資料1-6
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柏崎刈羽原子力発電所6号及び7号炉審査資料
資料番号
KK67-0129 改04
提出年月日
平成29年2月2日

柏崎刈羽原子力発電所 6号及び7号炉重大事故発生後の長期安定冷却手段について

平成29年2月
東京電力ホールディングス株式会社

重大事故等発生後の長期安定冷却手段について
重大事故等発生後の原子炉格納容器除熱としては，原子炉格納容器を最高使用温度以下に除熱することを基本としている。炉心損傷に至る重大事故発生後，代替循環冷却系により格納容器内温度は緩やかに低下し約 15 日後には，サプレッション・チェンバ・プール水温度が最高使用温度の 104℃を下回る（「重大事故等対策の有効性評価について「2.1 高圧・低圧注水機能喪失」（別紙１）安定状態の維持について」参照）。
しかし，残留熱除去系熱交換器が使用できない場合は，代替循環冷却系が使用できないた
め格納容器ベントにより格納容器の除熱を行う。格納容器ベントによる除熱では，格納容器
圧力の低下は早いものの，格納容器温度の低下は代替循環冷却系より遅く，サプレッショ
ン・チェンバ・プール水温度が最高使用温度の 104℃を下回るのは約 35 日後となる（「重大事故等対策の有効性評価について「2.1 高圧・低圧注水機能喪失」（別紙１）安定状態の維持について」参照）。
そのため，格納容器内温度低減対策として残留熱除去系熱交換器が使用できない場合の除熱手段を検討した。検討にあたっては事故発生 30 日後の崩壊熱が除熱可能であることを目標とした。
重大事故等発生後において，格納容器ベントによる格納容器除熱を実施している場合，残留熱除去系の補修による原子炉格納容器の除熱復旧を実施する。また，残留熱除去系の機能回復が長期間実施できない場合，可搬ポンプ及び可搬熱交換器を用いた除熱手段である「１．
可搬型格納容器除熱系による格納容器除熱」を構築する。既設設備である残留熱除去系の使用を優先するが，復旧が困難な場合はこの可搬型格納容器除熱系による除熱を実施する。本書では，それらの実現可能性と実施した場合の効果について確認している。これに加え，「２．
可搬熱交換器によるサプレッションプール浄化系（以下，ＳＰＣＵという）を用いた除熱」を構築し，それらの実現可能性と実施した場合の効果について確認している。
なお，これらに加え格納容器を直接除熱することはできないが原子炉圧力容器を除熱す
ることにより間接的に格納容器を除熱する「代替原子炉補機冷却系を用いた原子炉冷却材
浄化系（以下，ＣＵＷという）による原子炉除熱」を構築する。ＣＵＷ系による原子炉除熱については「添付 1」に示す。
表 1 重大事故等時における格納容器除熱手段
除熱手段

備考

代替循環冷却系による除熱
格納容器ベントによる除熱
残留熱除去系の補修による除熱復旧
可搬型格納容器除熱系による格納容器除熱本資料１．で成立性を示す

可搬熱交換器によるＳＰＣＵを用いた格納容器除熱本資料２．で成立性を示す

代替原子炉補機冷却系を用いたＣＵＷによる原子炉除熱

添付 1 で成立性を示す

本表は事故時における除熱手段の配備状況を示すものであり，除熱手段の優先順位を示すものではない。

1

1. 可搬型格納容器除熱系による格納容器除熱＜実現可能性＞
重大事故等発生後において，格納容器ベントによる格納容器除熱を実施している場合，残留熱除去系の補修によるサプレッション・チェンバ・プール水冷却モードの復旧を実施する。
また，残留熱除去系の復旧が困難な場合に可搬設備等により構成される可搬型格納容器除熱系による格納容器除熱を構築する。可搬型格納容器除熱系は，高圧炉心注水系（以下，Ｈ
ＰＣＦという）配管から耐熱ホース・可搬ポンプを用いて可搬熱交換器にサプレッション・
チェンバ・プール水を供給し，そこで除熱した水を残留熱除去系の原子炉注水ラインで原子炉圧力容器に注水するライン構成であり，可搬設備を運搬・設置する等の作業があるが，長納期品については事前に準備しておくことにより，１ヵ月程度で系統を構築することが可能であると考えられる。
また，可搬ポンプを用いた可搬型格納容器除熱系に加え，常設のＳＰＣＵポンプを用いた「可搬熱交換器及びＳＰＣＵポンプを用いた除熱」の手段を整備する。詳細は「２．可搬熱
交換器によるサプレッションプール浄化系を用いた除熱」で示す。
可搬型格納容器除熱系について，可搬ポンプの吸込み箇所は，ＨＰＣＦポンプの吸込配管にある「ＨＰＣＦ復水貯蔵槽側吸込逆止弁（Ｂ）」とし，耐熱ホースで接続する構成とする。
可搬ポンプの吐出については，耐熱ホースを用いて原子炉建屋大物搬入口に設置する可搬熱交換器と接続する構成とし，可搬熱交換器の出口側については残留熱除去系の原子炉注
水配管にある「残留熱除去系注入ライン洗浄水入口逆止弁(Ｂ)」と耐熱ホースで連結する構成とする。これらの構成で，可搬ポンプによりサプレッション・チェンバ・プール水を可搬熱交換器に送水し，そこで除熱した水を原子炉圧力容器に注水する系統を構築する。なお，
可搬熱交換器の二次系については，大容量送水車により海水を通水できる構成とする。
原子炉建屋
原子炉格納容器

弁体取り外し仮蓋取り付け耐熱ホース接続

格納容器スプレイ・ヘッダ
逃がし安全弁
原子炉圧力容器

残留熱除去系ポンプ(Ｂ)より
耐熱ホース
復水貯蔵槽

※１
格納容器スプレイ・ヘッダ
原子炉建屋
大物搬入口

可搬
ポンプ

復水移送ポンプより

高圧炉心注水
ポンプＢ

※１
大容量
送水車

可搬
熱交換器

耐熱ホース

図 1 可搬型格納容器除熱系の系統概要図2

弁体取り外し仮蓋取り付け耐熱ホース接続表 2 可搬型格納容器除熱系構築に必要な作業
作業

所要期間

ＨＰＣＦポンプ吸込ラインの逆止弁と残留熱除去系洗浄水ラインの逆止弁の上蓋等取外し，耐熱ホース取付

これらの作業は，１ヵ月程度で準備可能と可搬ポンプ準備考えている。

可搬熱交換器準備
通水試験等

＜効果＞
「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」において事象発生後約１ヵ月まで格納容器ベントによる除熱を行った後，可搬型格納容器除熱系による除熱とした場合の格納容器パラメータ推移を評価した。ここで可搬型格納容器除熱系の流量は，事故発生 30 日後の崩壊熱を上回る 160m3/h とし, 格納容器圧力逃がし装置は微開（流路面
積 3 %開）とするとともに不活性ガス系より窒素ガスを 600m3/h 注入する。
図 2～4 に格納容器圧力，格納容器気相部温度，サプレッション・チェンバ・プール水
温の推移を示す。図 3 及び図 4 に示す通り，格納容器気相部温度，サプレッション・チェ
ンバ・プール水温を低減させることができる。
なお，本評価のように,格納容器圧力逃がし装置により格納容器圧力が低下している状
態では，ベント実施時に原子炉格納容器内の非凝縮性ガスは排出され, 原子炉格納容器内
は崩壊熱により発生する蒸気で満たされる状態となる。こうした状況において除熱系（可搬型格納容器除熱系）の運転を開始する場合，サプレッション・チェンバ・プール水温が100℃を下回ると，飽和蒸気圧に従い格納容器圧力は負圧となる可能性がある。よって,可搬型格納容器除熱系の運転を開始する際には, 格納容器圧力逃がし装置は微開とした上で,不活性ガス系より窒素ガスを注入し,格納容器圧力が負圧とならないよう制御する運用
とする。

