PRA をがある事故」に対しては，内部事象停止時レベル１ＰＲＡを活用する。
活用する。
‑4
PRA を実施した結果，本発電用原子炉施設の運転中の炉心損傷頻度は 10 /炉年程
ＰＲＡを実施した結果，本発電用原子炉施設の運転中の炉心損傷頻度は 10－４／炉年度，格納容器破損頻度は 10‑5/炉年程度，運転停止中の炉心損傷頻度は 10‑8/定検程度
程度，格納容器破損頻度は 10－４／炉年程度，運転停止中の炉心損傷頻度は 10－５／施である。
設定期検査程度である。
また，現状 PRA が適用できない地震及び津波以外の外部事象については，当該外部
また，現状ＰＲＡが適用できない地震及び津波以外の外部事象については，当該外事象により誘発される起因事象について分析を実施した結果，いずれも内部事象レベ
部事象により誘発される起因事象について分析した結果，いずれも内部事象出力運転
ル 1PRA で想定する起因事象に包絡されること及び炉心損傷後の原子炉格納容器内の時レベル１ＰＲＡで想定する起因事象に包絡されること及び炉心損傷後の格納容器
事象進展は内部事象と同等であると考えられることから，新たに追加すべき事故シー
内の事象進展は内部事象と同等であると考えられることから，新たに追加すべき事故
ケンスグループ等はない。
シーケンスグループ等はない。
なお，有効性評価における重要事故シーケンスと「実用発電用原子炉に係る発電用
なお，有効性評価における重要事故シーケンスと「実用発電用原子炉に係る発電用原子炉設置者の重大事故の発生及び拡大の防止に必要な措置を実施するために必要
原子炉設置者の重大事故の発生及び拡大の防止に必要な措置を実施するために必要な技術的能力に係る審査基準（以下「技術的能力審査基準」という。
）」，「実用発電用な技術的能力に係る審査基準」（以下「技術的能力審査基準」という。
），「実用発電用原子炉及びその附属施設の位置、構造及び設備の基準に関する規則（以下「設置許可
原子炉及びその附属施設の位置、構造及び設備の基準に関する規則」（以下「設置許基準規則」という。
）」及び「実用発電用原子炉及びその附属施設の技術基準に関する可基準規則」という。
）及び「実用発電用原子炉及びその附属施設の技術基準に関す規則（以下「技術基準規則」という。
）」との関連を第 1.2－1 表に示す。
る規則」（以下「技術基準規則」という。
）との関連を第 6.2－1 表に示す。
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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（基本的考え方）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

ここで記載している事故シーケンスグループ等の選定の考え方については，「追補
２．Ⅰ 事故シーケンスグループ及び重要事故シーケンス等の選定について」に示す。

ここで記載している事故シーケンスグループ等の選定の考え方については，「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」に示す。

備考6.2.1 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
1.2.1 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
6.2.1.1 事故シーケンスのグループ化と重要事故シーケンスの選定
1.2.1.1 事故シーケンスのグループ化と重要事故シーケンスの選定「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」については，運転時「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」については，運転時の異常な過渡変化及び設計基準事故に対し，発電用原子炉施設の安全性を損なうことの異常な過渡変化及び設計基準事故に対し，発電用原子炉施設の安全性を損なうことがないよう設計することが求められる構築物，系統及び機器がその安全機能を喪失しがないよう設計することが求められる構築物，系統及び機器がその安全機能を喪失した場合であって，炉心の著しい損傷に至る可能性があると想定する事故シーケンス
た場合であって，炉心の著しい損傷に至る可能性があると想定する事故シーケンスにを，本発電用原子炉施設を対象とした PRA の結果を踏まえてグループ化し，それぞれついて本発電用原子炉施設を対象としたＰＲＡの結果を踏まえてグループ化し，それに対して重要事故シーケンスを選定し，評価を行う。
ぞれの事故シーケンスグループに対して重要事故シーケンスを選定し評価を行う。
(1) 事故シーケンスの抽出
内部事象運転時レベル 1PRA においては，各起因事象の発生から炉心損傷に至ることを防止するための緩和手段等の成功及び失敗の組合せをイベントツリーを用いて網羅的に分析し，炉心損傷に至る事故シーケンスを抽出する。第 6.2－1 図に内部事
象運転時レベル 1PRA におけるイベントツリーを示す。
地震レベル 1PRA 及び津波レベル 1PRA においては，内部事象と同様にイベントツ
リーを用いた分析を実施し，炉心損傷に至る事故シーケンスを抽出する。第 6.2－2 図に地震レベル 1PRA の階層イベントツリーを，第 6.2－3 図に地震レベル 1PRA のイベ
ントツリーを，第 6.2－4 図に津波レベル 1PRA の津波高さ別イベントツリーを，第6.2－5 図に津波レベル 1PRA のイベントツリーを示す。

地震や津波の場合，各安全機能の喪失に至るプロセスは異なるものの，喪失する安全機能が内部事象と同じであれば，炉心損傷を防止するための緩和手段も同じである
ため，事故シーケンスは内部事象と同じである。また，地震レベル 1PRA 及び津波レ
ベル 1PRA では，複数の安全機能時に損傷する事象や，建屋・構築物等の損傷の発生により直接的に炉心損傷に至る事故シーケンスも取り扱う。
具体的には，地震レベル 1PRA では，建屋の損傷や原子炉圧力容器等の大型静的機器の損傷，計測・制御機能喪失によって発電用原子炉施設が監視及び制御不能となる
事象等，緩和設備への影響範囲や影響程度等を明確にすることが困難な事象を抽出し(1) 事故シーケンスの抽出
内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡにおいては，各起因事象の発生から炉心損傷に至ることを防止するための緩和設備等の成功及び失敗の組合せについてイベント
ツリーを用いて網羅的に分析し，炉心損傷に至る事故シーケンスを抽出する。第 1.2
・東海第二では，地震レベル１ＰＲＡ－1 図に内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡにおけるイベントツリーを示す。
地震レベル１ＰＲＡ及び津波レベル１ＰＲＡにおいては，地震や津波により引き及び津波レベル１ＰＲＡの特徴に起こされる起因事象をプラントへ与える影響度の高い順に階層イベントツリーの形ついて記載（記載の充実）で整理することで，原子炉建屋や格納容器等の大規模な損傷が発生し，直接炉心損
傷に至る事故シーケンスや，複合的な事象発生の組合せも含めた事故シーケンスの抽出を実施している。また，緩和設備による対応に期待できる起因事象については，
内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡと同様に各起因事象の発生から炉心損傷に至ることを防止するための緩和設備等の成功及び失敗の組合せについてイベントツリー
で分析し，事故シーケンスを抽出する。第 1.2－2 図に地震レベル１ＰＲＡの階層イ
ベントツリーを，第 1.2－3 図に地震レベル１ＰＲＡのイベントツリーを，第 1.2－4 図に津波レベル１ＰＲＡの階層イベントツリーを，第 1.2－5 図に津波レベル１Ｐ
ＲＡのイベントツリーを示す。
地震や津波の場合，各安全機能の喪失に至るプロセスは異なるものの，起因事象
が内部事象と同じであれば，炉心損傷を防止するための緩和手段も同じであるため，
事故シーケンスも内部事象と同様である。また，地震レベル１ＰＲＡ及び津波レベ
ル１ＰＲＡでは，内部事象レベル１ＰＲＡでは想定していない複数の安全機能や緩和機能を有する機器が同時に損傷する事象や，建屋・構築物等の大規模な損傷の発生により直接炉心損傷に至る事故シーケンスも扱っている。
具体的には，地震レベル１ＰＲＡでは，建屋の損傷や原子炉圧力容器等の大型静的機器の損傷，計装・制御機能喪失によって本発電用原子炉施設が監視及び制御不能となる事象等，緩和設備への影響範囲や影響程度等を明確にすることが困難な事
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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（基本的考え方）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所ており，これらは直接，炉心損傷に至る事象として取り扱う。
津波レベル 1PRA では，浸水高さに応じ，当該高さに設置されている安全機能が機能喪失する評価モデルとしており，浸水高さに応じた安全機能の喪失の状態ごとに津波特有のシーケンスとして抽出する。

象を抽出しており，これらは直接炉心損傷に至る事象として取り扱う。
津波レベル１ＰＲＡでは，防潮堤高さを超える津波を対象に，非常用海水ポンプの被水・没水により最終ヒートシンクが喪失する事象，原子炉建屋内浸水により複数の緩和機能が喪失する事象，防潮堤損傷により屋内外の施設が広範囲にわたり機能喪失して炉心損傷に至る事象を抽出しており，これらは津波特有の事故シーケンスとして抽出する。

なお，LOCA では，原子炉冷却材圧力バウンダリからの冷却材の流出規模によりプラント応答，成功基準等が異なるため，流出の規模に応じて以下のとおりに分類する。

なお，原子炉冷却材喪失事故（以下，「ＬＯＣＡ」という。）では，原子炉冷却材圧力バ
ウンダリからの原子炉冷却材の流出規模によりプラント応答，成功基準等が異なる
ため，流出の規模に応じて以下のとおりに分類する。

a. 大破断 LOCA
原子炉冷却材圧力バウンダリを構成する配管の両端破断のように，事象初期に急激な原子炉減圧を伴うもので，自動減圧系の作動なしに低圧注水系によって冷却が可能となる規模の LOCA である。
b. 中破断 LOCA
大破断 LOCA と比較して破断口径が小さく，原子炉減圧が緩やかなもので，低圧注
水系による炉心冷却には自動減圧系の作動が必要となる規模の LOCA である。また，流出量は原子炉隔離時冷却系の容量以上であり，原子炉隔離時冷却系のみでの水位確保は不可能である。
c. 小破断 LOCA
中破断 LOCA より破断口径が小さなもので，原子炉隔離時冷却系のみでの水位確保が可能な規模の LOCA である。また，原子炉減圧が緩やかなため，低圧注水系による炉心冷却には，自動減圧系の作動が必要である。
d. Excessive LOCA
大破断 LOCA を上回る規模の LOCA であり，非常用炉心冷却系の注水の成否に関わらず炉心損傷に至る。

備考

ａ．大破断ＬＯＣＡ
原子炉冷却材圧力バウンダリを構成する配管の両端破断のように，事象初期に急激な原子炉減圧を伴うもので，自動減圧系の作動なしに低圧注水系によって冷却が可能となる規模のＬＯＣＡである。
・柏崎は中破断ＬＯＣＡと小破断ＬＯ
ｂ．中小破断ＬＯＣＡＣＡを分けて記載しているが，東海
大破断ＬＯＣＡと比較して破断口径が小さく，原子炉減圧が緩やかなもので，第二はイベントツリーの構造が同低圧注水系による炉心冷却には自動減圧系の作動が必要となる規模のＬＯＣＡでじであることを考慮し，中小破断Ｌある。
ＯＣＡとしている

ｃ．Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ ＬＯＣＡ
大破断ＬＯＣＡを上回る規模のＬＯＣＡであり，非常用炉心冷却系の注水の成否に関わらず炉心損傷に至る。

(2) 事故シーケンスのグループ化(2) 事故シーケンスのグループ化
ＰＲＡの知見を活用して抽出した事故シーケンスを，重大事故等に対処するため
PRA の知見を活用して抽出した事故シーケンスを，重大事故等に対処するための措の措置が基本的に同じとなるよう，炉心損傷に至る主要因の観点から以下の事故シ
置が基本的に同じとなるよう，炉心損傷に至る主要因の観点から以下の事故シーケンーケンスグループに分類する。なお，ＰＲＡではＬＯＣＡを起因として炉心損傷にスグループに分類する。なお，PRA では LOCA 時の注水機能喪失シーケンスを，破断至る事故シーケンスを，破断口の大きさに応じてＡＥ（大破断ＬＯＣＡを起因とす
口径の大きさに応じて大破断 LOCA，中破断 LOCA，小破断 LOCA に詳細化して抽出してる事故シーケンス），Ｓ１Ｅ（中破断ＬＯＣＡを起因とする事故シーケンス）及びＳ
いるが，いずれも LOCA 時の注水機能喪失を伴う事故シーケンスグループであるため，LOCA 時注水機能喪失に該当するものとして整理する。
２Ｅ（小破断ＬＯＣＡを起因とする事故シーケンス）に詳細化して抽出しているが，いずれもＬＯＣＡ時の注水機能喪失を伴う事故シーケンスであるため，解釈１－１(a)に記載の事故シーケンスグループ「ＬＯＣＡ時注水機能喪失」に該当するものとして整理した。
a. 高圧・低圧注水機能喪失
ａ．高圧・低圧注水機能喪失
5／111

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（基本的考え方）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
b. 高圧注水・減圧機能喪失
c. 全交流動力電源喪失
d. 崩壊熱除去機能喪失
e. 原子炉停止機能喪失
f. LOCA 時注水機能喪失
g. 格納容器バイパス(インターフェイスシステム LOCA)
津波特有の事故シーケンスでは，津波高さに応じた複数の安全機能の喪失を考慮したが，これについては，その喪失により，最も早く炉心損傷に至る安全機能あるいは安全機能の組合せの事故シーケンスグループとして，上記の a.及び c.に整理した。
また，地震特有の事象で，以下に示す 5 つの事故シーケンスは，地震動に応じた詳
細な損傷の程度や影響を評価することが困難なことから，上記の事故シーケンスグル
ープと直接的に対応せず，炉心損傷に直結するものとして抽出している。
・Excessive LOCA
・計測・制御系喪失
・格納容器バイパス（地震による配管の格納容器外での破損と隔離弁の閉失敗の重畳）・原子炉圧力容器・原子炉格納容器損傷
・原子炉建屋損傷

これらの各事故シーケンスグループによる炉心損傷頻度には，必ずしも炉心損傷に直結する程の損傷に至らない場合も含んでおり，実際には地震の程度に応じ，機能を維持した設計基準事故対処設備等がある場合，これらを用いた対応に期待することにより，炉心損傷を防止できる可能性もあると考えられる。このため，過度な保守性を排除することで各事故シーケンスグループの炉心損傷頻度は，現在の値よりも更に小さくなる。また，地震後に機能を維持した設計基準事故対処設備等に期待した上で，それらのランダム故障により炉心損傷に至る場合の事故シーケンスは，内部事象運転時レベル1PRA により抽出された上記のa.からg.の事故シーケンスグループに包絡されるものと考えられること及びそれらに該当しない深刻な損傷の場合には可搬型のポンプ，電源，放水設備等を駆使した大規模損壊対策による影響緩和を図ることから，
これらの各事故シーケンスグループを有意な頻度又は影響をもたらす事故シーケン
スグループとして追加する必要はない。
(3) 重要事故シーケンスの選定
事故シーケンスグループごとに，有効性評価の対象とする重要事故シーケンスを選定する。同じ事故シーケンスグループに複数の事故シーケンスが含まれる場合には，

東海第二発電所

備考ｂ．高圧注水・減圧機能喪失
ｃ．全交流動力電源喪失
ｄ．崩壊熱除去機能喪失
ｅ．原子炉停止機能喪失
ｆ．ＬＯＣＡ時注水機能喪失
ｇ．格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）
ｈ．津波浸水による注水機能喪失
・東海第二では，頻度及び影響の観点
津波特有の事故シーケンスについては，敷地内への浸水により内部事象起因の事から，津波特有の事故シーケンスグ
故シーケンスとは本発電用原子炉施設への影響が異なることから，津波特有の事故
ループを抽出シーケンスグループとして抽出している。
また，地震及び津波特有の事象で，以下に示す 7 つの事故シーケンスは，事象発
生時に本発電用原子炉施設に与える影響が大きな幅を有し，建屋や機器の損傷程度や組合せを特定することが困難であるため，上記の事故シーケンスグループとは直接的に対応しない事故シーケンスとして抽出している。
・防潮堤損傷・東海第二では，「防潮堤損傷」を有効性評価の対象とはしない事故シ・原子炉建屋損傷
ーケンスとして抽出
・格納容器損傷
・原子炉圧力容器損傷
・格納容器バイパス（地震による格納容器外での配管破損と隔離弁の閉失敗の重畳）
・原子炉冷却材圧力バウンダリ喪失（Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ ＬＯＣＡ）
・計装・制御系喪失
これらの地震及び津波特有の各事故シーケンスによる炉心損傷頻度は，全炉心損
傷頻度に対して極めて小さい寄与である。また，これらの事故シーケンスは本発電用原子炉施設に及ぼす影響について大きな幅を有しており，事故シーケンスグルー
プとして単独で定義するものではなく，発生する事象の程度や組合せに応じて対応すべきものである。具体的には，影響が限定されるような小規模な事故の場合には，使用可能な炉心損傷防止対策や格納容器破損防止対策を柔軟に活用して，事故進展の緩和を図ることが可能であり，実際には炉心損傷頻度はより低減されると考えられる。また，上記に該当しないような深刻な事故の場合には，可搬型設備等を駆使した大規模損壊対策による対応を含め，臨機応変に影響緩和を図る。
以上のことから，これらの事故シーケンスを有意な頻度又は影響をもたらす事故
シーケンスグループとして追加する必要はない。

(3) 重要事故シーケンスの選定
事故シーケンスグループごとに，有効性評価の対象とする重要事故シーケンスを選定する。同じ事故シーケンスグループに複数の事故シーケンスが含まれる場合に6／111

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（基本的考え方）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考共通原因故障又は系統間の機能の依存性，炉心損傷防止対策の実施に対する時間余裕，炉心損傷防止に必要な設備容量及び事故シーケンスグループ内の代表性の観点で，より厳しい事故シーケンスを選定する。
重要事故シーケンスの選定結果は以下のとおりである。
a. 高圧・低圧注水機能喪失
起因事象発生後の事象進展が早いと考えられる過渡事象（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）を起因とし，逃がし安全弁の再閉失敗を含まない，「過渡事象＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗」を重要事故シーケンスとして選定する。
逃がし安全弁の再閉失敗を含まないシーケンスとした理由は，炉心損傷防止のために
重大事故等対処設備による低圧注水を実施する状況を想定した場合，事象発生時点か
ら逃がし安全弁の再閉失敗によって原子炉減圧されている場合の方が，原子炉減圧に必要な逃がし安全弁の容量が少なく，低圧注水が可能となるまでの時間が短縮でき，対応が容易になると考えられるためである。
また，本事故シーケンスグループには津波特有の事故シーケンスが含まれているが，これについてはその対策が止水対策であり，事象進展に応じた重大事故等対処設
備の有効性の確認には適さないと判断したため，重要事故シーケンスとして選定しないものとし，選定対象から除外した。

は，共通原因故障又は系統間の機能の依存性，炉心損傷防止対策の実施に対する時
間余裕，炉心損傷防止に必要な設備容量及び事故シーケンスグループ内の代表性を考慮し選定する。
重要事故シーケンスの選定結果は以下のとおりである。
ａ．高圧・低圧注水機能喪失
過渡事象（給水流量の全喪失）又はサポート系喪失（自動停止）を起因とする ・東海第二は重要事故シーケンスの選
事故シーケンスは，事象進展が早いため，余裕時間の観点で厳しい。また，逃が定理由を追記し安全弁の再閉鎖に成功する事故シーケンスは，逃がし安全弁の再閉鎖に失敗する事故シーケンスに比べて，逃がし安全弁の設備容量の観点で厳しい。これらの事故シーケンスのうち，代表性の観点から炉心損傷頻度が最も高い「過渡事象＋
高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗」を重要事故シーケンスとして選定する。
本事故シーケンスグループに含まれる各事故シーケンスは主な炉心損傷防止対策に差異がないため，起因事象発生後の事象進展が早い過渡事象（給水流量の全喪失）を起因として選定した重要事故シーケンスは他の事故シーケンスに対して ・東海第二は津波 PRA から抽出される
包絡性を有している。
事故シーケンスを「津波浸水による
注水機能喪失」の事故シーケンスグ
ループとして整理

b. 高圧注水・減圧機能喪失
起因事象発生後の事象進展が早いと考えられる過渡事象（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，逃がし安全弁の再閉失敗を含まない，「過渡事象＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗」を重要事故シーケンスとして選定する。逃がし安全弁の再閉失敗を含まないシーケンスとした理由は，炉心損傷防止のために重大事故等対処設備による原子炉減圧を実施する状況を想定した場合，事象発生時点から逃がし安全弁の再閉失敗によって原子炉減圧されている場合の方が，原子炉減圧に必要な逃がし安全弁の容量が少なく，低圧注水が可能となるまでの時間が短縮でき，対応が容易になると考えられるためである。
c. 全交流動力電源喪失
本事故シーケンスグループからは，機能喪失の状況が異なる 4 つの事故シーケンスが抽出されたため，これらを以下の 4 つの詳細化した事故シーケンスグループとして分類し，重要事故シーケンスとして選定する。

ｂ．高圧注水・減圧機能喪失
過渡事象（給水流量の全喪失）又はサポート系喪失（自動停止）を起因とする ・東海第二は重要事故シーケンスの選
事故シーケンスは，事象進展が早いため，余裕時間の観点及び原子炉減圧に必要
定理由を追記な設備容量の観点で厳しい。これらの事故シーケンスのうち，代表性の観点から
炉心損傷頻度が最も高い「過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗」を重 ・逃がし安全弁の成功基準の違い（柏要事故シーケンスとして選定する。
崎刈羽は，原子炉減圧に逃がし安全
本事故シーケンスグループに含まれる各事故シーケンスは主な炉心損傷防止対弁 2 個を必要とするため，逃がし安策に差異がないため，起因事象発生後の事象進展が早い過渡事象（給水流量の全全弁 1 個再閉失敗時は高圧シーケン喪失）を起因として選定した重要事故シーケンスは他の事故シーケンスに対してスに整理されるが，東海第二は逃が包絡性を有している。
し安全弁 1 個で原子炉減圧するた
ｃ．全交流動力電源喪失
め，逃がし安全弁 1 個再閉失敗時は本事故シーケンスグループからは，安全機能の喪失状況が異なる 4 つの事故シ
低圧シーケンスに整理される）ーケンスが抽出されたため，原子炉圧力，時間余裕及び対応する主な炉心損傷防止対策に着目して事故シーケンスグループを以下の 3 つに細分化し，それぞれの
事故シーケンスグループから重要事故シーケンスを選定する。
(a) 長期ＴＢ
本事故シーケンスグループは，外部電源喪失の発生後，非常用ディーゼル発電機の故障により全交流動力電源喪失が発生するとともに，高圧炉心スプレイ
系による炉心冷却にも失敗し，原子炉隔離時冷却系による炉心冷却に成功する
が，蓄電池が枯渇することにより原子炉隔離時冷却系の運転継続が不能となり，(a) 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）
本事故シーケンスグループは，全交流動力電源喪失後，原子炉隔離時冷却系により炉心冷却を継続するが，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が機能喪失し炉心損傷に至るものである。

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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（基本的考え方）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
本事故シーケンスグループに係る事故シーケンスは「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）」のみであることから，これを重要事故
シーケンスとして選定する。

