資料1-2
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柏崎刈羽原子力発電所 6号及び7号炉重大事故等対策の有効性評価について

平成29年1月
東京電力ホールディングス株式会社目 次：今回のご説明範囲

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
1.1 概要1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定
1.3 評価に当たって考慮する事項
1.4 有効性評価に使用する計算プログラム
1.5 有効性評価における解析の条件設定の方針
1.6 解析の実施方針
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
1.8 必要な要員及び資源の評価方針
付録 1 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
付録 2 原子炉格納容器限界温度・限界圧力に関する評価結果
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
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 全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)
2.3.2 全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋RCIC 失敗
2.3.3 全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋直流電源喪失
2.3.4 全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋SRV 再閉失敗
2.4 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)
3. 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
3.1.3 代替循環冷却系を使用しない場合

目次 1

1

：今回のご説明範囲

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
4. 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
5. 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
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
6 必要な要員及び資源の評価
6.1 必要な要員及び資源の評価条件
6.2 重大事故等対策時に必要な要員の評価結果
6.3 重大事故等対策時に必要な水源，燃料及び電源の評価結果

目次 2

2

添付資料 目次
添付資料 1.2.1

定期検査工程の概要

添付資料 1.3.1

重大事故等対策の有効性評価における作業毎の成立性確認結果について添付資料 1.4.1

有効性評価に使用している解析コード／評価手法の開発に係る当社の関与について添付資料 1.5.1

柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉の重大事故等対策の有効性評価の一般データ

添付資料 1.5.2

有効性評価における LOCA 時の破断位置及び口径設定の考え方について添付資料 1.5.3

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（想定事故
１及び２）の有効性評価における共通評価条件について添付資料 1.7.1

有効性評価における判断基準と有効性評価結果,評価における不確かさの関係について添付資料 2.1.1

安定状態について添付資料 2.1.2

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について(高圧・低圧注水機能喪失)

添付資料 2.1.3

減圧・注水操作が遅れる場合の影響について

添付資料 2.1.4

7 日間における水源の対応について(高圧・低圧注水機能喪失)

添付資料 2.1.5

7 日間における燃料の対応について(高圧・低圧注水機能喪失)

添付資料 2.2.1

残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）の運転実績について添付資料 2.2.2

安定状態について添付資料 2.2.3

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について(高圧注水・減圧機能喪失)

添付資料 2.2.4

7 日間における燃料の対応について(高圧注水・減圧機能喪失)

添付資料 2.3.1.1

敷地境界での実効線量評価について

添付資料 2.3.1.2

蓄電池による給電時間評価結果について添付資料 2.3.1.3

全交流動力電源喪失時における原子炉隔離時冷却系の 24 時間継続運転が可能であることの妥当性について

添付資料 2.3.1.4

逃がし安全弁に係る解析と実態の違い及びその影響について

添付資料 2.3.1.5

安定状態について添付資料 2.3.1.6

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について(全交流動力電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失))添付資料 2.3.1.7

7 日間における水源の対応について(全交流動力電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失))

目次 3

3

添付資料 2.3.1.8

7 日間における燃料の対応について(全交流動力電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失))添付資料 2.3.1.9

常設代替交流電源設備の負荷(全交流動力電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失))添付資料 2.3.2.1

全交流動力電源喪失時において高圧代替注水系の 24 時間運転継続に期待することの妥当性について

添付資料 2.3.2.2

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について(全交流動力電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋RCIC 失敗)

添付資料 2.3.4.1

事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗」の特徴及び対応の基本的考え方

添付資料 2.3.4.2

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について(全交流動力電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋SRV 再閉失敗)

添付資料 2.3.4.3

7 日間における水源の対応について(全交流動力電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋SRV 再閉失敗)

添付資料 2.3.4.4

常設代替交流電源設備の負荷(全交流動力電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋SRV 再閉失敗)

添付資料 2.4.1.1

安定状態について添付資料 2.4.1.2

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について(崩壊熱除去機能喪失(取水機能が喪失した場合))

添付資料 2.4.1.3

7 日間における水源の対応について(崩壊熱除去機能喪失(取水機能が喪失した場合))

添付資料 2.4.1.4

7 日間における燃料の対応について(崩壊熱除去機能喪失(取水機能が喪失した場合))

添付資料 2.4.1.5

常設代替交流電源設備の負荷(崩壊熱除去機能喪失(取水機能が喪失した場合))

添付資料 2.4.2.1

安定状態について添付資料 2.4.2.2

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について(崩壊熱除去機能喪失(残留熱除去系が故障した場合))

添付資料 2.4.2.3

7 日間における水源の対応について(崩壊熱除去機能喪失(残留熱除去系が故障した場合))

添付資料 2.4.2.4

7 日間における燃料の対応について(崩壊熱除去機能喪失(残留熱除去系が故障した場合))

添付資料 2.5.1

評価対象の炉心を平衡炉心のサイクル末期とすることの妥当性

添付資料 2.5.2

自動減圧系の自動起動阻止操作の考慮について

目次 4

4

添付資料 2.5.3

安定状態について添付資料 2.5.4

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について(原子炉停止機能喪失)

添付資料 2.5.5

リウェットを考慮しない場合の燃料被覆管温度への影響

添付資料 2.5.6

初期炉心流量の相違による評価結果への影響

添付資料 2.5.7

原子炉注水に使用する水源とその水温の影響

添付資料 2.5.8

高圧炉心注水系及び原子炉隔離時冷却系の運転可能性に関する水源の水
温の影響

添付資料 2.5.9
添付資料 2.5.10

外部電源の有無による評価結果への影響
SLC 起動を手動起動としていることについての整理

添付資料 2.6.1

中小破断 LOCA の事象想定について

添付資料 2.6.2

安定状態について添付資料 2.6.3

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について(LOCA 時注水機能喪失)

添付資料 2.6.4

LOCA 事象の破断面積に係る感度解析について添付資料 2.6.5

7 日間における水源の対応について(LOCA 時注水機能喪失)

添付資料 2.6.6

7 日間における燃料の対応について(LOCA 時注水機能喪失)

添付資料 2.7.1

インターフェイスシステム LOCA 発生時の破断面積及び現場環境等について添付資料 2.7.2

安定状態について添付資料 2.7.3

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について(インターフェイスシステム LOCA)

添付資料 2.7.4

7 日間における燃料の対応について(インターフェイスシステム LOCA)

添付資料 3.1.2.1 格納容器気相部温度が原子炉格納容器の健全性に与える影響について(雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧・過温破損))
添付資料 3.1.2.2 雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧・過温破損)における炉心の損傷状態及び損傷炉心の位置について
添付資料 3.1.2.3 安定状態について（代替循環冷却系を使用する場合）
添付資料 3.1.2.4 原子炉格納容器内に存在する亜鉛及びアルミニウムの反応により発生する水素の影響について
添付資料 3.1.2.5 原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えい量について
添付資料 3.1.2.6 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について(雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧・過温破損(代替循環

目次 5

5

冷却を使用する場合)))
添付資料 3.1.2.7 7 日間における水源の対応について(雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧・過温破損)：代替循環冷却系を使用する場合)
添付資料 3.1.2.8 7 日間における燃料の対応について(雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧・過温破損)：代替循環冷却系を使用する場合)
添付資料 3.1.2.9 常設代替交流電源設備の負荷(雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧・過温破損)：代替循環冷却系を使用する場合)
添付資料 3.1.3.1 炉心損傷の判断基準及び炉心損傷判断前後の運転操作の差異について
添付資料 3.1.3.2 非凝縮性ガスの影響について
添付資料 3.1.3.3 雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧・過温破損)時において代替循環冷却系を使用しない場合における Cs-137 放出量評価について添付資料 3.1.3.4 原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えい量について
添付資料 3.1.3.5 安定状態について（代替循環冷却系を使用しない場合）
添付資料 3.1.3.6 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について(雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧・過温破損(代替循
環冷却を使用しない場合)))
添付資料 3.1.3.7 注水操作が遅れる場合の影響について
添付資料 3.1.3.8 7 日間における水源の対応について(雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧・過温破損)：代替循
環冷却系を使用しない場合)
添付資料 3.1.3.9 7 日間における燃料の対応について(雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧・過温破損)：代替循
環冷却系を使用しない場合)
添付資料 3.1.3.10 常設代替交流電源設備の負荷(雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧・過温破損)：代替循
環冷却系を使用しない場合)
添付資料 3.2.1 高温環境下での逃がし安全弁の開保持機能維持について添付資料 3.2.2 格納容器破損モード｢DCH｣,｢FCI｣,｢MCCI｣の評価事故シーケンスの位置付け
添付資料 3.2.3 原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えい量について
添付資料 3.2.4 解析コード及び解析条件の不確かさの影響について(高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱)
添付資料 3.2.5 7 日間における水源の対応について(高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱)

目次 6

6

添付資料 3.2.6 7 日間における燃料の対応について(高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱)
添付資料 3.3.1 原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用(炉外 FCI)に関する知見の整理
添付資料 3.3.2 水蒸気爆発の発生を仮定した場合の原子炉格納容器の健全性への影響評価
添付資料 3.3.3 原子炉格納容器下部への水張り実施の適切性
添付資料 3.3.4 解析コード及び解析条件の不確かさの影響について(原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用)
添付資料 3.3.5 エントレインメント係数の圧力スパイクに対する影響
添付資料 3.3.6 プラント損傷状態を LOCA とした場合の圧力スパイクへの影響
添付資料 3.4.1 G 値を設計基準事故ベースとした場合の評価結果への影響
添付資料 3.4.2 水の放射線分解の評価について
添付資料 3.4.3 安定状態について
添付資料 3.4.4 解析コード及び解析条件の不確かさの影響について（水素燃焼）
添付資料 3.4.5 原子炉注水開始時間の評価結果への影響
添付資料 3.5.1 安定状態について
添付資料 3.5.2 解析コード及び解析条件の不確かさの影響について(溶融炉心・コンクリート相互作用)
添付資料 3.5.3 溶融炉心の崩壊熱及び溶融炉心からプール水への熱流束を保守的に考慮する場合の下部ドライウェルのコンクリートの浸食量及び溶融炉心・コンクリート相互作用によって発生する非凝縮性ガスの影響評価
添付資料 4.1.1 使用済燃料プールの水位低下と遮蔽水位に関する評価について
添付資料 4.1.2 ｢水遮蔽厚に対する貯蔵中の使用済燃料からの線量率｣の算出について
添付資料 4.1.3 安定状態について
添付資料 4.1.4

柏崎刈羽 6 号及び 7 号炉使用済燃料プール水沸騰・喪失時の未臨界性評価

添付資料 4.1.5 評価条件の不確かさの影響評価について(想定事故 1)
添付資料 4.1.6 7 日間における水源の対応について(想定事故 1)
添付資料 4.1.7 7 日間における燃料の対応について(想定事故 1)
添付資料 4.2.1 使用済燃料プールの水位低下と遮蔽水位に関する評価について

目次 7

7

添付資料 4.2.2

想定事故 2 において微開固着及び貫通クラックによる損傷を想定している理由

添付資料 4.2.3 6 号及び 7 号炉 使用済燃料プールサイフォンブレーカについて
添付資料 4.2.4 安定状態について
添付資料 4.2.5 評価条件の不確かさの影響評価について(想定事故 2)添付資料 4.2.6 7 日間における水源の対応について(想定事故 2)添付資料 4.2.7 7 日間における燃料の対応(想定事故 2）添付資料 5.1.1 運転停止中の崩壊熱除去機能喪失および全交流動力電源喪失における基準水位到達までの時間余裕と必要な注水量の計算方法について
添付資料 5.1.2 重要事故シーケンスの選定結果を踏まえた有効性評価の条件設定
添付資料 5.1.3 崩壊熱除去機能喪失および全交流動力電源喪失評価における崩壊熱設定の考え方
添付資料 5.1.4 安定状態について
添付資料 5.1.5 原子炉停止中における崩壊熱除去機能喪失時の格納容器の影響について
添付資料 5.1.6

原子炉停止中 崩壊熱除去機能喪失および全交流動力電源喪失時における放射線の遮蔽維持について添付資料 5.1.7 評価条件の不確かさの影響評価について(運転停止中 崩壊熱除去機能喪失)
添付資料 5.1.8 7 日間における燃料対応について(運転停止中 崩壊熱除去機能喪失)
添付資料 5.2.1 安定状態について
添付資料 5.2.2 評価条件の不確かさの影響評価について(運転停止中 全交流動力電源喪失)
添付資料 5.2.3 7 日間における水源の対応について(運転停止中 全交流動力電源喪失)
添付資料 5.2.4 7 日間における燃料の対応(運転停止中 全交流動力電源喪失)
添付資料 5.2.5 常設代替交流電源設備の負荷(運転停止中 全交流動力電源喪失)
添付資料 5.3.1 原子炉冷却材流出事故における運転停止中の線量率評価について
添付資料 5.3.2 原子炉冷却材流出評価における POS 選定の考え方
添付資料 5.3.3 安定状態について
添付資料 5.3.4 評価条件の不確かさの影響評価について(運転停止中 原子炉冷却材の流出)
添付資料 5.3.5 7 日間における燃料の対応(運転停止中 原子炉冷却材の流出)
添付資料 5.4.1 反応度の誤投入における燃料エンタルピ

目次 8

8

添付資料 5.4.2 安定状態について
添付資料 5.4.3 解析コードおよび解析条件の不確かさの影響評価について(運転停止中 反応度誤投入)
添付資料 5.4.4 反応度誤投入の代表性について
添付資料 6.1.1 他号炉との同時被災時における必要な要員及び資源について
添付資料 6.2.1 重大事故等対策の要員の確保及び所要時間について添付資料 6.2.2 重大事故(評価事故)シーケンス以外の事故シーケンスの要員の評価について添付資料 6.3.1 水源，燃料，電源負荷評価結果について

目次 9

9

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
2.1.1 事故シーケンスグループの特徴，炉心損傷防止対策(1) 事故シーケンスグループ内の事故シーケンス
事故シーケンスグループ「高圧・低圧注水機能喪失」に含まれる事故シーケンスは，「1.2
評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，①「過渡事象＋高圧注水失敗＋低圧注
水失敗」，②「過渡事象＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗」，③「通常停止＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗」，④「通常停止＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗」，⑤「サポート系喪失＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗」及び⑥「サポート系喪失＋SRV 再閉失
敗＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗」である。
(2) 事故シーケンスグループの特徴及び炉心損傷防止対策の基本的考え方
事故シーケンスグループ「高圧・低圧注水機能喪失」では，運転時の異常な過渡変化又は設計基準事故（LOCA を除く）の発生後，高圧注水機能が喪失し，原子炉減圧には成功する
が，低圧注水機能が喪失することを想定する。このため，逃がし安全弁による圧力制御に伴う蒸気流出により原子炉圧力容器内の保有水量が減少し，原子炉水位が低下することから，緩和措置がとられない場合には，原子炉水位の低下により炉心が露出し，炉心損傷に至る。
また，低圧注水機能喪失を想定することから，併せて残留熱除去系機能喪失に伴う崩壊熱除去機能喪失を想定する。
本事故シーケンスグループは，原子炉圧力容器内への高圧及び低圧の注水機能を喪失したことによって炉心損傷に至る事故シーケンスグループである。このため，重大事故等対策の有効性評価には，高圧注水機能又は低圧注水機能に対する重大事故等対処設備に期待することが考えられる。
ここで，高圧・低圧注水機能喪失が生じた際の状況を想定すると，事象発生後，重大事故等対処設備によって高圧注水を実施して炉心損傷を防止する場合よりも，高圧注水に期待せず，原子炉の減圧後，低圧注水を実施して炉心損傷を防止する場合の方が，原子炉の減圧により原子炉圧力容器内の保有水量が減少し，原子炉水位がより早く低下することから，事故対応として厳しいと考えられる。このことから，本事故シーケンスグループに対しては，高圧の注水機能に期待しない対策の有効性を評価することとする。なお，高圧及び低圧の注
水機能喪失が生じ，重大事故等対処設備の注水手段としては高圧注水のみに期待可能な事
故シーケンスとして，全交流動力電源喪失時の原子炉隔離時冷却系喪失がある。これについては，2.3.2 において主に高圧代替注水系の有効性を確認している。
したがって，本事故シーケンスグループでは，逃がし安全弁の手動開操作により原子炉減圧し，減圧後に低圧代替注水系（常設）により炉心を冷却することによって炉心損傷の防止を図る。また，代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却，格納容器圧力逃がし装置，耐圧強化ベント系及び更なる信頼性向上の観点から設置する代替格納容器圧力逃

2.1-1

10

がし装置による原子炉格納容器除熱を実施する。
(3) 炉心損傷防止対策
事故シーケンスグループ「高圧・低圧注水機能喪失」における機能喪失に対して，炉心が著しい損傷に至ることなく，かつ，十分な冷却を可能とするため，初期の対策として低圧代
替注水系（常設）及び逃がし安全弁による原子炉注水手段を整備する。また，原子炉格納容器の健全性を維持するため，安定状態に向けた対策として代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却手段，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱手段を整備する。これらの対策の概略系統図を図 2.1.1 から図 2.1.3 に，手順の概要を図 2.1.4に示すとともに，重大事故等対策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策における設備と操作手順の関係を表 2.1.1 に示す。
本事故シーケンスグループにおける重要事故シーケンスにおいて，事象発生 10 時間までの 6 号及び 7 号炉同時の重大事故等対策に必要な要員は，中央制御室の運転員及び緊急時対策要員で構成され，合計 24 名である。その内訳は次のとおりである。中央制御室の運転員は，当直長 1 名（6 号及び 7 号炉兼任），当直副長 2 名，運転操作対応を行う運転員 8 名である。発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等を行う緊急時対策本部要員は 5名，緊急時対策要員（現場）は 8 名である。
また，事象発生 10 時間以降に追加で必要な要員は，フィルタ装置薬液補給作業を行うための参集要員 20 名である。必要な要員と作業項目について図 2.1.5 に示す。
なお，重要事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目を重要事故シーケ
ンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，24 名で対処可能である。
a. 原子炉スクラム確認
運転時の異常な過渡変化又は設計基準事故が発生して原子炉がスクラムしたことを確認する。
原子炉のスクラムを確認するために必要な計装設備は，平均出力領域モニタ等である。
b. 高圧・低圧注水機能喪失確認
原子炉スクラム後，原子炉水位は低下し続け，原子炉水位低（レベル2）で原子炉隔離時冷却系，原子炉水位低（レベル1.5）で高圧炉心注水系，原子炉水位低（レベル1）で低圧注水系の自動起動信号が発生するが全て機能喪失していることを確認する。
高圧・低圧注水機能喪失を確認するために必要な計装設備は，各系統の流量指示等
である。

2.1-2

11

c. 逃がし安全弁による原子炉急速減圧
高圧・低圧注水機能喪失を確認後，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水の準備として，中央制御室からの遠隔操作により復水移送ポンプ1台を追加起動し，2台運転とする。また，原子炉注水に必要な電動弁（残留熱除去系注入弁及び残留熱除去系洗浄水弁）が開動作可能であることを確認する。
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水の準備が完了後，中央制御室からの遠隔操作によって逃がし安全弁8個を手動開操作し原子炉を急速減圧する。
原子炉急速減圧を確認するために必要な計装設備は，原子炉圧力である。
d. 低圧代替注水系（常設）による原子炉注水逃がし安全弁による原子炉急速減圧により，原子炉圧力が低圧代替注水系（常設）の系統圧力を下回ると，原子炉注水が開始され，原子炉水位が回復する。
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位計及び復水補給水系流量（原子炉圧力容器）等である。
原子炉水位回復後は，原子炉水位を原子炉水位低（レベル3）から原子炉水位高（レベル8）の間で維持する。
e. 代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却崩壊熱除去機能を喪失しているため，格納容器圧力及び温度が上昇する。格納容器圧
力が0.18MPa[gage]に到達した場合又はドライウェル雰囲気温度が171℃に接近した場
合は，中央制御室からの遠隔操作により代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格
納容器冷却を実施する。
代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却を確認するために必要な計装設備は，格納容器内圧力及び復水補給水系流量（原子炉格納容器）である。
代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却時に，原子炉水位が原子炉
水位低（レベル3）まで低下した場合は，中央制御室からの遠隔操作により代替格納容器スプレイ冷却系を停止し，原子炉注水を実施する。原子炉水位高（レベル8）まで原
子炉水位が回復した後，原子炉注水を停止し，代替格納容器スプレイを再開する。
f. 格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱
格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱の準備として，原子炉格納容器
一次隔離弁を二次格納施設外からの人力操作により開する。
代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却を実施しても，格納容器圧力が 0.31MPa[gage]に到達した場合，原子炉格納容器二次隔離弁を中央制御室からの遠隔操作によって中間開操作することで，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を実施する。

2.1-3

12

格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を確認するために必要な計装設備は，格納容器内圧力等である。
格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を実施している間に炉心損傷していないことを確認するために必要な計装設備は，格納容器内雰囲気放射線レベル等である。
サプレッション・チェンバ側からの格納容器圧力逃がし装置等のベントラインが水没しないことを確認するために必要な計装設備は，サプレッション・チェンバ・プール水位等である。
以降，炉心の冷却は，低圧代替注水系（常設）による注水により継続的に行う。
なお，原子炉格納容器除熱は，格納容器圧力逃がし装置等により継続的に行う。
2.1.2 炉心損傷防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法
本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケンスは，「1.2 評価対
象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，過渡事象（原子炉水位低下の観点で厳しい給水流量の全喪失を選定）を起因事象とし，逃がし安全弁再閉失敗を含まず高圧状態が継続される「過渡事象（給水流量の全喪失）＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗」である。
本重要事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒表面熱伝達，気液熱非平衡，沸騰遷移，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化，気液分離（水位変化）
・
対向流，三次元効果，原子炉圧力容器における沸騰・凝縮・ボイド率変化，気液分離（水位変化）・対向流，冷却材放出（臨界流・差圧流），ＥＣＣＳ注水（給水系・代替注水設備含む）
並びに原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達，スプレイ冷却，格納容器ベントが重要現象となる。よって，これらの現象を適切に評価することが可能である長期間熱水力過渡変化解析コード SAFER，シビア
アクシデント総合解析コード MAAP，炉心ヒートアップ解析コード CHASTE により原子炉圧力，原子炉水位，燃料被覆管温度，格納容器圧力，格納容器温度（以降，格納容器温度とは
原子炉格納容器気相部の温度を指す。
）等の過渡応答を求める。
本重要事故シーケンスでは，炉心露出時間が長く，燃料被覆管の最高温度が高くなるため，
輻射による影響が詳細に考慮される CHASTE により燃料被覆管の最高温度を詳細に評価する。
また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，本重要事故シーケンスにおける運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。
(2) 有効性評価の条件
本重要事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な解析条件を表2.1.2に示す。また，
主要な解析条件について，本重要事故シーケンス特有の解析条件を以下に示す。

2.1-4

13

ａ．事故条件(a) 起因事象
起因事象として，給水流量の全喪失が発生するものとする。
(b) 安全機能の喪失に対する仮定
高圧注水機能として原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系，低圧注水機能として低圧注水系の機能が喪失するものとする。
(c) 外部電源
外部電源は使用できるものとする。
外部電源がある場合，事象発生と同時に再循環ポンプがトリップしないことにより，原
子炉水位低（レベル 3）による原子炉スクラムまでは原子炉出力が高く維持され，原子炉水位の低下が早いため，炉心冷却上厳しくなる。
ｂ．重大事故等対策に関連する機器条件(a) 原子炉スクラム信号
原子炉スクラムは，原子炉水位低（レベル3）信号によるものとする。
(b) 代替冷却材再循環ポンプ・トリップ機能
原子炉水位の低下に伴い，原子炉水位低（レベル3）信号により再循環ポンプ4台を自動停止し，原子炉水位低（レベル2）信号により残りの再循環ポンプ6台を自動停止するものとする。
(c) 逃がし安全弁
逃がし安全弁の逃がし弁機能にて，原子炉冷却材圧力バウンダリの過度の圧力上昇を抑えるものとする。また，原子炉減圧には自動減圧機能付き逃がし安全弁（8個）を使用するものとし，容量として，1個あたり定格主蒸気流量の約5%を処理するものとする。
(d) 低圧代替注水系（常設）
逃がし安全弁による原子炉減圧後に，最大300m3/hにて原子炉注水し，その後は炉心を冠水維持するように注水する。なお，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水は，代替格
納容器スプレイと同じ復水移送ポンプを用いて弁の切替えにて実施する。
(e) 代替格納容器スプレイ冷却系
格納容器圧力及び温度抑制に必要なスプレイ流量を考慮し，140m3/h にて原子炉格納容器内にスプレイする。なお，代替格納容器スプレイは，原子炉注水と同じ復水移送ポンプ
を用いて弁の切替えにて実施する。
(f) 格納容器圧力逃がし装置等
格納容器圧力逃がし装置等により，格納容器圧力 0.62MPa[gage]における最大排出流量
31.6kg/s に対して，原子炉格納容器二次隔離弁の中間開操作（流路面積 70%開※）にて原
子炉格納容器除熱を実施する。
※ 操作手順においては，原子炉格納容器除熱は原子炉格納容器二次隔離弁を流路面積 70%相当で中間

2.1-5

14

開するが，格納容器圧力に低下傾向が確認できない場合は，増開操作を実施する。なお，耐圧強化
ベント系を用いた場合は，格納容器圧力逃がし装置を用いた場合に比較して，排出流量は大きくなり，格納容器圧力の低下傾向は大きくなることから，格納容器圧力逃がし装置を用いた場合の条件に包絡される。

ｃ．重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件として，「1.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。
(a) 低圧代替注水系（常設）の追加起動及び中央制御室における系統構成は，高圧・低圧注水系機能喪失を確認後実施するが，事象判断の時間を考慮して，事象発生から10分後に開始するものとし，操作時間は約4分間とする。
(b) 原子炉急速減圧操作は，中央制御室操作における低圧代替注水系（常設）の準備時間を考慮して，事象発生から約14分後に開始する。
(c) 代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却操作は，格納容器圧力が0.18MPa[gage]に到達した場合に実施する。なお，格納容器スプレイは，格納容器圧
力が0.31MPa[gage]に到達した後，格納容器ベント実施前に停止する。
(d) 格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作は，格納容器圧力が0.31MPa[gage]に到達した場合に実施する。
(3) 有効性評価の結果
本重要事故シーケンスにおける原子炉圧力，原子炉水位（シュラウド内及びシュラウド内外）※，注水流量，逃がし安全弁からの蒸気流量，原子炉圧力容器内の保有水量の推移を図
2.1.6から図2.1.11に，燃料被覆管温度，燃料被覆管の最高温度発生位置における熱伝達係
数，燃料被覆管の最高温度発生位置におけるボイド率，高出力燃料集合体のボイド率，炉心下部プレナム部のボイド率の推移及び燃料被覆管に破裂が発生する時点の燃料被覆管温度と燃料被覆管の円周方向の応力の関係を図2.1.12から図2.1.17に，格納容器圧力，格納容器
温度，サプレッション・チェンバ・プール水位及び水温の推移を図2.1.18から図2.1.21に示す。
ａ．事象進展給水流量の全喪失後，原子炉水位は急速に低下する。原子炉水位低（レベル 3）信号が発生して原子炉がスクラムするが，原子炉水位低（レベル 2）で原子炉隔離時冷却系の起動に失敗し，原子炉水位低（レベル 1.5）で高圧炉心注水系の起動に失敗し，原子炉水位低（レベル 1）で低圧注水系の起動に失敗する。これにより，低圧注水系の吐出圧力が確保されないため，自動減圧系についても作動しない。
再循環ポンプについては，原子炉水位低（レベル 3）で 4 台トリップし，原子炉水位低（レベル 2）で残り 6 台がトリップする。主蒸気隔離弁は，原子炉水位低（レベル 1.5）で全閉

2.1-6

15

する。
事象発生から約 14 分後に中央制御室からの遠隔操作によって逃がし安全弁 8 個を手動開することで，原子炉急速減圧を実施し，原子炉減圧後に低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を開始する。
原子炉急速減圧を開始すると，冷却材の流出により原子炉水位は低下し，有効燃料棒頂部を下回るが，低圧代替注水系（常設）による注水が開始されると原子炉水位が回復し，炉心は再冠水する。
燃料被覆管の最高温度発生位置におけるボイド率は，原子炉減圧により，原子炉水位が低下し，炉心が露出することから上昇する。その結果，燃料被覆管は核沸騰冷却から蒸気冷却となり熱伝達係数は低下する。その後，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水により，燃料の露出と冠水を繰り返すため，燃料被覆管の最高温度発生位置におけるボイド率及び熱伝達係数は増減する。炉心が再冠水すると，燃料被覆管温度は低下することから，ボイド率は低下し，熱伝達係数は上昇する。
高出力燃料集合体及び炉心下部プレナム部のボイド率については，上記に伴い変化する。
また，崩壊熱除去機能を喪失しているため，原子炉圧力容器内で崩壊熱により発生する蒸気が原子炉格納容器内に流入することで，格納容器圧力及び温度は徐々に上昇する。そのため，代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却及び格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を行う。原子炉格納容器除熱は，事象発生から約 17 時間経過した時点で実施する。なお，原子炉格納容器除熱時のサプレッション・チェンバ・プール水位は，
真空破壊装置（約 14m）及びベントライン（約 17m）に対して，十分に低く推移するため，
真空破壊装置の健全性は維持される。
※炉心露出から再冠水の過程を示すという観点で，シュラウド内側の水位を示した。シュラウド内側は，炉心部から発生するボイドを含んだ二相水位を示しているため，シュラウド外側の水位より，見かけ上高めの水位となる。一方，非常用炉心冷却系の起動信号となる原子炉水位計（広帯域）の水位及び運転員が炉心冠水状態において主に確認する原子炉水位計（広帯域・狭帯域）の水位は，シュラウド外側の水位であることから，シュラウド内外の水位を合わせて示した。なお，水位が有効燃料棒頂部付近となった場合には，原子炉水位計（燃料域）にて監視する。6 号炉の原子炉水位計（燃料域）はシュラウド内を，7 号炉の原子炉水位計（燃料域）はシュラウド外を計測している。

ｂ．評価項目等
燃料被覆管の最高温度は，図 2.1.12 に示すとおり，原子炉水位が回復するまでの間に炉心が一時的に露出するため燃料被覆管の温度が上昇し，約 874℃に到達するが，1,200℃以下となる。燃料被覆管の最高温度は，高出力燃料集合体にて発生している。また，燃料被覆
管の酸化量は酸化反応が著しくなる前の燃料被覆管厚さの 1%以下であり，15%以下となる。
原子炉圧力は，図 2.1.6 に示すとおり，逃がし安全弁の作動により，約 7.51MPa[gage]以

2.1-7

16

下に抑えられる。原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力は，原子炉圧力と原子炉圧力容
器底部圧力との差（高々約 0.3MPa）を考慮しても，約 7.81MPa[gage]以下であり，最高使用
圧力の 1.2 倍（10.34MPa[gage]）を十分下回る。
また，崩壊熱除去機能を喪失しているため，原子炉圧力容器内で崩壊熱により発生する蒸気が原子炉格納容器内に流入することによって，格納容器圧力及び温度は徐々に上昇する
が，代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却及び格納容器圧力逃がし装置
等による原子炉格納容器除熱を行うことによって，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度の最大値は，約 0.31MPa[gage]及び約 144℃に抑えられる。原子炉格納容器バウ
ンダリにかかる圧力及び温度は，限界圧力及び限界温度を下回る。
図 2.1.7 に示すとおり，低圧代替注水系（常設）による注水継続により炉心が冠水し，炉心の冷却が維持される。その後は，約 17 時間後に格納容器圧力逃がし装置等による原子炉
格納容器除熱を開始することで安定状態が確立し，また，安定状態を維持できる。
（添付資料 2.1.1）
格納容器圧力逃がし装置等の使用による敷地境界での実効線量の評価結果は，事象発生から格納容器圧力逃がし装置等の使用までの時間が本事象より短く放射性物質の減衰効果が少ない「2.3 全交流動力電源喪失」の実効線量の評価結果以下となり，5mSv を下回ることから，周辺の公衆に対して著しい放射線被ばくのリスクを与えることはない。
本評価では，「1.2.1.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(4)の評価項目及び周辺の公衆に対して著しい放射線被ばくのリスクを与えないことについて，対策の有効性を確認した。
2.1.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価するものとする。
高圧・低圧注水機能喪失では，高圧注水機能が喪失し，原子炉減圧には成功するが，低圧
注水機能が喪失することが特徴である。また，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，事象発生から 12 時間程度までの短時間に期待する操作及び事象進展に有意な影響を与えると考えられる操作として，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作（原子炉急速減圧操作を含む），代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却操作及び格納容器圧
力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作とする。
(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
本重要事故シーケンスにおいて不確かさの影響評価を行う重要現象とは，「1.7 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すとおりであり，それらの不確かさの

2.1-8

17

影響評価は以下のとおりである。
ａ．運転員等操作時間に与える影響
炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，解析コードは実験結果の燃料被覆
管温度に比べて 10℃～50℃高めに評価することから，解析結果は燃料棒表面の熱伝達係数を小さく評価する可能性がある。よって，実際の燃料棒表面での熱伝達は大きくなり燃料被覆管温度は低くなるが，操作手順（速やかに注水手段を準備すること）に変わりはな
く，燃料被覆管温度を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは酸化量及び発熱量の評
価について保守的な結果を与えるため，解析結果は燃料被覆管酸化を大きく評価する可能性がある。よって，実際の燃料被覆管温度は低くなり，原子炉水位挙動に影響を与える可能性があるが，操作手順（速やかに注水手段を準備すること）に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）は HDR
実験解析では区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃程度，格納容器圧力を１割程度高めに評価する傾向が確認されているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認された不確かさは小さくなるものと推定される。しかし，全体としては格納容器圧力及び温度の傾向を適切に再現できているため，格納容器圧力及び温度を操作開始の起点としている代替格納容器
スプレイ及び格納容器圧力逃がし装置等に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。
また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，
CSTF 実験解析により格納容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認しており，その差異は小さいため，格納容器圧力及び温度を操作開始の起点としている代替格納容器スプレイ及び格納容器圧力逃がし装置等に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。
（添付資料 2.1.2）
ｂ．評価項目となるパラメータに与える影響
炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，実験解析では熱伝達モデルの保守性により燃料被覆管温度を高めに評価し，有効性評価解析でも燃料被覆管温度を高めに評価することから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードでは，燃料被覆管の酸化について，酸化量及び発熱量に保守的な結果を与え，燃料被覆管温度を高めに評価することから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，

2.1-9

18

気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）は HDR
実験解析では区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃程度，格納容器圧力を１割程度高めに評価する傾向が確認されているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認された不確かさは小さくなるものと推定される。しかし，全体としては格納容器圧力及び温度の傾向を適切に再現できているため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，格納容器
各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，CSTF 実験解析により格納容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認しているため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
（添付資料 2.1.2）(2) 解析条件の不確かさの影響評価
ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，表2.1.2に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件とした場合の影響を評価する。また，解析条件の設定に当たっては，評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなるような設定があることから，その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられる項目に関する影響評価の結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
初期条件の最大線出力密度は，解析条件の44.0kW/mに対して最確条件は約42.0kW/m以下であり，本解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合，燃料被覆管温度の上昇が緩和されるが，操作手順（速やかに注水手段を準備すること）に変わりはなく，燃料被覆
管温度を操作開始の起点としている運転員等操作はないため，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度33GWd/tに対して最確条件は平均的燃焼度約30GWd/tであり，本解析条件の不確かさとして，最確条件は解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなることから，原子炉水位の低下が緩和され，また，炉心露出後の燃料被覆管温度の上昇は緩和され，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなることから，格納容器圧力上昇が遅くなるが，操作手順（速やかに注水手段を準備すること）に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積（ウェットウェル）の空間部及び液相部，サプレッション・チェンバ・プール水位，格納容器圧力，格納容器温度は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，事象進展に与える影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

2.1-1019

事故条件の外部電源の有無については，炉心冷却上厳しくする観点から，事象発生と同時に再循環ポンプがトリップせず原子炉水位低の信号でトリップすることで原子炉水位の低下が早くなるように外部電源がある状態を解析条件に設定している。なお，外部電源がない場合は非常用ディーゼル発電機により電源が確保されることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
機器条件の低圧代替注水系（常設）は，本解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復は早くなる可能性がある。冠水後の操作として冠水維持可能な注水量に制御するが，注水後の流量調整操作であるため，運転員等操作時間に与える影響はない。
（添付資料2.1.2）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の最大線出力密度は，解析条件の44.0kW/mに対して最確条件は約42.0kW/m以下であり，本解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合，燃料被覆管温度の上昇が緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度33GWd/tに対して最確条件は平均的燃焼度約30GWd/tであり，本解析条件の不確かさとして，最確条件は解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなることから，原子炉水位の低下が緩和され，また，炉心露出後の燃料被覆管温度の上昇は緩和されるため，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。なお，格納容器圧力上昇は遅くなるが，格納容器圧力上昇は格納容器ベントにより抑制されるため，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積（ウェットウェル）の空間部及び液相部，サプレッション・チェンバ・プール水位，格納容器圧力，格納容器温度は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，事象進展に与える影響は小さく，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
事故条件の外部電源の有無については，炉心冷却上厳しくする観点から，事象発生と同時に再循環ポンプがトリップせず原子炉水位低の信号でトリップすることで原子炉水位の低下が早くなるように外部電源がある状態を解析条件に設定している。仮に事象発生とともに外部電源喪失が発生する場合は，外部電源喪失と同時に再循環ポンプがトリップするため，原子炉水位の低下が遅くなり，炉心露出時間も短くなるため，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。なお，外部電源がない場合は非常用ディーゼル
発電機により電源が確保される。
機器条件の低圧代替注水系（常設）は，本解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），燃料被覆管温度は低めの結果を与えることになるため，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

2.1-1120

（添付資料2.1.2）
ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作に係る不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の6要因に分類し，これらの要因が，運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転員等操作時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価し，評価結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
操作条件の低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作（原子炉急速減圧操作を含む）
は，解析上の操作開始時間として事象発生から約14分後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，高圧・低圧注水機能喪失の認知に係る確認時間及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水準備の操作時間は，余裕時間を含めて設定されていることから，その後に行う原子炉急速減圧の操作開始時間は解析上の設定よりも若干早まる可能性があり，原子炉注水の開始時間を早める。
操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却操作は，解析上の操作開始時間として格納容器圧力0.18MPa［gage］到達時を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，実態の運転操作においては，原子炉注水を優先するため，原子炉水位高（レベル8）到達後に低圧代替注水系（常設）から代替格納容器スプレイへ切替えることとしており，原子炉注水の状況により格納容器スプレイの操作開始は格納容器
圧力0.18MPa[gage]付近となるが，操作開始時間に与える影響は小さい。当該操作は，解析コード及び解析条件（操作条件を除く）の不確かさにより操作開始時間は遅れる可能性があるが，中央制御室で行う操作であり，他の操作との重複もないことから，他の操作に与える影響はない。
操作条件の格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作は，解析上の操
作開始時間として格納容器圧力0.31MPa［gage］到達時を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，実態の運転操作においては，炉心損傷前の格納容器ベントの操作実施基準（格納容器圧力0.31MPa［gage］）に到達するのは，事象発生の約17時間後であり，格納容器ベントの準備操作は格納容器圧力の上昇傾向を監視しながら予め操作が可能である。また，格納容器ベント操作の操作所要時間は余裕時間を含めて設定されていることから，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は小さい。ただし，格納容器ベント実施時に遠隔操作に失敗した場合は，現場操作にて対応するため，約20分程度操作開始時間が遅れる可能性があるが，格納容器限界圧力は0.62MPa［gage］のため，原子炉格納容器の健全性という点では問題とはならない。当該
操作は，解析コード及び解析条件（操作条件を除く）の不確かさにより操作開始時間は遅れる可能性があるが，中央制御室で行う操作であり，他の操作との重複もないことから，他の操作に与える影響はない。なお，格納容器ベント実施時に遠隔操作に失敗した場合に2.1-1221

おいても，現場操作にて対応することから，他の操作に与える影響はない。
（添付資料2.1.2）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定よりも早くなる可能性があり，その場
合には燃料被覆管温度は解析結果よりも低くなり，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却操作は，運転員等操作時間に与える影響として，原子炉注水の状況により格納容器スプレイの操作開始は
格納容器圧力0.18MPa［gage］付近となるが，格納容器圧力の上昇は緩やかであり，格納容器スプレイの開始時間が早くなる場合，遅くなる場合の何れにおいても，事象進展はほぼ変わらないことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
操作条件の格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作は，運転員等操
作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であるため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。仮に，格納容器ベント実施時に遠隔操作に失敗した場合は，現場操作にて対応するため，約20分程度操作開始時間が遅れる可能性があり，格納容器ベント操作開始時間が遅くなった場合，格納容器圧力は0.31MPa［gage］
より若干上昇する。評価項目となるパラメータに影響を与えるが，格納容器限界圧力は0.62MPa［gage］のため，原子炉格納容器の健全性という点では問題とはならない。
（添付資料2.1.2）(3) 操作時間余裕の把握
操作遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認し，その結果を以下に示す。
図2.1.22から図2.1.24に示すとおり，操作条件の低圧代替注水系（常設）による原子炉
注水操作については，事象発生から約19分後（操作開始時間の5分程度の時間遅れ）までに低圧代替注水系（常設）による注水が開始できれば，燃料被覆管の最高温度は約944℃となり1,200℃以下となるため，炉心の著しい損傷は発生せず，評価項目を満足する。また，ドライウェルのベントラインを経由した耐圧強化ベント系による格納容器ベントをしても敷地境界線量は約1.4mSvであり，5mSvを下回る。事象発生から約24分後（操作開始
時間の10分程度の時間遅れ）では，炉心の著しい損傷は発生せず，評価項目を満足するが，ドライウェルのベントラインを経由した耐圧強化ベント系による格納容器ベントをすると敷地境界線量は5mSvを超える。この場合，格納容器内雰囲気放射線レベル計（CAMS）により炉心損傷の判断を行い，格納容器圧力0.62MPa［gage］にて格納容器ベントすることとなるため,重大事故での対策の範囲となる。

2.1-1322

操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却操作については，
代替格納容器スプレイ開始までの時間は事象発生から約10時間あり，準備時間が確保できるため，時間余裕がある。
操作条件の格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作については，格
納容器ベント開始までの時間は事象発生から約17時間あり，準備時間が確保できるため，時間余裕がある。また，遠隔操作の失敗により，格納容器ベント操作開始時間が遅れる場
合においても，格納容器圧力は0.31MPa［gage］から上昇するが，格納容器圧力の上昇傾
向は緩やかである。格納容器限界圧力0.62MPa［gage］に至るまでの時間は，過圧の観点で厳しい「3.1雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」においても事象発生約38時間であり，約20時間以上の余裕があることから，時間余裕がある。
（添付資料2.1.2，2.1.3）(4) まとめ
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認した。その結果，
解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間には時間余裕がある。
2.1.4 必要な要員及び資源の評価(1) 必要な要員の評価
事故シーケンスグループ「高圧・低圧注水機能喪失」において，6号及び7号炉同時の重大事故等対策時における事象発生10時間までに必要な要員は，「2.1.1(3)炉心損傷防止対策」に示すとおり24名である。「6.2重大事故等対策時に必要な要員の評価結果」で説明している運転員及び緊急時対策要員等の72名で対処可能である。
また，事象発生10時間以降に必要な参集要員は20名であり，発電所構外から10時間以内に参集可能な要員の106名で確保可能である。
(2) 必要な資源の評価
事故シーケンスグループ「高圧・低圧注水機能喪失」において，必要な水源，燃料及び電源は，「6.1(2)資源の評価条件」の条件にて評価している。その結果を以下に示す。
ａ．水源
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水及び代替格納容器スプレイ冷却系による代替格
納容器スプレイについては，7 日間の対応を考慮すると，号炉あたり合計約 5,200m3 の水が必要となる。6 号及び 7 号炉の同時被災を考慮すると，合計約 10,400m3 の水が必要である。

2.1-1423

水源として，各号炉の復水貯蔵槽に約 1,700m3 及び淡水貯水池に約 18,000m3 の水を保有している。これにより，6 号及び 7 号炉の同時被災を考慮しても，必要な水源は確保可能である。また，事象発生 12 時間以降に淡水貯水池の水を防火水槽に移送し，防火水槽から可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）により復水貯蔵槽へ給水を行うことで，復水貯蔵槽を枯渇させることなく復水貯蔵槽を水源とした 7 日間の注水継続実施が可能となる。ここで，復水貯蔵
槽への補給の開始を事象発生 12 時間後としているが，これは，可搬型設備を事象発生から12 時間以内に使用できなかった場合においても，その他の設備にて重大事故等に対応できるよう設定しているものである。
なお，外部電源喪失を想定した場合でも同様の対応である。
（添付資料2.1.4）
ｂ．燃料
可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による復水貯蔵槽への給水については，保守的に事象発生直後からの可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）の運転を想定すると，7 日間の運転継続に号
炉あたり約 10kL の軽油が必要となる。本重要事故シーケンスの評価では外部電源の喪失は想定していないが，仮に外部電源が喪失して非常用ディーゼル発電機による電源供給を想定し，事象発生後 7 日間非常用ディーゼル発電機を最大負荷で運転した場合，号炉あたり約751kL の軽油が必要となる。免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機及びモニタリ
ング・ポスト用発電機による電源供給については，事象発生直後からの運転を想定すると，
7 日間の運転継続に合計約 79kL の軽油が必要となる。（6 号及び 7 号炉 合計 約 1,601kL）
6 号及び 7 号炉の各軽油タンクにて約 1,020kL（6 号及び 7 号炉合計 約 2,040kL）の軽油を保有しており，これらの使用が可能であることから，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による復水貯蔵槽への給水，非常用ディーゼル発電機による電源供給，免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機による電源供給及びモニタリング・ポスト用発電機による電源供給について，7 日間の継続が可能である。
（添付資料 2.1.5）
ｃ．電源
本重要事故シーケンスの評価では外部電源の喪失は想定していないが，仮に外部電源が喪失して非常用ディーゼル発電機による電源供給を想定した場合においても，6 号及び 7 号炉において重大事故等対策時に必要な負荷は，各号炉の非常用ディーゼル発電機負荷に含まれることから，非常用ディーゼル発電機による電源供給が可能である。
また，免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機及びモニタリング・ポスト用発電機についても，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
2.1.5 結論
事故シーケンスグループ「高圧・低圧注水機能喪失」では，高圧注水機能が喪失し，原子炉減圧には成功するが，低圧注水機能が喪失することで，原子炉水位の低下により炉心が露2.1-1524

出し，炉心損傷に至ることが特徴である。事故シーケンスグループ「高圧・低圧注水機能喪失」に対する炉心損傷防止対策としては，初期の対策として低圧代替注水系（常設）及び逃がし安全弁による原子炉注水手段，安定状態に向けた対策として代替格納容器スプレイ冷
却系による原子炉格納容器冷却手段及び格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器
除熱手段を整備している。
事故シーケンスグループ「高圧・低圧注水機能喪失」の重要事故シーケンス「過渡事象（給水流量の全喪失）＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗」について有効性評価を行った。
上記の場合においても，逃がし安全弁による原子炉減圧，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水，代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を実施することにより，炉心損傷することはない。
その結果，燃料被覆管温度及び酸化量，原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，評価項目を満足している。また，安定状態を維持できる。
なお，格納容器圧力逃がし装置等の使用による敷地境界での実効線量は，周辺の公衆に対して著しい放射線被ばくのリスクを与えることはない。
解析コード及び解析条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操作時間に与える影響及び評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
重大事故等対策時に必要な要員は，運転員及び緊急時対策要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
以上のことから，事故シーケンスグループ「高圧・低圧注水機能喪失」において，低圧代
替注水系（常設）及び逃がし安全弁による原子炉注水，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱等の炉心損傷防止対策は，選定した重要事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，事故シーケンスグループ「高圧・低圧注水機能喪失」に対して有効である。

2.1-1625

非常用ディーゼル
発電機

原子炉格納容器

※２

外部電源

Gen

逃がし安全弁主タービン系へ
給水系
より※１

低圧代替注水系
（常設）

復水貯蔵槽

原子炉圧力容器

復水移送ポンプＡ(Ｃ)Ｃ
高圧炉心注水系ポンプ※１
Ｂ

Ａ

残留熱除去系ポンプ

残留熱除去系ポンプ※２

原子炉隔離時冷却系ポンプ

図 2.1.1 高圧・低圧注水機能喪失時の重大事故等対策の概略系統図（1/3）（原子炉急速減圧及び原子炉注水）※低圧代替注水系（常設）と代替格納容器スプレイ冷却系は，同じ復水移送ポンプを用いて弁の切替えにより実施する。

図 2.1.2 高圧・低圧注水機能喪失時の重大事故等対策の概略系統図（2/3）（原子炉注水及び原子炉格納容器冷却）2.1-1726

図 2.1.3 高圧・低圧注水機能喪失時の重大事故等対策の概略系統図（3/3）（原子炉注水及び原子炉格納容器除熱）

2.1-1827

2.1-19

28

Ⅱ

※17

炉心損傷無し継続確認

※16

No

優先②
優先③
優先④
優先⑤
優先⑥

：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業：判断

代替格納容器スプレイによるドライウェルスプレイ実施

ⅥⅦ

可搬設備への燃料補給（適宜実施）

タンクローリ（4kL）による給油準備完了（約12時間後）

燃料供給準備（タンクローリ（4kL）給油準備）

低圧代替注水系（可搬型）による格納容器スプレイも可能である
流量は少ないが消火ポンプによる代替格納容器スプレイも実施可能であるⅦ「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は貯水池からろ過水タンクへの補給も合わせて実施する

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる
純水補給水系から補給する場合は、補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプ（A-2級）と同時に補給することも可
能である
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能である

Ⅵ

格納容器ベント操作前に，原子炉圧力容器の隔離状態を確認し水位を高めに維持する。原子炉格納容器への熱放出を抑制
し圧力上昇を抑制する

Ⅴ

残留熱除去系Bライン以外に復水移送ポンプによる代替注水が可能な系統がある場合，原子炉注水と格納容器スプレイを同時に実施できる

Ⅳ

Ⅲ

残留熱除去系Bラインを優先して使用するが，残留熱除去系Aラインからの原子炉注水も可能である
現場操作により洗浄水弁を開することにより，残留熱除去系Cライン，高圧炉心注水系B，Cラインからの原子炉注水も可
能である

Ⅱ【有効性評価の対象とはしていないが，他に取り得る手段】
Ⅰ
炉心損傷防止としての流量は確保できないが制御棒駆動水ポンプによる原子炉圧力容器への注水が継続していることを確認する。また，追加起動の準備も開始する
復水移送ポンプと同等の流量は確保できないが，消火ポンプによる代替注水も実施可能である
注水開始時間は遅くなるが，可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による代替注水も実施可能である

図 2.1.4 高圧・低圧注水機能喪失時の対応手順の概要※15

淡水タンクから防火水槽への補給

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給※9防火水槽への補給（適時実施）

フィルタ装置排水ポンプ水張り

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）
による復水貯蔵槽補給

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の準備完了（約12時間後）可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の準備（復水貯蔵槽への補給準備）

防火水槽への補給準備完了淡水貯水池から防火水槽への補給準備（防火水槽への補給準備）※17
格納容器圧力逃がし装置及び代替格納容器圧力逃がし装置のフィルタ装置には，原子炉格納容器からの蒸気が凝縮することにより水位が上昇することが考えられる。フィルタ装置の水位を監視し，上限水位に到達した場合にサプレッション・チェンバ・プールへのドレン移送によりフィルタ装置水位を制御する。また，フィルタ装置への薬品注入を適宜実施する※16
格納容器ベント実施時に格納容器内雰囲気放射線モニタ等により炉心損傷が確認された場合は，格納容器ベントを停止し，炉心損傷後の対応手順に移行
する
格納容器ベント停止後は，格納容器圧力逃がし装置の窒素ガスパージを実施する※15
優先順位については，代替格納容器圧力逃がし装置の完成に伴い，耐圧強化ベント系よりも高く見直しを実施する予定である
また，代替格納容器圧力逃がし装置の完成に伴い優先順位を変更しても，本有効性評価には影響を与えることはない※14
格納容器圧力計指示0.31MPa[gage]到達（格納容器最高使用圧力到達）により，炉心損傷がないことを格納容器内雰囲気放射線レベル計等により確認
し，格納容器ベント操作を開始する※13
格納容器圧力計指示0.31MPa[gage]到達（格納容器最高使用圧力到達）により，格納容器ベント操作前に格納容器スプレイを停止する※12
ドライウェルスプレイ実施中に原子炉水位計（広帯域）指示によりレベル3到達確認後，ドライウェルスプレイを停止し原子炉注水を開始する。原子炉
水位がレベル8到達確認後，原子炉注水を停止しドライウェルスプレイを再開する。以後，本操作を繰り返す※11
格納容器圧力計指示0.18MPa[gage]到達により，格納容器スプレイ操作を開始する※10
原子炉水位計（広帯域）指示によりレベル3到達確認後，原子炉注水を開始し，原子炉水位がレベル8到達確認後，原子炉注水を停止する。解析上，注水
流量は約90m3/hとする。以後，本操作を繰り返す※9
防火水槽が使用できない場合は、淡水貯水池から可搬型代替注水ポンプ（A-2級）へ直接送水することが可能である。

※8
原子炉水位計（燃料域）指示により有効燃料棒頂部（TAF）回復を確認した場合は，有効燃料棒頂部（TAF）以下継続時間を測定し「最長許容炉心露出時間」の禁止領域に入っていることを確認する。燃料の健全性を格納容器内雰囲気放射線レベル計等により確認する※7
水位不明判断は以下により確認する・水位計の電源が喪失
・指示計のバラツキが大きく有効燃料棒頂部（TAF）以上であることが判定できない・水位不明判断曲線の水位不明領域
・凝縮槽液相部温度と気相部温度がほぼ一致し，有意な差が認められない※6
原子炉圧力計指示0.34MPa[gage]以下により，原子炉急速減圧完了を確認する※5
原子炉水位計（燃料域）により有効燃料棒頂部（TAF）到達を確認した場合は，格納容器内雰囲気モニタ（CAMS）等により格納容器水素・酸素濃度の確認を実施する※4
急速減圧中は「水位不明判断曲線」による原子炉圧力と格納容器温度から水位不明領域に入っていないことを確認する※3
原子炉注水に必要な弁が動作可能であることを確認する
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する（適時実施）

以下の優先順位で格納容器ベントを実施する：緊急時対策要員（現場）のみの作業：プラント状態：解析上考慮しない操作・判断結果：操作及び判断：操作・確認（運転員のみの作業）※2
中央制御室盤にて機器ランプ表示，機器故障警報，系統流量指示計等にて機能喪失を確認する「格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」「耐圧強化ベント系」「サプレッション・チェンバ側ベント」「耐圧強化ベント系」「ドライウェル側ベント」「代替格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」「代替格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」

原子炉満水操作Ⅴ

凡例※1
重大事故等発生を通信連絡設備により確認した現場作業員は退避を実施する

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ1台
又はその他代替格納容器スプレイ準備

復水移送ポンプによる代替格納容器スプレイと同等の流量確保不可

Ⅳ

格納容器圧力0.279MPa[gage]
維持不可

Ⅲ

消火ポンプによる代替格納容器スプレイ

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水とドライウェルスプレイを並行して実施（異なる供給ラインがある場合）

低圧代替注水系（可搬型）による代替格納容器スプレイ

Ⅲ

サプレッション・チェンバ空間部温度49℃
超過確認後
サプレッション・チェンバスプレイ実施

格納容器ベント停止No

復水移送ポンプによる代替原子炉注水と同等の流量確保または注水開始不可

炉心損傷を確認した場合は
炉心損傷後の対応手順に移行する

低圧代替注水系（常設）により原子炉水位を維持し，格納容器ベントによる格納容器圧力の低下傾向を確認する。また機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後，原子炉圧力容器は原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態へ，格納容器ベントは格納容器スプレイ冷却モード及びサプレッション・チェンバ・プール水冷却モードにより冷却が可能であること及び水素濃度制御が可能であることを確認し停止する

フィルタ装置排水操作
フィルタ装置薬品注入操作

Yes

炉心損傷なしYes「格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」

No※14（約17時間後）

格納容器圧力0.31MPa[gage]にて格納容器ベント実施※13
格納容器圧力0.31MPa[gage]にて
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるドライウェルスプレイ停止

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水とドライウェルスプレイを
交互に実施

Yes

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ2台によるドライウェルスプレイ可能

※12

※11

原子炉水位高（レベル8）到達後
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
2台によるドライウェルスプレイ開始

格納容器圧力0.18MPa[gage]
到達Ⅰ

復水移送ポンプ以外による原子炉注水・制御棒駆動水ポンプによる原子炉注水・消火ポンプによる代替注水・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による代替注水

代替注水系2台以上準備

原子炉満水操作

回復は解析上考慮せず

No（約17時間後）（約10時間後）

原子炉水位高（レベル8）にて
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
による原子炉注水停止（約110分後）

No※10
原子炉水位低（レベル3）にて
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
による原子炉注水再開

原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）
回復

※8

※7

※6

（約34分後）Yes（水位不明ではない）

原子炉水位判明

原子炉圧力0.34MPa[gage」
急速減圧操作完了

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
による原子炉注水開始
原子炉水位回復確認（約20分後）（約26分後）原子炉水位有効燃料棒頂部（TAF）
到達※5

中央制御室での逃がし安全弁8個による原子炉急速減圧※4Yes

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ
2台注水準備完了※3

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ
1台追加起動・2台運転確認

高圧代替注水系
起動操作

逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認

主蒸気隔離弁 自動「全閉」確認

冷却材再循環ポンプ
6台トリップ確認

高圧／低圧注水機能回復操作※2
低圧注水機能喪失を確認（機器作動状況，系統流量による確認）

原子炉水位低（レベル1）
低圧注水機能作動値に到達※2
高圧注水機能喪失を確認（機器作動状況，系統流量による確認）

原子炉水位低（レベル1.5）
高圧注水機能作動値に到達※2
高圧給水機能喪失を確認（機器作動状況，系統流量による確認）

原子炉水位低（レベル2）
高圧給水機能設備作動値に到達

冷却材再循環ポンプ
4台トリップ確認

高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず※1
原子炉スクラム・タービントリップを確認

原子炉水位低（レベル3）到達

給水流量の全喪失発生（約19分後）（約14分後）操作時間約4分
間を設定（約10分後）（約9分後）（約4分後）（約21秒後）（解析上の時刻）（0分）

高圧・低圧注水機能喪失

経過時間（分）
10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

備考

120

事象発生
原子炉スクラム約2１秒

原子炉水位低（レベル2）

約4分

実施箇所・必要人員数

原子炉水位低（レベル1.5）
約9分 原子炉水位低（レベル1）
プラント状況判断
約14分

急速減圧
約19分

操作項目
当直長

責任者
指揮者
通報連絡者

6号
7号

当直副長
当直副長

緊急時対策要員

運転員（中央制御室）
6号
7号

1人

中央監視
緊急時対策本部連絡

1人
1人

号炉毎運転操作指揮

5人
運転員
（現場）

6号

7号

原子炉水位有効燃料棒頂部到達※

操作の内容※シュラウド内水位に基づく時間

中央制御室連絡
発電所外部連絡緊急時対策要員
（現場）
6号
7号

約20分

低圧代替注水系（常設）約34分

原子炉注水開始

原子炉水位有効燃料棒頂部回復※

約110分 原子炉水位高（レベル8）

・給水流量の全喪失確認

・原子炉スクラム・タービントリップ確認

・冷却材再循環ポンプトリップ確認
・原子炉隔離時冷却系
状況判断

2人

2人

A,B

a,b

自動起動／機能喪失確認
－

－

－

－

10分
・高圧炉心注水系
自動起動／機能喪失確認
・高圧代替注水系起動操作

解析上考慮せず

・主蒸気隔離弁全閉確認，逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認
・残留熱除去系
自動起動／機能喪失確認
高圧／低圧注水機能喪失調査、復旧操作（解析上考慮せず）
低圧代替注水系（常設）

準備操作

原子炉急速減圧操作

低圧代替注水系（常設）

注水操作

低圧代替注水系（常設）

準備操作

－

－

（1人）

（1人）

A

ａ

（1人）
A

（1人）
a

（1人）

（1人）

A

a

－

－

－

－

－

－

－

－

・給水系、原子炉隔離時冷却系、高圧炉心注水系、残留熱除去系 機能回復

－

－

－

－

－

－

－

－

・逃がし安全弁 8個
手動開放操作－－－－・残留熱除去系－－

・放射線防護装備準備

2人
C,D

2人
c,d
－

－

対応可能な要員により対応する・復水移送ポンプ起動／運転確認

4分

・低圧代替注水系（常設）ラインアップ

5分

格納容器スプレイ実施までレベル3～レベル8維持

注入弁操作

10分

・現場移動
30分

・低圧代替注水系（常設）現場ラインアップ※復水貯蔵槽吸込ライン切替

図 2.1.5 高圧・低圧注水機能喪失時の作業と所要時間(1/2)
2.1-2029

高圧・低圧注水機能喪失

経過時間（時間）2

運転員（中央制御室）
6号
7号

運転員
（現場）

6

8

10

12

14

16

18

20

22

備考

24

事象発生

実施箇所・必要人員数
操作項目

4

6号

7号

緊急時対策要員
（現場）
6号
7号

操作の内容

約20分

低圧代替注水系（常設）

原子炉注水開始
約10時間 格納容器圧力180kPa[gage]到達
約17時間

格納容器圧力310kPa[gage]到達

注水操作

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・残留熱除去系

注入弁操作

代替格納容器スプレイ冷却系 操作

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・残留熱除去系

スプレイ弁操作原子炉満水操作（解析上考慮せず）

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・原子炉注水量の増加

格納容器圧力279kPa[gage]以下維持不可の場合，格納容器空間部への熱の放出を防止するため，原子炉への注水量を増やしできるだけ高く維持する

解析上考慮せず

サプレッション・チェンバスプレイ操作（解析上考慮せず）

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・残留熱除去系

サプレッション・チェンバ空間温度49℃超過確認後サプレッション・チェンバスプレイを実施する

解析上考慮せず

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

低圧代替注水系（常設）

スプレイ弁操作

レベル3～レベル8維持

原子炉注水と格納容器スプレイの切替えを繰り返し実施

10分

・放射線防護装備準備2人

レベル8到達後格納容器スプレイ切替
レベル3到達後原子炉注水切替

格納容器スプレイ実施までレベル3～レベル8維持

淡水貯水池から防火水槽への補給準備
※1,※2

・現場移動

90分

・淡水貯水池～防火水槽への系統構成，ホース水張り

10分

・放射線防護装備準備
2人,※1

2人,※2
・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による復水貯蔵槽への注水準備

－

－

－

－

－

－

－

－

180分

（可搬型代替注水ポンプ（A-2級）移動，ホース敷設（防火水槽から可搬型代替注水ポンプ（A-2級），可搬型代替注水ポンプ（A-2級）から接続口），ホース接続）

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による防火
水槽から復水貯蔵槽への補給

格納容器ベント準備操作

（1人）

（1人）

A

a

－

－

－

－

－

－

－

－

（2人）
C,D

（2人）
c,d

－

・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による復水貯蔵槽への補給
・淡水貯水池から防火水槽への補給

（2人）

（2人）

－

－

・ベント準備（格納容器ベントバウンダリ構成）－－

・放射線防護装備準備

－

－

適宜実施

60分

10分

・現場移動

60分

・ベント準備（格納容器一次隔離弁操作）
・6号炉フィルタ装置水位調整準備－

現場確認中断（一時待避中）

適宜実施

60分（排水ポンプ水張り）※1,※2

格納容器ベント操作

・7号炉フィルタ装置水位調整準備（排水ポンプ水張り）

－

－

－

－

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・格納容器ベント操作（格納容器二次隔離弁操作）
・ベント状態監視

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・ベント状態監視

－

－

（2人）
C,D

（2人）
c,d

－

－

・格納容器ベント操作（格納容器二次隔離弁操作）

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

60分

格納容器ベント操作後，適宜ベント状態監視

遠隔操作に失敗した場合は，現場操作にて格納容器ベントを行う。
操作は，現場への移動を含め，約5分後から開始可能である。（操作完了は，約20分後)
具体的な操作方法は，弁駆動部に設置されたエクステンションにより，二次格納施設外から手動にて操作を行う。

格納容器ベント操作後，適宜ベント状態監視

20分

解析上考慮せず

解析上考慮せず

・フィルタ装置水位調整
10人

10人

（参集）

（参集）

・フィルタ装置pH測定

適宜実施・フィルタ装置薬液補給
・ドレン移送ラインN2パージ

中央制御室からの連絡を受けて現場操作を実施する

10分

・放射線防護装備準備

燃料給油準備

燃料給油作業

必要人員数 合計

2人

90分

・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）への給油

2人

2人

2人

2人

8人

A,B

a,b

C,D

c,d

（参集要員20人）（

・軽油タンクからタンクローリ（4kL）への補給

タンクローリ（4kL）残量に応じて適宜軽油タンクから補給

適宜実施

作業中断
（一時待避中）

適宜実施

一時待避前に燃料が枯渇しないように補給する）内の数字は他の作業終了後、移動して対応する人員数。

図 2.1.5 高圧・低圧注水機能喪失時の作業と所要時間(2/2)

2.1-2130

10

逃がし安全弁開閉による圧力制御（最大値：約 7.51MPa[gage]，約 5.5 分）
逃がし安全弁 8 個による手動減圧（約 14 分）

8
原
子

6

炉

主蒸気隔離弁の閉止による圧力上昇圧4
力

注水量が少なく，沸騰が継続しているため，注水された冷却材は発生蒸気の増加を促進し，原子炉圧力が上昇する（MPa[abs]）
2

0
0

10

20

30

40

50

事 故 後 の 時 間（ｍ）

図 2.1.6 原子炉圧力の推移

SA3KK7LOF99AF3IR000

原 子 炉 圧 力の 上 昇 により，炉心下部プレナ
ム の ボ イ ド率 が 低 下することで，二相水位が低下し，それまでの満 水 状 態 から 水 位 が現れている。二相水位に よ る 満 水が 維 持 できなくなるため，水位が形成される

20

手動減圧に伴う減圧沸騰
による水位上昇15

炉心上部プレナム※1

原子炉減圧による蒸気流出
により水位低下

（

原
子
炉
水
位

再冠水以降の蒸気発生に伴うボイド率変化に応じた二相水位の変化

）

シ
ュ
ラ
ウ
ド
内
水
位

注水開始後
徐々に水位が回復
10

有効燃料棒頂部
高出力燃料集合体※1,3
有効燃料棒底部

5

炉心下部プレナム※1（ｍ）

再 冠水過 程にお ける露出と 冠水の 繰り返 しによるボイド率の増減
0
0

10

20

30

40

50

事 故 後 の 時 間（ｍ）※2
図 2.1.7 原子炉水位(シュラウド内水位)の推移
SA3KK7LOF99AF3IR000※1 SAFER では，炉心シュラウド内側を下から炉心下部プレナム，炉心，炉心上部プレナムの領域に分け水位を計算している。ここでは，炉心上部プレナムについては下限の水位(ノード内水位なしの状態)，高出力燃料集合体及び炉心下部プレナムについては，上限の水位(ノード内の満水状態)が示されている。例えば，炉心上部プレナムの水位を「下限の水位」と表現しているのは，その領域の冷却材が完全になくなった状態を示し，炉心部または高出力燃料集合体と炉心下部プレナムの水位を「上限の水位」と表現しているのは，各々の領域が満水となっている状態を示している。
なお，図の点線は炉心上部プレナム，実線は高出力燃料集合体，一点破線は炉心下部プレナムのそれぞれの領域の水位を示す。
※2 シュラウド内外水位はボイドを含む二相水位を示しており，二相水位評価の範囲としてボイド率を 0.9 と制限している。
（蒸気単相を仮定している蒸気ドームを除く各領域では，水と蒸気の質量及び二相混合相のボイド率が計算され，二相混合体積から二相水位を求めている。ボイド率が 1.0 となるまで二相混合体積を計算し続けると，水がほぼ無い状態でも，二相混合体
積（水位）として扱われるため水位を高めに評価することとなる。
）※3 高出力燃料集合体とは，「燃料被覆管温度計算の観点から，集合体初期出力を保守的な設定とした燃料集合体」をいう。
(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 第 1 部 SAFER コード 3.3 解析モデル
3.3.1 熱水力モデル (1)ノード分割 ⑨ノード 9：高出力燃料集合体 参照)

2.1-2231

20

手動減圧に伴う減圧沸騰
による水位上昇
原子
炉
水位

原子炉減圧による蒸気流出
により水位低下

炉心上部プレナム

15

（

レベル 8
レベル 3
レベル 2

注水開始後
徐々に水位が回復

シ
ュ
ラ
ウ
ド
内
外
水
位

レベル 1.5
レベル 1
有効燃料棒頂部

10

シュラウド外高出力燃料集合体

有効燃料棒底部）

5

炉心下部プレナム
（ｍ）

0
0

10

20

30

40

50

事 故 後 の 時 間（ｍ）
SA3KK7LOF99AF3IR000

図 2.1.8 原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移

1000

800
注
水

600

低圧代替注水系（常設）

流
量

400

（t/h）
200

0
0

10

20

30

40

50

事 故 後 の 時 間（ｍ）
SA3KK7LOF99AF3IR000

図 2.1.9 注水流量の推移

2.1-2332

3000

逃がし安全弁（8 個）
2500

蒸
蒸気流量

2000

気
流

1500

量
（ｔ/h）
（t/h）

1000

逃がし安全弁
500

0
0

10

20

30

40

50

事 故 後 の 時 間（ｍ）
SA3KK7LOF99AF3IR000

図 2.1.10 逃がし安全弁からの蒸気流量の推移

500

原子炉圧力容器内の保有水量

原
子
炉
冷
却
材
保
有
水
量

400

逃がし安全弁作動による水量減少

300

原子炉注水開始による水量回復200

原子炉注水流量低減
による水量減少

（ｔ）

（ｔ）
100

0
0

10

20

30

40

50

事 故 後 の 時 間（ｍ）
事故後の時間（m）
SA3KK7LOF99AF3IR000

図 2.1.11 原子炉圧力容器内の保有水量の推移

2.1-2433

1200

燃料被覆管の最高温度発生（約 874℃，約 30 分後）（発熱部 10 分割中，下から 8 番目の位置）

1000
燃料被覆管の最高温度

燃
料

800

炉心露出による
燃料被覆管温度の上昇

被
覆
管

600

原子炉減圧による飽和
温度の低下

温
度

炉心再冠水により飽和温度付近まで低下

400

（℃）
（℃）

200

0
0

10

20

30

40

50

事 故 後 の 時 間（ｍ）
CH8KK7LOF99AF3IR001

図 2.1.12 燃料被覆管温度の推移

1.00E+06

核沸騰冷却（ボイド率に対応した値）

遷移沸騰冷却
核沸騰冷却（再冠水後）

蒸気冷却

1.00E+05

膜沸騰冷却（冠水時）
噴霧流冷却（露出時）

熱伝

1.00E+04

ボイド率増加に伴う熱伝達係数低下達係

1.00E+03

数
1.00E+02（W/(m2・K)）
1.00E+01

燃料被覆管の最高温度
発生位置露出1.00E+00
0

10

20

30

事 故 後 の 時 間（ｍ）

4050

燃料被覆管の最高温度
発生位置再冠水
CH8KK7LOF99AF3IR001

図 2.1.13 燃料被覆管の最高温度発生位置における熱伝達係数の推移

2.1-2534

1.2

燃料被覆管の最高温度
発生位置露出燃料被覆管の最高温度
発生位置再冠水

1

ボ

0.8

イ

露出と冠水
を繰り返す

0.6

ド
率
（－）

0.4

原子炉減圧に伴うボイド率増加

0.2

0
0

10

20

30

40

50

事 故 後 の 時 間（ｍ）
SA3KK7LOF99AF3IR000

図 2.1.14 燃料被覆管の最高温度発生位置におけるボイド率の推移

1.2

減圧率の低下に伴うボイド率減少

1

ボ

0.8

イ
ド

0.6

率
（－）

0.4

再 冠水過 程にお ける露出と 冠水の 繰り返 しによる原子炉減圧に伴う ボイド率の増減
ボイド率増加

0.2

0
0

10

20

30

40

50

事 故 後 の 時 間（ｍ）
SA3KK7LOF99AF3IR000

図 2.1.15 高出力燃料集合体のボイド率の推移※※

高出力燃料集合体内に水位があることから，二相水位以下のボイド率を示している。

2.1-26

35

1.2

1

ボ

0.8

減圧率の低下に伴うボイド率減少

イ
ド

0.6

率
（－）

原子炉減圧に伴うボイド率増加0.4

炉心下部プレナム水位形成に
より炉心部の冷却材が落下しボイド率が増加

0.2

0
0

10

20

30

40

50

事 故 後 の 時 間（ｍ）
SA3KK7LOF99AF3IR000

図 2.1.16 炉心下部プレナム部のボイド率の推移

2.1-2736

10000×

GEMP731

燃料被覆管の最高温度及び円周方向応力の最大値

ORNL3626
ORNL3626(照射)GEMP683
GEVNC(0.56℃/s)(8×8)(Vallecitosのデータ)
GEVNC(2.8 ℃/s)(8×8)(Vallecitosのデータ)
GEVNC(5.6 ℃/s)(8×8)(Vallecitosのデータ)
GEVNC(0.56℃/s)(7×7)(Vallecitosのデータ)

1000

GEVNC(2.8 ℃/s)(7×7)(Vallecitosのデータ)

円

GEVNC(5.6 ℃/s)(7×7)(Vallecitosのデータ)

周

NUREG-0630,DATA H(KfK FABIOLA)NUREG-0630,DATA F(ORNL)NUREG-0630,DATA I(ORNL)

方NUREG-0630,DATA J(KfK)

向の

KfK(0.8～1.6K/s)(REBEKA Single Rod)JNES(内圧破裂試験)

100

NFI他(内圧破裂試験)

応
ベストフィット曲線

力

平均値－２σ曲線(N/mm 2)
10

1
0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600

燃 料 被 覆 管 温 度 (℃)

図 2.1.17 燃料被覆管に破裂が発生する時点の燃料被覆管温度と燃料被覆管の円周方向の応力の関係

2.1-2837

0.8
ドライウェルサプレッション・チェンバ

格納容器圧力

格
納
容
器
内
圧
力

0.6

格納容器ベント（約 17 時間）による圧力低下
格納容器スプレイ作動
最大圧力 0.31MPa[gage]に伴う圧力変化

0.4(MPa[gage])(MPa[gage])

原子炉注水のための低圧代替注水系（常設）の起動／停止による原子炉圧力変化の影響を受ける

原子炉減圧に伴う格納容器圧力上昇

0.2

ウェットウェルベントによりドライウェルに比べて圧力低下が早い
0.0
0

10

20

30

事故後の時間(ｈ)40JOB No.MA404K-7TQUVAF7G000

事故後の時間(h)図 2.1.18 格納容器圧力の推移

300

格納容器気相部温度

格
納
容
器
内
温
度

(℃)
(℃)

ドライウェル温度は以下により初期温度から急激に上昇する
・主蒸気隔離弁の閉止により，原子炉圧力及び原子炉内飽和温度が上昇する
これに伴い原子炉圧力容器表面温度が上昇
・ドライウェル冷却系の停止

200

ドライウェルサプレッション・チェンバ

格納容器ベント（約 17 時間）
による温度低下
最高温度約 144℃

格納容器スプレイ作動
により温度上昇が抑制

100

原子炉減圧に伴い原子炉飽和温度が低下することで，原子炉圧力容器壁面(内表面)温度が低下し，熱伝導の遅れを伴って，外表面の温度も低下し，原子炉格納容器
気相部温度の低下に繋がる。また，原子炉格納容器気相部から壁面への伝熱により，壁面温度が上昇することで格納容器気相部温度が低下する

0
0

10

20
事故後の時間(ｈ)
事故後の時間（h）

30
JOB No.MA404K-7TQUVAF7G000

原子炉減圧に伴い，原子炉内の蒸気が流入することによる温度上昇

図 2.1.19 格納容器気相部温度の推移

2.1-2938

40

20
サプレッション・チェンバ・プール水位

サ
プ
レ
ッ
シ
ョ
ン
・
チ
ェ
ン
バ
水
位

ベントライン（約 17m）
真空破壊装置（約 14m）

15

格納容器ベント（約 17 時間）
以降有意な増加はない

格納容器スプレイ作動
10

5

（m）
(ｍ)

原子炉減圧に伴い原子炉内の蒸気が流入するため水位が上昇

原子炉格納容器下部にサプレッション・チェンバのプール水が流出するため水位上昇が抑制

0
0

10

20
事故後の時間(ｈ)

事故後の時間（h）

30

40JOB No.MA404K-7TQUVAF7G000

図 2.1.20 サプレッション・チェンバ・プール水位の推移

300
サプレッション・チェンバ・プール水温

サ
プ
レ
ッ
シ
ョ
ン
・
チ
ェ
ン
バ
水
温

格納容器ベント（約 17 時間）による圧力低下により飽和温度が低下

200

原子炉減圧状態の維持により原子炉内の蒸気が流出し水温が徐々に上昇

100

（℃）
(℃)

原子炉減圧に伴い原子炉内の蒸気が流入するため水温が上昇
0
0

10

20

30

40

事故後の時間(ｈ)

事故後の時間（h）

JOB No.MA404K-7TQUVAF7G000

図 2.1.21 サプレッション・チェンバ・プール水温の推移

2.1-3039

10

逃がし安全弁開閉による圧力制御
逃がし安全弁 8 個による手動減圧（約 19 分）

8
原
子

6

炉
圧

主蒸気隔離弁の閉止による圧力上昇4
力

注水量が少なく，沸騰が継続しているため，注水された冷却材は発生蒸気の増加を促進し，原子炉圧力が上昇する（MPa[abs]）
2

0
0

10

20

30

40

50

60

事 故 後 の 時 間（ｍ）
SA3KK7LOF99AF5FR075

図 2.1.22 操作 5 分遅れのケースにおける原子炉圧力の推移

20

手動減圧に伴う減圧沸騰
による水位上昇
原子炉減圧による蒸気流出
により水位低下

炉心上部プレナム

15

レベル 8
レベル 3
レベル 2

（

原
子
炉
水
位

）

シ
ュ
ラ
ウ
ド
内
外
水
位

注水開始後
徐々に水位が回復

レベル 1.5
レベル 1
有効燃料棒頂部

10

シュラウド外高出力燃料集合体

有効燃料棒底部

5

炉心下部プレナム
（ｍ）

0
0

10

20

30

40

50

60

事 故 後 の 時 間（ｍ）
SA3KK7LOF99AF5FR075

図 2.1.23 操作 5 分遅れのケースにおける原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移

2.1-3140

1200

燃料被覆管の最高温度発生（約 944℃,約 33 分後）
1000
燃
料

炉心露出による
燃料被覆管温度の上昇

800

被
覆
管

600

原子炉減圧による飽和
温度の低下

温
度

炉心再冠水により飽和温度付近まで低下

400

（℃）
200

0
0

10

20

30

40

50

60

事 故 後 の 時 間（ｍ）
CH8KK7LOF99AF5FR033

図 2.1.24 操作 5 分遅れのケースにおける燃料被覆管温度の推移

2.1-3241

42

2.1-33－－高圧・低圧注水機能喪失確認後，低圧代替注水系（常設）を 2 台運転とし， 復水移送ポンプ
中央制御室にて逃がし安全弁 8 個を全開し，原子炉急速減圧を実施する
逃がし安全弁

復水移送ポンプ
復水貯蔵槽

復水移送ポンプ
復水貯蔵槽

格納容器圧力逃がし装置
耐圧強化ベント系
代替格納容器圧力逃がし装置

高圧注水機能喪失確認後，高圧代替注水系を起動し原子炉水位を回復する

逃がし安全弁による原子炉急速減圧により，低圧代替注水系（常設）の系
統圧力を下回ると原子炉注水が開始され，原子炉水位が回復する。原子炉
水位は原子炉水位低（レベル 3）から原子炉水位高（レベル 8）の間で維持する

格納容器圧力が 0.18MPa[gage]に到達した場合，代替格納容器スプレイ冷
却系により原子炉格納容器冷却を実施する。代替格納容器スプレイ中に原子炉水位が原子炉水位低（レベル 3）まで低下した場合は，代替格納容器
スプレイを停止し原子炉注水を実施する。原子炉水位高（レベル 8）まで
回復後，原子炉注水を停止し，代替格納容器スプレイを再開する

格納容器圧力が 0.31MPa[gage]に到達した場合，格納容器圧力逃がし装置
等による原子炉格納容器除熱を実施する

高圧代替注水系による原子炉
水位回復

逃がし安全弁による原子炉急
速減圧

低圧代替注水系（常設）による
原子炉注水

代替格納容器スプレイ冷却系
による原子炉格納容器冷却

格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱

高圧代替注水系
復水貯蔵槽

高圧・低圧注水機能喪失確認

－

―

－

－

－

原子炉水位による自動起動信号が発生するが，各ポンプの起動失敗又は各ポンプの系統流量計の指示が上昇しないことにより高圧・低圧注水機能喪失を確認する

－

可搬設備

－

常設設備

計装設備

【

有効性評価上考慮しない操作】：重大事故等対処設備（設計基準拡張）

格納容器内圧力（D/W）
格納容器内圧力（S/C）
サプレッション・チェンバ・プール水位
格納容器内雰囲気放射線レベル（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル（S/C）
フィルタ装置水位
フィルタ装置入口圧力
フィルタ装置出口放射線モニタ
フィルタ装置金属フィルタ差圧

格納容器内圧力（D/W）
格納容器内圧力（S/C）
原子炉水位（SA）
原子炉水位
復水補給水系流量（原子炉格納容器）
復水貯蔵槽水位（SA）

原子炉圧力（SA）
原子炉圧力
原子炉水位（SA）
原子炉水位
復水補給水系流量（原子炉圧力容器）
復水貯蔵槽水位（SA）

原子炉圧力（SA）
原子炉圧力

原子炉水位（SA）
原子炉水位
高圧代替注水系系統流量
復水貯蔵槽水位（SA）

原子炉水位（SA）
原子炉水位【原子炉隔離時冷却系系統流量】【高圧炉心注水系系統流量】【残留熱除去系ポンプ吐出圧力】

平均出力領域モニタ
起動領域モニタ

有効性評価上期待する事故対処設備

運転時の異常な過渡変化又は設計基準事故が発生し，原子炉がスクラムしたことを確認する

操作

原子炉スクラム確認

判断及び操作

表 2.1.1 高圧・低圧注水機能喪失時における重大事故等対策について

初期条件

2.1-3243

通常運転時の格納容器温度として設定
復水移送ポンプ吐出温度を参考に設定

7.05m（NWL）
35℃
5.2kPa57℃
50℃（事象開始 12 時間以降は 45℃，
事象開始 24 時間以降は 40℃）

サプレッション・チェンバ・プール水位

サプレッション・チェンバ・プール水温

格納容器圧力

格納容器温度

外部水源の温度

通常運転時のサプレッション・チェンバ・プール
水位として設定
通常運転時のサプレッション・チェンバ・プール
水温の上限値として設定
通常運転時の格納容器圧力として設定

真空破壊装置の設定値

空間部：5,960m3
液相部：3,580m3
3.43kPa（ドライウェル－サプレッション・チ
ェンバ間差圧）

格納容器容積（ウェットウェル）

真空破壊装置ドライウェル内体積の設計値（全体積から内部機器及び構造物の体積を除いた値）
ウェットウェル内体積の設計値（内部機器及び構造物の体積を除いた値）

設計の最大値として設定

7,350m3

44.0kW/m

最大線出力密度－

格納容器容積（ドライウェル）

9×9 燃料（A 型）

燃料

熱平衡計算による値

サイクル末期の燃焼度のばらつきを考慮し,10%の保守性を考慮

約 10℃

炉心入口サブクール度

熱平衡計算による値

ANSI/ANS-5.1-1979
燃焼度 33GWd/t

約 278℃

炉心入口温度定格流量として設定

通常運転時の原子炉水位として設定

定格原子炉圧力として設定

定格原子炉熱出力として設定－

条件設定の考え方

原子炉停止後の崩壊熱

52,200t/h

炉心流量端から+119cm）

通常運転水位（セパレータスカート下

7.07MPa[gage]

原子炉圧力

原子炉水位

3,926MWt

原子炉側：SAFER，CHASTE
原子炉格納容器側：MAAP

主要解析条件

原子炉熱出力解析コード

項目

表 2.1.2 主要解析条件（高圧・低圧注水機能喪失）
（1／4）

事故条件

2.1-3344
高圧注水機能及び低圧注水機能喪失

外部電源あり外部電源

給水流量の全喪失

主要解析条件

安全機能の喪失に対する仮定

起因事象

項目

条件設定の考え方

冷却上厳しくなる

高く維持され，原子炉水位の低下が早いため，炉心ベル 3）による原子炉スクラムまでは原子炉出力がプがトリップしないことにより，原子炉水位低（レ外部電源がある場合，事象発生と同時に再循環ポン

水系の機能喪失を設定

心注水系の機能喪失を，低圧注水機能として低圧注

高圧注水機能として原子炉隔離時冷却系及び高圧炉

原子炉水位低下の観点で厳しい事象を設定

表 2.1.2 主要解析条件（高圧・低圧注水機能喪失）（2／4）

重大事故等対策に関連する機器条件

2.1-34

45

0

50

100

150
200
注水流量（m3/h）

250

300

350

復水移送ポンプ 2 台による注水特性

格納容器圧力が0.62MPa[gage]における最大
格納容器圧力逃がし装置等の設計値を考慮して，格納排出流量31.6kg/sに対して，原子炉格納容
容器圧力及び温度を低下させる排出流量を確保可能な器二次隔離弁の中間開操作（流路面積70%
弁開度として設定開）にて原子炉格納容器除熱

格納容器圧力逃がし装置等

格納容器温度及び圧力抑制に必要なスプレイ流量を考
慮し，設定

0.0

0.2

0.4

140m3/h にて原子炉格納容器内へスプレイ

維持可能な注水量に制御

0.6

0.8

1.0

設計値に注入配管の流路圧損を考慮した値として設定

力の関係から設定

逃がし安全弁の設計値に基づく蒸気流量及び原子炉圧逃がし安全弁の逃がし弁機能の設計値として設定

原子炉冷却材再循環系のインターロックとして設定

安全保護系等の遅れ時間を考慮して設定

条件設定の考え方

代替格納容器スプレイ冷却系

低圧代替注水系（常設）

最大 300m3/h で注水，その後は炉心を冠水<原子炉圧力と逃がし安全弁蒸気流量の関係>

主要解析条件
原子炉水位低（レベル 3）
原子炉スクラム信号（遅れ時間：1.05 秒）
代替冷却材再循環ポンプ・トリップ機 再循環ポンプが，原子炉水位低（レベル3）で 4 台，原子炉水位低（レベル 2）で残能りの 6 台がトリップ
逃がし弁機能7.51 MPa[gage]×1 個, 363 t/h/個
7.58 MPa[gage]×1 個, 367 t/h/個
7.65 MPa[gage]×4 個, 370 t/h/個
7.72 MPa[gage]×4 個, 373 t/h/個
7.79 MPa[gage]×4 個, 377 t/h/個
7.86 MPa[gage]×4 個, 380 t/h/個
自動減圧機能付き逃がし安全弁の 8 個を開逃がし安全弁することによる原子炉急速減圧

項目

表 2.1.2 主要解析条件（高圧・低圧注水機能喪失）（3／4）

原子炉圧力（MPa[dif]）

重大事故等対策に関連する操作条件

2.1-3546

炉格納容器除熱操作

格納容器圧力逃がし装置等による原子子炉格納容器冷却操作

代替格納容器スプレイ冷却系による原原子炉急速減圧操作

び中央制御室における系統構成

低圧代替注水系（常設）の追加起動及項目

格納容器圧力 0.31MPa[gage]到達時

格納容器圧力 0.18MPa[gage]到達時

事象発生から約 14 分後

事象発生から 10 分後

主要解析条件

条件設定の考え方

格納容器最高使用圧力を踏まえて設定

設計基準事故時の最高圧力を踏まえて設定

備時間を考慮して設定

中央制御室操作における低圧代替注水系（常設）の準

操作時間は約 4 分間として設定判断時間を考慮して，事象発生から 10 分後に開始し，高圧・低圧注水系機能喪失を確認後実施するが，事象表 2.1.2 主要解析条件（高圧・低圧注水機能喪失）（4／4）

添付資料 2.1.1
安定状態について
高圧・低圧注水機能喪失時の安定状態については以下のとおり。
原子炉安定停止状態：事象発生後，設計基準事故対処設備及び重大事故等対処設備を用いた炉心冷却により，炉心冠水が維持でき，また，冷却のための設備がその後も機能維持できると判断され，かつ，必要な要員の不足や資源の枯渇等のあらかじめ想定される事象悪化のおそれがない場
合，安定停止状態が確立されたものとする。
原子炉格納容器安定状態：炉心冠水後に，設計基準事故対処設備及び重大事故等対処設備を用いた原子炉格納容器除熱機能（格納容器圧力逃がし装置等，残留熱除去系又は代替循環冷却系）により，格納容器圧力及び温度が安定又は低下傾向に転じ，また，原子炉格納容器除熱のための設備がその後も機能維持できると判断され，かつ，必要な要員の不足や資源の枯渇等のあらかじめ想定される事象悪化のおそれがない場合，安定状態が確立されたものとする。
【安定状態の確立について】
原子炉安定停止状態の確立について
逃がし安全弁を開維持することで，低圧代替注水系（常設）による注水継続により炉心が冠水し，炉心の冷却が維持され，原子炉安定停止状態が確立される。
原子炉格納容器安定状態の確立について
炉心冷却を継続し，事象発生から約 17 時間後に格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格
納容器除熱を開始することで，格納容器圧力及び温度は安定又は低下傾向になり,格納容器
温度は 150℃を下回るとともに，ドライウェル温度は，低圧注水継続のための逃がし安全弁の機能維持が確認されている 126℃を上回ることはなく，原子炉格納容器安定状態が確立される。なお,除熱機能として格納容器圧力逃がし装置等を使用するが,本事象より使用までの時間が短く放射性物質の減衰効果が少ない「2.3 全交流動力電源喪失」の実効線量約 4.9
×10-2mSv 以下となり，燃料被覆管破裂は発生しないため,周辺の公衆に対して著しい放射線
被ばくのリスクを与えることはなく，敷地境界での実効線量評価は 5mSv を十分に下回る。
また，重大事故等対策時に必要な要員は確保可能であり，また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
【安定状態の維持について】
上記の炉心損傷防止対策を継続することにより安定状態を維持できる。
また，代替循環冷却系を用いて又は残留熱除去系を復旧して除熱を行い，原子炉格納容器を隔離することによって，安定状態の更なる除熱機能の確保及び維持が可能となる。
（別紙1）
添 2.1.1-1

47

（別紙 1）

安定状態の維持について
1. 安定状態の維持に関する定量評価
サプレッション・チェンバ水温に関する長期間解析及び残留熱除去系の復旧に関する定量評価について示す。
（1）サプレッション・チェンバ水温に関する長期間解析
代替循環冷却系又は格納容器ベントを使用した場合のサプレッション・チェンバ・プール
水温の挙動を確認するため，有効性評価の対象とした事故シーケンスのうち，サプレッショ
ン・チェンバ・プール水温が高く推移するシーケンスとして，重大事故として「格納容器過圧・過温破損シナリオ（代替循環冷却系を使用する場合及び代替循環冷却系を使用しない場
合）」について，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として，格納容器
ベントを行い，事故発生 40 時間時点のサプレッション・チェンバ・プール水温が最も高い「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障）シナリオ」について，サプレッション・チェンバ・
プール水温が約 100℃に低下するまでの長期間解析を実施した。
図 1.1 から図 1.3 に，格納容器過圧・過温破損シナリオ（代替循環冷却系を使用する場合）における格納容器圧力・温度及びサプレッション・チェンバ・プール水温の解析結果を示す。
同様に，図 1.4 から図 1.6 に，格納容器過圧・過温破損シナリオ（代替循環冷却系を使用しない場合）の解析結果を，図 1.7 から図 1.9 に，崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障）
シナリオの解析結果を示す。
図 1.3，図 1.6，及び図 1.9 に示すように，いずれの解析結果においても事故後 7 日時点では，サプレッション・チェンバ・プール水温は最高使用温度の 104℃（原子炉格納容器設計
条件を決定するための冷却材喪失事故時の解析結果での最高温度に余裕をもたせた温度）を上回っているが，事故発生 7 日以降の 100℃に低下するまでの全期間に亘って 150℃を下回っている。トップヘッドフランジや機器搬入用ハッチに使用されている改良 EPDM 製シール材は一般特性として耐温度性は 150℃であることから，原子炉格納容器の放射性物質の閉じ込め機能は維持される。
したがって，事故発生 7 日以降にサプレション・チェンバ・プール水温が最高使用温度を上回っていても原子炉格納容器の健全性が問題となることはない。

（別紙 1）-1

47-1

800
ドライウェル700
格納容器圧力格納容器内圧力(ＭＰａ[gage])

サプレッション・チェンバ

600
500
400

ドライウェルへの窒素注入による一時的な圧力上昇及び格納容器ベントによる圧力低下(kPa[gage])

300
200
100
0
0

48

96

144

192

240

288

336

時間（ｈ）
事故後の時間（h）

384

432

480

JOB No.MA404K-7AE--KGCN000

図 1.1 格納容器圧力の推移（格納容器過圧・過温破損シナリオ）（代替循環冷却系を使用する場合）

300
ドライウェルサプレッション・チェンバ

格納容器内温度(℃)

格納容器温度(℃)

200
格納容器ベントによる温度低下

100

格納容器スプレイ停止による温度上昇

0
0

48

96

144

192

240
時間（ｈ）

288

336

384

432

480

JOB No.MA404K-7AE--KGCN000

事故後の時間（h）

図 1.2 格納容器温度の推移（格納容器過圧・過温破損シナリオ）（代替循環冷却系を使用する場合）（別紙 1）-2

47-2

200

格納容器内温度(℃)

サプレッション・チェンバ・プール水温

150

104℃到達時間
約 354 時間

100

50

（℃）

0
0

48

96

144

192

240
288
時間（ｈ）
事故後の時間（h）

336

384

432

480

JOB No.MA404K-7AE--KGCN000

図 1.3 サプレッション・チェンバ・プール水温の推移（格納容器過圧・過温破損シナリオ）（代替循環冷却系を使用する場合）（別紙 1）-3

47-3

800
ドライウェルサプレッション・チェンバ
内力
圧力
格格
納納
容容
器器
圧

600

400

（ｋPa[gage]）(kPa[gage])

200

0
0

120

240

360

480

600

720

840

960

事故後の時間（ｈ）

事故後の時間（h）

JOB No.MA404K-7AE--PF8A006

図 1.4 格納容器圧力の推移（格納容器過圧・過温破損シナリオ）（代替循環冷却系を使用しない場合）

300
ドライウェルサプレッション・チェンバ
納容
容器
器温
内度
温度
格格
納

200

(℃)
（℃）

100

0
0

120

240

360

480

600

720

840

960

事故後の時間（ｈ）

事故後の時間（h）

JOB No.MA404K-7AE--PF8A006

図 1.5 格納容器温度の推移（格納容器過圧・過温破損シナリオ）（代替循環冷却系を使用しない場合）（別紙 1）-4

47-4

200
サプレッション・チェンバ・プール水温

サ
プ
レ
ッ
シ
ョ
ン
・
チ
ェ
ン
バ
水
温

104℃到達時間
約841ｈ

150

100

（℃） 50
(℃)

0
0

120

240

360

480

600

事故後の時間（ｈ）
事故後の時間（h）

720

840

960

JOB No.MA404K-7AE--PF8A006

図 1.6 サプレッション・チェンバ・プール水温の推移（格納容器過圧・過温破損シナリオ）（代替循環冷却系を使用しない場合）（別紙 1）-5

47-5

800
ドライウェルサプレッション・チェンバ

格納
圧内
力圧力
格容
納器
容器

600

400

（ｋPa[gage]）(kPa[gage])

200

0
0

60

120

180

240

300

360

420

480

540

600

660

720

事故後の時間（ｈ）

事故後の時間（h）

JOB No.MA404K-7TW--PF8A002

図 1.7 格納容器圧力の推移（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障））

300
ドライウェルサプレッション・チェンバ
器温
内度
温度
格格
納納
容容器

200

(℃)
（℃）

100

0
0

60

120

180

240

300

360

420

480

540

600

660

720

事故後の時間（ｈ）

事故後の時間（h）

JOB No.MA404K-7TW--PF8A002

図 1.8 格納容器温度の推移（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障））（別紙 1）-6

47-6

200
サプレッション・チェンバ・プール水温

サ
プ
レ
ッ
シ
ョ
ン
・
チ
ェ
ン
バ
水
温

(℃)

104℃到達時間
約419ｈ

150

100

50

（℃）

0
0

60

120

180

240

300

360

420

事故後の時間（ｈ）

事故後の時間（h）

480

540

600

660

720

JOB No.MA404K-7TW--PF8A002

図 1.9 サプレッション・チェンバ水温の推移（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障））（別紙 1）-747-7

（2）残留熱除去系の復旧に関する定量評価
ここでは，残留熱除去系の復旧による安定状態の評価として，安定状態は確立し，炉心の冷却は維持され，格納容器圧力及び温度は低下傾向に向かうものの，サプレッション・チェ
ンバ・プール水位が比較的高く推移する崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）を例に評価を行った。
図 1.10 及び図 1.11 に，格納容器圧力及びサプレッション・チェンバ・プール水温の時間変化を，図 1.12 及び図 1.13 に，注水流量及びサプレッション・チェンバ・プール水位の時間変化を，それぞれ事故発生後 14 日間について示す。
サプレッション・チェンバ・プール水位については，水位が真空破壊装置－1m に到達した時点で，低圧代替注水系(常設)による原子炉注水を停止することで外部水源からの注水を制限し，かつ，代替原子炉補機冷却系を用いた残留熱除去系による除熱により，炉心及び原子炉格納容器の冷却を行いつつ，図 1.12 に示すように適宜サプレッション・チェンバのプール
水を水源とする残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水を行うことで，図 1.13 に示すようにサプレッション・チェンバ・プール水位の上昇は抑制される。
また，図 1.11 に示すように，サプレッション・チェンバ・プール水温は事象発生 20 時間
後に残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）の運転を開始した以降，低下が継続し，事故発生 7 日後までには最高使用温度(104℃)を下回る。事故発生 7 日後に残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）で運転することにより，除熱能力が改善され，
図 1.10 及び図 1.11 に示すように，格納容器圧力及びサプレッション・チェンバ・プール水
温は大幅に低下する。
以上から，残留熱除去系の復旧により安定状態の更なる除熱機能の確保及び維持が可能である。

（別紙 1）-8

47-8

0.8
ドライウェルサプレッションチェンバ

容器
器圧
内力
圧力
格格
納納容

0.6

サプレッション・チェンバ・プール水
冷却モード運転による圧力低下

原子炉停止時冷却モード
運転開始（7 日後）

0.4（MPa[gage]）(MPa[gage])

0.31MPa[gage]

0.2

格納容器スプレイ停止による圧力上昇

0
0

48

96

144

192

240

事故後の時間（ｈ）
事故後の時間（h）

288

336

JOB No.MA404K-7TW--JFAU006

図 1.10 格納容器圧力の推移

300
サプレッション・チェンバ・プール水温

サ
プ
レ
ッ
シ
ョ
ン
・
チ
ェ
ン
バ
水
温

サプレッション・チェンバ・プール水
冷却モード運転開始による水温低下

200

原子炉停止時冷却モード
運転開始（7 日後）

100

(℃)

（℃）

0
0

48

96

144

192

事故後の時間(ｈ)
事故後の時間（h）

240

288

336

JOB No.MA404K-7TW--JFAU006

図 1.11 サプレッション・チェンバ・プール水温の推移（別紙 1）-947-9

残留熱除去系の低圧注水とサプレッション・
チェンバ・プール水冷却モードの切替運転

1000

800

注
水
流
量

600

(ｔ/ｈ)

400

格納容器
スプレイ
原子炉隔離時冷却系
低圧代替注水系(常設)200

格納容器スプレイ
低圧注水系

原子炉隔離時
冷却系
0
0

48

96

144

低圧代替注水系
（常設）

192

240

事故後の時間（ｈ）

288

336

JOB No.MA404K-7TW--JFAU006

図 1.12 注水流量の推移

20
サプレッション・チェンバ・プール水位

サ
プ
レ
ッ
シ
ョ
ン
・
チ
ェ
ン
バ
水
位

(ｍ)

ベントライン（約 17m）
15

真空破壊装置（約 14m）

10

原子炉停止時冷却モード
運転開始（7 日後）
5

（m）

0
0

48

96

144

192

事故後の時間(ｈ)