3

0.8

ドライウェル

格納容器内圧力(ＭＰａ[gage])

サプレッション・チェンバ

0.6

長期安定冷却系の運転を 30 日後（720 時間後）に開始し，同時に格納容器ベント弁の微開操作（流路面積 3 %開）及び上部 D/W への窒素注入を開始
格納容器圧力は窒素注入開始に伴い一時的に圧力上昇するが，その0.4

後，除熱の開始に伴う格納容器内の蒸気凝縮により圧力は低下

0.2

0.0
0

240

480

720

960

1200

1440

事故後の時間(hr)

1680

1920

2160

2400

JOB No.MA404K-7AE--PH17000

図 2 格納容器圧力の推移

300
ドライウェル

格納容器内温度(℃)

サプレッション・チェンバ200

長期安定冷却系の運転を 30 日後（720 時間後）に開始することによる，
ドライウェル及びサプレッション・チェンバの温度の低下

100

0
0

240

480

720

960

1200

事故後の時間(hr)

1440

1680

2160

JOB No.MA404K-7AE--PH17000

図 3 格納容器気相部温度の推移

4

1920

2400

300

格納容器内温度(℃)

サプレッション・チェンバ水温200

長期安定冷却系の運転を 30 日後（720 時間後）に開始することによる，サプレッション・チェンバ・プール水温の低下

100

0
0

240

480

720

960

1200

1440

事故後の時間(hr)

1680

1920

2160

2400

JOB No.MA404K-7AE--PH17000

図 4 サプレッション・チェンバ・プール水温の推移＜系統成立性評価＞
可搬型格納容器除熱系は，事故発生 30 日後の崩壊熱相当（約 6.5MW）を除熱できる設計とし，本章ではその系統成立性評価を示す。評価にあたっては「①可搬ポンプの NPSH(Net
Positive Suction Head)評価」で原子炉建屋地下３階に設置する可搬ポンプの必要 NPSH が系統圧力損失を考慮して有効 NPSH を満足することを確認する。次に「②流量評価」で系統圧力損失を考慮して，本系統で確保可能な系統流量を評価し，その流量で可搬熱交器による除熱可能な除熱量を「③除熱量評価」で示し，本系統が事故発生 30 日後の崩壊熱相当（約6.5MW）を除熱できることを確認し，系統成立性を示す。
① ポンプの NPSH 評価
ポンプがキャビテーションを起こさず正常に動作するためには，流体圧力や吸込配管圧
力損失等により求められる「有効 NPSH」が，ポンプの「必要 NPSH」と同等かそれ以上であること（有効 NPSH≧必要 NPSH）を満足する必要があり，有効 NPSH と必要 NPSH を比較する
NPSH 評価によりポンプの成立性を確認する。本評価では図 5 の系統構成を想定し，格納容
器内圧力（Ｓ／Ｃ），サプレッション・チェンバ・プール水位と可搬ポンプ軸レベル間の水頭差，吸込配管（HPCF 常設配管及び耐熱ホース）圧力損失により求められる有効 NPSH と，可搬ポンプの必要 NPSH を比較することで評価する。有効 NPSH の評価式は以下の通りであり，評価結果は表 3 に示す通り，6 号炉及び 7 号炉ともにポンプの NPSH 評価は成立する。

5

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PCV
RPV

有効 NPSH = Pa – Pv + H –ΔH
炉注水

可搬熱交換器

Pa：水源気相部の圧力[m]S/C

Pv：ポンプ入口温度での飽和蒸気圧力[m]H：静水頭（水源水位～ポンプ）[m]

H

Pv ΔH

ΔH：ポンプ吸込ラインの圧力損失[m]

S/C

Pa

S/P

S/P
HPCF(B)
ストレーナ

耐熱ホース 既設ライン
可搬ポンプ

図 5 可搬型格納容器除熱系の NPSH 評価
表 3 NPSH 評価結果
項Pa

目

S/C 圧力（水頭換

6 号炉

7 号炉

設定根拠

10.3m

10.3m

保守的に大気圧（0MPa[gage]）とする

12.9m

12.9m

安全解析における事故発生 30 日後の S/P 水算値）
Pv

可搬ポンプ入口温度での飽和蒸気圧

温 105℃での飽和蒸気圧（水頭換算値）
H

S/P 水位と可搬ポ

13.2m

13.2m

安全解析における事故発生 30 日後の S/P 水

ンプ軸レベル間の位(T.M.S.L.6000)とし，可搬ポンプ軸レベル

水頭差

は原子炉建屋地下 3 階床上 1m を想定しT.M.S.L. -7200 とする。

ΔH

吸込配管圧損HPCF ストレーナ～耐熱ホース取付箇所まで（HPCF 配管）の配管の圧損（6 号炉（
（

m3/h）
，7 号炉

m3/h）
）

吸込配管圧損

可搬ポンプ吸込み側の耐熱ホースの圧損（6（耐熱ホース）号炉（

HPCF ストレーナ圧

HPCF ストレーナの圧損（6 号炉（

損

m3/h）
，7 号炉（合計

配管，ホース，ストレーナ圧損合計

m3/h），7 号炉（m3/h））

有効 NPSH

Pa-Pv+H-ΔH

必要 NPSH

可搬ポンプの必要 NPSH

成立性評価

○

○

m3/h）
）

有効 NPSH ＞ 必要 NPSH
（略語）T.M.S.L：東京湾平均海面6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。
② 流量評価可搬ポンプ及び可搬熱交換器を用いた可搬型格納容器除熱系の系統流量は，後述する評価により 6 号炉ではm3/h 以上，7 号炉ではm3/h 以上確保可能であることを確認している。本章では，その評価結果について示す。流量確認方法としては，可搬ポンプの「性能曲線」（揚程と流量の関係図）と図 1 の系統構成を想定した場合の「システム抵抗曲線」との交点がポンプの動作点となるため，ポンプの動作点の流量を確認する。その結果は図 6
及び図 7 に示す通り，6 号炉ではm3/h 以上，7 号炉ではことを確認した。参考として，6 号炉の系統流量

m3/h 以上確保可能である

m3/h 時，7 号炉の系統流量の圧力損失を表 4 に示す。

図 6 可搬型格納容器除熱系の流量評価結果（6 号炉）

図 7 可搬型格納容器除熱系の流量評価結果（7 号炉）
7m3/h 時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。
表 4 圧力損失内訳
除熱手段（評価ルート）

6 号炉

7 号炉

T.M.S.L.-1200

T.M.S.L.-1200（通常最低水位）（通常最低水位）

水源0.014MPa0.014MPa

注水先

0.12MPa

0.12MPa

11.3m

11.3m

流量
配管・弁類圧力損失

常設ライン
耐熱ホース
可搬熱交換器

静水頭

水源
注水先

圧力差

システム抵抗（圧力損失）

8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。
③ 除熱量評価
上述②の評価結果の通り，可搬型格納容器除熱系の流量は 6 号炉では
号炉ではm3/h 以上，7m3/h 以上が確保可能であることから，その時の系統の除熱量を評価した。