(b) 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋RCIC 失敗
本事故シーケンスグループは，全交流動力電源喪失と同時に原子炉隔離時冷却系が機能喪失し炉心損傷に至るものである。本事故シーケンスグループに係る事故シーケ
ンスは「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋RCIC 失敗（RCIC 本体の機能喪失）」のみであることから，これを重要事故シーケンスとして選定する。
(c) 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋直流電源喪失
本事故シーケンスグループは，全交流動力電源と全ての直流電源が喪失し炉心損傷に至るものである。また，本事故シーケンスグループには津波特有の事故シーケンスが含まれているが，これについてはその対策が止水対策であり，事象進展に応じた重大事故等対処設備の有効性の確認には適さないと判断したため，重要事故シーケンスとして選定しないものとした。発生原因が津波特有の事故シーケンス以外には，本事
故シーケンスグループに係る事故シーケンスは「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋直流電源喪失」のみであることから，これを重要事故シーケンスとして選定する。なお，全ての直流電源喪失により非常用ディーゼル発電機を起動できな
くなることから，「外部電源喪失＋直流電源喪失」により，全交流動力電源喪失となる。
(d) 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗
本事故シーケンスグループは，全交流動力電源喪失と同時に逃がし安全弁 1 個が開状態のまま固着することにより，原子炉隔離時冷却系も機能喪失し炉心損傷に至るものである。本事故シーケンスグループに係る事故シーケンスは「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗」のみであることから，これを重要事故
シーケンスとして選定する。

東海第二発電所

備考

原子炉圧力が高圧状態で炉心損傷に至る事故シーケンスグループである。
本事故シーケンスグループに含まれる各事故シーケンスは，いずれも全交流 ・東海第二は重要事故シーケンスの選動力電源が喪失しているため，共通原因故障・系統間機能依存性の観点では差定理由を追記異がない。また，事象進展が同様であるため，余裕時間及び設備容量の観点についても差異がない。このため，代表性の観点から「外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋ＨＰＣＳ失敗（ＲＣＩＣ成功※）」を重要事故シーケンスとして選定する。
※ 事象発生初期は原子炉への注水に成功するが，蓄電池の枯渇により機能喪失する(b) ＴＢＤ，ＴＢＵ
本事故シーケンスグループは，外部電源喪失の発生後，直流又は非常用ディ ・東海第二では，安全機能の喪失状態，
ーゼル発電機の故障により全交流動力電源喪失が発生し，高圧炉心冷却にも失事象進展及び重大事故等対策が同敗することにより，原子炉が高圧状態で炉心損傷に至る事故シーケンスグルー
じとなるＴＢＤ及びＴＢＵは，一つプである。
の細分化グループとしている。（柏本事故シーケンスグループに係る事故シーケンスは，外部電源喪失を起因と崎刈羽の有効性評価においてもＴ
し，直流電源に失敗し高圧炉心冷却に失敗する事故シーケンス（ＴＢＤ）と，
ＢＤは，ほぼＴＢＵと同じと記載し
外部電源喪失又は直流電源故障を起因とし，非常用ディーゼル発電機及び高圧ており，実態として違いはない）
炉心冷却系に失敗する事故シーケンス（ＴＢＵ）からなるが，いずれも全交流 ・東海第二は重要事故シーケンスの選動力電源が喪失しているため，共通原因故障・系統間機能依存性の観点では差定理由を追記異がない。また，余裕時間及び設備容量の観点からは，いずれの事故シーケン
スも事象進展の早さには差異はないものの，直流電源が喪失する事故シーケンスは代替注水設備の起動に必要な直流電源を緊急用 125V 系蓄電池から給電するための直流電源の切替操作が必要となり，代替直流電源の必要容量も大きくなるため，直流電源が喪失する事故シーケンスの方が厳しい。以上より「外部電源喪失＋直流電源失敗＋高圧炉心冷却失敗（ＴＢＤ）」を重要事故シーケンスとして選定する。
(c) ＴＢＰ
本事故シーケンスグループは，外部電源喪失の発生後，非常用ディーゼル発電機の故障により全交流動力電源喪失が発生し，高圧炉心スプレイ系に失敗するとともに逃がし安全弁 1 個の再閉鎖失敗により原子炉圧力が徐々に低下することで，原子炉隔離時冷却系が運転不能となることにより，原子炉が低圧状態
で炉心損傷に至る事故シーケンスグループである。
本事故シーケンスグループに含まれる各事故シーケンスは，いずれも全交流 ・東海第二は重要事故シーケンスの選動力電源が喪失しているため，共通原因故障・系統間機能依存性の観点では差定理由を追記異がない。また，事象進展が同様であるため，余裕時間及び設備容量の観点についても差異がない。このため，代表性の観点から「外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ失敗」を重要事故シーケンスとして選定
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（基本的考え方）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

d. 崩壊熱除去機能喪失
起因事象発生後の事象進展が早いと考えられる過渡事象（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）を起因とし，逃がし安全弁の再閉失敗を含まない，「過渡事象＋崩壊熱除去失敗」を選定する。逃がし安全弁の再閉失敗を含まないシー
ケンスとした理由は，逃がし安全弁の再閉失敗を含まないシーケンスと逃がし安全弁の再閉失敗を含むシーケンスを比較した場合，逃がし安全弁の再閉失敗を含まないシーケンスの方が炉心損傷頻度が高く，当該事故シーケンスグループの特徴を有するためである。
ここで，崩壊熱除去機能喪失については，残留熱除去系の機能喪失と原子炉補機冷却系の機能喪失の場合で，炉心損傷防止対策が異なることを踏まえて，「過渡事象＋
崩壊熱除去失敗（残留熱除去系の機能喪失）」及び「過渡事象＋崩壊熱除去失敗（原子炉補機冷却系の機能喪失）」を重要事故シーケンスとする。

なお，LOCA を起因とする事故シーケンスについては，崩壊熱除去機能の代替手段の有効性も含めて事故シーケンスグループ「f. LOCA 時注水機能喪失」で評価することから，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の選定対象から除外している。

e. 原子炉停止機能喪失
原子炉停止機能喪失に関連して抽出される事故シーケンス「大破断 LOCA＋原子炉停止失敗」，「中破断 LOCA＋原子炉停止失敗」，「小破断 LOCA＋原子炉停止失敗」については，反応度投入の観点では原子炉が減圧されることから「過渡事象＋原子炉停止失敗」よりも事象進展が緩やかな事象である。
重大事故等対処設備である ATWS 緩和設備（代替制御棒挿入機能）（以下「代替制御
棒挿入機能」という。
）に期待する場合，LOCA と原子炉停止機能喪失が重畳する事故
シーケンスは，LOCA を伴う事故シーケンスグループに包絡される。また，LOCA と原

東海第二発電所

備

考ｄ．崩壊熱除去機能喪失
本事故シーケンスグループは，炉心冷却に成功し，崩壊熱除去機能の喪失によ ・東海第二は重要事故シーケンスの選り格納容器温度・圧力が上昇することで，格納容器が破損する事故シーケンスグ
定理由を追記ループである。中長期的な格納容器の温度・圧力の上昇の観点では崩壊熱が支配要因となることから，いずれの事故シーケンスにおいても，崩壊熱除去機能喪失に対する炉心損傷防止対策に差異はなく，対策の実施に対する操作の余裕時間についても有意な差異はない。このため，余裕時間及び設備容量の観点については，
事象発生初期に着目した。
過渡事象（給水流量の全喪失），サポート系喪失（自動停止）又はＬＯＣＡを起因とする事故シーケンスは，事象進展が早いため，余裕時間の観点及び原子炉注
水に必要な設備容量の観点で厳しい。また，低圧の代替注水手段に期待する場合，逃がし安全弁の再閉鎖に失敗する事故シーケンスは，注水の開始時点で原子炉が一定程度減圧されているため，逃がし安全弁の設備容量は再閉鎖成功時の方が厳しくなる。これらの事故シーケンスのうち，代表性の観点から炉心損傷頻度が最も高い「過渡事象＋ＲＨＲ失敗」を重要事故シーケンスとして選定する。また，崩壊熱除去機能が喪失する要因が残留熱除去系の故障の場合と取水機能が喪失する場合で炉心損傷防止対策が異なることを踏まえ，「過渡事象＋ＲＨＲ失敗（ＲＨ
Ｒ故障時）」及び「過渡事象＋ＲＨＲ失敗（取水機能喪失時）」を重要事故シーケンスとする。
なお，ＬＯＣＡを起因とする事故シーケンスについては，ＬＯＣＡ時注水機能喪失及び雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）において，代替除熱手段に係る重大事故等対策の有効性を含めて確認する。
また，本事故シーケンスグループに対する主な炉心損傷防止対策の電源を代替電源とすることにより，本事故シーケンスグループに含まれる各事故シーケンス
は主な炉心損傷防止対策に差異がないため，起因事象発生後の事象進展が早い過渡事象（給水流量の全喪失）を起因として選定した重要事故シーケンスは他の事
故シーケンスに対して包絡性を有している。
ｅ．原子炉停止機能喪失
過渡事象（主蒸気隔離弁の誤閉止）に起因する事故シーケンスは，原子炉圧力の上昇が早く，反応度印加の観点で厳しい。また，事象進展が早く余裕時間が短い場合，反応度印加の観点で厳しく出力抑制に必要な設備容量が大きくなる。以上より「過渡事象＋原子炉停止失敗」を重要事故シーケンスとして選定する。
なお，ＬＯＣＡを起因とする事故シーケンスについては，水位低下の観点では厳しいものの，水位低下及びＬＯＣＡに伴う原子炉減圧によってボイド率が上昇
し，負の反応度が投入されると考えられることから，事象発生直後の反応度投入に伴う出力抑制の観点では，過渡事象（主蒸気隔離弁の誤閉止）を起因とする事
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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（基本的考え方）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
子炉停止機能喪失が重畳する事故シーケンスの炉心損傷頻度は他の事故シーケンス
グループの事故シーケンスの炉心損傷頻度と比較しても極めて小さい。これらを踏まえ，起因事象発生後の出力変化及び原子炉格納容器に与えられる蒸気負荷の観点で厳しい過渡事象（反応度投入の観点で最も厳しく，格納容器隔離によって炉心からの発
生蒸気が全て格納容器に流入する主蒸気隔離弁閉を選定）を起因とする，「過渡事象＋原子炉停止失敗」を重要事故シーケンスとして選定する。

f. LOCA 時注水機能喪失
配管破断規模の大きさによる原子炉冷却材流出流量が多く水位の低下が早いため，
原子炉注水開始までの時間余裕が短い中破断 LOCA を起因とする。また，重畳する注水機能喪失のうち，低圧注水機能喪失については，原子炉減圧機能喪失による場合と，
低圧非常用炉心冷却系そのものが機能喪失する場合が考えられるが，代替となる設備に要求される設備容量の観点では，原子炉減圧機能である逃がし安全弁には十分な台数が備えられている一方，低圧非常用炉心冷却系そのものが機能喪失する場合は，代替となる注水設備の容量が低圧非常用炉心冷却系よりも少ない点で厳しい事象になると考えられること，さらに原子炉減圧機能が喪失する事故シーケンスよりも低圧非常用炉心冷却系そのものが機能喪失する事故シーケンスの方が炉心損傷頻度が高い
ことも踏まえ，低圧非常用炉心冷却系そのものの機能喪失が重畳する場合である「中破断 LOCA＋HPCF 注水失敗＋低圧 ECCS 注水失敗」を重要事故シーケンスとして選定する。
なお，上記の重要事故シーケンスは，低圧 ECCS 注水失敗が含まれており，低圧非常用炉心冷却系の機能喪失は残留熱除去系による崩壊熱除去機能にも期待できない
こととほぼ同義であることから，事故シーケンスグループ「d. 崩壊熱除去機能喪失」の LOCA を起因とする事故シーケンスを包絡する。
g. 格納容器バイパス（インターフェイスシステム LOCA）
格納容器バイパス（インターフェイスシステム LOCA）に係る事故シーケンスは，「インターフェイスシステム LOCA」のみとしていることから，これを重要事故シーケンスとして選定する。なお，格納容器バイパスとしては原子炉冷却材浄化系等の高圧設計の配管の原子炉格納容器外での破断事象も想定できるが，これは PRA の検討の中で高圧設計の配管の破損頻度が低圧設計の配管の破損頻度に比べて小さい傾向にあることを理由に考慮の対象から除外している。

東海第二発電所備考

故シーケンスの方が厳しいと考えられる。また，ＬＯＣＡを起因とする場合，原
子炉冷却材の流出により，ほう酸水注入系が有効に機能しないことも考えられるが，本事故シーケンスグループに対する対策であるＡＴＷＳ緩和設備（代替制御
棒挿入機能）に期待することにより対応可能であり，炉心損傷頻度も極めて小さい。

ｆ．ＬＯＣＡ時注水機能喪失
余裕時間の観点では，いずれもＬＯＣＡを起因とする事故シーケンスであり，差異がない。設備容量の観点では，原子炉減圧に用いる逃がし安全弁は十分な台数が設置されているが，低圧の代替注水設備の設備容量は低圧ＥＣＣＳより少な
いため，低圧炉心冷却に失敗する事故シーケンスの方が厳しい。以上より「中小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗」を重要事故シーケンスとして選定する。
なお，本事故シーケンスグループに含まれる各事故シーケンスは主な炉心損傷防止対策に差異がないため，選定した重要事故シーケンスは他の事故シーケンスに対して包絡性を有している。
また，「崩壊熱除去機能喪失」の事故シーケンスグループにおいてＬＯＣＡを起因とする事故シーケンスが抽出されている。これについて，重要事故シーケンスによる包絡性を考慮すると，低圧炉心冷却失敗の事故シーケンスを重要事故シーケンスとして選定することにより，崩壊熱除去機能喪失に対する代替除熱手段の有効性についても評価することとなる。このことから，選定した重要事故シーケ
ンスは「崩壊熱除去機能喪失」の事故シーケンスグループにおけるＬＯＣＡを起因とする事故シーケンスに対しても包絡性を有している。
ｇ．格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）
本事故シーケンスグループに含まれる事故シーケンスは，「インターフェイスシ
ステムＬＯＣＡ」のみであることから，これを重要事故シーケンスとして選定する。なお，格納容器バイパスとしては原子炉冷却材浄化系等の高圧設計の配管が格納容器外で破断する事象も想定できるが，これはＰＲＡの検討の中で高圧設計の配管の破損頻度が低圧設計の配管の破損頻度に比べて小さい傾向にあることを理由に，考慮の対象から除外している。
・東海第二では，新たに抽出した事故
ｈ．津波浸水による注水機能喪失
シーケンスグループ及びその重要
本事故シーケンスグループは，津波浸水により複数の緩和機能が失われること
事故シーケンスについて記載。
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，本事故シー
ケンスグループに対しては，敷地に遡上する津波に対する防護対策を実施した重大事故等対処設備の有効性を確認することとする。
共通原因故障・系統間機能依存性の観点では，原子炉建屋内浸水を起因とする
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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（基本的考え方）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備考

事故シーケンスが厳しい。余裕時間の観点では，事象発生初期に原子炉への注水に失敗する事故シーケンスが厳しい。設備容量の観点では，原子炉建屋内浸水を起因とする事故シーケンスは津波防護対策に要求される防護高さが高くなる。以
上より「原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失」を重要事故シーケンスとして選定する。
なお，本事故シーケンスグループは外部電源喪失が重畳すると全交流動力電源喪失が発生するため，本事故シーケンスグループの主な炉心損傷防止対策は津波防護対策に加えて全交流動力電源喪失の事故シーケンスグループと同様となる。
また，本事故シーケンスグループに含まれる各事故シーケンスの炉心損傷防止対策に差異がないため，選定した重要事故シーケンスは他の事故シーケンスに対して包絡性を有している。

なお，国内外の先進的な対策を考慮した場合であっても，全ての状況に対応できる
ような炉心損傷防止対策を講じることが困難な事故シーケンスとしては，以下の事故
シーケンスが抽出されている。
①大破断 LOCA＋HPCF 注水失敗＋低圧 ECCS 注水失敗
②全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋原子炉停止失敗①については，格納容器破損防止対策により原子炉格納容器の機能に期待できることを確認しており，これを除く事故シーケンスを対象に，重要事故シーケンスの選定を実施している。
②は地震レベル 1PRA から抽出された事故シーケンスであり，炉心損傷防止対策を講じることが困難な事故シーケンスであるが，喪失する安全機能が明確であることか
ら炉心損傷に直結する事故シーケンスとはしていない。この事故シーケンスにおける原子炉停止失敗の支配的な要因は地震による炉内構造物の損傷であるが，これは地震の最大加速度が地震発生と同時に加わるという，現状の保守的な PRA のモデルによって評価されるものであり，現実的には，炉内構造物の損傷確率が高くなる加速度に到達する前に，原子炉スクラムに至ると考えられる。
以上のとおり，②の事故シーケンスの炉心損傷頻度は保守的に評価されており，現実的に想定すると，本事故シーケンスによって炉心損傷に至る頻度は十分に小さいと判断したことから，本事故シーケンスは炉心損傷防止対策又は格納容器破損防止対策の有効性を確認する事故シーケンスから除外している。
各事故シーケンスグループに含まれる事故シーケンス及び重要事故シーケンスについて整理した結果を第 6.2－2 表に示す。

なお，国内外の先進的な対策を講じた場合であっても，全ての状況に対応できる
ような炉心損傷防止対策を講じることが困難な事故シーケンスとしては，以下の事
故シーケンスが抽出されている。
①大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗②直流電源喪失＋原子炉停止失敗③交流電源喪失＋原子炉停止失敗①の事故シーケンスについては，格納容器破損防止対策の有効性評価の対象とすることとしており，格納容器の閉じ込め機能に期待できることを確認していることから，これを除く事故シーケンスを対象に，重要事故シーケンスの選定を実施している。
②，③の事故シーケンスは地震レベル１ＰＲＡから抽出された事故シーケンスであり，炉心損傷防止対策を講じることが困難な事故シーケンスであるが，喪失する
安全機能が明確であることから炉心損傷に直結する事故シーケンスとはしていな
い。これらの事故シーケンスは，炉内構造物等の損傷による原子炉停止機能喪失と，直流電源喪失又は全交流動力電源喪失が重畳する事故シーケンスであり，代替の原
子炉停止手段であるほう酸水注入系が機能喪失することから，炉心損傷を防止することができない。これらの事故シーケンスを抽出した地震レベル１ＰＲＡでは，炉内構造物等が地震発生と同時に最大加速度を受けるものとして評価しているが，実機のスクラム信号「地震加速度大」は，最大加速度よりも十分小さな加速度で発信
し，炉内構造物等が損傷する前に制御棒の挿入が完了すると考えられる。このため，現実的にはこれらの事故シーケンスは発生し難いと考えられ，炉心損傷防止対策の有効性を確認する事故シーケンスとしては取り扱わないこととした。
各事故シーケンスグループに含まれる事故シーケンス及び重要事故シーケンスについて整理した結果を第 1.2－2 表に示す。
1.2.1.2 有効性を確認するための評価項目の設定
11／111

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（基本的考え方）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

6.2.1.2 有効性を確認するための評価項目の設定「6.2.1.1 事故シーケンスのグループ化と重要事故シーケンスの選定」に挙げた事
故シーケンスグループについては，炉心の著しい損傷を防止するための対策に対して有効性があることを確認するため，以下の評価項目を設定する。
(1) 炉心の著しい損傷が発生するおそれがないものであり，かつ，炉心を十分に冷却できるものであること。具体的には燃料被覆管の最高温度が 1,200℃以下である
こと及び燃料被覆管の酸化量は酸化反応が著しくなる前の被覆管厚さの 15％以下であること。
(2) 原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力が， 最高使用圧力 8.62MPa[gage]の1.2 倍の圧力 10.34MPa[gage]を下回ること。
(3) 原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力は，限界圧力である最高使用圧力
0.31MPa[gage]の 2 倍の圧力 0.62MPa[gage]を下回ること。
(4) 原子炉格納容器バウンダリにかかる温度が，限界温度 200℃を下回ること。

「1.2.1.1 事故シーケンスのグループ化と重要事故シーケンスの選定」に挙げた
事故シーケンスグループについては，炉心の著しい損傷を防止するための対策に対して有効性があることを確認するため，以下の評価項目を設定する。
(1) 炉心の著しい損傷が発生するおそれがないものであり，かつ，炉心を十分に冷却できるものであること。具体的には燃料被覆管の最高温度が 1,200℃以下
であること及び燃料被覆管の酸化量は酸化反応が著しくなる前の被覆管厚さの 15％以下であること。
(2) 原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力が最高使用圧力 8.62MPa［gage］の 1.2 倍である 10.34MPa［gage］を下回ること。
(3) 原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力は，限界圧力を下回る圧力である最高使用圧力 0.31MPa［gage］の 2 倍の圧力 0.62MPa［gage］を下回ること。
(4) 原子炉格納容器バウンダリにかかる温度は，限界温度を下回る温度である
200℃を下回ること。

また，格納容器圧力逃がし装置等を使用する事故シーケンスグループの有効性評価
では，上記の評価項目に加えて，敷地境界での実効線量を評価し，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として，発生事故当たりおおむね 5mSv
以下であることを確認する。
ここで，原子炉格納容器バウンダリの健全性に対する有効性を確認するための評価項目の上限については，漏えい経路になる可能性がある原子炉格納容器バウンダリ構
成部に対して，規格計算又は試験にて，構造健全性及びシール部機能維持の確認を行っており，継続的に評価条件を維持していく。
ここで記載している，原子炉格納容器本体，シール部等の原子炉格納容器バウンダ
リ構成部の健全性については，「追補２．Ⅱ 原子炉格納容器の温度及び圧力に関する評価」に示す。

備

考

また，格納容器圧力逃がし装置等を使用する事故シーケンスグループの有効性評価
では，上記の評価項目に加えて，非居住区域境界及び敷地境界での実効線量を評価し，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として，発生事故当たり 5mSv 以下であることを確認する。
ここで，格納容器バウンダリの健全性に対する有効性を確認するための評価項目の上限については，漏えい経路になる可能性がある格納容器バウンダリ構成部に対して，規格計算又は試験にて，東海第二発電所における仕様を踏まえた構造健全性及びシール部機能維持の確認を行っており，継続的に評価条件を維持していく。
ここで記載している，格納容器本体，シール部等の格納容器バウンダリ構成部の健全性については，「付録 2 原子炉格納容器の温度及び圧力に関する評価」にて示す。
（添付資料 1.2.1，1.2.2，1.2.3）