事故後の時間（h）

240

288

336

JOB No.MA404K-7TW--JFAU006

図 1.13 サプレッション・チェンバ・プール水位の推移（別紙 1）-1047-10

2. 残留熱除去系の復旧方法について（1）残留熱除去系の復旧方法及び予備品の確保について
残留熱除去系の機能喪失の原因によっては，大型機器の交換が必要となり復旧に時間かかる場合も想定されるが，予備品の活用やサイト外からの支援などを考慮すれば，1 ヶ月程度
で残留熱除去系を復旧させることが可能であると考えられる。
残留熱除去系の復旧にあたり，原子炉補機冷却海水系，原子炉補機冷却水系については，予備品を保有することで復旧までの時間が短縮でき，成立性の高い作業で機能回復できる機器として，電動機を重大事故等により同時に影響を受けない場所に予備品として確保している。
一方，残留熱除去系については，防潮堤等の津波対策及び原子炉建屋内の内部溢水対策により区分分離されていること，さらに ABWR の残留熱除去系は 3 系統あることから，東日本大震災のように複数の残留熱除去系が同時浸水により機能喪失することはないと考えられる。
なお，ある 1 系統の残留熱除去系の電動機が浸水し，当該の残留熱除去系が機能喪失に至った場合においても，他系統の残留熱除去系の電動機を接続することにより復旧する手順を準備する（「1.0 重大事故対策における共通事項 添付資料 1.0.15 格納容器の長期にわたる状態維持に係わる体制の整備について」参照）。
（2）残留熱除去系の復旧手順について
炉心損傷又は格納容器破損に至る可能性のある事象が発生した場合に，運転員及び緊急時対策要員により残留熱除去系を復旧するための手順を整備してきている。
本手順では，機器の故障個所，復旧に要する時間，炉心損傷又は格納容器破損に対する時
間余裕に応じて「恒久対策」，「応急対策」又は「代替対策」のいずれかを選択するものとしている。
具体的には，故障箇所の特定と対策の選択を行い，故障箇所に応じた復旧手順にて復旧を行う。図 2.1 に手順書の記載例を示す。

（別紙 1）-1147-11

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。

図 2.1 残留熱除去系の復旧手順書の記載例（1/8）（別紙 1）-1247-12

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。

図 2.1 残留熱除去系の復旧手順書の記載例（2/8）（別紙 1）-13

47-13

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。

図 2.1 残留熱除去系の復旧手順書の記載例（3/8）（別紙 1）-14

47-14

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。

図 2.1 残留熱除去系の復旧手順書の記載例（4/8）（別紙 1）-15

47-15

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。

図 2.1 残留熱除去系の復旧手順書の記載例（5/8）（別紙 1）-16

47-16

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。

図 2.1 残留熱除去系の復旧手順書の記載例（6/8）（別紙 1）-17

47-17

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。

図 2.1 残留熱除去系の復旧手順書の記載例（7/8）（別紙 1）-18

47-18

枠囲みの内容は機密事項に属しますので公開できません。

図 2.1 残留熱除去系の復旧手順書の記載例（8/8）（別紙 1）-19

47-19

3. 原子炉格納容器内の可燃性ガス濃度制御
3-1

格納容器ベントの場合
重大事故時において格納容器ベントにより格納容器除熱を実施している場合は，残留熱除去系による格納容器除熱機能が使用可能な状態になり，長期にわたり格納容器の冷却が可能であること，格納容器内の可燃性ガス濃度測定が可能であり，可燃性ガ
ス濃度制御系により格納容器内の水の放射線分解により発生する酸素／水素を可燃限界濃度に到達することなく制御が可能であることが確認された場合に，格納容器ベントを停止することができる。
残留熱除去系による格納容器除熱は，格納容器スプレイ又はサプレッション・チェ
ンバ・プール水冷却運転により実施する。しかし，長期安定停止状態における格納容器ベント停止後の格納容器除熱は，崩壊熱が低下しているためサプレッション・チェ
ンバ・プール水冷却運転のみで実施可能である。
なお，格納容器スプレイを実施するような場合においては，格納容器内の急激な蒸気凝縮により格納容器圧力が負圧になることを防止するため，格納容器圧力高スクラ
ム設定点を格納容器スプレイ停止設定値としている。運転員は格納容器スプレイ停止
設定値に至らないように格納容器スプレイ流量の調整及び格納容器スプレイ停止操作を行う。残留熱除去系による格納容器スプレイは運転員の操作により実施され，自動的に動作するものではない。
格納容器ベント停止後の格納容器可燃性ガス濃度制御は，可燃性ガス濃度制御系により格納容器内の酸素／水素を再結合することにより，可燃限界濃度に到達することなく長期安定停止状態を維持することが可能である。
残留熱除去系による格納容器の除熱が継続し，格納容器内での水蒸気発生がなくなる状態（例えば，サプレッション・チェンバ・プール水温 100℃以下）に対して余裕を見込んだサプレッション・チェンバ・プール水温においては，格納容器負圧破損防止のために窒素注入を実施する。（補足説明資料「38.原子炉格納容器への窒素注入について」参照）

3-2

代替循環冷却系の場合
代替循環冷却系により原子炉及び格納容器の除熱を実施している場合は，格納容器
過圧破損防止としての格納容器ベントを実施することはないが，可燃性ガス濃度制御系が使用できない場合には，格納容器水素爆発防止として格納容器圧力逃がし装置等を用いた可燃性ガス（水素ガス及び酸素ガス）の排出を実施する。可燃性ガス排出時は代替循環冷却系運転継続のために急激な圧力低下を招かないように格納容器圧力を制御する。格納容器内水素ガス濃度及び格納容器内酸素ガス濃度が十分に低下し，低下傾向が確認できなくなった時点で，格納容器圧力逃がし装置等を用いた可燃性ガス（別紙 1）-2047-20

の排出を停止する。
代替循環冷却系による格納容器の除熱が継続し，格納容器内での水蒸気発生がなくなる状態（例えば，サプレッション・チェンバ・プール水温 100℃以下）に対して余裕を見込んだサプレッション・チェンバ・プール水温においては，酸素濃度可燃限界
到達防止及び格納容器負圧破損防止のために窒素注入を実施する。
（補足説明資料「38.
原子炉格納容器への窒素注入について」参照）
3-3

格納容器への窒素ガス注入について
格納容器への窒素ガス注入は，可搬型窒素供給装置または不活性ガス系による窒素ガス注入により実施する。
可搬型窒素供給装置による窒素ガス注入は，格納容器圧力逃がし装置等で使用する設備と同様に空気中から窒素を抽出し，直接格納容器へ窒素ガスを注入する。
不活性ガス系による窒素ガス封入は，通常運転時に格納容器を不活性化する恒設設備で実施する。液体窒素で保管している貯槽から気化する設備を通して窒素ガスとして格納容器に供給される。この設備を使用する場合は，タンクローリ等による貯槽への補給体制，気化する設備への加熱源復旧，貯槽から格納容器までの配管健全性確認
及び計装用空気・電源等のユーティリティー復旧が必要となる。

（別紙 1）-2147-21

添付資料 2.1.2

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について（高圧・低圧注水機能喪失）
表 1－1 解析コードにおける重要現象の不確かさが運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（高圧・低圧注水機能喪失）（1／2）
【SAFER，CHASTE】
分類
重要現象

解析モデル

不確かさ

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

崩壊熱

崩壊熱モデル

入力値に含まれる。最確条件を包絡できる条件を設定することにより崩壊熱を大きくするよう考慮している。

「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響」にて確認。

「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響」にて確認。

燃料棒表面熱伝達モデル

TBL，ROSA-Ⅲの実験解析において，熱伝達係数を低めに評価する可能性があり，他の解析モデルの不確
かさともあいまってコード全体として，スプレイ冷
却のない実験結果の燃料被覆管最高温度に比べて10℃～50℃程度高めに評価する。また，低圧代替注
水系による注水での燃料棒冷却過程における蒸気
単相冷却又は噴霧流冷却の不確かさは 20℃～40℃程度である。

解析コードは実験結果の燃料被覆管温度に比べて 10℃～50℃高めに評価することから，解析
結果は燃料棒表面の熱伝達係数を小さく評価する可能性がある。よって，実際の燃料棒表面
での熱伝達は大きくなり燃料被覆管温度は低くなるが，操作手順（速やかに注水手段を準備すること）に変わりはなく，燃料被覆管温度を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

実験解析では熱伝達モデルの保守性により燃料被覆管温度を高めに評価し，有効性評価解析でも燃料被覆管温度を高めに評価することから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

輻射熱伝達モデル

入力値に含まれる。輻射率は，1,200℃付近のジルカロイ被覆管の酸化面における輻射率（0.7～0.8）を踏まえて 0.67 を用いることで，輻射伝熱を小さ
燃料棒間，燃料棒-チャンネルボックス間の輻射熱伝達を現実的に評価することから，燃料被くするよう考慮している。なお，輻射率 0.67 を用
覆管温度に与える影響は小さい。燃料被覆管温度を操作開始の起点としている運転員等操作いた場合の PCT は，輻射率 0.75 を用いた場合に比はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
べて数℃程度高くなる。また，部分長燃料棒より上部にも出力燃料棒が存在すると仮定して輻射伝熱を小さくするよう考慮している。

燃料棒間，燃料棒-チャンネルボックス間の輻射熱伝達を現実的に評価することから，燃料被覆管温度に与える影響は小さい。

ジルコニウム－水反応モデル

酸化量及び酸化反応に伴う発熱量をより大きく見
積もる Baker-Just 式による計算モデルを採用しており，保守的な結果を与える。

解析コードは酸化量及び発熱量の評価について保守的な結果を与えるため，解析結果は燃料
解析コードでは，燃料被覆管の酸化について，酸化量及び発熱量に被覆管酸化を大きく評価する可能性がある。よって，実際の燃料被覆管温度は低くなり，原保守的な結果を与え，燃料被覆管温度を高めに評価することから，
子炉水位挙動に影響を与える可能性があるが，操作手順（速やかに注水手段を準備すること）
評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

膨れ・破裂評価モデル

膨れ・破裂は，燃料被覆管温度と円周方向応力に基づいて評価され，燃料被覆管温度は上述のように高めに評価され，円周方向応力は燃焼期間中の変化を考慮して燃料棒内圧を大きく設定し保守的に評価している。従って，ベストフィット曲線を用いる場
合も破裂の判定は概ね保守的となる。

解析コードでは，燃料被覆管温度を高めに評価することから，破裂の判定としてベストフィット曲線を用いる場合においても概ね保守的な判定結果を与えるものと考える。仮に格納容 破裂発生前の燃料被覆管の膨れ及び破裂発生の有無は，伝熱面積や器内雰囲気放射線レベル計（CAMS）を用いて，設計基準事故相当のγ線線量率の 10 倍を超え ギャップ熱伝達係数，破裂後の金属－水反応熱に影響を与え，燃料る大量の燃料被覆管破裂を計測した場合には，炉心損傷後の運転操作を適用する必要があり， 被覆管の最高温度及び酸化割合に影響を与えることとなる。解析コ
格納容器圧力逃がし装置等による格納容器除熱操作の起点が，格納容器圧力が限界圧力に到 ードでは，前述の判定を行うための燃料被覆管温度を高めに評価す達するまでとなる。しかしながら，除熱操作までには本解析においても約 17 時間後の操作で ることから，概ね保守的な結果を与えるものと考える。
あり，十分な時間余裕があることから運転員等の判断・操作に対して問題となることはない。

二相流体の流動モデル

TBL，ROSA-Ⅲ，FIST-ABWR の実験解析において，二相水位変化は，解析結果に重畳する水位振動成分を除いて，実験結果と概ね同等の結果が得られている。低圧代替注水系の注水による燃料棒冷却（蒸気単相冷却又は噴霧流冷却）の不確かさは 20℃～40℃程度である。
また，
原子炉圧力の評価において，ROSA-Ⅲでは 2MPaより低い圧力で系統的に圧力低下を早めに予測する傾向を呈しており，解析上，低圧注水系の起動タ 運転操作はシュラウド外水位（原子炉水位計）に基づく操作であることから運転操作に与えイミングを早める可能性が示される。しかし，実験 る影響は原子炉圧力容器の分類にて示す。
で圧力低下が遅れた理由は，水面上に露出した上部
支持格子等の構造材の温度が燃料被覆管からの輻射や過熱蒸気により上昇し，LPCS スプレイの液滴で冷却された際に蒸気が発生したためであり，低圧
注水系を注水手段として用いる事故シーケンスでは考慮する必要のない不確かさである。このため，
燃料被覆管温度に大きな影響を及ぼす低圧代替注
水系の注水タイミングに特段の差異を生じる可能性はないと考えられる。

燃料棒表面熱伝達，気液熱非平衡，沸騰遷移燃料被覆管酸化
炉心
燃料被覆管変形

沸騰・ボイド率変化，気液分離（水位変化）・
対向流，三次元効果

炉心内の二相水位変化を概ね同等に評価することから，有効性評価
解析における燃料被覆管温度に対し，水位振動に伴うクェンチ時刻の早期化を考慮した影響を取り込む必要があるが，炉心の著しい損傷が発生するまで,燃料被覆管温度は解析結果に対して約 70℃の余裕があることからその影響は小さい。
（添付資料 2.1.3）

添 2.1.2-1

48

表 1－1 解析コードにおける重要現象の不確かさが運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（高圧・低圧注水機能喪失）（2／2）
【SAFER，CHASTE】
分類
重要現象

沸騰・凝縮・ボ
イド率変化，気液分離（水位変化）・対向流

不確かさ

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

二相流体の流動モデル

下部プレナムの二相水位を除き，ダウンカマの二相水位（シュラウド外水位）に関する不確かさを取り扱う。シュラウド外水位については，燃料被覆管温度及び運転員操作のどちらに対しても二相水位及びこれを決定する二相流動モデルの妥当性の有無は重要でなく，質量及び水頭のバランスだけで定まるコラプス水位が取り扱えれば十分である。このため，特段の不確かさを考慮する必要はない。

原子炉への注水開始は，給水喪失に伴う原子炉水位（シュラウド外水位）の低下開始を起点
として，非常用炉心冷却系注水機能喪失確認及び代替低圧注水準備を速やかに開始することとなり，水位低下挙動が早い場合であっても，これら操作手順（速やかに注水手段を準備すること）に変わりはないことから，運転員等操作に与える影響はない。水位低下挙動が遅い
場合においては操作に対する時間余裕は大きくなる。なお，解析コードでは，シュラウド外
水位が現実的に評価されることから不確かさは小さい。

シュラウド外水位を適切に評価することから，有効性評価解析における燃料被覆管温度への影響は小さい。

主蒸気逃がし弁流量は，設定圧力で設計流量が放出されるように入力で設定するため不確かさの影響はない。破断口からの流出は実験結果と良い一致を示す臨界流モデルを適用している。有効性評価解
解析コードでは，原子炉からの蒸気及び冷却材流出を現実的に評価する。関連する運転操作 析でも圧力変化を適切に評価し，原子炉への注水のタイミング及びとして急速減圧後の注水操作があるが，注水手段が確立してから減圧を行うことが手順の前 注水流量を適切に評価するため，燃料被覆管温度への影響は小さ提であり，原子炉圧力及び原子炉水位の変動が運転員等操作時間に対して与える影響はない。 い。破断口及び主蒸気逃がし弁からの流出流量は，圧力容器ノズル
又はノズルに接続する配管を通過し，平衡均質流に達するのに十分な長さであることから，管入口付近の非平衡の影響は無視できると考えられ，平衡均質臨界流モデルを適用可能である。

「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響」にて確認。

原子炉圧力容器

解析モデル

冷却材放出（臨界流・差圧流）臨界流モデル

TBL，ROSA-Ⅲ，FIST-ABWR の実験解析において，圧力変化は実験結果と概ね同等の解析結果が得られており，臨界流モデルに関して特段の不確かさを考慮する必要はない。

ＥＣＣＳ注水（給水系・代替
注水設備含む）原子炉注水系モデル

入力値に含まれる。各系統の設計条件に基づく原子炉圧力と注水流量の関係を使用しており，実機設備仕様に対して注水流量を少なめに与え，燃料被覆管
温度を高めに評価する。

添 2.1.2-249「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響」にて確認。

表 1－2 解析コードにおける重要現象の不確かさが運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（高圧・低圧注水機能喪失）【MAAP】
分類

重要現象

解析モデル

不確かさ

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

炉心
原子炉圧力容器

崩壊熱

炉心モデル（原
子炉出力及び崩壊熱）

入力値に含まれる。

「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響」にて確認。

「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響」にて確認。

ＥＣＣＳ注水（給水系・代替
注水設備含む）安全系モデル（非常用炉心冷却系）
安全系モデル（代替注水設備）

入力値に含まれる。

「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響」にて確認。

「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響」にて確認。

格納容器モデル（格納容器の
熱水力モデル）HDR 実験解析では，格納容器圧力及び温度について，温度成層化を含めて傾向を良く再現できることを確認した。格納容器雰囲気温度を十数℃程度高めに，格納容器
圧力を１割程度高めに評価する
傾向が確認されたが，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの種の不確かさは小さくなるものと考えられる。
また，非凝縮性ガス濃度の挙動について，解析結果が測定データと良く一致することを確認した。
格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，CSTF 実験解析
では，格納容器温度及び非凝縮性
ガス濃度の挙動について，解析結果が測定データと良く一致することを確認した。

HDR 実験解析では区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃程度，格納容器圧力を１割程度高めに評価する傾向が確認されているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認された不確かさは小さくなるものと推定される。しかし，全体としては格納容器圧
力及び温度の傾向を適切に再現できているため，格納容器圧力及び温度を操作開始の起点としている代替格納容器スプレイ及び格納容器圧力逃がし装置等に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。
また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，CSTF 実験解析により格納容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認しており，その差異は小さいため，格納容器圧力及び温度を操作開始の起点としている代替格納容器スプレイ及び格納容器圧力逃がし装置等に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。

HDR 実験解析では区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃程度，格納容器圧力を１割程度高めに評価する傾向が確認されているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる
等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認された
不確かさは小さくなるものと推定される。しかし，全体としては格納容器圧力及び温度の傾向を適切に再現できているため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，CSTF 実験解析により格納容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認しているため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

スプレイ冷却

安全系モデル（格納容器スプレイ）
安全系モデル（代替注水設備）

入力値に含まれる。
スプレイの水滴温度は短時間で雰囲気温度と平衡に至ることから伝熱モデルの不確かさはない。

「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響」にて確認。

「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響」にて確認。

格納容器ベン
ト

格納容器モデル（格納容器の
熱水力モデル）

入力値に含まれる。
MAAP コードでは格納容器ベントについては，設計流量に基づいて流路面積を入力値として与え，格納容器各領域間の流動と同様の計算方法が用いられている。

「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響」にて確認。

「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響」にて確認。

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
原子炉格納容器

添 2.1.2-3

50

表2
項目

解析条件（初期条件，事故条件）の不確か
さ
解析条件
最確条件

原子炉熱出力3,926MWt

原子炉圧力7.07MPa[gage]

原子炉水位

通常運転水位（セパレータス
カート下端から+119cm）

炉心流量52,200t/h（ 定 格 流 量
（100%））

解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（高圧・低圧注水機能喪失）（1/3）
条件設定の考え方

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

3,924MWt 以下（実績値）

原子炉熱出力のゆらぎを考慮した運転管理目標値を参考に最確条件を包絡できる条件を設定。

最確条件とした場合には最大線出力密度及び原子炉停止後の崩壊熱が緩和される。最確条件とした場合の運転員等操作時間への影響は，最大線出力密度
及び原子炉停止後の崩壊熱にて説明する。

最確条件とした場合には最大線出力密度及び原子炉停止後の崩壊熱が緩和される。最確条件とした場合の評価項目となるパラメータに与える影響は，最大線出力密度及び原子炉停止後の崩壊熱にて説明する。

約 7.05～
7.12MPa[gage]（実測値）

定格原子炉圧力として設定。

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが， 最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，
原子炉圧力は逃がし安全弁により制御されるため事象進展に与える影響はな 原子炉圧力は逃がし安全弁により制御されるため事象進展に与える影響はな
く，運転員等操作時間に与える影響はない。
く，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

通常運転水位（セパレータスカート
下端から約+118cm～約+120cm）（実測値）
定 格 流 量 の 約 91 ～ 約
110%
（実測値）

初期条件

燃料

9×9 燃料（A 型） 装荷炉心ごと

最大線出力密度

44.0kW/m

約 42.0kW/m 以下（実績値）

原子炉停止後の崩壊熱

ANSI/ANS-5.1-1979
燃焼度 33GWd/t

ANSI/ANS-5.1-1979
平均的燃焼度約 30GWd/t（実績値）

格納容器容積（ドライウェ
ル）

7,350m3

7,350m3（設計値）

格納容器容積（ウェットウェル）

空間部：5,960m3
液 相 部 ：
3,580m3

空間部：
約 5,980～約 5,945m3
液相部：
約 3,560～約 3,595m3（実測値）

サプレッショ
ン・チェンバ・
プール水位

7.05m（NWL）

約 7.01m～約 7.08m（実測値）

サプレッショ
ン・チェンバ・
プール水温35℃

約 30℃～35℃（実測値）

通常運転時の原子炉水位として設定。

定格流量として設定。

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが， 最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，ゆらぎの幅は事象発生後の水位低下量に対して非常に小さい。例えば，原子 ゆらぎの幅は事象発生後の水位低下量に対して非常に小さい。例えば，原子炉
炉スクラム 10 分後の原子炉水位の低下量は通常運転水位約- 4m であるのに スクラム 10 分後の原子炉水位の低下量は通常運転水位約- 4m であるのに対し対してゆらぎによる水位低下量は約- 10mm であり非常に小さい。したがって， てゆらぎによる水位低下量は約- 10mm であり非常に小さい。したがって，事象
事象進展に与える影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。 進展に与える影響は小さく，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
炉心の反応度補償のため初期値は変化するが，事象発生後早期に原子炉はス 炉心の反応度補償のため初期値は変化するが，事象発生後早期に原子炉はスククラムするため，初期炉心流量が事象進展に与える影響は小さく，運転員等 ラムするため，初期炉心流量が事象進展に与える影響は小さく，評価項目とな
操作時間に与える影響は小さい。
るパラメータに与える影響は小さい。

9×9 燃料（A 型）と 9×9 燃料（B 型）
最確条件とした場合には，9×9 燃料の A 型又は B 型の炉心となるか，それらのは，熱水的な特性はほぼ同等であり， 最確条件とした場合には，9×9 燃料の A 型又は B 型の炉心となるか，それら混在炉心となるが，何れの型式も燃料の熱水力特性はほぼ同等であり，炉心冷
燃料棒最大線出力密度の保守性に包 の混在炉心となるが，両型式の燃料の熱水力特性はほぼ同等であり，事象進却性に大きな差は無いことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小含されることから，代表的に 9×9 燃 展に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
さい。
料（A 型）を設定。
最確条件とした場合，燃料被覆管温度の上昇が緩和されるが，操作手順（速設計目標値を参考に最確条件を包絡 やかに注水手段を準備すること）に変わりはなく，燃料被覆管温度を操作開 最確条件とした場合，燃料被覆管温度の上昇が緩和されることから，評価項目
できる条件を設定。
始の起点としている運転員等操作はないため，運転員等操作時間に与える影 となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
響はない。
最確条件は解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，発生する 最確条件は解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，発生する蒸サイクル末期の燃焼度のばらつきを 蒸気量は少なくなることから，原子炉水位低下が緩和され，また，炉心露出 気量は少なくなることから，原子炉水位低下が緩和され，また，炉心露出後の考慮し，10％の保守性を確保すること 後の燃料被覆管温度の上昇は緩和され，それに伴う原子炉冷却材の放出も少 燃料被覆管温度の上昇は緩和されるため，評価項目となるパラメータに対するで，最確条件を包絡できる条件を設 なくなることから，格納容器圧力上昇が遅くなるが，操作手順（速やかに注 余裕は大きくなる。なお，格納容器圧力上昇は遅くなるが，格納容器圧力上昇定。
水手段を準備すること）に変わりはないことから，運転員等操作時間に与え は格納容器ベントにより抑制されるため，評価項目となるパラメータに与えるる影響はない。
影響はない。
ドライウェル内体積の設計値（全体積解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響はなく， 解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響はなく，評から内部機器及び構造物の体積を除運転員等操作時間に与える影響はない。
価項目となるパラメータに与える影響はない。
いた値）を設定。
最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，
ゆらぎによる格納容器容積（ウェットウェル）の液相部（空間部）の変化分
ゆらぎによる格納容器容積（ウェットウェル）の液相部（空間部）の変化分はウェットウェル内体積の設計値（内部 は通常時に対して非常に小さい。例えば，通常時の液相部の熱容量は約
通常時に対して非常に小さい。例えば，通常時の液相部の熱容量は約 3,600m3
3
3
機器及び構造物の体積を除いた値）を 3,600m 相当分であるのに対して，ゆらぎによる容積減少分の熱容量は約 20m相当分であるのに対して，ゆらぎによる容積減少分の熱容量は約 20m3 相当分で設定。
相当分であり，その減少割合は通常時の約 0.6%程度と非常に小さい。したがあり，その減少割合は通常時の約 0.6%程度と非常に小さい。したがって，事象って，事象進展に与える影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響は小進展に与える影響は小さく，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
さい。
最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが， 最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，
ゆらぎによるサプレッション・チェンバ・プール水位低下分の熱容量は通常 ゆらぎによるサプレッション・チェンバ・プール水位低下分の熱容量は通常水水位時に対して非常に小さい。例えば，通常水位時（7.05m）の熱容量は約 位時に対して非常に小さい。例えば，通常水位時（7.05m）の熱容量は約 3600m3
通常運転時のサプレッション・チェン
3600m3 相当分であるのに対して，ゆらぎによる水位低下分（通常水位-0.04m 相当分であるのに対して，ゆらぎによる水位低下分（通常水位-0.04m 分）の熱
バ・プール水位として設定。
分）の熱容量は約 20m3 相当分であり，その低下割合は通常水位時の約 0.6% 容量は約 20m3 相当分であり，その低下割合は通常水位時の約 0.6%程度と非常に程度と非常に小さい。したがって，事象進展に与える影響は小さく，運転員 小さい。したがって，事象進展に与える影響は小さく，評価項目となるパラメ
等操作時間に与える影響は小さい。
ータに与える影響は小さい。
通常運転時のサプレッション・チェン
バ・プール水温の上限値を，最確条件を包絡できる条件として設定。

最確条件は解析条件で設定している水温よりも低くなるため，格納容器圧力上昇が遅くなり，格納容器スプレイ及び格納容器ベント操作の開始が遅くなるが，その影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

添 2.1.2-4

51

最確条件は解析条件で設定している水温よりも低くなるため，格納容器の熱容量は大きくなり格納容器ベントに至るまでの時間が長くなるが，その影響は小
さい。

表2

解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（高圧・低圧注水機能喪失）（2/3）

解析条件（初期条件，事故条件）の不確かさ
解析条件
最確条件

項目

条件設定の考え方

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

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，ゆらぎによる格納容器圧力の上昇量が格納容器ベント時間に与える影響は小さい。例えば，事象発生から格納容器ベントまでの圧力上昇率（平均）は 1 時間あたり約 18kPa であるのに対して，
ゆらぎによる圧力上昇量は約 2kPa であり，格納容器ベント時間が
約 7 分早くなる程度である。したがって，事象進展に与える影響は小さく，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

5.2kPa

約 3kPa～約 7kPa
（実測値）

通常運転時の格納容器圧力として設定。

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，ゆらぎによる格納容器圧力の上昇量が格納容器ベン
ト時間に与える影響は小さい。例えば，事象発生から格納容器ベントまでの圧力上昇率（平均）は 1 時間あたり約 18kPa であるのに対して，ゆらぎによる圧力上昇量は約 2kPa であり，格納容器
ベント時間が約 7 分早くなる程度である。したがって，事象進展に与える影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

格納容器温度57℃

約 30℃～約 60℃（実測値）

通常運転時の格納容器温度として設定。

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，格納容器温度は格納容器スプレイにより飽和温度となることから，初期温度が事象進展に与える影響は小さく，運転
員等操作時間に与える影響は小さい。

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，格納容器温度は格納容器スプレイにより飽和温度となる
ことから，初期温度が事象進展に与える影響は小さく，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

真空破壊装置3.43kPa（ドライウェル-サプレッ
ション・チェンバ間差圧）

3.43kPa（ドライウェル-サプレッショ
ン・チェンバ間差圧）（設計値）

真空破壊装置の設定値。

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影
響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

最確条件とした場合には，解析条件で設定している水温よりも低くなる可能性があり，炉心の再冠水までの挙動に影響する可能性はあるが，この顕熱分の影響は小さく，燃料被覆管温度の上昇に対する影響は小さい。
また，格納容器圧力上昇に対する格納容器スプレイによる圧力抑制
効果は大きくなり，格納容器圧力逃がし装置等の操作開始時間が遅くなるが，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

格納容器圧力初期条件

50℃（事象開始 12 時間以
降は 45℃，事象開始 24 時
間以降は 40℃）

約 30℃～約 50℃（実測値）

復水移送ポンプ吐出温度を参考に最確条件を包絡できる条件を設定。

最確条件とした場合には，解析条件で設定している水温よりも低くなる可能性があり，格納容器圧力上昇に対する格納容器スプレ
イによる圧力抑制効果は大きくなり，間欠スプレイの間隔に影響するが，スプレイ間隔は原子炉水位維持操作に依存することから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

外部水源の容量

約 21,400m3

21,400m3 以上（淡水貯水池水量+復水貯蔵槽水量）

淡水貯水池及び通常運転中の復水貯蔵槽の水量を参考に，最確条件を包絡できる条件を設定。

最確条件とした場合には，解析条件よりも水源容量の余裕は大きくなる。また，事象発生 12 時間後からの可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による補給により復水貯蔵槽は枯渇しないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

―

燃料の容量

約 2,040kL

2,040kL 以上（軽油タンク容量）

通常時の軽油タンクの運用
値を参考に，最確条件を包絡できる条件を設定。

最確条件とした場合には，解析条件よりも燃料容量の余裕は大きくなる。また，事象発生直後から最大負荷運転を想定しても燃料は枯渇しないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

―

外部水源の温度

添 2.1.2-5

52

表2
項目
起因事象

事故条件

安全機能の喪失に対する仮定

外部電源

原子炉スクラム信号
代替冷却材再循環ポンプ・ト
リップ機能

解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（高圧・低圧注水機能喪失）（3/3）

解析条件（初期条件，事故条件）の不確かさ
解析条件
給水流量の全喪失

高圧注水機能及び低圧注
水機能喪失

最確条件

条件設定の考え方―

原子炉水位低下の観点で厳しい事象を設定。

―

高圧注水機能として原子炉隔
離時冷却系及び高圧炉心注水系の機能喪失を，低圧注水機能
として低圧注水系の機能喪失を設定。

炉心冷却上厳しくする観点か
ら，事象発生と同時に再循環ポンプがトリップせず原子炉水
外部電源あり―位低の信号でトリップすることで原子炉水位の低下が早くなるように外部電源がある状
態を設定。
原子炉水位低（レベル 3） 原子炉水位低（レベル 3） 安全保護系等の遅れ時間を考（遅れ時間：1.05 秒）（遅れ時間：1.05 秒）
慮して設定。
再循環ポンプが，原子炉再循環ポンプが，原子炉水位低（レベル 3）で 4
水位低（レベル 3）で 4 台， 原子炉冷却材再循環系のイン台，原子炉水位低（レベ
原子炉水位低（レベル 2） ターロックとして設定。
ル 2）で残りの 6 台がトで残りの 6 台がトリップ
リップ

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――

仮に外部電源がない場合は，事象発生と同時に再循環ポンプ
がトリップし，原子炉出力が低下するため，外部電源ありを初期条件とする。
なお，外部電源がない場合は非常用ディーゼル発電機により電源が確保されることから，運転員等操作時間に与える影響はない。

仮に外部電源がない場合は，事象発生と同時に再循環ポンプがトリップ
し，原子炉出力が低下するため，原子炉水位の低下が遅くなり，炉心露
出時間も短くなるため，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
なお，外部電源がない場合は非常用ディーゼル発電機により電源が確保される。

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響はな
く，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響はな
く，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

逃がし弁機能7.51～7.86MPa[gage]363～380 t/h/個

逃がし弁機能7.51～7.86MPa[gage]363～380 t/h/個逃がし安全弁の逃がし弁機能の設計値を設定。

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響はな
く，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

自動減圧機能付き逃がし
安全弁の 8 個開による原子炉急速減圧

自動減圧機能付き逃がし
安全弁の 8 個開による原子炉急速減圧

逃がし安全弁の設計値に基づ
く蒸気流量及び原子炉圧力の関係から設定。

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響はな
く，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

低圧代替注水系（常設）

最大 300m3/h で注水，その後は炉心を冠水維持可
能な注水量に制御

最大 300m3/h で注水，その後は炉心を冠水維持可能な注水量に制御

設計値に注入配管の流路圧損を考慮した値として設定。

代替格納容器
スプレイ冷却系

140m3/h でスプレイ

140m3/h 以上でスプレイ

格納容器雰囲気温度及び圧力抑制に必要なスプレイ流量を考慮し，設定。

格納容器圧力逃がし装置等

格納容器圧力が0.62MPa[gage]における最大排出流量31.6kg/sに対して，原子炉格納容器
二次隔離弁の中間開操作（流路面積70%開）にて原
子炉格納容器除熱

格納容器圧力が0.62MPa[gage]における最大排出流量31.6kg/sに対して，原子炉格納容器
二次隔離弁の中間開操作（流路面積70%開）にて原
子炉格納容器除熱

格納容器圧力逃がし装置等の設計値を考慮して，格納容器圧
力及び温度を低下させる排出流量を確保可能な弁開度として設定。

逃がし安全弁
機器条件

実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復は早くなる可能性がある。冠水後の操作として冠水維持可能な注水量に制御するが，注水後の流量調整操作であるため，運転員等操作時間に与える影響はない。
スプレイ流量は運転員による調整が行われ，その増減により圧力抑制効果に影響を受けるが，操作手順に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

実際の流量が解析より多い場合，格納容器ベントによる格納
容器圧力の低下が早くなり，その後の圧力挙動も低く推移することになるが，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

添 2.1.2-6

53

実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），燃
料被覆管温度は低めの結果を与えることになるため，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
スプレイ流量は運転員による調整が行われ，その増減により圧力抑制効
果に影響を受けるものの，格納容器内に蓄積される崩壊熱量に変わりは無いため，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

格納容器圧力の最大値は格納容器ベント実施時のピーク圧力であることから，その後の圧力挙動の変化は，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

項目

操作条件

低圧代替
注水系（常
設）による
原子炉注
水操作（原
子炉急速
減圧操作
を含む）

表 3 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（高圧・低圧注水機能喪失）（1/3）
解析条件（操作条件）の不確かさ
解析上の操作開始時間
運転員等操作時間に与え評価項目となるパラメ
操作の不確かさ要因る影響ータに与える影響
解析上の操作開始
条件設定の考え方
時間【認知】中央制御室盤にて機器ランプ表示，機器故障警報，系統流量指示計等にて非常用
炉心冷却系機能喪失を確認する。非常用炉心冷却系機能喪失の確認時間について
は，詳細を以下に示すとおり，非常用炉心冷却系ポンプ等の手動起動操作による確認を考慮した場合は 8 分間程度と想定している。よって，解析上の原子炉減圧の操作開始時間の約 14 分のうち，余裕時間を含め 10 分間を非常用炉心冷却系機能喪失の確認時間と想定している。
［非常用炉心冷却系ポンプ等の手動起動操作による確認を考慮した場合］
原子炉スクラム及びタービントリップの確認の所要時間に 1 分間を想定
原子炉隔離時冷却系機能喪失の確認及び他の非常用炉心冷却系の起動操作判断の所要時間に 2 分間を想定
高圧炉心注水系の 2 系列の手動起動及びその後の機能喪失の確認の所要時
間に 2 分間を想定
高圧・低圧注水系機
非常用炉心冷却系機能喪
低圧注水系の 3 系列の手動起動及びその後の機能喪失の確認の所要時間に能喪失を確認後実
失の認知に係る確認時間
3 分間を想定
施するが，事象判断
及び低圧代替注水系（常 実 態 の 操作 開 始時 間 は
これらの確認時間等の合計により，非常用炉心冷却系ポンプ等の手動起動
時間を考慮して，事設）による原子炉注水準備 解 析 上 の設 定 より も 早
操作による確認を考慮した場合に，非常用炉心冷却系機能喪失の所要時間
象発生から 10 分後の操作時間は，余裕時間を くなる可能性があり，そを 8 分間と想定
事象発生から約 14 に 低 圧 代 替 注 水 系
含めて設定されているこ の 場 合 には 燃 料被 覆 管【要員配置】
分後（常設）の追加起動とから，その後に行う原子 温 度 は 解析 結 果よ り も
中央制御室内での操作のみであり，運転員は中央制御室に常駐していることかを行い，その操作終
炉の急速減圧の操作開始 低くなり，評価項目となら，操作開始時間に与える影響はなし。
了後（約 4 分後）に
時間は解析上の設定より る パ ラ メー タ に対 す る【移動】
原子炉急速減圧操も若干早くなる可能性が 余裕は大きくなる。
中央制御室内での操作のみであり，操作開始時間に与える影響はなし。
作を開始することあり，原子炉への注水開始【操作所要時間】を設定
時間を早める。
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水準備の操作は，復水補給水系の隔離弁（1 弁）の閉操作による系統構成，低圧代替注水系（常設）の追加起動であり，何れも制御盤の操作スイッチによる操作のため，1 操作に 1 分間を想定し，合計2 分間であり，それに余裕時間を含めて操作時間約 4 分を想定している。また，
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水準備の操作が完了した後に，自動減圧系による原子炉の急速減圧操作を行うため，原子炉の急速減圧の開始を事象発生から約 14 分後と想定している。
【他の並列操作有無】
事象発生直後，原子炉の停止確認後は冷却材確保としての原子炉注水を最優先に実施するため，他の並列操作はなく，操作開始時間に与える影響はなし。
【操作の確実さ】
中央制御室内の制御盤の操作スイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起こりにくく，そのため誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。

操作時間余裕

訓練実績等

事象発生から約 19 分後（操作開始時間の 5 分
程度の時間遅れ）までに
低圧代替注水系（常設）による注水が開始でき
れば，燃料被覆管の最高温度は約 944℃となり
1,200℃を下回るため，
炉心の著しい損傷は発生せず，評価項目を満足する。また，格納容器ベントをしても敷地境界
線量は約 1.4mSv であり
5mSv を下回る。事象発
生から約 24 分後（操作開始時間の 10 分程度の時間遅れ）では，炉心の著しい損傷は発生せず，評価項目を満足するが，格納容器ベントをすると敷地境界線量は 5mSvを超える。この場合，格納容器内雰囲気放射線
レベル計（CAMS）により炉心損傷の判断を行い，格 納 容器 圧 力 0.62MPa［gage］にて格納容器ベ
ントすることとなるため,重大事故での対策の範囲となる。
（添付資料 2.1.3）

中央制御室における操作のため，シミュレ
ータにて訓練実績を取得。解析上においては，起因事象の給水流量の全喪失から高圧・低圧注水系機能喪失の認知及び低圧代
替注水系（常設）による原子炉注水準備後の原子炉減圧操作まで約 14 分を想定しているところ，訓練実績
は約 9 分。
想定で意図している
運転操作が実施可能なことを確認した。

添 2.1.2-7

54

表 3 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（高圧・低圧注水機能喪失）（2/3）

項目

代替格納
容器スプ
レイ冷却
系による
格納容器
冷却操作

解析条件（操作条件）の不確かさ
解析上の操作開始時間
解析上の操作開始時
間

格納容器圧力
0.18MPa[gage]到達時

各機器へ
の給油
（可搬型
代替注水
ポ ン プ
（
A-2
級））

評価項目となるパラ
メータに与える影響

操作時間余裕訓練実績等【認知】格納容器スプレイの操作実施基準（格納容器圧力 0.18MPa[gage]）に到達するのは事象発生約 10 時間後であり，それまでに格納容器圧力の上昇を十 原子炉注水を優先するため，
分に認知できる時間があるため，認知遅れにより操作開始時間に与える影 原子炉水位高（レベル 8）到
響はなし。
達後に低圧代替注水系（常【要員配置】
設）から代替格納容器スプレ
中央制御室内での操作のみであり，運転員は中央制御室に常駐しているこ イ冷却系へ切替えることととから，操作開始時間に与える影響はなし。
しており，原子炉注水の状況【移動】により代替格納容器スプレ
中央制御室内での操作のみであり，操作開始時間に与える影響はなし。
イの操作開始は格納容器圧【操作所要時間】
力 0.18MPa[gage]付近となる
低圧代替注水系（常設）から代替格納容器スプレイ冷却系への切替えは制 が，操作開始時間に与える影御盤の操作スイッチによる操作のため，簡易な操作である。操作時間は特 響は小さい。
に設定していないが，格納容器の緩やかな圧力上昇に対して操作開始時間 当該操作は，解析コード及びは十分に短い。
解析条件（操作条件を除く）【他の並列操作有無】の不確かさにより操作開始
原子炉への注水が優先であり，原子炉水位高（レベル 8）到達後に，低圧 時間は遅れる可能性がある
代替注水系（常設）から代替格納容器スプレイ冷却系へ切替えることとし が，中央制御室で行う操作でており，原子炉注水の状況により，代替格納容器スプレイの操作開始時間 あり，他の操作との重複もな
は変動しうる。
いことから，他の操作に与え【操作の確実さ】
る影響はない。
中央制御室内の制御盤の操作スイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起こりにくく，そのため誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。

原 子 炉 注 水 の状 況 によ り 代 替 格 納容 器 ス
プ レ イ の 操 作開 始 は
格納容器圧力 0.18MPa［ gage ］ 付 近 と な るが，格納容器の圧力上昇は緩やかであり，代
替 格 納 容 器 スプ レ イ
開 始 時 間 が 早く な る
場合，遅くなる場合の何れにおいても，事象
進 展 は ほ ぼ 変わ ら ないことから，評価項目と な る パ ラ メー タ に与える影響は小さい。

格納容器スプ
レイ開始までの時間は事象発生から約 10
時間あり準備
時間が確保できるため，時間余裕がある。

中央制御室における操作のため，シミュレータ
にて訓練実績を取得。訓練では，格納容器圧力の上昇傾向及び原子炉水位の状況を同時に監視し，格納容器圧力 0.18MPa［gage］に到達する
前に，低圧代替注水系（常設）から代替格納容器スプレイ冷却系へ切替操作を実施，切替操作に要する時間は訓練実績では約 1 分。想定で意図している運転操作が実施可能なことを確認した。

条件設定の考え方

設計基準事故時の最高圧力を踏まえ
て設定

操作条件
復水貯蔵
槽への補
給

運転員等操作時間に与える影響

操作の不確かさ要因

事象発生から 12 時間
後

可搬型設備に関して，事象発生から
12 時間までは，その機能に期待しな
いと仮定

復水貯蔵槽への補給までの時間は，事象発生から 12 時間あり十分な時間余
裕がある。

―

―

―

事象発生から 12 時間
後以降，適宜各機器への給油は，
解析条件ではない
が，解析で想定している操作の成立や各機器への給油開始までの時間は，事象発生から 12 時間あり十分な時間余継続に必要な操
裕がある。
作・作業。
各機器の使用開始
時間を踏まえて設
定

―

―

―

添 2.1.2-855

復水貯蔵槽への補給は，淡水貯水池から防火水槽への補給と可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による防火水槽から復水貯蔵槽への補給を並行して実施する。淡水貯水池から防火水槽への補給の系統構成は，所要時間 90 分想定のところ，訓練実績等により約 70 分で実施可能なこと，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による防火水槽から復水貯蔵槽への補給のホース敷設等の注水準備は，所要時間 180 分想定のところ，訓練実績等により約 135 分であり，想定で意図している作業が実施可能なことを確認した。
有効性評価では，防火水槽から復水貯蔵槽への補給用の可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）（6 号
及び 7 号炉：各 3 台）への燃料給油を期待している。
各機器への給油準備作業について，可搬型代替
注水ポンプ（A-2 級）への燃料給油準備（現場
移動開始からタンクローリ（4kL）への補給完了まで）は，所要時間 90 分のところ訓練実績等では約 82 分で実施可能なことを確認した。
また，各機器への燃料給油作業は，各機器の燃料が枯渇しない時間間隔（許容時間）以内で実施することとしている。
可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）への燃料給油作業は，許容時間 180 分のところ訓練実績等では約 96 分であり，許容時間内で意図している作業が実施可能であることを確認した。

表 3 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（高圧・低圧注水機能喪失）（3/3）

項目

操作条件

格納容器圧
力逃がし装
置等による
格納容器除
熱操作

解析条件（操作条件）の不確かさ
解析上の操作開始時間
解析上の操作開始時間

格納容器圧力0.31MPa[gage]
到達時

運転員等操作時間に与える影響

操作の不確かさ要因

条件設定の考え方

格納容器最高使用
圧力を踏まえて設定【認知】
炉心損傷前の格納容器ベントの操作実施基準（格納容器圧力 0.31MPa[gage]）に到達するのは，事象発生の約 17 時間後であり，それまでに格納容器圧力の上昇を十分に認知できる時間があるため，認知遅れにより操作開始時間に与える影響はなし。
【要員配置】
格納容器圧力逃がし装置等による格納容器ベントは，中央制御室における操作と現場における操作が必要であるが，現場の操作は中央制御室で行う操作とは別の運転員(現場)及び緊急時対策要員を配置している。当該の運転員(現場)及び緊急時対策要員
は，他の作業を兼任しているが，それら作業は事象発生の 12 時間後までに行う作業であり，格納容器ベントの操作開始時間に与える影響はなし。
【移動】
運転員（現場）は，中央制御室から操作現場である二次格納施設外までのアクセスル
ートは，通常 10 分程度で移動可能であるが，それに余裕時間を加えて操作所要時間を想定している。また，緊急時対策要員は，緊急時対策本部から操作現場へ車にて移動することを想定している。仮に地震等の外部事象が起因事象の場合に，アクセスル
ートの被害があっても，ホイールローダ等にて必要なアクセスルートを仮復旧できる
宿直の体制としており，また，徒歩による移動を想定しても所要時間は約 1 時間であり，操作開始時間に与える影響はなし。
【操作所要時間】
制御電源が使用可能な状況における炉心損傷前の格納容器ベントについて，中央制御室における格納容器ベント準備操作は操作スイッチによる 1 弁の操作に 10 分の操作
時間と 7 弁の開閉状態確認を含めて 60 分を想定し，格納容器ベント操作は操作スイッチによる 1 弁の操作に約 1 分の操作時間を想定しており，十分な時間余裕を確保している。現場における運転員（現場）の格納容器ベント準備操作は伸縮継手を用いた
原子炉格納容器一次隔離弁の手動操作として移動時間を含めて 60 分の操作時間を想定しており，十分な時間余裕を確保している。緊急時対策要員の格納容器ベント準備
操作（格納容器圧力逃がし装置のフィルタ装置水位調整準備）は，現場での手動弁 4個の操作に移動時間を含めて 60 分の操作時間を想定しており，十分な時間余裕を確保している。よって，操作所要時間が操作開始時間に与える影響はなし。
【他の並列操作有無】
格納容器ベントの操作時に，当該操作に対応する運転員，緊急時対策要員に他の並列操作はなく，操作開始時間に与える影響はなし。
【操作の確実さ】
中央制御室における操作は，制御盤の操作スイッチによる簡易な操作のため，誤操作
は起こりにくく，そのため誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。また，現場操作は，操作の信頼性向上や要員の安全のため 2 人 1 組で実施することとしており，誤操作は起こりにくく，誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。なお，
格納容器ベント実施時に遠隔操作に失敗した場合は現場操作にて格納容器ベントを行うこととしており，格納容器ベント操作の信頼性を向上している。ただし，この場
合，現場操作に移動を含め約 20 分の時間の増分が発生する。

評価項目となるパラメータに与える影響

操作時間余裕

訓練実績等

炉心損傷前の格納容器ベントの操作実施基準（格納容器圧力 0.31MPa［gage］）
現場モックアップ等に到達するのは，事象発生による実績では，中央の約 17 時間後であり，格制御室における格納納容器ベントの準備操作
容器ベント準備操作
は格納容器の圧力上昇のは操作スイッチによ傾向を監視しながら予める 1 弁の操作に約 9 分操作が可能である。また，格納容器ベント開始まの操作時間を，格納容
格納容器ベント操作の操 実 態 の 操 作 開 始 時 間 は での時間は事象発生か器ベント操作は操作
作所要時間は余裕時間を 解 析 上 の 設 定 と ほ ぼ 同 ら約 17 時間あり準備時スイッチによる 1 弁の含めて設定されているこ 等であるため，評価項目 間が確保できるため，操作に約 1 分の操作時とから，実態の操作開始時 と な る パ ラ メ ー タ に 与 時間余裕がある。また，間を要した。運転員
間は解析上の設定とほぼ え る 影 響 は 小 さ い 。 仮 遠 隔 操 作 の 失 敗 に よ（現場）の伸縮継手を同等であり，操作開始時間 に，格納容器ベント実施 り，格納容器ベント操
用いた原子炉格納容に与える影響は小さい。た 時 に 遠 隔 操 作 に 失 敗 し 作開始時間が遅れる場
器一次隔離弁の手動だし，格納容器ベント実施 た場合は，現場操作にて 合においても，格納容操作は，移動時間含め時に遠隔操作に失敗した 対応するため，約 20 分 器 圧 力 は 0.31MPa
約 21 分の操作時間で場合は，現場操作にて対応 程 度 操 作 開 始 時 間 が 遅 ［gage］から上昇する
完了する見込みを得するため，約 20 分程度操 れる可能性があり，格納 が，格納容器圧力の上た。格納容器圧力逃が作開始時間が遅れる可能 容 器 ベ ン ト 操 作 開 始 時 昇の傾向は緩やかであし装置のフィルタ装性があるが，格納容器限界 間が遅くなった場合，格 る。格納容器限界圧力
置水位調整準備は，設
圧力は 0.62MPa［gage］の 納 容 器 圧 力 は 0.31MPa 0.62MPa［gage］に至る
備設置中のため，同様ため，格納容器の健全性と ［gage］より若干上昇す までの時間は，過圧のの弁の手動操作時間いう点では問題とはなら る。評価項目となるパラ 観点で厳しい「3.1 雰囲を考慮して，移動時間ない。
メ ー タ に 影 響 を 与 え る 気圧力・温度による静を含めて 60 分の操作
当該操作は，解析コード及 が，格納容器限界圧力は 的 負 荷 （ 格 納 容 器 過時間で完了する見込
び解析条件（操作条件を除 0.62MPa［gage］のため， 圧・過温破損）」におみを得た。また，格納く）の不確かさにより操作 格 納 容 器 の 健 全 性 と い いても事象発生約 38 時
容器ベント実施時に開始時間は遅れる可能性 う 点 で は 問 題 と は な ら 間であり，約 20 時間以遠隔操作に失敗したがあるが，中央制御室で行 ない。
上の余裕があることか場合は現場操作にてう操作であり，他の操作とら，時間余裕がある。
対応するが，移動時間の重複もないことから，他を含め約 7 分で操作をの操作に与える影響はな
実施できた。想定で意い。なお，格納容器ベント
図している運転操作実施時に遠隔操作に失敗が実施可能なことをした場合においても，現場確認した。
操作にて対応することから，他の操作に与える影響はない。

添 2.1.2-956

添付資料 2.1.3
減圧・注水操作が遅れる場合の影響について
1.はじめに運転員による原子炉減圧操作が有効性評価における設定よりも遅れた場合の評価項目及び敷地境界の実効線量への影響について評価した。
2.評価項目及び敷地境界の実効線量への影響（1）評価項目への影響
減圧時間を有効性評価における設定よりも 5 分及び 10 分遅延することによる評価項目（燃料被覆管の最高温度及び酸化量）への感度解析を行った。表 1 に評価結果を示す。また，燃料被覆管に破裂が発生する時点の燃料被覆管温度と燃料被覆管の円周方向の応力の関係を
図 1 に，操作 10 分遅れのケースにおける原子炉圧力，原子炉水位（シュラウド内外水位），
燃料被覆管温度及び燃料被覆管酸化割合の推移を図 2 から 5 に示す。
10 分程度の操作時間遅れの場合，燃料被覆管の破裂はベストフィット曲線で判定すると一部で発生するものの，燃料被覆管温度 1200℃及び燃料被覆管酸化率 15%を超えることはない。そのため，少なくとも 10 分程度の操作時間遅れでも評価項目を満足する。
（2）敷地境界の実効線量への影響
上記と同様に減圧時間を有効性評価における設定よりも 5 分及び 10 分遅延することによる敷地境界の実効線量への感度解析を行った。ここでは，燃料被覆管の破裂本数については，
実機炉心設計を考慮した。表 2,3 に，操作時間が 5 分又は 10 分遅れた場合の平衡炉心サイ
クル初期における燃料被覆管の破裂本数と全炉心の破裂割合の評価結果を，
表 4 に敷地境界の実効線量の評価結果を示す。
表 2,3 に示したとおり，5 分程度の操作時間遅れでは，燃料被覆管の破裂本数は全炉心の約 1%となるが，事象発生初期は燃料の線出力密度が高いため，
10 分程度の操作時間遅れで，
全炉心の約 26%の燃料被覆管に破裂が発生する。また，表 4 に示したとおり，5 分程度の操
作時間遅れの場合，敷地境界での実効線量は 5mSv を下回るが，10 分程度の操作遅れの場合，格納容器圧力逃がし装置を使用しないドライウェルベントの場合，敷地境界での実効線量は5mSv を上回る。したがって，敷地境界での実効線量の観点からは 5 分程度の操作遅れの時
間余裕がある。
なお，10 分程度の操作遅れの場合，格納容器内雰囲気放射線レベル計（CAMS）にて炉心損傷と判断されるため，格納容器最高使用圧力（0.31MPa[gage]）での格納容器ベント操作
から格納容器限界圧力（0.62MPa[gage]）での格納容器ベント操作に移行する。

添 2.1.3-1

57

3．まとめ
5 分程度の操作時間遅れの場合，評価項目（燃料被覆管の最高温度及び酸化量）を満足し，敷地境界での実効線量は 5mSv を下回る。一方，10 分程度の操作時間遅れの場合，評価項目を満足するが，敷地境界での実効線量は 5mSv を上回る場合がある。したがって，原子炉減圧操作は 5 分程度の時間遅れ以内に実施することが必要となる。

表 1：炉心の健全性に関する感度解析結果（CHASTE 解析）
解析上の操作開始時間

燃料被覆管の最高温度

燃料被覆管酸化率5分

約 944℃

約 3%

10 分

約 1056℃

約 6%からの遅れ時間

表 2：燃料被覆管の破裂本数と全炉心の破裂割合(解析上の操作遅れ時間が 5 分の場合)

添 2.1.3-2

58

表 3：燃料被覆管の破裂本数と全炉心の破裂割合(解析上の操作遅れ時間が 10 分の場合)

表 4：敷地境界の実効線量に関する感度解析結果
解析上の操作

ウェットウェルベント

ドライウェルベント

開始時間から

（格納容器圧力逃がし装置：使用）（格納容器圧力逃がし装置：未使用）の遅れ時間（ドライウェル圧力：0.31MPa[gage]）（ドライウェル圧力：0.31MPa[gage]）

5分

約 4.3×10-2mSv

約 1.4mSv

10 分

約 1.3mSv

約 36mSv

添 2.1.3-3

5910000燃料被覆管の最高温度
到達時の温度及び応力

GEMP731
ORNL3626

× 有効性評価設定時間◇ 遅れ時間 5 分

ORNL3626(照射)GEMP683
GEVNC(0.56℃/s)(8×8)(Vallecitosのデータ)□ 遅れ時間 10 分

GEVNC(2.8 ℃/s)(8×8)(Vallecitosのデータ)
GEVNC(5.6 ℃/s)(8×8)(Vallecitosのデータ)

1000

GEVNC(0.56℃/s)(7×7)(Vallecitosのデータ)
GEVNC(2.8 ℃/s)(7×7)(Vallecitosのデータ)

円

GEVNC(5.6 ℃/s)(7×7)(Vallecitosのデータ)

周

NUREG-0630,DATA F(ORNL)NUREG-0630,DATA H(KfK FABIOLA)方NUREG-0630,DATA I(ORNL)向NUREG-0630,DATA J(KfK)のKfK(0.8～1.6K/s)(REBEKA Single Rod)100

JNES(内圧破裂試験)
NFI他(内圧破裂試験)

応力(N/mm 2)

ベストフィット曲線
平均値－２σ曲線

10

1
0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600

燃 料 被 覆 管 温 度 (℃)

図 1: 燃料被覆管に破裂が発生する時点の燃料被覆管温度と燃料被覆管の円周方向の応力※の関係

添 2.1.3-460

※：燃料被覆管の円周方向の応力算出方法について
燃料被覆管の破裂については，SAFER の解析結果である燃料被覆管温度と燃料被覆管の円
周方向の応力の関係から判定する。
燃料被覆管の円周方向応力σについては，次式により求められる。
（下図参照）

σ

D
Pin
2t

Pout

ここで，
D ： 燃料被覆管内径t ： 燃料被覆管厚さ
Pin ： 燃料被覆管内側にかかる圧力
Pout ： 燃料被覆管外側にかかる圧力（＝原子炉圧力）である。
燃料被覆管内側にかかる圧力 Pin は，燃料プレナム部とギャップ部の温度及び体積より，次式で計算される。

V pTF
Pin
1

VF TP
V pTF

NRTP
Vp

VF TP

ここで，
V： 体積
T ： 温度

添字 P ： 燃料プレナム部
F： ギャップ部

N ： ガスモル数
R ： ガス定数である。
燃料棒に破裂が発生する時点の燃料被覆管温度と燃料被覆管の円周方向の応力の関係図に示される実験は，LOCA 条件下での燃料棒の膨れ破裂挙動を把握することが目的であり，
燃料被覆管内にガスを封入して圧力をかけた状態で加熱することにより LOCA 条件を模擬している。このため，これらの実験ではペレット－被覆管の接触圧を考慮していない。
また，燃料被覆管内側にかかる圧力のうち，ペレット－被覆管の接触圧は，設計用出力履
歴において最大線出力密度を維持する最大燃焼度，すなわち燃料被覆管温度評価を最も厳し
くする燃焼度の時に運転中の最大値を取るものの，スクラムによる出力低下に伴って接触圧は緩和される。このため，燃料被覆管内側にかかる圧力にペレット－被覆管の接触圧を考慮しない。

添 2.1.3-561

図:燃料棒断面図

添 2.1.3-6

62

10

8
原
子

6

炉
圧
4
力
（MPa[abs]）
2

0
0

10

20

30

40

50

60

事 故 後 の 時 間（ｍ）
SA3KK7LOF99AF5FR051

図 2：操作 10 分遅れのケースにおける原子炉圧力の推移

20

炉心上部プレナム

15

レベル 8
レベル 3
レベル 2

（

原
子
炉
水
位

）

シ
ュ
ラ
ウ
ド
内
外
水
位

レベル 1.5
レベル 1
有効燃料棒頂部

10

シュラウド外高出力燃料集合体

有効燃料棒底部

5

炉心下部プレナム
（ｍ）

0
0

10

20

30

40

50

60

事 故 後 の 時 間（ｍ）
SA3KK7LOF99AF5FR051

図 3：操作 10 分遅れのケースにおける原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移

添 2.1.3-7

63

1200

燃料被覆管の最高温度発生（約 1056℃）
1000
燃
料

800

被
覆
管

600

温
度

400

（℃）
200

0
0

10

20

30

40

50

60

事 故 後 の 時 間（ｍ）
CH8KK7LOF99AF5FR012

図 4：操作 10 分遅れのケースにおける燃料被覆管温度の推移

15

燃料被覆管酸化割合最大値（約 6％）

燃
料
被
覆
管
酸
化
割
合

10

5

（％）

0
0

10

20

30

40

50

60

事 故 後 の 時 間（ｍ）
CH8KK7LOF99AF5FR012

図 5：操作 10 分遅れのケースにおける燃料被覆管酸化割合の推移

添 2.1.3-8

64

添 2.1.4-1

時間評価の結果から復水貯蔵槽が枯渇することはない。また，7日間の対応を考慮すると，6号及び7号炉のそれぞれで約5,200m3必要となる。
6号及び7号炉の同時被災を考慮すると，約10,400m3必要となる。各号炉の復水貯蔵槽に約1,700m3及び淡水貯水池に約18,000m3の水を保有することから，6号及び7号炉の同時被災を考慮した場合も必要水量は確保可能であり，安定して冷却を継続することが可能である。

○水源評価結果

事象発生後12時間までは復水貯蔵槽を水源として原子炉注水及び格納容器スプレイを実施するため，復水貯蔵槽水量は減少する。事象発生
12時間後から復水貯蔵槽への補給を開始するため，水量の減少割合は低下する。格納容器ベントと同時に格納容器スプレイを停止し，その後は崩壊熱相当で注水することから復水貯蔵槽水量は回復し，以降安定して冷却が可能である。

○時間評価（右上図）③淡水貯水池から復水貯蔵槽への移送
事象発生12時間後から淡水貯水池の水を防火水槽へ移送する。
防火水槽からは可搬型代替注水ポンプ3台を用いて130m3/hで復水貯蔵槽へ移送する。

②代替格納容器スプレイ冷却系による格納容器スプレイ
格納容器圧力が0.18MPa[gage]到達後に開始し，原子炉水位高（レベル8）～原子炉水位低（レベル3）
までの間，格納容器スプレイを実施する（140m3/h）。

①低圧代替注水系（常設）による原子炉注水
事象発生後，炉心冠水までは定格流量で注水する。
冠水後は，原子炉水位高（レベル8）～原子炉水位
低（レベル3）の範囲で注水する（約110m3/h）。

○水使用パターン

復水貯蔵槽水量：約1,700m3
淡水貯水池：約18,000m3○水源

7 日間における水源の対応について（高圧・低圧注水機能喪失）

添付資料 2.1.4

65

7 日間における燃料の対応について（高圧・低圧注水機能喪失）

66

添 2.1.5-1

非常用ディーゼル発電機 3 台起動。 ※1（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,490L/h×24h×7 日×3 台＝750,960L

非常用ディーゼル発電機 3 台起動。 ※1（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,490L/h×24h×7 日×3 台＝750,960L

時系列

免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機 1 台起動。（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
437L/h×24h×7 日＝73,416L
モニタリング・ポスト用発電機 3 台起動。（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
9L/h×24h×7 日×3 台＝4,536L

事象発生直後～事象発生後 7 日間

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L

事象発生直後～事象発生後 7 日間

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L

事象発生直後～事象発生後 7 日間

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L

事象発生直後～事象発生後 7 日間

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L

事象発生直後～事象発生後 7 日間

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L

事象発生直後～事象発生後 7 日間

復水貯蔵槽給水用 可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）
3 台起動。
18L/h×24h×7 日×3 台＝9,072L

事象発生直後～事象発生後 7 日間

復水貯蔵槽給水用 可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）
3 台起動。
18L/h×24h×7 日×3 台＝9,072L

事象発生直後～事象発生後 7 日間

※1 事故収束に必要なディーゼル発電機は 2 台で足りるが，保守的にディーゼル発電機 3 台を起動させて評価した。
※2 事故収束に必要なディーゼル発電機は 1 台で足りるが，保守的にディーゼル発電機 2 台を起動させて評価した。

その他

5 号炉

4 号炉

3 号炉

2 号炉

1 号炉

6 号炉

7 号炉

号炉

プラント状況：6 号及び 7 号炉運転中。1～5 号炉停止中。
事象：高圧・低圧注水機能喪失は 6 号及び 7 号炉を想定。保守的に全ての設備が，事象発生直後から燃料を消費するものとして評価する。
なお，外部電源喪失は想定していないが，全プラントで外部電源喪失が発生することとし，免震重要棟等，プラントに関連しない設備も対象とする。

7 日間の
軽油消費量
約 79kL

7 日間の軽油消費量
約 632kL

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

7 日間の
軽油消費量
約 761kL

7 日間の
軽油消費量
約 761kL

合計

1～7 号炉軽油タンク
及びガスタービン発電
機用燃料タンク（容量約200kL）の残容量（合計）は
約 639kL であり，
7 日間対応可能。

5 号炉軽油タンク容量は約 632kL であり，
7 日間対応可能。

4 号炉軽油タンク容量は約 632kL であり，
7 日間対応可能。

3 号炉軽油タンク容量は約 632kL であり，
7 日間対応可能。

2 号炉軽油タンク容量は約 632kL であり，
7 日間対応可能。

1 号炉軽油タンク容量は約 632kL であり，
7 日間対応可能。

6 号炉軽油タンク容量は
約 1,020kL であり，
7 日間対応可能。

7 号炉軽油タンク容量は
約 1,020kL であり，
7 日間対応可能。

判定添付資料 2.1.5

3. 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(1)格納容器破損モード内のプラント損傷状態
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」に至る可能性のあるプラント損傷状態は，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，TQUV，TQUX，LOCA，長期 TB，TBU，TBP 及び TBD である。
(2)格納容器破損モードの特徴及び格納容器破損防止対策の基本的考え方
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」では，運転時の異常な過渡変化，原子炉冷却材喪失事故又は全交流動力電源喪失が発生するとともに，非常用炉心冷却系等の安全機能の喪失が重畳する。このため，緩和措置がとられな
い場合には，原子炉格納容器内へ流出した高温の原子炉冷却材や溶融炉心の崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気，金属－水反応等によって発生した非凝縮性ガス等の蓄積によって，原子炉格納容器内の雰囲気圧力・温度が緩慢に上昇し，原子炉格納容器の過圧・過温により原子炉格納容器破損に至る。
したがって，本格納容器破損モードでは，損傷炉心の冷却のための低圧代替注水系（常設）による原子炉注水，代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却，また，代替循
環冷却系又は格納容器圧力逃がし装置及び更なる信頼性向上の観点から設置する代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱によって原子炉格納容器破損及び放射性物
質の異常な水準での敷地外への放出の防止を図る。
本格納容器破損モードは，原子炉格納容器バウンダリに対する過圧・過温の観点で厳しい事象であり，代替循環冷却系の使用可否により，格納容器圧力・温度等の挙動が異なることが想定されるため，代替循環冷却系を使用する場合と使用しない場合の両者について，格納容器破損防止対策の有効性評価を行う。代替循環冷却系が使用できる場合には，格納容器圧
力逃がし装置及び代替格納容器圧力逃がし装置よりも優先して使用する。
なお，本格納容器破損モードの評価では重大事故等対処設備に期待しており，原子炉圧力容器破損に至ることはないが，重大事故等対処設備に期待せず原子炉圧力容器破損に至る
場合については，「3.2 高圧溶融物放出/格納容器雰囲気直接加熱」,「3.3 原子炉圧力容器
外の溶融燃料-冷却材相互作用」,「3.5 溶融炉心・コンクリート相互作用」にて確認する。

3.1.1-167

3.1.2 代替循環冷却系を使用する場合
3.1.2.1 格納容器破損防止対策
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」で想定される事故シーケンスに対して，原子炉格納容器の破損を防止し，かつ，放射性物質が異常な水準で敷地外へ放出されることを防止するため，格納容器圧力及び温度の上昇を抑制し，初期の対策として低圧代替注水系（常設）による原子炉注水手段を整備する。また，安定状態に向けた対策として代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却手段
及び代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱手段を整備する。
本格納容器破損モードに対応する対策の概略系統図を図 3.1.2.1 から図 3.1.2.4 に，手順の概要を図 3.1.2.5 に示すとともに，重大事故等対策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策における設備と操作手順の関係を表 3.1.2.1 に示す。
本格納容器破損モードにおける評価事故シーケンスにおいて，事象発生 10 時間までの 6
号及び 7 号炉同時の重大事故等対策に必要な要員は，中央制御室の運転員及び緊急時対策要員で構成され，合計 30 名※である。その内訳は次のとおりである。中央制御室の運転員
は，当直長 1 名（6 号及び 7 号炉兼任），当直副長 2 名，運転操作対応を行う運転員 12 名である。
発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等を行う緊急時対策本部要員は 5 名，
緊急時対策要員（現場）は 10 名※である。
また，事象発生 10 時間以降に追加で必要な要員は，代替原子炉補機冷却系作業等を行うための参集要員 32 名である。必要な要員と作業項目について図 3.1.2.6 に示す。
なお，評価事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目を評価事故シーケ
ンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，30 名で対処可能である。
※有効性評価で考慮しない作業（格納容器頂部注水）に必要な要員 4 名を含めると，緊急時対策要員（現場）が 14 名，合計が 34 名になる。

a. 原子炉スクラム確認及び非常用炉心冷却系機能喪失確認
運転時の異常な過渡変化，原子炉冷却材喪失又は全交流動力電源喪失が発生して原子炉がスクラムしたことを確認する。
原子炉のスクラムを確認するために必要な計装設備は，平均出力領域モニタ等である。
非常用炉心冷却系等の安全機能の喪失を確認する。
非常用炉心冷却系の機能喪失を確認するために必要な計装設備は，各系統の流量指示等である。
なお，対応操作は，原子炉水位，格納容器圧力等の徴候に応じて行うため，今回想定している破断面積や破断位置が異なる場合，破断位置が特定できない場合においても，対応する操作手順に変更はない。

3.1.2-1

68

b. 全交流動力電源喪失及び早期の電源回復不能判断並びに対応準備
外部電源が喪失するとともに，全ての非常用ディーゼル発電機が機能喪失する。これにより所内高圧系統（6.9kV）の母線が使用不能となり，全交流動力電源喪失に至る。
中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動ができず，非常用高圧母線（6.9kV）の電源回復ができない場合，早期の電源回復不可と判断する。これにより，常設代替交流電源設備，代替原子炉補機冷却系，低圧代替注水系（常設）の準備を開始する。
c. 炉心損傷確認
大破断 LOCA 時に非常用炉心冷却系の機能及び全交流動力電源が喪失するため，原子炉水位は急激に低下し，炉心が露出することで炉心損傷に至る。炉心損傷の判断は，ドライウェル又はサプレッション・チェンバ内のγ線線量率が設計基準事故相当のγ線線
量率の 10 倍を超えた場合とする。
炉心損傷を確認するために必要な計装設備は，格納容器内雰囲気放射線レベルである。
（添付資料 3.1.3.1）
また，炉心損傷判断後は，原子炉格納容器内の pH 制御のため薬品注入の準備を行う。
サプレッション・チェンバのプール水の pH を 7 以上に制御することで，分子状無機よう素の生成が抑制され，その結果，有機よう素の生成についても抑制される。これにより，環境中への有機よう素の放出量を低減させることができる。なお，有効性評価においては，pH 制御には期待しない。
炉心損傷が発生すれば，ジルコニウム－水反応により水素が発生することから，原子炉格納容器内の水素濃度の状況を確認する。
原子炉格納容器内の水素濃度の状況を確認するために必要な計装設備は，格納容器内
水素濃度(SA)である。
d. 常設代替交流電源設備による交流電源供給及び低圧代替注水系（常設）による原子炉
注水
常設代替交流電源設備による交流電源供給を開始し，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を開始する。これにより，原子炉圧力容器破損に至ることなく，原子炉水位が回復し，炉心は冠水する。
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を確認するために必要な計装設備は，復水
補給水系流量（原子炉圧力容器）等である。
なお，大破断 LOCA により格納容器温度が上昇し，ドライウェル雰囲気温度計の指示が原子炉圧力の飽和温度を超えている場合は，水位不明と判断する。
水位不明判断に必要な計装設備は，原子炉圧力及びドライウェル雰囲気温度である。
水位不明と判断した場合，原子炉水位は，崩壊熱及び原子炉注水流量から推定して把3.1.2-269

握することができる。具体的には，直前まで把握していた原子炉水位を起点とし，原子炉注水流量と崩壊熱除去に必要な水量の差を算出し，その差分を原子炉圧力容器水量レ
ベル換算から原子炉水位変化量を求めることにより，推定することができる。
e. 代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却
原子炉格納容器内に崩壊熱が蒸気として放出されるため，格納容器圧力及び温度が徐々に上昇する。原子炉格納容器の雰囲気を冷却するため，中央制御室からの遠隔操作により復水移送ポンプ 2 台を使用した代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却を実施する。崩壊熱及び原子炉注水流量による原子炉水位推定により炉心の冠水を確認した後，ドライウェル雰囲気温度計を用いて格納容器気相部温度が約 190℃超過を確認した場合又は格納容器内圧力計を用いて格納容器圧力が 0.465MPa[gage]に到達を確認した場合，代替格納容器スプレイ冷却系により原子炉格納容器冷却を実施する。
代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却を確認するために必要な計装設備は，格納容器内圧力及び復水補給水流量（原子炉格納容器）である。
また，代替格納容器スプレイと同時に原子炉格納容器内の pH 制御のため薬品注入を実施する。
炉心を冠水維持できる範囲（原子炉水位低（レベル 1）から破断口ノズル高さ）を，崩壊熱及び原子炉注水流量からの推定手段により確認し，原子炉注水と代替格納容器ス
プレイの切替えを繰り返し行う。
f. 代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱
代替原子炉補機冷却系の準備が完了した後，代替循環冷却系の運転準備のため，低圧
代替注水系（常設）の最大流量にて原子炉注水を実施し水位を回復する。崩壊熱及び原
子炉注水流量からの原子炉水位推定により破断口ノズル高さまで水位回復後，代替格
納容器スプレイに切替え，最大流量にてスプレイを行うことで原子炉格納容器冷却を実施する。
崩壊熱及び原子炉注水流量からの原子炉水位推定により原子炉水位低（レベル 1）に到達した時点で，復水移送ポンプを停止し，代替循環冷却系の運転準備を実施する。復水移送ポンプを停止している期間は可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による原子炉への注水を実施し，水位の回復を図る。
代替循環冷却系の運転準備が完了した後，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による原子炉注水を停止し，代替原子炉補機冷却系を用いた代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱を開始する。代替循環冷却系の循環流量は，原子炉注水と格納容器スプレイに
復水補給水系流量計（原子炉圧力容器）及び復水補給水系流量計（原子炉格納容器）を用いて，原子炉注入弁と格納容器スプレイ弁を中央制御室からの遠隔操作により流量分配し，それぞれ連続注水及び連続スプレイする。

3.1.2-370代替循環冷却系の運転による原子炉注水を確認するために必要な計装設備は，復水
補給水系流量（原子炉圧力容器）であり，原子炉格納容器除熱を確認するために必要な計装設備は，復水補給水系流量（原子炉格納容器），格納容器内圧力及びサプレッショ
ン・チェンバ・プール水温度等である。
また，水の放射線分解により酸素及び水素が発生することから，原子炉格納容器内の酸素濃度及び水素濃度の状況を確認する。
原子炉格納容器内の酸素濃度及び水素濃度の状況を確認するために必要な計装設備
は，格納容器内酸素濃度等である。

3.1.2.2 格納容器破損防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法
本格納容器破損モードを評価する上で選定した評価事故シーケンスは，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，過圧及び過温への対策の有効性を総合的に評価する観点から，プラント損傷状態を LOCA に全交流動力電源喪失事象を加えた状態とし，中小破断 LOCA に比べて破断口径が大きいことから事象進展が早く，格納容器圧力，温度上昇の観点で厳しい大破断 LOCA を起因とする，「大破断 LOCA＋ECCS 注水機能喪失+全交流動力電源喪失」である。
本評価事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化，気液分離（水位変化）・対向流，
原子炉圧力容器におけるＥＣＣＳ注水（給水系・代替注水設備含む），炉心損傷後の原子炉
圧力容器内 FP 挙動並びに原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達，スプレイ冷却，サプレッション・プール冷却，炉心損傷後の原子炉格納容器内 FP 挙動が重要現象となる。
よって，これらの現象を適切に評価することが可能であり，原子炉圧力容器内，原子炉格
納容器内の熱水力モデルを備え，かつ，炉心損傷後のシビアアクシデント特有の溶融炉心挙動に関するモデルを有するシビアアクシデント総合解析コード MAAP により原子炉水位，燃料最高温度，格納容器圧力，格納容器温度等の過渡応答を求める。
また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，本評価事故シーケンスにおける運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。
(2) 有効性評価の条件
本評価事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な解析条件を表3.1.2.2に示す。また，主要な解析条件について，本評価事故シーケンス特有の解析条件を以下に示す。

3.1.2-471

ａ．事故条件(a) 起因事象
起因事象として，大破断 LOCA が発生するものとする。破断箇所は，原子炉圧力容器内の保有水量を厳しく評価するため，残留熱除去系の吸込配管とする。
（添付資料 1.5.2）(b) 安全機能の喪失に対する仮定
全ての非常用ディーゼル発電機の機能喪失を想定し，全交流動力電源を喪失するものとする。さらに非常用炉心冷却系が機能喪失するものとする。
(c) 外部電源
外部電源は使用できないものと仮定する。
送電系統又は所内主発電設備の故障等によって，外部電源が喪失するとともに，全ての非常用ディーゼル発電機の機能喪失を想定する。
(d) 水素の発生
水素の発生については，ジルコニウム－水反応を考慮するものとする。なお，解析コ
ード MAAP では水の放射線分解等による水素発生は考慮していないため，「(4)有効性評価の結果」にてその影響を評価する。
ｂ．重大事故等対策に関連する機器条件(a) 原子炉スクラム信号
原子炉スクラムは，事象の発生と同時に発生するものとする。
(b) 低圧代替注水系（常設）による原子炉注水
最大300m3/hにて原子炉注水し，その後は炉心を冠水維持するように注水する。なお，
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水は，代替格納容器スプレイと同じ復水移送
ポンプを用いて弁の切替えにて実施する。
(c) 代替格納容器スプレイ冷却系
格納容器圧力及び温度抑制に必要なスプレイ流量を考慮し，140m3/h にて原子炉格納容器内にスプレイする。なお，代替格納容器スプレイは，原子炉注水と同じ復水移送
ポンプを用いて弁の切替えにて実施する。
(d) 可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による原子炉注水
代替循環冷却系の運転準備において復水移送ポンプを停止する期間において，90m3/h
で原子炉注水を行う。
(e) 代替循環冷却系
代替循環冷却系の循環流量は，全体で約 190m3/h とし，原子炉注水へ約 90m3/h，格
納容器スプレイへ約 100m3/h にて流量分配し，それぞれ連続注水及び連続スプレイす
るものとする。

3.1.2-572

ｃ．重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件として，「1.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。
(a) 交流電源は，常設代替交流電源設備によって供給を開始し，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作は，事象発生70分後から開始する。
(b) 代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却操作は，破断口まで水位回
復後，格納容器温度が約190℃に到達した場合に開始する。なお，格納容器スプレイ
は，代替循環冷却系の運転準備時に停止する。
(c) 代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱操作は，代替原子炉補機冷却系の準備時間等を考慮し，事象発生約22.5時間後から開始する。なお，代替原子炉補機冷却系
運転操作は事象発生20時間後から開始する。
(3)有効性評価（Cs-137 の放出量評価）の条件(a)事象発生直前まで，定格出力の 100％で長時間にわたって運転されていたものとする。その運転時間は，燃料を約 1/4 ずつ取り替えていく場合の平衡炉心を考えて，最高 50,000 時間とする。
(b)代替循環冷却系を用いた場合の環境中への総放出量の評価においては，炉内に内蔵されている核分裂生成物が事象進展に応じた割合で，原子炉格納容器内に放出※されるものとする。
※ セシウムの原子炉格納容器内への放出割合については，本評価事故シーケンスにおいては MAAP 解析の方が NUREG-1465 より大きく算出する。
(c)原子炉格納容器内に放出された Cs-137 については，格納容器スプレイやサプレッ
ション・チェンバ・プールでのスクラビングによる除去効果を考慮する。
(d)原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えいについて考慮する。漏えい量の評価
条件は以下のとおりとする。
a)原子炉格納容器からの漏えい量は，格納容器圧力に応じた設計漏えい率をもとに評価する。
b)原子炉建屋から大気中に漏えいする放射性物質を保守的に見積もるため，原子炉建屋の換気空調系停止時における原子炉建屋から大気中への漏えい率を 10%/日（一定）とした。
c)原子炉建屋内での放射能の時間減衰は考慮せず，また，原子炉建屋内での粒子状物質の除去効果は保守的に考慮しない。
(添付資料 3.1.2.5)(4) 有効性評価の結果

3.1.2-673

本評価事故シーケンスにおける原子炉水位（シュラウド内外），注水流量，原子炉圧力容器内の保有水量の推移を図3.1.2.7から図3.1.2.9に，燃料最高温度の推移を図3.1.2.10に，格納容器圧力，格納容器温度，サプレッション・チェンバ・プール水位及び水温の推移を図
3.1.2.11から図3.1.2.14に示す。
a. 事象進展大破断 LOCA 時に非常用炉心冷却系の機能及び全交流動力電源が喪失するため，原子炉水位は急速に低下する。水位低下により炉心は露出し，事象発生から約 0.3 時間後に燃料被覆管の最高温度は 1,000K（727℃）に到達し，炉心損傷が開始する。燃料被覆管の最高温度は事象発生から約 0.4 時間後に 1,200℃に到達し，また，事象発生から約 0.7 時間後に燃料温度は約 2,500K（2,227℃）に到達する。事象発生から 70 分後，常設代替交流電源設備による電源供給を開始し，復水移送ポンプ 2 台を用いた低圧代替注水系（常設）による注水を開始することによって，原子炉圧力容器破損に至ることなく，原子炉水位は回復し，炉心は再冠水する。
原子炉格納容器内に崩壊熱が蒸気として放出されるため，格納容器圧力及び温度は徐々に上昇する。そのため，代替格納容器スプレイを間欠的に実施することによって，格納容器
圧力及び温度の上昇を抑制する。
事象発生から約 22.5 時間経過した時点で，代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱を開始する。代替循環冷却系により，原子炉圧力容器は破断口より溢水状態となり，原子炉格
納容器は除熱効果により格納容器圧力及び温度の上昇が抑制され，その後，徐々に低下する。
（添付資料 3.1.2.1,3.1.2.2）
b. 評価項目等
格納容器圧力は，図 3.1.2.11 に示すとおり，原子炉格納容器内に崩壊熱が蒸気として放出されるため徐々に上昇するが，代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却及び代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱を行うことによって,圧力上昇は抑制される。その結果，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力の最大値は約 0.60MPa[gage]となり，限界圧力 0.62MPa[gage]を超えることはない。なお，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力が最大となる事象開始約 12 時間後において，水の放射線分解によって発生する水素及び酸素は，原子炉格納容器内の非凝縮ガスに占める割合の 1%以下※であるため，その影響は無視しうる程度である。
※格納容器圧力が最大値の約 0.60MPa[gage]を示す事象発生から約 12 時間後の格納容器
内の非凝縮性ガス（水素，酸素及び窒素）の物質量は約 8×105mol であり，水の放射線
分解によって発生する水素及び酸素の物質量の和は約 8×103mol 以下である。これが仮にドライウェルよりも体積の小さいサプレッション・チェンバの気相部に集中するものとしても，そのサプレッション・チェンバでの分圧は 0.01MPa[abs]未満であることから，水の放射線分解によって発生する水素及び酸素が格納容器圧力に与える影響は

3.1.2-774

無視しうる程度と考えられる。
格納容器温度は，図 3.1.2.12 に示すとおり，原子炉格納容器内に崩壊熱が蒸気として放出されるため徐々に上昇し，代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却及び代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱を行うことによって，温度上昇は抑制される。その結果，原子炉格納容器バウンダリにかかる温度（壁面温度）の最大値は約 165℃となり,限界温度 200℃を超えない。なお，事象開始直後，破断口から流出する過熱蒸気により一時的に格納容器気相部温度は約 207℃となるが，この時の原子炉格納容器バウンダリにかかる温度（壁面温度）は約 144℃であり，限界温度 200℃を超えない。
（添付資料 3.1.2.1）
図 3.1.2.7 に示すとおり，低圧代替注水系（常設）による注水継続により炉心が冠水し，炉心の冷却が維持される。その後は，図 3.1.2.11 及び図 3.1.2.12 に示すとおり，約 22.5
時間後に代替循環冷却系の運転により，原子炉格納容器除熱に成功し，格納容器圧力及び温度の上昇を抑制することで安定状態が確立し，また，安定状態を維持できる。事象を通じて限界圧力に到達せず，格納容器圧力逃がし装置及び代替格納容器圧力逃がし装置を使用す
ることなく，原子炉格納容器が過圧・過温破損に至らないことを確認した。
本評価では，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」のうち，(1)，(2)及び(7)の評価項目について対策の有効性を確認した。(7)の評価項目のうち，可燃性ガスの蓄積については，金属－水反応等によって発生した可燃性ガスの蓄積を考慮しても，原子炉格納容器が過圧・過温破損に至らないことをもって，その影響について確認した。
また，(7)の評価項目のうち，可燃性ガスの燃焼については，「3.4 水素燃焼」において，可燃性ガスである酸素濃度が可燃限界に至らないことをもって，可燃性ガスの燃焼が生じないことを確認している。
（添付資料 3.1.2.3,3.1.2.4,3.1.3.2）
なお，原子炉格納容器が健全であるため，原子炉格納容器から原子炉建屋への漏えい量は制限され，また，大気中へは殆ど放出されないものと考えられる。これは，原子炉建屋内に漏えいした放射性物質は，原子炉建屋内で時間減衰し，また，粒子状放射性物質は，原子炉建屋内での重力沈降や水蒸気の凝縮に伴い，原子炉建屋内に沈着し除去されると考えられるためである。仮に原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えいを想定すると，漏えい量は約 0.016TBq（7 日間）となる。
（添付資料 3.1.2.5）
3.1.2.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価するものとする。
雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損（代替循環冷却系を使用する場合））では，原子炉格納容器内へ流出した高温の原子炉冷却材や溶融炉心の崩壊熱等の熱

3.1.2-875

によって発生した蒸気，金属－水反応等によって発生した非凝縮性ガス等が蓄積することが特徴である。また，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，事象発生から 12 時間程
度までの短時間に期待する操作及び事象進展に有意な影響を与えると考えられる操作として，常設代替交流電源設備からの受電操作，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作，代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却操作，代替原子炉補機冷却系運転操作及び代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱操作とする。
(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
本重要事故シーケンスにおいて不確かさの影響評価を行う重要現象とは，「1.7 解析コー
ド及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すとおりであり，それらの不確かさの影響評価は以下のとおりである。
ａ．運転員等操作時間に与える影響
炉心における燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管
変形の不確かさとして，炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現性及び CORA 実験についての再現性が確認されている。炉心ヒートアップの感度解析（ヒートアップ時の燃料被覆管表面積感度解析）では，炉心溶融時間に対する感度は小さい
ことが確認されている。原子炉注水操作については，非常炉心冷却系による炉心への注水機能が喪失したと判断した場合，速やかに低圧代替注水系（常設）による炉心注水（電源の確保含む）を行う手順となっており，燃料被覆管温度等のパラメータを操作開始の起点としている操作ではないことから，運転員等操作に与える影響はない。また，格納容器スプレイ操作については，炉心ヒートアップの感度解析では，格納容器内温度及び圧力挙動への影響は小さいことが確認されていることから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）
・対向流の不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）は原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である SAFER コードとの比較により，急速減圧後の水位上昇及び蒸気流出の継続による水位低下についてより緩慢な挙動を示すこと，その後の注水操作による有効燃料棒頂部までの水位回復時刻は SAFER コードと同等であることが確認されている。原子炉注水操作については，非常用炉心冷却系による炉心への注水機能が喪失したと判断した場合，速やかに低圧代替注水系（常設）による炉心注水（電源の確保含む）を行う手順となっており，原子炉水位を操作開始の起点としている操作ではないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）
は HDR 実験解析では区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃程度，格納容器圧力を3.1.2-976

１割程度高めに評価する傾向が確認されているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる
等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認された不確かさは小さくなるものと推定される。しかし，全体としては格納容器圧力及び温度の傾向を適切に再現できているため，格納容器圧力及び温度を操作開始の起点としている代替格納容器スプレイに係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，CSTF 実験解析により格納容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認しており，その差異は小さいため，格納容器圧力及び温度を操作開始の起点としている代替格納容器スプレイに係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。
（添付資料 3.1.2.6）
ｂ．評価項目となるパラメータに与える影響
炉心における燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管
変形の不確かさとして，炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現性及び CORA 実験についての再現性が確認されている。炉心ヒートアップの感度解析（ヒートアップ時の燃料被覆管表面積感度解析）では，格納容器内温度及び圧力挙動への影
響は小さいことが確認されており，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）
・対向流の不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）では，原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である SAFER コードとの比較においては，短期的な挙動は緩慢な挙動とはなるが，模擬できており，また，長期的な挙動は崩壊熱の影響が支配的となるため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）
は HDR 実験解析では区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃程度，格納容器圧力を１割程度高めに評価する傾向が確認されているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる
等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認された不確かさは小さくなるものと推定される。しかし，全体としては格納容器圧力及び温度の傾向を適切に再現できているため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，CSTF 実験解析により格納容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認しているため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
（添付資料 3.1.2.6）(2) 解析条件の不確かさの影響評価
ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，表3.1.2.2に示すと3.1.2-1077

おりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件とした場合の影響を評価する。また，解析条件の設定に当たっては，評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくな
るような設定があることから，その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられる項目に関する影響評価の結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度33GWd/tに対して最確条件
は平均的燃焼度約30GWd/tであり，本解析条件の不確かさとして，最確条件は解析条
件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，原子炉冷却材の放出も少なくなる
ことから，格納容器圧力及び温度上昇が遅くなるが，操作手順（原子炉水位が破断口
高さ到達後に低圧代替注水系（常設）から代替格納容器スプレイへ切替えること）に
変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積（ウェットウェル）の空間部及び液相部，サプレッション・チェンバ・プール水位，格納容器圧力，格納容器温度は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，事象進展に与える影
響は小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
機器条件の低圧代替注水系（常設）は，本解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復が早くなる可能性がある。冠水後の操作として冠水維持可能な注水量に制御するが，注水後の流量調整操作であるため,運転員等操作時間に与える影響はない。
機器条件の代替循環冷却系は，本解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合，原子炉水位の回復は早くなり，格納容器の圧力抑制効果は大きくなる
が, 操作手順に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
（添付資料3.1.2.6）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度33GWd/tに対して最確条件
は平均的燃焼度約30GWd/tであり，本解析条件の不確かさとして，最確条件は解析条
件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，原子炉冷却材の放出も少なくなる
ことから，格納容器圧力及び温度上昇が遅くなるため，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積（ウェットウェル）の空間部及び液相部，サプレッション・チェンバ・プール水位，格納容器圧力，格納容器温度は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，事象進展に与える影
響は小さく，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
機器条件の低圧代替注水系（常設）は，本解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復は早くなる可能性があるが，格納容器圧力及び温度上昇に有意な影響を与えないことから，評3.1.2-1178価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
機器条件の代替循環冷却系は，本解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合，原子炉水位の回復は早くなり，格納容器の圧力抑制効果は大きくなる
ことから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
（添付資料3.1.2.6）
ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作に係る不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の6要因に分類し，これらの要因が，運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転員等操作時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価し，評価結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
操作条件の常設代替交流電源設備からの受電及び低圧代替注水系（常設）による原
子炉注水操作は，解析上の操作開始時間として事象発生から70分後を設定している。
運転員等操作時間に与える影響として，常設代替交流電源設備からの受電操作について，実態の運転操作は，認知に10分間，移動に10分間，操作所要時間に50分間の合計70分間であり，解析上の受電完了時間とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影
響は小さい。低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作については，常設代替交
流電源設備からの受電操作と同時に実施するため，受電操作の影響を受けるが，実態の操作時間は，解析上の操作開始時間とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は小さい。
操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却操作は，解析上の操作開始時間として破断口まで水位回復後，格納容器温度約190℃到達時を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，解析結果は破断口まで水位回復前に既に格納容器温度は約190℃を超えており，実態の操作も解析上も原子炉水位が破断口高さ到達後に低圧代替注水系（常設）から代替格納容器スプレイへ切替えることとしており，実態の操作開始時間は，解析上の想定とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は小さい。当該操作は，解析コード及び解析条件（操作条件を除く）の不確かさにより操作開始時間は遅れる可能性があるが，中央制御室で行う操作であり，他の操作との重複もないことから，他の操作に与える影響はない。また，代替格
納容器スプレイへの切替後，原子炉水位が低下し原子炉水位低（レベル1）に到達した場合，低圧代替注水系(常設)へ切替を行う。当該操作開始時間は，解析上の想定とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は小さい。また，中央制御室で行う操作であり，他の操作と重複もないことから，他の操作に与える影響はない。

3.1.2-1279

操作条件の代替原子炉補機冷却系運転操作は，解析上の操作開始時間として事象発生から20時間後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，代替原子炉補機冷却系の準備は，緊急時対策要員の参集に10時間，その後の作業に10時間の合計20時間を想定しているが，準備操作が想定より短い時間で完了する可能性がある
ため，操作開始時間が早まる可能性があり，格納容器圧力及び温度を早期に低下させる。
操作条件の代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱操作は，解析上の操作開始
時間として事象発生から20時間後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，代替循環冷却系の運転は事象発生約22.5時間後に開始することとしている
が，余裕時間を含めて設定されているため操作の不確かさが操作開始時間に与える影響は小さい。また，本操作の操作開始時間は，代替原子炉補機冷却系の準備期間を考慮して設定したものであり，代替原子炉補機冷却系の操作開始時間が早まれば，本操作の操作開始時間も早まる可能性があり，代替循環冷却系の運転開始時間を早める。
（添付資料3.1.2.6）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の常設代替交流電源設備からの受電及び低圧代替注水系（常設）による原
子炉注水操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影響はな
い。
操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却操作は，運転員等操作時間に与える影響として，原子炉注水の状況により格納容器スプレイの操
作開始は破断口まで水位回復後，格納容器温度約190℃到達後となり，実態の操作開始時間は解析上の想定とほぼ同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
操作条件の代替原子炉補機冷却系運転操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定から早まる可能性があり，この場合，格納
容器圧力及び温度等を早期に低下させる可能性があることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
操作条件の代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱操作は，運転員等操作時間に与える影響として，代替原子炉補機冷却系の操作開始時間が早まった場合には，本
操作も早まる可能性があり，この場合，格納容器圧力及び温度等を早期に低下させる可能性があることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
（添付資料3.1.2.6）(3) 操作時間余裕の把握

3.1.2-1380

操作遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認し，その結果を以下に示す。
図3.1.3.14から図3.1.3.16に示すとおり，操作条件の常設代替交流電源設備からの受電操作及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作については，事象発生から90分
後（操作開始時間の20分程度の遅れ）までに常設代替交流電源設備からの受電操作を行い低圧代替注水系（常設）による原子炉注水が開始できれば，損傷炉心は炉心位置に保持され，評価項目を満足する結果となり，時間余裕がある。
操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却操作については，
事象発生から90分後（操作開始時間の20分程度の遅れ）に低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を開始した場合の解析では，格納容器スプレイ開始のタイミングは約2.3時間
後であることから，現行の2時間に対して約20分程度の準備時間を確保できるため，時間余裕がある。
操作条件の代替原子炉補機冷却系運転操作及び代替循環冷却系による原子炉格納容器
除熱操作については，代替原子炉補機冷却系運転開始までの時間は，事象発生から20時間あり，代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱操作開始までの時間は事象発生から約22.5時間あり，準備時間が確保できるため，時間余裕がある。なお，本操作が大幅に遅れるような事態になった場合でも，格納容器限界圧力に到達しないよう継続して低圧代替
注水系（常設）による原子炉注水，代替格納容器スプレイ冷却系による格納容器スプレイを行うこととなる。代替格納容器スプレイ冷却系による格納容器スプレイは，ベントライ
ンの水没防止のために，格納容器ベントに伴うサプレッション・チェンバ・プール水位の上昇を考慮しても，サプレッション・チェンバ・プール水位がベントライン-1mを超えないように格納容器スプレイを停止する。格納容器限界圧力0.62MPa［gage］に至るまでの
時間は，事象発生約38時間であり，約15時間以上の余裕があることから，時間余裕がある。
（添付資料3.1.2.6，3.1.3.7）(4) まとめ
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認した。その結果，解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間には時間余裕がある。
3.1.2.4 必要な要員及び資源の評価(1) 必要な要員の評価

3.1.2-1481

格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損)」において，6号及び7号炉同時の重大事故等対策時において事象発生10時間までの必要な要員は，「3.1.2.1格納容器破損防止対策」に示すとおり30名である。「6.2 重大事故等対策時に必要な要員の評価結果」で説明している，運転員及び緊急時対策要員等の72名で対処可能である。なお，有効性評価で考慮しない作業（格納容器頂部注水）に必要な要員を4名含めた場合でも対処可能である。
また，事象発生 10 時間以降に必要な参集要員は 32 名であり，発電所構外から 10 時間以内に参集可能な要員の 106 名で確保可能である。
(2) 必要な資源の評価
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」において，必要な水源，燃料及び電源は，「6.1(2)資源の評価条件」の条件にて評価を行い，その結果を以下に示す。
ａ．水源
低圧代替注水系（常設）又は可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による原子炉注水及び代替格納容器スプレイ冷却系による代替格納容器スプレイについては，7日間の対応を考慮すると，号炉あたり約2,830m3の水が必要となる。6号及び7号炉の同時被災を考慮すると，合計
約5,660m3の水が必要である。水源として，各号炉の復水貯蔵槽に約1,700m3及び淡水貯水池に約18,000m3の水を保有している。これにより，6号及び7号炉の同時被災を考慮しても，必要な水源は確保可能である。また，事象発生12時間以降に淡水貯水池の水を防火水槽に移送
し，防火水槽から可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による復水貯蔵槽への給水を行うことで，復水貯蔵槽を枯渇させることなく復水貯蔵槽を水源とした7日間の注水継続実施が可能である。ここで，復水貯蔵槽への補給の開始を事象発生12時間後としているが，これは，可搬型設備を事象発生から12時間以内に使用できなかった場合においても，その他の設備にて重大事故等に対応できるよう設定しているものである。
（添付資料 3.1.2.7）
ｂ．燃料
常設代替交流電源設備による電源供給については，保守的に事象発生直後からの運転を想定すると，7日間の運転継続に6号及び7号炉において合計約860kLの軽油が必要となる。可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による復水貯蔵槽への給水については，保守的に事象発生直後からの運転を想定して，7日間の運転継続に号炉あたり約10kLの軽油が必要となる。代替
原子炉補機冷却系専用の電源車については，保守的に事象発生直後からの運転を想定すると，7日間の運転継続に号炉あたり約37kLの軽油が必要となる。代替原子炉補機冷却系用の可搬型大容量送水ポンプについては，保守的に事象発生直後からの可搬型大容量送水ポン

3.1.2-1582

プの運転を想定すると，7日間の運転継続に号炉あたり約30kLの軽油が必要となる。免震重
要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機及びモニタリング・ポスト用発電機による電源供給については，事象発生直後からの運転を想定すると，7日間の運転継続に合計約79kLの軽油が必要となる。（6号及び7号炉合計 約1,093kL）
6 号及び 7 号炉の各軽油タンク（約 1,020kL）及びガスタービン発電機用燃料タンク（約200kL）にて合計約 2,240kL の軽油を保有しており，これらの使用が可能であることから，常設代替交流電源設備による電源供給，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による復水貯蔵槽への給水，代替原子炉補機冷却系の運転，免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機
による電源供給及びモニタリング・ポスト用発電機による電源供給について，7 日間の継続が可能である。
（添付資料 3.1.2.8）
ｃ．電源
常設代替交流電源設備の電源負荷については，重大事故対策等に必要な負荷として，6号及び7号炉で約1,262kW（6号炉：約619kW 7号炉：約643kW）必要となるが，常設代替交流電
源設備は連続定格容量が2,950kWであり，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
また，免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機及びモニタリング・ポスト用発電機についても，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
（添付資料 3.1.2.9）
3.1.2.5 結論
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」では，原子炉格納容器内へ流出した高温の原子炉冷却材や溶融炉心の崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気，金属－水反応等によって発生した非凝縮性ガス等が蓄積することによって，格納容器内雰囲気圧力・温度が緩慢に上昇し，原子炉格納容器の過圧・過温により原子炉格納容器破損に至ることが特徴である。格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」に対する格納容器破損防止対策としては，初期の対策として低圧代替注水系（常設）による原子炉注水手段，安定状態に向けた対策として代替格
納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却手段及び代替循環冷却系による原子炉格
納容器除熱手段等を整備している。
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の評価事故シーケンス「大破断LOCA＋ECCS注水機能喪失+全交流動力電源喪失」について，代替循環冷却系を使用する場合の有効性評価を行った。
上記の場合においても，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水，代替格納容器スプレ
イ冷却系による原子炉格納容器冷却，代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱を実施す

3.1.2-1683

ることにより，原子炉格納容器冷却及び除熱が可能である。
その結果，格納容器圧力逃がし装置及び代替格納容器圧力逃がし装置を使用せず，事象を通じて限界圧力に到達することはなく，金属－水反応等により可燃性ガスの蓄積が生じた場合においても原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，評価項目を満足している。また，安定状態を維持できる。
解析コード及び解析条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操作時間に与える影響及び評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
重大事故等対策時に必要な要員は，運転員及び緊急時対策要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
以上のことから，格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」において，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水，代替格納容器スプレイ
冷却系による原子炉格納容器冷却，代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱等の格納容器破損防止対策は，選定した評価事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」に対して有効である。

3.1.2-1784

非常用ディーゼル
発電機

原子炉格納容器※2

格納容器スプレイ・ヘッダ

外部電源

Gen

逃がし安全弁主タービン系へ
給水系
より

低圧代替注水系
（常設）
※1

破断箇所

常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）
原子炉圧力容器

復水貯蔵槽

復水移送ポンプ

Ｂ(Ｃ)

Ｃ

※1
Ｂ

Ａ

高圧炉心注水系ポンプ
残留熱除去系ポンプ

残留熱除去系ポンプ※2

原子炉隔離時冷却系ポンプ

図 3.1.2.1 格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」時の使用系統概要（代替循環冷却系を使用する場合）（1/4）（原子炉注水）※低圧代替注水系（常設）と代替格納容器スプレイ冷却系は，同じ復水移送ポンプを用いて弁の切替えにより実施する。