評価条件は表 5 に示す通りであり，可搬熱交換器の性能及び大容量送水車による海水側の条件を踏まえて本系統の除熱量を評価したところ，事故発生 30 日後の崩壊熱相当（約6.5MW）を除熱できることを確認した。
表 5 可搬熱交換器の除熱量評価条件
可搬熱交換器

淡水系

1 次側入口温度

105℃
3

1 次側流量m /h（6 号炉）
m3/h（7 号炉）

海水系

可搬ポンプ

海水温度

30℃

海水流量

900m3/hm3/h (6号炉)
m3/h (7号炉)

105 ℃

S/P

Hx

海水

Hx

大容量送水車30℃
900 m3/h

可搬熱交換器

図 8 可搬型格納容器除熱系の除熱量評価図

以上の「①ポンプの NPSH 評価」，「②流量評価」，「③除熱量評価」の結果から，可搬型格
納容器除熱系は事故発生 30 日後の崩壊熱相当（約 6.5MW）を除熱するための系統流量が確保可能なシステムであることを確認した。

9

＜具体的な手順の概要＞（１）可搬型格納容器除熱系の概要
可搬ポンプ，可搬熱交換器を用いた可搬型格納容器除熱系の概要を以下に示す。
ＨＰＣＦポンプＢ室（T.M.S.L-8200）のＨＰＣＦ復水貯蔵槽側吸込逆止弁(Ｂ)の上蓋及び弁体を取り外し，上蓋フランジに耐熱ホースが接続できる仮蓋を取り付け，その仮蓋に耐熱ホースを接続する。ＨＰＣＦ復水貯蔵槽側吸込逆止弁(Ｂ)に取り付けた耐熱ホースを，ＨＰ
ＣＦポンプＢ室前通路に設置した可搬ポンプの吸込側フランジに連結し，可搬ポンプ吐出側フランジに取り付けた耐熱ホースを原子炉建屋１階大物搬入口（T.M.S.L12300）に設置した可搬熱交換器入口側フランジに連結する。また，Ｂ系弁室（T.M.S.L12300）の残留熱除去
系注入ライン洗浄水入口逆止弁(Ｂ)の上蓋及び弁体を取り外し，上蓋フランジに耐熱ホースが接続できる仮蓋を取り付け，その仮蓋に耐熱ホースを接続し，可搬熱交換器出口側フランジに連結する。このように系統を構成することで，サプレッション・チェンバ・プール水を可搬ポンプ及び可搬熱交換器を用いて原子炉圧力容器に注水することが可能となる。可
搬型格納容器除熱系を構成する耐熱ホース等は，作業時の被ばく線量を考慮した配置に設置する。
なお，可搬型格納容器除熱系の使用にあたっては，サプレッション・チェンバ・プール水からの汚染水を通水する前に復水移送ポンプで非汚染水による水張りを実施し，可搬部位の健全性確認を行う。以下に系統水張りの概要図を示す。
また，可搬熱交換器の二次系については，屋外に大容量送水車とホースを配備して連結し，大容量送水車を起動することで海水を通水する。
系統水張りによる健全性確認が完了した後，ＨＰＣＦサプレッションプール側吸込隔離弁(Ｂ)を開操作し，残留熱除去系から原子炉圧力容器へ注水し循環することにより除熱する。
可搬ポンプ，可搬熱交換器を用いた可搬型格納容器除熱系の除熱可能量は，事故発生 30
日後の崩壊熱「6.5ＭＷ」を上回る系統設計とする。
系統を構成する機器の配置イメージを以下に示す。また，系統を構成する機器の仕様等は表 6 の通りである。
原子炉建屋
原子炉格納容器
格納容器スプレイ・ヘッダ
逃がし安全弁
原子炉圧力容器
残留熱除去系ポンプ(Ｂ)より

復水貯蔵槽

※１
格納容器スプレイ・ヘッダ
原子炉建屋
大物搬入口

復水移送ポンプより可搬
ポンプ
高圧炉心注水
ポンプＢ

※１
大容量
送水車

可搬
熱交換器

耐熱ホース

耐熱ホース

図 9 復水補給水系を用いた系統水張り概要図
10

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 10 原子炉建屋地下３階

機器配置図（７号炉の例）

図 11 原子炉建屋地上１階

機器配置図（７号炉の例）11

表 6 可搬型格納容器除熱系の機器仕様
構成機器

仕様等

備考

可搬機器
耐熱ホース（フレキシブルメタ

口径

150A

ルホース）

圧力

1MPa 以上※弁接続部の仮

温度

350℃

容量

約 90m3/h

蓋含む
可搬ポンプ

全揚程

約 85m

可搬熱交換器
除熱量
6.5MW 以上

大容量送水車容量
900m3/h
吐出圧力1.25MPa

既設機器
復水移送ポンプ

復水補給水系
容量125m3/h

全揚程

85m

―

※機器図は一般例を示すものである。
※詳細設計に伴い機器仕様の変更が必要な場合は，仕様を変更する。

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（２）作業に伴う被ばく線量
炉心損傷により発生する汚染水はサプレッション・チェンバ・プール内にあるが，ＨＰＣ
ＦポンプＢおよびＨＰＣＦ復水貯蔵槽側吸込逆止弁(Ｂ)はサプレッションプール側隔離弁により常時隔離されているため直接汚染水に接することはない。
また，残留熱除去系注入ライン洗浄水入口逆止弁(Ｂ)は復水貯蔵槽を水源とする復水補給水系（以下ＭＵＷＣという）で満たされているため直接汚染水に接することはない。
ＨＰＣＦポンプＢ室内（T.M.S.L-8200）におけるＨＰＣＦ復水貯蔵槽側吸込逆止弁(Ｂ)付
近の雰囲気線量は，格納容器からの漏えいに起因する室内の空間線量率及び線源配管からの直接線による線量率により約 19mSv/h となる。(添付 2 参照)
ＨＰＣＦ復水貯蔵槽側吸込逆止弁(Ｂ)への耐熱ホース接続作業については，準備作業，後片付けを含めて作業時間は約 10 時間程度（5 人 1 班で作業）と想定しており，遮へい等の対策を行い，作業員の交代要員を確保し，交代体制を整えることで実施可能である。
Ｂ系弁室（T.M.S.L12300）内における残留熱除去系注入ライン洗浄水入口逆止弁(Ｂ)付近の雰囲気線量は，格納容器からの漏えいに起因する室内の空間線量率により約 6.5mSv/h となる。(添付 2 参照)
残留熱除去系注入ライン洗浄水入口逆止弁(Ｂ)への耐熱ホース接続作業については，準備作業，後片付けを含めて作業時間は約 10 時間程度（5 人 1 班で作業）と想定しており，遮へい等の対策を行い，作業員の交代要員を確保し，交代体制を整えることで実施可能である。
原子炉建屋大物搬入口における可搬熱交換器配備箇所の雰囲気線量は，格納容器からの漏えいに起因する室内の空間線量率により約 11mSv/h となる。(添付 2 参照)
可搬熱交換器への耐熱ホース接続作業については，準備作業，後片付けを含めて作業時間
は約 10 時間程度（5 人 1 班で作業）と想定しており，遮へい等の対策を行い，作業員の交代要員を確保し，交代体制を整えることで実施可能である。