1.2.2 運転中の原子炉における重大事故
6.2.2 運転中の原子炉における重大事故
1.2.2.1 格納容器破損モードの選定と評価事故シーケンスの選定
6.2.2.1 格納容器破損モードの選定と評価事故シーケンスの選定「運転中の原子炉における重大事故」については，著しい炉心損傷の発生後，格納「運転中の原子炉における重大事故」については，著しい炉心損傷の発生後，原子容器が破損に至る可能性があると想定する格納容器破損モードを，本発電用原子炉施
炉格納容器が破損に至る可能性があると想定する格納容器破損モードを，本発電用原設を対象としたＰＲＡの結果を踏まえて選定し，格納容器破損モードごとに評価事故
子炉施設を対象とした PRA の結果を踏まえて選定し，格納容器破損モードごとに評価
シーケンスを選定して評価を行う。
事故シーケンスを選定して評価を行う。
(1) 格納容器破損モードの抽出(1) 格納容器破損モードの抽出
内部事象出力運転時レベル１．５ＰＲＡにおいては事象進展に伴い生じる格納容
内部事象運転時レベル 1.5PRA においては，事象進展に伴い生じる原子炉格納容器器の健全性に影響を与える負荷を分析し，格納容器破損モードの抽出を行う。
の健全性に影響を与える負荷の分析から，格納容器破損モードの抽出を行う。
具体的には，事象進展を炉心損傷前，原子炉圧力容器破損前，原子炉圧力容器破損
直後，原子炉圧力容器破損以降の長期の各プラント状態に分類して，それぞれの状態

具体的には，事象進展を炉心損傷前，原子炉圧力容器破損前，原子炉圧力容器破損直後，事故後期の長期の各プラント状態に分類し，それぞれの状態で発生する負荷を抽出している。また，事象進展中に実施される緩和手段等を考慮し，第 1.2－6
12／111

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（基本的考え方）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
で発生する負荷を抽出し，事象進展中に実施される緩和手段等から第 6.2－6 図に示す格納容器イベントツリーを作成し，格納容器破損モードを抽出して整理する。

(2) 格納容器破損モードの選定
格納容器イベントツリーにより抽出した格納容器破損モードを，事象進展の類似性から以下の格納容器破損モードに分類する。ここで，水素燃焼については，本発電用原子炉施設では，運転中は原子炉格納容器内の雰囲気を窒素で置換し，酸素濃度を低く管理しているため，PRA で定量化する格納容器破損モードから除外しているが，有効性評価においては窒素置換の有効性を確認する観点で，格納容器破損モードとして挙げている。
a. 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）
b. 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱
c. 原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用
d. 水素燃焼e. 溶融炉心・コンクリート相互作用
また，上記に分類されない格納容器破損モードとして，以下の格納容器破損モードを抽出している。
・原子炉未臨界確保失敗時の過圧破損
・水蒸気（崩壊熱）による過圧破損（炉心損傷前）・格納容器隔離失敗（炉心損傷の時点で何らかの要因により原子炉格納容器の隔離機能が失われている状態）
・インターフェイスシステム LOCA
・原子炉圧力容器内での水蒸気爆発
原子炉未臨界確保失敗時の過圧破損，水蒸気（崩壊熱）による過圧破損（炉心損傷前）及びインターフェイスシステム LOCA は格納容器先行破損の事故シーケンスである。原子炉未臨界確保失敗時の過圧破損及び水蒸気（崩壊熱）による過圧破損（炉心損傷前）では炉心損傷の前に水蒸気によって原子炉格納容器が過圧破損し，また，インターフェイスシステム LOCA ではインターフェイスシステム LOCA によって原子炉
格納容器の隔離機能を喪失することで，原子炉格納容器外への原子炉冷却材の流出による原子炉建屋内の環境悪化等が生じ，原子炉注水機能の維持が困難となり，炉心損
傷に至るおそれがある。格納容器先行破損の事故シーケンスは，「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」の評価において，各々重要事故シーケンスを選定し，重大事故等防止対策の有効性を確認していることから，新たな格納容器破損モードとして追加する必要はない。
格納容器隔離失敗（炉心損傷の時点で何らかの要因により原子炉格納容器の隔離機能が失われている状態）については，炉心損傷頻度の低減を図るとともに，万一の重大事故発生時に原子炉格納容器の隔離に失敗することのないよう，原子炉格納容器の東海第二発電所備考

図に示すイベントツリーを作成し，格納容器破損に至る格納容器破損モードを整理する。
(2) 格納容器破損モードの選定
格納容器イベントツリーにより抽出した格納容器破損モードを，事象進展の類似性から以下の格納容器破損モードに分類する。ここで，水素燃焼については，本発
電用原子炉施設では，運転中は格納容器内雰囲気を窒素で置換し，酸素濃度を低く管理しているため，ＰＲＡで定量化する格納容器破損モードから除外しているが，有効性評価においては窒素置換の有効性を確認する観点で，格納容器破損モードとして挙げている。
ａ．雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）
ｂ．高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱
ｃ．原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用
ｄ．水素燃焼ｅ．溶融炉心・コンクリート相互作用
また，上記に分類されない格納容器破損モードとして，以下の格納容器破損モードを抽出している。
・早期過圧破損（未臨界確保失敗）
・過圧破損（崩壊熱除去失敗）
・格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）
・格納容器バイパス（格納容器隔離失敗）
・原子炉圧力容器内での水蒸気爆発
・溶融物直接接触
早期過圧破損（未臨界確保失敗），過圧破損（崩壊熱除去失敗）は格納容器先行破損，格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）は炉心損傷の前に格納容器が破損している事故シーケンスであり，「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」の評価において，各々重要事故シーケンスを選定し，重大事故等防止対策の有効性を確認していることから，新たな格納容器破損モードとして追加する必要はない。

格納容器バイパス（格納容器隔離失敗）については，炉心損傷時点で何らかの要因により格納容器隔離に失敗している格納容器破損モードであるが，炉心損傷の防止を図るとともに，万一の重大事故発生時に格納容器の隔離に失敗することのない
よう，格納容器の漏えいに対する検知性を向上させることが有効であり，これらに13／111

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（基本的考え方）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
漏えいに対する検知性を向上させることが有効であり，これらについては重大事故等対処設備，日常の原子炉格納容器の圧力監視等で対応すべき事象であることから，有意な頻度又は影響をもたらす格納容器破損モードとして新たに追加する必要はない。
原子炉圧力容器内での水蒸気爆発については，発生する可能性が極めて低いことか
ら，有意な頻度又は影響をもたらす格納容器破損モードとして新たに追加する必要はない。
なお，原子炉格納容器下部床とドライウェル床とが同じレベルに構成されている
BWR MARK-Ⅰ型の原子炉格納容器に特有の事象として格納容器直接接触（シェルアタック）があるが，本発電用原子炉施設は RCCV 型の原子炉格納容器であり，溶融炉心が原子炉格納容器バウンダリに直接接触することはない構造であることから，評価対象として想定する格納容器破損モードとはしていない。
(3) 評価事故シーケンスの選定
格納容器破損モードごとに，有効性評価の対象とする評価事故シーケンスを選定する。具体的には，格納容器破損モードごとに，当該破損モードに至る可能性のある最も厳しいと考えられるプラント損傷状態（以下「PDS」という。
）を含む事故シーケンスの中から，当該破損モードの観点で厳しい事故シーケンスを選定する。評価事故シーケンスの選定結果は以下のとおりである。また，PDS の分類結果についての説明を
第 6.2－3 表に示す。なお，第 6.2－3 表において格納容器破損時期が炉心損傷前に分類されている崩壊熱除去機能喪失，原子炉停止機能喪失，インターフェイスシステ
ム LOCA は，格納容器先行破損の事故シーケンスであり，著しい炉心損傷の発生後，原子炉格納容器が破損に至る可能性があると想定する格納容器破損モードには該当しないことから，これらの PDS は評価事故シーケンスの選定においては考慮していない。
なお，PDS として「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」の事故シーケンスグループに対して以下の表記を用いる。
高圧・低圧注水機能喪失 :TQUV
高圧注水・減圧機能喪失 :TQUX
全交流動力電源喪失(外部電源喪失+DG 喪失） :長期 TB
全交流動力電源喪失(外部電源喪失+DG 喪失)+RCIC 失敗 :TBU
全交流動力電源喪失(外部電源喪失+DG 喪失)+直流電源喪失 :TBD
全交流動力電源喪失(外部電源喪失+DG 喪失)+SRV 再閉失敗 :TBP
LOCA 時注水機能喪失(大破断 LOCA) :LOCA(AE)
LOCA 時注水機能喪失(中破断 LOCA) :LOCA(S1E)

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
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

考ついては重大事故等対処設備，日常の格納容器の圧力監視等で対応すべき事象であることから，有意な頻度又は影響をもたらす格納容器破損モードとして新たに追加する必要はない。
原子炉圧力容器内での水蒸気爆発については，発生する可能性が極めて低いことから，有意な頻度又は影響をもたらす格納容器破損モードとして新たに追加する必要はない。
なお，格納容器下部床とドライウェル床とが同じレベルに構成されているＢＷＲ
Ｍａｒｋ－Ⅰ型の原子炉格納容器に特有の事象として格納容器直接接触（シェルアタック）があるが，本発電用原子炉施設はＢＷＲ Ｍａｒｋ－Ⅱ型の格納容器であり，溶融炉心が格納容器バウンダリに直接接触することはない構造であることから，評価対象として想定する格納容器破損モードとはしていない。
(3) 評価事故シーケンスの選定
格納容器破損モードごとに，有効性評価の対象とする評価事故シーケンスを選定する。具体的には，格納容器破損モードごとに，当該破損モードに至る可能性のある最も厳しいと考えられるプラント損傷状態（以下「ＰＤＳ」という。
）に属する事
故シーケンスの中から，当該破損モードの観点で厳しい事故シーケンスを選定する。
評価事故シーケンスの選定結果は以下のとおりである。また，ＰＤＳの分類結果についての説明を第1.2－3表に示す。なお，第1.2－3 表において格納容器破損時期が
炉心損傷前に分類されている崩壊熱除去機能喪失（ＴＷ／ＴＢＷ），原子炉停止機能喪失（ＴＣ）及びインターフェイスシステムＬＯＣＡ（ＩＳＬＯＣＡ）は格納容器
先行破損の事故シーケンスであり，著しい炉心損傷の発生後に格納容器が破損に至る可能性があると想定する格納容器破損モードには該当しないことから，これらのＰＤＳは評価事故シーケンスの選定において考慮していない。
また，ＰＤＳとして「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」の事故シーケンスグループに対して以下の表記を用いる。
高圧・低圧注水機能喪失：ＴＱＵＶ
高圧注水・減圧機能喪失：ＴＱＵＸ
全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋ＤＧ失敗）＋ＨＰＣＳ失敗（ＲＣＩＣ成功）：
長期ＴＢ
全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋ＤＧ失敗）＋ＨＰＣＳ失敗＋ＲＣＩＣ失敗：
ＴＢＵ
全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋直流電源失敗）＋ＨＰＣＳ失敗：ＴＢＤ
全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋ＤＧ失敗）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋Ｈ
ＰＣＳ失敗：ＴＢＰ
ＬＯＣＡ時注水機能喪失（大／中小破断ＬＯＣＡ）：ＬＯＣＡ
崩壊熱除去機能喪失：ＴＷ
・ＴＢＷは，ＢＷＲ－５特有の事故シ
全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋ＤＧ失敗）（ＨＰＣＳ成功）：ＴＢＷ
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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（基本的考え方）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
LOCA 時注水機能喪失(小破断 LOCA) :LOCA(S2E)
崩壊熱除去機能喪失 :TW
原子炉停止機能喪失 :TC

東海第二発電所
原子炉停止機能喪失：ＴＣ
格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）：ＩＳＬＯＣＡ

備

考

ーケンス。

ａ．雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）
a. 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）
本格納容器破損モードに含まれる PDS のうち，LOCA は原子炉冷却材の流出を伴うことから水位低下が早く，事象進展の観点で厳しい。頻度の観点で PDS を見ると，過圧破損では，長期 TB 及び TBU を PDS とした格納容器破損頻度が全体の約 50%を占めており，過温破損では，LOCA を PDS とした格納容器破損頻度が全体の 50%以上を占めている。対策の観点では過圧破損に対しては原子炉格納容器の除熱が，過温破損に対しては損傷炉心への注水が必要となる。
以上の観点を総合的に考慮すると，LOCA に非常用炉心冷却系注水機能喪失及び全交流動力電源喪失を重畳させることで，電源の復旧，注水機能の確保等必要となる対応が多く，格納容器破損防止対策を講じるための対応時間が厳しいシナリオとなる。
よって，過圧及び過温への対策の有効性を総合的に評価するため PDS として，LOCA を選定し，これに全交流動力電源喪失の重畳を考慮するものとする。
LOCA に属する事故シーケンスのうち，破断口径が大きいことから原子炉水位の低下が早く，また，水位回復に必要な流量が多いため，対応時の時間余裕，必要な設備
容量の観点で厳しい大破断 LOCA を起因とし，炉心損傷防止が困難な事故シーケンス
として「6.2.1.1(3) 重要事故シーケンスの選定」にて挙げた事故シーケンスとの包絡関係や，格納容器破損防止対策を講じるための対応時間の厳しさの観点を踏まえて，「大破断 LOCA＋ECCS 注水機能喪失＋全交流動力電源喪失」を評価事故シーケンスとして選定する。

b. 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱
本格納容器破損モードに含まれる PDS のうち，長期 TB は炉心損傷に至る前に RCIC
による一時的な冷却に成功しており，起因事象発生から原子炉減圧までの時間余裕の観点では TQUX，TBD 及び TBU が厳しい PDS となる。高圧状態で炉心損傷に至る点では TQUX，TBD，TBU に PDS 選定上の有意な違いはないことから，これらのうち，本格
納容器破損モードを代表する PDS として，TQUX を選定する。

本格納容器破損モードに至る可能性のあるＰＤＳのうち，ＬＯＣＡは原子炉冷却材の流出を伴うことから水位低下が早く，事象進展の観点で厳しい。また，格
納容器圧力が高く推移すること等，環境に放出される放射性物質量の観点でも厳 ・格納容器内が高圧であり建屋への漏しい事故シーケンスとなると考えられる。対策の観点では，過圧破損に対してはえい量が増えること，事象進展が厳
格納容器の除熱が，過温破損に対しては格納容器（損傷炉心）への注水が必要としく炉心損傷割合が増加することなる。
等から，放射性物質量の観点でも厳以上の観点を総合的に考慮し，本格納容器破損モードを代表するＰＤＳとしてしいと考えられる。
ＬＯＣＡを選定する。また，このＰＤＳに全交流動力電源喪失を重畳させること
で，電源の復旧，注水機能の確保等必要となる対応が多く，格納容器破損防止対策を講じるための対応時間が厳しいシナリオとする。
ＬＯＣＡに属する事故シーケンスのうち，中小破断ＬＯＣＡに比べて破断口径が大きいことから事象進展が早く，格納容器圧力及び格納容器温度上昇の観点で厳しい大破断ＬＯＣＡを起因とし，炉心損傷防止が困難な事故シーケンスとして「1.2.1.1(3) 重要事故シーケンスの選定」にて挙げた事故シーケンスとの包絡関係や，格納容器破損防止対策を講じるための対応時間の厳しさの観点を踏まえて，「大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗」を評価事故シーケ
ンスとして選定する。
なお，「大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗」は，炉心損傷 ・東海第二は過温・過圧破損の各事故に至り，かつ損傷炉心の冷却にも失敗することにより過温破損に至る。一方，「大シーケンスと評価事故シーケンス
破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗」の事故シーケンスにおいの関係を記載。
て代替注水手段による損傷炉心の冷却に成功した場合は，炉心で発生する蒸気により格納容器が過圧され，代替除熱手段を考慮しない場合は過圧破損に至る。以上を踏まえ，本格納容器破損モードでは，過温・過圧破損で共通の「大破断ＬＯ
ＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗」を評価事故シーケンスとしている。
ｂ．高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱
本格納容器破損モードに含まれるＰＤＳのうち，長期ＴＢは炉心損傷に至る前にＲＣＩＣによる一時的な冷却に成功しており，起因事象発生から原子炉減圧までの時間余裕の観点ではＴＱＵＸ，ＴＢＤ，ＴＢＵが厳しいＰＤＳとなる。高圧状態で炉心損傷に至る点ではＴＱＵＸ，ＴＢＤ，ＴＢＵにＰＤＳ選定上の有意な違いはないことから，これらのうち，本格納容器破損モードを代表するＰＤＳとして，ＴＱＵＸを選定する。また，このＰＤＳに全交流動力電源喪失を重畳させ ・東海第二は選定したＰＤＳに全交流ることで，電源の復旧，注水機能の確保等必要となる対応が多く，格納容器破損
動力電源喪失を重畳させることを
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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（基本的考え方）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

TQUX に属する事故シーケンスのうち，事象進展が早く，炉心溶融までの時間の観点で厳しい過渡事象を起因とし，逃がし安全弁の再閉失敗を含まない，「過渡事象＋
高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗＋炉心損傷後の原子炉減圧失敗（＋DCH 発生）」を評
価事故シーケンスとして選定する。
逃がし安全弁の再閉失敗を含まないシーケンスとした理由は，炉心損傷防止のために重大事故等対処設備による原子炉減圧を実施する状況を想定した場合，事象発生時
点から逃がし安全弁の再閉失敗によって原子炉減圧されている場合の方が，原子炉減圧が完了し，高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱を防止できる状態となるまでの時間が短縮でき，対応が容易になると考えられるためである。
c. 原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用
本格納容器破損モードに含まれる PDS のうち，原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用（FCI）の観点からは，原子炉格納容器下部へ落下する溶融炉心の割合が多く，原子炉圧力容器破損時の溶融炉心の保有エネルギが大きいシーケンスが厳しくなる。原子炉圧力容器が高圧で破損に至る場合，原子炉格納容器に放出される溶融炉
心が分散され易いと考えると，原子炉圧力容器が低圧で破損に至る場合の方が，原子炉格納容器下部へ一体となって落下する溶融炉心の割合が多くなると考えられる。また，本格納容器破損モードに対する事象の厳しさを考慮する上では，溶融炉心・コン
クリート相互作用の緩和対策である，原子炉格納容器下部への水張りが実施された状態を想定しているが，その一方で，原子炉圧力容器破損が想定される状況では，高圧
溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱の発生を防止するため，原子炉圧力容器の減圧が実施されている。これらの状況も考慮し，原子炉圧力容器が低圧状態で破損する PDSを選定するものとし，高圧状態で破損する TQUX，TBU 及び長期 TB は選定対象から除外する。LOCA は，蒸気が急速に原子炉格納容器に流出するため，ジルコニウムの酸化割合が他の低圧破損シーケンスより小さくなり，酸化ジルコニウム質量割合が他の低圧破損シーケンスより小さくなることでデブリの内部エネルギが小さくなると考えられる。さらに，破断口から高温の冷却材が流出し原子炉格納容器下部に滞留する可能性があるが，FCI による水蒸気爆発は，低温の水に落下する場合の方が発生する可能性が高い事象であり，原子炉格納容器下部に高温の冷却材が流入する場合には発生の可能性が低減されるものと考えられることから，LOCA は選定対象から除外する。
よって，本格納容器破損モードにおいて厳しい PDS として，原子炉の水位低下が早く，
原子炉圧力容器破損までの時間が短い TQUV を選定する。
TQUV に属する事故シーケンスのうち，事象進展が早い過渡事象を起因とし，発生頻度の観点で大きいと考えられる逃がし安全弁の再閉失敗を含まない，「過渡事象＋
高圧注水失敗＋低圧注水失敗＋損傷炉心冷却失敗（＋FCI 発生）」を評価事故シーケンスとして選定する。

東海第二発電所防止対策を講じるための対応時間が厳しいシナリオとする。
ＴＱＵＸに属する事故シーケンスのうち，事象進展が早く，炉心溶融までの時間の観点で厳しい過渡事象を起因とし，逃がし安全弁再閉鎖失敗を含まない「過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗＋炉心損傷後の原子炉減圧失敗（＋
ＤＣＨ）
」を評価事故シーケンスとして選定する。

備

考

記載

・東海第二における逃がし安全弁の再閉鎖を含む事故シーケンスは，原子炉圧力容器破損時における原子炉
圧力が 2MPa 以下となり，ＤＣＨ発生に至らない。

ｃ．原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用
本格納容器破損モードに含まれるＰＤＳのうち，原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用（ＦＣＩ）の観点からは，格納容器下部へ落下する溶融炉心の割合が多く，原子炉圧力容器破損時の溶融炉心の保有エネルギーが大きいシーケ
ンスが厳しくなる。原子炉圧力容器が高圧で破損に至る場合，格納容器に放出される溶融炉心が分散され易いと考えると，原子炉圧力容器が低圧で破損に至る場
合の方が，格納容器下部へ一体となって落下する溶融炉心の割合が多くなると考えられる。
また，本格納容器破損モードに対する事象の厳しさを考慮する上では，溶融炉
心・コンクリート相互作用の緩和対策である，格納容器下部への水張りが実施された状態を想定しているが，その一方で，原子炉圧力容器破損が想定される状況
では，高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱の発生を防止するため，原子炉
圧力容器の減圧が実施されている。これらの状況も考慮し，原子炉圧力容器が低圧状態で破損するＰＤＳを選定するものとし，高圧状態で破損するＴＱＵＸ，Ｔ
ＢＵ及び長期ＴＢは選定対象から除外する。ＬＯＣＡは，蒸気が急速に格納容器に流出するため，ジルコニウムの酸化割合が他の低圧破損シーケンスより小さく ・東海第二は，ＬＯＣＡにおける破断なることでデブリの内部エネルギーが小さくなると考えられる。
口からの冷却材がペデスタルに流よって，本格納容器破損モードにおいて厳しいＰＤＳとして，原子炉の水位低
入しない対策を行う。
下が早く，原子炉圧力容器破損までの時間が短いＴＱＵＶを選定する。また，こ ・東海第二は選定したＰＤＳに全交流のＰＤＳに全交流動力電源喪失を重畳させることで，電源の復旧，注水機能の確
動力電源喪失を重畳させることを保等必要となる対応が多く，格納容器破損防止対策を講じるための対応時間が厳記載
しいシナリオとする。
ＴＱＵＶに属する事故シーケンスのうち，事象進展が早い過渡事象を起因とし，発生頻度の観点で大きいと考えられる逃がし安全弁の再閉鎖失敗を含まない「過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗＋損傷炉心冷却失敗（＋ＦＣＩ（ペデスタル））」を評価事故シーケンスとして選定する。