図 3.1.2.2 格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」時の使用系統概要（代替循環冷却系を使用する場合）（2/4）（原子炉注水及び原子炉格納容器冷却）3.1.2-1885

図 3.1.2.3 格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」時の使用系統概要（代替循環冷却系を使用する場合）（3/4）（原子炉注水）図 3.1.2.4 格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」時の使用系統概要（代替循環冷却系を使用する場合）（4/4）（原子炉格納容器除熱）

3.1.2-19863.1.2-20

87

※1

※5

※4

※17

Yes

格納容器内酸素濃度
可燃限界濃度到達
可能性なし

パラメータの継続監視（水素、酸素濃度等）

代替循環冷却運転により格納容器圧力下降

Yes

代替循環冷却運転
運転継続

Yes

代替循環冷却運転により格納容器圧力下降

代替循環冷却運転開始（復水移送ポンプ起動）

代替循環冷却運転準備（系統構成2）

代替循環冷却運転準備（復水移送ポンプ停止）

代替循環冷却運転による除熱実施判断代替循環冷却運転準備（系統構成1）

Yes

代替循環冷却運転可能※22

レベル1を起点とした破断口到達まで
注入実施後，ドライウェルスプレイに切り替える

Ⅴ

No

※18

低圧代替注水系（可搬型）準備

※21

※21

使用済燃料プール冷却開始

格納容器圧力0.62MPa[gage]
到達時間予測可搬型代替注水系（A-2級）
による注水

防火水槽への補給停止

Ⅱ

※10

Ⅲ

高圧／低圧注水機能
回復操作

回復は解析上考慮せず

非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機
または外部電源による
交流電源回復操作を実施
回復は解析上考慮せず

可搬設備への燃料補給（適宜実施）

タンクローリ（4kL,16kL）
による給油準備完了（約12時間後）

燃料供給準備（タンクローリ（4kL,16kL）
給油準備）

代替原子炉補機冷却系
準備が完了

代替原子炉補機冷却系準備

格納容器圧力逃がし装置等による格納容器ベント操作

代替循環冷却運転による格納容器スプレイ停止

格納容器圧力0.62MPa[gage]
到達時間予測代替循環冷却運転継続

凡例【圧力容器破損判断 パラメータ】
・ 「過渡起因事象」時
原子炉圧力の「急激な低下」
上部ドライウェル圧力の「急激な上昇」
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
・「LOCA①」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な低下」
サプレッションプール水温度の「急激な上昇」
・「LOCA②」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
上部ドライウェル水素濃度の「上昇」

上記の条件が満たされる場合は「LOCA事象起因」と判定する
条件が満たされない場合は「過渡起因事象」と判定する。
（本シナリオでは「LOCA事象」を想定している）
LOCA事象起因時のパラメータ変化は以下の条件によって変わる
・下部ドライウェルに水位が有る場合（LOCA①時と表記）
・下部ドライウェルに水位が無い場合（LOCA②時と表記）：解析上考慮しない操作・判断結果

器過圧・過温破損）」時の対応手順の概要（代替循環冷却系を使用する場合）：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業：緊急時対策要員（現場）のみの作業：プラント状態：判断：操作及び判断：操作・確認（運転員のみの作業）【圧力容器破損判断後の再確認パラメータ】
・「過渡起因事象」時［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
かつ［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」］
・「LOCA①、②」時［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」
かつサプレッションプール水温5℃以上上昇]
または［下部ドライウェルガス温度が300℃以上］

補足１【圧力容器破損徴候パラメータ】
事故の起因事象判定（LOCA事象or過渡起因事象）
・「過渡起因事象」，「LOCA①，②」時［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
原子炉水位下降（水位が確認されていた場合）
かつ制御棒位置の指示値喪失数増加［上部ドライウェル圧力が「0.15MPａ[gage]以上」］
原子炉圧力容器下鏡部温度の指示値喪失数増加※22 復水移送ポンプを停止しないと実施できない系統構成があるため一時復水移送ポンプを停止する※21 可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による代替注水機能を確保し，切替に伴う復水移送ポンプ停止時に注水を実施する※20 復水移送ポンプによるサプレッション・チェンバスプレイに合わせて，復水移送ポンプ吸込み配管に薬品を注入することにより，サプレッションチェンバ側格納容器薬品注入を実施する※19 サプレッションプールへの薬品注入のためにサプレッション・チェンバスプレイを実施する※18 復水移送ポンプによるドライウェルスプレイに合わせて，復水移送ポンプ吸込み配管に薬品を注入することにより，ドライウェル側格納容器薬品注入を実施する※17 高圧炉心注水ノズル（10312mm（圧力容器基準点より））と、原子炉水位レベル1（9358mm（圧力容器基準点より））の差から容量を求め，その時の必要注水量から原子
炉水位（レベル１）に到達する時間を求める。例えば、原子炉停止４時間後の必要注水量が40m3/hであった場合，ノズルからレベル１の容量が約28m3であるため約42分でレベル1に到達すると推定する
なお，原子炉停止時冷却系出口ノズル（10921mm（圧力容器基準点より））の場合，約1時間8分でレベル1に到達すると推定される※16 格納容器スプレイにより格納容器温度は低下するが，格納容器頂部の冷却を促進させるため可搬代替注水ポンプ（A-2級）による格納容器頂部への注水を実施する

格納容器内水素・酸素濃度計（CAMS）再起動※15 格納容器温度計にて確認する※14 原子炉圧力容器健全確認は，圧力容器破損判断パラメータにより判断する（補足1）※13 原子炉水位が有効燃料棒頂部（TAF）以上（水位計監視不能時は崩壊熱除去に必要な流量以上）及び，原子炉圧力容器下鏡部温300℃未満により損傷炉心冷却成功と判断する※12 原子炉水位有効燃料棒底部（BAF）を起点とした場合，レベル1までは4310mm。約30分でレベル1に到達すると推定される※11 低圧代替注水量から「崩壊熱除去に必要な注水量」を引いて、圧力容器の単位容量から原子炉水位の上昇率を求める。例えば，低圧代替注水流量が300m3/h，原子炉停止1時間
後の必要注水量が60m3/hであるため，圧力容器単位容量29.34m3/mより8.1m/hの上昇率になる※10 原子炉注水及び格納容器スプレイに必要な弁が動作可能であることを確認する。復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する※9 炉心損傷確認後，格納容器pH制御のため薬品（水酸化ナトリウム）注入準備を実施する※8 格納容器内雰囲気放射線レベル計指示とSOP導入条件判断図により炉心損傷を確認する。例えば原子炉停止30分後の場合，格納容器内雰囲気放射線レベル計指示がドライウェル
放射線レベル計：6.0E+00Sv/h，サプレッション・チェンバ放射線レベル計：7.0E+00Sv/hを超えた場合，炉心損傷発生と判断する。なお，解析においては1000K(727℃)到達を炉心損傷開始としている。格納容器内雰囲気放射線レベル計による炉心損傷発生の判断ができない場合は，原子炉圧力容器表面温度により判断する。
炉心損傷による格納容器内水素濃度の上昇を確認する※7 防火水槽が使用できない場合は、淡水貯水池から可搬型代替注水ポンプ（A-2級）へ直接送水することが可能である。

※6 復電時に不要な負荷が起動するのを防止するための負荷切り離しを含む※5 中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動が実施出来ず非常用高圧系統（6.9kV）の電源回復ができない場合に早期の電源回復不能と判断する※4 非常用炉心冷却系の機能喪失及び，全交流電源喪失により原子炉への注水機能が喪失する※3 外部電源が喪失し，かつ全ての非常用ディーゼル発電機からの受電に失敗することにより，全ての所内高圧系統（6.9kV）の母線が使用不能となった場合※2 中央制御室盤にて機器ランプ表示，機器故障警報，系統流量指示計等にて機能喪失を確認する※1 重大事故等発生を通信連絡設備により確認した現場作業員は退避を実施する

Ⅳ

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給

淡水タンクから防火水槽への補給

防火水槽への補給（適宜実施）

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の準備が完了（約12時間後）可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の準備（復水貯蔵槽への補給準備）

可搬型代替注水（A-2級）ポンプによる復水貯蔵槽補給（適宜実施）

フィルタ装置排水ポンプ水張り

防火水槽への補給準備が完了

淡水貯水池から防火水槽への補給準備（防火水槽への補給準備）※7

代替循環冷却運転以外に徐熱機能が回復しないことを確認し代替循環冷却運転を開始する「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は貯水池からろ過水タンクへの補給も合わせて実施する

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる
純水補給水系から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプ（A-2級）と同時に補給することも可能である
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能である

消火系を代替原子炉注水として使用する場合があるため消火ポンプ運転状態について確認する
恒設設備による原子炉注水が実施できない場合，低圧代替注水系（可搬型）による注水を実施する

図 3.1.2.5 格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容

防火水槽への補給開始

復水貯蔵槽への補給
停止

機能喪失設備の復旧
または格納容器圧力逃がし装置等による
原子炉格納容器除熱

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）
による格納容器頂部注水

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の準備が完了可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の準備（格納容器頂部注水系準備）

Ⅴ

Ⅳ

Ⅲ

Ⅱ

復水移送ポンプによる代替原子炉注水と同等の流量確保または注水開始不可

低圧代替注水系（復水移送ポンプ）準備が完了

※16

※2

【有効性評価の対象とはしていないが， 他に取り得る手段】
Ⅰ
第一ガスタービン発電機が使用できない場合は第二ガスタービン発電機による緊急用M/Cを受電する
緊急用M/Cが使用できない場合は可搬型代替交流電源設備によるP/C受電を実施する（電源容量により使用できる設備が限られる）
常設代替交流電源設備が使用できない場合は可搬型代替交流電源設備による緊急用M/Cを受電する（電源容量により使用できる設備が限られる）

復水移送ポンプ以外による原子炉注水・消火ポンプによる代替注水・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による代替注水

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備

低圧注水機能喪失を確認

格納容器上部雰囲気温度
171℃超過確認

中央制御室 陽圧操作
中央制御室待避室準備操作

サプレッション・チェンバ側
格納容器薬品注入実施※20

原子炉圧力容器・原子炉格納容器の状態が静定後，使用済燃料プール冷却を再開
する

No

No

Ⅰ

※2

可搬型代替交流電源設備は第一ガスタービン発電機と同等の電源供給開始不可

ドライウェル側
格納容器薬品注入実施※9

高圧注水機能喪失を確認

第一ガスタービン発電機以外による非常用電源供給
・第二ガスタービン発電機による緊急用M/C受電
・可搬型代替交流電源設備による緊急用M/C受電
・可搬型代替交流電源設備によるP/C受電

低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水

No

レベル1までの推定した時間経過後，低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるサプレッション・チェンバスプレイから原子炉注水へ切り替える※19
レベル1を起点とした破断口到達まで
注入実施後，サプレッション・チェンバスプレイに切り替える

レベル1までの推定した時間経過後，低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるドライウェルスプレイから原子炉注水へ切り替える

原子炉注水停止後の水位低下量を崩壊熱より計算し高圧炉心注水ノズルを起点としレベル1までの時間を推定する

※15

※13
※14

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水を停止し，ドライウェルスプレイを開始する

格納容器温度190℃超過確認

損傷炉心冷却成功確認
原子炉圧力容器健全確認

代替循環冷却運転による原子炉格納容器冷却により格納容器圧力が105kPa[gage]（FCS運転時の制限圧力）以下になったことを確認後，可燃性ガス濃度制御系（FCS）を起動し水素濃度を制御する（約22.5時間後）（20時間後）（約2時間後）※12（破断口からの流出をサプレッション・チェンバ・プール水位上昇傾向変化により確認）
または（原子炉水位の上昇率からレベル1以上に回復していることを推定する）

破断口までの水位回復確認

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水開始（崩壊熱と注水流量から原子炉水位の上昇率を求める）（70分後）※11

格納容器薬品注入準備

燃料温度
2500K(約2227℃)到達（約2時間後）※2

常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）による非常用電源回復操作（約0.7時間後）

EOP※8

回復は解析上考慮せず

高圧給水機能喪失を確認

対応操作は，原子炉水位・格納容器圧力等の徴候に応じて対応を行うため，今回想定している破断規模・破断位置が異なる場合，および，破断位置が特定できない場合においても，対応する操作手順に変更はない※6
常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）の準備

燃料被覆管温度1200℃到達

炉心損傷確認

炉心損傷開始原子炉圧力－ドライウェル温度による「水位不明判断曲線」で水位不明を
ＥＯＰ
判断する

早期の電源回復不能と判断

原子炉への注水機能喪失を確認

全交流動力電源喪失発生※3

原子炉スクラム・タービントリップを確認

格納容器圧力高13.7kPa[gage]
到達

冷却材喪失（大破断）発生（約0.4時間後）（約0.3時間後）（約10分後）（約0分）（解析上の時間）

格納容器過圧・過温破損

経過 時間 （分）
10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

120

130

140

150

160

170

180

190

200

210

220

230

240

250

260

270

280

290

300

310

備考

320

事象発生

実施箇 所・必 要人員 数
原子炉スクラム

責 任者
操作 項目

指 揮者
通報 連絡 者

当直長
6号
7号

当直副 長
当直副 長

緊急時 対策要 員

運転員（中 央制御 室）
6号
7号

1人

中央 監視
緊 急時対 策本部 連絡1人
1人

号 炉毎運 転操作 指揮

5人
運転 員
（現場 ）

6号

7号

プラント状況判断
約0.3時間

操作の 内容炉心損傷開約0.4時間 燃料被覆管温度1200℃到達
約0.7時間 燃料温度約2500K(約2227℃)到達

中央制 御室連 絡
発電所 外部連 絡
緊急時 対策要 員
（現 場）
6号
7号

約260分

6号炉復水貯蔵槽水源切替完了

約60分 第一ガスタービン発電機による給電開始
70分 原子炉注水開始

・給水流量の全喪失確認

状況 判断

2人
A ,B

2人
a .b

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

非常用ディーゼル発電機

－

－

－

－

－

－

外部電源

－

－

－

－

－

－

・ 給 水 系 ， 原 子 炉 隔 離 時 冷 却 系 ， 高 圧 炉心 注 水 系 ， 残 留 熱 除 去系 機能回復

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・原子炉格納容器内水素濃度監視

（1人）
B

（1人）
b

－

－

－

－

・受電前準備（中央制御室）

状況判断後も事故対応に必要なパラメータを適宜監視する

10分

・全交流動力電源喪失確認・ 原 子 炉 ス ク ラ ム ・ タ ー ビ ン ト リ ッ プ 確認

交流 電源 回復操 作（解 析上 考慮せ ず）

高圧 ／低 圧注水 機能喪 失調査 、復 旧操作（解 析上 考慮せ ず）
原子 炉格 納容器 内水素 濃度監 視対応可能な要員により対応する

機能回復

対応可能な要員により対応する

回復

適宜実施

20分

10分

・放射線防護装備準備／装備

常設 代替 交流電 源設備 準備操 作（第 一ガス タービ ン発電 機）
－

－

2人
C ,D

対応可能な要員により対応する

・現場移動
・第一ガスタービン発電機健全性確認
－

－

20分

－
10分

・第一ガスタービン発電機給電準備

20分

・第一ガスタービン発電機起動，給電

常設 代替 交流電 源設備 からの 受電 準
備操 作

－

－

2人
E ,F

－

－

（2人）
E ,F

－

－

－

4人
c, d
e, f

－

－

・放射線防護装備準備／装備

－

－

－

・現場移動
・ 6号 炉 M/C（ D） 受 電 準 備

50分

(4人)
c, d

－

－

・現場移動
・ 7号 炉 M/C（ C） （ D） 受 電 準 備

50分

－

－

・第一ガスタービン発電機

e, f

常設 代替 交流電 源設備 運転（ 第一ガ スター ビン発 電機 ）常設 代替 交流電 源設備 からの 受電 操作

－

－

（2人）
C ,D

－

－

－

－

－

－

－

－

－

低圧 代替 注水系 （常設 ）低圧 代替 注水系 （常設 ）代替 格納 容器ス プレイ 冷却系

操作

中央 制御 室 圧 力調整（中 央制 御室可 搬型陽 圧化空 調機 ブ
ロア ユニ ット起 動）（解 析上 考慮せ ず）
中央 制御 室待避 室の準 備操作（解 析上 考慮せ ず）

10分

・現場移動
・第二ガスタービン発電機

状態確認

・現場移動
・第一ガスタービン発電機

運 転 状 態 確認

－

－

－

－

（1人）
B

（1人）
b

－

－

－

－

・ M/C

－

－

（2人）
E ,F

－

－

－

・ 6号 炉・ 6号 炉M/C（ D）
MCC（ D）

M/C（ C） （ D）
MCC（ C） （ D）

30分

10分

受電
受電

10分

－

－

c, d
e, f

－

－

・ 7号 炉・ 7号 炉

（1人）
B

（1人）
b

－

－

－

－

・蓄電池内蔵照明の点灯確認
・可搬型照明の設置、点灯

（1人）

（1人）

A

a

－

－

－

－

・ 復 水 移 送 ポ ン プ （ B， C） 起 動 ／ 運 転 確認
・低圧代替注水系（常設）ラインアップ

受電
受電

10分

15分

－

－

－

（2人）
c, d

－

－

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・残留熱除去系

注入弁操作

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・残留熱除去系

スプレイ弁操作

－

－

－

－

・ MCR系

（2人）

（2人）

C ,D

e, f
－

－

・ 中 央 制 御 室 可 搬 型 陽 圧 化 空 調 機 ブ ロ アユ ニ ッ ト 起 動

－

－

－

－

・中央制御室待避室照明確保
・ 中 央 制 御 室 待 避 室 デ ー タ 表 示 装 置 起 動操 作

－

－

（2人）
e,f

－

－

・現場移動
・ 中 央 制 御 室 待 避 室 陽 圧 化 装 置 空 気 供 給元 弁 開

（2人）
c, d

－

－
（1人）
b

－

要員を確保して対応する

交流電源回復前から通信手段確保等の

15分

・現場移動
・ 7号 炉 低 圧 代 替 注 水 系 （ 常 設 ） 現 場 ライ ン ア ッ プ※復水貯蔵槽吸込ライン切替（1人）
B

要員を確保して対応する

適時実施

受電確認

－

準 備操 作

注 水操 作25分

運 転 状 態 確認

・放射線防護装備準備／装備

2人

(4人)

中央 制御 室照明 確保（解 析上 考慮せ ず）

10分作業を実施する

30分

破断口まで回復水位回復後，原子炉注水と格納容器スプレイ切替

原子炉注水と格納容器スプレイ切替

30分

隔離弁操作

交流電源回復により遠隔操作可能な場合は遠隔にて隔離操作を実施する

30分

10分

要員を確保して対応する

30分

要員を確保して対応する

格納 容器 薬品注 入操作（解 析上 考慮せ ず）

－

－

（2人）
E ,F

－

－

・格納容器スプレイに合わせた薬品注入

常設 代替 交流電 源設備 からの 受電 準
備操 作

－

－

（2人）
C ,D

－

－

－

・現場移動
・ 6号 炉 M/C（ C） 受 電 準 備

（1人）
B

（1人）
b

－

－

－

－

・ 6号 炉M/C（ C）

受電確認

10分

－

（2人）
C ,D

－

・ 6号 炉・ 6号 炉M/C（ C）
MCC（ C）

受電
受電

10分

－

・現場移動
・ 6号 炉 低 圧 代 替 注 水 系 （ 常 設 ） 現 場 ライ ン ア ッ プ※復水貯蔵槽吸込ライン切替

常設 代替 交流電 源設備 からの 受電 操作－

低圧 代替 注水系 （常設 ）準 備操 作

－

－

（2人）
C ,D

－

－

－

－

格納容器スプレイに合わせて実施

要員を確保して対応する

50分

30分

図 3.1.2.6 格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」時の作業と所要時間（代替循環冷却系を使用する場合）
（1/2）

88

要員を確保して対応する

3.1.2-21

図 3.1.2.6 格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」時の作業と所要時間（代替循環冷却系を使用する場合）（2/2）
3.1.2-2289原 子 炉 水 位 （シュラウド内外水位）

代替循環冷却系による原子炉内への注水（90m3/h）開始によってシュラウド内水位が上昇

シュラウド内水位
破断口高さ

シュラウド外水位

レベル 1
有効燃料棒頂部

冠水後は，原子炉注水量を 90m3/h に低減し，
破断口～レベル 1 水位で原子炉内への間欠注水を実施
有効燃料棒底部

低圧代替注水系（常設）による原子炉内への注水により水位回復（m）

事故後の時間（h）

図 3.1.2.7 原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移

300
300

原子炉注水開始（低圧代替注水系（常設）の最大流量）
250
250

注水流量

注水流量(t/h)

原子炉注水
原子炉注水
ドライウェルスプレイ
格納容器スプレイ

冠水後は格納容器スプレイ
140m3/h 間欠運転

200
200

循環冷却(炉内注水)
循環冷却(炉内注水)

代替原子炉補機冷却系の準備が完了した後，低圧代替注水系（常設）の最大流量にて注水を実施し，その後，格納容器スプレイの最大流量にてスプレイを実施。

150
150

レベル 1 に到達 10 分後，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による注水(90m3/h)を 20 分間実施
格納容器スプレイ 100m3/h

100
100
（t/h）

原子炉注水 90m3/h

代替循環冷却系による，
格納容器スプレイ及び原子炉注水

5050

0
0

24

冠水後は，原子炉注水量を90m3/h に低減（間欠運転）

48

72

96

事故後の時間(h)
事故後の時間（h）

120

144

168

JOB No.MA404K-7AE--PFA8003

図 3.1.2.8 注水流量の推移

3.1.2-2390

原子炉圧力容器内の保有水量

約 22.5 時間後，代替循環冷却系の運転を開始するため，
その後，一定保有水量で推移

破断口～レベル 1 水位で原子炉内への間欠注水を実施するため，増減を繰返す（t）
低圧代替注水系（常設）による原子炉内への注水により増加

図 3.1.2.9 原子炉圧力容器内の保有水量の推移

原子炉水位が有効燃料棒底部まで低下し燃料温度が上昇
燃料最高温度

溶融プールにおいて，燃料温度は最大となるため，燃料の溶融温度(約 2,800℃)にて推移する（℃）

事故後の時間（h）

図 3.1.2.10 燃料最高温度の推移

3.1.2-24

91

残留熱除去系配管破断による炉内蒸気の流入により，格納容器内圧力上昇
最大圧力 約 0.60MPa[gage]（約 12 時間後）

格納容器圧力約 22.5 時間後，代替循環冷却系による格納容器スプレイ（連続運転）に切替えるため，圧力が低下

格納容器限界圧力 0.62MPa(MPa[gage])

再冠水後，代替格納容器スプレイの間欠運転を開始(事象初期は破断口から原子炉格納容器内に移行するエネルギが大きいため，格納容器スプレイを実施しても格納容器圧力は上昇を継続する)

図 3.1.2.11 格納容器圧力の推移

最高温度 約 207℃（壁面温度 約 144℃）（約 41 分後）
壁面最高温度 約 165℃（約 12 時間後）

格納容器気相部温度

再冠水後，代替格納容器スプレイの間欠運転を開始し，温度低下
格納容器限界温度 200℃

約 22.5 時間後，代替循環冷却系による格納容器スプレイ（連続運転）に切替えるため，温度が低下(℃)

残留熱除去系配管破断による炉内蒸気流入により，格納容器内温度上昇

図 3.1.2.12 格納容器気相部温度の推移

3.1.2-25

92

ベントライン（約 17m）
サプレッション・チェンバ・プール水位

低圧代替注水系（常設）注水により，水位上昇

真空破壊装置（約 14m）

代替格納容器スプレイ注水間欠運転により水位増減を繰り返す（m）

図 3.1.2.13 サプレッション・チェンバ・プール水位の推移

サプレッション・チェンバ・プール水温

残留熱除去系配管破断により，炉内蒸気が流出し，水温が徐々に上昇

約 22.5 時間後，代替循環冷却系の運転開始により，熱交換器通水による格納容器スプレイで緩やかに水温上昇（℃）

図 3.1.2.14 サプレッション・チェンバ・プール水温の推移

3.1.2-26

93

3.1.2-27

94

炉水位回復

替注水系（常設）による原子る交流電源供給及び低圧代

常設代替交流電源設備によ

炉心損傷確認に対応準備期の電源回復不能判断並び全交流動力電源喪失及び早確認

非常用炉心冷却系機能喪失

原子炉スクラム確認

判断及び操作

常設代替交流電源設備による交流電源供給後，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を開始する。
ドライウェル雰囲気温度が原子炉圧力の飽和温度を超えた場合水位不明と判断し，崩壊熱及び原子炉注水量から推定して把握する

大破断 LOCA 時に非常用炉心冷却系の機能及び全交流動力電源が喪失するため，原子炉水位は急激に低下し炉心が露出することで炉心損傷に至ることを格納容器内雰囲気放射線モニタにより確認する。
炉心損傷が発生すれば，ジルコニウム－水反応により水素が発生することから，原子炉格納容器内の水素濃度の状況を確認する。

外部電源が喪失するとともに，全ての非常用ディーゼル発電機が機能喪失する。これにより所内高圧系統（6.9kV）の母線が使用不能となり，全交流動力電源喪失に至る。
中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動ができず，非常用高圧母線（6.9kV）の電源回復ができない場合，早期の電源回復不可と判断する。これにより，常設代替交流電源設備，代替
原子炉補機冷却系，低圧代替注水系（常設）の準備を開始する

非常用炉心冷却系等の安全機能の喪失を確認する

運転時の異常な過渡変化，原子炉冷却材喪失又は全交流動力電源喪失が発生して原子炉がスクラムしたことを確認する

操作

軽油タンク

復水貯蔵槽

復水移送ポンプ

常設代替交流電源設備－

所内蓄電式直流電源設備

－

－

常設設備

－

―

－

－

可搬型設備

計装設備

【 】：重大事故等対処設備（設計基準拡張）

原子炉圧力(SA）
原子炉圧力
復水補給水系流量（原子炉圧力容器）
復水貯蔵槽水位(SA）ドライウェル雰囲気温度

格納容器内雰囲気放射線レベル（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル（S/C）
格納容器内水素濃度(SA)―【原子炉隔離時冷却系系統流量】【高圧炉心注水系系統流量】【残留熱除去系系統流量】

平均出力領域モニタ
起動領域モニタ

有効性評価上期待する事故対処設備

タンクローリ（16kL）（代替循環冷却系を使用する場合）（1／2）

表 3.1.2.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）時における重大事故等対策について95

3.1.2-28

炉注水，原子炉格納容器除熱

代替循環冷却系による原子却

事象発生から 20 時間経過した時点で，代替原子炉補機冷却系及び代替循環
冷却系による原子炉注水及び原子炉格納容器除熱を開始する。代替循環冷却
系の再循環流量は，原子炉注水と格納容器スプレイに流量分配し，それぞれ連続注水及び連続スプレイする。
また，水の放射線分解により酸素及び水素が発生することから，原子炉格納容器内の酸素濃度及び水素濃度の状況を確認する。

格納容器温度が約 190℃に到達した場合，推定手段により破断口まで水位回
復を確認後，代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却を実施する。推定手段により炉心を冠水維持できる範囲で，原子炉注水と代替格納容器スプレイを交互に実施する代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷操作

判断及び操作軽油タンク

復水移送ポンプ

復水貯蔵槽

復水移送ポンプ

常設設備－

タンクローリ（4kL）

2 級)

可搬型代替注水ポンプ(A-

計装設備【 】：重大事故等対処設備（設計基準拡張）

格納容器内圧力(D/W）
格納容器内圧力(S/C）
サプレッション・チェンバ・プール水温度
サプレッション・チェンバ・プール水位
復水補給水系流量（原子炉圧力容器）
復水補給水系流量（原子炉格納容器）
格納容器内水素濃度 (SA)
格納容器内水素濃度
格納容器内酸素濃度

ドライウェル雰囲気温度
格納容器内圧力(D/W）
格納容器内圧力(S/C）
復水補給水系流量（原子炉格納容器）
復水貯蔵槽水位(SA）

有効性評価上期待する事故対処設備
可搬型設備

代替原子炉補機冷却系（代替循環冷却系を使用する場合）（2／2）

表 3.1.2.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）時における重大事故等対策について初期条件

3.1.2-29

96－
サイクル末期の燃焼度のばらつきを考慮し，10％の保守性を考慮
ドライウェル内体積の設計値（全体積から内部機器
及び構造物の体積を除いた値）
ウェットウェル内体積の設計値（内部機器及び構造物の体積を除いた値）

通常運転時のサプレッション・チェンバ・プール水位として設定通常運転時のサプレッション・チェンバ・プール水
温の上限値として設定
通常運転時の格納容器圧力として設定
通常運転時の格納容器温度として設定
復水移送ポンプ吐出温度を参考に設定

9×9 燃料（A 型）
ANSI/ANS-5.1-1979
燃焼度 33GWd/t
7,350m3
空間部：5,960m3
液相部：3,580m3
3.43kPa（ドライウェル－サプレッション・
チェンバ間差圧）
7.05m（NWL）
35℃
5.2kPa57℃
50℃（事象開始 12 時間以降は45℃，事象開始 24 時間以降は
40℃）

燃料

原子炉停止後の崩壊熱

格納容器容積（ドライウェル）

格納容器容積（ウェットウェル）

サプレッション・チェンバ・プール水位

サプレッション・チェンバ・プール水温

格納容器圧力

格納容器温度

外部水源の温度

真空破壊装置

炉心流量

真空破壊装置の設定値

定格流量として設定

通常運転時の原子炉水位として設定

定格原子炉圧力として設定

7.07MPa[gage]
通常運転水位（セパレータスカート
下端から+119cm）
52,200t/h

原子炉圧力

原子炉水位

定格原子炉熱出力として設定－

条件設定の考え方

3,926MWt

MAAP

主要解析条件

原子炉熱出力

解析コード

項目（代替循環冷却系を使用する場合）（1／4）

表 3.1.2.2 主要解析条件（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）
）

事故条件

97

3.1.2-30
外部電源なしジルコニウム－水反応を考慮

水素の発生

高圧注水機能及び低圧注水機能喪失

全交流動力電源喪失

設定

残留熱除去系の吸込配管の破断とから考慮していない

納容器圧力及び温度に対する影響が軽微であるこ

水の放射線分解等による水素発生については，格が喪失するものとして設定

交流動力電源喪失を重畳することから，外部電源る観点から，プラント損傷状態である LOCA に全過圧及び過温への対策の有効性を総合的に判断す

圧注水系の機能喪失を設定

炉心注水系の機能喪失を，低圧注水機能として低高圧注水機能として原子炉隔離時冷却系及び高圧

し，設定全ての非常用ディーゼル発電機の機能喪失を想定

原子炉圧力容器内の保有水量が厳しい箇所として条件設定の考え方

大破断 LOCA

主要解析条件

外部電源

安全機能の喪失に対する仮定

起因事象

項目

（代替循環冷却系を使用する場合）（2／4）

表 3.1.2.2 主要解析条件（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

重大事故等対策に関連する機器条件

3.1.2-3198

代替循環冷却系

90m3/h で注水

可搬型代替注水ポンプ

レイへ約 100m3/h に流量を分配

原子炉注水へ約 90m3/h，格納容器スプ循環流量は，全体で約 190m3/h とし，140m3/h にてスプレイ

冠水維持するよう注水

最大 300m3/h で注水，その後は炉心を事象発生と同時に原子炉スクラム

主要解析条件代替格納容器スプレイ冷却系

低圧代替注水系（常設）

原子炉スクラム信号

項目

条件設定の考え方

0

50

100

150
200
注水流量（m3/h）

250

300

350

復水移送ポンプ
2 台による注水特性

代替循環冷却系の設計値として設定

設備の設計を踏まえて設定

可搬型代替注水ポンプ(A-2級)による注水を想定を考慮し，設定

格納容器温度及び圧力抑制に必要なスプレイ流量

0.0

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

設定

設計値に注入配管の流路圧損を考慮した値として設定

事象発生と同時に原子炉スクラムするものとして（代替循環冷却系を使用する場合）（3／4）

表 3.1.2.2 主要解析条件（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

原子炉圧力（MPa[dif]）

重大事故等対策に関連する操作条件

99

3.1.2-32

主要解析条件

除熱操作

事象発生約 22.5 時間後事象発生 20 時間後

代替原子炉補機冷却系運転操作

代替循環冷却系による原子炉格納容器が約 190℃到達時

子炉格納容器冷却操作

代替格納容器スプレイ冷却系による原 破断口まで水位回復後，格納容器温度

注水操作

低圧代替注水系（常設）による原子炉 事象発生 70 分後

常設代替交流電源設備からの受電及び項目

条件設定の考え方

定

代替原子炉補機冷却系の準備時間を考慮して設

定代替原子炉補機冷却系の準備期間を考慮して設

格納容器限界温度到達防止を踏まえて設定

定全交流動力電源喪失時の訓練実績を踏まえて設（代替循環冷却系を使用する場合）（4／4）

表 3.1.2.2 主要解析条件（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

添付資料 3.1.2.1
格納容器気相部温度が原子炉格納容器の健全性に与える影響について（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
1.はじめに有効性評価の「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，
格納容器気相部温度は，一時的に格納容器限界温度の 200℃を超える評価となっている。こ
こでは，これが原子炉格納容器の健全性に与える影響について考察する。
2.原子炉格納容器の健全性に与える影響について「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」における，原子炉格納容器の気相部と壁面温度の推移を図 1 に示す。
事象開始後，破断口から流出する蒸気により，格納容器気相部温度が上昇し，格納容器ス
プレイの間欠的な実施により，温度上昇は抑制されるものの，一時的に 200℃以上に到達する評価となる。
格納容器温度によって健全性への影響を受ける部位としては，フランジ部等に用いられているシール材であると考えられる。シール材は格納容器壁面温度に近い雰囲気に曝されるため，図 1 に示すとおり，気相部温度が一時的に 200℃を超えたとしてもシール材温度が200℃に到達することはない。シール材については「柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号
炉

格納容器限界温度・圧力に関する評価結果」において，原子炉格納容器内を 200℃，2Pdに模擬したシール材性能試験にて 7 日間の格納容器の閉じ込め機能を評価しているため問
題はない。
3.まとめ
格納容器気相部温度は 200℃を若干超えるものの，壁面温度は格納容器限界温度の 200℃
以上には到達しない。このため，原子炉格納容器の健全性に問題はない。

添 3.1.2.1-1100

気相部最高温度 約 207℃

壁面最高温度 約 165℃

気相部最高温度時における壁面温度 約 144℃

図 1 原子炉格納容器気相部温度と壁面温度の推移

添 3.1.2.1-2

101添付資料 3.1.2.2
雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）における炉心の損傷状態及び損傷炉心の位置について
1.はじめに有効性評価の「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の評価事
故シーケンスでは，事象発生約 0.3 時間後に燃料被覆管の最高温度は 1,000K（727℃）に到達し，炉心損傷が開始する。燃料被覆管の最高温度は事象発生から約 0.4 時間後に 1,200℃に到達し，また，事象発生から約 0.7 時間後に燃料温度は約 2,500K（2,227℃）に到達する。
事象発生 70 分後からの低圧代替注水系（常設）による原子炉注水により，炉心は再冠水される。上記により，炉心は下部プレナム部に移行することなく，原子炉圧力容器内に保持される。ここでは，本事象における炉心の損傷状態，損傷炉心の位置及びシュラウドへの熱影
響について評価結果を示す。
2.評価結果(1) 炉心の損傷状態
図 1 に事象開始後 70 分，事象開始後約 230 分(最大状態)及び終状態（事象開始後 7日）の炉心損傷状態を示す。終状態以降には炉心損傷は拡大しない。
(2) 損傷炉心の位置
図 2 に各部（炉心位置，下部プレナム）における炉心重量の時間変化の推移を示す。図 2に示すとおり，炉心は炉心位置に保持される。
(3) シュラウドへの熱影響
終状態においても，溶融プールは炉心の外周部に至っておらず，シュラウドへの熱影響は
ない。
3.まとめ
有効性評価の「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の評価事
故シーケンスにおいて，炉心損傷に至るものの，再冠水により炉心は下部プレナム部に移行することなく，原子炉圧力容器内に保持される。

添 3.1.2.2-1

102

軸
方
向

1

2

径方向
3

4

5

1

2

径方向
3

4

5

1

2

径方向
3

4

5

13

0

0

0

0

1

13

0

0

0

0

0

13

0

0

0

0

0

12

0

0

0

0

1

12

0

0

0

0

0

12

0

0

0

0

0

11

0

0

0

0

1

11

0

0

0

0

0

11

0

0

0

0

0

10

0

0

0

0

1

10

0

0

0

0

0

10

0

0

0

0

0

9

0

0

0

0

1

9

0

0

0

0

4

9

0

0

0

0

4

8

0

0

0

0

1

8

0

0

0

0

4

8

0

0

0

0

4

7

4

4

4

4

1

7

4

4

4

4

4

7

4

4

4

4

4

6

4

4

4

4

1

6

5

5

5

5

4

6

4

4

4

4

4

5

4

4

4

4

4

5

5

5

5

5

4

5

5

5

5

5

4

4

4

4

4

4

4

4

5

5

5

4

4

4

5

5

4

4

4

3

4

4

4

4

1

3

4

4

4

4

1

3

4

4

4

4

1

2

1

1

1

1

1

2

1

1

1

1

1

2

1

1

1

1

1

下部タイプレート部

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

炉心支持板部

事象開始後 70 分

軸
方
向

軸
方
向

事象開始後約 230 分(最大状態)

上部タイプレート部
径方向

軸方向

終状態

損傷状態のモデル0：燃料なし（空洞）
1：燃料が自立した状態
2：燃料が崩壊した状態
3：流路が減少した状態
4：流路が閉塞した状態
5：溶融プール状態

図 1 炉心の損傷状態

図 2 各部（炉心位置，下部プレナム）における炉心重量の時間変化

添 3.1.2.2-2

103添付資料 3.1.2.3
安定状態について（代替循環冷却系を使用する場合）
雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）時において代替循環冷却系を使用する場合における安定状態については以下のとおり。
原子炉安定停止状態：事象発生後，重大事故等対処設備を用いた損傷炉心冷却により，損傷
炉心の冠水が維持でき，また，冷却のための設備がその後も機能維持できると判断され，かつ必要な要員の不足や資源の枯渇等のあらかじめ想定される事象悪化のおそれがない場合，安定停止状態が確立されたものとする。
原子炉格納容器安定状態：損傷炉心を冠水させた後に，重大事故等対処設備を用いた原子炉
格納容器除熱機能（格納容器圧力逃がし装置又は代替循環冷却系）により，格納容器圧力及び温度が安定又は低下傾向に転じ，また，除熱のための設備がその後も機能維持できると判断され，かつ，必要な要員の不足や資源の枯渇等のあらかじめ想定される事象悪化のおそれがない場合，安定状態が確立されたものとする。
【安定状態の確立について】
原子炉安定停止状態の確立について
低圧代替注水系（常設）による注水継続により損傷炉心が冠水し，損傷炉心の冷却が維持され，原子炉安定停止状態が確立される。
原子炉格納容器安定状態の確立について
炉心冷却を継続し，事象発生から約 22.5 時間後に代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱を開始することで，格納容器圧力及び温度は安定又は低下傾向になり，格納容器温度は150℃を下回り，原子炉格納容器安定状態が確立される。
また，重大事故等対策時に必要な要員は確保可能であり，また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
【安定状態の維持について】
上記の格納容器破損防止対策により安定状態を維持できる。
代替循環冷却系を用いて又は残留熱除去系を復旧させ，除熱を行うことにより，安定状態の更なる除熱機能の確保及び維持が可能となる。安定状態の維持に関する具体的な要件は以下のとおり。
① 原子炉格納容器除熱機能として代替循環冷却系の使用又は残留熱除去系の復旧による冷却への移行② 原子炉格納容器内の水素・酸素濃度の制御を目的とした可燃性ガス濃度制御系の復旧及び原子炉格納容器内への窒素封入（パージ）③ 上記の安全機能の維持に必要な電源（外部電源），冷却水系等の復旧④ 長期的に維持される原子炉格納容器の状態（温度・圧力）に対し，適切な地震力に対する原子炉格納容器の頑健性の確保（添付資料 2.1.1 別紙 1 参照）

添 3.1.2.3-1

104添付資料 3.1.2.4
原子炉格納容器内に存在する亜鉛及びアルミニウムの反応により発生する水素の影響について
1．はじめに
BWR において事故時に可燃性ガスが発生する事象として主に水-金属反応があるが，他事象によっても可燃性ガスの発生が想定される。
平成 23 年 3 月 11 日の東北地方太平洋沖地震後，福島第二原子力発電所 1,2,4 号炉の原
子炉格納容器内の水素濃度の上昇が確認されており，これは原子炉格納容器内のグレーチ
ングに塗布しているローバル（常温亜鉛めっき）が水蒸気と反応し発生した水素の影響によるものと推定されている。また，重大事故時，炉心から原子炉格納容器に放出されるよう素の環境への放出低減のため，原子炉格納容器内の水をアルカリ性に維持するが，これにより，
炉内構造物の金属腐食による水素の発生も考えられる。
ここでは，柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉において，上記事象により水素が発生した場合の影響評価を実施する。
2．影響評価2.1 亜鉛の反応による水素の発生について
原子炉格納容器内のグレーチングの亜鉛めっきの反応により，水素が発生する可能性がある。保守的にグレーチングの亜鉛めっきが全て反応することを想定して，水素発生総量を概略評価した。
a. 亜鉛量の計算条件
・上部ドライウェル グレーチング表面積：3,200m2
・サプレッション・チェンバ・プール グレーチング表面積：1,100m2
・亜鉛めっき膜厚：80μm（JIS H8641-2007記載の溶解亜鉛めっき厚判定基準値（最大値）76μmより設定,6号及び7号炉においても本JISに基づき亜鉛めっきを実施）
・亜鉛密度：7.2g/cm3（JIS H8641-2007 記載値）
b.評価結果<亜鉛量>
原子炉格納容器内のグレーチングに用いられる亜鉛量は，約2,500kgとなる。
・上部ドライウェル部：1,843kg（＝3,200m2×80μm×7.2g/cm3）
・サプレッション・チェンバ・プール部：634kg（＝1,100m2×80μm×7.2g/cm3）

添 3.1.2.4-1105

<水素発生量>
亜鉛は，以下の化学反応によって水素を発生する可能性がある。
・Zn + H2O → ZnO + H2↑ （亜鉛-水蒸気反応）
・Zn + NaOH + H2O → NaHZnO2 + H2↑(金属腐食反応)

亜鉛-水蒸気反応及び亜鉛の金属腐食反応のいずれにおいても，亜鉛 1mol より水素が 1mol発生するため，発生する水素ガス量は約 77kg（≒56.8+19.5），水素ガス体積（標準状態）は
約 850Nm3（≒631+217）となる。
・ドライウェル部：
56.8kg （=1,843,000g／65.4g/mol×2.016g/mol）
631Nm3（=1,843,000g／65.4g/mol×0.0224Nm3/mol）
・サプレッション・チェンバ・プール部：
19.5kg （=634,000g／65.4g/mol×2.016g/mol）
217Nm3（=634,000g／65.4g/mol×0.0224Nm3/mol）
2.2 アルミニウムの反応による水素の発生について
原子炉格納容器内の主なアルミニウムの使用箇所は，保温材の外装材や DWC のアルミフィンである。保守的にアルミニウムの全量が全て反応することを想定して，水素発生総量を概略評価した。
a.アルミニウム量の計算条件
・保温材に含まれるアルミニウムの体積：約 0.4m3
・アルミニウム密度：2.7g/cm3

・DWC に含まれるアルミニウムの質量 ：約 360kg
b.評価結果<アルミニウム量>
原子炉格納容器内に存在するアルミニウムの量は，約 1,440kg となる。
・保温材：約 1,080kg(=0.4m3×2,700kg/m3)
・DWC：約 360kg<水素発生量>
アルミニウムは，以下の化学反応によって水素を発生する。
・Al + NaOH + H2O →NaAlO2 + 3/2H2↑ （金属腐食反応）

アルミニウム 1mol より水素が 3/2mol 発生するため，以下の通り，発生する水素ガス量

添 3.1.2.4-2

106

は約 162kg，水素ガス体積(標準状態)は約 1,800Nm3 となる。
161.3kg （≒1,440,000g／27g/mol×2.016g/mol×3/2）
1792Nm3（≒1,440,000g／27g/mol×0.0224Nm3/mol×3/2）
なお，格納容器過圧・過温破損シナリオにて発生する水素ガス量は約 600kg であり，これと比較すると，原子炉格納容器内に存在する亜鉛及びアルミニウムにより発生する水素
ガス量の合計 239kg は 3 割程度の値である。
2.3 亜鉛及びアルミニウムによる水素発生による影響について(1)格納容器圧力への影響について
格納容器圧力への影響評価にあたり，全交流動力電源喪失シナリオを例として評価を実施する。表 1 に全交流動力電源喪失シナリオにおける格納容器ベント前における格納容器
気相部のモル分率を示す。
格納容器気相部のモル分率から考えると，格納容器ベント実施時（0.31MPa）には，窒素
約 0.024MPa，蒸気 約 0.285MPa を示す。亜鉛の反応により生じる水素 77kg 及びアルミニウ
ムの発生により発生する水素 162kg の合計 239kg を考慮した場合は，窒素 約 0.023MPa，蒸気 約 0.277MPa，水素 約 0.010MPa となる。これより，全交流動力電源喪失シナリオにおいて，格納容器圧力は窒素及び原子炉内で崩壊熱により発生し原子炉格納容器内に流入する蒸気の影響が大きいと考えられ，亜鉛及びアルミニウムの反応で発生する水素はほぼ影響を及ぼさない。
表 1：格納容器気相部のモル分率

モル
分率

水素の追加
発生を考慮
しない
水素の追加
発生を考慮
する

窒素

水蒸気

水素

約 0.08

約 0.920

約 0.074

約 0.9

約 0.033(2)水素燃焼への影響について
水素及び酸素の可燃限界は，水素濃度 4vol%以上かつ酸素濃度 5vol%以上である。BWR のドライウェル内は窒素ガスにより不活性化されており，本反応では酸素の発生はないことから，本反応単独での水素の燃焼は発生しないものと考える。

添 3.1.2.4-3

107

3．まとめ
原子炉格納容器内のグレーチングの亜鉛めっきに含まれる亜鉛が全て反応することを想定すると約 77kg の水素，
アルミニウムが全て反応することを想定すると約 162kg の水素（合計約 239kg の水素）が発生する可能性がある。しかし，BWR の事故時における格納容器圧力は，ほぼ窒素と崩壊熱により発生する蒸気の影響に左右されるため，亜鉛及びアルミニウムの反応により発生する水素は，格納容器圧力に対して有意な影響はないと考えられる。
また，水素燃焼の観点においても，BWR のドライウェル内は窒素ガスにより不活性化されており，本反応では酸素の発生はないことから有意な影響はないと考えられる。

添 3.1.2.4-4108添付資料 3.1.2.5
原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えい量について
本格納容器破損モードの重大事故等対策の有効性評価では，厳しい事象を想定した場合
でも，原子炉格納容器が破損することなく安定状態に至る結果が得られている。この評価結果に照らして原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えい量を考える。
原子炉建屋内の換気空調系によって原子炉建屋を負圧にする場合，原子炉建屋内の放射性物質は換気空調系を経由して大気中に放出されるが，原子炉建屋から大気中への漏えいを能動的に防止することができる。一方，原子炉建屋内の換気空調系を停止する場合は，原
子炉建屋からの漏えいを能動的に防止する効果は無くなるが，換気空調系を経由した放出が無くなる。本格納容器破損モードの重大事故等対策の有効性評価では後者，すなわち，原子炉建屋の換気空調系を停止する状況を想定している。
本格納容器破損モードの重大事故等対策の有効性評価では原子炉格納容器は健全であると評価していることから，原子炉格納容器から漏えいした水蒸気は原子炉建屋内で凝縮され原子炉建屋空間部が加圧されることはないと考えられる。また，原子炉建屋内の換気空調
系は停止しているため，原子炉建屋内空間部と外気との圧力差が生じにくく，原子炉建屋内
外での空気のやりとりは殆どないものと考えられる。さらに，原子炉格納容器内から原子炉建屋に漏えいした粒子状放射性物質は，原子炉建屋内での重力沈降や水蒸気の凝縮に伴い，原子炉建屋内に沈着するものと考えられる。
これらのことから，原子炉格納容器の健全性が維持されており，原子炉建屋の換気空調系が停止している場合は，原子炉格納容器から原子炉建屋内に漏えいした放射性物質は，原子炉建屋内で時間減衰し，また，原子炉建屋内で除去されるため，大気中へは殆ど放出されないものと考えられる。
以下では，上述の状況に係わらず，保守的に原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えいを仮定した場合の放出量を示す。
1.評価条件(1) 本格納容器破損モードの評価事故シーケンスである「大破断 LOCA＋ECCS 注水機能喪失＋全交流動力電源喪失」に対し，代替循環冷却系によって原子炉格納容器除熱を実施す
る場合について評価する。
(2) 格納容器からの漏えい量は，MAAP 解析上で格納容器圧力に応じて漏えい率が変化するものとし，開口面積は以下のように設定する。なお，エアロゾル粒子は格納容器外に放出される前に貫通部内で大部分が捕集されることが実験的に確認されていることから，本評価に当たっては，格納容器の漏えい孔におけるエアロゾルの捕集の効果（DF450）を考慮した。
・1Pd 以下 ：0.9Pd で 0.4%/日 相当
・1～2Pd ：2.0Pd で 1.3%/日 相当(3) 原子炉建屋から大気中に漏えいする放射性物質を保守的に見積もるため，原子炉建屋の換気空調系停止時の原子炉建屋から大気中への漏えい率を 10%/日（一定）とした。（詳細は「3.補足事項」参照）

添 3.1.2.5-1

109

(4) 原子炉建屋内での放射能量の時間減衰は考慮せず，また，原子炉建屋内での粒子状物質の除去効果は保守的に考慮しない。
2.評価結果
原子炉建屋から大気中への放射性物質（Cs-137）の漏えい量は約 0.016TBq（7 日間）となる。
格納容器が健全であるため，格納容器から原子炉建屋への漏えい量は制限され，更に原子炉建屋から大気中への漏えいにおいても一定の漏えい率に制限されるため，放射性物質の漏えい量は抑制される。
この評価結果は「3.1.3 代替循環冷却系を使用しない場合」に示すドライウェルのラインを経由した場合の放出量約 2.0TBq（7 日間）に比べて十分に小さい。

添 3.1.2.5-21103.補足事項
原子炉建屋から大気中への漏えい率は，建屋周辺の風速によって原子炉建屋内と建屋外に差圧が生じ，放射性物質を含む原子炉建屋内の気体が建屋外へ漏えいすると仮定して評価する。
(1)式に建屋周辺の風速と建屋差圧(風荷重)の関係を示す。
ΔP = -C×ρ×v2/2 ・・・（1）
ΔP
C
ρ
v

: 風荷重 （kg/m2）: 風力係数 （-0.4）: 空気密度 （0.125kgs2/m4：大気圧 101kPa，大気温度 15℃）
: 風速 （3.1m/s）（敷地内で観測した 1985 年 10 月～1986 年 9 月の地上高 10m 風速観測結果から，平均風速である 3.1m/s を選定）
出典：建築学便覧Ⅱ 構造

次に，差圧と原子炉建屋の漏えい率の相関式を（2）式に示す。
f ∝ √ΔP ・・・（2）f
ΔP: 原子炉建屋の漏えい率 （回/日）: 差圧 （mmH2O）
なお，1mmH2O=1kg/m2

原子炉建屋は，建屋負圧 6.4mmH2O で漏えい率が 0.5 回/日以下になるように設計されているため，実風速による建屋差圧と漏えい率の関係は（3）式のようになる。
f1 = f0×√（ΔP1/ΔP0） ・・・（3）
f1
f0
ΔP1
ΔP0

: 実風速時の漏えい率（回/日）: 原子炉建屋の設計漏えい率（0.5 回/日）
: 実風速時の建屋差圧（0.3mmH2O）: 原子炉建屋の設計建屋差圧（6.4mmH2O）

以上より，建屋周辺の風速によって生じる原子炉建屋からの漏えい率は 10%/日(0.1 回/日)となる。
以上

添 3.1.2.5-3111

添付資料 3.1.2.6
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損（代替循環冷却系を使用する場合）））
表 1 解析コードにおける重要現象の不確かさが運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損（代替循環冷却系を使用する場合）））（1/2）
【MAAP】
分類

重要現象
崩壊熱

解析モデル

炉心

燃料被覆管酸化

評価項目となるパラメータに与える影響「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響」にて確認。

入力値に含まれる。

「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響」にて確認。

炉心モデル（炉心熱水力モデル）
溶融炉心の挙動モデル（炉心ヒートアップ）

TMI 事故解析における炉心ヒートアップ時の水素発生，炉心領域での溶融進展状態について，TMI 事故分析結果と良く一致することを確認した。
CORA 実験解析における，燃料被覆管，制御棒及びチャンネルボックスの温度変化について，測定データと良く一致することを確認した。
炉心ヒートアップ速度の増加（被覆管酸化の促進）を想定し，仮想的な厳しい振り幅ではあるが，ジルコニウム-水反応速度の係数を 2 倍とした感度解析により影響を確認した。
・TQUV，大破断 LOCA シーケンスともに炉
心溶融の開始時刻への影響は小さい
・下部プレナムへのリロケーション開始時
刻は，ほぼ変化しない

炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現性及び CORA 実験についての再現性が確認されている。炉心ヒートアップの感度解析（ヒートアップ時の燃料被覆管表
面積感度解析）では，炉心溶融時間に対する感度は小さいことが確認されている。原子炉注 炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現性及び水操作については，非常用炉心冷却系による炉心への注水機能が喪失したと判断した場合， CORA 実験についての再現性が確認されている。炉心ヒートアップの速やかに低圧代替注水系（常設）による炉心注水（電源の確保含む）を行う手順となってお 感度解析（ヒートアップ時の燃料被覆管表面積感度解析）では，格納り，燃料被覆管温度等のパラメータを操作開始の起点としている操作ではないことから， 容器内温度及び圧力挙動への影響は小さいことが確認されており，
運転員等操作時間に与える影響はない。また，格納容器スプレイ操作については，炉心ヒー 評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
トアップの感度解析では，格納容器内温度及び圧力挙動への影響は小さいことが確認されていることから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

炉心モデル（炉心水位計算モデル）

TQUX シーケンス及び中小破断 LOCA シーケ
ンスに対して，MAAP コードと SAFER コードの比較を行い，以下の傾向を確認した。
・MAAP コードでは SAFER コードで考慮している CCFL を取り扱っていないこと等から，水位変化に差異が生じたものの水位低下幅は MAAP コードの方が保守的であり，その後の注水操作による有効燃料棒
頂部までの水位回復時刻は両コードで同等である

炉心モデル（炉心水位計算モデル）は原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である SAFER コードとの比較により，急速減圧後の水位上昇及び蒸気流出の継続による水位低下について，一時的に低いより水位に到達すること，その後の注水操作による
有効燃料棒頂部までの水位回復時刻は SAFER コードと同等であることが確認されている。
原子炉注水操作については，非常用炉心冷却系による炉心への注水機能が喪失したと判断した場合，速やかに低圧代替注水系（常設）による炉心注水（電源の確保含む）を行う手順となっており，原子炉水位を操作開始の起点としている操作ではないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

炉心モデル（炉心水位計算モデル）では，原子炉水位挙動について原
子炉圧力容器内のモデルが精緻である SAFER コードとの比較により，急速減圧後の水位上昇及び蒸気流出の継続による水位低下について，一時的に低いより水位に到達することが確認されているが，長期的な挙動は崩壊熱の影響が支配的となるため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

安全系モデル（非常用炉心冷却系）
安全系モデル（代替注水設備）

入力値に含まれる。

「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響」にて確認。

「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響」にて確認。

燃料被覆管変形

沸騰・ボイド率変化

気液分離（水位変化）・対向流

原子炉圧力容器

ＥＣＣＳ注水（給水系・代替
注水設備含む）

運転員等操作時間に与える影響

炉心モデル（原
子炉出力及び崩壊熱）

燃料棒内温度変化

燃料棒表面熱
伝達不確かさ

添 3.1.2.6-1

112

表 1 解析コードにおける重要現象の不確かさが運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損（代替循環冷却系を使用する場合）））（2/2）
【MAAP】
分類

重要現象

解析モデル

不確かさ

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

格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）

HDR 実験解析では，格納容器圧力及び温度について，温度成層化を含めて傾向を良く再現できることを確認した。格納容器
雰囲気温度を十数℃程度高めに，格納容器圧力を１割程度高めに評価する傾向が確認されたが，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの種の不確かさは小さくなるものと考えられる。また，非凝縮性ガス濃度の挙動について，解析結果が測定データと良く一致す
ることを確認した。
格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，CSTF 実験解析では，格納容器温度及び非凝縮性ガス濃度の挙動について，解析結果が測定データと良く一致することを確認した。

HDR 実験解析では区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃程度，格納容器圧力を１割程度高めに評価する傾向が確認されているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認された不確かさは小さくなるものと推定される。しかし，全体としては格納容器圧
力及び温度の傾向を適切に再現できているため，格納容器圧力及び温度を操作開始の起点としている代替格納容器スプレイに係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。
また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，CSTF 実験解析により格納容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認しており，その差異は小さいため，格納容器圧力及び温度を操作開始の起点としている代替格納容器スプレイに係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。

HDR 実験解析では区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃程度，格納容器圧力を１割程度高めに評価する傾向が確認されているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認された不確かさは小さくなるものと推定される。しかし，全体としては格納容器圧力及び温度の傾向を適切に再現できているため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，CSTF 実験解析により格納容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認しているため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

スプレイ冷却

安全系モデル（格納容器スプレイ）
安全系モデル（代替注
水設備）

入力値に含まれる。
スプレイの水滴温度は短時間で雰囲気温度と平衡に至ることから伝熱モデルの不確かさはない。

「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメー
タに与える影響」にて確認。

「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響」にて確認。

サプレッショ
ン・プール冷却

安全系モデル（非常用炉心冷却系）

入力値に含まれる。

「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメー
タに与える影響」にて確認。

「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響」にて確認。

核分裂生成物（FP）挙動モデル

PHEBUS-FP 実験解析により，FP 放出の開始
時間を良く再現できているものの，燃料被覆管温度を高めに評価することにより，急激な FP 放出を示す結果となった。
ただし，この原因は実験における小規模な炉心体系の模擬によるものであり，実機の大規模な体系においてこの種の不確
かさは小さくなると考えられる。

大破断 LOCA 時における運転員の操作は，非常用炉心冷却系による炉心への注水機能が喪失したと判断した場合，事象進展が極めて早い（水位低下）大破断 LOCA であっ
代替循環冷却系を用いることにより，格納容器ベントを回避できるても，速やかに代替注水系による炉心注水（電源の確保含む）を行うこととしておため，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
り，炉心損傷後の圧力容器内 FP のパラメータを起点とした操作ではないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

ABCOVE 実験解析により，格納容器内のエアロゾル沈着挙動を適正に評価できることを確認した。

炉心損傷後の格納容器内 FP のパラメータを起点とした操作はないことから，運転員
等操作時間に与える影響はない。
FP 挙動の差異により格納容器内温度及び圧力挙動に影響を与えるが，温度及び圧力は崩壊熱による水蒸気発生が支配的な要因であり影響は極めて小さい。さらに，格
納容器圧力及び温度を起点とする操作として，代替格納容器スプレイ，格納容器圧
力逃がし装置の操作があるが，事象発生から約 2 時間後以降の操作であり，多少の挙動の変化が運転員等操作時間に影響を与えることはない。

格納容器各領域間の流動構造材との熱伝達及び内部
熱伝導原子炉格納容器

気液界面の熱伝達

原子炉圧力容器（炉心損傷後）原子炉圧力容器内 FP 挙動

原子炉格納容器（炉心損傷後）原子炉格納容器内 FP 挙動

核分裂生成物（FP）挙動モデル

添 3.1.2.6-2113

代替循環冷却系を用いることにより，格納容器ベントを回避できるため，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

表2

初期条件

解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損（代替循環冷却系を使用する場合）））（1/3）
解析条件（初期条件，事故条件）の不確かさ
項目
条件設定の考え方
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
解析条件
最確条件
原子炉熱出力のゆらぎを考慮し 最確条件とした場合には原子炉停止後の崩壊熱が緩和される。最確 最確条件とした場合には原子炉停止後の崩壊熱が緩和される。最確条
3,924MWt 以下
原子炉熱出力3,926MWt
た運転管理目標値を参考に最確 条件とした場合の運転員等操作時間への影響は，原子炉停止後の崩 件とした場合の評価項目となるパラメータに与える影響は，原子炉停（実績値）
条件を包絡できる条件を設定。
壊熱にて説明する。
止後の崩壊熱にて説明する。
最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与 最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え
約 7.05～7.12MPa[gage]
原子炉圧力7.07MPa[gage]
定格原子炉圧力として設定。
えうるが，大破断 LOCA に伴い原子炉は急速に減圧されるため事象進 うるが，大破断 LOCA に伴い原子炉は急速に減圧されるため事象進展に（実測値）
展に与える影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。
与える影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与 最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え
通常運転水位えうるが，ゆらぎの幅は事象発生後の水位低下量に対して非常に小 うるが，ゆらぎの幅は事象発生後の水位低下量に対して非常に小さい。
通常運転水位（セパレータスカート
通常運転時の原子炉水位として さい。例えば，大破断 LOCA 発生後の原子炉水位の低下量は約 20 分 例えば，大破断 LOCA 発生後の原子炉水位の低下量は約 20 分で通常運
原子炉水位（セパレータスカー 下 端 か ら 約 +118cm ～ 約設定。
で通常運転水位約－4m であるのに対してゆらぎによる水位低下量は 転水位約－4m であるのに対してゆらぎによる水位低下量は約－10mm
ト下端から+119cm）+120cm）
約－10mm であり非常に小さい。従って，事象進展に与える影響は小 であり非常に小さい。従って，事象進展に与える影響は小さく，評価（実測値）
さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
項目となるパラメータに与える影響は小さい 。
定 格 流 量 の 約 91 ～ 約
炉心の反応度補償のため初期値は変化するが，事象発生後早期に原 炉心の反応度補償のため初期値は変化するが，事象発生後早期に原子52,200t/h
炉心流量
110%
定格流量として設定。
子炉はスクラムするため，初期炉心流量が事象進展に与える影響は 炉はスクラムするため，初期炉心流量が事象進展に与える影響は小さ（定格流量（100%））（実測値）
小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
く，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
9×9 燃料（A 型）と 9×9 燃料（B型）は，熱水的な特性はほぼ同等 最確条件とした場合には，9×9 燃料の A 型又は B 型の炉心となるか， 最確条件とした場合には，9×9 燃料の A 型又は B 型の炉心となるか，であり，燃料棒最大線出力密度 それらの混在炉心となるが，両型式の燃料の熱水力特性はほぼ同等 それらの混在炉心となるが，何れの型式も燃料の熱水力特性はほぼ同
燃料
9×9 燃料（A 型）
装荷炉心ごとの 保 守 性 に 包 含 さ れ る こ と か であり，事象進展に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間 等であり，事象進展に与える影響は小さいことから，評価項目となる
ら，代表的に 9×9 燃料（A 型） に与える影響は小さい。
パラメータに与える影響は小さい。
を設定。
最確条件は解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，サイクル末期の燃焼度のばらつ
最確条件は解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，原ANSI/ANS-5.1-1979
原子炉冷却材の放出も少なくなることから，格納容器圧力及び温度
原子炉停止後の崩 ANSI/ANS-5.1-1979
きを考慮し，10％の保守性を確
子炉冷却材の放出も少なくなることから，格納容器圧力及び温度上昇
平均的燃焼度約 30GWd/t
上昇が遅くなるが，操作手順（原子炉水位が破断口高さ到達後に低圧
壊熱
燃焼度 33GWd/t
保することで，最確条件を包絡が遅くなるため，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくな（実績値）
代替注水系（常設）から代替格納容器スプレイへ切替えること）に変できる条件を設定。
る。
わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
ドライウェル内体積の設計値
格納容器容積（ド7,350m3
解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響 解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響は
7,350m3（全体積から内部機器及び構造
ライウェル）（設計値）
はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。
なく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
物の体積を除いた値）を設定。
最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与 最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え空間部：
えうるが，ゆらぎによる格納容器容積（ウェットウェル）の液相部（空 うるが，ゆらぎによる格納容器容積（ウェットウェル）の液相部（空3約5,980～約5,945mウェットウェル内体積の設計値
間部）の変化分は通常時に対して非常に小さい。例えば，通常時の液 間部）の変化分は通常時に対して非常に小さい。例えば，通常時の液格納容器容積（ウ 空間部：5,960m3
液相部：（内部機器及び構造物の体積を相部の熱容量は約 3,600m3 相当分であるのに対して，ゆらぎによる容 相部の熱容量は約 3,600m3 相当分であるのに対して，ゆらぎによる容ェットウェル）
液相部：3,580m3
約 3,560～約 3,595m3
除いた値）を設定。
積減少分の熱容量は約 20m3 相当分であり，その減少割合は通常時の 積減少分の熱容量は約 20m3 相当分であり，その減少割合は通常時の約（実測値）
約 0.6%程度と非常に小さい。したがって，事象進展に与える影響は 0.6%程度と非常に小さい。したがって，事象進展に与える影響は小さ
小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
く，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

サプレッション・
チェンバ・プール水位

サプレッション・
チェンバ・プール
水温7.05m（NWL）

約 7.01m～約 7.08m（実測値）

通常運転時のサプレッション・
チェンバ・プール水位として設定。

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与 最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与ええうるが，ゆらぎによるサプレッション・チェンバ・プール水位低下 うるが，ゆらぎによるサプレッション・チェンバ・プール水位低下分
分の熱容量は通常水位時に対して非常に小さい。例えば，通常水位時 の熱容量は通常水位時に対して非常に小さい。例えば，通常水位時（7.05m）の熱容量は約 3600m3 相当分であるのに対して，ゆらぎによ （7.05m）の熱容量は約 3600m3 相当分であるのに対して，ゆらぎによる水位低下分（通常水位-0.04m 分）の熱容量は約 20m3 相当分であり， る水位低下分（通常水位-0.04m 分）の熱容量は約 20m3 相当分であり，その低下割合は通常水位時の約 0.6%程度と非常に小さい。従って， その低下割合は通常水位時の約 0.6%程度と非常に小さい。従って，事事象進展に与える影響はなく，運転員等操作時間に与える影響は小 象進展に与える影響は小さく，評価項目となるパラメータに与える影
さい。
響は小さい。

35℃

約 30℃～35℃（実測値）

通常運転時のサプレッション・
チェンバ・プール水温の上限値を，最確条件を包絡できる条件として設定。

最確条件は解析条件で設定している水温よりも低くなるため，格納 最確条件は解析条件で設定している水温よりも低くなるため，格納容
容器圧力上昇が遅くなり，格納容器スプレイの操作の開始が遅くな 器の熱容量は大きくなり，格納容器内温度の上昇は遅くなるが，そのるが，その影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。 影響は小さく，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

添 3.1.2.6-3

114

表2
項目

解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損（代替循環冷却系を使用する場合）））（2/3）
解析条件（初期条件，事故条件）の不確かさ
解析条件
最確条件

条件設定の考え方

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

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうる
が，ゆらぎによる格納容器圧力の上昇に与える影響は小さい。例えば，事象発生から格納容器圧力が初期ピーク値に達するまでの圧力上昇率（平均）は 1 時間あたり約 50kPa（約 10.3 時間で約 0.56MPa）であるのに対して，
ゆらぎによる圧力上昇量は約 2kPa であり非常に小さい。従って，事象進展に与える影響は小さく，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

5.2kPa[gage]

約 3kPa[gage]～約 7kPa[gage]（実測値）

通常運転時の格納容器圧力として設定。

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，ゆらぎによる格納容器圧力の上昇に与える影響は小さい。例えば，事象発生から格納容器圧力が初期ピーク値に達するまでの圧力上昇率（平均）は 1 時間
あたり約 50kPa（約 10.3 時間で約 0.56MPa）であるのに対して，ゆらぎによる圧力上昇量は約 2kPa であり非常に小さい。従って，事象進展に与える影響は小さく，運転員等操
作時間に与える影響は小さい。

格納容器温度57℃

約 30℃～約 60℃（実測値）

通常運転時の格納容器温度として設定。

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，格納容器温度は格納容器スプレイにより飽和温度となることから，初期温度が事象進展に与える影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，格納容器温度は格納容器スプレイにより飽和温度となることから，初期温度が事象進展に与える影響は小さく，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

真空破壊装置3.43kPa（ドライウェル－サプレ
ッション・チェンバ間差圧）

3.43kPa（ドライウェル－サプレ
ッション・チェンバ間差
圧）
（設計値）

真空破壊装置の設定値。

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
最確条件は解析条件で設定している水温よりも低くなる可能性があり，炉心の再冠水までの挙動に影響する可能性はあるが，この顕熱分の影響は小さく，燃料被覆管温度の上昇に与える影響は小さい
また，格納容器圧力上昇に対する格納容器スプレイによる圧力抑制効果は大きくなり，格納容器の圧力上昇は遅くなるが，評価項目となるパラメー
タに与える影響は小さい。

格納容器圧力初期条件

外部水源の温度

外部水源の容量

燃料の容量

50℃（事象開始 12 時間以
降は 45℃，
事象開始 24 時
間以降は 40℃）

約 30℃～約 50℃（実測値）

復水移送ポンプ吐出温度を参考に最確条件を包絡できる条件を設定。

最確条件は解析条件で設定している水温よりも低くなる可能性があり，格納容器圧力上昇に対する格納容器スプレイ
による圧力抑制効果は大きくなり，間欠スプレイの間隔に影響する。しかし本解析ではスプレイ間隔は炉心冠水操作に依存していることから運転員等操作時間に与える影響は小さい。

約 21,400m3

21,400m3 以上（淡水貯水池水量+復水
貯蔵槽水量）

淡水貯水池及び通常運転中の復水貯蔵槽の水量を参考に，最確条件を包絡できる条件を設定。

最確条件とした場合には，解析条件よりも水源容量の余裕は大きくなる。また，事象発生 12 時間後からの可搬型代替
注水ポンプ（A-2 級）による補給により復水貯蔵槽は枯渇しないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

－

約 2,240kL

2,240kL 以上（軽油タンク容量+ガスタービン発電機用燃料タ
ンク容量）

通常時の軽油タンク及びガスタービン発電機用燃料タンクの運用値を参考に，最確条件を包絡できる条件を設定。

最確条件とした場合には，解析条件よりも燃料容量の余裕は大きくなる。また，事象発生直後から最大負荷運転を想定しても燃料は枯渇しないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

－

添 3.1.2.6-4

115

表2
項目

起因事象

事故条件

安全機能の喪失に対する仮定

解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損（代替循環冷却系を使用する場合）））（3/3）
解析条件（初期条件，事故条件）の不確かさ
解析条件
最確条件

大破断 LOCA（残留熱除去系の吸込配管の破断）

全交流動力電源喪失
高圧注水機能及び低圧注水
機能喪失

条件設定の考え方

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－

原子炉圧力容器内の保有水量が厳しい箇所として設定。

－

－

－

全ての非常用ディーゼル発電機の機能喪失を想定し，設定
高圧注水機能として原子炉隔離時
冷却系及び高圧炉心注水系の機能喪失を，低圧注水機能として低圧注水系の機能喪失を設定。

－

－

－

過圧及び過温への対策の有効性を総合的に判断する観点から，プラント損傷状態である LOCA に全交流
動 力 電 源 喪失 を 重 畳す る こと から，外部電源が喪失するものとして設定。

仮に，外部電源がある場合は，注水開始時間が早くなり，格納
容器圧力・温度の挙動は低く推移することから，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。

仮に，外部電源がある場合は，注水開始時間が早くなり，格納
容器圧力・温度の挙動は低く推移することから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

機器条件

外部電源

外部電源なし水素の発生

ジルコニウム－水反応を考慮

ジルコニウム－水反応を考慮

水の放射線分解等による水素発生については，格納容器圧力及び温度に対する影響が軽微であることから考慮していない。

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

原子炉スクラム信号

事象発生と同時に原子炉ス
クラム

事象発生と同時に原子炉ス
クラム

事象発生と同時に原子炉スクラムするものとして設定。

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

低圧代替注水系（常設）

最大 300m3/h で注水，その後は炉心を冠水維持可能な注水量に制御

最大 300m3/h で注水，その後は炉心を冠水維持可能な
注水量に制御設計値に注入配管の流路圧損を考慮した値として設定。

実際の注水量が解析より多い場合（注水特性(設計値)の保守性），原子炉水位の回復は早くなる可能性がある。冠水後の操作として冠水維持可能な注水量に制御するが，注水後の流量調整操作であるため,運転員等操作時間に与える影響は小さい。

実際の注水量が解析より多い場合（注水特性(設計値)の保守性），原子炉水位の回復は早くなる可能性があるが，格納容器
圧力及び温度上昇に有意な影響を与えないことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

スプレイ流量は運転員による調整が行われ，その増減により圧力抑制効果に影響を受けるが，操作手順に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

スプレイ流量は運転員による調整が行われ，その増減により圧力抑制効果に影響を受けるものの，格納容器内に蓄積される崩壊熱量に変わりは無いため，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

代替格納容器
スプレイ冷却系

140m3/h でスプレイ

140m3/h 以上でスプレイ

格納容器雰囲気温度及び圧力抑制に必要なスプレイ流量を考慮し，設定。

可搬代替注水ポンプ

90m3/h で注水

90m3/h で注水

可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)による注水を想定。
設備の設計を踏まえて設定。

実際の注水量が解析より多い場合，原子炉水位の回復は早くなるが，操作手順に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

実際の注水量が解析より多い場合，原子炉水位の回復は早くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

代替循環冷却系

循環流量は，全体で約190m3/hとし，原子炉へ約90m3/h，格納容器スプレイ
へ約100m3/hにて流量分配

循環流量は，全体で約190m3/hとし，原子炉へ約90m3/h，格納容器スプレイ
へ約100m3/hにて流量分配

代替循環冷却系の設計値として設定。

実際の注水量が解析より多い場合，原子炉水位の回復は早くな
り，格納容器の圧力抑制効果は大きくなるが, 操作手順に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

実際の注水量が解析より多い場合，原子炉水位の回復は早くな
り，格納容器の圧力抑制効果は大きくなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

添 3.1.2.6-5

116

操作条件

表 3 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（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））（代替循環冷却系を使用する場合）（1/5）
解析条件（操作条件）の
評価項目と
不確かさ
運転員等操作時間に与えるなるパラメ
項目
解析上の操作開始時間
操作の不確かさ要因
操作時間余裕影響ータに与え
解析上の操 条件設定の
る影響
作開始時間
考え方
【認知】
中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の非常用高圧系統の電源回復ができない場合，早期の電源回復不可と判断し，これにより常設代替交流電源設備及び低圧代替注水系（常設）の準備を開始する手順としている。この認知に係る時間として 10 分間を想定しているため，認知遅れ等により操作開始時間に与える影響はなし。
【要員配置】
常設代替交流電源設備からの受電操作のために，中央制御室にて常設代替交流電源設備からの受電準備を行う運転員と，現場にて常設代替交流電源設備からの受電準備を行う運転員(現場)と，常設代替交流電源設備の起動操作等を行う運転員(現場)が配置されている。常設代替交流電源設備からの受電準備を行う運転員及び運転員(現場)は，常設
代替交流電源設備からの受電準備のための負荷切り離し操作を行っている期間，他の操作を担っていない。このため，要員配置が操作開始時間に与える影響はなし。また，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作については，
中央制御室での操作のみであり，運転員は中央制御室に常駐していることから，操作開始時間に与える影響はなし。
【移動】
常設代替交流電源設備からの受電準備を行う運転員(現場)は，中央制御室から操作現場である原子炉建屋地下 1 階まで通常 5 分間程度で移動可能であるが，移動時間としては余裕を含めて 10 分間を想定している。常設代替交流電源設備の起動操作等を行う運転員(現場)は，屋外に移動するが，移動時間としては徒歩の所要時間に余裕を加味し 10 常設代替交流電源設備から事象発生から分間を想定している。このため，移動が操作開始時間に与える影響はない。また，低圧代替注水系（常設）による原 の受電操作について実態の90 分後（操作開子炉注水操作については中央制御室内での操作のみであり，操作開始時間に与える影響はなし。
運転操作は，認知に 10 分
始時間の 20 分【操作所要時間】
間，移動に 10 分間，操作所程度の遅れ）ま常設代替交流電源設備の起動操作等を行う運転員(現場)，常設代替交流電源設備からの受電準備を行う運転員及び 要時間に 50 分間の合計 70
実 態 の 操 作 でに常設代替
常設代替
運転員(現場)の操作内容及び操作所要時間は以下のとおり。これらの作業は並行して行うため，操作所要時間は最長 分間であり，解析上の受電
開 始 時 間 は 交流電源設備
交流電源
で 50 分間となる。
完了時間とほぼ同等であ解 析 上 の 設 からの受電操設備から
全交流動力 ［起動操作等を行う運転員(現場)：操作所要時間；合計 40 分間］
り，操作開始時間に与える
定 と ほ ぼ 同 作を行い低圧
の受電及
電源喪失時
常設代替交流電源設備の起動前の油漏れ，配電盤等の健全性確認の所要時間に 10 分間を想定
影響は小さい。
事象発生
等 で あ る こ 代替注水系（常
び低圧代
の訓練実績
燃料バルブの開操作，給・排気扉開操作等の常設代替交流電源設備の起動準備の所要時間に 10 分間を想定
低圧代替注水系（常設）によ
70 分後とから，評価 設）による原子
替注水系
を踏まえて
常設代替交流電源設備の起動，起動後の運転確認及び常設代替交流電源設備側の遮断器操作の所要時間に 20 分 る原子炉注水操作について
項 目 と な る 炉注水が開始
（常設）
設定
間を想定
は，常設代替交流電源設備
パ ラ メ ー タ できれば，評価による原［受電準備を行う運転員(現場)：操作所要時間；合計 50 分間］
からの受電操作と同時に実に 与 え る 影 項目を満足す
子炉注水
常設代替交流電源設備からの受電前準備として，負荷抑制のための切り離し操作を行う。操作対象が 20 個程度 施するため，受電操作の影
響は小さい。 る結果となり，であり，1 個あたりの操作時間に移動時間含めて 2 分間程度を想定し，操作の所要時間は 40 分間を想定
響を受けるが，実態の操作時間余裕があ常設代替交流電源設備の起動及び緊急用交流高圧母線の遮断器の投入後の非常用交流高圧電源母線の受電操作 時間は，解析上の操作開始
る。
の所要時間に 10 分間を想定
時間とほぼ同等であり，操（ 添 付 資 料
［運転員（中央制御室）：操作所要時間；合計 35 分間］
作開始時間に与える影響は
3.1.3.7）
常設代替交流電源設備からの受電前準備として，負荷抑制のための切り離し及び操作スイッチの引き保持等の 小さい。
所要時間に 20 分間を想定
非常用交流高圧電源母線の受電操作後に，中央制御室での受電確認及び低圧代替注水系（常設）の注水準備操
作の所要時間に 15 分間を想定
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水準備の操作は，復水補給水系の隔離弁（1 弁）の閉操作による系統構成，
低圧代替注水系（常設）の追加起動であり，何れも中央制御室における制御盤の操作スイッチによる操作のため，1操作に 1 分間を想定し，合計 2 分間であり，それに余裕時間を含めて操作時間 5 分を想定。
【他の並列操作有無】
常設代替交流電源設備の起動操作等を行う運転員と受電準備を行う運転員の並列操作はあるが，それを加味して操作の所要時間を算定しているため，操作開始時間に与える影響はない。また，低圧代替注水系（常設）による原子炉
注水操作は，常設代替交流電源設備からの受電操作における非常用母線への受電操作と同時に実施する。
【操作の確実さ】
現場操作は，操作の信頼性の向上や要員の安全のため 2 人 1 組で実施することとしており，誤操作は起こりにくく，誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。また，中央制御室内の制御盤操作は，操作スイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起こりにくく，そのため誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。

添 3.1.2.6-6

117

訓練実績等

常設代替交流電源設
備からの受電操作
は，訓練実績等より，運転員による常設代
替交流電源設備の起動操作，並びに現場
及び中央制御室の運転員による受電前準備及び受電操作を並行して実施し，想定と同じ約 70 分で常設代替交流電源設備
からの受電が実施可
能であることを確認した。
低圧代替注水系（常設）の操作は中央制
御室における操作のため，シミュレータ
にて訓練実績を取得。訓練では，復水移送ポンプを起動し，低圧代替注水系（常設）の原子炉注
水のための系統構成
を約 2 分で実施。
常設代替交流電源設
備からの受電操作と本操作を並行して実施することで事象発
生後 70 分に原子炉注水操作の開始が実施可能なことを確認した。
想定で意図している
運転操作が実施可能なことを確認した。

項目

表 3 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（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））（代替循環冷却系を使用する場合）（2/5）
解析条件（操作条件）の不確かさ
解析上の操作開始時間
運転員等操作時間に与え評価項目となるパラメー
操作の不確かさ要因
操作時間余裕る影響
タに与える影響
解析上の操作開始時
条件設定の考え
間
方

操作条件

代替格納
容器スプ
レイ冷却
系による
格納容器
冷却操作

破 断 口 ま で 水位 回 復
後 ， 格 納 容 器温 度 約
190℃到達時

格納容器限界温度到達防止を踏
まえて設定

解析結果は破断口まで水
位回復前に既に格納容器
温度は約 190℃を超えており，実態の操作も解析
上も原子炉水位が破断口
高さ到達後に低圧代替注
水系（常設）から代替格納容器スプレイ冷却系へ切【認知】替えることとしており，格納容器スプレイの操作実施基準（炉心冠水後かつ格納容器温度約 190℃）に到達す 実態の操作開始時間は，るのは事象発生約 2 時間後であり，それまでに格納容器圧力の上昇を十分に認知で 解析上の想定とほぼ同等
きる時間があるため，認知遅れにより操作開始時間に与える影響はなし。
であり，操作開始時間に【要員配置】
与える影響は小さい。
中央制御室内での操作のみであり，運転員は中央制御室に常駐していることから，操 当該操作は，解析コード
作開始時間に与える影響はなし。
及び解析条件（操作条件【移動】を除く）の不確かさによ
中央制御室内での操作のみであり，操作開始時間に与える影響はなし。
り操作開始時間は遅れる【操作所要時間】
可能性があるが，中央制低圧代替注水系（常設）から代替格納容器スプレイ冷却系への切替えは制御盤の操作 御室で行う操作であり，スイッチによる操作のため，簡易な操作である。操作時間は特に設定していないが， 他の操作との重複もない
格納容器の緩やかな圧力上昇に対して操作開始時間は十分に短い。
ことから，他の操作に与【他の並列操作有無】
える影響はない。また，代原子炉への注水が優先であり，原子炉水位が破断口高さ到達後に，低圧代替注水系 替格納容器スプレイへの（常設）から代替格納容器スプレイ冷却系へ切替えることとしており，原子炉注水の 切替後，原子炉水位が低状況により，代替格納容器スプレイの操作開始時間は変動しうる。
下し原子炉水位低（レベ【操作の確実さ】
ル 1）に到達した場合，低中央制御室内の制御盤の操作スイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起こりに 圧代替注水系(常設)へ切
くく，そのため誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。
替を行う。当該操作開始
時間は，解析上の想定とほぼ同等であり，操作開
始時間に与える影響は小さい。また，中央制御室で行う操作であり，他の操作と重複もないことから，他の操作に与える影
響はない。

原子炉注水の状況により代替格納容器スプレイの操作開始は破断口まで水
位回復後，格納容器温度
約 190℃到達後となり，実態の操作開始時間は解析上の想定とほぼ同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

訓練実績等

中央制御室における操作のため，シミュレ
事象発生から 90 分後 ー タ に て 訓 練（操作開始時間の 20 分 実績を取得。訓程度の遅れ）に低圧代替 練では，復水移注水系（常設）による原 送 ポ ン プ の 起
子炉注水を開始した場 動を確認し，代合の解析では，格納容器 替 格 納 容 器 ス
スプレイ開始のタイミ プ レ イ 冷 却 系
ングは約 2.3 時間後で に よ る 格 納 容あることから，現行の 2 器 冷 却 の た め
時間に対して約 20 分程 の 系 統 構 成 に度の準備時間を確保で 約 2 分。
きるため，時間余裕があ 想 定 で 意 図 しる。
（添付資料 3.1.3.7） て い る 運 転 操作が実施可能なことを確認した。

添 3.1.2.6-7

118

項目

表 3 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（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））（代替循環冷却系を使用する場合）（3/5）
解析条件（操作条件）の不確かさ
解析上の操作開始時間
運転員等操作時間に 評価項目となるパラ 操作時間
操作の不確かさ要因
訓練実績等
与える影響
メータに与える影響余裕
解析上の操作
条件設定の考え方
開始時間

操作条件

復水貯蔵
槽への補
給

事象発生から
12 時間後可搬型設備に関して，事象発生から 12 時間までは，その機能に期待しないと仮定復水貯蔵槽への補給までの時間は，事象発生から 12 時間あり十分な時間余裕が
ある。

－

－

－

各機器へ
の給油
（可搬型
代替注水
ポンプ（A2 級），電
源車，可搬
型大容量
送水ポン
プ及び常
設代替交
流電源設
備）

各機器への給油は，解析条件ではないが，解事 象 発 生 か ら 析で想定している操作
12 時間後以降， の成立や継続に必要な適宜操作・作業。各機器の使用開始時間を踏まえて設定

各機器への給油開始までの時間は，事象発生から 12 時間あり十分な時間余裕が
ある。

－

－

－

添 3.1.2.6-8

119

復水貯蔵槽への補給は，淡水貯水池から防火水槽への補給と可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による防火水槽から復水貯蔵槽への補給を並行して実施する。淡水貯水池から防火水槽への補給の系統構成は，所要時間 90 分想定のところ，訓練実績等により約 70 分で実施可
能なこと，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による防火水槽から復水貯蔵槽への補給のホース敷設等の注水準備は，所要時間 180 分想定のところ，訓練実績等により約 135 分であり，想定で意図している作業が実施可能なことを確認した。
有効性評価では，防火水槽から復水貯蔵槽への補給用の可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）（6 号及び 7 号炉：各 3 台），代替原子炉補機冷却系用の電源車（6 号及び 7 号炉：各 2台）及び可搬型大容量送水ポンプ（6 号及び7 号炉：各 1 台），及び常設代替交流電源設
備（6 号及び 7 号炉で 1 台）への燃料給油を期待している。
各機器への給油準備作業について，可搬型代
替注水ポンプ（A-2 級），電源車及び可搬型
大容量送水ポンプへの燃料給油準備（現場移動開始からタンクローリー（4kL,16kL）への補給完了まで）は，所要時間 90 分のところ
訓練実績等では約 82 分，常設代替交流電源
設備への燃料給油準備は，所要時間 120 分のところ訓練実績等では約 95 分で実施可能なことを確認した。
また，各機器への燃料給油作業は，各機器の燃料が枯渇しない時間間隔（許容時間）以内で実施することとしている。
可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）への燃料給油作業は，許容時間 180 分のところ訓練実績
等では約 96 分，電源車及び可搬型大容量送水ポンプへの燃料給油作業は，許容時間 120 分のところ訓練実績等では約 96 分，常設代替交
流電源設備への燃料給油作業は，許容時間
540 分のところ訓練実績等では約 135 分であり，許容時間内で意図している作業が実施可
能であることを確認した。

表 3 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（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））（代替循環冷却系を使用する場合）
（4/5）

項目

操作条件

代替原子
炉補機冷
却系運転
操作

解析条件（操作条件）の不確かさ
解析上の操作開始時間
解析上の操作開始時間

事象発生 20 時
間後操作の不確かさ要因

条件設定の考え方

代替原子炉補機冷却系の準備期間を考慮して設定【認知】中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の非常用高圧系統の電源回復ができない場合，早期の電源回復不可と判断し，これにより代替原子炉補機冷却系の準備を開始する手順としているため，認知遅れにより操作開始時間に与える影響はなし。
【要員配置】
代替原子炉補機冷却系の準備操作は，現場にて原子炉補機冷却水系の系統構成を行う運転員(現場)と，代替原子炉補機冷却系の移動，敷設を行う専任の緊急時対策要員（事故後 10 時間以降の参集要員）が配置されている。運転員(現場)は，代替原子炉補機冷却系運転のための系統構成を行っている期間，他の操作を担っていない。よって，操作開始時間に与える影響はなし。
【移動】代替原子炉補機冷却系に用いる代替熱交換器車，電源車等は車両であり，牽引または自走にて作業現場へ移動することを想定している。仮に地震等の外部事象が起因事象の場合に，アクセスルートの被害があっても，ホイールローダ等にて必要なアクセス
ルートを仮復旧できる宿直の体制としており，操作開始時間に与える影響はなし。
【作業所要時間】
緊急時対策要員の準備操作は，各機器の設置作業及び弁・スイッチ類の操作に移動時間を含めて 10 時間の作業時間を想定しているが，訓練実績を踏まえると，より早期に準備操作が完了する見込みである。また，運転員(現場)の行う現場系統構成は，操作対象が 20 弁程度であり，操作場所は原子炉建屋及びタービン建屋海水熱交換器エリア及びコントロール建屋となるが，1 弁あたりの操作時間に移動時間含めて 10 分程度を想定しており，これに余裕を含めて 5 時間の操作時間を想定している。
【他の並列操作有無】
緊急時対策要員による準備操作及び運転員(現場)の系統構成は並列操作可能なため，両者が干渉して操作開始時間が遅くなることはない。よって，操作開始時間に与える影響はなし。
【操作の確実さ】
現場操作は，操作の信頼性向上や要員の安全のため 2 人 1 組で実施することとしており，誤操作は起こりにくく，誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。

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

代替原子炉補機冷却系の準備は，緊急時対策
要員の参集に 10 時間，
その後の作業に 10 時間の合計 20 時間を想定しているが，準備操作が想定より短い時間で完了する可能性があるた
め，操作開始時間が早まる可能性があり，格納容器の圧力及び温度を早期に低下させる。

代替原子炉補機冷却系運
転開始までの時間は，事象発生から 20 時間あり，代替循環冷却系による格納容器除熱操作開始までの時間は事象発生から約実態の操作開始時
22.5 時間あり，準備時間
間は解析上の設定が確保できるため，時間余から早まる可能性裕がある。なお，本操作ががあり，この場合，大幅に遅れるような事態
格納容器の圧力及になった場合でも，格納容び温度等を早期に器限界圧力に到達しない
低下させる可能性
よう継続して低圧代替注があることから，水系（常設）による原子炉
評価項目となるパ
注水，代替格納容器スプレ
ラメータに対する
イ冷却系による格納容器
余裕は大きくな
スプレイを行うこととなる。
る。格納容器限界圧力
0.62MPa[gage]に至るまでの時間は，事象発生約 38
時間後であり，約 15 時間
以上の余裕があることから，時間余裕がある。

操作時間余裕

訓練実績等

訓練実績等より，運転員(現場)の行う現場系統構成は，想定より早い約 4 時間で実施可能であることを確認した。また，
代替原子炉補機冷却系の移動・配置，フランジ接続，及び電源車のケーブル接続
等を含め，想定より早い約 7 時間で代替
原子炉補機冷却系が運転開始可能であることを確認した。
想定で意図している
運転操作が実施可能なことを確認した。

添 3.1.2.6-9

120

項目

表 3 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（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））（代替循環冷却系を使用する場合）（5/5）
解析条件（操作条件）の不確かさ
解析上の操作開始時間
運転員等操作時間に与評価項目となるパラ
操作の不確かさ要因
操作時間余裕える影響
メータに与える影響
条件設定の考え
解析上の操作開始時間
方

操作条件

代替循環
冷却系に
よる格納
容器除熱
操作

事象発生約 22.5 時間
後

代替原子炉補機
冷却系の準備期間を考慮して設
定【認知】
残留熱除去系による格納容器除熱機能喪失を確認した後，故障原因調査・機能回復操作を実施と並行して，機能回復が遅れることを想定し代替循環冷却系の運転準備を判断するため，認知遅れにより操作開始時間に与える影響はなし。
【要員配置】
代替循環冷却系準備操作は，中央制御室における操作と現場における操作が必要であるが，現場にて代替循環冷却系の系統構成を行う運転員(現場)と，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）の移動，敷設行う専任の緊急時対策要員（事故後 12 時間以降の参集要員）を配置しており，
操作開始時間に与える影響はなし。
【移動】
運転員(現場)による現場移動は，照明喪失・資機材の転倒等によりアクセスに支障が出る場
合があるが，事象発生 20 時間超の時間余裕があるため予め移動しておくことも可能であり，操作開始時間に与える影響はなし。
【作業所要時間】中央制御室における操作は，事前準備としての系統構成操作，代替循環冷却系運転開始直前 代替循環冷却系の運転操作（代替循環冷却系運転準備操作の系統構成のうち，事象発生 22 時間後以降の復水移送 は事象発生約 22.5 時間
ポンプの全停に係る操作）及び代替循環冷却系運転開始操作の 3 操作がある。事前準備とし 後に開始することとしての系統構成操作は事象発生 22 時間後迄に予め行うもので操作時間に余裕を確保してい ているが，余裕時間を含る。代替循環冷却系運転開始直前操作は，復水移送ポンプ 2 台の停止操作に約 2 分を想定し めて設定されているたており，電動弁 7 弁の操作に約 7 分を想定し，30 分間の操作時間に余裕を確保している。 め操作の不確かさが操
運転開始操作は復水移送ポンプ 1 台起動と同時に 1 弁による原子炉への注水操作を約 1 分 作開始時間に与える影と想定し，2 台目の起動と同時に 1 弁による格納容器スプレイ操作を約 1 分と操作してお 響は小さい。また，本操り，5 分間の操作時間に余裕を確保している。
作の操作開始時間は，代運転員(現場)による現場操作は，事前準備としての系統構成操作と代替循環冷却系運転開 替原子炉補機冷却系の始直前操作の 2 操作がある。事前準備としての系統構成（操作対象弁数は約 10 弁を想定に 準備期間を考慮して設必要な所要時間を約 2 時間と想定しており，20 時間後までの時間余裕を確保している。ま 定したものであり，代替
た，事象発生 20 時間後以降の 2 時間に行う現場の系統構成は，復水貯蔵槽出口弁 2 弁の閉 原子炉補機冷却系の操操作に約 30 分，復水移送ポンプ最小流量バイパス弁 3 弁閉操作に約 3 分を想定しており， 作開始時間が早まれば，事象発生 22 時間後まで移動時間，余裕時間を含め操作時間を確保している。代替循環冷却 本操作の開始時間も早系運転開始直前操作は復水貯蔵槽出口弁 1 弁の閉操作に約 15 分，退避時間に約 10 分を想 まる可能性があり，代替定しておりこれに余裕時間を含め 30 分間の操作時間を確保している。
循環冷却系の運転開始
また，代替循環冷却系運転開始直前操作にて復水移送ポンプを停止している 30 分間に緊急 時間を早める。
時対策要員により可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）を用いて原子炉への注水を行う。復水移送ポンプ停止前にホース敷設等の準備をしておき，復水移送ポンプ停止後に約 10 分で系統構成を行い，その後約 20 分間の注水を行う。
【他の並列操作有無】
運転員による現場操作は，代替原子炉補機冷却系の系統構成と並列操作する可能性があるが，本操作に 18 時間の余裕があるため操作開始時間に与える影響はなし。緊急時対策要員には他の並列操作はなく，操作開始時間に与える影響はなし。また，本操作の操作開始時間
は，代替原子炉補機冷却系の準備期間を考慮して設定したものであり，代替原子炉補機冷却系の操作開始時間が早まれば，本操作の開始時間も早まる可能性がある。
【操作の確実さ】
中央制御室における操作は，制御盤の操作スイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起こりにくく，そのため誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。また，現場操作は，操作の信頼性向上や要員の安全のため 2 人 1 組で実施することとしており，誤操作は起こりにくく，誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。

添 3.1.2.6-10121

代替原子炉補機冷却系
運転開始までの時間は，事象発生から 20 時間あり，代替循環冷却系による格納容器除熱操作開始までの時間は事象発生から約 22.5 時間あり，準備時間が確保できるため，時間余裕がある。なお，本操作が大幅に遅れるような事態になった場合でも，格納容器限界圧力に到達しないよう継続して低圧代
替注水系（常設）による代替原子炉補機冷却
原子炉注水，代替格納容系の操作開始時間が器スプレイ冷却系によ早まった場合には，る格納容器スプレイ，格本操作も早まる可能
納容器圧力逃がし装置性があり，この場合，又は代替格納容器圧力
格納容器圧力及び温逃がし装置による原子度等を早期に低下さ
炉格納容器除熱を行うせる可能性があるここととなる。格納容器スとから，評価項目とプレイは，ベントライン
なるパラメータに対の水没防止のために，格する余裕は大きくな
納容器ベントに伴うサる。
プレッション・チェン
バ・プール水位の上昇を追う慮しても，サプレッ
ション・チェンバ・プー
ル水位がベントライン1m を超えないように格
納容器スプレイを停止する。
格納容器限界圧力
0.62MPa［gage］に至るま
での時間は，事象発生約
38 時間であり，約 15 時
間以上の余裕があることから，時間余裕があ
る。

訓練実績等

現場モックアップ等による実績では，代替循環冷却系による格納容器
除熱操作の中で操作時間の時間的制
約が厳しい代替循
環冷却系運転開始
直前操作の所要時
間は，復水貯蔵槽
出口弁 1 弁の閉操
作及び操作終了後の現場運転員の退避時間を合わせて
約 21 分。他の操作
は事象発生 20 時間
後又は 22 時間後までに予め準備が可能である。
想定で意図している運転操作が実施
可能なことを確認した。

○水使用パターン①低圧代替注水系（常設）による原子炉注水
事象発生 70 分後から低圧代替注水系（常設）により注水する。
冠水後は，破断口～原子炉水位低（レベル 1）の範囲で注水する（約 90m3/h）。
②代替格納容器スプレイ冷却系による代替格納容器スプレイ
原子炉水位が破断口～原子炉水位低（レベル 1）の範囲で，代替格納容器スプレイを実施（140m3/h）。
③淡水貯水池から復水貯蔵槽への移送
事象発生 12 時間後から淡水貯水池の水を防火水槽へ移送する。
防火水槽からは可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）3 台を用いて 130m3/h で復水貯蔵槽へ給水する。
④代替循環冷却系準備（MUWC 全停）の影響緩和のための措置
事象発生 20 時間後から，低圧代替注水系（常設）において，原子炉圧力容器内へ全力注水（最大 300m3/h）を 0.1 時間行う。その後，代替格納容器スプレイ冷却系に切替えを行い，最大流量（160m3/h）で 1.9 時間，代替格納容器スプレイを実施する。なお，MUWC 全停後は，事象発生約 22.2 時間～約 22.5 時間まで，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）により 90m3/h で原子炉注水を行う。
○時間評価（右上図）
事象発生 12 時間後までは復水貯蔵槽を水源として炉注水及び代替格納容器スプレイを実施するため，復水貯蔵槽水量は減少する。事象発生 12 時間後から復水貯蔵槽への補給を開始するため，水量の減少割合は低下する。事象発生後約 22.5 時間後から，代替循環冷却系の運転を開始し，以降は原子炉圧力容器内及び原子炉格納容器内を除熱により安定して冷却することが可能である。
○水源評価結果
時間評価の結果から復水貯蔵槽が枯渇することはない。また，7 日間の対応を考慮すると，6 号及び 7 号炉のそれぞれで約 2,830m3 必要となる。6 号及び 7 号炉の同時被災を考慮すると，約 5,660m3 必要とされる。各号炉の復水貯蔵槽に 1,700m3 及び淡水貯水池に約 18,000m3の水を保有することから，6 号及び 7 号炉の同時被災を考慮した場合も必要水量を確保可能であり，安定して冷却を継続することが可能である。

淡水貯水池：約 18,000m3

復水貯蔵槽水量：約 1,700m3○水源

7 日間における水源の対応について（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）：代替循環冷却系を使用する場合）

添付資料 3.1.2.7

添 3.1.2.7-1

122

123

添 3.1.2.8-1

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

事象発生直後～事象発生後 7 日間
5号 非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2
炉 (燃費は保守的に最大負荷時を想定)
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L※1 事故収束に必要な空冷式ガスタービン発電機は 1 台で足りるが，保守的にガスタービン発電機 3 台を起動させて評価した。
※2 事故収束に必要なディーゼル発電機は 1 台で足りるが，保守的にディーゼル発電機 2 台を起動させて評価した。

そ 免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機 1 台起動。(燃費は保守的に最大負荷時を想定)の 437L/h×24h×7 日＝73,416L
他 モニタリング・ポスト用発電機 3 台起動。(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
9L/h×24h×7 日×3 台＝4,536L

7 日間の
軽油消費量
約 79kL

7 日間の軽油消費量
約 632kL

事象発生直後～事象発生後 7 日間
4号 非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2
炉 (燃費は保守的に最大負荷時を想定)
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L

事象発生直後～事象発生後 7 日間

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

7 日間の
軽油消費量
約 1,014kL

事象発生直後～事象発生後 7 日間
3号 非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2
炉 (燃費は保守的に最大負荷時を想定)
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L

可搬型大容量送水ポンプ 1 台起動。
(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
178L/h×24h×7 日×1 台＝29,904L

可搬型大容量送水ポンプ 1 台起動。
(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
178L/h×24h×7 日×1 台＝29,904L

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

代替熱交換器車用 電源車 2 台起動。
(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
110L/h×24h×7 日×2 台＝36,960L