13

(３)フランジ部からの漏えい発生時の対応
系統のフランジ部からの漏えい発生等の異常を検知した場合は，直ちに可搬ポンプを停止し復水移送ポンプからの非汚染水によりフラッシングを実施する。
フラッシングにより現場へのアクセスが可能になった後，増し締め等の補修作業を実施する。
非汚染水によるフラッシングの系統イメージを以下に示す。
原子炉建屋
原子炉格納容器
格納容器スプレイ・ヘッダ
逃がし安全弁
原子炉圧力容器
残留熱除去系ポンプ(Ｂ)より
耐熱ホース
復水貯蔵槽

※１
格納容器スプレイ・ヘッダ
原子炉建屋
大物搬入口

復水移送ポンプより可搬
ポンプ
高圧炉心注水
ポンプＢ

※１
大容量
送水車

可搬
熱交換器
耐熱ホース

図 12 復水補給水系からの洗浄水ラインを使用したフラッシング
I. 残留熱除去系 B の循環運転で使用した弁を全て全閉とする。
II. 残留熱除去系 B の洗浄水弁を開操作し，洗浄水逆止弁接続の耐熱ホース及び可搬ポ
ンプを逆流し，HPCF ポンプ B 最小流量バイパス弁を開操作することで，サプレッションプールへ流入し，系統をフラッシングする
III.サプレッションプール水位に影響しない範囲で，空間線量が下がるまでフラッシングを実施する
IV. フラッシングにより漏えいフランジ近辺の空間線量が十分低下した場合，漏えいフ
ランジ部にアクセスする
V. 漏えいフランジの増し締めを行い，系統を復旧する

14

２．可搬熱交換器によるサプレッションプール浄化系を用いた格納容器除熱＜実現可能性＞
格納容器ベントによる格納容器除熱を実施している場合，残留熱除去系による格納容器
除熱機能の回復を実施する。残留熱除去系の機能回復が長期間実施できない場合，可搬設備を用いた可搬型格納容器除熱系を構築する。
また，可搬型格納容器除熱系に加え，サプレッション・チェンバ・プールを水源として運転可能なＳＰＣＵポンプを使用する除熱系を構築する。除熱設備として可搬熱交換器を使用し，残留熱除去系から原子炉圧力容器へ注水し循環することにより除熱する。
「ＳＰＣＵポンプ吐出弁」に耐熱ホースを接続し，原子炉建屋搬入口に設置する可搬熱交
換器と接続する構成とする。可搬熱交換器の出口側については残留熱除去系の原子炉注水配管にある「残留熱除去系注入ライン洗浄水入口逆止弁(Ｂ)」と耐熱ホースで連結する構成とする。これらの構成で，ＳＰＣＵポンプによりサプレッション・チェンバ・プール水を可
搬熱交換器に送水し，そこで除熱した水を原子炉圧力容器に注水する系統を構築する。なお，
可搬熱交換器の二次系については，大容量送水車により海水を通水できる構成とする。
ＳＰＣＵ系はサプレッションプール水を浄化することが目的であり，通常運転時及び事故時には停止状態で待機している。さらに，待機時は復水貯蔵槽を水源とした系統構成となっているため，サプレッションプール内の汚染水が流入する可能性は無い。

原子炉建屋
弁体取り外し仮蓋取り付け耐熱ホース接続

原子炉格納容器
格納容器スプレイ・ヘッダ
逃がし安全弁
原子炉圧力容器

残留熱除去系ポンプ(Ｂ)より

弁体取り外し仮蓋取り付け耐熱ホース接続
格納容器スプレイ・ヘッダ
原子炉建屋
大物搬入口

耐熱ホース
復水貯蔵槽

※１

復水移送ポンプより

サプレッションプール
浄化用ポンプ

※１
大容量
送水車

可搬
熱交換器

耐熱ホース

図 13 SPCU による格納容器除熱系の系統概要図15

表 7 SPCU による格納容器除熱系構築に必要な作業
作業

所要期間

ＳＰＣＵポンプの吐出弁と残留熱除去系洗浄水ラインの逆止弁の上蓋等取外し，耐熱ホース取付

これらの作業は，１ヵ月程度で準備可能と考えている。

可搬熱交換器準備
通水試験等

＜効果＞
除熱量は事故発生 30 日後の崩壊熱「6.5ＭＷ」を上回ることから「①可搬型格納容器除熱系による格納容器除熱」の図 2～4 にて示したものと同等の除熱効果が得られる。

＜系統成立性評価＞
ＳＰＣＵによる格納容器除熱系は，事故発生 30 日後の崩壊熱相当（約 6.5MW）を除熱できる設計とし，本章ではその系統成立性評価を示す。評価にあたっては「①ＳＰＣＵポンプの NPSH(Net Positive Suction Head)評価」で原子炉建屋地下３階に設置されているＳＰＣＵポンプの必要 NPSH が系統圧力損失を考慮して有効 NPSH を満足することを確認する。次に「②流量評価」で系統圧力損失を考慮して，本系統で確保可能な系統流量を評価し，その流量で可搬熱交換器による除熱可能な除熱量を「③除熱量評価」で示し，本系統が事故発生
30 日後の崩壊熱相当（約 6.5MW）を除熱できることを確認し，系統成立性を示す。
① ＳＰＣＵポンプの NPSH 評価
ポンプがキャビテーションを起こさず正常に動作するためには，流体圧力や吸込配管圧
力損失等により求められる「有効 NPSH」が，ポンプの「必要 NPSH」と同等かそれ以上であること（有効 NPSH≧必要 NPSH）を満足する必要があり，有効 NPSH と必要 NPSH を比較する
NPSH 評価によりポンプの成立性を確認する。本評価では図 14 の系統構成を想定し，格納容
器内圧力（Ｓ／Ｃ），サプレッション・チェンバ・プール水位とＳＰＣＵポンプ軸レベル間の水頭差，吸込配管圧力損失により求められる有効 NPSH と，ＳＰＣＵポンプの必要 NPSH を比較することで評価する。有効 NPSH の評価式は以下の通りであり，評価結果は表 8 に示す
通り，6 号炉及び 7 号炉ともにポンプの NPSH 評価は成立する。

16

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PCV
RPV

有効 NPSH = Pa – Pv + H –ΔH
炉注水

可搬熱交換器

Pa：水源気相部の圧力[m]S/C

Pv：ポンプ入口温度での飽和蒸気圧力[m]H：静水頭（水源水位～ポンプ）[m]H

ΔH：ポンプ吸込ラインの圧力損失[m]

Pv

ΔH

Pa

S/P
SPCU
ストレーナ

S/C

S/P

SPCUポンプ

図 14 ＳＰＣＵによる格納容器除熱系の NPSH 評価

表 8 NPSH 評価結果
項Pa

目

S/C 圧力（水頭換算

6 号炉

7 号炉

設定根拠

10.3m

10.3m

保守的に大気圧（0MPa[gage]）とする

12.9m

12.9m

安全解析における事故発生 30 日後の値）
Pv

SPCU ポンプ入口温度での飽和蒸気圧（水頭S/P 水温 105℃での飽和蒸気圧

換算値）
H

S/P 水位と SPCU ポン

13.2m

13.2m

安全解析における事故発生 30 日後のプ軸レベル間の水頭

S/P 水位(T.M.S.L.6000)とし，SPCU ポ

差

ンプ軸レベルは原子炉建屋地下 3 階床
上 1m を想定し T.M.S.L. -7200 とする。

ΔH

m3/h 時の SPCU ストレーナ～SPCU

吸込配管圧損（SPCU 配管）

ポンプ間の配管圧損
m3/h 時の SPCU ストレーナの圧損

SPCU ストレーナ圧損に余裕を見込んだ圧損
合計

配管，ストレーナ圧損合計

有効 NPSH

Pa-Pv+H-ΔH

必要 NPSHSPCU ポンプの必要 NPSH

成立性評価

○

○

有効 NPSH ＞ 必要 NPSH
（略語）T.M.S.L：東京湾平均海面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。
② 流量評価SPCU ポンプ及び可搬熱交換器を用いた SPCU ポンプによる格納容器除熱系の系統流量は，後述する評価によりm3/h 以上確保可能であることを確認している。本章では，その評