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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（基本的考え方）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
d. 水素燃焼
本発電用原子炉施設では，原子炉格納容器内が窒素置換され，初期酸素濃度が低く保たれている。炉心損傷に伴い，水素濃度は容易に 13vol%を超えることから，水素燃
焼防止の観点からは酸素濃度が重要となるため，炉心損傷により放出される核分裂生成物による水の放射線分解に伴う酸素濃度の上昇に着目する。本格納容器破損モード
は PRA から抽出されたものではないが，評価のために PDS を格納容器先行破損の事故
シーケンス以外の PDS から選定する。酸素ガスは水の放射線分解で発生するが，酸素濃度は他の気体の存在量の影響を受けるため，炉心損傷後の原子炉格納容器内の気体組成を考える上で影響が大きいと考えられるジルコニウム－水反応による水素ガス発生に着目する。原子炉注水に期待しない場合のジルコニウム－水反応の挙動は事象発生時の原子炉圧力容器外への冷却材の放出経路から，LOCA とその他の PDS に大別できる。LOCA では事象発生と同時に原子炉圧力容器が大きく減圧され，冷却材が多量に原子炉圧力容器外に排出されることから，ジルコニウム－水反応に寄与する冷却材の量が少なくなり，水素濃度は 13vol%を上回るものの，その他の PDS に比べて水素ガス発生量が少なくなると考えられる。このため，LOCA では水の放射線分解によって増加する酸素濃度が他の PDS よりも相対的に高くなる可能性が考えられる。
さらに，原子炉圧力容器破損の有無の影響を考えると，原子炉圧力容器が破損する場
合には，原子炉格納容器下部での溶融炉心・コンクリート相互作用によって生じる非凝縮性ガスが酸素濃度を低下させる方向に寄与する可能性が考えられることから，同
じ PDS でも原子炉圧力容器破損に至らない場合を想定することが適切と考える。また，6.2.1.1(3)に示すとおり，炉心損傷を防止できない事故シーケンスのうち，格納容器破損防止対策の有効性を確認する事故シーケンスとしては，大破断 LOCA と非常用炉心冷却系注水機能の喪失が重畳する事故シーケンスのみが抽出されている。これらのことから，「a. 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」において選定した評価事故シーケンス，「大破断 LOCA＋ECCS 注水機能喪失＋全交流動
力電源喪失」を本格納容器破損モードの評価事故シーケンスとして選定する。
有効性評価に当たっては，酸素濃度の上昇に着目する観点から，ジルコニウム－水反応による水素ガスの過剰な発生の抑制及び水の放射線分解に伴い発生する酸素ガスを原子炉格納容器内に保持することによる酸素濃度の上昇を考慮し，炉心損傷後に原子炉注水に成功し，格納容器ベントを実施しない場合について評価するものとする。
e. 溶融炉心・コンクリート相互作用
本格納容器破損モードに含まれる PDS のうち，溶融炉心・コンクリート相互作用の観点からは，原子炉格納容器下部に落下する溶融炉心の割合が多いシーケンスが厳しくなる。原子炉圧力容器が高圧で破損に至る場合，原子炉格納容器に放出される溶融
炉心が分散され易く，また，落下速度が大きくなることで，原子炉格納容器下部に落東海第二発電所備

考ｄ．水素燃焼本発電用原子炉施設では，通常運転時から格納容器内が窒素置換され，初期酸
素濃度が低く保たれている。炉心損傷に伴い，水素濃度は容易に 13vol％を超えることから，水素燃焼防止の観点からは酸素濃度が重要となるため，炉心損傷により放出される核分裂生成物による水の放射線分解に伴う酸素濃度の上昇に着目する。
本格納容器破損モードはＰＲＡから抽出されたものではないが，評価のためにＰＤＳを格納容器先行破損の事故シーケンス以外のＰＤＳから選定する。酸素は水の放射線分解で発生するが，酸素濃度は他の気体の存在量の影響を受けるため，
炉心損傷後の格納容器内の気体組成を考える上で影響が大きいと考えられるジル
コニウム－水反応による水素発生に着目する。原子炉注水に期待しない場合のジルコニウム－水反応の挙動は事象発生時の原子炉圧力容器外への冷却材の放出経路から，ＬＯＣＡとその他のＰＤＳに大別できる。ＬＯＣＡでは事象発生と同時に原子炉圧力容器が大きく減圧され，冷却材が多量に原子炉圧力容器外に排出されることから，ジルコニウム－水反応に寄与する冷却材の量が少なくなり，水素濃度は 13vol％を上回るものの，その他のＰＤＳに比べて水素発生量が少なくなると考えられる。
このため，ＬＯＣＡでは水の放射線分解によって増加する酸素濃度が他のＰＤ
Ｓよりも相対的に高くなる可能性が考えられる。以上のことから，同じＰＤＳでも原子炉圧力容器破損に至らない場合を想定することが適切と考える。また，
1.2.1.1(3)に示すとおり，炉心損傷を防止できない事故シーケンスのうち，格納容器破損防止対策の有効性を確認する事故シーケンスとしては，大破断ＬＯＣＡと非常用炉心冷却系注水機能の喪失が重畳する事故シーケンスのみが抽出されている。これらのことから，「(1) 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」において選定した評価事故シーケンス，「大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗」を本格納容器破損モードの評価事故シーケ
ンスとして選定する。
有効性評価に当たっては，酸素濃度の上昇に着目する観点から，ジルコニウム－水反応による水素の過剰な発生の抑制及び水の放射線分解に伴い発生する酸素を格納容器内に保持することによる酸素濃度の上昇を考慮し，炉心損傷後に原子炉注水に成功し，格納容器ベントを実施しない場合について評価するものとする。
ｅ．溶融炉心・コンクリート相互作用
本格納容器破損モードに含まれるＰＤＳのうち，溶融炉心・コンクリート相互作用（ＭＣＣＩ）の観点からは，格納容器下部に落下する溶融炉心の割合が多い
シーケンスが厳しくなる。原子炉圧力容器が高圧で破損に至る場合，格納容器に放出される溶融炉心が分散され易く，また，落下速度が大きくなることで，格納容器下部に落下した際の粒子化割合が高くなり，落下した溶融炉心が冷却され易
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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（基本的考え方）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機下した際の粒子化割合が高くなり，落下した溶融炉心が冷却され易いと考えると，原子炉圧力容器が低圧で破損に至る場合の方が，原子炉格納容器下部へ一体となって落下する溶融炉心の割合が多くなると考えられる。また，原子炉圧力容器破損が想定される状況では，高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱の発生を防止するため，原
子炉圧力容器の減圧が実施されている。これらの状況も考慮し，原子炉圧力容器が低圧状態で破損する PDS を選定するものとし，高圧状態で破損する TQUX，TBU 及び長期 TB は選定対象から除外する。LOCA は原子炉格納容器下部への冷却材の流入の可能性があり，溶融炉心・コンクリート相互作用の観点で厳しい事象とはならないと考えられるため，選定対象から除外する。よって，本格納容器破損モードにおいて最も厳しい PDS として，原子炉の水位低下が早く，対策実施までの時間余裕の観点から厳し
い TQUV を選定する。

TQUV に属する事故シーケンスのうち，事象進展が早く，対応時の時間余裕の観点
で厳しい過渡事象を起因とし，発生頻度の観点で大きいと考えられる逃がし安全弁の再閉失敗を含まない，「過渡事象＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗＋損傷炉心冷却失敗（＋デブリ冷却失敗）」を評価事故シーケンスとして選定する。
格納容器破損モード及び評価事故シーケンスについて整理した結果を第 6.2－3 表に示す。
6.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定「6.2.2.1 格納容器破損モードの選定と評価事故シーケンスの選定」に挙げた格納容器破損モードについては，格納容器破損防止対策に対して有効性があることを確認するため，以下の評価項目を設定する。なお，格納容器直接接触（シェルアタック）については，BWR MARK-Ⅰ型の原子炉格納容器に特有の格納容器破損モードであり，
RCCV 型の原子炉格納容器は溶融炉心が原子炉格納容器バウンダリに直接接触する構造ではないため，格納容器直接接触（シェルアタック）に係る評価項目「原子炉格納容器の床上に落下した溶融炉心が床面を拡がり原子炉格納容器バウンダリと直接接触しないこと及び溶融炉心が適切に冷却されること」については，有効性を確認する
ための評価項目として設定しない。

東海第二発電所

備考

いと考えると，原子炉圧力容器が低圧で破損に至る場合の方が，格納容器下部へ一体となって落下する溶融炉心の割合が多くなると考えられる。また，原子炉圧
力容器破損が想定される状況では，高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱の発生を防止するため，原子炉圧力容器の減圧が実施されている。これらの状況も考慮し，原子炉圧力容器が低圧状態で破損するＰＤＳを選定するものとし，高圧状態で破損するＴＱＵＸ，ＴＢＵ及び長期ＴＢは選定対象から除外する。ＬＯＣ ・評価対象ＰＤＳは，東海第二と柏崎
Ａは原子炉圧力容器破損のタイミングが過渡事象より早いため，溶融炉心の崩壊
同様（選定理由が異なるのみ）。
熱は過渡事象に比べて高いが，有効性評価における本格納容器破損モードに対しては，原子炉圧力容器破損までの原子炉注水に期待していない評価としていること，原子炉圧力容器破損までの時間余裕は事象発生から 3 時間以上であることから，事象緩和のための対応操作の観点で大きな差異はない。また，ＦＣＩとＭＣ
ＣＩは原子炉圧力容器破損後に発生する一連の物理現象であることから，ＦＣＩと同じＰＤＳを選定することにより，一連のプラント挙動を確認することができる。
以上より，ＭＣＣＩへの対応の厳しさの観点でＴＱＵＶを評価対象ＰＤＳとし ・東海第二は選定したＰＤＳに全交流て選定する。また，このＰＤＳに全交流動力電源喪失の重畳を考慮することで，動力電源喪失を重畳させることを電源の復旧，注水機能の確保等必要となる対応が多く，格納容器破損防止対策を記載講じるための対応時間が厳しいシナリオとする。
ＴＱＵＶに属する事故シーケンスのうち，事象進展が早く，対応時の時間余裕 ・過渡事象を選定しているが，大破断の観点で厳しい過渡事象を起因とし，発生頻度の観点で大きいと考えられる逃がＬＯＣＡに対しても，「7.2.3 FCI」
し安全弁の再閉鎖失敗を含まない，「過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷及び「7.2.5 MCCI」において，感度却失敗＋損傷炉心冷却失敗（＋デブリ冷却失敗（ペデスタル））」を評価事故シ解析を実施し，圧力スパイク及びコーケンスとして選定する。
ンクリート侵食量の観点で影響評
格納容器破損モード及び評価事故シーケンスについて整理した結果を第1.2－3表価を実施しており，過渡事象及びＬに示す。
ＯＣＡのいずれについても有効性を確認している。
1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定「1.2.2.1 格納容器破損モードの選定と評価事故シーケンスの選定」に挙げた格
納容器破損モードについては，格納容器破損防止対策に対して有効性があることを確認するため，以下の評価項目を設定する。なお，格納容器直接接触（シェルアタック）については，ＢＷＲＭａｒｋ－Ⅰ型の格納容器に特有の格納容器破損モードであり，
東海第二発電所のＭａｒｋ－Ⅱ型の格納容器は溶融炉心が格納容器バウンダリに直接接触する構造ではないため，格納容器直接接触（シェルアタック）に係る評価項目「原子炉格納容器の床上に落下した溶融炉心が床面を拡がり原子炉格納容器バウン
ダリと直接接触しないこと及び溶融炉心が適切に冷却されること」については，有効性を確認するための評価項目として設定しない。
(1) 原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力が，限界圧力を下回る圧力である最18／111

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（基本的考え方）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機(1) 原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力が，限界圧力である最高使用圧力
0.31MPa[gage]の 2 倍の圧力 0.62MPa[gage]を下回ること。
(2) 原子炉格納容器バウンダリにかかる温度が，限界温度 200℃を下回ること。
(3) 放射性物質の総放出量は，放射性物質による環境への汚染の視点も含め，環境への影響をできるだけ小さくとどめるものであること。
(4) 原子炉圧力容器の破損までに，原子炉圧力は 2.0MPa[gage]以下に低減されていること。
(5) 急速な原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用による熱的・機械的荷重によって，原子炉格納容器バウンダリの機能が喪失しないこと。
(6) 原子炉格納容器が破損する可能性のある水素の爆轟を防止すること。具体的には，原子炉格納容器内の酸素濃度が 5vol%以下であること。
(7) 可燃性ガスの蓄積，燃焼が生じた場合においても，(1)の要件を満足すること。
(8) 溶融炉心による侵食によって，原子炉格納容器の構造部材の支持機能が喪失しな
いこと及び溶融炉心が適切に冷却されること。

東海第二発電所備

考

高使用圧力 0.31MPa[gage]の 2 倍の圧力 0.62MPa[gage]を下回ること。
(2) 原子炉格納容器バウンダリにかかる温度が，限界温度を下回る温度である
200℃を下回ること。
(3) 放射性物質の総放出量は，放射性物質による環境への汚染の視点も含め，環境への影響をできるだけ小さくとどめるものであること。
(4) 原子炉圧力容器の破損までに，原子炉圧力は 2.0MPa[gage]以下に低減されていること。
(5) 急速な原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用による熱的・機械的荷重によって，原子炉格納容器バウンダリの機能が喪失しないこと。
(6) 原子炉格納容器が破損する可能性のある水素の爆轟を防止すること。具体的には，原子炉格納容器内の酸素濃度が 5vol％以下であること。
(7) 可燃性ガスの蓄積，燃焼が生じた場合においても，(1)の要件を満足すること。
(8) 溶融炉心による侵食によって，原子炉格納容器の構造部材の支持機能が喪失しないこと及び溶融炉心が適切に冷却されること。
このうち，原子炉圧力容器が健全な評価事故シーケンスについては，評価項目のう ・東二は適用される評価項目について記載（記載の充実）。
ち(1)から(3)，(6)及び(7）が評価対象となる。原子炉圧力容器の破損を仮定する評
価事故シーケンスについては，評価項目のうち(4)，(5)及び(8)が評価対象となるが，原子炉圧力容器が破損した場合においても格納容器破損防止対策の有効性を確認する観点から，評価項目のうち(1)から(3)，(6)及び(7)についても評価を行う。
（添付資料 1.2.4）

1.2.3 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
6.2.3 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
1.2.3.1 想定事故
6.2.3.1 想定事故
「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」については，本発「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」については，本発
電用原子炉施設において，使用済燃料プール内に貯蔵されている燃料の著しい損傷に
電用原子炉施設において，使用済燃料プール内に貯蔵されている燃料の著しい損傷に至る可能性があると想定する以下の事故の評価を行う。
至る可能性があると想定する以下の事故の評価を行う。
(1) 想定事故１(1) 想定事故 1
使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能が喪失することにより，使用済燃料プ
使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能が喪失することにより，使用済燃料プーール内の水の温度が上昇し，蒸発により水位が低下する事故
ル内の水の温度が上昇し，蒸発により水位が低下する事故(2) 想定事故 2
サイフォン現象等により使用済燃料プール内の水の小規模な喪失が発生し，使用済(2) 想定事故２
サイフォン現象等により使用済燃料プール内の水の小規模な喪失が発生し，使用済燃料プールの水位が低下する事故

燃料プールの水位が低下する事故
6.2.3.2 有効性を確認するための評価項目の設定

1.2.3.2 有効性を確認するための評価項目の設定「1.2.3.1 想定事故」に挙げた想定事故については，使用済燃料プールにおける
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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（基本的考え方）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所「6.2.3.1 想定事故」に挙げた想定事故については，使用済燃料プールにおける燃料損傷を防止するための対策に対して有効性があることを確認するため，以下の評価項目を設定する。
(1) 有効燃料棒頂部が冠水していること。
(2) 放射線の遮蔽が維持される水位を確保すること。
(3) 未臨界が維持されていること。

燃料損傷を防止するための対策に対して有効性があることを確認するため，以下の評
価項目を設定する。
(1) 燃料有効長頂部が冠水していること。
(2) 放射線の遮蔽が維持される水位を確保すること。
(3) 未臨界が維持されていること。

6.2.4 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
6.2.4.1 事故シーケンスのグループ化と重要事故シーケンスの選定「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」については，復水器真空破壊から制御棒引き抜き開始までの期間を評価対象※とし，原子炉の水位，
温度，圧力等のプラントパラメータの類似性，保守点検状況等に応じた緩和設備の使用可能性，起因事象及び成功基準に関する類似性に応じて，プラントの状態を適切に区分する。また，区分したプラント状態を考慮し，燃料の著しい損傷に至る可能性があると想定する事故シーケンスを，本発電用原子炉施設を対象とした PRA の結果を踏まえて，運転停止中事故シーケンスグループにグループ化し，運転停止中事故シーケ
ンスグループごとに，重要事故シーケンスを選定して評価を行う。
※：「実用発電用原子炉に係る運転停止中原子炉における燃料損傷防止対策の有効性評価に関する審査ガイド」の共通解析条件に定められている運転停止中の期間は「主発電機の解列から、原子炉起動の過程における主発電機の併列まで」となり，本評価対象と異なる。ただし,「主発電機の解列から復水器真空破壊まで」及び「制御棒引抜き開始から原子炉起動の過程における主発電機の併列まで」における低出力運転時及びプラント停止時の期間においては，給復水系を含む緩和設備の待機状態が出力運転時とほぼ同程度であり，かつ発生する起因事象もほぼ同様であることから運転時における内部事象レベル 1PRA の評価範囲と位置づけている。

(1) 運転停止中事故シーケンスの抽出
内部事象停止時レベル 1PRA においては，各起因事象の発生から燃料損傷に至ることを防止するための緩和手段の組合せ等を第 6.2－7 図に示すイベントツリーで分析し，燃料損傷に至る事故シーケンスを抽出する。
(2) 運転停止中事故シーケンスのグループ化
PRA の結果を踏まえて抽出した事故シーケンスについて，重大事故等に対処するための措置が基本的に同じとなるよう，燃料損傷に至る主要因の観点から事故シーケンスを以下のように分類する。なお，反応度の誤投入については，複数の人的過誤や機器故障が重畳しない限り反応度事故に至る可能性はなく，また万一，反応度事故に至備考1.2.4 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
1.2.4.1 事故シーケンスのグループ化と重要事故シーケンスの選定「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」については，主発電機解列から制御棒引抜開始までの期間を評価対象※とし，原子炉の水位，温度，
圧力などのプラントパラメータの類似性，保守点検状況などに応じた緩和設備の使用可能性，起因事象，成功基準に関する類似性に応じて，プラントの状態を適切に区分する。また，区分したプラント状態を考慮し，燃料の著しい損傷に至る可能性があると想定する事故シーケンスを，本発電用原子炉施設を対象としたＰＲＡの結果を踏まえ運転停止中事故シーケンスグループにグループ化し，運転停止中事故シーケンスグ
ループごとに，重要事故シーケンスを選定して評価を行う。
※ 「実用発電用原子炉に係る運転停止中原子炉における燃料損傷防止対策の有効性評価に関する審査ガイド」の共通解析条件に定められている運転停止中の期間は「主発電機の解列から，原子炉起動の過程における主発電機の併列まで」となり，本評価対象と異なる。ただし,「制御棒引抜開始から原子炉起動の過程
における主発電機の併列まで」における低出力運転時及びプラント停止時の期間においては，給水系を除く緩和設備が原子炉運転中と同様に待機状態又は早期復旧により使用可能な状態であり，かつ発生する起因事象もほぼ同様である
ことから，運転時における内部事象レベル１ＰＲＡの評価範囲と位置づけている。
（添付資料 1.2.5)(1) 運転停止中事故シーケンスの抽出
内部事象停止時レベル１ＰＲＡにおいては，各起因事象の発生から燃料損傷に至ることを防止するための緩和手段の組合せ等を第1.2－7図に示すイベントツリーで分析し，燃料損傷に至る事故シーケンスを抽出する。
(2) 運転停止中事故シーケンスのグループ化
ＰＲＡの結果を踏まえて抽出した事故シーケンスについて，重大事故等に対処するための措置が基本的に同じとなるよう，燃料損傷に至る主要因の観点から事故シーケンスを以下のように分類する。なお，反応度の誤投入については，複数の人的
過誤や機器故障が重畳しない限り反応度事故に至る可能性はなく，また万一，反応度事故に至った場合でも，局所的な事象で収束し，燃料の著しい破損または大規模
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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（基本的考え方）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
った場合でも，局所的な事象で収束し，燃料の著しい破損又は大規模な炉心損傷に至ることは考え難いことから，内部事象停止時レベル 1PRA の起因事象から除外しているが，本事故事象に対する対策の有効性を確認する観点や「実用発電用原子炉及びその附属施設の位置、構造及び設備の基準に関する規則の解釈」にて挙げられる運転停止中事故シーケンスグループとの包含関係も踏まえて追加する。
a. 崩壊熱除去機能喪失
b. 全交流動力電源喪失
c. 原子炉冷却材の流出
d. 反応度の誤投入(3) 重要事故シーケンスの選定
運転停止中事故シーケンスグループごとに，有効性評価の対象とする重要事故シーケンスを選定する。同じ運転停止中事故シーケンスグループに複数の事故シーケンスが含まれる場合には，燃料損傷防止対策の実施に対する時間余裕，燃料損傷回避に必
要な設備容量及び運転停止中事故シーケンスグループ内の代表性の観点で，より厳しいシーケンスを選定する。重要事故シーケンスの選定結果は以下のとおりである。
a. 崩壊熱除去機能喪失
運転停止中事故シーケンスグループ内の事故シーケンスの代表性の観点から，RHR
機能喪失[フロントライン]を起因事象とする「崩壊熱除去機能喪失（RHR 機能喪失[フロントライン]）＋崩壊熱除去・注水系失敗」を重要事故シーケンスとして選定する。

なお，原子炉補機冷却系（原子炉補機冷却海水系を含む）の故障によって崩壊熱除去機能が喪失する場合については，事象進展が同様となる全交流動力電源喪失において，燃料損傷防止対策の有効性を確認する。
b. 全交流動力電源喪失
運転停止中事故シーケンスグループ内の事故シーケンスの代表性の観点から，外部電源喪失とともに非常用ディーゼル発電機が機能喪失し，全交流動力電源喪失に至る「外部電源喪失＋交流電源喪失＋崩壊熱除去・注水系失敗」を重要事故シーケンスとして選定する。
なお，本重要事故シーケンスは，従属的に発生する「原子炉補機冷却機能喪失」の重畳を考慮したものとなっている。
c. 原子炉冷却材の流出

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
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