代替熱交換器車用 電源車 2 台起動。
(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
110L/h×24h×7 日×2 台＝36,960L

事象発生直後～事象発生後 7 日間
2号 非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2
炉 (燃費は保守的に最大負荷時を想定)
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L

復水貯蔵槽給水用 可搬型代替注水ポンプ（A-2 級） 3 台起動。
18L/h×24h×7 日×3 台＝9,072L

事象発生直後～事象発生後 7 日間

復水貯蔵槽給水用 可搬型代替注水ポンプ（A-2 級） 3 台起動。
18L/h×24h×7 日×3 台＝9,072L

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

空冷式ガスタービン発電機 3 台起動。※1(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
1,705L/h×24h×7 日×3 台＝859,320L

事象発生直後～事象発生後 7 日間

時系列

事象発生直後～事象発生後 7 日間
1号 非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2
炉 (燃費は保守的に最大負荷時を想定)
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L

6
号
炉

7
号
炉

号
炉
合計

判定

1～7 号炉軽油タン
ク及びガスタービ
ン発電機用燃料タンクの残容量（合計）は
約 1,147kL であり，
7 日間対応可能。

5 号炉軽油タンク
容量は約 632kL であり，7日間対応可能。

4 号炉軽油タンク
容量は約 632kL であり，
7 日間対応可能。

3 号炉軽油タンク
容量は約 632kL であり，
7 日間対応可能。

2 号炉軽油タンク
容量は約 632kL であり，
7 日間対応可能。

1 号炉軽油タンク
容量は約 632kL であり，
7 日間対応可能。

6 号及び 7 号炉軽油タンク
各約 1,020kL 及びガスタービン発電
機用燃料タンク
約 200kL の容量（合計）は
約 2,240kL であり，
7 日間対応可能。

7 日間における燃料の対応について（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）：代替循環冷却系を使用する場合）

プラント状況：6 号及び 7 号炉運転中。1～5 号炉停止中。
事象：格納容器過圧・過温破損は 6 号及び 7 号炉を想定。保守的に全ての設備が，事象発生直後から燃料を消費するものとして評価する。
なお，全プラントで外部電源喪失が発生することとし，免震重要棟等，プラントに関連しない設備も対象とする。

添付資料 3.1.2.8

添 3.1.2.9-1

約41kW

約98kW

約29kW

3kW

55kW

55kW

AM用直流125V充電器盤

直流125V充電器盤B

交流120V中央制御室計測用分電盤A,B
中央制御室可搬型陽圧化空
調機

復水移送ポンプ

復水移送ポンプ

約619kW小計

約643kW

約81kW(192kW)

110kW

約27kW

55kW

55kW

3kW

約23kW

約98kW

約41kW

約56kW

約94kW

7号炉

約1,262kW(約1,344 kW)

約74kW

その他

合計（連続最大負荷）(最大負荷)(181kW)

90kW

(起動時)

燃料プール冷却浄化ポンプ

約24kW

約56kW

直流125V充電器盤A-2

非常用照明

約94kW

6号炉

直流125V充電器盤A<6 号及び 7 号炉>

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

2

約1,147kW

4

6

8

10

12

14

18

負荷積算イメージ

16

20

ガスタービン発電機の連続定格容量2,950kW

ガスタービン発電機の最大容量3,600kW

約1,062kW(6号炉：約529kW，7号炉：約533kW)

順次起動(6号炉／7号炉毎)
・充電器
・交流120V中央制御室計測用分電盤
・中央制御室可搬型陽圧化空調機
・復水移送ポンプ（2台）
・非常用照明・その他

負荷容量（ｋW）

22

24

7号炉燃料プール
冷却浄化ポンプ起動

約1,262kW

26

28

30

6号炉燃料プール冷却浄化ポンプ起動

約1,152kW

経過時間（h）

約1,243kW

最大容量約1,344kW

常設代替交流電源設備の負荷（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損） ：代替循環冷却系を使用する場合）

添付資料 3.1.2.9

124

3.1.3 代替循環冷却系を使用しない場合
3.1.3.1 格納容器破損防止対策
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」で想定される事故シーケンスに対して，代替循環冷却系を使用しない場合を想定し，代替循環
冷却系以外の設備による格納容器破損防止対策の有効性を評価する。
本格納容器破損モードに対応する対策の概略系統図を図 3.1.3.1 から図 3.1.3.3 に，手順の概要を図 3.1.3.4 に示すとともに，重大事故等対策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策における設備と操作手順の関係を表 3.1.3.1 に示す。
本格納容器破損モードにおける評価事故シーケンスにおいて，事象発生 10 時間までの 6
号及び 7 号炉同時の重大事故等対策に必要な要員は，中央制御室の運転員及び緊急時対策要員で構成され，合計 30 名※である。その内訳は次のとおりである。中央制御室の運転員
は，当直長 1 名（6 号及び 7 号炉兼任），当直副長 2 名，運転操作対応を行う運転員 12 名である。
発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等を行う緊急時対策本部要員は 5 名，
緊急時対策要員（現場）は 10 名※である。
また，事象発生 10 時間以降に追加で必要な要員は，フィルタ装置薬液補給作業を行うための参集要員 20 名である。必要な要員と作業項目について図 3.1.3.5 に示す。
なお，評価事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目を評価事故シーケ
ンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，30 名で対処可能である。
※有効性評価で考慮しない作業（格納容器頂部注水）に必要な要員 4 名を含めると，緊急時対策要員（現場）が 14 名，合計が 34 名になる。
a. 原子炉スクラム確認及び非常用炉心冷却系機能喪失確認
原子炉スクラム確認及び非常用炉心冷却系機能喪失確認については，3.1.2.1 a.と同じ。
b. 全交流動力電源喪失及び早期の電源回復不能判断並びに対応準備
全交流動力電源喪失及び早期の電源回復不能判断並びに対応準備については，
3.1.2.1 b.と同じ。
c. 炉心損傷確認
炉心損傷確認については，3.1.2.1 c.と同じ。
d. 常設代替交流電源設備による交流電源供給及び低圧代替注水系（常設）による原子炉
注水
常設代替交流電源設備による交流電源供給及び低圧代替注水系（常設）による原子炉
注水については，3.1.2.1 d.と同じ。

3.1.3-1125

e. 代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却
代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却については，3.1.2.1 e.と同じ。
代替格納容器スプレイを継続することによりサプレッション・チェンバ・プール水位が上昇するため，格納容器ベントに伴うサプレッション・チェンバ・プール水位上昇を考慮（約 2m）しても，サプレッション・チェンバ・プール水位がベントライン-1m を超えないように格納容器スプレイを停止する。
代替格納容器スプレイの停止を確認するために必要な計装設備はサプレッション・チ
ェンバ・プール水位である。
f. 格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱
格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱の準備として，原子炉格納容器二次隔離弁を中央制御室からの遠隔操作により開する。
格納容器圧力が，限界圧力 0.62MPa[gage]に接近した場合，原子炉格納容器一次隔離弁を原子炉建屋内の二次格納施設外からの人力操作によって全開することで，格納容器
圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱を実施する。
格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱を確認するために必要な計装設備は，格納容器内圧力等である。
サプレッション・チェンバ側からの格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置のベントラインが水没しないことを確認するために必要な計装設備はサプレッション・チェンバ・プール水位等である。
以降，損傷炉心の冷却は，低圧代替注水系（常設）による注水により継続的に行う。
なお，原子炉格納容器除熱は，格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置により継続的に行う。
3.1.3.2 格納容器破損防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法
本格納容器破損モードを評価する上で選定した評価事故シーケンスは，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，過圧及び過温への対策の有効性を総合的に評価する観点から，プラント損傷状態を LOCA に全交流動力電源喪失事象を加えた状態とし，中小破断 LOCA に比べて破断口径が大きいことから事象進展が早く，格納容器圧力及び温度上昇の観点で厳しい大破断 LOCA を起因とする，「大破断 LOCA＋ECCS 注水機能喪失+全交流動
力電源喪失」である。

3.1.3-2

126

本評価事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化，気液分離（水位変化）・対向流，
原子炉圧力容器におけるＥＣＣＳ注水（給水系・代替注水設備含む），炉心損傷後の原子炉
圧力容器内 FP 挙動並びに原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達，スプレイ冷却，格納容器ベント，炉心損傷後の原子炉格納容器内 FP 挙動が重要現象となる。
よって，これらの現象を適切に評価することが可能であり，原子炉圧力容器内，原子炉格
納容器内の熱水力モデルを備え，かつ，炉心損傷後のシビアアクシデント特有の溶融炉心挙動に関するモデルを有するシビアアクシデント総合解析コード MAAP により原子炉水位，燃料最高温度，格納容器圧力，格納容器温度等の過渡応答を求める。
また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，本評価事故シーケンスにおける運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。
(2) 有効性評価の条件
本評価事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な解析条件を表3.1.3.2に示す。また，主要な解析条件について，本評価事故シーケンス特有の解析条件を以下に示す。
ａ．事故条件(a) 起因事象
起因事象として，大破断 LOCA が発生するものとする。破断箇所は，原子炉圧力容器内の保有水量を厳しく評価するため，残留熱除去系の吸込配管とする。
（添付資料 1.5.2）(b) 安全機能の喪失に対する仮定
全ての非常用ディーゼル発電機の機能喪失を想定し，全交流動力電源が喪失するものとする。さらに非常用炉心冷却系が機能喪失するものとする。なお，代替循環冷却系
は使用しないものとする。
(c) 外部電源
外部電源は使用できないものと仮定する。
送電系統又は所内主発電設備の故障等によって，外部電源が喪失するとともに，全ての非常用ディーゼル発電機の機能喪失を想定する。
(d) 水素の発生
水素の発生については，ジルコニウム－水反応を考慮するものとする。なお，解析コ
ード MAAP では水の放射線分解等による水素発生は考慮していないため，「(4)有効性評価の結果」にてその影響を評価する。
ｂ．重大事故等対策に関連する機器条件

3.1.3-3127

(a) 原子炉スクラム信号
原子炉スクラムは，事象の発生と同時に発生するものとする。
(b) 低圧代替注水系（常設）による原子炉注水
最大 300m3/h にて原子炉注水，その後は炉心を冠水維持するよう注水する。なお，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水は，代替格納容器スプレイと同じ復水移送ポンプを用いて弁の切替えにて実施する。
(c) 代替格納容器スプレイ冷却系
格納容器圧力及び温度抑制に必要なスプレイ流量を考慮し，140m3/h にて原子炉格納容器内へスプレイする。なお，代替格納容器スプレイは，原子炉注水と同じ復水移送
ポンプを用いて弁の切替えにて実施する。
(d) 格納容器圧力逃がし装置及び代替格納容器圧力逃がし装置
格納容器圧力 0.62MPa[gage]における最大排出流量 31.6kg/s に対して，原子炉格納容器二次隔離弁の中央制御室からの遠隔操作による中間開操作（流路面積 50%開）にて原子炉格納容器除熱を実施する。
ｃ．重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件として，「1.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。
(a) 交流電源は，常設代替交流電源設備によって供給を開始し，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作は，事象発生70分後から開始する。
(b) 代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却操作は，破断口まで水位回
復後，格納容器温度が約190℃に到達した場合に開始する。なお，格納容器ベントに伴うサプレッション・チェンバ・プール水位上昇を考慮しても，サプレッション・
チェンバ・プール水位がベントライン-1mを超えないように格納容器スプレイを停止する。
(c) 格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱操作は，格納容器圧力が0.62MPa[gage]に接近した場合に実施する。
(3) 有効性評価（Cs-137 の放出量評価）の条件(a) 事象発生直前まで，定格出力の 100％で長時間にわたって運転されていたものとする。その運転時間は，燃料を約 1/4 ずつ取り替えていく場合の平衡炉心を考えて，最高 50,000 時間とする。
(b) 格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置を用いた場合の環境中への総放出量の評価においては，炉心に内蔵されている核分裂生成物が事象進展に応じた割合で，原子炉格納容器内に放出※され，サプレッション・チェンバ又

3.1.3-4128

はドライウェルのベントラインを通じて格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置に至るものとする。
格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置に到達した核分裂生成物は，格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置内のフィル
タによって除去された後，格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし
装置排気管から放出される。
※ セシウムの原子炉格納容器内への放出割合については，本評価事故シーケンスにおいては MAAP 解析の方が NUREG-1465 より大きく算出する。
(c) 格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置を用いた場合の Cs137 放出量は，以下の式で計算される。
Cs-137 の放出量（Bq） = f_Cs × Bq_Cs-137 ×（1/DF）
f_Cs = f_CsOH + （M_I / M_Cs） × （W_Cs / W_I） × （f_CsI - f_CsOH）
f_Cs：原子炉格納容器からのセシウムの放出割合
f_CsI：原子炉格納容器からの CsI の放出割合（MAAP コードでの評価値）
f_CsOH：原子炉格納容器からの CsOH の放出割合（MAAP コードでの評価値）
M_I：ヨウ素の初期重量（kg）
M_Cs：セシウムの初期重量（kg）
W_I：ヨウ素の分子量（kg/kmol）
W_Cs：セシウムの分子量（kg/kmol）
Bq_Cs137：Cs-137 の炉内内蔵量（Bq）
DF：格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置の除染係数(d) 原子炉格納容器内に放出された Cs-137 については，格納容器スプレイやサプレ
ッション・チェンバ・プールでのスクラビングによる除去効果を考慮する。
(e) 格納容器圧力逃がし装置及び代替格納容器圧力逃がし装置による粒子状放射性物質に対する除染係数は 1,000 とする。
(f) 原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えいについても考慮する。漏えい量の評価条件は以下のとおりとする。
a)原子炉格納容器からの漏えい量は，格納容器圧力に応じた設計漏えい率をもとに評価する。
b)原子炉建屋から大気中に漏えいする放射性物質を保守的に見積もるため，原子3.1.3-5129

炉建屋の換気空調系停止時における原子炉建屋から大気中への漏えい率を10%/日（一定）とした。
c)原子炉建屋内での放射能の時間減衰は考慮せず，また，原子炉建屋内での粒子状物質の除去効果は保守的に考慮しない。
（添付資料 3.1.3.3，3.1.3.4）(4) 有効性評価の結果
本評価事故シーケンスにおける原子炉水位（シュラウド内外），注水流量，原子炉圧力容器内の保有水量の推移を図3.1.3.6から図3.1.3.8に，燃料最高温度の推移を図3.1.3.9に，格納容器圧力，格納容器温度，サプレッション・チェンバ・プール水位及び水温の推移を図
3.1.3.10から図3.1.3.13に示す。
a. 事象進展大破断 LOCA 時に非常用炉心冷却系の機能及び全交流動力電源が喪失するため，原子炉水位は急速に低下する。水位低下により炉心は露出し，事象発生から約 0.3 時間後に燃料被覆管の最高温度は 1,000K（727℃）に到達し，炉心損傷が開始する。燃料被覆管の最高温度は事象発生から約 0.4 時間後に 1,200℃に到達し，また，事象発生から約 0.7 時間後に燃料温度は約 2,500K（2,227℃）に到達する。事象発生から 70 分後，常設代替交流電源設備による電源供給を開始し，復水移送ポンプ 2 台を用いた低圧代替注水系（常設）による注水を開始することによって，原子炉圧力容器破損に至ることなく，水位は回復し，炉心は再冠水する。
原子炉格納容器内に崩壊熱が蒸気として放出されるため，格納容器圧力及び温度は徐々に上昇する。そのため，代替格納容器スプレイを間欠的に実施することによって，格納容器
圧力及び温度の上昇を抑制することができる。ベントラインの水没防止のために，格納容器
ベントに伴うサプレッション・チェンバ・プール水位の上昇を考慮しても，サプレッション・
チェンバ・プール水位がベントライン-1m を超えないように格納容器スプレイを停止することから，格納容器圧力は上昇し，事象発生から約 38 時間経過した時点で限界圧力に接近する。限界圧力接近時点で，格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱を実施し，格納容器圧力及び温度を低下させる。その後，溶融炉心からの放熱によって格納容器温度は上昇傾向が継続するが，崩壊熱の減少に伴い，事象発生から
約 43 時間経過した時点で低下傾向に転じて，その後は徐々に低下する。格納容器圧力についても同様に徐々に低下する。
（添付資料 3.1.2.1,3.1.2.2）
b. 評価項目等
格納容器圧力は，図 3.1.3.10 に示すとおり，原子炉格納容器内に崩壊熱が蒸気として放出されるため徐々に上昇するが，代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却及び限界圧力に接近した場合に格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置
による原子炉格納容器除熱を行うことによって,原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力

3.1.3-6130

の最大値は，限界圧力 0.62MPa[gage]を超えることはない。なお，原子炉格納容器バウンダ
リにかかる圧力が最大となる事象開始約 38 時間後において，水の放射線分解によって発生する水素及び酸素は，原子炉格納容器内の非凝縮ガスに占める割合の 2%以下であるため，その影響は無視しうる程度である。
格納容器温度は，図 3.1.3.11 に示すとおり，原子炉格納容器内に崩壊熱が蒸気として放出されるため徐々に上昇するが，代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却，格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱を行うことによって，原子炉格納容器バウンダリにかかる温度（壁面温度）の最大値は約 165℃となり,限界温度 200℃を超えない。なお，事象開始直後，破断口から流出する過熱蒸気により一時的に格納容器気相部温度は約 207℃となるが，この時の原子炉格納容器バウンダリにかかる温度（壁面温度）は約 144℃であり，限界温度 200℃を超えない。
サプレッション・チェンバのベントラインを経由した場合の格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置による大気中への Cs-137 の総放出量は約 1.4×10-3TBq（7日間）であり，100TBq を下回る。
ドライウェルのベントラインを経由した場合の格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置による大気中への Cs-137 の総放出量は約 2.0TBq（7 日間）であり，100TBqを下回る。
なお，原子炉格納容器が健全であるため，原子炉格納容器から原子炉建屋への漏えい量は制限され，また，大気中へは殆ど放出されないものと考えられる。これは，原子炉建屋内に漏えいした放射性物質は，原子炉建屋内で時間減衰し，また，粒子状放射性物質は，原子炉建屋内での重力沈降や水蒸気の凝縮に伴い，原子炉建屋内に沈着し除去されると考えられるためである。仮に原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えいを想定すると，漏えい量は約 0.017TBq（7 日間）となり，ドライウェルのベントラインを経由した場合の評価結果に比べて十分に小さな値となる。このことから，原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏え
い量はドライウェルのベントラインを経由した場合の評価結果に対して無視できる程度であり，これらを加えた場合でも大気中への Cs-137 の総放出量は約 2.0TBq（7 日間）で変わ
りなく，100TBq を下回る。
（添付資料 3.1.3.3，3.1.3.4）
図 3.1.3.6 に示すとおり，低圧代替注水系（常設）による注水継続により炉心が冠水し，炉心の冷却が維持される。その後は，図 3.1.3.10 に示すとおり，限界圧力接近時点で，約
38 時間後に格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱を開始することで安定状態が確立し，また，安定状態を維持できる。
本評価では，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」のうち，(1)，(2)及び(3)の評価項目について対策の有効性を確認した。
（添付資料 3.1.3.5）

3.1.3-7131

3.1.3.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価するものとする。
雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損（代替循環冷却系を使用しない場合））では，原子炉格納容器内へ流出した高温の原子炉冷却材や溶融炉心の崩壊熱等の熱によって発生した蒸気，金属－水反応等によって発生した非凝縮性ガス等が蓄積することが特徴である。また，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，事象発生から 12 時間程度までの短時間に期待する操作及び事象進展に有意な影響を与えると考えられる操作として，常設代替交流電源設備からの受電操作，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操
作，代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却操作，格納容器圧力逃がし装置
又は代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱操作とする。
(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
本評価事故シーケンスにおいて不確かさの影響評価を行う重要現象とは，「1.7 解析コー
ド及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すとおりであり，それらの不確かさの影響評価は以下のとおりである。
ａ．運転員等操作時間に与える影響
炉心における燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管
変形の不確かさとして，炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現性及び CORA 実験についての再現性が確認されている。炉心ヒートアップの感度解析（ヒートアップ時の燃料被覆管表面積感度解析）では，炉心溶融時間に対する感度は小さい
ことが確認されている。原子炉注水操作については，非常用炉心冷却系による炉心への注水機能が喪失したと判断した場合，速やかに低圧代替注水系（常設）による炉心注水（電源の確保含む）を行う手順となっており，燃料被覆管温度等のパラメータを操作開始の起点としている操作ではないことから，運転員等操作に与える影響はない。また，
格納容器スプレイ操作については，炉心ヒートアップの感度解析では，格納容器内温度
及び圧力挙動への影響は小さいことが確認されていることから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）
・対向流の不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）は SAFER コードとの比較により，急速減圧後の水位上昇及び蒸気流出の継続による水位低下についてより緩慢な挙動を示すこと，その後の注水操作による有効燃料棒頂部までの水位回復時刻は SAFER コードと同等であることが確認されている。原子炉注水操作については，非常用炉心冷却系による炉心への注水機能が喪失したと判断した場合，速やかに低圧代替注水系（常設）による炉心注
水（電源の確保含む）を行う手順となっており，原子炉水位を操作開始の起点としてい3.1.3-8132

る操作ではないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）
は HDR 実験解析では区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃程度，格納容器圧力を１割程度高めに評価する傾向が確認されているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる
等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認された不確かさは小さくなるものと推定される。しかし，全体としては格納容器圧力及び温度の傾向を適切に再現できているため，格納容器圧力及び温度を操作開始の起点としている代替格納容器スプレイ，格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。また，格納容器各領域間の流動，構造
材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，CSTF 実験解析により格納容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認しており，その差異は小さいため，格納容器圧力及び温度を操作開始の起点としている代替格納容器ス
プレイ，格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置に係る運転員等操
作時間に与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器内 FP 挙動の不確かさとして，核分裂生成物（FP）挙動モデルは FP 放出の開始時間に関する基本的なモデルについては PHEBUS-FP 実験解析において，実機体系により妥当性が確認されているが，燃料被覆
管破裂後の FP 放出挙動に関しては小規模体系の模擬性が原因によるものであり，実機の大規模な体系においてこの種の不確かさは小さくなると考えられるが，炉心損傷後の圧力容器内 FP 放出を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。また，炉心損傷後の原子炉格納容器における原子炉
格納容器 FP 挙動の不確かさとして，核分裂生成物（FP）挙動モデルは ABCOVE 実験解析
により，格納容器内のエアロゾル沈着挙動を適正に評価できることを確認しているが，炉心損傷後の格納容器内 FP を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
（添付資料 3.1.3.6）
ｂ．評価項目となるパラメータに与える影響
炉心における燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管
変形の不確かさとして，炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現性及び CORA 実験についての再現性が確認されている。また，炉心ヒートアップに関するモデルに対する感度解析（ヒートアップ時の燃料被覆管表面積感度解析）では，格納容器内温度及び圧力挙動への影響は小さいことが確認されていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）
・対向流の不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）では，原子炉水位挙動について原子炉圧力容器

3.1.3-9133

内のモデルが精緻である SAFER コードとの比較においては，短期的な挙動は緩慢な挙動とはなるが，模擬できており，また，長期的な挙動は崩壊熱の影響が支配的となるため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）
は HDR 実験解析では区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃程度，格納容器圧力を１割程度高めに評価する傾向が確認されているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる
等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認された不確かさは小さくなるものと推定される。しかし，全体としては格納容器圧力及び温度の傾向を適切に再現できているため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，CSTF 実験解析により格納容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認しているため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器内 FP 挙動及び炉心損傷後の原子炉格納容器内 FP 挙動の不確かさとして，核分裂生成物（FP）挙動モデルは，PHEBUSFP 実験解析により，原子炉圧力容器内への FP 放出の開始時間を適切に再現できることが確認されている。PHEBUS-FP 実験解析では，燃料被覆管破裂後の FP 放出について実験結果より急激な放出を示す結果が確認されたが，小規模体系の模擬性が原因と推測
され，実機の大規模な体系においてこの種の不確かさは小さくなると考えられる。また，
炉心損傷後の原子炉格納容器における原子炉格納容器内 FP 挙動の不確かさとして，核分裂生成物（FP）挙動モデルは，ABCOVE 実験解析により原子炉格納容器内のエアロゾ
ル沈着挙動を適正に評価できることが確認されている。したがって，Cs-137 の観点で評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。なお，本評価事故シーケンスにおける格納容器逃がし装置等による Cs-137 の総放出量は，評価項目（100TBq を下回っていること）に対して，サプレッション・チェンバのベントラインを経由した場合は約1.4×10-3TBq（7 日間），ドライウェルのベントラインを経由した場合は約 2.0TBq（7 日間）であり，評価項目に対して余裕がある。
（添付資料 3.1.3.6）(2) 解析条件の不確かさの影響評価
ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，表3.1.3.2に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件とした場合の影響を評価する。また，解析条件の設定に当たっては，評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくな
るような設定があることから，その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられる項目に関する影響評価の結果を以下に示す。

3.1.3-10134

(a) 運転員等操作時間に与える影響
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度33GWd/tに対して最確条件
は平均的燃焼度約30GWd/tであり，本解析条件の不確かさとして，最確条件は解析条
件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，原子炉冷却材の放出も少なくなる
ことから，格納容器圧力及び温度上昇が遅くなり，格納容器スプレイ及び格納容器ベント操作の開始が遅くなるが，操作手順(格納容器圧力に応じて格納容器ベントを実施すること)に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積（ウェットウェル）の空間部及び液相部，サプレッション・チェンバ・プール水位，格納容器圧力，格納容器温度は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，事象進展に与える影
響は小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
機器条件の低圧代替注水系（常設）は，本解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復は早くなる可能性がある。冠水後の操作として冠水維持可能な注水量に制御するが，注水後の流量調整操作であるため，運転員等操作時間に与える影響はない。
（添付資料3.1.3.6）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度33GWd/tに対して最確条件
は平均的燃焼度約30GWd/tであり，本解析条件の不確かさとして，最確条件は解析条
件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，原子炉冷却材の放出も少なくなる
ことから，格納容器圧力及び温度上昇が遅くなるが，格納容器圧力及び温度の上昇は格納容器スプレイ及び格納容器ベントにより抑制されるため，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積（ウェットウェル）の空間部及び液相部，サプレッション・チェンバ・プール水位，格納容器圧力，格納容器温度は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，事象進展に与える影
響は小さく，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
機器条件の低圧代替注水系（常設）は，本解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復は早くなる可能性があるが，格納容器圧力及び温度上昇に有意な影響を与えないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
（添付資料3.1.3.6）
ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作に係る不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，

3.1.3-11135

「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の6要因に分類し，これらの要因が，運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転員等操作時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価し，評価結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
操作条件の常設代替交流電源設備からの受電及び低圧代替注水系（常設）による原
子炉注水操作は，解析上の操作開始時間として事象発生から70分後を設定している。
運転員等操作時間に与える影響として，常設代替交流電源設備からの受電操作について，実態の運転操作は，認知に10分間，移動に10分間，操作所要時間に50分間の合計70分間であり，解析上の受電完了時間とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影
響は小さい。低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作については，常設代替交
流電源設備からの受電操作と同時に実施するため，受電操作の影響を受けるが，実態の操作時間は，解析上の操作開始時間とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は小さい。
操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却操作は，解析上の操作開始時間として破断口まで水位回復後，格納容器温度約190℃到達時を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，解析結果は破断口まで水位回復前に既に格納容器温度は約190℃を超えており，実態の操作も解析上も原子炉水位が破断口高さ到達後に低圧代替注水系（常設）から代替格納容器スプレイへ切替えることとしており，実態の操作開始時間は，解析上の想定とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は小さい。当該操作は，解析コード及び解析条件（操作条件を除く）の不確かさにより操作開始時間は遅れる可能性があるが，中央制御室で行う操作であり，他の操作との重複もないことから，他の操作に与える影響はない。また，代替格
納容器スプレイへの切替後，原子炉水位が低下し原子炉水位低（レベル1）に到達した場合，低圧代替注水系(常設)へ切替を行う。当該操作開始時間は，解析上の想定とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は小さい。また，中央制御室で行う操作であり，他の操作と重複もないことから，他の操作に与える影響はない。
操作条件の格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱操作は，解析上の操作開始時間として格納容器圧力0.62MPa[gage]接近時を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，炉心損傷後の格納容器
ベントの操作実施基準（格納容器圧力0.62MPa[gage]）に到達するのは，事象発生の約38時間後であり，格納容器ベントの準備操作は格納容器圧力の上昇傾向を監視しながら予め操作が可能である。また，格納容器ベント操作の操作所要時間は余裕時間を含めて設定されていることから，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であり，格納容器圧力0.62MPa[gage]に至るまでに確実に原子炉格納容器除熱操作を

3.1.3-12136

することが可能であるため，操作開始時間に与える影響は小さい。当該操作は，解析
コード及び解析条件（操作条件を除く）の不確かさにより操作開始時間は遅れる可能性があるが，中央制御室の運転員とは別に現場操作を行う運転員及び緊急時対策要員を配置しており，他の操作との重複もないことから，他の操作に与える影響はない。
（添付資料3.1.3.6）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の常設代替交流電源設備からの受電及び低圧代替注水系（常設）による原
子炉注水操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却操作は，運転員等操作時間に与える影響として，原子炉注水の状況により格納容器スプレイの操
作開始は破断口まで水位回復後，格納容器温度約190℃到達後となり，実態の操作開始時間は解析上の想定とほぼ同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
操作条件の格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間
は解析上の設定とほぼ同等であることから，格納容器圧力0.62MPa[gage]に至るまでに確実に原子炉格納容器除熱操作をすることが可能であるため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
（添付資料3.1.3.6）(3) 操作時間余裕の把握
操作遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認し，その結果を以下に示す。
図3.1.3.14から図3.1.3.16に示すとおり，操作条件の常設代替交流電源設備からの受電操作及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作については，事象発生から90分
後（操作開始時間の20分程度の遅れ）までに常設代替交流電源設備からの受電操作を行い低圧代替注水系（常設）による原子炉注水が開始できれば，損傷炉心は炉心位置に保持され，評価項目を満足する結果となり，時間余裕がある。なお，格納容器ベント時におけるCs放出量については燃料損傷の程度の影響を受けるが，格納容器ベント開始時間はほぼ同等であるため，放出量に与える影響は小さい。
操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却操作については，
事象発生から90分後（操作開始時間の20分程度の遅れ）に低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を開始した場合の解析では，格納容器スプレイ開始のタイミングは約2.3時間
後であることから，現行の2時間に対して約20分程度の準備時間を確保できるため，時間

3.1.3-13

137

余裕がある。
操作条件の格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格
納容器除熱操作については，格納容器ベント開始までの時間は事象発生から約38時間後の操作であり，準備時間が確保できるため，時間余裕がある。
（添付資料3.1.3.6，3.1.3.7）(4) まとめ
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認した。その結果，解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間には時間余裕がある。
3.1.3.4 必要な要員及び資源の評価(1) 必要な要員の評価
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」において，6号及び7号炉同時の重大事故等対策時における事象発生10時間までに必要な要員は，「3.1.3.1格納容器破損防止対策」に示すとおり30名である。「6.2 重大事故等対策時に必要な要員の評価結果」で説明している運転員及び緊急時対策要員等の72名で対処可能である。有効性評価で考慮しない作業（格納容器頂部注水）に必要な要員を4名含めた場合でも対処可能である。
また，事象発生10時間以降に必要な参集要員は12名であり，発電所構外から10時間以内に参集可能な要員の106名で確保可能である。
(2) 必要な資源の評価
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」において，必要な水源，燃料及び電源は，「6.1(2)資源の評価条件」の条件にて評価を行い，その結果を以下に示す。
ａ．水源
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水及び代替格納容器スプレイ冷却系による代替格
納容器スプレイについては，7日間の対応を考慮すると，号炉あたり約7,300m3の水が必要となる。6号及び7号炉の同時被災を考慮すると，合計約14,600m3の水が必要である。水源として，各号炉の復水貯蔵槽に約1,700m3及び淡水貯水池に約18,000m3の水を保有している。これ
により，6号及び7号炉の同時被災を考慮しても，必要な水源は確保可能である。また，事象

3.1.3-14138

発生12時間以降に淡水貯水池の水を防火水槽に移送し，防火水槽から可搬型代替注水ポン
プ（A-2級）による復水貯蔵槽への給水を行うことで，復水貯蔵槽を枯渇させることなく復水貯蔵槽を水源とした7日間の注水継続実施が可能である。ここで，復水貯蔵槽への補給の開始を事象発生12時間後としているが，これは，可搬型設備を事象発生12時間以内に使用できなかった場合においても，その他の設備にて重大事故等に対応できるよう設定しているものである。
（添付資料 3.1.3.8）
ｂ．燃料
常設代替交流電源設備による電源供給については，保守的に事象発生直後からの運転を想定して，7日間の運転継続に6号及び7号炉において合計約860kLの軽油が必要となる。可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による復水貯蔵槽への給水については，保守的に事象発生直後からの運転を想定して，7日間の運転継続に号炉あたり約10kLの軽油が必要となる。免震重
要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機及びモニタリング・ポスト用発電機による電源供給については，事象発生直後からの運転を想定すると，7日間の運転継続に合計約79kLの軽油が必要となる。（6号及び7号炉合計 約959kL）
6 号及び 7 号炉の各軽油タンク（約 1,020kL）及びガスタービン発電機用燃料タンク（約200kL）で合計約 2,240kL の軽油を保有しており，これらの使用が可能であることから，常設代替交流電源設備による電源供給，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による復水貯蔵槽への給水，免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機による電源供給及びモニタリン
グ・ポスト用発電機による電源供給について，7 日間の継続が可能である。
（添付資料 3.1.3.9）
ｃ．電源
常設代替交流電源設備の電源負荷については，重大事故等対策に必要な負荷として，6号及び7号炉で約1,262kW（6号炉：約619kW 7号炉：約643kW）必要となるが，常設代替交流電
源設備は連続定格容量が2,950kWであり，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
また，免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機及びモニタリング・ポスト用発電機についても，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
（添付資料 3.1.3.10）
3.1.3.5 結論
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」では，原子炉格納容器内へ流出した高温の原子炉冷却材や溶融炉心の崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気，金属－水反応等によって発生した非凝縮性ガス等が蓄積することによって，格納容器内雰囲気圧力・温度が緩慢に上昇し，原子炉格納容器の過圧・過温により原子炉格納容器破損に至ることが特徴である。格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」に対する格納容器破損防止対策としては，初期の対策

3.1.3-15139

として低圧代替注水系（常設）による原子炉注水手段，安定状態に向けた対策として代替格
納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却手段，格納容器圧力逃がし装置及び更なる信頼性向上の観点から設置する代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱手段を整備している。
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の評価事故シーケンス「大破断LOCA＋ECCS注水機能喪失+全交流動力電源喪失」について，代替循環冷却系を使用しない場合を想定し，格納容器圧力逃がし装置及び代替格納容器圧力逃がし装置を使用する場合の有効性評価を行った。
上記の場合においても，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水，代替格納容器スプレ
イ冷却系による原子炉格納容器冷却，格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱を実施することにより，原子炉格納容器雰囲気の冷却及び除熱が可能である。
その結果，金属－水反応等により可燃性ガスの蓄積が生じた場合においても原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度，放射性物質の総放出量は，評価項目を満足している。
また，安定状態を維持できる。
解析コード及び解析条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操作時間に与える影響及び評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
重大事故等対策時に必要な要員は，運転員及び緊急時対策要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
以上のことから，格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」において，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水，代替格納容器スプレイ
冷却系による原子炉格納容器冷却，格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱等の格納容器破損防止対策は，選定した評価事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」に対して有効である。

3.1.3-16140非常用ディーゼル発電機

原子炉格納容器

※２

外部電源

Gen

逃がし安全弁主タービン系へ
給水系
より

低圧代替注水系（常設）

常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）

※１

破断箇所

原子炉圧力容器

復水貯蔵槽

復水移送ポンプ

Ｂ(Ｃ)
Ｃ

※１
Ａ

Ｂ
高圧炉心注水系ポンプ

残留熱除去系ポンプ

残留熱除去系ポンプ※２

原子炉隔離時冷却系ポンプ

図 3.1.3.1 格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」時の使用系統概要（代替循環冷却系を使用しない場合）（1/3）（原子炉注水）※低圧代替注水系（常設）と代替格納容器スプレイ冷却系は，同じ復水移送ポンプを用いて弁の切替えにより実施する。

図 3.1.3.2 格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」時の使用系統概要（代替循環冷却系を使用しない場合）（2/3）（原子炉注水及び原子炉格納容器冷却）3.1.3-17141

図 3.1.3.3 格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」時の使用系統概要（代替循環冷却系を使用しない場合）（3/3）（原子炉注水及び原子炉格納容器除熱）

3.1.3-18

142

3.1.3-19

143

破断口までの水位回復確認

※17

※15

※22

No

※2

中央制御室待避室陽圧化操作

代替循環冷却運転開始

代替循環冷却準備※20※18

サプレッション・チェンバ側
格納容器薬品注入実施

ドライウェル側
格納容器薬品注入実施

Ⅴ※23

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）
による格納容器頂部注水

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の準備が完了可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の準備（格納容器頂部注水系準備）※10

防火水槽への補給（適宜実施）

ⅣⅢ
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給

淡水タンクから防火水槽への補給回復は解析上考慮せず回復は解析上考慮せず

原子炉注水及び格納容器スプレイに必要な弁が動作可能であることを確認する。
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する

原子炉水位有効燃料棒底部（BAF）を起点とした場合，レベル1までは4310mm。約30分でレベル1に到達すると推定される

格納容器温度計にて確認する
格納容器スプレイにより格納容器温度は低下するが，格納容器頂部の冷却を促進させるため可搬代替注水ポンプ（A-2級）による格納容器頂部への注水を実施する

※15
※16

サプレッションプールへの薬品注入のためにサプレッション・チェンバスプレイを実施する

復水移送ポンプによるドライウェルスプレイに合わせて，復水移送ポンプ吸込み配管に薬品を注入することにより，ドライウェル側格納容器薬品注入を実施する

格納容器圧力計指示0.62MPa[gage]接近（格納容器限界圧力到達前）により，格納容器ベント操作を開始する
優先順位については，代替格納容器圧力逃がし装置の完成に伴い，見直しを実施する予定である。
また，代替格納容器圧力逃がし装置の完成に伴い優先順位を変更しても，本有効性評価には影響を与えることはない

※22
※23

凡例

：緊急時対策要員（現場）のみの作業：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業：プラント状態：判断：解析上考慮しない操作・判断結果：操作及び判断：操作・確認（運転員のみの作業）※24 格納容器圧力逃がし装置のフィルタ装置には，原子炉格納容器からの蒸気が凝縮することにより水位が上昇することが考えられる。フィルタ装置の水位を監視し，上限水位に到達した場合にサプレッション・チェンバ・プールへのドレン移送によりフィルタ装置水位を制御する。また，フィルタ装置への薬品注入を適宜実施する格納容器ベント実施を見据えて，サプレッションチェンバベント管が水没しないように外部水源からの格納容器スプレイを停止する※21※20 復水移送ポンプによるサプレッション・チェンバスプレイに合わせて，復水移送ポンプ吸込み配管に薬品を注入することにより，サプレッションチェンバ側格納容器
薬品注入を実施する

※19

※18

※17 高圧炉心注水ノズル（10312mm（圧力容器基準点より））と，原子炉水位レベル1（9358mm（圧力容器基準点より））の差から容量を求め，その時の必要注水量から原子炉水位（レベル1）に到達する時間を求める。例えば，原子炉停止4時間後の必要注水量が40m3/hであった場合，ノズルからレベル1の容量が約28m3であるため約42分でレベル1に到達すると推定する。
なお，原子炉停止時冷却系出口ノズル10921mm（圧力容器基準点より）の場合，約1時間8分でレベル1に到達すると推定される

原子炉圧力容器健全確認は，圧力容器破損判断パラメータにより判断する（補足1）※14※13 原子炉水位が有効燃料棒頂部（TAF）以上（水位計監視不能時は崩壊熱除去に必要な流量以上）及び，原子炉圧力容器下鏡部温300℃未満により損傷炉心冷却成功と判
断する

※12

※11 低圧代替注水量から崩壊熱除去に必要な注水量を引いて，圧力容器の単位容量から原子炉水位の上昇率を求める。例えば，低圧代替注水流量が300m3/h，原子炉停止１時間後の必要注水量が60m3/hであるため，圧力容器単位容量29.34m3/mより8.1m/hの上昇率になる※10※9 防火水槽が使用できない場合は、淡水貯水池から可搬型代替注水ポンプ（A-2級）へ直接送水することが可能である。

※8 炉心損傷確認後，格納容器pH制御のため薬品（水酸化ナトリウム）注入準備を実施する※7 格納容器雰囲気放射線レベル計指示とSOP導入条件判断図により炉心損傷を確認する。例えば原子炉停止30分後の場合，格納容器雰囲気放射線レベル計指示がドライ
ウェル放射線レベル計：6.0E+00Sv/h，サプレッション・チェンバ放射線レベル計：7.0E+00Sv/hを超えた場合，炉心損傷発生と判断する。なお，解析においては1000K(727℃)到達を炉心損傷開始としている。格納容器内雰囲気放射線レベル計による炉心損傷発生の判断ができない場合は，原子炉圧力容器表面温度により判断する。
炉心損傷による格納容器内水素濃度の上昇を確認する※6 復電時に不要な負荷が起動するのを防止するための負荷切り離しを含む※5 中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動が実施出来ず非常用高圧系統（6.9kV）の電源回復ができない場合に早期の電源回復不能と判断する※4 非常用炉心冷却系の機能喪失及び，全交流動力電源喪失により原子炉への注水機能が喪失する※3 外部電源が喪失し，かつ全ての非常用ディーゼル発電機からの受電に失敗することにより，全ての所内高圧系統（6.9kV）の母線が使用不能となった場合

原子炉圧力容器・原子炉格納容器の状態が静定後，使用済燃料プール冷却を再開
する

使用済燃料プール冷却
開始

解析上
考慮せず

代替原子炉補機冷却系準備

高圧／低圧注水機能
回復操作

非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機
または外部電源による
交流電源回復操作を実施

可搬設備への燃料補給（適宜実施）

タンクローリ（4kL,16kL）
による給油準備完了（約12時間後）

燃料供給準備（タンクローリ（4kL,16kL）
給油準備）※2 中央制御室盤にて機器ランプ表示，機器故障警報，系統流量指示計等にて機能喪失を確認する※1 重大事故等発生を通信連絡設備により確認した現場作業員は退避を実施する

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）
による復水貯蔵槽補給（適宜実施）

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の準備が完了（約12時間後）可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の準備（復水貯蔵槽への補給準備）

防火水槽への補給準備が完了

淡水貯水池から防火水槽への補給準備（防火水槽への補給準備）※9

フィルタ装置排水ポンプ水張り

過圧・過温破損）」時の対応手順の概要（代替循環冷却系を使用しない場合）

図 3.1.3.4 格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器【圧力容器破損判断パラメータ】
・ 「過渡起因事象」時
原子炉圧力の「急激な低下」
上部ドライウェル圧力の「急激な上昇」
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
・「LOCA①」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な低下」
サプレッションプール水温度の「急激な上昇」
・「LOCA②」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
上部ドライウェル水素濃度の「上昇」【圧力容器破損判断後の再確認パラメータ】
・「過渡起因事象」時［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
かつ［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」］
・「LOCA①、②」時［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」
かつサプレッションプール水温5℃以上上昇]
または［下部ドライウェルガス温度が300℃以上］

※16

Ⅱ

Ⅴ
代替循環冷却運転以外に徐熱機能が回復しないことを確認し代替循環冷却運転を開始する

Ⅳ「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は貯水池からろ過水タンクへの補給も合わせて実施する

Ⅲ
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる。
純水補給水系から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプ（A-2級）と同時に補給することも可能である。
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能であるⅡ
消火系を代替原子炉注水として使用する場合があるため消火ポンプ運転状態について確認する
恒設設備による原子炉注水が実施できない場合，低圧代替注水系（可搬型）による注水を実施する

復水移送ポンプによる代替原子炉注水と同等の流量確保または注水開始不可

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備が完了

格納容器上部雰囲気温度
171℃超過確認

中央制御室 陽圧操作
中央制御室待避室準備操作※2【有効性評価の対象とはしていないが，他に取り得る手段】
Ⅰ
第一ガスタービン発電機が使用できない場合は第二ガスタービン発電機による緊急用M/Cを受電する
緊急用M/Cが使用できない場合は可搬型代替交流電源設備によるP/C受電を実施する（電源容量により使用できる設備が限られる）
常設代替交流電源設備が使用できない場合は可搬型代替交流電源設備による緊急用M/Cを受電する（電源容量により使用できる設備が限られる）

復水移送ポンプ以外による原子炉注水・消火ポンプによる代替注水・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による代替注水

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備

可搬型代替交流電源設備は第一ガスタービン発電機と同等の電源供給開始不可

補足１【圧力容器破損徴候パラメータ】
事故の起因事象判定（LOCA事象or過渡起因事象）
・「過渡起因事象」，「LOCA①，②」時［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
原子炉水位下降（水位が確認されていた場合）
かつ制御棒位置の指示値喪失数増加［上部ドライウェル圧力が「0.15MPａ[gage]以上」］
原子炉圧力容器下鏡部温度の指示値喪失数増加
上記の条件が満たされる場合は「LOCA事象起因」と判定する
条件が満たされない場合は「過渡起因事象」と判定する。
（本シナリオでは「LOCA事象」を想定している）
LOCA事象起因時のパラメータ変化は以下の条件によって変わる
・下部ドライウェルに水位が有る場合（LOCA①時と表記）
・下部ドライウェルに水位が無い場合（LOCA②時と表記）

Ⅰ

低圧注水機能喪失を確認

第一ガスタービン発電機以外による非常用電源供給
・第二ガスタービン発電機による緊急用M/C受電
・可搬型代替交流電源設備による緊急用M/C受電
・可搬型代替交流電源設備によるP/C受電

高圧注水機能喪失を確認

以下の優先順位で格納容器ベントを実施する。
優先② 「格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」
優先③ 「代替格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」
優先④ 「代替格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」
フィルタ装置排水操作 ※24
フィルタ装置薬品注入操作

Yes「格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」

格納容器圧力0.62MPa[gage]
接近

サプレッション・チェンバ・プール水位外部水源注水制限にて
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるドライウェルスプレイ停止※21

レベル１を起点とした破断口到達まで
注入実施後，ドライウェルスプレイに切り替える

レベル1までの推定した時間経過後，低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるサプレッション・チェンバスプレイから原子炉注水へ切り替える※19
レベル1を起点とした破断口到達まで
注入実施後，サプレッション・チェンバスプレイに切り替える

レベル1までの推定した時間経過後，低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるドライウェルスプレイから原子炉注水へ切り替える

原子炉注水停止後の水位低下量を崩壊熱より計算し高圧炉心注水ノズルを起点としレベル1までの時間を推定する

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水を停止し，ドライウェルスプレイを開始する

格納容器温度190℃超過確認

損傷炉心冷却成功確認
原子炉圧力容器健全確認

※13
※14

（破断口からの流出をサプレッション・チェンバ・プール水位上昇傾向変化により確認）
または（原子炉水位の上昇率からレベル1以上に回復していることを推定する）

※12

※8

低圧代替注水系(常設）による原子炉注水を継続し，格納容器ベントによる格納容器圧力の低下傾向を確認する。また機能喪失している設備の復旧に努める
機能喪失していた設備の復旧後，格納容器ベントは格納容器スプレイ冷却モード及びサプレッション・チェン
バ・プール水冷却モードにより格納容器冷却が可能であること，及び水素濃度制御が可能であることを確認し停止する
原子炉格納容器を格納容器スプレイ冷却モード及びサプレッション・チェンバ・プール水冷却モードにより冷却し，格納容器が十分に冷却された後，原子炉注水を低圧代替注水系(常設）から低圧注水系へ切り替える（約38時間後）（約38時間後）（約2時間後）（約2時間後）格納容器薬品注入準備※11
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水開始（崩壊熱と注水流量から原子炉水位の上昇率を求める）

燃料温度
2500K(約2227℃)到達（約0.7時間後）

炉心損傷確認

常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）による非常用電源回復操作

炉心損傷開始回復は解析上考慮せず※2

常設代替交流電源設備 ※6（第一ガスタービン発電機）の準備

※7

※5

※4

※3

高圧給水機能喪失を確認

対応操作は，原子炉水位・格納容器圧力等の徴候に応じて対応を行うため，今回想定している破断規模・破断位置が異なる場合，および，破断位置が特定できない場合においても，対応する操作手順に変更はない

原子炉圧力－ドライウェル温度による「水位不明判断曲線」で水位不明を判断する

早期の電源回復不能と判断

原子炉への注水機能喪失を確認

全交流動力電源喪失発生

燃料被覆管温度1200℃到達（70分後）※1
原子炉スクラム・タービントリップを確認

格納容器圧力高13.7kPa[gage]
到達

冷却材喪失（大破断）発生（約0.4時間後）（約0.3時間後）（約10分後）（約0分）（解析上の時間）

格納容器過圧・過温破損

経過 時間 （分 ）
10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

120

130

140

150

160

170

180

190

200

210

220

230

240

250

260

270

280

290

300

310

320

備考

事象発生

実施箇 所・ 必要 人員 数
原子炉スクラム

責任 者
操 作項 目

指揮 者
通 報連 絡者

当直 長
6号
7号

当直副 長
当直副 長

中 央監 視緊急 時対 策本 部連絡1人
1人

号炉 毎運 転操 作指揮

6号

7号

中 央制 御室 連絡発 電所 外部 連絡
緊 急時 対策 要員（ 現場 ）
6号
7号

－

－

－

緊急 時対 策要 員

運 転員
（ 中央 制御 室）
6号
7号

1人

5人
運転 員
（現 場）

プラント状況判断
約0.3時間 炉心損傷開

操 作の 内容

約0.4時間燃料被覆管温度1200℃到達
約0.7時間 燃料温度約2500K(約2227℃)到達

約260分 6号炉復水貯蔵槽水源切替完了

約60分 第一ガスタービン発電機による給電開始
70分

原子炉注水開始

・ 給 水 流 量 の 全 喪 失確 認
2人A,B状 況判 断2人
a.b－・ 全 交 流 動 力 電 源 喪失 確 認

状況判断後も事故対応に必要なパラメータを適宜監視する10分

・ 原 子 炉 ス ク ラ ム ・タ ー ビ ン ト リ ッ プ確 認

交 流電 源回 復操 作
（ 解析 上考 慮せ ず）

高 圧／ 低圧 注水 機能 喪失調 査、 復旧
操作（ 解析 上考 慮せ ず）
原 子炉 格納 容器 内水 素濃度 監視

－

－

－

－

－

－

非 常 用 デ ィ ー ゼ ル 発電 機

機能回復

－

－

－

－

－

－

外部電源

－

－

－

－

－

－

・ 給 水 系 ， 原 子 炉 隔離 時 冷 却 系 ， 高 圧炉 心 注 水 系 ， 残 留 熱除 去系 機能回復

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・原子炉格納容器内水素濃度監視

（1人）
B

（1人）
b

－

－

－

－

・ 受 電 前 準 備 （ 中 央制 御 室 ）回復

対応可能な要員により対応する

－

－

2人
C,D

対応可能な要員により対応する

適宜実施

20分

・ 放 射 線 防 護 装 備 準備 ／ 装 備

常 設代 替交 流電 源設 備準備 操作（ 第一 ガス ター ビン発 電機 ）対応可能な要員により対応する

10分

・現場移動
・ 第 一 ガ ス タ ー ビ ン発 電 機 健 全 性 確 認
－

－

20分

－

・ 第 一 ガ ス タ ー ビ ン発 電 機 給 電 準 備

10分

・ 第 一 ガ ス タ ー ビ ン発 電 機 起 動 ， 給 電－

常 設代 替交 流電 源設 備から の受 電準
備 操作

－

－

－

2人
E,F
（2人）
E,F

4人
c,d

－

・ 放 射 線 防 護 装 備 準備 ／ 装 備

－

－

・現場移動
・ 6号 炉 M/C（ D）受 電 準 備

50分

c,d
e,f

－

－

・現場移動
・ 7号 炉 M/C（ C）（ D） 受 電 準 備

50分

－

－

・ 第 一 ガ ス タ ー ビ ン発 電 機－

常 設代 替交 流電 源設 備から の受 電操 作

－

－

－

－

－

－

（2人）
C,D

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

（1人）
B

（1人）
b

－

－

－

（2人）
E,F

－

－

－

－

－
(4人)
c,d

低 圧代 替注 水系 （常 設）

低 圧代 替注 水系 （常 設）

代 替格 納容 器ス プレ イ冷却 系

操作

中 央制 御室 圧 力調 整
（ 中央 制御 室可 搬型 陽圧化 空調 機ブロ アユ ニッ ト起 動）（ 解析 上考 慮せ ず）
中 央制 御室 待避 室の 準備操 作（ 解析 上考 慮せ ず）
格 納容 器薬 品注 入操 作
（ 解析 上考 慮せ ず）－

・ 6号 炉・ 6号 炉M/C（ D）
MCC（ D）－－

・ 7号 炉・ 7号 炉M/C（ C）（ D）
MCC（ C）（ D）

－

準備 操作

10分

10分

受電
受電

－

・ 蓄 電 池 内 蔵 照 明 の点 灯 確 認
・ 可 搬 型 照 明 の 設 置、 点 灯

（1人）
a

－

－

－

－

・ 復 水 移 送 ポ ン プ （B， C） 起 動 ／ 運 転確 認
・ 低 圧 代 替 注 水 系 （常 設 ） ラ イ ン ア ップ

－

－

－

－

－

・現場移動
・ 7号 炉 低 圧 代 替 注水 系 （ 常 設 ） 現 場ラ イ ン ア ッ プ※ 復 水 貯 蔵 槽 吸 込ラ イ ン 切 替

（1人）

（1人）

（1人）
A

A

a

（1人）

（1人）

A

a

－

－

－

－

（1人）

（1人）

B

b

－

－

－

（2人）
c,d

－

－

－

－

・残留熱除去系

注入 弁 操 作

－

－

－

－

・残留熱除去系

スプ レ イ 弁 操 作－－

・ MCR系

（2人）

（2人）

C,D

e,f
－

－

・ 中 央 制 御 室 可 搬 型陽 圧 化 空 調 機 ブ ロア ユ ニ ッ ト 起 動－－・ 中 央 制 御 室 待 避 室照 明 確 保
・ 中 央 制 御 室 待 避 室デ ー タ 表 示 装 置 起動 操 作

－

－

・現場移動
・ 中 央 制 御 室 待 避 室陽 圧 化 装 置 空 気 供給 元 弁 開－－・ 格 納 容 器 ス プ レ イに 合 わ せ た 薬 品 注入

－

－

－
（2人）
e,f

（2人）

（2人）

E,F

c,d

要員を確保して対応する

適時実施

受電
受電

－

b

30分

受電確認

－

（1人）

B

10分

15分

要員を確保して対応する

交流電源回復前から通信手段確保等の作業を実施する

15分

30分

破断口まで回復水位回復後，原子炉注水と格納容器スプレイ切替

原子炉注水と格納容器スプレイ切替

隔 離 弁 操作

30分

（2人）
C,D

－

－

－

・現場移動
・ 6号 炉 M/C（ C）受 電 準 備

交流電源回復により遠隔操作可能な場合は遠隔にて隔離操作を実施する

10分

要員を確保して対応する

30分

要員を確保して対応する

格納容器スプレイに合わせて実施

要員を確保して対応する

－

－
（1人）
b

50分

－

－

－

－

・ 6号 炉M/C（ C）

受電確認

10分

－

－

（2人）
C,D

－

－

－

・ 6号 炉・ 6号 炉M/C（ C）
MCC（ C）

受電
受電

10分

－

－

（2人）
C,D

－

－

－

・現場移動
・ 6号 炉 低 圧 代 替 注水 系 （ 常 設 ） 現 場ラ イ ン ア ッ プ※ 復 水 貯 蔵 槽 吸 込ラ イ ン 切 替

30分

図 3.1.3.5 格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」時の作業と所要時間（代替循環冷却系を使用しない場合）（1/2）

144

要員を確保して対応する

30分

（1人）
B

常 設代 替交 流電 源設 備から の受 電操 作

低 圧代 替注 水系 （常 設）

運 転 状 態確 認

－

（1人）

－

常 設代 替交 流電 源設 備から の受 電準
備 操作

状態確認

・現場移動
・ 第 一 ガ ス タ ー ビ ン発 電 機
・ M/C

25分

10分

・現場移動
・ 第 二 ガ ス タ ー ビ ン発 電 機

－

－

準備 操作

注水 操作

運 転 状 態確 認・ 放 射 線 防 護 装 備 準備 ／ 装 備

2人

e,f

中 央制 御室 照明 確保（ 解析 上考 慮せ ず）

10分

e,f

(4人)

常 設代 替交 流電 源設 備運転（第 一ガ スタ ービン 発電 機）

20分

3.1.3-20

格納容器過圧・過温破損

経過時 間（ 時間 ）2

低 圧代 替注水 系（ 常設 ）運転 員
（ 中央制 御室 ）6号
7号
注 水操 作

代 替格 納容器 スプ レイ 冷却系

操作

約0.3時間

運 転員
（現場 ）
6号

7号

緊急時 対策 要員
（現 場）
6号
7号

－

－

－

－

・ 残 留熱 除 去 系

注 入弁 操 作

（1人 ）
a

－

－

－

－

・ 残 留熱 除 去 系

ス プレ イ 弁 操 作

（1人）
A

（1人 ）
a

－

－

－

－

・ 可 搬型 代 替 注 水 ポ ンプ （ A-2級 ） によ る 格 納 容 器頂 部 注 水

2人
－

－

運転 （解 析上 考慮

使 用済 燃料プ ール 冷却（ 解析 上考慮 せず ）

再開

－

24

28

32

36

40

備考

44

（ 2人 ）
e,f
－

（ 2人）

（ 2人）

－

－

13人
（ 参集）

13人
（ 参集）

約38時間
格納容器圧力 限界圧力到達

破断口まで水位回復確認

破断口まで水位回復後は，適宜原子炉注水と格納容器スプレイの切り替えを繰り返し実施

適宜原子炉注水と格納容器スプレイの切り替えを繰り返し実施
注水量および上部ドライウェル温度変化により格納容器頂部注水を調整する

・ 放 射線 防 護 装 備 準 備／ 装 備

10分

・ 可 搬型 代 替 注 水 ポ ンプ （ A-2級 ） によ る 格 納 容 器頂 部 へ の 注 水 準備
（ 可搬 型 代 替 注 水 ポン プ （ A-2級 ）移 動 、 ホ ー ス敷 設 （ 可 搬 型 代替 注 水 ポ
ン プ （A-2級 ） か ら 接続 口 ） ， ホ ー ス接 続 ）80分要員を確保して対応する

適宜実施

・ 可 搬型 代 替 注 水 ポ ンプ （ A-2級 ） によ る 格 納 容 器頂 部 へ の 補 給

・ 現 場移 動・ 代 替原 子 炉 補 機 冷 却系要員を確保して対応する

10分

・ 現 場移 動・ 資 機材 配 置 及 び ホ ース 敷 設 、 起 動及 び 系 統 水 張 り

10時間

要員を確保して対応する

適宜実施

－

－

－

（ 3人）

（ 3人）

・ 代 替原 子 炉 補 機 冷 却系

運 転 状 態監 視・ 可 搬型 代 替 注 水 ポ ンプ （ A-2級 ） によ る 使 用 済 燃料 プ ー ル へ の 補給

・再起動準備として使用済燃料プールへの補給を実施する

30分

・再起動準備としてろ過脱塩器の隔離を実施する

30分

－

－

－

－

（ 2人）

（ 2人）

（1人）
B

（1人 ）
b

－

－

－

－

・ 燃 料プ ー ル 冷 却 浄 化系 系 統 構 成

（1人）
B

（1人 ）
b

－

－

－

－

・ 燃 料プ ー ル 冷 却 浄 化系 再 起 動

－

－

－

－

現場確認中断（一時待避中）300分

現 場 ラ イン ア ッ プ

・ 放 射線 防 護 装 備 準 備／ 装 備

一時待避

代 替原 子炉補 機冷 却系
せ ず）

2人

－

－
－

20

一時待避

（ 2人 ）
E,F
準備 操作 （解 析上16

炉心損傷開始

約2時間

（1人）
A

－

12

約70分 原子炉注水開始

（1人 ）
a

格 納容 器頂部 注水（ 解析 上考慮 せず ）代 替原 子炉補 機冷 却系
考 慮せ ず）操 作の 内容

（1人）
A

－

6

事象発生

実 施箇所 ・必 要人 員数
操作 項目

4

・燃料プール冷却浄化ポンプを再起動し使用済燃料プールの冷却を再開する

要員を確保して対応する

燃料プール水温「77℃」以下維持要員を確保して対応する
30分

・必要に応じて使用済燃料プールへの補給を依頼する

・放 射線 防護装 備準 備

現場確認中断（一時待避中）10分

2人
淡 水貯 水池か ら防 火水 槽への 補給 準備

・現 場移 動・淡 水貯 水池～ 防火 水槽 への系 統構 成，ホ ース 水張 り

※1，※ 210分

・放 射線 防護装 備準 備
2人 ,※ 1－－－

2人 ,※ 2－可 搬型 代替注 水ポ ンプ （A-2級 ）によ る防火 水槽 から復 水貯 蔵槽 への補 給180分

・可 搬型 代替注 水ポ ンプ（ A-2級） によ る復 水貯蔵 槽へ の補給・淡 水貯 水池か ら防 火水 槽への 補給

適宜実施

－

－

－

－

燃 料給 油準備

－

－

－

－

※1,※2

・ 軽 油タ ン ク か ら タ ンク ロ ー リ （ 16kL） へ の 補 給

燃 料給 油作業

－

－

－

－

（2人 ）

・ 第 一ガ ス タ ー ビ ン 発電 機 用 燃 料 タン ク へ の 給 油

中 央制 御室待 避室 の陽 圧化（ 解析 上考慮 せず ）

－

－

－

（ 2人 ）c,d－－・ 中 央制 御 室 待 避 室 陽圧 化 装 置 空 気供 給 弁 開・ 中 央制 御 室 待 避 室 陽圧 調 整

中 央制 御室待 避室 の陽 圧化維 持

－

－

－

（ 2人 ）c,d－－・ 中 央制 御 室 待 避 室 陽圧 状 態 確 認・ 中 央制 御 室 待 避 室 陽圧 調 整

（1人）
A

（1人 ）
a

－

－

－

－

・ ベ ント 準 備（格 納 容 器 二 次 隔離 弁 操 作 ， 格納 容 器 ベ ン ト バウ ン ダ リ 構 成 ）

60分

2人
（ 参集）
↓
※3

2人
（ 参集）
↓
※4

・ フ ィル タ 装 置 水 位 調整 準 備（ 排水 ポ ン プ 水 張 り）

60分

－

－

－

－

（1人）
A

（1人 ）
a

－

－

（ 2人 ）
E,F（ 2人 ）
e,f

格 納容 器ベン ト操 作
－

－

－

合計

格納容器ベント前にガスタービン発電機用燃料タンクが枯渇しないように給油する格納容器ベント実施の30分前または格納容器ベント操作に運転員が現場への移動を開始した場合に実施する
中央制御室待避室空気ボンベ陽圧化操作完了後，格納容器ベント操作要員以外は待避室へ
移動する

適宜実施

・ 放 射線 防 護 装 備 準 備／ 装 備

中央制御室待避室が陽圧化されていること差圧計により確認する。必要に応じて差圧調整弁により陽圧調整を実施する。

格納容器ベント前に待避準備及び待避を実施する

適宜実施

待避所へ待避しベント状態を監視する。

10分

60分

・ 格 納容 器 ベ ン ト 操 作（ 格 納 容 器 一次 隔 離 弁 操 作 ）格納容器ベント操作後待避所へ待避する

－

－

－

－

8人 ,※ 3（ 参集）

8人 ,※ 4（ 参集）・ フ ィル タ 装 置 水 位 調整・ フ ィル タ 装 置 pH測 定・ フ ィル タ 装 置 薬 液 補給
・ ド レン 移 送 ラ イ ン N2パ ー ジ

適宜実施

－

－

－

－

－

2人
A,B

2人
a,b

4人
C,D,E,F

4人
c,d,e,f

・ 軽 油タ ン ク か ら タ ンク ロ ー リ （ 4kL） へ の 補 給・ 可 搬型 代 替 注 水 ポ ンプ （ A-2級 ） への 給 油

90分

タンクローリ（4kL）残量に応じて適宜軽油タンクから補給

適宜実施

作業中断
（一時待避中）

格納容器ベント前に待避準備及び待避を実施する
一時待避前に燃料が枯渇しないように補給する
待避解除は作業エリアの放射線量測定後となる

10人 ※（ 参 集 要 員20人 ）※（中操からの連絡を受けて現場操作を実施する

10分

一時待

必要人員数

待避解除は作業エリアの放射線量測定後となる
一時待避前に防火水槽が枯渇しないように補給量を調整する－

2人
燃 料給 油作業

適宜実施

5分

・ 放 射線 防 護 装 備 準 備／ 装 備

燃 料給 油準備

格納容器ベント前に待避準備及び待避を実施する

タンクローリ（16kL）残量に応じて適宜軽油タンクから補給

120分

・ ベ ント 状 態 監 視－

現場確認中断（一時待避中）一時待避

格 納容 器ベン ト準 備操 作

（ 2人）

・可 搬型 代替注 水ポ ンプ（ A-2級） によ る復 水貯蔵 槽へ の注水 準
備（ 可搬 型代替 注水 ポン プ（A-2級 ）移 動， ホース 敷設 （防火 水
槽か ら可 搬型代 替注 水ポ ンプ（ A-2級） ，可 搬型代 替注 水ポン プ（A-2級 ）か ら接 続口） ，ホ ース接 続）

一時待避

（ 2人）

90分

有効性評価で考慮しない作業を含めると要員は「14人(参集要員46人）」となる）内の数字は他の作業終了後、移動して対応する人員数。

図 3.1.3.5 格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」時の作業と所要時間（代替循環冷却系を使用しない場合）（2/2）
3.1.3-21145

20

原子炉水位(ｍ)

原 子 炉 水 位 （シュラウド内外水位）

格納容器ベントにより炉内減圧が生じシュラウド内水位が上昇
15

シュラウド内水位
シュラウド外水位

破断口高さ

10

レベル 1
有効燃料棒頂部

冠水後は，原子炉注水量を 90m3/h に低減し，
破断口～レベル 1 水位で原子炉内への間欠注水を実施
有効燃料棒底部

5（m）

低圧代替注水系（常設）による原子
炉内への注水により水位回復

格納容器ベント後，原子炉注水を
崩壊熱除去に必要な量に低減す
るため破断口高さで一定となる

0
0

12

24

36

48

60

72

84

96

108

120

132

144

156

168

事故後の時間(ｈ)JOB No.MA404K

図 3.1.3.6 原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移

300

原子炉注水開始（低圧代替注水系（常設）最大流量）
250

注水流量(ｔ/ｈ)

注水流量
（t/h）

200

冠水後は,原子炉注水量を 90m3/h に低減
代替格納容器スプレイは原子炉注水停止時に 140m3/h 注水150

格納容器ベント後は,崩壊熱除去に必要な注水量を原子炉へ注水

100

50

25m3/h20m3/h15m3/h

0
0

12

24

36

48

60

72

84

96

108

事故後の時間(ｈ)

120

132

144

156

168

JOB No.MA404K-7AE

図 3.1.3.7 注水流量の推移

3.1.3-22

146

400

原子炉保有水量(ｔ)

原子炉圧力容器内の保有水量（t）

格納容器ベント後，崩壊熱除去に必要な注水量に切替えるため，その後，一定保有水量で推移
300

200

破断口～レベル 1 水位で原子炉内への間欠注水を実施するため，増減を繰返す100

低圧代替注水系（常設）による原子炉内への注水により増加
0
0

12

24

36

48

60

72

84

96

108

120

132

144

事故後の時間(ｈ)

156

168

JOB No.MA404K

図 3.1.3.8 原子炉圧力容器内の保有水量の推移

4000

原子炉水位が有効燃料棒底部まで低下し燃料温度が上昇
3000

燃料最高温度(℃)

燃料最高温度

溶融プールにおいて，燃料温度は最大となるため，燃料の溶融温度(約 2,800℃)にて推移する
2000

（℃）

1000

0
0

12

24

36

48

60

72

84

96

108

120

事故後の時間(ｈ)図 3.1.3.9 燃料最高温度の推移

3.1.3-23

147

132

144

156

168

JOB No.MA404K-7AE--

0.8

格納容器ベント（約 38 時間）による圧力低下
最大圧力 約 0.62(0.613)MPa[gage]

格納容器圧力

格
納
容
器
内
圧
力

ドライウェルサプレッション・チェンバ0.6

格納容器限界圧力 0.62MPa

0.4

サプレッション・チェンバ側からの格納容器ベントにより，ドライウェルに比べて圧力低下が早い

代替格納容器
スプレイ作動に伴う圧力変化格納容器スプレイ
は原子炉注水（レベル 1～破断口
にて制御）以外で実施(MPa[gage])

0.2

残留熱除去系配管破断により炉内から流出する蒸気による格納容器内圧力上昇

0.0
0

12

24

36

48

60

72

84

96

108

120

事故後の時間(ｈ)

132

144

156

168

JOB No.MA404K-7AE--AF86002

図 3.1.3.10 格納容器圧力の推移

300

最高温度 約 207℃（壁面温度 約 144℃）（約 41 分後）
壁面最高温度 165℃（約 12 時間後）
ドライウェル
格納容器気相部温度

格
納
容
器
内
温
度

(℃)

サプレッション・チェンバ代替格納容器スプレイ作動により温度上昇が抑制

格納容器限界温度 200℃

200

100

格納容器ベント（約 38 時間）
による温度低下
残留熱除去系配管破断により炉内から流出する蒸気による温度上昇

0
0

12

24

36

48

60

72

84

96

108

120

事故後の時間(ｈ)

132

144

156

168

JOB No.MA404K-7AE--AF86002

図 3.1.3.11 格納容器気相部温度の推移

3.1.3-24

148

20

サプレッション・チェンバ水位(ｍ)サプレッション・チェンバ・プール水位（m）

ベントライン（約 17m）

15

真空破壊装置（約 14m）
格納容器ベント及び代替格納容器スプレイが停止することで水位上昇が緩和される。
その後,崩壊熱除去に必要な原子炉内への注水によって一定となる

10

原子炉内への間欠注水により増減を繰返す

5

代替格納容器スプレイ開始により水位が上昇

0
0

12

24

36

48

60

72

84

96

108

120

132

144

事故後の時間(ｈ)

156

168

JOB No.MA404K

図 3.1.3.12 サプレッション・チェンバ・プール水位の推移

300

サプレッション・プール水温(℃)

サプレッション・チェンバ・プール水温200

代替格納容器スプレイ注水開始
格納容器ベントによる温度低下

100

残留熱除去系配管破断により炉内から流出する蒸気による水温上昇

（℃）

0
0

12

24

36

48

60

72

84

96

108

120

132

事故後の時間(ｈ)図 3.1.3.13 サプレッション・チェンバ・プール水温の推移

3.1.3-25

149

144

156

168

JOB No.MA404K

格納容器ベントにより炉内減圧が生じシュラウド内水位が上昇
原子炉水位（シュラウド内外水位）

冠水後は，原子炉注水量を 90m3/h に低減し，
破断口～レベル 1 水位で原子炉内への間欠注水を実施

事象発生後から 90 分後に低圧代替注水系（常設）による原子炉内への注水により水位回復
損傷炉心は炉心位置に保持（リロケーションは発生しない）（m）

図 3.1.3.14 操作 20 分遅れのケースにおける原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移

格納容器ベント（約 38 時間）による圧力低下
最大圧力約 0.62MPa[gage]

格納容器圧力（MPa[gage]）

代替格納容器スプ
レイ作動に伴う圧
力変化，格納容器
スプレイは原子炉
注水（レベル 1～
破断口にて制御）以外で実施

サプレッション・チェンバ側からの格納容器ベントにより，ドライウェルに比べて圧力低下が早い

代替格納容器スプレイ（約 2.3 時間後）
残留熱除去系配管破断により炉内から流出する蒸気による格納容器内圧力上昇

図 3.1.3.15 操作 20 分遅れのケースにおける注水流量の推移

3.1.3-26150

最高温度約 207℃（壁面温度約 144℃（約 41 分後）
壁面最高温度 170℃（約 1.7 時間後）

格納容器気相部温度（℃）

代替格納容器スプレイ作動により温度上昇が抑制

格納容器ベント（約 38 時間）
による温度低下

残留熱除去系配管破断により炉内から流出する蒸気による温度上昇

図 3.1.3.16 操作 20 分遅れのケースにおける格納容器気相部温度の推移

3.1.3-27151

3.1.3-28

152

ドライウェル雰囲気温度が原子炉圧力の飽和温度を超えた場合水位不明と判断する。崩壊熱及び原子炉注水量による推定手段を使用し，原子源供給及び低圧代替注水系（常設）による原子炉水位回復確認

炉水位を推定するによる原子炉注水を開始する。

常設代替交流電源設備による交流電源供給後，低圧代替注水系（常設）

炉格納容器内の水素ガス濃度上昇を確認する

炉心損傷により，原子炉格納容器内に水素ガスが放出されるため，原子ることを格納容器内雰囲気放射線モニタにより確認する。

るため，原子炉水位は急激に低下し炉心が露出することで炉心損傷に至大破断 LOCA 時に非常用炉心冷却系の機能及び全交流動力電源が喪失す

補機冷却系，低圧代替注水系（常設）の準備を開始する

回復不可と判断する。これにより，常設代替交流電源設備，代替原子炉

常設代替交流電源設備による交流電炉心損傷確認

中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動がで回復不能判断並びに対応準備

きず，非常用高圧母線（6.9kV）の電源回復ができない場合，早期の電源

交流動力電源喪失に至る。

失する。これにより所内高圧系統（6.9kV）の母線が使用不能となり，全外部電源が喪失するとともに，全ての非常用ディーゼル発電機が機能喪

非常用炉心冷却系等の安全機能の喪失を確認する

発生して原子炉がスクラムしたことを確認する

運転時の異常な過渡変化，原子炉冷却材喪失又は全交流動力電源喪失が操作

全交流動力電源喪失及び早期の電源

非常用炉心冷却系機能喪失確認

原子炉スクラム確認

判断及び操作（16kL）

復水貯蔵槽
軽油タンク

タンクローリ

－

―

－

－

可搬型設備

計装設備

【 】：重大事故等対処設備（設計基準拡張）

原子炉圧力（SA）
原子炉圧力
復水補給水系流量（原子炉圧力容器）
復水貯蔵槽水位（SA）
ドライウェル雰囲気温度

格納容器内雰囲気放射線レベル（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル（S/C）
格納容器内水素濃度(SA)―【原子炉隔離時冷却系系統流量】【高圧炉心注水系系統流量】【残留熱除去系系統流量】

平均出力領域モニタ
起動領域モニタ

有効性評価上期待する事故対処設備

復水移送ポンプ

常設代替交流電源設備－

所内蓄電式直流電源設備

－

－

常設設備

（代替循環冷却系を使用しない場合）（1／2）

表 3.1.3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）時における重大事故等対策について153

3.1.3-29

格納容器圧力が 0．62MPa[gage]に接近した場合，格納容器圧力逃がし装

置又は代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱を実施

する

格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱

超えないように格納容器スプレイを停止する

慮しても，サプレッション・チェンバ・プール水位がベントライン-1m を代替格納容器圧力逃がし装置

格納容器圧力逃がし装置

復水貯蔵槽

器スプレイを交互に実施する。

格納容器ベントに伴うサプレッション・チェンバ・プール水位上昇を考復水移送ポンプ

推定手段により炉心を冠水維持できる範囲で，原子炉注水と代替格納容

常設設備

よる原子炉格納容器冷却却を実施する。

位回復を確認後，代替格納容器スプレイ冷却系により原子炉格納容器冷

格納容器温度が約 190℃に到達した場合，推定手段により破断口まで水操作

代替格納容器スプレイ冷却系に判断及び操作（代替循環冷却系を使用しない場合）
（2／2）

－

－

可搬型設備

計装設備

【 】：重大事故等対処設備（設計基準拡張）

格納容器内圧力（D/W）
格納容器内圧力（S/C）
サプレッション・チェンバ・プール水位
フィルタ装置水位
フィルタ装置入口圧力
フィルタ装置出口放射線モニタ
フィルタ装置金属フィルタ差圧

ドライウェル雰囲気温度
格納容器内圧力（D/W）
格納容器内圧力（S/C）
復水補給水系流量（原子炉格納容器）
復水貯蔵槽水位（SA）

有効性評価上期待する事故対処設備

表 3.1.3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）時における重大事故等対策について

初期条件

3.1.3-30

154

サイクル末期の燃焼度のばらつきを考慮し，10％の保守性を考慮
ドライウェル内体積の設計値（全体積から内部機器
及び構造物の体積を除いた値）
ウェットウェル内体積の設計値（内部機器及び構造物の体積を除いた値）

ANSI/ANS-5.1-1979
燃焼度 33GWd/t
7,350m3

原子炉停止後の崩壊熱

格納容器容積（ドライウェル）

通常運転時の格納容器圧力として設定
通常運転時の格納容器温度として設定
復水移送ポンプ吐出温度を参考に設定

5.2kPa57℃
50℃（事象開始 12 時間以降は 45℃，
事象開始 24 時間以降は 40℃）

格納容器温度

外部水源の温度

温

格納容器圧力通常運転時のサプレッション・チェンバ・プール水位として設定通常運転時のサプレッション・チェンバ・プール水
温の上限値として設定

7.05m（NWL）

真空破壊装置の設定値

定格流量として設定

35℃

サプレッション・チェンバ・プール水位

サプレッション・チェンバ・プール水

真空破壊装置

格納容器容積（ウェットウェル）

空間部：5,960m3
液相部：3,580m3
3.43kPa（ドライウェル－サプレッション・チ
ェンバ間差圧）－

9×9 燃料（A 型）

燃料

炉心流量

通常運転時の原子炉水位として設定

定格原子炉圧力として設定

7.07MPa[gage]
通常運転水位（セパレータスカート下端から+119cm）
52,200t/h

原子炉圧力

原子炉水位

定格原子炉熱出力として設定－

条件設定の考え方

3,926MWt

MAAP

主要解析条件

原子炉熱出力

解析コード

項目（代替循環冷却系を使用しない場合）（1／4）

表 3.1.3.2 主要解析条件（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）
）

事故条件

155

3.1.3-31
外部電源なしジルコニウム－水反応を考慮

水素の発生

高圧注水機能及び低圧注水機能喪失

全交流動力電源喪失

設定

残留熱除去系の吸込配管の破断とから考慮していない。

納容器圧力及び温度に対する影響が軽微であるこ

水の放射線分解等による水素発生については，格が喪失するものとして設定

交流動力電源喪失を重畳することから，外部電源る観点から，プラント損傷状態である LOCA に全過圧及び過温への対策の有効性を総合的に判断す

圧注水系の機能喪失を設定

炉心注水系の機能喪失を，低圧注水機能として低高圧注水機能として原子炉隔離時冷却系及び高圧

し，設定全ての非常用ディーゼル発電機の機能喪失を想定

原子炉圧力容器内の保有水量が厳しい箇所として条件設定の考え方

大破断 LOCA

主要解析条件

外部電源

安全機能の喪失に対する仮定

起因事象

項目

（代替循環冷却系を使用しない場合）（2／4）

表 3.1.3.2 主要解析条件（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

重大事故等対策に関連する機器条件

3.1.3-32

156

容器圧力逃がし装置

格納容器圧力逃がし装置及び代替格納

代替格納容器スプレイ冷却系

低圧代替注水系（常設）

原子炉スクラム信号

項目

容器除熱

作（流路面積 50%開）にて原子炉格納

原子炉格納容器二次隔離弁の中間開操

る最大排出流量 31.6kg/s に対して，

格納容器圧力が 0.62MPa[gage]におけ

140m3/h にてスプレイ

冠水維持するよう注水

最大 300m3/h で注水，その後は炉心を事象発生と同時に原子炉スクラム

主要解析条件

条件設定の考え方

0

50

100

150
200
注水流量（m3/h）

250

300

350

復水移送ポンプ
2 台による注水特性

して設定温度を低下させる排出流量を確保可能な弁開度とがし装置の設定値を考慮して，格納容器圧力及び格納容器圧力逃がし装置及び代替格納容器圧力逃を考慮し，設定

格納容器温度及び圧力抑制に必要なスプレイ流量

0.0

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

設定

設計値に注入配管の流路圧損を考慮した値として設定

事象発生と同時に原子炉スクラムするものとして（代替循環冷却系を使用しない場合）（3／4）

表 3.1.3.2 主要解析条件（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

原子炉圧力（MPa[dif]）

重大事故等対策に関連する操作条件

157

3.1.3-33

主要解析条件が約 190℃到達時

容器除熱操作

容器圧力逃がし装置による原子炉格納 格納容器圧力が 0.62MPa[gage]接近時

格納容器圧力逃がし装置又は代替格納

子炉格納容器冷却操作

代替格納容器スプレイ冷却系による原 破断口まで水位回復後，格納容器温度

注水操作

低圧代替注水系（常設）による原子炉 事象発生 70 分後

常設代替交流電源設備からの受電及び項目

条件設定の考え方

格納容器限界圧力到達防止を踏まえて設定

格納容器限界温度到達防止を踏まえて設定

定全交流動力電源喪失時の訓練実績を踏まえて設（代替循環冷却系を使用しない場合）（4／4）

表 3.1.3.2 主要解析条件（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

添付資料 3.1.3.1
炉心損傷の判断基準及び炉心損傷判断前後の運転操作の差異について
1．炉心損傷の判断基準
1．1 炉心損傷の判断基準について
炉心損傷に至るケースとしては，注水機能喪失により原子炉水位が有効燃料棒頂部（TAF）
以上に維持できない場合において，原子炉水位が低下し，炉心が露出し冷却不全となる場合が考えられる。
事故時運転操作手順書（徴候ベース）では，原子炉への注水系統を十分に確保できず原子炉水位が TAF 未満となった際に，格納容器内雰囲気放射線レベル計（CAMS）を用いて，ドラ
イウェル又はサプレッション・チェンバ内の γ 線線量率の状況を確認し，図 1 に示す設計
基準事故相当の γ 線線量率の 10 倍を超えた場合を，炉心損傷開始の判断としている。
炉心損傷等により燃料被覆管から原子炉内に放出される希ガス等の核分裂生成物が，逃がし安全弁等を介して原子炉格納容器内に流入する事象進展をふまえて，原子炉格納容器内のγ線線量率の値の上昇を，運転操作における炉心損傷の判断及び炉心損傷の進展割合の推定に用いているものである。
また，福島事故時に原子炉水位計，格納容器内雰囲気放射線レベル計等の計装設備が使用不能となり，炉心損傷を迅速に判断できなかったことに鑑み，格納容器内雰囲気放射線レベル計に頼らない炉心損傷の判断基準について検討しており，その結果，格納容器内雰囲気放
射線レベル計の使用不能の場合は，「原子炉圧力容器表面温度：300℃以上」を炉心損傷の判断基準として手順に追加する方針である。
原子炉圧力容器表面温度は，炉心が冠水している場合には，SRV 動作圧力（安全弁機能の最大 8.20MPa［gage］）における飽和温度約 298℃を超えることはなく，300℃以上にはならない。一方，原子炉水位の低下により炉心が露出した場合には過熱蒸気雰囲気となり，温度は飽和温度を超えて上昇するため，300℃以上になると考えられる。上記より，炉心損傷の判断基準を 300℃以上としている。
なお，炉心損傷判断は格納容器内雰囲気放射線レベル計が使用可能な場合は，当該の計装設備にて判断を行う。

添 3.1.3.1-1

158

（1）ドライウェルの γ 線線量率（2）サプレッション・チェンバの γ 線線量率
図 1 重大事故導入条件判断図
枠囲みの内容は商業機密又は防護上の観点から公開できません。
添 3.1.3.1-2

159

1．2 炉心損傷の判断基準の根拠について
炉心損傷の判断基準は，設計基準事故時の格納容器内雰囲気放射線レベル計γ線線量率（追加放出時）以上でなければならない。一方，基準を高めに設定すると判定が遅れることが懸念されるため，高すぎる設定値は判断基準として適さない。
炉心損傷開始の判断は，上述のとおり格納容器内雰囲気放射線レベル計のγ線線量率が設計基準事故（追加放出）の10倍を越えた場合であり，この設定値は，全燃料中に含まれる希ガスの0.1％相当が原子炉格納容器内に放出された場合のγ線線量率よりも低い，余裕のある値となっている。
上記より炉心損傷判断としては，設計基準事故を超える事象について，設計基準事故のγ線線量率より高く，かつ判定遅れが生じない基準として，設計基準事故（追加放出）の 10倍を判断目安としている。
1．3 格納容器内雰囲気放射線レベル計について
格納容器内雰囲気放射線レベル計のγ線線量率の測定レンジは，10-2～105Sv/h であり，
この測定レンジにおいて，「設計基準事故における燃料からの追加放出による放射線量率」，「重大事故時の炉心損傷の判断目安（追加放出の 10 倍）」並びに「大破断 LOCA＋ECCS 注水
機能喪失＋全交流動力電源喪失のシーケンスにおける最大放射線量率」を測定可能である。
（表 1 参照）
格納容器内雰囲気放射線レベル計は，連続計測しており，計装設備の指示値は換算不要で
図 1 の炉心損傷の判断目安と対比可能であるため，指示値が上昇すれば，すぐに炉心損傷を判断可能と考える。格納容器内雰囲気放射線レベル計の検出器は，ドライウェル内の対角位
置に 2 カ所，サプレッション・チェンバ内の気相部の対角位置に 2 カ所の合計 4 カ所に設置している。炉心損傷後の核分裂生成物の原子炉内から原子炉格納容器への移行は，大破断
LOCA 等，直接ドライウェル側に放出される場合と，原子炉圧力容器が健全で逃がし安全弁を介してサプレッション・チェンバ側に放出される場合があるが，いずれの場合においても，
炉心損傷時は希ガス等が急激に放出されるため，格納容器内雰囲気放射線レベル計にて炉心損傷に伴う γ 線線量率の上昇を測定可能と考える。
また，炉心の損傷割合と燃料被覆管から放出される希ガス等の放出割合は比例すると仮定し，手順では原子炉停止後の経過時間とγ線線量率により炉心損傷の進展割合を推定することとしている。

添 3.1.3.1-3

160

161

添 3.1.3.1-4（事故後の最大値）

104 Sv/h 程度

300℃以上（発生事故あたり概ね 5mSv 以下）

スクを与えないこと

公衆に対して著しい放射線被ばくのリ

敷地境界での実効線量を評価し，周辺の0.1 時間後から 100 時間後の値

原子炉停止後の経過時間が，10-1～101 Sv/h 程度

0.1 時間後から 100 時間後の値

原子炉停止後の経過時間が，※CAMS 計測レンジ（計装設備の仕様）：10-2～105 Sv/h

「大破断 LOCA＋ECCS 注水機能喪失＋全交流
動力電源喪失のシーケンス」における最大放射線量率（早期に炉心損傷したほうが核分裂生成物の減衰が少なく放射線量率は高くなる傾向にあり，重大事故の中でも早期に炉心損傷する
例）

CAMS 使用不能時の炉心損傷判断の基準

審査ガイドによる制限（設計基準事故の 10 倍）

炉心損傷の判断目安

設計基準事故の追加放出

10-2～100 Sv/h 程度

検出パラメータ及び検出方法

－

CAMS※

RPV 表面温度

CAMS※

CAMS※

表 1．格納容器内雰囲気放射線レベル計による炉心損傷の判断

有

有

－

有

無

炉心損傷
の判断

2Pd 到達前

2Pd 到達前－

2Pd 到達前

1Pd 到達格納容器
ベント

2．炉心損傷判断前後における運転操作の差異
2．1 原子炉への注水について
BWR の場合，事故時の対応は，原子炉注水が最優先であり，炉心損傷の判断の前後でその対応のマネージメントが大きく変わるものではない。原子炉に注水することで，炉心損傷前であれば，冷却による炉心損傷の発生防止が図られ，また，炉心損傷後であれば，冷却による炉心損傷の進展の抑制及び原子炉圧力容器の破損防止が図られる。
2．2 格納容器ベント及び格納容器スプレイについて
炉心損傷後の格納容器ベントは，その実施の判断基準は，炉心損傷前の 1Pd（格納容器最高使用圧力：0.31MPa[gage］）到達に対し，炉 心損傷後は 2Pd（格 納容器限界圧力 ：0.62MPa[gage］）到達前に変更となる。炉心損傷前は環境へ放出される核分裂生成物の放出量が低く，原子炉格納容器の健全性を確保することを目的に設計上の最高使用圧力（1Pd）
到達を実施基準としているが，炉心損傷後は，より長く原子炉格納容器内で核分裂生成物を保持した方が減衰により環境へ放出する放射能量を低減できることから，格納容器限界圧
力（2Pd）到達前を実施基準としているためである。
また，格納容器ベントの判断基準が変わることで，格納容器スプレイの判断基準も変更となる。原子炉スクラム後における，炉心損傷の前後の格納容器ベント及び格納容器スプレイの実施基準の差異を表 2 に示す。
なお，炉心損傷前の格納容器ベント中には，炉心の健全性を確認するため，格納容器内雰
囲気放射線レベル計の γ 線線量率を監視し，γ線線量率が設計基準事故（追加放出）と同等の値を示した場合には，一旦，格納容器ベント操作を中断し，その後は炉心損傷後の実施基準に基づき対応する。

添 3.1.3.1-5162

格納容器スプレイ

163

添 3.1.3.1-6

格納容器ベント

サプレッション・チェンバ圧力が 0.279MPa[gage]（格納容器圧力制限値）以下に維持できなければ，原子炉格納容器空間部へ直接放出される熱を抑制することを目的に，原子炉を満水とし，さらに格納容器圧力が上昇し，格納容器最高使用圧力の 0.31MPa[gage]に到達する場合には，原子炉格納容器の健全性を維持するために，ウェットウェルベントを優先として格納容器圧力逃がし装置等により格納容器ベントを行う。

（温度基準）
格納容器最高使用温度は，ドライウェル：171℃，サプレッション・チ
ェンバ：104℃であり，空間温度がこれらの温度に到達する前に格納容器スプレイを行う。

（圧力基準）
設計基準事故時の最高圧力は，ドライウェル：0.25MPa[gage]，サプレ
ッション・チェンバ：0.18MPa[gage]であり，これらの圧力以下に維持できない場合は，原子炉格納容器の健全性を維持し，原子炉格納容器からの放射性物質の漏えいを可能な限り抑えるために，格納容器スプレイ
を行う。

炉心損傷前

格納容器限界圧力の 0.62MPa[gage]に到達すると予測される場合には，原子炉格納容器の過圧による破損を防止することを目的に，ウェットウェルベン
トを優先として格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置
により格納容器ベントを行う。

加えて，炉心損傷後は，原子炉格納容器内で発生する無機よう素の発生の抑制を目的に，格納容器スプレイ時に水酸化ナトリウムを注入する。

（温度基準）
格納容器限界温度の 200℃に至らないように，ドライウェル及びサプレッション・チェンバ・プールの空間温度が 190℃以上となった場合に，格納容器
スプレイを行う。

（圧力基準）
炉 心 損 傷 後 の 格 納 容 器 ス プ レ イ は ， 格 納 容 器 限 界 圧 力 （ 2Pd ） の0.62MPa[gage] 未 満 に 制 御 す る こ と を 目 的 に ， 格 納 容 器 圧 力 が0.465MPa[gage]（1.5Pd）に到達した時点で開始し，0.39MPa[gage]に低下した時点で停止する。間欠運転とするのは，格納容器スプレイにより原子炉格
納容器内の水位を上昇させることで，ベントラインの閉塞等が生じること及び原子炉格納容器の空間容積を減少させ圧力の上昇を早めることから，結果として，格納容器ベントに至る時間が早まるためである。
また，原子炉への注水機能が喪失し原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達した場合は，原子炉圧力容器からの放熱による格納容器温度の上昇を抑制するため格納容器スプレイを実施する。

炉心損傷後

表 2．炉心損傷判断前後における格納容器スプレイ及び格納容器ベントの実施基準の差異

3．MAAP 解析における炉心損傷判定値と運転操作における炉心損傷判断基準について
有効性評価の MAAP 解析においては，炉心損傷の解析上の判定基準を，有効性評価の評価
項目（「実用発電用原子炉に係る炉心損傷防止対策及び格納容器破損防止対策の有効性評価
に関する審査ガイド」を踏まえた要件）の 1,200℃（1,473K）よりも低い，1,000K（727℃）に設定している。
この 1,000K は，PHEBUS-FPT0 実験で，燃料被覆管温度が約 1,000K に達したときに核分裂生成物の放出開始が観察されたことを踏まえ設定されたものであり，MAAP 解析上の判定基
準である。
一方，実際の運転操作においては，炉心損傷の状況を直接的に監視可能な計装設備は原子炉内に設置されておらず，このため，燃料の損傷により放出される希ガス等のγ線線量率の上昇を，格納容器内雰囲気放射線レベル計によって監視し，運転操作における炉心損傷の判断に用いている。上記より，MAAP 解析上の炉心損傷の判定基準である 1,000K（727℃）は，
その後の運転操作に影響を与えるものではない。

添 3.1.3.1-7

164添付資料 3.1.3.2
非凝縮性ガスの影響について
1．はじめに格納容器過圧・過温破損を防止するための対策の確認においては，MAAP コードを使用して「大破断 LOCA＋ECCS 注水機能喪失＋全交流動力電源喪失」を仮定したシナリオにて評価を実施している。MAAP コードの水素発生量に関する妥当性については，TMI 及び PHEBUS 試
験により確認しており，当該解析に MAAP コードを用いることは妥当である[1]。
ただし，MELCOR コードのように，流路閉鎖が発生しにくい（水素が発生しやすい）と仮定した場合においても，評価に有意な影響がないことを確認するため，感度解析を実施した。
2．解析条件・流体が閉鎖部分を通過できなくなるとするノードの空隙率（ポロシティ）：0.0（申請解析ではポロシティ：0.1 以下）
図 1 に示すように，炉心内でデブリの移行（リロケーション）が発生し，それが冷却材
流路に堆積して閉塞を起こした場合，MAAP 解析では流路閉塞を起こしたノードの空隙率（ポロシティ）が 0.1 以下になるとそのノードは完全に閉塞したものとみなされ，それ以降は流体が閉塞部分を通過することができなくなる。一方 MELCOR 解析の場合，流路閉塞を起こしたノードの空隙率の最小値は 0.05 に設定されており，完全閉塞は発生しない。
したがって，流路閉塞した場合，炉心で発生する非凝縮性ガスは MAAP の方が少なくなる傾向にある。このため，上記の条件にて，水素発生量を多めに見積もる感度解析を行うこととする。なお，ポロシティの設定以外については申請解析と同様とした。
3．解析結果図 2 から図 6 に評価結果を示す。図 2 より，申請解析での水-ジルコニウム反応による水素発生量が約 592kg に対して感度解析では約 670kg と水素発生量は約 12%増加しているが，図 3 に示すとおり格納容器圧力の制御は可能であり，保守的な条件として非凝縮性ガスが増加するような場合においても，当該操作に大きな影響はない。
[1] 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（第 5 部
MAAP）
以上

添 3.1.3.2-1

165

図 1 炉心内流路閉塞モデルの概念図（「MAAP5.01 及び MELCOR2.1 を用いた軽水炉代表プラントの過酷事故解析」，
電力中央研究所，平成 26 年 6 月 抜粋）

添 3.1.3.2-2

166

1,000
900
800
MH2CR

水素発生量(ｋｇ)

700
600
500
400
300
200
100
0
0

24

48

72

96

事故後の時間(hr)

120

144

168

JOB No.MA404K-7AE--AF86002

大破断 LOCA（申請解析：空隙率 0.1 以下で完全閉塞）
1000
900
800
MH2CR

水素発生量(ｋｇ)

700
600
500
400
300
200
100
0
0

24

48

72

96

事故後の時間(hr)120

大破断 LOCA（感度解析：空隙率 0.0 で完全閉塞）
図 2 水素発生量比較

添 3.1.3.2-3

167

144

JOB No.MA404K-7AE--KF8G002

168

0.8

格納容器圧力（MPa[gage]）
格納容器内圧力(ＭＰａ[gage])

ドライウェルPRB(2)

サプレッション・チェンバ
0.6

PRB(4)

0.4

0.2

0.0
0

24

48

72

96

事故後の時間(hr)

120

144

168

JOB No.MA404K-7AE--AF86002

大破断 LOCA（申請解析：空隙率 0.1 以下で完全閉塞）
0.8

ドライウェルPRB(2)

サプレッション・チェンバ

格納容器圧力(ＭＰａ[gage])
格納容器圧力（MPa[gage]）

0.6

PRB(4)

0.4

0.2

0.0
0

24

48

72

96

事故後の時間(hr)

120

144

168

JOB No.MA404K-7AE--KF8G002

大破断 LOCA（感度解析：空隙率 0.0 で完全閉塞）
図 3 格納容器圧力の比較

添 3.1.3.2-4

168

300

ドライウェル TGRB(2)サプレッション・チェンバ
格納容器温度（℃）
格納容器内温度(℃)

TGRB(4)

200

100

0
0

24

48

72

96

事故後の時間(hr)

120

144

168

JOB No.MA404K-7AE--AF86002

大破断 LOCA（申請解析：空隙率 0.1 以下で完全閉塞）
300

格納容器温度（℃）
温度(℃)

ドライウェル TGRB(2)サプレッション・チェンバ
TGRB(4)

200

100

0
0

24

48

72

96

事故後の時間(hr)120

大破断 LOCA（感度解析：空隙率 0.0 で完全閉塞）
図 4 格納容器温度の比較

添 3.1.3.2-5

169

144

JOB No.MA404K-7AE--KF8G002

168

1.0
0.9

D/W モル分率（‐）
D/Wモル分率(－)

0.8
0.7

NFSTRB(2)

水蒸気

0.6

水素

NFH2RB(2)0.5

窒素

NFN2RB(2)LOCA に伴い炉心から生じる水蒸気によりドライウェル内の気体がサプレッション・チェンバに押し込まれる

0.4
0.3
0.2
0.1
0.0
0

24

48

72

96

事故後の時間(hr)

120

144

168

JOB No.MA404K-7AE--AF86002

大破断 LOCA（申請解析：空隙率 0.1 以下で完全閉塞）
1.0
0.9

D/W モル分率（‐）
DWモル分率(－)

0.8
0.7

NFSTRB(2)0.6

NFH2RB(2)

水蒸気
水素

0.5

窒素

NFN2RB(2)LOCA に伴い炉心から生じる水蒸気によりドライウェル内の気体がサプレッション・チェンバに押し込まれる

0.4
0.3
0.2
0.1
0.0
0

24

48

72

96

事故後の時間(hr)

120

144

168

JOB No.MA404K-7AE--KF8G002

大破断 LOCA（感度解析：空隙率 0.0 で完全閉塞）
図 5 ドライウェル気相濃度の比較

添 3.1.3.2-6

170

1.0
0.9

W/W気相モル分率(－)
W/W モル分率（‐）

0.8
0.7
0.6

NFSTRB(4)

水蒸気

0.5

水素

NFH2RB(4)0.4

窒素

NFN2RB(4)

0.3
0.2
0.1
0.0
0

24

48

72

96

事故後の時間(hr)

120

144

168

JOB No.MA404K-7AE--AF86002

大破断 LOCA（申請解析：空隙率 0.1 以下で完全閉塞）
1.0
0.9

WWモル分率(－)

W/W モル分率（‐）

0.8
0.7
NFSTRB(4)

水蒸気

0.6

水素

NFH2RB(4)0.5

窒素

NFN2RB(4)

0.4
0.3
0.2
0.1
0.0
0

24

48

72

96

事故後の時間(hr)120

JOB No.MA404K-7AE--KF8G002

大破断 LOCA（感度解析：空隙率 0.0 で完全閉塞）
図 6 ウェットウェル気相濃度の比較

添 3.1.3.2-7

171

144

168

添付資料 3.1.3.3
雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）時において代替循環冷却系を使用しない場合における Cs-137 放出量評価について
雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）時において代替循環冷却系を使用しない場合における Cs-137 の放出量は以下のとおりとなる。
なお，Cs-137 の炉内内蔵量の評価の前提条件を表 1 に示す。
(1) Cs-137 の放出量（TBq）の算出
Cs-137 の放出量は，以下の式により算出される。
大気中への Cs-137 の放出量（Bq） = f_Cs × Bq_Cs-137 ×（1/DF） ・・・・ （1）一方，原子炉格納容器からのセシウムの放出割合（f_Cs）は，CsI 及び CsOH の放出割合
より，以下の式により算出される。なお，Cs-137 の炉内内蔵量は ORIGEN コード，原子炉格
納容器からの CsI 及び CsOH の放出割合は MAAP コードにて算出している。
f_Cs= （M_CsI + M_CsOH ） / M_Cs