価結果について示す。
流量確認方法としては，SPCU ポンプの「性能曲線」（揚程と流量の関係図）と図 13 の系
統構成を想定した場合の「システム抵抗曲線」との交点がポンプの動作点となるため，ポンプの動作点の流量を確認する。その結果は図 15 及び図 16 に示す通りであり，

m3/h 以上確保可能であることを確認した。参考として，6 号炉及び 7 号炉の系統流量

m3/h 時の圧力損失を表 9 に示す。

図 15 ＳＰＣＵによる格納容器除熱系の流量評価結果（6 号炉）

図 16 ＳＰＣＵによる格納容器除熱系の流量評価結果（7 号炉）
18

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表 9 圧力損失内訳
除熱手段（評価ルート）

6 号炉

7 号炉

T.M.S.L.6000

T.M.S.L.6000（安全解析における（安全解析における事故発生 30 日後の事故発生 30 日後のS/P 水位）S/P 水位）

水源

0.014MPa0.014MPa

注水先

0.12MPa

0.12MPa

11.3m

11.3m

流量
配管・弁類圧力損失

常設ライン
耐熱ホース
可搬熱交換器

静水頭

水源

注水先

圧力差

システム抵抗19

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③ 除熱量評価
上述②の評価結果の通り，SPCU による格納容器除熱系の流量は，6 号炉及び 7 号炉ともに

m3/h 以上が確保可能であることから，

m3/h 時の系統の除熱量を評価した。評価

条件は表 10 に示す通りであり，可搬熱交換器の性能及び大容量送水車による海水側の条件を踏まえて本系統の除熱量を評価したところ，事故発生 30 日後の崩壊熱相当（約6.5MW）を除熱できることを確認した。

表 10 可搬熱交換器の除熱量評価条件
可搬熱交換器

淡水系

1 次側入口温度

海水系

SPCUポンプ

1 次側流量

m3/h

海水温度

30℃

海水流量

900m3/h

m3/h

海水

105 ℃

S/P

Hx

105℃

Hx

大容量送水車30℃
900 m3/h

可搬熱交換器図 17 SPCU による格納容器除熱系の除熱量評価図

以上の「①ポンプの NPSH 評価」，「②流量評価」，「③除熱量評価」の結果から，SPCU による格納容器除熱系は事故発生 30 日後の崩壊熱相当（約 6.5MW）を除熱するための系統流量が確保可能なシステムであることを確認した。

20

＜具体的な手順の概要＞（１）可搬熱交換器によるＳＰＣＵを用いた格納容器除熱系概要
可搬熱交換器によるＳＰＣＵを用いた格納容器除熱手順の概要を以下に示す。
Ｓ Ｐ Ｃ Ｕ ポ ン プ 室 （ T.M.S.L-8200 ） 内 の Ｓ Ｐ Ｃ Ｕ ポ ン プ 吐 出 弁 及 び Ｂ 系 弁 室（T.M.S.L12300）内の残留熱除去系注入ライン洗浄水入口逆止弁(Ｂ)のボンネット及び弁体を取り外し，ボンネットフランジに耐熱ホースが接続できる仮蓋を取り付け，その仮蓋に耐熱ホースを接続する。それぞれの箇所から，原子炉建屋１階大物搬入口（T.M.S.L12300）に配置した可搬熱交換器出入口側フランジに連結する。このように系統を構成することで，サプレッション・チェンバ・プール水をＳＰＣＵポンプ及び可搬熱交換器を用いて原子炉圧
力容器に注水することが可能となる。可搬設備を連結する耐圧ホース等は，作業時の被ばく線量を考慮した配置に設置する。
なお，本系統の使用にあたっては，サプレッション・チェンバ・プール水からの汚染水を通水する前に復水移送ポンプで非汚染水による水張りを実施し，可搬部位の健全性確認を行う。以下に系統水張りの概要図を示す。
また，可搬熱交換器の二次系については，屋外に大容量送水車とホースを配備して連結し，大容量送水車を起動することで海水を通水する。
系統水張りによる健全性確認が完了した後，ＳＰＣＵサプレッションプール側吸込第一，第二隔離弁を開操作し，残留熱除去系から原子炉圧力容器へ注水し循環することにより除熱する。
可搬熱交換器を用いたＳＰＣＵポンプによる除熱可能量は，事故発生 30 日後の崩壊熱「6.5ＭＷ」を上回る。
系統を構成する機器の配置イメージを以下に示す。また，系統を構成する機器の仕様等は次表のとおりである。
原子炉建屋
原子炉格納容器
格納容器スプレイ・ヘッダ
逃がし安全弁
原子炉圧力容器
残留熱除去系ポンプ(Ｂ)より