備考な炉心損傷に至ることは考え難いことから，内部事象停止時レベル１ＰＲＡの起因事象から除外しているが，本事故事象に対する対策の有効性を確認する観点や，「実
用発電用原子炉及びその附属施設の位置、構造及び設備の基準に関する規則の解釈」にて挙げられる運転停止中事故シーケンスグループとの包含関係も踏まえて追加する。
ａ．崩壊熱除去機能喪失
ｂ．全交流動力電源喪失
ｃ．原子炉冷却材の流出
ｄ．反応度の誤投入(3) 重要事故シーケンスの選定
運転停止中事故シーケンスグループごとに，有効性評価の対象とする重要事故シーケンスを選定する。同じ運転停止中事故シーケンスグループに複数の事故シーケ
ンスが含まれる場合には，燃料損傷までの時間余裕，燃料損傷回避に必要な設備容量及び運転停止中事故シーケンスグループ内の代表性の観点で，より厳しい事故シーケンスを選定する。重要事故シーケンスの選定結果は以下のとおりである。
ａ．崩壊熱除去機能喪失
余裕時間及び原子炉への注水に必要な設備容量については事故シーケンス間で ・東海第二は重要事故シーケンスの選差異がない。このため，代表性の観点から「残留熱除去系の故障（ＲＨＲ喪失）
定理由を追記＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗」を重要事故シーケンスとして選定する。
また，残留熱除去系海水系の喪失により崩壊熱除去機能が喪失する「残留熱除
去系の故障（ＲＨＲＳ喪失）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗」の事故シーケンスについては，「全交流動力電源喪失」にて燃料損傷防止対策の有効性を確認する。
なお，対策実施の時間余裕及び原子炉注水に必要な設備容量を厳しく評価する観点から，崩壊熱が高く，原子炉冷却材の保有水量が少ない原子炉停止後 1 日後に，崩壊熱除去機能が喪失する事象を想定する。
ｂ．全交流動力電源喪失
余裕時間及び原子炉への注水に必要な設備容量については事故シーケンス間で ・東海第二は重要事故シーケンスの選差異がない。このため，代表性の観点から「外部電源喪失＋交流電源失敗＋崩壊
定理由を追記熱除去・炉心冷却失敗」を重要事故シーケンスとして選定する。
なお，対策実施の時間余裕及び原子炉注水に必要な設備容量を厳しく評価する観点から，崩壊熱が高く，原子炉冷却材の保有水量が少ない原子炉停止後 1 日後に，全交流動力電源が喪失する事象を想定する。
ｃ．原子炉冷却材の流出
燃料損傷までの時間余裕が最も短く，代表性を有する事故シーケンスとして，
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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（基本的考え方）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
事象認知までに要する時間や冷却材の流出量の観点から，「原子炉冷却材流出（RHR
系統切替え時のミニマムフロー弁操作誤り）＋崩壊熱除去・注水系失敗」を重要事故
シーケンスとして選定する。
なお，内部事象停止時レベル 1PRA では，RHR の原子炉停止時冷却モードの吸込みノズルの設置位置が，有効燃料棒頂部より高い位置にあり，冷却材の流出が発生したとしても燃料露出に至らないことから，「RHR 系統切替え時のミニマムフロー弁操作
誤り」は起因事象として同定していないが，「6.2.4.2 有効性を確認するための評価
項目の設定」において設定する「(2) 放射線の遮蔽が維持される水位を確保すること」
を考慮して，あらためて起因事象として選定した。

d. 反応度の誤投入
反応度の誤投入に係る事故シーケンスは「反応度の誤投入」のみであることから，
重要事故シーケンスとして選定する。具体的には，代表性の観点から，「停止中に実施される試験等により，最大反応度価値を有する制御棒 1 本が全引抜されている状態
から，他の 1 本の制御棒が操作量の制限を超える誤った操作によって引き抜かれ，異常な反応度の投入を認知できずに燃料の損傷に至る事故」を想定する。
各運転停止中事故シーケンスグループに含まれる事故シーケンス及び重要事故シーケンスについて整理した結果を第 6.2－4 表に示す。

6.2.4.2 有効性を確認するための評価項目の設定「6.2.4.1 事故シーケンスのグループ化と重要事故シーケンスの選定」に挙げた事
故シーケンスグループについては，運転停止中の原子炉における燃料の著しい損傷を防止するための対策に対して有効性があることを確認するため，以下の評価項目を設定する。
(1) 有効燃料棒頂部が冠水していること。
(2) 放射線の遮蔽が維持される水位を確保すること。
(3) 未臨界を確保すること（ただし，通常の運転操作における臨界又は燃料の健全性に影響を与えない一時的かつ僅かな出力上昇を伴う臨界は除く）。

東海第二発電所

備

考「原子炉冷却材の流出（ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗」
を重要事故シーケンスとして選定する。
なお，流出流量が比較的大きい，ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡ及びＬＰＲＭ点検時 ・設備の違い。
のＬＯＣＡについては，燃料損傷防止対策となる待機中のＥＣＣＳ・常設低圧代 ・東二は重要事故シーケンスとして選替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）の設備容量が流出流量より十分定していない事象の選定しない理
大きいこと，及び作業・操作場所と漏えい発生個所が同一であり認知が容易であ由を記載（記載の充実）。
ることを考慮し，重要事故シーケンスとしては選定しない。また，ＣＵＷブロー
時のＬＯＣＡについては，原子炉ウェル水位を低下させる操作であるため，原子炉ウェル水位は適宜監視されており，中央制御室の運転員の他にＲ／Ｗの運転員
も廃液収集タンク等の水位高により認知することができるため，認知が容易であることから重要事故シーケンスとしては選定しない。
ｄ．反応度の誤投入
反応度の誤投入に係る事故シーケンスは，「反応度の誤投入」のみであることから，重要事故シーケンスとして選定する。具体的には，代表性の観点から，「停止中に実施される検査等により，最大反応度価値を有する制御棒1本が全引き抜きされている状態から，他の1本の制御棒が操作量の制限を超える誤った操作によって引き抜かれ，異常な反応度の投入を認知できずに燃料の損傷に至る事故」を想定する。
各運転停止中事故シーケンスグループに含まれる事故シーケンス及び重要事故シーケンスについて整理した結果を第 1.2－4 表に示す。
1.2.4.2 有効性を確認するための評価項目の設定「1.2.4.1 事故シーケンスのグループ化と重要事故シーケンスの選定」に挙げた
事故シーケンスグループについては，運転停止中の原子炉における燃料の著しい損傷を防止するための対策に対して有効性があることを確認するため，以下の評価項目を設定する。
(1) 燃料有効長頂部が冠水していること。
(2) 放射線の遮蔽が維持される水位を確保すること。
(3) 未臨界を確保すること（ただし，通常の運転操作における臨界又は燃料の健全性に影響を与えない一時的かつ僅かな出力上昇を伴う臨界は除く。
）。

1.3 評価に当たって考慮する事項
6.3 評価に当たって考慮する事項
1.3.1 有効性評価において考慮する措置
6.3.1 有効性評価において考慮する措置
グループ化した事故シーケンス毎に関連する措置を「技術的能力に係る審査基準へ
グループ化した事故シーケンスごとに，関連する措置を「5．重大事故の発生及びの適合状況説明資料」及び「重大事故等対処設備について」との関係を含めて整理し拡大の防止に必要な措置を実施するために必要な技術的能力」及び「添付書類八て評価を行う。評価に当たっては，「技術的能力に係る審査基準への適合状況説明資
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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（基本的考え方）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

1.10.2 発電用原子炉設置変更許可申請（平成 25 年 9 月 27 日申請）に係る実用発電用原子炉及びその附属施設の位置，構造及び設備の基準に関する規則への適合」との関係を含めて整理して評価を行う。評価に当たっては，「5．重大事故の発生及び拡大の防止に必要な措置を実施するために必要な技術的能力」で講じることとした措置のうち，「添付書類八 1.10.2 発電用原子炉設置変更許可申請（平成 25 年 9 月 27 日申請）に係る実用発電用原子炉及びその附属施設の位置，構造及び設備の基準に関する規則への適合」で重大事故等対策として用いたものを対象とするが，手順及び体制としてはその他の措置との関係も含めて必要となる水源，燃料及び電源の資源や要員を整理し，資源及び要員の確保に関する評価を行う。
なお，「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」における 1 つの事故シーケンスグループにおいて複数の対策があり，それぞれで重要事故シーケンス等を選定していない場合には，代表性，包絡性を整理し解析を行う。また，「運転中の原子炉における重大事故」における 1 つの格納容器破損モードにおいて複数の対策がある場合には各々の対策において解析を行う。

料」で講じることとした措置のうち，「重大事故等対処設備について」で重大事故等対策として用いたものを対象とするが，手順及び体制としてはその他の措置との関係も含めて必要となる水源，燃料，電源等の資源や要員を整理し，資源及び要員の確保に関する評価を行う。なお，「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」及び「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」における 1 つの事故シーケンスグループ並びに「運転中の原子炉における重大事故」における 1 つの格納容器破損モードにおいて複数の対策があり，それぞれで重要事故シーケ
ンスを選定していない場合には，代表性及び包含性を整理し，解析を行う。

備考1.3.2 安全機能の喪失に対する仮定
6.3.2 安全機能の喪失に対する仮定
グループ化した事故シーケンス毎に，ＰＲＡの結果を踏まえ，起因事象の発生に加グループ化した事故シーケンスごとに，PRA の結果を踏まえ，起因事象の発生に加えて，想定する多重故障，共通原因故障又は系統間の機能依存性を考慮した従属故障
えて想定する多重故障，共通原因故障又は系統間の機能依存性を考慮した従属故障等等の安全機能の喪失を考慮する。また，機能喪失の要因として故障又は待機除外を想の安全機能の喪失を考慮する。また，機能喪失の要因として故障又は待機除外を想定
定した設備の復旧には期待しない。
した設備の復旧には期待しない。
（添付資料 1.3.1）
1.3.3 外部電源に対する仮定
6.3.3 外部電源に対する仮定
外部電源の有無の双方について考慮するが，基本的には原子炉スクラムが原子炉水 ・東海第二では，原子炉水位低下の観位低（レベル３）信号にて発生し，再循環ポンプトリップが原子炉水位異常低下（レ点で厳しい条件として外部電源あ
外部電源有無の双方について考慮するが，基本的には常用系機器の機能喪失，工学的安全施設の作動遅れ及び運転員等操作への影響を考慮して外部電源がない場合を
ベル２）信号にて発生するため，原子炉スクラムまでの期間は原子炉出力が高く維持りを想定するとともに，運転員等操想定する。ただし，外部電源を考慮した方が有効性を確認するための評価項目に対しされ，原子炉水位の低下が大きくなる厳しい条件として外部電源ありを想定し，運転作の観点では外部電源が無い場合て評価結果の余裕が小さくなるような場合は，外部電源がある場合を想定する。
員等操作においては外部電源がない場合も考慮する。ただし，外部電源がない場合のを考慮している。
方が有効性を確認するための評価項目に対する余裕が小さくなるような場合には，外部電源がない場合を想定する。
（添付資料 1.3.2）
6.3.4 単一故障に対する仮定

1.3.4 単一故障に対する仮定
重大事故等は設計基準事故対処設備が多重の機能喪失を起こすことを想定してお重大事故等は，設計基準事故対処設備が多重の機能喪失を起こすことを想定しており，さらに，重大事故等対処設備は設計基準事故対処設備に対して可能な限り多様性
り，さらに，重大事故等対処設備は，設計基準事故対処設備に対して多様性を考慮しを考慮して設置していることから，重大事故等対処設備の単一故障は仮定しない。
て設置していることから，重大事故等対処設備の単一故障は仮定しない。

6.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定

1.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定
重大事故等が発生した場合の対応は運転手順に基づいて実施するため，有効性評価
事故に対処するために必要な運転員等の手動操作については，原則として，中央制
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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（基本的考え方）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
御室での警報発信又は監視パラメータが操作開始条件に達したことを起点として，確実な実施のための時間余裕を含め，以下に示す時間で実施するものとして考慮する。

東海第二発電所備

考では，事象進展に従って適宜運転員等が必要な操作を行うことを仮定している。
事故に対処するために必要な運転員等の手動操作については，原則として，中央制
御室での状況確認又は監視パラメータが操作開始条件に達したことを起点として，適切な時間余裕を設定する。また，運転員等操作時間は，操作場所までのアクセスルー
トの状況，操作場所の作業環境等を踏まえ，実現可能と考えられる操作時間の想定等に基づき設定する。
(1) 運転員等の操作時間余裕に関する基本設定
・有効性評価解析における，解析上の有効性評価における解析で仮定した運転員等の操作時間余裕は，以下のとおり設操作開始条件設定の考え方が異な定している。
る。
※１
ａ．事象発生直後の中央制御室では 10 分間 の状況確認を行うものとし，状況確(1) 可搬型設備に関しては，事象発生から 12 時間は，可搬型設備を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，その機能に期待しないと仮定する。ただし，要員の確保等速やかに対応可能な体制が整備されている場合を除く。
(2) 可搬型設備以外の操作については，実際の操作に要する時間の不確定性を考慮
認後に引き続いて実施する操作については，状況確認 10 分＋操作時間※２とする。
し，以下の考え方に基づき設定する。
ｂ．操作開始条件に到達したことを起点とした操作については，操作開始条件到達
a. 中央制御室で警報発信等を起点として実施する操作については，事象発生後の状時点から操作時間※２を考慮する。
況の把握や他のパラメータの確認等を考慮して開始するものとする。
ｃ．ただし，パラメータ変化が緩やかで対応操作までの時間余裕が十分確保でき，b. 上記操作に引き続き中央制御室で実施する操作については，速やかに操作を開始
数分の操作遅れの評価項目に与える影響が軽微な操作については，操作開始条件
するものとし，個別の運転操作に必要な時間を考慮する。運転員は手順書に従に到達した時点で操作が完了するものとする。
い，各操作条件を満たせば順次操作を実施するものとし，有効性評価におけるｄ．その他，設定した時間までに時間余裕が十分ある操作については，設定時間で解析の条件設定においては，各操作に必要な時間に基づき設定する。なお，事操作完了するものとする。
象発生直後の輻輳している状態においては操作を開始するまでの時間余裕を考※1 原子炉スクラム確認は，事象発生後の最初の確認項目であり，スクラムに慮する。
失敗している場合は，直ちにスクラム失敗時の運転手順に移行し，原子炉c. 現場で実施する操作については，個別の現場操作に必要な時間を考慮する。なお，
出力の抑制操作などを実施する。このため，10分間の状況確認時間を設定
有効性評価における解析の条件設定においては，操作場所までのアクセスルー
すると実際の運転手順に即した有効性評価とならないことから，原子炉停トの状況，操作場所の作業環境等を踏まえて，現場操作に必要な時間を設定す
止機能喪失では，10分の状況確認時間を設定せずに，個別に状況確認時間る。
を設定する。
(3) 有効性評価における操作時間は，「5．重大事故の発生及び拡大の防止に必要な措※2 訓練等に基づく実移動時間や操作等に必要な時間から保守的に設定して置を実施するために必要な技術的能力」で示している操作時間と同一若しくは時いる。
間余裕を踏まえて設定する。
(2) 操作時間の積上げについて(1)の基本設定においてａ．及びｂ．に分類される操作時間の積上げについては，
原則5分単位で切り上げた時間を設定する。ただし，以下の操作については，5分単位の切上げを行わないものとする。
① 原子炉スクラム失敗時の対応操作
原子炉スクラム失敗を確認した後に，直ちに実施する一連の操作であり，5分単位の切上げを行うことで，実際の運転手順に即した有効性評価とならないため，切上処理は行わないものとする。
② 可搬型設備による原子炉注水準備完了後の原子炉減圧
時間余裕を含めて設定した可搬型設備の準備操作後に，一連の操作として行う
短時間の単一操作であるため，切上処理は行わないものとする。
③ 原子炉圧力容器破損時の対応操作

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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（基本的考え方）
東海第二発電所

備考

原子炉圧力容器破損判断で実施する操作については，原子炉圧力容器破損前に破損の兆候を検知し，破損判断パラメータを常時監視することによって，原子炉
圧力容器破損後に時間遅れなく操作に移行できるため，切上処理は行わないものとする。
（添付資料1.3.3，1.3.4，1.3.5）
6.3.6 考慮する範囲
1.3.6 考慮する範囲
有効性評価を行うに当たっては，異常状態の発生前の状態として，通常運転範囲及有効性評価の実施に当たっては，異常状態の発生前の状態として，通常運転範囲及び運転期間の全域について考慮し，サイクル期間中の炉心燃焼度変化，燃料交換等にび運転期間の全域について考慮し，サイクル期間中の炉心燃焼度変化，燃料交換等による長期的な変動及び運転中予想される運転状態を考慮する。
よる長期的な変動及び運転中予想される運転状態を考慮する。
有効性評価においては，原則として事故が収束し，原子炉等が安定停止状態等に導また，有効性評価においては，原則として事故が収束し，原子炉等が安定停止状態
かれるまでを対象とするが，有効性評価における解析としては，原子炉等が安定停止
等に導かれるまでを対象とするが，有効性評価における解析としては，原子炉等が安状態等に導かれることが合理的に推定可能な時点までとし，外部支援がないものとし定停止状態等に導かれることが合理的に推定可能な時点までとし，外部支援がないもて 7 日間の対策成立性を評価する。
のとして 7 日間の対策成立性を評価する。
燃料の種類については，代表的に 9×9 燃料（A 型）を評価対象とする。設計基準
燃料の種類については，代表的に９×９燃料（Ａ型）を評価対象とする。９×９燃
事故においては，9×9 燃料（A 型）及び 9×9 燃料（B 型）の熱水力特性がほぼ同じ料（Ａ型）及び９×９燃料（Ｂ型）の熱水力特性はほぼ同じであり，また，炉心全体であり，また，炉心全体及び局所的な核特性が混在炉心ゆえに厳しくなることはない
及び局所的な核特性が混在炉心ゆえに厳しくなることはないため，代表的に９×９燃ため，代表的に 9×9 燃料（A 型）のみ及び 9×9 燃料（B 型）のみで構成された炉料（Ａ型）単独炉心及び９×９燃料（Ｂ型）単独炉心について，解析条件を厳しく与心について，解析条件を厳しく与え，評価を行っているが，燃料の種類の違いによっえ評価を行っているが，燃料型式の違いにより解析結果に大きな差異は確認されていて解析結果に大きな差異は確認されていない。これらの結果を考慮して，また，本発ない。これらの結果及び本発電用原子炉施設の重大事故等対策（設備，手順等）の有
電用原子炉施設の重大事故等対策（設備，手順等）の有効性を確認するという重大事
効性を確認するという目的を踏まえ，評価対象の燃料型式は 1 つとし，代表的に９×故等対策の有効性評価の目的を踏まえて，評価対象の燃料の種類は 1 つとし，代表的９燃料（Ａ型）について評価を実施する。
（添付資料 1.3.6）に 9×9 燃料（A 型）について評価を行う。
6.4 有効性評価に使用する計算プログラム
1.4 有効性評価に使用する計算プログラム
有効性評価に使用する解析コードは，事故シーケンスの特徴に応じて，重要現象が有効性評価に使用する解析コードは，事故シーケンスの特徴に応じて，重要現象がモデル化されており，実験等をもとに妥当性が確認され，適用範囲を含めてその不確モデル化されており，実験等を基に妥当性が確認され，適用範囲を含めてその不確か
かさが把握されているものとして，以下に示す解析コードを使用する。また，重要事さが把握されているものとして，以下に示す解析コードを使用する。また，重要事故
故シーケンス等に対して適用する解析コードについて，事故シーケンスグループ等とシーケンスに対して適用する解析コードについて，事故シーケンスグループ等との対の対応を第 6.4－1 表から第 6.4－3 表に示す。
応を第 1.4－1 表から第 1.4－3 表に示す。
ここで記載している，解析コードの妥当性確認内容や不確かさ等については，「追
ここで記載している解析コードの妥当性確認内容や不確かさ等については，「付録 3
重大事故等対策の有効性評価に係るシビアアクシデント解析コードについて」に示
補２．Ⅲ 重大事故等対策の有効性評価に係るシビアアクシデント解析コードについす。
て」に示す。
（添付資料 1.4.1）
1.4.1 ＳＡＦＥＲ
6.4.1 SAFER
1.4.1.1 概要6.4.1.1 概要
長期間熱水力過渡変化解析コードＳＡＦＥＲは，長期間の原子炉内熱水力過渡変化
長期間熱水力過渡変化解析コード SAFER は長期間の原子炉内熱水力過渡変化を解
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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（基本的考え方）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

析するコードである。原子炉内を 9 ノードに分割し，原子炉圧力，各ノードの水位変化等を計算する。原子炉内冷却材量の評価に当たっては，上部タイプレート， 炉心
入口オリフィス等での気液対向流制限現象（CCFL）及び上部プレナムにおけるサブク
ール域の局在化により冷却材が下部プレナムに落下する現象（CCFL ブレークダウン）を考慮することができる。
また，本コードでは，平均出力燃料集合体及び高出力燃料集合体に対して燃料ペレット，燃料被覆管，チャンネルボックス等の温度計算を行う。燃料被覆管の温度計算においては，その冷却状態に応じた熱伝達係数，燃料棒間の輻射及び燃料棒とチャン
ネルボックスの輻射を考慮することができる。また，燃料被覆管と冷却水又は水蒸気との化学反応（ジルコニウム－水反応）を Baker－Just の式によって計算し，表面の酸化量を求める。さらに，燃料棒内の圧力を計算することによって，燃料被覆管の膨れと破裂の有無を評価し，破裂が起きた場合には，燃料被覆管の内面に対してもジルコニウム－水反応を考慮する。
本コードの入力は，原子炉出力，原子炉圧力等の初期条件，原子炉の幾何学的形状
及び水力学的諸量，燃料集合体及び炉心に関するデータ，プラント過渡特性パラメー
タ，非常用炉心冷却系等の特性，想定破断の位置及び破断面積等であり，出力として，
原子炉圧力，原子炉水位，燃料被覆管の最高温度，燃料被覆管酸化量等が求められる。

を解析するコードである。原子炉内を 9 ノードに分割し，原子炉圧力，各ノードの水位変化等を計算する。原子炉内冷却材量の評価に当たっては，上部タイプレート，炉心入口オリフィス等での気液対向流制限現象（ＣＣＦＬ）及び上部プレナムにおけるサブクール域の局在化により冷却材が下部プレナムに落下する現象（ＣＣＦＬブレー
クダウン）を考慮することができる。
本コードでは，平均出力燃料集合体及び高出力燃料集合体に対して燃料ペレット，
燃料被覆管，チャンネルボックス等の温度計算を行う。燃料被覆管の温度計算においては，その冷却状態に応じた熱伝達係数，燃料棒間の輻射及び燃料棒とチャンネルボ
ックスの輻射を考慮することができる。また，燃料被覆管と冷却水又は水蒸気との化
学反応（ジルコニウム－水反応）をＢａｋｅｒ－Ｊｕｓｔの式によって計算し，表面の酸化量を求める。さらに，燃料棒内の圧力を計算することによって，燃料被覆管の膨れと破裂の有無を評価し，破裂が起きた場合には，燃料被覆管の内面に対してもジルコニウム－水反応を考慮する。

備考

本コードの入力は，原子炉出力，原子炉圧力等の初期条件，原子炉の幾何学的形状
及び水力学的諸量，燃料集合体及び炉心に関するデータ，プラント過渡特性パラメー
タ，非常用炉心冷却系等の特性，想定破断の位置，破断面積等であり，出力として，
原子炉圧力，原子炉水位，燃料被覆管温度，燃料被覆管酸化量等が求められる。