M_CsI = W_Cs × （M_I / W_I） × f_CsI
M_CsOH = （M_Cs - W_Cs×（M_I / W_I）
） × f_CsOH・・・・ （2）・・・・ （3）・・・・（4）（2）～（4）式より
f_Cs = f_CsOH + （M_I / M_Cs） × （W_Cs / W_I） × （f_CsI - f_CsOH） ・・（5）
f_Cs：原子炉格納容器からのセシウムの放出割合
f_CsI：原子炉格納容器からの CsI の放出割合 ※f_CsOH：原子炉格納容器からの CsOH の放出割合 ※M_CsI：CsI に含まれる Cs 量
M_CsOH：CsOH に含まれる Cs 量
M_I：よう素の初期重量 = 29.1 kg
M_Cs：セシウムの初期重量 = 382.9 kg
W_I：よう素の分子量 = 131 （kg/kmol）
W_Cs：セシウムの分子量 = 133 （kg/kmol）
Bq_Cs137：Cs-137 の原子炉圧力容器内内蔵量（Bq） = 5.2×1017
DF：格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置の除染係数 = 1000
※原子炉格納容器内のエアロゾル状の放射性物質の低減効果（サプレッション・チェンバのスクラビングによる除染係数等）を考慮した MAAP コードでの評価値（別紙参照）

添 3.1.3.3-1

172

(2) 計算結果
サプレッション・チェンバのラインを経由し，格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置を用いた場合のCs-137の放出量は（1），（5）式より以下のとおりとな
る。
f_Cs = f_CsOH + （M_I / M_Cs） × （W_Cs / W_I） × （f_CsI - f_CsOH）
f_Cs = 2.706×10-6+ （29.1 / 382.9）×（133 / 131）×（1.308×10-6 – 2.706×10-6）= 2.60×10-6
Cs-137 の放出量（Bq） = f_Cs × Bq_Cs-137 × （1/DF）= 2.60×10-6× 5.2×1017 × （1/1000）= 約 1.4×10-3 TBq
ドライウェルのラインを経由し，格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置を用いた場合のCs-137の放出量は（1），（5）式より以下のとおりとなる。
f_Cs = f_CsOH + （M_I / M_Cs） × （W_Cs / W_I） × （f_CsI - f_CsOH）
f_Cs = 3.908×10-3+ （29.1 / 382.9）×（133 / 131）×（2.503×10-3 – 3.908×10-3）= 3.80×10-3
Cs-137 の放出量（Bq） = f_Cs × Bq_Cs-137 × （1/DF）= 3.80×10-3× 5.2×1017 × （1/1000）= 約2.0TBq
表 1 Cs-137 の炉内内蔵量の評価の前提条件
項目

値
1 サイクル：10,000h（416 日）
2 サイクル：20,000h

運転時間（h）

3 サイクル：30,000h
4 サイクル：40,000h
5 サイクル：50,000h

取替炉心の燃料装荷割合

1 サイクル 13 ヶ月（395 日）を考慮して，燃料の最高取
出燃焼度に余裕を持たせ長めに設定

1 サイクル：0.229 （200 体）

取替炉心の燃料装荷割合

2 サイクル：0.229 （200 体）に基づく

3 サイクル：0.229 （200 体）（ABWR の値を用いて，4 サイクル：0.229 （200 体）

炉心内蔵量を計算し，熱出

5 サイクル：0.084 （72 体）

力 3,926MW で規格化する。
）

添 3.1.3.3-2

173

設定根拠

添付資料 3.1.3.3（別紙）
大破断 LOCA 時における放射性物質の原子炉格納容器内への放出割合について
図 1 に，NUREG-1465 における放射性物質の原子炉格納容器内への放出割合（BWR プラン
ト，Early In-Vessel）と，大破断 LOCA 時に非常用炉心冷却系の機能及び全交流動力電源が喪失するシナリオの MAAP 解析における放射性物質の原子炉格納容器内への放出割合を示す。
図 1 から分かるとおり，
よう素及びセシウムの原子炉格納容器内への放出割合については，
MAAP 解析の方が NUREG-1465 より大きくなっている。希ガスについては，MAAP 解析では全量が原子炉格納容器内に放出されてはいないが，これは損傷炉心の終状態においても，炉心内に健全な状態の燃料が一部残されるためである（添付資料 3.1.2.2）。
MAAP 解析においては，放射性物質が原子炉格納容器内に放出された後，原子炉格納容器内に放出された放射性物質は，希ガスを除き，格納容器スプレイやサプレッション・チェン
バ・プールでのスクラビング等により除去される。このため，格納容器ベント実施後，事象発生後 7 日間で原子炉格納容器外に放出されるよう素及びセシウムの放出割合は，10-6 オー
ダーとなる。
なお，中・低揮発性の核種グループについては，TMI 事故や福島第一原子力発電所事故での観測事実をふまえ，格納容器ベント実施後に格納容器外に放出される割合について，MAAP
解析の結果から得られたセシウムの原子炉格納容器外への放出割合及び NUREG-1465 における原子炉格納容器内への放出割合の比（例 セシウム：0.25 に対しランタノイド：0.0002）
を利用して放出割合を評価し，中央制御室の居住性評価や現場の作業環境評価に用いている。

Early In-Vessel
1
0.9

NUREG-1465

0.8

MAAP（大破断LOCA）

0.7
0.6
0.5
0.4
0.3
0.2
0.1
0

希ガス

I

Cs

図 1 原子炉格納容器内への放出割合の比較

添 3.1.3.3-3

174添付資料 3.1.3.4
原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えい量について
本格納容器破損モードの重大事故等対策の有効性評価では，厳しい事象を想定した場合
でも，原子炉格納容器が破損することなく安定状態に至る結果が得られている。この評価結果に照らして原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えい量を考える。
原子炉建屋内の換気空調系によって原子炉建屋を負圧にする場合，原子炉建屋内の放射性物質は換気空調系を経由して大気中に放出されるが，原子炉建屋から大気中への漏えいを能動的に防止することができる。一方，原子炉建屋内の換気空調系を停止する場合は，原
子炉建屋からの漏えいを能動的に防止する効果は無くなるが，換気空調系を経由した放出が無くなる。本格納容器破損モードの重大事故等対策の有効性評価では後者，すなわち，原子炉建屋の換気空調系を停止する状況を想定している。
本格納容器破損モードの重大事故等対策の有効性評価では原子炉格納容器は健全であると評価していることから，原子炉格納容器から漏えいした水蒸気は原子炉建屋内で凝縮され原子炉建屋空間部が加圧されることはないと考えられる。また，原子炉建屋内の換気空調
系は停止しているため，原子炉建屋内空間部と外気との圧力差が生じにくく，原子炉建屋内
外での空気のやりとりは殆どないものと考えられる。さらに，原子炉格納容器内から原子炉建屋に漏えいした粒子状放射性物質は，原子炉建屋内での重力沈降や水蒸気の凝縮に伴い，原子炉建屋内に沈着するものと考えられる。
これらのことから，原子炉格納容器の健全性が維持されており，原子炉建屋の換気空調系が停止している場合は，原子炉格納容器から原子炉建屋内に漏えいした放射性物質は，原子炉建屋内で時間減衰し，また，原子炉建屋内で除去されるため，大気中へは殆ど放出されないものと考えられる。
以下では，上述の状況に係わらず，保守的に原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えいを仮定した場合の放出量を示す。
１．評価条件(1) 本格納容器破損モードの評価事故シーケンスである「大破断 LOCA＋ECCS 注水機能喪失＋全交流動力電源喪失」に対し，格納容器ベントによって原子炉格納容器除熱を実施す
る場合について評価する。
(2) 格納容器からの漏えい量は，MAAP 解析上で格納容器圧力に応じて漏えい率が変化するものとし，開口面積は以下のように設定する。なお，エアロゾル粒子は格納容器外に放出される前に貫通部内で大部分が捕集されることが実験的に確認されていることから，本評価に当たっては，格納容器の漏えい孔におけるエアロゾルの捕集の効果（DF450）を考慮した。
・1Pd 以下 ：0.9Pd で 0.4%/日 相当
・1～2Pd ：2.0Pd で 1.3%/日 相当(3) 原子炉建屋から大気中に漏えいする放射性物質を保守的に見積もるため，原子炉建屋の換気空調系停止時の原子炉建屋から大気中への漏えい率を 10%/日（一定）とした。（詳添 3.1.3.4-1

175

細は「3.補足事項」参照）(4) 原子炉建屋内での放射能量の時間減衰は考慮せず，また，原子炉建屋内での粒子状物質の除去効果は保守的に考慮しない。
２．評価結果
原子炉建屋から大気中への放射性物質（Cs-137）の漏えい量は約 0.017TBq（7 日間）となる。
格納容器が健全であるため，格納容器から原子炉建屋への漏えい量は制限され，更に原子炉建屋から大気中への漏えいにおいても一定の漏えい率に制限されるため，放射性物質の漏えい量は抑制される。
この評価結果は「3.1.3 代替循環冷却系を使用しない場合」に示すドライウェルのラインを経由した場合の放出量約 2.0TBq（7 日間）に比べて十分に小さい。

添 3.1.3.4-2

176

３．補足事項
原子炉建屋から大気中への漏えい率は，建屋周辺の風速によって原子炉建屋内と建屋外に差圧が生じ，放射性物質を含む原子炉建屋内の気体が建屋外へ漏えいすると仮定して評価する。
（1）式に建屋周辺の風速と建屋差圧（風荷重）の関係を示す。
ΔP = -C×ρ×v2/2 ・・・（1）
ΔP
C
ρ
v

: 風荷重 （kg/m2）: 風力係数 （-0.4）: 空気密度 （0.125kgs2/m4：大気圧 101kPa，大気温度 15℃）
: 風速 （3.1m/s）（敷地内で観測した 1985 年 10 月～1986 年 9 月の地上高 10m 風速観測結果から，平均風速である 3.1m/s を選定）
出典：建築学便覧Ⅱ 構造

次に，差圧と原子炉建屋の漏えい率の相関式を（2）式に示す。
f ∝ √ΔP ・・・（2）f
ΔP: 原子炉建屋の漏えい率 （回/日）: 差圧 （mmH2O）
なお，1mmH2O=1kg/m2

原子炉建屋は，建屋負圧 6.4mmH2O で漏えい率が 0.5 回/日以下になるように設計されているため，実風速による建屋差圧と漏えい率の関係は（3）式のようになる。
f1 = f0×√（ΔP1/ΔP0） ・・・（3）
f1
f0
ΔP1
ΔP0

: 実風速時の漏えい率 （回/日）: 原子炉建屋の設計漏えい率 （0.5 回/日）
: 実風速時の建屋差圧 （0.3mmH2O）: 原子炉建屋の設計建屋差圧 （6.4mmH2O）

以上より，建屋周辺の風速によって生じる原子炉建屋からの漏えい率は 10%/日(0.1 回/日)となる。
以上

添 3.1.3.4-3177

添付資料 3.1.3.5
安定状態について（代替循環冷却系を使用しない場合）
雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）時において代替循環冷却系を使用しない場合における安定状態については以下のとおり。
原子炉安定停止状態：事象発生後，重大事故等対処設備を用いた損傷炉心冷却により，損傷炉
心の冠水が維持でき，また，冷却のための設備がその後も機能維持できると判断され，かつ必要な要員の不足や資源の枯渇等のあらかじめ想定される事象悪化のおそれがない場合，安定停止状態が確立されたものとする。
原子炉格納容器安定状態：損傷炉心を冠水させた後に，重大事故等対処設備を用いた原子炉格
納容器除熱機能（格納容器圧力逃がし装置又は代替循環冷却系）により，格納容器圧力及び温度が安定又は低下傾向に転じ，また，除熱のための設備がその後も機能維持できると判断され，かつ，必要な要員の不足や資源の枯渇等のあらかじめ想定される事象悪化のおそれがない場合，安定状態が確立されたものとする。
【安定状態の確立について】
原子炉安定停止状態の確立について
低圧代替注水系（常設）による注水継続により損傷炉心が冠水し，損傷炉心の冷却が維持され，原子炉安定停止状態が確立される。
原子炉格納容器安定状態の確立について
炉心冷却を継続し，格納容器圧力 0.62MPa[gage]到達までに格納容器圧力逃がし装置又は代替
格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱を開始することで，格納容器圧力及び温度は安定又は低下傾向になり，格納容器温度は 150℃を下回り，原子炉格納容器安定状態が確立される。
また，重大事故等対策時に必要な要員は確保可能であり，また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
【安定状態の維持について】
上記の格納容器破損防止対策により安定状態を維持できる。
代替循環冷却系又は残留熱除去系機能を復旧して除熱を行い，原子炉格納容器を隔離することによって，安定状態の更なる除熱機能の確保及び維持が可能となる。安定状態の維持に関する
具体的な要件は以下のとおり。
① 原子炉格納容器除熱機能として代替循環冷却系又は残留熱除去系復旧による冷却への移行② 原子炉格納容器内の水素・酸素濃度の制御を目的とした可燃性ガス濃度制御系の復旧及び原子炉格納容器内への窒素封入（パージ）③ 上記の安全機能の維持に必要な電源（外部電源），冷却水系等の復旧④ 長期的に維持される原子炉格納容器の状態（温度・圧力）に対し，適切な地震力に対する原
子炉格納容器の頑健性の確保（添付資料 2.1.1 別紙 1 参照）

添 3.1.3.5-1

178添付資料 3.1.3.6
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損（代替循環冷却系を使用しない場合）））
表 1 解析コードにおける重要現象の不確かさが運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損（代替循環冷却系を使用しない場合）））（1/2）
【MAAP】
分類

重要現象
崩壊熱

解析モデル

炉心

燃料被覆管酸化

評価項目となるパラメータに与える影響「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響」にて確認。

入力値に含まれる。

「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響」にて確認。

炉心モデル（炉心熱水力モデル）
溶融炉心の挙動モデル（炉心ヒートアップ）

TMI 事故解析における炉心ヒートアップ時の水素発生，炉心領域での溶融進展状態について，TMI 事故分析結果と良く一致することを確認した。
CORA 実験解析における，燃料被覆管，制御棒及びチャンネルボックスの温度変化について，測定データと良く一致することを確認した。
炉心ヒートアップ速度の増加（被覆管酸化の促進）を想定し，仮想的な厳しい振り幅ではあるが，ジルコニウム-水反応速度の係数を 2 倍とした感度解析により影響を確認した。
・TQUV，大破断 LOCA シーケンスともに，炉心溶融の開始時刻への影響は小さい
・下部プレナムへのリロケーション開始時
刻は，ほぼ変化しない

炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現性及び CORA 実験についての再現性が確認されている。炉心ヒートアップの感度解析（ヒートアップ時の燃料被覆管表
炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現性及び面積感度解析）では，炉心溶融時間に対する感度は小さいことが確認されている。原子炉注
CORA 実験についての再現性が確認されている。また，炉心ヒートア
水操作については，非常用炉心冷却系による炉心への注水機能が喪失したと判断した場合，ップに関するモデルに対する感度解析（ヒートアップ時の燃料被覆
速やかに低圧代替注水系（常設）による炉心注水（電源の確保含む）を行う手順となってお
管表面積感度解析）では，格納容器内温度及び圧力挙動への影響はり，燃料被覆管温度等のパラメータを操作開始の起点としている操作ではないことから，小さいことが確認されていることから，評価項目となるパラメータ
運転員等操作に与える影響はない。また，格納容器スプレイ操作については，炉心ヒートアに与える影響は小さい。
ップの感度解析では，格納容器内温度及び圧力挙動への影響は小さいことが確認されていることから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

炉心モデル（炉心水位計算モデル）

TQUX シーケンス及び中小破断 LOCA シーケ
ンスに対して，MAAP コードと SAFER コードの比較を行い，以下の傾向を確認した。
・MAAP コードでは SAFER コードで考慮している CCFL を取り扱っていないこと等から，水位変化に差異が生じたものの水位低下幅は MAAP コードの方が保守的であり，その後の注水操作による有効燃料棒
頂部までの水位回復時刻は両コードで同等である

炉心モデル（炉心水位計算モデル）は SAFER コードとの比較により，急速減圧後の水位上昇
及び蒸気流出の継続による水位低下について，一時的に低いより水位に到達すること，その後の注水操作による有効燃料棒頂部までの水位回復時刻は SAFER コードと同等であることが確認されている。原子炉注水操作については，非常用炉心冷却系による炉心への注水機能が喪失したと判断した場合，速やかに低圧代替注水系（常設）による炉心注水（電源の確保含む）を行う手順となっており，原子炉水位を操作開始の起点としている操作ではないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

炉心モデル（炉心水位計算モデル）では，原子炉水位挙動について原
子炉圧力容器内のモデルが精緻である SAFER コードとの比較により，急速減圧後の水位上昇及び蒸気流出の継続による水位低下について，一時的に低いより水位に到達することが確認されているが，長期的な挙動は崩壊熱の影響が支配的となるため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

安全系モデル（非常用炉心冷却系）
安全系モデル（代替注水設備）

入力値に含まれる。

「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響」にて確認。

「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響」にて確認。

燃料被覆管変形

沸騰・ボイド率変化

気液分離（水位変化）・対向流

原子炉圧力容器

ＥＣＣＳ注水（給水系・代替
注水設備含む）

運転員等操作時間に与える影響

炉心モデル（原
子炉出力及び崩壊熱）

燃料棒内温度変化

燃料棒表面熱
伝達不確かさ

添 3.1.3.6-1

179

表 1 解析コードにおける重要現象の不確かさが運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損（代替循環冷却系を使用しない場合）））（2/2）
【MAAP】
分類

重要現象

解析モデル

不確かさ

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

格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）

HDR 実験解析では，格納容器圧力及び温度について，温度成層化を含めて傾向を良く再現できることを確認した。
格納容器雰囲気温度を十数℃程度高めに，格納容器圧力を１割程度高めに評価する傾向が確認されたが，実験体系に起因するものと考えられ，実
機体系においてはこの種の不確かさは小さくなるものと考えられる。また，非凝縮性ガス濃度の挙動について，解析結果が測定データと良く一致することを確認した。
格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，CSTF 実験解析では，格納容器温度及び非凝縮性ガス濃度の挙動について，解析結果が測定データと良く一致す
ることを確認した。

HDR 実験解析では区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃程度，格納容器圧
力を１割程度高めに評価する傾向が確認されているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認された不確かさは小さくなるものと推定される。しかし，全体としては格納容器圧力及び温度の傾向を適切に再現できているため，格納容器圧
力及び温度を操作開始の起点としている代替格納容器スプレイ，格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。
また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，CSTF 実験解析により格納容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定
データと良く一致することを確認しており，その差異は小さいため，格納容器
圧力及び温度を操作開始の起点としている代替格納容器スプレイ，格納容器圧
力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。

HDR 実験解析では区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃程度，格納容器圧力を１割程度高めに評価する傾向が確認されているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認された不確かさは小さくなるものと推定される。しかし，全体としては格納容器圧力及び温度の傾向を適切に再現できているため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，CSTF 実験解析により格納容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認しているため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

スプレイ冷却

安全系モデル
入力値に含まれる。
（格納容器スプレイ）「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパ
スプレイの水滴温度は短時間で雰囲気温度と平安全系モデル（代替注
ラメータに与える影響」にて確認。
衡に至ることから伝熱モデルの不確かさはない。
水設備）「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響」にて確認。

格納容器ベント

入力値に含まれる。
MAAP コードでは格納容器ベントについては，設
格納容器モデル（格納「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパ計流量に基づいて流路面積を入力値として与え，容器の熱水力モデル）
ラメータに与える影響」にて確認。
格納容器各領域間の流動と同様の計算方法が用いられている。

「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響」にて確認。

格納容器各領域間の流動構造材との熱伝達及び内部
熱伝導原子炉格納容器

気液界面の熱伝達

原子炉圧力容器（炉心損傷後）原子炉圧力容器内 FP 挙動

原子炉格納容器（炉心損傷後）原子炉格納容器内 FP 挙動

核分裂生成物（FP）挙動モデル

核分裂生成物（FP）挙動モデル

PHEBUS-FP 実験解析により，FP 放出の開始時刻を良く再現できているものの，燃料被覆管温度を高めに評価することにより，急激な FP 放出を示
す結果となった。ただし，この原因は実験における小規模な炉心体系の模擬によるものであり，実機の大規模な体系においてこの種の不確かさは小さくなると考えられる。

核分裂生成物（FP）挙動モデルは FP 放出の開始時間に関する基本的なモデルについては PHEBUS-FP 実験解析において，実機体系により妥当性が確認されているが，燃料被覆管破裂後の FP 放出挙動に関しては小規模体系の模擬性が原因によるものであり，実機の大規模な体系においてこの種の不確かさは小さくなると考えられるが，炉心損傷後の圧力容器内 FP 放出を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

核分裂生成物（FP）挙動モデルは，PHEBUS-FP 実験解析により，原子炉圧力容器内への FP 放出の開始時間を適切に再現できることが確認されている。PHEBUS-FP 実験解析では，燃料被覆管破裂後の FP 放
出について実験結果より急激な放出を示す結果が確認されたが，小規模体系の模擬性が原因と推測され，実機の大規模な体系においてこの種の不確かさは小さくなると考えられる。

核分裂生成物（FP）挙動モデルは ABCOVE 実験解析により，格納容器内のエアロ
ABCOVE 実験解析により，格納容器内のエアロゾ ゾル沈着挙動を適正に評価できることを確認しているが，炉心損傷後の格納容
ル沈着挙動を適正に評価できることを確認した。 器内 FP を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

核分裂生成物（FP）挙動モデルは，ABCOVE 実験解析により格納容器
内のエアロゾル沈着挙動を適正に評価できることが確認されている。したがって，Cs-137 の観点で評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。なお，本評価事故シーケンスにおける格納容器逃がし装置等による Cs-137 の総放出量は，評価項目（100TBq を下回っていること）に対して，サプレッション・チェンバのラインを経由した場合は約 1.4×10-3TBq（7 日間）であり，評価項目に対して余裕がある。

添 3.1.3.6-2

180

表2

初期条件

解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損（代替循環冷却系を使用しない場合）））（1/3）
解析条件（初期条件，事故条件）の不確かさ
項目
条件設定の考え方
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
解析条件
最確条件
原子炉熱出力のゆらぎを考慮し 最確条件とした場合には原子炉停止後の崩壊熱が緩和される。最 最確条件とした場合には原子炉停止後の崩壊熱が緩和される。最確3,924MWt 以下
原子炉熱出力3,926MWt
た運転管理目標値を参考に最確 確条件とした場合の運転員等操作時間への影響は，原子炉停止後 条件とした場合の評価項目となるパラメータに与える影響は，原子（実績値）
条件を包絡できる条件を設定。
の崩壊熱にて説明する。
炉停止後の崩壊熱にて説明する。
最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を 最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与
約 7.05[gage]
与えうるが，大破断 LOCA に伴い原子炉は急速に減圧されるため えうるが，大破断 LOCA に伴い原子炉は急速に減圧されるため事象
原子炉圧力7.07MPa[gage]～約 7.12MPa[gage]
定格原子炉圧力として設定。
事象進展に与える影響はなく，運転員等操作時間に与える影響は 進展に与える影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響
（実測値）
ない。
はない。
最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を 最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与通常運転水位与えうるが，ゆらぎの幅は事象発生後の水位低下量に対して非常 えうるが，ゆらぎの幅は事象発生後の水位低下量に対して非常に小（セパレータスカート下端 通常運転時の原子炉水位として に小さい。例えば，大破断 LOCA 発生後の原子炉水位の低下量は さい。例えば，大破断 LOCA 発生後の原子炉水位の低下量は約 20 分
原子炉水位
通常運転水位から約+118cm～約+120cm） 設定。
約 20 分で通常運転水位約－4m であるのに対してゆらぎによる水 で通常運転水位約－4m であるのに対してゆらぎによる水位低下量（実測値）
位低下量は約－10mm であり非常に小さい。従って，事象進展に与 は約－10mm であり非常に小さい。従って，事象進展に与える影響
える影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
は小さく，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい 。
炉心の反応度補償のため初期値は変化するが，事象発生後早期に 炉心の反応度補償のため初期値は変化するが，事象発生後早期に原52,200t/h
定格流量の約 91～約 110%
炉心流量
定格流量として設定。
原子炉はスクラムするため，初期炉心流量が事象進展に与える影 子炉はスクラムするため，初期炉心流量が事象進展に与える影響は（定格流量（100%））（実測値）
響は小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
小さく，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
9×9 燃料（A 型）と 9×9 燃料（B
最確条件とした場合には，9×9 燃料の A 型又は B 型の炉心とな 最確条件とした場合には，9×9 燃料の A 型又は B 型の炉心となる型）は，熱水的な特性はほぼ同等
るか，それらの混在炉心となるが，両型式の燃料の熱水力特性は か，それらの混在炉心となるが，何れの型式も燃料の熱水力特性は燃料
9×9 燃料（A 型）
装荷炉心ごとであり，燃料棒最大線出力密度のほぼ同等であり，事象進展に与える影響は小さいことから，運転 ほぼ同等であり，事象進展に与える影響は小さいことから，評価項
保守性に包含されることから，代員等操作時間に与える影響は小さい。
目となるパラメータに与える影響は小さい。
表的に 9×9 燃料（A 型）を設定。
最確条件は解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるた
最確条件は解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，サイクル末期の燃焼度のばらつ め，原子炉冷却材の放出も少なくなることから，格納容器圧力及ANSI/ANS-5.1-1979
原子炉冷却材の放出も少なくなることから，格納容器圧力及び温度
原 子 炉 停 止 後 ANSI/ANS-5.1-1979
きを考慮し，10％の保守性を確保 び温度上昇が遅くなり，格納容器スプレイ及び格納容器ベント操
平均的燃焼度約 30GWd/t
上昇が遅くなるが，格納容器の圧力及び温度の上昇は格納容器スプの崩壊熱
燃焼度 33GWd/t
することで，最確条件を包絡でき 作の開始が遅くなるが，操作手順(格納容器圧力に応じて格納容（実績値）
レイ及び格納容器ベントにより抑制されるため，評価項目となるパる条件を設定。
器ベントを実施すること)に変わりはないことから，運転員等操ラメータに与える影響はない。
作時間に与える影響はない。
格納容器容積ドライウェル内体積の設計値（全7,350m3
解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影 解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響（ ド ラ イ ウ ェ 7,350m3
体積から内部機器及び構造物の（設計値）
響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。
はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
ル）
体積を除いた値）を設定。
最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を 最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与与えうるが，ゆらぎによる格納容器容積（ウェットウェル）の液 えうるが，ゆらぎによる格納容器容積（ウェットウェル）の液相部
空間部：
相部（空間部）の変化分は通常時に対して非常に小さい。例えば， （空間部）の変化分は通常時に対して非常に小さい。例えば，通常
3
格納容器容積約 5,980～約 5,945m
ウェットウェル内体積の設計値
空間部：5,960m3
通常時の液相部の熱容量は約 3,600m3 相当分であるのに対して， 時の液相部の熱容量は約 3,600m3 相当分であるのに対して，ゆらぎ（ウェットウ
液相部：（内部機器及び構造物の体積を3
液相部：3,580m
ゆらぎによる容積減少分の熱容量は約 20m3 相当分であり，その による容積減少分の熱容量は約 20m3 相当分であり，その減少割合
ェル）
約 3,560～約 3,595m3
除いた値）を設定。
減少割合は通常時の約 0.6%程度と非常に小さい。したがって，事 は通常時の約 0.6%程度と非常に小さい。したがって，事象進展に（実測値）
象進展に与える影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響は 与える影響は小さく，評価項目となるパラメータに与える影響は小小さい。
さい。
最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を 最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与与えうるが，ゆらぎによるサプレッション・チェンバ・プール水 えうるが，ゆらぎによるサプレッション・チェンバ・プール水位低位低下分の熱容量は通常水位時に対して非常に小さい。例えば， 下分の熱容量は通常水位時に対して非常に小さい。例えば，通常水
サプレッショ
約 7.01m～約 7.08m
通常運転時のサプレッション・チ 通常水位時（7.05m）の熱容量は約 3,600m3 相当分であるのに対し 位時（7.05m）の熱容量は約 3,600m3 相当分であるのに対して，ゆン・チェンバ・ 7.05m（NWL）（実測値）
ェンバ・プール水位として設定。 て，ゆらぎによる水位低下分（通常水位-0.04m 分）の熱容量は約 らぎによる水位低下分（通常水位-0.04m 分）の熱容量は約 20m3 相
プール水位
20m3 相当分であり，その低下割合は通常水位時の約 0.6%程度と 当分であり，その低下割合は通常水位時の約 0.6%程度と非常に小
非常に小さい。従って，事象進展に与える影響は小さく，運転員 さい。従って，事象進展に与える影響は小さく，評価項目となるパ等操作時間に与える影響は小さい。
ラメータに与える影響は小さい。
通常運転時のサプレッション・チ 最確条件は解析条件で設定している水温よりも若干低くなるた 最確条件は解析条件で設定している水温よりも若干低くなるため，
サプレッショ
約 30℃～35℃ェンバ・プール水温の上限値を， め，格納容器圧力上昇が遅くなり，格納容器スプレイ及び格納容 格納容器の熱容量は若干大きくなり格納容器ベントに至るまでのン・チェンバ・ 35℃（実測値）
最確条件を包絡できる条件とし 器ベント操作の開始が遅くなるが，その影響は小さく，運転員等 時間が長くなるが，その影響は小さく，評価項目となるパラメータ
プール水温
て設定。
操作時間に与える影響は小さい。
に与える影響は小さい。

添 3.1.3.6-3

181

表2

解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損（代替循環冷却系を使用しない場合）））（2/3）
解析条件（初期条件，事故条件）の不確かさ
解析条件
最確条件

項目

条件設定の考え方

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
最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうる
が，ゆらぎによる格納容器圧力の上昇量が格納容器ベント時間に与える影響は小さい。例えば，事象発生から格納容器圧力が初期ピーク値に達するまでの圧力上昇率（平均）は 1 時間あたり約 50kPa（約 10.3 時間で約 0.56MPa）であるのに対して，ゆらぎによる圧力上昇量は約 2kPa であり非常に小さい。
従って，事象進展に与える影響は小さく，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

5.2kPa[gage]

約 3kPa[gage]～約 7kPa[gage]（実測値）

通常運転時の格納容器圧力として設定。

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，ゆらぎによる格納容器圧力の上昇量が格納容器ベント時間に与える影響は小さい。例えば，事象発生から格納容器圧力が初期ピーク値に達するまでの圧力上昇率（平均）は 1 時間あたり約 50kPa（約 10.3 時間で約0.56MPa）であるのに対して，ゆらぎによる圧力上昇量は約2kPa であり非常に小さい。従って，事象進展に与える影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

格納容器温度57℃

約 30℃～約 60℃（実測値）

通常運転時の格納容器温度として設定。

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，格納容器温度は格納容器スプレイにより飽和温度となることから，初期温度が事象進展に与える影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，格納容器温度は格納容器スプレイにより飽和温度となることから，初期温度が事象進展に与える影響は小さく，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

真空破壊装置3.43kPa（ドライウェル－サプレ
ッション・チェンバ間差圧）

3.43kPa（ドライウェル－サプレッ
ション・チェンバ間差圧）（設計値）

真空破壊装置の設定値。

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

約 30℃～約 50℃（実測値）

復水移送ポンプ吐出温度を参考に設定。

最確条件は解析条件で設定している水温よりも低くなる可能性があり，格納容器圧力上昇に対する格納容器スプレイ
による圧力抑制効果は大きくなり，間欠スプレイの間隔に影響する。しかし本解析ではスプレイ間隔は炉心冠水操作に依存していることから運転員等操作時間に与える影響は小さい。

最確条件は解析条件で設定している水温よりも低くなる可能性があり，炉心の再冠水までの挙動に影響する可能性はあるが，この顕熱分の影響は小さ
く，燃料被覆管温度の上昇に与える影響は小さい。
また，格納容器圧力上昇に対する格納容器スプレイによる圧力抑制効果は大きくなり，格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置の操作開始時間が遅くなるが，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

21,400m3 以上（淡水貯水池水量+復水貯
蔵槽水量）淡水貯水池及び通常運転中の復水貯蔵槽の水量を参考に，最確条件を包絡できる条件を設定。

最確条件とした場合には，解析条件よりも水源容量の余裕は大きくなる。また，事象発生 12 時間後からの可搬型代替
注水ポンプ（A-2 級）による補給により復水貯蔵槽は枯渇しないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

－

2,240kL 以上（軽油タンク容量+ガスタ
ービン発電機用燃料タンク容量）

通常時の軽油タンク及びガ
スタービン発電機用燃料タンクの運用値を参考に，最確条件を包絡できる条件を設定。

最確条件とした場合には，解析条件よりも燃料容量の余裕は大きくなる。また，事象発生直後から最大負荷運転を想定しても燃料は枯渇しないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

－

格納容器圧力初期条件

外部水源の温度

外部水源の容量

燃料の容量

50℃（事象開始 12 時間以
降は 45℃，
事象開始 24 時
間以降は 40℃）

約 21,400m

約 2,240kL

3

添 3.1.3.6-4

182

表2
項目

起因事象

事故条件

安全機能の喪失に対する仮定

解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損（代替循環冷却系を使用しない場合）））（3/3）
解析条件（初期条件，事故条件）の不確かさ
解析条件
最確条件
大破断 LOCA（残留熱除去系の吸込配
管の破断）

全交流動力電源喪失
高圧注水機能及び低圧注
水機能喪失

条件設定の考え方

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－

原子炉圧力容器内の保有水量が厳しい箇所として設定。

－

－

－

全ての非常用ディーゼル発電
機の機能喪失を想定し，設定
高圧注水機能として原子炉隔
離時冷却系及び高圧炉心注水系の機能喪失を，低圧注水機能
として低圧注水系の機能喪失を設定。

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

仮に，外部電源がある場合は，注水開始時間が早くなり，
格納容器圧力・温度の挙動は低く推移することから，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。

仮に，外部電源がある場合は，注水開始時間が早くなり，格納容器圧力・温度の挙動は低く推移することから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

－

過圧及び過温への対策の有効性を総合的に判断する観点から，プラント損傷状態である
LOCA に全交流動力電源喪失を重畳することから，外部電源が喪失するものとして設定。
水の放射線分解等による水素発生については，格納容器圧力及び温度に対する影響が軽微であることから考慮していな
い。

機器条件

外部電源

外部電源なし水素の発生

ジルコニウム－水反応を考慮

ジルコニウム－水反応を考慮

原子炉スクラム信号

事象発生と同時に原子炉スクラム

事象発生と同時に原子炉
スクラム

低圧代替注水系（常設）

最大 300m3/h で注水，その後は炉心を冠水維持可能な注水量に制御

最大 300m3/h で注水，その後は炉心を冠水維持可能な注水量に制御

設計値に注入配管の流路圧損を考慮した値として設定。

代替格納容器
スプレイ冷却系

140m3/h にてスプレイ

140m3/h 以上でスプレイ

格納容器雰囲気温度及び圧力抑制に必要なスプレイ流量を考慮し，設定。

格納容器圧力逃がし装置及び及び代替格
納容器圧力逃がし装置

格納容器圧力が0.62MPa[gage]における最大排出流量31.6kg/sに対して，原子炉格納容器
二次隔離弁の中間開操作（流路面積50%開）にて除熱

格納容器圧力が0.62MPa[gage]における最大排出流量31.6kg/sに対して，原子炉格納容器
二次隔離弁の中間開操作（流路面積50%開）にて除熱

格納容器圧力逃がし装置及び及び代替格納容器圧力逃がし装置の設計値を考慮して，格納容器圧力及び温度を低下させる排出流量を確保可能な弁開度として設定。

事象発生と同時に原子炉スク
ラムするものとして設定。

実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復は早くなる可能性がある。冠水後の操作として冠水維持可能な注水量に制御するが，注水後の流量調整操作であるため,運転員等操作時間に与える影響はない。
スプレイ流量は運転員による調整が行われ，その増減により圧力抑制効果に影響を受けるが，操作手順に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

実際の流量が解析より多い場合，格納容器ベントによる格
納容器圧力の低下が早くなり，その後の圧力挙動も低く推移することになるが，運転員等操作時間に与える影響はない。

実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復は早くなる可能性があるが，格納容器圧力及び温度上昇に有意な影響を与えないことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
スプレイ流量は運転員による調整が行われ，その増減により圧力抑制効果に影響を受けるものの，格納容器内に蓄積される崩壊熱量に変わりは無い
ため，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

格納容器圧力の最大値は格納容器ベント実施時のピーク圧力であることから，その後の圧力挙動の変化は，評価項目となるパラメータに対して与える影響はない。

添 3.1.3.6-5

183

表 3 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（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））（代替循環冷却系を使用しない場合）
（1/4）

項目

操作条件

常設代替交
流電源設備
からの受電
及び低圧代
替注水系
（常設）に
よる原子炉
注水

解析条件（操作条件）の不確かさ
解析上の操作開始時間
解析上の操 条件設定の
作開始時間
考え方

事象発生 70
分後

全交流動力
電源喪失時
の訓練実績
を踏まえて
設定

操作の不確かさ要因【認知】中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の非常用高圧系統の電源回復ができない場合，早期の電源回復不可と判断し，これにより常設代替交流電源設備及び低圧代替注水系（常設）の準備を開始する手順としている。この認知に係る時間として 10 分間を想定しているため，認知遅れ等により操作開始時間に与える影響はなし。
【要員配置】
常設代替交流電源設備からの受電操作のために，中央制御室にて常設代替交流電源設備からの受電準備を行う運転員と，現場にて常設代替交流電源設備からの受電準備を行う運転員(現場)と，常設代替交流電源設備の起動操作等を行う運転員(現場)が配置されている。常設代替交流電源設備からの受電準備を行う運転員及び運転員(現場)は，常設
代替交流電源設備からの受電準備のための負荷切り離し操作を行っている期間，他の操作を担っていない。このため，要員配置が操作開始時間に与える影響はなし。また，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作については，
中央制御室での操作のみであり，運転員は中央制御室に常駐していることから，操作開始時間に与える影響はなし。
【移動】
常設代替交流電源設備からの受電準備を行う運転員(現場)は，中央制御室から操作現場である原子炉建屋地下 1 階まで通常 5 分間程度で移動可能であるが，移動時間としては余裕を含めて 10 分間を想定している。常設代替交流電源設備の起動操作等を行う運転員(現場)は，屋外に移動するが，移動時間としては徒歩の所要時間に余裕を加味し 10 常設代替交流電源設備か分間を想定している。このため，移動が操作開始時間に与える影響はない。また，低圧代替注水系（常設）による原 らの受電操作について実子炉注水操作については中央制御室内での操作のみであり，操作開始時間に与える影響はなし。
態の運転操作は，認知に【操作所要時間】
10 分間，移動に 10 分間，
常設代替交流電源設備の起動操作等を行う運転員(現場)，常設代替交流電源設備からの受電準備を行う運転員及び 操作所要時間に 50 分間の運転員(現場)の操作内容及び操作所要時間は以下のとおり。これらの作業は並行して行うため，操作所要時間は最長 合計 70 分間であり，解析で 50 分間となる。
上の受電完了時間とほぼ［起動操作等を行う運転員(現場)：操作所要時間；合計 40 分間］
同等であり，操作開始時
常設代替交流電源設備の起動前の油漏れ，配電盤等の健全性確認の所要時間に 10 分間を想定間に与える影響は小さ
燃料バルブの開操作，給・排気扉開操作等の常設代替交流電源設備の起動準備の所要時間に 10 分間を想定い。
常設代替交流電源設備の起動，起動後の運転確認及び常設代替交流電源設備側の遮断操作の所要時間に 20 分 低圧代替注水系（常設）に間を想定
よる原子炉注水操作は，［受電準備を行う運転員(現場)：操作所要時間；合計 50 分間］
常設代替交流電源設備か
常設代替交流電源設備からの受電前準備として，負荷抑制のための切り離し操作を行う。操作対象が 20 個程度 らの受電操作と同時に実であり，1 個あたりの操作時間に移動時間含めて 2 分間程度を想定し，操作の所要時間は 40 分間を想定施するため，受電操作の常設代替交流電源設備の起動及び緊急用交流高圧母線の遮断器の投入後の非常用交流高圧電源母線の受電操作 影響を受けるが，実態のの所要時間に 10 分間を想定
操作時間は，解析上の操［運転員（中央制御室）：操作所要時間；合計 35 分間］
作開始時間とほぼ同等で常設代替交流電源設備からの受電前準備として，負荷抑制のための切り離し及び操作スイッチの引き保持等の あり，操作開始時間に与所要時間に 20 分間を想定
える影響は小さい。
非常用交流高圧電源母線の受電操作後に，中央制御室での受電確認及び低圧代替注水系（常設）の注水準備操
作の所要時間に 15 分間を想定
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水準備の操作は，復水補給水系の隔離弁（1 弁）の閉操作による系統構成，
低圧代替注水系（常設）の追加起動であり，何れも中央制御室における制御盤の操作スイッチによる操作のため，1操作に 1 分間を想定し，合計 2 分間であり，それに余裕時間を含めて操作時間 5 分を想定。
【他の並列操作有無】
常設代替交流電源設備の起動操作等を行う運転員(現場)と常設代替交流電源設備からの受電準備を行う運転員(現場)の並列操作はあるが，それを加味して操作の所要時間を算定しているため，操作開始時間に与える影響はない。
また，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作は，常設代替交流電源設備からの受電操作における非常用母線への受電操作と同時に実施する。
【操作の確実さ】
現場操作は，操作の信頼性の向上や要員の安全のため 2 人 1 組で実施することとしており，誤操作は起こりにくく，誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。また，中央制御室内の制御盤操作は，操作スイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起こりにくく，そのため誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。

添 3.1.3.6-6

184

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

操作時間余裕

実態の操作
開始時間は
解析上の設
定とほぼ同
等であるこ
とから，評価
項目となる
パラメータ
に与える影
響は小さい。

常設代替交流電源設備からの受電操作は，訓練実
績等より，運転員による常設代替
交流電源設備の起動操作，並びに現場及び中央制
事象発生から
御室の運転員に90 分後（操作よる受電前準備
開始時間の 20
及び受電操作を分程度の遅れ）並行して実施し，までに常設代想定と同じ約 70
替交流電源設
分で常設代替交
備からの受電流電源設備から操作を行い低の受電が実施可
圧代替注水系
能であることを（常設）による
確認した。
原子炉注水が低圧代替注水系開始できれば，（常設）の操作は評価項目を満中央制御室にお足する結果とける操作のため，なり，時間余裕
シミュレータにがある。
て訓練実績を取
なお，格納容器得。訓練では，復ベント時にお水移送ポンプをける Cs 放出量
起動し，低圧代替については燃注水系（常設）の料損傷の程度原子炉注水のたの影響を受けめの系統構成をるが，格納容器
約 2 分で実施。
ベント開始時
常設代替交流電間はほぼ同じ源設備からの受であるため，放電操作と本操作
出量に与えるを並行して実施
影響は小さい。
することで事象（ 添付資料発生後 70 分に原
3.1.3.7）
子炉注水操作の開始が実施可能なことを確認した。
想定で意図している運転操作が実施可能なことを確認した。

訓練実績等

操作条件

表 3 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（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））（代替循環冷却系を使用しない場合）（2/4）
解析条件（操作条件）の不確かさ
評価項目となるパ
解析上の操作開始時間
運転員等操作時間に項目
操作の不確かさ要因
ラメータに与える
操作時間余裕
訓練実績等
与える影響
解析上の
影響
条件設定
操作開始
の考え方
時間
解 析 結 果 は破 断 口 ま
で 水 位 回 復前 に 既 に格納容器温度は約
190℃を超えており，
実 態 の 操 作も 解 析 上
も 原 子 炉 水位 が 破 断
口 高 さ 到 達後 に 低 圧
代替注水系（常設）から 代 替 格 納容 器 ス プ
レ イ 冷 却 系へ 切 替 えることとしており，実【認知】態の操作開始時間は，格納容器スプレイの操作実施基準（炉心冠水後かつ格納容器温度約 190℃）に到達するのは事象発生約
解 析 上 の 想定 と ほ ぼ
2 時間後であり，それまでに格納容器圧力の上昇を十分に認知できる時間があるため，認知遅れにより同等であり，操作開始
操作開始時間に与える影響はなし。
中央制御室におけ
時 間 に 与 える 影 響 は 原子炉注水の状況【要員配置】
る操作のため，シ
小さい。
により格納容器ス
中央制御室内での操作のみであり，運転員は中央制御室に常駐していることから，操作開始時間に与事象発生から 90 分後（操作開 ミュレータにて訓
当該操作は，解析コー プレイの操作開始
える影響はなし。
始時間の 20 分程度の遅れ）に 練実績を取得。訓ド及び解析条件（操作 は破断口まで水位【移動】
低圧代替注水系（常設）によ 練では，復水移送
代替格納 破 断 口 ま
条件を除く）の不確か 回復後，格納容器
格 納 容 器 中央制御室内での操作のみであり，操作開始時間に与える影響はなし。
る原子炉注水を開始した場 ポンプの起動を確
容器スプ で 水 位 回
さ に よ り 操作 開 始 時 温度約 190℃到達
限 界 温 度 【操作所要時間】
合の解析では，格納容器スプ 認し，代替格納容
レ イ 冷 却 復後，格納
間 は 遅 れ る可 能 性 が 後となり，実態の到 達 防 止 低圧代替注水系（常設）から代替格納容器スプレイ冷却系への切替えは制御盤の操作スイッチによるレイ開始のタイミングは約 器スプレイ冷却系
系による 容 器 温 度
あるが，中央制御室で 操作開始時間は解を 踏 ま え 操作のため，簡易な操作である。操作時間は特に設定していないが，格納容器の緩やかな圧力上昇に
2.3 時間後であることから， による格納容器冷格 納 容 器 約 190℃到行う操作であり，他の 析上の想定とほぼて設定
対して操作開始時間は十分に短い。
現行の 2 時間に対して約 20 却のための系統構
冷却操作
達時
操 作 と の 重複 も な い 同等であることか【他の並列操作有無】
分程度の準備時間を確保で 成に約 2 分。想定
ことから，他の操作に ら，評価項目とな
原子炉への注水が優先であり，原子炉水位が破断口高さ到達後に，低圧代替注水系（常設）から代替
きるため，時間余裕がある。 で意図している運与える影響はない
るパラメータに与格納容器スプレイ冷却系へ切替えることとしており，原子炉注水の状況により，代替格納容器スプレ（添付資料 3.1.3.7）
転操作が実施可能
また，代替格納容器ス え る 影 響 は 小 さイの操作開始時間は変動しうる。
なことを確認しプレイへの切替後，原 い。
【操作の確実さ】
た。
子 炉 水 位 が低 下 し 原
中央制御室内の制御盤の操作スイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起こりにくく，そのため誤子炉水位低（レベル 1）
操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。
に到達した場合，低圧
代替注水系(常設)へ切替を行う。当該操作
開始時間は，解析上の想 定 と ほ ぼ同 等 で あり，操作開始時間に与える影響は小さい。また，中央制御室で行う操作であり，他の操作と 重 複 も ない こ と から，他の操作に与える影響はない。

添 3.1.3.6-7

185

項目

表 3 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（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））（代替循環冷却系を使用しない場合）（3/4）
解析条件（操作条件）の不確かさ
解析上の操作開始時間
運転員等操作時 評価項目となるパラ 操作時間
操作の不確かさ要因
訓練実績等
解析上の
間に与える影響 メータに与える影響
余裕
操作開始
条件設定の考え方
時間

復水貯蔵槽
への補給

事象発生
から 12 時間後可搬型設備に関して，事象発生から 12 時間まで
は，その機能に期待しな
いと仮定

復水貯蔵槽への補給までの時間は，事象発生から 12 時間あり十分な時間余裕がある。

－

－

－

有効性評価では，防火水槽から復水貯蔵槽への補給用の可搬型代替注水ポン
プ（A-2 級）（6 号及び 7 号炉：各 3台）及び常設代替交流電源設備（6 号及び 7 号炉で 1 台）への燃料給油を期待している。
各機器への給油準備作業について，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）への燃
料給油準備（現場移動開始からタンク
ローリー（4kL,16kL）への補給完了まで）は，所要時間 90 分のところ訓練実
績等では約 82 分，常設代替交流電源設
備への燃料給油準備は，所要時間 120分のところ訓練実績等では約 95 分で実施可能なことを確認した。
また，各機器への燃料給油作業は，各機器の燃料が枯渇しない時間間隔（許容時間）以内で実施することとしている。
可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）への燃料給油作業は，許容時間 180 分のところ
訓練実績等では約 96 分，常設代替交流
電源設備への燃料給油作業は，許容時間
540 分のところ訓練実績等では約 135 分であり，許容時間内で意図している作業が実施可能であることを確認した。

操作条件

－

復水貯蔵槽への補給は，淡水貯水池から防火水槽への補給と可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による防火水槽から復水貯蔵槽への補給を並行して実施する。淡水貯水池から防火水槽への補給の系統
構成は，所要時間 90 分想定のところ，訓練実績等により約 70 分で実施可能なこと，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による防火水槽から復水貯蔵槽への補給のホース敷設等の注水準備は，所要時
間 180 分想定のところ，訓練実績等により約 135 分であり，想定で意図している作業が実施可能なことを確認した。

各機器への
給油
（可搬型代
替注水ポン
プ（A-2 級）
及び常設代
替交流電源
設備）

各機器への給油は，解析
条件ではないが，解析で事象発生想定している操作の成立
から 12 時や継続に必要な操作・作
間後以降，
業。
適宜
各機器の使用開始時間を踏まえて設定各機器への給油開始までの時間は，事象発生から 12 時間あり十分な時間余裕がある。

添 3.1.3.6-8

186

－

－

項目

表 3 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（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））（代替循環冷却系を使用しない場合）（4/4）
解析条件（操作条件）の不確かさ
評価項目とな
解析上の操作開始時間
運転員等操作時間に与操作の不確かさ要因
るパラメータ
操作時間余裕
訓練実績等
える影響
解析上の操作開に与える影響
条件設定の考え方
始時間

操作条件

格納容器圧
力逃がし装
置又は代替
格納容器圧
力逃がし装
置による格
納容器除熱
操作

格納容器圧力
0.62MPa[gage]
到達前

格納容器限界圧力到達防止を踏まえて設定【認知】
炉心損傷後の格納容器
炉心損傷後の格納容器ベントの操作実施基準（格納容器圧力 0.62MPa[gage]）に到達するのは， ベントの操作実施基準
事象発生の約 38 時間後であり，それまでに格納容器圧力の上昇を十分に認知できる時間がある （ 格 納 容 器 圧 力ため，認知遅れにより操作開始時間に与える影響はなし。
0.62MPa[gage]）に到達【要員配置】
するのは，事象発生の約
格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントは，中央制御 38 時間後であり，格納室における操作と現場における操作が必要であるが，現場の操作は中央制御室で行う操作とは 容器ベントの準備操作
別の運転員(現場)及び緊急時対策要員を配置している。当該の運転員(現場)及び緊急時対策要 は格納容器の圧力上昇
員は，他の作業を兼任しているが，それらの作業は事象発生の約 38 時間後までに行う作業であ の傾向を監視しながらり，格納容器ベントの操作開始時間に与える影響はなし。
予め操作が可能である。
【移動】
また，格納容器ベント操運転員(現場)は，中央制御室から操作現場である二次格納施設外までのアクセスルートは，通 作の操作所要時間は余常 10 分程度で移動可能であるが，それに余裕時間を加えて操作所要時間を想定している。緊急 裕時間を含めて設定さ時対策要員は，緊急時対策本部から操作現場へ車にて移動することを想定している。仮に地震 れていることから，実態等の外部事象が起因事象の場合に，アクセスルートの被害があっても，ホイールローダ等にて の操作開始時間は解析必要なアクセスルートを仮復旧できる宿直の体制としており，また，徒歩による移動を想定し 上の設定とほぼ同等でても所要時間は約 1 時間であり，操作開始時間に与える影響はなし。
あり，格納容器圧力【操作所要時間】
0.62MPa[gage]に至るま
緊急時対策要員の格納容器ベント準備操作（格納容器圧力逃がし装置のフィルタ装置水位調整 でに確実に原子炉格納準備）は，現場での手動弁 4 個の操作に移動時間を含めて 60 分間を想定している。また，中央 容器除熱操作をするこ
制御室における格納容器ベント準備操作は，他系統との隔離操作及び隔離確認と 1 弁の遠隔開 とが可能であるため，操操作に，余裕時間を含め 60 分間の操作時間を想定している。何れも準備操作として予め行うた 作開始時間に与える影
め，操作開始時間に与える影響はなし。
響は小さい。
運転員(現場)による格納容器ベント操作は，伸縮継手を用いた 1 弁の手動操作であり，移動時 当該操作は，解析コード
間及び余裕時間を含め 60 分間を想定している。本操作は，格納容器圧力の上昇傾向を監視した 及び解析条件（操作条件
上で，格納容器圧力が 0.62MPa[gage]に到達する予定時刻の 60 分以上前から実施する。よって， を除く）の不確かさによ
操作開始時間に与える影響はなし。
り操作開始時間は遅れ【他の並列操作有無】
る可能性があるが，中央格納容器ベントの操作時に，当該操作に対応する運転員，緊急時対策要員に他の並列操作はな 制御室の運転員とは別く，操作開始時間に与える影響はなし。
に現場操作を行う運転【操作の確実さ】
員(現場)及び緊急時対中央制御室における操作は，制御盤の操作スイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起こり 策要員を配置しており，にくく，そのため誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。また，現場操作は，操作 他の操作との重複もなの信頼性向上や要員の安全のため 2 人 1 組で実施することとしており，誤操作は起こりにくく， いことから，他の操作に誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。
与える影響はない。

実態の操作開始時間は解析
上の設定とほぼ同等であることから，格納容 器 圧 力
0.62MPa[gage]に至るまでに確実に原子炉
格納容器除熱操作をすることが可能であるため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

格納容器ベント開始までの時間は事象発生から
約 38 時間後の操作であり，準備
時間が確保できるため，時間余裕がある。

現 場 モ ッ ク アッ プ 等
による実績では，格納
容 器 ベ ン ト 準備 操 作の 原 子 炉 格 納容 器 二
次 隔 離 弁 の 伸縮 継 手による開操作に，状況
確 認 及 び 移 動時 間 を含め約 10 分の操作時
間 で 完 了 す る見 込 みを得た。格納容器圧力
逃 が し 装 置 のフ ィ ル
タ 装 置 水 位 調整 準 備
は ， 設 備 設 置中 の ため，同様の弁の手動操
作時間を考慮して，移動時間を含めて 60 分の 操 作 時 間 で完 了 す
る 見 込 み を 得た 。 また，格納容器ベント操
作は，伸縮継手を用いた 原 子 炉 格 納容 器 一
次 隔 離 弁 の 手動 操 作
で あ り 移 動 時間 含 め
約 30 分の操作時間で完 了 す る 見 込み を 得た。
想 定 で 意 図 して い る
運 転 操 作 が 実施 可 能
なことを確認した。

添 3.1.3.6-9187

添付資料 3.1.3.7
注水操作が遅れる場合の影響について
1．はじめに
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」では，大破断 LOCA 時に非常用炉心冷却系の機能及び全交流動力電源が喪失するため，原子炉水位は急速に低下する。原子炉水位低下により炉心は露出し，事象発生約 0.3 時間後に燃料被覆管の最高温度は 1,000K（727℃）に到達し，炉心損傷が開始する。有効性評価では，事象発生から 70 分経過した時点で，常設代替交流電源設備による電源供給を開始し，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を開始することによって，原子炉圧力容器破損に至ることなく，
原子炉水位は回復し，炉心は再冠水する評価結果となっている。
本事象進展について，運転員による原子炉注水操作が有効性評価よりも遅れた場合の評
価項目への影響について評価した。
2．評価項目への影響
操作遅れを想定し，注水開始時間を有効性評価における設定よりも 20 分遅延（事象発生
90 分後に原子炉注水を開始）した場合について，原子炉圧力容器の健全性及び格納容器破損防止対策の有効性に係る感度解析を行った。
（1）原子炉圧力容器の健全性への影響
原子炉圧力容器の健全性の観点から，炉心内でのデブリの移行（リロケーション）※の発生有無を評価した。表 1 に感度解析の評価結果を示す。また，操作 20 分遅れのケースの原子炉水位及び注水流量の推移を図 1，2 に示す。
操作 20 分遅れの場合においても，損傷炉心は炉心位置に保持され，リロケーションは発生しないことから，原子炉圧力容器の健全性は確保される。
※ここで言うリロケーションとは，炉心損傷後，溶融炉心が炉心下部プレナムに移行した状態を指す。

（2）格納容器破損防止対策の有効性への影響
格納容器破損防止対策の有効性の観点から，格納容器スプレイ開始時間及び格納容器
限界圧力・限界温度の到達時間を評価した。表 2 に感度解析の評価結果を示す。また，操作 20 分遅れのケースにおける格納容器圧力及び格納容器温度の推移を図 3，4 に示す。
操作 20 分遅れの場合において，原子炉注水開始の遅れに伴い格納容器スプレイの開始
時間は遅くなるが，図 3，4 に示すとおり，格納容器スプレイ開始後は格納容器の圧力・温度は制御される。また，操作 20 分遅れの場合においても，格納容器限界圧力に到達する時間は，有効性評価のケースと同じ約 38 時間後であり，格納容器圧力及び温度の上昇
傾向への影響はほぼない。

添 3.1.3.7-1

188

3．まとめ操作 20 分遅れの場合においても，有効性評価のケースと同様に，原子炉圧力容器の健全性及び格納容器破損防止対策の有効性は維持される。したがって，原子炉注水操作は，有効性の確認された 20 分程度の遅れの余裕がある。
表 1．原子炉圧力容器の健全性に関する感度解析結果
ケース

損傷炉心の位置有効性評価のケース

炉心位置に保持（事象発生 70 分後に原子炉注水開始）（リロケーションは発生しない）

操作 20 分遅れのケース

炉心位置に保持（事象発生 90 分後に原子炉注水開始）（リロケーションは発生しない）

表 2．格納容器破損防止対策の有効性に関する感度解析結果
格納容器限界圧力・限界温度
ケース

格納容器スプレイ開始時間の到達時間（格納容器ベント開始時間）

有効性評価のケース（事象発生 70 分後に

約 38 時間後
約 2.0 時間後

原子炉注水開始）

0.62MPa[gage]に到達）

操作 20 分遅れのケース

約 38 時間後（事象発生 90 分後に

約 2.3 時間後

原子炉注水開始）（格納容器限界圧力
0.62MPa[gage]に到達）

添 3.1.3.7-2

189（格納容器限界圧力

図 1．操作 20 分遅れのケースにおける原子炉水位の推移

図 2．操作 20 分遅れのケースにおける注水流量の推移

添 3.1.3.7-3190

図 3．操作 20 分遅れのケースにおける格納容器圧力の推移

図 4．操作 20 分遅れのケースにおける格納容器温度の推移

添 3.1.3.7-4

191

添 3.1.3.8-1ある。

の水を保有することから，6 号及び 7 号炉の同時被災を考慮した場合も必要水量を確保可能であり，安定して冷却を継続することが可能でとなる。6 号及び 7 号炉の同時被災を考慮すると，約 14,600m3 必要とされる。各号炉の復水貯蔵槽に 1,700m3 及び淡水貯水池に約 18,000m3

時間評価の結果から復水貯蔵槽が枯渇することはない。また，7 日間の対応を考慮すると，6 号及び 7 号炉のそれぞれで約 7,300m3 必要○水源評価結果

その後は崩壊熱相当で注水することから復水貯蔵槽の水位は回復し，以降安定して冷却が可能である。

生 12 時間後から復水貯蔵槽への補給を開始するため，水量の減少割合は低下する。格納容器スプレイ停止後に格納容器ベントを実施し，事象発生 12 時間までは復水貯蔵槽を水源として炉注水及び代替格納容器スプレイを実施するため，復水貯蔵槽水量は減少する。事象発○時間評価（右上図）

防火水槽からは可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）3 台を用いて 130m3/h で復水貯蔵槽へ給水する。

事象発生 12 時間後から，淡水貯水池の水を防火水槽へ移送する。

③淡水貯水池から復水貯蔵槽への移送

替格納容器スプレイを実施（140m3/h）。

原子炉水位が破断口～原子炉水位低（レベル 1）の範囲で，代②代替格納容器スプレイ冷却系による代替格納容器スプレイる（約 90m3/h）。

冠水後は，破断口～原子炉水位低（レベル 1）の範囲で注水す事象発生 70 分後から低圧代替注水系（常設）により注水する。

①低圧代替注水系（常設）による原子炉注水○水使用パターン淡水貯水池：約 18,000m3

復水貯蔵槽水量：約 1,700m3○水源

7 日間における水源の対応について（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損） ：代替循環冷却系を使用しない場合）

添付資料 3.1.3.8

192

193

添 3.1.3.9-1

復水貯蔵槽給水用 可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）
3 台起動。
18L/h×24h×7 日×3 台＝9,072L

復水貯蔵槽給水用 可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）
3 台起動。
18L/h×24h×7 日×3 台＝9,072L

免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機 1 台起動。（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
437L/h×24h×7 日＝73,416L
モニタリング・ポスト用発電機 3 台起動。（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
9L/h×24h×7 日×3 台＝4,536L

事象発生直後～事象発生後 7 日間

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L

事象発生直後～事象発生後 7 日間

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L

事象発生直後～事象発生後 7 日間

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L

事象発生直後～事象発生後 7 日間

非常用ディーゼル発電機。 ※2（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L

事象発生直後～事象発生後 7 日間

非常用ディーゼル発電機。 ※2（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L

事象発生直後～事象発生後 7 日間

空冷式ガスタービン発電機 3 台起動。 ※1（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,705L/h×24h×7 日×3 台＝859,320L

事象発生直後～事象発生後 7 日間

時系列

※1 事故収束に必要な空冷式ガスタービン発電機は 1 台で足りるが，保守的に空冷式ガスタービン発電機 3 台を起動させて評価した。
※2 事故収束に必要な非常用ディーゼル発電機は 1 台で足りるが，保守的に非常用ディーゼル発電機 2 台を起動させて評価した。

その他

5 号炉

4 号炉

3 号炉

2 号炉

1 号炉

6 号炉

7 号炉

号炉

プラント状況：6 号及び 7 号炉運転中。1～5 号炉停止中。
事象：格納容器過圧・過温破損は 6 号及び 7 号炉を想定。保守的に全ての設備が，事象発生直後から燃料を消費するものとして評価する。
なお，全プラントで外部電源喪失が発生することとし，免震重要棟等，プラントに関連しない設備も対象とする。

7 日間の
軽油消費量
約 79kL

7 日間の軽油消費量
約 632kL

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

7 日間の
軽油消費量
約 880kL

合計

1～7 号炉軽油タンク
及びガスタービン発電
機用燃料タンクの残容量（合計）は
約 1,281kL であり，
7 日間対応可能。

5 号炉軽油タンク容量
は約 632kL であり，
7 日間対応可能。

4 号炉軽油タンク容量
は約 632kL であり，
7 日間対応可能。

3 号炉軽油タンク容量
は約 632kL であり，
7 日間対応可能。

2 号炉軽油タンク容量
は約 632kL であり，
7 日間対応可能。

1 号炉軽油タンク容量
は約 632kL であり，
7 日間対応可能。

6 号及び 7 号炉軽油タ
ンク各約 1,020kL 及びガスタービン発電機用
燃料タンク約 200kL の容量（合計）は約
2,240kL であり，7 日間
対応可能。

判定

7 日間における燃料の対応について（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）：代替循環冷却系を使用しない場合）

添付資料 3.1.3.9

添 3.1.3.10-1

約29kW

3kW

55kW

55kW

交流120V中央制御室計測用分電盤A,B
中央制御室可搬型陽圧化空
調機

復水移送ポンプ

復水移送ポンプ

約619kW小計

約643kW

約81kW(192kW)

110kW

約27kW

55kW

55kW

約98kW

約41kW

約1,262kW(約1,344 kW)

約74kW

その他

合計（連続最大負荷）(最大負荷)(181kW)

90kW

(起動時)

燃料プール冷却浄化ポンプ

約24kW

3kW

約98kW

直流125V充電器盤B

非常用照明

約23kW

約41kW

AM用直流125V充電器盤

約56kW

約56kW

直流125V充電器盤A-2

約94kW

7号炉

約94kW

6号炉

直流125V充電器盤A<6 号及び 7 号炉>

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

2

約1,147kW

4

6

8

10

12

14

18

20

負荷積算イメージ

16

ガスタービン発電機の連続定格容量2,950kW

ガスタービン発電機の最大容量3,600kW

約1,062kW(6号炉：約529kW，7号炉：約533kW)

順次起動(6号炉／7号炉毎)
・充電器
・交流120V中央制御室計測用分電盤
・中央制御室可搬型陽圧化空調機
・復水移送ポンプ（2台）
・非常用照明・その他

負荷容量（ｋW）

22

24

7号炉燃料プール
冷却浄化ポンプ起動

約1,262kW

26

28

30

6号炉燃料プール冷却浄化ポンプ起動

約1,152kW

経過時間（h）

約1,243kW

最大容量約1,344kW

常設代替交流電源設備の負荷（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損） ：代替循環冷却系を使用しない場合）

添付資料 3.1.3.10

194

3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱
3.2.1 格納容器破損モードの特徴，格納容器破損防止対策(1) 格納容器破損モード内のプラント損傷状態
格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」に至る可能性のあるプ
ラント損傷状態は，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり TQUX，
長期 TB，TBU 及び TBD である。
(2) 格納容器破損モードの特徴及び格納容器破損防止対策の基本的考え方
格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」では，原子炉の出力運転中に運転時の異常な過渡変化又は全交流動力電源喪失が発生するとともに，非常用炉心冷却系等の安全機能の喪失が重畳する。このため，緩和措置がとられない場合には，原子炉
圧力容器が高い圧力の状況で損傷し，溶融炉心，水蒸気及び水素等が急速に放出され，原子炉格納容器雰囲気が直接加熱されることにより，急速に原子炉格納容器圧力が上昇する等，
原子炉格納容器に熱的・機械的な負荷が発生して原子炉格納容器破損に至る。
したがって，本格納容器破損モードでは，溶融炉心，水蒸気及び水素の急速な放出に伴い原子炉格納容器に熱的・機械的な負荷が加えられることを防止するため，原子炉圧力容器の破損までに逃がし安全弁の手動開操作により原子炉減圧を実施することによって，原子炉
格納容器の破損を防止する。
また，原子炉圧力容器の下部から溶融炉心が落下するまでに，格納容器下部注水系（常設）
によって原子炉格納容器下部に溶融炉心の冷却に十分な原子炉格納容器下部水位及び水量を確保するとともに，溶融炉心が落下するまで，代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉
格納容器の冷却を実施する。溶融炉心の落下後は，格納容器下部注水系（常設）によって溶
融炉心を冷却するとともに，代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却を実施する。その後，代替循環冷却系，格納容器圧力逃がし装置又は更なる信頼性向上の観点から設置する代替格納容器圧力逃がし装置によって原子炉格納容器の圧力及び温度を低下させる。
なお，本格納容器破損モードの有効性評価を実施する上では，重大事故等対処設備による
原子炉注水機能についても使用できないものと仮定し，原子炉圧力容器の破損に至るものとする。
(3) 格納容器破損防止対策
格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」で想定される事故シー
ケンスに対して，原子炉圧力が高い状況で原子炉圧力容器が損傷し，溶融炉心，水蒸気及び水素が急速に放出され，原子炉格納容器に熱的・機械的な負荷が発生することに対して，原
子炉減圧を可能とするため，逃がし安全弁の手動開操作による原子炉減圧手段を整備する。
また，原子炉圧力容器破損前における格納容器温度の上昇を抑制し，逃がし安全弁の環境
3.2-1

195

条件を緩和する観点から代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却手段を整備し，原子炉圧力容器破損後の格納容器圧力及び温度の上昇を抑制する観点から，代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却手段及び代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱手段又は格納容器圧力逃がし装置及び代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉
格納容器除熱手段を整備する。なお，これらの原子炉圧力容器の破損以降の格納容器過圧・過温に対応する手順及び重大事故等対策は「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）」と同じである。
本格納容器破損モードの防止及びそれ以降の一連の対応も含めた重大事故等対策の概要
を以下の a から i に示すとともに，a から i の重大事故等対策についての設備と操作手順の関係を表 3.2.1 に示す。a から i の重大事故等対策のうち，本格納容器破損モードに関する重大事故等対策は以下の a から e 及び g である。
本格納容器破損モードの防止及びそれ以降の一連の対応も含めた重大事故等対策の概略
系統図を図 3.2.1 から図 3.2.4 に，手順の概要を図 3.2.5 に示す。図 3.2.1 から図 3.2.4 のうち，本格納容器破損モードに対する重大事故等対策の概略系統図は図 3.2.1 及び図 3.2.3である。
本格納容器破損モードにおける評価事故シーケンスにおいて 6 号及び 7 号炉同時の重大事故等対策に必要な要員は，中央制御室の運転員及び緊急時対策要員で構成され，合計 28名である。その内訳は次のとおりである。中央制御室の運転員は，当直長 1 名（6 号及び 7
号炉兼任），当直副長 2 名，運転操作を行う運転員 12 名である。発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等を行う緊急時対策本部要員は 5 名，緊急時対策要員（現場）は 8 名である。
また，事象発生 10 時間以降に追加で必要な要員は，代替原子炉補機冷却系作業等を行うための参集要員 26 名※1 である。必要な要員と作業項目について図 3.2.6 に示す。
なお，評価事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目を評価事故シーケ
ンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，28 名で対処可能である。
※1 本格納容器破損モードの評価事故シーケンスは取水機能の喪失を伴うものではないが，必要な要員の評価においては，保守的に代替原子炉補機冷却系の使用を想定した。

ａ．原子炉スクラム確認
運転時の異常な過渡変化又は全交流動力電源喪失が発生し，原子炉がスクラムしたことを確認する。
原子炉のスクラムを確認するために必要な計装設備は，平均出力領域モニタ等である。
ｂ．高圧・低圧注水機能喪失確認
原子炉スクラム後，原子炉水位は低下し続け，原子炉水位低で非常用炉心冷却系の自動起動信号が発生するが，全ての非常用炉心冷却系が機能喪失※2 していることを確認する。
非常用炉心冷却系の機能喪失を確認するために必要な計装設備は，各系統の流量指示
3.2-2

196

等である。
※2 非常用炉心冷却系による注水が出来ない状態。高圧炉心注水系及び低圧注水系の機能喪失が重畳する場合や高圧炉心注水系及び自動減圧系の機能喪失に伴い低圧注水系による原子炉注水ができない場合を想定。

ｃ．炉心損傷確認
原子炉水位がさらに低下し，炉心が露出し，炉心損傷したことを確認する。炉心損傷の判断は，ドライウェル又はサプレッション・チェンバ内のγ線線量率が設計基準事故相当のγ線線量率の 10 倍を超えた場合とする。
炉心損傷を確認するために必要な計装設備は，格納容器内雰囲気放射線レベルである。
また，炉心損傷判断後は，原子炉格納容器内の pH 制御のため薬品注入の準備を行う。
サプレッション・チェンバのプール水の pH を 7 以上に制御することで，分子状無機よう素の生成が抑制され，その結果，有機よう素の生成についても抑制される。これにより，環境中への有機よう素の放出量を低減させることができる。なお，有効性評価においては，
pH 制御には期待しない。
炉心損傷が発生すれば，ジルコニウム－水反応により水素が発生することから，原子炉格納容器内の水素濃度の状況を確認する。
原子炉格納容器内の水素濃度の状況を確認するために必要な計装設備は，格納容器内
水素濃度(SA)である。
ｄ．逃がし安全弁による原子炉急速減圧
原子炉水位の低下が継続し，有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達した時点で，原子炉注水の手段が全くない場合でも，中央制御室からの遠隔操作によって手動操作により逃がし安全弁 2 個を開放し，原子炉を急速減圧する。
原子炉急速減圧を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位及び原子炉圧力である。
原子炉急速減圧後は，逃がし安全弁の開状態を保持し，原子炉圧力を低圧状態に維持する。
ｅ．代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却
原子炉圧力容器下鏡部温度 300℃到達により溶融炉心の下部プレナムへの移行（以下，「リロケーション」という。
）を確認した場合，格納容器圧力 0.465MPa[gage]到達を確認した場合又は格納容器温度 190℃到達を確認した場合には，原子炉格納容器の雰囲気を冷却するため，中央制御室からの遠隔操作により復水移送ポンプ 2 台を使用した代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却 ※3 を実施する。また，格納容器圧力0.465MPa[gage]到達によって開始した場合は格納容器圧力が 0.39MPa[gage]以下となった時点で停止する。
3.2-3

197

代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却を確認するために必要な計装設備は，ドライウェル雰囲気温度及び復水補給水系流量（原子炉格納容器）等である。
また，代替格納容器スプレイと同時に原子炉格納容器内の pH 制御のため薬品注入を実施する。
※3 原子炉格納容器内の温度を低下させ，逃がし安全弁の環境条件を緩和する目的で実施する操作。
なお，本操作に期待しない場合であっても，評価上，原子炉圧力容器底部が破損に至るまでの間，
逃がし安全弁は原子炉減圧機能を維持できる。

（添付資料 3.2.1）
ｆ．原子炉格納容器下部への注水
原子炉への注水手段がないため，炉心が溶融してリロケーションする。
リロケーションを確認するために必要な計装設備は，原子炉圧力容器下鏡部温度である。
原子炉圧力容器下鏡部温度 300℃到達によりリロケーションを確認した場合，原子炉圧
力容器破損に備えて中央制御室からの遠隔操作によって格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部への注水を実施する。この場合の注水は，原子炉格納容器下部への水張りが目的であるため，原子炉格納容器下部の水位が 2m（注水量 180m3 相当）に到達していることを確認した後，原子炉格納容器下部への注水を停止する。
原子炉格納容器下部への注水を確認するために必要な計装設備は，復水補給水系流量（原子炉格納容器）及び格納容器下部水位である。
また，原子炉格納容器下部への注水と同時に原子炉格納容器内の pH 制御のため薬品注入を実施する。
ｇ．原子炉圧力容器破損確認
原子炉圧力容器の破損を直接確認する計装設備はないため，複数のパラメータの変化
傾向により判断する。
原子炉圧力容器の破損の徴候として，原子炉水位の低下，制御棒位置の指示値喪失数増
加，原子炉圧力容器下鏡部温度の指示値喪失数増加といったパラメータの変化が生じる。
また，原子炉圧力の急激な低下，ドライウェル圧力の急激な上昇，原子炉格納容器下部の雰囲気温度の急激な上昇といったパラメータの変化によって原子炉圧力容器の破損を判断する。
これらにより原子炉圧力容器の破損を判断した後は，原子炉圧力と上部格納容器圧力の差圧が 0.10MPa[gage]以下であること及び原子炉格納容器下部の雰囲気温度が飽和温度以上であることで原子炉圧力容器の破損を再確認する。
ｈ．溶融炉心への注水
溶融炉心の冷却を維持するため，原子炉圧力容器が破損し，溶融炉心が原子炉格納容器
3.2-4

198

下部に落下した後は，格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部注水を崩壊熱相当の流量にて継続して行う。
格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部注水を確認するために必要な計装設備
は，復水補給水系流量（原子炉格納容器）等である。
格納容器下部注水系（常設）により溶融炉心の冷却が継続して行われていることは，復水補給水系流量（原子炉格納容器）の他，格納容器下部水位計によっても確認することができるが，原子炉圧力容器破損時の影響により，格納容器下部水位計による監視ができな
い場合であっても，以下の条件の一部又は全てから総合的に溶融炉心の冷却が継続して行われていることを把握することができる。
原子炉格納容器下部の雰囲気温度が飽和温度程度で推移していること
原子炉格納容器上部の雰囲気温度が飽和温度程度で推移していること
原子炉格納容器内の水素濃度の上昇が停止すること
これらは，短時間ではなく数時間の推移を確認する。
溶融炉心の冷却維持は，主に格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部注水によって実施するが，サプレッション・チェンバ・プール水位がリターンライン高さ（NWL+約1.5m）を超える場合には，リターンラインを通じたサプレッション・チェンバのプール水の原子炉格納容器下部への流入による溶融炉心の冷却に期待でき，サプレッション・チェ
ンバ・プール水位計によってこれを推定することができる。
ｉ．代替循環冷却系による溶融炉心冷却及び原子炉格納容器除熱※3
代替原子炉補機冷却系の準備が完了した後，復水移送ポンプを停止し，代替循環冷却系の運転の準備を実施する。代替循環冷却系の運転の準備が完了した後，代替原子炉補機冷却系を用いた代替循環冷却系の運転による溶融炉心冷却及び原子炉格納容器除熱を開始する。代替循環冷却系の循環流量は，復水補給水流量計及び復水補給水系流量計（原子炉格納容器）を用いて原子炉注入弁と格納容器スプレイ弁を中央制御室から遠隔操作することで，格納容器下部注水と格納容器スプレイに分配し，それぞれ連続で格納容器下部注
水及び格納容器スプレイを実施する。
代替循環冷却系の運転による溶融炉心冷却を確認するために必要な計装設備は，復水
補給水流量（原子炉格納容器）等であり，原子炉格納容器除熱を確認するために必要な計装設備は，格納容器内圧力及びサプレッション・チェンバ・プール水温度等である。
※3 本格納容器破損モードの評価事故シーケンスは取水機能の喪失を伴うものではないが，代替循環
冷却系による除熱量の評価においては，保守的に代替原子炉補機冷却系の設計値を用いた。

3.2.2 格納容器破損防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法
本格納容器破損モードを評価する上で選定した評価事故シーケンスは，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，プラント損傷状態を TQUX とし，事象進展が早く
3.2-5

199

炉心損傷までの時間余裕の観点で厳しい過渡事象を起因事象とし，逃がし安全弁再閉失敗を含まず高圧状態が維持される「過渡事象＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗＋炉心損傷後の原子炉減圧失敗（＋DCH 発生）」である。
本評価事故シーケンスは「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」の格納容器破損防止対策の有効性を評価するためのシーケンスであることから，炉心損傷までは事象を進展させる前提での評価となる。このため，前提とする事故条件として，設計基準事故対処設備
による原子炉注水機能（非常用炉心冷却系）のみならず，重大事故等対処設備による原子炉
注水機能を含む全ての原子炉注水機能が使用できないものと仮定した。また，高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱の発生防止を確認する観点から，原子炉圧力容器の破損に至る前提とした。
仮に炉心損傷後の原子炉注水に期待できる場合には，原子炉圧力容器が破損するまでの時間の遅れや原子炉格納容器下部への落下量の抑制等，事象進展の緩和に期待できると考えられるが，本評価の前提とする事故条件はこれらの不確かさを包絡する。
なお，格納容器過圧・過温破損の観点については，「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」にて示したとおり，LOCA をプラント損傷状態とする評価事
故シーケンスで確認している。これは，過圧の観点では LOCA によるドライウェルへの蒸気の放出及び原子炉注水による蒸気の発生が重畳する事故シーケンスへの対応が最も厳しいためであり，過温の観点では，事象初期に炉心が露出し過熱状態に至る事故シーケンスへの対応が最も厳しいためである。また，本格納容器破損モードを評価する上では，原子炉圧力容器が高圧の状態で破損に至る事故シーケンスを選定する必要があることから，LOCA をプ
ラント損傷状態とする事故シーケンスは，本格納容器破損モードの評価事故シーケンスには適さない。
本格納容器破損モードの評価事故シーケンスに示される，炉心損傷前に原子炉減圧に失敗し，炉心損傷後に再度原子炉減圧を試みる状況としては，炉心損傷前の段階で非常用炉心冷却系である低圧注水系のみならず，重大事故等対処設備である低圧代替注水系（常設）等を含む全ての低圧注水機能が失われることで「2.2 高圧注水・減圧機能喪失」に示した代替
自動減圧ロジックが作動せず，全ての低圧注水機能が失われている場合の手順に従って原子炉減圧しないまま炉心損傷に至る状況が考えられる。
手順上，全ての低圧注水機能が失われている状況では，原子炉水位が有効燃料棒底部から
有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達した時点までは原子炉を減圧しない。この原子炉減圧のタイミングは，原子炉水位が有効燃料棒頂部以下となった場合，原子炉減圧を遅らせた
方が，原子炉圧力容器内の原子炉冷却材の量を多く維持できるため，原子炉圧力容器の破損に至る時間を遅らせることができる一方で，ジルコニウム－水反応が著しくなる前に原子炉を減圧することで水素の発生量を抑えられることを考慮して設定したものである。また，
代替自動減圧ロジックは低圧注水系の起動が作動条件の 1 つであるため，低圧注水系が失われている状況では作動しない。
3.2-6

200

これを考慮し，本評価では評価事故シーケンスに加えて全ての低圧注水機能も失われている状況を想定した。
なお，この評価事故シーケンスへの対応及び事故進展は，「3.3 原子炉圧力容器外の溶融
燃料－冷却材相互作用」及び「3.5 溶融炉心・コンクリート相互作用」の評価事故シーケン
スへの対応及び事故進展と同じものとなる。
本格納容器破損モードではプラント損傷状態を TQUX とし，「3.3 原子炉圧力容器外の溶
融燃料－冷却材相互作用」及び「3.5 溶融炉心・コンクリート相互作用」ではプラント損傷
状態を TQUV としており，異なるプラント状態を選定している。TQUX と TQUV では喪失する
設計基準事故対処設備が異なり，原子炉減圧について，TQUV では設計基準事故対処設備である逃がし安全弁の機能に期待し，TQUX では重大事故等対処設備としての逃がし安全弁の機能に期待する点が異なる。手順に従う場合，TQUV では原子炉減圧機能は維持されているが低圧注水機能を喪失しているため，原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達した時点で逃がし安全弁の手動開操作によって原子炉を減圧することとなる。また，TQUX は高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱に進展し得るとして選定したプラント損傷状態であるが，重大事故等対処設備としての逃がし安全弁に期待し，原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達した時点で逃がし
安全弁の手動開操作によって原子炉を減圧することにより，高圧溶融物放出／格納容器雰
囲気直接加熱の発生防止を図る。
以上のとおり，どちらのプラント損傷状態であっても事象発生から原子炉減圧までの対応は同じとなり，運転員等操作時間やパラメータの変化も同じとなる。また，原子炉減圧以降も，溶融炉心の挙動に従って一連の流れで生じる各格納容器破損モードを，定められた一連の手順に従って防止することとなる。このことから，格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」，「原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」及び「溶融炉心・コンクリート相互作用」については，１つの評価事故シーケンスへの一連の対応の中で各格納容器破損モードに対する格納容器破損防止対策の有効性を評価する。
本評価事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化，気液分離（水位変化）
・対向流及び原子炉圧力容器における冷却材放出（臨界流・差圧流），炉心損傷後のリロケーション，
原子炉圧力容器内 FCI（溶融炉心細粒化），原子炉圧力容器内 FCI（デブリ粒子熱伝達），構
造材との熱伝達，下部プレナムでの溶融炉心の熱伝達，原子炉圧力容器破損が重要現象となる。
よって，これらの現象を適切に評価することが可能であり，原子炉圧力容器内，原子炉格
納容器内の熱水力モデルを備え，かつ，炉心損傷後のシビアアクシデント特有の溶融炉心挙動に関するモデルを有するシビアアクシデント総合解析コード MAAP により原子炉圧力等の過渡応答を求める。
また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，本評価事故シーケン
3.2-7

201

スにおける運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。
(2) 有効性評価の条件
本評価事故シーケンス対する初期条件も含めた主要な解析条件を表 3.2.2 に示す。
また，
主要な解析条件について，本評価事故シーケンス特有の解析条件を以下に示す。
ａ．事故条件(a) 起因事象
起因事象として，給水流量の全喪失が発生するものとする。
(b) 安全機能等の喪失に対する仮定
高圧注水機能として原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系の機能喪失を，低圧注水機能として低圧注水系の機能喪失を想定する。さらに重大事故等対処設備による原子炉注水にも期待しない※4 ものとする。これは，炉心損傷前には原子炉を減圧できない状況を想定するためである。
※4 代替原子炉注水弁（残留熱除去系注入弁）制御不能による低圧代替注水系機能喪失を想定。格
納容器下部注水系等，復水移送ポンプを用いた原子炉注水以外の緩和機能には期待する。

(c) 外部電源
外部電源は使用できないものと仮定する。
本評価事故シーケンスへの事故対応に用いる設備は非常用高圧母線に接続されており，非常用ディーゼル発電機からの電源供給が可能であるため，外部電源の有無は事象進展に影響を与えないが，非常用ディーゼル発電機に期待する場合の方が燃料の観点で厳しいことを踏まえ，外部電源なしとして設定する。
(d) 高温ガスによる配管等のクリープ破損や漏洩等による影響
原子炉圧力を厳しく評価するため，高温ガスによる配管等のクリープ破損や漏洩等は，考慮しないものとする。
(e) 水素及び酸素の発生
水素の発生については，ジルコニウム－水反応及び溶融炉心・コンクリート相互作
用を考慮するものとする。なお，解析コード MAAP では水の放射線分解による水素及び酸素の発生を考慮していない。このため，水の放射線分解による水素及び酸素の発生量は「3.4 水素燃焼」と同様に，MAAP で得られる崩壊熱をもとに評価するものとし「3.5 溶融炉心・コンクリート相互作用」にてその影響を確認する。
ｂ．重大事故等対策に関連する機器条件(a) 原子炉スクラム信号
原子炉スクラムは，主蒸気隔離弁閉信号によるものとする。
(b) 逃がし安全弁
逃がし安全弁の逃がし弁機能にて，原子炉冷却材圧力バウンダリの過度の圧力上
3.2-8

202

昇を抑えるものとする。また，原子炉減圧には自動減圧機能付き逃がし安全弁（2 個）を使用するものとし，容量として，1 個あたり定格主蒸気流量の約 5%を処理するものとする。
(c) 格納容器下部注水系（常設）
原子炉圧力容器の破損前に，格納容器下部注水系（常設）により，90m3/h で原子炉格納容器下部に注水し，水位が 2m に到達するまで水張りを実施するものとする。
原子炉圧力容器が破損して溶融炉心が原子炉格納容器下部に落下した後は，格納容器下部注水系（常設）により崩壊熱相当の注水を行うものとする。
(d) 代替格納容器スプレイ冷却系
原子炉圧力容器の破損前は，代替格納容器スプレイ冷却系により 70m3/h で原子炉格納容器内にスプレイする。原子炉圧力容器の破損後は，格納容器圧力の抑制に必要なスプレイ流量を考慮し，130m3/h 以上で原子炉格納容器内にスプレイする。
(e) 代替循環冷却系※5
代替循環冷却系のラインの循環流量は，原子炉格納容器上部に約 140m3/h，原子炉
格納容器下部に約 50m3/h で，それぞれ連続スプレイ及び連続注水を実施する。
※5 本格納容器破損モードの評価事故シーケンスは原子炉補機冷却系の機能喪失を伴うものではないが，代替循環冷却系による除熱量の評価においては，保守的に代替原子炉補機冷却系の設計値を用いた。

ｃ．重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件は，「1.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。
(a) 原子炉急速減圧操作は，設計基準事故対処設備による原子炉注水機能（非常用炉心冷却系）のみならず，重大事故等対処設備による原子炉注水機能を含む全ての原子炉注水機能が喪失している場合の運転手順に従い，原子炉水位が有効燃料棒
底部から有効燃料棒の長さの10%上の位置に到達した時点で開始する。
(b) 代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却操作（原子炉圧力容器の破損前の原子炉格納容器冷却）は，原子炉圧力容器下鏡部温度が300℃に到達したことを確認して開始し，原子炉圧力容器の破損を確認した場合に停止する。
(c) 原子炉格納容器下部への注水操作（原子炉圧力容器の破損前の先行水張り）は，
原子炉圧力容器下鏡部温度が300℃に到達したことを確認して開始し，原子炉格納容器下部の水位が2m（総注水量180m3）に到達したことを確認した場合に停止する。
(d) 原子炉格納容器下部への注水操作（原子炉圧力容器の破損後の注水）は，原子炉
圧力容器の破損を確認した場合に開始する。
(e) 代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却操作（原子炉圧力容器の破損後の原子炉格納容器冷却）は，格納容器圧力が0.465MPa[gage]又は格納容器
温度が190℃に到達した場合に開始する。なお，格納容器スプレイは，代替原子炉
3.2-9

203

補機冷却系の準備時間を考慮し，事象発生から約20時間後に停止するものとする。
(f) 代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱操作※6は，代替循環冷却系への切替の準備時間等を考慮し，格納容器スプレイ停止から0.5時間後の，事象発生から20.5
時間後から開始するものとする。
※6 本格納容器破損モードの評価事故シーケンスは原子炉補機冷却系の機能喪失を伴うもの
ではないが，代替循環冷却系による除熱は保守的に代替原子炉補機冷却系を用いて実施するものとし，除熱操作の開始は，代替原子炉補機冷却系の準備に要する時間を設定した。

(3) 有効性評価（Cs-137 の放出量評価）の条件(a) 事象発生直前まで，定格出力の 100%で長時間にわたって運転されていたものとする。その運転時間は，燃料を約 1/4 ずつ取り替えていく場合の平衡炉心を考え，最高 50,000 時間とする。
(b) 代替循環冷却系を用いた場合の環境中への総放出量の評価においては，炉内に内蔵されている核分裂生成物が事象進展に応じた割合で原子炉格納容器内に放出※7
されるものとする。
※7 セシウムの原子炉格納容器内への放出割合については，本評価事故シーケンスにおいてはMAAP 解析の方が NUREG-1465 より大きく算出する。

(c) 原子炉格納容器内に放出された Cs-137 に対しては，格納容器スプレイやサプレッ
ション・チェンバ・プールでのスクラビングによる除去効果を考慮する。
(d) 原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏洩について考慮する。漏洩量の評価条
件は以下のとおりとする。
a) 原子炉格納容器からの漏洩量は，格納容器圧力に応じた設計漏洩率をもとに評価する。
b) 原子炉建屋から大気中に漏洩する放射性物質を保守的に見積もるため，原子炉
建屋の換気空調系停止時における原子炉建屋から大気中への漏洩率を 10%/日（一定）とした。
c) 原子炉建屋内での放射能の時間減衰は考慮せず，また，原子炉建屋内での粒子状物質の除去効果は保守的に考慮しない。
（添付資料 3.2.3）(4) 有効性評価の結果
本評価事故シーケンスにおける原子炉圧力，原子炉水位，格納容器圧力，格納容器温度，
サプレッション・チェンバ・プール水位及び注水流量の推移を図3.2.7から図3.2.12に示す。
ａ．事象進展事象発生後，全ての設計基準事故対処設備による原子炉注水機能（非常用炉心冷却系）
が機能喪失し，重大事故等対処設備による原子炉注水機能についても使用できないものと仮定することから，原子炉水位は急速に低下する。水位低下により炉心が露出し，事象発生から約 1.0 時間後に炉心損傷に至る。原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒
3.2-10204

の長さの 10%上の位置に到達した時点（事象発生から約 1.4 時間後）で，中央制御室からの遠隔操作により逃がし安全弁 2 個を手動開することで，原子炉急速減圧を実施する。原
子炉減圧後の低圧代替注水系（常設）による原子炉注水は実施しないものと仮定するため，事象発生から約 7.0 時間後に原子炉圧力容器の破損に至る。
事象発生から約 3.7 時間後，原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達した時点で，格納容器下部注水系（常設）による原子炉圧力容器の破損前の原子炉格納容器下部への水張りを開始すると同時に，代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却を行う
ことにより格納容器温度の上昇を抑制する。格納容器下部注水系（常設）による注水流量を約 90m3/h とし，水位が 2m に到達するまで約 2 時間の注水を実施することで原子炉格納容器下部に 2m 以上の水位を確保し，事象発生から約 5.7 時間後に原子炉格納容器下部への水張りを停止する。
原子炉圧力容器が破損し，溶融炉心が原子炉格納容器下部の水位約 2m の水中に落下する際に，溶融炉心から冷却材への伝熱が起こり，水蒸気が発生することに伴う圧力上昇が生じる。
溶融炉心が原子炉格納容器下部に落下した後は，格納容器下部注水系（常設）により原
子炉格納容器下部に崩壊熱相当の注水を継続的に行い，溶融炉心を冷却する。
崩壊熱が原子炉格納容器内に蒸気として放出されるため，格納容器圧力は急激に上昇する。格納容器圧力が 0.465MPa[gage]に到達した時点で代替格納容器スプレイ冷却系の流量を 130m3/h 以上にすることにより，格納容器圧力及び温度の上昇は抑制される。
事象発生から 20.5 時間が経過した時点で，代替原子炉補機冷却系による代替循環冷却系の運転を開始する。代替循環冷却系により，格納容器圧力及び温度の上昇は抑制され，その後，徐々に低下するとともに，原子炉格納容器下部の溶融炉心は安定的に冷却される。
なお，事象発生から約 7.0 時間後の原子炉圧力容器の破損までは，逃がし安全弁によって原子炉圧力を 2.0MPa 以下に維持することが必要となるが，炉心損傷後の原子炉圧力容器から逃がし安全弁を通ってサプレッション・チェンバへ放出される高温流体や格納容器温度等の熱的影響を考慮しても，逃がし安全弁は確実に開状態を維持することが可能である。
（添付資料 3.2.1）
ｂ．評価項目等
原子炉圧力容器の破損直前の原子炉圧力は約 0.3MPa[gage]であり，2.0MPa[gage]以下に低減されている。
本評価では，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(4)の評価項
目について，原子炉圧力を評価項目への対策の有効性を確認するためのパラメータとして対策の有効性を確認した。なお，本評価事故シーケンスと同じ評価事故シーケンスで，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(5)及び(8)の評価項目を評
3.2-11205

価しているが，その評価結果については「3.3 原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」及び「3.5 溶融炉心・コンクリート相互作用」において評価項目を満足することを確認している。
また，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(3)の評価項
目については「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」において，選定された評価事故シーケンスに対して対策の有効性を確認しているが，溶融炉心が原子炉格納容器下部に落下した場合については，本評価において，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(3)の評価項目について対策の有効性を確認できる。
ここで，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(3)の評価項目について，本評価についての対策の有効性を確認する。本評価では，原子炉格納容器が健全であるため，原子炉格納容器から原子炉建屋への漏洩量は制限され，また，大気中へは殆ど放出されないものと考えられる。これは，原子炉建屋内に漏洩した放射性物質は，原子炉建屋内で時間減衰し，また，粒子状放射性物質は，原子炉建屋内での重力沈降や水蒸気の凝縮に伴い，原子炉建屋内に沈着すると考えられるためである。仮に原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏洩を想定すると，漏洩量は約 2.7×10-3TBq（7 日間）（暫定値）となり，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(3)の評価項目を満足する。この評価結果は「3.1.3 代替循環冷却系を使用しない場合」の評価結果に比べて十分に小さな値であることから，原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏洩量は「3.1.3 代替循環冷却系を使用しない場合」の評価結果に対して無視できる程度である
ことを確認できる。
（添付資料 3.2.2，3.2.3）
3.2.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価するものとする。
高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱では，設計基準事故対処設備による原子炉注
水機能（非常用炉心冷却系）のみならず，重大事故等対処設備による原子炉注水機能を含む
全ての原子炉注水機能が喪失して炉心損傷に至り，原子炉圧力容器が破損する前に手動操
作により原子炉減圧を行うことが特徴である。また，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，事象発生から 12 時間程度までの短時間に期待する操作及び事象進展に有意な影響を与えると考えられる操作として，原子炉急速減圧操作及び代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却操作（原子炉圧力容器の破損前の原子炉格納容器冷却）とする。
ここで，本評価事故シーケンスの有効性評価における不確かさとしては，炉心溶融開始後の溶融炉心の移動（リロケーション）が挙げられる。これに対しては，原子炉水位を監視し，原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に達した時点で原子炉
3.2-12206

急速減圧を行うといった，徴候を捉えた対応を図ることによって，リロケーションが発生する前に速やかに 2.0MPa[gage]を十分下回る圧力まで原子炉を減圧可能であることを確認している。
(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
本格納容器破損モードにおいて不確かさの影響評価を行う重要現象とは，「1.7 解析コー
ド及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すとおりであり，それらの不確かさの影響評価は以下のとおりである。
ａ．運転員等操作時間に与える影響
炉心における燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管
変形の不確かさとして，炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現性及び CORA 実験についての再現性が確認されている。炉心ヒートアップの感度解析（ヒートアップ時の燃料被覆管表面積感度解析）では，炉心溶融時間に対する感度及び炉心
下部プレナムへのリロケーション開始時間に対する感度は小さいことが確認されている。本評価事故シーケンスにおいては，設計基準事故対処設備による原子炉注水機能（非常用炉心冷却系）のみならず，重大事故等対処設備による原子炉注水機能を含む全ての原子炉注水機能が喪失することを想定しており，最初に実施すべき操作は原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達した時点の原子炉
減圧操作となり，燃料被覆管温度等によるパラメータを操作開始の起点としている操作ではないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）
・対向流の不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）は原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である SAFER コードとの比較により，急速減圧後の水位上昇及び蒸気流出の継続による水位低下について，一時的により低い水位に到達することが確認されており，原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達する
時間が早まる可能性があるが，数分程度の差違であることから運転員等操作時間に与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材との熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性が確認されている。また，炉心崩壊に至る温度の感度解析より原子炉圧力容器の破損時間に対する感度は小さいことが確認されている。本評価事故シーケンスでは，リロケーションが発生する前に運転員等操作により原子炉の急速減圧を実施することから，運転員等操作時間に与える影響はない。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器内 FCI（溶融炉心細粒化）及び原子炉圧力容器内 FCI（デブリ粒子熱伝達）の不確かさとして，原子炉圧力容器内 FCI
3.2-13207

を起点に操作開始する運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
炉心損傷後の下部プレナムでの溶融炉心の熱伝達の不確かさとして，下部プレナムと炉心デブリの熱伝達に関する感度解析により，原子炉圧力容器破損時間等の事象進展に対する感度が小さいことを確認していることから，下部ヘッドの温度上昇を起点とする，代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却操作（原子炉圧力容器の破損前の原子炉格納容器冷却）の開始に与える影響は小さい。さらに，下部ヘッド温度上昇（300℃到達）は事象発生開始から，約 3.7 時間後の操作であり，多少の挙動の差異が生じた場合においても十分な時間余裕があることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
炉心損傷後の原子炉圧力容器破損の不確かさとして，制御棒駆動機構ハウジング溶
接部の破損判定に用いる最大ひずみ（しきい値）に対する感度解析により，最大ひずみを低下させた場合に原子炉圧力容器破損時間が早まることを確認している。本評価事
故シーケンスへの対応では原子炉圧力容器破損を起点に操作開始する運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
（添付資料 3.2.4）
ｂ．評価項目となるパラメータに与える影響
炉心における燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管
変形の不確かさとして，炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現性及び CORA 実験についての再現性が確認されている。炉心ヒートアップの感度解析（ヒートアップ時の燃料被覆管表面積感度解析）では，炉心溶融時間に対する感度及び炉心
下部プレナムへのリロケーション開始時間に対する感度は小さいことが確認されている。本評価事故シーケンスでは，原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの10%上の位置に到達した時点での運転員等操作による原子炉急速減圧によって速やかに原子炉圧力を 2.0MPa[gage]以下に低減し，原子炉圧力容器の破損時の原子炉圧力を2.0MPa[gage]以下に維持しているため，上記の不確かさが運転員等操作時間に与える影響はないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）
・対向流の不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）は原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である SAFER コードとの比較により，原子炉急速減圧後の水位上昇及び蒸気流出の継続による水位低下について，一時的により低い水位に到達することが確認されており，原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達する時間が早まる可能性があるが，数分程度の差違であること及び原子炉急速減圧
操作後に原子炉圧力は速やかに低下することから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
3.2-14208炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材との熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性が確認されており，炉心崩壊に至る温度の感度解析より原子炉圧力容器の破損時間に対する感度は小さいことを確認している。本評価事故シーケンスでは，リロケーションが発生する前に運転員等操作により原子炉急速減圧操作を実施し，操作開始後原子炉圧力は速やかに低下することから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器内 FCI（溶融炉心細粒化）及び原子炉圧力容器内 FCI（デブリ粒子熱伝達）の不確かさとして，原子炉圧力容器内 FCIを起点に操作開始する運転員等操作はないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
炉心損傷後の下部プレナムでの溶融炉心の熱伝達の不確かさとして，下部プレナムと炉心デブリの熱伝達に関する感度解析により，原子炉圧力容器破損時間等の事象進展に対する感度が小さいことを確認していることから，解析コードの不確かさが評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器破損の不確かさとして，制御棒駆動機構ハウジング溶
接部の破損判定に用いる最大ひずみ（しきい値）に対する感度解析により，最大ひずみを低下させた場合に原子炉圧力容器破損が早まることを確認しているが，溶融燃料の落下時間への影響は小さく，解析コードの不確かさが評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
（添付資料 3.2.4）(2) 解析条件の不確かさの影響評価
ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，表3.2.2に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件とした場合の影響を評価する。また，
解析条件の設定に当たっては，評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなる
ような設定があることから，その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられる項
目に関する影響評価の結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度33GWd/tに対して最確条件
は平均的燃焼度約30GWd/tであり，本解析条件の不確かさとして，最確条件は解析条
件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなるため，原子炉水位の低下が緩やかになり，有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの10%上の位置到達を操作開始の起点としている原子炉急速減圧操作の開始が遅くなる。
（添付資料3.2.4）
3.2-15209