耐熱ホース

格納容器スプレイ・ヘッダ
原子炉建屋
大物搬入口

復水貯蔵槽

※１

復水移送ポンプより

サプレッションプール
浄化用ポンプ

※１
大容量
送水車

可搬
熱交換器

耐熱ホース

図 18 復水補給水系を用いた系統水張り概要図
21

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図 19 原子炉建屋地下３階

機器配置図（7 号炉の例）

図 20 原子炉建屋地上１階

機器配置図（7 号炉の例）22

表 11 SPCU による格納容器除熱系の機器仕様
構成機器

仕様等

備考

可搬機器
耐熱ホース（フレキシブルメタ

口径

150A

ルホース）

圧力

1MPa 以上※弁接続部の仮

温度

350℃

蓋含む

可搬熱交換器
除熱量
6.5MW 以上

大容量送水車容量
900m3/h
吐出圧力1.25MPa

既設機器
ＳＰＣＵポンプ

サプレッションプー
容量250m3/h

全揚程

90m

―

復水移送ポンプ

ル浄化系

復水補給水系
容量125m3/h

全揚程

85m

―

※機器図は一般例を示すものである。
※詳細設計に伴い機器仕様の変更が必要な場合は，仕様を変更する。

23

（２）作業に伴う被ばく線量
炉心損傷により発生する汚染水はサプレッション・チェンバ・プール内にあるが，ＳＰＣ
ＵポンプおよびＳＰＣＵポンプ吐出弁はサプレッションプール側隔離弁２個により隔離されているため直接汚染水に接することはない。
また，残留熱除去系注入ライン洗浄水入口逆止弁(Ｂ)は復水貯蔵槽を水源とするＭＵＷ
Ｃ系の水で満たされているため直接汚染水に接することはない。
ＳＰＣＵポンプ室内（T.M.S.L-8200）におけるＳＰＣＵポンプ吐出弁付近の雰囲気線量は，格納容器からの漏えいに起因する室内の空間線量率及び線源配管からの直接線による線量率により約 17mSv/h となる。(添付 2 参照)
ＳＰＣＵポンプ吐出弁への耐熱ホース接続作業については，準備作業，後片付けを含めて作業時間は約 10 時間程度（5 人 1 班で作業）と想定しており，遮へい等の対策を行い，作業員の交代要員を確保し，交代体制を整えることで実施可能である。
Ｂ系弁室（T.M.S.L12300）内における残留熱除去系注入ライン洗浄水入口逆止弁(Ｂ)付近の雰囲気線量は，格納容器からの漏えいに起因する室内の空間線量率により約 6.5mSv/h となる。(添付 2 参照)
残留熱除去系注入ライン洗浄水入口逆止弁(Ｂ)への耐熱ホース接続作業については，準備作業，後片付けを含めて作業時間は約 10 時間程度（5 人 1 班で作業）と想定しており，遮へい等の対策を行い，作業員の交代要員を確保し，交代体制を整えることで実施可能である。
原子炉建屋大物搬入口における可搬熱交換器配備箇所の雰囲気線量は，格納容器からの漏えいに起因する室内の空間線量率により約 11mSv/h となる。(添付 2 参照)
可搬熱交換器への耐熱ホース接続作業については，準備作業，後片付けを含めて作業時間
は約 10 時間程度（5 人 1 班で作業）と想定しており，遮へい等の対策を行い，作業員の交代要員を確保し，交代体制を整えることで実施可能である。

24

(３)フランジ部からの漏えい発生時の対応
系統のフランジ部からの漏えい発生等の異常を検知した場合は，直ちにＳＰＣＵポンプを停止し復水移送ポンプからの非汚染水によりフラッシングを実施する。
フラッシングにより現場へのアクセスが可能になった後，増し締め等の補修作業を実施する。
非汚染水によるフラッシングの系統イメージを以下に示す

原子炉建屋
原子炉格納容器
格納容器スプレイ・ヘッダ
逃がし安全弁
原子炉圧力容器
残留熱除去系ポンプ(Ｂ)より

耐熱ホース

格納容器スプレイ・ヘッダ
原子炉建屋
大物搬入口

復水貯蔵槽

※１

復水移送ポンプより

サプレッションプール
浄化用ポンプ

※１
大容量
送水車

可搬
熱交換器

耐熱ホース

図 21 復水補給水系からの洗浄水ラインを使用したフラッシング
I. 残留熱除去系Ｂの循環運転で使用した弁を全て全閉とする。
II. 残留熱除去系Ｂの洗浄水弁を開操作し，洗浄水逆止弁接続の耐熱ホース及びＳＰＣ
Ｕポンプを逆流しサプレッションプールに流入することで系統をフラッシングする
III.サプレッションプール水位に影響しない範囲で，空間線量が下がるまでフラッシングを実施する
IV. フラッシングにより漏えいフランジ近辺の空間線量が十分低下した場合，漏えいフ
ランジ部にアクセスする
V. 漏えいフランジの増し締めを行い，系統を復旧する

25

添付 1
質問

長期安定性の維持のためにＦＰＣとＣＵＷ熱交換器使用の可能性について説明
すること

（回答）
長期安定性の維持のためにＦＰＣ熱交換器またはＣＵＷ熱交換器による格納容器除熱が可能であるかの検討を行った。ただし，ＦＰＣ熱交換器については，これを用いて格納容器除熱を実施するラインを構成することで使用済燃料プールの冷却が行えなくなるため，格
納容器除熱としては使用しないこととする。なお，ＦＰＣ熱交換器を用いてサプレッション
プール水を除熱するためには，ＦＰＣポンプを使用する必要があるが，ＦＰＣポンプは原子炉建屋地上 2 階に設置されており，水源であるサプレッションプールとのレベル差が大き
く，ポンプ NPSH 評価が成立しないため，使用は困難と考えている。一方で，ＣＵＷ熱交換器による格納容器除熱手段については系統成立性が確認できたため使用可能と判断した。
詳細の成立性評価について以下に示す。
(1)代替原子炉補機冷却系を用いたＣＵＷ系による原子炉除熱〈実現可能性〉
ＣＵＷ系は通常運転中に原子炉冷却材の浄化を行う系統であり，重大事故等時に原子炉水位の低下（レベル２）により隔離状態になる。
また，通常は原子炉補機冷却系を冷却水として用いているが，本除熱手段では代替原子炉
補機冷却系を用いることで冷却水を確保する。
耐熱ホース等はＣＵＷ系では使用する必要が無く，手動弁による系統構成のみで運転可能である。
ＣＵＷ系は原子炉圧力容器が水源であり，ＣＵＷポンプの吸込み圧力を確保するため原子炉水位が吸込配管である原子炉停止時冷却モードの取り出し配管高さ以上（事故時は原子炉水位低「レベル３」以上を目安とするが，原子炉圧力が低下している場合は原子炉水位「ＮＷＬ」以上としている）に十分に確保されていることが必要である。そのため，大ＬＯ
ＣＡ事象のように原子炉水位を十分に確保できない場合は運転することができない。
さらに，ＣＵＷポンプは電動機とポンプが一体型のキャンドモータポンプであるため，通常運転中は制御棒駆動系から電動機に清浄なパージ水を供給しており，この原子炉除熱運
転時も同様に制御棒駆動系からのパージ水が必要となる。制御棒駆動系からのパージ水供給が不可能な場合は，補給水系等による代替パージ水を供給する手段を整えることによりＣＵＷ系による原子炉除熱を実施することができる。
これらの条件を満たした上で，代替原子炉補機冷却系を用いたＣＵＷ系による除熱可能
量は事故発生 30 日後の崩壊熱「6.5ＭＷ」を上回る。
添付 1-1