6.4.1.2 重要現象のモデル化
1.4.1.2 重要現象のモデル化
事故シーケンスの特徴に応じて，炉心及び原子炉圧力容器における重要現象がモデ
事故シーケンスの特徴に応じて，炉心及び原子炉圧力容器における重要現象がモデル化されている。具体的には以下のとおりである。
ル化されている。具体的には以下のとおりである。
(1) 炉心(1) 炉
心核については，重要現象として，崩壊熱がモデル化されている。
核については，重要現象として，崩壊熱がモデル化されている。
燃料については，重要現象として，燃料棒表面熱伝達，沸騰遷移，燃料被覆管酸化燃料については，重要現象として，燃料棒表面熱伝達，沸騰遷移，燃料被覆管酸
及び燃料被覆管変形がモデル化されている。
化及び燃料被覆管変形がモデル化されている。
熱流動については，重要現象として，沸騰・ボイド率変化，気液分離（水位変化）
・
熱流動については，重要現象として，沸騰・ボイド率変化，気液分離（水位変化）
・
対向流，三次元効果及び気液熱非平衡がモデル化されている。
対向流，気液熱非平衡及び三次元効果がモデル化されている。
(2) 原子炉圧力容器(2) 原子炉圧力容器
重要現象として，冷却材放出（臨界流・差圧流），沸騰・凝縮・ボイド率変化，気重要現象として，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・代替注水設備含む）がモデル化
液分離（水位変化）・対向流及びＥＣＣＳ注水（給水系・代替注水設備含む）がモデされている。
ル化されている。
6.4.1.3 妥当性確認及び不確かさの把握
1.4.1.3 妥当性確認及び不確かさの把握
事故シーケンスの特徴に応じた重要現象に対するモデルの妥当性確認を実施して事故シーケンスの特徴に応じた重要現象に対するモデルの妥当性確認を実施している。具体的には，TBL，ROSA－Ⅲ及び FIST－ABWR の実験解析により確認している。 いる。具体的には，ＴＢＬ，ＲＯＳＡ－Ⅲ及びＦＩＳＴ－ＡＢＷＲの実験解析によりまた，入力条件により不確かさを考慮しているものを除いて，妥当性確認により，そ確認している。また，入力条件により不確かさを考慮しているものを除いて，妥当性の不確かさを把握している。具体的には，第 6.4－4 表に示すとおりである。
確認により，その不確かさを把握している。具体的には，第 1.4－4 表に示すとおりである。
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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
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（基本的考え方）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

6.4.2 CHASTE
6.4.2.1 概要
炉心ヒートアップ解析コード CHASTE は，燃料ペレット，燃料被覆管，チャンネルボックス等の温度計算を行うコードである。本コードは，燃料ペレットを半径方向に最大 9 ノードに分割し，燃料集合体内燃料棒を 1 本ごとに全て取り扱い，その熱的相互作用（輻射）を考慮している。また，ジルコニウム－水反応を Baker－Just の式によって計算し，表面の酸化量を求める。さらに，燃料棒内の圧力を計算することによって，燃料被覆管の膨れと破裂の有無を評価し，破裂が起きた場合には，燃料被覆管の内面に対してもジルコニウム－水反応を考慮する。燃料被覆管表面からの除熱に対する熱伝達係数は，SAFER で求めた値を用いる。
本コードの入力は，原子炉出力及び原子炉圧力の時間変化，炉心露出時間，再冠水
時間，炉心スプレイによる冷却開始時間等のプラント過渡特性，燃料集合体及び炉心に関するデータ並びに熱伝達係数変化であり，出力として，燃料被覆管の最高温度，
燃料被覆管酸化量等が求められる。

備考・東海第二ではＣＨＡＳＴＥコードを使用していないため記載していな
い。

6.4.2.2 重要現象のモデル化
事故シーケンスの特徴に応じて，炉心における重要現象がモデル化されている。具体的には以下のとおりである。
(1) 炉心核については，重要現象として，崩壊熱がモデル化されている。
燃料については，重要現象として，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管変形がモデル化されている。
6.4.2.3 妥当性確認及び不確かさの把握
事故シーケンスの特徴に応じた重要現象に対するモデルの妥当性確認を実施している。具体的には，BWR－FLECHT 実験解析，炉心冷却実験解析及びスプレイ冷却特性
実験解析により確認している。また，入力条件により不確かさを考慮しているものを除いて，妥当性確認により，その不確かさを把握している。具体的には，第 6.4－5 表に示すとおりである。
6.4.3 REDY
1.4.2 ＲＥＤＹ
6.4.3.1 概要
1.4.2.1 概要プラント動特性解析コード REDY は，炉心，原子炉圧力容器，原子炉圧力容器内部
プラント動特性解析コードＲＥＤＹは，炉心，原子炉圧力容器，原子炉圧力容器内
構造物，原子炉冷却材再循環系，主蒸気管，タービン系，原子炉格納容器等のプラン部構造物，原子炉冷却材再循環系，主蒸気管，タービン系，格納容器等のプラント全ト全体を模擬し，6 群の遅発中性子及び反応度フィードバックを含む炉心一点近似動体を模擬し，6 群の遅発中性子及び反応度フィードバックを含む炉心一点近似動特性，
燃料棒の熱的動特性及び冷却材の熱水力挙動を計算する。
特性，燃料棒の熱的動特性及び冷却材の熱水力挙動を計算する。
本コードの入力は，原子炉出力，炉心流量等の初期条件，原子炉，主蒸気管，格納
本コードの入力は，原子炉出力，炉心流量等の初期条件，原子炉，主蒸気管，原子27／111

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（基本的考え方）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

炉格納容器等のデータ，核データ，燃料棒データ，各種制御系データ等であり，出力として，原子炉出力，原子炉圧力，炉心流量，原子炉水位，格納容器圧力，サプレッ
ション・チェンバ・プール水温度等の時間変化が求められる。
なお，本コードは，従来の原子炉設置変更許可申請書において適用実績のあるものに，格納容器圧力，サプレッション・チェンバ・プール水温度の時間変化を求めることができるように，格納容器モデルを追加したものである。

容器等のデータ，核データ，燃料棒データ，各種制御系データ等であり，出力として，
原子炉出力，原子炉圧力，炉心流量，原子炉水位，格納容器圧力，サプレッション・
プール水温度等の時間変化が求められる。
なお，本コードは，従来の原子炉設置変更許可申請書において適用実績のあるものに，格納容器圧力，サプレッション・プール水温度の時間変化を求めることができる
ように，格納容器モデルを追加したものである。

備考6.4.3.2 重要現象のモデル化
1.4.2.2 重要現象のモデル化
事故シーケンスの特徴に応じて，炉心，原子炉圧力容器及び原子炉格納容器におけ
事故シーケンスの特徴に応じて，炉心，原子炉圧力容器及び格納容器における重要
る重要現象がモデル化されている。具体的には，以下のとおりである。
現象がモデル化されている。具体的には，以下のとおりである。
(1) 炉心(1) 炉
心核については，重要現象として核分裂出力，反応度フィードバック効果及び崩壊熱
核については，重要現象として核分裂出力，反応度フィードバック効果（ボイドがモデル化されている。
反応度，ドップラ反応度，ボロン反応度）及び崩壊熱がモデル化されている。
熱流動については，重要現象として，沸騰・ボイド率変化がモデル化されている。
熱流動については，重要現象として，沸騰・ボイド率変化がモデル化されている。
(2) 原子炉圧力容器
重要現象として，冷却材流量変化，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）及びほう酸水の拡散がモデル化されている。

(2) 原子炉圧力容器
重要現象として，冷却材流量変化，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）及びほう酸水の拡散がモデル化されている。

(3) 原子炉格納容器
重要現象として，サプレッション・プール冷却がモデル化されている。

(3) 格納容器
重要現象として，サプレッション・プール冷却がモデル化されている。

6.4.3.3 妥当性確認及び不確かさの把握

1.4.2.3 妥当性確認及び不確かさの把握
事故シーケンスの特徴に応じた重要現象に対するモデルの妥当性確認を実施して事故シーケンスの特徴に応じた重要現象に対するモデルの妥当性確認を実施している。具体的には，ABWR 実機試験解析，設計解析での確認等により確認している。
いる。具体的には，ＡＢＷＲ実機試験解析，設計解析での確認等により確認している。
また，入力条件により不確かさを考慮しているものを除いて，妥当性確認により，そまた，入力条件により不確かさを考慮しているものを除いて，妥当性確認により，その不確かさを把握している。具体的には，第 6.4－6 表に示すとおりである。
の不確かさを把握している。具体的には，第 1.4－5 表に示すとおりである。

6.4.4 SCAT
1.4.3 ＳＣＡＴ
6.4.4.1 概要
1.4.3.1 概要
単チャンネル熱水力解析コード SCAT は，単一チャンネルを模擬し，これを軸方向
単チャンネル熱水力解析コードＳＣＡＴは，単一チャンネルを模擬し，これを軸方一次元に多ノード分割する。各ノードについて，燃料棒には半径方向にのみ熱伝導方
向一次元に多ノード分割する。各ノードについて，燃料棒には半径方向にのみ熱伝導程式を適用して冷却材への熱伝達を計算し，チャンネル内冷却材には，質量及びエネ
方程式を適用して冷却材への熱伝達を計算し，チャンネル内冷却材には，質量及びエルギ保存則を適用して冷却材の熱水力挙動を計算する。
ネルギ保存則を適用して冷却材の熱水力挙動を計算する。
本コードの入力は，燃料集合体の幾何学的形状，軸方向出力分布等の炉心データ，
本コードの入力は，燃料集合体の幾何学的形状，軸方向出力分布等の炉心データ，
燃料集合体出力，チャンネル入口流量等の初期条件，REDY コードの出力から得られ燃料集合体出力，チャンネル入口流量等の初期条件，ＲＥＤＹコードの出力から得らたチャンネル入口流量等の過渡変化のデータ等であり，出力として，GEXL 相関式にれたチャンネル入口流量等の過渡変化のデータ等であり，出力として，ＧＥＸＬ相関
基づく限界出力比（CPR），各ノードでの冷却材流量，クオリティ等の時間変化が求め式に基づく限界出力比，各ノードでの冷却材流量，クオリティ等の時間変化が求めら
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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（基本的考え方）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所られる。
なお，本コードは，従来の原子炉設置変更許可申請書において適用実績のあるものに，沸騰遷移後の燃料被覆管温度を求めることができるように，沸騰遷移後の燃料被覆管－冷却材間の熱伝達評価式とリウェット相関式を適用している。

れる。
なお，本コードは，従来の原子炉設置変更許可申請書において適用実績のあるものに，沸騰遷移後の燃料被覆管温度を求めることができるように，沸騰遷移後の燃料被覆管－冷却材間の熱伝達評価式とリウェット相関式を適用している。

備考

6.4.4.2 重要現象のモデル化
1.4.3.2 重要現象のモデル化
事故シーケンスの特徴に応じて，炉心における重要現象がモデル化されている。具
事故シーケンスの特徴に応じて，炉心における重要現象がモデル化されている。具
体的には，以下のとおりである。
体的には，以下のとおりである。
(1) 炉
心(1) 炉心核については，重要現象として，出力分布変化がモデル化されている。
核については，重要現象として，出力分布変化がモデル化されている。
燃料については，重要現象として，燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達及び沸燃料については，重要現象として，燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達及び沸騰騰遷移がモデル化されている。
遷移がモデル化されている。
熱流動については，重要現象として，気液熱非平衡がモデル化されている。
熱流動については，重要現象として，気液熱非平衡がモデル化されている。
6.4.4.3 妥当性確認及び不確かさの把握

1.4.3.3 妥当性確認及び不確かさの把握
事故シーケンスの特徴に応じた重要現象に対するモデルの妥当性確認を実施して事故シーケンスの特徴に応じた重要現象に対するモデルの妥当性確認を実施している。具体的には，ＡＴＬＡＳ試験，ＮＵＰＥＣ ＢＷＲ燃料集合体熱水力試験によいる。具体的には，ATLAS 試験，NUPEC BWR 燃料集合体熱水力試験により確認している。また，入力条件により不確かさを考慮しているものを除いて，妥当性確認により， り確認している。また，入力条件により不確かさを考慮しているものを除いて，妥当
その不確かさを把握している。具体的には，第 6.4－7 表に示すとおりである。
性確認により，その不確かさを把握している。具体的には，第 1.4－6 表に示すとおりである。

6.4.5 MAAP
1.4.4 ＭＡＡＰ
6.4.5.1 概要
1.4.4.1 概
要
シビアアクシデント総合解析コード MAAP は，炉心損傷を伴う事故シーケンスにつシビアアクシデント総合解析コードＭＡＡＰは，炉心損傷を伴う事故シーケンスにいて，炉心損傷，原子炉圧力容器破損，原子炉格納容器破損，放射性物質の環境放出
ついて，炉心損傷，原子炉圧力容器破損，格納容器破損，放射性物質の環境放出に至に至るまでのプラント内の熱水力及び放射性物質挙動を解析するコードである。炉心るまでのプラント内の熱水力及び放射性物質挙動を解析するコードである。炉心損傷
損傷後の原子炉内及び原子炉格納容器内を一次系，ドライウェル，ウェットウェルに後の原子炉内及び格納容器内を一次系，ドライウェル及びウェットウェルに分割し，分割し，重大事故等時に想定される炉心のヒートアップ，燃料被覆管の酸化・破裂，重大事故等時に想定される炉心のヒートアップ，燃料被覆管の酸化・破損，炉心損傷，溶融炉心移行挙動と冷却性，水素と水蒸気の生成，溶融炉心・コンクリート反応，格炉心損傷，溶融炉心移行挙動と冷却性，水素ガスと水蒸気の生成，溶融炉心・コンク
納容器圧力・温度，放射性物質の放出と移行／沈着挙動等の諸現象がモデル化され，リート反応，格納容器圧力・温度，放射性物質の放出と移行／沈着挙動等の諸現象がまた，種々の注水設備や冷却設備の特性や制御系がモデル化できるため，自動トリッ
モデル化され，また，種々の注水設備や冷却設備の特性や制御系がモデル化できるた
プや運転員操作等によるシステム応答を含む，重大事故等時のプラント挙動の評価がめ，自動トリップや運転員操作等によるシステム応答を含む，重大事故等時のプラン可能である。
ト挙動の評価が可能である。
本コードの入力は，原子炉出力，原子炉圧力，格納容器圧力，格納容器温度等の初
本コードの入力は，原子炉出力，原子炉圧力，格納容器圧力，格納容器温度等の初期条件，原子炉の幾何学的形状及び水力学的諸量，燃料集合体及び炉心に関するデー
期条件，原子炉の幾何学的形状及び水力学的諸量，燃料集合体及び炉心に関するデー
タ，格納容器自由空間体積，流路面積及び流路抵抗，注水設備，原子炉減圧設備及びタ，格納容器自由空間体積，流路面積及び流路抵抗，注水設備，原子炉減圧設備及び冷却設備の特性，想定破断の位置及び破断面積等であり，出力として，原子炉圧力，冷却設備の特性，想定破断の位置及び破断面積等であり，出力として，原子炉圧力，
原子炉水位，燃料温度，溶融炉心温度，格納容器圧力，格納容器温度，コンクリート
原子炉水位，燃料温度，溶融炉心温度，格納容器圧力，格納容器温度，コンクリート
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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（基本的考え方）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
侵食量，放射性物質の原子炉格納容器内の分布等が求められる。

東海第二発電所

備

考

侵食量，放射性物質の格納容器内の分布等が求められる。

6.4.5.2 重要現象のモデル化
1.4.4.2 重要現象のモデル化
事故シーケンスの特徴に応じて，炉心，原子炉圧力容器，原子炉格納容器，原子炉
事故シーケンスの特徴に応じて，炉心，原子炉圧力容器，格納容器，原子炉圧力容
圧力容器（炉心損傷後），原子炉格納容器（炉心損傷後）における重要現象がモデル
器（炉心損傷後），格納容器（炉心損傷後）における重要現象がモデル化されている。
化されている。具体的には，以下のとおりである。
具体的には，以下のとおりである。
(1) 炉心(1) 炉
心核については，重要現象として，崩壊熱がモデル化されている。
核については，重要現象として，崩壊熱がモデル化されている。
燃料については，重要現象として，燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被燃料については，重要現象として，燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料
覆管変形及び燃料被覆管酸化がモデル化されている。
被覆管変形及び燃料被覆管酸化がモデル化されている。
熱流動については，重要現象として，沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）
・
熱流動については，重要現象として，沸騰・ボイド率変化及び気液分離（炉心水
対向流がモデル化されている。
位）
・対向流がモデル化されている。
(2) 原子炉圧力容器
重要現象として，冷却材流出（臨界流・差圧流）及び ECCS 注水（給水系・代替注
水設備含む）がモデル化されている。

(2) 原子炉圧力容器
重要現象として，冷却材流出（臨界流・差圧流）及びＥＣＣＳ注水（給水系・代替注水設備含む）がモデル化されている。

(3) 原子炉格納容器
重要現象として，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，放射線水分解等による水素ガス・酸素ガス発生並びに格納容器ベント及びサプレッション・プール冷却がモデル化されている。

(3) 格納容器
重要現象として，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，放射線水分解等による水素・酸素発生並びに格
納容器ベント及びサプレッション・プール冷却がモデル化されている。

(4) 原子炉圧力容器（炉心損傷後）重要現象として，リロケーション，構造材との熱伝達，原子炉圧力容器内 FCI（溶融炉心細粒化），原子炉圧力容器内 FCI（デブリ粒子熱伝達），下部プレナムでの溶融
炉心の熱伝達，原子炉圧力容器破損及び原子炉圧力容器内 FP 挙動がモデル化されている。

(4) 原子炉圧力容器（炉心損傷後）重要現象として，リロケーション，構造材との熱伝達，原子炉圧力容器内ＦＣＩ（溶融炉心細粒化），原子炉圧力容器内ＦＣＩ（デブリ粒子熱伝達），下部プレナム
での溶融炉心の熱伝達，原子炉圧力容器破損及び原子炉圧力容器内ＦＰ挙動がモデル化されている。

(5) 原子炉格納容器（炉心損傷後）重要現象として，原子炉圧力容器外 FCI（溶融炉心細粒化），原子炉圧力容器外 FCI（デブリ粒子熱伝達），格納容器下部床面での溶融炉心の拡がり，溶融炉心と格納容器下部プール水との伝熱，溶融炉心とコンクリートの伝熱，コンクリート分解及び非凝縮性ガス発生，原子炉格納容器内 FP 挙動がモデル化されている。

(5) 格納容器（炉心損傷後）重要現象として，原子炉圧力容器外ＦＣＩ（溶融炉心細粒化），原子炉圧力容器外ＦＣＩ（デブリ粒子熱伝達），格納容器下部床面での溶融炉心の拡がり，溶融炉心と格納容器下部プール水との伝熱，溶融炉心とコンクリートの伝熱，コンクリート分
解及び非凝縮性ガス発生，格納容器内ＦＰ挙動がモデル化されている。

6.4.5.3 妥当性確認及び不確かさの把握
1.4.4.3 妥当性確認及び不確かさの把握
事故シーケンスの特徴に応じた重要現象に対するモデルの妥当性確認を実施して事故シーケンスの特徴に応じた重要現象に対するモデルの妥当性確認を実施している。具体的には，TMI 事故解析，CORA 実験解析，HDR 実験解析，CSTF 実験解析，いる。具体的には，ＴＭＩ事故解析，ＣＯＲＡ実験解析，ＨＤＲ実験解析，ＣＳＴＦ
ACE 実験解析，SURC－4 実験解析，PHEBUS－FP 実験解析，ABCOVE 実験解析，感度解
実験解析，ＡＣＥ実験解析，ＳＵＲＣ－４実験解析，ＰＨＥＢＵＳ－ＦＰ実験解析，
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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（基本的考え方）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

析等により確認している。また，入力条件により不確かさを考慮しているものを除いて，妥当性確認により，その不確かさを把握している。具体的には，第 6.4－8 表に示すとおりである。

ＡＢＣＯＶＥ実験解析，感度解析等により確認している。また，入力条件により不確かさを考慮しているものを除いて，妥当性確認により，その不確かさを把握している。
具体的には，第 1.4－7 表に示すとおりである。

備考6.4.6 APEX
1.4.5 ＡＰＥＸ
6.4.6.1 概要
1.4.5.1 概
要反応度投入事象解析コード APEX は，熱的現象を断熱としており，炉心平均出力の反応度投入事象解析コードＡＰＥＸは，熱的現象を断熱としており，炉心平均出力
過渡変化を炉心一点近似による中性子動特性方程式で表し，出力の炉心空間分布を二の過渡変化を炉心一点近似による中性子動特性方程式で表し，出力の炉心空間分布を次元（R－Z）拡散方程式で表す。炉心各部分のエンタルピの上昇は，出力分布に比例
二次元（Ｒ－Ｚ）拡散方程式で表す。炉心各部分のエンタルピの上昇は，出力分布にするものとし，炉心平均エンタルピがある程度上昇する間（エンタルピステップ）は， 比例するものとし，炉心平均エンタルピがある程度上昇する間（エンタルピステップ）
出力分布は一定としている。
は，出力分布は一定としている。また，投入反応度としては，制御棒価値，スクラム
また，投入反応度としては，制御棒価値，スクラム反応度及びドップラ反応度を考慮
反応度及びドップラ反応度を考慮するが，このドップラ反応度は，二次元拡散計算にするが，このドップラ反応度は，二次元拡散計算による出力分布を考慮して求められよる出力分布を考慮して求められる。
る。
ＡＰＥＸの入力は，炉心の幾何学的形状，各種中性子断面積，拡散係数，ドップラ
APEX の入力は，炉心の幾何学的形状，各種中性子断面積，拡散係数，ドップラ係
係数，炉心動特性パラメータ等の核データ，制御棒反応度の時間変化等であり，出力数，炉心動特性パラメータ等の核データ，制御棒反応度の時間変化等であり，出力ととして，中性子束分布，エンタルピ分布及び炉心平均出力の時間変化が求められる。
ＡＰＥＸの出力に基づき，単チャンネル熱水力解析を行う場合には，単チャンネル
して，中性子束分布，エンタルピ分布及び炉心平均出力の時間変化が求められる。
熱水力解析コードＳＣＡＴ（ＲＩＡ用）を用いる。
APEX の出力に基づき，単チャンネル熱水力解析を行う場合には，単チャンネル熱水
ＳＣＡＴ（ＲＩＡ用）は，燃料棒を燃料ペレット，ペレットと被覆管の間の空隙部
力解析コード SCAT（RIA 用）を用いる。
であるギャップ部及び被覆管で構成し，ノードごとに径方向の熱伝達を計算する。燃SCAT（RIA 用）は，燃料棒を燃料ペレット，ペレットと燃料被覆管の間の空隙部で料ペレット及び被覆管には，径方向一次元の非定常熱伝導方程式を適用して燃料棒内あるギャップ部，燃料被覆管で構成し，ノードごとに径方向の熱伝達を計算する。燃の温度分布を計算し，チャンネル内冷却材には，質量，運動量及びエネルギ保存則を料ペレット及び燃料被覆管には，径方向一次元の非定常熱伝導方程式を適用して燃料適用して冷却材の熱水力挙動を計算する。冷却材の沸騰状態に応じた熱伝達率相関式
棒内の温度分布を計算し，チャンネル内冷却材には，質量，運動量及びエネルギ保存を用いることにより，燃料棒の除熱量を求める。
則を適用して冷却材の熱水力挙動を計算する。冷却材の沸騰状態に応じた熱伝達率相
関式を用いることにより，燃料棒の除熱量を求める。
ＳＣＡＴ（ＲＩＡ用）の入力は，ＡＰＥＸの出力から得られた炉心平均出力変化及SCAT（RIA 用）の入力は，APEX の出力から得られた炉心平均出力変化，炉心出力
び炉心出力分布に加え，燃料集合体幾何条件，燃料集合体熱水力データ，燃料物性デ分布に加え，燃料集合体幾何条件，燃料集合体熱水力データ，燃料物性データ，ギャ
ータ，ギャップ熱伝達係数，ペレット径方向出力分布，局所出力ピーキング係数等でップ熱伝達係数，ペレット径方向出力分布，局所出力ピーキング係数等であり，出力あり，出力として，非断熱燃料エンタルピの時間変化が求められる。
として，非断熱燃料エンタルピの時間変化が求められる。
6.4.6.2 重要現象のモデル化
1.4.5.2 重要現象のモデル化
事故シーケンスの特徴に応じて，炉心における重要現象がモデル化されている。具
事故シーケンスの特徴に応じて，炉心における重要現象がモデル化されている。具
体的には，以下のとおりである。
体的には，以下のとおりである。
(1) 炉心(1) 炉
心核については，重要現象として，核分裂出力，出力分布変化，反応度フィードバッ
核については，重要現象として，核分裂出力，出力分布変化，反応度フィードバ
ク効果及び制御棒反応度効果がモデル化されている。
ック効果及び制御棒反応度効果がモデル化されている。
燃料については，重要現象として，燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達及び沸騰
燃料については，重要現象として，燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達及び沸遷移がモデル化されている。
騰遷移がモデル化されている。
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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（基本的考え方）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所備