(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度33GWd/tに対して最確条件
は平均的燃焼度約30GWd/tであり，本解析条件の不確かさとして，最確条件は解析条
件で設定している崩壊熱よりも小さくなる。本評価事故シーケンスでは，運転員等操作による原子炉急速減圧により，原子炉圧力容器の破損時の原子炉圧力を2.0MPa[gage]以下に低減しており，最確条件とした場合には原子炉水位の低下が緩やかになり，原子炉急速減圧操作の開始が遅くなるが，原子炉圧力容器の破損時間についても遅くなると考えられること，原子炉急速減圧開始後に原子炉圧力は速やかに低下することから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
（添付資料3.2.4）
ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作に係る不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の6要因に分類し，これらの要因が，運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転員等操作時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価し，評価結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
操作条件の原子炉急速減圧操作は，解析上の操作開始時間として原子炉水位が有
効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの10%上の位置に到達した時点で開始（事象発生から約1.4時間後）を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの10%上の位置に到達するまでには事象発生から約1.4時間の時間余裕があり，また，原子炉急速減圧操作は原子炉水位の低下傾向を監視しながら予め準備が可能であることから，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は小さい。当該操作は，解析コード及び解析条件の不確かさ（操作条件を除く）により操作開始時間は遅れる可能性があるが，中央制御室で行う作業であり，他の操作との重複もないことから，他の操作に与える影響はない。
操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却操作（原子炉
圧力容器の破損前の原子炉格納容器冷却）は，解析上の操作開始時間として原子炉圧
力容器下鏡部温度が300℃に到達したことを確認して開始（事象発生から約3.7時間後）を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，原子炉圧力容器下鏡部
温度が300℃に到達するまでには事象発生から約3.7時間の時間余裕があり，また，代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却操作は原子炉圧力容器下鏡温3.2-16210

度を監視しながら予め準備が可能であることから，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は小さい。当該操作は，解析コー
ド及び解析条件の不確かさ（操作条件を除く）により操作開始時間は遅れる可能性があるが，中央制御室で行う作業であり，また，他の並列操作を加味して操作の所要時間を算定しているため，他の操作に与える影響はない。
（添付資料3.2.4）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の原子炉急速減圧操作における，運転員等操作時間に与える影響については，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却操作（原子炉
圧力容器の破損前の原子炉格納容器冷却）における，運転員等操作時間に与える影響については，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
（添付資料3.2.4）(3) 操作時間余裕の把握
操作遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認し，その結果を以下に示す。
操作条件の原子炉急速減圧操作については，原子炉圧力容器の破損までに完了する必要があるが，原子炉圧力容器の破損までの時間は事象発生から約7.0時間あり，準備時間が確保できるため，時間余裕がある。
操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却操作（原子炉圧力容器の破損前の原子炉格納容器冷却）については，原子炉圧力容器下鏡部温度が300℃に到達
後，速やかに実施することが望ましいが，原子炉圧力容器の破損前は，本操作が実施できな
いものと仮定しても，格納容器圧力及び格納容器温度が格納容器限界圧力及び格納容器限界温度に到達することは無く，逃がし安全弁による減圧機能維持も可能であることから，時間余裕がある。
（添付資料3.2.4）(4) まとめ
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認した。その結果，
解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。この他，評価項目となるパラ
3.2-17211

メータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間には時間余裕がある。
3.2.4 要員及び資源の確保(1) 必要な要員の評価
格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」において，6 号及び 7号炉同時の重大事故等対策時に必要な要員は，「3.2.1(3) 格納容器破損防止対策」に示すとおり 28 名であり，「6.2 重大事故等対策時に必要な要員の評価結果」で説明している当直長，当直副長，運転員及び緊急時対策要員等の 72 名で対処可能である。
また，事象発生 10 時間以降に必要な参集要員は 26 名であり，発電所構外から 10 時間以内に参集可能な要員の 106 名で確保可能である。
(2) 必要な資源の評価
格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」において，必要な水源，
燃料及び電源は，「6.1(2) 資源の評価条件」の条件にて評価している。その結果を以下に示す。
ａ．水源
低圧代替注水系（常設）による原子炉格納容器下部への注水及び代替格納容器スプレイ
冷却系による代替格納容器スプレイは，7日間の対応を考慮すると，号炉あたり合計約
2,600m3の水が必要となる。6号及び7号炉の同時被災を考慮すると，合計約5,200m3の水が必要である。水源として，各号炉の復水貯蔵槽に約1,700m3及び淡水貯水池に約18,000m3の水を保有している。これにより，6号及び7号炉の同時被災を考慮しても，必要な水源は確保可能である。また，事象発生12時間以降に淡水貯水池の水を防火水槽に移送し，防火水槽から可搬型代替注水ポンプ（A-2級）により復水貯蔵槽へ給水を行うことで，復水貯蔵槽を枯渇させることなく復水貯蔵槽を水源とした7日間の注水継続実施が可能となる。ここで，復水貯蔵槽への補給の開始を12時間としているが，これは，可搬型設備を12時間以内に使用できなかった場合においても，その他の設備にて重大事故等に対応できるよう設定しているものである。
（添付資料 3.2.5）
ｂ．燃料
非常用ディーゼル発電機による電源供給については，事故発生後 7 日間最大負荷で運転した場合，号炉あたり約 751kL の軽油が必要となる。可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による復水貯蔵槽への給水については，保守的に事象発生直後からの可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）の運転を想定すると，7 日間の運転継続に号炉あたり約 10kL の軽油が必要となる。本評価事故シーケンスの評価では取水機能の喪失は想定していないが，仮に取水機能が喪失して代替原子炉補機冷却系による原子炉格納容器除熱を想定し，事象発生後 7日間代替原子炉補機冷却系専用の電源車を運転した場合，号炉あたり約 37kL の軽油が必
3.2-18212

要となる。代替原子炉補機冷却系用の可搬型大容量送水ポンプについては，保守的に事象発生直後からの可搬型大容量送水ポンプの運転を想定すると，7 日間の運転継続に号炉あたり約 30kL の軽油が必要となる。免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機及びモニタリング・ポスト用発電機による電源供給については，事象発生直後からの運転を想定すると，7 日間の運転継続に合計約 79kL の軽油が必要となる。（6 号及び 7 号炉 合計
約 1,735kL）
6 号及び 7 号炉の各軽油タンクにて約 1,020kL（6 号及び 7 号炉合計約 2,040kL）の軽油を保有しており，これらの使用が可能であることから，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による復水貯蔵槽への給水，非常用ディーゼル発電機による電源供給，代替原子炉補機冷却系の運転，免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機による電源供給及びモニ
タリング・ポスト用発電機による電源供給について，7 日間の継続が可能である。
（添付資料 3.2.6）
ｃ．電源
外部電源は使用できないものと仮定し，各号炉の非常用ディーゼル発電機によって給電を行うものとする。6 号及び 7 号炉において重大事故等対策時に必要な負荷は，各号炉の非常用ディーゼル発電機負荷に含まれることから，非常用ディーゼル発電機による電源供給が可能である。
また，免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機及びモニタリング・ポスト用発電機についても，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
3.2.5 結論
格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」では，運転時の異常な過渡変化又は全交流動力電源喪失が発生するとともに，非常用炉心冷却系等の安全機能の喪失が重畳する。このため，原子炉圧力容器が高い圧力の状況で損傷し，溶融炉心，水蒸気及び水素が急速に放出され，原子炉格納容器に熱的・機械的な負荷が発生して原子炉格納容器破損に至ることが特徴である。格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」に対する格納容器破損防止対策としては，逃がし安全弁による原子炉減圧手段を整備している。
格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」の評価事故シーケンス「過渡事象＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗＋炉心損傷後の原子炉減圧失敗（＋DCH発生）」について，有効性評価を行った。
上記の場合においても，逃がし安全弁の手動開操作による原子炉減圧により，原子炉圧力容器の破損時の原子炉圧力を 2.0MPa[gage]以下に低減することが可能である。また，安定3.2-19213

状態を維持できる。
（添付資料 3.5.1）
解析コード及び解析条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操作時間に与える影響及び評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
重大事故等対策時に必要な要員は，運転員及び緊急時対策要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
以上のことから，格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」において，逃がし安全弁の手動開操作による原子炉減圧の格納容器破損防止対策は，選定した評
価事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」に対して有効である。

3.2-20214

外部電源

原子炉格納容器※2

非常用ディーゼル
発電機
逃がし安全弁主タービン系へ

原子炉圧力容器

給水系
より

※1

Gen

軽油タンク
復水貯蔵槽

復水移送ポンプＡ(Ｃ)Ｃ
高圧炉心注水系ポンプ

※1
Ａ

Ｂ

残留熱除去系ポンプ

残留熱除去系ポンプ※2

原子炉隔離時冷却系ポンプ

図 3.2.1 格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」時の重大事故等対処設備の概略系統図（原子炉減圧）

外部電源

原子炉格納容器※2

格納容器スプレイ・ヘッダ

軽油タンク
逃がし安全弁主タービン系へ

原子炉圧力容器

給水系
より

※1

非常用ディーゼル
発電機

Gen

代替格納容器スプレイ冷却系

復水貯蔵槽

格納容器下部注水系（常設）

復水移送ポンプＡ(Ｃ)Ｃ
高圧炉心注水系ポンプ

※1
Ａ

Ｂ

残留熱除去系ポンプ

残留熱除去系ポンプ※2

原子炉隔離時冷却系ポンプ

図 3.2.2 格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」時の重大事故等対処設備の概略系統図（原子炉圧力容器破損前の原子炉減圧，原子炉格納容器冷却及び格納容器下部注水）3.2-21215

図 3.2.3 格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」時の重大事故等対処設備の概略系統図（原子炉圧力容器破損後の原子炉減圧，原子炉格納容器冷却及び格納容器下部注水）

図 3.2.4 格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」時の重大事故等対処設備の概略系統図（代替循環冷却系による溶融炉心冷却，原子炉格納容器除熱）

3.2-22216

3.2-23217※6

原子炉圧力容器破損（約7時間後）※12

格納容器圧力0.465MPa[gage]
到達（約8時間後）（20.5時間後）No

高圧代替注水系
起動操作

Ⅴ

原子炉水位が原子炉水位計（燃料域）にて有効燃料棒頂部（TAF）未満及び，原子炉圧力容器下鏡部温度300℃未満により損傷炉心冷却未達成と判断する

※8

Ⅰ

Ⅴ

※13

※11

Ⅲ

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給

淡水タンクから防火水槽への補給Ⅱ可搬設備への燃料補給（適宜実施）

タンクローリ（4kL）
による給油準備完了（約12時間後）

燃料供給準備（タンクローリ（4kL）給油準備）※13 原子炉圧力容器破損以降の格納容器過圧・過温に対応する手順及び重大事故等対策は「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）」と同じである※12 原子炉圧力容器健全確認は，圧力容器破損判断パラメータにより判断する（補足1）※11 原子炉圧力容器下鏡部温度300℃到達（リロケーション確認）により実施する格納容器スプレイに必要な弁が動作可能であることを確認する
逃がし安全弁による原子炉減圧状態を維持するために格納容器過温防止スプレイを実施する
スプレイ流量は，格納容器過温抑制スプレイ流量70m3/hとする※10 格納容器下部注水に必要な弁が動作可能であることを確認する｡
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する

防火水槽への補給（適宜実施）※5

ドライウェルクーラ代替除熱運転を実施する「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は貯水池からろ過水タンクへの補給も合わせて実施する

凡例：緊急時対策要員（現場）のみの作業：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業：プラント状態：判断：解析上考慮しない操作・判断結果：操作及び判断：操作・確認（運転員のみの作業）【圧力容器破損判断後の再確認パラメータ】
・「過渡起因事象」時［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
かつ［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」］
・「LOCA①，②」時［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」
かつサプレッションプール水温5℃以上上昇]
または［下部ドライウェルガス温度が300℃以上］【圧力容器破損徴候パラメータ】
・「過渡起因事象」，「LOCA①，②」時
原子炉水位下降（水位が確認されていた場合）
制御棒位置の指示値喪失数増加
原子炉圧力容器下鏡部温度の指示値喪失数増加【圧力容器破損判断パラメータ】
・「過渡起因事象」時
原子炉圧力の「急激な低下」
上部ドライウェル圧力の「急激な上昇」
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
・「LOCA①」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な低下」
サプレッションプール水温度の「急激な上昇」
・「LOCA②」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
上部ドライウェル水素濃度の「上昇」

上記の条件が満たされる場合は「LOCA事象起因」と判定する
条件が満たされない場合は「過渡起因事象」と判定する（本シナリオでは「過渡起因事象」を想定している）
LOCA事象起因時のパラメータ変化は以下の条件によって変わる
・下部ドライウェルに水位が有る場合（LOCA①時と表記）
・下部ドライウェルに水位が無い場合（LOCA②時と表記）

補足１
事故の起因事象判定（LOCA事象or過渡起因事象）［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
かつ［上部ドライウェル圧力が「0.15MPａ[gage]以上」］

消火系による格納容器下部注水も可能である。また，可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による格納容器下部注水も可能であり，この場合
水源は淡水以外に海水も使用することが可能である

Ⅴ

Ⅳ

Ⅲ

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる
純水補給水系から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプ（A-2級）と同時に補給することも可能である
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能である

Ⅱ【有効性評価の対象とはしていないが，他に取り得る手段】
Ⅰ
炉心損傷防止としての流量は確保できないが制御棒駆動水ポンプが再起動し，原子炉圧力容器への注水が継続していることを確認する。
また，追加起動の準備も開始する
消火系による代替原子炉注水も使用することができるため消火ポンプ運転状態について確認する
恒設設備による原子炉圧力容器への注水が実施できない場合，低圧代替注水系（可搬型）による注水を実施する

格納容器過温防止スプレイ実施

復水移送ポンプ
1台追加起動・2台運転確認

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）
による復水貯蔵槽補給（適宜実施）

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の準備が完了（約12時間後）可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の準備（復水貯蔵槽への補給準備）

防火水槽への補給準備が完了

淡水貯水池から防火水槽への補給準備（防火水槽への補給準備）※9 原子炉水位が原子炉水位計（燃料域）にて有効燃料棒頂部（TAF）未満，原子炉圧力容器下鏡部温度300℃到達（リロケーション確認）及び，原子炉への注水不能により損傷炉心冷却失敗と判断する「原子炉水位有効燃料棒底部（BAF）から有効燃料棒長さ+10%」とは，原子炉水位計（燃料域）にて-3340mmを示す※7

図 3.2.5 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱時の対応手順の概要

格納容器圧力逃がし装置等による格納容器ベント実施

消火系による格納容器下部注水

格納容器下部注水による格納容器薬品注入

消火系による格納容器下部注水

ドライウェルクーラによる格納容器除熱

Ⅳ

代替原子炉補機冷却系
準備

格納容器スプレイによる格納容器薬品注入

防火水槽が使用できない場合は、淡水貯水池から可搬型代替注水ポンプ（A-2級）へ直接送水することが可能である。

※6 格納容器内雰囲気放射線レベル計指示とSOP導入条件判断図により炉心損傷を確認する。例えば，原子炉停止1時間後の場合,格納容器内雰囲気放射線レ
ベル計指示がドライウェル放射線レベル計：4.5E+00Sv/h，サプレッション・チェンバ放射線レベル計：5.5E+00Sv/hを超えた場合，炉心損傷発生と判断する。格納容器内雰囲気放射線レベル計による炉心損傷発生の判断ができない場合は，原子炉圧力容器表面温度により判断する。
炉心損傷による格納容器内水素濃度の上昇を確認する

原子炉注水可能な系統がある場合は急速減圧操作を実施する※5

代替原子炉注水弁（残留熱除去系注入弁）動作不能により低圧代替注水系機能喪失を確認する※4

中央制御室にて機器ランプ表示，機器故障警報，系統流量指示計にて機能喪失を確認する※3

重大事故等発生を通信連絡設備により確認した現場作業員は退避を実施する※2※1

代替注水系起動・制御棒駆動水ポンプによる原子炉注水・消火ポンプによる代替注水・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による代替注水

高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず

復水移送ポンプ
1台追加起動・2台運転確認

回復は解析上考慮せず

高圧／低圧注水機能
回復操作

代替循環冷却運転による格納容器スプレイおよび格納容器下部注水を継続し，機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後，原子炉圧力容器への注水
及び原子炉格納容器の冷却を実施する
格納容器頂部注水操作について実施判断基準値を超えた場合は速やかに実施
するYes

代替循環冷却運転
運転継続可能代替循環冷却系
運転開始

代替原子炉補機冷却系
準備が完了

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
2台によるドライウェルスプレイ開始（格納容器下部注水継続）

溶融炉心によるコンクリート浸食停止（約8時間後）格納容器下部注水系（常設）復水移送ポンプ
により格納容器下部に崩壊熱相当量を注水

原子炉圧力容器破損を判断

原子炉格納容器バウンダリ機能維持

格納容器限界圧力以下

水蒸気発生に伴う格納容器圧力上昇（溶融燃料－冷却材相互作用）

溶融炉心落下原子炉圧力容器破損時
原子炉圧力2.0MPa[gage]以下

格納容器下部水位2ｍ(注水量180m3)
到達後，格納容器下部注水系停止（約20時間後）※10
格納容器下部注水系（常設）復水移送ポンプ１台（90m3/h）
による格納容器下部注水開始

損傷炉心冷却失敗と判断※8※9

原子炉圧力容器下鏡温度300℃到達（リロケーション確認）

損傷炉心冷却未達成と判断

中央制御室での逃がし安全弁2個による原子炉急速減圧

原子炉水位有効燃料棒底部（BAF）から
有効燃料棒長さ+10%
到達※7

炉心損傷確認

炉心損傷開始回復は解析上考慮せず回復は解析上
考慮せず

※2

※3

回復は解析上考慮せず

非常用ディーゼル発電機運転状態確認

非常用ディーゼル発電機自動起動確認
非常用高圧系統（6.9kV）復旧確認※2※4
全ての設備による原子炉注水失敗を確認

低圧代替注水機能喪失を確認

低圧注水機能喪失を確認

高圧注水機能喪失を確認

原子炉スクラム・タービントリップを確認※1

主蒸気隔離弁全閉発生

主蒸気隔離弁閉
原子炉スクラム信号発生

外部電源喪失発生（約5.7時間後）（約3.7時間後）（約1.4時間後）（約1時間後）（約0分）（解析上の時間）

218
3.2-24
図 3.2.6 格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」時の作業と所要時間

（最大圧力 約 7.8MPa[gage]，約 3.1 秒）
逃がし安全弁の手動開操作による原子炉減圧

原子炉圧力

逃がし安全弁開閉による原
子炉圧力制御リロケーションによる原子炉圧力上昇
約 2.6MPa[gage](約 3.4 時間後)
原子炉圧力容器の破損直前(約 0.3MPa[gage])（MPa[gage]）
2.0MPa[gage]

事故後の時間（h）
図 3.2.7 原子炉圧力の推移

逃がし安全弁からの蒸気放出により原子炉水位が低下

原子炉水位

原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの10%上の位置に到達した時点で逃がし安全弁 2 個の開放による原子炉減圧により原子炉水位が低下

原子炉圧力容器の破損
により炉心下部プレナ
ムの全溶融炉心が原子
炉格納容器下部に落下

炉心下部プレナムの水は蒸発しているが，落下した溶融炉心の堆積により，見かけ上の原子炉水 溶融炉心の状態変化に位が表示されているより見かけ上の原子炉水位が上昇している

有効燃料棒頂部（m）

有効燃料棒底部
シュラウド内水位

炉心支持板の破損に伴って炉心下部プレナム水が蒸発し原子炉水位が低下

シュラウド外水位
炉心下部プレナム水位

事故後の時間（h）
図 3.2.8 原子炉水位の推移

3.2-25219

代替格納容器スプレイ等による格納容器圧力抑制
最大圧力 約 0.55MPa[gage]（約 28 時間後）

格納容器圧力（MPa[gage]）

格納容器限界圧力

代替循環冷却系（格納容器スプレイ及び格納容器下部注水）による格納容器圧力低下

代替循環冷却系（格納容器スプレイ及び格納容器下部注水）への系統構成切替に伴うスプレイ停止により格納容器圧力上昇

サプレッション・チェンバの減圧
沸騰に伴う格納容器圧力の上昇

原子炉圧力容器の破損及び原子炉格納容器下部へのデブリ落下による格納容器圧力上昇
逃がし安全弁 2 個の開放により格納容器圧力上昇

ドライウェルサプレッション・チェンバ

事故後の時間（h）
図 3.2.9 格納容器圧力の推移

代替格納容器スプレイ等による格納容器温度抑制
代替循環冷却系の運転（格納容器スプレイ及び格納容器下部注水）開始までの最高温度 約 151℃（約 20.5 時間後）

格納容器温度（℃）

代替循環冷却系（格納容器スプレイ及び格納容器下部注水）による格納容器温度低下
最高温度 約 169℃（約 54 時間後）

サプレッション・チェンバの減圧沸騰に伴うドライウェルへ
代替循環冷却系（格納容器スプレ の水蒸気の流入及び圧力上昇を受けた飽和蒸気温度の上昇
イ及び格納容器下部注水）への系
ドライウェル
統構成切替に伴うスプレイ停止
サプレッション･チェンバ（気相）
により格納容器温度上昇
サプレッション･チェンバ（液相）

事故後の時間（h）
図 3.2.10 格納容器温度の推移

3.2-26220

格納容器限界温度

サプレッション・チェンバ・プール水位

ベントライン（約 17m）
真空破壊装置（約 14m）

サプレッション・チェンバの減圧沸騰に伴う水位の低下

リターンライン（約 8.6m）
NWL（約 7.05m）

原子炉圧力容器からの蒸気の流入及び代替格納容器ス
プレイによる冷却材の流入による水位の上昇

代替循環冷却系（格納容器スプレイ及び格納容器下部注水）への系統構成切替に伴い水位の上昇が停止
サプレッション･チェンバ（m）
事故後の時間（h）※ サプレッション・チェンバ
床面を 0m とした。

図 3.2.11 サプレッション・チェンバ・プール水位の推移

格納容器圧力上昇抑制のための格納容器スプレイ（流量 130m3/h 以上）

格納容器スプレイ
格納容器下部注水

注水流量

代替循環冷却系（格納容器スプレイ，流量約 140m3/h）

格納容器下部への水位 2m 到達までの事前水張り（流量約 90m3/h で約 2 時間注水）
原子炉圧力容器破損前の格納容器スプレイ（流量約 70m3/h）（t/h）

崩壊熱相当量での格納容器下部注水

代替循環冷却系（格納容器下部注水，流量約 50m3/h）

事故後の時間（h）
図 3.2.12 注水流量の推移

3.2-27221

222

3.2-28高圧代替注水系を起動し原子炉水位を回復する

b.高圧・低圧注水機能喪失確認※2

高圧代替注水系による
原子炉注水

復水移送ポンプ
復水貯蔵槽

原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達した時点で，原子炉注水の手段が全くない場合でも，中央制御室からの遠隔操作によって手動操作により逃がし安全弁 2 個を開放し，原子炉を急速減圧する

原子炉圧力容器下鏡部温度 300℃到達によりリロケーションを確認した場
合，格納容器圧力 0.465MPa[gage]到達を確認した場合又は格納容器温度
190℃到達を確認した場合には原子炉格納容器の雰囲気を冷却するため，中央制御室からの遠隔操作により復水移送ポンプ 2 台を使用した代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却を実施する。また，格納容器
圧力 0.465MPa[gage]到達によって開始した場合は格納容器圧力が 0.39MPa[gage]以下となった時点で停止する

c.炉心損傷確認

d.逃がし安全弁による原子炉急速減圧

e.代替格納容器スプレ
イ冷却系による原子炉格納容器冷却※1 項目 a～i は，3.2.1 (3)に示す重大事故等対策の概要の各項目に対応※2 非常用炉心冷却系による注水が出来ない状態。高圧炉心注水系及び低圧注水系の機能喪失が重畳する場合や
高圧炉心注水系及び自動減圧系の機能喪失に伴い低圧注水系による原子炉注水ができない場合。

逃がし安全弁

原子炉水位がさらに低下し，炉心が露出し，炉心損傷したことを格納容器
内雰囲気放射線モニタにより確認する。
炉心損傷が発生すれば，ジルコニウム－水反応により水素が発生することから，原子炉格納容器内の水素濃度の状況を確認する。
－

高圧代替注水系
復水貯蔵槽－

原子炉スクラム後，原子炉水位は低下し続け，原子炉水位低で非常用炉心冷却系の自動起動信号が発生するが，全ての非常用炉心冷却系が機能喪失していることを確認する

－

－

－

－

－

－

【非常用ディー
ゼル発電機】【軽油タンク】

運転時の異常な過渡変化又は全交流動力電源喪失が発生し，原子炉がスク
ラムしたことを確認する

a.原子炉スクラム確認

可搬型設備

【

有効評価上考慮しない操作】：重大事故等対処設備（設計基準拡張）

原子炉圧力容器温度
復水補給水系流量（原子炉格納容器）
格納容器内圧力（D/W）
格納容器内圧力（S/C）
ドライウェル雰囲気温度
復水貯蔵槽水位（SA）

原子炉水位（SA）
原子炉水位
原子炉圧力（SA）
原子炉圧力

格納容器内雰囲気放射線レベル（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル（S/C）
格納容器内水素濃度(SA)

原子炉水位（SA）
原子炉水位
高圧代替注水系系統流量
復水貯蔵槽水位（SA）

原子炉水位（SA）
原子炉水位【原子炉隔離時冷却系系統流量】【高圧炉心注水系系統流量】【残留熱除去系ポンプ吐出圧力】

平均出力領域モニタ
起動領域モニタ

計装設備

有効性評価上期待する事故対処設備
常設設備

操作

判断及び操作※1

表 3.2.1 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱時における重大事故等対策について（1/2）

3.2-29223

復水移送ポンプ
軽油タンク

代替原子炉補機冷却系による代替循環冷却系の運転を開始し，溶融
炉心冷却及び原子炉格納容器除熱を開始する。代替循環冷却系の循
環流量は，格納容器下部注水と格納容器スプレイに復水補給水流量計を用いることによって流量分配し，それぞれ連続注水及び連続ス
プレイする

i.代替循環冷却系による溶融炉心冷却及び原子炉格納容器除熱

代替原子炉補機
冷却系
タンクローリ
（4kL）

－

－

－

可搬型設備

復水補給水系流量（原子炉格納容器）
格納容器内圧力（D/W）
格納容器内圧力（S/C）
ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ・プール水温度
サプレッション・チェンバ・プール水位

復水補給水系流量（原子炉格納容器）
復水貯蔵槽水位（SA）

原子炉水位（SA）
原子炉水位
原子炉圧力容器温度
原子炉圧力（SA）
原子炉圧力
格納容器内圧力（D/W）
ドライウェル雰囲気温度

原子炉圧力容器温度
復水補給水系流量（原子炉格納容器）
格納容器下部水位
復水貯蔵槽水位（SA）

計装設備

有効性評価上期待する事故対処設備【 】：重大事故等対処設備（設計基準拡張）※1 項目 a～i は，3.2.1 (3)に示す重大事故等対策の概要の各項目に対応
有効評価上考慮しない操作※2 原子炉圧力容器破損時の影響により，格納容器下部水位計による監視ができない場合であっても，以下の条件の一部又は全てについての数時間の推移を確認することにより，総合的に溶融炉心の冷却が継続して行われていることを把握することができる。
・原子炉格納容器下部の雰囲気温度が飽和温度程度で推移していること
・原子炉格納容器上部の雰囲気温度が飽和温度程度で推移していること
・原子炉格納容器内の水素濃度の上昇が停止すること
また，サプレッション・チェンバ・プール水位がリターンライン高さ（NWL+約 1.5m）を超える場合には，リターンラインを通じたサプレッション・チェンバのプール水の原子炉格納容器下部への流入による溶融炉心の冷却に期待でき，サプレッション・チェンバ・プール水位計によってこれを推定することができる。
※3 本格納容器破損モードの評価事故シーケンスは取水機能の喪失を伴うものではないが，代替循環冷却系による除熱量の評価においては，保守的に代替原子炉補機冷却系の設計値を用いた。

※3

復水移送ポンプ
復水貯蔵槽

原子炉圧力容器が破損し，溶融炉心が原子炉格納容器下部に落下した後は，格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部注水を崩
壊熱相当の流量にて継続して行う※2

h.溶融炉心への注水－

原子炉圧力容器の破損を直接確認する計装設備はないため，複数のパラメータの変化傾向により判断する

g.原子炉圧力容器破損
確認

常設設備

f.原子炉格納容器下部
への注水

操作

原子炉圧力容器下鏡部温度 300℃到達によりリロケーションを確認した場合，原子炉圧力容器破損に備えて中央制御室からの遠隔操作によって格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部への注水 復水移送ポンプを実施する。この場合の注水は，原子炉格納容器下部への水張りが 復水貯蔵槽目的であるため，原子炉格納容器下部の水位が 2m（総注水量 180m3）に到達した後，原子炉格納容器下部への注水を停止する

判断及び操作※1

表 3.2.1 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱時における重大事故等対策について（2/2）

初期条件

224

3.2-30通常運転時原子炉水位として設定－
サイクル末期の燃焼度のばらつきを考慮し，10%の保守性を考慮

通常水位（セパレータスカート下端から+119cm）
52,200t/h
9×9 燃料（A 型）
ANSI/ANS-5.1-1979
燃焼度 33GWd/t

原子炉水位

炉心流量

燃料

原子炉停止後の崩壊熱

通常運転時のサプレッション・チェンバ・プール水位として設定
通常運転時のサプレッション・チェンバ・プール水温の上限値として設定

通常運転時の格納容器温度として設定
復水移送ポンプ吐出温度を参考に設定

7.05m（NWL）
35℃
5.2kPa[gage]
57℃
50℃（事象開始 12 時間後以降は 45℃，
事象開始 24 時間以降は 40℃）

サプレッション・チェンバ・プー
ル水位
サプレッション・チェンバ・プー
ル水温

格納容器圧力

格納容器温度

外部水源の温度

通常運転時の格納容器圧力として設定

真空破壊装置の設定値

空間部：5,960m3
液相部：3,580m3
3.43kPa（ドライウェル－サプレッショ
ン・チェンバ間差圧）

格納容器容積（ウェットウェル）

真空破壊装置7,350m3

格納容器容積（ドライウェル）

ドライウェル内体積の設計値（全体積から内部機器及び構造物の体積を除いた値）
ウェットウェル内体積の設計値（内部機器及び構造物の体積を除いた値）

定格流量として設定

定格原子炉圧力として設定

7.07MPa[gage]

原子炉圧力

定格原子炉熱出力として設定－

条件設定の考え方

3,926MWt

MAAP

主要解析条件

原子炉熱出力解析コード

項目

表 3.2.2 主要解析条件（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）
（1／4）

初期条件

事故条件

3.2-31225

原子炉水位の低下の観点で厳しい事象を設定
高圧注水機能として原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系の機能喪失を，低圧注水機能として低圧注水系の機能喪失を設定すると共に，重大事故等対処設備による原子炉注水機能の喪失を設定

給水流量の全喪失
高圧注水機能，低圧注水機能，重大事故等対処設備による原子炉注
水機能の喪失外部電源なし考慮しない

コンクリート以外の構造材の扱い

起因事象

安全機能等の喪失に対する仮定

外部電源

高温ガスによる配管等のクリープ
破損や漏洩等

原子炉圧力を厳しく評価するものとして設定

本評価事故シーケンスへの事故対応に用いる設備は非常用高圧母線に接続されており，非常用ディーゼル発電機からの電源供給が可能であるため，外部電源の有無は事象進展に影響を与えないが，非常用ディーゼル発電機に期待する場合の方が資源の観点で厳しいことを踏まえ，外部電源なしとして設定

内側鋼板，外側鋼板，リブ鋼板についてはコンクリートよりも融点が内側鋼板，外側鋼板，リブ鋼板及び 高いことから保守的に考慮しない
ベント管は考慮しない
ベント管を考慮する場合，管内の水による除熱効果が考えられるが，保守的にこれを考慮しない

使用している骨材の種類から設定

過去の知見に基づき事前水張りの効果を考慮して設定

条件設定の考え方

玄武岩系コンクリート

800kW/m2 相当（圧力依存あり）

主要解析条件コンクリートの種類

溶融炉心からプール水への熱流束

項目表 3.2.2 主要解析条件（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）（2／4）

重大事故等対策に関連する機器条件

226

3.2-32

代替循環冷却系

格納容器下部注水系（常設）

代替格納容器スプレイ冷却系

逃がし安全弁

原子炉スクラム信号項目

70m3/h（原子炉圧力容器の破損前）
格納容器圧力及び温度抑制に必要なスプレイ流量を考慮し130m3/h 以上（原子炉圧力容器の破損後の
て設定
圧力抑制）
原子炉圧力容器の破損の事前の検知から破損までの時間余90m3/h（事前水張り時）
裕に基づき水位 2m 到達まで水張り可能な流量として設定
原子炉圧力容器破損以降は，崩壊熱相当
原子炉圧力容器破損以降は，溶融炉心冷却が継続可能な流の注水量量として設定3総循環流量：190m /h
格納容器圧力及び温度抑制に必要なスプレイ流量及び原子格納容器スプレイ：約 140m3/h
炉格納容器下部に落下した溶融炉心の冷却に必要な注水量
3
原子炉格納容器下部：約 50m /hを考慮して設定<原子炉圧力と逃がし安全弁蒸気量の関係>

逃がし安全弁の設計値に基づく蒸気流量及び原子炉圧力の関係から設定逃がし安全弁の逃がし弁機能の設計値として設定

逃がし弁機能7.51MPa[gage]×1 個, 363t/h/個
7.58MPa[gage]×1 個, 367t/h/個
7.65MPa[gage]×4 個, 370t/h/個
7.72MPa[gage]×4 個, 373t/h/個
7.79MPa[gage]×4 個, 377t/h/個
7.86MPa[gage]×4 個, 380t/h/個
自動減圧機能付き逃がし安全弁の 2 個の開放による原子炉急速減圧

事象発生と同時に原子炉スクラムするものとして設定

条件設定の考え方

事象発生と同時に原子炉スクラム

主要解析条件表 3.2.2 主要解析条件（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）（3／4）

3.2-33

条件設定の考え方

原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長 炉心損傷後の酸化反応の影響緩和
さの 10%高い位置に到達した時点を考慮し設定主要解析条件

炉心損傷後の原子炉圧力容器の破損による溶融炉心・コンクリート相
互作用の影響緩和を考慮し設定

代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱操事象発生から 20.5 時間後
作※

代替原子炉補機冷却系の準備時間等を考慮し設定

格納容器圧力が 0.465MPa[gage]又は格納容器温度
代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格が 190℃に到達した場合に開始。格納容器圧力 格納容器圧力及び温度の抑制効果
納容器冷却操作（原子炉圧力容器の破損後の0.465MPa[gage]到達によって開始した場合は格納 を踏まえて設定
原子炉格納容器冷却）
容器圧力が 0.39MPa[gage]以下となった時点で停止

原子炉格納容器下部への注水操作（原子炉圧
原子炉圧力容器の破損を確認した場合
力容器の破損後の注水）

原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達したこと
炉心損傷後の原子炉圧力容器の破原子炉格納容器下部への注水操作（原子炉圧 を確認して開始，原子炉格納容器下部の水位が 2m
損による溶融炉心・コンクリート相
力容器の破損前の先行水張り）（総注水量 180m3）に到達したことを確認した場合
互作用の影響緩和を考慮し設定に停止する

代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格 原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達したこと
格納容器圧力及び温度の抑制効果
納容器冷却操作（原子炉圧力容器の破損前の を確認して開始し，原子炉圧力容器の破損を確認しを踏まえて設定
原子炉格納容器冷却）た場合に停止する

原子炉急速減圧操作

項目

表 3.2.2 主要解析条件（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）（4／4）※ 本格納容器破損モードの評価事故シーケンスは原子炉補機冷却系の機能喪失を伴うものではないが，代替循環冷却系による除熱は保守的に代替原子炉補機冷却系を用いて実施するものとし，除熱操作の開始は，代替原子炉補機冷却系の準備に要する時間を設定した。

重大事故等対策に関連する操作条件

227

添付資料 3.2.1
高温環境下での逃がし安全弁の開保持機能維持について
原子炉水位が有効燃料棒頂部を下回り，炉心損傷に至るような状況では，原子炉圧力容器(以下「RPV」という。)内の気相温度は飽和蒸気温度を大きく超える。高圧溶融物放出/格納容器雰囲気
直接加熱(以下「DCH」という。)を防止するためには，その様な環境下でも逃がし安全弁(以下「SRV」という。)を開保持し，RPV 内の圧力を 2MPa 以下の低圧に維持する必要がある。
図 1 に示す通り，SRV は本体部と補助作動装置から構成されている。「4.本体部の温度上昇による影響」に示す通り，本体部では温度上昇は問題にならないが，補助作動装置の温度が上昇すると，電磁弁又はピストンのシール部が熱によって損傷し，SRV の機能維持に影響を及ぼす恐れがある。
SRV については以下の環境条件における機能維持を確認している。
・171℃において 3 時間継続の後 160℃において 3 時間継続
ここでは，炉心損傷後，DCH 防止のために原子炉の減圧を継続している環境下で想定される SRVの温度を評価し，上記の条件と比較することで，SRV の健全性を評価する。
1. 評価方法
MAAP 解析によって得られた DCH 対応シナリオでの RPV 内気相温度とドライウェル内気相温度を
環境温度条件として，三次元熱流動解析コード(STAR-CCM+)により，SRV の温度を評価した。
三次元熱流動解析では，RPV の温度条件が厳しくなる評価点を設定し定常解析を実施した。また，RPV 破損直前には RPV 内の気相温度が急激に上昇することから，これに追従する SRV の温度上昇をより現実的に評価するため，RPV 内の気相温度が急激に上昇する時間幅に対する非定常解
析を実施した。
2. 評価条件(1) 温度条件
図 2,3 に RPV 内気相平均温度とドライウェル内気相平均温度の MAAP 解析結果を示す。MAAP の解析結果を踏まえ，表 1 及び以下に示す通り，2 通りの評価条件を設定した。
① 事象発生から 6 時間後までの範囲を代表する温度条件として，同範囲内での RPV 内気相平均温度とドライウェル内気相平均温度のそれぞれについて最も厳しい温度を適用した温度条件。定常解析によって評価する。
② RPV 破損直前の RPV 内の気相温度の急激な上昇を考慮した温度条件として，RPV 内の気相温度が急激に上昇する時間幅での RPV 内の気相温度の変化とドライウェル内気相平均温度の最も厳しい温度を適用した温度条件。非定常解析によって評価する。

添 3.2.1-1

228

(2) 評価モデル
自動減圧(ADS)機能付きの SRV の中で，電磁弁やピストンのシール部の温度条件が厳しい弁を評価する観点から，電磁弁の設置角度が排気管に最も近い弁を評価対象弁とした。また，図 4,5 のように開状態と閉状態を交互に並べた形でモデル化している。実機では離れた位置の SRV2 個を操作するが，解析では評価体系の側面を周期境界としており，保守的に 1 個おきに開動作するモデルとしている。
3. 評価結果
評価結果を表 2 及び図 6,7 に示す。事象発生から 6 時間後までの範囲を代表する温度条件として設定した①の温度条件では，補助作動装置の電磁弁及びピストンのシール部の温度は 160℃を
約 10℃下回った。また，RPV 破損直前の RPV 内の気相温度の急激な上昇を考慮した②の温度条件
では，補助作動装置の電磁弁及びピストンのシール部の温度は 160℃を約 10℃下回った。
SRV に対する機能確認試験では，初期の熱負荷として，171℃を与えており，この試験実績を踏
まえると，DCH 防止のために原子炉減圧を継続している状況下でも SRV の機能を維持可能※である。①は最も厳しい温度を設定して実施した定常解析であり，実際に SRV が経験する温度は更に低い値になるものと考えられる。
以上の通り，炉心損傷後，DCH 防止のために原子炉の減圧を継続している状況を想定した環境下でも，SRV の機能を維持できると考える。
※ SRV は，「171℃において 3 時間継続の後 160℃において 3 時間継続」という環境条件での機能維持が試験によって確認されている。この初期の熱負荷(171℃において 3 時間継続)をアレニウス則に基づき 160℃の熱負荷に換算すると，160℃において約 4.6 時間継続となり，これを後段の試験時間と合計すると約 7.6 時間は機能維持が可能となる。
4. 本体部の温度上昇による影響
閉状態の SRV が強制開するためには，補助作動装置の駆動力が SRV 本体の抵抗力を上回る必要がある。SRV 本体の抵抗力に対する温度上昇の影響は表 3 のとおり，いずれも温度上昇によって抵抗力が低下するよう設計上配慮されており，温度上昇が強制開の妨げとなることはない。
以 上

添 3.2.1-2229

表 1 三次元熱流動解析での温度条件
温度条件①【定常解析】

温度条件②【非定常解析】(事象発生から 6 時間後までの(RPV 破損直前の RPV 内の気相温度の範囲を代表する温度条件)

急激な上昇を考慮した温度条件)

RPV 内
気相平均温度

約 589℃

約 510℃→約 626℃

ドライウェル内
気相平均温度

約 111℃

約 116℃

表 2 三次元熱流動解析での評価結果
温度条件①【定常解析】

温度条件②【非定常解析】(事象発生から 6 時間後までの(RPV 破損直前の RPV 内の気相温度の範囲を代表する温度条件)

急激な上昇を考慮した温度条件)

下部コイル
ハウジング
最高温度※

約 150℃

約 150℃

ピストン部
最高温度

約 149℃

約 147℃※ADS 機能付電磁弁設置位置

項目

表 3 SRV 本体の抵抗力に対する温度上昇の影響
温度上昇の影響

SRV スプリング閉止力

温度上昇に伴い，低下する方向にある。また，補助作動装置の駆動力はスプリング閉止力に対して十分な力量を有している。

弁棒・アジャスタリング
摺動抵抗

主蒸気流路から離れた位置にあり，温度上昇幅は小さく，SRV 強
制開機能には影響を及ぼさない。

弁棒・ネッキブッシュ摺動抵抗

弁棒は SUS431，ネッキブッシュはニッケルブロンズと，入熱時に隙間が拡大する材料の組み合わせとなっており，ネッキブッ
シュによる弁棒拘束は発生しない。

バランスピストン・ブッ
シュ摺動抵抗バランスピストンは SUS403，ブッシュはニッケルブロンズと，入熱時に隙間が拡大する材料の組み合わせとなっており，ブッシュによる弁棒拘束は発生しない。

弁体(ガイド部)・ガイド
摺動抵抗

主蒸気温度上昇に伴い拡大するため，温度上昇に伴うガイドによる弁体拘束は発生しない。

添 3.2.1-3230

ピストン部

弁体ガイド

図 1a SRV 構造図(断面図)
添 3.2.1-4

231

図 1b SRV 構造図(側面図詳細)

図 1c SRV 構造図(平面図詳細)
添 3.2.1-5

232

RPV 破損
温度条件①(0h～6.0h 最大値：約 589 °C)

温度(°C)

原子炉急速減圧に伴い燃料被覆管温度が上昇し，同時に減圧沸騰に伴って生じる蒸気によってジルコニウム－水反応が促進され，反応熱によって気相温度が上昇

温度条件②(急激な温度上昇開始～RPV 破損直前
：約 510 °C～約 626 °C, 約 35 分間,
下部プレナムの冷却材の蒸発に伴う溶融炉心からの輻射による温度上昇)

SRV 開閉による圧力制御

事故後の時間(h)温度(°C)

図 2 RPV 内気相平均温度の推移

原子炉急速減圧に伴いジルコニウム－水反応が促進され，反応熱によって温度が上昇した原子炉圧力容器内の気体が流入することにより，ドラ
イウェル内の気相温度が上昇

RPV 破損
温度条件①(0h～6.0h 最大値：約 111 °C)

温度条件②(6.0h～RPV 破損直前：約 116 °C)

事故後の時間(h)図 3 ドライウェル内気相平均温度の推移

添 3.2.1-6

233

図 4 モデル化範囲と境界条件

図 5 モデル図と断面メッシュ図
添 3.2.1-7

234

添 3.2.1-8235

図 6 解析結果(温度条件①)

図 7 解析結果(温度条件②)

添 3.2.1-9236

添付資料 3.2.1 別添 1
代替格納容器スプレイを実施した場合の逃がし安全弁の温度
添付資料 3.2.1 の評価では，原子炉の減圧を継続している状況での代替格納容器スプレイを実施していないが，これを実施することで，逃がし安全弁の温度の大幅な低下に期待できる。このため，今後初期水張り等の格納容器への注水は可能なものの，原子炉に注水できない状況下では，格納容器内の温度・圧力を緩和する観点から，予め格納容器(ドライウェル)スプレイを実施する
手順とする。ここでは，代替格納容器スプレイに期待した場合の逃がし安全弁の温度を示す。
1. 評価方法
代替格納容器スプレイを実施していない場合(添付資料 3.2.1)と同じ。
2. 評価条件(1) 温度条件
図 1, 2 に原子炉圧力容器内気相平均温度とドライウェル内気相平均温度の MAAP 解析結果を示す。MAAP の解析結果を踏まえ，表 1 及び以下に示す通り，2 点の評価条件を設定した。
① 事象発生から 6 時間後までの範囲を代表する温度条件として，代替格納容器スプレイ及び下部ドライウェル初期水張り開始前を考慮した温度条件② 6 時間後から溶融炉心落下直前までを代表する温度条件として原子炉圧力容器破損直前の原
子炉圧力容器内の気相温度の急激な上昇を考慮した温度条件(2) 評価モデル
代替格納容器スプレイを実施していない場合と同じ。
3. 評価結果
評価結果を表 2 及び図 3, 4 に示す。いずれの温度条件でも，補助作動装置の電磁弁及びピストンのシール部の温度は 160℃を大幅に下回った。
以上の通り，炉心損傷後，DCH 防止のために原子炉の減圧を継続している状況を想定した環境下で代替格納容器スプレイを実施する場合，SRV の温度が大幅に低減されること確認した。
以 上

添 3.2.1 別添 1-1

237

表 1 三次元熱流動解析での温度条件
温度条件①【定常解析】
温度条件②【非定常解析】(事象発生から 6 時間後までの(RPV 破損直前の RPV 内の気相温度の急範囲を代表する温度条件)

激な上昇を考慮した温度条件)

原子炉圧力容器内
気相平均温度

約 649℃

約 532℃→約 649℃

ドライウェル内
気相平均温度

約 97℃

約 84℃

表 2 三次元熱流動解析での評価結果
温度条件①
温度条件②
(事象発生から 6 時間後までの (RPV 破損直前の RPV 内の気相温度範囲を代表する温度条件)の急激な上昇を考慮した温度条件)
下部コイルハウジング
最高温度※

約 145℃

約 121℃

ピストン部最高温度

約 148℃

約 123℃※ADS 機能付電磁弁設置位置

温度(°C)

温度条件①(RPV 破損直前：約 649°C)

RPV
破損
SRV 開閉による
圧力制御

温度条件②
(急激な温度上昇開始～RPV 破損直前
：約 532°C～約 649°C, 約 25 分間,
下部プレナムの冷却材の蒸発に伴う溶融炉心からの輻射による温度上昇)

事故後の時間(h)図 1 原子炉圧力容器内気相平均温度の推移

温度(°C)

温度条件①(下鏡温度 300 °C 到達に伴うペデスタル注水,
ドライウェルスプレイ開始前：97°C)

ドライウェルスプレイ開始に伴う温度低下

温度条件②(6 時間後から RPV 破損までの間の最高温度：約 84 °C)

事故後の時間(h)図 2 ドライウェル内気相平均温度の推移
添 3.2.1 別添 1-2

238

RPV
破損

図 3 解析結果(温度条件①)
添 3.2.1 別添 1-3

239

図 4 解析結果(温度条件②)

添 3.2.1 別添 1-4240添付資料 3.2.2
格納容器破損モード「DCH」,「FCI」,「MCCI」の評価事故シーケンスの位置付け

格納容器破損モード「高圧溶融物放出/格納容器雰囲気直接加熱(DCH)」,「原子炉圧力容器外の溶融燃料-冷却材相互作用(FCI)」,「溶融炉心・コンクリート相互作用(MCCI)」については，各プ
ラント損傷状態(PDS)に対応する各重要事故シーケンス及び雰囲気圧力・温度による静的負荷の評
価事故シーケンスへの重大事故等防止対策の有効性評価の結果等から，重大事故等対処設備に期待する場合，炉心損傷あるいはリロケーションまでに事象の進展を停止し，これらの現象の発生を防止することが出来る。
しかしながら，格納容器破損モード「DCH」,「FCI」,「MCCI」は，「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」(以下「解釈」という。)第 37 条 21(a)において，必ず想定する格納容器破損モードとして定められている。このため，今回の評価
では重大事故等対処設備の一部に期待しないものとして，各物理化学現象に伴う格納容器破損が懸念される状態に至る評価事故シーケンスを設定している。
一方，格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧・過温破損)」については，事故シーケンス選定のプロセスにおいて，国内外の先進的な対策と同等な対策を講じても炉心損傷を防止できない事故シーケンスとして抽出された、「大破断 LOCA+ HPCF 注水失敗+低圧 ECCS 注水失敗」を評価事故シーケンスとして選定し，重大事故等防止対策の有効性を評価している。
以上の通り，格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧・過温破損)」
は重大事故等防止対策に期待して評価し，解釈第 37 条 2-3(a)～(c)の評価項目に対する重大事故等防止対策の有効性を評価しており，格納容器破損モード「DCH」,「FCI」,「MCCI」は，評価を成立させるために，重大事故等対処設備の一部に期待しないものとして，解釈第 37 条 2-3(d), (e),(i)の評価項目に対する重大事故等防止対策の有効性を評価している。

以上

添 3.2.2-1

241添付資料 3.2.3
原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えい量について

本格納容器破損モードの重大事故等対策の有効性評価では，厳しい事象を想定した場合でも，原子炉格納容器が破損することなく安定状態に至る結果が得られている。この評価結果に照らして原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えい量を考える。
原子炉建屋内の換気空調系によって原子炉建屋を負圧にする場合，原子炉建屋内の放射性物質
は換気空調系を経由して大気中に放出されるが，原子炉建屋から大気中への漏えいを能動的に防止することができる。一方，原子炉建屋内の換気空調系を停止する場合は，原子炉建屋からの漏えいを能動的に防止する効果は無くなるが，換気空調系を経由した放出が無くなる。本格納容器
破損モードの重大事故等対策の有効性評価では後者，すなわち，原子炉建屋の換気空調系を停止する状況を想定している。
本格納容器破損モードの重大事故等対策の有効性評価では原子炉格納容器は健全であると評価していることから，原子炉格納容器から漏えいした水蒸気は原子炉建屋内で凝縮され原子炉建屋
空間部が加圧されることはないと考えられる。また，原子炉建屋内の換気空調系は停止している
ため，原子炉建屋内空間部と外気との圧力差が生じにくく，原子炉建屋内外での空気のやりとりは殆どないものと考えられる。さらに，原子炉格納容器内から原子炉建屋に漏えいした粒子状放射性物質は，原子炉建屋内での重力沈降や水蒸気の凝縮に伴い，原子炉建屋内に沈着するものと考えられる。
これらのことから，原子炉格納容器の健全性が維持されており，原子炉建屋の換気空調系が停止している場合は，原子炉格納容器から原子炉建屋内に漏えいした放射性物質は，原子炉建屋内
で時間減衰し，また，原子炉建屋内で除去されるため，大気中へは殆ど放出されないものと考えられる。
以下では，上述の状況に係わらず，保守的に原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えいを仮定した場合の放出量を示す。
１．評価条件(1) 本格納容器破損モードの評価事故シーケンスである「過渡事象＋高圧注水失敗＋原子炉減圧
失敗＋炉心損傷後の原子炉減圧失敗（＋DCH 発生）」について評価する。
(2) 格納容器からの漏えい量は，MAAP 解析上で格納容器圧力に応じて漏えい率が変化するものとし，開口面積は以下のように設定する。なお，エアロゾル粒子は格納容器外に放出される前に貫通部内で大部分が捕集されることが実験的に確認されていることから，本評価に当たっては，格納容器の漏えい孔におけるエアロゾルの捕集の効果（DF450）を考慮した。
・1Pd 以下：0.9Pd で 0.4%/日 相当
・1～2Pd ：2.0Pd で 1.3%/日 相当(3) 原子炉建屋から大気中に漏えいする放射性物質を保守的に見積もるため，原子炉建屋の換気
空調系停止時の原子炉建屋から大気中への漏えい率を 10%/日（一定）とした。(詳細は「３.
補足事項」参照)(4) 原子炉建屋内での放射能量の時間減衰は考慮せず，また，原子炉建屋内での粒子状物質の除去
効果は保守的に考慮しない。

添 3.2.3-1

242

２．評価結果
原子炉建屋から大気中への放射性物質(Cs-137)の漏えい量は 2.7×10-3TBq（7 日間）（暫定値）となる。
格納容器が健全であるため，格納容器から原子炉建屋への漏えい量は制限され，更に原子炉建屋から大気中への漏えいにおいても一定の漏えい率に制限されるため，放射性物質の漏えい量は抑制される。
この評価結果は「3.1.3 代替循環冷却系を使用しない場合」に示すドライウェルのラインを経由した場合の放出量 2.0TBq（7 日間）に比べて十分に小さい。

添 3.2.3-2

243

３．補足事項
原子炉建屋から大気中への漏えい率は，建屋周辺の風速によって原子炉建屋内と建屋外に差圧が生じ，放射性物質を含む原子炉建屋内の気体が建屋外へ漏えいすると仮定して評価する。
(1)式に建屋周辺の風速と建屋差圧(風荷重)の関係を示す。
ΔP = -C×ρ×v2/2 ・・・(1)
ΔP : 風荷重 (kg/m2)
C : 風力係数 (-0.4)
ρ : 空気密度 (0.125kgs2/m4：大気圧 101kPa，大気温度 15℃)v : 風速 (3.1m/s)(敷地内で観測した 1985 年 10 月～1986 年 9 月の地上高 10m 風速観測結果から，平均風速である 3.1m/s を選定)
出典：建築学便覧Ⅱ 構造
次に，差圧と原子炉建屋の漏えい率の相関式を(2)式に示す。
f ∝ √ΔP ・・・(2)f : 原子炉建屋の漏えい率 (回/日)
ΔP : 差圧 (mmH2O)
なお，1mmH2O=1kg/m2
原子炉建屋は，建屋負圧 6.4mmH2O で漏えい率が 0.5 回/日以下になるように設計されているため，実風速による建屋差圧と漏えい率の関係は(3)式のようになる。
f1 = f0×√(ΔP1/ΔP0) ・・・(3)f1 : 実風速時の漏えい率 (回/日)
f0 : 原子炉建屋の設計漏えい率 (0.5 回/日)
ΔP1 : 実風速時の建屋差圧 (約 0.3mmH2O)
ΔP0 : 原子炉建屋の設計建屋差圧 (6.4mmH2O)
以上より，建屋周辺の風速によって生じる原子炉建屋からの漏えい率は約 10%/日(0.1 回/日)となる。

以上

添 3.2.3-3244

解析コード及び解析条件の不確かさの影響について(高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱)
表1

添付資料 3.2.4

解析コードにおける重要現象の不確かさが運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータ（原子炉圧力）に与える影響(高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱)(1/2)

【MAAP】
分類

重要現象
崩壊熱

解析モデル
炉心モデル(原子炉
出力及び崩壊熱)

燃料棒内温

不確かさ
入力値に含まれる。

TMI 事故解析における炉心ヒートアップ時の水素発生，炉心領域での度変化

溶融進展状態について，TMI 事故分析結果と一致することを確認した。

燃料棒表面

炉心モデル(炉心熱

熱伝達

水力モデル)
溶融炉心の挙動モ

炉心

燃料被覆管

デル(炉心ヒートア

酸化ップ)

CORA 実験解析における，燃料被覆管，制御棒及びチャンネルボックスの温度変化について，測定データと良く一致することを確認した。
炉心ヒートアップ速度の増加(被覆管酸化の促進)を想定し，仮想的な厳しい振り幅ではあるが，ジルコニウム-水反応速度の係数を 2 倍とした感度解析により影響を確認した。
・TQUV，大破断 LOCA シーケンスともに，炉心溶融の開始時刻への影響
は小さい

燃料被覆管

・下部プレナムへのリロケーションの開始時刻は，ほぼ変化しない

変形

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（原子炉圧力）に与える影響「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラ評価項目となるパラメータに与える影響」にて確認。

メータに与える影響」にて確認。

炉心ヒートアップの感度解析（ヒートアップ時の燃料被覆
管表面積感度解析）では，炉心溶融時間に対する感度及び下部プレナムへのリロケーション開始時間に対する感度は小さいことが確認されている。本評価事故シーケンスにおいては，重大事故等対処設備を含む全ての原子炉への注水機能が喪失することを想定しており，最初に実施すべき操作は原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの10％高い位置に到達した時点の減圧操作となり，燃料被覆
管温度等によるパラメータを操作開始の起点としている操作ではないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

炉心モデル（炉心水位計算モデル）は原子炉水位挙動につい
沸騰・ボイ

TQUX シーケンス及び中小破断 LOCA シーケンスに対して，MAAP コードて原子炉圧力容器内のモデルが精緻である SAFER コードとと SAFER コードの比較を行い，以下の傾向を確認した。

の比較により，急速減圧後の水位上昇及び蒸気流出の継続

・MAAP コードでは SAFER コードで考慮している CCFL を取り扱っていによる水位低下について，一時的により低い水位に到達すないこと等から，水位変化に差異が生じたものの水位低下幅は MAAPることが確認されており，原子炉水位が有効燃料棒底部か

気 液分離

コードの方が保守的であり，その後の注水操作による有効燃料棒頂ら有効燃料棒の長さの 10%高い位置に到達する時間が早ま( 水 位 変部までの水位回復時刻は両コードで同等である

る可能性があるが，数分程度の差違であることから運転員

ド率変化
炉心モデル(炉心水位計算モデル)化)・対向流等操作時間に与える影響は小さい。

原子炉圧力容器

冷却材放出

原子炉圧力容器モ(臨界流・差デル(破断流モデ

圧流)

ル)

冷却材放出(臨界流・差圧流)を起点に操作開始する運転員
逃がし安全弁からの流量は，設計値に基づいて計算される。

等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

添 3.2.4-1

炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現性及び CORA 実験についての再現性が確認されている。炉心ヒートアップの感度解析（ヒートアッ
プ時の燃料被覆管表面積感度解析）では，炉心溶融時間に対する感度及び下部プ
レナムへのリロケーション開始時間に対する感度は小さいことが確認されている。本評価事故シーケンスでは，原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達した時点での運転員等操作による原子炉急速減圧によって速やかに原子炉圧力を 2.0MPa[gage]以下に低減し，原子炉圧力容器破損時の原子炉圧力を 2.0MPa[gage]以下に維持しているため，上記の不確かさが運転
員等操作時間に与える影響はないこと及び原子炉急速減圧操作後に原子炉圧力は速やかに低下することから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

炉心モデル（炉心水位計算モデル）は原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である SAFER コードとの比較により，急速減圧後の水位上昇及び蒸気流出の継続による水位低下について，一時的により低い水位に到達することが確認されており，原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%高
い位置に到達する時間が早まる可能性があるが，数分程度の差違であること及び原子炉急速減圧操作後に原子炉圧力は速やかに低下することから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

冷却材放出(臨界流・差圧流)を起点に操作開始する運転員等操作はないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

245

表1

解析コードにおける重要現象の不確かさが運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータ（原子炉圧力）に与える影響(高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱)(2/2)

【MAAP】
分類

重要現象

解析モデル

不確かさ

運転員等操作時間に与える影響

・TMI 事故解析における炉心領域での溶融進展状態について，TMI 事故分析結果と一致することを確認した

リロケーション
溶融炉心の挙動モ
デル(リロケーシ
ョン)
構造材との熱伝達・リロケーションの進展が早まることを想定し，炉心ノード崩壊のパラメータを低下させた感度解析により影響を確認した
・TQUV，大破断 LOCA シーケンスともに，炉心溶融時刻，
原子炉圧力容器の破損時刻への影響が小さいことを確

溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性が確認され溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性が確認されている。また，ており，炉心崩壊に至る温度の感度解析より原子炉圧力容器破損

炉心崩壊に至る温度の感度解析より原子炉圧力容器破損時間に対する感度は小時間に対する感度は小さいことを確認している。本評価事故シーさいことが確認されている。本評価事故シーケンスでは，リロケーションが発

ケンスでは，リロケーションが発生する前に運転員等操作により生する前に運転員等操作により原子炉急速減圧を実施することから，運転員等

原子炉急速減圧操作を実施し，操作開始後原子炉圧力は速やかに操作時間に与える影響はない。

低下することから，評価項目となるパラメータに与える影響はな
い。

認した
原子炉圧力容器内 FCI

原子炉圧力容器内 FCI に影響する項目として溶融ジェッ（溶融炉心細粒化）

ト径，エントレインメント係数及びデブリ粒子径をパラメ

原子炉圧力容器 炉(心損傷後ータとして感度解析を行い，いずれについても，原子炉圧
原子炉圧力容器内 FCI

力容器破損時点での原子炉圧力に対する感度が小さいこ（デブリ粒子熱伝達）とを確認した。

原子炉圧力容器内 FCI を起点に操作開始する運転員等操作はないことから，運原子炉圧力容器内 FCI を起点に操作開始する運転員等操作はな

転員等操作時間に与える影響はない。

いことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

溶融炉心の挙動モデル(下部プレナ
ムでの溶融炉心挙動)
下 部 プ レ ナム で の 溶

・TMI 事故解析における下部プレナムの温度挙動について，TMI 事故分析結果と良く一致することを確認した
・下部プレナム内の溶融炉心と上面水プールとの間の限)融炉心の熱伝達界熱流束，下部プレナムギャップ除熱量に係る係数に対する感度解析を行い，原子炉圧力容器破損時刻等の事象
進展に対する影響が小さいことを確認した。

原子炉圧力容器破損に影響する項目として制御棒駆動機
溶融炉心の挙動モ
原子炉圧力容器破損

デル(原子炉圧力容器破損モデル)構ハウジング溶接部の破損判定に用いる最大ひずみ(しきい値)をパラメータとした感度解析を行い，原子炉圧力容器破損時刻が約 13 分早まることを確認した。ただし，仮想的な厳しい条件に基づく解析結果であり，実機における影響は十分小さいと判断される。

246

評価項目となるパラメータ（原子炉圧力）に与える影響

下部プレナムと炉心デブリの熱伝達に関する感度解析により，原子炉圧力容器
破損時間等の事象進展に対する感度が小さいことを確認していることから，下部ヘッドの温度上昇を起点とする，代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉
格納容器冷却操作（原子炉圧力容器の破損前の原子炉格納容器冷却）の開始に与える影響は小さい。さらに，下部ヘッド温度上昇(300℃到達)は事象発生開始から，約 3.7 時間後の操作であり，多少の挙動の差異が生じた場合においても下部プレナムと炉心デブリの熱伝達に関する感度解析により，原
子炉圧力容器破損時間等の事象進展に対する感度が小さいことを確認していることから，解析コードの不確かさが評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

十分な時間余裕があることから，運転員等操作時間に与える影響はない。

制御棒駆動機構ハウジング溶接部の破損判定に用いる最大ひずみ(しきい値)に制御棒駆動機構ハウジング溶接部の破損判定に用いる最大ひず

対する感度解析により，最大ひずみを低下させた場合に原子炉圧力容器破損時み(しきい値)に対する感度解析により，最大ひずみを低下させた間が早まることを確認している。本評価事故シーケンスへの対応では原子炉圧

場合に原子炉圧力容器破損が早まることを確認しているが，溶融

力容器破損を起点に操作開始する運転員等操作はないことから，運転員等操作

燃料の落下時間への影響は小さく，解析コードの不確かさが評価時間に与える影響はない。

項目となるパラメータに与える影響は小さい。

添 3.2.4-2

表2

解析条件(初期条件，事故条件)の不確かさ
解析条件
最確条件

項目

原子炉熱出力原子炉圧力

解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータ（原子炉圧力）に与える影響(高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱)(1/2)

3,926MWt

3,924MWt 以下（実績値）

7.07MPa[gage]

約 7.05MPa[gage]～約 7.12MPa[gage]（実測値）

条件設定の考え方

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（原子炉圧力）に与える影響

原子炉熱出力のゆらぎを考慮した運転
管理目標値を参考に最確条件を包絡できる条件を設定。

最確条件とした場合には原子炉停止後の崩壊熱が緩和される。最確条件とした場合の運転員等操作時間への影響は，原子炉停止後の崩壊熱にて説明する。

最確条件とした場合には原子炉停止後の崩壊熱が緩和される。最確条件とした場合の評価項目となるパラメータに与える影響は，原子炉停止後の崩壊熱にて説明する。

定格原子炉圧力として設定。

最確条件とした場合には，運転中の圧力変動により解析条
件に対して変動を与えうるが，原子炉圧力は逃がし安全弁
により制御されるため事象進展に及ぼす影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。

最確条件とした場合には，運転中の圧力変動により解析条件に対して変動を与えうるが，原子炉圧力は逃がし安全弁により制御されるため事象進展に影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

通常運転時の原子炉水位として設定。

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，ゆらぎの幅は事象発生後の水位低下量に対して非常に小さい。例えば，スクラム 10 分後の原子炉水位の低下量は通常運転水位約－4m であるのに対してゆらぎによる水位低下量は約－10mm であり非常に小さい。したがって，事象進展に及ぼす影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうる
が，ゆらぎの幅は事象発生後の水位低下量に対して非常に小さい。例えば，スクラム 10 分後の原子炉水位の低下量は通常運転水位約－4m であるのに対してゆらぎによる水位低下量は約－10mm であり非常に小さい。したがって，事象進展に影響は小さく，評価項目となるパラメータに与える影響
は小さい。

原子炉水位

通常運転水位（セパレータスカー
ト下端から+119cm）

通常運転水位（セパレータスカート下端から約+118cm～約+120cm）
（実測値）

炉心流量

52,200t/h（100%）定格流量の約 91%～約 110%（実測値）

定格流量として設定。

事象発生後早期に原子炉はスクラムするため，初期炉心流量が事象進展に及ぼす影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

事象発生後早期に原子炉はスクラムするため，初期炉心流量が事象進展に及ぼす影響は小さく，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

装荷炉心ごと9×9 燃料(A 型)と 9×9 燃料(B 型)は，
熱水的な特性はほぼ同等であり，その他の核的特性等の違いは燃料棒最大線出力密度の保守性に包含されることから，
代表的に 9×9 燃料(A 型)を設定。

最確条件とした場合には，9×9 燃料の A 型又は B 型の炉心となるか，それらの混在炉心となるが，両型式の燃料の熱水力特性はほぼ同等であり，事象進展に及ぼす影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

最確条件とした場合には，9×9 燃料の A 型又は B 型の炉心となるか，それらの混在炉心となるが，両型式の燃料の熱水力特性はほぼ同等であり，炉心冷却性に大きな差は無いことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

最確条件は解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，原子炉水位の低下が緩やかになり，発生する蒸気量は少なくなることから，有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%高い位置到達を操作開始の起点としている原子炉急速減圧操作の開始が遅くなる。

最確条件は解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなる。本評価事故
シーケンスでは，原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの10%上の位置に到達した時点での運転員等操作による原子炉急速減圧によって速やかに原子炉圧力を 2.0MPa[gage]以下に低減し，原子炉圧力容器
破損時の原子炉圧力を 2.0MPa[gage]以下に維持しているため，最確条件とした場合には原子炉水位の低下が緩やかになり，原子炉急速減圧操作の開始が遅くなるが，原子炉圧力容器破損時間についても遅くなると考えられることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

本シナリオは原子炉圧力容器内挙動を対象としているため，原子炉格納容器側の条件による直接的な影響はない。

本シナリオは原子炉圧力容器内挙動を対象としているため，原子炉格納容器側の条件による直接的な影響はない。

燃料

9×9 燃料（A 型）

初期条件

サイクル末期の燃焼度のばらつきを考慮し，10%の保守性を確保することで，最確条件を包絡できる条件を設定。

原子炉停止後の崩壊
熱

燃焼度 33GWd/t

平均的燃焼度約 30GWd/t（実績値）

格納容器容積（ドライウェル）

7,350m3

7,350m3（設計値）

格納容器容積（ウェットウェル）

空間部：5,960m3
液相部：3,580m3

空間部：約 5,980～約 5,945m3
液相部：約 3,560～約 3,595m3（実測値）

ドライウェル内体積の設計値(全体積から内部機器及び構造物の体積を除いた値)を設定。
ウェットウェル内体積の設計値(内部機器及び構造物の体積を除いた値)を設定。

サプレッション・チ
ェンバ・プール水位

7.05m（NWL）

約 7.01m～約 7.08m（実測値）

通常運転時のサプレッション・チェン
バ・プール水位として設定。

サプレッション・チ
ェンバ・プール水温35℃

約 30℃～35℃（実測値）

通常運転時のサプレッション・チェン
バ・プール水温の上限値を，最確条件を包絡できる条件として設定。

格納容器圧力5.2kPa[gage]

約 3kPa[gage]～約 7kPa[gage]（実測値）

通常運転時の格納容器圧力として設定。

格納容器温度57℃

約 30℃～約 60℃（実測値）

通常運転時の格納容器温度として設定。

真空破壊装置3.43kPa（ドライウェ 3.43kPa（ドライウェル－サプ
ル － サ プ レ ッ シ ョ レッション・チェンバ間差圧）
ン・チェンバ間差圧） （設計値）

真空破壊装置の設定値。

添 3.2.4-3

247

表2
項目

外部水源の温度

解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータ（原子炉圧力）に与える影響(高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱)(2/2)

解析条件(初期条件，事故条件)の不確かさ
解析条件

50℃（事象開始 12 時間
以降は 45℃，事象開始
24 時間以降は 40℃））

初期条件
外部水源の容量

約 21,400m3

燃料の容量

約 2,040kL

起因事象

約 30℃～約 50℃（実測値）

復水移送ポンプ吐出温度を参考に最確条件を包絡できる条件を設定。

21,400m3 以上

淡水貯水池及び通常運転中の復水貯蔵槽の水（淡水貯水池水量+復水
貯蔵槽水量）

量を参考に，最確条件を包絡できる条件を設定。

2,040kL 以上（軽油タンク容量）

通常時の軽油タンクの運用値を参考に，最確条件を包絡できる条件を設定。

全給水喪失

－

原子炉水位の低下の観点で厳しい事象を設定。

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（原子炉圧力）に与える影響

最確条件は解析条件で設定している水温よりも低くなる可能性があ

最確条件は解析条件で設定している水温よりも低くなる可能性があり，炉心の再冠水までの挙動に影響する可能性はあるが，この顕熱分の影響は小さく，燃料被り，格納容器圧力上昇に対する格納容器スプレイによる圧力抑制効
果は大きくなり，間欠スプレイの間隔に影響する。しかし本解析ではスプレイ間隔は炉心冠水操作に依存していることから運転員等操
作時間に与える影響は小さい。

水機能，重大事故等対処設備による原子炉注－

水機能の喪失なり，格納容器の圧力上昇は遅くなるが，評価項目となるパラメータに与える影
響は小さい。

最確条件とした場合には，解析条件よりも水源容量の余裕は大きくなる。また，事象発生 12 時間後からの可搬型代替注水ポンプ（A-2－級）による補給により復水貯蔵槽は枯渇しないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
最確条件とした場合には，解析条件よりも燃料容量の余裕が大きくなる。また，事象発生直後から最大負荷運転を想定しても燃料は枯－

渇しないことから，運転員等操作時間に対する影響はない。
起因事象として，原子炉水位の低下の観点でより厳しい事象である
LOCA 等の原子炉冷却材圧力バウンダリ喪失を仮定した場合は減圧操作が不要となる。

起因事象として，原子炉水位の低下の観点でより厳しい事象である LOCA 等の一次冷却材圧力バウンダリ喪失を仮定した場合は減圧操作が不要となる。

として低圧注水系の機能喪失を設定すると共に，重大事故等対処設備による原子炉注水機能の喪失を設定。
本評価事故シーケンスへの事故対応に用いる設備は非常用高圧母線に接続されており，非

事故条件

外部電源

覆管温度の上昇に与える影響は小さい。
また，格納容器圧力上昇に対する格納容器スプレイによる圧力抑制効果は大きく

高圧注水機能として原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系の機能喪失を，低圧注水機能

高圧注水機能，低圧注安全機能等の喪失に対する仮定

条件設定の考え方

最確条件

外部電源なし－－－1F 事故に対する炉心・格納容器の状態の推定の評価において，炉内1F 事故に対する炉心・格納容器の状態の推定の評価において，炉内核計装配管の

核計装配管のドライチューブ，逃がし安全弁のフランジガスケット部等からの気相漏えいの可能性について言及されている。本仮定をドライチューブ，逃がし安全弁のフランジガスケット部等からの気相漏えいの可能性について言及されている。本仮定を本シナリオに対して考慮した場合，原子本シナリオに対して考慮した場合，原子炉圧力を減圧させることとなるため，減圧の規模によっては原子炉減圧操作をしなくとも，高炉圧力を減圧させることとなるため，減圧の規模によっては原子炉減圧操作をしなくとも，高圧溶融物放出/格納容器雰囲気直接加熱を回避する可能性がある。

圧溶融物放出/格納容器雰囲気直接加熱を回避する可能性がある。
事象進展に対する影響としては，気相部漏えいは原子炉水位が TAF

事象進展に対する影響としては，気相部漏えいは原子炉水位が TAF を十分下回った以降の炉心ヒートアップによる影響と推定でき，本シナリオでは原子炉水位有を十分下回った以降の炉心ヒートアップによる影響と推定でき，本シナリオでは原子炉水位有効燃料棒底部（BAF）+10%位置にて減圧操効燃料棒底部（BAF）+10%位置にて減圧操作を実施することから考えると，事象進展に対する影響は小さいと考えられ，評価項目となるパラメータに与える影響は作を実施することから考えると，事象進展に対する影響は小さい。

ない。

常用ディーゼル発電機からの電源供給が可能であるため，外部電源の有無は事象進展に影響を与えないが，非常用ディーゼル発電機に期待する場合の方が資源の観点で厳しいことを踏まえ，外部電源なしとして設定。

高温ガスによる
配管等のクリープ破損や漏えい等

原子炉スクラム
信号

機器条件

逃がし安全弁

代替格納容器ス
プレイ冷却系

248

考慮しない発生する可能性は否定

原子炉圧力を厳しく評価するものとして設

できない

定。

事象発生と同時に原子炉スクラム事象発生と同時に原子炉スクラム事象発生と同時に原子炉スクラムするものとして設定。

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に影響はなく， 解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に影響はなく，評価項目と運転員等操作時間に与える影響はない。
なるパラメータに与える影響はない。

逃がし弁機能7.51MPa[gage]～

逃がし弁機能7.51MPa[gage]～

逃がし安全弁の逃がし弁機能の設計値を設

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に影響はなく， 解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に影響はなく，評価項目と7.86MPa[gage]363t/h/個～380t/h/個

7.86MPa[gage]363t/h/個～380t/h/個定。

運転員等操作時間に与える影響はない。

自動減圧機能付き逃が自動減圧機能付き逃がし安全弁の 2 個開による原子炉急速減圧

し安全弁の 2 個開による原子炉急速減圧

逃がし安全弁の設計値に基づく蒸気流量及び解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に影響はなく， 解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に影響はなく，評価項目と原子炉圧力の関係から設定。

運転員等操作時間に与える影響はない。

なるパラメータに与える影響はない。

70m3/h でスプレイ

70m3/h 以上でスプレイ

格納容器温度の抑制に必要なスプレイ流量を考慮して設定。

本シナリオは原子炉圧力容器内挙動を対象としているため，原子炉
格納容器側の条件による直接的な影響はない。

本シナリオは原子炉圧力容器内挙動を対象としているため，原子炉格納容器側の条件による直接的な影響はない。

添 3.2.4-4

なるパラメータに与える影響はない。

表3

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（原子炉圧力）に与える影響及び操作時間余裕(高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱)(1/4)

解析条件（操作条件）の不確かさ
項目

解析上の操作開始時間
解析上の操作開
始時間

原子炉急
速減圧操
作

原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さ の 10%高い
位置に到達した時点で開始(事象発生から約
1.4 時間後)運転員等操作時間に与える影響

原子炉水位が有効燃料棒底部から
有効燃料棒の長さの 10%高い位置に到達するまでには事象発生から約 1.4 時間の時間余裕があり，また，原子炉急速減圧操作は原子炉水位の低下傾向を監視しながら予め準備が可能であることから，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は小さい。
当該操作は，解析コード及び解析
条件（操作条件を除く）の不確かさにより操作開始時間は遅れる可能性があるが，中央制御室で行う作業であり，他の操作との重複もないことから，他の操作に与える影響はない。

評価項目となるパラ
メータ（原子炉圧力）に与える影響

操作時間余裕

訓練実績等

炉心損傷後の酸化反応の影響緩和を考慮し設定【認知】
原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%高い位置に到達するまでには事象発生から約 1.4 時間の時間余裕があり，原子炉水位は事故時の重要監視パラメータとして継続監視しているため，認知に大幅な遅れを生じることは考えにくい。よって，認知遅れにより操作開始時間に与える影響はなし。
【要員配置】
中央制御室内での操作のみであり，運転員は中央制御室に常駐していることから，操作開始時間に与える影響はなし。
【移動】
中央制御室内での操作のみであり，操作開始時間に与える影響はなし。
【操作所要時間】
逃がし安全弁による原子炉減圧操作は制御盤の操作スイッチによる操作のため，操作開始時間に与える影響はなし。
【他の並列操作有無】
逃がし安全弁手動開放の操作時に，当該操作に対応する運転員に他の並列操作はなく，操作開
始時間に与える影響はなし。
【操作の確実さ】
中央制御室内の制御盤の操作スイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起こりにくく，そのため誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。

実 態 の 操 作 開始 時 間は 解 析 上 の 設定 と ほ
ぼ 同 等 で あ るこ と から，評価項目となるパ
ラ メ ー タ に 与え る 影
響は小さい。

原子炉急速減圧操作については，原子炉圧力容器破損までに完了する必要があるが，原子炉圧力容器破損までの時間は事象発生から約 7.0 時
間あり，準備時間が確保できるため，時間余裕がある。

中央制御室における操作のため，シミュレータにて訓練実績を取得。訓練では，
原子炉水位が有効燃
料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%高
い位置に到達後，速やかに逃がし安全弁による減圧操作を開始。想定で意図している運転操作が実施
可能なことを確認した。

炉心損傷後の原
子炉圧力容器破損による溶融炉
心・コンクリート相互作用の影
響緩和を考慮し設定【認知】
格納容器下部への注水操作は，原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達したことを確認して開始するが，損傷炉心への注水による冷却性を確認するため，原子炉圧力容器下鏡部温度は継続監視しており，認知に大幅な遅れが生じることは考えにくい。よって，認知遅れにより操作開始時間に与える影響はなし。
原子炉圧力容器下鏡部温度が【要員配置】
300℃に到達するまでに事象発生
格納容器下部への注水操作は，中央制御室にて操作を行う運転員と現場にて操作を行う運転員 から約 3.7 時間の時間余裕があり，（現場）を各々配置しており，操作開始時間に与える影響はなし。
また，格納容器下部注水操作は原【移動】
子炉圧力容器下鏡部温度を監視し中央制御室から操作現場である廃棄物処理建屋地下 3 階までのアクセスルートは，コントロー ながら溶融炉心の下部プレナムへ
ル建屋のみであり，通常 5 分間程度で移動可能であるが，余裕を含めて 10 分間の移動時間を想 の移行を判断し，水張り操作を実定している。また，アクセスルート上にアクセスを阻害する設備はなく，よって，操作開始時 施することとしており，実態の操 実 態 の 操 作 開始 時 間間に与える影響はなし。
作開始時間は解析上の設定とほぼ は 解 析 上 の 設定 と ほ【操作所要時間】同等であり，操作開始時間に与え ぼ 同 等 で あ るこ と から，評価項目となるパ
中央制御室内における格納容器下部への注水操作は，復水補給水系の 2 弁の開操作による注水 る影響は小さい。
であり，制御盤のスイッチによる操作のため 1 操作に 1 分間を想定し，合計 2 分間であり，そ 当該操作は，解析コード及び解析 ラ メ ー タ に 与え る 影
れに余裕時間を含めて操作時間 5 分間を想定している。格納容器下部への注水量調整は，制御 条件（操作条件を除く）の不確かさ 響は小さい。
盤の操作スイッチにて弁の開度調整を行い，約 2 時間の注水で格納容器下部に水位 2m の水張り により操作開始時間は遅れる可能を行うが，水張り中の操作は適宜流量及び格納容器下部水位を監視し，流量調整をするのみで 性があるが，中央制御室の運転員と は 別 に 現場 操 作 を行 う 運転 員あるため，操作開始時間に与える影響はなし。
(現場)及び緊急時対策要員を配置【他の並列操作有無】
格納容器下部への注水操作時に，当該操作に対応する運転員に他の並列操作はなく，操作開始 しており，他の操作との重複もないことから，他の操作に与える影
時間に与える影響はなし。
響はない。
【操作の確実さ】
中央制御室内における操作は，制御盤の操作スイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起こりにくく，そのため誤操作により操作時間が長くなる可能性は低い。また，現場操作は，操作の信頼性向上や要員の安全のため 2 人 1 組で実施することとしており，誤操作は起こりにくく，
誤操作により操作時間が長くなる可能性は低い。

原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達するまでの時
間は事象発生から約 3.7 時間あり，また，格納容器下部注
水操作は原子炉圧力容器下
鏡部温度の上昇傾向を監視しながら予め準備が可能である。また，原子炉圧力容器
下鏡部温度 300℃到達時点での中央制御室における格納容器下部への注水操作の操
作時間は約 5 分間である。溶
融炉心落下前の格納容器下部注水系（常設）による水張りは約 2 時間で完了することから，水張りを事象発生から約 3.7 時間後に開始すると，事象発生から約 5.7 時間後に水張りが完了する。事象発生から約 5.7 時間後の水張り完了から，事象発生から約 7.0
時間後の原子炉圧力容器破損までの時間を考慮すると，格納容器下部注水操作は操作遅れに対して 1 時間程度の時間余裕がある。

中央制御室における操作のため，シミュレータにて訓練実績を取得。訓練では，
原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達後，約 3 分間で格
納容器下部注水系（常設）による水張り操作を開始。
想定で意図している
運転操作が実施可能なことを確認した。

条件設定の
考え方

操作条件
溶融炉心
落下前の
格納容器
下部注水
系（常設）
による水
張り操作

原子炉圧力容器
下鏡部温度が300℃ に 到 達 した時点で開始。
90m3/h で 2 時間
注水し，格納容
器下部に水位 2mの水張りを行う（事象発生から
約 3.7 時間後）操作の不確かさ要因

添 3.2.4-5

249

表3

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（原子炉圧力）に与える影響及び操作時間余裕(高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱)(2/4)

解析条件（操作条件）の不確かさ
項目

解析上の操作開始時間
解析上の操作開始時間

代替格納容器
スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却操作（原子炉
圧力容器の破損前の原子炉
格納容器冷却）

原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達したことを確認して開始(事象発生から約
3.7 時間後)

条件設定の
考え方

格納容器圧力及び温度の抑制効果を踏まえて設定【認知】代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却操作は，原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃ 原子炉圧力容器下鏡部温度に到達したことを確認して開始するが，損傷炉心への注水による冷却性を確認するため，原子炉圧力 が 300℃に到達するまでに容器下鏡部温度は継続監視しており，認知に大幅な遅れが生じることは考えにくい。よって，認知遅 は事象発生から約 3.7 時間
れにより操作開始時間に与える影響はなし。
の時間余裕があり，また，代【要員配置】
替格納容器スプレイ冷却系
中央制御室内での操作のみであり，運転員は中央制御室に常駐していることから，操作開始時間に与 による原子炉格納容器冷却える影響はなし。
操作は原子炉圧力容器下鏡【移動】部温度を監視しながら予め
中央制御室内での操作のみであり，操作開始時間に与える影響はなし。
準備が可能であることか【操作所要時間】ら，実態の操作開始時間は低圧代替注水系（常設）準備操作は，復水補給水系の隔離弁（1 弁）の閉操作による系統構成，低圧代 解析上の設定とほぼ同等で替注水系（常設）ポンプの追加起動であり，何れも制御盤の操作スイッチによる操作のため，1 操作に あり，操作開始時間に与え
1 分間を想定し，合計 2 分間であり，それに余裕時間を含めて操作時間 5 分を想定。
る影響は小さい。
【他の並列操作有無】
当該操作は，解析コード及原子炉格納容器下部への注水操作（原子炉圧力容器の破損前の先行水張り）を行う運転員と代替格納 び解析条件（操作条件を除
容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却操作を行う運転員の並列操作はあるが，それを加味し く）の不確かさにより操作て操作の所要時間を算定しているため，操作開始時間に与える影響はない。原子炉格納容器下部への 開始時間は遅れる可能性が
注水操作（原子炉圧力容器の破損前の先行水張り）及び代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格 あるが，中央制御室で行う
納容器冷却操作の操作所要時間はそれぞれ 2 分であり，合計 4 分であることから，代替格納容器スプ 作業であり，また，他の並列レイ冷却系による原子炉格納容器冷却操作の操作所要時間の 5 分に含まれる。このため，操作開始時 操作を加味して操作の所要間に与える影響はない。
時間を算定しているため，【操作の確実さ】
他の操作に与える影響はな
中央制御室における操作は，制御盤の操作スイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起こりにくく， い。
そのため誤操作により操作時間が長くなる可能性は低い。

炉心損傷後の原
子炉圧力容器破損による溶融炉
心・コンクリート相互作用の影
響緩和を考慮し設定【認知】
溶融炉心が格納容器下部に落下した後に格納容器下部へ崩壊熱相当の注水を行うが，溶融炉心の落下 原子炉圧力容器破損までには，原子炉圧力容器下鏡部温度及び格納容器圧力の監視により認知可能である。これらパラメータは 事象発生から約 7.0 時間の原子炉圧力容器破損判断のため継続監視しており，認知に大幅な遅れが生じることは考えにくい。よ 時間余裕があり，また，溶融
炉心落下後に格納容器下部って，認知遅れにより操作開始時間に与える影響はなし。
注水が行われなかった場合【要員配置】
でも，溶融炉心落下前に張中央制御室内での操作のみであり，運転員は中央制御室に常駐していることから，操作開始時間に与られた水が蒸発するまでにえる影響はなし。
は約 0.6 時間の時間余裕が【移動】ある。また，溶融炉心落下後
中央制御室内での操作のみであり，操作開始時間に与える影響はなし。
の格納容器下部への注水操【操作所要時間】
作は原子炉圧力，格納容器
中央制御室内における格納容器下部への注水操作は，復水補給水系の 2 弁の開操作による注水であり， 下部空間部温度及び格納容制御盤のスイッチによる操作のため 1 操作に 1 分間を想定し，合計 2 分間であり，それに余裕時間を 器圧力の傾向を監視しなが含めて操作時間 5 分間を想定している。格納容器下部注水系の流量調整は，復水補給水系流量系（原 ら原子炉圧力容器破損を判
子炉格納容器）の指示を監視しながら制御盤の操作スイッチにて弁の開度調整を行い，適宜実施する。 断して実施することとしてまた，事前に格納容器下部へ水張りを行っていることから，時間余裕がある。
おり，実態の操作開始時間【他の並列操作有無】
は解析上の設定とほぼ同等
当該操作時に，中央制御室の運転員に他の並列操作はなく，操作開始時間に与える影響はなし。
であることから，操作開始【操作の確実さ】
時間に与える影響は小さ
中央制御室内の制御盤の操作スイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起こりにくく，そのため誤 い。
操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。

操作条件
溶融炉心落下後の格納容器
下部への注水操作（崩壊熱相
当の注水）

250

原子炉圧力容器破損後（約
7.0 時間後）運転員等操作時間に与える影響

操作の不確かさ要因

添 3.2.4-6

評価項目となるパラ
メータ（原子炉圧力）に与える影響

操作時間余裕

訓練実績等

実態の操作開始時間
は解析上の設定とほぼ同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

代替格納容器スプレイ
冷却系による原子炉格
納容器冷却操作については，原子炉圧力容器下
鏡部温度が 300℃に到達後，速やかに実施することが望ましいが，原子炉圧力容器の破損前は，本操作が実施できない
ものと仮定しても，格納容器圧力及び格納容器
温度が格納容器限界圧
力及び格納容器限界温度に到達することは無く，逃がし安全弁による減圧機能維持も可能であることから，時間余裕がある。

中 央 制 御 室 にお け る
操作のため，シミュレ
ー タ に お け る同 様 の代 替 格 納 容 器ス プ レ
イ 冷 却 系 に よる 原 子
炉 格 納 容 器 冷却 操 作に つ い て の 訓練 実 績を取得。訓練では，代替 格 納 容 器 スプ レ イ
冷 却 系 に よ る原 子 炉
格 納 容 器 冷 却操 作 が必要な際に，速やかに代 替 格 納 容 器ス プ レ
イ 冷 却 系 に よる 原 子
炉 格 納 容 器 冷却 操 作を開始。想定で意図して い る 運 転 操作 が 実
施 可 能 な こ とを 確 認した。

実態の操作開始時間
は解析上の設定とほぼ同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

原子炉圧力容器破損するまでの時間は事象発生から約 7.0 時間あり，また，溶融炉心落下後に格納容器下部注水が行われなかった場合でも，溶融炉心落下前に張られた水が蒸発するまでには約 0.6 時間の時間余裕がある。

中 央 制 御 室 にお け る
操作のため，シミュレ
ー タ に て 訓 練実 績 を取得。訓練では，条件成立を前提として約 3分 間 で 格 納 容器 下 部
注水系（常設）による注水操作を開始。想定で 意 図 し て いる 運 転
操 作 が 実 施 可能 な ことを確認した。

表3

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（原子炉圧力）に与える影響及び操作時間余裕(高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱)(3/4)

解析条件（操作条件）の不
確かさ
項目

復水貯蔵槽
への補給

各機器への
給油（可搬
型代替注水
ポンプ（A-2級），電源車
※
及び大容
量送水車
（熱交換器
ユニット
用）

解析上の操作開始時間
解析上の操作
開始時間

条件設定の
考え方

事象発生から
12 時間後

可搬型設備
に関して，
事象発生か
ら 12 時間
までは，そ
の機能に期
待しないと
仮定

復水貯蔵槽への補給までの時間は，事象発生から 12 時間あり十分な時間余裕がある。

各機器への
給油は，解
析条件では
ないが，解
析で想定し
事 象 発 生 か ら ている操作
12 時間後以降， の成立や継
適宜
続に必要な
操作・作業
各機器の使
用開始時間
を踏まえて
設定

各機器への給油開始までの時間は，事象発生から約 12 時間あり十分な時間余裕がある。

代替原子炉
補機冷却系
の準備期間
を考慮して
設定

【認知】
中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の非常用高圧系統の電源回復ができない場合，早期の電源回復不可と判断し，これにより代替原子炉補機冷却系の準備を開始する手順としているため，認知遅れにより操作開始時間に与える影響はなし。
【要員配置】
代替原子炉補機冷却系の準備操作は，現場にて原子炉補機冷却水系の系統構成を行う運転員(現場)と，代替原子炉補機冷却系の移動，敷設を行う専任の緊急時対策要員（事故後 10
時間以降の参集要員）が配置されている。運転員(現場)は，代替原子炉補機冷却系運転のための系統構成を行っている期間，他の操作を担っていない。よって，操作開始時間に与える影響はなし。
【移動】
代替原子炉補機冷却系に用いる代替熱交換器車，電源車等は車両であり，牽引または自走にて作業現場へ移動することを想定している。仮に地震等の外部事象が起因事象の場合に，アクセスルートの被害があっても，ホイールローダ等にて必要なアクセスルートを仮復旧できる宿直の体制としており，操作開始時間に与える影響はなし。
【作業所要時間】
運転員(現場)の行う現場系統構成は，操作対象が 20 弁程度であり，操作場所は原子炉建
屋及びタービン建屋海水熱交換器エリア及びコントロール建屋となるが，1 弁あたりの操
作時間に移動時間含めて 10 分程度を想定しており，これに余裕を含めて 5 時間の操作時間を想定している。また，緊急時対策要員の準備操作は，各機器の設置作業及び弁・スイッチ類の操作に移動時間を含めて 10 時間の作業時間を想定しているが，訓練実績を踏まえると，より早期に準備操作が完了する見込みである。
【他の並列操作有無】
運転員(現場)の系統構成及び緊急時対策要員による準備操作は並列操作可能なため，両者が干渉して操作開始時間が遅くなることはない。よって，操作開始時間に与える影響はな
し。
【操作の確実さ】
現場操作は，操作の信頼性向上や要員の安全のため 2 人 1 組で実施することとしており，
誤操作は起こりにくく，誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。

操作条件
代替原子炉
補機冷却系
運転操作

運転員等操作時間に与える影響

操作の不確かさ要因

事象発生 20 時
間後－－

代替原子炉補機
冷却系の準備は，緊急時対策
要員の参集に 10
時間，その後の作業に 10 時間の
合計 20 時間を想定しているが，準備操作が想定より短い時間で完了する可能性があるため，操作開始時間が早まる可能性があり，格納容器の圧力及び温度を早期に低下させ
る。

評価項目
となるパ
ラメータ
（原子炉
圧力）に
与える影
響

操作時間余裕

訓練実績等－

復水貯蔵槽への補給は，淡水貯水池から防火水槽への補給と可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による防火水槽から復水貯蔵槽への補給を並行して実施する。
淡水貯水池から防火水槽への補給の系統構成は，所要時間 90 分想定のところ，訓練実績等により約 70 分で実施可能なこと，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による防火水槽から復水貯蔵槽への補給のホース敷設等の注水準備は，所要時
間 180 分想定のところ，訓練実績等により約 135 分であり，想定で意図している作業が実施可能なことを確認した。

－－

有効性評価では，防火水槽から復水貯蔵槽への補給用の可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）（6 号及び 7 号炉：各 3 台），代替原子炉補機冷却系用の電源車（6号及び 7 号炉：各 2 台）及び大容量送水車（熱交換器ユニット用）（6 号及び7 号炉：各 1 台）への燃料給油を期待している。
各機器への給油準備作業について，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級），電源車
及び大容量送水車（熱交換器ユニット用）への燃料給油準備（現場移動開始か
らタンクローリ（4kL）への補給完了まで）は，所要時間 90 分のところ訓練実
績等では約 82 分で実施可能なことを確認した。
また，各機器への燃料給油作業は，各機器の燃料が枯渇しない時間間隔（許容時間）以内で実施することとしている。
可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）への燃料給油作業は，許容時間 180 分のところ訓練実績等では約 96 分，電源車及び大容量送水車（熱交換器ユニット用）への燃料給油作業は，許容時間 120 分のところ訓練実績等では約 96 分であり，許容時間内で意図している作業が実施可能であることを確認した。

実態の操
作開始時
間は解析
上の設定
から早ま
る可能性
があり，
こ の 場
合，格納
容器の圧
力及び温
度等を早
期に低下
させる可
能性があ
ることか
ら，評価
項目とな
るパラメ
ータに対
する余裕
は大きく
なる。

代 替 原 子 炉 補機 冷 却
系 運 転 開 始 まで の 時
間は，事象発生から 20
時間あり，準備時間が確保できることから，
本 操 作 に は 時間 余 裕がある。なお，本操作が 大 幅 に 遅 れる よ う
な 事 態 に な った 場 合
でも，格納容器限界圧
力 に 到 達 し ない よ う
継 続 し て 低 圧代 替 注
水系（常設）による原
子炉注水，代替格納容器 ス プ レ イ 冷却 系 によ る 格 納 容 器ス プ レ
イ，格納容器圧力逃がし 装 置 又 は 代替 格 納
容 器 圧 力 逃 がし 装 置に よ る 原 子 炉格 納 容
器 除 熱 を 行 うこ と となる。格納容器限界圧
力 0.62MPa[gage]に至るまでの時間は，事象発生約 38 時間後であり，約 15 時間以上の余裕があることから，時間余裕がある。

訓練実績等より，運転員(現場)の行う現場系統構成は，想定より早い約 4 時間で実施可能であることを確認した。また，代替原子炉補機冷却系の移動・配置，
フランジ接続，及び電源車のケーブル接続等を含め，想定より早い約 7 時間で代替原子炉補機冷却系が運転開始可能であることを確認した。
想定で意図している運転操作が実施可能なことを確認した。

－※ 本格納容器破損モードの評価事故シーケンスは原子炉補機冷却系の機能喪失を伴うものではないが，代替循環冷却系による除熱は保守的に代替原子炉補機冷却系を用いて実施するものとしていることから，代替原子炉補機冷却系の運転のための電源車への給油を設定した。

添 3.2.4-7

251

表 3 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（原子炉圧力）に与える影響及び操作時間余裕(高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱)(4/4)
解析条件（操作条件）の不確かさ
項目

解析上の操作開始時間
解析上の操
作開始時間

操作条件

252

代替循環冷
却系による
格納容器除
熱操作

事象発生約
20.5 時間後

運転員等操作時間に与える影響

操作の不確かさ要因

条件設定の考え方

代替原子炉補機冷却系の準備期間を考慮して設定【認知】
残留熱除去系による格納容器除熱機能喪失を確認した後，故障原因調査・機能回復操作を実施と並行して，機能回復が遅れることを想定し代替循環冷却系運転の準備を判断するため，認知遅れにより操作開始時間に与える影響はな
し。
【要員配置】
代替循環冷却系準備操作は，中央制御室における操作と現場における操作が必要であるが，現場にて代替循環冷却系 代替循環冷却系運転
は事象発生約 20.5の系統構成を行う運転員(現場)を配置しており，操作開始時間に与える影響はなし。
時間後に開始するこ【移動】
運転員(現場)による現場移動は，照明喪失・資機材の転倒等によりアクセスに支障が出る場合があるが，事象発生 20 ととしているが，余裕時間を含めて設定
時間超の時間余裕があるため予め移動しておくことも可能であり，操作開始時間に与える影響はなし。
されているため操作【作業所要時間】の不確かさが操作開
中央制御室における操作は，事前準備としての系統構成操作，代替循環冷却系運転開始直前操作（代替循環冷却系運
始時間に与える影響
転準備操作の系統構成のうち，事象発生 20 時間後以降の復水移送ポンプの全停に係る操作）及び代替循環冷却系運は小さい。また，本
転開始操作の 3 操作がある。事前準備としての系統構成操作は事象発生 20 時間後迄に予め行うもので操作時間に余
操作の操作開始時間裕を確保している。代替循環冷却系運転開始直前操作は，復水移送ポンプ 2 台の停止操作に約 2 分を想定しており，は，代替原子炉補機
電動弁 7 弁の操作に約 7 分を想定し，30 分間の操作時間に余裕を確保している。運転開始操作は復水移送ポンプ 1 冷却系の準備期間を台起動と同時に 1 弁による格納容器下部への注水操作を約 1 分と想定し，2 台目の起動と同時に 1 弁による格納容器 考慮して設定したもスプレイ操作を約 1 分と操作しており，5 分間の操作時間に余裕を確保している。
のであり，代替原子運転員(現場)による現場操作は，事前準備としての系統構成操作と代替循環冷却系運転開始直前操作の 2 操作があ 炉補機冷却系の操作る。事前準備としての系統構成（操作対象弁数は約 10 弁を想定に必要な所要時間を約 2 時間と想定しており，20 時 開 始 時 間 が 早 ま れ
間後までの時間余裕を確保している。代替循環冷却系運転開始直前操作は復水貯蔵槽出口弁 1 弁の閉操作に約 15 分， ば，本操作の開始時
退避時間に約 10 分を想定しておりこれに余裕時間を含め 30 分間の操作時間を確保している。
間も早まる可能性が【他の並列操作有無】
あり，代替循環冷却
運転員による現場操作は，他の並列操作はなく，操作開始時間に与える影響はなし。また，本操作の操作開始時間は， 系の運転開始時間を
代替原子炉補機冷却系の準備期間を考慮して設定したものであり，代替原子炉補機冷却系の操作開始時間が早まれ 早める。
ば，本操作の開始時間も早まる可能性がある。
【操作の確実さ】
中央制御室における操作は，制御盤の操作スイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起こりにくく，そのため誤操
作等により操作時間が長くなる可能性は低い。また，現場操作は，操作の信頼性向上や要員の安全のため 2 人 1 組で実施することとしており，誤操作は起こりにくく，誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。

添 3.2.4-8

評価項目となるパラ
メータ（原子炉圧力）に与える影響

操作時間余裕代替原子炉補機冷却系
運転開始までの時間は，事象発生から 20 時間あり，代替循環冷却系による格納容器除熱操作開始までの時間は事象発
代替原子炉補機冷却 生から約 20.5 時間であ系の操作開始時間が るため，準備時間が確保
早まった場合には， できることから，本操作
本操作も早まる可能 には時間余裕がある。な性があり，この場合， お，本操作が大幅に遅れ
格納容器圧力及び温 るような事態になった度等を早期に低下さ 場合でも，格納容器限界せる可能性があるこ 圧力に到達しないようとから，評価項目と 継続して低圧代替注水
なるパラメータに対 系（常設）による格納容する余裕は大きくな 器下部注水，代替格納容る。
器スプレイ冷却系による格納容器スプレイ及び格納容器圧力逃がし
装置又は代替格納容器
圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱を行うこととなる。

訓練実績等

現場モックアップ等による実績では，代替循環冷却系による格納容器
除熱操作の中で操作時間の時間的制
約が厳しい代替循
環冷却系運転開始
直前操作の所要時
間は，復水貯蔵槽
出口弁 1 弁の閉操
作及び操作終了後の現場運転員の退避時間を合わせて
約 21 分。他の操作
は事象発生 20 時間
後までに予め準備が可能である。
想定で意図している運転操作が実施
可能なことを確認した。

添 3.2.5-1

及び 7 号炉の同時被災を考慮した場合も必要水量を確保可能であり，安定して冷却を継続することが可能である

び 7 号炉の同時被災を考慮すると，約 5,200m3 必要とされる。各号炉の復水貯蔵槽に 1,700m3 及び淡水貯水池に約 18,000m3 の水を保有することから，6 号