原子炉建屋
原子炉格納容器原子炉圧力容器原子炉給水系より再生
熱交換器

残留熱除去系へ

非再生
熱交換器
代替原子炉
補機冷却系

ろ過脱塩
装置

Ａ

ＣＵＷポンプ

パージ水

図 1 代替原子炉補機冷却系を用いた CUW 系による原子炉除熱 系統概要図

ＡO

MO

P21-F014A

P21-F016A

MO

非常用Ｄ／Ｇ（Ａ）

P21-F057A

P21-F058A

ＨＷＨ温水熱交換器（Ａ）

常用系

P21-F023A

ＣＵＷ非再生熱交換器（Ａ）

ＦＰＣポンプ（Ａ）室空調機
P21-F059A

P21-F017A
P21-F060A

P21-F062A
P21-F033
A,B,E,F,H

ＦＰＣ熱交換器（Ａ）

P21-F102

P21-F055A
F055C

P21-F103

P21-F120A～F123A

ＲＩＰ ＭＧセット（Ａ）

ＩＡ空気圧縮機 冷却器
P21-F402A

P21-F032B

ＳＡ空気圧縮機 冷却器

P21-F112

P21-F111

P21F403A

P21-F067A

MO

P21-F037A

P21-F222A
F222D

MO

P21-F036A

ＲＳＷポンプモータ軸受
冷却器（Ａ），（Ｄ）

P21-F105

P21-F066A

P21-F031B

P21-F124A～F129A

P21-F104

ＤＷＣ冷却器（Ｂ）（ＨＶＨ）

ＲＣＩＣポンプ室空調機

RCW
ｻｰｼﾞﾀﾝｸ(Ａ)P21-F210A

Ｒ／Ｂ ＬＣＷサンプ冷却器
P21-F032A

P21-F031A
P21-F110

P21-F212A

ＣＵＷポンプ（Ａ）熱交換器
P21-F209A

ＤＷＣ冷却器（Ａ）（ＨＶＨ）

ＳＰＣＵポンプ室空調機
P21-F109

P21-F211A
P21-F034
A,B,E,F,H

Ｄ／Ｗ ＬＣＷサンプ冷却器

ＨＥＣＷ冷凍機（Ａ），（Ｃ）
P21-F052A
F052C

P21-F221A
F221D

ＲＩＰモータ熱交換器
Ａ，Ｂ，Ｅ，Ｆ，Ｈ

P21-F051A

P21-F050A

P21-F025A

ＣＲＤポンプ（Ａ）油冷却器

RCCV

ＳＧＴＳ（Ａ）室空調機
P21-F061A

P21-F024A

MO

MO

ＦＣＳ（Ａ）室空調機

P21-F029A

P21-F048A,D

P21-F250A

ＣＡＭＳ（Ａ）サンプルクーラ
P21-F131A

P21-F201A

P21-F132A

ＲＨＲポンプ（Ａ）軸受
冷却器

MO

RCW熱交換器(A)P21-F202A

P21-F003A

P21-F007A

FT

非常用系

MO

RSWﾎﾟﾝﾌﾟ(A)MO

P21-F042A

P21-F007D

ＲＨＲポンプ（Ａ）室空調機
P21-F044A

P21-F045A

P21-F144

RCW熱交換器(D)ＲＨＲ熱交換器（Ａ）
P21-F041A

可搬型大容量送水ポンプ

P21-F003D
RCWﾎﾟﾝﾌﾟ(D)P21-F001D

海水
Y61-F004

RSWﾎﾟﾝﾌﾟ(D)FT

P21-F001A

P21-F143

RCWﾎﾟﾝﾌﾟ(A)FI （中央制御室）

FI （中央制御室）
Y/D

熱交換器ユニット（代替熱交換器車）

図 2 代替原子炉補機冷却系（ＣＵＷ除熱ライン） 系統概要図（7 号炉の例）
添付 1-2

＜効果＞
除熱量は事故発生 30 日後の崩壊熱「6.5ＭＷ」を上回ることから「１．可搬型格納容器
除熱系による格納容器除熱」の図 2～4 にて示した同等の除熱効果が得られる。
＜系統成立性評価＞
代替原子炉補機冷却系を用いたＣＵＷ系による原子炉除熱は，事故発生 30 日後の崩壊熱相当（約 6.5MW）を除熱できることとし，本章ではその系統成立性評価を示す。評価にあたっては「①ＣＵＷポンプの NPSH(Net Positive Suction Head)評価」で原子炉建屋地下３階に設置されているＣＵＷポンプの必要 NPSH が系統圧力損失を考慮して有効 NPSH を満足することを確認する。次に「②流量評価」で系統圧力損失を考慮して，本系統で確保可能な系
統流量を評価する。このとき，ＣＵＷポンプ流量については基本的に通常運転時と使用条件が変わらないため定格流量は確保可能であり，改めて評価する必要はない。一方で，従来流路として考慮していなかった常用系ラインを通水することとなる代替原子炉補機冷却水ポンプについては流量評価を行い，その流量で代替原子炉補機冷却系による除熱可能な除熱量を「③除熱量評価」で示し，本系統が事故発生 30 日後の崩壊熱相当（約 6.5MW）を除熱できることを確認し，系統成立性を示す。
① ＣＵＷポンプの NPSH 評価
ポンプがキャビテーションを起こさず正常に動作するためには，流体圧力や吸込配管圧
力損失等により求められる「有効 NPSH」が，ポンプの「必要 NPSH」と同等かそれ以上であること（有効 NPSH≧必要 NPSH）を満足する必要があり，有効 NPSH と必要 NPSH を比較する
NPSH 評価によりポンプの成立性を確認する。本評価では図 3 の系統構成を想定し，原子炉
圧力，原子炉水位とＣＵＷポンプ軸レベル間の水頭差，吸込配管圧力損失により求められる
有効 NPSH と，ＣＵＷポンプの必要 NPSH を比較することで評価する。有効 NPSH の評価式は以下の通りであり，評価結果は表 1 に示す通り，6 号炉及び 7 号炉ともにポンプの NPSH 評
価は成立する。

（略語）
PCV ： 原子炉格納容器
RPV ： 原子炉圧力容器
S/C： サプレッションチェンバ
S/P： サプレッションプール
CUW ： 原子炉冷却材浄化系
Hx： 熱交換器PCV

有効 NPSH = Pa – Pv + H –ΔH

RPV

Pa

ΔH

Pa：水源気相部の圧力[m]再生Hx

Pv：ポンプ入口温度での飽和蒸気圧力[m]H：静水頭（水源水位～ポンプ）[m]ΔH：ポンプ吸込ラインの圧力損失[m]

S/C

S/C

S/P

S/P

非再生Hx
Pv
CUWポンプ

図 3 ＣＵＷ系による原子炉除熱の NPSH 評価
添付 1-3H

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表 1 NPSH 評価結果
項
Pa

目

原子炉圧力

6 号炉
44.9m

7 号炉
44.9m

設定根拠
原子炉減圧後の圧力(0.34MPa)の水頭
換算値

Pv

ＣＵＷポンプ入口温

2.7m

2.7m

ポンプ入口温度約度での飽和蒸気圧（水℃に余裕を見て66℃とした場合の飽和蒸気圧

頭換算値）
H

原子炉水位とＣＵＷ

原子炉水位は「原子炉水位低（レベル

ポンプ軸レベル間の3）(T.M.S.L.17800)とし，CUW ポンプ

水頭差

軸レベルは 6 号炉は T.M.S.L.
とし，7 号炉は T.M.S.L.

とす

る
ΔH

吸込配管圧損

定格流量 77m3/h 時のポンプ吸込配管（ＣＵＷ配管）圧損

有効 NPSH

Pa-Pv+H-ΔH

必要 NPSH

ＣＵＷポンプの必要 NPSH

成立性評価

○

○

有効 NPSH ＞ 必要 NPSH
（略語）T.M.S.L：東京湾平均海面

添付 1-4

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② 流量評価代替原子炉補機冷却系を用いた CUW 系による原子炉除熱の，代替原子炉補機冷却系の系
統流量は，後述する評価により 6 号炉ではm3/h 以上，7 号炉ではm3/h 以上確保可能であることを確認している。本章では，その評価結果について示す。
流量確認方法としては，代替原子炉補機冷却水ポンプの「性能曲線」（揚程と流量の関係
図）と図 2 の系統構成を想定した場合の「システム抵抗曲線」との交点がポンプの動作点となるため，ポンプの動作点の流量を確認する。その結果は図 4 及び図 5 に示す通り，ポンプ
動作点が 6 号炉ではm3/h，7 号炉ではm3/h 以上，7 号炉でははm3/h であることから，本系統流量は 6 号炉でm3/h 以上確保可能であることを確認した。