考1.4.5.3 妥当性確認及び不確かさの把握
6.4.6.3 妥当性確認及び不確かさの把握
事故シーケンスの特徴に応じた重要現象に対するモデルの妥当性確認を実施して事故シーケンスの特徴に応じた重要現象に対するモデルの妥当性確認を実施している。具体的には，ＳＰＥＲＴ－ⅢＥ炉心実験，実効共鳴積分測定に関わるＨｅｌｌ
いる。具体的には，SPERT－ⅢE 炉心実験，実効共鳴積分測定に関わる Hellstrand の実験式，MISTRAL 臨界試験，実機での制御棒価値測定試験により確認している。また， ｓｔｒａｎｄの実験式，ＭＩＳＴＲＡＬ臨界試験及び実機での制御棒価値測定試験により確認している。また，入力条件により不確かさを考慮しているものを除いて，妥
入力条件により不確かさを考慮しているものを除いて，妥当性確認により，その不確
当性確認により，その不確かさを把握している。具体的には，第 1.4－8 表に示すとかさを把握している。具体的には，第 6.4－9 表に示すとおりである。
おりである。
1.5 有効性評価における解析の条件設定の方針
6.5 有効性評価における解析の条件設定の方針
1.5.1 解析条件設定の考え方
6.5.1 解析条件設定の考え方
有効性評価における解析の条件設定については，事象進展の不確かさを考慮して，有効性評価における解析の条件設定については，事象進展の不確かさを考慮して，設計値等の現実的な条件を用いるか又は有効性を確認するための評価項目となるパ
設計値等の現実的な条件を基本としつつ，原則，有効性を確認するための評価項目とラメータに対する余裕が小さくなるよう設定する。この際，「1.4 有効性評価に使用なるパラメータに対して余裕が小さくなるような設定とする。この際，「6.4 有効性
する計算プログラム」において把握した解析コードの持つ重要現象に対する不確かさ
評価に使用する計算プログラム」において把握した解析コードの持つ重要現象に対すや解析条件の不確かさによって，さらに本発電用原子炉施設の有効性評価の評価項目
る不確かさや解析条件の不確かさによって，さらに本発電用原子炉施設の有効性評価となるパラメータ及び運転員等操作時間に対する余裕が小さくなる可能性がある場の評価項目となるパラメータ及び運転員等操作時間に対する余裕が小さくなる可能「1.5.2 共性がある場合は，影響評価において感度解析等を行うことを前提に設定する。ただし， 合は，影響評価において感度解析等を行うことを前提に設定する。ただし，通解析条件」に示す解析条件については共通の解析条件として設定する。
「6.5.2 共通解析条件」に示す解析条件については共通の条件として設定する。
なお，初期条件とは異常状態が発生する前の発電用原子炉施設の状態，事故条件となお，初期条件とは異常状態が発生する前の発電用原子炉施設の状態，事故条件とは重大事故等の発生原因となる機器の故障又は安全機能の喪失の状態，機器条件とはは重大事故等の発生原因となる機器の故障又は安全機能の喪失の状態，機器条件とは重大事故等を収束させる際に使用する重大事故等対処設備の状態，操作条件とは運転重大事故等を収束させる際に使用する重大事故等対処設備の状態，操作条件とは運転員等が重大事故等対処設備を操作可能となる状態のことをいう。
員等が重大事故等対処設備を操作可能となる状態のことをいう。
（添付資料 1.5.1）
また，有効性評価においては発電所内の発電用原子炉施設で重大事故等が同時に発生することも想定していることから，6 号及び 7 号炉で異なる評価条件を設定している
場合は，両号炉の条件を記載する。
6.5.2 共通解析条件
1.5.2 共通解析条件
操作条件については，「6.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示すとおり個
操作条件については，「1.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示すとおり個別に解析条件を設定するが，以下に示す解析条件は，各重要事故シーケンスにおいて別に解析条件を設定するが，以下に示す解析条件は，各重要事故シーケンス等においその影響が大きく変わらないことから，原則として共通の条件として設定する。また，てその影響が大きく変わらないことから共通の条件として設定する。また，原子炉冷
原子炉冷却材バウンダリを構成する配管の破断によるＬＯＣＡを想定する場合の配却材圧力バウンダリを構成する配管の破断による LOCA を想定する場合の配管の破断位置については，原子炉圧力容器内の保有水量，流出量等の観点から選定する。なお， 管の破断位置については，原子炉圧力バウンダリに接続する液相部配管の中で最大口解析条件の不確かさの影響については，グループ化した事故シーケンスごとに確認す径である再循環配管（出口ノズル）を選定する。なお，解析条件の不確かさの影響にる。
ついては，グループ化した事故シーケンスごとに確認する。
（添付資料 1.5.2）
6.5.2.1 運転中の原子炉における重大事故に至るおそれのある事故

1.5.2.1 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
32／111

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（基本的考え方）
東海第二発電所備考(1) 初期条件(1) 初期条件
ａ．事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」を除く事故シーケンスグルー
a. 事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」を除く事故シーケンスグルー
プにおいて用いる条件
プにおいて用いる条件(a) 初期運転条件(a) 初期運転条件
原子炉熱出力の初期値として定格値（3,293MW），原子炉圧力の初期値として原子炉熱出力の初期値として，定格値（3,926MWt），原子炉圧力の初期値とし定格値（6.93MPa[gage]）及び炉心流量の初期値として 100％流量（48,300t／h）て，定格値（7.07MPa[gage]）を用いるものとする。また，炉心流量の初期値として，定格値である 100％流量(52.2×103t/h)を用いるものとする。
を用いるものとする。
(b) 炉心及び燃料(b) 炉心及び燃料
炉心及び燃料に関する解析条件の設定を以下に示す。なお，炉心に関する条
炉心及び燃料に関する解析条件の設定を以下に示す。なお，炉心に関する条
件は 9×9 燃料（A 型）を装荷した平衡サイクルを想定した値，燃料ペレット，
件は９×９燃料(Ａ型)を装荷した平衡サイクルを想定した値，燃料ペレット，
燃料被覆管径等の炉心及び燃料形状に関する条件は設計値を用いるものとす
燃料被覆管径等の炉心及び燃料形状に関する条件は設計値を用いるものとする。
る。
a) 原子炉停止後の崩壊熱(b-1) 原子炉停止後の崩壊熱
原子炉停止後の崩壊熱は，「軽水型動力炉の非常用炉心冷却系の性能評価指原子炉停止後の崩壊熱は，「軽水型動力炉の非常用炉心冷却系の性能評価指針」にて使用することが妥当とされた ANSI/ANS-5.1-1979+2σ を最確条件とし針」にて使用することが妥当とされたＡＮＳＩ／ＡＮＳ－５．１－１９７９＋た ANSI/ANS-5.1-1979 の式に基づく崩壊熱曲線を使用する。また，使用する崩２σを最確条件としたＡＮＳＩ／ＡＮＳ－５．１－１９７９の式に基づく崩壊
壊熱は燃焼度が高くなるサイクル末期炉心の平均燃焼度に，サイクル末期の燃
熱曲線を使用する。また，使用する崩壊熱は，1 サイクルの運転期間(13 ヶ月)
焼度のばらつきを考慮して 10％の保守性を考慮した燃焼度 33GWd/t の条件に対に調整運転期間(1 ヶ月)を考慮した運転期間に対応する燃焼度 33GWd／t の条件応したものとする。崩壊熱曲線を第 6.5－1 図に示す。
に対応したものとする。崩壊熱曲線を第 1.5－1 図に示す。
b) 最大線出力密度(b-2) 最大線出力密度
燃料棒の最大線出力密度は，保安規定の運転上の制限における上限値として，燃料棒の最大線出力密度は，設計限界値として，44.0kW/m を用いるものとする。
44.0kW／m を用いるものとする。
(c) 原子炉圧力容器(c) 原子炉圧力容器
原子炉水位の初期値は，通常運転水位とする。
原子炉水位の初期値は，通常運転水位とする。
(d) 原子炉格納容器(d) 格納容器
原子炉格納容器に関する解析条件の設定を以下に示す。なお，事故シーケン
格納容器に関する解析条件の設定を以下に示す。なお，事故シーケンスグル
スグループ「格納容器バイパス（インターフェイスシステム LOCA）」では原子炉ープ「格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）」では，格納容
格納容器に関する解析条件は用いない。
器に関する解析条件は用いない。
a) 容積(d-1) 容積
原子炉格納容器容積について，ドライウェル空間部は，内部機器，構造物体
格納容器容積について，ドライウェルは設計値として 5,700m３，サプレッション・チェンバ空間部及び液相部は，サプレッション・プールでの圧力抑制効積を除く全体積として 7,350m3，ウェットウェル空間部は，必要最小空間部体積果が厳しくなる少なめの水量として，サプレッション・プール水位の保安規定として 5,960m3，ウェットウェル液相部は，必要最小プール水量として 3,580m3を用いるものとする。
の運転上の制限における下限値に対応する 4,100m３（空間部）及び 3,300m３（液相部）を用いるものとする。
b) 初期温度及び初期圧力(d-2) 初期温度及び初期圧力
原子炉格納容器の初期温度について，ドライウェル空間部温度は 57℃，サプ
格納容器の初期温度について，ドライウェル雰囲気温度は 57℃，サプレッシ
レッション・チェンバ・プール水温は 35℃を用いるものとする。また，原子炉ョン・プール水温度は 32℃を用いるものとする。また，格納容器の初期圧力は格納容器の初期圧力は 5.2kPa[gage]を用いるものとする。
5kPa[gage]を用いるものとする。
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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（基本的考え方）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
c) サプレッション・チェンバ・プールの初期水位
サプレッション・チェンバ・プールの初期水位は，通常運転時の水位として7.05m を用いるものとする。

東海第二発電所

備考(d-3) サプレッション・プール初期水位
サプレッション・プールの初期水位は，サプレッション・プールでの圧力抑制効果が厳しくなる低めの水位として，保安規定の運転上の制限における下限値である 6.983m（サプレッション・チェンバ底部から）を用いるものとする。
（添付資料 1.5.3）d) 真空破壊装置
真空破壊装置の作動条件は，設計値（3.43kPa(ドライウェル－サプレッショ
ン・チェンバ間差圧)）を用いるものとする。
(e) 外部水源の温度
外部水源の温度について，復水貯蔵槽の水温は初期温度を 50℃とし，事象発
生から 12 時間以降は 45℃，事象発生から 24 時間以降は 40℃とする。また，
淡水貯水池の水温は 40℃とする。
(f) 主要機器の形状
原子炉圧力容器，原子炉格納容器等の形状に関する条件は設計値を用いるものとする。
b. 事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」において用いる条件(a) 初期運転条件
原子炉熱出力の初期値として，定格値（3,926MWt），原子炉圧力の初期値として，定格値（7.07MPa[gage]）を用いるものとする。また， 炉心流量の初期値として， 定格値である 100 ％ 流量(52.2×103t/h) ， 主蒸気流量の初期値として， 定格値（7.64×103t/h）を用いるものとする。
(b) 給水温度
給水温度の初期値は 215℃とする。
(c) 燃料及び炉心
炉心及び燃料に関する解析条件の設定を以下に示す。なお，炉心に関する条
件は 9×9 燃料（A 型）を装荷した平衡サイクルを想定した値，燃料ペレット，
燃料被覆管径等の炉心及び燃料形状に関する条件は設計値を用いるものとする。
a) 最小限界出力比
燃料の最小限界出力比は，設計限界値として，1.22 を用いるものとする。
b) 最大線出力密度
燃料棒の最大線出力密度は，設計限界値として，44.0kW/m を用いるものとする。
c) 核データ
動的ボイド係数（減速材ボイド係数を遅発中性子発生割合で除した値）はサ
イクル末期の値の 1.25 倍，動的ドップラ係数（ドップラ係数を遅発中性子発生(d-4) ベント管真空破壊装置
ベント管真空破壊装置の作動条件は，設計値として 3.45kPa（ドライウェル－
サプレッション・チェンバ間差圧）を用いるものとする。
(e) 外部水源の温度
外部水源の温度は，35℃とする。
（添付資料 1.5.4）(f) 主要機器の形状
原子炉圧力容器，原子炉冷却材圧力バウンダリを構成する配管，格納容器等の形状に関する条件は設計値を用いるものとする。
ｂ．事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」において用いる条件(a) 初期運転条件
原子炉熱出力の初期値として定格値（3,293MW），原子炉圧力の初期値として定格値（6.93MPa[gage]），炉心流量の初期値として保安規定の運転範囲における原子炉定格出力時の下限流量である 85％流量（41,060t／h）及び主蒸気流量の初期値として，定格値（6,420t／h）を用いるものとする。
(b) 給水温度
給水温度の初期値は，216℃とする。
(c) 炉心及び燃料
炉心及び燃料に関する解析条件の設定を以下に示す。なお，炉心に関する条
件は９×９燃料(Ａ型)を装荷した平衡サイクルを想定した値，燃料ペレット，
燃料被覆管径等の炉心及び燃料形状に関する条件は設計値を用いるものとする。
(c-1) 最小限界出力比
燃料の最小限界出力比は，９×９燃料(Ａ型)のサイクル初期における保安規定の運転上の制限の下限値である 1.24 を用いるものとする。
(c-2) 最大線出力密度
燃料棒の最大線出力密度は，保安規定の運転上の制限における上限値として，44.0kW／m を用いるものとする。
(c-3) 核データ
動的ボイド係数はサイクル末期の値の 1.25 倍，動的ドップラ係数はサイクル末期の値の 0.9 倍を用いるものとする。
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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（基本的考え方）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
割合で除した値）はサイクル末期の値の 0.9 倍を用いるものとする。
(d) 原子炉圧力容器
原子炉水位の初期値は，通常運転水位とする。
(e) 原子炉格納容器
原子炉格納容器に関する解析条件の設定を以下に示す。
a) 容積
原子炉格納容器容積について，ドライウェル空間部は，内部機器，構造物体
積を除く全体積として 7,350m3，ウェットウェル空間部は，必要最小空間部体積として 5,960m3，ウェットウェル液相部は，必要最小プール水量として 3,580m3を用いるものとする。
b) 初期温度及び初期圧力
原子炉格納容器の初期温度について，サプレッション・チェンバ・プール水
温は 35℃を用いるものとする。
また，原子炉格納容器の初期圧力は 5.2kPa[gage]を用いるものとする。
(f) 外部水源の温度
外部水源の温度は 32℃とする。
(g) 主要機器の形状
原子炉圧力容器，原子炉格納容器等の形状に関する条件は設計値を用いるも東海第二発電所

備考(d) 原子炉圧力容器
原子炉水位の初期値は，通常運転水位とする。
(e) 格納容器
格納容器に関する解析条件の設定を以下に示す。
(e-1) 容積
格納容器容積について，空間部は，設計値として 9,800m３，サプレッション・
プール水量は，保安規定の運転上の制限における下限値として 3,300m３を用いるものとする。
(e-2) 初期温度及び初期圧力
格納容器の初期温度について，サプレッション・プール水温は 32℃を用いる
ものとする。また，格納容器の初期圧力は 5kPa[gage]を用いるものとする。
(f) 主要機器の形状
原子炉圧力容器，格納容器等の形状に関する条件は設計値を用いるものとする。

・東海第二では，ＨＰＣＳ及びＲＣＩＣの水源を内部水源（Ｓ／Ｐ）とし（添付資料 1.5.5）
ている。

のとする。
(2) 重大事故等対策に関連する機器条件
a. 安全保護系等の設定点
原子炉緊急停止系作動回路のスクラム設定点として，以下の値を用いるものとする。
原子炉水位低 (レベル 3)
セパレータスカート下端から＋62cm（有効燃料棒頂部から＋380cm）（遅れ時間 1.05 秒）
タービン蒸気加減弁急速閉制御油圧低（4.12MPa[gage]）（遅れ時間 0.08 秒）
炉心流量急減「第 3.2.1－1 図 炉心流量急減の解析上のスクラムの設定値」参照
工学的安全施設作動回路等の設定点として，以下の値を用いるものとする。
原子炉水位低（原子炉隔離時冷却系（補給水機能）起動）設定点
セパレータスカート下端から－58cm（有効燃料棒頂部から＋260cm）（レベル 2）
原子炉水位低（高圧炉心注水系起動，主蒸気隔離弁閉止）設定点
セパレータスカート下端から－203cm（有効燃料棒頂部から＋115cm）（レベル 1.5）(2) 重大事故等対策に関連する機器条件
ａ．安全保護系等の設定点
原子炉緊急停止系作動回路のスクラム設定点として，以下の値を用いるものとする。
原子炉水位低（レベル３）設定点
セパレータスカート下端から＋66cm（燃料有効長頂部から＋452cm，原子炉圧力容器底部から＋1,372 ㎝）（遅れ
時間 1.05 秒）
工学的安全施設作動回路等の設定点として，以下の値を用いるものとする。
原子炉水位異常低下（レベル２）（原子炉隔離時冷却系起動，高圧炉心スプレ
イ系起動）設定点
セパレータスカート下端から－63cm（燃料有効長頂部から＋323cm，原子炉圧力容器底部から＋1,243 ㎝）
原子炉水位異常低下（レベル２）（再循環ポンプ全台トリップ）設定点
セパレータスカート下端から－63cm（燃料有効長頂部から＋323cm，原子炉圧力容器底部から＋1,243 ㎝）
原子炉水位異常低下（レベル２）（主蒸気隔離弁閉止）設定点
セパレータスカート下端から－63cm
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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（基本的考え方）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

原子炉水位低（低圧注水系起動，自動減圧系作動）設定点
セパレータスカート下端から－287cm（有効燃料棒頂部から＋31cm）（レベル 1）
原子炉水位低（再循環ポンプ 4 台トリップ）設定点
セパレータスカート下端から＋62cm（有効燃料棒頂部から＋380cm）（レベル 3）
原子炉水位低（再循環ポンプ 6 台トリップ）設定点
セパレータスカート下端から－58cm（有効燃料棒頂部から＋260cm）（レベル 2）
原子炉水位高（原子炉隔離時冷却系（補給水機能）トリップ，高圧炉心注水系
注入隔離弁閉止）設定点
セパレータスカート下端から＋166cm（有効燃料棒頂部から＋484cm）（レベル 8）
原子炉圧力高（再循環ポンプ 4 台トリップ）設定点
原子炉圧力 7.48MPa[gage]
ドライウェル圧力高（非常用炉心冷却系起動，自動減圧系作動）設定点
ドライウェル圧力 13.7kPa[gage]（燃料有効長頂部から＋323cm，原子炉圧力容器底部から＋1,243 ㎝）
原子炉水位異常低下（レベル１）（低圧炉心スプレイ系起動，低圧注水系起動，自動減圧系作動信号）設定点
セパレータスカート下端から－345cm（燃料有効長頂部から＋41cm，原子炉圧力容器底部から＋961 ㎝）
原子炉水位高（レベル８）（原子炉隔離時冷却系等による原子炉注水停止）設
定点
セパレートスカート下端から＋175cm（燃料有効長頂部から＋561cm，原子炉圧力容器底部から＋1,481 ㎝）
原子炉圧力高（再循環ポンプ全台トリップ）設定点
原子炉圧力 7.39MPa［gage］
ドライウェル圧力高（非常用炉心冷却系起動，自動減圧系作動信号）設定点
ドライウェル圧力 13.7kPa［gage］

b. 逃がし安全弁
逃がし安全弁の逃がし弁機能の吹出し圧力及び容量（吹出し圧力における値）
は，設計値として以下の値を用いるものとする。なお，アキュムレータ内の窒素を消費した場合には安全弁機能による原子炉圧力制御となるが，事象初期に作動する逃がし弁機能による原子炉圧力制御にて代表させる。

ｂ．逃がし安全弁
原子炉停止機能喪失以外においては，安全弁機能（以下「逃がし安全弁（安全第 1 段：7.51MPa[gage]×1 個，363t/h/個
第 2 段：7.58MPa[gage]×1 個，367t/h/個
第 3 段：7.65MPa[gage]×4 個，370t/h/個
第 4 段：7.72MPa[gage]×4 個，373t/h/個
第 5 段：7.79MPa[gage]×4 個，377t/h/個
第 6 段：7.86MPa[gage]×4 個，380t/h/個