時間評価の結果から復水貯蔵槽が枯渇することはない。また，7 日間の対応を考慮すると，6 号及び 7 号炉のそれぞれで約 2,600m3 必要となる。6 号及○水源評価結果源とした代替循環冷却系の運転を実施することにより水量の減少は停止する。

時間後から復水貯蔵槽への補給を開始するため，水量の減少割合は低下する。事象発生約 20.5 時間後以降は，サプレッション・チェンバのプール水を水

事象発生 12 時間までは復水貯蔵槽を水源として格納容器下部注水及び代替格納容器スプレイを実施するため，復水貯蔵槽水量は減少する。事象発生 12○時間評価(右上図)

防火水槽からは可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）3 台を用いて 130m3/h で復水貯蔵槽へ給水する。

事象発生 12 時間後から淡水貯水池の水を防火水槽へ移送する。

③淡水貯水池から復水貯蔵槽への移送

130m3/h 以上で注水。

原子炉圧力容器破損以降，465kPa[gage]に到達以降は開始(70m3/h）。

原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達した時点で②代替格納容器スプレイ冷却系による代替格納容器スプレイ

原子炉圧力容器破損後は崩壊熱相当で注水。

(90m3/h で 2 時間)

原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達した時点で開始①格納容器下部注水○水使用パターン淡水貯水池：約 18,000m3

復水貯蔵槽水量：約 1,700m3○水源

7 日間における水源の対応について(高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱)

添付資料 3.2.5

253

254

7 日間における燃料の対応について(高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱)

代替熱交換器車用 電源車 2 台起動。 可搬型大容量送水ポンプ 1 台起動。
(燃費は保守的に最大負荷時を想定)(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
110L/h×24h×7 日×2 台＝36,960L
178L/h×24h×7 日×1 台＝29,904L

事象発生直後～事象発生後 7 日間
6号 非常用ディーゼル発電機 3 台起動。※1 復水貯蔵槽給水用 可搬型代替注水ポンプ(A-2 級) 3 台起動。
炉 (燃費は保守的に最大負荷時を想定)
1,490L/h×24h×7 日×3 台＝750,960L
18L/h×24h×7 日×3 台＝9,072L

添 3.2.6-1※1 事故収束に必要な非常用ディーゼル発電機は 2 台で足りるが，保守的に非常用ディーゼル発電機 3 台を起動させて評価した。
※2 事故収束に必要な非常用ディーゼル発電機は 1 台で足りるが，保守的に非常用ディーゼル発電機 2 台を起動させて評価した。

そ 免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機 1 台起動。(燃費は保守的に最大負荷時を想定)の 437L/h×24h×7 日＝73,416L
他 モニタリング・ポスト用発電機 3 台起動。(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
9L/h×24h×7 日×3 台＝4,536L

事象発生直後～事象発生後 7 日間
1
非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2号(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
炉
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L
事象発生直後～事象発生後 7 日間
2
非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2号(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
炉
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L
事象発生直後～事象発生後 7 日間
3
非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2号(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
炉
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L
事象発生直後～事象発生後 7 日間
4
非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2号(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
炉
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L
事象発生直後～事象発生後 7 日間
5
非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2号(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
炉
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L
事象発生直後～事象発生後 7 日間

代替熱交換器車用 電源車 2 台起動。 可搬型大容量送水ポンプ 1 台起動。
(燃費は保守的に最大負荷時を想定)(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
110L/h×24h×7 日×2 台＝36,960L
178L/h×24h×7 日×1 台＝29,904L

事象発生直後～事象発生後 7 日間
7号 非常用ディーゼル発電機 3 台起動。※1 復水貯蔵槽給水用 可搬型代替注水ポンプ(A-2 級) 3 台起動。
炉 (燃費は保守的に最大負荷時を想定)
1,490L/h×24h×7 日×3 台＝750,960L
18L/h×24h×7 日×3 台＝9,072L

プラント状況：6 号及び 7 号炉運転中。1～5 号炉停止中。
事象：高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱は 6 号及び 7 号炉を想定。
なお，全プラントで外部電源喪失が発生することとし，免震重要棟等，プラントに関連しない設備も対象とする。
号
時系列
炉

4 号炉軽油タンク容量は約 632kL であり，
7 日間対応可能。
5 号炉軽油タンク容量は約 632kL であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 632kL
7 日間の軽油消費量
約 632kL

7 日間の
軽油消費量
約 79kL3 号炉軽油タンク容量は約 632kL であり，
7 日間対応可能。
7 日間の
軽油消費量
約 632kL

1～7 号炉軽油タン
ク及びガスタービン
発電機用燃料タンク(容量約 200kL)の残容量(合計)は
約 505kL であり，
7 日間対応可能。

2 号炉軽油タンク容量は約 632kL であり，
7 日間対応可能。

1 号炉軽油タンク容量は約 632kL であり，
7 日間対応可能。

6 号炉軽油タンク容量は約 1,020kL であり，
7 日間対応可能。

7 号炉軽油タンク容量は約 1,020kL であり，
7 日間対応可能。

判定

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

7 日間の
軽油消費量
約 828kL

7 日間の
軽油消費量
約 828kL

合計

添付資料 3.2.6

3.3 原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用
3.3.1 格納容器破損モードの特徴，格納容器破損防止対策(1) 格納容器破損モード内のプラント損傷状態
格納容器破損モード「原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」に至る可能性のあるプラント損傷状態は，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，TQUV，
TQUX，LOCA，長期 TB，TBU 及び TBP である。
(2) 格納容器破損モードの特徴及び格納容器破損防止対策の基本的考え方
格納容器破損モード「原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」では，原子炉の出力運転中に運転時の異常な過渡変化，原子炉冷却材喪失事故又は全交流動力電源喪失が発生するとともに，非常用炉心冷却系等の安全機能の喪失が重畳する。このため，緩和措置がとられない場合には，溶融炉心と原子炉圧力容器外の原子炉冷却材が接触して一時的な格
納容器圧力の急上昇が生じ，このときに発生するエネルギーが大きい場合に構造物が破壊され原子炉格納容器破損に至る。
原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用による水蒸気爆発事象については，これまでに実ウランを用いて種々の実験が行われている。水蒸気爆発は，溶融炉心が水中に落下した際に形成される蒸気膜が，何らかの外乱によって崩壊した際に，瞬時の圧力伝播を生じ，大きなエネルギーを発生させる事象である。ただし，外部からの強制的なトリガを与えない
限り水蒸気爆発は発生しないという結果が得られている。原子炉格納容器下部に張られた水は準静的であり，外部トリガが与えられる状況は考えにくい。また，外部トリガを与えた
場合でも水蒸気爆発に至らなかったケースが複数確認されている。これまでに行われた実
験では，実ウランを用いた場合とアルミナ等の模擬混合物を用いた場合の結果が報告されており，模擬混合物を用いた場合は水蒸気爆発が発生したものの，実ウランを用いた場合には，実機で想定し難い過熱度を与えた場合を除いて水蒸気爆発が発生していない。この理由
としては，二酸化ウランの混合物の方が模擬混合物を用いた場合に比べて過熱度が小さく，二酸化ウラン混合物粒子表面が水と接触した直後に表面が固化し易いため，水蒸気爆発の発生を抑制した可能性等が考えられている。また，水蒸気爆発が発生した場合においても機械的エネルギーへの変換効率は小さく，大規模な水蒸気爆発には至っていない。特に二酸化ウランを用いた場合の機械的エネルギー変換効率の評価結果は全て 1%未満である。この理
由としては，二酸化ウランは密度が高いために溶融コリウムの粒子径が小さくなり，固化が促進されて水蒸気爆発への寄与が小さくなった可能性等が考えられている。このことから，実機において大規模な水蒸気爆発に至る可能性は極めて小さいと考えられる。
また，水蒸気爆発とは別に，溶融炉心から原子炉冷却材への伝熱によって水蒸気が発生することに伴う急激な格納容器圧力の上昇（以下，「圧力スパイク」と言う。）が発生する。上記のとおり，現実的には水蒸気爆発が発生する可能性は極めて小さいと考えられることから，本評価では，圧力スパイクについてその影響を評価する。

3.3-1

255

（添付資料 3.3.1, 3.3.2）
したがって，本格納容器破損モードでは，原子炉格納容器を冷却及び除熱し，溶融炉心から原子炉格納容器下部の原子炉冷却材への伝熱による，水蒸気発生に伴う格納容器圧力の上昇を抑制することにより，原子炉格納容器の破損を防止する。
また，溶融炉心の落下後は，格納容器下部注水系（常設）によって溶融炉心を冷却するとともに，代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却を実施する。その後，代替
循環冷却系，格納容器圧力逃がし装置又は更なる信頼性向上の観点から設置する代替格納容器圧力逃がし装置によって原子炉格納容器の圧力及び温度を低下させる。
なお，本格納容器破損モードの有効性評価を実施する上では，重大事故等対処設備による
原子炉注水機能についても使用できないものと仮定する。
(3) 格納容器破損防止対策
格納容器破損モード「原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」で想定される事故
シーケンスに対して，原子炉格納容器下部への溶融炉心落下を想定するが，この状況では，原子炉格納容器下部における「溶融炉心・コンクリート相互作用」を緩和する観点から，溶融炉心落下前に格納容器下部注水系（常設）による原子炉格納容器下部への水張りが行われている。このため，本格納容器破損モードへの格納容器破損防止対策ではないものの，溶融
炉心落下時には原子炉格納容器下部に水が張られた状態を想定する。なお，この水張り深さ
は，「原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」に伴う圧力スパイク及び水蒸気爆発の発生を仮定した場合の影響を小さく抑えつつ，「溶融炉心・コンクリート相互作用」の緩和効果に期待できる深さを考慮して約 2m としている。
また，その後の格納容器圧力及び温度の上昇を抑制する観点から，代替格納容器スプレイ
冷却系による原子炉格納容器冷却手段及び代替循環冷却系による格納容器除熱手段又は格
納容器圧力逃がし装置及び代替格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱手段を整備する。なお，これらの原子炉圧力容器破損以降の格納容器過圧・過温に対応する手順及び重大事故等対策は「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）
」と同じ
である。
本格納容器破損モードに至るまでの事象進展への対応，本格納容器破損モードによる原子炉格納容器の破損防止及び原子炉格納容器の破損を防止した以降の対応を含めた一連の重大事故等対策の概要は，「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」の 3.2.1(3)のa から i に示している。このうち，本格納容器破損モードに対する重大事故等対策は，「3.2
高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」の 3.2.1(3)に示す f 及び g である。なお，f の原子炉格納容器下部への注水は，原子炉格納容器下部における「溶融炉心・コンクリート相互作用」を緩和する観点から実施するものであるが，原子炉格納容器下部に溶融炉心が落下した際の「原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」への影響も考慮して原子炉格納容器下部への注水量及び原子炉格納容器下部の水位を定めていることから，本格納容器破

3.3-2

256

損モードの対策として整理した。
（添付資料 3.3.3）
本格納容器破損モードに至るまでの事象進展への対応，本格納容器破損モードによる原子炉格納容器の破損防止及び原子炉格納容器の破損を防止した以降の対応を含めた一連の重大事故等対策の概略系統図は「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」に示す図3.2.1 から図 3.2.4 である。このうち，本格納容器破損モードに対する重大事故等対策の概略系統図は「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」に示す図 3.2.2 及び図 3.2.3である。本格納容器破損モードに対応する手順及び必要な要員と作業項目は「3.2 高圧溶融
物放出／格納容器雰囲気直接加熱」と同じである。
3.3.2 格納容器破損防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法
本格納容器破損モードを評価する上で選定した評価事故シーケンスは，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，プラント損傷状態を TQUV とし，事象進展が早く
炉心損傷までの時間余裕の観点で厳しい過渡事象を起因事象とし，逃がし安全弁再閉失敗を含まない，「過渡事象＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗＋損傷炉心冷却失敗（＋FCI 発生）」である。ここで，逃がし安全弁再閉失敗を含まない事故シーケンスとした理由は，プラント
損傷状態が TQUV であるため，事故対応に及ぼす逃がし安全弁再閉の成否の影響は小さいと考え，発生頻度の観点で大きい事故シーケンスを選定したためである。
また，1.2.2.1(3)c に示す通り，プラント損傷状態の選定では，水蒸気爆発に対する条件
設定の厳しさを考慮し，溶融炉心の内部エネルギーの観点でより厳しいと考えられる TQUVを選定した。一方，プラント損傷状態を LOCA とする場合，事象発生直後から原子炉冷却材が原子炉格納容器内に流出するため原子炉圧力容器破損までの時間が短くなる。この時の圧力スパイクへの影響については，解析条件のうち初期条件の不確かさとして評価する。
なお，この評価事故シーケンスは，「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」及
び「3.5 溶融炉心・コンクリート相互作用」と同じ事故シーケンスである。本格納容器破損
モード及び「3.5 溶融炉心・コンクリート相互作用」ではプラント損傷状態を TQUV とし，「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」ではプラント損傷状態を TQUX としており，異なるプラント状態を選定している。しかしながら，どちらのプラント損傷状態であっても原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達した時点で逃がし安全弁の手動開操作によって原子炉を減圧する手順であり，原子炉減圧以降も，溶融
炉心の挙動に従って一連の流れで生じる各格納容器破損モードを，定められた一連の手順に従って防止することとなる。このことから，これらの格納容器破損モードについては同じ
事故シーケンスで評価する。
本評価事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒内温度変化，
燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化，気液分離（水位変化）
・対向流，

3.3-3

257

原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，原子炉圧力容器における炉心損傷後のリロケーション，構造材との熱伝達，原子炉圧力容器破損及び原子炉格納容器における炉心損傷後の原子炉圧力容器外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)が重要現象となる。
よって，これらの現象を適切に評価することが可能であり，原子炉圧力容器内，原子炉格
納容器内の熱水力モデルを備え，かつ，炉心損傷後のシビアアクシデント特有の溶融炉心挙動に関するモデルを有するシビアアクシデント総合解析コードMAAPにより格納容器圧力等の過渡応答を求める。
また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，本評価事故シーケンスにおける運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。
(2) 有効性評価の条件
本評価事故シーケンスの有効性評価の条件については，「3.2高圧溶融物放出／格納容器
雰囲気直接加熱」の条件と同じである。
(3) 有効性評価の結果
原子炉圧力，原子炉水位，格納容器圧力，格納容器温度，格納容器下部の水位及び注水流量の推移を図3.3.1から図3.3.6に示す。
ａ．事象進展事象進展は「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」と同じである。
ｂ．評価項目等
圧力スパイクによって原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力の最大値は，約 0.50MPa[gage]に抑えられる。原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力は，格納容器限界圧力の0.62MPa[gage]を下回るため，原子炉格納容器バウンダリの機能は維持される。
圧力スパイクによって原子炉格納容器バウンダリにかかる温度の最大値は，約 148℃に抑えられる。原子炉格納容器バウンダリにかかる温度は，格納容器限界温度の 200℃を下回るため，原子炉格納容器バウンダリの機能は維持される。
本評価では，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(5)の評価項
目について，格納容器圧力を評価項目への対策の有効性を確認するためのパラメータとして対策の有効性を確認した。
なお，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)及び(2)の評価項目については「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容
器過圧・過温破損）」にて評価項目を満足することを確認している。また，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(4)及び(8)の評価項目の評価結果については「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」及び「3.5 溶融炉心・コンクリー

3.3-4

258

ト相互作用」にて評価項目を満足することを確認している。
3.3.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，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。
原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用では，重大事故等対処設備を含む全ての原子炉注水機能が喪失して炉心損傷及び原子炉圧力容器破損に至り，溶融炉心が原子炉格
納容器下部の水中に落下して大きいエネルギーを発生することが特徴である。また，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，事象発生から 12 時間程度までの短時間に期待する操
作及び事象進展に有意な影響を与えると考えられる操作として，溶融炉心落下前の格納容器下部注水（常設）による水張り操作とする。
ここで，本評価事故シーケンスの有効性評価における不確かさとしては，
リロケーション，溶融炉心落下速度，細粒化量及び原子炉格納容器下部のプール水とデブリ粒子の伝熱が挙げられる。これまでの FCI 実験の知見からは，実機条件においては，原子炉格納容器の損傷に至る大規模な原子炉圧力容器外の溶融炉心－冷却材相互作用の発生の可能性は低いと考えられる。なお，一部の UO2 混合物を用いた実験において実機条件よりも高い溶融物温度の条件ではあるがトリガなしで水蒸気爆発が発生している例が報告されており水蒸気爆発の発生に係る不確かさは大きいと考えられることから，水蒸気爆発が発生した場合の影響評価を実施し，原子炉格納容器の構造健全性に影響がないことを確認している。
(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
本評価事故シーケンスにおいて不確かさの影響評価を行う重要現象とは，「1.7 解析コー
ド及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すとおりであり，それらの不確かさの影響評価は以下のとおりである。
ａ．運転員等操作時間に与える影響
炉心における燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管
変形の不確かさとして，炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現性及び CORA 実験についての再現性が確認されている。炉心ヒートアップの感度解析（ヒートアップ時の燃料被覆管表面積感度解析）では，炉心溶融時間に対する感度及び炉心
下部プレナムへのリロケーション開始時間に対する感度は小さいことが確認されている。本評価事故シーケンスにおいては，重大事故等対処設備を含む全ての原子炉への注水機能が喪失することを想定しており，最初に実施すべき操作は原子炉水位が有効燃
料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達した時点の原子炉減圧操作となり，燃料被覆管温度等によるパラメータを操作開始の起点としている操作ではないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。また，原子炉圧力容器下鏡部温度が

3.3-5

259

300℃に到達した時点で原子炉格納容器下部への初期水張り操作，原子炉圧力容器破損
時点で原子炉格納容器下部への注水操作を実施するが，リロケーション開始時間の不確かさは小さく，また，溶融炉心が炉心下部プレナムへリロケーションした際の原子炉
圧力容器下鏡部温度の上昇は急峻であることから，原子炉圧力容器下鏡部温度を操作
開始の起点としている原子炉格納容器下部への初期水張り操作の開始に与える影響は小さい。
炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）
・対向流の不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）は原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である SAFER コードとの比較により，原子炉急速減圧後の水位上昇及び蒸気流出の継続による水位低下について，一時的に低いより水位に到達することが確認されており，原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達する時間が早まる可能性があるが，数分程度の差違であることから運転員等操作時間に与える影響は小さい。
原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動の不確かさとして，HDR 実験解析では区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃程度，格納容器圧力を 1 割程度高めに評価する傾向が確認されているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認された不確かさは小さくなるものと推定される。しかし，全体としては格納容器圧力及び温度の傾向を適切に再現できているが，格納容器圧力及び温度を操作開始の起点としている運転員等操作はないため，運転員等操作時間に与える影響はない。
炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材との熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性が確認されている。また，炉心崩壊に至る温度の感度解析より原子炉圧力容器破損時間に対する感度は小さいことが確認されている。リロケーションの影響を受ける可能性がある操作としては，
原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達した時点での原子炉格納容器下部への初期
水張り操作があるが，リロケーション開始時間の不確かさは小さく，溶融炉心が炉心下部プレナムへリロケーションした際の原子炉圧力容器下鏡部温度の上昇は急峻であることから，原子炉圧力容器下鏡部温度を操作開始の起点としている原子炉格納容器下部への初期水張り操作の開始に与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器破損の不確かさとして，制御棒駆動機構ハウジング溶接部の破損判定に用いるしきい値（最大ひずみ）に関する感度解析より，最大ひずみを低下させた場合に原子炉圧力容器破損時間が早まることが確認されているが，原子炉圧力容器破損を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
炉心損傷後の原子炉格納容器における溶融燃料－冷却材相互作用の不確かさとして，溶融炉心の細粒化モデルにおけるエントレインメント係数，デブリ粒子径の感度解析

3.3-6

260

より，原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用による圧力スパイクに与える感度が小さいことが確認されている。このうち，最も感度のあるエントレインメント係数について感度解析を行った結果，図 3.3.7 及び図 3.3.8 に示すとおり，エントレインメ
ント係数を変化させた場合においても原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用
による圧力スパイクに与える影響が小さいことを確認した。また，原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用に対する運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
（添付資料 3.3.4，3.3.5）
ｂ．評価項目となるパラメータに与える影響
炉心における燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管
変形の不確かさとして，炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現性及び CORA 実験についての再現性が確認されている。炉心ヒートアップの感度解析（ヒートアップ時の燃料被覆管表面積感度解析）では，格納容器圧力挙動への影響は小さい
ことが確認されており，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）
・対向流の不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）では，原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である SAFER コードとの比較においては，短期的な挙動は緩慢な挙動となるものの模擬できており，また，長期的な挙動は崩壊熱の影響が支配的となる。
このため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動の不確かさとして，HDR 実験解析では区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃程度，格納容器圧力を 1 割程度高めに評価する傾向が確認されているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認された不確かさは小さくなるものと推定される。しかし，全体としては格納容器圧力及び温度の傾向を適切に再現できているため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材との熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性が確認されており，炉心崩壊に至る温度の感度解析より原子炉圧力容器破損時間に対する感度は小さいことが確認されている。また，原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用による原子炉
格納容器圧力上昇に対する感度が小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器破損の不確かさとして，制御棒駆動機構ハウジング溶接部の破損判定に用いるしきい値（最大ひずみ）に関する感度解析より，最大ひずみを低下させた場合に原子炉圧力容器破損時間が早まることが確認されているが，早まる時間はわずかであり，評価項目となるパラメータに与える影響

3.3-7

261

は小さい。
炉心損傷後の原子炉格納容器における溶融燃料－冷却材相互作用の不確かさとして，
エントレインメント係数，デブリ粒子径の感度解析より，原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用による圧力スパイクに与える感度が小さいことが確認されていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
（添付資料 3.3.4，3.3.5）(2) 解析条件の不確かさの影響評価
ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，表3.2.2に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件とした場合の影響を評価する。
また，
解析条件の設定に当たっては，評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなる
ような設定があることから，その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられる項
目に関する影響評価の結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度33GWd/tに対して最確条件
は平均的燃焼度約30GWd/tであり，本解析条件の不確かさとして，最確条件は解析条
件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなることから，原子炉水位の低下が緩やかになり，有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの10%上の位置に到達を操作開始の起点としている原子炉急速減圧操作の開始が遅くなる。また，原子炉圧力容器破損に至るまでの事象進展が緩やかになり，原子炉格納容
器下鏡部温度300℃到達を操作開始の起点としている原子炉格納容器下部への初期水
張り操作の開始が遅くなる。初期条件の外部水源の温度は，解析条件の50℃（事象開始12時間以降は45℃，事象開始24時間以降は40℃）に対して最確条件は約30℃～約50℃であり，本解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合には原子炉格納容器
下部への注水温度が低くなり，原子炉圧力容器破損時のプール水温度が低くなる可能性があるが，注水温度を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
事故条件の起因事象は，原子炉圧力容器への給水はできないものとして給水流量の全喪失を設定している。起因事象として大破断LOCAを仮定した場合，原子炉圧力容器破損のタイミングは早くなるが，原子炉圧力容器破損を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
（添付資料3.3.4，3.3.6）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響

3.3-8

262

初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度33GWd/tに対して最確条件
は平均的燃焼度約30GWd/tであり，本解析条件の不確かさとして，最確条件は解析条
件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，溶融炉心の持つエネルギーが小さくなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
初期条件の外部水源の温度は，解析条件の50℃（事象開始12時間以降は45℃，事象開始24時間以降は40℃）に対して最確条件は約30℃～約50℃であり，本解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合には原子炉格納容器下部への注水温度が低くな
り，原子炉圧力容器破損時における原子炉格納容器下部のプール水温度が低くなる可能性があるが，原子炉格納容器下部のプール水温度が低い場合は発生する蒸気量の低下が考えられ，圧力スパイクによる格納容器圧力上昇が緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。一方，トリガリングの発生を前提とした水蒸気爆発の観点では，低い水温は厳しめの評価を与えるが，水蒸気爆発解
析コードによる評価では原子炉格納容器下部のプール水温度を32℃とした評価としており，その場合においても原子炉格納容器の構造健全性に影響がないことを確認している。
事故条件の起因事象は，原子炉圧力容器への給水はできないものとして給水流量の全喪失を設定している。起因事象として大破断LOCAを仮定した場合，原子炉冷却材
圧力バウンダリからの原子炉冷却材の放出によって格納容器圧力が上昇することに加え，原子炉圧力容器破損のタイミングが早くなり，圧力スパイクの最大値が本評価の結果に比べて高い値となる可能性が考えられることから，事故シーケンスを「大破断LOCA+ECCS注水機能喪失」とし，本評価事故シーケンスの評価条件と同様に重大事
故等対処設備による原子炉注水機能についても使用できないものと仮定して感度解析を実施した。図3.3.9に示すとおり，事象発生から約6.4時間後に原子炉圧力容器破損に至り，圧力スパイクの最大値は約0.48MPa[gage]となったが，圧力スパイクの最大値は本評価の結果と同程度であり，限界圧力の0.62MPa[gage]以下であることから，評価項目を満足する。
（添付資料3.3.4，3.3.6）
ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作に係る不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の6要因に分類し，これらの要因が，運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転員等操作時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価し，評価結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響

3.3-9

263

操作条件の溶融炉心落下前の格納容器下部注水系（常設）による水張り操作は，解析上の操作時間として原子炉圧力容器下鏡部温度が300℃に到達した時点で開始（事象発生から約3.7時間後）を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，
原子炉圧力容器下鏡部温度が300℃に到達するまでに事象発生から約3.7時間の時間余裕があり，また，格納容器下部注水操作は原子炉圧力容器下鏡部温度を監視しながら溶融炉心の原子炉格納容器下部への移行を判断し，水張り操作を実施することとしており，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は小さい。当該操作は，解析コード及び解析条件（操作条件を除く）の不確
かさにより操作開始時間は遅れる可能性があるが，中央制御室の運転員とは別に現場操作を行う運転員及び緊急時対策要員を配置しており，他の操作との重複もない
ことから，他の操作に与える影響はない。
（添付資料3.3.4）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の溶融炉心落下前の格納容器下部注水系（常設）による水張り操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
（添付資料3.3.4）(3) 操作時間余裕の把握
操作遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認し，その結果を以下に示す。
操作条件の溶融炉心落下前の格納容器下部注水系（常設）による水張り操作については，
原子炉圧力容器下鏡部温度が300℃に到達するまでの時間は事象発生から約3.7時間あり，
格納容器下部注水操作は原子炉圧力容器下鏡部温度の上昇傾向を監視しながら予め準備が可能である。また，原子炉圧力容器下鏡部温度300℃到達時点での中央制御室における格納容器下部への注水操作の操作時間は約5分間であり，事象発生から約5.7時間後の水張り完了から，事象発生から約7.0時間後の原子炉圧力容器破損までの時間を考慮すると，格納容器下部注水操作は操作遅れに対して1時間程度の時間余裕がある。
（添付資料3.3.4）(4) まとめ
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認した。その結果，
解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。この他，評価項目となるパラ

3.3-10264

メータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，
操作時間には時間余裕がある。
3.3.4 必要な要員及び資源の評価
本評価事故シーケンスは，「3.2高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」と同じであることから，必要な要員及び資源の評価は3.2.4と同じである。
3.3.5 結論
格納容器破損モード「原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」では，運転時の異常な過渡変化，原子炉冷却材喪失事故又は全交流動力電源喪失が発生するとともに，非常用炉心冷却系等の安全機能の喪失が重畳する。このため，溶融炉心と原子炉圧力容器外の原子炉冷却材が接触して一時的な圧力の急上昇が生じ，このときに発生するエネルギーが大きい場合に構造物が破壊され原子炉格納容器が破損することが特徴である。
格納容器破損モード「原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」の評価事故シーケ
ンス「過渡事象＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗＋損傷炉心冷却失敗（＋FCI発生）」について，
有効性評価を行った。
上記の場合には，水蒸気発生によって圧力スパイクが発生するが，原子炉格納容器バウン
ダリにかかる圧力は，格納容器限界圧力の0.62MPa[gage]を下回るため，原子炉格納容器バ
ウンダリの機能は維持される。また，安定状態を維持できる。
（添付資料3.5.1）
解析コード及び解析条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操作時間に与える影響及び評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
重大事故等対策時に必要な要員は，運転員及び緊急時対策要員にて確保可能である。
また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
以上のことから，格納容器破損モード「原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」
において，原子炉格納容器バウンダリの機能は，選定した評価事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，格納容器破損モード「原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」に対して有効である。

3.3-11265

（最大圧力：約 7.8MPa[gage]，約 3.1 秒）
逃がし安全弁の手動開操作による原子炉減圧

原子炉圧力

逃がし安全弁開閉による原
子炉圧力制御リロケーションによる原子炉圧力上昇
約 2.6MPa[gage](約 3.4 時間後)
原子炉圧力容器の破損直前(約 0.3MPa[gage])（MPa[gage]）
2.0MPa[gage]

事故後の時間（h）
図 3.3.1 原子炉圧力の推移

逃がし安全弁からの蒸気放出により原子炉水位が低下

原子炉水位

原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの10%上の位置に到達した時点で逃がし安全弁 2 個の開放による原子炉減圧により原子炉水位が低下

炉心下部プレナムの水は蒸発しているが，落下した溶融炉心の堆積により，見かけ上の原子炉水位が表示されている

原子炉圧力容器の破損
により炉心下部プレナ
ムの全溶融炉心が原子
炉格納容器下部に落下
溶融炉心の状態変化により見かけ上の原子炉水位が上昇している
有効燃料棒頂部（m）
有効燃料棒底部
シュラウド内水位
シュラウド外水位

炉心下部プレナム水が蒸発し原子炉水位が低下

炉心下部プレナム水位

事故後の時間（h）
図 3.3.2 原子炉水位の推移

3.3-12266

ドライウェル
サプレッション・チェンバ

格納容器圧力（MPa[gage]）

格納容器限界圧力
原子炉圧力容器破損及び原子炉格納容器下部への溶融炉心落下による格納容器圧力上昇
最大圧力 約 0.50MPa[gage]（約 7 時間後）
溶融炉心の炉心下部プレナムへの落下（リロケーション）
逃がし安全弁 2 個の開放により格納容器圧力上昇

事故後の時間（h）
図 3.3.3 格納容器圧力の推移

格納容器温度

ドライウェルサプレッション・チェンバ（気相）
サプレッション・チェンバ（液相）

格納容器圧力 0.465MPa[gage]到達により格納容器圧力上昇抑制のための
ドライウェルへの格納容器スプレイ（流量 130m3/h 以上）開始

格納容器限界温度
逃がし安全弁 2 個の開放により格納容器
温度上昇

原子炉圧力容器破損及び原子炉格納容器下部への溶融炉心落下による格納容器温度上昇
最大温度 約 148℃（約 7 時間後）（℃）
溶融炉心の炉心下部プレナムへの落下（リロケーション）

ドライウェルへの格納容器スプレイ開始に伴う格納容器温度低下

事故後の時間（h）
図 3.3.4 格納容器温度の推移

3.3-13267

格納容器下部水位（m）

逃がし安全弁の開放による，
サプレッション・チェンバへの熱の移行によって生じた水蒸気が，真空破壊弁を通じてドライウェルに放出され，凝縮することで水位を形成

原子炉格納容器下部水位
2m で注水停止

原子炉圧力
容器破損

原子炉格納容器下部への水張り開始

事故後の時間（h）
図 3.3.5 格納容器下部水位の推移

格納容器圧力 0.465MPa[gage]到達により格納容器圧力上昇抑制のための
ドライウェルへの格納容器スプレイ（流量 130m3/h 以上）開始

格納容器スプレイ
格納容器下部注水

注水流量
（t/h）

原子炉圧力容器破損による格納容器スプレイ停止
及び崩壊熱相当量での格納容器下部注水開始

原子炉圧力容器下鏡部温度 300℃到達による格納容器下部への水位 2m 到達までの事前水張り（流量約 90m3/h で約
2 時間注水）及び原子炉圧力容器破損前のドライウェルへの格納容器スプレイ（流量約 70m3/h）開始

事故後の時間（h）
図 3.3.6 注水流量の推移

3.3-14268

0.8

ドライウェルサプレッション・チェンバ

格納容器圧力

格納容器限界圧力 0.62MPa[gage]
0.6

原子炉圧力容器破損及び原子炉格納容器下部への溶融炉心落下による格納容器圧力上昇
約 0.39MPa[gage]（約 7 時間後）
0.4

溶融炉心の炉心下部プレナムへの落下（リロケーション）（MPa[gage]

逃がし安全弁 2 個の開放により格納容器圧力上昇

0.2

0
0

1

2

3

4

事故後の時間（h）

5

6

7

8

※ 圧力スパイク発生後は，格納容器圧力が0.465MPa 以上で格納容器スプレイを実施し，格納容器スプレイによって格納容器圧力の準静的な上昇を抑制する。

図 3.3.7 格納容器圧力の時間変化（感度解析ケース（エントレインメント係数最小値））

0.8

ドライウェルサプレッション・チェンバ
格納容器限界圧力 0.62MPa[gage]

格納容器圧力0.6

原子炉圧力容器破損及び原子炉格納容器下部への溶融炉心落下による格納容器圧力上昇
約 0.54MPa[gage]（約 7 時間後）

0.4

溶融炉心の炉心下部プレナムへの落下（リロケーション）（MPa[gage]

逃がし安全弁 2 個の開放により格納容器圧力上昇

0.2

0
0

1

2

3

4

5

6

7

8

※ 圧力スパイク発生後は，格納容器圧力が0.465MPa 以上で格納容器スプレイを実施し，事故後の時間（h） 格納容器スプレイによって格納容器圧力の準静的な上昇を抑制する。

図 3.3.8 格納容器圧力の時間変化（感度解析ケース（エントレインメント係数最大値））

3.3-15269

ドライウェル
サプレッション・チェンバ

格納容器圧力

格納容器限界圧力 0.62MPa[gage]

原子炉圧力容器破損及び原子炉格納容器下部への溶融炉心落下による格納容器圧力上昇
0.49MPa[gage]（約 6.4 時間後）

溶融炉心の炉心下部プレナムへの落下（リロケーション）
格納容器温度上昇抑制のための格納容器スプレイ（MPa[gage]） （70m3/h）開始

格納容器スプレイ開始に伴う格納容器圧力の低下

事故後の時間（h）
図 3.3.8 格納容器圧力の時間変化（大破断 LOCA+ECCS 注水機能喪失）

3.3-16270

添付資料 3.3.1
原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用に関する知見の整理
1. 原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用の概要
原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用（以下，「炉外 FCI」という。
）は，原子炉
圧力容器から流出した溶融燃料が原子炉圧力容器外の冷却材と溶融燃料接触して一時的な圧力の急上昇が発生（圧力スパイク）し，原子炉格納容器内構造物に対する機械的荷重が生じる（水蒸気爆発）事象である。
水蒸気爆発は，分散した溶融燃料が膜沸騰状態の蒸気膜に覆われた状態で冷却材との混合状態となり（初期粗混合），さらに自発的もしくは外部からの圧力パルス等の外乱により膜沸騰が不安定化して蒸気膜が局所的に崩壊（トリガリング）した結果，溶融燃料と冷却材と冷却材との液－液直接接触により急激な水の蒸発が起こると共に，その過程で溶融燃料が微粒化し，新たな液－液接触による急速な水の蒸発が発生する反応が系全体に瞬時に拡大・伝播する現象である。
このときに発生するエネルギーによって構造物に加わる力が大きい場合，構造物が破壊され，原子炉格納容器が破損する可能性がある。
水蒸気爆発が生じない場合でも，急速な蒸気発生による圧力上昇（圧力スパイク）が発生する。
2. これまでの代表的な FCI の実験
これまでの代表的な FCI の実験として，JRC イスプラ研究所で実施された FARO 実験，
KROTOS 実験，（旧）原子力発電技術機構で実施された COTELS 実験，韓国原子力研究所で実施された TROI 実験等がある。これらの実験では UO2 混合物と模擬溶融物としてアルミナ等を用いている。
3. これまでの代表的な FCI の実験結果から得られた知見の整理
これまでの代表的な FCI の実験結果及び得られた知見については，審査資料「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」の添付２「溶融炉心と冷却材の相互作用について」に示した。これまでの知見から，UO2 を用いた実験では，外部トリガを与えた一部の場合及び UO2 の融点を大きく上回る過熱度を溶融物に与えた場合を除き，水蒸気爆発の発生は確認されていない。
4. 実機において水蒸気爆発が発生する可能性
溶融炉心落下時の格納容器下部ドライウェル内は静的であるため水蒸気爆発のトリガとなる特段の要因は考えにくいこと及び UO2 の融点を大きく上回る過熱度が加えられることも考えにくいため，水蒸気爆発の発生する可能性は十分小さいと考える。
以
添 3.3.1-1

上271

添付資料 3.3.2
水蒸気爆発の発生を仮定した場合の原子炉格納容器の健全性への影響評価

1. 評価の目的
溶融炉心が原子炉圧力容器の破損口から落下した際に水蒸気爆発が発生する可能性は，
これまでの知見からも極めて低いと考えられる。しかしながら，水蒸気爆発が発生した場合についても考慮し，原子炉格納容器の健全性に対する影響を確認しておくことは，原子炉格納容器下部への水張り等の格納容器破損防止対策の適切性を確認する上でも有益な参考情報になると考える。このため，ここでは溶融炉心落下時の水蒸気爆発の発生を仮定し，水蒸気爆発が生じた際の原子炉格納容器の健全性を評価した。
2. 評価に用いた解析コード等
水蒸気爆発の影響を評価するにあたっては，溶融燃料－冷却材相互作用によって発生するエネルギー，発生エネルギーによる圧力伝播挙動および構造応答が重要な現象となる。
よって，これらの現象を適切に評価することが可能である水蒸気爆発解析コード JASMINE，
構造応答解析コード AUTODYN-2D により圧力伝播挙動及び構造応答，格納容器圧力等の過渡応答を求める。これらの解析コードに対して構築した評価モデル及び入力の詳細は添付資料 1.5.1 の(3)に示している。溶融炉心の物性値は JASMINE コードに付属している溶融コリ
ウム模擬のライブラリから，水蒸気爆発時の発生エネルギーを最も大きく評価するライブ
ラリを用いた。また，これらの解析コードへの入力条件の一部は，シビアアクシデント総合解析コード MAAP を用いて評価した，「3.3 炉外の溶融燃料-冷却材相互作用」の評価結果を用いた。
（添付資料 1.5.1）
3. 評価条件
主要解析条件を表 1 に示す。溶融炉心は原子炉圧力容器底部の中央から落下する※ものとし，溶融炉心が原子炉圧力容器の破損口から落下する際には，溶融炉心・コンクリート相互作用の緩和策として，原子炉格納容器下部に水位 2m の水張りが実施されているものとした。なお，応力評価の対象としている内側及び外側鋼板（厚さ 30mm）降伏応力は約 490MPaである。
※原子炉圧力容器底部の形状から、原子炉圧力容器底部に落下した溶融炉心は原子炉圧力容器底部中央に集まり易いと考えられ，また，原子炉圧力容器底部中央は溶融炉心が堆積した場合の堆積厚さが厚く、除熱面から遠いために冷却されにくいと考えられることから，原子炉圧力容器が破損(貫通)する
箇所については，原子炉圧力容器底部中央を想定した。

4. 評価結果
水蒸気爆発に伴うエネルギー，原子炉格納容器下部内側及び外側鋼板の応力の推移を図 1，272

添 3.3.2-1

図 2 及び図 3 に示す。
水蒸気爆発の発生を想定した場合に原子炉格納容器下部ドライウェルの水に伝達される運動エネルギーの最大値は，約 7MJ である。このエネルギーを入力とし，原子炉格納容器
下部内側及び外側鋼板にかかる応力を解析した結果，原子炉格納容器下部の内側鋼板にかかる応力は約 32MPa，外側鋼板にかかる応力は約 25MPa となった。これは内側及び外側鋼板の降伏応力を大きく下回る値であり，かつ，弾性範囲内にあることから，原子炉圧力容器の支持に支障が生じるものでは無い。なお，構造上，原子炉格納容器下部の内側鋼板にかかる応力の方が外側鋼板にかかる応力よりも大きくなる傾向があるが，原子炉圧力容器の支持機能については原子炉格納容器下部の外側鋼板のみで維持可能である。
以上の結果から，水蒸気爆発の発生を想定した場合であっても，原子炉格納容器バウン
ダリの機能を維持できることを確認した。
以上

添 3.3.2-2

273

運動エネルギー（MJ）

最大運動エネルギー（約 7MJ）
この結果を用い，AUTODYN-2D で応力を解析

時間（ms）
図 1 水蒸気爆発によるエネルギーの推移※1

応力（MPa）

5045（降伏応力は 490MPa）40

最大応力（約 32MPa）

ミーゼス相当応力

35
30
25
20
15
10
5
0
0

10

20

30

40

50

60

時間（ms）
図 2 原子炉格納容器下部内側鋼板の応力の推移※1

応力（MPa）

5045（降伏応力は 490MPa）40

最大応力（約 25MPa）

ミーゼス相当応力

35
30
25
20
15
10
5
0
0

10

20

30

40

50

時間（ms）
図 3 原子炉格納容器下部外側鋼板の応力の推移※1※1 JASMINE によって評価した水蒸気爆発による運動エネルギー(図 1)の最大値を
AUTODYN への時刻 0 での入力とし，格納容器下部鋼板の応力の推移(図 2, 3)を評価している。このため，図 1 と図 2, 3 の時刻歴は一致しない。

274

添 3.3.2-3

60

添 3.3.2-4275による発生エネルギー

もとに設定

JASMINE の解析結果を50μm

爆発計算時の微粒子径

溶融炉心－冷却材相互作用

4mm

粗混合粒子径張りに用いる水の温度

50℃

2m

ペデスタル水深

原子炉格納容器下部への水0.2m

主要解析条件

原子炉圧力容器の破損径

項目

条件設定の考え方－

FARO，KROTOS 等の各種試験結果におけるデブリ粒径分布をもとに設定

FARO 試験結果におけるデブリ粒径分布をもとに設定

外部水源の水温として設定うものとして手順上定めている値

した溶融炉心を微粒子化し，十分な除熱量を確保するため，予め水張りを行

溶融炉心－コンクリート相互作用による格納容器破損防止対策として，落下制御棒駆動機構ハウジング 1 本の外径として設定※「3.3 原子炉圧力容器外の溶融燃料-冷却材相互作用」と重複する条件を除く。

AUTODYN-2D

JASMINE

MAAP※

解析コード

表 1 主要解析条件（原子炉圧力容器外の溶融炉心－冷却材相互作用（水蒸気爆発の評価））

添付資料 3.3.3
原子炉格納容器下部への水張り実施の適切性

炉心の溶融が進展し，溶融炉心が原子炉圧力容器（以下「RPV」という。）底部から流出するよ
うな場合には，原子炉格納容器内で発生する種々の現象の発生を防止あるいは影響を緩和することで，格納容器の破損を防止することが重要なマネジメントとなる。RPV の外において発生する現象のうち，溶融炉心・コンクリート相互作用（以下｢MCCI｣という。）に対してはその影響緩和の手段として，格納容器下部ドライウェルへの溶融炉心落下前の水張り（以下｢初期水張り｣という。）が有効な対策となる。一方，初期水張りによって，RPV 外の溶融燃料－冷却材相互作用（以下｢FCI｣という。）による水蒸気爆発のリスクが生じ，初期水張りの水深によって想定される影響の程度は変化すると考えられることから，初期水張りを実施する場合には，両者の影響を考慮して水位を決定する必要がある。以下に初期水張りにおける水位設定の考え方を示す。
1. 格納容器下部ドライウェルへの水張りの FCI に対する影響
FCI として生じる現象としては，急激な水蒸気発生に伴う格納容器内圧力の急激な上昇（以下｢圧力スパイク｣という。）及び水蒸気爆発がある。
水蒸気爆発については，UO2 主体の溶融物が水中に落下した場合に水蒸気爆発が発生した実験例は僅かであること及び，水蒸気爆発が発生した実験は，外部トリガを意図的に与えた場合，または溶融物の温度が溶融炉心の温度を上回る程の極端に大きな過熱度で実験した場合に限られることを確認している。[1- 4] また，水深 1.3m 以上の条件下での水蒸気爆発の発生は報告されておらず，実機条件に近い多くの溶融物量を落下させた実験でも水蒸気爆発の発生は報告されていない。
[2, 5, 6]

これらを考慮すると，実機で水蒸気爆発が生じる可能性は小さいと考える。しかしながら，

仮に水蒸気爆発が発生した場合を想定すると，水深が深い方が粗混合が促進され，発生する機械
エネルギーが大きくなることから，構造壁への衝撃荷重が大きくなると考えられる。
圧力スパイクは，初期水張りの水位が高い場合，水の顕熱による熱の吸収が増加することで圧力スパイクのピークが小さくなる効果と，溶融炉心の粗混合量が増加することで水への伝熱量が増加し，圧力スパイクのピークが高くなる効果が考えられる。
2. 格納容器下部ドライウェルへの水張りの MCCI に対する影響
格納容器下部ドライウェルへの初期水張りに失敗し，溶融炉心落下後に注水を開始した場合，
これまでの知見[7- 16]からは，溶融炉心上部にクラストが形成され，溶融炉心の冷却が阻害される可能性が考えられる。
一方，初期水張りを実施することで，溶融物落下時に溶融炉心が粒子化されるため，クラストの形成によるデブリ内部への熱の閉じ込めを抑制することができ，デブリ上面からの除熱と落下時の溶融炉心の急速な冷却（デブリクエンチ）に期待できる。[5, 6, 17]

添 3.3.3-1

276

3. 初期水張りの水位について（1） 水位の設定
1.及び 2.に示した通り，初期水張りの水位は，FCI の水蒸気爆発による格納容器への影響の観点では低い方が良く，FCI の圧力スパイク及び MCCI による格納容器への影響の観点では高い方が良い。ABWR においては，従来の炉型に比較して格納容器下部ドライウェルの床面積が広いため，溶融炉心が拡がった際に溶融炉心上面からの除熱に寄与する面積が大きく，また，溶融炉心が格納容器下部に落下した際の堆積高さが低いため，MCCI が緩和され易いという特徴がある。
以上を踏まえ，6 号及び 7 号炉においては，FCI の水蒸気爆発が発生した場合の影響を小さく抑えつつ，FCI の圧力スパイクを考慮しても原子炉格納容器バウンダリの機能が維持され，MCCI 緩
和のための溶融炉心の粒子化の効果に期待できる水位として，初期水張り水位を 2m に設定している。初期水張り水位 2m における FCI, MCCI の影響や，水張りの実施可能性ついては，FCI, MCCI
各事象の有効性評価で示したとおり，問題が無いものと考える。
（2） 水位の設定根拠
a. FCI の影響の観点
1. に示した通り，実機では水蒸気爆発が発生する可能性は小さい。しかしながら，仮に FCIの発生を前提とした場合，格納容器下部ドライウェルの水位について，水位が高い方が溶融炉
心の細粒化割合が大きくなる傾向がある。この場合，細粒化した粒子から水への伝熱量が多くなるので，水蒸気爆発に伴い格納容器下部ドライウェルに与えられる荷重は大きくなる。このことから，格納容器下部ドライウェルの水深が 2m より深い場合の影響を評価し，問題が無いことを確認している。この詳細は 4. に示す。
b. MCCI の影響の観点
初期水張りの水深に応じて溶融炉心の一部が水中で粒子化し，急速冷却されることを考慮した上で，粒子化しなかった溶融炉心によって形成される連続層の高さを評価し，この連続層の冷却性の観点から，初期水張りの水深の妥当性を確認した。評価条件を以下に示す。
・溶融炉心の水中での粒子化割合の評価には，MAAP コードにも用いられている RicouSpalding 相関式[18]を用いた。
・RPV の破損形態は制御棒駆動機構ハウジング 1 本の逸出を想定し，溶融物流出に伴う破損口の拡大を考慮した溶融炉心流出質量速度とした。
・粒子化した溶融炉心が連続層の上部に堆積した状態である，粒子状ベッドの冷却性については，Lipinski 0-D モデルを使用して評価している。粒子状ベッドのドライアウト熱流束と堆積したコリウムが床に均一に広がったと仮定した場合の崩壊熱除去に必要な熱流束（図 1 参照）を比較すると，粒子状ベッドのドライアウト熱流束（0.8MW/m2 以上）は崩壊
熱除去に必要な熱流束（全炉心落下で約 0.36MW/m2）よりも十分に大きく，粒子状ベッドの冷却可能性は極めて高いことから，連続層から水への崩壊熱除去を妨げないものとした。
・ 落下した溶融炉心は格納容器下部床上を広がると考えられるが，これまでの実験データを
添 3.3.3-2277

元にした解析[19]によると，初期水張りがある場合，溶融炉心の広がり距離は落下量等にもよるが 5m 程度となるという結果が得られている。6 号及び 7 号炉の格納容器下部の半径は
約 5.3m であることから，水張りしている場合でもほぼ床全面に広がる可能性が高いと考え，
溶融炉心の広がり面積を格納容器下部床全面（約 88m2）とした。
また，初期水張りの水位を決定する上での設定目安は以下の通りとした。
・連続層が安定クラストとなり，水が連続層内に浸入せず，連続層の熱伝導が除熱の律速条
件になると仮定して評価したところ，連続層厚さ 15cm までは，連続層が安定クラスト化していても連続層上面からの除熱によってコンクリートを分解温度以下に維持できる（MCCIの進展を防止可能）という結果（図 2 参照）が得られたため，連続層厚さが 15cm となる水
深を初期水張りの設定目安とした。
上記の評価条件を元に，水張り水深と溶融炉心落下量をパラメータとして，連続層堆積高さを評価した。評価結果を図 3 に示す。
評価結果を上記の初期水張りの水位の設定目安に照らすと，初期水張りの水位が 2m 程度の場
合，溶融炉心落下量が全炉心の 70%であれば連続層の高さを 15cm 以下にすることができ，初期
水張りの水位が 3m 程度の場合，溶融炉心落下量が全炉心の 100%の場合でも連続層の高さが 15cm以下になることを確認した。
以上の結果を考慮し，初期水張りの水位は 2m としている。有効性評価では溶融炉心が全量落下するものとして評価しているものの，落下割合には不確かさがあることや溶融炉心落下後には崩壊熱相当の注水を実施する手順としていること及び実機スケールではクラストへの水の浸入に期待できるという知見を踏まえると，現状の初期水張りの水位の設定は妥当と考える。また，2m の初期水張りについては，事象発生から溶融炉心落下までの時間余裕の中で十分に対応可能な操作である。
また，柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉について，MCCI に対して保守的な評価条件を設定した上で，初期水張りの有効性を感度解析によって確認している。初期水張りの水位を 2m とした場合について，溶融炉心は全量落下するものとし，溶融炉心の崩壊熱を事象発生から 6 時
間後として，上面熱流束を格納容器圧力への依存性を考慮しない 800kW/m2 相当とした場合であっても，MCCI による浸食量は数 cm（床面 5cm，壁面 2cm）であり，初期水張りが遅れた場合を想定し，初期水張りの水位を 1m とした場合であっても MCCI による浸食量は数 cm（床面 7cm，
壁面 4cm）に留まることを確認していることから，現状の初期水張りの水位の設定に問題は無いものと考える。感度解析の結果を図 4 に示す。
c. まとめFCI については，これまでの試験結果から，実機において格納容器の破損に至るような大規模な RPV 外での水蒸気爆発の発生の可能性は小さいと考える。また，FCI の発生を前提とした評価においても，格納容器下部ドライウェルの構造損傷に伴う格納容器の破損には至らず，ま添 3.3.3-3

278

た，十分な余裕があることを確認しており，格納容器下部への初期水張りの有無及びその水位が，格納容器の健全性に影響を与えるものではないと判断している。
上記を踏まえ，格納容器下部ドライウェルに溶融炉心が落下する状況に対しては，格納容器
下部ドライウェルに 2m の初期水張りまで注水を実施する運用としている。
4. 格納容器下部の水位上昇の影響
事故対応の中で格納容器スプレイを実施すると，リターンラインを通じたサプレッション・チ
ェンバ・プールからの流入やベント管を通じた流入によって冷却材が格納容器下部ドライウェルに流れ込み，下部ドライウェル水位を上昇させる場合がある。ここでは，FCI の有効性評価で設定した RPV 破損に至るシナリオにおいて，格納容器下部ドライウェルへの初期水張りの水位が上昇していた場合を想定し，その際の FCI への影響を評価した。
a．溶融炉心落下前の下部ドライウェル水位上昇の可能性
溶融炉心落下前の格納容器下部ドライウェルへの初期水張りの他に格納容器下部ドライウェルの水位を増加させる要因としては，格納容器スプレイによる冷却材が格納容器下部ドライウェル
壁面の連通孔とベント管の間から流入する場合が考えられる。連通孔とベント管は，その間に隙間があるものの，上下に連続して設置されているため，格納容器スプレイによる冷却材は，基本的には連通孔からベント管に流れ落ちると考えられるが，仮に格納容器スプレイの水が全て格納
容器下部ドライウェルに流入したとしても，今回の申請において示した解析ケースにおいて，格納容器下部ドライウェルに形成される水位は 4m 以下である。ただし，初期水張り操作による注水と格納容器スプレイの水の流入を合わせて形成される格納容器下部水位が 2m に到達した時点で格納容器下部ドライウェルへの初期水張り操作を停止するものとした。
また，LOCA を伴う場合には，破断口から流出した冷却材が格納容器下部ドライウェルに流入する可能性，及び，格納容器スプレイによる冷却材の流入の可能性が考えられるが，LOCA によって
原子炉圧力容器から流出する冷却材は飽和蒸気であり，サブクールが小さい。このため，LOCA に
よって流出した冷却材によって水位が形成された格納容器下部ドライウェルでの水蒸気爆発の発生を仮定しても，発生する運動エネルギーは小さいものと考えられる。
b．評価条件
溶融炉心が格納容器下部ドライウェルに落下する前に，格納容器下部にリターンラインまでの高さ（7m）の水位が形成されているものとした。この水位は上記「a．溶融炉心落下前の下部ドラ
イウェル水位上昇の可能性」に照らして十分に高いと考える。
その他の解析条件は，添付資料 3.3.2
において設定した評価条件と同様とした。
c．評価結果水蒸気爆発による影響と，水蒸気発生に伴う急激な圧力上昇（圧力スパイク）による影響を評価した。以下にその結果を示す。

添 3.3.3-4

279

（1）水蒸気爆発
水蒸気爆発によって格納容器下部の水に伝達される運動エネルギーの評価結果を図 5 に示す。最大値は約 16MJ であり，水位 2m の場合（約 7MJ）と比べて約 2 倍に増加している。
このエネルギーを入力とした応力の解析結果を図 6 及び図 7 に示す。格納容器下部ドライ
ウェルの内側鋼板の最大応力は約 278MPa であり，水位 2m の場合の約 32MPa と比べて約 9 倍に増加している。また，格納容器下部ドライウェルの外側鋼板の最大応力は約 168MPa であり，水位 2m の場合の約 25MPa と比べて約 7 倍に増加している。格納容器下部ドライウェルの内側鋼板の降伏応力（490MPa）を十分に下回っており，格納容器破損に至るおそれはないと考える。
また，初期水張りの水位が上昇すると，水面と RPV 底部の距離が短くなる。このことにより，水蒸気爆発に伴う瞬間的な水面の上昇が生じた際に，水面が RPV 底部に到達することによって，RPV 底部に圧力波が伝搬し，RPV の支持構造に影響を及ぼすことが懸念される。しかしながら，溶融炉心の落下による水位上昇分は約 0.5m であること，及び，JASMINE 解析によると水蒸気爆発による発生運動エネルギーがピークになる 0.1 秒以内での平均ボイド率は20%程度（初期水張り水位 2m の条件での評価結果より）であることを考慮すると，初期水張り水位 2m の場合，水位は約 3m（溶融炉心の堆積による水位上昇分の 0.5m と初期水張り水位
2m の 20%分である 0.4m の水位上昇を想定）までの上昇と想定される。溶融炉心の落下による水位上昇分及び平均ボイド率について同様と考えると，初期水張り水位 7m の場合，水位は約9m（溶融炉心の堆積による水位上昇分の 0.5m と初期水張り水位 7m の 20%分である 1.4m の水
位上昇を想定）までの上昇と想定される。水位の上昇が 9m 程度であれば，格納容器下部ドラ
イウェル床面から RPV 底部までの高さ約 10.6m に対して余裕があることから，RPV 底部に直接的に液相中の圧力波が伝播することは無いと考える。
水蒸気爆発が発生した際の気相部の挙動については，JASMINE コードを用い，添付資料
3.3.2 の評価条件（初期水張り水位 2m）における，原子炉格納容器下部の空間部での格納容器圧力及びボイド率変化を評価した。評価結果を図 8 に示す。水蒸気爆発時の粗混合粒子の細粒化と伝熱により，爆発源の膨張に伴う圧力波が伝播する。圧力波は減衰するため，原子炉圧力容器底部に到達する時点では 0.30MPa[abs]以下となる。0.30MPa 程度の圧力波によって原子炉圧力容器が損傷に至ることは想定し難いことから，圧力波による原子炉圧力容器への影響は無視できる程度と考える。原子炉格納容器への影響については，原子炉格納容器の構造上，原子炉格納容器下部において発生した圧力波が減衰されないまま原子炉格納容器上部に到達することは考えにくいが，仮に 0.30MPa 程度の圧力波が原子炉圧力容器上部の壁面に到達しても，原子炉格納容器の限界圧力（0.62MPa[gage]）未満であることから，原子炉格
納容器が破損に至ることは無い。また，ボイド率からは水蒸気爆発に伴う水位の変化は 1m 未満であることが確認できることから，水面の上昇による原子炉圧力容器への影響は無いものと考えられる。
（2）圧力スパイク
格納容器圧力の評価結果を図 9 に示す。RPV が破損して，溶融炉心が格納容器下部ドライ
添 3.3.3-5

280

ウェルの水中に落下する際に圧力スパイクが生じているが，圧力スパイクのピーク圧力は約0.30MPa であり，水位 2m の場合の約 0.47MPa よりも低くなっている。
この理由としては，初期水張り水位の上昇によって格納容器下部ドライウェルの水量が多くなり，溶融炉心の粗混合量が増加し，水への伝熱量が増加したものの，落下した溶融炉心の周囲のサブクール状態の水量が増加したことによる効果が，溶融炉心落下時の水温上昇とそれに伴う蒸気発生を緩和する側に作用し，ピーク圧力が抑制された可能性が考えられる。
以上の結果から，格納容器下部ドライウェルの水位を現状の初期水張りの水位である 2m 以上に上昇させた場合であっても，FCI によって格納容器が破損に至る恐れは無いと考える。このこと
から事故対応におけるドライウェルスプレイ等の運転操作に対して，FCI の観点からの制約は生
じない。
5. 結論
柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉においては，FCI が発生した場合の影響を低減しつつ，溶融炉心の粒子化の効果等による MCCI の影響緩和を期待できる水位として，初期水張り水位を2m に設定している。また，事故対応におけるドライウェルスプレイ等の運転操作により，格納容器下部ドライウェルの水位が上昇した場合であっても格納容器が破損に至る恐れはない。
以 上

添 3.3.3-6

281

参考文献
[1] V. Tyrpekl, Material effect in the nuclear fuel - coolant interaction : structuralcharacterization of the steam explosion debris and solidification mechanism, 2012[2] J.H.Kim, et al, The Influence of Variations in the Water Depth and Melt Composition on a
Spontaneous Steam Explosion in the TROI Experiments, Proceedings of ICAPP’04[3] J.H. Song, Fuel Coolant Interaction Experiments in TROI using a UO2/ZrO2 mixture, Nucl.
Eng.Design. 222, 1-15, 2003
[4] J.H. Kim, Results of the Triggered Steam Explosions from the TROI Experiment, Nucl. Tech.,
Vol.158 378-395, 2007
[5] D.Magallon, “Characteristics of corium debris bed generated in large-scale fuel-coolant
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JAERI-Conf 2000-015, 2000
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に関する総括報告書」2003[8] B.R.Sehgal, et al., “ACE Project Phase C&D : ACE/MCCI and MACE Tests”, NUREG/CP-0119,
Vol.2, 1991
[9] R.E.Blose, et al., “SWISS: Sustained Heated Metallic Melt/Concrete Interactions With
Overlying Water Pools,”NUREG/CR-4727, 1987
[10] R.E.Blose, et al., “Core-Concrete Interactions with Overlying Water Pools - The WETCOR-1
Test,”NUREG/CR-5907, 1993[11] M.T.Farmer, et al., "Status of Large Scale MACE Core Coolability Experiments", Proc. OECD
Workshop on Ex-Vessel Debris Coolability, Karlsruhe, Germany, 1999[12] M.T.Farmer, et al., “Corium Coolability under Ex-Vessel Accident Conditions for LWRs,”
Nuc. Eng. and Technol., 41, 5, 2009[13] M.T.Farmer, et al., “OECD MCCI Project 2-D Core Concrete Interaction (CCI) Tests : Final
Report,”OECD/MCCI-2005-TR05, 2006[14] M.T.Farmer, et al., “OECD MCCI Project Final Report,”OECD/MCCI-2005-TR06, 2006[15] M.T.Farmer, et al., “OECD MCCI-2 Project Final Report,”OECD/MCCI-2010-TR07, 2010[16] H.Nagasaka, et al., “COTELS Project (3): Ex-vessel Debris Cooling Tests,”OECD Workshop
on Ex-Vessel Debris Coolability, Karlsruhe, Germany, 1999[17] A. Karbojian, et al.,” A scoping study of debris bed formation in the DEFOR test facility,”
Nucl. Eng. Design 239 1653- 1659, 2009[18] F.B.Ricou, D.B.Spalding, “Measurements of Entrainment by Axisymmetrical Turbulent
Jets,”Journal of Fluid Mechanics, Vol.11, pp.21-32, 1961
[19] 中島 他，SAMPSON コードによる ABWR 格納容器ペデスタル上の炉心デブリの 3 次元拡がり評価，
日本原子力学会「2013 年秋の大会」H12, 2013 年 9 月

添 3.3.3-7282発熱量(MW/m2)

連続層堆積高さ(m)

溶融炉心落下量(全炉心に対する割合%)

コンクリート侵食距離(m)

図 1 格納容器下部ドライウェルへの溶融炉心落下割合に対する連続層堆積高さと単位面積当たりの発熱量※1 溶融炉心の堆積により生じた連続層厚さ。図中の他の評価結果に付記されている値についても同じ。
※2 クラスト表面は沸騰曲線による熱伝達を仮定，クラスト内は熱伝導による温度勾配を考慮

※1時間(s)

図 2 ハードクラスト形成時のコンクリート侵食評価例※2

連続層堆積高さ(m)※ 本評価では，RPV 下部の貫通口で最大の径である CRD ハウジング 1
本をデブリジェット径として想定しているが，実際には溶融炉心落下量が少ない場合は破断口径が小さ
く，デブリジェット径が小さくなる傾向を示すと考えられる。また，
Ricou-Spalding の式ではデブリジ
ェット径が小さいほど粒子化割合が大きくなる。溶融炉心落下量と，破断口径のとの相関を現実的に考えると，本評価では保守的に CRD
ハウジング 1 本としているが，溶融
炉心落下量が少ない場合には破断
口径が小さくなり，より多くの割合が粒子化し，連続層堆積厚さが低下する傾向となるものと考えられる。

水張り水深(m)

図 3 水張り水深と連続層堆積高さの関係※
添 3.3.3-8283

溶融炉心による浸食量(m)

0.5

0.4

0.3

溶融炉心がコンクリートを取り込み，溶融炉心とコンクリートの混合物の温度がコンクリートの融点を下回り，コア・コンクリート反応が停止する。
0.2

0.1

格納容器下部ドライウェル
壁面の浸食量：2 cm(内側鋼板の厚さ(3 cm)以下)

格納容器下部ドライウェル
床面の浸食量：5 cm

0

原子炉圧力容器破損後からの時間(h)(a) 初期水張り水位 2 m の場合（溶融炉心の崩壊熱：事象発生から6 時間後，上面熱流束：800kW/m2 相当（圧力依存無し））

溶融炉心による浸食量(m)

0.5

0.4

0.3

溶融炉心がコンクリートを取り込み，溶融炉心とコンクリートの混合物の温度がコンクリートの融点を下回り，コア・コンクリート反応が停止する。
0.2

格納容器下部ドライウェル
壁面の浸食量：4 cm

0.1

格納容器下部ドライウェル
床面の浸食量：7 cm

0

原子炉圧力容器破損後からの時間(h)(b) 初期水張り水位 1 m の場合（溶融炉心の崩壊熱：事象発生から6 時間後，上面熱流束：800kW/m2 相当（圧力依存無し））
図 4 格納容器下部壁面及び床面の浸食量の推移

284

添 3.3.3-9

運動エネルギー(MJ)

最大値(約 16MJ)

時間(ms)

応力(MPa)

図 5 水蒸気爆発によるエネルギーの変化（初期水張り水位 7m）※1

時間(ms)

応力(MPa)

図 6 水蒸気爆発による格納容器下部内側鋼板の応力の変化（初期水張り水位 7m）※1

時間(ms)

図 7 水蒸気爆発による格納容器下部外側鋼板の応力の変化（初期水張り水位 7m）※1※1 JASMINE によって評価した水蒸気爆発による運動エネルギー(図 5)の最大値を
AUTODYN への時刻 0 での入力とし，格納容器下部鋼板の応力の推移(図 6, 7)を評価している。このため，図 5 と図 6, 7 の時刻歴は一致しない。

添 3.3.3-10

285

286

添 3.3.3-11

下部ドライウェル中心からの距離 (m)t = 0.004 (sec)

下部ドライウェル中心からの距離 (m)t = 0.004 (sec)

下部ドライウェル床からの高さ (m)t = 0.008 (sec)t = 0.008 (sec)t = 0.012 (sec)t = 0.012

t = 0.016 (sec)t = 0.016 (sec)t = 0.018 (sec)t = 0.018 (sec)

図 8 原子炉格納容器下部の空間部の格納容器圧力及びボイド率の変化（初期水張り水位 2m）

下部ドライウェル床からの高さ (m)

ボイド率
[－]

0.24

0.60

圧力
[MPa(abs)]

0.5(格納容器限界圧力：0.62MPa[gage])

格納容器圧力(MPa[gage])

ドライウェル0.4

サプレッション・チェンバ

原子炉圧力容器破損及び下部 D/W へのデブリ落下による圧力上昇(ピーク圧力：約 0.30MPa[gage])

0.3

0.2

SRV2 弁開による格納容器圧力上昇

溶融炉心の下部プレナムへの落下(リロケーション)

0.1

0

時間(h)

図 9 格納容器圧力の推移（初期水張り水位 7m）

添 3.3.3-12287

添付資料 3.3.4

解析コード及び解析条件の不確かさの影響について（原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用）
表１

解析コードにおける重要現象の不確かさが運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータ（格納容器圧力）に与える影響（原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用）【MAAP】
分類

重要現象
崩壊熱

解析モデル

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（格納容器圧力）に与える影響

入力値に含まれる。

「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響」にて確認。

「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響」にて確認。

炉心モデル（炉心熱水力モデル）
溶融炉心の挙動モデル（炉心ヒートアップ）

TMI 事故解析における炉心ヒートアップ時の水素発生，炉心領域での溶融進展状態について，TMI 事故分析結果と良く一致することを確認した。
CORA 実験解析における，燃料被覆管，制御棒及びチャンネルボックスの温度変化について，測定データと良く一致することを確認した。
炉心ヒートアップ速度の増加（被覆管酸化の促進）を想定し，仮想的な厳しい振り幅ではあるが，ジルコニウム-水反応速度の係数を 2 倍とした
感度解析により影響を確認した。
・ TQUV，大破断 LOCA シーケンスともに，炉心溶融の開始時刻への影響は
小さい・ 下部プレナムへのリロケーション開始時刻は，ほぼ変化しない

炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現性及び CORA 実
験についての再現性が確認されている。炉心ヒートアップの感度解析（ヒートアップ時の燃料被覆管表面積感度解析）では，炉心溶融時間に対する感度
及び下部プレナムへのリロケーション開始時間に対する感度は小さいことが確認されている。本評価事故シーケンスにおいては，重大事故等対処設備を含む全ての原子炉への注水機能が喪失することを想定しており，最初に実施すべき操作は原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%高い
位置に到達した時点の減圧操作となり，燃料被覆管温度等によるパラメータを操作開始の起点としている操作ではないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現性及び CORA 実験についての再現性が確認されている。炉心ヒートアップの感度解析（ヒートアップ
時の燃料被覆管表面積感度解析）では，炉心溶融時間に対する感度及び下部プレ
ナムへのリロケーション開始時間に対する感度は小さいことが確認されている。
本評価事故シーケンスでは，運転員等操作による原子炉急速減圧により原子炉圧
力容器破損時の原子炉圧力を 2.0MPa[gage]以下に低減しており，上記の不確かさ
が運転員等操作時間に与える影響はないこと及び原子炉急速減圧操作後に原子炉圧力は速やかに低下することから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

炉心モデル（炉心水位計算モデル）TQUX シーケンス及び中小破断 LOCA シーケンスに対して，MAAP コードと
SAFER コードの比較を行い，以下の傾向を確認した。
・ MAAP コードでは SAFER コードで考慮している CCFL を取り扱っていな
いこと等から水位変化に差異が生じたものの水位低下幅は MAAP コードの方が保守的であり，その後の注水操作による有効燃料棒頂部までの水位回復時刻は両コードで同等である

炉心モデル（炉心水位計算モデル）は原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である SAFER コードとの比較により，急速減圧後の水位上昇及び蒸気流出の継続による水位低下について，一時的に低いより水位に到達することが確認されており，原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%高い位置に到達する時間が早まる可能性があるが，数分程度の差違であることから運転員等操作時間に与える影響は小さい。

炉心モデル（炉心水位計算モデル）では，原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である SAFER コードとの比較により，短期的な挙動は緩慢な挙動となるものの模擬できており，また，長期的な挙動は崩壊熱の影響が支配的となる。このため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）

HDR 実験解析では，格納容器圧力及び温度について，温度成層化含めて傾向を良く再現できることを確認した。格納容器雰囲気温度を十数℃程度
高めに，格納容器圧力を 1 割程度高めに評価する傾向が確認されたが，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの種の不確
かさは小さくなるものと考えられる。また，非凝縮性ガス濃度の挙動について，解析結果が測定データと良く一致することを確認した。
CSTF 実験解析では，格納容器温度及び非凝縮性ガス濃度の挙動について，解析結果が測定データと良く一致することを確認した。

HDR 実験解析では区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃程度，格納容器
圧力を 1 割程度高めに評価する傾向が確認されているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認された不確かさは小さくなるものと推定される。しかし，全体としては格納容器圧力及び温度の傾向を適切に再現できているが，格納容器圧力及び温度を操作開始の起点としている運転員等操作はないため，運転員等操作時間に与える影響はない。

HDR 実験解析では区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃程度，格納容器圧力を 1 割程度高めに評価する傾向が確認されているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認された不確かさは小さくなるものと推定される。しかし，全体としては格
納容器圧力及び温度の傾向を適切に再現できているため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

溶融炉心の挙動モデル（リロケーション）

・ TMI 事故解析における炉心領域での溶融進展状態について，TMI 事故分
析結果と一致することを確認した
・ リロケーションの進展が早まることを想定し，炉心ノード崩壊のパラメータを低下させた感度解析により影響を確認した
・ TQUV，大破断 LOCA シーケンスともに，炉心溶融時刻，原子炉圧力容器の破損時刻への影響が小さいことを確認した

溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性が確認されている。また，
炉心崩壊に至る温度の感度解析より原子炉圧力容器破損時間に対する感度は小さいことが確認されている。リロケーション開始時間の不確かさは小さく，溶融炉心が炉心下部プレナムへリロケーションした際の原子炉圧力容器下鏡部温度の上昇は急峻であることから，原子炉圧力容器下鏡部温度を操作開始の起点としている原子炉格納容器下部への初期水張り操作の開始に与える影
響は小さく，運転員等操作時間に与える影響はない。

溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性が確認されており，炉心崩壊に至る温度の感度解析より原子炉圧力容器破損時間に対する感度は小さいことを確認しており，また，原子炉圧力容器破損時点で原子炉格納容器下部に初期水張りが実施されていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

溶融炉心の挙動モデル（原子炉圧力容器破損
モデル）

原子炉圧力容器破損に影響する項目として，制御棒駆動機構ハウジング
溶接部の破損判定に用いる最大ひずみ（しきい値）をパラメータとした
感度解析を行い，原子炉圧力容器破損時刻が約 13 分早まることを確認した。ただし，仮想的な厳しい条件に基づく解析結果であり，実機における影響は十分小さいと判断される。

制御棒駆動機構ハウジング溶接部の破損判定に用いる最大ひずみ（しきい値）に対する感度解析により，最大ひずみを低下させた場合に原子炉圧力容器破損時間が早まることを確認している。本評価事故シーケンスへの対応では下部ヘッドの温度上昇を起点とする復水補給水ポンプによる格納容器下部注水操作の開始（約 3.7 時間後）から，原子炉圧力容器破損（約 7.0 時間後）までに下部ペデスタル注水を完了する必要があるが，注水必要時間 2 時間に対して下部ヘッド温度 300℃到達から原子炉圧力容器破損までは約 3 時間ある
ことから多少の挙動の差異が生じた場合においても十分な時間余裕があり，運転員等操作時間に与える影響はない。

制御棒駆動機構ハウジング溶接部の破損判定に用いる最大ひずみ（しきい値）に対する感度解析により，最大ひずみを低下させた場合に原子炉圧力容器破損が早まることを確認しているが，溶融炉心の落下時間への影響は小さく，解析コードの不確かさが評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

溶融炉心の挙動モデル（格納容器下部での溶融炉心挙動）

原子炉圧力容器外 FCI 現象に関する項目としてエントレインメント係数
及びデブリ粒子径をパラメータとして感度解析を行い，原子炉圧力容器
外 FCI によって生じる圧力スパイクへの感度が小さいことを確認した。

下部ペデスタルへの水張り以降において，原子炉圧力容器外 FCI によって生じる圧力スパイクに対する運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

原子炉圧力容器外 FCI 現象に関する項目として細粒化モデルにおけるエントレイ
ンメント係数，冷却水とデブリ粒子の伝熱に関して感度解析を行い，原子炉圧力容器外 FCI により生じる圧力スパイクへの感度が小さいことを確認しており，解析コードの不確かさが評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
（添付資料 3.3.5）

炉心モデル（原子炉出力及び崩壊熱）

燃料棒内温度変化

燃料棒表面熱伝達

炉心

燃料被覆管酸化燃料被覆管変形

沸騰・ボイド率変化

気液分離（水位変化）・対向流

原子炉格納容器

格納容器各領域間の流動

リロケーション

原子炉圧力容器（炉心損傷後）構造材との熱伝達

原子炉圧力容器破損

原子炉格納容器（炉心損傷後）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）不確かさ

添 3.3.4-1

288

表２
項目

原子炉熱出力原子炉圧力

解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータ（格納容器圧力）に与える影響（原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用）（1/3）

解析条件（初期条件，事故条件）の不確かさ
解析条件

条件設定の考え方

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（格納容器圧力）に与える影響

原子炉熱出力のゆらぎを考慮した運転管最確条件とした場合には原子炉停止後の崩壊熱が緩和される。最確条件

最確条件とした場合には原子炉停止後の崩壊熱が緩和される。最確条件とした場

理目標値を参考に最確条件を包絡できるとした場合の運転員等操作時間への影響は，原子炉停止後の崩壊熱にて合の評価項目となるパラメータに与える影響は，原子炉停止後の崩壊熱にて説明

条件を設定。

説明する。

する。

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えう

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，原るが，原子炉圧力は逃がし安全弁により制御されるため事象進展に与え子炉圧力は逃がし安全弁により制御されるため事象進展に与える影響はなく，評る影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。

価項目となるパラメータに与える影響はない。

最確条件
3,924MWt 以下

3,926MWt（実績値）
約 7.05MPa[gage]～約 7.12MPa[gage]

7.07MPa[gage]

定格原子炉圧力として設定。

（実測値）

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えう
通常運転水位
原子炉水位

ート下端から

通常運転水位（セパレータスカート下端から約+118cm～約+120cm）+119cm）（実測値）（セパレータスカ

るが，ゆらぎの幅は事象発生後の水位低下量に対して非常に小さい。例
通常運転時の原子炉水位として設定。

えば，スクラム 10 分後の原子炉水位の低下量は通常運転水位約－4m であるのに対してゆらぎによる水位低下量は約－10mm であり非常に小さい。したがって，事象進展に与える影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

炉心流量52,200t/h（100%）定格流量の約 91%～約 110%（実測値）

定格流量として設定。
9×9 燃料（A 型）と 9×9 燃料（B 型）は，
熱水的な特性はほぼ同等であり，その他の燃料

9×9 燃料（A 型）

装荷炉心ごと核的特性等の違いは燃料棒最大線出力密度の保守性に包含されることから，代表的に 9×9 燃料（A 型）を設定。

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，ゆらぎの幅は事象発生後の水位低下量に対して非常に小さい。例えば，スクラム
10 分後の原子炉水位の低下量は通常運転水位約－4m であるのに対してゆらぎによる水位低下量は約－10mm であり非常に小さい。したがって，事象進展に影響は小さく，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

事象発生後早期に原子炉はスクラムするため，初期炉心流量が事象進展

事象発生後早期に原子炉はスクラムするため，初期炉心流量が事象進展与える影に与える影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

響は小さく，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

最確条件とした場合には，9×9 燃料の A 型または B 型の炉心となるか，それらの混在炉心となるが，両型式の燃料の熱水力特性はほぼ同等であり，事象進展に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

最確条件とした場合には，9×9 燃料の A 型または B 型の炉心となるか，それらの混在炉心となるが，両型式の燃料の熱水力特性はほぼ同等であり，炉心冷却性に大きな差は無いことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

最確条件は解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなることから，原子炉水位の低下が緩やかになり，
初期条件

原子炉停止後の崩壊熱

平均的燃焼度約 30GWd/t

燃焼度 33GWd/t（実績値）

サイクル末期の燃焼度のばらつきを考慮
し，10%の保守性を確保することで，最確条件を包絡できる条件を設定。

有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%高い位置到達を操作開始の起点としている原子炉急速減圧操作の開始が遅くなる。また，原子炉圧
力容器破損に至るまでの事象進展が緩やかになり，原子炉圧力容器下鏡部温度 300℃到達を操作開始の起点としている原子炉格納容器下部への最確条件は解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，溶融炉心の持
つエネルギーが小さくなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

初期水張り操作及び原子炉圧力容器破損を操作開始の起点としている
原子炉格納容器下部への注水操作の開始が遅くなる。
格納容器容積（ドライウェ

7,350m3

7,350m3（設計値）

ル）

ドライウェル内体積の設計値（全体積から内部機器及び構造物の体積を除いた値）を設定。

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響はな

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響はなく，評価

く，運転員等操作時間に与える影響はない。

項目となるパラメータに与える影響はない。

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えう
格納容器容積（ウェットウェル）

空間部：5,960m

3

液相部：3,580m

3

空間部：
約 5,980m3～約 5,945m3
液相部：
約 3,560m3～約 3,595m3

るが，ゆらぎによる格納容器容積（ウェットウェル）の液相部（空間部）
ウェットウェル内体積の設計値（内部機器及び構造物の体積を除いた値）を設定。

（実測値）の変化分は通常時に対して非常に小さい。例えば，通常時の液相部の熱容量は約 3,600m3 相当分であるのに対して，ゆらぎによる容積減少分の熱容量は約 20m3 相当分であり，その減少割合は通常時の約 0.6%程度と非常に小さい。したがって，事象進展に与える影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

サプレッショ
ン・チェンバ・ 7.05m（NWL）
プール水位

サプレッショ
ン・チェンバ・ 35℃
プール水温

289

約 7.01m～約 7.08m

通常運転時のサプレッション・チェンバ・（実測値）

プール水位として設定。

約 30℃～約 35℃（実測値）

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，ゆらぎによる格納容器容積（ウェットウェル）の液相部（空間部）の変化分は通常時に対して非常に小さい。例えば，通常時の液相部の熱容量は約 3,600m3 相当分
であるのに対して，ゆらぎによる容積減少分の熱容量は約 20m3 相当分であり，その減少割合は通常時の約 0.6%程度と非常に小さい。したがって，事象進展に与える影響は小さく，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えう

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，ゆるが，ゆらぎによるサプレッション・チェンバ・プール水位低下分の熱らぎによるサプレッション・チェンバ・プール水位低下分の熱容量は通常水位時

容量は通常水位時に対して非常に小さい。例えば，通常水位時（7.05m） に対して非常に小さい。例えば，通常水位時（7.05m）の熱容量は約 3600m3 相当の熱容量は約 3600m3 相当分であるのに対して，ゆらぎによる水位低下分分であるのに対して，ゆらぎによる水位低下分（通常水位-0.04m 分）の熱容量（通常水位-0.04m 分）の熱容量は約 20m3 相当分であり，その低下割合

は約 20m3 相当分であり，その低下割合は通常水位時の約 0.6%程度と非常に小さ

は通常水位時の約 0.6%程度と非常に小さい。したがって，事象進展に与い。したがって，事象進展に与える影響は小さく，評価項目となるパラメータにえる影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

与える影響は小さい。

通常運転時のサプレッション・チェンバ・ 運転員等操作としては下部ヘッドの温度上昇を起点とする補給水ポン

最確条件は解析条件で設定している水温よりも低くなるため，圧力スパイクへの

プール水温の上限値を，最確条件を包絡でプによる格納容器下部注水操作の開始となるが，本パラメータによる影影響としては，発生する蒸気量の低下が考えられるが，評価項目となるパラメー

きる条件として設定。

響を受けることはなく，運転員等操作時間に与える影響はない。

タに対する影響は小さい。

添 3.3.4-2

表２ 解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータ（格納容器圧力）に与える影響（原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用）
（2/3）
項目

解析条件（初期条件，事故条件）の不確かさ
解析条件

最確条件

条件設定の考え方

運転員等操作時間に与える影響
最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与格納容器圧力5.2kPa[gage]

約 3kPa[gage]～約 7kPa[gage]（実測値）

えうるが，ゆらぎによる格納容器圧力の上昇に与える影響は小さい。
通常運転時の格納容器圧力

例えば，事象発生から圧力容器破損までの圧力上昇率（平均）は約として設定。

7 時間で約 0.47MPa であるのに対して，ゆらぎによる圧力上昇量は
約 2kPa であり非常に小さい。したがって，事象進展に与える影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
運転員等操作としては下部ヘッドの温度上昇を起点とする補給水ポ

格納容器温度57℃

約 30℃～約 60℃

通常運転時の格納容器温度

ンプによる格納容器下部注水操作の開始となることから本パラメー（実測値）として設定。

タによる影響を受けることはなく，運転員等操作時間に与える影響はない。

3.43kPa（ドライウェ
初期条件

真空破壊装置ル－サプレッショ
ン・チェンバ間差圧）

間以降は 45℃，事象開始 24 時 間 以 降 はル－サプレッショ
ン・チェンバ間差圧）

約 30℃～約 50℃（実測値）

21,400m3 以上
約 21,400m3（ 淡 水 貯 水 池水 量 ＋
復水貯蔵槽水量）

燃料の容量

約 2,040kL

ぎによる格納容器圧力の上昇に与える影響は小さい。例えば，事象発生から圧力容器破損までの圧力上昇率（平均）は約 7 時間で約 0.47MPa であるのに対して，ゆらぎによる圧力上昇量は約 2kPa であり非常に小さい。したがって，事象進展に与える影響は小さく，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，ゆらぎによる格納容器温度の上昇に与える影響は小さい。例えば，事象発生から圧力容器破損までの温度上昇率は約 7 時間で約 50℃であるのに対して，ゆらぎによる温度上昇量は約 3℃であり非常に小さい。したがって，事象進展に与える影響は小さく，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

真空破壊装置の設定値。

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に影響はなく， 解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に影響はなく，評価項目とな
運転員等操作時間に与える影響はない。

るパラメータに与える影響はない。

（設計値）

40℃）

外部水源の容量最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，ゆら

3.43kPa（ドライウェ

50℃（事象開始 12 時
外部水源の温度

評価項目となるパラメータ（格納容器圧力）に与える影響

2,040kL 以上（軽油タンク容量）

復水移送ポンプ吐出温度を参考に最確条件を包絡できる条件を設定。

淡水貯水池及び通常運転中の復水貯蔵槽の水量を参考に，最確条件を包絡できる
条件を設定。

運転員等操作としては下部ヘッドの温度上昇を起点とする補給水ポンプによる格納容器下部注水操作の開始となることから本パラメー
タによる影響を受けることはなく，運転員等操作時間に与える影響はない。

下部ペデスタルへの注水温度が低い場合，圧力スパイクへの影響としては，発生する蒸気量の低下が考えられるが，評価項目となるパラメータに対する影響は小さい。
一方，トリガリングの発生を前提とした水蒸気爆発という点では，低い水温は厳しめの評価を与えるが，水蒸気爆発解析コードを用いた評価は 32℃を前提としており，その場合でも問題ないことを確認している。

最確条件とした場合には，解析条件よりも水源容量の余裕が大きくなる。また，事象発生 12 時間後からの消防車による補給により復水－貯蔵槽は枯渇しないことから，運転員操作に対する影響はない。

通常時の軽油タンクの運用最確条件とした場合には，解析条件よりも燃料容量の余裕が大きく値を参考に，最確条件を包なる。また，事象発生直後から最大負荷運転を想定しても燃料は枯絡できる条件を設定。

渇しないことから，運転員操作に対する影響はない。

添 3.3.4-3

－

290

表２
項目

起因事象

解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータ（格納容器圧力）に与える影響（原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用）（3/3）

解析条件（初期条件，事故条件）の不確かさ
解析条件

全給水喪失

条件設定の考え方

最確条件－

原子炉水位の低下の観点で厳しい事象を設定。

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（格納容器圧力）に与える影響

起因事象として，原子炉水位の低下の観点でより厳起因事象として，原子炉水位の低下の観点でより厳しい事象である大破断 LOCA

しい事象である LOCA 等の原子炉冷却材圧力バウンを仮定した場合，原子炉冷却材圧力バウンダリからの原子炉冷却材の放出によっダリ喪失を仮定した場合，原子炉圧力容器破損のタて格納容器圧力が上昇することに加え，原子炉圧力容器破損のタイミングが早く

イミングは早くなるが，代表プラントに対する解析

なり，圧力スパイクの最大値が高い値となる可能性が考えられることから，起因

では大破断 LOCA と TQUV の破損時間は 30 分程度の差事象を大破断 LOCA とした場合の感度解析を実施し，圧力スパイクの最大値が評であり，この程度の挙動の差が運転員等操作に対し価項目を満足することを確認している。

て影響を与えることはない。
事故条件

安全機能の喪失に対する仮定

高圧注水機能，低圧注
水機能
低 圧 代 替 注水 系 （ 常（添付資料 3.3.6）

高圧注水機能として原子炉隔離時冷却系及び高圧炉－

心注水系の機能喪失を，低圧注水機能として低圧注水
系及び低圧代替注水系（常設）の機能喪失を設定。

設）機能喪失－本評価事故シーケンスへの事故対応に用いる設備は－非常用高圧母線に接続されており，非常用ディーゼル
外部電源

外部電源なし－発電機からの電源供給が可能であるため，外部電源の有無は事象進展に影響を与えないが，非常用ディーゼ
ル発電機に期待する場合の方が資源の観点で厳しいことを踏まえ，外部電源なしとして設定。

事 象 発 生 と同 時 に 原

事象発生と同時に原事象発生と同時に原子炉スクラムするものとして設

ム信号

子炉スクラム子炉スクラム定。

逃がし弁機能7.51～7.86MPa[gage]

逃がし弁機能7.51～7.86MPa[gage]363～380t/h/個

363～380t/h/個

自 動 減 圧 機能 付 き 逃

自動減圧機能付き逃がし安全弁の 2 個開にがし安全弁の 2 個開による原子炉急速減圧

よる原子炉急速減圧

機器条件

原子炉スクラ解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進
逃がし安全弁の逃がし弁機能の設計値を設定。

展に与える影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

逃がし安全弁

291

逃がし安全弁の設計値に基づく蒸気流量及び原子炉
圧力の関係から設定。

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。

添 3.3.4-4

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

表３
項目

操作条件

溶融炉心
落下前の
格納容器
下部注水
系（常設）
による水
張り操作

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（格納容器圧力）に与える影響及び操作時間余裕（原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用）

解析条件（操作条件）の不確かさ
解析上の操作開始時間
解析上の操作
条件設定の考え方
開始時間

原子炉圧力容器
下鏡部温度が300℃ に 到 達 した時点で開始。
90m3/h で 2 時間
注水し，格納容
器下部に水位 2mの水張りを行う（事象発生から
約 3.7 時間後）

炉心損傷後の原子
炉圧力容器破損による溶融炉心・コ
ンクリート相互作
用の影響緩和を考慮し設定操作の不確かさ要因

運転員等操作時間に与える影響【認知】
格納容器下部への注水操作は，原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達したことを確認して開始するが，損傷炉心への注水による冷却性を確認するため，原子炉圧力容器下鏡部
温度は継続監視しており，認知に大幅な遅れが生じることは考えにくい。よって，認知遅れにより操作開始時間に与える影響はなし。
原子炉圧力容器下鏡部温度が【要員配置】
300℃に到達するまでに事象発生
格納容器下部への注水操作は，中央制御室にて操作を行う運転員と現場にて操作を行う運 から約 3.7 時間の時間余裕があ
転員（現場）を各々配置しており，操作開始時間に与える影響はなし。
り，また，格納容器下部注水操作【移動】は原子炉圧力容器下鏡部温度を
中央制御室から操作現場である廃棄物処理建屋地下 3 階までのアクセスルートは，コント 監視しながら溶融炉心の下部プ
ロール建屋のみであり，通常 5 分間程度で移動可能であるが，余裕を含めて 10 分間の移 レナムへの移行を判断し，水張り
動時間を想定している。また，アクセスルート上にアクセスを阻害する設備はなく，よっ 操作を実施することとしており，て，操作開始時間に与える影響はなし。
実態の操作開始時間は解析上の【操作所要時間】設定とほぼ同等であり，操作開始
中央制御室内における格納容器下部への注水操作は，復水補給水系の 2 弁の開操作による 時間に与える影響は小さい。
注水であり，制御盤のスイッチによる操作のため 1 操作に 1 分間を想定し，合計 2 分間で 当該操作は，解析コード及び解析あり，それに余裕時間を含めて操作時間 5 分間を想定している。格納容器下部への注水量 条件（操作条件を除く）の不確か
調整は，制御盤の操作スイッチにて弁の開度調整を行い，約 2 時間の注水で格納容器下部 さにより操作開始時間は遅れるに水位 2m の水張りを行うが，水張り中の操作は適宜流量及び格納容器下部水位を監視し， 可能性があるが，中央制御室の運流量調整をするのみであるため，操作開始時間に与える影響はなし。
転員とは別に現場操作を行う運【他の並列操作有無】
転員(現場)及び緊急時対策要員
格納容器下部への注水操作時に，当該操作に対応する運転員に他の並列操作はなく，操作 を配置しており，他の操作との重開始時間に与える影響はなし。
複もないことから，他の操作に与【操作の確実さ】
える影響はない。
中央制御室内における操作は，制御盤の操作スイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起こりにくく，そのため誤操作により操作時間が長くなる可能性は低い。また，現場操作
は，操作の信頼性向上や要員の安全のため 2 人 1 組で実施することとしており，誤操作は起こりにくく，誤操作により操作時間が長くなる可能性は低い。

添 3.3.4-5

評価項目となるパラ
メータ（格納容器圧力）に与える影響

操作時間余裕

訓練実績等

実 態 の 操 作開 始 時 間は 解 析 上 の設 定 と ほ
ぼ 同 等 で ある こ と から，評価項目となるパ
ラ メ ー タ に与 え る 影
響は小さい。

原子炉圧力容器下鏡部温度が300℃に到達するまでの時間は事象発生から約 3.7 時間あり，また，格納容器下部注水操作は
原子炉圧力容器下鏡部温度の上昇傾向を監視しながら予め準備が可能である。また，原子炉圧力容器下鏡部温度 300℃到達時点での中央制御室における格納容器下部への注水操作の操作時間は約 5 分間である。
溶融炉心落下前の格納容器下部注水系（常設）による水張りは約 2 時間で完了することから，水張りを事象発生から約3.7 時間後に開始すると，事象発生から約 5.7 時間後に水張りが完了する。事象発生から約5.7 時間後の水張り完了から，事象発生から約 7.0 時間後の原
子炉圧力容器破損までの時間を考慮すると，格納容器下部注水操作は操作遅れに対して 1 時
間程度の時間余裕がある。

中央制御室における操作のため，シミュレータにて訓練実績を取得。訓練では，原子炉圧
力容器下鏡部温度が 300℃に到達後，
約 3 分間で格納容器下部注水系（常設）による水張り
操作を開始。
想定で意図している運転操作が実施
可能なことを確認した。

292

添付資料 3.3.5
エントレインメント係数の圧力スパイクに対する影響

柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉（ABWR, RCCV 型格納容器）について，原子炉圧力容器外の溶融燃料-冷却材相互作用における圧力スパイクに対して不確かさを有すると考えられるパラメータのうち，エントレインメント係数を変化させた場合※の影響を確認した。確認結果を以下に示す。
※「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 第 5 部 MAAP 添付 2 溶
融炉心と冷却材の相互作用について」では，MARK-I 型格納容器について，デブリ粒子径を変化させた場合の圧力スパイクに対する感度を評価しているが，その結果，デブリ粒子径を変化させても圧力スパイクはほぼ変わらないことを確認しているため，RCCV 型格納容器に対するデブリ粒子径に関する感度の評価は不要と判断した。

(1) 評価条件
・エントレインメント係数を除き，今回の申請において示した解析ケース（以下「ベースケース」という。）と同じ評価条件とした。
・表 1 に感度解析の条件を示す。エントレインメント係数は，ベースケースでは MAAP
推奨範囲(

～

)のうちおよそ中間となるケースでは，MAAP の当該係数の推奨範囲のうち最大値(を設定しているが，感度解析)と，最小値()を設定した。
(2) 評価結果
表 2 及び図 1～3 にベースケース及びエントレインメント係数についての感度解析の結果を示す。感度解析の結果，事象発生約 7 時間後に原子炉圧力容器の破損が発生した直後の格納容器圧力は，感度解析ケース(最大値)の方が僅かに大きい結果となったが，格納容器限界圧力(0.62MPa[gage])は下回る結果となった。
(3) 結論
エントレインメント係数を変動させた場合であっても，圧力スパイクのピークが限界圧力(0.62MPa[gage])を下回ることを確認した。
また，ABWR, RCCV 型格納容器の場合についても，エントレインメント係数の圧力ス
パイクに対する感度は小さく，その不確かさが有効性評価の結果に与える影響は小さいことを確認した。
以上

添 3.3.5-1

293

表 1 解析条件のまとめ
条件

ベースケース

感度解析ケース

エントレインメント係数
設定根拠

MAAP 推奨値のノミナル値

MAAP 推奨範囲の最小値

MAAP 推奨範囲の最大値

表 2 解析結果のまとめ
事象

ベースケース

感度解析ケース(最小値)

感度解析ケース
(最大値)

炉心損傷

約57分

約57分

約57分

炉心支持板破損

約 3.3 時間

約 3.3 時間

約 3.3 時間

RPV 破損

約7時間

約 7 時間約 7 時間溶融炉心落下による PCV ピーク圧力

約 0.50MPa[gage]

約 0.39MPa[gage]

約 0.54MPa[gage]添 3.3.5-2

294

0.8

ドライウェルサプレッション・チェンバ
格納容器限界圧力 0.62MPa[gage]

格納容器圧力0.6

約 0.50MPa[gage]
原子炉圧力容器破損

炉心支持板破損

0.4（MPa[gage]）

0.2

0
0

1

2

3

4

5

6

7

8

※ 圧力スパイク発生後は，格納容器圧力が 0.465MPa 以上で格納容器スプレイを実施し，格納容器
スプレイによって格納容器圧力の準静的な上昇を抑制する。

事故後の時間（h）

図 1 格納容器圧力の時間的変化（ベースケース）

0.8

ドライウェルサプレッション・チェンバ

格納容器圧力

格納容器限界圧力 0.62MPa[gage]
0.6

約 0.39MPa[gage]
原子炉圧力容器破損

炉心支持板破損

0.4（MPa[gage]）

0.2

0
0

1

2

3

4

5

6

7

8

事故後の時間（h）

図2※ 圧力スパイク発生後は，格納容器圧力が 0.465MPa 以上で格納容
格納容器圧力の時間的変化（感度解析ケース（最小値）） 器スプレイを実施し，格納容器
スプレイによって格納容器圧力の準静的な上昇を抑制する。

0.8

ドライウェルサプレッション・チェンバ

格納容器圧力

格納容器限界圧力 0.62MPa[gage]
0.6

約 0.54MPa[gage]
原子炉圧力容器破損

炉心支持板破損

0.4（MPa[gage]）

0.2

0
0

1

2

3

4

5

6

7

8

事故後の時間（h）

図3※ 圧力スパイク発生後は，格納容器圧力が 0.465MPa 以上で格納容
格納容器圧力の時間的変化（感度解析ケース（最大値）） 器スプレイを実施し，格納容器
スプレイによって格納容器圧力の準静的な上昇を抑制する。

添 3.3.5-3295

添付資料 3.3.6
プラント損傷状態を LOCA とした場合の圧力スパイクへの影響

1. 評価の目的
今回の申請において示した解析ケース（以下「ベースケース」という。）では，格納容器破損モード「原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」の評価事故シーケンスのプラント損傷状態として，水蒸気爆発に対する条件設定の厳しさを考慮し，溶融炉心の内部エネルギーの観点でより厳しいと考えられる TQUV を選定しており，起因事象としては原
子炉水位の低下の観点で最も厳しい給水流量の全喪失を設定している。
一方，起因事象として大破断 LOCA を仮定した場合，原子炉冷却材圧力バウンダリからの原子炉冷却材の放出によって格納容器圧力が上昇することに加え，原子炉圧力容器破損のタイミングが早くなり，圧力スパイクの最大値がベースケースに比べて高い値となる可能性が考えられる。
このため，解析条件のうち初期条件の不確かさとして，起因事象が大破断 LOCA の場合の圧力スパイクへの影響を確認する。
2. 評価条件
ベースケースの評価条件に対する変更点は以下の通り。この他の評価条件は，ベースケー
スの評価条件と同等である。
・起因事象を大破断LOCAとし，事故シーケンスを「大破断LOCA+ECCS注水機能喪失」とした。
・格納容器温度制御の観点で評価上の必要が生じたため，格納容器温度が190℃に到達した場合には流量70m3/hでのドライウェルスプレイを実施し，格納容器温度が171℃に到達した時点でドライウェルスプレイを停止するものとした。
3. 評価結果
格納容器圧力の評価結果を図 1，格納容器温度の評価結果を図 2 に示す。
事象発生から約6.4時間後に原子炉圧力容器破損に至り，圧力スパイクのピーク値は約0.49MPa[gage]となったが，圧力スパイクの最大値はベースケースの結果と同程度であり，格納容器限界圧力の0.62MPa[gage]を下回るため，原子炉格納容器バウンダリの機能は維持されることを確認した。
以

添 3.3.6-1

296上ドライウェル
サプレッション・チェンバ

格納容器圧力

格納容器限界圧力 0.62MPa[gage]

原子炉圧力容器破損及び原子炉格納容器下部への溶融炉心落下による格納容器圧力上昇
0.49MPa[gage]（約 6.4 時間後）

溶融炉心の炉心下部プレナムへの落下（リロケーション）
格納容器スプレイ
格納容器温度上昇抑制のための3（70m /h）開始
格納容器スプレイ開始に伴う格納容器圧力の低下（MPa[gage]）

事故後の時間（h）
図 1 格納容器圧力の推移

格納容器温度

原子炉圧力容器破損及び原子炉格納容器下部への溶融炉心落下による格納容器温度上昇
最高温度 約 207℃（壁面温度 約 188℃）（約 6.5 時間後）
格納容器限界温度（℃）
ドライウェルサプレッション・チェンバ（気相）
サプレッション・チェンバ（液相）

事故後の時間（h）
図 2 格納容器温度の推移

添 3.3.6-2

297

3.4 水素燃焼
3.4.1 格納容器破損モードの特徴，格納容器破損防止対策(1) 格納容器破損モード内のプラント損傷状態
格納容器破損モード「水素燃焼」に至る可能性のあるプラント損傷状態は，「1.2 評価対
象の整理及び評価項目の設定」からは抽出されない。これは 6 号及び 7 号炉では原子炉起動時に原子炉格納容器内を窒素で置換し，原子炉運転中は原子炉格納容器内雰囲気が不活性化された状態を維持するため，原子炉格納容器内の気体の組成が可燃限界に至る事故シーケンスが抽出されないためである。このため，「水素燃焼」の観点で 6 号及び 7 号炉において評価することが適切と考えられる評価事故シーケンスを選定し，7 日以内に可燃限界に至らないことを確認する。
(2) 格納容器破損モードの特徴及び格納容器破損防止対策の基本的考え方
格納容器破損モード「水素燃焼」では，ジルコニウム－水反応，水の放射線分解，金属腐
食，溶融炉心・コンクリート相互作用等によって発生する水素によって原子炉格納容器内の水素濃度が上昇し，水の放射線分解によって発生する酸素によって原子炉格納容器内の酸素濃度が上昇する。このため，緩和措置がとられない場合には，ジルコニウム－水反応等によって発生する水素と原子炉格納容器内の酸素が反応することによって激しい燃焼が生じ，原子炉格納容器破損に至る。
本格納容器破損モードは，窒素置換による原子炉格納容器内雰囲気の不活性化によって，原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度が可燃限界に到達することを防止することにより，原子炉格納容器の破損を防止する。また，溶融炉心・コンクリート相互作用による水素発生に対しては「3.5 溶融炉心・コンクリート相互作用」のとおり，原子炉格納容器下部注
水によって水素発生を抑制する。
なお，6 号及び 7 号炉において重大事故が発生した場合，ジルコニウム－水反応によって水素濃度は 13vol%※1 を大きく上回る。このため，本格納容器破損モードによる原子炉格納容器の破損を防止する上では，酸素濃度が可燃限界に到達することを防止することが重要であり，格納容器破損モード「水素燃焼」を評価する上では，水の放射線分解，金属腐食，
溶融炉心・コンクリート相互作用等による水素発生の影響は小さい。
※1 原子炉格納容器内の水素濃度がドライ条件に換算して 13vol%以下又は酸素濃度が 5vol%以下であれ
ば爆轟を防止できると判断される。