参考として，6 号炉における系統流量

m3/h 時，7 号炉における系統流量

m3/h 時の圧力損失を表 2 に示す。

図 4 CUW 系による原子炉除熱 代替原子炉補機冷却系 系統流量評価結果（6 号炉）

図5

CUW 系による原子炉除熱 代替原子炉補機冷却系 系統流量評価結果（7 号炉）
添付 1-5

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表 2 圧力損失内訳
除熱手段（評価ルート）

6 号炉

7 号炉

流量
配管・弁類圧力損失

常設ライン
淡水ホース
代替熱交換器

静水頭

圧力差

水源

-

-

注水先

-

-

0（閉ループ）0（閉ループ）

水源

-

-

注水先

-

-

0（閉ループ）0（閉ループ）システム抵抗添付 1-6

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③ 除熱量評価
上述②の評価結果の通り，ＣＵＷによる原子炉除熱の,代替原子炉補機冷却系系統流量
は，6 号炉では流量

m3/h，７号炉ではm3/h が確保可能であることから，それぞれの流量における系統の除熱量を評価した。
評価条件は表 3 に示す通りであり，ＣＵＷ非再生熱交換器及び代替熱交換器車の性能，
大容量送水車による海水側の条件を踏まえて本系統の除熱量を評価したところ，事故発生
30 日後の崩壊熱相当（約 6.5MW）を除熱できることを確認した。

表 3 代替熱交換器車の除熱量評価条件
代替熱交換器車

淡水系

淡水側入口温度
淡水側流量

海水系℃(6号炉)℃(7号炉)
CUW非再生Hｘ
CUW補機類約℃（6 号炉）約℃（7 号炉）約m3/h（6 号炉）

約m3/h（7 号炉）

海水温度

30℃

海水流量

900m3/hm3/h (6号炉)
m3/h (7号炉)

Hx

海水

Hx

大容量送水車30℃
900 m3/h

代替熱交換器車（搭載している代替原子炉補機冷却水ポンプで循環）

図 6 ＣＵＷ系による原子炉除熱の除熱量評価図

以上の「①ポンプの NPSH 評価」，「②流量評価」，「③除熱量評価」の結果から，代替原子炉
補機冷却系を用いた CUW 系による原子炉除熱は事故発生 30 日後の崩壊熱相当（約 6.5MW）を除熱するための系統流量が確保可能なシステムであることを確認した。

添付 1-7

添付 2
作業エリアの線量評価について
各作業エリアにおける線量評価は「格納容器からの漏えいに起因する室内の線量率」と「線源配管からの直接線による線量率」の寄与を合わせて評価するものとする。
１．評価の方法（１）格納容器から漏えいに起因する線量率
原子炉区域内の線量率は，「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温）」において，格納容器ベントを実施した場合の事故発生 30 日後の原子炉建屋内の放射能量を考慮し，サブマージョンモデルにより計算する。格納容器から漏えいした放射性物質は原子炉区域内に一様に分散しているものとし，原子炉区域内から環境中への漏えいはないものとして計算した。表１に各作業エリア空間容積を示す。
D = 6.2 × 10

∙

ここで，
D

/

∙

∙

∙

∙ 3600：放射線量率（Gy/h） ※1※1

6.2 × 10ＧｙからＳｖへの換算係数は１とする。

：サブマージョンモデルによる換算係数

∙

∙

∙

∙

：格納容器から原子炉区域内に漏えいした放射性物質による放射能量（Bq：γ 線実効エネルギ 0.5MeV 換算値）/

：原子炉区域内気相部容積（86000m 3）：γ線エネルギ（0.5MeV/dis）：空気に対する γ 線のエネルギ吸収係数（3.9×10-3/m）

R：評価対象部屋の空間容積と等価な半球の半径（m）：評価対象エリアの容積（m3 ）
R=
表１
作業エリア

∙

∙

各作業エリア空間容積
作業エリアの空間容積(V OF)

HPCF ポンプ(B)室

600

m3

SPCU ポンプ室

300

m3

大物搬入口

1500

m3

B 系弁室

300

m3

添付 2-1

（２）線源配管からの直接線による線量率
図１に示すとおり，炉心損傷により発生する汚染水は，格納容器貫通部とサプレッション
プール側一次隔離弁までの配管に存在することになるため，当該配管は線源となる。線源配管からの直接線による線量率は，必要な遮蔽対策を実施することによって，約 10mSv/h 以下に低減させる。線量率はＱＡＤコードを用いて図１中の評価モデルの体系により評価を実施した。表２に線源配管からの直接線の寄与を 10mSv/h 以下とするために必要な鉛遮蔽の厚さを示す。
＜作業対象，評価点，線源配管の配置概要図＞

サプレッション
プール

鉛遮蔽（詳細検討中）

線源

作業対象
逆止弁

隔離弁

PCV 壁

評価点
線源から評価点までの距離＜評価モデル図＞

操作対象箇所から作業エリアの余裕を考えた
場所を評価点とする

鉛遮蔽
線源の条件及び透過率より 10mSv/h 以下とする必要な厚さを計算
散乱線を含めた線源からの放射線影響を適切に遮蔽出来る前提とする
なお，配管内を通過する放射線の影響については配管内の冷却材（汚染水でな
いもの）で減衰されるため，線量率を鉛遮蔽により低下させることは可能である

線源
線源から評価地点までの距離
図１
表２
作業エリア

評価点

線量評価概念図

線量率評価条件及び必要な鉛遮蔽体厚さ

線源

線源から評価線源配管からの直接線による線（S/P～隔離弁ま点までの距離量率を約 10mSv/h 以下にするたでの配管長さ）

めに必要な鉛遮蔽厚さ

HPCF ポンプ(B)室

約 2.5m

約 3.9m

約 9cm

SPCU ポンプ室

約 2.1m

約 5.7m

約 8cm

添付 2-2

２．評価結果「１．評価方法」に基づき，各作業エリアにおける線量率を評価した。表３に各作業エリアにおける線量率を示す。
表３
作業エリア

各作業エリアにおける線量率

格納容器から漏えいに起線源配管からの直接合計線量率

因する線量率線による線量率

HPCF ポンプ(B)室

約 8.2mSv/h

約 10mSv/h

約 19mSv/h

SPCU ポンプ室

約 6.5mSv/h

約 10mSv/h ※1

約 17mSv/h※1

大物搬入口

約 11mSv/h－ ※2

約 11mSv/h

B 系弁室

約 6.5mSv/h－ ※2

約 6.5mSv/h※1 K6 では作業エリアが R/B 地下 2 階（SPCU ポンプ室外）であるため，線源配管からの直接線による線量率を考慮不要※2 線源配管が存在しないため，考慮不要
以上

添付 2-3

添付 3
不活性ガス系

系統概要図

可搬型格納容器除熱系をインサービスする場合は，格納容器ベントを停止し，不活性ガ
ス系の窒素ガス供給装置あるいは可搬型の窒素供給装置により窒素ガスを注入し格納容器
除熱による格納容器圧力低下を抑制する。図 1 に不活性ガス系の窒素ガス供給装置により窒素ガスを格納容器に注入する系統の例を示す。

窒素ガス供給装置
7号炉へ

液化窒素貯槽
（LN2タンク）

7号炉へ

パージ用
蒸発器

補給用
蒸発器

高圧窒素ガス供給系（HPIN）へ

AO

PCV窒素供給隔離弁

原子炉格納容器
AO

AO

D/W

フィルタベント他

D/W窒素入口隔離弁

D/Wベント用
出口弁

AO PCVパージ用

窒素供給隔離弁D/Wパージ用
入口隔離弁

AO

AO
換気空調系より

AO

AO
S/Cベント用
出口弁

S/C

S/C窒素
入口隔離弁

PCVパージ用
空気供給隔離弁AO
S/Cパージ用
入口隔離弁

S/C

（略語）
PCV
：原子炉格納容器
D/W： ドライウェル
S/C： サプレッションチェンバ
AO： 空気駆動弁

図1

不活性ガス系

系統概要図(６号炉の例)

添付 3-1