備

考

弁機能）
」という。
）による原子炉圧力制御に期待することとし，原子炉停止機能 ・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喪失においては，高圧炉心スプレイ系による原子炉注水流量が大きくなる条件と炉圧力が所定の圧力に到達するまして逃がし弁機能（以下「逃がし安全弁（逃がし弁機能）」という。
），による原子での時間が遅くなるため，事象発生
炉圧力制御に期待することとする。逃がし安全弁の吹出し圧力及び容量（吹出し
圧力における値）は，設計値として以下の値を用いるものとする。
初期において高圧注水機能が喪失
逃がし弁機能し低圧注水機能を用いて原子炉注7.37MPa[gage]×2 個，354.6t／h（1 個当たり）水を実施する事故シーケンスにお7.44MPa[gage]×4 個，357.8t／h（1 個当たり）
いては，評価項目に対して厳しい条
7.51MPa[gage]×4 個，361.1t／h（1 個当たり）件となる安全弁機能を設定。
7.58MPa[gage]×4 個，364.3t／h（1 個当たり）7.65MPa[gage]×4 個，367.6t／h（1 個当たり）安全弁機能
7.79MPa[gage]×2 個，385.2t／h（1 個当たり）8.10MPa[gage]×4 個，400.5t／h（1 個当たり）8.17MPa[gage]×4 個，403.9t／h（1 個当たり）8.24MPa[gage]×4 個，407.2t／h（1 個当たり）8.31MPa[gage]×4 個，410.6t／h（1 個当たり）（添付資料 1.5.6，1.5.7，1.5.8）
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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（基本的考え方）
東海第二発電所備考6.5.2.2 運転中の原子炉における重大事故
1.5.2.2 運転中の原子炉における重大事故(1) 初期条件(1) 初期条件
a. 初期運転条件
ａ．初期運転条件
原子炉熱出力の初期値として，定格値（3,926MWt），原子炉圧力の初期値として，
原子炉熱出力の初期値として定格値（3,293MW），原子炉圧力（圧力容器ドーム
定格値（7.07MPa[gage]）を用いるものとする。また，炉心流量の初期値として，定部）の初期値として定格値（6.93MPa[gage]）及び炉心流量の初期値として定格値格値である 100％流量（52.2×103t/h)を用いるものとする。
（48,300t／h（100％流量））を用いるものとする。
b. 炉心及び燃料
ｂ．炉心及び燃料
炉心及び燃料に関する解析条件の設定を以下に示す。なお，炉心に関する条件は 9
炉心及び燃料に関する解析条件の設定を以下に示す。なお，炉心に関する条件
×9 燃料（A 型）を装荷した平衡サイクルを想定した値，燃料ペレット，燃料被覆管は９×９燃料(Ａ型)を装荷した平衡サイクルを想定した値，燃料ペレット，燃料径等の炉心及び燃料形状に関する条件は設計値を用いるものとする。
被覆管径等の炉心及び燃料形状に関する条件は設計値を用いるものとする。
(a) 原子炉停止後の崩壊熱(a) 原子炉停止後の崩壊熱
原子炉停止後の崩壊熱は，「軽水型動力炉の非常用炉心冷却系の性能評価指針」に
原子炉停止後の崩壊熱は，「軽水型動力炉の非常用炉心冷却 系の性能評価指て 使 用 す る こ と が 妥 当 と さ れ た ANSI/ANS-5.1-1979+2 σ を 最 確 条 件 と し た針」にて使用することが妥当とされたＡＮＳＩ／ＡＮＳ-5.1-1979+2σ を最確条
ANSI/ANS-5.1-1979 の式に基づく崩壊熱曲線を使用する。また，使用する崩壊熱は燃件としたＡＮＳＩ／ＡＮＳ-5.1-1979 の式に基づく崩壊熱曲線を使用する。ま
焼度が高くなるサイクル末期炉心の平均燃焼度に，サイクル末期の燃焼度のばらつき
た，使用する崩壊熱は，1 サイクルの運転期間(13 ヶ月)に調整運転期間(1 ヶ月)を考慮して 10％の保守性を考慮した燃焼度 33GWd/t の条件に対応したものとする。
を考慮した運転期間に対応する燃焼度 33GWd／t の条件に対応したものとする。
崩壊熱曲線を第 6.5－1 図に示す。
崩壊熱曲線を第 1.5－1 図に示す。
c. 原子炉圧力容器
ｃ．原子炉圧力容器
原子炉水位の初期値は，通常運転水位とする。
原子炉水位の初期値は，通常運転水位とする。
d. 原子炉格納容器
ｄ．格納容器
原子炉格納容器に関する解析条件の設定を以下に示す。なお，評価事故シーケンス
格納容器に関する解析条件の設定を以下に示す。なお，評価事故シーケンス「雰
囲気圧力・温度の静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」及び「水素燃焼」では以「雰囲気圧力・温度の静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」及び「水素燃焼」では
下のうち，(f)から(i)は解析条件として用いない。
以下のうち（e）から（i）は解析条件として用いない。
(a) 容積(a) 容
積
原子炉格納容器容積について，ドライウェル空間部は，内部機器，構造物体積を除
格納容器容積について，ドライウェルは設計値として 5,700m３，サプレッシ
く全体積として 7,350m3，ウェットウェル空間部は，必要最小空間部体積としてョン・チェンバ空間部及び液相部は，サプレッション・プールでの圧力抑制効
5,960m3，ウェットウェル液相部は，必要最小プール水量として 3,580m3 を用いるも果が厳しくなる少なめの水量として，サプレッション・プール水位の保安規定のとする。
の運転上の制限における下限値に対応する 4,100m３（空間部）及び 3,300m３（液相部）を用いるものとする。
(b) 初期温度及び初期圧力(b) 初期温度及び初期圧力
原子炉格納容器の初期温度について，ドライウェル空間部温度は 57℃，サプレッシ
格納容器の初期温度について，ドライウェル雰囲気温度は 57℃，サプレッション・プール水温度は 32℃を用いるものとする。また，格納容器の初期圧力はョン・チェンバ・プール水温は 35℃を用いるものとする。また，原子炉格納容器の初5kPa[gage]を用いるものとする。
期圧力は 5.2kPa[gage]を用いるものとする。
(c) サプレッション・プール初期水位(c) サプレッション・チェンバ・プールの初期水位
サプレッション・チェンバ・プールの初期水位は，通常運転時の水位として 7.05m を
サプレッション・プールの初期水位は，サプレッション・プールでの圧力抑制効果が厳しくなる低めの水位として，保安規定の運転上の制限における下限用いるものとする。
値である 6.983m（サプレッション・チェンバ底部が基準）を用いるものとする。
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重大事故等対策の有効性評価

比較表（基本的考え方）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機(d) 真空破壊装置
真空破壊装置の作動条件は，設計値（3.43kPa(ドライウェル－サプレッション・チ
ェンバ間差圧)）を用いるものとする。
(e) 溶融炉心からプール水への熱流束
溶融炉心からプール水への熱流束は，800kW/m2 相当（圧力依存あり）とする。
(f) コンクリートの種類
コンクリートの種類は，玄武岩系コンクリートとする。
(g) コンクリート以外の構造材の扱い
内側鋼板，外側鋼板及びリブ鋼板についてはコンクリートよりも融点が高いことから保守的に考慮しないものとする。
(h) 原子炉圧力容器下部の構造物の扱い
原子炉圧力容器下部の構造物は，発熱密度を下げないよう保守的に原子炉格納容器下部に落下する溶融物とは扱わないものとする。
(i) 格納容器下部床面積
コリウムシールドで囲まれる部分が広く，溶融炉心の拡がり面積が狭いことにより，コンクリート侵食量の観点で厳しくなる 6 号炉の格納容器下部床面積を用いるものとする。
e. 外部水源の温度
外部水源の温度は初期温度を 50℃とし，事象発生から 12 時間以降は 45℃，事象発
生から 24 時間以降は 40℃とする。
f. 主要機器の形状
原子炉圧力容器，原子炉格納容器等の形状に関する条件は設計値を用いるものとする。
(2) 重大事故等対策に関連する機器条件
a. 逃がし安全弁
逃がし安全弁の逃がし弁機能の吹出し圧力及び容量（吹出し圧力における値）は，設計値として以下の値を用いるものとする。
第 1 段：7.51MPa[gage]×1 個，363t/h/個
第 2 段：7.58MPa[gage]×1 個，367t/h/個
第 3 段：7.65MPa[gage]×4 個，370t/h/個
第 4 段：7.72MPa[gage]×4 個，373t/h/個
第 5 段：7.79MPa[gage]×4 個，377t/h/個
第 6 段：7.86MPa[gage]×4 個，380t/h/個
6.5.2.3 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(1) 初期条件
a. 崩壊熱赤字：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(d) ベント管真空破壊装置
ベント管真空破壊装置の作動条件は，設計値（3.45kPa（ドライウェル－サプ
レッション・チェンバ間差圧））を用いるものとする。
(e) 初期酸素濃度
格納容器内の初期酸素濃度は，2.5vol％（ドライ条件）を用いるものとする。
(f) 溶融炉心からプール水への熱流束
溶融炉心からプール水への熱流束は，800kW／m２相当（圧力依存あり）とする。
(g) コンクリートの種類
コンクリートの種類は，玄武岩系コンクリートとする。
(h) コンクリート以外の構造材の扱い
鉄筋コンクリート内の鉄筋については，コンクリートよりも融点が高いことから保守的に考慮しないものとする。
(i) 原子炉圧力容器下部の構造物の扱い
原子炉圧力容器下部の構造物は，発熱密度を下げないよう保守的にペデスタ
ル（ドライウェル部）に落下する溶融物とは扱わないものとする。

ｅ．外部水源の温度
外部水源の温度は，35℃とする。

・東海第二は単基プラントであり，格納容器下部床面積については，「7.2.5 溶融炉心－コンクリート
相互作用」に記載。

ｆ．主要機器の形状
原子炉圧力容器，原子炉冷却材圧力バウンダリを構成する配管，格納容器等の形状に関する条件は設計値を用いるものとする。
(2) 重大事故等対策に関連する機器条件
ａ．逃がし安全弁
逃がし安全弁の吹出し圧力及び容量（吹出し圧力における値）は，設計値として以下の値を用いるものとする。
7.79MPa[gage]×2 個，385.2t／h（1 個当たり）8.10MPa[gage]×4 個，400.5t／h（1 個当たり）8.17MPa[gage]×4 個，403.9t／h（1 個当たり）8.24MPa[gage]×4 個，407.2t／h（1 個当たり）8.31MPa[gage]×4 個，410.6t／h（1 個当たり）

1.5.2.3 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(1) 初期条件
ａ．燃料崩壊熱
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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（基本的考え方）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
使用済燃料プールには貯蔵燃料のほかに，原子炉停止後に最短時間（原子炉停止後
10 日）で取り出された全炉心分の燃料が一時保管されていることを想定して，使用済燃料プールの崩壊熱は約 11MW を用いるものとする。
b. 使用済燃料プールの初期水位及び初期水温
使用済燃料プールの初期水位は通常水位とし，この時の使用済燃料プール保有水量
は，保有水量を厳しく見積もるため使用済燃料プールと隣接する原子炉ウェルの間に設置されているプールゲートは閉を仮定し，約 2,093m3 とする。また，使用済燃料プールの初期水温は，運用上許容される上限の 65℃とする。
c. 主要機器の形状
使用済燃料プール等の主要機器の形状に関する条件は設計値を用いる。

東海第二発電所備

考

使用済燃料プールには貯蔵燃料の他に，原子炉の停止後最短期間（原子炉停止後9日）で取り出された全炉心分の燃料と過去に取り出された燃料を合わせて，使用済燃料貯蔵ラックに最大数が貯蔵されていることを想定して，使用済燃料プー
ルの崩壊熱は約9.1MWを用いるものとする。
ｂ．使用済燃料プール水温
使用済燃料プールの初期水温は，保安規定の運転上の制限における上限値である，65℃を用いるものとする。
ｃ．使用済燃料プールのプールゲートの状態
保有水量を厳しく見積もるため，使用済燃料プールと隣接する原子炉ウェルとの間に設置されているプールゲートは閉状態とする。
ｄ．主要機器の形状
使用済燃料プール等の主要機器の形状に関する条件は設計値を用いる。
（添付資料1.5.9）

6.5.2.4 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

1.5.2.4 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(1) 初期条件（事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」を除く）(1) 初期条件（事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」を除く）
a. 崩壊熱ａ．崩 壊 熱原子炉停止後の崩壊熱は，第 6.5－1 図に示す ANSI/ANS-5.1-1979 の式に基づく崩原子炉停止後の崩壊熱は，第1.5－1図に示すＡＮＳＩ／ＡＮＳ-5.1-1979の式に基づくものとし，また，崩壊熱を厳しく見積もるために，原子炉停止1日後の崩壊
壊熱曲線を使用し，崩壊熱を厳しく見積もるために，原子炉停止 1 日後の崩壊熱とし熱を用いる。この時の崩壊熱は約18.8MWである。
て約 22MW を用いるものとする。
ｂ．原子炉圧力b. 原子炉初期水位及び原子炉初期水温
原子炉初期水位は通常運転水位とする。また，原子炉初期水温は 52℃とする。
原子炉の初期圧力は大気圧が維持されているものとする。また，解析上，原子c. 原子炉圧力
炉の水位低下量を厳しく見積もるために，逃がし安全弁（自動減圧機能）の開操
原子炉圧力の初期値は大気圧とし，水位低下量を厳しく見積もるために，事象発生
作によって原子炉圧力が大気圧に維持されているものとする。
後も大気圧が維持されるものとする。
ｃ．原子炉水温
原子炉水温の初期値は，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の設計温度であd. 外部水源の温度
る52℃とする。
外部水源の温度は 50℃とする。
・東二は外部水源を使用している事故
ｄ．主要機器の形状
e. 主要機器の形状
シーケンスグループは「全交流動力
原子炉圧力容器等の形状に関する条件は設計値を用いるものとする。
原子炉圧力容器等の形状に関する条件は設計値を用いるものとする。
電源喪失」のみであるため，共通条
件としては記載せず。

6.6 解析の実施
1.6 解析の実施方針
有効性評価における解析は，評価項目となるパラメータの推移のほか，事象進展の有効性評価における解析は，評価項目となるパラメータの推移のほか，事象進展の状況を把握する上で必要なパラメータの推移について解析を実施し，事象進展が適切状況を把握する上で必要なパラメータの推移について解析を実施し，事象進展が適切
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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（基本的考え方）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所に解析されていることを確認し,その結果を明示する。
なお，事象進展の特徴，厳しさ等を踏まえ，解析以外の方法で原子炉等が安定停止状態等に導かれ，評価項目を満足することが合理的に説明できる場合はこの限りではない。

に解析されていることを確認し，その結果を明示する。
なお，事象進展の特徴や厳しさ等を踏まえ，解析以外の方法で原子炉等が安定停止状態等に導かれ，評価項目を満足することが合理的に説明できる場合はこの限りでは
ない。

備

考

1.7 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針
6.7 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針
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。
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。
不確かさの影響確認は，評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなる場合
不確かさの影響確認は，評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなる場合に感度解析等を行う。事象推移が緩やかであり，重畳する影響因子がないと考えられに感度解析等を行う。事象推移が緩やかであり，重畳する影響因子がないと考えられる等，影響が容易に把握できる場合は，選定している重要事故シーケンスの解析結果
る等，影響が容易に把握できる場合は，選定している重要事故シーケンス等の解析結等を用いて影響を確認する。事象推移が早く，現象が複雑である等，影響が容易に把果等を用いて影響を確認する。事象推移が早く，現象が複雑である等，影響が容易に握できない場合は，事象の特徴に応じて解析条件を変更した感度解析によりその影響把握できない場合は，事象の特徴に応じて解析条件を変更した感度解析によりその影を確認する。
響を確認する。
（添付資料 1.7.1）
1.7.1 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
6.7.1 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価「1.4 有効性評価に使用する計算プログラム」においては，重要現象として評価「6.4 有効性評価に使用する計算プログラム」においては，重要現象として評価指指標及び運転操作に対する影響が大きい又は中程度と考えられる物理現象を選定し標及び運転操作に対する影響が大きい又は中程度と考えられる物理現象を選定してており，そのうち第 1.7－1 表から第 1.7－3 表に示す物理現象を有効性評価においており，そのうち第 6.7－1 表から第 6.7－3 表に示す物理現象を有効性評価において評価項目となるパラメータに有意な影響を与えるものと整理している。解析コードの評価項目となるパラメータに有意な影響を与えると整理している。解析コードの不確不確かさは，選定している重要事故シーケンス等における上記の物理現象に対する不かさは，選定している重要事故シーケンス等における上記の物理現象に対する不確か
確かさを考慮し，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さを考慮し，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える影響を確認する。
影響を確認する。
6.7.2 解析条件の不確かさの影響評価
1.7.2 解析条件の不確かさの影響評価
解析条件のうち，初期条件，事故条件及び機器条件の不確かさについて，運転員等
解析条件のうち，初期条件，事故条件及び機器条件の不確かさについて，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を確認する。ま
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を確認する。ま「認知」， た，解析条件のうち操作条件の不確かさとして，操作の不確かさ要因である，「認知」，
た，解析条件である操作条件の不確かさとして，操作の不確かさ要因である，「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」「要員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作」及び「操作の確実さ」に起に起因して生じる運転員等操作の開始時間の変動が，操作開始時間に与える影響及び因して生じる運転員等操作の開始時間の変動が，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を確認する。
評価項目となるパラメータに与える影響を確認する。
6.7.3 操作時間余裕の把握
1.7.3 操作時間余裕の把握
解析上考慮する運転員等操作の各々について，その遅れによる影響度合いを把握す
解析上考慮する運転員等操作について，その遅れによる影響度合いを把握する観点
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
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での操作時間余裕を確認する。
作時間余裕を確認する。

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重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
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（基本的考え方）
東海第二発電所

備

考6.8 必要な要員及び資源の評価方針
1.8 必要な要員及び資源の評価方針
6.8.1 必要な要員の評価
1.8.1 必要な要員の評価
発電所内の発電用原子炉施設で重大事故等が同時期に発生することを想定した最重要事故シーケンス等で実施する作業に対して，「技術的能力に係る審査基準への適も厳しい状態での重大事故等対策時において，夜間及び休日(平日の勤務時間帯以外) 合状況説明資料」で整備する体制で評価を行い，必要な作業対応が可能であることをにおける要員の確保の観点から，「5．重大事故の発生及び拡大の防止に必要な措置を 確認する。発電所外から招集される参集要員が行う作業については，事象発生 2 時間実施するために必要な技術的能力」で整備される体制にて，対処可能であることを確 後までは期待しないものとする。
認するとともに，必要な作業が所要時間内に実施できることを確認する。
6.8.2 必要な資源の評価
1.8.2 必要な資源の評価
発電所内の発電用原子炉施設で重大事故等が同時期に発生することを想定した最重大事故等対策の有効性評価における必要な資源の評価については，必要となる水も厳しい状態での重大事故等対策時において，必要となる水源，燃料及び電源の資源
源，燃料及び電源の資源の確保の観点から，必要水量，燃料消費量及び電源負荷を評の確保の観点から，必要水量，燃料消費量及び電源負荷を確認するとともに，7 日間
価し，7 日間継続してこれらの資源が供給可能であることを確認する。
継続してこれらの資源が供給可能であることを評価する。また，有効性評価において考慮されていない機器についても，使用した場合を想定して，各資源について 7 日間
継続して資源の供給が可能であることを確認する。

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重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
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（基本的考え方）
東海第二発電所備考42／111

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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（基本的考え方）
東海第二発電所備考43／111

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（基本的考え方）
東海第二発電所備考44／111

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（基本的考え方）
東海第二発電所備考45／111

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（基本的考え方）
東海第二発電所備考46／111

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（基本的考え方）
東海第二発電所備考47／111

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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（基本的考え方）
東海第二発電所備考48／111

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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）

比較表（基本的考え方）
東海第二発電所備考49／111

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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（基本的考え方）
東海第二発電所備考50／111

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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（基本的考え方）
東海第二発電所備考51／111

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（基本的考え方）
東海第二発電所備考52／111

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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（基本的考え方）
東海第二発電所備考53／111

東海第二発電所

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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）

比較表（基本的考え方）
東海第二発電所備考54／111

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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（基本的考え方）
東海第二発電所備考55／111

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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）

比較表（基本的考え方）
東海第二発電所備考56／111

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（基本的考え方）
東海第二発電所備考57／111

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（基本的考え方）
東海第二発電所備考58／111

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（基本的考え方）
東海第二発電所備考59／111

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重大事故等対策の有効性評価

比較表（基本的考え方）
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60／111

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重大事故等対策の有効性評価

比較表（基本的考え方）
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61／111

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（基本的考え方）
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62／111

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（基本的考え方）
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63／111

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重大事故等対策の有効性評価

比較表（基本的考え方）
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64／111

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重大事故等対策の有効性評価

比較表（基本的考え方）
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65／111

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（基本的考え方）
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66／111

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重大事故等対策の有効性評価

比較表（基本的考え方）
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67／111

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重大事故等対策の有効性評価

比較表（基本的考え方）
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68／111

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重大事故等対策の有効性評価

比較表（基本的考え方）
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69／111

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（基本的考え方）
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70／111

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重大事故等対策の有効性評価

比較表（基本的考え方）
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71／111

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重大事故等対策の有効性評価

比較表（基本的考え方）
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72／111

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重大事故等対策の有効性評価

比較表（基本的考え方）
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73／111

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重大事故等対策の有効性評価

比較表（基本的考え方）
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74／111

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重大事故等対策の有効性評価

比較表（基本的考え方）
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75／111

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重大事故等対策の有効性評価

比較表（基本的考え方）
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76／111

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重大事故等対策の有効性評価

比較表（基本的考え方）
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77／111

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（基本的考え方）
東海第二発電所

備考78／111

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（基本的考え方）
東海第二発電所備考79／111

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（基本的考え方）
東海第二発電所備考80／111

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（基本的考え方）
東海第二発電所備考81／111

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（基本的考え方）
東海第二発電所備考82／111

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（基本的考え方）
東海第二発電所備考83／111

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（基本的考え方）
東海第二発電所備考84／111

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（基本的考え方）
東海第二発電所備考85／111

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（基本的考え方）
東海第二発電所備考86／111

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（基本的考え方）
東海第二発電所備考87／111

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（基本的考え方）
東海第二発電所備考88／111

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（基本的考え方）
東海第二発電所備考89／111

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（基本的考え方）
東海第二発電所

備考90／111

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（基本的考え方）
東海第二発電所備考91／111

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（基本的考え方）
東海第二発電所備考92／111

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（基本的考え方）
東海第二発電所備考93／111

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（基本的考え方）
東海第二発電所備考94／111

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（基本的考え方）
東海第二発電所備考95／111

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（基本的考え方）
東海第二発電所備考96／111

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（基本的考え方）
東海第二発電所備考97／111

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（基本的考え方）
東海第二発電所備考98／111

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（基本的考え方）
東海第二発電所備考99／111

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（基本的考え方）
東海第二発電所備考100／111

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（基本的考え方）
東海第二発電所備考

101／111

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（基本的考え方）
東海第二発電所備考102／111

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（基本的考え方）
東海第二発電所備考103／111

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（基本的考え方）
東海第二発電所備考104／111

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（基本的考え方）
東海第二発電所備考105／111

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（基本的考え方）
東海第二発電所備考106／111

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（基本的考え方）
東海第二発電所備考107／111

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（基本的考え方）
東海第二発電所備考108／111

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（基本的考え方）
東海第二発電所備考109／111

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（基本的考え方）
東海第二発電所備考110／111

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（基本的考え方）
東海第二発電所備

考111／111