(3) 格納容器破損防止対策
格納容器破損モード「水素燃焼」で想定される事故シーケンスに対しては，窒素置換による原子炉格納容器内雰囲気の不活性化により，水素燃焼による格納容器破損を防止する。
3.4.2 に示すとおり，格納容器破損モード「水素燃焼」において評価対象とした事故シー
ケンスは，「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」のうち，「3.1.2 代替循環冷却系を使用する場合」と同じであることから，格納容器破損防止対策は

3.4-1

298

3.1.2.1 と同じである。
3.4.2 格納容器破損防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法
本格納容器破損モードを評価する上で選定した評価事故シーケンスは，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，国内外の先進的な対策を考慮しても炉心損傷を防止することができない事故シーケンスのうち，格納容器においてその事象進展を緩和できると考えられる事故シーケンス「大破断 LOCA＋ECCS 注水機能喪失+全交流動力電源喪失」である。
この事故シーケンスは，「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の評価事故シーケンスと同じであることから，本格納容器破損モードの評価事故シー
ケンスは，「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」のうち，「3.1.2 代替循環冷却系を使用する場合」と同じ事故シーケンスとした。また，評価事故シーケンスを「3.1.3 代替循環冷却系を使用しない場合」の評価事故シーケンスとしない理由
は，「3.1.3 代替循環冷却系を使用しない場合」では格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置に期待することで，格納容器内の気体が排出され，水素濃度及び酸素濃度が大幅に低下するとともに，その後は崩壊熱により発生する水蒸気が原子炉格納容器内を満たすことで，原子炉格納容器内での水素燃焼の可能性が無視できる状態となるためである。
（添付資料 3.4.1）
本評価事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化，気液分離（水位変化）・対向流，
原子炉圧力容器における ECCS 注水（給水系・代替注水設備含む），炉心損傷後のリロケーシ
ョン，構造材との熱伝達，原子炉圧力容器破損，放射線水分解等による水素・酸素発生，原子炉圧力容器内 FP 挙動並びに原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，サプレッ
ション・プール冷却，スプレイ冷却，放射線水分解等による水素・酸素発生，格納容器ベン
ト，炉心損傷後のコンクリート分解及び非凝縮性ガス発生及び原子炉格納容器内 FP 挙動が重要現象となる。よって，これらの現象を評価することが可能であり，原子炉圧力容器内，原子炉格納容器内の熱水力モデルを備え，かつ，炉心損傷後のシビアアクシデント特有の溶融炉心挙動に関するモデルを有するシビアアクシデント総合解析コード MAAP により格納容
器圧力，格納容器温度，原子炉格納容器内の気相濃度等の過渡応答を求める。
また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響範囲として，本評価事故シーケンスにおける運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。

3.4-2

299

(2) 有効性評価の条件
本評価事故シーケンスは，「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温
破損）
」のうち，
「3.1.2 代替循環冷却系を使用する場合」と同じであることから，有効性評
価の条件は 3.1.2.2 (2)と同じである。この他に，格納容器破損モード「水素燃焼」を評価する上で着目すべき主要な解析条件を表 3.4.1 に示す。また，初期条件も含めた主要な解析
条件について，本評価事故シーケンス特有の解析条件を以下に示す。
ａ．初期条件(a) 初期酸素濃度
原子炉格納容器の初期酸素濃度，水の放射線分解によって発生する水素及び酸素を考慮することとする。原子炉格納容器の初期酸素濃度は，運転上許容される上限の3.5vol%とする。
ｂ．事故条件(a) 炉心内のジルコニウム－水反応による水素発生量
炉心内のジルコニウム－水反応による水素発生量は，MAAP による評価結果と全炉心内のジルコニウム量の 75%が水と反応した場合について，水素燃焼の観点から厳しい値を考慮し，MAAP による評価結果から得られた値を用いた。これは，窒素置換による原子炉格納容器内雰囲気の不活性化によって運転中の格納容器内の酸素濃度が低く管理されていること及び MAAP による評価結果であっても水素濃度が 13vol%を超えることを考慮すると，酸素濃度の上昇の観点から厳しいシーケンスとすることが適切と考えたためである。仮に全炉心内のジルコニウム量の 75%が水と反応した場合に相当する水素が発生した場合，原子炉格納容器内の水素濃度が増加するため，相対的に水の放射線分解で発生する酸素の濃度は低下する。
(b) 水素ガス及び酸素ガスの発生割合
水の放射線分解によって発生する水素及び酸素の発生量は，MAAP で得られる崩壊熱をもとに評価する。ここで，水素及び酸素の発生割合（G 値（100eV あたりの分子発生量），以下，「G 値」という。
）は，それぞれ 0.06，0.03 とする。また，原子炉冷却材による放射線エネルギーの吸収割合は，原子炉圧力容器内については，β線，γ 線ともに 0.1，原子炉圧力容器外の核分裂生成物については，β 線，γ 線ともに 1 とした。
（添付資料 3.4.2）(c) 金属腐食等による水素発生量
原子炉格納容器内の亜鉛の反応や炉内構造物の金属腐食によって発生する水素の発生量は，ジルコニウム－水反応による水素発生量に比べて少なく，また，これらを考慮することで原子炉格納容器内の水素濃度が上昇し，酸素濃度の低下につながると考えられることから，金属腐食等による水素発生量は考慮しないものとした。

3.4-3

300

（添付資料 3.1.2.5, 3.4.5）(3) 有効性評価の結果
本評価事故シーケンスは，「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温
破損）
」のうち，
「3.1.2 代替循環冷却系を使用する場合」と同じであることから，有効性評
価の結果は 3.1.2.2 (4)と同じである。この他に，格納容器破損モード「水素燃焼」を評価する上で着目すべき評価結果として，格納容器圧力，格納容器温度，ドライウェル及びサプ
レッション・チェンバの気相濃度（ウェット条件，ドライ条件）の推移を図 3.4.1 から図
3.4.6 に，事象発生から 7 日後（168 時間後）の酸素濃度を表 3.4.2 に示す。
ａ．事象進展事象進展は 3.1.2.2 (4) a と同じである。
上記の事象進展に伴い，主に炉心の露出から炉心再冠水までの間に，全炉心内のジルコ
ニウム量の約 16.6%が水と反応して水素が発生する。また，炉心再冠水に伴い，事象発生から約 2.5 時間後にジルコニウム-水反応は停止する。発生した水素は原子炉圧力容器内で発生する蒸気とともに，破断口から上部ドライウェルに流入する。また，原子炉圧力容器内及びサプレッション・チェンバにおける核分裂生成物による水の放射線分解により水素及び酸素が発生する。代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱の開始後は，サプレッション・チェンバ内で蒸気の凝縮が進むことに伴い，原子炉格納容器内の酸素濃度が相対的に上昇する。
ｂ．評価項目等
原子炉格納容器内の水素濃度は，ウェット条件においても事象発生直後から 13vol%を上回るが，ウェット条件における酸素濃度は，事象発生から 7 日後までの間，原子炉格納容器の初期酸素濃度である 3.5vol%を上回ることは無く，酸素の蓄積が最も進む事象発生から 7 日後においても約 3.4vol%であり，可燃限界を下回る。
ドライ条件における酸素濃度について，事象発生の約 5 時間後から約 18 時間後までの間，ドライウェルにおける酸素濃度が可燃限界である 5.0vol%を上回る。この間は，LOCA
後のブローダウンによって，ドライウェルに存在する非凝縮性ガスが水蒸気とともにサプレッション・チェンバに送り込まれ，破断口から供給される水蒸気でドライウェル内が満たされるため，ウェット条件ではドライウェル内のほぼ 100%が水蒸気となっている。
ほぼ 100%が水蒸気であるため，この間のドライウェル内のドライ条件での気体組成はほ
ぼ水の放射線分解によって生じる水素及び酸素の割合となるが，そのウェット条件での濃度は 1vol%未満であり，非凝縮性ガス(水素，酸素及び窒素)の和は大気圧よりも低く，
0.02MPa[abs]未満(水素及び酸素の分圧の和は 0.01MPa[abs]未満)である。この間のサプ
レッション・チェンバ内のウェット条件での水蒸気の濃度は約 5vol%であり，サプレッシ

3.4-4

301

ョン・チェンバ内の全圧が 0.50MPa[abs]以上であることを踏まえると，非凝縮性ガス(水素，酸素及び窒素)の分圧は少なくとも 0.47MPa[abs]以上であるため，仮にドライウェル
内の水蒸気が凝縮してドライウェル内の圧力が低下し，相対的に水素及び酸素濃度が上昇しても，ドライウェル内の水素及び酸素濃度が可燃限界を上回る前にサプレッション・
チェンバから酸素濃度が 5.0vol%未満の気体が流入する。このため，この間においてドラ
イウェルの酸素濃度が現実に可燃限界である 5.0vol%を上回ることは無い。事象発生の約
18 時間後以降は，ドライ条件を仮定しても酸素濃度は 5.0vol%未満で推移し，事象発生から 7 日後の酸素濃度は約 3.9vol%である。従って，格納容器スプレイの誤動作などにより水蒸気量が低下しても，可燃限界である 5.0vol%に達することはない。
なお，基本的に，炉心損傷を伴う事故シーケンスでは，原子炉水位の低下や損傷炉心への注水により多量の水蒸気が発生するため，原子炉格納容器内がドライ条件となることは考えにくい。このため，水素燃焼による爆轟の可能性の有無は，ウェット条件における気相濃度において判断することが妥当であると考える。
本評価では，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(6)の評価項
目について，酸素濃度を評価項目への対策の有効性を確認するためのパラメータとして対策の有効性を確認した。また，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(7)の評価項目について，可燃性ガスの燃焼が生じないことを確認した。
「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(7)の評価項目のうち，可燃性ガスの蓄積による(1)の評価項目への影響については，評価事故シーケンス及び格納容器破損防止対策が同じである「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」のうち，「3.1.2 代替循環冷却系を使用する場合」にて評価項目を満足することを確認している。
なお，本評価は選定された評価事故シーケンスに対する，「1.2.2.2 有効性を確認する
ための評価項目の設定」に示す(6)の評価項目について対策の有効性を評価するものであり，原子炉格納容器下部に溶融炉心が落下しない場合の評価であるが，溶融炉心が原子炉
格納容器下部に落下した場合の溶融炉心・コンクリート相互作用による水素発生の影響については，「3.5 溶融炉心・コンクリート相互作用」において，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(6)及び(7)の評価項目について対策の有効性を確認できる。
（添付資料 3.4.3）
3.4.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
本評価事故シーケンスは，「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」のうち，「3.1.2 代替循環冷却系を使用する場合」と同じであることから，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価は「3.1.2.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価」と同様である。よって以下では，格納容器破損モード「水素燃焼」を評価する

3.4-5

302

上で着目すべき不確かさの影響評価結果を示す。
(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
本評価事故シーケンスにおける，解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価は，「3.1.2.3(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価」と同様である。
(2) 解析条件の不確かさの影響評価
ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，「3.1.2.3(2)ａ. 初
期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件」と同様であるが，本評価事
故シーケンスを評価する上で，事象進展に有意な影響を与えると考えられる項目に関する影響評価の結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
初期条件の初期酸素濃度は，解析条件の3.5vol%に対して最確条件は約1～2vol%であり，本解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合には初期酸素濃度が低くなるため，本評価事故シーケンスにおける原子炉格納容器内の酸素濃度推移が低く抑えられるが，本評価事故シーケンスにおいては原子炉格納容器内の酸素濃度を操作
開始の起点とした運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
事故条件の炉心内のジルコニウム－水反応による水素発生量は，解析条件の全炉
心内のジルコニウム量の約16.6%が水と反応して発生する水素量に対して最確条件
は事象進展に依存するものであり，本解析条件の不確かさとして，最確条件とした場
合には水素発生量が変動する可能性があるが，本評価事故シーケンスでは，水素発生量を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
金属腐食等による水素発生量は，最確条件とした場合には水素発生量が増加するため，本評価事故シーケンスにおける格納容器内の酸素濃度推移が低く抑えられるが，本評価事故シーケンスにおいては格納容器内の酸素濃度を操作開始の起点とした運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
事故条件の水の放射線分解によるG値は，解析条件の水素：0.06，酸素：0.03に対して最確条件は同じであるが，本解析条件の不確かさとして，G値の不確かさにより水の放射線分解による酸素発生量が大幅に増加する場合，原子炉格納容器内の酸素濃度が可燃領域又は爆轟領域となる可能性がある。その場合には，格納容器圧力逃がし装置，耐圧強化ベント系（ウェットウェルベント）又は代替格納容器圧力逃がし装置を使用し，原子炉格納容器内の気体を排出する必要がある。なお，格納容器圧力逃

3.4-6

303

がし装置及び代替格納容器圧力逃がし装置に係る運転員等の操作については，「3.1.3 代替循環冷却系を使用しない場合」において，成立性を確認している。また，耐圧強化ベント系（ウェットウェルベント）を用いる場合は，予め不活性ガスによる
大気開放ラインのパージを実施する他は概ね同様の対応となる。
（添付資料3.4.4）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の初期酸素濃度は，解析条件の3.5vol%に対して最確条件は約1～2vol%であり，本解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合には初期酸素濃度が低くなるため，本評価事故シーケンスにおける原子炉格納容器内の酸素濃度推移が低く抑えられることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
事故条件の炉心内のジルコニウム－水反応による水素発生量は，解析条件の全炉
心内のジルコニウム量の約16.6%が水と反応して発生する水素量に対して最確条件
は事象進展に依存するものであり，本解析条件の不確かさとして，最確条件とした場
合には水素発生量が変動する可能性がある。炉心内のジルコニウム－水反応による水素発生量は，運転員等操作である低圧代替注水系（常設）による原子炉注水の操作開始時間に依存して変動するが，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水の操作開
始時間については，「3.1.2.3(2)ｂ. 操作条件」にて解析上の操作開始時間と実態の操作開始時間はほぼ同等と評価しており，炉心内のジルコニウム－水反応による水素発生量に与える影響は小さい。また，図3.4.7から図3.4.9に示すとおり，仮に低圧
代替注水系（常設）による原子炉注水の操作開始が大幅に早まった場合，全炉心内のジルコニウム量の約18.2%が水と反応し，炉心内のジルコニウム－水反応による水素発生量は1割程度増加するが，ウェット条件における酸素濃度は，酸素の蓄積が最も進む事象発生から7日後においても約3.6vol%であり，可燃限界を下回る。また，本評
価における酸素濃度と同等の値であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
金属腐食等による水素発生量は，最確条件とした場合には水素発生量が増加するため，本評価事故シーケンスにおける格納容器内の酸素濃度推移が低く抑えられることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
事故条件の水の放射線分解によるG値は，解析条件の水素：0.06，酸素：0.03に対して最確条件は同じであるが，本解析条件の不確かさとして，G値の不確かさにより水の放射線分解による酸素発生量が大幅に増加する場合，原子炉格納容器内の酸素濃度が可燃領域又は爆轟領域となる可能性がある。その場合には，格納容器圧力逃がし装置，耐圧強化ベント系（ウェットウェルベント）又は代替格納容器圧力逃がし装置を使用し，原子炉格納容器内のガスを排出することが可能であるため，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

3.4-7

304

なお，G値の不確かさにより水の放射線分解による酸素発生量が大幅に増加する場
合として，G値を設計基準事故対処設備である可燃性ガス濃度制御系の性能評価に用いている，水素：0.4，酸素：0.2とした場合について感度解析を実施した。図3.4.10から図3.4.14に示すとおり，原子炉格納容器内の酸素濃度は，ウェット条件において事象発生から約51時間で5vol%に到達するが，格納容器圧力逃がし装置，耐圧強化ベ
ント系（ウェットウェルベント）又は代替格納容器圧力逃がし装置を用いた原子炉格
納容器内の気体の排出操作には十分な時間余裕がある。5vol%到達時点で原子炉格納容器内の気体の排出操作を実施すると，水蒸気とともに非凝縮性ガスが原子炉格納容器外に押し出され，また，原子炉格納容器内は，原子炉冷却材の蒸発によって発生する水蒸気で満たされるため，原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度はほぼ0vol%まで低下する。また，ドライ条件では，ドライウェルの酸素濃度が5vol%を超えるが，これはドライウェルの大部分が継続的に水蒸気で占められるためであり，実際の状況下でドライ状態となり，水素燃焼が発生することは無い。
格納容器圧力逃がし装置等による対応が生じる場合，その対応フローは「3.1 雰囲
気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」のうち，「3.1.3 代替循
環冷却系を使用しない場合」と同じであり，格納容器圧力逃がし装置等の操作が必要となる時間は，「3.1.3 代替循環冷却系を使用しない場合」よりも，本感度解析による評価結果の方が遅いことから，水素燃焼を防止する観点での事故対応は十分に可能と考える。大気中へのCs-137の総放出量の観点でも，本感度解析による評価結果の方が，事象発生から原子炉格納容器内の気体の排出操作までの時間が長いことから，「3.1.3 代替循環冷却系を使用しない場合」の評価結果である約2.0TBqを超えることは無く，評価項目である100TBqを十分に下回る。
（添付資料3.4.1，3.4.4, 3.4.5）
ｂ．操作条件
本評価事故シーケンスにおける操作条件は，「3.1.2.3(2)ｂ. 操作条件」と同様である。
(3) 操作時間余裕の把握
本評価事故シーケンスにおける操作時間余裕の把握は「3.1.2.3(3) 操作時間余裕の把握」と同様である。
(4) まとめ
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認した。その結果，
解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合に

3.4-8

305

おいても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間には時間余裕がある。
3.4.4 必要な要員及び資源の評価
本評価事故シーケンスは，「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温
破損）
」のうち，
「3.1.2 代替循環冷却系を使用する場合」と同じであることから，必要な要員及び資源の評価は 3.1.2.4 と同じである。
3.4.5 結論
格納容器破損モード「水素燃焼」では，ジルコニウム－水反応等によって発生した水素と，
水の放射線分解によって発生した酸素が原子炉格納容器内で反応することによって激しい燃焼が生じ，原子炉格納容器が破損に至ることが特徴である。格納容器破損モード「水素燃焼」に対する格納容器破損防止対策としては，窒素置換による原子炉格納容器内雰囲気の不活性化を実施している。
格納容器破損モード「水素燃焼」では，国内外の先進的な対策を考慮しても炉心損傷を防止することができない事故シーケンスのうち，格納容器においてその事象進展を緩和できると考えられる評価事故シーケンス「大破断LOCA＋ECCS注水機能喪失+全交流動力電源喪失」
について有効性評価を行った。
上記の場合においても，窒素置換による原子炉格納容器内雰囲気の不活性化により，酸素濃度が可燃限界である5vol%以下となることから，水素燃焼に至ることは無く，評価項目を満足している。また，安定状態を維持できる。
解析コード及び解析条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操作時間に与える影響及び評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
重大事故等対策時に必要な要員は，運転員及び緊急時対策要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
以上のことから，格納容器破損モード「水素燃焼」において，窒素置換による原子炉格納容器内雰囲気の不活性化等の格納容器破損防止対策は，評価事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，格納容器破損モード「水素燃焼」に対して有効である。

3.4-9

306

残留熱除去系配管破断による原子炉内からの蒸気の流入により，格納容器圧力が上昇

ドライウェルサプレッション・チェンバ

最大圧力 約 0.60MPa[gage] （約 12 時間後）
格納容器圧力

格納容器限界圧力 0.62MPa（MPa[gage]）

20 時間後，代替循環冷却系への切替えに伴い，
30 分間格納容器スプレイを停止するため格納容器圧力が上昇するものの，代替循環冷却開始後は格納容器スプレイを連続運転に切替えるため，格納容器圧力が低下
再冠水後，代替格納容器スプレイ
間欠運転を開始

事故後の時間（h）

図 3.4.1 格納容器圧力の推移

ドライウェル

最高温度 約 207℃（壁面温度 約 144℃）
格納容器気相部温度（℃）

サプレッション・チェンバ（気相部）

再冠水後，代替格納容器スプレイ
間欠運転を開始し，温度低下

格納容器限界温度 200℃

20 時間後，代替循環冷却系への切替えに伴い，30 分間格納
容器スプレイを停止するため格納容器温度が上昇するものの，代替循環冷却開始後は格納容器スプレイを連続運転に切替えるため，格納容器温度が低下
残留熱除去系配管破断による原子炉内からの蒸気の流入により，格納容器温度が上昇

事故後の時間（h）

図 3.4.2 格納容器気相部温度の推移

3.4-10307

ドライウェルの気相濃度

格納容器スプレイによってドライウェルの圧力が低下し，この時点でサプレッション・チェンバとの間の真空破壊装置が開放されるため，サプレッション・チェンバの気体がドライ
ウェルに流入し，非凝縮性ガスの濃度が上昇し始める。

水素
酸素
窒素
水蒸気
可燃限界

水蒸気

窒素
水素

（vol%）
酸素

酸素可燃限界（5vol%）←約 2.3vol%

事故後の時間（h）
図 3.4.3 ドライウェルの気相濃度の推移（ウェット条件）

サプレッション・チェンバの気相濃度

窒素

LOCA 後のブローダウンによって，ドライウェルに存在する非凝縮性ガスが水蒸気とともにサプレッション・チェンバに送り込まれ，水蒸気がス
クラビングによって凝縮されることにより，サプレッション・チェンバ内は非凝縮性ガスの濃度が高い状態となる。また，ドライウェルが原子
炉圧力容器からの水蒸気の放出によって加圧され，サプレッション・チ
ェンバよりも圧力が高い間は非凝縮性ガスがサプレッション・チェンバに集中することとなる。

水素
酸素
窒素
水蒸気
可燃限界

水素

酸素

水蒸気

代替循環冷却系による格納容器圧力の低下と，代替循環
冷却系の除熱量を崩壊熱が上回っていることによる，サプレッション・チェンバ・プール水の温度上昇が重畳して減圧沸騰が発生し，水蒸気の割合が上昇する。

酸素可燃限界（5vol%）（vol%）←約 3.4vol%

事故後の時間（h）
図 3.4.4 サプレッション・チェンバの気相濃度の推移（ウェット条件）

3.4-11308

ドライウェルの気相濃度（vol%）

格納容器スプレイによってドライウェルの圧力が低下し，この時点でサプレッション・チェンバとの間の真空破壊装置が開放されるため，サプレッション・チェンバの気体がドライ
ウェルに流入することでドライウェルの気体組成がサプレ
ッション・チェンバの気体組成とほぼ同じになる。

水素
酸素
窒素
可燃限界

窒素

水素

LOCA 後のブローダウンによって，ドライウェルに存在する非凝縮性ガスが水蒸気とともにサプレッション・
チェンバに送り込まれるため，事象発生から数時間後のドライウェルの気体濃度はほぼ 100%が水蒸気となる。このため，この時のドライ条件での気体組成はほぼ水の放射線分解によって生じる水素及び酸素の割合となるが，そのウェット条件での濃度は 1vol%未満であり，ドライウェルの圧力が低下すればサプレッション・チェンバから気体が流入することから，この時点でのドライ条件が成立することは現実には起こり得ない。

酸素可燃限界（5vol%）酸素←約 3.7vol%

事故後の時間（h）
図 3.4.5 ドライウェルの気相濃度の推移（ドライ条件）

サプレッション・チェンバの気相濃度

水素
酸素
窒素
窒素

可燃限界

水素

酸素可燃限界（5vol%）酸素←約 3.9vol%（vol%）
事故後の時間（h）
図 3.4.6 サプレッション・チェンバの気相濃度の推移（ドライ条件）

3.4-12309

残留熱除去系配管破断による原子炉内からの蒸気の流入により，格納容器圧力が上昇

ドライウェルサプレッション・チェンバ

最大圧力 約 0.59MPa[gage] （約 23 時間後）
格納容器圧力

格納容器限界圧力 0.62MPa（MPa[gage]）

20 時間後，代替循環冷却系への切替えに伴い，
30 分間格納容器スプレイを停止するため格納容器圧力が上昇するものの，代替循環冷却開始後は格納容器スプレイを連続運転に切替えるため，格納容器圧力が低下
再冠水後，代替格納容器スプレイ
間欠運転を開始

事故後の時間(h)図 3.4.7 事象発生から 30 分後に注水を開始した場合の格納容器圧力の推移

3.4-13310

ドライウェルの気相濃度

格納容器スプレイによってドライウェルの圧力が低下し，この時点でサプレッション・チェンバとの間の真空破壊装置が開放されるため，サプレッション・チェンバの気体がドライ
ウェルに流入し，非凝縮性ガスの濃度が上昇し始める。

（vol%）(5vol%)←約 2.2 vol%

事故後の時間(h)図 3.4.8 事象発生から 30 分後に注水を開始した場合のドライウェルの気相濃度の推移(ウェット条件)
サプレッション・チェンバの気相濃度

LOCA 後のブローダウンによって，ドライウェルに存在する非凝縮性ガスが水蒸気とともにサプレッション・チェンバに送り込まれ，水蒸気がス
クラビングによって凝縮されることにより，サプレッション・チェンバ内は非凝縮性ガスの濃度が高い状態となる。また，ドライウェルが原子
炉圧力容器からの水蒸気の放出によって加圧され，サプレッション・チ
ェンバよりも圧力が高い間は非凝縮性ガスがサプレッション・チェンバに集中することとなる。

代替循環冷却系による格納容器圧力の低下と，代替循
環冷却系の除熱量を崩壊熱が上回っていることによる，サプレッション・チェンバ・プール水の温度上昇が重畳して減圧沸騰が発生し，水蒸気の割合が上昇する。

(5vol%)←約 3.6 vol%（vol%）
事故後の時間(h)図 3.4.9 事象発生から 30 分後に注水を開始した場合のサプレッション・チェンバの気相濃度の推移(ウェット条件)

3.4-14311

残留熱除去系配管破断による原子炉内からの蒸気の流入により，格納容器圧力が上昇

ドライウェルサプレッション・チェンバ

最大圧力 約 0.60MPa[gage]

格納容器限界圧力 0.62 MPa

格納容器圧力20 時間後，代替循環冷却系への切替えに伴い，
30 分間格納容器スプレイを停止するため格納容器圧力が上昇するものの，代替循環冷却開始後は格納容器スプレイを連続運転に切替えるため，格納容器圧力が低下

約 51 時間後，サプレッション・チェンバ気相部の酸素濃度が 5vol%に到達するためウェットウェルベントを実施。これに伴い格納容器圧力が低下。

(MPa[gage])

再冠水後，代替格納容器スプレイ
間欠運転を開始

事故後の時間(h)図 3.4.10 G 値を設計基準事故ベースとした場合の格納容器圧力の推移

3.4-15312ドライウェルの気相濃度

格納容器スプレイによってドライウェルの圧力が低下し，この時点でサプレッション・チェ
ンバとの間の真空破壊装置が開放されるため，サプレッション・チェンバの気体がドライ
ウェルに流入し，非凝縮性ガスの濃度が上昇し始める。

約 51 時間後，サプレッション・チェンバ気相部の酸素濃度が 5vol%に到達するためウェットウェルベントラインを開放。これに伴い原子炉格納容器内の気体が原子炉格納容器外に排出され，非凝縮性ガスの濃度が低下，開放後も原子炉格納容器内で発生し続ける水蒸気の濃度が上昇する。

(vol%)(5vol%)

事故後の時間(h)図 3.4.11

G 値を設計基準事故ベースとした場合のドライウェルの気相濃度の推移(ウェット条件)

サプレッション・チェンバの気相濃度

LOCA 後のブローダウンによって，ドライウェルに存在する非凝縮性ガスが水蒸気とともにサプレッショ
ン・チェンバに送り込まれ，水蒸気がスクラビングに
よって凝縮されることにより，サプレッション・チェ
ンバ内は非凝縮性ガスの濃度が高い状態となる。また，ドライウェルが原子炉圧力容器からの水蒸気の放出によって加圧され，サプレッション・チェンバよ
りも圧力が高い間は非凝縮性ガスがサプレッショ
ン・チェンバに集中することとなる。

約 51 時間後，サプレッション・チェンバ気相部の酸素濃度が 5vol%に到達するためウェットウェルベントラインを開放。これに伴い原子炉格納容器内の気体が原子炉格
納容器外に排出され，非凝縮性ガスの濃度が低下，開放後も原子炉格納容器内で発生し続ける水蒸気の濃度が上昇する。
(5vol%)(vol%)

事故後の時間(h)図 3.4.12

G 値を設計基準事故ベースとした場合のサプレッション・チェンバの気相濃度の推移(ウェット条件)

3.4-16313

ドライウェルの気相濃度

実際には格納容器内の気相濃度のほぼ 100%が水蒸気で占められているため，酸素濃度は 5vol%を下回る。窒素はブローダウンによって既にサプレッション・チェンバに移送されているため，ここでドライ条件を仮定すると，格納容器内の非凝縮性ガスは水の放射線分解による水素及び酸素のみとなり，格納容器内の気相濃度は水素：酸素=2：1 の存在割合となる。

約 51 時間後，サプレッション・チェンバ気相部の酸素濃度が 5vol%に到達するためウェットウェルベントラインを開放。これに伴い原子炉格納容器内の気体が原子炉格納容器外に排出される。開放後，現実的には原子炉格納容器内で発生し続ける水蒸気が格納容器内の気相濃度のほぼ 100%を占め続けるが，ここでドライ条件を仮定すると，格納容器内の非凝縮性ガスは水の放射線分解による水素及び酸素のみとなるため，格納容器内の気相濃度は水素：酸素=2：1 の存在割合となる。
ウェット条件では格納容器内の気相濃度の 60%以上が水蒸気で占められているため，酸素濃度は 5vol%を下回る。ドライ条件を仮定すると，酸素濃度は 5vol%を上回るが，22.5 時間以降は，代替原子炉補機冷却系接続に伴い酸素濃度を確認しながらの運転操作が可能であることから，実際にはウェット条件での酸素濃度を超えることは無い。

(vol%)

酸素可燃限界(5vol%)

事故後の時間(h)図 3.4.13

G 値を設計基準事故ベースとした場合のドライウェルの気相濃度の推移(ドライ条件)

サプレッション・チェンバの気相濃度

ドライ条件を仮定すると，酸素濃度は 5vol%を僅かに上回るが，22.5 時間以降は，代替原子炉補機冷却系接続に伴い酸素濃度を確認しながらの運転操作が可能であることから，実際にはウェット条件での酸素濃度を超えることは無い。

約 51 時間後，サプレッション・チェンバ気相部の酸素濃度が 5vol%に到達するためウェットウェルベントラインを開放。これに伴い原子炉格納容器内の気体が原子炉格納容器外に排出される。開放後，現実的には原子炉格納容器内で発生し続ける水蒸気が格納容器内の気相濃度のほぼ 100%を占め続けるが，ここでドライ条件を仮定すると，格納容器内の非凝縮性ガスは水の放射線分解による水素及び酸素のみとなるため，格納容器内の気相濃度は水素：酸素=2：1 の存在割合となる。

(vol%)

酸素可燃限界(5vol%)

事故後の時間(h)図 3.4.14

G 値を設計基準事故ベースとした場合のサプレッション・チェンバの気相濃度の推移(ドライ条件)

3.4-17

314

初期条件

事故条件

3.4-18315が水と反応して発生する水素量

応による水素発生量

約 2.3
約 3.4

サプレッション・チェンバ

約 3.9

約 3.7

※ 全炉心内のジルコニウム量の約 16.6%が反応した場合

ウェット条件（vol%）ドライ条件（vol%）重大事故時における原子炉格納容器内の条件を考慮して設定

酸素濃度を厳しく評価するものとして設定

MAAP による評価結果

表 3.4.2 事象発生から 7 日後（168 時間後）の酸素濃度※

酸素：0.03 分子/100eV

水素：0.06 分子/100eV

条件設定の考え方

保安規定をもとに設定（運転上許容されている値の上限）

ドライウェル

水の放射線分解による G 値

考慮しない

全炉心内のジルコニウム量の約 16.6%

炉心内のジルコニウム－水反

金属腐食等による水素発生量3.5vol%主要解析条件初期酸素濃度

項目

表 3.4.1 主要解析条件（水素燃焼）添付資料 3.4.1
G 値を設計基準事故ベースとした場合の評価結果への影響
1. はじめに
今回の評価では，電力共同研究[1, 2]の結果を踏まえ，水の放射線分解における水素及び酸素のG値をG(H2) = 0.06, G(O2) = 0.03としている。今回の評価で用いたG値は過去の複数回の実験によって測定した値であり，重大事故環境下での水の放射線分解の評価に適した値と考えるが，実験においてもG値にはばらつきが確認されたこと及び事故時の原子炉格納容
器内の環境には不確かさがあることを考慮すると，G値については不確かさを考慮した取り扱いが特に重要となる。
実際の事故対応において，何らかの要因によって酸素濃度が今回の評価よりも早く上昇する場合，事象発生から7日が経過する前に酸素濃度が5vol%を上回る可能性が考えられる。
ここでは何らかの要因によって酸素濃度が今回の評価よりも早く上昇する場合を想定し，酸素濃度の上昇速度の変化が評価結果及び事故対応に与える影響を確認した。
なお，基本的に，炉心損傷を伴う事故シーケンスでは，原子炉水位の低下や損傷炉心への注水により多量の水蒸気が発生するため，原子炉格納容器内がドライ条件となることは考えにくい。このため，水素燃焼による爆轟の可能性の有無は，ウェット条件における気相濃度によって判断した。
2. 評価条件
今回の申請において示した解析ケース(以下「ベースケース」という。)の評価条件に対する変更点は以下のとおり。この他の評価条件は，ベースケースと同等である。
・水の放射線分解における水素及び酸素のG値をG(H2) = 0.4, G(O2) = 0.2とした。この値
は設計基準事故対処設備である可燃性ガス濃度制御系の性能を評価する際に用いている値であり，設計基準事故環境下に対しても一定の保守性を有する値である。設計基準
事故環境下に比べ，重大事故環境下ではG値が低下する傾向にあることから，重大事故
環境下におけるG値の不確かさとして考慮するには十分に保守的な値である。
・原子炉格納容器内の初期酸素濃度はベースケースと同様3.5vol%とした。柏崎刈羽原子力発電所6号及び7号炉の運転実績では，運転中の原子炉格納容器内の酸素濃度は1～2vol%程度であり，3.5vol%となることは想定し難いが，保守的に保安規定に定める運転上の制限の値とした。
・事象発生から7日が経過する前に，水素濃度及び酸素濃度がともに可燃限界を上回る場
合には，格納容器圧力逃がし装置，耐圧強化ベント系（ウェットウェルベント）又は代替格納容器圧力逃がし装置(以下「格納容器圧力逃がし装置等」という。)によって原子炉格納容器内の気体を環境中に排出し，原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度を316

添 3.4.1-1

低減する。
3. 評価結果
評価結果を図1から図6に示す。また，評価結果のまとめを表1及び表2に示す。
ウェット条件において，酸素濃度は事象発生から約51時間後に5vol%に到達した。このため，本評価では酸素濃度が5vol%に到達した約51時間時点でウェットウェルベントを実施した。その結果，原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度は大幅に低下し，水素濃度及び酸素濃度は可燃限界未満に抑制された。
なお，ドライ条件では，図5及び図6に示すとおり，事象進展を通じて酸素濃度が5vol%を上回る時間帯が表れるが，図3及び図4に示すとおり，その時間帯には格納容器内の大部分が水蒸気で占められているため，ドライ条件では放射線分解に伴って発生する水素及び酸素の体積割合が高くなり，酸素濃度が5vol%を超える結果となっているものであり，実際の状況下で水素燃焼が発生することは無い。また，代替原子炉補機冷却系の運転開始以降は酸素濃度を監視しながらの対応が可能となるため，酸素濃度をウェット条件で5vol%を未満に抑制しながらの運転操作が可能である。
以上を踏まえると，実際の格納容器内の酸素濃度がウェット条件で仮定した時間よりも早く可燃限界に至ることは考えにくい。
4. まとめ何らかの要因によって酸素濃度が今回の評価よりも早く上昇する場合の評価結果への影響を確認した結果，評価項目となる酸素濃度は，事象発生から7日が経過する前に5vol%に到達するが，格納容器圧力逃がし装置等による環境中への原子炉格納容器内の気体の排出によって水素濃度及び酸素濃度を可燃限界未満に抑制できることを確認した。
今回の感度解析に用いたG値は十分に保守的と考えられる値を用いたことから，仮に事故に至った場合でも，水の放射線分解に伴う酸素濃度の上昇速度は今回の感度解析の結果を十分下回るものと考えられるが，仮に酸素濃度の上昇速度が今回の感度解析の結果のとおりであっても，格納容器圧力逃がし装置等による環境中への原子炉格納容器内の気体の排出までに約51時間の時間余裕があることを確認した。
約51時間後の時点で、仮にサプレッション・チェンバのベントラインを経由し耐圧強化ベント系による排出を実施した場合であっても，Cs-137の総放出量は，本評価と同じ「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いる「3.1雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧・過温破損)」の「3.1.3 代替循環冷却系を使用しない場合」において示した値を下回る※。
※「3.1.3 代替循環冷却系を使用しない場合」では，事象発生から約38時間後のベントを想定し，サプ
レッション・チェンバのベントラインを経由した場合の格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧
力逃がし装置による大気中へのCs-137の7日間(事象発生から168時間後まで)の総放出量を1.4×10-3
TBqと評価している。ここで仮に格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置を使用し

添 3.4.1-2317

ないものとし，その除染係数1000を見込まない場合，Cs-137の7日間(事象発生から168時間後まで)の総放出量は1.4 TBqとなる。本評価で仮定した格納容器内の気体を排出する時間は事象発生から約51
時間後であり，「3.1.3 代替循環冷却系を使用しない場合」において想定したベントの時間である約38時間後よりも遅く，時間経過に伴いCs-137の格納容器内壁面等への沈着やサプレッション・チェンバ・
プール水への取り込みが進むことから，本評価におけるCs-137の7日間(事象発生から168時間後まで)の総放出量は1.4 TBqよりも小さな値となる。

また，排出開始後数時間で酸素濃度は1vol%以下に低下することから，その時点で排出操作を停止することにより，Cs-137の総放出量を更に低減することができる。
格納容器圧力逃がし装置等による対応が生じる場合，その対応フローは大破断LOCA後に格納容器圧力逃がし装置等を使用するケースと同じであり，前述のケースよりも格納容器
圧力逃がし装置等による環境中への原子炉格納容器内の気体の排出までの時間余裕が確保されることから，水素燃焼を防止する観点での事故対応は十分に可能と考える。環境中に放出される核分裂生成物(Cs-137)の観点でも，大破断LOCA後により短い時間(事象発生から約38時間)で格納容器圧力逃がし装置等による排出を実施する場合について評価し，評価項目である100 TBqを十分に下回ることを確認していることから，格納容器圧力逃がし装置等による対応は可能と考える。
5. 参考文献[1]「シビアアクシデントにおける可燃性ガスの挙動に関する研究」BWR 電力共同研究
平成 12 年 3 月[2]「事故時放射線分解に関する研究」BWR 電力共同研究 昭和 63 年 3 月
以上318

添 3.4.1-3

表1

G値の変更に伴う評価項目への影響(ウェット条件)
感度解析(G(H2) = 0.4, G(O2) = 0.2)

ベースケース(G(H2) = 0.06, G(O2) = 0.03)

評価項目

事象発生から約 51 時間後にサ
約 2.3vol%プレッション・チェンバにおいて 5vol%に到達するが，約 51 (事象発生から 168 時間後)
時間時点でのウェットウェル
ベントラインの開放によって，ドライウェル及びサプレッシ
酸素濃度
約 3.4vol%(サプレッション・チェンバ) ョン・チェンバともに 5vol%未 (事象発生から 168 時間後)満に低減。

5vol%以下項目

酸素濃度(ドライウェル)表2

項目

G値の変更に伴う評価項目への影響(ドライ条件)
感度解析(G(H2) = 0.4, G(O2) = 0.2)

ウェット条件での酸素濃度
5vol%到達に伴いウェットウ
酸素濃度ェルベントラインを開放する(ドライウェル)ため，格納容器内の非凝縮性ガスは水の放射線分解による水素及び酸素のみとなり，ドライ
条件での格納容器内の気相濃度は水素：酸素=2：1 の存在割合となるが，現実的には原子炉
酸素濃度(サプレッション・チェンバ) 格納容器内で発生し続ける水
蒸気が格納容器内の気相濃度のほぼ 100%を占め続ける。

添 3.4.1-4

ベースケース(G(H2) = 0.06, G(O2) = 0.03)

評価項目

約 3.7vol%(事象発生から 168 時間後)

5vol%以下

約 3.9vol%(事象発生から 168 時間後)319

残留熱除去系配管破断による炉内蒸気の流入により，格納容器圧力が上昇。

ドライウェルサプレッション・チェンバ

格納容器限界圧力 0.62 MPa

格納容器圧力約 20 時間後，代替循環冷却系への切り替えに伴い，約 30 分間格納容器スプレイを停止するため圧力が上昇するものの，代替循環冷却開始後は格納容器
スプレイを連続運転に切り替えるため，圧力が低下。

(MPa[gage])

約 51 時間後，S/C 気相部の酸素濃度が 5vol%に到達するためウェットウェルベントを実施。
これに伴い格納容器圧力が低下。

再冠水後，代替格納容器
スプレイ間欠運転を開始。

事故後の時間(h)図 1 格納容器圧力の推移

再冠水後，代替格納容器スプレイの間欠運転を開始することで温度が低下。

ドライウェルサプレッション・チェンバ(気相部)

格納容器気相部温度

約 20 時間後，代替循環冷却系への切り替えに伴い，約 30 分間格納容器スプレイを停止するため温度が上昇するものの，代替循環冷却開始後は格納容器
スプレイを連続運転に切り替えるため，温度が低下。

約 51 時間後，S/C 気相部の酸素濃度が 5vol%に到達するためウェットウェルベントを実施。
これに伴い格納容器内圧力が低下。

(°C)
残留熱除去系配管破断による炉内蒸気流入により，格納容器気相部温度が上昇。

事故後の時間(h)図 2 格納容器気相部温度の推移

320

格納容器限界温度 200 °C

添 3.4.1-5

ドライウェルの気相濃度

ドライウェル(D/W)スプレイによってD/W の圧力が低下し，この時点でサプ
レッション・チェンバ(S/C)との間の真空破壊弁が開放されるため，S/C の気
体が D/W に流入し，非凝縮性ガスの濃度が上昇し始める。

約 51 時間後，S/C 気相部の酸素濃度が 5vol%に到達するためウェットウェルベントラインを開放。これに伴い原子炉格納容器内の気体が原子炉
格納容器外に排出され，非凝縮性ガスの濃度が低下，開放後も原子炉格納容器内で発生し続ける水
蒸気の濃度が上昇する。

(vol%)(5vol%)

事故後の時間(h)図 3 ドライウェルの気相濃度の推移(ウェット条件)

サプレッション・チェンバの気相濃度

LOCA 後のブローダウンによって，D/W に存在する非凝縮性ガスが水蒸気とともに S/C に送り込まれ，水蒸気がスクラビングによって凝縮されることにより，S/C 内は非凝縮性ガスの濃度が高い状態となる。また，D/W が RPVからの水蒸気の放出によって加圧され，S/C よりも圧力が高い間は非凝縮性ガスが S/C に集中することとなる。

約 51 時間後，S/C 気相部の酸素濃度が 5vol%に到達するためウェットウェルベントラインを開放。これに伴い原子炉格納容器内の気体が原子炉格納容器外に排出され，非凝縮性ガスの濃度が低下，開放後も原子炉格
納容器内で発生し続ける水蒸気の濃度が上昇する。

(5vol%)(vol%)

事故後の時間(h)図 4 サプレッション・チェンバの気相濃度の推移(ウェット条件)

添 3.4.1-6

321ドライウェルの気相濃度(vol%)

実際には格納容器内の気相濃度のほぼ 100%が水蒸気で占められているため，酸素濃度は 5vol%を下回る。窒素はブローダウンによって既にサプレッション・チェンバに移送されているため，ここでドライ条件を仮定すると，格納容器内の非凝縮性ガスは水の放射線分解による水素及び酸素のみとなり，格納容器内の気相濃度は水素：酸素=2：1 の存在割合となる。

約 51 時間後，S/C 気相部の酸素濃度が 5vol%に到達するためウェット
ウェルベントラインを開放。これに伴い原子炉格納容器内の気体が原
子炉格納容器外に排出される。開放後，現実的には原子炉格納容器内で発生し続ける水蒸気が格納容器内の気相濃度のほぼ 100%を占め続
けるが，ここでドライ条件を仮定すると，格納容器内の非凝縮性ガス
は水の放射線分解による水素及び酸素のみとなるため，格納容器内の気相濃度は水素：酸素=2：1 の存在割合となる。
ウェット条件では格納容器内の気相濃度の 60%以上が水蒸気で占められているため，酸素濃度は 5vol%を下回る。ドライ条件を仮定すると，酸素濃度は 5vol%を上回るが，22.5 時間以降は，代替原子炉補機冷却系接続に伴い酸素濃度を確認しながらの運転操作が可能であることから，実際にはウェット条件での酸素濃度を超えることは無い。
酸素可燃限界(5vol%)

事故後の時間(h)図 5 ドライウェルの気相濃度の推移(ドライ条件)

サプレッション・チェンバの気相濃度

ドライ条件を仮定すると，酸素濃度は 5vol%を僅かに上回るが，22.5 時間以降は，代替原子炉補機冷却系接続に伴い酸素濃度を確認しながらの運転操作が可能であることから，実際にはウェット条件での酸素濃度を超えることは無い。

約 51 時間後，S/C 気相部の酸素濃度が 5vol%に到達するためウェット
ウェルベントラインを開放。これに伴い原子炉格納容器内の気体が原
子炉格納容器外に排出される。開放後，現実的には原子炉格納容器内で発生し続ける水蒸気が格納容器内の気相濃度のほぼ 100%を占め続
けるが，ここでドライ条件を仮定すると，格納容器内の非凝縮性ガス
は水の放射線分解による水素及び酸素のみとなるため，格納容器内の気相濃度は水素：酸素=2：1 の存在割合となる。

(vol%)

酸素可燃限界(5vol%)

事故後の時間(h)図 6 サプレッション・チェンバの気相濃度の推移(ドライ条件)

322

添 3.4.1-7

添付資料 3.4.2
水の放射線分解の評価について
1．水の放射線分解の考慮
水が γ 線等の放射線エネルギーを吸収すると非常に短時間の間に水の放射線分解が起こり，H(水素原子)，OH ラジカル，eaq+(水和電子)，HO2 ラジカル，H+(水素イオン)及び分子生成物の H2，H2O2(過酸化水素)を生じる。また，これら反応と並行して以下の化学反応が生じ，H2 が OH ラジカルと反応して水に戻る等の再結合反応が起こる。なお，酸素は過酸
化水素の分解によって生成される。

H2

OH

H H 2O2
H OH

H H2O

式①

OH H 2O

式②

H 2O

式③

格納容器破損モード「水素燃焼」における重大事故等対策の有効性評価では，水の放射線分解による水素および酸素の生成をモデル化している。
柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉は，運転中，格納容器内が窒素で置換されている。
炉心損傷に至った場合及びその後の圧力容器破損後には，水-ジルコニウム反応やコア・コ
ンクリート反応等，水素については多量に放出されるメカニズムが考えられるものの，酸素に関しては水の放射線分解が支配的な生成プロセスである。水素に関しては上記の反応によって比較的短時間で可燃限界の濃度を超えることから，格納容器内の気体の濃度を可燃限界以下に維持する観点では酸素濃度を低く維持することが重要となる。
以下では，この酸素の支配的な生成プロセスである水の放射線分解について，本評価で用いた考え方を示す。
2．水の放射線分解による水素及び酸素量の計算
水の放射線分解による水素および酸素の生成量は以下の式(1)で算出している。

n QdecayEG1
19100 6.02 1023
1.60 10t(1)

式(1)のパラメータは以下のとおり。
Δn：水の放射線分解による水素(酸素)発生量 [mol]Qdecay ：崩壊熱 [W]E：放射線吸収割合 [-]－炉内： β 線，γ 線ともに 0.1－炉外の FP ： β 線，γ 線ともに 1G：実効 G 値 [分子／100eV]－水素： G(H2) = 0.06

添 3.4.2-1

323

－酸素
Δt

： G(O2) = 0.03

：タイムステップ [sec]

放射線吸収割合について，炉内については，炉心から放出される放射線が水に吸収される割合を解析によって評価した結果，約 1%となったことから，これを保守的に考慮して 10%とした。また，炉外の FP については水中に分散していることを考慮し，保守的に放射線のエネルギーの 100%が水の放射線分解に寄与するものとした。[1]
今回は β 線及び γ 線を考慮の対象とし，α 線については考慮の対象としていない。α 線については飛程が短いため，大部分が溶融炉心等に吸収されるものと考え，α 線による水の放射線分解への寄与は無視できるものとした。また，本評価では電力共同研究(以下「電共研」という。)において求めた G 値を用いているが，これは γ 線源による照射によって得られた実験結果である。β 線は γ 線に比べて飛程が短いことから溶融炉心等に吸収され易く，γ 線
源による実験結果の G 値を β 線に対して適用することは，放射線分解に伴う水素及び酸素濃度を多く見積もる点で保守的な取り扱いと考えられる。
放射線の吸収エネルギー100eV 当りに生成する原子・分子数を G 値と呼ぶ。G 値には水の放射線による分解作用のみを考慮した初期 G 値と，これに加えて放射線分解による生成物が再結合して水分子等に戻る等の化学反応の効果を考慮した実効 G 値がある。
照射が始まり，放射線分解による生成物が増加すると，その生成物の濃度に応じて生成物が再結合して水に戻る等の化学反応も増加するため，水素分子及び酸素分子の生成割合は照射初期から徐々に低下する。水素や酸素の濃度の，水の吸収線量との関係の傾向は，一時的に水素や酸素の濃度の上昇ピークが現れるのでは無く，水素や酸素の濃度の上昇が徐々に抑制されていく形の曲線となる。格納容器内の濃度上昇というマクロな現象を評価する
観点では再結合等の化学反応の効果を含めた実効 G 値を用いることが適切と考えられるため，本評価では実効 G 値を用いる。また，実効 G 値には電共研の実験結果[2]に基づく値を用いた。これについては次項に示す。
3．実効 G 値の設定について
3．1 実効 G 値の設定根拠とした電共研の実験結果[2]
本評価における実効 G 値の設定根拠とした電共研「事故時放射線分解に関する研究」[2]の実験結果を図 1 に示す。電共研の実験では，苛酷事故の際の格納容器内の環境を想定した。図 1 は，非沸騰条件において，よう素イオン濃度を炉心インベントリの 50%に相当する濃度とし，水-ジルコニウム反応割合は 5.5%とした場合の吸収線量と酸素濃度の相関を示している。
実効 G 値は吸収線量が 10×103 Gy での傾きから求めた。この吸収線量は事象発生から約 1.4 時間後までのサプレッション・プールでの吸収線量に相当する。実効 G 値は吸収線量の増加とともに傾きが小さくなる傾向にあることから，事象発生から約 1.4 時間後の実効

添 3.4.2-2324

G 値を本評価で用いることは保守的であり妥当と考える。
3．2 実効 G 値に影響を及ぼす因子
水の放射線分解によって生成した水素や過酸化水素は，OH ラジカルを介した再結合反応
によって水に戻るが，このとき OH ラジカルと反応し易い物質の存在や，沸騰等による生成物の気相への移行があると，再結合反応が阻害され，水素分子及び酸素分子が生成される。
このため，実効 G 値はこれらの因子によって変化する。
実効 G 値に影響を及ぼす因子としては，よう素等の不純物濃度，液相中の水素分子の濃度といった化学的因子の他に，ガスの気液移行速度(沸騰，非沸騰の違い)といった物理的因子がある。
本評価における実効 G 値の設定根拠とした電共研の実験結果に対して上記の因子の影響を考慮する際に参照した電共研の実験結果を次に示す。また，電共研の実験結果と本評価における各因子の相違と影響をまとめた結果を表 1 に示す。
(1) よう素の影響
体系中によう素等の不純物が存在すると，以下の化学反応が生じ，OH ラジカルが OH－となるため，OH ラジカルを介した式①の再結合反応を阻害し，水素分子の増加と同時に水素原子の生成が減少する。水素原子の減少により式②の反応が減少することで過酸化水素の加水分解が促進され，酸素の生成量が増大するものと考えられる。

I-OH

I OH -

式④

水中のよう素濃度を変化させた場合の酸素の発生割合を図 2 に示す。液相単相条件下において，よう素イオン濃度は炉心インベントリの 0～100%に相当する濃度とした。図 2 のとおり，水中のよう素イオン濃度が高いほど，吸収線量に対する酸素の発生割合が高い。
なお，よう素以外の不純物として，ホウ素，鉄，銅を添加した場合の酸素の発生割合を図3 に示す。図 3 のとおり，不純物の添加による酸素の発生割合への影響は見られない。
以上の結果から，よう素濃度に関して本評価における条件とほぼ同等の実験の結果から求めた実効 G 値を用いることは妥当と考える。
(2) 溶存水素濃度の影響
液相中の水素濃度が増加すると，OH ラジカルを介した再結合反応が進み，その結果，水素と酸素の生成量が減少すると考えられる。
水中の水素濃度を変化させた場合の酸素の発生割合を図 4 に示す。液相単相条件下において，初期水素濃度は水-ジルコニウム反応割合が 0～50%で生成した場合の水素濃度に相当する気相中濃度の気液平衡濃度とした。図 4 のとおり，水中の水素濃度が高いほど，吸収線量に対する酸素の発生割合が低い。
したがって，水の放射線分解が進行し，液相中の水素濃度が上昇すると実効 G 値は徐々添 3.4.2-3325

に減少すると考えられる。また，水-ジルコニウム反応によって発生する水素が液相中に溶解し，液相中の水素濃度が上昇する場合にも実効 G 値は減少すると考えられる。
よって，炉心損傷事故の状況としては比較的少ないと考えられる水-ジルコニウム反応割
合 5.5%に相当する溶存水素濃度の実験結果から求めた実効 G 値を用いることは妥当と考える。
(3) 初期酸素濃度の影響
初期酸素濃度を変化させた場合の酸素の発生割合を図 3 に示す。図 3 からは，初期酸素
濃度が酸素の実効 G 値に与える影響は確認できない。このことから，初期酸素濃度は少な
くとも数 vol%程度では，初期酸素濃度は酸素の実効 G 値に影響を及ぼすものではないと考える。
(4) 沸騰，非沸騰状態の影響
非沸騰の場合には，水素及び酸素ガスが比較的長期間液相に滞在できるため，再結合反応が起こりやすく，水素と酸素の生成量が減少すると考えられる。一方，液相が沸騰している
場合には，生成された水素及び酸素ガスがボイドに移行し短期間で気相に放出されるため，再結合反応が非沸騰状態に比べ起こりにくく，水素と酸素の生成量が増加すると考えられる。
沸騰状態における酸素濃度の変化を図 5 に示す。よう素イオン濃度を炉心インベントリの 50%に相当する濃度とし，初期水素濃度は水-ジルコニウム反応割合が 5.0%で生成した場合の水素濃度に相当する気相中濃度の気液平衡濃度とした。図 5 のとおり，沸騰状態であっても，吸収線量に対する酸素の発生割合は極めて低い。
上記の結果に加え，本評価条件では，大部分の領域・期間が非沸騰状態であると考えられることから，非沸騰状態の実効 G 値を採用することは妥当と考える。
(5) 温度の影響
温度を室温(25°C)から 45°C まで変化させた場合の酸素濃度の変化を図 6 に示す。図 6 のとおり，温度が高くなるほど再結合反応が促進されるため，実効 G 値は小さくなる傾向となっている。また，オークリッジ国立研究所(ORNL)による照射試験[2]でも，図 7 のとおり，
温度依存性について同様の傾向が示されている
本評価条件では，温度は室温を上回るため，室温での電共研の実験結果に基づく実効 G
値を用いることは保守的であり妥当と考える。
(6) pH の影響
pH を 4, 6.5, 10 とした場合の酸素濃度の変化を図 8 に示す。図 8 からは，中性環境下で酸素の実効 G 値は僅かに小さい傾向を示していることが分かる。[2] しかしながら，その傾

添 3.4.2-4326

きの違いは僅かであることから，中性条件下の試験で求めた実効 G 値を用いることに問題は無いと考える。
3．3 実効 G 値への不純物の影響についての電共研の追加実験結果[1]電共研「シビアアクシデントにおける可燃性ガスの挙動に関する研究」[1]では，電線被覆材等に起因する有機物の影響について追加実験を行っており，有機物をエタノールで模擬して液相中に添加し，酸素濃度の変化を測定している。実験結果は図 9, 10 のとおり，実効G 値を低減する効果があることが確認されている。これは，エタノールは放射線場では OH
ラジカルと反応してエタノールラジカルとなり，還元剤として働いて酸素を消費する反応に寄与するためである。

CH 3 CH 2 OH

OH

CH 3 CHOH

CH 3 CHOH

O2

CH 3 COH

H 2O

HO 2

式⑤
式⑥

その他の不純物と合わせて影響をまとめた結果を表 2 に示す。なお，通常の想定濃度範
囲では，OH ラジカルの反応速度の観点から，実効 G 値への影響はヨウ素イオンが支配的となることから，ヨウ素イオンで不純物を代表させている。
4．格納容器内の酸素・水素濃度の評価方法
放射線分解を考慮した格納容器内の酸素・水素濃度の評価方法は次のとおり。また，格納容器内の酸素・水素濃度の評価の流れを図 11 に示す。
・MAAP 解析から得られる各コンパートメントの窒素モル数から，格納容器の初期酸素濃度を 3.5vol%としたときの酸素モル数と窒素モル数を計算する。
・各コンパートメントにおける崩壊熱から，水の放射線分解による酸素発生量と水素発生量を計算する。
・上記を重ね合わせることにより，格納容器内の気相濃度を計算する。
5. 参考文献[1]「シビアアクシデントにおける可燃性ガスの挙動に関する研究」BWR 電力共同研究
平成 12 年 3 月[2]「事故時放射線分解に関する研究」BWR 電力共同研究 昭和 63 年 3 月[3] Zittel, H.E., “Boiling water reactor accident radiolysis studies”, ORNL-TM- 2412
Part Ⅷ (1970).
[4] Prczewski, K.I., et.al., “Generation of hydrogen and oxygen by radiolytic
decomposition of water in some BWR’s”, U.S. NRC Joint ANS/ASME Conference,
Aug. (1984).
以上

添 3.4.2-5327

表 1 各種パラメータが酸素の実効 G 値に与える影響
パラメータ
吸収線量

電共研の

今回申請に

実験

おける評価

～1×104 Gy

酸素の実効 G 値への影響と保守性

サプレッション・プ 水素の実効 G 値は吸収線量が多いほど小さくなる
ールでの吸収線量 傾向があり，[2,3] 酸素の実効 G 値についても同様
は事象発生から約 の傾向であることを確認している。[2] 酸素濃度の1.4 時間後に 1×104 長期(7 日間)の推移を見る観点では，事故進展を考Gy を超える。

えた上で事象発生から約 1.4 時間後の吸収線量に相当する(1×104Gy)で求めた実効 G 値を用いることは，保守的であり妥当と考える。(図 1 参照)

よう素放出割 50%
合

約 84%

水素の実効 G 値はよう素濃度が高いほど大きくな(立地審査指る傾向があり，[2,4] 酸素の実効 G 値についても同針における様の傾向であることを確認している。[2] しかしな

仮想事故条

がら，図 2 を参照すると，左記の程度の割合の相件を設定)

違であれば，G 値(測定データの傾き)に大きな違いは表れないと考えられることから，今回申請における評価において，電共研の実験結果に基づく実効 G 値を用いることは妥当と考える。

水-ジルコニウ 5.5%

約 16.6%

水素の実効 G 値は溶存水素濃度が高いほど小さく

ム反応割合(溶なる傾向があり，[2,4] 酸素の実効 G 値についても

存水素濃度)

同様の傾向であることを確認している。[2]このことから，水-ジルコニウム反応割合が小さい電共研の実験結果に基づく実効 G 値を用いることは妥当と考える。(図 4 参照)

初期酸素濃度

1.5vol%3.5vol%

少なくとも初期酸素濃度数 vol%程度では，初期酸
素濃度は酸素の実効 G 値に影響を及ぼすものではないと考える。(図 3 参照) [2]

沸騰・非沸騰

非沸騰状態

炉内：沸騰状態

沸騰状態では酸素の実効 G 値はほぼ 0 となる傾向

サプレッション・プ がある。このことから，非沸騰状態での電共研の実
ール：非沸騰状態

験結果に基づく実効 G 値を用いることは妥当と考える。(図 5 参照)[2]

温度

室温

室温以上

温度が高いほど，再結合反応が促進されるため実効 G 値は小さくなる傾向がある。事故時には温度
は室温を上回るため，室温での電共研の実験結果に基づく実効 G 値を用いることは保守的であり妥当と考える。(図 6, 7 参照)[2,3]pH

中性

事故対応の中で変 中性環境下では酸素の実効 G 値は僅かに小さい傾動する可能性があ 向を示すが，その差は小さい。このため，中性条件
る下の試験で求めた電共研の実験結果に基づく実効G 値を用いることに問題は無いと考える。(図 8 参
照)[2]

328

添 3.4.2-6

表 2 よう素以外の不純物が酸素の実効 G 値に与える影響
物質

発生原因

金属イオン等

炉内構造物 等

(Fe, Cu, B)

シビアアクシデント環
境下における発生量

酸素の実効 G 値への影響

0 ～ 2 ppm

よう素存在条件下において，金属イオ(TMI-2 事故時の冷却材

ン等(Fe, Cu, B)が添加された場合の結中不純物濃度や BWR

果からは，実効 G 値へ影響は見られな

プラント通常運転時にい。[2] (図 3 参照)

おける金属濃度等の評価を参考に設定)
ホウ酸

制御棒材の酸約 1×10-3 mol/l

水のpHに影響するが，pHの違いによ化，MCCI 時の(格納容器内での想定発

る実効G値への影響は小さい。[2]化学反応

生量と S/C 液相体積から概算)

コンクリート主成分のSiO2,

安定な酸化物でエアロ

安定な酸化物でエアロゾルとして挙動

CaO, Al2O3,

ゾルとして挙動し ， 水

し，水にはほとんど溶けないので，放MgOなどがにはほとんど溶けない

射線分解への影響は小さい。また ，MCCI時に放出

MCCI時にCO2が発生し水のpHに影響するが，pHの変化によるG値への影響は小さい。[1,2]有機物

電線被覆材など

約1.1×10-6 mol/l

酸素を消費する反応に寄与し，実効Gの熱分解や放射(格納容器内での想定発値を低減する。[1]線分解

生 量と S/C液 相体積 から概算)

添 3.4.2-7329

酸素濃度(×10-4 mol/l)

気相中及び液相中のG(O2) = 0.03
O2 濃度の和

気相中の O2 濃度(液相換算)

液相中の O2 濃度
試験条件
初期水素濃度吸収線量(×103 Gy)：水-ジルコニウム
反応割合 5.5%相当
初期酸素濃度
：1.5vol%(気相中)初期よう素濃度 ：50%放出相当
温度：室温

図 1 本評価における実効 G 値の設定根拠とした電共研の実験結果

酸素濃度変化量(×10-5 mol/l)[I－]0 = 1×10-4 M

1.5×10-5 M
6×10-6 M

1.8×10-6 M

6×10-7 M

0 M(純水)1 M = 1 mol/l

試験条件
初期酸素濃度
：3.5vol%(気相中)初期よう素濃度 ：0～100%(0～4.1×10-5 mol/l)放出相当
温度：室温

吸収線量(×103 Gy)
図 2 溶存酸素濃度と吸収線量の関係(よう素濃度を変化させた場合)

330

添 3.4.2-8

気相中の O2 濃度(括弧内は液相中の濃度を示す。1 M = 1 mol/l)

酸素生成量(×10-4 mol/l)

初期酸素濃度：2.0vol%(2.7×10-5 mol/l)
Fe, Cu, B を 1 ppm 添加

初期酸素濃度：3.0vol%(3.9×10-5 mol/l)
Fe, Cu, B を 2 ppm 添加

初期酸素濃度：0.5vol%(0.6×10-5 mol/l)
Fe, Cu, B 添加なし

試験条件
初期水素濃度
初期酸素濃度初期よう素濃度温度：水-ジルコニウム反応割合 0%相当
：0.5～3.0vol%(0.6～3.9×10-5 mol/l)相当：50%放出相当：室温

吸収線量(×103 Gy)
図 3 溶存酸素濃度及び不純物(Fe, Cu, B)の有無と吸収線量の関係(酸素濃度及び不純物(Fe, Cu, B)の添加量を変化させた場合)

酸素濃度変化量(×10-5 mol/l)[H2]0 = 0 M
6.2×10-5 M
1.5×10-4 M

2.8×10-4 M
3.9×10-4 M

1 M = 1 mol/l
試験条件
初期水素濃度：水-ジルコニウム反応割合
0～50%(0～6.7×10-4 mol/l)相当
初期酸素濃度
：3.5vol%(気相中)初期よう素濃度 ：50%放出相当
温度：室温

吸収線量(×103 Gy)
図 4 溶存酸素濃度と吸収線量の関係(溶存水素濃度を変化させた場合)

添 3.4.2-9331

酸素濃度(×10-4 mol/l)

G(O2) ≒ 0

気相中及び液相中の O2 濃度の和
試験条件
初期水素濃度気相中の O2 濃度(液相換算)：水-ジルコニウム
反応割合 5.0%相当
初期酸素濃度
：2.0vol%(気相中)初期よう素濃度 ：50%放出相当

液相中の O2 濃度

吸収線量(×103 Gy)
図 5 溶存酸素濃度と吸収線量の関係(沸騰状態)

試験条件
初期水素濃度酸素濃度(×10-5 mol/l)：水-ジルコニウム
反応割合 0.73%相当
初期酸素濃度
：3.5vol%(気相中)初期よう素濃度 ：50%放出相当
温度：室温(25 °C～45 °C)

吸収線量(×103 Gy)
図 6 溶存酸素濃度と吸収線量の関係(温度を変化させた場合)

332

添 3.4.2-10

図 7 水素発生量と吸収線量の関係(温度を変化させた場合) - ORNL による試験

酸素濃度(×10-4 mol/l)

試験条件
初期水素濃度：水-ジルコニウム
反応割合 0.67%相当
初期酸素濃度：3.3vol%(気相中)初期よう素濃度 ：50%放出相当
温度：室温(25 °C)

pH = 10
pH = 6.5

pH = 4吸収線量(×103 Gy)
図 8 溶存酸素濃度と吸収線量の関係(pH を変化させた場合)

添 3.4.2-11

333

図 9 溶存酸素濃度と吸収線量の関係(エタノール添加なし)

図 10 溶存酸素濃度と吸収線量の関係(エタノール添加あり)

334

添 3.4.2-12

図 11 水素・酸素濃度の評価フロー図

添 3.4.2-13335

添付資料 3.4.3
安定状態について
水素燃焼時の安定状態については以下のとおり。
原子炉格納容器安定状態：本評価では，事象発生から約 20 時間で代替原子炉補機冷却系を接続し，代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱を実施する。これにより，7 日後まで格納容器ベントを実施しない状態
で原子炉格納容器の機能を維持可能な事象進展となっている。
【安定状態の維持について】
本評価における格納容器ベントを実施しない状態を 7 日後以降も継続する場合，酸素濃度は事象発生から約 15 日後にサプレッション・チェンバにおいて可燃限界に到達する。
このため，事象発生から 7 日間が経過した以降も水素濃度及び酸素濃度を監視するとともに，状況に応じて酸素濃度の低減（可燃性ガス濃度制御系の運転等）を行い，原子炉
格納容器内が可燃限界の濃度に到達することを防止する。また，重大事故等対処設備以外の設備の機能の復旧等も考慮し，格納容器圧力及び温度の低下操作や原子炉格納容器内の窒素置換を試みる。これらの対応が困難であり，原子炉格納容器内の水素及び酸素濃度が可燃限界に到達する場合については，格納容器ベントにより，その水素及び酸素濃度を低減することにより安定状態を維持できる。

336

添 3.4.3-1

添付資料 3.4.4

解析コード及び解析条件の不確かさの影響について（水素燃焼）
表１

解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータ（酸素濃度）に与える影響（水素燃焼）

解析条件（初期条件，事故条件）の不確かさ
項目
解析条件

最確条件

条件設定の
考え方

初期条件

保安規定をもとに設定。（運初期酸素濃度

3.5vol%約 1vol%～約 2vol%

転上許容されている値の上限）

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（酸素濃度）に与える影響

最確条件とした場合には初期酸素濃度が低くなる
ため，本評価事故シーケンスにおける格納容器内の酸素濃度推移が低く抑えられるが，本評価事故シー
ケンスにおいては格納容器内の酸素濃度を操作開始の起点とした運転員等操作はないことから，運転最確条件とした場合には初期酸素濃度が低くなるため，本評価事故シーケンスにおける格納容器内の酸素濃度推移が低く抑えられることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

員等操作時間に与える影響はない。
最確条件とした場合には水素発生量が変動する可能性がある。炉心内

炉心内の金属－水反応による水素発生量最確条件とした場合には水素発生量が変動する可 の金属－水反応による水素発生量は，運転員等操作である低圧代替注

全炉心内のジルコニウ
ム量の約 16.6%が水と反応して発生する水素

事象進展による

MAAP による評価結果。

量能性があるが，本評価事故シーケンスでは，水素発 水系（常設）による原子炉注水の操作開始時間に依存して変動するが，生量を操作開始の起点としている運転員等操作は 低圧代替注水系（常設）による原子炉注水の操作開始時間については，
ないことから，運転員等操作時間に与える影響はな 「3.1.2.3(2)b. 操作条件」にて解析上の操作開始時間と実態の操作い。

開始時間はほぼ同等と評価しており，炉心内の金属－水反応による水素発生量に与える影響は小さい。

最確条件とした場合には水素発生量が増加するた
事故条件

酸 素 濃 度 を 厳 め，本評価事故シーケンスにおける格納容器内の酸

金属腐食等による水素発生 考慮しない

考慮する

量

し く 評 価 す る 素濃度推移が低く抑えられるが，本評価事故シーケ
も の と し て 設 ンスにおいては格納容器内の酸素濃度を操作開始
定。

の起点とした運転員等操作はないことから，運転員

最確条件とした場合には水素発生量が増加するため，本評価事故シー
ケンスにおける格納容器内の酸素濃度推移が低く抑えられることか
ら，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

等操作時間に与える影響はない。

G 値の不確かさにより水の放射線分解による酸素発 G 値の不確かさにより水の放射線分解による酸素発生量が大幅に増
水の放射線分 水素：
解による水素0.06 分子/100eV

及び酸素の発 酸素：
生割合0.03 分子/100eV

水素：
0.06 分子/100eV
酸素：
0.03 分子/100eV

苛酷事故時における格納容器内の条件を考慮して設定。

生量が大幅に増加する場合，格納容器内の酸素濃度 加する場合，格納容器内の酸素濃度が可燃領域又は爆轟領域となる可が可燃領域又は爆轟領域となる可能性がある。その 能性がある。その場合には，格納容器圧力逃がし装置，耐圧強化ベン
場合には，格納容器圧力逃がし装置，耐圧強化ベン ト系（ウェットウェルベント）又は代替格納容器圧力逃がし装置を使ト系（ウェットウェルベント）又は代替格納容器圧 用し，格納容器内の気体を排出することが可能であるため，評価項目
力逃がし装置を使用し，格納容器内のガスを排出す となるパラメータに与える影響はない。
る必要がある。

（添付資料 3.4.1）

添 3.4.4-1

337

添付資料 3.4.5
原子炉注水開始時間の評価結果への影響
1. はじめに
今回の評価では，運転操作手順書等を踏まえ，原子炉圧力容器への注水開始時刻を事象発
生から70分後としている。実際の事故対応においては原子炉圧力容器への注水開始時刻が早まる可能性も想定されるが，この場合水素燃焼のリスクの観点では，原子炉圧力容器への注水開始時刻が早まることでジルコニウム-水反応による水素発生量が抑制され，相対的に酸素の濃度が高くなることで水素濃度及び酸素濃度がともに可燃限界に到達する可能性が考えられる。一方で，注水時点の炉心の状態によっては，注水によってジルコニウム-水反応が促進され，水素発生量が今回の評価よりも増加する場合も考えられる。この場合には，増加した水素によって相対的に酸素濃度が低下すると考えられる。ここでは原子炉圧力容器への注水開始時刻が早まった場合を想定し，原子炉圧力容器への注水開始時刻が評価結果に与える影響を確認した。
2. 評価条件
今回の申請において示した解析ケース(以下「ベースケース」という。)の評価条件に対する変更点は以下のとおり。この他の評価条件は，ベースケースと同等である。
・原子炉圧力容器への注水開始時刻を事象発生から30分後とした。30分は今後の更なる事故対応能力の改善を見据えて設定した値である。
・格納容器圧力制御の観点で評価上の必要が生じたため，D/Wスプレイの流量を155 m3/hとした。D/Wスプレイの流量をベースケースの140 m3/hよりも増加させることで，水蒸気の凝縮及びS/C気相部容積の低下が考えられるが，酸素濃度の評価の観点では保守的な結果を与えると考えられる。
3. 評価結果
評価結果を図1から図4に示す。また，評価結果のまとめを表1に示す。各パラメータの推移はベースケースとほぼ同等となり，事象発生から7日後の酸素濃度も5vol%未満となった。
4. まとめ原子炉圧力容器への注水開始時刻が早まることによる評価結果への影響を確認した結果，
評価項目となるパラメータである酸素濃度は，ベースケースと同等となった。このことから，
実際の事故対応においては原子炉圧力容器への注水開始時刻が早まった場合においても水
素燃焼のリスクの観点での事故対応への影響は無い。
以上

添 3.4.5-1338

表1 原子炉圧力容器への注水開始時刻の変更に伴う評価項目への影響
原子炉圧力容器への注水開始時刻
項目

全炉心内のジルコニウム量
に対する酸化割合

感度解析(事象発生から30分後)

ベースケース(事象発生から70分後)

約 18.2%

約 16.6%

評価項目－
ジルコニウム-水反応による水素発生量

約 625kg

約 570kg

酸素濃度(ドライウェル)約 2.2vol%(事象発生から 168 時間後)

約 2.3vol%(事象発生から 168 時間後)

酸素濃度
(サプレッション・チェンバ)約 3.6vol%(事象発生から 168 時間後)

約 3.4vol%(事象発生から 168 時間後)

5vol%以下

添 3.4.5-2339

格納容器圧力(MPa[gage])

残留熱除去系配管破断による炉内蒸気の流入により，格納容器圧力が上昇。

20 時間後，代替循環冷却系による格納容器スプレイ(連続運転)に切り替えることで圧力が低下。

ドライウェルサプレッション・チェンバ

格納容器限界圧力 0.62MPa

再冠水後，代替格納容器
スプレイ間欠運転を開始。

事故後の時間(h)図 1 格納容器圧力の推移

ドライウェル

再冠水後，代替格納容器スプレイの間欠運転を開始することで温度が低下。

格納容器限界温度 200 °C

格納容器温度(°C)

20 時間後，代替循環冷却系による格納容器スプレイ(連続運転)に切り替えることで温度が低下。

サプレッション・チェンバ(気相部)

残留熱除去系配管破断による炉内蒸気流入により，格納容器温度が上昇。

事故後の時間(h)図 2 格納容器温度の推移
添 3.4.5-3340ドライウェルの気相濃度(vol%)ドライウェル(D/W)スプレイによって D/W の圧力が低下し，この時点でサプレッション・チェンバ(S/C)との間の真空破壊
弁が開放されるため，S/C の気体が D/W に流入し，非凝縮性ガスの濃度が上昇し始める。

(5vol%)

事故後の時間(h)サプレッション・チェンバの気相濃度(vol%)図 3 ドライウェルの気相濃度の推移(ウェット条件)

LOCA 後のブローダウンによって，D/W に存在する非凝縮性ガスが水蒸気とともに S/C に送り込まれ，水蒸気がスクラビングによって凝縮されることにより，S/C 内は非凝縮性ガスの濃度が高い状態となる。
また，D/W が RPV からの水蒸気の放出によって加圧され，S/C よりも圧力が高い間は非凝縮性ガスが S/C に集中することとなる。

代替循環冷却系による除熱に伴い S/C 圧力が低下
し，S/C 液相部が沸騰。

事故後の時間(h)図 4 サプレッション・チェンバの気相濃度の推移(ウェット条件)
添 3.4.5-4

341(5vol%)

添付資料 6.1.1

他号炉との同時被災時における必要な要員及び資源について
柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉運転中に重大事故等が発生した場合，他号炉，6 号
及び 7 号炉の使用済燃料プールについても重大事故等が発生すると想定し，それらの対応を含めた同時被災時に必要な要員，資源について整理する。
現在，1～5 号炉は停止状態にあり，各プラントに保有する燃料からの崩壊熱の継続的な除去が必要である。そのため，他号炉を含めた同時被災が発生すると，他号炉への対応が必要となり，6 号及び 7 号炉への対応に必要な要員及び資源の十分性に影響を与えるおそれがある。また，必要な要員及び資源が十分であっても，同時被災による他号炉の状態により，6 号及び 7 号炉への対応が阻害されるおそれもある。
以上を踏まえ，他号炉を含めた同時被災時に必要な要員及び資源の十分性を確認すると
ともに，他号炉における高線量場の発生を前提として 6 号及び 7 号炉への対応の成立性を確認する。
また, 6 号及び 7 号炉の使用済燃料プールを含めた事故対応においても当該号炉の資源が十分であることを併せて確認する。
１．同時被災時に必要な要員及び資源の十分性(1)想定する重大事故等
福島第一原子力発電所の事故及び共通要因による複数炉の重大事故等の発生の可能性を考慮し，柏崎刈羽原子力発電所 1～7 号炉について，全交流動力電源喪失及び使用済燃料プールでのスロッシングの発生を想定する。
また，不測の事態を想定し，1～5 号炉のうち，いずれか 1 つの号炉において事象発生直後に内部火災が発生していることを想定する。なお，水源評価に際してはすべての号炉における消火活動による水の消費を考慮する。
6 号及び 7 号炉について，有効性評価の各シナリオの内，必要な要員及び資源（水源，燃料及び電源）毎に最も厳しいシナリオを想定する。
表 1 に想定する各号炉の状態を示す。上記に対して，7 日間の対応に必要な要員，必要な資源，6 号及び 7 号炉の対応への影響を確認する。
(2)必要となる対応操作，必要な要員及び資源の整理「(1) 想定する重大事故等」にて必要となる対応操作，必要な要員，7 日間の対応に必要となる資源について，表 2 及び図 1 のとおり整理する。
(3)評価結果

添 6.1.1-1

342

1～5 号炉にて「(1)想定する重大事故等」が発生した場合の必要な要員及び必要な資源についての評価結果を以下に示す。
(a)必要な要員の評価
重大事故等発生時に必要な 1～5 号炉,6 号及び 7 号炉の使用済燃料プールの対応
操作については，各号炉の中央制御室に常駐している運転員，自衛消防隊，緊急時対策要員，10 時間以降の発電所外からの参集要員にて対応可能である。
(b)必要な資源の評価
a.水源
6 号及び 7 号炉において，水源の使用量が最も多い「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」を想定すると，炉心注水及び格納容器スプレ
イの実施のため，7 日間で号炉あたり約 7,300m3 の水が必要となる（6 号及び 7 号炉
で約 14,600m3）。また，表 3 に示すとおり，6 号及び 7 号炉における使用済燃料プー
ルへの注水量（通常水位までの回復，水位維持）は，7 日間の対応を考慮すると，
約 2,551m3 の水が必要となる（6 号及び 7 号炉で合計約 17,151m3）。
6 号及び 7 号炉における水源として，各号炉の復水貯蔵槽に約 1,700m3 及び淡水貯水池に約 18,000m3 の水を保有しているため，原子炉及び使用済燃料プールの対応に必要な水源は確保可能である（6 号及び 7 号炉で合計約 21,400m3）。
1～5 号炉において，スロッシングによる水位低下の発生後に，遮蔽に必要な高さまで水位を回復させ，蒸発による水位低下を防止するための必要な水量は 7 日間の対応を考慮すると，約 6,048m3 となる。
1～5 号炉における水源として，表 3 に示す各必要な水量を各号炉の復水貯蔵槽，ろ過水タンク，純水タンク及びサプレッション・チェンバのプールにて確保する運用であることから，6 号及び 7 号炉における水源を用いなくても 1～5 号炉の 7 日間の対応が可能である（1～5 号炉で合計約 6,048m3）。
内部火災に対する消火活動に必要な水源は約 180m3 であり，各防火水槽及びろ過水タンクに各必要な水量が確保されるため，6 号及び 7 号炉における水源を用いな
くても 7 日間の対応が可能である。
なお，1～5 号炉においても，使用済燃料プール水がサイフォン効果により流出する場合に備え，6 号及び 7 号炉と同様のサイフォンブレーク孔を設け，サイフォン現象による使用済燃料プール水の流出を停止することが可能な設計としている。
また，スロッシングによる水位低下により，線量率が上昇しオペレーティングフ
ロアでの使用済燃料プールへの注水操作が困難になる場合に備え，消火系，ガスタ
ービン発電機又は電源車により給電した残留熱除去系，復水補給水系，燃料プール
補給水系等，当該現場作業を必要としない注水手段を確保している。さらに，あらかじめ注水用ホースを設置することで，原子炉建屋最上階下での注水操作が可能な設計としている。
注水及び給電に用いる設備の台数と共用の関係は表 4 に示すとおりである。空冷

添 6.1.1-2343

式ガスタービン発電機は発電所全体として 4 台の保有を計画しており，6 号及び 7
号炉での重大事故等の対応に必要な台数は第一ガスタービン発電機又は第二ガスタ
ービン発電機のいずれか 1 台であるため，予備機を 1～5 号炉での対応で使用することも可能である。また,電源車を用いることで復水補給水系，燃料プール補給水系等への給電も実施可能である。
※：使用済燃料プール（原子炉ウェル及び D/S ピットを含む）の通常水位までの回復を想定した場合，1～5 号炉においては，内部火災に対する消火活動に必要な水源と合わせ，合計約 12,706m3 の水が必要となる（1～7 号炉で合計約 15,257m3）。
したがって，使用済燃料プールの通常水位までの回復を想定すると，1～7 号
炉にて合計約 29,857m3 の水が必要であるが，6 号及び 7 号炉の復水貯蔵槽及び淡水貯水池における保有水は約 21,400m3 であり，1～5 号炉の各号炉の復水貯蔵
槽，ろ過水タンク，純水タンク,サプレッション・チェンバのプール及び防火水槽の最低限確保される保有水量は約 6,228m3 である（合計約 27,628m3）。これらの合計量は，6 号及び 7 号炉及び内部火災（7 日間で 5 箇所）への対応を実施したうえで，1～5 号炉の使用済燃料プール（原子炉ウェル及び D/S ピットを含む）の水位を通常水位－約 1m まで回復させ,その後, 7 日間の水位維持を可能となる水量である。7 日以降については十分時間余裕があるため，外部からの水源供給や支援などにも期待できることから，1～5 号炉の使用済燃料プールの水位を通常水位まで回復させることが可能である。
b.燃料（軽油）
6号及び7号炉において，軽油の使用量が最も多い「高圧溶融物放出/格納容器雰囲
気直接加熱」を想定すると，非常用ディーゼル発電機（3台）の7日間の運転継続に
号炉あたり約751kL※，復水貯蔵槽補給用可搬型代替注水ポンプ（A-2級）（3台）の7
日間の運転継続に号炉あたり約10kL※，代替原子炉補機冷却系専用の電源車（2台）の7日間の運転継続に号炉あたり約37kL※，代替原子炉補機冷却系用の可搬型大容量
送水ポンプ（2台）の7日間の運転継続に号炉あたり約30kL※，使用済燃料プール代替
注水系（可搬型）の可搬型代替注水ポンプ（A-2級）（6号及び7号炉で2台）の7日間の運転継続に約7kL※が必要となる。加えて，免震重要棟ガスタービン発電機及びモ
ニタリングポスト用仮設発電機（3台）の7日間運転継続は約79kL※の軽油が必要となる（6号及び7号炉での事故対応，免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機
及びモニタリング・ポスト用発電機にて使用する軽油:合計約1,742kL）。
6 号及び 7 号炉の各軽油タンクにて約 1,020kL（6 号及び 7 号炉合計 約 2,040kL）の軽油を保有しており，これらの使用が可能であることから，6 号及び 7 号炉の原子炉及び使用済燃料プールの事故対応，緊急時対策所への電源供給及びモニタリン
グ・ポストへの電源供給について，7 日間の対応は可能である。
1～5号炉の使用済燃料プールの注水設備への電源供給に使用する軽油の使用量と添 6.1.1-3

344

して，保守的に全出力で非常用ディーゼル発電機（2台）が起動した場合を想定しており（「(1)想定する重大事故等」では常設代替交流電源設備及び可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の軽油を上回る保守的な想定），7日間で号炉あたりの必要な軽油は約632kLとなる（1～5号炉で合計約3,160kL）。 なお，1～5号炉における使用済燃料
プールへの注水と，火災が発生した号炉での消火活動に対して，可搬型代替注水ポンプ（A-2級）（注水と消火でそれぞれ1台）の7日間の運転継続を仮定すると約20kL※が必要となる。
1～5 号炉の各軽油タンクにて約 632kL（1～5 号炉合計 約 3,160kL）の軽油を保有しており，これらの使用が可能であることから，1～5 号炉の使用済燃料プールの注
水及び火災が発生した号炉での消火活動について，6 号及び 7 号炉における軽油を用いなくても 7 日間の対応は可能である。
※：保守的に事象発生直後から運転を想定し，燃費は最大負荷時を想定。
c.電源
常設代替交流電源設備，電源車等による電源供給により，重大事故等の対応に必
要な負荷（計器類）に電源供給が可能である。なお，常設代替交流電源設備，電源車等による給電ができない場合に備え，デジタルレコーダ接続等の手順を用意している。
(4)柏崎刈羽 6 号及び 7 号炉の重大事故時対応への影響について「(3)評価結果」に示すとおり，重大事故発生時に必要となる対応操作は，各号炉の中央制御室に常駐している運転員，自衛消防隊，緊急時対策要員及び 10 時間以降の発電所
外からの参集要員にて対応可能であることから，6 号及び 7 号炉の重大事故等に対応する要員に影響を与えない。
6 号及び 7 号炉の各資源にて当該号炉の原子炉及び使用済燃料プールにおける 7 日間の対応が可能であり，また，1～5 号炉の各資源にて 1～5 号炉の使用済燃料プール，内部火災における 7 日間の対応が可能である。
以上のことから，柏崎刈羽 1～5 号炉に重大事故等が発生した場合にも，柏崎刈羽 6 号
及び 7 号炉の重大事故等時対応への影響はない。
２．他号炉における高線量場発生による 6 号及び 7 号炉対応への影響
１．で想定する事故時の 1～5 号炉の使用済燃料プールにおいて，スロッシング等の水位低下による現場線量率上昇は，以下の資料で示す通り，６号及び７号炉の重大事故時対応に影響するものではない。
技術的能力 「添付資料 1.0.16 重大事故等発生時おける停止号炉の影響について」「添付資料 1.0.2 補足資料 10 １～７号炉同時発災時におけるアクセス
ルートへの影響」

添 6.1.1-4

345

３．まとめ
上記１．及び２．に示すとおり，高線量場の発生を含め，柏崎刈羽原子力発電所 1～5 号
炉に重大事故等が発生した場合にも，柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉の重大事故等時対応への対応は可能である。

添 6.1.1-5

346

添 6.1.1-6347

6 号及び 7 号炉
1～5 号炉・全交流動力電源喪失
・使用済燃料プールでのスロッシング発生
・「想定事故 2（使用済燃料プール漏えい）」※1
・「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）」・全交流動力電源喪失
・使用済燃料プールでのスロッシング発生
・「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用しない場合）」
・全交流動力電源喪失※2
・「想定事故 2（使用済燃料プール漏えい）」※1
・使用済燃料プールでのスロッシング発生
・内部火災※3・外部電源喪失※2
・使用済燃料プールでのスロッシング発生
・「想定事故 2（使用済燃料プール漏えい）」※1
・「高圧溶融物放出/格納容器雰囲気直接加熱」
・全交流動力電源喪失
・使用済燃料プールでのスロッシング発生
・「想定事故 2（使用済燃料プール漏えい）」※1
・「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）」

※1 サイフォン現象による漏えいは，各号炉（１～７号炉）のサイフォン発生防止用の逆止弁及びサイフォンブレーク孔により停止される。
したがって，この漏えいによる影響はスロッシングによる溢水に包絡されるため，使用済燃料プールからの漏えいは，スロッシングによる漏えいを想定する。
※2 燃料については消費量の観点から非常用ディーゼル発電機の運転継続を想定する。
※3 6 号及び 7 号炉は火災防護措置が強化されることから，1～5 号炉での内部火災を想定する。また，1～5 号炉で複数の内部火災を想定することが考えられるが，時間差で発生することを想定し，全交流動力電源喪失及び使用済燃料プールでのスロッシングと同時に発生する内部火災としては 1 つの号炉とする。ただし，消火活動に必要な水源は，5 プラント分の消費を想定する。

電源

燃料

水源

要員

項目

表１ 想定する各号炉の状態

添 6.1.1-7

348

燃料給油作業

常設代替交流電源設備及び可搬型代
緊急時対策要員
替注水ポンプ（A-2 級）に給油を行う

緊急時対策要員及び運転員

常設代替交流電源設備等によ 常設代替交流電源設備等による給る給電
電・受電操作を実施する

自衛消防隊（運転員を含む）

運転員及び 10 時間以降の発電所外からの参集要員

建屋内での火災を想定し，当該火災に対する現場確認・消火活動を実施
する

運転員

対応要員

各注水系による使用済燃料プール（復水補給水系，燃料プ各注水系による使用済燃料プールへ
ール補給水系，消火系，可搬の給水を行い，使用済燃料からの崩型代替注水ポンプ（A-2 級）
壊熱の継続的な除去を行うによる使用済燃料プールへの給水）

内部火災に対する消火活動必要となる対応操作
対応操作概要非常用ディーゼル発電機等の 非常用ディーゼル発電機等の現場の現場確認，直流電源の負荷制 状態確認および，直流電源の延命の限ための負荷制限を実施する－○燃料
常設代替交流電源設備：約 860kL（1,705L/h×24h×7 日×3 台）○燃料
1～5 号炉可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）：約 16kL（18L/h×24h×7
日×5 台）
6 号及び 7 号炉
可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）：約 7kL（18L/h×24h×7
日×2 台）※6 号及び 7 号炉については有効性評価「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」で想定している水源も含む○水源
180m3（36m3/プラント×5 プラント）○燃料
可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）：約 4kL（18L/h×24h×7
日×1 台）
又はディーゼル駆動消火ポンプ：約 6kL（32L/h×24h×7 日×1台）○水源（詳細は表 3 参照）
1 号炉：約 324m3
2 号炉：約 1,401m3
3 号炉：約 1,425m3
4 号炉：約 1,366m3
5 号炉：約 1,532m3
6 号炉：約 8,565m3
7 号炉：約 8,586m3

－

必要な資源

表 2 同時被災時の 1～5 号炉，6 号及び 7 号炉の使用済燃料プールの対応操作，必要な要員及び資源

349

添 6.1.1-8

全燃料取り出し

ＫＫ３
停止中
炉
ＳＦＰ
全燃料取り出し

ＫＫ４
停止中
炉
ＳＦＰ
全燃料取り出し

ＫＫ５
停止中
炉
ＳＦＰ
装荷済

ＫＫ６
運転中
炉
ＳＦＰ
装荷済

ＫＫ７
運転中
炉
ＳＦＰ

ウェル満水（オーバーフロー水位）

ウェル満水（オーバーフロー水位）

ウェル満水（オーバーフロー水位）

ウェル満水（オーバーフロー水位）

2,530

2,554

1,425

1.7

706

76

85

35

710

2,465

1,366

1.7

895

43

107

45

710

2,705

1,532

1.7

527

119

66

27

710

各重要
事故
シーケ
ンスに
よる

1,265

777

2.1

198

575

36

15

690

スロッシングによる漏洩+全交流動
力電源喪失

各重要
事故
シーケ
ンスに
よる

1,286

796

2.1

229

576

35

15

710

スロッシングによる漏洩+全交流動
力電源喪失

通常運 通常運転 通常運 通常運転
転水位
水位
転水位
水位

※1 1～5 号炉の溢水量は，6 号及び 7 号炉の評価結果に基づきスロッシングによる溢水量を設定（1～5 号炉の使用済燃料プールは 6 号及び 7 号炉に比べて保有水量やプール表面積が小さいため溢水量は少なくなると考えられる）。また,必要な注水量は原子炉開放状態（プールゲート開放状態）を考慮して評価。
※2 「必要な注水量①」：蒸発による水位低下防止に必要な注水量。
「必要な注水量②」：必要な遮へい水位（原子炉建屋最上階のフロアでの現場の線量率が 10mSv/h 以下となる水位（遮へい水位の計算に用いた各号炉の線源の強度は保守的な 6 号及び 7 号炉の線源強度を参照））まで回復させ，その後の水位維持に必要な注水量（使用済燃料プール,原子炉ウェル及び D/S ピットを考慮）。
「必要な注水量③」：通常水位までの回復及びその後の水位維持に必要な注水量（使用済燃料プール,原子炉ウェル及び D/S ピットを考慮）
。

2,272

必要な注水量③ ※2[m 3@168h]

1,401

1.7

3.9

324

810

756

必要な注水量② ※2[m 3@168h]

52

84

42
100

38

65℃到達までの時
間[hour]
100℃到達までの時
間[hour]
必要な注水量① ※2[m 3@168h]
事故発生からTAF到達までの時間[hour]
通常運転水位（オーバーフロー水位）から必要な遮へい水位までの水位差 ※2[m]

710

91

710

スロッシングによ スロッシングによ スロッシングによ スロッシングによ スロッシングによる漏洩+全交流動 る漏洩+全交流動 る漏洩+全交流動 る漏洩+全交流動 る漏洩+全交流動
力電源喪失
力電源喪失
力電源喪失
力電源喪失
力電源喪失

ウェル満水（オーバーフロー水位）開放（プールゲー 開放（プールゲー 開放（プールゲー 開放（プールゲー 開放（プールゲー 未開放（プール 未開放（プール
ト開放）
ト開放）
ト開放）
ト開放）
ト開放）
ゲート閉）
ゲート閉）

全燃料取り出し

全燃料取り出しスロッシング溢水
量 ※1[m 3]

想定するプラントの状態

水位

原子炉開放状態

炉心燃料

ＫＫ２
停止中
炉
ＳＦＰ

表 3 各号炉の必要な水量（平成 26 年 10 月時点での崩壊熱により計算）

ＫＫ１
停止中
炉
ＳＦＰ

添 6.1.1-9

350

給電設備

注水設備

2（1）

1

－

－

燃料プー
ル補給水
系

消火系
（ディー
ゼル駆動
ポンプ）

消防車

空冷式ガ
スタービ
ン発電機

－

3（1）

復水補給
水系

電源車

3（1）

残留熱除
去系

１号炉

－

－

－

１号炉と
共通

1（1）

3（1）

3（1）

2 号炉

－

－

－

１号炉と
共通

1（1）

3（1）

3（1）

3 号炉

－

－

－

１号炉と
共通

1（1）

3（1）

3（1）

4 号炉

－

－

－

1

1（1）

3（1）

3（1）

5 号炉

2 台予備があり，6 号及び 7 号炉の対応には
第一ガスタービン発電機又は第二ガスター
ビン発電機のいずれか 1 台のみで対応可能
である
十分時間余裕があるため，１台を用いて，必要な箇所に順次注水を実施していくことが可能

必要な台数に対して十分な台数を保有（1）

必要な台数に対して十分な台数を保有（1）4 台の内，6 号及び 7 号炉で用いなかったものを使用することも可能

十分時間余裕があるため，1 台を用いて，必要な箇所に順次注水を実施していくことが可能－

全交流動力電源喪失時は空冷式ガスタービ
ン発電機又は電源車による給電を実施する
ことで使用可能全交流動力電源喪失時は空冷式ガスタービ
ン発電機又は電源車による給電を実施する
ことで使用可能全交流動力電源喪失時は空冷式ガスタービ
ン発電機による給電を実施することで使用可能電源負荷を考慮して，複数の同時運転は実施せず，順次注水操作を実施する

備考

1～4 号炉は共通の消火ポンプを使用，
5～7 号炉は共通の消火ポンプを使用。
十分時間余裕があるため，１台を用いて，必要な箇所に順次注水を実施していくことが
可能

－

－

－

共通

記載は設置台数であり，（）内はその系統のみで注水するのに必要な台数

表 4 1～5 号炉の注水及び給電に用いる設備の台数

351

添 6.1.1-10

－

－

b

（１人）

,ｄ（又は
, B）

（２人）

,ｄ（又は
, B）

（２人）

－

e

e

は応援に期待, e(又は B)

,

－

e,

B)

（２人）
C, D （又はb

b

b

（2人）
隣接プラントからの応援が必要な際

（１人）

－

－

対応

参集要員にて対応

緊急時対策要員にて参集要員にて
対応

－

－

－

－

d

（1～2人）c,（ d）c,－（２人）※ ２

－

（１人）

－

２人※ ２
c, d

（１人）

－

－

（e）

－

,

（１人）
a

b

－

－

－

－

－

－

－

－

操作項目

機能回復

自衛消防隊を現場誘導

火災現場確認プラント監視（給電不可能な場合等：デジタルレコーダ接続
等による計器監視）

プラント状況判断

消防車によるSFP給水（復水補給水系等の給水が不可能な場合）

復水補給水系や燃料プール補給水系、消火系によるSFP給水（解析上考慮せず）

非常用ディーゼル発電機

非常用ディーゼル発電機の現場確認
直流電源の負荷制限（給電不可能な場合等：デジタルレコーダ接続
等による計器監視）

プラント監視プラント状況判断

機能回復

燃料給油作業

常設代替交流電源設備による給電・受電

消防車による燃料プール給水（復水補給水系等の給水が不可能な場合）

よる燃料プール給水

復水補給水系や燃料プール補給水系、消火系に非常用ディーゼル発電機（解析上考慮せず）

直流電源の負荷制限

非常用ディーゼル発電機の現場確認

自衛消防隊にて対
消火活動
応

－

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－

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－

－

－

－

自衛消防隊

１0分

１0分

３

30分

50分

９

適宜実施
適宜実施

適宜実施

適宜実施

適宜実施

11

13

14

15

適宜実施

6,7号炉の作業を優先に適宜実施

6,7号炉の作業を優先に適宜実施

参集要員による作業開始

12

経過時間（時間）10

6/7号炉の給電を実施後適宜実施

50分（隣接プラントからの応援が必要な
際は応援が到着してから50分）

消火活動継続実施

10分

８

常設代替交流電源設備による受電

直流電源の負荷制限作業開始

2

対応可能な要員により、対応する対応可能な要員により、対応する

備考

図 1 1～5 号炉における各作業と所要時間

また，時間差で発生する複数の内部火災に対しては，自衛消防隊が火災現場を都度移動することにより，現在の想定する要員での対応が可能である。

現在の想定する要員での対応が可能である。

炉側の事故対応が収束に向かっている状態での対応となり，緊急時対策要員や参集要員により対応可能である。またプラント状態の監視においても，原子炉側で期待している運転員が併せて使用済燃料プール側を監視できるため，

なお，6号及び7号炉において原子炉運転中を想定した場合，原子炉側と使用済燃料プール側との重大事故等対応の重畳も考えられるが，運転中に使用済燃料プールに貯蔵されている燃料の崩壊熱が低いことから（表3参照），原子（）内の数字は他の作業終了後，移動して対応する人員数※1 当直長を含む人数※2 SA 事象と火災が発生した際の初期消火の体制については平成 28 年 1 月現在のものを示す

共通

ロッシング並びに火災発生」を想定する号炉「全交流動力電源喪失及び使用済燃料プールのスa,－

参集要員にて
対応

（２人）
C, D

－

２～３人

－

－

－

（２人）
C, D

－

号炉

－

－

緊急時対策要
員（現場）

－

２人
C, D

は１名となる

隣接プラントの火災時において応援が必要な際

－

－

２人
A, B

（1～２人）A, （B）

運転員
（現場）

運転員
（中央制
※1
御室）

実施箇所・必要人員数「全交流動力電源喪失及び使用済燃料プールのス
ロッシング」を想定する

号機

事象発生

1